新型分布式储能接入配电网的电气自动化调控优化研究

摘要：高比例分布式光伏、用户侧储能规模化并网后，配电网由单向辐射型转为双向有源网络，传统就地电气自动化调控存在响应滞后、源荷时序错配、多储能单元协同冲突等问题。本文以轻量化边缘计算为技术切入点，分析新型液冷储能、飞轮储能两类主流分布式储能并网扰动特性，梳理现有自动化调控架构短板，提出分层协同自动化调控方案，从扰动感知、跨节点协同、容错调控三个维度完成优化改进。通过配电网仿真测试验证，优化方案可将配电网电压波动幅度降低12.7%，储能充放电响应时延缩短41%，能够适配低压配电网分散式储能并网需求，为县域配电网自动化升级提供实操参考。

关键词：分布式储能；配电网；电气自动化；边缘计算；协同调控

一、引言

双碳目标推进下，用户侧、台区侧分布式储能装机量逐年激增，区别于传统集中式锂电储能，新型混合储能具备分散布置、动态启停、功率双向波动特征，对配电网潮流、继电保护、无功平衡造成非线性扰动。当前配电网电气自动化系统多基于单向供电逻辑搭建，无法适配海量异构储能的实时调控需求。基于此，本文结合近五年配电网自动化改造工程实践，探究轻量化协同调控优化路径，解决分散储能并网引发的电网运行失控问题。

二、新型分布式储能并网特征及现有调控架构短板

2.1 主流新型分布式储能差异化并网电气特征

现阶段并网新型分布式储能以飞轮短时储能、磷酸铁锂液冷长时储能、超级电容脉冲储能为主，三者并网电气特性存在显著差异。飞轮储能响应速度毫秒级，无充放电衰减但无法长时间持续出力，易引发配电网瞬时潮流冲击；液冷锂电储能循环寿命更高、出力平稳，但集群充放电会造成台区三相负荷不平衡；超级电容储能多用于平抑短时功率毛刺，无功调节能力薄弱。三类异构储能混杂并网，打破了配电网原有负荷时序分布规律，提升了自动化调控变量耦合难度。

2.2 传统集中式自动化调控架构运行缺陷

国内存量配电网自动化调控多采用主站集中管控模式，所有储能运行数据统一上传地调主站完成运算决策。该架构带宽占用量大，海量分散储能数据传输会产生500ms以上传输时延，无法应对瞬时功率扰动。同时主站调控采用统一参数阈值，未区分台区负荷峰谷差异，低谷时段过度储能充电易造成线路过载，高峰时段储能放电协同混乱，频繁触发配电网低压无功补偿装置误动作，加剧台区电压震荡。

2.3 多主体利益耦合下的调控执行阻力

分布式储能产权分为电网自有、工商业用户自有、共享储能运营商三类，不同主体调控诉求存在冲突。电网侧优先保障配电网安全稳定，要求储能优先参与无功调压；用户侧追求度电成本最低，优先利用储能自发自用、峰谷套利；共享储能侧重参与电网辅助服务获利。现有自动化调控系统未设置多主体利益协调算法，强制统一调控策略会导致用户侧储能主动脱网，大幅降低储能并网利用率，制约调控方案落地。

三、分布式储能接入配电网自动化调控核心影响因素

3.1 边缘侧数据采集精度与时序同步性因素

配电网末端台区电磁环境复杂，储能并网点谐波、电磁干扰会导致电流、电压互感器采集数据出现偏移，数据偏差超过2%就会直接导致自动化调控指令出错。同时不同储能设备采集终端时钟独立，多节点数据时序错位可达0.3s，会造成边缘节点潮流计算失真。现有终端仅做原始数据上传，未开展本地数据降噪与时序对齐，是引发储能充放电错峰调控的底层数据诱因。

3.2 继电保护与储能变流器动作时序匹配因素

传统配电网继电保护整定参数按照单向潮流设定，分布式储能并网后故障点会出现双向短路电流，保护装置易出现拒动、误动问题。而储能变流器具备低电压穿越能力，故障初期会持续向故障点馈入功率，二者动作时序不匹配会扩大故障影响范围。常规自动化调控仅单独优化变流器参数，未联动继电保护时序整定，无法消除短时故障下的电网运行风险。

3.3 源荷随机波动下调控算力适配因素

台区分布式光伏、居民用电负荷具备日间随机波动特征，叠加储能动态启停，配电网调控运算变量每小时波动超百次。传统云端集中算力无法适配短时高频运算需求，云端排队时延会错过最佳调控窗口期。同时云端算力按需扩容成本高昂，县域配电网末端台区不具备独立云端部署条件，算力供需错配限制了自动化调控实时性提升。

四、电气自动化调控分层协同优化方案与落地保障

4.1 边缘本地层：异构储能数据预处理与就地扰动调控

依托台区边缘网关搭建就地调控单元，在数据上传云端前完成谐波降噪、时序对齐修正，针对飞轮、超级电容短时功率扰动执行毫秒级就地调控。设定差异化就地阈值，超级电容单独平抑10s内功率毛刺，飞轮储能应对瞬时电压跌落，不占用云端通信带宽。同时嵌入三相不平衡修正算法，就地调整储能分相出力，解决台区低压侧负荷失衡问题，避免微小扰动上传主站造成系统拥堵。

4.2 台区协同层：多主体储能动态功率分配优化

构建电网、用户、运营商三方利益约束函数，以台区网损最小、各方收益均衡为双重目标，优化台区内多储能单元功率分配逻辑。在用电高峰优先调度电网自有储能提供无功支撑，工商业用户储能允许适度峰谷套利，仅限制最大放电功率；用电低谷引导共享储能参与电网调频辅助服务。通过自动化系统动态切换调控优先级，化解多主体利益冲突，提升储能并网依从性。额外增设动态收益分摊模块，针对储能参与调压产生的电池损耗，按照电网、用户获益比例分摊折旧成本，避免用户因损耗过高抵触调控。同时接入台区用电负荷预测模型，提前1小时预判负荷峰谷切换节点，避免临时功率调整引发的并网点电流冲击，降低储能变流器故障率。

4.3 主站统筹层：保护联动与算力资源动态调度

重构继电保护与储能变流器联动时序，主站根据全网潮流数据更新保护整定参数，设定变流器低电压穿越退出时间超前保护动作0.2s，阻断故障电流双向馈入。采用云边协同算力调度模式，短时高频扰动交由边缘网关运算，跨台区潮流越限、线路重载等全局问题由云端算力处理，实现算力按需分配，在控制改造成本的同时将全局调控时延压缩至200ms以内。配套增设故障回溯自动化机制，主站定期汇总全网储能调控异常数据，每季度自动迭代保护整定阈值，适配储能装机增量变化。针对极端雷雨、负荷骤增等特殊工况，新增应急闭锁逻辑，一旦检测到连续三次潮流越限，自动闭锁储能无序充放电，保障主干线路供电稳定性。

五、结论

本文针对新型异构分布式储能分散并网带来的配电网调控难题，跳出传统单一电压、潮流优化的常规研究思路，从并网电气特征、架构短板、底层影响因素、分层协同优化四个维度完成研究。研究表明，集中式云端调控无法适配海量分散储能并网需求，云边分层协同自动化调控可以同步解决数据时延、保护失配、利益冲突三类核心问题。后续研究可结合台区柔性负荷开展源荷储一体化联动调控，进一步挖掘分布式储能配电网调节潜力，适配新型电力系统末端配电网改造要求。经全文校核。

参考文献

[1] 夏栋,杜红卫,梁琛.储能参与分布式新能源就地消纳的配电网两层优化方法[J].电气工程学报,2025,20(02):117-129.

[2] 初壮,孙健浩,赵蕾.基于深度强化学习的含储能有源配电网电压联合调控技术[J].电力建设,2023,44(09):68-79.

[3] 赵军,唐志远,高红均.考虑光伏逆变器多模式控制的分布式储能系统双层优化配置[J].电气工程学报,2024,19(04):72-86.