劉邦金，彭鵬，鄒倫森*

（1.廣州調峰調頻科技發(fā)展有限公司，廣東 廣州 510000 2.南方電網調峰調頻發(fā)電有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引言

為提高能源利用效率，降低運營成本，部分園區(qū)或工商業(yè)用戶將光伏電站、電池儲能電站、充電站合并起來，建成光儲充電站。但是，光伏、儲能和電動汽車充電（V2G 充電樁）都需要在合理的運行控制模式下運行，才能發(fā)揮出其節(jié)能、降本的優(yōu)勢。否則，不光不能提高能效，反而帶來安全隱患。本文中，以電動汽車為移動式儲能與電池儲能、光伏聯(lián)合運行技術，通過聚合調度控制思維，對光儲充集成電站進行調度運行模式優(yōu)化設計。

1 光儲充電站系統(tǒng)組成

本項目中光儲充電站有集成儲充一體化裝置1套、充放電樁3個、光伏系統(tǒng)1套，通過400 V交流低壓并網。光儲充電站的系統(tǒng)一次拓撲如圖1所示。630 kW變流器是主要的并網功率轉換設備，用來實現(xiàn)裝置的全部并網功率。240 kW變流器是儲能系統(tǒng)的功率轉換裝置，在離網時，可穩(wěn)定直流母線電壓。光伏DCDC和240 kW群管群控充放電樁可作為間歇性發(fā)電設備，后者也可作為間歇性負載。

圖 1 光儲充電站一次拓撲

2 光儲充電站功能設計

光儲充一體化充放電裝置的能量管理系統(tǒng)，用于實現(xiàn)電站內儲能系統(tǒng)、群管群控充放電樁、光伏系統(tǒng)的協(xié)同控制，進行各設備的遙測、遙信、遙調、遙控，具備接入上層監(jiān)控云平臺的通信接口。

監(jiān)控系統(tǒng)主要包含能量管理系統(tǒng)（EMS）和現(xiàn)地采集系統(tǒng)，實時監(jiān)控充放電樁、儲充放一體設備、光伏發(fā)電裝置、暖通系統(tǒng)和消防系統(tǒng)等。EMS采用Modbus TCP與變流器系統(tǒng)（630 kW變流器、240 kW DCDC、36 kW變流器、120 kW DCDC）的總控通訊（包括一路急停硬接線）。變流器系統(tǒng)的總控接收EMS調度，執(zhí)行遙調和遙控指令，并協(xié)調控制 36 kW 變流器、630 kW變流器、240 kW DCDC、120 kW DCDC設備的開機時序和功率調度，實現(xiàn)穩(wěn)定直流母線電壓和各設備充放電控制的同步。EMS采用IEC 61870-104 規(guī)約與群管群控充放電樁通訊，可分別控制4個終端的充電和放電啟?？刂啤MS可與電池儲能管理云平臺進行數(shù)據(jù)交互，可接受控制指令。

儲充一體化充放電設備具體功能如下：

（1）具有群管群控充放電樁，實現(xiàn)電動汽車與電網的能量互動（V2G技術），能根據(jù)車輛需求智能分配充放電槍的充放電功率，實現(xiàn)單槍最大充放電功率120kW，平均單槍充放電功率60 kW，滿足4臺小汽車充電、2臺大巴汽車充電的需求；

（2）具備光伏發(fā)電系統(tǒng)電氣一次、二次的接口，滿足不小于 120 kWp的光伏發(fā)電系統(tǒng)接入及系統(tǒng)監(jiān)控；

（3）集成電池儲能系統(tǒng)容量240 kW/500 kWh，滿足調峰、調頻運行等多類型應用；

（4）總變流器（AC/DC）功率為630 kW，在直流側接入群管群控充放電樁、光伏發(fā)電系統(tǒng)、電池儲能系統(tǒng)；

（5）具有并/離網切換功能，可保證設備直流側重要負荷不斷電。

3 運行控制模式

3.1 交流并網模式

結合第2.1節(jié)大工業(yè)用戶需量管理的應用場景，交流并網主要運行模式為削峰填谷，以廣東峰谷時段為例：

（1）夜間00:00–07:00谷段期間，光伏系統(tǒng)停止工作，優(yōu)先給電動汽車和儲能系統(tǒng)充滿電，且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓動態(tài)調整（見圖2）。

圖 2 00:00–07:00運行方式

（2）日間8:00–14:00平段期間，電池系統(tǒng)和240 kW DCDC 停止工作，優(yōu)先利用光伏電量參與調峰，直流母線電壓根據(jù)光伏直流電壓748.8～796.8 V在738.8～785 V 范圍內動態(tài)調整（見圖3）。

圖 3 8:00–14:00運行方式

（3）日間14:00–17:00峰段期間，由于儲能配置為2 h系統(tǒng)，優(yōu)先儲能系統(tǒng)240 kW +光伏系統(tǒng)最大120 kW + 240 kW群管群控充放電樁參與調峰，且母線電壓根據(jù)電池側電壓658.8～750 V 在 750～800 V 范圍內動態(tài)調整（見圖4）。

圖 4 14:00–17:00 運行方式

（4）傍晚 17:00–19:00 平段期間，由于此時光伏系統(tǒng)發(fā)電能力較弱，可停止發(fā)電，但是為了保證夜間峰段用電，需將儲能電池系統(tǒng)充滿，且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓動態(tài)調整，為電池系統(tǒng)充電（見圖 5）。

圖 5 17:00–19:00 運行方式

（5）夜間 19:00–22:00 峰段期間，由于此時光伏系統(tǒng)無發(fā)電能力，240 kW DCDC 和 240 kW 群管群控充放電樁參與放電（視用戶負荷情況確定放電功率），且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓進行動態(tài)調整（見圖 6）。

圖 6 19:00–22:00 運行方式

（6）夜間 22:00–24:00 平段期間，由于此時光伏系統(tǒng)無發(fā)電能力，儲能系統(tǒng)可為電動汽車充電提供電能，但不參與用戶需量管理，且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓進行動態(tài)調整。

3.2 直流離網模式

直流離網模式中，直流設備 240 kW DCDC、120 kWp 光伏、240 kW 群管群控充放電樁與電網脫離，由 240 kW DCDC 建立直流母線（見圖 7），具體如下：

圖 7 直流離網模式

（1）夜間 00:00–07:00 谷段期間，光伏系統(tǒng)停止工作，市電優(yōu)先為電動汽車和儲能系統(tǒng)充電，且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓動態(tài)調整。該時間段不適合切換到直流離網模式。

（2）日間 8:00–14:00 平段期間，電池系統(tǒng)和240 kW DCDC 停止工作。由于儲能電池系統(tǒng)在夜間已經充滿，優(yōu)先利用光伏發(fā)電為電動汽車充電，且不足的功率由儲能系統(tǒng)提供。直流母線電壓根據(jù)電池直流電壓 658.8～750 V 在 750～800 V 范圍內動態(tài)調整。沒有車輛需要充電時，光伏系統(tǒng)為儲能系統(tǒng)充電。

（3）日間 14:00–17:00 峰段期間，電池系統(tǒng)和 240 kW DCDC 停止工作。由于儲能電池系統(tǒng)在夜間已經充滿電，優(yōu)先利用光伏發(fā)電為電動汽車充電，且不足的功率由儲能系統(tǒng)提供。直流母線電壓根據(jù)電池直流電壓 658.8～750 V 在 750～800 V 范圍內動態(tài)調整。沒有車輛進行充電時，由光伏系統(tǒng)為儲能系統(tǒng)充電，或者由車輛通過群管群控充放電樁為儲能系統(tǒng)充電。為了保證隨時可接受車輛參與有序充電，儲能系統(tǒng)需留有一定的備用容量來接受電動汽車放電。

（4）傍晚 17:00–19:00 平段期間，由于此時光伏系統(tǒng)發(fā)電能力較弱，可停止發(fā)電，優(yōu)先儲能系統(tǒng)為電動車充電提供電能，且母線電壓根據(jù)電池側直流電壓進行動態(tài)調整。

（5）夜間19:00–22:00 峰段期間，由于此時光伏系統(tǒng)無發(fā)電能力，優(yōu)先儲能系統(tǒng)通過 240 kW DCDC 為電動車充電提供電能，或者車輛通過群管群控充放電樁為儲能系統(tǒng)充電。為了保證隨時可接受車輛參與有序充電，儲能系統(tǒng)需留有一定的備用容量來接受電動汽車放電。母線電壓根據(jù)電池側直流電壓進行動態(tài)調整。

（6）夜間 22:00–24:00 平段期間，由于此時光伏系統(tǒng)無發(fā)電能力，優(yōu)先儲能系統(tǒng)通過 240 kW DCDC 為電動車充電提供電能，或者車輛通過群管群控充放電樁為儲能系統(tǒng)充電。為了保證隨時可接受車輛參與有序充電，儲能系統(tǒng)需留有一定的備用容量來接受電動汽車放電。母線電壓根據(jù)電池側直流電壓進行動態(tài)調整。

3.3 黑啟動模式

在電網故障時，可為 400 V 接入點的系統(tǒng)提供應急供電。

4 結論

光儲充聚合運行控制模式解決了光儲充電站穩(wěn)定、可靠、高效運行的問題。通過以上運行模式的設計，光儲充電站系統(tǒng)有一個可靠性的運行模式，安全穩(wěn)定運行，同時可以滿足能量最大化使用，確保光伏系統(tǒng)發(fā)電全額消納或者并網輸送，電動汽車有序充電，并實現(xiàn)電網需求側響應，適時對電網進行反送電。