光伏电站无功补偿分析

光伏电站无功补偿分析（精选十篇）

光伏电站无功补偿分析 篇1

甘肃省能源较为丰富, 不仅有石油、煤炭、天然气, 还有大量可再生利用的如太阳能、风能等新能源。甘肃是我国最为丰富的太阳能三大区域之一, 全省各地年日照时数1 710~3 320 h, 年太阳能总辐射量在3 800~6 830 MJ/m2, 年资源理论储量6.7 k W×10 113 h, 可开发量2.671 831 k W×10 113 h, 开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件[1]。

甘肃省建立了大规模区域光伏发电示范基地, 利用光伏进行发电。近年来随着大规模新能源的接入, 甘肃电网消纳能力有限, 限电情况普遍, 因此, 如何提高光伏电站出力, 保证电网稳定运行, 对光伏电站接入系统功率控制系统进行有效监测和分析愈显重要。

在不考虑天气巨变、云层遮挡等因素致使光辐照度快速减小的情况下, 需要上网的小型和中型光伏电站应具有一定的有功功率控制能力。通过协同的安全自动装置对光伏电站进行有功功率控制和无功电压调节, 在发生重大系统故障时保证电网的稳定运行至关重要, 已成为发展趋势[2]。

1 光伏电站出力特性分析

光伏电站典型晴天、多云天日出力曲线见图1、图2。从图中可以看出, 光伏电站在日照充足时出力形状类似正弦半波, 曲线平滑, 中午时分达到最大值, 阴天有云时, 数据显示辐照度变化大, 光伏电站的出力短时间出现大幅波动。

在考虑光伏电站接入系统时, 电力平衡中涉及到电网内全部光伏电站, 区域光伏规模的增加, 光电站最大出力的同时率会进一步降低, 在电力平衡计算中, 区域光伏最大出力为装机容量的85%考虑。

2 对光伏电站接入的电网技术分析

2.1 光伏电站具有低电压穿越能力, 避免在电网电压异常时脱网

在光伏电站接入系统规定中, 电力系统若发生故障, 并网点考核电压应在电压允许的区域内时, 光伏电站保证不间断并网运行, 否则光伏电站不向电网送电;光伏电站并网点电压跌至0标称电压时, 光伏电站能够保证不间断并网运行0.15 s;光伏电站并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到标称电压的90%时, 光伏电站能够保证不间断并网运行。

电网故障期间没有切出的光伏电站, 其有功功率在故障清除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少10%额定功率/s的功率变化率恢复至故障前的值。

2.2 甘肃电网新能源有功功率控制系统

1) 对于甘肃省上网大中型光伏电站需配置有功功率控制系统, 接受调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令, 按调度部门指定运行方式运行。小型光伏电站应需具有一定的有功功率控制能力, 按调度部门指定运行方式运行。

2) 在电网发生故障或紧急状态下, 大中型光伏电站按调度部门的控制命令进行有功功率的输出, 必要时通过安全自动装置进行自动减载光伏电站有功功率或切除光伏电站。

2.3 电网电压和频率控制

大中型光伏电站在电网发生扰动后, 电网电压和频率未恢复正常范围之前, 不允许并网, 当在电网电压和频率恢复正常后, 小型光伏电站应经过一定延时后方可并网, 大中型光伏电站应按调度允许方式和指令执行, 不可自行并网。

光伏电站接入系统稳定分析中主要考虑其电压稳定问题, 最低电压回升, 并且不产生增幅振荡, 中枢点或某一地区的电压不持续低于0.7 p.u.时, 认为系统稳定[3,4]。

3 甘肃电网有功功率控制优化策略实例分析

3.1 功率控制系统总体结构

甘肃电网功率控制系统总体结构如图3系统拓朴图所示。有功功率控制系统和无功/电压控制系统主要由智能通讯管理终端和维护工作站组成。其中, 光伏电站智能通讯终端是系统核心设备, 完成通信和数据采集、信息上传、AGC、AVC功能。维护工作站通过局域网与智能通讯终端连接, 提供系统监控和维护功能。

有功功率控制系统和无功/电压控制系统与省电力公司主站系统通信方式可采用上图所示方案, 但不局限于此方式, 可直接通过电力调度数据网与主站进行信息交互。

3.2 甘肃电网电压/无功调节系统

甘肃省调度主站系统现还配置了一套无功电压和频率控制系统, 完成对全省新能源接入的无功电压调节与控制。

上网光伏电站配置无功电压和频率调节控制子站系统, 接受甘肃省调度命令, 参与调节光伏电站的调节无功补偿设备投入量、无功功率及光伏电站升压变压器的变比等。

3.3 光伏发电功率预测预报系统

光伏电站安装电站端功率预测系统, 收集气象资料, 研究并积累电气对光伏电站输出功率的变化规律, 不断提高预报精度, 实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。短期预测的时间尺度为未来0~24 h, 并向电力调度机构上传功率预测结果。电力调度机构根据光伏发功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线进行调整。

4 功率控制和电压调节运行

4.1 新能源发电系统运行方式

新能源发电系统具有两种运行方式, 即并网运行和离网运行。离网运行时需要考虑其发电的不稳定性, 在构建离网性光伏电站时需要协调储能或其他稳定能源进行稳压稳频, 以保证光伏系统安全稳定运行;并网运行的光伏在运行时以电网作为稳压稳频的基础, 通过与电网相结合, 可以缓解负荷高峰供电压力, 发挥其自身优势[5,6]。

4.2 光伏电站运行控制措施

1) 加强SVC、SVG装置运行管理。

光伏电站并网运行时, 必须将动态无功补偿装置投入运行, 并且按照调度所下定值制定调节模式与调节目标值。同一升压站如安装多台SVC、SVG装置, 相互之间需实现协调功能。升压站电能质量监测装置必须投入运行, 以监视动态无功补偿装置运行时的电能质量, 并且将信息实现数据上传。

2) 各光伏电站业主应与逆变器制造厂家积极协调, 优化保护与控制系统间的配合关系, 并报相应调度机构备案, 使主控系统和低电压穿越功能相配合。

3) 建议光伏电站建立或完善设备巡视和缺陷管理制度, 加强人员培训和运行管理, 及时发现并消除设备安全隐患。

4) 对投运的光伏逆变器进行并网前实验, 电气实验实测报告通过方可并网, 达不到要求者不予并网。

5 电网有功功率控制和无功调节系统配置

5.1 有功功率控制系统配置情况

甘肃电网大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 能够接收并执行电网调度远传的有功出力控制信号, 进行有功功率调节和控制, 大中型光伏电站内还具有调节功率变化率能力, 接受因太阳光辐照度变化引起的输出功率变化的情况。

5.2 电压/无功调节系统配置情况

大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 电站的功率因数宜在0.98 (超前) ~0.98 (滞后) 范围内, 电网电压调节方式、参考电压、电压调差率等由电网调度主战系统调节。

小型光伏电站输出有功功率应根据接入电网的论证计算结果, 确定功率因数的控制区间。

5.3 动态无功补偿装置

甘肃电网上网大中型光伏电站需要配置容量可调节的、容性1.0 MVar~感性1.0 MVar的动态无功补偿装置, 采用全容量动态无功补偿装置SVG。动态无功补偿装置响应时间不大于30 ms, 并能分相调节。

5.4 功率控制系统接口和通信

1) 系统与主站通信接口。

系统与主站接口功能包括:系统向主站传送采集的现场实时数据, 光伏电站接收的主站信息包括:主站下发的光伏电站发电出力计划曲线/电压曲线, 以及由主站发送的有功/电压调节指令等。

主站实时数据采集和控制, 直接通过调度数据网络生产控制大区I区, 与有功功率控制系统和无功/电压控制系统采用标准通信规约 (IEC60870-5系列标准) 实现通信接口功能。

2) 系统与光伏电站监控系统通信。

系统需实现标准通信规约 (IEC61850、IEC60870-5系列标准等) , 直接与升压站综合自动化系统交换数据, 以获得光伏电站升压站主变, 输出线路并网运行状态, 输出线路实际运行有功、无功、电压及电流等实时数据。

6 结语

随着我国近几年内新能源的发展, 智能电网对接入点新能源进行有功功率控制和无功调节已是必然要求, 文中只是提出了太阳能光伏电站发电模式下实现与负荷侧的交互, 若风电等新能源接入系统, 同样适用, 需要有相应的策略变化。因此, 支持太阳能、风力发电等清洁能源的接入, 扩大系统运行调节能力, 满足电网与负荷侧和谐发展, 实现电力系统经济、安全、优质、高效运行, 已成为发展趋势。

本文提出在系统侧和电源侧进行有功功率控制和无功调节, 对缓解弃光风险、提高光伏电站出力、保证电网稳定运行具有积极意义并具有实用性。在工程实践中发挥着积极作用。

参考文献

[1]新能源产业振兴和发展规划 (2009—2020) [R].北京:国家能源局, 2009:53.

[2]余贻鑫.自动电压无功控制优化系统[J].南方电网技术, 2009 (2) :125.

[3]徐遐龄, 查晓明.电力系统无功优化控制[J].高电压技术, 2008, 34 (1) :158-162.

[4]Sergio Granville.Optimal Reactive Dispatch Through Interior Point Methods[J].IEEE Transactions on Power Systems, 2011, 9 (1) :136-146.

[5]Moursi M E, Joos G, Abbey C.A secondary voltage control strategy for transmission level interconnection of wind generation[J].IEEE Trans.on Power Electronics, 2008, 23 (3) :1 178-1 190.

个人光伏电站成果分析 篇2

桂林“家庭发电”第一人如今怎样了？

一年发电6000度 比预计的要少

2014年12月30日上午，记者来到象山区南环路翡翠山庄小区黎光辉家的别墅。

黎光辉打开“分布式光伏发电项目并网计量箱”，里面三个电表分别记录了发电量、售电量和自家使用的电量。记者看到，从2013年12月30日开始到2014年12月30日上午10点半，黎光辉的光伏发电站一共发了6000度电。

在光伏发电站建立之初，黎光辉曾估计一年能发电上万度，现在看来，这个估计显然过高了。黎光辉也承认这一点，他略带遗憾地说，光伏发电这事是“靠天吃饭”，2014年1到4月雨水太多，那段时间的发电量太少了，直到5月1日之后才正常。“虽然现在已经过了冬至，但只要不下雨，就像今天这样阳光充足，发电量都还是不错的。”黎光辉引着记者来到光伏逆变器前，上面显示着当前的发电量，每小时在1.4度到1.5度之间变化。

发电量不如意还有另外一个原因，就是当初安装光伏电池板时，为了考虑不影响房屋的美观，安装方式选择了固定式。黎光辉楼顶上的39块光伏电池板中24块平放在楼顶，还有7块和8块顺着屋顶的角度，分别是朝南和朝北方向，也就是说，在一年当中的大多数时间里，这15块电池板不能同时吸收阳光。

黎光辉向记者解释，太阳照射角度影响着电池板吸收光线的效率，要想充分吸收阳光，就要把电池板的安装设置为可调控式的，根据太阳照射角度而变化。“2014年的日照量不太理想，我这里固定式的都能发电6000度，如果是可调控式的话至少能发电9000度。”黎光辉说，这个9000度的数字是最保守的估计，他建议如果市民对光伏发电感兴趣的话，最好把电池板安装为可调控式的。(微信号：wontie365)

在售电收益方面，黎光辉已经跟市供电局签了合同，虽然现在还没有结账，不过已经可以算出来了。黎光辉一共卖给供电局5629度，因为自家并没有正式住进这栋别墅，因此家里使用了发电站371度。所以，黎光辉的收益来自三方面，一是节省了自家使用371度电的电费;二是卖给供电局的5629度电，每度电的价格是0.4552元;三是国家对个人光伏发电还有每度0.42元的补贴。这样算起来，2014年的收益总共为5000多元。

感兴趣的人不少 担心收益没人行动

自从本报报道了黎光辉在自家楼顶建光伏发电站之后，很多市民给本报新闻热线打来电话，表示对这事很有兴趣，想跟黎光辉探讨一下。

“在了解了安装过程之后，大家最关心的还是回报问题。”黎光辉告诉记者，2014年以来，他至少接了三四百个咨询电话，接待了上门参观发电站的人五六十个。虽然很多人很感兴趣，可最终都没有采取行动，因为他们对“靠天吃饭”的光伏发电的收益没有信心，再加上前期还要投资六七万元购买发电设备。

前几个月，有位姓秦的市民找到黎光辉。秦先生在阳朔县城开了一家酒店，对光伏发电很感兴趣，计划在酒店楼顶搭一个架子，架子上面铺设光伏电池板来发电，架子下面可以晾晒衣物，还能起到隔热的作用。为此，秦先生找黎光辉商量建光伏发电站的事，还亲自把黎光辉请到自己正在装修的酒店现场勘查，很多细节都谈好了，可最终还是放弃了，也是觉得前期投资太大，收益没有保障。

就在记者采访黎光辉的过程中，江西景德镇的李女士给他打来电话。她开了一个小作坊，想在作坊楼上建个光伏发电站，不是为了卖电，纯粹就想满足作坊的用电。可是，作坊是她租来的，产权不是她的。黎光辉告诉李女士，要建光伏发电站的话，她必须让房东去向当地供电部门申请。李女士特别想知道，作坊楼顶约有200平方米，要在上面建发电站的话，大约需要多少成本以及发电量大概有多少。“200平方米的面积可以装15千瓦的电池板，成本要9万多元。”黎光辉说，江西那边的日照条件比桂林要好，如果是可调控式的电池板，每年可以发电1.8万度。商业用电是9毛多钱一度，如果作坊把这1.8万度电都使用完的话，可以省下一大笔电费。另外，1.8万度电还能获得国家补贴，算下来也有7000多元。

虽然黎光辉给李女士算了一笔账，看上去挺不错，可对方对于9万多元的前期投资有些接受不了，在连声向黎光辉道谢之后挂了电话。

4个月前，市民刘先生曾找到记者，他在市区买了套别墅，想在楼顶建个光伏发电站。2014年12月30日，记者与刘先生取得联系，他说曾邀请黎光辉上门考察，黎光辉觉得别墅的位置不错，适合建光伏发电站。可是，前期投资要六七万，刘先生一下拿不出那么多钱所以决定暂时放弃。“缓一缓，等手头松点再说。”刘先生说。

个人发电有局限 企业更适合

2014年12月30日，桂林市供电局副局长詹硕接受了记者采访。

“截至目前，桂林个人光伏发电还是只有黎光辉一人。”詹硕告诉记者，在国家扶持光伏产业后，分布式光伏发电项目在全国各地如雨后春笋一般大量涌现。在桂林，除了黎光辉的个人光伏发电外，市区还有一家生产变压器的企业建立了光伏发电站。该企业2012年上半年开始并网发电，装机容量是2兆瓦，还有3兆瓦的装机容量正在施工当中。到目前为止，企业已发电近200万度，主要用于自己企业。

桂林市供电局已为企业和居民个人安装光伏发电站开通了绿色通道。“我们也是‘摸着石头过河’。”詹硕表示，无论是企业还是个人安装光伏发电，这对市供电局和南方电网公司来说都是一个新的尝试，供电局能做的工作就是全力配合。在黎光辉申请建立光伏发电站的时候，供电局组织多个部门开了好几次会，甚至想过要在供电局内专门成立一个部门来应对。当时，大家的想法是，黎光辉的举动是桂林的第一次，也是南方电网公司的第一次，从方案制定、人员安排、线路安装都是“特事特办”，使得黎光辉的光伏发电站在短时间内就能并网发电。为了确保发电运行良好，在过去的一年里，供电局的领导和南方电网公司的领导也多次到黎光辉家查看。

黎光辉建光伏发电站已经过了一年，为什么没有其他人再来申请?

光伏电站无功补偿分析 篇3

【关键词】变电站；无功补偿；电压调节；电容器

1、引言

为保证电力系统的安全，并且实现它的经济运行，必须确保电压质量。当下我国逐渐开始推动电力系统市场化，进行商业化运营，这对电压质量也有了更高的要求。人们开始密切关注变电站的电压调节和无功控制。保持电压质量合格，降低网损需要对无功功率进行分层、分区、就地平衡，对无功设备进行科学调控，做好电网无功的优化。目前无功优化的途径主要有两种：一种是全网范围内的无功优化，以开工时设备的网损值最小作为目标函数；另一种是变电站的电压无功综合控制（VQC），通过使用并联的补偿电容器和有载调压变压器，使得局部的電压和无功补偿可以自行调控。通过这种自动调节，使进线功率因数尽可能接近1，保证负荷侧母线的电压在规定范围内。

从上世纪70年代，就开始了对VQC装置的研究。现在国内外已经形成了一整套比较成熟的控制策略。近年来，高速通信技术、卫星同步授时技术和电力系统信号采集和处理技术都得到了飞速的发展，变电站电压的控制有了无功补偿控制的装置提供技术支持，使得VQC具有很高的可靠性。

2、变电站无功控制与电压调节的主要方式

2.1补偿容量不足时的无功功率平衡

要想平衡电压系统的质量和无功功率，必须以系统电压维持在正常水平作为前提。正常情况下，电源的无功功率和有功功率都要从用电设备获得。如果用电设备不能提供充足的无功效率，无法满足用电设备的需求，那么正常的电磁场就无法建立起来。这样就会导致端电压降低，用电设备无法在额定电压下正常工作，导致电力系统无法正常运行。无功功率平衡可以很好地解决这一问题，当电力系统的电压水平降低时，控制装置会自动调节电压，降低系统对无功功率的需求。这样，在容量不足时，无功功率控制装置会使无功功率达到一种平衡状态[1] 。

2.2电源充足时的无功功率平衡

电力系统的电源与电压水平密切相关。当无功功率电源不足时，相应的电压水平也较低。相反，电源充足时，电压水平就较高。因此，在电力系统的运行过程中，要使用电设备可以在额定电压下维持无功功率平衡。在这个基础上，安装一定的补偿装置进行就地补偿。如此一来，电压的质量可以得到提高，线损也可以有所减少。然而实践表明，只单单使用无功补偿控制来调节电压，是无法很好地解决电压质量问题的。因为随着配变负荷的增大，电压的波动也会变大。因此，大家普遍使用“九区图”法。“九区图”是一种控制算法，电压和无功是控制变量，通过投切电容器和切换变压器分接开关档位，使无功Q和电压U达到我们所需的值。它把自动调压和自动跟踪补偿很好地配合在一起，使电压的质量得到进一步的提高[2]。

3、变电站无功补偿控制和调节电压的原理及具体实现方法

3.1原理

从理论上来讲，无功控制划分可以根据电压和无功划分，也可以把电压和无功的因素作为划分依据。目前电力系统中普遍使用的是九区图控制法。该方法通过对无功和电压上下限的规定，将无功和电压平面分成了九个区域，因此称为九区图控制法，如图1所示。

九区图控制法原理：电压和无功上下限的确定是有一定依据的，前者是以电压合格范围作为确定依据的；后者的确定是根据每组电容器的容量和偏差进行的，为了维持无功平衡及保持投切的稳定。无功上限意味着无功过剩，无功下限则代表无功不足。最终无功控制的方法根据电压和无功所处的状态即位置来确定[3]。

3.2实现方法

如果电压和无功未到达所需的值，那么可以利用投切电容器组，变换有载配电变压器分接开关的档位来调节U和Q。具体方法如下：

0区：电压无功合格不需要调节；

1区：电压超过了上限，需要进行降压调节。（1）电压优先：可以将分接头向下调节。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使电压下降，大于电压下限同时无功低于上限。（2）无功优先：可以将分接头向下调节，使无功回复正常。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

2区：无功高于下限，电压高于上限，此时首先要把电压降下来，若无功仍然高于下限，则可以投入电容器。（1）电压优先：首先尝试退电容器，看看电压是否高于下限同时无功低于上限。如果电容器无法退，可以将分接头下调，看看是否可以使电压和无功都高于下限。（2）无功优先：首先尝试退电容器，如果可以使无功低于上限。否则将分接头上调，看看是否可以使电压低于上限。

3区：电压在合格范围内，但无功超过下限，可以通过投电容器进行调节。

4区：电压和无功均超过下限，可以首先通过投电容器进行调节。（1）电压优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，可以投电容器，看看是否可以使电压低于上限同时无功高于下限。（2）无功优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

5区：电压高于下限，可以通过升压进行调节。

6区：电压高于下限，无功高于上限，首先需要使电压升高。（1）电压优先：尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果投电容器不可行，尝试将分接头上调，看看是否可以使无功和电压均低于上限。（2）无功优先：首先尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果此法不行，可以把分接头向下调节，看看是否可以使电压高于闭锁上限同时无功高于上限。

7区：电压在合格范围内，无功高于上限，需要通过切电容器来调节。

8区：电压和无功均高于上限，可以首先尝试切电容器，如果电压还是高于上限则通过降压来调节。

4、无功控制与调节效果分析

4.1通过无功补偿控制装置的使用，电力系统设备的使用年限可以延长，电压的质量也可以有所提高。

电压损失 U简化计算如下：

U=（PR+QX）/U （式1）

式中：U表示线路额定电压，单位是kV；P表示输送的有功功率，单位是kM；Q表示输送的无功功率，单位是kVar；R表示线路电阻，单位是Ω；X表示线路电抗，单位为Ω。

补偿装置容量Qc安装之后，线路电压降为U1，计算如下：

ΔU1=[PR+（Q-Qc）X]/U （式2）

很顯然，ΔU1<ΔU，换言之就是安装补偿电容之后，减少了电压的损失，提高了设备运行时的安全性。根据式子（1）和（2）可以得到安装补偿电容后，电压升高的计算方法为：

ΔU-ΔU1=QcX/U（式 3）

从该式子可以看出，越是接近线路末端，安装无功补偿装置的效果就越好。因为靠近线路末尾的电抗较大。

4.2无功补偿可降低电能损耗

无功补偿装置的作用主要是可以降低电损，节约能源。线路的有功损耗的降低原理如下：输送的有功P是一个固定值，安装无功补偿装置后，功率因数有所提高，从原来的cosφ上升到cosφ1。由于P=IR，所以线路的有功损耗和电流的平方成正比。又因为P=UIcosφ，电流与cos 成反比。所以，当功率因数由cosφ提高到cosφ1时，电流也有所下降，线路的有功损失也随之减少[4]。

5、无功补偿控制装置的不足及改进方案

5.1不足

VQC装置受到较多电力系统工作人员的青睐，主要是由于它作为一种无功补偿设备，可以根据电压和无功的区域进行自动调解，加之成本适中并易于维护。但是由于受当时经济技术条件的限制，传统的VQC也存在一些不足。

传统的VQC不能实现精细化补偿。因为考虑到成本，VQC装置一般不会多于5级，大多设置在2-4级。这就导致电容器的级差较大，在投切电容器组的时候电力系统会受到较大的冲击。

传统的VQC装置容易发生故障。因为户外型的的设计是参照箱变结构进行的，户内型设计是参照开关柜进行的。设计时没有考虑到无功补偿产品的特殊要求，将电容器和电抗器安装在封闭的空间里，由于它们会产生大量的热，使空间温度升高，影响电容器和电抗器的寿命，使主要元件的使用年限降低，因此故障率较高。

5.2改进方案

为了弥补VQC装置的不足，可以把VQC和SVC（静态无功补偿系统）结合，形成新的组合方案，如此一来可以实现以下功能：

（1）使用可控硅控制电抗，可以连续地调节容量，不像传统的VQC装置那样，投切电容器时会带来阶梯式无功补偿。这种组合方案可以真正实现就地平衡，减损节能，使系统的传输能力得到较大的提高。

（2）变电站中由于无功变化，会引起电容频繁投切，为避免这一问题，把电容器作为主要的无功元件，同时把电抗器作为调节元件，可以使投切开关和电容的使用年限有所延长。

（3）通过双向的无功补偿，使变电站可以调度的范围得到了扩大，可以更优地调节无功，保证了电力系统无功控制的质量。

（4）无功调节的容量得以扩大，分接头的切换次数可以大大减少，达到了较好的电压调节效果。

6、小结

目前社会经济正在快速地发展和进步，社会对用电量以及电能质量都有了更高的要求，电压是保障电力系统正常运行的重要指标，电压的质量关系着电网的稳定和经济的正常运行，因此，电力部门必须把电压调节和无功补偿控制作为电力工作的重要部分。

参考文献

[1]曾威.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].电力科技，2014，10：193.

[2]李周洪.浅谈变电站无功补偿VQC控制[J].中国高新技术企业，2011，25：101-102.

[3]李中秋.变电站无功补偿控制策略研究[J].企业科技与发展，2008，12：95-97.

[4]陈淼.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].中国新技术新产品，2011，20：126.

作者简介

光伏电站无功补偿容量选择与讨论 篇4

随着全球能源消耗的不断增长, 正当石油天然气能源渐见拮据、煤炭能源污染加剧、电供应日益成为"卡脖颈"问题的时候, 太阳能引起了人们更多的关注。近年来, 由于全国各地新的光伏政策的不断出台, 各类有关于光伏发电产业的利好消息日渐增多, 各地出现了一片光伏电站的抢装热潮, 与此同时也带动了光伏相关行业的发展。静止无功发生器 (SVG) 作为静止无功补偿器 (SVC) 的更新换代产品越来越多的应用在各光伏电站中。文章选取青海当地1座20MW光伏电站为项目案例, 对该电站的无功损耗进行计算, 得出该电站无功补偿装置的容量配置, 并与传统无功补偿装置容量配置进行比较, 得出光伏电站无功补偿装置容量最优配置方案。

1 光伏电站无功损耗

光伏电站无功损耗计算主要为线路无功损耗计算、变压器无功损耗计算。可通过计算以上损耗之和得出无功补偿所需配置容量。

1.1 线路无功损耗计算

QL-线路电抗产生的无功损耗, kvar;I-线路额定功率下电流, A

P-线路额定功率, k W;U-线路额定线电压kv;cos-功率因数;X-线路等值电抗;

x-导线单位长度电抗, Ω/km;L-线路长度, km。

1.2 单台变压器无功损耗计算

-变压器无功损耗, kvar;-变压器短路电压百分比;-变压器空载电流百分比;-负载系数;-变压器额定容量, kv A.

1.3 系统无功功率损耗

2 典型光伏电站无功损耗计算

文章选取青海当地1座20MW光伏电站为项目案例, 该电站装机容量为20MW, 分为20个1MW光伏发电单元, 20个发电单元通过方阵内汇流箱进行1级汇流后, 经20个逆变升压单元逆变升压后, 由3个集电回路将电能送入到开闭站3个高压开关柜中, 最终送入到公网以实现电站并网。

2.1 电站集电线路无功损耗计算

由于光伏并网电站为电源端, 在一般情况下只给电网提供有功电能, 即将太阳能光伏阵列的直流电能转换为与电网同频率、同相位的交流电能亏送给电网, 故光伏方针内低压集电电缆不作为光伏电站线缆无功损耗的主要因素, 本次对光伏电站集电电缆无功损耗的计算主要为35kv集电电缆的无功损耗、200米35kv送出线缆无功损耗、6km架空线路无功损耗。

2.1.1 35kv集电线路产生无功损耗

由于该电站使用YJV22-35kv-3x70电缆作为集电电缆, 3个回路集电电缆用量如表1所示:

各集电回路电流为表2所示:

查表3得YJV22-35kv-3x70电缆单位长度电抗为x=0.132Ω/km

集电回路无功损耗为表3所示:

2.1.2 光伏电站至站外杆塔电缆无功损耗

本站35kv送出电缆使用YJV22-35kv-3x240电缆, 电缆单位长度电抗为x=0.0916Ω/km

35kv送出线路无功损耗为表4所示:

2.1.3 架空线路无功损耗

本站架空线路使用LGJ-240钢芯铝绞线, 钢芯铝绞线单位长度电抗为x=0.386Ω/km

架空线路无功损耗为表5所示:

综上, 线缆无功损耗为:20.8+5+625.32=651.12 kvar

2.2 变压器无功损耗计算

该电站共计20个光伏发电单元, 每个光伏发电单元装机容量为1MW, 1MW光伏发电单元系统图如图1:

如图1, 每个光伏发电单元由若干汇流箱组成1级汇流单元, 由2台直流柜构成2级汇流单元, 由2台0.5MW逆变器及1台S11-1000kv A, 35/0.3-0.3kv组成逆变升压单元。光伏发电单元中, 由于逆变器本身具有无功补偿效果, 故只需计算20台箱式变压器无功损耗。

箱式变压器参数:

型号:S11-1000kv A, 35/0.3-0.3kv

容量:1000kv A 短路阻抗:6.5%

变压器空载电流比:0.31%变压器台数:20

下列计算方法为单台变压器无功损耗计算方法

则, 该电站20台箱式变压器无功损耗计算方法为:

可得出变压器在不同负荷情况下所产生的无功损耗, 如表6:

通过对变压器各负载情况下的无功损耗计算可以得出, 变压器最小负荷情况下所消耗的无功损耗为62kvar, 满负荷情况下所消耗的无功损耗为1362kvar。根据对青海当地已建成部分光伏电站的平均发电负荷的统计得知, 20MW光伏电站的平均发电负荷约为70%左右, 即变压器在70%负荷情况下无功损耗为699kvar, 此时系统无功功率损耗

通过以上计算, 可为该电站配置补偿容量为1.4MVar的无功补偿装置。依据传统无功补偿容量的算法可得出, 20MW光伏电站需配置的无功补偿容量约为电站装机容量的的10%左右, 即2MVar, 通过对比可以看出, 如依据传统算法对无功补偿装置的容量进行计算, 以一个20MW的电站为例, 大约会造成月700kvar的装置容量浪费, 多余补偿容量约占总配置容量的35%。

3 补偿容量过大的危害

无功补偿装置容量配置过大不但会增加项目的投资成本, 造成项目投入的浪费, 而且可能会出现过补偿情况, 造成站端电压升高, 引起过电压情况的发生。近年来, 大量光伏电站中的无功补偿装置多为降压式成套无功补偿装置, 其物理结构由降压变压器及无功补偿成套控制柜组成, 降压变压器的容量及大小多与无功补偿装置的容量成正比, 即补偿装置容量越大, 变压器的安装容量及尺寸越大, 相应的变压器基础也越大, 如不合理配置无功补偿装置的容量, 造成补偿容量配置过大, 则会造成补偿装置变压器的空载损耗及装置冷却损耗的增加, 降低设备使用效率及经济效益。

4 结束语

国家能源局发布的《国家能源局关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》中提到2014年国内新增总规模1400MW, 由此可以看出在未来1年甚至多年中, 光伏发电仍旧是国家所扶持的新兴能源行业, 尽管光伏电站中的逆变器早已实现了无功调节的功能, 但光伏电站需具备一定的无功备用容量用以在电网故障或异常时, 向电网提供无功支持, 防止电压崩溃已成为光伏电站设备配置的硬性要求, 合理地计算光伏电站的无功损耗, 得出合理的无功补偿容量配置可避免依靠传统算法配置过大容量的无功补偿装置, 致使光伏电站无功补偿装置的投资浪费, 从侧面加大光伏电站的投资回报。

参考文献

[1]姚天亮, 郑昕, 杨德洲, 等.打捆并网方式下光伏电站无功补偿及谐波问题[J].电力建设, 2011, 32 (8) :24-28

[2] (日) 太阳光发电协会.太阳能光伏发电系统的设计与施工[M].北京:科学出版社, 2006, 13-72.

光伏电站运维管理的分析与探讨 篇5

【摘 要】随着中国经济建设的步伐不断加快，中国的农业和工商业生产以及居民生活对于能源的需求量也越来越大。由于传统能源对环境污染日益加剧，不利于人民生活和环保工作，所以，开发并利用新能源已经成为当务之急。光伏电站作为一种新式能源开发方式，目前主要应用于中国的中部和东部地区。其利用太阳能进行发电，对环境无污染，能够有效缓解中国的能源紧张问题。但是?S着光伏电站的建设规模不断扩大以及类型的不断多样化，光伏电站的运维管理面临着的挑战逐渐增加，其中也存在很多问题。本文主要分为三部分，首先，介绍了光伏电站的相关概念，其次介绍了目前中国光伏电站的现状以及运维管理中存在的问题，最后，针对问题，提出了光伏电站管理的正确举措。希望通过本文，给从事相关行业的工作人员一些合理的意见和建议，从而促进光伏电站的合理运行与维护，缓解中国能源紧张的局面。

【关键词】光伏电站；运维管理；设备管理；问题与对策

近几年来，中国生态文明建设水平不断提高，治理污染受到国家的重视。在国家环保政策的支持下，光伏发电在中国迅速发展起来。据相关数据统计目前中国的光伏电站容量已经位居世界前列。光伏电站的运维工作不仅关系到电站能否稳定运行，还关系到电站的运维成本以及电站最终收益。所以对中国光伏电站的运维管理进行分析与探讨是重中之重。光伏电站的相关概念

1.1 光伏电站的概念

光伏电站主要是由太阳能电池矩阵、蓄电池组、控制设备、逆变器设备、太阳能跟踪控制系统等设备组成的一种利用太阳能资源进行发电的发电系统，该系统可以与其他电网连接并传输电力。由于其在环保方面贡献极大，所以光伏电站是目前中国鼓励力度较大的一类的绿色能源开发项目。一般情况下，太阳能光伏电站主要分为两种建设形式，一种是独立发电系统，另一种是并网发电系统。二者的区别是前者含有蓄电池，后者没有。现阶段人们所说的太阳能发电大多是指的是光伏发电模式。

1.2 光伏电站的优势与劣势

1.2.1 优势

光伏电站能够得到国家的支持，最大的原因就是其具有的环保性质。太阳能作为一种天然能源，其本身是不会枯竭的，光伏电站利用太阳能进行发电，在发电过程中，光伏电站不同于传统的火力发电站，其具有噪声小、绿色无污染以及操作安全等优势，对环境的影响几乎可以忽略不计。另外，光伏发电对于工作地址没有过多要求，实用性高，产生的能源质量也较高。最后，光伏发电站的建设工期较短，能源产生时间较短，工作效率较高。

1.2.2 劣势

由于光伏发电利用的是太阳能，所以其主要劣势在于太阳能资源收集困难。我国幅员辽阔，但是气候差异较大，一些地区的太阳照射能量分布密度小，需要广阔的覆盖面积才能收集到足够资源。另外，太阳能资源的收集受到天气、昼夜交替等非人为控制因素的影响，导致光伏电站无法连续不间断的供应和获取能源，给发电工作造成困扰。中国光伏电站的现状及运维管理的问题

2.1 光伏电站发展现状

近年来，中国环保事业不断进步，在国家政策的支持下，光伏发电产业发展十分迅猛。由于其具有投资风险小、成本低以及收益快的特点，中国的光伏发电产业出现投资热潮。但是行业快速发展的同时也存在着盲目投资、恶性竞争、光伏发电技术止步不前等问题。目前光伏电站已经进入快速发展建设的新阶段，光伏电站的运维管理也成为人们关注的重要问题。

2.2 光伏电站运维管理问题

2.2.1 运行维修不到位

首先，由于受到相关政策的影响，光伏电站的建设工期一般较短，导致电站设计和建设的很多环节并不完善也得不到科学的控制，最终影响到电站的安全和质量。其次，近年来大量光伏电站投入建设并使用，但是行业内专业的运行维修人员数量较少，并且大部分运行维修人员工作水平较低，缺乏运行维修的实际经验。

2.2.2 光伏电站管理体系不完善

光伏电站的管理是一项重要且复杂的工作，需要管理者具备较高的管理水平，但是目前光伏电站管理体系并不完善，主要表现在以下两方面，第一，管理制度不全面，具体标准不明确。不同地区的光伏电站具体运营情况有所不同，管理制度也应该根据具体情况来制定，但是目前大部分地区的光伏电站管理制度存在缺陷，没有完善，最终阻碍其自身发展。第二，管理人员工作分工不明确，导致管理效率低下。部分管理人员不了解光伏电站管理的相关规定，对待工作马虎，对于电站运营的问题不能及时发现，容易给电站带来安全和经济上的损失。

2.2.3 受国家政策影响较大

国家政策对光伏电站的运维具有较大的影响，国家政策在促进光伏电站快速建设的同时，也给其发展带来许多不确定性。具体来说，太阳能光伏电站是依赖于国家财政补贴，所获取利润多少取决于国家财政补贴和各地区电价水平。所以当国家的财政政策发生变化，或者是当地的电价水平波动，就会影响到光伏电站的运维，给光伏电站的运维带来很大的不确定性。

2.2.4 后期运营维护不到位

后期运营维护不到位是光伏电站面临的重要问题，造成该问题的主要原因有两个，第一是，一些地区的光伏电站在建设时一味追求大规模、低成本，造成光伏电站中许多细节问题没有得到完善。第二是，由于过分追求经济收益，建设速度过快，忽略了对光伏电站后期运营与维护的设计，导致工作人员缺乏处理后期运营问题的经验和标准。

后期运营维护不到位主要表现在以下几个方面，首先是安全问题，参与运维的工作人员安全意识薄弱，工作不规范，使得电站运维安全存在隐患。其次是，运维盲目，缺少计划，盲目的运营难以应对突发问题，容易给投资者和当地政府带来不可估计的经济损失。光伏电站管理的正确举措

3.1 提高维修人员工作水平

运行维修人员技术水平的高低直接影响到运维工作能否顺利进行，所以为了保证电站运行正常，必须从各方面提高维修人员工作水平。首先，在招聘时应该选择技术水平较高的、具有相关技术证明的维修工作者。其次，应当加强运维人员的专业能力培训，开展讲座，带领维修人员实地考察，积累实践经验。最后，维修工作者本身应该树立创新意识、终身学习的意识和终身学习意识，不断探索先进的维修方式，不断学习相关维修知识。充分了解光伏电站的各项数据，建立观察档案，详细记录光伏电站运营的具体情况，做到事无巨细，有备无患。

3.2 建立完善的管理制度体系

没有规矩，不成方圆，良好完善的管理制度体系是光伏电站顺利运维的重要保障。管理者应当深入了解与光伏电站相关的法律法规以及电力行业的相关规定，结合电站实际运行情况，将理论与实际相结合，制定出符合光伏电站特点的制度规定。另外，在管理过程中应组建专门的管理小组，明确每一位组员的工作范围，确立责任制度，督促管理小组对电站的各部分进行定期巡检，一旦发现问题，立即处理。由于太阳能光伏发电设备前期投资较大，低点多设置在贫困偏远地区，所以工作人员应该更加重视其运维管理，避免出现重大失误，造成不可估量的经济损失。

3.3 建立并实行良好的国家政策

首先，在政策的建立方面，国家应该对相应的国家补贴政策进行调整改善，改变原本单一的电量补贴方式，尽量做到维持市场繁荣和东西部利益平衡。应该调整分布式光伏项目的并网政策，正确处理国家电网与光伏电网之间的关系，进一步提高投资者的积极性，最中国实现双方合作共赢。其次，地方政府也应充分贯彻落实国家出台的光伏电站补贴和并网政策，不能只是做表面工作，在政策具体实施中要做到不拖欠，不推托，做到与光伏电站的投资商和建设方充分沟通，协调合作发展。结语

中国的城市化和工业化促使中国国民经济不断增长，人民生活水平大大提高，但是与此同时，发展所带来的资源枯竭和环境污染等问题也逐渐显现出来，为了缓解资源紧张，保护中国的环境，必须进行新能源的开发和利用相关工作，在光伏电站的运维管理中，国家应该出台保护光伏电站的相应政策，地方政府应该积极落实上级指示，维修人员应该努力提高自身技术水平，只有多方共同努力，太阳能光伏电站的推广和建设才能更加顺利，才能缓解中国能源压力，促进生态文明建设顺利进行。

【参考文献】

光伏电站无功补偿分析 篇6

并网光伏电站的低电压穿越能力一直是影响其广泛应用的重要因素, 其意义重大, 然而对其的研究一直不彻底。本文通过光伏逆变器, 采取控制有功电流的方式, 适当增大其无功电流的控制措施, 实现了大型并网光伏电站的低电压穿越, 重点检验了在电力系统出现三相接地短路时, 该方案的低电压穿越能力能不能达到要求。针对光伏电站低电压穿越时的无功控制策略进行深入的研究和探讨。

一、并网光伏电站低电压穿越的要求

该技术首先就要求在并网点出现电压波动的问题时, 光伏电站不出现脱网的情况。以国内为例, 相关企标明确指出, 并网光伏电站, 尤其是大中型电站, 必须能够实现低电压穿越, 具体而言, 当电网发生故障, 导致并网点考核电压降低时, 当最终值在正常运行电压的1/5以上时, 光伏电站必须保证不脱网。

二、光伏电站中的逆变器分析

1. 单组式逆变器

目前己成为现在国际市场上最流行的逆变器。它可以看作是集中式逆变器的简化, 只有单组光电模块连接到一个逆变器上"通过这个逆变器, 使其在直流侧具有最大功率峰值跟踪功能, 在交流侧并联电网"单组式逆变器输入直流电压高, 不需要电压放大环节, 如果逆变器含有直流升压电路或者工频变压器, 也可以串联较少的光电模块, 一般用在中功率场合。相比集中式逆变器, 它不受组串间模块差异和遮影的影响, 也没有分组二极管, 在分组二极管上就不会产生功率损耗, 拥有更高的系统效率, 降低了成本, 增加了可靠性。

2. 多组式逆变器

多组逆变器是单组式逆变器和集中式逆变器的进一步发展, 多组逆变器通过各自独立的DC一DC变换器和公用的逆变器相连。每组光伏阵列都可以实现单独控制。DC一DC变换器完成对每组光伏阵列的最大功率点跟踪控制和提升电压功能, 逆变器环节完成输出交流电流。这样, 使用者也可以用几个模块构成独立的光伏发电系统。系统扩建也很容易。因为每组拥有独立DC一DC变换器, 可以将组串间的遮影影响和由于组串间的差异而引起的损失减到最小。这样, 系统更加灵活和高效。

三、光伏电站低电压穿越时的无功控制策略

1. 平台搭建与穿越能力控制策略

本平台的核心是光伏逆变器, 具体拓扑结构为三相六桥并网典型结构, 能合理将光伏直流电转变三相交流电。

在此平台下, 逆变器的输出是保证并网光伏电站低电压穿越的关键, 过电流会使逆变器跳开, 甚至会损坏逆变器, 导致光伏电站脱网, 要保证系统的低电压穿越能力, 其核心就是控制内环有功电流。这是因为, 光伏电站和风力电站不同, 缺少转动部分, 故障产生之后, 直流侧电压值的变化也就不会太大, 因此, 输出电流就成了低电压穿越能力的主要制约因素, 而无功电流难以有效控制, 最直接的方案, 就是通过控制有功电流给定值, 来控制有功电流, 进而控制输出电流。

如果是在故障期间, 并网点交流侧电压瞬间下降了80%, 但是在控制策略的保证下, 光伏电站不仅没有脱网, 还有效控制了交流侧的输出电流, 保护了光伏逆变器。同时, 由于输出功率的变化, 一定程度上增加了直流侧的电压、减少了直流侧的电流。这就证明, 该方案的低电压穿越能力充足, 能够有效保证电网的正常运行。

不仅如此, 在实现低电压穿越的同时, 还有效保证了无功功率的输出, 可以向电网输出约0.1 pu无功功率, 以此可以减少并网点的电压跌落量, 计算表明, 该额外的无功功率, 能使并网点的电压落差从0.8倍减少至0.65倍。在电网故障期间, 无功电流有一个明显的增大, 但被很好地控制在了0.46 pu以下, 而有功电流则被限制在一定的范围中, 仅在故障出现和故障结束时, 出现了一个跳动, 其余时间基本不变。

2. 无功控制策略 (1) 功率因数控制

电网没有无功交换。功率因数控制就是以功率因数满足要求为控制目标。功率因数控制以35 k V变压器高压侧的母线功率因数作为控制目标, 一般都在滞后0.95 s以上。这种状态下, 能够发出少量的无功, 无功的大小要依赖于有功的大小。这种控制方案可以有效降低电网的损耗。

当光伏电站低电压穿越发出的有功很小时, 虽然机组的空余容量比较大, 但在功率因数一定的前提下, 发电机发出的无功仍然很小。同时在负载变化比较大时, 不能很好的维持母线电压的稳定, 严重时甚至造成光伏电站电机的脱网。因此这时采用功率因数的控制方案并不能对电压的波动进行较好的抑制。

(2) 在计算支路潮流时, 输电损耗的计算公式如下:

线路压降的计算公式如下:

在以上两个公式中:R代表线路电阻, U代表母线电压, P代表输送有功功率, X代表线路电抗, Q代表输送无功功率。由两个公式可以看出:输送无功功率 (Q) 会随着母线电压 (U) 的增大而减小, 同时输电损耗和线路压降也会随之减小, 当输送无功功率 (Q) 为0时, 线路无功分点即为中点, 此时线路压降也是经济压差。

区域无功可能会产生两种状况, 即“过补”和“欠补”, 因此电压无功自动控制系统的无功控制也相应分为两个类型, 即“无功切除”以及“无功投入”。当区域无功切除时, 首先要从区域根结点开始扫描, 如果区域无功大于标准无功, 并且偏差大于带宽, 电压无功自动控制系统就要实施区域无功切除。

在区域无功投入时, 首先要从区域末端结点开始扫描, 如果区域无功小于标准无功, 并且偏差大于带宽时, 电压无功自动控制系统就要实施区域无功投入。当某站投入电容器时, 要分析投入电容器后无功是否会越上限, 如果电容器投入后无功不越上限, 即可投入电容器, 投入电容器时仍然要分析电压, 如果电容器投入后电压可能越上限, 应该先将档位下调, 之后再投入电容器。

四、结语

21世纪是一个机遇与挑战并存的时代, 大量使用常规能源使地球生态恶化, 环境受到污染, 利用光伏发电等可再生能源可以积极有效的解决此类问题的发生。随着各国不断完善能源法律制度和出台相关能源政策, 光伏发电技术日趋成熟以及成本的日益降低, 太阳能发电在未来能源结构中的战略地位将日益凸显。

参考文献

[1]雷一, 赵争鸣.大容量光伏发电关键技术与并网影响综述[J].电力电子, 2010 (3) .

光伏电站无功补偿分析 篇7

大力促进包括光伏发电在内的新能源的开发和利用是解决当前面临的能源短缺危机和缓解环保压力的有效措施[1,2,3]。大型光伏电站以及屋顶并网光伏电站是太阳能利用的重要发展趋势。光伏发电的迅速发展也给电力系统带来了许多新问题,无功电压问题就是最重要的问题之一。光伏发电系统本身光照强度、温度变化等都会引起并网点电压波动。光伏电站对系统电压影响程度的大小取决于电网结构的强度和光伏电站容量的大小[4,5]。目前,常采用在光伏电站母线上安装电容器、SVC等装置以补偿光伏系统的无功需求[6,7]。

文献[8]规定大中型光伏电站应该在电网故障期间保持一定时间不脱网,实现低电压穿越以减小对电网的影响。通过对光伏逆变器的解耦控制,可动态调节光伏电站的无功输出能力,从而减少甚至不用常规的无功补偿装置,降低了系统的成本。然而,目前国内外的光伏电站基本上都是以恒定功率因数方式运行(通常为1),最大程度输出有功功率,而忽略了其无功输出的能力。另一方面,当并网点电压跌落时,不附加控制将导致光伏逆变器输出过电流,若强制使逆变器不脱网则会损坏逆变器。因此研究光伏电站的低电压穿越问题[9,10],在不脱网的同时不损坏逆变器,必须充分利用光伏逆变器的快速无功输出能力参与电网的电压控制,实现低电压穿越并支撑并网点电压。

本文从光伏逆变器的结构和控制方法入手,重点研究光伏逆变器的无功输出能力,并通过算例分析了光伏电站的无功电压控制能力,表明其具有良好的效果,能够实现光伏电站的动态无功调节和故障期间的并网点电压支撑作用。

1 光伏并网逆变器的控制

1.1 光伏逆变器的功率解耦控制

光伏逆变器是光伏电站的核心。三相光伏逆变器控制系统一般采用的是双环控制,即电压外环和电流内环。电压调节器作为外环控制,一方面控制逆变器直流侧输出电压Udc跟踪电压给定值Udcref;另一方面通过PI调节器得到有功输入电流分量的参考值idref和无功电流分量的参考值iqref。电流内环的作用主要是按电压外环输出的电流指令进行电流控制。进一步分析来看,电流内环的dq模型可描述为[11,12]

式中:ud、uq分别为三相逆变器输出电压的d、q分量;ed、eq分别为电网电压Edq的d、q分量;id、iq分别为逆变器输出电流矢量的d、q分量,以流出逆变器方向为正;R和L为逆变器交流输出侧的电阻和电感;s为微分算子。采用电网电压定向的dq分解法,得到电网侧电压分量的表达式为

其中,Egm为电网相电压幅值。有功功率和无功功率可以简单表达为

式中,P、Q的正负分别表示功率的发出与吸收。基于这一模型,通过分别给定id和iq来实现有功和无功的解耦控制。当电流调节器采用PI调节器时,ud、uq的控制方程为

式(4)中:Kip、Ki I分别为电流内环比例调节增益和积分调节增益;iq*、id*分别为iq、id的电流指令值,逆变器以额定有功功率运行时,id=id*=1 p.u.,iq=iq*=0。同步旋转坐标系下电压外环和电流内环的控制如图1所示。

从图1中可知实现了d、q轴变量的解耦[13],可以分别控制逆变器输出的有功功率和无功功率,为光伏电站的无功电压控制建立基础。

1.2 光伏逆变器的无功功率极限

光伏电站的无功控制效果取决于其无功输出能力,因此研究光伏电站的无功控制策略首先必须分析光伏逆变器的无功功率极限问题。光伏逆变器发出无功功率的能力并不是无限的,而是受多方因素制约的。由于视在功率的限制,若光伏逆变器所发的有功功率多了,则必然引起输出无功功率减少。逆变器等值电路如图2所示。

图中:UIi为每台逆变器交流侧输出的电压大小;Um为光伏电站接入点电压大小;αi为每台逆变器交流侧电压与接入点电压的相角差;xi为逆变器交流侧电感;Pi和Qi分别为每台逆变器输出的有功功率和无功功率[14]。

易知功率方程为

因此有

光伏逆变器发送的有功功率与辐射强度、温度以及光伏阵列的容量有关,在0~Pmax间变化,实际的工作区域如图3中阴影所示。则有

则每台逆变器的无功极限为(以发出无功为正)

特别的,在Pi=0时,有

则每台逆变器的无功极限为

对于具有n台光伏逆变器的光伏电站而言,其总的无功功率极限为

本文仅考虑光伏逆变器的无功输出能力,即式(9)、式(12)、式(14)。逆变器的无功输出能力与逆变器出口电压、接入点电压、交流侧电感及当前的有功输出有关。要输出无功功率,UIi必须大于Um,且UIi越大,逆变器能够输出的无功功率就越多。受视在功率的限制,若要增加无功功率输出,就必须要减少有功功率的输出。一般来说,逆变器允许短时工作在视在功率的1.1倍,即无功功率极限受有功功率影响,,S为视在功率。当P=1p.u.时,Qimax≤0.46 p.u.;当P=0时,Qimax≤1.1 p.u.。

1.3 光伏逆变器低电压穿越控制策略

大规模光伏电站的突然脱网将会给电网稳定性带来严重影响。根据国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》,大中型光伏电站在电网发生故障时要有低电压穿越的能力,能为保持电网稳定性提供支撑,如图4所示。

当并网点电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时,光伏电站必须保证不间断并网运行;并网点电压在右图电压轮廓线以下时,允许光伏电站停止向电网线路送电。一般选择UL1设定为0.2倍额定电压,T1设为1 s,T2设为3 s。

制约光伏电站低电压穿越能力的主要是光伏电站出口处的电流,不应过流而导致光伏逆变器跳开,所以既要保持逆变器不脱网,又不能损坏逆变器。由于电压跌落期间逆变器输出的电流主要是有功分量id,因此使输出电流不过流(一般不超过额定电流的1.1倍)主要是控制电流内环的有功电流给定值id*,从而控制id不过流。控制策略如图5所示。

图中,控制器检测并网点电压是否跌落,若电压跌落,则断开电压外环,仅采用电流内环单环控制,在电流内环直接给定输出不过流时的id值作为参考值,可用正常运行时id=1 p.u.作为参考值,也可以用小于1 p.u.的值作为参考值从而减小id,降低有功功率输出;另一种方法是用逆变器正常运行时的id=1 p.u.作为限制值,通过限幅环节限制住id*的增大,从而限制住id的增加。若检测到电压没有跌落,则id*继续取自电压外环计算出的结果。

除了限制住有功电流的增大,在电压跌落期间,光伏电站不仅需要保持并网状态,而且应该能够动态发出无功功率,支撑电网电压。在必要时可以降低id从而留出足够的容量用以输出无功电流iq。由于Q=iq·U,因此光伏电站无功功率极限也受到当前无功电流值iq的制约。

2 光伏电站无功控制的思想及实现

2.1 无功控制策略的基本思想

光伏电站常通过10 k V或35 k V交流母线接入电网,在电网发生扰动或故障时,并网点电压常有较大幅度的跌落。常规的解决方式是在光伏电站内加装常规无功补偿装置,而却忽略了光伏逆变器本身的无功输出性能,造成了一定程度上的浪费。本文的目的就是为实现光伏电站的本身逆变器的无功输出控制提出一种解决方案。

本文将光伏电站的无功电压控制模式分为无功功率整定和无功功率分配。由于单台光伏逆变器的容量相对较小,其无功调节无法对光伏电站和接入点电压带来明显的变化,因此光伏电站的无功调节是多台逆变器的联合调节。通过无功整定,把光伏电站控制点电压的变化情况转化为整个光伏电站的无功输出参考值,再根据一定的原则把总的无功输出参考值分配到电站内各台逆变器中,作为每台逆变器的无功输出参考信号,从而使光伏电站输出一定的无功功率以支撑控制点电压。光伏电站无功电压控制策略如图6所示。

2.2 无功控制策略的实现

光伏电站的无功控制框架如图7所示。

分为电压控制模式和功率因数控制模式。正常运行时,光伏电站运行在功率因数控制模式,向电网输出一定的有功功率和无功功率。在发生电网扰动、故障等情况导致电网电压跌落时,能切换到电压控制模式,根据电压偏差情况输出无功功率以支撑并网点电压。其中,无功功率整定环节直接决定电压偏差ΔV和光伏电站无功输出参考量Qref之间的关系,是一个PI调节器。

在无功分配层,可以按不同逆变器的无功功率极限(容量/裕度)把总的无功参考量分配到每台逆变器中。按照无功功率极限分配每台光伏逆变器所需要发出的无功功率为

其中,Qref、iQmax和Qmaxtotal分别表示总的无功参考量、每台逆变器的无功功率极限以及光伏电站总的无功功率极限。这种分配方式的优点是能够尽可能地使每台逆变器发出的无功功率在允许范围以内,并充分发挥每台逆变器的无功调节潜力。但有可能造成功率因数越限、无功输出不足等不良结果。

3 算例仿真

3.1 算例说明

本文使用DIg SILENT Power Factory14.0搭建算例系统以验证无功控制策略。该算例系统是一个10 MW光伏电站所接的区域电网,如图8所示。

光伏电站内部逆变器出口电压为400 V,经升压变压器升高到35 k V,然后经过单回架空输电线与35k V母线相连,再由110 k V变电站升高到110 k V后连接至无穷大电网。光伏电站出口处接有5 MW的负荷,负荷功率因数为0.95。正常运行时,光伏电站工作在单位功率因数模式。下面分析负荷变化和母线三相短路故障情况下的无功电压控制情况。

3.2 负荷变化

首先假设光伏电站出口处的负荷在0.5 s时功率发生波动,其有功负荷突然增大到原来的200%,并一直保持该容量。负荷波动前光伏电站满功率运行。电压控制点选为光伏电站的35 k V母线。假定光伏电站未采用无功控制策略前运行于恒功率因数(功率因数为1)状态。采用电压控制方案前后的电压及功率变化情况如图9所示。

由图9可知,未加入光伏电站的无功控制之前,35 k V母线控制点电压跌落到0.97 p.u.;加入了无功控制之后,并网控制点电压得到了一定程度的恢复,从0.97 p.u.上升到约0.987 p.u.;400 V母线从之前的0.97 p.u.上升为0.99 p.u.,也得到了提升。从有功功率情况来看,由于并网点电压跌落幅度不大,故有功输出的变化也不大。未加入无功控制时,光伏电站几乎不输出无功功率,而在加入无功控制以后,能够在负荷变化期间跟踪计算出的需要给定的无功参考值,且该参考值在无功功率上限范围以内,图中可见仍有较大的无功功率裕量,表明此时光伏电站有足够的无功输出能力,从而发出所需要的无功功率以支撑控制点电压,由图可见跟踪无功给定的效果较好。图10为采用无功控制策略期间的电流情况。

从电流情况来看,采用无功功率控制策略后,光伏电站输出无功电流,而有功电流得到了限制,几乎没有增大,因此光伏电站输出总电流有一定的提高,从0.514 p.u.升高到0.527 p.u.,在允许的1.1倍额定电流增大范围内。此时光伏电站输出电流的增量基本是无功电流分量。

3.3 三相短路故障

假设所接负荷的母线在0.5 s时三相短路故障,在0.7 s时继电保护动作清除故障。故障发生前光伏电站以额定功率运行,功率因数为1。电压控制点选为光伏电站出口升压变高压侧35 k V母线。采用电压控制方案前后的电压及功率变化情况如图11所示。

从图11中可以看出,在发生三相短路故障时,35 k V母线控制点电压跌落至0.67 p.u.,加入无功控制策略以后,在故障期间电压较之前相比可提升至0.73 p.u.;对于400 V母线来说,电压从之前的0.67p.u.提升到0.74 p.u.,两母线电压均有一定程度的提高。

采用无功功率控制策略时,在故障期间能发出无功功率(约0.4 p.u.)支撑电压,基本跟踪了无功功率参考量,有利于并网点电压的恢复。可以看出,此时受输出电流不越限的限制,无功电流不能太大,因此离无功功率上限(约0.47 p.u.)已经很近,说明光伏电站此时已经处于较大的无功输出程度。

从有功功率情况来看,仅采用低电压穿越控制而未采用无功控制策略时,并网点电压跌落较大,造成有功功率输出降低至约0.65 p.u.,由于限制了有功电流的增大,id基本为1 p.u.,因此有功功率的降落程度与并网点电压的跌落程度一致。采用无功控制后,并网点电压得到了一定的恢复,因此有功输出也得到了提高,约为0.74 p.u.。图12为采用无功控制策略期间的电流情况。

采用无功功率控制策略和低电压穿越控制策略时,光伏电站在电网电压跌落时,输出电流仅略微提高,从约1 p.u.提高到约1.15 p.u.,基本在允许的1.1倍额定值范围左右。有功电流基本不变,仍然为1 p.u.,无功电流增大很多,约0.5 p.u.,可知此时电流增加的部分主要是无功电流。光伏电站对电网通过输出无功电流的方式输出无功功率以支撑并网点电压。

通过上述仿真可知,负荷变化和母线三相短路两种情况类似,光伏电站均能够在电压跌落期间实现穿越,并整定出无功参考值提供给光伏逆变器发出无功功率。在电压跌落程度较大时,整个光伏电站整定出的无功功率参考值也较大,分配到每台光伏逆变器的无功功率也相应提高,但是光伏逆变器总的无功功率参考量必须要受到约束,这在一定程度上限制了其无功输出能力。另一方面,网侧电压跌落较大时,虽然可以输出较大的无功电流,但是输出的无功功率Q=iq·U却可能更小。因此在电压跌落程度较大时,光伏电站的无功电压支撑情况不如电压跌落程度小的情况。但总的来说,可以利用光伏电站的无功出力特性,对电网扰动或故障期间的控制点电压进行一定程度的支撑,提高光伏电站并网的暂态稳定性。

4 结论

大型光伏电站前景分析 篇8

光伏发电是将太阳光能转化为电能的发电方式。光伏发电利用太阳能电池板有效地吸收太阳光辐射能, 并使之转变成电能的发电方式。传统火力发电由燃料的化学能转换为电能经过了热能及机械能的转化过程, 能量损失大。光伏发电实现了直接从光子到电子转换, 发电形式极为简洁, 环境无污染, 发电效率较高。

光伏发电由太阳能电池方阵、光伏阵列防雷汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器、交流升压配电系统等部分组成。现以渤海新区50兆瓦光伏电站为例作总体介绍。

1.1 建设方案

渤海新区光伏电站总装机容量为50兆瓦, 包括50个光伏发电单元。每个光伏发电单元由太阳能电池板、逆变器、升压变压器组成, 光伏板产生的直流电经逆变升压后成为35千伏交流电。50个光伏发电单元产生的电能汇集至35KV母线、经主变压器升压到110千伏并网。

1.2 站区总平面布置

光伏电站分为两个区域, 分别是变电站区域及光伏板区域。

变电站区域既是光伏电站的控制中心又是职工生活区, 东西长94.2m, 南北宽81m, 布置有变配电室、主控室、综合用房、生活水泵房及其他生活设施。

光伏板区域占地1615亩, 设置50个逆变升压室, 位于每个发电单元电池阵列中心, 每个逆变升压室内配置有逆变器、开关柜, 变压器等电气设备。

1.3 主要设备的选择

1.3.1 太阳能电池板

太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分, 其作用是将太阳能转化为电能, 太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个发电系统的质量和成本。目前国内市场上主流的光伏板产品主要是晶硅型和非晶硅型。本项目采用性价比高的多晶硅光伏板。

1.3.2 逆变器

光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一, 其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器两种。本工程装机容量很大, 按单机500k W逆变器选择。

2 开发大型地面光伏电站须解决的问题

2.1 土地

根据国家政策, 单纯开发光伏电站只能使用未利用地, 只能在不适宜发展农业的地块发展光伏项目。光伏电站包括固定成本和可变成本, 固定成本与光伏电站容量大小无关, 但都要分摊到每千瓦发电成本中, 因而规模效益显著, 容量小于2万千瓦的地面光伏电站经济上不可行, 从而要求光伏电站用地面积必须在650亩以上。

2.2 接入电网

适于开发大型地面光伏电站的地区一般经济比较落后, 人口密度小, 电能送出是需要考虑的问题。电站附近如没有变电站, 就要考虑长距离送电, 电站的经济性就会下降, 甚至经济上不可行。因而在偏远地区开发光伏电站应尽量增大装机容量, 分摊电能送出成本, 降低单位千瓦造价。

2.3 大型地面光伏电站的建设工期

跑办光伏项目前期手续较传统火电简单得多。传统火电环评手续难于办理, 是制约火电上马的决定性因素, 光伏发电无污染零排放, 环评不是问题;再加上国家鼓励发展光伏项目, 致使光伏项目从取得路条至核准仅需5个月时间。

光伏电站施工简便, 建设工期短, 从破土动工至并网发电需10个月左右。

渤海新区50兆瓦光伏电站从取得路条至核准耗时5个月, 主体工程施工时间是7个月, 尾工4个月, 就是说从项目开始跑办至并网发电用时一年。

3 大型地面光伏电站经济性分析

3.1 大型地面光伏电站电价分类

《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》发改价格[2013]1638号文中指出根据各地太阳能资源条件和建设成本, 将全国分为三类太阳能资源区, 相应制定光伏电站标杆上网电价。

3.2 大型地面光伏电站成本

光伏电站每千瓦建设投资约为9000元左右;接入系统费用与接入距离成正比, 110KV架空线路每公里投资在90万元左右;加上其他费用, 总的来说光伏电站每千瓦投资约1万元。

3.3 案例

渤海新区50兆瓦光伏电站总投资为49350.82万元, 其中建设投资为48198.48万元, 建设期利息1124.99万元, 铺底流动资金27.35万元。

项目投产后, 年均销售收入5407.00万元, 年均利润总额为1793.27万元, 项目投资税前财务内部收益率为8.57%, 税后为7.58%, 项目具有良好的经济效益。

4 光伏电站社会效益

随着社会的发展, 能源需求将不断增长, 我国化石资源已日趋紧缺, 能源过度开发导致的生态环境问题已日益突出。光伏发电, 由于其所特有的可再生性, 在产生能源的同时, 极少的消耗其它资源和能源, 保护了生态环境, 改善了电力能源结构, 进而促进了国民经济的可持续发展, 为创造和谐社会起到了积极的促进作用。

其次光伏电站给社会提供了少量的就业机会。传统火电是燃煤产生高温高压蒸汽推动汽轮发电机发电, 全天24小时运行, 有高温高压蒸汽泄露危险、有噪音、粉尘, 因而发电工人需实时掌控设备的运行状况, 否则会出现事故, 工作环境不好, 需上夜班, 严重影响工人的生活质量。光伏电站依靠太阳能发电, 工作环境好, 不需要上夜班, 给工人的愉快工作、健康生活打下了基础。

5 结束语

以上是我在跑办光伏项目工作中的心得体会, 总的来说, 在国家政策的支持下, 利用盐碱荒地开发大型地面光伏电站是利国、利民的好事。对于国家来说, 光伏电站提供绿色电能, 扩大就业。对于当地村民来说, 发电企业租用土地, 村民得到租金。对于发电企业来说, 可扩大企业规模增加利润。

参考文献

[1]河北省人民政府关于促进光伏产业发展的指导意见[Z].冀政[2010]113号.

[2]中国的能源政策白皮书[Z]2011.

[3]国家能源局.太阳能发电发展十二五规划[Z].

宁夏地区光伏电站出力特性分析 篇9

关键词：光伏电站,出力,波动性,天气类型,变化率

0 引言

太阳能开发利用作为国家能源可持续发展战略的重要组成部分,近年来在我国得到了迅猛发展[1]。并网光伏发电技术是开发利用太阳能资源的主要形式之一。近年来,宁夏地区并网光伏电站数量及装机规模得到了快速的增长,截至2014 年底,宁夏电网已投运并网光伏电站为67 个,总装机容量达到1 730 MW,主要以110 k V及以下电压等级并网。光伏电站出力具有一定的波动性和间歇性,对电力系统的经济、安全和可靠运行产生的负面影响日渐突出,也给电网的调度运行带来了巨大的困难和挑战[2]。“十三五”期间,宁夏回族自治区鼓励企业以“大规模光伏园区集中并网方式”开发太阳能资源,这也使得对光伏出力波动性的研究变得尤为重要。在远期大规模开发、集中接入电网时,对缓解系统调峰压力、提高电网渗透率具有重要的意义。

目前国内对于风电出力特性已有部分研究,但对光伏电站出力特性分析的研究还相对较少: 文献[3]从不同的天气类型下分析了光伏电站出力的波动特性及对电网的安全稳定运行带来的影响。文献[4]根据内蒙古电网风电的实时数据,运用概率统计分析和时间序列分析的方法,对全网风电出力的波动特性进行了分析。文献[5]分析了甘肃酒泉风电基地的出力特性,比较了在不同时间和空间尺度下风电基地出力特性的特点。

光伏电站出力主要受太阳辐射量、云层、温度等因素影响,目前部分研究光伏电站出力特性或者输出功率预测时,以划分日类型来作为研究基础的文献较多[6,7,8]。本文在此基础上,从天气系统分类的角度出发,选取了宁夏不同地区的三个光伏电站实测出力数据,分析了不同地域、相同天气类型下光伏电站出力特性。

1 宁夏太阳能资源及光伏电站概况

1. 1 宁夏太阳能资源概况

宁夏是我国太阳能资源最丰富的地区之一,也是我国太阳辐射的高能区之一,年均太阳辐射量在4 950 MJ/m2~ 6 100 MJ / m2之间,年均日照小时数在2 250 h ~ 3 100 h之间,日照百分率在50% ~ 69% 之间,在开发利用太阳能方面有着得天独厚的优越条件—地势海拔高、阴雨天气少、日照时间长、辐射强度高、直接辐射多、大气透明度好,全年平均总云量低于5 成。这表明宁夏太阳能资源丰富,有着得天独厚的优越条件,太阳能开发利用潜力巨大[9]。宁夏太阳能资源分布图如图1 所示。

宁夏太阳辐射年际变化较稳定,因地域不同具有一定的差异,资源具有北多南少的地理特点,年平均太阳辐射量南北相差约1 000 MJ/m2,灵武、同心最大,达6 100 MJ/m2以上,全区平均达5 781 MJ/m2以上[10]。以引黄灌区和中部干旱带的盐池、同心地区太阳辐射较高且分布均匀,年平均太阳辐射量稳定在5 860 MJ/m2~ 6 100MJ / m2之间。南部的固原地区年辐射量相对较少,年平均太阳辐射量在4 950 MJ/m2~ 5 640MJ / m2之间。宁夏太阳辐射量还具有明显季节变化差异,夏季最多为1 930 MJ/m2,春秋两季次之,平均为1 456 MJ/m2,冬季最少,平均为945 MJ/m2。

1. 2 光伏电站概况

本次选取的三个光伏电站分别位于银川地区(A)、吴忠地区(B)和中卫地区(C),装机容量均为30 MW,投运时间相差较短,在此忽略光伏组件衰减效率对发电量的影响。三个光伏电站均以35 k V接入电网,采用目前主流的“分块逆变、集中并网”方式,每个1 MW光伏电池板为一个发电单元,太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后,接入集中式光并网伏逆变器,输出为0.27 k V低压交流电,然后接入35 k V升压变压器就地升压至35 k V,高压线缆经直埋方式汇集到场内35 k V开关站,最后通过单回架空线路接入电网。1MW光伏阵列电气接线示意图如图2所示。

2 光伏电站出力特性分析

2. 1 出力变化率定义

出力变化率的定义如下:

式中r为出力变化率,P为当日或者当前时刻的出力,Pi + 1为下一日或下一时刻的出力数据,SN为光伏电站装机容量。

本次选取了光伏电站出力较大的6 月每天平均出力数据进行分析,从图3 可以看出,A、B、C三个光伏电站出力有较好的趋势一致性,小部分有一定的波动性,这主要由于宁夏地域面积较小,三个光伏电站所在地域相对距离较近,天气无明显的剧烈变化。

图4 为6 月每日出力变化率图,A光伏电站平均出力变化率为6. 6% ,B光伏电站平均出力变化率为6. 3% ,C光伏电站平均出力变化率为6. 9% ,三个光电站平均变化率均相对较小。A光伏电站最大出力变化率为21. 0% ,B光伏电站最大出力变化率为17. 8% ,C光伏电站最大出力变化率为19. 2% ,A光伏电站最大日出力变化率比B、C两站稍大。

2. 2 不同日类型出力特性分析

2. 2. 1 晴天出力特性分析

本次在基于日类型研究光伏电站出力特性时,出力数据每15 min采样一次。从图5 可以看出,三个光伏电站在晴天时出力有很强的趋势一致性。A光伏电站平均出力为13. 1 MWp,B光伏电站平均出力为12. 5 MWp,C光伏电站平均出力为12. 0MWp; A光伏电站最大出力为23. 7MWp,B光伏电站最大出力为22. 7 MWp,C光伏电站平均出力为21. 8 MWp,最大出力出现时间基本在12∶ 30 ~ 13∶ 30 之间,三个光电站平均出力及最大出力相差均较小,均较好的反映了晴天时光伏电站出力特性。

图6为晴天时出力变化率图,A光伏电站平均出力变化率为2.8%,B光伏电站平均出力变化率为2.7%,C光伏电站平均出力变化率为2.6%,三个光电站平均变化率均很小且相差较小。A、B、C三个光伏电站最大出力变化率均比较稳定,绝大部分出力变化率小于10%。

2. 2. 2 多云天出力特性分析

图7 为多云天时三个光伏电站出力曲线图,从图7 可以看出,光伏电站在多云天时出力有很强的波动性。A光伏电站平均出力为10. 5 MWp,B光伏电站平均出力为10. 6 MWp,C光伏电站平均出力为8. 7 MWp; A光伏电站最大出力为28. 0 MWp,B光伏电站最出力为24. 1 MWp,C光伏电站平均出力为25. 3 MWp,A、B光电站平均出力相差不大,C光伏电站平均出力相对较小; A光伏电站最大出力相对较大。

图8 为多云天时光伏电站出力变化率图,A光伏电站平均出力变化率为10. 5% ,B光伏电站平均出力变化率为8. 3% ,C光伏电站平均出力变化率为6. 7% ,三个光电站平均变化率依次减小。但最大日出力变化率相差较大。A光伏电站最大出力变化率为58. 1% ,B光伏电站最大出力变化率为35. 8% ,C光伏电站最大出力变化率为34. 9% ,A光伏电站最大日出力变化率相对最大。图7 和图8 也说明但从处理数据来看,多云天气光伏电站出力波动性较强且没有较好的规律性可循。

2. 2. 3 雨天出力特性分析

图9为雨天时光伏电站出力变化率图,从图9可以看出,光伏电站在雨天时出力具有小出力和一定波动特性。A光伏电站平均出力仅为2. 4 MWp,B光伏电站平均出力为2. 9 MWp,C光伏电站平均出力为2. 5 MWp; A光伏电站最大出力为6. 3 MWp,B光伏电站最出力为7. 2 MWp,C光伏电站平均出力为7. 0MWp,三个光电站最大出力均较小且最大出力的时间也没有明显的规律可循。

图10 为雨天时出力变化率图,A光伏电站平均出力变化率为2. 6% ,B光伏电站平均出力变化率为2. 0% ,C光伏电站平均出力变化率为3. 2% ,三个光电站平均变化率相差较小。A、B、C三个光伏电站最大出力变化率均相对较小,出力变化率小于14% 。

3 结束语

本文基于宁夏不同地域的三个相同装机规模光伏电站历史出力数据,从日平均出力和不同天气类型下分析光伏出力波动特性,定量地分析了光伏出力的波动水平和变化率并得出以下结论。

( 1) 本次选取了三个光伏电站6 月份各天平均出力数据有较好的趋势一致性,小部分出力有一定的波动性,这主要由于宁夏区域相对较小,三个光伏电站所在地域相对距离较短。

( 2) 三个光伏电站在晴天时出力有很强的趋势一致性,平均出力及最大出力相差均较小,最大出力出现时间基本在中午12: 30 ~ 13: 30 之间。最大出力变化率均相对较小,绝大部分出力变化率小于10% 。

( 3) 三个光伏电站在多云天时出力有很强波动性。三个光电站平均变化率依次减小,但最大日出力变化率相差较大。

( 4) 三个光伏电站在雨天时出力具有一定的波动和小出力特性,平均出力及最大出力均较小且最大出力的时间也没有明显的规律性可循。平均变化率相差较小,最大出力变化率均相对较小,出力变化率小于14% 。

参考文献

[1]陈炜,艾欣,吴涛,等.光伏并网发电系统对电网的影响研究综述[J].电力自动化设备,2013,33(2):26-32.

[2]吴振威,蒋小平,马会萌,等.多时间尺度的光伏出力波动特性研究[J].现代电力,2014,31(1):58-61.

[3]崔杨,穆钢,刘玉,等.风电功率波动的时空分布特性[J].电网技术,2011,35(2):110-114.

[4]肖创英,汪宁渤,陟晶,等.甘肃酒泉风电出力特性分析[J].电力系统自动化,2010,34(17):64-67.

[5]侯佑华,房大中,齐军,等.大规模风电入网的有功功率波动特性分析及发电计划仿真[J].电网技术,2010,34(5):60-66.

[6]王晓兰,葛鹏江.基于相似日和径向基函数神经网络的光伏阵列输出功率预测[J].电力自动化设备,2013,33(1):100-109.

[7]陈昌松,段善旭,殷进军.基于神经网络的光伏阵列发电预测模型的设计[J].电工技术学报,2009,24(9):153-158.

[8]陈昌松,段善旭,蔡涛.基于模糊识别的光伏发电短期预测系统[J].电工技术学报,2011,26(7):83-88.

[9]桑建人,刘玉兰,林莉.宁夏太阳辐射特征及太阳能利用潜力综合评价[J].中国沙漠,2006,26(1):122-125.

光伏电站运维管理的分析与探讨 篇10

关键词：光伏,运维管理,设备管理,故障率,分析

1 概况

在国家政策的支持下, 光伏发电行业经过近几年的快速建设, 国内光伏发电企业和制造企业都有了很大的进步。但也出现了很多问题。

运维检修方面, 主要是大量光伏电站连续投产, 运维检修人员补充不足, 大多数人员缺乏现场运维检修经验, 且光伏电站属新兴发电形式, 所有员工无光伏经验且无成熟的光伏运维管理体系借鉴。尤其是大型荒漠化并网光伏电站, 地处偏僻, 大多位于西部地区的荒漠戈壁地带, 交通不便利、电压等级相对较高、35千伏或110千伏接入, 但人才短缺、队伍相对年轻、光伏运维经验少、相对技术交流机会少、厂家事故处理周期长。一座100MWp的光伏电站, 现场运维人员每班仅5人, 且人员技能素质的提高是需要从大量的实践经验中获取。

电站建设方面、光伏电站电价受政策性影响较大, 导致大部分项目工程建设期较短, 这必然也会影响电站的安全和质量。电站设计时间短, 设备制造周期短、安装时间短、调试时间短, 这就造成了电站设计和设备生产、安装、调试等诸多环节不能得到有效控制。随着装机容量的不断增加, 此种矛盾愈加突出。因此, 光伏发电企业走专业化管理的道路已日趋重要。

2 设备的故障管理

2.1 故障发生规律遵循浴盆曲线

电气设备作为电站的关键设备, 是决定发电量和安全生产的重要因素。设备在使用过程中, 必然会产生不同程度的磨损、疲劳、变形或损伤, 随着时间的延长, 它们的技术状态会逐渐变差, 使用性能下降。设备维修作为设备管理的重要环节, 是延长设备寿命, 保证生产正常运行, 防止事故发生的重要保证。通过对设备故障进行研究, 发现大部分电气设备故障率曲线如图1所示。这种故障曲线常被叫做浴盆曲线。按照这种故障曲线, 设备故障率随时间的变化大致分早期故障期、偶发故障期和耗损故障期。

早期故障期对于设备又叫磨合期。在此期间, 开始的故障率很高, 但随时间的推移, 故障率迅速下降。此期间发生的故障主要是设计、制造上的缺陷所致, 或使用不当所造成的。进入偶发故障期, 设备故障率大致处于稳定状态。在此期间, 故障发生是随机的, 其故障率最低, 而且稳定, 这是设备的正常工作期或最佳状态期。在此期间发生的故障多因为设计、使用不当及维修不力产生的, 可以通过提高设计质量、改进管理和维护保养使故障率降到最低。在设备使用后期, 由于设备零部件的磨损、疲劳、老化、腐蚀等, 故障率不断上升。因此认为如果在耗损故障期开始时进行大修, 可经济而有效地降低故障率。

2.2 设备故障的维修策略 (见图2)

3 设备维修模式

3.1 计划维修方式

计划维修作为一种预防性维修模式, 在各种大型电站普遍推广使用, 对保证设备处于良好状态取得了较好效果, 例如核电站、火电厂、水电站的定期的预防性试验、大修、小修等。可以事先安排好设备的使用和检修时间, 准备好维修所需的人、财、物等, 缩短了维修时间, 提高了维修质量。

3.2 先进的设备诊断技术与状态维修

设备状态监测维修是借助先进的设备监测、故障诊断、信息化管理平台提供的信息, 来判断设备的劣化程度, 有计划地进行适当的维修。设备状态维修应该是设备维修方式中效率最高的一种方式。采用设备状态维修可以及时掌握故障隐患并时消除, 从而提高设备完好率和利用率, 提高设备维修工作质量和节省各种费用, 提高总体效益。

例如光伏电站监控中心项目所研发的软件平台, 将集电站监控、故障诊断、信息化共享、操作票管理、设备管理等功能于一体。具备逆变器、汇流箱等设备的故障报警功能, 为电站的状态检修提供一个平台。

3.3 故障维修法

在基本的设备维修工作中, 还有一种方法叫做故障维修法通俗叫做事后维修法, 也就是坏了再修, 不坏不修的方法。这种方法一般不被采用。

4 设备管理的人员与制度管理

针对光伏电站设备维护的上述特点从以下几个方面来加强运维人员的电站维护水平。准备合理的备品备件, 在合适的时间按照一定的方法和标准去维护或检修指定的设备。

4.1 备品备件管理

4.1.1 做好备品备件工作是及时消除设备缺陷, 防止事故发生后, 缩短事故抢修时间、缩短停运时间、提高设备可用效率, 确保机组安全经济运行的重要措施。

主要分为:消耗性备品 (汇流箱熔丝、控制回路熔丝等) 、定期更换性备品 (风机轴承、呼吸器等) 、设备性事故备品 (汇流箱、逆变器、断路器等) 、材料性事故备品 (电缆终端、电缆等) 、配件性事故备品 (瓦斯继电器、端子等) 。

4.1.2 制定备品备件采购及管理制度

从以下几个方面出发, 制定一套适合光伏电站特点的备品备件采购及管理制度。

(1) 结合公司近几年的生产月报设备故障统计, 分析易故障设备的故障原因, 统计易故障设备的故障元件。对关键设备进行分类, 在备品备件中考虑关键设备的战略备用。

(2) 与各设备制造厂家沟通, 了解其设备的维护及检修规程规范。对维护的周期, 定期需要更换、检修的元器件进行统计。

(3) 与各电站值长及各兄弟发电企业沟通并进行平行对标, 了解设备故障情况及备品备件的消耗情况, 包括消耗的名称和数量。

4.2 设备的维护及检修制度

该制度编制的意义是让生产运行人员了解何种设备多长周期在什么时间进行什么部位的维护检修工作。

光伏电站主要分为升压站和光伏区两部分, 升压站部分电气设备 (SVG除外) 的维护检修在变电站及火电厂、水电站等有几十年的经验, 国家也颁布了相关的标准及规程规范, 对升压站的电气设备的日常点检、预防性试验和大小修做了详细的说明。光伏区部分主要包括组件、支架、汇流箱、逆变器、光伏区监控设备、光伏区阵列变等 (离网项目包括储能电池) , 升压站部分的无功补偿SVG, 由于行业起步较晚, 包括设备使用企业和设备生产企业在内都还没有建立起设备的标准维护检修体系, 国家也没有颁布相关的标准及规程规范。

联合相关设备生产厂家的售后技术支持人员及电站运维人员结合设备历年运行特点, 编写光伏设备的维护、检修手册。为各个电站生产维护检修人员提供一个参考标准。

4.3 设备管理培训

通过常态化培训, 提升运维能力, 提高设备维护检修水平。教会运维人员用何种方法进行设备的维修和元件的更换, 延长设备使用寿命, 保证设备稳定和经济运行。

4.3.1 培训范围

既涉及到硬件设备也涉及到软件设备, 既涉及到高压大型设备也涉及到低压控制设备。从主变、开关柜、逆变器到保护装置、直流系统、监控平台。

4.3.2 培训形式

(1) 现场人员到设备厂家进行培训。主要涉及的设备为故障率高或故障后对电量损失影响严重的关键设备, 例如逆变器、无功补偿装置、主变、综自系统、高压开关柜等。

(2) 理论培训。理论培训涵盖光伏政策, 光伏电站设计、建设、调试、运行的规程规范制度, 光伏电站设备的基础知识, 电力系统基本知识等。

(3) 厂家现场培训。厂家现场培训涵盖光伏电站所有的电气设备, 主要为设备的安装、调试、操作、维护、检修培训。厂家应指派熟练、称职的技术人员, 对参加培训人员进行指导和培训, 并解释相关设备范围内所有技术问题。技术培训技术资料由厂家负责整理及编制。

(4) 集中电站级系统培训。各电站相关人员到指定地点进行统一培训。培训中心负责协调相关电厂、电站的总工程师或具有丰富运维经验的专家级系统工程师对电站人员进行系统的业务及技术培训。

5 维护检修中心

光伏电站设备种类多, 试验项目多, 检修项目多必须要有专业的试验检修队伍, 但大多电站规模相对较小, 维护检修工作量相对较少, 维护资金较少, 供养不起专业的检修队伍。且光伏电站地处偏僻、分布分散、运维人员少、维护检修力量薄弱, 针对上述特点, 可在某一区域 (省或大地区) 内建立独立专业的检修队伍。该检修队伍负责所辖区域内各电站的抢修、预防性试验、大小修等。合理安排所辖区域内各电站的检修时间。专业化管理不仅可以避免任务的不均衡, 还能提高检修的质量和安全可靠性。

同时利用检修队伍的专业化, 在不影响检修质量的同时, 合理控制检修时间, 提高设备利用小时;减轻现场运维人员的劳动强度, 增加设备检修质量, 缩短站内设备紧急抢修时间。

6 结束语