安科瑞 刘秋霞
摘要：光伏发电技术也被称为太阳能发电技术，是一种利用太阳辐射转化为电能的技术。随着人们对可再生能源需求的增加，光伏发电技术得到了广泛应用和发展。文章以某铁路车站分布式光伏系统设计为例，依托CandelaRoof仿真软件，从太阳能资源分析、用电负荷预测、自发自用比例等多个方面对设计中的关键环节进行分析，提出了一种分布式光伏发电系统装机容量的估算方法，并通过仿真验证了方法的可行性，为工程设计提供参考。
关键词：铁路供电；分布式光伏系统；用电负荷预测
0引言
随着全球能源紧缺问题的进一步加剧，可再生能源的发展和利用越来越受到关注。可再生能源是指不会枯竭的能源，包括太阳能、风能、水能、地热能等。这些能源的利用可以减少对化石燃料的依赖，降低环境污染，提高能源安全性。因此，研究和开发可再生能源对于促进全球可持续发展具有重要意义[1]。
光伏发电技术基本原理是利用半导体材料的光电效应，将太阳光能转化为电能。光伏发电系统由太阳能电池板、蓄电池、控制器和逆变器等组成，其中太阳能电池板是其核心部件。近年来，光伏发电技术在技术研发、市场规模、成本效益等方面都取得了显著进展[2]。光伏发电技术的研发不断推进，太阳能电池板的效率不断提高。例如，PERC、N-TypeTOPCON、HJT等新型电池技术不断涌现，使太阳能电池板的转换效率不断提高，一些*家和地区成为主流的能源供应方式，加之我国提出“碳中和、碳达峰”目标，国内各地为推广绿色能源均有不同程度的优惠政策和补贴，进一步促进了国内光伏发电系统的发展。从目前的发展趋势来看，光伏发电仍会是未来数十年内的热门话题[3]。
在实际的工程设计中，已建成的铁路车站有较好的增设光伏系统的条件，相较于普通建筑，应用于铁路车站的光伏发电系统具有以下特点：
（1）建筑面积充足。车站拥有较多的大面积建筑物，如站房、办公综合楼、轨道车库以及站台雨棚等，屋面大多较为平整，承载力良好，屋面可利用率高，可有效减少光伏发电系统占用的空间资源。
（2）消纳能力高。车站具有平稳运行特性的动力负荷较多，典型负荷有通信、信号、信息设备，机房*用空调等。动力负荷用电量大且运行稳定，使光伏发电系统具有较高的消纳能力，为工程带来可观的经济效益[4]。
（3）*特的供电系统构架。铁路供电系统较为*特，除车站设置配电所为本车站的负荷供电外，为保障重要负荷的用电可靠性，各相邻配电所间设置一回或两回高压电力贯通线，可为区间负荷供电，还可实现电源故障时的越区供电[5]。铁路沿线区间用电负荷较多，主要有通信基站、信号中继站、电气化所、公安警务区及岗亭等。以通信基站为例，每3km有一处。由于区间负荷由相邻车站配电所之间连通的10kV电力贯通线供电，当车站设置的光伏发电系统有多余电量时，可通过10kV电力贯通线为区间负荷供电，这种*特的供电系统构架进一步提升了光伏系统的消纳能力。
文章以陕西省境内某铁路车站分布式光伏发电系统设计为例，针对以上设计中的关键问题进行分析，首先根据车站所在地的经纬度确定了系统的日照资源；然后结合车站用电情况提出了光伏阵列装机容量的估算算法并通过CandelaRoof仿真软件对光伏发电系统进行建模仿真；*后通过软件测算系统的自发自用比例验证了系统装机容量估算的准确性，以此说明文章提出的估算算法在项目前期设计阶段中的指导意义。
1太阳能资源分析
Meteonorm是由瑞士MeteotestAG公司开发的太阳能评估和规划交互式工具，根据该工具提供的气象数据，车站所在地平均年水平面总辐射量值为1241.7kW·h/m2，其中水平散射辐射量值为780.5kW·h/m2，月平均总辐射日辐照量*低值与*高值的比值为0.38，年水平面散射辐照量与水平面直接辐照量比值（即直射比DHRR）为0.37[6]。根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T31155—2014）中相关规定，此地太阳能资源属于“C级”丰富地区，稳定度属于“B级”稳定地区，并且太阳能直射比等级为“中级”，具有较好的太阳能资源利用条件。
2车站用电量分析
对既有车站的用电量分析是计算光伏发电系统装机容量、消纳率及经济评价等一系列数据的依据。若要*确地分析用电量，则需要车站至少1a的日负荷曲线。一般而言，日负荷曲线难以收集，因此目前常用的计算方法是根据供电公司的电费缴纳单，对近一年的负荷用电情况进行分析。
车站设容量为630kV·A箱式变电站1座，为站内负荷供电。根据*近1a的电费缴纳情况，车站在尖峰、高峰、平段及低谷时段的用电情况如表1所示。
表1数据表明，车站近1a的用电总量为395000kW·h，平均日用电量为1082.19kW·h，且车站用电量*大的时间段为高峰段及平段，涵盖光伏发电系统的几乎全部发电时间段，可有效地利用光伏系统的发电量。
表1车站各月份分时段用电量
单位：（kW·h）/月
注：1月及12月尖峰时段为18：30—20：30，7月及8月的尖峰时段为19：30—21：30，高峰时段为8：00—11：30、18：30—23：00；平时段为7：00—8：00、11：30—18：30。
3光伏系统装机容量估算
光伏发电时间按9：00—15：00考虑，其中包含2.5h的高峰段用电及3.5h的平段用电。车站高峰段年用电量为142242.4kW·h，平段年用电量为133438.0kW·h，对用电量及时长进行加权平均，则光伏发电时间段内（共计6h）车站用电量为102829.88kW·h。
式中：WT为光伏日发电总量，kW·h；W高峰为光伏高峰时段发电总量，kW·h；W平段为光伏平时段发电总量，kW·h。
由式（1）可得光伏发电时间段内平均日用电量合计281.7kW·h，查询气象数据，当地平均峰值日照小时数为3.4h，则装机容量估算为82.9kWp。
式中：P装机为光伏系统装机容量，kWp；T为峰值日照时间，h。
4基于CandelaRoof软件的光伏发电系统建模
根据车站建筑情况及光伏系统装机容量估算，光伏组件选用LR5-72HPH-550M，采用竖向2块布置方式，系统模型主要基本参数如表2所示。
表2系统模型主要基本参数
式（2）计算的装机容量为估算值，由于平均日照小时数每月数值均不一样，且车站用电负荷有季节特性，因此需要建立每个月负荷用电量与光伏系统发电量之间的联系，才能*确计算系统的电量自用比例。为验证式（2）提出的估算方法的有效性，利用软件中自发自用测算模块对上述模型进行进一步分析和优化。将表1中车站的全年用电数据导入CandelaRoof软件中，根据光伏系统发电量及月负荷用电量，自发自用比例仿真计算结果如表3所示。
表3系统自发自用比例仿真计算结果
挑选3月典型日，系统出力曲线及日负荷曲线如图1所示。
图13月典型日系统出力曲线及日负荷曲线
由图1可知，系统出力曲线位于日负荷曲线下方，即该典型日光伏自发自用比例为100%。
综上所述，基于式（2）的光伏系统装机容量估算与实际仿真结果*为接近，可作为工程设计前期装机容量的估算方法。
5Acrel-2000MG充电站微电网能量管理系统
5.1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*进经验，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。
5.2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。
5.3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，详细拓扑结构如下：
图1典型微电网能量管理系统组网方式
6.1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。
6.1.1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。
6.1.2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。
6.1.3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。
6.1.4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。
6.1.5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。
6.1.6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
6.1.7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
6.1.8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
6.1.9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
6.1.10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
6.1.11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
6.1.12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
6.1.13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
6.1.14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
6.1.15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。
6.1.16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
6.1.17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
6.1.18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
6.1.19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*10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。
6.2硬件及其配套产品
结束语
铁路车站分布式光伏发电设施的建设和维护成本相对较低，可以作为车站备用能源或补充能源，提高供电可靠性。铁路车站建筑、车站负荷有其*有的特点，因此设计铁路车站分布式光伏项目时应予以充分考虑。文章以某车站为例，对分布式光伏的设计流程进行了详细的分析及阐述，围绕车站既有负荷的用电数据，推导并提出一种光伏组件装机容量计算方法，并通过仿真验证了方法的准确性，对工程设计有着较好的指导意义。
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