1、 5 发电单元设计及发电量预测发电单元设计及发电量预测 批批 准：苑连军准：苑连军 核核 定：肖定：肖 斌斌 审审 查：吕查：吕 康康 校校 核：周核：周 治治 编编 写：庄写：庄 昆昆 中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 5 发电单元设计及发电量预测 5.1 太阳能光伏发电系统的分类及构成 太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在一起的光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千2、瓦。本工程属于集中式大型并网光伏电站。并网太阳能光伏发电系统不设蓄电池，减少了蓄电池的投资与损耗，也间接减少了处理废旧蓄电池产生的污染，降低了系统运行成本，提高了系统运行和供电的稳定性，是太阳能发电发展的最合理和最经济的方向。在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳电池组成的光伏阵列转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用电设备使用和远程调配。本工程光伏发电系统主要由太阳电池阵列、逆变器及升压系统三大部分组成，其中太阳电池阵列及逆变器组合为发电单元部分。5.2 太阳电池组件选择 太阳3、电池组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的太阳电池组件类型。5.2.1 太阳电池组件类型的选择 5.2.1.1 太阳电池分类 目前太阳电池按基体材料主要分为：（1）硅太阳电池：主要包括单晶硅（Single Crystaline-Si）电池、多晶硅（Polycrystaline-Si）电池、非晶硅（Amorphous-Si）电池、微晶硅（c-Si）电池 5-1 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 以及 HIT 电池等。（2）4、化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物电池如砷化镓（GaAs）电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒（CIGS）电池、碲化镉（CdTe）电池等、氧化物半导体电池如Cr2O3和Fe2O3等。（3）有机半导体太阳电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。（4）薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池（-Si）、多晶硅薄膜太阳电池、化合物半导体薄膜太阳电池、纳米晶薄膜电池等。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制造的，随着晶体硅太阳电池生产能力和建设投资力度的不断增长，一些大型新建、扩建的项目也陆续启动。我国的太阳能光伏发电产业发展迅猛，目前我国共有 500 多家光伏企业5、和研发单位，年生产太阳能光伏电池组件已达 3000MWp 左右。5.2.1.2 太阳电池性能技术比较 结合目前国内太阳电池市场的的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳电池（即晶体硅电池和非晶硅薄膜电池）进行性能技术比较。（1）晶体硅太阳电池 单晶硅电池太阳电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在 14%20%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在 13%15%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳电池低，具有节约6、能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。晶体硅类太阳电池在二十一世纪的前 20 年内仍将是居主导地位的光伏器件，并将不断向效率更高、成本更低的方向发展。（2）非晶硅薄膜电池（-Si）薄膜类太阳电池由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。由于其半导体层很薄，可大为节省电池材料，降低生产成本，因而是最有前景的新型太阳电池，已成为当今世界光伏技术研究开 5-2中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 发的重点项目、热点课题。在薄膜类电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点：a)7、材料用量少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本低；b)制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；c)基板种类可选择；d)弱光效应好，温度系数低，发电量多；e)售价低。目前约比晶体硅电池售价低 1/31/2。薄膜类太阳电池中碲化镉、铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，其规模化生产受到限制，目前仍在进一步研究中。紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国均在进行各种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶体硅高效太阳电池和各类薄膜太阳电池是全球新型太阳电池研究开发的两大热点和重点。已进行商业化应用的单晶太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、铜铟8、硒薄膜太阳电池主要特性如表 5.1。表 5.1 单晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜太阳电池的比较 晶硅类 薄膜类 电池种类 单晶硅 多晶硅 非晶硅 碲化镉 铜铟硒 商用效率 14%20%13%15%5%9%5%8%5%8%实验室效率 24%20.3%12.8%16.4%19.5%使用寿命 25 年 25 年 25 年 25 年 25 年 组件层厚度 厚层 厚层 薄层 薄层 薄层 规模生产 已形成 已形成 已形成 已形成 已证明可行 环境问题 中性 中性 中性 有（使用镉）除使用镉外为中性 能量偿还时间 23 年 23 年 12 年 12 年 12 年 主要原材料 中 中 丰富 镉和碲化物都是稀有金属 9、铟是昂贵的稀有金属 生产成本 高 较高 较低 相对较低 相对较低 主要优点 效率高 技术成熟 效率较高 技术成熟 弱光效应好 成本较低 弱光效应好 成本相对较低 弱光效应好 成本相对较低 5-3 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 由上表可见，晶硅类电池中单晶硅电池和多晶硅电池最大的差别是单晶硅电池的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。晶硅类太阳电池由于产量充足、制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转10、化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳电池尽管有转化效率相对较低、占地面积较大、稳定性不佳等缺点，但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱光条件下性能好于晶硅类太阳电池等突出的优点，非晶硅薄膜电池所占的市场分额逐渐增加。5.2.1.3 太阳电池经济性比较 根据目前光伏市场电池、设备等最新报价情况，以固定式安装 10MWp 装机容量为基准，对 10MWp 全部采用多晶硅太阳电池组件、10MWp 全部采用非晶硅薄膜太阳电池组件这两种方案做初步经济性比较如表 5.2 所示：表 5.2 三种方案经济性比较 方案一 方案二 10MWp多晶11、硅电池10MWp非晶硅电池 电池价格（元/Wp）14 7 10MWp 电池价格（万元）14000 7000 阵列占地面积（万m2）38 64 土地费用（万元）165 320 汇流箱费用（万元）250 450 阵列、汇流箱安装费用(万元)120 350 电缆及安装费用（万元）210 1000 逆变设备及安装(万元)2300 2300 升压设备及安装(万元)700 700 通信、监控系统和其他设备及安装工程 330 550 建筑工程费用（万元）3100 4432 其他费用（万元）1500 2200 主要项目合计（万元）22675 19302 注：1.表中土地费用按 5 元/m2考虑；2.表中数据仅12、为初步估算。由上表比较可知，方案一总投资最高，方案二总投资最低；两种方案中逆变系统、升压系统、通信监控系统、变配电工程、房屋建筑工程等公共系统工程造 5-4中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 价基本相同，其中土地、电池组件、汇流箱、电缆、电池组件基础支架等费用由于选用电池类型不同而有较大的差别。薄膜电池光电转化效率较低，也就是相同功率的电池组件，薄膜电池组件的面积比较大，占地面积也就相应的比较大，多晶硅电池光电转化效率较高，电池组件占地面积相应也就比较小。方案一采用的是多晶硅电池组件，工程占地面积较小，方案二采用的是薄膜电池组件，占地面积相对较大，占地面积大工程用地费用就大13、，电缆线路就会增长，相应的电缆用量就大，同时工程用地的增加也会带来场内道路的增加。根据国内市场上主流产品规格来看，薄膜电池单块组件容量在 25Wp50Wp之间，多晶硅电池单块组件容量在 150Wp230Wp 之间，在相同装机容量下，薄膜电池要比多晶硅电池所需要的组件数量多；组件数量多，所需并联的路数就多，选用的汇流箱数量就会多，电池组件的基础和支架也会增加，相应的混凝土、钢筋、支架用钢量都会增加。根据目前市场价格情况，薄膜电池要比多晶硅电池售价低 1/31/2，而在整个工程投资中电池价格约占 50%60%，因而工程总造价降低约 15。所以，薄膜电池经济性较好，比晶硅电池在价格上有一定优势。5.14、2.1.4 太阳电池类型的确定 对市场上所占份额最大的两类电池（晶硅太阳电池和非晶硅薄膜太阳电池）的技术经济进行综合比较：方案一（全部采用多晶硅电池）多晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，太阳电池市场占有率最大，但是多晶硅电池相对价格较高，工程投资较大，在国内电价没有确定的情况下，投资风险也比较大，但随着技术的不断更新和硅片厚度持续减少、单位能耗降低，其成本也在不断缩减；方案二（全部采用非晶硅薄膜电池）非晶硅薄膜电池相对价格较低，总体工程投资小，比晶硅电池在价格上有一定优势，薄膜电池弱光条件下性能优于晶硅类太阳电池，由于国内现在没有大规模薄膜电池的应用实例，无具体的实际15、工程数据统计，薄膜电池技术成熟度相对较低、电池稳定性相对较差、技术正处于不断完善阶段、大规模成功应用的工程实例较少，现阶段电池效率衰减较大，大规模应用会有一定程度的技术风险；根据以上综合分析，本工程推荐选用 9MWp 的多晶硅电池组件。5-5 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 5.2.2 太阳电池组件的选型 太阳电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数16、输出功率公差等。5.2.2.1 多晶硅太阳电池组件的选型 多晶硅太阳电池组件的功率规格较多，从 5Wp 到 300Wp 国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统装机容量为 9MWp，选用的多晶硅太阳电池组件占 5MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。采用不同规格多晶硅电池组件组成 5MWp 电池方阵的组件用量比较，见表 5.3。表 5.3 不同多晶硅电池组件组成的 5MWP 方阵的组件数量比较 方案 参数 方案一 方案二 方案三 组件峰值功率(Wp)175 230 280 串联数量（块）26 17、21 17 1MWP子方阵 并联数量（路）232 212 220 1MWP子方阵 组件数量（块）6032 4452 3740 5MWP方阵 组件数量（块）30160 22260 18700 由表 5.3 比较可以得出：采用230Wp组件和280Wp组件组成5MWp光伏阵列所使用的组件数量均较少，组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其规格大多数均在 150Wp 到 300Wp 之间，在这个区间范围内，市场占有率比较高的几家厂商所生产的多晶硅太阳18、能组件规格尤以 200Wp 到240Wp 之间居多。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐选用多晶硅太阳能组件规格为 230Wp。表 5.4 为几家厂商所生产的 230Wp 多晶硅太阳电池组件各项技术参数比较。5-6中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 表 5.4 各厂商 230Wp 多晶硅太阳电池组件各项技术参数比较 生产厂商 T 厂 Y 厂 L 厂 J 厂 电池组件 型号规格 TSM-PC05 YL230P-29b LN230P-230 JAP6-230 标准测试条件下峰值功率(Wp)230 230 230 230 最佳工作电流(19、Imp)7.72 7.8 7.55 7.67 最佳工作电压(Vmp)29.8 29.5 30.54 30 短路电流(Isc)8.37 8.4 8.11 8.59 开路电压(Voc)37.2 37 37.08 36 最大系统电压(V)1000 1000 1000 1000 组件效率（%）14.1 14.1 14.07 14.1 填充因子 0.74 0.74 0.75 0.74 短路电流温度系数（%/K）0.05 0.06 0.07 0.035 开路电压温度系数（%/K）-0.35-0.37-0.36-0.351 峰值功率温度系数（%/K）-0.45-0.45-0.45-0.47 输出功率公差 320、%3%3%3%组件尺寸(mm)165099246 165099050 165299250 1650992 34.7 重量（kg）19.5 19.8 20.5 19.5 由表5.4可见，各厂家生产的230Wp多晶硅电池组件尺寸及重量均差异不大，但组件效率有所差别，相应的价格也有区别。综合考虑组件的价格和效率，本工程可研设计阶段按YL230P-29b型多晶硅电池组件考虑。在工程实施时，应就电池组件抵抗恶劣条件的能力对厂家提出具体要求。YL230P-29b型多晶硅电池组件各项性能指标如下，其特性曲线见图5.1。标准测试条件下峰值功率：230Wp 最佳工作电流：7.8A 最佳工作电压：29.5V 短路21、电流：8.4A 开路电压：37V 5-7 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 工作温度：-40 +85 最大系统电压：1000V 组件效率：14.1%短路电流温度系数：0.06%/K 开路电压温度系数：-0.37%/K 峰值功率温度系数：-0.45%/K 组件尺寸：1650 mm990 mm50mm 重量：19.8kg 图 5.1 230WP 多晶硅电池组件特性曲线 5.3 电池阵列的运行方式设计 5.3.1 电池阵列的运行方式选择 5.3.1.1 电池阵列的运行方式分类 在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的运行方式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。光22、伏组件的运行方式有固定安装式和自动跟踪式三种型式。其中自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪（水平单轴跟踪和斜单轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位置 5-8中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 的变换而改变方位角和倾角。5.3.1.2 电池阵列的运行方式的比较 对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高 15%20%；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电23、量可提高 25%30%；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 30%35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：太阳电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。双轴跟踪式投资远高于单轴系统，并且占地面积比较大。根据已建工程调研数据，安装晶硅类电池组件，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 15%，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 20%。在此条件下，以固定安装式为基准，对 1MWp 光伏阵列采用三种运行方式比较如表 5.5。表 5.5 1MWp 阵列各种运行方式比较 固定安装式 水平单轴跟踪方式 斜单轴跟踪方式 双轴跟踪方式 发电量增加百分比24、(%)100 115 120 125 占地面积（万m2）2.4 3.2 4.8 5.0 直接投资增加百分比(%)100 111 114 122 运行维护 工作量小 有旋转机构，工作量较大 有旋转机构，工作量大 有旋转机构，工作量更大 支撑点 多点支撑 多点支撑 多点支撑 单点支撑 抗大风能力 迎 风 面 积 固定，抗 风 较差。风 大 时 可 将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高，假25、如不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。5-9 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 5-105.3.1.3 电池阵列的运行方式的确定 经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构26、件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的荒漠戈壁区大规模应用的工程也相对较少。根据以上综合分析，本工程推荐选用固定式运行方式。根据地球与太阳的相对运行规律，对于北半球，固定安装方式的方位角一般均为 0，即朝向正南。5.3.2 电池阵列最佳倾角的计算 电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用 Klein 计算方法。利用 RETScreen 软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，计算不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量，结果见表 27、5.6 所示。数据分析后并作出曲线图，见图 5.2 所示。中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 5-11表 5.6 工程代表年不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量表(MJ/m2d)序号 角度 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 多年日平均值 1 25 16.55 18.85 19.41 21.57 21.72 21.45 20.84 20.32 18.70 17.66 17.42 15.63 19.178 2 30 17.55 19.65 19.66 21.45 21.31 20.93 20.39 20.08 28、18.78 18.11 18.31 16.66 19.406 3 31 17.74 19.79 19.70 21.41 21.22 20.81 20.29 20.02 18.78 18.18 18.48 16.85 19.431 4 32 17.92 19.94 19.73 21.36 21.12 20.69 20.18 19.95 18.78 18.25 18.64 17.04 19.459 5 33 18.10 20.08 19.76 21.31 21.02 20.57 20.07 19.88 18.78 18.32 18.79 17.23 19.483 6 34 18.28 20.21 29、19.78 21.26 20.91 20.44 19.95 19.81 18.77 18.38 18.94 17.41 19.502 7 35 18.45 20.34 19.80 21.20 20.79 20.30 19.83 19.73 18.75 18.44 19.09 17.59 19.517 8 36 18.62 20.47 19.81 21.14 20.68 20.17 19.71 19.65 18.74 18.49 19.23 17.77 19.528 9 37 18.78 20.59 19.82 21.07 20.55 20.02 19.58 19.56 18.71 18.54 30、19.36 17.94 19.534 10 38 18.94 20.71 19.83 21.00 20.43 19.88 19.45 19.47 18.69 18.59 19.49 18.10 19.536 11 39 19.10 20.82 19.82 20.92 20.30 19.73 19.32 19.37 18.66 18.63 19.62 18.27 19.534 12 40 19.25 20.93 19.82 20.84 20.16 19.58 19.18 19.28 18.62 18.67 19.74 18.43 19.540 13 45 19.94 21.41 19.72 2031、.36 19.43 18.75 18.42 18.72 18.39 18.78 20.26 19.15 19.445 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 图 5.2 工程区不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线图 从表 5.8 和图 5.3 中可以得出各月太阳辐射变化趋势，当电池组件倾角为 38时，全年日平均太阳总辐射量最大，并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围，因此确定本工程电池方阵的最佳固定倾角为 38。当电池阵列采用 38倾角安装时，倾斜面上的各月平均太阳辐射量见表 5.7。表 5.7 最佳倾角各月平均太阳辐射量(MJ/m2m)1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月32、 587.25 579.83 614.59 629.89 633.24 596.37 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 603.01 603.54 560.62 576.26 584.80 561.21 5.4 逆变器的选择 5.4.1 逆变器的技术指标 作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）单台容量大 对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输33、出功率在 100kW1MW 之间，通常单台逆变器容 5-12中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为 9MWp，从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综合考虑。（2）转换效率高 逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失34、越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于 95，在逆变器额定负载 10%的情况下，也要保证 90（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。（3）直流输入电压范围宽 太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在落日35、余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。（4）最大功率点跟踪 太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（5）输出电流谐波含量低，功率因数高 光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足 GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于 1。5-13 中国水电顾问集团西北36、勘测设计研究院（6）具有低电压耐受能力 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：a）光伏电站必须具有在并网点电压跌至 20%额定电压时能够维持并网运行 1s；b）光伏电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90%时，光伏电站必须保持并网运行；c）光伏电站并网点电压不低于额定电压的 90%时，光伏电站必须不间断并网运行。（7）系统频率异常响应 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率37、异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表 5.8 所示电网频率偏离下运行。表 5.8 大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求 频率范围 运行要求 低于 48Hz 视电网要求而定 48Hz49.5Hz 每次低于 49.5Hz 时要求至少能运行 10 分钟 49.5Hz50.2Hz 连续运行 50.2Hz50.5Hz 每次频率高于 50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续 2 分钟的能力，同时具备 0.2 秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于 50.5Hz 在 0.2 秒内停止向电网线路送电，且不允许38、处于停运状态的光伏电站并网。（8）可靠性和可恢复性 逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。（9）具有保护功能 5-14中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保39、护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。（10）监控和数据采集 逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。5.4.2 逆变器的选型 通过对逆变器产品的考察，现选取几家国内外技术较为成熟的逆变器做参数比较，如表 5.9 所示。表 5.9 不同逆变器主要技术参数对比表 逆变器型号 PVI-CENTRAL-300-TL SG250KTLSG500KTLSSL 500 SPG-500K3TL 推荐的最大功率 354kW 275kW 550 kW 560 40、kW 560 kW 绝对最大输入电压 900Vdc 880Vdc 880Vdc 900Vdc 880Vdc MPPT 输入电压范围465V850V 450V820V 450V820V 300V850V 400V850V 峰值效率 97.41 98.1 98.5 98.3 98 欧洲效率 97.14 97.6 98.3 97.74 95 额定交流输出功率 336 kW 250kW 500 kW 500 kW 500 kW 额定交流输出电流 648 A 534A 1070 A 760 A 1070 A 额定交流输出电压 270Vac 270Vac 270Vac 380Vac 270Vac 额定交流41、频率 50 Hz 50 Hz 50 Hz 50 Hz 50 Hz 功率因数(cos)0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 电流波形畸变率 3（额定功率）3（额定功率）3（额定功率）3（额定功率）3（额定功率）功率因数 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 隔离变压器（有/无）无 无 无 无 无 过载保护（有/无）有 有 有 有 有 反极性保护（有/无）有 有 有 有 有 过电压保护（有/无）有 有 有 有 有 其它保护 有 有 有 有 有 工作环境温度范围-10+50-20+40-20+403055-25+55相对湿度 95%095%095%095%95%防护类型/防护42、等级IP20 IP20 IP20 IP20 IP20 散热方式 强制风冷 强制风冷 强制风冷 风冷 强制风冷 尺寸（mmmm mm）1250 x2100 x 810 1400 x2180 x850 2800 x2180 x850 120021201000 2800 x2200 x900 重量（kg）1100 950 1800 1200 1950 5-15 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 由表 5.9 比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。且绝对最大输入电压及 MPPT 输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流43、增大。另外，本工程系统容量为 9MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程选用容量为 500kW 的逆变器。根据甲方建议并经市场调查对比可知双绕组变压器比双分裂绕组变压器价格低，可以节省工程投资成本，因此本工程推荐采用 SSL 500 型 500kW 逆变器。5.5 太阳电池阵列设计 5.5.1 并网光伏发电系统分层结构（1）太阳电池组串 由几个到几十个数量不等的44、太阳电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。（2）太阳电池组串单元 布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元。（3）阵列逆变器组 由若干个太阳电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。（4）太阳电池子方阵 由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳电池子方阵。（5）太阳电池阵列 由一个或若干个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电池阵列。5.5.2 系统方案概述 本工程总装机容量为 9MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用 9MWp 多晶硅电池(230Wp)组件，均采用最佳倾角为 38固定安45、装在支架上。9MWp 太阳电池阵列由 9 个 1MWp 多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳电池组串并联而成。每个 1MWp 太阳电池子方阵由太阳电池组串、汇流设 5-16中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 备、逆变设备及升压设备构成。5.5.3 太阳电池阵列子方阵设计 5.5.3.1 太阳电池阵列子方阵设计的原则（1）太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。（2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允46、许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。（4）各太阳电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。5.5.3.2 太阳电池组件的串、并联设计 太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程所选 500kW 逆变器的最高允许输入电压 Vdcmax 为 900V，输入电压MPPT 工作范围为 300V850V。230Wp 多晶硅太阳能电池组件的开路电压 Voc为 37V，最佳工作点电压 Vmp 为 29.5V，开路电压温度系数为-0.37%/K。50Wp 非晶硅薄膜太阳能电池47、组件的开路电压Voc为62.5V，最佳工作点电压Vmp为45.3V，开路电压温度系数为-0.33%/K。电池组件串联数量计算 计算公式：INT（Vdcmin/Vmp）N INT（Vdcmax/Voc）（5.1）式中：Vdcmax逆变器输入直流侧最大电压；Vdcmin逆变器输入直流侧最小电压；Voc电池组件开路电压；Vmp电池组件最佳工作电压；N电池组件串联数。5-17 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 经计算得：多晶硅串联光伏电池数量 N 为：16N23，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联数为21（串）。按上述最佳太阳电池组件串联数计算，多48、晶硅电池每一路组件串联的额定功率容量230Wp21=4830Wp。对应于所选 500kW 逆变器的额定功率计算，多晶硅电池计算并联的路数 N500/4.83103.5 路。电池所需实际并联的路数应考虑逆变器效率及系统损失，根据方阵具体布置确定。5.5.3.3 太阳电池组串单元的排列方式 一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，但是为了接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，在工程计算的基础上，分别对多晶硅电池和非晶硅薄膜电池排列进行分析。多晶硅太阳电池排列 a)将 2 组多晶硅太阳电池组串（每串 20 块）每块竖向放置，排成 2 行 10 列（方案一）；b)将 1 组多晶硅太阳电池组49、串（每串 21 块）每块横向放置，排成 3 行 7 列（方案二）；c)将 4 组多晶硅太阳电池组串（每串 21 块）每块横向放置，排成 4 行 21 列（方案三）；多晶硅电池组串单元排列方案如图 5.35.5 示。图 5.3 多晶硅太阳电池组串单元排列方案一 5-18中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 图 5.4 多晶硅太阳电池组串单元排列方案二 图 5.5 多晶硅太阳电池组串单元排列方案三 多晶硅电池组件不同摆放叠加方式组成 1MWp 方阵的占地面积、支架用钢量及线缆用量详见表 5.10。表 5.10 多晶硅电池不同组件串接方案组成 1MWp 方阵对比表 方案号 占地面积50、（m2）支架用钢量（t）直流线缆总价（万元）方案一 19800 85 35.5 方案二 19900 118.5 35.1 方案三 19960 134.4 33.7 由表 5.12 可见，三个方案占地面积、直流线缆总价均差异不大，但方案一的支架用钢量较少。确定本工程电池组件的最佳安装方式为方案一，方案一布置形式详见图 5.6。图 5.6 多晶硅电池组件最佳安装方式 5.5.3.4 太阳电池阵列行间距的计算 太阳能阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定阵列间的距 5-19 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 离或太阳电池阵列与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨 9:00 至51、下午 15:00（真太阳时）的时间段内，太阳电池阵列不应被遮挡。计算公式如下：光伏阵列间距或可能遮挡物与阵列底边的垂直距离应不小于 D：D=cosAH/tan sin-1(sinsin+coscos cosh)式中：D遮挡物与阵列的间距，m；H遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，m；当地纬度，deg；A太阳方位角，deg；太阳赤纬角，deg；h时角，deg。经计算可得：本工程多晶硅电池阵列行间最小距离为 5.02m。由于地形坡度的影响，每两个太阳电池组件单元之间留出 1.0m 的空间，既可作为纵向交通使用，又可使两个太阳电池组件单元相互之间不产生影响。5.5.3.5 逆变器室布置 本工程总装机52、为 9MWp，其中 9MWp 全部采用多晶硅太阳电池组件。逆变器室在电池方阵中的布置有两种形式，方案一为每 1MWp 电池阵列为一个发电分系统，1MWp 方阵中间布置 1 座逆变器室，逆变器室内布置 2 台 500kW 逆变器。方案二为每 500kWp 电池阵列为一个发电分系统，500kWp 方阵中间布置 1 座逆变器室，逆变器室内布置 1 台 500kW 逆变器。通过对电池方阵及逆变器室组合方案的对比，主要结论为：a）对于 1MWp 电池方阵，两种组合方式均能满足线路损耗的限定要求，方案二所用电缆规格低于方案一，总电缆量也小于方案一，但经济性方面对比差别不大。方案二较方案一增加了 1 座逆变53、器室，相应的增加了成本。b）方案一比方案二逆变器室数量少，使用的箱式变压器及相应设备数量少，运行管理及维护工作量小。所以，逆变器室布置采用方案一，即 9MWp 电池方阵按 9 座逆变器室设计，每个逆变器室安装 2 台 500kW 逆变器，每个逆变器室外安装 1 台 1000kVA 室外箱式变。5-20中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 5.5.4 太阳电池阵列汇流箱设计 5.5.4.1 本工程太阳能电池阵列所用汇流箱具有以下特点：a）户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；b）可同时接入16、12、6路输入，每回路设10A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐54、压值为1000V；c）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；d）直流输出母线端配有可分断的直流断路器；e）汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流；f）配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。5.5.4.2 直流配电柜设计 直流配电柜具有以下性能特点：a）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；b）每个回路配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流；c）配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。5.5.4.3 交流配电柜设计 在逆变器输出汇总点配置一台交流配电柜，配电柜内设一台负荷开关，可作为逆变器检修时与升压变压器间明显断开点55、，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。5.5.5 太阳电池阵列设计 每个多晶硅电池子方阵由 2 个 500kWp 阵列逆变器组构成。每个阵列逆变器组由 210 路太阳电池组串单元并联而成，每个组串由 21 块太阳电池组件串联组成。太阳电池组串按单元输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入 35kV/0.27kV 升压变及配电装置升压后送至当地电网。5.6 年上网电量预测 5.6.1 太阳能光伏发电系统效率分析 5-21 中国水电顾问集团西北勘测设计研究院 太阳能光伏发电系统效率包括：太阳电池老化效率、交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率、逆变器效率、变压56、器及电网损耗效率。（1）太阳电池老化系数1：太阳电池由于老化等因素的影响，使光伏系统运行期发电效率逐年衰减。本工程中电池老化系数逐年按衰减 0.90计；（2）系统综合效率2：太阳电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及综合效率取 79.3%。5.6.2 年理论发电量计算 根据所选工程代表年最佳倾斜面（38）上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。峰值日照小时数：将太阳电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为 1000W/m2条件下的等效小时数称峰值日照小时数。若太阳电池组件在 1h中接收到的太阳辐射量为 157、MJ/m2，由以上峰值日照小时定义，可得：1MJ/m2h=1000000J/m23600s=6.3/10002mW 故若太阳电池组件在 1h中接收到的太阳辐射量为 1MJ/m2，则其在 1000W/m2条件下的等效小时数为6.31h。由于太阳电池组件的峰值功率均在 1000W/m2条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的理论发电量（最大发电量）。9MWp 电池阵列峰值日照小时数及发电量统计见表 5.11。表 5.11 9MWp 电池阵列峰值日照小时数及发电量统计表 月份 多年月平均辐射量（MJ/m2m）多年月平均峰值日照小时数（h）月发电量 （104kWh）备注 58、1 月 587.25 163.12 147.22 2 月 579.83 161.06 145.36 3 月 614.59 170.72 154.08 4 月 629.89 174.97 157.91 5 月 633.24 175.90 158.75 6 月 596.37 165.66 149.51 5-22中电投武威 9MWp 并网光伏电站工程 可行性研究报告 7 月 603.01 167.50 151.17 8 月 603.54 167.65 151.31 9 月 560.62 155.73 140.55 10 月 576.26 160.07 144.47 11 月 584.80 162.459、4 146.61 12 月 561.21 155.89 140.70 合计 7130.61 1980.73 1787.64 经计算，得出本工程年理论发电量为 1787.64 万kWh。年峰值日照小时数为1980.7h，每日的峰值日照小时数为 5.4h。5.6.3 上网发电量预测 电站建成后各运行年计算年发电量 An，可采用下式计算：An=年理论发电量(1-1)2，计算结果：电站建成后第一年上网发电量为 1410.51 万 kWh。在运行期 25 年内的年平均发电量为 1268.19 万 kWh，年平均利用小时数为1405.2h。在运行期 25 年内的各月平均发电量柱状图见图 5.7。各月发电量（万kWh）104.44103.12109.31112.03112.62106.07107.25 107.3499.71102.49104.0199.8140.0050.0060.0070.0080.0090.00100.00110.00120.00123456789101112 图 5.7 9MWp 全部电池阵列各月平均发电量柱状图 5-23