安科瑞電氣股份有限公司 上海嘉定 201801
摘要：現階段，高速公路上的充電網絡基本建設完成，并且得到了快速的發(fā)展。因此，為確保高速公路服務區(qū)內光儲充電站的應用需求能夠得到滿足，須引入清潔綠色電力，與此生成高速公路能源保障機制，以增加交通出行環(huán)節(jié)的用電便利性。基于此，本文首先簡要分析了工程概況，其次闡述了高速公路服務區(qū)光儲充電站運行控制問題，之后提出了高速公路服務區(qū)光儲充電站運行控制措施，以期對相關部門的工作有所幫助。
關鍵詞：高速公路；服務區(qū)；光儲充電站；運行控制
0引言
因傳統燃油汽車在使用過程中限制性因素有所增加，使得新能源汽車在近年來越來越受人們的青睞。相關數據顯示，截至2022年國內的新能源汽車位居國際*，并且占國際比重的60%以上。并且到2023年4月底國內的新能源汽車已經完成了49.44萬輛的銷售額，同比增長86.28%。
本文以某區(qū)域內的光儲充電站發(fā)電項目為例，其日均發(fā)電量約為4000kWh，可滿足該服務區(qū)內的日均用電需求。其在本地的光伏發(fā)電項目中光儲充能源項目的容量是1.296MV，光伏區(qū)域的占比約為69.32%，而其中充電樁區(qū)域的實際占比是3.62%，儲能區(qū)域的占比是21.04%。其具備實現充電樁+光伏+儲能為一體的功能。并且服務區(qū)內會將所產生的電量，優(yōu)先給到充電樁使用，然后給到儲能系統進行充電。將剩余的部門服務區(qū)使用，若服務區(qū)內存在無法消納的電量，則直接與公共電網對接。
1高速公路服務區(qū)光儲充電站運行控制問題
結合對的研究可知，在使用電動汽車時，日均充電高峰為下午5：00～7:00點，下午的12:00～16:00點以及夜間的23：00至次日1：00點。并且用戶的平均充電量為245/6kWh，充電時長約為49.3min。單次的充電金額是25元，每日需充電1.4次。在此背景下，即便充電基礎設施目前已經取得進步，但仍存在一些問題，值得相關人員研究及改善，具體如下。
1.1充電網絡覆蓋度低
國內目前已經建成了4.9萬km的高速公路快充網絡，而在部分區(qū)域內的支線地帶，仍存在未覆蓋的情況，因為技術故障以及車位被占據等因素影響，使App內顯示有可充電車位，但達到后卻被燃油車或者是其他車輛占位，無法進行充電。因為布局有盲點，所以充電網絡覆蓋度整體較低。
1.2充電車位環(huán)境較差
在充電車位附近的管理工作仍須加強，在完成充電后，存在隨意扔充電槍等問題。也存在車主插隊充電等情況，降低新能源汽車使用者的體驗感。
1.3充電電樁缺少維護
充電樁的整體布局方式不合理，因為各個充電設施的運營企業(yè)未合理地處理充電App，使人們所使用的導航服務仍有欠缺。使汽車的保有量下降并且充電站內的冷熱分布不均勻，區(qū)域性充電樁限制，還有部分區(qū)域無樁可用，接口不兼容，充電樁損壞等問題，都是充電樁在維護環(huán)節(jié)可能遇見的問題。
1.4相關配套設施匱乏
在高速公路內的偏遠地帶存在充電樁數量不足的情況，相關配套設施的匱乏，無法保證充電站能夠完成超前布局，使分散建樁更不易被管理。若存在自行建樁的情況，也會增加安全性方面的影響。
2高速公路服務區(qū)光儲充電站運行控制措施
2.1提高充電網絡覆蓋度，加強光儲充電系統設計
為實現對高速公路服務區(qū)內光儲充電站的控制，應提高充電網絡的覆蓋度，適當加強系統設計，運用成對方式，將充電站布置在公路的兩端。這樣，采用地區(qū)電網的供電方式，則可讓一段由饋電電纜完成接入操作，使得總降電壓的變電室能夠順利提供電能。首先，以某地的服務區(qū)為例，在充電樁項目建設期間，可以實現對空地資源的升級改造，增加儲能裝置在此期間的應用，讓所連接的電纜長度有所延長，如此則可降低電壓后續(xù)所帶來的影響，從前期設計活動開始，就保障了配電系統的安全性（如圖1所示）。
其次，可以運用單位公路的運行方式，讓接入點電壓具備可調節(jié)的功能。使低壓電力區(qū)域的受力偏差值是-7%～+7%，在簡化設計流程的同時，順利生成光儲充電電路。其中，服務區(qū)內南側的負荷電壓是U1，北側的負荷電壓是U2；電網接入的電壓是Ug。而K、Z則為低壓側的變比和等效阻抗；Z1是饋電線路和總降壓變電室的等效阻抗；Z2為等效南北兩側的等效阻抗；IPV表示并網電流。若通過公式來確認在單位功率因數運行過程中的并網電流為：IPV=-mU2。并且，若服務區(qū)已經完成光伏發(fā)電系統的新增工作，則其中的負載電壓可通過公式表示，具體如下：
而其中的發(fā)電功率，也可運用公式表示，具體為：
如此，在服務區(qū)內電纜參數以及配電變壓器等條件為已知后，則可根據上述公式內容，完成南北兩側的電壓計算工作。掌握U1，U2如何變化，列出光伏電源的具體接入功率。也可通過趨勢曲線來掌握電網接入點內Ug的變化情況。當Ug=1pu時，配電變壓器內的T1也會發(fā)生變化，使其中的額定電容在400kVA左右。若光伏電源與功率對接時，其變化幅度就會增加，使得服務區(qū)內的南側電壓變化范圍縮小，而U2的變化范圍則相對明顯。若在高速公路服務區(qū)內的光伏電源整體接入容量已經增加到了140kW，則南側的電壓則會超出7%的上限。這也說明，此時電壓存在越限的可能。
后，為防止此方面問題的發(fā)生，應確認電壓的*超出限值，加強對光伏電源的運行狀況的了解，從而確保相關設備能夠安全地運行。同時，也應把控光伏電源的整體利用率，防止其發(fā)生利用率較低的問題。
2.2營造良好光儲充電環(huán)境，強化光伏發(fā)電滲透率
為營造出良好的光儲充電環(huán)境，應對公共充電樁的利用率進行提升。例如，若日均通勤距離為70km，則3～4日完成一次充電即可。此時，應在App內準確標注充電樁的位置，縮短新能源汽車的充電時間。并且，可以結合相關標準中的要求，讓光伏逆變器能夠與控制指令相互對接，讓光伏單元可以更改無功出力的形式。
這樣，若光伏發(fā)電過程中，系統內的功率因素角是φ，則其中的并網電流則為：IPV=-m（1+jtanφ）U2。同時，可以采用簡化分析的方式，完成南側負荷電壓的假定，讓U1值能夠維持在可控范圍內，以降低北側負荷所帶來的影響，使得服務區(qū)內南側的電壓幅值能夠運用公式表達：
如此，則可了解在服務區(qū)內光儲充電站中的無功功率是否有*的可能。同時，可采用無功功率的合理調節(jié)，讓光伏的發(fā)電滲透率有所提高。并且，讓服務區(qū)不會處于輕載的條件，使得服務區(qū)內的充電樁不會出現電壓超限的情況。另外，也可通過EMS系統的輔助，讓其與集線器、電能質量分析儀、微網控制器相互銜接（如圖2所示），提高光伏逆變器無功容量的利用率，以防止系統中的電量發(fā)生過度損失的情況。
圖2光伏發(fā)電滲透流程圖
后，也應減少饋電電纜所帶來的影響，讓多根電纜采用并列的運行方法，分擔電纜載流量。這樣，則可使光充電站在完成降壓的同時，使同等容量的光伏電順利分配。
2.3加強對充電樁的維護，制定光儲充電站運行控制方案
為強化高速公路上光儲充電站運行效果，提升充電樁的利用率，應防止光伏發(fā)電系統出現問題。首先，應保證光伏系統的正常運行，避免電壓發(fā)生超限的情況，采取行之有效的操作方式，防止資源浪費并將投資回收期縮短。如此，則可加強對充電樁的維護，讓其能夠延長使用年限。
其次，應了解光伏負荷用電、光伏發(fā)電出力的情況。增加對電價信息等諸多方面的重視。采用合理的控制方式，讓儲能裝置順利充放電。如此，則可增加在光儲充電站運行環(huán)節(jié)的收益。并且，也可強化儲能逆變器、光伏逆變器的具體功能，讓服務區(qū)內的電壓能力有所提升。這樣，則可讓系統中的電能損耗有所減少。
這樣，在上述控制目標達成后，方可形成完整的能量管理系統。以實現對電壓水平、電壓越限、電壓負荷及檢測模塊、儲能充放電模塊的控制。使得所得到的數據內容，都可以采用遠程發(fā)布的方式，上傳到能量管理系統當中，以增加在后續(xù)管理活動方面的助力。
后，若光伏的發(fā)電量相對較大，則服務區(qū)內所產生的電負荷則相對較小。因此，應了解光伏并網電力的具體反饋方式，輸電線路上能夠順利地形成電壓。則可運用電壓控制模塊，開展實時的檢測工作，使得所設定的閾值與電壓值能夠相互比較，讓其不會超出閾值。則可充分利用光伏逆變器，讓其中的無功能力可以確認，以降低服務器內的電壓。
2.4增加相關配套設施，執(zhí)行仿真測試及驗證操作
為保證公共充電網絡建設活動的順利開展，應適當地把控公共充電網絡建設的質量與數量，讓建設的布局結構更加嚴謹，防止地域不平衡等問題，對本項目造成影響。
首先，可采用改建、新建以及擴容的方式，實現對充電樁的合理布局，加強高速公路服務區(qū)內充電樁的密度，以保證后續(xù)的充電需求能夠得到滿足。并且，可以基于高速公路服務區(qū)的運營能力以及建設能力，實現對充電場站服務等級的認證，以保證公共充電網絡服務的質量有所提升。
其次，須實行仿真測試及驗證操作。優(yōu)先生成數字化的仿真裝置，完成降壓變、供電電網、饋電線路、用電負荷、光伏發(fā)電系統、儲能裝置等的組裝操作，形成光儲充電站模型。這樣，則可保證儲能逆變器、光伏逆變器以及能量管理系統的合理銜接。也可依靠RTDS仿真平臺，實現實物控制器與仿真平臺之間的對接。如此，則可采用電壓、SOC、電流、PWM等脈沖信號，實現光伏逆變器與能量管理系統的銜接，使得現場內的控制器能夠保持一致。這樣，則可防止電壓不平衡等問題的發(fā)生。
后，可運用三相電壓的不平衡測試方式，實現對所記錄波形的測試，保證在能量管理工作當中，各區(qū)域內的調節(jié)功能可以被強化。若儲能裝置已經停止工作，則可讓光伏發(fā)電系統以限功率的形式出現。結合三相電壓幅值的差異值進行分析，當其達到10.55%時，則可說明此時為夜間，光伏發(fā)電系統未工作。
與此同時，應增加對RTDS仿真平臺的了解，使儲能充放電以及電壓水平狀態(tài)都能夠被調節(jié)。并且經過測試發(fā)現，在冬季時，充電站內的電壓幅值差異會變大，而在部分時段，電負荷中的電壓幅值會降低到12.9%。如若此時，對發(fā)電數據進行輸入量的仿真驗證，則可了解到三相電壓的幅值在此狀態(tài)下是保持一致的，而光伏發(fā)電系統中的無功功率正維持在平衡狀態(tài)，并且可以規(guī)避用電設備的不正常用電風險。而儲能裝置若處于電價谷段，則在凌晨1：00點左右，充電功率是57kW，而在5：00點則可完成充電。當電價處于峰段，也就是8:00～11：00，可以確認光伏發(fā)電系統的輸出功率，讓電價平衡點是11：00點，并且可以運行剩余的光伏，讓充電電能完成補充操作。
3 Acrel-2000MG充電站微電網能量管理系統
3.1平臺概述
Acrel-2000MG微電網能量管理系統，是我司根據新型電力系統下微電網監(jiān)控系統與微電網能量管理系統的要求，總結國內外的研究和生產的經驗，專門研制出的企業(yè)微電網能量管理系統。本系統滿足光伏系統、風力發(fā)電、儲能系統以及充電站的接入，*進行數據采集分析，直接監(jiān)視光伏、風能、儲能系統、充電站運行狀態(tài)及健康狀況，是一個集監(jiān)控系統、能量管理為一體的管理系統。該系統在安全穩(wěn)定的基礎上以經濟優(yōu)化運行為目標，促進可再生能源應用，提高電網運行穩(wěn)定性、補償負荷波動；有效實現用戶側的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負荷，提高電力設備運行效率、降低供電成本。為企業(yè)微電網能量管理提供安全、可靠、經濟運行提供了全新的解決方案。
微電網能量管理系統應采用分層分布式結構，整個能量管理系統在物理上分為三個層：設備層、網絡通信層和站控層。站級通信網絡采用標準以太網及TCP/IP通信協議，物理媒介可以為光纖、網線、屏蔽雙絞線等。系統支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規(guī)約。
3.2平臺適用場合
系統可應用于城市、高速公路、工業(yè)園區(qū)、工商業(yè)區(qū)、居民區(qū)、智能建筑、海島、無電地區(qū)可再生能源系統監(jiān)控和能量管理需求。
3.3系統架構
本平臺采用分層分布式結構進行設計，即站控層、網絡層和設備層，詳細拓撲結構如下：
圖1典型微電網能量管理系統組網方式
4.1實時監(jiān)測
微電網能量管理系統人機界面友好，應能夠以系統一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測光伏、風電、儲能、充電站等各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態(tài)監(jiān)視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態(tài)及有關故障、告警等信號。其中，各子系統回路電參量主要有：相電壓、線電壓、三相電流、有功/無功功率、視在功率、功率因數、頻率、有功/無功電度、頻率和正向有功電能累計值；狀態(tài)參數主要有：開關狀態(tài)、斷路器故障脫扣告警等。
系統應可以對分布式電源、儲能系統進行發(fā)電管理，使管理人員實時掌握發(fā)電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態(tài)及發(fā)電單元與儲能單元運行功率設置等。
系統應可以對儲能系統進行狀態(tài)管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態(tài)進行及時告警，并支持定期的電池維護。
微電網能量管理系統的監(jiān)控系統界面包括系統主界面，包含微電網光伏、風電、儲能、充電站及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節(jié)能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統信息進行顯示。
圖1系統主界面
子界面主要包括系統主接線圖、光伏信息、風電信息、儲能信息、充電站信息、通訊狀況及一些統計列表等。
4.1.1光伏界面
圖2光伏系統界面
本界面用來展示對光伏系統信息，主要包括逆變器直流側、交流側運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統計及分析、并網柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統計、電站發(fā)電量年有效利用小時數統計、發(fā)電收益統計、碳減排統計、輻照度/風力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。
4.1.2儲能界面
圖3儲能系統界面
本界面主要用來展示本系統的儲能裝機容量、儲能當前充放電量、收益、SOC變化曲線以及電量變化曲線。
圖4儲能系統PCS參數設置界面
本界面主要用來展示對PCS的參數進行設置，包括開關機、運行模式、功率設定以及電壓、電流的限值。
圖5儲能系統BMS參數設置界面
本界面用來展示對BMS的參數進行設置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。
圖6儲能系統PCS電網側數據界面
本界面用來展示對PCS電網側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數等。
圖7儲能系統PCS交流側數據界面
本界面用來展示對PCS交流側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數、溫度值等。同時針對交流側的異常信息進行告警。
圖8儲能系統PCS直流側數據界面
本界面用來展示對PCS直流側數據，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側的異常信息進行告警。
圖9儲能系統PCS狀態(tài)界面
本界面用來展示對PCS狀態(tài)信息，主要包括通訊狀態(tài)、運行狀態(tài)、STS運行狀態(tài)及STS故障告警等。
圖10儲能電池狀態(tài)界面
本界面用來展示對BMS狀態(tài)信息，主要包括儲能電池的運行狀態(tài)、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時展示當前儲能電池的SOC信息。
圖11儲能電池簇運行數據界面
本界面用來展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當前電芯的電壓、溫度值及所對應的位置。
4.1.3風電界面
圖12風電系統界面
本界面用來展示對風電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統計及分析、電站發(fā)電量年有效利用小時數統計、發(fā)電收益統計、碳減排統計、風速/風力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、發(fā)電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。
4.1.4充電站界面
圖13充電站界面
本界面用來展示對充電站系統信息，主要包括充電站用電總功率、交直流充電站的功率、電量、電量費用，變化曲線、各個充電站的運行數據等。
4.1.5視頻監(jiān)控界面
圖14微電網視頻監(jiān)控界面
本界面主要展示系統所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現預覽、回放、管理與控制等。
系統應可以通過歷史發(fā)電數據、實測數據、未來天氣預測數據，對分布式發(fā)電進行短期、超短期發(fā)電功率預測，并展示合格率及誤差分析。根據功率預測可進行人工輸入或者自動生成發(fā)電計劃，便于用戶對該系統新能源發(fā)電的集中管控。
圖15光伏預測界面
系統應可以根據發(fā)電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時電價信息，進行系統運行模式的設置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期計劃、需量控制、防逆流、有序充電、動態(tài)擴容等。
具體策略根據項目實際情況（如儲能柜數量、負載功率、光伏系統能力等）進行接口適配和策略調整，同時支持定制化需求。
圖16策略配置界面
應能查詢各子系統、回路或設備*時間的運行參數，報表中顯示電參量信息應包括：各相電流、三相電壓、總功率因數、總有功功率、總無功功率、正向有功電能、尖峰平谷時段電量等。
圖17運行報表
應具有實時報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動和關閉等遙信變位，及設備內部的保護動作或事故跳閘時應能發(fā)出告警，應能實時顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱、保護動作時刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關人員。
圖18實時告警
應能夠對遙信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風速、氣壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和報警進行歷史追溯，查詢統計、事故分析。
圖19歷史事件查詢
應可以對整個微電網系統的電能質量包括穩(wěn)態(tài)狀態(tài)和暫態(tài)狀態(tài)進行持續(xù)監(jiān)測，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發(fā)現和消除供電不穩(wěn)定因素。
1）在供電系統主界面上應能實時顯示各電能質量監(jiān)測點的監(jiān)測裝置通信狀態(tài)、各監(jiān)測點的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度*和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度*和正序/負序/零序電流值；
2）諧波分析功能：系統應能實時顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；應能以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；
3）電壓波動與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；應能顯示電壓偏差與頻率偏差；
4）功率與電能計量：系統應能顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；
5）電壓暫態(tài)監(jiān)測：在電能質量暫態(tài)事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發(fā)生時，系統應能產生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統應能查看相應暫態(tài)事件發(fā)生前后的波形。
6）電能質量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、*值、*值、95%概率值、方均根值。
7）事件記錄查看功能：事件記錄應包含事件名稱、狀態(tài)（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續(xù)時間、事件發(fā)生的時間。
圖20微電網系統電能質量界面
應可以對整個微電網系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過管理系統的主界面完成遙控操作，并遵循遙控預置、遙控返校、遙控執(zhí)行的操作順序，可以及時執(zhí)行調度系統或站內相應的操作命令。
圖21遙控功能
應可在曲線查詢界面，可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數、SOC、SOH、充放電量變化等曲線。
圖22曲線查詢
具備定時抄表匯總統計功能，用戶可以自由查詢自系統正常運行以來任意時間段內各配電節(jié)點的發(fā)電、用電、充放電情況，即該節(jié)點進線用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。對微電網與外部系統間電能量交換進行統計分析；對系統運行的節(jié)能、收益等分析；具備對微電網供電可靠性分析，包括年停電時間、年停電次數等分析；具備對并網型微電網的并網點進行電能質量分析。
圖23統計報表
系統支持實時監(jiān)視接入系統的各設備的通信狀態(tài)，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態(tài)，發(fā)生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。
圖24微電網系統拓撲界面
本界面主要展示微電網系統拓撲，包括系統的組成內容、電網連接方式、斷路器、表計等信息。
可以對整個微電網系統范圍內的設備通信情況進行管理、控制、數據的實時監(jiān)測。系統維護人員可以通過管理系統的主程序右鍵打開通信管理程序，然后選擇通信控制啟動所有端口或某個端口，快速查看某設備的通信和數據情況。通信應支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規(guī)約。
圖25通信管理
應具備設置用戶權限管理功能。通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）?？梢远x不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。
圖26用戶權限
應可以在系統發(fā)生故障時，自動準確地記錄故障前、后過程的各相關電氣量的變化情況，通過對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故、判斷保護是否正確動作、提高電力系統安全運行水平有著重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，每條錄波可觸發(fā)6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個周波、故障后4個周波波形，總錄波時間共計46s。每個采樣點錄波至少包含12個模擬量、10個開關量波形。
圖27故障錄波
可以自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態(tài)、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。
用戶可自定義事故追憶的啟動事件，當每個事件發(fā)生時，存儲事故個掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監(jiān)視的數據點可由用戶隨意修改。
5結束語
光儲充一體化充電站設置的目的，是要滿足車輛充電需求。與傳統充電模式相比，光儲充一體化充電站具備智能化、自動化的優(yōu)勢。可以在建設區(qū)域內利用空閑場地，提供清潔能源以及儲能技術，為充電站、配電網提供可靠電量。
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