德威不锈钢分布式光伏初步设计

德威不锈钢分布式光伏发电工程初步设计编制单位：河北能源工程设计有限公司上海分公司2016年9月目录TOC\o"1-2"\u1项目概述 项目概述1.1项目概况本工程为德威不锈钢分布式光伏发电工程，安装容量1023.96kWp，采用组串式逆变器，按自发自用、余电上网方案设计。德威不锈钢厂房位于嘉兴市南湖区，屋面一为马鞍板屋面。厂房屋顶面积详细如表1-1表1-1屋面详细序号名称可利用屋顶面积（m²）1车间一112801.2项目任务和规模本工程组件安装容量为1023.96kWp，包含屋面组件安装设计、组串接线设计、交流汇流箱及其电缆走向设计、升压并网设计。2太阳能资源2.1太阳能资源分析南湖区为嘉兴市主城区，位于浙江省北部杭嘉湖平原，东邻上海，西靠杭州，北依苏州，南濒杭州湾，是嘉兴市经济、政治、文化、商贸中心，辖5个镇8个街道，总面积426平方公里，户籍人口47万，暂住人口22万。南湖区地处北亚热带南缘，属东亚季风区，冬夏季风交替显著，四季分明，气温适中，雨水丰沛，日照充足，具有春湿、夏热、秋燥、冬冷的特点，因地处中纬度，夏令湿热多雨的天气比冬干天气短得多。嘉兴年平均水量为1155.7mm。一次暴雨持续时间16d，一次暴雨最大雨量217.7mm。雨水丰沛，多在夏季，比较长的降水过程都发生在3~8月份，雨热同季，全年积温较高，无霜期较长，年平均气温16℃，极端最高气温38.7℃，最低气温-10.6℃。年平均相对湿度80％。全年主导风向为ESE。年平均风速3.1m/s；极端最大风速35.5m/s。平均雷暴天数39.5d。根据NASA提供的嘉兴市南湖区太阳能资源数据如下表所示。表2-1工程场区月均水平面方向辐射量数据(kWh/m2/day)月份123456789101112平均值辐射值2.632.903.214.034.514.345.214.723.873.372.792.673.69根据上面的表格测算工程场区全年的平均辐射量为4848.66MJ/m2，NASA所测数据相对于实际辐射量要偏大，按照0.9的折算系数测算，全年平均辐射量为4363.79MJ/m2，即1212.17kWh/m2。图2-2嘉兴市南湖区太阳能强度月平均变化曲线从上图可以看出，工程场区太阳辐射月际变化较大，数值在3110.24~6161.35MJ/m2之间，月总辐射量从3月开始急剧增加，7月达到最高值，为6161.35MJ/m2，到8月后迅速下降，冬季1月为3110.24MJ/m2。3光伏发电系统设计3.1光伏组件选型光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的光伏组件，经过若干电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干光伏组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和升压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。选择合适的光伏组件对于整个电站的投资、运营、效益都有较大的关系。当今太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1941年出现有关硅太阳电池报道，1954年研制成效率达6％的单晶硅太阳电池，1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能而言，与常规发电相比，成本仍然很高。世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期，发展更加迅速，最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面，各国一直通过扩大规模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。商品化电池组件效率从10%～13%提高到12%～16%。国内整个光伏产业的规模逐年扩大，2007年中国光伏电池产量达到1180MW，首次超越欧洲和日本，成为世界上最大的太阳能电池制造基地，截止2010年底时光伏电池产量超过8GW，雄居世界首位。目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池24％（4cm2)，多晶硅电池18.6%（4cm2），InGaP／GaAs双结电池30．28%（AM1），非晶硅电池14．5%（初始）、12.8%（稳定），碲化镉电池15.8%，硅带电池14.6%，二氧化钛有机纳米电池10.96%。我国于1958年开始太阳电池的研究，40多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池20.4%（2cm×2cm），多晶硅电池14.5%（2cm×2cm）、12%（10cm×10cm），GaAs电池20.1%（lcm×cm），GaAs／Ge电池19.5%（AM0），CulnSe电池9%（lcm×1cm），多晶硅薄膜电池13.6%（lcm×1cm，非活性硅衬底），非晶硅电池8.6%（10cm×10cm）、7.9%（20cm×20cm）、6.2％（30cm×30cm），二氧化钛纳米有机电池10%（1cm×1cm）。图2-3太阳能电池分类图（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，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，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。（2）非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前约为12%。非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。（3）数倍聚光太阳能电池数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光伏电池的发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现3～7倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电池，但是相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形式，有：高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。由于聚光装置需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期，其实际的使用性能及使用效果尚难确定。根据国外的应用经验，尽管实现多倍聚光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。在单晶硅、多晶硅、非晶薄膜电池这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。对单晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光这四种电池类型就转换效率、制造能耗、安装、成本等方面进行了比较，见下表：表3-1太阳能电池技术性能比较表序号比较项目多晶硅单晶硅非晶硅薄膜数倍聚光1技术成熟性目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟发展起步较晚，技术成熟性相对不高2光电转换效率商业用电池片一般12%～16%商业用电池片一般13%～18%商业用电池一般5%～9%能实现2倍以上聚光3价格材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本较低需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施等，未实现批量化生产，总的生产成本较高4对光照、温度等外部环境适应性输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分同多晶硅电池弱光响应好。高温性能好，受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小为保证聚光倍数，对光照追踪精度要求高，聚光后组件温升大，影响输出效率和使用寿命。5组建运行维护组件故障率极低，自身免维护同多晶硅电池柔性组件表面较易积灰，清理困难。机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护故障率大6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期同多晶硅电池衰减较快，使用寿命只有10-15年机械跟踪设备、光学仪器、冷却等设施使用期限较难保证7外观不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理黑色、蓝黑色深蓝色表面为菲涅尔透镜8安装方式利用支架将组件倾斜或平铺于地面建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地同多晶硅电池柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面，刚性组件安装方式同晶硅组件带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大9国内自动化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同多晶硅电池2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放尚处于研究论证阶段，使用较少由上表可以看出：（1）晶体硅电池技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。（2）商业化使用的太阳电池中，单晶硅转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。（3）晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。（4）在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。（5）尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。同单晶硅光伏组件相比，多晶硅光伏组件转换效率稍低，但单瓦造价相对便宜，尤其是大功率组件价格要更便宜（采用大功率组件可以降低土建等费用，从而降低工程投资），适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅光伏组件更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。另外，根据设备厂的资料，多晶硅光伏组件在工程项目投运后效率逐年衰减稳定，单晶硅光伏组件投运后的前几年电池的效率逐年衰减稍快，以后逐年衰减稳定。结合本工程的特点：（1）本工程区域位于嘉兴市，光伏电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高(约60%以上)，有必要降低光伏电池组件价格以节省工程投资；（2）对于1.232MWp光伏电站，采用多晶硅光伏电池组件每瓦价格比采用单晶硅光伏电池组件能节省造价10%左右。综合考虑以上各种因素，本项目推荐选用多晶硅光伏电池组件。表3-2光伏组件性能参数表标准功率W265组件效率16.19％工作电压（Vmppt）V31.4工作电流（Imppt）A8.44开路电压（Voc）V38.6短路电流（Isc）A9.03峰值功率温度系数%/K-0.41%/k开路电压温度系数%/K-0.31%/k短路电流温度系数%/K0.06%/k组件尺寸A×B×Cmm1650×992×40重量kg18.5玻璃3.2mm高透光太阳能玻璃工作温度°C-45～+85额定工作温度°C46（±2°C）框架阳极氧化铝接线盒防护等级IP65电缆/连接器4.0mm2×1000mm光伏技术电缆质保5年工艺保证10年质保，90％输出功率25年质保，80％输出功率3.2光伏系统逆变器选择3.2.1逆变器选型原则并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器选型的主要技术原则如下：（1）性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多或逆变失效，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳能电池板组件当前的运行状况输出最大功率（MPPT）。（2）要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳能电池板的输出电压随日照强度、天气情况和负载而变化，这就要求逆变器必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。（3）最大功率点跟踪：逆变器的输入端电阻应自适应于光伏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。（4）波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变器输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。（5）具有保护功能：并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。（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。目前市场主流主要在集中型逆变器和组串式逆变器之间选择，故本次主要在这两款逆变器中做比较：1、集中逆变器在大于10kWp的光伏发电站系统中，很多并行的光伏组串连接到同一台集中逆变器的直流输入侧。这类逆变器的最大特点是效率高，成本低。大型集中逆变器（单机500kW、630kW、1MW）可直接通过一台中压变压器与中压电网（10kV或35kV）连接，减少逆变器输出交流侧电缆损耗，提高发电效率。2、组串逆变器太阳能电池板组件被连接成几个相互平行的串，每个串都连接单独的一台逆变器，即成为“组串逆变器”。每个组串并网逆变器具有独立的最大功率跟踪单元，从而减少了太阳能电池板组件最佳工作点与逆变器不匹配的现象和阳光阴影带来的损失，增加了发电量。根据光伏电池组件的不同，组串逆变器的最大功率一般在数千瓦级以内。集中型逆变器的铭牌容量在数百千瓦之间，如果选择单台容量小的逆变器，则设备数量较多，且单位造价相对越高，前期投资和后期的维护投入都较高；但若是逆变器容量过大，则在逆变器出现故障时，发电系统损失的发电量过大。结合德威不锈钢屋顶及厂区场地位置，选择组串式逆变器可减少从而减少了太阳能电池板组件最佳工作点与逆变器不匹配的现象和阳光阴影带来的损失，增加发电量；亦可解决厂区逆变器放置场地少的难题，因此本项目建议选择组串式逆变器。3.2.2逆变器规格参数在本光伏发电系统中，逆变器选用了50kW组串式逆变器等级，规格参数如下表：输入最大直流输入功率（kW）53.5最大方阵开路电压（V）1100最大方阵输入电流（A）22MPPT电压范围（V）200-1000交流输出额定交流输出功率（kW）47.5是否含隔离变压器无工作电压范围（V）500VAC额定电网频率（Hz）50/60最大效率（%）99%中国效率（%）98.49%功率因数>0.99电流总谐波畸变率THD（%）<3%待机消耗（W）<1噪音（dB）<65dB使用环境防护等级（符合EN60529）IP65环境温度-25℃…＋60℃环境湿度0~100%安全绝缘强度1500VAC，一分钟外壳防护等级IP65通讯方式ModbusRS485有ModbusTCP/IP可选尺寸宽×高×厚（mm）930*550*260重量重量（kg）553.3组件排布方式3.3.1方案设计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，从而影响到光伏并网发电系统的发电能力。光伏组件的安置方式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪有水平单轴跟踪和倾斜单轴跟踪，水平单轴跟踪（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；倾斜单轴跟踪围绕该倾斜的轴旋转追踪太阳方位角；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。表3-3四种安装方式比较项目固定安装水平单轴跟踪倾斜单轴跟踪双轴跟踪发电量（%）100118131136安装支架造价0.6元/瓦1.3元/瓦2元/瓦5元/瓦支撑点多点支撑多点支撑多点支撑，支架后部偏高单点支撑抗大风能力安装固定，抗风较好抗风能力差抗风较好抗风较好运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量较大占地面积较小较大较大较大安装综合成本较小较大较大较大维护成本较小较大较大较大因为光伏跟踪系统由于采用了机电或者液压装置，所以其初始成本也相对较高，维护也相对较为复杂，而且与建筑结合的光伏组件通常都是建筑的屋顶或者外墙材料，考虑到建筑屋顶面积有限、对美观的要求以及相关的成本维护以及可靠性等多种因素，目前，除了少量的光伏遮阳蓬以外，一般来说都是采用固定式安装。光伏组件在建筑上的固定安装形式又分为建筑附加光伏（BAPV）和光伏建筑一体化（BIPV）安装，其中BAPV就是把光伏组件直接放置在建筑上，而BIPV则是把特殊的光伏组件作为建材，作为建筑围护结构的一部分安装在建筑上面。（1）通常对于已经建好的已有建筑，建议采用组件直接放置型的固定安装方式。该方式是在建筑屋顶或者立面墙表面固定安装金属支架，然后再将太阳能光伏组件固定安装在金属支架上，从而形成覆盖在已有建筑表面的太阳能光伏阵列。这种安装方式初始建设成本相对较低。（2）对于在建或者设计阶段的新建建筑，可以考虑利用BIPV，将太阳电池组件和建筑材料组合为建筑构件成为建筑的外表面材料；或者将特殊的组件直接作为屋顶材料或者幕墙材料覆盖建筑表面，让光伏组件真正成为建筑的一部分。而且在建筑设计阶段就考虑到光伏发电的应用，能够对建筑设计和光伏系统设计进行最佳的整合，从而可以得到最好的建筑与光伏结合的效果：既保持了建筑的美观，又能够最大限度的发挥太阳能系统的发电效能。本工程屋面为马鞍板屋面，朝西南方向，考虑组件方位角偏西南方向时组件表面辐射量比正南方向辐射量小，且倾角越大时辐射量减少越明显，考虑前后排遮挡，组件安装倾角按12度设计。3.3.2组件间距计算电站总平面布置方案按电池板方阵尺寸和相应电池板阵个数进行规划布置。电池方阵的占地面积及布置方式与电站所处地理位置的纬度密不可分。按照经验，太阳能电池板间的间距要满足以下条件：如果在太阳高度角最低的冬至那一天，从当地时间午前9时至午后3时之间，其电池板太阳能电池板的影子互相不影响，则对阵列的电池板阵输出没有影响。固定式电池板阵列前后间距示意如下图所示：太阳能电池板与水平面倾斜角度为15度电池板阵列前后排间距的一般确定原则为：冬至当天9:00～15:00太阳能电池板方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算公式如下：式中：φ为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度为北纬φ=31.23度；电池板安装倾角a=12°双排横向排布方式：太阳能电池板太阳能电池板尺寸为1650×992mm按照电气专业的布置，2块组件板横向长度为L=1.96m（含边框）H电池板固定后的投影高度，经计算：H=L×sina=1.642×sin15=0.417m将上述各数值代入公式计算：D=0.79m因本项目组件阵列朝西南方向，同时考虑光伏电站检修及维护，故本项目设定光伏太阳能电池板前后间距为1.0m(前后两排阵列的净间距)即可。3.3.3太阳电池组件的串、并联设计太阳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、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。本工程所选50kW逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为1100V，输入电压MPPT工作范围为200V~1000V。265Wp多晶硅电池组件开路电压38.6V、最佳工作点电压31.4V、开路电压温度系数-0.31%/K。经计算得出：串联多晶硅太阳电池数量N为：16≤N≤25。综合考虑支架承重、抗风能力、光伏组件整体布置以及50kW逆变器的允许串联组件数量，本工程N取24。则固定式安装每一路多晶硅组件串联的额定功率容量计算如下：P（N）＝265Wp×24=6360Wp；对应于所选50kW逆变器的额定功率计算，需要并联的路数：N＝50/6.36＝8路。3.4年上网电量计算3.4.1太阳能光伏发电系统效率分析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。当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。折减因子取96%。2）光伏阵列的灰尘损耗由于光伏组件上有灰尘或积水造成的污染，经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在2~4%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在8~10%之间。本项目所在地春季多风，夏季多雨，综合考虑折减系数取3%，即污染的折减因子取95%。3）逆变器的平均效率目前并网光伏逆变器的平均效率为97.5%左右。4）光伏阵列直流配电损失初步估算光伏阵列直流配电损耗约为1.5%。其配电综合损耗系数为98.5%。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造成一定损失，损失系数取1%，光伏发电系统的可利用率为99%。6）光伏电站内用电、升压变损耗、线损等能量损失2%，利用率为98%；7）太阳能电池板差异性损耗2%，利用率98%。8）早晚不可利用辐射损失2%，利用率98%。综合以上各折减系数，固定式多晶硅电池阵列系统的综合效率为81.6%。3.4.2光伏系统发电量计算屋顶装机容量如下表3-4表3-4屋面装机容量序号名称可利用屋顶面积（m²）装机容量（kW）1车间一112801023.96首年理论上网电量约等于：1023.96kW×1212.17kWh/m2×81.6%＝101.28万kWh晶体硅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，本工程所采用的光伏组件10年内年衰减不超过10％，25年内衰减不超过20％。本工程年发电量估算如表3-5所示。表3-5各年平均发电量当年发电量(万kw.h)累计发电量(万kw.h)组件衰减率第一年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%由此可以计算出本工程25年总发电量为2330.3万kWh，25年平均上网电量93.21万kWh，25年等效利用小时数为22757.72h。4电气4.1接入系统方案本项目装机容量为1023.96kWp，为全额上网光伏并网发电系统，太阳能产生的电力经过逆变后由0.5/10kV箱变升压至10kV，经10kV电缆T接至用户10kV进线端实现并网。供电局接入系统方案未取得，需以供电公司接入系统批复为依据作深化设计。4.2电气一次4.2.1光伏发电系统主接线本工程组件并联接入逆变器后产生交流电，经交流汇流箱汇流后接入升压变，升压至10kV，光伏并网用高压柜4台（光伏升压变开关柜、光伏计量柜、光伏并网柜，光伏并网柜），详见附图：光伏并网电气一次主接线示意图。4.2.2设备选型1、低压柜：本期低压柜选用GGD型低压开关柜；2、升压变本期升压变选用油浸式变压器，型号为S11-1000kVA10.5±2*2.5%/0.5Dy11Uk=4.5%；3、高压柜本期高压柜选用KYN28A-12型中置式开关柜，开关柜采用电缆下进下出线方式，断路器短路分断能力为25kA，设微机保护装置；以上设备安装在一台箱变内，箱变尺寸以厂家提供为准。4.2.3电缆选型电缆选择与敷设按《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50299-2006)、《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2007)和《国家电网公司十八项反事故措施实施细则》中的有关部分进行设计。光伏站内电力电缆主要用于站用电源系统，采用钢带铠装聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，控制电缆采用阻燃聚氯乙烯绝缘、聚氯乙烯护套钢带铠装电缆。4.2.4防雷、接地及过电压保护设计1、防雷光伏并网发电系统因为太阳能光伏阵列的面积宽，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压影响。所以，根据安装太阳能光伏发电系统的地区和重要性采取相应的防雷措施。本系统防雷构成分为防直击雷、防感应雷。（1）防直击雷设计：本系统太阳能光伏太阳能电池板的金属紧固件和地面角钢可靠连接。（2）防感应雷设计：为防止感应雷给系统设备造成损坏，本设计以下处安装防雷保护装置。A、汇流箱内安装二级直流防雷元件；B、逆变器自身具有防雷保护，达到国家二级防雷标准；C、交流配电柜：为保护逆变器不受市电引入感应雷破坏，在交流配电柜内安装防雷器，交流防雷器串接交流断路器再接到交流输出线上，同时防雷器接地端与PE线连接。2．接地（1）太阳能接地系统的接地电阻小于4欧姆；（2）本设计中所有支架、电气设备金属外壳等所有金属体均应可靠接地；（3）本设计中交流部分均设有专用保护接地线（与建筑的接地系统一致）。4.3电气二次4.3.1继电保护1、线路保护在光伏发电场配置一套综合自动化系统，该系统是综合自动化的通信枢纽，是全站的信息综合点，它负责对主要设备获取测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与远方电力调度之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达；另外，它还与电子式电表、直流电源系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合管理功能。根据电气一次设计，本站需配备1台微机综合保护装置（配备通讯接口，具有带方向的电流速断保护和过流保护）；具有断路器操作回路（保护与断路器跳合闸操作回路宜组合在一套装置内，线路保护不单独组柜，采用就地分散安装方式，组合于开关柜内）；光伏电站侧保护具备低电压保护的功能（延时跳闸）；具备失压跳闸检有压闭合闸功能（失压跳闸值宜整定为20%UN，0.2秒，检有压定值宜整定为85%UN）。2、防孤岛措施（1）逆变器防孤岛保护逆变器需具有防孤岛保护功能，光伏电站内逆变器的防孤岛保护主要有频率偏移、功率变动、电压相位跳动等检测手段，动作时间在100ms~1s。孤岛现象保护是逆变器并网保护中最为重要、优先级别最高的保护。要求光伏系统必须在电网失压2s以内停止向电网线路送电。（2）频率电压紧急控制装置孤岛现象发生时频率、电压将发生突变，本期需在光伏电站10kV出线侧装设一套频率电压紧急控制装置，频率电压紧急控制装置应具备滑差闭锁功能以及判断短路功能。该频率电压紧急控制装置用于极端紧急情况下的电网频率电压紧急控制。该装置需用于电网频率电压异常需要紧急控制的场合，如低频低压解列或高频切机等，主要功能要求如下：1、低频低压解列功能：在电网频率降低至整定频率时，装置应能实现解列，使频率恢复到正常值。当具有较大有功功率缺额的电网发生严重故障或解列后，电压可能严重下降不能恢复，低频解列可能拒动，系统无功不平衡等情况下应采用低压解列功能。2、高频、高压切机功能：当系统发生过频或过压时，装置应能实现切机或解列、快控汽门等功能。3、失步振荡解列功能：当电厂与主系统失去同步，发生失步振荡，要求装置能同时跳开机组与主网的所有并列通道，解列电厂一次送出断面，即双线均解列（检修方式时，则只解列投运的联络线）。4、测量功能：装置应能同时测量两段母线或两条联络线的三相电压、三相电流、频率、有功功率、无功功率和相位角，作为判别的依据。5、远方功能：装置需预留通信接口或远方跳闸接点输入，用于执行远方跳闸命令或减载命令；同时能向远方发送减载或解列命令。6、装置应记录必要的信息（如故障波形数据），并通过接口送出；所记录信息不应丢失并可重复输出，记录信息内容主要用于判别装置各部分工作是否正常，动作是否正常。7、装置应具有自动对时功能。8、至少具备8回解列及闭锁重合闸出口。4.3.2系统调度自动化1、系统调度自动化本工程建成后，光伏发电项目信息发送至供电公司调控中心。2、远动通信按照有关规程要求，光伏发电场配置计算机监控系统以实现自动化管理，远动功能并入计算机监控系统，远动信息采集由计算机监控系统数据采集单元完成，可以对逆变器、母线、线路、断路器等设备的运行状态、参数进行采集，遥测量采集拟采用交流采样；为保证远动信息传送的可靠性，应配置远动工作站，该远动工作站可与计算机监控系统统一考虑，远动信息量的直采直送均由远动工作站完成。远动工作站、调度数据网络接入功能等。有关远动信息通过调度数据网络和点对点通道同时送到对侧调度所。远动信息的内容根据《电力系统调度自动化设计技术规程》和《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）的要求，进行光伏电站工程的远动信息设计：1）光伏电站并网状态、辐射度、环境温度2）光伏电站发电量、功率因素；3）光伏电站10kV并网线电流；4）光伏电站10kV并网点三相电压、频率。3、电能质量在线检测装置本方案在10kV系统侧装设满足GB/T19862