光伏储放系统控制策略研究

娄婷婷 ，郭 翔 ，徐 鼎 ，曹际娜 ，黄德旭

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.国网济南供电公司，山东 济南 250012；3.山东鲁能智能技术有限公司，山东 济南 250101）

0 引言

青岛薛家岛电动汽车智能充换储放一体化示范电站按照充、换、储、放于一体的电动汽车充换电方案进行建设，在实现电动汽车的充换电功能的同时，搭建了模块化储能装置和光伏系统，实现电网调度下的有序充放电、削峰填谷和应急供电等功能。电池储能以及光伏发电系统除可为电站内部用电设施提供不间断电力供应外，还可以参与电网调度，实现电网经济化运行［1］。利用动力电池组和并网充放电装置在晚间低谷时段充电，白天高峰时段向电网并网送电，有效提高电池寿命及商业价值，满足储能电池向电网进行能量回馈的应用需求［2-3］。

分析薛家岛储放系统的配置情况，对集中储能系统双向变流装置（以下简称PCS）控制策略进行研究，提出考虑负荷峰谷电价的PCS控制功率曲线计算方法，实现储放系统的平抑负荷波动和经济收益的综合考虑。结合现场实际，验证该方法的有效性。

1 系统组成

薛家岛电动汽车智能充换储放一体化示范电站系统结构如图 1 所示［4］。

光伏系统。光伏系统属于清洁能源发电，无污染物的排放，以最大限度地利用太阳能为基本出发点，调度控制应尽量优先安排光伏电池发电，其输出功率波动由蓄电池来稳定［5］。影响光伏电池的主要因素为光照强度、电池板温度和负载即储能电池状态。光伏电池设计安装到位后，属于不可控因素，因此光伏系统的控制策略中，储能电池和PCS为其控制核心，即在光伏系统工作期间，控制PCS和储能电池确保其能接收光伏系统发电输出。当PCS和光伏阵列同时工作时，若PCS处于充电状态，储能电池容量应确保在本日可预计的时间内能接纳光伏系统输出和PCS充电电能；若PCS处于放电状态，储能电池容量应确保在本日可预计的时间内能接纳光伏系统剩余输出功率。

集中储能系统。集中储能系统包括储能电池和PCS，其中PCS是薛家岛储能系统的核心，承担储能系统与电网能量交换的任务，其基本的控制原则为平抑负荷峰谷变化，充分发挥光伏输出和储能电池“储能池”的作用，最大限度地获取峰谷电价差带来的收益。

分布式储能系统。分布式储能系统包括充电机、并网变流器、动力电池，可微调储放功率，在储放功率较低、调整集中储放不便或不经济时，作为集中储能系统的补充。其主要控制原则为，在满足充换电站换电需求的前提下，微调负荷峰谷，充分利用动力电池储能能力，获取最大收益。受电动乘用车客观制约，该部分并未投运。

电动汽车充放电系统。电动汽车能量补给是电动汽车充换电站的主要功能，因此电动汽车充放电控制策略应以此为前提，即在满足用户充换电需求的前提下，按照换电电池冗余配置和电网负荷状况，尽量让电动汽车一起参与储能系统经济调度，安排充电负荷在低谷、低价时段。薛家岛现有车辆动力电池仅够维持公交车的运营，不作他用。

根据以上情况，本文主要分析集中储能的控制策略。

图1 电站系统结构

2 集中储能系统充放电控制策略

2.1 集中储能系统充放电控制策略影响因素

影响集中储能系统充放电控制策略的影响因素主要有充换电站日负荷曲线、光照强度变化曲线、储能电池状态及充放电制约条件、PCS充放电效率变化曲线、PCS自身功率及状态转换制约因素等。

集中储能系统4套PCS，每套PCS连接10组并联的500 V、300 Ah储能电池，其中1套PCS与光伏系统相连。储放系统PCS设计额定功率为2 MW，单套PCS设计容量为500 kW，此时每套储能电池充放电电流为1 000 A，满足储能电池充放电制约条件，在考虑控制策略时可忽略此因素。

光伏系统设计容量为100 kW，远小于PCS额定功率，且小于PCS优化运行工况。光伏系统运行在白天负荷高峰区段，只需保证最大限度利用光伏输出即可。

PCS充放电效率随着负荷状况的变化而变化，从多次实验数据来看，输出功率超过200 kW（半载）时，PCS效率在90%以上，因此，PCS工况宜维持在200 kW以上。

2.2 以平抑负荷波动为根本目标的控制策略

当储放系统的主要作用是削峰填谷、平抑负荷波动时，其控制策略为，控制PCS充放电功率跟随系统负荷反方向变化，PCS的理想控制曲线为理想负荷曲线与储放投运前预测负荷曲线的差值。具体步骤为：

1）根据某日有功负荷曲线和光伏系统预测出力曲线绘制扣除光伏处理后充换电站的电网负荷曲线，如图2所示。

2）根据充换电站电网负荷曲线绘制理想有功负荷曲线，即取电网负荷曲线平均值，如图3所示。

3）根据理想负荷曲线，绘制储放系统理想功率曲线，即电网负荷曲线与理想有功负荷曲线之差，如图4所示。

图2 母线总负荷曲线

图3 母线理想负荷

图4 储能电池容量增加后的储放理想负荷曲线

2.3 以经济收益最大化为根本目标的控制策略

若储放系统以经济收益最大化为根本目标，则PCS控制的原则为在充分利用储能系统的容量，在负荷低谷电价时段和平电价时段把储能电池充满或尽量多，在负荷高峰电价时段或平价时段放空或剩余电量尽量少。青岛市分时电价计费如表1所示［4］。储能系统控制曲线如图5所示。

按照该控制策略，当日10 kV负荷曲线如图6所示。从图中可见，23∶00—次日 08∶00，11∶00—18∶00时负荷大于零，从上级电网给10 kV母线供电，供电负荷远大于储放投入前的负荷；其余时间负荷小于零，储能系统除供给出线负荷外，还通过主变压器给35 kV网络供电。这种情况下一方面负荷大大增加，另一方面存在着负荷突变，给电网带来负荷冲击。

表1 青岛市分时段电价计费标准

图5 仅考虑经济收益时储能系统控制曲线

当仅考虑削峰填谷、平抑负荷波动时，储放系统利用率较低，经济效益较差。因此，应根据电网的要求，综合考虑平抑负荷波动和峰谷电价的影响，控制PCS功率调整速率，以减小对电网的冲击。

图6 10 kV系统添加储能后负荷曲线

3 考虑负荷峰谷电价的PCS功率控制曲线计算方法

首先根据历史日负荷曲线，预测当日负荷曲线，其次，根据预测日负荷曲线、预测光伏输出功率曲线及峰谷状态和储能电池荷电状态限制，计算PCS储能功率控制曲线（放电为-，充电为+），具体如下。

1）电价平价时段：11∶00—18∶00。此时光伏输出较高，电价正常，主要控制PCS放电储能环节，此时需要控制PCS储能电池不能过放电。

SOC≥SOCp时，PCS储能调度功率为

式中：SOC为储能电池荷电状态；SOCp为调度预测平价时段 SOC门槛值；Pi为 i时刻 PCS储能调度功率；PPVi为i时刻预测光伏输出功率；Pcmin为储能调度功率最小限值；Pcmax为储能调度功率最大限值。

SOC＜SOCp时，PCS储能调度功率为

其中：

式中：Pcpi为i时刻理想的PCS储能调度功率；Pd为预测日负荷平均功率；Pdi为预测日负荷i时刻功率；k1为平价时期调度系数，是储能电池目标充电电量与实际可充电量的比值；∫Pi（t）dt为 PCS储能调度功率曲线本时段的积分；C为电池组满电电量。

2）电价高峰时段：08∶00—11∶00，18∶00—23∶00。此时光伏输出较高，但是考虑电价影响，主要使PCS放电，此时需要控制PCS储能电池不能过放电。

SOC＜SOCg时，PCS 储能调度功率如式（1）所示。

SOC≥SOCg时，

其中：

式中：SOCg为调度预测高峰时段SOC门槛值；Pcgi为i时刻理想的PCS储能调度功率；k2为电价高峰时期调度系数，是储能电池目标放电电量与实际可放电量的比值。

3）电价低谷时段：23∶00—次日 08∶00。此时光伏输出很低，电价便宜，主要对PCS储能充电，此时需要控制PCS储能电池不能过充电。

SOC≥SOCd时，PCS储能调度功率如式 （1）所示。SOC＜SOCd时，PCS储能调度功率如式（2）所示。其中，SOCd为调度预测低谷时段SOC门槛值。

4 储放控制方法验证

按照上节所提方法，考虑充分利用储放电池容量，23∶00—次日 08∶00时段负荷和充电电价都比较低，因此在这个时段内尽可能向储能电池充电；考虑经济效益的情况，电价峰值时段控制储放电池放电；平价时段由光伏系统给储能电池补充3 132 kWh能量，考虑到此时母线负荷较高，继续控制储能系统向母线放电。绘制调度策略曲线如图7所示，储放系统投入前后负荷对比如图8所示。

图7 储放控制曲线

图8 储放系统投入前后负荷曲线对比

由图8可见，各时段负荷比较平均，电网主要在低价时段对储能系统充电，平价时段和高峰电价时段负荷由储能系统和电网共同供给。当日可获利润约3.48万元，以此计算年获利可达1 268.67万元。可见负荷有所均衡，效益也有较大的增加。

5 结语

分析薛家岛目前实际配置的储放系统，提出考虑峰谷电价的PCS功率控制曲线计算方法，兼顾储放系统平抑负荷波动的作用和经济收益。实例证明该方法既能够大幅提高经济收益，又能对负荷进行有效均衡。