2022光伏发电部分设计

光伏电站工程光伏发电部分设计方案1光伏组件技术参数此项目光伏组件暂采用某厂的单晶硅组件，其具体参数如下：表7-1光伏组件技术参数最大工作功率（Wp）425工作点电压（V）40.4工作点电流（A）10.52开路电压（V）49.0短路电流（A）11.11短路电流随温度变化系数(%/℃)0.057开路电压随温度变化系数(%/℃)-0.286最大功率随温度变化系数(%/℃)-0.370组件规格（mm）2115×1052×35重量（kg）24.7最大系统电压1500VDC工作温度-40～85°C2光伏方阵最佳倾角2.1光伏组件布置方式的选择对普通的光伏组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。针对组件固定式布置方式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统，根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴和双轴跟踪。发电量较固定方式可提高20%和40%。逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪、电气传动等设备，会增加单位工程造价，随着晶体硅光伏板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本，总体的经济效益并不划算，且目前国内跟踪系统技术尚不成熟，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用。本项目按光伏组件朝正南固定最佳倾角安装方式设计。2.2光伏阵列最佳倾角设计2.2.1最佳倾角设计原则在光伏供电系统设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置倾角对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。因此确定方阵的最佳倾角是光伏发电系统设计中不可缺少的重要环节。组件的固定最佳倾角需根据负载不同情况而定。对于均衡性负载，要综合考虑各月份接受太阳能及发电量的均衡性。本工程为并网发电系统，由于所产生的电能可以全部输入电网，得到充分利用，就不存在对发电量的限制。因此，选择的最佳倾角，应使组件倾斜面上收到的全年太阳辐射量最大，使光伏系统全年获得最大发电量。2.2.2最佳倾角计算利用光伏辐射计算软件，9度倾角时辐照度最大，本项目按9度角考虑。3光伏组件方阵间距计算方阵场安装地的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于D：如图7-2所示。图7-2光伏方阵阵列间距示意图在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina=sinfsind+cosfcosdcoswsinβ=cosdsinw/cosaLs/L=cosβ×H/tan[arcsin(0.648cosf-0.399sinf)]（公式7-2）其中，f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。a为太阳高度角β为太阳方位角本工程光伏组件方阵倾角为9度，根据（公式7-2）计算并考虑一定裕度，D取0.6米。4并网逆变器选择4.1逆变器工作原理光伏组件的输出为直流电能，需转换为交流电能后才能对交流负载供电。光伏并网系统主要由光伏组件和并网逆变器以及升压系统组成。并网逆变器是并网光伏系统的中心，没有它就谈不上并网。并网逆变器的基本功能，是把来自光伏组件的直流电转换成交流电，并把电力输送给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥光伏组件性能的功能和异常时或故障时的保护功能。合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。因逆变器采用了电力电子技术，与发电机相比，无转动部件，所以又称为静态变换器。工作过程中，直流侧输入功率为定值，电网电压高低相位不同时输出不同的电流。因此，逆变器可以看作是一个受控电流源。作为电流源，与电力系统中常规的发电机(电压源)不同，其电压自动跟踪电网输出电流，不存在同期要求。作为电流源，其谐波是值得注意的，不能超过电网要求。4.2逆变器分类目前世界上最主流的并网光伏逆变技术均以DSP作为处理器，采用IGBT桥式逆变电路，利用PWM（脉宽调制）技术实现“直流——交流”的逆变功能。(1)按功率分类常规的大型电站逆变器有750kW、1250kW、2500kW。(2)按是否带隔离变压器分类按逆变器是否带隔离变压器，分为有隔离型和无隔离型。与同容量的带隔离变压器的逆变器相比，无变压器的逆变器具有体积小、重量轻的优点，其缺点表现在直流输入和交流输出之间无“电气隔离”，光伏组件方阵的短路故障等可能会对电网造成不利影响，此外，注入电网的直流电流略大。(3)按输出相数分类按并网逆变器的额定输出功率、输入光伏支路数量、输出为三相或单相，无蓄电池的并网光伏发电系统的逆变方案可分为集中型逆变方案和支路型逆变方案两种。①集中型逆变方案集中型逆变方案是指并网光伏发电系统通过集中型并网逆变器（CentralInverter）将光伏组件方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同，且三相平衡的三相交流电能。集中型逆变器的单机容量一般由10kW至750kW不等。在采用集中型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块光伏组件串联组成光伏组件支路来增加系统直流电压，提高逆变效率；多路光伏组件支路在集中型光伏接线箱中经熔断器后并联成一路直流输出；多台集中型光伏接线箱的直流输出汇集到集中型逆变器的直流输入端，再经IGBT三相桥式逆变电路转换为三相交流电能。集中型逆变器具有功率大、体积大、重量重、发热量大、IP防护等级不高的特点，一般设计成标准电气柜体或箱体，室内安装。②支路型逆变方案支路型逆变方案是指并网光伏发电系统通过支路型并网逆变器（StringInverter）将光伏组件方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同的单相交流电能。支路型逆变器的单机容量一般小于10kW。在采用支路型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块光伏组件串联组成光伏组件支路；几条光伏组件支路（通常为1～3条）在支路型光伏接线箱中经断路器后送入支路型逆变器的直流输入侧，再经IGBT单相桥式逆变电路转换为单相交流电能；将组成并网光伏发电系统的多台支路型逆变器按输出功率情况，组成基本平衡的三相交流，并入低压电网。支路型逆变器具有功率小、体积小、重量轻的特点，按安装条件的不同可分为IP防护等级高、室外安装，或IP等级较低、室内安装两种类型。③集中型与支路型逆变方案的比较集中型逆变方案接入的光伏组件支路数较多，适用于：光伏组件方阵由同一规格、型号的光伏组件组成；各光伏组件的安装倾角、方位角，及受光情况均一致；控制室内有足够空间安装集中型逆变器等应用场合。单台支路型逆变方案接入的光伏组件支路较少，通常为1～3条，适用于：光伏组件方阵由两种以上型号、规格的光伏组件组成；光伏组件的受光情况略有差异（如部分光伏组件可能受到阴影遮蔽）；控制室面积有限、无法安装集中型逆变器等应用场合。集中型逆变方案的优点还体现在逆变效率略高于支路型逆变器、单位额定功率的成本略低，非常适合于地面空旷的兆瓦级电站上。而支路型逆变方案的优点体现在系统组成方式灵活、冗余性好（单台支路型逆变器发生故障停机后，对整个并网光伏发电系统的能量输出影响很小）。4.3并网逆变器选型本项目为大型光伏并网电站，宜选择大功率集中型逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。本工程拟选用1250kW逆变器，两台逆变器与一台2500kW升压变组成一体机集装箱，布置于水面方阵中央。采用逆变升压一体机具有如下明显优势：a、集成度高。集成了光伏逆变器、升压箱变、逆变房和低压AC电缆等，各设备接口在出厂前完成连接，在工厂整体调试，减少现场设备间的电缆制作及连接，节省现场联调时间，也降低了现场施工的故障率，为客户创造更高的经济效益。b、方便运输及吊装。欧变一体机壳体采用20英尺标准集装箱设计，便于运输，整体吊装，无需专用吊具。施工现场安装方便快捷，有利于缩短施工周期，节省施工费用，降低施工难度和风险。c、减少投资、提高收益。集成光伏电站可以降低箱变土建地基和MW房土建地基的成本，减少逆变器到箱变的低压AC连接电缆成本，同时占地面积减少25%。本项目100MW分为40个2.5MW单元。因此综合考虑组件先进性、度电成本及项目投资内部收益率等因素，推荐采用425Wp组件，集中式2500MW逆变升压一体机，采用1.22:1容配比方案。4.4逆变器配置逆变器配置应以适应户外运行为宜，以节省土建投资。同时还具有以下功能：适应现场多年环境温度-25℃～+40℃采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高；提供人机界面及监控系统；具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。交直流侧均具有防浪涌保护功能；完全满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。5光伏组件串联设计在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。5.1光伏组件实际工作温度范围确定在本系统中，暂定使用425W单晶硅组件。根据经验，光伏组件的实际工作温度范围可取：-5℃～70℃。5.2串联回路组件数量确定据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按9度考虑。光伏组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：电站实际装机容量为100MWp，光伏组件选型为425Wp单晶硅组件，逆变器容量选用2500kW。425W单晶硅光伏组件的开路电压Voc=45.7V，换算到最低工作温度摄氏-5度的Voc=50.3V，其每一串的最大开路电压是由逆变器的最大开路电压决定的，其最大开路电压可达DC1500V，MTTP电压可达DC800~1450V。组件串应符合的逆变器直流输入参数为：保证在15℃、50℃、70℃时的逆变器MPPT电压满足条件，-15℃时开路电压满足条件。根据逆变器最佳输入电压以及光伏板工作环境等因素修正后，最终确定光伏组件的串联个数为26（一个组串）。根据计算，最佳光伏组件组件串联数为26，每一路组件串联的额定功率=425Wp×26=11050Wp，每个2500kW集中式逆变器接入276串组件，对应的方阵装机容量为3.0498MWp。每串列单元光伏板计26块，根据现场场地布置，组件与组件之间留有约10cm空隙以减少方阵面上的风压，以及便于安装维护。这26个光伏组件串联后作为一个完整的并联支路，便于编号。从而使得日常维护、检修和故障定位清晰。全站光伏电厂装机容量121.992MW，容配比1.22：1，共需287040块425W光伏组件。6光伏方阵布置于总体设计6.1光伏电站主要系统设计光伏组件经日光照射后，形成低压直流电，光伏组件并联后的直流电采用电缆送至汇流箱汇流后，接入箱逆变一体机，逆变升压至35kV通过集电线路接入110kV升压站并网。本光伏电站工程装机容量为121.992MWp/100MWac，推荐采用分块发电、集中并网方案。光伏组件采用单块容量为425Wp的单晶大功率组件，采用固定式运行方式。太阳能光伏电站主要由光伏阵列、直流-交流逆变设备、升压并网设施、控制检测系统、附属辅助系统组成。（1）光伏阵列主要包括光伏组件组件、支承结构（浮体等）、电缆等。（2）直流-交流逆变设备主要包括逆变器等。（3）升压并网设施主要包括35kV欧式箱变、35kV开关柜、110kV主变压器、110kVGIS等。（4）控制检测系统主要包括系统控制装置、数据检测及处理与显示系统、远程信息交换设备等。（5）附属辅助系统防雷及接地装置、清洁设备、厂房及办公室、围栏、火灾报警、生活消防系统、站用电源系统、通道及道路等。6.2并网光伏发电系统分层结构并网光伏发电系统主要分为以下层次：（1）光伏组件组串。由几个到几十个数量不等的光伏组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的光伏组件串联的最小单元。（2）光伏阵列逆变器组。由若干个光伏组件组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。（3）光伏发电分系统。通过一台升压变并接一台或多台逆变器所构成的发电系统。（4）光伏发电站系统。多台升压变压器并联后接入电网或再升压后并入电网所构成的系统。6.3总体布置XXXX益阳北港长河100MW渔光互补光伏发电项目位于湖南省益阳市沅江市泗湖山镇北港长河水域。本项目是典型的江河水域，为西东走向的长条状水域，河道宽度在125m-245m，可布区域河道长度约8000m。根据本光伏电站水域特点，北部河道预留10m进行锚固设计，光伏方阵之间预留空间布置电缆以及进行锚固设计，南部区域预留10m进行锚固设计。综合考虑箱逆变设备选型，电缆选型、用量及敷设，河道宽度等因素，部分河道布置图如图7-3所示，每两个方阵的集中逆变升压一体机布置在河道中央。图7-3部分河道布置图7光伏系统接线设计原则：光伏组件采用串联升压、并联汇流、二级汇流、就地逆变、就地升压的接线原则。1组件之间的串联接线串联接线应该注意各串联光伏组件的工作电流是否匹配，工作电流主要受太阳辐照度影响。组件之间串联连接采用组件自带的导线和快速插头连接。2组串并联接线组串并联接线是将串联好的组件通过导线连接在汇流箱内并联连接。并联接线应该注意各串联回路的工作电压是否匹配，工作电压主要受光伏组件温度影响，串联回路的工作电压还受接线电缆上的电压损耗影响。同一光伏电场内光伏组件布置角度、过风缝、阵列间距等均相同，光伏电场内工作温度可视为相同。组件串联接线电缆截面为4mm2，串联回路电流按标称最佳工作电流10.52A计，铜导体标称电阻率按1.75*10-8Ωm计，经过计算串联接线电缆上的电压损耗为0.035V/m。为减少串联回路上的工作电压差异，把位置相近的串联回路进行并联，汇流箱在布置时，尽量考虑设于串联回路中间。本工程汇流箱以14汇1和13汇1设计为主，布置在每排的中间位置。3汇流箱汇流箱输入侧设熔断器，输出侧设断路器、防雷器。外壳不锈钢涂防腐漆，防护等级IP65以上，布置于光伏阵列下方。8光伏发电量计算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合光伏组件的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏电场周围环境、地面遮光障碍物情况进行考察，建立本工程太阳能光伏电站上网电量的计算模型，并确定最终的上网电量。系统损耗计算：光伏电场占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取3%；大量的光伏组件板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取2%；考虑光伏组件板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取2%；油浸式变压器的效率达到98%；考虑到光伏电场很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，结合逆变器性能参数，故本工程逆变器效率按98.2%计算；早晚不可利用太阳能辐射损失系数2%；光伏组件的温度影响系数按2.5%考虑；系统效率为：97%×98%×98%×98%×98.2%×98%×95%=85.6%考虑到以后每年系统效率衰减情况，电站建成后第一年光伏电站年平均上网电量13419.1万kWh，年等效满负荷运行小时数约为1100h，在运行期二十五年内的光伏电站年平均上网电量12569.7万kWh，年等效满负荷运行小时数约为1030.4h。光伏电场全寿命上网电量计算表：

年份发电量（万kWh）等效利用小时数（h）113419.11100213345.31094313271.91089413198.91081.9513126.31076613054.11070.1712982.31064.2812910.91058.3912839.91052.51012769.31046.71112699.110411212629.21035.31312559.81029.61412490.71023.915124221018.31612353.71012.71712285.710011812218.11001.61912150.99962012084.1990.62112017985.12211951.6979.72311885.8974.32411820.59692511755.4963.625年发电量总和314242.325759.4平均每年发电量12569.71030.48.1提升发电量的方法从年上网电量的估算过程中可知，系统设计完毕后，运行期间的损耗是固定存在不可减少的。要提升上网电量必须在系统设计时考虑，即选用损耗低的设备和导体；或者在夜晚切断光伏电场逆变升压一体机减少其运行时间。同时，提升检修能力、缩短设备检修时间；积极除尘、热扫雪，提升辐射利用率；节减自用电等，都可以提升上网电量。另外，如自用