数字化移动储能系统在雄安新区的应用

池威威,刘海峰,贾志辉,李志雷,祝 贺

(国网河北省电力有限公司雄安新区供电公司,河北 雄安新区 071000)

2017年4月1日,中共中央、国务院决定设立国家级雄安新区,并提出坚持世界眼光、国际标准、中国特色、高点定位的发展战略。近年来,雄安新区一批基础性重大工程项目启动实施、承接北京非首都功能疏解工作渐次展开,已经进入大规模开工建设阶段。但由于雄安新区所辖县区电网原属保定农网范围,设备水平普遍偏低、网架基础过于薄弱、供电能力严重不足,再加上现有电力廊道等外部条件尚不能满足雄安新区国际一流绿色智能电网建设需求,造成目前电网距离世界一流电网仍有一定差距[1]。

随着现代电网技术的发展,储能技术逐渐被引入到电力系统中,储能系统应用于电网柔性补强,可以延缓电网升级、减少输电阻塞、提高供电可靠性,可以有效解决雄安新区过渡期电网电力需求与外部廊道建设条件不匹配的问题。但由于目前储能系统价格仍然较高,质量和系统管理水平参差不齐,距离在点多面广的配电网大规模应用仍有一定的差距[2]。

基于软件定义的数字化移动式储能系统可以有效消除复杂电池系统短板效应,降低储能系统全寿命周期成本,提升储能系统管理水平,对于促进储能系统在雄安新区大规模推广应用,支撑雄安电网高质量建设具有重要意义。

1 移动储能应用需求

1.1 过渡电网补强

近年来,雄安新区社会经济快速发展,居民生活水平不断提高,用电需求急剧增长,特别是城中村和城郊住宅小区入住率迅速提升,给中低压配网运行带来了巨大的压力。重过载线路多、电能质量低、安全隐患多、供电可靠性不高,给城中村电网规划建设与客户用电报装带来较大矛盾。

如果现状薄弱的城中村或城郊电网改造与城市规划建设同步进行,会滞后3-5年,难以满足近期负荷增长需求。提前按照高标准建设,外部廊道、站址条件均不具备,建设难度过大;降低标准建设,在后期仍然需要进行改造,造成重复建设[3]。因此在新区过渡期电网建设过程中,中低压配电网用户迫切需要经济实用的柔性补强技术。

1.2 不停电检修

雄安新区目前处于大规模建设阶段,为了满足负荷增长需求,配电变压器改造、杆线迁移、导线更换等工程量巨大,仅靠带电作业难以满足工作需求。通过移动储能电源对设备停电检修影响范围内的客户进行连续供电,转供后再进行停电作业,可以弥补带电作业方式的不足[4]。

利用计划停电中制定计划到实际停电的时间,完成移动储能供电,一方面可以降低停电事件对用户造成的影响,提高供电公司企业形象;另一方面可以减少供电公司的电费损失,取得良好的经济效益。

1.3 施工备用电源

雄安新区容东片区、高铁站片区、启动区、起步区等4个重点片区建设工程项目多,区域内重点工程密集、建设工期紧张,停电对重点工程的建设质量和进度均会产生较大的影响,而且还会给施工单位带来较大的经济损失。

受雄安现有电网条件限制,施工片区普遍存在输电线路供电半径过长、T接用户过多、线路负载重的情况,导致施工区域供电可靠性偏低,难以满足重点工程高可靠性建设用电需求。利用移动储能提供备用电源,可以有效提升用户的供电可靠性,提高经济效益。

2 数字化移动储能系统设计方案

数字化移动储能系统主要由储能双向变流系统、储能电池、电池能量交换系统、通风散热系统、电池开关柜、电池开关、电源输入输出系统、动力单元、电缆、电缆卷盘及配套照明系统、配电系统组成。数字化移动储能电源车不但具备固定式UPS不间断电源的优点,还具有机动灵活,调配方便的特点。

2.1 系统总体方案

储能系统选用标称152 Ah的磷酸铁锂电芯,每个集线器管理由12个电池单体通过3P4S组成的模块,每路规格为12.8 V/456 Ah,每个电池架由39路12.8 V/456 Ah串联而成,每个电池架规格为499.2 V/456 Ah;1个电池架接入1台100 k W储能逆变器,系统由2个电池架经2台100 k W逆变器输出,理论设计容量455.27 k Wh。数字化移动储能系统拓扑见图1。

图1 数字化移动储能系统拓扑示意

考虑与双向储能变流器的匹配,每簇电池组设计为由39个3P4S电池模块组成。额定电压及容量为499.2 V/456 Ah,227.6 k Wh。整个系统由2簇电池组组成,总容量为455.3 k Wh。每簇电池组工作电压范围为437～569 V(单体2.8～3.65 V),该电压范围与双向储能变流器的直流侧电压匹配(DC420～750 V),可最大化地提高效率。根据设计要求,PCS选用模块化设计,每簇电池接入1个PCS模块,避免电池组之间的并联[5]。系统组成形式如图2所示。

图2 电池系统组成形式示意

2.2 电池数字化管理系统

2.2.1 功能特点

BCS电池数字化管理系统是基于软件定义的电池网络拓扑可动态重构的分布式数字储能系统技术。采用能量信息化技术实现电池能量流与信息流同频(MHz级)离散化处理,使电池管控颗粒度从电池电芯级和模组级细化为能量切片,使电池能量流和信息流深度融合,实现能量流和信息流管控在时空尺度上的匹配,并采用网络化管控思想,将电池单元由传统固定串并联结构演进为电池矩阵网络化互联成组结构,以电池网络拓扑动态可重构管控技术为手段实现基于互联网技术的分布式能量管控,从而彻底解决传统电池管理中的关键问题,如效率、均衡、可靠性与安全性等问题。利用能量交换系统实现储能设备的广泛灵活接入,通过能量流控制信息流,借助大数据云计算技术进行储能设备的云端管控和优化调度,并参与电网辅助服务、电力交易、储能资源租赁等高级应用。

2.2.2 系统结构

BCS电池能量交换系统分为三层架构,由电池能量网卡、电池能量集线器、电池能量交换机组成,另有辅助设备电池能量适配器控制电池簇的通断。

a.电池能量交换机,其功能为整个系统的控制中枢,是整个系统的最上层,承担与外部控制器通信,并接收外部控制器指令,执行对整个电池交换系统的运行控制。按照系统配置,该系统中总共需要2个电池能量交换机,每一簇电池配置有1个电池能量交换机。该电池能量交换机与下属39个电池能量集线器进行通信。电池能量交换机分为主回路开关及旁路开关,主回路开关控制电池主回路之间的通断,在系统串充及放电时主回路开关闭合;旁路开关在系统串充及正常放电时处于断开状态,当需要单独对某节电池进行均充或某节电池出现故障需要退出时,旁路开关根据一定的控制策略进行动作。此外,电池能量网卡负责将所连接的电池两极的电压信号上传给电池能量集线器,以供电池能量集线器进行单体电压计算。电池能量交换机连接示意见图3。

图3 电池能量交换机连接示意

b.电池能量集线器,作为一个电池模组的就地控制器,可以接收电池能量交换机下发的控制指令,根据电池状态动态控制电池模组阵列拓扑结构,使充放电过程中电池单体保持均衡,可以快速响应故障电池保护策略;每个电池能量集线器管控1个电池模块(3P4S),每一簇电池需要39个电池能量集线器,整个系统需要78个电池能量集线器。

c.电池能量网卡,电池功率连路的桥接单元,可以对其管理的单节电池进行功率流管控,是系统功率输出的最小单元,也是系统信息化管理的神经单元。每2个电池单体之间连接有1个电池能量网卡,每簇电池需要468个电池能量网卡,整个系统需要936个电池能量网卡。

d.电池能量适配器,作为系统功率级对外接口,根据系统调度指令完成与PCS的功率对接或隔离,以及部分保护功能;每一簇电池需要1个电池能量适配器,整个系统需要2个电池能量适配器。

2.3 储能能量转换系统

根据设计的需求,储能双向变流器的功率为200 k W,离并网运行。方案选用模块化柜式储能变流器(PCS),配置在电网和电池之间,可实现市电和电池之间能量的双向流动管理,可有效进行需求侧管理,削峰填谷、平滑负荷、需量管理、平衡负荷,达到更有效的利用电力设备,降低用电成本的目的,同时也可以提高电力系统运行稳定性。该柜式PCS由2个100 k W离并网型PCS并联组成,100 k W模块化拓扑双向储能逆变器采用全模块化设计,可快速维护和扩展,且具有自动剔除功能,在单模块故障时,不影响其他模块工作。为达到系统最大效率,该100 k W PCS模块电压范围为420～750 V,模块内部不使用升压变压器,交流侧输出AC270 V。2个PCS模块交流侧并联之后再通过270 V转400 V的升压变压器升压至400 V。该系统中,电池组挂接直流母线,通过DC/AC逆变后向负载供电,电池也能通过DC/AC由市电进行充电。结合电池组的配组方案,电池组选用156串磷酸铁锂电池,额定电压约499.2 V,每串电池挂接1个DC/AC模块,共2组,减少电池并联提高可用性。

2.4 辅助系统

消防系统选用手提式干粉灭火器及悬挂自爆式灭火器,自爆式灭火器装置是一种无管路、无线路、结构合理的自动灭火装置。在设置的动作温度内(温度设置有57℃(橙色)、68℃(红色)、79℃(黄色))起爆,自动开启并喷射干粉灭火剂,扑灭局部火灾。

温控系统箱体内部温度低于0℃情况下,在系统开启前,开启空调制热功能,将整个箱体电池仓内部温度调整均匀,在15℃情况下,空调待机。箱体内部温度高于35℃情况下,在系统开启前,开启空调制冷功能,将整个箱体电池仓内部温度调整均匀,保持在25℃左右。

箱体中的电池系统、空调、风机、普通照明装置、应急照明装置等设备的供电电源在并网充电模式下由外部电网提供,外部市电接入中控柜,在离网带载模式下由车厢内自取电。

3 数字化移动储能系统应用

220 k V剧村变电站施工现场由1台315 k VA变压器供电,上级供电线路为单辐射线路,最大负载率达到104%。基建施工阶段土建、电气专业存在较多机械设备,一旦停电会造成设备损坏,并对施工进度产生一定影响。受大风、雷电等恶劣天气的影响为施工变压器供电的10 k V架空线路多次发生故障,受工地复杂外部环境的影响供电难以迅速恢复,多次影响变电站的施工进度,为保证容东输变电工程的顺利投运,有必要提升施工电源供电可靠性。

3.1 储能系统接入方案

剧村变电站基建施工现场配置2个施工配电箱、1个生活用电配电箱,施工区配电箱通过二级断路器与一级配电箱相连,为保证施工和生活用电的供电可靠性,储能系统利用扩建间隔接入一级配电箱,兼顾各种用电方式。接入方案见图4。

图4 储能系统接入方案

3.2 控制策略

3.2.1 备用电源模式

在备用电源模式下,终端控制器采集电表、一级断路器数据,系统分析数据后控制一级断路器分合闸。控制策略如下:

a.当终端控制器采集到电网失电时,自动控制一级断路器分闸;

b.终端控制器与移动储能的EMS系统进行485通信;

c.EMS管理系统通过485通信接收到断路器分闸信号后,控制DCDC母线恒压开机运行、ACDC交流逆变模式开机运行,给负荷1、2供电(此前因电网失电,ACDC、DCDC设备已停机);

d.电网恢复供电时,终端控制器通过电能表采集电网信息,并通过485通信告知EMS管理系统,EMS管理系统控制ACDC、DCDC关机;

e.ACDC、DCDC关机后,EMS管理系统通过485通信告知终端控制器,终端控制器控制一级断路器合闸;

f.一级断路器合闸后,终端控制器通过485通信告知EMS管理系统,且EMS管理系统自身也检测到并网信号后,控制ACDC直流恒压模式开机、DCDC恒功率模式开机;

g.移动储能系统处于备用状态。

3.2.2 削峰填谷模式

削峰填谷模式下,系统分析上级电源(奥剧线)日负荷曲线变化情况,根据负荷预期进行补强,控制策略如下:

a.凌晨00:00—06:00,移动储能设备以60 k W功率充电;

b.上午08:30—11:30,移动储能设备以80 k W功率向电网放电;

c.下午12:30—15:00,移动储能设备以50 k W功率充电;

d.下午16:30—19:30,移动储能设备以80 k W功率向电网放电。

e.移动储能系统监测到外部电网停电后,自动关机,避免在外部电网故障状态向电网反送电。同时,可根据气象条件远程操作转入备用电源工作模式。

3.3 应用效果

移动储能方案、引入第2路电源都能够保证施工用电的可靠性,2种方案经济成本效益对比如下。

3.3.1 移动储能接入方案

每套移动储能系统投资110万元,2020年6月初至12月底预计运行213 d。系统接入后将设备以租赁形式获取收益,租赁费用考虑覆盖储能系统成套费用、运输费用和施工费用,并考虑一定利润率。储能系统投资费用情况见表1。

储能系统日历寿命按照10 a计算,储能系统7个月分摊初始投资,考虑10%利润率,约7.06万元;施工费用预计2万元;电量损耗每天按照40 k Wh电量计算,预计产生0.68万元电费;秋冬季天气状况较好情况下进行峰谷套利,按照50%时间计算,预计节约电费1.38万元。整个寿命周期内,移动储能系统为施工用电提供备用电源期间预计总费用8.36万元。

3.3.2 引入第2路电源方案

距离施工用电位置最近的另一回10 k V线路约1.5 km,因此若引入第2路电源为施工用电提供备用电源至少需要新建1.5 km架空线路。按照类似项目估算采用引入第2路电源方式预计发生费用34万元(线路部分27万元,变压器部分7万元),见表2。

3.3.3 成本效益对比

采用移动储能产生的费用,仅为运行期限内按日历天数分摊的投资和维持正常运行产生的运行费用。2种方案虽然都能满足施工用电需求,但是临时用电线路建设标准难以满足正式用电要求,在剧村变电站建成后需要拆除,会造成较大程度的浪费。而移动储能系统在变电站建成后可以转移到其他场景,不会造成资源浪费。总体上采用移动储能产生的总费用是引入第2路电源方式产生总费用的24.6%左右。

4 结束语

采用数字化管理系统的移动储能系统有效解决了传统电池管理中效率、均衡、可靠性与安全性等方面的关键问题,应用于雄安新区剧村220 k V变电站施工工地后,在备用电源和削峰填谷模式下均取得了良好的效果。大规模推广应用后,基于数字化管理系统特有的优势,可方便实现储能系统的精细化管理,通过统一的能力管理平台,对储能电池进行标准化管理,可有效降低储能系统的总体运营成本,提高系统响应效率。