荒漠光伏電站的電氣設計分析

內蒙古神舟光伏電力有限公司 ■ 司德亮 蘇洪濤 祁東婷 張文華

東北電力設計院 ■ 張樹森

一 引言

隨著可再生能源的發展，大型并網型光伏電站的多種技術方案得到了應用。在寧夏、甘肅、云南等地相繼建成了寧夏石嘴山、中節能太陽山、寧發太陽山等并網光伏電站，而敦煌、呼和浩特等項目則正處于施工階段。這些并網型光伏電站的建設、投入使用對太陽能光伏發電應用的快速發展起到了極大的推動作用。

《中華人民共和國標準化法》第二條第四款要求建設工程的設計、施工方法和安全要求應當制定標準。光伏發電工程屬于建設工程，為了光伏發電工程的健康發展應當制定標準。《標準化工作指南第3部分：引用文件》(GB/T20000.3-2003)第4.6條規定，在某些領域，沒有國家標準和行業標準或國家標準和行業標準不適用時，國家標準或行業標準可引用國際標準和國際有關文件。目前光伏產品和應用的標準已具備一定的規模，并有相當數量的標準等同采用IEC標準，這樣既有利于開拓國際市場，也有利于規范光伏產品市場。但現行的設計標準配套還不全，有資料顯示，國家標準化管理委員會正在積極策劃開展此項工作。

由于現階段并網型光伏電站的設計標準配套不全，因此相關工程的設計中參考了火力發電廠、輸變電工程的設計理念。由于設計標準不統一，所以在工程實踐中出現各種不同的設計方案也不難理解。

目前主要使用的設計標準包括：

(1)(GB/T18479-2001)等同采用IEC 61277(1995)《地面用光伏(PV)發電系統－概述及導則》；

(2)(SJ/T11127-1997)等同采用IEC 61173(1992)《光伏(PV)發電系統的過壓保護導則》；

(3)(CECS 84-96)《太陽光伏電源系統安裝工程設計規范》。

二 并網型光伏發電的典型系統接線圖及主要技術原則

1 并網型光伏發電的典型系統接線圖

并網型光伏發電的典型系統接線圖如圖1所示。光伏組件經過串并聯后，形成光伏陣列，接入防雷匯流箱進行一次匯流，形成光伏陣列后，再通過直流配電柜進行二次匯流，接入并網逆變器，經逆變器逆變后，接入400V配電裝置，或通過0.4/10kV升壓變壓器升壓。每個發電單元的升壓變經電纜接入布置于開關站內的10/35kV配電裝置。最終，通過一回10/35kV線路并網。

未來，隨著光伏電站規模擴大至20MW以上，則采取一級升壓至35kV，匯流升壓至110/220kV的接入方案。

2 電氣主接線

并網型光伏電站的集電線路方案一般采用每個發電單元分別接入10kV配電裝置的方案。該方案簡單清晰、安全可靠、運行靈活、便于維護管理。也有采用匯集到主干線路上的方式。由于10kV、400V配電裝置的進出線回路數較少，一般采用單母線的接線方式。

3 站用電

并網型光伏電站一般設置兩臺站用變壓器，一臺工作變壓器由市電電源引接，另一臺備用變壓器由發電廠內的高壓配電裝置引接。

站用變壓器一般主要為控制周邊負荷供電，不為就地逆變站的負荷供電。由于目前國內光伏發電的電價比當地農電或市電價格高，在實際運行中，通常將引接在施工電源的變壓器作為工作變壓器使用，以降低運行成本。同時，逆變站內的暖通、照明等負荷也由于電價差價的原因，在實際運行中，由站用變壓器進行遠距離低電壓供電。

有些國外供貨的整套發電單元(一般為1MW)，自用的暖通、照明等負荷電源是由發電單元內的400V配電裝置引接。

4 中性點接地方式

10kV中性點的接地方式應與接入電網的實際情況相適應。個別光伏電站推薦采用站內獨立的接地方式，在不設置隔離變壓器的情況下，會造成相關10kV配電網絡運行困難。400V中性點采用直接接地的接地方式。

5 主要電氣設備選擇

斷路器的額定參數按照不小于實際情況進行選擇；開斷電流(即能夠斷開短路電流大小的能力)的選擇，按照在系統最大運行方式下斷路器設置點發生三相短路電流值大小進行選擇。例如：光伏并網電站10kV斷路器，額定電壓應不小于10kV，開斷電流一般選為25kA、31.5kA。配電裝置采用戶內鎧裝式交流金屬封閉開關設備；400V短路的開斷電流一般選為40kA、50kA，配電裝置采用全封閉抽出式低壓成套開關設備。

升壓變壓器的容量宜與接入逆變器的容量相匹配，如接入變壓器為兩臺500kW逆變器，則變壓器容量可選1000kVA。

工程中應用有油浸式、干式和非晶合金變壓器。油浸式變壓器的初始投資略低，但維護困難；干式變壓器的運行維護非常方便；非晶合金變壓器的空載損耗低，但造價高。綜合考慮，干式變壓器應為首選的變壓器型式。此外，當一臺變壓器僅接入兩臺逆變器時，可選擇雙分裂變壓器，理論上可提高千分之幾的效率，但應注意核算配套交流匯流裝置以后的實際成本。

6 過電壓保護及接地

按照《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》(DL/T620-1997)第7.1.2條的規定，發電廠的主廠房、主控制室和配電裝置室一般不裝設直擊雷保護裝置，雷電活動特殊強烈地區的主廠房、主控制室和配電裝置室宜裝設直擊雷保護裝置。因此，并網型光伏發電廠的主控制室和10kV配電裝置室(通常為一個建筑物)可不裝設直擊雷保護裝置。

《光伏(PV)發電系統的過壓保護導則》(SJ/T11127-1997)第4.4條規定，在確定是否需要架設避雷裝置時，應考慮下列各項因素：人員安全；直接雷擊于系統上對運行的影響；避雷擊裝置的造價與直接雷擊的幾率和更換損壞元件的費用之間的關系；由于避雷裝置陰影引起的系統性能損失。考慮到光伏陣列現場無人值守、并網型光伏發電廠不配置蓄電池、雷擊的幾率較低且費用可以接受、避雷裝置將引起占地面積的增加等因素，并網型光伏發電廠不推薦設置避雷裝置。

根據《交流電氣裝置的接地》(DL/T621-1997)第5.1.1條規定，并網型光伏電站電氣裝置的接地電阻應符合且應不大于4?。由于并網型光伏電站占地較大，接地電阻一般可達到要求。

7 電纜設施

電纜設施應依據《電力工程電纜設計規范》GB50217-2007及其《條文說明》進行設計和施工。

控制室和逆變站內設置電纜溝道，光伏陣列內的電纜敷設一般推薦采用直埋方式，具體情況視現場地質條件、凍土、是否合并控制電纜通道等情況而定。

由于并網型光伏電站多數處于寒冷地區，在?15℃以下的低溫環境，應按低溫條件和絕緣類型要求，選用交聯聚乙烯、聚乙烯絕緣、耐寒橡皮絕緣電纜，其電纜擠塑外護層宜選用聚乙烯外護層。北方低溫環境不宜選用聚氯乙稀絕緣電纜。

8 消防給水

變電站內建筑物滿足耐火等級不低于二級，體積不超過3000m3，且火災危險性為戊類時，可不設消防給水。

9 暖通

工程實踐中發現，逆變器的發熱量很大，造成逆變站內的溫度較高。應按照環境條件，進行詳細的通風量計算。根據實際運行情況，逆變站可不設專門采暖裝置。

三 特別說明的幾個問題

1 電壓等級的選定

圖1為典型的0.4/10kV系統。電壓等級的主要選擇原則為：

(1)由于逆變器的交流側出線電壓還包括315V、270V等不同的電壓等級，因此采用400V配電裝置是合適的，但實際運行電壓會根據逆變器交流側出線電壓而確定。

(2)逆變站高壓側10kV配電裝置的電壓等級一般在10kV、35kV之間做出選擇。

(3)由于各個工程接入系統情況不同，存在進一步升壓至110kV、220kV的送出方案。

2 洪水位

參照小型火電廠，光伏電站的防洪標準為50年一遇洪水。在具體工程中，要在可行性研究階段明確。

3 積雪深度

太陽電池組件與地面之間的最小間距要在0.3m以上，并且應大于當地氣象記錄的最大積雪深度，同時要考慮組件上積雪滑落后形成的堆積對組件的影響。

四 結束語

(1)并網光伏電站屬于新興產業，還存在一些問題，如怎樣降低升壓變壓器的夜間自耗電，薄膜光伏電站逆變器的低溫啟動障礙，如何控制由光伏組件個性差異而導致的串聯電流、并聯電壓公差等。

(2)光伏并網電站設計和施工相關國家標準尚不完善，國家相關部門已啟動標準的編制工作，航天光伏應積極參與國家標準的研究和制定。

(3)光伏并網關鍵技術和設備正處于快速發展時期，接入電網標準也處于不斷探索完善階段，電氣設計在降低接入系統造價方面還有優化的空間。

(4)隨著并網光伏電站規模的不斷擴大，電氣設計中還要考慮動態無功補償裝置。