厂房屋顶光伏发电项目电气部分设计方案.doc

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1、厂房屋顶光伏发电项目电气部分设计方案1.1接入系统方式厂区现共有6468KWp装机容量。本项目采用“自发自用，余电上网”方式并网，拟采用将光伏发电以1路10kV电压等级接入电网。1.2电气主接线本期工程建设规模为6468KWp,全部采用275Wp单晶硅光伏组件，电站共设6个发电子系统。每个光伏发电单元经1台1000kVA升压变压器将逆变器输出交流电压进行升压。本电站以10kV电压等级接入电网，结合组串布置情况，集电线路采用将6台箱变并联通过电缆线路与原配电房10kV段连接并网。1.3短路电流计算本工程暂按短路电流31.5kA来选择电气设备。1.4主要电气设备选择1.4.1并网逆变器选择并网逆变

2、器是太阳能光伏发电系统的重要组成部件，是将太阳能电池板所发出的直流电能转化为可与系统连接的交流电能的核心设备，并网逆变器的质量和效率直接影响到发电量的输出，对经济效益和能源的利用都具有重要的影响。因此，并网逆变器的选择是整个太阳能光伏发电系统的一个重要环节。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题。（1）性能可靠，效率高光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多或逆变失效，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据光伏电池组件当前的运行状况输出最大功率（MPPT）。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。光伏逆变器的工作范围很宽

3、，欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性。（2）要求直流输入电压有较宽的适应范围由于光伏电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。（3）具有保护功能并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。（4）波形畸变小，功率因数高当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。（5

4、）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监控室，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。在并网控制方面，有集中和分散两种控制方式。集中控制时使用大功率并网逆变器，将多组太阳能电池板串并联后，以直流母线形式汇集后送到大功率并网逆变器，经DC/AC变换升压输送到电网；分散控制时采用多台小容量逆变器，各逆变器输出并联在同一交流母线升压后输送至电网。本工程初步采用并网逆变器集中控制。逆变器由监控器统一控制，每台监控器可管理多台逆变器。根据国内大型并网系统常用并网逆变器型号，对组串型逆变器（单机容量在几kW、几十kW）及集中型逆变器

5、（单机容量在几百kW）进行比较，如下表：表7-1 两种逆变器优缺点对比表方案缺点优点组串型逆变器 1、需逆变器较多，安装维护复杂2、与逆变器配套的一、二次设备较多，总体费用较高3、因逆变器数量较多，监控系统复杂4、逆变器转换效率低5、逆变器每瓦单价高。1、单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响小集中型逆变器1、设备损坏或停电维护对系统影响大；1、逆变器数量少，安装维护简单 2、所需的一二次电气设备较少，总体费用较低3、逆变器数量少，监控系统相对简单4、逆变器转换效率高5、逆变器每瓦单价低根据比较结果以及厂区的实际情况综合考虑，本工程初步选用50KW组串式逆变器网逆变器，拟采用131

6、台50KW组串式逆变器，产品均已获得相关认证。逆变器主要技术参数见表7-2。表7-2 逆变器主要技术参数表50kW组串式逆变器参数表额定容量50kW最大直流输入电压1000VMPPT范围250950V最大直流输入功率56kW最大直流输入电流108A额定交流输出功率50kW最大交流输出电流80A功率因数0.8超前/滞后最大效率98.6%欧洲效率98.2%额定电网频率50/60Hz总电流波形畸变率3%使用环境温度-25+60冷却方式智能风冷防护等级IP65尺寸（WLD）636958260mm重 量68kg通讯接口RS4851.4.2并网柜并网柜选用金属封闭抽屉式开关柜。1.5 电气设备布置箱变布置

7、在室外空闲地上，并网柜布置在相应开闭所内。1.6 过电压保护防雷及接地为保证电力系统的安全运行和光伏发电及附属设施的安全，大型并网光伏电站必须有良好的避雷、防雷及接地保护装置。避雷、防雷装置应符合GB50057-2000要求，接地应符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-2006要求。1）过电压保护每个光伏子阵列直流防雷汇流箱内有直流防浪涌保护装置；控制室内直流防雷配电柜配置直流防浪涌保护装置；并网逆变器内部直流侧及交流侧均具有防浪涌保护装置。在并网线路至原高压母线处设置过电压保护器。2） 雷击保护光伏发电系统防雷包括直击雷和感应雷，太阳电池方阵结构件通过接地体接地防止直击雷

8、，防雷接地电阻小于10，接地电阻通过电阻测量仪测量。(1)直击雷的防护光伏组件支架利用钢支架与原屋顶避雷带可靠连接导通。各建筑物光伏配电系统低压配电室由于布置在各建筑物里，因此利用各个建筑物本身的防雷装置来实现直击雷的防护。(2)感应雷的防护光伏系统交流汇流箱、并网逆变器内部的直流侧均具有防雷保护装置；对线路作感应雷保护。3）孤岛效应保护孤岛效应指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。孤岛效应对设备和人员的安全存在重大隐患，体现在以下两方面：一方面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；另一

9、方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。逆变器均采用了两种孤岛效应检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法。被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的幅值、频率和相位参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电，其中一种方法就是通过测量逆变器输出的谐波电流在并网点所产生的谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判断，当电网失电时，会在电网阻抗

10、参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。此外，在并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要持续检测电网信号在一段时间（如90秒钟）内完全正常，才重新投入运行。需要指出的是，任何一种孤岛效应的检测方法均具有其局限性，需要同时从电站管理上来杜绝检修人员伤亡事故的发生，当停电对设备和线路进行检修时，需要先断开并网逆变器。4）接地本光伏发电系统不再设置单独的接地系统，利用厂区原有接地装置，光伏新增设备的接地均与原厂接地网可靠连接。1.7 电缆敷设及防火封堵敷设至屋内设备及箱变的电缆原则上利用电缆桥架，在可利用原有桥架电缆通道的地方可

11、利用原有桥架。1）光伏组件阵列至逆变器直流电缆可绑扎固定在光伏支架上或敷设在电缆槽盒里，穿过过道处穿镀锌钢管。2）逆变器至交流汇流箱、汇流箱至箱变电缆敷设在电缆槽盒里。3）箱变至配电室并网柜电缆：利用原有电缆沟。1.9计量关口点设置在并网处，并网柜内设置计量专用的CT、PT及关口计量表，该表作为与电网公司光伏补贴计费的依据，另10kV 光伏并网柜内还安装一台有功0.2S 级的电子式多功能电度表，该表作为与就地用电方电能计费的依据，且两面电表可互为主备表，相互校核备用。1.10 光伏发电监控部分设置1套光伏发电监控系统，负责本厂区光伏发电系统的电力监控、故障报警等功能。每个建筑物的光伏阵列的运行

12、数据及工作状态，通过通讯口连接到主监控室进行实时监控、故障报警、电力监测等功能。光伏监控室设置在中核内集控中心，龙海光伏电站通过信息采集装置及相应通讯设备将检测数据传输至国家电投公司集控中心。集中监控系统的对象包括光伏阵列组件检测、逆变器及其附助设备。光伏阵列组件检测：在每个一级直流汇流箱内设置电压及电流检测装置，当回路中出现电池板故障或接线故障时，通过检测电流及电压，在中控室发出报警信号，显示故障部位，提示工作人员及时维修。逆变器组件检测：数据采集器通过RS485总线获取配电室内逆变器及直流配电柜的运行参数、故障状态和发电参数，接至监控系统，光伏监控装置即可实时获取电站信息。逆变器设置极性反

13、接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、欠压及过压保护等，除逆变器自身的电网断电和加强保护外，还应设置过/欠频率保护，即当电网接口处频率时，过/欠频率保护应在0.2s内动作，将光伏系统与电网断开。1）光伏系统监控装置监控装置包括监控主机、监控软件和显示设备。监控装置的监测软件应连续记录运行数据和故障数据如下：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。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监控所有采集器的运行状态，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、逆变器过载；G、逆变器过热；H、逆变器短路；I、散热器过热；J、逆变器孤岛；K、DSP故障；L、通讯失败；