生物质热电联产项目中的屋顶光伏设计研究

赵 建 勋

(中国电建集团 河南省电力勘测设计院有限公司, 河南 郑州 450000)

0 引 言

大力开发、利用太阳能资源可以有效地改善能源结构,助力实现“双碳”目标。2022年4月1日起实施的强制性工程建设规范GB 55015—2021《建筑节能与可再生能源利用通用规范》明确规定:新建建筑应安装太阳能系统,其中的集热器设计使用寿命应高于15年,光伏组件设计使用寿命应高于25年。因此在新建生物质电站项目时考虑配套设置屋顶光伏系统已经成为业主的广泛需求。根据不同工艺建筑物的面积、结构,安装合适规模的屋顶光伏,用光伏发电代替生物质发电作为厂用电,可以降低生物质电厂的厂用电率,增加高电价的生物质电能上网,提高生物质电厂的整体发电收益,一举多得[1]。本文以河南某新建生物质热电联产项目为例,进行相应的屋顶光伏应用研究。

1 项目概述

该项目位于河南省南阳市,计划建设容量为1×30 MW的高温高压直燃生物质热电联产机组,新建1台130 t/h高温高压直燃生物质锅炉,配1台30 MW抽凝式汽轮发电机组,同时利用项目建筑物屋顶安装光伏发电设施。项目所在地多年平均日照时数为1 702.7 h,平均日照百分率为38%。利用气象卫星资料,使用SolarGIS、Meteonorm太阳能资源评估工具对场址区域太阳能资源进行分析和模拟。各太阳能资源辐射数据对比分析如表1所示。

南阳辐射站距项目地55 km,距离较近,代表性较好,选择南阳辐射站数据作为本项目太阳能资源评估依据,得到本项目场址代表年水平面总辐射量取值为4 613.1 MJ/m2,属于C类“丰富”。本项目代表年太阳能资源稳定度为0.39。项目所在地的太阳能资源属于B类“稳定”,比较适合建设光伏发电系统。

根据总平面图等资料分析,在封闭料场、汽机房、化学综合水处理车间、材料库及检修间、综合办公楼、生活服务楼等6个建筑物上铺设屋顶光伏。其中,封闭料场屋顶面积较大,光伏系统主要由光伏组件及屋顶支架、逆变器、升压箱变与10 kV配电柜等组成,为中压屋顶光伏系统。其余建筑屋顶光伏系统主要由光伏组件及其屋顶支架、逆变器、汇流箱、380 V配电柜等组成,不配备升压箱变,为低压屋顶光伏系统。

2 屋顶光伏电气设计

2.1 组件选型

光伏组件是光伏发电系统的核心部件,其性能参数包括峰值功率、短路电流、开路电压、组件效率等。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率以及采购订货时的可选择余地,结合各种光伏组件的优缺点,本项目光伏组件选用550 Wp单晶硅单面组件,安装尺寸为2 285 mm×1 134 mm×35 mm。

2.2 组件安装

本工程光伏组件采用固定式安装,屋面安装方位角为7°。封闭料场及汽机房为压型钢板轻型屋面,屋面荷载较小,组件倾角宜与屋面倾角保持一致,采用专用夹具固定[2]。化学综合水处理车间、综合办公楼等为砖混屋面,需综合各方面因素选择适当的倾角。通过PVsyst模拟发现按10°倾角安装时,考虑入射角损失、阴影遮挡损失和灰尘损失后的发电量最高。因此砖混屋面光伏组件推荐采用10°安装倾角。

为避免出现阴影遮挡,计算光伏方阵安装的前后最小间距D。阵列阴影示意图如图1所示。

图1 阵列阴影示意图

一般确定原则:冬至当天 9∶00—15∶00光伏方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算式

如下:

(1)

式中:D——两排阵列之间的距离;

L——阵列倾斜面长度;

β——阵列倾角;

φ——纬度(北半球为正、南半球为负),项目所在地场址纬度为北纬32.68°。

低压屋面光伏组件除汽机房以外均沿屋面10°倾角铺设,经计算,屋顶竖向单排组件布置间距为3.3 m,组件间净距为1.2 m。汽机房屋面组件与屋面倾角保持一致,约为5%坡度(倾角2.86°),组件之间无遮挡,主要考虑留出一定的清洁维护间距。另外需注意避开屋顶女儿墙、周围设备、建筑的阴影遮挡范围。

封闭料场光伏组件与屋面倾角保持一致,约为5%坡度(倾角2.86°),组件之间无遮挡,间距设置主要考虑组串设计和后续清洁维护间距。

2.3 逆变器选型

国家电网对分布式光伏电站要求单个并网点小于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。根据逆变器的特点,光伏电站逆变器选型方法:8 kW以下选用单相组串式逆变器,8～50 kW 选用三相组串式逆变器,50 kW及以上项目可以根据实际情况选用组串式逆变器或集中式逆变器。

组串式逆变器采用多路最大功率点跟踪(MPPT),最大程度增加了发电量,并且体积小、重量轻,搬运、安装方便。相比集中式逆变器而言,虽然组串式初始投资较多,但从多路组串MPPT追踪能力、信息数据传输能力来讲,组串式逆变器更适配本项目的技术要求,可带来更多发电量收益[3]。因此本项目采用组串式逆变器,低压屋顶光伏部分选用容量为40 kW的逆变器(带PID 模块且配直流断路器),料场中压屋顶光伏部分选用容量为196 kW的组串式逆变器。

2.4 阵列布置方案设计

40 kW逆变器最大直流输入电压为1 100 V,直流电压范围内MPPT工作范围为200～1 000 V;196 kW逆变器最大直流输入电压为1 500 V,直流电压范围内MPPT工作范围为600～1 500 V。光伏组串数量计算式为

(2)

(3)

式中:Kv——光伏组件的开路电压温度系数;

K′v——光伏组件的工作电压温度系数;

N——光伏组件的串联数(N取整);

t——光伏组件工作条件下的极限低温;

t′——光伏组件工作条件下的极限高温;

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压;

Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值;

Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值;

Voc——光伏组件的开路电压;

Vpm——光伏组件的工作电压。

经计算:40 kW逆变器串联光伏电池数量N为6≤N≤19。根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后,确定厂内40 kW逆变器光伏组件的串联组数为16个。单列串联功率P=16×550=8 800 Wp;

196 kW逆变器串联光伏电池数量N为23≤N≤30。根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后,料场区196 kW逆变器光伏组件的串联数量为28个。单列串联功率P=28×550=15 400 Wp。

考虑场地限制、线缆用量和施工方便性等因素,确定电池排列如下:低压屋顶光伏部分每16个组件串联成1个电池组串,组件竖向单排放置,每排16块;料场屋顶光伏部分每28个组件串联成1个电池组串,组串中组件2行、14列布置。单台40 kW逆变器需要配置光伏组串的数量Np=40 000÷8 800≈5列,容配比选择为1.1后,40 kW太阳能光伏阵列设计为5列支路并联。单台196 kW逆变器需要配置光伏组串的数量Np=196 000÷15 400≈13列,容配比选择为1.1后,196 kW太阳能光伏阵列设计为14列支路并联。

方阵接线方案设计原则:光伏组件采用串联升压、就地逆变的接线原则。低压屋顶光伏部分采用5路输入、40 kW组串式逆变器。根据组件参数、组串数量及逆变器接入容量,最终需要逆变器10台。低压屋顶光伏部分采用5进1出交流汇流箱,需要交流汇流箱4台。由逆变器接入交流汇流箱,采用电缆槽盒或穿管敷设。料场中压屋顶光伏部分采用14/15路输入、196 kW组串式逆变器。根据组件参数、组件串联数及逆变器接入容量,最终需要逆变器18台。逆变器输出电缆通过电缆桥架接至光伏箱变。

通过分析电厂建筑物各屋面方位角、遮挡情况、建筑物结构、屋顶平整度与障碍物多少等实际情况进行屋顶光伏组件安装。电厂屋顶光伏布置统计如表2所示。

项目总安装光伏板数量为7 820块,采用550 Wp组件,总直流侧装机容量为4 301 kW。

2.5 接入系统方案

分布式光伏电站接入系统方案须结合电网规划、分布式电源规划,按照就近分散、就地平衡消纳的原则设计。本光伏电站预装机容量为4.301 MWp,根据国网要求和本项目实际情况,采用“就地消纳”并网模式。接入方案为:封闭料场屋顶光伏接入主厂房10 kV工作段,接入容量为3 896.2 kWp;汽机房和化学综合水处理车间屋顶光伏接入主厂房380 V低压工作PC段,接入容量为211.2 kWp;生活服务楼、综合办公楼及材料库检修间屋顶光伏接入厂区公用配电间380 V低压公用PC段,接入容量约193.6 kWp。

2.6 电气主接线

本工程低压屋顶光伏系统中组串经40 kW组串式逆变器将直流电转换为0.4 kV低压交流电,2～5个组串式逆变器经1个交流汇流箱汇集。汽机房光伏方阵和化学水处理区域光伏方阵分别布置1台交流汇流箱,接入主厂房380 V低压工作PC段;生活服务楼、材料库检修间屋顶光伏接入同一台交流汇流箱,综合办公楼接入另一台交流汇流箱,然后共同接至厂区公用配电间380 V低压公用PC段。

封闭料场屋顶每14～15个光伏组串经1个196 kW组串式逆变器将直流电转换为 0.8 kV低压交流电,18个组串式逆变器分别引接至料场屋顶光伏箱变低压侧,经升压变压器升压至10 kV后送至主厂房10 kV工作段。

封闭料场屋顶光伏装机容量为3 896.2 MWp,容量较大,采用箱式变压器升压送至主厂房10 kV工作段。升压箱变采用干式变压器,型号为SCB11-3600/10.5,额定容量为3 600 kVA,变比(10.5±2×2.5%)/0.8 kV,低压侧配置20路250 A/3P的逆变器进线开关与1路4 000 A/3P总进线开关,高压侧配置1台1 250 A真空断路器。

3 发电量计算及经济性分析

3.1 发电量计算

本项目设计光伏容量为4.301 MWp。其中,2.86°倾斜角的光伏组件容量为3.984 2 MWp,10°倾斜角的光伏组件容量为0.316 8 MW,总辐照量分别为1 301.6 kWh/m2、1 334.4 kWh/m2。

根据GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》,光伏发电站上网电量Ep计算式如下:

(4)

式中:HA——水平面太阳能总辐照量(kWh/m2,峰值小时数);

ES——标准光照条件下的辐照度(常数=1 kWh/m2);

PAZ——组件安装容量;

K——综合效率系数。

3.2 发电效率

综合效率系数K包括光伏组件类型修正系数、光伏组件表面脏污修正系数等[4]。通过PVsyst软件对光伏厂区及附近建筑进行三维建模,跟踪15 min分析其遮挡情况,综合计算全年阴影遮挡影响约8.0%。另外,灰尘折减系数取97.0%,弱光折减系数取98%,考虑光伏组件不匹配损失约为1.5%,温度效率折减系数取97%,逆变器综合效率取98.2%,直流电缆与低压交流线损折减损失取总发电量的1.5%,站用电损失取1.1%,检修及其他不确定因素折减取2%。综上,在未考虑电站设备元器件老化导致的效率衰减情况下,光伏发电工程系统总效率为78.34%。

3.3 发电量估算

根据所选组件的性能和组件的衰减控制要求,单晶硅组件年发电衰减率按第一年衰减约2%,运行期每年衰减0.55%,25年总衰减15.2%进行计算。代入倾斜面辐照量、系统效率进行计算,得到首年发电利用小时数为

平铺:1 301.6×78.34%=1 019.67 h

固定式支架:1 334.6×78.34%=1 045.53 h

综合可得本项目首年发电量为4 393.79 MWh,首年利用小时数为1 021.57 h,25年年平均发电量为4 097.88 MWh,25年平均利用小时数为952.77 h,25年总发电量为102 447.12 MWh。

3.4 经济性分析

本项目光伏发电系统设备购置费1 021万元,安装工程费200万元,其他费用共161万元,合计1 382万元,光伏发电系统占项目总静态投资3.33%,单位投资460.67元/kW,不考虑利息、折旧、税收和人工等费用。光伏发电接入厂用电系统,年等效功率467.79 kW,几乎可以全部自我消纳,将厂用电率从14.94%降至13.69%,降低1.25个百分点,使更多生物质电能上网。

光伏发电等效降低了电厂生物质发电能耗,如果按照本项目生物质发电上网电价0.60元/kWh(含税)进行收益分析,则屋顶光伏系统初始投资1 382万元,静态投资回收期5.3年,25年发电量为102 447.12 MWh,发电量静态总收益为6 146.83万元。

4 结 语

生物质电站存在厂用电率高、高价电损耗较多的情况。新建生物质电站项目时利用空闲屋顶设置屋顶光伏系统,既满足了强制性工程建设规范《建筑节能与可再生能源利用通用规范》的相应要求,也可以摊薄土地成本,其日常运行和维护可以由电厂运行人员和电气维护人员兼顾,优势明显。本文以南阳某新建生物质热电联产项目为例进行了光资源分析和屋顶光伏电气设计,定量分析了屋顶光伏系统对生物质电厂的厂用电率影响和投资收益影响,对生物质电站同步建设或加装屋顶光伏系统有一定参考意义。