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(jìn)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(jìn)行儲能容量配置；并結(jié)合光儲電站運(yùn)行數(shù)據(jù)對電站設(shè)計方案進(jìn)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(yùn)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(qiáng)、太陽輻射強(qiáng)、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(jìn)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(jī)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(yùn)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(qiáng)，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(dá)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(xiàn)[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(xiàn)[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(qiáng)的環(huán)境適應(yīng)能力；文獻(xiàn)[13]分析了不同光伏組件和排布方式的經(jīng)濟(jì)性，提出了光伏電站優(yōu)化設(shè)計方案；文獻(xiàn)[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(jì)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(jì)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(qiáng)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(yùn)行進(jìn)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(qiáng)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(qiáng)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(qiáng)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(yùn)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(jī)容量199萬kW，清潔能源裝機(jī)占比達(dá)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%。
圖1 2016—2021年西藏主要發(fā)電類型發(fā)電量統(tǒng)計
Fig.1 Statistics of main power generation types in Tibet from 2016 to 2021
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(dá)3221.7 h，太陽總輻射達(dá)7698 MJ/m2，為太陽能資源最豐富地區(qū)[20]。
表1 日喀則市太陽總輻射
Table 1 Total solar radiation in Shigatse
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(hù)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(jī)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(fù)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(fù)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(fù)荷，光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機(jī)容量設(shè)計為50 MW，用于緩解電網(wǎng)在大負(fù)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。
圖2 朗明桑珠孜光儲電站實景
Fig.2 Photo of Langming Sangzhuzi photovoltaic energy storage power station
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。
圖3 并網(wǎng)光儲系統(tǒng)連接結(jié)構(gòu)
Fig.3 Connection structure diagram of grid-connected photovoltaic energy storage system
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(kuò)容、維護(hù)和運(yùn)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。
圖4 50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)架構(gòu)
Fig.4 Architecture diagram of 50 MW photovoltaic power generation system
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(jì)性。
高海拔地區(qū)紫外線強(qiáng)、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(jìn)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(qiáng)、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(jī)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。
表2 光伏陣列設(shè)計參數(shù)
Table 2 Design parameters of photovoltaic array
表3 光伏組件參數(shù)
Table 3 Photovoltaic module parameters
結(jié)合地理位置（北緯29°20′，東經(jīng)89°16′）、氣候特征和太陽總輻射，利用PVsyst軟件模擬該地區(qū)不同傾角下的相對于最優(yōu)化的損失比（最優(yōu)損失比）、輻照度轉(zhuǎn)換因子和傾斜面太陽輻射量，如表4所示。
表4 不同傾角下光伏陣列傾斜面年太陽輻射量
Table 4 Annual solar radiation on inclined surface of photovoltaic array with different inclination angles
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(jìn)而會導(dǎo)致電氣設(shè)備絕緣強(qiáng)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(qiáng)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(jìn)行修正[19]。
表5 電氣間隙修正系數(shù)
Table 5 Correction coefficient of electrical clearance
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(yùn)行，需對其按4 000 m等級水平進(jìn)行降額設(shè)計。由文獻(xiàn)[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(jì)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(jī)。電氣間隙大于20 mm，額定負(fù)載時溫升為30 ℃，能夠在高海拔地區(qū)安全可靠運(yùn)行。單臺逆變升壓一體機(jī)額定容量為3.125 MW，可滿足4 000 m高海拔滿載運(yùn)行能力，3 000 m海拔仍然可連續(xù)過載110%運(yùn)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(jìn)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
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(jī)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(dá)25%。配置不同功率儲能系統(tǒng)的光伏棄電損失如表6所示。
圖5 典型日光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率曲線
Fig.5 Output power curve of photovoltaic power generation system on a typical day
表6 配置不同功率儲能系統(tǒng)的光伏棄電損失
Table 6 Loss caused by photovoltaic curtailment of energy storage systems at different power
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(fù)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(jìn)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(kuò)展、可靠性高、靈活性和可維護(hù)性強(qiáng)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(yùn)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(qiáng)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(jī)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(jìn)行快速充放電，系統(tǒng)運(yùn)行更加經(jīng)濟(jì)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。
表7 光儲電站儲能分系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)
Table 7 Design parameters of energy storage subsystem of photovoltaic energy storage power station
圖6 儲能系統(tǒng)架構(gòu)
Fig.6 Architecture diagram of energy storage system
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(dú)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(yùn)行
西藏夏季水資源豐富，導(dǎo)致作為能源互補(bǔ)的光伏發(fā)電存在較大的棄電率?；诖?，選取該電站2021年9月23日的運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)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(dá)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。
圖7 光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率隨太陽輻照度變化曲線
Fig.7 Variation curves of output power of photovoltaic power generation system with solar irradiance
統(tǒng)計該日光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率頻率分布（08:30—19:30，每10 min進(jìn)行一次采樣，共采集67組數(shù)據(jù)）如圖8所示。由圖8可知，分布在40~45 MW區(qū)間內(nèi)的數(shù)據(jù)共15組，占總數(shù)據(jù)量的22%，結(jié)合該光儲電站最大允許并網(wǎng)功率為30 MW，儲能系統(tǒng)功率配置為12.5 MW較為合理。
圖8 光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率分布
Fig.8 Output power distribution of photovoltaic power generation system
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。
圖9 不同儲能分系統(tǒng)充電時接入點頻率變化
Fig.9 Change of access point frequency during charging of different energy storage subsystems
表8 不同儲能分系統(tǒng)充放電轉(zhuǎn)換效率
Table 8 Charge-discharge conversion efficiency of different energy storage subsystems
為延長儲能系統(tǒng)使用壽命，儲能系統(tǒng)每24 h充放電循環(huán)一次，白天光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電量一部分用于為儲能系統(tǒng)充電，其余則用于向電網(wǎng)輸送。該日光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率、儲能充電功率及并網(wǎng)功率如圖10所示。
圖10 并網(wǎng)光儲電站輸出功率曲線
Fig.10 Output power curves of grid-connected photovoltaic energy storage power station
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(yùn)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(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)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(qiáng)，采用晶體硅電池組件更有利于電站長期穩(wěn)定運(yùn)行；磷酸鐵鋰電池性安全性高，在高原地區(qū)運(yùn)行性能穩(wěn)定；各設(shè)備之間須留有足夠的空間，并增強(qiáng)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(jìn)行修正并進(jìn)行降額使用；對比4種儲能分系統(tǒng)運(yùn)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(jī)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。
