湖北能源集团新能源发展有限公司 田 剑

2020年9月22日，中国在联合国大会上提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。为推动新能源汽车产业高质量发展，加快建设汽车强国，2020年11月2日国务院制定了《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》中提到，促进新能源汽车与可再生能源高效协同，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。支持有条件的地区开展燃料电池汽车商业化示范运行。

1 设计目标

本文选取江苏某新能源车企作为研究对象，利用园区屋顶做1.5MW分布式光伏发电、车企电动汽车退役下来的磷酸铁锂动力电池梯次利用做250kW/500kWh储能在峰谷价差充放电；4台直流120kW双枪快充供园区通勤车辆使用，1台30kW V2G车网互动充电桩充放电研究。本次还研究了光伏余电来水电解制氢、氢燃料电池储能放电（制氢产量2Nm3/h，燃料电池功率5kW），探讨氢电互转的储能方式。通过智慧能源管控平台，提高能源利用效率，最终降低综合用能成本。

2 系统设计

2.1 总体方案

考虑系统可靠经济运行，本项目设计多个并网点分别与电网相连。1.5MW光伏发电优先供园区负荷；光伏余电在储能电池处于满充时，供电动汽车充电或者水电解制氢；光伏余电在储能电池处于未满充时，优先供储能电池充电。光伏发电功率在小于园区负荷时，由500kWh储能电池放电优先供园区负荷；在光伏发电和储能放电功率小于园区负荷时，园区负荷从电网取电。在电网检修时储能担当独立微电网角色，优先供园区负荷使用。探索V2G充电桩和燃料电池给电网供电。本项目总体方案拓扑图如图1。

图1 总体方案拓扑图

2.2 分布式光伏发电系统

2.2.1 光伏发电方案

分布式光伏电站是指在用电户所在场地或附近建设运行，所发电量在配电网系统内消纳的光伏发电形式，根据发电量消纳对象不同，主要分为自发自用、余电上网、全额上网等三种类型。分布式光伏电站是一种近年来发展较快、且仍具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则，既充分利用了闲置屋顶资源，提高了可再生的太阳能资源利用率，又避免了传统的高电压长距离传输模式下高损耗的缺点。

在配置光伏发电时，容量一般以自发自用率最高为约束条件。所以，光伏装机容量应以基础负荷为参照，园区最大负荷约900kW，考虑园区为新建且园区生产电动汽车三电产品是未来的发展方向，本项目分布式光伏装机容量设计1.5MW，利用屋顶约20000m2建设光伏电站，周围无高大建筑和遮挡物。

本项目1.5MW光伏电站主设备包含285Wp多晶硅组件5280块（5块备用）、光伏组件支架、24台60kW组串式逆变器、4进1出交流汇流箱8个、1套环境监测仪、低压配电柜、监视控制系统、电力电缆、电缆桥架、接地系统等。

2.3 储能系统

储能是电动汽车退役下来的磷酸铁锂动力电池梯次利用，一般仍有70%-80%的剩余容量，可降级用于交通动力电源、电力储能电源等场景[1]。新能源车企建设用户侧储能，主要有以下作用：

对于园区范围内建设的分布式光伏等新能源发电应用，储能可用于平抑光伏发电的出力波动，提高新能源渗透率，提高新能源投资收益；用于园区用电削峰填谷，通过赚取峰谷电价差、降低园区用电容量费、参与需求侧响应等方式，降低园区用能成本；用户侧储能接入储能调度平台，可以作为电网调频调峰的电源；储能还可以作为园区用电过程中的应急电源；极端情况下，外电网故障失电时，园区光伏发电可以和储能结合形成光储联合系统，维持部分负荷的不间断供电。

2.3.1 储能系统设计

按照江苏发改委印发《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》。文件指出，2021年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时；长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力、时长两小时。储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应低于90%。

同时，考虑项目经济性及光伏发电与基础负荷在时间上无法完全匹配，需要由储能进行调节，本文中储能容量设计250kW/500kWh。主要设备有500kWh磷酸铁锂电池组、250kW储能双向变换器、空调系统、消防系统、安防系统等，均放在20英尺集装箱内。电芯参数如表1所示。

表1 电芯参数

电池组总体性能表2所示。

表2 电池组总体性能（250kW/500kWh）

初期设计每天“一充一放”模式设计，放电时间选择园区用电高峰时段8:00～12:00、17:00～21:00，低谷时段0:00～8:00进行充电。

江苏省大工业用电峰谷分时销售电价，高峰时段（8:00～12:00、17:00～21:00），10kV大工业用电价格1.0347元/千瓦时；平段（12:00～17:00、21:00～24:00），10kV大工业用电价格0.6068元/千瓦时；低谷时段（0:00～8:00），10kV大工业用电价格0.2589元/千瓦时。

2.4 V2G车网互动充电桩

V2G全称“Vehicle-to-grid”，是指车辆给电网放电，实现双向互联。与电池储能有相似的优点，在用电高峰期向电网输送电，在用电低谷期给车辆充电，减轻电网负载压力，从而达到削峰填谷，消纳可再生能源的效果。另外，可实现应急电源，以及平抑光伏出力波动，增加光伏自用比例、参与用户侧响应等多种应用场景。相比固定储能电站，电动汽车V2G一车多用、大幅度降低成本、大幅提高安全性，储能规模随着电动汽车普及大幅增加[2]。

2.4.1 功率设计

本项目设计4台直流120kW双枪快充[3]供园区通勤车辆使用，1台30kW V2G车网互动充电桩充放电研究。

2.4.2 30kW V2G充电桩选型

表3 交流侧技术参数

表4 直流侧技术参数

2.5 氢能系统

2.5.1 氢能方案

我国燃料电池关键零部件国产化程度不断提高，技术成熟度有较高提升，但距国际先进水平仍有一定的差距。燃料电池汽车的购置成本和运营使用成本比燃油车和电动汽车高出数倍，严重制约其发展[4]。本项目中储氢发电是光伏电在满足园区自消纳情况下，用光伏余电来将水电解制成氢气和氧气，将氢气储存起来；当需要电能时，将储存的氢气通过燃料电池转换为电能回馈到电网上。相比于光伏独立并网发电，多能互补系统提高了光伏和氢能利用率，符合绿色能源的发展要求[5]。与电池储能有相似的优点，可平抑光伏发电的不稳定性，提高新能源渗透率，但目前阶段氢能循环系统整体效率约30%。过去5年，世界绿氢制备成本下降40%。目前我国可再生能源制氢成本2.5元/Nm3，能耗5kWh/Nm3，电解效率60%～75%，氢燃料电池效率50%[6]。

水电解制氢的原理很简单，就是通过电把水分解为氢气和氧气，具体的方法是：在一些电解质水溶液中通入直流电时，分解出的物质与原来的电解质完全没有关系，被分解的是作为溶剂的水，原来的电解质仍然留在水中。例如硫酸、氢氧化钠、氢氧化钾等均属于这类电解质。

在水电解时，由于纯水的电离度很小，导电能力低，属于典型的弱电解质，所以需要加入前述电解质，以增加溶液的导电能力，使水能够顺利地电解成为氢气和氧气。本项目水电解制氢供燃料电池发电示意图如图2。

图2 水电解制氢供燃料电池发电示意图

2.5.2 制氢设备技术指标

总制氢量：≥2Nm³/h（最终出口产气量为准）；产品气输出压力：≤3.2MPa；氢气经纯化后纯度：≥99.999%；氢气出口常压露点：≤-70℃；冷启动时间：≤30min；电解槽直流电耗：≤5kWh/Nm³ H2。

因气体体积与温度、压力和湿度有关，为便于比较通常所说的体积流量是指标准状态（温度为20℃，压力为0.101MPa，相对湿度为65%）而言，此时的流量以Nm3／h为单位，“N”即表示标准状态。

2.5.3 燃料电池发电设备技术指标

燃料电池系统是由电堆（核心）、氢气供给循环系统、空气供给循环系统、水热管理系统、电控系统、智能监控系统相互协调构成。

表5 燃料电池性能参数

2.6 智慧能源管控平台

针对涵盖光伏、储能、电动汽车充电桩、氢能等复杂多元的园区电网，须建立园区的智慧能源管控平台，实现对区域内发电、输配、用电、储电各个环节的监控管理，并按照既定策略进行能源综合调节，优化园区用能结构，实现园区能源系统的高效运行。智慧能源管控平台架构见总体方案拓扑图中虚线部分[7]。

2.6.1 监测数据展示对象

包括发电单元监测、储能单元监控、负荷单元监控、统计分析。

2.6.2 能源调度管理

能源调度管理由各个调度管理策略模块构成。系统可根据负荷、天气、电网状况，及时调整不同的运行策略，以达到最优运行的目的。根据新能源车企实际情况，目前系统设计的策略模块主要包括以下几个方面。

2.6.2.1 电力需量管理

电力需量管理的价值来源于电能的定价原则。用户的电费账单有两部分构成，一部分与申请的容量“功率订购额”成比例，一部分与消耗的电量成比例。

电力需量管理的主要目的是通过平滑用户负荷曲线以减少功率订购额。储能系统可以在用电需求低时充电，而在用电需求变高时放电，从而实现减少功率订购额的作用。

2.6.2.2 峰谷价差套利模式

储能系统通过移峰填谷，做到峰电时段使用储能存储下来的谷电，实现了谷电峰用，有效进行了峰谷电价差的套利，产生巨大的经济效益。

2.6.2.3 光储充氢联合运行

考虑到太阳日照特性与负荷的峰荷特性存在一定程度的重合，将光伏发电设置为峰荷电源，储能系统根据负荷的实际用电量，并结合光伏发电量情况，更新输出功率值。当负荷高峰期功率需求超出发电量较大时，储能系统释放能量，实现削峰优化运行；当负荷低谷期功率需求较小而光伏的发电量较高时，储能系统存储能量、V2G车网互动充电桩给电动汽车充电、水电解制氢，实现光储充氢一体的优化运行。

光伏高峰时期余电存储，避免低价售电。光储充氢可将非峰负荷时段将太阳能发电的电能转移到峰荷时段使用，从而减少对高排放能源的消耗，有利于节能减排，可以利用峰谷电价差获得经济效益。

2.6.2.4 独立运行模式

此运行模式的主要目标是极端情况，整个园区电网独立运行时，自由协调智慧能源网光储充氢等单元，实现整体的平稳运行。重点关注平抑光伏发电量波动和系统负荷突变的影响，保持电网的电压和频率稳定。

2.6.2.5 高级应用模块

本项目中高级应用模块根据实际控制需要开发定制，目前需要布置的高级应用模块为负荷预测和光功率预测。

负荷预测：负荷预测应用功能考虑历史负荷、气象因素、节假日及重大事件的情况下，以现场采集的历史数据和电表的实时数据，结合天气预报信息为预测基础，实现母线负荷长时和短时预测。

光功率预测：光伏预测应用功能考虑气象因素、安装的光伏组件参数等情况下，通过安装在室外的环境检测仪，结合气象局的天气预报信息以及历史气象信息和历史发电情况，预测超短期内的太阳能光伏发电机的发电量。

项目试运行以来，光伏年发电量约154万度；储能年充电量约20万度，年放电量约16.9万度，储能循环效率达到82.4%；氢能循环系统整体效率约30%；实现年减排CO2787.1吨、SO26吨、NOx2.03吨，节约标煤294.92吨；平均每年为投资方带来约100万元营收，为客户方节约10万元电费，取得了良好的社会效益和经济效益。