光伏电站建设（共10篇）
光伏电站建设 篇1
摘要：在社会经济快速发展和国家建设规模日益扩大的年代当中, 传统能源已经在逐步减少, 在这种情况之下, 利用高科技来开发和利用新能源也已经成为了在目前促进经济建设和可持续发展的必然选择。从我们目前所研究和使用的能源类型来看, 太阳能不仅是能够永续使用的新型能源, 而且也属于清洁型的能源, 因而对于太阳能的开发和使用既能够满足人们对能源使用的需求, 同时又能够减少传统能源使用对于环境和生态的污染。所以作为一种新型清洁能源, 太阳能能够从多个方面满足人们的需求, 所以光伏电站的建设和运营生产也逐步得到了广大人民和不同行业人士的重视。在本文当中, 我便会对相关问题进行具体的分析和论述。
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.
[3]孟孟涛.对光伏电站工程建设项目管理的分析[J].甘肃农业, 2014, (11) :93-94.
光伏电站建设 篇2
一、项目前期考察
对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。
二、项目建设前期资料及批复文件 第一阶段：可研阶段
1、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析、项目申请报告。
2、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析评审。
第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件
1、获得县发改委项目可行性研究报告的请示。
2、获得县水利局项目的请示。
3、获得县畜牧局项目的请示。
4、委托具有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项 目环境评价报告表，并获得县环保局项目建设环保初审意见。
5、获得县城建局项目规划选址意见的请示。
6、获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。
7、获得县电力公司项目初审意见及电网接入意见。
8、获得县文物局项目选址地面文物调查情况的请示。
9、获得县经贸委项目开展前期工作的批复。
第三阶段：获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件
1、获得地区发改委开展前期工作请示。
2、获得地区水利局项目工程选址意见。
3、获得地区畜牧局项目用地查验的意见。
4、获得地区环保局项目环境影响报告表的初审意见。
5、获得地区城建局项目选址的报告。
6、获得地区国土局项目用地预审的初审意见。
7、获得地区文物局项目用地位置选址的请示。
8、获得地区林业局项目选址情况的报告。
第四阶段：获得自治区(省)相关部门的批复文件
1、获得自治区(省)发改委同意开展光伏发电项目前期工作的通知
2、获得自治区(省)水利厅项目水土保持方案的批复
3、获得自治区环保厅(省)项目环境影响报告表的批复
4、获得自治区(省)国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函
5、获得自治区(省)国土厅地质灾害评估备案登记表
6、获得自治区(省)文物局项目用地位置选址意见函
7、获得自治区(省)国土厅土地预审意见
8、获得自治区(省)建设厅选址意见书和选址规划意见
9、获得省电力公司接入电网原则意见的函
10、办理建设项目银行资金证明(不少于项目总投资的20%)。
11、办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议(不高于项目总投资的80%);
12、委托有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目申请报告;
13、将项目申请报告提交区发改委能源处，按照能源处的指定委托国际工程咨询公司对20MWp大型光伏并网电站项目申请报告组织评审，并获得评审文件;
14、获得自治区发改委(省)对20MWp大型光伏并网电站项目核准的批复文件;
15、获得新疆电力公司接入电网批复文件;
16、委托具有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目设计;
17、获得项目建设地建设局开工许可;
三、项目施工图设计
1、现场测绘、地勘、勘界、提资设计要求;
2、接入系统报告编制并上会评审;
3、出施工总图蓝图;
4、各专业进行图纸绘制(结构、土建、电器等等);
5、出各产品技术规范书(做为设备采购招标依据);
6、和各厂家签订技术协议;
7、现场技术交底、图纸会审;
8、送出线路初设代可研评审上会出电网意见;
四、项目实施建设
1、物资招标采购
2、发电区建设工作：
基础浇筑、组件安装、支架安装、汇流箱安装、逆变室箱变基础建设，箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验，电气连接及电缆敷设(组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间)、全场接地制作焊接、发电区道路建设;
打桩开孔
基础浇筑
支架安装
组件安装
箱变基础建设
汇流箱连接
3、生活区工作：
所有房建建设(SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地)等;浅谈光伏电站开发及建设流程 所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接(SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、0.4KV配电屏、综自保护(21面柜)、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头)等等。
电缆沟铺设
SVG室建设
4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等;
5、所有设备的电缆敷设连接并做实验;
6、保护定值计算、设备的命名;
一、竣工前验收 第一条：
自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环);省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环);当地消防大队验收并出具报告;电网公司验收(消缺并闭环);电站调试方案(电力公司审核);
七、带电前的必备条件
(一)、接入系统带电前要需具备的条件
1、发改委核准文件、上网电价文件可研确定文件(或报告)
2、接入系统审查批复文件(国家电网公司、省电力公司接入系统文件)
3、公司营业执照复印件(正本、副本)
4、公司税务登记证(国税、地税)
5、公司组织机构代码证
6、系统主接线图
(二)、升压站返送电流程和具备的条件
1、给省电力公司申请返送电文件。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
2、给交易中心上报接网技术条件。(按照公司接入系统要求及反措要求上报)
3、并网原则协议签订。(与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心)
4、省调下达的调度设备命名及编号。
5、省调下达的调管设备范围划分。
6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。
7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。(确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式)(原则上执行当地大宗工业用电电价)
8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。(必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等)。
9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告(报告原件)。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)
11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
12、应出具消防部门验收意见。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。
14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。
(三)、机组并网流程或具备的条件
1、工程质检报告
2、安评报告
3、技术监督报告
4、消防验收意见
5、电力公司验收报告
6、针对各检查报告提出问题的整改报告
7、《供用电合同》(是否有新的变化，若有变化须重新签订)
8、针对上述“四个协议(或合同)、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。
9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。
10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。转商业运行
11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(火电机组首次并网时间，168小时开始及结束时间)(水电机组首次并网时间，72小时开始及结束时间)(风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间)
12、生产验收交接书(施工单位与业主签订)
13、涉网试验完成并满足电网要求
14、电价批复文件
15、消防验收合格
八、总结
光伏电站金融化 篇3
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。
光伏电站建设 篇4
2012年6月13日，中国建材国际工程集团有限公司携子公司德国CTF Solar (China Triumph Family) 公司参加了在德国慕尼黑举办的一年一度的InterSolar光伏展览会。
展会期间，中国建材工程集团国际化的经营团队吸引了众多来自欧洲、美国以及日本等国客户前来洽谈交流，并初步达成了在意大利、德国以及美国等国建设光伏电站项目的合作意向。此外，来自CTF的科学家团队还在会上展示了碲化镉薄膜太阳能电池技术的最新研发成果概况。
慕尼黑InterSolar光伏展览会创建于1991年，是目前全世界最有影响力的太阳能行业展览。
大型地面光伏电站开发建设流程 篇5
OFweek太阳能光伏网讯：根据国家能源局《光伏电站管理暂行办法》（国能新能[2013]329）、《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能[2013]133），国家对光伏电站及分布式光伏发电项目均实行备案管理，下面小编就梳理一下备案制下如何进行大型光伏电站的开发流程：
一、项目前期考察阶段
对项目土地（及其周边）资源、电网情况、当地政策等进行摸底考察。我把现场选址工作划分成三步，如下表所示：
下面详细解释一下
1、去现场前需要做的准备工作
光伏电站场址一般都在相对偏远的地方，去趟现场往往要耗费比较大的时间成本、人力成本。因此，去之前一定要把准备工作做好。首先要跟业主进行简单沟通，了解他之前做了哪些工作，他的要求和想法。常问的几个问题：
1）项目场址的地点，有经纬度最好了。
2）场址面积大概多大，计划做多大规模；（一般业主都有场址的承包合同，可通过查阅承包合同等所有权证明文件进行地点、面积承包剩余年限等信息进行确认。）
3）场址大概是什么地貌，地表附着物情况，有无坟头，是否涉及赔偿；有无军事设施、文物等敏感物。
场址附近是否有可接入的变电站，距离多少，多大电压等级，容量是多少，有无间隔；（一般接入110KV变电站的低压侧或者35KV高压侧为宜，距离最好不要超过10公里否则会增加成本，大部分地区只能接入容量的30%-50%。）沟通之后，第一个要准备的，就是了解当地相关的光伏政策。比如，国家给该省的规模指标是多少？该省对光伏项目有没有单独的补贴政策？诸如此类的政策，尽量多了解一些。如果能了解到项目所在地是否有建成项目，收益如何？是否有在建的项目，进展到什么程度，就更好了。最后，一套耐磨耐刮的衣服和舒适的运动鞋也是必不可少的。
2、现场踏勘工作
平坦的场址相对简单，就用山地场址说几个需要注意的问题。
1）观察山体的山势走向，是南北走向还是东西走向？山体应是东西走向，必须有向南的坡度。另外，周围有其他山体遮挡的不考虑。
2）山体坡度大于25°的一般不考虑。山体坡度太大，后续的施工难度会很大，施工机械很难上山作业，土建工作难度也大，项目造价会大大提高。另外，未来的维护（清洗、检修）难度也会大大增加。同时，在这样坡度的山体上开展大面积的土方开发（电缆沟），水土保持审批可能也过不了。
3）基本地质条件。虽然准确的地质条件要做地勘，但可以大概目测一下，最好目测有一定厚度的土层。也可以从一些断层或被开挖的断面，看一下土层到底有多厚，土层下面是什么情况。如果是目测半米一下是坚硬的大石头，那将来基础的工作量就会特别大。
上述几个问题解决后，用GPS围着现场几个边界点打几个点，基本圈定场址范围。同时，要从各角度看一下场址内的地质情况。因为光伏场址面积太大了，你从一个边界点根本看不了全貌，很可能会忽略很多重要因素。
这些重要因素包括：
1）冲积沟。我某次选址，看场址西南边是特别平坦在附近看了看，觉得基本都一样，就没往东北角走。后来发现，东南角是个非常大的冲积沟。
2）敏感物。比如说坟头。经常能在备选的光伏场址内看见坟头，如果圈进来可能会非常麻烦，甚至造成工期延误。另外，还有农民自己开荒的地，一两个快倒塌的小房子，羊圈和牛圈„„这块地没用也就没有管，一旦有人用，就会有人来要赔偿，最后，场址内不能有防空洞等军事设施，军事设施相关管理规定的避让范围是安全半径范围外扩300米。
3、踏勘后续工作
1）确定场址面积。将现场打的点在Google地球上大致落一下，看一下这个范围内场址内及其周围的卫星照片，同时测一下面积，大概估计一下可以做的容量。一般50~100MWp是一个比较好的规模，也就是2000到3000亩地
2）确定场址地类。去国土局在二调图上查一下场址的地类。现在二调图用的一般都是80坐标系三度带坐标。所以，要先将GPS打的经纬度坐标转换成80三度带坐标，带到国土局和林业局查一下。去国土和林业查一下是非常必要的。往往一块场址那里都好，就是地类是不能用的。如果盲目开展后续工作，会造成很多浪费。另外，很多时候，看着是荒地，在地类图里面是农田；看着没有树，在地类图里面其实是公益林。
国土部门土地利用总体规划体系
3）确定接入的变电站。根据场址面积大致估计出规模以后，就要想用多大的电压等级送出。要调查一下，距离项目场址最近的升压变电站电压等级、容量、是否有间隔，最好能拿到该变电站的电气一次图，确定一下是否有剩余容量可以接我们的项目。如果可以间隔接入距离又相对合适，则视为理想接入方案，如果距离太远，输送线路成本过高，可考虑T接，方案的可行性要与地/市级电网公司进行咨询。
变电站间隔及其附属设备
二、项目建设前期手续办理
备案阶段变电站间隔及其附属设备
1）委托有资质单位做大型地面光伏电站项目进行可行性研究报告。
2）争取所在省份当年配额。须向当地发改部门申请并提交相关材料如下：
1.2.1申报建设（已完工或即将完工的申请补贴计划）计划的请示；
1.2.2相关部门的审核意见（国土、电网公司、林业等部门）；
1.2.3其他已取得的项目进展（如：测绘、地勘等资料）；
1.2.4项目概况以及项目公司三证（营业执照、组织机构代码证、税务登记证）；
以上资料准备完毕后提交到县发改委进行审核，逐级报送，经过层层筛查最终列入省发改委项目清单中。
3）取得备案证。须向省级（市级）发改部门提交资料如下：
省发改委公布的项目清单；
可行性研究报告；
基础信息登记表、节能登记表、招投标方案（省发改委官网下载最新版）；
申请备案的请示；
公司三证。
提交以上资料至省（市）发改委，审核无误后下发（一般当下就能）备案证。
2、获得省（市）级相关部门的批复文件
3、获得开工许可
（1）办理建设项目银行资金证明（不少于项目总投资的20%）；
（2）办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议（不高于项目总投资的80%）；
（3）委托具有资质的单位做项目设计；
（4）获得项目建设地建设局开工许可；
三、项目施工图设计
开工证办理流程
1、现场测绘（前期已完成）、地勘、勘界、提资设计要求；
2、接入系统报告编制并上会评审；
3、出施工总图蓝图；
4、各专业进行图纸绘制（结构、土建、电气等）；
5、出各产品技术规范书（做为设备采购招标依据）；
6、和各厂家签订技术协议；
7、现场技术交底、图纸会审；
8、送出线路初设评审上会出电网意见；
四、项目实施建设
1、物资招标采购
2、发电区建设工作：
1）基础浇筑
2）支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装；
3）逆变室、箱变基础建设；
4）箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验
5）电气连接及电缆敷设（组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间）、全场接地制作焊接、发电区道路建设；
3、生活区工作：
所有房建建设（SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地）等；
所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接（SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、配电屏、综自保护、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头）等。
4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调和地调的调度调试等；
5、所有设备的电缆敷设连接并做实验，电缆敷设过程中需要注意的事项如下：
5.1：电缆敷设按照型号相同进行，没敷设一条，在电缆两端挂其相对应的电缆牌。
5.2：电缆预留长度满足接线要求即可，过长过短都是不适宜的。
5.3：电缆应从电缆盘上导出不应使电缆在支架上或与地面摩擦拖拉，防止各种刮伤电缆的可能性。
5.4：电缆在电缆井和电缆沟上固定，要统一绑扎材料，确保美观。
6、电力建设工程质量监督站验收（消缺并闭环）；
7、省电力建设调试所安评、技术监督验收（消缺并闭环）；
8、当地消防大队验收并出具报告；
9、电网公司验收（消缺并闭环）；
10、电站调试方案（电力公司审核）；施工过程中，需办理下列手续：
（一）接入系统带电前要需具备的条件
1、发改委备案文件、上网电价文件、可研报告
2、接入系统审查批复文件（国家电网公司、省电力公司接入系统文件）
3、公司营业执照复印件（正本、副本）
4、公司税务登记证（国税、地税）
5、公司组织机构代码证
6、系统主接线图
（二）升压站返送电流程和具备的条件
1、给省电力公司申请返送电文件。（风电机组及光伏电站机组合并上报）
2、给交易中心上报接网技术条件。（按照公司接入系统要求及反措要求上报）
3、并网原则协议签订。（与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心）
4、省调下达的调度设备命名及编号。
5、省调下达的调管设备范围划分。
6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。
7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。（确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式）（原则上执行当地大宗工业用电电价）
8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。（必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等）。
9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告（报告原件）。（风电机组及光伏电站机组合并上报）
10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。（风电机组及光伏电站机组合并上报）
11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。
12、应出具消防部门验收意见。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。
13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。
14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。
（三）并网流程或具备的条件
1、工程质检报告
2、安评报告
3、技术监督报告
4、消防验收意见
5、电力公司验收报告
6、针对各检查报告提出问题的整改报告
7、《供用电合同》（是否有新的变化，若有变化须重新签订）
8、针对上述“四个协议（或合同）、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。
9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。
10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。
11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。（风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间）
12、生产验收交接书（施工单位与业主签订）
13、涉网试验完成并满足电网要求
14、电价批复文件
光伏电站建设 篇6
一、光伏电站工程项目强化管理的必要性
随着资源节约型和环境友好型发展理念的不断深入, 光伏电站工程项目的建设性意义日益凸显。光伏电站工程属国家的绿色能源工程项目, 其发电系统的运作流程是将太阳的光能转变为电能, 并通过电网输送电力[1]。该技术具有以下四点优越性:第一, 电站无能源枯竭隐患;第二, 太阳能转化过程环保、稳定;第三, 电站建设的区域选择以光能资源为基础, 受约束性较少;第四, 由于太阳能光伏发电系统在并网方式上具有灵活性和动态性, 在太阳能芯片的数据追踪方面具有精确性和快速性, 因此可有效降低系统运行的能量消耗。同时, 我国人口基数大、工程项目多, 在社会发展过程中能源消耗量大, 对能源的节约与资源的保护提出了更高的要求。
二、光伏电站工程项目强化管理的措施
㈠注重项目设计管理, 促进效益最大化太阳能光伏发电站的发电性能与其项目设计的合理性具有高度联系性, 原因在于:第一, 太阳能光伏发电系统的发电方式属于敏感型发电 (当阳光的照射角满足大于15瓦/平方米~20瓦/平方米条件时系统自动进入发电模式) , 因此相比热动力发电方式, 光伏电站在工作时间上相对较长, 对电站周边的气象环境提出了一定要求;第二, 由于太阳能光伏芯片具有温度效应, 芯片表面的升温会导致芯片峰值期的功率损失增加, 造成输出功率额外损耗, 因此在设计中需计算最佳倾斜角度;第三, 太阳能光伏芯片的表面洁净度对光电转换效率有一定影响, 清洁度降低会造成静电现象增多, 因此在选择建设区域时应注重区域天气对芯片表面污染度的调研[2]。光伏电站项目的设计, 首先在于对区域气象环境参数的检测, 通过使用环境检测仪器等气象环境设备, 在光伏电站的长时间运行期间对特殊的气候进行参数追踪、记录和分析, 发挥气象预报的作用, 降低外部环境对设备的安全威胁系数;其次, 项目的芯片倾斜角设计中, 需要考虑地理位置的选择和计算该区域内的辐射数值, 并根据太阳的高度角设计太阳能光伏芯片的倾斜角度, 提高光电转换工作的节能性和效率性;最后, 在项目设计前期应考虑该地区气候的污染指标, 根据污染参数报表对芯片进行清洁, 从而保持芯片表面的洁净度, 减少静电效应的产生, 保障发电系统的运作效率。通过对项目设计环节的强化管理, 实现工程建设项目效益最大化。
㈡深化运营成本管理, 增强市场竞争力工程项目的成本管理是在保持经营效益的前提下减少人力、物力、财力等成本的消耗。在光伏电站工程建设项目中, 成本主要内容有电站的施工范围、电站软硬件设施的建成质量、施工建设所需的资源价格 (包括太阳能光伏芯片、光伏并网的逆变装置、恒流变压装置等发电系统的设备购入价格, 以及钢筋、水泥等施工原材料价格) 、电站工程的工期长短。在电站系统管理机制下, 内部员工的执行效果对电站工程项目的运营成本也会造成一定的影响[3]。对施工项目进行成本管理是施工企业盈利活动的关键, 因此, 对项目建设的运营成本进行合理的估算、分配和投入可以全面提高项目的市场竞争力。以施工建设中的资源价格管理为例, 根据材料的差异, 对太阳能光伏芯片的选择可分为晶硅型太阳能芯片、多元化合物的薄膜型太阳能芯片、有机光伏芯片以及多层修饰下的聚合物电极光伏芯片。其中, 晶硅型太阳能芯片与多元化何物的薄膜型芯片的发展较为成熟。晶硅芯片分为单晶硅芯片与双晶硅芯片, 具有性能稳定、光电转换效率高的特点, 多晶硅芯片的能源转化率略低于单晶硅芯片, 但能量消耗相对较少, 综合成本低。多元化合物的薄膜型太阳能芯片由非晶硅颗粒构成, 生产过程简易, 产品成本低, 同时由于单晶硅材料的见光衰减效应, 在运用过程中存在不稳定性。通过对两种施工材料的特性比对分析, 项目建设方在对光伏电站进行成本管理时可围绕材料的差异性进行合理的购置预算和使用配置。
㈢加强电站设施维护, 提升工程可靠性光伏电站的软硬件运作是一套具有一定复杂性和高度关联性的运行体系, 对其硬件设备和软件环境进行维护, 是保证工程安全与稳定的重要工作内容。光伏发电站的硬件设施维护项目包括对并网逆变装置、交流配电线路、配电柜、功率控制装置的维护, 对光伏发电部件组的清洁和检修。对软件环境的维护内容包括数据传送系统的更新和改进。同时, 还需对光伏电站技术人员进行技能培训和考核, 提升专业素质, 从而为电站系统运行提供多方面多层次的保障。维护的目标主要在于提升系统经济效益的合理性、保证设备及技术的先进性、增加发电站的安全适用性等[4]。电站设施的维护可以有效延长光伏电站的使用寿命, 保障电站各设施的正常运行。一是在对并网逆变装置等设备进行维护过程中, 除了常规的零部件保养工作外, 还需对蓄电池进行科学充电, 维持其正常的电能存储量;同时, 对ADC (模数转换器) 中的数字信号转换效果进行测评, 保证其参数精确度;另外, 定期对数据传感器的灵敏性进行测试与维护, 提高数据传输的正常作业。二是注重保持光伏芯片部件组的表面清洁和日常检查, 及时对出现问题的部件组进行维修或更换。在软件环境维护方面注重对发电站的通信系统、数据库系统进行更新和维护, 及时修补系统漏洞。通过对设施进行整体维护, 提升工程的可靠性。
三、结语
太阳能光伏发电站具有节能性和效益性的双重特性, 对提升社会发展的可持续性具有重要作用, 适应世界节能环保产业发展要求, 是先进的现代化发电系统。通过对该项目工程进行强化管理, 可有效提升发电站的光电转化效果, 提高其社会效益回馈, 促进我国资源节约型和环境友好型社会的建设。
参考文献
[1]李华侨.对太阳能光伏发电技术的研究[J].低碳世界, 2013, (22) .
[2]沈重.对太阳能光伏电站设计影响因素的分析[J].黑龙江科学, 2013, (10) .
[3]马继文.浅谈光伏电站建设项目的成本管理[J].管理观察, 2013, (24) .
光伏电站建设 篇7
光伏发电作为一种新兴的绿色能源, 近几年来在国内外都有了较快的发展。国内也有部分高职院校开设了光伏相关专业, 但目前这些专业大多侧重于光伏产业链的中上游, 即光伏电池、组件及其材料的加工和制作, 而光伏电站施工与调试课程的探索和实践相对较少。下文拟对光伏电站施工与调试课程建设的探索和实践进行总结。
1 明确课程目标, 寻求课程特色
光伏电站施工与调试是光伏应用技术专业的一门职业能力核心课程, 主要内容是各类光伏电站的施工和调试, 具有很强的操作性。本课程总课时96学时, 其中理论课40课时, 实践课56课时。通过本课程的理论教学和实践训练, 学生除掌握光伏电站施工的必要的基础理论和知识外, 还要具备光伏电站的施工和调试的能力, 以达到培养高技能人才的目的。
光伏电站施工与调试是一门实践性很强的课程, 在课程的整体教学设计上, 为了更好的与实践相结合, 锻炼学生的动手能力, 本课程采用了项目式教学, 在项目的选取上充分利用学校和地方资源, 采用的项目和课程分配如表1所示。三个项目分别涵盖了离网、分布式和集中式三种类型的光伏电站, 同时安装地点包含了地面和屋顶两种安装量最大的地点。通过三个项目的学习和实践, 学生能够基本掌握各种光伏电站的施工和调试。
2 基于工作过程的教学内容
本课程的内容完全根据实际光伏电站的工作过程来设置, 项目一的教学内容如表2所示, 根据离网光伏电站施工的过程将项目分为离网光伏电站施工准备、离网光伏电站基建施工、离网光伏电站电气设备安装和离网光伏电站调试四个子项目和施工技术准备、施工材料准备等12个教学单元, 每个教学单元又根据实际工作过程分成2~3个教学任务。如施工技术准备教学单元设置了施工现场考察、施工图纸识读和施工图纸会审三个教学任务。
3 教学做一体化
本课程采用教学做一体化的教学方法, 本课程采用的三个项目均是现实中的光伏电站, 为本课程实施教学做一体化教学提供了保障。如任务组件的安装, 首先, 利用图片向学生介绍光伏组件的形状和规格, 然后, 利用视频向学生演示组件的安装过程, 同时讲解组件安装时的要求和方法, 接下来让学生分组开始安装组件, 最后, 对学生安装的过程进行点评, 并总结组件安装的要点。
4 实训基地建设与校企合作
本课程的实训基地包括理学校的工南楼2KW离网光伏电站、机电大楼屋顶100KW分布式光伏电站和浙江中硅电子科技有限公司2.9MW集中式光伏电站, 很好的满足了本课程的实践教学。
同时我们还与浙江中硅电子科技有限公司共同开发光伏电站施工与调试校企合作开发课程, 浙江中硅电子科技有限公司拥有光伏电站施工队伍, 可以为本课程的实践教学提供案例和素材, 企业的工程师为学生进行实践课的指导, 同时, 还可以为学生提供光伏电站施工和调试的“实战”机会。
5 结束语
经过三年时间的课程建设和教学实践改革, 光伏电站施工与调试课程已经批准为第二批校企合作开发课程, 公开出版了教材, 并建立了教学网站。当然, 作为一门新兴课程, 还有很多需要探索和完善的地方, 我们将继续进行课程的建设的探索和实践。
参考文献
[1]戴士弘.高职教改课程教学设计案例集[M].清华大学出版社, 2007.
[2]范继魏.《电子交易》课程教学改革探索[J].科技信息, 2013, 1.
[3]商义叶.关于高职《机械制图二维三维一体化》教学改革初探[J].科技信息, 2013, 1.
[4]祝种谷.项目化教学在高职《C语言程序设计》课程中的应用[J].科技信息, 2013, 4.
光伏电站并网技术问题探析 篇8
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9
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10
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