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大型光伏电站电能质量现场测试及分析
2017-08-31 13:39:40  作者:魏祯德 梁福波  来源:中国设计师网  
  •   本文以甘肃省某大型光伏电站的电能质量现场测试为例,研究大型光伏电站电能质量测试技术。介绍了电能质量测试现场试验方法和内容,并对测试结果进行分析,得出结论,提出建议。
    关键字: 光伏电站

  国网甘肃省电力公司电力科学研究院 魏祯德 梁福波

  1 引言

  中国作为能源消耗大国,新能源开发得到了更多重视。随着国家对新能源发展的大力支持,太阳能发电已开始进入规模化发展。甘肃大部分地区处于太阳能辐射丰富区和较丰富区,其中河西地区日照时间长、强度高,太阳能资源十分丰富,年太阳总辐射量为4800~6400兆焦/平方米,年日照时数为2800~3300小时,省内太阳能资源丰富地区多数为沙漠、戈壁及未利用荒地,地势平坦开阔,布局建设光伏发电项目的基础条件非常优越。截止2015年底,甘肃光伏发电站并网容量610万千瓦,装机规模位居全国第一,占甘肃总装机容量13%。随着光伏发电站装机规模不断增大,光伏电站引起的问题不容忽视。由于受天气、环境温度、光伏板安装位置等因素影响,光伏发电具有不稳定性与不能平滑调整的特点,将导致光伏发电系统并网侧电压波动、电压闪变、频率波动等一系列电能质量问题;光伏电站中大量使用的逆变器广泛采用脉冲宽度调制(PWM)技术将直流电转换为交流电,在此过程中会产生各次谐波和直流分量等,影响用户电能质量,损害用户设备,造成经济损失。

  本文以甘肃河西地区某100MWp光伏电站测试为例,研究电能质量现场测试方法和内容,并对测试结果进行分析,得出结论,提出建议。

  2 被测电站基本信息

  河西某大型光伏发电站总装机容量100MWp,采用CHSM6610P-250和CHSM6610P-240两种多晶硅光伏电池板共计432000块。整个光伏电站采用模块化设计,电池矩阵分为100个方阵,每个方阵2台最大功率500kW逆变器。工程采用二级汇流结构,每16块组件串联形成光伏组串进入汇流箱,每个汇流箱由16路光伏串汇流后送出至直流配电柜,每个直流配电柜由7个汇流箱汇流后至逆变器。光伏电站采用SG500KTLEHE逆变器逆变后输出三相交流电,再经过一台ZGSB11-ZT-1250/35双分裂绕组箱式变压器升压至35kV构成一条馈线,升压站两条35kV母线各有8条馈线,升压站通过SFZ10-50000/110变压器升压至110kV,通过一回线路送出。光伏发电站结构示意图如图1所示。

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图1 光伏电站结构示意图

  3 电能质量测试方法

  电能质量测试装置接在被测光伏发电站并网点处,连续监测光伏发电站输出功率从0到逆变器总额定功率100%内的电流电压数据,以10%为一个功率区间,每个功率区间至少收集2个10min时间序列瞬时电流电压测量值。光伏发电站并网电能质量测试如图2所示。

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图2 光伏发电站并网电能质量测试图

  4 电能质量测试内容及分析

  为了防止大规模光伏并网发电出现风电发展中所出现的较大问题,国家能源局、国家标准化管理委员会、国家电网公司均制定光伏电站电能质量相关标准,NB/T32006-2013《光伏发电站电能质量检测技术规程》、GB/T31365-2015《光伏发电站接入电网检测规程》、GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》、Q/GDW618-2011《光伏电站接入电网测试规程》中针对光伏电站电能质量标准进行了详细的规定。

  4.1 三相不平衡度

  三相不平衡度为电压、电流负序分量相对于正序分量的百分比值。在每个连续测量的10min功率区间,利用式(1)按3s时段计算负序电压不平衡度的方均根值,排序得到95%概率大值与测量值中的最大值如表1所示。按照同样的算法得到负序电流不平衡度如表2所示。

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  表1 负序电压不平衡度

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  表2 负序电流不平衡度

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  从表1得到负序电压不平衡度变化范围较小,满足公共连接点负序电压不平衡度小于2%的要求。从表2得到负序电流三相不平衡度除在0~10%功率区间较大外,在其他9个功率区间变化很小。在小功率区间内电流容易受外界干扰,导致不平衡度较大。光伏电站输出电流、电压三相不平衡度从整体来看均未超过限值,不随功率的变化而变化。线路三相不平衡将导致无功损耗增加,加快设备老化速度,影响用电设备的安全运行。

  4.2 电压闪变

  光伏发电站输出功率受天气影响而频繁变动会引起并网点母线电压的波动,若电压峰值变动过快则会引起电压闪变。电压闪变会使照明灯具的灯光发生闪烁,可能会刺激人的视觉神经等。表3给出了测试过程中短时闪变Pst平均数值。

  表3 电压闪变

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  由表3得到各功率区间电压短时闪变在0.1左右变化不大,最大为0.1272,远小于110kV闪变1的限值。由短时闪变计算得到的长时闪变Plt同样满足国标限值要求。频闪效应会引发视觉疲劳、偏头痛。

  4.3 电压偏差

  光伏电站接入电网后,所接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325规定,对于50Hz电力系统,时间窗Tw取10个基波周期,即为200ms,并且每个测量时间窗口应该与紧邻的测量时间窗口接近而不重叠,连续测量计算电压有效值的平均值,最终计算获得供电电压偏差值,该光伏电站实测电压偏差如表4所示。

  表4 电压偏差

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  该光伏电站并网电压110kV,由表4得出,电压偏差满足电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压10%规定。

  4.4 电流谐波

  为全面了解光伏电站输出电流谐波,对每个功率区间电流进行离散傅里叶变换分析。两条连续的频谱线之间的频率间隔是时间窗的倒数,因此两条连续的频谱线之间的频率间隔是5Hz。按式(2)取时间窗Tw测量并计算电流谐波子群的有效值,取3s内的15个电流谐波子群有效值计算方均根值,计算10min内包含的各3s电流谐波子群的方均根值,应记录2~50次电流谐波子群有效值。表5、表6、表7分别是A、B、C相实测主要电流谐波。

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  表5 A相主要电流谐波

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  表6 B相主要电流谐波

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  表7 C相主要电流谐波

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  电流谐波含量是否合格是由并网接入点的短路容量、光伏电站的装机容量、供电容量等因数决定。光伏电站接入变电站供电容量为100MVA,110kV最小短路容量为1126MVA,光伏电站用户协议容量为100MVA,计算得到主要电流谐波限值见表8。各次电流谐波含量均未超标。

  表8 主要谐波电流限值

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  按照式(3)计算各功率区间测量的总谐波畸变率见表9,总谐波畸变率随基波功率增大而逐渐减小,从20%功率之后电流谐波总畸变率基本维持在1%左右。

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  表9 电流总谐波畸变率

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  4.5 电流间谐波

  间谐波是指非工频频率整数倍的谐波。利用离散傅里叶变换得到的每个5Hz间隔谱线,计算间谐波中心频率两侧共7条谱线的方和根值归算为间谐波中心子群电流有效值。按式(4)取时间窗Tw测量并计算电流谐波子群的有效值,取3s内的15个电流谐波子群有效值计算方均根值,计算10min内包含的各3s电流谐波子群的方均根值,电流间谐波测量最高频率应达到2kHz。表10、表11、表12为实测主要电流谐波子群A、B、C相的方均根值。

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  表10 A相主要电流间谐波子群实测值

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  表11 B相主要电流间谐波子群实测值

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  表12 C相主要电流间谐波子群实测值

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  从间谐波变化趋势来看,1到39次间谐波数值逐渐减小,功率区间从小到大间谐波数值逐渐增大。从电力系统间谐波来源看,一方面是由于计算方法产生的频谱泄漏和栅栏效应造成,另一方面为变频装置、波动负荷、铁磁谐振、同步串级调速装置和感应电动机等因素造成。光伏电站输出负荷波动较大、使用大量逆变器、装设静止无功补偿装置以及铁磁谐振等是产生间谐波的原因。间谐波对于光伏电站的危害主要在于使电器设备过负荷和发热、增加电力电缆的损耗,降低功率因数,可能会引起过电压导致无功补偿装置损坏,影响电力仪表和电能计量等。

  4.6 高频分量

  电流的高频分量是频率超过2kHz低于9kHz的信号分量。以200Hz为间隔进行傅里叶变换,计算中心频率从2.1kHz~8.9kHz的电流高频分量。表13为实测主要电流高频分量A相有效值。

  表13 A相主要电流高频分量实测值

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  每个功率区间内电流高频分量含量变化趋势一致,电流高频分量较小,均在0.03A以下。光伏电站电流高频分量应引起关注,高频分量可能与光伏自振荡频率构成谐振回路,诱发有害的谐振过电压。

  5 结论及建议

  甘肃省太阳能储能丰富,2015年建成了金昌、酒泉、武威3个百万千瓦级光伏发电基地,光伏最大发电出力275.1万千瓦,占全网用电负荷的23.3%。电能质量问题成为影响光伏发电站并网的重要因素。通过对河西某100MWp大型光伏发电站电能质量实测,分析了其并网点三相不平衡度、闪变、电流谐波、间谐波等电能质量指标,有相关限值规定指标都满足国标要求,电流不平衡度、电流谐波总畸变率、电流间谐波、电流高频分量等指标国标没有给出限值,无法衡量是否满足要求,建议日后给出相关指标限值,衡量光伏电站电能质量指标是否满足相关规定要求。光伏发电站电能质量各项指标均与输出功率波动变化大、使用大量电力电子设备等因素有关。为进一步分析光伏电站电能质量问题,需要建立覆盖全省的光伏电站电能质量数据采集系统,持续开展电能质量在线监测,研究大规模光伏发电站接入对地区电网电能质量的影响。

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  参考文献

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