分布式光伏發(fā)電站的并網控制技術分析

遼寧省水利水電勘測設計研究院有限責任公司 馬兆飛

盤山配水站位于遼寧省的港口城市錦州，境內山脈連綿起伏，地勢特征是西北高東南低，屬暖溫帶半濕潤氣候。配水站占地2413.92m2，其中辦公樓、附屬用房、檢修閥室-流量計室-調流閥室-檢修閥室的占地面積分別為734m2、294m2、1385.92m2。配水站主要用電設備為辦公樓的監(jiān)控中心、辦公用電、空調用電、充電樁、起重機、調流閥、電動蝶閥、流量計等電氣設備。經計算，配水站總體計算負荷為440kW，選用1臺500kVA 變壓器作為工程主用電源，另設一臺250kW 柴油發(fā)電機保障配水站基本用電需求。

盤錦地區(qū)太陽能資源非常豐富，絕大多數(shù)地方年均峰值日照時數(shù)都在1400h 以上，本工程計劃利用現(xiàn)有建筑屋面空間建設屋面光伏系統(tǒng)，根據(jù)可利用屋面可用于光伏發(fā)電面積進行統(tǒng)計，總裝機容量486kW，年發(fā)電容量約為592.87MWh。

1 分析分布式光伏發(fā)電站的并網控制技術

為達到節(jié)能減排目標，降低工程日常運行成本，本工程初步擬定利用當?shù)氐奶柲苜Y源，采用自發(fā)自用余電上網的形式實現(xiàn)滿足日常用電需要。

1.1 接入系統(tǒng)方案

現(xiàn)階段，常見的電網運營模式為余量上網、統(tǒng)購統(tǒng)銷、自發(fā)自用，本工程采用自發(fā)自用余量上網運營模式。所以，要將其與分布式電源裝機容量數(shù)據(jù)相關聯(lián)后確定分布式電源，進而滿足電源輸送階段的功率交換需求。根據(jù)系統(tǒng)電壓、負荷分布、分期投產容量確定接入系統(tǒng)的電壓和并網點，8kW 以下的用戶報裝容量可接入220V 電網系統(tǒng)，8kW 以上、400kW 以下的用戶報裝容量可接入380V 電網系統(tǒng)。本工程單個并網點的裝機容量20～400kW，故接入380V 電網系統(tǒng)。結合新能源AVC 主站，對新能源并網側電壓、一次設備狀態(tài)進行實時監(jiān)測，尤其是母線電壓控制模式，依托于循環(huán)掃描及時發(fā)現(xiàn)指令偏差，得到最優(yōu)調節(jié)策略[1]。

1.2 接線設計

光伏并網系統(tǒng)有多種并網電路結構可供選擇，具體要根據(jù)安裝地點的實際狀況及設計指標的要求進行選擇。本工程適用于接入用戶電網的光伏電站，接入方案為XGF380-Z-2，具體接入方案以當?shù)仉娏Σ块T批準的接入方案為準。另外，本工程采用并網型逆變器，單臺逆變器容量在125kW 以下，滿足當?shù)仉娋W接入條件。其中電氣主接線采用單母線形式，輻射狀結構。

1.3 光伏電池板選型及布置

1.3.1 電池板選型

光伏電池板作為分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心部件，其參數(shù)指標直接關系到最終電力供應水平，同時，光伏電池板也是分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)中造價占比較大的支出，在本案例工程占比約50%。故本工程優(yōu)選主流產品中符合屋面敷設條件的單晶硅單面組件。確定光伏電池板類型后，根據(jù)工程裝機容量優(yōu)選單位面積功率較大的電池板，同時考慮后期維護開支、系統(tǒng)接線復雜程度、工程整體工程量等方面，確定選用JAM72S30-540/MR，其不僅衰減效應較慢、轉換效率較高，還可簡化組件間的接線操作，通過降低故障概率提升系統(tǒng)運行穩(wěn)定性[2]。

本工程光伏電池板參數(shù)如下：太陽電池組件重量28.1kg、太陽電池組件效率20.9%、峰值功率540Wp、太陽電池組件尺寸結構為2278×1134×35mm、開路電壓溫度系數(shù)-0.275%/℃、短路電流溫度系數(shù)0.045%/℃、開路電壓（Voc）49.6V、短路電流（Isc）13.86A、工作電壓（Vmppt）41.64V、工作電流（Imppt）12.97A、峰值功率溫度系數(shù)-0.350%/℃、首年衰減2%、逐年功率衰減0.55%。

1.3.2 電池板布置

為最大限度利用外觀整體布局與空間，本工程采用屋面光伏布置形式，布置時為提高對太陽能的采集與利用，需要計算最佳傾角。由于本工程采用固定軸形式對光伏電池板進行安裝，故電池板最佳傾角與系統(tǒng)全年最大發(fā)電量對應的傾斜角相同。根據(jù)當?shù)夭煌路?、不同傾斜角度下的平均太陽輻射量（由Retscreen 軟件計算即可），以及整體安裝難度、后續(xù)維護需求等方面，本工程根據(jù)不同建筑屋面的位置確定相應的光伏電池板傾斜角。

其中，對于附屬用房屋面和辦公樓屋面，前者屋頂面積在294m2左右，后者屋頂面積在734m2左右，敷設方式為金屬支架，共敷設375塊光伏電池板，總占地面積為969m2，光伏板傾角采用10°。對于檢修閥室-調流閥室的光伏電磁板布置，本工程利用1#檢修閥室、流量計室、調流閥室和2#檢修閥室屋頂進行敷設，通過橫向鋼梁（或混凝土梁）將4座建筑物屋頂連通，形成長、寬分別為56.8m、24.4m 的光伏發(fā)電區(qū)域，光伏板采用屋面光伏型式，共敷設480塊光伏電池板，總占地面積1227m2，光伏電池板傾角采用5°。

1.4 并網逆變器及其并網結構

1.4.1 逆變器選型

作為分布式光伏發(fā)電站實現(xiàn)太陽能發(fā)電、用電、輸電的關鍵，逆變器需根據(jù)工程實況合理選擇，本工程可利用地點（建筑屋面）較為分散，存在較多小面積光伏分布情況，雖然總容量相對較大，但仍需接入低壓配電系統(tǒng)，故選用壁掛式安裝的并網型逆變器[3]。設備技術參數(shù)如表1所示。

表1 并網逆變器技術參數(shù)

1.4.2 并網結構及并聯(lián)方案

現(xiàn)階段并網控制規(guī)模呈明顯上升趨勢，可供選擇的并網結構也越來越多，如集中式、交流模塊式、多支路式等。其中，集中式是并聯(lián)連接多個光伏組件，搭配使用旁路、阻塞二極管得到電路拓撲，整體結構簡單，逆變效率較高，但由于二次管的設計使用，電能損耗也會增大，甚至引發(fā)功率失配，故不考慮使用；交流模塊結構主要是聯(lián)結多個獨立發(fā)電單元，每個單元均設置相應的并網逆變器與光伏組件，雖然該結構符合本工程較為分散的光伏布置，也為后續(xù)容量擴充、維護提供便利，但日常統(tǒng)一協(xié)調控制難度較大，且獨立配置的逆變器容量較小、成本較高、發(fā)電量有限，故不考試使用。

多支路結構是先串聯(lián)（同組光伏組件）、后并聯(lián)，然后借助直流-直流變換器升壓、直流-交流逆變器轉換，從而得到交流電。但通過綜合考慮本工程建設成本、條件，選用多支路結構不僅可將多種光伏組件匯集至母線，實現(xiàn)逆變控制的統(tǒng)一實施，還能夠提高控制器獨立水平，獲得最大功率跟蹤控制的同時減少干擾、降低損耗，且后續(xù)維護改造也較為方便。所選并網結構中電池組件串聯(lián)數(shù)量計算公式為：Udcmin/Ump≤N≤Udcamx/Uoc，式中：Udcmin為逆變器輸入側最小直流電壓（V）；Udcamx為逆變器輸入側最大直流電壓（V）；Ump為電池組件最佳工作電壓（V）；Uoc為電池組件開路電壓（V）。

根據(jù)本工程逆變器技術參數(shù)，外加所選的單晶硅單面電池組件參數(shù)，將其帶入以上公式可得到電池板串聯(lián)數(shù)。但所得數(shù)據(jù)并不能直接使用，還要考慮金屬支架的承載能力、后期維護空間等。對于本工程所采用的固定式安裝結構而言，每一串聯(lián)支路單晶硅電池組件的額定功率計算公式為：P∑T=Ppv×NT，式中：NT為組件串聯(lián)數(shù)量；Pp為組件額定功率（kW）。

本工程選用金屬支架固定安裝電池方陣，考慮到太陽日照陰影影響，還需計算陣列間的最小距離，計算公式為：D=Lcosβ+Lsinβ（0.70tanψ+0.4338）/(0.707-0.4338tanΨ)，式中：L為光伏電池板斜面長度（m）；β為光伏電池板方陣傾角（°）；Ψ為工程所在地區(qū)緯度（°）。此外，實施新能源AVC 接入聯(lián)調，通過遙信與遙測信息上送驗證、曲線下發(fā)驗證、無功設備優(yōu)先級驗證等，實現(xiàn)系統(tǒng)的閉環(huán)控制，提高并網電壓穩(wěn)定性[4]。

1.5 并網控制系統(tǒng)

本工程所設計應用的基本電路結構為，通過并網逆變器將光伏電池產生的直流電轉換為交流電，然后依次經過變換器、變壓器等設備實現(xiàn)交流配電網的接入。為提高太陽能利用效率，同時實現(xiàn)光伏的最大功率跟蹤控制，并網控制結構以逆變控制算法為核心，搭配使用滑?？刂扑惴▋?yōu)化調節(jié)，實現(xiàn)光伏并網目標。

1.6 自動化控制系統(tǒng)

為實現(xiàn)對分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)運行狀態(tài)的實時監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)故障、定位問題、識別風險，還需要搭建計算機監(jiān)控系統(tǒng)，系統(tǒng)功能包括數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)顯示、數(shù)據(jù)傳輸，依托于現(xiàn)有通信總線串聯(lián)多個智能設備，以此滿足設備通信需求。系統(tǒng)主要組成部分為光伏發(fā)電系統(tǒng)監(jiān)控平臺、主機加固軟件、服務器、工作站、交換機、網絡柜、操作臺，依托于信息交流共享準確識別故障設備、精準維修，有助于分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)控制、管理功能的提升。需要注意的是，在新能源AVC 并網接入期間，要注重無功備用容量的上下限計算、新能源AVC 閉鎖條件、新能源AVC 通信模式分類、增量循環(huán)編碼，確保響應上具有良好快速性、跟隨性[5]。

2 技術效益總結

在電費方面，根據(jù)遼寧省系統(tǒng)用電負荷特性、新能源消納等情況，每日用電分三個時段：低谷時段（11:30-12:30am；22:00pm-05:00am）， 高峰時段（07:30-10:30am；16:00-21:00pm），其余為平時時段。電費計算分為高峰電價、平段電價、低估電價，還有每年夏季（7月、8月）、冬季（1月、12月）每日17:00～19:00pm 的尖峰電價執(zhí)行，為更好對比分布式光伏并網系統(tǒng)建設前后的經濟效益，采用平段統(tǒng)一計算。

根據(jù)《國網遼寧省電力有限公司代理購電工商業(yè)用戶電價表》電網計算，未建設分布式光伏發(fā)電并網系統(tǒng)時，一年電量1537.88MWh，電費為1040116.356元；增加分布式光伏發(fā)電并網系統(tǒng)時，分別通過用戶基礎電價×自用部分電量+國家補貼×自用部分電量（自用）、基礎入網電價×發(fā)電部分電量+脫硫補貼×發(fā)電部分電量（發(fā)電）進行電價計算，一年電量1537.88MWh，電費為627970.5756元。

需要注意的是，分布式光伏發(fā)電站存在組件衰減，本文采用0.7%進行衰減計算，預計第一年節(jié)省41.21萬元、第二年節(jié)省41.20萬元、第三年節(jié)省41.18萬元...預計第二十五年節(jié)省40.82萬元。將運維費用去除，2022年分布式光伏系統(tǒng)平均運維成本為0.048元/（W·年），本工程初步計算年運維費用為2.3萬元/年，故平均每年可節(jié)省電費約為39萬元，5～6年即可回本，工程效益水平高[6]。

綜上所述，分布式光伏發(fā)電并網控制可實現(xiàn)資源共享，為當?shù)貛磔^高的發(fā)電效率，滿足用戶日常用電需求，節(jié)約能源的同時保護環(huán)境。圍繞本公司工程分析，并網控制要從工程概況出發(fā)，根據(jù)其光伏布置分散度、當?shù)亟浘暥扰c太陽能資源等合理設置并網控制方案。