【正文】 500kW1000kW額定交流輸出電流648A534A1070A1240A1070A2138A額定交流輸出電壓270Vac270Vac270Vac270Vac270Vac270Vac額定交流頻率50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz防護等級IP20IP20IP20IP54IP20IP20功率因數(shù)(cosφ)電流波形畸 變率3%(額定功率)3%(額定 功率)3%(額定 功率)3%(額定 功率)3%(額定 功率)3%(額定 功率)由上表比較可以看出，各廠家提供的逆變器技術參數(shù)均滿足《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》的要求。且絕對最大輸入電壓及 MPPT 輸入電壓范圍相差不大，隨著額定交流輸出功率的增大，逆變器效率及輸出電流增大。本工程系統(tǒng)安裝容量為30MWp，從工程運行及維護考慮，若選用單臺容量小的逆變設備，則設備數(shù)量較多，會增加投資后期的維護工作量；在投資相同的條件下，應盡量選用容量大的逆變設備，可在一定程度上降低投資，并提高系統(tǒng)可靠性；因此，本工程選用容量為 500kW 的逆變器。 光伏方陣的串、并聯(lián)設計光伏方陣通過組件串、并聯(lián)得到，光伏組件的串聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器的直流輸入電壓要求，光伏組件并聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器輸入功率的要求。 光伏方陣的串聯(lián)設計本工程選用的并網(wǎng)逆變器功率為60臺 500kW，其最大方陣開路電壓為 900V，MPPT電壓范圍 450V～850V。假定每一個光伏方陣的串聯(lián)組件數(shù)為 S，最大串聯(lián)數(shù)為 Smax，最少串聯(lián)數(shù)為 Smin。本工程選用 255W 型多晶硅組件，其組件開路電壓為 ，工作電壓為 ， 則：（暫不考慮溫度變化引起的開路電壓變化）Smax=UDCmax/Voc=900V/=(塊) ，取 24 塊；Smin=UDCmin/Voc=450V/=(塊)，取 16 塊。 則多晶硅組件的串聯(lián)數(shù)需滿足 16≤S≤24 要求，才可滿足并網(wǎng)逆變器 MPPT 范圍。 選取光伏組件串聯(lián)驗算如下表：當?shù)刈畹蜆O端溫度為：℃，當?shù)刈罡邩O端溫度為：℃，計算選取光伏組串結(jié)溫比標準狀態(tài)（STC）降低 ℃、升高 13℃時（當?shù)貥O端氣溫）下光伏組件開路電壓。每串組件塊數(shù)161718192021222324極端低溫下開路電壓（V）661703744785827868910951992極端高溫下開路電壓（V）564600635670705741776811846若選擇每個支路的電池板數(shù)量較大，則最低溫度時開路電壓將突破極限，損壞系統(tǒng)；若選擇每個支路的電池板數(shù)量較小，則組串工作電壓雖可能在MPPT范圍內(nèi)，但是電壓較低，損耗較大。綜上所述，本工程選定的晶體硅組件為 20 塊/串。 光伏方陣的并聯(lián)設計并網(wǎng)逆變器直流輸入功率為 500kW，允許連接光伏組件最大功率為 110%額定功率，由于光伏組件功率均為峰值功率，為提高系統(tǒng)效率，節(jié)約成本，擬將每臺逆變器連接最大允許容量的光伏組件，因此，每臺逆變器可連接光伏組件功率為 550kW，多晶硅組件峰值功率為 255W。假定可以并聯(lián)的支路數(shù)為 N，則：（1）多晶硅光伏組件20 塊 255W 多晶硅組件串聯(lián)功率為 255W20＝5100W，500kW 并聯(lián)支路數(shù) N=550kW / ≈108，本工程每臺 500kW 并網(wǎng)逆變器推薦采用每串 20 塊 255W 多晶硅光伏組件，共 108串。具體連接容量根據(jù)項目區(qū)域劃分綜合考慮。光伏方陣通過組件串、并聯(lián)得到，光伏組件的串聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器的直流輸入電壓要求，光伏組件并聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器輸入功率的要求。 光伏方陣布置 方陣傾角、方位角設計項目所在地為山東冠縣某某鎮(zhèn)，利用 PVSYST 軟件計算，該地區(qū)光伏組件面以32176。傾角安裝時，所接受到的輻射量最大，為 1720kWh/m2，如圖 57 所示。圖 57 冠縣某某30MW 光伏電站項目光伏組件最佳傾角（PVSYST 模擬）經(jīng)過計算，㎡，當光伏方陣支架傾角為32度時，光伏方陣所接受的輻射量最大，㎡。通過最佳傾角分析的數(shù)據(jù)對比可知，項目地區(qū)光伏組件安裝傾角為32176。時組件表面接收到的年輻射量為最大。利用 PVSYST 軟件計算，項目地區(qū)光伏組件傾角32176。，斜面上輻射量與水平面輻射量如下表所示：表 57 水平面與組件斜面輻射量對比表年總數(shù)水平面/kWh/m2/m組件斜面/kWh/m2/m25根據(jù)上表分析結(jié)果可知，本項目光伏組件以 32176。傾角安裝斜面上輻射量為 kWh/m2/m，比水平面輻射量提高了約 %。組件斜面輻射量折合成年峰值發(fā)電小時數(shù)為 2123h。本項目子方陣安裝最佳傾角 32176。 光伏方陣間距的計算在北半球，對應最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，固定安裝的太陽電池組件要據(jù)組件支架傾斜角度安裝，陣列傾角確定后，要注意南北向前后陣列間要留出合理的間距，以免前后出現(xiàn)陰影遮擋，前后間距為：冬至日（一年當中物體在太陽下陰影長度最長的一天）上午 9:00 到下午 3:00，組件之間南北方向無陰影遮擋。固定方陣安裝好后傾角不再調(diào)整。計算當太陽能電池組件方陣前后安裝時的最小間距 D，如下圖所示。一般確定原則：冬至當天早 9：00 至下午 3：00 光伏方陣不應被遮擋。計算公式如下：太陽高度角的公式：sinα = sinφ sinδ+cosφ cosδ cosω太陽方位角的公式：sinβ= cosδ sinω/cosα式中：φ為當?shù)鼐暥葹?176。； δ為太陽赤緯，176。；ω為時角，上午 9:00 176。當?shù)囟寥丈衔?9:00 的太陽高度角α=176。；當?shù)囟寥丈衔?9:00 的太陽方位角β=176。D = cosβL，L = H/tanα，α = arcsin (sinφ sinδ+cosφ cosδ cosω)即：D=cos βHtan[arcsin(sinφsinδ+ cosφcosδ cosω)]通過以上公式計算得到：本項目固定傾角支架的光伏組件排布方式為：光伏組件縱向單塊放置，相鄰東西兩塊光伏組件之間留有 20mm 的間隙，多晶硅固定支架單元傾斜面的寬為 3320mm。H＝3320sin31176。≈1710mm （式中 31176。為安裝傾角）則：D 南北= cosβL≈3682mm光伏組件傾斜 31176。后，光伏組件上緣與下緣產(chǎn)生相對高度差，陽光下光伏組件產(chǎn)生陰影，為保證在本項目選址地處，冬至日上午九時到下午三時子方陣之間不形成陰影遮擋，經(jīng)計算，光伏組件傾斜后組件上緣與下緣之間相對高度與前后排安裝距離，如下列圖表所示：3682mm 1710mm310310因此，當固定光伏方陣的南北中心間距為 3682mm 時可以保證南、北兩排方陣在上午 9 點到下午 3 點之間前排不對后排造成遮擋，為節(jié)約成本，場地不做整體場平，考慮到場地局部凹凸不平會有高差，為了使就地安裝的光伏方陣前后排仍不會有陰影影響，同時為便于施工及道路轉(zhuǎn)彎半徑的設置，取光伏組件方陣間距 D 為 4152mm，此時光伏方陣前后排中心間距為7000mm。光伏組件最低點距地面距離 H 選取主要考慮當?shù)刈畲蠓e雪深度、當?shù)睾樗?、防止動物破壞及泥和沙濺上光伏組件，因此，根據(jù)以往工程的設計經(jīng)驗及工程建設經(jīng)驗，～ 內(nèi)較為合適。 模塊化設計由于光伏組件和并網(wǎng)逆變器都是可根據(jù)功率、電壓、電流參數(shù)相對靈活組合的設備，本工程采用模塊化設計、安裝施工。模塊化的基本結(jié)構：系統(tǒng)安裝容量為30MWp，設置 60臺 500kW 逆變器。本電站設 15個子系統(tǒng)，每子系統(tǒng)設有1臺2000kVA 變壓器及 4 臺 500kV 的逆變器室。15個發(fā)電單元升壓變 T 接形成 1 回集電線路引至 10kV 進線柜。10kV 光伏電站配電室進線 1 回（發(fā)電用），出 線 1 回，就近接入電網(wǎng)。這樣設計有如下好處：1）各發(fā)電單元各自獨立，便于實現(xiàn)梯級控制，以提高系統(tǒng)的運行效率；2）每個發(fā)電單元是單獨的模塊，由于整個 30MW 光伏發(fā)電系統(tǒng)是多個模塊組成，各模塊又由不同的逆變器及與之相連的光伏組件方陣組成，系統(tǒng)的冗余度高，不至于由于局部設備發(fā)生故障而影響到整個發(fā)電模塊或整個電站，且局部故障檢修時不影響其他模塊的運行；3）有利于工程分步實施；4）減少光伏組件至并網(wǎng)逆變器的直流電纜用量，減少系統(tǒng)線路損耗，提高系統(tǒng)的綜合效率；5）每個發(fā)電單元的布置均相同，保證發(fā)電單元外觀的一致性及其輸出電性能的一致性。 系統(tǒng)效率計算冠縣地區(qū)水平面年均日照輻射總量為5494MJ/㎡，屬于太陽能資源二類地區(qū)，具有建設光伏發(fā)電項目較好的光照條件。利用 PVSYST 軟件計算本項目光伏組件以 32176。傾角固定安裝后，傾斜面年均輻射量為 7664MJ/m178。，折合年峰值日照小時數(shù)為 2123 小時。根據(jù)目前國內(nèi)已經(jīng)建成的光伏電站運行數(shù)據(jù)可知，我國常規(guī)光伏電站效率普遍在75%左右，通常修正系數(shù)如下表所示。表 58 系統(tǒng)效率估算修正系統(tǒng)統(tǒng)計表序號效率損失項目修正系數(shù)電站的系統(tǒng)效率1太陽入射角損失97%%2輻射強度損失96%3陰影損失96%4溫度損失97%5組件質(zhì)量損失99%6組件串并聯(lián)不匹配損失98%7直流電纜線損97%8并網(wǎng)逆變器效率損失96%9變壓器效率損失97%10交流電纜線損98%11其它損失（故障檢修停機等）98%本工程暫不考慮氣候極端變化等不可預見自然現(xiàn)象。 發(fā)電量估算（1）原始條件及數(shù)據(jù)：1）最佳傾角年發(fā)電小時數(shù)：2123h2）系統(tǒng)效率：%3）組件年衰減率：第一年衰減 %，之后衰減率穩(wěn)定為 %（組件廠家實測數(shù)據(jù)）。4）裝機容量：30MWp（2）計算結(jié)果：表 59 發(fā)電量一覽表年數(shù)發(fā)電量（MWh）發(fā)電小時（h）第 1 年54336600第 2 年52978185第 3 年52591974第 4 年52208579第 5 年51827978第 6 年51450152第 7 年51075080第 8 年50702743第 9 年50333120第 10 年49966192第 11 年49601938第 12 年49240340第 13 年48881378第 14 年48525033第 15 年48171285第 16 年47820117第 17 年47471508第 18 年47125441第 19 年46781896第 20 年46440856第 21 年46102302第 22 年45766216第 23 年45432581第 24 年45101377第 25 年4477258825 年總和122470545925 年平均48988218第六章 電氣 電氣一次部分1 光伏發(fā)電站有關設計規(guī)程規(guī)范《太陽光伏能源系統(tǒng)術語》（GB/T 22971989）《太陽能光伏與建筑一體化應用技術規(guī)程》（DGJ32/J872009）《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收技術規(guī)范》（CECS851996）《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程設計規(guī)范》（CECS841996）《光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護—導則》SJ/T111271997《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)的技術規(guī)定》GB/T 199642012《光伏系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性》（IEC 61727：2004）GB/T 200462006《光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》Q/GDW 61720112 其它國家及行業(yè)設計規(guī)程規(guī)范《建筑設計防火規(guī)范》 GB500162006《建筑內(nèi)部裝修設計防火規(guī)范》GB502221995《35～110kV 變電所設計規(guī)范》 GB500591992《電力勘測設計制圖統(tǒng)一規(guī)定》SDGJ421984《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范》G502992006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》GB142852006《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范》GB 500621992《35kV～110kV 無人值班變電所設計規(guī)程》DL/T51031999《變電所總布置設計技術規(guī)程》DL/T50561996《交流電氣裝置的過壓保護和絕緣配合》DL/T6201997《交流電氣裝置的接地》DL/T6211997《電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程》DL/T51372001《箱式變電站技術條件》DL/T5372002《外殼防護等級（IP 代碼）》GB 42082008《電力工程電纜設計規(guī)范》GB502172007《 ～ 交流金屬封閉開關設備和控制設備》DL/T4042007《低壓電器外殼防護等級》GB/《電力工程直流系統(tǒng)設計技術規(guī)程》DL/T 504