风光储联合发电技术在500 kV变电站站用电系统中的应用

2012-08-09陈斌查申森李海烽卫银忠

电力建设 2012年10期

陈斌，查申森，2，李海烽，卫银忠

(1.江苏省电力设计院，南京市 211102;2.东南大学电气工程学院，南京市 210096)

0 引言

风能和太阳能作为一种清洁高效的新能源已受到广泛关注，随着风光发电技术的日趋成熟，一些厂家和单位都在尝试将风光发电技术应用于变电站内部，或利用光伏发电作为站用电系统的补充电源，或建成一个小型的光伏电站直接并网发电［1-4］。

由于风能和太阳能存在随机性和间歇性，其能量输出不稳定，直接将光伏发电系统接入变电站会对系统和设备造成一定的冲击，引起保护的误动作;而将储能技术和风光发电结合起来，利用储能单元对功率的平抑作用，使风光发电变得可控，则可以极大提高输出电能质量，减少对系统和设备的不利影响［5-8］。

受场地和空间的限制，变电站内部的风光发电系统功率一般较小，并网发电意义不大，但可以给站内部分负荷供电。本文结合某500 kV变电站工程，探讨风光储(wind-photovoltaic-energy storage，W-PV-ES)联合发电技术应用在500 kV变电站站用电系统中的可行性。

1 常规站用电配置方案分析

1.1 站用电常规接线

某500 kV变电站共规划建设3台站用变压器，本期建设3台(0～2号)，站用变低压侧为380/220 V，采用单母双分段接线。1～2号站用变电压比为35/0.4，0号站用变电压比为66/0.4。1～2号站用变高压侧分别接在1～2号主变压器的35 kV母线上，0号站用变高压侧接站外66 kV电源，该电源从站外线路T接，线路长约为9.5 km。站用电接线原理如图1所示。

图1 站用电常规配置Fig.1 General configuration of station power system

1.2 常规备用电源的技术经济分析

据统计，本变电站交流用电负荷约为573 kVA，考虑一定裕度，推荐站用变压器容量为630 kVA。

0号站用变T接线路的导线型号为LGJ-120，建设投资约为475万元。站外低压线路T接方案加长了可能引起供电中断的线路，可靠性低于专线引接［9］，但其投资一般较低。由于发生站内380 V两段母线同时失电且T接线路的概率极低，因此从站外低压线路T接的方式具有较高的可靠性。

2 风光储系统作为备用电源的方案分析

2.1 风光储站用电系统及运行方式

风光储站用电系统利用风能和光能互补的特性，建设风光储微网系统代替T接站外电源，具体的接线如图2所示。

图2 风光储站用电接线Fig.2 Configuration of W-PV-ES station power system

正常状态:1号和2号站用变同时运行，各自带1段母线。

故障状态:1号或2号站用变故障退出运行，微网系统代替故障变压器供电;在全站失电的情况下，由微网系统为全站负荷供电。

2.2 风光储系统的方案设计

根据该工程所在的地理位置，查阅相关光照强度资料得:全年每天平均有效光照时间为8 h，光照强度为0～950 W/m2。经过计算，在有效光照的8 h内平均光照为750 W/m2，能被光伏电池转化的能量为105 W/m2。

参考已建工程的数据，光伏组件平均发电功率为41%的额定功率，发电成本为8.5元/W。

该工程区域历史平均风速为1.8 m/s(离地高3 m处)，修正后离地18m高的风速［10-12］为6.31 m/s。

同理可得修正后离地20 m高的风速为6.79 m/s，离地23 m高的风速为7.49 m/s。

由于系统的发电容量要求较小，可以选择额定功率为20～100 kW的小型风机。

风光储微网系统作为备用电源与站用变压器配合使用时，其容量配置取决于备用电源启动的情况。分析500 kV变电站站用电系统的运行工况，通常考虑在下述几种情况下启用备用站用变压器:

(1)1台站用工作变压器故障或临时退出运行1～2 h。

(2)引接站用工作电源的500 kV主变发生故障2～4 h。

(3)引接站用工作电源的500 kV主变小检修2～3天。

(4)500 kV主变大检修10～15天。

该方案中储能元件是蓄电池组，蓄电池组的容量大小与持续供电时间有直接关系。参考变电站直流系统中对蓄电池持续供电能力的要求，假定风光储系统蓄电池组的持续供电时间为2 h［13］。超过2 h则配合其他方式供电，如配置移动式柴油发电机。移动式发电机可以作为某个区域的移动式备用电源，当某变电站的常规站用电源故障时可以作为备用电源及时补充，保证供电的可靠性。

本站站用变压器的容量为630 kVA，按风光储系统蓄电池组持续供电2 h计算，本站配置的风光储系统系统需要1 260 kW·h的能量储备。

(1)光伏发电。需要配置的光伏电池额定容量为384 kW，光伏电池成本为326万元，所需光伏电池面积为3 657 m2，光伏电池一般尺寸为2 m×1 m，需要约1.65万块电池。而电池需要均匀排列在地面上，为了保证2.4倍的行距［14］，整个光伏发电系统需要占地8 777 m2。

蓄电池的储能容量按2 h来考虑，所需电量为1 260 kW·h，根据蓄电池的放电深度，则实际所需蓄电池的容量为1 680 kW·h，蓄电池的初投资成本约为252万元。

由于铅酸蓄电池的寿命只有5年，因此系统20年的蓄电池成本为504万～1 008万元，方案1的投资预算见表1。

表1 方案1的投资预算Tab.1 Cost of scheme 1 万元

(2)风力发电。假设系统要求1个星期内充满电，则风力发电机的功率应为7.5 kW。为了保证能够及时充电，可以选用1台30 kW的风机，成本为30万元。蓄电池的配置同方案1，方案2的投资预算见表2。

表2 方案2的投资预算Tab.2 Cost of scheme 2 万元

以上2种方案都需要增加1台630 kW的发电车，价格约为320万元;若周围4个变电站共用1台发电车，则平均每个变电站相应的成本为80万元，且上述成本不包括安装、检测设备等费用。

2.3 技术经济分析

以上2种备用电源方案与T接1路站外备用电源的技术经济对比分析见表3。

表3 不同方案的经济技术对比分析Tab.3 Comparison of different schemes

500 kV变电站用电系统可靠性要求高，一旦某台常规站用变发生故障，则需要备用电源及时供电。供电时间与各类故障的排除时间密切相关，这要求备用电源具有较强的持续供电能力。风光储系统作为备用电源，工作站用变故障后由蓄电池向负荷供电，在2 h内供电可靠性较高，2 h后供电无法保障。如果要保证更长的供电时间，则需要增加光伏组件和蓄电池，这将大大增加投资和占地面积。

由站外线路T接1路专用电源，虽然投资比方案2略高，但其始终具有较高的供电可靠性，在站用工作变压器故障后能及时供电，保证变电站的正常运行，并且供电时间不受限制，不额外增加变电站的占地面积。

如果采取其他风光发电组合方案，也同样存在投资成本过高、占地面积过大的问题。由此可以看出，目前技术条件下风光储系统作为变电站备用电源的技术经济指标不高、可操作性不强，但可以用在站用电系统的某个部分中，如应急电源。

3 风光储系统作为应急电源的方案分析

3.1 站用电系统的接线及运行方式

结合变电站的实际用电情况，将变电站内的负载分为站内二次设备、照明系统、视频监控和门禁用电负荷，站内日常供电负荷以及其他用电负荷。发生极端情况时，利用风光储系统给重要负荷供电，具体结构如图3所示。

图3 风光储型应急电源系统配置Fig.3 Configuration of W-PV-ES emergency power system

正常状态下1号和2号站用变各带一段母线运行;如果1号或者2号站用变发生故障，则0号站用变代替故障变压器运行;在全站失电的情况下，备用电源通过0号站用变为全站负荷供电;在极端情况下，全站和备用电源失电，则启用风光储系统给重要负荷供电。

由图3可知，该方案选择的接入点是母线下的各交流支路，而不是400 V交流母线，这不仅可以根据实际负载需要选择接入线路，保证重要负载的应急电源，而且能够避开一些大功率的感性负载，规避风险，有效缩小光伏发电系统规模，减少电站投资成本。

本方案将风光储发电系统接入变电站直流屏系统。直流屏主要用于为变电站提供稳定的直流电源，即将380 V交流电直接转化为220 V直流电源，在无市电输入时，通过蓄电池放电，为合闸母线和控制母线提供220 V直流电。风光储微网系统的接入可以有效防范全站停电的风险:一旦电网失电，则可以通过蓄电池逆变出的交流电为直流屏供电，输出正常的合母电压及控母电压，保证变电站关键设备的安全运行。

根据500 kV变电站用电的实际情况以及预算，权衡各方面因素特别是变电站站用电的安全性和稳定性，可将风光储系统纳入到室内应急照明系统中，这样即使全站和备用电源同时出现故障，风光储系统仍然可以保证照明系统的运行，为故障恢复赢得时间。

3.2 风光储系统的容量配置方案

参考已有的应急照明系统，其负荷一般较小，为2～3 kW，因此本方案设计的风光储系统的持续输出功率为5 kW，一旦出现全站失电故障，则系统储能单元可以维持应急照明负荷正常工作5～7 h。根据风机的最小装机容量，本方案只采用光伏组件和蓄电池。

(1)光伏发电。该方案需配置的光伏容量为12.195 kW，光伏组件的成本为8.5元/W，则光伏电池的总成本为10.4万元。光伏电池的占地面积为116 m2，光伏组件主要安装在变电站屋顶，无需额外征地。

(2)蓄电池。储能电池一般采用铅酸蓄电池，当电网出现故障时，按系统储能单元能维持照明等负载正常工作5 h计算，所需储能容量为25 kW·h，根据蓄电池的放电深度，实际所需蓄电池容量［15］为33.3 kW·h，则蓄电池的初投资成本为5万元，但铅酸蓄电池的寿命只有5年，因此20年系统的蓄电池成本为10万～20万元。

3.3 光伏组件的安装及相关设备的选型

(1)光伏组件的安装。本方案中的光伏组件安装于变电站二次设备室及功能用房屋顶，大楼结构如图4、5所示。

由图4、5可见，建筑南立面及屋顶没有突出遮挡，适合光伏组件的安装。组件朝正南方向安装，由于配置了储能元件，而且系统不需随时输出，为了降低成本，最终确定装机容量为5 280 kWp。

变电站屋顶为平屋顶，中间高、两边有5°坡度，所以组件安装时组件支架本身有2个角度，分别是25°和 30°，以保证组件的倾角均为 30°［15-16］。

(2)逆变器的选型设计。光伏组件选择22块240 Wp多晶组件，装机容量为5 280 kWp，选用3台SMA光伏并网逆变器。

(3)储能系统设计。储能系统主要包括储能逆变器和蓄电池。

1)储能逆变器:储能逆变器是系统的核心设备，既可以将交流电整流后存进蓄电池，也可以将蓄电池的直流电逆变为交流电供负载使用。本系统选择了3台SMA储能双向逆变器，以“1主2从”的模式运行。

2)蓄电池:蓄电池组在该系统中主要有储能、电网调节、营造交流环境、提供电网参数等作用。

本项目中使用了2 V、1 000 Ah的单体电池，共24支;蓄电池全部串联，以达到直流系统48 V的要求电压。蓄电池组放在室内，用电池架支撑，材料为热镀锌钢。

3.4 技术经济分析

风光储系统作为应急电源能够持续输出5 kW的功率5～7 h，工程造价约为57.7万元，光伏电池占地面积约为90 m2，利用变电站内部屋顶即可，不需要额外征地，在技术上具有可行性;而且光伏发电系统可以防范从站外低压专线T接备用电源的风险，一旦发生全站停电且T接线路发生故障时可由站内应急电源系统供电。

4 结语

风光储发电系统应用于变电站站用电系统的技术条件已经基本成熟。但目前光伏组件成本偏高、光电转换效率低及蓄电池等储能成本高，导致风光储系统替代传统备用电源方案的建设总成本偏高、占地面积偏大，站用电系统的可靠性也无法得到保证，因此该方案暂时不具有可行性。

本文所设计的光伏储能发电系统为变电站提供应急电源的方案，既可以充分利用环境资源进行发电，又提高了变电站用电系统的可靠性;在突发故障全站停电时可以提供5 kW的功率5～7 h，保证了重要负荷的供电，提高了供电的可用性和可靠性。该方案工程造价约为57.7万元，占地面积约为90 m2，只需利用变电站的内部屋顶，无需额外征地。该方案虽然短期内经济性较差，但可以为今后光伏发电系统在智能电网中的进一步推广应用积累经验。

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