光储充一体化电站运行控制技术规范（征求意见稿）

1T/JXEA094—2025光储充一体化电站运行控制技术规范本文件规定了光储充一体化电站（以下简称“一体化电站”）的系统构成、运行特征、总体控制要求、各单元控制策略、协调控制方法、能量管理、安全保护、监控通信、运行维护及性能评估等方面的技术要求。本文件不适用于单一功能的光伏电站、独立储能电站或普通充电站，也不适用于以其他形式储能（如抽水蓄能、飞轮储能等）为主的一体化电站。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T18487.1电动汽车传导充电系统第1部分：通用要求GB/T19596电动汽车术语GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20234（所有部分）电动汽车传导充电用连接装置GB/T29317电动汽车充电设施术语GB/T29772电动汽车电池更换站通用技术要求GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术要求3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1光储充一体化电站将光伏发电系统、电化学储能系统和电动汽车充电设施通过电气连接与控制系统有机结合，实现能量互补、协调控制与统一管理的综合能源供应站。2T/JXEA094—20253.2运行控制为保障一体化电站安全、稳定、经济运行，对站内光伏单元、储能单元、充电单元及并网接口等设备进行监视、调节、操作及管理的技术行为总和。3.3一体化协调控制基于统一的管理平台或控制策略，对光伏、储能、充电及电网交互功率进行实时协同优化计算与指令分配，以实现特定运行目标（如经济最优、功率平滑、需求响应等）的控制方式。3.4能量管理系统用于实现一体化电站数据采集、监视控制、优化调度、能量分析、故障报警等功能的软硬件系统。3.5并网运行模式一体化电站与公共电网保持电气连接，与电网进行功率交换的运行状态。3.6离网运行模式一体化电站与公共电网断开电气连接，依靠自身光伏和储能系统为站内负荷（主要为充电负荷）独立供电的运行状态。4系统构成与运行特征4.1系统基本构成一体化电站通常由以下几个核心单元构成：光伏发电单元：包括光伏组件、汇流箱、直流配电柜、光伏逆变器及配套监控设备，实现太阳能向电能的转换。电化学储能单元：包括储能电池系统（含电池模组、电池管理系统BMS）、储能变流器（PCS）、储能专用变压器及配套配电与保护设备，实现电能的存储与释放。充电设施单元：包括交流充电桩、直流充电机（非车载充电机）、充电连接装置、充电监控系统及计费系统，为电动汽车提供电能补给服务。能量管理与协调控制系统：包括能量管理系统（EMS）、站级监控系统、协调控制器及相关通信网络，是实现各单元协同运行与优化调度的核心。4.2主要运行特征一体化电站作为一个集成系统，其运行具有以下显著特征：能量流的多向性与时变性：能量在光伏、储能、充电负荷及电网之间双向或单向流动，流量与方向随时间动态变化，受日照、用户行为、电价、电网指令等多因素影响。源-荷双重不确定性：光伏发电受天气影响具有间歇性和波动性；电动汽车充电负荷在时间和功率上具有随机性。两者叠加，对系统的功率平衡与控制提出更高要求。多时间尺度动态过程：系统控制涉及秒级/分钟级的功率平滑与频率调节、分钟级/小时级的优化调度与需求响应、以及日/月级的经济性分析与运维策略制定。T/JXEA094—20253多运行模式与状态切换：系统需具备并网、离网及并离网平滑切换等多种运行模式，以适应不同的运行场景与故障工况。5运行控制总体要求5.1控制目标一体化电站运行控制应实现以下主要目标：安全可靠目标：确保站内所有设备在规定的电气、温度、机械等安全边界内运行；防止发生电气火灾、电池热失控、人身触电等事故；保障系统在计划停运、故障及外部电网异常情况下的供电可靠性。稳定高效目标：维持站内交流母线电压、频率稳定在标准允许范围内；优化各单元运行工况，提升光伏发电效率、储能循环效率及充电设施电能转换效率；降低系统整体网损。经济优化目标：根据电价机制、光伏预测、负荷预测等信息，优化储能充放电策略与充电功率分配，最大化自发自用率，降低综合用电成本，并在具备条件时通过参与需求响应、辅助服务市场获取额外收5.2控制原则一体化电站运行控制应遵循以下基本原则：安全第一原则：任何控制策略与操作指令均应以保障人身、设备及电网安全为首要前提。控制逻辑中应内置完善的安全闭锁与保护功能。全局协调原则：应从系统整体最优出发，协调控制光伏、储能、充电及并网接口，避免各单元独立运行或控制策略冲突。分层分区原则：构建“站级协调控制-单元级本地控制-设备级快速保护”的分层控制体系。控制功能应根据响应速度、控制范围和可靠性要求合理分布。自适应与鲁棒性原则：控制策略应能适应光伏出力、负荷需求、电网状态及设备性能的变化，并在一定参数波动或扰动下保持系统稳定。5.3控制性能指标一体化电站主要运行控制性能指标应满足以下要求：并网点功率控制精度：有功功率控制指令与实际输出功率的偏差应不超过额定功率的±3%。电压调节范围：在并网运行时，应能根据指令调节并网点无功出力，将并网点电压控制在标称电压的-3%～+7%范围内（具体根据接入电网要求确定）。频率响应能力：当电网频率超出正常范围时，应能按照预设的功率-频率特性曲线，在规定的响应时间内（通常为秒级）调整有功出力。模式切换成功率：并网与离网模式之间的平滑切换成功率应不低于99.9%。6一体化协调控制策略T/JXEA094—202546.1协调控制架构一体化电站应采用分层分布式协调控制架构：站级协调控制层（EMS）：作为最高决策层，基于历史数据、预测信息、电价信号及电网指令，制定全局优化调度计划与实时控制策略，并向各单元控制器下发功率设定值等指令。单元级本地控制层：包括光伏逆变器控制器、储能PCS控制器、充电桩控制器等。负责接收并执行站级指令，同时具备独立的本地保护与控制功能，在通信中断或紧急情况下维持基本安全运行。6.2典型协调控制模式根据运行目标不同，一体化电站应支持以下一种或多种协调控制模式，并可由EMS根据工况自动或手动切换：自发自用/余电上网模式：优先利用光伏发电满足站内充电负荷，多余电能存储于储能系统或馈入电网；光伏不足时，由储能放电或电网供电满足负荷需求。目标为最大化本地消纳。功率平滑/削峰填谷模式：利用储能系统平抑光伏出力的短时波动，并按照分时电价或电网负荷曲线进行充电（低谷时段）和放电（高峰时段），以平滑电站对电网的净功率曲线或降低高峰用电功率。需量控制模式：监测并控制电站从电网获取的最大需量功率，使其不超过合同约定值。当预测或实时总负荷（充电负荷减去光伏出力）将超过需量限值时，由储能放电或适当限制部分充电功率进行调节。离网稳定运行模式：在电网故障或计划离网时，由储能系统作为主电源，与光伏协同为站内重要充电负荷或其他负荷供电，维持离网微电网的电压和频率稳定。6.3实时功率协调分配算法EMS应根据选定的控制模式，采用优化算法实时计算各单元的功率参考值。常用算法包括：基于规则的控制：根据预设的逻辑规则（如SOC阈值、电价时段、功率限值）直接分配功率。简单可靠，但优化程度有限。模型预测控制：基于光伏和负荷的超短期预测模型，在每个控制周期求解一个有限时域内的滚动优化问题，以经济成本最小或跟踪指令最优为目标，得到最优功率分配序列，并将第一个控制量下发执行。该算法能较好处理多约束和不确定性问题。6.4无功电压协调控制一体化电站应具备协调的无功电压控制能力：无功资源：光伏逆变器、储能PCS应具备无功调节能力，可工作在单位功率因数、固定无功功率、固定功率因数或自动电压调节（AVC）模式。充电桩通常工作在单位功率因数模式。控制策略：站级EMS或专门的AVC子站应根据并网点或关键母线的电压监测值，协调调度光伏逆变器和储能PCS的无功出力，实现电压自动调节。控制目标可以是维持某点电压恒定，或优化站内无功流动以减少网损。7光伏发电单元运行控制T/JXEA094—202557.1基本运行控制要求光伏发电单元的运行控制应确保在安全前提下最大化发电量，并满足并网技术要求。启停控制：应能接收EMS或本地监控系统的远程启停指令，也应具备本地手动启停功能。启动前应进行绝缘检测等自检程序。最大功率点跟踪：光伏逆变器应持续运行于最大功率点跟踪（MPPT）模式，以获取当前光照条件下的最大输出功率。MPPT效率应不低于99%。功率限制控制：应能接收EMS下发的有功功率限值指令，具备主动降额运行能力，以适应功率平滑、电网调峰或设备维护等需求。无功功率控制：光伏逆变器应能根据运行模式设定，输出或吸收无功功率。无功调节范围应满足其技术规范，通常能在额定有功功率下，提供-0.9~+0.9标幺值的无功功率调节能力。7.2与一体化系统的协调配合光伏发电单元在一体化电站中除独立运行功能外，还需特别关注以下协调控制要求：功率波动平抑：当电站运行于“功率平滑”模式时，光伏逆变器可能需要配合储能，通过降低功率变化率指令或自身具备的功率爬坡率限制功能，辅助平抑光伏阵列本身的输出波动。离网模式下的运行：在离网运行时，光伏发电单元应能转换为受控电压源模式或功率可控模式，与储能PCS共同维持微电网的功率平衡与电压频率稳定。此时，其输出功率可能需根据微电网的实时负荷与储能状态进行快速调节，甚至进入限功率或停机状态，以防止功率过剩导致频率上升过高。防孤岛保护与协同：在并网运行时，光伏逆变器的防孤岛保护功能必须有效投入。当系统计划切换至离网模式时，EMS应提前协调，通过预同步控制等手段，确保在并网点断开瞬间，光伏逆变器能无缝转入离网控制模式或安全停机，避免传统防孤岛保护动作导致的不必要停电。信息上报：实时向EMS上报其运行状态、可用功率、发电量、故障信息等关键数据。7.3监控与保护运行监控参数：至少包括直流侧电压/电流、交流侧电压/电流/功率、发电量、逆变器温度、MPPT状态、运行模式、故障代码等。关键保护功能：应具备直流过压/欠压、直流过流、交流过压/欠压、交流过流、过频/欠频、孤岛保护、防逆流保护（若需要）、过温保护、短路保护等。故障处理：发生故障时，应能准确记录故障信息并上报，同时按照保护设定执行停机、降额或告警等操作。故障复位需经确认后方可进行。8电化学储能单元运行控制8.1基本运行控制要求电化学储能单元是实施能量时移、功率调节与系统稳定的核心，其控制需在保障电池安全与寿命的基础上进行。T/JXEA094—20256充放电控制：PCS应能接收EMS下发的精确有功功率指令（正值放电，负值充电）和无功功率指令，并快速、准确地执行。充放电状态转换应平滑，无功率冲击。SOC管理：BMS应实时精确估算电池系统的SOC，并上报给EMS和PCS。运行控制策略必须将SOC严格约束在制造商规定的安全窗口内（如10%-90%）。应避免电池在极端高SOC或低SOC下长时间工作。8.2在一体化系统中的核心控制功能功率平衡与缓冲：在光伏波动或充电负荷陡变时，储能单元应能快速响应EMS指令，通过充电或放电弥补功率缺额或吸收功率盈余，维持系统瞬时功率平衡。离网主电源：在离网模式下，储能PCS通常作为主电源运行于V/F模式，建立微电网的电压和频率基准，并负责一次调频。光伏和其他可控单元作为功率源跟随运行。黑启动：储能单元应具备黑启动能力，即在完全无电的情况下，依靠自身备用电源启动PCS，建立微电网电压，并为光伏逆变器等设备启动提供电源。8.3安全保护与故障处理多级保护体系：建立“BMS级-PCS级-站控级”三级联动保护体系。BMS关键保护：包括单体/总电压过压/欠压保护、电流过流保护、温度过高/过低保护、SOC过高/过低保护、温差过大保护、绝缘故障保护等。BMS应能主动发出跳闸或降功率指令。PCS关键保护：除常规电气保护外，需与BMS紧密联动，执行BMS发出的保护指令。具备并网同步保护、孤岛保护（并网模式）、过载能力等。热失控预警与防控：BMS应具备基于电压、温度、气体传感器等信号的热失控早期预警能力。一旦预警，系统应立即启动应急程序，如切断故障簇、加强通风、启动灭火装置等。9充电设施单元运行控制9.1基本运行控制要求充电设施单元直接面向用户，需在保证安全、符合标准的前提下，满足快速、便捷的充电需求，并具备与电站协调控制的能力。充电过程控制：直流充电机应能根据车辆电池管理系统（BMS）通信报文（如GB/T27930协议）或预设参数，执行恒流、恒压等充电阶段控制，完成充电过程。交流充电桩提供受控的连接与供电。9.2智能化与协调控制功能为参与一体化协调控制，充电设施（尤其是直流快充桩）应具备以下高级功能：功率柔性可调：充电桩应能接收来自EMS或充电管理系统的实时功率调节指令，在额定功率以下动态调整输出功率。调节响应时间宜小于5秒，调节精度在±5%以内。有序充电管理：对于多个充电桩，EMS或本地充电管理系统可根据总功率约束、电价信号、用户预约优先级或电池状态，优化安排充电时序与功率，实现有序充电，避免负荷高峰叠加。T/JXEA094—20257V2G/V2L功能（可选）：对于具备双向充放电能力的充电桩，应能支持电动汽车向电网（V2G）或站内负荷（V2L）放电。控制策略需综合考虑车辆电池状态、车主意愿、电网需求及补偿机制，确保安全与公平。9.3充电策略优化一体化电站的EMS可实施以下充电策略优化：电价引导策略：在分时电价机制下，鼓励用户在