集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案

田曉軍，張鐵壁，金坎輝

(1. 河北水利電力學(xué)院，滄州 061012；2. 河北省工業(yè)機械手控制與可靠性技術(shù)創(chuàng)新中心，滄州 061012)

0 引言

在《中華人民共和國可再生能源法》等政策引導(dǎo)下，近幾年，中國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展。根據(jù)國家能源局的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2019年6月底，全國光伏發(fā)電累計裝機容量為185 GW，同比增長約20%，2019 年上半年光伏發(fā)電新增裝機容量為11.4 GW，居全球第一。隨著國家新能源戰(zhàn)略的進一步深入，對光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計提出了更高的要求，因此進一步規(guī)范、優(yōu)化光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計已成為一項緊迫的任務(wù)。

為進一步促進太陽能資源的合理開發(fā)，支持國家低碳經(jīng)濟的發(fā)展，實現(xiàn)光伏發(fā)電與電網(wǎng)建設(shè)的和諧健康發(fā)展，本文針對大型集中式光伏電站不同的裝機容量，以及與其裝機容量相匹配的電壓等級和電氣主接線方式，研究了不同裝機容量的集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案。

1 光伏發(fā)電系統(tǒng)

光伏發(fā)電是將太陽能轉(zhuǎn)換為電能的一種新型發(fā)電技術(shù)[1]，太陽電池是此技術(shù)的關(guān)鍵元器件。根據(jù)類型不同，太陽電池可分為單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池和非晶硅薄膜太陽電池等；串聯(lián)后的太陽電池封裝組成的發(fā)電設(shè)備稱為光伏組件；光伏組件經(jīng)過串、并聯(lián)后形成光伏方陣；由光伏方陣、智能光伏匯流箱、光伏逆變器、升壓變壓器、高壓交流配電裝置及繼電保護裝置、通信設(shè)施等電氣設(shè)備組成光伏發(fā)電系統(tǒng)。

2 光伏方陣的設(shè)計

2.1 光伏組件的選擇

光伏組件的類型包括多晶硅光伏組件、單晶硅光伏組件和薄膜光伏組件等。由于多晶硅光伏組件在組件功率密度、單體組件功率、發(fā)電效率等技術(shù)指標方面優(yōu)勢明顯，目前大型集中式光伏電站主要采用多晶硅光伏組件，其中，270 Wp多晶硅光伏組件的使用量較多且供貨量充足，性價比高。因此，本文以270 Wp多晶硅光伏組件為例，該光伏組件的主要技術(shù)參數(shù)如表1 所示。

2.2 逆變器的選擇

光伏并網(wǎng)逆變器包括集中式、集散式及組串式等多種形式，在大型集中式光伏電站中，以集中式光伏并網(wǎng)逆變器為主，流經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器的電流經(jīng)升壓變壓器升壓后并入高壓電網(wǎng)。目前國內(nèi)大型集中式光伏電站常用的光伏并網(wǎng)逆變器額定輸出功率主要有250、500、630 kW這3 個等級。從電站運行安全及維護角度考慮，本設(shè)計方案選用目前技術(shù)成熟的單機容量為500 kW 的光伏并網(wǎng)逆變器作為示例。該光伏并網(wǎng)逆變器的主要技術(shù)參數(shù)如表2 所示。

表1 270 Wp 多晶硅光伏組件的主要技術(shù)參數(shù)Table 1 Main technical parameters of 270 Wp polysilicon PV module

表2 500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器的主要技術(shù)參數(shù)Table 2 Main technical parameters of 500 kW PV grid connected inverter

2.3 光伏方陣的設(shè)計[2]

光伏方陣是由光伏組件串、并聯(lián)后組成，且光伏組件串聯(lián)后的直流電壓必須小于光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)的額定輸入電壓，串、并聯(lián)后的光伏組件總?cè)萘繎?yīng)小于單臺光伏并網(wǎng)逆變器的最大允許功率。

根據(jù)GB 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》，光伏組件串、并聯(lián)數(shù)量需要與光伏并網(wǎng)逆變器相匹配，其具體取值如式(1)、式(2)所示。

式中，N為光伏組件的串聯(lián)數(shù)，N取整數(shù)；Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V，由于本設(shè)計方案選用500 kW 的光伏并網(wǎng)逆變器，其直流側(cè)MPPT 輸入電壓范圍為460～1000 V，因此Vdcmax的取值為1000 V；Vpm為光伏組件的工作電壓，V，本設(shè)計方案取30 V；Voc為光伏組件的開路電壓，V，由于本設(shè)計方案選用270 Wp多晶硅光伏組件，因此Voc的取值為37 V；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃，本設(shè)計方案取-20 ℃；t′為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃，本設(shè)計方案取50 ℃；Vmpptmin、Vmpptmax分別為光伏并網(wǎng)逆變器的最小、最大允許功率；Kv為光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)，%/℃，本設(shè)計方案取-0.31%/℃；K′v為光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)，%/℃。

結(jié)合式(1)、式(2)可知，N 的取值范圍為15＜N＜22，根據(jù)光伏組件的技術(shù)參數(shù)、逆變器的直流耐受電壓、MPPT 電壓和當?shù)丨h(huán)境條件，比選得出本設(shè)計方案N的最佳取值為20 塊[3]。

20 塊270 Wp多晶硅光伏組件串聯(lián)成1 串光伏組串，則光伏組串的開路電壓為740 V，工作電壓為600 V，滿足光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)MPPT 輸入電壓范圍為460～1000 V 的要求。以20 塊光伏組件為1 個最小設(shè)計單元(即1 串光伏組串)進行布置，光伏組件采用2 塊縱向布置的方式固定在光伏支架上，且任意2 塊光伏組件間留20 mm 過風(fēng)縫。1 串光伏組串的布置圖如圖1 所示，每個串聯(lián)回路的光伏組件容量為5.4 kW。

每臺500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器可連接的光伏組件并聯(lián)回路數(shù)M=550/5.4=102，1 串光伏組串串聯(lián)回路中每塊270 Wp多晶硅光伏組件的工作電流Ipm為8.88 A(詳見表1)，則光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)總輸入電流I=MIpm=102×8.88=905.8 A，滿足光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)最大輸入電流為1220 A的要求。每臺500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器配套選用10 臺“12 進1 出”規(guī)格的直流匯流箱。

3 1 MW 光伏發(fā)電單元的設(shè)計

本設(shè)計方案以1 MW 光伏發(fā)電單元為例。光伏組串經(jīng)直流匯流箱接入光伏并網(wǎng)逆變器，逆變器集裝箱由2 臺500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器組成1 MW 發(fā)電單元，經(jīng)過1 臺1000/500/500 kVA 雙分裂升壓變壓器(電壓變比：36.75±2×2.5%/0.315-0.315 kV；接線組別：D、Y11、Y11；阻抗電壓：Uk=6.5%)組成1 MW 逆變升壓單元，然后升壓至10 kV 或35 kV 后并入電網(wǎng)。1 MW 光伏發(fā)電單元的系統(tǒng)圖如圖2 所示。

為避免前排光伏組件對后排光伏組件造成陰影遮擋，在進行光伏組件布置設(shè)計時的原則為：冬至日真太陽時09:00～15:00 時南側(cè)的光伏組件對北側(cè)的光伏組件不構(gòu)成遮擋。為確保1 MW 光伏發(fā)電單元的綜合效率，降低線纜損耗，本設(shè)計方案的光伏發(fā)電單元的光伏組件與逆變器的容配比按照小于1.0:1.1 進行配置。1 MW 光伏發(fā)電單元的主要電氣設(shè)備情況如表3 所示。

表3 1 MW 光伏發(fā)電單元的主要電氣設(shè)備情況Table 3 Main electrical equipment of 1 MW PV power generation unit

4 集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案

集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案包括電力電量平衡、并網(wǎng)電壓等級選擇、接入電網(wǎng)方案、潮流計算、短路電流計算、無功補償裝置、電能質(zhì)量等。本文以實際工程經(jīng)驗及相關(guān)規(guī)程規(guī)范制定光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案。

4.1 短路電流計算

短路電流計算的目的是為了減小短路電流對設(shè)備造成的危害，以及減小短路電流對電網(wǎng)的影響范圍。斷路器、隔離開關(guān)等高壓設(shè)備的動、熱穩(wěn)定性按短路電流有效值校驗，電氣主接線、電網(wǎng)運行方式及限流措施均需根據(jù)短路電流的計算結(jié)果進行設(shè)計。額定短路開斷電流是斷路器、隔離開關(guān)所能開斷的最大短路電流，高壓設(shè)備額定短路開斷電流[4]標準參數(shù)分別為20、25、31.5、40、50 和63 kA，根據(jù)實際工程經(jīng)驗及高壓設(shè)備標準參數(shù)，典型設(shè)計方案中接入電壓等級不同時高壓電氣設(shè)備的額定短路開斷電流情況如表4 所示?？筛鶕?jù)表4 中的數(shù)據(jù)進行設(shè)備選型，但具體工程需按照實際計算數(shù)據(jù)進行校驗。

4.2 無功補償裝置[5]

光伏電站的裝機容量較大時，對于并入110 kV 以下電壓等級電網(wǎng)的光伏電站而言，電站內(nèi)的集電線路、升壓變壓器及外送線路均會產(chǎn)生無功損耗，光伏電站配置的無功容量需按照光伏電站滿發(fā)時集電線路、升壓變壓器的感性無功容量及光伏電站外送線路感性無功容量的50%這三者之和進行配置。

升壓站為了補償升壓變壓器的無功損耗，減少線路的功率損耗和電壓損失，應(yīng)遵循無功補償?shù)脑瓌t進行無功補償設(shè)備選型。動態(tài)無功補償裝置(SVG)是基于IGBT 逆變器的可控電流源型的補償裝置，不會發(fā)生諧波放大及諧振的問題，具有安全性與穩(wěn)定性好等優(yōu)點，且能夠提供從感性到容性的連續(xù)、平滑、動態(tài)、快速的無功功率補償，SVG 配置在光伏電站內(nèi)的10 kV、35 kV 側(cè)。SVG 的容量按光伏電站裝機容量的10%～30%進行配置，本設(shè)計方案取20%。

4.3 電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案[6]

光伏發(fā)電電氣系統(tǒng)由若干個1 MW 光伏發(fā)電單元的線路組成1 路集電線路，集電線路接至10 kV 開關(guān)站或35 kV 開關(guān)站；開關(guān)站由1～10路不等的集電線路組成，每路集電線路的容量為1～10 MW，開關(guān)站容量為1～100 MW。集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)根據(jù)光伏電站總裝機容量、設(shè)備選型及當?shù)仉娋W(wǎng)的實際情況、經(jīng)濟性等技術(shù)要求選擇合適的接入電壓等級，形成的方案如表5 所示。各電壓等級并網(wǎng)光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的主接線圖如圖3～圖5 所示。

表5 光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案Table 5 Typical design of grid access system for PV power station

5 結(jié)論

本文通過對標準的1 MW 光伏發(fā)電單元進行設(shè)計，編制了大型集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)典型設(shè)計方案，分別以1～6、7～30、31～100 MW 的不同光伏電站裝機容量制定了10、35、110 kV 電壓等級的電網(wǎng)接入系統(tǒng)方案，對高壓配電裝置額定短路斷開電流有效值進行規(guī)范，動態(tài)無功補償裝置補償容量進行統(tǒng)一，并對每個電壓等級的主接線形式進行了標準化設(shè)計。實際的光伏電站會受到所在地的太陽能資源、地理位置等因素的影響，且裝機容量有所不同，可在具體實施的工程中，根據(jù)光伏電站實際裝機容量按照本文的設(shè)計思路進行優(yōu)化設(shè)計。本典型設(shè)計有助于提高工程建設(shè)的效率和經(jīng)濟性，可有效解決當前光伏電站設(shè)計、建設(shè)中存在的問題，對提供安全、可靠、清潔、綠色的電力保障具有重要意義。