分布式光伏发电站

分布式光伏发电站（精选12篇）

分布式光伏发电站 篇1

本文引用格式:郑丽平, 匡洪海, 丁晓薇, 等.发展分布式光伏发电面临的问题[J].新型工业化, 2016, 6 (9) :18-26.

Citation:ZHENG Li-ping, KUANG Hong-hai, DING Xiao-wei, et al.The Problems of Developing Distributed Photovoltaic Generation[J].The Journal of New Industrialization, 2016, 6 (9) :18-26.

0 引言

我国是世界最大能源生产国和消费国, 传统能源生产和消费模式已难以适应当前形势。在倡导建设资源节约型、环境友好型社会的同时, 推动分布式能源革命势在必行、刻不容缓。从太阳能发电的优点来看[1], 发展分布式光伏发电是节能减排的重要途径之一。

我国有76%的国土光照充沛, 光能资源分布较为均匀, 全年辐射总量为917~2333k Wh/m2, 理论总储量为147×108GWh/a, 资源优势明显[2]。因此, 分布式光伏发电[3]终将成为集中供电不可或缺的重要补充。

本文简要概述我国分布式光伏发电的发展现状和分布式光伏发电系统存在的问题, 介绍分布式光伏发电并网对电力系统电压稳定性影响的研究现状。最后指出分布式光伏发电的应用前景。

1 我国分布式光伏发电发展现状

当前, 我国光伏产业的发展面临巨大挑战[4], 尤其是在我国光伏产品经历欧债危机和遭遇欧美的“双反”之后, 光伏产品在国外市场持续低迷。国家为了推动光伏发电产业持续健康发展, 出台一系列支持、鼓励太阳能光伏发电的政策。

2009年, 我国启动了“金太阳”工程和光电建筑示范项目[5], 中国的分布式光伏发电得到了迅速推广。

2015年11月, 中电国际首个分布式光伏发电项目——洛阳一拖6MWP分布式光伏发电项目实现了“自发自用, 余电上网”的分布式光伏发电模式, 这对分布式光伏发电的推广起到积极的作用。

我国分布式光伏发电虽然比日本、美国、欧洲等发达国家起步得晚, 但是在相关政策的激励下, 我国分布式光伏发电发展的新阶段即将到来。2010年, 全球太阳能电池年产量1600万千瓦, 而我国光伏电池产量达1000万千瓦[6]。虽然我国光伏发电总装机容量大, 但分布式光伏发电所占比例却非常小。根据国家能源局最新公布数据, 到2015年6月底, 全国光伏发电装机容量达到3578万千瓦, 其中, 光伏电站3007万千瓦, 而分布式光伏发电只占总装机容量的16%不到。1-6月全国新增光伏发电装机容量773万千瓦, 其中, 新增分布式光伏装机容量只有104万千瓦。

2 分布式光伏发电系统存在的问题

分布式光伏发电环保效益突出, 是我国现在乃至未来重点推广发展的电力生产方式之一。近年来, 光伏发电技术发展迅速, 加上政府大力推出相关政策, 使光伏发电不断从大规模集中开发向分布式模式发展。但是, 在分布式光伏发电推广的过程中还存在一系列问题, 使光伏产能利用率并不高。

2.1 分布式光伏发电系统应用面临的问题

一是资源问题。屋顶资源是目前分布式光伏发电发展面临的主要问题之一。中国屋顶资源虽多, 但满足面积大、结构好、承重强的优质屋顶资源稀少。由于屋顶的承重和结构都是预先设计好的, 所以不是所有的屋顶都符合电量自发自用90%以上的条件, 这也阻碍了家庭分布式光伏的推广。

二是项目融资问题。一方面, 在实际操作过程中, 企业普遍存在对电站分享收益积极性不高、怕麻烦的心态, 且企业继存的问题导致屋顶光伏发电系统存在一定的不确定性, 也在很大程度上影响了投资者的信心。很多企业内部程序多、手续复杂, 这也导致分布式光伏电站建设的推进速度缓慢。另一方面, 对投资者而言, 开发分布式光伏发电收益风险较大。在“脱硫标杆上网电价+补贴”模式下[7], 如果用户的用电需求出现萎缩, 发电方只能选择余电上网, 那么其整体收益会大大缩水。构建长期、稳定、低成本的融资渠道是分布式光伏发电发展壮大的重要前提, 投资和收益的不成比例使得融资一直缺乏吸引力。

三是政策问题[7]。尽管近年来国家多次对分布式光伏发电给予政策支持, 部分地方政府也出台了各自的补贴政策, 但由于审批程序繁琐、度电补贴政策不明朗、监管不力、自有屋顶产权较少等因素, 分布式光伏电站仍未能得到很好的推广应用。

2.2 分布式光伏发电系统并网对公网的影响

光伏发电系统可分为离网型和并网型[8], 不同的并网方式对公网的影响各不相同。离网型的分布式光伏发电对公网没有影响;并网型的分布式光伏发电会造成电压波动。并网且向电网输送功率的并网方式, 还会影响继电保护的配置。以下主要分析并网型分布式光伏系统对公网的影响。

一是对电网规划的影响。分布式光伏发电系统并网后会加大了其所在区域的负荷预测难度。分布式电源的接入改变了既有的负荷增长模式, 这不仅使配电网的改造和管理变得更为复杂, 还给电网的规划设计带来不利的影响。

二是对电能质量的影响[9,10]。分布式光伏发电的接入改变了馈线上的电压分布, 由于接入的电源点比较分散, 规模又比较小, 这在很大程度上加大了电源协调控制的困难, 对电网的电压稳定和频率安全等方面都造成了一定的影响[9]。通过逆变器[9]接入电网的分布式光伏发电系统的开停机以及发电站补偿电容器投切都会对电网带来谐波污染, 进而影响电能质量。在分布式光伏发电系统并网接入后, 电网的电压波动与闪变次数增加, 常规电源对电网的调控能力也会相应减弱, 这对于电网的安全稳定运行控制是极为不利的。

三是对继电保护的影响。我国当前的电网大多为单电源放射状结构, 多采用速断、限时速断保护形式, 不具备方向性。分布式电源并网后, 其注入功率会使继电保护范围缩小, 降低电网正常运行的可靠性, 在其他并联分支故障时, 会导致安装在分布式光伏发电上的继电保护发生误动作。

四是孤岛故障。孤岛故障[11,12,13]会对电网的运行造成许多的危害, 首先是危及电力线路维护人员的生命安全, 其次是在一些特殊情况下断开供电时会损坏用电设备, 在电网恢复供电瞬间并网发电系统电压的相位与电网电压相位不同步而产生强大的电流冲击。

3 分布式光伏发电并网系统电压稳定性研究现状

电压是衡量电网电能质量的重要指标, 因此, 改善光伏发电并网系统电压的稳定性是光伏发电系统研究的主流。目前, 分布式光伏发电并网系统电压稳定性研究现状如下:

文献[14]根据光辐射和光伏输出的关系搭建了光伏出力的数学模型, 再根据日辐射曲线描述光伏发电系统一天的出力情况。通过日辐射曲线来计算一天的动态潮流。最后指出光伏容量受限是由于光伏接入点电压升高。

文献[15]研究了分布式光伏发电并网在注入有功基础上进行相应无功补偿, 在考虑光伏发电有功功率对线路电压分布的变化的同时考虑光伏发电注入功率与无功补偿对配电网电压变化影响;在考虑网络损耗对光伏的接入位置、注入容量的同时研究网络损耗与电压值对分布式光伏发电并网影响规律。改进后的理论应用于实践中, 大幅度提高了线路各节点电压, 改善了电压质量。文献[16]分析了光伏分布式电源接入配电网后, 配电网对其接纳能力及光伏并网后对配电网电压降落的影响。并结合实际情况通过计算来选择光伏接入配电网的最优位置。

文献[17]运用PSCAD软件构建了一个分布式光伏发电系统仿真模型, 分析了负荷增加、光照强度突降、环境温度增大以及负荷母线发生短路故障等扰动对负荷电压稳定性的影响。并指出, 当负荷电压接近电压稳定限定值正常运行时, 光照强度突降会使负荷母线电压失去稳定;温度变化对负荷电压的影响甚微;短路故障消除后负荷母线电压则能够快速得到恢复, 不会导致电压失稳。文献[18]考虑了天气类型、大气温度和太阳辐射强度等因素的影响, 对光伏发电系统的短期输出功率预测进行了探索研究。并基于现有预测模型成果, 提出了一种改进预测方法。

文献[19]根据广义负载概念建立光伏发电并网系统电路模型, 研究结果表明电压波动与广义负载功率波动、功率因数、接入配电网电压等级的关系较大, 并指出提高电压稳定性的方法。

文献[20]基于MATLAB软件搭建了单级式并网光伏发电系统与TCR+FC型静止无功补偿器模型, 通过设置电网侧发生各种类型故障, 仿真分析比较静止无功补偿器投入前后故障点暂态电压恢复特性, 以此来增加并网光伏发电系统连接地区电网暂态电压的稳定性。文献[21-22]提出了通过改善系统结构, 加强系统联系, 以提高电压稳定性的措施。

基于以上研究现状, 指出通过提高并稳定光伏发电并网点负载功率因数来改善分布式光伏发电并网系统运行效果。并且需要在光伏并网系统中增加储能元件来保证系统电压的稳定性, 以达到持续稳定地输出电能。考虑釆取无功电压控制方法来改善并网点的电压稳定性, 以提高电网接纳光伏能力。基于文献[20]提出的采用TCR+FC型静止无功补偿器的方法, 考虑采用TCPC (并联补偿) 的无功补偿技术来改善光伏并网系统电压稳定性, 并将与SVC补偿法作出比较。

4 结语

随着传统能源消耗量的迅速增加以及环境污染问题日趋严重, 充分利用太阳能发电是可持续发展的重要措施。虽然分布式光伏发电并网系统还存在一些问题, 但是分布式电源技术日趋成熟, 国家政策大力支持, 分布式光伏发电的应用范围在不断的扩大。从长远的发展角度来看, 分布式光伏发电作为集中供电不可或缺的重要补充, 必将成为我国未来能源领域的一个重要发展方向。

摘要：在煤炭资源紧缺的时代, 开发和利用环保、可再生资源是未来社会持续发展的基本要求。分布式光伏发电作为一种新型的能源, 在未来它的发展前景光明。本文简要概述了我国分布式光伏发电的发展现状, 总结了分布式光伏发电系统存在的问题, 重点介绍了分布式光伏发电并网对电力系统电压稳定性影响的研究现状。最后阐述了分布式光伏发电的应用前景, 为分布式光伏电源并网提供了参考。

关键词：分布式光伏发电系统,并网,电力系统

分布式光伏发电站 篇2

最新的分布式光伏发电补贴政策在国内部分地区相继出台，其补贴力度超过业内预期。其中嘉兴光伏产业园对建成的分布式项目给予每度电2.8元的补贴，在行业上下引起震动。在嘉兴之后江西、安徽等地关于个人分布式光伏电站补贴政策也先后出炉。新能源行业分析师认为，分布式光伏发电政策力度超预期，将有利于分布式光伏电站市场加速发展。6月18日举行的“2013长三角嘉兴投资贸易洽谈会暨嘉兴太阳能光伏产业投资推介会”上传出，嘉兴光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电2.8元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。“平均下来，三年半就可以收回成本。”业内人士戏称，这下全国人民都要去嘉兴建分布式电站了。

除了嘉兴光伏产业园，桐乡市出台的《关于鼓励光伏发电示范项目建设的政策意见(试行)》给予的补贴同样丰厚。桐乡市提出对装机容量0.1兆瓦以上的示范工程项目实行“一奖双补”。首先给予投资奖励，即对实施项目按装机容量给予每瓦1.5元的一次性奖励;其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按0.3元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予0.2元/千瓦时标准补贴;此外桐乡市还鼓励屋顶资源出租，对出租方按实际使用面积给予一次性30元/平方米的补助。

江西省则以实施屋顶光伏发电示范工程的形式给予专项资金补助。补助标准考虑国家政策、光伏组件市场价格等因素逐年调整，一期工程将补贴4元/峰瓦，二期工程暂定3元/峰瓦。居民自建屋顶光伏发电示范工程将获得4000元左右的补贴。

新能源行业资深分析师表示，各省市补贴标准普遍在国家补贴的基础上给予0.25-0.3元/度的补贴。国家层面期限长达20年的补贴方案也将很快出炉，预计为0.45元/度。国务院常务会议关于加快光伏行业健康发展的六项措施中已经明确要求全额收购光伏发电量，再加上补贴力度较大，将带动个人投资屋顶光伏发电项目的积极性。从而能消化掉部分过剩产能，曲线驰援国内光伏制造行业。

已知的出台地方性分布式光伏发电补贴的地域有：

嘉兴：光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电2.8元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。

桐乡：对装机容量0.1兆瓦以上的示范工程施项目按装机容量给予每瓦1.5元的一次性奖励；其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按0.3元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予0.2元/千瓦时标准补贴。

分布式光伏发电储能问题的研究 篇3

【关键词】分布式光伏发电 储能 比较 发展方向

一、引言

在目前众多可再生能源与新能源技术开发中，潜力最大、最具开发价值的是太阳能、风能等分布式能源。太阳能是人类取之不尽、用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性，绝对的安全性，相对的广泛性，确实的长寿命和免维护性，资源的充足性及潜在的经济性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。并网光伏发电是光伏发电的总趋势，并网光伏发电主要应用于荒漠的光伏电站和城镇的与建筑结合的城市化规模光伏发电，其中，城镇的与建筑结合的城市化规模光伏发电，即分布式光伏发电，将是未来城市建设与能源供给的一个重要途径。

但是技术和政策两方面的因素严重影响了并网式光伏发电的发展。为解决光伏并网在技术和政策上的问题，发展储能技术成了一个现实可行的办法。

二、国外储能市场快速崛起

随着各国对于光伏发电进行巨额补助，光伏上网电价与成本差距不断缩小，分散储能系统对于终端客户来说越来越重要。

目前，在光伏发电领域存储和消纳已经成为行业主要议题。以日本为例，2011年日本3.11福岛核事故以后，日本政府采取了“去核化”政策，日本核电逐步退出市场，而市场的反应是日本家用蓄电系统需求量快速上升。随着分布式光伏系统、屋顶系统及光伏农场的角色越来越重要，从2012年3月30日起，日本经济产业省对容量1kWh以上的蓄电系统给予1/3 的补贴，补助政策将在2013年底或支付额达到预算的 210 亿日元时截止。其市场规模到2020 年将达 450 亿日元，是 2010 年的 563 倍。

利用储能装置的蓄水池作用，将光伏发电的电能储存起来，再经过处理并入电网，既解决了光伏发电并网波动性的难题，提高了电能质量，也可以促进相关产业的发展。

三、中国储能市场快速跟进

近两年，储能在中国市场的热点应用集中体现在分布式发电及微网、风电场、光伏电站储能和电动汽车领域。

随着分布式光伏暂行办法、解决无电地区人口用电问题等政策的出台，国家开展了一系列的分布式微网项目，如西藏阿里光伏储能项目、青海玉树分布式光水蓄互补系统、东福山岛风光储柴项目、南麂岛微网项目等。储能在该领域的迅速发展，既是偏远地区无电人口用电问题亟须解决的迫切市场需求，也是中国政府产业政策推动的结果。

用户端“光伏+储能”的模式也是近两年的热点，用户可以实现能源的自给自足，削减电费，同时还可用作应急电源。该模式在日本和德国的市场比较成熟，比亚迪、力神等国内厂商的产品也成功打入了这两个海外市场。

储能在风电场和光伏电站领域的应用，主要体现在降低高比例可再生能源并网的不稳定性，提高可再生能源发电的利用小时数，有效解决严重的“弃风”“弃光”问题。

国家关于储能产业发展规划正在逐步建立中，应用示范的财政补贴也在逐步推进中。虽然还有许多问题有待解决，但在政府政策的支持下，在储能厂商、电力系统和有关科研院所的共同努力下，中国储能产业将得到持续不断的发展。

四、储能技术的比较

（一）磷酸铁锂电池

磷酸铁锂电池，是指用磷酸铁锂作为正极材料的锂离子电池。磷酸铁锂电池具有八大优势：安全性能好、使用寿命长、高温性能好、大容量、无记忆效应、重量轻、环保以及适用于动力电池。

（二）钒电池

一般称为氧化还原液流电池，是一种正在积极研制开发的新型大容量电化学储能装置，正负极全使用钒盐溶液的称为全钒液流电池，简称钒电池。

作为当前储能的首选技术之一，全钒液流电池储能系统安全性高，在常温常压下运行时，电池系统产生的热量能够通过电解质溶液有效排出，再通过热交换排至系统之外；而且电解质溶液为不燃烧、不爆炸的水溶液，系统运行安全性高。

（三）飞轮储能

飞轮储能根据不同方式有很多应用，应用最广泛的是直接储存动能并应用动能，比如单冲程柴油机的飞轮。目前，尖端研究的方向是飞轮储存功能并转化为电能应用。飞轮储能装置与超级电容、电池等储能装置比较，其能量密度最大，但是功率密度比介于二者之间；超级电容的能量密度最小，功率密度最大；电池的能量密度介于二者之间，功率密度最小。同时，飞轮是纯物理储能，稳定可靠，对使用环境（温度、压力等）的要求低，然而它是三者中最昂贵的储能方式。

五、分布式能源储能的发展方向

基于对分布式能源特点和储能方式的研究，大规模分布式光伏发电储能设备必须满足三个基本要求：高安全性、生命周期性价比高及环境友好。

无论是化学电池储能方式还是纯物理储能，各有其优劣点。但是结合分布式光伏发电的特点，例如光伏发电系统受季节和日照高度影响，其生产的电能波动性很大，受整流和逆变的影响，电能质量不高，这就要求相关储能设备具有良好的可适应性、较长的循环使用寿命。钒电池与其他储能技术相比，全钒液流电池储能技术具有使用寿命长、环境友好、可以大规模发展、安全可靠等突出的优势，成为规模储能的首选技术之一，将在光伏储能领域具有广泛利用价值。

【参考文献】

[1]黄健.我国屋顶阳光发电的政策研究[D].杭州：浙江工业大学，2012.

[2]李芬，陈正洪，成驰，等.武汉并网光伏电站性能与气象因子关系研究[J].太阳能学报，2012，33（08）：1386-1391.

[3]金强，史梓男，李敬如，等.光伏发电项目的国民经济评价[J].电力建设，2013，34（11）：87-90.

分布式并网光伏发电系统设计 篇4

近年来, 化石能源短缺和生态环境恶化受到了全球持续关注, 人们在不断探索研究绿色、环保、可再生新能源的开发和利用, 其中也包括太阳能。我国 在太阳能 光伏 (PV) 领域的研 究和利用也已经进入到快速发展的阶段。

华东地区由于人口稠密, 用地紧张, 建设大规 模太阳能 光伏发电场在经济上可行性较差, 因此本地区的太阳能光伏利用主要以在大型工业厂房、公共建筑等屋顶建设太阳能光伏发电站的形式出现。此类项目一般位于城市近郊或工业开发区, 装机容量通常为0.5~5 MW之间, 组件安装一般采用固定式, 并网采用0.4kV或10kV就近并网方式。现就此类项目的工程设计特殊要点进行一些总结和探讨。

1系统构成

屋顶太阳能光伏发电系统一般是由屋顶光伏组件阵列、光伏阵列汇流箱、直流配电柜、逆变器、低压交流柜、升压变压器、高压交流柜及电缆组 成的多级 汇流、逆变、升压、并 网系统组成。典型系统框架如图1所示。

光伏阵列汇流箱是一种具有将太阳能电池组件有序连接、汇流和防雷功能的接线装置。该装置能够保障光伏系统在 维护、检查时易于分离电路, 当光伏组件发生故障时尽量减少 退出系统运行的组件数量, 是光伏发电系统直流侧的一次汇流设备。光伏阵列汇流箱 在屋顶光 伏组件方 阵场就地 室外安装。光伏组件阵列通过汇流箱在室外进行汇流后, 经电缆接至机房的直流配电柜进行二次汇流。直流配电柜将二次汇流后 的直流电能经电缆送至并网逆变器, 经并网逆变器转变为与交流电网同频率、同相位的正弦波电流, 再经升压后馈入电网, 实现并网发电功能。

2光伏组件的安装

光伏组件是由若干块晶 硅电池或 薄膜电池 封装组成, 安装在建筑物屋顶接受太阳辐射并将其转换为电能的器件。受材料科学技术限制, 太阳能电池的转换效率要提高1%~2%非常困难, 所以光伏组件 的安装对 系统效率 的提高显 得尤其重要。

光伏组件的安装要根据工程所在地 的经纬度、地 形、建筑朝向等因素因地制宜, 使组件尽可能多地接受阳光辐射。

光伏组件的安装主要需确定安装倾角及安装间距。

2.1光伏组件的安装倾角

由于地球的赤道面和黄道面存在夹角, 一年内太阳直射点在南、北回归线之间变化, 同一地点不同季节受到最大阳 光辐射的角度也会随之变化。因此, 要使光伏组件平面上全年接受最大阳光辐射量, 光伏组件安装倾角不能简单地等于当地纬度值, 也不能以水平面上太阳辐射最低月份 (北半球通常是12月) 得到最大 太阳辐射量所对应的角度作为组件的倾角, 因为这样在夏天时, 组件平面上受到的太阳辐射量会被大大削弱。

光伏组件的安 装倾角应 根据当地不同倾角 平面上全 年平均太 阳辐射量来确定。

根据中国国家 气象中心 发布的1981—2000年《中国气象辐射资料年册》统计整理, 我国部分 地区光伏 组件的最佳安装倾角如表1所示。

表1中的φ是当地纬 度;β是并网光伏组件的 最佳安装 倾角;HT是方组件表面上全年平均辐射量。

2.2光伏组件的安装间距

分布式光伏发电系统由于受场地限制, 一般需要分前后几排安装光伏组件。此时必须在前后排组件之间保持一定 的距离。组件方阵前后排之间的距离应保证全年最不利日 (即冬至日) 当地时间09:00—15:00时段内互不遮挡阳光。

图2为2排组件之间最小距离示意图。

L—组件长度D—2排组件之间的距离H—遮挡物高度β—组件安装倾角αs—太阳高度角γs—太阳方位角r—太阳入射线水平面上投射在前后排组件之间的长度

由图2所示, 根据几何 关系可知, 2排组件之 间的最小 距离为:

因此, 只要知道工程所在地的纬度, 并确定了 组件的安 装倾角, 就可通过上式算出2排组件之间的最小安装间距。

3直流侧线路压降的控制

光伏组件接受阳光辐射 产生的直 流电能, 需经过2级汇流送至逆变器转化为 交流电能, 从屋顶光 伏组件至 逆变器一般采用电缆连接。根据《民 用建筑太 阳能光伏 系统应用 技术规范》 (JGJ203—2010) 的要求, 直流侧线 路损耗应 控制在2%以内。

要控制直流线路的损耗, 可以从2个方面采 取措施:尽量减小从光伏组件至逆变器的线路长度;适当增大电缆截 面, 减小压降。

3.1减小从光伏组件至逆变器的线路长度

需分析项目总平面的布置。由于每幢 建筑的屋 顶面积有限, 光伏组件往往会安装在多幢建筑物的屋顶, 如果逆变 器集中安装在配电房内, 需考虑配电房至各建筑物之间线路路径应尽量控制到最小。如果条件允许, 逆变器也可以就近安装在各建筑物顶层的房间内。

3.2适当增大电缆截面

由于各级汇流装置的存在, 需将光伏 组件之间 的连接线、组件至汇流箱、汇流箱至直流配电柜、直流配电柜 至逆变器 之间的各段电缆分别计算压降, 再将各段压降相加。选取合适的各段电缆截面规格, 使各段线路压降之和控制在2%以下。

直流线路电压损失计算公式为:

式中, Δu%为线路电压损失百分数;R′0为线路单位长度的电阻 (Ω/km) ;P为线路输送的直流功率 (kW) ;l为线路长度 (km) ;Unph为计算线路传输的直流电压 (kV) 。

4防雷及浪涌保护

分布式光伏发电系统的光伏组件安装在建筑屋面, 一般都已经装有完善的屋顶防雷系统。设计光伏组件时应采用 滚球法复核屋面原有防雷系统是否能保护全部光伏组件, 如果有部分光伏组件位于屋面防雷系统保护范围之外, 应加装适当的避雷装置, 并与原有避雷装置连接。

光伏组件的外框、支架、紧固件等金属 材料要采 取等电位连接措施, 每排 (列) 金属构件均可靠连接, 且与建筑物屋顶避雷装置有不少于2点可靠连接。

现场汇流箱、直流配电柜内汇流母线上应安装符合Ⅰ级分类试验要求的浪涌保护器 (SPD) , 该SPD的标称放电电流应不低于20kA (10/350μs波形) , 持续运行电压不低于1.15U0 (U0为所连接光伏组件串联后的最大开路电压) 。

5开关站及其他

由于分布式并网光伏发电系统一般安装在已 建成的厂 区或建筑群内, 因此光伏系统的开关站设计往往因规划、用地 等原因而做出牺牲, 有时甚至只能在厂区角落处设计开关站。这时需要平衡工厂总平面布置和线路敷设等因素, 必要时可与建筑业主协商, 在已建成 的建筑物 内划出一 部分面积 设计开关站。开关站的布置原则应满足《10kV及以下变电所设计规范》和《低压配电设计规范》要求。

由于逆变器的转换效率一般在96%~98%, 损耗部分的能量以热能的形式排放到逆变器室内, 因此在较大装机容量的光伏系统, 尤其是逆变器集中安装时, 应特别注意逆变器室的 空调通风设计。

6存在问题及建议

直流侧的汇流箱、直流配电柜各回路进出线均安装有短路保护电器, 且按照规范短路保护电器整定值不低于回路标称短路电流的1.25倍。但根据太阳能电池的特 性曲线, 其短路电流为一个定值, 约为1.05倍额定电流。因此, 直流线路安装的短路保护电器实际上并不能实现短路保护的功能, 而仅仅是一个开关电器。并且一旦某一个回路发生短路, 由于短路电流不大, 运行人员很可能不能及时发现, 而使故障长期存在, 导致系统运行效率降低、光伏组件寿命缩短, 甚至扩大故障范围。

因此建议增设一套并网光伏电站电力监控系统, 用以监控交、直流侧设备及逆变器各进出线回路的各项电量, 采集运行数据, 尽早发现故障并定位和排除故障。

参考文献

[1]杨金焕, 于化丛, 葛亮.太阳能光伏发电应用技术[M].电子工业出版社, 2009

分布式光伏电站备案手续 篇5

根据国家能源局下发的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》(国能新能〔2013〕433号)，分布式光伏发电项目实行备案管理，其中不需要国家补贴资金的项目直接备案；需要国家补贴资金的项目在指导规模指标下达后方可备案。对个人利用自有住宅及在住宅区域建设的分布式光伏发电项目，由供电公司直接登记并于每月集中向当地能源主管部门备案。

由企业建设的分布式光伏发电项目需提供分布式光伏发电项目实施方案、项目建设场址合法性证明（建设规划许可、土地证、房产证等）、项目场址（屋顶等依托的建（构）筑物）租赁协议（采用合同能源管理方式）、项目合同能源管理协议和购售电协议（采用合同能源管理方式）、当地电网企业出具原则同意项目并入电网的函、建设管理部门或建筑设计单位出具的项目依托构筑物具备荷载条件的证明等支持性文件，要件齐全后报市能源主管部门进行备案。

分布式光伏发电站 篇6

【摘 要】分布式光伏发电是一种新型的，具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则，有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题，然而分布式光伏发电对如何保证电网安全提出了更高的要求。针对分布式光伏发电存在的问题提出了改善分布式光伏发电安全运行的技术措施，具有实际应用价值。

【关键词】光伏发电；问题；技术措施；研究

分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10（20）千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。分布式光伏发电具有资源分散、项目容量小、用户类型多样、发电出力具有波动性和间歇性等特点。

目前国家明确了分布式光伏发电项目接入系统典型设计共13个方案。其中，分布式光伏发电项目单点接入系统典型设计共8个方案，分布式光伏发电组合接入系统典型设计共5个方案。

1.分布式光伏发电存在的问题

近年来，为响应国家可再生能源发展战略，促进光伏产业发展，10千伏（20千伏）、380伏（220伏）分布式光伏发电项目陆续在全国建成并网运行。虽然这些分布式光伏发电项目配置了相应的安全保护自动装置，但是相应的运维管理和安全管理制度尚不健全，为有源配电网安全、稳定运行埋下隐患。

（1）作为新兴产业，受检测设备、检测水平及光伏发电特有的波动性、间隙性特征和部分电能质量超标指标等多方面条件制约，光伏发电项目入网前的测试与评估工作存在诸多薄弱环节。

（2）对分布式光伏发电并网的工作流程和要求进行了规定，对分布式光伏电站孤岛运行时存在向系统倒送电的安全风险提出了相关技术要求。但是，对投运后对分布式光伏电站安全自动装置的运行维护责任没有进行具体明确，对由于安全自动装置运维不到位、不能发挥应有功能而引起各类事故的安全责任没有进行具体明确规定。

（3）由于非计划性孤岛现象的不可预知性，孤岛运行的电网严重威胁电网设施运维人员已经用户的人身安全；同时，由于主网不能控制孤岛中的电压和频率，从而导致孤岛运行电网损坏供电范围内的公共配电设备和用户设备。

（4）随着国家对分布式光伏电源发电项目上网电价补贴政策的出台，分布式光伏电源发电项目将越来越多，配电网中的分布式电源点将越来越多，尤其是380伏接入的分布式光伏电站，该项目具有接入方式简单、便捷，价格便宜的特点，但大多数一线配电运维人员受专业知识限制，对该项目不太熟悉，对广大一线配电生产人员在日常运维、抢修工作存在极大的安全风险。

2.改善分布式光伏发电的技术措施

（1）修订完善《分布式光伏发电并网管理规定》，将管理职责章节中明确各级安全质量监督管理部门的职责，重点体现在出台各类针对分布式光伏电站并网的相关安全管理制度；参与审查分布式光伏电站接入方案，对接入方案中的安全自动装置配置方案和功能等进行审查等。

（2）明确对接入分布式光伏电站的配电网停电检修施工涉及的停电申请办理流程，特别是涉及380V分布式光伏电站产权分界点开关设备停电操作停电申请办理流程，重点是是否要在停电申请书上反映停电范围内分布式光伏电站的并网接入情况。另外，在各类设备操作流程及权限、安全措施设置要求等方面需进行明确。

（3）完善、改进现有防孤岛保护装置、安全自动装置及其控制策略，提高保护装置、安全自动装置可靠性，降低非计划性孤岛发生几率。分析、研究非计划性孤岛电网运行可能给人身、电网、设备造成的危害以及可能产生的安全风险；根据各类安全风险制定相应的预控措施、应对措施、危机处理措施或事故应急现场处置方案。

（4）供电企业和光伏电站均应加强相关管理人员、技术人员与运维人员的培训工作，制定培训计划，定期组织开展业务培训，学习与光伏项目有关的国家、行业或企业规章制度、方案、标准等知识，学习与光伏设备有关的现场运维管理、设备管理、检修管理、调度管理等知识，取得国家、行业或电力企业颁发的有效工作证件。

3.结语

分布式光伏发电系统屋面防水 篇7

关键词：分布式光伏发电系统,屋面,防水

分布式光伏发电特指在用户场地附近建设的光伏发电设施,运行方式以用户侧自发自用、余电上网, 且在配电网系统内平衡调节为特征。该系统设备包括:光伏组件、支架、逆变器、配电柜、计量表及双向电表等。

分布式光伏发电是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式,它倡导充分利用当地太阳能资源,减少石化能源消费,不仅能有效提高同等规模光伏电站的发电量,同时还有效解决了电力在升压及长途输运中的损耗问题。

目前,建在建筑物之上的光伏发电系统是一种应用广泛的分布式光伏发电系统,简称BMPV(Building Mounted Photovoltaic),涉及的建筑物包括民用建筑、公共建筑、工业建筑等一切可以承载光伏发电系统的建筑物。

BMPV又可以分 为BIPV(Building Integrated Photovoltaic)和BAPV(Building Attached Photovoltaic) 两种形式。

BIPV,是与建筑物同时设计、同时施工和安装, 并与建筑物形成完美结合的光伏发电系统,也称为“构建型”和“建材型”光伏建筑系统,是将光伏阵列作为建筑结构的功能部分,包括用光伏组件取代传统的屋面材料,如屋面板、瓦、石板瓦、金属屋面、窗户、遮雨棚等。它作为建筑物外围护结构的一部分,既具备发电功能,又具有建筑构件和建筑材料的功能,甚至还能提升建筑物的美感,与建筑物形成完美的统一体。

BAPV,则是附着在建筑物上的太阳能光伏发电系统,也称为“安装型”光伏建筑系统。它的主要功能是发电,与建筑物功能不发生冲突,不破坏或削弱原有建筑物的功能。

本文讨论的分布式发电系统,主要是指BAPV系统。

1 BAPV 系统屋面防水设防

当前,国家相关规划明确提出:鼓励在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统。在国家及地方政府政策的大力支持下,分布式光伏发电系统的应用已越来越广泛,占光伏发电系统的总装机容量的比例达到57%以上,将成为未来光电的重要发展方向。

BAPV系统中,光伏组件在屋面上的安装方式, 不仅要考虑日照和阴影,而且要因屋面形式而异。在工程上,组件的安装必须考虑荷重、耐风压、抗地震、排水、防水以及防雷等问题[1]。因为工程主要涉及到光伏支架与屋面的结合,进而涉及屋面防水问题,因此设计方案、工程施工质量的优劣,不仅关系到建筑物的使用寿命,而且直接影响到建筑内的生产活动或民生的正常进行。目前,由于分布式光伏发电处于市场导入期,竞争激烈,系统的设计、施工质量良莠不齐,对所在屋面的防水问题更应予以重视。

各类屋面工程包括屋面结构层以上的屋面找平层、隔汽层、防水层、保温隔热层、保护层和使用面层, 是房屋建筑的一项重要的分部工程。根据建筑物的性能、重要程度、使用功能及防水层合理使用年限等要求,国家标准GB 50207—2007《屋面工程质量验收规范》规定,将屋面防水划分为四个等级,并规定了不同等级的设防要求及防水层厚度[2]。

对于BAPV来说,城市中较大型的公共建筑和别墅屋面防水属于Ⅱ级设防;一般的工业与民用建筑、普通住宅、一般办公楼、学校、旅馆等屋面防水属于Ⅲ级设防。

2 BAPV 安装方式及 BAPV 屋面渗漏原因简析

2.1 BAPV安装方式

光伏组件的安装方式因屋面形式而异。大部分是采用分离式设计,灵活性较大,以点式连接构件架空在屋面结构之上,在不影响原有屋面功能的同时,创造较好的通风条件,使太阳能电池板获得最佳的工作效率,维护也比较方便,特别适用于平屋面和坡屋面上[3]。

平屋面BAPV常见安装方式有:混凝土配重法 (含浇注混凝土基座法和预制混凝土块配重法)、现浇混凝土连接屋面法、化学锚固螺栓固定法等。

坡屋面BAPV常见安装方式有:连接屋面主结构法、专用夹具固定法、双组分胶粘接法(轻量安装法[4])。

2.2 BAPV 屋面渗漏原因简析

BAPV系统施工案例中,在结构载荷等设计正确的前提下,如果正确、安全、文明施工,且不进行屋面钻孔,一般来说也不会破坏屋面防水层,造成屋面渗漏。这类的施工方法有:混凝土配重法、钢构连接法、专用夹具固定法、双组分胶粘接法等。

造成屋面可能发生渗漏的情况,有如下几种:

1) 在混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面上安装光伏支架时,利用预埋螺栓、膨胀螺栓或化学锚固螺栓固定法安装光伏支架的工程;

2)在钢结构坡屋面上安装光伏支架时,对于彩钢板肋板截面为梯形的情况,利用自攻螺丝将支架与彩钢瓦屋面牢固固定的工程;

3)电缆套管或屋面给水管道穿过屋面板;

4) 屋面彩钢板锈蚀并出现漏点,或局部区域锈蚀;

5)错误、粗暴的施工方法。

上述几种情况,都有可能在系统安装过程中破坏屋面原有防水层或防水瓦片,使屋面在光伏系统使用寿命期内发生渗漏。但在使用条形基座且基座与排水方向垂直布置时,则有可能阻碍屋面雨水排放,造成渗漏。另外,即使在光伏系统安装过程中做了屋面防水处理,但由于施工质量和自然环境的原因,如在气候恶劣地区,经历年冻融循环、日晒等,屋面起鼓开裂,在加速防水层老化及破损后,屋面亦很有可能在后期发生渗漏[5]。

3 BAPV 屋面防水

屋面防水处理遵循的一般原则是:宜导不宜堵, 即保证节点的处理,在暴雨积水时能顺利地让水泻掉而保障屋面不漏。因此,在设计时首先应使支架基座不与排水方向垂直布置,不阻碍屋面雨水排放。另外, 施工中在既有屋面上采用直接放置支架基座的方式安装光伏系统时,基座不与原屋面的结构层发生关系,并保证基座放置平稳、整齐,采取措施进行固定, 避免发生倾覆、滑移等现象。由于基座与结构层不发生关系,设置附加防水层困难,应尽量保全原屋面的防水层,防止发生渗漏[6]。

对于必须打孔破坏原屋面的情况,则要做到因地制宜,根据不同情况做不同处理。

3.1 BAPV 混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面防水

对于混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面(上覆瓦片)的新建建筑,通常在设计时就应预埋螺栓,按照常规做法做好屋面防水。

对于有混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面(上覆瓦片)的既有建筑,应首先确认屋面结构。将光伏组件基座与结构层连接时,基座顶部金属埋件周边是防水薄弱环节,若处理不当,雨水易从埋件的螺栓周围下渗到结构层,对结构层的受力钢筋造成腐蚀,形成安全隐患。因此,设置光伏组件基座时,应将防水层铺设到基座和金属埋件的上部,并在地脚螺栓周围做密封处理;穿防水层处用防水密封胶填实,隔绝雨水下渗路径(图1);此外,还应在基座下部增设一层附加防水层,即使基座顶部发生渗漏,雨水也不会下渗到结构层[7]。

对于有混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面的既有建筑,若使用化学锚固螺栓固定支架,应首先确认保护层或使用面层的厚度。对于单位面积承重较大的预制楼板屋面,可在屋面现浇一定厚度的混凝土层, 固化后利用化学锚固螺栓固定支架。对于上覆瓦片的坡屋面,应确认打孔深度,将化学锚固螺栓固定后,螺栓穿过瓦片的位置应使用防水密封胶做密封处理(图2)。化学锚固螺栓由于承载能力大,抗疲劳、耐老化, 部分型号能承受动载荷和冲击载荷;对基体无膨胀力,不产生挤压应力,因此,不会对屋面防水造成不良影响[8]。

3.2 BAPV 金属屋面防水

对于金属屋面来说,需要将光伏系统的钢结构穿透原防水层及压型钢板,固定在建筑的主体钢结构上 (图3);再参照金属屋面防水做法,进行隔汽、保温及防水处理。施工的重点是去锈蚀、密封、对基层及外围涂刷防水涂料[9]。

对金属屋面的局部漏点,应采用优质中性耐候密封胶涂抹封堵;对于局部锈蚀严重的彩钢板,在安装光伏组件前需要更换。

1)对于彩钢板肋板截面为梯形的情况:光伏支架通常是通过自攻螺栓与彩钢板从侧面或顶面连接。自攻螺栓必须带有配套的耐候密封防水垫片,且在固定完毕后,螺钉处须使用优质中性耐候密封胶涂抹。

2)对于有电缆套管穿屋面板的情况:在现有国标的图集上均载有做法。具体做法可参考国标图集01J925—1《压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造》、06J925—2《压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造 (二)》、08J925—3《压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造(三)》。设计和施工中,可根据实际工程的具体情况选用。

3)对于电缆穿屋面板的情况:可采用得泰盖片进行防水。得泰盖片是一种屋面防水结构,经常用在有彩色压型钢板的屋面上,采用EPDM或SILICONE柔性材料制成,具有良好的物理性能和耐化学腐蚀性能,可克服刚性防水材料的漏水等问题。

4 结语

分布式光伏发电站 篇8

关键词：分布式,光伏电站,接入电网,并网型光伏发电,继电保护

1 绪论

光伏发电是将太阳能直接转换为电能的一种发电形式。光伏发电系统通常可分为离网 (独立) 型光伏发电系统和并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统与电网相连, 发出的电能向电网输送。并网型光伏发电系统可分为分布式并网型光伏发电系统和集中式并网型光伏发电系统两大类。分布式并网型光伏发电系统就属于微电网中的分布式发电, 特点是光伏发电系统发的电直接分配给用户负荷, 多余或不足的电力通过连接电网来调节。

2 分布式光伏电站的发展现状及技术前景分析

2.1 发展现状

我国从2009年开始启动了“金太阳”工程和光电建筑示范项目, 明确规定根据项目投资规模对分布式光伏发电项目进行补贴。在相关政策的激励下, 我国分布式光伏呈现出爆炸式增长的态势。据统计, 到2011年年底, 我国光电建筑示范项目装机规模已达30万k W, “金太阳”工程的装机规模也已超过117万k W。而根据《能源发展“十二五”规划》, 我国2015年分布式光伏发电的装机规模要达到1000万k W。2013年, 国家电网继2012年启动分布式光伏发电支持政策之后, 再次发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》, 用户自己装置光伏发电设备, 国家电网可以为其接入电网, 发电量可以自用, 多余部分也可以上网卖给电网。据统计, 截至目前, 国家电网已受理分布式光伏报装业务119件, 发电容量33.8万k W。

2.2 技术前景分析

能源供给一直是发电企业和供电企业的“垄断权力”。在很长一段时间内, 我国的火力发电业务主要受中电投、华电、华能、国电、大唐等五大发电集团垄断, 各地区还分布着一些大中型发电公司和电网企业, 例如天富电力集团和国网子公司等等。现在这些大中型发电供电企业的主要业务仍然是集中性大规模的发电站, 随着新能源逐渐取代传统能源成为替代能源, 各大型发电企业也面临着体制改革的难题。分布式光伏发电就是全球进入可再生能源时代而诞生出的新生事物之一。分布式光伏发电在我国出现的原因主要有以下几点: (1) 煤炭在我国能源结构中的比例较高, 给环境造成很大的污染, 光伏发电的出现顺应了改变传统能源结构的趋势; (2) 低碳成为时代能源利用的主题, 新兴产业如雨后春笋般出现。详细来说, 分布式光伏发电具有高度的分散性, 可缓解集中式大规模发电站间歇性的弊端, 其调峰能力强, 启停快速, 易于灵活调度。另外, 分布式光伏发电安全可靠性较高, 抗灾能力较强, 适合远离电网主干网的边远偏僻山区、农村供电。当今土地价格飞涨, 分布式光伏发电可以充分利用现有建筑进行开发规划, 可以节省土地资源, 同时还能适应特殊移动电源的使用。因此分布式光伏发电的应用广泛, 前景广阔。然而我国分布式光伏发电的发展还存在一定的瓶颈, 如其发出的电具有的随机性和间歇性, 上网时可能会造成频率扰动、电压不稳、输出功率不平稳以及闪变等相关问题, 从而影响系统的稳定性, 降低电能质量。

3 工程实例分析

本工程总装机容量为5×5MWp, 预计年发电量为2948.321万k Wh。该光伏发电系统以380V电压等级并网于临近某110k V变电站10k V母线所用变低压侧, 160k W经直流汇流后接逆变器, 并网于电站配电区两台配电变压器低压侧0.4k V母线。储能系统1套80k W/160k Wh磷酸铁锉电池经PCS, 分别并网于电站两台配电变压器低压侧母线。每个5MWp光伏阵列均逆变升压至10k V电压等级, 形成1路10k V交流电源线路, 接至110k V变电站10k V线路上, 光伏电站所发电力首先在该线路进行消纳, 多余电力可以输送至某110k V变电站10k V母线上重新分配。

4 电气计算及继电保护

4.1 电气计算

4.1.1 最大工作电流

该工程为分布式光伏电站为太阳能电池阵列, 输出的是直流电, 经过汇流、逆变、升压等过程之后, 再连接至公用电网。本工程总容量为5×5000k Wp, 若不考虑逆变及升压过程中的电能损失, 最大工作电流约为1443A。

4.1.2 短路电流

对于含有光伏电站的系统, 发生短路故障时, 故障点短路电流可以分为两部分: (1) 由交流系统提供; (2) 由光伏发电系统提供。对于光伏发电系统提供的短路电流, 其大小主要与光伏发电出力、逆变器参数等因素有关。根据光伏发电原理, 光伏发电元件经日照产生直流电, 再经过逆变器逆变为400V交流电输出, 其发电出力值与日照等环境因素有关。由于日照等环境因素骤变的可能性很小, 在短路故障发生瞬间, 光伏系统发出的直流功率可以认为是恒定的, 逆变后的交流功率也可以认为是恒定的。因此, 发生短路后, 由于母线电压急剧下降, 在功率恒定的情况下, 逆变器输出的电流将会急剧增大, 直至逆变器保护动作, 关闭输出。

4.1.3 并列点及人工解列点

各电站并列点设在电站并网线路10k V侧断路器上;人工解列点设在所并变电站的所并10k V线路断路器侧。

4.2 继电保护

4.2.1 继电保护配置依据

根据国家电网发展[2009]747号《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定 (试行) 》, 《继电保护和安全自动装置技术规定》 (GB/T14285-2006) , 并依据系统一次设计方案, 进行系统继电保护的配置。

4.2.2 继电保护及安全自动装置

光伏电站线路侧应配置普通的微机线路保护除普通线路保护功能, 相应加装欠压/超压、欠频/超频保护, 并能接收1#电站所发跳闸命令并执行。工程中的110k V变电站10k V线路保护侧已配置微机线路保护并满足系统要求, 不需重新配置。T接点的高压分支断路器应配置普通的过流脱扣装置。110k V变电站主变间隙保护应增加联切10k V线路对侧光伏电站并网断路器。光伏电站以1#电站为主站, 与110k V变电站中主变间隙保护装置配合。

4.2.3 防孤岛保护

光伏电站必须具备快速检测孤岛并立即断开与电网连接的能力, 其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站必须设置主动和被动防孤岛保护各1套。微电网从并网转入孤岛运行瞬间, 流过公共连接点的功率被突然切断, 切断前通过PCC处的功率如果是流入微电网的, 则它就是微电网离网后的功率缺额;如果是流出微电网的, 则它就是微电网离网后的功率盈余;大电网的电能供应突然中止, 微电网内一般存在较大的有功功率缺额。在离网运行瞬间, 如果不启用紧急控制措施, 微电网内部频率将急剧下降, 导致分布式光伏电源采取断电措施, 这使得有功功率缺额增大, 加快了频率下降, 最终导致微电网崩溃。所以要保证微电网长时间孤岛运行, 需要在微电网脱网时立即采取有效措施, 使微电网恢复平衡状态。微电网离网时, 若有功率缺额, 需要马上切除不重要的负荷、调整储能设备的出力, 甚至是切除部分重要负荷;若功率盈余, 则需要立即减少储能设备出力, 甚至切除部分逆变器。这样, 使微电网迅速恢复功率平衡状态。因为储能设备要用于维持离网状态下重要负荷的连续运行, 所以控制进入离网运行瞬间时功率平衡的原则是: (1) 假设各个储能设备出力为零, 切除不重要负荷; (2) 调节储能设备的出力; (3) 切除重要负荷。

5 结论

本试点工程采用分散式微电网, 接入配电网时采取就地平衡原则, 正常用电期间用电负荷峰值在100k W左右, 此时光伏发电可部分就地被消纳, 光伏发电超过用电负荷, 可将多余电量储存, 当夜间用电负荷较小期间, 整个系统用电负荷小于30k W, 微电网离网运行时可使用储存电量, 当110k V变电站全站检修或失压时, 可为变电站充当临时电源, 加强电网与用电侧互动与管理、推进分布式发电利用, 加速智能电网和互动服务体系建设, 节能降耗, 提高能效, 具有明显的创新性和实用性。

参考文献

[1]姜桂秀, 黄磊, 舒杰, 等.分布式光伏电站接入电网电能质量评估计算[J].新能源进展, 2013 (2) :145~149.

[2]舒逸石, 管霄, 赵炜, 等.分布式光伏电站并网对配电网继电保护的影响[J].华电技术, 2013 (7) :70~71.

[3]韩永奇.分布式光伏电站任重道远[J].中国经济和信息化, 2013 (16) :80~81.

[4]阮晓东.分布式光伏发电破冰[J].新经济导刊, 2013 (6) :46~49.

分布式光伏发电站 篇9

为保障电网的安全稳定运行,2011年国家电网公司颁布了《光伏电站接入电网技术规定》,提出了在光伏电站配置有功功率控制系统(以下简称自动发电控制(AGC)系统)的要求[1,2,3]。当前光伏电站AGC是由厂站AGC直接对各光伏逆变器进行功率控制,这种站内两级控制结构虽然能基本满足集中式逆变器光伏电站AGC功率控制需求,但对于近年大量出现的含有组串式逆变器光伏阵列的大型光伏电站则遇到困难。原因是同等容量的组串式光伏阵列与集中式相比,逆变器数量是集中式阵列的几十倍。庞大的逆变器数量导致大型光伏厂站AGC系统在遭遇计算与容量瓶颈的同时,还存在功率调节过程中形成的大量遥调或遥控报文通信下发阻塞延迟严重问题,有时不得不放弃对部分或全部组串式逆变器方阵的功率控制,不利于光伏工程的推广应用。

目前,关于AGC的文献大部分都是针对调度中心或厂站AGC控制策略的讨论。文献[1]提到的分层是指在上层调度中心层面对各发电厂进行有功和无功的协调控制,下层在厂站层进行改进超前AGC的控制策略。文献[2]提出了针对火电机组AGC在含有大量新能源接入下协调配合策略。文献[3-6]提出在光伏电站建立AGC系统的必要性以及常规光伏电站AGC的一些优化策略和控制办法。文献[7-8]提出在构建分钟级时间尺度下的风电场与AGC机组分布式协同控制模型,以降低系统运营成本提高新能源风电消纳能力。这些文献提到的相关技术主要是对调度端AGC和发电厂内厂站级AGC进行优化控制,对厂站级以上AGC系统运行控制具有一定的指导作用[8,9,10,11],但未能指出并解决近年刚刚涌现的百兆瓦级含有组串式光伏逆变器的大型光伏电站遭遇到的上述AGC控制难题。本文在总结比较常规光伏电站AGC系统组网结构优缺点的基础上提出了针对含有组串式光伏阵列大型新能源电站的三层分布式AGC系统结构,提出在组串式光伏子方阵(以下简称方阵)中增设方阵AGC中间层并形成一体化多功能设备来解决以上问题。研究给出了方阵AGC功率分配算法以及与厂站AGC系统的配合策略,并给出了光伏电站现场测试与仿真应用结果数据分析,最后分析结果表明了分层分布式AGC技术可有效解决大型组串式光伏电站AGC系统相关问题。

1 AGC分层分布式结构

1.1 传统AGC结构

当前光伏电站AGC功率控制系统主要由光伏电站AGC系统、环网交换机、通信管理机和各方阵中的光伏逆变器组成。 对于典型的峰值功率为500kW的集中式逆变器,每个方阵(通常峰值功率为1 MW)中通常配置两台;而组串式逆变器峰值功率通常在20~40kW,同等容量的方阵通常含有几十台组串式逆变器。如图1 所示,进行AGC控制时,厂站AGC系统直接对各方阵中的逆变器进行遥调/遥控操作。在这些遥调/遥控指令通信报文经过通信管理机时,管理机将其作为通信过路指令或批处理指令协议转换转发处理[4,5,8,9,10,11]。因此,从逻辑上来讲,这种站内AGC系统是一种直接的两层控制结构。

相同容量的光伏电站,由于组串式光伏逆变器单台容量较小,而每台组串式逆变器的数据信息点容量又与大型集中式逆变器相当。这导致采用组串式逆变器的光伏电站AGC系统信息点容量需求暴增。据统计,同等容量的光伏电站方阵,组串式方阵中逆变器信息点容量大到接近集中式的30倍。这对厂站AGC系统数据库存储形成较大压力的同时,更为突出的是,厂站AGC系统每轮次控制中短短几秒钟内就会生成上万条AGC遥调/遥控指令(对应每台逆变器至少一条),这些瞬间海量的通信控制报文在网络中传输,以及在厂站级中心交换机网络、光伏区光纤环网和光伏区方阵的串口通信网络中传输下发都将导致出现通信阻塞问题,以致它们最终到达逆变器时延迟非常严重甚至出现报文丢失。实际工程中,AGC控制指令收发延时从集中式的5~6s增大为组串式的几十秒甚至几分钟,极大地降低了AGC系统的时效性和准确率。

因此,当前这种传统光伏电站AGC系统结构显然不能满足大型组串式光伏电站的AGC应用需求。

1.2 带方阵AGC的分层分布式组网结构

针对当前光伏电站AGC系统在组串式光伏阵列时出现的计算、控制容量和通信阻塞迟缓瓶颈等问题,本文提出在中间层增加一个方阵AGC而形成分层分布式AGC控制架构的设想,如图2所示。这样,厂站AGC系统仅需对中间层代表各方阵内所有逆变器的各方阵AGC进行功率控制计算与指令下发即可,而对各方阵内部大量的组串式逆变器的局部AGC控制计算则由各方阵AGC各自独立执行。通常一个组串式方阵峰值功率为1~2 MW,假设定义N为全站组串式方阵数目,定义M为每个方阵中组串式逆变器的数目(通常每个方阵含20~60台组串式逆变器)。采用分层分布式AGC架构后的效果相当于AGC功率控制计算由原来一台厂站计算机增加到N+1台机器进行并行控制计算与通信下发,同时厂站AGC以中间方阵AGC为基础,控制计算容量和通信遥控/遥调控制指令数目容量大大减少至原来的1/M(M为20~60),效果将十分明显。

基于该分层分布式架构,在传统方案下方阵中已包含箱变保护测控装置、通信管理机、环网交换机三个控制设备的基础上,还将需要在方阵中额外增加方阵AGC。直接物理设备的增加会带来安装和二次电缆接线设计等多方面的问题,不利于相关技术方案的具体工程实施与推广。为此,本文又提出将新设计的方阵AGC功能与保护测控、通信管理机、环网交换机四大功能进行一体化融合而仅形成一台发电单元智能一体化装置的设计思想。该装置可直接安装于光伏方阵的升压箱式变压器中,如图2中方阵J所示。

该分层分布式AGC及其一体化技术的优点是:有效降低厂站AGC系统功率控制计算容量;有效降低厂站AGC控制时下发的遥控/遥调指令数目,大大降低了通信阻塞概率;多方阵AGC并行同步计算控制与通信下发,时效性好;而且一体化方案下设备数量少,直接箱变安装还能有效节约额外的屏柜安装费用。

附录A表A1 中显示了以典型峰值功率为100 MW的光伏电站为例,采用行业典型集中式、组串式产品方案和带方阵AGC技术方案情况下的厂站AGC系统信息点数对比情况[12,13,14]。带方阵AGC的组串式光伏电站AGC每轮次生成下发的遥调/遥控指令数只有常规组串式的1/50,而且厂站AGC所需收发和计算的控制目标数也减少为原有的1/50。

2 方阵AGC功率分配控制策略

由于厂站AGC和方阵AGC是通过上下级密切配合以实现全厂AGC发电功率目标的一体化系统,它们之间需要一个上下级分工配合策略。厂站AGC系统通常装配于全站关口附近(升压站内),而方阵AGC则装配于各光伏方阵中,它们两者所处的数据逻辑环境主要有以下区别:① 厂站AGC系统有全站关口高精度电能计量总功率数据支持;②厂站AGC系统有气象和光伏功率预测数据支持;③厂站AGC有经纬度和GPS对时数据支持。而方阵AGC通常没有类似数据支持或相关数据可靠性和准确率低,不能作为通用可靠计算依据[13,14,15,16,17]。举个例子,能给厂站AGC提供全站关口高精度总功率数据是全站关口电能表对应方阵AGC,它理论上对应各方阵中的升压箱式变压器处的电能表;然而,由于成本等原因,绝大部分光伏工程中,方阵升压箱变处通常没有配置电能表,即使相应箱变保护测控装置提供类似功率计量等功能,也因其精度和通信等原因使得该数据不可靠,方阵AGC不宜采用这种数据作为关键数据源参与计算。因此方阵AGC的功率控制算法相比厂站AGC功率控制算法有很大的差异,值得重新深入研究。

基于上述两者数据环境的差异性,本文设计了上下级配合策略。考虑到上级厂站AGC系统通常能够获得发电厂/站总关口处的有功功率计量值,因此它可以围绕调度下发功率目标值与关口处实测出口功率值之差进行多次逼近计算控制[5,8,9,10,11,13,14]。这种多次逼近计算控制可以有效排除各方阵中的逆变器功率误差、损耗和少数逆变器未知发电功率情况(通信中断或异常)对AGC控制算法的影响[16,17,18]。因此,可以由上级厂站AGC系统来综合调节计算处理这些可能存在于各方阵中的功率误差、功率损耗等复杂情况对全厂AGC计算控制造成的负面影响;而各方阵中的方阵AGC仅需对方阵内与其保持正常通信的各逆变器进行计算控制处理。

假设在光伏电站的某个组串式光伏方阵中,共有n台逆变器,其中有m台(0≤m ≤n)不能参与AGC调控。这m台中有的是故障停机,其对应发电功率Pi=0;有的是通过控制策略主动关停,对应发电功率Pi=0;还有一类是正在发电中,逆变器向方阵AGC上送功率状态数据正常,但由于未知原因不能按功率调度指令进行功率调节的逆变器,这种发电功率值可由通信获知0<Pi≤Pimax;另一类是,逆变器还在发电,却与方阵AGC通信完全中断,这种发电功率值虽然实际上是未可知的0<Pi≤Pimax,但按前述上下级配合策略,方阵AGC针对这种无法通信的逆变器计算时也按故障停机Pi=0处理,由此造成的总功率统计计算误差由厂站AGC来平衡处理;另外还有一种是为了方便得知当前时刻同一方阵中同类逆变器最大可发有功功率值而定义的样本逆变器,该类逆变器除了在整个方阵关停情况下外将一直处于自然最大有功工作点,系统不对其进行有功调节。这样,方阵AGC算法的具体目标就是对本子方阵新增加(减少)的功率发电指标在剩余n-m台可调逆变器中进行新的功率分配。功率分配策略如下。

假设某时刻收到厂站AGC系统发送至本方阵的总功率为Pf。

式中:Punctrl为不能参与AGC调节的逆变器功率值;PAGC为参与AGC调节的功率值[8]。

由于逆变器从关机到启动需要较长时间(几秒至几分钟不等),因此为了AGC系统功率的快速跟踪调节,一般不直接关停逆变器,而是尽可能通过平均比例限制减小或提升各逆变器功率的方法来满足AGC功率目标变化的需求,这种控制策略定义为平均分配策略。对于极少数出现的严重限功率情况,也设计了可选择使用的允许关停或开启逆变器的算法来满足需求,这种会导致逆变器关机或开机的控制策略本文定义为自由控制策略。

2.1 平均分配策略

式中:Piset为在平均分配策略下每台参与调节的逆变器分配到的有功功率[8];Pimax为第i台逆变器当前光照下的最大发电功率,如逆变器运行在限功率模式下,其可发的最大功率值数据获得比较困难,一般采用类比策略通过同方阵同类其他逆变器同时刻自然最大发电功率状态获得,这也是采用样本逆变器的一个重要意义所在[18,19,20]。绝大部分情况下,同一个方阵中逆变器为同一类型,此时可认为各逆变器在当前同一时刻和光照情况下的最大发电功率值相同,这样式(3)可简化为式(4)。平均分配策略下方阵AGC装置只发送功率遥调指令。

2.2 自由分配策略

该模式允许方阵AGC装置根据目标功率大小和各逆变器的状态进行自由启/停机遥控操作。对各逆变器的指令由启/停机遥控和功率遥调两种指令组成。

1)关停策略

考虑到功率的平稳过渡以及尽可能减少遥控/遥调指令的频繁重复下发,关停逆变器策略设计如下。

假设在k时刻厂站AGC给本子方阵下发功率目标Pf(k),此前k-1时刻厂站AGC下发Pf(k-1),同时满足:

式中:ΔPmin为开启AGC调节的最小功率变化死区值;Pirate为逆变器的额定功率值;Tcls为关停逆变器策略的功率比例下限定值,可取值1020;Tspl-cls为关停逆变器策略的功率相对样本逆变器(自由发电)比例下限定值,可取值30~40。式(8)是为了防止限功率且低光照情况下目标功率值Piset(k)在接近样本逆变器当前最大发电功率附近时仍然去关停逆变器,以致造成剩余逆变器无法满足目标功率的不良后果。当限功率严重时,功率变化差可以通过关停多台(j台)逆变器来实现。

式中:j为需要关停的逆变器台数(取其整数),j台逆变器关停按运行时间长短顺序的依次选取;为方阵中当前参与AGC调节的所有逆变器的当前平均发电功率(同一方阵内同类型参与调控的各逆变器发电功率基本相同)。这些主动关停的j台逆变器置主动关停标志,作为方阵备用逆变器容量。注意,此时由式(7)、式(8)新计算出的Piset(k)值仅作为触发停机的条件,并不需真正向这些逆变器下发,待计算出来j台逆变器停机后(一般几秒钟),再在剩余的逆变器中进行实际的平均分配调整,算法参考式(4)。

2)开启逆变器策略

当子方阵中的方阵AGC接收到的发电功率目标值上升时,假设k时刻厂站AGC下发Pf(k),此前k-1时刻厂站AGC下发Pf(k-1),同时满足:

式中:Topn为开启备用逆变器容量的百分比高限值门槛内部定值,可取值7080;Tmgn为开启功率裕度比例。当同时满足式(10)至式(12)时,检查当前所有未参与AGC调节的逆变器列表中是否有备用运行的逆变器,如有则依据功率差额按Tmgn取值140%左右裕度开启j(计算值取整加1)台逆变器,这些逆变器按备用停机时间由长到短依次选择开启。由于逆变器启动时间较长,为了快速响应厂站AGC对本方阵的功率调度指令,此时要将计算出来的Piset(k)值立即向已处于运行发电状态的各逆变器下发,同时遥控开启计算出的备用逆变器。而且,为了使这些新开机逆变器的发电功率突增不对目标功率造成较大扰动影响,需要在后续指令中将这些正在启动的备用逆变器设置为最低运行功率值;后续再将方阵内所有可调逆变器按式(4)进行平均比例功率分配。

另外,对于方阵AGC上述两种典型分配策略,考虑到与组串式逆变器的通信一般为低通信波特率(如9 600bit/s)的RS-485串口通信,再加上光伏电站现场电磁干扰大,方阵AGC下发所有的遥调/遥控指令并不一定能得到所有逆变器的可靠执行。因此,在实际技术应用开发中,不管是厂站AGC还是方阵AGC侧,均可加入多轮次微调控制,有利于抑制各种误差与干扰。

3 应用情况分析

基于上述分层分布式AGC技术的光伏发电单元AGC智能一体化装置及其上级厂站光伏AGC系统已经开发完成,并且于2015年7月在宁夏某峰值功率为60 MW的光伏电站进行了联调测试应用。该工程中每个子方阵装有27 台型号为SG40KTL的组串式逆变器,其最大发电功率为40kW,额定峰值发电功率为36kW。这27台逆变器通过一体化装置的通信管理功能将信息汇总后通过光纤环网基于IEC 870-5-103协议上送厂站AGC系统和光伏区监控。同时方阵AGC基于方阵内所有逆变器形成方阵AGC虚装置,该虚装置可以理解为代表这27台逆变器的一个虚拟大型逆变器,仅含有方阵总功率遥测,总功率遥调及开关整个方阵逆变器的少量AGC相关信息点(相关信息点数目参考附录A表A1),因此厂站AGC系统只需要与每个方阵中的这一台虚拟大型逆变器进行通信配置与AGC控制计算即可,而不是原来的27 台逆变器。下面介绍该光伏工程现场采集实测数据和相关仿真模拟实验情况。

表1 为厂站AGC给该方阵分配目标功率为650kW时稳定后方阵实际发电功率和各逆变器实测有功功率值。除1号和10号逆变器为自然最大发电功率值的样本逆变器外,其余25台逆变器实发功率值均在目标值23.76kW左右,单台逆变器功率最大绝对误差为0.4kW,与逆变器额定容量的误差在1.6%左右;而方阵总输出功率和目标功率差值为1.93kW,误差为额定总容量的0.198%左右。方阵总额定功率Prate为972kW;方阵从厂站AGC接收到的本方阵总控制功率PAGC为650kW;方阵实际总功率Preal为648.07kW;方阵AGC分配给可调逆变器的平均功率Piset为23.76kW。

表2为方阵AGC在不同目标功率下的实测功率值和误差情况,从表中可以看出,在不同有功目标值下,平均控制策略均能使本方阵实际发出功率满足厂站AGC系统的要求,误差基本保持在0.2%以下,功率逼近效果十分良好。

另外,考虑到光伏现场逆变器故障停机和恢复等非正常情况可能对方阵AGC运行造成的影响,在光伏现场进行逆变器故障停机和恢复功能仿真测试,以测试方阵AGC对异常情况的响应速度,结果如图3所示。

图中先是模拟2台逆变器发生故障,功率为零退出运行,方阵AGC检测出逆变器故障方阵功率突降后,即对其他逆变器发送上调有功调节指令,因串口通信延时和组串式逆变器响应时间的影响,在前67s有功功率基本不变,随后本方阵有功功率逐渐爬坡递增,在经过40s后,重新逼近有功目标值;后续模拟2台自然满发逆变器通信故障后又恢复通信,与前述模拟故障时类似,方阵AGC检测到子方阵总功率突增后即对其他逆变器发送下调有功功率指令,此后方阵总功率逐渐减低,45s后使该方阵有功功率重新逼近有功目标值。

表3为自由分配策略下,切机前后的相关情况对比。程序设Tcls为20,当光照良好,有功功率目标值为500kW时,27台逆变器均正常工作,除1号和10号样本逆变器外,其他逆变器有功工作点设置为17.83kW。当厂站AGC系统下发有功目标值为200kW,自由分配策略下关停策略触发关停16台逆变器,并后续对其他继续运行逆变器有功目标值进行限定调节,关停后剩余逆变器设置功率为16.19kW。

图4所示为该工程现场10号方阵中方阵AGC7月23 日全天实测功率曲线图,其中蓝线为厂站AGC下发的方阵有功目标值,红线为方阵实际发电功率值,绿线为依据样本逆变器(1号和10号逆变器被配置为样本逆变器,自然最大发电)计算出的方阵总功率计算上限值。

由图中可以看出,在中间时间段,方阵目标功率值在小于方阵最大发电能力时,方阵AGC能够精准地控制各逆变器限功率到目标值附近(限功率模式);而在早晚不限功率情况下,AGC模块能快速让整个方阵自然最大发电,实发功率接近方阵理论计算最大发电功率值。现场应用情况分析表明,本文分层分布式AGC控制技术及其方阵AGC一体化装置达到了预期设计的效果。

2015年10 月,在内蒙古某光伏电站采用相关技术与产品并与多个其他厂家的逆变器完成了联调测试与应用,这些组串式逆变器型号包含SUN2000-33KTL和SolarLake 3000TL-PM等,测试结果与上文类似。

4 结语

本文针对当前含组串式逆变器的大型光伏电站中厂站AGC系统出现的控制计算容量瓶颈以及指令通信阻塞迟缓问题,提出在中间方阵层中增设方阵AGC的分层分布式AGC控制系统结构,并结合光伏方阵对其他保护测控、通信管理与通信环网功能需求形成了多功能一体化产品技术解决方案。对厂站AGC系统与方阵AGC之间的配合协调策略以及方阵AGC功率分配和启停控制策略进行了讨论并提出了相关算法。仿真和工程现场测试分析表明了相关技术的有效性。

所提出技术还可以考虑与保护测控技术进行跨界深度融合,比如针对方阵升压箱变处的汇流断路器,可设计带强制性并具备保护毫秒级开断速度的紧急功率控制措施,以及结合逆变器与汇流箱的一些智能控制与告警功能。在该分层AGC技术基础上,还可以基于各方阵中的样本逆变器建立逐级累加上送的超短期光伏预测功率系统,可以建立以方阵为单位的向上级厂站AGC进行发电功率请求的系统,提高光伏利用效率。这些技术都将有利于提高光伏电站对于调度AGC功率控制指令执行的准确性和时效性,还可辅助提高当前光功率预测系统准确度,值得进一步研究。

分布式光伏发电站 篇10

1.1 分布式光伏发电的基本概念

在可再生能源中太阳能是资源最为丰富、最清洁的能源。光伏发电是根据光生伏特效应原理, 利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。按照国际分布式能源联盟WADE的定义, 分布式能源的主要特点是安装在用户端的, 能够在消费地点 (或附近) 发电的系统。分布式光伏发电系统, 又称分散式发电或分布式供能, 是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统, 以满足特定用户的需求, 支持现存配电网的经济运行, 或者同时满足这两个方面的要求。分布式光伏发电是一种新型的, 具有广阔发展前景的清洁发电利用方式, 它倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则, 不仅能够有效提高同等规模光伏发电站的发电量, 同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。在我国, 分布式光伏发电也因为输出功率相对较小、污染小、能缓解局地用电紧张状况的特点, 而被业内寄予厚望。

1.2 辽宁太阳能资源概况

根据国家气象局风能太阳能评估中心划分标准, 辽宁属于太阳能资源二类地区 (资源较富带) :全年辐射量在5400~6700MJ/㎡, 相当于180~230kg标准煤燃烧所发出的热量。据沈阳区域气候中心辽宁省太阳能资源评估报告显示:辽宁省年均太阳能辐射总量大于每平方米5000兆焦, 年日照小时数超过2200小时, 除东部山区外, 总体上属于太阳能资源比较丰富地区, 尤其是整个朝阳地区以及盘锦、营口、大连的沿海地带, 太阳能资源丰富;历年变化相对平稳, 各年代呈小幅度波动;春夏季好, 秋冬季差, 5月份最好, 12月份最差。

根据辽宁各地年均太阳总辐射量, 可将太阳能资源划分为丰富区、较丰富区、一般区、较小区4个区域。Ⅰ级:太阳能资源丰富区。包括辽东湾东部沿海、大连和长山群岛以及辽西北的建平县。这些地区的年均总辐射量大于5200MJ/㎡, 年日照时数一般超过2700h, 可以充分的利用太阳能资源进行大规模的发电或热利用。Ⅱ级:太阳能资源较丰富区。主要包括辽西、辽西南、辽南地区以及辽北一带。该地区年均总辐射量处于 (5000~5200) MJ/㎡, 年日照时数一般超过2600h, 可以在该区域推广应用太阳能采暖、农业温室、太阳能热水器等。Ⅲ级:太阳能资源受限区。主要分布在辽宁省的中东部地区。这些地区的年均总辐射量处于 (4800~5000) MJ/㎡, 年日照时数一般在2400~2600h之间。该地区太阳能资源仍有利用价值, 可开展农业温室、太阳能路灯、太阳能电池备用通讯等。Ⅳ级:太阳能资源短缺区。位于辽宁省东部山区, 包括抚顺东部和整个本溪地区。该地区的年均总辐射量小于4800 MJ/㎡, 年日照时数少于2500h。该区太阳能资源较少, 一般只能小规模、季节性或临时性的利用。以上数据表明, 辽西、辽西南、辽南地区以及辽北一带为太阳能资源较丰富区, 可以充分的利用太阳能资源进行大规模的发电或热利用。

1.3 辽宁分布式光伏发电发展现状

2013年, 在国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》及一系列配套政策支持下, 光伏发电快速发展。截至2013年底, 全国累计并网运行光伏发电装机容量1942万千瓦, 其中光伏电站1632万千瓦, 分布式光伏310万千瓦, 全年累计发电量90亿千瓦时。2013年新增光伏发电装机容量1292万千瓦, 其中光伏电站1212万千瓦, 分布式光伏80万千瓦。

2014年初, 国家能源局提出全年光伏发电新增备案总规模1400万千瓦, 其中给予分布式光伏的备案规模就达到800万千瓦。国家能源局8月7日发布的数据显示, 今年上半年, 全国新增分布式光伏发电并网容量99万千瓦, 超过2013年全年分布式光伏新增并网容量。2013年12月5日, 辽宁地区首个超兆瓦级分布式电源项目大连电机集团有限公司分布式电源项目并网接电, 并网容量共计3000千瓦, 电能消纳方式为自发自用余量上网。2014年辽宁省计划增分布式光伏发电建设规模20万千瓦。

2 辽宁省分布式光伏发电发展中存在的主要困难和问题

2.1 发电成本较高, 缺乏市场竞争优势

分布式光伏发电具有小而分散、技术简化等特点, 但目前每瓦成本还需7元左右, 成本仍比较高。要想扩大推广范围, 降低成本是亟需解决的问题。分布式光伏发电泛指满足自发自用比例、单个并网点在6MW以下的光伏发电项目, 这类项目通常从几千瓦到几兆瓦不等, 单个项目容量越小, 单位造价越高。即便是兆瓦级的大型分布式项目, LCOE (度电成本核算) 也基本都在0.8元/ (kW·h) 左右, 相比光伏发电时段 (早8点到下午4点左右) 工商业正常用电加权平均价格 (0.7~0.9元/ (kW·h) ) , 价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/ (kW·h) , 项目的投资回报率也不是很高, 投资收回年限基本都在6~8年左右。从辽宁省自建且已并网的家庭光伏电站来看, 投资一个中等规模的家庭光伏电站, 需要投入5万元—8万元, 这种电站成本回收期一般都在10年以上, 最长的甚至称要20年。另外, 专业性服务市场的缺乏也抬高了家庭光伏市场的门槛, 因为光伏电站建设依靠专业技术, 大多数普通居民人难以自己解决。从经验上来说, 由于余电上网部分卖给电网公司只能得到脱硫煤标杆上网电价 (0.25~0.52元/ (kW·h) 不等) 加0.42元/ (kW·h) 的补贴, 就目前居民用电价格水平来说, 靠家庭光伏电站投资赚钱几乎没有可能性。家庭光伏电站的意义主要体现在试验和环保示范效应上, 投资回报期长和低盈利性, 制约着家庭光伏电站的推广。

2.2 并网服务工作效率低, 电费结算及回收难度较大

虽然国家发改委发布的《分布式发电项目管理暂行办法》等文件也对分布式电源接入电网和运行作了具体规定, 在一定程度上解决了分布式发电项并网难这一关键问题。但在分布式发电项目的备案程序、并网程序、审核办法、验收程序、技术标准、补贴发放等执行层面, 尚缺少细则的支持。各地方电网对并网没有细化标准, 审批手续复杂, 工作效率低, 导致一些准备建设光伏发电项目的企业单位、公共建筑, 都打消了念头。由于分布式光伏发电项目属于新型发电业务, 目前在居民分布式光伏发电上网电费结算过程中还存在一些困难。按照国家财税政策规定, 居民分布式光伏发电客户结算上网电量时, 需向供电企业提供结算凭证, 即销售发票。而居民无法开具增值税发票, 供电企业就不能根据现有政策进行财务处理。

2.3 项目单位和用户不是同一主体, 经济关系复杂, 融资平台仍不完善

目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统, 是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。建筑物屋顶拥有者、项目单位和用户不是同一主体, 经济关系复杂, 利益难以平衡。造成很多分布式光伏发电项目申请下来后无法顺利推进, 或由于没有可租用的大面积连片屋顶, 建设成本难以控制。目前, 国家电网只承认拥有大产权的房屋住户拥有自主上网发电的资格。但是, 还存在着一部分小产权房的业主希望建设光伏发电项目。国家电网实际上也为他们提供了用电服务, 但当这些人建设光伏电站时, 却不允许其并网发电。这不仅有失公平, 更会丧失一部分潜在的光伏电站建设者。

3 促进辽宁分布式光伏发电发展对策建议

3.1 通过技术创新和政策支持, 削减光伏发电成本

近20年来, 欧洲、日本等发达国家光伏应用发展迅速, 究其原因在于:一是科技, 二是补贴政策。因此, 我国可以借鉴国外发达国家的经验, 通过技术创新和补贴方法降低成本, 使分布式光伏发电得到推广。另一方面, 地方政府价格主管部门应从国家保障能源安全和供应的角度出发, 充分考虑太阳能特点和不同地区的差异, 按照有利于太阳能电力经济合理发展的原则, 尽快细化居民光伏发电税收优惠度和补贴政策标准, 并根据发展需要适时调整, 使得普通居民安装家庭光伏电站有利可图。同时, 也要进行服务模式创新, 以有效推动这个市场的发展。在建立光伏专业服务市场和服务模式创新方面, 可以借鉴美国的太阳能租赁模式。

3.2 加强电网规划和建设, 提高分布式光伏发电项目并网服务水平

电网企业应加强电网规划和建设, 提高电网吸纳光伏发电的能力, 为光伏发电企业提供结网服务;要按照《中华人民共和国可再生能源法》的要求, 与光伏发电企业签订并网协议, 优先调度和全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的并网光伏发电项目的上网电量, 并及时结算电费。

为规范分布式光伏发电项目并网管理工作, 提高分布式光伏发电项目并网服务水平, 各地电网企业应广泛开展分布式光伏发电并网服务业务的相关培训, 内容涵盖光伏并网服务工作动态、服务举措、项目进展情况和光伏发电相关知识等, 使员工增强了对该项工作的认识。对此, 沈阳供电公司要求针对设备安装、检修维护等各环节的流程规范开展系统排查, 加强现场勘察, 明确光伏发电用户危险点, 堵塞管理漏洞, 消除风险和安全隐患, 完善安全保障措施, 实施安全管控措施, 梳理发布停电通知等流程。同时明确安全责任义务, 在调度和运行单位建立详细的用户档案, 加强光伏用户发电管理。

3.3 政府主导、统筹协调, 创新分布式光伏发电投资运营模式

分布式光伏发电作为一项新技术, 在成本上还高于常规能源, 在发电特性上又是波动的, 在现阶段不可能单纯依靠市场自我发展, 还需要各级政府的积极扶持。地方政府应做好屋顶资源的统筹协调工作, 引导建筑业主在符合安全的条件下积极开展或配合开展光伏运用, 协调电网接入、项目备案、建筑管理等事宜。可根据需要, 对达到一定屋顶面积、符合安全条件且适宜安装光伏的新建和扩建建筑物要求同步安装或预留光伏发电设施。地方政府还可以将建筑光伏发电应用纳入节能减排的考核及奖惩制度, 并允许分布式光伏发电量折算成节能量和减排量参与相关交易, 进一步增加经济效益。同时, 应放宽投资主体限制, 让投资主体更加多元化, 鼓励民间资本进入分布式光伏发电领域, 创新分布式光伏投资运营模式。

3.4 加大人才培养力度, 是做强辽宁光伏发电行事业的根本

光伏发电行业是一个新兴行业, 发展也非常迅速。正因为这样的行业特点和现状, 使得该行业的专业人才严重缺乏。人力资源是一个行业发展的基础。为应对人才的紧缺局面, 我省一些高校设立了相关专业, 如沈阳工程学院, 已经于2011年开始招收太阳能光热技术专业的学生, 培养光伏发电一线技术人员。我省应大范围地进行光伏发电各层次的人才的培养和培训。有相关专业基础的高校都应该承担起为国家培养人才的责任。国家相关部门也应该在政策上对这些院校给予政策倾斜和必要的资金支持, 帮助建立专业的硕士点和博士点的学科建设, 以满足不同层次专业人才的培养需求。人才培养, 要走校企合作, 产学研相结合的道路。光伏发电专业作为一个工科专业, 具有很强的实践性, 需要有良好的实验环境和实践基地。

参考文献

[1]李雷, 杨春.我国光伏产业发展对策探讨[J].中外能源, 2011, 16 (7) :30-36.

分布式光伏发电站 篇11

积极推进分布式光伏发电健康发展

——在分布式光伏发电现场（浙江嘉兴）交流会上的讲话

文■国家发展改革委副主任、国家能源局局长 吴新雄

分布式光伏发电现场交流会的主要任务，就是通过现场交流会，学习、研究分布式太阳能利用的好做法、好经验，推动解决分布式光伏发电发展中遇到的实际难题和矛盾，促进我国光伏产业健康发展。

一、注重实际效果，深刻认识发展分布式光伏产业的本质意义

（一）支持新兴战略产业健康发展

众所周知，我国在国际上能够主导市场的产业并不多，光伏产业是其中为数不多的一个。美国和欧洲的“双反”，就是要采取贸易保护的手段，对我光伏产业进行战略遏制，就是要独占国际光伏市场，抢占先进能源技术的制高点。在这场国际产业竞争中，我们一定要牢牢掌握主动权。经过近10年，特别是近几年的快速发展，我国已经形成了相对完整的光伏产业体系和巨大的生产能力，光伏电池产量占全球市场70%，在国际市场竞争中处于有利地位。但同时应该看到，我国光伏产业长期过多依赖国际市场，重生产、轻应用，产业发展不平衡，市场风险很大。近几年欧美等国“双反”给我国光伏企业带来了惨痛教训。这充分说明，只搞制造不行，必须加快拓展国内应用市场，构建完整的光伏产业体系。国务院出台促进光伏产业健康发展的意见，提高可再生能源电价附加，为拓展国内市场创造了条件。我们一定要乘势而上，大力发展分布式光伏发电，切实拓展国内光伏应用市场，实现从上游制造向下游应用的延伸，培育和完善产业链，实现我国从光伏制造大国向光伏产业大国的转变。尤其是浙江、江苏、江西、河北等光伏大省，更应充分认识、高度重视，切实提高责任感和使命感，在光伏应用上走在前列。只有这样，才能把光伏产业的命运掌握在自己手中，实现战略性新兴产业的持续健康发展，提升我国在国际市场上的话语权。

（二）优化我国能源结构，确保我国能源战略安全

6月13日，习近平总书记主持召开中央财经领导小组第6次会议，听取国家能源局关于我国能源安全战略的汇报，明确提出“四个革命”和“一个合作”，即：推进能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命和能源体制革命，加强全方位国际合作，强调着力形成煤、油、气、核、新能源和可再生能源多轮驱动的能源供应体系，保障国家能源战略安全。分布式光伏发电作为重要的清洁能源和可再生能源，拥有巨大的资源量和发展潜力。第一，在用电负荷达到30万千瓦的工业园区，安装屋顶光伏的规模可达10万千瓦，年发电量可占到工业园区用电量的10%左右，优化能源结构效果明显。第二，光伏发电负荷与工业用电负荷在时段上十分吻合，既能满足工业用电需求，又能“顶峰”发电，优化电力系统运行。第三，通过技术进步、降低成本，力争到2020年实现光伏发电用户侧平价上网，光伏发电将在替代化石能源、保障清洁电力供应方面发挥更大的作用。发展分布式光伏发电，对于提高清洁能源比重、优化能源结构具有十分重要的现实意义。只要各地区各企业高度重视、大力推动，总书记提出的推动能源生产与消费革命、保障国家能源战略安全就一定能够迈出更加坚实的步伐。

（三）改善我国生态环境，创新城乡用能方式

今年3月，国务院印发了《国家新型城镇化规划》，要求把生态文明建设全面融入城镇化进程，坚持可持续发展理念，大力发展可再生能源，提出到2020年城镇可再生能源利用比例达到13%。目前，国家能源局按照任务分工，正在抓紧制订《新城镇新能源新生活行动计划》。分布式光伏发电作为清洁、环保、无污染的可再生能源，是城镇新能源利用的现实选择。按照计划，到2020年，光伏发电将达到1亿千瓦，每年可减少燃煤5000万吨，在替代城镇煤炭消费和减少污染物排放方面发挥重要作用。同时，在5000到2万人的小型建筑群，使用LNG实现冷热电三联供，既能集中制冷、制热、发电，还能解决天然气调峰问题。这样就能实现能源的清洁化利用，改善城乡用能方式，实现新城镇、新能源、新生活。

（四）坚持集中式和分布式并重的方针，切实提高太阳能发电、用电的效率和竞争力

我国西部地区光照条件好，未利用土地辽阔，适宜发展集中式大型光伏电站，但度电补贴需求高，约0.6元以上，且当地用电需求小，大规模开发就地消纳困难，电力需长距离外送，变损、线损高，输变电投资成本高。东、中部地区分布式光伏发电，虽然平均利用小时数稍低，但电力易于就地消纳，且网购电价高，度电补贴需求少，约0.42元，与西部集中式光伏电站相比，用同样的补贴资金能够多支持30%—50%的光伏发电。坚持集中式与分布式并举，因地制宜推进分布式光伏发电，能够利用有限的财力物力，发展更多的光伏发电应用，更加有效扩大光伏产业的国内市场空间。同时，大力发展分布式光伏发电，有利于鼓励企业和地方协同，加强技术改造、创新商业模式、提高管理水平，积极探索和实践提高太阳能开发、利用效率的有效途径，更加高效地发好、用好、管好光伏发电，不断提高光伏发电、用电的效率，不断降低光伏发电建设成本、管理成本和用电成本，切实提高光伏发电的市场竞争力，为更大规模、更高质量拓展光伏应用市场，促进光伏产业持续健康发展创造条件。

（五）落实稳增长、调结构、促改革、惠民生的政策，为经济发展提供新的增长点

今年6月，李克强总理主持召开8省市经济工作座谈会时指出，当前我国经济运行总体平稳，但经济发展稳中有忧，下行压力仍然较大，风险和挑战不容忽视，要支持新兴产业中成长型、创新型领头羊和充满活力的民营经济小微企业。光伏产业是重要的战略性新兴产业，是创新型领头羊。今年1—5月，光伏发电新增装机300万千瓦，较去年同期增长100%，直接带动投资近300亿元。目前，光伏发电储备项目超过1000万千瓦，带动社会投资潜力巨大。在当前实体经济疲软，经济增长乏力的情况下，大力发展光伏产业和光伏应用，实现产业与应用的有机结合，以应用带产业，以产业促应用、促投资，对于培育和扩大新的经济增长点，稳增长、调结构、促改革、惠民生，促进经济持续健康发展具有重要的现实意义。

二、齐心协力，努力破解分布式光伏发电难题

（一）多措并举解决好屋顶问题

当前分布式光伏发电的重点是中东部地区电价较高、负荷较大、经济性较好的各类工业园区。建筑物屋顶拥有者、项目单位和用户不是同一主体，经济关系复杂，利益难以平衡，需要地方政府协调。各方面反映的“屋顶落实难”的问题，并不是没有屋顶资源，而是难以协调使用。嘉兴市采取统一配置屋顶资源的办法避免了开发企业恶性竞争和业主漫天要价的矛盾。秀洲区要求新建建筑物年综合能耗5000吨标煤的企业屋顶在符合安全的条件下必须安装光伏发电，这对解决“屋顶落实难”起到了根本性的作用。为做好屋顶资源的统筹协调，我们鼓励地方政府建立协调工作机制，引导建筑业主在符合安全的条件下积极开展或配合开展光伏运用，协调电网接入、项目备案、建筑管理等事宜。各地区可根据需要，对达到一定屋顶面积、符合安全条件且适宜安装光伏的新建和扩建建筑物要求同步安装或预留光伏发电设施。地方政府还可以将建筑光伏发电应用纳入节能减排的考核及奖惩制度，并允许分布式光伏发电量折算成节能量和减排量参与相关交易，进一步增加经济效益。各地区要结合实际，综合运用上述措施，努力解决好“屋顶落实难”的问题。

（二）建立政府主导型的发展模式

嘉兴、杭州、合肥等地都探索了政府主导型的发展模式，建立了上下联动，多部门协作的工作机制，加强对分布式光伏应用的统筹协调。政府主导不是脱离市场机制，而是要在市场起决定性作用的同时，更好地发挥政府作用，关键是找准发力点。一是加强规划引导。浙江、江苏等省结合分布式光伏的潜在市场，统筹开展了屋顶面积及利用条件调查，系统开展光伏发电规划，为今后的发展建立了基础。二是加强政策引导。许多地方对光伏运用出台了支持政策，在国家补贴基础上适当给予地方补贴，形成了中央和地方的合力。这里要说明一点，各地这样做是可敬可佩的，后续还应继续这样做。但是作为企业，如果这个产业十年、二十年都靠补贴才能存活，那这个产业是没有生命力的，所以还是要依靠科技进步，依靠扩大应用规模，摊薄成本，使光伏发电成本与煤电相当，提高市场竞争力。还有一个政策要说清楚，政府确定的政策，比如说二十年的补贴政策是不会变的，当然随着时间推移，随着成本降低，补贴标准有什么变化，那是另外一回事，这个要说的很明白。三是加强产业监测。浙江、江苏等光伏产业大省组织行业协会，建立了光伏产业发展信息监测体系，对光伏电池及组件制造、应用市场、行业管理等实施动态监测，为行业发展提供了信息服务。

（三）完善龙头企业引领发展模式

有效拓展光伏应用市场是关系光伏产业健康发展的关键。我们鼓励龙头光伏制造企业向下游延伸产业链，鼓励用电大户积极生产和消费光伏发电，也鼓励其它企业参与光伏应用。技术先进的龙头企业在制造基础上向下游延伸，既为自身光伏产品打开市场，也更容易获得银行的贷款支持。例如：保定英利利用荒山荒坡建设光伏电站，积极向下游光伏应用延伸，既提高了企业的综合效益，也带动了当地经济发展。上汽集团、中航工业集团、中建材集团等大型央企，作为能源消费大户，在系统内组织企业利用自有屋顶建设分布式光伏发电项目，使集团的建筑屋顶得到充分利用，产生了显著的节能减排效果。青岛昌盛日电以现代农业设施建设运营为重点，在农业大棚上安装光伏发电，棚下发展高端农业，产生了良好的综合效益，在光伏与设施农业结合方面树立了典范。随着国内市场规模扩大和应用领域的增多，必将培育并形成众多引领型的光伏应用龙头企业，以市场化方式推进光伏应用的全面发展。

（四）切实做好并网运行和计量结算等服务

并网难曾经是制约光伏产业发展的关键问题之一。国务院24号文专门对加强配套电网建设和服务提出了一系列要求，国家发改委发布的《分布式发电项目管理暂行办法》等文件也对分布式电源接入电网和运行作了具体规定。国网公司、南网公司积极推动分布式光伏并网工作，制定了相关技术规范和工作规则，对基层电网企业规定了办理流程和工作时限，提高了并网服务效率和质量。江苏电网公司介绍了简化规范并网服务的经验，希望其他的电网企业很好地参照，认真地执行，同时做好并网运行、计量结算、产业信息监测和补贴资金拨付等各方面工作，为战略性新兴产业的发展提供服务保障。

（五）坚决抓好标准和质量管理工作

质量是分布式光伏发电项目的生命线，标准是质量工作的保障。各地方政府要建立建筑安装光伏的统筹协调管理工作机制，确保分布式发电项目的质量和安全。嘉兴市制定了项目建设、施工安装、安全管理等系统规范性文件，同时积极引入保险机构提供产品质量险，切实保障了项目建设质量。各地区都要加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏的标准和质量管理，对建筑安装光伏的载荷校核、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。为保障光伏产品质量，国家认监委和国家能源局联合发文，要求光伏设备必须采用经认证机构认证的光伏产品，各地区要严格执行。今年下半年，国家能源局将组织光伏发电工程质量检查工作，在光伏发电发展之初就严格把好质量关。与此同时，各地方不能搞地方保护主义，不得限制外地符合国家标准和市场准入条件的产品进入市场，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。在扩大国内市场的同时，必须严格市场准入标准，坚决淘汰落后产能。我们已经研究了新的光伏产品市场准入标准，将向有关部门提出建议，提高市场准入门槛，在大力扩大市场规模同时，推动技术进步和产业升级。

（六）多方努力解决项目融资问题

分布式光伏发电站 篇12

根据国家能源发展规划, “十二五”期间以加快转变能源发展方式为主线, 规划能源新技术的研发和应用, 解决有限能源和资源的约束, 充分利用可再生能源, 推动能源生产和利用方式的变革。分布式电源对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义, 将成为未来发展的重点。

越来越多的企业通过有效利用厂房、办公楼屋顶和幕墙, 建设分布式光伏发电站, 就近接入现有的10 kV用户变电站, 然后通过10kV电压等级实现并网。为实现能源的有效利用, 分布式光伏发电站所发电量实行 “自发自用余电上网”。

分布式光伏发电站并入10kV用户变电站后, 因光伏发电量的动态变化, 将对10kV用户变电站总进线处的功率因数造成影响, 出现总进线处的功率因数不能满足供电公司规定的情况。本文将根据工程实际情况对此进行详细分析, 并阐述解决的办法。

1 情况分析

依据国家电网公司《电力系统电压质量和无功电力管理规定》中对电力用户功率因数的规定, 宜达到0.90 以上。10kV用户变电站一般均在每台主变380V侧配置相应容量的电容器作为无功补偿设备, 通过监测主变380V侧功率因数情况进行自动补偿, 以保证10kV变电站总进线处的功率因数满足供电公司规定。

分布式光伏发电站应充分利用逆变器的无功容量及其调节能力, 一般逆变器的功率因数应能在0.90 (超前) ~0.90 (滞后) 范围内连续可调。

下面以敏华实业 (吴江) 有限公司6 MW分布式光伏发电项目为例进行分析。原有10kV用户变电站一座, 规模为3×800kVA+2×2 000kVA, 380V侧配置电容器总容量为3×400kvar+2×800kvar。现在厂房屋顶建设太阳能光伏发电系统, 容量为6MWp (由24 000块250Wp多晶硅光伏组件组成, 配套11台500kW三相并网逆变器) , 系统接线如图1所示。

本期光伏发电站的逆变器功率因数可在0.9 (超前) ~0.9 (滞后) 范围内连续调节, 调节方式为手动调节或通过通讯接口进行调节。

光伏发电站并网后无功补偿装置的校验: (1) 用户变电站最大负荷按装机容量的90%考虑, 为5 760kW。按照负荷功率因数为0.8, 共需无功约4 320kvar。 (2) 主变压器 (按负载率90%核算) 和升压变压器无功消耗共约690kvar。 (3) 原10kV用户变电站380V侧共配无功补偿容量为2 800kvar。 (4) 本期光伏发电站的逆变器无功功率可调, 功率因数范围为0.9 (超前) ~0.9 (滞后) , 按照逆变器功率为5 500kW, 功率因数为0.90, 则可提供最大无功约2 600kvar。 (5) 全站可提供的最大无功共约5 400kvar。

无功补偿装置由变电站原配置的无功补偿装置和本期光伏发电站的逆变器的无功补偿能力组成, 完全可以满足, 也符合GB/T29321—2012《光伏发电站无功补偿技术规范 》中“5.1.2光伏发电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力”的要求。

2015年7 月某天, 敏华的运行情况为2# 主变、4# 主变和5# 主变运行, 1# 主变和3# 主变停运。主变负荷如下:2# 主变为851.37kW, 4# 主变为449.97kW, 5# 主变为346.05kW, 功率因数均为0.92 (因主变400V侧均配置有无功补偿装置, 且功率因数控制器整定为0.92) 。

光伏电站一天中可能从不发电到满发, 然后再到不发电, 是一个动态变化的过程。按照逆变器功率因数设定为0.90 (滞后) , 经潮流计算得不同的5 500kWp光伏的发电率 (%) 下的总进线处功率 (kVA) 和功率因数为:0%时, 为1 653.4+j757, 0.91;5% 时, 为1 378.8+j625.7, 0.91;10% 时, 为1 105+j495.7, 0.91;15%时, 为831.9+j363.6, 0.92;20%时, 为559.6+j235, 0.92;25%时, 为287.9+j107.6, 0.94;30%时, 为16.9-j18.5, 0.67;35% 时, 为-253.4-j144.5, 0.87;40% 时, 为-523-j268.3, 0.89;45% 时, 为-791.9-j389.8, 0.90;50%时, 为-1 060.2-j512.3, 0.90;60%时, 为-1 594.7-j751.6, 0.90;70%时, 为-2 126.7-j986.5, 0.91;80%时, 为-2 656.2-j1 216.9, 0.91;90%时, 为-3 183.2-j1 443.1, 0.91;100%时, 为-3 707.7-j1 666, 0.91。 (注:总进线处功率为正值, 说明为系统向用户输送;为负值, 说明为用户向系统输送。)

上述数据基本与现场监控系统上观测到的数据一致。可见, 当光伏发电率为30%、35% 和40% 时, 总进线处的功率因数都小于0.90, 不满足供电公司规定, 需采取增大逆变器的功率因数的措施。

综上所述, 因为光伏发电是动态变化的, 故会造成总进线处 (产权分界点) 的功率因数变化, 出现不满足供电公司要求功率因数大于等于0.9的情况, 造成电力资源的浪费。加上用户的负荷也可能变化, 所以仅通过运行人员根据运行数据来手动调节逆变器的功率因数, 无法很好地保证总进线处的功率因数大于等于0.9。

2 采用的解决办法

为了解决此问题, 光伏监控系统厂家通过采集总进线处的功率因数, 跟设定的总进线处功率因数进行比较, 然后根据接线、负荷和光伏发电情况, 计算得出逆变器需提供的无功功率、需设定的功率因数, 通过监控系统与逆变器通信, 发出功率因数的调节命令, 实现了对总进线处功率因数的控制, 如图2所示。

3 结语

分布式光伏发电站就近接入现有的10kV用户变电站时, 由于光伏发电是动态变化的, 加上用户的负荷也可能变化, 光伏监控系统中增加相关的计算分析功能, 同时与逆变器进行通信, 对逆变器的功率因数进行实时调节, 保证了总进线处的功率因数能够满足供电公司的要求。

参考文献

[1]国家电网公司.分布式电源接入系统典型设计:接入系统分册[M].北京:中国电力出版社, 2014.

[2]中国电力科学研究院, 国网电力科学研究院.GB/T29321—2012光伏发电站无功补偿技术规范[S].北京:中国标准出版社, 2013.

[3]中国电力企业联合会, 国家电网公司.GB/T50866—2013光伏发电站接入电力系统设计规范[S].北京:中国计划出版社, 2013.