0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。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)。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。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*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。

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行跟蹤，可有效解決上述問題。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；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)定峰谷閾值進行并網(wǎng)負(fù)荷整形；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)的功率進行調(diào)控，以滿足充電負(fù)荷需求。

考慮*大化新能源消納，光伏逆變器采用*大功率點跟蹤控制模式[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：為等效負(fù)荷；為電動汽車充電負(fù)荷；為光伏出力；為交流充電負(fù)荷；為直流充電負(fù)荷。

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)定功率下充電，高于設(shè)定功率上放電，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)濟性指標(biāo)[6]，因此須對以上3種運行模式進行融合設(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，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)上對所得序列進行負(fù)荷整形處理，進一步得到負(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。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)；結(jié)合光儲充電站經(jīng)濟運行要求，利用分時電價模式進一步解決融合運行帶來的儲能系統(tǒng)能量不平衡問題。

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24h運行曲線進行仿真分析。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=1min。

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%，可得到光儲充電站儲能系統(tǒng)待平衡能量為?7.65kW·h，即能量平衡前儲能系統(tǒng)24h放電量比充電量多7.65kW·h，因此須增大儲能系統(tǒng)充電量。根據(jù)上海市*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。基于以上設(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。

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，減小光充電站負(fù)荷波動對電網(wǎng)造成的沖擊。

4 Acrel-2000MG充電站微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)

4.1平臺概述

Acrel-2000MG微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)，是我司根據(jù)新型電力系統(tǒng)下微電網(wǎng)監(jiān)控系統(tǒng)與微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的要求，總結(jié)國內(nèi)外的研究和生產(chǎn)的先進經(jīng)驗，專門研制出的企業(yè)微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)。本系統(tǒng)滿足光伏系統(tǒng)、風(fēng)力發(fā)電、儲能系統(tǒng)以及充電站的接入，*進行數(shù)據(jù)采集分析，直接監(jiān)視光伏、風(fēng)能、儲能系統(tǒng)、充電站運行狀態(tài)及健康狀況，是一個集監(jiān)控系統(tǒng)、能量管理為一體的管理系統(tǒng)。該系統(tǒng)在安全穩(wěn)定的基礎(chǔ)上以經(jīng)濟優(yōu)化運行為目標(biāo)，促進可再生能源應(yīng)用，提高電網(wǎng)運行穩(wěn)定性、補償負(fù)荷波動；有效實現(xiàn)用戶側(cè)的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負(fù)荷，提高電力設(shè)備運行效率、降低供電成本。為企業(yè)微電網(wǎng)能量管理提供安全、可靠、經(jīng)濟運行提供了全新的解決方案。

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)應(yīng)采用分層分布式結(jié)構(gòu)，整個能量管理系統(tǒng)在物理上分為三個層：設(shè)備層、網(wǎng)絡(luò)通信層和站控層。站級通信網(wǎng)絡(luò)采用標(biāo)準(zhǔn)以太網(wǎng)及TCP/IP通信協(xié)議，物理媒介可以為光纖、網(wǎng)線、屏蔽雙絞線等。系統(tǒng)支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規(guī)約。

4.2平臺適用場合

系統(tǒng)可應(yīng)用于城市、高速公路、工業(yè)園區(qū)、工商業(yè)區(qū)、居民區(qū)、智能建筑、海島、無電地區(qū)可再生能源系統(tǒng)監(jiān)控和能量管理需求。

5充電站微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)解決方案

5.1實時監(jiān)測

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)人機界面友好，應(yīng)能夠以系統(tǒng)一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測光伏、風(fēng)電、儲能、充電站等各回路電壓、電流、功率、功率因數(shù)等電參數(shù)信息，動態(tài)監(jiān)視各回路斷路器、隔離開關(guān)等合、分閘狀態(tài)及有關(guān)故障、告警等信號。其中，各子系統(tǒng)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(shù)、頻率、有功/無功電度、頻率和正向有功電能累計值；狀態(tài)參數(shù)主要有：開關(guān)狀態(tài)、斷路器故障脫扣告警等。

系統(tǒng)應(yīng)可以對分布式電源、儲能系統(tǒng)進行發(fā)電管理，使管理人員實時掌握發(fā)電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態(tài)及發(fā)電單元與儲能單元運行功率設(shè)置等。

系統(tǒng)應(yīng)可以對儲能系統(tǒng)進行狀態(tài)管理，能夠根據(jù)儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的監(jiān)控系統(tǒng)界面包括系統(tǒng)主界面，包含微電網(wǎng)光伏、風(fēng)電、儲能、充電站及總體負(fù)荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節(jié)能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據(jù)不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統(tǒng)信息進行顯示。

圖1系統(tǒng)主界面

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

5.1.1光伏界面

圖2光伏系統(tǒng)界面

本界面用來展示對光伏系統(tǒng)信息，主要包括逆變器直流側(cè)、交流側(cè)運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析、并網(wǎng)柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計、發(fā)電收益統(tǒng)計、碳減排統(tǒng)計、輻照度/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統(tǒng)的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數(shù)據(jù)進行展示。

5.1.2儲能界面

圖3儲能系統(tǒng)界面

本界面主要用來展示本系統(tǒng)的儲能裝機容量、儲能當(dāng)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(tǒng)PCS參數(shù)設(shè)置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數(shù)進行設(shè)置，包括開關(guān)機、運行模式、功率設(shè)定以及電壓、電流的限值。

圖5儲能系統(tǒng)BMS參數(shù)設(shè)置界面

本界面用來展示對BMS的參數(shù)進行設(shè)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(tǒng)PCS電網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS電網(wǎng)側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數(shù)等。

圖7儲能系統(tǒng)PCS交流側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS交流側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數(shù)、溫度值等。同時針對交流側(cè)的異常信息進行告警。

圖8儲能系統(tǒng)PCS直流側(cè)數(shù)據(jù)界面

本界面用來展示對PCS直流側(cè)數(shù)據(jù)，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側(cè)的異常信息進行告警。

圖9儲能系統(tǒng)PCS狀態(tài)界面

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

圖10儲能電池狀態(tài)界面

本界面用來展示對BMS狀態(tài)信息，主要包括儲能電池的運行狀態(tài)、系統(tǒng)信息、數(shù)據(jù)信息以及告警信息等，同時展示當(dāng)前儲能電池的SOC信息。

圖11儲能電池簇運行數(shù)據(jù)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(dāng)前電芯的電壓、溫度值及所對應(yīng)的位置。

5.1.3風(fēng)電界面

圖12風(fēng)電系統(tǒng)界面

本界面用來展示對風(fēng)電系統(tǒng)信息，主要包括逆變控制一體機直流側(cè)、交流側(cè)運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計、發(fā)電收益統(tǒng)計、碳減排統(tǒng)計、風(fēng)速/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統(tǒng)的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數(shù)據(jù)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(tǒng)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(shù)據(jù)等。

5.1.5視頻監(jiān)控界面

圖14微電網(wǎng)視頻監(jiān)控界面

本界面主要展示系統(tǒng)所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現(xiàn)預(yù)覽、回放、管理與控制等。

5.1.6發(fā)電預(yù)測

系統(tǒng)應(yīng)可以通過歷史發(fā)電數(shù)據(jù)、實測數(shù)據(jù)、未來天氣預(yù)測數(shù)據(jù)，對分布式發(fā)電進行短期、超短期發(fā)電功率預(yù)測，并展示合格率及誤差分析。根據(jù)功率預(yù)測可進行人工輸入或者自動生成發(fā)電計劃，便于用戶對該系統(tǒng)新能源發(fā)電的集中管控。

圖15光伏預(yù)測界面

5.1.7策略配置

系統(tǒng)應(yīng)可以根據(jù)發(fā)電數(shù)據(jù)、儲能系統(tǒng)容量、負(fù)荷需求及分時電價信息，進行系統(tǒng)運行模式的設(shè)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(tài)擴容等。

具體策略根據(jù)項目實際情況（如儲能柜數(shù)量、負(fù)載功率、光伏系統(tǒng)能力等）進行接口適配和策略調(diào)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(yīng)能查詢各子系統(tǒng)、回路或設(shè)備*時間的運行參數(shù)，報表中顯示電參量信息應(yīng)包括：各相電流、三相電壓、總功率因數(shù)、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(yīng)具有實時報警功能，系統(tǒng)能夠?qū)Ω髯酉到y(tǒng)中的逆變器、雙向變流器的啟動和關(guān)閉等遙信變位，及設(shè)備內(nèi)部的保護動作或事故跳閘時應(yīng)能發(fā)出告警，應(yīng)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(yīng)能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關(guān)人員。

圖18實時告警

5.1.10歷史事件查詢

應(yīng)能夠?qū)b信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數(shù)、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風(fēng)速、氣壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統(tǒng)事件和報警進行歷史追溯，查詢統(tǒng)計、事故分析。

圖19歷史事件查詢

5.1.11電能質(zhì)量監(jiān)測

應(yīng)可以對整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的電能質(zhì)量包括穩(wěn)態(tài)狀態(tài)和暫態(tài)狀態(tài)進行持續(xù)監(jiān)測，使管理人員實時掌握供電系統(tǒng)電能質(zhì)量情況，以便及時發(fā)現(xiàn)和消除供電不穩(wěn)定因素。

1）在供電系統(tǒng)主界面上應(yīng)能實時顯示各電能質(zhì)量監(jiān)測點的監(jiān)測裝置通信狀態(tài)、各監(jiān)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(fù)序/零序電壓值、三相電流不平衡度*和正序/負(fù)序/零序電流值；

2）諧波分析功能：系統(tǒng)應(yīng)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(yīng)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(tǒng)應(yīng)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(yīng)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(yīng)能顯示電壓偏差與頻率偏差；

4）功率與電能計量：系統(tǒng)應(yīng)能顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；應(yīng)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(yīng)能提供有功負(fù)荷曲線，包括日有功負(fù)荷曲線（折線型）和年有功負(fù)荷曲線（折線型）；

5）電壓暫態(tài)監(jiān)測：在電能質(zhì)量暫態(tài)事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發(fā)生時，系統(tǒng)應(yīng)能產(chǎn)生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關(guān)人員；系統(tǒng)應(yīng)能查看相應(yīng)暫態(tài)事件發(fā)生前后的波形。

6）電能質(zhì)量數(shù)據(jù)統(tǒng)計：系統(tǒng)應(yīng)能顯示1min統(tǒng)計整2h存儲的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，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(yīng)包含事件名稱、狀態(tài)（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續(xù)時間、事件發(fā)生的時間。

6結(jié)束語

本文針對光儲充電站儲能系統(tǒng)優(yōu)化運行問題進行了研究，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)24h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。

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