谢 霆

(内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010206)

XIE Ting

(Inner Mongolia Datang International Tuoketuo Power Generation Co.Ltd.，Inner Mongolia Huhehaote010206，China )

发展新能源产业是中国的长期国策，新能源产业重点发展太阳能热利用和光伏光热发电，促进分布式能源系统的推广应用。光伏太阳能发电，具有随机性强、出力不稳定、调峰调频能力差、不能大规模储存的特性。分布式光伏系统采用用户侧并网方式，自建自发自用，系统整体平衡调节，供电不足则由大系统补给。分布式光伏发电的电力就地消纳，无弃光问题，电量得到充分利用;另外，不存在远距离送电，不用配套新建大量高压、超高压输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗。

近年来，国内外专家对分布式光伏系统展开了大量理论研究。文献［1］根据分布式光伏并网逆变器的电路拓扑和控制策略，仿真分析并网逆变器在配电网发生短路故障以及逆变器自身故障时输出电流的变化特性;文献［2］针对鼠笼异步发电机和双馈异步发电机的短路电流特性进行了分析;文献［3］研究了光伏发电系统的并网逆变器结构及其控制策略;文献［4］研究了多台光伏逆变器的并联控制。上述研究为分布式光伏发电系统的应用提供了理论依据。

内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司(简称托电)拥有8台600 MW机组及2台300 MW机组，总装机容量达到540万kW。托电所在地理位置属于国家二类太阳能资源区域，太阳能资源优越，为此，笔者对600 MW超临界煤电机组与分布式光伏系统耦合发电应用技术进行研究。

1 煤电机组与分布式光伏耦合发电系统

托电10 MW分布式光伏供电示范项目于2013年获中国国家财政部、能源局、科技部批准为国家金太阳示范工程。2013年，托电公司完成该技术支撑项目——内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司10 MW供电示范项目的实施，在托电水厂区域建设2个5 MWp分布式光伏供电系统，分别接入托电1#，2#机组厂用电系统，从而实现传统煤炭能源与太阳能的耦合发电。

10 MWp光伏供电系统由10个1 MWp光伏发电单元组成(1#—10#光伏发电单元)。每个发电单元配置245 W光伏组件4 082块，16进1出汇流箱10个，9进1出汇流箱6个，500 MW光伏并网逆变器2台，6.3/0.315 kV 1 000 kV·A升压变压器1台。1#—5#光伏发电单元组成1#分布式光伏发电系统接入水厂6 kV I段实现与托电1#机组6 kV厂用电系统并列;6#—10#光伏发电单元组成2#分布式光伏发电系统接入水厂6 kV II段实现与托电2#机组6 kV厂用电系统并列。耦合系统原理如图1所示。

图1 光伏、燃煤机组耦合系统原理示意Figure 1 Principle schematic for PV，coal-fired units coupled system

2 监控系统

光伏发电的监控采用全计算机监控方式。计算机监控系统拟采用分层分布式网络结构，分为现地层和站控层;现地层采用光纤以太环型网络通讯，站控层采用星型光纤以太网络通讯，层间通过光纤以太网连接［5］。现地层主要包括逆变器、汇流箱测控单元、直流柜测控单元、升压箱变的现地控制设备及环境监测单元，主要监控数据包括光伏发电单元的直流输出电压、电流和功率，并网逆变器进出侧电压、电流、功率、并网频率和内部参数，以及环境温度、光照度等。站控层设备主要由监控主机、系统服务器、对时系统、通讯管理装置、通讯网关组成，能对现场所有设备进行管理。

在主控室通过操作员工作站的人机界面对太阳能光伏电站里的光伏阵列、直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、箱式变电站、环境监测系统等提供全面的实时监测和控制，并为用户展现丰富的用户界面，提供强大的分析处理功能和完善的监测报警机制，实现对光伏发电系统的集中监控管理。具体原理如图2所示。

图2 监控系统结构Figure 2 Schematic diagram for monitoring system

3 并网点控制

3.1 并网控制介绍

光伏发电系统的同期点设在逆变器交流侧，由逆变器实现光伏发电单元的自动并网(500 kW并网逆变器由4个125 kW功率单元回路组成，如图3所示，在满足并网条件下，每个功率单元回路的并网通过控制交流接触器实现)［6－8］。

图3 500 kW光伏并网逆变器电气原理示意Figure 3 Schematic diagram for 500 kW photovoltaic grid-connected inverter electrical

3.2 联合发电系统电能质量分析

10 MWp光伏发电单元全部并网，耦合发电系统波形及谐波含量测试如图4，5所示，光伏发电系统并入火力发电机组厂用电系统，电能质量满足GB/Z 19964—2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求。

1)测试6 kV PT二次侧电压波形及畸变率，如图4所示，测试结果表明实际应用后电压谐波分量及畸变率满足电能质量标准要求。

图4 耦合发电并网系统电压波形及畸变率Figure 4 Combined grid-connected system voltage waveform and distortion

图5 耦合发电并网系统电流波形及畸变率Figure 5 Current waveform and its distortion rate for combined grid-connected system

2)测试6 kV PT二次侧电流波形及畸变率，如图5所示，测试结果表明实际应用后电流谐波分量及畸变率满足电能质量标准要求。

3)直流分量测试、电压不平衡度测试结果分别如表1，2所示;光伏系统接入配电网后，公共连接点处电压波动和闪变测试如表3所示;光伏电站接入配电网后，公共连接点短时间闪变Pst和长时间闪变Plt测试如表4所示。测试结果表明实际应用电能指标满足标准限值要求。

表1 直流分量试验结果Table 1 Testing results for DC component

表2 电压不平衡度试验结果Table 2 Voltage unbalance results %

表3 电压波动和闪变试验结果Table 3 Voltage fluctuations and flicker testing results %

表4 短时间闪变Pst和长时间闪变试验结果Table 4 Short-term and long-term Pst flicker testing results%

4 保护系统和运行方式

4.1 保护系统

光伏发电单元升压箱变低压侧设置空气断路器，高压侧设置负荷开关和高压熔断器，箱变6 kV出线电缆经断路器接入水厂厂用电6 kV开关柜。高压侧熔断器作为变压器短路保护，低压侧断路器配套保护装置，实现短路、接地、过载、电压等保护功能。

升压箱变配置就地监控单元，采集6 kV负荷开关位置、低压侧空气断路器位置、箱门开启告警等信号，以及变压器高、低压侧三相电压、三相电流、有功功率、无功功率和变压器温度等信号。就地监控单元带有数据通信接口，与逆变器室内通讯接口装置通信，再经光伏发电通信网络向站控级上传信息，实现主控室对升压箱式变电站的远程监控。

在水厂厂用电6 kV并网点处设置综合保护和自动控制装置，综合保护由电流速断、过电流保护组成，自动控制装置实现水厂6 kV段电源开关的自动分合及切换。

4.2 运行方式

清晨光照强度满足光伏系统自动并网，由光伏系统及机组厂用电两路电源并列为水厂负荷提供电源。水厂负荷年平均用电量为8万kW·h/d，光伏系统效率为81.9%，10 MWp光伏系统可满足水厂40%～80%负荷电能需求(根据不同季节或气候日照情况)，不足部分由机组6 kV厂用电系统提供。

傍晚或平时日照强度不足时，不能达到出力要求时，光伏系统自动解列，由机组6 kV厂用电系统提供电源。日照强度恢复后，光伏系统自动投入，逆变器检测满足同期条件后并网。

光伏系统个别发电单元故障暂时退出，仍由相应机组厂用电提供电源;部分机组厂用电源故障失去，如1#水源变(2#水源变或1#，2#水源变)电源失去，光伏系统正常运行情况下，由光伏系统投入供电，1#联变转备用状态。

5 光伏系统投产发电量和效益分析

5.1 发电量分析

在并网电源间隔设置关口计费表计，并网方式为用户侧并网，在6 kV并网侧分别配置一块双向多功能电能表，具备有功双向计量、无功四象限分别计量、最大需量、多种费率、负荷曲线等功能，具有脉冲和RS-485串口2种输出方式(配置双RS485口)。

托电10 MWp光伏系统于2013年7月30日全部投产并网发电，发电量如表5所示;2013年8－12月份所建10 MWp光伏系统发电量曲线及发电小时分析如图6，7所示。

表5 托电10 MWp光伏系统发电量Table 5 10 MWp photovoltaic power generation system of Tuoketuo Power Plant kW·h

图6 所建10 MWp光伏系统发电量曲线Figure 6 10 MWp photovoltaic power generation system curve

图7 10 MWp光伏系统日发电小时曲线Figure 7 10 MWp photovoltaic power generation system curve for each hour

托电水厂最大负荷为11.37 MW，日均负荷约8万kW·h，所建光伏系统日均发电量为4.03万kW·h，所发电量将全部由水厂负荷实时消耗。

5.2 效益分析

托电水厂为公司8台600 MW及2台300 MW火电机组提供水源，其重要性不言而喻，在水厂区域建设10 MWp光伏供电系统及并入火电机组厂用电系统，相当于为水厂增加第4路电源，很大程度上提高了水厂供电可靠性，为托电10台火电机组供水及负荷保证做出突出贡献。

根据2013年8—11月份托电所建10 MWp光伏系统发电量计算，第1年发电量约为1 470.9万kW·h，10 MWp光伏系统接入600 MW燃煤机组厂用电系统后，对单台机组而言节约厂用电率为0.40%，降低煤耗达1.36/(kW·h)。

所建10 MWp光伏供电系统可为托电节约标煤1 807 t/a，年减排废水、烟尘、CO2，SO2，NOx分别为14 709.6，26.48，14 105.9，95.61，47.07 t。

可见，传统煤炭能源与光伏清洁能源联合发电，在减少标煤消耗，减轻煤炭运输压力，提高煤电发电效率的同时，在综合减排环保方面也具有显著效益。

6 结语

引入分布式太阳能传统煤炭能源与光伏清洁能源联合发电，对于火力发电企业而言，提高了火电机组发电效率，综合节能减排效益突出。同时，由于采用用户侧并网，自建自发自用形式，弥补了常规光伏电站建设并网及送出难问题。

燃煤电厂生产区域发展太阳能项目，由原运维人员进行维护，无人力成本增加。托电传统能源与新能源联合发电技术成功实践，对国内火力发电企业具有深远推广效益，对促进光伏新能源产业规模化发展，推进能源多元清洁发展具有重要意义。

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