【導讀】光伏發(fā)電的原理是將光能轉化為電能，經(jīng)直流配電，匯流箱再送到逆變器，變?yōu)榻涣骱?，再升壓輸送到配電網(wǎng)。目前有三種配電設計方式，集中式，組串式、集散式。集中式是以1MW為一個設計單元，從光伏發(fā)電板將光能轉化為電能，經(jīng)直流匯流箱，再到2*500KW集中式逆變器，變?yōu)?.315KV交流，送到升壓變。
方案名稱：光伏發(fā)電用“0.1MW單元逆變器-箱變一體化裝置”升壓配電設計新方案。
背景技術及現(xiàn)有技術的缺陷和不足：
一、背景技術：光伏發(fā)電的原理是將光能轉化為電能，經(jīng)直流配電，匯流箱再送到逆變器，變?yōu)榻涣骱?，再升壓輸送到配電網(wǎng)。目前有三種配電設計方式，集中式，組串式、集散式。
集中式是以1MW為一個設計單元，從光伏發(fā)電板將光能轉化為電能，經(jīng)直流匯流箱，再到2*500KW集中式逆變器，變?yōu)?.315KV交流，送到升壓變。
集散式是以1MW為一個設計單元，同集中式相同，只是在匯流箱里增加了MPPT模塊，起到平衡穩(wěn)壓效果，匯流箱直流變?yōu)?00V，送到逆變器，再變?yōu)?20V交流，經(jīng)升壓到電網(wǎng)。
組串式是以28-50KW為一個設計單元，先逆變?yōu)榻涣?80V，再經(jīng)交流匯流箱輸送到1MW箱變升壓。
二、現(xiàn)有技術的缺陷和不足：
1.優(yōu)點：目前的集中式升壓配電，正常容量在1000KW，逆變器2*500KW，發(fā)電系統(tǒng)效率在78%-80%左右。集散式和組串式比集中式升壓配電，就近配置MPPT，能解決光伏板遠近不同電壓拉低現(xiàn)象，比集中式提高大約3%左右。組串式逆變器方案在山地光伏項目中提高發(fā)電效率5-8%，安裝方便，故障影響面小。
2.缺點：集中和集散式是1、占地面積大2、發(fā)電效率提高有限3、體積大山地運輸安裝難4、土建費用高。5、交直流傳輸系統(tǒng)損耗大。6、故障影響面大。
組串式特點是目前雖然已經(jīng)有了一定市場應用，但仍需要時間檢驗運行可靠性。價格貴。
3．具體的技術方案描述：
本方案所要解決的技術問題是提供一種比較明顯的提高發(fā)電效率的解決方案。它的原理如下圖1：
1、采用集中式逆變器3或組串式逆變器，100KW一套，8組MPPT，直流電壓在660V~720V左右，16個組串（每組組串6.24KW，22~24塊光伏板為一個組串），每兩組共用一個MPPT，16組直流開關柜，可降低因遮擋或蒙灰、和遠近光伏板匯流箱造成的電壓拉低現(xiàn)象。660V~720V直流電壓逆變?yōu)榻涣魅嚯?。組串式逆變器可以省掉直流柜。
2、交流電經(jīng)100KVA變壓器1，直接升壓至35KV，變壓器、高壓隔離開關熔斷器、逆變器、避雷器等裝在一套箱變內。
3、200臺分5個回路，40臺一個回路形成樹狀結構配電系統(tǒng)，4MW為一條高壓線路，送到光伏電廠35KV配電室，進行并網(wǎng)。減少了集中式逆變器-箱變之間的線纜和匯流箱到逆變器之間的直流線纜。減少了中間匯流箱環(huán)節(jié)。
圖1
4．本方案的優(yōu)點：
1、對于組串式逆變器來說節(jié)省了交流低壓電纜，對于集中式逆變器減少了低壓直流交流電纜用量。
2、節(jié)省了逆變器房土建。
3、節(jié)省了大型箱變土建。
4、山地電站節(jié)省了電纜溝敷設、匯流箱接地裝置、挖掘土建、和運輸成本。
5、可大大縮短了安裝施工周期。
6、可大大減小了箱變事故導致的故障范圍，檢修難度、停電時間降低到最低。
7、一體化裝置可實現(xiàn)多臺備用，隨時更換，縮短故障更換時間可降低運輸成本、廠家到貨時間。
8、鑒于6.7條，一體化裝置可以使太陽能板利用率（降低箱變和逆變器故障的檢修概率和停電時間，減少故障導致的光伏停電面積）提高到98%。發(fā)電效率更高。
9、整體發(fā)電效率提高到87%。比普通集中式逆變器-箱變系統(tǒng)高7%。以20MW安裝容量1500年運行小時考慮，25年可多發(fā)電5400多萬度。見下圖3
9、與普通組串式逆變器1MW箱變相比，比組串式可提高發(fā)電效率3-4%。
10、特別適合于山地光伏電站，解決了山地電站發(fā)電效率低，電纜溝敷設、大型設備無法進入等、組串式設備費太高，運營費高的難題。
圖2
圖3
以上公式計算可參考中國質量認證中心技術規(guī)范《并網(wǎng)光伏電站性能監(jiān)測與質量評估技術規(guī)范》（申請備案稿）和國標規(guī)范《GB50797-2012光伏發(fā)電站設計規(guī)范》
5．具體實施方式及附圖：
具體實施方式：
（1）系統(tǒng)原理圖見上圖。包括以下器件
1、集中式逆變器100KW一套，由于集中式逆變器技術比較成熟?？芍苯优c合作廠方采購，因放置在箱變低壓室內，故其散熱性能可統(tǒng)一考慮，降低綜合造價。直流柜（20A直流開關16個）
2、100KVA油變一臺。采用S11型或立體卷鐵芯變壓器。立體卷鐵芯變壓器，則空載損耗更低，可比S11型變壓器低30%。更可增加發(fā)電量。
3、高壓真空負荷開關一臺（含熔斷器、避雷器）
4、二次元件有：箱變測控裝置、可測量電流電壓功率等信號，也可監(jiān)測變壓器的溫度瓦斯等情況。通訊柜一臺。
5、其他裝置：柜內35KV母線、除濕加熱通風裝置、二次端子排、柜內照明、五防鎖、箱變外殼等。
（2）該裝置內部結構如下：進線為直流線纜，先經(jīng)過逆變器3，轉為交流后，接變壓器1低壓側，經(jīng)升壓后，接高壓真空負荷開關和熔斷器2、避雷器6，再接出線高壓電纜5；見圖4的剖面圖。
箱變裝置附圖圖4：
圖4以上尺寸僅供參考
圖5
6、實際案例
1、20MW某電站投資效益比較
本方案采用4MW一個高壓回路，共需5路光伏匯集柜，10面高壓開關柜，如果按8MW一個回路，則需3個回路。
共需0.1MW單元逆變器-升壓箱變200臺。共需5路光伏匯集柜，每回路共有單元40臺。
35KV電纜線路6000米（考慮到山地項目路徑復雜，電纜多比集中式多1000米），采用YJV-35kv-3*50。
最長的回路平均1500米電纜，電壓降在0.15%。
逆變器直接接光伏板組串。不經(jīng)過匯流箱。光伏電纜1*4電纜長度與集中式一樣的。省去了交直流電纜及其電纜溝、省去了匯流箱接地線、匯流箱通訊線。
箱變測控裝置、通訊柜增加到200臺。集中式為20臺。仍采用光纜傳輸，未計入全站光纜。
電纜測算圖見下：
以上一個方陣200m*114m，共20個，每行為96.9kw，共計12行，不考慮超發(fā)配置是10行，考慮超發(fā)是12行。22塊組件為一串組成上下兩排。行間距6米。橫排一行為97KW，正好配一個0.1MW單元逆變器-升壓箱變，放在陣列中央，起到平衡電壓的作用。
山地 含通信
表1
由以上表1可見，按本方案設計0.1MW單元逆變器-箱變組合配電系統(tǒng)，不需增加投資。特別是山地光伏電站，具有很高的效率（比集中式多7%）和度電成本更低，按每年1500發(fā)電小時數(shù)計算。20MW即可每年可多發(fā)電213萬度，按1元錢電價計算。25年可多收入5300多萬元。經(jīng)濟效益明顯。
本方案經(jīng)濟技術指標，是每瓦1.01元（含35KV配電、高壓電纜、逆變-升壓100KW箱變，及安裝費等）。推薦采用2*50組串式逆變器或1*100的集中式逆變器（8路MPPT)。
7、設計原理分析
目前流行做光伏發(fā)電設計原理主要類似住宅供配電模式，單兆瓦方陣比喻是單元樓，每個升壓變逆變器室單元樓總配電箱，每個匯流箱是樓層間配電箱。這樣設計對于大面積集中負荷降壓是適用的。但光伏發(fā)電類似公路照明配電，是長距離線負荷小容量負荷，所以用住宅設計模式去設計這樣的負荷就不適用了。必然導致低壓側交直流線損很大。
對于長距離線負荷小容量，配電設計主要是要求6-35KV高壓配電，沿線配置降壓變，負荷容量不要很大，低壓設計半徑200米以內，做到線損最低。尤其是住宅供配電設計模式，本身適用于降壓負荷。光伏發(fā)電站是升壓發(fā)電，能盡快提升到并網(wǎng)電壓，才能達到效率最高。
所以根據(jù)光伏發(fā)電負荷的特性，采取高壓35KV深入方陣內部，采用小容量100KVA變壓器升壓，完全可以做到線損率最低，提高發(fā)電效率的目的。
事故故障分析：
1、串接電纜故障，導致4MW單元受影響。這個和集中式、組串式1MW單元故障類似。
2、100KVA箱變或逆變器交流側故障，導致100KW單元受影響。箱變內部有熔斷器，可快速切斷短路故障。切除故障點。
3、直流側故障，可由直流柜切除故障。
8、結論
0.1MW單元逆變器-升壓箱變技術方案，性價比高，和集中式、集散式投資差不多，比組串式逆變器投資額低。山地地區(qū)能提高約7%的效率。年均發(fā)電量提高10%。是應該值得推廣的光伏發(fā)電配電技術方案。
而且0.1MW單元逆變器-升壓箱變可作為單獨的一體化裝置作為新產(chǎn)品開發(fā)推廣。
