储能在国能大柴旦1000MWp源网荷清洁供暖光伏项目的应用

储能在国能大柴旦1000MWp源网荷清洁供暖光伏项目的应用

高晓东

山东电力建设第三工程有限公司，山东省青岛市  266100

【摘 要】：光伏电站及场区的建设数量持续增加，这是因光伏电站在发电效果、效率以及电能质量等方面，均比传统电站更加理想，但由于光伏电站的输出功率无法得到实时管控，还容易在运行过程被周围环境所干扰。而储能技术则是最为理想的解决技术，其可以在光伏电站中建立储能，还能从根本实现实时管控，这样既能解决光伏电站发展问题，又能降低光伏电站对于电网造成的实际损伤。

【关键词】：输出功率实时管控 储能技术  高海拔 光伏升压站

1.引言

国能青海大柴旦光伏发电项目配套升压站，位于正金山南侧，海拔高度2910m，由于光伏太阳能的光照强度常常具有较大不稳定性和随机性，不仅常常会直接造成光伏发电系统的输出不完全可控制和波动，而且在系统接入光伏电网之后它还会对系统供电潮流波动造成较大改变，并且会导致光伏配电电网的各节点输出电压的随之发生变化，所以常常会同时导致配网电压波动偏差和电流波动出现不同情况。尤其是在目前光伏发电规模不断扩大的形势下，增加了电压调节的难度，也减少了调压装置的使用寿命。

（一）工程概况

（1）概述

国能（大柴旦）光伏发电有限公司大柴旦1000MWp源网荷储清洁供暖光伏项目一期工程位于大柴旦镇马海工区项目的土地范围内，距德令哈市约292km，距大柴旦镇约90km,距马海村约9km，215国道925公里处，光伏区大门距离国道约300m，升压站距离国道约3400m。

（2）建设规模

国能（大柴旦）光伏发电有限公司大柴旦1000MWp源网荷储清洁供暖光伏项目一期共安装600Wp单晶硅双面双玻光伏组件833807块，本项目首年上网发电量为81750.00万kWh，25年平均上网发电量为75043.78万kWh。首年利用小时数为1602.30小时，25年平均利用小时数1500.88小时，该区域常年干旱少雨，以晴朗天气为主，是光伏发电工业园建设的理想之地。

(二）储能技术概述

1.1.基础结构

目前我国的光伏并网发电系统已经趋于成熟，其中系统组成主要包括有光伏和蓄电池集成阵列、功率自动追踪器、蓄电池组、逆变器、交流光伏负载、交流光伏电网等部分。光伏并网发电系统主要具有两种功能类型。

其中一种可编程调度式智能并网光伏电源发电管理系统，需要具有一个可以对并网电能资源进行有效储存的蓄电容器，即光伏蓄电池，所以在此发电系统的并网发电运行过程中，可以充分利用其光伏逆变器系统中的电源负载控制开关和电源主开关功能，轻松实现不间断并网供电。

另一种则主要是采用不可逆的调度式断电并网光伏风力发电并网系统，其不一定含有光伏蓄电池，所以只是通过利用光伏逆变器将光伏的板电能转换形成电能，直接经过转换后作为光伏交流电与光伏电网进行连接，所以如果此发电系统中没有出现临时断电并网现象，也可能会直接导致其光伏供电系统工作的完全终止。光伏逆变器中比较重要的内部结构之一，而且在目前光伏相关信息技术的快速发展和广泛应用下，使得光伏并网发电系统的内部拓扑整体结构越来越简单化、从而也大大降低了拓扑结构的系统整体使用体积，减少了光伏发电过程运行的大量成本。

1.2.类型划分

在光伏电站中并网系统主要可以分为以下两种类型。

（1）分布式，分布式并网系统是分布在电力用户附近，甚至可以安装在电力用户的屋顶上发电和供电，并将其余的电力送入公共电网。这样通常规模小，所以投资少，施工容易，占地面积也小，可以直接解决电力用户的具体用电需求。因为这种类型的并网系统能够将所有用户分散，它确保了用户实现自给自足，因此减少了压力和负担公共电网，以及损害的程度。

（2）集中式，集中并网光伏发电系统的大型电站往往是全国性的，主要建在人口密集地区，或远离城市的偏远地区，可以实现大规模光伏电站和太阳能的大面积集中利用。还可以直接接入电网，电网内的电站接入高压输电系统，再分配给各电力用户。在集中并网光伏电站的建设中，需要考虑太阳能资源的充足和稳定以及足够大的面积，因此日照充足的沙漠地区通常是首选，这种方式选址更灵活，发电量更大、更稳定；无需多接设备设施，可实现无功电压监测和电网频率调节；该系统建设周期短，运行成本低，便于集中管理。
2储能技术在光伏电站并网中的应用

2.1.应用价值

光伏发电并网对电力系统的应用主要表现在以下几个方面：

（1）由于光伏太阳能的光照强度常常具有较大不稳定性和随机性，不仅常常会直接造成光伏发电系统的输出不完全可控制和波动，而且在系统接入光伏电网之后它还会对系统供电潮流波动造成较大改变，并且会导致光伏配电电网的各节点输出电压的随之发生变化，所以常常会同时导致配网电压波动偏差和电流波动出现不同情况。尤其是在目前光伏发电规模不断扩大的形势下，增加了电压调节的难度，也减少了调压装置的使用寿命。

（2）在光伏系统电源完成并网以后，配电网由原来的单个配电源并网转变而成为拥有多个配电源的并网模式，同时也对故障电流的分布、大小和方向造成改变，同时也会对保护装置产生一定的影响。

2.2构建系统模型

为了能够提供光伏发电储能管理系统的更加准确的系统运行数据，以及系统运行的整体数据，需要光伏发电储能管理系统的技术开发人员，在开始设计光伏发电储能管理系统之初，就用系统仿真以及系统建模的各种方法应用来进行综合的设计分析，光伏发电储能管理系统的整体运行数据情况。同时也可以要求企业，使用一种能够尽量完全模拟真实运行管理情况的储能分析仪，以及相关软件系统来对其进行储能分析。

2.3光储电站调度系统集成及通信

光储电站依靠电站内光储联合调度管理系统接收上级调度系统指令，并对光储联合发电系统进行协调控制与管理，协调储能系统出力，实现光储联合出力满足需求的功能。该光储电站可实现对有功、无功功率的双重控制，以实现最适合并网的发电模式，提高发电效率和改善电能质量。光储电站联合调度管理系统通过网线的形式与通信管理机进行通信，通信管理机以光纤、网线的形式与储能电站监控系统、光伏电站监控系统、光伏功率预测系统进行信息传输。

3电池储能系统联合光伏电站运行分析

3.1光储AGC系统联合运行相关改造工作

3.1.1在光伏电站加入储能系统后，电能可实现双向流动，为防止电能倒灌入光伏逆变器，造成设备损坏，光伏逆变器需进行防逆流改造。2)针对既有光伏电站的系统架构，综合考虑接入的复杂性、安全性和经济性，储能子系统宜接入箱变低压侧交流开关下端口，这样可保证光伏和储能的联合总输出功率小于变压器功率限制，保证安全经济运行。3)现有的光伏电站AGC子站也需做相应的后台改造工作:将逆变器的出力信号和储能装置的出力信号叠加后作为光储联合出力反馈信号;储能系统的控制系统应与光伏电站内AGC调度子站以约定的通讯协议进行通讯，获取实时运行数据和调度数据。

3.1.2技术资料管理系统的完善

拥有足够完善的技术资料，是太阳能发电站创立的根本。只有技术资料的管理体系足够完善，数据库才能得到充实，技术工作人员才能有强大的技术理论体系支撑，进而更扎实地掌握高端技术，以此保证太阳能光伏发电站高效并且安全的运行。

3.2光伏电站和蓄电池储能系统的状态估计建模

建立监控主动配电网稳态运行的光伏电站和蓄电池储能系统状态估计模型。选取可表征光伏电站与蓄电池储能系统运行状态的状态变量，充分考虑可利用的电气与非电气量测信息，并建立二者之间的关系。采用当前应用最广泛的ＷＬＳ法和正则化残差法，对包含光伏电站、蓄电池储能系统和配电网络进行联合状态估计与不良数据的辨识，实现对主动配电系统进行全面实时监控的目的。

关于本文的研究，有以下几点需要指出。

１）本文的研究重点在于光伏电站、储能系统的详细建模及其与配电网的联合状态估计，采用了传统的ＷＬＳ法和正则化残差法进行状态估计和不良数据辨识，但所提模型同样适用于其他各类状态估计方法，例如抗差状态估计等。

２）仅考虑了三相平衡的配电系统。对于三相不平衡的配电系统，需采用三相状态估计的方法，非本文的研究重点。由于文中所提模型的通用性，三相状态估计很容易作为后续扩展研究进行考虑。

３）由于篇幅所限，仅详细讨论了光伏电站和蓄电池储能系统的量测信息，而未对配电网络部分的量测进行详细讨论。由于文中所提模型的通用性，同步相量量测单元、数据采集与监视控制系统、高级量测体系以及来自母线负荷预测的伪量测信息均可作为配电网部分的量测量。

４）光伏电站和蓄电池储能系统中的量测都是在现有量测的基础上进行的采集，如ＤＣ／ＤＣ变换器和ＤＣ／ＡＣ逆变器的传感器数据、光伏电站气象传感器数据等，无须增加新的量测装置。后续将列出光伏电站和蓄电池储能系统中所有可能的量测所对应的量测方程，而在实际中，在保证可观性的条件下，可根据实际情况从中选取量测。

５）在实际应用中，对含光伏和储能系统的主动配电系统进行状态估计建模时，可根据实际获取的量测，并考虑模型的精度和计算复杂度之间的权衡，确定光伏和储能系统的模型。

3.3储能系统容量测试

将功率分析仪安装于500kW电池总控柜输出铜排处，通过储能分系统PCS就地监控软件设定充电功率为250kW，并至额定功率充电终止条件（厂家设定）时停止充电，用功率分析仪记录充电电量，并将储能分系统功率指令设定为0kW，电池储能分系统待机约10min。重新设定功率分析仪，通过储能分系统PCS就地监控软件设定放电功率为–250kW，至放电终止条件时（厂家设定）停止放电，并用功率分析仪记录放电电量。采用恒功率模式充放电，由于储能电池存在损耗，充电时间略长于放电时间约9min。根据500kW储能分系统就地BMS系统记录数据，可以得到整个充放电过程中的电池功率、直流侧电压、电流以及SOC曲线。在整个充放电过程中采用恒流模式对500kW储能分系统进行充放电实验，充放电过程电流基本维持在303A，放电过程电流基本维持在340A。由于系统设定原因，放电电流比充电电力略大，因此充电时间略大于放电时间。

4.结束语

通过这种储能技术的广泛应用，实现在低压用电负荷低谷时期使其同时进行低压电能综合储存，而在高压用电负荷高峰运行时间使其进行高压电能综合释放利用来保证供电，从而可以对低压用电高峰负荷与在高峰运行时期高压大功率用电负荷交替连续运行，可能造成的不利影响因素进行有效规避，并可以减少用电负荷执行相应配置策略可能带来的不利因素影响，从而对我国电网系统电能释放质量进行有效的控制。

参考文献

［1］西北电力勘察设计院图纸。

［2］4.0．1《电力建设施工质量验收及评价规程》（第 9部分 电气安装部分）（DL/T 5210）；

作者简介：

姓名：高晓东 工作单位：山东电力建设第三工程有限公司 光伏能源公司                职务：电气专业主管；

联系方式：手机：18865320725，邮箱：gaoxiaodong@sepco3.com;通讯地址：青岛市崂山区同安路882号，邮编：266100