在《中華人民共和國可再生能源法》等政策引導下，近幾年，中國光伏發電產業蓬勃發展。根據國家能源局的統計數據，截至2019年6月底，全國光伏發電累計裝機容量為 185 GW，同比增長約 20%，2019 年上半年光伏發電新增裝機容量為 11.4 GW，居全球第一。隨著國家新能源戰略的進一步深入，對光伏發電系統的設計提出了更高的要求，因此進一步規范、優化光伏發電系統的設計已成為一項緊迫的任務。

　　為進一步促進太陽能資源的合理開發，支持國家低碳經濟的發展，實現光伏發電與電網建設的和諧健康發展，本文針對大型集中式光伏電站不同的裝機容量，以及與其裝機容量相匹配的電壓等級和電氣主接線方式，研究了不同裝機容量的集中式光伏電站電網接入系統的典型設計方案。　

　1 光伏發電系統　　

光伏發電是將太陽能轉換為電能的一種新型發電技術 ［1］，太陽電池是此技術的關鍵元器件。根據類型不同，太陽電池可分為單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池和非晶硅薄膜太陽電池等；串聯后的太陽電池封裝組成的發電設備稱為光伏組件；光伏組件經過串、并聯后形成光伏方陣；由光伏方陣、智能光伏匯流箱、光伏逆變器、升壓變壓器、高壓交流配電裝置及繼電保護裝置、通信設施等電氣設備組成光伏發電系統。　

　2 光伏方陣的設計　

　2.1 光伏組件的選擇　　

光伏組件的類型包括多晶硅光伏組件、單晶硅光伏組件和薄膜光伏組件等。由于多晶硅光伏組件在組件功率密度、單體組件功率、發電效率等技術指標方面優勢明顯，目前大型集中式光伏電站主要采用多晶硅光伏組件，其中，270 Wp多晶硅光伏組件的使用量較多且供貨量充足，性價比高。因此，本文以 270 Wp 多晶硅光伏組件為例，該光伏組件的主要技術參數如表 1 所示。　

　2.2 逆變器的選擇　

　光伏并網逆變器包括集中式、集散式及組串式等多種形式，在大型集中式光伏電站中，以集中式光伏并網逆變器為主，流經光伏并網逆變器的電流經升壓變壓器升壓后并入高壓電網。目前國內大型集中式光伏電站常用的光伏并網逆變器額定輸出功率主要有 250、500、630 kW這 3 個等級。從電站運行安全及維護角度考慮，本設計方案選用目前技術成熟的單機容量為 500 kW 的光伏并網逆變器作為示例。該光伏并網逆變器的主要技術參數如表 2 所示。

　　2.3 光伏方陣的設計［2］　

　光伏方陣是由光伏組件串、并聯后組成，且光伏組件串聯后的直流電壓必須小于光伏并網逆變器直流側的額定輸入電壓，串、并聯后的光伏組件總容量應小于單臺光伏并網逆變器的最大允許功率。　　

根據GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》，光伏組件串、并聯數量需要與光伏并網逆變器相匹配，其具體取值如式 （1）、式 （2） 所示。

　　式中，N 為光伏組件的串聯數，N 取整數；Vdcmax 為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V，由于本設計方案選用 500 kW 的光伏并網逆變器，其直流側 MPPT 輸入電壓范圍為 460～1000 V，因此 Vdcmax 的取值為 1000 V；Vpm 為光伏組件的工作電壓，V，本設計方案取 30 V；Voc 為光伏組件的開路電壓，V，由于本設計方案選用 270 Wp 多晶硅光伏組件，因此 Voc 的取值為 37 V；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃，本設計方案取 -20 ℃；t′ 為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃，本設計方案取 50 ℃；Vmpptmin、Vmpptmax分別為光伏并網逆變器的最小、最大允許功率；Kv 為光伏組件的開路電壓溫度系數，%/℃，本設計方案取 -0.31%/℃；K′v 為光伏組件的工作電壓溫度系數，%/℃。　　

結合式 （1）、式 （2） 可知，N 的取值范圍為15《N《22，根據光伏組件的技術參數、逆變器的直流耐受電壓、MPPT 電壓和當地環境條件，比選得出本設計方案 N 的最佳取值為 20 塊 ［3］。　

　20 塊 270 Wp 多晶硅光伏組件串聯成 1 串光伏組串，則光伏組串的開路電壓為 740 V，工作電壓為 600 V，滿足光伏并網逆變器直流側MPPT 輸入電壓范圍為 460～1000 V 的要求。以20 塊光伏組件為 1 個最小設計單元 （ 即 1 串光伏組串 ） 進行布置，光伏組件采用 2 塊縱向布置的方式固定在光伏支架上，且任意 2 塊光伏組件間留 20 mm 過風縫。1 串光伏組串的布置圖如圖 1 所示，每個串聯回路的光伏組件容量為 5.4 kW。

　　每臺 500 kW 光伏并網逆變器可連接的光伏組件并聯回路數 M=550/5.4=102，1 串光伏組串串聯回路中每塊 270 Wp 多晶硅光伏組件的工作電流 Ipm 為 8.88 A（ 詳見表 1），則光伏并網逆變器直流側總輸入電流 I=MIpm=102×8.88=905.8 A，滿足光伏并網逆變器直流側最大輸入電流為 1220 A的要求。每臺 500 kW 光伏并網逆變器配套選用10 臺“12 進 1 出”規格的直流匯流箱。

　　3 1 MW 光伏發電單元的設計　

　本設計方案以 1 MW 光伏發電單元為例。光伏組串經直流匯流箱接入光伏并網逆變器，逆變器集裝箱由 2 臺 500 kW 光伏并網逆變器組成 1 MW 發電單元，經過 1 臺 1000/500/500 kVA 雙分裂升壓變壓器 （ 電壓變比：36.75±2×2.5%/0.315–0.315 kV；接線組別：D、Y11、Y11；阻抗電壓：Uk=6.5%） 組成 1 MW 逆變升壓單元，然后升壓至 10 kV 或 35 kV 后并入電網。1 MW 光伏發電單元的系統圖如圖 2 所示。

　　為避免前排光伏組件對后排光伏組件造成陰影遮擋，在進行光伏組件布置設計時的原則為：冬至日真太陽時 09:00～15:00 時南側的光伏組件對北側的光伏組件不構成遮擋。為確保 1 MW 光伏發電單元的綜合效率，降低線纜損耗，本設計方案的光伏發電單元的光伏組件與逆變器的容配比按照小于 1.0:1.1 進行配置。1 MW 光伏發電單元的主要電氣設備情況如表3 所示。

　　4 集中式光伏電站電網接入系統的典型設計方案　　

集中式光伏電站電網接入系統的典型設計方案包括電力電量平衡、并網電壓等級選擇、接入電網方案、潮流計算、短路電流計算、無功補償裝置、電能質量等。本文以實際工程經驗及相關規程規范制定光伏電站電網接入系統的典型設計方案。　

　4.1 短路電流計算　

　短路電流計算的目的是為了減小短路電流對設備造成的危害，以及減小短路電流對電網的影響范圍。斷路器、隔離開關等高壓設備的動、熱穩定性按短路電流有效值校驗，電氣主接線、電網運行方式及限流措施均需根據短路電流的計算結果進行設計。額定短路開斷電流是斷路器、隔離開關所能開斷的最大短路電流，高壓設備額定短路開斷電流 ［4］ 標準參數分別為 20、25、31.5、40、50 和 63 kA，根據實際工程經驗及高壓設備標準參數，典型設計方案中接入電壓等級不同時高壓電氣設備的額定短路開斷電流情況如表 4 所示。可根據表 4 中的數據進行設備選型，但具體工程需按照實際計算數據進行校驗。

　　4.2 無功補償裝置 ［5］　　

光伏電站的裝機容量較大時，對于并入 110 kV 以下電壓等級電網的光伏電站而言，電站內的集電線路、升壓變壓器及外送線路均會產生無功損耗，光伏電站配置的無功容量需按照光伏電站滿發時集電線路、升壓變壓器的感性無功容量及光伏電站外送線路感性無功容量的 50% 這三者之和進行配置。　　

升壓站為了補償升壓變壓器的無功損耗，減少線路的功率損耗和電壓損失，應遵循無功補償的原則進行無功補償設備選型。動態無功補償裝置 （SVG） 是基于 IGBT 逆變器的可控電流源型的補償裝置，不會發生諧波放大及諧振的問題，具有安全性與穩定性好等優點，且能夠提供從感性到容性的連續、平滑、動態、快速的無功功率補償，SVG 配置在光伏電站內的 10 kV、35 kV 側。SVG 的容量按光伏電站裝機容量的 10%～30%進行配置，本設計方案取 20%。　　

4.3 電網接入系統的典型設計方案 ［6］　　

光伏發電電氣系統由若干個 1 MW 光伏發電單元的線路組成 1 路集電線路，集電線路接至10 kV 開關站或 35 kV 開關站；開關站由 1～10路不等的集電線路組成，每路集電線路的容量為1～10 MW，開關站容量為 1～100 MW。集中式光伏電站電網接入系統根據光伏電站總裝機容量、設備選型及當地電網的實際情況、經濟性等技術要求選擇合適的接入電壓等級，形成的方案如表 5 所示。各電壓等級并網光伏電站電網接入系統的主接線圖如圖 3～圖 5 所示。

　5 結論　　

本文通過對標準的 1 MW 光伏發電單元進行設計，編制了大型集中式光伏電站電網接入系統典型設計方案，分別以 1～6、7～30、31～100 MW 的不同光伏電站裝機容量制定了 10、35、110 kV 電壓等級的電網接入系統方案，對高壓配電裝置額定短路斷開電流有效值進行規范，動態無功補償裝置補償容量進行統一，并對每個電壓等級的主接線形式進行了標準化設計。實際的光伏電站會受到所在地的太陽能資源、地理位置等因素的影響，且裝機容量有所不同，可在具體實施的工程中，根據光伏電站實際裝機容量按照本文的設計思路進行優化設計。本典型設計有助于提高工程建設的效率和經濟性，可有效解決當前光伏電站設計、建設中存在的問題，對提供安全、可靠、清潔、綠色的電力保障具有重要意義。

　　作者 | 田曉軍 1*，張鐵壁 1，2，金坎輝 1

　　單位 | 1. 河北水利電力學院　2. 河北省工業機械手控制與可靠性技術創新中心

　　來源 | 《太陽能》雜志2020年第12期（總第320期）