高海拔嚴寒地區站用電儲能系統的控制策略研究

湖北省電力規劃設計研究院有限公司 張云龍 康 慨 鄭開琦 龔 琪 王玉輝

1 引言

變電站站用電系統是基礎設施服務最重要的供應單元，是變電站設備可靠運行的重要一環，合理設計站用電系統，保證站用電系統高效穩定工作，對變電站乃至電網安全運行有著重要意義。隨著我國西部大開發建設，西藏、甘肅、青海等省電力需求逐年增加，變電站數量也在不斷增加，西北部分區域屬于高海拔地區、嚴寒地區，在此區域建設變電站對設備運行、檢修維護提出了巨大挑戰，站用電系統重要性不言而喻。高海拔地區、嚴寒地區變電站站用電系統在缺少站外引接電源條件下，一般采用柴油發電機組作為站用電系統自備電源，而采用柴油發電機需要考慮成品油供應及儲存問題，購買散裝油審批流程耗時長，并且在變電站內部設置儲油設施具有極大的安全隱患，同時柴油發電機在高海拔地區、嚴寒地區運行也存在排放酸化物影響生態環境、故障率較高、啟動時間慢、在低溫時油耗大、部件磨損大，無法滿足設備瞬時切換需求等問題[1]。

在“雙碳”轉型目標下，以壓縮空氣儲能、電化學儲能等日內調節為主的多種新型儲能技術得到了迅速發展，特別電化學儲能裝置作為后備電源應用，具有自動響應、穩定可靠、便捷維護、綠色環保等特點，一旦供電中斷，儲能裝置快速響應，提供緊急容量支撐，為電力用戶提供高品質電能。針對高海拔地區、嚴寒地區末端電網網架結構薄弱，新型儲能應用于站用電系統，為變電站應急和異地備用等擴展性地提供更加完善的解決方案。

2 新型儲能技術選型

當前儲能方式主要分為兩類：一類是物理儲能，一類是化學儲能。物理儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、蓄冷蓄熱和飛輪儲能等，化學儲能主要包括鋰電池、鉛酸電池、液流電池、鈉離子電池以及超級電容等。除抽水蓄能，其余方式又統稱為新型儲能系統[2]。新型儲能系統中電化學儲能由于能量密度高，響應時間快，靈活方便，使用廣泛，建設周期短，隨著“雙碳”轉型、新型電力系統建設，包括鋰離子電池、鉛炭等電化學儲能成本持續下降。重點對三元鋰電池、磷酸鐵鋰電池及鉛炭電池基本性能對比見表1。

表1 各種類型電池性能比較

綜合考慮場址區環境特性和建設條件，在高海拔和低溫情況下選擇采用鉛炭電池，鉛炭電池具有較好的安全性及耐低溫特性。

3 采用儲能裝置的站用電系統設計

3.1 儲能系統設計

鉛炭電池配置容量需要考慮放電深度和系統效率，配置原則：

電池計算容量（kWh）＝負荷（kW）×時間（h）/放電深度/系統效率

負荷：考慮變電站站用電接入負荷；時間：變電站主變故障后，站用電系統需要的供電時間；放電深度擬取0.7。

系統效率＝鉛炭電池效率×PCS效率×變壓器及線損效率。儲能系統效率見表2。

表2 儲能系統效率

根據GB/T 36280 電力儲能用鉛炭電池5.1.2.4小節，電池簇的能量效率不應小于86%，本方案鉛炭電池效率按0.86考慮。

按照變電站站用應急負荷容量180kW計算，儲能系統選型需要滿足計算容量及設備選型需求，儲能電池通常采用模塊化設計，電池模塊額定電壓主要以2V及12V系統為主，本項目儲能系統容量為3160kWh，采用2V系列模塊化設計，儲能系統電池并聯組數會減少，對電池的一致性會較好，采用12V系列，儲能系統電池并聯組數會增加，根據GB 51048 電化學儲能電站設計規范5.2.4節，電池組的成組方式及其連接拓撲應與功率變換器系統的拓撲結構相匹配，并應減少電池并聯個數，結合市場主流廠家及應用情況，本項目鉛炭電池建議選用2V 1000Ah鉛炭電池。

本儲能系統由1580只2V 1000Ah鉛炭電池串并聯組成，其中316只2V 1000Ah電池串聯組成一個基本并聯單元，形成一個電池簇。單個電池簇容量為：316×2×1000＝632kWh，輸出電壓為：316×2＝632V。全站共包含5個電池簇，通過2臺3匯1直流匯流柜匯流后送入1臺500kW儲能變流器（PCS）進行雙向逆變，再經1臺500kVA隔離變壓器并入站用電系統。儲能系統接線如圖1所示。

圖1 儲能系統接線

3.2 站用電系統設計

變電站站用工作變壓器通常從主變壓器低壓側分別引接，兩臺站用變容量相同、可互為備用、分列運行。針對高海拔地區、嚴寒地區特別在末端電網網架結構薄弱區域，站用變一般僅有一路電源可供接入，站用電系統的第二路電源需配置柴油發電機，考慮柴油發電機在高海拔地區、嚴寒地區運行缺陷，可替換為電化學儲能系統，儲能系統通過儲能變流器PCS后，輸出穩定的交流電源，并通過饋線接入站用電主接線[3]。

參考某個高海拔、嚴寒地區變電站，根據負荷級別及重要性，兼顧經濟性和可靠性要求，站用電主接線共設置四段母線，分別設工作I母和工作II母，應急I母和應急II母，工作I母通過聯絡開關與工作II母相連，應急I母通過聯絡開關與工作I母相連，應急II母通過聯絡開關與工作II母相連?？紤]每段應急母線預留一路饋線開關作為儲能系統接入，系統接線如圖2所示。

圖2 站用電系統接線

4 站用電儲能系統運行策略研究

儲能系統需要根據站用電系統運行方式設置相應的控制策略，站用電母線發生故障或故障排除時，儲能系統可以滿足在并網和孤網運行狀態間靈活切換。儲能系統要求快速從充電模式切換到放電模式，且同時需要具備快速控制站用電與儲能系統間的并網開關的能力。儲能控制系統應具備以下功能。

一是檢測母線及開關運行狀態；二是監測儲能系統拓撲結構；三是儲能與站用母線的并網控制接口；四是管理儲能功率分配和控制策略；五是儲能系統具備有效通信功能，從而保證系統安全穩定運行[4]。

儲能系統設置單獨控制管理平臺，根據站用電系統運行方式及保護靈活調整儲能系統控制策略?？刂乒芾砥脚_可以實現調整保護裝置策略，改變裝置定值，

根據并網和離網運行需求實現儲能變流器PCS運行在P/Q或者V/f模式，控制站用電母線功率流動，并網時存儲電能，孤網運行時釋放電能，提供穩定電壓、頻率電源[5]。根據站用電系統運行方式，設置控制策略如下。

4.1 站用電供電

站用電正常運行，應急I母供電正常，QF3、QF4、QF5合閘狀態。為避免兩個不同電源合環運行，儲能系統充電時，系統開環運行；默認斷開QF2，優先由QF1為儲能系統充電。當儲能電池組荷電狀態SOC＜SOCmax時，PCS控制儲能電池處于充電狀態，調節儲能以計劃充電功率0.1C充電；當SOCmax≤SOC，調節PCS限制有功功率，處于恒壓浮充狀態。

4.2 站用電失電

當檢測到應急I段失電，應急II段失電，控制器將發跳閘命令跳開QF3、QF4。此時全站應急段上重要負荷將由儲能系統提供電源。閉合QF1、QF2。當儲能SOC＞SOCmin，PCS控制儲能電池處于VF運行狀態，儲能系統處于放電狀態。當SOC≤SOCmin時，儲能系統停止放電。

4.3 站用電失電后重合閘

站用電失電后，由儲能系統給負荷供電；控制器實時檢測站用電母線I、II的電壓，當母線I（II）的電壓恢復時，控制器發命令跳開QF1（QF2），閉合QF3（QF4），QF5；當應急電源母線I、II電壓均恢復時，發同期命令給PCS，由PCS執行同期操作并合上QF1。

5 結語

本文結合高海拔地區、嚴寒地區站用電系統設計特點，提出了站用電系統儲能接入的方案，并從主接線的選擇，儲能設備布置，控制策略等方面進行了研究，正常運行時站用電為儲能系統進行充電，電池充滿后采用浮充備用，站用電失電時，儲能系統放電支撐站用電系統，為站用電系統提供高可靠電源，為高海拔地區、嚴寒地區站用電系統設計、運行的提出可供借鑒的技術方案，建議結合項目特點開展項目試點，通過應用經驗的積累為后續大規模儲能裝置應用提供條件。