德威不銹鋼分布式光伏初步設計

德威不銹鋼分布式光伏發(fā)電工程初步設計編制單位：河北能源工程設計有限公司上海分公司2016年9月目錄TOC\o"1-2"\u1項目概述 項目概述1.1項目概況本工程為德威不銹鋼分布式光伏發(fā)電工程，安裝容量1023.96kWp，采用組串式逆變器，按自發(fā)自用、余電上網(wǎng)方案設計。德威不銹鋼廠房位于嘉興市南湖區(qū)，屋面一為馬鞍板屋面。廠房屋頂面積詳細如表1-1表1-1屋面詳細序號名稱可利用屋頂面積（m2）1車間一112801.2項目任務和規(guī)模本工程組件安裝容量為1023.96kWp，包含屋面組件安裝設計、組串接線設計、交流匯流箱及其電纜走向設計、升壓并網(wǎng)設計。2太陽能資源2.1太陽能資源分析南湖區(qū)為嘉興市主城區(qū)，位于浙江省北部杭嘉湖平原，東鄰上海，西靠杭州，北依蘇州，南瀕杭州灣，是嘉興市經(jīng)濟、政治、文化、商貿(mào)中心，轄5個鎮(zhèn)8個街道，總面積426平方公里，戶籍人口47萬，暫住人口22萬。南湖區(qū)地處北亞熱帶南緣，屬東亞季風區(qū)，冬夏季風交替顯著，四季分明，氣溫適中，雨水豐沛，日照充足，具有春濕、夏熱、秋燥、冬冷的特點，因地處中緯度，夏令濕熱多雨的天氣比冬干天氣短得多。嘉興年平均水量為1155.7mm。一次暴雨持續(xù)時間16d，一次暴雨最大雨量217.7mm。雨水豐沛，多在夏季，比較長的降水過程都發(fā)生在3~8月份，雨熱同季，全年積溫較高，無霜期較長，年平均氣溫16℃，極端最高氣溫38.7℃，最低氣溫-10.6℃。年平均相對濕度80％。全年主導風向為ESE。年平均風速3.1m/s；極端最大風速35.5m/s。平均雷暴天數(shù)39.5d。根據(jù)NASA提供的嘉興市南湖區(qū)太陽能資源數(shù)據(jù)如下表所示。表2-1工程場區(qū)月均水平面方向輻射量數(shù)據(jù)(kWh/m2/day)月份123456789101112平均值輻射值2.632.903.214.034.514.345.214.723.873.372.792.673.69根據(jù)上面的表格測算工程場區(qū)全年的平均輻射量為4848.66MJ/m2，NASA所測數(shù)據(jù)相對于實際輻射量要偏大，按照0.9的折算系數(shù)測算，全年平均輻射量為4363.79MJ/m2，即1212.17kWh/m2。圖2-2嘉興市南湖區(qū)太陽能強度月平均變化曲線從上圖可以看出，工程場區(qū)太陽輻射月際變化較大，數(shù)值在3110.24~6161.35MJ/m2之間，月總輻射量從3月開始急劇增加，7月達到最高值，為6161.35MJ/m2，到8月后迅速下降，冬季1月為3110.24MJ/m2。3光伏發(fā)電系統(tǒng)設計3.1光伏組件選型光伏發(fā)電系統(tǒng)通過將大量的同規(guī)格、同特性的光伏組件，經(jīng)過若干電池組件串聯(lián)成一串以達到逆變器額定輸入電壓，再將這樣的若干串電池板并聯(lián)達到系統(tǒng)預定的額定功率。這些設備數(shù)量眾多，為了避免它們之間的相互遮擋，須按一定的間距進行布置，構(gòu)成一個方陣，這個方陣稱之為光伏發(fā)電方陣。其中由同規(guī)格、同特性的若干光伏組件串聯(lián)構(gòu)成的一個回路是一個基本陣列單元。每個光伏發(fā)電方陣包括預定功率的電池組件、逆變器和升壓配電室等組成。若干個光伏發(fā)電方陣通過電氣系統(tǒng)的連接共同組成一座光伏電站。選擇合適的光伏組件對于整個電站的投資、運營、效益都有較大的關系。當今太陽能開發(fā)應用最廣泛的是太陽電池。1941年出現(xiàn)有關硅太陽電池報道，1954年研制成效率達6％的單晶硅太陽電池，1958年太陽電池應用于衛(wèi)星供電。在70年代以前，由于太陽電池效率低，售價昂貴，主要應用在空間。70年代以后，對太陽電池材料、結(jié)構(gòu)和工藝進行了廣泛研究，在提高效率和降低成本方面取得較大進展，地面應用規(guī)模逐漸擴大，但從大規(guī)模利用太陽能而言，與常規(guī)發(fā)電相比，成本仍然很高。世界光伏組件在過去15年平均年增長率約15%。90年代后期，發(fā)展更加迅速，最近3年平均年增長率超過30%。在產(chǎn)業(yè)方面，各國一直通過擴大規(guī)模、提高自動化程度、改進技術水平、開拓市場等措施降低成本，并取得了巨大進展。商品化電池組件效率從10%～13%提高到12%～16%。國內(nèi)整個光伏產(chǎn)業(yè)的規(guī)模逐年擴大，2007年中國光伏電池產(chǎn)量達到1180MW，首次超越歐洲和日本，成為世界上最大的太陽能電池制造基地，截止2010年底時光伏電池產(chǎn)量超過8GW，雄居世界首位。目前，世界上太陽電池的實驗室效率最高水平為：單晶硅電池24％（4cm2)，多晶硅電池18.6%（4cm2），InGaP／GaAs雙結(jié)電池30．28%（AM1），非晶硅電池14．5%（初始）、12.8%（穩(wěn)定），碲化鎘電池15.8%，硅帶電池14.6%，二氧化鈦有機納米電池10.96%。我國于1958年開始太陽電池的研究，40多年來取得不少成果。目前，我國太陽電池的實驗室效率最高水平為：單晶硅電池20.4%（2cm×2cm），多晶硅電池14.5%（2cm×2cm）、12%（10cm×10cm），GaAs電池20.1%（lcm×cm），GaAs／Ge電池19.5%（AM0），CulnSe電池9%（lcm×1cm），多晶硅薄膜電池13.6%（lcm×1cm，非活性硅襯底），非晶硅電池8.6%（10cm×10cm）、7.9%（20cm×20cm）、6.2％（30cm×30cm），二氧化鈦納米有機電池10%（1cm×1cm）。圖2-3太陽能電池分類圖（1）晶體硅光伏電池晶體硅仍是當前太陽能光伏電池的主流。單晶硅電池是最早出現(xiàn)，工藝最為成熟的太陽能光伏電池，也是大規(guī)模生產(chǎn)的硅基太陽能電池中，效率最高。單晶硅電池是將硅單晶進行切割、打磨制成單晶硅片，在單晶硅片上經(jīng)過印刷電極、封裝等流程制成的，現(xiàn)代半導體產(chǎn)業(yè)中成熟的拉制單晶、切割打磨，以及印刷刻版、封裝等技術都可以在單晶硅電池生產(chǎn)中直接應用。大規(guī)模生產(chǎn)的單晶硅電池效率可以達到13-20%。由于采用了切割、打磨等工藝，會造成大量硅原料的損失；受硅單晶棒形狀的限制，單晶硅電池必須做成圓形，對光伏組件的布置也有一定的影響。多晶硅電池的生產(chǎn)主要有兩種方法，一種是通過澆鑄、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶錠，再經(jīng)過切割、打磨等工藝制成多晶硅片，進一步印刷電極、封裝，制成電池。澆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少，并且形狀不受限制，可以做成方便光伏組件布置的方形；除不需要單晶拉制工藝外，制造單晶硅電池的成熟工藝都可以在多晶硅電池的制造中得到應用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學氣相沉積（CVD）等工藝形成無序分布的非晶態(tài)硅膜，然后通過退火形成較大晶粒，以提高發(fā)電效率。多晶硅電池的效率能夠達到10-18%，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所降低，但是節(jié)約能源，節(jié)省硅原料，達到工藝成本和效率的平衡。（2）非晶硅電池和薄膜光伏電池非晶硅電池是在不同襯底上附著非晶態(tài)硅晶粒制成的，工藝簡單，硅原料消耗少，襯底廉價，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高溫影響小的特性。自上個世紀70年代發(fā)明以來，非晶硅太陽能電池，特別是非晶硅薄膜電池經(jīng)歷了一個發(fā)展的高潮。80年代，非晶硅薄膜電池的市場占有率一度高達20%，但受限于較低的效率，非晶硅薄膜電池的市場份額逐步被晶體硅電池取代，目前約為12%。非硅薄膜太陽電池是在廉價的玻璃、不銹鋼或塑料襯底上附上非常薄的感光材料制成，比用料較多的晶體硅技術造價更低，其價格優(yōu)勢可抵消低效率的問題。（3）數(shù)倍聚光太陽能電池數(shù)倍聚光太陽能電池片本身與其它常規(guī)平板光伏電池并無本質(zhì)區(qū)別，它是利用反射或折射聚光原理將太陽光會聚后，以高倍光強照射在光伏電池板上達到提高光伏電池的發(fā)電功率。國外已經(jīng)有過一些工業(yè)化嘗試。比如利用菲涅爾透鏡實現(xiàn)3～7倍的聚光，但由于透射聚光的光強均勻性較差、且特制透鏡成本降低的速度趕不上高反射率的平面鏡，國外開始嘗試通過反射實現(xiàn)聚光，比如德國ZSW公司發(fā)明了V型聚光器實現(xiàn)了2倍聚光，美國的Falbel發(fā)明了四面體的聚光器實現(xiàn)了2.36倍聚光。盡管實現(xiàn)2倍聚光也可以節(jié)省50%的光伏電池，但是相對于聚光器所增加的成本，總體的經(jīng)濟效益并不明顯。目前國內(nèi)聚光太陽能電池研究尚處于示范運行階段，聚光裝置采用有多種形式，有：高聚光鏡面菲涅爾透鏡、槽面聚光器、八面體聚光器等。由于聚光裝置需要配套復雜的機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施，且產(chǎn)品尚處于開發(fā)研究期，其實際的使用性能及使用效果尚難確定。根據(jù)國外的應用經(jīng)驗，盡管實現(xiàn)多倍聚光可以節(jié)省光伏電池，但是隨著電池價格的不斷下降，相對于聚光器所增加的成本，總體的經(jīng)濟效益并不明顯。在單晶硅、多晶硅、非晶薄膜電池這三種電池中，單晶硅的生產(chǎn)工藝最為成熟，在早期一直占據(jù)最大的市場份額。但由于其生產(chǎn)過程耗能較為嚴重，產(chǎn)能被逐漸削減。到2006年時，多晶硅已經(jīng)超過單晶硅占據(jù)最大的市場份額。對單晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光這四種電池類型就轉(zhuǎn)換效率、制造能耗、安裝、成本等方面進行了比較，見下表：表3-1太陽能電池技術性能比較表序號比較項目多晶硅單晶硅非晶硅薄膜數(shù)倍聚光1技術成熟性目前常用的是鑄錠多晶硅技術，70年代末研制成功商業(yè)化單晶硅電池經(jīng)50多年的發(fā)展，技術已達成熟階段70年代末研制成功，經(jīng)過30多年的發(fā)展，技術日趨成熟發(fā)展起步較晚，技術成熟性相對不高2光電轉(zhuǎn)換效率商業(yè)用電池片一般12%～16%商業(yè)用電池片一般13%～18%商業(yè)用電池一般5%～9%能實現(xiàn)2倍以上聚光3價格材料制造簡便，節(jié)約電耗，總的生產(chǎn)成本比單晶硅低材料價格及繁瑣的電池制造工藝，使單晶硅成本價格居高不下生產(chǎn)工藝相對簡單，使用原材料少，總的生產(chǎn)成本較低需要配套復雜的機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施等，未實現(xiàn)批量化生產(chǎn)，總的生產(chǎn)成本較高4對光照、溫度等外部環(huán)境適應性輸出功率與光照強度成正比，在高溫條件下效率發(fā)揮不充分同多晶硅電池弱光響應好。高溫性能好，受溫度的影響比晶體硅太陽能電池要小為保證聚光倍數(shù)，對光照追蹤精度要求高，聚光后組件溫升大，影響輸出效率和使用壽命。5組建運行維護組件故障率極低，自身免維護同多晶硅電池柔性組件表面較易積灰，清理困難。機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻設施需要定期維護故障率大6組件使用壽命經(jīng)實踐證明壽命期長，可保證25年使用期同多晶硅電池衰減較快，使用壽命只有10-15年機械跟蹤設備、光學儀器、冷卻等設施使用期限較難保證7外觀不規(guī)則深藍色，可作表面弱光著色處理黑色、藍黑色深藍色表面為菲涅爾透鏡8安裝方式利用支架將組件傾斜或平鋪于地面建筑屋頂或開闊場地，安裝簡單，布置緊湊，節(jié)約場地同多晶硅電池柔性組件重量輕，對屋頂強度要求低，可附著于屋頂表面，剛性組件安裝方式同晶硅組件帶機械跟蹤設備，對基礎抗風強度要求高，陰影面大，占用場地大9國內(nèi)自動化生產(chǎn)情況產(chǎn)業(yè)鏈完整，生產(chǎn)規(guī)模大、技術先進同多晶硅電池2007年底2008年初國內(nèi)開始生產(chǎn)線建設，起步晚，產(chǎn)能沒有完全釋放尚處于研究論證階段，使用較少由上表可以看出：（1）晶體硅電池技術成熟，且產(chǎn)品性能穩(wěn)定，使用壽命長。（2）商業(yè)化使用的太陽電池中，單晶硅轉(zhuǎn)換效率最高，多晶硅其次，但兩者相差不大。（3）晶體硅電池組件故障率極低，運行維護最為簡單。（4）在開闊場地上使用晶體硅光伏組件安裝簡單方便，布置緊湊，可節(jié)約場地。（5）盡管非晶硅薄膜電池在價格、弱光響應，高溫性能等方面具有一定的優(yōu)勢，但是使用壽命期較短。因此綜合考慮上述因素，本工程擬選用晶體硅太陽能電池。同單晶硅光伏組件相比，多晶硅光伏組件轉(zhuǎn)換效率稍低，但單瓦造價相對便宜，尤其是大功率組件價格要更便宜（采用大功率組件可以降低土建等費用，從而降低工程投資），適合建設項目用地比較充足、可大面積鋪設的工程，而單晶硅光伏組件更適合建設項目用地緊缺、更強調(diào)高轉(zhuǎn)換效率的工程。另外，根據(jù)設備廠的資料，多晶硅光伏組件在工程項目投運后效率逐年衰減穩(wěn)定，單晶硅光伏組件投運后的前幾年電池的效率逐年衰減稍快，以后逐年衰減穩(wěn)定。結(jié)合本工程的特點：（1）本工程區(qū)域位于嘉興市，光伏電池組件的造價在工程造價中的比重相對較高(約60%以上)，有必要降低光伏電池組件價格以節(jié)省工程投資；（2）對于1.232MWp光伏電站，采用多晶硅光伏電池組件每瓦價格比采用單晶硅光伏電池組件能節(jié)省造價10%左右。綜合考慮以上各種因素，本項目推薦選用多晶硅光伏電池組件。表3-2光伏組件性能參數(shù)表標準功率W265組件效率16.19％工作電壓（Vmppt）V31.4工作電流（Imppt）A8.44開路電壓（Voc）V38.6短路電流（Isc）A9.03峰值功率溫度系數(shù)%/K-0.41%/k開路電壓溫度系數(shù)%/K-0.31%/k短路電流溫度系數(shù)%/K0.06%/k組件尺寸A×B×Cmm1650×992×40重量kg18.5玻璃3.2mm高透光太陽能玻璃工作溫度°C-45～+85額定工作溫度°C46（±2°C）框架陽極氧化鋁接線盒防護等級IP65電纜/連接器4.0mm2×1000mm光伏技術電纜質(zhì)保5年工藝保證10年質(zhì)保，90％輸出功率25年質(zhì)保，80％輸出功率3.2光伏系統(tǒng)逆變器選擇3.2.1逆變器選型原則并網(wǎng)逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的關鍵設備，對于光伏系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和可靠性具有舉足輕重的地位。逆變器選型的主要技術原則如下：（1）性能可靠，效率高：光伏發(fā)電系統(tǒng)目前的發(fā)電成本較高，如果在發(fā)電過程中逆變器自身消耗能量過多或逆變失效，必然導致總發(fā)電量的損失和系統(tǒng)經(jīng)濟性下降，因此要求逆變器可靠、效率高，并能根據(jù)太陽能電池板組件當前的運行狀況輸出最大功率（MPPT）。（2）要求直流輸入電壓有較寬的適應范圍：由于太陽能電池板的輸出電壓隨日照強度、天氣情況和負載而變化，這就要求逆變器必須在較大的直流輸入電壓范圍內(nèi)保證正常工作，并保證交流輸出電壓穩(wěn)定。（3）最大功率點跟蹤：逆變器的輸入端電阻應自適應于光伏發(fā)電系統(tǒng)的實際運行特性，保證光伏發(fā)電系統(tǒng)運行在最大功率點。（4）波形畸變小，功率因數(shù)高：當大型光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)運行時，為避免對公共電網(wǎng)的電力污染，要求逆變器輸出正弦波，電流波形必須與外電網(wǎng)一致，波形畸變小于5%，高次諧波含量小于3%，功率因數(shù)接近于1。（5）具有保護功能：并網(wǎng)逆變器還應具有交流過壓、欠壓保護，超頻、欠頻保護，高溫保護，交流及直流的過流保護，直流過壓保護，防孤島保護等保護功能。（6）監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集：逆變器應有多種通訊接口進行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到遠控室，其控制器還應有模擬輸入端口與外部傳感器相連，測量日照和溫度等數(shù)據(jù)，便于整個電站數(shù)據(jù)處理分析。目前市場主流主要在集中型逆變器和組串式逆變器之間選擇，故本次主要在這兩款逆變器中做比較：1、集中逆變器在大于10kWp的光伏發(fā)電站系統(tǒng)中，很多并行的光伏組串連接到同一臺集中逆變器的直流輸入側(cè)。這類逆變器的最大特點是效率高，成本低。大型集中逆變器（單機500kW、630kW、1MW）可直接通過一臺中壓變壓器與中壓電網(wǎng)（10kV或35kV）連接，減少逆變器輸出交流側(cè)電纜損耗，提高發(fā)電效率。2、組串逆變器太陽能電池板組件被連接成幾個相互平行的串，每個串都連接單獨的一臺逆變器，即成為“組串逆變器”。每個組串并網(wǎng)逆變器具有獨立的最大功率跟蹤單元，從而減少了太陽能電池板組件最佳工作點與逆變器不匹配的現(xiàn)象和陽光陰影帶來的損失，增加了發(fā)電量。根據(jù)光伏電池組件的不同，組串逆變器的最大功率一般在數(shù)千瓦級以內(nèi)。集中型逆變器的銘牌容量在數(shù)百千瓦之間，如果選擇單臺容量小的逆變器，則設備數(shù)量較多，且單位造價相對越高，前期投資和后期的維護投入都較高；但若是逆變器容量過大，則在逆變器出現(xiàn)故障時，發(fā)電系統(tǒng)損失的發(fā)電量過大。結(jié)合德威不銹鋼屋頂及廠區(qū)場地位置，選擇組串式逆變器可減少從而減少了太陽能電池板組件最佳工作點與逆變器不匹配的現(xiàn)象和陽光陰影帶來的損失，增加發(fā)電量；亦可解決廠區(qū)逆變器放置場地少的難題，因此本項目建議選擇組串式逆變器。3.2.2逆變器規(guī)格參數(shù)在本光伏發(fā)電系統(tǒng)中，逆變器選用了50kW組串式逆變器等級，規(guī)格參數(shù)如下表：輸入最大直流輸入功率（kW）53.5最大方陣開路電壓（V）1100最大方陣輸入電流（A）22MPPT電壓范圍（V）200-1000交流輸出額定交流輸出功率（kW）47.5是否含隔離變壓器無工作電壓范圍（V）500VAC額定電網(wǎng)頻率（Hz）50/60最大效率（%）99%中國效率（%）98.49%功率因數(shù)>0.99電流總諧波畸變率THD（%）<3%待機消耗（W）<1噪音（dB）<65dB使用環(huán)境防護等級（符合EN60529）IP65環(huán)境溫度-25℃…＋60℃環(huán)境濕度0~100%安全絕緣強度1500VAC，一分鐘外殼防護等級IP65通訊方式ModbusRS485有ModbusTCP/IP可選尺寸寬×高×厚（mm）930*550*260重量重量（kg）553.3組件排布方式3.3.1方案設計在光伏發(fā)電系統(tǒng)的設計中，光伏組件方陣的安裝形式對系統(tǒng)接收到的太陽總輻射量有很大的影響，從而影響到光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電能力。光伏組件的安置方式有固定安裝式和自動跟蹤式兩種形式。自動跟蹤系統(tǒng)包括單軸跟蹤系統(tǒng)和雙軸跟蹤系統(tǒng)。單軸跟蹤有水平單軸跟蹤和傾斜單軸跟蹤，水平單軸跟蹤（東西方位角跟蹤和極軸跟蹤）系統(tǒng)以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡；傾斜單軸跟蹤圍繞該傾斜的軸旋轉(zhuǎn)追蹤太陽方位角；雙軸跟蹤系統(tǒng)（全跟蹤）可以隨著太陽軌跡的季節(jié)性位置的變換而改變方位角和傾角。表3-3四種安裝方式比較項目固定安裝水平單軸跟蹤傾斜單軸跟蹤雙軸跟蹤發(fā)電量（%）100118131136安裝支架造價0.6元/瓦1.3元/瓦2元/瓦5元/瓦支撐點多點支撐多點支撐多點支撐，支架后部偏高單點支撐抗大風能力安裝固定，抗風較好抗風能力差抗風較好抗風較好運行維護工作量小有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量較大有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量較大有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量較大占地面積較小較大較大較大安裝綜合成本較小較大較大較大維護成本較小較大較大較大因為光伏跟蹤系統(tǒng)由于采用了機電或者液壓裝置，所以其初始成本也相對較高，維護也相對較為復雜，而且與建筑結(jié)合的光伏組件通常都是建筑的屋頂或者外墻材料，考慮到建筑屋頂面積有限、對美觀的要求以及相關的成本維護以及可靠性等多種因素，目前，除了少量的光伏遮陽蓬以外，一般來說都是采用固定式安裝。光伏組件在建筑上的固定安裝形式又分為建筑附加光伏（BAPV）和光伏建筑一體化（BIPV）安裝，其中BAPV就是把光伏組件直接放置在建筑上，而BIPV則是把特殊的光伏組件作為建材，作為建筑圍護結(jié)構(gòu)的一部分安裝在建筑上面。（1）通常對于已經(jīng)建好的已有建筑，建議采用組件直接放置型的固定安裝方式。該方式是在建筑屋頂或者立面墻表面固定安裝金屬支架，然后再將太陽能光伏組件固定安裝在金屬支架上，從而形成覆蓋在已有建筑表面的太陽能光伏陣列。這種安裝方式初始建設成本相對較低。（2）對于在建或者設計階段的新建建筑，可以考慮利用BIPV，將太陽電池組件和建筑材料組合為建筑構(gòu)件成為建筑的外表面材料；或者將特殊的組件直接作為屋頂材料或者幕墻材料覆蓋建筑表面，讓光伏組件真正成為建筑的一部分。而且在建筑設計階段就考慮到光伏發(fā)電的應用，能夠?qū)ㄖO計和光伏系統(tǒng)設計進行最佳的整合，從而可以得到最好的建筑與光伏結(jié)合的效果：既保持了建筑的美觀，又能夠最大限度的發(fā)揮太陽能系統(tǒng)的發(fā)電效能。本工程屋面為馬鞍板屋面，朝西南方向，考慮組件方位角偏西南方向時組件表面輻射量比正南方向輻射量小，且傾角越大時輻射量減少越明顯，考慮前后排遮擋，組件安裝傾角按12度設計。3.3.2組件間距計算電站總平面布置方案按電池板方陣尺寸和相應電池板陣個數(shù)進行規(guī)劃布置。電池方陣的占地面積及布置方式與電站所處地理位置的緯度密不可分。按照經(jīng)驗，太陽能電池板間的間距要滿足以下條件：如果在太陽高度角最低的冬至那一天，從當?shù)貢r間午前9時至午后3時之間，其電池板太陽能電池板的影子互相不影響，則對陣列的電池板陣輸出沒有影響。固定式電池板陣列前后間距示意如下圖所示：太陽能電池板與水平面傾斜角度為15度電池板陣列前后排間距的一般確定原則為：冬至當天9:00～15:00太陽能電池板方陣不應被遮擋。光伏方陣陣列間距或可能遮擋物與方陣底邊垂直距離應不小于D。計算公式如下：式中：φ為緯度(在北半球為正、南半球為負)，該項目緯度為北緯φ=31.23度；電池板安裝傾角a=12°雙排橫向排布方式：太陽能電池板太陽能電池板尺寸為1650×992mm按照電氣專業(yè)的布置，2塊組件板橫向長度為L=1.96m（含邊框）H電池板固定后的投影高度，經(jīng)計算：H=L×sina=1.642×sin15=0.417m將上述各數(shù)值代入公式計算：D=0.79m因本項目組件陣列朝西南方向，同時考慮光伏電站檢修及維護，故本項目設定光伏太陽能電池板前后間距為1.0m(前后兩排陣列的凈間距)即可。3.3.3太陽電池組件的串、并聯(lián)設計太陽電池組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及太陽電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定。太陽電池組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。在條件允許時，應盡可能的提高直流電壓，以降低直流部分線路的損耗，同時還可減少匯流設備和電纜的用量。本工程所選50kW逆變器的最高允許輸入電壓Vdcmax為1100V，輸入電壓MPPT工作范圍為200V~1000V。265Wp多晶硅電池組件開路電壓38.6V、最佳工作點電壓31.4V、開路電壓溫度系數(shù)-0.31%/K。經(jīng)計算得出：串聯(lián)多晶硅太陽電池數(shù)量N為：16≤N≤25。綜合考慮支架承重、抗風能力、光伏組件整體布置以及50kW逆變器的允許串聯(lián)組件數(shù)量，本工程N取24。則固定式安裝每一路多晶硅組件串聯(lián)的額定功率容量計算如下：P（N）＝265Wp×24=6360Wp；對應于所選50kW逆變器的額定功率計算，需要并聯(lián)的路數(shù)：N＝50/6.36＝8路。3.4年上網(wǎng)電量計算3.4.1太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)效率分析1）光伏溫度因子光伏電池的效率會隨著其工作時的溫度變化而變化。當它們的溫度升高時，不同類型的大多數(shù)光電池效率呈現(xiàn)出降低趨勢。折減因子取96%。2）光伏陣列的灰塵損耗由于光伏組件上有灰塵或積水造成的污染，經(jīng)統(tǒng)計經(jīng)常受雨水沖洗的光伏組件其影響平均在2~4%之間，無雨水沖洗較臟的光伏組件其影響平均在8~10%之間。本項目所在地春季多風，夏季多雨，綜合考慮折減系數(shù)取3%，即污染的折減因子取95%。3）逆變器的平均效率目前并網(wǎng)光伏逆變器的平均效率為97.5%左右。4）光伏陣列直流配電損失初步估算光伏陣列直流配電損耗約為1.5%。其配電綜合損耗系數(shù)為98.5%。5）機組的可利用率雖然太陽能電池的故障率極低，但定期檢修及電網(wǎng)故障依然造成一定損失，損失系數(shù)取1%，光伏發(fā)電系統(tǒng)的可利用率為99%。6）光伏電站內(nèi)用電、升壓變損耗、線損等能量損失2%，利用率為98%；7）太陽能電池板差異性損耗2%，利用率98%。8）早晚不可利用輻射損失2%，利用率98%。綜合以上各折減系數(shù)，固定式多晶硅電池陣列系統(tǒng)的綜合效率為81.6%。3.4.2光伏系統(tǒng)發(fā)電量計算屋頂裝機容量如下表3-4表3-4屋面裝機容量序號名稱可利用屋頂面積（m2）裝機容量（kW）1車間一112801023.96首年理論上網(wǎng)電量約等于：1023.96kW×1212.17kWh/m2×81.6%＝101.28萬kWh晶體硅光伏組件光電轉(zhuǎn)換效率逐年衰減，整個光伏發(fā)電系統(tǒng)25年壽命期內(nèi)平均年有效利用小時數(shù)也隨之逐年降低，本工程所采用的光伏組件10年內(nèi)年衰減不超過10％，25年內(nèi)衰減不超過20％。本工程年發(fā)電量估算如表3-5所示。表3-5各年平均發(fā)電量當年發(fā)電量(萬kw.h)累計發(fā)電量(萬kw.h)組件衰減率第一年101.28101.281.00%第二年100.57201.850.70%第三年99.87301.720.70%第四年99.17400.890.70%第五年98.47499.360.70%第六年97.78597.140.70%第七年97.10694.240.70%第八年96.42790.660.70%第九年95.75886.410.70%第十年95.08981.490.70%第十一年94.411075.890.70%第十二年93.751169.640.70%第十三年93.091262.740.70%第十四年92.441355.180.70%第十五年91.791446.970.70%第十六年91.151538.120.70%第十七年90.511628.630.70%第十八年89.881718.510.70%第十九年89.251807.760.70%第二十年88.631896.390.70%第二十一年88.011984.400.70%第二十二年87.392071.780.70%第二十三年86.782158.560.70%第二十四年86.172244.730.70%第二十五年85.572330.300.70%由此可以計算出本工程25年總發(fā)電量為2330.3萬kWh，25年平均上網(wǎng)電量93.21萬kWh，25年等效利用小時數(shù)為22757.72h。4電氣4.1接入系統(tǒng)方案本項目裝機容量為1023.96kWp，為全額上網(wǎng)光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，太陽能產(chǎn)生的電力經(jīng)過逆變后由0.5/10kV箱變升壓至10kV，經(jīng)10kV電纜T接至用戶10kV進線端實現(xiàn)并網(wǎng)。供電局接入系統(tǒng)方案未取得，需以供電公司接入系統(tǒng)批復為依據(jù)作深化設計。4.2電氣一次4.2.1光伏發(fā)電系統(tǒng)主接線本工程組件并聯(lián)接入逆變器后產(chǎn)生交流電，經(jīng)交流匯流箱匯流后接入升壓變，升壓至10kV，光伏并網(wǎng)用高壓柜4臺（光伏升壓變開關柜、光伏計量柜、光伏并網(wǎng)柜，光伏并網(wǎng)柜），詳見附圖：光伏并網(wǎng)電氣一次主接線示意圖。4.2.2設備選型1、低壓柜：本期低壓柜選用GGD型低壓開關柜；2、升壓變本期升壓變選用油浸式變壓器，型號為S11-1000kVA10.5±2*2.5%/0.5Dy11Uk=4.5%；3、高壓柜本期高壓柜選用KYN28A-12型中置式開關柜，開關柜采用電纜下進下出線方式，斷路器短路分斷能力為25kA，設微機保護裝置；以上設備安裝在一臺箱變內(nèi)，箱變尺寸以廠家提供為準。4.2.3電纜選型電纜選擇與敷設按《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范》(GB50299-2006)、《電力工程電纜設計規(guī)范》(GB50217-2007)和《國家電網(wǎng)公司十八項反事故措施實施細則》中的有關部分進行設計。光伏站內(nèi)電力電纜主要用于站用電源系統(tǒng)，采用鋼帶鎧裝聚氯乙烯絕緣聚氯乙烯護套電力電纜，控制電纜采用阻燃聚氯乙烯絕緣、聚氯乙烯護套鋼帶鎧裝電纜。4.2.4防雷、接地及過電壓保護設計1、防雷光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)因為太陽能光伏陣列的面積寬，而且安裝在沒有遮蓋物的室外，因此容易受到雷電引起的過高電壓影響。所以，根據(jù)安裝太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的地區(qū)和重要性采取相應的防雷措施。本系統(tǒng)防雷構(gòu)成分為防直擊雷、防感應雷。（1）防直擊雷設計：本系統(tǒng)太陽能光伏太陽能電池板的金屬緊固件和地面角鋼可靠連接。（2）防感應雷設計：為防止感應雷給系統(tǒng)設備造成損壞，本設計以下處安裝防雷保護裝置。A、匯流箱內(nèi)安裝二級直流防雷元件；B、逆變器自身具有防雷保護，達到國家二級防雷標準；C、交流配電柜：為保護逆變器不受市電引入感應雷破壞，在交流配電柜內(nèi)安裝防雷器，交流防雷器串接交流斷路器再接到交流輸出線上，同時防雷器接地端與PE線連接。2．接地（1）太陽能接地系統(tǒng)的接地電阻小于4歐姆；（2）本設計中所有支架、電氣設備金屬外殼等所有金屬體均應可靠接地；（3）本設計中交流部分均設有專用保護接地線（與建筑的接地系統(tǒng)一致）。4.3電氣二次4.3.1繼電保護1、線路保護在光伏發(fā)電場配置一套綜合自動化系統(tǒng)，該系統(tǒng)是綜合自動化的通信樞紐，是全站的信息綜合點，它負責對主要設備獲取測量數(shù)據(jù)和狀態(tài)信號，并對所得信息作匯總、分析、存貯和報告輸出，同時還負責與遠方電力調(diào)度之間的聯(lián)系，實現(xiàn)數(shù)據(jù)、狀態(tài)量的傳輸和控制命令的傳達；另外，它還與電子式電表、直流電源系統(tǒng)等其它智能模塊或設備相連接，共同完成全站的綜合管理功能。根據(jù)電氣一次設計，本站需配備1臺微機綜合保護裝置（配備通訊接口，具有帶方向的電流速斷保護和過流保護）；具有斷路器操作回路（保護與斷路器跳合閘操作回路宜組合在一套裝置內(nèi)，線路保護不單獨組柜，采用就地分散安裝方式，組合于開關柜內(nèi)）；光伏電站側(cè)保護具備低電壓保護的功能（延時跳閘）；具備失壓跳閘檢有壓閉合閘功能（失壓跳閘值宜整定為20%UN，0.2秒，檢有壓定值宜整定為85%UN）。2、防孤島措施（1）逆變器防孤島保護逆變器需具有防孤島保護功能，光伏電站內(nèi)逆變器的防孤島保護主要有頻率偏移、功率變動、電壓相位跳動等檢測手段，動作時間在100ms~1s。孤島現(xiàn)象保護是逆變器并網(wǎng)保護中最為重要、優(yōu)先級別最高的保護。要求光伏系統(tǒng)必須在電網(wǎng)失壓2s以內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電。（2）頻率電壓緊急控制裝置孤島現(xiàn)象發(fā)生時頻率、電壓將發(fā)生突變，本期需在光伏電站10kV出線側(cè)裝設一套頻率電壓緊急控制裝置，頻率電壓緊急控制裝置應具備滑差閉鎖功能以及判斷短路功能。該頻率電壓緊急控制裝置用于極端緊急情況下的電網(wǎng)頻率電壓緊急控制。該裝置需用于電網(wǎng)頻率電壓異常需要緊急控制的場合，如低頻低壓解列或高頻切機等，主要功能要求如下：1、低頻低壓解列功能：在電網(wǎng)頻率降低至整定頻率時，裝置應能實現(xiàn)解列，使頻率恢復到正常值。當具有較大有功功率缺額的電網(wǎng)發(fā)生嚴重故障或解列后，電壓可能嚴重下降不能恢復，低頻解列可能拒動，系統(tǒng)無功不平衡等情況下應采用低壓解列功能。2、高頻、高壓切機功能：當系統(tǒng)發(fā)生過頻或過壓時，裝置應能實現(xiàn)切機或解列、快控汽門等功能。3、失步振蕩解列功能：當電廠與主系統(tǒng)失去同步，發(fā)生失步振蕩，要求裝置能同時跳開機組與主網(wǎng)的所有并列通道，解列電廠一次送出斷面，即雙線均解列（檢修方式時，則只解列投運的聯(lián)絡線）。4、測量功能：裝置應能同時測量兩段母線或兩條聯(lián)絡線的三相電壓、三相電流、頻率、有功功率、無功功率和相位角，作為判別的依據(jù)。5、遠方功能：裝置需預留通信接口或遠方跳閘接點輸入，用于執(zhí)行遠方跳閘命令或減載命令；同時能向遠方發(fā)送減載或解列命令。6、裝置應記錄必要的信息（如故障波形數(shù)據(jù)），并通過接口送出；所記錄信息不應丟失并可重復輸出，記錄信息內(nèi)容主要用于判別裝置各部分工作是否正常，動作是否正常。7、裝置應具有自動對時功能。8、至少具備8回解列及閉鎖重合閘出口。4.3.2系統(tǒng)調(diào)度自動化1、系統(tǒng)調(diào)度自動化本工程建成后，光伏發(fā)電項目信息發(fā)送至供電公司調(diào)控中心。2、遠動通信按照有關規(guī)程要求，光伏發(fā)電場配置計算機監(jiān)控系統(tǒng)以實現(xiàn)自動化管理，遠動功能并入計算機監(jiān)控系統(tǒng)，遠動信息采集由計算機監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集單元完成，可以對逆變器、母線、線路、斷路器等設備的運行狀態(tài)、參數(shù)進行采集，遙測量采集擬采用交流采樣；為保證遠動信息傳送的可靠性，應配置遠動工作站，該遠動工作站可與計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮，遠動信息量的直采直送均由遠動工作站完成。遠動工作站、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡接入功能等。有關遠動信息通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡和點對點通道同時送到對側(cè)調(diào)度所。遠動信息的內(nèi)容根據(jù)《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設計技術規(guī)程》和《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》（Q/GDW617-2011）的要求，進行光伏電站工程的遠動信息設計：1）光伏電站并網(wǎng)狀態(tài)、輻射度、環(huán)境溫度2）光伏電站發(fā)電量、功率因素；3）光伏電站10kV并網(wǎng)線電流；4）光伏電站10kV并網(wǎng)點三相電壓、頻率。3、電能質(zhì)量在線檢測裝置本方案在10kV系統(tǒng)側(cè)裝設滿足GB/T19862