風光儲聯合發電技術在500 kV變電站站用電系統中的應用

陳斌，查申森，2，李海烽，衛銀忠

(1.江蘇省電力設計院，南京市 211102;2.東南大學電氣工程學院，南京市 210096)

0 引言

風能和太陽能作為一種清潔高效的新能源已受到廣泛關注，隨著風光發電技術的日趨成熟，一些廠家和單位都在嘗試將風光發電技術應用于變電站內部，或利用光伏發電作為站用電系統的補充電源，或建成一個小型的光伏電站直接并網發電［1-4］。

由于風能和太陽能存在隨機性和間歇性，其能量輸出不穩定，直接將光伏發電系統接入變電站會對系統和設備造成一定的沖擊，引起保護的誤動作;而將儲能技術和風光發電結合起來，利用儲能單元對功率的平抑作用，使風光發電變得可控，則可以極大提高輸出電能質量，減少對系統和設備的不利影響［5-8］。

受場地和空間的限制，變電站內部的風光發電系統功率一般較小，并網發電意義不大，但可以給站內部分負荷供電。本文結合某500 kV變電站工程，探討風光儲(wind-photovoltaic-energy storage，W-PV-ES)聯合發電技術應用在500 kV變電站站用電系統中的可行性。

1 常規站用電配置方案分析

1.1 站用電常規接線

某500 kV變電站共規劃建設3臺站用變壓器，本期建設3臺(0～2號)，站用變低壓側為380/220 V，采用單母雙分段接線。1～2號站用變電壓比為35/0.4，0號站用變電壓比為66/0.4。1～2號站用變高壓側分別接在1～2號主變壓器的35 kV母線上，0號站用變高壓側接站外66 kV電源，該電源從站外線路T接，線路長約為9.5 km。站用電接線原理如圖1所示。

圖1 站用電常規配置Fig.1 General configuration of station power system

1.2 常規備用電源的技術經濟分析

據統計，本變電站交流用電負荷約為573 kVA，考慮一定裕度，推薦站用變壓器容量為630 kVA。

0號站用變T接線路的導線型號為LGJ-120，建設投資約為475萬元。站外低壓線路T接方案加長了可能引起供電中斷的線路，可靠性低于專線引接［9］，但其投資一般較低。由于發生站內380 V兩段母線同時失電且T接線路的概率極低，因此從站外低壓線路T接的方式具有較高的可靠性。

2 風光儲系統作為備用電源的方案分析

2.1 風光儲站用電系統及運行方式

風光儲站用電系統利用風能和光能互補的特性，建設風光儲微網系統代替T接站外電源，具體的接線如圖2所示。

圖2 風光儲站用電接線Fig.2 Configuration of W-PV-ES station power system

正常狀態:1號和2號站用變同時運行，各自帶1段母線。

故障狀態:1號或2號站用變故障退出運行，微網系統代替故障變壓器供電;在全站失電的情況下，由微網系統為全站負荷供電。

2.2 風光儲系統的方案設計

根據該工程所在的地理位置，查閱相關光照強度資料得:全年每天平均有效光照時間為8 h，光照強度為0～950 W/m2。經過計算，在有效光照的8 h內平均光照為750 W/m2，能被光伏電池轉化的能量為105 W/m2。

參考已建工程的數據，光伏組件平均發電功率為41%的額定功率，發電成本為8.5元/W。

該工程區域歷史平均風速為1.8 m/s(離地高3 m處)，修正后離地18m高的風速［10-12］為6.31 m/s。

同理可得修正后離地20 m高的風速為6.79 m/s，離地23 m高的風速為7.49 m/s。

由于系統的發電容量要求較小，可以選擇額定功率為20～100 kW的小型風機。

風光儲微網系統作為備用電源與站用變壓器配合使用時，其容量配置取決于備用電源啟動的情況。分析500 kV變電站站用電系統的運行工況，通?？紤]在下述幾種情況下啟用備用站用變壓器:

(1)1臺站用工作變壓器故障或臨時退出運行1～2 h。

(2)引接站用工作電源的500 kV主變發生故障2～4 h。

(3)引接站用工作電源的500 kV主變小檢修2～3天。

(4)500 kV主變大檢修10～15天。

該方案中儲能元件是蓄電池組，蓄電池組的容量大小與持續供電時間有直接關系。參考變電站直流系統中對蓄電池持續供電能力的要求，假定風光儲系統蓄電池組的持續供電時間為2 h［13］。超過2 h則配合其他方式供電，如配置移動式柴油發電機。移動式發電機可以作為某個區域的移動式備用電源，當某變電站的常規站用電源故障時可以作為備用電源及時補充，保證供電的可靠性。

本站站用變壓器的容量為630 kVA，按風光儲系統蓄電池組持續供電2 h計算，本站配置的風光儲系統系統需要1 260 kW·h的能量儲備。

(1)光伏發電。需要配置的光伏電池額定容量為384 kW，光伏電池成本為326萬元，所需光伏電池面積為3 657 m2，光伏電池一般尺寸為2 m×1 m，需要約1.65萬塊電池。而電池需要均勻排列在地面上，為了保證2.4倍的行距［14］，整個光伏發電系統需要占地8 777 m2。

蓄電池的儲能容量按2 h來考慮，所需電量為1 260 kW·h，根據蓄電池的放電深度，則實際所需蓄電池的容量為1 680 kW·h，蓄電池的初投資成本約為252萬元。

由于鉛酸蓄電池的壽命只有5年，因此系統20年的蓄電池成本為504萬～1 008萬元，方案1的投資預算見表1。

表1 方案1的投資預算Tab.1 Cost of scheme 1 萬元

(2)風力發電。假設系統要求1個星期內充滿電，則風力發電機的功率應為7.5 kW。為了保證能夠及時充電，可以選用1臺30 kW的風機，成本為30萬元。蓄電池的配置同方案1，方案2的投資預算見表2。

表2 方案2的投資預算Tab.2 Cost of scheme 2 萬元

以上2種方案都需要增加1臺630 kW的發電車，價格約為320萬元;若周圍4個變電站共用1臺發電車，則平均每個變電站相應的成本為80萬元，且上述成本不包括安裝、檢測設備等費用。

2.3 技術經濟分析

以上2種備用電源方案與T接1路站外備用電源的技術經濟對比分析見表3。

表3 不同方案的經濟技術對比分析Tab.3 Comparison of different schemes

500 kV變電站用電系統可靠性要求高，一旦某臺常規站用變發生故障，則需要備用電源及時供電。供電時間與各類故障的排除時間密切相關，這要求備用電源具有較強的持續供電能力。風光儲系統作為備用電源，工作站用變故障后由蓄電池向負荷供電，在2 h內供電可靠性較高，2 h后供電無法保障。如果要保證更長的供電時間，則需要增加光伏組件和蓄電池，這將大大增加投資和占地面積。

由站外線路T接1路專用電源，雖然投資比方案2略高，但其始終具有較高的供電可靠性，在站用工作變壓器故障后能及時供電，保證變電站的正常運行，并且供電時間不受限制，不額外增加變電站的占地面積。

如果采取其他風光發電組合方案，也同樣存在投資成本過高、占地面積過大的問題。由此可以看出，目前技術條件下風光儲系統作為變電站備用電源的技術經濟指標不高、可操作性不強，但可以用在站用電系統的某個部分中，如應急電源。

3 風光儲系統作為應急電源的方案分析

3.1 站用電系統的接線及運行方式

結合變電站的實際用電情況，將變電站內的負載分為站內二次設備、照明系統、視頻監控和門禁用電負荷，站內日常供電負荷以及其他用電負荷。發生極端情況時，利用風光儲系統給重要負荷供電，具體結構如圖3所示。

圖3 風光儲型應急電源系統配置Fig.3 Configuration of W-PV-ES emergency power system

正常狀態下1號和2號站用變各帶一段母線運行;如果1號或者2號站用變發生故障，則0號站用變代替故障變壓器運行;在全站失電的情況下，備用電源通過0號站用變為全站負荷供電;在極端情況下，全站和備用電源失電，則啟用風光儲系統給重要負荷供電。

由圖3可知，該方案選擇的接入點是母線下的各交流支路，而不是400 V交流母線，這不僅可以根據實際負載需要選擇接入線路，保證重要負載的應急電源，而且能夠避開一些大功率的感性負載，規避風險，有效縮小光伏發電系統規模，減少電站投資成本。

本方案將風光儲發電系統接入變電站直流屏系統。直流屏主要用于為變電站提供穩定的直流電源，即將380 V交流電直接轉化為220 V直流電源，在無市電輸入時，通過蓄電池放電，為合閘母線和控制母線提供220 V直流電。風光儲微網系統的接入可以有效防范全站停電的風險:一旦電網失電，則可以通過蓄電池逆變出的交流電為直流屏供電，輸出正常的合母電壓及控母電壓，保證變電站關鍵設備的安全運行。

根據500 kV變電站用電的實際情況以及預算，權衡各方面因素特別是變電站站用電的安全性和穩定性，可將風光儲系統納入到室內應急照明系統中，這樣即使全站和備用電源同時出現故障，風光儲系統仍然可以保證照明系統的運行，為故障恢復贏得時間。

3.2 風光儲系統的容量配置方案

參考已有的應急照明系統，其負荷一般較小，為2～3 kW，因此本方案設計的風光儲系統的持續輸出功率為5 kW，一旦出現全站失電故障，則系統儲能單元可以維持應急照明負荷正常工作5～7 h。根據風機的最小裝機容量，本方案只采用光伏組件和蓄電池。

(1)光伏發電。該方案需配置的光伏容量為12.195 kW，光伏組件的成本為8.5元/W，則光伏電池的總成本為10.4萬元。光伏電池的占地面積為116 m2，光伏組件主要安裝在變電站屋頂，無需額外征地。

(2)蓄電池。儲能電池一般采用鉛酸蓄電池，當電網出現故障時，按系統儲能單元能維持照明等負載正常工作5 h計算，所需儲能容量為25 kW·h，根據蓄電池的放電深度，實際所需蓄電池容量［15］為33.3 kW·h，則蓄電池的初投資成本為5萬元，但鉛酸蓄電池的壽命只有5年，因此20年系統的蓄電池成本為10萬～20萬元。

3.3 光伏組件的安裝及相關設備的選型

(1)光伏組件的安裝。本方案中的光伏組件安裝于變電站二次設備室及功能用房屋頂，大樓結構如圖4、5所示。

由圖4、5可見，建筑南立面及屋頂沒有突出遮擋，適合光伏組件的安裝。組件朝正南方向安裝，由于配置了儲能元件，而且系統不需隨時輸出，為了降低成本，最終確定裝機容量為5 280 kWp。

變電站屋頂為平屋頂，中間高、兩邊有5°坡度，所以組件安裝時組件支架本身有2個角度，分別是25°和 30°，以保證組件的傾角均為 30°［15-16］。

(2)逆變器的選型設計。光伏組件選擇22塊240 Wp多晶組件，裝機容量為5 280 kWp，選用3臺SMA光伏并網逆變器。

(3)儲能系統設計。儲能系統主要包括儲能逆變器和蓄電池。

1)儲能逆變器:儲能逆變器是系統的核心設備，既可以將交流電整流后存進蓄電池，也可以將蓄電池的直流電逆變為交流電供負載使用。本系統選擇了3臺SMA儲能雙向逆變器，以“1主2從”的模式運行。

2)蓄電池:蓄電池組在該系統中主要有儲能、電網調節、營造交流環境、提供電網參數等作用。

本項目中使用了2 V、1 000 Ah的單體電池，共24支;蓄電池全部串聯，以達到直流系統48 V的要求電壓。蓄電池組放在室內，用電池架支撐，材料為熱鍍鋅鋼。

3.4 技術經濟分析

風光儲系統作為應急電源能夠持續輸出5 kW的功率5～7 h，工程造價約為57.7萬元，光伏電池占地面積約為90 m2，利用變電站內部屋頂即可，不需要額外征地，在技術上具有可行性;而且光伏發電系統可以防范從站外低壓專線T接備用電源的風險，一旦發生全站停電且T接線路發生故障時可由站內應急電源系統供電。

4 結語

風光儲發電系統應用于變電站站用電系統的技術條件已經基本成熟。但目前光伏組件成本偏高、光電轉換效率低及蓄電池等儲能成本高，導致風光儲系統替代傳統備用電源方案的建設總成本偏高、占地面積偏大，站用電系統的可靠性也無法得到保證，因此該方案暫時不具有可行性。

本文所設計的光伏儲能發電系統為變電站提供應急電源的方案，既可以充分利用環境資源進行發電，又提高了變電站用電系統的可靠性;在突發故障全站停電時可以提供5 kW的功率5～7 h，保證了重要負荷的供電，提高了供電的可用性和可靠性。該方案工程造價約為57.7萬元，占地面積約為90 m2，只需利用變電站的內部屋頂，無需額外征地。該方案雖然短期內經濟性較差，但可以為今后光伏發電系統在智能電網中的進一步推廣應用積累經驗。

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