地面分布式光伏电站项目规划设计方案

地面分布式光伏电站项目规划设计方案1.1规划设计指导思想1、本项目设计以质量、职业健康安全和环境整合管理体系文件为指导，贯彻执行国家与行业的政策和标准，通过认真分析和研究，选择优良的技术方案和合理的项目造价，树立为顾客服务的思想，认真听取有关方面的意见和建议，使本项目的项目研究设计切合实际。2、充分体现“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设原则。以保证电站安全、可靠、经济运行为前提，采用国内外成熟先进的设计思路、设计手段、在电站总体方案设计充分体现先进性、合理性和经济性。3、贯彻节约用地、节约用水的原则以及节约能源的原则。4、正确处理国家与地方、近期与远期、主体设施与辅助设施的关系，提高项目的社会效益和经济效益。5、认真执行国家的环保政策，充分考虑综合利用，符合可持续发展战略。6、电站布置和基础处理等紧密结合项目特点，进行方案优化。7、在方案设计中采用成熟、先进、经济的控制方案，提高电站综合自动化水平，降低项目造价，降低消耗和运行管理成本，为电厂上网创造条件。8、确保电站安全可靠的前提下，有利于施工、方便运行和检修、尽可能减小建筑体积，缩短电缆长度，减少不必要的设备。9、各专业在方案优化论证的基础上，得出是否可行的结论和存在的问题。1.2规划设计原则1、电力系统：提出负荷特性分析意见及建设进度，提出电力送出方案，确定本期项目机组出线电压等级及回路数。2、电站型式：本期某某县洪山镇20MWp地面分布式光伏电站，在工艺技术路线的选择上，既要采用目前先进可靠技术，又要做到经济合理，技术的先进性要服从于经济的合理性和国家的政策，对于国内已经成熟和过关的产品则尽量以国产设备为主。3、电站水源：项目施工用水拟取自市政自来水或河水。4、电气：优选并网方案，论证主要设备选择，提出自动控制水平。5、水文气象：对影响建设电站的水文、气象条件，作出判断，提出建设电站的可能性。6、环境保护：要认真执行环境保护政策，进行环保分析计算。根据环保要求，满足国家新颁布的现行有关规定。应加强与省市环保部门的联系，以取得支持。7、施工组织：与有关单位配合，规划好施工生活区等，提出建设进度的初步轮廓。8、节约能源：各有关专业应拟定出节约能源的措施。9、技经部分：编制投资估算，并进行经济效益分析和评价。1.3项目并网方案1.3.1并网设计本项目位于某县洪山镇扬名村，拟定最终规模装机容量为20MW。太阳能光伏发电系统通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流并入电网。根据光伏发电系统装机容量和并网配电变压器容量情况，提出如下并网方案：该光伏电站所发电量均为直接并网，因为直接将电能输入电网，光伏独立系统中的蓄电池完全被光伏并网系统中的电网所取代，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池蓄能和释放的过程，可以充分利用光伏阵列所发的电力，从而减小了能量的损耗，降低了系统成本。1.3.2并网分析太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接入电网时对系统电网有一定不利影响。并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：第一，由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。第二，太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生一定量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。1、系统电压波动计算太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率不稳定。计算考虑最严重情况下，发电装置突然切机对系统接入点电压造成的影响。2、谐波问题太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网（35kV），在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生谐波。参照国家标准《电能质量公用电网谐波（GB/T14549-93）》，关于公用电网谐波电压限值及谐波电流允许值的规定，见表5-1。本报告按此标准来校核太阳能光伏发电系统产生的谐波对系统的影响。表5-1公用电网谐波电压限值电网标称电压（kV）电压总谐波畸变率（%）353.0根据目前并网型逆变器样本资料，逆变后总电压波形畸变率低于3.0%，基本能满足国家标准中关于公用电网谐波电压限值的规定。对于注入公共连接点的谐波电流允许值的规定，由于太阳能光伏发电系统的输出功率比较不稳定，实际注入公共连接点的谐波电流需在发电装置并网时按规定测量方法进行测量。因此，在太阳能光伏发电系统实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施，滤波装置可与无功补偿装置配合安装。1.4电站总平面布置1.4.1设计原则1、合理分区，功能分区明确。2、道路组织顺畅，满足交通和运输要求。3、结合基地周边环境现状，因地制宜，合理确定方阵平面。4、结合生态，注重环保。1.4.2平面布置本系统拟采用260W多晶硅太阳电池组件，共7.92万块。项目总容量20MW，组件全部采用最佳倾角固定式支架进行安装，各太阳能电池组件安装指标见下表：序号项目名称单位数值1所需电池板数量块7.92万2标准直流输出功率kWp200003电池板面积m2128848.94年理论有效发电利用小时数h12345年理论发电量kWh2443．3万组件排布图见下：本项目逆变器采用500KW，每MW用500KW的逆变器2个，20MW共用逆变器40个。根据现场的供配电情况及居民实际用电情况，光伏系统采用变压器升压至35kV后并入电网，共计20个并网点，并在每个并网点单独设置一台计量仪表，具体接入方案根据后期业主提供的用电设备负荷情况和电网公司的接入方案为准。光伏电站设置计算机监控系统一套，对直流汇流箱、直流配电箱、逆变器等参数进行实时监测，全面监控光伏电站运行情况，同时监控系统具备向相关部门传输监控信息的能力。1.5光伏发电组件选型及发电量计算1.1.1太阳能光伏电池选型目前占主流的太阳能电池有单晶硅、多晶硅和非晶硅等硅太阳电池。国内几家大型太阳能电池商业化生产的光伏组件主要以单晶硅电池和多晶硅组件为主，其中多晶硅组件效率在15%左右。本项目根据目前市场上三种主流太阳能电池组件的光电转化效率、市场价格、运行可靠性、电站的自然环境、施工条件及设备运输条件等比较，通过技术经济比较，本项目初步选定260W的多晶硅组件，其性能参数如下：（1）采用高效率多晶体硅太阳电池片，转换效率高；（2）使用寿命长：≥25年，衰减小；（3）采用角键紧固铝合金边框，便于安装，抗机械强度高（符合风/雪压要求）；（4）采用高透光率钢化玻璃封装，透光率和机械强度高；（5）采用密封防水的多功能接线盒。本项目采用单块功率260Wp多晶硅光伏组件。组件参数见下表：（1）标准条件下的输出特性峰值功率（Pmax）260W最大功率点电压(Vmpp)29.25V最大功率点电流(Impp)8.36A开路电压(Voc)37.80V短路电流(Isc)8.78A组件转化效率11.40%标准测试条件：照度1000W/m2，温度25℃（2）温度特性TKIsc+0.0654%/KTKVoc-0.3215%/KTKPm-0.4204%/K(3)主要电气特性曲线如下所示（4）主要尺寸如下图所示组件外观件下图：1、正常工作条件（1）环境温度：－40℃--＋85℃（2）相对湿度：≤95%（25℃）（3）海拔高度：≤5500m（4）最大风速：150km/h2、太阳能电池组件性能要求（1）提供的组件功率偏差为±3%。（2）组件的电池上表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑。（3）组件的每片电池与互连条排列整齐，组件的框架整洁无腐蚀斑点。（4）在标准条件下（即：大气质量AM=1.5，标准光强E=1000W/m2，温度为25±1℃，在测试周期内光照面上的辐照不均匀性≤±5%），太阳电池组件的实际输出功率均大于标称功率。（5）太阳电池片的效率≥17.75%，组件效率≥11.3%。（6）光伏电池组件具有较高的功率/面积比，功率与面积比=148W/㎡。功率与质量比=11.6W/kg，填充因子FF≥0.77。（7）组件2年内功率的衰减<2%，使用10年输出功率下降不超过使用前的10%；组件使用25年输出功率下降不超过使用前的20%。（8）组件使用寿命不低于25年。（9）太阳能电池组件强度通过《IEC61215光伏电池的测试标准》中冰雹实验的测试要求。并满足以下要求：撞击后无如下严重外观缺陷：=1\*GB3①破碎、开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面；=2\*GB3②某个电池的一条裂纹，其延伸可能导致组件减少该电池面积10%以上；=3\*GB3③在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；=4\*GB3④表面机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响；=5\*GB3⑤标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。绝缘电阻应满足初始实验的同样要求。（10）太阳能电池组件防护等级IP65。（11）连接盒采用满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃电缆。（12）组件的封层中没有气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路，气泡或脱层的几何尺寸和个数符合IEC61215规定。（13）组件在外加直流电压2000V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。（14）绝缘性能：对组件施加1000V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于100MΩ。（15）组件采用EVA、玻璃等层压封装，EVA的交联度大于80%，EVA与玻璃的剥离强度大于30N/cm2。EVA与组件背板剥离强度大于10N/cm2。（16）光伏电池受光面有较好的自洁能力；表面抗腐蚀、抗磨损能力满足IEC61215要求。（17）边框与电池片之间应有足够距离，确保组件的绝缘、抗湿性和寿命。（18）为保证光伏电池组件及整个发电系统安全可靠运行，提供光伏电池组件有效的防雷接地措施。（19）组件背面统一地方粘贴产品标签，标签上注明产品商标、规格、型号及产品参数，标签保证能够抵抗二十年以上的自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不会被轻易抹掉。产品包装符合相应国标要求，外包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。1.1.2逆变器选型逆变器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，在本项目中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：1、单台逆变器容量对于大中型并网光伏电站项目，一般选用大容量集中型并网逆变器。由于本项目安装容量取决于占地面积，考虑就近并网原则，需根据区段设置安装容量选择逆变器功率。本项目选用80台500kW功率逆变器。2、转换效率逆变器转换效率越高，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。本项目要求逆变器在额定负载时效率不低于95%，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90%（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、直流输入电压范围太阳电池组件的端电压随环境温度变化而变化，不同地区环境温度不同，直流输入电压范围宽的逆变器可应用的地区更广。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、输出电流谐波与功率因数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/T14549-1993《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，电流总谐波含量应低于3%，逆变器功率因数接近于1。6、电压异常时响应特性逆变器在电网电压异常时的响应要求满足下表：并网点电压最大分闸时间U＜50%UN*0.1s50%UN≤U＜85%UN2.0s85%UN≤U≤110%UN连续运行110%UN＜U＜135%UN2.0s135%UN≤U0.05s注：1、UN为光伏电站并网点的电网标称电压。2、最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。7、系统频率异常响应光伏电站并网后频率允许偏差符合GB/T15945的规定，即偏差值允许±0.5%Hz，当电网接口处频率超出此范围时，过/欠频保护应在0.2秒内动作，将光伏系统与电网断开。8、可靠性及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：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，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，便于整个电站数据处理分析。1.1.3太阳能光伏电池布置如前所述，考虑地形情况，组件采用最佳倾角固定支架的安装形式，安装于地面之上。1.1.4太阳能光伏电站年发电量估算本电站系统总装机容量为20MW，设计系统效率为78%。25后系统效率衰减为最初效率的80%，经计算，系统首年发电量为1901.8万kWh，25年共发42858.35万kWh电量，预计年平均发电量1714.35万kWh。综上所述项目建成后25年总共发电42858.35万kWh。1.6电气方案太阳能光伏并网发电系统由光伏组件、直流防雷汇流箱箱、直流配电柜，并网逆变器、交流配电柜、计量监测装置升压变压器及上网配电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流防雷汇流箱汇集直流配电柜，有其控制输送至并网型逆变器，将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流后升压并网。方阵设计1、太阳电池阵列方阵设计的原则（1）太阳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电池组件的总功率可大于该逆变器的额定输入功率，但不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过逆变器最大耐受电压。（4）各太阳电组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。（5）应根据项目所在地的气候条件，合理选择太阳电池组件的串联数量，达到最大限度获取发电量的目的。2、太阳电池组件的串、并联设计太阳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、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。本项目所选逆变器的最高允许输入电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450V～820V。260Wp多晶硅电池组件开路电压37.68V、最佳工作点电压30.73V、开路电压温度系数-0.326%/K。电池组件串联数量计算，计算公式：INT（Vdcmin/Vmp）≤N≤INT（Vdcmax/Voc）式中：Vdcmax——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；Voc——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：串联多晶硅太阳电池数量N为：（14.6）≤N≤（21.7）。输出可能的最低电压条件：（1）太阳辐射强度最小；（2）组件工作温度最高。这种情况一般多发生在夏季日落前。输出可能的最高电压条件：（1）太阳辐射强度最大；（2）组件工作温度最低。这种情况一般发生在冬季正午前后。根据项目所在地及附近地区多年气象数据。项目单位数据平均气温℃13极端最高气温℃42.8极端最低气温℃-17.9年降水量mm550平均风速m/s2.3最大风速m/s18雷暴日数day31.5无霜期day189最大冻土深度cm58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。因此本项目太阳电池组串输出可能的最低电压校核条件：取辐射强度1000W/m2左右时，对应的当地环境最高温度时，计算组件的可能工作温度为70℃。则当采用20组串联时，多晶硅电池组串的开路电压为646V，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，再对项目所在地区冬季多晶硅电池太阳电池组件的工作环境分别进行分析，根据逆变器最佳输入电压以及电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定固定式安装的多晶硅电池组件的串联组数取N=20（块）。3、太阳电池组串单元的排列方式一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，以接线简单，线缆用量少、施工复杂程度低及运行期维护方便为原则，在类似项目计算的基础上，还要考虑阵列最佳倾角及阴影遮挡距离，故确定固定多晶硅太阳电池组件排列方案。将20组串每两块块横向放置，排成10列为一个标准阵列组。4、光伏阵列布置间距的计算注：光伏阵列布置间距的计算以冬至为参考日，上午9：00至下午3：00电池组件前后排无遮挡即可如图所示。地面安装固定式光伏阵列，太阳能光伏阵列的安装支架必须考虑前后排间距，以防止在日出日落的时候前排光伏组件产生的阴影遮挡住后排的光伏组件而影响光伏方阵的输出功率，经计算光伏组件最佳倾角为20o，阵列与阵列之间距离为1.5m。此时接受有效光照时数最佳，平均全年总峰值日照时数为1234h。5、逆变器选择本项目光伏发电系统选用阳光电源产SG1000TS型逆变器。全面满足电网接入与控制要求：零电压穿越功能；有功功率连续可调（0～100%）功能；无功功率可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9；夜间可根据电网指令对电网进行无功补偿；智能化控制，全面适应电网要求。高效发电：最高转换效率达98.7%；高效MPPT控制策略，提高光伏发电量；双电源冗余供电方案提升系统可靠性；高效PWM调制算法，降低开关损耗；温控式风冷方案，有效节能。适应环境：-35℃～＋55℃可连续满功率运行；适用高海拔恶劣环境，可长期连续、可靠运行；加热除湿功能（可选）。输入（直流）最大直流功率（cosφ=1时）560kW最大输入电压900V/1000V(可选)启动电压470V最低工作电压450V最大输入电流1200AMPPT电压范围450~820V16输出（交流）额定功率500kW最大交流输出功率550kVA最大输出电流1176A最大总谐波失真<3%(额定功率时)额定电网电压270V允许电网电压范围210~310V（可设置）额定电网频率50/60Hz（自适应）允许电网频率范围47~52Hz/57~62Hz（可设置）额定功率下的功率因数>0.99隔离变压器不具备直流电流分量<0.5%额定输出电流功率因数可调范围0.9（超前）~0.9（滞后）效率最大效率98.7%欧洲效率98.5%保护输入侧断路设备断路器输出侧断路设备断路器直流过压保护具备交流过压保护具备电网监测具备接地故障监测具备过热保护具备绝缘监测可选常规数据尺寸（宽×高×深）2200*2180*850mm重量2000kg运行温度范围-25~+55℃夜间自耗电<100W运行时最大损耗<1700W外部辅助电源供电（可选）230V，10A冷却方式温控强制风冷防护等级IP20相对湿度0~95%，无冷凝最高海拔6000m(超过3000m需降额)排风需求量7884m³/h显示屏触摸屏通信接口/协议RS485/Modbus，以太网（可选）6、汇流箱设计在光伏发电系统中，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。汇流箱具有以下性能特点：（1）可接入多路输入，每回路设12A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000VDC；（2）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；（3）直流输出母线端配有可分断的直流断路器/熔断器和负荷开关的组合。7、直流配电柜设计根据本项目设计，每个光伏发电单元对应汇流箱在进入逆变器前进行二次汇流，需配置直流配电柜，其中直流柜具有多个直流断路器作为输入回路，用于开断直流侧输入与逆变器隔离。直流配电柜具有以下性能特点：（1）可同时接入多路输入，每回路设可分断的直流断路器，其耐压值为1000VDC；（2）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；（3）每个回路配有电压监测装置，可以实时显示每个输入输出回路的直流电压；1.7方阵接线方案1.7.1光伏发电单元容量选择根据光伏方阵的布置情况，每1MWp做为一个发电单元。1.7.2光伏发电单元接线全站每1MW装机容量为一个发电单元，共20个发电单元，每个电池组串由20块太阳电池组件串联组成。各太阳电池组串按接线划分的汇流区，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入400V配电装置。逆变配电室布置在项目区低压配电室，光伏组串至汇流箱采用光伏专用4mm2电缆，经压降考虑汇流箱至逆变器室直流汇流柜电缆根据电流大小进行选择，至并网点的汇集电缆根据逆变器交流输出电流进行选择。1.7.3电气二次部分本项目监控系统采用基于MODBUS协议的RS485总线系统，整个监控系统分成站控层和现场控制层。RS485的总线虽然存在效率相对较低（单主多从），传输距离较短，单总线可挂的节点少等缺点，但其成本较低，在国内应用时间长，应用经验丰富。所以本项目选用RS485总线系统。监控装置主要包括监控软件和液晶显示，通过RS485通讯方式，配置多机版监控软件，获取并网逆变器的运行数据和工作参数，监控系统同时预留对外的数据接口，可以通过远程通讯方式，在异地实时查看整个电源系统的实时运行数据、环境数据以及历史数据和故障数据等。光伏电站监控系统原理图如下：1、监控功能如下：（1）实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图；（2）可查看每台逆变器的运行参数，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CO2减排量N、每天发电功率曲线图（3）监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：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；（4）监控软件具有集成环境监测功能，能实