典型燃氣門站“多能協(xié)同”供電解決方案

“多能協(xié)同”技術(shù)方案充分利用可再生能源和清潔能源，代表了未來能源的發(fā)展趨勢，對推進節(jié)能減排和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。目前我國燃氣門站大多位置偏遠，市電接入費用高，用電安全難以保障。以北京燃氣集團為例，其擁有燃氣門站10 座，燃氣調(diào)壓站箱2 萬余座，只有不足三成的燃氣門站及調(diào)壓站箱可穩(wěn)定供電。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，燃氣調(diào)壓站（箱）供電電壓低，用電量少，因此市電入網(wǎng)難且費用高昂。然而，燃氣門站具備充足的燃氣能源和豐富的余壓資源，為其構(gòu)建多能互補穩(wěn)定發(fā)電供電方式提供可能。

1 項目概述及負荷分析

該燃氣門站位于北京市延慶區(qū)，已投入運行，現(xiàn)狀電力供應(yīng)為施工臨電，1 臺315kVA 桿上變壓器與1 臺移動式柴油發(fā)電機，不滿足燃氣門站二級負荷的運行要求。

燃氣門站用電負荷呈現(xiàn)明顯的季節(jié)性。全年負荷只有監(jiān)控系統(tǒng)、可燃氣體報警系統(tǒng)、安防系統(tǒng)，以及照明、辦公用電等；季節(jié)性的負荷主要是春秋季電伴熱鍋爐、冬季采暖電伴熱鍋爐、夏季電制冷空調(diào)。采用需要系數(shù)法計算，夏季電負荷為98.7kW，冬季電負荷為129.1kW，另有消防水泵電負荷75kW。結(jié)合該門站實際用電情況及北京其他同規(guī)模門站用電情況，確定其平均用電負荷夏季30kW，冬季40kW。

系統(tǒng)用電解決方案設(shè)計時，平均負荷作為系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)指標，用于配置儲能系統(tǒng)電池組容量、燃氣發(fā)電機等設(shè)備參數(shù)。計算負荷作為系統(tǒng)瞬態(tài)指標，用于配置儲能系統(tǒng)PCS 容量、柴油發(fā)電機等設(shè)備參數(shù)。

2 可用能源技術(shù)及發(fā)電裝機容量分析

門站具備設(shè)置燃氣發(fā)電的優(yōu)良條件：燃氣資源豐富、價格低廉，現(xiàn)狀設(shè)有 1臺 12kPa中壓調(diào)壓箱，剩余能力為 338Nm3/h。

冬季（11 月至次年3月）天然氣流量3.8 萬～5.8 萬Nm3/h，總進口壓力8.2MPa，總出口壓力0.188MPa，滿足壓差發(fā)電的需求，可配置30kW 壓差發(fā)電機。

綜合考慮門站建筑條件及風光資源優(yōu)勢，最大可設(shè)置約30kW 的光伏發(fā)電系統(tǒng)，及約2kW 風力發(fā)電機。

3 “多能協(xié)同”供電系統(tǒng)架構(gòu)

結(jié)合負荷需求及發(fā)電裝機最大容量限制，按照門站二級負荷供電，并達到消防水泵雙路獨立電源、末端互投的可靠性要求，構(gòu)建供電系統(tǒng)架構(gòu)圖如圖1 所示。系統(tǒng)設(shè)2 段母線，其中Ⅰ段母線為正常工況主供線路，配置2 臺100kW 燃氣內(nèi)燃發(fā)電機組，1 臺30kW 壓差發(fā)電機組，30kW 光伏發(fā)電，2kW 風力發(fā)電，1 組放電倍率為0.5C 的250kW 蓄電池（EES-1）；Ⅱ段母線為消防工況主供線路，配置1 臺250kW 柴油發(fā)電機，2 組放電倍率為0.5C 的250kW 蓄電池（EES-2）和2 臺200kvar SVG無功補償器。為保證用電安全性，實現(xiàn)供電系統(tǒng)的經(jīng)濟調(diào)度和優(yōu)化管理，配置EMS 能量管理系統(tǒng)。

需要說明的是，蓄電池容量的確定，一方面考慮分布式電源全部退出后，夜間15h 無人值守的運行要求；另一方面保證獨立支撐消防水泵運行不低于6h。儲能系統(tǒng)PCS 容量的選擇，充分考慮了滿足系統(tǒng)最大計算負荷的同時，獨自起動消防水泵的能力。當Ⅰ段母線支撐電網(wǎng)時，電池EES-1 剩余電量保持在20%～80%SOC；當Ⅱ段母線支撐電網(wǎng)時，電池EES-2 剩余電量保持在60%～90%SOC（其中一組電池長期保持滿容量熱備，以保證消防水泵隨時啟動）。燃氣發(fā)電機啟動條件為電池EES-1電量低于20%SOC，或負荷超過設(shè)定值；停機條件為電池EES-1電量達到90%SOC，且負荷低于設(shè)定值。

4 “多能協(xié)同”供電系統(tǒng)控制策略

4.1 正常工況

正常工況冬季控制策略為Ⅰ段母線主供、Ⅱ段母線熱備。當Ⅰ段母線支撐電網(wǎng)時，電池EES-1 剩余電量保持在20%～80%SOC；當Ⅱ段母線支撐電網(wǎng)時，電池EES-2 剩余電量保持在60%～90%SOC（其中一組電池長期保持滿容量熱備，以保證消防水泵隨時啟動）。在白天工作時間即8 時至17 時，優(yōu)先使用光伏風力發(fā)電和壓差發(fā)電，達到燃氣發(fā)電機啟機條件時開啟燃氣發(fā)電，同時在EMS 能量管理系統(tǒng)管理控制下，整個供電系統(tǒng)在17 時前為蓄電池ESS-1、ESS-2 的第二組蓄電池充電至80%SOC；晚間17 時至次日8 時，為實現(xiàn)無人值守，燃氣發(fā)電機夜間不工作。優(yōu)先使用風力發(fā)電供電，不足時由蓄電池ESS-2 和ESS-1補充。該控制策略可以盡量推遲燃氣發(fā)電機開啟時間，避免燃氣發(fā)電機頻繁啟停。

夏季控制策略與冬季相似，同樣采用EMS 能量管理系統(tǒng)，區(qū)別僅在于壓差發(fā)電機在此季節(jié)不具備開機條件因而停機。

4.2 消防工況

消防工況供電策略為Ⅱ段母線主供、Ⅰ段母線熱備。蓄電池EES-2 提供Ⅱ段母線電壓支撐，為消防水泵供電，柴油發(fā)電機冷備；當蓄電池系統(tǒng)故障，或電量不滿足消防水泵啟動和運行要求時，柴油發(fā)電機啟動為消防水泵供電。

圖1 “多能協(xié)同”供電系統(tǒng)架構(gòu)圖

5 投資與經(jīng)濟分析

該項目投資范圍包括原有能源機房改造、站內(nèi)設(shè)備及安裝、電氣系統(tǒng)和能源管理系統(tǒng)。通過計算，建設(shè)投資估算為1730.5 萬元。該項目運行成本主要由天然氣費、人工費和維修費構(gòu)成，同時考慮蓄電池的使用年限，每隔5 年對蓄電池進行1 次更換，更換費用200 萬元。年均購氣9.5 萬Nm3，按照發(fā)電售氣2.62 元/Nm3計算天然氣費為25 萬元/a；人工費51萬元/a；燃氣發(fā)電機維修費16 萬元/a、脫硝裝置維護費5 萬元/a、壓差發(fā)電維修費3 萬元/a。按照運營期20 年考慮，可以計算凈現(xiàn)值為3284 萬元。

經(jīng)過多輪談判，市供電接入投資為3500 萬元；采用市電運行成本由電費和維修人員人工費兩部分組成，其中電費按照電價1.3 元/kWh 計算結(jié)果為52 萬元/a，人工費12 萬元/a。按照運營期20a 可以計算市電供電方案凈現(xiàn)值為3734 萬元。

6 結(jié)論與建議

本文突破燃氣門站供電外部依托的瓶頸，結(jié)合門站資源稟賦條件，因地制宜，創(chuàng)造性地提出了夜間無人值守的差異化“多能協(xié)同”供電解決方案。通過合理的系統(tǒng)配置和控制策略匹配，保證供電安全可靠、節(jié)能低碳。通過與市電接入方案相比，得出該解決方案具有經(jīng)濟效益優(yōu)勢的結(jié)論。本文提出的供電解決方案可在門站類邊遠地區(qū)和條件受限區(qū)域進行推廣應(yīng)用。