時珊珊1, 魏新遲1, 張宇1, 王育飛2, 方陳1, 王皓靖1
（1. 國網(wǎng)上海市電力公司電力科學(xué)研究院，上海 200437; 2. 上海電力大學(xué) 電氣工程學(xué)院，上海 200090）
摘要：針對儲能系統(tǒng)單一運行模式難以滿足光儲充電站多類技術(shù)需求的問題，提出一種考慮多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略。首先，分析光儲充電站儲能系統(tǒng)典型運行模式，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行儲能系統(tǒng)多模式融合設(shè)計；其次，建立不同模式下光儲充電站儲能系統(tǒng)運行模型，進(jìn)一步提出多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略；最后，基于上海某光儲充電站24 h運行曲線，對所提策略進(jìn)行仿真與實驗分析。結(jié)果表明：所提策略可降低光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷波動和儲能系統(tǒng)能量平衡用電成本，提升光儲充電站運行效益。
引文信息
時珊珊, 魏新遲, 張宇, 等. 考慮多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略[J]. 中國電力, 2023, 56(3): 144-153, 161.
SHI Shanshan, WEI Xinchi, ZHANG Yu, et al. Optimal operation strategy of energy storage system in photovoltaic-storage charging station considering multi-mode integration[J]. Electric Power, 2023, 56(3): 144-153, 161.
引言
隨著電動汽車的快速發(fā)展，人們對充電基礎(chǔ)設(shè)施規(guī)劃與建設(shè)提出了更高要求[1]。與此同時，在“碳達(dá)峰、碳中和”戰(zhàn)略背景下，為應(yīng)對化石能源枯竭和環(huán)境污染問題，提升可再生能源發(fā)展和利用水平、實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展成為世界各國的目標(biāo)[2-3]。光儲充電站作為兼具新能源消納、負(fù)荷波動平抑和延緩輸電線路擴(kuò)容功能的新型充電服務(wù)設(shè)施，近年來得到了廣泛關(guān)注與研究[4]。儲能系統(tǒng)具備雙向變功率的電能傳輸特性，是光儲充電站中最靈活的能量控制單元，因此儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略研究對提升光儲充電站綜合效益具有重要意義[5]。
目前已有學(xué)者針對充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行問題開展了相關(guān)研究。文獻(xiàn)[6]考慮電網(wǎng)側(cè)和負(fù)荷側(cè)的運行需求，建立了電網(wǎng)側(cè)負(fù)荷方差最小、儲能運維成本最小和向電網(wǎng)購電費用最小的多目標(biāo)優(yōu)化運行模型，并利用NSGA-III和模糊聚類得到儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行方案，提升了光儲充電站整體運行性能，但未考慮光伏出力及充電負(fù)荷不確定性對運行結(jié)果的影響；文獻(xiàn)[7-9]計及充電站中光伏出力或充電負(fù)荷的不確定性，建立以充電站運行成本最小為目標(biāo)的優(yōu)化運行模型，結(jié)合并網(wǎng)約束條件，在滿足運行要求的前提下提升了充電站運行效益，但未考慮電池壽命損耗問題；文獻(xiàn)[10-11]建立了計及電池壽命損耗的儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行模型，根據(jù)電池老化規(guī)律對儲能系統(tǒng)運行成本作進(jìn)一步量化，使優(yōu)化模型更加接近于實際運行情況，但儲能配置成本過高仍制約充電站綜合規(guī)劃效益；文獻(xiàn)[12-13]將電動汽車退役動力電池用于充電站儲能系統(tǒng)配置，建立考慮充電站負(fù)荷整形效益、運行維護(hù)成本和退役動力電池折舊成本的儲能多目標(biāo)優(yōu)化模型，在降低初始投資成本、優(yōu)化充電站運行的同時，推進(jìn)電動汽車退役動力電池梯次利用。以上方法從經(jīng)濟(jì)效益、技術(shù)效果和生態(tài)價值等方面進(jìn)行了儲能系統(tǒng)運行優(yōu)化，但此類方法主要通過建立優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)，利用智能算法尋優(yōu)得到儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行方案，其尋優(yōu)過程是以優(yōu)化目標(biāo)為方向的趨向性過程，存在一定隨機(jī)性，所得結(jié)果并非預(yù)設(shè)的具體優(yōu)化值，易導(dǎo)致實際運行時難以達(dá)到預(yù)期控制效果的問題。
根據(jù)給定控制目標(biāo)，結(jié)合功率平衡關(guān)系得到被控對象的功率控制信號，使其在運行時對該信號進(jìn)行跟蹤，可有效解決上述問題。文獻(xiàn)[14-15]采用低通濾波、移動平均濾波和高斯濾波等方法得到目標(biāo)并網(wǎng)功率值，對光儲系統(tǒng)進(jìn)行并網(wǎng)功率平滑控制，提高了光伏發(fā)電系統(tǒng)的電能輸出質(zhì)量；文獻(xiàn)[16]提出一種電池儲能參與電網(wǎng)削峰填谷的變功率控制策略，通過設(shè)定峰谷閾值進(jìn)行并網(wǎng)負(fù)荷整形；文獻(xiàn)[17-18]結(jié)合分時電價確定儲能系統(tǒng)充放電時刻，通過對儲能進(jìn)行“低儲高放”賺取峰谷電價差，提升了儲能電站運行的經(jīng)濟(jì)效益。綜上，根據(jù)不同控制目標(biāo)，儲能系統(tǒng)主要運行模式可分為并網(wǎng)功率平滑、并網(wǎng)負(fù)荷整形和分時電價套利等。實際應(yīng)用中，光儲充電站儲能系統(tǒng)的優(yōu)化運行往往不能簡單從電網(wǎng)側(cè)功率調(diào)節(jié)或負(fù)荷側(cè)經(jīng)濟(jì)運行等單一方面考慮。
針對上述問題，本文提出一種考慮多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略。通過對光儲充電站儲能系統(tǒng)功率平滑、負(fù)荷整形和分時電價3種運行模式進(jìn)行融合設(shè)計，建立光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化控制模型，得到兼具多種技術(shù)優(yōu)勢的儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略，并結(jié)合上海某光儲充電站運行數(shù)據(jù)進(jìn)行仿真與實驗分析，驗證所提運行策略的有效性。
1 光儲充電站結(jié)構(gòu)及運行模式
設(shè)計的光儲充電站結(jié)構(gòu)如圖1所示，相比于傳統(tǒng)電動汽車充電站結(jié)構(gòu)，光儲充電站中配置有光伏電池組和儲能電池組。其中，光伏電池組經(jīng)DC/AC變換器連接至交流母線，作為光儲充電站的重要電力來源；儲能電池組通過DC/AC變換器與交流母線相連，用于平抑交流母線不平衡功率；能量管理系統(tǒng)通過監(jiān)測各能量單元的功率信息對各時刻光伏電池組、儲能電池組和電網(wǎng)的功率進(jìn)行調(diào)控，以滿足充電負(fù)荷需求。
圖1 光儲充電站結(jié)構(gòu)
Fig.1 Structure of photovoltaic-storage charging station
考慮最大化新能源消納，光伏逆變器采用最大功率點跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）控制模式[19]，任意時刻t的光伏出力可視為不可控量，與電動汽車充電負(fù)荷疊加為光儲充電站的等效負(fù)荷，即
式中：Pload(t) 為等效負(fù)荷； Pev(t) 為電動汽車充電負(fù)荷； Ppv(t) 為光伏出力； Pac(t) 為交流充電負(fù)荷； Pdc(t) 為直流充電負(fù)荷。
根據(jù)能量守恒原理，光儲充電站功率平衡關(guān)系為
式中： Pgrid(t) 為光儲充電站并網(wǎng)功率； Pbess(t) 為儲能系統(tǒng)充放電功率， Pbess(t)＞0表示儲能系統(tǒng)充電， Pbess(t)＜0表示儲能系統(tǒng)放電。
由式（3）可知，通過改變各時刻儲能系統(tǒng)充放電功率，可優(yōu)化電網(wǎng)與光儲充電站間的功率傳輸。從電網(wǎng)運行和光儲充電站運營的角度出發(fā)，光儲充電站主要存在以下幾種運行模式。
1）功率平滑模式。
功率平滑模式主要從電網(wǎng)運行角度優(yōu)化光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷變化率，其具體方式是利用儲能系統(tǒng)雙向變功率輸出特性，通過調(diào)節(jié)各時刻儲能系統(tǒng)充放電狀態(tài)及其功率大小，緩沖光伏發(fā)電與電動汽車充電負(fù)荷的功率驟變，使光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線趨于平滑，減小充電負(fù)荷對配電網(wǎng)的沖擊。
2）負(fù)荷整形模式。
負(fù)荷整形模式主要從電網(wǎng)運行角度優(yōu)化光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷變化范圍，其具體方式是使儲能系統(tǒng)在等效負(fù)荷低于設(shè)定功率下限時充電，高于設(shè)定功率上限時放電，保證光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷穩(wěn)定在合理的上下限之間，延緩輸電線路擴(kuò)容。
3）分時電價模式。
分時電價模式主要從光儲充電站運營角度對儲能系統(tǒng)充放電時段進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，其具體方式是利用儲能系統(tǒng)在谷電價時段充電、峰電價時段放電，以獲取峰谷差價利潤，提高光儲充電站運行經(jīng)濟(jì)性。
以上3種運行模式均能從不同角度實現(xiàn)光儲充電站運行優(yōu)化。如功率平滑模式和負(fù)荷整形模式分別從并網(wǎng)負(fù)荷變化率和變化范圍2個方面進(jìn)行了優(yōu)化，改善了光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷功率質(zhì)量；分時電價模式則利用峰谷電價差降低了光儲充電站購電成本，提高運行經(jīng)濟(jì)性。然而，光儲充電站實際運行過程中需要兼顧電網(wǎng)側(cè)運行的技術(shù)性指標(biāo)和充電站經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)[6]，因此須對以上3種運行模式進(jìn)行融合設(shè)計。
2 多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略
2.1 多模式融合設(shè)計
功率平滑模式和負(fù)荷整形模式的主要控制目標(biāo)均為光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷功率，是不同技術(shù)指標(biāo)下2種并網(wǎng)負(fù)荷功率調(diào)節(jié)手段，具有較好的兼容性，可在完成功率平滑控制目標(biāo)的基礎(chǔ)上，同時實現(xiàn)負(fù)荷整形控制要求。分時電價模式的儲能系統(tǒng)充放電功率則主要取決于峰谷電價時段，與實際并網(wǎng)負(fù)荷功率的變化情況可能存在一定偏差，即峰電價時段不一定為實際負(fù)荷峰值時段，谷電價時段不一定為實際負(fù)荷谷值時段。因此，若簡單將3種運行模式疊加，可能導(dǎo)致并網(wǎng)負(fù)荷功率“峰上加峰”的情況[20-21]，不利于光儲充電站安全穩(wěn)定運行。此外，考慮工作周期內(nèi)儲能系統(tǒng)參與并網(wǎng)負(fù)荷功率調(diào)節(jié)的充電量和放電量通常不相等，若不采取措施對儲能系統(tǒng)進(jìn)行能量平衡，將難以保證儲能系統(tǒng)長時間持續(xù)運行。
為解決上述問題，提出一種多模式融合的儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行策略，主要思路如下。
1）根據(jù)各時刻光伏出力和充電負(fù)荷數(shù)據(jù)，得到各時刻光儲充電站原始并網(wǎng)負(fù)荷功率，即各時刻等效負(fù)荷功率，構(gòu)成等效負(fù)荷功率序列。
2）對等效負(fù)荷功率序列進(jìn)行功率平滑處理，得到功率平滑處理后的并網(wǎng)負(fù)荷功率序列，在此基礎(chǔ)上對所得序列進(jìn)行負(fù)荷整形處理，進(jìn)一步得到負(fù)荷整形處理后的并網(wǎng)負(fù)荷功率序列。
3）計算負(fù)荷整形處理后的并網(wǎng)負(fù)荷功率序列與等效負(fù)荷功率序列之間的能量差，基于“低儲高放”的分時電價模式，對上述能量差進(jìn)行平衡。
因此，光儲充電站多模式融合運行目標(biāo)主要由2個部分構(gòu)成。1）從并網(wǎng)功率優(yōu)化角度，對功率平滑模式和負(fù)荷整形模式進(jìn)行融合，實現(xiàn)光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線的優(yōu)化調(diào)節(jié)；2）結(jié)合光儲充電站經(jīng)濟(jì)運行要求，利用分時電價模式進(jìn)一步解決融合運行帶來的儲能系統(tǒng)能量不平衡問題。
2.2 多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行建模
基于上述分析，建立光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷功率優(yōu)化模型和基于分時電價模式的儲能系統(tǒng)能量平衡模型。
1）光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷功率優(yōu)化模型。
功率平滑模式旨在降低光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷變化率，參考文獻(xiàn)[22]，采用滑動平均法得到功率平滑模型為
式中：FPS 為功率平滑函數(shù)； X1 、 Y1 分別為 FPS 的輸入、輸出序列；x1(t) 為 X1 的第t個元素值（t =1, 2, ···）； y1[x1(t)] 為 Y1 的第t個元素值（t =1, 2, ···）；N為滑動系數(shù)，取值為大于1的奇數(shù)[21]。
負(fù)荷整形模式旨在限定光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷變化范圍。若輸入值處于所設(shè)范圍內(nèi)，則不作處理直接輸出；若輸入值超出所設(shè)閾值，則將其限制于閾值。因此，得到負(fù)荷整形模型為
式中： FLS 為負(fù)荷整形函數(shù)； X2 、 Y2 分別為 FLS 的輸入、輸出序列； x2(t) 為 X2 的第t個元素值(t =1, 2, ···)； y2[x2(t)] 為 Y2 的第t個元素值(t =1, 2, ···)； xM 、 xm 分別為允許輸出的最大值和最小值。
以功率平滑函數(shù)為內(nèi)層函數(shù)，負(fù)荷整形函數(shù)為外層函數(shù)，建立光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷優(yōu)化模型為
式中： FOP 為光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷優(yōu)化函數(shù)； X3 、 Y3 分別為 FOP 的輸入、輸出序列； x3(t) 為 X3 的第t個元素值(t =1, 2, ···)。
2）基于分時電價模式的儲能系統(tǒng)能量平衡模型。
為避免充放電量不相等導(dǎo)致的儲能系統(tǒng)宕機(jī)問題，同時提高光儲充電站購電經(jīng)濟(jì)性。若儲能系統(tǒng)在24 h內(nèi)的充電量大于放電量，則在峰電價時段中將剩余能量傳輸至電網(wǎng)，賺取售電利潤；若儲能系統(tǒng)在24 h內(nèi)的放電量大于充電量，則在谷電價時段中利用電網(wǎng)對儲能充電，節(jié)省充電成本。根據(jù)以上思路，設(shè)定儲能系統(tǒng)能量平衡時段為T1~T2，建立儲能系統(tǒng)能量平衡模型為
式中：FBL 為能量平衡函數(shù)； X4 、 Y4 分別為 FBL 的輸入、輸出序列；x4(t) 為 X4 的第t個元素值(t =1, 2, ···)； PBL 為平衡功率； εBL 為能量平衡狀態(tài)序列，若t時刻屬于能量平衡時段T1~T2，則 εBL 中第t個元素 εBL(t) =1，反之 εBL(t) =0； τ 為能量平衡總時長； Δt 為功率采樣時間間隔。
整理后，可得基于分時電價的儲能系統(tǒng)能量平衡模型為
2.3 多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行流程
多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行流程如圖2所示，光儲充電站運行時，通過讀取光儲充電站各時刻光伏出力和充電負(fù)荷運行數(shù)據(jù)，結(jié)合光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷優(yōu)化模型，可得到光儲充電站各時刻目標(biāo)并網(wǎng)負(fù)荷功率。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)式（3）所示功率平衡關(guān)系將目標(biāo)并網(wǎng)負(fù)荷功率數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為儲能系統(tǒng)所需充放電功率數(shù)據(jù)，結(jié)合基于分時電價模式的儲能系統(tǒng)能量平衡模型，可計算各時刻儲能系統(tǒng)擬充放電功率方案，并經(jīng)儲能運行約束條件校驗及修正，得到多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)運行方案。
圖2 儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行流程
Fig.2 Optimized operation flow of energy storage system
具體操作如下。
1）以光伏出力序列 Ppv = {Ppv(1) Ppv(2) ?} 和充電負(fù)荷序列 Pev = {Pev(1) Pev(2) ?} 為輸入量，得到儲能系統(tǒng)未進(jìn)行充放電情況下的原始并網(wǎng)負(fù)荷功率序列（即等效負(fù)荷序列 Pload = {Pload(1) Pload(2) ?} ）。
2）為得到光儲充電站各時刻目標(biāo)并網(wǎng)負(fù)荷功率，首先對等效負(fù)荷序列 Pload 作功率平滑處理，設(shè)定滑動系數(shù)N，得到功率平滑處理后的并網(wǎng)負(fù)荷功率序列 Pcc,1 = {Pcc,1(1) Pcc,1(2) ?} ，其中
進(jìn)一步地，以并網(wǎng)負(fù)荷功率序列 Pcc,1 為輸入量進(jìn)行負(fù)荷整形處理，設(shè)定并網(wǎng)負(fù)荷上限值 Pcc,M 和下限值 Pcc,m ，得到負(fù)荷整形處理后的并網(wǎng)負(fù)荷功率序列 Pcc,2 = {Pcc,2(1) Pcc,2(2) ?} ，其中
3）為進(jìn)行光儲充電站儲能系統(tǒng)能量平衡，將光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷功率通過功率平衡關(guān)系轉(zhuǎn)化為儲能系統(tǒng)充放電功率作為輸入量，計算功率平滑及負(fù)荷整形處理后的儲能系統(tǒng)充放電功率序列 Pbess,2 = {Pbess,2(1) Pbess,2(2) ?} ，其中
設(shè)定光儲充電站儲能系統(tǒng)能量平衡時段T1~T2，得到能量平衡狀態(tài)序列 εBL ，以功率序列 Pbess,2 為輸入量，計算能量平衡處理后的儲能系統(tǒng)擬充放電功率序列圖片 其中
綜上可知，光儲充電站運行過程中，能量管理系統(tǒng)通過讀取光伏出力序列 Ppv = {Ppv(1) Ppv(2) ?} 和充電負(fù)荷序列 Pev = {Pev(1) Pev(2) ?} 作為輸入量，結(jié)合式（18）~（20）計算光儲充電站儲能系統(tǒng)充放電功率序列 Pbess = {Pbess(1) Pbess(2) ?} 作為輸出量，可得到多模式融合的光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行方案，如表1所示，該運行策略1）以功率平滑函數(shù)為內(nèi)層函數(shù)、負(fù)荷整形函數(shù)為外層函數(shù)，對功率平滑函數(shù)和負(fù)荷整形函數(shù)進(jìn)行復(fù)合處理，實現(xiàn)功率平滑模式和負(fù)荷整形模式的融合。2）結(jié)合了分時電價政策及儲能系統(tǒng)充放電能量差，設(shè)定儲能系統(tǒng)能量平衡時段T1—T2，節(jié)約儲能系統(tǒng)能量平衡成本，能夠有效優(yōu)化光儲充電站運行效果。
表1 儲能系統(tǒng)多模式融合策略
Table 1 Multi-mode integration strategy of energy storage system
3 仿真分析
3.1 數(shù)據(jù)來源
選取圖3所示上海某光儲充電站24 h運行曲線進(jìn)行仿真分析。該光儲充電站具體配置參數(shù)如表2所示，其功率采樣時間間隔Δt =1 min。
圖3 上海某光儲充電站24 h運行曲線
Fig.3 24 h operation curves of a photovoltaic-storage charging station in Shanghai
表2 光儲充電站基本配置參數(shù)
Table 2 Basic configuration parameters of photovoltaic-storage charging station
3.2 仿真結(jié)果與分析
3.2.1 仿真結(jié)果
設(shè)定滑動系數(shù)N=15，并網(wǎng)負(fù)荷上、下限分別為變壓器額定功率的75%和1%（即 Pcc,M =112.5 kW， Pcc,m =1.5 kW），可得到光儲充電站儲能系統(tǒng)待平衡能量為?7.65 kW·h，即能量平衡前儲能系統(tǒng)24 h放電量比充電量多7.65 kW·h，因此須增大儲能系統(tǒng)充電量。根據(jù)上海市最新分時電價政策，08:00—11:00、18:00—21:00為峰時段；06:00—08:00、11:00—18:00、21:00—22:00為平時段；22:00至次日06:00為谷時段。結(jié)合圖3可知，光儲充電站在00:00—06:00負(fù)荷較低，且處于谷電價時段，宜在此階段增大儲能系統(tǒng)充電功率，進(jìn)行儲能系統(tǒng)能量平衡。因此，設(shè)定00:00—06:00為能量平衡時段，即T1=00:00，T2=06:00?；谝陨显O(shè)定，可得到所提策略下儲能系統(tǒng)充放電功率曲線及SOC變化曲線，如圖4所示。
圖4 所提策略下的儲能系統(tǒng)運行曲線
Fig.4 Operating curves of energy storage system under the proposed strategy
基于上述儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行方案，可得到儲能工作前后光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線對比，如圖5所示。其中，儲能工作前曲線為光儲充電站原始并網(wǎng)負(fù)荷曲線（即光儲充電站等效負(fù)荷曲線），儲能工作后曲線為所提策略下光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線。由圖5可知，所提策略可有效實現(xiàn)并網(wǎng)點功率平滑和負(fù)荷整形，降低光儲充電站并網(wǎng)點功率變化率和變化范圍，減小光儲充電站負(fù)荷波動對電網(wǎng)造成的沖擊。
圖5 儲能工作前后光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線對比
Fig.5 Comparison of grid-connected load curves of the photovoltaic-storage charging station before and after operation of energy storage system
3.2.2 對比分析
為驗證所提策略在儲能系統(tǒng)能量平衡及光儲充電站并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)方面的優(yōu)勢，將所提策略與功率平滑、負(fù)荷整形和分時電價3種傳統(tǒng)運行模式進(jìn)行比較分析。
1）儲能系統(tǒng)能量平衡效果。
不同運行模式下儲能系統(tǒng)充放電功率曲線如圖6 a)所示。為驗證儲能系統(tǒng)能量平衡效果，根據(jù)各時刻儲能系統(tǒng)充放電功率值，可計算儲能系統(tǒng)各時刻的凈能量值，得到儲能系統(tǒng)凈能量變化曲線如圖6 b)所示。經(jīng)計算，分時電價模式及所提運行策略下，儲能系統(tǒng)末端時刻的凈能量值均趨于零，實現(xiàn)了儲能系統(tǒng)24 h充放電能量自平衡，但分時電價模式由于充電或放電過程持續(xù)時間長，所需電池運行容量較大，成本較高；功率平滑模式和負(fù)荷整形模式下儲能系統(tǒng)末端時刻的凈能量值分別為0.05 kW·h和?12.15 kW·h，存在一定能量差，易出現(xiàn)儲能系統(tǒng)充電量與放電量不均衡的情況，難以滿足儲能系統(tǒng)運行的可靠性要求。
圖6 不同運行模式下的儲能系統(tǒng)運行曲線對比
Fig.6 Comparison of operating curves of energy storage system under different operating modes
2）光儲充電站并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)效果。
不同運行模式下的光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線如圖7所示，其負(fù)荷波動率、負(fù)荷變化范圍和總購電成本如表3所示。其中，負(fù)荷波動率采用文獻(xiàn)[22]中的定義，對應(yīng)的光儲充電站負(fù)荷波動率 γ 為
圖7 不同運行模式下的光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線
Fig.7 Grid-connected curves of photovoltaic-storage charging station under proposed strategy
表3 4種運行策略下光儲充電站運行指標(biāo)對比
Table 3 Comparison of operating indicators of photovoltaic-storage charging station under four operating strategies
式中： Ppv,N 、 Pev,N 分別為光伏發(fā)電和電動汽車充電樁的額定配置容量。電價計算采用上海市最新分時電價政策，即峰時段為1.074元/(kW·h)，平時段為0.671元/(kW·h)，谷電價為0.316元/(kW·h)。
由表3可知，功率平滑模式使光儲充電站負(fù)荷波動率由1.83%降至0.41%，約為原來的22.4%，但其負(fù)荷變化范圍存在小于零的區(qū)間，存在向電網(wǎng)倒送電能的情況；負(fù)荷整形模式將光儲充電站負(fù)荷變化限制于1.5~112.5 kW范圍內(nèi)，但其負(fù)荷波動率未能改善；分時電價模式下24 h總購電成本為881.23元，相比無儲能狀態(tài)下的972.19元降低了9.36%，但其不僅增大了負(fù)荷波動率，而且未能有效改善負(fù)荷變化范圍；所提策略兼具功率平滑模式和負(fù)荷整形模式的調(diào)節(jié)效果，不僅使光儲充電站負(fù)荷波動率由1.83%降至0.41%，而且將光儲充電站負(fù)荷變化限制于1.5~112.5 kW范圍內(nèi)，可使光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線趨于平滑穩(wěn)定，降低光儲充電站負(fù)荷波動對電網(wǎng)運行的不利影響，同時還能降低變壓器的壽命損耗；此外，光儲充電站24 h總購電成本為965.48元，相比無儲能狀態(tài)下的972.19元降低了0.69%，可見所提策略還能夠降低光儲充電站購電成本，實現(xiàn)光儲充電站經(jīng)濟(jì)運行。
4 實驗驗證
為進(jìn)一步驗證所提策略的可行性，在上海某光儲充站點對所提多模式融合優(yōu)化運行策略進(jìn)行實驗驗證。實證站點系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖8所示，包括屋頂光伏、儲能系統(tǒng)、充電樁及運行控制系統(tǒng)等。
圖8 光儲充電站儲能系統(tǒng)實證平臺
Fig.8 Test platform of energy storage system in photovoltaic-storage charging station
在該站點中，選擇某日08:30至次日08:30的實際采樣數(shù)據(jù)進(jìn)行實驗驗證，采樣間隔為10 min。首先，利用各時刻光伏出力和充電負(fù)荷實際數(shù)據(jù)，結(jié)合光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷優(yōu)化模型，計算得到光儲充電站各時刻目標(biāo)并網(wǎng)功率。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步根據(jù)功率平衡關(guān)系，將其轉(zhuǎn)化為儲能系統(tǒng)擬充放電功率數(shù)據(jù)，并對儲能系統(tǒng)擬充放電功率數(shù)據(jù)進(jìn)行儲能運行約束條件校驗和修正，得到儲能系統(tǒng)充放電功率給定值，以此作為控制信號對儲能系統(tǒng)各時刻充放電功率進(jìn)行控制，得到儲能系統(tǒng)24 h充放電功率曲線及SOC變化曲線如圖9所示。由圖9可以看出，儲能系統(tǒng)實際交流側(cè)功率能夠較好地跟蹤其功率給定值，可有效驗證所提策略的可行性。
圖9 儲能系統(tǒng)24 h充放電實驗結(jié)果
Fig.9 Experimental results of 24 h charge and discharge power of energy storage system
5 結(jié)論
本文針對光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行問題進(jìn)行了研究，對功率平滑、負(fù)荷整形和分時電價3種運行模式進(jìn)行了融合設(shè)計，得出以下結(jié)論。
1）所提策略可使光儲充電站負(fù)荷波動率降低為原來的22.4%，同時將光儲充電站負(fù)荷變化范圍限制于變壓器額定功率的1%~75%，能夠從負(fù)荷波動率和波動范圍2個方面改善光儲充電站并網(wǎng)負(fù)荷曲線，降低光儲充電站負(fù)荷波動對電網(wǎng)電能質(zhì)量造成的不利影響，延長變壓器運行壽命。
2）所提策略下光儲充電站儲能系統(tǒng)24 h充放電量相等，能夠克服因并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)導(dǎo)致的儲能系統(tǒng)充放電量失衡問題，提升儲能系統(tǒng)運行可靠性。
3）所提策略利用谷電價時段對儲能系統(tǒng)進(jìn)行能量平衡，總購電成本相比原始狀態(tài)降低了0.69%，同時還可兼顧實現(xiàn)并網(wǎng)功率平滑、并網(wǎng)負(fù)荷整形、儲能系統(tǒng)能量平衡等技術(shù)效果，能夠提升光儲充電站的綜合運行性能。
4）實驗表明，所提策略下儲能系統(tǒng)實際交流側(cè)功率能夠較好地跟蹤其功率給定值，具備可行性。
本研究將儲能系統(tǒng)視為整體，與光儲充電站中其他能量單元進(jìn)行功率的優(yōu)化分配。事實上，隨著電池儲能系統(tǒng)壽命周期的不斷增長，其內(nèi)部各儲能單元將呈現(xiàn)出一定的個體差異性，因此基于論文所提策略框架下的儲能系統(tǒng)內(nèi)部功率分配問題將是下一步研究重點。
