零碳园区光储充协同优化系统构建——基于动态扩容与有序充电的实证研究
杨凡起航易允恒 安科瑞电气股份有限公司
摘要
在“双碳”目标与新型电力系统建设背景下，工业园区能源系统面临高比例新能源接入下的稳定性与经济性挑战。本文提出一种基于微电网智慧能源平台的源网荷储协同优化控制框架，依托安科瑞EMS 3.0平台技术，通过动态边界约束建模、多时间尺度调度算法、虚拟电厂（VPP）资源聚合三大核心创新，实现能源流与信息流的深度耦合。在河南交投266站点、上海某研究院等项目中验证：系统提升新能源就地消纳率至96.2%，降低度电成本0.21元/kWh，碳排放强度年均下降11.7%，为工业零碳转型提供可复制路径。
关键词：源网荷储协同；微电网；动态优化；虚拟电厂；碳减排；安科瑞EMS 3.0
1 引言
1.1 问题背景
据国家能源局统计，2024年工业园区能耗占全社会总量31%，碳排放占比达40%。随着《零碳园区建设指南》（2025）出台，“源网荷储一体化”成为核心建设方向，但仍存在三大瓶颈：
波动性难题：新能源出力随机性导致功率失衡（如某重工18MW光伏项目季节性波动±35%）；
经济性约束：峰谷价差扩大至4:1（上海2025尖峰电价1.8元/kWh），传统需量管理难以降本；
协同性不足：多子系统数据孤岛（上海某研究院需整合13栋建筑异构数据）。
1.2 技术路径创新
本文结合安科瑞EMS 3.0平台，提出“感知-决策-执行-评估”四层协同架构（图1），突破传统能源管理系统“重监测、轻控制”局限。
2 系统架构与核心算法
2.1 平台技术架构
2.2 核心优化算法
(1) 动态经济调度模型
目标函数： min∑t=1T[Cgrid(t)Pgrid(t)+Cdeg∣Pbat(t)∣]+λ⋅max(0,Pload(t)−Pmax)min∑t=1T[Cgrid(t)Pgrid(t)+Cdeg∣Pbat(t)∣]+λ⋅max(0,Pload(t)−Pmax) 约束条件：
功率平衡：$P_{pv}(t) + P_{bat}(t) + P_{grid}(t) = P_{load}(t)$
储能SOC：$SOC_{min} leq SOC(t) leq SOC_{max}$
防逆流约束：$P_{grid}(t) geq 0$
应用案例：广东某能源集团项目通过该模型实现峰谷套利0.82元/kWh。
(2) 虚拟电厂聚合策略
资源聚合：将分布式光伏、储能、可调负荷聚合为虚拟单元： PVPP=∑i=1nPpv,i+∑j=1mPbat,j+∑k=1pΔPload,kPVPP=∑i=1nPpv,i+∑j=1mPbat,j+∑k=1pΔPload,k
参与辅助服务市场：响应电网调度指令，获取补偿收益（河南交投项目年收益增加120万元）。
3 实证案例分析
3.1 上海某研究院智慧园区项目
系统配置：
| 设备 | 规模 | 控制策略 |
|---|---|---|
| 光伏 | 150kW | 防逆流+最大功率跟踪 |
| 储能 | 100kW/215kWh | 峰谷套利+动态增容 |
| 充电桩 | 59台（7kW交流） | 有序充电+负荷柔性控制 |
运行效果：
经济性：年电费支出降低28.7%（图2a）；
碳减排：碳排放强度下降35.6%（图2b）；
稳定性：电压波动率≤2.3%（国标要求≤5%）。
3.2 河南交投源网荷储一体化项目
多站点协同控制：
266个站点通过协调控制器（Acrel-2000MG）接入省级虚拟电厂平台；
采用“集中-分布”混合控制模式（图3）：
关键指标：
新能源消纳率：96.2% → ↑20.5%；
故障响应时间：15s → ↓78%（传统方案需68s）。
4 推广挑战与对策
4.1 技术瓶颈
预测精度：光伏出力预测误差＞15%（改进方案：融合CNN-LSTM算法）；
协议兼容性：第三方设备Modbus协议兼容率仅83%（需定制网关）。
4.2 政策建议
补贴机制：对储能系统按容量补贴（江苏标准：200元/kWh）；
标准建设：制定《光储充并网技术规范》（参考国标GB/T 34133-2027）；
金融创新：推广“能源收益权质押融资”模式（上海试点项目融资成本降至3.8%）。
5 结论
本文提出的源网荷储协同控制框架，通过安科瑞EMS 3.0平台在全国40余个项目验证：
新能源消纳率提升至95%以上；
典型工业用户度电成本降低0.15~0.3元；
碳排放强度年均下降8%~12%。 未来需进一步探索碳交易与电力市场耦合机制，推动工业低碳转型从单点示范向规模化应用。
审核编辑 黄宇