港口供电可靠性提升工程技术方案

付秀林

汉班托塔国际港口集团

1 引言

汉班托塔港(以下简称汉港)毗邻印度次大陆等新兴市场，供电问题是其发展的主要障碍。目前，汉港存在着供电可靠性差、电能质量及用能经济性低、用电自动化和智能化程度差等问题。供电公司的供电可靠性差，港区内缺乏高效的用电监控，无法对用电数据进行全面检测、分析，设备故障信息检测、判断及分析手段差，无法通过优化运行方式改善供电质量、提升电网运营效率和效益。

目前，学者基于DG(Distributed Generation，分布式电源)以及微电网，研究了分布式电源以及微电网的引入对供电可靠性的影响，认为在微电网控制管理条件下，能够提高接入点以及下游区域的可靠性程度。王枫等指出微电网与分布式电源作为特殊负荷可以在一定程度上降低配网负荷点故障率指标[1]；李志铿、葛少云等研究了DG与储能对微电网与配电系统可靠性提升的作用，并为DG安装的规划配置提出建议[2-3]；冯明灿等提出了一种兼顾瞬时峰值负荷特性的配网建设规划方案，可弥补因瞬时负荷导致的供电不足，提升供电可靠性[4]；王宗耀等分析了配电自动化系统对可靠性影响的经济效益[5]。然而对于较多的可靠性提升措施，电力企业无法同时实行，因此，仍需要对于可靠性提升措施进行优选。本文采用在港区内建设源-网-荷-储-控的智能微电网系统的方案，可以综合利用港区内分布式发电、冷、热、气等资源，提高配电的智能化程度，解决港区内供电可靠性、经济性问题。

2 供电可靠性提升工程技术方案设计

2.1 微电网总体方案设计

采用智能微电网方案，通过在港区P1SS2变电站供电范围内增加储能系统、柴油发电机自动控制系统、能量管理系统(EMS)等构建港区微电网系统。该智能微电网总体方案见图1。

图1 智能微电网总体方案图

针对汉港未来的负荷发展需求以及港口区域高可靠、高质量电力供给需求，采用基于储能技术的智能微电网技术提升港口的供电可靠性。

(1)在配电网中接入1 MW/0.5 MWh储能系统(储能容量可根据需求进行调整)，采用锂电池储能系统，储能变流器需在并网、孤网模式下均具备虚拟同步运行功能，储能系统经过升压变(新建1 MVA)接入11 kV母线，储能系统相关的储能电池、电池管理系统、升压变压器、储能逆变器、开关柜、消防系统、动环检测系统等集成在1个40 ft集装箱内。

(2)选择P1SS2进线开关柜作为PCC关口开关，加装远动和同期模块。

(3)对柴油发电机组控制系统进行改造，使其具备遥测、遥调、遥控功能。

(4)开发微电网能量优化调度管理系统，对储能系统、柴油发电机组以及相关配电设备进行统一的优化调度管理,实现系统可靠经济运行。

智能微电网系统结构见图2。

图2 智能微电网系统结构示意图

2.2 微电网系统组成

(1)储能系统单元。由储能变流器PCS与电化学储能电池组成，储能电池通过储能变流器PCS的控制进行快速、精确、双向可控的有功/无功功率调节来控制电网系统的运行。

为满足储能系统的高功率密度、高能量密度、快速充放电响应以及价格相对低廉等需求，储能单元采用高功率锂电池。目前，港口内的最大负荷在1 MW以下，储能系统的总建设容量选择为1 MW/0.5 MWh，经过储能变流器PCS逆变并升压后接入11 kV母线。考虑港口的未来负荷规划，采用集装箱式储能系统可以更加方便的实现扩容，具体布置见图3。

图3 集装箱储能布置图

1 MW/0.5 MWh储能系统所涉及的储能变流(PCS)、电池管理系统(BMS)、锂电消防系统、0.4/11 kV干式变压器、11 kV开关柜都集成在40 ft集装箱内。储能系统配置2台500 kW储能变流器PCS，储能变流器需具备P/Q运行模式、V/F运行模式(2种模式下均需具备虚拟同步运行控制模式能力)。储能系统的测控信号通过通信网络接入微电网能量优化调度管理系统。储能集装箱放置在P1SS2配电室附近，可便于微电网的接入和运行管理。

(2)柴油发电机组测控系统。为满足智能微电网的运行控制需求，在P1SS2变电站处原有柴油发电机组的控制系统加装远程测控装置，使其具备遥测、遥调以及遥控功能，通过通信网络与微电网能量优化调度管理系统连接，实现能量管理系统对柴油发电机组的远程监测、远程启动以及运行状态的远程设定。

(3)并网关口柜。通过改造P1SS2的高压进线柜作为智能微电网系统的公共连接点(PCC点)并网关口柜。PCC点并网关口柜作为微电网与公用电网的接口分界点，其测控信号通过通信网络与微电网能量管理系统连接。在储能系统、柴油发电机组的并网接入点以及重要负荷上级变压器的低压侧开关处也新加装并网关口柜，新增并网关口柜应具备故障快速检测隔离以及远动和同期模块，其测控信号通过通信网络与系统连接。

2.3 微电网能量管理系统

2.3.1 微电网能量管理系统架构设计

微电网能量管理系统产品采用先进的微电网3层控制体系，即分别从微电网就地控制层、微电网集中控制层、配电网调度层3个层面进行微电网全面的控制。配电网调度层、微电网集中控制层和就地控制层可灵活配置，不同的微电网项目中可以根据微电网的规模和结构，选取1层(就地控制器层或微电网集中控制层)、或2层(就地控制层和微电网集中控制层)、或3层体系，实现微电网的并网/离网多模态经济、稳定运行。微电网能量管理系统主要实现监控、微网集中控制功能。

2.3.2 微电网能量管理系统远程功能设计

能量管理系统与储能系统、柴油发电机组以及配电自动化设备的测控信号接入采用光纤通讯方式，可对微电网中的设备状态进行监控，协调微电网内外部的能量管理，可远程管理。此外，其具有实时波形显示功能、历史波形显示功能，拥有数据库，开放对外接口，可定制化二次开发。监视量和控制量主要包含电池关键信息、进线(快速)开关柜信息、PCS全部信息等监视量和记录量以及对PCS开关机、运行模式设置及功率控制、对进线(快速)开关柜分合闸控制、对柴油机开关机及功率设置等控制指令。

微电网能量管理系统的具体功能模块为：

(1)方案制定和命令发布功能。经过通信上传的PCC点、断路器、负荷节点的各种参数，经过数据处理，制定柴油发电机组、储能系统的工作方式切换、功率输出等调节，断路器的通断等控制策略，把设定值与控制命令发送至各调节装置，维持微电网的正常运行。

(2)柴油机系统控制功能。根据能量管理系统的控制命令进行柴油发电机组的启/停控制及运行模式远程调度管理。能量管理系统检测调节柴油机系统的输出特性，当负荷需求增大时，通知柴油机系统增加输出功率；反之，减少输出功率。

(3)储能系统管理功能。蓄电池充放电与电压、功率管理。当微电网负载小于柴油发电机20%的额定功率时，储能系统适当充电，保证柴油发电机输出功率不小于20%的额定功率维持柴油发电机组有功出力处于最优工作区间。

(4)模式切换功能。当电网发生故障时，控制微电网与大电网断开，进入离网运行，可实现两种运行模式的无缝转换，维持离网状态稳定运行；检测大电网来电时，自动将微电网由离网模式过渡到并网模式下。根据微电网的工作状态发布分布式电源与断路器逻辑控制控制命令，当满足条件时，能量管理系统通知分布式电源控制器和各断路器动作，完成预定的投切操作。

2.4 智能微电网运行方式

该智能微电网方案主要有5种运行状态：

(1)并网运行状态。在外部电网正常运行时，智能微电网系统运行于并网运行状态。此时，P1SS2的并网关口柜开关合闸，储能系统以P/Q方式并网运行，其输出有功、无功功率由微电网能量管理系统进行统一调度。

(2)并/离网切换状态。当港口上级电网发生故障或需要进行检修时，由微电网能量管理系统下达指令快速断开P1SS2的并网关口柜开关；由微电网能量管理系统下达指令启动柴油发电机组，将储能系统运行模式由P/Q模式切换为V/F模式；待柴油发电机组启动完成后，储能系统运行模式切换为P/Q模式。

(3)离网运行状态。港口上级电网发生故障，P1SS2的并网关口柜开关需断开。在离网模式下，由柴油发电机组为区域电网提供幅值、频率稳定的三相电压；储能系统运行于P/Q模式，维持柴油机组出力处于最优工作区间。

(4)离/并网切换状态。在检测到主网恢复供电且得到主网调度的并网允许后，由微电网能量管理系统向P1SS2的并网关口柜开关下达并网开关同期合闸指令，待合闸后，柴油发电机组停止运行，储能系统维持P/Q运行模式，系统完成由离网向并网模式的切换。

(5)故障/检修状态。P1SS2的并网关口柜断开，储能系统、柴油发电机组停止运行，负荷与电网断开停止运行，由运维人员进行故障排除和检修。

3 结语

综合考虑冷、热、电、气等多种能源的运行状态，按照“提高能源利用率、保障高效可靠运行”的思路进行总体规划设计，构建了涵盖智能化配电网、多种分布式能源、柔性负荷等运行数据的多维信息模型。该智能微电网方案能够提高多种能源与柔性负荷的资源利用率，精准控制联络线功率，提供能量管理、协同控制与优化调度等功能，保证智能微电网供电系统的稳定性。