光伏电站火灾（精选8篇）
光伏电站火灾 篇1
摘要：本文从技术的角度出发, 通过对直流电弧、传统集中式逆变器等引发光伏电站火灾成因的分析, 构建了针对性的技术防范对策和解决方案, 它将有效的降低光伏电站的火灾隐患。
关键词：光伏电站火灾,直流电弧,防范技术
随着光伏发电技术的迅猛发展, 国内光伏累计装机容量已超过30GW, 并以每年大于10GW的速度增长, 光伏电站建设迎来了前所未有的投资机遇。但由于受到光伏电站建站方案的设计先天不足、安全措施的不完善和环境条件恶劣等因素的影响, 造成火灾等安全问题事故多发, 不仅给业主造成了巨大的经济效益损失, 也给光伏行业的发展带来极大的负面影响, 成为光伏行业发展的一大阻碍。如何确保光伏电站的安全运行, 防止或减少火灾危害, 保障人民生命财产的安全, 已成为行业当务之急。
1 光伏电站火灾的成因分析
光伏电站火灾的发生部位主要分布在汇流箱、逆变器、电缆、变压器油系统等其它电气设备中, 引发事故的原因肯定是多方面的, 笔者通过查询、分析和统计得出:光伏电站中的火灾事故大部分是由直流侧故障引起, 而直流测的故障主要技术成因就是直流电弧。
众所周知, 当用电开关断开电流或接触不良时, 如果电路电压不低于20 伏, 电流不小于80~100m A, 电器的触头间便会产生电弧。开关触头分离时, 触头间距离很小, 当电场强度达到一定限值时, 物质表面的电子就会被电场力拉出, 在电场力的作用下向阳极作加速运动, 而且在运动的途中还会不断地和中性质点相碰撞, 产生大量的电子和正离子, 形成高导电率的游离气体, 导致绝缘介质被击穿而产生电弧, 电路再次被导通。电弧由阴极区、阳极区和电弧区组成, 电弧的能量集中, 温度极高, 电弧中心部分维持的温度可达10000℃以上。由于电弧具有高温高导电性的特征, 极易引起设备故障, 引发光伏电站火灾事故的发生。当前常用的灭弧方式有:机械灭弧、磁吹灭弧、窄缝灭弧、栅片灭弧等, 在众多技术方案中, 常采用拉弧的方式, 在交流拉弧时, 我们能够在电流过零点处熄灭, 技术方案相对成熟有效。相对于交流电弧, 直流电弧因为具有电流不过零的特性, 导致直流灭弧技术难度加大, 因此, 直流拉弧必须在电弧直燃烧出足够的间距后, 才能够熄灭, 所以我们不难理解:直流拉弧过程中引发的火灾事故概率将远远高于交流拉弧。
光伏电缆有一定的安全载流量, 如果通过的电流超过它的安全载流量, 电线就会发热, 超过的越多, 发热量越大, 导致温度升高, 当温度超过一定的数值时, 电缆就会着火燃烧。在光伏电站中, 光伏电缆着火原因可分为串联故障电弧和并联故障电弧两种。当光伏电缆扯断或断裂, 在其断裂处即会产生所谓的串联故障电弧, 光伏电站有成千上万个联接点, 因此常见的电缆起火源为串联故障电弧。当两条光伏电缆交汇处, 由于电压过高或其它原因而引起的电弧, 称为并联故障电弧, 因为龋齿动物咬破电线、电线的老化、外力造成电线破损、环境恶劣等, 而使得电线失去既有的绝缘功效, 导致具有电压差的两段金属互相接触引起的。虽然并联故障电弧的发生机率远小于串联故障电弧, 但是带来的危险性会远远超过后者, 因为当并联故障电弧发生之时, 光伏电池系统的电压与电流仍会持续保持供应与维持此故障现象所需的能量, 常见的光伏电缆落地引发的火灾故障就属于并联故障电弧。
在光伏电站的交流侧, 变压器是光伏电站的主要设备, 油浸变压器内部贮有大量绝缘油, 按《建筑设计防火规范 》 的规定:如当电压等级为35k V及以下, 容量为5.6 ~ 31.5MVA的变压器之间的防火间距在2.00 ~ 3.80m范围内;蓄电池在很多光伏电站中不可或缺, 但其在使用过程中可能有氢气漏出, 故其火灾危险性应属甲类。但由于光伏电站环境的恶劣性, 变压器和蓄电池引起光伏电站的火灾也时有发生。
2 防范光伏电站火灾的对策
首先, 应构建一套防范火灾的管理、监控和报警系统。通过计算机软件技术, 采用PLC通讯、无线4G传输, 安装合量的安装烟感或温感传感器;应用多点定位高精度温度监测手段等更多的新技术、新工艺来构建和完善管理、监控和报警系统, 主动识别风险, 防患于未然。故障电弧断路器是一种新型的侦测与切断故障电弧电子装置, 被视为近年来最重要的电气安全保护装置, 它通过独特的传感器侦测电路中的电压或电流的讯号, 比对是否与故障电弧的讯号相似, 如果判定发生故障电弧现象, 即会主动切断电源以消除故障电弧的状况。智能逆变器通过对输入的每一路组串进行独立的电压电流检测, 检测精度是传统智能汇流箱方案的10 倍以上, 它为准确定位组串故障带来了可能, 为提高运维效率奠定了基础。
其次从设计方案上, 将直流汇流向交流汇流演变, 采用多组串逆变器的智能光伏电站系统。传统集中式光伏电站包含直流汇流箱、直流配电柜、逆变器等三个高压直流设备;而由多组串逆变器组成的智能光伏电站系统吸取了集中逆变和组串逆变的优点, 采用无直流汇流设计, 省掉直流汇流箱、直流配电柜等直流汇流环节, 多组串输出直接进入逆变器逆变为交流电进行远距离传输, 减少直流高压设备, 有效的缩短了直流线缆传输距离, 间接减少高风险的高压直流电弧, 由相对安全的交流系统替代。多组串逆变器是借助DC-DC变换器把很多组串连接在一个共有的逆变器系统上, 并仍然可以完成各组串各自单独的MPPT功能, 它不仅使逆变器应用数量减少, 还可以使不同额定值的光伏组串、不同朝向的组串、不同倾斜角和不同阴影遮挡的组串连接在一个共同的逆变器上, 同时每一组串都工作在它们各自的最大功率峰值点上, 使因组串间的差异而引起的发电量损失减到最小, 整个系统工作在最佳效率状态上。
针对光伏电缆等因素引发的事故, 由于光伏电缆分布较广和电缆火灾的蔓延速度很快的特性, 如果仅仅依靠化学灭火器, 肯定难以阻止火灾的产生和蔓延, 因此, 我们应推广感温电缆和阻燃电缆在光伏电站中的普及和应用。感温电缆又名线型感温火灾探测器, 感温电缆具有沿全线长连续监测保护对象温度的能力, 感温电缆内部内置两根弹性钢丝, 每根钢丝外面都包有一层感温且绝缘的材料, 正常监视状态下, 两根钢丝都处于绝缘状态, 当周边环境温度上升到预定动作温度的时候, 温度敏感材料将破裂, 导致两根钢丝之间短路, 通过输入模块侦测到短路信号后, 系统就会触发报警信号。当然定期清扫电缆上所积粉尘有十分重要, 它能有效防止所积粉尘自燃引起电缆着火。
3 结束语
光伏电站事故肯定是由多方面因素的引起的, 不合格的设计方案、不合理的运营与管理, 都会引发火灾事故的发生, 只有从设计、管理、技术和运营上多管齐下, 才能从根本上彻底消除火灾隐患。
参考文献
[1]王哲.电站火灾预警方法的研究《太阳能》2014.1
[2]尹强.新型火灾报警系统在水电站的应用《水力发电》2014.1
光伏电站金融化 篇2
相比制造业产品毛利率不足5%，甚至告负的水平，投建大型地面电站项目，20年全寿命周期内的投资内部收益率可达10%。
早在一年半前，延伸产业链便被国内光伏企业视为活下去的法宝。包括英利、天合光能、阿特斯等几乎所有规模组件产商都着手将业务延伸至产业链下游，寄望通过电站开发、设计、建设等新业务模式来消化上游产品，同时提升营业额和利润率。
那些拥有强大实力的国字头企业更是不甘落后，他们强势介入，甚至形成联盟，迅速确立了自身在市场中的主流位置。
前景诱人。然而道路曲折。光伏电站市场空间虽大，但并非人人都能有所作为。平安证券能源金融部总经理王海生告诉《英才》记者，与制造环节相比，电站资金需求量更大、回收周期较长，如果没有雄厚的实力，一般企业“难以消化”。
传统“明星”势微
银行贷款、IPO募资和上市公司再融资，是光伏企业最熟悉的三种融资渠道。但受到项目负债率高、融资成本高等种种问题的局限，加上产业处于深度调整期，上述融资渠道经常受阻。
赛维LDK、英利、天合光能、晶科、新奥、昱辉阳光等曾经的中上游“明星”企业，在经历一轮残酷的寒流冲击后，“元气”受损，资金链已处于紧绷状态，要进入投资更大的下游电站领域，压力徒增。
相比制造环节，光伏电站业务被不少企业视为重新撬开银行信贷之门的新希望。英利集团首席战略官王亦逾告诉《英才》记者，制造环节的贷款已经非常难，但国开行对英利电站投资业务却给予了低成本的贷款支持，并提供一笔较大数额的授信。
相比过去的慷慨，银行对光伏企业放贷已经变得极其谨慎，能获得政策性银行支持的企业毕竟是少数。
“投入大，回收期长，目前中国只有少数几个银行能够提供10年甚至15年以上长期贷款，民间资本不愿进入。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦告诉《英才》记者，“贷款利率比较高，增加了企业的融资成本；再加上银行贷款门槛高，需要对贷款额提供等额担保，加大了民企融资的困难程度。”
国企生猛
随着国内市场的启动，不少央企加速抢占光伏电站市场，并很快确立主流位置。目前，盯上国内光伏装机“蛋糕”的，有航天机电、招商新能源集团（下称招商新能源）以及五大电力。
孟宪淦告诉《英才》记者，如果要开发规模在1GW的光伏电站，大致需要沉淀资金100亿元，如此规模的投入，普通民企玩不起。
8月初，国家能源局明确任务，到2015年底必须彻底解决全国273万无电人口的用电问题，其中光伏独立供电解决119万人用电。为此，三年内我国将开工相关项目合计583个，总投资294亿元。上述项目的建设运营将由五大电力、中节能、中广核、三峡集团等8家央企包揽，民企无缘分得一杯羹。
央企庞大的资金支持无疑是其抢食光伏电站的重要筹码。目前主攻集中式电站的航天机电总经理徐杰告诉《英才》记者，现在所有的光伏电站项目，都需要一年期的连带责任担保，这不是一般的企业所能够做到的。民企一般难以提供几十亿的授信。“作为央企，我们能一下拿到100亿的授信。但民营企业就很难了。”徐杰坦言，不需要为钱去发愁。
王海生认为，一些金融机构对涉足光伏电站的国企和民企的态度差别，事出有因。中国光伏企业的寿命大概在十年左右，投资方对企业是否会倒闭，或者项目能否建成等问题存有顾虑。而国企即使倒闭，还有上级公司可以追究，投资方的顾虑会少很多。
事实上，央企的优势还不止融资，其背景也利于在全国“施展开手脚”。招商新能源董事局主席兼首席执行官李原称，“借助招商局的品牌，和各地众多大型企业达成战略联盟，在中国各港口、码头、高速公路及开发区开发、运营太阳能电站。”
此外，结成同盟也成为央企进入光伏电站市场的一大策略。李原告诉《英才》记者，招商新能源正致力于打造一个以央企为主的“光伏产业联盟”，联盟将依靠华为和国电分别搭建软硬件平台。
这个豪华阵容，包含了从开发、融资，到建设、运营各环节，将成为未来中国光伏产业的巨型航母。国字号战车的组建，将进一步改变国内光伏电站开发的格局，中小开发商的空间可能受到挤压。
电站资产证券化
在徐杰看来，中国的光伏应用要大发展，不管民企还是国企，需要更多的参与者进入，“什么时候，银行不需要融资担保就能提供80%的融资时，这个市场才会真正全面繁荣起来。要不然，这永远只是少数人的市场。”
鉴于目前国内光伏市场融资环境和融资渠道受阻，业内的共识是，未来光伏市场会走向能源金融化之路，需要下游电站融资模式和渠道平台的创新。
通常情况下，融资都是在电站建设完成之后才进行的，如资产证券化和融资租赁模式。
国观智库能源事业部总监李月认为，未来的市场上可能最先推广应用的是PPA（电力购买协议）/租赁模式，即通过第三方渠道融资。这种模式下，太阳能开发商充当衔接机构投资者和中小型用户的平台，用户通常不需要任何前期投资就可以获得比电网更便宜的电，而且10-20年的合同期内都是如此。对于金融机构来说，由开发商和用户签订的PPA相当于一个10-20年期的固定收益产品。电是必须消费的能源，又拥有能源部门背书，因此这种模式几乎不存在违约风险。
王海生告诉《英才》记者，国内光伏电站的资产证券化融资，就是把已建成的光伏电站作为基础资产，将电站的未来收益做成资产包，在融资市场上进行出售来获取资金，再进行下一个光伏电站的投资建设，“这是一种滚动式发展方式。做资产证券化的前提是必须有，即光伏电站，该模式仍在探讨之中”。
此外，在欧洲和日本使用较多的债务融资、投资信托权益融资、众筹融资等模式，皆有实践价值。
光伏电站并网技术问题探析 篇3
1.太阳能电池;2.阵列防雷汇流箱;3.太阳能电池阵列支架;4.大型并网逆变器;5.交流汇流箱;6.电网接入系统;7.电网
对光发电影响最大的因素是光照和线路电压超限。光伏电站规模的日益庞大, 长距离输电的电压稳定性以及光伏发电接入引起的电网供电质量成为制约光伏发电建设和开发的重要瓶颈。
1 光伏电站并网方式的选择
光伏电站并网方式有专线接入和支接两种方式, 如图2所示。专线接入方式要求变电站间隔的设备齐全, 输电线应进入其内。支持接入方式从一条线路或环网柜引出分支输电, 而不是从变电站间隔内引出。分支点没有断路器、CT等电气设备。光伏电站采用专线接入系统, 运行管理相对简单。而光伏电站支接入某条馈线, 单电源线路变化成为双电源线路, 增加了运行检修难度。由于配网运行方式的变化较大, 伴随着被支接线路或其他相关线路运行方式的变化, 可能会导致不同的多条线路由单电源线路变成双电源线路, 这也大大增加了运行管理难度。
光伏电站通过支接方式接入, 则可能使配电网原有保护失去作用。对电流保护造成影响, 可能会导致本线路保护动作的灵敏性降低, 也可能会导致本线路保护误动作以及相邻线路的瞬时速断保护失去选择性。逆功率流对计量装置造成影响, 可能致使原线路潮流反向流动, 需要改造原有计量装置。更严重的情况是, 配网运行方式改变后, 其它线路的计量也会涉及到该问题, 需要随之更换。
由以上分析可见, 光伏电站通过专线接入对电网影响较小。但是, 大量的专线接入对电网资源 (间隔资源等) 需求过大, 在接入设计中, 应进行详细的技术经济方案论证, 经济性具有较大优势的情况下, 也可采用支接方式接入电网, 在其投入运行后, 加强管理, 以减少对配电网的影响。
2 分布式并网光伏电站防逆流
光伏逆变器在将光伏组件产生的直流电变换成交流电时, 会夹杂有直流分量和谐波、三相电流不平衡、输出功率不确定性等, 目前基本没有采取有效的治理手段, 因此, 当有发电功率送往公用电网时, 就会对电网产生谐波污染, 易造成电网电压波动、闪变等, 如果有许多这样的发电源向电网输电时, 会导致电网电能质量严重下降。所以这类光伏发电系统必须配套加装防逆流设施, 来防止逆功率的发生。
简单的防逆流, 就是加装逆功率继电器, 监视并网点的功率, 当出现逆功率时, 就切断光伏逆变器发电回路, 要恢复光伏逆变器的发电, 只能是人工干预。这种防逆流方式会造成光伏发电系统的极大浪费。
智能防逆流设施, 应同时具备如下两个功能: (1) 防止逆功率的发生; (2) 使光伏发电系统发电功率最大化;在发生逆功率时, 防逆流设施能及时切除多余的光伏发电功率, 而不是全部;在无逆功率时, 能及时投入必要的光伏发电功率, 保证光伏系统尽量多发电;充分利用光伏逆变器的软命令功能, 调节发电功率。
对于整个系统统一的防逆流, 对有多个公用电网并网点, 多段配电母线和多个光伏发电单元/逆变器, 进行统一的监视、统一的逻辑判断和分析、分别的光伏发电单元/逆变器功率投切。系统的目标应该是:适应单母线、双母线和多母线配电系统;自动防逆流, 切除与投入双向智能逻辑;接触器投切与逆变器升降命令最佳配合;防止逆流原则下, 太阳能发电的最大化。
通过分布在并网点和每个发电单元/配电柜的测控表测量获得各点的功率, 由防逆流控制器统一集中获得所有功率, 并按整定的系统逻辑, 对各个发电单元的接触器操作进行防逆流投切。可选地, 可以考虑通过与逆变器的通信规约进行逆变器功率的升降作为一种配套的投切策略 (当然逆变器要支持这种功率调节方式) 。
3 结束语
我国的太阳能光伏发电呈现出“大规模集中开发、中高压接入”与“分散开发、低电压就地接入”并举的发展趋势。光伏发电通过电力电子逆变器并网, 易产生谐波、三相电流不平衡;输出功率随机性易造成电网电压波动、闪变。建筑光伏直接在用户侧接入电网, 电能质量问题直接影响用户的电器设备安全。需要对光伏电站并网技术进行更加深入的研究。
摘要：光伏发电与常规发电最大的区别是不存在转动惯量和阻尼, 逆变器决定其运行控制特性。光伏发电的大规模接入对电网的安全稳定分析提出了新的挑战。本文在分析光伏电站接入电网方式和制约条件的基础上, 探讨了分布式并网光伏电站防逆流问题。对于光伏电站的安全稳定运行及无缝接入电网具有积极的意义。
关键词：光伏发电,逆变器,接入,防逆流,谐波
参考文献
[1]刘方锐.多机光伏并网逆变器的孤岛检测技术[J].电工技术学报, 2010.
南北光伏电站出力特性分析 篇4
现在光资源的利用渐渐进入大家的视角, 特别是将光能转化为电能若能并入电网补充甚至代替传统电网发电是现在竞相研究的一个命题。通过查阅文献主要总结为三个方面:①降低电能质量:除了晴天、阴天、多云这三大类天气下, 光伏的出力特性从电能输出的幅值和波动情况显著不同外, 平时云层的运动就直接可能使光伏电源的输出功率在短时间内波动就可超过装机容量的50%[1], 这会引起电压波动、电压闪变, 接入电网必将产生谐波, 大大降低电能质量。②线路潮流变的无法预测:潮流的改变可能造成潮流越限、节点电压越限、变压器容量越限等, 也不利于制定发电厂发电计划[2,3]。③对电网的运行、调度增加了困难, 提高了电网经济性运行的成本[4]。为研究解决光伏并网带来的问题, 首先应从各方面认识光伏的出力特性, 对从光伏电站采集的大量历史运行数据进行统计分析, 这样有利于深入了解光伏出力的波动特点, 对进一步的研究光伏系统本身的设计、光伏模块运行中的维护、光伏系统输出功率精确预测模型确立等一系列的研究意义都重大[5,6]。
2出力分布特性分析
基于示范电站提供数据样本开展统计分析, 首先我们对全年的数据出力从整体上进行分析, 不同的出力水平以装机容量的百分比定义, 如表1所示, 图1是英利和欣旺达全年光伏电站出力统计图, 可直观看出, 英利的中出力是46.95%要高于欣旺达的42.96%, 欣旺达的高出力水平全年的为0.93%高于英利的0.06%。
光伏出力说天气影响非常大, 对于天气我们可以分成晴天、多云、阴天、晴转多云、多云转晴五类, 图2我们分别描述保定英利和深圳欣旺达在晴天、多云、阴天三种不同气象条件下的光伏电站的出力曲线:
图2为保定英利和深圳欣旺达在晴天、多云、阴天三种不同气象条件下光伏电站的出力曲线, 可以看出天气对光伏出力有显著的影响, 两光伏电站规律相似:晴天时光伏出力水平较高同时出力平滑度也很高, 波动较小;阴天时光伏电站出力水平最低, 波动程度稍好于多云天气;多云天气下光伏电站最高出力与晴天时一致, 但整体出力水平较低, 但波动在三种天气条件下是最大的。
3变化率分布特性分析
光伏功率的波动是光伏系统并网导致的一系列问题的元凶, 无论是在系统的可靠性方面还是安全性方面均有不同程度的影响, 一般需要额外的功率调节手段进行平抑, 比如常见的储能元件。对光伏功率变化率的变化率分布特性进行定量分析, 可以用来确定功率调节所需的功率容量和能量容量。
光伏出力的变化量可以表示为光伏输出有功功率的1阶差分量, 一阶差分量:相邻采样点输出功率差值, 当在这里我们需要比较英利和欣旺达两种光伏电站波动的变化率, 即采用光伏输出有功功率一阶差分量与装机容量的比值作为光伏电站出力变化率。下一步我们需要概率密度函数来拟合定量的反映出力波动的随机性, 通过查阅文献, 文献[7]分别用正态分布、t location-scale分布和logistic分布三种分布作为概率密度分别在1min、10min、60min这三种时间尺度的波动量进行九次拟合, 拟合结果是在2~60min时间尺度内, t location-scale分布的拟合效果最好;在时间尺度大于60min时, logistic分布的拟合效果比其他两种分布要好一些;随着时间尺度的增大, 光伏出力波动的概率分布将趋近于正态分布。从拟合效果和数据样本出发, 我们选择5min时间尺度采用t location-scale分布进行拟合, t location-scale分布的概率密度表达式:
式中:u为位置参数;σ为尺度参数;v为形状参数。
图3、4分别是保定英利和深圳欣旺达5min变化率分布特性, 通过概率密度的拟合可以非常直观的得出光伏电站出力变化率的范围。通过参数可算出, 在取置信区间为99%时, 保定英利5min最大波动率约为其装机容量的12%, 深圳欣旺达5min最大波动率约为装机容量的20%。
摘要：要解决可再生能源并入电网带来的不稳定问题, 首先要了解可再生能源在不同环境、不同气象条件下的出力特性。文章中选择保定英利示范电站和深圳欣旺达示范电站这两个一南一北的光伏电站, 对采集到的大量历史运行数据进行统计分析, 研究光伏电源出力波动在时间尺度、幅值上的分布规律。
关键词：光伏,南北示范电站,出力特性
参考文献
[1]吴桂芳, 胡仁祥, 常喜强.吐鲁番光伏电站的出力特性分析[J].农村电气化, 2014, 1:8-9.
[2]刘建涛, 张建成, 马杰等.储能技术在光伏并网发电系统中的应用分析[J].电网与清洁能源, 2011, 27 (7) :62-66.
[3]张雪莉, 刘其辉, 马会萌等.光伏电站输出功率影响因素分析[J].电网与清洁能源, 2012, 28 (5) :75-81.
[4]何红星, 常喜强, 高冬梅等.阿勒泰青河光伏电站的出力特性分析[J].新疆电力技术, 2014, 01:6-9.
[5]朱红路, 刘珠慧.环境因素影响下的光伏系统出力特性分析[J].华北电力技术, 2014, 08:50-55.
[6]张曦, 康重庆, 张宁.太阳能光伏发电的中长期随机特性分析[J].电力系统自动化, 2014, 38 (6) :6-13.
光伏电站无功补偿分析 篇5
在国家一系列配套政策的支持下, 国内光伏电站近几年迎来了爆发式的增长, 但各地区光伏电站的无功补偿容量配置有较大的偏差。无功补容量选择不当, 可能会增加投资成本, 造成供电系统电压波动、谐波增大等, 而合理选择无功补偿容量可提高电网的功率因数, 减少电能输送的损耗, 提高电能质量, 因此在实际工程中应根据光伏电站内汇集线长度、送出线路长度、升压变压器、接入电网的情况等来确定无功补偿容量。
1 计算方法
(1) 变压器无功功率损耗计算式为:
式中, QCB.m为变压器无功损耗, kvar;Ud%为变压器阻抗电压百分数;Im为变压器的最大负荷电流;Ie为变压器的额定电流;I0%为变压器空载电流百分数;Se为变压器的额定容量, kVA。
(2) 线路无功损耗计算式为:
式中, QL为线路无功损耗, kvar;Ic为相电流, A;X为每相线路电抗, Ω。
式中, x为线路单位长度电抗, Ω/km;L为线路计算长度, km。
(3) 线路充电功率计算式为:
式中, Qc为线路充电功率, kvar;U为线路额定线电压, kV;B为导线电纳, S;b为导线单位长度电纳, S/km;L为线路计算长度, km。
2 光伏电站并网工程实例
某山地光伏电站光伏组件装机容量为21.92MW, 共有20个发电子系统, 每个子系统容量为1.096MW。组件阵列发出的直流电通过逆变器转换为315V交流电后, 经升压变压器升压到35kV;20台升压变压器通过4条35kV线路汇集到35kV开关站, 以1回35kV线路送出至上级电网110kV变电站的35kV母线。光伏电站系统接线示意图如图1所示。
2.1 主要计算参数
2.1.1 线路长度
(1) 光伏场区35kV汇集线路:#5升压变—#4升压变—#3升压变—#2升压变—#1升压变—开闭所, 电缆长度共计0.785km;#10升压变—#9升压变—#8升压变—#7升压变—#6升压变—开闭所, 电缆长度共计1.26km;#15升压变—#14升压变—#13升压变—#12升压变—#11升压变—开闭所, 电缆长度共计0.85km, 架空线长度共计0.7km;#20升压变—#19升压变—#18升压变—#17升压变—#16升压变—开闭所, 电缆长度共计0.9km, 架空线长度共计1.1km。需要注意的是, #16升压变至开闭所、#11升压变至开闭所采用LGJ-95架空线路, 其余均采用ZR-YJV22-26/35kV 3×70电缆线路。由此可知, 电缆长度合计3.795km, 架空线长度合计1.8km。
(2) 35kV送出线路:光伏电站35kV开闭所至上级电网110kV变电站35kV母线为送出线路, 线路1回, 其中LGJ-240架空线长度为8km, ZR-YJV22-26/35kV 1×300mm2电缆长度为0.2km。
2.1.2 线路参数
光伏电站线路参数:ZR-YJV22-26/35kV 3×70电缆电抗为0.123Ω/km, 电纳为39.66S/km;ZR-YJV-26/35kV1×300电缆电抗为0.094Ω/km, 电纳为54.79S/km;LGJ-95架空线电抗为0.4Ω/km, 电纳为3.23S/km;LGJ-240架空线电抗为0.37Ω/km, 电纳为3.21S/km。
2.1.3 变压器参数
光伏电站采用箱式升压变压器, 容量为1 000kVA, 电压为37/0.315-0.315kV, 短路阻抗百分数为6.5%, 空载电流百分数为1%。
2.2 无功补偿容量计算
2.2.1 准确计算
根据线路及变压器的参数, 光伏电站充电功率和无功功率损耗计算见表1, 其中正号表示无功功率损耗, 负号表示线路充电功率。
光伏电站配置的容性无功补偿容量, 应为升压变压器、站内汇集线路、送出线路的无功损耗及线路充电功率之和, 感性无功补偿容量应能补偿全部线路的充电功率。光伏电站配置容性无功补偿容量为2 754.08kvar, 感性无功补偿容量为244.23kvar。
正常情况下, 光伏电站35kV并网点三相电压允许偏差为±10%。变压器的和线路的无功损耗与电压的平方成反比, 线路的充电功率与电压的平方成正比。当并网点电压为90%倍额定电压时, 光伏电站配置的容性无功补偿容量为3 701.62kvar, 感性无功补偿容量为197.83kvar;当并网点电压为110%额定电压时, 光伏电站配置的容性无功补偿容量为2 428.63.1kvar, 感性无功补偿容量为295.52kvar。综上所述。光伏电站需配置的容性无功补偿容量为3 701.62kvar, 感性无功补偿容量为295.52kvar。由于实际工程中的计算结果取整, 因此光伏电站需配置的容性无功补偿容量为3 800kvar, 感性无功补偿容量为300kvar。
2.2.2 近似估算
由表1可知, 升压变压器无功损耗占总无功损耗的比例接近60%, 送出线路无功损耗占总无功损耗的比例接近40%, 场区全部线路无功损耗占总无功损耗的比例不到1%;电缆线路充电功率占总充电功率的80%左右, 架空线路充电功率占总充电功率的20%左右。
为减少计算量, 可近似计算容性无功补偿容量, 只考虑升压变压器的无功损耗、35kV送出架空线路的无功损耗和35kV电缆线路的充电功率。在电压为35kV的0.9倍时, 需配置的容性无功补偿容量为3 506.01kvar, 误差在5%左右。
升压变压器的无功需求约为光伏电站总容量的8%, 整个光伏电站无功需求约为光伏电站总容量的17%。若光伏电站并网工程采用一次升压, 则其无功补偿容量可按光伏电站总容量的20%近似估算配置 (考虑部分余量) 。在实际工程中, 部分光伏电站接入电网需要两次升压接入系统, 其中二级升压以35kV/110kV升压最为常见, 一般35kV/110kV升压变短路电压百分值为10.5%, 空载电流百分值为0.67%, 变压器容量为20MVA, 该变压器无功损耗为2 656.55kvar, 则无功补偿容量可按光伏电站总容量的30%近似估算配置。
一般电力系统对中小型光伏电站无功和电压调节要求较低, 只需补偿自身消耗的无功功率, 补偿目标为保证并网点无功功率因数在1附近, 因此光伏电站的无功补偿容量可按照上述近似估算方法配置。但是大型光伏电站对电力系统的影响较大, 电网要求对其进行直接调度以保证电力系统的稳定, 无功补偿容量需留有一定裕度, 因此光伏电站的无功补偿容量按照40%左右配置。
在实际工程应用中, 各工程的升压变压器容量和光伏场区的线路相差不大, 而送出线路的距离变化较大, 对无功损耗有一定的影响。在送出线路较长的情况下, 无功补偿容量应适当放大;在送出线路较短的情况下, 无功补偿容量可适当减小。
2.3 无功补偿装置
目前, 光伏电站运用较多的是静止性无功发生器 (SVG) 。相对于普通的电容器组, SVG价格较高, 但容量可连续调节, 且响应时间快 (5~10ms) 。
光伏电站中的逆变器也能调节有功和无功的输出。逆变器在低于额定功率输出时, 可有适量的无功输出, 因此当电站运行在低功率阶段时可减少无功补偿装置投入的无功补偿容量。而目前光伏电站达到满功率运行的时间很短, 大多在低于额定功率的情况下运行。根据目前国内已建成的光伏电站运行情况统计, 光伏发电的平均发电负荷在60%左右。
3 结束语
大型地面光伏电站发电成本分析 篇6
近年来, 光伏组件和相关设备的价格下降, 使光伏电站建设成本随之降低, 为光伏电站的发展迎来契机。为支持国内光伏产业发展, 国家发改委2011年7月出台光伏发电标杆电价政策, 即自2011年7月1日的太阳能光伏发电项目, 除西藏执行每千瓦时1.15元的上网电价外, 其余省 (区、市) 上网电价均按每千瓦时1元执行。
虽然光伏电站建设成本大幅降低, 许多投资者都跃跃欲试, 但是由于对于发电成本难于分析, 许多公司不敢贸然投资。因此, 在现有的电价政策下, 如何有效地控制成本、提高收益率是投资者们的核心关注点, 发电成本是指单位发电量 (一个千瓦时) 的价格, 即度电成本。度电成本计算了光伏发电的真实成本, 涵盖光伏发电系统全部寿命周期内的所有投资和运行成本。采用度电成本能够使光伏发电系统与任何一种电站相比较。
1 光伏电站发电成本影响因素分析
影响发电成本的因素很多, 这里主要分析开发商关心的四个主要因素:电站单位初始投资、年满负荷发电时间、年运营维护成本、贷款条件 (贷款比例和贷款利率) [1]。以一个典型的20 MW光伏电站为例, 根据工程经验数据, 分析这四个主要因素对发电成本的影响。
1.1 电站单位初始投资对发电成本的影响
按照电站运行期20 a, 年满负荷发电时间1 500h, 年运营维护成本0.15元/W, 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的电站单位初始投资所对应的发电成本见表1。
由上表可见, 按照目前发改委颁布的1元 (k W·h) 的光伏电站电价, 电站单位初始投资需要控制在11 665元/k W以内, 电站才可以盈利。
1.2 年满负荷发电时间对发电成本的影响
按照电站运行期20 a, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 单位年运营维护成本0.15元/W, 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的年满负荷发电时间所对应的发电成本见表2。
由表2可见, 年满负荷发电时间对发电成本的影响很大。通常年满负荷发电时间与地区的日照时间相关, 开发商应该选择光伏资源较好的地区进行投资。除此之外, 年满负荷发电时间还与电站系统设计方案有关, 开发商投资前需要找有经验的设计单位进行优化设计。
1.3 年运营维护成本对发电成本的影响
按照电站运行期20 a, 年满负荷发电时间1 500 h, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 贷款所占比例80%, 贷款年限15 a, 贷款利率6.55%, 则不同的年运营维护成本所对应的发电成本见表3。
由表3可见, 年运营维护成本对发电成本的影响也是很大的。年运营维护成本控制在0.025元/W, 发电成本可达到0.851 3元/ (k W·h) ;年运营维护成本控制在0.215元/W之内, 发电成本可达到1元/ (k W·h) 。
1.4 贷款条件对发电成本的影响
下文分析投资者比较关心的贷款比例和贷款利率两个贷款条件对发电成本的影响。
按照电站运行期20 a, 电站单位初始投资11 000元/ (k W·h) , 年满负荷发电时间1 500 h, 年运营维护成本0.15元/W, 贷款年限15 a, 则不同的贷款条件所对应的发电成本见表4。
由表4可见, 对光伏电站建设而言, 适度进行贷款, 贷款利率越低越好, 这样都会带来发电成本的降低。因此, 开发商需要根据自身情况, 与银行协商争取贷款利率的优惠, 同时合理安排贷款, 充分发挥借贷的财务杠杆作用。
2 现阶段典型光伏电站发电成本及投资效益分析
2.1 现阶段典型光伏电站投资成本
由于光伏跟踪发电系统的电站成本较高且效益较固定安装形式差, 目前光伏电站大多采用固定安装方式。由于多晶硅光伏组件比薄膜光伏组件的转换效率和性价比高, 目前光伏电站大多采用多晶硅光伏组件。因此, 根据目前的市场价格, 以一个青海地区20MW的固定式安装多晶硅光伏组件的光伏电站为例, 计算目前光伏电站的投资成本, 见表5。
2.2 现阶段典型光伏电站投资效益分析
根据国家发改委关于光伏电站上网电价政策, 目前光伏电站 (除西藏外) 执行1元/ (k W·h) 的含税上网电价, 根据上面的青海地区20 MW光伏电站的投资成本10.22元/W, 首年等效满负荷小时数1 806 h, 电站运行期20 a, 结合表6的边界条件做投资效益分析[2]。
经测算, 光伏电站发电年均税后利润1 055×104元, 年均经营成本290×104元, 投资回收期8.1 a, 全部投资内部收益率11.56%, 资本金内部投资收益率24.42%。
3 结语
在现有的光伏电站的电价政策下, 在中国年满负荷发电时间大于1 500 h的地区建设光伏电站, 投资收益率是很可观的。投资者在选择建设光伏电站时, 一定要做好相关因素和效益分析, 降低发电成本, 防范投资风险。
摘要：近年来, 中国的光伏产业发展迅速, 发电成本逐渐降低。介绍了影响光伏发电成本的因素并分析了其对光伏发电成本的影响, 同时以实例介绍了现阶段典型光伏电站发电成本及投资效益分析, 为投资者进行光伏电站投资提供一定的理论技术支持。
关键词：光伏电站,发电成本,影响因素,投资效益
参考文献
[1]国家发展改革委, 建设部.建设项目经济评价方法与参数 (第三版) [M].北京:中国计划出版社, 2006.
光伏电站建设及运行管理分析 篇7
关键词：光伏电站,建设,运行管理,分析
近些年来由于工业发展和实际需求, 在能源过度使用造成环境污染的同时, 全球的能源形势也进入了紧张的状态, 这也已经成为了制约工业和经济发展的一个重要因素。而在科技发展的时代当中, 由于太阳能这种能源的生产和使用都很清洁, 不会对环境造成太大的污染以及其可持续发展的优势, 而成为了目前备受推崇的能源。同时又因为太阳能的高使用率和低耗能性, 也得到了许多部门和企业的青睐。与此同时, 光伏电站作为一种光伏发电系统, 由于其能够输送电力给电网, 因而在目前已经成为了电站建设的重要选择之一。具体来说, 它主要是有逆变器、SVG、箱变等多种设备, 并使用半导体界面所能够产生的伏特效应从而实现光能向电能的转变。由于光伏电站多重的优越性, 目前已经在许多国家得到了推广和使用。我国已跃居光伏装机容量世界第一。在本文当中, 我便会结合自己对于相关知识的了解进行两个大方面的说明。
一、光伏电站建设发展现状及前景
光伏电站由于其清洁性, 相比于其他能源具有多种优势:
第一, 太阳能具有可持续性, 在人类存在的可预期, 不会出现枯竭和不足的问题, 而且它属于清洁性无公害的能源, 所以太阳能的安全性和清洁方面都是能够得到保证的, 可以有效促进环境和生态的可持续性发展。
第二, 光伏电站的建设既能够与屋顶、水面、耕地相结合, 避免对于空间的浪费, 体现出它在地域方面并不受限制。而且太阳能在生产的过程当中并不需要消耗一定的燃料, 只需要架设输电线路就可以进行发电和供电, 这也体现出了太阳能的绿色化。
第三, 光伏电站的建设周期短平快, 它在获取能源过程中所使用的时间也短, 但是它所生产和发电能源却比较高。这样能够促使使用者从心理上接受太阳能这种新型的能源。当然我国本就是以地大物博著称, 所以太阳能资源也相当丰富, 再发展光伏电站方面具有较大的优势。
此外, 由于国家政策的鼓励和支持, 十三五期间, 我国光伏装机每年将以1500~2000万千瓦速度递增, 我国光伏电站市场也得到了广泛的发展, 所以从目前我国太阳能资源的开发和使用方面来看, 光伏电站的建设将在未来的能源领域当中占有一席之地。
二、加强光伏电站建设及运营管理探讨
1. 加强光伏电站建设过程管理
在对光伏电站进行总体规划的过程当中, 需要对整体步骤和工作进行系统化的安排和推进。第一, 在进行项目规划和宏观战略制定的时候, 管理人员就需要从可行性和重要性这两个方面对光伏电站进行说明。而且还需要对项目的选址、气象条件、经济状况、电力系统和费用、补贴问题进行调查和资料收集, 之后就可以系统编制出可行性的研究报告。第二, 工程的建设和项目是需要有一定时间进行准备和安排的, 因而需要通过招标的方式选定设计单位, 完成项目总体的评标、定标以及合同签订等多项工作。第三, 在进入到光伏电站建设阶段的时候, 工作人员应该对设计进行重点内容的安排和管理, 明确项目的着力点。在科学的管理当中, 管理者和专业人员可以通过高科技施工和技术的融入, 从而有效控制项目各部分的质量、进度和费用等方面来保证光伏电站的经济效益和整体质量。第四, 在该项目进入尾声的时候, 工作人员需要对整体项目的施工文件和资料进行汇总和管理, 这样才能够为电站运营的定期检修和经济效益发展提供借鉴。
2. 选择适合的光伏电站运营模式
从目前所使用的光伏电站运营管理模式来看, 主要有三种:
第一种是承包商建设电站, 而由项目业主对电站进行管理。为了保证项目的质量和效率, 项目业主在电站建设初期就投入工作当中。而且在项目竣工验收之前, 项目业主要完成相关运营管理人员培训和维护网络建设的任务。但是由于这种模式的管理成本比较大, 所以政府在资金方面一般会给予支持。
第二种则是总承包商成为业主并且经营管理电站的模式, 即总承包商也就是业主。项目建设时, 应当安排建立远程监控管理系统, 这样在项目竣工之后就可以通过专业人才保证网络系统正常运转, 从而实现对电站的有效管理。
第三种则是由当地政府来管理电站模式, 它主要是通过政府选择承建商。在工程全部结束之后再由政府对工程进行检查和验收。之后即可移交到业主手中, 这样业主就可以与政府签订管理合同, 从而实现政府管理用电。
3. 加强对光伏电站的维护
光伏电站也具有一定的使用寿命, 通常按25年的寿命设计, 因而在运行的过程当中就需要注意到它的安全性、经济性以及技术层面的问题。简而言之, 就是在使用光伏电站的时候应当保证组件的清洁, 并对其进行定期检查, 这样才能够及时发现问题并加以解决。而且所有的设备具有使用年限, 在使用过程当中又难免会受到漏水、积灰等现象的影响。因而要安排专业性的人员对直流汇流箱、控制器以及逆流器等设备进行检查和维护, 这样才能够在保证安全性的同时促进光伏电站为人们服务。
三、小结
本文是立足于我对我国目前能源现状和科技发展以及电站建设等知识的了解展开, 在文章当中先分析了光伏电站建设发展现状及前景, 之后则又从加强光伏电站建设过程管理、选择适合的光伏电站运营模式和加强对光伏电站的维护这三个方面说明了加强光伏电站建设及运营管理探讨。然而由于个人知识水平并未达到一定境界, 在文章当中我并未能够做到详尽分析, 但希望能为其他企业、部门提供一些参考。
参考文献
[1]刘滨.光伏电站建设及运营管理分析[J].硅谷, 2014, (1) :132.
[2]李修波.光伏电站建设及运营管理浅析[J].电工技术, 2016, (1) :375-376.
大型并网光伏电站运行工况分析 篇8
关键词：大型光伏电站,电能质量,逆变器
大型光伏电站是指接入公共电网的电压等级为66 kV及以上的光伏电站,目前国内已运行的单座光伏电站最大容量为20 MW。本文对国内20 MW徐州协鑫光伏电站并网运行情况及问题进行分析,并提出了相应的处理措施。
1 大型并网光伏电站的运行特点
发电有功功率不完全可控、无功功率不可调、产生各次谐波电流是光伏电站与常规电站运行的3个不同之处。光伏电站中的发电元件是光伏电池,它吸收太阳光能并将其转换为直流电能输出,然后通过逆变器将直流电能转换为交流电能。由于光伏电池的输入能量取决于光照辐射值,人工无法控制,因而其输出有功功率具有不完全可控的特点。作为换流元件的逆变器运行时功率因数大于0.99,这意味着在有功功率不变的情况下无功功率几乎不可调整。此外逆变器运行时还会产生大量谐波电流对公共电网的电能质量造成影响。
2 徐州协鑫光伏电站概况
徐州协鑫光伏电站为国内第一座20 MW大型光伏电站,于2009年12月底投入运行。该电站安装光伏电池组件98 078块;逆变器38台,单台容量为500 kW;采用两级升压方式,第一级使用38台10/0.265 kV变压器,单台容量为500 kV·A,接线方式为Dyn11,第二级使用1台110/10 kV变压器,单台容量为20 MV·A,接线方式为YNd11;110 kV并网线路长度为3 km;并网点为220 kV庞洼变电站,该变电站主变压器容量为180 MV·A,110 kV母线的短路容量最大值为1 695 MV·A,最小值为1 001 MV·A。
3 徐州协鑫光伏电站并网运行数据分析
3.1 上网电量
上网电量是从庞洼变电站的光伏电站并网点取得的电量数据,上网电量比光伏电站的发电量要略小些,但由于并网线路很短因此二者差别不大。2010年1月至5月的上网电量数据见表1。
从表1可以看出,因上网电量具有取决于天气情况的特点,日上网电量差别很大,最大上网电量日白天均为晴到多云,最小上网电量日白天均为阴有雨或大雾。
3.2 发电有功功率
发电有功功率是从光伏电站内的110 kV升压变压器低压侧取得的有功功率数据。由于10 kV升压变压器与逆变器存在功率损耗,因此发电有功功率比光伏电池阵列的发电功率要略小些。2010年1～4月,发电有功功率数据见表2。
从表2可以看出,发电有功功率最大值均出现在中午光照最强的时段,但与最大上网电量日的出现时间并不一致。2010年4月28日的(最大上网电量日)徐州协鑫光伏电站发电有功功率曲线见图1。从图1可知,光伏电站的日发电时间约为12 h,冬季要缩短一些,夏季则延长一些。
3.3 发电无功功率
由于光伏电站中的逆变器运行时功率因数大于0.99,所以发电无功功率绝对值很小,因此不再列出具体数值表。2010年4月28日(最大上网电量日)的发电无功功率曲线见图2。
从图2可知,发电无功功率不到1 Mvar(剔除失真点数据),且基本上是吸收无功。由于10 kV升压变压器需要消耗部分无功,因此逆变器的无功曲线与发电有功曲线变化会略有差别。
3.4 公共连接点电压偏差
作为公共连接点(PCC)的庞洼变电站110 kV母线,其供电电压偏差要求为供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%。光伏电站发电时会造成通过主变压器输送的功率减少,提高了110 kV母线电压水平。
由于220 kV变压器的电抗值远大于电阻值(以庞洼变电站为例,变压器高压至中压,电阻值为0.15 Ω,电抗值为7.17 Ω,二者相差47倍),因此光伏电站造成的无功功率变化量远小于有功功率变化量,即使光伏电站功率从满发到突降为零,对公共连接点的电压偏差影响经计算也不到0.1 kV。由2010年4月28日庞洼变电站110 kV母线电压的变化曲线可知,光伏电站发电期间母线电压绝对值变化幅度大约为3 kV,为标称电压的2.73%,最大正偏差为8%,满足庞洼变电站110 kV母线的供电电压偏差要求。
3.5 公共连接点电能质量
2010年4月13～20日,对220 kV庞洼变电站电能质量指标进行连续实际测量,测量方法与仪器完全按照国标要求执行,测量结果见表3。
从表3数据可以看出,公共连接点的闪变、三相电压不平衡度、电压总畸变率3项指标全部合格。其中闪变、三相电压不平衡度2项指标与允许值相比有较大裕度,但电压总畸变率较高,其C相最大值已超过允许数值。这说明光伏电站对公共电网的影响主要表现在造成电压波形畸变。
对于PCC电压各次谐波含量的测试,取测试时间中4月16日9时～16时10分发电有功功率较大的这一段时间(按照国标要求取最大一相95%概率值)。从测量数值可以看出,PCC电压各次谐波含量均在合格范围内。谐波电压绝对值最大数值的前3位谐波,依次是25次、3次和23次谐波含量,这说明光伏电站主要影响公共接入点电压的高次谐波水平。从对220 kV庞洼变电站公共连接点电能质量的各项指标测试结果可以看出,光伏电站对电网的谐波含量水平影响最大,特别是高次谐波含量。
3.6 谐波注入电流
在庞洼变电站110 kV侧光伏电站并网线路开关处测量线路电流中的各次谐波含量,其中的允许值是按照测量点最小短路容量和光伏电站协议用电容量,代入国标中的计算公式得出的数据。
从测量数值可以看出,偶次谐波电流含量普遍很小。谐波电流绝对值最大数值的前3位谐波,依次是25次、5次和7次谐波含量,与PCC谐波电压含量水平排序不同,这是因为PCC谐波电压含量水平由全部用户共同作用决定。光伏电站向电网注入的谐波电流中包含了110 kV升压变压器的谐波电流,5次和7次谐波含量较大主要是升压变压器造成的,而25次谐波含量最大则是由逆变器决定的。
4 并网对电网的主要影响及对策
根据徐州协鑫光伏电站并网运行资料分析,大型光伏电站并网运行对公共电网造成的影响主要表现在以下几个方面。
1) 向公共电网注入谐波电流造成PCC电压波形畸变。
从运行数据可以看出,大型光伏电站对电网电能质量的主要影响是向电网注入的25次谐波电流数值过大,超过其协议容量分配的允许值并在电网电压畸变率中占了最大的比重。目前光伏电站中大量使用的逆变器采用正弦脉冲宽度调制(SPWM)技术控制低频次谐波含量,在逆变器出口串联L-C电路阻挡分流高频次谐波电流含量。由于逆变器交流侧额定电压仅为0.265 kV,500 kW的逆变器交流侧额定电流高达1 089 A,如每台逆变器均串联L-C电路,则投资较高且运行时要消耗一定量的无功功率。鉴于光伏电站升压变压器低压侧采用三角形接线,完全阻挡了3 h次谐波电流注入高压电网,而应用SPWM技术使得逆变器输出的偶数次谐波电流含量与6h±1次的谐波电流中的较低频次谐波含量很小,因此仅需要对6h±1次的谐波电流中的较高频次谐波含量采取治理措施。对协鑫光伏电站只需在10 kV母线侧增加一组全站公用的并联滤波器滤除25次谐波电流,就完全可以满足电网对电能质量的要求,投资不大而且可以提高光伏电站的功率因数。
2) 逆变器无法发挥调压作用。
由于逆变器在满负荷时功率因数大于0.99,所发无功功率很小,甚至不足以补偿升压变压器的无功功率损耗,从而造成光伏电站需从电网吸收少量无功功率,逆变器无法发挥调压的作用,势必将调压的任务转移给电网或其他常规变电站来完成。如果电网要求降低逆变器运行功率因数,而由于其额定视在功率是固定不变的,增加无功功率必然会降低其有功功率输出。为解决调压问题,可以在光伏电站内增加10 kV电压等级的静态无功补偿装置,其容量按照有功最大功率的1/3配置,保证其额定功率因数达到0.95。在实际运行中,由于光伏电站仅在白天发电,运行时间约为12 h,其平均发电有功功率约为额定功率的一半,在额定功率因数为0.95时,其白天的发电平均功率因数为0.83,这与常规发电机组相当而且光伏电站增加的投资也不是很大。
3) 对电网发电出力安排造成困难。
光伏电站运行受天气条件的影响,相邻两天之间发电量差别可能非常悬殊,即使是同一天当中发电功率变化也很大,这就给电网安排发电出力平衡造成困难,要求必须准确预计气象条件对光伏电站发电出力的影响,电网所安排的旋转备用容量与光伏电站发电出力叠加后应形成直线。鉴于目前电网中的光伏电站发电总功率与电网总装机容量相比很小,对电网调频并不会造成很大影响,但需注意联络线路或联络变压器发生过载的问题。光伏电站的最大发电功率一般出现在中午12点左右,而风力发电的最大出力(依据甘肃省统计数据)一般出现在凌晨1点半左右,如果在电网中实现风电与光电的互补应该是一种较合理的安排。
5 结语
大型光伏电站对电网的影响主要表现在增加电网的谐波,特别是高次谐波含量水平,可从电网与光伏电站两个方面采取措施保证电能质量。
1) 在电网方面可采取的主要措施:
(1) 提高光伏电站并网电压等级并选择短路容量水平较高的变电站作为电站接入点;
(2) 避免在同一座变电站接入的光伏电站容量过大。
2) 在光伏电站方面可采取的主要措施:
(1) 将升压变压器的低压侧绕组采用三角形接线;
(2) 将逆变器控制策略调整为控制除3 h次谐波电流以外的其他次谐波电流,提高逆变器制造水平降低其总的谐波电流含量;
(3) 在升压变压器低压侧增设滤波装置以吸收含量最大的高次谐波电流。
参考文献
[1]中国国家标准化管理委员会.GB/T12325—2008电能质量供电电压偏差中华人民共和国国家标准[S].北京:中国标准出版社,2008.
[2]中国国家标准化管理委员会.GB/T15543—2008电能质量三相电压不平衡[S].北京:中国标准出版社,2008.
[3]中国国家标准化管理委员会.GB/T12326—2008电能质量电压波动和闪变[S].北京:中国标准出版社,2008.