浅谈园区级光储充一体化关键技术研究方案

安科瑞 陈聪

摘要：紧跟源网荷储一体化建设的发展需求，结合园区级用户的特点，利用存量资产，用 “绿色充电" 的运行理念，构建园区级光储充一体化系统。论述了光储充一体化系统的基本结构。 结合项目应用，分析 “光伏+储能+充电桩" 的能源一体化方案及其合理运行模式。将分布式光伏发电、储能技术及充电桩技术相结合，助力减碳能源新战略。

关键词：综合能源系统；光储充一体化系统；低碳经济

0引言

随着减碳需求日益旺盛以及电动汽车的普及与蓬勃发展，光储充一体化系统作为兼具新能源消纳、负荷波动平抑和延缓输电线路扩容功能的新型充电设施，近年来得到各方的广泛关注和高度重视。

2021年2月25日，《发展改革委能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）发布，提出推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率。针对园区（居民区）级源网荷储一体化，指出以现代信息通信、大数据、人工智能、储能等新技术为依托，运用“互联网+"新模式，调动负荷侧调节响应能力；在城市商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设；在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳。

2023年1月30日，《工业和信息化部等八部门关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》（工信部联通装函〔2023〕23号）在重点任务中提出，加快智能有序充电、大功率充电、自动充电、快速换电等新型充换电技术应用，加快“光储充放"一体化试点应用。

园区级别用户通常具有占地面积广、用电量大、通勤方式多 样等特点。随着地区新能源发电政策推进及电动汽车规模扩大，园区级用户对清洁能源利用及充电桩系统的需求量增大。此外，工业园区对供电可靠性以及电能质量的需求也日益增长。因此，积极响应“双碳"政策，探索多样化的综合运行方式成为实现“绿色低碳"目标的重要实施路径。光储充一体化作为综合能源的一种形式，通过多能协调互补，实现用户能源品质及节能减排效果的提升。

因此，切合园区级用户特点，利用存量资产，依托园区可用空地建设，采用“绿色充电"的运行理念，建设光伏+储能+充电桩的能源一体化解决方案。不仅能实现光伏发电自发自用、 余电存储，满足电动汽车充电需求，还同时利用峰谷电价，提高能源转换效率，减少用能成本，进一步实现新能源、储能、充电互相协调支撑的运行方式。

1光储充一体化系统构成

根据不同的项目环境、电网电力供应情况，对分布式光伏发电、电动汽车充电桩及储能系统等多种元素展开有机结合。考虑了多种电动汽车充电桩的供电方式，以满足各种情况下的需求。光储充一体化系统构成原则为：1）因地制宜，即结合区域实际，积极利用丰富的可再生能源，为优化电动汽车充电设施的用能结构、保护生态环境、发展低碳经济以及实现可持续发展发挥积极作用；2）多能互补，即将可再生能源发电、储能技术及高效用能技术相结合，为可再生能源应用、充电桩供电探索新路径、新模式。

1.1分布式光伏发电系统

分布式光伏发电系统是光储充一体化系统的主要供电单元。光伏发电电能通过电流变换器和逆变器转换为交流电，进而通过充电桩给电动汽车充电或负荷供电。针对园区级用户，通常可采用厂区光伏、屋顶光伏、车棚光伏等多种形式。分布式光伏依据光伏容量及原有配电系统情况，通过适配与其匹配的并网光伏逆变器接入配电系统。

1.2充电桩系统

充电桩系统是维持电动汽车运行的能源补给设施。按照不同的充电技术分类，可将当前常见的充电桩分为直流充电桩和交流充电桩。

直流充电桩先将交流电转换为直流电，再通过充电插口直接给电池充电，输入电压为 380V。直流充电桩输出功率大，一般规格有30、60、80、120、150、180 kW等。采用高电压，充电功率大，充电快，多安装于集中运营充电站。

交流充电桩通过车载电机为电动汽车电池充电。交流充电桩只提供电力输出，没有充电功能，输入电压为220V。交流充电桩输出功率不会很大，一般为3.5、7.0、14.0 kW等。采用常规电压，充电功率小，充电慢，但结构简单、体积小、成本低，常安装于城市公共停车场、商场和居民小区。

1.3储能系统

储能系统由储能电池和双向换流器组成，具备双向变功率的电能传输特点，在光储充一体化系统中是灵活的能量控制单元。针对园区级用户，储能系统的存在降低了系统对电网的依赖程度，既能保障可再生能源发电的进一步消纳，同时可利用区域能源价格波动，获取价差收益。既实现了削峰填谷，又节省了配电增容费用。

储能系统通常选用磷酸铁锂电池，具有比能量高、循环寿命长、成本低、性价比高、可大电流充放电、耐高温、能量密度高、无记忆效应、安全无污染等特点。

2项目应用

以A园区级项目为例进行探讨。结合该工业园区的实际用户需求，开展园区级光储充一体化方案应用，主要目标在于结合区域布局，满足区域发展需求，为优化用能结构、发展低碳经济以及实现可持续发展发挥积极作用。

2.1系统结构及特点

系统包括分布式光伏单元、储能单元、充电桩单元。1）光伏发电自发自用，余电上网，解决发电消纳问题；2）加入储能系统，消纳光伏电量的同时，降低对电网接入的依赖程度，提升供电可靠性；3）利用市电、储能系统、光伏发电同时为充电桩供电，保证充电桩的供电稳定性。

园区级光储充一体化系统结构如图1所示。

图1 园区级光储充一体化系统结构图

2.2系统配置

充分利用存量场地及产业园建筑物屋顶等区域，建设分布式光伏发电系统，装机规模4.8384MW，接入电压等级为10kV，与系统并网。

充电场站为专属新能源车辆停车使用，接入电压等级为10kV。结合园区新能源公交车及周边私家车等用能需求，计划建设公交车充电车位24个，采用120kW双枪11台，120kW 单枪2台，为园区新能源公交车提供充电服务；建设乘用车直流充电车位18个，交流充电车位18个，采用14kW交流双枪充电桩9台，480kW1拖10充电桩2套。

同时，在充电站配置1套0.5MW/1 MW·h 电化学储能系统，作为电能的缓存设备，控制充放电过程。

2.3系统运行方式

在确定运行方式的过程中，需要参考能源价格。所使用能源的价格参数如表1所示。

表1 能源价格参数

当前依据初步建设光伏容量测算，分布式光伏运行25a的总发电量约1.379 081×108 kW·h，年平均发电量为5.516 3×106 kW·h，能满足当前充电桩所需电量，采用“自发自用，余电上网"的模式，为系统提供清洁能源用电。

充电站运营方式通常采用“市电+服务费"的运行方式，光伏上网电价0.3969元/（kW·h），低于谷时段电价。由表1计算可知，峰时段电价与光伏发电电价差为0.572 16875元/（kW·h），尖峰时段电价与光伏发电电价差为0.740 16875元/（kW·h）。

光储充一体化系统充分利用了光伏发电低成本、低碳的优势，其运行模式如表2所示。采用分布式光伏单元为充电桩单元充电，同时利用储能能够平移能量的特点，尽可能吸收光伏发电，当分布式光伏发电单元供电不足时，基于分时电价时段及运行策略的选择，采用市电/储能单元作为充电桩单元用电来源，进一步拉大价格差值，提升经济性。

表2 运行模式

3 Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统

3.1平台概述

Acrel-2000MG微电网能量管理系统，是我司根据新型电力系统下微电网监控系统与微电网能量管理系统的要求，总结国内外的研究和生产的经验，专门研制出的企业微电网能量管理系统。本系统满足光伏系统、风力发电、储能系统以及充电站的接入，*进行数据采集分析，直接监视光伏、风能、储能系统、充电站运行状态及健康状况，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。为企业微电网能量管理提供安全、可靠、经济运行提供了全新的解决方案。

微电网能量管理系统应采用分层分布式结构，整个能量管理系统在物理上分为三个层：设备层、网络通信层和站控层。站级通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

3.2平台适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

3.3系统架构

本平台采用分层分布式结构进行设计，即站控层、网络层和设备层，详细拓扑结构如下：

图1典型微电网能量管理系统组网方式

4充电站微电网能量管理系统解决方案

4.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测光伏、风电、储能、充电站等各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：相电压、线电压、三相电流、有功/无功功率、视在功率、功率因数、频率、有功/无功电度、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电站及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

图1系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电站信息、通讯状况及一些统计列表等。

4.1.1光伏界面

图2光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

4.1.2储能界面

图3储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当前充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图4储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图5储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图6储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图7储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图8储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图10储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当前储能电池的SOC信息。

图11储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当前电芯的电压、温度值及所对应的位置。

4.1.3风电界面

图12风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

4.1.4充电站界面

图13充电站界面

本界面用来展示对充电站系统信息，主要包括充电站用电总功率、交直流充电站的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电站的运行数据等。

4.1.5视频监控界面

图14微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

4.1.6发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

图15光伏预测界面

4.1.7策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、防逆流、有序充电、动态扩容等。

具体策略根据项目实际情况（如储能柜数量、负载功率、光伏系统能力等）进行接口适配和策略调整，同时支持定制化需求。

图16策略配置界面

4.1.8运行报表

应能查询各子系统、回路或设备*时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能、尖峰平谷时段电量等。

图17运行报表

4.1.9实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音、短信和电话等形式通知相关人员。

图18实时告警

4.1.10历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

图19历史事件查询

4.1.11电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度*和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度*和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、短信、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生前后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、*值、*值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图20微电网系统电能质量界面

4.1.12遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图21遥控功能

4.1.13曲线查询

应可在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

图22曲线查询

4.1.14统计报表

具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的发电、用电、充放电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

图23统计报表

4.1.15网络拓扑图

系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

图24微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

4.1.16通信管理

可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

图25通信管理

4.1.17用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

图26用户权限

4.1.18故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障前、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障前8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。

图27故障录波

4.1.19事故追忆

可以自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时扫描数据，包括开关位置、保护动作状态、遥测量等，形成事故分析的数据基础。

用户可自定义事故追忆的启动事件，当每个事件发生时，存储事故个扫描周期及事故后10个扫描周期的有关点数据。启动事件和监视的数据点可由用户随意修改。

5结束语

采用光储充一体化系统，将分布式光伏发电、储能技术及高效用能技术相结合，在碳排放的能源新战略下，能带来良好的经济效益和社会效益。1)运行模式优化经济性。与传统的能源供应方式相比，光储充一体化系统将光、储、充三者有机结合，在利用电价差增大充电桩收益的同时，紧跟政策导向，对推广绿色能源、发展低碳经济可起到显著的作用。2)供能体系安全可靠。分布式光伏系统与储能系统共同为充电桩单元提供稳定的电能。整个系统组成智能微电网系统，多种能源形式解决系统供电问题，提高了能源利用效率，供能安全可靠性高。3)供能形式区域示范。以光储充一体化项目建设为契机，因地制宜探索可再生能源和储能技术的微电网技术应用，形成具有区域特点且易于复制的典型模式。

【参考文献】

【1】时珊珊，魏新迟，张宇，等.考虑多模式融合的光储充电站储能系统优化运行策略［J］.中国电力，2023，56(3)：144-153.

【2】李建林，谭宇良，王楠，等.新基建下储能技术典型应用场景分析［J］.热力发电，2020，49(9)：1-10.

【3】清华大学能源互联网研究院，能源互联网产业及技术创新联盟.2020能源互联 网发展蓝皮书［R］.北京：清华大学能源互联网研究院，2020.

【4】宋丽斐，杨涌文，陈一，等.电动汽车与绿电融合示范实践：园区光储充微电网技术应用示范实践［J］.上海节能，2023(3)：269-273.

【5】 葛同磊，孙佳，罗哓军.光储充一体化综合智慧能源项目开发［J］.能源与环境，2023(2)：53-55.

【6】李欣璇，张钟平，王世朋，刘丽丽.园区级光储充一体化系统关键技术研究

【7】安科瑞高校综合能效解决方案2022.5版.

【8】安科瑞企业微电网设计与应用手册2022.05版.