用户侧光储充一体化智能微电网系统应用研究*

单栋梁, 刘向立, 徐利凯, 王聪慧

(许继电源有限公司,河南 许昌 461000)

0 引 言

随着电动汽车及分布式光伏发电近年来的大力发展,对配电网规划、并网运行管理等提出了很大挑战。截至目前,全国电动汽车保有量达210万辆,全国分布式光伏装机容量累计达50.6 GW。为协调分布式光伏的出力特性和电动汽车日益增加的充电负荷需求,减小分布式光伏和电动汽车的接入对配电网的影响,改善配电网的整体负荷特性[1],最大化经济效益和社会效益,光伏、储能、充放电设施等组成的微电网系统应运而生。光储充一体化微电网系统解决方案在充电设施建设、分布式可再生能源消纳、缓解配电网容量压力、提升电网运行稳定性等方面提供了有力保障。

构建新型能源网络架构,推动绿色能源发展。基于光伏+储能+充电站的新型新能源网络架构模式,不仅可以平抑光伏发电波动,提高光伏发电的利用率,实现光伏的无缝对接,缓解配电网供电负荷压力,还可借助“光储充”的技术特性参与电网调峰调频、削峰填谷等辅助服务,实现电动汽车充换电网络与电网的有效衔接和协调发展,作为能源互联网的重要应用载体有典型的示范作用。

分布式光伏发电作为实现可持续化发展的技术产物,有效利用可再生能源为区域内的用户进行专项供电[2]。同时光伏发电具有波动性和间歇性,通过储能技术对其出力波动进行平抑。

储能可提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂,设备负荷性质多变,用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。用户侧安装的储能系统服务对象明确,其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网供电不足或其他特殊情况时,储能系统还可以作为备用电源,提升供电可靠性。

光储充多能互补系统不仅可以在充电桩用电高峰期工作时减轻对电网的冲击,并且提高间歇式清洁能源的消纳能力和现有配电网资源的利用率,同时还有良好的经济效益、社会效益和环境效益,对促进电动汽车与清洁能源的协调发展起到良好的引领示范作用[3]。

1 系统方案对比

光储充多能互补系统的用电拓扑形式可分为交流母线、直流母线及交直流母线混合形式[4],其拓扑结构如图1所示。各拓扑结构优缺点对比分析如表1所示。

交流母线形式的架构相对简单,其中应用的光伏和储能变流器设备技术较为成熟,造价相对较低,适于工程应用。

直流母线形式的架构便于各类新能源设备接入,且整体效率较高,适用于直流负荷为主的系统,工程应用相对较少[5]。

交直流母线混合形式的架构方便交直流设备的接入,配置较为灵活,系统相对复杂。

2 详细方案设计

现有老旧小区及高速公路服务区的配电系统容量都较低,在这些区域增设光伏及储能系统。系统包含供配电系统、充电系统、储能系统、光伏系统、监控系统、消防及安防系统等。

(1) 供配电系统:配电系统0.4 kV提供交流进线,为本站储能系统、光伏发电系统、充电机各子系统提供电源,同时提供多路备用电源向站用电负荷供电。

表1 各拓扑结构优缺点对比分析

(2) 光伏系统:可布置于房顶或地面空地。为提高太阳能电池的转换效率,通常采用对太阳进行自动跟踪的方法,使电池板正对太阳,提升光伏系统发电效率。光伏发出的电能可用于充电桩供电,也可用于站内日常用电,同时将多余的电能通过储能系统储存,做到零弃光[6-7]。

(3) 储能系统:选用磷酸铁锂电池储能系统,在峰谷电价机制下,可以移峰填谷、削减峰谷差,降低供电成本,提高电网调节能力;可以兼做不间断供电电源,提高供电的可靠性;可以延缓电网升级投资,降低线路网损,提高电力系统的稳定性。

(4) 充电系统:产品采用新型SIC功率器件设计,设备效率高,功率密度大,高防护等级,液晶操作界面,可实现同时充电。设备具备宽电压输出范围,既能大功率给大巴车充电,又能给乘用车充电,提高了服务能力;充电机具备恒功率输出能力,可以大大提高充电机的充电效率,缩短充电等待时长,提升车主充电体验。

(5) 监控系统(含能量管理):监控系统实时监测各单元状态,监控光储充系统内部设备状态,将信息上传至展示屏,并根据峰谷时段及用电情况控制各发用电单元的能量流动,实现削峰填谷、谷电利用、新能源消纳等功能,提升系统运行经济性。

某服务区变压器配置容量为315 kVA,根据数据统计,选择服务区某月的用电负荷曲线,如图2所示。从图2可以看出,服务区的用电负荷最大值为245 kVA左右,为变压器容量的78%,如在服务区增设充电机等大功率冲击性负荷,配电容量无法满足用电需求,需对变压器进行扩容。

为解决配电容量问题,经考察,服务区有闲置的屋顶及地面空地,充分利用该空间建设光伏发电系统及储能系统。光伏系统进行清洁能源发电,可作为虚拟电厂,相当于对配电网容量补给;光伏发电受环境因素影响较大,输出很不稳定,对电网会有冲击。储能系统可以跟踪可再生能源发电输出的曲线,削峰填谷,使其输出变成一个可控的曲线,方便电网调度,减少对电网的冲击,一定程度上缓解配电容量的增容,选用图1中a拓扑形式。

2.1 光伏系统

光伏系统配置原则:同型号光伏组件;同型号逆变器;根据可利用面积,光伏并网容量≤70%配电容量;优先负荷消纳,储能充电次之,余电上网。

晶体硅光伏电池以绝对优势占据着光伏电池市场,主要是由于地球上硅原材料储量丰富,晶体结构稳定,硅半导体器件工艺成熟,受环境的影响很小,而且有希望提高光电效率降低生产成本。目前晶体硅电池占各种形式的光伏电池总量的93%。单晶硅光伏电池相较于多晶硅光伏电池具有功率密度大、转换效率高等优点,本次使用单晶硅光伏电池。结合峰谷时段、光伏发电曲线和负荷模拟曲线,得到服务区光伏、负荷及时段曲线如图3所示。

服务区用电负荷主要集中在日间,且负荷变化趋势与电价峰谷时段基本对应,在电价高峰时段负荷较大。光伏系统出力随光照强度而变化,光伏功率上午逐渐上升,中午达到顶峰后,下午渐渐下降。该服务区配置分布式光伏系统后,可有效利用光伏发电为负荷供电,减小服务区配电容量压力,为服务区配置充电设施提供充足容量。另配置储能系统可平滑光伏发电的电能输出,削峰填谷,减少对电网的冲击。

2.2 储能系统

储能系统配置原则:电池容量≤用户每天高峰时段用电量/充放电次数;变流器功率≤系统电价高峰时段平均功率;变流器功率≤光伏峰值发电功率-峰值负荷容量;变流器功率≥电池容量/谷电时长。

锂离子电池目前已广泛应用于新能源汽车和电化学储能等领域。锂离子电池根据电极材料不同又分为较多种类。常用的锂离子电池有磷酸铁锂电池、钴酸锂电池、锰酸锂电池、三元锂电池、钛酸锂电池等,其中磷酸铁锂电池更适合用于电化学储能系统。储能用锂离子电池对能量密度要求稍微宽松,但对安全性、循环寿命和成本要求较高。从以上几方面来看,磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中最适合用于电化学储能的技术路线。

储能变流器功率选择如图4所示,由负荷曲线与光伏曲线的峰段差值考虑。储能变流器选择150 kW,可满足负荷峰值情况下的电能供应。考虑设备的最大利用率及收益,考虑每天2次充放,电池容量选择2个峰段放电区间的较小值。在10:00～15:00的第一个电价峰段中,光伏出力小于负荷功率的时段储能系统可放电量为200 kWh。在18:00～21:00的第二个电价峰段中,负荷消耗电量为430 kWh,且该时段光伏出力很小,由于储能系统配置容量为300 kWh,储能系统在此时段可放电量为240 kWh左右。

2.3 充电系统

充电系统前级采用全桥可控PWM整流器拓扑结构,采用SIC器件进行设计,充电设备电压范围宽(DC 200～750 V)、功率密度高和备恒功率充电功能,提升了充电桩的服务范围及利用率。根据现有乘用车辆电压平台普遍在500 V以内,整车电量在40 kWh左右,充电桩功率采用30 kW充电设备进行布局。

2.4 能量管理系统

能量管理设计原则:① 考虑储能系统的使用寿命问题,尽可能避免储能系统的深度充放电;② 最大限度地消纳光伏发电;③ 减小对电网的冲击,光伏单元峰值功率不超过设定值;④ 购电成本最低,尽量使用低谷电价或平时段电量[8]。

能量管控系统采用信息分层式架构予以部署,网络架构如图5所示。对下,实现集中式的统一管控,在为充电用户提供良好充电服务体验的前提下,可为运维人员提供便捷、高效的运维模式;对上,将各方数据整合后,向平台推送统计、关键的实时信息。能量管控系统可优化平台整体的网络架构,是平台的必要补充。系统可采用4G或有线方式通过能源控制器接入运营服务云平台。

控制系统根据时段确定光伏单元、储能单元、检测系统检测的用电负荷信息,制定充电站的运行策略;光储(充)的能量管理系统根据实时电价动态制定储能控制计划,使其电价低谷时充电、电价高峰时放电,利用电价差实现储能电站收入最大化。根据负荷功率的变化,动态调节储能出力,减少从大电网的功率输入,以赚取利润。具体应用场景如下:

(1)用电低谷时,此时用户负荷和储能充电同时由市电提供,功率之和小于配电容量。

(2)用电平时段时,由于储能系统容量已满,此时优先采用光伏发电给负荷供电,如果光伏无法满足需求时,需要市电给负荷补充供电。

(3)用电峰时段时,此时优先采用光伏发电给负荷供电,如果光伏无法满足负荷需求时,采用储能同时给负荷供电,当储能和光伏均不能满足负荷需求时,采用市电给负荷供电;当光伏功率大于负荷功率时,光伏给储能充电。

(4)用电平时段时,此时优先采用光伏发电给负荷供电,如果光伏无法满足负荷需求时,采用市电给负荷供电;光伏功率大于负荷时,光伏给储能充电。

3 工程应用

根据该服务区可利用的屋顶面积布置光伏270 kW左右,储能系统配置150 kW/300 kWh,每天储能系统充放电2个循环,充电系统30 kW,整站设备投入180万元左右。

能量管控系统根据实时电价动态制定光储控制计划,使其电价低谷时充电、电价高峰时放电,利用电价差实现储能电站收入最大化。结合本项目配置情况,根据后期加入充电桩充电功率的变化,动态调节储能出力,以减少从大电网的功率输入,以赚取利润。

光储系统充放电时段如图6所示,采取尖峰对平段,峰段对谷段的充放电方式,控制策略根据具体应用场景进行调整(参数以实际情况配置)。根据电价的尖峰、峰、平谷时间段不同,以及依据负荷曲线及光伏发电曲线,在夜间电价谷电时段进行储能充电;日间光伏功率小于负荷功率的电价高峰时段时进行储能放电。在光伏功率大于负荷功率时,光伏发电余量给储能系统充电;在光伏不出力的电价高峰时段进行储能放电。光储系统充放电策略如表2所示。

光储系统采取每天充放电2次的策略。具体策略是储能系统23∶00～次日7∶00的电价谷段进行1次充电;在10∶00～12∶00的电价峰段进行1次放电;在12∶00～18∶00进行1次充电(此时段优先采用光伏减去负荷的余电给储能系统充电,若光伏功率小于负荷时则在平时段用市电给储能系统充电,直至充满);在18∶00～21∶00的电价峰段进行1次放电。

表2 光储系统充放电策略

考虑光伏发电全部自发自用,每天满发时间为3.5 h,平均电价为0.9元,光伏系统效率按照0.8计算,每年发电量为:365×3.5×270×0.8=27.594万kWh,节省电费24.8346万元。25年总收益620.865万元。

考虑储能系统放电深度0.85,储能系统效率87%,储能电池寿命按照6 000次计算,峰谷价差按照平均0.7元/kWh,储能系统全生命周期峰谷套利收益为300×0.85×0.87×6000×0.7=93.177万元。

充电设备每天充电10次,每次充电20 kWh,每kWh盈利0.8元,每天盈利160元,每年盈利5.84万元。设备资产回收周期约为4.5 a。

4 结 语

本文详细描述了光储充系统的配置原则及控制方法,结合具体的工程案例进行控制策略及经济效益分析,该方案既解决了服务区的配电容量不足的问题,又取得了良好的经济效益。光储的引入提高了用户侧分布式能源接入能力、应对灾变能力,保证供电可靠性,满足电能质量需求,削峰填谷。

截止2019年6月,纯电动汽车保有量已超过210万辆,充电桩也已达100万台。在配电容量较小且扩容困难的区域,要满足车辆的正常充电,建设光储系统成为一种可行的解决方案。根据《“十三五”现代综合交通运输体系发展规划》:到2020年我国高速公路里程要达到15万km,根据《高速公路交通工程及沿线设施设计通用规范》规定,则需要高速公路服务区3 000对,由此可见,随着高速公路建设持续升温,服务区的数量也必然持续增长。高速服务区建设充电设施已成为必要趋势,配合光储系统建设充电设施将会节省服务区配电容量、实现服务区绿色能源供应,为打造绿色交通提供有利条件。

光储系统成本在逐年降低,与充电系统结合,可实现以光养桩,削峰填谷,平抑充电负荷波动,降低电网容量压力,提高供电可靠性,实现充电设施全面运行监控和智能运营管理。