中國儲能網訊：光儲充一體化是一種將光伏發(fā)電、儲能和充電相結合的綜合能源解決方案，如何根據新能源出力、充電需求以及電價合理安排儲能系統的運行方式，是解決光儲充一體化電站經濟性運行的關鍵問題。本文介紹了市場上常見光儲充一體化電站的系統結構與運行模式，研究提出了適應分時電價政策的光儲充一體化電站運行策略，并結合典型日進行了策略的模擬應用，期望能夠為光儲充一體化電站的運行管理提供有效依據。
光儲充一體化電站的系統結構與運行模式
與傳統的單一充電站相比，光儲充一體化電站具有多能互補、電力調節(jié)、節(jié)能環(huán)保等顯著優(yōu)勢。在實際運營過程中，可通過優(yōu)化配置和調度管理，提升能源利用效率，實現經濟效益、社會效益的最大化。
目前，光儲充一體化電站主要有共交流母線、共直流母線與交直流母線三種類型的電路拓撲。其中，共交流母線拓撲結構簡單、相關設備技術成熟、建設成本相對較低，故更為廣泛地被應用于工程項目。該模式通過0.4kV交流母線，連接儲能變流器、光伏逆變器形成光儲系統，通過并網/離網切換開關與變壓器0.4kV交流分支線路連接充電設施形成充電網絡系統，實現光儲充一體化電站。
此外，為了保障光儲充一體化電站經濟性運行，需在云端建設一套光儲充一體化電站能量管理系統，對接本地EMS站控系統，向下連接儲能、光伏與充電設施，實現源荷儲多源異構數據匯聚與策略性運行調控。具體如下圖所示：
圖1 共交流母線拓撲系統結構
另外，在光儲充一體化電站建設與運行方面，目前對于光伏、儲能容量配置的問題已有了一些研究，但對于光儲充電站日常運行策略的研究還較少，且少有考慮電價因素進行分析，導致策略的經濟性與實用性不強。因此，有必要進一步研究適應分時電價政策的光儲充一體化電站運行策略。
適應分時電價政策的光儲充一體化電站運行策略
在光儲充一體化電站實際運營過程中，結合分時電價政策，通過制定合理的儲能充放電策略，能夠最大化利用谷時段市電、最小化使用峰時段市電，降低購電成本。同時，考慮到光儲充一體化電站發(fā)電與負荷預測的不確定性，其具有變量多元、工況復雜多變等特征，單一的計劃性運行策略無法滿足多變場景的實際運行需要。因此，需要建立適應分時電價政策的日前計劃與實時調度相結合的綜合運行調控策略。
日前計劃運行策略主要基于日前光伏出力、充電負荷的預測值求解次日儲能電池的充放電計劃和外購電力計劃，需要考慮最大化消納光伏發(fā)電、最小化外購電費兩大優(yōu)化目標以及儲能安全健康運行等約束條件。
最大化消納光伏發(fā)電目標下，光伏發(fā)電首先供樁，其次供儲，儲能充電功率跟隨光伏出力，且需根據日前預測為光伏余電預留容量空間；最小化外購電費目標下，盡可能不用峰電、少用平電，儲能需根據日前預測為峰（平）時段凈負荷預留電量。
而超短期實時運行調度策略，則是以最小調整成本保證功率平衡為目標，結合光伏實際出力、實時充電負荷等變量因素，在日前計劃的基礎上進行實時滾動調整。
在面對典型日（晴天、多云天、陰雨天等）全天不同時段工況時，光儲充一體化電站需要根據工況條件靈活切換運行模式，以下梳理了光伏大發(fā)、谷價無光、平價備戰(zhàn)、峰價放電、峰平無儲五種模式下的運行策略：
（一）光伏大發(fā)
當光伏出力大于充電負荷時，不論處于何種電價時段，應以能發(fā)盡發(fā)、能用盡用為原則，在日前計劃階段即基于光伏出力預測提前預留儲能容量。在這一場景下，光伏優(yōu)先向充電樁供電；余量向儲能供電，儲能充電功率跟隨光伏，能量流示意圖如下（下同）：
圖2 光伏大發(fā)運行模式
（二）谷價無光
當處于谷價時段且光伏出力不足時，應在滿足外部約束下盡量多儲電。具體來看，儲能從電網充電，除了為后續(xù)光伏余量所需空間外，儲能應盡量充滿；充電樁如有需求也通過電網供電。
圖3 谷價無光運行模式
（三）平價備戰(zhàn)
當處于平價時段且下一時段為峰價時，應以減少下一峰價時段外購電力為目標備足儲能電量。具體來看，儲能若未充滿則從電網充電，儲能若已充滿則不動作，為下一個峰時段預留電量；充電樁優(yōu)先從光伏供電，不足部分從電網供電。
圖4 平價備戰(zhàn)運行模式
（四）峰價放電
當處于高峰電價時段時，應充分發(fā)揮光儲協同作用，儲能應根據高價時段凈負荷需求預測在前一時段提前備足電量，此時段盡量不用外購電力。具體來看，如果光伏有出力，則光伏和儲能同時向充電樁供電；如果光伏無出力，則僅由儲能向充電樁放電，儲能放電功率根據凈負荷確定。
圖5 峰價放電運行模式
（五）峰平無儲
當儲能處于最低電量狀態(tài)無法放電，同時無光伏，且電價處于峰時段，或電價處于平時段且下一時段為谷時段時，應在盡量減少充電樁負荷的前提下，外購市電保障基礎用電。具體來看，由電網向充電樁供電，儲能不動作，保持最低電量，待下一谷價時段充電。
圖6 峰平無儲運行模式
光儲充一體化電站運行策略模擬應用
為了更好地體現上述運行策略在具體場景中的應用，本文選擇某省的光儲充一體化場站（2套160kW交直流一體充電系統、1套70kW光伏設備與1套100kW/215kWh儲能設備），分別在晴天、多云、陰雨三類典型日下進行運行策略的模擬應用（在實際運行過程中，運行策略依托能量管理平臺實時動態(tài)調整，本章節(jié)策略應用僅作參考）。
（一）晴天典型日
在晴天典型日下，光伏大發(fā)時段持續(xù)時間長，所需外購電力少，光儲協同能夠覆蓋早高峰全部、晚高峰大部分充電量。
表1 晴天典型日光儲充運行策略應用
在此策略應用下，儲能全天實行兩充兩放。其中，第一次充電以谷價市電為主、光伏為輔，并提前預留后續(xù)時段光伏總發(fā)電裕量；第一次放電能夠覆蓋全部早高峰負荷；第二次充電全部為光伏，直至充滿；第二次放電能夠覆蓋晚高峰前半段負荷，后半段保持最低電量進入待機狀態(tài)。
圖7 晴天典型日儲能充放功率及荷電狀態(tài)
（二）多云天典型日
在多云天典型日下，整體的場景時序及策略應用與上述晴天典型日類似，但由于光伏大發(fā)持續(xù)時間較短，因此在各場景持續(xù)時長、變化電量、儲能預留光伏裕量方面有所差異。
表2 多云典型日光儲充運行策略應用
在此策略應用下，儲能實行兩充兩放，充放策略與上述晴天典型日類似。其中，第一次充電以谷價市電為主、光伏為輔，充至滿電狀態(tài)；第一次放電能夠覆蓋全部早高峰負荷；第二次充電以平價市電為主、光伏為輔，直至充滿；第二次放電能夠覆蓋晚高峰前半段負荷，后半段保持最低電量進入待機狀態(tài)。
圖8 多云典型日儲能充放策略及荷電狀態(tài)
（三）陰雨天典型日
在陰雨天典型日下，光伏出力極少，不存在光伏大發(fā)時段，所需外購電力較多，因此主要以儲能充放作為移峰填谷降費的主要手段。
表3 陰雨典型日光儲充運行策略應用
在此策略應用下，儲能實行兩充兩放，充電全部來自電網外購電。其中，第一次充電全部為谷價市電,充至滿電狀態(tài)；第一次放電能夠覆蓋全部早高峰負荷；第二次充電全部為平價市電，直至充滿；第二次放電能夠覆蓋晚高峰前半段負荷，后半段保持最低電量進入待機狀態(tài)。
圖9 陰雨典型日儲能充放策略及荷電狀態(tài)
結語
本文針對光儲充一體化電站能量運行管理的業(yè)務痛點難點，初步提出了適應分時電價政策的能量運行策略，并結合典型日對其進行了模擬應用。接下來，筆者也將進一步將策略正式應用到光儲充電站的日常生產運行中，不斷驗證并提升策略的有效性。光儲充電站實際運行與需求響應、輔助服務、電力現貨與綠電交易等業(yè)務息息相關，涉及面非常廣泛，考慮必有不周到之處，期待與各位的交流互動，提出更多的新維度、新思路。
