0引言

太陽能具有分布廣泛、可持續(xù)利用及無污染等優(yōu)點(diǎn),光伏電站在國家政策的大力支持和行業(yè)技術(shù)的不斷進(jìn)步下獲得快速發(fā)展^[1]。貞觀山灰場光伏電站項目是由鎮(zhèn)江某電廠投資興建的一座集中式光伏電站,利用已有應(yīng)急儲灰場地建設(shè)光伏電站,規(guī)劃容量為33.35 MWP,所發(fā)電量全部上網(wǎng),可全額參與綠電綠證交易,在企業(yè)節(jié)能降耗、滿足碳排放履約、保供電力方面具有重要意義。鑒于灰場光伏發(fā)電前期投入較大,因此,合理的建設(shè)方案可以控制運(yùn)營維護(hù)成本,提高企業(yè)效益。

1灰場光伏電站可行性分析

1.1 太陽能資源

本項目建設(shè)地點(diǎn)位于江蘇省鎮(zhèn)江市某電廠貞觀山灰場內(nèi),場中心區(qū)域坐標(biāo)為北緯32.09O,東經(jīng)119.67O。 參照QX/T 89—2008《太陽能資源評估方法》,工程所在地屬我國三類太陽能資源區(qū)域,參考Meteonorm 及附近氣象站數(shù)據(jù),太陽平均輻射量變幅為223.9~528.5MJ/m²,全年總輻射量4475.5MJ/m²,太陽能發(fā)電理論發(fā)電量可觀,具備實(shí)施集中式光伏發(fā)電工程的有利條件。

1.2 工程地質(zhì)條件

該項目工程場地距某電廠東南側(cè)約15 km,緊鄰涌港路及泰鎮(zhèn)高速,對外交通十分便利。場地為低洼山谷灰場,西北、東北側(cè)為山丘,東南、西南側(cè)為灰壩。本工程可用的光伏區(qū)布置面積約33.33 hm²,擬按照集中式發(fā)電的模式建設(shè),可充分利用已有灰場35kV出線和變壓器,進(jìn)一步節(jié)省項目投資。

根據(jù)區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和地震資料以及附近大型電力工程的研究成果,場地附近無活動性斷裂通過,屬地震較少、震級較低的地區(qū),屬基本穩(wěn)定區(qū)。根據(jù)《巖土工程勘察規(guī)范》(2009年版)相關(guān)規(guī)定,可不考慮場地內(nèi)地震液化問題和軟土震陷影響。根據(jù)現(xiàn)場調(diào)查及資料調(diào)查,場地內(nèi)不存在地裂縫、滑坡、土洞塌陷等不良地質(zhì)作用,故本場地適宜進(jìn)行工程建設(shè)。

1.3 氣象條件

灰場所在區(qū)域四季分明,受季風(fēng)氣候影響光照充足、雨量充沛。丹陽氣象站位于丹陽市區(qū)的東南面,為距站址最近的氣象站,中間無天然屏障,氣象資料可以直接引用。

多年來,灰場所在區(qū)域最低溫度可降至-19℃ ,最高氣溫高達(dá)39℃,年平均氣溫為15℃ 。本項目中逆變器的工作溫度范圍為-35~60℃ ,電池組件的工作溫度范圍為-40~85℃,灰場氣象條件均在允許范圍內(nèi)。故灰場氣象條件能保障太陽能電池組件及逆變器安全、可靠運(yùn)行的要求。

1.4 地區(qū)能源結(jié)構(gòu)及發(fā)展規(guī)劃

江蘇省位于長江三角洲地區(qū),東臨黃海,人口密集、經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá),同時能源消費(fèi)總量在全國排名也居高不下。然而省內(nèi)資源相對短缺,能源對外依存度較高,環(huán)境壓力很大。截至2020年,江蘇省全社會最大負(fù)荷11.9萬Mw,同比增長7.8%,全社會用電量6 374億kw·h,同比增長1.8%。全社會用電量和最大用電負(fù)荷“十三五”年均增長4.5%、6.7%。蘇南地區(qū)集中式光伏資源較少,發(fā)電量具有充分消納的空間。

江蘇電網(wǎng)目前比較單一的火力發(fā)電結(jié)構(gòu)難以滿足江蘇省用電需求和電力系統(tǒng)可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略要求。因此,積極地開發(fā)省內(nèi)閑置用地,發(fā)展太陽能等清潔可再生能源是大勢所趨,電力發(fā)展的長遠(yuǎn)目標(biāo)需要以多元化能源開發(fā)的方式滿足經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需求。

2建設(shè)方案的確定

2.1 光伏陣列運(yùn)行方式選擇

2.1.1主要安裝方式

光伏陣列支架的安裝形式主要分為固定式和跟蹤式兩種。固定式安裝因其靈活的可安裝性和較高的安全性,成為目前國內(nèi)外技術(shù)最成熟、成本相對最低、應(yīng)用最廣泛的安裝方式,如圖1所示。跟蹤式安裝配置自動跟蹤機(jī)構(gòu),使得方陣的安裝調(diào)試、運(yùn)行維護(hù)更加繁雜,在增加發(fā)電量的同時極大地提高了系統(tǒng)投資成本和人力運(yùn)行成本,降低了發(fā)電效益。

為提高發(fā)電量和發(fā)電效益,綜合考慮初期投資成本、后期運(yùn)維成本,本工程的光伏組件安裝方式全部采用固定式。

2.1.2光伏陣列傾角

光伏陣列的發(fā)電量與其接收到的太陽輻射能量成正比,由于光伏并網(wǎng)系統(tǒng)所產(chǎn)生的電能可以全部并入電網(wǎng)得到充分利用,因此當(dāng)陣列面上全年能接收到的輻照量最大時即為最佳傾角。本報告采用Meteonorm數(shù)據(jù),根據(jù)國際通用的pvsyst軟件計算項目地區(qū)不同傾角下接收的年輻射量,結(jié)果如表1所示。

從表1可以看出,灰場太陽能光伏陣列的最佳傾角為25°,此時輻照量可達(dá)1 333.4 kw.h/m2,且傾角在24°~27°區(qū)間時,灰場所在傾斜面對應(yīng)的輻射量波動值最大。

2.2 光伏組件選型

目前,占據(jù)光伏發(fā)電市場主流的電池為晶硅類和薄膜類^[2],而鈣鈦礦太陽電池、聚合物太陽電池和量子點(diǎn)太陽電池等新型太陽電池仍處于實(shí)驗(yàn)室研究階段,離商業(yè)化應(yīng)用還有較大距離。下面對兩類五種太陽電池組件進(jìn)行比較,如表2所示。

根據(jù)比較,相對晶硅類太陽電池組件而言,雖然薄膜類組件成本較低,然而其轉(zhuǎn)換效率也較低,且建設(shè)占地面積大,因此本工程選用晶硅類太陽電池組件。對兩類晶硅類太陽電池組件進(jìn)行對比分析,如表3所示。

綜上所述,由于單晶硅組件的光電轉(zhuǎn)換效率更高,且在相同面積的土地上可以布置更多容量的光伏組件,因此本工程選用國內(nèi)一線廠家較為成熟的72片系列組件,結(jié)合半片電池結(jié)構(gòu)技術(shù),功率以主流540 Wp進(jìn)行設(shè)計,轉(zhuǎn)換效率為21.1%。

2.3 逆變器選型

逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)中將直流電轉(zhuǎn)換為交流電的關(guān)鍵設(shè)備,其選型對于穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行和提高轉(zhuǎn)換效率具有關(guān)鍵作用^[3]。目前,主流逆變器分為集中式、集散式和組串式,參照《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》,對三類逆變器輸入、輸出、效率和常規(guī)數(shù)據(jù)等技術(shù)參數(shù)進(jìn)行考察。

對各廠家生產(chǎn)的逆變器進(jìn)行主要技術(shù)參數(shù)對比,如表4所示。

由表4可見,三種逆變器絕對最大輸入電壓相同, MPPT電壓范圍相近,逆變器效率及輸出電流均隨著額定輸出功率的增大而增大,所需技術(shù)參數(shù)均滿足 GB/Z19964—2005《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》的要求。本期工程直流系統(tǒng)容量為33.35472MWP,地形相對平整,組件采用單面組件固定式安裝方式,適合采用大方陣,1 500 V系統(tǒng)具有一定的優(yōu)勢,因此采用196 kW、1 500 V系統(tǒng)組串式逆變器。

2.4 光伏方陣設(shè)計

2.4.1光伏方陣的串并聯(lián)設(shè)計

本項目選用組串式逆變器,其最大陣列開路電壓為1500 V,MPPT電壓范圍500~1500 V,并網(wǎng)逆變器功率為單機(jī)功率不低于196 kW。假定每一個光伏方陣的串聯(lián)組件數(shù)為s,最大串聯(lián)數(shù)為smax,最少串聯(lián) 數(shù)為smin。

本項目選用組件開路電壓為49.5 V,工作電壓為41.80 V,開路電壓溫度系數(shù)-0.27% K^-1,峰值功率電壓溫度系數(shù)-0.35% K^-1,晝極端最低溫度,根據(jù)經(jīng)驗(yàn)取-15℃,根據(jù)GB50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》可知:

式中:V_mpptmax為逆變器MPPT電壓最大值;V_mpptmin為逆變器MPPT電壓最小值;U_dcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓;Vpm為光伏組件的工作電壓;Voc為光伏組件的開路電壓。

由于本項目未采用最佳傾角布置,且極限低溫時一般在夜里,光伏系統(tǒng)未工作,綜合考慮經(jīng)濟(jì)性,本項目部分組串可連接為28個一串,剩余大部分組串按27個一串連接。

2.4.2光伏方陣的排布

本項目共設(shè)置7個單元,每個單元里電池組件每27個或28個一串,并列18路接入一臺逆變器,每18臺逆變器接入一臺變壓器。方陣布置形式為按豎向2行27列布置。同時,考慮整個方陣承載風(fēng)壓的泄風(fēng)因素,組件排列間距為20 mm。

2.4.3光伏方陣的間距設(shè)計

計算當(dāng)光伏方陣前后安裝時的最小間距D,如 圖2所示。

圖2光伏陣列間距示意圖

計算公式如下:

太陽高度角的公式:sinα=sinφ sinδ+cosφ cosδ cos w

太陽方位角的公式:sinβ=cos δsin w/cos α

式中:φ為當(dāng)?shù)鼐暥?δ為太陽赤緯;w為時角。

D=cosβ × L ,L=H/tan α ,α=arcsin(sin φsin δ十cosφcos δcos w),即:

式中:H為方陣前排最高點(diǎn)與后排組件最低位置的高度差。

固定式支架豎向?yàn)?行27列布置,組件泄風(fēng)間距為20 mm。

經(jīng)計算得出,太陽高度角α=19.09°,太陽方位角β=-43.33°,光伏方陣寬度L=2 256×2十20=4 532 mm。

由2.1.2已知,廠址地區(qū)在傾角24°~27°時光伏陣 列傾斜面上太陽能年平均日輻射量最大,最佳傾角為25°。但上述最大輻照的前提是不計及真太陽時以外時間輻射量以及組件表面反射量,如果考慮這部分最佳傾角會降低,且因?yàn)榻嵌仍酱?支架成本越高,光伏陣列間距也會變大。

由于本工程可用的光伏區(qū)布置面積約33.33 hm²,用來布置33.35 MWP的光伏組件相對緊湊。通過對測繪地形圖精心布置,并充分考慮了廠區(qū)排水設(shè)施、廠區(qū)運(yùn)檢道路,得到最大陣列布置中心間距為6 m,由此根據(jù)規(guī)范計算真太陽時下組件前后左右不遮擋的最大傾角為15°。

考慮地塊裝機(jī)容量及支架成本兼顧發(fā)電量,擬降低傾角來提升光伏系統(tǒng)的效率,經(jīng)過優(yōu)化比選,最終采用15°傾角、6 m間距進(jìn)行固定式支架布置。

3 節(jié)能降耗效益分析

太陽能的廣泛利用可以極大地減少一次能源(如煤、石油、天然氣)的利用,從而減少因開發(fā)一次能源而造成的污染物排放、毀壞植被、影響海洋生態(tài)等環(huán)境問題^[4]。最新環(huán)保要求《關(guān)于印發(fā)<煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃>(2014—2020年)的通知》(發(fā)改能源 (2014〕2093號)規(guī)定:東部地區(qū)新建燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值,煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50 mg/m³。

光伏電站建成后,平均每年可為電網(wǎng)提供電量3 547.4萬kW.h,與同規(guī)模的燃煤火電相比,每年可節(jié)約標(biāo)煤1.09萬t,相應(yīng)每年可減少二氧化硫排放量約4.41 t,氮氧化物排放量約6.31 t,二氧化碳排放量約2.72萬t,減少大氣污染物的同時還可節(jié)約大量淡水資源。

由此可見,合理開發(fā)灰場等閑置土地用于光伏電站的建設(shè)[5],不但可以有效節(jié)約寶貴的一次能源,還可以減少火力發(fā)電廠帶來的環(huán)境污染。同時,可以作為當(dāng)?shù)芈糜蔚囊坏佬戮坝^,成為地方經(jīng)濟(jì)一個新的增長點(diǎn)。利用閑置用地,釋放資源稟賦,發(fā)揮潛能,打破火電企業(yè)單一的經(jīng)營模式,又能走出一條綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展的路徑。

4 結(jié)束語

綜上所述,本文介紹的某33 MW灰場光伏發(fā)電站建設(shè)項 目,一定程度上彌補(bǔ)了江蘇地區(qū)能源結(jié)構(gòu)單一的不足,改善了電網(wǎng)結(jié)構(gòu),積極開發(fā)利用本地區(qū)的太陽能等清潔能源,釋放了企業(yè)閑置資源,響應(yīng)地方經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定發(fā)展,具有較好的環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益,同時為類似灰場等閑置土地開發(fā)集中式光伏電站提供了有價值的技術(shù)參考。

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2024年15期第2篇