【清华四川能源互联网研究院】2024年干线沿线充电桩建设与电网的互动可行性分析报告_16页_2mb

干线沿线充电桩建设与电网互动可行性分析总结

一、我国国省干线公路供电现状

• 加油站供电要求：供电负荷等级主要为三级，特定系统需不间断电源，电源类型为380/220V（小型站）或6/10V（大型站），并设独立计量装置、事故照明，电缆直埋敷设，防爆要求遵循规范 GB50058。
• 高速服务区供电：采用一级、二级或三级负荷等级，负荷分级明确，供电系统需具备稳定性，重要设备需双回路供电。
• 用电需求与功率配置：小型加油站用电在10-20kW，大型约100kW；大型服务区用电超500-1000kW。

二、桩建设与互动条件

• 建桩条件与用户画像：依据充电桩设点区域（加油站、服务区、汽车旅馆），用户停留时间差异，充电特性分为短期（0.5小时）或长期（6-8小时），安全风险分低/高。
• 车网互动可行性：
  • 加油站：充电负荷偏低，缺乏调控条件。
  • 服务区/汽车旅馆：具备调控条件，电源与车位条件好，安全风险低。

三、充电站设计与能力建设

• 光储协调建设：
  • 建议采用“充光储”系统架构，分为交流/直流母线模式，各具优缺点。
  • 执行分时电价策略，案例展示光储协同能降低负荷峰值、提升收益。

四、案例与推荐方案

• 经济效益：南京城市及高速充电站案例表明，配置光伏发电可实现投资回收期3年左右，储能系统兼具经济性。
• 政策与实施建议：应国家鼓励，优先在电源条件好、车位充足区域设桩，兼顾光储协调建设，培养市场使用和调控能力。

五、结论

• 干线沿线充电桩建设可采用光储协调设计，提升经济性与调控能力，需在安全、负荷分级、电源稳定基础上推进，并逐步培育用户习惯与市场环境。