引言：BESS正在超越单纯的能量时移角色

传统上，电池储能系统（Battery Energy Storage System，BESS）主要围绕以下功能进行评估：

1. 削峰；
2. 提高光伏自发自用率；
3. 电能时移；
4. 备用供电；
5. 峰谷价差套利。

随着储能项目承担更广泛的电网支撑功能，系统设计所面对的问题也随之发生变化。

当前的BESS可能需要支持：

1. 有功功率控制；
2. 无功功率支撑；
3. 电压调节；
4. 频率相关功能；
5. 快速功率响应；
6. 弱电网运行；
7. 孤岛或微电网运行；
8. 按项目要求实施的黑启动策略；
9. 电站级电网辅助服务。

这些功能提高了以下事项的重要性：

1. 计量边界；
2. 数据归属；
3. 时间对齐；
4. 数据验证；
5. 系统职责划分。

构网控制改变的是BESS在电力系统中承担的控制角色，但并不会消除对清晰、独立且时间对齐的电气测量数据的需求。

从跟网型运行转向构网型运行，并不一定意味着实体计量点的位置必须发生变化。真正发生变化的是这些计量边界的用途，以及项目对数据分辨率、时间同步、验证机制和权威数据源定义的要求。

项目的核心问题是：

当BESS成为主动支撑电网的资源时，应分别在电池侧、PCS侧、辅助负荷侧和并网点边界测量哪些电气参数？

1. 跟网型与构网型：实际改变了什么

跟网型系统与构网型系统之间的主要区别，在于储能变流器或逆变器如何与外部电网相互作用。

1.1 跟网型运行

跟网型储能变流器（Power Conversion System，PCS）或逆变器通常：

1. 与现有电网电压波形保持同步；
2. 使用外部电力系统作为电压和频率参考；
3. 根据控制指令注入或吸收有功功率和无功功率；
4. 在正常运行时依赖足够稳定的外部电网参考。

1.2 构网型运行

构网型PCS或逆变器可能被设计用于：

1. 建立或支撑电压参考；
2. 建立或支撑频率参考；
3. 在弱电网条件下运行；
4. 支持孤岛系统运行；
5. 提供快速电压或频率响应；
6. 与电站级控制系统或微电网控制系统协调运行；
7. 在项目明确要求时支持黑启动或系统恢复功能。

构网能力不是由电能表实现的。

构网行为由PCS、逆变器控制系统和电站级控制架构实现，而不是由电能表实现。

电能表负责提供电气测量值及数据输出，不执行构网行为所需的控制算法、保护逻辑或电站级协调控制。

构网型也不是一套全球统一、功能完全固定的能力组合。

以下功能应根据具体项目要求分别进行定义、建模和测试：

1. 弱电网运行；
2. 孤岛运行；
3. 黑启动能力；
4. 故障穿越；
5. 快速频率响应；
6. 惯量或类惯量响应；
7. 电站级电压支撑。

某一产品被描述为“构网型”，并不意味着其自动具备上述全部能力。

实际功能取决于：

1. PCS设计；
2. 控制参数配置；
3. 可用电池能量；
4. 电站架构；
5. 保护系统；
6. 项目技术要求。

2. 为什么仅监测kWh是不够的

基础储能监测通常关注：

1. 充电电能；
2. 放电电能；
3. 日累计电能吞吐量；
4. 循环次数；
5. 荷电状态；
6. 健康状态。

这些数据仍然重要，但不足以描述一个正在执行主动电网支撑功能的BESS。

项目还可能需要采集：

1. 有功功率；
2. 无功功率；
3. 电压；
4. 电流；
5. 频率；
6. 功率因数；
7. 进口和出口方向；
8. 充电和放电方向；
9. 功率爬坡特性；
10. 响应时间；
11. 并网点净功率交换；
12. 辅助用电；
13. 可用情况下的断路器或连接状态；
14. 设备和通信状态。

所需参数、记录周期和验证方法取决于：

1. 项目应用场景；
2. 适用的电网要求；
3. 所提供的辅助服务类型；
4. 合同要求；
5. 电站控制架构；
6. 性能测试方法。

并非所有电能表都适合记录高速动态行为。

标准电能表通常可提供稳态电气参数、区间数据和累计电能，但构网性能验证可能需要专用高速测量设备。

3. BESS常见的四类测量边界

BESS项目中最重要的计量决策，并不只是选择哪一种电表，而是确定测量发生在哪一个电气边界。

以下四类边界是常见参考点，并不代表所有项目都必须采用相同架构。

多储能单元、混合能源或公用事业级项目，还可能需要设置：

1. 变压器边界；
2. 馈线边界；
3. 集电系统边界；
4. 站用电边界；
5. 结算计量边界。

3.1 电池DC侧边界

电池DC侧边界可用于测量或观察：

1. DC电压；
2. DC电流；
3. 电池侧功率；
4. 充电电能；
5. 放电电能；
6. 适用情况下的电池簇或电池串贡献；
7. DC功率流向；
8. 电池侧电能吞吐量。

该边界有助于描述电能在进入PCS变换之前的电池侧运行状态，不包括PCS转换损耗和下游辅助负荷消耗。

电池管理系统（Battery Management System，BMS）还可能提供：

1. 荷电状态（SOC）；
2. 健康状态（SOH）；
3. 单体电压；
4. 温度；
5. 告警状态；
6. 可用性；
7. 保护状态。

但是，SOC和SOH属于电池管理系统的估算值或状态数据，不等同于独立的电能计量结果。

电池BMS仍然是电池状态和安全信息的主要数据源；在项目要求下，DC电能表可以提供独立的电气测量数据层。

3.2 PCS AC侧边界

PCS AC侧边界可用于测量或观察：

1. PCS AC输入或输出；
2. 有功功率；
3. 无功功率；
4. AC电能；
5. 运行方向；
6. 电压；
7. 电流；
8. 频率；
9. 功率因数；
10. 能量变换侧对比数据。

该边界有助于项目团队评估电池侧DC电能如何被转换为AC电能输出。

项目还可以对比：

1. 电池DC功率；
2. PCS AC功率；
3. PCS内部上报值；
4. 外部电能表测量值；
5. 电站级电能记录。

PCS控制器数据与外部电能表数据可能并不完全一致，原因包括：

1. 测量点不同；
2. 采样方法不同；
3. 倍率或标度不同；
4. 时间基准不同；
5. 滤波方式不同；
6. 内部计算方法不同；
7. 数据更新速率不同。

PCS内部数据不应自动被视为与特定电气边界上的独立电能表测量值等效。

系统架构应明确不同数据源分别用于：

1. 控制；
2. 运行监测；
3. 性能分析；
4. 适用情况下的计费或结算。

3.3 辅助负荷边界

BESS不仅包括电池模块和PCS。

辅助负荷可能包括：

1. 供暖、通风与空调系统（HVAC）；
2. 冷却系统；
3. 水泵；
4. 风机；
5. 控制电源；
6. 消防安全系统；
7. 照明；
8. 监控系统；
9. 通信设备；
10. 辅助变压器或站用变压器；
11. 站用负荷；
12. 储能集装箱或舱体系统。

这些辅助负荷会影响储能系统毛输出电能与净上网电能之间的差值。

储能系统的毛放电电能与净上网电能并不一定相同，因为辅助负荷会消耗部分输出电能。

独立测量辅助负荷有助于量化：

1. 寄生功耗；
2. 待机功耗；
3. 冷却系统用电；
4. 控制系统用电；
5. 电站净效率；
6. 并网点可交付电能。

主升压变压器和集电系统的损耗，应根据项目规定的性能边界单独处理。

如果缺少辅助负荷边界，项目可能会高估整座储能电站的可用输出或往返效率。

3.4 并网点边界

并网点（Point of Interconnection，POI）是BESS或站点面向电网的边界。

相关测量数据可能包括：

1. 电网进口电能；
2. 电网出口电能；
3. 净有功功率；
4. 无功功率交换；
5. 电压；
6. 频率；
7. 功率因数；
8. 需量；
9. 功率爬坡特性；
10. 站点净功率交换；
11. 可用情况下的断路器或连接状态。

POI还可能作为：

1. 面向公用事业企业的测量点；
2. 合同交付边界；
3. 适用情况下的计费或结算边界；
4. 性能验证边界；
5. 电网规范评估边界。

在部分项目中，以下边界可能位于同一位置：

1. 并网点（POI）；
2. 公共连接点（PCC）；
3. 项目定义的测量点或计量点（POM）；
4. 合同交付点；
5. 结算计量点；
6. 电网规范性能测量点。

但除非项目文件明确规定，否则不应假设这些边界必然相同。

POI电表反映的是站点与电网之间的净电气交换。

它本身无法解释该净交换结果是如何在电站内部形成的。

例如，相同的POI出口功率可能来源于：

1. 电池放电；
2. 光伏发电；
3. 站内负荷下降；
4. 备用发电机发电；
5. 多种资源共同作用。

因此，还需要内部测量数据解释净功率交换的来源。

4. PCS数据、电能表数据与POI数据并不相同

BESS项目通常需要组合多个设备和系统的数据。

数据来源	主要用途	主要局限
电池BMS	电池安全、状态、SOC、SOH和可用性	不应自动视为等同于项目独立规定的AC或DC电能表
PCS控制器	电能变换、设备控制和运行管理	PCS内部数据不应自动视为等同于特定电气边界上的独立计量数据
电能表	电气参数、功率方向和累计电能测量	数据刷新速度、存储能力和参数范围取决于具体型号
电站级控制器（PPC）	电站级有功和无功功率控制	不一定属于独立测量数据源
POI电表	面向电网的净进口和净出口计量	无法独立解释内部损耗或不同资产的贡献
SCADA或EMS	数据汇总、运行监测和决策支持	依赖上游数据质量及系统配置
电能质量分析仪	详细电能质量和扰动分析	通常不是主要计费或电能核算设备
保护继电器	保护逻辑、故障及事件记录	不能替代常规电能核算

可靠的BESS架构应明确每一个参数的权威数据源。

例如：

1. SOC可以来自电池BMS；
2. PCS运行模式可以来自PCS控制器；
3. 电网进口和出口数据可以来自POI电表；
4. 辅助用电可以来自专用电能表；
5. 电站控制指令可以来自PPC；
6. 汇总运行数据可以由SCADA或EMS展示。

项目应记录：

1. 数据来源；
2. 测量点；
3. 数据用途；
4. 单位；
5. 倍率；
6. 功率方向约定；
7. 更新速率；
8. 时间戳来源；
9. 有效性状态；
10. 寄存器表或固件版本。

5. EMS与SCADA应采集哪些数据

EMS和SCADA平台应根据项目运行目标采集相应数据。

5.1 运行电能数据

运行电能数据可能包括：

1. 进口电能；
2. 出口电能；
3. 充电电能；
4. 放电电能；
5. 有功功率；
6. 无功功率；
7. 最大需量；
8. 辅助用电；
9. 日电能和累计电能；
10. 功率流向。

5.2 电网接口数据

电网接口数据可能包括：

1. POI电压；
2. 频率；
3. 有功功率交换；
4. 无功功率交换；
5. 功率因数；
6. 进口和出口方向；
7. 需量；
8. 可用情况下的断路器状态；
9. 可用情况下的连接状态。

5.3 资产状态数据

资产状态数据可能包括：

1. PCS运行模式；
2. 控制器可提供的跟网型或构网型运行模式状态；
3. 电池BMS状态；
4. SOC；
5. SOH；
6. 告警状态；
7. 可用性；
8. 热状态；
9. 保护状态；
10. 维护状态。

5.4 数据质量与上下文信息

每条数据记录还可能需要包含：

1. 时间戳；
2. 设备标识；
3. 测量点标识；
4. 单位；
5. 倍率；
6. 功率方向定义；
7. 数据来源；
8. 有效性状态；
9. 缺失数据状态；
10. 通信状态；
11. 固件版本；
12. 寄存器表版本；
13. 数据源优先级。

当EMS同时整合电能表、PCS控制器、电池BMS、PPC和保护设备的数据时，这些上下文信息尤为重要。

6. 运行监测不等同于动态性能测试

常规EMS计量和构网型性能测试服务于不同目的。

6.1 常规EMS计量可以支持

1. 稳态有功功率；
2. 稳态无功功率；
3. 电压；
4. 电流；
5. 频率；
6. 功率因数；
7. 区间功率值；
8. 累计电能；
9. 进口和出口电能跟踪；
10. 常规EMS数据采集。

6.2 构网型性能测试可能需要

1. 按适用试验方案规定采样率获取的高分辨率波形或事件数据；
2. 电压阶跃和相角跳变响应；
3. 频率阶跃或频率扰动响应；
4. 故障穿越和限流行为；
5. 控制环路及系统强度稳定性评估；
6. 按项目要求开展的快速频率、惯量或类惯量响应评估；
7. 项目要求具备黑启动能力时的启动时序记录；
8. 并网运行向孤岛运行切换的过程记录；
9. 谐波、暂态和扰动分析；
10. 保护系统协调与事件顺序证据。

上述测试可能需要：

1. 电能质量分析仪；
2. 故障录波器；
3. 保护继电器及事件记录；
4. 示波记录；
5. PCS高速日志；
6. 专用测试设备；
7. 工程仿真模型。

所需仪器、采样率、试验条件和验收指标，应由以下文件或主体定义：

1. 电网运营商；
2. 测试规范；
3. 并网协议；
4. 项目试验方案。

常规EMS计量与高速构网性能测试互为补充，不能相互替代。

常规电能表不应被描述为专用动态性能测试设备的替代方案。

7. 时间同步与数据对齐

当多个系统记录同一事件时，时间对齐变得至关重要。

项目可能同时使用：

1. 电表内部时间戳；
2. PCS控制器时间戳；
3. 电池BMS时间戳；
4. 网关时间戳；
5. EMS时间戳；
6. SCADA时间戳；
7. 保护继电器事件时间；
8. 电站中央时钟。

不同系统的时间戳可能因以下因素而存在差异：

1. 轮询延迟；
2. 通信时延；
3. 时钟漂移；
4. 寄存器刷新周期；
5. 数据缓存；
6. 网关处理；
7. 时区设置不同；
8. 时间同步源不同。

典型情况可能如下：

1. PCS记录响应从14:00:02开始；
2. POI电表在14:00:04记录到相应功率变化；
3. SCADA在14:00:06显示该事件。

项目必须判断这些时间差来自：

1. 实际系统响应过程；
2. 测量位置不同；
3. 电表刷新周期；
4. 通信延迟；
5. 时间戳分配方式；
6. 数据处理过程。

需要考虑的设计事项可能包括：

1. 网络时间协议（NTP）；
2. 项目要求下的精确时间协议（PTP）；
3. 适用情况下的GPS时间源；
4. SCADA中央时钟；
5. 电表时钟同步；
6. 最大允许时钟漂移；
7. 事件顺序记录要求；
8. 缺失数据恢复；
9. 延迟记录处理。

所需时间准确度应根据以下因素确定：

1. 项目要求；
2. 电网规范；
3. 辅助服务类型；
4. 测试方法。

不存在适用于所有BESS项目的统一时间准确度要求。

8. 如何在不混淆计量边界的情况下计算BESS能效

BESS性能取决于所选择的计算边界。

典型能量路径可以表示为：

电池DC放电 → PCS AC输出 → 变压器和电缆损耗 → 辅助负荷消耗 → POI净上网电能

这些数据不能互换使用。

8.1 电池DC边界

该边界可用于计算电池侧电能吞吐量。

8.2 PCS AC边界

该边界可用于评估下游电站损耗之前的PCS变换输出。

8.3 辅助负荷边界

该边界用于量化站用电和辅助系统消耗。

8.4 POI边界

该边界反映最终送入电网或从电网取用的净电能。

因此，计算往返效率时必须明确计量边界。

可能采用的定义包括：

1. 在规定电池或PCS DC边界计算的DC往返效率；
2. 在PCS AC端子处计算的AC往返效率；
3. POI到POI往返效率；
4. 电站毛效率；
5. 包含规定辅助负荷的电站净效率。

如果只给出一个效率百分比，却没有说明计量边界，结果可能具有误导性。

例如：

1. 电池级效率可能不包括PCS损耗；
2. PCS级效率可能不包括变压器损耗；
3. POI级效率可能包含辅助负荷；
4. 站点级效率还可能受到光伏、本地负荷或其他资产影响。

项目报告应明确：

1. 起始计量边界；
2. 终止计量边界；
3. 进口或充电电能；
4. 出口或放电电能；
5. 辅助负荷处理方式；
6. 变压器损耗处理方式；
7. 数据区间；
8. 功率方向定义；
9. 缺失数据处理方式。

9. 构网型BESS在工商业、微电网和数据中心中的应用

9.1 工商业站点

工商业储能可能支持：

1. 峰值需量降低；
2. 备用供电；
3. 光伏自发自用；
4. 电能套利；
5. 电能质量支撑；
6. 允许情况下的电网辅助服务。

相关测量数据可能包括：

1. 站点进口和出口；
2. BESS充电和放电；
3. 辅助用电；
4. 生产负荷需量；
5. POI净功率交换；
6. PCS有功功率和无功功率。

9.2 微电网

微电网可能同时运行于并网模式和孤岛模式。

相关考虑事项可能包括：

1. POI计量；
2. 内部馈线计量；
3. 发电资源贡献；
4. BESS充电和放电；
5. 优先负荷；
6. 并网模式与孤岛模式的数据区分；
7. 模式切换过程记录；
8. 多个构网资源、同步发电机与电站控制器之间的电压和频率参考协调；
9. PCS、PPC、EMS与保护系统之间的协调。

当系统中存在多个构网资源时，还可能需要考虑：

1. 下垂控制或其他功率分配策略；
2. 同步；
3. 限流；
4. 参考值协调；
5. 模式切换；
6. 保护配合。

9.3 数据中心

数据中心应用可能涉及：

1. 快速负荷变化；
2. UPS与BESS之间的相互作用；
3. IT负荷与制冷负荷分离；
4. 电网侧和表后功率流；
5. 备用发电；
6. POI需量；
7. EMS、楼宇管理系统和DCIM集成；
8. 适用情况下的电池BMS数据。

本节中：

1. 电池BMS是指电池管理系统；
2. 设施或楼宇BMS是指楼宇管理系统（Building Management System）。

在该场景中，BESS可用于支持：

1. 供电连续性；
2. 需量管理；
3. 与电网的互动。

但数据中心系统设计仍必须区分：

1. UPS电能；
2. BESS电能；
3. IT负荷；
4. 制冷负荷；
5. 辅助用电；
6. 面向电网的净功率。

10. 常见BESS集成风险

常见项目风险包括：

1. 未经确认便将PCS数据作为独立结算数据；
2. 混淆DC侧、PCS AC侧和POI计量边界；
3. 忽略辅助用电；
4. 颠倒进口/出口或充电/放电方向；
5. 使用错误的CT变比或倍率；
6. 电表、PCS和SCADA使用不一致的时间戳；
7. 未定义每项参数的权威数据源；
8. 将运行数据作为高速性能测试证据；
9. 混淆毛电能与净电能；
10. 不同设备使用不一致的单位；
11. 通信中断期间丢失数据；
12. 固件升级后寄存器表发生变化；
13. 认为支持Modbus即可保证与EMS兼容；
14. 混淆电表刷新率与动态测试采样率；
15. 将BMS估算值自动视为独立计量数据；
16. 在性能计算中遗漏变压器和电缆损耗；
17. 使用单一效率值但未定义计算边界；
18. 未确认电网规范和合同要求；
19. 认为所有电能表都能够捕获构网动态；
20. 未完成电表、网关、EMS与PCS之间的试点验证。

11. BESS计量架构检查清单

审查项目	需要确认的内容
应用场景	电能套利、削峰、微电网、备用供电或电网辅助服务
测量边界	电池DC侧、PCS AC侧、辅助负荷侧或POI
边界术语	POI、PCC、POM、结算计量点和合同交付点是否重合或不同
权威数据源	电池BMS、PCS、电能表、PPC、POI电表、EMS或SCADA
数据用途	各数据源用于控制、监测、性能测试、计费还是结算
所需参数	kWh、kW、kvar、V、A、Hz、PF或状态数据
方向定义	进口/出口及充电/放电的定义
电表数据周期	EMS、运行监测、计费或报告周期
动态性能测试	是否需要高速专用设备
时间源	电表、网关、SCADA或中央时钟
时钟对齐	同步方法及漂移容差
传感器配置	直接接入、CT接入、分流器或兼容传感器
通信	接口、协议及网络架构
寄存器表	地址、单位、倍率、字节序及版本
数据来源、有效性和处理标识	实测、有效、缺失、估算、替代、修正或拒绝
辅助负荷	是否单独测量辅助用电
损耗	变压器、电缆和PCS损耗的处理方式
电网要求	目标市场电网规范和合同要求
保护数据	所需继电器、故障或扰动记录
数据保存	保存周期和恢复流程
固件控制	版本管理和变更记录
试点测试	电表、网关、EMS与PCS数据校核

计量架构应在电表选型之前确定。

12. YTL如何支持前期电表评估

浙江永泰隆电子股份有限公司（YTL）可为BESS、工商业、微电网和配电监测项目，对部分AC电能表、DC电能表、CT接入式电能表、DIN导轨式电能表、面板式仪表及支持通信的计量产品开展前期评估。

根据所选型号和项目要求，YTL可以支持：

1. 电表型号初步筛选；
2. 电压和电流范围核对；
3. 对客户提出的AC和DC测量点及预期计量边界开展初步技术讨论；
4. 核对客户提出的CT变比、分流器输入或兼容传感器配置；
5. 进口/出口及充电/放电方向核对；
6. RS485和Modbus选项确认；
7. 寄存器表、单位、倍率和数据格式核对；
8. 样品测试支持；
9. 对拟采用的电表至网关或电表至EMS数据接口进行评估；
10. 对客户提出的计量点开展初步技术评估。

产品能力会因以下因素而有所不同：

1. 电表型号；
2. 硬件版本；
3. 固件版本；
4. 电流传感方式；
5. 测量周期；
6. 通信接口；
7. 寄存器表版本；
8. 认证范围。

通信功能、测量周期、准确度、认证范围和平台兼容性，必须根据具体型号和项目要求进行确认。

YTL不负责定义项目的：

1. POI；
2. PCC；
3. POM；
4. 结算计量边界；
5. 合同交付边界；
6. 权威数据源层级；
7. 动态性能测试方案。

YTL不提供：

1. 构网型PCS控制；
2. PPC控制算法；
3. BESS调度平台；
4. 保护配合设计；
5. 动态系统建模；
6. 电网规范符合性审批；
7. 高速动态性能验证；
8. 辅助服务资格认定和市场准入。

以下工作仍应由PCS供应商、电站控制器供应商、保护工程师、系统集成商、咨询机构、公用事业企业及其他项目参与方负责：

1. 构网控制；
2. 电站级协调；
3. 保护设计；
4. 动态建模；
5. 性能测试；
6. 电网规范符合性验证。

YTL主要支持现场级电气测量和数据输出层。

13. 常见问题

跟网型BESS与构网型BESS的主要区别是什么

跟网型BESS通常同步于外部电网已有的电压和频率参考。

构网型BESS则可以通过PCS和控制架构建立或支撑电压与频率参考。

构网型是否自动包含黑启动、孤岛运行和类惯量响应

不是。

这些能力应分别进行规定、建模和测试。其可用性取决于PCS设计、电池可用能量、保护系统、电站控制架构和项目要求。

电能表能够使BESS具备构网能力吗

不能。

构网行为由PCS、逆变器控制系统和电站级控制架构实现。电能表只负责测量和输出电气数据。

常见的BESS计量边界有哪些

常见边界包括：

1. 电池DC侧；
2. PCS AC侧；
3. 辅助负荷回路；
4. 并网点。

大型或混合能源项目还可能需要变压器、馈线、集电系统或结算计量边界。

POI、PCC、POM和结算计量点是否始终相同

不是。

这些边界在部分项目中可能重合，但除非项目文件明确规定，否则不应假设它们必然相同。

PCS数据与独立电能表数据是否相同

不一定。

PCS数据可能来自内部控制器测量和计算。外部电能表则可能在规定的电气边界提供独立测量值。

为什么需要测量辅助用电

辅助负荷会降低BESS毛输出电能与净上网电能之间的差值。

独立测量有助于量化储能电站的净运行性能。

POI应测量哪些数据

根据项目要求，可能需要测量：

1. 进口和出口电能；
2. 有功功率；
3. 无功功率；
4. 电压；
5. 频率；
6. 功率因数；
7. 站点净功率交换。

标准电能表能够验证构网型性能吗

标准电能表可以支持运行监测和累计电能测量。

高速构网性能测试通常需要专用仪器和项目规定的测试方案。

为什么时间同步很重要

由于时钟漂移、轮询、缓存或通信延迟，不同设备可能在不同时间记录同一响应过程。

可靠的事件重构需要统一的时间对齐机制。

BESS往返效率应如何计算

计算时必须明确起始和终止计量边界，并说明是否包含：

1. PCS损耗；
2. 变压器损耗；
3. 电缆损耗；
4. 辅助用电。

Modbus电能表能否接入BESS EMS

有可能。

实际兼容性取决于：

1. 物理接口；
2. 协议实现；
3. 寄存器表；
4. 倍率；
5. 数据刷新率；
6. EMS系统架构。

14. 结论

构网能力改变了BESS在电力系统中的控制角色，但并不会降低结构化电气计量的重要性。

可靠的BESS数据架构应清晰区分：

1. 电池DC侧测量；
2. PCS AC侧测量；
3. 辅助负荷测量；
4. POI测量；
5. 电池BMS状态数据；
6. PCS控制数据；
7. PPC指令；
8. EMS和SCADA汇总数据；
9. 高速动态性能测试数据。

核心设计原则是：

每一项参数都应具有明确的测量边界、权威数据源、时间戳、功率方向定义和数据用途。

标准电能表主要支持运行测量层，与电池BMS数据、PCS控制系统、保护系统及专用动态性能测试设备之间是互补关系。

对于构网型BESS项目，准确可靠的数据并不取决于某一个设备，而取决于计量边界、通信系统和电站控制架构之间是否能够保持一致和协调。

参考资料

1. 美国国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory），Introduction to Grid Forming Inverters: A Key to Transforming Our Power Grid，2024年。
2. 能源系统集成组织（Energy Systems Integration Group），Grid-Forming Technology in Energy Systems Integration，2022年。
3. 能源系统集成组织（Energy Systems Integration Group），Testing the Performance of Grid-Forming Resources: Test Methods and Performance Metrics for Evaluating the Voltage Source Behavior of Grid-Forming Resources，2025年。
4. 北美电力可靠性公司（North American Electric Reliability Corporation），Performance, Modeling, and Simulations of BPS-Connected Battery Energy Storage Systems and Hybrid Power Plants，2023年。
5. 美国国家可再生能源实验室及项目合作方，Microgrid Black Start Challenges: The Role of Grid-Forming Inverters，2025年。