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光储充协同系统下的园区变压器动态增容技术:0扩容成本破解120%过载风险

2025-07-11 15:19 来源:电子发烧友 作者:

易允恒 安科瑞电气股份有限公司

摘要

在新能源高比例接入的背景下,配电网末端面临电压波动、过载风险等“最后一公里”难题。本文提出一种源网荷储协同优化控制策略,依托安科瑞EMS 3.0平台,通过动态电压稳定控制、负荷分级柔性调节、故障自愈保护三大核心技术,实现配电网安全与经济性双重提升。在湖南某机场光储充项目、河南交投高速服务区项目中验证:系统将电压合格率从92.3%提升至99.2%,过流故障率降低76%,新能源消纳率提高至96.8%,为配电网低碳转型提供技术支撑。

关键词:配电网优化;源网荷储协同;电压稳定;负荷柔性控制;故障自愈;安科瑞EMS 3.0

1 问题背景与技术挑战

1.1 配电网末端痛点

据国家电网统计,2025年分布式光伏接入配变容量超180GW,导致末端问题凸显:

电压越限:光伏反送电引发电压上涌(某机场项目峰期电压达1.09p.u.,超国标±7%限值);

过载风险:充电桩密集接入致变压器负载率>95%(河南交投某服务区变压器);

故障扩散:短路电流速增(传统熔断器响应>200ms,无法阻断连锁故障)。

1.2 现有方案局限

传统方法如SVG无功补偿、变压器扩容等存在成本高(单点改造超50万元)、响应慢(>100ms)、协同弱等缺陷,亟需系统性解决方案。

2 协同优化控制系统设计

光储充协同系统下的园区变压器动态增容技术:0扩容成本破解120%过载风险

2.1 整体架构

光储充协同系统下的园区变压器动态增容技术:0扩容成本破解120%过载风险

源网荷储协同控制架构

2.2 核心算法

(1) 动态电压稳定控制模型

目标函数: min⁡∑t=1T∣V(t)−Vref∣+λ⋅max⁡(0,I(t)−Imax)min∑t=1T∣V(t)−Vref∣+λ⋅max(0,I(t)−Imax) 约束条件:

电压约束:$0.93 leq V(t) leq 1.07$ p.u.

电流约束:$I(t) leq 1.2I_{rated}$

防逆流约束:$P_{grid}(t) geq 0$

技术实现:

ASCP200限流保护器实时截断过流(响应时间≤20ms);

AM6-PWC箱变测控装置调节变压器分接头。

(2) 负荷分级柔性调节策略

光储充协同系统下的园区变压器动态增容技术:0扩容成本破解120%过载风险

充电桩:基于电价信号的错峰充电(谷电利用率↑35%);

空调:温度设定值动态调整(某机场项目峰值负荷↓28.7%)。

3 实证案例分析

3.1 湖南某机场光储充项目

参数 改造前 改造后 提升效果

电压合格率 92.3% 99.2% ↑6.9%

变压器负载率 98% 78% ↓20%

新能源消纳率 76.5% 96.8% ↑20.3%

故障响应时间 320ms 68ms ↓78.4%

技术应用:

ASCP200限流保护器阻断6次过流故障;

充电桩有序充电策略降低峰值负荷120kW。

3.2 河南交投高速服务区项目

多站点协同:

266个站点通过Acrel-2000MG平台聚合调控;

动态增容技术延长变压器寿命5.8年。

经济效益:

年节省容量电费148万元(需量控制);

光伏消纳收益增加82万元。

4 推广价值与政策建议

4.1 技术优势

指标 传统方案 本系统 提升幅度

电压调节精度 ±5% ±2.3% ↑54%

故障响应速度 200ms 20ms ↑90%

改造成本 50万元/站点 18万元/站点 ↓64%

4.2 政策建议

标准制定:将限流保护器(ASCP200)纳入《配电网安全防护设备选型导则》;

电价机制:扩大峰谷价差至4:1(当前平均3:1),激发负荷调节潜力

金融支持:对配网改造项目提供绿色信贷(利率≤3.85%)。

5 结论

本文提出的源网荷储协同控制策略,通过“监测-分析-执行-评估”闭环解决了配电网末端三大难题:

电压合格率提升至>99%(ASCP200+AM6-PWC协同);

过载风险降低76%(负荷分级柔性调节);

新能源消纳率达96.8%(光储充协同控制)。 未来需深化5G通信、AI预测算法与电力市场的融合,推动技术规模化应用。

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