廖文娟

（中國電建集團城市規(guī)劃設(shè)計研究院有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引 言

海島地區(qū)風(fēng)、光資源豐富，充分利用風(fēng)、光等可再生能源建設(shè)風(fēng)光柴儲發(fā)電系統(tǒng)，可有效解決島嶼的電量需求及柴油發(fā)電的環(huán)境污染與噪聲問題。中國海島眾多，由于海島地區(qū)遠離陸地，總體用電量較小等原因，通過鋪設(shè)海底電纜進行供電的前期投入較大，且后期運行維護成本大，因此目前這些地區(qū)多由柴油發(fā)電機供電。但是，最近幾年柴油發(fā)電成本不斷增加，消耗柴油的同時還會導(dǎo)致污染物的排放，嚴重破壞環(huán)境且與國家的“雙碳”發(fā)展目標沖突，太陽能、風(fēng)能、潮汐能等可再生能源發(fā)電已逐步在海島利用，并取得顯著效果。由此可見，十分有必要開展風(fēng)、光等多種電源的微電網(wǎng)建設(shè)模式研究。

1 海島供電現(xiàn)狀分析

中國海島眾多，面積達500 m2以上的島嶼有7 000多個，總面積達70 000km2以上，島嶼岸線長14 217.8 km，其中有人島嶼達450個。各島嶼中，小島和無人島占比較多，大部分島缺淡水資源。

目前，海島的電力供應(yīng)基本以柴油機供電為主。由于地區(qū)偏遠，遠離電網(wǎng)且島上人口較少，總體用電量較少等，采用遠距離海底電纜提供市電供電不符合經(jīng)濟效益，故這些地區(qū)多由柴油發(fā)電機供電。但隨著最近幾年柴油發(fā)電成本的不斷攀升，利用風(fēng)能、太陽能、潮汐能等可再生能源發(fā)電成為解決島上用電最行之有效的方案，而微電網(wǎng)是實現(xiàn)這一目標的重要技術(shù)與經(jīng)濟手段。

2 海島電網(wǎng)建設(shè)原則

針對海島的實際情況，構(gòu)建風(fēng)、光、柴、儲等不同能源類型組合的海島微電網(wǎng)，其建設(shè)原則如下[1]。

（1）滿足海島生產(chǎn)、生活用電的需要，保障海島經(jīng)濟社會的有效發(fā)展；（2）充分利用海島當?shù)氐目稍偕茉促Y源，降低化石能源的消耗；（3）綜合考慮接入地區(qū)配電網(wǎng)的設(shè)備水平和運行情況，滿足供電的可靠性要求；（4）適應(yīng)新能源快速發(fā)展的要求，滿足多元化接入與個性化需求；（5）滿足遠期電網(wǎng)發(fā)展的靈活性；（6）方案統(tǒng)一規(guī)劃、分步建設(shè)，提高供電的經(jīng)濟性。

3 微電網(wǎng)的構(gòu)成

（1）分布式電源，海島微電網(wǎng)的分布式電源主要包含光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電以及潮汐發(fā)電等；（2）負荷，海島型電網(wǎng)的負荷主要以居民負荷和旅游負荷為主，負荷結(jié)構(gòu)單一，峰谷差大；（3）儲能裝置，儲能裝置用于新能源發(fā)電的能量存儲、負荷的削峰填谷；（4）控制裝置，由控制裝置構(gòu)成控制系統(tǒng)，實現(xiàn)分布式發(fā)電控制、儲能控制、并離網(wǎng)切換控制、微電網(wǎng)實時監(jiān)控以及微電網(wǎng)能量管理等。微電網(wǎng)的構(gòu)成如圖1所示。

圖1 微電網(wǎng)的構(gòu)成

4 電源形式

從容量角度可以將微電網(wǎng)分為單用戶級、多用戶級、饋線級。海島臺風(fēng)較為頻繁，目前市場上抗臺風(fēng)的機型容量較大，在產(chǎn)風(fēng)機單臺裝機容量大于2.5 MW，因此對于單用戶級的微電網(wǎng)，由于容量較小，建議采用光儲，并將柴發(fā)作為補充電源。多用戶級可考慮采用風(fēng)光互補的形式提高供電可靠性，而饋線級別的微電網(wǎng)由于風(fēng)力發(fā)電經(jīng)濟性較好，因此建議采用以風(fēng)電為主的供電方式[2]。表1為不同容量微電網(wǎng)的電源形式選擇。

表1 不同容量微電網(wǎng)的電源形式選擇

5 儲能形式及容量確定

儲能技術(shù)按照能量儲存方式不同主要分為機械儲能（如壓縮空氣儲能、抽水儲能、飛輪儲能等）、電化學(xué)儲能（如鋰離子電池儲能、液流電池儲能、鉛蓄電池儲能、鈉硫電池儲能等）、化學(xué)儲能（如氫儲能、合成燃料儲能等）以及電磁儲能（如超級電容器、超導(dǎo)磁儲能）。

近年來，“棄風(fēng)”“棄光”“富余水電”等可再生能源電力消納不力的問題日益凸顯，已成為當前可再生能源電力發(fā)展的瓶頸之一。儲能系統(tǒng)的雙向儲能變流器（Power Conversion System，PCS）控制功率能力及靈活調(diào)節(jié)性能可以提高微網(wǎng)對新能源的接納能力。因此，儲能技術(shù)在微電網(wǎng)中發(fā)揮著重要的補充調(diào)節(jié)作用。常見的適用于新能源項目開發(fā)配置的儲能技術(shù)主要包括抽水蓄能、電化學(xué)儲能以及氫儲能。

海島型微電網(wǎng)中，在可再生能源電源配置已經(jīng)確定的情況下，應(yīng)根據(jù)用戶的負荷曲線，以滿足用戶的用電需求及用電質(zhì)量為重要條件，統(tǒng)籌考慮配置儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性及安全性，確定儲能系統(tǒng)的功率及儲能時長。儲能系統(tǒng)容量應(yīng)能滿足一定時間內(nèi)系統(tǒng)的不平衡功率，儲能系統(tǒng)的放電時長應(yīng)體現(xiàn)在儲能系統(tǒng)額定功率下具備足夠放電時間，使系統(tǒng)能安全的過渡到穩(wěn)定的狀態(tài)[3]。

儲能系統(tǒng)額定功率PN定義為

式中：εp為額定功率與峰荷的比例系數(shù)；PL為系統(tǒng)峰荷。

儲能系統(tǒng)容量EN需滿足

式中：η為儲能系統(tǒng)轉(zhuǎn)換效率；Ddod為儲能放電深度；T為儲能放電時間。

海島電網(wǎng)儲能用于滿足島上人員的晚上用電需求及參與微電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻，解決微電網(wǎng)的光伏棄電等[4]。

6 基于源網(wǎng)荷儲的控制策略

6.1 有日照時段的控制方案

在白天光伏發(fā)電量增加期間，微網(wǎng)控制系統(tǒng)控制光伏系統(tǒng)對電池PCS進行短時間充電，以維持發(fā)電機的安全負載范圍。當電池逆變器的充電功率超過允許上限或電池剩余電量（State of Charge，SOC）達到允許上限時，微網(wǎng)控制器可以控制停運發(fā)電機組。

下午光伏發(fā)電功率下降時，微電網(wǎng)控制器可以控制儲能電池逆變器放電來短時間補充光伏發(fā)電下降量，以維持輸出功率維持在安全負載范圍內(nèi)。當蓄電池的放電功率超過允許上限或蓄電池SOC達到允許下限時，微網(wǎng)控制系統(tǒng)將啟動光伏場區(qū)一定容量的柴油發(fā)電機組[5]。

6.2 無日照時段的控制方案

夜間沒有光照，光伏系統(tǒng)沒有電力輸出。電池儲能系統(tǒng)（Battery Energy Storage System，BESS）在恒定功率控制模式下運行，并連接到電網(wǎng)。當電池逆變器的放電功率超過允許下限或電池SOC達到允許下限時，微網(wǎng)控制器可以控制啟動發(fā)電機組[6]。在此期間，BESS還可以以有差模式與發(fā)電機組并聯(lián)運行，以防止單臺機組突然故障造成的不穩(wěn)定風(fēng)險，提高系統(tǒng)供電的可靠性。所有柴油發(fā)電機組均可以由微電網(wǎng)控制器以通信方式進行自動控制[7]。

6.3 光伏限功率

本系統(tǒng)依靠BESS系統(tǒng)來吸收多余的光伏電能，但由于電池容量規(guī)劃有限，BESS很難長時間在大功率充放電模式下運行。因此，當電池充電達到上限時，應(yīng)該限制光伏功率維持系統(tǒng)的穩(wěn)定[8,9]。

7 案例分析

7.1 用電現(xiàn)狀介紹

廣東某海島尚未實現(xiàn)與市電連接，現(xiàn)有電壓等級為10/0.4 kV，由1座配電站實現(xiàn)孤網(wǎng)運行，島上電源主要由柴油發(fā)電機組組成，總裝機為2 000 kVA。為保證負荷24 h不間斷供應(yīng)，采用柴油機輪流發(fā)電，高峰運行950 kW柴油機組，全年用電量約為212萬kW·h。

7.2 電源形式及配置規(guī)模

由于該島用電量較少，多為居民和旅游酒店負荷，容量小于2 MW，屬于單用戶級用戶。根據(jù)表1電源采用單一形式，并配合相應(yīng)的儲能進行供電。表2、表3以及表4選取了3種配置方案進行技術(shù)經(jīng)濟比選。方案1和方案2為光伏+儲能，方案3為風(fēng)電+儲能，其中方案1考慮白天由光伏供電，晚上儲能電量不夠時考慮由柴油發(fā)電機進行供電，方案2、方案3柴油發(fā)電機只作為應(yīng)急電源及連續(xù)天氣狀況不好時使用。各方案綜合造價比選如表2所示。

表2 各方案綜合造價比選

從表2可以得出方案1造價最低，其次是方案3，方案2造價最高。

將本體造價分攤到整個壽命周期，其中光伏為25年，風(fēng)電為20年，儲能為10年。柴油發(fā)電成本按3.2元/（kW·h）進行計算，得出結(jié)果如下。方案1的光伏發(fā)電量較少，柴油發(fā)電占比較高，加權(quán)平均電價達到1.5元/（kW·h），年收益最差；方案2的光伏發(fā)電量高，棄電量較多，年收益處于中等水平；方案3的風(fēng)機發(fā)電量剛好滿足全年用電量，棄電量少，年收益最好。各方案發(fā)電量及加權(quán)電價如表3所示。

表3 各方案發(fā)電量及加權(quán)電價

表4為各方案技術(shù)指標比選，從中可以得出方案1技術(shù)指標均偏差，其次是方案3，而方案2技術(shù)指標最好。

表4 各方案技術(shù)指標比選

方案1新能源發(fā)電占比較少，年收益較差；方案2新能源發(fā)電占比較高，年收益居中，且可靠性高；方案3新能源發(fā)電占比居中，年收益最好，但由于單臺風(fēng)機出力不穩(wěn)定，極易導(dǎo)致停電。綜合考慮各項指標后確定方案2為最終方案，即光伏裝機2 000 kW，儲能3 000 kW·h，年發(fā)電量260萬kW·h。

7.3 儲能容量確定

島上高峰時的最大負荷約為800 kW，考慮額定功率與峰荷系數(shù)比為1.25，因此儲能的功率確定為1 000 kW。按照儲能裝置效率為95%，放電深度為85%，島上用戶的晚高峰用電時間為19:00—23:00，高峰期的平均負荷率為40%，其他時段負荷率為10%，最大負荷支撐時間為2.5 h。

7.4 運行策略

采用光伏+電化學(xué)儲能+柴油發(fā)電機構(gòu)成微電網(wǎng)，其運行方案如圖2所示[10]。

圖2 系統(tǒng)運行方案

正常運行方式下，白天由光伏發(fā)電系統(tǒng)進行供電，多余電力向電化學(xué)儲能電池充電，晚上由儲能系統(tǒng)進行供電，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)削峰填谷，緩解高峰期的用電壓力，提高設(shè)備利用率與能源使用效率。當遭遇陰雨天氣時，光伏出力下降，此時島內(nèi)電源出力將不滿足供電負荷平衡需求，優(yōu)先轉(zhuǎn)由電化學(xué)儲能供電，當電化學(xué)儲能容量不足時，需轉(zhuǎn)由柴油發(fā)電機組供電。

8 結(jié) 論

結(jié)合海島特性、分布式電源及儲能的特性，分析微電網(wǎng)的構(gòu)成及容量，確定微電網(wǎng)的建設(shè)模式。結(jié)合負荷特性、電源出力特性，制定源網(wǎng)荷儲的協(xié)調(diào)控制策略，有效降低海島的供電成本，同時降低化石能源的消耗量，助力碳減排。