工業園區光伏發電系統運行與優化配置研究

周汝祥，張紫凡，胡子安，丘世隆，梁煒政，劉玉就

（1.廣州城市理工學院，廣州 510800； 2.廣東電網有限責任公司韶關供電局，韶關 512000）

引言

在全球走向碳中和背景下全球碳減排日趨嚴格，新能源替代傳統能源趨勢已經確定[1,2]，我國提出在2030年前二氧化碳排放達到峰值，一次能源消費比重中非化石能源占比達25 %左右的目標，力爭在2060年前實現碳中和。太陽能作為一種可再生能源得到了廣泛的應用[3-8]。

光伏行業現在進入后補貼時代，建設成本逐年下降，隨之發電成本降低，近年來，全國各地對光伏發電的補貼逐年減少，國家發展改革委能源研究所發表《中國2050年光伏發展展望（2019）》所示，光伏發電成本以接近煤電發電成本，在未來將進一步下降，在2050年光伏每度電成本低至0.2元。光伏組件成本趨勢如圖1所示，在2020年12月的人民幣為2.613 9元/瓦，未來持續降低，光伏組件約占光成本的50~60 %。

圖1 太陽能組件成本[9]

廣州地區的太陽能資源屬于Ⅲ類較穩定，用電量大長期需要其他省份向其輸電。光伏發電具有成本低、利用率大、綠色環保的特點，并網功率在幾萬到幾十兆瓦范圍內，可建設在如工業園區等用電負荷較重的地區附近。光伏發電規律與工業園區的負荷規律一致[10,11]，白天用電多晚上用電少。工業園區地理位置多位于郊區，電網供應存在峰谷電價。園區用電模式與太陽能光伏發電模式適配，從而增加太陽能光伏發電使用率，結合用電高峰時期電價高、用電低谷時期電價低的峰谷電價政策，可進一步提高工業園區光伏并網設備的經濟性，減少工業園區的用電成本[12]。

1 工業園區光伏發電系統

1.1 工業園區光伏發電系統組成及控制方式

光伏并網系統結構如圖2所示，由太陽能光伏方陣、BOSST電路、逆變器、控制環節和濾波環節五部分組成。光伏板可以將太陽能轉換為直流電能，BOSST電路可以將光伏方陣輸出的直流電壓升壓后輸出至逆變器，逆變器再將升壓后直流電轉換為交流電，控制環節包含最大功率點跟蹤控制和逆變器控制。

圖2 光伏發電系統結構圖

最大功率點跟蹤控制（MPPT）時刻跟蹤光伏方陣電壓與電流，通過控制晶體管占空比調節BOSST電路輸出側電壓，使其工作在最大功率點附近，保證光伏方陣最大功率。逆變器控制通過實時采集的并網側電壓電流，經過坐標變換、PI控制器等環節產生脈寬調制信號送至逆變器6個晶體管，控制晶體管開關，實現并網協調運作，維持輸出有功和無功功率大小。濾波環節可以減少變流環節產生的諧波污染，提高配電網的電能質量。

1.2 工業園區光伏發電系統的參數選擇

本文基于PSCAD仿真平臺依據光伏發電原理及并網原理建立了光伏并網模型，模型涵蓋了光伏陣列、DC/DC變流器、DC/AC變流器、并網LC濾波器、控制環節五個主要部分。本文通過計算得到光伏并網環節各參數的選擇，并通過設計仿真實驗，比較不同條建下的仿真結果驗證了所選參數的正確性。光伏并網發電系統主電路模型如圖3所示。

1）太陽能光伏方陣及直流升壓斬波電路參數

光伏方陣模塊采用PSCAD4.5軟件電源模型，設置光強為1 000 W/m2溫度為25 ℃，串聯光伏組件25個，并聯光伏組件16個，額定容量為100 kW。每個光伏組件的功率為250 W，光伏陣列的電壓為一行串聯組件的每個組件的電壓之和。

由于光伏陣列實際的輸出的電壓要小于電網側的電壓，所以在光伏發電系統接入電網時，需要在直流側增加一個升壓（BOOST）電路。

升壓（BOOST）電路工作原理圖如圖2 左側所示。當晶體管導通時，電感里儲存能量。經Ton時間后，晶體管截止，因電感的電流具有特性，電流值不會馬上變為0，相反，它從充電結束時的值慢慢變為0，二極管導通，電感L向電容C和負載放電，電容C兩端電壓升高，此時輸出電壓高于輸入電壓。

輸出電壓UO與UL關系為：

只有電容Co、電感L足夠大時，才能讓電感和電容電流連續。

其中Io為斬波輸入電流，根據公式（2）、（3）求得L≥0.003 68 H，C≥0.2 mF，電感值選取0.004 H，電容選取0.2 mF。

濾波器屬于濾波環節的最主要部分，起到過濾諧波的作用。如果濾波器選擇不合適的話，會對配電網電能質量造成極大影響。根據文獻[13]電感電容推導公式如下所示，

LC濾波器的截止頻率必須要遠小于PWM電壓中所含有的最低次諧波頻率，同時又要遠大于基波頻率。LC截止頻率fL選為[13]：

式中：

f1—基波頻率；

fhar(min)—最低次諧波頻率。

對于高頻的PWM逆變器，載波頻率遠大于10倍的基波頻率，fL應選為載波頻率的1/10-1/5。選取為800 Hz，公式（4）求得L的值為0.003 96 H，L值確定以后，根據式（5）得到C值。最終濾波器電感值選取為0.004 H，電感值選取10 uF。

濾波器的加入還會使逆變器輸出功率尤其是無功功率發生變化，因為濾波電抗消耗無功功率，而濾波電容則提供無功功率[13]。逆變器輸出電壓會在濾波器產生諧波電流，造成電網的電流負荷。過大的諧波電流還會造成濾波電感和濾波電容的發熱問題。所以應盡量減少濾波器的濾波電流。

2）逆變器控制

采用的逆變器控制方法為PQ恒功率控制。網側線電壓Ua、Ub、Uc經過式（8）得到電壓的有功量Ud和無功量Uq。功率外環控制器的參考有功功率Pref設置為為0.016 7 MW，而參考無功功率Qref則設置為0。參考功率Pref經過式（9）得到參考有功和無功的參考電流Idef、Iqef。

電流內環則將兩個參考電流經公式（10）變化得Udef、Uqef，經克拉克反變換后得到三相參考電壓，與三角載波信號觸發產生電平信號，控制逆變器 6個晶體管的開關，使逆變器的輸出電流穩定跟蹤電網電壓的變化。

3）最大功率跟蹤控制

最大功率跟蹤方法分為兩種，第一種為電導增量法；第二種干擾觀測法。本文采用電導增量法。

增量電導法的最大優點是隨著日照強度的變化，光伏電池輸出端電壓能相對平穩地變化，電壓擺動幅度比使用擾動觀察法的電壓擺動幅度要小。

2 基于PSCAD的光伏模型的驗證和分析

2.1 并網光伏系統仿真模型參數

情況1 仿真參數設置，設置LC濾波器為電感為4 mH，電容為10 uF。其余元件設置不變。

如圖4~6所示，電壓幅值穩定為320 V，頻率穩定50 Hz。電流幅值穩定在205 A，頻率穩定在50 Hz，電流電壓的相位差為0，波形平滑無畸變。有功功率為100 kW，無功功率為0 kW，最大功率追蹤器工作在最大功率點附近，設備額定發電容量為100 kW，功率因數為1。網側線電壓有效值穩定為220 V。情況2設置LC濾波器的電感為0.4 mH，其余元件設置不變。

圖4 光伏發電系統模型輸出電壓電流結果圖

圖5 光伏發電系統模型輸出功率結果圖

圖6 模型輸出的MPPT圖

由圖7、8可得LC濾波器電感值過小，無法有效抑制諧波電流，造成電流畸變嚴重，同時造成電壓幅值降低，波形畸變，電流電壓相位差約為1 °，功率因數為0.999。

圖7 光伏發電系統模型輸出電壓電流結果圖

情況3 設值LC濾波器的電感值為40 mH。

由圖9、10可得有功功率為37.86 kW，無功功率為18.20 kW，功率因數為0.3786，電流電壓相位差為67.75 °，電流幅值為94 A，電壓無明顯變化。濾波器電感過大遏制了交流電流中的諧波電流，同時會增加系統的阻抗，降低系統的功率因數。

圖9 光伏發電系統模型輸出功率結果圖

通過三種情況的比較（見表1），情況1是最合適的模型，此時諧波電流小，電流穩定。

表1 LC濾波器電感值選取比較

無功功率小，對配電網的電壓影響小。并網對配電網的電能質量影響最小，與計算一致。情況2的諧波電流大，而且無功功率小于0，對配電網電壓影響大。情況3無功功率大于0，功率因數低于0.9，電流頻率與電網不匹配，嚴重影響配電網的電能質量，破壞配電網的穩定，造成人員受傷以及財產損壞。不建議與配電網并網。

3 經濟效益

3.1 經濟效益分析

根據已知公式換算1 000 W/m2等于3.6 MJ/m2。光伏組件功率為Ps，轉化率為η，光伏接收面積為S，光照強度為I，溫度為t0，發電溫度系數為0.005，如式（6）所示。光伏組件測試標準為1 000 W/m2，溫度為25 ℃。供電系數是光伏系統實際功率除以額定功率所得，供電系數受光照強度和溫度影響，在計算光伏系統實際發電量時可用供電系數乘以額定功率，簡化了計算量[14]。

式中：

I—光照強度；

t—溫度。

用平均供電系數、供電時間、額定功率和高低平電價可算出日平均節約電費。

圖8 光伏發電系統模型輸出功率結果圖

圖10 光伏發電系統模型輸出電壓電流結果圖

式中：

H1—9：00~12：00時間段系統平均供電系數；

H2—8：00~9：00和12：00~18：00時間段系統平均供電系數；

H3—為0：00-8：00時間段平均供電系數；

t1、t2、t3—高峰、平段、低谷時間段內供電時間；

Ps—光伏系統額定裝機總量；

S高—高峰時電價；

S平—平段時電價；

S低—低谷時電價。

3.2 案例分析

某例廣州產業園區光伏裝機容量100 kW，用電類型為一般工商，存在峰谷電價，高峰電價113.726 876分/度、平段電價70.016 875分/度和低谷電價36.396 875分/度。根據文獻所示[15]，廣州地區屬于Ⅲ類太陽能資源區，日均輻射量為11.4 MJm2，換算得日均每時段光照強度，電價高峰期光照強度為336.11 W/m2，平峰期光照強度為360.551 W/m2。上網電價0.49（2020國家發改委Ⅲ類地區光伏并網電價不含補貼），光伏組件成本26.14萬元，根據式（13）計算得平均日節約226.3136元，年節約成本8.26萬元，年平均總發電量95 009 kWh，見表2。

表2 各項上網百分比收益

系統正常工作狀態下功率因數為1，能為負荷提供100 kW功率，在工作時間8：00到18：00中每日平均提供3.14 h全功率運行。光伏組件成本占總成本的50~60 %，每年的維護成本1~3 %，總維護成本占總成本的20~60 %，綜上所述：

1）本文光伏系統采用成熟的技術方案，設備投入成本較低，減少儲存設備的投入，一定程度上可節約投資成本，100 kW的光伏并網系統綜合投資成本在43.57~52.28萬元，其中43.57萬元為光伏組件占總成本的60 %，52.28萬元為光伏組件占總成本的50 %。

2）43.57萬元的20年使用周期內維護成本為8.71~26.15萬元，52.28萬元周期內維護成本為10.5~31.37萬元，維護成本主要用于光伏組件灰塵清理，案例中廣州地區雨天較多，雨水帶走光伏組件的灰塵，維護成本較低。

3）成本回收為5.27~11.23年，其中自發自用上網百分比為零的成本回收最快，為5.27年，上網百分比為一百的成本回收最慢，為11.23年。

4）實際使用中某日光照最高可超過1 000 W/m2，光伏系統發電量超用戶負荷，自發自用，余量上網的模式下用戶成本回收周期最短，多余電能并網可避免資源浪費又可使光伏系統經濟最大化。

4 結論

目前我國光伏裝機容量主要體現在大型光伏電站，分布式光伏微網建設甚少，產業園區、小區、公共室內場所等具有足夠的光照面積卻未能利用起來，造成資源浪費。本文完成工作有以下三點：

1）配置了各個組件數量以及額定容量和功率，采用PQ的控制方式。利用PSCAD進行仿真、分析，模擬三種情況，得出運行效果最好的情況。

2）經濟效益中，通過觀察一例產業園的光伏數據，從上網百分比和總收益，成本回收這幾個方面進行分析。當上網率為0 %時，經濟效益最高。隨著上網率的提高，總收入逐漸減少，成本回收的時間逐漸變長。

3）探究了工業園區光伏發電系統的組成及控制，設置了太陽能光伏方陣及直流升壓電路參數，并基于PSCAD的光伏模型和經濟效益這方面進行分析，選取一個案例進行分析，得出了以上結論。

本文對光伏并網的選擇等方面提供參考方向和建議，同時順應未來用電的發展，從中獲取許多的收益，也可以達到保護環境的作用。