东福山岛风光储柴海水淡化-独立发供电系统的研究与实施

28新成果PowerandElectricalEngineers东福山岛风光储柴海水淡化独立发供电系统的研究与实施◆国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司赵松烈张雪松简单的系统，也可以是构成包括储能装置和可调负荷在内的比较复杂的系统。描述可再生能源独立发供电系统性能的主要参数是平均渗透率。它是可再生能源发电量和总发电量之比。当可再生能源平均渗透率增加时，独立发供电系统的复杂性和成本也会相应增加。（1）系统目标的设计通过调研发现，国外某些项目因系统设计过于复杂而得到惨痛的教训，证明给定系统结构都有一个最大的可再生能源平均渗透率，如果超过这个值，可再生能源发电的综合经济性反而会从增加转向降低。在东福山岛可再生能源综合利用受到限制的情况下，50%的可再生能源平均渗透率是同等规模项目中一个比较合理的具有中上水平的目标值。因此确定50%为可再生能源平均渗透率并作为系统的设计目标，简化系统设计，使项目的建设成本以及寿命期内的运行和维护成本最小化。（2）系统设计原则和考虑1）要有备用电源。和普通偏远村落不同，东福山岛上的军用设施必须连续运行，在极端风光条件下，独立发供电系统都必须具有连续供电的能力，因此必须配置柴油发电机作为备用电源，增加独立发供电系统的可靠性。2）以风机为主，光伏为辅。根据东福山岛可再生能源的特点，以风光互补的方式配置独立发供电系统。3）考虑平均渗透率和运行稳定性。通过配置储能蓄电池及双向变流器（PCS），实现储存能量和平滑可再生能源波动的功能，提高独立发供电系统的可再生能源平均渗透率和运行稳定性。东福山岛是我国东部海疆最东的住人岛屿，距浙江省舟山市普陀区沈家门镇45km。全岛常住居民约300人。岛上拥有较好的风能和太阳能等可再生能源，但此前并没有得到开发和利用。居民的照明用电仅仅依靠驻军的柴油发电机来提供，用水主要依靠雨水收集净化和从舟山本岛运水解决。由于受困于电力和淡水短缺，尽管旅游资源丰富，当地发展旅游业却举步维艰。为了解决东福山岛的民生问题，同时为我国风光储柴独立发供电系统的研究提供科学技术依据与工程实践经验，国电电力在联合浙江省电力试验研究院和华东勘测设计研究院等单位建设了东福山岛风光储柴海水淡化独立发供电系统。1 独立发供电系统设计的目标和原则可再生能源独立发供电系统的结构多样，可以将风机和光伏直接与柴油机电网相连接，构成最294）考虑发供电系统的功率平衡。通过控制风机和光伏的出力实现独立发供电系统的功率平衡，不配置泄放负荷，而是通过新增的海水淡化设施和原有的抽水泵消耗可再生能源的剩余功率。5）提高利用率。开发以海水淡化为可调负荷的海岛风光储柴独立发供电系统的能量管理系统，在延长蓄电池寿命的前提下，提高可再生能源的利用率。6）应具有较高的自动化控制水平和简洁的人机界面，系统的运行控制采用无人值守的方式运行。为了减少人力成本，不安排夜间值班，夜间一般采用停运柴油发电机的运行方式。7）独立发供电系统在不同运行方式下的的电能质量都能达到国标要求。8）具有适度的可扩展空间。2 主设备容量配置和系统结构以50%可再生能源平均渗透率为目标，在计算风机和光伏的容量时，以能量平衡为基础，按风机和光伏的年发电量需求进行配置；计算蓄电池容量时，以满足岛内夜间12h供电的原则进行从小到大配置，减少独立发供电系统的蓄电池维护成本，同时能够实现夜间停运柴油发电机的运行方式。然后根据风机、光伏的年平均功率和岛内年平均负荷，对蓄电池容量进行校核，使可再生能源能基本满足岛内负荷的需求，蓄电池能基本消纳可再生能源。计算风机和光伏年发电量时必须考虑以下重大折减因素：（1）为了避免影响岛内军用设施，风机只能布置在岛内的相对的最佳位置，风机出力受山形影响和尾流影响，折减系数取0.7。（2）与和大电网并网的风机相比，独立发供电系统限制风机出力的影响很大，折减系数取0.7。（4）因光伏出力不稳定引起的系统限出力的折减系数取0.6。优化后的东福山岛独立发供电系统配置了7台单机容量为30kW的风力发电机组、100kW光伏发电系统、960kWh储能蓄电池、300kVA光储一体化双向变流器、1台200kW柴油发电机及1套50t/d海水淡化系统。东福山独立发供电系统采用交直流混网结构，蓄电池组和光伏阵列均分两路接入PCS直流侧，再经DC/AC变换接至AC380V侧，7台风机则在AC380V侧汇流。经升压变压器升压后，通过10kV线路送电至东福村和驻岛部队。图为东福山岛独立发供电系统结构图。3 独立发供电系统的主电源和运行方式（1）系统主电源独立发供电系统控制380V交流母线的电压和频率的主电源有两个，一个是柴油发电机，另一个是处于离网控制模式(V/F模式)的双向变流器。两个主电源不能同时工作。不同的主电源下，系统有2种工作模式。柴油发电机作为主电源时，柴油发电机自动调节380V交流母线的电压和频率，通过柴油发电机功率的变化，使电源功率和负荷维持平衡。双向变流器工作在并网充电模式(P/Q模式)，对蓄电池进行三段式充电，这时蓄电池是独立发供电系统的一个稳定负荷。光伏和风机接受能量管理系统的可再生能源功率控制程序的控制，使柴油发电机工作在安全和经济的状态。离网控制模式下的双向变流器作为主电源时，柴油发电机处于停运状态，双向变流器自动调节380V交流母线的电压和频率，通过蓄电池功率的变化，使电源功率和负荷维持平衡。30新成果PowerandElectricalEngineers双向变流器作为主电源时，因为双向变流器不控制能量流动方向，蓄电池可能出现频繁充放电的现象，从而影响蓄电池的使用寿命。通过能量管理系统的蓄电池充放电转换程序和可再生能源功率控制程序，控制光伏和风机出力，使可再生能源的功率稳定在大于负荷或小于负荷的状态，从而使蓄电池稳定工作在充电或放电状态。（2）系统的运行方式可再生能源充足时，可再生能源除了满足岛内供电外，还能对储能蓄电池充电，把多余的可再生能源储存起来。蓄电池充满后，蓄电池转入放电阶段，切除部分可再生能源，使蓄电池维持小功率放电状态。蓄电池放电至55%荷电量左右时，重新投入备用状态，再次进入可再生能源对蓄电池充电的阶段。只要可再生能源充足，就不需要启动柴油发电机。可再生能源不充足时，蓄电池放电至略低于50%荷电量，则启动柴油发电机以满足岛内供电，同时最大程度地利用可再生能源，对蓄电池进行充电。海水淡化设施等可调负荷和军民用电负荷错峰运行，利用多余的可再生能源制水，可降低制水成本。4 能量管理策略东福山岛独立发供电系统能量管理策略由主电源切换程序、蓄电池充放电转换程序、可再生能源功率控制程序、蓄电池充电功率遥调程序和海水淡化设施遥控程序等5部分组成。图5为蓄电池状态和能量管理策略的逻辑关系图。（1）主电源切换程序在可再生能源不充足时，主电源切换程序根据蓄电池荷电状态进行主电源切换。蓄电池充满后，主电源从柴油发电机切至双向变流器；蓄电池放电至荷电量低于50%时，主电源从双向变流器切至柴油发电机。（2）蓄电池充放电转换程序双向变流器作主电源时，在可再生能源充足的情况下，不需要启动柴油发电机。通过蓄电池充放电转换程序和可再生能源功率控制程序，根据蓄电池荷电状态，控制光伏和风机，实现蓄电池充放电状态的转换。蓄电池电压低于低限（相当于蓄电池荷电量55%）时，蓄电池转入“充电期望”阶段，可再生能源功率控制程序控制光伏和风机，使蓄电池稳定工作在充电状态。按照梯级整定原则，蓄电池从放电状态转换为充电状态的电压定值高于主电源从双向变流器切至柴油发电机的电压定值，让可再生能源功率控制程序有充足的时间增大光伏出力和启动备用风机。蓄电池电压高于高限（相当于蓄电池荷电量90%）时，蓄电池转入“放电期望”阶段，可再生能源功率控制程序控制光伏和风机，使蓄电池稳定工作在放电状态。整定充转放定值时，考虑了可再生能源对蓄电池充电的特性，避免蓄电池接近饱和时的端口电压突升。（3）可再生能源功率控制程序可再生能源功率控制程序是一个公用程序，不同的运行方式下有不同的触发条件。触发条件不满足时，可再生能源功率控制程序终止，光伏和风机保持在当前的状态。可再生能源功率控制程DC_BUS光伏阵列1代表能量流动方向Switch1I_pv1I_dieselI_load风机1出力I_wind1柴油发电机DC/DCAC/DC/AC风机7出力I_wind7AC/DC/AC光伏阵列2DCDCI_pv2I_lineDC/ACAC_BUS......蓄电池组1DC/DCI_battery1I_battery2DC/DC蓄电池组2DC/DCDC/DCDC750VAC400V双向变流器本地日常负荷海水淡化系统图3 东福山岛独立发供电系统结构图31序不直接控制可再生能源的功率，而是通过观察柴油发电机或蓄电池的充放电功率，执行投切可再生能源顺序控制程序，从而实现可再生能源的功率控制。柴油发电机作为主电源时，柴油发电机功率大于高值80kW时，触发投可再生能源的顺控；柴油发电机功率小于低值30kW时，触发切可再生能源的顺控。整定柴油发电机功率的控制参数时，综合考虑了光伏和风机的出力波动特性、柴油发电机低载运行限值、岛内负荷低谷值和独立发供电系统运行的经济性，避免光伏和风机频繁调节或启停。双向变流器作为主电源时的蓄电池放电阶段，蓄电池放电功率大于高值55kW时，触发投可再生能源的顺序控制；蓄电池放电功率小于低值5kW时，触发切可再生能源的顺序控制。双向变流器作为主电源时的蓄电池充电阶段，蓄电池充电功率小于低值时，触发投可再生能源的顺序控制；蓄电池充电功率大于高值时，触发切可再生能源的顺控。双向变流器作为主电源时的整定控制参数的方法和柴油发电机作为主电源时类似，避免出现因可再生能源不足而引起的蓄电池频繁充放电的现象。光伏出力的响应特性比风机出力的响应特性快很多，因此投切可再生能源的顺控都首先调节光伏出力，然后再启停风机。风机通过人工排序参与顺序控制，可选择出力稳定的风机优先运行，并且增加了主峰的西南侧和西北侧不同风资源利用的灵活性。整定顺控步骤的间隔时间时，考虑了光伏和风机的出力响应特性。（4）蓄电池充电功率遥调程序柴油发电机作为主电源时，通过双向变流器给蓄电池充电。在快充阶段，蓄电池是系统的一个可调负荷，通过遥调可以改变蓄电池充电功率定值。蓄电池充电功率遥调程序通过观察柴油发电机输出功率，调节蓄电池充电功率。蓄电池充电功率遥调程序的定值和可再生能源功率控制程序的定值分级设置。通过蓄电池充电功率遥调程序，使蓄电池充电的是可再生能源，而不是柴油发电机。（5）海水淡化设施遥控程序双向变流器作为主电源的“放电期望”阶段，海水淡化系统遥控程序通过判断可再生能源是否富余，决定是否投停海水淡化设施。海水淡化设施遥控程序的定值和可再生能源功率控制程序的定值分级设置。5 项目的主要研发点项目以浙江舟山东福山岛风光储柴海水淡化综合系统工程为依托，开展了独立发供电系统优化配置、关键设备研发、系统集成与调试及运行策略优化研究，其主要创新点包括：（1）针对东福山岛独立发供电系统的特殊性，研究了风、光等可再生能源的间歇性、负荷特性、蓄电池系统充放电特性与寿命特性、海水淡化系统及柴油发电机的运行特性，确定了系统各单元的容量配置，提出了一种适用于海岛型独立发供电系统的优化设计。（2）开发了光储一体化变流器，具有并网和离网双模式运行功能，有效实现了光储系统功率输出的灵活调节。（3）提出了以海水淡化系统为可调负荷的海岛风光储柴独立发供电系统的优化运行控制策略，提高了可再生能源的利用率。（4）研发了海岛型风光储柴发供电系统综合监控与能量管理系统，实现了系统的有效监控、能量管理与优化控制。测试与实际运行结果表明：该系统的谐波等指标满足国家相关标准要求，运行控制方式灵活，可靠性高，在保证全岛24h可供电的同时，有效地利用了可再生能源，使柴油发电比例降低45%。6 经济社会效益东福山岛独立发供电系统建成后，实现了风光储柴优化互补，最大化利用可再生能源，减少柴油发电机的运行小时数，最大化延长蓄电池的使用寿命，发供电系统运行稳定，电能质量显著提高，不会再出现以往