CN111628493A - 一种光储用一体化储能电站控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种光储用一体化储能电站控制方法，其控制方法是采用以光伏发电、储能电站和负荷用电为一体的综合能源自动控制方法，包括光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法、光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法以及光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法，本发明涉及电力技术领域。该光储用一体化储能电站控制方法，实现电网调峰调频，参与电网的调峰调频，促使燃煤调峰机组逐步退出，光储用一体化能电站通过调峰补偿来获得收益，实现需求侧响应，电网供电系统用电避峰就谷或中断电力时，以保障电网的稳定，因此只能储能装置是实现需求响应的有效手段，同时也是解决电力供需矛盾的有效途径。

Description

一种光储用一体化储能电站控制方法

技术领域

本发明涉及电力技术领域，具体为一种光储用一体化储能电站控制方法。

背景技术

储能电站是调节峰谷用电问题主要存储手段，一般包括抽水储能电站；超大型电池组或新能源储能电站，储能系统是未来能源发展的主流，它的优势和价值十分显著，下面介绍储能系统的优势。

一、多能互补、峰谷套利：1、能源结构的多样性，太阳能、风能等可再生能源，受气候环境影响较大，弃风、弃光问题普遍存在。引入储能系统可有效解决风电场和光伏电站普遍存在的，实现新能源产业的利益最大化，推动新能源发电的发展；2、削峰填谷，存储电网波谷电力在波峰时出售，赚取电价差。

二、负载需量控制：储能系统根据负载需量，降低变压器容量申报，减少变压器容量占容费(28元/KVA/月)。

三、电网需求侧响应：在地区电网负荷不能满足用户需求时，调度储能系统电能，既能赚取电量补助费用(200元/kw)，还能平衡电网负荷分配。

四、改善电能质量：储能系统可作为可控电源对电网的电能质量进行治理，消除电压暂降、谐波、三相不平衡提高用电设备功率因素等问题。

五、离网运行：储能系统可自成一套运行模式，当电网故障掉电或检修时，储能可作为通信基站、用户的备用电源，提高供电可靠性，稳定信息传输。储能系统的离网运行还可以有效解决偏远山区夜晚的用电问题。

随着新能源产业的迅猛发展，电网消纳成了很大问题。

发明内容

(一)解决的技术问题

针对现有技术的不足，本发明提供了一种光储用一体化储能电站控制方法，解决了现有的电网易出现消纳，不能实现电网调峰调频、需求侧响应、新能源接入、削峰填谷以及进行充电站拓展使用，从而给电能的使用以及经济收益的计算带来极大不便的问题。

(二)技术方案

为实现以上目的，本发明通过以下技术方案予以实现：一种光储用一体化储能电站控制方法，其控制方法是采用以光伏发电、储能电站和负荷用电为一体的综合能源自动控制方法，包括光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法、光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法以及光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法，所述光储用一体化系统24小时控制方法，具体包括以下步骤：

P1、当处于24:00-8:00谷段时，电价最便宜0.2672元/kwh，系统将电网便宜的电能充入全钒液流电池，预备在白天的用电高峰使用，负载此时直接使用电网的电能；

P2、当处于8:00-10:00平段时，电价正常，储能系统处于待机状态，不进行充放电调节，负载使用光伏发电(0.644+0.32＝0.964元/kwh)和电网的电能，多余电能送入电网(0.4161+0.32＝0.7361元/kwh)或给钒储能电站充电；

P3、当处于10:00-12:00峰段时，电价高峰，负载优先使用储能电站电能(0.985元/KWH)，当储能电站电量不足时使用光伏发电(0.985+0.32＝1.305元/kwh)的电量，尽量少的使用电网电能以降低电费，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P4、当处于12:00-18:00平段时，电价正常，此时光伏发电强，负载优先使用光伏发电，储能系统处于待机状态，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P5、当处于18:00-22:00峰段时，电价高峰，此时储能系统处于放电状态，负载优先使用储能系统的电能，不足的部分再使用电网的电能。

优选的，光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法是以光伏和储能进行独立控制，具体包括以下步骤：

S1、首先储能充电通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，然后经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能放电则相反；

S2、之后光伏发电通过光伏组件发电直流电，经过逆变器逆变成AC450V，接入厂区变压器低压侧进行并网。

优选的，所述储能电站和光伏发电电站分别进行独立运行，储能电站作为厂区备用电源，已接入厂区内部配电室高压侧，储能电站充电电费价格0.2672元/KWH，放电电费价格0.985元/KWH，赚取峰谷价差0.7178元/kwh，光伏电站接入方案已通过供电公司批复，采取自发自用，余电上网方式运行，自用电价0.964元/kwh，上网电价0.7361元/kwh。

优选的，光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法为储能电站用户侧谷电峰用，光储自用，且余电联合上网控制，具体包括以下步骤：

T1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

T2、然后通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关，实现储能借道上网。

优选的，光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法是采用谷电以及直流或交流光伏给储能充电，光储自用，余电联合上网控制，所述采用谷电和直流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

a1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

a2、储能充电二路，光伏发电余电不经过光伏直流汇流箱接入储能DC/DC能流器稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能上网时借道接入光伏逆变器，再与厂区变压器低压并网点上网。

a3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和储能DC/AC开关，实现储能借道上网，可获上网电价0.7361元/kwh，光伏自用，余电直流给储能充电，充电无补贴，不与谷电充电价格有优势，放电有补贴0.32元/kwh，比光伏直接上网效益差。

优选的，所述采用谷电和交流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

b1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b2、储能充电二路，光伏发电余电经过逆变器逆变成AC450V，经过光伏低压并网点接入储能DC/AC端，整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和光伏发电低压并网侧开关，实现储能借道上网，可获上网电价0.7361元/kwh，光伏发电按自发自用，余电上网，余电充电模式运行，自用电价0.964元/kwh，上网电价0.7361元/kwh，余电充电电价0.4161元元/kwh，没有补贴，比直接上网效益差。

(三)有益效果

本发明提供了一种光储用一体化储能电站控制方法。与现有技术相比具备以下有益效果：

(1)、该光储用一体化储能电站控制方法，实现电网调峰调频，参与电网的调峰调频，促使燃煤调峰机组逐步退出，光储用一体化能电站通过调峰补偿来获得收益。

(2)、该光储用一体化储能电站控制方法，实现需求侧响应，电网供电系统用电避峰就谷或中断电力时，以保障电网的稳定。因此只能储能装置是实现需求响应的有效手段，同时也是解决电力供需矛盾的有效途径，对电网作需求响应，对用户作电力供应，获得需求响应补偿收益和电力供应收益。

(3)、该光储用一体化储能电站控制方法，实现新能源接入，通过大规模的储能系统，将因电力需求及输变电引起的“弃风”、“弃光”的电量存储，在电网缺口时将电能释放，将不稳定的风力发电和光伏发电转化成稳定的电力供应，获得新能源储电收益。

(4)、该光储用一体化储能电站控制方法，实现削峰填谷，工商业用户用电价格相对较高，一般在电网电价的峰值时段，因此采用光储用一体化系统，谷总峰放，获得电价差额，同时在一定程度上解决源网荷的供需矛盾。

(5)、该光储用一体化储能电站控制方法，实现充电站拓展使用，实现将光储用一体化系统接入，才能解决局部大负荷对电网的冲击，储能系统同时起到削峰填谷和增量配电网的作用，从而获得较高的收益。

附图说明

图1为本发明光储用一体化系统用电平衡原理图；

图2为本发明应用案例5MW4h储能系统、5MW光伏系统及用电负荷接入电气主接线图；

图3为本发明应用案例新建10kV总配电室布置示意图；

图4为本发明电池储能电站光储用一体化系统和电网侧调频调峰模式示意图；

图5为本发明电池储能电站光储用一体化系统和工商业削峰填谷模式示意图；

图6为本发明电池储能电站光储用一体化系统和新能源综合利用模式示意图；

图7为本发明光伏监控和储能能量管理通讯系统的原理框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1-7，本发明实施例提供一种技术方案：一种光储用一体化储能电站控制方法，其控制方法是采用以光伏发电、储能电站和负荷用电为一体的综合能源自动控制方法，包括光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法、光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法以及光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法，光储用一体化系统24小时控制方法，具体包括以下步骤：

P1、当处于24:00-8:00谷段时，电价最便宜0.2672元/kwh，系统将电网便宜的电能充入全钒液流电池，预备在白天的用电高峰使用，负载此时直接使用电网的电能；

P2、当处于8:00-10:00平段时，电价正常，储能系统处于待机状态，不进行充放电调节，负载使用光伏发电(0.644+0.32＝0.964元/kwh)和电网的电能，多余电能送入电网(0.4161+0.32＝0.7361元/kwh)或给钒储能电站充电；

P3、当处于10:00-12:00峰段时，电价高峰，负载优先使用储能电站电能(0.985元/KWH)，当储能电站电量不足时使用光伏发电(0.985+0.32＝1.305元/kwh)的电量，尽量少的使用电网电能以降低电费，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P4、当处于12:00-18:00平段时，电价正常，此时光伏发电强，负载优先使用光伏发电，储能系统处于待机状态，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P5、当处于18:00-22:00峰段时，电价高峰，此时储能系统处于放电状态，负载优先使用储能系统的电能，不足的部分再使用电网的电能。

本发明中，光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法是以光伏和储能进行独立控制，具体包括以下步骤：

S1、首先储能充电通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，然后经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能放电则相反；

S2、之后光伏发电通过光伏组件发电直流电，经过逆变器逆变成AC450V，接入厂区变压器低压侧进行并网，储能电站和光伏发电电站分别进行独立运行，储能电站作为厂区备用电源，已接入厂区内部配电室高压侧，储能电站充电电费价格0.2672元/KWH，放电电费价格0.985元/KWH，赚取峰谷价差0.7178元/kwh，光伏电站接入方案已通过供电公司批复，采取自发自用，余电上网方式运行，自用电价0.964元/kwh，上网电价0.7361元/kwh。

本发明中，光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法为储能电站用户侧谷电峰用，光储自用，且余电联合上网控制，具体包括以下步骤：

T1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

T2、然后通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关，实现储能借道上网。

本发明中，光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法是采用谷电以及直流或交流光伏给储能充电，光储自用，余电联合上网控制，采用谷电和直流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

a1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

a2、储能充电二路，光伏发电余电不经过光伏直流汇流箱接入储能DC/DC能流器稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能上网时借道接入光伏逆变器，再与厂区变压器低压并网点上网。

a3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和储能DC/AC开关，实现储能借道上网，可获上网电价0.7361元/kwh，光伏自用，余电直流给储能充电，充电无补贴，不与谷电充电价格有优势，放电有补贴0.32元/kwh，比光伏直接上网效益差。

本发明中，采用谷电和交流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

b1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b2、储能充电二路，光伏发电余电经过逆变器逆变成AC450V，经过光伏低压并网点接入储能DC/AC端，整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和光伏发电低压并网侧开关，实现储能借道上网，可获上网电价0.7361元/kwh，光伏发电按自发自用，余电上网，余电充电模式运行，自用电价0.964元/kwh，上网电价0.7361元/kwh，余电充电电价0.4161元元/kwh，没有补贴，比直接上网效益差。

应用实例

湖北枣阳平凡钒氮合金有限公司光储用一体化设计分析，为实现湖北枣阳平凡钒氮合金有限公司建设10MW4h钒液流电池储能、10MW光伏及用电一体化项目工程，根据储能、光伏的运行方式现提出系统设计如下：

由于储能系统电网无明确支持政策，电网明确不允许储能系统向电网反送电，因此在并网点必须加装防逆流保护，在发生储能返送电时切除储能系统。光伏有明确上网政策，因此光伏可直接向电网返送电。

湖北枣阳平凡钒氮合金有限公司内部原有1座10kV配电室，电气主接线为单母分段，电网有两条10kV进线，分别引至220kV严湾变、220kV韩岗变，经测算，两条10kV进线可承受5MVA的送电容量，配电室I段安装1台1250kVA厂区配电变压器，II段安装1台630kVA厂区配电变压器。

国网襄阳供电公司经济技术研究所于2018年11月出版《襄阳市枣阳平凡钒氮合金有限公司3.4兆瓦屋顶分布式光伏发电项目接入方案》，设计部分光伏发电系统采用低压通过园区站用变压器升压至10kV母线并网接入至原有10kV配电室10kV母线，但是从光伏、储能一体化综合分析无法区分上网电量是光伏发电还是储能放电，且为保证储能不向电网返送电，已在原10kV电网进线安装防逆流保护，因此无法使得光伏正常向电网送电。

从远期规划考虑，当前厂区负荷较低，原有配电室位置空间有限，无法再增容园区其它10kV用电负荷，因此已不满足远期建设10MW4h储能系统的需要。为实现光储一体化设计，提出需在厂区选址新建1座10kV总配电室，终期规模按2条10kV电网进线、2条5MW光伏发电、2条5MW4h储能电站接入、10路园区10kV送出线进行考虑。总配电室建成后光伏发电、储能发电均以10kV电压等级接入，总配电室设置SVG集中对光伏、储能无功调节。原10kV配电室的两条电网进线需切改至新建总配电室，从新建总配电室引至原有10kV配电室作为进线电源，由图2所示。

由图2可知，可以将储能系统与光伏发电系统实现协同供电，在303开关处加装储能系统防逆流保护，在出现逆流时跳开10kV储能系统307开关，用电负荷采用电网或光伏发电。在光伏发电10kV接入305开关处加装计量，在电网进线301开关处加装关口计量，可选择光伏发电全额上网或余电上网模式。

新建10kV总配电室管理可选择电力公司或是园区管理模式，按照分区管理原则，储能系统电站设置1套能量管理系统，按照峰谷用电策略进行自身管理，光伏发电系统设置1套光伏发电监控系统，新总配电室设置1套集控调度系统，可根据光伏发电、储能发电、用电实现相应的调度。原有储能能量管理系统可接入光伏发电通信信息，从而实现光、储、用一体化方案。

根据本方案，新建总配电室建设面积至少需约200平米，初步布置图如图3所示。

由图7可知，枣阳分布式光伏项目共有50台光伏逆变器，分4个并网点接入公共电网，光伏监控系统通过一台通讯管理机接入50台逆变器的数据和4个并网点多功能电表的数据，光伏逆变器支持RS485/modbus规约，50台逆变器分别位于9个屋顶和地面，以手拉手方式连接，经过10根通讯电缆/光缆接入集中控制室。通讯管理机将50台逆变器的数据和4个并网点多功能电表的数据以tcp/modbus通讯规约转发给就地光伏监控系统，计算光伏系统总的发电量数据并转发给储能能量管理系统和展示大屏幕系统。木联能只需要负责光伏监控系统、通讯管理机相关的通讯工作，线缆敷设等其他工作由晶科负责。通讯拓扑见图所示。最终的通讯拓扑可能会有改变，即每根通讯电缆的设备数量会有变化，但是逆变器总数不会变化。通讯管理机需要具备生成虚拟遥测的功能，即根据每个并网点接入的逆变器计算每个并网点总的发电量，以及计算所有逆变器总的发电量数据。

需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。

Claims (6)

1.一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：其控制方法是采用以光伏发电、储能电站和负荷用电为一体的综合能源自动控制方法，包括光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法、光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法以及光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法，所述光储用一体化系统24小时控制方法，具体包括以下步骤：

P1、当处于24:00-8:00谷段时，系统将电网便宜的电能充入全钒液流电池，预备在白天的用电高峰使用，负载此时直接使用电网的电能；

P2、当处于8:00-10:00平段时，储能系统处于待机状态，不进行充放电调节，负载使用光伏发电和电网的电能，多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P3、当处于10:00-12:00峰段时，负载优先使用储能电站电能，当储能电站电量不足时使用光伏发电的电量，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P4、当处于12:00-18:00平段时，此时光伏发电强，负载优先使用光伏发电，储能系统处于待机状态，光伏多余电能送入电网或给钒储能电站充电；

P5、当处于18:00-22:00峰段时，此时储能系统处于放电状态，负载优先使用储能系统的电能，不足的部分再使用电网的电能。

2.根据权利要求1所述的一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：光储用一体化储能电站与电网结合自动控制方法是以光伏和储能进行独立控制，具体包括以下步骤：

S1、首先储能充电通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，然后经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能放电则相反；

S2、之后光伏发电通过光伏组件发电直流电，经过逆变器逆变成AC450V，接入厂区变压器低压侧进行并网。

3.根据权利要求2所述的一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：所述储能电站和光伏发电电站分别进行独立运行，储能电站作为厂区备用电源，已接入厂区内部配电室高压侧，光伏电站接入方案已通过供电公司批复，采取自发自用，余电上网方式运行。

4.根据权利要求3所述的一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：光储用一体化储能电站与工商业结合自动控制方法为储能电站用户侧谷电峰用，光储自用，且余电联合上网控制，具体包括以下步骤：

T1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

T2、然后通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关，实现储能借道上网。

5.根据权利要求1所述的一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：光储用一体化储能电站与新能源结合自动控制方法是采用谷电以及直流或交流光伏给储能充电，光储自用，余电联合上网控制，所述采用谷电和直流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

a1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

a2、储能充电二路，光伏发电余电不经过光伏直流汇流箱接入储能DC/DC能流器稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电，储能上网时接入光伏逆变器，再与厂区变压器低压并网点上网。

a3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和储能DC/AC开关，实现储能上网。

6.根据权利要求5所述的一种光储用一体化储能电站控制方法，其特征在于：所述采用谷电和交流光伏给储能充电的方法，具体包括以下步骤：

b1、储能充电一路，通过10KV高压，经降压变压器降压到400V,再经DC/AC整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b2、储能充电二路，光伏发电余电经过逆变器逆变成AC450V，经过光伏低压并网点接入储能DC/AC端，整流成DC700V直流电，再经DC/DC稳压调整成DC 300-430V，给液流电池充电；

b3、通过内部EMS调度系统控制储能变压器低压侧开关和光伏发电低压并网侧开关，实现储能上网。

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