并网光伏电站的设计优化

5.2.3.1 并网光伏电站设计考虑的因素

不同安装方位角、倾角及阴影遮挡都会对光伏发电系统产生影响，这部分设计要求可参考离网式光伏发电系统，并网光伏电站中还要考虑以下因素：

（1）光伏组件与逆变器的匹配性。

（2）组串的一致性。

（3）汇流的合理性。

5.2.3.2 并网光伏电站设计

光伏电站设计主要包括三部分：系统总体设计部分、电气设计部分、建筑与结构设计部分。

系统总体设计包括：总体布置设计、系统方案设计、阵列设计、电站消防设计、电站给排水设计等。

电气设计部分包括：电气一次设计和电气二次设计，电气一次设计内容为接入系统设计、直流/交流系统设计、电站防雷接地设计等，电气二次设计内容为保护、调度、计量和通信、光伏电站监控系统设计等。

建筑与结构设计部分包括：支架设计、支架基础设计、配电室和升压站设计等。

1.系统总体设计

光伏电站设计第一步是站址的选择，主要从三方面考虑：

1）自然条件的调查：太阳辐射量、地理位置、交通条件、水源等。

2）接入电网条件：与接入点的距离、接入点电压等级等。

3）环境影响：有无阴影遮挡、积雪、雷击、沙尘等。

（1）总体布置设计。

光伏系统以合理性、实用性、高可靠性和高性价比为原则。在保证光伏系统长期可靠运行，充分满足负载用电需要的前提下，使系统的配置最合理、最经济。以高的性能比率（PR）和年平均发电量（kWh/kWp）以及低的LCOE（元/kWh）为设计目标，进行总体布置设计。主要体现在模块化设计（通常以1MW为系统单元），直流和交流的优化布局等。

（2）系统方案设计。

包括系统主电气接线图、电站电气布置图（汇流箱、配电室和升压站布置以及电缆走向）。

汇流箱布置：规则且相对集中，便于就近设计电缆沟。

确定配电室位置：依据汇流箱分布情况，利用路径最优化方法，同时兼顾考虑升压站位置，确定配电室位置，使汇流箱至配电室线路最短，配电室至升压站线路也短。

（3）光伏阵列设计。

光伏阵列倾斜角和方位角设计以方阵面上全年接收的太阳辐照量最大考虑，设计方法可参考离网式光伏发电系统，并网发电系统的最佳安装倾角一般小于当地纬度5°～10°。

光伏阵列间距设计一般考虑冬至日当天上午9时至下午3时光伏方阵不应不遮挡来设计，设计方法参考离网式光伏发电系统。下面主要讨论光伏阵列的串并联设计方法。

1）根据并网逆变器的最大直流电压、最大功率电压跟踪范围，光伏组件的开路电压、额定电压及温度系数，确定光伏组件的串联数。

在设计光伏阵列的串联数（N s）时，应注意以下几点：

A.光伏组件的规格类型及安装角度保持一致。

B.需考虑光伏组件的最佳工作电压（V mp）和开路电压（V oc）的温度系数，串联后的光伏阵列的最佳工作电压应在逆变器MPPT范围内，开路电压不超过逆变器的最大运行电压。

C.晶体硅和非晶硅组件电压温度系数参考值如下：

晶体硅组件工作电压温度系数：-0.45%V/℃；

晶体硅组件开路电压温度系数：-0.34%V/℃；

非晶硅组件工作电压温度系数：-0.28%V/℃；

非晶硅组件开路电压温度系数：-0.28%V/℃。

根据逆变器推荐光伏阵列工作点电压（V imp）和组件最佳工作电压（V mp），初定光伏阵列的串联数为：

N s=V imp/V mp　（5-1）

考虑温度影响即项目地最高气温和最低气温，验算在最高气温下，光伏阵列最佳工作电压不低于逆变器最小MPPT电压；在最低气温下，光伏阵列开路电压不高于逆变器最大直流电压，光伏阵列最佳工作电压不高于逆变器最大MPPT电压；

V oct=N s×V oc×（1+α）（t-25）　（5-2）

式中 V oct——光伏阵列开路电压，V；

N s——光伏阵列的串联数；

V oc——组件开路电压，V；

α——组件开路电压的温度系数；

t——实际气温。

D.光伏系统的设计温度应满足项目地最低和最高温度，一般情况取：-10～70℃。

在设计光伏阵列的并联数（N P）时，应注意以下几点：

A.光伏阵列组串的电气特性一致即光伏组件的规格类型、串联数量及安装角度应保持一致。

B.接至同一逆变器。

C.在光伏阵列设计时，需要综合考虑电气布置，合理确定汇流箱、电缆沟和配电室位置，使线路最短。

N P=光伏电站组件总数/N s　（5-3）

2）光伏阵列基本单元设计。

图5-16　光伏基本单元排列数是2块的示意图

根据光伏组件串联数和支架加工性设计光伏阵列基本单元，考虑电气施工，基本单元组件数量是串联数的整数倍。排列数根据设计要求一般是1～5块（图5-16）。

2.电气设计部分

（1）电气一次设计。

1）接入系统设计。

国内光伏系统接入主要参考国家电网公司颁布的标准：《光伏电站接入电网技术规定》、《分布式电源接入电网技术规定》。

A.光电建筑一体化系统接入：

光伏建筑一体化系统一般直接接入用户侧，自发自用。分布式发电和微型电网成为其主流形式，其接入要求参考《分布式电源接入电网技术规定》为主。

分布式电源接入电压等级宜按照：200kW及以下分布式电源接入380V电压等级电网，200kW以上分布式电源接入10kV（6kV）及以上电压等级电网。经过技术经济比较，分布式电源采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。

B.大型光伏电站系统接入：

一般为大型集中式，通常在发电侧并网；采用“不可逆流”并网方式（电流是单方向的）；并入高压电网（10～220kV），无储能；装机容量比较大，一般在5MW以上。接入要求参考《光伏电站接入电网技术规定》为主。

a.一般原则。

接入容量要求：小型光伏电站原则上不宜超过一级变压器供电区域内的最大负荷的25%，接入公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的30%内。

b.电能质量要求。

光伏电站应该在并网点装设满足IEC 61000-4-30《电磁兼容—试验和测量技术—电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。对于大型或中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。对于小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。

光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。具体要求如下：

a）谐波和波形畸变。

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足《电能质量　公用电网谐波》（GB/T 14549—1993）的规定，见表5-6。

表5-6　公用电网谐波电压限值

光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足《电能质量公用电网谐波》（GB/T 14549—1993）的规定，应不超过表5-7中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。

表5-7　注入公共连接点的谐波电流允许值

b）电压偏差。

光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足《电能质量　供电电压偏差》（GB/T 12325—2008）的规定，即：

35kV及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。

20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的±7%。

注：如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。

c）电压波动和闪变。

光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足《电能质量　电压波动和闪变》（GB/T 12326—2008）的规定。

光伏电站单独引起公共连接点处的电压变动限值与变动频度、电压等级有关，见表5-8。

表5-8　电压变动限值

注 1.很少的变动频度r（每日少于1次），电压变动限值d还可以放宽，但不在本标准中规定。
2.对于随机性不规则的电压波动，依95%概率大值衡量，表中标有“*”的值为其限值。
3.本标准中系统标称电压U N等级按以下划分：
低压（LV） U N≤1 kV
中压（MV）　1kV＜U N≤35kV
高压（HV）　35kV＜U N≤220kV

光伏电站接入电网后，公共连接点短时间闪变P st和长时间闪变P lt应满足表5-9所列的限值。

表5-9　各级电压下的闪变限值

注 1.本标准中P st和P lt每次测量周期分别取为10min和2h。
2.MV括号中的值仅适用于PCC连接的所有用户为同电压级的场合。

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例以及系统电压，按照《电能质量　电压波动和闪变》（GB/T 12326—2008）的规定分别按三级作不同的处理。

d）电压不平衡度。

光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过《电能质量　三相电压不平衡》（GB/T 15543—2008）规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。

e）直流分量。

光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%，对于不经变压器直接接入电网的光伏电站，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%。

c.功率控制和电压调节。

基本原则：大中型光伏电站应具备相应电源特性，能够在一定程度上参与电网的调压、调频、调峰和备用。

a）有功功率调节。

大中型光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力；大中型光伏电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行；接入用户内部电网的中型光伏电站的调度管理方式由电力调度部门确定。光伏电站有功功率变化最大限制要求见表5-10。

表5-10　光伏电站有功功率变化最大限制

注 太阳辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制。

在电力系统事故或紧急情况下，大中型光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限制。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。

b）电压/无功调节。

大型和中型光伏电站参与电网无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器的无功功率，调节无功补偿设备投入量以及调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力进行无功功率和电压调节。

大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调，有特殊要求时，可以与电网企业协商确定。在其无功输出范围内，大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。

小型光伏电站输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%～50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。对于具体的工程项目，必要时应根据实际电网进行论证计算，确定光伏电站合理的功率因数控制范围。

d.电网异常时的响应特性。

a）小型光伏电站。

基本原则：小型光伏电站当做负荷看待，应尽量不从电网吸收无功或向电网发出无功。

对于小型光伏电站，当并网点处电压超出表5-11规定的电压范围时，应停止向电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。

表5-11　小型光伏电站在电网电压异常时的响应要求

注 1.U N为光伏电站并网点的电网额定电压。
2.最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。主控与监测电路应切实保持与电网的连接，从而继续监视电网的状态，使得“恢复并网”功能有效。主控与监测的定义参见《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（GB/T 18479—2001）。

小型光伏电站在电网频率异常的响应要求：

对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5～50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。

b）大中型光伏电站。

基本原则：大中型光伏电站应当作电源看待，应具备一定的耐受电网频率和电压异常的能力，能够为保持电网稳定性提供支撑。

图5-17　大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求

系统发送不同类型故障时，若并网点考核电压全部在图5-17中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，允许光伏电站停止向电网线路送电。对于三相短路故障和两相短路故障，考核电压为光伏电站并网点线电压；对于单相接地短路故障，考核电压为光伏电站并网点相电压。

并网点电压大于标称电压的110%时，光伏电站的运行状态由电站的性能确定。

对故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率/s的有功功率变化率恢复至故障前的值。

低电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功支撑。

图5-17中，U L0为正常运行的最低电压限值，一般取0.9倍额定电压。U L1为需要耐受的电压下限，T 1为电压跌落到U L1时需要保持并网的时间，T 2为电压跌落到U L0时需要保持并网的时间。U L1、T 1、T 2数值的确定需考虑保护和重合闸动作时间等实际情况。推荐U L1设定为0.2倍额定电压，T 1设定为1s，T 2设定为3s。

c）频率异常时的响应特性。

光伏电站并网时应与电网同步运行。

对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5～50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。

大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表5-12所示电网频率偏离下运行。

表5-12　大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求

e.安全保护。

基本原则：光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。

基本要求：光伏电站应配置相应的安全保护装置，光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求，与电网的保护相匹配。

过流保护：光伏电站应具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min；在120%～150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10s。当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

防孤岛：光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。主动防孤岛保护方式主要有频率偏离，有功功率变动，无功功率变动，电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛保护方式主要有电压相位跳动，3次电压谐波变动，频率变化率等。

注：光伏电站与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。

逆功率保护：当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5～2s内停止向电网线路送电。

恢复并网：系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20s～5min，取决于当地条件。

f.调度自动化与通信。

大中型光伏电站应具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。

大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。通信系统保护满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。

光伏发电系统的继电保护、自动化、通信和电能计量装置的配置和整定，应在项目可行性研究阶段列入电网接入系统的论证报告，经校验合格方能投入使用，并应与光伏发电工程项目同步设计，同步建设，同步验收，同步投入使用。

g.电网接入主要设备（表5-13）。

表5-13　电网接入主要设备

2）直流/交流系统设计。

A.直流发电系统设计。

直流发电系统设计主要指逆变器直流侧前的，包括光伏阵列、汇流箱和直流配电柜的设计以及直流电缆选型。直流电缆包括汇流箱—直流防雷配电柜和直流防雷配电柜—并网逆变器。

直流电缆选择时应符合：选择合适的线径，将线路损耗控制在2%以内；耐压1kV，阻燃；额定载流量应高于断路器整定值（短路保护），其整定值应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；根据是否直埋，决定选择铠装或普通电缆。

B.光伏防雷汇流箱设计。

按最大可输入路数设计不同路数的光伏防雷汇流箱，常用的有6、8和16路，其电气原理框图见图5-18。汇流箱防水、防尘、防锈、防晒、防腐蚀，满足室外安装使用要求；采用光伏专用直流避雷器，正极对地，负极对地，正负极之间都应该防雷；另外可以根据需要配置组串电流监测功能。

C.直流防雷配电柜设计。

a.直流配电柜符合《低压成套开光设备和控制设备》标准。

b.直流配电柜根据与之匹配的逆变器进行设计。

c.直流输入和输出回路应配有可分断的直流断路器，直流输入回路配置防反二极管，并且其断路器选型与汇流箱容量匹配。

d.直流输出回路配置光伏专用直流防雷器，正负极都具备防雷功能。

e.柜体高度和颜色与相邻逆变器和交流配电柜相匹配。

图5-18　光伏方阵防雷汇流箱电气原理框图

f.输入和输出接线端子满足汇流箱接入和逆变器接出的要求，并留出足够备用端子，接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件。

D.交流防雷配电柜设计。

a.交流配电柜符合《低压成套开关设备和控制设备》标准。

b.每个交流配电单元的输入侧（即每一路输入）和输出回路均应配可分断的交流断路器，满足系统额度电压、额度电流、短路故障容量等要求。

c.配电柜根据需要配置电压表、电流表及电能计量装置等。

d.柜体高度和颜色与相邻逆变器和直流配电柜相匹配。

e.输入和输出接线端子满足逆变器和电网接入的要求，并留用足够备用端子。

f.交流配电柜设置防雷器，作电涌保护。

3）电站防雷接地设计。

A.光伏建筑的防雷等级分类及防雷措施应按《建筑物防雷设计规范》（GB 50057）的相关规定执行，进行光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲。

B.光伏发电系统和并网接口设备的防雷和接地，符合《光伏（PV）发电系统过电压保护导则》（SJ/T 11127）的规定。

C.接地装置及设备接地按《交流电气装置的接地》（DL/T 621）和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定进行设计。

光伏电站防雷接地保护措施包括：光伏阵列支架防雷接地，相邻光伏阵列支架进行等电位连接；机房做好整体屏蔽和对外接地（图5-19）。对需要接地的光伏发电系统设备，应保持接地的连续性和可靠性。接地装置的接地电阻值必须符合设计要求。当以防雷为目的进行接地时，其接地电阻应小于10Ω。光伏发电系统保护接地、工作接地、过电压保护接地使用一个接地装置，其接地电阻不大于4Ω。

光伏系统通过在汇流盒和直流汇流箱增加直流防雷模块，交流配电柜增加交流防雷模块，通信设备增加RS485总线防雷模块进行电涌保护，防感应雷。

图5-19　大型光伏电站典型防雷方案

（2）电气二次设计。

不同于常规水电、火电机组发电，光伏发电会随当地日照变化而变化，白天发电，夜间不发电，因而对于光伏电站监控及电网调度提出特殊的要求，即需要并网发电系统的群控、功率预测与调峰和能量管理等。在监控系统架构方面，采用分层分布式结构，与常规厂站综合自动化系统相同架构。通常分站级控制层、间隔层、过程层和底层设备层（图5-20）。

图5-20　大型光伏电站综合自动化系统架构示意图

3.建筑与结构设计部分

（1）支架设计。

支架设计要点：

1）应具有承受系统自重、风荷载、雪荷载、检修动荷载和地震作用的能力，满足50年一遇最大风载和雪载以及7级烈度要求。

2）安装方便和快速。

3）结合建筑和发电性能，确定朝向、倾角以及方阵间距，即方位角朝正南方向和最佳倾角安装，以获得最大发电量；方阵间距确定原则是保证冬至当天上午9：00至下午3：00光伏方阵不应被遮挡。

4）倾角确定需要考虑组件降雨自清洁和积雪自清除。

5）阵列基本单元应为组串整数倍和考虑支架加工能力。

（2）支架基础设计。

支架基础类型主要分为独立基础、条形基础和螺旋钢桩基础（图5-21）。从施工成本和材料费用考虑，选择最优方案。

图5-21　支架基础类型

5.2.3.3 光伏系统发电量的估算

光伏发电站年平均上网电量EP计算如下：

式中 H A——平均年太阳能辐射值，kWh/m2；

E g——多年平均年辐射总量，MJ/m2；

P AZ——组件安装容量，kWp；

K——综合效率系数，影响因素包括：光伏组件安装倾角、方位角，光伏发电系统年利用率，光伏组件转换效率，光照有效系数，逆变器平均效率，电缆线损、变压器铁损系数等，取值见表5-14。