探析园区多能互补智慧能源系统的设计及运行

构建清洁、低碳、高效的能源供给体系，开创安全高效的能源消费新局面是我国能源转型的方向和目标，也是实现“碳达峰、碳中和”的有效途径。多能互补系统可以充分地利用分布式能源和可再生能源，对提升可再生能源消纳具有重要意义。本文结合具体项目，详细阐述了园区多能互补智慧能源系统设计的主要内容及多种能源耦合的运行方案。

1、总体设计方案

1.1项目建设背景本工程为北京市某单位办公园区多能互补建设项目，现有园区于2006年建设完成，2009年进行了二次装修改造。现有主要变配电设备和供能机电设备都已运行12年以上，存在设备老旧、受损严重等问题。园区配电自动化水平不高，没有自动抄表、分项计量和运行监控系统，无法对电能使用情况进行分析、控制和优化;随着公司业务不断增加，现有变压器容量也难以满足未来使用需求。综上，园区能源供给总体存在设备老化、耗能大、经济性差、供能结构不合理、供能可控性差、维护管理困难等问题。随着公司业务不断拓展，办公人数日益增多，园区现有供能系统不能满足日常所需，提高园区管理和能源利用能力迫在眉睫。1.2项目总体方案本项目依托园区内现有的2座办公楼，建设多能互补智慧能源系统，对园区供能系统进行整体改造，其中电气系统主要包括:新建159.64kWp多类型分布式光伏发电系统、250kW/550kWh混合电储能系统、330kW燃气分布式三联供系统及电动汽车有序充电系统等。园区现供电系统为两回10kV进线，单母线分段接线，接两台10kV/0.4kV、500kVA变压器，两段400V母线，单母线分段接线。2、设计方案优化配置2.1电气系统建设方案本工程电气系统由原0.4kV的4号和5号母线分别引出一段新增母线，编号为6号和7号母线，对应设置6台低压配电柜。本项目光伏发电系统、电储能系统接入6号0.4kV母线，三联供系统330kW燃气发电机接入7号0.4kV母线。全部发电设备并网运行，所发电能就地消纳。新增地源热泵、空气源热泵等用电设备分别接入6号和7号母线。项目电气主接线图见图1。图1园区电气主接线图2.2燃气发电机建设方案根据园区逐时电耗统计分析，2018年5月14日至2019年5月6日一年用电量230万kWh，日均用电量详见图2。园区现有2台500kVA变压器，其中1#变压器工作日平均负荷波动区间为120～250kW，2#变压器工作日平均负荷波动区间为170～300kW，休息日工作负荷约为工作日的50%～60%。图2园区2018年5月14日至2019年5月6日日均用电量园区最大用电负荷约450kW，最小用电负荷约200kW。夏季和冬季用电高峰集中于10∶00-19∶00时段。冬夏季典型日日均用电功率如图3所示。图3冬夏季典型日日平均用电功率本次改造中新增电力负荷主要分为基本负荷(控制系统、机房暖通及环境)、季节性冷暖负荷(三联供、地源热泵、空气源热泵等)、随机性负荷(充电桩等)及其他负荷(电化学储能、实验负荷等)。目前园区内入驻职工不断增加，2019年平均月度用电量相较2018年同期增长约6%，考虑到未来新增人员需求，按最大负荷的8%～10%计负荷增长，该因素引起的负荷增长值暂列50kW。综上，园区最大电力负荷校验数据如表1所示。依据负荷校验数据，本项目改造后现有两台500kVA变压器基本可满足园区日常用电需求，但在冬、夏季高峰负荷时段，仅靠现有变压器供电时，变压器负荷率较高，对于重要负荷的供电可靠性保障降低，因此需考虑增加项目的总体电力供应。同时结合项目用冷用热负荷需要，经与相关机电专业共同讨论，确定本项目选用燃气发电机作为冷热电负荷供应的供能设备，根据目前主流市场内燃机各型号容量，最终确定本工程选用的燃气内燃机发电机组功率为330kW。2.3

光伏发电系统建设方案本项目于2座办公建筑屋面建设光伏发电系统，详细方案如图4所示。A座屋顶安装单晶硅光伏板300块，总安装容量为96.0kWp;B座屋顶安装多晶硅光伏板80块，安装容量为23.2kWp，硅基异质结SHJ光伏板120块，安装容量为37.2kWp;A座主入口处天棚建设BIPV建筑光伏一体化透光薄膜发电系统，安装双玻10%透光薄膜光伏组件36块，总安装容量为3.24kWp。光伏系统总装机规模159.64kWp，经电力电缆接入园区电气系统。图4屋面光伏发电系统2.4电储能系统建设方案为增加供电系统的供电可靠性及提高运行灵活性，本项目设置了一套电储能系统，储能系统的容量确定需要综合考虑用能需求、投资成本、运行效益等因素。下面针对园区不同时段用电情况进行分析:

(1)

春秋季白天用电高峰时段总用电量约为2067kWh，剔除光伏系统发电量，剩余用电量为1621kWh，晚间用电高峰时段总用电量约777kWh;(2)

夏季白天用电高峰时段总用电量约为2447kWh，剔除三联供系统及光伏系统发电量，剩余用电量为67kWh，晚间高峰时段用电量约1183kWh，剔除三联供系统发电量，剩余用电量为193kWh;

(3)

冬季白天用电高峰时段总用电量约为2175kWh，剔除三联供系统及光伏系统发电量，剩余用电量为424kWh，晚间高峰时段用电量约818kWh，剔除三联供系统发电量，剩余用电量为158kWh。根据以上园区历史负荷、功率分析，结合未来用电需求，综合考虑北京电价政策，电池容量、功率、经济性以及本园区负荷特点等，储能系统容量按最低满足冬、夏季一天“一充一放”进行配置，最终确定本项目设置一套550kWh电池储能系统，对应PCS功率选择为250kW。

3、运行方案及效果分析3.1

运行方案分析确定了各类供能系统的装机容量及设备选择后，接下来对项目建成后的运行方案进行分析。(1)夏季电负荷分析及运行方案夜间23∶00－7∶00以市电满足园区低谷用电、电化学储能、地源热泵水蓄能设施用电负荷需求，预计负荷峰值约400～450kW。自7∶00点起启动燃气三联供系统供应部分电能和冷负荷，不足部分主要由市电和光伏发电系统共同承担，伴随着负荷的增长在电价高峰时段10∶00－15∶00、18∶00－21∶00逐步释放储能电量。至21∶00后停止三联供运行，以市电满足园区用电需求。负荷典型匹配策略为:高峰用电负荷600kW，其中三联供系统出力330kW、分布式光伏出力60～110kW、电储能出力110kW，不足部分由市电补充。夏季典型日电负荷供需情况如图5所示。图5夏季典型日电负荷供需情况(2)冬季电负荷分析及运行方案夜间23∶00－7∶00以市电满足园区低谷用电、电化学储能、地源热泵水蓄能设施用电负荷需求，预计负荷峰值约370～420kW。自7∶00点起启动燃气三联供系统供应部分电能和热负荷，不足部分主要由市电和光伏发电系统共同承担，伴随着负荷的增长在电价高峰时段10∶00-15∶00、18∶00－21∶00逐步释放储能电量。至21∶00后停止三联供运行，以市电满足园区用电需求。负荷典型匹配策略为:高峰总用电负荷450kW，其中三联供系统出力330kW、分布式光伏出力45～70kW、电化学储能出力50kW。冬季典型日电负荷供需情况如图6所示。图6冬季典型日电负荷供需情况(3)过渡季运行方案过渡季园区无冷、热负荷，电负荷全天处于较低状态。夜间23∶00－7∶00以市电满足园区低谷用电、电化学储能用电负荷需求，预计负荷峰值约380~430kW。白天主要由市电和光伏发电系统共同承担，伴随着负荷的增长在电价高峰时段10∶00－15∶00、18∶00－21∶00逐步释放储能电量。负荷典型匹配策略为:高峰总用电负荷380kW，其中分布式光伏出力90～105kW、电化学储能出力110～183kW。过渡季典型日电负荷供需情况如图7所示。需要说明的是:在过渡季典型日电负荷期间，光伏系统日发电量约为774kWh，550kWh电化学储能系统每日按“两充两放”模式运行，以提高设备利用率及储能系统的经济性，其余由市电补充。图7过渡季典型日电负荷供需情况图3.2项目建设效果本项目针对园区用能情况和北京电价、气价情况，对园区进行多能互补智慧能源系统改造后，园区用能成本、能源利用效率、环境效益都得到了大幅度优化。如表2所示，建成后年运行成本降低105.66万元，成本节约率达到35.07%;每年节能量折合249.8t标准煤，年能源消耗节约率达到19.6%;每年可减少二氧化碳排放650t，二氧化碳减排降低22.4%；项目可再生利用率