1、使用說明：黑色字體為參考范本，藍(lán)色字體為可植入內(nèi)容第五章光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)及發(fā)電量計(jì)算*10OMw光伏并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目一期工程總規(guī)劃裝機(jī)規(guī)模50MWp，采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。本工程共50個(gè)1MWp發(fā)電單元。每個(gè)發(fā)電單元采用1臺(tái)*kV升壓變壓器升壓至*kV，每10臺(tái)20kV升壓變壓器在高壓側(cè)并聯(lián)為1個(gè)聯(lián)合單元，5個(gè)聯(lián)合單元分別接入20kV開關(guān)站匯流母線，再由2回20kV出線送入附近110kV變電站。本工程光伏發(fā)電系統(tǒng)主要由光伏發(fā)電系統(tǒng)及并網(wǎng)系統(tǒng)組成。系統(tǒng)方案選擇方案選擇應(yīng)綜合考慮：運(yùn)行可靠性、可維護(hù)性、技術(shù)成熟度、未來技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)等，并結(jié)合電站區(qū)域的氣象條件、地理環(huán)境、施工條件、交通運(yùn)輸?shù)葘?shí)際因

2、素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合比較選用適合大型并網(wǎng)光伏電站使用的解決方案。光伏發(fā)電系統(tǒng)方案類型智能光伏電站解決方案組網(wǎng)示意圖：傳統(tǒng)方案組網(wǎng)示意圖：初始投資分析智能光伏電站傳統(tǒng)方案對(duì)比無直流匯流箱；無逆變器房、無集裝箱及土建基礎(chǔ)；減少線纜用量；低成本逆變器；需要逆變器房或集裝箱；結(jié)構(gòu)復(fù)雜，設(shè)備接線持平或略低無通訊管理機(jī)；復(fù)雜，施工難度大，簡(jiǎn)化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，降低施工難周期長(zhǎng)；度，周期短；技術(shù)分析類型智能光伏電站解決方案?jìng)鹘y(tǒng)方案系統(tǒng)效率83%79%技術(shù)趨勢(shì)“硅進(jìn)銅退”、“全數(shù)字電站”“智能化”/可靠性IP65密封設(shè)計(jì)，自然散熱；無風(fēng)扇、熔絲等易損部件；系統(tǒng)單點(diǎn)故障對(duì)整體電站影響??；IP54防護(hù)，風(fēng)冷，系統(tǒng)需要直流匯

3、流箱、熔絲；工程施工與維護(hù)性系統(tǒng)簡(jiǎn)單，部件少，逆變器僅48Kg，施工簡(jiǎn)單，維護(hù)方便；成套復(fù)雜，需要逆變器房或者集裝箱，施工周期長(zhǎng)；維護(hù)技術(shù)要求高，需要專業(yè)人員維修；環(huán)境友好性噪聲29dB，無輻射逆變器機(jī)房、集裝箱散熱噪聲大系統(tǒng)組成簡(jiǎn)單復(fù)雜、綜合上述技術(shù)、經(jīng)濟(jì)比較：智能光伏電站發(fā)電量高、長(zhǎng)期可靠性高，電網(wǎng)友好，環(huán)境友好，且與傳統(tǒng)方案初始投資持平，國(guó)內(nèi)外均有大規(guī)模應(yīng)用案例綜合考慮以上各種因素，本項(xiàng)目推薦選用智能光伏電站解決方案。5.2太陽(yáng)能電池組件選擇太陽(yáng)能電池組件的選擇應(yīng)綜合考慮目前已商業(yè)化的各種太陽(yáng)能電池組件的產(chǎn)業(yè)形勢(shì)、技術(shù)成熟度、運(yùn)行可靠性、未來技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)等，并結(jié)合電站區(qū)域的氣象條件、地理

4、環(huán)境、施工條件、交通運(yùn)輸?shù)葘?shí)際因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合比較選用適合集中式大型并網(wǎng)光伏電站使用的太陽(yáng)能電池組件類型。太陽(yáng)能電池組件類型太陽(yáng)能電池性能技術(shù)比較結(jié)合目前國(guó)內(nèi)太陽(yáng)能電池市場(chǎng)的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和產(chǎn)能情況，選取目前市場(chǎng)上主流太陽(yáng)電池進(jìn)行技術(shù)比較，各類型電池主要性能如下表所示。表5-1光伏電池分類匯總表類型商用效率實(shí)驗(yàn)效率使用壽命能力償還時(shí)間生產(chǎn)成本優(yōu)點(diǎn)目刖應(yīng)用范圍晶硅電池15%17%24%25年23年高效率高技術(shù)成熟中央發(fā)電系統(tǒng)獨(dú)立電源民用消費(fèi)品市場(chǎng)多晶硅13%15%20%25年23年較高效率較高技術(shù)成熟中央發(fā)電系統(tǒng)獨(dú)立電源民用消費(fèi)品市場(chǎng)薄膜電池10%5%7%13%20年23年較低弱光效應(yīng)好成本相對(duì)較

5、低民用消費(fèi)品市場(chǎng)中央發(fā)電系統(tǒng)碼化鎘5%8%16%20年23年相對(duì)較低弱光效應(yīng)好成本相對(duì)較低民用消費(fèi)品市場(chǎng)銅銦掾硒5%8%20%20年23年-r-l_X.1十一相對(duì)較低弱光效應(yīng)好成本相對(duì)較低民用消費(fèi)品市場(chǎng)獨(dú)立電源池的光電轉(zhuǎn)化效率略高于多晶硅電池，也就是相同功率的電池組件，單晶硅電池組件的面積小于多晶硅電池組件的面積。兩種電池組件的電性能、壽命等重要指標(biāo)相差不大，若僅考慮技術(shù)性能，在工程實(shí)際應(yīng)用過程中，無論單晶硅電池還是多晶硅電池都可以選用。晶硅類太陽(yáng)能電池由于產(chǎn)量充足、制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、使用壽命長(zhǎng)、光電轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽(yáng)能電池盡管有

6、轉(zhuǎn)化效率相對(duì)較低、占地面積較大、穩(wěn)定性有待進(jìn)一步提高等缺點(diǎn)，但隨著技術(shù)和市場(chǎng)的發(fā)展，由于制造工藝相對(duì)簡(jiǎn)單、成本低、不需要高溫過程、在弱光條件下性能好于晶硅類太陽(yáng)能電池等突出的優(yōu)點(diǎn)，非晶硅薄膜電池所占的市場(chǎng)分額逐漸增加。5.2.1.2太陽(yáng)能電池性能經(jīng)濟(jì)性比較隨著光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進(jìn)步及市場(chǎng)的發(fā)展，各類電池市場(chǎng)價(jià)格不斷下降，根據(jù)目前光伏市場(chǎng)電池、設(shè)備等最新報(bào)價(jià)情況，以固定式安裝50MWp裝機(jī)容量為基準(zhǔn)，對(duì)全部采用多晶硅太陽(yáng)能電池組件（方案一）、全部采用非晶硅薄膜太陽(yáng)能電池組件（方案二）進(jìn)行比較。由于多晶硅組件價(jià)格較非晶硅組件價(jià)格昂貴，方案一總投資較高，方案二的總投資較低；兩種方案中逆變系統(tǒng)、升壓系統(tǒng)、通

7、信監(jiān)控系統(tǒng)、變配電工程、房屋建筑工程等公共系統(tǒng)工程造價(jià)基本相同，土地、電池組件、匯流箱、電纜、電池組件基礎(chǔ)及支架等費(fèi)用由于選用電池類型不同而有較大差別。多晶硅組件轉(zhuǎn)化效率比非晶硅高，方案一工程占地面積較小，方案二工程占地面積較大，電纜線路及電纜用量較大，場(chǎng)內(nèi)道路和防護(hù)林業(yè)相應(yīng)增加。根據(jù)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)主流產(chǎn)品規(guī)格來看，薄膜電池單塊組件容量在25Wp50Wp之間，多晶硅電池單塊組件容量在5Wp300Wp之間，在相同裝機(jī)容量下，薄膜電池要比多晶硅電池所需組件數(shù)量多，并聯(lián)路數(shù)、匯流箱、電池組件的基礎(chǔ)及支架混凝土、鋼筋用量都會(huì)相應(yīng)增加。5.2.1.3太陽(yáng)能電池類型的確定綜合上述技術(shù)、經(jīng)濟(jì)比較：方案一多晶硅電池

8、成熟度較高，效率穩(wěn)定，國(guó)內(nèi)外均有較大規(guī)模應(yīng)用的實(shí)例，但是多晶硅電池相對(duì)價(jià)格較高，工程投資較大，但隨著光伏產(chǎn)業(yè)的不斷發(fā)展，其硅片厚度和單位能耗持續(xù)降低，其成本也在不斷下降；方案二非晶硅電池相對(duì)價(jià)格較低，總體投資小，但國(guó)內(nèi)還未有大規(guī)模薄膜電池的應(yīng)用實(shí)例，技術(shù)成熟度較低，穩(wěn)定性較差。結(jié)合本工程綜合考慮以上各種因素，本項(xiàng)目推薦選用多晶硅光伏電池組件。5的.2.2太陽(yáng)能電池組件選型（1）光本伏工電程池區(qū)組域件位是于光海伏寧發(fā)市電海系堤統(tǒng)附的近核未心利部用件土，地其，各土項(xiàng)地參數(shù)費(fèi)指用標(biāo)低的，優(yōu)土劣地決費(fèi)定用了在整整個(gè)個(gè)工光程伏造發(fā)價(jià)電中系所統(tǒng)占的的發(fā)比電重性較能少。表，征而光光伏伏電電池池組組件件性的能

9、造的價(jià)各在項(xiàng)工參程數(shù)造為價(jià)：中標(biāo)的準(zhǔn)比測(cè)重試相條對(duì)件下組件峰值功率、最佳工作電流、最佳工作電壓、短路電流、開路電壓、最大系較統(tǒng)電壓、組件效率、短路電流溫度系數(shù)、開路電壓溫度系數(shù)、峰值功率溫度系數(shù)、輸出功率公差等。光伏電池組件要求具有非常好的耐侯性，能在室外嚴(yán)酷的環(huán)境下長(zhǎng)期穩(wěn)定可靠地運(yùn)行，應(yīng)是市場(chǎng)主流產(chǎn)品，且獲得相關(guān)認(rèn)證。多晶硅太陽(yáng)能電池組件的功率規(guī)格較多，從5Wp到300Wp國(guó)內(nèi)均有生產(chǎn)廠商生產(chǎn)，且產(chǎn)品應(yīng)用也較為廣泛。由于本工程裝機(jī)容量為20MWp，組件用量大，占地面積廣，組件安裝量大，所以應(yīng)優(yōu)先選用單位面積功率較大的電池組件，以減少占地面積、節(jié)省線纜、降低組件安裝量。通過市場(chǎng)調(diào)查，根據(jù)目前技

10、術(shù)成熟的大容量電池組件規(guī)格，選定電池組件應(yīng)優(yōu)先選用單位面積容量大的電池組件，以減少占地面積，降低組件安裝量。初選電池組件規(guī)格為250Wp、255Wp、260Wp，其各種技術(shù)參數(shù)比較見下表。表5-2各種組件的技術(shù)參數(shù)及性能比較電池組件型號(hào)與峰值功率(Wp)250255260最佳工作電流(A)8.248.328.41最佳工作電壓(V)38.438.738.9短路電流(A)8.798.888.98開路電壓(V)30.430.630.9最大系統(tǒng)電壓(V)100010001000組件效率15.3%15.6%15.9%短路電流溫度系數(shù)0.06%/K0.06%/K0.06%/K開路電壓溫度系數(shù)-0.33%/

11、K-0.33%/Kj?yIi“丄-0.33%/K用初選電池組件建成單位1MWp光伏電站的方案進(jìn)行比較，見下表。表5-3不同多晶硅電池組件組成的1MWp方陣的方案比較方案參數(shù)-方案一方案方案二組件峰值功率(Wp)250255260串聯(lián)數(shù)量(塊)4000392238471MWP子方陣并聯(lián)數(shù)量(路)1.00001.00011.00021MWP子方陣組件數(shù)量(塊)250255260電站實(shí)際安裝容量(MWJ400039223847由以上兩表可以看出：采用250Wp組件組成1MWp光伏陣列所使用組件數(shù)量最少，可以減少組件間連接點(diǎn)，加快施工進(jìn)度；且故障幾率減少，接觸電阻小，線纜用量少，系統(tǒng)整體損耗相應(yīng)降低。

12、250Wp組件的最佳工作電流、最佳工作電壓、短路電流、開路電壓的綜合指標(biāo)較高。綜上所述選用250Wp多晶硅電池組件。本工程采用該容量等級(jí)的電池組件具體參數(shù)見下表。本工程擬建容量50MWp，實(shí)際裝機(jī)50MWp。表4-4250W多晶硅光伏電池技術(shù)參數(shù)表峰值功率（W）250開路電壓（Voc）38.4短路電流（Isc）8.79工作電壓（Vmppt）30.4工作電流（Imppt）8.24最大保險(xiǎn)絲額定值15A尺寸(L*W*H)1650*990*45重量（kg）19.1最大系統(tǒng)電壓（V）1000VDC額定電池工作溫度（NOCT）462弋工作溫度-40C85CPm溫度系數(shù)-0.45%/CVoc溫度系數(shù)-0.

13、33%/CIsc溫度系數(shù)0.06%/C正面最大靜載荷5400P背面最大靜載荷2400P5.3電池陣列的安裝方式設(shè)計(jì)電池陣列的安裝方式選擇固定式安裝方式：有一定的傾角，安裝傾角的最佳選擇取決于諸多因素，如地理位置、全年太陽(yáng)輻射分布、直接輻射與散射輻射比例和特定的場(chǎng)地條件等。水平單軸跟蹤安裝方式：通過其在東西方向上的旋轉(zhuǎn)，以保證每一時(shí)刻太陽(yáng)光與光伏電池板面的法線夾角為最小值，以此來獲得較大的發(fā)電量。傾斜單軸跟蹤安裝方式：是在固定太陽(yáng)能電池面板傾角的基礎(chǔ)，圍繞該傾斜的軸旋轉(zhuǎn)追蹤太陽(yáng)方位角，以獲取更大的發(fā)電量。雙軸跟蹤安裝方式：通過其對(duì)太陽(yáng)光線的實(shí)時(shí)跟蹤，以保證每一時(shí)刻太陽(yáng)光線都與太陽(yáng)能電池板面垂直，

14、以此來獲得最大的發(fā)電量。根據(jù)已建工程調(diào)研數(shù)據(jù)，結(jié)合本項(xiàng)目的實(shí)際工程條件，以固定安裝式為基準(zhǔn)，對(duì)采用以上四種安裝方式的優(yōu)缺點(diǎn)比較如下表所示：表5-4不同安裝方式技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)表項(xiàng)目固定安裝水平單軸跟蹤傾斜單軸跟蹤雙軸跟蹤發(fā)電量（）100118131136禾1用小時(shí)數(shù)15411811.32010.852087.6安裝容量20MW20MW20MW20MW安裝支架造價(jià)0.7元/瓦1.8元/瓦2.5元/瓦5元/瓦單位工程靜態(tài)投資（元/kW）10200（以此為估算基準(zhǔn)）115001350015000靜態(tài)總投資20400230002700030000資本金內(nèi)部收益率12.711.810.3410.27經(jīng)濟(jì)性1

15、234根據(jù)以上對(duì)比分析本工程選用固定式安裝方式。由安裝方式比較表可知，固定式安裝方式在工程規(guī)模較大時(shí)綜合成本最低，占地面積最小，且抗風(fēng)能力較好，運(yùn)行維護(hù)的工作量最小。因此本工程選用固定式安裝方式。5.3.2電池陣列的最佳傾角計(jì)算方陣安裝傾角的最佳選擇取決于諸多因素，如：地理位置、全年太陽(yáng)輻射分布直接輻射與散射輻射比例、負(fù)載供電要求和特定的場(chǎng)地條件等。對(duì)于固定軸式安裝電池陣列，其最佳傾角即光伏發(fā)電系統(tǒng)全年發(fā)電量最大時(shí)的傾角。根據(jù)retscreen軟件計(jì)算結(jié)果，可得不同角度傾斜面上各月日平均太陽(yáng)輻射量。表5-5固定安裝方式不同角度陣列面各月平均太陽(yáng)輻射量kWh/m2d序號(hào)1718192021222

16、32425262728291月3.003.023.053.073.093.113.133.153.173.193.213.223.242月3.063.073.083.093.103.113.123.133.143.153.153.163.163月3.213.213.213.223.223.223.223.223.223.223.223.223.214月3.883.873.873.873.863.853.853.843.833.823.813.803.795月4.214.204.184.174.164.144.134.114.094.084.064.044.026月4.003.983.973.9

17、53.943.923.913.893.873.853.833.813.797月4.814.794.774.764.744.724.704.684.654.634.614.584.558月4.494.484.474.464.454.444.434.424.404.394.374.364.349月3.833.833.833.843.843.843.833.833.833.833.823.823.8110月3.543.553.563.583.593.603.613.623.633.633.643.653.6511月3.143.163.183.203.223.243.263.283.303.323.3

18、33.353.3612月3.153.183.213.243.273.293.323.353.373.403.423.443.46月均3.703.703.713.713.713.713.713.713.713.713.713.713.70從上表和上圖可以看出，傾角等于1928。時(shí)全年接受到的太陽(yáng)能輻射能量最大，但為方便人工安裝，后期維護(hù)及清理灰塵，以及支架的穩(wěn)定性角度考慮，將安裝角度確定為19較為合適。安裝角度為19時(shí)月均太陽(yáng)輻射量為3.71kWh/m2.d。當(dāng)電池陣列采用19傾角安裝時(shí)，傾斜面上的各月平均太陽(yáng)輻射量見下表。表5-6最佳傾角各月平均太陽(yáng)輻射量(MJ/m2n)12345633月.9

19、5310.5635月.64418.0046月.8442月.6978910月11月12月53月.7549月.30-一、一、IVf_41月.16397.80343.55358.32電池陣列安裝方式如下圖所示。圖5-3電池陣列安裝方式示意圖5.4逆變器的選擇5.4.1逆變器的技術(shù)指標(biāo)逆變器也稱逆變電源，是將直流電能轉(zhuǎn)換成交流電能的變流裝置。逆變器按輸入直流電源性質(zhì)分類，可分為電壓源型逆變器和電流源型逆變器。本工程并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)中的逆變控制技術(shù)是有源逆變，其運(yùn)行條件需依賴強(qiáng)大的電網(wǎng)支撐。為了獲得更優(yōu)的控制性能，并網(wǎng)逆變器采用輸出電流源的方式并網(wǎng)。對(duì)于逆變器的選型，通過以下幾個(gè)方面的指標(biāo)比較進(jìn)行選擇：

20、1）逆變器輸出效率：大功率逆變器在滿載時(shí)，效率必須在90%或95%以上。中小功率的逆變器在滿載時(shí)，效率必須在85%或90%以上。即使工作在逆變器額定功率10%的情況下，也要保證90%（大功率逆變器）以上的轉(zhuǎn)換效率。2）逆變器輸出波形：為使光伏陣列所產(chǎn)生的直流電源逆變后向公共電網(wǎng)并網(wǎng)供電，就必須對(duì)逆變器的輸出電壓波形、幅值及相位等于公共電網(wǎng)一致，實(shí)現(xiàn)無擾動(dòng)平滑電網(wǎng)供電。輸出電流波形良好，波形畸變以及頻率波動(dòng)低于門檻值。3）逆變器輸入直流電壓的范圍：要求直流輸入電壓有較寬的適應(yīng)范圍，由于太陽(yáng)能光伏電池的端電壓隨負(fù)載和日照強(qiáng)度的變化范圍比較大。就要求逆變器在較大的直流輸入電壓范圍內(nèi)正常工作，并保證交

21、流輸出電壓穩(wěn)定。4）可靠性和可恢復(fù)性：逆變器應(yīng)具有一定的抗干擾能力、環(huán)境適應(yīng)能力、瞬時(shí)過載能力及各種保護(hù)功能，如：逆變器自然散熱無外置風(fēng)扇等。逆變器主要技術(shù)指標(biāo)還有：額定容量；輸出功率因數(shù)；額定輸入電壓、電流；電壓調(diào)整率；負(fù)載調(diào)整率；諧波因數(shù)；總諧波畸變率；畸變因數(shù)；峰值子數(shù)等。5.4.2逆變器選型目前常用的逆變器有組串式逆變器、集中型逆變器和微型逆變器，從全球市場(chǎng)來看，組串式逆變器已占了光伏逆變器行業(yè)的主導(dǎo)地位。（1）組串式逆變器組串式并網(wǎng)逆變器是基于模塊化的概念，即把光伏方陣中每個(gè)光伏組串輸入到一臺(tái)指定的逆變器中，多個(gè)光伏組串和逆變器又模塊化地組合在一起，所有逆變器在交流輸出端并聯(lián)，并網(wǎng)組

22、串式逆變器應(yīng)用于地面電站，具有高發(fā)電量、高可靠性、安全性高、易安裝維護(hù)等優(yōu)點(diǎn)，已成為現(xiàn)在國(guó)際市場(chǎng)上最流行的逆變器。目前許多大型光伏電站使用組串式逆變器。主要優(yōu)點(diǎn)是不受組串間光伏電池組件性能差異和局部遮影的影響，可以處理不同朝向和不同型號(hào)的光伏組件，也可以避免部分光伏組件上有陰影時(shí)造成巨大的電量損失，提高了發(fā)電系統(tǒng)的整體效率。隨著電站的運(yùn)行時(shí)間越長(zhǎng)，組件不適配、衰減、虛接等原因，組件個(gè)體差異不斷增大，組件的精細(xì)化管理優(yōu)勢(shì)越發(fā)明顯，組串式發(fā)電量提升將會(huì)更加明顯。技術(shù)上的這些優(yōu)勢(shì)不僅降低了系統(tǒng)成本，也增強(qiáng)了系統(tǒng)的可靠性。例如對(duì)集中式電站來說，直流保護(hù)是永遠(yuǎn)但是又幾乎是無解的難題，有的電站采取了在匯流

23、箱加防反二極管措施以解決故障擴(kuò)大化問題，但隨之帶來系統(tǒng)效率降低、匯流箱成本大幅上升問題，而組串式電站已在逆變器有強(qiáng)大的保護(hù)功能，并且天然的規(guī)避某一串直流短路能量倒灌問題，集中式最為頭痛的直流故障問題對(duì)組串式而言自然消失。另外施工成本方面，傳統(tǒng)的集中式地面電站不僅涉及PV組件、支架、逆變器、箱變、匯流及配電設(shè)備施工，還包含大量土建活動(dòng)，如地基制作，磚瓦逆變器房建造，整個(gè)項(xiàng)目建造成本較高，由于組串式逆變器沒有需要較大人力以及較長(zhǎng)工期的逆變房等土建建設(shè)，也減少了直流柜、集中式逆變器等需要專門車輛工具搬運(yùn)的大中型設(shè)備，電站工程施工難度降低、工期更短。集中式逆變器對(duì)環(huán)境適應(yīng)性要求高，需要達(dá)到設(shè)備防塵和良

24、好的通風(fēng)散熱條件，實(shí)際運(yùn)維過程出現(xiàn)的產(chǎn)品故障率高；同時(shí)對(duì)于工程維護(hù)技能要求高，問題定位及解決周期長(zhǎng)、難度大導(dǎo)致電站運(yùn)維成本高。組串式電站利用逆變器本身的智能故障監(jiān)測(cè)、直流保護(hù)等功能，可以方便地實(shí)現(xiàn)智能運(yùn)維功能，有異常時(shí)逆變器上報(bào)故障告警到中控室，并且借助網(wǎng)管系統(tǒng)可精確定位到故障組串及其物理位置，實(shí)現(xiàn)故障精確定位及快速排查能力。在占用60的直流故障排查上工作量可以降低到1/3以下。2）集中式逆變器集中逆變技術(shù)是若干個(gè)并行的光伏組串被連到同一臺(tái)集中逆變器的直流輸入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模塊，功率較小的使用場(chǎng)效應(yīng)晶體管，同時(shí)使用DSP轉(zhuǎn)換控制器來改善所產(chǎn)出電能的質(zhì)量，使他非常接近于正

25、弦波電流。最大特點(diǎn)是系統(tǒng)的功率高，成本低，但由于不同光伏組串的輸出電壓、電流往往不完全匹配（特別是組件因多云、樹蔭、污漬等原因被部分遮擋時(shí)），采用集中逆變的方式會(huì)導(dǎo)致逆變過程的效率降低和電性能的下降。同時(shí)整個(gè)光伏系統(tǒng)的發(fā)電可靠性受某一光伏單元組工作狀態(tài)不良的影響。最新的研究方向是運(yùn)用空間矢量的調(diào)制控制以及開發(fā)信的逆變器的拓?fù)溥B接，以獲得部分負(fù)載情況下的高效率。3）微型逆變器在傳統(tǒng)的PV系統(tǒng)中，每一路組串型逆變器的直流輸入端，會(huì)由10塊左右光伏電池板串聯(lián)接入。當(dāng)10塊串聯(lián)的電池板中，若有一塊不能良好工作，則這一串都會(huì)受到影響。若逆變器多路輸入使用同一個(gè)MPPT，那么各路輸入也都會(huì)受到影響，大幅降

26、低發(fā)電效率。在實(shí)際應(yīng)用中，云彩，樹木，煙囪，動(dòng)物，灰塵，冰雪等各種遮擋因素都會(huì)引起上述因素，情況非常普遍。而在微型逆變器的PV防孤島保護(hù)支持系統(tǒng)中，每一塊電池板分別接入一臺(tái)微型逆變器，當(dāng)電池板中有一塊不能良好工作，則只有這一塊都會(huì)受到影響。其他光伏板都將在最佳工作狀態(tài)運(yùn)行，使得系統(tǒng)總體效率更高，發(fā)電量更大。在實(shí)際應(yīng)用中，若組串型逆變器出現(xiàn)故障，則會(huì)引起幾千瓦的電池板不能發(fā)揮作用，而微型逆變器故障造成的影響相當(dāng)之小。本工程安裝容量50mwp，可不考慮微型逆變器。本工程場(chǎng)址地形狹長(zhǎng)，組件分布相對(duì)分散，采用集中式逆變器時(shí)，系統(tǒng)主要包括光伏組件、直流電纜、直流匯流箱、直流配電柜、逆變器、交流線纜、逆變

27、器房、升壓變壓器、電網(wǎng)，而采用組串式逆變器時(shí)，系統(tǒng)包括組件、直流電纜、逆變器、交流線纜、交流匯流箱、升壓變壓器和電網(wǎng)，系統(tǒng)更加簡(jiǎn)單，系統(tǒng)效率更高。組串式相對(duì)于集中式在電站25年生命周期內(nèi)不僅能帶來發(fā)電量高，更能有效解決光伏電站售后交付和運(yùn)維中長(zhǎng)期存在的煩惱，組串式解決方案無論在初期運(yùn)維還是后期運(yùn)維上，都有著明顯優(yōu)勢(shì)組串式解決方案通過精細(xì)化管理和智能化管理，顯著提高了電站建設(shè)和運(yùn)維水平因此本工程綜合考慮國(guó)內(nèi)外光伏并網(wǎng)逆變器各種型號(hào)產(chǎn)品，經(jīng)比較，逆變器選擇28KW組串式逆變器。28kW逆變器的主要技術(shù)參數(shù)如下表所示。表5-7逆變器主要技術(shù)參數(shù)技術(shù)參數(shù)SUN20O0-28KTL效率最高效率98.7%

28、歐州效率98.4%輸入輸出功率27500VA額定輸出電壓3x277V/480V+PE輸出電壓頻率50Hz/60Hz最大輸出電流33.5A功率因數(shù)0.8超前.0.8滯后最大總諧波失真3%保護(hù)輸入直流開關(guān)支持輸出過流保護(hù)支持輸入反接保護(hù)支持組串故障檢測(cè)支持直流浪涌保護(hù)類型n交流浪涌保護(hù)類型n絕緣阻抗檢則支持RCD檢則支持顯示與通信顯示圖形化LCDRS485支持USB支持常規(guī)參數(shù)滿足的標(biāo)準(zhǔn)安規(guī)/EMCEN61000-6-2,EN61000-6-3,EN61000-3-2,EN61000-3-3,EN61000-3-11,EN61000-3-12,EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2

29、并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)VDE0126-1-1,BDEW2008,CGC/GF004:2011,GB/T19964-2012,G59/3,UTEC15-712-15.5太陽(yáng)能電池陣列設(shè)計(jì)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)分層結(jié)構(gòu)1）太陽(yáng)能電池組串由幾個(gè)到幾十個(gè)數(shù)量不等的太陽(yáng)能電池組件串聯(lián)起來，其輸出電壓在逆變器允許工作電壓范圍之內(nèi)的太陽(yáng)能電池組件串聯(lián)的最小單元稱為太陽(yáng)能電池組串。2）太陽(yáng)能電池組串單元布置在一個(gè)固定支架上的所有太陽(yáng)能電池組串形成一個(gè)太陽(yáng)能電池組串單元。3）陳列逆變器組由若干個(gè)太陽(yáng)能電池組串與一臺(tái)并網(wǎng)逆變器及相應(yīng)匯流設(shè)備構(gòu)成一個(gè)陣列逆變器組，也稱光伏發(fā)電單元。4）太陽(yáng)能電池子方陣一個(gè)或若干陣列逆變器組組合形成一個(gè)

30、太陽(yáng)能電池子方陣（光伏發(fā)電分系統(tǒng)）。5）太陽(yáng)能電池陣列由一個(gè)或若干個(gè)太陽(yáng)能電池子方陣組合形成一個(gè)太陽(yáng)能電池陣列。5.5.2系統(tǒng)方案總布置本工程共100個(gè)500kWp發(fā)電單元。每個(gè)發(fā)電單元采用1臺(tái)20kV升壓變壓器升壓至20kV,每10臺(tái)20kV升壓變壓器在高壓側(cè)并聯(lián)為1個(gè)聯(lián)合單元，5個(gè)聯(lián)合單元分別接入20kV開關(guān)站匯流母線，再由2回20kV出線送入附近110kV變電站。5.5.3光伏電站電池陣列設(shè)計(jì)5.5.3.1太陽(yáng)能電池組件的串、并聯(lián)設(shè)計(jì)太陽(yáng)能電池組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及太陽(yáng)電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定。太陽(yáng)能電池組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。在條

31、件允許時(shí)，應(yīng)盡可能的提高直流電壓，以降低直流部分線路的損耗，同時(shí)還可減少匯流設(shè)備和電纜的用量。本工程所選28kW逆變器的最高允許輸入電壓Vdcmax為1000V,輸入電壓MPPT工作范圍為480V800V。250Wp多晶硅電池組件開路電壓38.4V、最佳工作點(diǎn)電壓30.4V、開路電壓溫度系數(shù)-0.33%/K。經(jīng)計(jì)算得出：串聯(lián)多晶硅太陽(yáng)能電池?cái)?shù)量N為:16N24O綜合考慮支架承重、抗風(fēng)能力、光伏組件整體布置以及50kW逆變器的允許串聯(lián)組件數(shù)量，本工程N(yùn)取20。則固定式安裝每一路多晶硅組件串聯(lián)的額定功率容量計(jì)算如下：P(N)=250Wpx20=5000Wp；對(duì)應(yīng)于所選28kW逆變器的額定功率計(jì)算，

32、需要并聯(lián)的路數(shù)：N二27.5/5二5路。太陽(yáng)能電池組串單元的排列方式一個(gè)太陽(yáng)能電池組串單元中太陽(yáng)能電池組件的排列方式有多種，以接線簡(jiǎn)單，線纜用量少、施工復(fù)雜程度低及運(yùn)行期維護(hù)方便為原則。將20塊組件分成10份，每份2塊，將每份中2塊組件疊加后串接，然后將10份組件順次連接單塊組件順次連接。太陽(yáng)能電池陣列行間距的計(jì)算本工程太陽(yáng)能晶體硅電池方陣系統(tǒng)采用固定軸支架系統(tǒng)，需要考慮行間距，行間距按照按太陽(yáng)高度角最低時(shí)的冬至日仍保證組件上有足夠的日照時(shí)間，同時(shí)相鄰兩行支架不會(huì)在組件上產(chǎn)生陰影所需要的最小行間距。根據(jù)上述計(jì)算，本項(xiàng)目整體系統(tǒng)采用南北方向固定傾角19排布，根據(jù)項(xiàng)目當(dāng)?shù)氐那闆r建立支架系統(tǒng)模型，模

33、擬實(shí)時(shí)的光照及陰影狀況。當(dāng)光伏電站進(jìn)行前后排布太陽(yáng)能電池方陣時(shí)，需要計(jì)算前排方陣的陰影，以確定方陣間的距離。一般確定原則：冬至當(dāng)天9:0015:00太陽(yáng)能電池方陣不應(yīng)被遮擋光伏方陣陣列間距或可能遮擋物與方陣底邊垂直距離應(yīng)不小于D。D=0.707H/tanarcsin（0.648cose-0.399sin其中H為光伏板斜面最高點(diǎn)距地面長(zhǎng)度；D為兩排方陣之間的距離；為緯度。計(jì)算得出D=5.2m。5.6年上網(wǎng)電量預(yù)測(cè)太陽(yáng)能光伏發(fā)電系統(tǒng)效率分析1）光伏溫度因子光伏電池的效率會(huì)隨著其工作時(shí)的溫度變化而變化。當(dāng)它們的溫度升高時(shí)，不同類型的大多數(shù)光電池效率呈現(xiàn)出降低趨勢(shì)。折減因子取96%。2）光伏陣列的灰塵

34、損耗由于光伏組件上有灰塵或積水造成的污染，經(jīng)統(tǒng)計(jì)經(jīng)常受雨水沖洗的光伏組件其影響平均在24%之間，無雨水沖洗較臟的光伏組件其影響平均在810%之間。本項(xiàng)目考慮霧霾、沙塵影響，污染的折減因子取95%。3）逆變器的平均效率目前28kVA容量的并網(wǎng)光伏逆變器的平均效率為97.5%左右。4）光伏電站內(nèi)用電、線損等能量損失初步估算光伏陣列直流配電損耗約為1.5%；20kV升壓變壓器平均損耗1.2%；其他損耗0.3%。其配電綜合損耗系數(shù)為97%。5）機(jī)組的可利用率雖然太陽(yáng)能電池的故障率極低，但定期檢修及電網(wǎng)故障依然造成的損失，固定安裝方式其系數(shù)取1%，光伏發(fā)電系統(tǒng)的可利用率為99%。6）太陽(yáng)能電池板差異性損

35、耗3%，利用率97%。7）早晚不可利用輻射損失3%，利用率97%。綜合以上各折減系數(shù)，固定式多晶硅電池陣列系統(tǒng)的綜合效率約為80%。年理論發(fā)電量計(jì)算根據(jù)所選工程代表年最佳傾斜面上各月平均太陽(yáng)總輻射量可得出本工程月及年峰值日照小時(shí)數(shù)。將太陽(yáng)能電池組件所在平面上某段時(shí)間中能接收到的太陽(yáng)輻射量轉(zhuǎn)換為1000W/m2條件下的等效小時(shí)數(shù)稱峰值日照小時(shí)數(shù)。若太陽(yáng)能電池組件在1h中接收到的太陽(yáng)輻射量為1MJ/m2由以上峰值日照小是定義，可得：1WV訐,=10000007/嵌-36005=;一3.6故若太陽(yáng)能電池組件在1h中接收到的太陽(yáng)輻射量為1MJ/m2則其在1000W/m2條件下的等效小時(shí)數(shù)為1/3.6h

36、。由于太陽(yáng)能電池組件的峰值功率均在1000W/m2條件下標(biāo)定，因此采用峰值日照小時(shí)數(shù)乘以光伏電站的裝機(jī)容量即為光伏電站的最大理論發(fā)電量。電站建成后各運(yùn)行年計(jì)算年發(fā)電量An，可采用下式計(jì)算：An二逐年理論發(fā)電量xq式中：n系統(tǒng)效率。本工程50MWp固定式系統(tǒng)陣列峰值日照小時(shí)數(shù)及第一年上網(wǎng)發(fā)電量統(tǒng)計(jì)見下表。表5-9本工程電池陣列峰值日照小時(shí)數(shù)及發(fā)電量統(tǒng)計(jì)表月份月平均峰值日照小時(shí)數(shù)(h)月輻射量(MJ/m2m)月發(fā)電量(萬kWh)194.43339.95377.72289.35321.65357.39399.62358.64398.494116.11418.00464.445129.68466.84

37、518.716119.08428.69476.327147.98532.75591.948138.70499.30554.789115.05414.16460.1810110.50397.80442.001195.43343.55381.721299.53358.32398.13合計(jì)1355.44879.65421.83經(jīng)計(jì)算，得出本工程首年發(fā)電量為5421.83萬kWh,年峰值日照小時(shí)數(shù)為1355.46h，年等效利用小時(shí)數(shù)為1084.37h?？紤]系統(tǒng)25年輸出衰減20%，即第25年發(fā)電量為4364.57萬kWh。由此可以計(jì)算出本工程25年總發(fā)電量為121866.44萬kWh25年平均上網(wǎng)電量

38、4874.66萬kWh,25年等效利用小時(shí)數(shù)為974.93h。本工程每年發(fā)電量詳見下表：表5-10本工程逐年發(fā)電量計(jì)算表年份衰減系數(shù)年發(fā)電量（萬kWh）等效利用小時(shí)數(shù)115421.81084.320.9915373.01074.630.9825324.21064.840.9735275.41055.050.9645226.61045.360.9565183.21036.670.9475134.41026.880.9395091.11018.290.935042.31008.4100.9224998.9999.79110.9144955.5991.11120.9054906.7981.35130

39、.8974863.3972.68140.8894820.0964.00150.8814776.6955.33160.8734733.2946.65170.8654689.8937.98180.8584651.9930.39190.854608.5921.71200.8424565.1913.04210.8354527.2905.45220.8274483.8896.77年份衰減系數(shù)年發(fā)電量（萬kWh）等效利用小時(shí)數(shù)230.824445.9889.18240.8124402.5880.50250.8054364.5872.91總和121866.424373.2平均4874.6974.93通信可研階段工程通訊方式設(shè)計(jì)兩種方案。方案一為光纖通訊，方案二為無線通信。1.光纖通訊1.1站內(nèi)通信本電站采用光纖（主）和程控電話（備）兩種通信方式。由集控室引光纖電纜至地調(diào)網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)，為電力調(diào)度及遠(yuǎn)動(dòng)服務(wù)，生產(chǎn)綜合樓內(nèi)設(shè)行調(diào)合一數(shù)字式程控調(diào)度交換機(jī)一套，作為光伏電站生產(chǎn)管理和行政通信用。1.2系統(tǒng)通信由集控室