1.2MW光伏電站系統(tǒng)設(shè)計與研究

閆 池，鞠振河

（沈陽工程學(xué)院a.研究生部；b.新能源學(xué)院，遼寧 沈陽 110136）

1 太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計

1.1 光伏電站基礎(chǔ)計算

1.1.1 光伏陣列傾角模擬

根據(jù)當(dāng)?shù)鼐暥群蚉VSYST 模擬的電池板在不同角度下的損失情況，可以得出在該緯度下太陽能光伏陣列的最佳傾角。對陣列傾角的模擬計算，其結(jié)果如圖1所示。

圖1 陣列傾角模擬

1.1.2 陣列間距

絕大多數(shù)光伏電站選擇固定安裝模式，再利用調(diào)節(jié)出的傾斜角度使得光伏電池得到較充足的太陽能輻射量。如果各個月的輸出電量恰好等于消耗電量，則達(dá)到最理想情況；如果不相等，那么就應(yīng)該測試出最佳的角度，即兩者之間相差最小時的角度為最佳安裝角度。依照光伏電池的特性，太陽能發(fā)電系統(tǒng)并入電網(wǎng)后，生產(chǎn)的電能隨著光伏電池板接收太陽能的增多而增多。因此，在建造光伏電站的時候，最佳安裝角度就是可以產(chǎn)生最多電量的角度。

根據(jù)模擬后的結(jié)果繪制光伏陣列間距示意圖，如圖2 所示。其中，太陽赤緯角為23.45°，太陽時角為45°，太陽方位角為41.869°，太陽高度角為13.604°。

1.2 光伏電站項目介紹

遼寧建昌為我國太陽能輻射量的第三類資源中等型地區(qū)，全年日照時數(shù)為2 200～3 000 h，輻射量在5 860～6 700 MJ/（m2·a），相當(dāng)于170～200 kg標(biāo)準(zhǔn)煤燃燒所發(fā)出的熱量。

圖2 光伏陣列間距

在輸入太陽能光發(fā)電站設(shè)計項目所在地后，可以通過PVSYST 軟件得到NASA1983～2005 建昌縣的光資源數(shù)據(jù)，如圖3所示。

圖3 由PVSYST軟件得到的建昌縣光資源數(shù)據(jù)

1.3 初步方案的設(shè)計

1.3.1 裝機容量確定

本項目安裝位置為屋面，系統(tǒng)設(shè)計安裝1 300塊峰值功率為270 Wp 的多晶硅光伏電池組件，尺寸為1 650 mm×992 mm，總裝機容量為351 kWp。組件按照每20塊串成一路，分別接入3臺50 kW 和3臺60 kW的組串式逆變器。

1.3.2 光伏陣列設(shè)計

光伏組件采用平鋪方式安裝。組件方陣前后安裝距離要滿足以下條件：在太陽高度角最低的冬至日，從上午9 點至下午15 點期間，其電池組件自身產(chǎn)生的陰影或周圍建筑及樹木等對光伏組件不會產(chǎn)生遮擋，保證電池組件輸出沒有影響。

1.3.3 電網(wǎng)接入系統(tǒng)方案

本項目裝機容量為351 kW，綜合考慮本項目為全部上網(wǎng)方式，并兼顧節(jié)約資源、工程可行性、電網(wǎng)安全等方面要求，按照國家電網(wǎng)《分布式光伏發(fā)電接入系統(tǒng)典型設(shè)計》和《分布式光伏扶貧接網(wǎng)工程典型設(shè)計》以及當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司出具的系統(tǒng)接入方案，本項目經(jīng)逆變匯流后，以1 回0.4 kV 電壓等級就近T接入公共電網(wǎng)線路，如圖4所示。

圖4 接入系統(tǒng)

1.4 光伏電池和逆變器的選擇

1.4.1 光伏電池的選擇

目前，制備方法最成熟的是單晶硅電池，也是商業(yè)化制備效率達(dá)到13%～20%的光伏電池。高純硅提純?yōu)閱尉Ч杞?jīng)過切割、打磨后，刷制電路、密封制成單晶硅電池。單晶硅片的提純制作工藝會損失大部分原材料，高純硅提純后的形狀對單晶硅太陽電池造成制約，使其只能做成圓片。這樣太陽電池組件中會有大量空缺，影響發(fā)電效率。表1 比較了幾種電池的優(yōu)缺點及市場特性。

1.4.2 逆變器的選擇

逆變器有集中式和組串式，集中式應(yīng)用于高功率光伏電站，通過匯流箱將電能送入逆變器，然后送入電網(wǎng)；組串式容量遠(yuǎn)小于集中式，需要多臺逆變器并用。相對而言：

表1 光伏電池比較

1）集中式擁有無功功率補償、低電壓穿越、無功調(diào)節(jié)、功率調(diào)節(jié)、迅速響應(yīng)電網(wǎng)的調(diào)度指令等多方面功能，符合高容量地面電站電網(wǎng)指標(biāo)的要求；組串式并網(wǎng)逆變器是根據(jù)分布式和低容量電站技術(shù)特點規(guī)劃的，單臺逆變器雖可以實現(xiàn)低電壓穿越功能，但組裝陣列式難以實現(xiàn)低電壓穿越、有功和無功補償?shù)裙δ堋?/p>

2）集中式可以在超過其20%負(fù)載的情況下，適應(yīng)高功率光伏陣列提高發(fā)電量，而組件式僅為10%。

3）由于設(shè)計上的缺陷，不能通過空冷和水冷等方式達(dá)到散熱的目的。集中式的控制裝置、散熱機構(gòu)、功率調(diào)節(jié)機構(gòu)均采用模塊化設(shè)計思路，在確定故障20 min內(nèi)就可以完成更換；而組串式并網(wǎng)逆變器設(shè)備數(shù)量多，難以確定故障位置，還要配置備件庫房，在路況較差的情況下，需要人工搬運配件，難以短時間內(nèi)維修故障。

4）在設(shè)計結(jié)構(gòu)上，集中式匯流箱的直流側(cè)存在高電壓危險，增大了校驗檢修的難度，為了減少事故發(fā)生的概率，盡量在晚上進行工作，且集中式逆變器共用一路MPPT，將電能耦合到一起，出現(xiàn)陰影效應(yīng)時，根據(jù)木桶理論，系統(tǒng)發(fā)電量大幅減少；而組串式通過多路MPPT，相互解耦，減少對發(fā)電量的損失，被掩蓋的電池不受木桶理論的影響，依舊有很好的發(fā)電量。

所以，組串式方案可以很好地改善電池板一致性差所造成的損耗問題。另外，組串式啟動電壓小，在惡劣的環(huán)境下仍能正常工作。通過對國內(nèi)已有的多個方案對比測試，組串式發(fā)電量平均提升5%左右。表2為20 kW 組串式逆變器與500 kW 集中式逆變器的比較結(jié)果。

表2 逆變器比較

表3為1 MW光伏并網(wǎng)系統(tǒng)中組串式逆變器和集中式逆變器的經(jīng)濟性比較。

表3 1 MW光伏并網(wǎng)系統(tǒng)費用比較

通過綜合比較選用sp-20 k逆變器。

根據(jù)逆變器的MPPT 工作電壓范圍確定組件的串聯(lián)數(shù)為16，通過逆變器的輸出功率計算并聯(lián)數(shù)為4。所以，一組串聯(lián)16個電池板，一個逆變器接4組，總共60組。

1.5 光伏支架跟蹤系統(tǒng)和變壓器的選擇

光伏支架跟蹤系統(tǒng)的組件選擇、支架的比較如表4所示。此次光伏電站設(shè)計采用PowerFit獨立驅(qū)動平單軸追蹤器。

表4 支架比較

根據(jù)光伏電站的實際情況，升壓變壓器高壓側(cè)應(yīng)為10 kV，若要滿足光伏電站的容量，采用JSM ZGS11-Z-1250KVA-10KV，其主要性能特點如下：

1）變壓器箱體和油箱結(jié)合密切，有專門的固定裝置，確保安全；

2）高、低引線全采用軟連接，所有點解采用冷壓焊接；

3）緊固本分帶有自鎖放松裝置，能夠進行長途運輸；

4）封裝時采取真空注油工藝，有效防止氧氣和水導(dǎo)致的絕緣性下降和老化；

5）箱體具有良好的抗侵蝕能力。

1.6 防雷保護設(shè)計

為保障光伏發(fā)電系統(tǒng)在發(fā)電過程中穩(wěn)定且不間斷運行，通過安裝防雷接地裝置阻止因雷擊等自然因素造成的停電事故，也就是將光伏陣列組件進行直接接地或采取防雷接地。此外，將逆變器連接交流防雷配電柜，避免雷擊損壞設(shè)備，所有的機柜都要接地。

2 成本估算

系統(tǒng)各部分參數(shù)如表5所示。

表5 材料參數(shù)

表5 （續(xù)）

組串式逆變器故障維護成本：逆變器數(shù)量為60臺，設(shè)故障率為30%，維修成本為40萬元，再加上人員操作費用和軟件費用，合計工程造價預(yù)計為550萬元。

3 經(jīng)濟效益分析

3.1 損耗計算

把電池組件參數(shù)輸入到PVSYST 軟件分析系統(tǒng)里，得出損耗統(tǒng)計參數(shù)。

逆變器與光伏組件匹配曲線如圖5 所示，組件損耗曲線如圖6所示。

圖5 逆變器與光伏組件匹配曲線

初步仿真后可以得出陰影、溫度、組件質(zhì)量等各個方面的損耗統(tǒng)計，如表6所示。

表6 損耗統(tǒng)計

表6 （續(xù)）

將表內(nèi)各個效率相乘，可得系統(tǒng)效率為79%。

圖6 組件損耗曲線

3.2 經(jīng)濟估算

1.2 MW 光伏電站輻射量為1 575.4 kW·h/m2，系統(tǒng)損失為79%，一年的發(fā)電量為

1 200 000×1 575.4×0.79×1.1=1 642 827 kW·h

按照國家對分布式光伏發(fā)電“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的電價結(jié)算規(guī)定，上網(wǎng)電價為0.399 2 元/（kW·h），補貼電價為0.42 元/（kW·h）（未含稅），補貼20 年。按照這種情況，采用全額上網(wǎng)的策略，一年收益為134 萬元，加上管理費用，預(yù)計5 年收回成本。

4 結(jié)論

本文以1.2 MW 光伏電站為例，詳細(xì)介紹了各個組件的具體參數(shù)、整個系統(tǒng)損耗的計算過程以及逆變器的選取，并進行了對比分析。最后，對光伏發(fā)電站整體進行經(jīng)濟分析，得出了成本的回收期。通過PVSYST 軟件的模擬計算，再結(jié)合市場上各個組件的參數(shù)對比，選出了最合適的組件，使得光伏電站滿足實際運行的要求。