2MW光伏电站设计方案-solarbe文库

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宁夏塞尚乳业 2MW光伏电站设计方案宁夏银新能源光伏发电设备制造有限公司 2012-5-15 一、综合说明 . 4 1、概述 . 4 2、发电单元设计及发电量预测 . 6 2.1 楼顶安装 6 2.2 车间彩钢板安装 6 2.3 系统损耗计算 8 2.4 光伏发电量预测 9 二、光伏电站设计 . 10 1、光伏组件的选型及参数 . 10 2、逆变器设计 . 12 3、逆变器的选型 . 13 4. 防逆流设计 . 15 三、太阳能电池阵列设计 . 16 1 并网光伏发电系统分层结构 16 2. 系统方案概述 . 17 3. 太阳能电池阵列子方阵设计 . 17 4. 电池组件串联数量计算 . 18 5. 太阳能电池组串单元的排列方式 . 20 6. 太阳能电池阵列行间距的计算 . 20 7. 逆变器室布置 . 21 8. 太阳能电池阵列汇流箱设计 . 21 9. 太阳能电池阵列设计 . 22 10. 光伏阵列支架设计 . 22 四. 电气 . 22 1 电气一次 . 22 2 电气二次 . 22 一、综合说明 1、概述宁夏是我国太阳能资源最丰富的地区之一，也是我国太阳能辐射的高能区之一（太阳辐射量年均在 4950MJ/m2～ 6100MJ/m2之间，年均日照小时数在 2250h-3100h之间），在开发利用太阳能方面有着得天独厚的优越条件一地势海拔高、阴雨天气少、日照时间长、辐射强度高、大气透明度好。区域内太阳辐射分布年际变化较稳定，因地域不同具有一定的差异，其特点是北部多于南部，尤以灵武、同心地区最高，可达 6100MJ/m2，辐射量南北相差约 1000MJ/m2。灵武、同心附近是宁夏太阳辐射最丰富的地区。 2、发电单元设计及发电量预测本工程总装机容量为 2MWp，采用分块发电、集中并网方案。通过技术与经济综合比较，本工程电池组件选用 235Wp晶硅电池组件，多晶硅电池组件数量共 8520 块。本工程选用 500kW并网逆变器，共计 4台。 2MW并网电站采用屋顶固定安装运行方式和彩钢板两种安装方式。 2.1 楼顶安装楼顶安装方式如上图，采用混凝土配重或者钢结构链接。具体安装根据现场条件调整 2.2 车间彩钢板安装车间彩钢板屋顶梯形彩钢瓦安装方式 12.2.1 根据彩钢板的坡度安装如下图 2用4 颗钻尾螺钉将梯形彩钢瓦屋顶固定座固定在屋顶根据屋顶载荷要求等选择合适的铝轨，用偏心螺母和内六角螺栓将铝轨固定在挂钩上将预安装好的压块插入铝轨中，放置好组件后，拧紧螺栓即可固定组件。这种安装方式简单美观，但电站安装角度不是最佳角度，屋顶坡面走向为东西。可安装 7600块 235W的组件。 2.2.2 根据并网电站最大发电量安装如下图根据屋顶坡面，如上图，组件安装方向面南，电池组件倾角为 33 °，全年日平均太阳总辐射量最大，发电量最大。并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围。可安装 4700块 235W的组件。太阳能光伏方阵的最佳固定倾角为 33°。可以达到并网电站的最大效率的转换。多晶硅太阳能电池阵列最小行间距为 0.85m。 2MWp太阳能电池阵列由 4个 500KWp多晶硅子方阵组成。每个多晶硅子方阵由 106路太阳能电池组串并联而成，一个多晶硅太阳能电池组串由 20个太阳能电池组件串联而成。每个 500KWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备、升压设备及防逆流设备构成。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组件并联后的直流电采用电缆送至汇流箱；经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，逆变后的三相交流电经电缆引至 0.4kV用户侧电网。 2.3 系统损耗计算 1）光伏阵列效率为η 1 光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪（ MPPT）精度、以及直流线路损失等。根据经验数据组件功率匹配损失小于 5；尘埃遮挡损失小于 4；直流线路损失小于 1；除去以上损失，光伏阵列效率η 190 2）并网逆变器转换效率η 2 逆变器输出的交流电功率与直流电输入功率之比。并网逆变器可取η 295 3）光伏发电系统的综合效率η η 1η 290 9585.5 2.4 光伏发电量预测并网光伏发电系统的发电量，与当地的太阳辐射能量、太阳电池组件的总功率、系统的总效率等因数有关。根据有关的气象数据，预测太阳能光伏阵列（总功率为 2000KW）并网光伏发电系统的年总发电量。 1 银川地区气象资料银川位于东经 106.16，北纬 38° 20′。处于温带大陆性气候区，春季和秋季时间短，气候干燥，冬季和夏季较长，以下为银川地区太阳能辐射数据。银川地区水平太阳能月平均辐射量（ KWh/m2）月份一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均 22 年各月平均值 2.93 3.77 4.71 5.75 6.13 6.17 5.80 5.17 4.41 3.67 3.02 2.52 4.50 2 并网光伏发电系统的年总发电量发电量计算银川市年平均日辐照量 4.5kWh/m2· day，平均最佳倾角为 33.80 度，最佳年平均日辐照量为 5.65 kWh/m2· day。组件实际坡度为 33 度左右，年平均辐照量约为 5.65 kWh/m2· /day ，全年总辐射量为 2062 kWh/m2· a。按 1kW/m2 照度折算，年日照时数为 2062h。并网光伏电站全年发电量计算总装机容量为 2000kWp。单位小时发电量约等于 2000kWp 1h 85.5＝ 1710kWh 全年发电量约等于 2000kWp 2062h 85.5＝ 3526020kWh 年等效利用小时数为 3520020kWh÷ 2000kW1763小时二、光伏电站设计 1、光伏组件的选型及参数特点 1）采用进口高效单晶硅太阳能电池片，转换率≥ 15； 2）使用寿命长 25年以上，衰减少；由抗老化的 EVA树脂，耐候性优良的 TDT复合膜层压而成增加组件寿命。 3）阳极氧化铅边框，具有抗风、抗雹、防腐等性能。 4）无螺钉内置角键连接，紧固密封，抗机械强度高； 5）采用高强度、高低铁超白钢化玻璃封装，透光率和机械强度高； 6）输出采用密封防水、多功能、高可靠性接线盒，内装旁路二极管， 7）有效防止热斑效应，确保组件使用安全； 8）具备良好的耐候性，防风性，防雹性； 9）有效抵御湿气和盐雾腐蚀，不受地理环境影响。 10）连接端应采用易操作的专用公母插头。 11）适应各种复杂恶劣的气候条件下使用。 2、逆变器设计逆变器的要求 1 逆变器输入直流电压的范围由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。 2 ）逆变器输出效率大功率逆变器在满载时，效率必须在 90％或 95 ％以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在 85％或 90％以上。即使在逆变器额定功率 10％的情况下，也要保证 90（大功率逆变器）以上的转换效率。 3 逆变器输出波形为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。 4 最大功率点跟踪逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。 5 ）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、瞬时过载能力及各种保护功能，如过电压情况下，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。 6 ）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远控室，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，便于整个电站数据处理分析。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。 3、逆变器的选型逆变器厂商合肥阳光提供的资料数据， SG500KTL500kW型逆变器的总电流谐波含量为 A相 1.2507. B相 1.2947, C相 1.2848; 250kVV型逆变器的总电流谐波含量为 A相 2.54, B相 2.84. C相 2.66，从以上数据可以看出， 500kW逆变器其谐波电流含量小于 250kW 逆变器的谐波电流含量。另外，本工程系统容量为 2MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程选用容量为 500kW的逆变器。合肥阳光的 500kW逆变器和 SMA的 500kW 逆变器，两者的电气参数基本接近，而且初选的 235Wp多晶硅电池组件均能与这两种逆变器良好匹配。但 SMA的 500kW逆变器相对价格较高，因此本工程选用合肥阳光的 SG500KTL型 500kW逆变器，各项性能指标，见表。逆变器主要技术参数型号 SG500KTL 隔离方式无变压器最大太阳电池阵列功率 550KWp 最大阵列开路电压 880Vdc 太阳电池最大功率点跟踪（ MPPT）范围 480Vdc～ 820Vdc 直流输入路数 16路最大阵列输入电流 1200A 额定交流输出功率 500KW 最大交流输出功率 520KW 最大交流输出线电流 1070A 总电流波形畸变率 0.99 最大效率 98.5 欧洲效率 98.3 额定电网电压（三相）（ 270VAC315VAC可选）额定电网频率 50Hz 接入电网型式 IT 系统夜间自耗电 50W 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时间可调保护功能极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地故障保护等通讯接口 RS485 使用环境温度－ 20℃～＋ 40℃ 本设计选用的 SG500KTL500kW型逆变器，其谐波电流含量小于＜ 3,满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。 2 SG500KTL逆变器主电路结构如上图所示， SG500KTL并网逆变器通过三相桥式变换器，将光伏阵列输出直流电压变换为高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波交流电，接着通过外置的双分裂三相干式变压器隔离升压（根据接入电网的要求，变压器另配）后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧使用了先进的 MPPT算法。 4. 防逆流设计根据用户提供的用电资料，最大用电量为 2459KW/H，且是间断性用电，光伏电站白天发电量约为 1710KW/H（上午 10 至 15时），个别时间光伏电站发电量可能大于用户用电量，特别是中午 12点 -14点左右，用户侧电网可能无用电量，而光伏电站始终在发电，为了不给当地电网造成影响，特加入防逆流设备，防止光伏电站多余的电量流入电网。（ 1）不可逆流并网发电系统（适用于用户侧光伏并网系统）光伏系统发出的电能子给本地负荷供电，多余的电需通过防逆流装置控制逆变器的发电功能，不允许通过配电变压器向公共电网馈电。（ 2）防逆流系统概述针对光伏低压用户侧并网发电系统，一般认为光伏发电功率不大于并网侧上级配电变压器容量的 25。目前，电网公司通常要求光伏并网系统为不可逆流发电系统，及光伏系统所发的电由用户侧负载消耗，多余的电不允许通过低压变压器向上级电网逆向输送。根据系统要求，光伏并网系统不对电网的影响，且用户侧电网用电量不稳定，光伏系统发电量单位时间段发电量远远大于实际用电量，所以本系统需配置 ARP系列光伏系统防逆流装置，通过实时监测配电变压器的电网电压、电流信号来调节系统的发电功率，对 2MW的光伏系统进行有效的必要的控制。当光伏电站发电量大于用户负载功耗时，防逆流装置会立即通过通讯控制逆变器，降低其输出电流，减少光伏系统发电功率；当出现通讯故障或其他系统故障时，系统通过控制装置断开与电网的连接，从而停止对用户侧电网供电。三、太阳能电池阵列设计 1并网光伏发电系统分层结构 1 太阳能电池组串由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。 2 ）太阳能电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。 3 阵列逆变器组由若干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。 4 ）太阳能电池子方阵由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。 5 ）太阳能电池阵列由一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。 2. 系统方案概述本工程总装机容量为 2MWp，采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用 235Wp多晶硅电池组件，固定阵列采用最佳倾角为 33固定安装在支架上。 2MWp太阳能电池阵列由 4个 500KWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个 500KWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、升压设备及防逆流设备构成。 3. 太阳能电池阵列子方阵设计 3.1 太阳能电池阵列子方阵设计的原则 1 太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。 2 ）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于等于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。 3 太阳能电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。 3.2 太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程所选 500kW逆变器的最高允许输入电压 Vdcmax为 880V,输入电压 MPPT工作范围为 450-820V. 235Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压 Voc为 37V，最佳工作点电压 Vmp为 30.78V，开路电压温度系数为一 0.37/K。 4. 电池组件串联数量计算计算公式 INTVdcmin/Vmp≤ N≤ INT Vdcmax /Voc ．．．．．．．．．．．． 5.1 式中 Vdcmax一逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin-逆变器输入直流侧最小电压； Vo一电池组件开路电压； Vmp电池组件最佳工作电压； N－电池组件串联数。经计算得出串联多晶硅太阳能电池数量 N为 16N23. 太阳能电池组件输出可能的最低电压条件 a）太阳辐射强度最小； b 组件工作温度最高。这种情况一般发生在夏季日出、日落时。太阳能电池组件输出可能的最高电压条件 a 太阳辐射强度最大； b 组件工作温度最低。这种情况一般发生在冬季中午至下午时段。根据工程所在地及附近地区多年气象数据及太阳辐射数据，该地区多年极端最高气温为 38.2 ℃。夏季日出及日落时的太阳辐射强度最小，随着太阳高度角的增大，辐射强度逐渐增强。因此，本工程太阳能电池组串输出可能的最低电压校核条件确定为辐射强度 50W/m2，经计算，当采用 20组串联时，多晶硅太阳能电池组串的开路电压为 500V，此电压值大于逆变器的初始工作电压 450V，逆变器可以启动。采用辐射极高年数据，再对工程所在地区冬季多晶硅太阳能电池组件的工作环境分别进行分析，见表 5.7 。表 5.7 冬季多晶硅太阳能电池组件的工作环境参照表由表中数据可见，在校核条件下，当采用 20组串联时，单个多晶硅电池组件可能达到的最高开路电压为 38.9V，此时太阳能电池组串的开路电压为 778V，此电压值小于逆变器的直流侧最高工作电压 880Vdc，逆变器可以正常工作。综上所述，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，最终确定多晶硅太阳能电池组件的串联组数为 N20（串）。按上述最佳太阳能电池组件串联数计算，则每一路多晶硅组件串联的额定功率容量＝ 235WpX 204700Wp。对应于所选 500kW逆变器的额定功率计算，至少需要并联的路数 N500000/4700106.38路，取 106路。 5. 太阳能电池组串单元的排列方式一个太阳能电池组串单元中太阳能电池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，在以往工程计算的基础上，确定多晶硅太阳能电池组件排列方式如下，分别为每组多晶硅太阳能电池组串（每串 20块）每块横向放置， 500KWp 子方阵至少需要 106个太阳能电池组串单元组串单元排列。 6. 太阳能电池阵列行间距的计算太阳能方阵必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是冬至日当天早晨 900 至下午 300 的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式如下光伏方阵间距或可能遮挡物与方阵底边的垂直距离应不小于 D D cosAxH/ tan [sin sinpsin8cospcos8 cosh ] 式中 D-遮挡物与阵列的间距， M; H-遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差， M; 切当地纬度， deg; A一太阳方位角， deg; 8- 一一太阳赤纬角， deg; h时角， deg. 经计算，本工程多晶硅太阳能电池阵列行间最小距离为 0.85m. 7. 逆变器室布置（ 1）固定安装电池方阵逆变器布置本工程共 4个 500KWp多晶硅电池方阵，多晶硅电池板总数量为 8520块。多晶硅容量＝ 8520 0.235kWp2002200kWp 配电室安装太阳能并网设备，需要 4台 500kW并网逆变器、 4台 500kW 交流配电柜、 4台 500kW直流配电柜及 4台 500kW防逆流配电柜。占地面积约 150平方米，配电室应根据图纸要求制作电缆沟。多晶硅太阳能电池组串正常工作直流电压为 615.6V，电池组件至汇流箱采用 PV1-F4mm光伏电缆。 8. 太阳能电池阵列汇流箱设计本工程太阳能电池阵列所用汇流箱具有以下特点 1 ）同时可接入 15路或 16路输入，每回路设 10A熔断器保护，熔断器的耐压值为 1000V; 2 ）每回路均可承受 DC900V电压； 3 ）每回路均设有二极管防反流保护功能； 4 配有光伏专用高压防雷器，正负极都具备防雷功能。 9. 太阳能电池阵列设计每个多晶硅电池子方阵由 1个 500kWp阵列逆变器组构成。每个阵列逆变器组由 106路太阳能电池组串单元并联而成，每个组串由 20块太阳能电池组件串联组成。太阳能电池组串按单元输入防雷汇流箱经 3*35mm电缆接入直流配电柜， 7个防雷汇线箱为一组， 7路汇入直流配电柜然后经光伏并网逆变器、交流防雷配电柜防和逆流配电柜接入用户侧 0.4KV电网。 10. 光伏阵列支架设计固定式支架由横向钢架等构成，钢架侧立面形式为三角形结构，钢架采用 C型钢或其他型钢制作，热镀锌防腐。光伏电池组件与支架的连接采用专用卡扣连接。为保证电池发电效率，每月期定期对组件进行清洗，如果遇到沙尘天气等恶劣气候，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，清洗物采用清水。四. 电气 1 电气一次接入电力系统方式根据并网光伏电站的建设规模及用户侧电网现状，初步确定光伏电站逆变成 0.4kV后并入用户侧电网供给用户侧电网用。 2 电气二次 2.1 光伏监控系统光伏监控系统主要监控布置于低压配电室内的电气设备。 2.1.1 监控系统结构本工程光伏监控系统采用网络结构。监控系统采用 100M双以太网络通信方式连接，实现监控系统数据的共享。配电室电气设备如逆变器、 380V配电柜、配电室直流系统等，其通信口通过于 MODBUS协议的 RS485总线连接成现场总线网络，接至每个低压配电室通信管理机。通信管理机采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制。测控单元、继电保护装置通过现场总线与通信控制器互联。通信控制器采用双机配置，互为备用。通信控制器通过现场总线与各测控单元通信，进行管理和协调，同时通过以太网与站级控制层互联，接受站控层的遥控信息。并且能与防逆流系统进行信息交换。 2.1.2 监控系统功能通过设在间隔层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括模拟量、开关量、脉冲量、温度等信号。它来自温度计、每一个电压等级的 CT、 PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等。微机监控系统根据 CT、 PT的采集信号，计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等，以及低压配电室温度状态显示在 LCD上。开关量包括报警信号和状态信号。对于状态信号，微机监控系统能及时将其反映在 LCD上。对于报警信号，则能及时发出声光报警并有画面显示。电度量为需方电度表的 RS485串口接于监控系统，用于电能累计，所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确。报警信号应该分成两类第一类为事故信号（紧急报警）即由非手动操作引起的断路器跳闸信号。第二类为预告信号，即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身，包括测控单元不正常状态的出现。