2023新能源光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案

PAGEPAGE45新能源光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案目錄TOC\o"1-2"\h\u1781光伏發(fā)電系統(tǒng) 3262631.1主要設(shè)備選型 3114211.2逆變器選型 17286932光伏陣列運(yùn)行方式選擇 28120332.1安裝方式的確定 28144543光伏陣列設(shè)計(jì) 35253123.1系統(tǒng)方案概述 357573.2串聯(lián)回路組件數(shù)量確定 35106643.3光伏組串單元設(shè)計(jì) 38127754.年上網(wǎng)電量計(jì)算峰值日照定義： 43124334.1第一年的發(fā)電量計(jì)算 4323184.2光伏電站全壽命上網(wǎng)電量計(jì)算 48光伏發(fā)電系統(tǒng)主要設(shè)備選型光伏組件選型太陽能電池分類太陽電池種類繁多，形式各樣，按基體材料分類主要有以下幾種：硅太陽電池：主要包括單晶硅(SingleCrystaline-Si)電池、多晶硅(Polycrystaline-Si)電池、非晶硅(Amorphous-Si)電池、微晶硅(μc-Si)電池以及HIT電池等?；衔锇雽?dǎo)體太陽電池：主要包括單晶化合物電池如砷化鎵(GaAs)電池、多晶化合物電池如銅銦鎵硒(CIGS(CdTe)電池等、氧化物半導(dǎo)體電池如Cr2O3和Fe2O3等。薄膜太陽電池：主要有非晶硅薄膜電池(α-Si)、多晶硅薄膜電池、化合物半導(dǎo)體薄膜電池、納米晶薄膜電池等。目前市場(chǎng)生產(chǎn)和使用的太陽能光伏電池大多數(shù)是用晶體硅材料制造太陽能電池技術(shù)性能比較受目前國(guó)內(nèi)太陽電池市場(chǎng)的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展情況影響，市場(chǎng)上主流太陽電池基本為晶硅類電池和薄膜類電池。晶體硅太陽電池鑄方法制造多晶硅片不需要經(jīng)過單晶拉制工藝，消耗能源較單晶硅電池得到應(yīng)用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學(xué)氣相沉積（VCD）電效率。多晶硅電池的效率能夠達(dá)到15-19％，低于單晶硅電池的水平。導(dǎo)體產(chǎn)業(yè)中成熟的拉制單晶、切割打磨以及印刷刻版、封裝等技術(shù)都可以在單晶硅電池生產(chǎn)中直接應(yīng)用。大規(guī)模生產(chǎn)的單晶硅電池效率可以達(dá)到16-20%。和多晶硅電池相比，單晶硅電池效率較高，能夠節(jié)約土地資源，節(jié)約硅原料，達(dá)到工藝成本和效率的平衡。圖5.1-1 單晶硅太陽能電池圖5.1-2 多晶硅太陽能電池薄膜類太陽電池用材少，制造工藝簡(jiǎn)單，可連續(xù)大面積自動(dòng)化批量生產(chǎn)；制造過程消耗電力少，能量?jī)斶€時(shí)間短；基板種類可選擇；弱光效應(yīng)好，溫度系數(shù)低，發(fā)電量多。圖5.1-3非晶硅薄膜電池兩種晶硅電池最大的差別是單晶硅的光電轉(zhuǎn)化效率略高于多晶硅電慮技術(shù)性能，無論單晶硅還是多晶硅電池都可以選用。但為了節(jié)約用地，單位面積裝機(jī)單晶硅具有一定優(yōu)勢(shì)。太陽能電池類型的確定晶硅類電池與非晶硅類電池板相比，晶硅電池板效率高，技術(shù)成熟，單波與雙玻的對(duì)比1、普通組件質(zhì)保是25年，雙玻光伏組件是30年。2、具有生命周期更高的發(fā)電量。3、玻璃的耐磨性非常好，也解決了組件在野外的耐風(fēng)沙問題。大風(fēng)沙的地方，雙玻組件的耐磨性優(yōu)勢(shì)明顯。4、玻璃的絕緣性優(yōu)于背板，其使雙玻組件可以滿足更高的系統(tǒng)電壓，以節(jié)省整個(gè)電站的系統(tǒng)成本。5、傳統(tǒng)組件的衰減大約在0.7%左右，雙玻組件是0.45%。6、雙玻組件的防火等級(jí)由普通晶硅組件的C級(jí)升級(jí)到A級(jí)，使其更適合用于居民住宅、化工廠等需要避免火災(zāi)隱患的地區(qū)。7EVA膠膜水8與單波光伏組件相比，雙玻光伏組件的優(yōu)劣勢(shì)：1、價(jià)格略微高，單位造價(jià)雙玻光伏組件比單波組件稍貴，但雙玻與背板為雙面含氟“T”膜價(jià)格基本持平，目前很多廠家均采取背面發(fā)電是贈(zèng)送的購(gòu)買方式，不增加額外的費(fèi)用。2、雙玻組件多為雙面組件，但水面發(fā)電提升不明顯。考慮使用壽命及增加發(fā)電量的情況，本工程推薦單玻組件。背鈍化(PERC)電池組件PERC電池原理:常規(guī)電池有著比較高的背表面復(fù)合。在現(xiàn)在的硅片厚PERC技術(shù)采用Al2O3膜對(duì)背表面進(jìn)行鈍化，可以有效的降低背表面復(fù)溫度增加，紅外波段的吸收增加。PERC電池的紅外波段量子效率高，其電流溫度系數(shù)高。PERC電池的開路電壓更高，電壓溫度系數(shù)更低。所以PERC電池的溫度系數(shù)更低。PERC的溫度系數(shù)優(yōu)于常規(guī)，其發(fā)電量受溫度影響相對(duì)更小，相同條件下，系統(tǒng)具有更高的發(fā)電量。（6）Topcon電池TOPCon(TunnelOxidePassivatedContact)技術(shù)是PERC的升級(jí)技術(shù)。TOPCon(7) 太陽能電池組件規(guī)格的選擇光伏電池組件是太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心部件，其光電轉(zhuǎn)換效率、各項(xiàng)參數(shù)指標(biāo)的優(yōu)劣直接代表了整個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電性能。表征太陽電池及非晶硅薄膜太陽電池占整個(gè)光伏發(fā)電市場(chǎng)的90%以上，而鈣鈦礦太210mm和182mm組件技術(shù)主要是采用210mm和182mm表5.1-1545Wp-655Wp規(guī)格典型代表性組件技術(shù)對(duì)比表序號(hào)項(xiàng)目?jī)?nèi)容1模塊類型單晶單面單玻545Wp單晶雙面雙玻545Wp單晶單面單玻570Wp（N）單晶雙面雙玻570Wp（N）單晶單面單玻655Wp單晶雙面雙玻655Wp2電氣參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)輸出功率(W)545545570570655655輸出功率公差(W)0/+50/+50/+30/+30/+50/+5組件效率(%)21.121.122.0722.0721.121.1峰值功率電壓(V)41.841.6542.0742.2937.6537.88峰值功率電流(A)13.0412.9713.5513.4817.4117.3開路電壓(V)49.6549.6550.7451.0745.4845.69短路電流(A)13.9213.8514.3114.2518.4818.37系統(tǒng)最大電壓(V)DC1500V(IEC)DC1500V(IEC)1000/1500VDC(IEC)1500VDC(IEC)1500VDC(IEC)1500VDC(IEC)3參數(shù)熱特性電池額定工作溫度(℃)45+/-245+/-245+/-245+/-241+/-241+/-24機(jī)械參數(shù)尺寸(L/W/T)(mm)2256×1133×352256×1133×352278×1134×352278×1134×302384×1303×352384×1303×35重量(kg)27.232.3283234.537.9包裝信息30塊每托31塊每托31塊每托36塊每托31塊每托31塊每托序號(hào)項(xiàng)目?jī)?nèi)容接線盒防護(hù)等級(jí)IP68IP68IP68IP68IP68IP685工作條件溫度范圍(℃)-40℃-+85℃-40℃-+85℃-40℃-+85℃-40℃-+85℃-40℃-+85℃-40℃-+85℃最大風(fēng)荷載(Pa)2.4K2.4K2.4K2.4K//最大雪荷載(Pa)5.4K5.4K5.4K5.4K//依表中可見，光伏組件的轉(zhuǎn)換效率均高達(dá)20%以上。根據(jù)組件有效使面積利用率，在尺寸相差不大情況下，本項(xiàng)目推薦采用功率規(guī)格更大的545Wp以上組件。為了更好的分析不同功率組件的應(yīng)用條件及經(jīng)濟(jì)性，選出適合本項(xiàng)目的最優(yōu)組件，本文選取市場(chǎng)上具有代表性的655Wp單/雙、570Wp單/雙、545Wp單/雙、面規(guī)格組件進(jìn)行對(duì)比表，對(duì)比結(jié)果如下表5.1-2所示。表5.1-2不同規(guī)格組件技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比序號(hào)項(xiàng)目單位單晶單面單玻545Wp單晶雙面雙玻545Wp單晶單面單玻655Wp單晶雙面雙玻655Wp1峰值功率Wp5455455705706556552外形尺寸mm2256×1133×352256×1133×352278×1134×352278×1134×302384×1303×352384×1303×353轉(zhuǎn)換效率%21.121.122.0722.0721.121.14單價(jià)元/W1.771.81.821.851.921.955數(shù)量塊2208642208642208642208641922021922026可裝機(jī)容量MWp120.26120.26125.89125.89125.89125.897組件萬213062166722912232902417124549投資元8支架裝)萬元910891089290929011219112199體機(jī)萬元21472147214721472147214710電纜萬元31863186289728973042304211樁基礎(chǔ)萬元42344234431843184834483412升壓站萬元32363236323632363236323613道路萬元17017017017017017014其他萬元95009500950095009500950015總投資萬元52887532485447054848583195869716單位投資元/kW43984428432743574633466317電量萬kWh11248113621249812624133331346718總電量萬kWh2812092840463124463156013333143366821925)(元/度)0.18810.18750.17430.17380.17500.1743注：1、組件距離地面高度相同；2、采用柔性支架形式；3、投資為估算，具體投資以概算為準(zhǔn)；4、單位度電成本均未考慮運(yùn)營(yíng)成本。綜上，本項(xiàng)目推薦選用570Wp雙面雙玻組件。1%，每年衰減率不高于0.4%。圖5.1-4 光伏組件電流-電壓及功率-電池溫度曲線表5.1-1 光伏組件主要參數(shù)表序號(hào)項(xiàng) 目?jī)?nèi) 容1模塊類型570W型2電氣參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)輸出功率570W輸出功率公差0/+3W模塊效率22.07%峰值功率電壓42.29V峰值功率電流14.25A開路電壓51.07V短路電流13.48A系統(tǒng)最大電壓1500VDC3參數(shù)熱特性短路電流的溫度系數(shù)+0.046%/℃開路電壓的溫度系數(shù)-0.25%/℃峰值功率的溫度系數(shù)-0.3%/℃4機(jī)械參數(shù)尺寸(L/W/T)2278mm/1134mm/30mm重量32kg電池片數(shù)量144(2×72)接線盒IP685工作條件額定電池工作溫度45±2℃溫度范圍-40℃～+85℃最大保險(xiǎn)絲額定電流30A雙面因子80%±51.2逆變器選型1.2.1逆變器的選型依據(jù)發(fā)電效率指標(biāo)轉(zhuǎn)換效率根據(jù)中華人民共和國(guó)工業(yè)和信息化部頒布的《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件(2018“生產(chǎn)規(guī)模和工藝技術(shù)”含變壓器型的光伏逆變器中國(guó)加權(quán)效率不低于96%，不含變壓器型的光伏逆變器中國(guó)加權(quán)效率不得低于98%(微型逆變器相關(guān)指標(biāo)分別不低于94.3%和95.5%)”。MPPT跟蹤指標(biāo)逆變器的MPPT跟蹤指標(biāo)表征著其追蹤1個(gè)回路最大功率點(diǎn)的能力，對(duì)MPPTMPPT15kW(/MPPTMPPT跟蹤路數(shù)：表征著每臺(tái)逆變器能夠追蹤到最大功率點(diǎn)的個(gè)數(shù)；MPPT跟蹤效率：MPPT效率主要包括靜態(tài)效率和動(dòng)態(tài)效率為NB/T32004-2018前光伏逆變技術(shù)的平均水平，通常要求逆變器的MPPT靜態(tài)效率不得低于99%，MPPT動(dòng)態(tài)效率不低于98%。電網(wǎng)友好性指標(biāo)電網(wǎng)故障穿越根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》中對(duì)低能夠在電網(wǎng)電壓跌至0時(shí)，保持0.15s并網(wǎng)運(yùn)行，當(dāng)電壓跌至曲線1允許逆變器從電網(wǎng)中切出。光伏發(fā)電站的零電壓穿越能力要求輸出電能質(zhì)量根據(jù)GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》、GB/T24337-2009《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)間諧波》、NB/T32004-2018《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)要求，光伏逆變器的輸出的電能質(zhì)量需優(yōu)于上述標(biāo)準(zhǔn)要求。奇次諧波電流含有率限值奇次諧波次數(shù)含有率限值(%)3~94.011~152.017~211.523~330.635以上0.3偶次諧波電流含有率限值偶次諧波次數(shù)含有率限值(%)2~101.012~160.518~220.37524~340.1536以上0.075可靠性指標(biāo)環(huán)境可靠性指標(biāo)防護(hù)等級(jí)考慮到惡劣環(huán)境對(duì)于逆變器的損害問題，要求逆變器必須具備較高的防護(hù)等級(jí)。高海拔運(yùn)行要求逆變器必須能夠滿足海拔高度使用要求，為確保光伏電站的可靠運(yùn)行，逆變器允許按照安規(guī)要求降容運(yùn)行。溫度運(yùn)行范圍逆變器要求必須滿足在-35℃~60℃溫度范圍內(nèi)滿功率運(yùn)行，超過60℃允許逆變器降額運(yùn)行。運(yùn)維巡檢運(yùn)行可靠性指標(biāo)光伏逆變器及其匯流設(shè)備在保證安全可靠的前提下應(yīng)盡量減少對(duì)易損元器件的使用。監(jiān)控可靠性指標(biāo)障。另外，逆變器對(duì)電壓、電流的檢測(cè)精度應(yīng)≤1%?？删S護(hù)性指標(biāo)逆變器應(yīng)盡可能的降低故障影響時(shí)間和故障影響范圍，對(duì)故障的定位精確，做到光伏電站的精細(xì)化管理，提升光伏電站的可維護(hù)性。1.2.2逆變器的分類集中式逆變器集中式逆變器是目前大型光伏電站普遍采用的電能變換裝置，也是目前最為成熟的技術(shù)方案之一。集中式逆變器常采用1路最大功率跟蹤（MPPT）輸入，集中MPPT尋優(yōu)、集中逆變輸出。組串式逆變器組串式逆變器通過對(duì)光伏組件子方陣的分散MPPT集散式逆變器MPPTMPPT的光伏匯流箱內(nèi)部增加DC/DC升壓變換硬件單元和MPPT控制軟件單元，實(shí)現(xiàn)了每2~4串PV組件對(duì)應(yīng)1路MPPT伏控制器)輸出電壓升高到820V后，至逆變室集中逆變，且逆變器的交流輸出電壓升高到520V，從而減小交直流線纜傳輸損耗和逆變器的自身發(fā)熱損耗。1.2.3逆變器的選型光伏方案比較應(yīng)用于并網(wǎng)光伏電站的逆變器按照容量大小可分為40kW-225kW的組串型逆變器，1000kW-3150kW的集中型逆變器，2500kW-3150kW的集散型逆MPPT表5.1-4 集中式、組串式、集散式技術(shù)方案對(duì)比項(xiàng)目組串式方案集中式方案集散式方案系統(tǒng)發(fā)電量1個(gè)子方陣具有144路MPPT，失配損失小1個(gè)子方陣1-4路MPPT，失配損失大1個(gè)子方陣具有多路MPPT，失配損失小總體布置及施工11每1個(gè)子方陣，需要1套集裝箱式逆變器和升壓變及相應(yīng)的土建工程每1個(gè)子方陣，需要1套集裝箱式逆變器和升壓變及相應(yīng)的土建工程設(shè)計(jì)針對(duì)電站不同布置情況，需優(yōu)化布置及匯流方式，設(shè)計(jì)方案較復(fù)雜采用常規(guī)成熟設(shè)計(jì)方案，設(shè)計(jì)方案簡(jiǎn)單采用常規(guī)成熟設(shè)計(jì)方案，設(shè)計(jì)方案簡(jiǎn)單采購(gòu)逆變器及相關(guān)設(shè)備較為成熟，中國(guó)及美國(guó)運(yùn)用較多廠家相對(duì)較少運(yùn)維組串式逆變器基本屬于免維護(hù)設(shè)計(jì)需要專業(yè)工程師維護(hù)，需定期清理灰塵和做防塵網(wǎng)維護(hù)與集中式方案類似安全可靠性單臺(tái)組串式逆變器故障對(duì)電站影響較小，對(duì)1個(gè)方陣來說僅影響2%發(fā)電量對(duì)1個(gè)方陣單臺(tái)逆變器故障時(shí)影響50%發(fā)電量與集中式方案類似從上表可知，在技術(shù)比選階段，對(duì)于水面光伏來說，組串式逆變器、集中式逆變器方案優(yōu)于集散式逆變器。各逆變器技術(shù)參數(shù)見表5.1-5。表5.1-5 逆變器主要技術(shù)參數(shù)表項(xiàng)目單位組串式逆變器集中式逆變器集散式逆變器最大輸入電壓V150015001500啟動(dòng)電壓V550915915MPPT電壓范圍V500～1500875～1300875～1300MPPT數(shù)量路9221額定輸出功率kW19631253150最大交流輸出功率kW21634373465額定電網(wǎng)頻率Hz505050/60功率因數(shù)范圍-0.8～0.8-0.8～0.8-0.9～0.9中國(guó)效率%98.498.5598.52最大效率mm9999.0299.04常規(guī)數(shù)據(jù)尺寸1035*700*3655350*2624*24382650*2250*1800重量kg86140002700散熱方式風(fēng)冷風(fēng)冷風(fēng)冷防護(hù)等級(jí)IP66IP55IP65最高海拔m500050005000工作范圍溫度℃-25～60-35～60-30～60本項(xiàng)目暫以三種型號(hào)逆變器做一個(gè)3.15MW方陣模擬，對(duì)比使用三種型號(hào)逆變器各3.15MW方陣優(yōu)缺點(diǎn)。表5.1-6 3.15MW方陣各逆變器優(yōu)缺點(diǎn)項(xiàng)目單位組串式逆變器集中式逆變器集散式逆變器功率kW3136(16臺(tái))31253150啟動(dòng)電壓V550915915MPPT輸入電壓范圍V500～1500(優(yōu))875～1300875～1300MPPT數(shù)量/144(優(yōu))221最大效率%≥99%99.02%(優(yōu))99.04%(優(yōu))額定電網(wǎng)電壓V800600600電流波形畸變率(額定功率時(shí))%＜1%(優(yōu))＜3%＜3%功率因數(shù)范圍0.8超前～0.8滯后0.8超前～0.8滯后0.8超前～0.8滯后短路容量比SCR(并網(wǎng)點(diǎn)電網(wǎng)強(qiáng)弱指標(biāo))最低支持1.2(優(yōu))2.0以上2.0以上逆變器類型的選取本項(xiàng)目暫對(duì)組串式逆變器和集中式逆變器進(jìn)行對(duì)比。本階段選擇3.125MW箱逆變一體機(jī)及196kW的組串式逆變器進(jìn)行比選，表5.1-7組串式、集中式逆變器投資分析方案PV-1PV-2描述570Wp集中式570Wp組串組件功率(Wp)570570總組件數(shù)220864220864傾角1919逆變器容量(KW)3125196逆變器數(shù)量29459直流容量(MWp)125.89125.89交流容量(MW)9090容配比1.401.40陣列個(gè)數(shù)292925年平均發(fā)電量(萬kWh)125771220025年總發(fā)電量314423304990總投資(萬元)488874784325年度電成本(元/度)0.15550.1569容配比的選取PVsyst25年發(fā)電量以及對(duì)應(yīng)的投資和成本，計(jì)算各容配比下的單位度電成本，結(jié)果見下表。表5.1-4 多容配比比選分析序容配比年發(fā)電單位造價(jià)限功率25年度電成本號(hào)(萬KW)(元/kwp)(%)(LCOE)11.2551195342690.00%0.17121.2741210141990.00%0.16931.2931225341290.00%0.16741.3111240540940.00%0.165序容配比年發(fā)電單位造價(jià)限功率25年度電成本51.3291254840590.00%0.16461.3481270039530.00%0.1671.3851285238830.00%0.1681.3891313338740.00%0.15791.4041316338580.10%0.157101.4211320138370.20%0.158111.4401329238160.50%0.158121.4591331037951.20%0.159注：?jiǎn)挝欢入姵杀揪纯紤]運(yùn)營(yíng)成本根據(jù)前述推薦的3125kW集中式逆變器和570Wp單晶雙面雙玻組件進(jìn)行系統(tǒng)配置，根據(jù)PVsyst通過PVsyst軟件模擬輸出，當(dāng)采用1.389容配比（采用3125kW）時(shí)，逆變器的發(fā)電量損失小，如下圖所示。圖5.1-1 容配比為1.389:1條件下的輸出特性3125kW1.389:1的容配比方案。光伏陣列運(yùn)行方式選擇安裝方式的確定跟蹤裝置可以將太陽能板在可用的8小時(shí)或更長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)保持方陣平面與20%～40%左右，從而相對(duì)降低投資10%～20%。25%1MWp光伏陣列采用三種運(yùn)行方式比較如表5.2-1。表5.2-1 1MWp電池陣列四種運(yùn)行方式比較項(xiàng) 目固定式固定可調(diào)式斜單軸跟蹤式雙軸跟蹤式發(fā)電量(%)100105120.7129.8占地面積(萬平方米)2.22.68.08.4100103114122運(yùn)行維護(hù)支撐點(diǎn)多點(diǎn)支撐多點(diǎn)支撐多點(diǎn)支撐單點(diǎn)支撐板面清洗布置集中布置集中綜上所述，本工程推薦選用固定式運(yùn)行方式。組件在支架上采用固定方式，此方式能確保在極大風(fēng)速條件下，組件安裝的穩(wěn)定性。柔性支架跨度選擇：帶抗風(fēng)系統(tǒng)的柔性支架跨度可以做到10m~66m，考慮到本項(xiàng)目一個(gè)組串為28塊組件，單塊組件寬度為1.134米，組件與組件縫隙為0.035米，中部支架占用0.35米，理論上跨度可以做到28*1.134+27*0.035+0.35=33.047米或者28*2*1.134+55*0.035+0.35=65.779米。由于跨度越大，主索內(nèi)的內(nèi)力也越大，對(duì)基礎(chǔ)的要求及錨固系統(tǒng)的要求越高，綜合考慮，本項(xiàng)目跨度選用33.047米，滿足經(jīng)濟(jì)與大空間的要求。序號(hào)內(nèi)容預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架系統(tǒng)固定支架備注1單兆瓦占地面積10.6畝/MW16.7畝/MW柔性光伏支架系統(tǒng)相比固定支架節(jié)約6.1畝/MW2基礎(chǔ)優(yōu)劣對(duì)比基礎(chǔ)管樁數(shù)量減少80%，充分釋放下方空間，有利于魚產(chǎn)養(yǎng)殖及捕撈作業(yè)，有利于提升魚塘返租租金。本項(xiàng)目當(dāng)?shù)卣皾O民針對(duì)漁業(yè)養(yǎng)殖要求用柔性光伏支架系統(tǒng)柔性支架方案常規(guī)支架方案單位工程量單價(jià)總價(jià)單位工程量單價(jià)總價(jià)端部樁PHC500-100-Cm1212002302788PHC300-70-ABm3155201705364中部樁PHC400-95-Bm703501901337支架（Q355B、Q235B）t4212.980895604028錨固樁PHC300-70-Am20316.7150305合計(jì)9391（Q355BQ235B）t1802139042506差值2040主索m57773123.71369抗風(fēng)系統(tǒng)項(xiàng)3128合計(jì)11432預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架系統(tǒng)與固定支架經(jīng)濟(jì)相比會(huì)增加單位瓦投資0.17元/kw。預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架系統(tǒng)系統(tǒng)優(yōu)點(diǎn)：1、其大跨度的技術(shù)特點(diǎn)使其可以跨越如溝壑、陡坎、河流、陡坡等復(fù)雜地形條件，提高紅線內(nèi)的土地利用率。2、具有跨度大、凈空高等特點(diǎn)，符合漁業(yè)、農(nóng)業(yè)、林業(yè)光伏政策的需求，底部耕作空間大，互不影響。3、支架布置集中，可以大幅提升土地利用效率，節(jié)約用地，同時(shí)能節(jié)省直流側(cè)及交流測(cè)電纜用量。4、采用獨(dú)有的滑移施工方法，能提升光伏組件安裝效率，縮短施工周期。5、相比固定支架，預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架基礎(chǔ)用量大幅減少，減少支架下部土地占用的面積，同時(shí)縮短土建施工時(shí)間。6、預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架支架跨度35米以上，光伏陣列下部空間7、本項(xiàng)目所采用的預(yù)應(yīng)力懸索柔性光伏支架系統(tǒng)的具有獨(dú)立的抗風(fēng)系統(tǒng)，經(jīng)多個(gè)項(xiàng)目實(shí)踐，能有效抵御風(fēng)振影響。組件最低點(diǎn)要求光伏組件最低點(diǎn)距地面高度的設(shè)計(jì)主要考慮以下因素：當(dāng)?shù)氐淖畲蠓e雪；防止動(dòng)物破壞；防止泥沙濺到光伏組件上；最高洪水位；電站建設(shè)要求；漁民作業(yè)要求綜合考慮以上要求，所以本次設(shè)計(jì)光伏板最低點(diǎn)距離水面取2.5m。光伏陣列最佳傾角計(jì)算表面最好是朝向赤道(方位角為0度)安裝，并且應(yīng)該傾斜安裝，對(duì)于光伏對(duì)于固定式陣列的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，應(yīng)選擇光伏組件陣列最佳傾本工程利用目前國(guó)際上通用的光伏軟件SolarGis進(jìn)行電池板傾斜面上的輻射量計(jì)算，在傾斜角度為19°表5.4-2固定式太陽能電池板陣列傾角在16-21°時(shí)月平均日輻射量計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)表傾角(°)年平均輻射量(MJ/m2.a)164469.47174471.38184472.18194472.28204471.18214469.07根據(jù)PVsyst的仿真數(shù)據(jù)，相同容配比條件下，對(duì)比16-21°度輻射總19傾角為19度時(shí)輻射總量情況陰影損失情況光伏陣列設(shè)計(jì)系統(tǒng)方案概述光伏電站發(fā)電單元系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)，須遵循以下設(shè)計(jì)原則：每個(gè)逆變器直流輸入側(cè)連接的太陽能電池組件的總功率應(yīng)大于等于該逆變器的額定輸入功率，但不應(yīng)超過逆變器的最大允許輸入功率。本項(xiàng)目總規(guī)劃裝機(jī)容量為90MW，共安裝570Wp雙面雙玻光伏組件220864塊，實(shí)際裝機(jī)容量125.89MWp。裝機(jī)規(guī)模、占地面積較大，為減小3.15MW為子方陣的方案，將系統(tǒng)分成29個(gè)光伏并網(wǎng)發(fā)電單元。串聯(lián)回路組件數(shù)量確定1)光伏組串的最大開路電壓應(yīng)小于逆變器允許的最大直流輸入電壓；2)根據(jù)GB50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數(shù)宜保持一致，光伏組件串的串聯(lián)數(shù)應(yīng)按下列公式計(jì)算：

N maxoc1t25V

(5.3-1)VmpptminVpm1t25K

N

VmpptmaxVpm1t25K

(5.3-2)式中：N——光伏組件的串聯(lián)數(shù)(取整)；Vdcmax——逆變器允許的最大直流輸入電壓(V)；Voc——光伏組件的開路電壓(V)；t——光伏組件工作條件下的極限低溫(℃)；Vpm——光伏組件的工作電壓(V)。KV——光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；KV——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；t——光伏組件工作條件下的極限高溫(℃)；Vmpptmax——逆變器MPPT電壓最大值(V)；VmpptminMPPT(V)。電池組件計(jì)算參數(shù)：冬季極端環(huán)境溫度為：-13.2℃；夏季極端環(huán)境溫度為：43.6℃。60逆變器最大輸入電壓為1500V，MPPT電壓范圍為875～1300V，光伏組件開路電壓為51.07V，光伏組件工作電壓為42.29V，光伏組件開路電壓溫度系數(shù)為-0.25%，光伏組件工作電壓溫度系數(shù)為-0.3%。經(jīng)計(jì)算：得出串聯(lián)光伏電池?cái)?shù)量N為：N≤28.04、23.12≤N≤29.08?？紤]逆變器啟動(dòng)電壓及光伏出力特性等情況，選取太陽能電池組件的串聯(lián)組數(shù)為28(串)。光伏組串單元設(shè)計(jì)為橫排布置：將1組光伏組串（每串28塊組件）的每塊組件豎向放置，排成1行28列，為減少風(fēng)壓，組件與組件之間留有20mm空隙.光伏單元子方陣設(shè)計(jì)光伏組件串聯(lián)數(shù)取值較大可以減少組件的接線，結(jié)合光伏支架的形式，本項(xiàng)目組件串聯(lián)數(shù)取28塊。方陣設(shè)計(jì)比選方案方案一方案二設(shè)備/材料(km)元)總價(jià)(萬元)型號(hào)(km)元)總價(jià)(萬元)集電線路(含施工費(fèi))匯流箱5124500230.4匯流箱5444500244.8YJV22-1.8/3-2X120652401560YJV22-1.8/3-2X120582401392YJV22-1.8/3-2X1508307245.6YJV22-1.8/3-2X15012.4307380.68(萬元)20362017.48經(jīng)比選，本階段推選方案二采用每個(gè)方陣17臺(tái)匯流箱，每臺(tái)匯流箱接16串光伏組件。光伏方陣布置間距計(jì)算9:00～15:00(當(dāng)?shù)卣嫣枙r(shí))時(shí)段內(nèi)前、后、左、右互不遮擋。圖5.3-1 兩排陣列之間的距離示意圖圖中，L為一級(jí)光伏陣列斜平面高度，H為一級(jí)光伏陣列水平高度，B為安裝傾角，a為太陽高度角，c為太陽方位角，r為太陽入射線水平面上投影在后排陣列之間的長(zhǎng)度，為陣列之間的間距，e為陣列陰影在東西方向的影響長(zhǎng)度。按上述幾何關(guān)系，運(yùn)用三角函數(shù)，可得d、D值計(jì)算公式如下：dHtantantancosDLcossLsin式中：ω——時(shí)角(與正常發(fā)電時(shí)間有關(guān))；δ——太陽赤緯角(在冬至日-23.45℃至夏至日+23.45℃范圍內(nèi)變化)；φ——緯度(本工程站址地處北緯28.597164°)；s——陰影系數(shù)，s=d/H。確定。選取冬至日9:00～15:00時(shí)間區(qū)間(真太陽時(shí)間)無陰影遮擋。經(jīng)計(jì)算陣列南北向間距D不少于3.45m，考慮前后平面可能稍有誤差以及考慮發(fā)電量與用地之間的關(guān)系，允許遮擋半小時(shí)，最終取陣列之間方位角為0的間距D為3.3m，前后陣列之間的凈間距d為1.146m。光伏電場(chǎng)一級(jí)陣列之間的東西向高度差h與陣列間距的比值s，根據(jù)幾何關(guān)系，運(yùn)用三角函數(shù)，可得s計(jì)算公式為：s sinsintancoscos選取冬至日9:00～15:00時(shí)間區(qū)間(真太陽時(shí)間)無陰影遮擋。在縱向上的同一平面不存在陰影遮擋，但考慮縱向的安裝、運(yùn)行檢修維護(hù)需求，縱向適當(dāng)預(yù)留最低500mm的空間。方陣接線方案設(shè)計(jì)電池組件采用串聯(lián)就地逆變、就地升壓的接線原則設(shè)計(jì)。要受太陽輻照度影響。因同一時(shí)刻相同斜平面上的電池組件工作電流相等均相同，光伏電場(chǎng)內(nèi)的電池工作溫度可視為相同。本工程281x4mm2銅芯光伏專用電纜。電纜敷設(shè)方式可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況選擇PVC管、線槽或橋架敷設(shè)。每16串光伏組件接入一臺(tái)1匯流箱，接入箱逆變低壓側(cè)，經(jīng)升壓變至35kV。每個(gè)光伏子系統(tǒng)的規(guī)劃容量為3125kW，采用570Wp雙面雙玻組件，標(biāo)稱容量為4341.12kWp(DC)，其中每個(gè)3.15MW光伏子方陣有17輔助技術(shù)方案光伏組件的年度例行維護(hù)計(jì)劃的編制應(yīng)以光伏組件制造商提供的年環(huán)境監(jiān)測(cè)方案光伏電站建議配置1套氣象環(huán)境要素監(jiān)測(cè)儀，以保障能對(duì)整個(gè)光伏電及支架組成，如圖5.4-1。可測(cè)量環(huán)境溫度、風(fēng)速、風(fēng)向和輻射強(qiáng)度等參量，其通訊接口可接入并網(wǎng)監(jiān)控裝置的監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，實(shí)時(shí)記錄環(huán)境數(shù)據(jù)。圖5.4-1 環(huán)境監(jiān)測(cè)裝置示意圖清洗方案4.年上網(wǎng)電量計(jì)算峰值日照定義：100MW/cm2=0.1W/cm2的輻射強(qiáng)度下的日照小時(shí)數(shù)。1J=1Ws，1h=3600s100MW/cm2=0.1W/cm2=1，000W/m2=1，000J/sm2=3.6MJ/hm2由此得出將太陽能資源(MJ/m2)換算為峰值日照時(shí)數(shù)的系數(shù)為3.6。根據(jù)光資源部分計(jì)算的在19°時(shí)太陽能電池方陣面上的輻射量＝4472.28÷3.6=1242h/m2.a為單位傾斜面上年總輻射量。4.1第一年的發(fā)電量計(jì)算（1） 系統(tǒng)效率根據(jù)GB50797－2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》的條文規(guī)定，光伏發(fā)電站上網(wǎng)電量可按下式計(jì)算：EpkHAE式中：

sk——斜面輻射與水平輻射的比HA——水平面太陽能總輻照量(kW·h/m2，峰值小時(shí)數(shù))；Ep——上網(wǎng)發(fā)電量(kW·h)；Es——標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度(常數(shù)=1kW·h/m2)；PAZ——組件安裝容量(kWp)；——綜合效率系數(shù)。包括：光伏組件類型修正系數(shù)、光伏方陣的傾角、方率修正系數(shù)。具體取值表格如表5.4-1所示。變壓器損耗、光伏組件表面0.99，光照利用率的修正系數(shù)取值0.975，逆變器效率修正系數(shù)取值0.9864，集電線路、0.98，光伏組件表面污染修正系數(shù)取值0.975；光伏組件功率衰減修正系數(shù)此處不予計(jì)算，在后面詳列25年的功率衰減和對(duì)應(yīng)發(fā)電量統(tǒng)計(jì)。表5.4-1 系統(tǒng)效率分析序號(hào)效率名稱系數(shù)取值備注1光伏組件類型修正系數(shù)12光伏方陣的傾角、方位角修正系數(shù)13光伏發(fā)電系統(tǒng)可用率0.994光照利用率0.9755逆變器效率0.98646集電線路、升壓變壓器、廠用電等損耗修正系數(shù)0.987光伏組件表面污染修正系數(shù)0.9758光伏組件轉(zhuǎn)換效率修正系數(shù)0.989組件失配0.97910其他影響因素0.972綜合系統(tǒng)效率0.8484不含光伏組件功率衰減本項(xiàng)目采用的是570Wp雙面雙玻光伏組件，背面具有一定電量增益，由于本項(xiàng)目是水面光伏項(xiàng)目且光伏組件最低點(diǎn)距離水面2.5m，本階段采用相同參數(shù)設(shè)置通過PVsyst計(jì)算單面與雙面組件系統(tǒng)增益。《Calculatingtheadditionalenergyyieldofbifacialsolarmodules》中如下公式計(jì)算雙面組件的太陽輻射增加率。其中Ay代表太陽輻射增加率，bif為雙面因子取0.65，Al代表地表反射率，A為組件前后間距，H為組件最低點(diǎn)