光储充一体化电站能量管理与运行策略探索

导语

光储充一体化是一种将光伏发电、储能和充电相结合的综合能源解决方案，如何根据新能源出力、充电需求以及电价合理安排储能系统的运行方式，是解决光储充一体化电站经济性运行的关键问题。本文介绍了市场上常见光储充一体化电站的系统结构与运行模式，研究提出了适应分时电价政策的光储充一体化电站运行策略，并结合典型日进行了策略的模拟应用，期望能够为光储充一体化电站的运行管理提供有效依据。

光储充一体化电站的系统结构与运行模式

与传统的单一充电站相比，光储充一体化电站具有多能互补、电力调节、节能环保等显著优势。在实际运营过程中，可通过优化配置和调度管理，提升能源利用效率，实现经济效益、社会效益的最大化。

目前，光储充一体化电站主要有共交流母线、共直流母线与交直流母线三种类型的电路拓扑。其中，共交流母线拓扑结构简单、相关设备技术成熟、建设成本相对较低，故更为广泛地被应用于工程项目。该模式通过0.4kV交流母线，连接储能变流器、光伏逆变器形成光储系统，通过并网/离网切换开关与变压器0.4kV交流分支线路连接充电设施形成充电网络系统，实现光储充一体化电站。

此外，为了保障光储充一体化电站经济性运行，需在云端建设一套光储充一体化电站能量管理系统，对接本地EMS站控系统，向下连接储能、光伏与充电设施，实现源荷储多源异构数据汇聚与策略性运行调控。具体如下图所示：  

图1  共交流母线拓扑系统结构

另外，在光储充一体化电站建设与运行方面，目前对于光伏、储能容量配置的问题已有了一些研究，但对于光储充电站日常运行策略的研究还较少，且少有考虑电价因素进行分析，导致策略的经济性与实用性不强。因此，有必要进一步研究适应分时电价政策的光储充一体化电站运行策略。

适应分时电价政策的光储充一体化电站运行策略

在光储充一体化电站实际运营过程中，结合分时电价政策，通过制定合理的储能充放电策略，能够最大化利用谷时段市电、最小化使用峰时段市电，降低购电成本。同时，考虑到光储充一体化电站发电与负荷预测的不确定性，其具有变量多元、工况复杂多变等特征，单一的计划性运行策略无法满足多变场景的实际运行需要。因此，需要建立适应分时电价政策的日前计划与实时调度相结合的综合运行调控策略。

日前计划运行策略主要基于日前光伏出力、充电负荷的预测值求解次日储能电池的充放电计划和外购电力计划，需要考虑最大化消纳光伏发电、最小化外购电费两大优化目标以及储能安全健康运行等约束条件。

最大化消纳光伏发电目标下，光伏发电首先供桩，其次供储，储能充电功率跟随光伏出力，且需根据日前预测为光伏余电预留容量空间；最小化外购电费目标下，尽可能不用峰电、少用平电，储能需根据日前预测为峰（平）时段净负荷预留电量。

而超短期实时运行调度策略，则是以最小调整成本保证功率平衡为目标，结合光伏实际出力、实时充电负荷等变量因素，在日前计划的基础上进行实时滚动调整。

在面对典型日（晴天、多云天、阴雨天等）全天不同时段工况时，光储充一体化电站需要根据工况条件灵活切换运行模式，以下梳理了光伏大发、谷价无光、平价备战、峰价放电、峰平无储五种模式下的运行策略：

（一）光伏大发

当光伏出力大于充电负荷时，不论处于何种电价时段，应以能发尽发、能用尽用为原则，在日前计划阶段即基于光伏出力预测提前预留储能容量。在这一场景下，光伏优先向充电桩供电；余量向储能供电，储能充电功率跟随光伏，能量流示意图如下（下同）：

图2  光伏大发运行模式

（二）谷价无光

当处于谷价时段且光伏出力不足时，应在满足外部约束下尽量多储电。具体来看，储能从电网充电，除了为后续光伏余量所需空间外，储能应尽量充满；充电桩如有需求也通过电网供电。

图3  谷价无光运行模式

（三）平价备战

当处于平价时段且下一时段为峰价时，应以减少下一峰价时段外购电力为目标备足储能电量。具体来看，储能若未充满则从电网充电，储能若已充满则不动作，为下一个峰时段预留电量；充电桩优先从光伏供电，不足部分从电网供电。

图4  平价备战运行模式

（四）峰价放电

当处于高峰电价时段时，应充分发挥光储协同作用，储能应根据高价时段净负荷需求预测在前一时段提前备足电量，此时段尽量不用外购电力。具体来看，如果光伏有出力，则光伏和储能同时向充电桩供电；如果光伏无出力，则仅由储能向充电桩放电，储能放电功率根据净负荷确定。    

图5  峰价放电运行模式

（五）峰平无储

当储能处于最低电量状态无法放电，同时无光伏，且电价处于峰时段，或电价处于平时段且下一时段为谷时段时，应在尽量减少充电桩负荷的前提下，外购市电保障基础用电。具体来看，由电网向充电桩供电，储能不动作，保持最低电量，待下一谷价时段充电。                                                                                                                            

图6  峰平无储运行模式

光储充一体化电站运行策略模拟应用

为了更好地体现上述运行策略在具体场景中的应用，本文选择某省的光储充一体化场站（2套160kW交直流一体充电系统、1套70kW光伏设备与1套100kW/215kWh储能设备），分别在晴天、多云、阴雨三类典型日下进行运行策略的模拟应用（在实际运行过程中，运行策略依托能量管理平台实时动态调整，本章节策略应用仅作参考）。

（一）晴天典型日

在晴天典型日下，光伏大发时段持续时间长，所需外购电力少，光储协同能够覆盖早高峰全部、晚高峰大部分充电量。

表1   晴天典型日光储充运行策略应用

在此策略应用下，储能全天实行两充两放。其中，第一次充电以谷价市电为主、光伏为辅，并提前预留后续时段光伏总发电裕量；第一次放电能够覆盖全部早高峰负荷；第二次充电全部为光伏，直至充满；第二次放电能够覆盖晚高峰前半段负荷，后半段保持最低电量进入待机状态。

图7  晴天典型日储能充放功率及荷电状态

（二）多云天典型日

在多云天典型日下，整体的场景时序及策略应用与上述晴天典型日类似，但由于光伏大发持续时间较短，因此在各场景持续时长、变化电量、储能预留光伏裕量方面有所差异。

表2   多云典型日光储充运行策略应用

在此策略应用下，储能实行两充两放，充放策略与上述晴天典型日类似。其中，第一次充电以谷价市电为主、光伏为辅，充至满电状态；第一次放电能够覆盖全部早高峰负荷；第二次充电以平价市电为主、光伏为辅，直至充满；第二次放电能够覆盖晚高峰前半段负荷，后半段保持最低电量进入待机状态。

图8  多云典型日储能充放策略及荷电状态

（三）阴雨天典型日

在阴雨天典型日下，光伏出力极少，不存在光伏大发时段，所需外购电力较多，因此主要以储能充放作为移峰填谷降费的主要手段。

表3   阴雨典型日光储充运行策略应用

在此策略应用下，储能实行两充两放，充电全部来自电网外购电。其中，第一次充电全部为谷价市电,充至满电状态；第一次放电能够覆盖全部早高峰负荷；第二次充电全部为平价市电，直至充满；第二次放电能够覆盖晚高峰前半段负荷，后半段保持最低电量进入待机状态。

图9  阴雨典型日储能充放策略及荷电状态

结语

本文针对光储充一体化电站能量运行管理的业务痛点难点，初步提出了适应分时电价政策的能量运行策略，并结合典型日对其进行了模拟应用。接下来，笔者也将进一步将策略正式应用到光储充电站的日常生产运行中，不断验证并提升策略的有效性。光储充电站实际运行与需求响应、辅助服务、电力现货与绿电交易等业务息息相关，涉及面非常广泛，考虑必有不周到之处，期待与各位的交流互动，提出更多的新维度、新思路。