浅谈充放储一体化电站接入电网的技术应用

任运业

beplay安卓APP 上海嘉定201801

摘要：提供了一种全新的能量单元流动控制策略，利用SOC预测技术可以对充放储一体化换电站的整体储能电量进行有效的估算。结合电网EMS以及站内SCADA系统，通过双向可控逆变器控制充放储一体化电站与电网之间的互补支持。该控制策略在提高电网安全性、灵活性以及建设智能电网方面有良好的应用前景。

关键词：电动汽车；充放储一体化换电站；能量流动控制策略

0引言

随着电动汽车和储能技术的快速发展，具备电动汽车换电站、充放电站、储能站、梯次电池利用功能的充放储一体化电站，也越来越受到关注。一体化站的运行与电网的状态密切相关。本文将对电网处于正常运行和不正常运行状态下充放储一体化电站的能量流动控制策略进行探讨。紧急事故状态指电网发生严重故障电力系统处于紧急状态，甚至发生系统解列，一体化站迅速离网运行，本文不做探讨，但是电网局部发生较轻的故障对电网正常运行影响不大时，本文将把他看作为电网处于不正常的运行状态进行探讨。

1充放储一体化电站简介

电动汽车充放储一体化站要求具有充电、更换、储能的功能，满足电动汽车能源供给，提高电池利用效率，并且能够对储能电池以及功率、能量进行优化控制，与电网负荷进行协调与互动，为电网提供增值服务，一定程度上改善电网的电能质量，从而实现多方共赢。为了实现一体化站多项功能，应当具备调度、多用途变流装置、电池充换电系统以及梯次电池利用系统，如图1所示。

一体化站的各项功能互相联系，各系统共享上级信息，由调度统一协调运行，完成对电动汽车和电网的各种服务。电池充换系统分为充电区、换电池区和电池维护区：充电区备有快慢速充电装置可以满足整车充电，也能按照充电计划对大量的储备电池进行合理的充放电控制；换电池区为用户提供快速更换电池组服务；电池维护区对更换下来的电池组进行检测、重新配组等操作，并将不同梯次的电池分别送人充电区和梯次电池储能站。

梯次电池利用系统是退役电池的再利用场所。电动汽车用电池经过一段时间的使用后性能会下降，当蓄电池的动力性能衰减到一定程度后就不适合电动汽车继续使用，但这些退役之后的蓄电池仍然具有一定的充放电功能，通过串并联组合辅以有效的充放电管理可以组成梯次电池利用系统为提高电网运行服务，例如在电网负荷低谷期充满电，在电网高峰期向电网放电，为电网“削峰填谷"做出贡献。一旦电网出现故障，梯次电池利用系统还可以作为应急电源维持一体化站的运行，继续为汽车提供充电服务，减少停电造成的损失。梯次电池利用系统的设计可以进一步发挥电池剩余价值，降低电池使用成本，并为电网提供增值服务。

2电网正常运行时的能量流动控制

2.1电网峰荷状态

通过电池单体的SOC对整个电池系统的储能水平进行估算，电池系统的储能水平可以划分为20%以下，20%～80%和80%以上三种，电池充电系统与梯次电池利用系统的储能水平，总共有9种组合情况，为了优化电池系统与电网运行，一体化站的运行状态。

图2中：A表示电池充电系统（以下简称充电站），B表示梯次电池利用系统（以下简称梯次站），G为电网；④表示充电站A不动作，与梯次站B和电网G都没有能量交换，⑩表示梯次站B不动作，与充电站A和电网都没有能量交换。

在电网峰值任意时刻的一组充电站、梯次站内电池剩余电量，构成了图2中的状态点，每个状态点有不同的优控制策略。为了说明方便，本文假设充电站容量与梯次站容量相同。

1. 充电站只从梯次站充电，梯次站只向充电站放电当充电站内储能非常少（20%以下）、梯次站内为满容量（80%以上），充电站只需要由梯次站充电，同时梯次站也只向充电站放电。当充电站内储能和梯次站内储能都一般（20%～80%）时，由于充电站并非所有电池都需充电，梯次站仍能满足充电站的充电需求，故也不需要从电网取电。在这种策略下，梯次站直接向充电站供电，只需经过一次变流就可完成充电过程，能量利用效率较高。另外，由于电网处于峰荷状态，充电站的充电绕开了电网侧，减少了电网负载的负担。

2. 充电站只从梯次站充电，梯次站向充电站放电的同时向电网放电进行一定的支持当充电站内储能一般（20%～80%），而梯次站内为满容量（80%以上）时，充电站的充电需求较小，梯次站内储能充足，在满足充电站的充电需求后，将多余的电能输入到电网为峰荷状态的电网减压。

3. 充电站同时从梯次站和电网充电，梯次站只向充电站放电以缓解电网的压力当充电站内储能已经很少（低于20%），而梯次站内储能一般（20%～90%）时，单独依靠梯次站不能满足充电站的全部充电需求，由电网提供部分支持，充电站将同时从梯次站和电网充电。由于梯次站向充电站放电减少了充电站给电网带来负担，在一定程度上缓解电网峰荷压力。

4. 充电站不动作，梯次站向电网放电当充电站储能非常高（超过80%）时无需重充电，考虑到一体化站应保留足够余量提高突发事件的应对能力，一般不向电网输电。如果梯次站储能非常高可以像电网输出电能，即使梯次站储能一般（20%～80%），也可以对电网进行适度支持。

5. 充电站从电网充电，梯次站不动作当梯次站内储能非常少（20%以下），充电站为了满足电动汽车用户的充电需求，只能由电网为充电站充电。由于电网处于峰荷状态，不考虑向梯次站充电。电网对充电站充电会增加电网的负荷，如果充电站储能非常少（20%以下）影响会大些；如果充电站储能一般（20%～80%），电网只需对充电站适度充电，影响会小些。

6. 充电站和梯次站不动作当充电站储能接近满容量（高于80%）时无需充电，在电网处于峰荷下即使梯次站的能量处于较低水平（低于20%）也不对梯次站充电。

2.2电网谷荷或者轻载

电网正常运行并处于谷荷状态，或者电网已进入不正常状态发生了轻载的情况，如果充电站和梯次站的SOC很小，那么都应当通过电网充电，只有当充电站和梯次站的SOC很大时才需要对一体化站的能量流动控制优化，因此把储能水平划分为80%以下和80%以上两种，得到4种组合情况见图3。

1）电网同时对充电站和梯次站充电充电站和梯次站的储能未满（低于80%），而电网处于谷荷或者轻载状态时，电网对充电站和梯次站充电，用以提高负荷率或者减轻电网轻载的现象。

2）电网对梯次站充电，充电站不动作当充电站储能几乎满容量（超过80%），而梯次站未满（低于8O%），电网只对梯次站充电，用以提高负荷率或者减轻电网轻载的现象。

3）充电站与梯次站不动作当充电站和梯次站储能为满容量（超过80%）不需要充电，电网负荷处在低谷状态，也不需要充电站或者梯次站的支持，因此充电站和梯次站都无需动作。

3城市公交充电站施工技术

当电网进入重载不正常运行状态运行时，可以利用一体化站内的所有储能对电网进行支持。如果充电站和梯次站的SOC很大，那么都应当向电网放电，只有当充电站和梯次站的S0C很小时才需要对一体化站的能量流动控制优化。因此将电池系统的储委能水平可以划分为20%以下和20%以上两种；充电站与梯次站的储能水平一有四种组合情况，如图4所示。

1）充电站和梯次站均对电网放电充电站和梯次站的储能均未耗尽（超过2O%），由于电网处于不正常的状态，因此两个站均优先对电网进行电能支持，辅助电网改善重载程度，将电网运行调整到正常的状态中。此时的放电策略在实际操作中应根据两个站的储能水平以及变化过程，当储能接近满容量的时候可全力放电，而储能减少至接近不足状态时应该过渡到适度放电甚至过渡到其他状态，暂停对电网放电。

2）充电站对电网放电，梯次站不动作如果充电站容量尚未耗尽（超过20%），可根据自身的储能水平对电网进行放电支持；如果梯次站容量已经非常不足（低于20%），那么即使电网处于重载状态下也无法对电网进行支持。实际运行中应避免这种情况出现。

3）充电站不动作，梯次站对电网放电如果充电站容量已经非常不足（低于2O%），那么即使电网处于重载状态下也无法对电网进行支持；如果梯次站容量尚未耗尽（超过20%），那么可根据自身的储能水平对电网进行放电支持。

4）充电站和梯次站不动作充电站和梯次站储能非常不足（低于20%），即使电网有需求也无法对电网进行支持。实际运行中应尽量避免这种情况出现。

4Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统

4.1平台概述

Acrel-2000MG微电网能量管理系统，是我司根据新型电力系统下微电网监控系统与微电网能量管理系统的要求，总结国内外的研究和生产的经验，专门研制出的企业微电网能量管理系统。本系统满足光伏系统、风力发电、储能系统以及充电站的接入，*进行数据采集分析，直接监视光伏、风能、储能系统、充电站运行状态及健康状况，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。为企业微电网能量管理提供安全、可靠、经济运行提供了全新的解决方案。

微电网能量管理系统应采用分层分布式结构，整个能量管理系统在物理上分为三个层：设备层、网络通信层和站控层。站级通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

4.2平台适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

4.3系统架构

本平台采用分层分布式结构进行设计，即站控层、网络层和设备层，详细拓扑结构如下：

图1典型微电网能量管理系统组网方式

5充电站微电网能量管理系统解决方案

5.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测光伏、风电、储能、充电站等各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：相电压、线电压、三相电流、有功/无功功率、视在功率、功率因数、频率、有功/无功电度、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电站及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

图1系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电站信息、通讯状况及一些统计列表等。

5.1.1光伏界面

图2光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

5.1.2储能界面

图3储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当前充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图4储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图5储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图6储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图7储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图8储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图10储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当前储能电池的SOC信息。

图11储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当前电芯的电压、温度值及所对应的位置。

5.1.3风电界面

图12风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

5.1.4充电站界面

图13充电站界面

本界面用来展示对充电站系统信息，主要包括充电站用电总功率、交直流充电站的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电站的运行数据等。

5.1.5视频监控界面

图14微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

5.1.6发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

图15光伏预测界面

5.1.7策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、防逆流、有序充电、动态扩容等。

具体策略根据项目实际情况（如储能柜数量、负载功率、光伏系统能力等）进行接口适配和策略调整，同时支持定制化需求。

图16策略配置界面

5.1.8运行报表

应能查询各子系统、回路或设备*时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能、尖峰平谷时段电量等。

图17运行报表

5.1.9实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音、短信和电话等形式通知相关人员。

图18实时告警

5.1.10历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

图19历史事件查询

5.1.11电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度*和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度*和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、短信、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生前后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、*值、*值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图20微电网系统电能质量界面

5.1.12遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图21遥控功能

5.1.13曲线查询

应可在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

图22曲线查询

5.1.14统计报表

具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的发电、用电、充放电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

图23统计报表

5.1.15网络拓扑图

系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

图24微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

5.1.16通信管理

可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

图25通信管理

5.1.17用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

图26用户权限

5.1.18故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障前、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障前8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。

图27故障录波

5.1.19事故追忆

可以自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时扫描数据，包括开关位置、保护动作状态、遥测量等，形成事故分析的数据基础。

用户可自定义事故追忆的启动事件，当每个事件发生时，存储事故qian10个扫描周期及事故后10个扫描周期的有关点数据。启动事件和监视的数据点可由用户随意修改。

5.2硬件及其配套产品

6结束语

采用充放储一体化站接入电网下的能量单元流动控制策略，根据S0C预测技术得到的充放储一体化换电站储能电量的估计，结合电网的各种运行状态，通过合理的控制策略，可以实现充放储一体化电站与电网之间的互补支持，有利于电网减少负荷峰谷差的压力，提高电网运行的可靠性和经济性。当然，在制定控制策略时，考虑到充电站的换电池区为大量的更换电池用户提供快速更换电池组服务，在充满的情况下，电池的S0C都在80%以上；而梯次站内的电池动力性能较差，故当电网处于正常运行状态时，充电站只充不放；仅当电网处于重载不正常运行状态时，才由充电站放电对电网进行支持。

此外，一体化站和电网的互动还可以改善电网供电的电能质量，特别是当区域内有多个一体化站时可完成更多电能质量改善任务。例如电网供电的电能质量不达标时，如果一体化站能量较为充足，可根据要求对电网输出补偿电流进行治理，包括负荷电压波动补偿、谐波治理以及无功补偿。

我国的储能产业有着较好的前景，建议相关部门尽早整合我国的储能技术和产品研发力量，引导相关企业进行有序研发，带领储能行业健康良性发展，为储能技术的大规模推广奠定良好的基础。为了加快储能行业产业化进程，应尽快完善和落实各种支持措施，包括制定产业规划、财税政策、电价政策、储能电价政策，帮助企业采用投资主体多元化方式组织融资。还可以组织相关部门成立行业监督管理机构，推进标准体系建设和制定配套标准规范，提高示范工程推广力度。企业应该进一步推进研发示范，通过示范项目积累技术经验，企业还要加快储能设备产品的产业化进程，努力创新提高设备国产化率，提高储能设备的质量降低储能系统的投资成本，提高电网储能的经济效益。

【参考文献】

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【3】刘高维,杨敏霞,贾玉健,解大.充放储一体化电站接入电网的能量流动控制策略.

【4】安科瑞高校综合能效解决方案2022.5版.

【5】安科瑞企业微电网设计与应用手册2022.05版.

作者简介

任运业，男，现任职于beplay安卓APP 。