電動汽車融入分布式智慧能源場景設計與應用

湖北能源集團新能源發展有限公司 田 劍

2020年9月22日，中國在聯合國大會上提出，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現“碳中和”。為推動新能源汽車產業高質量發展，加快建設汽車強國，2020年11月2日國務院制定了《新能源汽車產業發展規劃（2021-2035年）》中提到，促進新能源汽車與可再生能源高效協同，鼓勵“光儲充放”（分布式光伏發電—儲能系統—充放電）多功能綜合一體站建設。支持有條件的地區開展燃料電池汽車商業化示范運行。

1 設計目標

本文選取江蘇某新能源車企作為研究對象，利用園區屋頂做1.5MW分布式光伏發電、車企電動汽車退役下來的磷酸鐵鋰動力電池梯次利用做250kW/500kWh儲能在峰谷價差充放電；4臺直流120kW雙槍快充供園區通勤車輛使用，1臺30kW V2G車網互動充電樁充放電研究。本次還研究了光伏余電來水電解制氫、氫燃料電池儲能放電（制氫產量2Nm3/h，燃料電池功率5kW），探討氫電互轉的儲能方式。通過智慧能源管控平臺，提高能源利用效率，最終降低綜合用能成本。

2 系統設計

2.1 總體方案

考慮系統可靠經濟運行，本項目設計多個并網點分別與電網相連。1.5MW光伏發電優先供園區負荷；光伏余電在儲能電池處于滿充時，供電動汽車充電或者水電解制氫；光伏余電在儲能電池處于未滿充時，優先供儲能電池充電。光伏發電功率在小于園區負荷時，由500kWh儲能電池放電優先供園區負荷；在光伏發電和儲能放電功率小于園區負荷時，園區負荷從電網取電。在電網檢修時儲能擔當獨立微電網角色，優先供園區負荷使用。探索V2G充電樁和燃料電池給電網供電。本項目總體方案拓撲圖如圖1。

圖1 總體方案拓撲圖

2.2 分布式光伏發電系統

2.2.1 光伏發電方案

分布式光伏電站是指在用電戶所在場地或附近建設運行，所發電量在配電網系統內消納的光伏發電形式，根據發電量消納對象不同，主要分為自發自用、余電上網、全額上網等三種類型。分布式光伏電站是一種近年來發展較快、且仍具有廣闊發展前景的發電和能源綜合利用方式，它倡導就近發電、就近并網、就近轉換、就近使用的原則，既充分利用了閑置屋頂資源，提高了可再生的太陽能資源利用率，又避免了傳統的高電壓長距離傳輸模式下高損耗的缺點。

在配置光伏發電時，容量一般以自發自用率最高為約束條件。所以，光伏裝機容量應以基礎負荷為參照，園區最大負荷約900kW，考慮園區為新建且園區生產電動汽車三電產品是未來的發展方向，本項目分布式光伏裝機容量設計1.5MW，利用屋頂約20000m2建設光伏電站，周圍無高大建筑和遮擋物。

本項目1.5MW光伏電站主設備包含285Wp多晶硅組件5280塊（5塊備用）、光伏組件支架、24臺60kW組串式逆變器、4進1出交流匯流箱8個、1套環境監測儀、低壓配電柜、監視控制系統、電力電纜、電纜橋架、接地系統等。

2.3 儲能系統

儲能是電動汽車退役下來的磷酸鐵鋰動力電池梯次利用，一般仍有70%-80%的剩余容量，可降級用于交通動力電源、電力儲能電源等場景[1]。新能源車企建設用戶側儲能，主要有以下作用：

對于園區范圍內建設的分布式光伏等新能源發電應用，儲能可用于平抑光伏發電的出力波動，提高新能源滲透率，提高新能源投資收益；用于園區用電削峰填谷，通過賺取峰谷電價差、降低園區用電容量費、參與需求側響應等方式，降低園區用能成本；用戶側儲能接入儲能調度平臺，可以作為電網調頻調峰的電源；儲能還可以作為園區用電過程中的應急電源；極端情況下，外電網故障失電時，園區光伏發電可以和儲能結合形成光儲聯合系統，維持部分負荷的不間斷供電。

2.3.1 儲能系統設計

按照江蘇發改委印發《省發改委關于我省2021年光伏發電項目市場化并網有關事項的通知》。文件指出，2021年江蘇省長江以南地區新建光伏發電項目原則上按照功率8%及以上比例配建調峰能力、時長兩小時；長江以北地區原則上按照功率10%及以上比例配建調峰能力、時長兩小時。儲能設施運行期內容量衰減率不應超過20%，交流側效率不應低于85%，放電深度不應低于90%，電站可用率不應低于90%。

同時，考慮項目經濟性及光伏發電與基礎負荷在時間上無法完全匹配，需要由儲能進行調節，本文中儲能容量設計250kW/500kWh。主要設備有500kWh磷酸鐵鋰電池組、250kW儲能雙向變換器、空調系統、消防系統、安防系統等，均放在20英尺集裝箱內。電芯參數如表1所示。

表1 電芯參數

電池組總體性能表2所示。

表2 電池組總體性能（250kW/500kWh）

初期設計每天“一充一放”模式設計，放電時間選擇園區用電高峰時段8:00～12:00、17:00～21:00，低谷時段0:00～8:00進行充電。

江蘇省大工業用電峰谷分時銷售電價，高峰時段（8:00～12:00、17:00～21:00），10kV大工業用電價格1.0347元/千瓦時；平段（12:00～17:00、21:00～24:00），10kV大工業用電價格0.6068元/千瓦時；低谷時段（0:00～8:00），10kV大工業用電價格0.2589元/千瓦時。

2.4 V2G車網互動充電樁

V2G全稱“Vehicle-to-grid”，是指車輛給電網放電，實現雙向互聯。與電池儲能有相似的優點，在用電高峰期向電網輸送電，在用電低谷期給車輛充電，減輕電網負載壓力，從而達到削峰填谷，消納可再生能源的效果。另外，可實現應急電源，以及平抑光伏出力波動，增加光伏自用比例、參與用戶側響應等多種應用場景。相比固定儲能電站，電動汽車V2G一車多用、大幅度降低成本、大幅提高安全性，儲能規模隨著電動汽車普及大幅增加[2]。

2.4.1 功率設計

本項目設計4臺直流120kW雙槍快充[3]供園區通勤車輛使用，1臺30kW V2G車網互動充電樁充放電研究。

2.4.2 30kW V2G充電樁選型

表3 交流側技術參數

表4 直流側技術參數

2.5 氫能系統

2.5.1 氫能方案

我國燃料電池關鍵零部件國產化程度不斷提高，技術成熟度有較高提升，但距國際先進水平仍有一定的差距。燃料電池汽車的購置成本和運營使用成本比燃油車和電動汽車高出數倍，嚴重制約其發展[4]。本項目中儲氫發電是光伏電在滿足園區自消納情況下，用光伏余電來將水電解制成氫氣和氧氣，將氫氣儲存起來；當需要電能時，將儲存的氫氣通過燃料電池轉換為電能回饋到電網上。相比于光伏獨立并網發電，多能互補系統提高了光伏和氫能利用率，符合綠色能源的發展要求[5]。與電池儲能有相似的優點，可平抑光伏發電的不穩定性，提高新能源滲透率，但目前階段氫能循環系統整體效率約30%。過去5年，世界綠氫制備成本下降40%。目前我國可再生能源制氫成本2.5元/Nm3，能耗5kWh/Nm3，電解效率60%～75%，氫燃料電池效率50%[6]。

水電解制氫的原理很簡單，就是通過電把水分解為氫氣和氧氣，具體的方法是：在一些電解質水溶液中通入直流電時，分解出的物質與原來的電解質完全沒有關系，被分解的是作為溶劑的水，原來的電解質仍然留在水中。例如硫酸、氫氧化鈉、氫氧化鉀等均屬于這類電解質。

在水電解時，由于純水的電離度很小，導電能力低，屬于典型的弱電解質，所以需要加入前述電解質，以增加溶液的導電能力，使水能夠順利地電解成為氫氣和氧氣。本項目水電解制氫供燃料電池發電示意圖如圖2。

圖2 水電解制氫供燃料電池發電示意圖

2.5.2 制氫設備技術指標

總制氫量：≥2Nm3/h（最終出口產氣量為準）；產品氣輸出壓力：≤3.2MPa；氫氣經純化后純度：≥99.999%；氫氣出口常壓露點：≤-70℃；冷啟動時間：≤30min；電解槽直流電耗：≤5kWh/Nm3 H2。

因氣體體積與溫度、壓力和濕度有關，為便于比較通常所說的體積流量是指標準狀態（溫度為20℃，壓力為0.101MPa，相對濕度為65%）而言，此時的流量以Nm3／h為單位，“N”即表示標準狀態。

2.5.3 燃料電池發電設備技術指標

燃料電池系統是由電堆（核心）、氫氣供給循環系統、空氣供給循環系統、水熱管理系統、電控系統、智能監控系統相互協調構成。

表5 燃料電池性能參數

2.6 智慧能源管控平臺

針對涵蓋光伏、儲能、電動汽車充電樁、氫能等復雜多元的園區電網，須建立園區的智慧能源管控平臺，實現對區域內發電、輸配、用電、儲電各個環節的監控管理，并按照既定策略進行能源綜合調節，優化園區用能結構，實現園區能源系統的高效運行。智慧能源管控平臺架構見總體方案拓撲圖中虛線部分[7]。

2.6.1 監測數據展示對象

包括發電單元監測、儲能單元監控、負荷單元監控、統計分析。

2.6.2 能源調度管理

能源調度管理由各個調度管理策略模塊構成。系統可根據負荷、天氣、電網狀況，及時調整不同的運行策略，以達到最優運行的目的。根據新能源車企實際情況，目前系統設計的策略模塊主要包括以下幾個方面。

2.6.2.1 電力需量管理

電力需量管理的價值來源于電能的定價原則。用戶的電費賬單有兩部分構成，一部分與申請的容量“功率訂購額”成比例，一部分與消耗的電量成比例。

電力需量管理的主要目的是通過平滑用戶負荷曲線以減少功率訂購額。儲能系統可以在用電需求低時充電，而在用電需求變高時放電，從而實現減少功率訂購額的作用。

2.6.2.2 峰谷價差套利模式

儲能系統通過移峰填谷，做到峰電時段使用儲能存儲下來的谷電，實現了谷電峰用，有效進行了峰谷電價差的套利，產生巨大的經濟效益。

2.6.2.3 光儲充氫聯合運行

考慮到太陽日照特性與負荷的峰荷特性存在一定程度的重合，將光伏發電設置為峰荷電源，儲能系統根據負荷的實際用電量，并結合光伏發電量情況，更新輸出功率值。當負荷高峰期功率需求超出發電量較大時，儲能系統釋放能量，實現削峰優化運行；當負荷低谷期功率需求較小而光伏的發電量較高時，儲能系統存儲能量、V2G車網互動充電樁給電動汽車充電、水電解制氫，實現光儲充氫一體的優化運行。

光伏高峰時期余電存儲，避免低價售電。光儲充氫可將非峰負荷時段將太陽能發電的電能轉移到峰荷時段使用，從而減少對高排放能源的消耗，有利于節能減排，可以利用峰谷電價差獲得經濟效益。

2.6.2.4 獨立運行模式

此運行模式的主要目標是極端情況，整個園區電網獨立運行時，自由協調智慧能源網光儲充氫等單元，實現整體的平穩運行。重點關注平抑光伏發電量波動和系統負荷突變的影響，保持電網的電壓和頻率穩定。

2.6.2.5 高級應用模塊

本項目中高級應用模塊根據實際控制需要開發定制，目前需要布置的高級應用模塊為負荷預測和光功率預測。

負荷預測：負荷預測應用功能考慮歷史負荷、氣象因素、節假日及重大事件的情況下，以現場采集的歷史數據和電表的實時數據，結合天氣預報信息為預測基礎，實現母線負荷長時和短時預測。

光功率預測：光伏預測應用功能考慮氣象因素、安裝的光伏組件參數等情況下，通過安裝在室外的環境檢測儀，結合氣象局的天氣預報信息以及歷史氣象信息和歷史發電情況，預測超短期內的太陽能光伏發電機的發電量。

項目試運行以來，光伏年發電量約154萬度；儲能年充電量約20萬度，年放電量約16.9萬度，儲能循環效率達到82.4%；氫能循環系統整體效率約30%；實現年減排CO2787.1噸、SO26噸、NOx2.03噸，節約標煤294.92噸；平均每年為投資方帶來約100萬元營收，為客戶方節約10萬元電費，取得了良好的社會效益和經濟效益。