摘要：变电站交直流系统做为变电站一二次设备的电源核心，是电网安全运行的基本保障，其可靠性、稳定性显得愈发重要。光伏发电技术已经非常成熟，经济性也逐步提高，但未在变电站交直流系统中的广泛运用。鉴于此，本文对光伏发电在变电站交直流系统的应用方式进行研究，以供参考。
关键字：交直流系统；光伏发电；经济性
引言
近几年光伏发电技术迅猛发展，其突出的环保性、经济性、适应性在许多行业运用广泛。本文对光伏发电在变电站交直流系统中的三种应用方式进行研究探讨，达到降低变电站电源损耗、提高交直流系统供电可靠性、增加经济效益的目的。
1 变电站交直流系统介绍
变电站交流系统为变电站的运行提供稳定的低压交流电源，其通过站用变将高压电（10kV、35kV或66kV）降压为400V的低压电源，为站内交流照明、主变风冷、UPS装置、高频电源模块等提供稳定电源。目前变电站一般配置两台站用变压器（或三台变压器），在出现站用变故障或者某一段母线停电时，另一套（或两套）发挥其冗余备用的功能，但仍有部分变电站各种原因受限只有单台站用变，其供电可靠性大大降低。变电站的直流系统在站用电中断的情况下，蓄电池组发挥其独立电源的作用，向继电保护及自动装置、断路器跳闸与合闸、载波通信、事故照明等装置提供不间断的直流电源，确保故障时保护装置能正确动作。直流系统均配置双电源自动切换装置，分别接入两路交流电源，在其中一路交流电源出现故障时能自动切换至另外一路交流电源。
2 光伏发电在站用变单套配置的变电站中应用
目前，部分变电站建设于偏远地区，由于用电负荷较少，多采用单主变运行方式以节省投资。此类变电站采用一台站用变提供低压电源，在站内母线或站用变发生故障时，交流负载及直流系统交流进线将失去电源，供电可靠性大幅下降。
2.1 带储能蓄电池的光伏发电系统应用
针对站用变单套配置的变电站，采用带储能蓄电池的光伏发电系统，为站内交流负载提供额外的电源保障，采用ATS自动切换装置，负载电源可在站用电源与光伏电源之间切换，实现双电源冗余备份的功能。日间光伏发电一方面为站用变负载提供电源，一方面将多余的电能储存在储能蓄电池中，在夜间继续提供稳定的交流电源。当日照不满足发电需求或者蓄电池储存容量不足时，自动切换至站用变供电。此类供电方式的优点是供电可靠性提高，降低站内电源线损，缺点是需安装储能蓄电池，前期投资较大，蓄电池维护工作量大。
2.2 无储能蓄电池的光伏发电系统应用
此类光伏发电系统与上述带储能蓄电池的光伏发电系统区别在于无储能蓄电池组，当日照不满足发电需求或者夜间时，无法提供持续稳定的电源。可做为直流系统交流输入电源，利用直流系统蓄电池组储能。一种方式做为主路电源运行，日间为直流母线及蓄电池组供电，夜间直流系统交流进线切换装置自动切换在站用电运行。另一种是做为备用电源使用，只有在站用电出现故障或者全站停电检修时投入运行，确保直流系统能长时间运行。此类供电方式的优点是投资少，供电可靠性较高，缺点是经济效益不高，光伏发电利用率低。
3 光伏发电在站用变双套以上配置的变电站中的应用
110kV及以上的变电站多采用双套站用变配置，其供电可靠性相对于单套站用变配置的变电站有了明显的提高，但在出现全站停电检修时无法提供持续稳定的交直流电源。引入光伏发电系统，能有效解决全站停电检修工作一般持续10小时以上，而直流系统仅能支撑5、6小时的困境。可作为主路电源运行，降低变电站内电源损耗，或者作为备用电源运行，提高供电可靠性，根据用户需求自行选择。
4 光伏发电在变电站中应用的经济性研究
光伏发电系统技术已经非常成熟，建设成本也日益降低，其具有很强的经济价值。35kV变电站全站交流最大负载10A，功率2.2kW，蓄电池最大充电电流10A，功率2.2kW，设计使用10kVA的光伏发电系统完全满足使用要求。目前市面上光伏发电8~10元/W，装机10KVA需要投入8~10万元，使用寿命20年。
阿克苏地区位于新疆南部，属于太阳能资源二类地区，全年日照时数3000~3200小时，辐射量在5852~6680MJ/m2·a，太阳能资源较丰富。按照发电效率65%计算，每年发电量在19500~20800kWh，按照2020年光伏上网价格0.4元计算，使用周期内收益15.6~16.64万元，约10~12年便可收回投资。由此可见，光伏发电在变电站中的应用具有一定的经济价值，并且提高了变电站交直流系统的供电的可靠性，增加了电网设备安全运行水平。
5 结束语
随着变电站智能化水平提升，用电设备日益增多，对站内电源可靠性的需求越来越高。光伏发电系统具有其独立性、经济性、环保性的特点，技术发展迅猛，其在变电站的使用也将更加广泛，工作模式也将日趋丰富。
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