邵 祥，刘梓洪

（中通服咨询设计研究院有限公司，江苏 南京 210019）

0 引 言

随着经济贸易发展，交通运输系统低碳转型势在必行[1]。目前有效方式是普及电动或氢能源汽车[2]。预计2035年，纯电动汽车将成为销售主流，随之而来的是大量电动汽车快速充电需求[3]。

目前国内电动汽车专用充电站数量少，且以区域配电网供电为主[4]。当电动汽车达到一定数量后，日间充电需求高，大量集中负荷会对电网产生冲击，而配备较大供电容量在充电低峰时又会产生浪费[5]。因此本文提出利用充电站及附近建筑屋面闲置区域，安装分布式光伏发电系统，在日间光伏发电，为充电桩供电，补充高峰负荷[6]。同时设置一定容量的储能装置，储存用不完的光伏发电量，在光伏未发电时输出，或夜间电价低谷时向电网购电，日间电价峰时输出电能[7]。

1 一体化电站特性分析

光伏发电是通过光生伏打效应，使光伏组件内部产生电子偏移，从而产生直流电。根据组件厂家相关资料可知光伏组件在一定范围内输出功率随辐照度增加而增加，随温度升高而减小[8]。

《关于江苏省新能源汽车充（换）电设施建设运营管理办法》中，经营式充（换）电站执行大工业电价，2025年低前，免收容量电费，企业可选择执行谷峰分时电价政策[9]。《苏发改价格发[2021]1327号》中规定，自2022年1月15日起，调整工业用电峰期为 08:00—11:00、17:00—22:00，谷期为 00:00-08:00，其他时间为平期”[9,10]。结合24 h内光伏组件输出情况，绘制如图1所示峰谷分时电价与光伏输出功率示意图。根据太阳每日运行轨迹，只有在上午11:00至下午14:00输出功率较大，但此时电价并非最高。因此光伏发电直接并网时，经济效益并非最大。

图1 峰谷分时电价与光伏输功率图

以南京市建邺区某快充电站为例，分析一个典型工作日内快充电桩负荷情况如图2所示。由图2可知，工作日内负荷主要集中在09:00—12:00、18:00—22:00，最大负荷功率出现在20:00左右。而在02:00—05:00，14:00—16:00，快充电桩负荷功率较少。

图2 某快充电站一个工作日内负荷曲线图

2 一体化电站设计方案

2.1 一体化电站系统架构

结合一体化电站特性及充电需求，构建如图3所示光储充一体化电站系统，主要由以下部分组成。（1）光伏发电模块：由组件、组逆变器等组成，将太阳能转换成电能，且发电过程无污染、无噪音，绿色环保。（2）储能模块：主要由磷酸铁锂或三元锂电池构成，主要作用是储存光伏发出电能或在电价谷时充电、峰时放电以提高充电站经济性，并且在充电负荷较大时自动投切，以减少对电网冲击，提高电站稳定性。（3）配网供电模块：传统充电站的供电系统，主要由10 kV进线电缆、变压器、高低压配电柜等一次、二次电气设备组成，主要作用是在任何时间保证电站供电。（4）快速充电桩：用于为电动汽车充电的终端设备，通过检测电动汽车电池信息，上传至能量管理系统，并给出充电方式，一般采用阶段式充电。（5）能量管理系统：通过多个智能化接口，实时采集整站运行数据，并制定合适的电站运行策略，起到统筹协调功率分配的作用。

图3 光储充一体化电站系统结构图

2.2 电站运行策略

相比传统充电站由配网单一供电的形式，光储充一体化电站有三个电源点，分布式光伏电站、储能装置、区域配电网三者需要相互协调，因此对于全站必须制定合适的运行策略。本文以经济性为基础，基于我国分时电价政策，提出如图4所示的全站运行策略[11]。其中PPV为光伏系统发出功率，PL为充电站负荷功率，PSE为储能剩余电量。

图4 运行策略示意图

（1）日间充电桩有负载时优先使用光伏系统发出的电能，若PPV＞PL，则将光伏系统向储能充电，当PSE达到满状态、光伏功率仍有剩余，则将其出售至电网，获取售电收益；若PPV＜PL，则使用储能PSE向负载供电，当PSE＝0且PPV＜PL，则光伏系统不足部分使用市电对负载供电。

（2）晚间负载高峰期且电价也处于峰期，此时光伏系统无输出功率，优先使用PSE对负载供电。当储能剩余容量无法满足负载时，使用市电对负载供电。

（3）夜间电价谷期且负荷也处于谷期，此时优先使用市电对负载供电，同时对储能装置充电，直至PSE达到满状态。

2.3 电站容量配置

通过上述运行策略分析，光储充一体化电站的光伏容量、充电桩数量、储能容量三者间的适配对于整站的收益有很大影响。本文考虑充电站收益最高为目标进行全站容量配置优化。

全站收益F计算公式为

式中：F为电站全收益；Ic为电动汽车充电收取费用；Is为光伏系统余量上网收益；Ib为国家对于充电站建设的补贴；Ctz为初始电站所有投资支出；Cym为电站后期运维成本支出；Cbuy为电站使用市电支付电费支出。

同时还需满足约束条件为

主要约束条件为光伏装机容量EPV、储能容量ESE，并同时满足任何时候负载功率PL等于光伏发出功率PPV、储能输出功率PSE（PSE为正表示储能放电状态、为负表示充电状态）与电网功率PG（正为消耗电网电能，负为光伏系统余量上网）。除此之外，还需考虑储能装置的电池状态（Stage of Charge，SOC）约束为

式中：SOCmin、SOCmax分别表示储能装置最小、最大荷电状态，能够防止储能装置出现过放电或过充电，提高电池使用寿命。

3 算例分析

3.1 算例参数计算

以某光储充一体化电站为例，配置如下：一回10 kV市电线路经塔杆接入电站，变压器容量2 500 kVA；20台120 kW双枪直流快充电桩（单枪功率60 kW）；光伏装机容量1 MW；储能装置容量100 kW/400 kW·h（功率100 kW，容量400度电)。相关计算参数如表1所示。

表1 算例计算参数

使用MATLAB进行容量配置优化求解，得出光伏系统安装容量上限为1 MW，储能装机容量上限800 kW·h。通过计算得出当光伏系统安装容量为1 MW，储能容量400 kW·h时电站收益最高，为124.6 W元。

3.2 效益分析

某电站建设成本如表2所示。

表2 光储充一体化电站建设成本

一体化电站主要收益来自于光伏发电上网电价0.391元/kW·h，不分峰谷；电动汽车充电基本电费收费0.8元/kW·h；充电服务费0.8元/kW·h。以此预测后6年全站收益如表3所示。

表3 光储充一体化电站2022-2027收益测算表

本光储充一体化电站初始建设费用约为805万元，后续每年运营费用约为20万元。至2027年，本站累计收益约为1 087.35万元，成本约为925万元，本项目投资回收期约为5.46年。

光储充一体化电站的环境效益主要分两方面，一方面是推进我国电动汽车保有量增长，逐渐代替传统燃油汽车；另一方面采用太阳能发电代替传统火力发电，为电动汽车提供充电服务。

4 结 论

本文分析了集成分布式光伏发电系统、储能装置、快充电桩的光储充一体化快充电站设计方案，研究了电站运行策略及容量配置优化方法，最终结合具体算例详细计算本文提出方案的经济、环境效益，证明了本文提出方法的可行性。总体来看未来我国对于快速充电站的需求市场是广大的，且光储充一体化快充电站的优势将越发明显。