注册咨询工程师继续教育太阳能考试教材 - 图文

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目 录

1第一节 太阳能概述

2第二节 我国太阳能资源的分布和特点 3第三节 太阳能资源的测量

4第四节 光资源数据统计分析方法和光资源评估

01 太阳能概述 1 太阳能原理

太阳能一般指太阳光的辐射能量。在太阳内部进行的由“氢”聚变成“氦”的原子核反应,不停地释放出巨大的能量,并不断向宇宙空间辐射能量,这种能量就是太阳能。

太阳能既是一次能源,又是可再生能源。它资源丰富,既可免费使用,又无需运输,对环境无任何污染。为人类创造了一种新的生活形态,使社会及人类进入一个节约能源减少污染的时代。 2 太阳能利用分类 1、光伏板组件。

光伏板组件是一种暴露在阳光下便会产生直流电的发电装置,由几乎全部以半导体物料(例如硅)制成的薄身固体光伏电池组成 2、太阳热能。

现代的太阳热能科技将阳光聚合,并运用其能量产生热水、蒸气和电力。 3 人类利用历史

人类利用太阳能已有3000多年的历史。将太阳能作为一种能源和动力加以利用,只有300多年的历史 近代太阳能利用历史可以从1615年法国工程师所罗门·德·考克斯在世界上发明第一台太阳能驱动的发动机算起。该发明是一台利用太阳能加热空气使其膨胀做功而抽水的机器。 20世纪的100年间,太阳能科技发展历史大体可分为七个阶段。

第一阶段(1900-1920)在这一阶段,世界上太阳能研究的重点仍是太阳能动力装置;

第二阶段(1920-1945) 在这20多年中,太阳能研究工作处于低潮,其原因与矿物燃料的大量开发利用和发生第二次世界大(1935-1945)有关,而太阳能又不能解决当时对能源的急需,因此使太阳能研究工作逐渐受到冷落。

第三阶段(1945-1965)在第二次世界大战结束后的20年中,一些有远见的人士已经注意到石油和天然气资源正在迅速减少,呼吁人们重视这一问题,从而逐渐推动了太阳能研究工作的恢复和开展。 第四阶段(1965-1973):这一阶段,太阳能的研究工作停滞不前,主要原因是太阳能利用技术处于成长阶段,尚不成熟,并且投资大,效果不理想,难以与常规能源竞争,因而得不到公众、企业和政府的重视和支持。

第五阶段(1973-1980):“石油危机”在客观上使人们认识到:现有的能源结构必须彻底改变,应加速向未来能源结构过渡。从而使许多国家,尤其是工业发达国家,重新加强了对太阳能及其它可再生能源技术发展的支持,在世界上再次兴起了开发利用太阳能热潮。

第六阶段(1980-1992)70年代兴起的开发利用太阳能热潮,进入80年代后不久开始落潮,逐渐进入低谷。世界 上许多国家相继大幅度削减太阳能研究经费,其中美国最为突出。导致这种现象的主要原因是:世界石油价格大幅度回落,而太阳能产品价格居高不下,缺乏竞争力;

第七阶段(1992- 至今):由于大量燃烧矿物能源,造成了全球性的环境污染和生态破坏,对人类的生存和发展构成威胁。世界各国加强了清洁能源技术的开发,将利用太阳能与环境保护结合在一起,使太阳能利用工作走出低谷,逐渐得到加强。 4 太阳能利用的优缺点 优点:

(1)普遍:太阳光普照大地,无论陆地或海洋,无论高山或岛屿,都处处皆有,可直接开发和利用,且勿须开采和运输。

(2)无害:开发利用太阳能不会污染环境,它是最清洁的能源之一,在环境污染越来越严重的今天,

这一点是极其宝贵的。

(3)巨大:每年到达地球表面上的太阳辐射能约相当于130万亿t标煤,其总量属现今世界上可以开发的最大能源。

(4)长久:根据目前太阳产生的核能速率估算,氢的贮量足够维持上百亿年,而地球的寿命也约为几十亿年,从这个意义上讲,可以说太阳的能量是用之不竭的。 缺点:

(1)分散性;(2)不稳定性;(3)效率低和成本高

02 我国太阳能资源的分布和特点

根据各地接受太阳总辐射量的多少,可将全国划分为五类地区:

一类地区:包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地;

二类地区:包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地;

三类地区:包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、苏北、皖北、台湾西南部等地;

四类地区:包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏北部、安徽南部以及黑龙江、台湾东北部等地; 五类地区:包括四川、贵州两省。

根据各地接受太阳总辐射量的多少,可将全国划分为五类地区:

一类地区:包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地,一类地区:为我国太阳能资源最丰富的地区,年太阳辐射总量6680~8400 MJ/ m2,相当于日辐射量5.1~6.4KWh/ m2 ; 二类地区:包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地,为我国太阳能资源较丰富地区,年太阳辐射总量为5850-6680 MJ/ m2,相当于日辐射量4.5~5.1KWh/ m2 ;

三类地区:包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、苏北、皖北、台湾西南部等地,为我国太阳能资源中等类型地区,年太阳辐射总量为5000-5850 MJ/ m2,相当于日辐射量3.8~4.5KWh/ m2;

四类地区:包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏北部、安徽南部以及黑龙江、台湾东北部等地,四类地区:是我国太阳能资源较差地区,年太阳辐射总量4200~5000 MJ/ m2,相当于日辐射量3.2~3.8KWh/ m2 ;

五类地区:包括四川、贵州两省,是我国太阳能资源最少的地区,年太阳辐射总量3350~4200 MJ/ m2,

相当于日辐射量只有2.5~3.2KWh/ m2。

03 太阳能资源的测量 1太阳能资源观测站址要求

a 应在开展太阳能利用的当地选择观测地点口

b 测量仪器感应面上方应无任何障碍物,观测站周边任何障碍物的影子不应投射在测量仪器感应面上,测量仪器不应靠近浅色墙面或其他易于反射阳光的物体,也不应暴露在人工辐射源之下。应是观测维护人员易于到达的地方。

c 不应有高度角超过5°的障碍物,特别是在全年之中日出日落时的方位角范围内。 2 测量仪器 2.1测量仪器组成

测量太阳能资源(总辐射)的仪器包括总辐射表和采集器,总辐射表由感应件、玻璃罩和附件组成。

2.2 总辐射表

a)光谱范围:0.30μm~3.0μm;

b)灵敏度:7μV·W-1 ·m-2~14μV·W-1 ·m-2; c)响应时间:不大于60s(99%响应) ; d)年稳定性:不大于5%;

e)余弦响应:太阳高度角为10°时,余弦响应误差不大于10%;太阳高度角为30°时,余弦响应误差不大于5%。 2.3采集器

测量准确度应高于0.5%,应能连续采集各种辐射值的辐照度,累计并存储时、日辐照量,并能挑出该日最大辐照度与出现时刻。 3 总辐射表的安装与维护 1安装 a)水平安装

总辐射表应牢固安装在距地面约1.50m专用的台柱上,下部牢固埋入地中,即使台柱受到严重冲击振动(如大风等),也不改变仪器的水平状态。

仪器安装后,用导线将接线柱、记录仪表连接.接线柱朝北,有一根连接机体,用于连接电缆的屏蔽层。 b)倾斜安装

必要时可将总辐射表朝南倾斜安置,其感应面的倾斜角可为观测点所在纬度的角度,也可将总辐射表朝南垂直地面10°立面安装。 2 维护

每日上、下午至少各一次对总辐射表进行以下检查和维护: a)仪器是否水平,倾斜角是否正常,感应面与玻璃罩是否完好等。 b)仪器是否清洁。

c)玻璃罩不能进水,罩内也不应有水汽凝结物。检查干燥器内硅胶是否变潮(由蓝色变成红色或自色),如变潮应及时更换。

d)总辐射表防水性能较好,但如遇强雷暴等恶劣天气时,应加强巡视,发现问题及时处理。 总辐射表应有法定计量机构给出的检定证书方可使用,通常检定周期为2年。 4 测量数据的采集 1数据采集时间

总辐射测量通常采用地方平均太阳时,每天从日出开始到日落连续测量。 2 数据采集方法

辐射测量通常采集到的数据是电压值 3自动数据采集

辐射量采样速率为每分钟6次,去掉1个最大值和1个最小值,用余下的4个样本求出平均值,作为该分钟的平均值,平均观测值再乘以60s为该分钟的辐照量。 5测量数据的处理 1测量数据处理原则

a)不应对原始数据作任何删改或增减。

b)及时发现并处理纪录缺漏和失真,及时检修或更换仪器,并记录相应时间和说明原因。 2观测记录的质量检查

太阳能资源观测站对观测记录的质量检查,以本站本月记录为主。检查方法包括极值检查、相关性检查等。

3观测记录的复制备份

观测记录经质量检查处理后,应复制备份,永久保存。 4测量数据的统计 A 日辐照量的统计

B 辐照量月值的统计 C 辐照度的记录和挑选 D 缺测数据的处理

04 光资源数据统计分析方法和光资源评估 0 概述

光伏发电站设计首先需要分析站址所在地区的太阳能资源概况,并对该地区太阳能资源的丰富程度进行初步评价,同时分析相关的地理条件和气候特征,为站址选择和技术方案初步确定提供参考依据。 当对光伏发电站进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时,应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站。当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时,现场观测数据应连续,且不应少于一年。 1参考气象站基本条件和数据采集

a参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。

b参考气象站所在地与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应基本一致。

c参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同期辐射观测资料应具有较好的相关性。

d参考的气象站应采集的内容。 2太阳辐射现场观测站基本要求

a在光伏发电站站址处宜设置太阳能辐射现场观测站,观测内容应包括总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、湿度、风速、风向等的实测时间序列数据,且应按照现行行业标准规定进行安装和实时观测记录。现场观测站的观测装置包括日照辐射表、测温探头、风速传感器、风向传感器、控制盒等。观测装置的安装位置需要视野开阔,且在一年当中日出和日没方位不能有大于5°的遮挡物。 b对于按最佳固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站,宜增设在设计确定的最佳固定倾角面上的日

照辐射观测项目。 c对于有斜单轴或平单轴跟踪装置的大型光伏发电站,宜增设在设计确定的斜单轴或平单轴跟踪受光面上的日照辐射观测项目。 d对于高倍聚光光伏发电站,应增设法向直接辐射辐照度(DNI)的观测项目。e现场实时观测数据宜采用有线或无线通信信道直接传送。 3 太阳辐射观测数据验证与分析 验证 1:对太阳辐射观测数据应进行完整性检验; 2:对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进行合理性检验; 3:太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后,其中不合理和缺测的数据应进行修正,并补充完整。 分析 光伏发电站太阳能资源分析宜包括下列内容: 1 长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化。 2 10年以上的年总辐射量平均值和月总辐射量平均值。 3 最近三年内连续12个月各月辐射量日变化及各月典型日辐射量小时变化。 4 总辐射最大辐照度。 4太阳能资源等级评价 太阳能资源等级采用太阳能总辐射年辐射量、稳定度和直射比这三个指标对太阳能资源(总辐射)进行分级。 总量等级:太阳总辐射年辐射量划分为四个等级:最丰富(A)、很丰富(B)、丰富(C)、一般(D)。 等级名称 分级阈值(kW·h·m·a) 最丰富 很丰富 G≥1750 1400≤G<1750 -2-1分级阈值(MJ·m·a) G≥6300 5040≤G<6300 -2-1等级符号 A B 丰富 一般 1050≤G<1400 <1050 3780≤G<5040 <3780 C D 注:G表示总辐射年辐射量,采用多年平均值(一般取30年平均) 稳定度等级:稳定度划分为四个等级:很稳定(A)、稳定(B)、一般(C)、欠稳定(D)。 等级名称 很稳定 稳定 一般 欠稳定 分级阈值 RW≥0.47 0.36≤RW<0.47 0.28≤RW<0.36 RW<0.28 等级符号 A B C D 注:RW表示稳定度,计算RW时,首先计算总辐射各月平均日辐射量的对年平均值(一般取30年平均),然后求最小值与最大值之比。 直射比等级。直射比划分为四个等级:很高(A),高(B),中(C),低(D),。 等级名称 很高 高 中 低 分级阈值 RO≥0.6 0.5≤RO<0.6 0.35≤RO<0.5 RO<0.35 等级符号 A B C D 等级说明 直接辐射主导 直接辐射较多 散射辐射较多 散射辐射主导 注:RO表示年直射比,计算RO时,首先计算水平面直接辐射和总辐射年辐射量的多年平均值(一般取30年平均),然后求二者之比。

主要内容

第一节 光伏电站建设程序 第二节 光伏发电站设计

第三节 光伏电站的投资及财务评价分析

第一节 光伏电站建设程序

1.项目前期考察

对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。

2.项目建设前期资料及批复文件 第一阶段:可研阶段

第二阶段:获得项目建设地县级相关部门的批复文件 第三阶段:获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件 第四阶段:获得自治区(省)相关部门的批复文件 3. 项目施工图设计

1、现场测绘、地勘、勘界、提资设计要求。 2、接入系统报告编制并上会评审。 3、出施工总图蓝图。

4、各专业进行图纸绘制(结构、土建、电器等等)。 5、出各产品技术规范书(做为设备采购招标依据)。 6、和各厂家签订技术协议。 7、现场技术交底、图纸会审。

8、送出线路初设代可研评审上会出电网意见。 4.项目实施建设

1、物资招标采购 2、发电区建设工作: 3、生活区工作

4、外围线路建设,对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等。 5、所有设备的电缆敷设连接并做实验。 6、保护定值计算、设备的命名。 5.竣工前验收

自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环)。 省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环)。 当地消防大队验收并出具报告。 电网公司验收(消缺并闭环)。 电站调试方案(电力公司审核)。

第二节 光伏发电站设计

1.基本规定

一、光伏发电站设计应综合考虑日照条件、土地和建筑条件、安装和运输条件等因素,并应满足安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维护的要求。

二、光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时,应优先采用新技术、新工艺、新设备、新材料。 三、大、中型光伏发电站内宜装设太阳能辐射现场观测装置。

四、光伏发电站的系统配置应保证输出电力的电能质量符合国家现行相关标准的规定。

五、接入公用电网的光伏发电站应安装经当地质量技术监管机构认可的电能计量装置,并经校验合格后投入使用。

六、建筑物上安装的光伏发电系统,不得降低相邻建筑物的日照标准。

七、在既有建筑物上增设光伏发电系统,必须进行建筑物结构和电气的安全复核,并应满足建筑结构及电气的安全 性要求。

八、光伏发电站设计时应对站址及其周围区域的工程地质情况进行勘探和调查,查明站址的地形地貌特征、结构和 主要地层的分布及物理力学性质、地下水条件等。

九、光伏发电站中的所有设备和部件,应符合国家现行相关标准的规定,主要设备应通过国家批准的认证机构的产 品认证。 2.站址选择

一、光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电网、地区经济发展规划、其他设施等因素全面考虑。

二、光伏发电站选址时,应结合电网结构、电力负荷、交通、运输、环境保护要求,拟订初步方案,通过全面的技术经济比较和 经济效益分析,提出论证和评价。 三、光伏发电站防洪设计应符合相关要求

四、地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦的地区或北高南低的坡度地区。 五、选择站址时,应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。

六、选择站址时,应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和地震断裂地带等地质灾害易发区。 七、光伏发电站宜建在地震烈度为9度及以下地区。

八、光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址,不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。 九、光伏发电站站址选择应利用非可耕地和劣地,不应破坏原有水系,做好植被保护,减少土石方开挖量,并应节约用地,减少房屋拆迁和人口迁移。

十、光伏发电站站址选择应考虑电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。 十一、条件合适时,可在风电场内建设光伏发电站。 3.太阳能资源分析

3.1一般规定

一、光伏发电站设计应对站址所在地的区域太阳能资源基本状况进行分析,并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。

二、当对光伏发电站进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时,应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站。

三、当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时,现场观测数据应连续,且不应少于一年。

四、大型光伏发电站建设前期宜先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站,现场观测记录的周期不应少于一个完整年。

3.2参考气象站基本条件和数据采集

一、参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。

二、参考气象站所在地与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应基本一致。

三、参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同期辐射观测资料应具有较好的相关性。 4.光伏发电系统 4.1一般规定

一、大、中型地面光伏发电站的发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网系统;分散逆变后宜就地升压,升压后集电线路回路数及电压等级应经技术经济比较后确定。

二、光伏发电系统中,同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。 三、光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼夜间极端气温下的最大开路电压,系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。

四、光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配,逆变器允许的最大直流输人功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。

五、光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。

六、独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能和当地日照条件来确定。

七、光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗,当站址所在地的大气环境较差、组件表面污染较严重且又无自洁能力时,应设置清洗系统或配置清洗设备。 4.2光伏发电系统分类

一、光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统。 二、并网光伏发电系统按接入并网点的不同可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。 三、光伏发电系统按安装容量可分为下列三种系统: 1.小型光伏发电系统:安装容量小于或等于1MWp。

2.中型光伏发电系统:安装容量大于1MWp和小于或等于30MWp。 3.大型光伏发电系统:安装容量大于30MWp。

四、光伏发电系统按是否与建筑结合可分为与建筑结合的光伏发电系统和地面光伏发电系统。 4.3主要设备选择

一、光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型。

二、光伏组件应根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等技术条件进行选择。

三、光伏组件应按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进行性能参数校验。 四、光伏组件的类型应按下列条件选择:

1.依据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素,经技术经济比较确定。 2.太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件。 3.太阳辐射量较低、散射分量较大、环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件。

4.在与建筑相结合的光伏发电系统中,当技术经济合理时,宜选用与建筑结构相协调的光伏组件。建材型的光伏组件,应符合相应建筑材料或构件的技术要求。

五、用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合接入公用电网相关技术要求的规定,并具有有功功率和

无功功率连续可调功能。用于大、中型光伏发电站的逆变器还应具有低电压穿越功能。

六、逆变器应按型式、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪(MPPT),保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择。 七、逆变器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件进行校验。 八、湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区使用的逆变器,应考虑潮湿、污秽及盐雾的影响。 九、海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器,应选用高原型(G)产品或采取降容使用措施。 十、汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进 行选择。

十一、汇流箱应按环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽等级、地震烈度等使用环境条件进行性能参数校验。

十二、汇流箱应具有下列保护功能: 1.应设置防雷保护装置。

2.汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护;对于多级汇流光伏发电系统,如果前级已有防逆流保护,则后级可不做防逆流保护。

3.汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施。 4.宜设置监测装置。

十三、室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施,汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。 4.4光伏方阵

一、光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类,选择何种方式应根据安装容量、安装场地面积和特点、负荷的类别和运行管理方式,由技术经济比较确定。

二、光伏方阵中,同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致,光伏组件串的串联数应按下列公式计算。

三、光伏方阵采用固定式布置时,最佳倾角应结合站址当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照 度、风速、雨水、积雪等气候条件进行设计,并宜符合下列要求: 1.对于并网光伏发电系统,倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。

2.对于独立光伏发电系统,倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上受到较大的辐照量。 3.对于有特殊要求或土地成本较高的光伏发电站,可根据实际需要,经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列行距。 4.5储能系统

一、独立光伏发电站应配置恰当容量的储能装置,并满足向负载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏发电站可根据实际需要配置恰当容量的储能装置。

二、独立光伏发电站配置的储能系统容量应根据当地日照条件、连续阴雨天数、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定。

三、用于光伏发电站的储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择。

四、光伏发电站储能系统应采用在线检测装置进行智能化实时检测,应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电 池整体性能、充放电管理等功能,宜具有人机界面和通讯接口。

五、光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池,减少并联数,并宜采用储能电池组分组控制充放电。

六、充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输人功率、温升、防护等级、输人输出回路数、充放电电压、 保护功能等技术条件进行选择。

七、充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进行校验。

八、充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充(放)保护、欠(过)压保护及防雷保护功能,必要时 应具备温度补偿、数据采集和通信功能。 九、充电控制器宜选用低能耗节能型产品。 4.6发电量计算

一、光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况,并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。 二、光伏发电站上网电量可按下式计算:

5.站区布置 5.1站区总平面布置 5.2光伏方阵布置

5.3站区安全防护设施 6.电气 6.1变压器

一、光伏发电站升压站主变压器及其参数的选择应符合现行行业标准。 二、应符合下列要求:

1.应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。

2.当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时,应采用有载调压电力变压器。 3.主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取,且宜选用标准容量。 三、光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求: 1.宜选用自冷式、低损耗电力变压器。

2.变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。

3.可选用高压(低压)预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。 4.就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。 5)就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。 6.2电气主接线

一、光伏发电站发电单元接线及就地升压变压器的连接应符合下列要求:

1.逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件,经技术经济比较确定。

2.一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的逆变器时,宜选用分裂变压器。

二、光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容量,经技术经济比较后确定,并宜符合下列规定:

1.光伏发电站安装总容量小于或等于1MWp时,宜采用0.4kV-10kV电压等级。

2.光伏发电站安装总容量大于1MWp,且不大于30MWp时,宜采用10kV-35kV电压等级。 3.光伏发电站安装容量大于30MWp时,宜采用35kV电压等级。

三、光伏发电站发电母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择,并应符合下列要求:

1.光伏发电站安装容量小于或等于30MW时,宜采用单母线接线。 2.光伏发电站安装容量大于30MW时,宜采用单母线或单母线分段接线。 3.当分段时,应采用分段断路器。

四、光伏发电站母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时,可在母线分段回路中安装电抗器。母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择。 五、光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式,可采用下列方式: 1.辐射式连接方式。 2.“T”接式连接方式。

六、光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关,并组装在一个柜内。

七、光伏发电站内10kV或35kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。经汇集形成光伏发电站群的大、中型光伏发电站,其站内汇集系统宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。

八、当采用消弧线圈接地时,应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合现行行业标准的规定。

九、光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式,应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。

十、220kV及以下电压等级的母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关,110kV-220kV线路电压互感器与祸合电容器、避雷器、主变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关;主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。

6.3站用电系统

一、光伏发电站站用电系统的电压宜采用380V。

二、380V站用电系统,应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。 三、站用电工作电源引接方式宜符合下列要求:

1.光伏发电站有发电母线时,宜从发电母线引接供给自用负荷。 2.当技术经济合理时,可由外部电网引接电源供给发电站自用负荷。

3.当技术经济合理时,就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线侧引接,但升压站(或开关站)站用电应按本条的第1款或第2款中的方式引接。 四、站用电系统应设置备用电源,其引接方式宜符合下列要求: 1.当光伏发电站只有一段发电母线时,宜由外部电网引接电源。

2.当发电母线为单母线分段接线时,可由外部电网引接电源,也可由其中的另一段母线上引接电源。 3.各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时,宜采用邻近的两发电单元互为备

用的方式或由外部电网引接电源。

4.工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投入装置。 五、站用电变压器容量选择应符合下列要求:

1.站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1倍。 2.站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。

六、站用电装置的布置位置及方式应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定。 6.4直流系统

一、光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电,蓄电池组应以全浮充电方式运行。 二、蓄电池组的电压可采用220V或1lNV。

三、蓄电池组及充电装置的选择可按现行行业标准的规定执行。 6.5配电装置

一、光伏发电站的升压站(或开关站)配电装置的设计应符合国家现行标准的规定。 二、升压站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。

三、10kV-35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式,也可采用户外装配式配电装置。 6.6无功补偿装置

一、光伏发电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。 二、并联电容器装置的设计应符合现行国家标准的规定。 三、无功补偿装置设备的型式宜选用成套设备。

四、无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验,可采用户内或户外布置型式,并应考虑维护和检修方便。 7.接入系统

7.1一般规定

一、光伏发电站接入电网的电压等级应根据光伏发电站的容量及电网的具体情况,在接入系统设计中经技术经济比较后确定。

二、光伏发电站向当地交流负载提供电能和向电网发送的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。 三、光伏发电站应具有相应的继电保护功能。

四、大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力,并网双方的通信系统应符合电网安全经济运行对电力通信的要求。 7.2并网要求

一、有功功率控制应符合下列要求:

1.大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统,具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及其变化速率的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。

2.大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力,输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电力调度部门的限值,但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。 3.除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外,光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

二、电压与无功调节应符合下列要求:

1.应结合无功补偿类型和容量进行接入系统方案设计。

2.大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投入量和变压器的变化等方式。

3.大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统,具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出,参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。 4.接入10kV-35kV电压等级公用电网的光伏发电站,功率因数应能在超前0.98和滞后0.98范围内连续可调。

5.接入l10kV(66kV)及以上电压等级公用电网的光伏发电站,其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的全部感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和;其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。

6.对于汇集升压至330kV及以上电压等级接入公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站,其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和,其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

7.T接于公用电网和接入用户内部电网的大、中型光伏发电站应根据其特点,结合电网实际情况选择无功装置类型及容量。

8.小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50%时,功率因数不应小于0.98(超前或滞后);输出有功功率在20%—50%时,功率因数不应小于0.95(超前或滞后)。 7.3继电保护

一、光伏发电站的系统保护应符合现行国家标准的规定,且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。专线接入公用电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护。

二、光伏发电站设计为不可逆并网方式时,应配置逆向功率保护设备,当检测到逆流超过额定输出的5%时,逆向功率保护应在0.5ss-2s内将光伏发电站与电网断开。

三、小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力,其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合 。

四、大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站,光伏发电站可 不设置防孤岛保护。

五、在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下,光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。

六、接入66kV及以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前10s到故障后60s的情况,并能够与电力调度部门进行数据传输。

第三节 光伏电站的投资及财务评价分析

国家近期出台了一系列支持光伏市场发展的政策措施,从2014年开始,国家对大型光伏电站实行分资源区的不同上网标杆电价,将此前实行的全国统一上网标杆电价1元/kWh分别调整到0.9元/kWh(Ⅰ类区)、0.95元/kWh(Ⅱ类区)、1.0元/kWh(Ⅲ类区),同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴(0.42元/kWh),这就更加要求光伏系统不但要有低成本,还必须注重质量和发电效率,使光伏发电系统的效益最大化。 1.光伏电站投资 1.1投资构成

光伏电站投资构成与风电场工程相似,光伏发电工程总投资构成如图:

1.1.1设备费

设备费由设备原价、运杂费、运输保险费、采购及保管费组成。国产设备原价指设备出厂价,进口设备原价指进口设备的抵岸价。设备运杂费是指国内采购设备自来源地、国外采购设备自到岸港运至工地仓库或指定堆放地点发生的采购、运输运输保险、保管、装卸等费用。 1.1.2建筑及安装工程费

建筑及安装工程费是指为完成工程项目建造、生产性设备及配套工程安装所需的费用,由直接费、间接费、利润和税金组成。

直接费指建筑及安装工程施工过程中直接消耗在工程项目建设中的活劳动和物化劳动。由直接工程费和措施费组成。直接工程费指在正常的施工条件下,施工过程中消耗的构成工程实体的各项费用,包括人工费、材料费、施工机械使用费。措施费指为完成工程项目施工,发生在该工程施工准备和施工过程中的技术、生活、安全、环境保护等方面的非工程实体项目的费用。包括冬雨季施工增加费、夜间施工增加费、特殊地区施工增加费、小型临时设施摊销费、安全文明施工措施费及其他。

间接费指建筑安装产品的生产过程中,为工程项目服务而不直接消耗在特定产品对象上的费用,由企业

管理费、规费和财务费用组成。

利润指按光伏发电工程建设项目市场情况应计入建筑安装工程费用中的利润。

税金指按国家税法规定应计入建筑安装工程造价中的营业税、城市维护建设税、教育费附加及地方教育费附加。

1.1.3 其他费用

工程建设其他费用,是指从工程筹建起到工程竣工验收交付使用止的整个建设期间,除建筑安装工程费用和设备及工器具购置费用以外的,为保证工程建设顺利完成和交付使用后能够正常发挥效用而发生的各项费用。

1.1.4 基本预备费

指用于解决设计范围以内的设计变更(含施工过程中工程量变化、设备改型、材料代用等),预防自然灾害采取措施,以及弥补一般自然灾害所造成损失中工程保险未能补偿部分而预留的工程费用。 1.1.5 价差预备费

指在工程建设过程中,因国家政策调整、材料和设备价格上涨,人工费和其他各种费用标准调整、汇率变化等引起投资增加而预留的费用。 1.1.6建设期利息

指为筹措工程建设资金在建设期内发生并按规定允许在投产后计入固定资产原值的债务资金利息,包括银行借款和其他债务资金的利息以及其他融资费用。其他融资费用是指在某些债务融资中发生的手续费、承诺费、管理费、信贷保险费。 1.2项目划分

光伏发电工程项目划分为设备及安装工程、建筑工程和其他费用。

设备及安装工程包括发电设备及安装工程、变电站设备及安装工程、控制保护设备及安装工程、其他设备及安装工程。

建筑工程包括发电工程、变电站工程、房屋建筑工程交通工程、其他建筑工程。

其他费用包括项目建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费、其他税费。 1.2.1 设备及安装工程

设备及安装工程指构成光伏发电工程固定资产的全部设备及安装工程。 1.2.2 建筑工程

建筑工程包括发电场工程、变电站工程、房屋建筑工程交通工程、其他建筑工程。 1.2.3其他费用

其他费用指为完成工程建设项目所必需,但不属于设备购置费、建安工程费的其他相关费用。包括项目建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费和其他税费。 2 财务分析

光伏电站财务分析原理及方法与风力发电项目类似,就不再累述,这里对项目投资的评价方法做一简要简绍。

2.1静态评价和动态评价

评价方法根据在投资中是否考虑时间价值,可分为静态评价和动态评价.顾名思义,若不考虑项目投资资金的时间价值,称为静态评价方法,考虑投资资金的时间价值称为动态评价方法.目前,这两种方法是常用的决策方法。

静态评价方法的优点为计算简单、方便、指标直观、容易理解,所以在项目评价中广泛使用。但静态评价方法没有考虑资金的时间价值,也没有考虑项目的寿命周期,所得出的结论不够准确、全面。因此,静态评价方法较适合对若干个短期投资方案进行比较。

动态评价则考虑了资金的时间成本和寿命周期,克服了静态评价的先天不足,相比于静态评价,动态评价更全面、更科学。对于项目的不同投资方案而言应以动态评价为主,必要时才考虑静态评价辅助分析。 2.2确定性评价和不确定性评价

评价根据结果的肯定程度可分为确定性评价和不确定性评价。

确定性评价的前提条件是对于项目所在的环境条件和经济参数只做一种肯定的预测和估计,例如:现金

流量、项目的寿命期、资产折旧率、资产折现率等。但在现实的项目投资过程中,项目所处的环境和经济参数是变化的存在着风险。 不确定性评价是指对所投资项目的关键参数做出多种可能情况的估计,并分析不确定性因素对项目评价指标的影响,来预测项目的风险承担能力,确定项目在财务上和经济效益上的可靠性。 2.3单方案评价和多方案评价

根据项目方案的数量和评价方式,投资项目的技术方案经济性评价可分为单方案评价和多方案评价。 对于技术上可行的单个投资项目的评价,一般不需要进行多个项目方案之间的经济性比较,只研究项目方案的最终经济效果是否能够通过预设的标准,这种评价称为单方案评价。

当存在多种可选择的项目方案时,要从中选出经济性最优的方案,可采用增量分析法、指标直接对比法等。在多种方案之间进行技术经济比较称为多方案评价。

对单个投资项目而言,由于不涉及项目多种方案之间的经济可行性比较分析,因此使用单方案评价法。如果投资方案通过了单方案效果检验,就可以认为该方案的经济性是可行的,值得投资;否则应放弃投资。参加多方案经济效果评价的项目投资方案也必须事先通过单方案经济评价。对于单个方案而言,无论采用哪种经济性指标,其评价结果应该是一致的。 2.4光伏电站经济评价指标体系

项目的经济性评价是项目评估的重要内容。任何项目是否建设,必须事先对项目的财务活动有一个明确而又客观的认识,了解项目的经营特点、预期效益的经营成果,才能正确的从财务上评价项目是否可行。 2.4.1影响光伏电站发电成本的主要因素

光伏电站的发电成本由以下几个部分组成:固定资产折旧费、运行维修费、职工工资及福利费、材料费、财务费用及其他费用。光伏电站项目与常规能源发电项目最大的不同在于省去了燃料成本。正常运行的光伏电站的折旧费、运行维修等费用是基本固定的,变化因素较少,可视作固定成本。

并网光伏电站的初始投资主要包括光伏组件投资、安装投资、输变电工程投资、建筑工程投资等。初始投资中光伏组件占项目总投资比例很大,约占50%左右,是影响初始投资的主要因素。因此,光伏组件的折旧是光伏电站发电成本的重要影响因素之一。

运行维修费用包括光伏系统设备运行费用和维修费用,根据静态成本计算公式,光伏电站技术和输变电技术越成熟、可靠性越高,设备的运行和维修费用越低,光伏电站发电的成本也就越低。

我国建设的大部分光伏电站依靠商业贷款。项目总投资的资金来源是资本金和商业贷款。贷款利率增高,利息费用将增加,光伏电站发电成本也将增加,同理,若贷款利率下降,则光伏发电成本也会随之降低。 我国光伏电站项目相比于风力发电项目,仍属于发展的初期阶段,真正投运一段时间的光伏电站项目较少,项目的技术、经济、社会三方面评价指标的选取和赋值,需要随着我国光伏电站的发展进行修正和丰富。 第一节 光伏电站的运行维护与管理 第二节 光伏电站后评估方法

第一节 光伏电站的运行维护与管理

我国光伏电站运行情况 光伏电站存在的主要问题

我国光伏电站运营管理模式及其选择 光伏电站运行和管理的主要内容 我国光伏电站运行情况 (1)光伏发电并网情况:

2014年前三季度,全国新增光伏发电并网容量379万千瓦,其中,新增光伏电站并网容量245万千瓦,新增分布式光伏并网容量134万千瓦;全国光伏发电量约180亿千瓦时,相当于2013年全年发电量的200%。 按照两家电网公司所辖区域分,国家电网公司经营范围内新增光伏发电装机320万千瓦,其中光伏电站205万千瓦,分布式115万千瓦;南方电网公司经营范围内新增光伏发电装机28万千瓦,其中光伏电站12万千瓦,分布式16万千瓦。

西部地区是光伏电站装机容量居前,甘肃、青海和新疆累计光伏电站并网容量最多,分别达到466万千

瓦、365万千瓦和313万千瓦。

作为能源局推广的重点,分布式光伏发电在前三季度主要发展地区仍旧在东部。前三季度,江苏、浙江和广东累计分布式并网容量最多,分别达到70万千瓦、46万千瓦和44万千瓦。

国家能源局规划2014年国内光伏电站新增装机14GW,其中分布式光伏为8GW左右,光伏电站6GW左右。 (2)光伏发电站行业相关政策: 1月17日

国家能源局关于下达2014年光伏 发电年度新增建设规模的通知

确定2014年度新增建设规模:全年新增备案总规模1400万千瓦,其中分布式800万千瓦,占比约60%,光伏电站605万千瓦,占比约40%。对于甘肃、青海、新疆(含兵团)等光伏电站建设规模较大的省(区),如发生限电情况,将调减当年建设规模,并停止批复下年度新增备案规模 8月20日

国家发改委《西部新增鼓励产业目 录》

目录里标识了西部12省,其中有11省对太阳能相关项目做了说明,其中宁夏、内蒙两区规划有大型或超大型数据中心建设及运营产业 9月2日

国家能源局发布关于进一步落实 分布式光伏发电有关政策的通知

对分布式光伏发电的定位、应用形式、屋顶资源统筹、项目工程标准、质量管理、项目备案、发展模式、示范区建设、电网介入、并网运行、电费结算、补贴拨付、融资、产业体系公共服务、信息统计、监测体系、监督15个方面 做了规定 9月11日

国家能源局《加快培育分布式光伏发电应用示范区有关要求的通知》 在开建时间、园区统一协调、区域电力交易商业模式创新等方面做了细化规定 10月9日

《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设及运行管理工作的通知》

要加强光伏电站建设运行信息监测统计和公开,对弃光限电较严重的地区,暂停下达该地区下年度新增建设规模指 标,将规范光伏电站资源配置和项目管理 10月12日

《能源局关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》

规范新建电源项目投资开发秩序,构建公开公平公正的投资环境,有效控制电源项目工程造价,维护电力投资者的合法权益,促进电源健康有序开发 10月28日

《国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》

明确强调要健全光伏电站项目备案管理,制止光伏电站投资开发中的投机行为 11月19日

国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》

提出着力优化能源结构,坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举,要大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重。到2020年,非化石能源将占 一次能源消费比重达到15% 12月24日

国家能源局《关于推进分布式光伏发电应用示范区建设的通知》

在国家能源局已公布的第一批18个分布式光伏发电应用示范区外,增加了嘉兴光伏高新区等12个园区,鼓励社会投资分布式光伏发电应用示范区 (3)光伏发电站行业发展趋势: (一)分布式光伏发电将进一步得到发展

从2014年年初国家能源局印发的《国家能源局关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》中来看,分布式光伏发电建设规模占800万千瓦,超过建设规模总额的一半,可见国家全力支持发展分布式光伏发电,分布式光伏发电是未来光伏发电发展的重心。

我国光伏电站运行情况

2014年9月,国家能源局印发《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》,通知中对分布式光伏的定义有了扩展,将在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网(东北地区66千伏及以下)、单个项目容量不超过2万千瓦且发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目纳入分布式光伏发电规模指标管理,执行当地光伏电站标杆上网电价。此举将大大有利于我国中、东部地区建设分布式光伏发电系统。 我国光伏电站运行情况

(二)分布式示范区建设将取得初步成果

2014年11月,国家能源局发布《关于推进分布式光伏发电应用示范区建设的通知》提及,在国家能源局已公布的第一批18个分布式光伏发电应用示范区外,增加了嘉兴光伏高新区等12个园区,鼓励社会投资分布式光伏发电应用示范区。示范区将被优先纳入光伏发电的年度管理计划;如果规模指标不足,还可享受“先备案、后追加指标”等政策;2015年底将完成30个示范区的建设,总规模达335万千瓦。 我国光伏电站运行情况 (三)全面推进光伏扶贫工作

2014年10月国家能源局与国务院扶贫办联合印发《实施光伏扶贫工程工作方案的通知》,在全国范围内开展光伏扶贫工作。2014年下半年开展首批光伏扶贫项目摸底调查,出台相关方案及规划。 我国光伏电站运行情况

(四)解决西部地区光伏电站的“弃光”问题

受国家光伏扶持政策和光伏标杆电价调整的影响,大批光伏项目开始上马,光伏项目的集中并网导致原本就建设滞后的电网无法满足光伏电站的需要,造成西部地区部分省份出现严重的“弃光”问题,其中甘肃省的“弃光”限电问题最为突出。解决“弃光”限电问题,是发展地面电站的当务之急。 光伏电站存在的主要问题

自2013年以来,我国的光伏电站建设规模日渐扩大,为我国光伏产业持续健康发展提供了有力的市场支

撑,但在建设的过程中,也出现了一系列问题。调查数据显示,在调研的425座太阳能电站中,30%建成3年以上的电站都不同程度出现了问题;由于组件的质量问题,有些建成3年的电站设备衰减率甚至高达68%。如果组件一年衰减超过5%,照此速度,5年后这个电站就将报废。 光伏电站存在的主要问题

从光伏电站的设计、施工、运维以及所使用的组件设备,方方面面都影响着光伏电站的质量寿命。在设计施工中,西部的一些光伏大省由于人才缺失,在一线负责施工建设的员工大多缺乏技术指导、质量把关经验不足,工程质量难以得到保障。另外,为了赶进度拿补贴,一些光伏电站投资商盲目追求工程进度忽视工程质量,有些甚至为了增加收益,降低建设成本,盲目使用价格低、品质差的设备组件,最后导致电站质量参差不齐。来自光伏行业协会的数据显示,已建成的光伏电站中,质量不合格的比例高达1/3。电站质量已然成为光伏地面电站发展过程中所不能忽视和回避的重要问题。 我国光伏电站运营管理模式及其选择 我国光伏电站运营管理现状 我国光伏电站运营管理模式: (1)运、维一体化的运营管理模式 (2)运营业主管理、维护外委管理模式 (3)维护业主管理、运营外委管理模式 (4)运营、维护全部外委的管理模式 运、维一体化的运营管理模式的特点: (1)单位千瓦维护成本降低

(2)建立自己的运营、维护队伍,积累一定的专业技术经验,便于生产指标深度总结和分析 (3)技术监督工作能及时跟踪并有序进行

(4)能提炼出适合本光伏电站的工作方法、管理体系并灵活运用 (5)两票的工作界面较清晰,因两票配合不好出差错的几率降低

运营业主管理、维护外委管理模式的特点: (1)单位千瓦维护成本偏高

(2)技术监督工作完全依赖于外委单位

(3)外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间 维护业主管理、运营外委管理模式的特点: (1)单位千瓦维护成本偏高

(2)不设运营班组,设立专业维护班组,人员配置较少 (3)运营工作完全依赖于外委单位,不利于运营经验的积累 (4)生产指标统计准确性和分析深度受影响

(5)外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间 (6)需要配置试验仪器、吊车、试验车等 运营、维护全部外委的管理模式的特点:

(1)单位千瓦维护成本较高,一次性支付金额较大 (2)不设运营班组,设立专业维护班组,人员配置较少 (3)技术监督工作完全依赖或受控于外委单位

(4)外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间 光伏电站运行和管理的主要内容 运行和管理目标 一般要求 运行与维护

巡检周期和维护规则

运行和管理目标:安全和 经济 一般要求

1)光伏电站及户用光伏系统的运行与维护应保证系统本身安全,以及系统不会对人员造成危害,并使系统维持最大的发电能力。

2)光伏电站及户用光伏系统的主要部件应始终运行在产品标准规定的范围之内,达不到要求的部件应及时维修或更换。

3)光伏电站及户用光伏系统的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品,设备本身及周围环境应通风散热良好,设备上的灰尘和污物应及时清理。

4)光伏电站及户用光伏系统的主要部件上的各种警示标识应保持完整,各个接线端子应牢固可靠,设备的接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。

5)光伏电站及户用光伏系统的主要部件在运行时,温度、声音、气味等不应出现异常情况,指示灯应正常工作并保持清洁。

6)光伏电站及户用光伏系统中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求,并定期校准。 7)光伏电站及户用光伏系统运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。在工作之前必须做好安全准备,断开所有应断开开关,确保电容、电感放电完全,必要时应穿绝缘鞋,带低压绝缘手套,使用绝缘工具,工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。

8)光伏电站及户用光伏系统运行和维护的全部过程需要进行详细的记录,对于所有记录必须妥善保管,并对每次故障记录进行分析。 运行与维护

1)光伏组件表面应保持清洁,清洗光伏组件时应注意:

①应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件,严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件;应该做到一掸二刮三清洗。

②应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件,不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件; ③ 严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件; 2)光伏组件应定期检查,若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件::

①光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化; ②光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡 ③ 光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁,接线端子无法良好连接。 3)光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

4)使用金属边框的光伏组件,边框和支架应结合良好,两者之间接触电阻应不大于4Ω。 5)使用金属边框的光伏组件,边框必须牢固接地。

6)在无阴影遮挡条件下工作时,在太阳辐照度为500W/m2以上,风速不大于2m/s的条件下,同一光伏组件外表面(电池正上方区域)温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站,应配备红外线热像仪,检测光伏组件外表面温度差异。

7)使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流,其偏差应不超过5%。 8)支架的维护应符合下列规定:

①所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。

②支架表面的防腐涂层,不应出现开裂和脱落现象,否则应及时补刷。 9)直流汇流箱的运行与维护应符合以下规定:

①直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象,箱体外表面的安全警示标识应完整无破损,箱体上的防水锁启闭应灵活;

②直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象; ③直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定; ④直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧 ⑤ 直流输出母线端配备的直流断路器,其分断功能应灵活、可靠。 ⑥ 直流汇流箱内防雷器应有效。

10) 直流配电柜的运行与维护应符合以下:

①直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象,箱体外表面的安全警示标识应完整无破损,箱体上的防水锁开启应灵活

②直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象; ③直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧; ④直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠; ⑤直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠; ⑥直流配电柜内的直流断路器动作应灵活,性能应稳定可靠; ⑦ 直流母线输出侧配置的防雷器应有效。 11)控制器的运行与维护应符合下列规定:

①控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求; ② 控制器上的警示标识应完整清晰;

③控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象; ④ 控制器内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定;

⑤直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间的绝缘电阻应大于2兆欧; 12)逆变器的运行与维护应符合下列规定:

①逆变器结构和电气连接应保持完整,不应存在锈蚀、积灰等现象,散热环境应良好,逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声;

②逆变器上的警示标识应完整无破损;

③逆变器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常,散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音,如有异常情况应断电检查。

④定期将交流输出侧(网侧)断路器断开一次,逆变器应立即停止向电网馈电。 ⑤逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限,应及时更换。 13)接地与防雷系统

①光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

②光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。 ③光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

④光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效,其接地电阻应符合相关规定。

⑤光伏方阵防雷保护器应有效,并在雷雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。 14)交流配电柜维护时应注意以下项目:

①交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间,并将维护所需工具准备齐全。

②配电柜保养完毕后,拆除安全装置,断开高压侧接地开关,合上真空断路器,观察变压器投入运行无误后,向低压配电柜逐级送电。

③电缆不应在过负荷的状态下运行,电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象; ④直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺;

⑤确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺;沟道中不应有积水或杂物;确保沟内支架应牢固、无锈蚀、松动现象;铠装电缆外皮及铠装不应有严重锈蚀;

⑥多根并列敷设的电缆,应检查电流分配和电缆外皮的温度,防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。 ⑦金属电缆桥架及其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;桥架与桥架间应用接地线可靠连接。

15)光伏系统与基础、光伏玻璃幕墙结合部分满足一下要求:

①光伏系统应与建筑主体结构连接牢固,在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角,使其符合设计要求。

②光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。

③用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动;采取预制基座安装的光伏方阵,预制基座应放置平稳、整齐,位置不得移动

④光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动,焊缝不应开焊,金属材料的防锈涂膜应完整,不应有剥落、锈蚀现象。

⑤光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。 16)蓄电池的要求:

①蓄电池室温度宜控制在5℃~25℃之间,通风措施应运行良好;在气温较低时,应对蓄电池采取适当的保温措施。

②在维护或更换蓄电池时,所用工具(如扳手等)必须带绝缘套。 ③蓄电池在使用过程中应避免过充电和过放电。 ④蓄电池的上方和周围不得堆放杂物。

⑤蓄电池表面应保持清洁,如出现腐蚀漏液、凹瘪或鼓胀现象,应及时处理,并查找原因。 ⑥蓄电池单体间连接螺丝应保持紧固。

⑦ 若遇连续多日阴雨天,造成蓄电池充电不足,应停止或缩短对负载的供电时间。

⑧ 应定期对蓄电池进行均衡充电,一般每季度要进行2~3次。若蓄电池组中单体电池的电压异常,应及时处理。

⑨对停用时间超过3个月以上的蓄电池,应补充充电后再投入运行。

⑩更换电池时,最好采用同品牌、同型号的电池,以保证其电压、容量、充放电特性、外形尺寸的一致性。

17)数据通讯系统

①监控及数据传输系统的设备应保持外观完好,螺栓和密封件应齐全,操作键接触良好,显示读数清晰。 ② 对于无人值守的数据传输系统,系统的终端显示器每天至少检查1次有无故障报警,如果有故障报警,应该及时通知相关专业公司进行维修。

③每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进行校验,同时对系统的A/D变换器的精度

进行检验。

④数据传输系统中的主要部件,凡是超过使用年限的,均应该及时更换。 巡检周期和维护规则

光伏电站及户用光伏系统巡检周期应符合规定,并及时填写巡检记录表,每次巡检后要如实

第二节 光伏电站后评估方法

光伏电站后评估方法 光伏电站后评估的意义 评估的主要技术指标 光伏电站后评估的意义

光伏电站后评估的目的是考核建成的光伏电站是否发到预期的目的,发电效率是否满足设计要求,经济效益是否达到预期的目标。

从后评估的内容看,主要应评估该项目建成后是否达到了设计发电能力,是否实现了预期利润,是否充分发挥了前评估所判定的预期功效。总之,项目是否实现了或在多大程度上实现了预定的投资效益是关键。因此,我们应围绕考评项目自身投资效果和项目比较效益这一核心内容,遵照“科学、简明、综合、可行”的设计原则,采取选择合理的评价指标。

建立光伏电站后评估系统,分析与比较光伏电站实际运行参数与投资预期目标的偏离程度,追究造成偏差的原因,以确定投资目标的合理有效性,是建设好光伏电站的必要措施之一。对光伏电站的运维以及后续项目的设计与施工具有重大的指导意义。 评估的主要技术指标

1)光伏电站太阳能能资源评估。 2)对光伏组件的效率进行评估。

3)对光伏区直流线损进行评估。 4)对逆变器的效率进行评估。 5)对光伏电站常用电率进行评估。 6)对光伏电站的效率进行评估。 7)对光伏电站的可靠性进行评估。 目 录

1第一节 太阳能光热发电的原理 2第二节 太阳能光热发电形式

3第三节 太阳能光热发电发展现状和趋势 4第四节 太阳能光热发电在中国的发展

01 太阳能光热发电的原理

太阳能光热发电的原理是,通过反射镜将太阳光汇聚到太阳能收集装置,利用太阳能加热收集装置内的传热介质(液体或气体),再加热水形成蒸汽带动或者直接带动发电机发电。

02 太阳能光热发电形式

太阳能光热发电形式有槽式、塔式、碟式(盘式)、菲涅尔式四种系统。

槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统,是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列,加热工质,产生过热蒸汽,驱动汽轮机发电机组发电。要提高槽式太阳能热发电系统的效率与正常运行,涉及到两个方面的控制问题,一个是自动跟踪装置,要求使得槽式聚光器时刻对准太阳,以保证从源头上最大限度的吸收太阳能,另外一个是要控制传热液体回路的温度与压力,满足汽轮机的要求实现系统的正常发电。

太阳能塔式发电是应用的塔式系统。塔式系统又称集中式系统。它是在很大面积的场地上装有许多台大型太阳能反射镜,通常称为定日镜,每台都各自配有跟踪机构准确的将太阳光反射集中到一个高塔顶部的接受器上。接受器上的聚光倍率可超过1000倍。在这里把吸收的太阳光能转化成热能,再将热能传给工质,经过蓄热环节,再输入热动力机,膨胀做工,带动发电机,最后以电能的形式输出。主要由聚光子系统、集热子系统、蓄热子系统、发电子系统等部分组成。

碟式太阳能热发电系统每个功率为数十千瓦(小的为数千瓦),碟式太阳能热发电系统可单独存在,也可多台组成碟式太阳能热发电场。碟式太阳能热发电系统主要由碟式聚光镜、接收器、斯特林发动机、发电机组成,目前峰值转换效率可达30%以上,很有发展前途。

菲涅耳式工作原理类似槽式光热发电,只是采用菲涅耳结构的聚光镜来替代抛面镜。这使得它的成本相对来说低廉,但效率也相应降低。

此类系统由于聚光倍数只有数十倍,因此加热的水蒸气质量不高,使整个系统的年发电效率仅能达到10%左右;但由于系统结构简单、直接使用导热介质产生蒸汽等特点,其建设和维护成本也相对较低。

03 太阳能光热发电发展现状和趋势 1 发展现状

截至2013年底,全球累计光热发电装机容量达到3425MW,同比增长36%。光热发电项目数量总计超过120个。已建成的太阳能光热发电站以槽式电站为主,所占比例接近90%。世界光热发电仍主要集中在西班牙和美国。 2 发展趋势

美国继续引领全球光热发电市场的发展,新兴光热发电市场正在形成。2013年美国建成世界上最大的槽式电站,世界最大的塔式电站于2014年投运;阿联酋成功投运100MW槽式电站,印度累计在运光热电站达到55MM,西班牙则受政策调整的影响,光热发电发展减缓,没有新增在建项目。塔式技术竟争力增加。随着技术进步,塔式发电技术凭借其高效率,发展加快。拟建项目中,塔式比例提高到38%。熔盐蓄热技术已在太阳能热发电中得到广泛应用。

04 太阳能光热发电在中国的发展

光热发电只能利用太阳直接辐射资源(DNI),根据国外的经验,DNI值在1800kWh/m2/y以上的地区适宜建设光热发电站。我国的西藏、内蒙古等地区都具备大规模开发光热发电站的条件,国家能源局2012年《太阳能发电发展“十二五”规划》提出:到2015年底,光热发电装机达100万千瓦。国务院《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出:“加快发展太阳能发电”、“稳步实施太阳能热发电示范工程”。 截至2013年底,中国已建成实验示范性太阳能光热发电站(系统)6座,装机规模约13.9MW,国家已核准在建的太阳能光热发电站10座,装机规模约403.6MW;正式开展前期工作的太阳能光热发电站14座,装机规模约661MW。青海中控德令哈50MW发电项目一期1OMW工程投运。2014年8月份,国家发改委价格司批准了中控德令哈10MW塔式光热发电示范项目的上网电价为1.2元/kWh 。

我国已明确技术路线的项目大部分拟采用塔式技术开发,占比约为47%。已开始开展前期工作项目以西藏项目容量最多,其次为青海省,容量分别为301MW和300MW。

中国年平均太阳法直辐射图

第一节 储能技术介绍

第二节 风光互补和风储互补、风光储一体项目介绍

第一节 储能技术介绍

储能系统的分类: ● 物理储能 ● 电磁储能 ● 电化学储能 物理储能 ● 抽水储能

抽水储能是目前技术最成熟、设备容量最大的商业化技术,在世界各国已得到普遍采用。该储能技术需要建设高水位的水库来储存能量,在负荷低谷电网电能过剩的情况下, 把低水位的水抽到水库中储存起来,在负荷高峰时再利用水库中的水启动水轮发电机组向电网提供电能,供电力系统调峰之用。

抽水储能电站启动迅速,运行灵活、可靠,对负荷的急剧变化可做出快速反应,运行成本低,除削峰填谷外,还适合承担调频、事故备用以及黑启动等任务,其作用已得到了世界各国的公认。利用“风电—抽水蓄能联合运行系统”,能够将过大比重的风电转换成高质量的电能间接输入电网,或将电能负荷低谷时的多余风电转换成水能存蓄起来,减少风机弃荷,从而大大地提高了风能利用率和电网供电质量,使风能资源得到最大化的开发利用;同时,技术上成熟可靠,其容量可以做得很大,仅受到水库库容的限制。缺点首先是建造受到地理条件的限制,必须有合适的高低两个水库,不具有广泛普及性。另外,在抽水和发电两个过程中都有相当数量的能量是损失掉的。还有一个缺点是这种抽水储能电站一般都远离负荷中心,有输电损耗。抽水蓄能电站更广泛应用的一个重要制约因素是建设工期长,工程投资较大。 ● 飞轮储能

飞轮储能是一种机械储能的方式,是将外界输入的电能转化成可储存的动能或势能。当电网电能富裕时,飞轮储能系统通过电动机拖动飞轮加速以动能的形式储存电能,当电网需要电能时, 飞轮减速并拖动发电机发电以释放出电能,向负荷供电。

飞轮储能系统具有高效率( 80%~90%)、无污染、合理的功率密度及充能迅速等优点,极具发展潜力,目前应用最多的是汽车动能的储存或电能的储存。该技术的难度在于因储能密度与飞轮材料强度、质量及几

何形状有关,要慎重选择适当材料及飞轮形状;轴承技术必须适应于长时间高速旋转,且质量要好。 ● 压缩空气储能

压缩空气储能的原理是在电网负荷低谷时利用盈余电力驱动电动机带动空气压缩机将空气储存于储气装置,即将不可储存的电能转化成可储存的压缩空气的气压势能予以储备。当负荷高峰时,储气装置排出高压空气与天然气或油等燃料混合燃烧后推动燃气轮机发电,电能转换效率为65%~75%。 电磁储能 ● 超导磁储能

超导储能是将超导材料制成超导线圈,通过功率调节器将低谷电网多余的电能以磁场能的形式直接储存在超导线圈中。当电网负荷超过系统可发电力时,通过功率调节器的逆向输送将储存于超导中的磁场能转换成电能以补充电网电力。

由于超导储能把电能以磁场能的形式直接储存在超导线圈中,需要时又释放出来,能量损失最小,储能效率可达92%~95%。超导储能还具有储能密度高,运行寿命长,不受地形限制,占地面积少,响应速度快,污染小,操作和维护方便等优点。但是超导储能也存在初期投资大,冷却技术较复杂,强磁场对环境可能有影响等缺点。

● 超级电容器储能

超级电容器是将电化学双层电容与法拉弟准电容结合起来专门用于储能的特种电容器,有着法拉级的超大电容量,比传统的电解电容器的积能密度高上百倍,漏电流小近千倍,它的放电比功率较蓄电池高近十倍,不需要任何维护和保养,寿命长达十年以上。

当前研制成功的超级电容器具有如下特点:功率密度高,1000 W/kg;循环寿命长,可达万次以上;充电时间短,全充电10~30 min;充电效率高,可达95%;储能时间长;可靠性高,维护工作极少。但目前超级电容器存在能量密度低、放电时间短和成本高的问题。 电化学储能 ● 铅酸电池

铅酸电池应用在储能方面的历史较早,技术上也较为成熟,并逐渐进入以密封型免维护产品为主流的阶段。铅酸电池较之其他电池,其成本较低,能量密度则在各类电池中适中。在环境影响上,基于密封阀控型的铅酸电池有较高的运行可靠性,其劣势已不甚明显,但与新型电池相比,仍有体积较大的缺点。 ● 镍氢电池

作为碱性电池的镍氢电池与铅酸电池比较,具有容量大、结构坚固、充放循环次数多的特点,但价格也高一些。镍氢电池是密封免维护电池,不含Pb、Cr、Hg 等有毒物质,正常使用过程中也不会产生任何有害物质。

● 锌溴电池

锌溴电池,在20 世纪70 年代早期由Exxon开发成功,经过多年的研究和发展,已经建成了很多容量为数千瓦时的锌溴电池储能系统并经过试验,其净效率为75%。锌溴电池储能系统已有小规模示范,但由于溴汽蒸发而带来的腐蚀问题是应用中的巨大隐患,目前尚没有有效的解决办法。 ● 全钒液流电池

全钒液流电池全称为全钒离子氧化还原液流电池,全钒液流电池中的两个氧化还原电对的活性物质,分别装在两个储液罐中的溶液中,各用一个泵,使溶液流经电池,并在电池内的离子交换膜两侧的电极上分别发生还原和氧化反应。

全钒液流电池,具有的特征如下:

● a)电池系统组装设计灵活,易于模块组合,蓄电规模可大可小。全钒液流电池的活性物质以液体状态贮存于电堆外部的储液罐中,容量取决于外部储液中活性物的容量和浓度,其功率输出和能量储存部分是相互独立的,可根据适宜的地理环境条件设计建设;充电可通过增加电解液体积来实现。

● b)电池系统可高速响应,高功率输出。全钒液流电池充、放电可在很短的时间内完成,通过更换溶液,可实现电池的即时充电;通过电堆的不同组合,来提供不同的输出电压;负载变化时或放电深度增加时,可用附加电池维持输出电压恒定;能量效率高。

● c)电池系统易于维护,安全稳定。所有单电池的反应物不存在固相反应,容易保证电堆的一致性和

均匀性;电池的电解液均置于相同的储液罐中,每个电池的放电状态是相同的;同样,其工作温度为室温条件,所以电池系统是安全稳定的。

● d)环境友好。电池的活性溶液可重复使用,不存在环境污染;电池系统在放置和工作时,无CO2 等析出。

● 钠硫电池

钠硫电池具有较高的储能效率(约89%),同时还具有输出脉冲功率的能力,这一特性使钠硫电池可以同时用于电能质量调节和负荷的削峰填谷调节两种目的,从而提高整体设备的经济性。与传统的化学电池不同的是,钠硫电池采用的是熔融液态电极和固体电解质,其中,负极的活性物质是熔融金属钠,正极活性物质是硫和多硫化钠熔盐,而固体电解质兼隔膜的是一种专门传导钠离子的Al2O3 陶瓷材料,而电池外壳则一般用不锈钢等金属材料。 ● 钠硫电池

钠硫电池比能量高,是铅酸电池的3~4 倍;

可大电流、高功率放电。其放电电流密度一般可达200~300mA/cm2 ,瞬时间可放出其3 倍的固有能量; 充放电效率高。由于采用固体电解质,所以没有通常采用液体电解质二次电池的那种自放电及副反应。 钠硫电池也有不足之处,需工作温度在300~350℃,所以,电池工作在充电状态下需要一定的加热保温,在放电状态下还需要良好的散热设计;同时,其充电状态只能用平均值计量,所以需要周期性的离线度量;此外,由于硫具有腐蚀性,电池的护体需要经过严格耐腐处理。 ● 锂电池

锂电池的正极材料有很多种,主要有钴酸锂、锰酸锂、镍酸锂、三元材料、磷酸铁锂等。其中钴酸锂是目前绝大多数锂电池使用的正极材料,而其它正极材料由于多种原因,目前在市场上还没有大量生产。磷酸铁锂由于具有使用安全与循环寿命优势、材料成本的优势,已经开始大规模进入锂动力电池市场。 ● 磷酸铁锂电池的特点

安全性:安全可靠,全密封,不怕火烧,不爆炸;

循环寿命长:在室温和100%DOD 情况下,锂电池的循环寿命不小于7500次; 性能价格比高:普通常用材料;充电(放电)效率≥98.5%; 一致性好: 各种储能系统比较 典型额定功储能类型 率 抽水储100~4-10h 能 物理压缩空10~300MW 1~20h 储能 气 飞轮储5kW~1.5 15s~比功率较大。成本高、噪音大。 能 超导储能 电磁储能 超级电10kW~1MW 1~30s 容 额定容量 特点 应用场合 适于大规模,技术成熟。响应慢,日负荷调节,频率控制和需要地理资源。 适于大规模。响应慢,需要地理资调峰,系统备用 源。 调峰、频率控制、UPS 和电能质量 响应快,比功率高。成本高、维护电能质量控制、输配电稳系统备用 2000MW MW 15min 1~100kW 2s~5min 困难。 定,UPS 输电系统稳定、电能质量电容器 1~100kW 1s~1min 响应快,比功率高。比能量太低。 控制 响应快,比功率高。成本高、储能与FACTS 结合 量低。 各种储能系统比较 典型额定额定容储能类型 功率 量 特点 应用场合

本文来源:https://www.bwwdw.com/article/6hap.html

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