城市大型建筑综合体光伏发电系统设计方案分析

张羽雁

（中国电能成套设备有限公司，北京100080）

1 某客运综合体光伏发电系统项目概况

项目由A、B两座塔楼组成，其中塔楼A用地面积约1万m2，总建筑面积约3.6万m2，地上1.6万m2，地下2万m2，建筑功能为办公（含公交办公用房）、公交站场、汽车站、地下停车库等；塔楼B用地面积约3.4万m2，总建筑面积约16.8万m2，其中地上建筑面积11.7万m2，地下建筑面积5.1万m2。建筑功能为商务办公楼、客运港、地下停车库等。客运港裙房屋面面积共有约1.7万m2，大部分区域可用于光伏组件的布置。

项目共设一个电业10 kV开关站，由该电业开关站引出7路10 kV市政电源供本项目使用，这7路电源编号为1#～7#。其中1#、2#电源接至客运港变电所，内设2台2 000 kVA变压器；3#、4#电源接至公交变电所，内设2台2 000 kVA变压器；5#、6#电源（各5 500 kVA）接至商务办公10 kV配电室，下设4个分变电所，分别是塔楼A的高区变电所（内设2台1 000 kVA变压器）、塔楼A的中区变电所（内设2台1 250 kVA变压器）、塔楼A的1层变电所（内设2台2 000 kA变压器），塔楼B的1层变电所（内设2台1 250 kVA变压器）；7#电源则供至冷机变电所和充电桩变电所。项目设1台0.4 kV柴油发电机作为自备电源。

2 光伏组件电气特性曲线和温度系数

了解光伏组件的电气特性需要从4个方面展开，分别是I-V曲线、P-V曲线、MPPT跟踪、温度系数[1]。首先是组件的I-V曲线（如图1所示），图中不同颜色的5条曲线分别对应不同的辐照度。可以明显看到任何一条曲线都有三个部分，第一部分是“水平段”（近乎水平，略微下降），第二部分是“膝盖”（近乎圆弧），第三部分是“墙”（近乎垂直）。对于1 000 W/m2这条曲线来说，与X轴的交点就是光伏组件的开路电压Voc，与Y轴的交点就是短路电流Isc。

图1 25 ℃条件下的I-V特性曲线

当把图1中的Y轴由电流更换为功率时，得到的就是组件的P-V特性曲线，该曲线如图2所示。从图2可以看出，随着辐照度的增加，光伏组件发出的功率也在变大。在同一辐照度条件下，每条曲线都有一个最大功率点Pmax，在Pmax点的左边，电压升高功率增加，在Pmax点的右边，电压升高则功率下降。

图2 25 ℃条件下的P-V特性曲线

在一个回路中，如果使负载电阻等于供电电源的内阻时，可以在负载上获得最大功率[2]。由于太阳能电池是一个不稳定的供电电源，即输出功率是随着日照强弱、天气阴晴、温度高低等因素随时变化，因此就需要通过最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT）的控制技术，来实时获得光伏组件的最大发电功率。目前主要是采用光伏逆变器中的DC-DC变换器来实现MPPT跟踪控制[3]。如图2所示，当光伏组件工作在D点时，跟踪控制电路将自动调低组件的输出电压，使输出功率点由D点向C点偏移，输出功率增加；同理，当光伏组件工作在A点时，跟踪控制电路将自动调高组件的输出电压，使输出功率点由A点向B点偏移，输出功率增加。通过不断对光伏组件的输出电压进行小幅度的扰动，实时计算其输出功率的变化，从而实现对最大功率点的跟踪。

光伏组件的温度系数分电压温度系数、功率温度系数和电流温度系数。通常组件温度降低时，光伏组件的输出电流会随之降低，而电压随之升高。光伏组件产品样本一般都会提供STC（是指标准测试条件，大气质量AM1.5，辐照度1 000 W/m2，电池温度25 ℃）测试下的温度系数。表1是某款光伏组件产品样本上提供的温度系数。以开路电压Voc为例，温度每降低1 ℃，开路电压升高0.25%。

表1 光伏组件的电气参数及温度系数（STC测试）

3 逆变器MPPT电压范围与光伏组串数量

在进行组件的串并联方案设计时，光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压。依据《光伏发电站设计规范》（GB 50797—2012）[4]得

式中：N为光伏组件的串联数（N取整）；Vdcmax为逆变器允许的最大直流输入电压，V；Voc为光伏组件的开路电压，V；t为光伏组件工作条件下的极限低温，℃；Kv为光伏组件的开路电压温度系数。

在本工程中，取Vdcmax=1 100 V，t=0 ℃，表1为光伏组件的电气参数及温度系数，以表1中的数据代入式（1），可求得N≤21。

更宽的MPPT电压范围能够实现早晨更早发电，日落后更多发电。当组串的MPPT电压达到逆变器MPPT电压范围，逆变器就可以追踪到组串的最大功率点。为此，光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。依据《光伏发电站设计规范》（GB 50797—2012）[4]得

式中：Vmpptmax为逆变器MPPT电压最大值，V；Vmp为光伏组件的工作电压，V；t'为光伏组件工作条件下的极限高温，℃；K'v为光伏组件的工作电压温度系数；Vmpptmin为逆变器MPPT电压最小值，V。

在本工程中，逆变器的MPPT电压范围为200～1 000 V，t'取60 ℃，以表1中的数据代入式（2），可得：6≤N≤23。结合式（1），可得6≤N≤21，又因为当N为偶数时，组件在屋面布置时更对称和方便，故本工程中可取N为20。通过平面布置，本工程可以布设1 800块535 Wp的光伏组件，光伏总安装容量为963 kWp。选用单台100 kW的并网型光伏逆变器10台，每台可接入20串9并的光伏组件。光伏组串接线示意图如图3所示。

图3 光伏组串接线示意图

4 主接线的设计方案

主接线设计需要设计人员根据发电容量、配电网络、用电负荷发展等综合考虑，以经济、安全为原则，提出合理的接入电压及接入系统方案。在确保电网和分布式电源安全运行的前提下，综合考虑光伏发电容量和项目发展等因素，合理确定接入电压等级、接入点和逆功率保护配置[5]。本项目共有两种可供选择的接入方式，一种是图4左图所示采用10 kV接入，第二种方案是如图4右图所示采用400 V方式接入。A

图4 主接线示意图

从图4可以看出，在本项目中，如采用10 kV侧接入，需单独增加光伏专用升压变压器及配套高压柜，而采用400 V侧接入由于可以和商办共用变压器，变压器和配套高压柜都可以节约，占用的建筑空间也更小，所以拟定采用400 V侧接入、并网不上网的技术方案。塔楼A的1层变电所的变压器共有2台，每台为2 000 kVA，服务对象为商业办公。为此将10台光伏逆变器也分为2组（图4仅表达了其中一组，另一组同此方式接入6#10 kV电源），每组约500 kW分别接入一台2 000 kVA变压器的低压侧。这样的好处是光伏的发电和商办的用电较为契合，可以确保绝大多数的时间内光伏发电为商办变压器下的“内部负荷B”消纳，实现自发自用。即便是周末的白天，办公区域的负荷降低了，商业部分的负荷依然存在。但是还要考虑到商办的用电负荷是随着商办的入驻率而逐步提升的，在项目开业的早期，存在内部负荷B偏小无法消纳全部光伏电力的可能性。所以必须允许光伏发出的电力可以通过变压器升压至10 kV母线供至内部负荷A，由于5#进线总容量为5 500 kVA，这样光伏所发电力更易实现被内部完全自用。

由于采用的是自发自用、并网不上网的模式，所以在图4中编号为“1”的10 kV进线处设置的计量只需要是常规的单向计量表即可，需要特别说明的是如果采用的是并网上网模式则需要改为双向贸易电能表。而在图4中编号为“4”的400 V交流并网点出线侧，则可设置针对光伏发电的专门计量装置。

为了实现并网不上网，在图4中编号为“5”的位置设置一套逆功率保护装置，并通过接触器来控制各逆变器的接通还是关断。而功率变送器的采样位置则有两个选择，分别是设置在图4中编号“1”和编号“2”处。设置在编号“2”处时，当内部负荷B无法消纳全部光伏发电则会触发逆功率保护。而如果设置在编号“1”处，则当内部负荷B无法消纳全部光伏发电时，可以供电给负荷A。仅当负荷A+负荷B都无法消纳全部光伏电力时，才会触发逆功率保护装置，进而分档位地逐步切除光伏逆变器。而当用电负荷再次增大时，保护装置会自动发出接触器的合闸命令，从而保证光伏发电利用的最大化。

5 光伏引起的无功补偿问题

光伏发电并不是稳定电源，当采用本文图4这类400 V侧接入的方式时，做变压器负荷计算选定变压器容量时一般不应计入光伏的影响。但在日常的运行中，会出现因光伏提供了一部分有功功率替代了市电，导致从市电侧看功率因数偏低的情况[6]。举个极端的例子，当光伏提供的有功恰好完全替代了市电提供的有功的时候，此时市电仅提供了一定数量的无功，但提供的有功是零，此时从变压器低压侧总开关处测量功率因数变为零。

对于这类情况一般有两种解决方案，一个是相应增加一部分无功补偿；二是配置光伏电站无功控制器EMU，EMU通过采样关口计量点的功率因数来调整逆变器的功率因数。但第二种方法并不推荐，因其会损失组件发出的有功功率。

对于有逆流到高压侧的系统而言，如图4中编号“3”位置处，应设置无功补偿四象限智能控制器，而常规的自动功率因数控制器仅能识别功率因数超前或滞后，不适合逆流情况下使用。

6 结 论

总体而言，城市中的民用建筑可用于光伏安装的屋顶面积占比并不高，所以采用10 kV侧接入的方案可能性较小，更多的情况下可采用与建筑本身的用电负荷合用变压器的方式。采用这种方式后可通过将逆功率保护的采样点前移至10 kV进线侧的技术手段，来减少弃光情况的发生，特别是在项目建成的早期。光伏的接入带来了计量、保护、无功补偿等不同方面的影响，需要采取相应的技术应对措施，本工程采用的设计方法可供同行参考。