1.2MW光伏电站系统设计与研究
2020-11-11鞠振河
闫 池，鞠振河
（沈阳工程学院a.研究生部；b.新能源学院，辽宁 沈阳 110136）
1 太阳能光伏发电系统设计
1.1 光伏电站基础计算
1.1.1 光伏阵列倾角模拟
根据当地纬度和PVSYST 模拟的电池板在不同角度下的损失情况，可以得出在该纬度下太阳能光伏阵列的最佳倾角。对阵列倾角的模拟计算，其结果如图1所示。
图1 阵列倾角模拟
1.1.2 阵列间距
绝大多数光伏电站选择固定安装模式，再利用调节出的倾斜角度使得光伏电池得到较充足的太阳能辐射量。如果各个月的输出电量恰好等于消耗电量，则达到最理想情况；如果不相等，那么就应该测试出最佳的角度，即两者之间相差最小时的角度为最佳安装角度。依照光伏电池的特性，太阳能发电系统并入电网后，生产的电能随着光伏电池板接收太阳能的增多而增多。因此，在建造光伏电站的时候，最佳安装角度就是可以产生最多电量的角度。
根据模拟后的结果绘制光伏阵列间距示意图，如图2 所示。其中，太阳赤纬角为23.45°，太阳时角为45°，太阳方位角为41.869°，太阳高度角为13.604°。
1.2 光伏电站项目介绍
辽宁建昌为我国太阳能辐射量的第三类资源中等型地区，全年日照时数为2 200～3 000 h，辐射量在5 860～6 700 MJ/（m2·a），相当于170～200 kg标准煤燃烧所发出的热量。
图2 光伏阵列间距
在输入太阳能光发电站设计项目所在地后，可以通过PVSYST 软件得到NASA1983～2005 建昌县的光资源数据，如图3所示。
图3 由PVSYST软件得到的建昌县光资源数据
1.3 初步方案的设计
1.3.1 装机容量确定
本项目安装位置为屋面，系统设计安装1 300块峰值功率为270 Wp 的多晶硅光伏电池组件，尺寸为1 650 mm×992 mm，总装机容量为351 kWp。组件按照每20块串成一路，分别接入3台50 kW 和3台60 kW的组串式逆变器。
1.3.2 光伏阵列设计
光伏组件采用平铺方式安装。组件方阵前后安装距离要满足以下条件：在太阳高度角最低的冬至日，从上午9 点至下午15 点期间，其电池组件自身产生的阴影或周围建筑及树木等对光伏组件不会产生遮挡，保证电池组件输出没有影响。
1.3.3 电网接入系统方案
本项目装机容量为351 kW，综合考虑本项目为全部上网方式，并兼顾节约资源、工程可行性、电网安全等方面要求，按照国家电网《分布式光伏发电接入系统典型设计》和《分布式光伏扶贫接网工程典型设计》以及当地电网公司出具的系统接入方案，本项目经逆变汇流后，以1 回0.4 kV 电压等级就近T接入公共电网线路，如图4所示。
图4 接入系统
1.4 光伏电池和逆变器的选择
1.4.1 光伏电池的选择
目前，制备方法最成熟的是单晶硅电池，也是商业化制备效率达到13%～20%的光伏电池。高纯硅提纯为单晶硅经过切割、打磨后，刷制电路、密封制成单晶硅电池。单晶硅片的提纯制作工艺会损失大部分原材料，高纯硅提纯后的形状对单晶硅太阳电池造成制约，使其只能做成圆片。这样太阳电池组件中会有大量空缺，影响发电效率。表1 比较了几种电池的优缺点及市场特性。
1.4.2 逆变器的选择
逆变器有集中式和组串式，集中式应用于高功率光伏电站，通过汇流箱将电能送入逆变器，然后送入电网；组串式容量远小于集中式，需要多台逆变器并用。相对而言：
表1 光伏电池比较
1）集中式拥有无功功率补偿、低电压穿越、无功调节、功率调节、迅速响应电网的调度指令等多方面功能，符合高容量地面电站电网指标的要求；组串式并网逆变器是根据分布式和低容量电站技术特点规划的，单台逆变器虽可以实现低电压穿越功能，但组装阵列式难以实现低电压穿越、有功和无功补偿等功能。
2）集中式可以在超过其20%负载的情况下，适应高功率光伏阵列提高发电量，而组件式仅为10%。
3）由于设计上的缺陷，不能通过空冷和水冷等方式达到散热的目的。集中式的控制装置、散热机构、功率调节机构均采用模块化设计思路，在确定故障20 min内就可以完成更换；而组串式并网逆变器设备数量多，难以确定故障位置，还要配置备件库房，在路况较差的情况下，需要人工搬运配件，难以短时间内维修故障。
4）在设计结构上，集中式汇流箱的直流侧存在高电压危险，增大了校验检修的难度，为了减少事故发生的概率，尽量在晚上进行工作，且集中式逆变器共用一路MPPT，将电能耦合到一起，出现阴影效应时，根据木桶理论，系统发电量大幅减少；而组串式通过多路MPPT，相互解耦，减少对发电量的损失，被掩盖的电池不受木桶理论的影响，依旧有很好的发电量。
所以，组串式方案可以很好地改善电池板一致性差所造成的损耗问题。另外，组串式启动电压小，在恶劣的环境下仍能正常工作。通过对国内已有的多个方案对比测试，组串式发电量平均提升5%左右。表2为20 kW 组串式逆变器与500 kW 集中式逆变器的比较结果。
表2 逆变器比较
表3为1 MW光伏并网系统中组串式逆变器和集中式逆变器的经济性比较。
表3 1 MW光伏并网系统费用比较
通过综合比较选用sp-20 k逆变器。
根据逆变器的MPPT 工作电压范围确定组件的串联数为16，通过逆变器的输出功率计算并联数为4。所以，一组串联16个电池板，一个逆变器接4组，总共60组。
1.5 光伏支架跟踪系统和变压器的选择
光伏支架跟踪系统的组件选择、支架的比较如表4所示。此次光伏电站设计采用PowerFit独立驱动平单轴追踪器。
表4 支架比较
根据光伏电站的实际情况，升压变压器高压侧应为10 kV，若要满足光伏电站的容量，采用JSM ZGS11-Z-1250KVA-10KV，其主要性能特点如下：
1）变压器箱体和油箱结合密切，有专门的固定装置，确保安全；
2）高、低引线全采用软连接，所有点解采用冷压焊接；
3）紧固本分带有自锁放松装置，能够进行长途运输；
4）封装时采取真空注油工艺，有效防止氧气和水导致的绝缘性下降和老化；
5）箱体具有良好的抗侵蚀能力。
1.6 防雷保护设计
为保障光伏发电系统在发电过程中稳定且不间断运行，通过安装防雷接地装置阻止因雷击等自然因素造成的停电事故，也就是将光伏阵列组件进行直接接地或采取防雷接地。此外，将逆变器连接交流防雷配电柜，避免雷击损坏设备，所有的机柜都要接地。
2 成本估算
系统各部分参数如表5所示。
表5 材料参数
表5 （续）
组串式逆变器故障维护成本：逆变器数量为60台，设故障率为30%，维修成本为40万元，再加上人员操作费用和软件费用，合计工程造价预计为550万元。
3 经济效益分析
3.1 损耗计算
把电池组件参数输入到PVSYST 软件分析系统里，得出损耗统计参数。
逆变器与光伏组件匹配曲线如图5 所示，组件损耗曲线如图6所示。
图5 逆变器与光伏组件匹配曲线
初步仿真后可以得出阴影、温度、组件质量等各个方面的损耗统计，如表6所示。
表6 损耗统计
表6 （续）
将表内各个效率相乘，可得系统效率为79%。
图6 组件损耗曲线
3.2 经济估算
1.2 MW 光伏电站辐射量为1 575.4 kW·h/m2，系统损失为79%，一年的发电量为
1 200 000×1 575.4×0.79×1.1=1 642 827 kW·h
按照国家对分布式光伏发电“自发自用、余电上网”的电价结算规定，上网电价为0.399 2 元/（kW·h），补贴电价为0.42 元/（kW·h）（未含税），补贴20 年。按照这种情况，采用全额上网的策略，一年收益为134 万元，加上管理费用，预计5 年收回成本。
4 结论
本文以1.2 MW 光伏电站为例，详细介绍了各个组件的具体参数、整个系统损耗的计算过程以及逆变器的选取，并进行了对比分析。最后，对光伏发电站整体进行经济分析，得出了成本的回收期。通过PVSYST 软件的模拟计算，再结合市场上各个组件的参数对比，选出了最合适的组件，使得光伏电站满足实际运行的要求。
