大唐乌拉特后旗20MWp光伏电站示范工程

大唐乌拉特后旗 20MWp 光伏电站示范工程1．光伏组件选型1.1 光伏电池组件发展概况目前世界上太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。 世界上， 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。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） 。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%。 自 2004 年后， 中国光伏产业连续 5 年增长率超过 100%。 2010年我国光伏电池产量已超过全球总产量的 50%。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， 2009 年中国内地多晶硅产量超过了两万吨，太阳能电池产量超过了 4000 兆瓦，连续 3 年成为全球太阳能电池的第一大国。但是国际上最大的并网应用光伏市场在国内仍然处于零星示范论证阶段，这与我国的光伏技术水平和具体国情都有关系。中国光伏组件生产规模的大部分用于出口市场，造成我国的光伏企业对国外市场的依存度较高， 2008 年爆发的全球金融危机， 导致国外的市场发生急剧变化，使得这些企业受到重大影响，因此随着能源形势和我国产业政策的变化，推动我国对太阳能光伏发电这种绿色可再生能源的应用是必然的趋势。我们国家所拥有的巨大潜力，可以让自己的光伏企业、相关产品、光伏发电项目进入到我国，从而形成比较完整的光伏产业链。随着国内光伏电池组件产量的不断提高，国内光伏产品性价比上的优势越发明显，本工程为国内第一个采用特许权招标方式开发的太阳能光伏发电厂，为达到充分示范和展示我国光伏产业的发展成果的目的，根据要求本工程太阳能光伏电站设备必须以国内自主化生产为主。1.2 几种常用的太阳能电池（ 1）单晶硅、多晶硅太阳能电池目前国内外使用最普遍的是单晶硅、多晶硅太阳能电池，而且国内的光伏组件生产也主要是以单晶硅、多晶硅太阳能电池为主。商业化的多晶硅电池片效率一般在 12-16％左右，单晶硅电池片电池效率在 13-18％左右。晶体硅电池片如图 1-1 ， 1-2 所示，图 1-1 单晶硅硅片 图 1-2 多晶硅硅片由电池片组成的电池组件的外形结构如图 1-3 所示。自从太阳能电池诞生以来，晶体硅作为基本的电池材料一直保持着统治地位，而且可以确信这种状况在今后 20 年中不会发生根本的转变。但是晶体硅太阳能电池的成本较高，通过提高电池的转化效率和降低硅材料的生产成本，以提高硅材料太阳能电池的效益，成为世界光伏技术的主流，世界各国也在此取得诸多新的进展。 2004 年中国科学家成功地在实验室完成 P 型晶体硅技术，使得晶体硅太阳能电池的实验室转换效率达到 24.7%； 2007 年日本也成功试制的 HIT 太阳能电池，太阳能电池量产转换效率提高到 22.3 ％。提高转换效率的技术不断进步，进一步推动了晶体硅太阳能电池在光伏技术中的领先地位。1-3 多晶硅、单晶硅光伏组件外形图 5-4 非晶硅薄膜光伏组件（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）（ 2）非晶硅薄膜太阳能电池开发太阳能电池的两个关键问题就是：提高转换效率和降低成本。由于非晶硅薄膜太阳能电池的成本低，便于大规模生产，普遍受到人们的重视并得到迅速发展。非晶硅作为太阳能材料尽管是一种很好的电池材料，但由于其光学带隙为 1.7eV，使得材料本身对太阳辐射光谱的长波区域不敏感，这样一来就限制了非晶硅太阳能电池的转换效率 , 目前电池转化效率一般在 5%-9%。此外，其光电效率会随着光照时间的延续而衰减，即所谓的光致衰退 S一 W效应，使得电池性能不稳定，衰减较快。非晶硅薄膜太阳能电池由于具有较低的成本、重量轻、高温性能好、弱光响应好，充电效率高 ( 非晶硅材料的吸收系数在整个可见光范围内，在实际使用中对低光强光有较好的适应等特点 ), 有着极大的潜力，在未来 5-10 年后， 有望逐渐扩大其市场份额。 但同时由于它的稳定性不高， 使用寿命短 （ 10-15年） ，直接影响了它的实际应用。(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。1.3 几种常用的太阳能电池技术性能比较几种常用的太阳能电池技术性能比较见表 5-1 。从比较结果可以看出：1. 晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。2. 商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，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，只有 10-15 年。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池—— 225Wp多晶硅电池组件和 180Wp单晶硅电池组件。表 5-1 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 比较结果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。多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定。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。 单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅薄膜最低，数倍聚光型较难相互比较。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。非晶硅薄膜价格低于比多晶 , 多晶硅价格低于单晶硅便宜，数倍聚光没有可比性。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左 弱光响应好，充电效率高。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。晶体硅电池输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区。5 组件运行维护 组件故障率极低，自身免维护同左 柔性组件表面较易积灰，且难于清理。机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护。晶体硅电池组件运行维护最为简单。6 组件使用寿命 经实践证明寿命期长，可保证 25年使用期同左 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晶体硅电池组件使用寿命最长。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。 / 多晶硅外观效果好，利于建筑立面色彩丰富。8 安装方式 倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。同左 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左。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。在建筑物上使用非晶硅薄膜组件优势明显，在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装方便，布置紧凑，可节约场地。9 国内自主化 生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同左 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。 晶体硅电池组件国内自主化率有保证。西藏日喀则甲龙沟 10MWp 光伏电站工程 可行性研究报告 K-A01-01 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主要特性如表 5-1 所示根据上表可知，晶硅类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项目。非晶硅薄膜太阳能电池尽管转化效率较低、占地面积较大，但其成本亦较晶硅电池低，且在弱光条件下性能好于晶硅类太阳能电池。因此，其在 MW 级太阳能光伏电站的应用中具备一定的竞争力。两种晶硅电池最大的差别是单晶硅的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。非晶硅薄膜电池与晶硅电池相比，制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、能源消耗少、单片面积大、组装简单、易于大规模生产等特点，其所占的市场份额组件增加。但目前相对效率较低、稳定性不佳，考虑到工程场址区的气候特点，同时由于非晶硅薄膜电池自身封装特点，其顶电极与背电极距离较近，在电池互联处容易发生电池短路情况；另外针孔及电池材料的腐蚀或损坏的区域也可能会导致短路概率更大。在技术性能上考虑，非晶硅薄膜电池有一定的优势，但产品稳定性和适应性方面目前缺点相对明显，需要更多实际工程的检验。（ 3）太阳能电池类型的确定西藏日喀则甲龙沟 10MWp 光伏电站工程 可行性研究报告 K-A01-01 晶硅类电池与非晶硅类电池板相比，晶硅电池板效率高，技术成熟。本项目考虑到多晶硅电池板技术发展较快，国内外尚有较大规模应用的实例，发展前景看好，根据本工程的规模、场地条件及太阳辐射条件，经综合分析，本工程拟全部选用多晶硅电池组件。综上所述，本工程暂选用多晶硅太阳能电池组件。（ 4）太阳能电池组件规格的选择通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其目前主流规格大多为 240Wp、 250Wp 。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程初选多晶硅为250Wp 的电池组件。1.4 光伏组件主要技术参数本工程拟选用晶体硅太阳能电池—— 225Wp多晶硅电池组件和 180Wp单晶硅电池组件。电池组件详细技术参数见表 5-2 。表 5-2 光伏组件技术参数表西藏日喀则甲龙沟 10MWp 光伏电站工程 可行性研究报告 K-A01-01 序号 太阳电池种类 多晶硅电池 单硅电池1 太阳电池组件型号 STP275-24/Vb STP275-24/Vb 2 峰值参数2.1 峰值功率 Wp 225 180 2.2 开路电压 V 37.0 44.8 2.3 短路电流 A 8.15 5.36 2.4 工作电压 V 29.5 36.5 2.5 工作电流 A 7.63 4.93 3 组件尺寸 mm 1636× 994× 40 1580× 808× 50 4 重量 kg 27.0 27.0 5 峰值功率温度系数 %/K -0.53 -0.53 6 开路电压温度系数 %/K -0.36 -0.36 7 短路电流温度系数 %/K 0.03 0.03 8 10 年功率衰降 % <10 <10 9 25 年功率衰降 % <20 <20 5.2 光伏组件布置5.2.1 光伏组件布置方式选择对普通的多晶硅光伏组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。针对组件固定式布置方式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统，根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴和双轴跟踪。逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪设备、感光仪器等，会增加单位工程造价，随着晶体硅电池板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本，总体的经济效益并不划算，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用。光伏阵列的安装方式一般分为固定式、单轴跟踪、全跟踪三种。要使太阳能阵列接收到最多的太阳能辐射，最理想的方式是让太阳光与太阳能阵列表面垂直照射，这就是“全跟踪”的安装方式，也称为“双轴跟踪” 。对于倾角固定式安装的光伏阵列，所接收的太阳能辐射能量和倾斜的角度有关。其中计算太阳能日辐射量的公式如下：Rβ =S×［ sin( α - β )/sin α ］＋ D 式中：Rβ －倾斜方阵面的太阳总辐射量D－散射辐射量西藏日喀则甲龙沟 10MWp 光伏电站工程 可行性研究报告 K-A01-01 S－水平面上太阳直接辐射量β －方阵倾角α －中午时分太阳辐射角西宁地处北纬 36° 34′ 13″，经计算倾斜面的倾角为 30°～ 38°时全年所接收到的太阳辐射能最大，但差别很小，实际倾角可选取 36°。固定式安装与逐日跟踪式布置方式的详细比较见表 5-3 。从比较结果可以看出：在本项目中应用固定式布置从技术经济上要优于逐日跟踪式系统；另外逐日跟踪式系统的发电量增加值还与太阳辐射中的直接辐射、散射辐射的比例密切相关，太阳辐射中散射辐射比例越高，逐日跟踪效果越差。因此，本工程组件布置全部采用固定式安装。表 5-3 电池组件布置方式比较表序号 比较项目 固定式 单轴跟踪式 双轴跟踪式 比较结果仰角跟踪式 极轴跟踪式1 增加的太阳能转换率按当地最佳倾角 40 度安装，比水平面安装增加 25%左右的发电量。比按最佳倾角固定安装增加 5～ 10%左右的发电量。比按最佳倾角固定安装增加 13～ 20%左右的发电量。比按最佳倾角固定安装增加 20～ 30%左右的发电量。跟踪式对太阳能的转换效率要比固定式高。2 抗风能力、土建基础根据 IEC 标准要求，固定安装支架按抗风能力需满足 42m/s； 但由于采用固定安装，东西方向风载较小，对土建基础的承载要求一般。根据 IEC 标准要求， 单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足 27m/s； 由于采用仰角跟踪式安装， 东西方向风载较大， 对土建基础的承载要求较高。根据 IEC 标准要求， 单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足 27m/s； 由于采用单轴跟踪式安装， 东西方向风载更大， 对土建基础的承载要求更高。根据 IEC 标准要求， 双轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足 27m/s； 由于采用双轴跟踪式安装， 东西方向风载最大， 对土建基础的承载要求也最高。跟踪式的抗风能力对土建基础设计比固定式高。3 安装要求 固定式支架因没有转动部件，安装相对简单，安装精度要求相对较低。单轴跟踪式支架因有部分转动部件， 为保证跟踪精度， 安装相对复杂，安装精度要求较高。极轴跟踪式支架转动部件增多， 为保证跟踪精度，安装更加复杂，安装精度要求也更高。双轴跟踪式支架的传动机构最为复杂， 跟踪精度要求很高， 安装要求也最高。跟踪式的安装要求对比固定式高。4 经济性 支架系统价格可以控制 0.8 元 /Wp以内。支架系统价格 2.8 元/Wp，整个工程价格比固定式增加 10%左右。支架系统价格 3.5 元/Wp, 整个工程价格比固定式增加 20%左右。支架系统价格 4.3 元/Wp，整个工程价格比固定式增加 30%左右。跟踪式系统发电量的增加比例小于投资的增量，故经济性较固定式差。5 技术成熟性 组件安装最通用的一种方式，支架系统简单，应用广泛。机械跟踪系统相对复杂， 使用不广泛， 应用经验缺乏， 技术不够成熟。机械跟踪系统更复杂，使用不广泛， 缺乏相应的应用经验， 技术不够成熟。机械跟踪系统最复杂，使用不广泛， 缺乏相应的应用经验， 技术不够成熟。固定式支架系统简单，应用广泛。系统 输 出 效 率 有 保证。7 可靠性 简单可靠 跟踪机械、 光学仪器可靠性相对较低， 维护要求高，使用成本高。跟踪机械、 光学仪器可靠性相对较低， 维护要求更高，使用成本更跟踪机械、 光学仪器可靠性相对较低， 维护要求最高，使用成本也固定式简单可靠，维护成本低。序号 比较项目 固定式 单轴跟踪式 双轴跟踪式 比较结果仰角跟踪式 极轴跟踪式高。 高。8 使用寿命及运行维护可保证 25 年使用期，基本免维护。机械设备使用期有限，运行维护要求高， 运行成本大。机械设备使用期有限，运行维护要求更高， 运行成本更大。机械设备使用期有限，运行维护要求最高， 运行成本最大。固 定 式 使 用 寿 命长， 运行维护简单，费用低表 5-4 光伏阵列组串配置表序号组串组件构成组串功率kWp/串峰值工作电压Vmp 极端高温（ 70℃）工作电压Vmp 最大开路电压Voc 组件安装方式配置逆变器参数 逆变器数量组件安装总容量kWp 组件名称 组件型 号组件功率Wp 数量型号逆变器编号接入组串数（并）对应组件功率kWp 1 多晶硅光伏组件 CRM225S156P-60 225 20 4.50 664 494 740 固定安装 500 N01～ N16 112 504 16 8064 1 单晶硅光伏组件CRM180S125M-72 180 16 2.88 584 489 716 固定安装 500 N17～ N20 175 504 4 2016 2 总计 20 10080 5.2.2 光伏阵列组串配置及安装总容量逆变器选型以大功率逆变器为主，根据逆变器的设备参数（详见节电气部分说明） ，光伏阵列的串、并联数见表 5-4,225Wp 组件安装 35840 块， 180Wp组件安装 11200 块，合计安装数量为 47040 块，总容量为 10080MWp。5.2.3 电池组件阵列布置阵列布置分 225Wp和 180Wp组件两种方式布置。5.2.3.1 多晶硅 225Wp组件阵列布置（ 1）光伏组件阵列模块单列排布8MWp 多晶硅组件定安装光伏阵列均采用 1MW 容量的模块化布置。 单列阵列由双排组件组成，每排组件数量为 40 块，单列组件可就地组成 4 并组串，以减少汇流接线的长度。 组件安装方位角采用正南方向， 安装倾角按当地最佳倾角30 度设置，以最大限度地利用太阳能。单列组件每隔 30 米左右预留 1 个 2 米宽的通道，以便于将来组件运行时表面清洁维护。单列组件前后间距为 3.2 米，保证全年 9～ 15 点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。（ 2）光伏组件阵列布置以典型 1MW光伏阵列模块为例，整个模块与 2 个 500 型逆变器配对。根据阵列配对的逆变器及直流汇流监测箱的技术参数， 光伏阵列单元由 48 排单列构成，每个单列有 4 并组串；逆变器前后的光伏阵列单元由 10 排单列构成，每 5 个单列构成 16 并组串；整个模块单元通过 14 个汇流箱（ 16 进 1 出）共计 224 并组串。5.2.3.2 单晶硅 180Wp组件阵列布置（ 1）光伏组件阵列模块单列排布2MWp 多晶硅光伏组件安装光伏阵列均采用 1MW 容量的模块化布置。 单列阵列由双排组件组成，每排组件数量为 40 块，每 2 个单列组件可就地组成 5 并组串，以减少汇流接线的长度。 组件安装方位角采用正南方向， 安装倾角按当地最佳倾角 30 度设置，以最大限度地利用太阳能。单列组件每隔 30 米左右预留 1个 2 米宽的通道，以便于将来组件运行时表面清洁维护。单列组件前后间距为 2.8 米，保证全年 9～ 15 点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。（ 2）光伏组件阵列布置以典型 1MW光伏阵列模块为例，整个模块与 2 个 500 型逆变器配对。根据阵列配对的逆变器及直流汇流监测箱的技术参数， 光伏阵列单元由 70 排单列构成，每 2 个单列有 5 并组串；整个模块单元通过 22 个汇流箱（ 16 进 1 出）共计 350并组串。太阳能光伏组件阵列模块以直流汇流监测箱为中心划分单元有以下优点： (a)优化了组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗； (b) 光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理。太阳能电池方阵设计一个 200kW 的光伏方阵，由太阳能电池组件经过串并联组得到并网逆变器的所要求的电压，再将串联组件并联达到逆变由并网逆变器的技术参数知其最高输入电压为 900V，输入820V，而组件的开路电压为 44.2V，峰值功率电压为 35.2V，串件数为 S，最多为 SMAX ，则有：SMAX ＝ UDCMAX /V oc =900/44.2≈ 20，这里选取 S＝ 18 块。验算：a. 组件串联的最高输出电压（开路电压）＝ 18× 44.2＝ 795.6V ；b. 组件串连的最大功率点电压＝ 18× 35.2＝ 633.6；c. 当组件结温比标准状态升高 70℃时，最大功率点电压为 456.2V （取电压温度系数为－ 0.4%）并网逆变器 MPPT 输入电压范围 450～ 800V，最大输入电压 880V，因此， 18 块组件串联完全满足并网逆变器要求。单个发电单元的容量为 200kWp，组件串并联接线 : ? 18 块组件串联为 1 路，每一路组件串联容量 =5.04kWp；?组件并联数＝ 200/5.04=39.7 ，可确定并联数为 40；? 40 路并联组成一个发电单元，其总容量＝ 5.04× 40＝ 201.6kWp；? 10MWp 并网系统由 50 个发电单元组成。总容量 =50× 201.6=10,080kWp ；?太阳能电池组件总数量 M=50× 40× 18＝ 36,000 （块）5）光电场太阳能电池方阵布置纵向两排并列排列，每排 18 块组件，每个支架上安装 36 块组件，即含有两路串连组件， 考虑组件之间的间隙， 每一支架的尺寸大约 （ 18m× 4m ） 见图 3-4。? 1MWp 的分系统包含 5 个 200kWp 的子系统， 占地总面积 =90 米× 220 米＝19800 平方米；? 10MWp 系统由 10 个 1MWp 子方阵组成。占地面积约 20 万平方米。6）太阳能电池方阵支撑结构设计方阵支承结构设计包括安装方式设计、方位角设计、支架倾角设计、阵列间距设计， 以及支承结构的基础、 结构、 零件的设计等内容。 需根据总体技术要求、地理位置、气候条件、太阳辐射能资源、场地条件等具体情况来进行。A. 安装方式设计大型太阳能电池方阵的安装主要有固定式和跟踪式两种。固定式结构简单，安全可靠，安装调试及管理维护都很方便。跟踪式可增加发电量 20～ 30% ，但须配备自动跟踪机构，系统投资成本增加， 安装调试及管理维护都较复杂， 可靠性降低。本案例采用固定式安装。B. 固定式支架倾角设计方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、 负载供电要求和特定的场地条件等。 并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定 , 它应是系统全年发电量最大时的倾角。根据前面年发电量的分析计算结果 , 确定太阳能电池方阵支架倾角 36°。C. 方阵支架方位角的设计一般情况下，太阳能电池方阵应面向正南安装，可考虑在± 10°内调整。D. 太阳能电池阵列间距的设计计算光伏方阵阵列间距应不小于 D：如图 3-4 所示，支架宽度为 3200mm 。当倾角 =36 时， H = 2057 mm。西宁地处北纬 36° 34′ 13″，求得 : D = 6087mm 。根据以上计算数值，太阳能电池方阵阵列的间距可设计为 6.5 米。E. 10MWp 太阳能光伏阵列布置总图? 10 个 1MWp 的子阵列组成一个 10MWp 的光伏阵列 ,子阵列之间有通道；?总占地面积 =(558× 552) = 308,016 平方米；?光伏阵列支架及间距、以及阵列支架排列布置示意图分别参见附件图 4-8。5.2.1 安装方式的确定太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与太阳电池方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变， 发电量会明显下降。 太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的 8 小时或更长的时间内保持方阵平面与太阳入射光垂直，将太阳能最大程度的转化为电能。 目前国内外一些太阳跟踪装置生产厂的产品大致可以分两种，一种为单轴跟踪，即东西方向转动跟踪太阳；另一种为双轴跟踪，即既有东西向跟踪，同时太阳能板倾角也随季节的不同而改变。一般来说， 采用自动跟踪装置可提高发电量 20% ～ 40% 左右， 从而相对降低投资 10% ～ 20% 。目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。因增加自动跟踪装置后， 将增加占地面积， 所以适合于荒漠区大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站， 而国内的配套政策支持力度不足， 大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵， 反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电站上的使用。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18% ，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 25% 。在此条件下，以固定安装式为基准，对 1MWp 光伏阵列采用三种运行方式比较如表 5-3。由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护， 但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高， 假如能很好的控制后期维护工作增加的成本， 采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。 若自动跟踪式支架单价能进一步降低， 同时又较好解决阵列同步性及减少维护工作量， 则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。经对固定式和跟踪式两种运行方式的初歩比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、 且支架系统基本免维护； 自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、 而且后期运行过程中需要一定的维护， 运行费用相对较高， 另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高， 自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证， 在我国气候环境较复杂的荒漠区大规模应用的工程也相对较少， 同时国内技术成熟可靠稳定的跟踪系统生产厂家相对较少。因此，本工程推荐选用固定式运行方式。5.2.2 光伏发电方阵容量的选择采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。由于本工程建设规模较大，拟以每 1MWp 容量电池板为一个方阵，共 20 个方阵， 每个方阵相应设置一个 270V 逆变器室。 单个光伏方阵容量为整个光伏电站 5％容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。如每方阵电池板容量小于 1MWp ，则会增加低压配电装置、低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量按 2MWp 考虑，则 2MWp 容量固定安装电池板布置面积将达到约 430× 300 米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆将达到200~350 余米长，接近低压输电经济长度极限。故以每 1MWp 容量电池板为一个方阵方案具有降低工程造价、便于运行管理、电池板布局整齐美观等优点。5.2.3 光伏方阵单元型式的确定根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按 33 度考虑。电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：本电站实际装机容量为 20400kWp ，太阳能电池组件选型为 250Wp 多晶硅电池，逆变器容量选用 500kW 。（ 1）电池组件计算参数组件及线路损耗、尘埃遮挡等电压损失为 4％。冬季最低环境温度为： -33. 8℃，夏季最高环境温度为： 40.5℃。（ 2）电池组件组合计算计算公式： N ≤ Vdcmax /Voc× 96％N ≥ Vdcmin/Vmp × 96％式中： Vdcmax——逆变器绝对最大输入电压；Vdcmin——逆变器绝对最小输入电压；Voc——电池组件开路电压；Vmp——电池组件最佳工作电压。经计算：得出串联光伏电池数量 N 为： 15≤ N≤ 21 。根据运行经验及工作环境等因素，现分析 16 组串、 17 组串、 18 组串、 19 组串、 20 组串、 21 组串如下：在项目地区，考虑倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于 1000W/ m 2 及项目工地气候条件对光伏电池电压造成的影响， 根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为 20（串） 。根据电池组件的串联得出单台 500kW 逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为 102 组。固定阵列布置方式以 1MWp 为一个基本发电单元，共 20 个基本发电单元。每 20 块电池组件组成一串，每 40 块电池组件组成一个太阳能电池组串单元，每块竖向放置，排成 2 行 20 列，布置在一个固定支架上。支架采用固定式安装，安装倾角为 37°，方位角为 0°。每面电池板阵输出电压 614V，输出功率10000Wp，每串功率 5000Wp。1MWp 基本发电单元串联组总数为： 1,000,000÷ 5000=20 串，考虑到汇流箱为 12 路汇流，故取 204 串，电池组件数量为 20× 204=4080 块，逆变器布置在配电室内。配电室布置在方阵的中心。全厂 20MWp 需要这种电池板支架数量为 4080/40× 20 ＝ 2040 套，需要这种电池组件 40× 2040=81600块。5.2.4 组件阵列支架太阳能光伏组件阵列龙骨采用铝合金型材。支架采用碳钢构件，构件表面采用热浸镀锌处理，热浸镀锌要求按相应国标，防腐寿命不低于 25 年。固定安装支架按抗风能力满足 42m/s。