并网容量 篇1
近年来,全球光伏产业发展迅速,根据Solarbuzz的最新市场数据,2009年全球光伏发电系统装机总容量约为7.5 GW,在金融危机形势下仍较2008年增长了20%。自1993年德国建成第1座兆瓦级并网光伏电站以来,大型并网光伏发电成为重要的发展趋势,2009年全球并网光伏发电系统份额超过90%。
中国的并网光伏发电呈现出“分散开发、低压就地接入”与“大规模集中开发、中高压接入”并举的发展特征[1]。《国家能源发展规划》规定:大规模的太阳能光伏电站作为2010—2020年重点发展的领域之一。2004年深圳园博园建成了国内第1座兆瓦级并网太阳能光伏电站,此后若干兆瓦级并网光伏电站相继在甘肃、宁夏、上海等地建成或开工。但目前的大型并网光伏电站仍以示范工程为主,旨在为光伏商业化并网发电积累运行经验。
建设大型并网光伏电站是大规模集中利用太阳能的有效方式。相对于离网光伏发电系统,大型并网光伏电站可以省去蓄电池用作储能的环节,采用最大功率点跟踪(MPPT)技术提高系统效率。相对于小型并网光伏发电系统,大型并网光伏电站可更加集中地利用太阳能,更多地使用逆变器并联、集中管理与控制技术,可以在适当的条件下充分利用太阳能的时间分布特性和储能技术,起到削峰、补偿电网无功功率等满足电网友好需求的作用[2]。随着系统成本的持续降低和发电效益的不断提高,大型并网光伏电站具有广阔的发展前景。但是,国内外若干大型并网光伏电站的运行经验表明:大型光伏阵列的固有温度特性和组合特性可能会导致电站出力减小;除了随机波动性较大之外,谐波、不对称、闪变等电能质量问题也影响着光伏并网[3];电网的非理想电源特性对逆变器并联运行将产生一定影响;电网从自身安全运行的角度出发,对大容量并网光伏电站提出了新的要求[4]。
本文对国内外大型并网光伏电站在运行过程中凸显出来的一些问题进行了总结和分析,并阐述了大容量并网光伏发电技术的一些新进展,以期对中国并网光伏发电技术研究有所启发。
1 大容量并网光伏电站的运行机理与特性
大型并网光伏电站一般由1个或多个基本单元组成,如图1所示,每个单元的容量约为0.3～1.0 MW(如敦煌2个10 MW并网光伏电站各由20个容量为500 kW的单元组成)。其中,大面积的光伏阵列组件实施光电转换后经汇流器将直流电分配给逆变部分,再由逆变器及其滤波装置转换为满足电能质量要求的交流电,经变压器升压后并网。通过逆变器控制,调节光伏阵列的输出电压进行MPPT控制。每个单元的逆变器可以是单台,也可以是多台并联。
相对于小容量的并网光伏发电系统,大容量并网光伏电站具有以下运行特性:
1)光伏阵列面积大,组件性能有所差异[5]。组件性能差异一方面源于生产厂家和电池型号不同带来的光伏阵列固有特性的差异,另一方面源于实际运行条件不同导致的组件工作温度、日照强度的不同,从而达不到理想的光伏阵列组合特性[6]要求。这可能引起阵列内部损耗增加,导致阵列功率—电压(P-V)曲线的多峰值特性,影响MPPT控制。
2)并网逆变器容量大、型号多,通常采用多台低压逆变器组合[7],由变压器升压至中高压(10 kV/35 kV)并网的方式。多台逆变器的组合旨在增加系统的冗余度,并在低光照时通过部分逆变器停机实现高转换效率,但多台逆变器并联运行会产生环流、谐波放大等不良现象。
3)对本地电网会产生一些负面影响,如电能质量问题[3,8],功率输出不稳定引起电压波动[9]、孤岛[10]等。光伏发电作为小时间尺度、无旋转惯量的电源方式,在其并网规模达到一定程度后,必然会对电网的安全运行提出挑战[11]。
2 大容量并网光伏电站的新问题
2.1 组合光伏阵列的多峰值特性
大型并网光伏电站经常会由于光伏组件的差异而使得大面积光伏阵列呈现出与单个光伏电池或者小面积光伏阵列不一样的输出特性[5],如图2所示。
由图2可以看出,4部分光伏阵列各自的输出特性都是正常的单峰值P-V曲线,但由于各部分特性的不一致,其组合输出特性为1条多峰值P-V曲线,且各个极值点的大小随光伏组件工作环境的变化而改变,使得常规的MPPT技术无法捕获到全局最大功率点[12]。
目前,大多数大型并网光伏电站尚未考虑这一因素的影响,仍采取常规的MPPT方法或恒定电压法。而针对P-V曲线的多峰值特性,需要设计能搜寻全局最大功率点的MPPT方法。
2.2 光伏阵列的温升效应
光伏电池的输出特性与运行温度密切相关,如图3所示。随着温度升高,短路电流略为增加,开路电压大幅降低,最大功率点电压降低,最大输出功率也降低,大面积光伏阵列的输出特性将更为复杂[5]。光伏阵列的输出电压如果低于逆变器工作电压的阈值,则可能导致逆变器停止工作。
某大型并网光伏电站在夏季某高温天的输出功率随时间变化的曲线如图4所示。
由图4可以看出,光伏阵列温升过高将导致电站出力大幅降低,在太阳辐射最强的时段,系统却不能有效发电,全天发电效率仅为38%。
这一现象存在于部分高温运行的并网光伏电站中。由于光伏阵列面积大,加装冷却装置不现实,因此需要对光伏电池的材料特性进行研究和改进,使其能够在高温条件下保证发电能力。
2.3 光伏阵列存在热斑效应等威胁
在大面积光伏阵列中,某组件会因遮挡而带负电压,相当于负载,随着热耗的增加将产生大量的热量,形成局部热点,即热斑效应[5,6]。热斑损坏是光伏电池最常见也是很严重的一种损坏,可能会导致光伏电池出现永久性的功率输出损失或者永久性的开路失效问题。某些光伏电池受到高温、高反压和高功耗的综合作用,可能会发生永久性的短路甚至烧毁。光伏阵列局部因热斑效应导致失效的效果图见附录A图A1。据国际电工技术委员会(IEC)统计,2009年上半年,欧洲已发生10余起光伏电站起火事故。2009年7月,德国Buerstadt屋顶光伏电站阵列起火现场见附录A图A2,造成事故的主要原因就是热斑效应积累、电弧、开关频繁启动等。更严重的是,由于光伏阵列高压带电,灭火困难。
因此,需对光伏电池的反向特性进行建模分析,并在此基础上提出保护措施。国外已有学者进行了建模分析,其中,Bishop模型是应用最为广泛的模型[5];国内尚无针对光伏电池反向特性的研究。
2.4 逆变器组合的非理想特性
对于图1中的逆变单元部分,有的光伏电站通过汇流器将直流母线并联,根据日照强度投入相应数量的逆变器运行,确保逆变效率和可靠性,如图5所示。
由于各个光伏阵列的最大功率点不同,直流母线电压的控制无法跟踪每个光伏阵列的最大功率点。更严重的是,直流母线并联为逆变器之间的零序环流提供了通路[7,13,14]。在各台逆变器单独控制、触发信号不同步的条件下,即使入网电流纹波小,单逆变器输出电流纹波也会加大,逆变器侧滤波电感负担加重,噪声、发热厉害。2台逆变器共用直流母线时的现场实测波形见附录A图A3。
有的光伏电站无直流母排上的并联开关,使逆变器各自跟踪对应光伏阵列的最大功率点运行。与单台集中式逆变器类似,这种方案的逆变器在光照不足时逆变效率大大降低,同时,低光照强度下的电能质量问题也更加恶化。
对逆变器集群进行控制的方式有集中控制、主从控制和对等控制[13]。通过合理设置各逆变器的输出特性,实现自动协作,减小相互之间的影响,使得逆变器集群作为一个整体稳定运行。而目前,多数光伏电站示范工程的逆变器集群无相应的集控策略,相互之间存在影响,这也是其非理想特性之一。
因此,需要研究改进的控制算法或其他措施,及逆变器集群控制方案,避免逆变器并联时产生环流,提高低光照条件下的转换效率。
2.5 电能质量问题
光伏发电并网逆变器容易产生谐波和三相电流不平衡等问题,同时,输出功率的不确定性易造成电网电压波动和闪变[3,8]。目前,谐波问题是制约光伏电站并网最主要的问题之一,很多大型并网光伏电站存在谐波超标问题,在低光照运行条件下更加突出。谐波形成和相互作用的机理复杂,由于大型并网光伏电站一般采用LCL滤波,且很多光伏电站通过长距离输电线缆接入弱电网,滤波电容可能引起谐振从而造成某些次谐波放大[15]。大型并网光伏电站的运行经验表明:即使单台逆变器输出电流谐波较小,多台并联后整体输出电流的谐波也有可能超标[8]。此外,实际的电网电压往往也包括谐波成分,造成逆变器输出谐波电流。宁夏石嘴山某兆瓦级并网光伏电站的输出三相电流与某相电压波形见附录A图A4。
需要从来源和传输2个方面揭示谐波的形成和演化机理,据此采取抑制措施。目前,对LCL滤波器的谐振和电网谐波模型已有较多研究,但光伏电站应用这些技术较少,且大型并网光伏电站的实际情形与谐波抑制理论相结合的研究还不多。
2.6 电网接纳问题
大规模光伏发电并网会对电网产生一系列的不良影响:光伏发电的间歇性出力直接造成电网的电压波动,无旋转惯量的电流源并网接入使得电网的稳定裕度减小[9,11,16]。对于接入配电网的大型光伏电站,所造成的潮流变化使得馈线电压调节困难,保护整定更加复杂[17,18]。电网从自身安全运行的角度出发,要求并网光伏电站具备一定的电源特性[4],而目前运行的示范工程均未达到这些要求,其差异情况如表1所示。要真正实现大规模并网,电网和光伏电站都需要相互增强适应性。
2.7 光伏电站设计的科学性
目前尚缺乏一套科学的光伏电站设计和发电预测理论,光伏电站的运行指标总体低于预期值。光伏电站的设计需要综合考虑光伏阵列的组合方式、变换器的组合方式及其并网拓扑和控制。光伏阵列和变换器的组合方式有集中式、组串式、多组串式、集成式[19]等,并且新的拓扑结构层出不穷。由于未经过长时间的筛选和验证,缺乏定量的评价标准,每种结构虽然各有特色,但可靠性、成本和效率等指标都难以兼顾[20],尚无一套针对一些关键指标(如平均无故障时间、平均修复时间、可用度、可维护度等)的整体光伏电站优化设计理论[20,21,22]。
另外,即使在正常工作温度条件下,光伏电站的实际发电量也少于设计值[23,24,25]。一般的预测方法考虑的是光伏阵列的最大出力,而实际上系统的发电能力还与系统的MPPT及系统效率有关。表2列举了降低系统发电能力的主要影响因素。因此,光伏发电出力的预测技术需要进一步的研究。
3 大型并网光伏电站关键技术及其发展趋势
3.1 光伏阵列方面
光伏电池是光伏电站最昂贵的元件,其转换效率一直是关注的重点。在单晶硅、多晶硅和薄膜电池相继问世后,将太阳光集中多倍的聚光式光伏组件(如附录A图A5所示)目前已经得到应用,其效率可达24%～28%。光伏组件的另一个重要趋势就是与DC/DC变换器的一体化。每个组件均集成一个小型DC/DC变换器,构成一个智能模块, 独立进行MPPT和保护控制,如附录A图A6所示。但是,光伏电池的抗高温、抗风沙特性尚未引起重视,此方面的研究进展较慢。
针对大面积光伏阵列的多极值特性,需要寻求定位于全局最大功率点的新型MPPT控制方法,并解决算法的动态跟踪性能问题。目前主要有两步法和全局搜索法。文献[5]提出了建立准确的光伏阵列组合模型,并通过传感器获取的温度和光照强度,计算出全局最大功率点对应的电压,在此电压附近运用常规的MPPT算法跟踪全局最大功率点,是一种可行的方案。该方案需要对光伏阵列的组合准确建模,且需要增加若干监测装置,其具体实施和验证还有待研究。
热斑效应是损害光伏电池的重要因素,需要通过对光伏电池反向特性模型的研究,揭示热斑效应的机理,为减小热斑的危害提供策略[26]。明确正常模型与失效模型、局部故障与全局运行之间的关系,对大面积光伏阵列多影响因素特性进行研究,寻找局部失效的检测和排除、故障机理分析与保护的方案。目前,以Bishop模型为代表的光伏电池反向模型已经可以分析一些特性[26,27],但对于热斑的形成与扩散缺乏深入的研究理论。
应对热斑效应的有效方案是并联旁路二极管,这对于光伏组件是否会产生热斑效应以及热斑效应的严重程度有直接的影响,需要一套完善的配置和评估方案[5,27]。同时,结合大容量光伏阵列配置与布局的集成优化,可实现大面积光伏阵列的非理想特性最小化。目前,对热斑保护旁路二极管优化配置理论的研究还较少。
3.2 高性能变换技术
多变换器系统要重点关注其协调运行与集群特性。一方面需要通过变换器的统一控制来减小相互之间的不利影响,如多机孤岛检测的冲突、内部环流与谐波问题等;另一方面需要系统控制方案来实现变换器集群的统一协作,从而完成功率调节、低电压穿越、孤岛检测、与电网的通信、机组投切与优化运行、综合保护策略与故障冗余运行等功能,目前在这些方面已有一定的研究[14,28,29],但都停留在理论分析和小容量光伏系统阶段,尚未在大容量光伏系统中得以应用。
逆变效率是大容量光伏发电装置的重要指标之一。各逆变器生产厂商正在拓扑结构、开关器件和开关频率、控制算法和死区,以及辅助电源和散热等方面积累相关技术经验,目前多数产品能够实现30%以上出力情况下的高效运行。上海华电都市型1.2 MW光伏电站采用三电平逆变技术实现了高开关频率下的低开关损耗。研究人员试图通过合适的集群控制策略,使得每台机组都尽量工作在高效运行点[28]。
电能质量问题由来已久,针对大容量光伏并网系统,如何更好地抑制低功率、弱电网时的电流谐波及多台逆变器同时并网时电流谐波的叠加,如何在电网电压谐波大时仍保证低电流谐波,都是目前正在解决或将要解决的关键问题。电力电子装置厂商一般通过适当的滤波拓扑结构、合理设计电感和电容参数、控制算法、脉宽调制驱动方式、采样及运算精度,共同保障谐波含量达标[30]。对于大容量并网光伏电站,电网对逆变器、逆变器对电网、逆变器对其控制部分等都有电磁兼容问题,需要采用隔离变压器和电磁干扰滤波器,或通过控制算法、拓扑结构予以减小。目前,国外以SMA为代表,国内以合肥阳光为代表,已有若干技术应用于逆变产品中。在学术研究方面,文献[31]提出了逆变环节输出与电网波形一致的电压,以减小电网电压畸变造成的谐波电流;文献[32]对多台逆变器组合的谐波问题和稳定性进行了建模分析,并在105 kVA系统中验证了逆变器并联的一些谐波特性;文献[33]针对由LCL滤波器谐振造成的谐波放大问题,给出了阻尼解决方案。
3.3 电网友好的网源互动技术
大容量光伏并网对逆变器提出了“电网友好”的要求,这就要求其可以快速控制,拓展通信功能参与调度,控制有功功率和无功功率,减少有功功率变化率,抑制谐波等[4]。智能电网的一个重要特征是吸纳大规模可再生能源发电并网,因此必须具备符合智能电网标准的网源互动技术。
文献[29,34,35]分析了出力随机波动造成并网点电压波动的原因,并提出了相应的解决措施。其中,通过储能元件来保证功率输出的稳定,以减小波动性的影响,是目前研究的热点之一,且有较多的研究成果,但还需要在大容量储能与配置技术上有所突破。通过配置无功功率输出可调装置参与电网电压调节,可以改变准入功率,满足电网对功率因数的要求[30,36,37]。文献[31]提出了根据有功功率调节无功功率以保证电压稳定的控制算法,并在400 kW光伏发电系统中得到了应用。
并网逆变器通过增加相关控制及辅助设备,可以实现动态电压补偿、有源滤波[38]、无功补偿[39]的功能,如何多机配合实现,仍有待研究。大容量光伏并网装置,甚至可以集成静止同步补偿器,用于调节电力系统的低频振荡[40],甚至抑制次同步振荡。这些功能有的已通过仿真得以验证,有的在小容量样机平台上试验成功,但距离大容量的工程应用还有一定的距离。
低电压穿越是对电网故障恢复的有力支撑。目前,针对单台光伏逆变器的低电压穿越技术已有较多研究[31,41,42],但这些方法很难同时保证输出的电能质量和直流母线电压的稳定,且都是在小容量系统中完成实验验证。目前,很多逆变产品都声称具备低电压穿越功能,但实际的光伏电站往往为保证安全而采取低电压切机。此外,多机组合的低电压穿越有待研究。孤岛保护检测要求盲区尽量小[43],同时避免多机检测之间的相互影响,解决与低电压穿越存在的冲突。文献[44,45]对多机独自孤岛检测的影响进行了研究,并给出了互不干涉的检测方法。目前,工程上仍采取独自孤岛检测方法,对于大型光伏电站,则倾向于使用集中控制手段进行孤岛检测。
3.4 光伏电站的设计规范
国内有关部门正在进行中国光伏电站设计方法的标准化研究。这需要长期运行经验的积累,借助于可靠性评估技术、拓扑配置优化技术,形成一套科学合理的光伏电站设计方案评价体系和规范化的设计标准,兼顾效率与成本需求,用于指导光伏电站各部分的结构选型、布局优化、辅助设备配置,指导光伏电站的合理建设和运行。未来的光伏电站将与智能电网的建设同步[46],运用信息化和控制技术实现可再生能源转换。
4 结语
大型光伏发电系统正经历从示范到大范围推广应用的关键阶段,还存在较多的技术问题,需要不断改进和完善,主要体现在光伏阵列组合的多峰值特性、光伏阵列温升影响、热斑效应、逆变器组合非理想特性、转换效率、设计规范、电网接纳等方面。针对这些问题,只有研发并推广与之相对应的关键技术,才能向电网注入真正无污染的绿色、高效电能。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。