【導讀】光伏發電的原理是將光能轉化為電能，經直流配電，匯流箱再送到逆變器，變為交流后，再升壓輸送到配電網。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，從光伏發電板將光能轉化為電能，經直流匯流箱，再到2*500KW集中式逆變器，變為0.315KV交流，送到升壓變。
方案名稱：光伏發電用“0.1MW單元逆變器-箱變一體化裝置”升壓配電設計新方案。
背景技術及現有技術的缺陷和不足：
一、背景技術：光伏發電的原理是將光能轉化為電能，經直流配電，匯流箱再送到逆變器，變為交流后，再升壓輸送到配電網。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，從光伏發電板將光能轉化為電能，經直流匯流箱，再到2*500KW集中式逆變器，變為0.315KV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，起到平衡穩壓效果，匯流箱直流變為800V，送到逆變器，再變為520V交流，經升壓到電網。
組串式是以28-50KW為一個設計單元，先逆變為交流480V，再經交流匯流箱輸送到1MW箱變升壓。
二、現有技術的缺陷和不足：
1.優點：目前的集中式升壓配電，正常容量在1000KW，逆變器2*500KW，發電系統效率在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、交直流傳輸系統損耗大。6、故障影響面大。
組串式特點是目前雖然已經有了一定市場應用，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象。660V~720V直流電壓逆變為交流三相電。組串式逆變器可以省掉直流柜。
2、交流電經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，4MW為一條高壓線路，送到光伏電廠35KV配電室，進行并網。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節。
圖1
4．本方案的優點：
1、對于組串式逆變器來說節省了交流低壓電纜，對于集中式逆變器減少了低壓直流交流電纜用量。
2、節省了逆變器房土建。
3、節省了大型箱變土建。
4、山地電站節省了電纜溝敷設、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%。發電效率更高。
9、整體發電效率提高到87%。比普通集中式逆變器-箱變系統高7%。以20MW安裝容量1500年運行小時考慮，25年可多發電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范《并網光伏電站性能監測與質量評估技術規范》（申請備案稿）和國標規范《GB50797-2012光伏發電站設計規范》
5．具體實施方式及附圖：
具體實施方式：
（1）系統原理圖見上圖。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。可直接與合作廠方采購，因放置在箱變低壓室內，故其散熱性能可統一考慮，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，先經過逆變器3，轉為交流后，接變壓器1低壓側，經升壓后，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，不考慮超發配置是10行，考慮超發是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，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發電小時數計算。20MW即可每年可多發電213萬度，按1元錢電價計算。25年可多收入5300多萬元。經濟效益明顯。
本方案經濟技術指標，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。光伏發電站是升壓發電，能盡快提升到并網電壓，才能達到效率最高。
所以根據光伏發電負荷的特性，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。山地地區能提高約7%的效率。年均發電量提高10%。是應該值得推廣的光伏發電配電技術方案。
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品開發推廣。
