【正文】 式，有：高聚光鏡面菲涅爾透鏡、槽面聚光器、八面體聚光器等。由于聚光裝置需要配套復雜的機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施，且產(chǎn)品尚處于開發(fā)研究期，其實際的使用性能及使用效果尚難確定。根據(jù)國外的應用經(jīng)驗，盡管實現(xiàn)多倍聚光可以節(jié)省光伏電池，但是隨著電池價格的不斷下降，相對于聚光器所增加的成本，總體的經(jīng)濟效益并不明顯。 在單晶硅、多晶硅、非晶薄膜電池這三種電池中，單晶硅的生產(chǎn)工藝最為成熟，在早期一直占據(jù)最大的市場份額。但由于其生產(chǎn)過程耗能較為嚴重，產(chǎn)能被逐漸削減。到2006年時，多晶硅已經(jīng)超過單晶硅占據(jù)最大的市場份額。對單晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光這四種電池類型就轉換效率、制造能耗、安裝、成本等方面進行了比較如下表太陽能電池技術性能比較表 。序號比較項目多晶硅單晶硅非晶硅薄膜數(shù)倍聚光1技術成熟性目前常用的是鑄錠多晶硅技術，70年代末研制成功商業(yè)化單晶硅電池經(jīng)50多年的發(fā)展，技術已達成熟階段70年代末研制成功，經(jīng)過30多年的發(fā)展，技術日趨成熟發(fā)展起步較晚，技術成熟性相對不高2光電轉換效率商業(yè)用電池片一般12%～16%商業(yè)用電池片一般13%～18%商業(yè)用電池一般5%～9%能實現(xiàn)2倍以上聚光3價格材料制造簡便，節(jié)約電耗，總的生產(chǎn)成本比單晶硅低材料價格及繁瑣的電池制造工藝，使單晶硅成本價格居高不下生產(chǎn)工藝相對簡單，使用原材料少，總的生產(chǎn)成本較低需要配套復雜的機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施等，未實現(xiàn)批量化生產(chǎn)，總的生產(chǎn)成本較高4對光照、溫度等外部環(huán)境適應性輸出功率與光照強度成正比，在高溫條件下效率發(fā)揮不充分同多晶硅電池弱光響應好。高溫性能好，受溫度的影響比晶體硅太陽能電池要小為保證聚光倍數(shù)，對光照追蹤精度要求高，聚光后組件溫升大，影響輸出效率和使用壽命。5組建運行維護組件故障率極低，自身免維護同多晶硅電池柔性組件表面較易積灰，清理困難。機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施需要定期維護故障率大6組件使用壽命經(jīng)實踐證明壽命期長，可保證25年使用期同多晶硅電池衰減較快，使用壽命只有1015年機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻等設施使用期限較難保證7外觀不規(guī)則深藍色，可作表面弱光著色處理黑色、藍黑色深藍色表面為菲涅爾透鏡8安裝方式利用支架將組件傾斜或平鋪于地面建筑屋頂或開闊場地，安裝簡單，布置緊湊，節(jié)約場地同多晶硅電池柔性組件重量輕，對屋頂強度要求低，可附著于屋頂表面，剛性組件安裝方式同晶硅組件帶機械跟蹤設備，對基礎抗風強度要求高，陰影面大，占用場地大9國內(nèi)自動化生產(chǎn)情況產(chǎn)業(yè)鏈完整，生產(chǎn)規(guī)模大、技術先進同多晶硅電池2007年底2008年初國內(nèi)開始生產(chǎn)線建設，起步晚，產(chǎn)能沒有完全釋放尚處于研究論證階段，使用較少幾種常用的太陽能電池技術性能比較見上表。從比較結果可以看出： （1）晶體硅光伏組件技術成熟，且產(chǎn)品性能穩(wěn)定，使用壽命長。 （2）商業(yè)用化使用的光伏組件中，單晶硅組件轉換效率最高，多晶硅其次，但兩者相差不大。 （3）晶體硅電池組件故障率極低，運行維護最為簡單。 （4）在開闊場地上使用晶體硅光伏組件安裝簡單方便，布置緊湊，可節(jié)約場地。 （5）盡管非晶硅薄膜電池在價格、弱光響應，高溫性能等方面具有一定的優(yōu)勢，但是使用壽命期較短?？紤]到目前晶硅電池的價格已經(jīng)低于薄膜電池，并且從各方面性能上來說都略優(yōu)于薄膜電池，因此本項目選用單晶硅電池作為唯一組件。單晶硅太陽能電池技術參數(shù)表太陽電池種類單晶硅太陽能電池太陽電池生產(chǎn)廠家太陽電池組件生產(chǎn)廠家太陽電池組件型號指標單位數(shù) 據(jù)峰值功率Wp265開路電壓（Voc）V短路電流（Isc）A工作電壓（Vmppt）V工作電流（Imppt）A尺寸mm1640*992安裝尺寸mm1640*992重量kg本期項目總裝機容量為100兆瓦，采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。通過技術與經(jīng)濟綜合比較，本工程電池組件選用265W單晶硅電池組件，組件總數(shù)396000塊。 支架選型從運行可靠性、設備價格、建成后維護費用、故障率以及發(fā)電效率等綜合分析，選用光伏陣列的運行方式為固定支架式。 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)效率計算并網(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85%計算。（2）逆變器轉換效率η2：逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，取逆變器效率95%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，取變壓器效率95%計算。（4）系統(tǒng)總效率為：η總＝η1η2η3＝85%95%95%=77%從氣象站得到的資料，均為水平面上的太陽能輻射量，需要換算成光伏陣列傾斜面的輻射量才能進行發(fā)電量的計算。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，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——光伏陣列傾角不同傾斜面各月的太陽輻射量（KWH/m2）根據(jù)當?shù)貧庀缶痔峁┑奶柲茌椛鋽?shù)據(jù)，按上述公式計算本項目最佳固定式陣列安裝傾角為28176。項目采用加高光伏支架，～2米，支架下方可以放牧，也可以發(fā)展種植業(yè)，不會造成森林和生態(tài)環(huán)境的破壞。 逆變器組成光伏并網(wǎng)逆變器可以分為大功率集中型逆變器和小型組串式逆變器兩種。由于規(guī)劃場區(qū)地形多為小山丘或不平整區(qū)域，而組串型逆變器發(fā)電效率較集中式效率高，能夠很好的適應環(huán)境變化，大大緩解遮擋灰塵、場地不平等因素對發(fā)電量的影響，所以本項目計劃使用組串式逆變方案。目前市場上主流的組串型逆變器為28kW級，這個容量等級的逆變器技術成熟、供應充足、價格也較為便宜，因此本次可研按單機28kW逆變器選擇。此太陽能光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)設計為100個1MWp的光伏并網(wǎng)發(fā)電單元，100個并網(wǎng)發(fā)電單元共需要3600臺28kW逆變器，組成100MWp并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。選用性能可靠、效率高、可進行多機并聯(lián)的逆變設備。 逆變器參數(shù)本方案選用3600臺額定容量為28KW的逆變器，主要技術參數(shù)列于下表：主要技術參數(shù)直流側參數(shù)最大直流電壓1000Vdc額定電壓620v啟動電壓200v滿載MPPT電壓范圍480~800v最低電壓200v最大輸入電流（每路MPPT）18A交流側參數(shù)額定輸出功率最大輸出功率28KW最大交流輸出電流額定電網(wǎng)電壓480V額定電網(wǎng)頻率50Hz/60Hz允許電網(wǎng)頻率47~52Hz/57~62Hz總電流波形畸變率＜3％（額定功率）直流電流分量＜5％（額定輸出電流）功率因數(shù)（超前）~（滯后）系統(tǒng)最大效率%歐洲效率%保護等級IP65夜間自耗電＜1W允許環(huán)境溫度25~+60℃冷卻方式風冷允許相對濕度0~95%允許最高海拔6000米（超過3000米需降額使用）顯示與通訊顯示觸摸屏標準通訊方式RS485可選通訊方式以太網(wǎng)機械參數(shù)外形尺寸（寬*高*深）520*610*255mm重量48kg 光伏方陣設計本項目總裝機容量為100MWp，由100個組串式方陣組成，每個光伏方陣為1個獨立的發(fā)電單元。每個發(fā)電單元配置一座升壓站，每個電池板陣由22塊電池組件構成（上下兩排，每排11塊電池組件），每22塊電池組件組成一串，輸出電壓682V；輸出功率5830W。，升壓到35KV后匯入開關站后送入110KV變電站。 光伏子陣容量設計電池組件串并聯(lián)數(shù)28KW并網(wǎng)逆變器的直流工作電壓范圍為：480Vdc～800Vdc，最大直流電壓工作點為：1000Vdc，額定輸入電壓：620Vdc。太陽能光伏組件串聯(lián)的組件數(shù)量Ns=620/31177。=20（塊），考慮到溫度和輻照度的影響，組串式取太陽能電池組件22塊串聯(lián)。28KW逆變器單列串聯(lián)功率P= 22265Wp=5830Wp；單臺28KW逆變器需要配置太陽能電池組件串聯(lián)方式為5路22塊組件，串聯(lián)的數(shù)量Np=5列， 1MWP太陽能光伏電伏陣列單元設計為36列支路并聯(lián)，共計3960 塊太陽能電池組件。整個系統(tǒng)所需265Wp電池組件的數(shù)量M1=396000（塊）。 太陽能光伏組件陣列單列排列面布置方式見下圖： 光伏組件支架形式目前光伏發(fā)電主要的支架形式有三種：固定式、單軸跟蹤式、雙軸跟蹤式。其中單軸跟蹤式及雙軸跟蹤式的理論太陽輻射利用率都高于固定式支架。但是本項目仍選用固定式支架作為唯一光伏支架，原因如下：跟蹤式支架設備維修率較高，并且在設備故障期間其發(fā)電效率基本為0。因此雖然跟蹤支架太陽輻射利用率高，但是總體發(fā)電量相對固定式支架并沒有明顯的優(yōu)勢。跟蹤式支架的設備使用壽命受制于電動機的使用壽命，而固定式支架沒有任何動力設備，使用年限具備明顯的優(yōu)勢。，在造價方面固定式支架更是具備絕對的優(yōu)勢。 光伏陣列的行、列間距計算為了避免陣列之間遮陰，光伏電池組件陣列間距應不小于D:D=（arcsin()）式中Φ為當?shù)氐乩砭暥?在北半球為正，南半球為負)，H為陣列前排最高點與后排組件最低位置的高度差）。根據(jù)上式計算，求得：D=。根據(jù)PVSYST軟件計算，當電池組件傾角為28度時，全年發(fā)電量最大，并且也能夠滿足雨雪滑落要求。組件陣列間距隨地形調(diào)整，最低間距2522毫米。 光伏子方陣布置圖如圖，箱式變壓器位于光伏子方陣的中心位置。這樣可以在同等裝機容量下，大大降低低壓電纜的使用量，節(jié)約工程成本，降低工程整體造價。同時由于降低了低壓匯流階段的電纜使用量，還能夠減少電能傳輸過程中的線路損耗，從而提升光伏發(fā)電系統(tǒng)的整體轉換效率。 組串式連接方案為：太陽能光伏方陣、逆變器、交流匯流箱、箱式變壓器（1）太陽能光伏方陣設計及接線方案每22張?zhí)柲芙M件作為一個串線單元。（2）逆變器設計及接線方案組串式方案每1MWp光伏并網(wǎng)單元配置36臺28KWp逆變器，每5個光伏組件單元接入1臺逆變器。（3）交流匯流箱設計及接線方案每1MWp光伏并網(wǎng)單元配置5臺交流匯流箱，每7/8臺逆變器接入1個交流匯流箱。（4）箱式變壓器設計及接線方案組串式方案每1MWp光伏并網(wǎng)單元配置1臺1000KVA（）箱式變壓器，由36臺逆變器接入。 逆變器總體布置本工程100MWp光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)，箱變基礎為100座，共使用3600臺28KW逆變器，即每28KWp光伏子陣1臺逆變器，即每1MWp光伏陣列為1個區(qū)域。 升壓變壓器配置方案本系統(tǒng)由100個1MWp的光伏單元組成。每個并網(wǎng)單元配置1套1000KVA()的升壓變壓系統(tǒng)進行設計，即系統(tǒng)需要配置100套1000KVA()的升壓變壓系統(tǒng)。根據(jù)太陽輻射能量、系統(tǒng)組件總功率、系統(tǒng)總效率等數(shù)據(jù)，可預測100MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的年總發(fā)電量和各月的發(fā)電量.計算時設定：光伏陣列為固定式安裝，傾角等于28176。；系統(tǒng)總效率為：η總＝η1η2η3＝85%95%95%=77%系統(tǒng)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85%計算。逆變器轉換效率η2：逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，取逆變器效率95%計算。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，取變壓器效率95%計算。預測發(fā)電量＝系統(tǒng)容量34。斜面輻射量系統(tǒng)總效率，見下表XX地區(qū)日均輻照度XX地區(qū)每兆瓦月發(fā)電量光伏組件25年輸出衰減為15%。經(jīng)系統(tǒng)效率影響分析后得出，系統(tǒng)效率為77%。在運營25年內(nèi)的年平均發(fā)電量為11400萬千瓦時。25年每年發(fā)電量表：年份年發(fā)電量年份年發(fā)電量年份年發(fā)電量第1年第10年 第19年 第2年 第11年 第20年 第3年 第12年 第21年 第4年 第13年 第22年 第5年 第14年 第23年 第6年 第15年 第24年 第7年 第16年 第25年 第8年 第17年 第9年 第18年 25年總發(fā)電量 萬KWh年平均發(fā)電量11400萬KWh第六章 電氣工程考慮電站的裝機容量為100兆瓦及當?shù)仉娋W(wǎng)情況等因素，本電站采用35kV級電壓，出線為1回，以35kV電壓等級接入上級電站，項目所發(fā)電力全部經(jīng)過鴨嘴河梯級電站布西電站全額上網(wǎng)，視方案決定是否投入建設110變電所等設施。（1）根據(jù)本電站設計的裝機規(guī)模、電池陣列布置、接入系統(tǒng)方式、樞紐布置及設備特點等因素綜合考慮，初擬相應的接線方式。（2）主接線應滿足供電可靠、運行靈活、接線簡單明了、便于操作檢修和節(jié)約投資的原則。本工程裝機規(guī)模100兆瓦，本項目暫時考慮采用35KV一級電壓接入上級電站。本項目的電氣主接線為：3600個28KW光伏發(fā)電子單元，每個發(fā)電子單元采用36臺28KW逆變器