0引言

隨著電動汽車和儲能技術的快速發展，具備電動汽車換電站、充放電站、儲能站、梯次電池利用功能的充放儲一體化電站，也越來越受到關注。一體化站的運行與電網的狀態密切相關。本文將對電網處于正常運行和不正常運行狀態下充放儲一體化電站的能量流動控制策略進行探討。緊急事故狀態指電網發生嚴重故障電力系統處于緊急狀態，甚至發生系統解列，一體化站迅速離網運行，本文不做探討，但是電網局部發生較輕的故障對電網正常運行影響不大時，本文將把他看作為電網處于不正常的運行狀態進行探討。

1充放儲一體化電站簡介

電動汽車充放儲一體化站要求具有充電、更換、儲能的功能，滿足電動汽車能源供給，提高電池利用效率，并且能夠對儲能電池以及功率、能量進行優化控制，與電網負荷進行協調與互動，為電網提供增值服務，一定程度上改善電網的電能質量，從而實現多方共贏。為了實現一體化站多項功能，應當具備調度、多用途變流裝置、電池充換電系統以及梯次電池利用系統，如圖1所示。

一體化站的各項功能互相聯系，各系統共享上級信息，由調度統一協調運行，完成對電動汽車和電網的各種服務。電池充換系統分為充電區、換電池區和電池維護區：充電區備有快慢速充電裝置可以滿足整車充電，也能按照充電計劃對大量的儲備電池進行合理的充放電控制；換電池區為用戶提供快速更換電池組服務；電池維護區對更換下來的電池組進行檢測、重新配組等操作，并將不同梯次的電池分別送人充電區和梯次電池儲能站。

梯次電池利用系統是退役電池的再利用場所。電動汽車用電池經過一段時間的使用后性能會下降，當蓄電池的動力性能衰減到一定程度后就不適合電動汽車繼續使用，但這些退役之后的蓄電池仍然具有一定的充放電功能，通過串并聯組合輔以有效的充放電管理可以組成梯次電池利用系統為提高電網運行服務，例如在電網負荷低谷期充滿電，在電網高峰期向電網放電，為電網“削峰填谷"做出貢獻。一旦電網出現故障，梯次電池利用系統還可以作為應急電源維持一體化站的運行，繼續為汽車提供充電服務，減少停電造成的損失。梯次電池利用系統的設計可以進一步發揮電池剩余價值，降低電池使用成本，并為電網提供增值服務。

2電網正常運行時的能量流動控制

2.1電網峰荷狀態

通過電池單體的SOC對整個電池系統的儲能水平進行估算，電池系統的儲能水平可以劃分為20%以下，20%～80%和80%以上三種，電池充電系統與梯次電池利用系統的儲能水平，總共有9種組合情況，為了優化電池系統與電網運行，一體化站的運行狀態。

圖2中：A表示電池充電系統（以下簡稱充電站），B表示梯次電池利用系統（以下簡稱梯次站），G為電網；④表示充電站A不動作，與梯次站B和電網G都沒有能量交換，⑩表示梯次站B不動作，與充電站A和電網都沒有能量交換。

在電網峰值任意時刻的一組充電站、梯次站內電池剩余電量，構成了圖2中的狀態點，每個狀態點有不同的優控制策略。為了說明方便，本文假設充電站容量與梯次站容量相同。

充電站只從梯次站充電，梯次站只向充電站放電當充電站內儲能非常少（20%以下）、梯次站內為滿容量（80%以上），充電站只需要由梯次站充電，同時梯次站也只向充電站放電。當充電站內儲能和梯次站內儲能都一般（20%～80%）時，由于充電站并非所有電池都需充電，梯次站仍能滿足充電站的充電需求，故也不需要從電網取電。在這種策略下，梯次站直接向充電站供電，只需經過一次變流就可完成充電過程，能量利用效率較高。另外，由于電網處于峰荷狀態，充電站的充電繞開了電網側，減少了電網負載的負擔。

充電站只從梯次站充電，梯次站向充電站放電的同時向電網放電進行一定的支持當充電站內儲能一般（20%～80%），而梯次站內為滿容量（80%以上）時，充電站的充電需求較小，梯次站內儲能充足，在滿足充電站的充電需求后，將多余的電能輸入到電網為峰荷狀態的電網減壓。

充電站同時從梯次站和電網充電，梯次站只向充電站放電以緩解電網的壓力當充電站內儲能已經很少（低于20%），而梯次站內儲能一般（20%～90%）時，單獨依靠梯次站不能滿足充電站的全部充電需求，由電網提供部分支持，充電站將同時從梯次站和電網充電。由于梯次站向充電站放電減少了充電站給電網帶來負擔，在一定程度上緩解電網峰荷壓力。

充電站不動作，梯次站向電網放電當充電站儲能非常高（超過80%）時無需重充電，考慮到一體化站應保留足夠余量提高突發事件的應對能力，一般不向電網輸電。如果梯次站儲能非常高可以像電網輸出電能，即使梯次站儲能一般（20%～80%），也可以對電網進行適度支持。

充電站從電網充電，梯次站不動作當梯次站內儲能非常少（20%以下），充電站為了滿足電動汽車用戶的充電需求，只能由電網為充電站充電。由于電網處于峰荷狀態，不考慮向梯次站充電。電網對充電站充電會增加電網的負荷，如果充電站儲能非常少（20%以下）影響會大些；如果充電站儲能一般（20%～80%），電網只需對充電站適度充電，影響會小些。

充電站和梯次站不動作當充電站儲能接近滿容量（高于80%）時無需充電，在電網處于峰荷下即使梯次站的能量處于較低水平（低于20%）也不對梯次站充電。

2.2電網谷荷或者輕載

電網正常運行并處于谷荷狀態，或者電網已進入不正常狀態發生了輕載的情況，如果充電站和梯次站的SOC很小，那么都應當通過電網充電，只有當充電站和梯次站的SOC很大時才需要對一體化站的能量流動控制優化，因此把儲能水平劃分為80%以下和80%以上兩種，得到4種組合情況見圖3。

1）電網同時對充電站和梯次站充電充電站和梯次站的儲能未滿（低于80%），而電網處于谷荷或者輕載狀態時，電網對充電站和梯次站充電，用以提高負荷率或者減輕電網輕載的現象。

2）電網對梯次站充電，充電站不動作當充電站儲能幾乎滿容量（超過80%），而梯次站未滿（低于8O%），電網只對梯次站充電，用以提高負荷率或者減輕電網輕載的現象。

3）充電站與梯次站不動作當充電站和梯次站儲能為滿容量（超過80%）不需要充電，電網負荷處在低谷狀態，也不需要充電站或者梯次站的支持，因此充電站和梯次站都無需動作。

3城市公交充電站施工技術

當電網進入重載不正常運行狀態運行時，可以利用一體化站內的所有儲能對電網進行支持。如果充電站和梯次站的SOC很大，那么都應當向電網放電，只有當充電站和梯次站的S0C很小時才需要對一體化站的能量流動控制優化。因此將電池系統的儲委能水平可以劃分為20%以下和20%以上兩種；充電站與梯次站的儲能水平一有四種組合情況，如圖4所示。

1）充電站和梯次站均對電網放電充電站和梯次站的儲能均未耗盡（超過2O%），由于電網處于不正常的狀態，因此兩個站均優先對電網進行電能支持，輔助電網改善重載程度，將電網運行調整到正常的狀態中。此時的放電策略在實際操作中應根據兩個站的儲能水平以及變化過程，當儲能接近滿容量的時候可全力放電，而儲能減少至接近不足狀態時應該過渡到適度放電甚至過渡到其他狀態，暫停對電網放電。

2）充電站對電網放電，梯次站不動作如果充電站容量尚未耗盡（超過20%），可根據自身的儲能水平對電網進行放電支持；如果梯次站容量已經非常不足（低于20%），那么即使電網處于重載狀態下也無法對電網進行支持。實際運行中應避免這種情況出現。

3）充電站不動作，梯次站對電網放電如果充電站容量已經非常不足（低于2O%），那么即使電網處于重載狀態下也無法對電網進行支持；如果梯次站容量尚未耗盡（超過20%），那么可根據自身的儲能水平對電網進行放電支持。

4）充電站和梯次站不動作充電站和梯次站儲能非常不足（低于20%），即使電網有需求也無法對電網進行支持。實際運行中應盡量避免這種情況出現。

4Acrel-2000MG充電站微電網能量管理系統

4.1平臺概述

Acrel-2000MG微電網能量管理系統，是我司根據新型電力系統下微電網監控系統與微電網能量管理系統的要求，總結國內外的研究和生產的經驗，專門研制出的企業微電網能量管理系統。本系統滿足光伏系統、風力發電、儲能系統以及充電站的接入，*進行數據采集分析，直接監視光伏、風能、儲能系統、充電站運行狀態及健康狀況，是一個集監控系統、能量管理為一體的管理系統。該系統在安全穩定的基礎上以經濟優化運行為目標，促進可再生能源應用，提高電網運行穩定性、補償負荷波動；有效實現用戶側的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負荷，提高電力設備運行效率、降低供電成本。為企業微電網能量管理提供安全、可靠、經濟運行提供了全新的解決方案。

微電網能量管理系統應采用分層分布式結構，整個能量管理系統在物理上分為三個層：設備層、網絡通信層和站控層。站級通信網絡采用標準以太網及TCP/IP通信協議，物理媒介可以為光纖、網線、屏蔽雙絞線等。系統支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

4.2平臺適用場合

系統可應用于城市、高速公路、工業園區、工商業區、居民區、智能建筑、海島、無電地區可再生能源系統監控和能量管理需求。

5充電站微電網能量管理系統解決方案

5.1實時監測

微電網能量管理系統人機界面友好，應能夠以系統一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態，實時監測光伏、風電、儲能、充電站等各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態及有關故障、告警等信號。其中，各子系統回路電參量主要有：相電壓、線電壓、三相電流、有功/無功功率、視在功率、功率因數、頻率、有功/無功電度、頻率和正向有功電能累計值；狀態參數主要有：開關狀態、斷路器故障脫扣告警等。

系統應可以對分布式電源、儲能系統進行發電管理，使管理人員實時掌握發電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態及發電單元與儲能單元運行功率設置等。

系統應可以對儲能系統進行狀態管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網能量管理系統的監控系統界面包括系統主界面，包含微電網光伏、風電、儲能、充電站及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統信息進行顯示。

圖1系統主界面

子界面主要包括系統主接線圖、光伏信息、風電信息、儲能信息、充電站信息、通訊狀況及一些統計列表等。

5.1.1光伏界面

圖2光伏系統界面

本界面用來展示對光伏系統信息，主要包括逆變器直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、并網柜電力監測及發電量統計、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、輻照度/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

5.1.2儲能界面

圖3儲能系統界面

本界面主要用來展示本系統的儲能裝機容量、儲能當前充放電量、收益、SOC變化曲線以及電量變化曲線。

圖4儲能系統PCS參數設置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數進行設置，包括開關機、運行模式、功率設定以及電壓、電流的限值。

圖5儲能系統BMS參數設置界面

本界面用來展示對BMS的參數進行設置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。

圖6儲能系統PCS電網側數據界面

本界面用來展示對PCS電網側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數等。

圖7儲能系統PCS交流側數據界面

本界面用來展示對PCS交流側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數、溫度值等。同時針對交流側的異常信息進行告警。

圖8儲能系統PCS直流側數據界面

本界面用來展示對PCS直流側數據，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側的異常信息進行告警。

圖9儲能系統PCS狀態界面

本界面用來展示對PCS狀態信息，主要包括通訊狀態、運行狀態、STS運行狀態及STS故障告警等。

圖10儲能電池狀態界面

本界面用來展示對BMS狀態信息，主要包括儲能電池的運行狀態、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時展示當前儲能電池的SOC信息。

圖11儲能電池簇運行數據界面

本界面用來展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當前電芯的電壓、溫度值及所對應的位置。

5.1.3風電界面

圖12風電系統界面

本界面用來展示對風電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、風速/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

5.1.4充電站界面

圖13充電站界面

本界面用來展示對充電站系統信息，主要包括充電站用電總功率、交直流充電站的功率、電量、電量費用，變化曲線、各個充電站的運行數據等。

5.1.5視頻監控界面

圖14微電網視頻監控界面

本界面主要展示系統所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現預覽、回放、管理與控制等。

5.1.6發電預測

系統應可以通過歷史發電數據、實測數據、未來天氣預測數據，對分布式發電進行短期、超短期發電功率預測，并展示合格率及誤差分析。根據功率預測可進行人工輸入或者自動生成發電計劃，便于用戶對該系統新能源發電的集中管控。

圖15光伏預測界面

5.1.7策略配置

系統應可以根據發電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時電價信息，進行系統運行模式的設置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期計劃、需量控制、防逆流、有序充電、動態擴容等。

具體策略根據項目實際情況（如儲能柜數量、負載功率、光伏系統能力等）進行接口適配和策略調整，同時支持定制化需求。

圖16策略配置界面

5.1.8運行報表

應能查詢各子系統、回路或設備*時間的運行參數，報表中顯示電參量信息應包括：各相電流、三相電壓、總功率因數、總有功功率、總無功功率、正向有功電能、尖峰平谷時段電量等。

圖17運行報表

5.1.9實時報警

應具有實時報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動和關閉等遙信變位，及設備內部的保護動作或事故跳閘時應能發出告警，應能實時顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱、保護動作時刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關人員。

圖18實時告警

5.1.10歷史事件查詢

應能夠對遙信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風速、氣壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和報警進行歷史追溯，查詢統計、事故分析。

圖19歷史事件查詢

5.1.11電能質量監測

應可以對整個微電網系統的電能質量包括穩態狀態和暫態狀態進行持續監測，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發現和消除供電不穩定因素。

1）在供電系統主界面上應能實時顯示各電能質量監測點的監測裝置通信狀態、各監測點的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度*和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度*和正序/負序/零序電流值；

2）諧波分析功能：系統應能實時顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；應能以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；

3）電壓波動與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；應能顯示電壓偏差與頻率偏差；

4）功率與電能計量：系統應能顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；

5）電壓暫態監測：在電能質量暫態事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發生時，系統應能產生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統應能查看相應暫態事件發生前后的波形。

6）電能質量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、*值、*值、95%概率值、方均根值。

7）事件記錄查看功能：事件記錄應包含事件名稱、狀態（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續時間、事件發生的時間。

圖20微電網系統電能質量界面

5.1.12遙控功能

應可以對整個微電網系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過管理系統的主界面完成遙控操作，并遵循遙控預置、遙控返校、遙控執行的操作順序，可以及時執行調度系統或站內相應的操作命令。

圖21遙控功能

5.1.13曲線查詢

應可在曲線查詢界面，可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數、SOC、SOH、充放電量變化等曲線。

圖22曲線查詢

5.1.14統計報表

具備定時抄表匯總統計功能，用戶可以自由查詢自系統正常運行以來任意時間段內各配電節點的發電、用電、充放電情況，即該節點進線用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。對微電網與外部系統間電能量交換進行統計分析；對系統運行的節能、收益等分析；具備對微電網供電可靠性分析，包括年停電時間、年停電次數等分析；具備對并網型微電網的并網點進行電能質量分析。

圖23統計報表

5.1.15網絡拓撲圖

系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖24微電網系統拓撲界面

本界面主要展示微電網系統拓撲，包括系統的組成內容、電網連接方式、斷路器、表計等信息。

5.1.16通信管理

可以對整個微電網系統范圍內的設備通信情況進行管理、控制、數據的實時監測。系統維護人員可以通過管理系統的主程序右鍵打開通信管理程序，然后選擇通信控制啟動所有端口或某個端口，快速查看某設備的通信和數據情況。通信應支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

圖25通信管理

5.1.17用戶權限管理

應具備設置用戶權限管理功能。通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）?？梢远x不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。

圖26用戶權限

5.1.18故障錄波

應可以在系統發生故障時，自動準確地記錄故障前、后過程的各相關電氣量的變化情況，通過對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故、判斷保護是否正確動作、提高電力系統安全運行水平有著重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，每條錄波可觸發6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個周波、故障后4個周波波形，總錄波時間共計46s。每個采樣點錄波至少包含12個模擬量、10個開關量波形。

圖27故障錄波

5.1.19事故追憶

可以自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶可自定義事故追憶的啟動事件，當每個事件發生時，存儲事故前面10個掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監視的數據點可由用戶隨意修改。

5.2硬件及其配套產品

6結束語

采用充放儲一體化站接入電網下的能量單元流動控制策略，根據S0C預測技術得到的充放儲一體化換電站儲能電量的估計，結合電網的各種運行狀態，通過合理的控制策略，可以實現充放儲一體化電站與電網之間的互補支持，有利于電網減少負荷峰谷差的壓力，提高電網運行的可靠性和經濟性。當然，在制定控制策略時，考慮到充電站的換電池區為大量的更換電池用戶提供快速更換電池組服務，在充滿的情況下，電池的S0C都在80%以上；而梯次站內的電池動力性能較差，故當電網處于正常運行狀態時，充電站只充不放；僅當電網處于重載不正常運行狀態時，才由充電站放電對電網進行支持。

此外，一體化站和電網的互動還可以改善電網供電的電能質量，特別是當區域內有多個一體化站時可完成更多電能質量改善任務。例如電網供電的電能質量不達標時，如果一體化站能量較為充足，可根據要求對電網輸出補償電流進行治理，包括負荷電壓波動補償、諧波治理以及無功補償。

我國的儲能產業有著較好的前景，建議相關部門盡早整合我國的儲能技術和產品研發力量，引導相關企業進行有序研發，帶領儲能行業健康良性發展，為儲能技術的大規模推廣奠定良好的基礎。為了加快儲能行業產業化進程，應盡快完善和落實各種支持措施，包括制定產業規劃、財稅政策、電價政策、儲能電價政策，幫助企業采用投資主體多元化方式組織融資。還可以組織相關部門成立行業監督管理機構，推進標準體系建設和制定配套標準規范，提高示范工程推廣力度。企業應該進一步推進研發示范，通過示范項目積累技術經驗，企業還要加快儲能設備產品的產業化進程，努力創新提高設備國產化率，提高儲能設備的質量降低儲能系統的投資成本，提高電網儲能的經濟效益。

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