规模化光伏电站（共8篇）
规模化光伏电站 篇1
1 光伏电站系统原理与并网特点
1.1 光伏电站系统原理
如图1所示, 光伏发电系统主要由交流并网、控制、滤波、光伏电池、DC/AC组成。其中, 光伏电池的作用是将太阳能转化成直流电能, 然后通过DC/AC转变成交流电能;交流并网系统主要负责光伏电站的并网问题;而滤波系统负责直流和交流的滤波环节, 减少直流输入扰动和交流输出谐波;控制系统是负责控制信号, 提供保护措施。
1.2 光伏电站的并网特点
随着光伏电站的发展, 光伏电池的整体使用效率也在不断增加, 但是光伏电站整体建设呈现分布式的建设格局, 不利于其发展。大规模光伏并网的运营模式, 不能通过现有低压配置线路直接接入本地电网, 而应通过升压变压器, 以中压或高压的形式接入电网。同时, 光伏电站的电容量虽然较高, 但是相对电网的装机容量, 比例还是较小, 所以应加大光伏电站的并网。
2 大规模光伏电站并网的特性分析
光伏电站与其它电站在基础发电原理上有着根本区别, 所以当其进行大规模的并网建设时, 应对其特性进行系统分析。
2.1 孤岛效应
光伏电源作为典型的离散控制系统, 在进行并网时必须具有防孤岛效应的保护。孤岛效应是指在出现失压的状况时, 光伏发电系统仍然对其失压线路提供电力。孤岛效应的主要有如下危害。
首先, 孤岛效应会对电网的负荷造成严重影响, 同时威胁着用户及维修人员的安全。再者, 在缺乏电网的大力支持下, 自给供电系统的电压和频率不稳定会造成用电设备的损坏, 增加维修资金。其次, 当电网供电恢复时, 光伏电站会对其进行重新的并网编排, 在编排中会因相位的不同而引起较大的冲击电流。最后, 孤岛效应具有不可控性与高隐患性。
防孤岛效应分为主动式保护和被动式保护。主动式保护主要有有功功率变动、无功功率变动等方式, 但是存在监测盲区, 无法准确进行检测。而被动式保护主要有电压的相位跳动、频率变化等方式, 但是在负载和逆变功率匹配时却难以检测孤岛的发生。因此, 光伏系统应设置至少一种防孤岛效应措施, 避免失压时出现无法检测的情况。
2.2 谐波
谐波是指电流中所含基础基波频率以及基波整数倍的电量, 主要是由非线性负载所致。谐波的危害主要有:首先, 高次谐波容易使并网的电压与电流之间产生畸变, 降低了电网电压, 增加了线路损耗;再者, 谐波的频率变化对设备的稳定性具有较大的影响, 尤其是继电保护装置;其次, 谐波影响供电系统的补偿设备, 造成过负荷与过电流, 导致电容柜无法正常投切;最后, 谐波会造成电机效率下降和通信干扰, 影响电子计算设备的准确性和电力变压器的使用寿命。
光伏并网电站的谐波流应符合《光伏发电站接入电力系统技术规定》中谐波电流的限定值要求, 投运后应参照限制百分比, 保证谐波的规范性。
2.3 逆变器输出电压
连接光伏系统和电网的逆变器通过控制可实现有功、无功的解耦, 光伏并网电站宜充分利用逆变器的无功调节能力为电网提供电压支撑。相比普通控制, 空间矢量控制算法可降低整体的输出电压与谐波含量, 提高转换效率。
3 大规模光伏电站并网对大电网和配网的影响
3.1 对大电网的影响
(1) 在电网中, 电压的分配与负荷的逆向分布影响大规模并网中电压的传输速率与输出效率。对于大规模的光伏电站并网, 在传输过程中因其类型的复杂多样性及长距离的传输线路, 会造成传输过程中线路的损耗, 降低了线路的复合利用率。
(2) 增加了对辐照强度及随机性强度的控制难度。光伏并网电站的随机性特点显著, 且电站本身无惯性环节, 有功功率变化呈阶跃性的变化特点。同时, 受到电网内机组容量及网架结构、风电反调峰作用等因素影响, 使得并网后的电网调峰面临很大的困难。
(3) 大规模的分布式光伏电站的并网, 对电网的安全性及电能质量带来了不良影响。随着大规模光伏电站的并网, 会造成并网点电压波动范围大、电压调整困难, 并网逆变器易产生谐波和三相不平衡, 输出功率不确定性易导致电网电压波动、闪变。
3.2 对配网的影响
大规模分布式光伏电站的接入电网, 会使电网的潮流方向产生一定的变化, 进而造成以下两类影响:一是并网后系统本身的结构和性能会发生改变;二是并网后对电力系统的运行、控制、保护等方面产生影响。
4 结束语
针对大规模分布式光伏电站并网中存在的问题, 应建设新能源技术支持的系统平台, 加强光伏电站集中接地处电力输送设备的检修工作, 提高传送效率和电网的调峰能力, 增加与风能的结合。
综上所述, 推行大规模分布式光伏电站并网建设有利于缓解能源短缺与环境污染。但在外部因素的影响下, 目前尚未有真正的大规模光伏电站投运。为大力推广光伏发电系统, 应分析并网建设中电网的特性, 找到存在的问题, 并进行合理、有效解决, 不仅可缓解资源紧张的现状, 也能推动电力系统的发展。
参考文献
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[4]唐志平.供配电技术[M].北京:电子工业出版社, 2006
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。
规模化光伏电站 篇3
目前,某省电网共并网光伏电站33座,总装机达到了943.5MW,主要集中在网架薄弱的偏远地区,其中甲地区436 MW,乙地区378.5 MW,丙地区69 MW。按该省光伏发展规划,预计年底并网光伏电站将达62座,光伏总装机将达到2 000 MW[1]。光伏并网发电系统没有旋转惯量、调速器及励磁系统,不具备调压、调频以及调峰能力。受其发电特性影响,出力变化大,电压控制困难,对电网会产生一定程度的谐波污染[2,3,4]。在大规模风电并网的前提下,电网全部消纳大规模光伏电量能力严重不足,而国家对光伏电站接入的宽松政策和新能源优先调度政策的执行,使常规电源运行和经营越发困难,大规模光伏电站并网发电后对电网运行的影响日益显现。
1 大规模光伏电源并网对大电网和配网的影响
1.1 大规模光伏集中并网对大电网运行的影响
(1)资源与负荷逆向分布带来的送出与消纳问题
大规模光伏电站“远离负荷、集中开发、高压输送”给电网带来的影响是送出线路距离较长、线损增加、线路复合利用率低[5,6,7]。某地区常规电源装机容量加上超过6 000 MW风电的投运,已远远超过当地负荷。
考虑电网稳定极限限制及疆电送西北电力两方面因素。在750 k V二通道投运前,已投光伏和风电仅能送出1 600~2 600MW,新建大规模光伏电站只能起到对风电的互补作用。二通道投运后,规划中的大规模光伏也将陆续建成投产,届时该地区新能源总容量将达到10 000 MW,该地区光伏和风电外送容量约为2 100~4 600 MW之间。因此,750 k V二通道的投入运行并不能从根本上缓解新增光伏的送出压力。
另外,大部分光伏电站均通过35 k V或110 k V并入电网。而该地区110 k V及以下电网网架结构、设备状态等方面已不能适应大量光伏电力输送要求,无法达到对光伏电力的最大理论送出值,部分110 k V线路不满足N-1原则,形成了光伏送出的瓶颈。
(2)幅照强度波动性、随机性强带来的运行控制问题
光伏电源出力波动性和随机性特点明显,且光伏电站自身无惯性环节,呈现有功功率阶跃性变化特点,需要增加旋转备用容量进行调节。受省级电网光伏装机容量快速增加、网内机组设备容量不足、网架结构限制、风电反调峰作用等因素影响,电网调峰将面临很大的困难。
目前,某省电网主要依赖省内水火电机组调峰。电网内水电具备调峰能力的容量约3 620 MW,受季节性来水因素限制了调峰能力,受防凌、灌溉等外在因素全年调峰能力差异较大;火电具备调峰能力的容量约10 600 MW,其一受运行方式制约,特别是在水电大发期间,火电开机容量小,纯凝火电机组发电负荷率低,调峰能力受到制约;其二是部分主力火电厂的调峰能力受电煤限制,不能达到额定出力,削弱其调峰能力。在大规模光伏发电投运后,区域电网总调峰能力也无法满足该省大规模光伏并网后的调峰要求。
(3)大规模接入电网的安全稳定
随着光伏电站规模的不断加大,光照强度短期波动和周期性变化引起的线路电压超限现象将逐步出现;而光伏发电的运行控制特性完全由电力电子逆变器决定,没有转动惯量和阻尼特性,与常规发电机组有较大的区别。
大规模光伏接入电网后,会造成电网电压运行控制困难。一是目前光伏电站均在恒功率因数1下运行,不具备对电网的无功支撑能力。二是受光伏发电特性影响,电网潮流变化大,无功电压难以实现分层分区、就地平衡,造成运行中并网点变电站电压波动范围大,电压调整困难。三是光伏电站虽配置了动态无功补偿设备,但由于存在动态补偿容量不足,均运行于功率因数1的状态下,且缺乏统一运行调整,当系统发生较大扰动时,无法参与无功调节,不仅不能给予电网有力的无功支撑,一定程度上反而加剧了故障切除后的电网过电压。
(4)大量使用电力电子并网设备带来的电能质量等问题
光伏发电并网逆变器易产生谐波、三相不平衡,输出功率不确定性易造成电网电压波动、闪变。严重的情况下,需要配置相应的电能质量治理装置。
1.2 大规模分布式光伏电源接入对配电网的影响
大规模分布式光伏电源的接入将使配电网中的潮流方向发生一定的变化,从而造成一系列的影响,归纳整理后就是两大类问题,一是分布式电源并网系统本身的结构和性能各异的问题,二是分布式电源并网后对电力系统运行、控制、保护、结构设计等各方面产生的影响。
(1)电压控制和保护不确定性
配电网内光伏发电系统一般不主动参与电压调节,但此类间歇性电源的接入不但会影响稳态电压分布,还会引起系统电压波动,特别是大规模光伏电站并入配网后,可能导致系统电压越限,因此配电网的电压控制将是主要的问题之一。分布式光伏发电接入后,配电网将成为一个多电源系统,形成新的接地电压源对配网保护会带来不确定性,要求继电保护设备具有方向性,因此继电保护装置的设计和应用思路必须在新的标准下开发和应用。
(2)故障处理及可靠性分析
光伏电源与配电系统并网后,配电网的整体结构和运行特性都将发生显著变化,其故障处理及可靠性分析不能直接套用传统方法。大量研究和实践结果表明:如果光伏等分布式电源仅作为备用电源,可以提高系统的供电可靠性;如果光伏等分布式电源与配电系统并网运行,则可能降低系统的可靠性。
(3)配电网重构和抗扰动能力
各类分布式电源接入后会形成新的拓扑接入结构,但目前国内外对各类结构的认识仍显不足,为适应分布式电源接入,配电网面临的重构问题,是影响配网安全稳定运行的非常重要的问题,需要超前规划与开展相关的研究工作。各类光伏发电接入配电网后,也会带来各种扰动,影响系统电能质量,主要体现在电压闪烁和谐波、电压脉冲、浪涌、电压跌落、频率偏移、瞬时供电中断等动态电能质量问题。
(4)分布式电源与微网安全稳定运行
微电网非正常运行状态包括故障状态和孤岛运行状态。微电网处于故障状态和孤岛运行状态时,会对配电网产生不可预知的影响,影响较大则就可危及配电网的供电可靠性;配电网发生故障或较大波动时,同样也会对微电网产生较大影响,轻则分布式发电离网运行,重则微电网系统崩溃。因此微电网与配电网互动影响必须考虑故障扰动、大负荷、大发电设备投切扰动的影响。
(5)分布式电源与微网核心技术研究
无论是美国的Intelligrid计划,还是欧洲的FENIX计划,都将含分布式发电供能系统的新型配电系统快速仿真视为其整个研究计划的核心和基础。因此,分布式电源与微网和配电网协调优化控制技术、多微网与配电网协调优化控制技术、微电网数字仿真技术等是当前急需要研究和掌握的。
1.3 功率预测不确定和不准确性问题
目前光功率预测系统尚不成熟。虽然大规模集中开发的光伏电站均按照要求建立了光功率预测系统。但从运行情况看,预测精度较差,预测结果仍不能对调度运行计划的安排提供足够有效的数据支持。受发电峰谷、昼夜变化、东西部时差、季节变化、气象条件变化等因素影响,给预测工作带来了不确定性。分布式光伏电源(或微网)建立单独的功率预测系统可能性更小,更多的是基于公共系统或经验,其预测工作的不确定性表现更为突出。
2 应对措施
2.1 建立新能源技术支持系统平台
建设分布式新能源与微网实验室,以新能源的规划、接入评估、调度运行、预测、检测等需求为目标,开展各类光伏发电特性和分布式电源与微网系统研究,制定大规模光伏发电并网和分布式接入的应对策略。主要研究分布式电源接入对大电网规划、设计、调度运行、智能控制、电量消纳等的影响;研究基于大电网环境下光伏、风力发电的运行控制特性及并网检测技术;研究在智能配电网环境下大量分布式电源和微电网运行、协调和控制问题;研究分布式能源并网对配电网的影响,增加配网可靠性、降低馈线损耗、保持本地电压稳定。
2.2 系统开展风光互补性试验与分析
风能和太阳能作为可再生新能源具有很好的互补性。与独立的大规模风力发电或光伏发电相比,大规模风光互补发电系统能使功率输出较平稳,增加电网对间歇性可再生能源的吸收接纳程度,风光互补发电技术能有效增强系统对天气变化的适应能力,具有更好的实用价值,它既可增加供电可靠性,又可降低系统的成本。某地区太阳能与风能在时间上和地域上都有很强的互补性。夏季太阳光强度大而风小,冬季太阳光强度弱而风大。良好自然条件给开展风光互补试验研究创造了很好的机遇。因此,开展大规模风光互补发电系统动态模型建立、并网运行特性分析以及风光协调调度管理等方面的研究可以更好的掌握大规模风光互补系统的系统配置、能量控制方式及市场应用前景,从而产生更好的经济和社会效益。
2.3 提高光伏集中接入地区电力外送及消纳能力
(1)加快电力外送新通道建设
尽早促成特高压直流输电工程开工建设,该工程投产后,其送电能力可达8000 MW,可从根本上解决新能源送出,实现更大范围的资源优化配置。同时优化完善区域电网的网架结构,尽快建设一批330 k V变电站,切实有效地解决光伏集中区域的送出瓶颈问题。
(2)提高系统稳定水平,深挖外送潜力,促进就地消纳
根据系统稳定性分析计算,在不同开停机方式下,电网输电极限随着通道上各主力电厂开机数目的减少而降低。当通道主力电厂全停机时,通道送电极限将大幅下降,但在地区负荷较小时增开火电机组会挤占新能源送出通道。因此,在兼顾维持系统稳定与尽可能少地占用通道的基础上,合理安排输电通道上火电机组的运行方式,可提高电网稳定水平,支撑风电外送。同时,在地区规划布局适应新能源消纳的负荷点,可进一步减轻外送压力。已投产的东兴铝业、三新硅产业园等高耗能企业,实现了部分新能源发电的就地消纳,一定程度上缓解了送出压力。
2.4 提高电网调峰能力
(1)完善现有技术手段,深挖火电调峰能力
建立调度光功率预测系统,提高预测的准确度。根据功率预测结果,在满足系统旋转备用的前提下,尽量减小火电开机容量,提高火电调峰能力,从而实现对调度计划提供足够有效的数据支持。从开展《火电机组快速调节和深度调峰技术研究及示范应用》等科研攻关项目在现场的实际应用看,部分火电机组的调峰能力得到了充分挖掘和提高,采取相关技术及措施预计最大能够提高900 MW调峰容量。
(2)加强调度管理,提高水电的调峰能力
加强水电发电计划及水电实时调度的管理,统一安排好水电机组调峰,充分挖掘水电机组的联合调峰能力,尽可能提高电网水电调峰力度。
2.5 优化电压控制手段,提高电网电压控制能力
(1)加快AVC和无功设备容量建设,统一协调电网无功控制
正在建设的AVC系统,统筹考虑了电网和光伏、风电场动态无功补偿装置、电容/电抗器等无功设备之间的协调控制。随着750 k V变电站两组线路可控高抗和两组主变低压侧动态无功补偿装置的投运,甲地电网的无功控制能力将大幅度提升,电压调节手段也将更为灵活。
(2)充分挖掘光伏电源对电网无功贡献的潜力
加强光伏电站动态无功补偿装置设备管理,充分挖掘其对电网无功贡献的潜力。根据囯网相关规定要求[8],大中型光伏电站均具备一定的动态无功补偿能力。因此,和制造厂家、发电企业紧密合作,深入研究光伏发电技术,合理利用这部分无功调节能力,使大量光伏电站介入无功调节,对电网(至少在区域电网)电压的运行控制将产生实际意义。
3 光伏电站并网管理及技术监督
3.1 加强光伏电站并网检测和运行、评估管理
根据相关文件,认真开展光伏电站低电压穿越、电网适应性、电能质量、有功功率输出特性、SVG性能测试五项并网检测试验[9,10]。研究开展人工短路扰动试验,对大规模光伏电站的抗短路能力进行验证。严格按照接入电力系统技术规定、接入电网技术规定,把好光伏电站接入关和现场设备验收的评估工作:(1)光伏电站有功调节、无功电压控制的能力;(2)光功率预测系统建设和预测能力;(3)全站涉网保护定值与低电压穿越的逻辑关系和低电压穿越能力;(4)电站接入技术条件是否满足相关规范要求。
3.2 重视光伏电站技术监督
随着国家鼓励光伏发展政策的出台,诸如光电建筑、分布式接入电源等,会促进光伏电源的增长,对电网安全带来了巨大挑战。光伏机组类型复杂,对电网运行和稳定特性影响深刻,使得开展技术监督工作成为必要且十分迫切,矛盾也会日益突出。主要原因一是目前国家还未出台光伏电站技术监督标准;二是所有光伏发电企业对技术监督工作的认识不够,缺乏足够的重视。
4 结束语
光伏电站并网技术问题探析 篇4
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.
大型光伏电站谐振现象分析 篇5
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。
光伏电站无功补偿分析 篇6
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
家庭光伏电站发展前景看好 篇7
1 家庭光伏电站如何建设、运营
普通居民想要在自家屋顶上安装光伏电站,100平米的屋顶就能安装10k W左右,根据自己的屋顶和资金情况,可以选择安装5~15k W的家用光伏电站,投资金额在5万~15万,这是普通家庭可以接受的投资项目。
如果想要安装光伏电站,可以实地拍摄下自家屋顶的照片,测量大概可以利用的屋顶面积。然后到一些平台了解光伏电站基本情况(如全民光伏平台),并进行IRR在线测算,了解收益率状况和详细的25年现金流状况,再考虑是否决定安装。一些平台(如全民光伏平台)还可以给用户推荐优质的安装商和提供金融保险服务,决定安装之后,还会给可用户设计一个施工方案。
在真正动工以前,先找当地的电网公司进行并网申请,电网公司会从电力接入方面给出建议和指导,如果接入条件没问题,可以安装的,电网公司会帮助代办项目备案等手续。电网公司对家庭光伏电站项目虽然鼓励,可是如果安装得不好,或者负荷满了,或者系统不规范,电网公司也有可能拒绝并网的。所以动工前一定要先去咨询当地的电网公司是否可以并网。
在家庭光伏电站完全建好后,电网公司会上门免费安装两只电表,其中一只是双向电表,显示自家用电量和上网电量,另一只则显示光伏系统的发电量。这样一来,家里的光伏电站总共发了多少电,其中自家用了多少电,卖给电网公司多少电,就一清二楚啦!
2 家庭光伏电站如何盈利
都说光伏电站年收益率超过10%,可是具体如何赚到钱的,每年都能拿到多少钱,还是需要费一番计算的。家庭光伏电站帮普通家庭业主赚钱,主要通过3方面。
(1)节省的电费。因为家庭使用的电来自自家光伏电站所发电量,用电不再像以前一样完全需要从电网公司购买,就可以避免电费支出的烦恼。对于用电需求较大的家庭,光伏电站能节省可观的电费开支。
(2)卖电的收入。由家庭光伏电站发的电,自家用不掉的可直接卖给电网公司。
(3)政府的补贴。国家对于光伏应用给予大力支持,提供为期20年,额度为0.42元/千瓦时的国家补贴,此外,各地省政府及一些区县政府也出台了政策,为家庭光伏电站提供补贴支持,具体的补贴标准居民可咨询当地政府部门。
节省的电费、卖电收益、补贴收益,这三者相加就是家庭光伏电站带来的最终收益。仔细一算,作为长期投资,安装光伏电站比存在银行或者买养老保险靠谱多了。
3 家庭光伏电站实例
光伏电站建设及运行管理分析 篇8
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.