大型光伏电站系统设计（精选8篇）
大型光伏电站系统设计 篇1
0 引言
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
参考文献
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大型光伏电站系统设计 篇2
0.引言
在我国光伏并网电站中，针对光伏并网电站设计智能监控系统，不仅可以有效监视和控制全站设备，还能够实现对高压侧设备的智能监控，还将会提高光伏并网电站的安全性，提高我国电力建设的经济效益。以下对此做具体介绍：
1.光伏并网电站监控系统的需求分析
随着我国太阳能光伏发电技术的普及，从光伏并网电站的特殊应用到民用，再到辅助能源，可见光伏并网发电技术在电网发电中的重要性。由于我国传 统的针对光伏并网电站的监控技术较为落后，多是采用单片机作为控制单元、通过RS-485 总线作为通信网络而组成的监测系统，不仅系统的生产成本高，而且系统的通用性较差。因此，为提高我国光伏并网电站的监控系统水平，应该设计出具备智 能监控性能的监控系统。基于我国当前光伏并网发电系统设计中，一般由太阳能光伏电池板、并网逆变器与防雷汇流箱等几个部分组成，因此在设计对于该光伏并网 电站的智能监控中，应该实现对光伏并网电站设备运行状态的实时监测，对每部分器件的相应参数进行测量、存储和分析，以确保每部分器件能够正常运行。
2.监控系统的结构设计
针对智能化光伏并网电站监控系统的设计中，其主要包括上位机、下位机DSP以及前端传感器采集模块、CAN 总线等几个部分，其结构设计如下图1所示：
在结构设计中，其上位机中主要是由计算机、CAN 接口卡以及监控软件组成的，CAN 接口卡可以插在上位机扩展槽中，这样就可以实现下位机同上位机之间数据的高速交换，而对于监控软件，则可以通过 CAN接口卡来接收下位机发送出来数据，并对分析、存储以及显示数据，根据向下位机发送控制命令，从而对下位机设备进行到实时监控。下位机 DSP 中，主要实现 A/D 采样功能，并采取CAN 协议与上位机进行通信，以此来保证系统的稳定运行；针对前端采集模块中，就是通过各种传感器，采集直流电压、直流电流、三相并网电压、电流、温度等参数。
3.系统的硬件设计
在针对光伏并网电站智能监控系统的硬件设计中，使用单片机为主的控制单元，采用 TI 公司的DSP 芯片以及TMS320F2407 来作为系统核心控制器，提高数据处理能力。并且在CAN 总线接口的电路设计中，使用RS-485 相比，采用SN65HVD230作为总线 CAN的 收发器，提高系统抗干扰能力，并通过总线收发器 SN65HVD230、控制器TMS320LF2407，实现对系统内部之间各单元的信号传送。在设计数据采集电路中，选择 TMS320LF2407，采用高性能静态CMOS 技术，减少控制器功耗，并同时具备低功耗电源管理模式，具有良好的性能，成本低。
4.系统的软件设计
在系统软件设计中，将会采用.NET 框架的 Visual C#.NET开发平台，提高智能监控系统人机界面的可操作性，同时也可以大幅度缩短智能控制软件的开发周期。并且在设计中，还应该利用SQL Server 2005 数据库，对监控数据进行存储分析，以便更好实时的监测逆变器、光伏阵列状态。在软件设计中，应该包括数据采集与显示的功能、数据管理的功能以及控制功能、故障报警功能。
以下就是系统数据处理中的发送与更新的程序代码：
发送数据程序：
while（UART_busy）；
ACC = dat；
if（P）
{
#if（PARITYBIT =ODD_PARITY）
S2CON &= ～S2TB8
#elif（PARITYBIT = EVEN_PARITY）
S2CON |= S2TB8；
#endif
}
else
{
#if
（PARITYBIT == ODD_PARITY）
S2CON |= S2TB8
；
#elif（PARITYBIT == EVEN_PARITY）
S2CON &= ～S2TB8 ；
#endif}
UART_busy = 1；
S2BUF = ACC；
关于更新数据的程序：
Read_Reg_Address= READ_ADRESS_PAGE0；
SetPosition（0，5）；
Int2Char2
（Modbus_REG）；
WriteWord（data_buff2，2）；
并且在软件设计中对于通信协议设计的方面，应该考虑到通信的可靠性与通信效率，因此可以采用数据帧进行通信。通信部分代码如下所示：
通信代码：文星期刊论文发表网
ipEnd = new IPEndPoint
（IPAddress.Parse（sqlutility.i-pAddress），sqlutility.port）；
listen_thd = new Thread
（new ThreadStart（lis-ten_fun））；
listen_thd.IsBackground = true；
listen_thd.Star（t）；
standard_thd = new Thread
（new ThreadStart（stan-dard_toclient））；
standard_thd.IsBackground = true；
localhost_IPSocket.Listen（1024）；
5.实际光伏并电网智能监控的应用
5.1实现本地监控
针对基于无线传感器的并网光伏电站智能监控系统设计中，不仅具有分布式数据采集的特点，同时也具有易组建、自组织的特点，可以在实际应用中实 施对电站的现场监控。在智能监控系统中，可以对光伏并网电厂现场故障采取有效的应急控制；并且还可以安装中英文LCD 显示屏，人性化的将电站设备参数通过显示屏的形式，显示出历史故障数据等信息，这样就可以使电站管理人员可以及时对电站故障进行处理。
5.2实现远程监控
在实际远程智能监控中，工作人员可以通过以太网连接本地监控室，操作人员可以随时根据用户权限，查看其管辖范围内的电网信息，对电站内实时运行的数据进行分析，远程监控电站内的信息。
5.3实现上位机监控
在实际应用中，还可以根据光伏并网电站现场设备，采取RS485 通讯接口，然后再利用MODBUS通讯协议，通过分析各种样式图形图表，把所监控的数据经RS485 总线传输到上位机中，从而实现对数据的遥测通信，实现对电站的实时监控。
6.结论
大型光伏电站系统设计 篇3
光伏电站主要是通过太阳电池自身的光生伏特效应来将敷设直接转换成电能的一种发电系统,这种发电系统不仅环保,而且能够提升新能源的利用效率。在电站建设上主要由变压器、PT、刀闸、出现和开关等设备组成,还包括箱变、汇流箱和光伏阵列等发电设备,而光伏电站中的监控系统则是通过对这些设备实施监测和控制调节来保证电站运行的稳定性。
1 光伏电站监控系统的功能概述
大型光伏电站中的监控系统涉及到的内容较多,包括通信网络、通信规约、功率控制、电压调节、设备监测控制等等,需要实现的功能较多,对于系统设计和硬件要求也在不断发生变化,在大型光伏电站运行当中,监控系统主要需要满足以下几点功能:一是对光伏电站中的发电设备进行监测控制,包括收集箱变、汇流箱和逆变器等设备的运行数据,并且通过指令来对逆变器功能功率和开关进行调节;二是接入升压站保护,接收监测控制信息,将变压器的保护信息和监测信息接入,将高低压线路的保护信息和监测信息接入,将直流电源的监测信息接入等;三是实现五防信息之间的交互。强大的监控系统能够对五防系统进行信息教化,将升压站内的相关信息进行共享转发,并且对五防系统中的操作数据进行获取判断。
2 光伏电站监控系统的硬件结构
2.1 控制设备层
根据大型光伏电站的建设要求,在数字量、温度模拟量、辐射量、电流模拟量和环境温度模拟量上进行调整和设置,每个光伏电站的占地面积可以控制在100×100m,一个汇流箱对应一个现场的I/O设备,然后将其安装在中心的汇流箱上,这样总站CPU和profibus总线就能够实现现场I/O设备的通讯功能,然后将主站安装在逆变器室中的控制柜上。在完成室内硬件设备的安装之后,用工业以太网来将整个PLC系统连接起来,并和上级光伏电站调度系统进行连接,实现整个系统的通讯功能。
2.2 监控层
监控层中主要是应用wincc组态软件来实现系统监控功能,该软件能够对设备的运行状态进行监控,对设备运行过程中的数据进行收集,对设备、线路运行中的事故进行报警,记录设备、线路报警,并且还能根据收集来的系统数据对历史趋势进行分析,从而为监控调度提供决策参考。在进行监控层设计时需要在控制室中设置工程师站和操作员站,通过终端设备将设备运行的状态和参数直接显示出来,其中操作员站的职能主要在于对全场设备进行监控,可根据系统中设备的日期和站号进行不同选择,对设备的发电量、运行时长等进行查询记录,根据具体的数据变化来调整操作指令,对全场生产进行指挥,保证整个系统的运行能够安全、有效的进行。
监控层是整个监控系统当中的关键,对这一层的设计上主要需要满足界面友好、操作方便、功能全面和贯穿集中管理等要求,在设计上基于PLC的监控系统主要有以下几个特点:一是系统结构上具备较强的灵活性,能够在后台进行功能定制,方便维护人员后期进行维护;二是监控系统在开发上采用模块模式,接口丰富,能够根据系统的不同要求在后期进行功能扩展,还能够支持操控指令接口进行接入,方便接收指令实现远程操作;三是系统能够支持多种类型数据库,方便后期系统扩展;四是系统提供全方面的系统日志,能够对系统运行状态进行全记录,以便操作人员能够及时对其进行查询,对于故障判断和系统扩展具有重要价值。
2.3 通信层
通信层主要是利用profibus总线进行通讯,在主站和分站之间进行连接,然后方阵和中央控制室则采用工业以太网进行连接,实现中央控制室和方阵之间的通讯连接。为了保证通讯的实时性和有效性,在服务器和方阵、中央控制器之间形成冗余环网,网内的传输介质则应用光纤进行传输,保证数据传输的速度和可靠性。中央控制室中的操作人员利用wincc软件能够对数据服务器进行访问,并且可以实现远程操作的功能,对各个方阵当中的PLC系统进行远程监控,对其运行过程中出现的故障进行诊断,同时利用环境检测仪能够利用传感器将模拟量数据直接传输到主机的PLC系统输入模块当中。
3 光伏电站监控系统延展
光伏电场占地面积广,因而多个相邻光伏电场共用同一套管理体系已成为事实,如何快速有效的将运行数据上报给上一级管理调度成为当务之急。对于这一问题的解决,在设计上可以通过设置lever2级服务器来实现运行数据的传输运行有效性,将lever1级所采集的数据进行运算处理、分析,将重要信息上传上一级调度。Lever2所分析的数据也可上传到lever3服务器,由lever3服务器运算处理将集团公司所需数据上传给集团公司调度。真正实现生产执行、生产销售、企业计划快速实时进行。
4 结语
在常规光伏电站监控系统建设中所应用到的设备价格都比较高,且所应用的单片机在监控数据采集功能上的表现并不理想,其所需要的双绞线距离较长,而在本次研究中采用PLC设备进行电缆硬接线,维护方便,对外界因素的抗干扰能力较强,使用寿命长,能够有效保证整个监控系统运行的稳定性,并且还具备功能延展性,能够根据不同的需要来进行程序修改,从而有效增强了监控系统的智能化功能。
摘要：大型光伏并网电站建设当中监控系统占据着重要位置,在对光伏电站的监控系统进行分析的基础上,结合PLC下位机建立相应的监控系统结构和网络,以有效满足光伏电站当中的监控要求。本文主要对基于PLC的光伏并网电站监控系统设计进行了分析探讨,显示监控系统能够有效保证电站运行的可靠性,且成本较低,值得推广。
关键词：光伏并网电站,监控系统,PLC
参考文献
[1]陈国良,孙丽兵,王金玉.大型光伏并网电站功率预测系统设计[J].电力与能源,2014(01):93-95.
大型光伏电站系统设计 篇4
1 光伏电站远程数据中心系统架构
光伏电站的远程数据中心应能传输各类运行的数据, 包括核心的设备数据、电量的数据、环境资源数据等等, 在通过汇总后可对数据进行监视和分析。光伏电站的远程数据中心系统分为三个部分:电站层面为光伏电站, 电站层面所收集到的信息和数据光伏电站具有核心设备和电能表信息和光伏电站的环境数据;通信层面主要实现信道上的信息传递;而远程数据中心层也是主站层, 主要分析光伏电站中的所有数据。
1.1 电站层
光伏电站实际上是太阳能光伏并网的发电系统, 具有升压站、逆变器汇流箱、电池阵列、蓄电池、电能表、环境检测等等核心设备。同时还具备气象数据以及逐日系统数据, 光伏电站内部要建立对各种类型数据的采集和转发的功能。
1.2 通信层
1.2.1 当地的通信条件
当前, 国内光伏电站对外转发的数据没有确定统一的标准和体系, 由此不同电站的配置也各有区别。当前对外通信的状况可大致有三种情况:第一种情况, 电站配备有当地的监控系统, 这种电站一般容量较大, 具有独立的监控中心, 由此只需要在监控中心扩展就可建立对外的通信体系。第二种状况, 电站并没有监控系统, 但可通过逆变器进行信息和数据的转发。一般这种类型的电站容量较小, 每个逆变器的信息可在汇总之后转发出来。第三种状况则是没有监控系统, 逆变器也不具备转发的接口, 这种类型的电站容量很小, 若是要实现对外的通信, 还应增加系统的通信模块。
1.2.2 选择通信方式
根据光伏电站的通信要求和建设的规模, 可采用无线的通信方式, 无线通信方式能覆盖很广的范围, 并且速度较快, 安全经济。无线网络的连接中, 选择电信无线虚拟专用拨号网作为通信的通道。VPDN是电信提供的以2G/3G网络为基础的无线业务, VPDN以工业标准的Inte rne t第2层隧道协议为基础, 建立了供政府和企业等无线移动客户使用的与公众网络完全隔离的虚拟专用网络, 能满足光伏电站远程数据通信的需求。在无线网络的建设过程中在主站层也实际上也是中心数据的处理层设置路由器以及防火墙, 同时还要开启专用的数据中心的域名。最后根据专线接入所在地区的电信VPDN平台。最终通过电站配置无线接入终端进入无线网络。
1.2.3 选择通信协议
当前, 光伏电站内部的数据采集协议一般都基于工业控制器的网络MODBUS协议。由于光伏电站内部设置的单位较多, 而每个单元的数据量较少, 由此MODBUS协议能更好地适应于光伏电站的通信需要。若是对外转发也使用这种协议, 那么由于每个数据包字节数有限制, 致使其的适应能力并不强, 由此, 可采用当前已经发展得较为成熟的传输协议IEC104, 但必须对协议进行一定的扩充:
一方面, 应使用特定的功能码描述数字量, 就数字量的属性而言, 是一个整形值, 每一个数值所代表的含义都不一样, 这种数据类型常用语各种类型的设备状态, 这种特定的功能码对IEC104协议中的标准数据类型相似, 由此应进行扩充。另一方面, 可实现系统的直接控制体系。光伏电站的电力系统控制流程为选点→返校→遥控, 光伏电站中, 许多设备所采用的是直接的遥控模式, 若是要直接进行光伏电站的控制, 还应在系统中增加直接控制方式的程序。
1.3 主站层
主站层就通常而言都采用双网模式, 实现主备历史数据服务器、前置服务器和三台应用分析工作站、Web服务器等数据和模式的设置。主站层的关键设备都实行了冗余的设置, 保障系统的安全稳定运行。主站层的软件有三个部分:操作系统、支撑平台、数据采集模块以及各式应用功能模块, 主站层的操作系统可使用Unix/Linux的系统混合结构。而主站层的系统支撑平台为建立系统运行的环境, 为实现网络、实时库、历史库、报表和图形的支撑, 数据的采集模块则可实时采集系统中的数据, 可用于数据的监视、数据统计和光伏组件的性能对比等过程和模式中。
2 数据模型
由于当前国内并没有光伏电站的数据模型标准, 由此可借鉴IEC61970CIM的建模方式建立数据模型体系。而光伏电站内部升压站的模型可借鉴CIM标准, 而逆变器、箱变以及汇流箱等等光伏电站的设备, 由于安装方式的不同, 由此可进行不同的单元分配。可将升压站侧进线设备划分为一个单元, 将这个单元划分为一个间隔, 而气象数据以及实时更新的系统数据则相对独立, 并且直接隶属于光伏电站。同时还可根据直流侧和交流侧划分一个间隔内部设备, 同时在设备模型中还应对“父节点”描述上下级的连接关系, 为了便于后期的统计分析, 还应对核心设备的各种属性进行描述, 同时还应按照静态数据以及动态数据建立统计模型。
摘要：光伏电站远程数据中心的系统架构的设计对整个光伏电站数据的处理以及系统的构架等有着十分重要的作用和意义。通过对光伏电站远程数据中心系统的基本逻辑结构和功能体系等方面进行分析和了解, 进行了远程数据的汇总分析, 并由此分析了数据的通信方式和通信协议以及实际的应用功能。
关键词：光伏电站,远程,数据中心,系统,架构设计
参考文献
[1]黄小鉥.光伏电站远程数据中心系统架构设计[J].电力系统自动化, 2011.
[2]李凌锐.基于GPRS技术的光伏电站远程监测系统[J].太阳能, 2006.
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[4]齐鹏远, 薛钰芝, 林纪宁.小型太阳能LED光柱系统的研制[J].大连交通大学学报, 2008.
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。
大型并网光伏电站运行工况分析 篇6
关键词：大型光伏电站,电能质量,逆变器
大型光伏电站是指接入公共电网的电压等级为66 kV及以上的光伏电站,目前国内已运行的单座光伏电站最大容量为20 MW。本文对国内20 MW徐州协鑫光伏电站并网运行情况及问题进行分析,并提出了相应的处理措施。
1 大型并网光伏电站的运行特点
发电有功功率不完全可控、无功功率不可调、产生各次谐波电流是光伏电站与常规电站运行的3个不同之处。光伏电站中的发电元件是光伏电池,它吸收太阳光能并将其转换为直流电能输出,然后通过逆变器将直流电能转换为交流电能。由于光伏电池的输入能量取决于光照辐射值,人工无法控制,因而其输出有功功率具有不完全可控的特点。作为换流元件的逆变器运行时功率因数大于0.99,这意味着在有功功率不变的情况下无功功率几乎不可调整。此外逆变器运行时还会产生大量谐波电流对公共电网的电能质量造成影响。
2 徐州协鑫光伏电站概况
徐州协鑫光伏电站为国内第一座20 MW大型光伏电站,于2009年12月底投入运行。该电站安装光伏电池组件98 078块;逆变器38台,单台容量为500 kW;采用两级升压方式,第一级使用38台10/0.265 kV变压器,单台容量为500 kV·A,接线方式为Dyn11,第二级使用1台110/10 kV变压器,单台容量为20 MV·A,接线方式为YNd11;110 kV并网线路长度为3 km;并网点为220 kV庞洼变电站,该变电站主变压器容量为180 MV·A,110 kV母线的短路容量最大值为1 695 MV·A,最小值为1 001 MV·A。
3 徐州协鑫光伏电站并网运行数据分析
3.1 上网电量
上网电量是从庞洼变电站的光伏电站并网点取得的电量数据,上网电量比光伏电站的发电量要略小些,但由于并网线路很短因此二者差别不大。2010年1月至5月的上网电量数据见表1。
从表1可以看出,因上网电量具有取决于天气情况的特点,日上网电量差别很大,最大上网电量日白天均为晴到多云,最小上网电量日白天均为阴有雨或大雾。
3.2 发电有功功率
发电有功功率是从光伏电站内的110 kV升压变压器低压侧取得的有功功率数据。由于10 kV升压变压器与逆变器存在功率损耗,因此发电有功功率比光伏电池阵列的发电功率要略小些。2010年1～4月,发电有功功率数据见表2。
从表2可以看出,发电有功功率最大值均出现在中午光照最强的时段,但与最大上网电量日的出现时间并不一致。2010年4月28日的(最大上网电量日)徐州协鑫光伏电站发电有功功率曲线见图1。从图1可知,光伏电站的日发电时间约为12 h,冬季要缩短一些,夏季则延长一些。
3.3 发电无功功率
由于光伏电站中的逆变器运行时功率因数大于0.99,所以发电无功功率绝对值很小,因此不再列出具体数值表。2010年4月28日(最大上网电量日)的发电无功功率曲线见图2。
从图2可知,发电无功功率不到1 Mvar(剔除失真点数据),且基本上是吸收无功。由于10 kV升压变压器需要消耗部分无功,因此逆变器的无功曲线与发电有功曲线变化会略有差别。
3.4 公共连接点电压偏差
作为公共连接点(PCC)的庞洼变电站110 kV母线,其供电电压偏差要求为供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%。光伏电站发电时会造成通过主变压器输送的功率减少,提高了110 kV母线电压水平。
由于220 kV变压器的电抗值远大于电阻值(以庞洼变电站为例,变压器高压至中压,电阻值为0.15 Ω,电抗值为7.17 Ω,二者相差47倍),因此光伏电站造成的无功功率变化量远小于有功功率变化量,即使光伏电站功率从满发到突降为零,对公共连接点的电压偏差影响经计算也不到0.1 kV。由2010年4月28日庞洼变电站110 kV母线电压的变化曲线可知,光伏电站发电期间母线电压绝对值变化幅度大约为3 kV,为标称电压的2.73%,最大正偏差为8%,满足庞洼变电站110 kV母线的供电电压偏差要求。
3.5 公共连接点电能质量
2010年4月13～20日,对220 kV庞洼变电站电能质量指标进行连续实际测量,测量方法与仪器完全按照国标要求执行,测量结果见表3。
从表3数据可以看出,公共连接点的闪变、三相电压不平衡度、电压总畸变率3项指标全部合格。其中闪变、三相电压不平衡度2项指标与允许值相比有较大裕度,但电压总畸变率较高,其C相最大值已超过允许数值。这说明光伏电站对公共电网的影响主要表现在造成电压波形畸变。
对于PCC电压各次谐波含量的测试,取测试时间中4月16日9时～16时10分发电有功功率较大的这一段时间(按照国标要求取最大一相95%概率值)。从测量数值可以看出,PCC电压各次谐波含量均在合格范围内。谐波电压绝对值最大数值的前3位谐波,依次是25次、3次和23次谐波含量,这说明光伏电站主要影响公共接入点电压的高次谐波水平。从对220 kV庞洼变电站公共连接点电能质量的各项指标测试结果可以看出,光伏电站对电网的谐波含量水平影响最大,特别是高次谐波含量。
3.6 谐波注入电流
在庞洼变电站110 kV侧光伏电站并网线路开关处测量线路电流中的各次谐波含量,其中的允许值是按照测量点最小短路容量和光伏电站协议用电容量,代入国标中的计算公式得出的数据。
从测量数值可以看出,偶次谐波电流含量普遍很小。谐波电流绝对值最大数值的前3位谐波,依次是25次、5次和7次谐波含量,与PCC谐波电压含量水平排序不同,这是因为PCC谐波电压含量水平由全部用户共同作用决定。光伏电站向电网注入的谐波电流中包含了110 kV升压变压器的谐波电流,5次和7次谐波含量较大主要是升压变压器造成的,而25次谐波含量最大则是由逆变器决定的。
4 并网对电网的主要影响及对策
根据徐州协鑫光伏电站并网运行资料分析,大型光伏电站并网运行对公共电网造成的影响主要表现在以下几个方面。
1) 向公共电网注入谐波电流造成PCC电压波形畸变。
从运行数据可以看出,大型光伏电站对电网电能质量的主要影响是向电网注入的25次谐波电流数值过大,超过其协议容量分配的允许值并在电网电压畸变率中占了最大的比重。目前光伏电站中大量使用的逆变器采用正弦脉冲宽度调制(SPWM)技术控制低频次谐波含量,在逆变器出口串联L-C电路阻挡分流高频次谐波电流含量。由于逆变器交流侧额定电压仅为0.265 kV,500 kW的逆变器交流侧额定电流高达1 089 A,如每台逆变器均串联L-C电路,则投资较高且运行时要消耗一定量的无功功率。鉴于光伏电站升压变压器低压侧采用三角形接线,完全阻挡了3 h次谐波电流注入高压电网,而应用SPWM技术使得逆变器输出的偶数次谐波电流含量与6h±1次的谐波电流中的较低频次谐波含量很小,因此仅需要对6h±1次的谐波电流中的较高频次谐波含量采取治理措施。对协鑫光伏电站只需在10 kV母线侧增加一组全站公用的并联滤波器滤除25次谐波电流,就完全可以满足电网对电能质量的要求,投资不大而且可以提高光伏电站的功率因数。
2) 逆变器无法发挥调压作用。
由于逆变器在满负荷时功率因数大于0.99,所发无功功率很小,甚至不足以补偿升压变压器的无功功率损耗,从而造成光伏电站需从电网吸收少量无功功率,逆变器无法发挥调压的作用,势必将调压的任务转移给电网或其他常规变电站来完成。如果电网要求降低逆变器运行功率因数,而由于其额定视在功率是固定不变的,增加无功功率必然会降低其有功功率输出。为解决调压问题,可以在光伏电站内增加10 kV电压等级的静态无功补偿装置,其容量按照有功最大功率的1/3配置,保证其额定功率因数达到0.95。在实际运行中,由于光伏电站仅在白天发电,运行时间约为12 h,其平均发电有功功率约为额定功率的一半,在额定功率因数为0.95时,其白天的发电平均功率因数为0.83,这与常规发电机组相当而且光伏电站增加的投资也不是很大。
3) 对电网发电出力安排造成困难。
光伏电站运行受天气条件的影响,相邻两天之间发电量差别可能非常悬殊,即使是同一天当中发电功率变化也很大,这就给电网安排发电出力平衡造成困难,要求必须准确预计气象条件对光伏电站发电出力的影响,电网所安排的旋转备用容量与光伏电站发电出力叠加后应形成直线。鉴于目前电网中的光伏电站发电总功率与电网总装机容量相比很小,对电网调频并不会造成很大影响,但需注意联络线路或联络变压器发生过载的问题。光伏电站的最大发电功率一般出现在中午12点左右,而风力发电的最大出力(依据甘肃省统计数据)一般出现在凌晨1点半左右,如果在电网中实现风电与光电的互补应该是一种较合理的安排。
5 结语
大型光伏电站对电网的影响主要表现在增加电网的谐波,特别是高次谐波含量水平,可从电网与光伏电站两个方面采取措施保证电能质量。
1) 在电网方面可采取的主要措施:
(1) 提高光伏电站并网电压等级并选择短路容量水平较高的变电站作为电站接入点;
(2) 避免在同一座变电站接入的光伏电站容量过大。
2) 在光伏电站方面可采取的主要措施:
(1) 将升压变压器的低压侧绕组采用三角形接线;
(2) 将逆变器控制策略调整为控制除3 h次谐波电流以外的其他次谐波电流,提高逆变器制造水平降低其总的谐波电流含量;
(3) 在升压变压器低压侧增设滤波装置以吸收含量最大的高次谐波电流。
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大型光伏电站集电线路研究 篇7
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
探析大型光伏发电站的改造和优化 篇8
关键词：光伏,发电站,光伏阵列,改造
近年来世界的经济得到快速发展, 但是世界经济快速发展的同时对能源的需求越来越大。传统能源的生产主要依靠煤炭、天然气和石油等化石原料, 但是化石原料是一种不可再生能源, 预计化石原料的储量仅仅能使用几十年, 并且在使用过程中会产生大量的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘, 造成全球的气候与环境不断的恶化。因此人类不断的开发出风能、生物质能、地热能、太阳能、核能、水能和潮汐能等可再生的和无污染的新型能源。太阳能的取用非常方便可就地供电, 且存在成本较低、结构简单、清洁、投产周期短和可靠性高等优点。随着我国对光伏发电技术的不断研究和发展, 我国的光伏发电总装机容量已达1100M W p, 预计到2020 年将达1800M W p的总装机容量。
1 太阳能光伏发电站的改造
虽然我国的太阳能光伏发电站的建设数量越来越多, 但是对光伏发电站专用电缆的研发和使用却没有引起人们的重视, 长期没有得到发展。目前在太阳能光伏发电站的建设中依然使用常规的电缆, 常规的电缆不能满足太阳能光伏发电站复杂的敷设环境, 造成太阳能光伏发电站的质量事故频发。因此, 太阳能光伏发电站普遍存在需要将其电缆改造升级为太阳能光伏专用电缆的问题。太阳能光伏专用电缆需要满足以下要求:
1.1 温度承受范围大
因为我国南北气候温差非常大, 在我国的西部和北部地区冬季极端气温能达到零下四十度左右的低温, 而我国东部和西部地区夏季地表温度能达到七十度以上的高温, 并且电缆通电后会发热并且在部分位置如屋顶、桥架处的通风不好不利于散热, 这样有可能导致电缆可能至少要能承受九十度以上的高温。因此, 光伏专用电缆的第一个要求是耐温范围大。举例说明:电力电缆V V -0.6/1的绝缘料和护套料通常选用J70、H 70 的聚氯乙烯, J70、H 70 聚氯乙烯的最高承受温度是70℃, 超过70℃会发生软化、粘连、绝缘性下降甚至是放炮的发生。聚氯乙烯护套料在-25℃时会变脆、龟裂, 不能起到保护的作用;电力电缆Y JY -0.6/1绝缘层使用的是交联聚乙烯, 护套料使用的是H I-90 型聚氯乙烯。
交联聚乙烯、H I-90 型聚氯乙烯的最高承受温度是90℃, H I-90型聚氯乙烯的耐冲击脆化温度是-20℃, 当电缆的工作温度超过90℃或低于-20℃将不能使用;而光伏专用电缆G F-W D ZEER -125 0.6/1的护套层和绝缘层使用的是辐照交联聚烯烃, 辐照交联聚烯烃的温度承受范围为-40℃~125℃, 在我国的大部分地区均能使用。
1.2 护套和绝缘层要耐老化
护套和绝缘层的老化最易受温度、湿度、日光、紫外线和臭氧的影响, 太阳能光伏发电站的电缆敷设环境非常复杂, 如:1) 新疆地区的昼夜温差变化非常大;2) 南方的鱼光互补项目的电缆直接在鱼塘和水面上进行敷设, 湿度非常大;3) 新疆、西藏、青海地区的日照和紫外线非常强烈;4) 西藏地区的臭氧含量较高, 臭氧可加速绝缘层和护套的老化。因此, 光伏专用电缆要进行进行耐温湿度剧烈变化、耐日照、紫外线和耐臭氧等老化试验, 光伏专用电缆对老化时间的要求远远要高于常规电缆。光伏专用电缆需要通过G B /T12527-2008 人工气候老化试验和G B /T2951.21-2008 耐臭氧试验。
1.3 要求耐酸碱、耐腐蚀
我国沿海和滩涂地区空气中盐雾的浓度很高, 而建设在盐场附近地区土壤的含盐量也很高, 盐碱溶液对导体具有较高的腐蚀作用。在上述地区建设光伏发电站要使用耐盐雾和耐酸碱的光伏专用电缆。这些地区的光伏专用电缆需要使用镀锡铜导体增强其耐盐雾和耐酸碱能力, 且应通过G B /T2423.17-2008 耐盐雾试验和G B /T2951.12-2008 耐酸碱试验。常规电缆对耐盐雾和耐酸碱没有要求。
2 太阳能光伏发电站的优化
对太阳能光伏发电站进行优化可以增加发电量、降低系统损耗, 具有提高发电站经济效益的作用。太阳能光伏发电站的优化项目通常包括:光伏阵列优化、逆变器结构与控制优化和最大功率点 (M PPT) 控制优化, 下面对这三个方面的优化进行简单的介绍:
2.1 光伏阵列优化
太阳能发电站的光伏阵列可以从四个方面进行优化, 分别是:阵列高度、阵列倾角、阵列间距和选择高效光伏模块。光伏阵列的朝向是影响太阳辐射吸收的最主要因素, 一般大型光伏发电站采用的均是固定式光伏阵列, 固定式光伏阵列的朝向都设计为正南方向倾斜放置, 以便获得最大的太阳辐射吸收率。跟踪式光伏阵列的方位角和倾角可以跟踪太阳光进行朝向调节, 因此跟踪式光伏阵列的发电量更大, 但是投入成本较高。对固定式光伏阵列倾角进行优化可以提高太阳辐射利用效率, 目前多采用交互式多目标决策法和神经网络法进行建模对固定式光伏阵列倾角进行优化。光伏阵列的高度、间距和串并联结构会产生局部阴影对光伏阵列的光利用效率影响巨大, 需要建立局部阴影模型对其进行优化计算, 常采用的优化方法有博弈论法、粒子群算法和进化算法等。
2.2 逆变器结构与控制优化
逆变器和控制器是光伏并网系统的关键环节, 太阳能光伏阵列产生的电流为直流电, 要想利用太阳能产生的电能需要将其转化为交流电才能进行并网和远距离传输。对逆变器和控制器结构进行优化可以大大提高太阳能的利用效率。逆变器结构常见的有高频链型结构、直流链型结构:1) 高频链型结构常见的有单晶体管Flyback型、双重晶体管Flyback型、Flyback与B uck-B oost组合型、隔离型C u K和隔离型Zeta逆变器;2) 直流链型结构常见的有带Flyback型变换器的低频逆变器、带串- 并谐振变换器逆变器、带Flyback变换器的PW N逆变器和带推挽式变换器的逆变器等。对逆变器和控制器建立损耗模型进行滤波、器件和损耗计算可以发现最优的逆变器和控制器结构。
2.3 最大功率点 (MPPT) 控制优化
光伏阵列的输出并不是线性的, 其输出受到环境温度、辐照强度和负载情况的影响。太阳能电池板接收到的太阳辐照功率是不断变化的, 如果太阳能电池板的电流输出太大则其输出电压会迅速下降, 甚至输出电压会接近于零, 此时的太阳能电池板输出功率也会接近于零。因此, 需要控制太阳能电池板的电流输出使太阳能电池板的输出电压保持最佳值, 并对最大功率点 (M PPT) 进行追踪, 控制电流或者电压使光伏阵列的输出功率点与最大功率点 (M PPT) 尽量保持一致。最大功率点的控制本质为电流、电压和功率的自寻优过程, 使光伏系统始终在峰值功率点运行。最大功率点 (M PPT) 的控制常用的方法有三种:1) 利用常规的定电压跟踪法、扰动观察法、电导增量法等获得阵列极值, 然后进行比较获得;2) 利用粒子群算法即搜索最优值后再在全局进行搜索;3) 根据局部阴影下光伏阵列特点通过特定算法获得最大功率点 (M PPT) 。通过对太阳能电池板的最大功率点 (M PPT) 的控制优化可以使光伏阵列在相同条件下产生更多的电能。
2.4 直流汇流箱的优化
为减少直流侧的接线数量和方便维护一般在逆变器和光伏组件之间会增加一个直流汇流箱。目前, 光伏发电站装配的直流汇流箱多采用正、负极交替接入汇流箱的输入接线端子的排线方式, 这种接线方式虽然整齐美观, 但是存在由正、负极间距太小易引发短路事故发生的问题。通过对大量烧柜事故进行分析发现采用正、负极分别安装的方式可以有效避免此类事故的发生, 具体方法为将所有的正、负机集中分别安装在汇流箱的左右两侧并使用绝缘板进行隔离安装。
3 结束语
太阳能光伏发电技术经过几十年的研究和发展已经相当成熟, 随着世界化石燃料的消耗殆尽太阳能光伏发电量将进一步增加。在敷设光伏发电站的电缆时需要注意使用光伏专用电缆, 因为普通的电缆存在耐温范围窄、不耐酸碱、不耐腐蚀、不耐老化的缺点。在建设太阳能发电站的过程中需要对光伏阵列、逆变器与控制器、最大功率点 (M PPT) 控制和直流汇流箱进行优化以便增加发电设备的稳定性、安全性和获得最大的发电量, 可以给企业带来显著的经济效益。
参考文献
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