高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設計與運行研究
趙斌1, 梁告1, 姜孟浩2, 王力1, 孔琴1, 王炳強3
（1. 長沙理工大學 電氣與信息工程學院，湖南 長沙 410114; 2. 本貿科技股份有限公司，廣東 深圳 518057; 3. 國網(wǎng)西藏電力有限公司，西藏 拉薩 850000）
摘要：西藏地處高原高寒地區(qū)，太陽能資源極其豐富，建設光儲電站有利于改善當?shù)仉娫唇Y構。然而，高原高寒的惡劣環(huán)境對光儲設備影響較大。通過對西藏電網(wǎng)結構和日喀則市太陽能資源進行分析，評估建設光儲電站的可行性；以朗明桑珠孜50 MW并網(wǎng)光儲電站為例，提出適用于高原高寒地區(qū)的光儲電站設計方案；以光儲電站日棄電量最小為目標，進行儲能容量配置；并結合光儲電站運行數(shù)據(jù)對電站設計方案進行驗證分析。研究表明：光儲電站的設計方案在高原高寒地區(qū)具有適用性，50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)配置12.5 MW/100 MW·h電池儲能較為合理，單日可減少約60 MW·h棄電量。研究結果可為高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站的設計提供參考。
引文信息
趙斌, 梁告, 姜孟浩, 等. 高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設計與運行研究[J]. 中國電力, 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，地廣人稀，具有空氣稀薄、紫外線強、太陽輻射強、溫差大等典型高原氣候特征，擁有豐富的太陽能資源[1-2]。在西藏建設光伏電站尤其是集中式地面光伏電站，既能充分開發(fā)利用當?shù)刎S富的太陽能資源，又能將多余電量通過特高壓線路進行跨區(qū)輸送，助力實現(xiàn)“雙碳”目標[3]。
光伏發(fā)電具有隨機性、波動性和間歇性的特點，隨著光伏滲透率不斷增加，電網(wǎng)電壓、電能質量、運行控制、電力調度等受到了越來越大的影響[4-6]。青藏高原地區(qū)太陽能資源充足，太陽輻射強，光伏電站輸出功率波動及棄電率更為明顯，以2021年為例，全國光伏利用率平均達98%，但西藏僅為80.2%，其次是青海為86.2%，棄電較為嚴重。配備儲能系統(tǒng)是保證光伏發(fā)電系統(tǒng)可靠性、提高電網(wǎng)穩(wěn)定性、減少光伏電站棄電率的有效措施之一[7-10]。
“雙碳”目標推動了集中式并網(wǎng)光儲電站快速發(fā)展，國內外學者對光儲電站的選型設計開展了較多的研究。文獻[11]從光伏組件的性能、成本和空間要求分析了不同組件的適用范圍，為光伏電站的開發(fā)利用提供了參考；文獻[12]研究了不同類型光伏組件在不同季節(jié)、太陽輻照度和溫度相同情況下輸出功率的差異性，對比實驗結果得到晶硅光伏組件效率受光譜影響較小，具有更強的環(huán)境適應能力；文獻[13]分析了不同光伏組件和排布方式的經(jīng)濟性，提出了光伏電站優(yōu)化設計方案；文獻[14]針對集中式和分布式能源系統(tǒng)，考慮技術約束、經(jīng)濟和環(huán)境因素，提出了適用不同系統(tǒng)的儲能方式，并通過實例驗證了可行性。
集中式光儲電站開發(fā)具有較高的可行性和經(jīng)濟性。但目前對于集中式光儲電站的研究主要是針對低海拔地區(qū)，高原高寒地區(qū)特殊的氣候特征對光儲設備影響較大，紫外線強易造成光伏組件主柵、背板內層變黃及外層粉化、變薄，溫差積累易導致電極黑化[15]；氣壓低、空氣密度小易導致逆變升壓設備散熱效果減弱[16]；低溫使得儲能電池容量明顯下降[17]。因此，本文分析在西藏地區(qū)建設光儲電站的可行性與必要性，并以西藏自治區(qū)日喀則市朗明桑珠孜光儲電站為例，對高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設計與運行進行了研究。
1 設計原則與建設條件
1.1 設計原則與要求
高原高寒地區(qū)并網(wǎng)光儲電站設計，應以安全可靠、環(huán)境適應性強為設計原則，所用設備應滿足以當?shù)睾０螢榛鶞剩m應環(huán)境能力和級別按相應等級選擇，電氣設備須采取降額措施[18]；逆變器、變壓器、儲能集裝箱等需要通風散熱的設備設計時應增大設備間距，增強風扇及制冷設備的功率[19]；光伏組件等長期暴露在戶外的設備應具有較強的抗太陽輻射與抗紫外線能力。
1.2 建設條件
1.2.1 西藏電網(wǎng)結構
2020年底，隨著阿里電網(wǎng)與藏中電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程全面投入運行，西藏形成了以500 kV電網(wǎng)為主網(wǎng)架、220 kV電網(wǎng)為骨干，橫貫東西的互聯(lián)互通統(tǒng)一電網(wǎng)，分別通過青藏直流、川藏交流與青海、四川電網(wǎng)相連。西藏電力系統(tǒng)的穩(wěn)固，為大力發(fā)展水電、光伏等清潔能源發(fā)電提供了有力支撐。截至2021年底，西藏新增清潔能源裝機容量199萬kW，清潔能源裝機占比達86%，累計外送電量66億kW·h。
從電源結構來看，西藏以水電為主，以光伏、火電作為輔助電源。圖1為2016—2021年西藏自治區(qū)水電、火電、光伏發(fā)電量統(tǒng)計，由圖1可知，近年來西藏光伏發(fā)電得到了大力發(fā)展，其發(fā)電量由2016年的2.27億kW·h上升至2021年的8.73億kW·h，發(fā)電量占比由4.97%提高至10.35%。
圖1 2016—2021年西藏主要發(fā)電類型發(fā)電量統(tǒng)計
Fig.1 Statistics of main power generation types in Tibet from 2016 to 2021
1.2.2 太陽能資源分析
結合拉薩市氣候學計算方法的經(jīng)驗系數(shù)和日喀則近30年月平均日照百分率，采用氣候學方法估算多年平均太陽總輻射如表1所示。由表1可知，該地區(qū)年日照時長達3221.7 h，太陽總輻射達7698 MJ/m2，為太陽能資源最豐富地區(qū)[20]。
表1 日喀則市太陽總輻射
Table 1 Total solar radiation in Shigatse
1.3 選址與定容
西藏地廣人稀、交通不便、植被稀疏，建設光儲電站應減少對環(huán)境的影響。基于便利性及植被保護原則，光儲電站建設應選擇在交通便利，無滑坡、泥石流等不良地質作用分布，且地表植被稀疏、地下水資源對電站建設無較大影響的地帶。桑珠孜區(qū)江當現(xiàn)代產(chǎn)業(yè)示范園區(qū)海拔3 840 m，高原氣候環(huán)境條件嚴酷等級為4 Kp4[21]，園區(qū)毗鄰318國道與和平機場，交通便利，地形平坦開闊，地下水資源由潛水層和上層滯水組成，潛水層距地面大于20 m，上層滯水水量小、蒸發(fā)快，對電站建設均無影響。
根據(jù)電力電量平衡分析，日喀則電網(wǎng)“十四五”期間，用電負荷較小時段，豐水期存在電力富余，枯水期存在約112.6 MW的電力缺額；用電負荷較大時段，均存在電力缺額，其中豐水期存在約120~330 MW的電力缺額，枯水期存在約240~530 MW的電力缺額。
結合60.6萬m2場址面積、電源規(guī)劃政策以及用電負荷，光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量設計為50 MW，用于緩解電網(wǎng)在大負荷下的電力缺額，并配置儲能系統(tǒng)用于削峰填谷、降低光伏棄電率。朗明桑珠孜光儲電站實景如圖2所示。
圖2 朗明桑珠孜光儲電站實景
Fig.2 Photo of Langming Sangzhuzi photovoltaic energy storage power station
2 并網(wǎng)光儲電站設計
2.1 系統(tǒng)結構
并網(wǎng)光儲電站由光伏發(fā)電系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和并網(wǎng)升壓系統(tǒng)組成。光伏發(fā)電系統(tǒng)包括由光伏組件串聯(lián)組成的光伏陣列、匯流箱和逆變升壓設備；儲能系統(tǒng)包括儲能集裝箱和變流升壓設備；并網(wǎng)升壓系統(tǒng)包括交流配電裝置和升壓變壓器等，連接結構如圖3所示。
圖3 并網(wǎng)光儲系統(tǒng)連接結構
Fig.3 Connection structure diagram of grid-connected photovoltaic energy storage system
光伏發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)分區(qū)建設、集中布置，采用共交流母線連接，具有可靠性高、控制靈活，便于擴容、維護和運行控制等優(yōu)點。
2.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)
2.2.1 架構設計
采用“分區(qū)發(fā)電、集中并網(wǎng)”模式將50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)劃分為16個容量均為3.125 MW的發(fā)電單元，通過并網(wǎng)光伏逆變器將光伏組件所發(fā)直流電轉化為交流電，經(jīng)變壓器升壓后接入35 kV交流母線，50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)架構如圖4所示。
圖4 50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)架構
Fig.4 Architecture diagram of 50 MW photovoltaic power generation system
2.2.2 光伏發(fā)電單元設計
光伏發(fā)電系統(tǒng)共包含16個3.125 MW的光伏發(fā)電單元，每個光伏發(fā)電單元呈正方形排布，逆變升壓設備居中布置，具有更高的經(jīng)濟性。
高海拔地區(qū)紫外線強、晝夜溫差大，綜合光伏組件性能及高原適用性，選用國產(chǎn)某減反射鋼化玻璃封裝的144片高效半片晶硅光伏組件，按高原氣候條件下晶硅光伏組件環(huán)境適應性測試標準[22]，在所在地進行戶外實證測試。結果表明：所選光伏組件高原惡劣環(huán)境適應性強、內部電流和回路功率低、抗紫外線性能高、衰減小。
單晶硅光伏組件相較于多晶硅光伏組件具有更好的弱光性、更高的光電轉化效率和更低的衰減率，但多晶硅光伏組件技術更加成熟、綜合成本更低。根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)50 MW裝機容量和場址面積，選用26塊型號為CETC-405 M的405 W單晶硅光伏組件或28塊型號為CETC-335 P的335 W多晶硅光伏組件串聯(lián)組成1個光伏陣列，光伏陣列經(jīng)匯流箱匯流后接入光伏逆變器組成1個光伏發(fā)電單元，共16個發(fā)電單元、133190塊光伏組件。光伏陣列設計參數(shù)如表2所示，標準測試條件下（STC：AM1.5；1000 W/m2；25 ℃）2種光伏組件參數(shù)見表3。
表2 光伏陣列設計參數(shù)
Table 2 Design parameters of photovoltaic array
表3 光伏組件參數(shù)
Table 3 Photovoltaic module parameters
結合地理位置（北緯29°20′，東經(jīng)89°16′）、氣候特征和太陽總輻射，利用PVsyst軟件模擬該地區(qū)不同傾角下的相對于最優(yōu)化的損失比（最優(yōu)損失比）、輻照度轉換因子和傾斜面太陽輻射量，如表4所示。
表4 不同傾角下光伏陣列傾斜面年太陽輻射量
Table 4 Annual solar radiation on inclined surface of photovoltaic array with different inclination angles
2.2.3 逆變升壓設備選型
逆變器作為將光伏組件所發(fā)直流電轉化為電網(wǎng)所需交流電的核心設備，影響著整個光伏電站輸出功率與輸出電能質量。大氣壓力、空氣密度和濕度隨海拔升高而逐漸降低，進而會導致電氣設備絕緣強度和散熱性能下降。海拔在5 000 m范圍內，每上升1 000 m，平均氣壓下降7.7~10.5 kPa，電氣設備外絕緣強度下降8%~13%，溫升增加3%~10%，環(huán)境溫度降低6 ℃；以海拔1000 m為基準，為保證電氣設備在高海拔地區(qū)安全使用，須對其電氣間隙按照表5所示系數(shù)進行修正[19]。
表5 電氣間隙修正系數(shù)
Table 5 Correction coefficient of electrical clearance
并網(wǎng)光儲電站所在位置海拔高度為3 840 m，為滿足光伏逆變升壓設備在高原高寒地區(qū)安全穩(wěn)定運行，需對其按4 000 m等級水平進行降額設計。由文獻[16]可知，以海拔2 000 m為基準，逆變器容量須按海拔每上升1 000 m降額5%設計。
以經(jīng)濟性、安全性與環(huán)境適應能力為目標，選用外絕緣和電氣間隙均為雙倍絕緣設計的GSM3125的國產(chǎn)并網(wǎng)逆變升壓一體機。電氣間隙大于20 mm，額定負載時溫升為30 ℃，能夠在高海拔地區(qū)安全可靠運行。單臺逆變升壓一體機額定容量為3.125 MW，可滿足4 000 m高海拔滿載運行能力，3 000 m海拔仍然可連續(xù)過載110%運行。
2.3 儲能系統(tǒng)
電池儲能因具有效率高、配置靈活、響應速度快等特點被廣泛配置在新能源發(fā)電側，用于促進新能源消納。常用的儲能電池有鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池等。其中，磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命長、技術成熟、安全性能高，相比于其他儲能電池，更適用于高原高寒地區(qū)大型儲能電站。
2.3.1 容量配置
模擬夏至日光伏系統(tǒng)輸出功率曲線如圖5所示，由圖5計算可知，該日光伏系統(tǒng)最大可發(fā)電量約387.16 MW·h，但受地區(qū)調度限制，該電站最大允許并網(wǎng)功率僅為光伏最大裝機容量的60%，即30 MW，若不配置儲能系統(tǒng)，將存在約96.89 MW·h電量損失，光伏棄電率達25%。配置不同功率儲能系統(tǒng)的光伏棄電損失如表6所示。
圖5 典型日光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率曲線
Fig.5 Output power curve of photovoltaic power generation system on a typical day
表6 配置不同功率儲能系統(tǒng)的光伏棄電損失
Table 6 Loss caused by photovoltaic curtailment of energy storage systems at different power
由表6可知，光伏棄電量隨儲能系統(tǒng)最大輸出功率的增大逐漸減小，儲能系統(tǒng)最大輸出功率由0增加到12.5 MW時，每增加2.5 MW光伏棄電量平均減少15.5 MW·h，由12.5 MW增加到17.5 MW時，每增加2.5 MW光伏棄電量減少6.885 MW·h，且儲能系統(tǒng)最大輸出功率為12.5 MW時，光伏棄光率低于5%。綜合光伏棄電率和儲能系統(tǒng)建設成本，選擇配置儲能系統(tǒng)最大輸出功率為12.5 MW，配比時長為8 h，即儲能系統(tǒng)容量配置為100 MW·h，用于減少光伏電量損失與夜間負荷供給需求。
2.3.2 系統(tǒng)設計
電池儲能系統(tǒng)（battery energy storage system，BESS）主要由電池系統(tǒng)（battery system，BS）、功率轉換系統(tǒng)（power conversion system，PCS）、電池管理系統(tǒng)（battery management system，BMS）和監(jiān)控系統(tǒng)組成。設計儲能系統(tǒng)時，將BS、PCS、BMS進行模塊化組合，更有利于監(jiān)控系統(tǒng)監(jiān)測、管理和控制。
對于額定功率在10 MW以上的高壓超大容量BESS，將多個模塊化BESS并聯(lián)后經(jīng)低壓升壓設備組成中壓大容量BESS，再將多個中壓大容量BESS并聯(lián)后經(jīng)高壓升壓設備接入110 kV電網(wǎng)，具有易擴展、可靠性高、靈活性和可維護性強等優(yōu)點。
磷酸鐵鋰電池容量受環(huán)境溫度影響較大，為保證儲能系統(tǒng)正常運行，須將儲能電池、直流配電柜、電池管理系統(tǒng)等設備集成在儲能集裝箱內，采取有效的保溫散熱措施[17]。
儲能集裝箱采用40尺標準高柜，單個容量約為2.5 MW·h。集裝箱保溫墻壁使用75 mm的加厚保溫巖棉，增強了保溫設計，防止夜間低溫狀態(tài)下箱內溫度下降過快；箱內設計采用空調輔助加熱功能，防止箱內溫度過低。儲能集裝箱墻壁與電池柜間增設風墻，設計內外雙循環(huán)散熱系統(tǒng)，并且考慮高原空氣密度低的特點，加大風機功率，保證密閉箱內散熱需求。
采用模塊化設計理念并結合儲能變流升壓設備功率約束，將總規(guī)模為12.5 MW/100 MW·h的儲能系統(tǒng)分為4個儲能分系統(tǒng)（分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）以兩回的方式接入35 kV交流母線，與光伏發(fā)電系統(tǒng)匯流后經(jīng)50 MW主升壓設備升壓后接入110 kV主電網(wǎng)。光儲系統(tǒng)共交流母線連接，共用一個并網(wǎng)點，可以集中全站多余電力對儲能系統(tǒng)進行快速充放電，系統(tǒng)運行更加經(jīng)濟高效。各儲能分系統(tǒng)設計參數(shù)見表7，儲能系統(tǒng)架構見圖6。
表7 光儲電站儲能分系統(tǒng)設計參數(shù)
Table 7 Design parameters of energy storage subsystem of photovoltaic energy storage power station
圖6 儲能系統(tǒng)架構
Fig.6 Architecture diagram of energy storage system
各儲能分系統(tǒng)所用單體電池均為額定電壓3.2 V的磷酸鐵鋰電池，由表7可知，儲能分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ功率/容量配置相同，均為2.5 MW/20 MW·h，儲能分系統(tǒng)Ⅲ為兩組完全相同的2.5 MW/20 MW·h儲能單元組成。其中，分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ所用電池模組電壓不同；分系統(tǒng)Ⅱ、Ⅲ所用電池模組電壓相同，但容量不同。
由圖6可知，儲能分系統(tǒng)Ⅳ相較于儲能分系統(tǒng)Ⅰ~Ⅲ具有不同的連接結構。分系統(tǒng)Ⅰ~Ⅲ采用PCS與升壓設備集成一體、獨立分布在儲能集裝箱外的連接結構，即每8個儲能集裝箱經(jīng)直流母線與1臺集成有4個630 kW PCS和1個2.5 MV·A變壓器的變流升壓一體設備連接，經(jīng)逆變升壓后接入35 kV交流母線；而分系統(tǒng)Ⅳ則采用PCS與變壓器分離的連接結構，各集裝箱中電池所釋放的直流電能經(jīng)集成在箱內的1臺250 kW PCS逆變后由交流母線輸送至升壓設備，再由升壓設備升壓后輸送至交流電網(wǎng)，該連接結構所用單臺PCS功率較小，有助于電池模塊功率均衡管理。無論何種連接方式，在選擇儲能變流升壓設備時，同樣須按海拔每上升1 000 m，降額5%設計。
3 光儲電站運行
西藏夏季水資源豐富，導致作為能源互補的光伏發(fā)電存在較大的棄電率。基于此，選取該電站2021年9月23日的運行數(shù)據(jù)進行分析，用于驗證該設計的可行性與儲能容量配置的合理性。
光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率隨太陽輻照度變化曲線如圖7所示。由圖7可知，11:30—15:30共4 h太陽輻照度達1 000 W/m2以上，占總日照時長的36.4%。由于云層遮擋，光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率存在較大波動。太陽輻照度最大值出現(xiàn)在14:00，為1245.34 W/m2，對應光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率為50.04 MW，光伏發(fā)電系統(tǒng)可實現(xiàn)滿功率輸出。
圖7 光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率隨太陽輻照度變化曲線
Fig.7 Variation curves of output power of photovoltaic power generation system with solar irradiance
統(tǒng)計該日光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率頻率分布（08:30—19:30，每10 min進行一次采樣，共采集67組數(shù)據(jù)）如圖8所示。由圖8可知，分布在40~45 MW區(qū)間內的數(shù)據(jù)共15組，占總數(shù)據(jù)量的22%，結合該光儲電站最大允許并網(wǎng)功率為30 MW，儲能系統(tǒng)功率配置為12.5 MW較為合理。
圖8 光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率分布
Fig.8 Output power distribution of photovoltaic power generation system
對比不同儲能分系統(tǒng)充電時段接入點頻率變化如圖9所示。由圖9可知，各儲能分系統(tǒng)對應接入點頻率波動范圍均滿足電網(wǎng)頻率波動要求的50±0.5 Hz。其中，儲能分系統(tǒng)Ⅱ接入點頻率波動最大，分系統(tǒng)Ⅰ次之，分系統(tǒng)Ⅳ接入點頻率十分穩(wěn)定，始終維持在50 Hz不變。儲能分系統(tǒng)充放電容量與轉換效率如表8所示，由表8可知，由于分系統(tǒng)Ⅳ采用變流器數(shù)量較多，自耗電較高，充放電轉換效率僅為87.7%；分系統(tǒng)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ充放電轉換效率相差較小，其中分系統(tǒng)Ⅰ的充放電轉換效率最高。就儲能系統(tǒng)引起電網(wǎng)頻率波動而言，采用多臺小功率變流器更有助于系統(tǒng)有功功率均衡，降低接入點頻率波動；綜合接入點頻率變化和充放電轉換效率，儲能分系統(tǒng)Ⅰ較其他分系統(tǒng)波動小、轉換效率高，綜合性能更好。
圖9 不同儲能分系統(tǒng)充電時接入點頻率變化
Fig.9 Change of access point frequency during charging of different energy storage subsystems
表8 不同儲能分系統(tǒng)充放電轉換效率
Table 8 Charge-discharge conversion efficiency of different energy storage subsystems
為延長儲能系統(tǒng)使用壽命，儲能系統(tǒng)每24 h充放電循環(huán)一次，白天光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電量一部分用于為儲能系統(tǒng)充電，其余則用于向電網(wǎng)輸送。該日光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率、儲能充電功率及并網(wǎng)功率如圖10所示。
圖10 并網(wǎng)光儲電站輸出功率曲線
Fig.10 Output power curves of grid-connected photovoltaic energy storage power station
由圖10可知，該地區(qū)夏季日照時長為11 h，光伏發(fā)電系統(tǒng)最大輸出功率40 MW以上共5 h，儲能系統(tǒng)上午08:30開始充電，下午19:30完全充滿，儲能系統(tǒng)功率及容量配置合理；由于該電站最大允許并網(wǎng)功率為30 MW，配置儲能系統(tǒng)后，單日可減少約60 MW·h棄電量。
對比圖10中實際并網(wǎng)功率與理論并網(wǎng)功率可知，兩者相差較大，引起該現(xiàn)象的原因是由于電站目前處于調試運行階段，AGC尚未調試完成，并網(wǎng)功率嚴格受限，暫時無法滿足滿功率并網(wǎng)輸出。
4 結論
結合西藏自治區(qū)首批光儲一體化設計施工的朗明桑珠孜光儲電站，提出了適用于高原高寒地區(qū)光儲電站設備選型與設計方案，并對光儲電站運行數(shù)據(jù)進行了分析，得到主要結論如下。
（1）西藏海拔高、空氣稀薄、環(huán)境惡劣、太陽輻射強，采用晶體硅電池組件更有利于電站長期穩(wěn)定運行；磷酸鐵鋰電池性安全性高，在高原地區(qū)運行性能穩(wěn)定；各設備之間須留有足夠的空間，并增強散熱、制冷設備的功率，用于增大散熱效果；磷酸鐵鋰電池性能受溫度影響較大，高原高寒地區(qū)氣候寒冷、晝夜溫差大，配置儲能系統(tǒng)應將電池等設備放入集裝箱中并采取有效的保溫散熱措施。
（2）變流、升壓設備應根據(jù)海拔高度對電氣設備的電氣間隙進行修正并進行降額使用；對比4種儲能分系統(tǒng)運行結果，對于儲能需求較大的集中式光儲電站，采用多臺小功率PCS與變壓器分離的連接方式更有利于電池均衡管理，維持接入點頻率穩(wěn)定，但相較于儲能集裝箱接入變流升壓設備的連接方式其充放電轉換效率較低。
（3）對50 MW光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量，以光儲電站棄電量最小為目標，兼顧并網(wǎng)功率限制，配置12.5 MW/100 MW·h儲能系統(tǒng)較為合理；日照充足時，單日可減少約60 MW·h棄電量。
