趙 建 勛

(中國電建集團 河南省電力勘測設(shè)計院有限公司, 河南 鄭州 450000)

0 引 言

大力開發(fā)、利用太陽能資源可以有效地改善能源結(jié)構(gòu),助力實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。2022年4月1日起實施的強制性工程建設(shè)規(guī)范GB 55015—2021《建筑節(jié)能與可再生能源利用通用規(guī)范》明確規(guī)定:新建建筑應(yīng)安裝太陽能系統(tǒng),其中的集熱器設(shè)計使用壽命應(yīng)高于15年,光伏組件設(shè)計使用壽命應(yīng)高于25年。因此在新建生物質(zhì)電站項目時考慮配套設(shè)置屋頂光伏系統(tǒng)已經(jīng)成為業(yè)主的廣泛需求。根據(jù)不同工藝建筑物的面積、結(jié)構(gòu),安裝合適規(guī)模的屋頂光伏,用光伏發(fā)電代替生物質(zhì)發(fā)電作為廠用電,可以降低生物質(zhì)電廠的廠用電率,增加高電價的生物質(zhì)電能上網(wǎng),提高生物質(zhì)電廠的整體發(fā)電收益,一舉多得[1]。本文以河南某新建生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項目為例,進行相應(yīng)的屋頂光伏應(yīng)用研究。

1 項目概述

該項目位于河南省南陽市,計劃建設(shè)容量為1×30 MW的高溫高壓直燃生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)機組,新建1臺130 t/h高溫高壓直燃生物質(zhì)鍋爐,配1臺30 MW抽凝式汽輪發(fā)電機組,同時利用項目建筑物屋頂安裝光伏發(fā)電設(shè)施。項目所在地多年平均日照時數(shù)為1 702.7 h,平均日照百分率為38%。利用氣象衛(wèi)星資料,使用SolarGIS、Meteonorm太陽能資源評估工具對場址區(qū)域太陽能資源進行分析和模擬。各太陽能資源輻射數(shù)據(jù)對比分析如表1所示。

南陽輻射站距項目地55 km,距離較近,代表性較好,選擇南陽輻射站數(shù)據(jù)作為本項目太陽能資源評估依據(jù),得到本項目場址代表年水平面總輻射量取值為4 613.1 MJ/m2,屬于C類“豐富”。本項目代表年太陽能資源穩(wěn)定度為0.39。項目所在地的太陽能資源屬于B類“穩(wěn)定”,比較適合建設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)。

根據(jù)總平面圖等資料分析,在封閉料場、汽機房、化學(xué)綜合水處理車間、材料庫及檢修間、綜合辦公樓、生活服務(wù)樓等6個建筑物上鋪設(shè)屋頂光伏。其中,封閉料場屋頂面積較大,光伏系統(tǒng)主要由光伏組件及屋頂支架、逆變器、升壓箱變與10 kV配電柜等組成,為中壓屋頂光伏系統(tǒng)。其余建筑屋頂光伏系統(tǒng)主要由光伏組件及其屋頂支架、逆變器、匯流箱、380 V配電柜等組成,不配備升壓箱變,為低壓屋頂光伏系統(tǒng)。

2 屋頂光伏電氣設(shè)計

2.1 組件選型

光伏組件是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心部件,其性能參數(shù)包括峰值功率、短路電流、開路電壓、組件效率等。綜合考慮組件效率、技術(shù)成熟性、市場占有率以及采購訂貨時的可選擇余地,結(jié)合各種光伏組件的優(yōu)缺點,本項目光伏組件選用550 Wp單晶硅單面組件,安裝尺寸為2 285 mm×1 134 mm×35 mm。

2.2 組件安裝

本工程光伏組件采用固定式安裝,屋面安裝方位角為7°。封閉料場及汽機房為壓型鋼板輕型屋面,屋面荷載較小,組件傾角宜與屋面傾角保持一致,采用專用夾具固定[2]?；瘜W(xué)綜合水處理車間、綜合辦公樓等為磚混屋面,需綜合各方面因素選擇適當(dāng)?shù)膬A角。通過PVsyst模擬發(fā)現(xiàn)按10°傾角安裝時,考慮入射角損失、陰影遮擋損失和灰塵損失后的發(fā)電量最高。因此磚混屋面光伏組件推薦采用10°安裝傾角。

為避免出現(xiàn)陰影遮擋,計算光伏方陣安裝的前后最小間距D。陣列陰影示意圖如圖1所示。

圖1 陣列陰影示意圖

一般確定原則:冬至當(dāng)天 9∶00—15∶00光伏方陣不應(yīng)被遮擋。光伏方陣陣列間距或可能遮擋物與方陣底邊垂直距離應(yīng)不小于D。計算式

如下:

(1)

式中:D——兩排陣列之間的距離;

L——陣列傾斜面長度;

β——陣列傾角;

φ——緯度(北半球為正、南半球為負),項目所在地場址緯度為北緯32.68°。

低壓屋面光伏組件除汽機房以外均沿屋面10°傾角鋪設(shè),經(jīng)計算,屋頂豎向單排組件布置間距為3.3 m,組件間凈距為1.2 m。汽機房屋面組件與屋面傾角保持一致,約為5%坡度(傾角2.86°),組件之間無遮擋,主要考慮留出一定的清潔維護間距。另外需注意避開屋頂女兒墻、周圍設(shè)備、建筑的陰影遮擋范圍。

封閉料場光伏組件與屋面傾角保持一致,約為5%坡度(傾角2.86°),組件之間無遮擋,間距設(shè)置主要考慮組串設(shè)計和后續(xù)清潔維護間距。

2.3 逆變器選型

國家電網(wǎng)對分布式光伏電站要求單個并網(wǎng)點小于6 MW:8 kW以下可接入220 V;8～400 kW可接入380 V;400 kW～6 MW可接入10 kV。根據(jù)逆變器的特點,光伏電站逆變器選型方法:8 kW以下選用單相組串式逆變器,8～50 kW 選用三相組串式逆變器,50 kW及以上項目可以根據(jù)實際情況選用組串式逆變器或集中式逆變器。

組串式逆變器采用多路最大功率點跟蹤(MPPT),最大程度增加了發(fā)電量,并且體積小、重量輕,搬運、安裝方便。相比集中式逆變器而言,雖然組串式初始投資較多,但從多路組串MPPT追蹤能力、信息數(shù)據(jù)傳輸能力來講,組串式逆變器更適配本項目的技術(shù)要求,可帶來更多發(fā)電量收益[3]。因此本項目采用組串式逆變器,低壓屋頂光伏部分選用容量為40 kW的逆變器(帶PID 模塊且配直流斷路器),料場中壓屋頂光伏部分選用容量為196 kW的組串式逆變器。

2.4 陣列布置方案設(shè)計

40 kW逆變器最大直流輸入電壓為1 100 V,直流電壓范圍內(nèi)MPPT工作范圍為200～1 000 V;196 kW逆變器最大直流輸入電壓為1 500 V,直流電壓范圍內(nèi)MPPT工作范圍為600～1 500 V。光伏組串?dāng)?shù)量計算式為

(2)

(3)

式中:Kv——光伏組件的開路電壓溫度系數(shù);

K′v——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù);

N——光伏組件的串聯(lián)數(shù)(N取整);

t——光伏組件工作條件下的極限低溫;

t′——光伏組件工作條件下的極限高溫;

Vdcmax——逆變器允許的最大直流輸入電壓;

Vmpptmax——逆變器MPPT電壓最大值;

Vmpptmin——逆變器MPPT電壓最小值;

Voc——光伏組件的開路電壓;

Vpm——光伏組件的工作電壓。

經(jīng)計算:40 kW逆變器串聯(lián)光伏電池數(shù)量N為6≤N≤19。根據(jù)逆變器最佳輸入電壓以及電池板工作環(huán)境等因素進行修正后,確定廠內(nèi)40 kW逆變器光伏組件的串聯(lián)組數(shù)為16個。單列串聯(lián)功率P=16×550=8 800 Wp;

196 kW逆變器串聯(lián)光伏電池數(shù)量N為23≤N≤30。根據(jù)逆變器最佳輸入電壓以及電池板工作環(huán)境等因素進行修正后,料場區(qū)196 kW逆變器光伏組件的串聯(lián)數(shù)量為28個。單列串聯(lián)功率P=28×550=15 400 Wp。

考慮場地限制、線纜用量和施工方便性等因素,確定電池排列如下:低壓屋頂光伏部分每16個組件串聯(lián)成1個電池組串,組件豎向單排放置,每排16塊;料場屋頂光伏部分每28個組件串聯(lián)成1個電池組串,組串中組件2行、14列布置。單臺40 kW逆變器需要配置光伏組串的數(shù)量Np=40 000÷8 800≈5列,容配比選擇為1.1后,40 kW太陽能光伏陣列設(shè)計為5列支路并聯(lián)。單臺196 kW逆變器需要配置光伏組串的數(shù)量Np=196 000÷15 400≈13列,容配比選擇為1.1后,196 kW太陽能光伏陣列設(shè)計為14列支路并聯(lián)。

方陣接線方案設(shè)計原則:光伏組件采用串聯(lián)升壓、就地逆變的接線原則。低壓屋頂光伏部分采用5路輸入、40 kW組串式逆變器。根據(jù)組件參數(shù)、組串?dāng)?shù)量及逆變器接入容量,最終需要逆變器10臺。低壓屋頂光伏部分采用5進1出交流匯流箱,需要交流匯流箱4臺。由逆變器接入交流匯流箱,采用電纜槽盒或穿管敷設(shè)。料場中壓屋頂光伏部分采用14/15路輸入、196 kW組串式逆變器。根據(jù)組件參數(shù)、組件串聯(lián)數(shù)及逆變器接入容量,最終需要逆變器18臺。逆變器輸出電纜通過電纜橋架接至光伏箱變。

通過分析電廠建筑物各屋面方位角、遮擋情況、建筑物結(jié)構(gòu)、屋頂平整度與障礙物多少等實際情況進行屋頂光伏組件安裝。電廠屋頂光伏布置統(tǒng)計如表2所示。

項目總安裝光伏板數(shù)量為7 820塊,采用550 Wp組件,總直流側(cè)裝機容量為4 301 kW。

2.5 接入系統(tǒng)方案

分布式光伏電站接入系統(tǒng)方案須結(jié)合電網(wǎng)規(guī)劃、分布式電源規(guī)劃,按照就近分散、就地平衡消納的原則設(shè)計。本光伏電站預(yù)裝機容量為4.301 MWp,根據(jù)國網(wǎng)要求和本項目實際情況,采用“就地消納”并網(wǎng)模式。接入方案為:封閉料場屋頂光伏接入主廠房10 kV工作段,接入容量為3 896.2 kWp;汽機房和化學(xué)綜合水處理車間屋頂光伏接入主廠房380 V低壓工作PC段,接入容量為211.2 kWp;生活服務(wù)樓、綜合辦公樓及材料庫檢修間屋頂光伏接入廠區(qū)公用配電間380 V低壓公用PC段,接入容量約193.6 kWp。

2.6 電氣主接線

本工程低壓屋頂光伏系統(tǒng)中組串經(jīng)40 kW組串式逆變器將直流電轉(zhuǎn)換為0.4 kV低壓交流電,2～5個組串式逆變器經(jīng)1個交流匯流箱匯集。汽機房光伏方陣和化學(xué)水處理區(qū)域光伏方陣分別布置1臺交流匯流箱,接入主廠房380 V低壓工作PC段;生活服務(wù)樓、材料庫檢修間屋頂光伏接入同一臺交流匯流箱,綜合辦公樓接入另一臺交流匯流箱,然后共同接至廠區(qū)公用配電間380 V低壓公用PC段。

封閉料場屋頂每14～15個光伏組串經(jīng)1個196 kW組串式逆變器將直流電轉(zhuǎn)換為 0.8 kV低壓交流電,18個組串式逆變器分別引接至料場屋頂光伏箱變低壓側(cè),經(jīng)升壓變壓器升壓至10 kV后送至主廠房10 kV工作段。

封閉料場屋頂光伏裝機容量為3 896.2 MWp,容量較大,采用箱式變壓器升壓送至主廠房10 kV工作段。升壓箱變采用干式變壓器,型號為SCB11-3600/10.5,額定容量為3 600 kVA,變比(10.5±2×2.5%)/0.8 kV,低壓側(cè)配置20路250 A/3P的逆變器進線開關(guān)與1路4 000 A/3P總進線開關(guān),高壓側(cè)配置1臺1 250 A真空斷路器。

3 發(fā)電量計算及經(jīng)濟性分析

3.1 發(fā)電量計算

本項目設(shè)計光伏容量為4.301 MWp。其中,2.86°傾斜角的光伏組件容量為3.984 2 MWp,10°傾斜角的光伏組件容量為0.316 8 MW,總輻照量分別為1 301.6 kWh/m2、1 334.4 kWh/m2。

根據(jù)GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》,光伏發(fā)電站上網(wǎng)電量Ep計算式如下:

(4)

式中:HA——水平面太陽能總輻照量(kWh/m2,峰值小時數(shù));

ES——標(biāo)準光照條件下的輻照度(常數(shù)=1 kWh/m2);

PAZ——組件安裝容量;

K——綜合效率系數(shù)。

3.2 發(fā)電效率

綜合效率系數(shù)K包括光伏組件類型修正系數(shù)、光伏組件表面臟污修正系數(shù)等[4]。通過PVsyst軟件對光伏廠區(qū)及附近建筑進行三維建模,跟蹤15 min分析其遮擋情況,綜合計算全年陰影遮擋影響約8.0%。另外,灰塵折減系數(shù)取97.0%,弱光折減系數(shù)取98%,考慮光伏組件不匹配損失約為1.5%,溫度效率折減系數(shù)取97%,逆變器綜合效率取98.2%,直流電纜與低壓交流線損折減損失取總發(fā)電量的1.5%,站用電損失取1.1%,檢修及其他不確定因素折減取2%。綜上,在未考慮電站設(shè)備元器件老化導(dǎo)致的效率衰減情況下,光伏發(fā)電工程系統(tǒng)總效率為78.34%。

3.3 發(fā)電量估算

根據(jù)所選組件的性能和組件的衰減控制要求,單晶硅組件年發(fā)電衰減率按第一年衰減約2%,運行期每年衰減0.55%,25年總衰減15.2%進行計算。代入傾斜面輻照量、系統(tǒng)效率進行計算,得到首年發(fā)電利用小時數(shù)為

平鋪:1 301.6×78.34%=1 019.67 h

固定式支架:1 334.6×78.34%=1 045.53 h

綜合可得本項目首年發(fā)電量為4 393.79 MWh,首年利用小時數(shù)為1 021.57 h,25年年平均發(fā)電量為4 097.88 MWh,25年平均利用小時數(shù)為952.77 h,25年總發(fā)電量為102 447.12 MWh。

3.4 經(jīng)濟性分析

本項目光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)備購置費1 021萬元,安裝工程費200萬元,其他費用共161萬元,合計1 382萬元,光伏發(fā)電系統(tǒng)占項目總靜態(tài)投資3.33%,單位投資460.67元/kW,不考慮利息、折舊、稅收和人工等費用。光伏發(fā)電接入廠用電系統(tǒng),年等效功率467.79 kW,幾乎可以全部自我消納,將廠用電率從14.94%降至13.69%,降低1.25個百分點,使更多生物質(zhì)電能上網(wǎng)。

光伏發(fā)電等效降低了電廠生物質(zhì)發(fā)電能耗,如果按照本項目生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價0.60元/kWh(含稅)進行收益分析,則屋頂光伏系統(tǒng)初始投資1 382萬元,靜態(tài)投資回收期5.3年,25年發(fā)電量為102 447.12 MWh,發(fā)電量靜態(tài)總收益為6 146.83萬元。

4 結(jié) 語

生物質(zhì)電站存在廠用電率高、高價電損耗較多的情況。新建生物質(zhì)電站項目時利用空閑屋頂設(shè)置屋頂光伏系統(tǒng),既滿足了強制性工程建設(shè)規(guī)范《建筑節(jié)能與可再生能源利用通用規(guī)范》的相應(yīng)要求,也可以攤薄土地成本,其日常運行和維護可以由電廠運行人員和電氣維護人員兼顧,優(yōu)勢明顯。本文以南陽某新建生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)項目為例進行了光資源分析和屋頂光伏電氣設(shè)計,定量分析了屋頂光伏系統(tǒng)對生物質(zhì)電廠的廠用電率影響和投資收益影響,對生物質(zhì)電站同步建設(shè)或加裝屋頂光伏系統(tǒng)有一定參考意義。