馬尼拉10 MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電站設(shè)計

胡 霞

(江蘇聯(lián)合職業(yè)技術(shù)學(xué)院宜興分院 江蘇宜興 214205)

隨著地球現(xiàn)有資源的持續(xù)開發(fā)，可再生能源的利用已經(jīng)越來越受到人們的重視。太陽能作為一種清潔、無污染、成本低的新能源，在新世紀(jì)中的應(yīng)用必將邁上一個新臺階，再加上國家政策的扶持，使得2017年成為光伏發(fā)電等相關(guān)產(chǎn)業(yè)出現(xiàn)“井噴”的一年。大型地面電站集中光伏發(fā)電站的應(yīng)用雖然一次性投資較大，但是無污染，在太陽能資源豐富的地區(qū)運(yùn)行成本較低，能夠收到較好的社會效益和經(jīng)濟(jì)效益。因此，總結(jié)和研究光伏發(fā)電站的設(shè)計和相關(guān)經(jīng)驗是非常有必要的。筆者通過某公司的10 MWp光伏電站的設(shè)計，探討光伏發(fā)電站如何進(jìn)行系統(tǒng)布局、設(shè)備選型、方陣設(shè)計、電氣接入設(shè)計等問題。

1 工程概況

菲律賓馬尼拉位于季風(fēng)型熱帶雨林氣候區(qū)，該地區(qū)四季分明，年均氣溫20 °C～30 °C，極端最高溫32 °C，極端最低溫-9 °C。由于雨熱同季(年均降水量2 000～3 000 mm)，具有光照充足、年日照時數(shù)2 050 h、日照率達(dá)47%、無霜期長(約為275天)等特點。本項目采用平面地塊，區(qū)域總面積約15.72萬平方米。項目裝機(jī)規(guī)模為10 MWp，項目采用地面固定式陣列安裝多晶硅265 W太陽能光伏組件，10 kV并網(wǎng)接入方案。

2 系統(tǒng)方案設(shè)計

2.1 總體方案

該電站裝機(jī)規(guī)模10 MWp，一方面：采用“分塊發(fā)電，集中并網(wǎng)”的總體設(shè)計方案。10 MWp的光伏電站由10個1 MWp的光伏發(fā)電分系統(tǒng)組成，2個500 kWp發(fā)電單元組成一個分系統(tǒng)，通過直流匯流箱、匯流套件將每個發(fā)電單元的光伏組件接至500 kW的逆變器，經(jīng)升壓變壓器從480 V升至10 kV，再經(jīng)匯流并入電網(wǎng)10 kV母線。

另一方面：采用10臺1 000 kVA、10 kV雙分裂變壓器，每個發(fā)電分系統(tǒng)采用一臺1 000 kVA、10 kV雙分裂繞組箱式變壓器，10臺1 000 kVA、10 kV雙分裂箱式變壓器在高壓側(cè)并聯(lián)為1回電源進(jìn)線。

2.2 主要設(shè)備選型

2.2.1太陽電池組件選型

由于每片電池產(chǎn)生約0.5 V的直流電壓，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于實際所需電壓，因此，可將若干個太陽電池組件串、并聯(lián)成光伏方陣[1]。太陽電池組件的價格在整個并網(wǎng)光伏電站中的比例占到60%以上，且光伏方陣的設(shè)計很大程度上與太陽電池組件的選型直接相關(guān)；太陽電池組件的選型也是并網(wǎng)光伏電站可靠運(yùn)行、提高發(fā)電量的關(guān)鍵點之一。本項目采用多晶硅265 Wp太陽能電池板，尺寸結(jié)構(gòu)1 650 mm×992 mm×40 mm，數(shù)量為37 760塊。在AM 1.5、1 000 W/m2的輻照度、25 °C的電池溫度下的峰值參數(shù)為峰值電壓30.24 V，開路電壓37.81 V，最大系統(tǒng)電壓IEC 1 000；峰值電流8.01 A，短路電流8.92 A。溫度范圍-40 °C～+80 °C，功率誤差范圍0%～3%；表面最大承壓2 400 Pa。

2.2.2逆變器選型

并網(wǎng)逆變器主要將直流電逆變成交流電，該交流電為跟隨電網(wǎng)頻率和電壓變化的電流源，因此逆變器是整個光電系統(tǒng)的關(guān)鍵部位[2]。對于大型光伏電站，通常選用250 kW、500 kW集中并網(wǎng)逆變器。本項目主要選擇的是型號為500 kW，其具有最大1 000 VDC的直流輸入電壓，最大太陽電池陣列功率560 kW，最大允許直流電流1 120 A，交流開路電壓315 V。最大效率98.7%，交流電壓范圍250 V～362 V。為電氣原理圖如圖1所示：

圖1 并網(wǎng)逆變器電器原理圖

2.2.3系統(tǒng)電纜縛設(shè)方式及選型

系統(tǒng)中光伏發(fā)電部分，光伏陣列間電纜隱藏在支架邊捆扎縛設(shè)；陣列輸出部分電纜，經(jīng)埋地縛設(shè)至位于陣列附近的配電房或逆變器房內(nèi)，連接光伏逆變器直流進(jìn)線端。交流部分電纜經(jīng)埋地及電纜溝縛設(shè)，經(jīng)斷路器并入?yún)R集站。整個系統(tǒng)中光伏直流部分電纜選用光伏發(fā)電專用電纜，型號為PV系列。交流部分電纜選用YJV系列電纜。

2.3 方陣設(shè)計

2.3.1太陽方位角

正南方向與方陣垂直面的夾角叫方位角(向東偏為負(fù)，向西偏為正)。一般，方陣朝向正南(即夾角為0 deg)時，太陽電池發(fā)電量達(dá)到最大。隨著偏離正南(北半球)角度的增加，方陣的發(fā)電量逐漸減少，如偏離30 deg時，發(fā)電量減少約10%～15%；偏離60 deg時，發(fā)電量將減少約20%～30%[3]。綜合考慮選址地區(qū)特點及各方面的綜合因素，本項目中太陽能電池方陣的方位角選定為0 deg。

2.3.2傾角

傾角是水平面與太陽電池方陣平面的夾角，使方陣年發(fā)電量為最大時的傾角成為最佳傾角。其主要與當(dāng)?shù)氐牡乩砭暥扔嘘P(guān)，該項目地址位于北緯15 deg，因此，本工程最佳傾角為15 deg。

2.3.3光伏方陣間距的確定

前、后排的陰影遮擋問題是光伏組件陣列必須考慮的內(nèi)容。同時，計算建筑物與太陽能電池陣列間的距離或者計算方陣間的距離。一般，冬至日9：00～15：00內(nèi)，不應(yīng)遮擋太陽能電池方陣。計算公式如下：通過陰影遮擋計算確定行距。光伏方陣行距大于等于D值[4]：

D=cos A×H / tan [arc sin(sin ￠ sin δ+cos ￠ cos δ cos ω)]

式中：D為電池陣列與遮擋物的間距，m；A為方位角，deg；￠為緯度(在北半球為正、在南半球為負(fù))，deg；δ為赤緯角(-13.45 deg)，deg；H為光伏方陣上下高度差，m；ω為時角，deg。

經(jīng)計算得出，該電站地處北緯15 deg，前后排間距為1.64 m。

該項目光伏組件陣列初步排布方案如圖2所示：

圖2 光伏陣列排布圖

3 電網(wǎng)接入設(shè)計

3.1 總體電氣技術(shù)方案及系統(tǒng)組成原理

系統(tǒng)共有10個光伏發(fā)電單元，每個發(fā)電單元由容量分別為2個500 kWp的光伏發(fā)電系統(tǒng)組成。在整個項目中，共有37 760塊265 Wp太陽電池組件。采用二級匯流方式，各組件方陣按20塊組件為一個串聯(lián)方陣。8組串聯(lián)方陣在1組八匯一匯流套件(正極匯流套件設(shè)有防反二極管)輸入?yún)R流，每2組或1組匯流套件接入1臺16路或8路輸入的光伏防雷匯流箱的一個輸入端。

每4臺匯流箱接入一臺500 kW逆變器，2臺逆變器接入一臺1 000 kVA雙分裂升壓變壓器。整個系統(tǒng)共有20臺500 kW光伏并網(wǎng)逆變器；16路匯流箱100臺，8路匯流箱40臺；升壓變壓器10臺。

本系統(tǒng)以1 MW為一個升壓單元，使用一臺1 000 kVA升壓變壓器，4個升壓單元匯集成一回線路送至匯集站。系統(tǒng)組成原理圖如圖3所示：

3.2 接入電網(wǎng)設(shè)計

圖3 系統(tǒng)組成原理圖

本10 MWp的光伏電站由10個1 MWp的光伏發(fā)電分系統(tǒng)組成，2個500 kWp發(fā)電單元組成一個分系統(tǒng)，通過直流匯流箱、匯流套件將每個發(fā)電單元的光伏組件接至500 kW的逆變器，經(jīng)升壓變壓器從480 V升至10 kV，每套系統(tǒng)經(jīng)匯流后接入10 kV開關(guān)柜，通過一回10 kV線路送出至接入點。

3.3 防雷接地及過電壓保護(hù)[5]

1)為了防止因浪涌、雷擊等外因?qū)е孪到y(tǒng)器件的損壞，保證本工程的安全性與可靠性，系統(tǒng)的防雷接地裝置必不可少。在進(jìn)行太陽電池方陣和配電室基礎(chǔ)建設(shè)的同時，選擇土層潮濕且較厚地點，挖1～2 m深地線坑，采用40扁鋼，添加降阻劑并引出地線，采用35 m2的銅芯電纜為引出線，接地電阻應(yīng)小于4 Ω[6]。

2)在組件中做避雷塔對組件遮擋很大，而組件電壓水平很低，因此不用避雷塔對組件進(jìn)行防直擊雷保護(hù)。將電池支架良好接地，光伏陣列防雷匯流箱箱內(nèi)裝高壓防雷器保護(hù)裝置，接入太陽能電池陣列連接電纜。

3)逆變器直流側(cè)及匯流箱內(nèi)斷路器起漏電、短路、過壓、過載、欠壓等保護(hù)作用；同時逆變器交流輸出與外部公共電網(wǎng)并接，外部公共電網(wǎng)的防雷系統(tǒng)能有效地保護(hù)交流系統(tǒng)的安全。

4 發(fā)電量計算

本系統(tǒng)為地面光伏電站，若以10 000 kWp裝機(jī)容量計算。年發(fā)電量計算如下：

發(fā)電量Q=P×R×ηs÷R0[7]

式中：P為系統(tǒng)直流總功率10 000 kWp；R為不同區(qū)域所接受的年太陽總輻射量1 774.6 kWh/m2；ηs為光伏系統(tǒng)發(fā)電效率0.85；R0為標(biāo)準(zhǔn)日照輻射強(qiáng)度即1 kW/m2。

其中，ηs=K1×K2×K3×K4×K5

K1為光電電池運(yùn)行性能修正系數(shù)；K2為灰塵引起光電板透明度的性能修正系數(shù)；K3為光電電池升溫導(dǎo)致功率下降修正系數(shù)；K4為導(dǎo)電損耗修正系數(shù)；K5為逆變器效率。

經(jīng)計算，本光伏發(fā)電系統(tǒng)年發(fā)電量Q=10 000×1 774.6×0.85÷1=15 084 100(kWh)≈15 084(MWh)

即理論年發(fā)電量為15 084 MWh。

即首年發(fā)電量為15 084 MWh，25年發(fā)電量為377 100 MWh，年均發(fā)電量約為15 084 MWh/yr，年等效發(fā)電小時數(shù)為1 500 h。

5 項目經(jīng)濟(jì)效益分析

1) 項目規(guī)模和計算期。項目裝機(jī)容量10 MWp。計算期均按25.5年進(jìn)行測算，其中建設(shè)期0.5年，運(yùn)營期25年。

2) 總投資。根據(jù)最新市場報價結(jié)合同類項目投資情況及當(dāng)?shù)靥攸c，項目投資為10 000萬元(RMB)，單位投資為10元/瓦。

3) 國家分布式項目度電補(bǔ)貼。電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時1.6元/度(含稅)。

4) 菲律賓光伏資源項目投資補(bǔ)貼政策。2012年8月菲律賓能源監(jiān)管委員會(ERC)批準(zhǔn)了該國的上網(wǎng)電價補(bǔ)貼方案，其中太陽能發(fā)電的電價補(bǔ)貼為9.68菲律賓比索/度(0.22美元)，不限系統(tǒng)規(guī)模及采用的太陽能發(fā)電技術(shù)。

5) 贏利能力指標(biāo)。按照發(fā)改委和建設(shè)部共同發(fā)布的《建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)》(第三版)規(guī)定的方法和原則進(jìn)行測算。根據(jù)發(fā)電量計算，按年均發(fā)電量1 500萬度計算：

項目25年年靜態(tài)收益：1 500×1.6=2 400萬元

平均年化收益率：2 400÷10 000×100%=24%

項目投資回收期：4.1年

6 結(jié)論

本項目所選場址位于菲律賓馬尼拉，電網(wǎng)接入方便，交通便利，日照條件良好，土地平整，具備建設(shè)大型地面光伏電站的優(yōu)越條件。系統(tǒng)共有10個光伏發(fā)電單元，每個發(fā)電單元由容量分別為2個500 kWp的光伏發(fā)電系統(tǒng)組成。建設(shè)該項目能充分利用業(yè)主的資源優(yōu)勢給廠區(qū)提供電力供應(yīng)，減少購電成本，所發(fā)多余電量能賣給國家電網(wǎng)，還能獲得國家和省里的用電補(bǔ)貼。項目的平均年化收益率為24%，投資回收期4.1年，經(jīng)濟(jì)效益非常好。

參考文獻(xiàn)：

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