光伏发电接入系统电网设计方案

光伏发电接入系统电网设计方案

　　在《中华人民共和国可再生能源法》等政策引导下，近几年，中国光伏发电产业蓬勃发展。根据国家能源局的统计数据，截至2019年6月底，全国光伏发电累计装机容量为 185 GW，同比增长约 20%，2019 年上半年光伏发电新增装机容量为 11.4 GW，居全球第一。随着国家新能源战略的进一步深入，对光伏发电系统的设计提出了更高的要求，因此进一步规范、优化光伏发电系统的设计已成为一项紧迫的任务。

　　为进一步促进太阳能资源的合理开发，支持国家低碳经济的发展，实现光伏发电与电网建设的和谐健康发展，本文针对大型集中式光伏电站不同的装机容量，以及与其装机容量相匹配的电压等级和电气主接线方式，研究了不同装机容量的集中式光伏电站电网接入系统的典型设计方案。　

　1 光伏发电系统　　

光伏发电是将太阳能转换为电能的一种新型发电技术 ［1］，太阳电池是此技术的关键元器件。根据类型不同，太阳电池可分为单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池和非晶硅薄膜太阳电池等；串联后的太阳电池封装组成的发电设备称为光伏组件；光伏组件经过串、并联后形成光伏方阵；由光伏方阵、智能光伏汇流箱、光伏逆变器、升压变压器、高压交流配电装置及继电保护装置、通信设施等电气设备组成光伏发电系统。　

　2 光伏方阵的设计　

　2.1 光伏组件的选择　　

光伏组件的类型包括多晶硅光伏组件、单晶硅光伏组件和薄膜光伏组件等。由于多晶硅光伏组件在组件功率密度、单体组件功率、发电效率等技术指标方面优势明显，目前大型集中式光伏电站主要采用多晶硅光伏组件，其中，270 Wp多晶硅光伏组件的使用量较多且供货量充足，性价比高。因此，本文以 270 Wp 多晶硅光伏组件为例，该光伏组件的主要技术参数如表 1 所示。　

　2.2 逆变器的选择　

　光伏并网逆变器包括集中式、集散式及组串式等多种形式，在大型集中式光伏电站中，以集中式光伏并网逆变器为主，流经光伏并网逆变器的电流经升压变压器升压后并入高压电网。目前国内大型集中式光伏电站常用的光伏并网逆变器额定输出功率主要有 250、500、630 kW这 3 个等级。从电站运行安全及维护角度考虑，本设计方案选用目前技术成熟的单机容量为 500 kW 的光伏并网逆变器作为示例。该光伏并网逆变器的主要技术参数如表 2 所示。

　　2.3 光伏方阵的设计［2］　

　光伏方阵是由光伏组件串、并联后组成，且光伏组件串联后的直流电压必须小于光伏并网逆变器直流侧的额定输入电压，串、并联后的光伏组件总容量应小于单台光伏并网逆变器的最大允许功率。　　

根据GB 50797-2012《光伏发电站设计规范》，光伏组件串、并联数量需要与光伏并网逆变器相匹配，其具体取值如式 （1）、式 （2） 所示。

　　式中，N 为光伏组件的串联数，N 取整数；Vdcmax 为逆变器允许的最大直流输入电压，V，由于本设计方案选用 500 kW 的光伏并网逆变器，其直流侧 MPPT 输入电压范围为 460～1000 V，因此 Vdcmax 的取值为 1000 V；Vpm 为光伏组件的工作电压，V，本设计方案取 30 V；Voc 为光伏组件的开路电压，V，由于本设计方案选用 270 Wp 多晶硅光伏组件，因此 Voc 的取值为 37 V；t为光伏组件工作条件下的极限低温，℃，本设计方案取 -20 ℃；t′ 为光伏组件工作条件下的极限高温，℃，本设计方案取 50 ℃；Vmpptmin、Vmpptmax分别为光伏并网逆变器的最小、最大允许功率；Kv 为光伏组件的开路电压温度系数，%/℃，本设计方案取 -0.31%/℃；K′v 为光伏组件的工作电压温度系数，%/℃。　　

结合式 （1）、式 （2） 可知，N 的取值范围为15《N《22，根据光伏组件的技术参数、逆变器的直流耐受电压、MPPT 电压和当地环境条件，比选得出本设计方案 N 的最佳取值为 20 块 ［3］。　

　20 块 270 Wp 多晶硅光伏组件串联成 1 串光伏组串，则光伏组串的开路电压为 740 V，工作电压为 600 V，满足光伏并网逆变器直流侧MPPT 输入电压范围为 460～1000 V 的要求。以20 块光伏组件为 1 个最小设计单元 （ 即 1 串光伏组串 ） 进行布置，光伏组件采用 2 块纵向布置的方式固定在光伏支架上，且任意 2 块光伏组件间留 20 mm 过风缝。1 串光伏组串的布置图如图 1 所示，每个串联回路的光伏组件容量为 5.4 kW。

　　每台 500 kW 光伏并网逆变器可连接的光伏组件并联回路数 M=550/5.4=102，1 串光伏组串串联回路中每块 270 Wp 多晶硅光伏组件的工作电流 Ipm 为 8.88 A（ 详见表 1），则光伏并网逆变器直流侧总输入电流 I=MIpm=102×8.88=905.8 A，满足光伏并网逆变器直流侧最大输入电流为 1220 A的要求。每台 500 kW 光伏并网逆变器配套选用10 台“12 进 1 出”规格的直流汇流箱。

　　3 1 MW 光伏发电单元的设计　

　本设计方案以 1 MW 光伏发电单元为例。光伏组串经直流汇流箱接入光伏并网逆变器，逆变器集装箱由 2 台 500 kW 光伏并网逆变器组成 1 MW 发电单元，经过 1 台 1000/500/500 kVA 双分裂升压变压器 （ 电压变比：36.75±2×2.5%/0.315–0.315 kV；接线组别：D、Y11、Y11；阻抗电压：Uk=6.5%） 组成 1 MW 逆变升压单元，然后升压至 10 kV 或 35 kV 后并入电网。1 MW 光伏发电单元的系统图如图 2 所示。

　　为避免前排光伏组件对后排光伏组件造成阴影遮挡，在进行光伏组件布置设计时的原则为：冬至日真太阳时 09:00～15:00 时南侧的光伏组件对北侧的光伏组件不构成遮挡。为确保 1 MW 光伏发电单元的综合效率，降低线缆损耗，本设计方案的光伏发电单元的光伏组件与逆变器的容配比按照小于 1.0:1.1 进行配置。1 MW 光伏发电单元的主要电气设备情况如表3 所示。

　　4 集中式光伏电站电网接入系统的典型设计方案　　

集中式光伏电站电网接入系统的典型设计方案包括电力电量平衡、并网电压等级选择、接入电网方案、潮流计算、短路电流计算、无功补偿装置、电能质量等。本文以实际工程经验及相关规程规范制定光伏电站电网接入系统的典型设计方案。　

　4.1 短路电流计算　

　短路电流计算的目的是为了减小短路电流对设备造成的危害，以及减小短路电流对电网的影响范围。断路器、隔离开关等高压设备的动、热稳定性按短路电流有效值校验，电气主接线、电网运行方式及限流措施均需根据短路电流的计算结果进行设计。额定短路开断电流是断路器、隔离开关所能开断的最大短路电流，高压设备额定短路开断电流 ［4］ 标准参数分别为 20、25、31.5、40、50 和 63 kA，根据实际工程经验及高压设备标准参数，典型设计方案中接入电压等级不同时高压电气设备的额定短路开断电流情况如表 4 所示。可根据表 4 中的数据进行设备选型，但具体工程需按照实际计算数据进行校验。

　　4.2 无功补偿装置 ［5］　　

光伏电站的装机容量较大时，对于并入 110 kV 以下电压等级电网的光伏电站而言，电站内的集电线路、升压变压器及外送线路均会产生无功损耗，光伏电站配置的无功容量需按照光伏电站满发时集电线路、升压变压器的感性无功容量及光伏电站外送线路感性无功容量的 50% 这三者之和进行配置。　　

升压站为了补偿升压变压器的无功损耗，减少线路的功率损耗和电压损失，应遵循无功补偿的原则进行无功补偿设备选型。动态无功补偿装置 （SVG） 是基于 IGBT 逆变器的可控电流源型的补偿装置，不会发生谐波放大及谐振的问题，具有安全性与稳定性好等优点，且能够提供从感性到容性的连续、平滑、动态、快速的无功功率补偿，SVG 配置在光伏电站内的 10 kV、35 kV 侧。SVG 的容量按光伏电站装机容量的 10%～30%进行配置，本设计方案取 20%。　　

4.3 电网接入系统的典型设计方案 ［6］　　

光伏发电电气系统由若干个 1 MW 光伏发电单元的线路组成 1 路集电线路，集电线路接至10 kV 开关站或 35 kV 开关站；开关站由 1～10路不等的集电线路组成，每路集电线路的容量为1～10 MW，开关站容量为 1～100 MW。集中式光伏电站电网接入系统根据光伏电站总装机容量、设备选型及当地电网的实际情况、经济性等技术要求选择合适的接入电压等级，形成的方案如表 5 所示。各电压等级并网光伏电站电网接入系统的主接线图如图 3～图 5 所示。

　5 结论　　

本文通过对标准的 1 MW 光伏发电单元进行设计，编制了大型集中式光伏电站电网接入系统典型设计方案，分别以 1～6、7～30、31～100 MW 的不同光伏电站装机容量制定了 10、35、110 kV 电压等级的电网接入系统方案，对高压配电装置额定短路断开电流有效值进行规范，动态无功补偿装置补偿容量进行统一，并对每个电压等级的主接线形式进行了标准化设计。实际的光伏电站会受到所在地的太阳能资源、地理位置等因素的影响，且装机容量有所不同，可在具体实施的工程中，根据光伏电站实际装机容量按照本文的设计思路进行优化设计。本典型设计有助于提高工程建设的效率和经济性，可有效解决当前光伏电站设计、建设中存在的问题，对提供安全、可靠、清洁、绿色的电力保障具有重要意义。

　　作者 | 田晓军 1*，张铁壁 1，2，金坎辉 1

　　单位 | 1. 河北水利电力学院　2. 河北省工业机械手控制与可靠性技术创新中心

　　来源 | 《太阳能》杂志2020年第12期（总第320期）