浅谈高速公路服务区光储充电站运行解决方案-电子发烧友网

摘要：现阶段，高速公路上的充电网络基本建设完成，并且得到了快速的发展。因此，为确保高速公路服务区内光储充电站的应用需求能够得到满足，须引入清洁绿色电力，与此生成高速公路能源保障机制，以增加交通出行环节的用电便利性。基于此，本文首先简要分析了工程概况，其次阐述了高速公路服务区光储充电站运行控制问题，之后提出了高速公路服务区光储充电站运行控制措施，以期对相关部门的工作有所帮助。

关键词：高速公路；服务区；光储充电站；运行控制

0引言

因传统燃油汽车在使用过程中限制性因素有所增加，使得新能源汽车在近年来越来越受人们的青睐。相关数据显示，截至2022年国内的新能源汽车位居国际*，并且占国际比重的60%以上。并且到2023年4月底国内的新能源汽车已经完成了49.44万辆的销售额，同比增长86.28%。

本文以某区域内的光储充电站发电项目为例，其日均发电量约为4000kWh，可满足该服务区内的日均用电需求。其在本地的光伏发电项目中光储充能源项目的容量是1.296MV，光伏区域的占比约为69.32%，而其中充电桩区域的实际占比是3.62%，储能区域的占比是21.04%。其具备实现充电桩+光伏+储能为一体的功能。并且服务区内会将所产生的电量，优先给到充电桩使用，然后给到储能系统进行充电。将剩余的部门服务区使用，若服务区内存在无法消纳的电量，则直接与公共电网对接。

1高速公路服务区光储充电站运行控制问题

结合对白皮书的研究可知，在使用电动汽车时，日均充电高峰为下午5：00～7:00点，下午的12:00～16:00点以及夜间的23：00至次日1：00点。并且用户的平均充电量为245/6kWh，充电时长约为49.3min。单次的充电金额是25元，每日需充电1.4次。在此背景下，即便充电基础设施目前已经取得进步，但仍存在一些问题，值得相关人员研究及改善，具体如下。

1.1充电网络覆盖度低

国内目前已经建成了4.9万km的高速公路快充网络，而在部分区域内的支线地带，仍存在未完全覆盖的情况，因为技术故障以及车位被占据等因素影响，使App内显示有可充电车位，但达到后却被燃油车或者是其他车辆占位，无法进行充电。因为布局有盲点，所以充电网络覆盖度整体较低。

1.2充电车位环境较差

在充电车位附近的管理工作仍须加强，在完成充电后，存在随意扔充电枪等问题。也存在车主插队充电等情况，降低新能源汽车使用者的体验感。

1.3充电电桩缺少维护

充电桩的整体布局方式不合理，因为各个充电设施的运营企业未合理地处理充电App，使人们所使用的导航服务仍有欠缺。使汽车的保有量下降并且充电站内的冷热分布不均匀，区域性充电桩限制，还有部分区域无桩可用，接口不兼容，充电桩损坏等问题，都是充电桩在维护环节可能遇见的问题。

1.4相关配套设施匮乏

在高速公路内的偏远地带存在充电桩数量不足的情况，相关配套设施的匮乏，无法保证充电站能够完成超前布局，使分散建桩更不易被管理。若存在自行建桩的情况，也会增加安全性方面的影响。

2高速公路服务区光储充电站运行控制措施

2.1提高充电网络覆盖度，加强光储充电系统设计

为实现对高速公路服务区内光储充电站的控制，应提高充电网络的覆盖度，适当加强系统设计，运用成对方式，将充电站布置在公路的两端。这样，采用地区电网的供电方式，则可让一段由馈电电缆完成接入操作，使得总降电压的变电室能够顺利提供电能。首先，以某地的服务区为例，在充电桩项目建设期间，可以实现对空地资源的升级改造，增加储能装置在此期间的应用，让所连接的电缆长度有所延长，如此则可降低电压后续所带来的影响，从前期设计活动开始，就保障了配电系统的安全性（如图1所示）。

其次，可以运用单位公路的运行方式，让接入点电压具备可调节的功能。使低压电力区域的受力偏差值是-7%～+7%，在简化设计流程的同时，顺利生成光储充电电路。其中，服务区内南侧的负荷电压是U1，北侧的负荷电压是U2；电网接入的电压是Ug。而K、Z则为低压侧的变比和等效阻抗；Z1是馈电线路和总降压变电室的等效阻抗；Z2为等效南北两侧的等效阻抗；IPV表示并网电流。若通过公式来确认在单位功率因数运行过程中的并网电流为：IPV=-mU2。并且，若服务区已经完成光伏发电系统的新增工作，则其中的负载电压可通过公式表示，具体如下：

而其中的发电功率，也可运用公式表示，具体为：

如此，在服务区内电缆参数以及配电变压器等条件为已知后，则可根据上述公式内容，完成南北两侧的电压计算工作。掌握U1，U2如何变化，列出光伏电源的具体接入功率。也可通过趋势曲线来掌握电网接入点内Ug的变化情况。当Ug=1pu时，配电变压器内的T1也会发生变化，使其中的额定电容在400kVA左右。若光伏电源与功率对接时，其变化幅度就会增加，使得服务区内的南侧电压变化范围缩小，而U2的变化范围则相对明显。若在高速公路服务区内的光伏电源整体接入容量已经增加到了140kW，则南侧的电压则会超出7%的上限。这也说明，此时电压存在越限的可能。

后，为防止此方面问题的发生，应确认电压的*超出限值，加强对光伏电源的运行状况的了解，从而确保相关设备能够安全地运行。同时，也应把控光伏电源的整体利用率，防止其发生利用率较低的问题。

2.2营造良好光储充电环境，强化光伏发电渗透率

为营造出良好的光储充电环境，应对公共充电桩的利用率进行提升。例如，若日均通勤距离为70km，则3～4日完成一次充电即可。此时，应在App内准确标注充电桩的位置，缩短新能源汽车的充电时间。并且，可以结合相关标准中的要求，让光伏逆变器能够与控制指令相互对接，让光伏单元可以更改无功出力的形式。

这样，若光伏发电过程中，系统内的功率因素角是φ，则其中的并网电流则为：IPV=-m（1+jtanφ）U2。同时，可以采用简化分析的方式，完成南侧负荷电压的假定，让U1值能够维持在可控范围内，以降低北侧负荷所带来的影响，使得服务区内南侧的电压幅值能够运用公式表达：

如此，则可了解在服务区内光储充电站中的无功功率是否有*的可能。同时，可采用无功功率的合理调节，让光伏的发电渗透率有所提高。并且，让服务区不会处于轻载的条件，使得服务区内的充电桩不会出现电压超限的情况。另外，也可通过EMS系统的辅助，让其与集线器、电能质量分析仪、微网控制器相互衔接（如图2所示），提高光伏逆变器无功容量的利用率，以防止系统中的电量发生过度损失的情况。

图2光伏发电渗透流程图

后，也应减少馈电电缆所带来的影响，让多根电缆采用并列的运行方法，分担电缆载流量。这样，则可使光充电站在完成降压的同时，使同等容量的光伏电顺利分配。

2.3加强对充电桩的维护，制定光储充电站运行控制方案

为强化高速公路上光储充电站运行效果，提升充电桩的利用率，应防止光伏发电系统出现问题。首先，应保证光伏系统的正常运行，避免电压发生超限的情况，采取行之有效的操作方式，防止资源浪费并将投资回收期缩短。如此，则可加强对充电桩的维护，让其能够延长使用年限。

其次，应了解光伏负荷用电、光伏发电出力的情况。增加对电价信息等诸多方面的重视。采用合理的控制方式，让储能装置顺利充放电。如此，则可增加在光储充电站运行环节的收益。并且，也可强化储能逆变器、光伏逆变器的具体功能，让服务区内的电压能力有所提升。这样，则可让系统中的电能损耗有所减少。

这样，在上述控制目标达成后，方可形成完整的能量管理系统。以实现对电压水平、电压越限、电压负荷及检测模块、储能充放电模块的控制。使得所得到的数据内容，都可以采用远程发布的方式，上传到能量管理系统当中，以增加在后续管理活动方面的助力。

后，若光伏的发电量相对较大，则服务区内所产生的电负荷则相对较小。因此，应了解光伏并网电力的具体反馈方式，输电线路上能够顺利地形成电压。则可运用电压控制模块，开展实时的检测工作，使得所设定的阈值与电压值能够相互比较，让其不会超出阈值。则可充分利用光伏逆变器，让其中的无功能力可以确认，以降低服务器内的电压。

2.4增加相关配套设施，执行仿真测试及验证操作

为保证公共充电网络建设活动的顺利开展，应适当地把控公共充电网络建设的质量与数量，让建设的布局结构更加严谨，防止地域不平衡等问题，对本项目造成影响。

首先，可采用改建、新建以及扩容的方式，实现对充电桩的合理布局，加强高速公路服务区内充电桩的密度，以保证后续的充电需求能够得到满足。并且，可以基于高速公路服务区的运营能力以及建设能力，实现对充电场站服务等级的认证，以保证公共充电网络服务的质量有所提升。

其次，须实行仿真测试及验证操作。优先生成数字化的仿真装置，完成降压变、供电电网、馈电线路、用电负荷、光伏发电系统、储能装置等的组装操作，形成光储充电站模型。这样，则可保证储能逆变器、光伏逆变器以及能量管理系统的合理衔接。也可依靠RTDS仿真平台，实现实物控制器与仿真平台之间的对接。如此，则可采用电压、SOC、电流、PWM等脉冲信号，实现光伏逆变器与能量管理系统的衔接，使得现场内的控制器能够保持一致。这样，则可防止电压不平衡等问题的发生。

后，可运用三相电压的不平衡测试方式，实现对所记录波形的测试，保证在能量管理工作当中，各区域内的调节功能可以被强化。若储能装置已经停止工作，则可让光伏发电系统以限功率的形式出现。结合三相电压幅值的差异值进行分析，当其达到10.55%时，则可说明此时为夜间，光伏发电系统未工作。

与此同时，应增加对RTDS仿真平台的了解，使储能充放电以及电压水平状态都能够被调节。并且经过测试发现，在冬季时，充电站内的电压幅值差异会变大，而在部分时段，电负荷中的电压幅值会降低到12.9%。如若此时，对发电数据进行输入量的仿真验证，则可了解到三相电压的幅值在此状态下是保持一致的，而光伏发电系统中的无功功率正维持在平衡状态，并且可以规避用电设备的不正常用电风险。而储能装置若处于电价谷段，则在凌晨1：00点左右，充电功率是57kW，而在5：00点则可完成充电。当电价处于峰段，也就是8:00～11：00，可以确认光伏发电系统的输出功率，让电价平衡点是11：00点，并且可以运行剩余的光伏，让充电电能完成补充操作。

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。