20MWp地面光伏并网电站深化设计方案

内蒙古多伦20MWp光伏并网电站深化设计方案2021年9月26日目录1.太阳能资源 71.1区域太阳能资源概况 71.2光伏电站所在地区太阳能资源分析 8多伦市气象条件 8多伦市太阳能资源分析 91.3光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议 112.总体设计 122.1光伏组件选型 12太阳能电池概述 12太阳能电池种类选择 152.2光伏阵列运行方式选择 18阵列倾斜角确定固定式 182.3光伏电场光资源计算 19最正确倾角确实定 19最正确方位角确实定 212.4系统发电效率分析 252.5上网发电量计算 262.6站用电计算 273.设备选型 293.1电池组件 29电池组件的技术指标 29电池组件的的选型 303.2逆变器 30逆变器的技术指标 31逆变器的选型 323.3直流汇流箱 35汇流箱的技术指标 35汇流箱的选型 353.4直流配电柜 36配电柜的技术指标 36配电柜的选型 363.5升压变压器 37变压器的技术指标 37变压器的选型 403.5电缆 41电缆的技术指标 41电缆的选型 454.光伏方阵设计 464.1系统方案概述 474.2光伏阵列子方阵设计 474.3光伏组串单元排列方式 494.4光伏方阵前后间距计算 504.5太阳能电池阵列汇流箱 514.6光伏方阵平面布置 514.7直流汇流箱平面布置 514.8逆变器室的平面布置 525.电气设计 535.1电气一次 53主要设计依据 53电力系统接入 54电气主接线 54站用电设计 57无功补偿设计 58主要电气设备选择 58照明和检修 60电缆及其设施 60电缆防火 61过电压保护 61防雷接地 61电气设备布置 625.2电气二次 63电站的调度管理与运行方式 63光伏电站的自动控制、测量及信号 63继电保护与自动装置 67控制及保护电源 69电工实验室 69火灾报警 70图像监视及平安警卫系统 70环境监测系统 70主控室布置 716.系统控制 716.1设计范围及主要原那么 716.2系统继电保护及平安自动装置配置方案及选型意见 726.3调度关系 736.4调度系统现状 746.5远动信息 746.6光伏电站远动系统方案 756.7调度数据网接入设备及平安防护设备 756.8调度管理〔0MS〕及双细那么考核系统 766.9电能质量在线监测 776.10电能计量设备 776.11远动信息通道、传输方式及传输规约 786.12光伏电站对侧远动及关口电能计量设备配置 786.13调度端接口 796.13系统通信 796.14场内通信 816.15设备材料表 827.土建设计 877.1工程地质条件 877.2规程、标准 887.3光伏阵列根底 897.4光伏阵列根底地基处理 897.5逆变器室及箱变根底 897.6主变根底及事故油池 907.7站区总体规划 907.8站区总平面布置 907.9站区竖向布置 917.10站区管沟布置 911.太阳能资源1.1区域太阳能资源概况内蒙古海拔较高，地处中纬度内陆地区，以温带大陆性气候为主，全年降水较少，多晴朗天气，云量低，日照时间较长，日照时数在2600～3400h之间。太阳能辐射较强，全区年辐射总量在4830～7014MJ/m2之间，仅次于青藏高原，居全国第2位。全区太阳能资源的分布自东向西南增多，以巴彦淖尔市西部及阿拉善盟最好。一年之中，4～9月辐射总量与日照率都在全年的50％以上，特别是4～6月，东南季风气未推进到内蒙古境内，阴云天气少，日照充足。内蒙古太阳能资源分布图和内蒙古年日照小时数分布图分别见图1-1和图1-2。图1-1内蒙古太阳能资源分布图图1-2内蒙古年日照小时数分布图由上图可以看出，内蒙古地区太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。1.2光伏电站所在地区太阳能资源分析1.2.1多伦市气象条件本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局〔NASA〕联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地根底气象台；2、假设附近无根底气象台，那么根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。表1-1气象资料〔来自NASA数据库〕:月份气温相对湿度水平面日太阳辐射大气压力风速℃%kWh/m2/dkPam/s一月-22.372.60%2.2887.95.9二月-17.574.20%3.1987.85.7三月-7.361.10%4.5887.65.7四月537.80%5.8587.36.5五月12.937.00%6.587.25.7六月17.450.30%6.39875.3七月19.164.30%5.91874.5八月1767.30%5.4587.34.3九月11.359.50%4.6687.75十月2.857.50%3.58885.5十一月-8.865.80%2.49886.1十二月-18.572.70%1.97885.8年平均值0.960.00%4.487.65.5多伦县位于内蒙古中部、锡林郭勒盟东南端。背靠草原、面向京津，是内蒙古距首都北京最近的旗县〔航线距离180公里〕，距呼和浩特、张家口、承德、赤峰均在280公里左右，是锡盟连接东北、华北地区的交通枢纽。全县地处浑善达克沙地南缘，是我国北方农牧交错带典型的农牧结合经济类型区。气候属中温带半干旱向半湿润过渡的大陆性气候。海拔1150一1800米。年均气温1.6℃。年均降水量385毫米，属锡盟境内丰水带。1.2.2多伦市太阳能资源分析多伦县太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一。据1990～2021年太阳辐射资料统计说明，全县平均5952.42MJ/m2•a。根据NASA数据库提供的多年各月水平面日太阳辐射量均值绘图如下：图1-3多伦多年月平均辐射量变化图由上图可知，多伦县多年的太阳能每天平均总辐射量为4.4kWh/m2/d，年总辐射量为1607.46kWh/m2/a。图1-3中显示，工程实施地年平均接受太阳辐射量约为1607.46kWh/m2/a。其中5月、6月接受的辐射较大，4月、7月次之，四个月接受辐射总量约为751.91kWh/m2。多伦县多年月平均日照小时数见表1-2和图1-4。表1-21990年—2021年全县各月日照时数表月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均日照时数218222265270287263254251248245215202图1-4多年月平均日照小时数〔时〕多伦县海拔较高，日照充足。多年平均日照时数为2941小时。日照时数的分布以夏季最多，冬季最少，属日照较充分地区。各月日照数以4月份和5月份最多，月平均270小时～287小时；11月～12月最少，月平均202小时～215小时。1.3光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议站址年平均总辐射为1607.46kWh/m2，根据我国在1983年出版的太阳能资源区划标准，该区域属于II类“很丰富带〞，较适合大型光伏电站的建设。表1-3我国太阳能区域分布表等级资源带号年总辐射量〔kWh/m2〕平均日辐射量〔kWh/m2〕最丰富带I≥1750≥4.8很丰富带II1400–17503.8–4.8较丰富带III1050–14002.9–3.8一般IV<1050<2.9本工程站区辐射数据依据NASA网数据库中的多年各月日平均辐射数据作为根底资料，为了客观评估光伏电站所在区域的太阳能资源，本报告取22年的平均辐射量作为光伏电站数据。建议本工程业主在电站区域内安装太阳辐射测量装置，取得一年的数据后，对本次分析的原始数据进行验证、订正等，并对发电量重新核算。2.总体设计2.1光伏组件选型太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最正确的太阳能电池组件。2.1.1太阳能电池概述太阳能光伏系统中电池组件是重要的组成局部之一，是收集太阳能的根本单位。光伏电池主要有：多晶体硅电池、单晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。太阳电池技术性能比拟受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术开展情况影响，市场上主流太阳电池根本为晶硅类电池和薄膜类电池。a〕晶体硅太阳电池单晶硅电池是开展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%~20%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在13%~15%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产本钱也较单晶硅太阳电池低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易到达工艺本钱和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。b〕薄膜类太阳电池薄膜太阳能电池的优点在于弱光效应好，价格相对廉价；最大的缺点在于转换效率低，且有光感退化问题。其包括非晶硅薄膜太阳电池，硒铟铜和碲化镉薄膜电池，多晶硅薄膜电池等几种。在这几种薄膜电池中，最成熟的产品当属非晶硅薄膜太阳能电池，在世界上已经有多家公司在生产该种电池产品，其主要优点是本钱低，制备方便。但也存在缺点，即非晶硅电池的不稳定性，其光电转化效率会随着光照时间的延续而衰减，另外非晶硅薄膜太阳能电池的效率也比拟低，一般在8~10%。硒铟铜和碲化镉薄膜电池的效率较非晶硅薄膜电池高，本钱较单晶硅电池低，并且易于大规模生产，还没有效率衰减问题，是非晶硅薄膜电池的一种较好替代品，在美国已经有一些公司开始建设这种电池的生产线。但是这种电池的原材料之一镉对环境有较强的污染，与开展太阳能电池的初衷相背离，而且硒、铟、碲等都是较稀有的金属，对这样电池的大规模生产起到了很大的制约作用。c〕聚光光伏电池采用廉价的聚光系统将太阳光会聚到面积很小的高性能光伏电池上，一方面电池芯片单位面积接收的辐射功率密度大幅度地增加，太阳电池光电转换效率得以提高；另一方面，对于给定的输出功率，可以大幅度降低太阳电池芯片的消耗，从而降低系统的本钱。聚光光伏电池特点如下： 节省芯片 重量比功率、面积比功率大 电流随聚光倍数线性升高 电压随聚光倍数对数增加〔一定聚光倍数下〕 效率高太阳能聚光电池具有面积小、功率大、效率高的特点。虽然太阳能聚光电池具有突出的优点，但是，聚光电池必须采用跟踪系统才能发挥其优点。目前太阳能聚光电池没有得到广泛应用，其原因是太阳能聚光电池需要精确的跟踪太阳。精确跟踪系统技术有待提高，现有的跟踪系统价格高，故障率高。2.1.2太阳能电池种类选择现阶段紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产本钱两大目标，世界各国均在进行各种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶硅类高效太阳电池和各类薄膜太阳电池是全球新型太阳电池研究开发的两大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、铜铟镓硒薄膜太阳电池。太阳电池主要特性如表2-1所示。表2-1太阳电池主要特性种类类别单晶硅电池多晶硅电池非晶硅薄膜电池聚光电池电池组件转换效率14~17%13~15%5~8%25~30%功率温度系数-0.45%-0.39%-0.20%-0.15%对高温的敏感性最敏感最敏感不敏感较敏感技术成熟度最成熟最成熟较成熟较成熟优点转换效率高转换效率最高,本钱低于单晶硅本钱低，功率对温度不敏感，弱光效应好转换效率最高缺点本钱高,工艺复杂效率低于单晶硅转换效率较低,工艺复杂本钱高,工艺复杂安装方式固定/跟踪固定/跟踪固定较多跟踪应用范围安装范围较广安装范围较广安装范围广，可安装在云层量较大地区直射光分量较大地区效率保证年限25252525中国应用案例多多较多不多根据目前最新市场价格：多晶硅电池市场价格在4.5元/Wp，单晶硅电池市场价格在5元/Wp，非晶硅薄膜电池4元/Wp，聚光电池(带跟踪系统)20元/Wp。根据电池组件价格，本工程对采用多/单晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、聚光电池比拟如下：根据上表可知，单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站工程。非晶硅薄膜太阳电池由于其稳定性较差、光电转化效率相对较低(其发电效率大约只有晶体硅电池的一半)、使用寿命相对较短的原因，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜电池在国内产量很小，目前大规模生产的厂商较少。而碲化镉、铜铟硒电池那么由于原材料剧毒或原材料稀缺性，其规模化生产受到限制。聚光光伏系统分类如下： 采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区； 采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区； 点聚焦聚光光伏系统宜安装在直射光分量较大地区。不管安装在什么地方的聚光电池都受当地太阳能直射光分量、地理环境的影响，同时直射光分量的采集也受精确的跟踪系统制约。CPV组件的优势在于较高的转换效率，对于土地昂贵的地区，其本钱可能较晶体硅组件有一定的降低，从而缩小与晶体硅组件的发电本钱。根据目前的技术成熟度，CPV的维护本钱会高于晶体硅配套双轴跟踪器。现阶段应用范围局限于较中小规模的电站或试验站。光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转化效率较高、已规模化生产、市场供给充足且在国内有工程应用实例的太阳能电池组件作为光电转换的核心器件。因此，本工程选用晶硅类太阳能电池。晶硅类电池又分为单晶硅电池组件和多晶硅电池组件。两种组件最大的差异是单晶硅组件的光电转化效率略高于多晶硅组件，也就是相同功率的电池组件，单晶硅组件的面积小于多晶硅组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同，但单晶硅组件的价格比多晶硅组件的价格高10％左右。在工程实际应用过程中，单晶硅和多晶硅电池都可以选用。结合本工程的特点：太阳能电池组件的造价在工程造价中的比重相对高，所以有必要降低太阳能电池组件价格以节省工程投资；综合各种因素，考虑到晶硅电池成熟度较高，国内外均有较大规模应用的实例，而非晶硅薄膜和聚光电池技术成熟度相对较差，国内目前尚无大规模应用实例，所以本工程拟选用20MWp晶硅电池组件。2.2光伏阵列运行方式选择光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。跟踪系统可以精确地移动以使太阳入射光线射到方阵外表上的入射角最小，使太阳入射的辐射强度最大。在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式和自动跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪〔东西方位角跟踪和极轴跟踪〕系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统〔全跟踪〕可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。2.2.1阵列倾斜角确定固定式光伏组件的安装，考虑其可安装性和平安性，目前技术最为成熟、本钱相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。图2-1固定式安装工程所在地风沙较大，光伏电站装机容量为20MWp属于大规模光伏电站，并且光伏支架的造价在工程造价中的比重也相对较高。由于固定式初始投资较低，且支架系统根本免维护，因此本工程光伏组件方阵推荐采用固定式安装。2.3光伏电场光资源计算在光伏发电系统中，光伏组件方阵的放置形式和放置角度对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏系统的发电能力。与光伏组件方阵放置相关的有以下两个角度参量：太阳电池组件倾角，太阳电池组件方位角。2.3.1最正确倾角确实定利用国际现行通用光伏软件PVSYST软件进行最优倾斜角度的计算如下：图2-2原始数据输入：图2-2多伦原始气象数据图2-3利用光伏软件PVSYST计算各倾角辐射量从比拟的结果可以看出，当太阳能电池板的倾角在36°～44°范围内时，太阳能电池板上所接收到的年总的辐射量较大，其中太阳能电池板的倾角为40°时最大，为1948kWh/m2/a。2.3.2最正确方位角确实定方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。在太阳能电池板的倾角为40°时，不同方位角的比拟结果见下：图2-4倾角为40°，方位角为0°、±5°、±10时的辐射量：图2-4不同方位角的辐射量图2-5利用光伏软件PVSYST计算各方位角辐射量根据上图的结果可知，在倾斜角度为40度，方位角为0度时，倾斜面所接收到的年总辐射量最大，到达1948kWh/m2/a。图2-6倾角为40°，方位角为0°时的太阳辐射量分布变化图：图2-6倾角为40°，方位角为0°时太阳辐射量分布变化图由图2-6可以看出，当光伏组件以40°倾角安装时，在1～4月份和9～12月份其外表接受到的太阳辐射量比水平面上接受到的太阳辐射量大。在5～8月份，光伏组件以40°倾角安装比水平安装所接受到的辐射强度小。但从整年接受的太阳辐射量来说，光伏组件以40°倾角安装，其外表获取的太阳辐射量较大，且全年各月光伏组件外表获取的太阳辐射量比拟均衡，各月的发电量也将会比拟均衡；而水平安装的光伏组件各月获取的太阳辐射量差异比拟大，各月的发电量也将会有很大的变化。综上所述，本工程组件支架采用固定安装方式，安装角度为40°。2.4系统发电效率分析1〕光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当他们的温度升高时，不同类型的大多数电池效率呈现降低的趋势。光伏温度因子0.34%/度，根据统计光伏组件平均工作在高于气温25度下，折减因子取96%。2〕光伏阵列的损耗由于组件上有灰尘或积雪造成的污染，本工程所在地降水量少，多风沙，污染系数高，折减系数取5%，即污染折减因子取95%。3〕逆变器的平均效率并网光伏逆变器的平均效率取96%。4〕光伏电站内用电、线损等能量损失初步估算电站内用电、输电线路、升压站内损耗，约占总发电量的5%，其配电综合损耗系数为95%。5〕机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然会造成损失，其系数取4%，光伏发电系统的可利用率为96%。考虑以上各种因素通过计算分析光伏电站系统发电总效率：η=96%×95%×96%×95%×96%=79.85%2.5上网发电量计算由第2.3节中光伏电场光资源计算可知40°倾角下的年辐射量为1948kWh/m2/a。每月发电量计算公式：EP=HA*K*PAS*T式中：EP每月的发电量〔KW.h/r〕HA倾斜面上的辐照量〔KW.h/r〕PAS太阳能电池阵列的输出功率(kW)K综合系统效率T每月发电天数固定安装式电池阵列的发电量统计见表2-2。表2-2电池阵列的发电量统计月份水平面太阳辐射40°倾角面太阳辐射月发电量kWh/m2/dkWh/m2/dkW•h一月2.284.532234817.765二月3.084.972214606.852三月4.586.13009357.256四月5.856.313012540.077五月6.56.042979757.02六月6.395.572659246.946七月5.915.282604820.706八月5.455.412668954.55九月4.665.552649698.483十月3.585.312619620.824十一月2.494.62196146.49十二月1.974.162052282.981合计30901849.95经计算，得出本工程第一年发电量为30901849.95kW•h。2.6站用电计算每台500kW逆变器的待机功率约为100W，每台1250kW低压变压器的空载损耗约为2000W，夜间控制系统、配电系统、生活用电等耗电约为10kW。夜间电站耗电＝0.1×40＋2×20＋10=54kW按平均每天电池板不发电时间14小时〔考虑局部阴雨天〕计算，全年电站耗电量约等于：54×14×365＝275940kWh光伏电站全寿命元件分析光伏组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低，该工程所采用光伏组件光电转换效率10年效率衰减幅度不超过10%，25年使用寿命衰减幅度不超过20%，25年运营期内发电量按0.8%的速度逐年递减，本报告对应每年发电量预测。逆变器整机的设计寿命为25年，内部元件主要是电容等一般使用寿命为15年，需更换元件的造价及更换费用小于整机造价的10％，在逆变器整机设计寿命内需更换一次。电气元件及变压器的设计寿命均大于25年，不存在更换情况。光伏电站全寿命上网电量计算：表2-3考虑衰减率，按25年衰减计算各年预计发电量年份固定倾角发电量〔度〕厂用电量〔度〕第1年30901850275940第2年30654635275940第3年30409398275940第4年30166123275940第5年29924794275940第6年29685396275940第7年29447912275940第8年29212329275940第9年28978630275940第10年28746801275940第11年28516827275940第12年28288692275940第13年28062383275940第14年27837884275940第15年27615181275940第16年27394259275940第17年27175105275940第18年26957704275940第19年26742043275940第20年26528106275940第21年26315882275940第22年26105354275940第23年25896512275940第24年25689340275940第25年25483825275940合计702736965年平均28109479由表2-3统计可以得到，25年的总发电量为702736965kW·h，年平均发电量为28109479kW·h。年平均上网电量为28109479kW·h。按照装机容量20MWp计算的年平均等效利用小时数为：1405.5小时。3.设备选型3.1电池组件电池组件的技术指标太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最正确工作电流、最正确工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。电池组件的的选型太阳能电池组件的功率规格较多，从50Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统容量为20MWp，组件用量较大，组件安装量较大，所以选用单位面积容量适宜的电池组件，可以降低组件安装量。235Wp系列组件是目前市场上出货量最大的组件之一，235Wp系列的组件功率在210Wp～250Wp不等，不同厂家都各有侧重，但价格大体是一样的。通过市场调查，在目前技术成熟的大容量电池组件规格中，拟采用常熟阿特斯阳光电力科技生产的CS6P-235P型组件，其技术参数见表3-1。表3-1CS6P-235P技术参数表电池组件型号规格CS6P-235P电池片材料多晶标准测试条件下峰值功率(Wp)235最正确工作电流(A)7.9最正确工作电压(V)29.8短路电流(A)8.46开路电压(V)36.9短路电流温度系数0.065%开路电压温度系数-0.34%峰值功率温度系数0.43%组件尺寸(mm)1638*982*40重量〔kg〕203.2逆变器3.2.1逆变器的技术指标对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比拟：(1)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。(2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90％或95％以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85％或90％以上。在50W/㎡的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率10％的情况下，也要保证90％〔大功率逆变器〕以上的转换效率。(3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。(4)逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比拟大。就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。(5)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。(6)监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：额定容量；输出功率因数；额定输入电压、电流；电压调整率；负载调整率；谐波因数；总谐波畸变率；畸变因数；峰值子数等。3.2.2逆变器的选型本工程装机容量为20MWp，采用分块发电、集中并网方案，从工程运行、维护及电站模块化设计考虑，宜选用单台容量较大的逆变设备，适应发电场的布置。因此，为了可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性，本工程拟沉着量为250kW、500kW或1000kW的逆变器中选用。带隔离变压器型逆变器可以使相互之间的电能质量干扰降到最低，但逆变器比拟笨重，并且隔离变压器有耗能的缺点。本工程选用无隔离变的逆变器，可以减轻逆变器重量，减少能耗，同时可以节约投资，而可以采用低压侧分裂的升压变压器来减低电能质量干扰问题。逆变器各项性能指标，见下表：国内一些知名的逆变器厂商主要以技术较为成熟的500kW及以下的逆变器为主流产品，而1000kW逆变器多为两台500kW的逆变器并列使用。所以本次比选的逆变器容量为250KW、500KW。其技术指标见表3-2。表3-2250KW‐500KW逆变器技术指标型号250KTL500KTL额定功率250kW500kW直流输入直流输入路数5路16路最大直流输入功率275550最大阵列开路电压〔V〕900900最大直流输入电流〔A〕6001200MPPT电压范围〔V〕450～820450～820交流输出额定交流输出功率〔kW〕250500工作电压范围〔V〕270～330工作频率范围〔Hz〕48.5～51.5最大逆变效率〔%〕98.298.7功率因数-0.95(超前)~0.95(滞后)并网电流总谐波畸变率〔%〕<3〔额定功率时〕<3〔额定功率时〕夜间自耗电〔W〕<50<100保护功能过/欠压保护〔有/无〕有有过/欠频保护〔有/无〕有有防孤岛保护〔有/无〕有有过流保护〔有/无〕有有防反放电保护〔有/无〕有有极性反接保护〔有/无〕有有过载保护〔有/无〕有有其它20MWp电站需要数量〔台〕8040由上表比拟可以看出，厂家提供的逆变器技术参数最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。根据逆变器厂商合肥阳光提供的资料数据，SG500KTL500kW型逆变器的总电流谐波含量为A相1.2507%.B相1.2947%,C相1.2848%;250kVV型逆变器的总电流谐波含量为A相2.54%,B相2.84%.C相2.66%，从以上数据可以看出，500kW逆变器其谐波电流含量小于250kW逆变器的谐波电流含量。本工程系统容量为20MWp，从工程运行及维护考虑，假设选用单台容量小的逆变设备，那么设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但假设是逆变器容量过大，那么在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。另外，二款逆变器中，500kW逆变器稍占优势，性价比拟高。本工程使用多晶235Wp太阳能电池组件，在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的工作电压温度系数、开路电压温度系数，合理确定最正确串联数，以便各种情况下系统均能工作在最大功率电压跟踪范围内，从而获得最大发电量输出。综上所述，本工程选用容量为500kW的逆变器。本设计选用的SG500KTL500kW型逆变器，其谐波电流含量小于＜3%,满足?国家电网公司光伏电站接入电网技术规定?的要求。3.3直流汇流箱汇流箱的技术指标为了减少光伏阵列到逆变器之间的连接电缆及方便日后维护，在太阳能光伏发电系统中使用汇流箱，目前汇流箱的常用规格有6、8、12、16路等标准产品，其设计符合以下要求：(1)户外安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；(2)每路光伏阵列配有光伏专用高压直流熔断丝进行保护，其耐压为DC1000V；(3)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器；(4)每回路均设有二极管防反流保护功能；(5)直流输出母线配有可分断的直流断路器；(6)光伏防雷汇流箱具有数据采集功能，数据可以通过485数据线上传到数据监控中心。汇流箱的选型从经济及技术角度考虑，本工程采用16汇1的汇流箱，并应满足以上指标要求。3.4直流配电柜配电柜的技术指标光伏系统所用的直流配电柜实际上属于二级汇流设备，由汇流箱汇入的各路电流在直流配电柜上进行二次汇流后，通过直流母线接入并网逆变器中，其设计符合以下要求：(1)器件的额定电压应与所在回路标称电压相适应；(2)额定电流不应小于所在回路的计算电流；(3)应适应所在场所的环境条件；(4)应满足短路条件下的动稳定与热稳定的要求。用于断开短路电流的电器，应满足短路条件下的通断能力；(5)当维护、测试和检修设备需断开电源时，应设置隔离电器。配电柜的选型本工程采用共采用1kVGGD型直流配电柜，额定输入功率为500kW，8进1出，并具有后台数据通讯功能，数据可以通过485数据线上传到数据监控中心。3.5升压变压器变压器的技术指标本工程采用箱式变电站的形式将低压设备、变压器、高压开关设备集成在一起，完成升压输配电过程。产品具备国家权威部门认可的电器质量监督检验测试中心检验报告，并具有相应电气设备及柜型的型式实验报告、3C认证。(1)箱变体积应尽可能小，重量尽可能轻。投标方在投标文件中应按照投标设备实际情况填写标准表，同时附以响应的根底图纸。(2)能够开启的门尽可能小，以减小检修维护平台，投标方在投标文件中提供箱变的所需要开门、检修、试验的最小空间。(3)箱变箱体和各隔室的防腐必须确保箱变的使用寿命不小于25年。(4)箱体局部布置足够的加强筋进行防风加固处理，防风等级应高于10级。(5)箱变的外观设计要表达出美观、大方、颜色和谐、尽可能同风场的环境相适应。(6)箱变的外观应设有“高压危险，请勿靠近〞的标志，明显耐久、不可拆卸的铭牌〔不锈钢材料〕。(7)箱变的门锁应采用防锈、防撬、电力专用挂锁。(8)箱式变电站的结构应保证工作人员的平安和便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。(9)箱体必须防腐蚀、防尘、防潮、防凝露。箱体必须都采用不小于2mm厚度以上的冷轧钢板制作，箱体设有足够的通风和隔热措施，以保证在招标文件给出的环境温度下运行时，所有的电器设备的温度不超过其最高允许温升。箱体内设驱潮装置，保证内部元件不发生凝露，箱变各高、低压柜体间隔内配备温湿度控制器、加热板，在设定的温度下可自动投入/推出运行，同时提供就地手动控制方式。箱变内部采用钢板及阻燃绝缘隔板严密分割成高压室、变压器室、低压室；壳体防护等级：IP54，室门翻开后IP2X；高、低压室防护等级为IP54；油箱防护等级为IP68。(10)箱体的外外表及内部隔室均应经过防风沙处理，并确保箱变的外壳及内部结构件25年不生锈。投标方在投标文件中应详细说明采取的防风沙措施。招标方对投标方防腐的过程随机抽检，出厂时每批产品由投标方出具防腐工艺报告。(11)箱体的高压室和低压室必须密封处理，所采用的密封条必须是长寿命〔25年以上〕、高弹性产品，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。低压的进出线电缆孔应便于密封。高压室和低压室还应具有高温排风装置，在环境温度高于45℃时自动启动排风装置，排风口应设有防尘措施。(12)箱体外壳应有足够的机械强度，设计有专用起吊点，在起吊、运输和安装时不会变形或损伤；设计的外壳形状应不易积尘、积水；尽量少用外露紧固件，以免螺钉穿通外壳使水导入壳内；对穿通外壳的孔，均应采取相应的密封措施；外壳的盖和座假设采用铰链联结，应将铰链设计在外壳的内侧，制成暗铰链。外壳应防水、防震、防腐、防尘、防电燃。金属构件应有防锈处理和喷涂防护层。(13)箱体顶盖应有明显的散水坡度，不应小于5°，顶盖边沿应设有防雨和滴水檐。(14)柜内二次配线：采用乙烯树脂绝缘电线、铜芯，可动局部过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤，柜内所有配线两端均有打印的线号。电流回路2.5mm2，其它回路1.5mm2。(15)变压器的噪音水平在箱变外壳外1m不应大于65(16)箱体门应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及考前须知。(17)母线采用绝缘母线，并设有平安防护措施。(18)进、出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验；高压电缆室内应配置35kV螺栓连接式户内电缆终端〔与50mm2截面电缆配合〕。进、出线电缆室内应有足够的安装空间，电缆的固定支架和元件应保证使电缆固定后电缆端子免受过大的机械应力作用。(19)箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及平安地更换。(20)变压器应装设温度传感器，以监测变压器的上层油温，并可将此温度信号输出。(21)高压配电装置小室设五防联锁机械装置。高压配电装置“五防〞设计简单、合理，高压室门、高压柜门与低压室门、低压电气系统之间具有可靠的强制性机械、电气联锁〔配备电磁锁〕装置，且采取固化闭锁程序：只有当低压室门翻开、低压系统处于断开位置和电磁锁解锁时，高压室不带电的情况下才能翻开高压室门和高压柜门；只有当高压柜门关闭、电磁锁处于闭合位置和高压室门关闭时，才能解除低压系统闭锁。就地升压设备采用箱式变电站模式，箱变内配置高压、低压设备及升压变压器。箱变进出线均采用电缆方式。变压器的选型升压变压器采用S11双分裂油浸变压器，每台容量均为1250KVA，变比为10/0.3/0.3kV，接线组别为Dyn11-yn11。3.5电缆电缆的技术指标根据?电力工程电缆设计标准?的规定，本工程10kV电力电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆。1kV动力电缆和控制电缆选用阻燃型聚氯乙稀绝缘电缆，局部重要回路如消防、直流、计算机监控等回路采用耐火电缆。电缆载流量应考虑敷设环境因素的影响。该工程所涉及的电线电缆涉及依照工程招标文件和?电力工程电缆涉及标准－GB50217-2007?及相关的电线电缆技术、规格参数。选择方法：根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电源损失及热稳定要求的电缆截面。(1)考虑系统运行中影响载流量的因素绝缘材料的最高运行温度电线、电缆载流量与绝缘材料的最高运行温度有关，导体的负荷在正常持续运行中产生的温升不应超过表1规定的温度极限。对电线的最高运行温度，是指导体的温度，不是绝缘材料外表的温度，绝缘材料外表的温度低于导体的温度，而且和通风条件有关，通风越好，绝缘材料外表的温度越低。电缆的最高运行温度与电线不同，是指护套的温度，护套主要是起保护绝缘作用，因此电缆绝缘护套材料的最高运行温度比电线的绝缘材料高。电线电缆的温升与施加在电线电缆上的电压无关，只与通过的电流有关。在相同的截面下，通过的电流越大，电线电缆的温升越高。(2)环境温度校正系数显然温度越高，电线电缆的允许载流量越小。各种手册提供的载流量是假定空气温度为30℃的；对直埋在地中或敷设在地下管道中的电缆，那么是假定温度为20空气温度超过30℃后，校正系数变小，即电缆的允许载流量减少，空气温度低于30电缆所处的环境温度应以一年中温度最高的月份计算。当整根电缆各段所处的环境温度不同时，应以最高处的温度计算。在大楼内敷设电缆，电缆所处的环境温度通常比人活动的场所温度高得多，而且通风条件也差，作为物业管理人员发现某区域电缆普遍温升较高时，必须立即采取通风措施；假设个别电缆温升特别高，那么对此电缆要减少负荷。(3)电缆敷设方式校正系数电缆敷设方式非常多，以桥架为例，可敷设在无孔托盘内、有孔托盘内、托架上、梯架上，有盖或无盖。敷设方式不同，校正系统也不同，这里不再列举。工程中发现大量采用有盖无孔托盘式桥架，这对电缆散热是不利的。在不需要电磁屏蔽、不需要防小动物的场所，建议采用无盖有孔托盘式桥架；当电缆垂直敷设时，那么应采用梯架式桥架。(4)电缆的经济截面电缆制造厂只提供电缆截面的数据，不提供电缆的额定电流数据，是正确的因为电缆的额定电流与环境、负载的工作持续率、电缆绝缘材料的允许工作温度、电缆的允许压降等参数有关，所以应该由电气设计人员做全面考虑后，选用适宜的电缆截面。对电缆的经济截面至今有人误解。有些设计人员和业主认为：在温升不超过标准规定的情况下，电缆的最小截面即为经济截面，这是错误的观点，因为他忽略了电缆本身能耗产生的经济损失。在相同负荷下，电缆截面越大，即电缆的电流密度越小，电流的能耗越小。电缆的温升和电流密度有关，电流密度越大，那么温升越高。绝缘材料的寿命又与绝缘材料的工作温度有关。绝缘材料的工作温度越高，那么其寿命越短。电缆的经济截面是一个综合参数，涉及电缆的初期投资费用、电缆使用年限内的能消耗用、电缆的寿命等。电缆的选型(1)直流电缆选择直流电线电缆的选择与光伏电站使用的环境、光伏方阵串并联方式、直流电线电缆的长度以及使用方式息息相关。本工程在戈壁滩上，冬天最低气温可能到达-20℃，夏天最高气温可能到达70℃，加之直流侧系统最高工作电压为900V左右，所以组件串使用耐候性好，耐压1000V的导线，经过查询，JG硅橡胶导线是最正确的选择，其额定工作电压为1000V，额定工作温度-60℃～(2)交流电缆选择光伏并网发电系统交流电缆的选择必须遵循GB50217-2007?电力工程电缆涉设计标准?的要求，逆变器交流输出到升压变采用0.6/1KV交联聚乙烯绝缘电力电缆，分站房到主控室10KV母线采用10KV高压电缆。(3)电缆敷设在场区道路边设有电缆沟，并与分站房、主控制室电缆沟相连；10KV电路均采取电缆沟的敷设方式；光伏方阵接线箱至分站房采用直埋电缆到附近电缆沟，最后沿电缆沟进入分站房。本工程动力及控制电缆均选用阻燃型电缆，动力电缆选用交联聚乙烯电缆，控制电缆采用屏蔽电缆。4.光伏方阵设计并网光伏发电系统分层结构：(1)太阳能电池组串由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。(2)太阳能电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。(3)阵列逆变器组由假设干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。(4)太阳能电池子方阵

由一个或假设干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。(5)太阳能电池阵列

由一个或假设干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。4.1系统方案概述本工程总装机容量为20MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用235Wp多晶硅电池组件，固定阵列采用最正确倾角为40°固定安装在支架上。20MWp太阳能电池阵列由20个1MWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由假设干路太阳能电池组串并联而成。每个1MWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。4.2光伏阵列子方阵设计太阳能电池阵列子方阵设计的原那么1)太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。3)太阳能电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。4)各太阳能电池板至逆变器的直流局部电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程选用的1MWp光伏阵列由2台500KW逆变器组成，该逆变器最大功率电压跟踪范围：480-820Vdc，最大直流电压：900Vdc。组件串应符合的逆变器直流输入参数保证在70℃时的逆变器MPPT电压满足条件，-10℃时的开路电压满足条件。1)光伏组件的串联电压之和要小于光伏组件的耐受电压。初步计算，当组件串数≤20串时，满足逆变器输入耐压电压900V。S×Voc＜组件的耐受电压，电池组件开路电压为36.9V，电池为20串，36.9×20=738V小于组件耐受电压1000V。考虑到温度的影响：经计算，20串电池组件的开路电压为730V小于组件耐受电压1000V，满足设计要求。小于900V，在逆变器的直流工作电压范围内。2)逆变器的最大输入电压UDCmax：低温状态下的光伏组件的串联电压之和不能超过光伏逆变器的最大允许直流电压UDCmax，电池组件工作电压为29.2V，S×Vmppt〔STC〕×[〔1+β×〔Tmin-25〕]≤UDCmax,经计算，20、21串电池组件，满足逆变器的MPP工作范围要求。表4-1不同温度下的电压每串组件数192070℃MPPT电压〔V〕464.9489.425℃MPPT电压〔V〕554.8584-10℃时开路电压〔V〕624.7657.6根据电池组件的参数可以计算在每串组件数位19、20时的直流输入参数，如表4-1，当每串组件数为20时，最小电压489.4V大于逆变器的启动电压470V。当每串组件数为19时，最小电压464.9V小于逆变器的启动电压470V〔合肥阳光提供值〕。由20块太阳能光伏板组成一个串列，该串列功率是4.7kW，输出电压584V。这样500kW光伏并网逆变器需要配置太阳能电池组件串的数量：Np=500000÷(20×235)≈106.4串，取106串。采用106串一个方阵接入500kW逆变器，每个方阵容量为996.4KWp。综上所述，根据逆变器最正确输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定多晶硅太阳能电池组件的串联组数为N=20〔串〕。按上述最正确太阳能电池组件串联数计算，那么每一路多晶硅组件串联的额定功率容量=235WpX20=4700Wp。对应于所选500kW逆变器，最终确定每个500kW逆变器所配多晶硅太阳能电池组串并联路数为106路。4.3光伏组串单元排列方式一个太阳能电池组串单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，为了接线简单，线缆用量少，节省组件支架支撑桩根底的数量，降低施工难度，参考以往类似工程的根底上，确定多晶硅太阳能电池组件排列方式采用以下方案：将2组多晶硅太阳能电池组串〔每串20块〕每块横向放置，排成2行20列，1MWp子方阵需要106个太阳能电池组串单元。4.4光伏方阵前后间距计算为了防止阵列之间遮阴,需要在南北向前后阵列间留出合理的间距。一般确定原那么是：冬至日当天9：00~15:00太阳能光伏组件方阵不应有遮挡。计算公式为：结合软件PVSYST进行3D模拟，初步计算D=6米。4.5太阳能电池阵列汇流箱本期容量20MWp光伏发电系统共需要500kW逆变器40台，每台500kW逆变器需要配16进1出汇流箱7台，40台逆变器需要汇流箱280台。4.6光伏方阵平面布置每个1MWp光伏子方阵由106个太阳能电池组串单元组成。每个太阳能电池组串单元由2组多晶硅太阳能电池组串〔每串20块〕每块横向放置，排成2行20列。同时考虑整个方阵承载风压的泄风因素，组件排列行间距为20mm，列间距为30mm。具体如以下图〔示意图中为方阵40°倾角安装时的投影〕：图4-1太阳能电池组串单元平面示意图4.7直流汇流箱平面布置每个方阵按照20块组件为1串，每500KW逆变器配置106串光伏组件，采用16汇1汇流箱7台。每个方阵采用14台16汇1汇流箱。汇流箱布置以逆变器房为中心，尽量靠近逆变器房以减小直流输出电缆的损耗，电缆压降控制在2%以内。4.8逆变器室的平面布置大型太阳能光伏系统一般是将整个系统分为假设干个发电分系统，每个发电分系统除组件和汇流箱外的其他逆变设备全部安装于分站房内，这些设备主要包括直流配电柜、逆变器、交流配电柜以及其他必要的控制监控设备，配置有升压变压器的发电系统一般选用箱式变压器，变压器相邻于分站房安装，通过线缆沟与分站房相通。本期容量20MWp光伏发电系统共需要500kW逆变器40台，可采用1MW发电单元1个逆变器室，也可采用每0.5MW一个逆变器室。依据国内已经运行的光伏电站逆变器室的布置情况：在10MW级装机容量的光伏电站中多数为1MW一个发电单元，配置1个逆变器室〔同时布置两台500kW的逆变器〕和1台箱式变压器的单元接线和布置形式，且布置多采用靠近道路或各个方阵发电单元的中间位置。电缆压降控制在2%以内。此种组合方案逆变器室数量少，使用的箱式升压变压器及相应设备数量少，减少变压器数量可以减少损耗提高系统的运行效率，且故障率小，运行管理及维护工作量小。综上所述，本工程多晶硅电池方阵布置采用1MW发电单元1个逆变器室方式：多晶硅电池方阵按20座逆变器室设计。根据以上光伏方阵的设计结果，光伏组件排布方阵平面示意图如下：图4-2光伏组件排布方阵平面示意图5.电气设计5.1电气一次5.1.1主要设计依据?光伏系统并网技术要求?(GB/T-19939-2005)?光伏(PV)系统电网接口特性?(GB/T-20046-2006)?光伏电站接入电力系统的技术规定?(GB/Z-19964-2005)?火力发电厂与变电所设计防火标准?(GB50229-2006)?火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程?〔DL/T5136-2001〕?火力发电厂和变电所照明设计技术规定?〔DLGJ56-2007〕?3~110kV高压配电装置设计标准?〔GB50060-2021〕?交流电气装置的过电压保护和绝缘配合?〔DL/T621-1997〕?交流电气装置的接地?〔DL/T620-1997〕?电力工程电缆设计标准?〔GB50217-2007〕?电力工程直流系统设计技术规程?〔DL/T5044-2004〕?导体和电器选择设计技术规定?〔DL/T5222-2005〕5.1.2电力系统接入多伦20MW光伏发电工程位于内蒙古多伦县境内。根据本工程规划容量及附近电网规划情况，本工程接入系统方案考虑如下：站内光伏组件发出的直流电经逆变器后逆变为270V三相交流电，接至升压变前270V母线，升压为10kV三相交流电，并最终以一回10kV线路接入附近35kV站10kV母线。光伏电站最终接入系统方案，需在光伏电站接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。5.1.3电气主接线(1)逆变器与升压变压器的组合方式本光伏电站采用以1MWp为一个子方阵的设计方案，每个子方阵与两台500kW逆变器构成一个光伏发电单元，因而本电站共有20个发电单元。由于受并网逆变器输出功率与输出交流电压的制约，升压变压器的容量选择受到限制。为了提高1MWp光伏方阵的效率，每个子方阵采用1台1250kVA双分裂绕组升压变压器(升压至10kV)的升压方式。本工程1250kVA双分裂升压变压器采用箱式变电站。(2)本光伏电站升压方式本方案为每个1MWp逆变器室的2台500kW逆变器出口电压〔270V〕经一台容量为1250kVA升压变电站升至10kV后，用10kV电缆汇流至10kV配电母线后接入电网。(3)发电单元与光伏母线的连接光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、技术经济合理性和维修方便等条件综合比拟确定，可采用以下连接方式：a.“T〞接式连接方式(为4组联合单元进线)；将分站房按实际数量分为4组，每组按一定顺序连接起来，再各自引出一条高压线路汇到高压母线上，该方案相对b和c方案，其造价较方案b低，比方案c稍高些，但是如果该方案中任何一个单元出现故障，那么只影响25%半出力。b.辐射式连接方式；每一个分站房出线均经一个断路器接入高压交流母线，所需断路器及电缆数量很大，该方案造价很高；它的优点在于任何一个发电单元出现故障，那么只需断开相应的断路器，因此该方案的可靠性很高。c.环网式连接方式；将每一个分站房采用集电线路连接起来，然后首尾发电单元各引出一路线路，只需2台断路器。根据分站房的具体分布情况，恰当的选择各分站房的连接方式和引出线位置，可以节省大量高压电缆，故该方案的造价较低；但电压不高于10kV的环网连接系统正常应开环运行〔按10个发电单元开环运行〕。这样降低了系统的可靠性，如果任何一个分系统出现故障，那么影响50%出力。故本工程推荐采用a方案的接线形式。(4)10kV侧接线本电站10kV侧共4回进线，1回出线，回路数少，因此采用单母接线。单母线接线方式的优点是接线清晰，运行维护方便，经济性较好。综合以上所述，本工程推荐的电气主接线为:本电站共20个1MWp光伏发电方阵，每个发电方阵与1台1250kVA、10kV升压变电站组合进行升压；5台10kV升压变在高压侧并联为1个联合单元，4个变压器联合单元分别接入10kV单母线，汇流为1回10kV出线接入电网。10kV配电装置采用单母线接线，10kV升压变4回，10kV出线1回，10kV母线设备1回，10kV站用变1回，10kV电容补偿设备1回。5.1.4站用电设计厂用电源采用双电源供电。一路电源(主供电源)引自附近10kV电网，一路电源(备用电源)引自本电站10kV母线，配置一套备自投装置进行电源切换。厂用变压器负荷统计见表5-1。根据计算厂用电负荷容量约为250kW，初选厂用变容量为315kV，厂用电电压等级采用AC380V/220V三相四线制。站用变压器负荷统计见表。选择容量为315kVA干式变压器，采用AC380V/220V三相四线制。表5-1站用变压器负荷统计表序号名称额定容量〔kW〕负荷类型一、动力负荷1充电、浮充电机10经常、连续210kV操动机构6断续、短时3空调设备15经常、连续4视频系统电源2经常、连续5调度及通信电源6经常、连续6交流不停电电源5经常、连续保护电源5经常、连续7通风设备电源3经常、