【正文】 重要的意義。逆變器通過半導(dǎo)體功率開關(guān)的開通和關(guān)斷，將直流電能轉(zhuǎn)變成交流電能；工作過程中，直流側(cè)輸入功率為定值，電網(wǎng)電壓高低相位不同時輸出不同的電流。因此，逆變器實(shí)際上可看作一個受控電流源。作為電流源，與電力系統(tǒng)中常規(guī)的發(fā)電機(jī)(電壓源)不同，其電壓自動跟蹤電網(wǎng)輸出電流，不存在同期要求。作為電流源，其諧波是值得注意的，不能超過電網(wǎng)要求值。 逆變器分類及共性大型并網(wǎng)光伏逆變器的分類方式較多。按功率等級分類，有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、1000kW 等。按是否帶隔離變壓器，有隔離型和不隔離型。不帶隔離變壓器的逆變器效率相對較高。按逆變單元不同，有模塊逆變型和整體逆變型。成模塊逆變的逆變器工作時，與光伏陣列直流側(cè)的匹配性較高。大型逆變器的共性很多。例如，尺寸隨功率增加，都含有監(jiān)控、保護(hù)功能等。另外，單機(jī)功率越大的逆變器效率越高。 所示。 不同容量逆變器主要技術(shù)參數(shù)對比表逆變器額定功率250kW500kW1000kW推薦的最大功率284kW 560kW 1120kW絕對最大輸入電壓1000Vdc 1000Vdc 1000VdcMPPT 輸入電壓范圍480V～850V500V～850V 500V～850V最大效率%%%額定交流頻率50Hz50Hz50Hz額定電網(wǎng)電壓400Vac315Vac315Vac功率因素（COS246。）＞＞＞電流波形畸變率(額定功率時)＜3%＜3%＜3%夜間自耗電80W100W200W 逆變器的技術(shù)指標(biāo)對于逆變器的選型，主要以以下幾個指標(biāo)進(jìn)行比較：1) 逆變器輸入直流電壓的范圍：由于太陽能電池組串的輸出電壓隨日照強(qiáng)度、天氣條件及負(fù)載影響，其變化范圍比較大。就要求逆變器在能夠在較大的直流輸入電壓范圍內(nèi)正常工作，并保證交流輸出電壓穩(wěn)定。2) 逆變器輸出效率：大功率逆變器在滿載時，效率必須在90%或95%以上。中小功率的逆變器在滿載時，效率必須在85%或90%以上。即使在逆變器額定功率10%的情況下，也要保證90%(大功率逆變器)以上的轉(zhuǎn)換效率。3) 逆變器輸出波形：為使光伏陣列所產(chǎn)生的直流電經(jīng)逆變后向公共電網(wǎng)并網(wǎng)供電，就要求逆變器的輸出電壓波形、幅值及相位等與公共電網(wǎng)一致，以實(shí)現(xiàn)向電網(wǎng)無擾動平滑供電。所選逆變器應(yīng)輸出電流波形良好，波形畸變以及頻率波動低于門檻值。4) 最大功率點(diǎn)跟蹤：逆變器的輸入終端電阻應(yīng)自適應(yīng)于光伏發(fā)電系統(tǒng)的實(shí)際運(yùn)行特性。保證光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行在最大功率點(diǎn)。5) 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、瞬時過載能力及各種保護(hù)功能，如：過電壓情況下，光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)正常運(yùn)行；過負(fù)荷情況下，逆變器需自動向光伏電池特性曲線中的開路電壓方向調(diào)整運(yùn)行點(diǎn)，限定輸入功率在給定范圍內(nèi)；故障情況下，逆變器必須自動從主網(wǎng)解列。6) 監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集：逆變器應(yīng)有多種通訊接口進(jìn)行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到遠(yuǎn)控室，其控制器還應(yīng)有模擬輸入端口與外部傳感器相連，測量日照和溫度等數(shù)據(jù)，便于整個電站數(shù)據(jù)處理分析。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。另外，逆變器選型需滿足《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》中與逆變器相關(guān)技術(shù)要求。 逆變器的擬選大型光伏電場場地不受限制，宜選擇大功率逆變器，以簡化系統(tǒng)接線，同時大功率逆變器效率較高，利于降低運(yùn)行損耗、提升光伏電場整體效率。MW 級逆變升壓成套設(shè)備，國內(nèi)尚無定型產(chǎn)品，國內(nèi)諸多光伏電站一般仍采購分體設(shè)備，通過組合實(shí)現(xiàn)逆變、升壓功能；國外已有的定型產(chǎn)品，其升高電壓往往為20kV，國內(nèi)運(yùn)用較少。500kW 級逆變器，可成對并機(jī)為1MW 單元，配定制的低壓側(cè)帶分裂繞組的1MVA 箱式變壓器，組成1MW 光伏逆變升壓單元。至于250kW、200kW、100kW 級逆變器，也可采用相同原理并機(jī)成MW 級單元與箱變配合使用，組成1MW 光伏逆變升壓單元。組成1MW 光伏逆變升壓單元，有許多優(yōu)點(diǎn)。包括簡化接線，節(jié)省占地，運(yùn)行方便，投資經(jīng)濟(jì)等。在各種1MW 光伏逆變升壓單元組成方案中，推薦500kW 級逆變器并機(jī)方案。主要原因是大功率逆變器效率高，運(yùn)行損耗低、能提升光伏電場整體效率。同時，單機(jī)功率大的逆變器每瓦平均外形尺寸較低，占地更小。本工程系統(tǒng)容量為20MWp，從工程運(yùn)行及維護(hù)考慮，若選用單臺容量小的逆變設(shè)備，則設(shè)備數(shù)量較多，會增加投資及后期的維護(hù)工作量；在投資條件相同的情況下，應(yīng)盡量選用容量大的逆變設(shè)備，可在一定程度上降低投資，并提高系統(tǒng)可靠性；但若是逆變器容量過大，則在一臺逆變器發(fā)生故障時，發(fā)電系統(tǒng)損失發(fā)電量就較大。逆變器配置中，不需隔離變壓器，并盡可能滿足現(xiàn)場的氣候氣象條件。本工程初步擬定的逆變器參數(shù)如下： 擬選逆變器參數(shù)表序號名稱技術(shù)參數(shù)備注1逆變器額定輸出功率500KW2逆變器效率(1)最高轉(zhuǎn)換效率%(2)歐洲效率（加權(quán)平均效率）%3逆變器輸入?yún)?shù)(1)輸入電壓范圍DC500~1000V(2)MPPT 電壓范圍500V~850V(3)最大直流輸入電流1120A4逆變器輸出參數(shù)(1)額定輸出電壓315V(2)功率因數(shù)～+(3)總電流波形畸變率3%（額定功率）5噪音≤60dB6平均無故障時間10 年7逆變器功率損耗(1)待機(jī)損耗/夜間功耗100W8工作環(huán)境溫度范圍25℃～+55℃9相對濕度95%10滿功率運(yùn)行的最高海拔高度3000m11散熱方式溫控強(qiáng)制風(fēng)冷12重量1700kg13機(jī)械尺寸（寬高深）1606*2034*860mm14通訊接口RS485/Modbus 光伏陣列設(shè)計(jì) 布置原則大型獨(dú)立光伏電場組件的布置，一般通過光伏陣列的分區(qū)、分級排布來實(shí)現(xiàn)。分區(qū)以光伏電場箱式變壓器為對象，把光伏電場劃分為若干個相對獨(dú)立的交流發(fā)電子系統(tǒng)，本工程中結(jié)合電池組件的分布規(guī)律，將多晶硅光伏陣列分為1MW的陣列單元。分級是在每個分區(qū)內(nèi)，對太陽電池組件陣列進(jìn)行分級，匯流箱下轄一級光伏陣列，匯流柜下轄二級光伏陣列。 總體布置方案設(shè)計(jì)本工程規(guī)劃容量為20MWp，結(jié)合箱變?nèi)萘亢碗姵亟M件的分布規(guī)律，本工程設(shè)置20個1MW光伏陣列單元，每個光伏陣列共由186串組成，每串由18塊組件組成。 1 光伏組件安裝示意圖 光伏電站安裝效果圖 光伏子陣列設(shè)計(jì) 電池工作溫度分析太陽電池的實(shí)際工作溫度取決于多個參數(shù)，要想事先準(zhǔn)確地算出十分困難。在室內(nèi)測試條件下(不考慮風(fēng)速及其引起的散熱)，太陽電池溫度取決于日照強(qiáng)度、環(huán)境氣溫、以及內(nèi)阻產(chǎn)生的溫升，同時需考慮到風(fēng)速引起的散熱。本工程結(jié)合當(dāng)?shù)貥O端低溫和經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算太陽電池實(shí)際工作溫度為18℃至85℃。 串聯(lián)回路工作電壓計(jì)算太陽電池的工作電壓，以標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的最佳工作電壓為基礎(chǔ)、按電壓溫度系數(shù)進(jìn)行修正。標(biāo)準(zhǔn)測試條件是，太陽電池溫度25℃177。2℃，輻照度用標(biāo)準(zhǔn)太陽電池測定為1000W/m，%/℃，由此計(jì)算太陽電池工作電壓及開路電壓范圍。 串聯(lián)回路組件數(shù)量確定本工程選用通用型逆變器。逆變器最大功率跟蹤電壓為500~850V，最大直流輸入電壓為1000V。根據(jù)該電壓值，與串聯(lián)回路在連接16～21塊組件后工作電壓的計(jì)算值進(jìn)行比較；電池組件的工作電壓和開路電壓隨溫度變化的區(qū)間為18℃~85℃；在滿足光伏組件能當(dāng)?shù)氐臏囟拳h(huán)境工作的前提下，根據(jù)光伏組件的峰值功率電壓、開路電壓以及溫度系數(shù)等性能指標(biāo)，可得出不同串聯(lián)回路的工作電壓如下表所示： 不同串聯(lián)回路的工作電壓（18℃至85℃電池溫度下）序號串聯(lián)回路組件數(shù)量逆變器輸入端工作電壓(V)逆變器輸入端開路電壓(V)116～～217～～318～～419～～520～～621～～選用的逆變器的MPPT 電壓跟蹤范圍為：500Vdc～850Vdc，允許的最大直流開路電壓為1000VDC。 計(jì)算結(jié)果可見，當(dāng)組串件數(shù)為17~19 的時候，能夠滿足逆變器要求?？紤]本工程布置實(shí)際情況，組串件數(shù)取N=18。 所示。 光伏組串尺寸 光伏陣列布置方案設(shè)計(jì) 傾角和方位角選擇光伏陣列的布置既要滿足輻射量損失的要求，又要兼顧現(xiàn)場地形特點(diǎn)，考慮實(shí)際施工過程中的土方量和支架用量，控制成本。在光伏陣列布置過程中，影響輻射量的主要參數(shù)為陣列的傾角和方位角，176。由于本工程為山地光伏，所在點(diǎn)存在較多的地勢起伏，通過對地形分析，光伏陣列的布置方案采用以下原則進(jìn)行設(shè)計(jì)：1）平整地面或可以通過一定挖填方實(shí)現(xiàn)平整的地面，陣列一律采用正南布置（方位角為0176。），傾角采用最佳傾角22176。；2）對朝向?yàn)檎系钠碌?，陣列布置參照平整地面布置，方位角取?176。，南北傾角依地勢通過支架調(diào)節(jié)為22176。3）對非正南坡地，光伏陣列東西方向采用順坡布置，南北方向通過支架或土方調(diào)節(jié)到22176。通過分析場區(qū)地形，東西坡度角多在12176。以內(nèi)。通過計(jì)算與正南（0176。方位角），22176。傾角輻射量進(jìn)行對比，當(dāng)東西坡度在5176。范圍，%；當(dāng)東西坡度在10176。范圍，%；當(dāng)東西坡度在12176。范圍，%。 光伏陣列間距設(shè)計(jì)光伏陣列前后排之間必須保持一定距離，以免前排陣列擋住后排陣列的陽光。因此，需要確定前后排方陣之間的最小距離。 所示。 兩排陣列之間的距離示意圖圖中，L 為一級光伏陣列斜平面高度，H 為一級光伏陣列水平高度，B 為安裝傾角，a 為太陽高度角，c 為太陽方位角，r 為太陽入射線水平面上投影在后排陣列之間的長度，d 為前排陣列陰影長度，D 為陣列之間的間距，e 為陣列陰影在東西方向的影響長度。按上述幾何關(guān)系，運(yùn)用三角函數(shù)，可得d、D 值計(jì)算公式如下：式中：ω —. 時角（與正常發(fā)電時間有關(guān)）；δ —. 太陽赤緯角（℃至夏至日+℃范圍內(nèi)變化）；φ —. 緯度；s —— 陰影系數(shù)，s=d/H。本工程地處北半球，最小間距確定原則是，冬至日的正常發(fā)電時間內(nèi)，后排的陣列不應(yīng)被前排陣列遮擋。正常發(fā)電時間根據(jù)太陽能輻射觀測數(shù)據(jù)確定。176。N，經(jīng)計(jì)算得當(dāng)?shù)囟辽衔?9：00 。對平整地面，陣列南北向間距可通過陰影系數(shù)直接計(jì)算，對于坡地，需結(jié)合地形本身的南北坡度和陰影系數(shù)進(jìn)行計(jì)算。光伏電場東西側(cè)圍墻陰影在東西方向的影響長度e，與當(dāng)?shù)氐匦胃叨萮 的比值s，可作為東西向陰影系數(shù)。根據(jù)幾何關(guān)系，運(yùn)用三角函數(shù)，可得s 計(jì)算公式為：選取9:00~15:00 時間區(qū)間。若東西方向順坡布置，則相鄰陣列不存在高差， 的距離即可，對東西坡度較大或地形相對復(fù)雜的地方，陣列東西向間距需結(jié)合地形本身東西坡度和陰影系數(shù)進(jìn)行計(jì)算。 光伏方陣配電系統(tǒng)本工程為一般耕地地形光伏，光伏電池板布置順地形布置，電池板會有不同的方位角以及傾角，為便于集中接線，本工程選用大中型逆變器，分別為500kW逆變器、1MW逆變器（2500kW）。22塊電池組件（265W）串聯(lián)成一個電池組串。每個逆變器單元經(jīng)匯流箱匯集后再由逆變器整流逆變后輸出315V三相交流電，兩個500kVA 逆變器單元連接至1000kVA 箱變低壓側(cè)，或者單臺500kVA 逆變器單元連接至500kVA 箱變低壓側(cè)，經(jīng)箱變升壓至35kV，通過集電線路送至升壓站35kV 配電裝置。 逆變升壓站光伏方陣采用“一陣一變”單元式接線，對于1 個或者兩個逆變器發(fā)電單元所組成的光伏陣列組設(shè)置一個逆變升壓站。逆變升壓站包括1 個或者兩個逆變器以及一臺箱變。逆變器容量為500/1000kW(輸出交流電壓為315V)。一個1000kVA逆變器單元連接至1000kVA 箱變低壓側(cè)，或者單臺500kVA 逆變器單元連接至500kVA 箱變低壓側(cè)。箱變?nèi)萘繛?00kVA/1000kVA。該接線具有電能損耗少、接線簡單、操作方便、任意一組光伏設(shè)備故障不會影響其光伏設(shè)備正常運(yùn)行等特點(diǎn)。 集電線路方案光伏電站升壓站布置于整個光伏電站的中部。由于架空線路及桿塔產(chǎn)生的陰影會大大的降低太陽能電池發(fā)電量，以及會對組件的運(yùn)行造成影響。故本工程光伏電站集電線路光伏組件區(qū)域暫不考慮采用架空線方式。以下對35kV 電纜集電線路、10kV 電纜集電線路二種方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較。方案一：按10MWp傳輸功率，中壓系統(tǒng)額定電壓選擇35kV時，單回集電線路最大工作電流165A。按額定載流量最大3%電壓降、短路熱穩(wěn)定等校驗(yàn)，鋁芯電纜截面可選擇為70mm120mm2。20MWp單元需2回集電線路。方案二：按5MWp傳輸功率，中壓系統(tǒng)額定電壓選擇為10kV時，單回集電線路最大工作電流約289A。電纜截面可選擇95mm120mm2和185mm2，按額定載流量最大3%電壓降、短路熱穩(wěn)定等各種方法校驗(yàn)均滿足；20MWp單元需要4回集電線路。、。 方案一的集電線路電纜數(shù)量及造價截面(mm2)3703120數(shù)量(km）72單價(萬元)69120小計(jì)(萬元)345240小計(jì)(萬元)585 方案二的集電線路電纜數(shù)量及造價截面(mm2)3x953x1203x185數(shù)量(km）5單價(萬元)小計(jì)(萬元)394109441小計(jì)(萬元)944由以上兩個表格可以看出，方案二比方案一電纜投資增加約359 萬元。但隨著電壓等級的升高，箱式箱變、無功補(bǔ)償、開關(guān)柜等電氣設(shè)備的電壓等級和絕緣水平也需提高，設(shè)備成本也增加。若采用方案