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安科瑞 陈聪

摘要：本文描述了一种智慧光伏储能充电桩系统的架构，并提出了一种易于通过单片机实现的实时能源管理策略。不同于常见光储充方案采取交流母线的形式，该充电桩采用了直流母线电气架构。储能系统直接挂载在直流母线上，支撑母线电压，同时可通过功率变换器实现与电网、光伏与电动汽车之间的能量交换。通过分析该电气架构中的电能流经途径、寻找比较不错的传输效率路径，并通过储能充分利用峰谷差价，制定规划了光储充多能互补平台下的能源管理策略。经分析计算，该策略能充分发挥光伏、储能的作用，实现储能日内低倍率充放，降低充电桩使用成本。以晴天非通勤车辆三次快速充电为例，通过该策略增加收入达28%。

关键词：光伏；储能；充电桩；光储充一体化；能源管理

0引言

当前，我国电动汽车保有量连年增长，市场渗透率持续提升，但充电设施建设却相对缓慢，2021年我国车桩比为2.7:1，仍远低于《电动汽车充电基础设施发展指南（2015―2020）》规划的1:1的指标[1]。究其原因，目前充电桩建设面临种种困境：一方面，电力增容困难，尤以老旧居民区为例，当接入大量充电桩负载后，电网负荷过重，配电容量不足以支撑；另一方面，传统充电桩盈利模式单一，仅靠收取充电服务费，在充电利用率不高的情况下盈利较难。

在此背景下，“光-储-充”一体化设备/站点的出现则可有效解决电力增容困难、盈利差的问题。充电桩夜间利用电池储能，日间利用储能放电、光伏发电，能够有效降低充电桩使用成本，同时能够减少高峰时期对电力资源的占用，提高整体经济性。

由于“光-储-充”一体化设备/站点形成了一个自洽的分布式微网，负责网内能源调度以及向网外联络的能源管理系统起到了非常重要的作用。针对“光-储-充”一体化的能源管理策略，已有许多学者做出研究，其中以规划配置过程中使用的遗传、粒子群等优化算法比较流行。文献[2]通过非支配排序遗传算法算法对多目标优化模型进行求解；文献[3]通过粒子群算法和混合整数线性规划算法用于确定储能控制策略并优化光储能系统的出力。

然而，此类算法需要对光伏以及充电负荷做出预测以便于优化计算，而实际情况是充电桩的使用行为具有随机性往往难以预期；另一方面，此类算法需要较强的计算能力，对于使用如单片机类的嵌入式微处理器并不适用。本文针对该情况，提出了一种便于工程应用的光储充能源管理策略，以便运行于计算资源较少的嵌入式系统中。

1智慧光伏储能充电桩架构

智慧光伏储能充电桩包含光伏板、储能电池、充电系统以及能源管理系统。

1.1光伏板

光伏板放置于屋顶等光照充足区域，通过DC/DC功率转换模块，连接直流母线以对负载供电。相较于传统光伏发电需先逆变上网再用电的方式，该方案通过直流系统就地消纳，减少了能源转换环节，提升了能源转换效率，实现了一种“源-荷-储”一体化的微电网形态。

1.2储能电池

由于充电桩设备需要较大瞬时功率，且安装场地往往用地紧张，这就对配套的储能系统提出了高功率与高能量密度的要求。

锂离子电池是一种循环寿命长、效率高的高能量/高功率密度电池。磷酸铁锂电池又是其中一种热稳定性较好、安全可靠的电池。相比于其他电化学储能方式，如铅酸电池、钒液流电池，磷酸铁锂电池由于其*越的充放电特性与安全性更适合作为“光-储-充”一体化的储能解决方案。

在本“光-储-充”系统中，储能电池直接挂载在直流母线上，支撑母线电压，并通过挂载在母线上的功率变换器，实现与电网、光伏以及电动汽车之间的能量交换。

1.3充电系统

传统直流充电桩通常使用多个AC/DC充电功率模块并联从市电取电向车端供电，并由控制电路板实现充电控制、人机界面、计量、绝缘监测及线路保护等功能。本充电系统除了采用传统AC/DC充电模块用于实现直流快充外，还可额外通过挂载在直流母线上的DC/DC充电模块形成从光伏、储能取电用于充电的备选路径，可为充电桩运营者在尖峰时段提供更经济的用电方式。

1.4能源管理系统

能源管理系统用于控制、平衡和优化电网、储能、充电桩之间的电能供应和需求，可在峰谷用电和配网增容等方面带来应用价值。

能源管理系统硬件需具备一个本地控制器，可采用单片机、DSP、PLC等，控制本地功率变换器及实现辅助功能；另一方面，可通过远程通讯与云平台相连，接受上级控制器指示。能源管理系统的本地通信采用RS485、CAN配合高压电气隔离方案，增强系统抗干扰能力和通信的稳定性。远程通信采用以太网/LTE通信接口可选方案，方便扩展通信主机种类和数量。

2能源管理策略

能源管理策略采取比较经济性原则制定。鉴于本能源管理系统使用单片机进行控制，实时计算资源有限，对于遗传算法、粒子群等对计算能力要求较高的算法难以实现，因此需要采用占用资源较少且易于编写单片机代码的能源管理策略。

2.1模型分析与简化

由于该模型存在多个变量，需要采用多变量优化求解方法，计算较为复杂，因此需要简化模型。

经分析总结，能源流向途经及转化效率由路径上各级功率转换模块平均工作效率乘积而得。显而易见，转换环节越多，转换效率越低。储能侧的转换效率由于其经过的转换环节较多，相应损耗较高。

针对市电向车端供电，由于a―2―3―c路径相比于a―1―c多一转换环节，效率偏低，因此应优先选择a―1―c路径。此要求等效于不应有净流量同时流过P2、P3线路。

在此情况下，按照光储系统净流量(Pb+Pd)大小情况，可分为：

1)光储净流入(Pb+Pd)≤0；

2)光储净流出0<(Pb+Pd)≤Pc；

3)光储净流出上网或充电（Pb+Pd)>Pc三种情形。

以计算2号双向功率变换器实时输出功率为例，这三类情形可归纳总结为：可解决母线功率在2、3号变换器功率分配的问题，以便进行下一步能源管理策略的优化计算。

2.2储能管理策略

从比较经济角度而言，需考虑以下因素：

1)光伏作为清洁可再生能源并无电价成本，应很大程度利用；

2)由于峰谷差价较大，用电成本不同，通过储能电池在谷电时间充电、尖峰时段放电，具有较高经济效益，可大幅降低充电桩使用成本。

根据上述两条原则，为使光伏发电较大化利用，光伏功率变换器采用较大功率跟踪MPPT控制形式，输出功率由实时光伏日照条件决定，随机不可控但可实时测量作为已知条件；而系统中电动汽车侧用电则根据车辆实时需求输出功率Pc，同样随机不可控但可作为已知条件。控制变量为储能充放电功率Pd或市电联络线功率Pa之一，即可求解系统实时功率状态。

对于储能功率Pd控制可做出以下规划：待机、较大功率快速充放电或按规划慢速充放电。

为实现经济较大化，储能遵循一天两峰两充两放利用的基本策略，并与系统内其他设备状态解耦，仅根据峰谷时段作出相应调整变化，即谷电充满，峰电放电，并对充放电时长做出规划调整。以夜间谷电时段为例，因其时长较长，采用慢速充电的方式相较于大功率快充的方式更能延长储能电池寿命。据此，可设定储能充放电功率为规划充放电电量除以规划充放电时长。

3算例

下面以安装于华东地区某商业办公园区内的一台智慧充电桩为例，结合上述分析做出规划与计算：

3.1光伏输出功率假设

光伏输出功率参照华东某地区某日晴朗天气下光伏系统的运行数据。

3.2电动汽车负荷

由于充电桩负荷随机性较大，不易预测，尤其是单台充电桩行为受地理位置、用户习惯等种种因素影响，假设以多车次非通勤车辆满功率60kW充电运行为例。充电时间设定为9:00―9:30，12:30―13:30，19:30―20:00，分别代表早、中、晚充电高峰期需求。

3.3储能使用

根据浙江省一般工商业分时电价，制定储能使用策略。为充分利用峰谷差价，采取“一天两充、两放”策略，规划充放电量。为防止深度充放电影响电池寿命，将电池充电量限定于10%与90%区间，同时可为电池过充/过放预留余地。由于午间11:00―13:00间谷时段较短，为避免短时间快速充放电，规划该时段仅补电40%充电量，相应地8:00―11:00间一峰时段则用电40%充电量。

根据各时段用、充电量以及时段小时数，可推得储能各时段功率，计算所用储能满充电量为51.2kW·h。

3.4计算结果

根据以上信息，系统输出功率计算结果。光伏峰值发电Pb达到20kW，储能日内实现低倍率两充两放Pd，较大放电倍率约为0.4C，发生于夜间19―21点尖峰时段。受大功率充电桩用电负荷Pc影响，市网供电Pa存在较大波动，但由于光伏与储能系统存在，整体市电用电需求值仅50kW就能满足车端60kW峰值充电需求。

从经济角度而言，光伏当日发电量共计135kW·h，若按峰谷电价计算相应节约的费用，可得收益为99.8元；充电桩侧若按峰谷电价基础上向用户额外收取0.5元/(kW·h)度服务费，则当日累计充电量120kW·h，收入161.6元，其中用电成本101.6元由用户支付，服务费即净收入60元。光、充共可获得净收入159.8元。而通过储能按照上述策略参与其中，则收益进一步提高，增至204.5元，增收幅度28%。

4 Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统

4.1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。

4.2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。

4.3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*

5充电站微电网能量管理系统解决方案

5.1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。

5.1.1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。

5.1.2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。

5.1.3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。

5.1.4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。

5.1.5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。

5.1.6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

5.1.7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

5.1.8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

5.1.9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

5.1.10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

5.1.11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

5.1.12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

5.1.13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

5.1.14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

5.1.15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。

5.1.16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

5.1.17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

5.1.18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

5.1.19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*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。

5.2硬件及其配套产品

6结束语

本文针对一种智慧光伏储能充电桩提出了一种简单易用的实时能源管理策略。通过分析电能流经途径，使用较高效率传输路径，并充分利用峰谷差价合理规划了光储多能互补平台下的储能充电管理策略。经过分析计算，该策略能充分发挥光伏、储能的作用，降低充电桩使用成本，提高经济性。

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