摘要：“光储充”一体化充电站即为“光伏+储能+用电+电动汽车充电”，集成光伏发电、储能、用电、充电桩等多项技术，在碳中和大目标环境下既能满足加油站日常用电，也为电动汽车供给绿色电能，又能实现电力削峰填谷等辅助服务功能。“光储充”一体化充电加油站由光伏、储能、充电桩3个基本模块组成，实现加油站利用新能源、储能、充电互相协调支撑的一种绿色用电模式，其中光伏负责发电，充电桩负责充电，储能是二者之间的桥梁。

关键词：碳中和；光伏；储能；充电；新能源；交通

引言

近日，某大型国企石化单位宣布大力推进新能源业务，拟规划布局建设7000座分布式光伏发电站的消息刷引发关注。其实，早在2018年，某大型国企石化单位就已经开始在自家的加油站、输油站、油田上建光伏电站。而在如今“碳中和”行动的大背景下，类似加油站装光伏电站的“光伏+交通”模式备受资本青睐，在政策加持下成为争相布局的“蓝海”市场。

2020年8月6日，交通运输部发布的《交通运输部关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》中指出，引导在城市群等重点高速公路服务区建设超快充、大功率电动汽车充电设施。鼓励在高速公路、国道有序优化完善光伏发电设备，并于国网并网。2020年9月22日，在第75届联合国大会一般性辩论上，习近平总书记公开承诺，力争二氧化碳排放于2030年前达峰值，争取2060年前实现碳中和。

据不完全统计，截至2023年，我国的运营加油站总量达120000余座，其中国石油和中国石化两家国营加油站的整体数量约占目前全国运营加油站总数量的45%左右，民营企业和第三方加油站约占50%左右，中国中化、中国海油和外资的加油站占据剩余的5%左右。在碳达峰、碳中和（下称“双碳”）目标的大背景下，建设以“零碳”加油站、“零碳”服务区为主体的新模式已经成为了高速公路服务区、加油站等转型升级的必然路线，以适配新目标下的交通运输各部门的阶段性方向。

2022年开始，某大型石化企业按照“自用自发、余电上网”的模式，快速推动光伏发电站点整体布局，已在安徽、浙江、海南、福建、广东等多地建成光伏发电站。其中，安徽六安纬一路加油站和明轩加油站目前已累计发电量达到4.8×104 kWh，在加油站满足了自身用电的同时，剩余电量上网2.8×104 kWh，累计减排二氧化碳量达到39 t。全国范围截至2022年已确定1300余座光伏式发电加油站点的选址，目前正在重点进行安徽石油安徽销售六安油库、华中九江油库等集中式光伏发电项目的建设。“十四五”期间将统筹规划建设约8500座光伏分布式发电站点，每年能产生发电量约4.95×108 kWh，每年可大幅度减少二氧化碳排放约65×104 t。

光伏发电是将太阳能资源转换为洁净的可再生电能，能有效减少二氧化碳排放。和传统能源发电相比，光伏发电具有无枯竭危险、安全无噪声、无污染排放等优势，成为我国推进能源革命、应对气候变化、实现“双碳”目标的重要途径之一。

一、光储能加油站的建设优势

（一）光伏发电节约电费，降低站内电费支出

通过在加油站屋顶建设分布式光伏，光伏系统可直接自发自用供给站内负荷使用，光伏所发清洁电力能够有效降低站内负荷并直接从电网获取电能。例如，加油站每个月用电在5000 Wh左右，通过在建筑物屋顶建设20 kW分布式光伏，日均发电量70 kWh，月均发电量2100 kWh。因此，每个月直接减少从电网获取一半左右的电能，能够降低一半的电费支出。

（二）储能系统是将光伏和充电桩协调统一的纽带桥梁

由于光伏发电的随机性和不平衡性，其波动性较大；对于站内其他负荷还行，但是对于充电桩来说，负荷也不是稳定均匀负荷，该负荷会根据车主的充电用车习惯和出行需求随时发生变化，因此需要储能系统在光伏系统、充电系统之间起到桥梁纽带作用。储能可将消纳不掉的光伏进行存储，并在负荷有需求的情况下进行放电，实现光伏的最大化自发自用。同时，对于储能系统来说，当加油站或者服务区具备峰谷电价时，储能系统可实现谷电峰用，降低站内的用能成本。

（三）储能系统可起到临时增容和备电作用

对于加油站来说，可能会存在配电容量不足但是又需要建设大功率直流充电桩的需求，对此，要满足大功率充电桩的建设需求，只能通过增容的方式来实现电力增容。目前，电力增容一方面可考虑新增变压器，一方面可考虑新建储能系统，通过储能系统放电来实现增容，但是新建变压器手续繁琐，时间较长、投入较大，因此可通过新增分布式储能的方式来实现充电桩配电的增容需求。

（四）配置充电桩是加油站转型的必然选择

目前电动车市场发展迅猛，市场占有率不断提升。未来5到10年将是电动车发展的黄金期。目前新能源汽车的发展有很明显的需求，就是对于充电站的建设。当前市场上燃油车存量庞大，短时间内依然是无法撼动传统加油站地位，既然“打不过，就加入他”，不少加油站已经为未来做打算，把充电桩融合进去。面对挑战，加油站必须作出改变，不仅要积极规划、升级改造现有的加油站场地和设施，还要在提升公共服务土地、空间的利用效率上多下功夫，特别是在城市中寸土寸金的地方，去做好新能源汽车随时充电和安全充的便捷服务，不仅要紧抓主业（即成品油业务）的经营管理，也要根据情况适当拓展新能源业务。从产品为导向逐步向以服务为导向转型，还可以生活缴费、休闲、能源补给功能等，打造多元化的一体综合能源服务站。

二、光储能加油站的设计依据与原则

（一）光储能加油站的设计原则

光储能加油站的设计主要遵循以下4项原则。

1）符合规范的原则：本项目设计必须贯彻执行国家有关法律、法规、技术标。

2）协调性原则：本项目实施应保证原有的生产经营活动不会受项目建设的影响，并注意做好与周围环境的协调统一。

3）供电安全可靠的原则：全面了解分析配电网现状并结合近远期规划，做到与配电网的供电能力相适应的原则，以满足供电的可靠性的要求。

4）节能环保的原则：项目设计应积极采用节能、环保、免维护或少维护的新技术、新设备和新材料。并符合防火、安全、卫生、环保的要求。

（二）光储能加油站的设计依据

在加油加气站中增设电动汽车充电设施，解决安全问题是生产设计的本质要求。目前加油站内存储的是易燃易爆原料，归类于容易引起火灾和爆炸的危险场所，一定程度存在爆炸危险区域，所以能否进行充电站、加油站的合建，如何在安全范围内建设充电设施才能最大程度地满足安全和充电功能要求等均存在不确定因素。

《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156—2012）第5.0.7款中明确规定，电动汽车充电设施应布置在辅助服务区（指加油加气站用地的红线范围内除加油加气作业区以外的区域）内。加油加气作业区指的是加油加气站内布置有加油机、加气机、储油（储气）设施、油（气）卸车设施、CNG（LPG）压缩机、可燃液体罐车卸车停车位、加（卸）气柱、通气管（放散管）、LPG（LNG）泵、车载储气瓶组拖车停车位等区域设备。通常加油加气作业区的范围依据这些设备爆炸危险区域边界线加3 m。如果此类设备是柴油设备，则直接按距离设备外缘加3 m的区域建设实施电动汽车充电设施。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》，10 kV或20 kV充电箱变要求距离加油加气站距离不低于25 m，距离储气罐不低于32 m，其他充电设备的安放位置需设置在加油加气站防爆区域外。

以加油站主要生产设备加油机为例，汽油加油机目前确定的爆炸危险区域2区为：以加油机的中心线为核心，通过半径尺寸为4.5 m的地面区域作为底面和对加油机顶部朝上0.15 m半径为3 m的平面为顶面的圆台形的空间（见图1），划线部分的空间和圆台空间之外的3 m以内区域均视为此加油机所在的加油作业区。电动汽车充电设施应布置在加油作业区以外的区域，例如距离该汽油加油机中心7.5 m以外的区域。

图1　汽油加油机设定的爆炸危险区域示意

《汽车加油加气站设计与施工规范》第11.3节新增了“电动汽车充电设施”的描述，对电动汽车的充电设施设备的安装和防护安全进行了明确：1）充电设备户外安装的基础需高于所在地坪200 mm；2）直流充电桩、交流充电桩、直流充电机户外进行安装的防护等级应为IP54；3）直流、交流充电桩和直流充电机与站内汽车行进通道相邻一侧需设置车挡或防撞（柱）栏，防撞（柱）栏的高度不应小于0.5 m。

三、光储能加油站案例

（一）建设范围

加油站：六安明轩加油站。

地址：六安市叶集区孙岗乡户孙路与S310省道交叉口。

光伏：项目采用550 W组件，整个光伏共计容量为299.2 kWp。在项目加油/气/办公楼屋顶建设分布式屋顶光伏，总面积约1300 m2，拟建设容量为149.05 kWp。

储能：本项目布置1套250 kW/1000 kWh的全钒液流户外储能系统在对光伏进行消纳，同时谷电峰用，降低站内用电成本，同时可以通过放电降低部分加油/气站内的配电容量，满足配电需求，同时也作为加油站的后备电源。

充电：本项目在原充电站北侧新布置10×120 kW双枪直流充电桩。

（二）整体设计方案

1）分布式光伏发电模块。在办公楼屋顶、加油/气站顶棚、电动汽车车棚上安装光伏发电，绿色电能优先供给加油站内所有用电设备，包括加油机、照明、空调和电动汽车充电，实现自己发电自给自足，余电上网获取额外收益。

2）配置储能模块。将光伏所发的多余电量储存起来，同时在夜间电价低谷时间段内也可将电量进行存储，在白天用电高峰期释放电能，实现电价峰平谷差收益。

3）配置能源管理模块。可实现光伏、储能、电动汽车充电、配电的实时监控、调度、负荷约束等功能。

（三）场景应用描述

1）白天光照充足时，光伏对充电桩、场站负载和储能系统供电，满足储能系统的充电需求和负载用电需求。

2）用电高峰阶段，储能系统对场站进行放电,满足负载的用电需求，实现峰谷差收益。

3）夜间低谷电价时，电网对储能系统充电，实现电网的削峰填谷。储能系统在第二天高峰时段将电放出，实现电价峰谷差收益。

4）系统根据电力系统调度，将光伏、储能的电能反向输送电网，将多余电能向电网出售。

（三）优化运营效率

光伏发电节约电费，降低站内电费支出

由于光伏发电的随机性和不平衡性，其波动性较大；对于站内其他负荷还行，但是对于充电桩来说，负荷也不是稳定均匀负荷，该负荷会根据车主的充电用车习惯和出行需求随时发生变化，因此需要储能系统在光伏系统、充电系统之间起到桥梁纽带作用。储能可将消纳不掉的光伏进行存储，并在负荷有需求的情况下进行放电，实现光伏的最大化自发自用。同时，对于储能系统来说，当加油站或者服务区具备峰谷电价时，储能系统可实现谷电峰用，降低站内的用能成本。

（四）安全保障措施

加油站初始线路连接不平衡，导致三相电流差过大，从加油站负荷状况能够看出只有三相电动机才使三相电流相等。而站级电器多数属于单相用电设备，要靠设计、施工时合理安排各相上的用电器功率，达到三相负荷基本相等。即使这样，不同用电设备开启和工作持续时间不同，多数情况下，加油站三相之间电流相差很大。带来的危害主要有以下几个方面。

1）因各种原因出现接地电阻变大时容易出现“零点漂移”，用电器外壳莫名带电，电流小的一相电压升高烧坏用电设备。

2）电流大的一相容易过载，负载能力降低，中性线上产生过大电流，电路和变压器损耗和老化加剧。

3）由于交流电中性点接地，因此每一路相线与大地都构成回路，人员一旦触摸到相线或产生“零点漂移”的中性线即可导致触电。近年，发生多次因施工改造打电钻时碰到埋墙或埋地线路引起的触电亡人事故。

4）目前国内外多起储能电站（锂电）火灾问题频发。项目实施后交流侧三相电流数值基本相等，杜绝了三相不平衡、接地不佳导致的“零点漂移”，直流输入没有零线，因此，也就不存在“零地”电压，无需再费时费力去解决“零地”电压的问题。同时蓄电池直接并联在负载端，当停电时确保供电的不间断，不存在相位、相序、频率需同步的问题，系统结构简单很多，可靠性大大提高。直流电源模块所产生的效率平均在92%以上，就算模块使用率达到40%，其效率也可达到91%以上。杜绝感应电、杂串电流。高达40 kA输入端口的防雷设计，大大降低雷击的是效率；与大地“全隔离”杜绝单项触电。宽电压260～530 V的输入范围，减少“肤集效应”线路安全系数提升。采用的钒电池本体安全不可燃，无燃爆风险，被公认为大规模储能系统的首选。

（五）屋顶光伏模块设计

综合光伏屋顶电站所在地理位置、后期维护及投资成本考虑，全部组件建议选用固定安装方式。屋顶光伏预计可安装271块550 Wp光伏组件，合计装机容量为149.05 kWp。光伏阵列实施的倾斜角度最佳受制于诸多因素，例如实施位置、当地太阳辐射全年的分布、散射辐射对比直接辐射、特殊的场地要求等。由于目前不清楚屋顶的状况，前期先按照平屋顶进行设计，结合当地经纬度，综合考虑当时的风力等级，本项目按照最佳发电量确定光伏组件倾角，根据软件模拟确定为15°（见图2）。

图2　光伏组建倾角计算示意

本工程屋顶光伏3处位置，装机容量合计149.05 kW左右，因此选用二个50 kW的组串式逆变器，一个30 kW组串式逆变器。依据《光伏发电站设计规范》（GB 50797—2012）6.4.2小节的公式：

按照以上要求完成对光伏组件的接入，具体组件的串并联方式以实际情况为准。太阳能电池实施前必须要确认前、后排的阳光遮挡因素，需要计算和确定电池方阵之间的距离或和建筑物之间的距离。一般按所在地光照时间来确认：冬天早晨9:00—15:00（时间为真太阳时）的时间段内，太阳能电池阵列不应被遮挡。在具体建设时，应根据实际屋顶建筑图和屋顶障碍物信息，分析屋面阴影遮挡情况，尽量避开屋面阴影遮挡部分取铺设光伏组件，以此提高整个光伏系统的发电量。屋顶光伏采用AC 380 V接入，光伏组件经过串联后，通过逆变器进行逆变，之后直接并网接入户外配电柜A 380 V交流配电系统。屋顶光伏系统装机容量为149.05 kWp，倾角按照15°考虑，结合当地太阳能日照辐射情况，年利用小时数约为1095 h，根据日照小时数来计算发电量，149.05 kWp的屋顶光伏日均发电量为419 kWh 左右，年均发电量为15.29×104 kWh左右（见表1）。

表1　站级光伏系统组建年衰减率及发电量测算表

（六）一体化储能模块设计

本项目配置的储能系统为户外一体机，户外储能柜直接从新增的户外交流配电柜进行取电。本项目储能系统省去了储能集装箱，可大幅降低储能系统的整体造价，提高储能的经济价值。项目单套分布式储能系统容125 kW/500 kWh。本项目配置2套户外分布式储能系统，储能系统容量为共计250 kW/1000 kWh。储能设备采用模块化设计，储液罐、电解液、电堆、水冷机组、循环泵等，层次分明、结构清晰、功能完善，应包含完善的液流储能模块、电池管理系统（BMS）、空调及温控系统、安防系统、应急系统、、接地保护装置、接地故障探测装置等（见图3）。

图3　户外光储能模块设计

本项目选用全钒液流储能电池，具有高功率密度、高循环次数、高放电深度、高安全性、工作温度范围广等优点，是目前本质安全的储能载体。本项目储能结构如图3所示，由电池箱体电气柜构成，电池箱体里安装储液罐、电解液、电堆、水冷机组、循环泵等、一套BMS以及1个高压箱体组成，电池箱体满足IP54防护等级，电气柜满足IP20防护等级。储能电池在工作的过程中对于环境有一定的要求，需要保证一下基本条件：电池系统需要安装在集装箱体，防止雨淋或暴晒；环境温度控制在-10℃～50℃；要保持室内干燥及洁净。储能系统由储能电池、储能ACDC、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）构成。储能电池通过储能ACDC完成DC/AC变换后接入交流母线，现能量的存储和释放。ACDC储能控制电池完成充放电动作：在其充电状态下，作为整流装置将其电能从交流变化成直流存到储能电池中；在放电状态下，ACDC作为逆变装置将其储能电池中储存的电力能源又从直流电变为交流电，支撑加油站日常负载运行。BMS通过能够实时的监控储能电池的状态，例如电压、电流和温度等，把主要数据传到EMS，而EMS通过储能系统中的充放电过程进行有效的协调管理，规避了欠压和过压、过流等故障的发生，与此同时也具备了充放电管理均衡功能。

（七）充电桩系统设计

本项目加油站充电系统整体规划，建设10×120 kW双枪直流充电桩，结合加油站大功率充电需求，现按需配置4台120 kW双枪直流大功率快充充电桩（见图4），满足加油站现阶段及未来发展新能源汽车的充电需求。

图4　4台120 kW双枪直流大功率快充充电桩安装示意

四、光储能加油站的效益分析

1）光伏模块投资回报。根据光储能加油站系统光伏模块设计，平均单站光伏系统成本为120.67万元（不包含车棚建设费用），25年平均年实际输出电量为302000 kWh，所产生电量直接在峰时和平时由站内消纳，多出电量可以并网。

2）储能模块投资回报。储能模块整体投资约为335万，储量为750 kWh，满足冲放两次要求，峰时放电价格为0.956元/kWh，24小时收益582元（见表2）。

表2　加油站储能模块投资回报

3）碳中和效益。

碳中和方面，按照年发电1×104 kWh计算，标准煤、碳粉尘、CO2、SO2等指标总减排量达到12562.49 t,相当于种植了4081棵树（见表3）。

表3　光储能加油站碳中和效益

光储能一体化运行中，涉及光伏、储能模块的投资，其中光伏模块投资成本约为120万元，储能模块投资成本约为335万元，按照余电上网模式运行每年产生净收益为40万元左右，单站11年左右可收回成本。具体计算如下：

总成本：1206700+3350000=4556700元；

年总净收益：192800+212430=405230元；

投资回报年限：4556700/405230=11.24年。

五、结语

2020年11月，国务院办公厅印发的《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》明确指出，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。目前在“双碳”目标的大背景下，建设以“零碳”加油站、“零碳”服务区为主体的新模式已经成为了高速公路服务区、加油站等转型升级的必然路线，以适配新目标下的交通运输各部门的阶段性方向。现阶段，主要能源供应企业都在坚定不移迈向“净零”排放，加快推进能源转型和产业升级，争先全力打造世界领先洁净能源化工公司，加快向“油气氢电服”综合能源服务商转型，锻造强韧高效的产业链，光储能技术必将引领产业整体升级。