城市大型建筑綜合體光伏發電系統設計方案分析

張羽雁

（中國電能成套設備有限公司，北京100080）

1 某客運綜合體光伏發電系統項目概況

項目由A、B兩座塔樓組成，其中塔樓A用地面積約1萬m2，總建筑面積約3.6萬m2，地上1.6萬m2，地下2萬m2，建筑功能為辦公（含公交辦公用房）、公交站場、汽車站、地下停車庫等；塔樓B用地面積約3.4萬m2，總建筑面積約16.8萬m2，其中地上建筑面積11.7萬m2，地下建筑面積5.1萬m2。建筑功能為商務辦公樓、客運港、地下停車庫等。客運港裙房屋面面積共有約1.7萬m2，大部分區域可用于光伏組件的布置。

項目共設一個電業10 kV開關站，由該電業開關站引出7路10 kV市政電源供本項目使用，這7路電源編號為1#～7#。其中1#、2#電源接至客運港變電所，內設2臺2 000 kVA變壓器；3#、4#電源接至公交變電所，內設2臺2 000 kVA變壓器；5#、6#電源（各5 500 kVA）接至商務辦公10 kV配電室，下設4個分變電所，分別是塔樓A的高區變電所（內設2臺1 000 kVA變壓器）、塔樓A的中區變電所（內設2臺1 250 kVA變壓器）、塔樓A的1層變電所（內設2臺2 000 kA變壓器），塔樓B的1層變電所（內設2臺1 250 kVA變壓器）；7#電源則供至冷機變電所和充電樁變電所。項目設1臺0.4 kV柴油發電機作為自備電源。

2 光伏組件電氣特性曲線和溫度系數

了解光伏組件的電氣特性需要從4個方面展開，分別是I-V曲線、P-V曲線、MPPT跟蹤、溫度系數[1]。首先是組件的I-V曲線（如圖1所示），圖中不同顏色的5條曲線分別對應不同的輻照度。可以明顯看到任何一條曲線都有三個部分，第一部分是“水平段”（近乎水平，略微下降），第二部分是“膝蓋”（近乎圓弧），第三部分是“墻”（近乎垂直）。對于1 000 W/m2這條曲線來說，與X軸的交點就是光伏組件的開路電壓Voc，與Y軸的交點就是短路電流Isc。

圖1 25 ℃條件下的I-V特性曲線

當把圖1中的Y軸由電流更換為功率時，得到的就是組件的P-V特性曲線，該曲線如圖2所示。從圖2可以看出，隨著輻照度的增加，光伏組件發出的功率也在變大。在同一輻照度條件下，每條曲線都有一個最大功率點Pmax，在Pmax點的左邊，電壓升高功率增加，在Pmax點的右邊，電壓升高則功率下降。

圖2 25 ℃條件下的P-V特性曲線

在一個回路中，如果使負載電阻等于供電電源的內阻時，可以在負載上獲得最大功率[2]。由于太陽能電池是一個不穩定的供電電源，即輸出功率是隨著日照強弱、天氣陰晴、溫度高低等因素隨時變化，因此就需要通過最大功率點跟蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）的控制技術，來實時獲得光伏組件的最大發電功率。目前主要是采用光伏逆變器中的DC-DC變換器來實現MPPT跟蹤控制[3]。如圖2所示，當光伏組件工作在D點時，跟蹤控制電路將自動調低組件的輸出電壓，使輸出功率點由D點向C點偏移，輸出功率增加；同理，當光伏組件工作在A點時，跟蹤控制電路將自動調高組件的輸出電壓，使輸出功率點由A點向B點偏移，輸出功率增加。通過不斷對光伏組件的輸出電壓進行小幅度的擾動，實時計算其輸出功率的變化，從而實現對最大功率點的跟蹤。

光伏組件的溫度系數分電壓溫度系數、功率溫度系數和電流溫度系數。通常組件溫度降低時，光伏組件的輸出電流會隨之降低，而電壓隨之升高。光伏組件產品樣本一般都會提供STC（是指標準測試條件，大氣質量AM1.5，輻照度1 000 W/m2，電池溫度25 ℃）測試下的溫度系數。表1是某款光伏組件產品樣本上提供的溫度系數。以開路電壓Voc為例，溫度每降低1 ℃，開路電壓升高0.25%。

表1 光伏組件的電氣參數及溫度系數（STC測試）

3 逆變器MPPT電壓范圍與光伏組串數量

在進行組件的串并聯方案設計時，光伏發電系統直流側的設計電壓應高于光伏組件串在當地晝間極端氣溫下的最大開路電壓。依據《光伏發電站設計規范》（GB 50797—2012）[4]得

式中：N為光伏組件的串聯數（N取整）；Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V；Voc為光伏組件的開路電壓，V；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃；Kv為光伏組件的開路電壓溫度系數。

在本工程中，取Vdcmax=1 100 V，t=0 ℃，表1為光伏組件的電氣參數及溫度系數，以表1中的數據代入式（1），可求得N≤21。

更寬的MPPT電壓范圍能夠實現早晨更早發電，日落后更多發電。當組串的MPPT電壓達到逆變器MPPT電壓范圍，逆變器就可以追蹤到組串的最大功率點。為此，光伏組件串的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍內。依據《光伏發電站設計規范》（GB 50797—2012）[4]得

式中：Vmpptmax為逆變器MPPT電壓最大值，V；Vmp為光伏組件的工作電壓，V；t'為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃；K'v為光伏組件的工作電壓溫度系數；Vmpptmin為逆變器MPPT電壓最小值，V。

在本工程中，逆變器的MPPT電壓范圍為200～1 000 V，t'取60 ℃，以表1中的數據代入式（2），可得：6≤N≤23。結合式（1），可得6≤N≤21，又因為當N為偶數時，組件在屋面布置時更對稱和方便，故本工程中可取N為20。通過平面布置，本工程可以布設1 800塊535 Wp的光伏組件，光伏總安裝容量為963 kWp。選用單臺100 kW的并網型光伏逆變器10臺，每臺可接入20串9并的光伏組件。光伏組串接線示意圖如圖3所示。

圖3 光伏組串接線示意圖

4 主接線的設計方案

主接線設計需要設計人員根據發電容量、配電網絡、用電負荷發展等綜合考慮，以經濟、安全為原則，提出合理的接入電壓及接入系統方案。在確保電網和分布式電源安全運行的前提下，綜合考慮光伏發電容量和項目發展等因素，合理確定接入電壓等級、接入點和逆功率保護配置[5]。本項目共有兩種可供選擇的接入方式，一種是圖4左圖所示采用10 kV接入，第二種方案是如圖4右圖所示采用400 V方式接入。A

圖4 主接線示意圖

從圖4可以看出，在本項目中，如采用10 kV側接入，需單獨增加光伏專用升壓變壓器及配套高壓柜，而采用400 V側接入由于可以和商辦共用變壓器，變壓器和配套高壓柜都可以節約，占用的建筑空間也更小，所以擬定采用400 V側接入、并網不上網的技術方案。塔樓A的1層變電所的變壓器共有2臺，每臺為2 000 kVA，服務對象為商業辦公。為此將10臺光伏逆變器也分為2組（圖4僅表達了其中一組，另一組同此方式接入6#10 kV電源），每組約500 kW分別接入一臺2 000 kVA變壓器的低壓側。這樣的好處是光伏的發電和商辦的用電較為契合，可以確保絕大多數的時間內光伏發電為商辦變壓器下的“內部負荷B”消納，實現自發自用。即便是周末的白天，辦公區域的負荷降低了，商業部分的負荷依然存在。但是還要考慮到商辦的用電負荷是隨著商辦的入駐率而逐步提升的，在項目開業的早期，存在內部負荷B偏小無法消納全部光伏電力的可能性。所以必須允許光伏發出的電力可以通過變壓器升壓至10 kV母線供至內部負荷A，由于5#進線總容量為5 500 kVA，這樣光伏所發電力更易實現被內部完全自用。

由于采用的是自發自用、并網不上網的模式，所以在圖4中編號為“1”的10 kV進線處設置的計量只需要是常規的單向計量表即可，需要特別說明的是如果采用的是并網上網模式則需要改為雙向貿易電能表。而在圖4中編號為“4”的400 V交流并網點出線側，則可設置針對光伏發電的專門計量裝置。

為了實現并網不上網，在圖4中編號為“5”的位置設置一套逆功率保護裝置，并通過接觸器來控制各逆變器的接通還是關斷。而功率變送器的采樣位置則有兩個選擇，分別是設置在圖4中編號“1”和編號“2”處。設置在編號“2”處時，當內部負荷B無法消納全部光伏發電則會觸發逆功率保護。而如果設置在編號“1”處，則當內部負荷B無法消納全部光伏發電時，可以供電給負荷A。僅當負荷A+負荷B都無法消納全部光伏電力時，才會觸發逆功率保護裝置，進而分檔位地逐步切除光伏逆變器。而當用電負荷再次增大時，保護裝置會自動發出接觸器的合閘命令，從而保證光伏發電利用的最大化。

5 光伏引起的無功補償問題

光伏發電并不是穩定電源，當采用本文圖4這類400 V側接入的方式時，做變壓器負荷計算選定變壓器容量時一般不應計入光伏的影響。但在日常的運行中，會出現因光伏提供了一部分有功功率替代了市電，導致從市電側看功率因數偏低的情況[6]。舉個極端的例子，當光伏提供的有功恰好完全替代了市電提供的有功的時候，此時市電僅提供了一定數量的無功，但提供的有功是零，此時從變壓器低壓側總開關處測量功率因數變為零。

對于這類情況一般有兩種解決方案，一個是相應增加一部分無功補償；二是配置光伏電站無功控制器EMU，EMU通過采樣關口計量點的功率因數來調整逆變器的功率因數。但第二種方法并不推薦，因其會損失組件發出的有功功率。

對于有逆流到高壓側的系統而言，如圖4中編號“3”位置處，應設置無功補償四象限智能控制器，而常規的自動功率因數控制器僅能識別功率因數超前或滯后，不適合逆流情況下使用。

6 結 論

總體而言，城市中的民用建筑可用于光伏安裝的屋頂面積占比并不高，所以采用10 kV側接入的方案可能性較小，更多的情況下可采用與建筑本身的用電負荷合用變壓器的方式。采用這種方式后可通過將逆功率保護的采樣點前移至10 kV進線側的技術手段，來減少棄光情況的發生，特別是在項目建成的早期。光伏的接入帶來了計量、保護、無功補償等不同方面的影響，需要采取相應的技術應對措施，本工程采用的設計方法可供同行參考。