基于特殊場地的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計

特變電工新疆新能源股份有限公司 ■ 戴曉亮 潘甲龍 張曉峰 劉丹生 買發(fā)軍

陜西昕宇表面工程有限公司 ■ 毛巨朋

0 引言

2014年在全球能源消耗不斷攀升，傳統(tǒng)一次能源總量有限、開采成本不斷提高的背景下，國家能源局下達2014年光伏發(fā)電年度新增建設(shè)規(guī)模14 GW的目標(biāo)。同時，國務(wù)院印發(fā)了《國家新型城鎮(zhèn)化規(guī)劃》(2014～2020年)，提出要優(yōu)先使用太陽能等分布式能源。這些都顯示出國家在政策層面推動太陽能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的愿望。

根據(jù)目前系統(tǒng)集成發(fā)展趨勢，我們計劃在屋頂、山區(qū)及風(fēng)力發(fā)電場等特殊地形下，采用組串式逆變器與雙繞組升壓變壓器集成一套實用的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。

1 項目概述

目前光伏并網(wǎng)發(fā)電項目中，在屋頂、山區(qū)及某些特殊地形下，方陣設(shè)計不能達到與產(chǎn)品型號相匹配的容量。為此，方陣設(shè)計便存在“大馬拉小車”或方陣線損過大，不能滿足電網(wǎng)經(jīng)濟運行的要求。

為此，我們在這些方陣設(shè)計中采用組串式逆變器與雙繞組升壓變壓器。因為組串式逆變器容量小，且雙繞組升壓變壓器容量選擇比較靈活(200 kVA、250 kVA、315 kVA和400 kVA)。這樣可根據(jù)地形選擇更加合理的方陣容量來布置方陣，完成升壓，就近接入高壓并網(wǎng)點。

2 系統(tǒng)方案

本方案計劃在特殊地形條件下采用組串式光伏并網(wǎng)逆變器，完成組串(20塊組件為1串)直流匯流及逆變，使用室外交流匯流箱完成交流電能匯集，采用雙繞組升壓變壓器完成系統(tǒng)升壓，實現(xiàn)整個光伏系統(tǒng)并網(wǎng)發(fā)電(本次擬以1 MWp建設(shè)方案為例進行設(shè)計)。

2.1 逆變器選擇

目前國內(nèi)外市場流行的光伏并網(wǎng)逆變器，發(fā)電效率≥98%的型號主要為：10 kW、12 kW、15 kW、20 kW 、30 kW、100 kW、250 kW、500 kW及630 kW。

根據(jù)目前逆變器市場價格，1 MWp方案下選用50臺20 kW組串逆變器價格最為合理。

2.2 組件選擇

現(xiàn)今國內(nèi)主流多晶硅組件為：245 Wp、250 Wp、255 Wp和265 Wp。本方案擬使用4000塊多晶硅組件，容量為250 Wp。

2.3 電纜選擇

本次使用的太陽電池組件為250 W，工作電壓為608 V(30.4 V×20)，工作電流為8.24 A。

1)組件至匯線及至逆變器匯線電纜擬選用PV-1×4(mm2)，按發(fā)熱條件選擇電纜截面4 mm2，長期連接負(fù)荷允許載流量54 A，需做以下驗證：

根據(jù)DL/T-5044-2004《電力工程直流系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》附錄D要求：電纜截面應(yīng)按電纜長期允許載流量和回路允許電壓降兩個條件選擇。

250 Wp多晶硅組件峰值功率電流Ie為8.24 A，PV-1×4電纜長期允許載流量Ipc為54 A，因此，Ie< Ipc。

式中：Rac為一條直流回路在一定長度下的電阻值；L為電纜長度；S為電纜截面積；ρ為銅芯電纜電阻率。

組串至匯流箱最長線纜約長100 m，則：

250 Wp多晶硅組件峰值功率電壓Ue為30.4 V，20塊組件串聯(lián)后U為608 V。

2)考慮到每臺逆變器額定輸出電流為I=20/0.4/1.732=28.87 A；交流輸出電纜至交流匯流箱電纜最長為150 m。

按照《電力工程電氣設(shè)計手冊》電氣一次部分要求，短路熱穩(wěn)定截面選用接近于計算值的電纜：

式中：S為線纜導(dǎo)體截面積，mm2；Q為短路熱效應(yīng)，kA2·A；C為熱穩(wěn)定系數(shù)。

式中：q為電纜導(dǎo)體的單位熱容量，銅芯為3.4 J/cm2·℃；θm為短路時間內(nèi)導(dǎo)體允許的最高溫度；θp為短路發(fā)生前的電纜導(dǎo)體最高工作溫度，℃，具體算法詳見GB50217-200《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》附錄E要求。α為20 ℃時電纜導(dǎo)體的電阻溫度系數(shù)，1/℃，銅芯為0.00393；ρ20為20 ℃時電纜導(dǎo)體的電阻系數(shù)，銅芯為0.0175；K為20℃時電纜芯線的集膚效應(yīng)系數(shù)，根據(jù)《電力工程電氣設(shè)計手冊》電氣一次部分附表17-11要求，取K值為1.010；η為計入包含電纜導(dǎo)體充填物熱容影響的校正系數(shù)，對3～10 kV電動機饋電回路宜取η=0.93，其他情況可按η=1；選取電纜型號為ZRYJV22-0.6/1 kV-4×10(mm2)，且電壓降小于2%。

導(dǎo)體在短路時的發(fā)熱量：

式中：θ0為電纜所處環(huán)境的溫度最高值，℃；θH為電纜的額定負(fù)荷的電纜導(dǎo)體允許最高工作溫度，℃；IP為電纜實際最大工作電流，A；IH為電纜的額定負(fù)荷電流，A。!

Q 值確定方式，應(yīng)符合下列規(guī)定：

①對火電廠3～10 kV廠用電動機饋線回路，當(dāng)機組容量為100 MW及以下時：

②對火電廠3～10 kV廠用電動機饋線回路，當(dāng)機組容量大于100 MW 時，Q的表達式查閱表E.1.3-1。

③火電廠3～10 kV廠用電動機饋線外的情況：

其中：t為短路持續(xù)時間，s。

3)為保證逆變器主箱變電纜電壓降小于2%且滿足載流量要求，選擇交流匯流箱至升壓變交流電纜型號為：ZR-YJV22-0.6/1 kV-3×240(mm2)。

2.4 交流匯流箱設(shè)計方案

根據(jù)以上設(shè)備選型，得出交流匯流箱設(shè)計方案：

表1 發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

1)選擇匯流箱總出線斷路器為塑殼式斷路器，額定電流為350 A；

2)選擇匯流進線斷路器為塑殼式斷路器，額定電流為50 A；

3)匯流箱按照8回進線，1回出線設(shè)計。

2.5 升壓變壓器設(shè)計方案

升壓變壓器設(shè)計方案為：

1)采用油侵式雙繞組變壓器；

2)容量按照1000 kVA考慮；

3)高壓側(cè)配置3只高壓熔絲，低壓側(cè)安裝8臺額定電流為350 A塑殼斷路器。

3 系統(tǒng)比較

3.1 配置方案比較

本方案擬通過兩種1 MW方陣建設(shè)方案進行比較，對比組串式方案的優(yōu)越性，見表2～3。兩種方案采用相同的組件、支架。

表2 1 MW集中式逆變器建設(shè)方案配置

表3 1 MW組串式逆變器建設(shè)方案配置

通過兩種方案比較，得出以下結(jié)論：

1)組串式逆變器不再采用直流匯流箱，減少系統(tǒng)故障點。

2)1×4 mm2光伏專用電纜用量大幅降低，只在組件到逆變器部分使用，且距離較短，降低直流系統(tǒng)損耗；由于這部分電纜在設(shè)計時不用埋入地下，出現(xiàn)故障時，更容易排查。

3)采用組串式逆變器，與集中式逆變器相比較，組件規(guī)格可根據(jù)廠家供貨進行調(diào)整，可多種型號混用；且MPPT檢測更加精確，延長弱光時的系統(tǒng)發(fā)電時間。

4)無需采用雙分裂繞組變壓器，只需用普通雙繞組變壓器即可完成升壓，且變壓器容量可根據(jù)方陣容量自由配置。

5)減少土建工程的工程量，無需逆變器室或逆變器基礎(chǔ)。

3.2 經(jīng)濟性比較

根據(jù)表2和表3得出：除去組件及支架采購、安裝量，實施1 MW方案采用組串式逆變器的造價約為128.9萬元；采用集中式逆變器的造價約為156.3萬元；投資成本節(jié)約27.4萬元。

3.3 總體方案比較

結(jié)合上述兩節(jié)參數(shù)所述，得出結(jié)論見表4。

表4 方案建設(shè)數(shù)據(jù)階段對比表

4 結(jié)語

本文通過在特殊場地使用組串式逆變器，除發(fā)揮組串式逆變器方陣方案能靈活組織的優(yōu)點外，在整體方案設(shè)計中去除直流匯流箱的使用，降低系統(tǒng)損耗，減少故障點；減少系統(tǒng)投資，進而為光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)集成設(shè)計提出一條新的設(shè)計思路。

[1] GB 50797-2012，光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范[S].

[2] GB 50217-2007，電力工程電纜設(shè)計規(guī)范[S].

[3] GB 50054-2011，低壓配電設(shè)計規(guī)范[S].

[4] DL/T 5044-2004，電力工程直流系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程[S].

[5]《電力工程電氣設(shè)計手冊》-電氣一次部分[S].