【導(dǎo)讀】鹽池縣位于寧夏東部，地理位置介于東經(jīng)106°30′-107°47′，北緯37°04′-38°10′之間。全縣總面積7130km2，占寧夏總面積的。鹽池縣屬溫帶大陸性季風(fēng)氣候,其特點是四季少雨多風(fēng)、氣候干燥、長。冬嚴(yán)寒、短夏溫涼、春遲秋早，每日早涼、午熱、夜寒。年降水量小于蒸發(fā)量，且多集中在夏末秋初。本工程站址位于鹽池縣高沙窩工業(yè)園區(qū)東北側(cè)，向西緊臨銀古高速公路。本項目遠期規(guī)劃容量為100MW，分期建。本工程預(yù)選站址一期占地約為75萬平方米。新能源，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的能源戰(zhàn)略”的方針。充分利用寧夏鹽池具有豐富的太。大地促進地區(qū)經(jīng)濟的發(fā)展。進行太陽能工程的建設(shè)，可以充分的利用好寧夏的資源，增加寧夏的綠。該公司成立于2021年，經(jīng)營項目。多達2900h，由南向北平均每10公里每平方米遞增50兆焦。寧夏電網(wǎng)主網(wǎng)電壓等級為750/330/220kV。2021年底，寧夏電網(wǎng)全口徑裝機約。2021年寧夏全社會用電量達。寧夏電網(wǎng)已核準(zhǔn)及已批準(zhǔn)開展前期工作火電機組按計劃投產(chǎn)。4670MW，2020年電力缺額為22300MW。

　　

【正文】 跟蹤式和雙軸跟蹤式。單軸跟蹤式只有一個旋轉(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。 .2 電池陣列的運行方式比較 對于自動跟蹤式，其傾斜面上能最大程度的接收太陽能總輻射量，從而增加發(fā)電量。經(jīng)初步計算，水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高 15%~20%（與 固定式比較）；若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高 25%~30%（與固 定式比較）；若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高 30%~50%（與固定式 比較）。然而實際 工程中效率往往比理論值小，其原因有很多，例如：太陽能電 池組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等。 根據(jù)已建工程調(diào)研數(shù)據(jù)，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約18%，若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約 25%。在此條件下，以固 定安裝式為基準(zhǔn)，對 1MWp 光伏陣列采用三種運行方式比較如表 。 表 1MWp 陣列各種運行方式比較 項目 固定式 斜單軸跟蹤式 雙軸跟蹤式 發(fā)電量 % 100 118 125 占地面積（萬 m2） 支架造價 元 /Wp 元 /Wp 3 元 /Wp 估算電纜費用（萬元） 直接投資增加百分比（ %） 100 119 運行維護 工作量小 有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)， 工作量大 有旋轉(zhuǎn)結(jié)構(gòu)， 工作量大 支撐點 多點支撐 多點支撐 單點支撐 板面清洗 布置集中， 清洗方便 布置分散，需逐個清 洗，清晰量較大 布置分散，需逐個清 晰，清洗量大 由表中數(shù)據(jù)可見，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（發(fā)電量提高的比例高于直接投資增加的比 例），如果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，設(shè)備的可靠 性和穩(wěn)定性不斷提高，則其發(fā)電量增加的優(yōu)勢將更加明顯；同時，若能較好的解 決電池陣列同步性及減少運行維護工作量，則自動跟蹤式系統(tǒng)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確定 經(jīng)過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，且支架系統(tǒng)基本免維護；自動跟蹤式目前 初始投資相對較 高，后期運行過程中需要一定的維護，運行費用相對較高。自動跟蹤式大規(guī)模應(yīng) 用的工程相對較少，但其較固定式可增加一定的發(fā)電量，可小規(guī)模采用以豐富應(yīng) 用經(jīng)驗、積累運行數(shù)據(jù)、實例驗證不同安裝方式的技術(shù)經(jīng)濟性。 根據(jù)以上綜合分析，結(jié)合業(yè)主方的開發(fā)意向以及工期的要求等，本工程光伏 組件方陣安裝運行方式推薦 25MWp 采用固定式運行方式； 5MWp 采用斜單軸跟蹤 式運行方式。 電池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 最佳傾角即光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量最大 時的傾角。 計算傾斜面上的太陽輻射量，通常采用 Klein 計算方法。利用 PVSYST 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，計算結(jié)果經(jīng)數(shù)據(jù)分析后作出曲線圖，見圖 。 1884 1883 1882 1881 1880 1879 1878 1877 全年太陽輻射量（ kW/m2） 30176。 31176。 32176。 33176。 34176。 35176。 36176。 37176。 全年太陽輻射量 （ kW/m2） 圖 不同角度傾斜面上各月日平均太陽輻射量變化曲線圖 在 PVSYST 軟件中調(diào)整傾角，使其發(fā)電量達到最大，同時使太陽能資源的損 失達到 0%。通過計算得到，當(dāng)電池組件傾角為 33176。、 34176。時，全年日平均太陽總輻射量均較大，而且這三個角度的太陽輻射日平均值變化量差異很小，對年發(fā)電量的影響不大?？紤]到灰塵雨雪滑落要求及傾斜支架較好穩(wěn)定性的角度范圍， 因此確定本工程電池方陣的最佳固定傾角為 34176。 逆變器選擇 逆變器的技術(shù)指標(biāo) 對于逆變器的選型，應(yīng)注意以下幾個方面的指標(biāo)比較： 1 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、 順勢過載能力及各種保 護功能，如：故障情況下，逆變器必須自動從主網(wǎng)解列。 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。在 50W/m2 的日 照強度下，即可向電網(wǎng)供電，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)生的直流電源逆變后向公共電網(wǎng)并網(wǎng)供電，就必須對逆變器的輸出電壓波形、幅值及相位等于公共電網(wǎng)一致，實現(xiàn) 無擾動平滑電網(wǎng)供電。輸出電流波形良好，波 形畸變以及頻率波動低于門檻值。 4 逆變器輸入直流電壓的范圍：要求直流輸入電壓有較寬的適應(yīng)范圍，由于太陽能光伏電池的端電壓隨負載和日照強度的變化范圍比較大。就要求逆變器 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。 5 最大功率點跟蹤：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 際運行特性。保證光伏發(fā)電系統(tǒng)運行在最大功率點。 6 監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集：逆變器應(yīng)有多種通訊接口進行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到遠控 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：低電壓穿越能力、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。 逆變器的選型 通過對逆變器產(chǎn)品的考察，現(xiàn)對合肥陽光 250kW、 500kW 逆變器產(chǎn)品及 SMA1000kW 逆變器做技術(shù)參數(shù)比較： 表 不同逆變器主要技術(shù)參數(shù)對比表 推薦的最大功率 275kW 550 kW 1160kW 絕對最大輸入電壓 880Vdc 880Vdc 880Vdc MPPT 輸入電壓范圍 480V~820V 450V~820V 450V~820V 峰值效率 ％ ％ ％ 額定交流輸出功率 250kW 500 kW 1000 kW 額定交流輸出電流 534A 1176A 2138 A 額定交流輸出電壓 270Vac 270Vac 270Vac 額定交流頻率 50 Hz 50 Hz 50 Hz 功率因數(shù) cosφ 1 ＞ 1 電流波形畸變率 ＜ 3％（額定功率） ＜ 3％（額定功率） ＜ 3％ 由表 比較可以得出，隨著額定交流輸出功率的增大，逆變器效率及輸出 電流也增大。 另外，本工程系統(tǒng)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(shè)備，則設(shè)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(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) 電量過大。因此，本工程選用容量為 500kW 的逆變器。合肥陽光的 500kW 逆變器和 SMA 的 500kW 逆變器，兩者的電氣參數(shù)基本接近，而且初選的三種組件也均能與這兩種逆變器良好匹配。但 SMA 的 500kW 逆變器相對價格較高，因此本工程選 用合肥陽光的 500kW 逆變器，各項性能指標(biāo)見表 。 表 逆變器主要技術(shù)參數(shù)表 生產(chǎn)廠家 合肥陽光 逆變器型號 SG500KTL 指標(biāo) 規(guī)格參數(shù) 輸出額定功率 500kW 最大交流側(cè)功率 550kW 最大交流電流 1070A 或 917A 最高轉(zhuǎn)換效率 % 歐洲效率 % 輸入直流側(cè)電壓范圍 480Vdc～ 880Vdc 最大功率跟蹤（ MPP）范圍 480Vdc～ 820Vdc 最大直流輸入電流 1200A 交 流輸出電壓范圍 270V 或 315V 輸出頻率范圍 47Hz～ 要 求 的電 網(wǎng)形 式 IT 系統(tǒng) 待機功耗 /夜間功耗 50W 輸出電流總諧波畸變率 3%（額定功率時） 功率因數(shù) 自動投運條件 直流輸入及電網(wǎng)滿足要求時，逆變器將自動運行 斷電后自動重啟時間 5min 時間可調(diào) 隔離變壓器（有 /無） 無 接地點故障檢測（有 /無） 有 過載保護（有 /無） 有 反極性保護（有 /無） 有 過電壓保護（有 /無） 有 其它保護（請說明） 短路保護、孤島效應(yīng)保護、過熱 保護、過載保護等 工作環(huán)境溫度范圍 － 25 ℃～＋55℃ 相對濕度 0～ 95%，無冷凝 滿功率運行的最高海拔高度 ≤6000m 超過 3000m 需降額使用 防護類型 /防護等級 IP20（室內(nèi)） 散熱方式 強制風(fēng)冷 重量 2288kg 本設(shè)計選用的 SG500KTL 500kW 型逆變器，其諧波電流含量小于 3%，滿足《國 家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》的要求。 光伏方陣設(shè)計 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)分層結(jié)構(gòu) （ 1）太陽能電池組串 由幾個到幾十個數(shù)量不等的太陽能電池組件串聯(lián)起來，其輸 出電壓在逆變器允許工作電壓范圍之內(nèi)的太陽能電池組件串聯(lián)的最小單元稱為太陽能電池組串。 （ 2）太陽能電池組串單元 布置在一個固定支架上的所有太陽能電池組串形成一個太陽能電池組串單元。 （ 3）陣列逆變器組 由若干個太陽能電池組串單元與一臺并網(wǎng)逆變器聯(lián)合構(gòu)成一個陣列逆變器組。 （ 4）太陽能電池子方陣 由一個或若干個陣列逆變器組組合形成一個太陽能電池子方陣。 （ 5）太陽能電池陣列 由一個或若干個太陽能電池子方陣組合形成一個太陽能電池陣列。 發(fā)電系統(tǒng)方案概述 本工程總裝機容量為 30MWp，推薦采用分塊發(fā)電、集中并 網(wǎng)方案。光伏組件 采用 30MWp 多晶硅電池 230Wp 組件，其中 5MWp 采用斜單軸式安裝在支架上， 25MWp 采用固定式安裝在支架上。 30MWp 太陽能光伏方陣由 30 個 1MWp 多晶硅子方陣組成，每個子方陣均由 若干路太陽能光伏組件串并聯(lián)而成。每個 1MWp 太陽能光伏子方陣由太陽能光伏 組串、匯流設(shè)備、逆變設(shè)備及升壓設(shè)備構(gòu)成。 太陽能電池組件經(jīng)日光照射后，形成低壓直流電，電池組并聯(lián)后的直流電采 用電纜送至匯流箱，經(jīng)匯流箱匯流后采用電纜引至逆變器室，每兩個 500kW 的逆 變器與一臺 35kV 箱式升壓變電站（分裂變壓器）通過電纜連接，電壓由交流 升至 35kV。 本工程采用每個 1MWp 太陽能光伏子方陣就地設(shè)置逆變器室的布置方案，每1MWp 太陽能光伏子方陣為一個發(fā)電分系統(tǒng)， 1MWp 方陣就地布置 1 座逆變器室， 逆變器室內(nèi)布置 2 臺 500kW 逆變器。次級匯流箱也考慮布置于該逆變器室內(nèi)。 每個 1MWp 太陽能光伏子方陣設(shè)置升壓變壓器一臺，采用箱式變電站形式布置于逆變器室旁。 光伏子方陣設(shè)計 光伏子方陣設(shè)計原則 （ 1）太陽能電池組件串聯(lián)形成的組串，其輸出電 壓的變化范圍必須在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內(nèi)。 （ 2）每個逆變器直流輸入側(cè)連接的太陽能電池組件的總功率應(yīng)大于等于該逆變器的額定輸入功率，但不應(yīng)超過逆變器的最大允許輸入功率。 （ 3）太陽能電池組件串聯(lián)后，其最高輸出電壓不允許超過太陽能電池組件 自身最高允許系統(tǒng)電壓。 （ 4）個太陽能電池板至逆變器的直流部分電纜通路應(yīng)盡可能短，以減少直 流電壓損耗和功率損耗。 光伏子方陣串、并聯(lián)設(shè)計 本期預(yù)計安裝容量為 30MWP，選定的光伏電池技術(shù)參數(shù)，見表 表 選定的光伏電池技術(shù)參數(shù)表 MPPT 范 圍 最佳功率 開路電壓 短路電流 最佳工作 電壓 最佳工作 電流 開路電壓 溫度系數(shù) 480V~820V 230WP 本工程逆變器容量選用 500kW，所需 500kW 逆變器數(shù)量 60 臺。為了便于運行及維護管理，太陽能電池板安裝按每 1000kW 為一個子方陣設(shè) 計，共 30 個子方陣。每個子方陣對應(yīng)兩臺 500kW 逆變器。 電池組件串聯(lián)數(shù)量計算： N ≤ Vdc /Voc 95％ ??????????? （ ） N ＞ Vdcmin/Vmp 95％??????????? （ ） 式中： Vdc――逆變器絕對最大輸入電壓； Vdcmin――逆變器絕對最小輸入電壓； Voc――電池組件開路電壓； Vmp――電池組件最佳工作電壓。經(jīng)計算：得出串聯(lián)光伏電池數(shù)量 N 為： 17≤ N≤ 23，根據(jù)逆變器最佳輸入電 壓以及電池板工作環(huán)境等因素修正后，最終確定太陽能電池組件的串聯(lián)個數(shù)為 20（一個組串）。 電池組件并聯(lián)組數(shù)計算： N 500000/ 20230 ，根據(jù)并聯(lián)原則，取每臺 500kW 逆變器所接電池組并聯(lián)數(shù)為 109， 1M