基于聚合平台的光储充电站运行模式研究

刘邦金，彭鹏，邹伦森*

（1.广州调峰调频科技发展有限公司，广东 广州 510000 2.南方电网调峰调频发电有限公司，广东 广州 510000）

0 引言

为提高能源利用效率，降低运营成本，部分园区或工商业用户将光伏电站、电池储能电站、充电站合并起来，建成光储充电站。但是，光伏、储能和电动汽车充电（V2G 充电桩）都需要在合理的运行控制模式下运行，才能发挥出其节能、降本的优势。否则，不光不能提高能效，反而带来安全隐患。本文中，以电动汽车为移动式储能与电池储能、光伏联合运行技术，通过聚合调度控制思维，对光储充集成电站进行调度运行模式优化设计。

1 光储充电站系统组成

本项目中光储充电站有集成储充一体化装置1套、充放电桩3个、光伏系统1套，通过400 V交流低压并网。光储充电站的系统一次拓扑如图1所示。630 kW变流器是主要的并网功率转换设备，用来实现装置的全部并网功率。240 kW变流器是储能系统的功率转换装置，在离网时，可稳定直流母线电压。光伏DCDC和240 kW群管群控充放电桩可作为间歇性发电设备，后者也可作为间歇性负载。

图 1 光储充电站一次拓扑

2 光储充电站功能设计

光储充一体化充放电装置的能量管理系统，用于实现电站内储能系统、群管群控充放电桩、光伏系统的协同控制，进行各设备的遥测、遥信、遥调、遥控，具备接入上层监控云平台的通信接口。

监控系统主要包含能量管理系统（EMS）和现地采集系统，实时监控充放电桩、储充放一体设备、光伏发电装置、暖通系统和消防系统等。EMS采用Modbus TCP与变流器系统（630 kW变流器、240 kW DCDC、36 kW变流器、120 kW DCDC）的总控通讯（包括一路急停硬接线）。变流器系统的总控接收EMS调度，执行遥调和遥控指令，并协调控制 36 kW 变流器、630 kW变流器、240 kW DCDC、120 kW DCDC设备的开机时序和功率调度，实现稳定直流母线电压和各设备充放电控制的同步。EMS采用IEC 61870-104 规约与群管群控充放电桩通讯，可分别控制4个终端的充电和放电启停控制。EMS可与电池储能管理云平台进行数据交互，可接受控制指令。

储充一体化充放电设备具体功能如下：

（1）具有群管群控充放电桩，实现电动汽车与电网的能量互动（V2G技术），能根据车辆需求智能分配充放电枪的充放电功率，实现单枪最大充放电功率120kW，平均单枪充放电功率60 kW，满足4台小汽车充电、2台大巴汽车充电的需求；

（2）具备光伏发电系统电气一次、二次的接口，满足不小于 120 kWp的光伏发电系统接入及系统监控；

（3）集成电池储能系统容量240 kW/500 kWh，满足调峰、调频运行等多类型应用；

（4）总变流器（AC/DC）功率为630 kW，在直流侧接入群管群控充放电桩、光伏发电系统、电池储能系统；

（5）具有并/离网切换功能，可保证设备直流侧重要负荷不断电。

3 运行控制模式

3.1 交流并网模式

结合第2.1节大工业用户需量管理的应用场景，交流并网主要运行模式为削峰填谷，以广东峰谷时段为例：

（1）夜间00:00–07:00谷段期间，光伏系统停止工作，优先给电动汽车和储能系统充满电，且母线电压根据电池侧直流电压动态调整（见图2）。

图 2 00:00–07:00运行方式

（2）日间8:00–14:00平段期间，电池系统和240 kW DCDC 停止工作，优先利用光伏电量参与调峰，直流母线电压根据光伏直流电压748.8～796.8 V在738.8～785 V 范围内动态调整（见图3）。

图 3 8:00–14:00运行方式

（3）日间14:00–17:00峰段期间，由于储能配置为2 h系统，优先储能系统240 kW +光伏系统最大120 kW + 240 kW群管群控充放电桩参与调峰，且母线电压根据电池侧电压658.8～750 V 在 750～800 V 范围内动态调整（见图4）。

图 4 14:00–17:00 运行方式

（4）傍晚 17:00–19:00 平段期间，由于此时光伏系统发电能力较弱，可停止发电，但是为了保证夜间峰段用电，需将储能电池系统充满，且母线电压根据电池侧直流电压动态调整，为电池系统充电（见图 5）。

图 5 17:00–19:00 运行方式

（5）夜间 19:00–22:00 峰段期间，由于此时光伏系统无发电能力，240 kW DCDC 和 240 kW 群管群控充放电桩参与放电（视用户负荷情况确定放电功率），且母线电压根据电池侧直流电压进行动态调整（见图 6）。

图 6 19:00–22:00 运行方式

（6）夜间 22:00–24:00 平段期间，由于此时光伏系统无发电能力，储能系统可为电动汽车充电提供电能，但不参与用户需量管理，且母线电压根据电池侧直流电压进行动态调整。

3.2 直流离网模式

直流离网模式中，直流设备 240 kW DCDC、120 kWp 光伏、240 kW 群管群控充放电桩与电网脱离，由 240 kW DCDC 建立直流母线（见图 7），具体如下：

图 7 直流离网模式

（1）夜间 00:00–07:00 谷段期间，光伏系统停止工作，市电优先为电动汽车和储能系统充电，且母线电压根据电池侧直流电压动态调整。该时间段不适合切换到直流离网模式。

（2）日间 8:00–14:00 平段期间，电池系统和240 kW DCDC 停止工作。由于储能电池系统在夜间已经充满，优先利用光伏发电为电动汽车充电，且不足的功率由储能系统提供。直流母线电压根据电池直流电压 658.8～750 V 在 750～800 V 范围内动态调整。没有车辆需要充电时，光伏系统为储能系统充电。

（3）日间 14:00–17:00 峰段期间，电池系统和 240 kW DCDC 停止工作。由于储能电池系统在夜间已经充满电，优先利用光伏发电为电动汽车充电，且不足的功率由储能系统提供。直流母线电压根据电池直流电压 658.8～750 V 在 750～800 V 范围内动态调整。没有车辆进行充电时，由光伏系统为储能系统充电，或者由车辆通过群管群控充放电桩为储能系统充电。为了保证随时可接受车辆参与有序充电，储能系统需留有一定的备用容量来接受电动汽车放电。

（4）傍晚 17:00–19:00 平段期间，由于此时光伏系统发电能力较弱，可停止发电，优先储能系统为电动车充电提供电能，且母线电压根据电池侧直流电压进行动态调整。

（5）夜间19:00–22:00 峰段期间，由于此时光伏系统无发电能力，优先储能系统通过 240 kW DCDC 为电动车充电提供电能，或者车辆通过群管群控充放电桩为储能系统充电。为了保证随时可接受车辆参与有序充电，储能系统需留有一定的备用容量来接受电动汽车放电。母线电压根据电池侧直流电压进行动态调整。

（6）夜间 22:00–24:00 平段期间，由于此时光伏系统无发电能力，优先储能系统通过 240 kW DCDC 为电动车充电提供电能，或者车辆通过群管群控充放电桩为储能系统充电。为了保证随时可接受车辆参与有序充电，储能系统需留有一定的备用容量来接受电动汽车放电。母线电压根据电池侧直流电压进行动态调整。

3.3 黑启动模式

在电网故障时，可为 400 V 接入点的系统提供应急供电。

4 结论

光储充聚合运行控制模式解决了光储充电站稳定、可靠、高效运行的问题。通过以上运行模式的设计，光储充电站系统有一个可靠性的运行模式，安全稳定运行，同时可以满足能量最大化使用，确保光伏系统发电全额消纳或者并网输送，电动汽车有序充电，并实现电网需求侧响应，适时对电网进行反送电。