【正文】 角跟蹤和極軸跟蹤）系統(tǒng)以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡，雙軸跟蹤系統(tǒng)可以隨著太陽軌跡的季節(jié)性位置的變換而改變方位角和傾角。安裝方式的選擇要綜合考慮發(fā)電量提高、投資上升、系統(tǒng)可靠性、運(yùn)行維護(hù)以及土地面積等問題。采用跟蹤系統(tǒng)能最大程度地接收太陽總輻射量，增加發(fā)電量，但同時(shí)也增加了投資并降低了系統(tǒng)可靠性，帶來運(yùn)營維護(hù)的問題。固定系統(tǒng)整體投資少，安全運(yùn)行程度高，運(yùn)行維護(hù)簡單。基于性價(jià)比和運(yùn)行維護(hù)的考慮，同時(shí)結(jié)合其他已經(jīng)運(yùn)營的項(xiàng)目的情況，本工程全部采用固定傾角安裝方式，減少運(yùn)營和維護(hù)費(fèi)用。 組串設(shè)計(jì)組件的電參數(shù)均是在標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的數(shù)值，即1000W/m電池片溫度25℃。太陽電池組件的輸出功率呈負(fù)溫度特性。當(dāng)溫度升高時(shí)，電壓下降、電流升高、功率下降；在溫度降低時(shí)，電壓升高、電流下降、功率升高。在夏季氣溫高的時(shí)候，由于組件工作電壓Vmppt下降，如果組串的串聯(lián)數(shù)量偏少，會(huì)造成組串串聯(lián)的工作電壓低于并網(wǎng)逆變器MPPT電壓的最低限值，造成逆變器低壓保護(hù)不能發(fā)電。在冬季氣溫低的時(shí)候，由于組件開路電壓Voc升高，如果組串的串聯(lián)數(shù)量偏多，會(huì)造成組串串聯(lián)的工作電壓高于并網(wǎng)逆變器直流輸入端電壓的最高限值，造成逆變器高壓保護(hù)不能發(fā)電。在設(shè)計(jì)組串串聯(lián)數(shù)量N時(shí)，需要考慮下面兩組數(shù)值：l 考慮場址極端最高氣溫Tmax及逆變器直流側(cè)最低MPPT電壓值Vmin計(jì)算公式： N1＝Vmin247。(Vmppt(1(25(Tmax+30))β)) 說明：式中的“30”是指環(huán)境溫度升高時(shí)，電池片溫度的相應(yīng)增加值。l 考慮場址極端最低氣溫Tmin與逆變器直流側(cè)最高輸入電壓值Vmax計(jì)算公式： N2＝Vmax 247。(Voc(1(25Tmin)β))l 組串?dāng)?shù)N取值計(jì)算公式： N＝(N1＋N2)247。2取值根據(jù)銀川的氣象資料，特別是歷史上的極端最高氣溫和極端最低氣溫，經(jīng)計(jì)算得出：使用多晶硅組件240Wp的固定系統(tǒng)，安裝組串方式為20塊組件串聯(lián)成1路組串。 方陣傾角選擇通過分析計(jì)算，如下面表格，不同間距下，昂立項(xiàng)目傾斜面輻射量和首年發(fā)電小時(shí)數(shù)。此項(xiàng)目中，在地勢比較平坦或南低北高地方，選擇間距比較小、傾斜面可獲得最大輻射量的角度，即10m間距33度傾角的方案；在地勢南高北低或比較復(fù)雜的地形下，選擇陰影對發(fā)電量影響最小的方案（間距較大，傾角較低），即間距較大、傾角29度的方案。間距傾角測算表傾角(186。)373635343332間距（m)101010101010傾斜面輻射量（kwh/m2)傾斜面有效輻射量（kwh/m2)（包含陰影影響后） 首年發(fā)電小時(shí)數(shù)（h) 傾角(186。)313029282726間距（m)101010101010傾斜面輻射量（kwh/m2)傾斜面有效輻射量（kwh/m2)（包含陰影影響后）首年發(fā)電小時(shí)數(shù)（h) 固定式方陣設(shè)計(jì)多晶硅組件方陣支架采用l 4行10列排列方式l 傾角33176。和29186。，方位角0176。（朝向正南）l 支架結(jié)構(gòu)采用角鋼、槽鋼l 支架底座為鋼筋框架混凝土澆注制成l 支架底座施工時(shí)預(yù)留接地端l 支架底座適合場址所在地的地質(zhì)、土壤固定安裝支架主視圖一座方陣即為2路組串，電氣參數(shù)如下：固定方陣設(shè)計(jì)表不同組件的方陣子場組件功率(Wp)方陣形式單座方陣裝機(jī)(Wp)多晶硅太陽電池組件方陣子場2404行10列9600注：上述功率標(biāo)稱在標(biāo)準(zhǔn)測試條件（STC）下：1000W/m太陽電池溫度25℃、 支架側(cè)視圖（傾角33176。）多晶硅方陣子場的設(shè)計(jì)涉及方陣間距設(shè)計(jì)和方陣子場的布局。l 方陣間距根據(jù)下面的公式計(jì)算：D=Lcosβ+Lsinβ(+)/()式中：D——陣列中心點(diǎn)南北間距，m； L——陣列邊長，m； φ ——當(dāng)?shù)鼐暥?，deg； β ——方陣傾角，deg。本項(xiàng)目整體場地不做場平，根據(jù)場址的坡度進(jìn)行方陣設(shè)計(jì)，把整個(gè)場地分割成19塊，根據(jù)該公式計(jì)算，并結(jié)合場地坡度，使用PVSYST軟件進(jìn)行陰影模擬，分別進(jìn)行間距計(jì)算，除335613182坡度變化劇烈的區(qū)域外，其它區(qū)域均可保證冬至日太陽時(shí)9:00~15:00，沒有陰影影響。上述變化劇烈的區(qū)域，將作局部場地平整，以保證在冬至日太陽時(shí)9:00~15:00范圍內(nèi)，沒有陰影遮擋。太陽能資源分析 初步設(shè)計(jì)階段區(qū)域傾角（186。）間距（m)13310229103129322943310512952291061296233107331083310933101033101133101233101313310132291429101512915233101633101733101813310182291833310193310固定多晶硅方陣陰影模擬，布局如下圖：固定安裝方陣子場布局圖每個(gè)1008kW方陣子場共105個(gè)支架構(gòu)成，共40105=4200個(gè)組件。逆變器室布置在方陣子場的中央，距離子陣北向24m，逆變室面積為54m2和75m2兩種不同的形式。逆變器室內(nèi)配置2臺(tái)直流匯流箱，對應(yīng)2臺(tái)不帶隔離變的500kW逆變器。固定方陣設(shè)備配置表組件型號(hào)組件功率(Wp)支架形式支架裝機(jī)(Wp)240Wp多晶硅24010列4行9600方陣子場數(shù)(個(gè))支架數(shù)量組件數(shù)量(塊)裝機(jī)量小計(jì)(MWp)39個(gè)子場4200167960直流匯流柜500kW并網(wǎng)逆變器80臺(tái)80臺(tái)利用小時(shí)（UTH）是指機(jī)組實(shí)際發(fā)電量折合成額定容量的運(yùn)行小時(shí)數(shù)，是評價(jià)一座發(fā)電站在投產(chǎn)后運(yùn)行性能好壞的重要指標(biāo)，利用小時(shí)的大小直接關(guān)系到電站的經(jīng)濟(jì)效益和投資回報(bào)。光伏發(fā)電站的利用小時(shí)測算是基于太陽輻射資源評估基礎(chǔ)上，綜合系統(tǒng)設(shè)計(jì)（包括：光伏電站中直流側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)、逆變系統(tǒng)設(shè)計(jì)和交流側(cè)系統(tǒng)系統(tǒng)）和對投產(chǎn)后運(yùn)行小時(shí)和備用小時(shí)的預(yù)測得出的。，安裝240Wp多晶硅組件共167960塊。（m2a），屬于太陽資源很豐富的地區(qū)，適合開發(fā)光伏發(fā)電項(xiàng)目。（1）直流側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)直流側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)包括：光伏組件的選型、陣列的安裝方式、陣列的匯流和到直流配電的電力輸送。上述環(huán)節(jié)中，光伏組件的衰減和匹配、匯流和直流輸送以及光伏組件表面的沙塵污物的遮擋等因素均會(huì)造成直流側(cè)的組合損失。（2）逆變系統(tǒng)設(shè)計(jì)逆變系統(tǒng)是將光伏組件產(chǎn)生的直流電能轉(zhuǎn)換成符合電網(wǎng)質(zhì)量要求的交流電能的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是光伏發(fā)電站的關(guān)鍵發(fā)電設(shè)備。并網(wǎng)逆變器的轉(zhuǎn)換效率、運(yùn)行可靠性以及升壓變壓器的效率，也關(guān)系到光伏電站的發(fā)電量和利用小時(shí)的高低。（3）交流側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)在逆變系統(tǒng)（包括升壓變）后，將光伏電站方陣場內(nèi)各座機(jī)房的電能輸送到開關(guān)站的交流輸電環(huán)節(jié)中也將產(chǎn)生部分損耗，比起直流側(cè)和逆變環(huán)節(jié)的損耗，相對較少。多晶硅光伏組件組件在電站投產(chǎn)后25年的損失系數(shù)見下表。衰減率由相關(guān)廠商提供。多晶硅光伏組件的衰減率運(yùn)行期年衰減率（%）第1年%第2年%第3年%第4年%第5年%第6年%第7年%第8年%第9年%第10年%第11年%第12年%第13年%第14年%第15年%第16年%第17年%第18年%第19年%第20年%第21年%第22年%第23年%第24年%第25年%小計(jì)%利用PVsyst軟件模固定系統(tǒng)：1MW單元，發(fā)電量模擬結(jié)果如下：固定系統(tǒng)軟件模擬結(jié)果：月份發(fā)電量(kwh/m)月份發(fā)電量(kwh/m)一月112486 七月131338 二月117045 八月125040 三月141439 九月117109 四月137374 十月120856 五月149094 十一月108654 六月133910 十二月100526 軟件計(jì)算該1008kW單元全年總的發(fā)電量為1494872萬kWh。 本工程共39個(gè)單元，工程首年發(fā)電量為5950萬kWh，首年發(fā)電小時(shí)數(shù)為1462h，25年平均發(fā)電量為5328萬kWh，平均發(fā)電小時(shí)數(shù)為1309h。影響光伏電站效率的因素，主要來自光伏組件效率、低壓匯流及逆變器效率、交流并網(wǎng)效率等，我們可以確定光伏電站總效率。光伏組件效率是由于溫度、光輻射水平、組件匹配、灰塵等因素，造成的光在轉(zhuǎn)化為電的過程中的損失，去除掉這部分損失后的效率為光伏組件效率。低壓直流部分效率，主要考慮低壓線損和逆變器效率。交流并網(wǎng)效率是指從逆變器輸出至高壓電網(wǎng)的傳輸效率，主要考慮升壓變壓器的效率和交流線損等因素。系統(tǒng)效率表各部分損失約比例固定系統(tǒng)由于溫度、光輻射水平光伏組件損失%陰影損耗%IAM損耗%組件質(zhì)量損耗%組件不匹配損耗%灰塵損耗%直流電阻損耗%逆變器損耗%交流歐姆損耗%系統(tǒng)效率%80寧夏昂立靈武白土崗40MWp并網(wǎng)光伏電站工程 初步設(shè)計(jì)階段電氣部分 初步設(shè)計(jì)階段第4章 電氣部分說明書電氣部分 初步設(shè)計(jì)階段1 概 述 設(shè)計(jì)依據(jù) 寧夏省發(fā)改委項(xiàng)目核準(zhǔn)批文 《寧夏靈武昂立白土崗40MWp太陽能光伏電站項(xiàng)目可行性研究報(bào)告》 《寧夏靈武昂立白土崗40MWp光伏電站項(xiàng)目接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)》 《昂立靈武40MWp光伏電站項(xiàng)目現(xiàn)場交流會(huì)議紀(jì)要》 《關(guān)于寧夏靈武昂立白土崗10MWp光伏電站項(xiàng)目接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)的評審意見》 《巖土工程勘察報(bào)告》 國家法律法規(guī)，建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)強(qiáng)制性條文 勘察設(shè)計(jì)合同 國家及部頒行業(yè)有關(guān)規(guī)程，規(guī)定和規(guī)范 電力系統(tǒng)概述寧夏靈武昂立白土崗40MWp并網(wǎng)光伏電站工程總?cè)萘?0MWp，本光伏發(fā)電系統(tǒng)以電池陣列通過逆變升壓至35kV，3路電纜進(jìn)線接入35kV配電室，通過本期新建的升壓站升壓至110kV送至甜水河330kV變電站。本期新建110kV升壓站一座，建設(shè)一臺(tái)40MVA的主變壓器。升壓站為遠(yuǎn)期風(fēng)電接入預(yù)留110kV母線進(jìn)線間隔的位置。本期升壓站建設(shè)光伏發(fā)電站最終接入系統(tǒng)方案，需在接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)中詳細(xì)論證，并經(jīng)主管部門審查后確定。2 太陽能光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)太陽能光伏系統(tǒng)就其應(yīng)用的基本形式可分為兩大類：獨(dú)立發(fā)電系統(tǒng)和并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。本工程光伏發(fā)電系統(tǒng)實(shí)行并網(wǎng)運(yùn)行方式，白天太陽能光伏組件接受太陽光的照射，通過光伏效應(yīng)將光轉(zhuǎn)化為直流電，直流電經(jīng)過三相逆變器（DC/AC）轉(zhuǎn)換成三相交流電流，通過升壓至35kV匯流再由新建110kV升壓站送出。本工程采用“分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)”的總體設(shè)計(jì)方案進(jìn)行設(shè)計(jì)。工程共裝40MW光伏組件，組件支架形式采用全固定形式。39個(gè)逆變器小室的箱變經(jīng)串聯(lián)后3路出線送至站內(nèi)35kV配電室進(jìn)線間隔，接至主變壓器低壓側(cè)，升壓至110kV送至甜水河330kV變電站。本期工程光伏電池組件組件采用240Wp多晶硅組件，安裝方式采用40MW全固定式安裝。建設(shè)39個(gè)發(fā)電單元。每個(gè)1MWp發(fā)電單元建1個(gè)逆變器室，小室內(nèi)配置2臺(tái)直流柜，2臺(tái)500kW不帶隔離變逆變器。，小室內(nèi)配置3臺(tái)直流柜，3臺(tái)500kW不帶隔離變壓器。全站共配置167960塊。本期工程共配置80臺(tái)500kW不帶隔離變壓器的逆變器。固定系統(tǒng)采用每20塊光伏組件串聯(lián)為一串，每106或104串()接入1臺(tái)500kW逆變器；共39個(gè)區(qū)域。1MWp區(qū)域中，2臺(tái)逆變器各自接入箱變低壓側(cè)兩個(gè)分裂繞組；箱變?nèi)萘繛?000kVA，低壓側(cè)采用雙分裂方式。，2臺(tái)逆變器接入一臺(tái)1000kVA雙分裂箱變低壓側(cè)分支，一臺(tái)逆變器接入一臺(tái)500kVA箱變的低壓側(cè)。固定陣列采用的支架形式為4行x10列（每套支架安裝40塊組件），通過串聯(lián)后達(dá)到逆變器最佳工作電壓，由電纜連接至光伏防雷匯流箱進(jìn)行匯流，經(jīng)直流柜再次匯流后接至逆變器直流輸入端端子。逆變器輸出至升壓變，經(jīng)升壓變升至35kV，1~13小室串聯(lián)送出一路，26~39小室串聯(lián)送出一路，3路出線送至35kV配電柜各饋線間隔，經(jīng)35kV母線匯流后經(jīng)主變升壓至110kV，輸出一回送至甜水河330kV變電站。3 電氣主接線 基本設(shè)計(jì)原則及電網(wǎng)要求：設(shè)計(jì)要求光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)處的總諧波電流分量(方均根)應(yīng)滿足GB/T 145491993《電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波》的規(guī)定。光伏電站注入系統(tǒng)的諧波電流值均不應(yīng)超過各次諧波電流允許值。設(shè)計(jì)要求光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)處的電壓偏差應(yīng)滿足GB/T 123252008《電能質(zhì)量 供電電壓偏差》的規(guī)定，即三相公共連接點(diǎn)電壓偏差為標(biāo)稱電壓的177。5%。設(shè)計(jì)要求光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)處的電壓波動(dòng)和閃變應(yīng)滿足GB/T 123262008《電能質(zhì)量 電壓