安科瑞微电网方案在某光储充电站的应用

摘 要：在“双碳”目标与新型电力系统建设背景下，充电设施正从“单纯用电”走向“绿色化、柔性化、可调度”，光储充一体化成为超充站的重要建设模式。本文以福建三明某光储充超充站为例，针对新建场站“无基础负载、光伏余电上网收益较低”的现实痛点，采用Acrel-2000MG微电网能量管理系统、AESB-125/261储能（885921）柜及配套计量表计，构建“非峰时段消纳光伏逆流、峰与尖峰时段跟踪负载放电”的分时协同策略。方案实现光伏自发自用与储能（885921）峰谷套利，减少光伏上网余量与售电收益折损，提升光伏自用率并降低场站综合用电成本，同时满足绿电消纳指标与低碳运营要求，可为同类超充站提供可复制的实施路径。

关键词：光储充一体化；超充站；新能源（850101）消纳；峰谷套利；Acrel-2000MG

1、概述

在“双碳”目标与新型电力系统建设推进下，国家持续鼓励新能源（850101）就地消纳与用户侧储能（885921）配置，加强电动汽车充电基础设施网络建设。截至2026年8月底，全国充电基础设施(枪)总数达2422.3万个，公共桩单枪平均功率约50.69kW，大功率快充占比持续提升。在充电网络向城际出行场景延伸的背景下，高速服务区及城市公共充电场站同步配套建设分布式光伏，成为场站降低用能成本、满足绿电消纳要求的重要选择。政策与市场需求共同推动充电设施由“单纯用电”向“绿色化、柔性化、可调度”转变，光储充一体化逐渐成为新建超充站的主流建设模式。

与工业园区、厂区不同，光储充超充站往往没有稳定的基础负荷，充电负荷随车流随机波动，光伏出力与充电高峰错配，光伏余电低价上网较为普遍。若缺少统一的能量管理策略，储能（885921）容易退化为按固定时段充放电的独立设备，既无法有效吸收光伏余电，也可能在放电时造成反向送电，影响并网安全与收益稳定性。

本方案以Acrel-2000MG微电网能量管理系统为本地协调控制核心，统一接入光伏、储能（885921）、充电桩（885461）与配电计量回路，实时采集数据进行综合判断与策略下发，实现光储充协同控制，充分利用光伏清洁能源（850101）、减少电网依赖以降低充电成本，同时确保供电稳定，为超充站提供安全、经济、可视化的能量管理支撑。

2、项目情况

本项目为福建三明某新建光储充超充站，站内无基础负载，同步建设1.2MW分布式光伏与一期储能（885921）系统。由于光伏装机容量较大而站内基础用电负荷有限，午间光伏富余电量主要依赖余电上网，上网收益较低，项目希望通过储能（885921）就地消纳减少售电收益折损，并降低场站综合用电成本。

场站主要系统配置如下：光伏系统装机1.2MW；储能（885921）系统一期配置125kW/261kWh储能（885921）柜；充电系统配置2台480kW一拖八、2台280kW双枪及1台240kW双枪直流充电桩（885461），合计22把充电枪，可满足城际出行及本地车辆的大功率快充需求。储能（885921）柜布置于配电房附近，能量管理系统部署于监控室，现场储能（885921）柜与充电设施分别如图1、图2所示。

图1储能柜现场照片

图2场站充电设施现场照片

3、解决方案

针对新建超充站“无基础负载、光伏容量大、余电上网收益低”的特点，本方案以Acrel-2000MG微电网能量管理系统为站级控制核心，以AESB-125/261储能（885921）柜作为功率调节执行单元，配合ADL400、ADW300计量表计采集光伏并网柜、储能（885921）柜、充电桩（885461）及公共连接点等关键回路数据，形成“数据采集—策略判断—功率下发—状态反馈”的本地闭环控制链路。系统不依赖外网即可完成关键策略执行，保障场站运行的基础稳定性与自主性。项目主要产品配置见表1。

表1产品清单

系统运行以“分时段配置策略+全站统一监视”为核心思路：在电价较低的平时段，储能（885921）只吸收光伏逆流部分充电而不放电，把低价上网电量转化为站内可用电量；在电价较高的峰、尖峰时段，储能（885921）跟踪负荷放电，减少高价购电并避免逆流。项目控制方案主要包括以下几方面：

(1)平时段光伏逆流消纳控制。8:00—10:00、12:00—15:00为电价较低的平时段，系统实时监测公共连接点功率，储能（885921）仅将逆流部分的光伏电量充入储能（885921）柜，不向负荷放电。该策略把原本只能低价上网的富余绿电留在站内，为后续高峰时段放电预留电量。

(2)峰、尖峰时段跟踪负载放电。10:00—12:00、15:00—20:00、21:00—22:00为电价较高的峰和尖峰时段，储能（885921）按充电负荷实时变化进行跟踪放电，优先替代市电供给充电负荷；同时约束放电功率，使公共连接点保持合理正向功率，避免逆流。

(3)策略时段灵活配置。述充放电时段及参数均可在调控单元本地配置与修改，能够随分时电价调整、季节光照变化及场站车流规律灵活整定，为后续储能（885921）扩容或策略升级预留空间。

(4)全站数据统一采集与监视。Acrel-2000MG统一采集并监控光伏并网柜、箱变、储能（885921）柜与充电桩（885461）回路的电压、电流、功率、电能及储能（885921）SOC等数据，在一次系统图上集中展示运行状态与能量流向，并支持实时曲线、历史曲线、事件告警与运行报表查询。系统监控界面如图3所示，运维人员可直观掌握光、储、充、网各环节的运行情况，为策略参数整定与运营分析提供数据依据。

图3Acrel-2000MG光储充一体化系统监控界面

4、方案效果

项目投运后，储能（885921）系统按分时电价时段执行上述策略：平时段优先吸收光伏逆流电量，峰、尖峰时段跟踪充电负荷放电。系统运行界面可实时展示各箱变、光伏并网柜、储能（885921）柜及并网回路的电气量与SOC状态；运维人员还可按日查询系统数据历史曲线，用于核对策略执行效果并优化时段参数。运行历史曲线界面如图4所示。

图4运行历史曲线界面

通过光储充协同控制，项目实现了以下应用效果：

(1)提升光伏就地消纳水平。平时段将逆流光伏电量充入储能（885921），减少低价上网造成的售电收益折损，提高光伏自发自用比例与新能源（850101）利用率。

(2)降低场站综合用电成本。储能（885921）峰谷套利与光伏优先自用相结合，在峰、尖峰时段减少高价购电量，实现光伏自发自用与储能（885921）峰谷套利的双重降本。

(3)保障并网安全与运行稳定。放电过程跟踪实时负荷并限制反向功率，配合储能（885921）SOC边界约束，避免过充过放与逆流风险，策略边界清晰。

(4)提升运营管理效率。Acrel-2000MG统一采集光、储、充、配电数据，支持多维度统计、实时曲线、历史曲线与报表查询，减少现场巡检与人工统计工作量，也为绿电消纳指标核算提供统一数据口径。

(5)支撑场站低碳运营。在满足大功率充电服务需求的同时，项目满足场站绿电消纳指标，为超充站提供了可复制的光储充协同运行样板。具体收益随现场电价、车流与策略参数变化，以项目实际运行数据为准。

5、结语

随着充电负荷持续向大功率、随机化方向发展，单纯依靠扩容配电设施或一味扩大光伏装机，已难以兼顾场站经济性与并网安全性。本项目以Acrel-2000MG微电网能量管理系统为核心，通过可配置的分时策略把光伏富余电量、储能（885921）调节能力与充电负荷在时间轴上重新匹配，实现了从“建桩供电”到“源网荷储充协同调度”的转变。

安科瑞（300286）光储充解决方案可按需选配Acrel-2000MG微电网能量管理系统、ACCU系列协调控制器、储能（885921）一体机、计量与保护装置、交直流充电桩（885461）及AcrelEMS3.0智慧能源（850101）管理平台，形成“现场设备接入—本地能量管理—云端集中运维”的完整架构。除新能源（850101）消纳与峰谷套利外，方案还可扩展防逆流、需量控制、有序充电、多站点集中监控及虚拟电厂（886004）需求响应等功能，适配高速服务区充电站、城市超充站、工业园区、商业综合体及偏远地区等场景，为交通能源（850101）融合与绿色低碳运营提供成熟、可落地的成套支撑。