光储充放一体式充电站技术方案.docx

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1、交直流混合供电的微网充电站技术方案目录1、 慨述31.1 项目概况31.2 设计依据41.3 设计葭明52、 总体方案62.1 系统构成62.2 主要技术性能参数72.3 主要功能要求82.4 主要技术特点92.5 供配电系统102.6 整流器IO2.7 群控充电机122.8 储能系统152.9 光伏子系统193、监控系统193.1 概述193.2 功能配置23.3 界面设计233.4 能量管理253.4.1 能盘管理策略概述253.4.2 最优化运行策略263.5 光伏功率预测293.5.1 系统构成303.5.2 次法模型303.5.3 系统功能314、 展示系统334.1 概述334.2

2、 系统构成334.3 展示方案334.4 布置方式345、 建设方案355.1 典型布W1.方案355.1.1 单列式充电车位布置方案355.1.2 两列式充电车位布置方案365.2 设备清单371、殴1.1 项目概况按照“与可再生能源发电相融合的充电设施网络关键技术”课题为满足为冬奥专区电动汽车充电需求，实现充电网络100%的全覆盖，计划在张家口崇礼冬明专区和北京延庆冬奥专区各建设1座“发充储放”一体的交直流混合供电的微网充电站，实现电动汽车充电与可再生能源发电的互动。其典型技术方案的示意图如下图所示：能审泡上色电力系蛇图IT系统总体框架(一)崇礼冬奥区微网示范充电站的建设需求崇礼的微网示范

3、充电站预计规模为10台60kW直流充电机，可为10辆乘用车进行充电，10台12OkWDaDC新型充电机，每台可同时为1辆公交车或2辆乘用车进行充电，总最大充电功率为1800kW,相应的配设分布式光伏电池阵列100kWP.电池储能系统100OkWh,储能变流罂为500kW,储能变流器为直流母线电压等级为750V(375V),多端互联装置1套，包括交流接口2路(380V600kW路)、光伏接口1路(100kW)、储能接口1路(50OkW)、充电机接口10路(120kW路3外电源为2路交流IOkV进线，每路进线电源的容量至少为100OkVA.配置1(X)OkVA的10kVO.4kV箱式变压器。(二)

4、延庆冬奥区微网示范充电站的建设需求延庆冬奥园区电动汽车充电网络预计规模为100台充电桃，传统60kW直流充电桩90台,新型12OkWDC/DC直流充电桩10台，总共能够服务20辆电动汽车公交车和80辆电动乘用车。其中，微网示范充电站的预计规模20台60kW直流充电桩，10台新型120kWDGDC充电桩，最大充电功率240OkW,站内配置分布式光伏发电设符1()OkWP,分布式储能装置为50OkWh,光伏/储能混合变流器I台，多端互联装置1套，外电源为2路10/0.4kV交流进线(包含2台变压器又1.2 设计依据GB,T18487.1-20016电动车辆传导充电系统一股要求BGB.T18487.

5、2-2(X)16电动车辆传导充电系统电动车辆与交流/直流电源的连接要求BGBzT18487.3-2(X)1电动军辆传导充电系统电动车辆与交流/直流充电机(站)GB/T19596-2004S电动汽车术语3QC/T743-2006电动汽车用锂离子蓄电池BGB,T20234.1-2015电动汽车传导充电用连接装置第1部分通用耍求BGBT20234.2-2015夕电动汽车传导充电用连接装置第2部分交流充电接口GB/T2O234.3-2OI5电动汽车传导充电用连接装置第3部分直流充电接口GB.T2793()-2OI5G电动汽车非车载传导式充电机与电池管理系统之间的通信协议GB-T14549-1993电能

6、质量公用电网谐波GB/Z17625.6-2OO31电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的谐波电流的限制GB5(M)34-2(XG建筑照明设计标准GB5(X)52-1995供配电系统设汁规范BGB50053-1991夕IOkY以下变电所设计规范GB5(X)54-20116低压配电设计规范GB50060-20083IIOkV高压配电装巴设计规范D1.rr448-20OOg电能计量装置技术管理规程D1.T62()-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合D1.621-1997交流电气装置的接地Diyr856-2(X)4电力用直流电源监控装置JbT5777.4-2(XX)电力系

7、统直流电源设备通用技术条件及安全要求BQ/GDW233-2009电动汽车非车载充电机通用技术要求QGDW234-2(XWi电动汽车非车我充电机电气接口规范3Q/GDW235-2009电动汽车非车载充电机通信规约QGDW236-2009g电动汽车充电站通用要求QGDW237-2009G电动汽车充电站布置设计导则Q/GDW238-2009电动汽车充电站供电系统规范Q/GDW397-20096电动汽车非军载充放电装置通用技术要求Q/GDW398-2009电动汽车非车孩充放电装置电气接口规范QGDW399-2(XW电动汽车交流供电装置电气接口规范QGDW4(X)-2(X)9电动汽乍充放电计费装置技术规

8、范Q/GDWZ423-2OIO电动汽车充电设施设计Q/GDW478-2010电动汽乍充电设施建设技术导则、1.3 设计原则(1) 低碳、环保。电动汽车充电电能100%来自新能源发电.(2)兼容、通用“可同时满足乘用车、大巴车等多种电动汽车充电需求，包括电压范围、充电功率、充电方式(交流快充或直流快充)、充电接口等应符合相关技术标准要求。(3) 节能、高效。充电效率大于95%,包括电网、储能或光伏到电动汽车的充电转换效率.(4) 美观、可展示。电备及充电站外观设计应美观、和环境阻合，运行效果可展示。(5) 环埴适应性强，运行可探。设备防护应能适应当地气候环境，运行可靠耐用,少维护。(6) 创新性

9、。采用充电设施领域的先进技术、最新的科技成果。2、总体方案2.1 系统构成本项目为光储充放一体化电动汽车充电站，包含：供配电系统、整流器、充电系统、储能系统、光伏系统、监控系统、展示系统等。其中图示红色虚框中部分为基石直流母线的多端互联装置，具备2路04kVIO(X)kVA交流电源进线、1路100kW光伏接口、1路50Okw储能接口、1()路12()kV新型群控充电机接口、10路60kW常规充电机接口。图2T系统总体框架供配电系统：用户提供0-IkV交流进线，双电源进线，本项目配胃U台低压交流配电柜和1台直流配电柜，为各子系统提供电源，同时供一路20kVA电源给站用负荷供电。整流器：配置2台5

10、0OkW的整流器，并联运行提供0.IkV直流电源，两台并联运行时额定功率为100OkW群控充电系统：配置10台12OkW分体式充电桩，整流器容量与充电负荷协调控制的一主多从柔性充电控制系统，实现多个充电接口的充电功率自适应动态分配，可同时为乘用车和大巴车提供充电服务。储能系统：配置容量为50OkWX2h的电池储能系统，接入04kV公共直潦母线，实现消纳光伏发电功率、平滑充电负荷和谷电利用等功能。光伏系统：配巴100kWP的光伏系统，可符光伏发出的电能对充电桩供电，或者在充电桩闲困时通过储能变流涔对电池充电。监控系统（含能量管理）：监控系统实时监测各单元状态，并根据峰谷时段及用电情况控制各发用电

11、单元的能量潦动，实现经济运行.展示系统：配置液晶显示屏，展示系统运行状态及效果.2.2 主要技术性能参数（I）ACZDC集中整流单元主要技术指标：a）交流输入电压：38OV15%;b）交流电源频率：50Hz1.5Hz;C）交流辘入电流：800A;d）输入功率因数：20.98（20%100%负教）；C）谐波电流畸变率THDf6%（20%50%负载），W3%（50%100%负我）：D输入直潦分地：O.5%（2O%100%负载）；g）额定输出功率：500kW;h）额定输出电压：DC800V：i）额定辘出电潦：625A;j）电压调节范围：700V-8（X）V;k）输出稳压精度：3%（20%100%负载

12、）；I）电流不均衡度：或5机20%100%负我）：m）工作效率：/95%（20%50%负栽），297%（50%100$负载）;n）待机功耗：250W;o）音晌噪声：W75dB（满载）。（2）IXVIX:充电单元主要技术指标：a）额定输出功率：12（）kW;b）直流输入电压：700V-8（X）V;c）直流输出电压：200V750V:d）直流输出电流：额定160A.最大240A:c）输出电压误差：不超过05*D输出电流误差：不超过土隔（23OA）和0.3A（30A）;g）输出稳流精度：不超过1%;h）输出稳压精度:不超过0.5$;i）电压纹波因数：1%;j）电流卜.降响应时间：1秒0I2OA）,4

13、1/20秒（ZkI20A）;k）电流停止速率：100Vs;1）对地电容：1.uF（输出正、负极对地等效电容）；in）工作效率：291%（20%50与负载），296%（50%100%负载）；n）待机功耗：0（断开直流输入）;0）音响噪声：W65dB（满载）.（3）DCDC光伏单元主要技术指标：a）峰值输入功率：10OkW,直流输入电压：500V-1000V;b）转换效率：96%:（4）DCDC储能单元主要技术指标：a）额定输出功率：50OkW,电池恻电压：500V780V;b）工作效率：296%（501001负载）。2.3主要功能要求（I）AeDC集中整流模块输入具备过压、欠压保护功能，当输入过

14、压或欠压保护动作时，整流模块关机并告警。（2）AQDC集中整流模块输出具备过压、过流保护功能，当输出过压或过流保护动作时，整流模块关机并告警。（3）ACDC集中整流模块具备过温保护功能，当内部功率器件超温时应采取降功率输出；当过温保护动作时，整流模块关机并告警。(4)ACDC集中整游模块具备输出限流功能，当输出电流超过限流设定值时立即进入限流状态，自动限制其输出电流的增加.(5)DCDC充电模块输入具备过压、欠压保护功能，当输入过压或欠压保护动作时，充电模块关机并告警(6)DCDC充电模块饰出具备过压、过潦保护功能，当输出过压或过渡保护动作时，充电模块关机并告警。(7)DaDC充电模块输出具备

15、短路回收保护功能，当输出短路时，充电模块能将输出电流限制在3A以内“(8)1XVDC充电模块输出具备隔离二极管，防止动力电池电流反潴。(9)DaDC充电模块具备恒功率输出控制功能，可在500V750V输出电压范闱内实现恒功率输出控制。(IO)DCZDC充电模块具备过温保护功能，当内部功率器件超温时应采取降功率输山；当过温保护动作时，充电模块关机并告警。(ID充电机具备状态监测功能，“采集上传集中物流单元和充电单元设备状态信息及告警信息为设备状态检修提供参考依据。(12)充电机具备温湿度监测与控制功能，可自动调节机柜内温湿度环境，防止凝露危害。(13)充电机具备水浸保护功能,当浸入机柜内的水位达

16、到一定高度时自动断开交流输入电源并闭锁充电终端，同时发出告警信号。(M)充电机具备柜门开启保护功能，当充电机柜门被打开时自动断开交流输入电源并闭锁充电终端，同时发出告警信号。(15)充电机通风散热进出口具备防尘措施，且方便在外部拆卸清洗维护，2.4主要技术特点(1) 多能互补的局域直流配电网系统，消纳新能源发电，消除甑机性电源对电网的影响，(2) 预装式模块化建站，形成基于直流母线的光储充一体化站典型设计和“群控柔性充电站通用技术条件”技术标准.(3) 高效率。采用模块化三电平变流器，充电系统综合能效高达96%。(4) 采用群控柔性充电控制技术，自动分配充电功率，提岛设备利用率：在充电服务能力

17、相同的条件下，臧小配电系统容量，降低建站成本和占地面积.(5) 兼容所有车型。充电机输出电压200V750V.额定充电功率120kW.兼容所有车型.(6) 采用全SIC器件，充电机效率r,体积小。采用大功率充电机模块，单模块200V-750V6()A.功率45kV.具备恒功率充电特性，(7) 采用新型冷却方式,商防护，适应笈杂应用环境。isEa本项目设置一面MNS低压交流配电柜，双路电源进统，配置2回IoQoA断路器，分别连接2台50OkW整潦器，预留10回100A断路器分别连接10台交流充电桩,配置1回40A断路器提供20kVA站用电源。本项目设置一面直流配电柜，配设10回250A断路器，分

18、别接10台12OkW充电机，M150A断路器连接100kw光伏变流器，配置800A断路器连接50OkW储能变流器。2.6整流器整流器采用模块化设计理念，通过隔离变压器接入交流电网，实现直流母线与交流电网电气隔意.交潦恻采用5个100kW双向AQDC变流器模块并联.如图2-2所示整流器主要由隔离变质器、5个双向AaDC变流器模块、控制单元、配电单元等组成.集中控制单元实现5个双向AC/DC变流器模块的载波同步。图2-2整流器原理框图ACDC整流模块由交流EM1.滤波器、1.Q.泄波网路、PWM整流器和直流EM1.消波蹲组成，功率变换采用三电平逆变主拓扑，可四象限运行，可将接入直流母线的光伏或储能

19、系统能H逆变1可徵到电网“AoIX：整流模块与上位机集中整流控制器通信，上传输出电压、电流和功率等运行参数，采集整流单元设备状态信息.接收功率分配控制指令及充电集群负荷调度和设招状态检修指令.本方案具有加卜特点：分散逻辑控制，可靠性高；便于维护和系统扩容，配置灵活：体积小、质量轻、成本低。采用三电平主电路拓扑，效率高。双向AC/DC变流器模块主电路拓扑如图2-3所示，基于通用平台的模块化设计理念，主电路采用“1”型三电平逆变拓扑，交潦傲/采用【XX渡波器，直流恻设计C1.港波器减少电流、电压纹波.图2-3双向RC/DC模块主电路拓扑“I”型三电平变流器模块可四象限运行,当充电时.将网侧交流电整

20、流成直流电给储能电池和电动汽车充电.当向电网放电时.则将直流电逆变成交流回馈到电网,漏载情况卜充电模式和放电模式之间的转换可在100mS内实现.1OOkW三电平整流器模块外形结构如I图2T所示。图24三电平整流器模块结构示意图集中整流器由整流器柜和变压器柜组成,变流器柜由2面柜体组合，单柜尺寸为600*800*2160（宽*深*高）*,每5只AC/DC模块和5个支路直潦端子安装在1面柜体,集中控制器、配电单元和其他附件安装在另一面柜体里.变压器柜为单面柜体，尺寸为1500*1200*2160（宽*深*高）nm如图2-5所示。图2-5柒中整流器结构示意图2.7群控充电机群控充电系统主要由DC/D

21、C充电模块、充电单元、充电能量控制器、功率分配控制器及辅助控制、保护电器等组成，电气原理方案如图26虚框部分所示“*M!fMOCKfiMRIrANBJJifttIMI-S图2-6群控充电机电气原理框图群控充电系统由集中用流器提供DCsOOV电流电，I台50OkW标准整流单元输出“接5个120kW电电元，每个充电单元对应1路充电终端输入，直流变换充电模块根据电压平台分为200V750V与500V100oV两类，满足近期与远期的车辆充电平台。各充电单元由4个30kW直流变换充电模块并联组成，输出与输入高频隔离，实现输出电压200V750V.宽范围调节和在500V750V范国内恒功率输出控制。充电模

22、块与功率分配控制器通信，上送直流输入/输出电压、电流和功率等运行参数，采集充电单元设备状态信息，接收充电启/停控制指令和动态功率分配调控指令，实现对多个充电终端功率分配自适应柔性平滑调节。本方案充电系统采用直流母线拓扑方案，分为前、后两级功率变换，前级AC/DC功率变换单元采用集中式PWM整流器，将380V交流电变换为稳定的土0.4kY亢流电给直流母线供电：后级DC/DC功率变换单元采用高频隔离变换器，将0.4kV直流电变换为电动汽车动力蓄电池充电所需的200V750V500V1000V直流电,并根据车辆充电需求及整流负荷控制要求,以最大安全负荷为约束条件，对多路充电接口的输出功率进行动态分配

23、，实施有序充电捽制，既能介理保障用户充电需求.又能确保集群充电负荷控制在整流配电容量安全限额之内.实现时充电集楙安全负荷调控：通过直流母线接入光伏发电间歇性电源，接入储能电池系统与整流负荷和充电负荷进行协同操作：另外系统根据采集的车辆、用户、电网信息，可接收车联网平台的峰谷用电调控指令，平衡充电负荷与常规负荷用电的周期与时段,限制用电高峰时段充电负荷,避免峰上加峰,确保电网安全，既服务用户,又引导消费。前级的AC/DC集中整流单元采用100kW大功率非附离变换模块并联方式,5个模块并联组成50OkW标准整流单元机柜；后级的DaDC充电单元采用30kV高频隔齿变换模块并联方式，可46个模块并联组

24、成120kW180kW标准充电单元机柜.每个50OkI1.标准整流单元柜输出可接24个标准充电单元机柜：两个5(X)kVV标准整流单元机柜通过直流母线并联方式可组成1个100OkW集中整源单元，可接48个标准充电单元，实现更大范用整潦容量共享与柔性充电功率分配.采用标准单元设计思路实现集群充电系统设备模块化自由组合，充电站建设可因地制宜灵活配置充电系统，实现充电设备快速集成、安装,另外AaDC整流模块和DaDC充FiI模块均采用插拔模块结构，且为独立散热风道设计，不但系统集成方便、易扩容，而且运行可靠性高、易维护。配套的充电终端额定电流分别按250A和400A设计，具备直流输出计量功能，既能满

25、足当前电动汽车120kW中小功率充电需求(500V7240A),又能对充电单元扩容.满足今后电动汽车18OkW中大功率充电需求(750V240A)及未来电动汽车36OkW大功率充电需求(1000V/360A,采用2个18OkW标准充电单元并联输出)，集群控制柔性充电系统单个群控充电单元配置充电能量控制器、集中整流控制器、功率分配控制器、充电控制器及计费控制单元。其中充电能量控制器负货接收能磕管理单元的负荷调控指令，并称调控制集中整流功率控制器与功率分配控制器：集中照理控制器控制ACZDC集中郎添单元的输出，功率控制器控制DC/DC充电单元的输出。多个群控单元或直流母线上接入光伏、储能等能源，系

26、统配置带有操作界面的能源管理单元。负费协调控制充电机，储能，光伏的输出及储能、光伏等新能源与电网能量的互动，采用单元化模块的设计，后期可根据接入的能源类型与要求进行功能扩展。I*兀Bi)图2-7集群控制柔性充电系统网络架构图充电计费控制提供两种模式：一是基于先中计费控制方案,群控充电单元的多个充电终端公用1个计费控制单元，充电终端无操作界面，用户通过“e充电APP,扫描充电终端的固定二维码完成充电支付.二是基于独计费控制方案：群控充电单元的每个充电终端各设1个计费控制单元，具备CPU卡读卡器和用户操作屏幕,充电除支持充电I：支付外，用户通过e充电APp,支持动态二维码和用户账号支付功能。柒群控

27、制充电系统通过计费控制单元接入车联网平台，上送充电设备状态信息和充电监控及交易数据，接收平台交互指令.28111500kW2h电池储能系统包含1套5Q0kW储施变潦器(PCS),电池箱、电池架、电池管理系统等组成.本方案选取硝酸铁锂电池单体规格为3.2V5OAh.每移电池簇成组方式为6并216串，则额定电压为216X3.2V=691.2V,单簇电池组电压范围为540V777.6V.本方案50OkWX2h电池储能系统分为5簇，每216串，采用300Ah的单体电池，共需1080块300Ah电池单元，电池标称总容量为1036.8MVh.储能变流器采用模块化设计理念，一级变换拓扑，采用5个100kW双

28、向DCJDC变流器模块，直流他分为5个支路,每个支路接1箧电池，电池电压苑困500V780V,如图2-8所示。图2-8电池储能系统原理局成系统主要参数如卜.：额定放电功率：50()kW；存储能量：1.OMWh;直潦他额定电压：800V;电池侧电压：500-780V：运行环境温度（舱内）：+10C、+401C;允许湿度：5%95%,无凝箱：防护等级：【P54:噪音：78dB:通讯方式：以太网；通讯协议：MOdbUSTCP/IP:工作模式：并网运行。变流器柜采用2面柜体组合，单柜尺寸为600*800*2160（宽*深*高）mm,其中功率柜安装5台AC/DC模块,另一面柜体为控制柜,安装控制单元、交

29、流配电单元等.图2-9变流器收珞Ii构示意图本项目中储能系统电池每簇为18箱，电池箱及对应电池簇管理单元、电气元件安装在一组电池架上.电池架选择我公司生产的储能电池架，每个电池架可以放置5箱电池，每簇电池共需4个电池架，电池架结构尺寸为1000x2200x600（IxHx1.）,外形图加卜.：图2-1Q电池架外观示意图储能系统配置一套电池管理系统(BMS),与储能变流器通讯，对电池进行保护性充放电。BMS采用三级结构，包含电池系统管理单元(BAMS)、电池组管理系统(BCMU)、电池检测单元(BMU)x电流传感器、继电器及附件等。其中BMU负贵电池电压和温度的采集，根据均衡策略对电池组实施均衡

30、管理：BCM1.I负货管理簇电池，主要用于对储能电池进行实时监控、故障诊断、Soe估算、充放电模式选择等，并通过通信方式与上位机进行信息交互,保障高效、可考、安全运行。电池检测单元(BMU)检测12只单体电池电压、温度等信息，每簇电池包含有18个BMU;每簇电池由1个电池组管理系统(BCMU)与18个BMU通讯,对电池组进行实时监控：每5簇电池对应一个电池系统管理单元(BAMS),分别和BCMU通过RS485通讯，1个BAMS与5个BCMU通讯，通过1路CAN与储能变流器通信，同时1路以太网与网络交换机通讯。电池管理系统结构图如下：PCS图2-11电池管理系统结构图本方案的储能电池、电池管理系

31、统等布置在40尺标准集装箱内。图2-12500kW1.MVh储能电池单元结构布局示意图系统具有如下特性：(1) 产品一度模块化设计,采用预制式可移动集装箱结构,具有易运输、易安装、易建设、易维护的特点，由于采用模块化设计，系统具有高可用率.(2) 系统配置有远端和就地监控系统.具备远程诊断、复位和合闸功能.自动化程度高，方便运行管理和维护.(3) 采用带有智能温控的空调系统和风冷系统，保持集装箱内温度满足设备及电池运行淑度要求,克服室外登夜温差大的影响，同时减小空调耗电量。(4) 集装箱外壳防护等级应不低于IP54.并具备三防保护(防潮湿、防客变、防盐雾)、防锈(防氧化)和防盗保护措施。(5)

32、 集装箱设置应急照明和正常照明系统，方便运维检修。(6) 集装箱设置有自动灭火装置,当火灾发生时，除了通过声光报警，还将自动关闭风道密封集装箱,充氮气灭火。2. 9光伏子系统本项目建设100kw光伏系统，与储能系统、充电系统组成光储充电站，所发电能参与能量调度，展示光伏在电站中的作用。光伏系统包含光伏组件、支架、电缆及光伏逆变器.所仃电备安装在站内屋顶，光伏逆变耦交流侧接入交流配电柜。光伏系统容量为100kWP.选用265WP光伏组件，23块组件串联成一路，共16路直接接入光伏逆变器直流输入偏，光伏逆变器选用2台50kW光伏变流器。光伏组件选择265WP多晶硅光伏组件，具有高功率输出、优异的弱

33、光发电性能(早晨、傍晚、阴雨天),技术指标见下表：表2T光伏组件技术指标最大功率265W最佳工作电压30.6V最佳工作电流8.66开路电压37.7V短路电流9.23组件效率16.47%输出功率公差0-+5%尺寸1638X982X4On1.m重量18kg3、监控系统2.1 概述本项目光储充放一体化站能蚊管理系统采用许继自主研发的ESS-8000系统，主要包括服务潜、交换机、通信管理机等设备。通过以太网与充电系统、储能系统、光伏系统和展示系统接口，实现整站能量管理和设备监控等功能。ESS-BOOO型储能式快充站监控管理系统具有完善的电池管理功能和丰富的外部通信接口，可实现时储能系统、光伏系统、充电

34、系统等智能设备的运行信息实时监控，包括对储能电站内电池单体、电池模组、电池簇、电池堆的佶息采集、实时监视优化管理、智能维护及信息查询功能.系统功能配置如图31所示。ESS8000SCADA图3T能量管理系统功能配置2.2 功能配置2.2.1 数据采集与处理数据采集与处理包含以下内容：通过测控单元与储能装置、电池管理系统、充电桩、光伏逆变罂进行实时信息的采集和处理,实时采集模拟量、升关量.接收和处理的信息包括： 充电机充电功率： 光伏逆变曙功率： 单体电池的电压、温度等实时信息： 电池模块的电流和漏电流； 各种故障告警信号和保护动作怙号.储能装置上送信总包括： 开关盘信息：直流傀、交流1接触牌、

35、断路器的状态：运行模式（并网、孤网、充电、放电、待机等）、就地操作把手的状态等. 模拟量信息：直流蒯电乐、电流：交流侧三相电压、电流有功、无功： 非电量信息：IGBT模块温度、电抗器温度、隔虚变温度洽 运行信息：能疥转换谀备保护动作信号、事故告警信号等.3. 2.2事件报警处理监控系统应具有事故报警和预告报警功能,事故报警包拈非正常操作引起的断路器跳闸和保护装徨动作信号：预告报警包括锐设备变位、状态异常信息或电芯过压、电芯欠压、电池牍过压告警、电池段欠压出警、计算机监控系统的软、硬件状态异常等。I）事故报警事故状态方式时.事故报警立即发出音响报警（报警讦量可调）,运行工作站的品示画而上川颜色改

36、变并闪烁表示该设备变位.同时地示红色报警条文,报立条文可以选择随机打印或召唤打印.事故报警通过手动或自动方式确认.每次确认一次报警,自动确认时间可调.报警一旦确认，声音、闪光即停止.第一次事故报警发生阶段，允许卜一个报警信号进入，即第：次报警不应闻前上一次的报警内容.报警装置可在任何时间进行手动试验.试验信息不予传送、记狼.报警处理可以在主计算机上予以定义或退出，小故报警应有自动推画面功能.报警信息应能保存。2）预告报警预告报警发生时，除不向远方发送信息外，其处理方式与上述劣故报警处理相同（音响和提示信息颜色应区别于事故报警）.部分预告怡号应具有延时触发功能.3）越限报警对每一测盘假（包括计算

37、出的）,可由用户序列设置四种规定的运行双值（低低艰、低眼、商限、嘉高限），分别可以定义作为预告报警和步故报警。四个限例均设有越，亚限死区，以避免实测值处于限值附近频繁报界.4. 2.3运行监控运行监控以内内容：监控工作站是储能监控系统与运行人员联系的主要方式,就地手动控制度应急情况下的备用方式：监控系统可提供虫要参数的显示和必要操作按选： 图形监捽画面内容应包括：储能总览信息、主接线图、储能单元PCS监视、储能单元电池组监视、电池单体运行信总监视、储能跟踪计划曲线功能、通讯工况等： 图形监控画面形式应包括：文本或图符&示的H期时间、模拟M值、遥信状态值、电能量值、实时统计值、历史数批;、计算值

38、等. 所有画面应可直接打印机打印或熨制输出，且保持与监控画面效果致： 控制操作对象宜包括：百流开关、各电等级的电动操作开关、主要设备的启动退出等： 两节对象宜包括：储能PCS功率设定袋置运行参数设定等： 控制愫作与调节应具法：操作权限检肯、【可时刻操作的唯性检吉、位次检较等安全措施。3.2.4在线统计 应对储能电站运行的各种常规参数（发电功率等）进行统计计算,包括日、月、年、时段的以大、最小值及其出现时间、平均值、越限次数、越限时间、越双率、合格率等： 应对储能电站运行的各风机发电量、总发电盘等参数进行统计计算,包括分时段、日、月、年发电量对比等： 应对储能电站主要设备的运行状况进行统计计算，

39、包括断路器正常操作及事故跳时次数、电容器/电抗器投退次数等。3. 2.5系统的自诊断和自恢复 应具备在线诊断能力，对系统自身的软硬件运行状况进行诊断，发现异常时，予以报警和记录，必要时采取自动怏更措施； 现场设备的在线诊断应至电路板级： 自动恢更的内容应为：一般软件异常时自动恢亚运行：当设的有备用配置时在线设备发生软硬件故障时，能白动切换到备用配S1.自动恢左时间不应大于30S.3. 2.6维护功能 应能对数据库进行在线维护增加、删除和修改各数据项： 应能离线对数据库进行独立维护，重新生成数据库并具每合理的初始化值： 历史数据陈中的数据应能根据需要，方便地进行转存，长期保存： 应能编辑和生成画

40、面，且方法简便，3.2.7与其它设备或系统接口监控系统应与储能电站内充电机，储能PCS设备、储能电池BMS设备、光伏逆变器等单独设置的设脩或系统建立通信接口，把这些设备或系统接入监控系统进行集中监控，通信规约应满足电力系统标准通信规约要求；监捽系统在实现与上述设备或系统接口时,附保证数据的一致性和功能完整性“3. 3界面设计(1)主接线图主接线图界面显示储能公共快充站的主要设备的电气联系及各点的实时信息，包含有功功率、无功功率、电流、电压、频率及各开关的分合状态等。图3-2主接规界面(2)储能电站综合监视与统计储能电站综合监视与统计界面显示储能系统的电气联系及运行信息，充放电实时功率等。图3综

41、合监规与统计界面(3) 储能PCS运行监控储能PCS运行监控界面显示PCS运行信息,单元有功、无功、SOC等。图37储能变流器监视界面(4) 电池堆、电池簇、运行监视电池堆、电池簇、运行监视界面显示各电池簇的运行信息，包含电流、电压、温度等.图35电池族监视界面(5) 电池单体运行监视电池生体运行监视界面显示各电池单体的运行信息，包含状态、电压、温度等.图3-6电池单体监视界面(6) 通信状态监视通信状态监视界面显示各设备的通信网络联系及通信状态.图3-7通讯监视界面3.4能量管理3.4.1能量管理策略概述光偌充体化充电站与常规充电站相比，除在站内配备光伏发电系统外，考虑到光伏发电的波动、间歇

42、特性.还需配得一定容的的储能系统。这种情况下.一方面需尽可能利用光伏发电电fit.降低从电网的购电费用：另一方面，需考虑储能系统的使用寿命何地,尽可能避免储能系统的深度充放电.结合项目综合考虑，能缴管理策略主要为最优经济运行。根据实时电价动态制定储能捽制计划，使其电价低谷时充电、电价r蜂时放电.同时最大限度地使用光伏发电,实现储能电站收入最大化.设计原则：(1)延长电池储能系统的寿命，原则上每天一个循环：(2)最大限度的消纳光伏发电:(3)减小对电网的冲击,峰假功率不超过设定值：(4)购电成本最低，尽班使用低谷或平时电量.依据工北京市物价局关于实施煤电价格联动眼整的通知B,通过电池储能系统的能

43、依调度，可尽故用低谷电力给电动汽车充电，可较少充电设施充电成本，增加充电设施所有者的盈利能力。表3-2北京市峰谷分时电价表Mit*1.f三*IIMuHU*UIOfftIEttaWJ!A”itft*I1X1t1.M.t1.Mrt.wI-W1.O4如MTJMOQM4RUFSW1aiM(IK4UaM*AXKft1.*Ir1,3IIMI1.1.1.1.1.1.1.m1.aTHe?a，INUMCaownT?t.?MC23SMK,as*3：.zwam)23一i.FtiHBa174OaQtMUawa5A2ft:9Jinff1.tH.K2W.fWW.I1.I1.M.*f,*fHMH*f1.1.*-.H-2：W

44、.ff；e(JH.I1.-I1.rt.I1.-I1.H,3.4.2最优化运行策略根据前文分析的最优化运行原则，结合上海地区用电峰、平、谷时间分布，通过梯次电池储能系统的能显调度，达到系统的经济最大化运行。运行策略共分为以下6种情况：m123456用电低谷（22时至次日6时）时,此时电动汽车充电和储能充电同时由市电提供,充电功率之和小于配电容和。开始22h至次日6hSOCSKMX由布电维供PrtPb-P充电完或浮光状态(2)平时段(6时至8时)时，此时由于储能系统容址已满，此时优先采用光伏发电给电动汽车充电，如果光伏无法满足充电需求时，需要市电给电动汽车充电.(3)峰时段(8到11时)，此时优先

45、采用光伏发电给电动汽车充电,如果光伏无法满足充电需求时，采用储能给电动汽车充电，当储能和光伏均不能满足充电需求时，采用市电给电动汽车充电；此时充电需求较低时，光伏功率大于电动汽车时，光伏给储能充电：(4)平时段(UT8时)此时优先采用光伏发电给电动汽车充电，如果光伏无法满足充电需求时，采用市电给电动汽车充电：此时充电需求较低时，光伏功率大于电动汽车时，光伏给储能充电：当17:30时，考虑预约充电的电量，如果此时储能容量不能提供预约充电能珏时，需给储能补电。补电完成后，储能处于待机状态。Y(5)峰时段(18-21时)此时优先采用光伏发电给电动汽车充电，如果光伏无法满足充电需求时，采用储能给电动汽车充电，