大型光伏电站

大型光伏电站（精选12篇）

大型光伏电站 篇1

0 引言

近年来,光伏发电已经受到广泛的关注[1]。2008年全世界新增光伏发电装机容量中约有1 GW来自10 MW及以上容量的光伏电站,我国也计划于甘肃敦煌、昆明石林、青海柴达木盆地等地建设兆瓦级光伏并网电站;随着各国百兆瓦级甚至千兆瓦级光伏电站的建设,光伏电站的大型化和并网化将成为今后发展以及研究的主要方向[2,3]。

光伏发电系统采用的电力电子逆变器装置的开关频率如果没有躲开产生谐波的范围,则会产生大量的各种频次的谐波;光伏发电系统所配置的用于无功补偿和滤波等作用的并联电容器可能会和线路的电抗发生谐振[4]。随着并网光伏电站容量的增大,它对电网带来的影响也将增加,特别是对电网产生的电能质量问题尤其突出[5]。

大容量的并网光伏电站一般建在西部偏远落后地区,并网系统的电网结构比较薄弱[6,7]。此时,变压器漏感和长距离输电线路电抗较大,大型光伏电站连接到长输电线路时,光伏逆变器将产生大量的谐波。随着并网容量的增大,光伏运行产生的谐波对系统的影响不容忽视[8,9]。针对这种情况,光伏电站应在满足电能质量标准前提下,考虑光伏电源渗透率问题[5]。

大型光伏电站接入电网后会给电网安全、稳定和经济运行带来不利影响,同时会影响电能质量[10]。对此,国外已有学者对光伏逆变器并入弱电网中的电能质量问题进行研究。文献[11-12]详细阐释了电网阻抗的参数特性,同时分析了电网阻抗对PR+HC控制器低频稳定性的影响。文献[13]探讨了电网阻抗对逆变器输出电流以及并网点电压的谐波影响。文献[14]在2个并网光伏逆变器并联情况下讨论了无功补偿电容与输电线路阻抗对LCL滤波器的谐振影响。然而,上述研究只针对带LC和LCL滤波器的单个或者2个小容量光伏逆变器,并未涉及带L滤波器的大型光伏逆变器并联系统。L型滤波器以其结构简单、易于设计的突出优点广泛应用于光伏并网逆变器中。但目前并未有文献对弱电网中大型光伏并网系统的谐振以及电能质量问题进行深入研究。

本文从大型并网光伏系统的拓扑结构出发,以三相并联逆变器系统为研究对象,通过对各个逆变器进行等效建模,建立了大型并网光伏电站的诺顿等效模型;在考虑无功补偿装置的阻抗、变压器漏感以及输电线路阻抗等电网阻抗条件下,推导了光伏逆变器的输出电流以及并网点电压表达式;采用伯德图详细分析了电网阻抗对系统谐振和电能质量的影响;最后,在MATLAB环境下进行了仿真验证。

1 大型光伏电站等效模型

1.1 大型光伏电站拓扑结构

为减少逆变器功率损耗,保证系统的高效性和稳定性,大型光伏电站通常由几组或几十组集中式三相逆变器并联构成。利用文献[15-16]建立的某大型光伏电站主电路拓扑结构如图1所示。根据Q/GDW617—2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》以及GB/T29321—2012《光伏发电站无功补偿技术规范》的规定,应在并网关键点(变压器TN原边)配置一定容量的容性无功补偿装置和感性无功补偿装置。由于容性无功补偿装置的投入会导致并网系统出现谐振现象,因此本文主要研究容性无功补偿装置对系统谐振以及电能质量的影响。

图1中,250 k W逆变器输出线电压额定值为380 V,接入容量为1.5 MV·A变压器原边;10 k V电缆阻抗参数为0.2+j0.062Ω/km。

1.2 电网模型

可控串联补偿器(TCSC)可以平滑而迅速地改变输电线路的阻抗,具有改善网络潮流分布、提高输送功率、降低短路电流、提高暂态稳定极限、改善系统动态性能、抑制次同步谐振等功能,这些都为远距离交流输电提供了很好的技术手段[17]。因此将220 k V及以上超高压长距离输电网络及其电网等效为理想电压源。建立电网等效模型如图2所示,图中参数均折算到逆变器输出电压等级。

图中,Rg为10 k V输电线路等效电阻;Lg为10 k V输电线路和变压器T22等效电感之和;LTN为升压变压器TN等效电感;CQN、LQN、RQN分别为第N个MW级模块投入无功补偿装置总等效电容、等效电感和等效电阻;upcc Nk(k=a,b,c)为第N个MW级模块逆变器并网点电压;ugk(k=a,b,c)为电网电压。

1.3 单个逆变器等效模型

第i个MW级模块中第j(j=1,2,3,4)个三相逆变器在两相静止坐标系下的瞬时功率控制策略如图3所示[18],图中Gcij(s)为电流控制器传递函数,采用准PR控制器实现两相静止坐标系下无静差跟踪[18],Gcij(s)=kpij+2krijs/(s2+2ωcs+ω02)。系统参数为:电网频率fg=50 Hz,直流链电压U*dcij=600 V,开关频率fsij=5 k Hz,滤波器电感Lij=79.1μH,无功补偿电容CQi=0.33 m F,无功补偿电感LQi=1.32μH,无功补偿电阻RQi=0.017Ω。

大型光伏电站中每组并网逆变器系统通常采用相同的结构、参数和控制策略等且升压变压器的型号相同,因此假设图1中所有逆变器和变压器的参数完全相同。从图1和图3中可以看出:在单个MW级模块中,第1个MW级模块中第1个逆变器的输出电流经过由逆变器滤波电感L11(相当于滤波电感1),容性无功补偿装置的等效阻抗CQ1、LQ1和RQ1(相当于C)以及升压变压器电感LT1、输电线路阻抗Lg、Rg(相当于滤波电感2)构成的等效LCL滤波器;此时,系统存在1个谐振峰。对于多个(2个及以上)MW级模块并联系统,逆变器输出电流经过2条路径形成回路。除了单个MW级模块中存在的路径外还增加了第2条路径,即第1个MW级模块中第1个逆变器的输出电流经过滤波电感L11、升压变压器电感LT1和第i(i=2,3,…,N)个MW级模块的升压变压器电感LTi(这N-1个LTi并联)(由L11、LT1和LTi构成滤波电感1),第i(i=2,3,…,N)个MW级模块容性无功补偿装置的等效阻抗CQi、LQi、RQi(这N-1个无功补偿装置的等效阻抗并联构成C),第i(i=2,3,…,N)个MW级模块的滤波电感L2ij(j=1,2,3,4)(这4N-4个滤波电感L2ij并联构成滤波电感2)形成回路,由此构成了第2个等效的LCL滤波器。因此,多个MW级模块并联时,谐振峰数量增加了1个,系统只存在2个谐振峰。

将文献[19]所提出的诺顿等效模型的建模方法拓展到三相并联逆变器系统中,建立开环情况下第i个MW级模块中第j个三相逆变器诺顿等效模型如图4所示。

图中,Gij(s)、Yeqij(s)分别为开环情况下该逆变器控制系数以及等效导纳。

诺顿等效模型中三相平衡逆变器是相间解耦的,以a相系统为例研究电网阻抗对系统谐振以及电能质量的影响,图文中符号均省略下标a。

1.4 大型光伏电站诺顿等效模型

将上述建模方法应用于所有并联逆变器中,可得a相逆变器的诺顿等效模型如图5所示。

图中,Yg(s)、YQN(s)分别为输电线路等效导纳和无功补偿装置等效导纳。

从图5中可以看出,并联逆变器通过无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗相互耦合。利用叠加原理可以推导出第i个MW级模块中第j个逆变器的输出电流如式(1)所示。

其中,Yp(s)为第p个MW级模块等效导纳;YAi(s)为从第i个MW级模块看进去的系统等效总导纳。

大型光伏电站中逆变器的输出电流由四部分组成:本逆变器内部输出电流、电网电压反馈电流、其他MW级模块逆变器注入电流和本MW级模块内部其他逆变器注入电流。将电网电压以及其他逆变器参考电流作为扰动量,输出电流与参考电流之间传递函数为:

由于220 k V及以上输电网络可等效为理想电压源,逆变器并网点与理想电压源距离最远,且最容易受并网光伏逆变器扰动,造成电压波形畸变。因此,根据图5推导出第i个MW级模块并网点电压(变压器Ti原边电压)表达式如式(3)所示。

可以看出,第i个MW级模块的并网点电压由该模块内部输出电压、电网电压反馈电压和其他MW级模块逆变器输入电压三部分决定。并网点电压与并网光伏模块总参考电流的传递函数如下:

2 光伏电站电能质量分析

光伏电站中L滤波器与无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗等构成的电网阻抗相互耦合使得逆变器输出电流畸变,导致光伏逆变器并网点电压谐波含量超标,威胁着光伏电站并网电能质量。由于大型光伏电站中每组并网逆变器系统通常采用相同的结构、参数和控制策略等,因此在相同的参数及工作条件下,本文采用伯德图分别研究大型光伏电站容量和输电距离变化情况下系统的谐振机理及电能质量。

随着光伏电站MW级模块数N(对应光伏电站容量为N MW)增加,开环传递函数Grij(s)与Gpcci(s)的对数频率特性曲线如图6(a)、(b)所示。当光伏电站输电距离l增大(10 k V输电线路的输电距离一般不超过10 km)时,开环传递函数Grij(s)与Gpcci(s)的对数频率特性曲线如图6(c)、(d)所示。

理想情况下带L滤波器的并网光伏逆变器系统不存在谐振现象,但在实际系统中由于无功补偿装置阻抗、升压变压器漏感以及输电线路阻抗的影响,造成逆变器输出电流和并网点电压传递函数中出现新的反谐振峰和谐振峰,易造成系统出现不稳定现象。由图6可知,当1个MW级光伏模块并网时,系统存在1个反谐振峰和谐振峰,其谐振频率为1.71 k Hz;当2个MW级光伏模块并联时,传递函数出现2个反谐振峰和谐振峰,谐振频率为1.68 k Hz和1.75 k Hz;当4个MW级光伏模块并联时,传递函数也包含2个反谐振峰和谐振峰,谐振频率为1.62 k Hz和1.75 k Hz。可以看出:当多组(2组及其以上)MW级模块并联时系统包含2个谐振峰。输电距离由5 km增加为10 km时,系统谐振频率由1.71 k Hz减小为1.68 k Hz。

由图6可知,逆变器并联模块数N对逆变器输出电流传递函数Grij(s)和并网点电压传递函数Gpcci(s)开环增益影响较小。但是大型光伏电站容量由1 MW增加为N MW(N≥2)时,系统包含2个谐振峰,谐振频率处谐波含量增大,导致逆变器输出电流以及并网点电压谐波含量增加,电能质量降低。同时,光伏电站输电距离l的增大使得并网点电压传递函数Gpcci(s)开环增益增大,并网点电压对谐波的抑制能力减弱,并网点电压谐波含量升高。

3 仿真验证

为验证理论分析的正确性,根据图3三相光伏并网逆变器控制原理和系统参数,在MATLAB/Simulink中搭建了如图1所示的大型并网光伏电站系统模型。考虑到仿真的精度和系统的复杂度,以3 MW光伏并网系统为例验证理论分析的正确性。考虑到不同光伏电站通常具有不同的容量和输电距离,因此针对不同的光伏电站容量以及输电距离验证本文理论分析的正确性。

输电距离为5 km情况下,大型光伏电站容量分别为1 MW、2 MW以及3 MW时,第1个MW级光伏模块中第1个逆变器的输出电流波形以及第1个MW级光伏模块的并网点电压波形分别如图7(a)、(b)和(c)所示,对应的FFT分析如图7(d)、(e)和(f)所示。每个子图中的上图对应逆变器输出电流,下图对应并点电压。

从图7可以看出,光伏电站容量为1 MW时,系统谐振频率为1.69 k Hz;当光伏电站容量增加到2 MW时,系统谐振频率为1.65 k Hz和1.75 k Hz;当光伏电站容量增加到3 MW时,系统谐振频率为1.59 k Hz和1.75 k Hz。当光伏电站容量增加时,逆变器输出电流基波幅值由531.9 A分别减小到531.8 A和524.7 A,谐波畸变率由0.45%分别增加到0.48%和0.53%;并网点电压基波幅值由310.7 V分别增大到310.9 V和311.1 V,谐波畸变率由1.46%分别增大到1.74%和2.31%。可以看出:当多组(2组及其以上)MW级模块并联时系统包含2个谐振峰,并且随着并网光伏电站容量的增加,逆变器输出电流和并网点电压谐波畸变率增大。

电网阻抗对并网点电压电能质量的影响远大于逆变器输出电流,并网点电压谐波畸变率大于逆变器输出电流。根据Q/GDW617—2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》规定并网点电压谐波畸变率应不超过5%;对于大容量光伏电站,应在光伏电站出口处加装滤波装置滤除光伏电站产生的大量谐波。

光伏电站容量为1 MW时,光伏电站输电距离为10 km情况下,第1个MW级光伏模块中第1个逆变器的输出电流波形以及第1个MW级光伏模块的并网点电压波形如图8(a)所示;对应的FFT分析如图8(b)所示。

对比图7(a)和8(a)可知:当光伏电站输电距离由5 km增至10 km时,系统谐振频率由1.69 k Hz减至1.62 k Hz。随着光伏电站输电距离增加,系统谐振频率减小。当光伏电站输电距离增加时,基波幅值为531.9 A基本不变,谐波畸变率由0.45%增至0.49%;并网点电压基波幅值为310.7 V基本不变,谐波畸变率由1.46%增至1.87%。随着输电距离增加,逆变器输出电流和并网点电压基波幅值基本不变,但逆变器输出电流和并网点电压谐波含量增大。

4 结论

本文分析了电网阻抗对大型并网光伏系统的谐振以及电能质量的影响,建立了大型并网光伏系统的诺顿等效模型,推导了光伏逆变器输出电流以及并网点电压的表达式,并且通过伯德图和仿真分析研究了由容性无功补偿装置、升压变压器漏感以及输电线路阻抗等组成的电网阻抗对系统谐振以及电能质量的影响,得出的结论如下。

a.假设所有逆变器和变压器的参数完全相同情况下,大型光伏电站中由于容性无功补偿装置的存在,对于单组MW级模块而言,相当于使得光伏逆变器中的L滤波器等效为LCL滤波器,系统存在1个谐振峰。大型光伏电站中存在多组MW级模块并联时系统包含2个谐振峰,导致逆变器输出电流以及并网点电压存在大量高次谐波,系统并网电能质量严重降低。

b.当光伏电站容量增加时,电网阻抗的耦合作用导致逆变器输出电流以及并网点电压谐波含量增加。并网点电压谐波畸变率远大于逆变器输出电流,并网点电压谐波含量更易超标。因此,大型光伏电站出口处应加装滤波装置滤除光伏电站的谐波。

c.与光伏电站输电距离增加相比,大型光伏电站容量的增加更容易导致并网光伏系统电能质量降低。对于大容量光伏电站,由电网阻抗导致的系统谐振和谐波更加严重,甚至不满足并网要求。

本文的研究结果为大型光伏电站接入弱电网中谐波机理及其抑制方法的研究提供了一定参考,对今后大型光伏电站的建设具有一定的指导意义。

大型光伏电站 篇2

摘要：

随着人类科技水平的不断增长，人类生活水平随之不断提升，生活压力逐渐下降，这就导致了全球人口开始不断增长，同时人口的日益增长所带来的后果就是地球上不可再生资源越来越少。这就在世界上造成了两个问题，分别是地广人稀地区的能源输送和可再生资源的利用这两个问题，在这样的情况下，太阳能光伏发电技术应运而生，通过该技术可以有效解决这两个问题。随着我国光伏发电技术的不断发展，一些存在于我国大型光伏发电站之中的问题也开始渐渐暴露了出来，其中存在于电气设备之中的问题对大型光伏发电站的运行效率造成了严重影响。有鉴于此，本文浅谈当前我国大型光伏发电站运行维护工作之中的要点。

关键词：

光伏电站新冒险 篇3

光伏电站迎来了一波井喷。

10月16日，河北省张家口市张北县与恒大集团签署协议，共同开发建设光伏发电项目，总投资额达70亿元。当月初，张家口市也与恒大集团签订协议，3年内建成投资900亿元的全国最大光伏发电项目。

这并非孤例。在1000公里外的宁夏，成立不到一年的中国民生投资股份有限公司（下称中民投）在此投资300?500亿元建设光伏电站。与此同时，大量光伏制造企业也走上了电站开发的道路。英利集团总裁助理梁田对《财经国家周刊》记者说，今年英利在国内储备了超过1.4吉瓦的电站项目。

资本追逐光伏电站项目的背后，是全国光伏电站装机量的快速增长带来的良好盈利预期。今年上半年新增光伏发电并网容量332万千瓦，此前国家能源局已将全年光伏装机量调高至14吉瓦。

“光伏电站的内部收益率能达到10%左右，而且国家提供稳定的财政补贴。对投资者来说，可预期的收益和国家能源战略的要求是目前很多企业看上光伏电站的缘由。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者说。

逐利

光伏电站建设可谓一波三折。

2012年前，中国光伏制造业由于价格下滑，外部“双反”等原因陷入困境。在自救的解困路上，大量中上游制造商把眼光投向下游光伏电站领域，寄希望通过光伏电站消化日趋严重的库存，从供应商变成开发商，以谋求新生。这一轮自救让国内大量光伏上游企业选择了光伏电站。

彼时，对于挣扎于生死边缘的光伏企业，选择进入电站只是无奈之举，他们共同目标是建成电站然后整体销售。当然，国家执行每千瓦时1元的较高上网电价，吸引了众多外部投资者。

“一座理论运营25年的光伏电站，8年可以收回成本，保证10%以上的内部收益率。电站一旦建成，就能够获得稳定收益。”正信光伏总裁助理李倩对《财经国家周刊》记者说。

2013年，国家发改委出台政策，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，下调了上网电价。但是持续25年的稳定收益，依然是一块具有吸引力的大蛋糕。更重要的是，获得这块蛋糕似乎不难。

“未来20年，最有前景的替代能源就是太阳能。”中民投董事长董文标说。8月28日，作为挂牌之后的首个项目，中民投将触角伸向素有光伏产业聚宝盆之称的宁夏。投资300?500亿元，建设3?5吉瓦光伏电站，这一大手笔投资，令一些投资圈人士大呼“看不懂”。

但是光伏行业人士认为，按照目前宁夏光伏电站0.9元/千瓦时的并网价格，3?5吉瓦光伏发电项目，每年将给中民投带来60?105亿元的现金流，在6?8年内回收成本。按20年的发电寿命保守计算，发电收益达到1200?2100亿元，即使减去建设成本和运营成本，项目利润也在千亿元左右。

在巨大的利益面前，曾经一度将电站建成转手即卖的光伏制造企业也开始保留优质电站自用。

“光伏发电的技术相对成熟，拥有可预测的能源产出和稳定现金流，被国内一些发电集团称为晒着太阳的现金奶牛。未来，光伏电站建成之后，将成为成熟的融资工具。”李倩说。

风险

显然，在利益的驱使下，新一轮光伏投资潮即将来临。但这并不意味着开发光伏电站是包赚不赔的生意。

“外部资本的大量进入有利于推动中国光伏产业的发展，但是大干快上容易忽视工程质量，一些光伏电站为了谋取更高利润而节省投资，采用质量不佳的光伏组件和支架来应付了事会带来不可预知的风险。”梁田说。

这并非杞人忧天。西部地区光伏电站已经出现了组件高衰减率等质量问题。北京鉴衡认证中心对国内容量3.3吉瓦的425个大型地面光伏电站和分布式光伏电站所用设备检测发现，光伏组件存在热斑、隐裂、功率衰减等问题。

10月29日，国家质检总局公布的2014年第3季度太阳能光伏组件用减反射膜玻璃产品质量抽查结果显示，抽查企业合格率和产品合格率仅为76.7%。

“电站开发表面上看很简单，但要做好高质量电站，需要专业技术支撑。特别需要重视发电质量。”协鑫新能源系统有限公司市场开发副总裁杨隽说。

对于生命周期达到25年的光伏电站而言，采用低品质组件能够减少每瓦的装机成本。但是却大幅度减少了电站的使用年限，导致电站未达到使用寿命就发生衰减影响光电转化率，甚至电站提前报废，盈利也就成为一句空话。

除发电系统质量风险外，并网问题一直是限制光伏发电的桎梏。由于光伏电站与电网建设周期不同步，地方电网的消纳能力有限导致的光伏“弃光”的现象已开始显现。

国家能源局7月18日发布的一份监管报告显示，甘肃一些地区由于配套电网没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可达78%。严重的消纳危机使国家能源局10月专门发文加强光伏电站建设与运行管理工作，并对弃光限电较严重的地区警告，暂停下达新增建设指标。

大型地面光伏电站发电成本分析 篇4

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.

光伏电站开发建议 篇5

1.市级、县级等备案文件（主要指发改委颁发的企业固定资产投资备案文件）

2.国土局对土地的属性认定，基本农田不能使用，应获得国土部门允许光伏电站建设的文件

3.林业局对于林地的性质认定，I级林地等特殊林地不可用，应取得林业部门允许光伏电站建设的文件 4.电力公司允许电站接入的证明文件 5.住建部门出具的规划选址意见

6.其他方面可逐步落实，环评、水保、节能等

备案证明是项目取得的重要节点，国土、林业是转让的基本条件，电站接入是价格的重要因素，1-5项目申报一般需成立当地的项目公司，同时建议在异地成立平台公司，需要的申报材料主要是公司证明材料，工程建设方案或可研报告，申报各个文件的公司申请，专项报告。

1-6部分的文件取得还需要专项报告，例如国土需要用地报告，电力需要接入系统报告等，环评需要环评报告，水保需要水保报告等，这些报告受各地情况不同，价格多在5-20万之间。

我们公司是聚合电力工程设计（北京）股份有限公司，承担咨询设计和EPC，项目开发成功由我方EPC并找投资商，按照商定的溢价给予开发单位。可由我公司前期编制可研报告，技术支持等。

目前河南省光伏补贴严格执行国家标准，2016年的标杆上网电价为0.98元/度，对于分布式光伏项目可采用标杆上网电价，也可采用卖电给屋顶企业，并获取0.42元/度的国家补贴两种形式。

一般地，在取得项目备案或其它重要节点（如国土、林地的确认）等条件下，可不同程度的商讨转让谈判，价格也将依据项目情况发生变化。

另特别说明，项目的好坏需技术判定，该部分对EPC造价影响较大，也就对开发溢价影响较大，项目前期投入存在较多不确定性，可能造成前期资本无法收回，请谨慎选择。

光伏企业最后一搏：建电站 篇6

或许受此影响，光伏企业连参加展会的兴趣都淡了。9月5～7日在北京举行的“第十二届中国光伏大会暨北京国际光伏展览会”人流稀少，现场冷清，因参展企业不多，仅展出一个半展馆。参展人员对《新财经》记者说：“没什么意思，领导们来看一下就走了。”

面对欧盟“双反”和行业不景气，不少企业通过转型进行自救，主要方式是退出光伏制造领域，转而投资下游应用领域的光伏电站。海润光伏9月14日发布公告称，将投资4.9亿元建两个光伏电站；中利科技和保利协鑫也分别于8月底公告称计划建光伏电站。

一场光伏电站的兴建热潮正悄然进行，但此举能否真正解决目前光伏行业下滑的局面？建电站真的既能消化产能又能获得稳定回报吗？

全行业亏损

国外对中国光伏业“双反”调查一波未平，一波又起。今年5月，美国对国内光伏业进行“双反”调查，对多家中国企业作出征收31%～250%反倾销税的初裁。美国这一调查尚未结束，欧盟又于今年9月初宣布对中国光伏电池产品发起反倾销调查，而且调查产品的范围进一步扩大。

与美国“双反”仅针对太阳能光伏组件产品不同，欧盟的调查范围包括硅片、电池片和组件的全产业链，这使得中国光伏企业规避惩罚性关税的难度大幅增加。据了解，此次欧盟反倾销调查涉案金额高达200多亿美元，折合人民币近1300亿元，是迄今为止全球最大的单起贸易争端。

欧洲是当今全球光伏产品的最大市场，也是中国光伏产品出口的主要地区，约占同期中国光伏电池出口总额的70％，相对而言，美国市场仅占出口总额的20%。因此，欧盟此次“双反”立案使国内原本一片惨淡的光伏企业雪上加霜。

2012中国国际光伏产业发展论坛公布的数据显示，今年上半年，中国太阳能光伏产品出口在保持了6年的连续快速增长后首次出现下滑，出口总额128.94亿美元，同比下滑约三成。

事实上，国内光伏业已陷全行业亏损境地，光伏上市公司上半年下滑的业绩就是有力的证明。同花顺数据统计，今年上半年，69家A股光伏概念上市公司营业收入总额1092亿元，同比减少3%。由于产品价格、毛利率大幅下滑，这些公司的净利润总额仅为37亿元，与去年93亿元的净利润相比，同比剧减60%。

上半年出现亏损的公司也骤然增多，上半年净利润亏损的光伏类上市公司多达21家，也就是说，大约有三成的公司上半年出现亏损，累计亏损规模接近20亿元。而去年上半年，亏损的光伏上市公司仅5家。

继光伏巨头赛维LDK和尚德电力被曝光可能面临破产之后，当前江浙一带已有大量中小型光伏企业面临破产，许多光伏生产设备在等待出卖，有些甚至是整条生产线以极低价格出让。有些老板已经跑路。

而低端的光伏制造业则是资本撤离的重灾区。记者了解到，江浙地区目前已有不少规模较小的光伏企业关门歇业。江苏省规模较大的中盛光电集团已宣布关闭硅片工厂，原因是严重亏损。

位于河北的光为绿色新能源公司总裁魏强表示，一年前，市场销售的光伏组件还能卖到1欧元/W，现在已降低至0.48欧元/W。与此同时，人民币与欧元的汇率还在升值，使得光伏企业遭受价格大降的同时，还要承受汇兑损失。

转型建光伏电站

由于光伏中上游生存日益艰难，许多光伏企业纷纷转型，开始向下游光伏电站寻找生存空间。一方面是为了消化现有的过剩产能，另一方面也希望借此获得相对稳定的回报。

8月31日，上市公司中利科技发布了定向增发方案，拟发行不超过1.7亿股，募资约16亿元，主要投向甘肃光伏发电项目和波多黎各光伏电站。

中利科技不是唯一建电站的光伏企业。就在中利科技发布消息前，另外两家光伏企业保利协鑫和银星能源也先后表示要投资建设光伏电站。

最近宣布建电站的是海润光伏。9月14日，海润光伏公告称将投资4.9亿元建两个光伏电站，一个是甘肃金昌的20MW光伏发电项目，另一个是新疆柯坪县的20MW光伏发电项目。

事实上，过去一年多时间里，国内多家光伏企业开始“往下走”，将产能过剩的太阳能电池组件延伸到下游建光伏电站。这些企业看好电站的原因在于，国家对光伏电站项目出台了相关鼓励政策。

根据国家能源局今年9月12日印发的《太阳能发电发展“十二五”规划》，“到2015年底，我国太阳能发电装机容量目标为2100万千瓦以上”。有业内人士表示，这其实为“十二五”太阳能装机容量留下了上不封顶的口子。

正是投资热情催生了一些光伏电站的新应用模式。最近出现在山东寿光农田里的光伏电站蔬菜棚就是一个新产品，这个具备光伏发电功能的蔬菜大棚是全国首座太阳能光伏农业一体化的高科技能源大棚，目前正为9月底的并网发电进行最后的准备。

负责该项目运营的华天新能源公司孙先生认为，大棚上架设太阳能发电站，这条漫长的产业链条背后，是农民、企业和政府三者的多赢。

据了解，该基地大约需要投入4000万元，并网发电后，按照每度1.15元的上网电价计算，年收入至少600万元，8年左右可收回成本。除此之外，这个年发电量1兆瓦的基地还能获得800万元的政府扶持。

对光伏企业来说，更大的吸引力在于建这样的电站不占用土地资源，可以利用大棚顶部，实现发电、农业相结合。传统方式建设光伏电站，一般为工业用地，成本非常高。在寿光这样的经济发达地区，工业用地价格已达每亩40万元，且很难批下来，而这个占地180亩的大棚电站的土地成本几乎为零。

项目风险与资金压力

光伏企业建电站既能消化产能又获得稳定回报吗？目前来看压力与风险同在。一位光伏行业研究员表示，这只是暂时消化产能的方式，并不能解决行业整体下滑的局面，且有多方面风险。

据其介绍，目前建光伏电站有两种模式，EPC模式和BT模式。BT模式能获得比EPC模式更高的利润，但是首要条件是获得当地发改委的批准。

这样一来，问题就出现了，虽然很多企业都去做光伏电站，但并不是每家都能从当地发改委拿到批准“路条”。据《新财经》记者了解，即使被广泛看好的BT模式，也并非一本万利。

目前，光伏电站国内的买主实际上就是五大电力集团。在一些较大的项目上，发改委更愿意和五大电力集团合作，民营企业要参与难度很大。青海省当地发改委此前就直接将电站项目划给了大型电力集团和能源公司。

不过，由于每个光伏电站的装机都相对较小，五大电力集团不会完全自己操作，而是采取跟光伏组件厂或开发商合作的方式，光伏企业生产出要关组件后，电力集团再进行收购，由此给了民营企业一定的参与机会和空间。但是，这种模式使得民营企业必然要接受电力集团的压价，利润空间有多大并不确定。

另一重风险在于项目能否最终运行。据光为绿色新能源公司总裁魏强介绍，尽管常有地方政府在招商活动中邀请光伏企业建电站，但备受关注的光伏电力并网问题一直没有答案，“要是并不了网，建了电站也只能晒太阳”。不少地方政府为了经济发展、大规模引进光伏电站项目，但往往后期配套工作跟不上。

建光伏电站需要不少资金，这也是光伏企业建电站面临的另一重压力。

以中利科技为例，尽管今年上半年实现净利润1.11亿元，但公司经营活动产生的现金流量净额为－3.05亿元。同时，公司短期借款为16.94亿元，长期借款为8.9亿元，应付债券8亿元，可见资金非常紧张。

银星能源的资源压力同样不小，公司上半年营业收入同比下降超四成，2000多万元净利润甚至不够项目资本金支出额度的一半。虽然公司总资产有大约50亿元，但是负债额高达44.51亿元。加上建站项目需向银行贷款逾2亿元，公司负债情况将进一步恶化。

业内普遍认为，光伏企业要往下游建电站，一要拼关系，二要拼资金，“如果没有钱也没关系，就要谨慎参与了，否则就会进入到一个陷阱。”河北保定一名光伏人士说。

小议大型并网光伏电站的优化设计 篇7

1 并网光伏电站的特点

1.1 具有周期性、间歇性、随机性

在并网光伏电站运行的过程中, 其功率完全是依靠太阳辐射的强度所产生不同的变化。从宏观的角度进行分析, 并网光伏电站具有较强的周期性。在太阳升起后, 并网光伏电站的功率会逐渐的变强, 到中午, 正是太阳辐射的高峰, 也是并网光伏电站功率较强的时候, 但是到日落, 太阳即将落山, 太阳的辐射开始变弱, 这样并网光伏电站的功率也在逐渐的减小;从微观的角度进行分析, 并网光伏电站在运行的过程中, 也会随着天气的变化而变化, 若是在阴天里, 并网光伏电站不发电, 但是若是有云层飘过的时候, 就会产生一定的功率, 其功率相对较小。由此看来, 并网光伏电站在发电的过程中, 并不是固定的。这样体现了并网光伏电站在发电的过程中, 具有一定的间歇性和随机性。其中周期性为并网光伏电站的使用控制提供了能源, 这样对并网光伏电站的间歇性和随机性的电压波动、闪变等会造成一定程度上的影响。因此, 并网光伏电站优化设计是尤为重要的。

1.2 并网光伏电站中的静止发电

在并网光伏电站发电的过程中, 没有相关的旋转部件, 那么根据这样的情况, 并网光伏电站具有静止发电的特点。也正是因为这一特点, 并网光伏电站在正常运行的过程中, 维护和检修的过程中, 其流程相对来说较为简单。因此, 在并网光伏电站优化设计的过程中, 应当根据工作人员的值班情况进行设计优化, 这样可以在最大程度上节约能源, 促进了并网光伏电站优化设计的发展。

2 并网光伏电站优化设计形式

2.1 并网光伏电站优化设计中的光伏阵列形式

在并网光伏电站优化设计的过程中, 光伏阵列是优化设计中的重要形式之一, 是利用太阳辐射的大小与太阳辐射光线之间的夹角, 进行并网光伏电站优化设计。在并网光伏电站优化设计的过程中, 要想不断的提高光伏阵列的使用率, 就要在最大程度上减小光伏阵列的射入角。从并网光伏电站优化设计的角度进分析, 在设计的过程中, 应当根据季节的变化在一定程度上设计优化。例如:在并网光伏电站优化设计中的自动跟踪系统等方面, 要根据光伏阵列中的位置, 对其辐射角度进行一定程度上的调整, 这也为并网光伏电站在相同环境和相同条件下, 能够吸收更多的太阳辐射能力, 并且在各个行业领域中, 都得到广泛的应用。

对并网光伏电站中的跟踪系统进行分析, 其跟踪系统可以分为两种:一是单轴跟踪系统;二是双轴跟踪系统。因此, 在并网光伏电站优化设计的过程中, 设计要根据不同区域之间的差异性, 根据不同区域之间的天气情况, 遵循着性能可靠、抗风荷载机构较好, 维护较为简便, 性价比较高等原则, 这样可以在最大程度上提高了并网光伏电站的利用率。

2.2 并网光伏电站中直流系统的优化设计

在并网光伏电站运行的过程中, 是由伏电单元系统发电叠加形成的。因此, 在并网光伏电站优化设计的过程中, 工作人员可以利用伏电单元发电系统进行并网光伏电站优化设计, 这样效果能够更加的突出。但是在优化设计的过程中, 工作人员应当遵循以下的几个原则:

第一, 在并网光伏电站优化设计的过程中, 工作人员应当对光伏组件形成串联的形式, 在将电压输出的端口和输入电压的范围相符合, 这样可以在最大程度上接近逆变器的数值, 以此降低汇流箱的数量。

第二, 在并网光伏电站优化设计的过程中, 工作人员应当对当地的天气、地理等因素, 进行一定程度上的研究和分析, 再将光伏组串和总功率进行一定程度上的调节。一般情况下, 并网光伏电站的额定功率比值为1:1。

第三, 在光伏组件形成串联形式以后, 在一定程度上光伏电压不可以超过自身的电压系统的数值, 这样可以在最大程度上保证并网光伏电站的正常运行。

2.3 并网光伏电站的总体方案

工作人员在并网光伏电站优化设计的过程中, 应当根据当地区域的地理情况, 对并网光伏电站优化设计方案进行分析。在制定优化设计方案的过程中, 工作人员应当遵循以下原则:

第一, 在优化设计的过程中, 工作人员应当根据并网光伏电站的功能, 进行一定程度上的划分, 对整个优化设计工程方向进行充分的考虑。

第二, 工作人员在设计的过程中, 应当对并网光伏电站的内部通道进行一定程度上的考虑。按照矩阵的形式进行布局, 这样可以在最大程度上方便了工作人员的日后维修。

3 结束语

综上所述, 文章对并网光伏电站优化设计进行了简单的分析。随着我国对电价的优惠, 和光伏产业的不断重视, 这样也给我国并网光伏电站发展带来了新的挑战和机遇。在文章中, 对并网光伏电站的特点和优化设计进行了阐述, 符合我国在发展中的需求, 以此促进了我国并网光伏电站的发展, 同时也进一步的推动了我国的经济发展。

参考文献

[1]王大飞.大型并网光伏电站优化设计[J].硅谷, 2012, 16:50-52.

[2]方廷, 郝毅, 田俊文, 等.大型并网光伏电站二次系统设计及新方法应用[J].可再生能源, 2014, 6:770-774.

[3]王志刚, 涂洁磊, 龙维绪, 等.大型集中并网光伏电站硬件设计要求及安全保护[J].太阳能, 2008, 7:29-31.

大型光伏电站集电线路研究 篇8

根据“十二五”规划纲要,新能源产业被列为战略性新兴产业,专栏五提出了要建设高效太阳能发电新组件产业基地和实施太阳能发电规模化应用示范工程,在专栏六的能源建设重点中也提出了以西藏、内蒙古、宁夏青海新疆云南等省区为重点,建成太阳能电站500万kW以上。同时,在相关战略性新兴产业发展专项规划中也提出了开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场的任务,并制定了一系列引导光伏产业健康高效发展的措施和优惠政策。2011年7月,国家发改委发布的关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知,规定2011年7月1日后核准的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时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。随着政策的变化,大型光伏电站迎来了新的发展机遇。

与风电场类似,大型光伏电站需要设置集电线路,由于光伏电站自身的特殊性,一般集电线路采用电缆直埋,电压等级可选择10 kV或35 kV。一般来讲选择10 k V电压等级集电线路可以在光伏逆变单元、10 k V配电装置、无功补偿装置方面比选择35 k V电压等级集电线路造价低。但是,大型光伏电站随着规模的增大导致集电线路长度的增加,采用35 kV电压等级的集电线路由于集电电流较小可以采用更小的电缆截面,在电缆投资方面会小于采用10 k V集电线路。另外,在损耗方面,35 kV集电线路远小于10 kV集电线路。所以,有必要对大型光伏电站集电线路电压等级进行比较选择。本文在此思路基础上,以新疆某地相关资料为基础,建立200 MW光伏电站模型,对光伏电站集电线路电压等级选择进行投资和损耗比较。根据比较结果得出优选方案。

1 大型光伏电站模型建立

北纬44.46°新疆某地基础资料如表1所示。全年平均水平面年总辐射值为5 052.7 MJ·m-2。

为了准确计算,考虑散射影响,采用天空散射各向同性模型计算并利用PVSYST软件进行验证,计算场址不同倾斜面的太阳辐射量,确定光伏组件最佳倾角为35°,倾斜面最大年总辐射为5 759.31 MJ·m-2,即1 599.8 k Wh/m2,阴影系数为4。

光伏组件选用多晶硅,单片电池峰值功率为230 Wp,尺寸为1 640 mm×990 mm×50 mm(L×W×H),串联个数N=20,逆变器选用GTI-500。多晶硅太阳能电池组件平面布置图如图1所示。

电池组件朝正南布置,算得前后间距为10.3 m,按10.5 m进行选择,得到1 MW光伏方阵布置见图2。

1 MW光伏方阵占地尺寸约为111 m×202 m(L×W),方阵四周道路宽度按7 m考虑,则每个光伏方阵实际占地尺寸为:118 m×209 m(L×W)。东西方向以20个光伏方阵为一行,南北方向以10个方阵为一列,厂址按近似方形考虑,设计200 MW光伏电站布置图如图3所示。

图3共布置风机200个1 MW光伏方阵,按110 k V向南出线考虑,110 kV升压站布置在方阵南面。图中粗实线表示集电线路走向。

200 MW的光伏电站的110 kV配电装置按单母线接线,设置四台50 MVA的110 kV升压变压器,变压器根据集电线路电压等级不同采用110 kV/35 kV或110 kV/10 kV变比,每台变压器对应一段35 kV或10 kV母线段,共设置四段母线,I段和II段设置母联装置,III段和IV段设置母联装置。

根据集电线路电压等级、集电线路截面及载流量输送容量等综合因素考虑,拟对35 kV电压等级集电线路每回输送容量设为10 MW,对10 kV电压等级集电线路每回输送容量设为5 MW。

由于光伏电站光伏组件发出的直流电经逆变后变为交流电,逆变器可以保证的功率因数在0.98以上,光伏组件本身无需再进行无功补偿,光伏电站的无功补偿主要集中在升压站主变、逆变升压单元的升压变、集电线路和送出线路(送电距离的一半)无功损耗上。按照以上原则,经计算每段35 kV母线或10 kV母线需设置一套容量为10 Mvar的静止无功发生器(SVG)。

基于以上条件,比较光伏电站采用35 kV电压等级集电线路和10 kV电压等级集电线路。从造价及损耗方面进行论证,哪个更为经济合理。

2 造价比较

2.1 集电线路造价比较

从集电线路短路热稳定方面选择得到35 kV集电线路最小截面为(3×50)mm2(短路电流Ik取25 kA,t取0.1 s,铜芯电缆);10 kV集电线路最小截面为(3×95)mm2(短路电流Ik取40 kA,t取0.1 s,铜芯电缆)[1]。

根据载流量、压降校验等因素选择35 k V电压等级电缆截面如下:

#1～#9光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×50 mm2电缆;

#9～#10光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×70 mm2电缆;

#10光伏方阵逆变单元至升压站35 kV配电装置采用ZR-YJV22-3×70 mm2电缆。

根据载流量、压降校验等因素选择10 k V电压等级电缆截面如下:

#1～#4光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×95 mm2电缆;

#4～#5光伏方阵逆变单元采用ZR-YJV22-3×120 mm2电缆;

#5光伏方阵逆变单元至升压站10 k V配电装置采用ZR-YJV22-3×185 mm2电缆。

根据以上条件算的200 MW光伏电站35 kV电压等级集电线路电缆数量如表2所示。

根据以上条件算得200 MW光伏电站10 kV电压等级集电线路电缆数量如表3所示。

由表2和表3可以看出,采用10 kV集电线路较采用35 kV集电线路在集电线路初始投资上贵约1 689万元。

以上电缆价格均在铜价为58 000元/t的基础上,由国内知名厂家提供报价。

2.2 配电装置及其他部分造价比较

若集电线路采用35 kV电压等级,则在35 kV配电装置、无功补偿装置、逆变升压单元、主变压器等方面比采用10 k V电压等级要贵。其中开关柜逆变升压单元是主要方面。

若采用35 k V集电线路,每段35 k V配电装置共有5面光伏馈线柜、1面进线柜、1面分段柜或插件柜、1面PT柜、1面无功补偿馈线柜、1面站用接地变或接地变柜,共计10面柜子。若采用10 kV集电线路,每段10 kV配电装置比35 kV配电装置多5面馈线柜,共计15面柜子。为简化比较,按10 k V开关柜10万元/面,35 k V开关柜20万元/面。

若采用35 kV集电线路,无功补偿装置按SVG型式考虑,比采用10 k V集电线路无功补偿装置多一台容量为10 MVA,电压变比为35 kV/10 kV的两卷变压器,此变压器价格约为60万元。

若采用35 kV集电线路则逆变升压单元中的变压器需选用35 kV变压器,相关高压侧设备需采用35 kV电压等级,若采用10 kV集电线路,则变压器和相关高压侧设备均为10 kV电压等级,每套1 MW的逆变升压单元采用35 kV电压等级比采用10 kV电压等级贵约8万元。

同时考虑主变由于低压侧电压等级的升高所产生的差价约20万元。

根据以上条件列出表4。

万元

由表4可以看出,集电线路采用10 kV电压等级较35 k V电压等级在设备初始投资上少约2 120万元。

3 损耗比较

线路损耗计算公式为:

对35 k V集电线路,电缆参数如下:

Z R-Y J V22-3×50 mm2,每千米电缆电阻R=0.493 6Ω;

Z R-Y J V22-3×70 mm2,每千米电缆电阻R=0.342Ω。

每组集电线路电流为由16.5 A递增到165 A。

对10 k V集电线路,电缆参数如下:

Z R-Y J V22-3×95 mm2,每千米电缆电阻R=0.246 4Ω;

Z R-Y J V22-3×120 mm2,每千米电缆电阻R=0.195 5Ω;

Z R-Y J V22-3×185 mm2,每千米电缆电阻R=0.127 1Ω。

每组集电线路电流为由58 A递增到290 A。

根据以上条件及集电线路的相关参数,进行损耗计算,比较结果如表5所示。

kW

根据公式(1),损耗与电流的平方成正比,以上计算均以满负荷运行计算,在发出同样电量的前提下,上面计算出来的损耗是偏大的,需要乘以一个系数。在此引入光伏电站日照时数,根据场址附近的气象站统计资料经计算,近10年平均年日照时数为2 449 h。为简化计算,假设日照时数内实际负载电流相同,算得电流值为满负荷数值的0.64倍(1 599.8/2 449=0.64)。故根据公式(1)算得满负荷损耗差额需要乘以0.64的系数,则采用35 kV集电线路要比采用10 kV集电线路节约损耗功率约为730 k W。

按照光伏电站年平均满负荷利用小时数为1 600 h,光伏组件阵列效率为86%(计及光伏组件的匹配损失、表面灰尘遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响损失、其它损失等),上网电价为1元,采用35 kV集电线路比采用10 kV集电线路每年可节省约100万元。

4 效益分析

由以上比较结果可以看出,如果集电线路采用35 kV电压等级,则需要增加431万元的初始投资,但是,在以后的25年内,平均每年会减少因集电线路损耗引起的损失约100万元。

采用差额投资内部收益率法对两种方案进行比较。差额投资内部收益率又称增量投资内部收益率,也叫追加投资内部收益率,它是指相比较两个方案各年净现金流量差额的现值之和等于零时的折现率。其表达式为:

式中,△FIRR为差额投资内部收益率;(CI-CO)2为投资多方案的年净现金流量;(CI-CO)1为投资少方案的年净现金流量;t为计算时间,取25年。带入相关数据计算得:△FIRR=23%。

一般情况下,项目进行财务分析时采用的基准收益率为8%,显而易见△FIRR大于基准收益率,则投资多的方案,即采用35 kV电压等级集电线路更优。

5 结语

由以上比较分析可知,对于所建200 MW大型光伏电站模型,当集电线路采用35 k V电压等级时,在初始投资方面,要高于采用10 k V电压等级,但在损耗方面,远低于10 k V电压等级,根据效益比较,集电线路宜采用35 k V电压等级。主要原因是集电线路的总造价及损耗,由于光伏电厂布置范围较大,集电线路的造价比重大大提高。利用同样的方法,将光伏电厂的规模缩小到50 MW进行分析,结论为采用10 kV电压等级比采用35 kV电压等级初始投资少340万元,但每年因集电线路引起的损耗要增加18万元,算得△FIRR=2.2%,结论为宜采用10 kV电压等级集电线路。

本文就200 MW的大容量光伏电站为例建立简要近似模型进行分析,其所建立模型是基于一定的假设条件的。实际的光伏电站会由于总装机量的不同,所处地理位置、光资源情况等因素影响,与所建模型会有一定差异。因此当光伏电站规模达到一定程度,在建设的时候有必要按照本文思路根据实际光伏电站情况建立较为准确的模型进行分析,选出优选方案。

摘要：对于大型光伏电站,其接入系统电压等级一般为66kV以上,组件布置面积大,集电线路的造价比重也较大,选用35kV电压等级集电线路还是10kV电压等级集电线路就需要进行比较选择。通过建立一座200MW光伏电站模型,从投资和损耗方面对两种电压等级的集电线路进行具体造价比较、分析,进而得出优选方案,供光伏电站设计时参考。

关键词：大型光伏电站,集电线路,投资

参考文献

大型光伏电站 篇9

光伏电站是利用太阳电池的光生伏特效应,将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。大型光伏电站是指通过66 kV及以上电压等级接入电网的光伏电站[1]。大型光伏发电站的设备主要包括变压器、开关、出线、PT、CT、刀闸等升压站内设备,以及光伏阵列、汇流箱、直-交流逆变器设备、箱变等光伏发电设备。配套的控制调节设备及系统主要包括自动发电控制/自动电压控制(AGC/AVC)、电能计量、保护、五防、静止无功发生器(SVG)、光功率预测、调度等。大型光伏发电站监控系统通过对以上各电力设备、各控制调节设备及系统的监测、控制和调节,实现光伏发电并网的安全、稳定、经济运行。

大型光伏电站监控系统涉及通信网络、设备监测控制、通信规约、数据模型、功率控制和电压调节、继电保护、调度通信等各个方面的内容。目前一些文献对光伏发电监控相关的内容进行了研究。文献[2]介绍了一种光伏电站监控系统,涉及到对逆变器、汇流箱等发电设备的监测和采集,以及使用Modbus协议进行数据传输。文献[3]介绍了CAN总线的通信方式实现数据采集。以上两个文献对发电设备的监控提供了参考,但仅仅使用Modbus及CAN不能满足大型光伏电站的监控要求。文献[4-6]分别涉及了变电站、发电设备的公共信息模型(CIM)的建模。文献[7]介绍了风光储能联合发电监控系统结构、AGC/AVC的控制目标和策略。以上研究为数据通信、设备模型及AGC/AVC控制理论等提供了可用的方法,但未涉及到作为一个大型监控系统的通信网络组成、通信规约的转换映射、调度及功率控制和电压调节流程等。本文在分析大型光伏电站监控功能的基础上,设计了大型光伏发电站监控系统的通信网络及系统结构,讨论了符合CIM标准的光伏电站设备模型、Modbus与IEC 104的数据映射、与上级调度中心的通信及AGC/AVC控制流程等关键技术,并在此基础上实现了监控系统的软件。

1 光伏电站监控系统功能

大型光伏电站监控系统功能主要包括:

1)光伏发电设备信息的监测和控制

采集逆变器、汇流箱、箱变的电气数据,并对逆变器进行启停控制和功率调节。

2)升压站保护及测控信息接入

接入变压器测控及保护信息、高低压线路测控及保护信息、直流电源的监测控制信息等,并进行开关的遥控操作。

3)五防信息交互

监控系统向五防系统转发升压站内相关断路器、开关及刀闸的遥信信息。并获取五防系统的操作判断数据。

4)AGC/AVC控制调节

根据调度下发的目标值进行逆变器、SVG的有功功率及无功功率输出的调节。

5)光功率预测信息交互

监控系统向光功率预测系统转发预测相关数据。

6)直流系统监测

监控系统对升压站内直流电源系统信息进行监测和控制。

7)调度数据转发

监控系统向上级调度系统转发升压站的相关遥测、遥信信息。

2 系统结构

依照以上的功能分析,本文将光伏发电监控分为主站监控和光伏设备监控两个方面。

2.1 主站监控的结构及通信网络

主站的监控设计为双机双网结构,由两个以太网交换机组成独立的双网,配置两台前置机、两台数据处理服务器及双数据库。双数据处理服务器采用热主备方式,双数据库保持数据同步,双前置机采用负载均衡的方式接入各台通信管理机信息。升压站内的保护测控单元通过一台通信管理机接入主监控网络。SVG、直流监测、电能表计等通过一台通信管理机接入主监控网络。其他系统如五防、光功率预测主机直接接入一段以太网络与监控系统进行通信。

2.2 光伏发电设备监控的结构及通信网络

在大型光伏发电系统中包含了数量较多的汇流箱、逆变器及箱变等光伏发电设备,所以在每个光伏场区配置一个通信管理机,各通信管理机通过光交换机接入光纤环网,并通过三层光交换机接入主监控系统网络。通信管理机对下采用Modbus规约及RS485通信方式采集各个场区内的光伏发电设备信息,并通过Modbus与IEC 104的协议转换,将发电设备的信息经光纤环网接入主站监控。

监控系统结构及通信网络及结构如图1所示。

图1 监控系统结构及通信网络

3 光伏电站监控系统的关键技术

3.1 系统设备模型

系统设备模型主要包括两个部分:升压站内的设备模型和光伏设备模型。系统设备模型整体遵循CIM标准,以升压站为根节点,按照光伏电站-电压等级(变压器)-间隔的树状层次关系进行建模。根节点光伏电站下包括变压器、变压器低压侧电压等级、逆变器输出电压等级。

变压器包括高压侧绕组和低压侧绕组。变压器低压侧电压等级中含有母联间隔、母线间隔、出线间隔。升压站内设备如开关、刀闸、CT、PT、出线等设备包含于相应的间隔中。

由于进行第一次升压的箱变直接连接至出线,根据其设备的连接关系,作为一个负荷建立在相应的变压器低压侧电压等级下的出线间隔中。

同时依照CIM标准进行扩展,在逆变器输出电压等级中扩展建立逆变器间隔。逆变器间隔是光伏支路中光伏逆变器及其直流侧所接设备的集合[8]。逆变器、汇流箱等光伏设备均包含于逆变器间隔中。

气象数据属于相对独立,直接隶属于光伏电站。

光伏电站系统设备模型如图2所示。

3.2 Modbus与IEC104的映射

目前逆变器、汇流箱、箱变等光伏发电设备的通信通常采RS485的Modbus进行数据传输。而在主站监控系统、与调度的通信中为了满足高数据容量、高速率数据通信,普遍采用基于TCP/IP的IEC 104通信方式[9,10]。因此就需要两者之间的数据映射。Modbus基本规约格式应用数据单元(ADU)是由地址域加上协议数据单元(PDU)和差错校验构成。IEC 104基本规约格式应用协议数据单元(APDU)是由应用规约控制信息(APCI)加上应用服务数据单元(ASDU)构成。Modbus采用问答方式,IEC 104采用召唤加主动上报方式,两种规约报文格式、交互方式均有不同,这就要求在Modbus与IEC 104之间进行协议转换。

1)地址映射

Modbus和IEC 104都是面向点的规约形式。

Modbus的变量地址由设备地址和寄存器号确定。IEC 104的变量地址由应用服务数据单元公共地址和点号确定。因而Modbus和IEC 104之间变量地址的对应关系可表示为设备地址对应应用服务数据单元公共地址,寄存器号对应点号。这个对应关系可表达一个Modbus设备与一个IEC 104设备对应时的地址映射关系。在实际应用中,经常多个Modbus设备对应一个IEC104设备。如一个串口485总线上接多台逆变器或汇流箱设备,将这些设备的信息综合起来作为一个IEC 104设备进行传输。这种多对一的情况可使用Modbus串口号加设备地址加寄存器号对应IEC 104的公共地址加点号的方式进行地址映射。两种情况的地址映射关系如图3所示。

图3 地址映射

2)数据类型的映射

Modbus的数据类型包括离散量输入、线圈、输入寄存器、保持寄存器。这些类型分别对应相应的寄存器地址段。可分别对应IEC 104规约中的遥测信息、遥信信息、遥控信息、定值信息。数据类型的映射关系如表1所示。

表1 数据类型的映射

离散量输入包含分合两种状态,可表示开关状态、报警等信息且为只读。映射到IEC104的遥信类型。

线圈为可读可写的状态量,可表示开关状态及状态的改变,映射到IEC104的遥信或遥控类型。

输入寄存器为16位或32位的只读模拟量,可表示各种电流、电压、功率等值,映射到IEC104的遥测类型。

保持寄存器作为可读可写的16位及32位模拟量,用于设备参数、定值等的设置,映射到IEC 104的设点命令中的标度化、归一化及浮点数数据类型。

3)应用功能的映射

Modbus协议提供对以上数据类型的读和写,以及强制、诊断、报告等功能。104协议定义了更为复杂的数据交互应用功能,如初始化、召唤、对时、设定命令等等,并定义了传输的优先级、超时定义等规则,同时具有变化数据主动上传功能。结合工程中光伏发电设备的实际需求,主要使用Modbus的读写功能对其进行监测和控制。表2列出了Modbus与IEC 104的读写应用功能的映射关系。

表2 应用功能的映射

从表2可看出,Modbus读写功能与IEC 104的功能映射主要为多对一的关系。其中写保持寄存器映射为设定命令,对设备的参数及设定值进行设置。写线圈映射为单点遥控命令,用于改变设备的开关状态。读线圈、读保持寄存器和读输入寄存器则映射为总召唤或者组召唤,以获取光伏发电设备的遥测、遥信数据以及遥控等实时信息。

3.3 AGC/AVC控制调节流程

大型光伏电站通过AGC/AVC调节并网的有功功率和无功功率/电压,以保证电网的安全稳定运行及提高供电质量[11]。调度定期下发调节目标,由功率控制系统选择控制设备进行功率分配,通过监控系统将控制指令发送到逆变器、SVG等被控制设备实现有功功率、无功功率、并网点电压的控制。功率控制涉及到调度与功率控制系统、监控系统与功率控制系统、监控系统与调度、监控系统与被控设备之间的交互。

1)监控系统向调度的数据转发

监控系统向调度转发光伏电站AGC、AVC控制系统运行数据。

2)调度系统向AGC/AVC发送调节目标

调度系统向功率控制系统发送有功功率、无功功率调节指令或者计划曲线。

3)监控系统与AGC/AVC的数据交互

监控系统向AGC/AVC转发逆变器、SVG的运行信息。AGC/AVC接收到调度系统的调节命令后向监控系统发送逆变器、SVG的调节命令。两系统之间的交互使用IEC104规约。

4)监控系统与被控设备的数据交互

监控系统收到AGC/AVC发送的调节命令,向逆变器、SVG发送控制指令,并将指令执行结果返回给AGC/AVC。监控系统同时采集被控设备的数据。

系统功率控制流程如图4所示。

图4 功率控制和电压调节流程

4 结束语

按照本文设计及实现的监控系统已应用于110 kV电压等级20 MWp光伏发电站中。

1)主监控系统采用双机双网,以及对光伏发电设备进行监控所采用的485与光纤相结合的通信方式,保证了系统稳定性、实时性和可靠性。

2)遵照CIM标准对升压站设备进行建模,通过扩展CIM标准对光伏发电设备进行建模,实现设备的标准化管理。

3)从地址、数据类型和应用功能等方面讨论了

Modbus与IEC 104规约之间的映射转换,实现对光伏发电设备的无缝接入。

4)根据系统要求实现AGC/AVC控制调节流程,达到系统控制调节能力。

摘要：监控系统在大型光伏电站中起着至关重要的作用。在分析光伏电站监控系统功能的基础上设计了监控系统的网络和组成结构,分别讨论了升压站内设备和光伏发电设备的CIM模型,Modbus与IEC 104的映射,以及AGC/AVC控制调节流程等关键技术。运行情况表明,依照此设计和实现的监控系统运行稳定可靠,完全满足大型光伏发电的监控要求。

关键词：监控系统,光伏电站,系统结构,CIM模型,Modbus,IEC 104,控制流程

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大型光伏电站 篇10

相比分布式光伏发电系统,大型光伏电站以其独有的高效率、集中管理等优势已成为光伏发电产业的重要趋势[1,2,3,4,5]。由于电网阻抗的存在,大型光伏电站与电网之间以及光伏电站内各逆变器之间的相互影响日益凸显[3,4,5]。

已有部分文献对电网阻抗引起的并网逆变器稳定性问题进行研究,可归为2类:一类是从电流环传递函数角度分析[5,6,7,8],另一类是从系统阻抗角度分析[9,10,11]。文献[9]根据直流系统的稳定性判据,拓展得到交流系统源与载的阻抗稳定性判据;文献[10]在广义奈奎斯特稳定性判据基础上,简化得到关于d轴输出导纳的稳定性判据;文献[11]以小功率并联整流器为背景,将阻抗稳定性判据扩展到2台整流器并联系统。然而这些方法都是针对单个逆变器或微电网系统,不能直接用来判别大型光伏电站的稳定性。文献[5]提出利用大型光伏电站电流闭环传递函数的根轨迹来分析电网阻抗对系统稳定性的影响;文献[6-8]利用电流开环传递函数的伯德图来研究电网阻抗对系统稳定性的影响。但此类方法需要知道大型光伏电站的精确数学模型。

针对电网阻抗引起的并网逆变器谐波谐振问题,已有部分文献提出了解决方案,文献[11]采用阻性功率因数校正装置抑制系统的谐波谐振,但该方法提高了成本,降低了系统可靠性;文献[12,13]通过检测谐振频率、电网阻抗等,在线调整控制器参数,但该类方法需要复杂的检测与控制算法;文献[14]通过反馈并网点电压的高阶微分环节来提高系统对电网阻抗变化的适应能力,但高阶微分环节在工程中难以实现,容易引入噪声干扰;文献[15]在滤波电感L1和电容C支路串联或者并联虚拟电阻来改善逆变器的输出阻抗,但该方法在改变输出阻抗的同时也改变了电流环的控制性能;文献[16]对逆变器输出阻抗特定频率处的相位进行补偿,进而提高系统的稳定性,但该方法需要实时检测电网阻抗来确定需要补偿的频率点。因此难以将上述方法借鉴到大型光伏电站中。

基于上述分析,本文首先根据大型光伏电站诺顿等效模型,推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据;然后提出一种对系统输出导纳相位和幅值进行改善的导纳重构策略,该策略能够提高光伏电站的稳定性,实现对谐波谐振的抑制;最后通过仿真及实验对本文理论分析进行验证。

1 基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据

1.1 大型光伏电站等效模型

大型光伏电站通常由多台LCL型并网逆变器并联组成,其等效电路结构如图1所示[2,4,5]。其中,L1j、Cf j、L2j分别为逆变器j的逆变器侧电感、滤波电容及网侧电感;isjabc为逆变器j的并网电流;upabc、ugabc分别为三相并网点电压和理想电网电压;Zg为等效电网阻抗,主要包括升压变压器漏感抗和长距离高压输电线路的等效电阻、电抗,由于高压输电线路的电阻远小于电抗,因此本文只考虑感性分量,记Zg(s)=s Lg,对应的导纳Yg(s)=1/Zg(s)。

工程实际中,光伏电站中的所有逆变器通常采用相同的电路结构和参数[2],为了提高效率,尽量降低在电能变换过程中的能量损耗,逆变器的控制结构多为单级式结构[5],如图2所示,kc为电容电流有源阻尼系数。并网参考电流由最大功率点追踪(MPPT)产生的功率参考值和并网点电压经瞬时功率理论合成,以实现功率控制。

准PR控制器对正弦交流能够实现无静差控制[17],因此本文采用准PR控制器来控制并网电流,其数学模型如式(1)所示。两相静止坐标系下α轴与β轴对称相同,因此仅以α轴为例进行分析,系统在复频域下的数学模型如图3所示。图中Gd(s)为数字控制过程中1.5拍延时的等效传递函数[11],如式(2)所示。

其中,Tc为采样周期。

根据文献[4]可以得到大型光伏电站α轴下的诺顿等效模型,如图4所示。可以看出,系统中既包含电流源与电压源之间的相互作用,又包含电流源与电流源之间的相互作用,显然根据单个并网逆变器的稳定性判据无法判别该复杂系统的稳定性。

图中:

1.2 大型光伏电站导纳稳定性判据

根据叠加原理,由图4可以得到大型光伏电站中逆变器j的并网电流:

其中,Gj-j(s)为逆变器j对自身并网电流的影响系数;Gj-m(s)为逆变器m对逆变器j并网电流的影响系数;Gj-g(s)为电网电压对逆变器j并网电流的影响系数。

经过整理可以将式(3)等效转化为:

由上式可知,当光伏电站中每台逆变器自身内部稳定且电网自身稳定时,系统的稳定性仅取决于:

可以看出,式(4)等效为前向通道为1/n、反馈通道为Yg(s)/Yeq(s)的负反馈系统,环路增益为Yg(s)/[n Yeq(s)],记其为大型光伏电站的稳定性环路增益。因此可以得到大型光伏电站稳定性判据:光伏电站中每台逆变器自身内部稳定,即Gcl(s)不包含右半平面极点;电网自身内部稳定,即Yg(s)不包含右半平面极点;大型光伏电站的稳定性环路增益满足奈奎斯特稳定性判据。

以6台结构及参数相同的逆变器组成的大型光伏电站为分析算例,根据文献[18]设计的系统参数如表1所示。电网阻抗变化时,系统稳定性环路增益的奈氏曲线如图5所示。可以看出,当Lg=18μH时,系统运行于稳定状态,当Lg增加到19μH时,系统恰好进入不稳定状态,当Lg继续增加时系统稳定性进一步降低。

由上述分析可知,随着电网阻抗的增加,大型光伏电站的稳定性逐渐降低,最终进入不稳定运行状态。并且当电网导纳与系统闭环等效输出导纳相匹配时,会引发谐波谐振。因此有必要采取一定的措施提高大型光伏电站对电网阻抗变化的适应能力,抑制系统谐波谐振。

2 基于导纳重构的谐波谐振抑制策略

对于大型光伏电站中的每台逆变器,其等效输出导纳的伯德图如图6所示,可以看出其相位曲线与90°线存在交点,交点处的频率为f1、f2。根据文献[6]可知,大型光伏电站中每台逆变器看到的等效电网导纳为Yge(s)=Yg(s)/n,因此Yge(s)的相位为-90°。由图6可以看出,随着Lg的增大,Yge(s)幅值曲线与Yeq(s)幅值曲线的交截频率逐渐趋近于f2,并网电流的谐波含量将增大,且谐波频率主要集中在交截频率附近。当Lg增加到18.5μH时,两者的幅值曲线在f2处交截,Yge(s)与Yeq(s)处于并联谐振状态,此时并网电流中会出现大量f2频率附近的谐波,并网电流波形严重畸变,直至逆变器脱网停机。另外,由前文的稳定性判据可知,两者的幅值曲线在f2处交截时,大型光伏并网系统恰好处于临界不稳定状态。当Lg继续增大时,两者幅值曲线的交截频率小于f2,系统进入不稳定运行状态。

如果采用一定的控制策略对Yeq(s)重新构造,使Yeq(s)的幅值曲线不与Yge(s)的幅值曲线相交,或者使Yeq(s)的相位曲线不与90°线相交,且距90°线存在一定的裕度,那么就无法满足谐振产生的条件,可以避免由于电网阻抗变化而导致的谐波谐振。

本文提出一种将并网点电压反馈至电流控制器输出端的导纳重构方法,其控制结构如图7所示,由图可得导纳重构后的系统并网电流,如式(5)所示。

由式(5)可得此时系统的等效输出导纳,如式(6)所示,相当于在系统原始输出导纳支路上并联了一个新的导纳Yeq_ne(s),系统等效模型如图8所示。

由图8可知,理想情况下应使逆变器输出的基波电流不通过Yeq_re(s),而谐波电流要全部通过Yeq_re(s),因此输出导纳幅值重构的准则为:在基波频率处Yeq_re(s)的增益很小,以使基波电流不能通过;在谐波频率处Yeq_re(s)的增益很大,以使谐波电流全部通过。

根据导纳幅值重构准则易知,在Lg任意变化的过程中,不可能满足Yeq_re(s)的幅频曲线不与Yge(s)的幅频曲线相交。因此本文采用改变输出导纳相位的方法抑制谐波谐振,即Yeq_re(s)的相位在全频范围内不与90°线相交。如果将Yx(s)构造成简单的比例环节,只能通过调节Yeq_ne(s)的幅值来改变等效输出导纳的相位,无法同时满足幅值和相位的要求;若构造成积分环节,虽然使Yeq_ne(s)的相位有一定降低,但该相位不能调节,也相当于只能通过调节Yeq_ne(s)的幅值来改变等效输出导纳,难以满足设计要求。基于上述分析,本文将Yx(s)构造成如式(7)所示的环节,该环节具有2个可调参数,k1用来调节Yx(s)的幅值,k2用来调节Yx(s)的相位和幅值,能够在较宽的频率范围内提供-90°附近的相位,可以实现对系统输出导纳相位的改善。

如果仅采用式(7)来构造输出导纳,虽能满足相位条件,但会使导纳在基频处的幅值较大,因此本文采用在式(7)中串联陷波器的方法来增加导纳在基频处的幅值衰减程度,其传递函数如式(8)所示[17]。

其中,ω0为陷波器的中心频率,本文即为基波角频率;Q为陷波器的自然模品质因数,Q值越小,陷波器在ω0处的幅值衰减越大,反之在ω0处的幅值衰减越小,综合考虑本文取Q值为0.707。

基于上述分析,本文最终将Yx(s)构造成如式(9)所示的传递函数,相比文献[14]的方法,该式不包含高次微分环节,工程中易于实现。

固定k1、k2中的一个,调节另一个时,系统等效输出导纳的伯德图如图9所示,可以看出,随着k1的增加,(f1,f2)频率段内的相位减小,低频段内的幅值增加,基频处的增益衰减程度有所减小,而随着k2的增加,幅相频率曲线的变化趋势正好与k1增加时相反;当k1太大或者k2太小时,基频以下频率段的相位将突变,且在基频附近穿越90°线;另外参数的变化对高频段几乎无影响。综合考虑,本例取k1=0.4、k2=0.06。

采用导纳重构策略前后,逆变器输出导纳的伯德图如图10所示。可以看出,重构后逆变器等效输出导纳的相位曲线不再与90°线相交,且存有一定的裕度,在基频处的幅值有了更大的衰减,在低次谐波频率处的幅值有所提高,能够增强对低频谐波的抑制能力。因此导纳重构后系统不会由于电网导纳与逆变器等效输出导纳的交截而发生谐波谐振。

采用导纳重构策略后电网阻抗变化时,大型光伏电站的稳定性环路增益奈氏曲线如图11所示。可以看出,随着电网阻抗的增加,奈氏曲线始终不包围(-1,j0)点,且始终不包含右半平面极点,因此系统始终处于稳定运行状态。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,增强了系统对电网阻抗变化的适应能力。

3 仿真结果

为了验证本文理论分析的正确性,根据图1、2所示的原理图搭建额定功率为3MW的大型光伏电站仿真模型,逆变器参数如表1所示。由于所有逆变器均相同,仅对1号逆变器的仿真结果进行分析。

图12、13为原始系统在Lg分别取10μH、70μH情况下的系统并网电流。由图12可以看出,Lg取10μH时逆变器的并网电流谐波含量较小,满足并网要求,与前面分析的系统处于稳定状态相符合;谐波主要集中在550Hz附近,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率551 Hz相吻合。当Lg增加到70μH时,由图13可以看出逆变器并网电流谐波含量增大,不满足并网要求,与前面分析的系统处于不稳定状态相符合;谐波主要集中在250Hz附近,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率244Hz相吻合。

图14为原始系统分别处于谐振状态(Lg=18.5μH)和不稳定状态(Lg=70μH)情况下,在t=1.06 s时向所有逆变器中加入导纳重构策略前后的系统并网电流波形。可以看出,采用导纳重构策略后2种状态下的并网电流谐波都得到了很好的抑制,电流波形均变好,谐波含量较小,满足并网要求。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,能很好地抑制谐波谐振。

4 实验结果

为了进一步验证理论分析的正确性,同时考虑到实验条件等因素,现仅以2台电路结构、参数相同的三相LCL型并网逆变器为例进行实验分析。实验主要参数根据文献[18]进行设计,如表2所示。2台逆变器采用相同的控制策略,其中导纳重构策略的参数取为:k1=1、k2=0.04。由于2台逆变器相同,仅以其中一台的实验结果为例进行分析。

图15为不采用任何抑制策略情况下,Lg取2.8 m H时的实验波形,根据前文分析可以判断此时系统处于谐振状态。可以看出,并网电流中含有大量11次频率附近的谐波,与逆变器输出导纳幅值曲线和电网导纳幅值曲线的交截频率581Hz相符合。

图16为原始系统分别处于谐振状态(Lg=2.8 m H)和不稳定状态(Lg=4 m H)情况下,采用本文所提导纳重构策略后的实验波形。对比图15和图16(a)可以看出,采用导纳重构策略后,系统中的11次频率附近的谐波得到了很好的抑制,且3、5、7次等低频谐波含量较小,满足并网要求。由图16(b)可以看出,原本处于不稳定状态的系统,采用导纳重构策略后进入稳定状态,并网电流波形良好,谐波含量较小,满足并网要求。这说明导纳重构策略提高了系统稳定性,对谐波谐振具有很好的抑制作用,增强了系统对电网阻抗变化的适应能力。

5 结论

本文推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据,并分析了电网阻抗对系统稳定性的影响,提出一种基于导纳重构的大型光伏电站谐波谐振抑制策略,主要得到以下结论。

a.当大型光伏电站内各逆变器稳定,且电网自身稳定时,大型光伏并网系统的稳定性取决于其稳定性环路增益是否满足奈奎斯特稳定性判据。

b.电网阻抗的增加使系统稳定性降低,并网电流谐波含量增大,且谐波集中在电网导纳幅值曲线与逆变器输出导纳幅值曲线的交截频率附近;当输出导纳在其幅值曲线与电网导纳幅值曲线交截频率处的相位为90°时,系统处于谐振状态,电网阻抗继续增加时系统进入不稳定状态。

c.为使光伏电站不受电网阻抗的影响,理想情况下逆变器等效输出导纳在基频处的幅值应为无穷小,在谐波频率处的幅值应为无穷大,相位曲线在全频范围内不与90°线相交,且存在一定裕度。根据该准则设计的导纳重构策略能够提高光伏电站的稳定性,增强其对电网阻抗变化的适应能力,进而抑制谐波谐振的发生。

摘要：推导出一种基于系统导纳的大型光伏电站稳定性判据,当光伏电站内各逆变器稳定且电网自身稳定时,大型光伏并网系统的稳定性取决于其稳定性环路增益是否满足奈奎斯特稳定性判据。分析表明:电网阻抗的增加降低了系统稳定性,甚至引发谐波谐振,使光伏电站进入不稳定运行状态。通过对并网逆变器等效输出导纳特性的分析,提出对其进行改善的准则,即输出导纳幅值在基频处尽量小,在谐波频率处尽量大,相位在全频范围内不与90°线相交,且具有一定裕度。根据该准则提出一种导纳重构策略,将并网点电压经适当环节反馈至电流控制器输出端,提高系统对电网阻抗变化的适应能力,实现对谐波谐振的抑制。仿真及实验结果验证了理论分析的正确性。

光伏电站的主要设备和工作原理 篇11

【关键词】：光伏电站 控制器 蓄电池

【中图分类号】：TK0 【文献标识码】：A

1 太阳能光伏系统的组成和原理

太阳能光伏系统由以下三部分组成：太阳电池组件；充、放电控制器、逆变器、测试仪表和计算机监控等电力电子设备和蓄电池或其它蓄能和辅助发电设备。

太阳能光伏系统具有以下的特点：

1）没有转动部件，不产生噪音；

2）没有空气污染、不排放废水；

3）没有燃烧过程，不需要燃料；

4）维修保养简单，维护费用低；

5）运行可靠性、稳定性好；

6）作为关键部件的太阳电池使用寿命长，晶体硅太阳电池寿命可达到25年以上；

7）根据需要很容易扩大发电规模。

太阳能光伏系统应用非常广泛，太阳能光伏系统应用的基本形式可分为两大类：独立发电系统和并网发电系统。应用主要领域主要在太空航空器、通信系统、微波中继站、电视差转台、光伏水泵和无电缺电地区户用供电。随着技术发展和世界经济可持续发展的需要，发达国家已经开始有计划地推广城市光伏并网发电，主要是建设户用屋顶光伏发电系统和兆瓦级集中型大型并网发电系统等，同时在交通工具和城市照明等方面大力推广太阳能光伏系统的应用。

太阳能光伏系统的规模和应用形式各异，如系统规模跨度很大，小到0.3～2瓦的太阳能庭院灯，大到兆瓦级的太阳能光伏电站。其应用形式也多种多样，在家用、交通、通信、空间应用等诸多领域都能得到广泛的应用。尽管太阳能光伏系统规模大小不一，但其组成结构和工作原理基本相同。太阳能光伏系统包括以下几个主要部件：

光伏组件方阵：由太阳电池组件（也称光伏电池组件）按照系统需求串、并联而成，在太阳光照射下将太阳能转换成电能输出，它是太阳能光伏系统的核心部件。

蓄电池：将太阳电池组件产生的电能储存起来，当光照不足或晚上、或者负载需求大于太阳电池组件所发的电量时，将储存的电能释放以满足负载的能量需求，它是太阳能光伏系统的储能部件。目前太阳能光伏系统常用的是铅酸蓄电池，对于较高要求的系统，通常采用深放电阀控式密封铅酸蓄电池、深放电吸液式铅酸蓄电池等。

控制器：它对蓄电池的充、放电条件加以规定和控制，并按照负载的电源需求控制太阳电池组件和蓄电池对负载的电能输出，是整个系统的核心控制部分。随着太阳能光伏产业的发展，控制器的功能越来越强大，有将传统的控制部分、逆变器以及监测系统集成的趋势，如AES公司的SPP和SMD系列的控制器就集成了上述三种功能[8]。

逆变器：在太阳能光伏供电系统中，如果含有交流负载，那么就要使用逆变器设备，将太阳电池组件产生的直流电或者蓄电池释放的直流电转化为负载需要的交流电。

太阳能光伏供电系统的基本工作原理就是在太阳光的照射下，将太阳电池组件产生的电能通过控制器的控制给蓄电池充电或者在满足负载需求的情况下直接给负载供电，如果日照不足或者在夜间则由蓄电池在控制器的控制下给直流负载供电，对于含有交流负载的太阳能光伏系统而言，还需要增加逆变器将直流电转换成交流电。太阳能光伏系统的应用具有多种形式，但是其基本原理大同小异。对于其他类型的太阳能光伏系统只是在控制机理和系统部件上根据实际的需要有所不同，下面将对不同类型的太阳能光伏系统进行详细地描述。

2 太阳能光伏系统的分类

一般将太阳能光伏系统分为独立系统、并网系统和混合系统。如果根据太阳能光伏系统的应用形式、应用规模和负载的类型，对光伏供电系统进行比较细致的划分，可将太阳能光伏系统分为如下七种类型：小型太阳能供电系统（Small DC）；简单直流系统（Simple DC）；大型太阳能供电系统（Large DC）；交流、直流供电系统（AC/DC）；并网系统（Utility Grid Connect）；混合供电系统（Hybrid）；并网混合系统。

2.1小型太阳能供电系统（Small DC）

该系统的特点是系统中只有直流负载而且负载功率比较小，整个系统结构简单，操作简便。其主要用途是一般的户用系统，负载为各种民用的直流产品以及相关的娱乐设备。如在我国西北边远地区就大面积推广使用了这种类型的太阳能光伏系统，负载为直流节能灯、收录机和电视机等，用来解决无电地区家庭的基本照明问题。

2.2 简单直流系统（Simple DC）[9]

该系统的特点是系统负载为直流负载而且对负载的使用时间没有特别的要求，负载主要是在白天使用，所以系统中没有使用蓄电池，也不需要使用控制器。简单直流系统（Simple DC）结构简单，直接使用太阳能太阳电池组件给负载供电，省去了能量在蓄电池中的储存和释放过程所造成的损失，以及控制器中的能量损失，提高了太阳能的利用效率。其常用于光伏水泵系统、一些白天临时设备用电和旅游设施中。这种系统在发展中国家的无纯净自来水供饮地区得到了广泛的应用，产生了良好的社会效益。

2.3 大型太阳能供电系统（Large DC）

与上述两种太阳能光伏系统相比，这种太阳能光伏系统仍适用于直流电源系统，但是这种太阳能光伏系统的负载功率较大，为了保证可靠地给负载提供稳定的电力供应，其相应的系统规模也较大，需要配备较大的太阳能太阳电池组件阵列和较大的蓄电池组，常应用于通信、遥测、监测设备电源，农村的集中供电站，航标灯塔、路灯等领域。我国在西部地区实施的“光明工程”中，一些无电地区建设的部分乡村光伏电站就是采用这种形式；中国移动和中国联通公司在偏僻无电网地区建设的通信基站也采用了这种太阳能光伏系统供电。

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2.4 交流、直流供电系统（AC/DC）

与上述的三种太阳能光伏系统不同的是，这种太阳能光伏系统能够同时为直流和交流负载提供电力，在系统结构上比上述三种系统多了逆变器，用于将直流电转换为交流电以满足交流负载的需求。通常这种系统的负载耗电量也比较大，从而系统的规模也较大。在一些同时具有交流和直流负载的通信基站和其它一些含有交、直流负载的光伏电站中得到应用。

2.5 并网系统（Utility Grid Connected）

这种光伏发电系统最大的特点就是太阳电池组件产生的直流电经过并网逆变器转换成符合电网要求的交流电之后直接接入电网，并网系统中光伏方阵所产生电力除了供给交流负载外，多余的电力反馈给电网。在阴雨天或夜晚，太阳电池组件没有产生电能或者产生的电能不能满足负载需求时就由电网供电。因为直接将电能输入电网，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池储能和释放的过程，可以充分利用光伏方阵所发的电力从而减小了能量的损耗，并降低了系统的成本。但是系统中需要专用的并网逆变器，以保证输出的电力满足电网电力对电压、频率等性能指标的要求。因为逆变器效率的问题，还是会有部分的能量损失。这种系统通常能够并行使用电网和太阳能太阳电池组件阵列作为本地交流负载的电源，降低了整个系统的负载缺电率。而且并网太阳能光伏系统可以对公用电网起到调峰作用。但并网光伏供电系统作为一种分散式发电系统，对传统的集中供电系统的电网会产生一些不良的影响，如谐波污染，孤岛效应等。

2.6 混合供电系统（Hybrid）

这种太阳能光伏系统中除了使用太阳能电池组件阵列之外，还使用了燃油发电机作为备用电源。使用混合供电系统的目的就是为了综合利用各种发电技术的优点，避免各自的缺点。比方说，上述几种独立太阳能光伏系统的优点是维护少，缺点是能量输出依赖于天气，不稳定。综合使用柴油发电机和太阳电池组件的混合供电系统与单一能源的独立系统相比所提供的能源对天气的依赖性要小，它的优点是：

1）使用混合供电系统可以达到可再生能源的更好利用。因为可再生能源是变化的，不稳定的，所以系统必须按照能量产生最少的时期进行设计。由于系统是按照最差的情况进行设计，所以在其他的时间，系统的容量过大。在太阳辐照最高峰时期产生的多余能量没法使用而白白浪费了。整个独立系统的性能就因此而降低。如果最差月份的情况和其他月份差别很大，有可能导致浪费的能量等于甚至超过设计负载的需求。

2）具有较高的系统实用性。在独立系统中因为可再生能源的变化和不稳定会导致系统出现供电不能满足负载需求的情况，也就是存在负载缺电情况，使用混合系统则会大大地降低负载缺电率。

3）与单用柴油发电机的系统相比，具有较少的维护和使用较少的燃料。

4）较高的燃油效率。在低负荷的情况下，柴油机的燃油利用率很低，会造成燃油的浪费。在混合系统中可以进行综合控制使得柴油机在额定功率附近工作，从而提高燃油效率。

5）负载匹配更佳。使用混合系统之后，因为柴油发电机可以即时提供较大的功率，所以混合系统可以适用于范围更加广泛的负载系统，例如可以使用较大的交流负载，冲击载荷等。还可以更好的匹配负载和系统的发电，只要在负载的高峰时期打开备用能源即可简单的办到。有时候，负载的大小决定了需要使用混合系统，大的负载需要很大的电流和很高的电压。如果只是使用太阳能成本就会很高。

但混合系统也有其自身的缺点：

6）控制比较复杂。因为使用了多种能源，所以系统需要监控每种能源的工作情况，处理各个子能源系统之间的相互影响、协调整个系统的运作，这样就导致其控制系统比独立系统复杂，现在多使用微处理芯片进行系统管理[10]。

7）初期工程较大。混合系统的设计，安装，施工工程都比独立工程要大。

8）比独立系统需要更多的维护。油机的使用需要很多的维护工作，比如更换机油滤清器，燃油滤清器，火花塞等，还需要给油箱添加燃油等。

9）污染和噪音。太阳能光伏系统是无噪音、无排放的洁净能源利用，但是因为混合系统中使用了柴油机，这样就不可避免地产生噪音和污染。

10）很多在偏远无电地区的通信电源和民航导航设备电源，因为对电源的要求很高，都采用混合系统供电，以求达到最好的性价比。我国新疆、云南建设的很多乡村光伏电站就是采用光/柴混合系统。

2.7 并网混合供电系统（Hybrid）

随着太阳能光伏产业的发展，出现了可以综合利用太阳能光伏阵列、和备用油机的并网混合供电系统。这种系统通常是控制器和逆变器集成一体化，使用电脑芯片全面控制整个系统的运行，综合利用各种能源，达到最佳的工作状态，并可以配备使用蓄电池。进一步提高系统的负载供电保障率，例如AES的SMD逆变器系统。该系统可以为本地负载提供合格的电源，并可以作为一个在线UPS（不间断电源）工作。它可向电网供电，也可从电网获得电力，是个双向逆变/控制器。系统工作方式是将电网和光伏电源并行工作，对于本地负载而言，如果太阳电池组件产生的电能足够负载使用，它将直接使用太阳电池组件产生的电能供给负载的需求。如果太阳电池组件产生的电能超过即时负载的需求还能将多余的电能返回给电网；如果太阳电池组件产生的电能不够用，则将自动启用电网，使用电网供给本地负载的需求；而且，当本地负载功耗小于SMD逆变器额定电网容量的60%时，电网就会自动给蓄电池充电，保证蓄电池长期处于浮充状态；如果电网产生故障，即电网停电或者电网的供电品质不合格，系统就会自动断开电网，转成独立工作模式，由蓄电池和逆变器提供负载所需的交流电能。一旦电网恢复正常，即电压和频率都恢复到正常状态以内，系统就会断开蓄电池，改为并网模式工作，由电网供电。有的并网混合供电系统中还可以将系统监控、控制和数据采集功能集成到控制芯片中。

参考文献

[1] 太阳能与风能发电并网技术.中国水利水电出版社，2011

大型光伏电站 篇12

1 大型并网光伏电站关键技术标准

我们通常所说的大型并网光伏电站, 往往在技术层面上来讲, 定义为分布式发电体系下的光伏电站和荒漠电站体系。在其技术标准上来总结表述的话, 当前的大型并网光伏电站技术, 是通过标准化的技术应用, 对集中的太阳能电池组件产生的直流电流进行收集, 并通过电流转化工作, 形成我们生活用电环境中的交流电, 实现接入公共电网形成并网发电。这一整个过程是当前大型并网光伏电站的主要工作原理, 其工作发展的重点环节在于, 太阳能电池板的电力收集, 收集电流的整体电流转换, 以及电流输出上实现并网的相关技术标准内容[1]。

在当前, 大型并网光伏电站的建设中, 最为核心的技术标准要求在于并网逆变器的相关技术应用。在大型并网光伏电站的技术应用中, 并网逆变器的作用主要包括着控制整体输出的电流、对电网信号进行必要的检测、跟踪当前的最大功率点、实现抗孤岛作用的发挥, 总的来说是实现监测控制和并网保护的综合技术标准要求。

当前我国大型并网光伏电站在执行技术标准过程中主要遇到的问题在于并网光伏电站的能量密度低、稳定性不高、不具备较高的调节性能, 往往还受到各类外界环境因素的综合影响。因此我们需要着重解决大型并网光伏电站在建设上和运行上所存在的发展问题, 积极探讨相关的并网光伏电站体系模式的研究[2]。

2 我国当前大型并网光伏电站的主要技术应用

2.1 配件设计方面的技术应用

在大型并网光伏电站的配件设计方面, 总体上来看, 光伏电站所需要的电站配件非常之多。特别是一些光伏电站所需的电池元件和储电容器方面往往由于造价较为昂贵, 制作费用较高, 导致建设成本居高不下, 影响着大型并网光伏电站的普及推广。在相关的技术研究上, 目前较为集中的在技术突破上, 主要是进行太阳能聚焦聚光式光伏元件的设计突破, 尝试高效转换的相关技术标准落实。

2.2 供电性能变换技术相关应用

光伏电站的各项光伏元件中, 发挥重要作用的电器元件集中在并网逆变器上。并网逆变器的相关技术应用直接影响着光伏电站是否能够实现并网发电, 在整个并网发电过程中产生协调控制和集群控制的重要作用。因此, 需要集中解决好光伏电站并网逆变器相关的技术应用问题执行对应的技术标准, 一方面, 实现利用并网逆变器减少彼此间负面影响, 实现集中化的操控, 减少内部环流、多机孤岛等冲突;另一方面, 需要实现利用并网逆变器来完成集群一致操作, 实现各项功能调节的发挥[3]。

2.3 最大功率跟踪的相关应用技术应用

在这一方面的相关应用技术, 是指在实际应用环节上, 实现控制器对实时侦测中的太阳能PV阵列进行全面的侦测掌控。在这一系列的侦测掌控中, 需要追踪最好功率值实现控制器系统能够在电机群中实现最大功率, 并进行相应的充放电管理措施, 解决好与之相对应的最大功率跟踪相关的技术标准落实。

一般来说, 最大功率跟踪技术在现实的应用环境中, 应当包括基于电压电流检测, 进行相关的直接控制的方法、基于参数推算表现选择的间接控制方法、还有结合现代人工智能技术综合运用的数控现代技术方法。在这方面的研究上, 当前的技术方法往往在最大功率跟踪的准确度上寻求有效突破, 实现检测方法的精度提高, 进行有效的最大功率控制。

2.4 针对孤岛效应的相关检测技术应用

在大型的并网光伏电站建设上, 在电网发挥并网发电作用的整个过程中, 一定情况下存在着孤岛效应。孤岛效应是供电系统因为故障原因, 产生相关事故或者是因为停电维修产生供电工作的停止时, 装载在各个用户端的光伏并网发电系统往往不能得到有效控制, 检测不到当前的停电状态, 导致不能及时有效的切入到市电网络, 产生被隔离的孤岛现象。这就是需要集中解决的孤岛现象问题, 解决这一问题的主要措施一般包括两大类的技术措施, 其包括被动式检测技术, 以及主动式检测技术。在对应的技术标准上, 这两类检测技术都能有效解决针对孤岛效应的相关检测问题, 特别是被动式检测法, 其发展总结出较为有效的方式方法主要有电压频率检测法、电压谐波检测法、相位跳变检测法等。主动检测法的技术方法更为多样, 能够避免被动检测法产生非监测区域内的检测失效问题有助于提高检测效率, 实现高效的逆变器并联检测。

3 当前我国主要的大型并网光伏电站存在的综合性问题

3.1 大型并网光伏电站出现光伏组件缺乏统一性问题

大型并网光伏电站在实际的光电采集中, 往往由于大型并网光伏电站在建设上忽视了光伏组件的统一性, 导致一定程度上受到光伏组件的明显差异, 产生在整体的光伏阵列中出现单个或者少数的差异化光伏阵列, 这需要即使对一些关键性的光伏元件进行必要的调整, 避免影响整体集中的控制和管理。

3.2 大型并网光伏电站出现光伏组件谐波产生和三相电流不平衡等问题

大型并网光伏电站在实际的并网发电运作中, 往往集中出现并网逆变器的谐波, 以及相应的三项电流不平衡的具体问题, 还包括这输出功率稳定性不足, 造成的电网电压整体波动等问题, 这些都是大型并网光伏电站在整体运作中需要面对解决的主要的问题。

3.3 大型并网光伏电站表现出的间歇性工作性状

当前的大型并网光伏电站是否能够持续有效的运行并投入工作, 往往表现出明显的间歇性工作特点限制了其有效实现长期稳定的运营。怎样解决其间歇性工作所产生的一些电网点样的整体性波动, 则是在今后大型并网光伏电站持续发展中需要积极解决的问题。

3.4 区域性发展导致大型并网光伏电站缺乏必要的统一标准

当前并网发电的大型并网光伏电站往往由于地域性选择的问题, 产生一定程度上的地域性差异化, 光伏电站也由于应用的光伏元件差异和外部太阳能条件差异产生供电能力的一定差异。这些存在于区域性发展中的具体问题, 在整体并网发电过程中, 导致了大型并网光伏电站在管理上缺乏有效的统一标准, 缺乏执行相关的保证供电服务质量的统一管理措施。这些都是当前大型并网光伏电站在整体规划发展探索过程中, 需要集中解决的管理规划发展的主要问题。

综上所述, 我国积极研究大型并网光伏电站相关的关键技术标准和应用研究, 是当前我国积极开展综合性能源资源发展的战略需求, 是适应当前社会经济发展需要的一项战略性举措。在当前集中解决大型并网光伏电站应用运营的过程中相关的实践问题中, 需要集中解决大型并网光伏电站的结构问题、技术问题和应用方式问题, 将有助于实现我国综合能源资源的高效利用, 缓解我国能源资源压力, 有助于我国经济快速发展。

参考文献

[1]赵争鸣, 雷一, 贺凡波, 鲁宗相, 田琦.大容量并网光伏电站技术综述[J].电力系统自动化, 2011, 12:101-107.

[2]杨明.大型光伏电站逆变器并网控制策略及稳定性分析[D].重庆大学, 2014.