通信站点光储融合节能降碳技术研究

宋嘉皓，郑骏文，胡 涛

（中国移动通信集团设计院有限公司浙江分公司，浙江 杭州 310012 ）

0 引 言

5G网络带宽大、流量高、通道数多，导致5G基站功耗远超4G基站，基站能耗大幅提升、高额的电费对公司运营成本带来很大挑战。为了更好地落实“节能降碳、降本增效”战略，本文提出了一种融合“叠光、储能”技术的直流供电系统，通过光储融合技术提升基站新能源绿电占比，节约基站运行成本，达到节能降碳的目的[1]。

1 通信基站节能降碳重要意义

国家层面：高度重视绿色低碳工作，2021年2月22日国务院发布《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，明确85项重点任务，要求各地区抓好贯彻落实，充分认识建立健全绿色低碳循环发展经济体系的重要性和紧迫性。其中针对信息服务业提出：加快信息服务业绿色转型，做好大中型数据中心、网络机房绿色建设和改造，建立绿色运营维护体系等[2]。

运营商层面：发布“双碳”行动计划。中国移动：以C²三能计划，创新构建“三能六绿”发展模式。中国电信：启动“1236”行动计划。中国联通：“3﹢5﹢1﹢1”行动计划。

1.1 运营商面临碳排考核

双碳已上升为国家战略，降碳减排已成为运营商的重要战略目标。“十四五”牵引通信行业双碳目标、路径制定：以《“十四五”信息通信业节能减排信息通信行业发展规划》推动全面节能减排，要求单位电信业务总量综合能耗下降幅度15%。

1.2 电价市场化动态调整

2021年11月—2022年5月浙江省一般工商业用电电价（加权平均值）从0.665元/（kW·h）上升至0.773元/（kW·h），上涨幅度达16.2%，电价变化趋势如图1所示。

图1 浙江省一般工商业用电电价变化趋势

根据《中国移动可持续发展报告》所知，中国移动2012—2020年耗电总量分别为：143.0亿kW·h、150.6亿 kW·h、171.8亿 kW·h、200.9亿 kW·h、197.1亿 kW·h、223.3亿 kW·h、244.7亿 kW·h、264.0亿kW·h、292.3亿kW·h，变化趋势如图2所示。随着5G网络的发展，高功耗的5G设备给运营商带来了巨额的用电成本，高额的电费支出使运营商的运营成本显著上升。

图2 中国移动2012—2020年耗电总量变化趋势

2 光储融合方案介绍

2.1 站点叠光

经气象软件Meteonorm查询所知，浙江省年平均太阳辐照度为1 342 h，日均峰值日照时长为3.68 h，光照资源处于全国第二梯队。具备光伏板安装条件的机房充分利用机房屋面光照资源部署光伏板，引入绿电降低化石能源消耗，加大绿色能源占比[3]。

方案说明：方案通过光伏适配器将光伏组件输出电压转换成直流48 V与现网开关电源母排并接，完成直流侧叠光，如图3所示。当光伏资源满足时，光伏输出电压高于母排电压，优先使用光伏供电，即发即用。与传统方案相比，直流叠光系统具有发电效率高、可靠性高、兼容性强以及运维成本低等优点。

图3 叠光发电方案拓扑

2.2 储能错峰

根据浙江省5月一般工商业代理购电价格数据可知，尖谷电价差0.97元/（kW·h）、峰谷电价差0.61元/（kW·h），峰谷电价差较大，如表1所示。基站如具备峰谷电价等条件，通过开关电源监控系统设置当地市电的峰、平、谷电价的时间段，在高电价时间段，电池放电，在低电价时间段给电池充电，利用峰谷电价降低运营成本。储能错峰方案示意如图4所示。

图4 储能错峰方案示意

表1 浙江月度峰谷电价

方案说明如下文所述。

（1）高电价时间段：电池组放电，整流模块不带载或少带载，不用或少用市电，当电池组放电到一定放电深度（Depth Of Discharge，DOD）容量时，如果还处于高电价时间段，则控制整流模块输出电压与电池端口电压近似，电池不充电，市电只供通信负载用电。

（2）平价时间段：如果下一阶段为电价高峰段，且电池荷电状态（State Of Charge，SOC）小于100%，则给电池组充电；如果下一阶段为电价低谷段，则电池不充不放。

（3）低电价时间段：整流模块带载，同时给电池充电至SOC等于100%。

2.3 光储融合

光储融合供电系统主要包括光伏发电系统、高循环锂电池组、智能控制系统[4]。该供电系统适用于机房可敷设光伏面积较大，光伏配置过多，通过高循环电池配合开关电源实现光储自寻优最大化使用绿电[5]。方案说明如下文所述。

光储系统可通过天气变化，实现工作模式的精准控制。

（1）天气晴朗时，光伏系统直接给负载供电，多余部分给储能电池组充电。

（2）夜晚电价峰值时段，由电池组放电供负载；电价谷值时段，由市电给负载供电。

（3）电池组根据光伏发电情况选择工作模式。如第二天为晴朗时，电池组选择在白天由光伏充电；如第二天为阴天时，则在电价低谷时段由市电进行充电。光储融合方案拓扑如图5所示。

图5 光储融合方案拓扑

光储融合供电方案控制策略如图6所示。图中：T1为高循环锂电预充放电；T2为光伏发电功率较低情况下，光伏和电池同时供应负载；T3为光伏优先为负载供电，多余电量为锂电充电；T4为太阳能和市电，锂电充电；T5为市电供电。

图6 光储融合控制策略

通过采用自寻优算法，使能光储协同自动调度，最大化提高光伏利用率，如图7所示。图中：通过记录T2结束时的SOC值，根据SOC1和负载波动决定；SOC1为电池提前放电电量，算法将依据实测数据动态调整；SOC2为光伏供电结束时电池剩余电量，算法将统计实测数据并动态调整次日SOC1和T1[6]。

图7 光储融合自寻优算法

3 光储融合效益分析

浙江电价模型：一般工商业及其他用电电价时段划分，如表2所示[7]。尖峰时段：19:00—21:00。高峰时段：08:00—11:00、13:00—19:00、21:00—22:00。低谷时段：11:00—13:00、22:00—次日08:00。浙江省5月一般工商业尖峰电价1.405 9元/（kW·h）、峰值电价1.043 8元/（kW·h），谷值电价0.438 8元/（kW·h），本节将依据此数据做效益分析。

表2 浙江峰谷电价模型

3.1 站点叠光效益分析

（1）案例详情：根据浙江光照资源条件可知，年峰值日照小时数为1 342 h，其中系统效率一般取0.8～0.9，1 kW光伏板年平均发电量：1 106.64 kW/m²。案例为6片540 W，单个光伏阵列3.24 kW，光伏阵列年发电量为3 586 kW·h，年节省电费3 154元。光伏阵列日发电量数据及节电费测算如表3和表4所示。

表3 光伏阵列发电数据（电量/W）

表4 光伏发电电费收益测算（电价：元）

（2）效益分析：上述案例直流叠光系统自发自用率为100%，组件效率年削减为0.75%，组件使用寿命为20年。3.2 kW光伏阵列初期投资约1.94万元，经测算投资回报期为7年。光伏阵列全生命周期节电6.68万kW·h、收益3.9万元、降低碳排放约52.4 t，如表5所示。

表5 光伏效益测算

3.2 储能错峰效益分析

（1）案例详情。不影响原有保障能力下，新增3组100 Ah/4.8 （kW·h）锂电池作为储能电池。通过智能物联网（Internet Of Thing，IOT）模块自学习错峰用电逻辑，形成3+7.2 h放电模型。案例相关信息及收益分析如表6、图8以及表7所示。

表6 案例相关信息

表7 3+7.2放电模型收益测算

图8 3+7.2小时放电模型

（2）错峰模式1。在不影响原有电池保障能力下，另配置2组100 Ah/4.8（kW·h）锂电池作为储能电池，锂电池 DOD设置为85%，以负载3 kW为例。电费效益如表8所示。

表8 储能错峰模式1效益分析

（3）错峰模式2。利用现网铁锂电池部分容量用于储能错峰，牺牲现网保障能力，评估基站市电稳定性，设置锂电池放电深度。以负载3 kW为例，电池配置为200 Ah备电3 h，分别利用1 h、2 h作为错峰容量。电费效益如表9所示。

表9 储能错峰模式2效益分析

（4）方案对比。错峰模式1：通过新增高循环型铁锂电池储能。日均节电21.8%，年节电费约4 792.45元，投资回报期约4～5年。错峰模式2：以牺牲现有保障能力进行错峰用电。牺牲1 h保障时长：日均节电8.5%，年节电费约1 879.75元。牺牲2 h保障时长：日均节电17%，年节电费约3 763.15元。

3.3 光储融合效益分析

（1）案例详情。机房可安装18片400 W光伏共计7.2 kW，机房直流平均负载45 A，部分光伏容量损失。通过配置6组100 Ah铁锂电池作为后备保障及储能错峰，电池充电电流设置为0.15 C，最大充电电流为90 A，光伏阵列最大可提供输出电流130 A，基本可同时满足负载及电池充电，使得光伏电量全量消耗。光储供电系统日放电情况如图9、图10、图11所示。

图9 电池日充放电情况

图10 光伏日发电情况

图11 交流日耗电情况

（2）效益分析。根据表10月度数据可知：机房负载月度耗电量1 693 kW·h，月度交流耗电量963 kWh，光储融合系统供电730 kW·h，新能源占比达43%。

表10 光储系统月度效益分析（单位：kW·h）

（3）光储配置模型。以机房直流负载100 A/5.4 kW为例，储能电池及光伏板配置如表11。储能电池容量需求测算为负载×储能时长×1.25；光伏板容量需求测算为同时满足储能电池充电+负载峰值供电。

表11 光储系统配置

（4）光储投资测算。储能电池投资测算为以单组100 Ah循环锂电8 000元测算；光伏板投资测算为以光伏单瓦造价6元测算。

（5）光储投资回报测算。储能电池投资回报测算：光伏发电时段08:00—16:00，共8h；市电+电池供电时段16:00—次日08:00，共16 h。市电+电池供电时段共计2 h尖峰1.405 9元/（kW·h）、5 h平价1.0438元/（kW·h）、9 h谷价0.438 8元/（kW·h）。通过调优使储能电池在夜晚峰值电价时放电，于谷值电价或日间光伏充电，达到储能效益最大化。光伏板投资投资回报测算3.24 kW光伏阵列年发电约3 586 kW·h，单瓦年发电约1.11 kW·h。

表12 光储系统投资测算

通过表13投资回报测算可知，光储融合供电系统投资回报期均高于6年。以100 A/5.4 kW负载为例，配置6 h储能系统，融合56 kW光伏发电系统，为最佳投资回报期。

表13 光储系统投资回报测算

4 结 论

通过引入光伏新能源，使通信基站具备多种供电模式，优化了通信站点用能结构，提升了基站供电可靠性。

建设光储融合供电系统应统筹考虑实际用电需求以及当地自然条件，如满足以下条件，可建设光储融合供电系统实现通信基站节能减排、降本增效。

光伏安装面积具备条件的，光伏容量配置高于负载+电池充电，日间负载及电池充电全由光伏发电系统100%供电。

站点为直供电，并具备峰谷电价差，通过开启储能错峰，扩大清洁能源利用。

光储融合供电系统在部署前应综合考虑投资、场地条件、运维成本等因素进行节能效益评估，经上文测算，光储系统建设考虑6 h储能为投资回报期最佳。