20MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電站項目系統(tǒng)總體設(shè)計方案

20MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電站項目系統(tǒng)總體設(shè)計方案1.1陣列單元光伏電池組件選擇光伏發(fā)電系統(tǒng)通過將大量的同規(guī)格、同特性的太陽能電池組件，經(jīng)過若干電池組件串聯(lián)成一串以達(dá)到逆變器額定輸入電壓，再將這樣的若干串電池板并聯(lián)達(dá)到系統(tǒng)預(yù)定的額定功率。這些設(shè)備數(shù)量眾多，為了避免它們之間的相互遮擋，須按一定的間距進(jìn)行布置，構(gòu)成一個方陣，這個方陣稱之為光伏發(fā)電方陣。其中由同規(guī)格、同特性的若干太陽能電池組件串聯(lián)構(gòu)成的一個回路是一個基本陣列單元。每個光伏發(fā)電方陣包括預(yù)定功率的電池組件、逆變器和低壓配電室等組成。若干個光伏發(fā)電方陣通過電氣系統(tǒng)的連接共同組成一座光伏電站。（1）太陽能電池分類太陽電池種類繁多，形式各樣，按基體材料分類主要有以下幾種：a）硅太陽電池：主要包括單晶硅（SingleCrystaline-Si）電池、多晶硅（Polycrystaline-Si）電池、非晶硅（Amorphous-Si）電池、微晶硅（μc-Si）電池以及HIT電池等。b）化合物半導(dǎo)體太陽電池：主要包括單晶化合物電池如砷化鎵（GaAs）電池、多晶化合物電池如銅銦鎵硒（CIGS）電池、碲化鎘（CdTe）電池等、氧化物半導(dǎo)體電池如Cr2O3和Fe2O3等。c）有機半導(dǎo)體太陽電池：其中有機半導(dǎo)體主要有分子晶體、電荷轉(zhuǎn)移絡(luò)合物、高聚物三類。d）薄膜太陽電池：主要有非晶硅薄膜電池（α-Si）、多晶硅薄膜電池、化合物半導(dǎo)體薄膜電池、納米晶薄膜電池等。目前市場生產(chǎn)和使用的太陽能光伏電池大多數(shù)是用晶體硅材料制造的，隨著晶體硅太陽能電池生產(chǎn)能力和建設(shè)投資力度的不斷增長，一些大型新建、擴建項目也陸續(xù)啟動，同時薄膜太陽能電池項目的建設(shè)也不斷擴大，產(chǎn)能也在不斷上升，薄膜電池中非晶硅薄膜電池所占市場份額最大。（2）太陽能電池技術(shù)性能比較受目前國內(nèi)太陽電池市場的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展情況影響，市場上主流太陽電池基本為晶硅類電池和薄膜類電池。a）晶體硅太陽電池單晶硅電池是發(fā)展最早，工藝技術(shù)也最為成熟的太陽電池，也是大規(guī)模生產(chǎn)的硅基太陽電池中，效率最高的電池，目前規(guī)?；a(chǎn)的商用電池效率在14%~20%，曾經(jīng)長期占領(lǐng)最大的市場份額；規(guī)?；a(chǎn)的商用多晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率目前在13%~15%，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所降低，但是生產(chǎn)成本也較單晶硅太陽電池低，具有節(jié)約能源，節(jié)省硅原料的特點，易達(dá)到工藝成本和效率的平衡，目前已成為產(chǎn)量和市場占有率最高的太陽電池。b）薄膜類太陽電池薄膜類太陽電池由沉積在玻璃、不銹鋼、塑料、陶瓷襯底或薄膜上的幾微米或幾十微米厚的半導(dǎo)體膜構(gòu)成。在薄膜類電池中，非晶薄膜電池所占市場份額最大。其主要具有如下特點：1用材少，制造工藝簡單，可連續(xù)大面積自動化批量生產(chǎn)，制造成本低；2制造過程消耗電力少，能量償還時間短；3基板種類可選擇；4弱光效應(yīng)好，溫度系數(shù)低，發(fā)電量多；5售價較晶體硅電池低。緊緊圍繞提高光電轉(zhuǎn)換效率和降低生產(chǎn)成本兩大目標(biāo)，世界各國均在進(jìn)行各種新型太陽電池的研究開發(fā)工作。目前，晶硅類高效太陽電池和各類薄膜太陽電池是全球新型太陽電池研究開發(fā)的兩大熱點和重點。已進(jìn)行商業(yè)化應(yīng)用的單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、非晶硅薄膜太陽電池、碲化鎘薄膜太陽電池、銅銦鎵硒薄膜太陽電池主要特性如表5-1所示。表4-1主要商用太陽能電池組件特性表電池種類晶硅類薄膜類單晶硅多晶硅非晶硅碲化鎘銅銦硒商用效率14%~20%13%~15%5%~9%5%~8%50/0~8%實驗室效率24%20.3%12.8%16.4%19.5%使用壽命25年25年25年25年25年組件層厚度厚層厚層薄層薄層薄層規(guī)模生產(chǎn)已形成已形成已形成已形成已證明可行環(huán)境問題中性中性中性有（使用鎘）除使用鎘外為中性能量償還時間2~3年2~3年1~2年1~2年1~2年主要原材料中中豐富鎘和碲化物都是稀有金屬銦是昂貴的稀有金屬生產(chǎn)成本高較高較低相對較低相對較低主要優(yōu)點效率高技術(shù)成熟效率較髙技術(shù)成熟弱光效應(yīng)好成本較低弱光效應(yīng)好成本相對較低弱光效應(yīng)好成本相對較低根據(jù)上表可知，晶硅類太陽能電池由于制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉(zhuǎn)化效率相對較高的特點，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項目。非晶硅薄膜太陽能電池盡管轉(zhuǎn)化效率較低、占地面積較大，但其成本亦較晶硅電池低，且在弱光條件下性能好于晶硅類太陽能電池。因此，其在兆瓦級太陽能光伏電站的應(yīng)用中具備一定的競爭力。兩種晶硅電池最大的差別是單晶硅的光電轉(zhuǎn)化效率略高于多晶硅電池，也就是相同功率的電池組件，單晶硅電池組件的面積小于多晶硅電池組件的面積。兩種電池組件的電性能、壽命等重要指標(biāo)相差不大，若僅考慮技術(shù)性能，在工程實際應(yīng)用過程中，無論單晶硅還是多晶硅電池都可以選用。非晶硅薄膜電池與晶硅電池相比，制造工藝相對簡單、成本低、不需要高溫過程、能源消耗少、單片面積大、組裝簡單、易于大規(guī)模生產(chǎn)等特點，其所占的市場份額組件增加。但目前相對效率較低、穩(wěn)定性不佳，考慮到工程場址區(qū)的氣候特點，同時由于非晶硅薄膜電池自身封裝特點，其頂電極與背電極距離較近，在電池互聯(lián)處容易發(fā)生電池短路情況；另外針孔及電池材料的腐蝕或損壞的區(qū)域也可能會導(dǎo)致短路概率更大。在技術(shù)性能上考慮，非晶硅薄膜電池有一定的優(yōu)勢，但產(chǎn)品穩(wěn)定性和適應(yīng)性方面目前缺點相對明顯，需要更多實際工程的檢驗。（3）太陽能電池類型的確定晶硅類電池與非晶硅類電池板相比，晶硅電池板效率高，技術(shù)成熟。本項目考慮到多晶硅電池板技術(shù)發(fā)展較快，國內(nèi)外尚有較大規(guī)模應(yīng)用的實例，發(fā)展前景看好，根據(jù)本工程的規(guī)模、場地條件及太陽輻射條件，經(jīng)綜合分析，本工程擬全部選用多晶硅電池組件。綜上所述，本工程暫選用多晶硅太陽能電池組件。（4）太陽能電池組件規(guī)格的選擇通過市場調(diào)查，國內(nèi)主流廠商生產(chǎn)的多晶硅太陽能組件應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的，其規(guī)格大多數(shù)為240Wp、245Wp、255Wp。綜合考慮組件效率、技術(shù)成熟性、市場占有率，以及采購訂貨時的可選擇余地，本工程初選多晶硅為255Wp的電池組件。表4-2太陽能電池組件參數(shù)表項目單位數(shù)量峰值功率(Wp)Wp255開路電壓(Voc)V37.82短路電流(Isc)A8.98工作電壓(Vmp)V30.29工作電流(Imp)A8.42安裝尺寸mm1650×991×40mm重量Kg18.21.2光伏陣列單元基本型式的確定1.2.1安裝方式的確定太陽電池方陣的發(fā)電量與陽光入射強度有關(guān)，當(dāng)光線與太陽電池方陣平面垂直時發(fā)電量最大，隨著入射角的改變，發(fā)電量會明顯下降。太陽能跟蹤裝置可以將太陽能板在可用的8小時或更長的時間內(nèi)保持方陣平面與太陽入射光垂直，將太陽能最大程度的轉(zhuǎn)化為電能。目前國內(nèi)外一些太陽跟蹤裝置生產(chǎn)廠的產(chǎn)品大致可以分兩種，一種為單軸跟蹤，即東西方向轉(zhuǎn)動跟蹤太陽；另一種為雙軸跟蹤，即既有東西向跟蹤，同時太陽能板傾角也隨季節(jié)的不同而改變。一般來說，采用自動跟蹤裝置可提高發(fā)電量20%～40%左右，從而相對降低投資10%～20%。目前，國內(nèi)光伏發(fā)電系統(tǒng)普遍采用的是非聚焦平板固定傾角陣列發(fā)電方式。因增加自動跟蹤裝置后，將增加占地面積，所以適合于荒漠區(qū)大型并網(wǎng)光伏電站和聚焦型光伏電站，而國內(nèi)的配套政策支持力度不足，大型高壓并網(wǎng)光伏電站項目較少，因此國內(nèi)跟蹤裝置生產(chǎn)商的研發(fā)投入較少，目前還未實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)，造成跟蹤裝置價格相對較貴，反過來又制約了跟蹤裝置在大型高壓并網(wǎng)光伏電站上的使用。根據(jù)已建工程調(diào)研數(shù)據(jù)，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約18%，若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約25%。在此條件下，以固定安裝式為基準(zhǔn)，對1MWp光伏陣列采用三種運行方式比較如表5-3。表4-31MWp陣列各種運行方式比較表項目固定安裝式水平單軸跟蹤斜單軸跟蹤雙軸跟蹤發(fā)電量增加百分比(%)100115120125占地面積（萬m2）2.43.21.85.0直接投資增加百分比(%)100111114122運行維護(hù)工作量小有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量較大有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量大有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，工作量更大支撐點多點支撐多點支撐多點支撐單點支撐抗大風(fēng)能力迎風(fēng)面積固定，抗風(fēng)較差。風(fēng)大時可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好。風(fēng)大時可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好。風(fēng)大時可將板面調(diào)平，抗風(fēng)較好。由表中數(shù)據(jù)可見，固定式與自動跟蹤式各有優(yōu)缺點：固定式初始投資較低、且支架系統(tǒng)基本免維護(hù)；自動跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護(hù)，但發(fā)電量較傾角最優(yōu)固定式相比有較大的提高，假如能很好的控制后期維護(hù)工作增加的成本，采用自動跟蹤式運行的光伏電站單位電度發(fā)電成本將有所降低。若自動跟蹤式支架單價能進(jìn)一步降低，同時又較好解決陣列同步性及減少維護(hù)工作量，則自動跟蹤式系統(tǒng)相較固定安裝式系統(tǒng)將更有競爭力。經(jīng)對固定式和跟蹤式兩種運行方式的初歩比較，考慮到本工程規(guī)模較大，固定式初始投資較低、且支架系統(tǒng)基本免維護(hù)；自動跟蹤式雖然能增加一定的發(fā)電量，但目前初始投資相對較高、而且后期運行過程中需要一定的維護(hù)，運行費用相對較高，另外電池陣列的同步性對機電控制和機械傳動構(gòu)件要求較高，自動跟蹤式缺乏在場址區(qū)或相似特殊的氣候環(huán)境下的實際應(yīng)用的可靠性驗證，在我國氣候環(huán)境較復(fù)雜的山地地區(qū)大規(guī)模應(yīng)用的工程也相對較少，同時國內(nèi)技術(shù)成熟可靠穩(wěn)定的跟蹤系統(tǒng)生產(chǎn)廠家相對較少。因此，本工程推薦選用固定式運行方式。1.2.2光伏發(fā)電方陣容量的選擇采用光伏發(fā)電方陣布置方式，具有電池板布局整齊美觀，廠區(qū)分區(qū)明確，設(shè)備編號和管理方便，運行和檢修吹掃方便等優(yōu)點。由于本工程建設(shè)規(guī)模較大，擬以每1MWp容量電池板為一個方陣，共20個方陣，每個方陣相應(yīng)設(shè)置一個315V逆變器室。單個光伏方陣容量為整個光伏電站1％容量，單個光伏方陣故障或檢修對整個光伏電站的運行影響較小。如每方陣電池板容量小于1MWp，則會增加低壓配電裝置、低壓變壓器和低壓配電室數(shù)量，引起投資增加。如每方陣電池板容量按1MWp考慮，則1MWp容量固定安裝電池板布置面積將達(dá)到約215×150米，將配電室布置方陣中部，最長的低壓直流電纜將達(dá)到150-200余米長，接近低壓輸電經(jīng)濟長度極限。故以每1MWp容量電池板為一個方陣方案具有降低工程造價、便于運行管理、電池板布局整齊美觀等優(yōu)點。1.2.3光伏方陣單元型式的確定根據(jù)建站地區(qū)緯度，并網(wǎng)太陽能系統(tǒng)的太陽能板傾角按32度考慮。電池組件串聯(lián)組數(shù)的確定主要依據(jù)其工作電壓、開路電壓、當(dāng)?shù)販囟群退矔r輻射強度對開路電壓、工作電壓的影響來分析：根據(jù)建站地區(qū)緯度，并網(wǎng)太陽能系統(tǒng)的太陽能板傾角按34度考慮。電池組件串聯(lián)組數(shù)的確定主要依據(jù)其工作電壓、開路電壓、當(dāng)?shù)販囟群退矔r輻射強度對開路電壓、工作電壓的影響來分析：在光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數(shù)宜保持一致，光伏組件串的串聯(lián)數(shù)參照GB50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》按下列公式計算：（6.1.2-1）（6.1.2-2）式中：——光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；N——光伏組件的串聯(lián)數(shù)（N取整）；——光伏組件工作條件下的極限低溫（℃）；——光伏組件工作條件下的極限高溫（℃）；——逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）；——逆變器MPPT電壓最大值（V）；——逆變器MPPT電壓最小值（V）；——光伏組件的開路電壓（V）；——光伏組件的工作電壓（V）。本項目初步選用500kW容量的逆變器，其最大直流輸入電壓為DC1000V，電壓跟蹤范圍為450V～820V。結(jié)合項目地氣象資料，項目地多年極端最高氣溫40℃，項目地多年極端最低氣溫-15℃，計算項目地組件串并聯(lián)數(shù)如下：一、多晶255Wp組件式中：——光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)，取值-0.33%/℃；——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)，采用組件開路電壓溫度系數(shù)值替代，取值-0.33%/℃；N——光伏組件的串聯(lián)數(shù)（N取整）；——光伏組件工作條件下的極限低溫（℃），取值-15℃；——光伏組件工作條件下的極限高溫（℃），取值40℃；——逆變器允許的最大直流輸入電壓（V），取值1000V；——逆變器MPPT電壓最大值（V），取值850V；——逆變器MPPT電壓最小值（V），取值500V；——光伏組件的開路電壓（V），取值37.6V；——光伏組件的工作電壓（V），取值30.04V。由公式（6.1.2-1）計算得出：，即；再由公式（6.1.2-2）計算得出：因此，綜合分析如選用多晶硅255Wp光伏組件，光伏組串?dāng)?shù)應(yīng)取值在滿足電氣設(shè)備工作要求，同時為減小投資，項目擬采用20塊為一串進(jìn)行串聯(lián)。根據(jù)電池組件的串聯(lián)得出20MWp多晶硅方陣區(qū)域，單臺500kW逆變器接入的太陽能電池組件的并聯(lián)組串?dāng)?shù)約為93串。固定陣列布置方式以1MWp為一個基本發(fā)電單元，共20個基本發(fā)電單元。每20塊電池組件組成一個太陽能電池組串，每塊電池組件豎向放置，排成2行10列，布置在一個固定支架上。支架采用固定式安裝，安裝傾角為34°，方位角為0°。本項目光伏電站20MWp多晶硅單元方陣區(qū)域,需要多晶硅電池組件數(shù)量78440塊，項目合計裝機容量20MWp。1.2.4光伏組件串的排布一個光伏組件串單元中光伏組件的排列方式有多種，但是為了接線簡單，線纜用量少，施工復(fù)雜程度低，在工程計算的基礎(chǔ)上，結(jié)合項目地形對255Wp多晶硅組件進(jìn)行排列，方案采用上下兩排2×10縱向排布。1.2.5防雷匯流箱設(shè)計匯流箱的選型主要技術(shù)指標(biāo)為：絕緣水平、電壓、溫升、防護(hù)等級、輸入輸出回路數(shù)、輸入輸出額定電流等，并應(yīng)具備防雷保護(hù)、防逆流及過流保護(hù)、隔離保護(hù)等保護(hù)功能，設(shè)置相應(yīng)監(jiān)測裝置，確保防腐、防銹、防暴曬，防護(hù)等級不低于IP54。按照項目地的環(huán)境溫濕度、污穢等級等環(huán)境條件進(jìn)行校驗確定。在大型光伏發(fā)電系統(tǒng)中，太陽電池組串?dāng)?shù)量大、電流小，因此需在陣列中設(shè)置匯流箱進(jìn)行一次匯流，以減少直流電纜用量，降低直流損耗，提高系統(tǒng)效率，降低發(fā)電成本。本工程選用16路、12路規(guī)格的匯流箱，匯流箱具有以下性能特點：（1）戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿足室外安裝使用要求；（2）可接入16路（12路）輸入，每回路設(shè)15A的光伏專用高壓直流熔絲進(jìn)行保護(hù)，其耐壓值為1000V；（3）配有光伏專用防雷器，正負(fù)極都具備防雷功能；（4）直流輸出母線端配有可分?jǐn)嗟闹绷鲾嗦菲?；?）匯流箱內(nèi)配有監(jiān)測裝置，可以實時監(jiān)測每個輸入輸出回路的直流電流；（6）配有標(biāo)準(zhǔn)RS485通訊口，可與電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)通訊。匯流箱技術(shù)性能，見表5.2-1。表1.2-1匯流箱主要性能指標(biāo)表序號名稱指標(biāo)參數(shù)備注1回路數(shù)16路（進(jìn)）1路（出）12路（進(jìn)）1路（出）2額定電壓DC1000VDC1000V3支路熔斷器額定電流12A12A4輸出斷路器額定電流200A160A直流塑殼斷路器選用光伏專用直流斷路器。5電纜連接插頭12A12A含正負(fù)極插頭，設(shè)備應(yīng)配備與進(jìn)線插接頭配套的連接插頭6保護(hù)功能防雷、防逆流及過流、隔離保護(hù)等7防護(hù)等級不低于IP54匯流箱布置方案：匯流箱是光伏組件串并聯(lián)匯集的關(guān)鍵裝置，不同路數(shù)匯流箱的布局應(yīng)結(jié)合子方陣總體線路壓降損耗的控制、輸入輸出電纜的敷設(shè)路徑并兼顧各匯流區(qū)內(nèi)不同光伏組件串的容量均衡?？偟膩碚f，一方面降低電纜直埋敷設(shè)時的土建量，節(jié)省實施費用；另一方面盡量消除光伏組件串及不同匯流區(qū)間的匹配差異性，降低線路不合理壓降損失，提高發(fā)電效率。本項目在場站規(guī)劃設(shè)計方面充分考慮各太陽能電池組串之間走線，以及各組串線路匯至匯流箱的走線問題，考慮各組串至匯流箱線纜主要為橫向在支架間跨越，跨越困難，尤其各組串線纜為4mm2光伏專用電纜，無保護(hù)的金屬鎧，不能直接地埋，但是作為行間跨越又太遠(yuǎn)，因此設(shè)計每行方陣布置1臺匯流箱，各匯流箱成列布置并在其下開挖電纜溝（匯流箱出線電纜溝）。因此具有如下優(yōu)點：各組串至匯流箱走線為列間跨越，僅跨越東西列間空隙，而無南北向行間跨越，安裝容易、美觀；匯流箱至一體化逆變器房的電纜敷設(shè)所采用電纜溝較少，且走線規(guī)律，既降低了施工成本、又便于施工；匯流箱安裝位置規(guī)律，便于施工。（3）子方陣直流電纜敷設(shè)方案光伏發(fā)電系統(tǒng)線纜敷設(shè)工程量大，相應(yīng)土建開挖量也是除支架基礎(chǔ)外最大的部分，對發(fā)電系統(tǒng)的效率、工程投資和建設(shè)工期都有很大影響。結(jié)合本工程總平面布置方案，在減少地表擾動，做到環(huán)境保護(hù)和節(jié)省投資同行并重的前提下，對子方陣直流線纜敷設(shè)提出以下方案：a）支架單元上光伏組件串內(nèi)部接線部分：利用組件自帶的光伏專用電纜（含MC4接頭）采用直接插拔式連線安裝，線纜綁扎固定在支架檁條的凹槽內(nèi)；b）同一個匯流區(qū)內(nèi)光伏組件串出線部分：位于東西向同一排支架上組串單元，需跨東西向支架間隔敷設(shè)的連接電纜均采用穿管架空的方式布置；匯流區(qū)內(nèi)各組串單元的出線需跨越方陣南北向間距進(jìn)入?yún)R流箱的線路，采用同一路徑同溝直埋敷設(shè)。c）匯流箱出線部分：結(jié)合匯流箱分布位置，直流電纜先采用同一主干路徑就近共溝、直埋敷設(shè)，盡量減少分支走向上電纜直埋量，避免與光伏組件串匯流電纜的交叉；再接入一體化逆變器房，所有過路電纜均采用金屬套管加以防護(hù)。1.4逆變器的選擇1.1.1逆變器的技術(shù)指標(biāo)作為光伏發(fā)電系統(tǒng)中將直流電轉(zhuǎn)換為交流電的關(guān)鍵設(shè)備之一，其選型對于發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和可靠性具有重要作用。結(jié)合《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》的及其它相關(guān)規(guī)范的要求，在本工程中逆變器的選型主要考慮以下技術(shù)指標(biāo)：（1）單臺容量大對于大中型并網(wǎng)光伏電站工程，一般選用大容量集中型并網(wǎng)逆變器。目前市場的大容量集中型逆變器額定輸出功率在100kW~lMW之間，通常單臺逆變器容量越大，單位造價相對越低，轉(zhuǎn)換效率也越高。本期工程系統(tǒng)容量為20MWp，從初期投資、工程運行及維護(hù)方面考慮，若選用單臺容量小的逆變器，則逆變器數(shù)量較多，初期投資相對較高，系統(tǒng)損耗大，并且后期的維護(hù)工作量也大；在大中型并網(wǎng)光伏電站工程中，應(yīng)盡量選用單臺容量大的并網(wǎng)逆變器，可在一定程度上降低投資，并提高系統(tǒng)可靠性；但單臺逆變器容量過大，則故障時對發(fā)電系統(tǒng)出力影響較大。因此，在實際選型時，應(yīng)全面綜合考慮。（2）轉(zhuǎn)換效率高逆變器轉(zhuǎn)換效率越高，則光伏發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率越高，系統(tǒng)總發(fā)電量損失越小，系統(tǒng)經(jīng)濟性也越高。因此在單臺額定容量相同時，應(yīng)選擇效率高的逆變器。本工程要求大容量逆變器在額定負(fù)載時效率不低于98%，在逆變器額定負(fù)載10%的情況下，也要保證95%（大功率逆變器）以上的轉(zhuǎn)換效率。逆變器轉(zhuǎn)換效率包括最大效率和歐洲效率，歐洲效率是對不同功率點效率的加權(quán)，這一效率更能反映逆變器的綜合效率特性。而光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率是隨日照強度不斷變化的，因此選型過程中應(yīng)選擇歐洲效率高的逆變器。（3）直流輸入電壓范圍寬太陽電池組件的端電壓隨日照強度和環(huán)境溫度變化，逆變器的直流輸入電壓范圍寬，可以將日出前和日落后太陽輻照度較小的時間段的發(fā)電量加以利用，從而延長發(fā)電時間，增加發(fā)電量。如在落日余暉下，輻照度小電池組件溫度較高時電池組件工作電壓較低，如果直流輸入電壓范圍下限低，便可以增加這段時間的發(fā)電量。（4）最大功率點跟蹤太陽電池組件的輸出功率隨時變化，因此逆變器的輸入終端電阻應(yīng)能自適應(yīng)于光伏發(fā)電系統(tǒng)的實際運行特性，隨時準(zhǔn)確跟蹤最大功率點，保證光伏發(fā)電系統(tǒng)的高效運行。（5）輸出電流諧波含量低，功率因數(shù)高光伏電站接入電網(wǎng)后，并網(wǎng)點的諧波電壓及總諧波電流分量應(yīng)滿足GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》的規(guī)定，光伏電站諧波主要來源是逆變器，因此逆變器必須采取濾波措施使輸出電流能滿足并網(wǎng)要求。要求諧波含量低于3%,逆變器功率因數(shù)接近于1。（6）具有低電壓耐受能力《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》中要求大型和中型光伏電站應(yīng)具備一定的耐受電壓異常的能力，避免在電網(wǎng)電壓異常時脫離，引起電網(wǎng)電源的損失。這就要求所選并網(wǎng)逆變器具有低電壓耐受能力，具體要求如下：a）光伏電站必須具有在并網(wǎng)點電壓跌至20%額定電壓時能夠維持并網(wǎng)運行1s；b）光伏電站并網(wǎng)點電壓在發(fā)生跌落后3s內(nèi)能夠恢復(fù)到額定電壓的90%時，光伏電站必須保持并網(wǎng)運行；c）光伏電站并網(wǎng)點電壓不低于額定電壓的90%時，光伏電站必須不間斷并網(wǎng)運行。（7）系統(tǒng)頻率異常響應(yīng)《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》中要求大型和中型光伏電站應(yīng)具備一定的耐受系統(tǒng)頻率異常的能力，逆變器頻率異常時的響應(yīng)特性至少能保證光伏電站在表5-6所示電網(wǎng)頻率偏離下運行。表4-6大型和中型光伏電站在電網(wǎng)頻率異常時的運行時間要求頻率范圍運行要求低于48Hz視電網(wǎng)要求而定48Hz~49.5Hz每次低于49.5Hz時要求至少能運行10min49.5Hz~50.2Hz連續(xù)運行50.2Hz~50.5Hz每次頻率高于50.2Hz時，光伏電站應(yīng)具備能夠連續(xù)2min的能力，同時具備0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電的能力，實際運行時間由電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)決定；此時不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。高于50.5Hz在0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電，且不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。（8）可靠性和可恢復(fù)性逆變器應(yīng)具有一定的抗干擾能力、環(huán)境適應(yīng)能力、瞬時過載能力，如在一定程度過電壓情況下，光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)正常運行；過負(fù)荷情況下，逆變器需自動向光伏電池特性曲線中的開路電壓方向調(diào)整運行點，限定輸入功率在給定范圍內(nèi)；故障情況下，逆變器必須自動從主網(wǎng)解列。系統(tǒng)發(fā)生擾動后，在電網(wǎng)電壓和頻率恢復(fù)正常范圍之前逆變器不允許并網(wǎng)，且在系統(tǒng)電壓頻率恢復(fù)正常后，逆變器需要經(jīng)過一個可調(diào)的延時時間后才能重新并網(wǎng)。（9）具有保護(hù)功能根據(jù)電網(wǎng)對光伏電站運行方式的要求，逆變器應(yīng)具有交流過壓、欠壓保護(hù)，超頻、欠頻保護(hù)，防孤島保護(hù)，短路保護(hù)，交流及直流的過流保護(hù)，過載保護(hù)，反極性保護(hù)，高溫保護(hù)等保護(hù)功能。（10）監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集逆變器應(yīng)有多種通訊接口進(jìn)行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到主控室，其控制器還應(yīng)有模擬輸入端口與外部傳感器相連，測量日照和溫度等數(shù)據(jù)，便于電站數(shù)據(jù)處理分析。1.1.2逆變器的選型通過對逆變器產(chǎn)品的考察，各廠家提供的逆變器技術(shù)參數(shù)均滿足國家電網(wǎng)發(fā)展[2009]747號《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》（試行）的要求。根據(jù)前述選型原則，結(jié)合場址區(qū)實際氣候、海拔等特性，并考慮本工程所選的太陽電池組件與逆變器的匹配性，盡量降低投資的前提下，經(jīng)對比分析，故本工程推薦選用500kW/臺的逆變器，擬采用合肥陽光SG500MX光伏并網(wǎng)逆變器，其主要技術(shù)參數(shù)見表5.4-1。表1.5-1選用逆變器主要技術(shù)參數(shù)序號名稱技術(shù)參數(shù)1逆變器型號SG500MX2隔離方式無變壓器隔離3直流側(cè)參數(shù)3.1最大直流電壓1000Vdc3.2最大功率電壓跟蹤范圍460Vdc～1000Vdc3.3推薦最大直流功率550kWp3.4最大輸入電流1100A3.5最大輸入路數(shù)16路4交流側(cè)參數(shù)1.1額定輸出功率5001.2額定輸出電壓和頻率三相315Vac、50Hz1.3允許電網(wǎng)電壓270Vac-350Vac1.4輸出頻率范圍47Hz～51.5Hz1.5額定電網(wǎng)電壓315Vac1.6輸出電流波形畸變率<3%（額定功率）1.7功率因數(shù)自動運行模式≧0.99（額定功率）調(diào)節(jié)控制模式：-0.95～+0.951.8最大交流輸出電流1100A5系統(tǒng)參數(shù)5.1最大效率98.80%5.2歐洲效率98.40%5.3防護(hù)等級IP205.4夜間