廠房屋頂分布式用戶側(cè)并網(wǎng)光伏發(fā)電項目施工設(shè)計方案

廠房屋頂分布式用戶側(cè)并網(wǎng)光伏發(fā)電項目施工設(shè)計方案一、概述本項目是建設(shè)在江陰周莊鎮(zhèn)周東污水處理廠房屋頂上，方案一采用功率255Wp的晶體硅電池組件，由于屋面面積較小，考慮到安裝容量采用傾角5°鋪設(shè)方式，總安裝容量約為350.880kWp。方案二采用功率255Wp的晶體硅電池組件，采用鋼砼屋面?zhèn)鹘y(tǒng)安裝方式，傾角為20°鋪設(shè)方式。總安裝容量約為282.03kWp。系統(tǒng)采用用戶側(cè)低壓并網(wǎng)方式（380V）,多點并網(wǎng)方式。系統(tǒng)無蓄電池儲能設(shè)備（將電網(wǎng)作為儲能單元）。其中多晶硅太陽能電池的轉(zhuǎn)換效率超過17%，組件效率超過15%，并網(wǎng)逆變器工作效率為98%。整個系統(tǒng)由太陽能電池組件，并網(wǎng)逆變器，交流配電柜，監(jiān)控設(shè)備等組成。設(shè)計范圍設(shè)計范圍包含由建筑屋頂光伏組件至并網(wǎng)柜接線端子，主要包括光伏組件排布、方陣組串設(shè)計、逆變系統(tǒng)設(shè)計、交流配電柜設(shè)計、綜合監(jiān)控系統(tǒng)、線纜選型及敷設(shè)設(shè)計。1.3、地理位置及太陽能資源情況太陽能是取之不盡、用之不竭的清潔能源，我們可以充分利用其光電效應(yīng)開發(fā)各種各樣的太陽能光伏電池，電池經(jīng)過串并聯(lián)且封裝之后得到組件，多個組件形成太陽能電池方陣，然后再聯(lián)合逆變器、控制器等裝置，最終形成一個完整的太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)。隨著科技技術(shù)的不斷發(fā)展和傳統(tǒng)能源的日益減少，太陽能光伏發(fā)電在未來能源結(jié)構(gòu)中將占據(jù)重要地位。江陰周莊鎮(zhèn)周東污水處理廠位于江蘇省南部，北緯31°40′34″至31°57′36″，東經(jīng)119°59′至120°34′30″。長江三角洲太湖平原北端。東接張家港，南臨無錫，西連常州，北對靖江。江陰地處太湖水網(wǎng)平原北端，長江南部沖積平原，全境地勢平緩，平均海拔6米左右，西南邊緣地勢偏低，中部、東北部有零星低丘散布其間，地勢較高亢。中部山丘多在海拔200米左右，以定山273.8米為最高，東北部黃山海拔91.7米。濱臨長江，全境有干、支河流550余條。江陰屬北亞熱帶季風(fēng)性濕潤氣候年平均氣溫16.7℃，年降雨量1040.7毫米。四季分明，冬季陰冷潮濕，夏季較炎熱，春秋季節(jié)氣候宜人，太陽年輻射總量115.7千卡/平方厘米。一年中太陽輻射月總量以7月和8月最多，分別為13.5千卡/平方厘米和13.7千卡/平方厘米；12月和1月最少，均為6.3千卡/平方厘米。該地區(qū)屬于我國第四類太陽能分布地區(qū)，年日照時數(shù)約1000小時。二、技術(shù)方案1.1、電氣設(shè)計方案本項目采用并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，該系統(tǒng)由光伏組件，并網(wǎng)型逆變器、交流配電柜及綜合監(jiān)控系統(tǒng)等組成。太陽能通過光伏組件轉(zhuǎn)化為直流電；一定數(shù)量光伏組件串聯(lián)組成若干個光伏組件串以滿足所需的輸出電壓要求，若干光伏組件串接入光伏組串式并網(wǎng)逆變器，并網(wǎng)逆變器將直流電轉(zhuǎn)化為與電網(wǎng)同步的正弦交流電匯入電網(wǎng)。用戶側(cè)光伏并網(wǎng)系統(tǒng)原理如圖所示。光伏方陣設(shè)計1）太陽能電池組件選擇本系統(tǒng)選用單個組件功率255Wp的多晶硅組件，具體參數(shù)見下表。表1電性能參數(shù)項目單位數(shù)值型號TSM_PC05A最大輸出功率W255最佳工作電流A8.37最佳工作電壓V30.5開路電壓V38.1短路電流A8.88工作溫度℃44(±2)最大系統(tǒng)電壓V1000VDC(IEC)最大串聯(lián)電流A15A輸出功率公差W0～3光電轉(zhuǎn)化效率%15.6組件尺寸Mm1650×992×35組件重量kg18.62）陰影遮擋分析在光伏系統(tǒng)排布方案設(shè)計時，首先考慮屋面的陰影遮擋情況，一般考慮冬至日9:00～15:00時間段內(nèi)無遮擋，根據(jù)江蘇省地區(qū)冬至日各個時段的高度角和方位角，可以計算出陰影遮擋情況。3）光伏陣列角度選擇確定屋頂安裝區(qū)域后，將確定光伏陣列的安裝角度和方位。在光伏系統(tǒng)設(shè)計時，應(yīng)盡可能選擇正朝南的方向采用全年發(fā)電量最大的傾角安裝光伏陣列，根據(jù)江蘇省地區(qū)太陽輻射情況數(shù)據(jù)，江蘇省地區(qū)光伏系統(tǒng)輸出全年最大的光伏陣列傾角為23°，但考慮到安裝容量的情況，太陽能電池組件方案一采用傾角5°鋪設(shè)的形式，結(jié)構(gòu)安裝形式如下：光伏系統(tǒng)排布方案、逆變器及方陣組串設(shè)計1.2、方案一光伏組件采用傾角5°鋪設(shè)，組件總數(shù)量為1376塊，，系統(tǒng)總裝機容量350.880kWp。1.3、并網(wǎng)逆變器選擇考慮到建筑朝向及安裝角度，盡可能將處于相同發(fā)電情況的光伏陣列接入同一臺逆變器，考慮到后續(xù)容量升級，本項目選用組串式并網(wǎng)逆變器，光伏陣列的組串設(shè)計需滿足逆變器的直流工作電壓范圍，同時其最大功率輸出電壓應(yīng)滿足并網(wǎng)逆變器的最大功率點跟蹤（MPPT）范圍。并網(wǎng)逆變器直流工作電壓最大為900VDC，MPPT電壓范圍為450～850VDC。表1屋面光伏陣列排布及逆變器情況序號建筑長寬組件數(shù)量（塊）裝機容量（kWp）匯流箱（臺）4kWp（臺）10kWp（臺）20kWp（臺）25kWp（臺）50kWp（臺）1調(diào)節(jié)池(格柵井)屋頂21米17米18045.92（JTPV-CB8)112生化池和二沉池屋頂50.6米39米960244.85（JTPV-CB8)/1(JTPV-CB12)1143混凝沉淀池及消毒池屋頂35.7米11米18045.92（JTPV-CB8)114變配電間15.6米7米5614.2811合計1376350.8809121.4、方案二光伏組件采用鋼結(jié)構(gòu)20°傾角鋪設(shè)的形式，組件總數(shù)量為1106塊，組件采用多晶硅255Wp，系統(tǒng)總裝機容量282.034kWp。結(jié)構(gòu)安裝形式如下：1.5、并網(wǎng)逆變器選擇考慮到建筑朝向及安裝角度，盡可能將處于相同發(fā)電情況的光伏陣列接入同一臺逆變器，考慮到后續(xù)容量升級，本項目選用組串式并網(wǎng)逆變器，光伏陣列的組串設(shè)計需滿足逆變器的直流工作電壓范圍，同時其最大功率輸出電壓應(yīng)滿足并網(wǎng)逆變器的最大功率點跟蹤（MPPT）范圍。并網(wǎng)逆變器直流工作電壓最大為900VDC，MPPT電壓范圍為450～850VDC。表2屋面光伏陣列排布及逆變器情況序號建筑長寬組件數(shù)量（塊）裝機容量（kWp）匯流箱（臺）4kWp（臺）5kWp（臺）10kWp（臺）30kWp（臺）50kWp（臺）1調(diào)節(jié)池(格柵井)屋頂21米17米12030.612生化池和二沉池屋頂50.6米39米760193.85（JTPV-CB8)43混凝沉淀池及消毒池屋頂35.7米11米12030.614污泥濃縮池屋頂7.8米8米184.5915板框壓濾機設(shè)備間屋頂13米6米164.0816消毒加藥間屋頂12米6米164.08117變配電間屋頂15.6米7米4010.218混凝加藥間屋頂10米5米164.081合計1106282.035121.6、保護措施1）輸出控制本工程采用的逆變器在輸出功率≥50%額定功率，電網(wǎng)波動<5%情況下，交流輸出電流總諧波分量（THD）<3%。在運行過程中，并網(wǎng)逆變器實時采集交流電網(wǎng)的電壓信號，通過閉環(huán)控制，使得逆變器的交流輸出電流與電網(wǎng)電壓的相位保持一致，所以功率因數(shù)能保持在1.0附近。2）“孤島效應(yīng)”防護選用的專用并網(wǎng)逆變器采用被動式和主動式兩種“孤島效應(yīng)”檢測方法。被動式檢測實時檢測電網(wǎng)電壓的幅值、頻率和相位，當(dāng)電網(wǎng)失電時，會在電網(wǎng)電壓的幅值、頻率和相位參數(shù)上，產(chǎn)生跳變信號，通過檢測跳變信號來判斷電網(wǎng)是否失電。主動式檢測對電網(wǎng)參數(shù)產(chǎn)生小干擾信號，通過檢測反饋信號來判斷電網(wǎng)是否失電，其中一種方法就是通過測量逆變器輸出的諧波電流在并網(wǎng)點所產(chǎn)生的諧波電壓值，從而得到電網(wǎng)阻抗來進(jìn)行判斷，當(dāng)電網(wǎng)失電時，會在電網(wǎng)阻抗參數(shù)上發(fā)生較大變化，從而判斷是否出現(xiàn)了電網(wǎng)失電情況。當(dāng)并網(wǎng)逆變器檢測到電網(wǎng)失電后，會立即停止工作，當(dāng)電網(wǎng)恢復(fù)供電時，并網(wǎng)逆變器并不會立即投入運行，而是需要持續(xù)檢測電網(wǎng)信號在一段時間（如90秒鐘）內(nèi)完全正常，才重新投入運行。3）防雷接地（1）防雷保護設(shè)計避雷及接地保護系統(tǒng)分直擊雷的防護和感應(yīng)雷的防護兩種系統(tǒng)，達(dá)到避雷保護效果。直擊雷的防護：根據(jù)光伏組件方陣的高度和占地面積，直擊雷的防護采用與建筑已有的避雷網(wǎng)連接。感應(yīng)雷的防護：在太陽能電池支路匯流接入并網(wǎng)逆變器前，共有兩級避雷防護，一級在光伏陣列防雷匯流箱中，在匯流箱的輸出端的正、負(fù)相上分別安裝1個電源避雷器，二級是在直流配電柜中每個直流配電單元輸出端的正、負(fù)相上分別安裝1個電源避雷器，接地端與樓頂建筑預(yù)留出的接地點連接。在并網(wǎng)逆變器交流輸出側(cè)，在低壓交流配電柜輸出端安裝有避雷器來作為防雷設(shè)施。（2）接地保護設(shè)計光伏發(fā)電系統(tǒng)的安裝支架、設(shè)備基礎(chǔ)、設(shè)備外殼等通過接地扁鋼或接地電纜接至建筑專業(yè)預(yù)留的接地點，接地電阻不大于4Ω。3、系統(tǒng)運行方式（1）白天：光伏組件陣列將太陽能轉(zhuǎn)換為直流電，再經(jīng)由并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)變?yōu)榭蔀橛秒娫O(shè)備供電的交流電。（2）夜晚：夜間太陽能發(fā)電系統(tǒng)不提供電力，用電設(shè)備由電力公司提供的常規(guī)電力供電，包括光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)備（并網(wǎng)逆變器等）用電。系統(tǒng)能效分析4、太陽能發(fā)電效率根據(jù)以往工程經(jīng)驗，利用RETScreen軟件對固定式安裝進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，其安裝參數(shù)如下：安裝傾角：0系統(tǒng)損耗細(xì)項如下：逆變損耗：-4%其它光伏陣列損耗：-10%其它電力調(diào)節(jié)損耗：-8%綜合以上損失，固定式安裝的系統(tǒng)效率為79.48%。5、發(fā)電量光伏發(fā)電系統(tǒng)的壽命很長，太陽電池組件壽命在20-25年，逆變器壽命在12年以上，而且在25年到期之后，太陽電池組件仍然有設(shè)計功率85％的發(fā)電功率，可以繼續(xù)并網(wǎng)發(fā)電。根據(jù)太陽能發(fā)電系統(tǒng)所處平面的年太陽輻射量，可以計算出太陽能發(fā)電系統(tǒng)年發(fā)電量，其計算公式為：其中為年太陽電池發(fā)電量；為年太陽輻射量；為太陽電池組件面積；為考慮了溫度修正因子的組件效率，，其中為AM1.5，1000W/m2輻照量、25℃時的太陽電池組件效率，為溫度修正因子，為標(biāo)準(zhǔn)條件下的溫度25℃，為與環(huán)境溫度有關(guān)的值，可通過Evan公式，其中為月晴空指數(shù)，NOCt為太陽電池組件的標(biāo)稱工作溫度，本項目太陽電池組件效率為14.48%，標(biāo)稱工作溫度NOCt為45℃，功率溫度影響因子為-0.47%/℃；為逆變器效率，一般平均為95％；為其它光伏損耗，如灰塵覆蓋、組件匹配損失、不可利用的太陽輻射損失、最大功率點跟蹤精度、直流電路損失等，一般為92％（溫度影響因子在中考慮）；為交流并網(wǎng)效率，即從逆變器輸出至配電電網(wǎng)的傳輸效率，其存在的損耗主要為電力調(diào)節(jié)損失，該效率一般為92％。方案一將上述氣象參數(shù)及組件性能參數(shù)帶入光伏系統(tǒng)發(fā)電量計算公式可得首年發(fā)電量為349627kWh?？紤]太陽電池組件10年后效率衰減至90%，25年后效率衰減至85％，25年累計發(fā)電量7819470.548kWh，25年年均發(fā)電量318033kWh。方案二將上述氣象參數(shù)及組件性能參數(shù)帶入