保亭零碳服务区

　　1.项目总体介绍

　　海南作为国家生态文明试验区，正全面推进清洁能源岛建设，交通是碳减排的重要一环。我司积极响应省交通运输厅要求，在高速服务区推进服务区的低碳/零碳改造工作，而S10山海高速保亭服务区是海南首个“光储充”一体化低碳服务区。通过利用当地光照资源、华为智能光储解决方案和全液冷超充技术，在实现光伏并网的同时完成“光储充”一体化建设。

　　该服务区配置了华为公司先进的智能光伏逆变器、智能组串式储能系统、智能光伏云管理系统、新一代全液冷超充系统，构建起光储充智能一体化系统。服务区充电桩功率为480kW(1拖8充电堆)，月均充电量约为6.8万kWh，商业用电约为3.91万kWh。目前分布式光伏装机容量共计1.3MW，年发电量可达123.68万kWh，月均发电量约为10.31万kWh，并网形式为低压并网(余电上网)。每年可为国家节约标准煤494.73吨，年均可减少温室气体 CO₂的排放量约为587.5吨。根据测算，光伏发电量可满足服务区商业用电和充电桩用电需求，可以达到零碳服务区的条件，实现真正意义的高速服务区运营碳中和。

图 1 保亭服务区航拍图

　　2.主要做法

　　一、建设内容

　　(一)分布式光伏

　　保亭服务区目前已建设完成包括屋顶、车棚及闲置空地分布式光伏，总装机容量达到1.3MW，月均发电量约为10.31万kWh。光伏均采用“自发自用，余电上网”的模式为服务区建筑物、充电站及其他零散用电设施供电。目前服务区分布式光伏项目已完成建设，并于2024年3月正式并网投入使用。

图 2 保亭服务区闲置空地分布式光伏航拍图

　　(二)储能系统

　　储能系统是零碳服务区能源供给的核心，它承接清洁能源发电设备通过电箱输出的电能，实现服务区“绿电为主，市电为辅”的用电模式。该系统可收集光伏组件白天发电的富余电量，供服务区夜间使用，有效调节用电需求。

　　目前该服务区已建设一套200kWh储能系统，进一步提升绿电消纳能力。白天存储光伏电能，待夜间市电电价上涨时放电，满足服务区建筑物用电需求。此举措既能促进新能源消纳、降低夜间高电价用电成本。此外面对海南台风天气较多的情况，储能系统还为服务区提供了紧急备电功能，如24年“摩羯”台风及25年“剑鱼”台风期间，在市电关断的情况下储能系统都发挥了紧急备电作用，显著降低服务区运营成本，挖掘绿电经济价值。

图 3 200kWh储能模块

　　(三)液冷超充

　　海南省新能源汽车保有量的快速增长，需要充换电基础设施的有力保障。而保亭服务区在2024年5月建设了海南省高速服务场景首套全液冷超充设备。当前充电桩功率为480kW，1拖8充电堆，月均充电量约为6.8万kWh，商业用电约为3.91万kWh。通过配置全液冷超充桩，最快可实现接近“一秒一公里”的极速补能，提高充电效率，有效解决服务区充电拥堵问题。

图 4 保亭服务区超充站

　　(四)光储充一体化平台

　　用数字化手段实现充电站的高效管理。实现场站光(储)充泊实时监控、充电订单管理、充电订单开票管理，提供光(储)充泊量价协同、老用户管理等站点数字化服务。

图 5 光储充一体化平台

　　(五)零碳服务区智慧管控系统

　　在现有光储充一体化管控平台的基础上，我方计划进一步优化平台管理系统，集成物联网、大数据、云计算等先进技术，打造零碳服务区智慧管控系统，实现能源数据实时采集、传输与处理。通过对服务区各项能源使用数据的监测分析，制定精准能源使用计划，并调控设备运行状态，达成能源高效利用与碳排放有效控制。同时，借助数字孪生技术，实现线上零碳服务区动态可视化展示，为海南省交通运输行业“双碳”战略实施提供可借鉴的交投方案，打造特色交通样板。

　　目前该系统已在冯家湾服务区上线验证，后续将应用于保亭服务区，将零碳理念全方位融入服务区运营，系统性整合节能、减排、增汇措施，推动服务区内碳排放、减排与碳汇吸收实现自我平衡，助力服务区达成中短期碳中和目标，切实落实 “低碳建造、零碳运营”理念。

图 6 零碳服务区智慧管控系统

　　二、技术路线：“光储充1+4+X”融合方案

图 7 交流光储充解决方案架构图

　　本方案是以华为的组串式逆变器为优势，聚焦高速服务区、充电场站、园区停车场充电站3大目标场景。方案通过光储充协同调度，降低变压器容量约40%，提升光伏发电自消纳比例约50%，降容增效。基于能源数字化平台，打造AI光储特性，结合光伏发电预测，负荷预测，电价曲线，实现柔性调度，即到即充，支撑更大功率充电，降低充电等待时长，提升用户的用能体验。储能削峰填谷，实现电能平移，降低充电成本约20%。提升充电桩的使用率约30%，带来更多的收益。最终光储充实现统一管理，智能协同，安全可靠，高效营维，实现后期极简的运维。

　　三、特性介绍

　　(一)错峰特性

　　市电充足，光伏功率<充电负载功率，需根据不同地区峰平谷分时电价设置储能柜充放电时间和功率，达到峰谷套利目的，最大支持14个时间段设置。

　　储能充电时间段：P(主机)+P(储能)=P(光伏)+P(市电)

　　市电优先给充电负载供电，剩余电力容量给储能充电;

　　储能放电时间段：P(主机)=P(光伏)+P(市电)+P(储能)

　　情况1：充电负载<储能放电功率，由储能优先放电提供负载功率;

　　情况2：充电负载>储能放电功率，储能+市电提供负载功率;

　　(二)削峰特性

　　市电容量不足(充电最大功率>电力最大容量)，光伏功率<充电负载功率，通过在场站控制器市电容量设置，结合电表采样，通过对储能充放电控制，实现削峰增容。

　　储能削峰功率：P(储能)=P(主机)-P(市电)-P(光伏)

　　a.实际充电负载小，电力容量>充电负载，储能柜不参与削峰，储能柜根据设置TOU时间进行充放电，放电深度预设置，需保证后续削峰时储能柜能投入使用;

　　b.实际充电负载大，电力容量<充电负载，储能柜放电进行削峰，电表采集市电正向功率超过设定值，数采下发指令储能柜放电削峰;

　　c.充电负载小→大，储能柜若在TOU设置的充电时间段内则储能充电功率根据负载需求动态减小，在超过市电容量后储能柜状态切换为放电状态;

　　d.充电负载大→小，储能柜若在TOU设置的充电时间段内储能充电功率根据负载需求动态增大。

　　(三)充电负载动态控制

　　充电负载持续过大，超过储能柜本身能力，储能放空后电力容量仍然小于充电负载需求，此时电表采集市电正向功率超过数采设定电力容量值，数采下发指令充电主机限制充电功率，保证前级电力容量不过载。

　　(四)防逆流

　　a.储能柜放电时间段，充电大功率负载突然中断(如终端急停或主机急停)，储能柜放电会逆向馈网，电表经CT采集到逆向功率，上传到数采控制储能柜降功率，实现2S内防逆流;

　　b.光伏发电大于充电负载功率且储能柜满电，光伏发电馈网，电表通过CT采集到逆向功率，上传到数采控制逆变器限发，实现2S内防逆流。

　　(五)光伏最大化消纳

　　光伏优先利用，优先给负载供电，多余电量给储能充电，如果负载和储能无法完全消纳光伏发电功率，则逆变器限发。

　　四、方案亮点

　　光储充一体化解决方案集光伏发电、储能、充电桩于一身的综合智慧能源解决方案。通过智能光储协同可实现光伏发电最大化自发自用、余电储存、可结合储能峰谷电价差套利、可通过光伏和储能加持提升充电桩的充电效率，提升车主充电体验，同时提升充电场站运营商的投资收益。

　　光储充一体化方案主要应用在高速服务区、城市充电场站、大型商超、企业办公园区、工业园区等场景，这些场景的新能源车流动量比较大，对快速充电需求较高，同时具备比较丰富的屋顶光伏、车棚光伏铺设空间。该应用场景的要点在于低碳高收益的解决方案，让每一度电的来源更绿色，让每一度电的去向更有价值，构建零碳新生态。

　　3.取得成效

　　一、当前运营效果

统计时间	组串总容量(kWp)	光伏发电量(度)	自发自用电量(度)	自发自用率(%)	二氧化碳减排量(吨)	节约标准煤量 (吨)	储能充电电量(度)	储能放电电量(度)	充电桩总用量
2024-08	939.60	135,788.42	117,619.75	86.62	64.50	54.32	5,093.46	4,736.36	39,359.288
2024-09	939.60	106,407.10	88,830.07	83.48	50.54	42.56	4,818.84	4,430.90	34,623.865
2024-10	939.60	108,256.46	79,090.04	69.07	51.42	43.30	5,155.07	4,812.52	58,945.149
2024-11	939.60	91,589.73	62,098.89	65.69	43.51	36.64	4,785.99	4,577.42	52,111.745
2024-12	939.60	86,305.05	39,937.14	43.90	41.00	34.52	5,080.08	4,859.58	82,261.561
2025-01	939.60	105,314.35	61,517.11	56.27	50.02	42.13	5,083.31	4,865.09	88,168.568
2025-02	939.60	87,342.88	45,528.66	49.67	41.49	34.94	4,697.16	4,508.80	82,864.852
2025-03	939.60	103,696.34	53,554.40	46.86	49.26	41.48	5,177.05	4,991.00	99,079.785
2025-04	939.60	115,032.70	72,233.59	60.47	54.64	46.01	4,863.16	4,689.05	87,608.098
2025-05	939.60	117,775.82	81,769.38	69.43	55.94	47.11	4,923.86	4,772.04	72,322.595
2025-06	939.60	108,638.05	77,673.36	71.07	51.60	43.46	4,755.72	4,461.76	62,746.009
2025-07	939.60	70,684.85	53,741.17	49.67	33.58	28.27	2,996.55	3,023.03	54,986.017

　　服务区939.6kWp光伏年发电量123万kWh，每年为服务区提供83万kWh绿电，储能年度增加光伏消纳5.7万kWh，通过光储耦合，实现光伏最大自发自用率86%，二氧化碳减排587.5吨，节约标准煤494.73吨，打造低碳服务区。全液冷超充站每年为4.26万车次提供充电补能服务，合计充电81万kWh，助力绿色出行。

　　服务区939.6kWp光伏年余电上网约为44万kWh，367.72kWp光伏年上网电量约为45万kWh，服务区年从电网购电82万kWh。后续通过匹配储能，光伏发电可以为服务区全量提供电力供应，实现服务区零外购电，助力打造零碳服务区。下一步将接入零碳服务区智慧管控系统，进一步优化服务区用电效益，系统性整合节能、减排、增汇措施，打造零碳服务区标杆。

　　二、技术及经验积累转化

　　我司积极贯彻绿色运输发展体系建设要求，推动高速公路绿色低碳转型升级，从基础理论、实施路径、规划设计、施工工艺、设施设备、要素保障等开展深入研究，围绕 “创新+减量”的思路，坚持“零碳”的建设理念，加快先行先试和建设步伐，创新布局适宜高速公路运营的分布式储能系统，率先成功研发实现路侧能源管理的智慧云控系 统，为高速公路零碳试点建设“由点及线”实施积累建设经验。当前已达成成果如下：

　　(1)我公司在科研申报层面，充电桩及分布式光伏申报专利6项，发明专利1项(等待实施提案)。在高速公路交能融合、节能降碳方面取得了多项引领性成果，

　　(2)参编7项服务区低碳零碳建设方案研究并联合发布研究专著，为行业提供海南经营;并荣获中国技术市场协会金桥奖——近零碳交通示范区建设关键技术研究;(详细文末证明材料)