新能源电站论文

新能源电站论文（精选9篇）

新能源电站论文 第1篇

随着常规化石能源的匮乏以及其造成的环境污染, 开发和利用新能源 (可再生能源和无污染绿色能源) 是目前人类迫切需要解决的重要问题。

中国光伏发电产业起步于20世纪70年代, 90年代初期, 光伏发电主要应用在通信和工业领域, 包括微波中继站、卫星通信地面站等。目前, 中国的光伏技术已步入大规模并网发电阶段, 开始建造几十千瓦级、百千瓦级、兆瓦级的光伏并网示范系统。

2 大型并网光伏电站概述及EPC总承包模式

2.1 大型并网光伏电站概述

太阳能光伏并网发电系统通过把太阳能转化为电能, 直接通过并网逆变器, 把电能送上电网。太阳能发电系统是利用光生伏特效应原理制成的, 它是将太阳辐射能量直接转换成电能的发电系统, 主要由太阳能电池方阵和并网逆变器两部分组成。大型并网光伏电站可集中地利用太阳能, 使用逆变器并联、集中管理与控制技术, 可以在适当的条件下充分利用太阳能的时间分布特性和储能技术, 起到削峰、调峰等作用。

2.2 EPC总承包模式简介

设计—采购—施工总承包 (EPC) 模式是指总承包商按照合同约定, 完成工程设计、设备材料采购、施工、试运行等服务工作, 实现设计、采购、施工各阶段工作合理交叉与紧密配合, 并对工程的安全、质量、进度、造价全面负责。EPC工程总承包管理的本质是要充分发挥总承包商的集成管理优势, 需要总承包商强大的融资和资金实力、深化设计能力、成熟的采购网络, 以及争取施工技术精良的专业分包商的资源支持和有效监控等。工程总承包管理的核心内容就是工程的设计 (或深化设计) 、采购、施工以及调试验收的管理。

3 EPC总承包模式在大型光伏电站的应用

EPC总承包模式在国际工程承包中已被广泛的应用, 是一种相当成熟的工程承包模式。设计工作是EPC项目的关键, 施工和采购工作则是项目完成的保证。建立设计为龙头的EPC总承包企业管理模式, 是设计单位与工程市场并行接轨, 能更好的提高设计管理水平, 发挥专业技术优势。只要设计能充分调动自身积极性, 发挥它的专业优势, 实行限额管理, 优化设计, 有效的降低工程成本, 就能占据工程总承包市场的重要领域。当然, 施工过程中的进度、质量、安全等方面的合理安排和控制, 也是项目成功的必要条件。大型光伏电站的EPC管理模式应遵循以设计为龙头, 并强化采购和施工工作, 使之紧密结合、互相补充。

光伏电站的设计一般遵循以下原则:认真研究项目建设的条件, 通过多方案比较, 确定较为合理的技术方案;分析选址资源情况;合理布置太阳能电池组件列阵;大尺寸组件安装快速、便捷, 包括:减少系统安装时间, 减少系统安装材料, 减少系统连线、降低线损;电缆布线最优化的连线方案包括:防紫外线电缆, 尽量短的连线, 近处汇流;高效的逆变器是系统稳定运行的保证, 变压器的选择是最后的效率节点;集中监控, 可以尽快的预防故障;工程造价的核算。

大型光伏电站的建设特点有:建设周期短, 占地面积广等。建设周期对设计、采购及施工造成很大的制约, 采购和施工周期短, 就需要人员更合理的安排时间和人力资源, 从管理角度出发, 应编制各类工程管理类文件并严格执行, 各个岗位均应配置相应人员以备处理应急事件 (如晚交货等) , 如采购经理以下应配置设备工程师到制造厂进行监造和催交。现场项目部应配置相应的现场经理, 各个专业的工程师, 健全组织机构, 实现各个事项有专人负责及协调, 认真执行生产岗位责任制。如电气方面配备专业电气工程师, 土建方面配备专业土建工程师, 进度及费用控制方面应配置相应的进度工程师和费控工程师等。在施工过程中, 还应及时做好应急预案, 并配置专业安全工程师负责施工过程中的安全文明施工工作灯。编制过程控制文件及进度控制文件并严格执行, 确保质量关、进度关、安全关。工程资料管理应配置专业资料员, 处理往来文件并予以归档, 在工程竣工期间整理竣工资料等。由于工期较短, 施工人员数量将会比较多, 现场施工方面的施工人员管理也是一大课题。实践表明, 通过现场的管理, 在较短工期内, 通过EPC模式的深入应用, 完成大型光伏并网电站的建设是成功的 (图1、图2) 。

在光伏电站项目管理中, 由于工期短, 质量要求高, 专业性强, 实行EPC总承包模式具有以下优势。

(1) 优化项目组织机构和人力资源配置。

EPC模式优化了组织结构和人力资源配置, 减少了管理人员的数量, 避免了组织机构臃肿, 节省了项目管理的费用支出, 为项目盈利创造了条件。

(2) 合理的安排进度和质量目标, 并对进度和质量采取更专业的管理。

EPC模式中项目经理能更好的对进度作出合理安排, 可以通过考核等管理手段更充分调动专业工程师的积极性和主观能动性, 更好的保证项目完成的工期和质量。

(3) 项目总价合同更好的调动总承包企业的积极性。

EPC总承包商直接与业主签订合同, 针对光伏电站而言, 一般与业主签订总价合同, 在防范合同风险的同时, 能更好的控制成本, 提高积极性。

(4) 充分体现设计的主导优势。

EPC承包商开始就参与了设计, 而且对于光伏电站工期短的特点而言, 极有可能发生边设计边采购施工的状况, 需要设计与采购、施工部门紧密联系, 也可以通过现场反馈的具体信息, 尽可能地设计出最优方案。

参考文献

[1]邵翠平.我国太阳能光伏发电现状及发展趋势[J].科技信息, 2008 (23) :373～374.

[2]王伍仁.EPC工程总承包管理[M].北京:中国建筑工业出版社, 2008.

新能源电站论文 第2篇

策划案（修改版）一、二、三、论坛时间：2010年 月日论坛地点： 论坛形式

开幕式+专题研讨会

四、论坛组织

指导单位：工信部

科技部

财政部

中华全国工商业联合会

国家能源局

主办单位：全国工商联新能源商会

中国可再生能源学会

北京新能源汽车产业联盟

国家电网公司中国电力科学研究院

承办单位：新能源动力及储能专委会、《中国能源报》

协办单位：北汽福田汽车股份有限公司

普能世纪科技有限公司

泰州汇能科技有限公司

珠海银通交通能源投资有限公司

。。。

媒体单位：《中国能源报》、《中国证券报》、《能源》杂志、《每日经济新闻》、《机电商报》、《电气技术》、《中国电力报》、《装备制造》、《中国新技术新产品》、《bitauto易车》、《汽车杂志》、《汽车科技》、《商用车与发动机》、《科技日报》、《科学新闻》、《科学时报》、中国

低碳网、新浪财经、solarbe光伏网、国际文传电讯社

五、论坛主题

充电站建设助推中国新能源汽车产业跨越式发展

六、论坛目的剖析当前中国新能源汽车及储能等产业发展现状，揭示行业发展所遇到的问

题，解读分析国家对新能源汽车及相关产业的政策支持，探讨当前技术发展的方向，预判新能源汽车及相关产业的发展前景。

论坛闭幕后，由全国工商联新能源商会新能源动力及储能专业委员会将论坛讨

论议题及讨论结果编汇成集，将参会的专家、学者和企业界人士探讨的建设性意见形成书面文件向发改委、工信部、科技部、财政部及国家能源局等相关政府部门反映。

七、论坛嘉宾拟邀请

苗圩工信部副部长

冯记春科技部高新司司长

史耀斌财政部税政司司长

欧阳晓明全国工商联经济部部长

史立山国家能源局可再生能源司副司长

李俊峰国家发改委能源研究所副所长

王斯成国家发改委能源研究所研究员

欧阳明高清华新能源汽车工程中心主任

毛宗强清华大学核研院教授

张华民中科院大连化物所研究员

黄可龙中南大学化学化工学院院长

柴建云清华大学电机系教授

贾铁鹰中国标准化研究院研究员

戴慧珠中国电力科学研究院研究员

王保国清华大学化工系液流电池工程研究中心主任

谢晓峰清华大学核研院副研究员

俞振华北京普能世纪科技有限公司董事长、全国工商联新能源商会副会长 曾少军全国工商联新能源商会秘书长

八、论坛日程

月 日上午开幕式、专题研讨会

月 日下午专题研讨会

九、时间及议程规划（月日 上午7:30——9:00）签到（上午9:00——9:15）开幕式（上午9:00——9:10）主持人致辞，介绍到会嘉宾（上午9:10——9:15）主办单位领导共同宣布论坛开幕（上午9:20——12:00）主论坛 9:20-9:50 1）国家高技术战略新兴产业的前景展望（科技部）9:50-10:20 2）中国新能源汽车产业国家发展战略解析（工信部）10:20-10:50 3）财税政策促进新能源汽车及配套产业发展（财政部）10:50-11:00茶歇 11:00-11:30 4）民营经济与中国新能源汽车产业的发展（全国工商联）11:30-12:00

5）可再生能源服务中国新能源汽车产业发展（能源局）

(月 日 下午12：00——14：00)

自助午餐

(月 日 下午13：00——17：00)

新能源汽车分论坛

议题：

13:30-14:20

新能源汽车产业高峰对话（北汽、上汽、一汽、二汽、奇瑞、长安、14:20-14:40比亚迪等）

1）中国新能源汽车产业发展现状及趋势（欧阳明高）

14:40-15:00

2）新能源汽车动力技术路线（北汽福田代表）

15:00-15:20

3）锂电池安全性分析（比亚迪代表）

15:20-15:40

4）新能源汽车投资热点分析（投资基金）

15:40-15:50 茶歇

15:50-16:10

5）新能源汽车标准化建设（中国标准化研究院）

16:10-16:30

6）行业协会在新能源汽车产业发展中的作用（新能源动力及储能专

委会秘书长）

16：30—17：10回答问题及讨论时间

17:10主持人宣布论坛结束

(月 日 下午13：30——17：20)

充电站建设分论坛

13:30-14:00

1）国外充电站建设发展启示（外方代表）

14:00-14:30

2）国内充电站建设产业发展现状及趋势（国网公司）

14:30-15:00

3）充电站建设与传统能源服务体系的有机结合（中石化、中石油）

15:30-15:40 茶歇

15:40-16:10

4）太阳能充电站建设前景展望（王斯成）

16:10-16:40

5）国内充电站投资预景分析（中投顾问）

16:40-17:20回答问题及讨论时间

17:20 主持人宣布论坛结束

(月 日 下午13：30——17：00)

液流电池分论坛

13:30-14:00

1）全球液流电池产业发展现状及趋势（VBR）

14:00-14:30

2）中国钒电池产业发展现状及趋势（张华民/杨裕生）

14:30-15:00

3）钒电池的标准化建设（讨论：普能、金能、承德万利通、青岛武晓、大连博融等）

15:30-15:40 茶歇

4）钒电池核心材料的突破（普能）

15:40-16:10

5）规模储能与充电站建设（中国电力科学院）

16:40-17:20回答问题及讨论时间

17:20 主持人宣布论坛结束

（月日晚上18:00——20:00）

招待晚宴

十、论坛规模

报告会规模400人左右

十一、参与对象如下：

•政府官员：科技部、财政部、工信部、能源局、全国工商联、各国驻京

使馆、地方政府

•金融机构和投资机构

•各国商会驻华代表、新能源汽车及配套行业领域行业性组织

•科研机构的专家、学者

• 新闻媒体

•工商业人士：

目标群体：电网建设主体：国家电网、南方电网

能源供应企业：中石油、中石化等

新能源汽车企业：北汽、奇瑞、上汽、吉利、一汽、比亚迪、长安等充电站建设企业：

规模储能企业：

1、北京普能世纪科技有限公司

2、北京金能燃料电池有限公司

3、青岛武晓集团

4、湖南维邦新能源有限公司

5、承德万利通集团

6、四川久远投资控股集团

7、攀钢集团

8、大连博融新材料有限公司

9.大连银河金属材料有限公司

新能源电动汽车充电站发展趋势探讨 第3篇

随着社会经济发展我国对不可再生能源的消耗量快速增加,寻找合适的可再生能源成为目前我国发展的重点。目前汽车行驶过程中的动力主要由石油提供,造成大量尾气被排放到空气中,这也是现如今我国频繁爆发雾霾天气的原因之一。解决环境与能源矛盾的方法就是发展情节可再生能源,而电动汽车这种利用电能给自身提供动力的交通工具逐步进入到人们视野中。但发电过程依然需要利用不可再生能源-煤炭,电量需求量变大,依然会造成严重的环境污染,开发利用可再生清洁能源成为眼下急需解决的现实问题。

1.新能源电动汽车充电站现状

油价波动及节能环保形势的需要,汽车产业一直在寻求新的清洁能源,目前研究成果主要如下所示。

1.1电池技术现状

电池作为电动汽车的重要构成部分,其续航能力、充电时间及使用寿命直接影响到电动汽车的使用及推广。眼下市场中的电动汽车的电池主要有三种:铅酸电池、镍氢电池及锂离子电池。但这三种电池都存在一些不足的地方,首先铅酸电池成本较低,但本身续航能力较弱且体积较大,因此只适合短距离营运的公共汽车或观光车;其次镍氢电池虽说比功率及比能量较高,电池性能良好,但镍及钴本身就属于贵金属,大量使用无疑会增加成本,并不具备推广价值[1];最后,锂离子电池性能最为良好,经过测算得知,同质量的锂离子电池电量是铅酸电池的5倍,镍氢电池的2倍。但价格偏贵,技术不是很完善限制了锂离子电池的使用,因此还需要进一步开发性能更为良好的电池。

1.2运行模式现状

电动汽车动力来源于储能电池,可以将其充电过程看作随机性的负荷、放电过程则为一个可以移动的电源,也就是常说的V2G模式。电动汽车充电过程,本身受到控制策略及动力电池特性的影响,这个过程中电动汽车就是一个大电流、低电压的负荷。实际中电动汽车充电模式有三种:慢充、快充及快换方式。慢充方式主要应用于续航能力大的电动汽车,这种充电模式通常会利用夜间停运时间进行,不会耽误电动汽车的正常应运;快充方式针对那些续航能力中等的电动汽车,但快速充电电流冲击较大,通常只用于标准充电站;快换方式则是针对标准化设计的电池组,但这种模式在自动充电站不适合使用,只能应用于有人职守的充电站。

1.3充电站现状

我国电动汽车充电站数量偏少,造成实际中出现充电困难等情况,严重阻碍电动汽车行业的发展壮大。电动汽车充电站在选址过程中需要考虑到很多因素,比如电网负荷与结构、交通便利与否、自然环境等。因此实际设计过程中,需要识别这些影响因素,再综合考虑后制定可行的设计方案。新能源电动汽车充电站作为一种新的城市公共设施,需要保证其基本的安全可靠性、充电站的多元功能性等。

1.4充电站的分类

电动汽车种类不同充电方式也存在差别,通常情况下根据充电方式的差别将充电设施分成三种:充电桩、充电站与换电站。充电桩体积较小,建设简单,成本较低,一般情况下给电动车辆提供交流充电电源,用于乡村家庭、野外公路等;相比于充电桩的小巧灵便,充电站需要占据较大的面积,本身由多台充电机与充电桩构成,具备多种充电方式,可以给不同的电动汽车提供充电服务,可以实时监测充电状态等;最后的电池更换站主要提供拆卸、安装电池的设备,相比于前两者,电池换电站本身具有较强的专业性,可以有效缩短电池更换时间,同时占地面积没有充电站大等特点。实际中建设充电站的时候,需要根据实际情况选择合适的类型,充分满足社会需要,发挥充电站公共服务的作用[2]。

2.新能源电动汽车充电站发展趋势分析

新能源电动汽车是汽车行业未来发展的主要方向,这是能源及环保双重压力下的必然。“十二五”是我国新能源电动汽车产业化发展阶段,这个时期全社会出现大量的新能源客车、小型电动车等。“十三五”期间也就是在今年起,国家将大力普及新能源汽车、多能源混合动力车[3]。电动轿车、氢燃料电池轿车将会在民众普及,这样背景下电动汽车充电站这种配套设备将迎来新的发展。2010年到2013年三年间,我国充电站从原有的90座快速攀升至619座,增长率达到恐怖的89%,充电桩数量也从1129增长至22628个,年复合增长率近200%[4]。我国新能源汽车示范推广的关键环节之一就是充电设施的建设,得益于国家对新能源电动汽车的大力推广,新能源电动汽车充电设施建设行业将迎来一个新的爆发期。在这之前,受到电动汽车数量及规模的限制,加上充电设施建设过程中需要大量资金投入,短时间内得不到明显效益回报,因此充电设施建设数量较少。根据工信部数据[4],截至2014年底,我国共建设完成充电站823个、充电桩3.8万个。而2014年我国新能源汽车产销量已达9.39万辆,充电设施供需之间的矛盾日益突出。但在2015年,全国计划建成的充电站数量达到了2549个,而计划建成充电桩的数量更是达到了34万个,相比于14年,有了近20倍的增长。这些数据充分说明在未来时间里,新能源电动汽车充电站具有良好的市场空间。相关研究人员应该做好设计及建设水平的研究工作,有效促进行业进步发展。

3结语

新能源电动汽车充电桩建设行业市场前景良好,有必要做好相关研究工作,因此本文中笔者分析目前电动汽车电池储能能力,介绍运营模式及充电站类型,最后对未来发展进行展望。希望通过本文的研究可以给同行提供一定的借鉴,促进电动汽车充电站建设水平提高。

摘要：近些年我国生态环境问题愈发严重,这对汽车产业提出更高的节能环保要求。电动汽车就这样被提了出来,但单纯的利用电能给电动汽车充电节能效果有限,因此有必要开发利用新能源才能切实发挥电动汽车节能环保的作用。本文中笔者从电动汽车本身构成为出发点,分析新能源技术在电动汽车中的应用,最后对新能源电动汽车充电站市场发展趋势进行预测。

关键词：新能源,电动汽车充电站,发展趋势

参考文献

[1]张里;张劼.面向电动汽车充电站的智能主动型均衡控制研究[J].西南大学学报(自然科学版).2016(04):34.

[2]李渊博;蒋铁铮;陈家俊.采用超效率DEA的电动汽车充电站多目标规划[J].电源技术.2016(04):78.

[3]葛少云;李荣;韩俊;刘洪;李腾;连恒辉.考虑电动出租车随机概率行为特性的充电站规划[J].电力系统自动化.2016(04):24.

新能源电站论文 第4篇

第一章 总 则

第一条 为加强屋顶光伏电站安全生产管理，防范事故发生，依据《中华人民共和国安全生产法》、《光伏发电工程达标投产验收规程NB/T 32036-2017》、《 光伏发电工程劳动安全与职业卫生设计规范 NB/T 32040-2017 》、《太阳能发电站支架基础技术规范GB51101-2016》、《光伏发电工程施工组织设计规范》（GB/T50795-2012）、《电气设备交接试验标准GB50150-2016》、《DLT 596-2005 电力设备预防性试验规程》、《光伏发电企业安全生产标准化创建规范》（国能安全〔2015〕127号）、国家能源局《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法》的通知（国能新能〔2013〕433号）、《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《光伏发电工程劳动安全与职业卫生设计规范》（NB/T 32040-2017）、《建筑物电气装置第4-41部分：安全防护电击保护》（GB 16895.21-2004）、《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（国家安监总局令第36号 国家安监总局令第77号修订）、《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS 84-1996）、《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012）等国家法律法规、行业相有关标准规范，以及晋能集团、清洁能源有限公司有关规定，制定本规定。

第二条 本规定适用于公司范围内的屋顶光伏电站的设计、施工、运行维护和安全及应急管理工作。

第三条 屋顶光伏电站运营单位是电站安全生产管理责任主体，应严格遵守国家有关法律法规和标准规范，全面履行屋顶光伏电站系统安全生产管理责任。

第二章 安全要求

第四条 屋顶光伏电站程设计单位应具备相应等级的资质证书，并应严格执行国家规定的设计深度要求和标准规范中的强制性条文。

第五条 在屋顶上安装光伏发电设备设施应满足屋顶载荷要求，经专业的具备相应等级的资质证书的机构出具承载合格评估报告，载荷能力评估时要考虑光伏组件设备及设施，考虑积雪，人员正常维护检查以及大风等全部荷载因素，同时还应满足《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《光伏发电工程劳动安全与职业卫生设计规范》（NB/T 32040-2017）、《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012）、《太阳能发电站支架基础技术规范GB51101-2016》、《建筑物电气装置第4-41部分：安全防护电击保护》（GB 16895.21-2004）等国家和行业标准中的有关规定；装设光伏组件的屋顶应在醒目处明确标注荷载能力，按照《工程测量规范》（GB50026-2016）、《建筑变形测量规范》（JGJ8-2016）等相关规范定期进行沉降及变形测量。

第六条 屋顶光伏电站系统的设计和防火间距应符合《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）的相关规定。

第七条 屋顶光伏电站系统的防雷接地设施设计应符合《建筑物防雷设计规范》（GB 50057）及《建筑物电气装置第4-41部分：安全防护电击保护》（GB 16895.21-2004）及的有关规定。

第八条 屋顶光伏电站系统消防及安全设施设计应执行《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《火力发电站与变电所设计防火规范》（GB 50229）和《电力设备典型消防规程》（DL 5027-2015））的有关规定。

第九条 屋顶光伏电站工程设计完毕后，应由工程建设单位组织图纸会审，会审时应对设计图纸的规范性、安全合规性、实用性和经济性等方面进行综合评定。

第十条 屋顶光伏电站工程施工单位应具备相应等级的资质证书，禁止施工单位将工程项目转包、违法分包和挂靠资质等行为。

第十一条 设施设备与管材、管件的提供厂商必须具备相应的生产资质，进场设备和材料规格必须符合国家现行有关产品标准的规定和设计要求，进场设备和材料必须具备出厂合格证及必要的检验报告, 发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。第十二条 屋顶光伏电站工程施工前必须进行技术交底，并有书面交底记录资料和履行签字手续。屋顶光伏电站建设单位和施工单位对施工人员必须进行针对工程建设特点的安全教育，考试合格，建立培训台帐。

第十三条 屋顶光伏电站监理单位必须按照《光伏发电工程建设监理规范》（NB/T 32042-2018）及相关国家、行业建立规范履行职责，按照《光伏发电工程施工组织设计规范》（GB/T50795-2012）等相关规范组织编制施工组织设计及专项施工安全方案，并组织相关施工单位审核下发执行。

第十四条 施工必须按设计文件进行，如发现施工图有误或屋顶光伏电站设施的设置不能满足《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、《光伏发电工程劳动安全与职业卫生设计规范》（NB/T 32040-2017）等相关规范时，施工单位不得自行更改，应及时向光伏电站建设单位和设计单位提出变更设计要求。修改设计或材料代用应经原设计部门同意。

第十五条 承担屋顶光伏电站设备焊接、登高作业、电气安装、调试等人员，必须具有相应的特种设备操作人员资格证合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事特种工作。上述所有人员必须经建设单位及监理单位组织培训考试合格后方可再次上岗。

第十六条 工程竣工验收应以批准的设计文件、《光伏发电工程达标投产验收规程》（NB/T 32036-2017）、《光伏发电工程安全预评价规程规定》（NB/T 32039-2017）等国家现行有关标准、施工承包合同、工程施工许可文件和本规定为依据。工程竣工验收应由建设单位主持，组织勘察、设计、监理及施工单位对工程进行验收。验收合格后，各部门签署验收纪要。建设单位及时将竣工资料、文件归档，然后办理工程移交手续。验收不合格应提出书面意见和整改内容，签发整改通知限期完成。整改完成后重新验收。整改书面意见、整改内容和整改通知编入竣工资料文件中，按照山西能源监管办要求需要进行电力工程质检的按照要求进行质检验收取得验收合格证。

第十七条 竣工资料的收集、整理工作应与工程建设过程同步，工程完工后应及时做好整理和移交工作。整体工程竣工资料包括工程依据文件、交工技术文件和检验合格记录等，具体可参照《光伏发电建设项目文件归档与档案整理规范 》（NB/T 32037-2017）相关规定执行。

第十八条 屋顶光伏电站必须按照《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（国家安监总局令第36号，国家安监总局令第77号修订）、《安全评价通则》AQ8001-2007、《安全验收评价导则》AQ8003-2007、《光伏发电工程安全预评价规程规定》（NB/T 32039-2017）、《光伏发电工程劳动安全与职业卫生设计规范》（NB/T 32040-2017）、《光伏发电工程安全验收评价规程》（NB/T 32038-2017）等相关规范要求进行安全设施“三同时”，即必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用，安全设施预评价、安全设施设计、安全设施验收必须形成报告备查。

第三章 运行维护

第十九条 屋顶光伏电站运营单位应根据本电站系统的实际情况，制定切实可行的屋顶光伏电站运行、维护规程，安全规程、巡回检查、交接班管理、设备定期试验等规定，并严格落实操作票和工作票制度的有关规定，加强对屋顶登高检查作业的安全管理。

第二十条 运行维护人员巡检屋顶光伏电站系统区域，必须穿工作服，使用合格照明用具、绝缘工器具和劳保防护用品。未经批准严禁外来人员及机动车辆进入电站生产区域。

第二十一条 屋顶光伏电站光伏组件及电气设备应有可靠的防雷装置，防雷装置每年雷雨季节前应进行次监测，接地电阻应满足要求，按照定期设备预防性试验要求定期对接地装置外观检查和开挖检查，离人行道路小于3米的或人员活动易靠近接地引线的危险区域，应设置“雷雨天气，禁止靠近”的安全警示标志，建筑物裸露的接地引下线应使用绝缘套管封闭并设置“雷雨天气，禁止靠近”的安全警示标志。

第二十二条 进入屋顶光伏电站屋顶检查、维护作业，应遵循以下原则：

（一）进入屋顶检修作业前应先办理工作票，履行工作许可制度，确定安全措施到位后方可进入；

（二）进行维护检修，应采取防坠落措施，使用绝缘工器具、安全绳等防护用品；

（三）禁止雷雨天屋顶检查作业。

第二十三条 屋顶光伏电站须满足接受电力监管部门及相关部门监管，执行上级调度部门命令，还需满足：

（一）发电应满足有关发电、供电质量要求，运行管理应满足有关技术、管理规定和规程规范要求。

（二）电站接受能源主管部门及相关部门的监督检查，如实提供包括原始数据在内的运行记录，有义务在电网企业的指导下配合或参与运行维护，保障项目安全可靠运行。

（三）光伏电站值长及运行值班人员按照《电网调度规程》规定，接受并服从电力调度机构的调度命令，认真执行下达的操作命令，及时向上级调度部门汇报（严重威胁设备和人身安全命的情况除外）。

第四章 安全及应急管理

第二十四条 屋顶光伏电站发电企业应按国家有关规定建立、健全安全生产责任制，依法配置安全生产管理机构和专职安全生产管理人员，保证屋顶光伏电站系统的安全运行。企业主要负责人对本单位的安全管理工作全面负责。

第二十五条 屋顶光伏电站发电企业应当和电网调度部门按照有关规定签订有关并网协议、购售电合同等事项，并指定专职人进行配合与协调。

第二十六条 屋顶光伏电站发电企业应加强安全生产风险预控体系建设和隐患排查治理工作，建立隐患管理台账，积极开展隐患排查、统计、分析、上报、治理和管控工作，及时发现并消除事故隐患。

第二十七条 屋顶光伏电站发电企业应加强安全生产教育培训，主要负责人和安全管理人员应经安全培训合格；专业管理人员、操作人员和作业人员应经专业知识和业务技能培训合格后上岗；每年应组织开展有关电气安全知识、防护技能及应急措施的安全培训；根据作业性质对外来作业人员进行有针对性的安全知识交底。

第二十八条 屋顶光伏电站发电企业应依据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（GB/T 29639）和国家能源局《电力企业应急预案管理办法》（国能安全〔2014〕508号）等相关要求，开展以下工作：

（一）建立光伏电站着火、高空坠落、触电专项应急预案和现场处置方案；

（二）每年制定应急预案培训演练计划，定期开展应急预案培训及演练工作；

（三）配备必要的应急救援装备、器材，并定期检查维护，保证完好可用；

（四）每年至少组织进行一次紧急救护法培训，特别要学会触电急救，及触电急救应急处置演练。

第五章 附 则

第二十九条 屋顶光伏电站企业除应遵守本规定外，还应执行国家、行业现行的有关标准规定。

第三十条 本规定由清洁能源安监部负责解释。

新能源电站论文 第5篇

关键词：新能源,光伏充电站,电动车,充电桩

1 概述

随着能源危机与全球变暖等问题正引起越来越多的关注, 新能源汽车已经成为各大汽车生产商攻坚的重点。 同时也成为全球汽车工业的发展方向, 纯电动车以其绿色环保、节能和经济性等优点, 在环保和节能上具有不可比拟的优势, 它是解决人类巨大能源和环境压力的有效途径。 因此, 电动汽车是21 世纪汽车的发展方向[1]。 充电桩与新能源电动车紧密联系, 由于充电桩配套设施建设跟不上, 消费者购买力下降。 传统汽车靠加油站来支撑, 纯电动车则靠充电站来支撑。 在这样的背景下, 能否科学合理地加快停车场、居民活动集中区等公共场所建立与新能源电动车配套的公用光伏充电设施成为当务之急。

2 国内外电动车光伏充电桩发展现状

2.1 国外电动车光伏充电站发展现状

2013 年11 月13 日, 美国太阳能遮阴停车场设计师兼制造商Envision Solar International宣布位于圣地亚哥国际机场的EV ARC电动车充电站部署实验获得成功。 EV ARC电动车充电站在美国发明、设计及制造而成, 是世界首个全自动、可移动的独立光伏发电充电站, 无需地基挖坑, 亦可免除建设审批与并入电网。 此外, EV ARC适合安装于一块标准的停车位内, 日光伏发电量约为16 千瓦时, 可存储于一个22 千瓦时的车载电池储能装置之中。

该光伏系统还配备Envision Trak———一种专有的跟踪系统。 该跟踪系统不仅可令太阳能列阵跟踪太阳光线, 而且相比于传统固定式列阵发电量提升18%至25%[2]。

2.2 国内电动车光伏充电站发展现状

2015 年10 月21 日, 北京市最大的光伏超级充电站破土动工, 该充电站位于石景山区内, 预计将于年底建成投入使用, 建成后也是石景山区首个光伏超级充电站, 北京继华贸中心充电站之后的最大光伏充电站, 将为北京西部的新能源车充电问题提供一大支撑。 整个充电站的能源提供将全部由太阳能完成, 将建成50 根充电桩, 具备每天为80 辆电动车充电的能力。 据介绍, 该光伏充电站的兼容性非常强, 对于目前市面上主流的国产、日系和欧美的三大车系电动车, 都可以在这个充电站内进行充电。 除了充电的主要功能之外, 该充电站还具备立体停车的功能, 预计可以停放30 辆车[3]。

3 新能源电动车充电站市场发展趋势

在能源和环保的压力下, 新能源电动汽车无疑将成为未来汽车的主要发展方向。“ 十二五”期间, 我国新能源汽车将正式迈入产业化发展阶段:2011-2015 年开始进入产业化阶段, 在全社会推广新能源城市客车、混合动力轿车、小型电动车。“ 十三五”期间即2016-2020 年, 我国将进一步普及新能源汽车、多能源混合动力车, 插电式电动轿车, 氢燃料电池轿车将逐步进入普通家庭[4]。

受新能源电动车的快速发展, 充电桩和充电站等配套设施, 也会迎来快速发展。 2010 至2013 年, 中国充电站保有量从90 座快速增长至618 座, 年复合增长率达89.6%, 充电桩数量也从1129 个增长至22628 个, 年复合增长率高达181.8%。 充电设施建设是新能源汽车示范推广的关键环节之一, 受益于新能源汽车应用的快速增长, 我国新能源汽车充电设施行业将面临巨大的发展空间。 此前由于电动汽车规模较小, 充电设施建设投资巨大, 投资短期效益不明显, 因此充电设施建设速度较慢。 根据工信部数据, 截至2014 年底, 我国共建设完成充电站823 个、充电桩3.8 万个, 其中, 国家电网公司建成充换电站818 座, 充电桩3.4 万个, 充电桩数量远远低于新能源汽车的销量增长。 而2014 年我国新能源汽车产销量已达9.39 万辆, 充电设施供需之间的矛盾日益突出。 但在2015 年, 全国计划建成的充电站数量达到了2549 个, 而计划建成充电桩的数量更是达到了34 万个, 相比于14 年, 有了近20 倍的增长[5]。

4 光伏充电站实现功能

充电站按照功能可以划分为四个子模块:光伏发电系统、配电系统、充电系统、电池调度系统、充电站监控系统。 一个完整的充电站需要光伏发电区、配电室、中央监控室、充电区、更换电池区和电池维护间等六个部分组成。

( 1) 光伏发电系统是整个充电站重要组成部分, 主要经太阳能电池方阵发电通过充电装置储存到蓄电池中或直接供给电动车充电使用, 担负着能源的供给。 ( 2) 配电室为充电站提供所需的电源, 不仅给充电桩提供电能, 而且要满足照明、控制设备的用电需求, 内部建有变配电所有设备、 配电监控系统、相关的控制和补偿设备; ( 3) 中央监控室用于监控整个充电站的运行情况, 并完成管理情况的报表打印等。 ( 4) 充电区主要完成电池充电功能。 ( 5) 更换电池区是车辆更换电池的场所, 需要配备电池更换设备, 同时应建设用于存放备用电池的电池存储间。 ( 6) 电池重新配组、电池组均衡、电池组实际容量测试、电池故障的应急处理等工作都在电池维护间进行。

充电站给汽车充电一般分为三种方式: ( 1) 普通充电, 就是所谓的常规充电或慢速充电, 这种充电模式, 是用现在的交流插头插在车上, 需要6 至8 个小时, 或者3 至6 个小时, 此种方式多为交流充电方式, 外部提供220V或380V交流电源给电动汽车车载充电机, 由车载充电机给动力蓄电池充电。 一般小型纯电动汽车、 可外接充电式混合动力电动汽车多采用此种方式, 这种充电方式主要由充电桩来完成; ( 2) 快速充电, 充电的电流比较大, 需要建设快速充电站, 不要求把电池完全充满, 只需满足继续行驶的需要, 这种充电模式下, 在30 分钟至50 分钟的时间里, 只为电池充电60%至70%。 这种充电方式主要由充电站内的充电桩来实现, 为直流充电, 地面充电桩直接输出直流电能给车载动力蓄电池充电, 电动汽车只需提供充电及相关通信接口; ( 3) 电池更换。 充电桩的技术壁垒并不高, 快充具有一定的技术难度。 慢速充电利用低水平电流连续充电6-8 小时, 可利用晚上充电;快速充电利用高电流进行40 分钟-3 小时的快速充电, 由于充电电流和电压较大, 对于安全性和可靠性都有较高的要求。

5 新能源电动车光伏充电站技术难题

5.1 光伏发电不稳定性

就现有国内特斯拉建光伏充电站而言, 从技术层面存在光伏方阵发电密度低、发电不稳定、发电效率低等缺点, 这与现有比较成熟的火力发电是完全不同的。 电动汽车充电需要高电压、大电流、大功率, 一次性快充。 这与目前太阳能光伏发电的特点有冲突。

根据系统测算, 特斯拉充电站太阳能光伏方阵铺设面积约为260 平方米, 太阳能组件最高转化率为23.5%。 以一个西部城市为例, 全年光照辐射总量约2230 千瓦时每平方米, 则可利用的全年光照辐射总量约为2230×80%=1783 千瓦时每平方米, 那么以上特斯拉太阳能充电站每天可发电量约为 ( 1180×150) ÷365×20.5%=99.4 千瓦时。 因此, 即使不考虑太阳能电池组件光电转换率在使用寿命期内逐年衰减的影响, 离网运行的太阳能光伏充电站在理想条件下的发电量一天也仅够将3 辆该车型电量增加60%。 同时电动车太阳能光伏充电站发电量受天气的影响较明显, 多云天气、大风下雨及雾霾天气更会大大降低发电量。 此外, 夜晚没有太阳光, 根本无法发电, 太阳能光伏充电站要想24 小时使用根本无法实现。

5.2 蓄电池成本过高束缚充电站产业化

为了避免光伏发电诸多因素引起的不稳定性, 利用蓄电池将多余的能量储存起来, 作为太阳能光伏充电站后备能量或者夜间备用电能。 对于建设企业来说, 蓄电池采购成本过高, 再加上蓄电池在使用寿命期内会随着使用环境和其他因素的影响而产生衰减, 同时蓄电池平均使用寿命在3-5 年内, 如果好一点的蓄电池, 寿命能长一点, 但是成本则会增加, 如果通过蓄电池来储存能源作为后备能量, 从技术上是没有任何问题的。 但目前利用蓄电池组建设光伏充电站的成本大概是普通电站的5 倍, 不仅如此, 蓄电池组的使用寿命也比较短, 现在质量过关、性能优异蓄电池寿命也仅有8 年左右。 就目前发展状况来看, 只通过光伏电站为充电桩提供能量是远远不够的, 还需市电电网的相互辅助, 才能保证充电桩的正常运行, 或者说离开市电电网, 太阳能光伏充电站只是一个摆设, 没有什么实质用处, 只有与电网结合, 才能保证充电桩运行的可靠性。

5.3 国内外新能源电动车充电桩标准脱轨

以特斯拉电动车为例, 其充电标准与国内充电标准不一致。 特斯拉太阳能超级充电站智能为其充电, 而不能服务于国产电动车, 且具有使用局限性。 国家电网公司负责推广公共充电桩建设, 而特斯拉电动车无法使用这些以国内标准充电桩, 当然, 通用的办法, 就是让特斯拉的充电标准兼容国内的充电标准, 这样就能实现特斯拉充电标准与国内标准一致, 就不存在使用局限性。 但长期以来, 电动汽车行业标准都由西方国家掌握, 导致产业发展比较被动, 这也是造成国内电动车充电标准无法与国外电动车充电标准接轨的重要原因。

6 结束语

中国已明确指出: 节能与新能源汽车代表未来汽车发展方向, 已成为市场新的经济增长点和战略调整的制高点。 国家也将不断出台相关标准及政策予以支持。 但是太阳能光伏充电站数量有限的瓶颈逐渐显露出来, 而这也构成了市场的潜在投资机会。 同时由于电动车光伏充电站从技术层面上有一定局限性, 这势必会阻碍电动车光伏充电站的发展。 但也为电动车光伏充电站生产开发明确了研究方向。

参考文献

[1]乔国艳.电动汽车电池管理系统的研究与设计[D].湖南:武汉理工大学, 2006.

[2]Envision Solar部署全球首个全自动移动电动汽车光伏充电站[EB/OL].http://www.solarzoom.com/article-40544-1.html.光伏太阳能网, 2013-11-18.

[3]北京建最大电动车“停车场”[EB/OL].http://epaper.ynet.com/html/2015-10/21/content_160254.htm?div=0.北京青年报电子版, 2015-10-21.

[4]李燕.新能源汽车发展趋势研究与探讨[J].南宁职业技术学院学报, 2012 (3) :93-96.

新能源电站论文 第6篇

云南省发改委一直高调把石林光伏发电项目定位为国家级实验示范基地, 云南省希望石林光伏发电项目成为国内第一个投产的大型并网光伏发电站, 为中国光伏发电领域的发展树起一面标志性的旗帜。这个装机容量为166MW的光伏发电站将由两家实力雄厚的企业分别承担, 66MW装机的工程由云南最大投资集团云投集团旗下云南电力投资有限公司承担, 而100MW装机的投资业务则是国内最大的发电企业华能集团旗下华能澜沧江水电开发公司负责。

云南电力投资有限公司把石林光伏发电站定位为科普实验基地。据了解, 石林光伏发电站有6项示范内容, 一是在国内探索并网光伏电站的最佳建设方案;二是可实际测量不同的光伏技术在云南高原地区的实际发电量情况;三是考察大型并网光伏电站的可靠性;四是研究大型并网光伏电站对电网的影响;五是探索石漠化荒地资源利用模式;六是预测光伏电站发电量。该项目建有较完整的气象数据及电站系统参数的采集系统, 能够得到较多的气象及电站参数, 可进行光伏电站发电量及发电功率预测研究。而华能则把石林光伏发电站定位为华能集团进军光伏领域的切入口, 仍是华能挺进光伏发电站的一个实验性项目。作为国内光伏发电的示范性项目, 意味着未来将获取更多的市场份额。

云南太阳能资源质优, 这个目前亚洲最大光伏发电站落户云南并非偶然, 因为云南拥有全国优质的太阳光能资源。据云南师范大学太阳能研究所的资料显示, 昆明是仅次于西藏太阳能资源最好的地方, 昆明全年平均日照在2400h以上, 每年太阳传达给昆明的能量规模相当惊人。昆明太阳能辐射年均5461MJ/m2, 也就是说, 昆明每1平方米土地一年所获取的太阳能相当于1500kWh电所产生的能量。正是这种阳光优势, 让昆明成为全国太阳能热利用普及率最高的省会城市, 这也就是如此大规模的装机容量的光伏发电站建在昆明的首要原因。云南全省太阳能资源量也是异常丰富, 而云南可以开发的太阳能储量达到75.75%, 相当于555.88亿t标准煤燃烧释放的能量, 云南太阳能发电装机可达到1.5亿kW以上, 超过水电可装机容量的50%, 而云南太阳能最优质的资源主要分布在丽江、大理、楚雄等地。

新能源电站论文 第7篇

关键词：可再生能源,混合能源发电,能量管理系统,数字信号处理器

0 引言

近年来,随着能源紧缺以及环境恶化的加剧,可再生能源利用得到各国重视。2009年底,广州能源研究所在珠海市担杆岛研建了基于风能、波浪能和太阳能的可再生独立能源电站,为无电网的偏远海岛供电、解决海岛的能源问题提供了有益的尝试。中国沿海拥有500 m2以上的岛屿6 500多个,其中有人居住的岛屿400多个,因此可再生能源的混合发电技术拥有广阔的市场前景。

在本文中,海岛可再生独立能源电站是指利用多种可再生能源,不依靠电网和任何常规能源发电系统的支持,便可提供持续、稳定电能的发电站。备用的化石能源发电系统只作为能量不足时的补充发电手段。最大幅度地降低海岛居民用能成本是该电站的终极目标,而各种可再生能源的高效转换和充分利用、电站运行费用的降低、使用寿命的延长是该电站的重要指标。

海岛可再生独立能源电站是一个复杂的系统,各种可再生能源提供的电力均不稳定,随能流大小而变。岛上用户的用电也不稳定。在发电和用电均不稳定的工况下,蓄能环节不可或缺,否则将影响系统输出电力的质量,甚至导致严重事故。

蓄电池是最常见的蓄能环节。与抽水蓄能、压缩空气蓄能、飞轮蓄能、超级电容等蓄能手段相比,蓄电池蓄能量大,最容易实施,单位蓄能量的一次投资最低,输入、输出的电力变换也很简单。尽管某些蓄电池存在污染的可能性,但其污染完全可以避免在蓄电量有限、发电和用电又不稳定的情况下,掌握蓄电池状态和控制充放电电流,对提高可再生能源利用率、延长蓄电池寿命、降低发电成本,具有重要意义。

文献[1-3]采用了太阳能、风能和柴油混合发电的方式进行详细的效率分析,并对系统进行了优化。文献[4]的混合能源中引入了波浪能发电,还引入了飞轮和压缩空气对能量进行存储。文献[5]则在系统中引入了燃料电池和超级电容器。文献[6]对风力太阳能混合发电模糊控制进行了研究。这些文献均涉及对可再生能源混合发电的研究,只是大部分还停留在仿真阶段。文献[7]对太阳能风能混合发电设计了能量管理系统(EMS)。文献[8]论述了一种包括太阳电池和燃料电池的复合EMS。文献[9]论述了在混合随机和模糊环境中可再生能源EMS。文献[10]详细论述了智能建筑中可再生能源能量生产和EMS。关于海岛可再生能源混合发电站的EMS研究则较少。

1 海岛可再生独立能源电站概述

担杆岛海岛独立能源电站采用风力发电机、漂浮式波浪能发电装置和太阳电池联合发电,在一定程度上实现各种能源的互补[11];蓄电池作为能量存储单元,解决了系统发电与耗电的功率不平衡问题。在该电站,备用柴油发电机仅在蓄电池能量储量不足或大电流放电时适当补充。系统采用直流并联方式,即各种能源所发的电能以直流电形式送至直流母线,后者与蓄电池和逆变器的输入端连接。系统结构图如图1所示。

为了更好地利用可再生能源,最大限度地保护蓄电池,该电站的EMS对蓄电池的充放电电流以及电压进行测量,以估算蓄电池内电能储量,避免对蓄电池过度充放。

2 蓄电池建模

蓄电池建模是能量管理的复杂课题,其模型牵涉到蓄电池有效电荷量、荷载状态数、电压、电流、内阻和温度等量,最终得到电压、电流、电荷量以及化学势能之间的关系。蓄电池电压和电流的检测比较容易实现,容量和内阻的测量仍是较大难题。蓄电池容量的测量有放电法和内阻法等,内阻测量有交流注入法和瞬间负载测试法[12]等。本文采用根据蓄电池电压、充电电流和充电时间来估算蓄电池容量的方法,通过蓄电池化学势能在短期内不随电流变化的特性计算蓄电池内阻,最后建立蓄电池的数学模型。

2.1 荷电状态

蓄电池荷电状态(state of charge,SOC)可用多种建模方法,其中安时数法可以简单计算出从蓄电池输出的能量或者输入蓄电池的能量。其基本思想是把不同电流下的放电电量等效成特定(标准)电流下的放电电量,并进行温度补偿,求出蓄电池的实际容量(安时数)CN[13]。本文采用每经历完一个完整的充电周期,即从蓄电池组放电终止电压开始对其电流在时间上进行求积运算,直到蓄电池组充电结束时,更新一次CN,反之,一个完整的放电周期亦可更新一次CN。电池组的实际安时数CN采用对电流在时间上的数值积分计算方法,即

式中:Vupp为蓄电池充电设定电压;CN0为蓄电池充电过程的初始安时数;ωi为电流修正系数,ωi(k)=IL(k)/I;IL为蓄电池实测电流值;ΔT为系统采样时间;I为标准电流值,以标准电流充电10 h,蓄电池恰好充满;ωt为温度补偿系数,ωt(k)=1+l(T(k)-30);l为温度系数,一般取0.008;T为摄氏温度。

在第K个采样点,蓄电池的安时数为:

那么,蓄电池的SOC(式中记为ρSOC)为:

2.2 真实电压

蓄电池端电压VL、真实电压(亦称化学电势)ε0、电流IL、等效内阻Rbat的关系为[14,15]:

式中:a为系数,与蓄电池的充放电状态有关,以2 V的蓄电池为例,充电时a=0.5 V,放电时a=0.36 V;IL为流入蓄电池的电流,IL>0表示蓄电池正在充电,IL<0表示蓄电池正在放电。

由于蓄电池等效内阻Rbat难以实时测量,因此采用蓄电池的实测数据反算Rbat。由于ε0为蓄电池的化学电势,因此,在短时间内,ε0应不随IL而变。故测量100组数据(IL,VL)i(i=1,2,,100),调整Rbat,通过式(4)算出ε0i(i=1,2,,100),如果ε0大致不随IL而变,则可认为Rbat准确。

推算出Rbat后,可以利用当前时刻之前的100组数据(VL,IL),加权计算出当前时刻的ε0(0),具体算法如下:

式中:q(k)为加权算子,由于时间越久对当前时刻ε0的影响就越小,因此加权算子定义为:

2.3 蓄电池存储电能

蓄电池组存储电能Wc是蓄电池充放电实际功率在时间上的积分,实际功率则为ε0与IL的乘积,在这里亦采用数值求积计算方法,即

式中:Wc0为蓄电池组初值电量。

3 EMS的能流调控方法

如前所述,可再生能源发电和用户用电均是不稳定、不可控的。尽管有较大容量的蓄电池组在系统中平衡各种能源发电和用电的能流关系,但是蓄电池组容量毕竟是有限的,而且还会老化,它的平衡能力是有范围的。本文采用备用柴油机和可控负载实现更大范围的平衡。在可再生能源不足时,启动备用柴油发电机补充电能;在可再生能源过剩时,则启动可控负载,如海水淡化装置、制冰机和电炉等,进而充分利用资源。电站的能流关系如下:

式中:Pbat为蓄电池充电功率;Pwind为风力发电机输出功率;PPV为太阳电池光伏输出功率;Pwave为波浪能发电输出功率;Pdiesel为柴油发电机输出功率;Ploss为线路及变换器损失功率;Pload为一般负载消耗功率;Pload con为可控负载消耗功率。

大充、大放、过充和过放等动作对蓄电池的伤害非常大,因此,特别对充放电电流、蓄电池的化学电势以及储存电能3个指标进行监控,一旦超标,立刻采取措施。具体的控制如下:当IL>FI high,或者ε0>εupp且IL>0,或者Wc>Wupp且IL>0时,启动可控负载,防止蓄电池大电流充电或过充;当IL<-FI high,或者ε0<εlow且IL<0,或者Wc<Wlow且IL<0时,启动备用柴油发电机,防止蓄电池大电流放电或过放。其中,FI high为阈值,即电流最大允许值,εupp和εlow分别为化学电势的最大、最小允许值,Wupp和Wlow分别为存储电能的最大、最小允许值。系统在运行过程中,这些参数可适当调整。电站的能量管理流程如图2所示。

4 EMS的实现

4.1 系统结构

海岛可再生独立能源电站EMS使用上、下位机的结构方式。下位机放置于机房,负责数据采集和处理,显示原始数据、控制备用柴油发电机和控制可控负载等。上位机放置于系统监控室,进行数据处理和运算,并发出控制和操作指示信号。系统采用RS-485[16,17]实现上、下位机之间的通信。另外,采用全球移动通信系统(GSM)模块实现远程短信监控功能,系统结构如图3所示。

4.2 下位机DSP数据采集与控制

下位机数字信号处理器(DSP)采用TI公司的TMS320LF2407为运算中心,负责数据的采集、处理和传输[18,19]。系统除了基本的DSP外围电路和外扩RAM以外,还外扩了4 KB的E2PROM专门存储系统的参数,以便在人机界面下可人工修改这些参数。此外,还外扩了复杂可编程逻辑器件(CPLD)EPM7128AETC100-10,用来处理系统和人机界面的逻辑运算。下位机系统结构见图4。

4.3 上位机蓄电池能量管理软件

上位机可视化EMS是在Microsoft Visual Basic 6.0软件环境上开发[20]。为了开发更形象、更生动、更完善的人机界面,在Microsoft Visual C++6.0软件平台上设计了一些具有特殊功能的控件。RS-485信号经过RS-485/RS-232转换器后,由COM口接入计算机。采用MSComm.ocx控件实现与下位机(DSP)的通信,统一MSComm.ocx控件与DSP的通信规则。

利用GSM网络,采用TC35i模块实现手机短信功能[21]。手机短信有主动发送和查询发送2种功能。主动发送功能即在系统中预设一定条件,当系统检测到此条件时,如蓄电池电压过压或欠压,就给预设的手机用户发送系统状态信息,以便相应人员采取相应措施。查询发送功能即任何手机、任何时间、任何地点向系统发送查询指令,设置为“QQFS”或“qqfs”,系统则会返回当前系统状态的信息,也可以发送命令对系统进行控制。这样,只要有GSM网络,再偏远的小岛也可以实现对系统的监控。

5 可再生独立能源电站EMS实例

按上述设计珠海市担杆岛可再生独立能源电站EMS。该电站参数如下:太阳电池5 kW;波浪能发电装机容量10 kW;风力发电机9台,每台10 kW,共90 kW;备用柴油发电机装机容量100 kW;蓄电池组1 800 Ah/246 V;可控负载为海水淡化装置,额定功率为30 kW。EMS从2008年8月建成至今,系统数据准确,通信正常,状态稳定。软件中有关能量管理的曲线截图见图5。

图6为系统启动备用柴油发电机时的蓄电池端电压、电流、真实电压和备用柴油发电机电流。

图7为系统启动可控负载时的端电压、电流和真实电压。

6 结语

本文所述的EMS研究还处于初级阶段,仅局限于对蓄电池的保护,尚未开展海岛独立能源电站各电源、负载的建模,无法进行全系统的动力响应方面的研究。这些工作有待在今后完成。尽管如此,本EMS有助于系统能量的科学管理,完善了发电站的监控系统,为以后其他岛屿的能源解决方案开创了一条可行的技术路线。

新能源电站论文 第8篇

如今,电力系统对利用大规模储能系统平抑可再生能源功率波动的需求越来越迫切。一方面,系统中日益增加的大型风电与光伏发电系统等可再生能源对传统电网的可靠性及稳定性带来很大的冲击,这与系统需要平稳、确定的电能注入相矛盾。当大型可再生能源接入电力系统后,传统机组的爬坡速率往往不能满足可再生能源带来的大幅度、短时的功率波动要求,这就迫使电网对接入系统的可再生能源进行限制。例如:文献[1]对风电场输出功率变化率作出了明确规定。另一方面,传统的铅酸类蓄电池虽然反应速度较快,但其容量小、体积大、充放电限制多、自放电率大、寿命短等缺点限制了其在平抑可再生能源功率波动上的大规模运用。新型蓄电池相比传统蓄电池具有能量比高、充放电限制少、运行模式多样、自放电极小、充放电循环寿命高的优点,在电力系统中的应用潜力巨大。由新型蓄电池组成的独立的电池储能电站(battery energy storage station,BESS)相比传统的抽水蓄能电站[2,3,4,5,6]又具有体积小、安装场地灵活、响应时间极短等特点,这使得BESS在性能上能更好地胜任平抑可再生能源功率波动的任务。

对储能电站动态性能的研究由来已久,以文献[2,3,4,5,6]为代表的国内研究成果重点研究和探讨了抽水蓄能电站静、动态效益的评价及其经济运行模式,并提出了多项评价指标。从功能上看,平抑可再生能源功率波动其实就是以消除注入功率不稳定、计划外功率波动为目标,这与抽水蓄能电站的动态功能的目标相符[2,3,6]。但由于能量储存和转换介质的不同,对各种类型储能电站的建模评价指标提出了不同的要求。目前,对BESS动态性能的评价指标基本可分为2种:一种是通过功率注入值与负荷值的比较,计算系统频率变化值或系统缺电时间期望值的大小,通过这2个值的变化来判断BESS平抑效果的差异。这类评价方法适用于容量不太大、功率变化范围较小的孤立系统或微网系统中BESS评价[7,8]。另一种评价指标是判断相邻时段内注入功率变化率是否满足给定要求,该指标适用于系统容量很大、功率变化极为剧烈的大型可再生能源发电站出口侧或负荷波动较为明显而短促的负荷侧BESS评价[9]。与BESS静态性能[10]不同,在动态性能中BESS所需平抑的可再生能源功率波动具有短时、剧烈的特点。那么平抑此类波动对BESS功率配置的要求远远大于对BESS电量配置的要求。针对这一事实,许多蓄电池(如钒电池、钠硫电池等)均设计了输出功率高于额定功率的短时放电运行模式。应用这种模式可避免由于额定功率不足而增加系统中BESS配置数量的情况。

本文针对大规模可再生能源电站侧的BESS,以钠硫电池为例建立了BESS动态充放电模型,并根据BESS动态性能的不同提出了2种优化调度策略,建立相应的效果评价指标并给出算例结果。

1 BESS建模

从维持电力系统安全稳定运行的角度,电力调度部门对大规模可再生能源电站有功出力的要求可以有2种方式:①不限制功率输出但限制出力变化速度;②综合考虑不同类型发电厂的调度方式后,对配有储能系统的可再生能源电站给定其各时段的发电出力曲线,并按照此出力曲线进行考核。因此,建于可再生能源电站侧并与该电站统一调度的储能系统,在其功能定位上也有2种可能:其一,抑制可再生能源电站的输出功率波动,其效果可以用输出功率波动的变化率或幅值来评价,国家相关标准[1]已经提出了要求并开始付诸实施,BESS的平抑目标就变为使电站的输出功率波动符合有关规定;其二,以给定的发电出力曲线为目标,电站通过与储能系统的配合运行使其出力满足曲线要求。由于通过短期的风速、光照的预测可得到一次能源的功率和能量预测值,通过与储能系统的配合使电站出力满足要求成为可能。

据此,本文建立了对应于这2种功能的储能电站动态调度模型。

1.1 模型目标函数

设研究时段为1 d,时间间隔为5 min,则1 d有288个时段。BESS动态模型的目标函数如下。

1)目标函数1

式中:Pdyn(t)和Pdyn(t-1)分别为投运BESS后时段t和时段t-1系统中总的功率波动。

2)目标函数2

式中:Pplan(t)为系统根据风电场出力和光伏系统输出功率预测所作的当日时段t发电计划值。

满足的条件如下:

式中:PBESS(t)为时段t BESS的投运功率;NBESS为BESS的配置数量;Sd(t)和Sc(t)分别为单个BESS在时段t的放电和充电电量;Δt为单个时段的持续时间,即5 min;Pwind(t)为时段t系统中风电场出力;PPV(t)为时段t光伏系统输出功率。

目标函数1考虑了使用BESS后可再生能源电站在1 d内相邻时段输出功率变化的大小。其中,Pdyn(t)在数值上等于时段t系统中风电场出力、光伏系统输出功率和BESS的投运容量之和,见式(3)、式(4)。目标函数2表示经BESS平抑后在1 d内可再生能源电站输出功率与给定的发电计划的差值的平方和最小。可见,目标函数1和2分别表示了适应不同情况的可再生能源电站侧BESS不同的优化调度策略。

1.2 模型约束条件

1)BESS充放电的约束条件

式中:min{}为取较小值函数;Plim(t)为时段t的充电功率限制;Smax和Smin分别为单个BESS剩余电量S(t)的最大允许值和最小允许值;σ为BESS在单个时段持续时间内的自放电率,这里取每5 min 0.05%;S(t-1)为时段t-1的BESS的剩余电量,见式(9);Pd和Pc分别为单个BESS的额定放电和充电功率;ηd和ηc分别为BESS的放电和充电的效率,这里均取87%;uc和ud分别为充电、放电的状态标志;PG(t)为时段t系统中传统发电机的出力;Pload(t)为时段t的负荷值;Npulse(t)为时段t的BESS的过充、过放电能力,是一个无量纲的倍数。

式(5)～式(8)描述的是BESS充电、放电的限制,同时考虑到单位时间段内BESS的充电量、放电量受到额定充放电速度、充放电效率、单位时间长短以及剩余电量的限制。其中,BESS充电功率限制Plim(t)如式(7)所示;为了避免充放电的冲突,uc和ud只能为整数且不同时为1(即不可能同时工作在充电和放电状态),当uc和ud均为0时表示BESS运行在浮充状态,具体数学约束公式可见式(8)。

2)BESS电量S(t)的约束条件

S(t)=(1-σ)S(t-1)+Sc(t)-Sd(t)-Sloss(t) (9)

式中:Sloss(t)为时段t的BESS的惩罚电量。

式(9)描述的是每时段之间剩余电量的递推过程。当BESS倍出力放电时,由于蓄电池自身的发热和维护等原因,会导致放电时间大大缩短[11,12,13]。为此,本文引用文献[14]中对钠硫电池储能电站建模时的等价方法,在BESS倍出力运行时,加入相应的惩罚电量Sloss(t),其表达式如下:

式中:d(Npulse(t))为Npulse(t)对应的BESS最长放电时间;8代表额定放电时的Npulse(t)与d(Npulse(t))的乘积。

根据BESS的实际运行情况[15,16,17,18],可制订出的多种放电模式,每种放电模式对应不同的Npulse(t)及d(Npulse(t))。Npulse(t)及d(Npulse(t))具体数据可见附录A表A1。

式(11)、式(12)表示S(t)前后时段的递推关系及其应满足的约束。

式中:Savg为BESS剩余电量1 d的平均值;S(1)为BESS剩余电量1 d的初始值。

其中式(12)是为了满足下一天的BESS正常运行而设的,即BESS剩余电量1 d的平均值须大于1 d的初始值,这样就可以保证BESS在第2天及以后能够持续正常工作(不考虑BESS的故障、检修等情况)。

式中:Sr为BESS的额定电量。

式(14)表示当剩余电池电量不满足倍出力放电相应的惩罚电量时,则不能以该倍出力值放电。

式(15)表示BESS剩余电量1 d的初始值为60%。

2 模型的解法策略

由第1节中论述可知,BESS的动态模型是一个多阶段非线性规划问题,本文选用动态规划法[10,19]对模型进行求解。为此,必须将模型转化为动态规划可操作的方式,涉及到阶段、状态、决策、策略。

将1 d等分为若干个时段,其中任一时段标记为阶段n,本文取n∈{0,1,2,,288}。

状态可以有2种选择:可以将BESS的剩余电量设为状态,也可以将BESS可能的所有充放电的动作设为状态。因为状态必须是离散的,若将BESS的剩余电量设为状态势必造成剩余电量的离散,这与实际不符。而实际BESS都是设定BESS的充放电动作值固定[15,16,17,18],以供运行时选择。所以本文将充放的动作限制条件离散化并编号定义为相应的状态,具体见表1,这里每个阶段的每个状态均有19个决策。策略即为288个时段所有可能的充放电组合。

由于倍出力充放电方法的引入,应修改相应关于BESS充放电电量的约束,见式(17)～式(21)。

注:A=min{Smax-(1-σ)S(t-1),PcNpulseηcΔt,Plim};B=-min{(1-σ)S(t-1)-Smin,PdNpulseηdΔt};Sup(t)为时段t的BESS的电量增加量,正为充电,负为放电。

状态转移方程:

S(t)=(1-σ)S(t-1)+Sup(t)-Sloss(t) (17)

SminS(t)Smax (18)

目标函数1为:

目标函数2为:

式中:P*dyn(t),P*plan(t),S*(0),S*(t)为标幺值,其中基准值Pb取350 MW,Sb取Smax;a,b为权重系数,可以取任意的正数,具体数值根据不同的系统配置而不同。

比较式(1)、式(2)和式(19)、式(20)可以看到,新的目标函数就是在原目标函数上加上BESS的剩余电量的惩罚量。这是因为对BESS剩余电量S(t)的约束并不能完全在状态和状态转移方程中得以体现。将剩余电量平均值的约束(式(13))具体化并放入目标函数中,可以更好地计及BESS剩余电量的影响。

本文采用动态规划法求解,其解法框图见附录A图A1。

3 算例分析

本文发电机机组模型采用IEEE-RTS的发电机组数据[20],剔除了其中2台核电机组,系统装机容量为2 906 MW。负荷采用了IEEE-RTS中第11星期的星期五的数据,峰荷提高了35%,最大负荷为2 586 MW,日平均负荷为2 146 MW,最小负荷为1 500 MW。BESS的储能介质选取较成熟的典型钠硫蓄电池,其规格为额定充电功率7.2 MW,放电功率6 MW,额定电量为48 MWh,充放电效率均取87%。可再生能源系统总容量为350 MW,包括风能及太阳能发电部分。风电场由单台额定功率1.5 MW的200台风力发电机组成,风速数据由服从a=8,k=1.72的双参数Weibull分布模拟得到,风机切入风速3.6 m/s,额定风速13 m/s,切出风速25 m/s。光伏系统总装机容量为50 MW,其输出功率数据由马尔可夫链法模拟生成,详细功率数据波形图可见附录A图A2。

3.1目标函数1的算例分析

先以式(19)作为目标函数1,即实现对前后时段功率变化量大小的抑制。本文假设每时刻所有BESS接收一样的调度指令,并进入同样的模式。当NBESS取20时的平抑效果和相应BESS的剩余电量变化见图1,其中,SOC表示电池剩余电量。

(NBESS=20)(NBESS=20)

从图1可以看到,未经平抑的前后时段可再生能源电站输出功率波动即10 min最大变化率[1]为30.224 6 MW/min,平抑后的10 min最大变化率为5.619 7 MW/min,远小于文献[1]中10 MW/min的要求,满足了可再生能源电站接入电力系统的要求。并且BESS平均剩余电量大于其初始剩余电量,保证了BESS的剩余电量能应付第2天及预测外的功率波动。

当NBESS取30时的功率波动平抑效果和相应BESS的剩余电量变化见图2。

(NBESS=30)(NBESS=30)

从图2可以看到,平抑后的10 min最大变化率进一步降低为2.882 3 MW/min。同样保证了BESS的剩余电量。

考虑BESS配置数量和BESS平抑效果的关系可以得到最佳BESS配置数量。又因为全天10 min最大变化率具有随机性,所以用全天10 min变化率的平均值作为平抑效果的评价指标。BESS配置数量和平抑效果的关系见图3。

从图3可以看到,在BESS有限的情况下,功率波动幅度随BESS配置数量的增加而明显下降。而当BESS配置数量足够充足时,平抑效果又会略微变差。

理想情况下,若BESS数量足够大,根据此方法可将1 d 的波动平抑为完全符合发电计划的功率输出。但在实际运行中,由于充放电模式被人为离散化、分为固定的充放电模式。又因为本文假设每时刻所有BESS接收一样的调度指令,并进入同样的模式。那么当BESS的配置数量增加时,充放电功率也随之成倍增加,所带来的平抑效果反而会有所降低。所以在BESS配置数量很大的情况下,充放电模式也应同步细化,或根据系统需求动态调整参与动作的电池数量,允许各BESS可根据实际情况调整动作模式,避免平抑效果的降低。从图3得35为此时的最佳BESS配置数量,而此时全天10 min变化率平均值从使用BESS前的10.966 MW/min降为0.668 04 MW/min,降幅达93.90%。因为单个BESS额定输出功率为6 MW,则此算例系统的最佳BESS容量应占可再生能源发电总容量的60.00%。

3.2目标函数2的算例分析

从3.1节目标函数1的算例分析可以看到,虽然BESS能大幅度地降低可再生能源电源出口侧的波动程度,但是计划外波动仍然存在,这就会消耗系统中的备用容量,并使系统可靠性下降。实际运行中,可再生能源电站出口侧往往可以根据电网下达的发电计划调整出力,而发电计划又是由电网根据前一日风电场出力和光伏系统输出功率的预测值来下达。现阶段的发电计划时间间隔可以是15 min,30 min,60 min等,本文假设时段t的电站出口侧的发电计划值为时间间隔内功率波动的平均值。因为本文单位时间段为5 min,则下式为15 min的电站出口侧的发电计划值:

式中:t=1,2,,288,tmod3=0,mod为相除并取余数的运算符号;Pdyn为BESS在该时刻投运之前的值,即PBESS=0 MW。

30 min和60 min等的发电计划依此类推,图4为15 min可再生能源电站侧的发电计划。

此时,BESS的目标转化为将波动平抑使之满足每时刻的发电计划,则应采用目标函数2,即式(20),其他不变。重新计算动态规划模型,得BESS根据15 min发电计划平抑后结果见图5。

从图5可以看到,利用20个BESS时,平抑后的功率波动已和发电计划非常接近。计算BESS使用前后的目标函数,得使用BESS之后目标函数2的值(即1 d的功率波动与发电计划的偏差量平方的平均)较使用之前下降了95.5%,可见降低效果很好。用这个方法同样可得30 min,45 min,60 min发电计划所对应的BESS平抑后的功率波动。考虑到计划外波动的平抑效果不仅和发电计划有关,还和BESS配置数量有关,定义BESS对功率的波动平移效果为ε,其数值上等于使用BESS前目标函数2的值与使用BESS后目标函数2的值的比,为一无量纲的数。从定义可见,ε值越大,说明BESS平抑效果越好。NBESS取1～100,发电计划时长取15 min,30 min,45 min,60 min,所对应的波动平抑效果见图6。

从图6可以看到,随着发电计划的时长增加,配置同样数量BESS的平抑效果会略有下降,这说明发电计划时长越长,对BESS的运行目标越苛刻。另一方面,随着BESS配置数量的增多,平抑效果的下降程度并不是呈递增趋势,而是有一个先上升后下降的过程。原因同上,即BESS足够大时,扩大了离散的充放电模式之间的差距。此时,BESS已替代可再生能源的波动,成为系统中新的波动因素。通过图6中各点的比较,可得系统中最佳的发电计划时长与BESS配置数量的组合。在可再生能源电站侧预测功率已知的情况下,当发电计划为15 min,BESS配置数量为28时,BESS的平抑效果最佳,则此时最佳BESS大小应占可再生能源发电总容量的48.00%。比较图3可得,虽然目标函数和评价指标不一样,但从平抑效果和BESS配置数量的关系中可以明看出,发电计划的加入使系统减少了对BESS配置数量的需求。

4 结语

在各算例结果中显示出本文提出的BESS运行策略均能较好地平抑大幅度的功率波动,满足相关的接入电网的规定,与此同时又能满足BESS剩余电量的要求。虽然本文算例系统中已对可再生能源的输出功率的随机性进行了模拟,具有一定的普适性,但本文仅从BESS的功能性方面评价和推算出最佳BESS配置,并未考虑经济性评价。除此之外,实际当中最佳BESS配置还受单体BESS规格、可再生能源的装机容量比例、输电容量等的限制,合理的BESS容量应当是从技术、经济两方面综合评价的结果。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

新能源电站论文 第9篇

我国CAP1000核电项目是一种新型的压水堆核电机组, 它在分析、理解和掌握中美合作的非能动第三代核电先进技术 (即AP1000技术) 的基础上, 进行国产化创新研发, 实现了具有更大功率、自主产权的大型非能动先进压水堆机组。

该项目与目前国内其他正在运行的核电机组不同, 采用了爆破阀药筒驱动装置, 首次将火炸药技术应用于核电安全设备。在满足核电站正常运行稳定无泄漏的同时, 保证在出现事故的情况下, 药筒驱动装置可靠开启, 作用产生的能量实现活塞剪切盖成功切断, 打开阀门确保反应堆安全[1]。

近年来出现的核安全事故提醒我们, 核安全事关重大, 安全第一。药筒驱动装置作为CAP1000核电机组非能动安全系统的关键设备, 一旦出现问题将无法保证核反应堆的安全处置。

2 CAP1000用药筒驱动装置项目主要风险分析

风险是一个不确定的事件或者条件, 当其未来发生时会对项目的目标带来正面或者负面的影响[2], 药筒驱动装置作为CAP1000核电项目采用的火工安全设备, 在设计、技术、功能实现、采购等方面存在风险。

2.1 项目设计风险

CAP1000核电项目在美方三代核电技术基础上国产化改进而来, 药筒驱动装置作为一种新设计因其设计理念不同, 且设计过程需同时执行国内和美国核电设计制造标准, 设计管理比其他成熟火工品工作量大得多。同时, 该技术脱胎于美国西屋公司, 因美方在火工药剂等技术方面对我国实施出口管制, 许多设计资料无法获得, 只能采取重新设计、逆向推演等方式实现自主研发, 可能在研发过程中出现边设计、边修改、边验证的情况, 使得技术文件和工艺图纸存在质量和进度风险。

2.2 项目技术风险

一项新的核电技术从研发到成熟需经历一系列包括研发设计、首堆试运行、后续市场验证等过程来。CAP1000核电项目在世界上没有成熟稳定运行的相关参考电站, 药筒驱动装置为炸药技术首次应用于核电领域, 也缺乏成熟运行的经验参考。从产品可靠性的角度来看, 药筒驱动装置的部分技术仍存在原型及未经证实的相关特征, 如该装置在核电机组长期运行过程中其作用性未经实践验证确认等。所以需要对药筒驱动装置进行若干环境及功能试验检测加以验证, 以考验CAP1000安全非动能技术的可行性。

2.3 项目采购风险

CAP1000核电项目用药筒驱动装置中许多原材料和零部件需按照美标进行采购和验证, 而目前国内材料及零部件厂商存在缺乏美标产品、技术不成熟、过程管理水平低、缺少设备材料等问题, 导致部分采购和验证活动需在国外进行, 制约整个采购过程的质量和进度。同时, 现今核电项目建造资源紧张, 产能比较有限, 市场已转向卖方, 各项核电工程FCD时间较为集中, 不同项目间交货期容易出现冲突, 造成保质保量供货存在风险。药筒驱动装置的采购资料源自于CAP1000项目技术规格书, 受实现过程中验证和改进带来的变化影响, 其技术方案和设计参数面临不确定、调整及滞后性, 容易造成采购过程不及时, 从而影响项目进度。

2.4 项目质保体系控制风险

火工品实现过程的质量管理体系依照GJB9001《质量管理体系要求》标准建立, 而CAP1000核电项目在实现过程中要求与国内核电标准HAF003《电厂质量保证安全规定》及其HAD相关导则和美国机械工程师协会ASME NQA-1标准保持一致, 不同标准之间存在较大差异, 所以在药筒驱动装置整个实现过程中须建立一套独立的核电质量保证体系。双体系独立运行在实际执行过程中可能出现混淆的风险, 如只取得火工品操作岗位资格, 而未取得核电项目岗位资格授权就开展项目工作, 对见证W点未通知相关方或出席率偏低, 不符合项或不合格品出现分级错误, 核电项目用压力表未在实验前进行校准或超出2周校准有效期等情况。

2.5 项目功能实现风险

药筒驱动装置由点火装置、封接组件和药筒本体等部分组成, 各部分完成指定的功能, 进而实现活塞切断剪切盖。产品在某一时刻, 某一零部件或功能单元发生了故障, 若产品没有完成相应功能, 它的任何失效都将造成功能任务的失败或效能降低, 所以产品的所有失误性动作均为故障。依据其技术规格书要求中规定的性能参数和极限情况, 确定出现如表1所示情况时可判断其发生故障。具体如表1所示。

2.6 其他风险

除上述主要风险外, CAP1000核电项目用药筒驱动装置还将面临诸多风险, 如火工品用于核电设施, 存在安装、拆换施工技术和经验不足、政治经济类风险、合同类风险、装置运行风险等。

3 CAP1000用药筒驱动装置质量风险管控

3.1 强化设计接口管控

重点管控从设计院到示范公司再到制造单位及分包商之间设计接口交换数据的匹配性, 及时掌握技术方案和设计参数的调整变动;定期组织对项目技术文件、图纸等进行集中学习, 开展设计交流, 提前发现问题, 及时将反馈问题和意见, 并协同设计方、用户、业主、供应商和相关方进行解决;对因美方限制出口转而采取自主研发的设计, 应广泛采用验证、模拟、仿真、对比等方式, 发挥现有成熟火工技术的经验优势, 确保设计结果充分满足技术规格书的要求。

3.2 实施全过程可视化管理

CAP1000项目用药筒驱动装置从设计、生产到检验、试验全面实施专人专管, 项目人员定期对核电相关标准和核质保体系文件程序进行学习培训, 熟悉、理解和掌握项目过程控制的各项要求, 并严格执行;对项目全过程实行可视化管理, 从原料加工到产品装配实施过程QCP控制, 采用客户、业主和设计方认可、选点方式实施全过程质量管控;客户、业主和设计方通过对QCP的选点 (W、H点) 实施见证、检验及验收, 进而对药筒驱动装置的整个生产和验收过程实施监督审查, 确保实物质量稳定、可靠。

3.3 针对功能故障强化设计和生产过程管控

药筒驱动装置其作用主要依靠装药来完成, 药剂作用产生的能量实现活塞切断剪切盖, 成功打开阀门。如果出现装药错误或药剂量不足, 则可能存在点火药输出能量不足未引燃输出装药, 或输出药能量不足未完成切断功能等风险。所以, 对于装药采用裕度设计进行风险管控。

裕度一般指留有一定余地的程度, 装药的设计裕度控制就是在装药结构的设计过程中根据设计参数和范围, 考虑各种客观和人为影响因素, 允许装药存在一定误差的情况下仍能实现功能目标[3]。

通过计算密闭容器燃烧压力, 得出装药质量估算值。考虑到活塞剪切盖实际剪切破坏载荷, 在估算值的基础上对药筒驱动装置装药量进行适当调整, 满足其在药量一定的偏差下实现工作功能。

3.4 实施质量保证 (QA) 数据包管控

QA记录数据包可以有效地证明产品实现过程质量管控的有效性, 内容包括从原料采购到产品加工、装配、试验等相关施工的原始记录和验收测试报告。在产品交付顾客使用前, 整合QA记录数据包, 提交顾客及业主确认, 保证交付产品质量的可靠性, 便于顾客及业主了解产品施工过程, 对产品质量进行追溯。QA数据包的具体内容如表2所示。

4 结语

药筒驱动装置作为CAP1000非能动先进压水堆机组安全设备的初始动能源, 其可靠性对三代核电站技术安全性有直接影响, 一旦失效会在事故状态下造成灾难性后果。对药筒驱动装置进行质量风险分析, 在其设计和实现过程中采取正确、合理的管控措施, 可以有效地降低项目实施风险, 提高核安全质量。因此, 对CAP1000核电用药筒驱动装置质量风险问题开展的研究, 可以为相关工作的开展提供指导。

摘要：目前, 我国在建的国产化非能动压水堆核电站 (CAP1000项目) 中, 采用了火工技术 (药筒驱动装置) 作为反应堆安全处置的初始动能源。此技术尚属研制阶段, 其设计、研制、运行过程中的风险管控没有成熟稳定运行的核电站用以参照。从方案设计、采购、体系等方面对药筒驱动装置展开了质量风险分析, 提出了相应的过程管控对策。

关键词：核电站,火工装置,风险分析,风险管控

参考文献

【1】张迎春.火工技术在核电爆破阀中的重要作用[A].第六届中国核电前沿高峰论坛[C].上海:国际核电运维大会, 2014 (3) :91-94.

【2】张欣莉, 汪贤裕.项目风险管理[M].北京:机械工业出版社, 2008.