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淺談園區級光儲充一體化關鍵技術研究方案
任運業
安科瑞電氣股份有限公司 上海嘉定 201801
摘要：緊跟源網荷儲一體化建設的發展需求，結合園區級用戶的特點，利用存量資產，用 “綠色充電" 的運行理念，構建園區級光儲充一體化系統。論述了光儲充一體化系統的基本結構。 結合項目應用，分析 “光伏+儲能+充電樁" 的能源一體化方案及其合理運行模式。將分布式光伏發電、儲能技術及充電樁技術相結合，助力減碳能源新戰略。
關鍵詞：綜合能源系統；光儲充一體化系統；低碳經濟
0引言
隨著減碳需求日益旺盛以及電動汽車的普及與蓬勃發展，光儲充一體化系統作為兼具新能源消納、負荷波動平抑和延緩輸電線路擴容功能的新型充電設施，近年來得到各方的廣泛關注和高度重視。
2021年2月25日，《發展改革委能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）發布，提出推進源網荷儲一體化，提升保障能力和利用效率。針對園區（居民區）級源網荷儲一體化，指出以現代信息通信、大數據、人工智能、儲能等新技術為依托，運用“互聯網+"新模式，調動負荷側調節響應能力；在城市商業區、綜合體、居民區，依托光伏發電、并網型微電網和充電基礎設施等，開展分布式發電與電動汽車（用戶儲能）靈活充放電相結合的園區（居民區）級源網荷儲一體化建設；在工業負荷大、新能源條件好的地區，支持分布式電源開發建設和就近接入消納。
2023年1月30日，《工業和信息化部等八部門關于組織開展公共領域車輛全面電動化先行區試點工作的通知》（工信部聯通裝函〔2023〕23號）在重點任務中提出，加快智能有序充電、大功率充電、自動充電、快速換電等新型充換電技術應用，加快“光儲充放"一體化試點應用。
園區級別用戶通常具有占地面積廣、用電量大、通勤方式多 樣等特點。隨著地區新能源發電政策推進及電動汽車規模擴大，園區級用戶對清潔能源利用及充電樁系統的需求量增大。此外，工業園區對供電可靠性以及電能質量的需求也日益增長。因此，積極響應“雙碳"政策，探索多樣化的綜合運行方式成為實現“綠色低碳"目標的重要實施路徑。光儲充一體化作為綜合能源的一種形式，通過多能協調互補，實現用戶能源品質及節能減排效果的提升。
因此，切合園區級用戶特點，利用存量資產，依托園區可用空地建設，采用“綠色充電"的運行理念，建設光伏+儲能+充電樁的能源一體化解決方案。不僅能實現光伏發電自發自用、 余電存儲，滿足電動汽車充電需求，還同時利用峰谷電價，提高能源轉換效率，減少用能成本，進一步實現新能源、儲能、充電互相協調支撐的運行方式。
1光儲充一體化系統構成
根據不同的項目環境、電網電力供應情況，對分布式光伏發電、電動汽車充電樁及儲能系統等多種元素展開有機結合。考慮了多種電動汽車充電樁的供電方式，以滿足各種情況下的需求。光儲充一體化系統構成原則為：1）因地制宜，即結合區域實際，積極利用豐富的可再生能源，為優化電動汽車充電設施的用能結構、保護生態環境、發展低碳經濟以及實現可持續發展發揮積極作用；2）多能互補，即將可再生能源發電、儲能技術及高效用能技術相結合，為可再生能源應用、充電樁供電探索新路徑、新模式。
1.1分布式光伏發電系統
分布式光伏發電系統是光儲充一體化系統的主要供電單元。光伏發電電能通過電流變換器和逆變器轉換為交流電，進而通過充電樁給電動汽車充電或負荷供電。針對園區級用戶，通常可采用廠區光伏、屋頂光伏、車棚光伏等多種形式。分布式光伏依據光伏容量及原有配電系統情況，通過適配與其匹配的并網光伏逆變器接入配電系統。
1.2充電樁系統
充電樁系統是維持電動汽車運行的能源補給設施。按照不同的充電技術分類，可將當前常見的充電樁分為直流充電樁和交流充電樁。
直流充電樁先將交流電轉換為直流電，再通過充電插口直接給電池充電，輸入電壓為 380V。直流充電樁輸出功率大，一般規格有30、60、80、120、150、180 kW等。采用高電壓，充電功率大，充電快，多安裝于集中運營充電站。
交流充電樁通過車載電機為電動汽車電池充電。交流充電樁只提供電力輸出，沒有充電功能，輸入電壓為220V。交流充電樁輸出功率不會很大，一般為3.5、7.0、14.0 kW等。采用常規電壓，充電功率小，充電慢，但結構簡單、體積小、成本低，常安裝于城市公共停車場、商場和居民小區。
1.3儲能系統
儲能系統由儲能電池和雙向換流器組成，具備雙向變功率的電能傳輸特點，在光儲充一體化系統中是靈活的能量控制單元。針對園區級用戶，儲能系統的存在降低了系統對電網的依賴程度，既能保障可再生能源發電的進一步消納，同時可利用區域能源價格波動，獲取價差收益。既實現了削峰填谷，又節省了配電增容費用。
儲能系統通常選用磷酸鐵鋰電池，具有比能量高、循環壽命長、成本低、性價比高、可大電流充放電、耐高溫、能量密度高、無記憶效應、安全無污染等特點。
2項目應用
以A園區級項目為例進行探討。結合該工業園區的實際用戶需求，開展園區級光儲充一體化方案應用，主要目標在于結合區域布局，滿足區域發展需求，為優化用能結構、發展低碳經濟以及實現可持續發展發揮積極作用。
2.1系統結構及特點
系統包括分布式光伏單元、儲能單元、充電樁單元。1）光伏發電自發自用，余電上網，解決發電消納問題；2）加入儲能系統，消納光伏電量的同時，降低對電網接入的依賴程度，提升供電可靠性；3）利用市電、儲能系統、光伏發電同時為充電樁供電，保證充電樁的供電穩定性。
園區級光儲充一體化系統結構如圖1所示。
圖1 園區級光儲充一體化系統結構圖
2.2系統配置
充分利用存量場地及產業園建筑物屋頂等區域，建設分布式光伏發電系統，裝機規模4.8384MW，接入電壓等級為10kV，與系統并網。
充電場站為專屬新能源車輛停車使用，接入電壓等級為10kV。結合園區新能源公交車及周邊私家車等用能需求，計劃建設公交車充電車位24個，采用120kW雙槍11臺，120kW 單槍2臺，為園區新能源公交車提供充電服務；建設乘用車直流充電車位18個，交流充電車位18個，采用14kW交流雙槍充電樁9臺，480kW1拖10充電樁2套。
同時，在充電站配置1套0.5MW/1 MW·h 電化學儲能系統，作為電能的緩存設備，控制充放電過程。
2.3系統運行方式
在確定運行方式的過程中，需要參考能源價格。所使用能源的價格參數如表1所示。
表1 能源價格參數
當前依據初步建設光伏容量測算，分布式光伏運行25a的總發電量約1.379 081×108 kW·h，年平均發電量為5.516 3×106 kW·h，能滿足當前充電樁所需電量，采用“自發自用，余電上網"的模式，為系統提供清潔能源用電。
充電站運營方式通常采用“市電+服務費"的運行方式，光伏上網電價0.3969元/（kW·h），低于谷時段電價。由表1計算可知，峰時段電價與光伏發電電價差為0.572 16875元/（kW·h），尖峰時段電價與光伏發電電價差為0.740 16875元/（kW·h）。
光儲充一體化系統充分利用了光伏發電低成本、低碳的優勢，其運行模式如表2所示。采用分布式光伏單元為充電樁單元充電，同時利用儲能能夠平移能量的特點，盡可能吸收光伏發電，當分布式光伏發電單元供電不足時，基于分時電價時段及運行策略的選擇，采用市電/儲能單元作為充電樁單元用電來源，進一步拉大價格差值，提升經濟性。
表2 運行模式
3 Acrel-2000MG充電站微電網能量管理系統
3.1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。
3.2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。
3.3系統架構
本平臺采用分層分布式結構進行設計，即站控層、網絡層和設備層，詳細拓撲結構如下：
圖1典型微電網能量管理系統組網方式
4充電站微電網能量管理系統解決方案
4.1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。
4.1.1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。
4.1.2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。
4.1.3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。
4.1.4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。
4.1.5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。
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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。
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
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）。可以定義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
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
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qian10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結束語
采用光儲充一體化系統，將分布式光伏發電、儲能技術及高效用能技術相結合，在碳排放的能源新戰略下，能帶來良好的經濟效益和社會效益。1)運行模式優化經濟性。與傳統的能源供應方式相比，光儲充一體化系統將光、儲、充三者有機結合，在利用電價差增大充電樁收益的同時，緊跟政策導向，對推廣綠色能源、發展低碳經濟可起到顯著的作用。2)供能體系安全可靠。分布式光伏系統與儲能系統共同為充電樁單元提供穩定的電能。整個系統組成智能微電網系統，多種能源形式解決系統供電問題，提高了能源利用效率，供能安全可靠性高。3)供能形式區域示范。以光儲充一體化項目建設為契機，因地制宜探索可再生能源和儲能技術的微電網技術應用，形成具有區域特點且易于復制的典型模式。
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作者簡介
任運業，男，現供職于安科瑞電氣股份有限公司。
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