光伏发电方案设计.docx
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光伏发电方案设计.docx
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光伏发电方案设计
1项目概况
本项目位于浙江省嵊州市城东开发区天乐路28号。
项目周边基础建设齐全,道路通畅,公路交通网络建设完善,陆路交通便利,满足太阳能光伏发电厂的对外交通运输要求。
用电需求大且较稳定,满足分布式发电的相关需求。
周围无高大建筑和遮挡物。
总规划装机容量约2.2MWp逆变、升压至10KV并入厂区内35KV变电所10KV侧。
2基本气象资源及地理条件
嵊州市位于浙江省中部偏东,曹娥江上游,北纬29°35',东经120°49';
年平均气温16.4°C,1月平均气温4.2°C,7月平均气温28.6C。
年平均降水量
1446.8毫米,日照1988小时,无霜期235天
3.光伏发电系统设计
浙江嵊州2.2MW|光伏并网发电项目推荐采用分块发电、集中并网方案,将系统分成3个光伏并网发电单元,即按三座厂房划分子区域,分别经过0.27KV、
最终升压至10KV并入电网,最终实现将整个光伏并网发电系统接入高压交流电网进行并网发电。
每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个光伏电池阵列,光伏电池阵列所发的直流电能输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜,然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.27KV、最终升压至10KV配电装
置。
3.1光伏发电系统原理构成
系统的基本原理:
太阳能电池组件所发直流电通过光伏并网逆变器逆变成50Hz、270V的交流电,经交流配电箱与用户侧并网,向负载供电,或者经过升压变电,接入电网。
本项目并网接入系统方案采用10KV高压并网。
图3-1光伏电站系统原理示意图
本工程光伏发电系统主要由光伏电池板(组件)、逆变器及并网系统(配电升压系统)三大部分组成。
3.2逆变器的选择
逆变器主要技术指标还有:
额定容量;输出功率因数;额定输入电压、电流;电压调整率;负载调整率;谐波因数;总谐波畸变率;畸变因数;峰值子数等。
本项目拟选用阳光电源股份有限公司生产的SG500KTI逆变器和250KW逆变器。
SG500KT(500kW并网逆变器采用三菱公司第五代IPM模块,可实现多台
逆变器并联组合运行。
SG500KTL型国产并网逆变器为户内安装设计结构,需外带通风照明等系统,其待机自耗电功率小于50W波形失真率小于3%2台
SG500KTL型并网逆变器外接1台升压变压器。
SG500KTL型逆变器的主要技术参数如下表3-1所示:
表3-1逆变器主要技术参数
生产厂家
合肥阳光电源有限公司
逆变器型号
SG500KTL
输出额定功率
500KW
最大交流侧功率
520KW
最大交流电流
1070A
最咼转换效率
98.5%
*欧洲效率
98.3%
最大输入直流侧电压
900
最大功率跟踪(MPP范围
450Vdc〜820Vdc
最大直流输入电流
1200A
交流输出电压范围
额定270VAC
输出频率范围
50Hz
要求的电网形式
IT系统
待机功耗/夜间功耗
<50W
输出电流总谐波畸变率
<3%(额定功率时)
功率因数
>0.99
自动投运条件
直流输入及电网满足要求,逆变器自
动运行
断电后自动重启时间
5min(时间可调)
隔离变压器(有/无)
无
接地点故障检测(有/无)
有
过载保护(有/无)
有
反极性保护(有/无)
有
过电压保护(有/无)
有
其它保护(请说明)
极性反接保护、短路保护、孤岛效应
保护、过热保护、过载保护、接地故
障保护等
工作环境温度范围
—20C〜+40C
相对湿度
0〜95%不结露
满功率运行的最高海拔高度
<2000米(超过2000米需降额使用)
防护类型/防护等级
IP20(室内)
散热方式
风冷
重量
2288kg
250KW逆变器技术参数
隔离方式
工频变压器
推荐最大太阳电池阵列功率
275KWP
最大阵列开路电压
880V
太阳电池最大功率点跟踪(MPPT范
围
450〜820V
直流输入端子数
8
最大阵列输入电流
600A
额定交流输出功率
250KW
总电流波形畸变率
<3%额定功率时)
功率因数
>0.99
最大效率
96.5%以上
欧洲效率
95.4%以上
额定电网电压
270VAC
允许电网频率范围
50Hz
夜间自耗电
<100W
通讯接口
RS485
防护等级
IP20(室内)
使用环境温度
-20°C〜+40°C
噪音
<60dB
冷却
风冷
尺寸(宽x高x深)
2400mM2180mM850mm
重量
1700kg
SG500KT光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP(LF2407A控制芯片,主电路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装,运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器,可靠性高,保护功能齐全,且具有电网侧
高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。
该并网逆变器的主要技术性能特点如下:
(1)采用美国TI公司32位DSP芯片进行控制;
(2)采用日本三菱公司第五代智能功率模块(IPM);
(3)光伏电池组件最大功率跟踪技术(MPPT);
(4)50Hz工频隔离变压器,实现光伏阵列和电网之间的相互隔离;
(5)具有直流输入手动分断开关,交流电网手动分断开关,紧急停机操作开关;有先进的孤岛效应检测方案;有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能;直流输入电压范围(480V〜880V),整机效率高达94%
(9)人性化的LCD液晶界面,通过按键操作,液晶显示屏(LCD)可清晰显示实时各项运行数据,实时故障数据,历史故障数据(大于50条),总发电量数据,历史发电量(按月、按年查询)数据;
(10)逆变器支持按照群控模式运行,并具有完善的监控功能;
(11)可提供包括RS485或Ethernet(以太网)远程通讯接口。
其中RS485遵循Modbus通讯协议;Ethernet(以太网)接口支持TCP/IP协议,支持动态(DHCP)或静态获取IP地址;
(12)逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书
3.3光伏电池组件选择
3.3.1电池类型的选择
现在商用的光伏电池类型主要有:
晶体硅电池和非晶硅电池,晶体硅电池有单晶硅电池、多晶硅电池;非晶硅电池有硅基薄膜电池、铜铟傢硒薄膜电池、碲化镉薄膜电池砷化镓薄膜电池等。
晶体硅电池转换效率较咼,一般为14〜19%其中单晶硅电池效率最咼,而非晶硅薄膜电池的转换效率为6〜12%^右。
单晶硅、多晶硅光伏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,由于多晶硅在成本上有一定优势,因此本工程拟选用多晶硅光伏电池。
3.3.2光伏组件的选择
光伏组件是光伏系统的主要发电来源。
上海太阳能科技有限公司的太阳电池组件使用品质优良的原材料制造,采用高效率多晶硅太阳电池、高透光率钢化玻璃、EVA/Tedlar、抗腐蚀铝合金边框等材料,使用先进的真空层压工艺以及脉冲焊接工艺制造太阳能组件,确保产品在最严酷的环境中的长寿命和咼可靠性。
组
件的背面安装有一个防水接线盒,通过接线盒可以方便的与外电路连接。
本2.2Mwp项目拟选用HT60-156p-240多晶组件,太阳能电池组件的主要参数如下:
•电池材料:
多晶硅;
•电池组件尺寸:
1640mrK992mm<40mm
•封装结构:
玻璃/EVAZ电池/EVAZ背膜;
•满足IEC61215标准
•标称功率:
240W
•开路电压:
37.5V;
•短路电流:
8.49A;
•最大工作电压:
30.5V;
•最大工作电流:
7.87A;
•工作环境温度:
—40C〜+90E
•重量:
19kg
•太阳电池阵工作寿命:
正常使用25年后组件输出功率衰减不超过初始值
的20%
3.4光伏阵列设计
2.2MWp光伏发电系统将分成2号楼、4号楼、5号楼3个光伏并网发电单元,分别经过0.27KV、变压配电装置并入电网,最终实现将整个光伏并网发电系统接入10KV交流电网进行并网发电。
其中2号楼和4号楼两块区域,预计组件装机容量1.27MWp配备2台600KW逆变器,经一台双分裂0.27/10KV,1.27MVA升压变压器接入电网;5号楼预计组件装机容量0.94MWp配备1台500K何口1台440KW逆变器,经一台双分裂0.27/10KV,940KVA升压变压器接入电网。
。
3.4.1组件的串并联数计算
同一类型、同一功率组件在相同安装方式下的电流基本一致,因此可以通过
串联来获得较高的输出电压,以配合逆变器(SG500KTL250KVV的最大功率跟踪功能来获得最佳的发电效果。
根据目前并网逆变器的通用基本参数即最大直流电压:
880VDCMPP跟踪范围:
450~820VDQ并考虑温度系统等因素的影响,来确定光伏组件的串联数。
组件串联后的组串开路电压和最佳工作电压应该符合以下条件:
Voc<900V,450V 经计算后确定每个组串的S-280D组件的串联数如下: 表3-2光伏阵列组件的串联数 光伏组件型号 标称功率(Wp 额定工作电压 (V) 开路电压(V) 串联数 S-280D 285 36.4 45 16 本工程设计确定: 285Wp多晶硅太阳电池组件的串联数量为16块,项目共用S-280D组件9680块,整个3MWp系统所需285Wp电池组件的实际功率达到2.7588MWp采用16块串联,605列组并联的阵列。 3.4.3阵列安装形式 对于光伏发电系统,通常是取方阵面上全年接收到最大太阳辐照量所对应的角度作为方阵最佳倾角。 由于本项目安装在厂房顶部,因此采用沿屋顶角度平铺。 同时预留合适的检 修通道方便后期维护。 安装效果图如下所示, 3.5电站直流逆变系统设计 根据计算可知,总共2.7588MWp的并网发电单元需要的电池组件为16串605并共9680 块常规太阳电池组件,分为3个光伏发电阵列(A区至C区)。 为了更好地防雷和方便维护, 可先将太阳电池子阵列单元通过直流防雷配电汇流箱后,再接入配电房的直流配电柜。 光伏 电站各区域的配置如表3-3所示: 表3-5各区设备配置表 编号 总容量 并联数 汇流箱 直流配电柜及数量 逆变器型号及数量 备注 (KWp) 型号 数量 A区(1000KWp A 1003.2 220 PVS-12 19 500KW* 2台 500KW* 2台 此区域共建设1个配电室,每个配电室内放置2 台500KW逆变器及升压变 B区(1000KWp B 1003.2 220 PVS-12 19 500KW* 2台 500KW* 2台 此区域共建设1个配电室,每个配电室内放置2 台500KW逆变器及升压变 C区(750KWp 500KW 1台 500KW 1台 此区域共建设1个配电室,每个配电室内放置1 台500KW逆变器、1台250KW 逆变器及升压变 C 752.4 165 PVS-12 14 250KW1台 250KW1台 3.6系统电气接线图 彳UU—6=&奸 11II _j..Qfl=aa卡 图3-6光伏电站1MWp单元电气构成图 3.7电缆敷设方案 1)电缆敷设: (1)电池组串与汇流箱的连接电缆,垂直方向沿电池组件安装支架敷设,水平方向大棚 预留通道电缆沟敷设至就近配电室内。 (2)除火灾排烟风机、消防水泵等消防设施所需电缆采用耐火电缆外,其余均采用阻燃、 凯装电缆。 2)电缆防火及阻燃措施: (1)在电缆主要通道上设置防火延燃分隔措施,设置耐火隔板、阻火包等。 (2)墙洞、盘柜箱底部开孔处、电缆管两端、电缆沟进入建筑物入口处等采用防火封堵。 (3)电缆防紫外线照射措施: 本工程所有室外电缆敷设,将沿光伏电池板下、埋管、电缆槽盒或沿电缆勾敷设,以避免太阳直射,提高电缆使用寿命。 3.8防雷接地设计 1)直击雷防护 (1)光伏电池方阵区域直击雷防护: 根据项目场地的地形特征和地质特点,在光伏阵列区域不单独设置避雷针,仅在光伏发 电组件支架顶部安装短小的避雷针进行直击雷防护。 (2)其他区域直击雷防护: 在各逆变升压配电室、高低压配电室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。 交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行。 2)感应雷防护: 采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法对感应雷进行有效的防护,以保证人身和设备的安全。 (1)光伏电池方阵接地措施: 在电站接入系统方案审查确认后,将按照规范和电站10kV侧短路水平,对10kV升压站 内的接地电阻允许值进行计算。 对光伏电池方阵,拟设置水平接地带和垂直接地极相结合的接地网。 将安全接地、工作 接地统一为一个共用接地装置,接地电阻值按不大于4Q考虑。 沿光伏电池方阵四周采用-40X6热镀锌扁钢设置一圈水平接地带,接地体埋设深度不 小于0.5〜0.8米。 光伏电池生产厂家在光伏电池板铝合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置,安装时用接地线将电池板铝合金外框和电池板支架可靠导通,所有支架采用等电 性能良好的材料设置垂直接地极,垂直接地极埋设深度不小于2.5米。 尽可能使电气设备所在地点 接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电压满足规程要求,附近对地电压分布均匀。 (2)其余设备的接地措施: (a)逆变升压配电室的主筋与接地网可靠连通。 (b)对所有交、直流电力电缆的接头盒、终端头和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管应可靠接地;电缆槽盒、支架、桥架、给排水管道、各级直流汇流箱、高低压配电柜外壳等金属物用热镀锌扁钢接入接地网。 (c)低压配电柜、高压配电柜、UPS屏、主变压器、升压站交流侧的接地按照电力系统 行业标准《交流电气装置的接地》进行。 (3)分流措施: 目前,在感应雷的防护中,电涌保护器的使用已日趋频繁,它能根据各种线路中出现的 过电压、过电流及时做出反应,在最短时间内将线路上因感应雷产生的大量浪涌电流释放到地网,使设备各点之间电位差大致不变,从而达到保护电气设备的目的。 针对感应雷瞬时能 量较大的特点,根据IEC国际标准对能量逐级吸收的理论,需要做多级防护,应在供电线路 的各部位(防雷区交接处)逐级安装电涌保护器,以消除雷击过电压。 对于沿直流输入线侵入的感应雷,在光伏电池方阵的各级直流汇流箱内,分别在正极对 地、负极对地间安装电涌保护器;在逆变器直流输入端的正极对地、负极对地、正极对负极之间安装电涌保护器,实现共模和差模保护; 电站交流侧雷击感应过电流均采用避雷器的方式进行分流,在电站10kV出线侧均装设 氧化锌避雷器。 (4)等电位连接: 等电位连接的目的,在于减少需要防雷的空间内各金属部件和各系统之间的电位差。 穿 过各防雷区交界的金属部件和系统,以及在一个防雷区内部的金属部件和系统,都应在防雷区交界处做等电位连接;应采用等电位连接线、扁钢和螺栓紧固的线夹做等电位连接。 3.9监控系统设计 对大型并网光伏发电系统而言,需要设置必要的数据监控系统,对光伏发电系统的设备 运行状况、实时气象数据进行监测与控制,确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。 同时,还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究, 不但确保日常维护简易、高效和低成本,还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。 本监控系统的监控范围包括光伏电池方阵、并网逆变器、升压站及站用电等电气系统的 监控,其主要监测参数包括: 直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度,以及0.4/10kV升压变电及站用电气系统的各种参数等,并实现对0.4/10kV升压变电及 站用电气系统的常规控制、保护和报警等。 3.9.1监控 1)监控水平: (1)本光伏电站监控采用集中控制方式,采用计算机网络监控系统(NCS、微机保护自 动化装置和就地检测仪表等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能,实现少人值班。 (2)设置在站区综合楼内的领导及工程师客户机可通过网络监视并网光伏电站的重要运 行参数。 计算机监控系统还可实现与地调的遥测、遥信、遥调等功能,并可将光伏电站的运行参数上传到地调的远方监控计算机实现远方监控。 光伏电站计算机监控系统的网络结构详 见全站监控系统规划图。 (3)为了防止通讯线路出现故障或其他原因,导致主控室监控装置无法获取各分站每台 逆变器的运行状态和工作数据,拟在每个逆变升压配电室内配置1套就地监控装置。 该系统 采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机,配置光伏并网系统多机版监控软件,采用RS485通讯方式,获取所有并网逆变器的运行状态和工作数据。 (4)整个光伏电站内设一个主控制室,主控制室布置在升压站区域的10kV配电室的建筑内。 在主控室内的运行人员以大屏幕、操作员站LCD为主要监控手段,完成整个光伏发电系统(包括升压站)的运行监控。 主控室还设有工业电视监视墙,墙上布置大屏幕、闭路电 视监视屏、火灾报警控制盘等。 (5)在升压站及各逆变器房内拟设置一套火灾报警系统,火灾报警机柜布置在主控制室内。 2)太阳能光伏发电系统的监控 逆变器系统采用独立监测系统监测并网发电系统的运行状况,利用工控机采集数据,连 续24小时不间断地监测和记录所有并网逆变器的运行数据和故障数据,主要监测功能有: ⑴监测光伏电站的运行参数一一光伏电站的当前发电总功率、日总发电量累计、月总发 量累计、年总发电量累计、总发电量累计,以及累计C02总减排量; ⑵监测环境参数一一室内和室外温度、风向、风速和日照辐射的辐照量; ⑶监测每台并网逆变器的运行参数,主要包括: A、直流电压 B直流电流 C直流功率 D交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G时钟 H频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M累计C02减排量 N每天发电功率曲线图 ⑷所有并网逆变器的故障报警及故障信息记录,包括: A、电网电压过高; B电网电压过低; C电网频率过高; D电网频率过低; E、直流电压过高; F、直流电压过低; G逆变器过载; H逆变器过热; I、逆变器短路; J散热器过热; K逆变器孤岛; L、DSP故障; M通讯失败; 远程 ⑸本方案只提供到监控主机提供对外的数据接口,用户可通过有线或者Internet 方式访问,异地实时查看光伏电站并网发电系统的实时数据、历史数据以及故障信息。 光伏逆变监测系统可通过大屏幕显示,监测画面如下图所示: 图3-7光伏电站并网发电主页 图3-8某台逆变器运行信息显示 图3-9光伏电站节能减排值显示 3.9.3闭路电视系统 本工程拟在升压站、光伏方阵、逆变器场地等重要部位设置闭路电视监视点,根据不同 监视对象的范围或特点选用定焦或变焦监视镜头。 各闭路电视监视点的视频信号通过图像宽 带网,将视频信号处理、分配、传送至主控室内的监视器终端,并联网组成一个统一的覆盖本工程范围的闭路电视监视系统。 本工程拟设40个闭路电视监视点。 3.9.4火灾报警系统 本工程拟在10kV升压站区域及各逆变器室设置一套小型火灾报警系统,包括探测装置 (点式或缆式探测器、手动报警器)、集中报警装置、电源装置和联动信号装置等。 其集中 报警装置布置在升压站主控制室内,探测点直接汇接至集中报警装置上。 在10kV升压站区域内设备和房间及各逆变器室发生火警后,在集中报警装置上立即发出声光信号,并记录下火警地址和时间,经确认后可人工启动相应的消防设施组织灭火。 并监控其反馈 采用联动控制方式对区域内主控室、配电室的通风机、空调等进行联动控制, 信号。 本工程的火灾探测报警系统与灭火设施设置如下表3-5所示: 表3-4火灾探测报警系统与灭火设施设置 项目 灭火系统 火灾探测器类型 报警控制方式 ' 主控制室 1 电缆夹层(活动地 板下) 化学灭火器 线型感温型 或感烟型 自动报警,人工确认 后手动火火 2 电气设备间 化学灭火器 感烟型 自动报警,人工确认 后手动火火 3 主控制室 化学灭火器 感烟型 自动报警,人工确认 后手动火火 -二二 配电室 1 10KV配电室 化学灭火器 感烟和感温型 自动报警,人工确认 后手动火火 2 电缆沟 化学灭火器 线型感温型 自动报警,人工确认 后手动火火 3 逆变升压 配电室 化学灭火器 感烟和感温型 自动报警,人工确认 后手动火火 三 变压器 1 主变压器 化学灭火器 线型感温型 自动报警,人工确认 后手动火火 根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量,结合初步选 择的太阳能电池的类型和布置方案,进行光伏电场年发电量估算。 根据光伏电场场址周围的地形图,经对光伏电场周围环境、地面遮光障碍物情况进行考察,建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型,并确定最终的上网电量。 光伏发电站年平均上网电量Ep计算如下: Ep二HaPazK/10000w/m2kW•h 其中: HA为平均年太阳能辐射量,参考NASA数据,取1250kWh/rfi;Paz为光伏系统安装容量,容量为峰值功率,12*106Wp K为综合效率系数,受多种因素影响,包括: 光伏组件安装倾角、方位角、太阳能发电系统年利用率、电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及 光伏电场线损、变压器铁损等。 实际上网电量受较多因素影响,估算难度较大。 下图为软件模拟所得的月发电量及年发电量总和。 年发电量约277.5万度 电。 5.工程量清单 表5-1工程主要电气设备清单 丿予号 项目名称 规格型号 数量 备注 太阳能组件 S-280D(285Wp 9680块 组件支架 铝合金及不锈钢材料 一套 夹块、导轨、固定螺栓等 丁 直流防雷汇’ 流箱 12进1出 52个 4 并网逆变器 SG500KTL 5台 带户外壳体 5 并网逆变器 SG250KTL 1台 带户外壳体 6 直流配电柜 500KW 5台 7 直流配电柜 250KW 1台 8 升压变压器 0.27/0.27/10,1000KVA 2台 A.B区,户外箱变,含保护、计量 9 升压变压器 0.27/0.27/10,750KVA 1 C,尸外箱变,含保护、 计量 10 屏柜 / 1
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