港口供電可靠性提升工程技術方案

付秀林

漢班托塔國際港口集團

1 引言

漢班托塔港(以下簡稱漢港)毗鄰印度次大陸等新興市場，供電問題是其發展的主要障礙。目前，漢港存在著供電可靠性差、電能質量及用能經濟性低、用電自動化和智能化程度差等問題。供電公司的供電可靠性差，港區內缺乏高效的用電監控，無法對用電數據進行全面檢測、分析，設備故障信息檢測、判斷及分析手段差，無法通過優化運行方式改善供電質量、提升電網運營效率和效益。

目前，學者基于DG(Distributed Generation，分布式電源)以及微電網，研究了分布式電源以及微電網的引入對供電可靠性的影響，認為在微電網控制管理條件下，能夠提高接入點以及下游區域的可靠性程度。王楓等指出微電網與分布式電源作為特殊負荷可以在一定程度上降低配網負荷點故障率指標[1]；李志鏗、葛少云等研究了DG與儲能對微電網與配電系統可靠性提升的作用，并為DG安裝的規劃配置提出建議[2-3]；馮明燦等提出了一種兼顧瞬時峰值負荷特性的配網建設規劃方案，可彌補因瞬時負荷導致的供電不足，提升供電可靠性[4]；王宗耀等分析了配電自動化系統對可靠性影響的經濟效益[5]。然而對于較多的可靠性提升措施，電力企業無法同時實行，因此，仍需要對于可靠性提升措施進行優選。本文采用在港區內建設源-網-荷-儲-控的智能微電網系統的方案，可以綜合利用港區內分布式發電、冷、熱、氣等資源，提高配電的智能化程度，解決港區內供電可靠性、經濟性問題。

2 供電可靠性提升工程技術方案設計

2.1 微電網總體方案設計

采用智能微電網方案，通過在港區P1SS2變電站供電范圍內增加儲能系統、柴油發電機自動控制系統、能量管理系統(EMS)等構建港區微電網系統。該智能微電網總體方案見圖1。

圖1 智能微電網總體方案圖

針對漢港未來的負荷發展需求以及港口區域高可靠、高質量電力供給需求，采用基于儲能技術的智能微電網技術提升港口的供電可靠性。

(1)在配電網中接入1 MW/0.5 MWh儲能系統(儲能容量可根據需求進行調整)，采用鋰電池儲能系統，儲能變流器需在并網、孤網模式下均具備虛擬同步運行功能，儲能系統經過升壓變(新建1 MVA)接入11 kV母線，儲能系統相關的儲能電池、電池管理系統、升壓變壓器、儲能逆變器、開關柜、消防系統、動環檢測系統等集成在1個40 ft集裝箱內。

(2)選擇P1SS2進線開關柜作為PCC關口開關，加裝遠動和同期模塊。

(3)對柴油發電機組控制系統進行改造，使其具備遙測、遙調、遙控功能。

(4)開發微電網能量優化調度管理系統，對儲能系統、柴油發電機組以及相關配電設備進行統一的優化調度管理,實現系統可靠經濟運行。

智能微電網系統結構見圖2。

圖2 智能微電網系統結構示意圖

2.2 微電網系統組成

(1)儲能系統單元。由儲能變流器PCS與電化學儲能電池組成，儲能電池通過儲能變流器PCS的控制進行快速、精確、雙向可控的有功/無功功率調節來控制電網系統的運行。

為滿足儲能系統的高功率密度、高能量密度、快速充放電響應以及價格相對低廉等需求，儲能單元采用高功率鋰電池。目前，港口內的最大負荷在1 MW以下，儲能系統的總建設容量選擇為1 MW/0.5 MWh，經過儲能變流器PCS逆變并升壓后接入11 kV母線。考慮港口的未來負荷規劃，采用集裝箱式儲能系統可以更加方便的實現擴容，具體布置見圖3。

圖3 集裝箱儲能布置圖

1 MW/0.5 MWh儲能系統所涉及的儲能變流(PCS)、電池管理系統(BMS)、鋰電消防系統、0.4/11 kV干式變壓器、11 kV開關柜都集成在40 ft集裝箱內。儲能系統配置2臺500 kW儲能變流器PCS，儲能變流器需具備P/Q運行模式、V/F運行模式(2種模式下均需具備虛擬同步運行控制模式能力)。儲能系統的測控信號通過通信網絡接入微電網能量優化調度管理系統。儲能集裝箱放置在P1SS2配電室附近，可便于微電網的接入和運行管理。

(2)柴油發電機組測控系統。為滿足智能微電網的運行控制需求，在P1SS2變電站處原有柴油發電機組的控制系統加裝遠程測控裝置，使其具備遙測、遙調以及遙控功能，通過通信網絡與微電網能量優化調度管理系統連接，實現能量管理系統對柴油發電機組的遠程監測、遠程啟動以及運行狀態的遠程設定。

(3)并網關口柜。通過改造P1SS2的高壓進線柜作為智能微電網系統的公共連接點(PCC點)并網關口柜。PCC點并網關口柜作為微電網與公用電網的接口分界點，其測控信號通過通信網絡與微電網能量管理系統連接。在儲能系統、柴油發電機組的并網接入點以及重要負荷上級變壓器的低壓側開關處也新加裝并網關口柜，新增并網關口柜應具備故障快速檢測隔離以及遠動和同期模塊，其測控信號通過通信網絡與系統連接。

2.3 微電網能量管理系統

2.3.1 微電網能量管理系統架構設計

微電網能量管理系統產品采用先進的微電網3層控制體系，即分別從微電網就地控制層、微電網集中控制層、配電網調度層3個層面進行微電網全面的控制。配電網調度層、微電網集中控制層和就地控制層可靈活配置，不同的微電網項目中可以根據微電網的規模和結構，選取1層(就地控制器層或微電網集中控制層)、或2層(就地控制層和微電網集中控制層)、或3層體系，實現微電網的并網/離網多模態經濟、穩定運行。微電網能量管理系統主要實現監控、微網集中控制功能。

2.3.2 微電網能量管理系統遠程功能設計

能量管理系統與儲能系統、柴油發電機組以及配電自動化設備的測控信號接入采用光纖通訊方式，可對微電網中的設備狀態進行監控，協調微電網內外部的能量管理，可遠程管理。此外，其具有實時波形顯示功能、歷史波形顯示功能，擁有數據庫，開放對外接口，可定制化二次開發。監視量和控制量主要包含電池關鍵信息、進線(快速)開關柜信息、PCS全部信息等監視量和記錄量以及對PCS開關機、運行模式設置及功率控制、對進線(快速)開關柜分合閘控制、對柴油機開關機及功率設置等控制指令。

微電網能量管理系統的具體功能模塊為：

(1)方案制定和命令發布功能。經過通信上傳的PCC點、斷路器、負荷節點的各種參數，經過數據處理，制定柴油發電機組、儲能系統的工作方式切換、功率輸出等調節，斷路器的通斷等控制策略，把設定值與控制命令發送至各調節裝置，維持微電網的正常運行。

(2)柴油機系統控制功能。根據能量管理系統的控制命令進行柴油發電機組的啟/停控制及運行模式遠程調度管理。能量管理系統檢測調節柴油機系統的輸出特性，當負荷需求增大時，通知柴油機系統增加輸出功率；反之，減少輸出功率。

(3)儲能系統管理功能。蓄電池充放電與電壓、功率管理。當微電網負載小于柴油發電機20%的額定功率時，儲能系統適當充電，保證柴油發電機輸出功率不小于20%的額定功率維持柴油發電機組有功出力處于最優工作區間。

(4)模式切換功能。當電網發生故障時，控制微電網與大電網斷開，進入離網運行，可實現兩種運行模式的無縫轉換，維持離網狀態穩定運行；檢測大電網來電時，自動將微電網由離網模式過渡到并網模式下。根據微電網的工作狀態發布分布式電源與斷路器邏輯控制控制命令，當滿足條件時，能量管理系統通知分布式電源控制器和各斷路器動作，完成預定的投切操作。

2.4 智能微電網運行方式

該智能微電網方案主要有5種運行狀態：

(1)并網運行狀態。在外部電網正常運行時，智能微電網系統運行于并網運行狀態。此時，P1SS2的并網關口柜開關合閘，儲能系統以P/Q方式并網運行，其輸出有功、無功功率由微電網能量管理系統進行統一調度。

(2)并/離網切換狀態。當港口上級電網發生故障或需要進行檢修時，由微電網能量管理系統下達指令快速斷開P1SS2的并網關口柜開關；由微電網能量管理系統下達指令啟動柴油發電機組，將儲能系統運行模式由P/Q模式切換為V/F模式；待柴油發電機組啟動完成后，儲能系統運行模式切換為P/Q模式。

(3)離網運行狀態。港口上級電網發生故障，P1SS2的并網關口柜開關需斷開。在離網模式下，由柴油發電機組為區域電網提供幅值、頻率穩定的三相電壓；儲能系統運行于P/Q模式，維持柴油機組出力處于最優工作區間。

(4)離/并網切換狀態。在檢測到主網恢復供電且得到主網調度的并網允許后，由微電網能量管理系統向P1SS2的并網關口柜開關下達并網開關同期合閘指令，待合閘后，柴油發電機組停止運行，儲能系統維持P/Q運行模式，系統完成由離網向并網模式的切換。

(5)故障/檢修狀態。P1SS2的并網關口柜斷開，儲能系統、柴油發電機組停止運行，負荷與電網斷開停止運行，由運維人員進行故障排除和檢修。

3 結語

綜合考慮冷、熱、電、氣等多種能源的運行狀態，按照“提高能源利用率、保障高效可靠運行”的思路進行總體規劃設計，構建了涵蓋智能化配電網、多種分布式能源、柔性負荷等運行數據的多維信息模型。該智能微電網方案能夠提高多種能源與柔性負荷的資源利用率，精準控制聯絡線功率，提供能量管理、協同控制與優化調度等功能，保證智能微電網供電系統的穩定性。