風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電技術(shù)在500 kV變電站站用電系統(tǒng)中的應(yīng)用

陳斌，查申森，2，李海烽，衛(wèi)銀忠

(1.江蘇省電力設(shè)計(jì)院，南京市 211102;2.東南大學(xué)電氣工程學(xué)院，南京市 210096)

0 引言

風(fēng)能和太陽能作為一種清潔高效的新能源已受到廣泛關(guān)注，隨著風(fēng)光發(fā)電技術(shù)的日趨成熟，一些廠家和單位都在嘗試將風(fēng)光發(fā)電技術(shù)應(yīng)用于變電站內(nèi)部，或利用光伏發(fā)電作為站用電系統(tǒng)的補(bǔ)充電源，或建成一個(gè)小型的光伏電站直接并網(wǎng)發(fā)電［1-4］。

由于風(fēng)能和太陽能存在隨機(jī)性和間歇性，其能量輸出不穩(wěn)定，直接將光伏發(fā)電系統(tǒng)接入變電站會對系統(tǒng)和設(shè)備造成一定的沖擊，引起保護(hù)的誤動作;而將儲能技術(shù)和風(fēng)光發(fā)電結(jié)合起來，利用儲能單元對功率的平抑作用，使風(fēng)光發(fā)電變得可控，則可以極大提高輸出電能質(zhì)量，減少對系統(tǒng)和設(shè)備的不利影響［5-8］。

受場地和空間的限制，變電站內(nèi)部的風(fēng)光發(fā)電系統(tǒng)功率一般較小，并網(wǎng)發(fā)電意義不大，但可以給站內(nèi)部分負(fù)荷供電。本文結(jié)合某500 kV變電站工程，探討風(fēng)光儲(wind-photovoltaic-energy storage，W-PV-ES)聯(lián)合發(fā)電技術(shù)應(yīng)用在500 kV變電站站用電系統(tǒng)中的可行性。

1 常規(guī)站用電配置方案分析

1.1 站用電常規(guī)接線

某500 kV變電站共規(guī)劃建設(shè)3臺站用變壓器，本期建設(shè)3臺(0～2號)，站用變低壓側(cè)為380/220 V，采用單母雙分段接線。1～2號站用變電壓比為35/0.4，0號站用變電壓比為66/0.4。1～2號站用變高壓側(cè)分別接在1～2號主變壓器的35 kV母線上，0號站用變高壓側(cè)接站外66 kV電源，該電源從站外線路T接，線路長約為9.5 km。站用電接線原理如圖1所示。

圖1 站用電常規(guī)配置Fig.1 General configuration of station power system

1.2 常規(guī)備用電源的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

據(jù)統(tǒng)計(jì)，本變電站交流用電負(fù)荷約為573 kVA，考慮一定裕度，推薦站用變壓器容量為630 kVA。

0號站用變T接線路的導(dǎo)線型號為LGJ-120，建設(shè)投資約為475萬元。站外低壓線路T接方案加長了可能引起供電中斷的線路，可靠性低于專線引接［9］，但其投資一般較低。由于發(fā)生站內(nèi)380 V兩段母線同時(shí)失電且T接線路的概率極低，因此從站外低壓線路T接的方式具有較高的可靠性。

2 風(fēng)光儲系統(tǒng)作為備用電源的方案分析

2.1 風(fēng)光儲站用電系統(tǒng)及運(yùn)行方式

風(fēng)光儲站用電系統(tǒng)利用風(fēng)能和光能互補(bǔ)的特性，建設(shè)風(fēng)光儲微網(wǎng)系統(tǒng)代替T接站外電源，具體的接線如圖2所示。

圖2 風(fēng)光儲站用電接線Fig.2 Configuration of W-PV-ES station power system

正常狀態(tài):1號和2號站用變同時(shí)運(yùn)行，各自帶1段母線。

故障狀態(tài):1號或2號站用變故障退出運(yùn)行，微網(wǎng)系統(tǒng)代替故障變壓器供電;在全站失電的情況下，由微網(wǎng)系統(tǒng)為全站負(fù)荷供電。

2.2 風(fēng)光儲系統(tǒng)的方案設(shè)計(jì)

根據(jù)該工程所在的地理位置，查閱相關(guān)光照強(qiáng)度資料得:全年每天平均有效光照時(shí)間為8 h，光照強(qiáng)度為0～950 W/m2。經(jīng)過計(jì)算，在有效光照的8 h內(nèi)平均光照為750 W/m2，能被光伏電池轉(zhuǎn)化的能量為105 W/m2。

參考已建工程的數(shù)據(jù)，光伏組件平均發(fā)電功率為41%的額定功率，發(fā)電成本為8.5元/W。

該工程區(qū)域歷史平均風(fēng)速為1.8 m/s(離地高3 m處)，修正后離地18m高的風(fēng)速［10-12］為6.31 m/s。

同理可得修正后離地20 m高的風(fēng)速為6.79 m/s，離地23 m高的風(fēng)速為7.49 m/s。

由于系統(tǒng)的發(fā)電容量要求較小，可以選擇額定功率為20～100 kW的小型風(fēng)機(jī)。

風(fēng)光儲微網(wǎng)系統(tǒng)作為備用電源與站用變壓器配合使用時(shí)，其容量配置取決于備用電源啟動的情況。分析500 kV變電站站用電系統(tǒng)的運(yùn)行工況，通?？紤]在下述幾種情況下啟用備用站用變壓器:

(1)1臺站用工作變壓器故障或臨時(shí)退出運(yùn)行1～2 h。

(2)引接站用工作電源的500 kV主變發(fā)生故障2～4 h。

(3)引接站用工作電源的500 kV主變小檢修2～3天。

(4)500 kV主變大檢修10～15天。

該方案中儲能元件是蓄電池組，蓄電池組的容量大小與持續(xù)供電時(shí)間有直接關(guān)系。參考變電站直流系統(tǒng)中對蓄電池持續(xù)供電能力的要求，假定風(fēng)光儲系統(tǒng)蓄電池組的持續(xù)供電時(shí)間為2 h［13］。超過2 h則配合其他方式供電，如配置移動式柴油發(fā)電機(jī)。移動式發(fā)電機(jī)可以作為某個(gè)區(qū)域的移動式備用電源，當(dāng)某變電站的常規(guī)站用電源故障時(shí)可以作為備用電源及時(shí)補(bǔ)充，保證供電的可靠性。

本站站用變壓器的容量為630 kVA，按風(fēng)光儲系統(tǒng)蓄電池組持續(xù)供電2 h計(jì)算，本站配置的風(fēng)光儲系統(tǒng)系統(tǒng)需要1 260 kW·h的能量儲備。

(1)光伏發(fā)電。需要配置的光伏電池額定容量為384 kW，光伏電池成本為326萬元，所需光伏電池面積為3 657 m2，光伏電池一般尺寸為2 m×1 m，需要約1.65萬塊電池。而電池需要均勻排列在地面上，為了保證2.4倍的行距［14］，整個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)需要占地8 777 m2。

蓄電池的儲能容量按2 h來考慮，所需電量為1 260 kW·h，根據(jù)蓄電池的放電深度，則實(shí)際所需蓄電池的容量為1 680 kW·h，蓄電池的初投資成本約為252萬元。

由于鉛酸蓄電池的壽命只有5年，因此系統(tǒng)20年的蓄電池成本為504萬～1 008萬元，方案1的投資預(yù)算見表1。

表1 方案1的投資預(yù)算Tab.1 Cost of scheme 1 萬元

(2)風(fēng)力發(fā)電。假設(shè)系統(tǒng)要求1個(gè)星期內(nèi)充滿電，則風(fēng)力發(fā)電機(jī)的功率應(yīng)為7.5 kW。為了保證能夠及時(shí)充電，可以選用1臺30 kW的風(fēng)機(jī)，成本為30萬元。蓄電池的配置同方案1，方案2的投資預(yù)算見表2。

表2 方案2的投資預(yù)算Tab.2 Cost of scheme 2 萬元

以上2種方案都需要增加1臺630 kW的發(fā)電車，價(jià)格約為320萬元;若周圍4個(gè)變電站共用1臺發(fā)電車，則平均每個(gè)變電站相應(yīng)的成本為80萬元，且上述成本不包括安裝、檢測設(shè)備等費(fèi)用。

2.3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

以上2種備用電源方案與T接1路站外備用電源的技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比分析見表3。

表3 不同方案的經(jīng)濟(jì)技術(shù)對比分析Tab.3 Comparison of different schemes

500 kV變電站用電系統(tǒng)可靠性要求高，一旦某臺常規(guī)站用變發(fā)生故障，則需要備用電源及時(shí)供電。供電時(shí)間與各類故障的排除時(shí)間密切相關(guān)，這要求備用電源具有較強(qiáng)的持續(xù)供電能力。風(fēng)光儲系統(tǒng)作為備用電源，工作站用變故障后由蓄電池向負(fù)荷供電，在2 h內(nèi)供電可靠性較高，2 h后供電無法保障。如果要保證更長的供電時(shí)間，則需要增加光伏組件和蓄電池，這將大大增加投資和占地面積。

由站外線路T接1路專用電源，雖然投資比方案2略高，但其始終具有較高的供電可靠性，在站用工作變壓器故障后能及時(shí)供電，保證變電站的正常運(yùn)行，并且供電時(shí)間不受限制，不額外增加變電站的占地面積。

如果采取其他風(fēng)光發(fā)電組合方案，也同樣存在投資成本過高、占地面積過大的問題。由此可以看出，目前技術(shù)條件下風(fēng)光儲系統(tǒng)作為變電站備用電源的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)不高、可操作性不強(qiáng)，但可以用在站用電系統(tǒng)的某個(gè)部分中，如應(yīng)急電源。

3 風(fēng)光儲系統(tǒng)作為應(yīng)急電源的方案分析

3.1 站用電系統(tǒng)的接線及運(yùn)行方式

結(jié)合變電站的實(shí)際用電情況，將變電站內(nèi)的負(fù)載分為站內(nèi)二次設(shè)備、照明系統(tǒng)、視頻監(jiān)控和門禁用電負(fù)荷，站內(nèi)日常供電負(fù)荷以及其他用電負(fù)荷。發(fā)生極端情況時(shí)，利用風(fēng)光儲系統(tǒng)給重要負(fù)荷供電，具體結(jié)構(gòu)如圖3所示。

圖3 風(fēng)光儲型應(yīng)急電源系統(tǒng)配置Fig.3 Configuration of W-PV-ES emergency power system

正常狀態(tài)下1號和2號站用變各帶一段母線運(yùn)行;如果1號或者2號站用變發(fā)生故障，則0號站用變代替故障變壓器運(yùn)行;在全站失電的情況下，備用電源通過0號站用變?yōu)槿矩?fù)荷供電;在極端情況下，全站和備用電源失電，則啟用風(fēng)光儲系統(tǒng)給重要負(fù)荷供電。

由圖3可知，該方案選擇的接入點(diǎn)是母線下的各交流支路，而不是400 V交流母線，這不僅可以根據(jù)實(shí)際負(fù)載需要選擇接入線路，保證重要負(fù)載的應(yīng)急電源，而且能夠避開一些大功率的感性負(fù)載，規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，有效縮小光伏發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模，減少電站投資成本。

本方案將風(fēng)光儲發(fā)電系統(tǒng)接入變電站直流屏系統(tǒng)。直流屏主要用于為變電站提供穩(wěn)定的直流電源，即將380 V交流電直接轉(zhuǎn)化為220 V直流電源，在無市電輸入時(shí)，通過蓄電池放電，為合閘母線和控制母線提供220 V直流電。風(fēng)光儲微網(wǎng)系統(tǒng)的接入可以有效防范全站停電的風(fēng)險(xiǎn):一旦電網(wǎng)失電，則可以通過蓄電池逆變出的交流電為直流屏供電，輸出正常的合母電壓及控母電壓，保證變電站關(guān)鍵設(shè)備的安全運(yùn)行。

根據(jù)500 kV變電站用電的實(shí)際情況以及預(yù)算，權(quán)衡各方面因素特別是變電站站用電的安全性和穩(wěn)定性，可將風(fēng)光儲系統(tǒng)納入到室內(nèi)應(yīng)急照明系統(tǒng)中，這樣即使全站和備用電源同時(shí)出現(xiàn)故障，風(fēng)光儲系統(tǒng)仍然可以保證照明系統(tǒng)的運(yùn)行，為故障恢復(fù)贏得時(shí)間。

3.2 風(fēng)光儲系統(tǒng)的容量配置方案

參考已有的應(yīng)急照明系統(tǒng)，其負(fù)荷一般較小，為2～3 kW，因此本方案設(shè)計(jì)的風(fēng)光儲系統(tǒng)的持續(xù)輸出功率為5 kW，一旦出現(xiàn)全站失電故障，則系統(tǒng)儲能單元可以維持應(yīng)急照明負(fù)荷正常工作5～7 h。根據(jù)風(fēng)機(jī)的最小裝機(jī)容量，本方案只采用光伏組件和蓄電池。

(1)光伏發(fā)電。該方案需配置的光伏容量為12.195 kW，光伏組件的成本為8.5元/W，則光伏電池的總成本為10.4萬元。光伏電池的占地面積為116 m2，光伏組件主要安裝在變電站屋頂，無需額外征地。

(2)蓄電池。儲能電池一般采用鉛酸蓄電池，當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)故障時(shí)，按系統(tǒng)儲能單元能維持照明等負(fù)載正常工作5 h計(jì)算，所需儲能容量為25 kW·h，根據(jù)蓄電池的放電深度，實(shí)際所需蓄電池容量［15］為33.3 kW·h，則蓄電池的初投資成本為5萬元，但鉛酸蓄電池的壽命只有5年，因此20年系統(tǒng)的蓄電池成本為10萬～20萬元。

3.3 光伏組件的安裝及相關(guān)設(shè)備的選型

(1)光伏組件的安裝。本方案中的光伏組件安裝于變電站二次設(shè)備室及功能用房屋頂，大樓結(jié)構(gòu)如圖4、5所示。

由圖4、5可見，建筑南立面及屋頂沒有突出遮擋，適合光伏組件的安裝。組件朝正南方向安裝，由于配置了儲能元件，而且系統(tǒng)不需隨時(shí)輸出，為了降低成本，最終確定裝機(jī)容量為5 280 kWp。

變電站屋頂為平屋頂，中間高、兩邊有5°坡度，所以組件安裝時(shí)組件支架本身有2個(gè)角度，分別是25°和 30°，以保證組件的傾角均為 30°［15-16］。

(2)逆變器的選型設(shè)計(jì)。光伏組件選擇22塊240 Wp多晶組件，裝機(jī)容量為5 280 kWp，選用3臺SMA光伏并網(wǎng)逆變器。

(3)儲能系統(tǒng)設(shè)計(jì)。儲能系統(tǒng)主要包括儲能逆變器和蓄電池。

1)儲能逆變器:儲能逆變器是系統(tǒng)的核心設(shè)備，既可以將交流電整流后存進(jìn)蓄電池，也可以將蓄電池的直流電逆變?yōu)榻涣麟姽┴?fù)載使用。本系統(tǒng)選擇了3臺SMA儲能雙向逆變器，以“1主2從”的模式運(yùn)行。

2)蓄電池:蓄電池組在該系統(tǒng)中主要有儲能、電網(wǎng)調(diào)節(jié)、營造交流環(huán)境、提供電網(wǎng)參數(shù)等作用。

本項(xiàng)目中使用了2 V、1 000 Ah的單體電池，共24支;蓄電池全部串聯(lián)，以達(dá)到直流系統(tǒng)48 V的要求電壓。蓄電池組放在室內(nèi)，用電池架支撐，材料為熱鍍鋅鋼。

3.4 技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

風(fēng)光儲系統(tǒng)作為應(yīng)急電源能夠持續(xù)輸出5 kW的功率5～7 h，工程造價(jià)約為57.7萬元，光伏電池占地面積約為90 m2，利用變電站內(nèi)部屋頂即可，不需要額外征地，在技術(shù)上具有可行性;而且光伏發(fā)電系統(tǒng)可以防范從站外低壓專線T接備用電源的風(fēng)險(xiǎn)，一旦發(fā)生全站停電且T接線路發(fā)生故障時(shí)可由站內(nèi)應(yīng)急電源系統(tǒng)供電。

4 結(jié)語

風(fēng)光儲發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)用于變電站站用電系統(tǒng)的技術(shù)條件已經(jīng)基本成熟。但目前光伏組件成本偏高、光電轉(zhuǎn)換效率低及蓄電池等儲能成本高，導(dǎo)致風(fēng)光儲系統(tǒng)替代傳統(tǒng)備用電源方案的建設(shè)總成本偏高、占地面積偏大，站用電系統(tǒng)的可靠性也無法得到保證，因此該方案暫時(shí)不具有可行性。

本文所設(shè)計(jì)的光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)為變電站提供應(yīng)急電源的方案，既可以充分利用環(huán)境資源進(jìn)行發(fā)電，又提高了變電站用電系統(tǒng)的可靠性;在突發(fā)故障全站停電時(shí)可以提供5 kW的功率5～7 h，保證了重要負(fù)荷的供電，提高了供電的可用性和可靠性。該方案工程造價(jià)約為57.7萬元，占地面積約為90 m2，只需利用變電站的內(nèi)部屋頂，無需額外征地。該方案雖然短期內(nèi)經(jīng)濟(jì)性較差，但可以為今后光伏發(fā)電系統(tǒng)在智能電網(wǎng)中的進(jìn)一步推廣應(yīng)用積累經(jīng)驗(yàn)。

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