光伏儲放系統控制策略研究

婁婷婷 ，郭 翔 ，徐 鼎 ，曹際娜 ，黃德旭

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.國網濟南供電公司，山東 濟南 250012；3.山東魯能智能技術有限公司，山東 濟南 250101）

0 引言

青島薛家島電動汽車智能充換儲放一體化示范電站按照充、換、儲、放于一體的電動汽車充換電方案進行建設，在實現電動汽車的充換電功能的同時，搭建了模塊化儲能裝置和光伏系統，實現電網調度下的有序充放電、削峰填谷和應急供電等功能。電池儲能以及光伏發電系統除可為電站內部用電設施提供不間斷電力供應外，還可以參與電網調度，實現電網經濟化運行［1］。利用動力電池組和并網充放電裝置在晚間低谷時段充電，白天高峰時段向電網并網送電，有效提高電池壽命及商業價值，滿足儲能電池向電網進行能量回饋的應用需求［2-3］。

分析薛家島儲放系統的配置情況，對集中儲能系統雙向變流裝置（以下簡稱PCS）控制策略進行研究，提出考慮負荷峰谷電價的PCS控制功率曲線計算方法，實現儲放系統的平抑負荷波動和經濟收益的綜合考慮。結合現場實際，驗證該方法的有效性。

1 系統組成

薛家島電動汽車智能充換儲放一體化示范電站系統結構如圖 1 所示［4］。

光伏系統。光伏系統屬于清潔能源發電，無污染物的排放，以最大限度地利用太陽能為基本出發點，調度控制應盡量優先安排光伏電池發電，其輸出功率波動由蓄電池來穩定［5］。影響光伏電池的主要因素為光照強度、電池板溫度和負載即儲能電池狀態。光伏電池設計安裝到位后，屬于不可控因素，因此光伏系統的控制策略中，儲能電池和PCS為其控制核心，即在光伏系統工作期間，控制PCS和儲能電池確保其能接收光伏系統發電輸出。當PCS和光伏陣列同時工作時，若PCS處于充電狀態，儲能電池容量應確保在本日可預計的時間內能接納光伏系統輸出和PCS充電電能；若PCS處于放電狀態，儲能電池容量應確保在本日可預計的時間內能接納光伏系統剩余輸出功率。

集中儲能系統。集中儲能系統包括儲能電池和PCS，其中PCS是薛家島儲能系統的核心，承擔儲能系統與電網能量交換的任務，其基本的控制原則為平抑負荷峰谷變化，充分發揮光伏輸出和儲能電池“儲能池”的作用，最大限度地獲取峰谷電價差帶來的收益。

分布式儲能系統。分布式儲能系統包括充電機、并網變流器、動力電池，可微調儲放功率，在儲放功率較低、調整集中儲放不便或不經濟時，作為集中儲能系統的補充。其主要控制原則為，在滿足充換電站換電需求的前提下，微調負荷峰谷，充分利用動力電池儲能能力，獲取最大收益。受電動乘用車客觀制約，該部分并未投運。

電動汽車充放電系統。電動汽車能量補給是電動汽車充換電站的主要功能，因此電動汽車充放電控制策略應以此為前提，即在滿足用戶充換電需求的前提下，按照換電電池冗余配置和電網負荷狀況，盡量讓電動汽車一起參與儲能系統經濟調度，安排充電負荷在低谷、低價時段。薛家島現有車輛動力電池僅夠維持公交車的運營，不作他用。

根據以上情況，本文主要分析集中儲能的控制策略。

圖1 電站系統結構

2 集中儲能系統充放電控制策略

2.1 集中儲能系統充放電控制策略影響因素

影響集中儲能系統充放電控制策略的影響因素主要有充換電站日負荷曲線、光照強度變化曲線、儲能電池狀態及充放電制約條件、PCS充放電效率變化曲線、PCS自身功率及狀態轉換制約因素等。

集中儲能系統4套PCS，每套PCS連接10組并聯的500 V、300 Ah儲能電池，其中1套PCS與光伏系統相連。儲放系統PCS設計額定功率為2 MW，單套PCS設計容量為500 kW，此時每套儲能電池充放電電流為1 000 A，滿足儲能電池充放電制約條件，在考慮控制策略時可忽略此因素。

光伏系統設計容量為100 kW，遠小于PCS額定功率，且小于PCS優化運行工況。光伏系統運行在白天負荷高峰區段，只需保證最大限度利用光伏輸出即可。

PCS充放電效率隨著負荷狀況的變化而變化，從多次實驗數據來看，輸出功率超過200 kW（半載）時，PCS效率在90%以上，因此，PCS工況宜維持在200 kW以上。

2.2 以平抑負荷波動為根本目標的控制策略

當儲放系統的主要作用是削峰填谷、平抑負荷波動時，其控制策略為，控制PCS充放電功率跟隨系統負荷反方向變化，PCS的理想控制曲線為理想負荷曲線與儲放投運前預測負荷曲線的差值。具體步驟為：

1）根據某日有功負荷曲線和光伏系統預測出力曲線繪制扣除光伏處理后充換電站的電網負荷曲線，如圖2所示。

2）根據充換電站電網負荷曲線繪制理想有功負荷曲線，即取電網負荷曲線平均值，如圖3所示。

3）根據理想負荷曲線，繪制儲放系統理想功率曲線，即電網負荷曲線與理想有功負荷曲線之差，如圖4所示。

圖2 母線總負荷曲線

圖3 母線理想負荷

圖4 儲能電池容量增加后的儲放理想負荷曲線

2.3 以經濟收益最大化為根本目標的控制策略

若儲放系統以經濟收益最大化為根本目標，則PCS控制的原則為在充分利用儲能系統的容量，在負荷低谷電價時段和平電價時段把儲能電池充滿或盡量多，在負荷高峰電價時段或平價時段放空或剩余電量盡量少。青島市分時電價計費如表1所示［4］。儲能系統控制曲線如圖5所示。

按照該控制策略，當日10 kV負荷曲線如圖6所示。從圖中可見，23∶00—次日 08∶00，11∶00—18∶00時負荷大于零，從上級電網給10 kV母線供電，供電負荷遠大于儲放投入前的負荷；其余時間負荷小于零，儲能系統除供給出線負荷外，還通過主變壓器給35 kV網絡供電。這種情況下一方面負荷大大增加，另一方面存在著負荷突變，給電網帶來負荷沖擊。

表1 青島市分時段電價計費標準

圖5 僅考慮經濟收益時儲能系統控制曲線

當僅考慮削峰填谷、平抑負荷波動時，儲放系統利用率較低，經濟效益較差。因此，應根據電網的要求，綜合考慮平抑負荷波動和峰谷電價的影響，控制PCS功率調整速率，以減小對電網的沖擊。

圖6 10 kV系統添加儲能后負荷曲線

3 考慮負荷峰谷電價的PCS功率控制曲線計算方法

首先根據歷史日負荷曲線，預測當日負荷曲線，其次，根據預測日負荷曲線、預測光伏輸出功率曲線及峰谷狀態和儲能電池荷電狀態限制，計算PCS儲能功率控制曲線（放電為-，充電為+），具體如下。

1）電價平價時段：11∶00—18∶00。此時光伏輸出較高，電價正常，主要控制PCS放電儲能環節，此時需要控制PCS儲能電池不能過放電。

SOC≥SOCp時，PCS儲能調度功率為

式中：SOC為儲能電池荷電狀態；SOCp為調度預測平價時段 SOC門檻值；Pi為 i時刻 PCS儲能調度功率；PPVi為i時刻預測光伏輸出功率；Pcmin為儲能調度功率最小限值；Pcmax為儲能調度功率最大限值。

SOC＜SOCp時，PCS儲能調度功率為

其中：

式中：Pcpi為i時刻理想的PCS儲能調度功率；Pd為預測日負荷平均功率；Pdi為預測日負荷i時刻功率；k1為平價時期調度系數，是儲能電池目標充電電量與實際可充電量的比值；∫Pi（t）dt為 PCS儲能調度功率曲線本時段的積分；C為電池組滿電電量。

2）電價高峰時段：08∶00—11∶00，18∶00—23∶00。此時光伏輸出較高，但是考慮電價影響，主要使PCS放電，此時需要控制PCS儲能電池不能過放電。

SOC＜SOCg時，PCS 儲能調度功率如式（1）所示。

SOC≥SOCg時，

其中：

式中：SOCg為調度預測高峰時段SOC門檻值；Pcgi為i時刻理想的PCS儲能調度功率；k2為電價高峰時期調度系數，是儲能電池目標放電電量與實際可放電量的比值。

3）電價低谷時段：23∶00—次日 08∶00。此時光伏輸出很低，電價便宜，主要對PCS儲能充電，此時需要控制PCS儲能電池不能過充電。

SOC≥SOCd時，PCS儲能調度功率如式 （1）所示。SOC＜SOCd時，PCS儲能調度功率如式（2）所示。其中，SOCd為調度預測低谷時段SOC門檻值。

4 儲放控制方法驗證

按照上節所提方法，考慮充分利用儲放電池容量，23∶00—次日 08∶00時段負荷和充電電價都比較低，因此在這個時段內盡可能向儲能電池充電；考慮經濟效益的情況，電價峰值時段控制儲放電池放電；平價時段由光伏系統給儲能電池補充3 132 kWh能量，考慮到此時母線負荷較高，繼續控制儲能系統向母線放電。繪制調度策略曲線如圖7所示，儲放系統投入前后負荷對比如圖8所示。

圖7 儲放控制曲線

圖8 儲放系統投入前后負荷曲線對比

由圖8可見，各時段負荷比較平均，電網主要在低價時段對儲能系統充電，平價時段和高峰電價時段負荷由儲能系統和電網共同供給。當日可獲利潤約3.48萬元，以此計算年獲利可達1 268.67萬元。可見負荷有所均衡，效益也有較大的增加。

5 結語

分析薛家島目前實際配置的儲放系統，提出考慮峰谷電價的PCS功率控制曲線計算方法，兼顧儲放系統平抑負荷波動的作用和經濟收益。實例證明該方法既能夠大幅提高經濟收益，又能對負荷進行有效均衡。