园区级光储充一体化系统关键技术研究.docx

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1、园区级光储充一体化系统关键技术研究切合园区级用户特点，利用存量资产，依托园区可用空地建设,采用“绿色充电”的运行理念，建设光伏+储能+充电桩的能源一体化解决方案。不仅能实现光伏发电自发自用、余电存储，满足电动汽车充电需求,还同时利用峰谷电价,提高能源转换效率,减少用能成本，进一步实现新能源、储能、充电互相协调支撑的运行方式。一、光储充一体化系统构成根据不同的项目环境、电网电力供应情况，对分布式光伏发电、电动汽车充电桩及储能系统等多种元素展开有机结合。考虑了多种电动汽车充电桩的供电方式，以满足各种情况下的需求。光储充一体化系统构成原则为：1）因地制宜，即结合区域实际，积极利用丰富的可再生能源，为

2、优化电动汽车充电设施的用能结构、保护生态环境、发展低碳经济以及实现可持续发展发挥积极作用；2）多能互补，即将可再生能源发电、储能技术及高效用能技术相结合，为可再生能源应用、充电桩供电探索新路径、新模式。1、分布式光伏发电系统分布式光伏发电系统是光储充一体化系统的主要供电单元。光伏发电电能通过电流变换器和逆变器转换为交流电，进而通过充电桩给电动汽车充电或负荷供电。针对园区级用户，通常可采用厂区光伏、屋顶光伏、车棚光伏等多种形式。分布式光伏依据光伏容量及原有配电系统情况，通过适配与其匹配的并网光伏逆变器接入配电系统。2、充电桩系统充电桩系统是维持电动汽车运行的能源补给设施。按照不同的充电技术分类，

3、可将当前常见的充电桩分为直流充电桩和交流充电桩。直流充电桩先将交流电转换为直流电，再通过充电插口直接给电池充电，输入电压为380Vo直流充电桩输出功率大，一般规格有30、60、80、120、150、180kW等。采用高电压，充电功率大，充电快，多安装于集中运营充电站。交流充电桩通过车载电机为电动汽车电池充电。交流充电桩只提供电力输出，没有充电功能，输入电压为220Vo交流充电桩输出功率不会很大，一般为3.5、7.0、14.0kW等。采用常规电压，充电功率小，充电慢，但结构简单、体积小、成本低，常安装于城市公共停车场、商场和居民小区。3、储能系统储能系统由储能电池和双向换流器组成，具备双向变功率

4、的电能传输特点，在光储充一体化系统中是最灵活的能量控制单元。针对园区级用户，储能系统的存在降低了系统对电网的依赖程度，既能保障可再生能源发电的进一步消纳，同时可利用区域能源价格波动，获取价差收益。既实现了削峰填谷，又节省了配电增容费用。储能系统通常选用磷酸铁锂电池，具有比能量高、循环寿命长、成本低、性价比高、可大电流充放电、耐高温、能量密度高、无记忆效应、安全无污染等特点。二、项目应用以A园区级项目为例进行探讨。结合该工业园区的实际用户需求,开展园区级光储充一体化方案应用，主要目标在于结合区域布局，满足区域发展需求，为优化用能结构、发展低碳经济以及实现可持续发展发挥积极作用。1、系统结构及特点

5、系统包括分布式光伏单元、储能单元、充电桩单元。1）光伏发电自发自用，余电上网，解决发电消纳问题；2）加入储能系统，消纳光伏电量的同时，降低对电网接入的依赖程度，提升供电可靠性；3）利用市电、储能系统、光伏发电同时为充电桩供电，保证充电桩的供电稳定性。园区级光储充一体化系统结构如图1所示。图1园区级光储充一体化系统结构图2、系统配置充分利用存量场地及产业园建筑物屋顶等区域，建设分布式光伏发电系统,装机规模4.8384MW,接入电压等级为IOkV,与系统并网。充电场站为专属新能源车辆停车使用，接入电压等级为IokV。结合园区新能源公交车及周边私家车等用能需求，计划建设公交车充电车位24个，采用12

6、OkW双枪11台，12OkW单枪2台，为园区新能源公交车提供充电服务；建设乘用车直流充电车位18个，交流充电车位18个，采用14kW交流双枪充电桩9台，480kW1.拖10充电桩2套。同时，在充电站配置1套0.5MW/1MWh电化学储能系统，作为电能的缓存设备，控制充放电过程。3、系统运行方式在确定运行方式的过程中，需要参考能源价格。所使用能源的价格参数如表1所示。表1能源价格参数时段电价/（元kW-7J）时间段尖峰时段1.13706875夏季（68月）：10:0011:00,19:0021:00；冬，（12J月）：10:0011:00,16:0020:00峰时段0.969068759:001

7、1:00,15:0022:00（尖峰时段除外）平时段0.688868757:009:00,11:0012:00,14:0015:00,22:000:00谷时段0.408768750:007:00,12:0014:00当前依据初步建设光伏容量测算，分布式光伏运行25a的总发电量约1.379081108kWh,年平均发电量为5.5163X106kWh,能满足当前充电桩所需电量，采用“自发自用，余电上网”的模式,为系统提供清洁能源用电。充电站运营方式通常采用“市电+服务费”的运行方式，光伏上网电价0.3969元/(kWh),低于谷时段电价。由表1计算可知,峰时段电价与光伏发电电价差为05721687

8、5元/(kWh),尖峰时段电价与光伏发电电价差为0.74016875元/(kWh)。光储充一体化系统充分利用了光伏发电低成本、低碳的优势，其运行模式如表2所示。表2运行模式日光伏发电情形时段运行方式日光伏发电量充足22:00至次日1:00电网购电为充电桩供电，储能适当充电维持电让7:0012:00光伏发电为充电桩供电,同时储能充电12:0()17:00光伏发电为充电桩供电,同时储能充电17:0022:00,储能系统+市电”为充电桩供电日光伏发电量不足22:00至次日7:00电网购电为充电桩供电，储能适当充电维持电量7:0012:00“光伏+电网”为充电桩供电,储能谷时段充电,峰时段放出12:0

9、017:00“光伏+电网”为充电桩供电,储能谷时段充电,峰时段放出17:0022:00电网购电为充电桩供电采用分布式光伏单元为充电桩单元充电，同时利用储能能够平移能量的特点，尽可能吸收光伏发电，当分布式光伏发电单元供电不足时，基于分时电价时段及运行策略的选择，采用市电/储能单元作为充电桩单元用电来源，进一步拉大价格差值，提升经济性。三、结束语采用光储充一体化系统，将分布式光伏发电、储能技术及高效用能技术相结合，在碳排放的能源新战略下，能带来良好的经济效益和社会效益。D运行模式优化经济性。与传统的能源供应方式相比，光储充一体化系统将光、储、充三者有机结合，在利用电价差增大充电桩收益的同时，紧跟政策导向，对推广绿色能源、发展低碳经济可起到显著的作用。2）供能体系安全可靠。分布式光伏系统与储能系统共同为充电桩单元提供稳定的电能。整个系统组成智能微电网系统，多种能源形式解决系统供电问题，提高了能源利用效率，供能安全可靠性高。3）供能形式区域示范。以光储充一体化项目建设为契机，因地制宜探索可再生能源和储能技术的微电网技术应用，形成具有区域特点且易于复制的典型模式。