储能与充电桩相结合的方案研究

2021-11-19梁建宾王星赵中良李小萌

电子测试 2021年20期

梁建宾，王星，赵中良，李小萌

（中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司，河南郑州450000；2.国网郑州供电公司，河南郑州，450000）

0 引言

2020年5月，199IT互联网数据中国充电联盟文章显示，截止2020年5月公共充电基础设施达到55.1万台，其中充电桩建设主要分布在广东、江苏、陕西等；依据国家汽车发展战略，大力推进新能源汽车的发展，为此海南省第一个提出2025年前后适时启动燃油汽车进岛管控计划，充电汽车电力需求的发展也将带动电力需求迈进新的阶段。按照充电桩配电设计，设置充电站无功补偿功率因数COSψ取值0.95，变电站最佳负载率取值0.8；充电机同时率取值0.5～0.8，充电桩容量与配电容量比例为（1.52～0.95）：1。

根据目前乘用车及货运车辆的电动化率，各城市及郊区需建设大量充电桩设施满足用电需求。以郑州为例，2020年，郑州市汽车保有量突破400万量，按目前每年更新27万辆计入，郑州市需每年新增约1.2万条桩，且汽车多分布在市区、县域中心区域，因此1.2万条充电桩按30KW接入计算约需求变电容量360MW，按变电站3×63 MVA约每年新增2座，考虑到逐年需新增容量，是否考虑通过一种新的技术方案解决变电站征地困难，解决变电站重过载问题，本文提出一种采用储能与变电站结合的技术方案，从而减少征地、降低变电站负载，增强原有变电站使用率的一种新模式[1]。

1 充电桩发展中的问题

1.1 充电桩容量需求

充电桩布置目前分两种方式，一种采用分散式布局，如一机两枪，单枪可选直流30kW、60kW，交流7kW；另一种采用集中式充电堆，可选择630kW、800kW等。根据目前城市建设，单处布置总容量约630～7000KW不等，考虑大型充电桩布置，本文分析在大型充电桩布局时对变电站负载率的冲击情况。按照80条枪40个桩布局，新增充电容量3200kW，需求配电容量按同时率0.5计入，约需求2105KW，若变电站周边有4处大型充电桩，则新增容量为8.42MW，若3台63MW变电站新增负载为4.46%，若两台时新增负载为6.7%。因此对于负载率80%左右的变电站，充电桩的冲击负荷对变电站影响较大。

1.2 变电站增容难

对于变电站而言，主要存在三个主要问题，一变电站征地难，目前市区内居民用电及商业用电比重越来多高，但城市内变电站用地稀缺，且变电站征地考虑到周边民事协调，选址后落地难度大；二变电站进出线通道难，目前市区内多为电缆通道，且现有道路两侧管线布局较密，有通道位置存在民房待拆除，协调难度大；三变电站建设成本费用剧增，现有可利用多为地面绿地，若建设地下变电站其费用相对地上呈几何级上涨。因此考虑在不增加变电站布点的情况下通过储能方式转移新增容量及解决电力需求问题。

2 储能的应用情况

储能中电感和电容是常见且易于存放的储能方式，其工作原理在于将电能转化成化学能，然后在需要的时候将化学能转化成电能使用，常见的多为磷酸铁锂、三元锂；其接入电压等级有400V，10kV；因此将储能与箱变或者开闭所10千伏结合起来，通过10千伏母线将储能传递给终端用户将起到10千伏等级消纳作用。此文用到了储能的能量时移及备用容量等功能[2]。

储能的能量时移主要通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。该方法不仅可以调节变电站的负载率问题，同时可以将弃风弃光电量存储后移至其他时段进行并网。能量时移属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求相对宽松，但是因为用电负荷及可再生能源的发电特性导致能力时移的应用频率相对较高。

储能的备用容量功能是指在满足预计负荷需求之外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备，一般备用容量需要在系统正常电力供应容量15-20%，且最小值应等于系统中单击装机容量最大的机组容量。由于备用容量针对突发情况，一般年运行频率较低，如果采用电池单独做备用容量服务，经济性无法保障，因此需将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。

3 储能消纳能力

储能主要通过配置容量合理调节负荷增长需求，通过电网变电站将电能存储在储能设备中，待高峰时期，通过充放电进行移峰填谷。本文主要通过建设分布式储能系统，尤其在高峰时段，可通过储能与充电桩的布置直接降低变电站供给容量，从而解决用电高峰时段变电站负荷过高问题。其储能按容量配比，一次充电或单天充电按饱和送出，其对应的充电桩数量及可供周边充电车辆如表1、表2所示。其中表1中给出当储能规模不同时，其容量与变电站规模的占比情况以及可配置充电桩的组数。表2给出不同规模储能配置时可容纳充电汽车规模、以及周边的居民用户数。从表2可知，当配置储能规模在25 Mwh时，已远远满足周边居民充电汽车充电（全电动），如汽车按50%电动计入则在12 MWh时即可满足需求。

表1 不同规模储能容量可解决充电桩数量

表2 不同规模储能容量满足周边充电车辆，周边原配套居民数量

目前储能设备容量不等，以2.8MW为例，其宽×深×高数据为13.7m×2.5m×2.9m，从形状上，易于在变电站内及周边选址或安装在合适的地下空间内，路径沿市政电力管线敷设。

4 实施效果

（1）将储能应用于变电站终端的配电环节，从根本上解决新增容量需增加变电站容量问题，同时减少变电站征地等情况，使得土地资源有效利用，储能的配合使用，提升变电站及场地的利用率，同时为充电桩的发展提供一种新的思路模式，本文中提出的基于储能建设的充电桩布局将促进电力产业升级[3]。

（2）储能技术不仅仅是一种电能容量存储方式，它是解决电力供应需求的一种方式，也是一种将能源供耗分散化，能量使用可存储化的一种方案，将带来产业发电、用电侧的技术革新。

（3）充电桩及储能的搭配建设将构建新能源汽车行业发展新思路，通过充电桩～储能的供电，形成以新能源汽车为战略的能耗供给平台，同时为后期数字化应用、数据中心建设提供新的场景。

5 储能优点及推广性

（1）储能主要通过于变电站侧的10千伏母线接入，直接对储能设备供电，储能设备出线端与充电桩设施相连，主要通过专线设备管理，智能化线路传感技术，终端设备监控及储能侧能源消耗自动调节闲时电能储备情况，有效控制变电站负载情况及线路运行情况。具体模型见图1。

图1 储能设备与10千伏配电设备接线示意图

（2）储能设备采用集装箱式，从布局上可呈现一字型或L型排布，可有效利用变电站内或变电站围墙侧土地资源，减少城市周边划片用地。

以某大工业1-10 kV分电价计算为准，晚间低电价0.3335元/kWh时将电能通过储能方式储存起来，白天峰值时期1.0334元/kWh时段释放出来，存在相对的0.6999元/kWh的电价差，或者白天平值时段充电，成本在0.638元/kWh,此时价值差在0.3955元/kWh,因此对于储能设备每天有两个时段可以充电，作为充电桩可以在任何时段通过储能设备的出线端进行充电。此种方案可从根本上解决变电站增容问题，充电桩的利润问题。

6 目前面临的问题

主要考虑储能收益比问题，储能建设时目前成本在3000元/kWh～4000元/kWh，储能电脑按2次充放电计入，且完全理想状态，其投资回收期为6年。考虑其充放电、运维成本、设备检修更换等，储能投资回收期在10年以上，因此目前可推广效益较差。随着电动汽车的引入，目前充电桩的需求越来越多，其变电站容量直接限制充电桩的布局，同时储能设施的不完善，导致越来越多的充电设施建设在城郊地带，不便于居民生活。储能与充电桩的结合将带来储能设施的建设，但变电站周边是否预留有储能用地空间未知，充电桩的强劲需求将带来电网容量的急剧扩增，需提前考虑。