渔光互补光伏发电项目技术方案

渔光互补光伏发电项目1的7、8月平均27.6℃~29.1℃之间。年均降雨量达2362.6毫米，平均相对湿度为71%。项目所在地区年平均总辐射量4929.08MJ/m²,平均有效日照小时数为监控等),及所有设备带电运行120小时并完成全部消缺工作为终点(含并网和2西南侧约2公里处。单晶硅组件68856块，75kW组串式逆变器240台，每个子方阵列配置1台过逆变、升压汇流后，以1回35kV集电线路接至一期已建110kV升压站35侧，后以一期已建一回110kV线路接入220kV中路站的110kV侧。3工程测量规范(GBJ-50026-93)设计单位设计的施工图中涉及到的规范、规程和标准集及相关技术要求。光伏发电站设计规范光伏发电站接入电力系统设计规范光伏电站施工规范光伏发电工程施工组织设计规范光伏发电工程验收规范光伏电站接入电网技术规定国家电网分布式能源接入系统技术规定储能系统接入配电网技术规定晶体硅光伏组件设计鉴定和定型光伏组件的安全性构造要求光伏组件的安全性测试要求《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》《光伏(PV)发电系统过电压保护一导则》《光伏系统并网技术要求》《光伏发电站接入电力系统的技术规定》《光伏系统电网接口特性》(IEC61727:2004)《电能质量电压波动和闪变》《电能质量电力系统供电电压允许偏差》《电能质量公用电网谐波》《建筑物防雷设计标准》《电能计量装置技术管理规程》《电力工程电缆设计规范》《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》《光伏发电工程验收规范》《光伏发电工程设计规范》《光伏发电工程施工规范》42.1光伏电池组件选择统装机容量为20MWp,组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优单玻单晶硅太阳能组件规格为290Wp。290Wp型单玻单晶硅电池组件各项性能序号部件单位数值1组件型号290单玻单晶2峰值功率W3功率公差%4组件转换效率%5开路电压V6短路电流A7最大工作点电压V5序号部件单位数值8最大工作点电流A9填充因数%组件功率温度系数组件开压温度系数短路电流温度系数组件工作环境温度℃组件工作环境湿度%10年功率衰降%25年功率衰降%耐风压最大荷载光伏组件尺寸结构最大耐压V接线盒最大工作湿度%防护等级连接线规格4玻璃厚度组件重量表2.2-2不同倾角方阵面上太阳辐射量(单位：kWh/m².d)6于99.8%的角度在10度~18度。1)按后文研究确定的4×6横排组件大棚布置方案，10度时南北向前后支2)如总用地面积不变，按南北向前后支架相同排距分别布置10度支架和16度支架，选择10度将比选择16度有更大的南北向排距裕度，不产生阴影遮择75kW逆变器。7最大效率中国效率功率最大输入电压(每路MPPT)最低启动电压MPP电压范围6输出功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真反孤岛保护输出过流保护输入反接保护8组串故障检测直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护绝缘阻抗检测RCD检测显示工作温度自然对流5000m(4000m以上降额)相对湿度防水PG头+OT端子防护等级夜间自耗电拓扑EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T3200GB/T19964-2012,IEC61727,I9(1)电池组件串联数量初步选择：Vmpptmin/Npm/[1+(t/-25)×K/V]≤N1≤Vmpptmax/Npm/[1+(tVdcmax逆变器允许的最大直流输入电压值(V),取值1100;Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值(V),取值1000;Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值(V),取值200;Voc电池组件开路电压(V),取值39.5;Vpm电池组件工作电压(V),取值32.2;t电池组件工作条件下的极限低温(℃),取值-2.1;数为24块。(2)电池组串并联数量初步选择(对应75kW逆变器):每台1600kVA箱变所接电池组并联数为263串。采用6行4列布置形式，占比65%,单排每串采用4行6列布置形式，占比35%,隙(按20mm考虑)。1)阴影成因分析2)阴影系数正东根据太阳高度角α和太阳方位角β的定义，结合几何关系，运用三角函数，阴影随纬度、时季、时间不同而变化。高纬地阴影长、低纬地阴影短，冬季阴影长、夏季阴影短，早晚阴影长、正午阴影短。阴影南北向的分量和东西向的分量，也随之各有长短和不同。定义の为时角(表征时间的参数，时角为0表示太阳位于天顶真太阳时为12点，时角前后每隔15度表示太阳偏离天顶1小时),化),9为地理纬度。根据“天球模型”和太阳运行规律可得：将公式③、④代入公式①、②,消去中间参数α和β,可得d、e值计算公式如下：⑤,⑥由公式⑤、⑥可见，对于某一确定高度H的障碍物，其阴影的各方向分量长度均只与时角の、太阳赤纬角δ和地理纬度9等自变量有关，随自变量变化而变化，并可在自变量的给定区间内求得阴影各方向分量长度的最大值。阴影系数直接建立了障碍物地面阴影长度与其高度之间的比例关系，从其公式可见阴影系数与障碍物本身高度无关。阴影系数不受障碍物具体性质、特征等参数影响，适用于各种障碍物阴影计算。对于确定地理纬度(本工程9约20°)的光伏发电工程，阴影系数在冬至日(太阳赤纬角δ为-23.5°时)最大，且因阴影系数的各自变量是独立的，阴影系数在冬至日内还随时角的变化而变化，正午小、早晚大。光伏发电工程中，冬至日的发电量于年内相比最低，其正常发电时间结合经济性设定(更长的正常发电时间通过设置更大的电池架间距来保证，虽然可在更长的时间范围内不受阴影遮挡而多发电，但也将因此降低场地使用效率),通常设定为上午9点至下午15点。按上述分析的阴影系数自变量取值范围，经计算本工程阴影系数最大值，根据s1和s2,可测算全年时间内，无论太阳高度角如何变化，在真太阳时上午9点至下午15点区间的影子区域。3)光伏电场阴影间距计算(1)电池架南北向间距计算，详见下图。D为前后电池架的间距，其它参数同前述。若场地平整，南北坡比为零，组件倾角按10度设计，则根据阴影系数定义，有d=s1*H,根据三角函数关系，有D=d+L*CosB=7.5m。根据上述计算结果，可以因地制宜，根据地形条件将场地合理分区，标准化的设计养殖棚大小。本工程的光伏组件架设在养殖池上方，光伏场区内高程变化较小，经实际布置，并留设充分裕度的排距，光伏支架南北向距离按7.5m设计，单排桩区域按照同样方法计算支架南北向距离按5m设计。(2)电池架东西向间距相邻电池架间如有高差，则可能产生阴影遮挡，需要设置足够的东西向间距。根据分析，本工程方位角+10度范围内斜面辐射量幅比>99%,对发电量影响较小，则电池架可设计成顺东西坡面连续布置，避免相邻电池架间产生高差。(3)逆变电设备与其相邻的电池架间的距离逆变器等设备布置在的道路边上，一般距离较远，不会对电池架形成阴影。2.5上网电量估算2.5.1第一年理论发电量年理论发电量是一年内太阳电池按光电转换效率把太阳辐射能转化为电能的数量。总太阳辐射量多年(至少30年)平均值，据太阳能资源分析E=1369.19kWh/(m²*年);S为本工程太阳电池总面积，7为太阳电池组件效率。程本期太阳电池总安装功率(19.96824MWp)。结合以上两个公式，第一年理论发电量2.5.2电能损耗光伏组件功率杂损：约2%(组件功率偏差);直流系统运行损耗：约2.5%(经分析不同角度引起的损耗<1%,另电流引起的损耗按<1%)逆变器运行损耗：约1.5%(最大效率98.7%,正常负载运行效率大于98.5%)交流系统运行损耗：约2%(本工程按一级升压至35kV考虑)设备利用率：98%(等同10年一次大修14日);太阳辐射利用率：97%(考虑临时障碍物遮挡、组件表面积灰);组件灰尘影响系数：98%综合利用率：92%25年上网电量估算：年份衰减率利用小时数h年发电量万度第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年合计25年总发电量494413.54万度，年平均发电量191主要保证指标(1)系统效率：不低于80%(2)逆变器输出功率范围和输出效率：1)最大效率：>98.8%(无低压隔离变压器),欧洲标准效率：>98.4%(无低压隔离变压器);在逆变器输出为输出有功功率在20%～50%之间时，功率因数不小于0.97(超前或滞后)。(1)太阳电池组件序号部件单位数值1组件型号290单玻单晶2峰值功率W3功率公差%4组件转换效率%5开路电压V6短路电流A7最大工作点电压V8最大工作点电流A9填充因数%组件功率温度系数组件开压温度系数短路电流温度系数组件工作环境温度℃组件工作环境湿度%10年功率衰降%25年功率衰降%耐风压最大荷载光伏组件尺寸结构最大耐压V接线盒最大工作湿度%防护等级连接线规格4玻璃厚度组件重量最大效率中国效率最大输入直最大输入电压(每路MPPT)最低启动电压MPP电压范围6输出功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真反孤岛保护输出过流保护输入反接保护组串故障检测直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护绝缘阻抗检测RCD检测显示尺寸(宽×高×工作温度自然对流5000m(4000m以上降额)相对湿度防水PG头+OT端子防护等级夜间自耗电拓扑EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T3200GB/T19964-2012,IEC61727,I3电气设计每个子阵设22台75kW组串逆变器，一台容量为1600kVA美式箱式变电站。11期已建110kV升压站35kV配电室。型式双绕组升压变压器短路阻抗6%(2)电力电缆(a)组串至组串逆变器直流电缆采用光伏专用电缆，型号为：PV-F-1×1)工作(系统)接地2)保护接地1)要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet(以太网)远程通讯方6)要求可以长期24小时不间断运行在中文操作系统。7)要求使用高可靠性工业PC作为监控主机本站升压站已建1套计算机监控系统，本期仅针对新增1回35kV集电线路2)并网逆变器的控制、保护1)故障录波装置。4土建工程1)交通运输条件2)气象资料的7、8月平均27.6℃~29.1℃之间。年均降雨量达2362.6毫米，平均相对湿度为71%。本工程本期建设容量约20MWp,其中65%为大棚光伏，35%为单排汇流后，由1条35kV汇集线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。以一回已建110kV线路接入220kV中路站110kV侧。升压站35kV侧。建构筑物周围。主干路宽度6m,次干路宽度4m,保证场区道路拐弯半径不小灰土密实),每层25cm密实度不小于92%,(最终施工方案，请施工单位对现场4.2结构设计计使用年限为50年；货。光伏区以1条35kV汇集线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。主要建2)螺栓：普通螺栓、摩擦型高强螺栓(8.8级、10.9级);7)止水带：钢板止水带(用于水池水平施工缝);(1)光伏组件支架及基础992mm×40mm,采用4×6布置，共24块。1)光伏大棚支架2)光伏单排桩支架2组光伏组件1个单元支架，组件排列为横向排列，安装方式采取固定最佳于1.6m,支架组件最低距离地面不小于2m。光伏支架与混凝土桩柱采用直插方锌厚度不低于35微米。支架材料热镀锌厚度不低于85微米，镀锌标准必须符合GB/T13912-2002。组件安装螺丝应使用不锈钢304型号，保证25年。支架的后，以1回35kV线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。(1)一般设计原则(2)机电消防设计原则 火器1台。间距1m,垛与柱间距0.1m;(13)防止静电危害；>环境温度：-30℃~+50℃(太阳电池组件、逆变器、交流汇流■0℃~+40℃(其他设备);>相对湿度：≤90%(25℃);>基本风压：100年一遇，0.9kN/m²;·环境温度：-30℃~+50℃(光伏电池组件、逆变器);0℃~+40℃(其他设备);·相对湿度：≤90%(25℃);(3)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(5)要求晶体硅组件衰减率在2年内不高于3%,5年内不高于5%,10年内不高于8%,25年内不高于20%。(6)组件使用寿命不低于25年。(11)组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。超过11mm的距离。e)接线盒(EN50548:2011)、连接器(EN50521:2008)、线缆(DINVDE (1)型式：单晶硅-单波；(2)型号：290W;(3)尺寸结构：1658mm×992mm×40mm;(4)使用粘合胶体类型：EVA(6)温度范围：-40℃~+85℃;(7)功率误差范围：0~+3%;(8)承受冰雹：直径25mm±5%,质量7.53克±5%的冰雹以23m/s速度(9)接线盒类型：插接式;(10)接线盒防护等级：IP67;(11)接线盒连接线长度：正极1.0m,负极1.0m;(12)组件效率：17.72%;逆变器的以kWh为单位的发电量(日、月、年和累计的)的；内存容量需能储存超过12个月的资料),逆变器温度要上传，逆变器发电最大效率中国效率功率最大输入电压(每路MPPT)最低启动电压MPP电压范围6输出功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真反孤岛保护输出过流保护输入反接保护组串故障检测直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测RCD检测显示尺寸(宽×高×工作温度自然对流5000m(4000m以上降额)相对湿度防水PG头+OT端子防护等级夜间自耗电拓扑EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T3200GB/T19964-2012,IEC61727,I序号部件名称规格型号单位数量1直流输入EMI滤波器个22交流输出EMI滤波器只13只14直流输入开关只25器只66直流防雷器只67交流防雷器只38直流母线支撑电容器(金属膜电容器)只9直流母线支撑电容器(电解电容器)只只2只3直流电流检测传感器套8交流电流检测传感器套3电流输出电抗器只3交流滤波电抗器只1DSP控制芯片片2无和故障跳闸状态应有信号上传，并提供2对(其中2常开，2常闭)辅助触头接力力n1华为PID模块工作原理框图通讯柜要求1.华为PID模块只能安装在华为通讯柜中，不支持第三方设备内安装。系统要求1.并网系统必须是隔离浮地并网系统，要求逆变器通过隔离变压器连接电网，逆变器直流侧和交流侧都不接地2.PID模块输出功能地线(功能接地)不能就近接地，需连到箱变接地母排并保证可靠接地，PID模块保护地可就近接地。1.光伏子阵直流容量不大于2MW光伏组件1.向组件厂家确认组件类型P型或N型，及其对地电压要求，并进行相应设置；且使用PID模块的子阵，必须使用2.PID模块的PV电池板类型设置是通过跳线端子实现的，出厂默认设置类型为P型组件。PID模块开始安装调试之前，交付经理需要向产品经理确认子阵组件板类型，完成设置。交流汇流箱内部线缆1.内部线缆对地额定工作电压不小于600Vac;可使用防雷器1.交流汇流箱防雷器对地(L-PE)持续工作电压不小于750Vac,所有防雷器模块禁止使用气体放电管。标称放电电流(8/20μS)不小于20kA,最大放电电流(8/20μs)不小于40kA。可直接使用满足要求的3+0模块，指定型号M3L850-401l-3;也可采用满足要求的3+1模块，指箱变内部线缆1.内部线缆(指与低压母排直接相连和间接相连的所有电缆)对地额定工作电压不小于600Vac;可使用UL1015线防雷器1.箱变低压侧防雷器对地(L-PE)持续工作电压不小于750Vac,所有防雷器模块禁止使用气体放电管。标称放电电流(8/20μs)不小于30kA,最大放电电流(8/20μs)不小于60kA;可直接使用满足要求的3+0模块，也可采用满其他附1.箱变低压侧母排需要预留一路交流刀熔开关，供通讯柜(或通讯设备、PID模块)或PID模块连接注入电压。2.该支路电气上必须与逆变器交流输入到箱变低压侧的主母排直接相连，不能从箱变内置隔离变压器接3.刀熔开关规格要求：额定工作电压不小于500Vac,绝缘电压不小于600Vac,额定电流不小于6A/3P;熔断器规格：额定工作电压不小于500Vac,额定电流6A,3PCS;指定型号：BXQG00(刀熔开关1pcs)+RT16-00/690V/6A(熔断器3pcs)。PLC要求的刀熔开关同PID要求的刀熔开关，同时使用两种功能，只需要预留一路。6.8监控系统