(四川大唐國(guó)際新能源有限公司，成都，)

1 項(xiàng)目概況

火古龍光伏電站位于甘孜縣火古龍村范圍內(nèi)，場(chǎng)址中心經(jīng)緯度坐標(biāo)：北緯31°37′09″，東經(jīng)100°02′00″，平均海拔高度約3500m。場(chǎng)址多年平均太陽(yáng)輻照量為6673.6MJ/m2，參照《中國(guó)太陽(yáng)能資源利用區(qū)劃》等級(jí)，屬一級(jí)太陽(yáng)能資源豐富帶，參照《太陽(yáng)能資源評(píng)估方法》(QX/T89-2008)，工程區(qū)屬于資源最豐富區(qū)。

為保證提升資源利用效率，降低工程項(xiàng)目投資，提升項(xiàng)目全生命周期價(jià)值，保障項(xiàng)目投產(chǎn)后具有較強(qiáng)的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力和盈利能力，對(duì)項(xiàng)目太陽(yáng)電池組件、電池陣列安裝方式、逆變器選擇、太陽(yáng)能電池陣列設(shè)計(jì)等關(guān)鍵方案進(jìn)行了研究比選，在提升項(xiàng)目發(fā)電總效率和項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性中尋求相對(duì)最優(yōu)方案。

2 系統(tǒng)總體設(shè)計(jì)方案

2.1 光伏組件選擇

目前，市場(chǎng)主導(dǎo)的電池組件種類主要有單晶硅電池、多晶硅電池和非晶硅薄膜電池。單晶硅電池組件轉(zhuǎn)換效率最高，技術(shù)成熟，規(guī)模生產(chǎn)時(shí)的電池片轉(zhuǎn)換效率16%～19%，組件轉(zhuǎn)換效率14%以上；多晶硅電池組件的生產(chǎn)工藝與單晶硅基本相同，使用了多晶硅鑄錠工藝取代單晶硅硅棒生產(chǎn)工藝，成本低廉，而效率高于非晶硅薄膜電池，工業(yè)規(guī)模生產(chǎn)的電池片轉(zhuǎn)換效率約16%，組件轉(zhuǎn)換效率14%以上；非晶硅薄膜電池組件的成本相對(duì)較低，便于大規(guī)模生產(chǎn)，并具有較好的弱光性能，但轉(zhuǎn)化效率較低，組件占地面積大約為晶硅組件的2倍。

通過(guò)上述對(duì)主流電池組件的比較，本電站場(chǎng)址屬于丘陵地形，海拔較高，坡度較緩，實(shí)際可使用面積較小，綜合考慮三種電池組件的價(jià)格、發(fā)電量、占地面積等特點(diǎn)及本工程的具體情況，本電站采用235W多晶硅電池組件，其主要的技術(shù)參數(shù)如下表。

表1 235W多晶硅組件主要技術(shù)參數(shù)

2.2 光伏陣列運(yùn)行方式選擇

通常電池方陣支架的類型有簡(jiǎn)單的固定支架和相對(duì)復(fù)雜的跟蹤系統(tǒng)。跟蹤系統(tǒng)是一種支撐電池方陣的裝置，它精確地移動(dòng)使太陽(yáng)入射光線射到方陣表面上的入射角最小，相應(yīng)獲得的太陽(yáng)入射輻射最大。跟蹤器可分為“單軸跟蹤”、“雙軸跟蹤”和“斜軸跟蹤”等幾種類型。

表2光伏系統(tǒng)安裝方式對(duì)比

采用跟蹤方式后光伏發(fā)電系統(tǒng)成本有所增加，但同時(shí)帶來(lái)發(fā)電量的大幅增加。根據(jù)已運(yùn)行光發(fā)電站的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，對(duì)于雙軸式跟蹤系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，相對(duì)同等容量的固定式安裝方式，系統(tǒng)本身設(shè)計(jì)建設(shè)成本提高約20%，但是系統(tǒng)年發(fā)電量可提高30%以上，但其成本、占地面積、支架故障維護(hù)率也大幅提高。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，以項(xiàng)目全生命周期價(jià)值最高為原則，本電站采用固定式安裝方式。

2.3 方位角和傾斜角確定

2.3.1 方位角確定

當(dāng)電池組件方位角為正南方向時(shí)，電池組件日平均發(fā)電量最大。電站場(chǎng)地四周平曠，南側(cè)有小緩坡但無(wú)遮擋，因此，本電站電池組件安裝方位角擬定為正南方向。

2.3.2 傾斜角確定

基于目前市場(chǎng)上支架及運(yùn)行維護(hù)成本考慮，電站確定選擇固定傾角方案。

表3向赤道各傾斜面各月多年平均總輻射量

根據(jù)上表，安裝傾角等于32°時(shí)全年接受到的太陽(yáng)能輻射能量最大，相應(yīng)獲得發(fā)電量最多，因此，全年傾斜角采用32°為宜。

2.4 電池方陣設(shè)計(jì)

火古龍村光伏電站總裝機(jī)容量50MW，裝機(jī)規(guī)模較大，電池方陣占地面積大，電能從最遠(yuǎn)的方陣輸送至升壓站距離較遠(yuǎn)(超過(guò)500m)，由于低壓輸電輸送容量小、輸電距離短及電能損耗大等不利因素，考慮在方陣附近集中逆變并升高電壓后，再采用高壓電纜將電能輸送到配電裝置室，以減小場(chǎng)內(nèi)輸電過(guò)程中的電能損耗，最大限度將發(fā)出的電能輸送至電網(wǎng)。

綜合考慮并網(wǎng)逆變器、升壓變壓器、高壓設(shè)備、低壓設(shè)備、直流低壓輸電、交流高壓電纜輸電等諸多因素的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，電池方陣的大小以1MW作為一個(gè)單元，全站共由50個(gè)1MW方陣組成。

電池組件串聯(lián)方式與組件的額定功率、短路電流、工作電流、開(kāi)路電壓、工作電壓等主要參數(shù)選擇有關(guān)。經(jīng)過(guò)計(jì)算，18、19片串聯(lián)在-25℃～+70℃時(shí)均可以處于逆變器MPPT跟蹤范圍，經(jīng)過(guò)計(jì)算，在-25℃時(shí)開(kāi)路電壓18片串聯(lián)最佳。因此電池組件采用18片串聯(lián)的方式。經(jīng)計(jì)算可得，方陣采用7個(gè)16串+1個(gè)6串并聯(lián)的組合方式接入現(xiàn)地匯流箱最合理，現(xiàn)地匯流箱至現(xiàn)地配電裝置室內(nèi)直流匯流屏的電纜選用70mm2和35mm2截面電纜。

綜上所述，方陣串并聯(lián)方式：14個(gè)18串并+2個(gè)6串并，每個(gè)1MW方陣選用16個(gè)現(xiàn)地匯流箱，具體為14個(gè)16進(jìn)線1出線+2個(gè)8進(jìn)線1出線的現(xiàn)地匯流箱。

2.5 光伏子方陣設(shè)計(jì)

全站共由50個(gè)典型1MW方陣組成，每個(gè)典型1MW由236支路并聯(lián)形成。每個(gè)串聯(lián)支路由18塊電池組件(235W)串聯(lián)形成，每16或6個(gè)支路并聯(lián)成一回接入現(xiàn)地直流匯流箱。每個(gè)典型1MW方陣由118個(gè)基本單元組成，每個(gè)基本單元按18列×2排緊鄰布置，每個(gè)基本單元組成2個(gè)并聯(lián)支路，1MW方陣共計(jì)236個(gè)并聯(lián)支路。118個(gè)基本單元按10排12列布置，為了方便運(yùn)行維護(hù)及減小由于東西方向上坡度造成的遮擋，每列基本單元之間留出1.5m的維護(hù)通道。每個(gè)典型1MW方陣需要14個(gè)16進(jìn)1出和2個(gè)8進(jìn)線1出的現(xiàn)地直流匯流箱。電池組件面

向正南方向布置，為減少場(chǎng)地平整施工量及考慮環(huán)保、水保等因素，東西方向上沿山勢(shì)布置，但是東西方向上的坡度應(yīng)控制在10°以內(nèi)。每個(gè)1MW方陣中間布置現(xiàn)地配電裝置室，房?jī)?nèi)布置方陣所需的直流匯流屏、逆變器等設(shè)備，屋外配置箱式變電站。為減少電池組件串、并聯(lián)所用直流電纜量，將現(xiàn)地配電室布置在電池方陣的中心位置，現(xiàn)地配電室高度僅為5m，并且其北側(cè)為6m寬的場(chǎng)內(nèi)道路，經(jīng)過(guò)計(jì)算，現(xiàn)地配電室不會(huì)對(duì)光伏陣列造成遮擋。每個(gè)典型1MW方陣占地約235m×70m。

根據(jù)本工程的場(chǎng)址情況，雖然場(chǎng)址總體呈南低北高的南面坡地形，但場(chǎng)地平坦開(kāi)闊，南北方向上的坡度在5°以內(nèi)，所以現(xiàn)階段暫不考慮南北方向上坡度對(duì)電池組件前后間距的影響。綜合考慮施工、運(yùn)行檢修方便以及電池組件安裝方向?qū)﹄姵亟M件投影的影響，本階段電池組件之間的間距選取為5m，電池板支架前后排陣間距為6.5m。

3 結(jié)語(yǔ)

火古龍村光伏電站根據(jù)上述總體方案建設(shè)完成后，第一年發(fā)電量8716.83萬(wàn)kW·h，第二年發(fā)電量8716.83萬(wàn)kW·h，根據(jù)運(yùn)行兩年太陽(yáng)輻照量綜合測(cè)算年均發(fā)電量約7800萬(wàn)kW·h，且光伏組件功率衰減處于可控狀態(tài)，各項(xiàng)指標(biāo)均超過(guò)可研計(jì)算結(jié)果，經(jīng)濟(jì)效益良好，表明電站總體設(shè)計(jì)方案選擇合理。