光伏储能控制系统节能环保技术在加油站的应用

丰明魁

(中国石化销售股份有限公司北京石油分公司，北京 100022)

“十四五”期间，作为国有重要骨干能源企业，为中国石化积极响应“一基两翼三新”战略部署，着眼打造绿色洁净亮丽形象，全面提升环境保护水平。中国石化北京石油分公司(简称北京石油)充分发挥营销网络优势，大力推动加氢、充电、分布式光伏发电示范工程建设，为实施绿色洁净战略保驾护航。

和传统能源发电相比，光伏发电能够增加储能的功能，对于平衡电力电价、安全保电有非常重要的意义。当市电断电时，储能系统能够支撑电力正常运行。

本文将对光伏储能一体化的节能环保新技术在加油站的应用进行系统的阐述。

1 光伏储能控制系统建设设计原则

目前，中国石化销售股份有限公司北京石油分公司在全市拥有自营加油站580余座，加气站17座。未来，加油(气)站要承载大量电力设备对多电源系统的供电，具备电能保障能力,这就对其提出了很高的要求。同时,考虑到未来该多电源系统内要接入多个功率较大、对电能质量要求较高的负载,因此要求多电源系统具有灵活的可扩展性和较高的供电质量。

主要原则应满足：

1)建设包含光伏发电、储能、市电、电能质量检测和治理的多电源系统，并可灵活扩展，可以接入多种分布式能源、各种有源和无源负荷，且系统可以模拟典型负荷特性；

2)体现分布式电源、储能系统智能协调工作，凸显智能多电源系统能量优化调度控制的效果；

3)可孤岛运行，自动无缝并离网切换，不影响高精密仪器的正常工作；

4)新能源就地最大限度消纳原则，打造低碳项目；

5)储能电池和分布式能源的使用效能最佳，最大发挥其经济效益；

6)控制策略简单可靠原则，控制系统开源，方便未来系统扩展；

7)智能的远程的数据展示，建设示范项目。

2 光伏储能控制系统建设组成方案

2.1 基本原理

由储能系统、光伏发电系统及负载组成的多电源系统统一接入，采用快速开关，可以实现快速投切和远程控制。系统组成方案见图1。

图1 系统组成方案

以中国石化望京新城加油站为例：

该加油站屋顶面积为780 m2，光伏板建设科利用面积400 m2，标准光伏板可铺设16块，光伏功率为30 kWp，预计发电量为2.9万kWh/a。建议采用40 kW的光伏逆变器。

考虑光伏逆变器发电直接送到电网为脱硫电价0.3元/kWh，自用电价峰值1.4元/kWh，光伏发电应尽可能自用。光伏发电间歇不稳定，使用储能系统进行能量平滑。以储能逆变器10 kW、锂电池30 kWh为参数，分3类情况进行分析：

1)光伏发电大于本地负荷。储能电池容量<90%时，储能系统吸收光伏发电量与本地负荷的差值；储能电池充满时，光伏发电大于本地负荷的部分送电网。

2)光伏发电功率小于本地负荷功率时。储能电池容量>20%时，储能系统提供本地负荷与光伏发电功率的差值；储能电池容量<20%时，电网提供本地负荷与光伏发电功率的差值。

3)储能系统可设置峰谷电价差“削峰填谷”功能。

设计建设方案是采用一套储能系统、光伏发电系统30 kWp、电能质量控制、能效监控、多电源系统能源管理系统组成的多电源系统，并且随着负荷的增加扩展光伏和储能容量；系统可以进行灵活的并离网切换；通过平台实现远端数据的展示、数据分析和报表；采用可视化触摸屏设计，界面友好、人机交互便捷，可进行运行参数设置，实时显示系统状态和故障信息等。设备支持 Modbus RTU、Modbus TCP/IP等多种通讯协议，可实现与后台可靠通讯，接收电网调度指令。

多电源系统现阶段可以实现光伏、储能系统、模拟负荷(预留功能接口)和柴油发电机(预留功能接口)等多种一次的设备的互联，各个设备都可以单独控制，实现四遥。利用多电源系统能源管理系统，可以实现多电源系统并网点的功率控制，以及快速平滑光伏、负荷变化等造成的功率的波动，将接入电网的各类设备实现检测、记录多电源系统的工作状态。

该多电源系统结构灵活，可以实现不同的分布式能源的重新组合，运行方式也可以灵活设置，可以用于研究不同类型的分布式电源的特性。

2.2 多电源系统

2.2.1 光伏部分

光伏部分以太阳能光伏发电为基础，满足光伏发电和建筑一体化要求，以可操作性、实用性为原则，光伏发电主要考虑自发自用，余电可用来上网。光伏组件布置拟采用固定式安装方式，并与建筑一体化。这种方式可确保建筑的整体美观。由于前期负荷较少，光伏可分步安装实施，一期光伏组件可先安装功率总计约400 kWp的装置，并采用高效双面发电单晶组件。

1)对于分布式光伏系统，考虑现有彩钢瓦罩棚的载荷承重原因，结合北京石油的战略部署，逐步将现有罩棚改造成钢结构，这样安装方式比较灵活、安全。罩棚下面有埋地油罐时，由于此种情况油罐的通气管一般穿过罩棚，受防爆距离限制，所以不适宜安装光伏组件。太阳能电池板倾角大约在15°左右(根据实际测量情况调整)。

2)组件支架采用热镀锌薄壁卷钢支架，并采用配重方案，不对屋面防水造成破坏。

3)支架主体采用热镀锌薄壁卷钢，须保证其结构强度高、抗风能力强，可使用25年以上。主体骨架全部是标准化、工业化生产(包括小的连接件、配件)，采用不锈钢螺栓连接。

4)光伏发电通过数据接口将设备运行状态、发电量等信息上传至多电源系统能源管理系统。

5)为了后期试验和监测的方便，预留类似辐照度、温度、风速、图像等数据监测接口。

2.2.2 储能系统部分

建设一套10 kW/30 kWh的储能系统。储能电池单元由电池堆(BP)、电池管理系统(BMS)、储能双向变流器(PCS)和主监控单元组成。

储能电池采用高密度锂电池，该电池具有安全可靠、循环寿命长、性价比高等特点。

电池系统电气原理见图2。高压箱电气原理见图3。

图2 电池系统电气原理

图3 高压箱电气原理

2.3 电池管理系统

2.3.1 系统原理

本系统每个电池箱由9串单体串联6路电池(单串电压6 V)组成，LBMS-SU12P-A 作为第一层数据采集，每个BMU采集1箱电池。

每个电池簇(SBCU)管理24个电池柜(SBMU)(216串电池，24个电池插箱，936 Ah)，组成电池系统。

2.3.2 系统低压供电

BMS系统供电采用DC24V，每个主控盆(SBAU)系统组成一个单独系统。出于供电可靠性以及灵活性考虑，建议每个SBAU进行单独供电，由不间断电源(UPS)输出220 V交流电压。SBAU系统供电原理见图4。

图4 SBAU系统供电原理

2.3.3 系统控制策略

系统控制层以SBAU为单位，一个SBAU控制若干个SBCU，每个SBCU通过SBMU获取电池电压、温度等信息。BMU负责采集电池电压、温度信息，均衡控制等。

SBCU负责管理电池组中的全部BMU，通过控制器域网(CAN)总线，获取所有BMU的单体电压与温度信息；负责电池簇的电流采集、总电压采集、漏电检测，并进行报警判断，在电池组状态发生异常时断开高压功率接触器，使电池簇退出运行，保障电池安全使用。

SBAU负责管理所有SBCU，若电池簇发生了严重故障，SBAU主动控制切断继电器。

系统主要有“自动运行模式”、“维护模式”两种。系统默认为“自动运行模式”，SBAU根据下属SBCU状态进行自动控制吸合与断开。

“自动运行模式”控制策略如下：

1)上电SBCU数量检测

SBAU上电检测SBCU就位数量，当1组SBCU全部就位后，SBAU允许满功率充放电。

2)上电总压差检测

当SBAU检测就位通过后，进行总压压差判断。当电池组最大总压与最小总压之间压差小于“电池组允许吸合最大总压差”时，BMS认为，所有就位电池组压差较小，符合吸合继电器条件，则会闭合所有SBCU主负继电器，进入预充均衡流程。

当SBAU检测当前就位总压差超过允许值时，SBAU报总压差大故障，需人工干预，关闭故障组电池组或启用维护模式，人工对电池组进行均衡。

3)上电预充均衡控制

SBAU在进行预充均衡控制时，先控制所有SBCU，闭合预充继电器。当SBCU检测到预充电流<1 A、预充时间>5 s、预充前后电压<5 V时，则SBCU报预充完成，此时SBAU检测所有预充完成后，控制吸合主正，断开预充。

4)充放电管理

系统运行时，实时监测每个单体电压以及电池包温度。根据电池系统状态评估可充、放电最大电流，通过报文发给PCS。PCS根据最大充、放电电流，进行充放电操作(PCS控制充、放电电流不能超过BMS请求最大值)。

5)系统保护(自动运行模式)

一级报警发生时，BMS通知PCS降功率运行；二级报警发生时，BMS通知PCS停止进行充放电(限制电流为0)；三级报警发生时，BMS通知PCS停机，延时后，BMS主动断开继电器。

6)维护模式

当电池簇出现单体压差大、总压大或发生三级报警需要维护时，可通过SBAU上位机、人工控制故障簇电池组进行单独充、放电，人工小电流进行充、放电维护；当电池组平台基本一致时，可停止维护模式，重新给BMS上低压电后，BMS自动识别进入自动控制模式。

2.3.4 电池模拟量高精度监测及上报功能

电池模拟量高精度监测及上报功能包括电池簇实时电压检测，电池簇充、放电电流检测，单体电池端电压检测，电池组多点温度检测，电池绝缘监测等。

2.3.5 电池系统保护功能

电池管理系统在电池系统出现电压、电流、温度等模拟量超过安全保护门限的情况时，进行故障隔离，使问题电池簇退出运行，同时上报保护信息，并在本地进行显示。

BMS拥有三级软件保护功能。

2.3.6 SOC估算

BMS动态剩余电量(SOC)通过电流积分法计算动态SOC，当电池充满或放空时匹配合单体电压的参数，实现充满或放空SOC的校正。

在电池充满情况下(充电达到截止充电电压)，系统自动将SOC置为100%。

在电池放空情况下(放电达到截止放电电压)，系统自动将SOC置为0%。

2.3.7 绝缘检测

BMS系统绝缘采用分时检测技术，即SBAU作为主控，SBCU具体执行检测任务。SBCU分时绝缘检测可避免相互之间绝缘检测的干扰。

2.3.8 均衡功能

本套电池管理系统使用被动均衡策略，当电芯单体电压达到均衡开启电压(例如3.45 V)、压差>均衡开启压差(50 MV)时，则BMS分时开启被动均衡，这样能够很好地维护电池组的一致性。

2.3.9 自诊断功能

本电池管理系统具备自诊断功能。在电池管理系统内部通信或与外部通信出现中断故障时，能够上报通信中断告警；另外，针对模拟量采集异常等其他异常也具备故障自诊断、本地显示和上报就地监测系统的功能，如：采样线断线故障、温度线断线故障、继电器粘连故障等。

2.3.10 本地数据显示

本电池管理系统自带7寸显示屏，可以显示总体概要信息以及报警信息等，能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示。具体包括：

1)系统运行状态显示(系统总电压、电流、SOC、运行状态、最高单体信息、最低单体信息、报警信息等)；

2)可显示每簇(SBCU层面)电池组统计信息(电流、总压、最高单体信息、最低单体信息、绝缘信息、报警信息等)；

3)电池簇电流/SOC显示；

4)告警信息显示；

5)继电器状态等信息显示；

6)其他异常信息显示。

2.3.11 参数设定(接入调试上位机)

本电池管理系统另外标配一套运行在电脑中的维护上位机，提供本地对电池管理系统的各项运行参数的修改操作。参数设定项目包括：单体电池充放电电压、运行温度、过流门限等。

2.3.12 继电器强制控制(接入调试上位机)

接入调试上位机后，可通过上位机授权使用控制功能，强制控制主正、主负继电器吸合。强制控制时要注意总压差。该功能一旦开启，则BMS系统失去系统保护功能，必须重新上电。

2.3.13 程序升级

本电池管理系统具备程序离线烧录功能，可通过CAN总线进行升级。

2.3.14 对外通讯

SBAU对外主要与PCS以及网元管理系统(EMS)进行通讯，考虑数据量大小、抗干扰、实时性等，推荐SBAU与PCS通讯接口使用CAN，波特率推荐为500 Kbps。

2.4 储能双向变流器

储能变流器是电网与电能储存设备之间的纽带，负责充电和电能回馈。PCS能够适应储能系统不同的充放电控制模式。充放电控制模式可以通过参数设置实现恒流、恒压、恒功率、快速充放、最长寿命充放电等多种充放电管理模式。PCS应用于各种具有储能电池(电容)充、放电、并网及多电源系统供电的场所，其中控制和显示的功能由触摸屏人机界面完成的。

储能系统连接示意见图5。

图5 储能系统连接

储能系统可以同多电源系统控制器接入。多电源系统控制电压、电流、开关状态以及关键设备运行状态，采取快速判据确定多电源系统关键点及微电源的运行模式。同时，装置具有连续的功率闭环调节功能，快速生成功率指令下发给微电源执行，以保持多电源系统具有连续、稳定的工况。

2.5 电能质量治理

电能质量需要具有谐波治理、无功电流补偿的能力。

2.6 光伏MPPT控制器

光伏MPPT控制器需要满足以下要求：

1)输入电压范围500～900 V；

2)最大功率点工作范围450～800 V；

3)最大功率跟踪效率99%；

4)输出电压范围600～850 V；

5)额定功率50 kW；

6)最高变换效率98%。

3 效益分析

光伏储能控制系统建设完成之后,具有非常可观的经济效益,以望京新城加油站为例,效益计算方法如下：

总造价25万元(光伏+储能)；

光伏发电量2.9万kWh/a,按照平均电价0.7元/kWh计算,可节省2.03万元；

储能系统按照低谷电时充电、峰值电价放电(电价1元/kWh)。

按每天4 h计算，则10 kW×4 h×1元×365 d=1.46万元，因此，整个光伏+储型系统一年可节约3.49万元。

4 展望

传统能源布局清洁能源，既是对传统能源未来转型的铺垫，也是对绿色能源、环保事业的重视。加油站上建光伏，可在减少二氧化碳排放的同时，利用分布式光伏发电有效提供洁净可再生电能。深化“光伏+储能”的应用，能够优化能源结构。未来，本着集团公司的“应装尽装、适度超前”的原则，应加快光储一体的建设，使越来越多的加油站向“油气氢电非”综合能源服务商转型升级，践行新发展理念，为美好生活注入绿色环保新力量！