數字化移動儲能系統在雄安新區的應用

池威威,劉海峰,賈志輝,李志雷,祝 賀

(國網河北省電力有限公司雄安新區供電公司,河北 雄安新區 071000)

2017年4月1日,中共中央、國務院決定設立國家級雄安新區,并提出堅持世界眼光、國際標準、中國特色、高點定位的發展戰略。近年來,雄安新區一批基礎性重大工程項目啟動實施、承接北京非首都功能疏解工作漸次展開,已經進入大規模開工建設階段。但由于雄安新區所轄縣區電網原屬保定農網范圍,設備水平普遍偏低、網架基礎過于薄弱、供電能力嚴重不足,再加上現有電力廊道等外部條件尚不能滿足雄安新區國際一流綠色智能電網建設需求,造成目前電網距離世界一流電網仍有一定差距[1]。

隨著現代電網技術的發展,儲能技術逐漸被引入到電力系統中,儲能系統應用于電網柔性補強,可以延緩電網升級、減少輸電阻塞、提高供電可靠性,可以有效解決雄安新區過渡期電網電力需求與外部廊道建設條件不匹配的問題。但由于目前儲能系統價格仍然較高,質量和系統管理水平參差不齊,距離在點多面廣的配電網大規模應用仍有一定的差距[2]。

基于軟件定義的數字化移動式儲能系統可以有效消除復雜電池系統短板效應,降低儲能系統全壽命周期成本,提升儲能系統管理水平,對于促進儲能系統在雄安新區大規模推廣應用,支撐雄安電網高質量建設具有重要意義。

1 移動儲能應用需求

1.1 過渡電網補強

近年來,雄安新區社會經濟快速發展,居民生活水平不斷提高,用電需求急劇增長,特別是城中村和城郊住宅小區入住率迅速提升,給中低壓配網運行帶來了巨大的壓力。重過載線路多、電能質量低、安全隱患多、供電可靠性不高,給城中村電網規劃建設與客戶用電報裝帶來較大矛盾。

如果現狀薄弱的城中村或城郊電網改造與城市規劃建設同步進行,會滯后3-5年,難以滿足近期負荷增長需求。提前按照高標準建設,外部廊道、站址條件均不具備,建設難度過大;降低標準建設,在后期仍然需要進行改造,造成重復建設[3]。因此在新區過渡期電網建設過程中,中低壓配電網用戶迫切需要經濟實用的柔性補強技術。

1.2 不停電檢修

雄安新區目前處于大規模建設階段,為了滿足負荷增長需求,配電變壓器改造、桿線遷移、導線更換等工程量巨大,僅靠帶電作業難以滿足工作需求。通過移動儲能電源對設備停電檢修影響范圍內的客戶進行連續供電,轉供后再進行停電作業,可以彌補帶電作業方式的不足[4]。

利用計劃停電中制定計劃到實際停電的時間,完成移動儲能供電,一方面可以降低停電事件對用戶造成的影響,提高供電公司企業形象;另一方面可以減少供電公司的電費損失,取得良好的經濟效益。

1.3 施工備用電源

雄安新區容東片區、高鐵站片區、啟動區、起步區等4個重點片區建設工程項目多,區域內重點工程密集、建設工期緊張,停電對重點工程的建設質量和進度均會產生較大的影響,而且還會給施工單位帶來較大的經濟損失。

受雄安現有電網條件限制,施工片區普遍存在輸電線路供電半徑過長、T接用戶過多、線路負載重的情況,導致施工區域供電可靠性偏低,難以滿足重點工程高可靠性建設用電需求。利用移動儲能提供備用電源,可以有效提升用戶的供電可靠性,提高經濟效益。

2 數字化移動儲能系統設計方案

數字化移動儲能系統主要由儲能雙向變流系統、儲能電池、電池能量交換系統、通風散熱系統、電池開關柜、電池開關、電源輸入輸出系統、動力單元、電纜、電纜卷盤及配套照明系統、配電系統組成。數字化移動儲能電源車不但具備固定式UPS不間斷電源的優點,還具有機動靈活,調配方便的特點。

2.1 系統總體方案

儲能系統選用標稱152 Ah的磷酸鐵鋰電芯,每個集線器管理由12個電池單體通過3P4S組成的模塊,每路規格為12.8 V/456 Ah,每個電池架由39路12.8 V/456 Ah串聯而成,每個電池架規格為499.2 V/456 Ah;1個電池架接入1臺100 k W儲能逆變器,系統由2個電池架經2臺100 k W逆變器輸出,理論設計容量455.27 k Wh。數字化移動儲能系統拓撲見圖1。

圖1 數字化移動儲能系統拓撲示意

考慮與雙向儲能變流器的匹配,每簇電池組設計為由39個3P4S電池模塊組成。額定電壓及容量為499.2 V/456 Ah,227.6 k Wh。整個系統由2簇電池組組成,總容量為455.3 k Wh。每簇電池組工作電壓范圍為437～569 V(單體2.8～3.65 V),該電壓范圍與雙向儲能變流器的直流側電壓匹配(DC420～750 V),可最大化地提高效率。根據設計要求,PCS選用模塊化設計,每簇電池接入1個PCS模塊,避免電池組之間的并聯[5]。系統組成形式如圖2所示。

圖2 電池系統組成形式示意

2.2 電池數字化管理系統

2.2.1 功能特點

BCS電池數字化管理系統是基于軟件定義的電池網絡拓撲可動態重構的分布式數字儲能系統技術。采用能量信息化技術實現電池能量流與信息流同頻(MHz級)離散化處理,使電池管控顆粒度從電池電芯級和模組級細化為能量切片,使電池能量流和信息流深度融合,實現能量流和信息流管控在時空尺度上的匹配,并采用網絡化管控思想,將電池單元由傳統固定串并聯結構演進為電池矩陣網絡化互聯成組結構,以電池網絡拓撲動態可重構管控技術為手段實現基于互聯網技術的分布式能量管控,從而徹底解決傳統電池管理中的關鍵問題,如效率、均衡、可靠性與安全性等問題。利用能量交換系統實現儲能設備的廣泛靈活接入,通過能量流控制信息流,借助大數據云計算技術進行儲能設備的云端管控和優化調度,并參與電網輔助服務、電力交易、儲能資源租賃等高級應用。

2.2.2 系統結構

BCS電池能量交換系統分為三層架構,由電池能量網卡、電池能量集線器、電池能量交換機組成,另有輔助設備電池能量適配器控制電池簇的通斷。

a.電池能量交換機,其功能為整個系統的控制中樞,是整個系統的最上層,承擔與外部控制器通信,并接收外部控制器指令,執行對整個電池交換系統的運行控制。按照系統配置,該系統中總共需要2個電池能量交換機,每一簇電池配置有1個電池能量交換機。該電池能量交換機與下屬39個電池能量集線器進行通信。電池能量交換機分為主回路開關及旁路開關,主回路開關控制電池主回路之間的通斷,在系統串充及放電時主回路開關閉合;旁路開關在系統串充及正常放電時處于斷開狀態,當需要單獨對某節電池進行均充或某節電池出現故障需要退出時,旁路開關根據一定的控制策略進行動作。此外,電池能量網卡負責將所連接的電池兩極的電壓信號上傳給電池能量集線器,以供電池能量集線器進行單體電壓計算。電池能量交換機連接示意見圖3。

圖3 電池能量交換機連接示意

b.電池能量集線器,作為一個電池模組的就地控制器,可以接收電池能量交換機下發的控制指令,根據電池狀態動態控制電池模組陣列拓撲結構,使充放電過程中電池單體保持均衡,可以快速響應故障電池保護策略;每個電池能量集線器管控1個電池模塊(3P4S),每一簇電池需要39個電池能量集線器,整個系統需要78個電池能量集線器。

c.電池能量網卡,電池功率連路的橋接單元,可以對其管理的單節電池進行功率流管控,是系統功率輸出的最小單元,也是系統信息化管理的神經單元。每2個電池單體之間連接有1個電池能量網卡,每簇電池需要468個電池能量網卡,整個系統需要936個電池能量網卡。

d.電池能量適配器,作為系統功率級對外接口,根據系統調度指令完成與PCS的功率對接或隔離,以及部分保護功能;每一簇電池需要1個電池能量適配器,整個系統需要2個電池能量適配器。

2.3 儲能能量轉換系統

根據設計的需求,儲能雙向變流器的功率為200 k W,離并網運行。方案選用模塊化柜式儲能變流器(PCS),配置在電網和電池之間,可實現市電和電池之間能量的雙向流動管理,可有效進行需求側管理,削峰填谷、平滑負荷、需量管理、平衡負荷,達到更有效的利用電力設備,降低用電成本的目的,同時也可以提高電力系統運行穩定性。該柜式PCS由2個100 k W離并網型PCS并聯組成,100 k W模塊化拓撲雙向儲能逆變器采用全模塊化設計,可快速維護和擴展,且具有自動剔除功能,在單模塊故障時,不影響其他模塊工作。為達到系統最大效率,該100 k W PCS模塊電壓范圍為420～750 V,模塊內部不使用升壓變壓器,交流側輸出AC270 V。2個PCS模塊交流側并聯之后再通過270 V轉400 V的升壓變壓器升壓至400 V。該系統中,電池組掛接直流母線,通過DC/AC逆變后向負載供電,電池也能通過DC/AC由市電進行充電。結合電池組的配組方案,電池組選用156串磷酸鐵鋰電池,額定電壓約499.2 V,每串電池掛接1個DC/AC模塊,共2組,減少電池并聯提高可用性。

2.4 輔助系統

消防系統選用手提式干粉滅火器及懸掛自爆式滅火器,自爆式滅火器裝置是一種無管路、無線路、結構合理的自動滅火裝置。在設置的動作溫度內(溫度設置有57℃(橙色)、68℃(紅色)、79℃(黃色))起爆,自動開啟并噴射干粉滅火劑,撲滅局部火災。

溫控系統箱體內部溫度低于0℃情況下,在系統開啟前,開啟空調制熱功能,將整個箱體電池倉內部溫度調整均勻,在15℃情況下,空調待機。箱體內部溫度高于35℃情況下,在系統開啟前,開啟空調制冷功能,將整個箱體電池倉內部溫度調整均勻,保持在25℃左右。

箱體中的電池系統、空調、風機、普通照明裝置、應急照明裝置等設備的供電電源在并網充電模式下由外部電網提供,外部市電接入中控柜,在離網帶載模式下由車廂內自取電。

3 數字化移動儲能系統應用

220 k V劇村變電站施工現場由1臺315 k VA變壓器供電,上級供電線路為單輻射線路,最大負載率達到104%。基建施工階段土建、電氣專業存在較多機械設備,一旦停電會造成設備損壞,并對施工進度產生一定影響。受大風、雷電等惡劣天氣的影響為施工變壓器供電的10 k V架空線路多次發生故障,受工地復雜外部環境的影響供電難以迅速恢復,多次影響變電站的施工進度,為保證容東輸變電工程的順利投運,有必要提升施工電源供電可靠性。

3.1 儲能系統接入方案

劇村變電站基建施工現場配置2個施工配電箱、1個生活用電配電箱,施工區配電箱通過二級斷路器與一級配電箱相連,為保證施工和生活用電的供電可靠性,儲能系統利用擴建間隔接入一級配電箱,兼顧各種用電方式。接入方案見圖4。

圖4 儲能系統接入方案

3.2 控制策略

3.2.1 備用電源模式

在備用電源模式下,終端控制器采集電表、一級斷路器數據,系統分析數據后控制一級斷路器分合閘。控制策略如下:

a.當終端控制器采集到電網失電時,自動控制一級斷路器分閘;

b.終端控制器與移動儲能的EMS系統進行485通信;

c.EMS管理系統通過485通信接收到斷路器分閘信號后,控制DCDC母線恒壓開機運行、ACDC交流逆變模式開機運行,給負荷1、2供電(此前因電網失電,ACDC、DCDC設備已停機);

d.電網恢復供電時,終端控制器通過電能表采集電網信息,并通過485通信告知EMS管理系統,EMS管理系統控制ACDC、DCDC關機;

e.ACDC、DCDC關機后,EMS管理系統通過485通信告知終端控制器,終端控制器控制一級斷路器合閘;

f.一級斷路器合閘后,終端控制器通過485通信告知EMS管理系統,且EMS管理系統自身也檢測到并網信號后,控制ACDC直流恒壓模式開機、DCDC恒功率模式開機;

g.移動儲能系統處于備用狀態。

3.2.2 削峰填谷模式

削峰填谷模式下,系統分析上級電源(奧劇線)日負荷曲線變化情況,根據負荷預期進行補強,控制策略如下:

a.凌晨00:00—06:00,移動儲能設備以60 k W功率充電;

b.上午08:30—11:30,移動儲能設備以80 k W功率向電網放電;

c.下午12:30—15:00,移動儲能設備以50 k W功率充電;

d.下午16:30—19:30,移動儲能設備以80 k W功率向電網放電。

e.移動儲能系統監測到外部電網停電后,自動關機,避免在外部電網故障狀態向電網反送電。同時,可根據氣象條件遠程操作轉入備用電源工作模式。

3.3 應用效果

移動儲能方案、引入第2路電源都能夠保證施工用電的可靠性,2種方案經濟成本效益對比如下。

3.3.1 移動儲能接入方案

每套移動儲能系統投資110萬元,2020年6月初至12月底預計運行213 d。系統接入后將設備以租賃形式獲取收益,租賃費用考慮覆蓋儲能系統成套費用、運輸費用和施工費用,并考慮一定利潤率。儲能系統投資費用情況見表1。

儲能系統日歷壽命按照10 a計算,儲能系統7個月分攤初始投資,考慮10%利潤率,約7.06萬元;施工費用預計2萬元;電量損耗每天按照40 k Wh電量計算,預計產生0.68萬元電費;秋冬季天氣狀況較好情況下進行峰谷套利,按照50%時間計算,預計節約電費1.38萬元。整個壽命周期內,移動儲能系統為施工用電提供備用電源期間預計總費用8.36萬元。

3.3.2 引入第2路電源方案

距離施工用電位置最近的另一回10 k V線路約1.5 km,因此若引入第2路電源為施工用電提供備用電源至少需要新建1.5 km架空線路。按照類似項目估算采用引入第2路電源方式預計發生費用34萬元(線路部分27萬元,變壓器部分7萬元),見表2。

3.3.3 成本效益對比

采用移動儲能產生的費用,僅為運行期限內按日歷天數分攤的投資和維持正常運行產生的運行費用。2種方案雖然都能滿足施工用電需求,但是臨時用電線路建設標準難以滿足正式用電要求,在劇村變電站建成后需要拆除,會造成較大程度的浪費。而移動儲能系統在變電站建成后可以轉移到其他場景,不會造成資源浪費。總體上采用移動儲能產生的總費用是引入第2路電源方式產生總費用的24.6%左右。

4 結束語

采用數字化管理系統的移動儲能系統有效解決了傳統電池管理中效率、均衡、可靠性與安全性等方面的關鍵問題,應用于雄安新區劇村220 k V變電站施工工地后,在備用電源和削峰填谷模式下均取得了良好的效果。大規模推廣應用后,基于數字化管理系統特有的優勢,可方便實現儲能系統的精細化管理,通過統一的能力管理平臺,對儲能電池進行標準化管理,可有效降低儲能系統的總體運營成本,提高系統響應效率。