摘要：针对储能系统单一运行模式难以满足光储充电站多类技术需求的问题，提出一种考虑多模式融合的光储充电站储能系统优化运行策略。先，分析光储充电站储能系统典型运行模式，在此基础上进行储能系统多模式融合设计；其次，建立不同模式下光储充电站储能系统运行模型，进一步提出多模式融合的光储充电站储能系统优化运行策略；*后，基于上海某光储充电站24h运行曲线，对所提策略进行仿真与实验分析。结果表明：所提策略可降低光储充电站并网负荷波动和储能系统能量平衡用电成本，提升光储充电站运行效益。

关键词：光储充电站；储能系统；功率平滑；负荷整形；分时电价；多模式融合

0引言

随着电动汽车的快速发展，人们对充电基础设施规划与建设提出了更高要求。与此同时，在“碳达峰、碳中和”战略背景下，为应对化石能源枯竭和环境污染问题，提升可再生能源发展和利用水平、实现能源可持续发展成为各国的目标。光储充电站作为兼具新能源消纳、负荷波动平抑和延缓输电线路扩容功能的新型充电服务设施，近年来得到了广泛关注与研究。储能系统具备双向变功率的电能传输特性，是光储充电站中*灵活的能量控制单元，因此储能系统优化运行策略研究对提升光储充电站综合效益具有重要意义。

根据给定控制目标，结合功率平衡关系得到被控对象的功率控制信号，使其在运行时对该信号进行跟踪，可有效解决上述问题。采用低通滤波、移动平均滤波和高斯滤波等方法得到目标并网功率值，对光储系统进行并网功率平滑控制，提高了光伏发电系统的电能输出质量；提出一种电池储能参与电网削峰填谷的变功率控制策略，通过设定峰谷阈值进行并网负荷整形；结合分时电价确定储能系统充放电时刻，通过对储能进行“低储高放”赚取峰谷电价差，提升了储能电站运行的经济效益。综上，根据不同控制目标，储能系统主要运行模式可分为并网功率平滑、并网负荷整形和分时电价套利等。实际应用中，光储充电站储能系统的优化运行往往不能简单从电网侧功率调节或负荷侧经济运行等单一方面考虑。

针对上述问题，本文提出一种考虑多模式融合的光储充电站储能系统优化运行策略。通过对光储充电站储能系统功率平滑、负荷整形和分时电价3种运行模式进行融合设计，建立光储充电站储能系统优化控制模型，得到兼具多种技术优势的储能系统优化运行策略，并结合上海某光储充电站运行数据进行仿真与实验分析，验证所提运行策略的有效性。

1光储充电站结构及运行模式

设计的光储充电站结构如图1所示，相比于传统电动汽车充电站结构，光储充电站中配置有光伏电池组和储能电池组。其中，光伏电池组经DC/AC变换器连接至交流母线，作为光储充电站的重要电力来源；储能电池组通过DC/AC变换器与交流母线相连，用于平抑交流母线不平衡功率；能量管理系统通过监测各能量单元的功率信息对各时刻光伏电池组、储能电池组和电网的功率进行调控，以满足充电负荷需求。

考虑*大化新能源消纳，光伏逆变器采用*大功率点跟踪控制模式[19]，任意时刻t的光伏出力可视为不可控量，与电动汽车充电负荷叠加为光储充电站的等效负荷，即

式中：为等效负荷；为电动汽车充电负荷；为光伏出力；为交流充电负荷；为直流充电负荷。

由式（3）可知，通过改变各时刻储能系统充放电功率，可优化电网与光储充电站间的功率传输。从电网运行和光储充电站运营的角度出发，光储充电站主要存在以下几种运行模式。

1）功率平滑模式。

功率平滑模式主要从电网运行角度优化光储充电站并网负荷变化率，其具体方式是利用储能系统双向变功率输出特性，通过调节各时刻储能系统充放电状态及其功率大小，缓冲光伏发电与电动汽车充电负荷的功率骤变，使光储充电站并网负荷曲线趋于平滑，减小充电负荷对配电网的冲击。

2）负荷整形模式。

负荷整形模式主要从电网运行角度优化光储充电站并网负荷变化范围，其具体方式是使储能系统在等效负荷低于设定功率下充电，高于设定功率上放电，光储充电站并网负荷稳定在合理的上下限之间，延缓输电线路扩容。

3）分时电价模式。

分时电价模式主要从光储充电站运营角度对储能系统充放电时段进行优化调整，其具体方式是利用储能系统在谷电价时段充电、峰电价时段放电，以获取峰谷差价利润，提高光储充电站运行经济性。

以上3种运行模式均能从不同角度实现光储充电站运行优化。如功率平滑模式和负荷整形模式分别从并网负荷变化率和变化范围2个方面进行了优化，改善了光储充电站并网负荷功率质量；分时电价模式则利用峰谷电价差降低了光储充电站购电成本，提高运行经济性。然而，光储充电站实际运行过程中需要兼顾电网侧运行的技术性指标和充电站经济性指标[6]，因此须对以上3种运行模式进行融合设计。

2多模式融合的光储充电站储能系统优化运行策略

2.1多模式融合设计

功率平滑模式和负荷整形模式的主要控制目标均为光储充电站并网负荷功率，是不同技术指标下2种并网负荷功率调节手段，具有较好的兼容性，可在完成功率平滑控制目标的基础上，同时实现负荷整形控制要求。分时电价模式的储能系统充放电功率则主要取决于峰谷电价时段，与实际并网负荷功率的变化情况可能存在一定偏差，即峰电价时段不一定为实际负荷峰值时段，谷电价时段不一定为实际负荷谷值时段。因此，若简单将3种运行模式叠加，可能导致并网负荷功率“峰上加峰”的情况，不利于光储充电站安全稳定运行。此外，考虑工作周期内储能系统参与并网负荷功率调节的充电量和放电量通常不相等，若不采取措施对储能系统进行能量平衡，将难以储能系统长时间持续运行。

为解决上述问题，提出一种多模式融合的储能系统优化运行策略，主要思路如下。

1）根据各时刻光伏出力和充电负荷数据，得到各时刻光储充电站原始并网负荷功率，即各时刻等效负荷功率，构成等效负荷功率序列。

2）对等效负荷功率序列进行功率平滑处理，得到功率平滑处理后的并网负荷功率序列，在此基础上对所得序列进行负荷整形处理，进一步得到负荷整形处理后的并网负荷功率序列。

3）计算负荷整形处理后的并网负荷功率序列与等效负荷功率序列之间的能量差，基于“低储高放”的分时电价模式，对上述能量差进行平衡。因此，光储充电站多模式融合运行目标主要由2个部分构成。从并网功率优化角度，对功率平滑模式和负荷整形模式进行融合，实现光储充电站并网负荷曲线的优化调节；结合光储充电站经济运行要求，利用分时电价模式进一步解决融合运行带来的储能系统能量不平衡问题。

3仿真分析

3.1数据来源

选取图3所示上海某光储充电站24h运行曲线进行仿真分析。该光储充电站具体配置参数如

表2所示，其功率采样时间间隔Δt=1min。

3.2仿真结果与分析

3.2.1仿真结果

设定滑动系数N=15，并网负荷上、下限分别为变压器额定功率的75%和1%，可得到光储充电站储能系统待平衡能量为−7.65kW·h，即能量平衡储能系统24h放电量比充电量多7.65kW·h，因此须增大储能系统充电量。根据上海市*新分时电价政策，08:00—11:00、18:00—21:00为峰时段；06:00—08:00、11:00—18:00、21:00—22:00为平时段；22:00至次日06:00为谷时段。结合图3可知，光储充电站在00:00—06:00负荷较低，且处于谷电价时段，宜在此阶段增大储能系统充电功率，进行储能系统能量平衡。因此，设定00:00—06:00为能量平衡时段，即T1=00:00，T2=06:00。基于以上设定，可得到所提策略下储能系统充放电功率曲线及SOC变化曲线，如图4所示。

基于上述储能系统优化运行方案，可得到储能工作后光储充电站并网负荷曲线对比，如图5所示。其中，储能工作曲线为光储充电站原始并网负荷曲线（即光储充电站等效负荷曲线），储能工作后曲线为所提策略下光储充电站并网负荷曲线。由图5可知，所提策略可有效实现并网点功率平滑和负荷整形，降低光储充电站并网点功率变化率和变化范围，减小光充电站负荷波动对电网造成的冲击。

4 Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统

4.1平台概述

Acrel-2000MG微电网能量管理系统，是我司根据新型电力系统下微电网监控系统与微电网能量管理系统的要求，总结国内外的研究和生产的经验，门研制出的企业微电网能量管理系统。本系统满足光伏系统、风力发电、储能系统以及充电站的接入，*进行数据采集分析，直接监视光伏、风能、储能系统、充电站运行状态及健康状况，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。为企业微电网能量管理提供安全、可靠、经济运行提供了的解决方案。

微电网能量管理系统应采用分层分布式结构，整个能量管理系统在物理上分为三个层：设备层、网络通信层和站控层。站通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

4.2平台适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

4.3系统架构

本平台采用分层分布式结构进行设计，即站控层、网络层和设备层，详细拓扑结构如下：

图1典型微电网能量管理系统组网方式

5充电站微电网能量管理系统解决方案

5.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测光伏、风电、储能、充电站等各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：相电压、线电压、三相电流、有功/无功功率、视在功率、功率因数、频率、有功/无功电度、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电站及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

图1系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电站信息、通讯状况及一些统计列表等。

5.1.1光伏界面

图2光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

5.1.2储能界面

图3储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图4储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图5储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图6储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图7储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图8储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图10储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当储能电池的SOC信息。

图11储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当电芯的电压、温度值及所对应的位置。

5.1.3风电界面

图12风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

5.1.4充电站界面

图13充电站界面

本界面用来展示对充电站系统信息，主要包括充电站用电总功率、交直流充电站的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电站的运行数据等。

5.1.5视频监控界面

图14微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

5.1.6发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

图15光伏预测界面

5.1.7策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、防逆流、有序充电、动态扩容等。

具体策略根据项目实际情况（如储能柜数量、负载功率、光伏系统能力等）进行接口适配和策略调整，同时支持定制化需求。

图16策略配置界面

5.1.8运行报表

应能查询各子系统、回路或设备*时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能、尖峰平谷时段电量等。

图17运行报表

5.1.9实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音和电话等形式通知相关人员。

图18实时告警

5.1.10历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

图19历史事件查询

5.1.11电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度*和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度*和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、*值、*值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图20微电网系统电能质量界面

5.1.12遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图21遥控功能

5.1.13曲线查询

应可在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

图22曲线查询

5.1.14统计报表

具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的发电、用电、充放电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

图23统计报表

5.1.15网络拓扑图

系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

图24微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

5.1.16通信管理

可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

图25通信管理

5.1.17用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。可以定义不同别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

图26用户权限

5.1.18故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。

图27故障录波

5.1.19事故追忆

可以自动记录事故时刻后一段时间的所有实时扫描数据，包括开关位置、保护动作状态、遥测量等，形成事故分析的数据基础。

用户可自定义事故追忆的启动事件，当每个事件发生时，存储事故10个扫描周期及事故后10个扫描周期的有关点数据。启动事件和监视的数据点可由用户随意修改。

6结束语

本文针对光储充电站储能系统优化运行问题进行了研究，对功率平滑、负荷整形和分时电价3种运行模式进行了融合设计，得出以下结论。

1）所提策略可使光储充电站负荷波动率降低为原来的22.4%，同时将光储充电站负荷变化范围限制于变压器额定功率的1%~75%，能够从负荷波动率和波动范围2个方面改善光储充电站并网负荷曲线，降低光储充电站负荷波动对电网电能质量造成的不利影响，延长变压器运行寿命。

2）所提策略下光储充电站储能系统24h充放电量相等，能够克服因并网功率调节导致的储能系统充放电量失衡问题，提升储能系统运行可靠性。

3）所提策略利用谷电价时段对储能系统进能量平衡，总购电成本相比原始状态降低了0.69%，同时还可兼顾实现并网功率平滑、并网负荷整形、储能系统能量平衡等技术效果，能够提升光储充电站的综合运行性能。

4）实验表明，所提策略下储能系统实际交流侧功率能够较好地跟踪其功率给定值，具备可行性。本研究将储能系统视为整体，与光储充电站中其他能量单元进行功率的优化分配。事实上，随着电池储能系统寿命周期的不断增长，其内部各储能单元将呈现出一定的个体差异性，因此基于论文所提策略框架下的储能系统内部功率分配问题将是下一步研究重点。

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