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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。

由于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%。

一.项目背景

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。

二.高速公路服务区光储充电站运行控制问题

结合对的研究可知，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充电网络覆盖率低：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。

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。

③充电桩缺少维护：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。

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

三. 高速公路服务区光储充电站运行控制措施

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）。

同时为防止安全方面问题的发生，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 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。

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。

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。

④增加相关配套设施，执行仿真测试及验证操作：

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。

四.Acrel-2000MG充电站微电网管理系统

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，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。

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。

五.微电网能量管理系统功能

①实时监控：

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。

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。

③ 储能界面、PCS参数、BMS参数：

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。

④储能系统PCS电网侧、交流侧、直流侧数据界面：

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

⑤ 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 风电界面：

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。

⑦ 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。

Acrel2000MG微电网能量管理系统能够对微电网的源、网、荷、储能系统、充电负荷进行实时监控、诊断告警、全景分析.有序管理和高级控制，满足微电网运行监视全面化、安全分析智能化、调整控制前瞻化、全景分析动态化的需求，完成不同目标下光储充资源之间的灵活互动与经济优化运行，实现能源效益、经济效益和环境效益较大化。