20MWp并网光伏发电站项目系统总体设计方案.doc

20MWp并网光伏发电站项目系统总体设计方案1.1 阵列单元光伏电池组件选择光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过若干电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和低压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。（1）太阳能电池分类太阳电池种类繁多，形式各样，按基体材料分类主要有以下几种：a）硅太阳电池：主要包括单晶硅（Single Crystaline-Si）电池、多晶硅（Polycrystaline-Si）电池、非晶硅（Amorphous-Si）电池、微晶硅（c-Si）电池以及 HIT 电池等。b）化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物电池如砷化镓（GaAs）电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒（CIGS）电池、碲化镉（CdTe）电池等、氧化物半导体电池如 Cr2O3 和 Fe2O3 等。c）有机半导体太阳电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。d）薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池（-Si）、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄膜电池、纳米晶薄膜电池等。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制造的，随着晶体硅太阳能电池生产能力和建设投资力度的不断增长，一些大型新建、扩建项目也陆续启动，同时薄膜太阳能电池项目的建设也不断扩大，产能也在不断上升，薄膜电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。（2）太阳能电池技术性能比较受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳电池基本为晶硅类电池和薄膜类电池。a）晶体硅太阳电池单晶硅电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%20%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在 13%15%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳电池低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。b）薄膜类太阳电池薄膜类太阳电池由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。在薄膜类电池中，非晶薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点：1 用材少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本低；2 制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；3 基板种类可选择；4 弱光效应好，温度系数低，发电量多；5 售价较晶体硅电池低。紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国均在进行各种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶硅类高效太阳电池和各类薄膜太阳电池是全球新型太阳电池研究开发的两大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、铜铟镓硒薄膜太阳电池主要特性如表 5-1 所示。表4-1 主要商用太阳能电池组件特性表电池种类晶硅类薄膜类单晶硅多晶硅非晶硅碲化镉铜铟硒商用效率14%20%13%15%5%9%5%8%50/08%实验室效率24%20.3%12.8%16.4%19.5%使用寿命25年25年25年25年25年组件层厚度厚层厚层薄层薄层薄层规模生产已形成已形成已形成已形成已证明可行环境问题中性中性中性有（使用镉）除使用镉外为中性能量偿还时间23年23年12年12年12年主要原材料中中丰富镉和碲化物都是稀有金属铟是昂贵的稀有金属生产成本高较高较低相对较低相对较低主要优点效率高技术成熟效率较髙技术成熟弱光效应好成本较低弱光效应好成本相对较低弱光效应好成本相对较低根据上表可知，晶硅类太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳能电池尽管转化效率较低、占地面积较大，但其成本亦较晶硅电池低，且在弱光条件下性能好于晶硅类太阳能电池。因此，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用中具备一定的竞争力。两种晶硅电池最大的差别是单晶硅的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。非晶硅薄膜电池与晶硅电池相比，制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、能源消耗少、单片面积大、组装简单、易于大规模生产等特点，其所占的市场份额组件增加。但目前相对效率较低、稳定性不佳，考虑到工程场址区的气候特点，同时由于非晶硅薄膜电池自身封装特点，其顶电极与背电极距离较近，在电池互联处容易发生电池短路情况；另外针孔及电池材料的腐蚀或损坏的区域也可能会导致短路概率更大。在技术性能上考虑，非晶硅薄膜电池有一定的优势，但产品稳定性和适应性方面目前缺点相对明显，需要更多实际工程的检验。（3）太阳能电池类型的确定晶硅类电池与非晶硅类电池板相比，晶硅电池板效率高，技术成熟。本项目考虑到多晶硅电池板技术发展较快，国内外尚有较大规模应用的实例，发展前景看好，根据本工程的规模、场地条件及太阳辐射条件，经综合分析，本工程拟全部选用多晶硅电池组件。综上所述，本工程暂选用多晶硅太阳能电池组件。（4）太阳能电池组件规格的选择通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其规格大多数为 240Wp、245Wp、255Wp。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，本工程初选多晶硅为255Wp的电池组件。表4-2 太阳能电池组件参数表项目单位数量峰值功率(Wp)Wp255开路电压(Voc)V37.82短路电流(Isc)A8.98工作电压(Vmp)V30.29工作电流(Imp)A8.42安装尺寸mm1650×991×40mm重量Kg18.21.2光伏阵列单元基本型式的确定1.2.1 安装方式的确定太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与太阳电池方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8小时或更长的时间内保持方阵平面与太阳入射光垂直，将太阳能最大程度的转化为电能。目前国内外一些太阳跟踪装置生产厂的产品大致可以分两种，一种为单轴跟踪，即东西方向转动跟踪太阳；另一种为双轴跟踪，即既有东西向跟踪，同时太阳能板倾角也随季节的不同而改变。一般来说，采用自动跟踪装置可提高发电量20%40%左右，从而相对降低投资10%20%。目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠区大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站，而国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电站上的使用。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对1MWp 光伏阵列采用三种运行方式比较如表5-3。表4-3 1MWp阵列各种运行方式比较表项目固定安装式水平单轴跟踪斜单轴跟踪双轴跟踪发电量增加百分比(%)100115120125占地面积（万m2）2.43.21.85.0直接投资增加百分比(%)100111114122运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量大有旋转机构，工作量更大支撑点多点支撑多点支撑多点支撑单点支撑抗大风能力迎风面积固定，抗风较差。风大时可将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高，假如能很好的控制后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架单价能进一步降低，同时又较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。经对固定式和跟踪式两种运行方式的初歩比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的山地地区大规模应用的工程也相对较少，同时国内技术成熟可靠稳定的跟踪系统生产厂家相对较少。因此，本工程推荐选用固定式运行方式。1.2.2 光伏发电方阵容量的选择采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。由于本工程建设规模较大，拟以每1MWp容量电池板为一个方阵，共20个方阵，每个方阵相应设置一个315V逆变器室。单个光伏方阵容量为整个光伏电站1容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。如每方阵电池板容量小于1MWp，则会增加低压配电装置、低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量按1MWp考虑，则1MWp容量固定安装电池板布置面积将达到约215×150米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆将达到150-200余米长，接近低压输电经济长度极限。故以每1MWp 容量电池板为一个方阵方案具有降低工程造价、便于运行管理、电池板布局整齐美观等优点。1.2.3 光伏方阵单元型式的确定根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按32度考虑。电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按34度考虑。电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：在光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的串联数参照GB 50797-2012光伏发电站设计规范按下列公式计算： （6.1.2-1）（6.1.2-2）式中：光伏组件的开路电压温度系数；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）；光伏组件工作条件下的极限低温（）；光伏组件工作条件下的极限高温（）；逆变器允许的最大直流输入电压（V）；逆变器MPPT电压最大值（V）；逆变器MPPT电压最小值（V）；光伏组件的开路电压（V）；光伏组件的工作电压（V）。本项目初步选用500kW 容量的逆变器，其最大直流输入电压为DC1000V，电压跟踪范围为450V820V。结合项目地气象资料，项目地多年极端最高气温40，项目地多年极端最低气温-15，计算项目地组件串并联数如下：一、多晶255Wp组件式中：光伏组件的开路电压温度系数，取值-0.33%/；光伏组件的工作电压温度系数，采用组件开路电压温度系数值替代，取值-0.33%/；N光伏组件的串联数（N取整）；光伏组件工作条件下的极限低温（），取值-15；光伏组件工作条件下的极限高温（），取值40；逆变器允许的最大直流输入电压（V），取值1000V；逆变器MPPT电压最大值（V），取值850V；逆变器MPPT电压最小值（V），取值500V；光伏组件的开路电压（V），取值37.6V；光伏组件的工作电压（V），取值30.04V。由公式（6.1.2-1）计算得出：，即；再由公式（6.1.2-2）计算得出：因此，综合分析如选用多晶硅255Wp光伏组件，光伏组串数应取值在满足电气设备工作要求，同时为减小投资，项目拟采用20块为一串进行串联。根据电池组件的串联得出20MWp多晶硅方阵区域，单台500kW逆变器接入的太阳能电池组件的并联组串数约为93串。固定阵列布置方式以1MWp为一个基本发电单元，共20个基本发电单元。每20块电池组件组成一个太阳能电池组串，每块电池组件竖向放置，排成2行10列，布置在一个固定支架上。支架采用固定式安装，安装倾角为34°，方位角为0°。本项目光伏电站20MWp多晶硅单元方阵区域,需要多晶硅电池组件数量78440块，项目合计装机容量20MWp。1.2.4 光伏组件串的排布一个光伏组件串单元中光伏组件的排列方式有多种，但是为了接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，在工程计算的基础上，结合项目地形对255Wp多晶硅组件进行排列，方案采用上下两排2×10纵向排布。1.2.5 防雷汇流箱设计汇流箱的选型主要技术指标为：绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等，并应具备防雷保护、防逆流及过流保护、隔离保护等保护功能，设置相应监测装置，确保防腐、防锈、防暴晒，防护等级不低于IP54。按照项目地的环境温湿度、污秽等级等环境条件进行校验确定。在大型光伏发电系统中，太阳电池组串数量大、电流小，因此需在阵列中设置汇流箱进行一次汇流，以减少直流电缆用量，降低直流损耗，提高系统效率，降低发电成本。本工程选用16路、12路规格的汇流箱，汇流箱具有以下性能特点：（1）户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；（2）可接入16路（12路）输入，每回路设15A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000V；（3）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；（4）直流输出母线端配有可分断的直流断路器；（5）汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流；（6）配有标准RS485通讯口，可与电站计算机监控系统通讯。汇流箱技术性能，见表5.2-1。表1.2-1 汇流箱主要性能指标表序号名称指标参数备注1回路数16 路（进）1 路（出）12 路（进）1 路（出）2额定电压DC1000VDC1000V3支路熔断器额定电流12A12A4输出断路器额定电流200A160A直流塑壳断路器选用光伏专用直流断路器。5电缆连接插头12A12A含正负极插头，设备应配备与进线插接头配套的连接插头6保护功能防雷、防逆流及过流、隔离保护等7防护等级不低于IP54汇流箱布置方案：汇流箱是光伏组件串并联汇集的关键装置，不同路数汇流箱的布局应结合子方阵总体线路压降损耗的控制、输入输出电缆的敷设路径并兼顾各汇流区内不同光伏组件串的容量均衡。总的来说，一方面降低电缆直埋敷设时的土建量，节省实施费用；另一方面尽量消除光伏组件串及不同汇流区间的匹配差异性，降低线路不合理压降损失，提高发电效率。本项目在场站规划设计方面充分考虑各太阳能电池组串之间走线，以及各组串线路汇至汇流箱的走线问题，考虑各组串至汇流箱线缆主要为横向在支架间跨越，跨越困难，尤其各组串线缆为4mm2光伏专用电缆，无保护的金属铠，不能直接地埋，但是作为行间跨越又太远，因此设计每行方阵布置1台汇流箱，各汇流箱成列布置并在其下开挖电缆沟（汇流箱出线电缆沟）。因此具有如下优点：各组串至汇流箱走线为列间跨越，仅跨越东西列间空隙，而无南北向行间跨越，安装容易、美观；汇流箱至一体化逆变器房的电缆敷设所采用电缆沟较少，且走线规律，既降低了施工成本、又便于施工；汇流箱安装位置规律，便于施工。（3）子方阵直流电缆敷设方案光伏发电系统线缆敷设工程量大，相应土建开挖量也是除支架基础外最大的部分，对发电系统的效率、工程投资和建设工期都有很大影响。结合本工程总平面布置方案，在减少地表扰动，做到环境保护和节省投资同行并重的前提下，对子方阵直流线缆敷设提出以下方案：a）支架单元上光伏组件串内部接线部分：利用组件自带的光伏专用电缆（含MC4接头）采用直接插拔式连线安装，线缆绑扎固定在支架檩条的凹槽内；b）同一个汇流区内光伏组件串出线部分：位于东西向同一排支架上组串单元，需跨东西向支架间隔敷设的连接电缆均采用穿管架空的方式布置；汇流区内各组串单元的出线需跨越方阵南北向间距进入汇流箱的线路，采用同一路径同沟直埋敷设。c）汇流箱出线部分：结合汇流箱分布位置，直流电缆先采用同一主干路径就近共沟、直埋敷设，尽量减少分支走向上电缆直埋量，避免与光伏组件串汇流电缆的交叉；再接入一体化逆变器房，所有过路电缆均采用金属套管加以防护。1.4逆变器的选择1.1.1逆变器的技术指标作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）单台容量大对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kWlMW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本期工程系统容量为20MWp，从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综合考虑。（2）转换效率高逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于98%，在逆变器额定负载10% 的情况下，也要保证95%（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。（3）直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳輻照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在落日余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。（4）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（5）输出电流谐波含量低，功率因数高光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器， 因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%,逆变器功率因数接近于1。（6）具有低电压耐受能力国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：a）光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s；b）光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，光伏电站必须保持并网运行；c）光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间断并网运行。（7）系统频率异常响应国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表5-6所示电网频率偏离下运行。表4-6 大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz视电网要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min49.5Hz50.2Hz连续运行50.2Hz50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续2min的能力，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。（8）可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内； 故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网， 且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。（9）具有保护功能根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护， 超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护， 反极性保护，高温保护等保护功能。（10）监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。1.1.2 逆变器的选型通过对逆变器产品的考察，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网发展 2009747号国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等特性，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的前提下，经对比分析，故本工程推荐选用500kW/台的逆变器，拟采用合肥阳光SG500MX光伏并网逆变器，其主要技术参数见表5.4-1。表1.5-1 选用逆变器主要技术参数序号名称技术参数1逆变器型号SG500MX2隔离方式无变压器隔离3直流侧参数3.1最大直流电压1000Vdc3.2最大功率电压跟踪范围460Vdc1000Vdc3.3推荐最大直流功率550kWp3.4最大输入电流1100A3.5最大输入路数16路4交流侧参数1.1额定输出功率5001.2额定输出电压和频率三相315Vac、50Hz1.3允许电网电压270Vac-350Vac1.4输出频率范围47Hz51.5Hz1.5额定电网电压315Vac1.6输出电流波形畸变率<3%（额定功率）1.7功率因数自动运行模式0.99（额定功率） 调节控制模式：-0.95+0.951.8最大交流输出电流1100A5系统参数5.1最大效率98.80%5.2欧洲效率98.40%5.3防护等级IP205.4夜间自耗电<100W5.5运行自耗电<2kW5.6允许运行环境温度-30+555.7散热方式风冷5.8允许相对湿度095%5.9要求电网形式IT电网5.10自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器将自动运行5.11断电后自动重启时间5min5.11允许最高海拔6000m(超过3000m需降额使用)5.12低电压穿越有5.13显示与通讯触摸屏RS485通讯接口5.14断电后自动重启时间5min6机械参数6.1外形尺寸(宽x 高x深)1606x860x20346.2净重2100kG7相关认证金太阳认证、TUV认证1.1.3并网逆变器系统设计方案合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将20MWp分成20个独立的1MWp系统。并网逆变器的选择可以采用250kW和500kW两种类型，构成两种系统设计方案。第一种方案，本工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由4台250kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.315kV三相交流。第二种方案，本工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由2台500kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.315kV三相交流。两种方案总体比较（1）方案1：采用80台250kW组成20MWp系统。优点：国内外生产250kW逆变器现场运行时间都比较长，产品成熟度高；单台设备损坏或停电维护占光伏电厂容量的1.25%，对电厂系统影响较小。缺点：250kW的并网逆变器数量较多，系统较复杂，所需的一、二次设备明显多于方案2，投资较大，且光伏电站整体转换效率相对较低，经济性较差。（2）方案2：采用40台500kW组成20MWp系统。优点：国内外生产500kW逆变器现场运行时间都比较长，产品成熟度高；所需逆变器较少，系统较为简单。转换效率较高，所需的一、二次设备少于方案1。缺点：单台容量较大，单台损坏或维护时对发电系统的影响较方案1大。综上所述，本项目若采用40台国产500kW逆变器投资适中，线路较为简单，单台设备出现故障时维护量较少，投资相对较低，经济性较好。本工程推荐采用方案2，使用国产500kW逆变器作为并网逆变设备。