30MW漁光互補(bǔ)光伏電站項(xiàng)目系統(tǒng)總體方案設(shè)計(jì)及發(fā)電量計(jì)算設(shè)計(jì)方案1.1光伏組件選型1.1.1光伏組件概述光伏系統(tǒng)中最重要的是電池，是收集陽光的基本單位。大量的電池合成在一起構(gòu)成光伏組件。光伏電池主要有：晶體硅電池（包括單晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、帶狀硅Ribbon/Sheet-Si）、非晶硅電池（a-Si）、非硅光伏電池（包括硒化銅銦CIS、碲化鎘CdTe）。目前市場生產(chǎn)和使用的光伏電池大多數(shù)是用晶體硅材料制作的，2007年占88％左右；薄膜電池中非晶硅薄膜電池占據(jù)薄膜電池大多數(shù)的市場。從產(chǎn)業(yè)角度來劃分，可以把光伏電池劃分為硅基電池和非硅電池，硅基電池以較佳的性價(jià)比和成熟的技術(shù)，占據(jù)了絕大多數(shù)的市場份額。未來隨著光伏電池技術(shù)的發(fā)展，染料敏化光伏電池、聚合物光伏電池等有望取代硅基電池的優(yōu)勢地位。（1）晶體硅光伏電池晶體硅仍是當(dāng)前光伏電池的主流。單晶硅電池是最早出現(xiàn)，工藝最為成熟的光伏電池，也是大規(guī)模生產(chǎn)的硅基光伏組件中，效率最高。單晶硅電池是將硅單晶進(jìn)行切割、打磨制成單晶硅片，在單晶硅片上經(jīng)過印刷電極、封裝等流程制成的，現(xiàn)代半導(dǎo)體產(chǎn)業(yè)中成熟的拉制單晶、切割打磨，以及印刷刻版、封裝等技術(shù)都可以在單晶硅電池生產(chǎn)中直接應(yīng)用。大規(guī)模生產(chǎn)的單晶硅電池效率可以達(dá)到13-20%。由于采用了切割、打磨等工藝，會造成大量硅原料的損失；受硅單晶棒形狀的限制，單晶硅電池必須做成圓形，對光伏組件的布置也有一定的影響。多晶硅電池的生產(chǎn)主要有兩種方法，一種是通過澆鑄、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶錠，再經(jīng)過切割、打磨等工藝制成多晶硅片，進(jìn)一步印刷電極、封裝，制成電池。澆鑄方法制造多晶硅片不需要經(jīng)過單晶拉制工藝，消耗能源較單晶硅電池少，并且形狀不受限制，可以做成方便光伏組件布置的方形；除不需要單晶拉制工藝外，制造單晶硅電池的成熟工藝都可以在多晶硅電池的制造中得到應(yīng)用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學(xué)氣相沉積（CVD）等工藝形成無序分布的非晶態(tài)硅膜，然后通過退火形成較大晶粒，以提高發(fā)電效率。多晶硅電池的效率能夠達(dá)到10-18%，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所降低，但是節(jié)約能源，節(jié)省硅原料，達(dá)到工藝成本和效率的平衡。晶體硅電池片如圖1.1.1-1，1.1.1-2所示：圖1.1.1-1單晶硅硅片圖1.1.1-2多晶硅硅片由電池片組成的光伏組件的外形結(jié)構(gòu)如圖1.1.1-3所示。圖1.1.1-3多晶硅、單晶硅光伏組件外形（左為多晶硅組件，右為單晶硅組件）（2）非晶硅電池和薄膜光伏電池非晶硅電池是在不同襯底上附著非晶態(tài)硅晶粒制成的，工藝簡單，硅原料消耗少，襯底廉價(jià)，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高溫影響小的特性。自上個(gè)世紀(jì)70年代發(fā)明以來，非晶硅光伏組件，特別是非晶硅薄膜電池經(jīng)歷了一個(gè)發(fā)展的高潮。80年代，非晶硅薄膜電池的市場占有率一度高達(dá)20%，但受限于較低的效率，非晶硅薄膜電池的市場份額逐步被晶體硅電池取代，目前約為12%。非硅薄膜光伏組件是在廉價(jià)的玻璃、不銹鋼或塑料襯底上附上非常薄的感光材料制成，比用料較多的晶體硅技術(shù)造價(jià)更低，其價(jià)格優(yōu)勢可抵消低效率的問題。目前正在研發(fā)中和已有產(chǎn)品出售的薄膜光伏組件主要有以下幾種:（1）非晶硅薄膜電池：是薄膜光伏組件中最成熟的產(chǎn)品之一。（2）多晶硅硅薄膜電池：其轉(zhuǎn)換效率高于非晶硅薄膜光伏組件，又無效率衰退問題，并且有可能在廉價(jià)襯底材料上制備，但由于控制薄膜中硅晶粒大小的技術(shù)沒有解決，尚未能制成有實(shí)用價(jià)值的光伏組件。（3）有機(jī)染料敏化電池：它是一種光電化學(xué)電池。（4）銅銦硒（CIS）和銻化鎘（CdTe）：兩種化合物多晶薄膜光伏組件，中試轉(zhuǎn)換效率已經(jīng)超過10％。但是，由于元素鎘的有毒性及其對環(huán)境的污染，這種光伏組件技術(shù)均不具備長遠(yuǎn)的產(chǎn)業(yè)化生命力。據(jù)美國Miasole公司稱，他們研制的銅銦硒（及其合金）電池樣品轉(zhuǎn)換效率可達(dá)19.5％，試銷產(chǎn)品的轉(zhuǎn)換效率可達(dá)9％。但由于銦和硒都是比較稀有的元素，因此，這類電池的發(fā)展必然受到限制。（5）砷化鎵III-V化合物薄膜電池：在250℃的條件下，光電轉(zhuǎn)換性能仍很良好，其最高光電轉(zhuǎn)換效率約30％，且能耐高溫，特別適合做高溫聚光光伏組件。但生產(chǎn)成本高，產(chǎn)量受限，目前主要作空間電源用。在光伏利用中，相對于其它薄膜電池，由于硅材料儲量豐富，且無毒、無污染，具有主導(dǎo)地位。目前，在硅基薄膜光伏組件家族中，非晶硅薄膜電池占有主要地位。但非晶硅光伏組件存在光致衰減效應(yīng)的缺點(diǎn)，并且轉(zhuǎn)化效率遠(yuǎn)低于晶體硅光伏組件。目前又出現(xiàn)了各種疊層光伏組件，轉(zhuǎn)換效率達(dá)14.6%，接近多晶硅光伏組件。近年來，另一種新型硅基薄膜材料——納米硅薄膜由于其優(yōu)良的性能引起了人們廣泛的關(guān)注。理論上其最大轉(zhuǎn)換率為44%，如能產(chǎn)業(yè)化，則高于單晶硅電池。1.1.2光伏組件選型目前市場上成熟的光伏組件產(chǎn)品主要是單晶硅、多晶硅和非晶硅三種類型。單晶硅電池由于制造過程中能耗較高，在市場中所占比例逐漸下降；多晶硅電池比非晶硅轉(zhuǎn)換效率高且性能穩(wěn)定，但是價(jià)格稍貴。本工程選用性價(jià)比較高的多晶硅光伏組件，這也與國外的光伏電池使用情況的發(fā)展趨勢相符合。根據(jù)《日本光伏發(fā)電系統(tǒng)2004年度報(bào)告》中光伏組件的種類使用情況來看，2003年與2002年相比，單晶硅的輸出容量從30.5%減到17.8%；多晶硅的輸出容量從68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例沒變化；總的趨勢是從高價(jià)的變換效率高的單晶硅向低價(jià)的變換效率低的多晶硅方向變化。2006年單晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜這三種電池所占的份額分別為：43.40%、46.50%和10.10%。在這三種電池中，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(yán)重，產(chǎn)能被逐漸削減。到2006年時(shí)，多晶硅已經(jīng)超過單晶硅占據(jù)最大的市場份額。表1.1.2-1對單晶硅、多晶硅和非晶硅這三種電池類型就轉(zhuǎn)換效率、制造能耗、成本等方面進(jìn)行了比較。表1.1.2-1單晶硅、多晶硅和非晶硅的比較電池原料轉(zhuǎn)換效率制造能耗成本資源可靠性公害技術(shù)壁壘單晶硅13-20%高高中高小中多晶硅10-18%中中中高小高非晶硅8-12%低低豐富中低小高通過上表比較可以看出，多晶硅和單晶硅效率相近，多晶硅成本卻較低，相對價(jià)格較便宜。多晶硅太陽光伏組件的功率規(guī)格較多，從5Wp到300Wp國內(nèi)均有生產(chǎn)廠商生產(chǎn)，且產(chǎn)品應(yīng)用也較為廣泛，因此本工程選用多晶硅光伏組件。由于本工程系統(tǒng)發(fā)電容量為30MW，組件用量大，占地面積廣，組件安裝量大，所以設(shè)計(jì)優(yōu)先選用單位面積功率大的光伏組件，以減少占地面積，降低組件安裝量。采用不同規(guī)格多晶硅光伏組件組成30MW電池方陣的組件用量比較，見表1.1.2-2。表1.1.2-2不同多晶硅光伏組件組成的30MW方陣的組件數(shù)量比較方案參數(shù)方案一方案二方案三光伏組件峰值功率(Wp)180240280串聯(lián)數(shù)量（塊）162018子方陣并聯(lián)數(shù)量（路）436264250子方陣并聯(lián)數(shù)量（塊）6976（1.256MW）5280（1.2672MW）4500（1.26MW）30MW方陣組件數(shù)量（塊）167424126720108000由表1.1.2-2比較可以得出：采用240Wp組件和280Wp組件組成30MW光伏陣列所使用的組件數(shù)量均較少，組件數(shù)量少意味著組件間連接點(diǎn)少，施工進(jìn)度快；且故障幾率減少，接觸電阻小，線纜用量少，系統(tǒng)整體損耗相應(yīng)降低。另外，通過市場調(diào)查，國內(nèi)主流廠商生產(chǎn)的多晶硅太陽能組件應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的，其規(guī)格大多數(shù)均在150Wp到300Wp之間，在這個(gè)區(qū)間范圍內(nèi)，市場占有率比較高的幾家廠商所生產(chǎn)的多晶硅太陽能組件規(guī)格尤以200Wp到245Wp之間居多。綜合考慮組件效率、技術(shù)成熟性、市場占有率，以及項(xiàng)目建設(shè)工期、廠家供貨能力等多種因素。本工程推薦選用多晶硅太陽能組件規(guī)格為240Wp。240Wp型多晶硅光伏組件各項(xiàng)性能指標(biāo)如下：表1.1.2-3多晶硅光伏組件性能指標(biāo)表名稱參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)測試條件下峰值功率（Wp）240最佳工作電流（A）7.89最佳工作電壓（V）30.4短路電流（A）8.38開路電壓（V）37.2工作溫度（℃）-40～+85最大系統(tǒng)電壓（V）1000組件效率14.7%短路電流溫度系數(shù)（%/℃）0.05開路電壓溫度系數(shù)（%/℃）－0.35峰值功率溫度系數(shù)（%/℃）－0.4510年功率衰降<10%20年功率衰降<20%組件尺寸（mm）1650×992×46重量（kg）19.51.2光伏陣列的運(yùn)行方式選擇1.2.1光伏陣列的運(yùn)行方式分類在光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)中，光伏組件方陣的運(yùn)行方式對系統(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(yùn)行方式有固定安裝式和自動跟蹤式幾種型式。其中自動跟蹤系統(tǒng)包括單軸跟蹤系統(tǒng)和雙軸跟蹤系統(tǒng)。單軸跟蹤（水平單軸跟蹤和斜單軸跟蹤）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)（全跟蹤）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。1.2.2光伏陣列的運(yùn)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(jì)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(shí)際工作效率往往小于理論值，其原因有很多，例如：太陽光伏組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運(yùn)行難于同步等。雙軸跟蹤式投資遠(yuǎn)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)，安裝晶硅類光伏組件，若采用水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實(shí)際發(fā)電量可提高約15%，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實(shí)際發(fā)電量可提高約20%。在此條件下，以固定安裝式為基準(zhǔn)，對1MW光伏陣列采用三種運(yùn)行方式比較如表1.2.2。表1.2.21MW陣列各種運(yùn)行方式比較項(xiàng)目固定安裝式水平單軸跟蹤方式斜單軸跟蹤方式雙軸跟蹤方式發(fā)電量增加百分比(%)100115120125占地面積（萬m2）2.12.84.24.4直接投資增加百分比(%)100111114122運(yùn)行維護(hù)工作量小有旋轉(zhuǎn)機(jī)構(gòu)，工作量大有旋轉(zhuǎn)機(jī)構(gòu)，工作量大有旋轉(zhuǎn)機(jī)構(gòu)，工作量更大支撐點(diǎn)多點(diǎn)支撐多點(diǎn)支撐多點(diǎn)支撐單點(diǎn)支撐抗大風(fēng)能力迎風(fēng)面積固定，抗風(fēng)較差風(fēng)大時(shí)可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好風(fēng)大時(shí)可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好風(fēng)大時(shí)可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好由表中數(shù)據(jù)可見，固定式與自動跟蹤式各有優(yōu)缺點(diǎn)：固定式初始投資較低、且支架系統(tǒng)基本免維護(hù)；自動跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護(hù)，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(hù)工作增加的成本，采用自動跟蹤式運(yùn)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(jià)能進(jìn)一步降低，則其發(fā)電量增加的優(yōu)勢將更加明顯；同時(shí)，若能較好解決陣列同步性及減少維護(hù)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。1.2.3光伏陣列的運(yùn)行方式的確定經(jīng)對固定式和跟蹤式兩種運(yùn)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(hù)；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(yùn)行過程中需要一定的維護(hù)，運(yùn)行費(fèi)用相對較高，另外電池陣列的同步性對機(jī)電控制和機(jī)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(shí)際應(yīng)用的可靠性驗(yàn)證，在我國大規(guī)模應(yīng)用的工程也相對較少，同時(shí)國內(nèi)技術(shù)成熟可靠穩(wěn)定的跟蹤系統(tǒng)生產(chǎn)廠家相對較少。因此，工程推薦選用固定式安裝方式。1.3逆變器選型并網(wǎng)型逆變器選型時(shí)除應(yīng)考慮具有過/欠電壓、過/欠頻率、防孤島效應(yīng)、短路保護(hù)、逆向功率保護(hù)等保護(hù)功能外，同時(shí)應(yīng)考慮其電壓（電流）總諧波畸變率滿足國際規(guī)定要求，減少對電網(wǎng)的干擾。本項(xiàng)目逆變器應(yīng)具有有功功率、無功功率調(diào)節(jié)控制功能。整個(gè)光伏系統(tǒng)采用若干組逆變器，每個(gè)逆變器具有自動最大功率跟蹤功能，并能夠隨著太陽能組件接受的功率，以最經(jīng)濟(jì)的方式自動識別并投入運(yùn)行。通過對逆變器產(chǎn)品的考察，現(xiàn)對美國Powper-0ne330kW、合肥陽光250kW、500kW逆變器產(chǎn)品、美國賽康625kW及德國艾思瑪SMA625kW、l000kW逆變器做技術(shù)參數(shù)比較，如下表所示：表5-5逆變器技術(shù)參數(shù)對比表逆變器型號pVI-CENTRAL-300-TLSG250KTLSG500KTLSMA500SATCON625SMA1000推薦的最大功率354kW275kW550kW560kW650kW1160kW絕對最大輸電壓900Vdc880Vdc880Vdc900Vdc900Vdc900VdcMppT輸入電壓范圍465V-850V450V-820V450V-820V450V-820V515-850V450V-820V峰值效率97.41%98.1%98.5%98.6%98.1%98.5%歐洲效率97.14%97.6%98.3%98.4%97.4%98.3%額定交流輸出功率336kW250kW500kW500kW625kW1000kW額定交流輸出電流648A534A1070A1070A1250A2138A額定交流輸出電壓270Vac270Vac270Vac270Vac320Vac270Vac額定交流頻率50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz防護(hù)等級IP20IP20IP20IP20IP54IP20功率因數(shù)(cosφ)>0.99>0.99>0.99>0.99>0.99>0.99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(shù)參數(shù)均滿足《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。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)發(fā)電容量為30MW，從工程運(yùn)行及維護(hù)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(hù)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(shí)，發(fā)電系統(tǒng)損失發(fā)電量過大，且本工程考慮逆變器戶外布置。因此，本工程選用容量為625kW的逆變器。美國賽康的625kW逆變器和選用的240Wp晶體硅光伏組件能夠良好匹配且防護(hù)等級為IP54，且該逆變器具有選配的空調(diào)模塊，逆變器能夠自動檢測工作溫度，并調(diào)節(jié)至正常工作溫度范圍，適合極端溫度地區(qū)使用。因此本工程選用美國賽康SATCON-625kW逆變器，最終逆變器選型應(yīng)根據(jù)招標(biāo)情況確定。本工程擬選用的逆變器功率為625kW，輸入直流電壓范圍為DC515-850V，輸出交流電壓為320V，功率因數(shù)大于0.99，諧波畸變率小于3%THD。1.4光伏方陣設(shè)計(jì)1.4.1模塊化設(shè)計(jì)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(shè)備，本工程采用模塊化設(shè)計(jì)、安裝施工。模塊化的基本結(jié)構(gòu)：30MW光伏組件由24個(gè)子系統(tǒng)組成，每個(gè)子系統(tǒng)均為一個(gè)獨(dú)立的并網(wǎng)單元，每個(gè)子系統(tǒng)由264個(gè)光伏組件組串組成，每個(gè)子系統(tǒng)就地逆變升壓后接入站區(qū)內(nèi)配電室。這樣設(shè)計(jì)有如下好處：1）各子系統(tǒng)各自獨(dú)立，便于實(shí)現(xiàn)梯級控制，以提高系統(tǒng)的運(yùn)行效率；2）每個(gè)子系統(tǒng)是單獨(dú)的模塊，由于整個(gè)30MW光伏系統(tǒng)是多個(gè)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(shè)備發(fā)生故障而影響到整個(gè)發(fā)電模塊或整個(gè)電站，且局部故障檢修時(shí)不影響其他模塊的運(yùn)行；3）有利于工程分步實(shí)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(gè)子系統(tǒng)的布置均相同，保證子系統(tǒng)外觀的一致性及其輸出電性能的一致性。6）便于進(jìn)行各種不同元器件設(shè)備、不同技術(shù)設(shè)計(jì)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性能評估，如國產(chǎn)設(shè)備和進(jìn)口設(shè)備；晶體硅，以及不同安裝方式(固定式和跟蹤式)等。1.4.2系統(tǒng)方案概述本工程設(shè)計(jì)發(fā)電容量為30MW，推薦采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。光伏組件選用240Wp多晶硅光伏組件，均采用最佳傾角固定安裝方式?？紤]到逆變器的具有一定的過載能力，逆變器的輸入端光伏陣列實(shí)際容量可以略大于其額定輸入功率，本工程30MW光伏組件陣列由24個(gè)1.2672MW光伏組件子方陣組成，每個(gè)子方陣均由若干路光伏組件組串并聯(lián)而成。每個(gè)光伏發(fā)電單元由光伏組件組串、匯流設(shè)備、逆變設(shè)備及升壓設(shè)備構(gòu)成。1.5光伏子方陣設(shè)計(jì)1.1.1光伏陣列及傾角設(shè)計(jì)在光伏供電系統(tǒng)設(shè)計(jì)中，光伏組件陣列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(jì)中不可缺少的重要環(huán)節(jié)。固定式安裝的最佳傾角選擇取決于諸多因素，如：地理位置、全年太陽輻射分布、直接輻射與散射輻射比例、負(fù)載供電要求和特定的場地條件等。光伏組件方陣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(shí)的傾角。上中所顯示的傾斜面上太陽輻射變化趨勢可知，當(dāng)光伏組件方位角為0°（朝正南方向），傾角為28°時(shí)，全年平均太陽總輻射量最大，并滿足灰塵雨雪滑落要求及傾斜支架較好穩(wěn)定性的角度范圍。表1.1.1對比了不同角度年輻射量的差別。表1.1.1不同傾角月輻射量對比（MJ/m2）傾角（°）2425262728293031321月331.4333.6331.6337.6339.5341.3343.0344.7346.32月337.2338.5339.7340.8341.9342.9343.8344.6341.33月467.6468.2468.7469.1469.4469.6469.7469.7469.64月516.0511.5514.9514.2513.4512.5511.4510.3509.15月552.2550.8549.2547.6541.8543.9541.9539.8537.56月486.9481.3483.6481.8480.0478.0471.9473.8471.67月441.0443.7442.3440.8439.2437.5431.8433.9432.08月447.3446.5441.5444.4443.3442.1440.7439.4437.99月422.5422.5422.4422.3422.0421.7421.3420.8420.210月402.1403.2404.2401.2406.0406.8407.5408.1408.611月321.0326.8328.5330.2331.7333.2334.6336.0337.212月309.5311.7313.8311.9317.9319.8321.7323.4321.1全年5042.95046.35048.65049.85050.05049.25047.35044.35040.4通過上表可以看出固定角度為28°時(shí)，接收到的太陽輻射量最高，為5050MJ/m2。表1.1.1.1水平面和最佳傾角情況對比月份水平面最佳傾角當(dāng)月太陽輻射量（kWh/m2）當(dāng)月太陽輻射量（MJ/m2）當(dāng)月太陽輻射量（kWh/m2）當(dāng)月太陽輻射量（MJ/m2）一月71.93258.9594.30339.48二月79.21281.1494.97341.90三月117.79424.05130.40469.43四月137.65491.55142.60513.37五月153.69553.28151.60541.77六月138.12497.24133.32479.96七月121.81452.91121.99439.17八月123.04442.93123.13443.28九月110.23396.84117.23422.02十月97.26350.15112.79406.04十一月72.57261.2692.15331.72十二月61.60236.1688.30317.89年總數(shù)1292.914654.471402.795050.03上表可以看出，當(dāng)光伏組件以28°傾角安裝時(shí)，在1～4月份和8～12月份其表面接受到的太陽輻射量比水平面上接受到的太陽輻射量大。在5～7月份，光伏組件以28°傾角安裝比水平安裝所接受到的輻射強(qiáng)度略小。圖1.1.2最佳傾角與水平太陽輻射量折線圖從整年接受的太陽輻射量來說，光伏組件以28°傾角安裝，其表面獲取的太陽輻射量較大，且全年各月光伏組件表面獲取的太陽輻射量比較均衡，各月的發(fā)電量也將會比較均衡；而水平安裝的光伏組件各月獲取的太陽輻射量差異比較大，各月的發(fā)電量也將會有很大的變化。結(jié)論：通過以上分析比對、計(jì)算，固定傾角為28°，方位角為0°時(shí)，接收到的有效太陽輻射量最高，為5050MJ/m2，折合有效發(fā)電小時(shí)約1402.8小時(shí)，本工程確定最佳固定傾角為28°。1.1.2固定支架的設(shè)計(jì)光伏組件支架采用固定鋼結(jié)構(gòu)支架，材料采用Q235，表面處理采用熱浸鋅方式，設(shè)計(jì)使用壽命為25年以上。支架設(shè)計(jì)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。主要設(shè)計(jì)參數(shù)：50年一遇10m高10min平均最大風(fēng)速26.0m/s（據(jù)訂正系列）風(fēng)壓：0.45kN/m2基本雪壓：0.35kN/m2凍土深度：23cm光伏組件規(guī)格：1650mm×992mm×46mm光伏組件重量：19.5kg固定支架傾角：28°光伏組件陣列支架具體型式見附圖光伏組件陣列支架結(jié)構(gòu)圖。1.1.3間距計(jì)算在北半球，對應(yīng)最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，與水平面夾角度數(shù)與當(dāng)?shù)鼐暥认喈?dāng)?shù)膬A斜平面，固定安裝的光伏組件要據(jù)此角度傾斜安裝。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(dāng)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(jì)算當(dāng)光伏組件陣列前后安裝時(shí)的最小間距D，如下圖所示：圖1.1.3光伏組件陣列間距一般確定原則：冬至當(dāng)天早9：00至下午3：00光伏組件陣列不應(yīng)被遮擋。計(jì)算公式如下：太陽高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太陽方位角的公式：sinβ=cosdsinw/cosa式中：f為當(dāng)?shù)鼐暥葹?3.32°；d為太陽赤緯，冬至日的太陽赤緯為-23.5°；w為時(shí)角，上午9:00的時(shí)角為-45°。D=cosβ×L，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind+cosfcosdcosw)即：本項(xiàng)目光伏組件縱向兩塊放置，光伏組件尺寸為1650×992×46mm。通過以上公式計(jì)算得知：光伏組件陣列間距：D≈3316mm?？紤]到施工及檢修方便，以及水產(chǎn)養(yǎng)殖場的因素綜合節(jié)約土地的原則，組件前后間距擴(kuò)大到3375mm，南北中心間距為6300mm。當(dāng)光伏組件陣列南北中心間距為6300mm時(shí)兩排陣列在冬至日上午9點(diǎn)到下午3點(diǎn)之間前排對后排造成遮擋最小。1.1.4光伏組件的串并聯(lián)計(jì)算光伏組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及光伏組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定。光伏組件組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。光伏組件串聯(lián)數(shù)量計(jì)算如公式1.1.4所示，對應(yīng)參數(shù)詳見本工程所選240Wp組件和625kW逆變器規(guī)格參數(shù)表。計(jì)算公式：INT（Vdcmin/Vmp）≤N≤INT（Vdcmax/Voc）….（1.1.4）式中：Vdcmax——逆變器輸入直流側(cè)最大電壓；Vdcmin——逆變器輸入直流側(cè)最小電壓；Voc——光伏組件開路電壓；Vmp——光伏組件最佳工作電壓；N——光伏組件串聯(lián)數(shù)。經(jīng)計(jì)算得：串聯(lián)光伏組件數(shù)量N為：18≤N≤24，根據(jù)場址區(qū)的氣候環(huán)境結(jié)合光伏組件溫度修正參數(shù)以及逆變器最佳輸入電壓等，經(jīng)修正計(jì)算后光伏組件的串聯(lián)數(shù)為20（塊）。則每一路組件串聯(lián)的額定功率容量＝240Wp×20=4800Wp。對應(yīng)于所選625kW逆變器的額定功率計(jì)算，并聯(lián)的路數(shù)N＝625/4.8≈132路，本項(xiàng)目每臺逆變器采用132路接入。1.6方陣接線方案設(shè)計(jì)每個(gè)光伏子方陣由2個(gè)625kW陣列逆變器組構(gòu)成，光伏子方陣由264路光伏組件組串并聯(lián)而成，每個(gè)光伏組件組串由20塊光伏組件串聯(lián)組成。各光伏組件組串按接線劃分的匯流區(qū)，輸入防雷匯流箱經(jīng)電纜接入直流配電柜，然后經(jīng)2個(gè)625kW光伏并網(wǎng)逆變器和交流防雷配電柜接入1250kVA10kV/0.32-0.32kV分裂升壓變及配電裝置，升壓后送至升壓站。1.6.1匯流箱及配電柜設(shè)計(jì)1.6.1.1匯流箱設(shè)計(jì)本工程所選匯流箱具有以下性能特點(diǎn)：a）戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿足室外安裝使用要求；b）可同時(shí)接入12路輸入，每回路設(shè)15A的光伏專用高壓直流熔絲進(jìn)行保護(hù)，其耐壓值為1000V；c）配有光伏專用防雷器，正負(fù)極都具備防雷功能；d）直流輸出母線端配有可分?jǐn)嗟闹绷鲾嗦菲鳎籩）匯流箱內(nèi)配有監(jiān)測裝置，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測每個(gè)輸入輸出回路的直流電流、電壓，直流斷路器狀態(tài)等；f）配有標(biāo)準(zhǔn)RS485通訊口，可以與電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)通訊。1.1.1.2直流配電柜設(shè)計(jì)直流配電柜具有以下性能特點(diǎn)：a）配有光伏專用防雷器，正負(fù)極都具備防雷功能；b）每個(gè)回路配有監(jiān)測裝置，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測每個(gè)輸入輸出回路的直流電流、電壓、發(fā)電功率、電能；c）配有標(biāo)準(zhǔn)RS485通訊口，可以與電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)通訊。1.6.2逆變升壓站布置本工程設(shè)計(jì)發(fā)電容量為30MW，全部采用多晶硅太陽光伏組件。逆變升壓站在光伏組件方陣中的布置有兩種形式：方案一：每1.26MW光伏組件陣列為一個(gè)發(fā)電分系統(tǒng)，1.26MW方陣布置1座逆變升壓站，逆變升壓站內(nèi)布置2臺625kW逆變器。方案二：每625kW光伏組件陣列為一個(gè)發(fā)電分系統(tǒng)，625kW方陣布置1座逆變升壓站，逆變升壓站內(nèi)布置1臺625kW逆變器。通過對光伏組件方陣及逆變升壓站組合方案的對比，主要結(jié)論為：a）對于1.26MW光伏組件方陣，兩種組合方式均能滿足線路損耗的限定要求，方案二所用電纜規(guī)格低于方案一，總電纜量也小于方案一，但經(jīng)濟(jì)性方面對比差別不大。另外，方案二中兩臺625kVA的雙繞組變壓器，其負(fù)載損耗比方案一所用的1.25MVA雙繞組分裂變壓器之和要高。方案二較方案一增加了一座逆變升壓站，相應(yīng)的增加了相應(yīng)的土建投資。b）方案一比方案二逆變升壓站數(shù)量少，使用的箱式變壓器及相應(yīng)設(shè)備數(shù)量少，出現(xiàn)故障可能性相對比較低，運(yùn)行管理及維護(hù)工作量小。因此，本工程有24個(gè)子系統(tǒng)采用方案一逆變升壓站布置，即30MW光伏組件方陣按24座逆變升壓站設(shè)計(jì)，每座逆變升壓站安裝2臺625kW逆變器，每座逆變升壓站外安裝1臺1250kVA室外箱式變。1.6.3升壓變壓器設(shè)計(jì)本工程所選逆變器額定輸出電壓等級為320V，最大交流電流為1280A，故不宜將低電壓大電流的電能長距離輸送，為了減少功率損耗，需在逆變升壓站設(shè)置一臺升壓變壓器。根據(jù)光伏陣列的發(fā)電特性，變壓器容量選為1250kVA,在光照條件良好的情況下光伏陣列發(fā)電功率可能會超過其額定功率1250kW,由于變壓器過載10%時(shí)可持續(xù)運(yùn)行3h，因此選擇1250kVA容量能夠滿足1.2672MW方陣光伏發(fā)電特性要求。本期工程建設(shè)規(guī)模為30MW。通過升壓站110kV側(cè)1回110kV線路送出電力至上一級變電站。光伏電站交流并網(wǎng)電壓為110kV，逆變器出口電壓為0.32kV，升壓方案如下：逆變器交流輸出0.32kV→10kV→110kV兩級升壓并網(wǎng)。1.7輔助技術(shù)方案1.7.1環(huán)境監(jiān)測方案在光伏電站內(nèi)配置一套環(huán)境監(jiān)測儀，實(shí)時(shí)監(jiān)測日照強(qiáng)度、風(fēng)速、風(fēng)向、溫度等參數(shù)。1.7.2組件清洗方案光伏組件很容易積塵，影響發(fā)電效率。必須對光伏組件進(jìn)行清洗，保證光伏組件的發(fā)電效率。光伏陣列的光伏組件表面的清洗可分為定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每兩個(gè)月進(jìn)行一次，制定清洗路線。清洗時(shí)間安排在日出前或日落后。不定期清洗分為惡劣氣候后的清洗和季節(jié)性清洗。惡劣氣候分為大風(fēng)、沙塵或雨雪后的清洗。每次大風(fēng)或沙塵天氣后應(yīng)及時(shí)清洗。雨雪后應(yīng)及時(shí)巡查，對落在光伏組件上的泥點(diǎn)和積雪應(yīng)予以清洗。季節(jié)性清洗主要指春秋季位于候鳥遷徙線路下的發(fā)電區(qū)域，對候鳥糞便的清洗。在此季節(jié)應(yīng)每天巡視，發(fā)現(xiàn)光伏組件被污染的應(yīng)及時(shí)清洗。日常維護(hù)主要是每日巡視檢查光伏組件的清潔程度。不符合要求的應(yīng)及時(shí)清洗，確保光伏組件的清潔。光伏電站占地面積較大，且位于魚塘之上，故本電站的清洗方式考慮采用水清洗。采用移動水泵清洗光伏組件表面，將光伏組件表面較大的灰塵顆粒吹落，清洗后的水回魚塘。1.8上網(wǎng)電量估計(jì)影響發(fā)電量的關(guān)鍵因素是系統(tǒng)效率，系統(tǒng)效率主要考慮的因素有：灰塵、雨水遮擋引起的效率降低、溫度引起的效率降低、組件串聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低、逆變器的功率損耗、直流交流部分線纜功率損耗、變壓器功率損耗、跟蹤系統(tǒng)的精度等等。1）灰塵、雨水遮擋及天氣引起的效率降低項(xiàng)目當(dāng)?shù)靥幵诙嗨貐^(qū)，灰塵較少，降水較多，同時(shí)考慮有管理人員可經(jīng)常性人工清理方陣組件的情況下，采用數(shù)值：97%2）溫度引起的效率降低光伏組件會因溫度變化而輸出電壓降低、電流增大，組件實(shí)際效率降低，發(fā)電量減少，因此，溫度引起的效率降低是必須要考慮的一個(gè)重要因素，考慮本系統(tǒng)在設(shè)計(jì)時(shí)已考慮溫度變化引起的電壓變化，并根據(jù)該變化選擇組件串聯(lián)數(shù)，保證了組件能在絕大部分時(shí)間內(nèi)工作在最大跟蹤功率點(diǎn)范圍內(nèi)，考慮0.31%/K的MPP功率變化、考慮各月輻照量計(jì)算加權(quán)平均值，可以計(jì)算得到加權(quán)平均值為97%。3）組件串聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低組件串聯(lián)因?yàn)殡娏鞑灰恢庐a(chǎn)生的效率降低，選擇該效率為96%。4）直流部分線纜功率損耗根據(jù)項(xiàng)目的直流部分的線纜連接，計(jì)算得直流部分的線纜損耗3%，選擇該效率為97%。5）逆變器的功率損耗本項(xiàng)目采用高效并網(wǎng)逆變器，功率損耗可取3%，選擇該效率為97%。6）交流線纜的功率損耗根據(jù)項(xiàng)目的交流部分的線纜連接，計(jì)算得交流部分的線纜損耗效率3%，選擇該效率為97%。7）變壓器功率損耗使用高效率的變壓器，變壓器效率為98%。8）天氣、氣候因素及煙霧對系統(tǒng)效率的影響近年來因環(huán)境污染導(dǎo)致氣候、氣象極不穩(wěn)定，霧霾、煙霧對系統(tǒng)效率影響較為嚴(yán)重，降低系統(tǒng)效率，選擇該效率為97%。9）總體系統(tǒng)效率測算系統(tǒng)各項(xiàng)效率：組件灰塵損失、組件溫度效率損失、組件不匹配損失、線路壓降損失、逆變器效率、升壓變壓器效率、交流線路損失等，考慮氣候變化等不可遇見自然現(xiàn)象，取0.99的修正系數(shù)，則系統(tǒng)綜合效率：η=97％×97％×96％×97％×97％×98％×97%×98％×0.99≈78%因此，光伏電站整體效率為78%。表1.7系統(tǒng)效率估算修正系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)表序號效率損失項(xiàng)目修正系數(shù)電站的系統(tǒng)效率1灰塵及雨水遮擋引起的效率降低97％78％2溫度引起的效率降低97％3組件串并聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低96%4直流部分線纜功率損耗97%5逆變器的功率損耗97%6變壓器的功率損耗98%7交流部分線纜功率損耗97%8天氣、氣候因素及煙霧對系統(tǒng)效率的影響98%9修正系數(shù)0.991.9發(fā)電量估算水平輻射的月平均輻照量為：表1.9輻照量表月份最佳傾角當(dāng)月太陽輻射量（kWh/m2）當(dāng)月太陽輻射量（MJ/m2）一月94.30339.48二月94.97341.90三月130.40469.43四月142.60513.37五月151.60541.7