太阳能光伏发电接入系统方案研究[1]

1太阳能光伏发电接入系统方案研究徐红红王小平（武汉供电设计院湖北430033）摘要分布式发电供能是提高可再生能源利用水平、解决当今世界能源短缺和环境污染问题的重要途径。本论文对分布式发电中的太阳能光伏发电系统进行了简要介绍，并结合实例对太阳能光伏发电接入系统方案进行了分析和研究，探讨太阳能光伏发电接入系统的最优技术方案。关键词太阳能光伏发电接入系统引言国家电网公司以奉献清洁能源、促进经济发展、服务社会和谐为基本使命。大量使用化石能源造成的温室气体排放及全球气候变化，给人类带来巨大挑战，开发利用清洁能源是世界能源发展的新趋势。利用各种可用的分散存在的能源，包括可再生能源（太阳能、生物质能、小型风能、小型水能、波浪能等）和本地可方便获取的化石类燃料（主要指天然气）进行发电供能，是分布式能源最清洁、最高效的利用方式。而且，大电网与分布式发电供能系统相结合，有助于防止大面积停电，提高电力系统的安全性和可靠性，增强电网抵御自然灾害的能力，对于电网安全有重大现实意义。本文针对太阳能光伏发电并入电网展开一系列的探讨和分析，并结合实例——武汉日新科技光伏工业园太阳能光伏发电工程接入系统，提出最优接入系统方案。1太阳能光伏发电的特点太阳能光伏发电系统是利用太阳能电池半导体材料的光伏效应,将太阳光辐射能直接转换为电能的一种新型发电系统。太阳能光伏发电是绿色能源，符合国家的环保政策，具有良好的社会效益。光伏发电是一种清洁的能源，资源消耗较小，同时又不释放污染物、废料，不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色能源，与相同发电量的火电厂相比较分析，太阳能光伏发电系统具有明显的节能和环境效益。太阳能光伏发电有两种运行方式，有独立运行和并网运行两种方式。独立运行的光伏发电系统需要有蓄电池作为储能装置,主要用于无电网的边远地区和人口分散地区,整个系统造价很高；在有公共电网的地区,光伏发电系统与电网连接并网运行,省去蓄电池,不仅可以2大幅度降低造价,而且具有更高的发电效率和更好的环保性能。本论文主要研究的是并入电网的太阳能光伏发电系统。太阳能光伏发电系统由于采用就地能源，可以实现分区、分片灵活供电，通过合理的规划设计，在灾难性事件发生导致大电网瓦解的情况下，可以保证对重要用户的供电，并有助于大电网快速恢复供电，降低大电网停电造成的社会经济损失；但太阳能发电具有随机性和间歇性,无法制定和实施准确的发电计划。利用太阳能光伏发电有关规定如下：太阳能一级可利用区：日照时数在1900小时－2100小时之间，年晴天日数在155天－180天之间；太阳能二级可利用区：日照时数在1400小时－1900小时之间，年晴天日数在130天－155天之间；太阳能三级可利用区：年太阳总辐射低，日照少，除8月晴天较多外，其它月份很少。武汉市年日照总时数1810小时－2100小时,年日照率41.3%－47.9%（按白昼4380小时计算）。武汉市地理位置东经114°20'，北纬30°37'，年总辐射4354－4731兆焦/平方米。武汉市属于太阳能一级可利用区。在时间分布上，武汉市夏季太阳能资源最丰富，春季较多，秋季较少，冬季最少。太阳能辐射主要集中在7～9月，与用电高峰月份相同。2太阳能光伏发电系统技术方案光伏发电系统由多种不同形式的子系统组合而成，为规范设计、制造、安装、调试、运行等过程，并网子系统主要有以下三种标准类型：非晶硅薄膜电池集中逆变器子系统；单、多晶硅电池集中逆变子系统；单、多晶硅电池组串逆变器子系统。图2.1、2.2、2.3分别画出了以上三种系统的接线原理图。根据实际中不同电池阵列选用不同类型、功率并网逆变器就近接入公共电网。3图2.1非晶硅薄膜集中逆变器子系统图2.2单、多晶硅集中逆变器子系统4图2.3单、多晶硅组串逆变器子系统光伏并网逆变器有单相光伏并网逆变器和三相光伏并网逆变器两种，三相光伏逆变器产生的三相交流电可以经过交流汇接箱直接并入电网；单相光伏逆变器应用时三个一组，每一个的输出两端分别接入A、B、C相中的任两相，形成三相交流电汇接到交流汇接箱并入电网。以上两种并网逆变器接入系统原理如图2.4、图2.5。图2.4三相光伏并网逆变器接入方案5图2.5单相光伏逆并网变器接入方案根据不同并网子系统和所依附的不同建筑墙面，光伏并网发电系统有以下4种：1）非晶硅薄膜天窗光伏并网发电系统，建筑物屋顶天窗选用非晶硅薄膜电池组件。2）非晶硅薄膜幕墙光伏并网发电系统，建筑物外立面选用非晶硅薄膜电池组件。3）非晶硅薄膜屋面光伏并网发电系统，建筑物顶部选用非晶硅薄膜电池组件。4）多晶硅电池屋面光伏并网发电系统，工业园屋顶部分组件选用多晶硅电池组件。3太阳能光伏发电一次接入系统方案本报告以武汉日新科技光伏工业园太阳能光伏发电接入系统为例，来介绍三种接入系统方案并进行方案比选。该工业园内的建筑物屋面、天窗、立面及园区将安装各种形式的光伏构件，形成总发电功率为1.2MW的光伏建筑一体会化并网发电系统。该项目建成后年平均发电量为160－180万度。图3.1为该工业园的总平面布置图。6图3.1工业园总平面布置图根据武汉日新科技光伏并网发电项目技术方案，参照相应的规范规定，对该工业园光伏并网发电接入系统做了3个接入系统方案：方案一：并网电压采用380V，工业园区内每座建筑物上面附有的光伏并网发电系统产生的电能经该建筑物内的逆变器转变成380V交流电后就近接到该建筑物内的配电柜380V母线上并入电网。图3.2接入系统方案一7方案二：并网电压采用380V，将每座建筑物内逆变器输出的380V交流电通过低压电缆并联到一条380V母线上，然后接入到工业园箱式变的低压380V母线上并入电网。图3.3接入系统方案二方案三：并网电压采用10kV，将每座建筑物内逆变器输出的380V交流电汇总到一条380V母线上，单独设置一台升压变压器（0.4/10kV），经变压器升压成10kV后经10kV电缆线路接到工业园箱式变的高压10kV母线上并入电网。8图3.4接入系统方案三4一次接入系统方案比选1）本项目光伏发电系统安装于工业园内各建筑物的外立面、幕墙及屋面上，属于分布式发电系统。从用户方提供的工业园内各建筑物用电负荷、光伏系统发电系统分布及光伏发电能力来看，工业园内每栋建筑物上的光伏发电系统所发的电力基本上与用电负荷平衡。因此，采用方案一分散式并网能就地消纳发电能量，布线方式简单，减小线损功率，提高供电可靠性。2）方案二和方案三都属于发电能量集中并网方式，方案二以380V电压等级集中并网，方案三以10kV电压等级上网。这两种方式并网功率不能在每栋建筑物内就地消纳，布线方式复杂，线路损耗较大，尤其是方案三造成功率往复传送，供电可靠性低。3）从工程建设规模和投资费用方面来看，方案一投资最小，其次为方案二，方案三的投资最高。4）从用电管理方面来看，方案一分散式并网，发电用电直接接口，在每台光伏发电系统逆变器与配电箱之间均需装设一块单向电能表，在变压器高压侧还需装设一块双向电能表，用电管理工作量较大；方案二以380V电压等级集中并网，在光伏发电系统380V集中并9网处需装设一块单向电能表，在变压器高压侧还需装设一块双向电能表，用电管理工作量中等；方案三以10kV电压等级上网，发电用电完全隔离，仅需在两台变压器高压侧各装设单向电能表各一块，用电管理工作量小，便于管理。从技术方案和投资方面看，方案一较优。但从用电管理方面看，方案三较好。综合以上分析，推荐方案一作为该工业园光伏并网发电的接入系统方案，通过配置电能量采集装置及用电现场管理的方法来提高用电管理工作效率。5光伏发电系统的电能质量光伏并网接入设备就是光伏并网逆变器，它是一种用于光伏电源和电网接口之间的静态功率变换器。根据规范《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）规定：光伏系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在电压偏差、频率、谐波和功率因数等方面应满足实用要求并符合标准。出现偏离标准的越限情况，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开。该规程中规定的电能质量标准如表5.1所列。表5.1规范《光伏系统并网技术要求》(GB/T19939-2005)中规定的电能质量标准电能质量规范规定电压偏差三相电压的允许偏差为额定电压的±7％单相电压的允许偏差为额定电压的+7％、－10％频率电网额定频率为50Hz,偏差值允许±0.5Hz谐波和波形畸变总谐波电流应小于逆变器额定输出的5％，各次谐波限制详见规范功率因数逆变器的输出大于其额定输出的50％时，平均功率因数不小于0.9电压不平衡度三相电压不平衡度允许值为2％，短时不得超过4％直流分量逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的1％5.1变压器参数论证该光伏工业园内已有10kV专用配电室，含变压器一台，容量为1000kVA,电压比10.5±2×2.5%,为在正常情况下，作为降压变压器，采用公用10kV茅店开闭所（统调开闭所）的电源供电。太阳能光伏并网发电系统投运后，该变压器在光伏工业园内负荷较小时将作为升压变压器，太阳能光伏并网系统的发电量将通过变压器升压成10kV并入电网。为论证该主变压器在降压或升压时电气参数是否能满足，进行了四种极端情况下的模拟计算，计算结10果表明，四种极端情况下电压偏差满足要求。以上结果表明，在不改变主变分接头的情况下，各种运行情况下各母线电压都能满足规程规范的要求：10kV母线电压允许偏差-5％～5％，380V母线电压允许偏差-7％～7％。表5.2列出了四种极端情况下的计算结果。表5.2变压器在四种极端运行情况下的计算结果主变运行情况10kV母线电压（kV）380V母线电压（V）是否符合规程规范最大负荷下无太阳能发电9.87360是最大负荷下有太阳能发电9.95370是无负荷时有太阳能发电10.07390是无大负荷时无太阳能发电10380是5.2无功补偿根据《光伏系统并网技术要求》(GB/T19939-2005)中规定：逆变器的输出大于其额定输出的50％时，平均功率因数不小于0.9。由于太阳能光伏发电系统发出的电能功率因数较高，约为1。根据无功补偿分层分区就地平衡的原则，太阳能光伏发电系统可根据计算结果适当配置无功补偿装置或预留安装位置，以提高电能质量，降低线损。武汉地区10kV电网的功率因数一般为0.95～0.98之间，则该工程需配置无功补偿容量：Qx=Pl(tgΦ2-tgΦ1)=1.2×[tan(arccos0.95)-tan(arccos1)]=0.39Mvar，并能实现自动连续调节。5.3电压偏差计算供电系统在正常运行方式下，某一节点的实际电压与系统标称电压之差对系统标称电压的百分数，称为该节点的电压偏差。根据表5.2计算结果，该工程10kV母线电压最大电压偏差为-1.3%，0.38kV母线电压最大电压偏差为-5.3%,符合《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）。5.4谐波分析太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转换为直流电能，再通过并网型逆变器将直流转换为与市电同频率、同相位的正弦波电流并注入电网，在直流经逆变器转换为交流的过程中，会产生一定数量的谐波。谐波的电压和电流水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载/设备，以及电网的现行规定。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%，各次谐波应限制在《光伏系统并网技术要求》(GB/T19939-2005)规定的范围内。对于谐波的注入，11应从源头控制。要求在光伏发电系统选用技术参数合格的逆变器，另外光伏发电系统应能检测到谐波值，当谐波值超标时需将光伏系统与电网安全断开。为抑制谐波输入市电，10/0.4kV变压器接线组别应采用Δ/YO-11。6接入系统二次保护配置光伏系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应的并网保护功能。表5.3列出了规范《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）的相关保护规定。表5.3规范《光伏系统并网技术要求》中安全与保护规定保护类型规范规定过/欠电压当电网出口处电压超过电