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高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設(shè)計與運行研究

作者:中國儲能網(wǎng)新聞中心 來源:中國電力 發(fā)布時間:2023-01-08 瀏覽:次

高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設(shè)計與運行研究

趙斌1, 梁告1, 姜孟浩2, 王力1, 孔琴1, 王炳強3

(1. 長沙理工大學(xué) 電氣與信息工程學(xué)院,湖南 長沙 410114; 2. 本貿(mào)科技股份有限公司,廣東 深圳 518057; 3. 國網(wǎng)西藏電力有限公司,西藏 拉薩 850000)

摘要:西藏地處高原高寒地區(qū),太陽能資源極其豐富,建設(shè)光儲電站有利于改善當(dāng)?shù)仉娫唇Y(jié)構(gòu)。然而,高原高寒的惡劣環(huán)境對光儲設(shè)備影響較大。通過對西藏電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和日喀則市太陽能資源進行分析,評估建設(shè)光儲電站的可行性;以朗明桑珠孜50 MW并網(wǎng)光儲電站為例,提出適用于高原高寒地區(qū)的光儲電站設(shè)計方案;以光儲電站日棄電量最小為目標(biāo),進行儲能容量配置;并結(jié)合光儲電站運行數(shù)據(jù)對電站設(shè)計方案進行驗證分析。研究表明:光儲電站的設(shè)計方案在高原高寒地區(qū)具有適用性,50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)配置12.5 MW/100 MW·h電池儲能較為合理,單日可減少約60 MW·h棄電量。研究結(jié)果可為高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站的設(shè)計提供參考。

引文信息

趙斌, 梁告, 姜孟浩, 等. 高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設(shè)計與運行研究[J]. 中國電力, 2022, 55(12): 51-60.

ZHAO Bin, LIANG Gao, JIANG Menghao, et al. Design and operation of grid-connected photovoltaic energy storage power station in frigid plateau region[J]. Electric Power, 2022, 55(12): 51-60.

引言

西藏位于青藏高原的西南端,平均海拔4 km以上,地廣人稀,具有空氣稀薄、紫外線強、太陽輻射強、溫差大等典型高原氣候特征,擁有豐富的太陽能資源[1-2]。在西藏建設(shè)光伏電站尤其是集中式地面光伏電站,既能充分開發(fā)利用當(dāng)?shù)刎S富的太陽能資源,又能將多余電量通過特高壓線路進行跨區(qū)輸送,助力實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)[3]。

光伏發(fā)電具有隨機性、波動性和間歇性的特點,隨著光伏滲透率不斷增加,電網(wǎng)電壓、電能質(zhì)量、運行控制、電力調(diào)度等受到了越來越大的影響[4-6]。青藏高原地區(qū)太陽能資源充足,太陽輻射強,光伏電站輸出功率波動及棄電率更為明顯,以2021年為例,全國光伏利用率平均達98%,但西藏僅為80.2%,其次是青海為86.2%,棄電較為嚴(yán)重。配備儲能系統(tǒng)是保證光伏發(fā)電系統(tǒng)可靠性、提高電網(wǎng)穩(wěn)定性、減少光伏電站棄電率的有效措施之一[7-10]。

“雙碳”目標(biāo)推動了集中式并網(wǎng)光儲電站快速發(fā)展,國內(nèi)外學(xué)者對光儲電站的選型設(shè)計開展了較多的研究。文獻[11]從光伏組件的性能、成本和空間要求分析了不同組件的適用范圍,為光伏電站的開發(fā)利用提供了參考;文獻[12]研究了不同類型光伏組件在不同季節(jié)、太陽輻照度和溫度相同情況下輸出功率的差異性,對比實驗結(jié)果得到晶硅光伏組件效率受光譜影響較小,具有更強的環(huán)境適應(yīng)能力;文獻[13]分析了不同光伏組件和排布方式的經(jīng)濟性,提出了光伏電站優(yōu)化設(shè)計方案;文獻[14]針對集中式和分布式能源系統(tǒng),考慮技術(shù)約束、經(jīng)濟和環(huán)境因素,提出了適用不同系統(tǒng)的儲能方式,并通過實例驗證了可行性。

集中式光儲電站開發(fā)具有較高的可行性和經(jīng)濟性。但目前對于集中式光儲電站的研究主要是針對低海拔地區(qū),高原高寒地區(qū)特殊的氣候特征對光儲設(shè)備影響較大,紫外線強易造成光伏組件主柵、背板內(nèi)層變黃及外層粉化、變薄,溫差積累易導(dǎo)致電極黑化[15];氣壓低、空氣密度小易導(dǎo)致逆變升壓設(shè)備散熱效果減弱[16];低溫使得儲能電池容量明顯下降[17]。因此,本文分析在西藏地區(qū)建設(shè)光儲電站的可行性與必要性,并以西藏自治區(qū)日喀則市朗明桑珠孜光儲電站為例,對高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設(shè)計與運行進行了研究。

1  設(shè)計原則與建設(shè)條件

1.1  設(shè)計原則與要求

高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設(shè)計,應(yīng)以安全可靠、環(huán)境適應(yīng)性強為設(shè)計原則,所用設(shè)備應(yīng)滿足以當(dāng)?shù)睾0螢榛鶞?zhǔn),適應(yīng)環(huán)境能力和級別按相應(yīng)等級選擇,電氣設(shè)備須采取降額措施[18];逆變器、變壓器、儲能集裝箱等需要通風(fēng)散熱的設(shè)備設(shè)計時應(yīng)增大設(shè)備間距,增強風(fēng)扇及制冷設(shè)備的功率[19];光伏組件等長期暴露在戶外的設(shè)備應(yīng)具有較強的抗太陽輻射與抗紫外線能力。

1.2  建設(shè)條件

1.2.1  西藏電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

2020年底,隨著阿里電網(wǎng)與藏中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程全面投入運行,西藏形成了以500 kV電網(wǎng)為主網(wǎng)架、220 kV電網(wǎng)為骨干,橫貫東西的互聯(lián)互通統(tǒng)一電網(wǎng),分別通過青藏直流、川藏交流與青海、四川電網(wǎng)相連。西藏電力系統(tǒng)的穩(wěn)固,為大力發(fā)展水電、光伏等清潔能源發(fā)電提供了有力支撐。截至2021年底,西藏新增清潔能源裝機容量199萬kW,清潔能源裝機占比達86%,累計外送電量66億kW·h。

從電源結(jié)構(gòu)來看,西藏以水電為主,以光伏、火電作為輔助電源。圖1為2016—2021年西藏自治區(qū)水電、火電、光伏發(fā)電量統(tǒng)計,由圖1可知,近年來西藏光伏發(fā)電得到了大力發(fā)展,其發(fā)電量由2016年的2.27億kW·h上升至2021年的8.73億kW·h,發(fā)電量占比由4.97%提高至10.35%。

1.2.2  太陽能資源分析

結(jié)合拉薩市氣候?qū)W計算方法的經(jīng)驗系數(shù)和日喀則近30年月平均日照百分率,采用氣候?qū)W方法估算多年平均太陽總輻射如表1所示。由表1可知,該地區(qū)年日照時長達3221.7 h,太陽總輻射達7698 MJ/m2,為太陽能資源最豐富地區(qū)[20]。

1.3  選址與定容

西藏地廣人稀、交通不便、植被稀疏,建設(shè)光儲電站應(yīng)減少對環(huán)境的影響。基于便利性及植被保護原則,光儲電站建設(shè)應(yīng)選擇在交通便利,無滑坡、泥石流等不良地質(zhì)作用分布,且地表植被稀疏、地下水資源對電站建設(shè)無較大影響的地帶。桑珠孜區(qū)江當(dāng)現(xiàn)代產(chǎn)業(yè)示范園區(qū)海拔3 840 m,高原氣候環(huán)境條件嚴(yán)酷等級為4 Kp4[21],園區(qū)毗鄰318國道與和平機場,交通便利,地形平坦開闊,地下水資源由潛水層和上層滯水組成,潛水層距地面大于20 m,上層滯水水量小、蒸發(fā)快,對電站建設(shè)均無影響。

根據(jù)電力電量平衡分析,日喀則電網(wǎng)“十四五”期間,用電負荷較小時段,豐水期存在電力富余,枯水期存在約112.6 MW的電力缺額;用電負荷較大時段,均存在電力缺額,其中豐水期存在約120~330 MW的電力缺額,枯水期存在約240~530 MW的電力缺額。

結(jié)合60.6萬m2場址面積、電源規(guī)劃政策以及用電負荷,光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量設(shè)計為50 MW,用于緩解電網(wǎng)在大負荷下的電力缺額,并配置儲能系統(tǒng)用于削峰填谷、降低光伏棄電率。朗明桑珠孜光儲電站實景如圖2所示。

2  并網(wǎng)光儲電站設(shè)計

2.1  系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

并網(wǎng)光儲電站由光伏發(fā)電系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和并網(wǎng)升壓系統(tǒng)組成。光伏發(fā)電系統(tǒng)包括由光伏組件串聯(lián)組成的光伏陣列、匯流箱和逆變升壓設(shè)備;儲能系統(tǒng)包括儲能集裝箱和變流升壓設(shè)備;并網(wǎng)升壓系統(tǒng)包括交流配電裝置和升壓變壓器等,連接結(jié)構(gòu)如圖3所示。

光伏發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)分區(qū)建設(shè)、集中布置,采用共交流母線連接,具有可靠性高、控制靈活,便于擴容、維護和運行控制等優(yōu)點。

2.2  光伏發(fā)電系統(tǒng)

2.2.1  架構(gòu)設(shè)計

采用“分區(qū)發(fā)電、集中并網(wǎng)”模式將50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)劃分為16個容量均為3.125 MW的發(fā)電單元,通過并網(wǎng)光伏逆變器將光伏組件所發(fā)直流電轉(zhuǎn)化為交流電,經(jīng)變壓器升壓后接入35 kV交流母線,50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)架構(gòu)如圖4所示。

2.2.2  光伏發(fā)電單元設(shè)計

光伏發(fā)電系統(tǒng)共包含16個3.125 MW的光伏發(fā)電單元,每個光伏發(fā)電單元呈正方形排布,逆變升壓設(shè)備居中布置,具有更高的經(jīng)濟性。

高海拔地區(qū)紫外線強、晝夜溫差大,綜合光伏組件性能及高原適用性,選用國產(chǎn)某減反射鋼化玻璃封裝的144片高效半片晶硅光伏組件,按高原氣候條件下晶硅光伏組件環(huán)境適應(yīng)性測試標(biāo)準(zhǔn)[22],在所在地進行戶外實證測試。結(jié)果表明:所選光伏組件高原惡劣環(huán)境適應(yīng)性強、內(nèi)部電流和回路功率低、抗紫外線性能高、衰減小。

單晶硅光伏組件相較于多晶硅光伏組件具有更好的弱光性、更高的光電轉(zhuǎn)化效率和更低的衰減率,但多晶硅光伏組件技術(shù)更加成熟、綜合成本更低。根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)50 MW裝機容量和場址面積,選用26塊型號為CETC-405 M的405 W單晶硅光伏組件或28塊型號為CETC-335 P的335 W多晶硅光伏組件串聯(lián)組成1個光伏陣列,光伏陣列經(jīng)匯流箱匯流后接入光伏逆變器組成1個光伏發(fā)電單元,共16個發(fā)電單元、133190塊光伏組件。光伏陣列設(shè)計參數(shù)如表2所示,標(biāo)準(zhǔn)測試條件下(STC:AM1.5;1000 W/m2;25 ℃)2種光伏組件參數(shù)見表3。

由表4可知,隨著光伏陣列傾角的增大,最優(yōu)損失比先減小到0再逐漸增大,輻照度轉(zhuǎn)換因子先增大再減??;當(dāng)傾角為32°~34°時,最優(yōu)損失比為0,輻照度轉(zhuǎn)換因子和傾斜面太陽輻射量最大,此時對應(yīng)傾角為光伏陣列最佳傾角。結(jié)合電站建設(shè)面積和多風(fēng)沙的氣候特征,選取光伏陣列最佳傾角為33°。在此傾角下,光伏陣列的傾斜面太陽輻射量為2 459 kW·h/m2。

根據(jù)光伏電站設(shè)計規(guī)范[23],相鄰兩光伏陣列間距為

2.2.3  逆變升壓設(shè)備選型

逆變器作為將光伏組件所發(fā)直流電轉(zhuǎn)化為電網(wǎng)所需交流電的核心設(shè)備,影響著整個光伏電站輸出功率與輸出電能質(zhì)量。大氣壓力、空氣密度和濕度隨海拔升高而逐漸降低,進而會導(dǎo)致電氣設(shè)備絕緣強度和散熱性能下降。海拔在5 000 m范圍內(nèi),每上升1 000 m,平均氣壓下降7.7~10.5 kPa,電氣設(shè)備外絕緣強度下降8%~13%,溫升增加3%~10%,環(huán)境溫度降低6 ℃;以海拔1000 m為基準(zhǔn),為保證電氣設(shè)備在高海拔地區(qū)安全使用,須對其電氣間隙按照表5所示系數(shù)進行修正[19]。

并網(wǎng)光儲電站所在位置海拔高度為3 840 m,為滿足光伏逆變升壓設(shè)備在高原高寒地區(qū)安全穩(wěn)定運行,需對其按4 000 m等級水平進行降額設(shè)計。由文獻[16]可知,以海拔2 000 m為基準(zhǔn),逆變器容量須按海拔每上升1 000 m降額5%設(shè)計。

以經(jīng)濟性、安全性與環(huán)境適應(yīng)能力為目標(biāo),選用外絕緣和電氣間隙均為雙倍絕緣設(shè)計的GSM3125的國產(chǎn)并網(wǎng)逆變升壓一體機。電氣間隙大于20 mm,額定負載時溫升為30 ℃,能夠在高海拔地區(qū)安全可靠運行。單臺逆變升壓一體機額定容量為3.125 MW,可滿足4 000 m高海拔滿載運行能力,3 000 m海拔仍然可連續(xù)過載110%運行。

2.3  儲能系統(tǒng)

電池儲能因具有效率高、配置靈活、響應(yīng)速度快等特點被廣泛配置在新能源發(fā)電側(cè),用于促進新能源消納。常用的儲能電池有鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池等。其中,磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命長、技術(shù)成熟、安全性能高,相比于其他儲能電池,更適用于高原高寒地區(qū)大型儲能電站。

2.3.1  容量配置

配置儲能以滿足系統(tǒng)并網(wǎng)需求,優(yōu)化并網(wǎng)光儲電站發(fā)電曲線,提升光儲電站消納能力。以光儲電站棄電量最小為目標(biāo),建立以電站日棄電能量損失為目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化模型,進而對儲能容量進行配置。儲能容量配置應(yīng)滿足白天光伏發(fā)電時段實現(xiàn)滿充,夜間放電時段結(jié)束時,儲能系統(tǒng)存儲電能恰好放完,即每24 h進行一次充放電循環(huán)。因此,僅考慮電池充電時,光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率與最大并網(wǎng)功率之差大于儲能系統(tǒng)最大充電功率時,儲能系統(tǒng)無法完全吸收多余電量,需要對多余電量War進行棄電處理。War表達式為

模擬夏至日光伏系統(tǒng)輸出功率曲線如圖5所示,由圖5計算可知,該日光伏系統(tǒng)最大可發(fā)電量約387.16 MW·h,但受地區(qū)調(diào)度限制,該電站最大允許并網(wǎng)功率僅為光伏最大裝機容量的60%,即30 MW,若不配置儲能系統(tǒng),將存在約96.89 MW·h電量損失,光伏棄電率達25%。配置不同功率儲能系統(tǒng)的光伏棄電損失如表6所示。

由表6可知,光伏棄電量隨儲能系統(tǒng)最大輸出功率的增大逐漸減小,儲能系統(tǒng)最大輸出功率由0增加到12.5 MW時,每增加2.5 MW光伏棄電量平均減少15.5 MW·h,由12.5 MW增加到17.5 MW時,每增加2.5 MW光伏棄電量減少6.885 MW·h,且儲能系統(tǒng)最大輸出功率為12.5 MW時,光伏棄光率低于5%。綜合光伏棄電率和儲能系統(tǒng)建設(shè)成本,選擇配置儲能系統(tǒng)最大輸出功率為12.5 MW,配比時長為8 h,即儲能系統(tǒng)容量配置為100 MW·h,用于減少光伏電量損失與夜間負荷供給需求。

2.3.2  系統(tǒng)設(shè)計

電池儲能系統(tǒng)(battery energy storage system,BESS)主要由電池系統(tǒng)(battery system,BS)、功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)(power conversion system,PCS)、電池管理系統(tǒng)(battery management system,BMS)和監(jiān)控系統(tǒng)組成。設(shè)計儲能系統(tǒng)時,將BS、PCS、BMS進行模塊化組合,更有利于監(jiān)控系統(tǒng)監(jiān)測、管理和控制。

對于額定功率在10 MW以上的高壓超大容量BESS,將多個模塊化BESS并聯(lián)后經(jīng)低壓升壓設(shè)備組成中壓大容量BESS,再將多個中壓大容量BESS并聯(lián)后經(jīng)高壓升壓設(shè)備接入110 kV電網(wǎng),具有易擴展、可靠性高、靈活性和可維護性強等優(yōu)點。

磷酸鐵鋰電池容量受環(huán)境溫度影響較大,為保證儲能系統(tǒng)正常運行,須將儲能電池、直流配電柜、電池管理系統(tǒng)等設(shè)備集成在儲能集裝箱內(nèi),采取有效的保溫散熱措施[17]。

儲能集裝箱采用40尺標(biāo)準(zhǔn)高柜,單個容量約為2.5 MW·h。集裝箱保溫墻壁使用75 mm的加厚保溫巖棉,增強了保溫設(shè)計,防止夜間低溫狀態(tài)下箱內(nèi)溫度下降過快;箱內(nèi)設(shè)計采用空調(diào)輔助加熱功能,防止箱內(nèi)溫度過低。儲能集裝箱墻壁與電池柜間增設(shè)風(fēng)墻,設(shè)計內(nèi)外雙循環(huán)散熱系統(tǒng),并且考慮高原空氣密度低的特點,加大風(fēng)機功率,保證密閉箱內(nèi)散熱需求。

采用模塊化設(shè)計理念并結(jié)合儲能變流升壓設(shè)備功率約束,將總規(guī)模為12.5 MW/100 MW·h的儲能系統(tǒng)分為4個儲能分系統(tǒng)(分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ)以兩回的方式接入35 kV交流母線,與光伏發(fā)電系統(tǒng)匯流后經(jīng)50 MW主升壓設(shè)備升壓后接入110 kV主電網(wǎng)。光儲系統(tǒng)共交流母線連接,共用一個并網(wǎng)點,可以集中全站多余電力對儲能系統(tǒng)進行快速充放電,系統(tǒng)運行更加經(jīng)濟高效。各儲能分系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表7,儲能系統(tǒng)架構(gòu)見圖6。

各儲能分系統(tǒng)所用單體電池均為額定電壓3.2 V的磷酸鐵鋰電池,由表7可知,儲能分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ功率/容量配置相同,均為2.5 MW/20 MW·h,儲能分系統(tǒng)Ⅲ為兩組完全相同的2.5 MW/20 MW·h儲能單元組成。其中,分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ所用電池模組電壓不同;分系統(tǒng)Ⅱ、Ⅲ所用電池模組電壓相同,但容量不同。

由圖6可知,儲能分系統(tǒng)Ⅳ相較于儲能分系統(tǒng)Ⅰ~Ⅲ具有不同的連接結(jié)構(gòu)。分系統(tǒng)Ⅰ~Ⅲ采用PCS與升壓設(shè)備集成一體、獨立分布在儲能集裝箱外的連接結(jié)構(gòu),即每8個儲能集裝箱經(jīng)直流母線與1臺集成有4個630 kW PCS和1個2.5 MV·A變壓器的變流升壓一體設(shè)備連接,經(jīng)逆變升壓后接入35 kV交流母線;而分系統(tǒng)Ⅳ則采用PCS與變壓器分離的連接結(jié)構(gòu),各集裝箱中電池所釋放的直流電能經(jīng)集成在箱內(nèi)的1臺250 kW PCS逆變后由交流母線輸送至升壓設(shè)備,再由升壓設(shè)備升壓后輸送至交流電網(wǎng),該連接結(jié)構(gòu)所用單臺PCS功率較小,有助于電池模塊功率均衡管理。無論何種連接方式,在選擇儲能變流升壓設(shè)備時,同樣須按海拔每上升1 000 m,降額5%設(shè)計。

3  光儲電站運行

西藏夏季水資源豐富,導(dǎo)致作為能源互補的光伏發(fā)電存在較大的棄電率。基于此,選取該電站2021年9月23日的運行數(shù)據(jù)進行分析,用于驗證該設(shè)計的可行性與儲能容量配置的合理性。

光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率隨太陽輻照度變化曲線如圖7所示。由圖7可知,11:30—15:30共4 h太陽輻照度達1 000 W/m2以上,占總?cè)照諘r長的36.4%。由于云層遮擋,光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率存在較大波動。太陽輻照度最大值出現(xiàn)在14:00,為1245.34 W/m2,對應(yīng)光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率為50.04 MW,光伏發(fā)電系統(tǒng)可實現(xiàn)滿功率輸出。

對比不同儲能分系統(tǒng)充電時段接入點頻率變化如圖9所示。由圖9可知,各儲能分系統(tǒng)對應(yīng)接入點頻率波動范圍均滿足電網(wǎng)頻率波動要求的50±0.5 Hz。其中,儲能分系統(tǒng)Ⅱ接入點頻率波動最大,分系統(tǒng)Ⅰ次之,分系統(tǒng)Ⅳ接入點頻率十分穩(wěn)定,始終維持在50 Hz不變。儲能分系統(tǒng)充放電容量與轉(zhuǎn)換效率如表8所示,由表8可知,由于分系統(tǒng)Ⅳ采用變流器數(shù)量較多,自耗電較高,充放電轉(zhuǎn)換效率僅為87.7%;分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ充放電轉(zhuǎn)換效率相差較小,其中分系統(tǒng)Ⅰ的充放電轉(zhuǎn)換效率最高。就儲能系統(tǒng)引起電網(wǎng)頻率波動而言,采用多臺小功率變流器更有助于系統(tǒng)有功功率均衡,降低接入點頻率波動;綜合接入點頻率變化和充放電轉(zhuǎn)換效率,儲能分系統(tǒng)Ⅰ較其他分系統(tǒng)波動小、轉(zhuǎn)換效率高,綜合性能更好。

由圖10可知,該地區(qū)夏季日照時長為11 h,光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率40 MW以上共5 h,儲能系統(tǒng)上午08:30開始充電,下午19:30完全充滿,儲能系統(tǒng)功率及容量配置合理;由于該電站最大允許并網(wǎng)功率為30 MW,配置儲能系統(tǒng)后,單日可減少約60 MW·h棄電量。

對比圖10中實際并網(wǎng)功率與理論并網(wǎng)功率可知,兩者相差較大,引起該現(xiàn)象的原因是由于電站目前處于調(diào)試運行階段,AGC尚未調(diào)試完成,并網(wǎng)功率嚴(yán)格受限,暫時無法滿足滿功率并網(wǎng)輸出。

4  結(jié)論

結(jié)合西藏自治區(qū)首批光儲一體化設(shè)計施工的朗明桑珠孜光儲電站,提出了適用于高原高寒地區(qū)光儲電站設(shè)備選型與設(shè)計方案,并對光儲電站運行數(shù)據(jù)進行了分析,得到主要結(jié)論如下。

(1)西藏海拔高、空氣稀薄、環(huán)境惡劣、太陽輻射強,采用晶體硅電池組件更有利于電站長期穩(wěn)定運行;磷酸鐵鋰電池性安全性高,在高原地區(qū)運行性能穩(wěn)定;各設(shè)備之間須留有足夠的空間,并增強散熱、制冷設(shè)備的功率,用于增大散熱效果;磷酸鐵鋰電池性能受溫度影響較大,高原高寒地區(qū)氣候寒冷、晝夜溫差大,配置儲能系統(tǒng)應(yīng)將電池等設(shè)備放入集裝箱中并采取有效的保溫散熱措施。

(2)變流、升壓設(shè)備應(yīng)根據(jù)海拔高度對電氣設(shè)備的電氣間隙進行修正并進行降額使用;對比4種儲能分系統(tǒng)運行結(jié)果,對于儲能需求較大的集中式光儲電站,采用多臺小功率PCS與變壓器分離的連接方式更有利于電池均衡管理,維持接入點頻率穩(wěn)定,但相較于儲能集裝箱接入變流升壓設(shè)備的連接方式其充放電轉(zhuǎn)換效率較低。

(3)對50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量,以光儲電站棄電量最小為目標(biāo),兼顧并網(wǎng)功率限制,配置12.5 MW/100 MW·h儲能系統(tǒng)較為合理;日照充足時,單日可減少約60 MW·h棄電量。

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