双碳目标下的光储充一体化充电站综合能源建设深度分析及解决方案

摘要：基于“双碳”目标，对光储充一体化充电站进行分析，了解其综合能源服务建设标准，结合现有优化途径，以传统产品为核心，设置综合化服务体系。分析认为，综合能源服务能够实现能源再生、储存、分析等新型技术，保障能源彼此之间相互利用，实现能源系统高效率、低成本，是一种行之有效的能源应用方法。
关键词：“双碳”目标；光储充一体化；充电站；综合能源
0引言
通过储能削峰填谷，可有效减少充电站的负荷，为建设企业提供充足的经济效益，还可挖掘当地的环保资源。通过能源接入以及技术更新，为后续能源供电技术提供支持，解决建设区域、周围区域的用电出行需求。
1光储充一体化充电站建设项目概述
光储充一体化充电站建设项目，可以通过综合措施，将光伏、储能、充电进行有机结合，分“昼、夜”两种运行模式。在白昼可通过分布式光伏发电，为电动汽车提供充足电能，满足分布式光伏发电消纳率。还可利用电池储能技术，在用户低谷时间段进行充电，在用电高峰时间段放电，减少彼此之间的负荷差异，满足供电需求。对光伏发电储能优化能源进行配置，综合充电站提供行之有效的充电服务，能够节约用户充电成本，满足用户绿色能源以及出行需求。此外，结合车辆停放，开展光储充一体化充电站综合服务。
2光储充一体化充电站建设的要求
2.1基本原则
在运行的基本原则中，对光储充一体化充电站进行分析，其原则包含了分散布置、集中控制。安全可靠，充放电速率快。储能电站接入源网系统，应用充分的光伏充电指标，通过充电桩为电动汽车实现充电、余电上网。在电价低谷时刻，还能够实现储能系统放电。结合能量管理、系统调节、微电网内部电力消纳，自觉实现离网切换。在市电停电时，储能系统就可以实现脱网。为充电桩提供应急电源，尽可能将电网停电所造成的不良影响降至*低。在应用原则中，要体现其长久、便捷化。如主要应用于给电动汽车充电以及小区、商业中心、停车场等设置供电所，与相关部门联合，建设充电标准。车站、码头、机场也要建设供电场，还要具备“黑启动”功能。
2.2项目需求
在项目建设中，要以一体化充电设施以及能源互相交融为*佳控制原则，满足项目需求。项目建设需满足以下4项设计需求：
1）光伏发电系统设计需求。在某区域内根据停车棚开展光伏系统建设，光伏发电系统主要包含282kW屋顶光伏面板。结合6台50kW组串式光伏逆变器，能够将产生的直流电转换成交流电，纳入光储存一体化充电站，实现分布式清洁能源的高效利用。
2）储能系统布置200kW·h磷酸铁锂电池储能系统，根据100kW储能变流器以及接入的一体化充电站400V低压母线。一方面，能够充分消纳光伏发电系统产生的冗余电量，避免电能浪费。而另一方面，也能够满足削峰填谷的需求。
3）电动汽车充电系统如某园区内，现运行30辆电动公交车，为当地居民提供上下班通勤服务。因此，30辆电动车需要建设总容量为1940kW电动汽车充电站。充电站内部要设置两种充电桩，第1种充电桩为大功率直流充电桩，第2种为交流慢速充电桩。二者之间能够自动为园区电动公交车提供自动充电服务，该充电桩还可对外营业收取额外充电服务费用。
4）综合能源管理系统。搭建综合能源管理系统能够建立分布式发电、智能用电、综合用电管理模式。在软件体系架构中，包含操作系统、支撑系统、应用系统三大层次
3光储充一体化充电站设计分析
3.1电站电池选择分析
分析储能系统，其有双向流动特征。因此，对于大规模储能并网，将配电网做一个多电源集成系统，配电网的流向将对现有的机电保护方案产生一定的引导作用，使用户电力设备稳定运行。但继电保护装置若失效、误动，就会导致配电网继电保护装置的灵敏度降低，使保护设备出现拒动问题。且相邻线路瞬时速断、保护误触等故障，也会对电流造成干扰[3]。故障出现在系统电源以及储能线路中时，储能系统融合并网动作与配电装置重合，有可能导致重合时间配合不均或系统处于放电状态。但并未在重合闸动作前退出，导致重合闸出现失效问题。而在故障发生后，前端线路器出现跳闸问题。但分布式储能电站对智能配电网依然输送电流导致故障点，事故进一步扩大。
3.2电池管理系统设计
在基本模型构建中，要了解储能充电时的吸收有用功，以及在放电时的有用功是否出现SOC值减小等问题。在构建的公式中，SOC作为初始值，要结合充放电时间段的功率，了解充电效率、放电效率，设置预警值，将预警值设置为数字“1”。在构建公式中，可如以下公式所示：
SOCmin 式中：“SOCmin”以及“SOCmax”分别表示在储能过程中所允许的*大SOC值以及*小SOC值。
3.3能量管理系统设计
结合分布式储能功率分配能够了解每个储能量的多少，以及在分配过程中及是否处于相对均衡状态。要考虑各储能定额功率SOC值来决定其输出功率。具体分配方法要分析充电SOC函数以及放电SOC函数。在基于储能的额定功率中，将数据“N”作为总储能个数。当对多个储能点进行充放电时，SOC较高的储能少充多放，而SOC较低的储能多充少放，二者之间要保持相对均衡性，设计合理的充电数据值非常重要。在基础比较过程中，结合函数Logistic为核心，建立函数数据模型。了解储能SOC自变量对应的函数公式：
Fc（hx）=1+exp-200（5-x）
当SOC数据值处于较小状态下，整体充电函Fc（hx）取值较大。而放电函数Fd（isx）取值较小时，SOC充电功率以及放电功率也会相应调整。
3.4能力管理对策设计
在能力管理对策设计中，可通过“SOC”均衡分布式储能聚合进行研究。例如，要基于一致性算法分布规则，将储能作为两大单位。如储能“i”以及储能“j”，当储能“i”以及储能“j”相连时，就能够实现相互交融、相互通信，*后形成连通图。在一致性算法分布规则控制中，当储能“i”对储能“j”发送对应的信息时，能够表示顶点i、顶点j的相容性。任何一种一致性算法的通信建模，都能够看出一致性算法的数据更灵活，且不要求相连储能之间的通信包容性更强。按照一致性算法的图连要求，要定义充、放电的一致性变量公式。按照有领导一致性算法分布式技能控制，其智能配电网的控制中心只要向分布式储能领导者下达对应的控制指令，就可以进行计算，防止以往在指定下达时出现的偏差，实现通信功率分配。在储能设备的相互通信过程中，发送接收相应的已知变量信息，进行充电初始化、放电初始化计算。当控制中心发出总充、总放控制指令后，就可以进行充放电的多次迭代计算。了解一致性变化总量相同，实现分布式储能聚合控制。结合数据模型提供的数据，可以实现数据实时分析、调控、筛选，达到“一致性”建设要求。
4综合能源服务建设模式分析
4.1合能源服务分析
国外综合能源服务，主要重点在于无领导一致性算法，分布式储能的聚合控制要构建通信建模，了解到一个包含全部储能的有向图。确定输入矩阵“P”、输出矩阵“Q”。控制中心只需要向分布式储能的某一个储能下达总放、充电控制指令，就可以保证各储能之间实现通讯功率匹配。发送以及接受一致性变量调整下信息，而非其他储能定额功率以及SOC信息。在进行迭代前，要进行一次性变量，功率效以及功率调整效要进行初始化。对于控制中心发出的指令进行多次迭代后，就可以计算出整个功率分配任务，完成分布式储能的聚合控制。在功率更新项的修正中，SOC函数值若小于1，就会导致迭代过程变慢。为了避免此类现象，要在迭代计算前乘上大于1的量，避免影响功率分配。在无领导一致算法中，所有的SOC公式以及数据模型都能够进行储能迭代计算。计算结果较为精准，满足运行需求。且相关人员后续能够继续进行计算优化，调节模型不合理之处。
4.2合能源服务分析
我国储能系统包含电池仓以及设备仓，电池系统以“电芯”为*小单位，包含电池模组、电池簇。要结合现场实际需求，配置对应的电池容量。在设备仓内部要放置储能变流器以及交流配电柜、直流配电柜、消防系统、动环监控轨道，对储能系统的交流母线要将其接入系统内部，提高能源的利用效率，保障电能实现优化配置。完成本地能源以及用电负荷量的均衡，与公共电网灵活应对，独立运行。能够更好地缓解充电桩对电网的用电冲击，还可解决城市充电基础设施建设的电网问题。充电桩的激活方式，主要通过扫码充电。充电桩内部包含智能监控系统以及计量系统，能够精准对电能进行输出控制以及数据计算。充电桩智能控制器对电桩的测量控制具备保护功能。在交流电输出后，通过内置的智能电表，将输出电能实现精准控制，上传给电能控制器以及网络运营平台，实现过欠压保护、短路保护、过流保护、漏电保护、接地检测、过温保护等多重功能，具备IP54防护等级。
4.3源服务发展前景
目前，充电站在建设过程中，绝大多数在空地建设。新型建设方可在充电站顶棚建设光伏，满足充电站用电需求，适用于商业园、工业园、住宅区等范围。在屋顶上，通过批量建设的光伏储能系统，减少运行成本。在后续，随着光储充一体化的进一步发展，其建设成本将会降低。考量储能电池、电动汽车退役的动力电池，实现阶梯式利用。在节约成本的同时，高效利用能源，保障电池回收有新的解决方向，进一步优化电站建设效率。由此可见，从基本功能分析，光储充一体化充电站的功能为多元化供电、清洁能源供给、节能减排等。在后续要结合市示范应用场站，实现大面积推广。
4.4典型用户用能特点分析
从优化调度中，考虑锂电池损耗模型的削峰填谷优化问题。锂电池损耗模型通常用于描述电池在充放电过程中的性能衰减。削峰填谷优化是一种策略，旨在降低电池充放电过程中的峰值电流Ipeak，reduced，以减少电池的损耗。下面是一个简单的锂电池削峰填谷优化公式的示例：
Ipeak，reduced=Ipea（k1-QDelta，SOC/QSOC，ma）x
式中：Ipeak为原始峰值电流；QDelta，SOC为考虑削峰填谷优化后的SOC（StateofCharge，电池荷电状态）变化量；QSOC，max为电池的*大SOC值（通常为100%）。这个公式假设电池的峰值电流与SOC的变化量之间存在线性关系。通过调整SOC变化量（QDelta，SOC），可以降低峰值电流，从而降低电池损耗。在实际应用中，可能需要考虑更复杂的模型和算法，以更准确地描述锂电池的损耗特性。
此外，客户端优化需要结合实际信息，在实践过程中，要求分析并预测次日用户用电负荷使用特征。将信息发送至客户端EMS中，达到次日用户的用电充放电行为分析，帮助用户节约用电成本。结合用户的电力负荷情况，保障整体数据、数字模型得到优化。调度算法分为日前优化算法以及日内优化算法，可供电池储能系统容量配置，为后续日内优化提供指导意见。需要注意的是，各公式之间的约束性与中间变量有一定关联。在优化求解算法中，建设一个非线性的多目标优化架构。采用粒子群算法，将理想目标函数作为衡量指标，所有的粒子通过参照，处于*优位置，保证其粒子运动方向能够被精准捕捉。粒子算法具有不依赖初始值，且使用参数较小、收集速度较快等优势。系统能够判定各粒子的位置以及各参数对应位置，完成优化问题的解析。根据Cpeak、Closs计算结果，重新计算各粒子的适应度。在算法结束后，采用对应函数计算完成求解，将约束条件以函数单位“G（X）”作为表示粒子，群算法的适用公式为“S（X）+G（X）”。
5 Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统
5.1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先进经验，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。
5.2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。
5.3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

6充电站微电网能量管理系统解决方案
6.1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。
6.1.1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。
6.1.2储能界面
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。
6.1.3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。
6.1.4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。
6.1.5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。
6.1.6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

6.1.7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

6.1.8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

6.1.9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

6.1.10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

6.1.11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

6.1.12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

6.1.13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

6.1.14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

6.1.15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。
6.1.16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

6.1.17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

6.1.18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

6.1.19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，存储事故前10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。