安科瑞光储充 “3+1” 架构：“双碳” 背景下一体化微电网实践 “零碳” 园区的核心支撑

安科瑞 刘芳 咨询家：acrel-js

在 “双碳” 目标持续推进的大背景下，园区向零碳转型已成为工业、商业等领域发展的必然要求。如今，随着技术的不断进步，光储充一体化微电网成为了园区实现零碳转型的有力手段。并且，光伏、储能等相关成本的进一步降低，也让更多园区企业纷纷踏上借助微电网实现 “零碳” 的道路，使其从起初仅有的 “示范项目”，逐渐向 “规范化落地” 方向拓展。

一、光储充微电网为园区 “零碳” 转型注入动力

1. 政策引导助力发展

国家及地方各级政府纷纷出台政策，积极推广零碳园区建设。例如，近日国家发改委等三部委联合印发的《关于开展零碳园区建设的通知》中明确指出，要加快园区用能结构的转型，根据不同地区的实际情况，发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式；大力推进园区节能降碳工作，探索绿色低碳技术研发与产业发展深度融合的机制，推动新建建筑按照超低能耗建筑、近零能耗建筑标准进行设计和建造。

再如，江苏市监局在 6 月发布的《零碳园区建设指南》公示中提到，园区应统筹规划零碳转型工作，提高能源资源利用效率，推动能源结构向清洁化转型。同时，要促进微电网与主网协同发展，加快园区微电网的数字化、智能化进程，推动新能源、负荷和储能合理接入微电网，促进园区新能源、负荷、储能的聚合与调控。

2. 光储充微电网成本降低

根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源工程造价管理报告 2024 年度》显示，2024 年由于组件价格持续下降，光伏电站项目平均单位千瓦总投资约为 3450 元 /kW，较 2023 年下降约 11.5%。预计在 “十五五” 期间，集中式光伏电站项目的平价造价水平将达到 2300-2800 元 /kW。

锂电池储能系统的造价也有显著下降，从 2018 年的 2 元 / Wh 降至 2024 年的约 1 元 / Wh，这使得回本周期明显缩短。

3. 技术日趋成熟，效率稳步提升

与传统园区企业的光伏建设相比，经过技术升级后，光储一体化与充电桩共同接入智慧调度管理系统。该系统能够依据各项数据进行智能分析，对发电、储能以及绿电的使用进行合理的分配，从而增加年省能源费用，综合能效可达到 80% 以上。

二、光储充 “3+1” 架构的独特优势

现代光储充一体化微电网的主要优势在于，将光伏发电、储能、智能充电桩三大系统同步接入综合能源智慧管理系统，实现园区复杂多样用能的协同和智慧运行，使 “3+1” 的整体效果远超简单的 4 个部分相加。

1. 光伏发电

光伏发电的建设需要与不同的园区场景相适配。比如，在普通屋顶、车棚等固定位置可安装单晶硅 PERC 组件；若受到承重限制，则可安装柔性薄膜组件等。同时，还需结合园区的日用电量、当地的有效光照小时数等数据，计算出光伏自发自用、余电上网或补充储能等所需的装机容量大小。因为装机容量过大或过小，都会对回本周期产生影响。

2. 储能系统

储能系统在微电网中具有多种用途，可作为峰谷套利、电力交易、日间平滑光伏波动、应急备电等场景的设备工具。其具体的运行方式，需要智慧管控系统结合多端设备的数据进行综合分析和智能调配。

3. 智能充电桩

目前，国家正大力推广 V2G 模式。在停车场安装带有光伏板的智能充电桩，能够在电价高峰时向电网放电以获取收益，还可以根据光伏、储能的状态动态调整充电功率。

4. 综合能源智慧管控系统

综合能源智慧管控系统接入了各用能设备、光伏、储能及充电桩运行的实时数据反馈，再结合电网数据、气象数据等，通过 AI 人工智能及模型算法进行分析，能够提前预测光伏出力曲线，动态优化 “光伏—储能—充电—电网” 的能量流，同时动态参与峰谷套利、电力市场交易、需求响应等收益方式。

除了 “3+1” 架构，在当前技术可实现的前提下，还可以通过光伏制氢来解决长周期储能问题；通过虚拟电厂聚合多个园区微电网共同参与电力市场交易等。这些丰富多样的途径，都能推动园区向零碳目标迈进，既符合 “双碳” 目标的要求，又拓展了多种收益渠道。

三、安科瑞能为零碳园区建设提供哪些方案

安科瑞作为专业的智慧能源管理解决方案提供商，能为零碳园区建设提供包括碳计量电表、分布式光伏、分布式储能、电动车有序充电以及园区智慧能源管理平台等解决方案，为零碳园区的建设提供“云-边-端”一体化解决方案，利用“云边协同”智慧策略帮助园区充分利用好新能源，明确降碳成本效益路线图。

2.1 分布式光伏解决方案

着新型电力系统的发展以及国能发新能规〔2025〕7号文、发改价格〔2025〕136号文相继出台，分布式光伏建设越来越需要面临并网、运行安全和能量管理方面的问题，并不是建了就能用。供电部门对于分布式光伏电站并网保护、稳控系统、电能质量以及和调度的通信均有要求。

图2 分布式光伏建设系统图

①根据《分布式电源接入电网技术规定》和《电能质量管理办法（暂行）》等相关标准和规范要求，光伏电站并网点需要监测并网点电能质量；

②根据《分布式电源接入电网技术规定》并网点安装防孤岛保护装置，防止光伏电站孤岛运行；

③并网点安装国网电能计量表和远动装置用于上传光伏电站发电数据，由当地供电部门确定；

④对于自发自用、余电不上网系统，公共连接点处还需要配置防逆流保护装置，动作与切除或调节光伏逆变器，根据要求可使用不同的控制策略。

⑤配置国网纵向加密认证装置、正/反向隔离装置、网络安全监测装置、远动网关等，按照电网要求的数据格式和安全要求接受电网调度；

⑥光伏监控系统需采集站内逆变器、箱变、保护测控装置、电能质量监测装置、防孤岛保护、电能计量等数据，在本地工作站实时监控，还需要把数据上传给电网调度系统，接受电网调度；

⑦根据当地供电部门需要配置光功率预测系统、AGC/AVC系统、微机防误系统、“四可”系统等，数据上传调度系统。

分布式光伏建设相关二次设备：

2.2 分布式储能解决方案

储能系统作为光伏发电蓄水池和中转站，在消纳光伏发电过程中起着很重要的作用，在零碳园区建设中必不可少。

按照GB/T 36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》要求，储能系统的微机保护配置要求：储能电站并网点配置AM5-IS防孤岛保护，非计划孤岛时应在2s动作，将储能电站与电网断开。

关于储能系统计量点的设置：如果储能系统接入园区内部电网，计量点设置在并网点。

储能单元应具备绝缘监测功能，当储能单元绝缘低时应能发出报警和/或跳闸信号通知储能变流器及计算机监控系统，如果BMS或者PCS不具备绝缘监测功能可单独配置直流绝缘监测装置。

通过10kV接入公用电网的储能系统电能质量宜满足GB/T19862要求的电能质量监测装置，当储能系统的电能质量指标不满足要求时，配置电能质量在线监测装置监测并网点电能质量。

图3 储能系统图

储能系统二次设备选型：

2.3 有序充电解决方案

以电代油、以电代气是零碳园区能源转型中一个必不可少的过程，为新能源车补充能源的充换电站也是必配设施。安科瑞有序充电系统基于预测算法，可以实现对企业变压器负荷率、光伏发电和充电负荷需求预测结合充电桩的监控、调度和管理，提高光伏发电消纳，提升园区微电网的运行可靠性，降低充电成本。

图4 有序充电系统图

有序充电系统设备选型方案：

四、AcrelEMS3.0智慧能源管理平台

在零碳或近零碳园区建设中，“光伏+储能+充电”组合必不可少的被应用到园区电网之中。随着新能源占比增加，园区的管理需要依靠智慧能源管理平台来实现碳资产管理、新能源策略控制、有序充电管理、能耗分析、设备运维等等。AcrelEMS3.0智慧能源管理平台可以帮助园区有效的管理能源，其功能包括：

①综合监控：实现园区变电站、光伏、储能、负荷、充电桩、环境数据的采集、监测、可视化展示、异常告警、事件查询、报表统计等功能；

②智能控制：协同光伏、储能、负载等多种能源主体，动态规划智能策略，实现储能、光伏协调控制，比如计划曲线、削峰填谷、防逆流、新能源消纳、需量控制等；

③能源分析：具备微电网能耗及效益分析、微电网经济运行分析、多维度电量分析，并进行日、月、年能源报表统计；

④碳资产管理：企业碳资产管理功能，包括碳盘查清册、碳配额管理、碳排放分析、碳流向、碳盘查报告、碳交易记录等等。

⑤功率预测：以历史光伏输出功率和历史数值天气数据为基础，结合数值天气预报数据和光伏发电单元的地理位置，采用深度学习算法建立预测模型库，实现光伏发电的短时和超短时功率预测，并经进行误差分析；同时对微电网内所有负荷，基于历史负荷数据，通过大数据分析算法，预测负荷功率曲线。

⑥优化调度：根据分布式能源发电预测、负荷预测结果，并结合分时电价、电网交互功率及储能约束条件等因素，以用电成本低为目标，建立优化模型，采用深度学习算法解析微电网运行功率计划，系统通过将功率计划进行分解，实现对光伏、储能、充电桩的优化控制。

图7 AcrelEMS3.0智慧能源管理平台

审核编辑 黄宇