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光伏电站无逆流并网接入系统设计与控制策略

作者: 发布时间:2020-01-22 15:03:34 阅读: 64 次

摘要:本文主要论述光伏电站用户侧低压并网,自发自用,不考虑向公共电网输送电能,讨论无逆流并网方式下的并网接入设计与无逆流控制策略。

关键词:光伏发电,用户侧并网,低压并网,无逆流,逆功率保护

0 引言

随着传统能源的日益枯竭,寻找新能源替代的问题变得越来越迫切,太阳能作为一种可再生的清洁能源,并可持续利用,光伏发电受到了大力支持。本文主要论述光伏电站用户侧低压并网(400V),自发自用,不考虑向公共电网输送电能,讨论无逆流并网方式下的并网接入设计与无逆流控制策略。

本文依托某4MW屋面光伏电站,研讨无逆流并网接入的工程实现方法,通过方案比选,选择合理的逆功率控制工程方案及控制策略。最后通过工程实例验证结果。

1 概况

1.1 目前国内光伏发电主要形式:

1)大型地面并网光伏电站。本类项目多位于光照资源好的西部荒漠地区,所发电量全部上网,多采用上网电价补贴形式。

2)屋面光伏并网电站(BAPVBIPV)。本类项目多位于城市、开发园区等负荷密集区,根据所发电量并网情况分以下几种:

A)所发电量全部上网,采用电价补贴或每瓦造价补贴

B)自发自用,富裕电量上网,多采用每瓦补贴,富裕电量采用火电脱硫电价上网。

C)自发自用(无逆流并网);多采用每瓦补贴。

1.2 屋面光伏电站用户侧无逆流并网要求:

本文主要讨论屋面光伏电站用户侧无逆流并网。屋面光伏电站多为用户侧并网,多采用0.4KV10KV并入企业内部电网,自发自用,不向公共电网输送电能。

目前关于光伏并网电站接入电网相关规范、标准主要为以下几个标准:《GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求》、《Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定》、《GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定》。

GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求》第6.8 条:系统在不可逆流的并网方式下工作,当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5%时,逆向功率保护应在0. 5~2 s内将光伏系统与电网断开。

Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定》第8.3条:当光伏电站为不可逆并网方式时,应配置逆向功率保护设备,当检测到逆向电流超过额定输出电流5%时,光伏电站应在0.5S~2S内停止向电网线路送电。

2 逆功率控制方案的选择与分析

2.1 4MW光伏项目情况:

某工程屋面安装4MW 光伏并网发电系统,采用用户侧并网方式,自发自用。光伏电站以8400V线路接入BCD厂房的变电所400V侧。采用无逆流的并网方式,光伏电能就地消耗,并在BCD厂房变电所400V侧设置逆功率保护装置。

2.2 几种无逆流并网接入方案

方案一:逆功率继电器控制方案

特点:系统逆功率时,立即断开光伏回路与电网的连接。控制简单,成本低,但系统逆功率可能性大时,系统动作频繁,光伏发电电量不能有效利用。

方案二:逆功率控制器(脉冲降功率)

特点:采用成熟的微机保护控制器(逆功率控制器),逆功率时输出脉冲信号,逆变器接受一次脉冲降低一定功率输出,直到不逆送功率为止。控制策略可以通过编程实现,可以实现多种控制策略。

方案三:逆功率总线控制器

 特点:采用专用开发的总线型逆功率控制器,通过RS485总线与逆变器实时通信,当逆功率时控制器通过RS485总线发送控制指令控制逆变器降功率输出。控制器为专用开发,只能跟某类产品配套使用,开放性差,目前应用较少,实际结果有待检验。

2.3 逆功率控制方案分析:

本项目共有8个并网接入点,400V接入,变压器容量1600KVA,除B-TD1变压器为两个并网接入点(500kWp+120kWp)外,其余每台变压器均为一个接入点(500KWp)。光伏/变压器容载比为:38.8%31.3%。经现场勘查,变压器实际负载率很低,变压器二次侧总电流大多在300A1000A左右。所以分析认为存在逆功率的可能性比较大。

根据以上分析,方案一逆功率继电器控制方案不能有效适用于本项目。逆功率继电器频繁动作,光伏发电系统不能正常并网运行。

方案三总线型逆功率控制器。经咨询本项目逆变器制造商,该逆变器无此种配套产品。又咨询目前市面仅有的几家提供该种控制器的厂家,均表示其控制器只是针对自家逆变器的配套产品,不能有效用于其他品牌逆变器。所以该方案也不能用于本项目

选择方案二逆功率控制器(脉冲降功率)是适合本项目控制要求。采用成熟的微机保护控制器(逆功率控制器),逆功率时输出脉冲信号,逆变器接受一次脉冲降低一定功率输出,直到不逆送功率为止。控制策略可以通过编程实现,可以实现多种控制策略。        

2.4 逆功率总体控制原则:

逆功率检测点为供电变压器次级处(400V侧)。正常情况下,逆功率检测点不应逆送功率至电网侧,当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5%时,逆向功率保护应在0. 5~2 s内将光伏系统与电网断开。为保证可靠性要求,当检测到供电变压器次级处的正向功率(电流)降低到50kW10%)时,降低逆变器额定输出的10%50kW)。逆功率控制原理图见图2.1

2.4.1对逆功率控制功能要求:

实时检测供电变压器次级处的功率。具有多组干接点输出,对逆变器进行控制。正常情况下,当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5%时,逆向功率保护应在0. 5~2 s内将光伏系统与电网断开(调并网断路器)。当检测到供电变压器次级处的正向功率(电流)降低到50kW10%)时,输出脉冲电平。

2.4.2对逆变器功能要求:

能接受逆功率控制器的干接点输出信号。逆变器能接收脉冲信号,降低一个设定的百分比功率值,在设定的时间内如未再次接受到降低功率脉冲,则逆变器自动回升功率。具体实现如下:

1)将逆向功率检测装置输出的开关信号接至逆变器监控板F_FAN接口(干接点)。

2)功率调节实现见流程图(图2.2):逆功率控制器给出高电平/闭合触点(逆功率状态)时逆变器降10%,确认时间可减小;当逆功率控制器给出低电平/断开触点(非逆功率状态)持续5分钟后,逆变器提升额定功率的5%,每5分钟升高一次。

 图片2.png

2.1  逆功率控制原理图              图2.2  典型逆功率控制流程图

 

 

3 运行结果验证

本项目按上述方案实施,经调试、测试运行后各项指标均达到预期要求。逆功率时,逆功率控制器动作正常,逆变器降功率、升功率均正常。

事实证明本方案可行,且控制灵活,能适应大多数情况下的逆功率控制要求。采用成熟的微机保护控制器方案,易于实现,成本适中。

4 更优化问题分析

逆功率时,逆变器通过设定步长降功率,一个周期后如高电平信号未消失,则继续降低设定步长的功率。该步长的选择非常关键,如果选择过小,这有可能经过几个周期还未调整到非逆功率状态,一旦这个时间超过2S,则光伏回路将与电网脱开;如果这步长过大,则光伏发电量不能更大效能利用。

如果在短时间内,出现大的负荷变动,步长选择更加困难,无法兼顾更大效能利用和逆功率控制的快速响应

5 改进建议

1. 可以通过对光伏电站与用电负荷的长时间观察,选择合理步长。

2. 通过加强管理,避免负载出现短时大负荷变化。