高原高寒地区并网光储电站设计与运行研究

(资料图片)

赵斌1, 梁告1, 姜孟浩2, 王力1, 孔琴1, 王炳强3

（1. 长沙理工大学 电气与信息工程学院，湖南 长沙 410114; 2. 本贸科技股份有限公司，广东 深圳 518057; 3. 国网西藏电力有限公司，西藏 拉萨 850000）

摘要：西藏地处高原高寒地区，太阳能资源极其丰富，建设光储电站有利于改善当地电源结构。然而，高原高寒的恶劣环境对光储设备影响较大。通过对西藏电网结构和日喀则市太阳能资源进行分析，评估建设光储电站的可行性；以朗明桑珠孜50 MW并网光储电站为例，提出适用于高原高寒地区的光储电站设计方案；以光储电站日弃电量最小为目标，进行储能容量配置；并结合光储电站运行数据对电站设计方案进行验证分析。研究表明：光储电站的设计方案在高原高寒地区具有适用性，50 MW光伏发电系统配置12.5 MW/100 MW·h电池储能较为合理，单日可减少约60 MW·h弃电量。研究结果可为高原高寒地区并网光储电站的设计提供参考。

引文信息

赵斌, 梁告, 姜孟浩, 等. 高原高寒地区并网光储电站设计与运行研究[J]. 中国电力, 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，地广人稀，具有空气稀薄、紫外线强、太阳辐射强、温差大等典型高原气候特征，拥有丰富的太阳能资源[1-2]。在西藏建设光伏电站尤其是集中式地面光伏电站，既能充分开发利用当地丰富的太阳能资源，又能将多余电量通过特高压线路进行跨区输送，助力实现“双碳”目标[3]。

光伏发电具有随机性、波动性和间歇性的特点，随着光伏渗透率不断增加，电网电压、电能质量、运行控制、电力调度等受到了越来越大的影响[4-6]。青藏高原地区太阳能资源充足，太阳辐射强，光伏电站输出功率波动及弃电率更为明显，以2021年为例，全国光伏利用率平均达98%，但西藏仅为80.2%，其次是青海为86.2%，弃电较为严重。配备储能系统是保证光伏发电系统可靠性、提高电网稳定性、减少光伏电站弃电率的有效措施之一[7-10]。

“双碳”目标推动了集中式并网光储电站快速发展，国内外学者对光储电站的选型设计开展了较多的研究。文献[11]从光伏组件的性能、成本和空间要求分析了不同组件的适用范围，为光伏电站的开发利用提供了参考；文献[12]研究了不同类型光伏组件在不同季节、太阳辐照度和温度相同情况下输出功率的差异性，对比实验结果得到晶硅光伏组件效率受光谱影响较小，具有更强的环境适应能力；文献[13]分析了不同光伏组件和排布方式的经济性，提出了光伏电站优化设计方案；文献[14]针对集中式和分布式能源系统，考虑技术约束、经济和环境因素，提出了适用不同系统的储能方式，并通过实例验证了可行性。

集中式光储电站开发具有较高的可行性和经济性。但目前对于集中式光储电站的研究主要是针对低海拔地区，高原高寒地区特殊的气候特征对光储设备影响较大，紫外线强易造成光伏组件主栅、背板内层变黄及外层粉化、变薄，温差积累易导致电极黑化[15]；气压低、空气密度小易导致逆变升压设备散热效果减弱[16]；低温使得储能电池容量明显下降[17]。因此，本文分析在西藏地区建设光储电站的可行性与必要性，并以西藏自治区日喀则市朗明桑珠孜光储电站为例，对高原高寒地区并网光储电站设计与运行进行了研究。

1 设计原则与建设条件

1.1 设计原则与要求

高原高寒地区并网光储电站设计，应以安全可靠、环境适应性强为设计原则，所用设备应满足以当地海拔为基准，适应环境能力和级别按相应等级选择，电气设备须采取降额措施[18]；逆变器、变压器、储能集装箱等需要通风散热的设备设计时应增大设备间距，增强风扇及制冷设备的功率[19]；光伏组件等长期暴露在户外的设备应具有较强的抗太阳辐射与抗紫外线能力。

1.2 建设条件

1.2.1 西藏电网结构

2020年底，随着阿里电网与藏中电网联网工程全面投入运行，西藏形成了以500 kV电网为主网架、220 kV电网为骨干，横贯东西的互联互通统一电网，分别通过青藏直流、川藏交流与青海、四川电网相连。西藏电力系统的稳固，为大力发展水电、光伏等清洁能源发电提供了有力支撑。截至2021年底，西藏新增清洁能源装机容量199万kW，清洁能源装机占比达86%，累计外送电量66亿kW·h。

从电源结构来看，西藏以水电为主，以光伏、火电作为辅助电源。图1为2016—2021年西藏自治区水电、火电、光伏发电量统计，由图1可知，近年来西藏光伏发电得到了大力发展，其发电量由2016年的2.27亿kW·h上升至2021年的8.73亿kW·h，发电量占比由4.97%提高至10.35%。

1.2.2 太阳能资源分析

结合拉萨市气候学计算方法的经验系数和日喀则近30年月平均日照百分率，采用气候学方法估算多年平均太阳总辐射如表1所示。由表1可知，该地区年日照时长达3221.7 h，太阳总辐射达7698 MJ/m2，为太阳能资源最丰富地区[20]。

1.3 选址与定容

西藏地广人稀、交通不便、植被稀疏，建设光储电站应减少对环境的影响。基于便利性及植被保护原则，光储电站建设应选择在交通便利，无滑坡、泥石流等不良地质作用分布，且地表植被稀疏、地下水资源对电站建设无较大影响的地带。桑珠孜区江当现代产业示范园区海拔3 840 m，高原气候环境条件严酷等级为4 Kp4[21]，园区毗邻318国道与和平机场，交通便利，地形平坦开阔，地下水资源由潜水层和上层滞水组成，潜水层距地面大于20 m，上层滞水水量小、蒸发快，对电站建设均无影响。

根据电力电量平衡分析，日喀则电网“十四五”期间，用电负荷较小时段，丰水期存在电力富余，枯水期存在约112.6 MW的电力缺额；用电负荷较大时段，均存在电力缺额，其中丰水期存在约120~330 MW的电力缺额，枯水期存在约240~530 MW的电力缺额。

结合60.6万m2场址面积、电源规划政策以及用电负荷，光伏发电系统装机容量设计为50 MW，用于缓解电网在大负荷下的电力缺额，并配置储能系统用于削峰填谷、降低光伏弃电率。朗明桑珠孜光储电站实景如图2所示。

2 并网光储电站设计

2.1 系统结构

并网光储电站由光伏发电系统、储能系统和并网升压系统组成。光伏发电系统包括由光伏组件串联组成的光伏阵列、汇流箱和逆变升压设备；储能系统包括储能集装箱和变流升压设备；并网升压系统包括交流配电装置和升压变压器等，连接结构如图3所示。

光伏发电系统和储能系统分区建设、集中布置，采用共交流母线连接，具有可靠性高、控制灵活，便于扩容、维护和运行控制等优点。

2.2 光伏发电系统

2.2.1 架构设计

采用“分区发电、集中并网”模式将50 MW光伏发电系统划分为16个容量均为3.125 MW的发电单元，通过并网光伏逆变器将光伏组件所发直流电转化为交流电，经变压器升压后接入35 kV交流母线，50 MW光伏发电系统架构如图4所示。

2.2.2 光伏发电单元设计

光伏发电系统共包含16个3.125 MW的光伏发电单元，每个光伏发电单元呈正方形排布，逆变升压设备居中布置，具有更高的经济性。

高海拔地区紫外线强、昼夜温差大，综合光伏组件性能及高原适用性，选用国产某减反射钢化玻璃封装的144片高效半片晶硅光伏组件，按高原气候条件下晶硅光伏组件环境适应性测试标准[22]，在所在地进行户外实证测试。结果表明：所选光伏组件高原恶劣环境适应性强、内部电流和回路功率低、抗紫外线性能高、衰减小。

单晶硅光伏组件相较于多晶硅光伏组件具有更好的弱光性、更高的光电转化效率和更低的衰减率，但多晶硅光伏组件技术更加成熟、综合成本更低。根据光伏发电系统50 MW装机容量和场址面积，选用26块型号为CETC-405 M的405 W单晶硅光伏组件或28块型号为CETC-335 P的335 W多晶硅光伏组件串联组成1个光伏阵列，光伏阵列经汇流箱汇流后接入光伏逆变器组成1个光伏发电单元，共16个发电单元、133190块光伏组件。光伏阵列设计参数如表2所示，标准测试条件下（STC：AM1.5；1000 W/m2；25 ℃）2种光伏组件参数见表3。

由表4可知，随着光伏阵列倾角的增大，最优损失比先减小到0再逐渐增大，辐照度转换因子先增大再减小；当倾角为32°~34°时，最优损失比为0，辐照度转换因子和倾斜面太阳辐射量最大，此时对应倾角为光伏阵列最佳倾角。结合电站建设面积和多风沙的气候特征，选取光伏阵列最佳倾角为33°。在此倾角下，光伏阵列的倾斜面太阳辐射量为2 459 kW·h/m2。

根据光伏电站设计规范[23]，相邻两光伏阵列间距为

2.2.3 逆变升压设备选型

逆变器作为将光伏组件所发直流电转化为电网所需交流电的核心设备，影响着整个光伏电站输出功率与输出电能质量。大气压力、空气密度和湿度随海拔升高而逐渐降低，进而会导致电气设备绝缘强度和散热性能下降。海拔在5 000 m范围内，每上升1 000 m，平均气压下降7.7~10.5 kPa，电气设备外绝缘强度下降8%~13%，温升增加3%~10%，环境温度降低6 ℃；以海拔1000 m为基准，为保证电气设备在高海拔地区安全使用，须对其电气间隙按照表5所示系数进行修正[19]。

并网光储电站所在位置海拔高度为3 840 m，为满足光伏逆变升压设备在高原高寒地区安全稳定运行，需对其按4 000 m等级水平进行降额设计。由文献[16]可知，以海拔2 000 m为基准，逆变器容量须按海拔每上升1 000 m降额5%设计。

以经济性、安全性与环境适应能力为目标，选用外绝缘和电气间隙均为双倍绝缘设计的GSM3125的国产并网逆变升压一体机。电气间隙大于20 mm，额定负载时温升为30 ℃，能够在高海拔地区安全可靠运行。单台逆变升压一体机额定容量为3.125 MW，可满足4 000 m高海拔满载运行能力，3 000 m海拔仍然可连续过载110%运行。

2.3 储能系统

电池储能因具有效率高、配置灵活、响应速度快等特点被广泛配置在新能源发电侧，用于促进新能源消纳。常用的储能电池有铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等。其中，磷酸铁锂电池循环寿命长、技术成熟、安全性能高，相比于其他储能电池，更适用于高原高寒地区大型储能电站。

2.3.1 容量配置

配置储能以满足系统并网需求，优化并网光储电站发电曲线，提升光储电站消纳能力。以光储电站弃电量最小为目标，建立以电站日弃电能量损失为目标函数的优化模型，进而对储能容量进行配置。储能容量配置应满足白天光伏发电时段实现满充，夜间放电时段结束时，储能系统存储电能恰好放完，即每24 h进行一次充放电循环。因此，仅考虑电池充电时，光伏发电系统输出功率与最大并网功率之差大于储能系统最大充电功率时，储能系统无法完全吸收多余电量，需要对多余电量War进行弃电处理。War表达式为

模拟夏至日光伏系统输出功率曲线如图5所示，由图5计算可知，该日光伏系统最大可发电量约387.16 MW·h，但受地区调度限制，该电站最大允许并网功率仅为光伏最大装机容量的60%，即30 MW，若不配置储能系统，将存在约96.89 MW·h电量损失，光伏弃电率达25%。配置不同功率储能系统的光伏弃电损失如表6所示。

由表6可知，光伏弃电量随储能系统最大输出功率的增大逐渐减小，储能系统最大输出功率由0增加到12.5 MW时，每增加2.5 MW光伏弃电量平均减少15.5 MW·h，由12.5 MW增加到17.5 MW时，每增加2.5 MW光伏弃电量减少6.885 MW·h，且储能系统最大输出功率为12.5 MW时，光伏弃光率低于5%。综合光伏弃电率和储能系统建设成本，选择配置储能系统最大输出功率为12.5 MW，配比时长为8 h，即储能系统容量配置为100 MW·h，用于减少光伏电量损失与夜间负荷供给需求。

2.3.2 系统设计

电池储能系统（battery energy storage system，BESS）主要由电池系统（battery system，BS）、功率转换系统（power conversion system，PCS）、电池管理系统（battery management system，BMS）和监控系统组成。设计储能系统时，将BS、PCS、BMS进行模块化组合，更有利于监控系统监测、管理和控制。

对于额定功率在10 MW以上的高压超大容量BESS，将多个模块化BESS并联后经低压升压设备组成中压大容量BESS，再将多个中压大容量BESS并联后经高压升压设备接入110 kV电网，具有易扩展、可靠性高、灵活性和可维护性强等优点。

磷酸铁锂电池容量受环境温度影响较大，为保证储能系统正常运行，须将储能电池、直流配电柜、电池管理系统等设备集成在储能集装箱内，采取有效的保温散热措施[17]。

储能集装箱采用40尺标准高柜，单个容量约为2.5 MW·h。集装箱保温墙壁使用75 mm的加厚保温岩棉，增强了保温设计，防止夜间低温状态下箱内温度下降过快；箱内设计采用空调辅助加热功能，防止箱内温度过低。储能集装箱墙壁与电池柜间增设风墙，设计内外双循环散热系统，并且考虑高原空气密度低的特点，加大风机功率，保证密闭箱内散热需求。

采用模块化设计理念并结合储能变流升压设备功率约束，将总规模为12.5 MW/100 MW·h的储能系统分为4个储能分系统（分系统Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）以两回的方式接入35 kV交流母线，与光伏发电系统汇流后经50 MW主升压设备升压后接入110 kV主电网。光储系统共交流母线连接，共用一个并网点，可以集中全站多余电力对储能系统进行快速充放电，系统运行更加经济高效。各储能分系统设计参数见表7，储能系统架构见图6。

各储能分系统所用单体电池均为额定电压3.2 V的磷酸铁锂电池，由表7可知，储能分系统Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ功率/容量配置相同，均为2.5 MW/20 MW·h，储能分系统Ⅲ为两组完全相同的2.5 MW/20 MW·h储能单元组成。其中，分系统Ⅰ、Ⅱ所用电池模组电压不同；分系统Ⅱ、Ⅲ所用电池模组电压相同，但容量不同。

由图6可知，储能分系统Ⅳ相较于储能分系统Ⅰ~Ⅲ具有不同的连接结构。分系统Ⅰ~Ⅲ采用PCS与升压设备集成一体、独立分布在储能集装箱外的连接结构，即每8个储能集装箱经直流母线与1台集成有4个630 kW PCS和1个2.5 MV·A变压器的变流升压一体设备连接，经逆变升压后接入35 kV交流母线；而分系统Ⅳ则采用PCS与变压器分离的连接结构，各集装箱中电池所释放的直流电能经集成在箱内的1台250 kW PCS逆变后由交流母线输送至升压设备，再由升压设备升压后输送至交流电网，该连接结构所用单台PCS功率较小，有助于电池模块功率均衡管理。无论何种连接方式，在选择储能变流升压设备时，同样须按海拔每上升1 000 m，降额5%设计。

3 光储电站运行

西藏夏季水资源丰富，导致作为能源互补的光伏发电存在较大的弃电率。基于此，选取该电站2021年9月23日的运行数据进行分析，用于验证该设计的可行性与储能容量配置的合理性。

光伏发电系统输出功率随太阳辐照度变化曲线如图7所示。由图7可知，11:30—15:30共4 h太阳辐照度达1 000 W/m2以上，占总日照时长的36.4%。由于云层遮挡，光伏发电系统输出功率存在较大波动。太阳辐照度最大值出现在14:00，为1245.34 W/m2，对应光伏发电系统最大输出功率为50.04 MW，光伏发电系统可实现满功率输出。

对比不同储能分系统充电时段接入点频率变化如图9所示。由图9可知，各储能分系统对应接入点频率波动范围均满足电网频率波动要求的50±0.5 Hz。其中，储能分系统Ⅱ接入点频率波动最大，分系统Ⅰ次之，分系统Ⅳ接入点频率十分稳定，始终维持在50 Hz不变。储能分系统充放电容量与转换效率如表8所示，由表8可知，由于分系统Ⅳ采用变流器数量较多，自耗电较高，充放电转换效率仅为87.7%；分系统Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ充放电转换效率相差较小，其中分系统Ⅰ的充放电转换效率最高。就储能系统引起电网频率波动而言，采用多台小功率变流器更有助于系统有功功率均衡，降低接入点频率波动；综合接入点频率变化和充放电转换效率，储能分系统Ⅰ较其他分系统波动小、转换效率高，综合性能更好。

由图10可知，该地区夏季日照时长为11 h，光伏发电系统最大输出功率40 MW以上共5 h，储能系统上午08:30开始充电，下午19:30完全充满，储能系统功率及容量配置合理；由于该电站最大允许并网功率为30 MW，配置储能系统后，单日可减少约60 MW·h弃电量。

对比图10中实际并网功率与理论并网功率可知，两者相差较大，引起该现象的原因是由于电站目前处于调试运行阶段，AGC尚未调试完成，并网功率严格受限，暂时无法满足满功率并网输出。

4 结论

结合西藏自治区首批光储一体化设计施工的朗明桑珠孜光储电站，提出了适用于高原高寒地区光储电站设备选型与设计方案，并对光储电站运行数据进行了分析，得到主要结论如下。

（1）西藏海拔高、空气稀薄、环境恶劣、太阳辐射强，采用晶体硅电池组件更有利于电站长期稳定运行；磷酸铁锂电池性安全性高，在高原地区运行性能稳定；各设备之间须留有足够的空间，并增强散热、制冷设备的功率，用于增大散热效果；磷酸铁锂电池性能受温度影响较大，高原高寒地区气候寒冷、昼夜温差大，配置储能系统应将电池等设备放入集装箱中并采取有效的保温散热措施。

（2）变流、升压设备应根据海拔高度对电气设备的电气间隙进行修正并进行降额使用；对比4种储能分系统运行结果，对于储能需求较大的集中式光储电站，采用多台小功率PCS与变压器分离的连接方式更有利于电池均衡管理，维持接入点频率稳定，但相较于储能集装箱接入变流升压设备的连接方式其充放电转换效率较低。

（3）对50 MW光伏发电系统装机容量，以光储电站弃电量最小为目标，兼顾并网功率限制，配置12.5 MW/100 MW·h储能系统较为合理；日照充足时，单日可减少约60 MW·h弃电量。