从安全维度看充电桩升级方向

小夏 汽车 更新 2024-03-03

安全维度:光储充一体化有望解决大功率与电网容量的矛盾

充电功率的增加对电网的容量影响很大。 对于配电网,充电站的最大负荷由充电站的充电功率和充电桩的数量决定。 充电桩对配电网的主要影响:

增加负载峰谷间隙会导致线路过载和变压器负载。 电动汽车的充电行为通常与居民的每日负荷曲线相吻合,这会导致峰值增加,峰谷之间的差距增加。 峰值负荷将严重影响供电的安全稳定,需要对线路和变压器进行改善,电网将不得不花费额外的成本铺设新的馈线和增加变压器; 由于峰谷差大,峰值负荷时间短,振幅高,导致配电网资源闲置成本高,设备利用率低。

电压偏移和电压超出限制。 由于供电系统的负载变化,系统中每个节点的电压都会相应变化,偏离系统额定电压,即电压偏移,电压偏移会影响电能质量。 充电桩充电的瞬时功率非常大,容易造成电压偏差增大,甚至超过规定限值,即电压超过限值,严重影响配电网的安全。

考虑到对电网容量的影响,在一定区域内建设和运营充电桩的数量和功率是有上限的,电网的扩容需要加大投资,并获得相关部门的批准和设计规划。

“光储充”一体化解决方案可以减少对电网的影响。 “光储充”一体化系统是集光伏发电、储充于一体,相互协调的绿色充电模式。

“光储充”一体化系统的核心优势是:

峰谷套利,降低企业运营成本:在电价低谷期使用储能装置储存电能,在用电高峰期利用储能,直接大规模使用最佳电网电能,可以降低企业运营成本,实现峰谷电价套利;

减少对电网的影响:随着新能源汽车数量的增加和超快充、大功率充电的普及。

电力对充电设施的供电能力要求越来越高,对现有的充电网络系统影响巨大,而“光储充”系统可以采用光伏发电和自用,成为电网的有用补充。

我们计算了充电站配电和储能的成本和收益,以解决电网容量不足的情况

客观局限性:现有充电站在充电高峰期存在充电排队现象,但电网容量已满,无法通过增加变压器来扩容; 充电高峰期仅持续2小时,新专线成本极高,投资性价比不高。

溶液:储能系统的引入可以实现峰值容量扩展,增加充电收入。

投资构成:新增5个120kW充电桩,满足600kW功率下2h备用电源的储能电池系统,并新增其他设施(PCS等)。

运营计划:新充电桩在用电高峰期为电动汽车充电,所需电量从储能电池中取出,运行2小时; 储能电池在夜间利用电网站的备用容量进行充电,储能系统每天充放电一次。

收益**:收取服务费,峰谷价差。

计算结果:根据我们的计算,初始投资成本约为194万元,静态投资周期约为40年内,储能充电总收入479万元,全周期净收益约285万元。

随着电池成本的下降和工商行业峰谷价差的扩大,储能和充电光存储和充电系统的经济性正在逐步显现,并有望在未来加速其应用。 前期,由于电池成本高、峰谷价差小等因素,光储充电系统前期投资大,盈利模式差,第一个周期长,因此充电站运营商不愿意分配和存储。 近年来,随着电池技术的进步和原材料的衰落,电池成本不断下降,分时电价政策的推行加大了各地工商和大型工业电价的峰谷价差,以及一体化储能系统的经济性, 充电、光存储和充电将进一步完善。根据成本效益模型,我们计算出储能电池系统的单价为08元月时,峰谷价差0以8元千瓦时为例,上述储充一体化站的投资周期约为4年,未来有望加速推进。

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