【正文】 值功率一般為幾十到幾百峰瓦?？紤]到市場供求關(guān)系，本報告中20MWp晶體硅太陽電池組件選用國產(chǎn)250Wp多晶硅太陽能組件。表51 擬選國產(chǎn)太陽電池組件主要性能參數(shù)名 稱單 位性能參數(shù)最大功率WpW250開路電壓VocV工作電壓VmpV短路電流IscA工作電流ImpA電壓溫度系數(shù)%/℃電流溫度系數(shù)%/℃工作溫度范圍℃40～85NOCT℃45177。2組件尺寸mm164099240重量kg20 光伏陣列的運行方式設(shè)計 光伏陣列的運行方式選擇（1）電池陣列的運行方式分類在光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計中，光伏組件陣列的運行方式對發(fā)電系統(tǒng)接收到的太陽總輻射量有很大的影響，從而影響到光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電能力。光伏組件的運行方式有固定式、傾角季度調(diào)節(jié)式和自動跟蹤式三種型式。其中自動跟蹤式包括單軸跟蹤式和雙軸跟蹤式。單軸跟蹤式（即水平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤）只有一個旋轉(zhuǎn)自由度即每日從東往西跟蹤太陽的軌跡；雙軸跟蹤式（全跟蹤）具有兩個旋轉(zhuǎn)自由度，可以通過適時改變方位角和傾角，來跟蹤太陽軌跡。如下圖51。圖51 太陽能電池組件支架類型（2）電池陣列的運行方式的比較對于自動跟蹤式系統(tǒng)，其傾斜面上能最大程度的接收太陽總輻射量，從而增加了發(fā)電量。經(jīng)初步計算，若采用水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量（指跟蹤系統(tǒng)自日出開始至日落結(jié)束均沒有任何遮擋的理想情況下）可提高15%～20%；若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高25%～30%；若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高30%～35%。然而系統(tǒng)實際工作效率往往小于理論值，其原因有很多，例如：太陽電池組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等。雙軸跟蹤式投資遠高于單軸系統(tǒng)，并且占地面積比較大。根據(jù)已建工程調(diào)研數(shù)據(jù)，安裝晶硅類電池組件，若采用水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約15%，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約20%。固定式與自動跟蹤式各有優(yōu)缺點：固定式初始投資較低、且支架系統(tǒng)基本免維護；自動跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護，但發(fā)電量較傾角最優(yōu)固定式相比有較大的提高，假如不考慮后期維護工作增加的成本，采用自動跟蹤式運行的光伏電站單位電度發(fā)電成本將有所降低。若自動跟蹤式支架造價能進一步降低，則其發(fā)電量增加的優(yōu)勢將更加明顯；同時，若能較好解決陣列同步性及減少維護工作量，則自動跟蹤式系統(tǒng)相較固定安裝式系統(tǒng)將更有競爭力。（3）電池陣列的運行方式的確定經(jīng)對固定式和跟蹤式兩種運行方式的初步比較，考慮到本工程規(guī)模較大，固定式初始投資較低，且考慮到本工程是在大棚上進行太陽能電池的鋪設(shè)，維修不便，故選擇固定式運行方式。自動跟蹤式雖然能增加一定的發(fā)電量，但目前初始投資相對較高、而且后期運行過程中需要一定的維護，運行費用相對較高，另外電池陣列的同步性對機電控制和機械傳動構(gòu)件要求較高，自動跟蹤式缺乏在場址區(qū)或相似特殊的氣候環(huán)境下的實際應(yīng)用的可靠性驗證，在我國氣候環(huán)境較復雜的荒漠戈壁區(qū)大規(guī)模應(yīng)用的工程也相對較少。根據(jù)以上綜合分析，本工程推薦選用固定式運行方式。 光伏陣列最佳傾角的計算電池陣列的安裝傾角對光伏發(fā)電系統(tǒng)的效率影響較大，對于固定式電池列陣最佳傾角即光伏發(fā)電系統(tǒng)全年發(fā)電量最大時的傾角。在光伏供電系統(tǒng)設(shè)計中，光伏組件方陣的放置形式和放置傾角對光伏系統(tǒng)接收到的太陽輻射有很大的影響，從而影響到光伏供電系統(tǒng)的發(fā)電能力。因此確定方陣的最佳傾角是光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計中不可缺少的重要環(huán)節(jié)。對于某一傾角固定安裝的光伏陣列，所接受的太陽輻射能與傾角有關(guān)，較簡便的輻射量計算經(jīng)驗公式為：Rβ＝S[sin(α+β)/sinα]+D式中：Rβ——傾斜光伏陣列面上的太陽能總輻射量S——水平面上太陽直接輻射量D——散射輻射量α——中午時分的太陽高度角β——光伏陣列傾角計算傾斜面上的太陽輻射量，通常采用Klein計算方法。利用RETScreen軟件，采用所選工程代表年的太陽輻射資料，計算不同角度傾斜面上各月日平均太陽輻射量，結(jié)果如下表所示。表52 不同傾角方陣面上各月平均太陽輻射量（單位：MJ/m2）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月總量根據(jù)計算，本工程確定光伏陣列的最佳傾角為22176。，其各月累積一年的太陽輻射量最大。 逆變器選型 逆變器單機容量選擇大型光伏并網(wǎng)電站，宜選擇大功率集中型逆變器，以簡化系統(tǒng)接線，同時大功率逆變器效率較高，利于降低運行損耗、提升光伏電場整體效率。目前市場上大功率逆變器有以下幾種，630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW。兆瓦級逆變升壓成套設(shè)備，國內(nèi)尚無定型產(chǎn)品，大多數(shù)電站一般仍采購分體設(shè)備，通過組合實現(xiàn)逆變、升壓功能。國外已有的定型產(chǎn)品，但其升高電壓多為20KV，不太適合國內(nèi)運用。對于630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW大型逆變器可通過多機并聯(lián)為1MW單元，配1MW箱式變壓器，組成1MW光伏逆變升壓單元。組成的光伏逆變升壓單元，有許多優(yōu)點。包括簡化接線，節(jié)省占地，運行方便，投資經(jīng)濟等，但是集中型逆變器MPPT最大效率跟蹤效果不好，不能最大化利用太陽能，而中小型逆變器大多數(shù)具備同時跟蹤23路組串功能。為了更好的利用光照資源，實現(xiàn)利潤最大化，推薦使用中型28kW逆變器。主要原因是逆變器具備同時多路MPPT跟蹤功能，能夠使光電轉(zhuǎn)換效率達到更高，能提升光伏電站整體效率。同時，單機功率小的逆變器每瓦平均外形尺寸小，占地更小，安裝方便，節(jié)省逆變器土建基礎(chǔ)，能夠更好的發(fā)展農(nóng)業(yè)。 逆變器配置選擇對于中壓并網(wǎng)項目，逆變器配置中，建議不需隔離變壓器，可由其逆變器交流輸出一次升壓，以提升整機效率。中型逆變器配置，以適應(yīng)戶外運行為宜，以節(jié)省土建投資。同時，逆變器還應(yīng)具備以下功能：適應(yīng)現(xiàn)場多年環(huán)境溫度30℃～+40℃采用MPPT技術(shù)，跟蹤電壓范圍要寬、最大直流電壓要高；提供人機界面及監(jiān)控系統(tǒng)；具有極性反接保護、短路保護、孤島效應(yīng)保護、交流過流及直流過流保護、直流母線過電壓保護、電網(wǎng)斷電、電網(wǎng)過欠壓、電網(wǎng)過欠頻、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功率(對地電阻監(jiān)測和報警功能)等，并相應(yīng)給出各保護功能動作的條件和工況(即時保護動作、保護時間、自成恢復時間等)。交直流均具有防浪涌保護功能；完全滿足《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定(試行)》的要求，具有低電壓穿越功能，可調(diào)有功功率，交流電流諧波不超過允許值。 光伏方陣設(shè)計 太陽能電池方陣支架的要求和間距計算方陣場安裝地的選擇應(yīng)避免陰影影響，各陣列間應(yīng)有足夠間距，一般要求在冬至日影子最長時，前后兩排光伏陣列之間的距離要保證上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋。本項目在大棚頂進行方陣布設(shè)，應(yīng)考慮前后兩排大棚間間距。光伏方陣支架采用鋼結(jié)構(gòu)，支架設(shè)計保證光伏組件與支架連接牢固、可靠，底座與基礎(chǔ)連接牢固。支架采用鋼結(jié)構(gòu)，鋼結(jié)構(gòu)支架符合GB50205的要求。光伏方陣陣列間距垂直距離應(yīng)不小于其直徑。在水平面垂直豎立的高為L的木桿的南北方向影子的長度為Ls，Ls/L的數(shù)值稱為影子的倍率。影子的倍率主要與緯度有關(guān)，一般來說緯度越高，影子的倍率越大。sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosωsinβ= cosδsinω/cosαLs/L=cosβH/tan[arcsin()]其中，φ為當?shù)鼐暥龋沪臑樘柍嗑暎?；ω為時角，上午9:00的時角為45度。α為太陽高度角β為太陽方位角176。，太陽組件排布方式：組件豎排，橫向為兩排，TP672P光伏陣列前后排間距（不含前排陣列投影距離），考慮本項目在光伏電站下面發(fā)展農(nóng)業(yè)，間距取為5m。 光伏陣列排布大型光伏電場組件陣列的布置，一般通過光伏陣列分區(qū)、分級排布來實現(xiàn)。分區(qū)以光伏電場升壓變設(shè)備為對象，把光伏電場劃分為若干個相對獨立的交流發(fā)電子系統(tǒng)。本工程總?cè)萘繛?0MWp，為15個分區(qū)。分級是在每個分區(qū)內(nèi)，對光伏組件陣列進行分級，匯流箱下轄一級光伏陣列，匯流柜下轄二級光伏陣列。圖52 陣列安裝示意圖太陽電池組件最低點距地面的距離主要考慮當?shù)刈畲蠓e雪深度、防止動物破壞及場區(qū)種植的作物的高度，本項目的太陽電池組件為棚頂設(shè)置，不需考慮。 光伏子方陣設(shè)計計算組件串聯(lián)數(shù)量時，必須根據(jù)組件的工作電壓和逆變器直流輸入電壓范圍，同時需要考慮組件的開路電壓溫度系數(shù)。 電池實際工作溫度范圍確定在本項目中，選用250多晶硅組件,其主要技術(shù)參數(shù)見表53所示：表53 250W組件參數(shù)名 稱單 位性能參數(shù)最大功率WpW250開路電壓VocV工作電壓VmpV短路電流IscA工作電流ImpA電壓溫度系數(shù)%/℃電流溫度系數(shù)%/℃工作溫度范圍℃40～85NOCT℃45177。2組件尺寸mm164099240重量kg20以上數(shù)據(jù)是在標準條件下測得的，即：電池溫度為25℃，太陽輻射為1000W/m據(jù)***氣象數(shù)據(jù)顯示為：極端最高氣溫：℃極端最低氣溫：℃由于電站工作在白天，太陽能電池的實際工作的環(huán)境溫度范圍可?。?0℃～55℃。 串聯(lián)回路組件數(shù)量確定目前，市場上集中型大功率并網(wǎng)逆變器的直流輸入電壓1000V左右，最大功率點跟蹤范圍500V～850V。組件串應(yīng)保證逆變器直流輸入?yún)?shù)在70℃時的逆變器MPPT電壓滿足條件，35℃時的開路電壓滿足條件。由計算可知，對于250W晶體硅組件，當每串組件為20塊時，晶體硅組件串在最低溫度下的開路電壓為：20**（1+%*60）=，小于逆變器最大直流電壓1000V。正常工作時，晶體硅組件串的工作電壓為：20**（%*45）=，并網(wǎng)逆變器MPPT電壓范圍為450850V，可滿足使用要求。若選擇每個支路的電組件數(shù)量較大，則最低溫度時開路電壓將突破極限，損壞系統(tǒng)；若選擇每個支路的組件數(shù)量較小，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，本工程選定為20塊/串。 光伏陣列單元設(shè)計大型光伏電場實際上都是由若干個相同的光伏陣列單元構(gòu)成。光伏陣列單元組件數(shù)量一般取單串組件數(shù)量的整數(shù)倍。光伏組件陣列采取單元化設(shè)計，以便于串聯(lián)回路接線和結(jié)構(gòu)支架安裝。本工程TP672P組件以20塊組件共1個組件串設(shè)計為一個陣列單元，光伏組件采取豎向排列，上下共兩排。各組件之間留20mm縫隙，便于安裝和過風。陣列單元示意圖如圖53所示圖53 TP672P光伏陣列單元排布圖在TP672P光伏陣列中，每塊組件功率為250W，每個陣列單元的功率為：18*250W=。，每個分區(qū)集中逆變升壓。每個分區(qū)布置整數(shù)個光伏組串單元，設(shè)計為142個。：142*40*250=。光伏電場共18個光伏分區(qū)，總功率20MWp。每個分區(qū)陣列單元分成東西兩部分，中間間距為6米，用于建筑道路。逆變升壓站安裝于道路旁陣列中間位置。圖54 方針接線方案設(shè)計光伏方陣電氣連接主要是系統(tǒng)直流側(cè)的電氣連接，具體的電氣連接為，通過組件自帶的導線，將每個支架的20塊組件串聯(lián)在一起，形成1個組件串，根據(jù)組件并聯(lián)方式設(shè)計，5個組件串經(jīng)過光伏方陣接線逆變器成1路，6個逆變器接一個交流匯流盒。圖55 輔助技術(shù)方案 積雪處理根據(jù)當?shù)氐臍夂蚯闆r，冬季降雪天氣較少，而光伏組件又有以下特點：1）組件上表面為玻璃結(jié)構(gòu)，且采用自潔涂層，光滑度高，不易積雪。2）組件朝向正南方向，且有30度的安裝傾角，冬季受太陽能輻射量較大，且電池片經(jīng)表面植絨處理，反光率低，組件表面溫升明顯，組件表面不易積雪。由于以上氣候情況及光伏組件自身特點，以及同地區(qū)同類型光伏發(fā)電系統(tǒng)實際運行經(jīng)驗來看，本項目光伏組件表面不會出現(xiàn)長時間積雪情況，一旦出現(xiàn)積雪，會在晴天后迅速融化滑落，故無需采取特殊的融雪措施。 組件表面清潔為保證電池發(fā)電效率，每1個月定期對組件進行清洗，如果遇到雨水季節(jié)，可減少清洗次數(shù)?？紤]到主要是灰塵，清洗物采用清水清洗。為了不影響發(fā)電和系統(tǒng)安全，清洗時間應(yīng)該在上午9點前和下午3點后，或陰天。 年并網(wǎng)電量計算并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的總效率由光伏陣列的效率、逆變器效率、交流并網(wǎng)等三部分組成。（1）光伏陣列效率η1：光伏陣列在1000W/m2太陽輻射強度下，實際的直流輸出功率與標稱功率之比。光伏陣列在能量轉(zhuǎn)換過程中的損失包括：組件的匹配損失、表面塵埃遮擋損失、不可利用的太陽輻射損失、溫度影響、最大功率點跟蹤精度、及直流線路損失等，取效率87%計算。（2）逆變器轉(zhuǎn)換效率η2：逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，%計算。（3）交流并網(wǎng)效率η3：從逆變器輸出至高壓電網(wǎng)的傳輸效率，其中主要是升壓變壓器的效率，%計算。（4）系統(tǒng)總效率為：η總＝η1η2η3＝87%%95%=81%（5）系統(tǒng)發(fā)電量估算：系統(tǒng)發(fā)電量估算，基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下：1）10年平均月總輻射數(shù)據(jù)（水平面和30度傾斜面）2）10年平均月環(huán)境溫度3）光伏系統(tǒng)各部分效率4）固定式安裝，方位為正南。%遞減計算，計算每年發(fā)電量如54表所示，此數(shù)值為理論發(fā)電量，在實際中會出現(xiàn)一定的折損，結(jié)合項目實際情況并與業(yè)主協(xié)商，暫定每年的平均發(fā)電量定位2200萬度電。表54 各年平均理論發(fā)電量年份年發(fā)電量（萬度/年）年份年發(fā)電量（萬度/年）第1年第14年第2年第15年