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摘要：現階段，高速公路上的充電網絡基本建設完成，并且得到了快速的發展。因此，為確保高速公路服務區內光儲充電站的應用需求能夠得到滿足，須引入清潔綠色電力，與此生成高速公路能源保障機制，以增加交通出行環節的用電便利性?；诖?，本文首先簡要分析了工程概況，其次闡述了高速公路服務區光儲充電站運行控制問題，之后提出了高速公路服務區光儲充電站運行控制措施，以期對相關部門的工作有所幫助。

關鍵詞：高速公路；服務區；光儲充電站；運行控制

0引言

因傳統燃油汽車在使用過程中限制性因素有所增加，使得新能源汽車在近年來越來越受人們的青睞。相關數據顯示，截至2022年國內的新能源汽車位居國際*，并且占國際比重的60%以上。并且到2023年4月底國內的新能源汽車已經完成了49.44萬輛的銷售額，同比增長86.28%。

本文以某區域內的光儲充電站發電項目為例，其日均發電量約為4000kWh，可滿足該服務區內的日均用電需求。其在本地的光伏發電項目中光儲充能源項目的容量是1.296MV，光伏區域的占比約為69.32%，而其中充電樁區域的實際占比是3.62%，儲能區域的占比是21.04%。其具備實現充電樁+光伏+儲能為一體的功能。并且服務區內會將所產生的電量，優先給到充電樁使用，然后給到儲能系統進行充電。將剩余的部門服務區使用，若服務區內存在無法消納的電量，則直接與公共電網對接。

1高速公路服務區光儲充電站運行控制問題

結合的研究可知，在使用電動汽車時，日均充電高峰為下午5：00～7:00點，下午的12:00～16:00點以及夜間的23：00至次日1：00點。并且用戶的平均充電量為245/6kWh，充電時長約為49.3min。單次的充電金額是25元，每日需充電1.4次。在此背景下，即便充電基礎設施目前已經取得進步，但仍存在一些問題，值得相關人員研究及改善，具體如下。

1.1充電網絡覆蓋度低

國內目前已經建成了4.9萬km的高速公路快充網絡，而在部分區域內的支線地帶，仍存在未覆蓋的情況，因為技術故障以及車位被占據等因素影響，使App內顯示有可充電車位，但達到后卻被燃油車或者是其他車輛占位，無法進行充電。因為布局有盲點，所以充電網絡覆蓋度整體較低。

1.2充電車位環境較差

在充電車位附近的管理工作仍須加強，在完成充電后，存在隨意扔充電槍等問題。也存在車主插隊充電等情況，降低新能源汽車使用者的體驗感。

1.3充電電樁缺少維護

充電樁的整體布局方式不合理，因為各個充電設施的運營企業未合理地處理充電App，使人們所使用的導航服務仍有欠缺。使汽車的保有量下降并且充電站內的冷熱分布不均勻，區域性充電樁限制，還有部分區域無樁可用，接口不兼容，充電樁損壞等問題，都是充電樁在維護環節可能遇見的問題。

1.4相關配套設施匱乏

在高速公路內的偏遠地帶存在充電樁數量不足的情況，相關配套設施的匱乏，無法保證充電站能夠完成超前布局，使分散建樁更不易被管理。若存在自行建樁的情況，也會增加安全性方面的影響。

2高速公路服務區光儲充電站運行控制措施

2.1提高充電網絡覆蓋度，加強光儲充電系統設計

為實現對高速公路服務區內光儲充電站的控制，應提高充電網絡的覆蓋度，適當加強系統設計，運用成對方式，將充電站布置在公路的兩端。這樣，采用地區電網的供電方式，則可讓一段由饋電電纜完成接入操作，使得總降電壓的變電室能夠順利提供電能。首先，以某地的服務區為例，在充電樁項目建設期間，可以實現對空地資源的升級改造，增加儲能裝置在此期間的應用，讓所連接的電纜長度有所延長，如此則可降低電壓后續所帶來的影響，從前期設計活動開始，就保障了配電系統的安全性（如圖1所示）。

其次，可以運用單位公路的運行方式，讓接入點電壓具備可調節的功能。使低壓電力區域的受力偏差值是-7%～+7%，在簡化設計流程的同時，順利生成光儲充電電路。其中，服務區內南側的負荷電壓是U1，北側的負荷電壓是U2；電網接入的電壓是Ug。而K、Z則為低壓側的變比和等效阻抗；Z1是饋電線路和總降壓變電室的等效阻抗；Z2為等效南北兩側的等效阻抗；IPV表示并網電流。若通過公式來確認在單位功率因數運行過程中的并網電流為：IPV=-mU2。并且，若服務區已經完成光伏發電系統的新增工作，則其中的負載電壓可通過公式表示，具體如下：

而其中的發電功率，也可運用公式表示，具體為：

如此，在服務區內電纜參數以及配電變壓器等條件為已知后，則可根據上述公式內容，完成南北兩側的電壓計算工作。掌握U1，U2如何變化，列出光伏電源的具體接入功率。也可通過趨勢曲線來掌握電網接入點內Ug的變化情況。當Ug=1pu時，配電變壓器內的T1也會發生變化，使其中的額定電容在400kVA左右。若光伏電源與功率對接時，其變化幅度就會增加，使得服務區內的南側電壓變化范圍縮小，而U2的變化范圍則相對明顯。若在高速公路服務區內的光伏電源整體接入容量已經增加到了140kW，則南側的電壓則會超出7%的上限。這也說明，此時電壓存在越限的可能。

后，為防止此方面問題的發生，應確認電壓的*超出限值，加強對光伏電源的運行狀況的了解，從而確保相關設備能夠安全地運行。同時，也應把控光伏電源的整體利用率，防止其發生利用率較低的問題。

2.2營造良好光儲充電環境，強化光伏發電滲透率

為營造出良好的光儲充電環境，應對公共充電樁的利用率進行提升。例如，若日均通勤距離為70km，則3～4日完成一次充電即可。此時，應在App內準確標注充電樁的位置，縮短新能源汽車的充電時間。并且，可以結合相關標準中的要求，讓光伏逆變器能夠與控制指令相互對接，讓光伏單元可以更改無功出力的形式。

這樣，若光伏發電過程中，系統內的功率因素角是φ，則其中的并網電流則為：IPV=-m（1+jtanφ）U2。同時，可以采用簡化分析的方式，完成南側負荷電壓的假定，讓U1值能夠維持在可控范圍內，以降低北側負荷所帶來的影響，使得服務區內南側的電壓幅值能夠運用公式表達：

如此，則可了解在服務區內光儲充電站中的無功功率是否有*的可能。同時，可采用無功功率的合理調節，讓光伏的發電滲透率有所提高。并且，讓服務區不會處于輕載的條件，使得服務區內的充電樁不會出現電壓超限的情況。另外，也可通過EMS系統的輔助，讓其與集線器、電能質量分析儀、微網控制器相互銜接（如圖2所示），提高光伏逆變器無功容量的利用率，以防止系統中的電量發生過度損失的情況。

圖2光伏發電滲透流程圖

后，也應減少饋電電纜所帶來的影響，讓多根電纜采用并列的運行方法，分擔電纜載流量。這樣，則可使光充電站在完成降壓的同時，使同等容量的光伏電順利分配。

2.3加強對充電樁的維護，制定光儲充電站運行控制方案

為強化高速公路上光儲充電站運行效果，提升充電樁的利用率，應防止光伏發電系統出現問題。首先，應保證光伏系統的正常運行，避免電壓發生超限的情況，采取行之有效的操作方式，防止資源浪費并將投資回收期縮短。如此，則可加強對充電樁的維護，讓其能夠延長使用年限。

其次，應了解光伏負荷用電、光伏發電出力的情況。增加對電價信息等諸多方面的重視。采用合理的控制方式，讓儲能裝置順利充放電。如此，則可增加在光儲充電站運行環節的收益。并且，也可強化儲能逆變器、光伏逆變器的具體功能，讓服務區內的電壓能力有所提升。這樣，則可讓系統中的電能損耗有所減少。

這樣，在上述控制目標達成后，方可形成完整的能量管理系統。以實現對電壓水平、電壓越限、電壓負荷及檢測模塊、儲能充放電模塊的控制。使得所得到的數據內容，都可以采用遠程發布的方式，上傳到能量管理系統當中，以增加在后續管理活動方面的助力。

后，若光伏的發電量相對較大，則服務區內所產生的電負荷則相對較小。因此，應了解光伏并網電力的具體反饋方式，輸電線路上能夠順利地形成電壓。則可運用電壓控制模塊，開展實時的檢測工作，使得所設定的閾值與電壓值能夠相互比較，讓其不會超出閾值。則可充分利用光伏逆變器，讓其中的無功能力可以確認，以降低服務器內的電壓。

2.4增加相關配套設施，執行仿真測試及驗證操作

為保證公共充電網絡建設活動的順利開展，應適當地把控公共充電網絡建設的質量與數量，讓建設的布局結構更加嚴謹，防止地域不平衡等問題，對本項目造成影響。

首先，可采用改建、新建以及擴容的方式，實現對充電樁的合理布局，加強高速公路服務區內充電樁的密度，以保證后續的充電需求能夠得到滿足。并且，可以基于高速公路服務區的運營能力以及建設能力，實現對充電場站服務等級的認證，以保證公共充電網絡服務的質量有所提升。

其次，須實行仿真測試及驗證操作。優先生成數字化的仿真裝置，完成降壓變、供電電網、饋電線路、用電負荷、光伏發電系統、儲能裝置等的組裝操作，形成光儲充電站模型。這樣，則可保證儲能逆變器、光伏逆變器以及能量管理系統的合理銜接。也可依靠RTDS仿真平臺，實現實物控制器與仿真平臺之間的對接。如此，則可采用電壓、SOC、電流、PWM等脈沖信號，實現光伏逆變器與能量管理系統的銜接，使得現場內的控制器能夠保持一致。這樣，則可防止電壓不平衡等問題的發生。

后，可運用三相電壓的不平衡測試方式，實現對所記錄波形的測試，保證在能量管理工作當中，各區域內的調節功能可以被強化。若儲能裝置已經停止工作，則可讓光伏發電系統以限功率的形式出現。結合三相電壓幅值的差異值進行分析，當其達到10.55%時，則可說明此時為夜間，光伏發電系統未工作。

與此同時，應增加對RTDS仿真平臺的了解，使儲能充放電以及電壓水平狀態都能夠被調節。并且經過測試發現，在冬季時，充電站內的電壓幅值差異會變大，而在部分時段，電負荷中的電壓幅值會降低到12.9%。如若此時，對發電數據進行輸入量的仿真驗證，則可了解到三相電壓的幅值在此狀態下是保持一致的，而光伏發電系統中的無功功率正維持在平衡狀態，并且可以規避用電設備的不正常用電風險。而儲能裝置若處于電價谷段，則在凌晨1：00點左右，充電功率是57kW，而在5：00點則可完成充電。當電價處于峰段，也就是8:00～11：00，可以確認光伏發電系統的輸出功率，讓電價平衡點是11：00點，并且可以運行剩余的光伏，讓充電電能完成補充操作。

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：

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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。

4.1.6發電預測

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

4.1.7策略配置

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

4.1.8運行報表

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

4.1.9實時報警

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

4.1.10歷史事件查詢

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

4.1.11電能質量監測

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

4.1.12遙控功能

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

4.1.13曲線查詢

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

4.1.14統計報表

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

4.1.15網絡拓撲圖

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。

4.1.16通信管理

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

4.1.17用戶權限管理

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

4.1.18故障錄波

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

4.1.19事故追憶

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10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

光儲充一體化充電站設置的目的，是要滿足車輛充電需求。與傳統充電模式相比，光儲充一體化充電站具備智能化、自動化的優勢?？梢栽诮ㄔO區域內利用空閑場地，提供清潔能源以及儲能技術，為充電站、配電網提供可靠電量。

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