05 并网光伏发电系统器件选型廖文本.docx
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第5章集中并网光伏系统关键器件选型
【学习目标】
1.掌握并网光伏发电系统电池组件串并设计方法及复合阵列设计方法;
2.掌握电池组件倾斜角、方位角及最小间距设计方法;
3.熟悉光伏支架风压、积雪荷载分析方法;
4.了解光伏阵列自动跟踪技术特点;
5.掌握光伏汇流箱结构及选配方法;
6.掌握直流配电柜、交流配电柜结构及选配方法;
7.熟悉光伏并网逆变器工作原理,掌握逆变器选配方法;
8.了解并网逆变器低电压穿越能力、防孤岛效应;
9.熟悉升压变压器类型及选配方法;
10.掌握光伏电站线缆选配方法;
【本章简介】
并网光伏发电系统主要由太阳能电池、汇流箱、直流配电柜、逆变器、交流配电柜、升压变压器等部件组成。
本章以10MW并网光伏发电系统为案例,讲述组件方阵设计、汇流箱、直流配电柜、逆变器、交流配电柜、升压变压器等部件选配方法。
5.1集中并网光伏发电系统
1.并网光伏发电系统认识
并网光伏发电系统,可分为用户侧并网和发电侧并网两类。
前者并网点一般在低压侧(380/220V)或中压侧(10kV、35kV),以自发自用为主;通常是可逆流并网光伏系统,也有些系统要求设置逆功率保护(即不可逆流并网光伏系统)。
大型集中式并网光伏电站用户侧并网和发电侧并网两类都有,10MWp级及其以上功率的多为发电侧并网,采用“不可逆流”并网方式,电流是单向的,不是自发自用和“净电表计量”,只能给出上网电价。
通常接入35kV、110kV或220kV高压输出电能,其输出特性是跟随电网频率和电压变化的电流源,功率因数为1,不提供无功功率。
2.10MW光伏发电结构
大型集中式并网光伏电站,主要由太阳能光伏阵列、逆变功率调节控制装置及电网接人系统(升压变压器、交流断路器、计量设备)等组成,其配置如图5-1所示,由图可知,除主要设备之外,光伏电站配置还有光伏方阵直流防雷汇流箱,交、直流配电系统,检测、计量、数据采集及传输,交直流电缆等硬件设备。
图5-1为10MW集中并网光伏发电系统总框图。
该项目位于新疆阿克苏市(经度80.3度,纬度41.2度),系统由23040块265Wp单晶硅电池组件和15232块285Wp多晶硅电池组件,总装机容量为10446.72KW。
图5-110MW光伏发电系统结构
5.2光伏阵列设计
5.2.1 电池方阵选配
大型集中式并网光伏电站直流部分的设计,首要的是光伏阵列的设计,因为在电站的场内主体部分是光伏阵列。
它是由排列有序的方阵构成,而方阵是由一定数量的光伏组件经过串、并联而成。
因此,设计的顺序应为由组件选型到方阵设计再到方阵排布及相应的支架、基础、连接线缆等的设计。
1.太阳电池组件选型
(1)电池组件选型
目前,大型集中式并网光伏电站多选用效率较高、性能相对稳定的晶体硅太阳电池组件,包括单晶硅电池和多晶硅电池。
单晶硅电池具有电池转换效率高,稳定性好,但是成本较高。
多晶硅电池成本低,转换效率略低于直拉单晶硅太阳能电池,材料中的各种缺陷,如晶界、位错、微缺陷,和材料中的杂质碳和氧,以及工艺过程中玷污的过渡族金属。
由于国内多晶硅太阳电池近年来发展迅速,国产高效多晶平板电池组件多被大型光伏电站选用,尤其是单块组件功率250Wp-285Wp,电池效率达到17%~18%,通过ISO9001质量体系认证及UL、TUV、IEC等一系列国际认证,能保证光伏组件输出功率达到25年以上,电池效率和稳定性均处于世界先进水平。
在建设大型光伏发电系统中,也往往选用市售优质的240Wp或260Wp。
多晶硅太阳电池组件,这类组件特点是:
①优质牢固的铝合金边框可抗御强风,冰冻及不变形;②新颖特别的边框设计进而加强玻璃与边框的密封;③铝合金边框的长短边备有安装孔,满足不同安装方式的要求;④高透光率的低铁超透光玻璃增强抗冲击力;⑤优质的EVA材料和背极材料。
对于用在海滩、岛屿上建设的光伏电站的太阳电池组件,要经过必要的技术论证和采取必要措施,以防止海风、盐蚀等严重影响发电量和使用寿命。
(2)案例分析
结合上述10MW光伏发电系统设计容量要求,拟假设采用20台500kW无隔离变并网逆变器,分别对应10个1MW光伏阵列。
可采用23040块265Wp单晶硅方阵和15232块285Wp多晶硅方阵。
配置情况如下表5-1所示,表5-2为可选单晶硅电池组件参数表,表5-3为可多晶硅电池参数表。
在此要说明的是,单晶硅和多晶硅电池数并不一定要完全按上述配置,但要保证单晶硅和多晶硅电池各容量为1MW的整数倍,即单晶硅和多晶硅电池不要同时出现在一个电池方阵单元中。
表5-1电池组件选型与配置
位置
组件(Wp)
组件数(块)
方阵数(个)
装机容量(KWp)
单晶硅方阵
265
23040
12
6105.6
多晶硅方阵
285
15232
8
4341.12
合计
38272
20
10446.72
表5-2单晶硅电池组件参数(尺寸1590*1064)
类型
峰值功率
峰值电流
短路电流
峰值电压
开路电压
转换效率
265组件
265wp
5.28
5.59
50.2
60.6
15.7
250组件
250wp
5.14
5.49
48.7
60.0
14.8
240组件
240wp
5.04
5.41
47.7
59.4
14.2
表5-3多晶硅电池组件参数(尺寸1956*992)
类型
峰值功率
峰值电流
短路电流
峰值电压
开路电压
转换效率
285组件
285wp
7.97
8.40
35.8
44.6
14.7
270组件
270wp
7.68
8.13
35.2
44.0
13.9
260组件
260wp
7.48
7.96
34.8
43.6
13.4
2.电池组件的串联数
光伏组件串联数量的设计:
逆变器在并网发电时,光伏阵列必须实现最大功率点跟踪控制,以便光伏阵列在任何当前日照下不断获得最大功率输出。
因此除接至同一台逆变器的光伏组件的规格类型、串联数量及安装角度应保持一致外,还需考虑光伏组件的最佳工作电压(Vmp)和开路电压(Voc)的温度系数,串联后的光伏阵列的Vmp应在逆变器MPPT范围内,应大于逆变器MPPT工作电压的最小值Vmin;Voc应低于逆变器输入电压的最大值Vmax。
从电池组件特性上可知,温度上升将使太阳能电池开路电压Voc下降,短路电流Isc则轻微增大,总体效果会造成太阳能电池的输出功率下降。
日照强度在极大的程度上影响太阳电池的输出电流,导致太阳能电池输出功率的变化。
(1)单晶硅电池组件串联数
根据电池组件串联后,Vmp应在逆变器MPPT范围内,应大于最小的逆变器MPPT工作电压,可得:
串联数最小值n1=Vmin/Vmp
根据串联后的组件Voc应低于逆变器输入电压的最大值,可得:
串联数最大值n2=Vmax/Voc
如果上述案例中,采用265WP的单晶硅电池,逆变器MPPT范围为450V-820V,则可得:
串联数最小值n1=V1/Vmp=450/50.2=9
串联数最大值n2=V2/Voc=820/60.6=13
所以在此方案选择12块串联,12×50.2=602.4Vdc处于逆变器450~820Vdc的MPPT工作范围内。
下图5-2为电池仿真连接示意图。
图5-2单晶硅电池组件串联连接方式
在上图5-2中,表示两块电池组件并排排列,所以单个方阵的组件长度为3180mm,宽度为9765mm(中间有空隙)。
根据表5-1所示的系统容量配置,系统拟采用逆变器500KW,则12块电池组件一串,共需要158并连组成一个逆变器输入单元(12*158*265wp=50244wp);系统共有12个单晶硅电池方阵(12*50244wp=6029280wp),系统结构如上图5-1所示。
2.多晶硅电池组件串联数
对于采用285wp的多晶硅光伏电池的最小值串联数和最大串联数为:
串联数最小值n1=V1/Vmp=450/35.8=13
串联数最大值n2=V2/Voc=820/44.6=18
所以可选择17块串联,17×35.8=608.6Vdc处于逆变器450~820VdcMPPT工作范围内。
根据17串为一光伏阵列,可确定多晶硅由17串104并为一光伏方阵,共8个方阵构成。
系统结构如上图5-1所示。
5.2.2 电池方阵布局
1.电池方阵倾斜角与方位的确定
方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素,如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。
并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用RETScreen专业系统设计软件进行优化设计来确定,它应是系统全年发电量最大时的倾角。
下图5-2为新疆阿克苏市的气象参数情况,图5-3为最优倾斜角辐射量情况。
图5-2气象参数图5-3最优倾斜角
从图5-3中可知,采用倾斜角41度时,可得年均倾斜面日辐照量为5.35kwh/m2/d高于水平辐射量4.45kwh/m2/d,也高于全国平均4kWh/m2/d水平。
为保证光伏电站选址地冬至日上午九时到下午三时光伏组件方阵之间接收的辐射量最大,选择最佳倾角是必须的。
太阳电池方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方的夹角,向东设为负,向西侧为正。
它的确定,从场地条件出发尽可能地正南设置,因为通常方位角为0度时,发电量最大。
2.方阵间距的计算
(1)光伏方阵间距计算方法
光伏方阵最小间距一般确定原则:
冬至当天9:
00~15:
00太阳电池组件不应被遮挡,光伏方阵间距应不小于最小间距。
在北半球,对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正面,方阵倾角确定后,要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距,以免出现阴影遮挡。
前后间距为:
冬至日(一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天)上午9:
00到下午3:
00,组件之间南北方向无阴影遮挡。
计算光伏组件方阵两排之间间距D,如图5-4所示。
图5-4阵列阴影示意图
光伏组件方阵两排之间间距D:
式中,L为阵列倾斜面长度;D为两阵列之间间距;β为阵列倾斜角,Φ为当地维度。
(2)案例分析
例如新疆阿克苏市(纬度为41.2度)10MW并网光伏电站组件倾斜角为41度,则两排组件为一阵列的最小间距D为:
每排组件间距排列方式如下图5-5所示。
图5-5光伏支架安装间距
5.2.3 光伏方阵支架结构设计
支架设计考虑的参数和参考标准为:
GB50009-2006《建筑结构荷载规范》,GB50017-2003《钢结构设计规范》和角钢符合GB9787-88。
支架设计考虑的参数和参考标准为:
GB50009-2006《建筑结构荷载规范》;GB50017-2003《钢结构设计规范》,角钢符合GB9787-88,槽钢符合GB9788-88;GB50205-2001《钢结构质量工程验收规范》,GB3098《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》。
1.风压荷载分析
光伏组件的风压荷载计算公式:
W=Cw×p×Aw
式中W为风压荷载,N;Cw为风力系数;P为设计用风速压力,N/m2;Aw为受力面积。
设计用风速压力p用下式计算:
p=p0×μh×μe×μs
式中p0为基准风压,N/m2;μh为高度修正系数;μe为环境系数;μs为体形修正系数。
设定基准高度10m,可由下式计算基准风压:
式中ρ为空气密度风速,NS2/m4;V0为设计用基准风速,m/s。
空气的密度和风速冬、夏季不同,从安全考虑取数值较大的冬季值,即1.274NS2/m4,设计用基准风速取地上高度10m处,50年内出现的最大瞬时风速。
风压高度修正系数μh可从表5-4中查找。
表5-4风压高度修正系数μh
距离地面高度
地面粗糙类别
A
B
C
D
5
1.17
1.00
0.74
0.62
10
1.38
1.00
0.74
0.62
15
1.52
1.14
0.74
0.62
20
1.63
1.25
0.84
0.62
30
1.80
1.42
1.00
0.62
40
1.92
1.56
1.13
0.73
50
2.03
1.67
1.25
0.84
环境修正系数μe:
对风无遮挡的空旷地带1.15;对风有少量遮挡0.9;对风有较大遮挡0.7。
体形修正系数μs。
取值见表5-5。
表5-5体形修正系数
顺风
方阵倾斜(度)
逆风
0.79
15
0.94
0.87
30
1.18
1.06
45
1.43
从我国的实际情况看,可分为四大风压区。
最大风压区:
包括东南沿海和岛屿,风压值70~80kgf/m2以上(lkgf/m2=9.80665Pa)。
次大风压区:
包括东北、华北、西北北部,风压值40~60kgf/m2。
较大风压区:
包括青藏高原,风压值30~50kgf/m2。
最小风压区:
包括云南、贵州、四川和湖南西部、湖北西部,20~30kgf/m2。
根据上述范围,为安全可靠,基准风压值一般可选为60kgf/m2,也可将此值代入风荷载计算公式,进行方阵支撑钢结构的材料选择。
至于风力系数Cw,太阳电池组件可参照表5-6所示的数据。
表5-6电池组件风力系数
安装形态
风力系数Cw
备注
顺风
逆风
地面安装形(单独)
支架为数个的场合,周围端部的风力系数取左边值,中央部的风力系数取左边值的一半最好。
在左边没有标注的θ角度Cw由下公式计算:
(正压)0.65+0.009θ
(负压)0.65+0.009θ
其中,45≥θ≥15
Cw正压
θ度
Cw负压
0.79
15
0.94
0.87
30
1.18
1.06
45
1.43
屋顶安装型
屋顶脊梁处有砖等突出部分的场合,左边负压值的一半也可。
在左边没有标注的θ角度Cw由下公式计算:
(正压)0.95+0.017θ
(负压)-0.10+0.077θ-0.0026θ2
其中,27≥θ≥12
Cw正压
θ度
Cw负压
0.75
12
0.45
0.61
20
0.40
0.49
27
0.08
2.积雪符合分析
电池组件除了风载荷,有积雪地区还要考虑雪载荷。
雪载荷计算公式如下:
SK=μrS0
式中,Sk为雪载荷标准值;μr为(屋面)积雪分布系数;S0为基本雪压。
最大雪压区:
在新疆北部,雪压值50kgf/m2以上。
次大雪压区:
包括东北,内蒙古北部,长江中下游,四川西部,贵州北部,一般在30kgf/m2。
通过上述风载荷、雪载荷的计算,一般工程选用50号角钢和100号槽钢作为太阳电池方阵的支撑构架材料。
材料选择依据:
(1)根据风压和雪压的计算结果,以及太阳电池方阵布置进行选材;
(2)根据材料力学的弯曲变形公式,计算出连接部件的最优截面,确定选择的材料及结构方式;
(3)选择支架的防锈处理方式。
关于防锈处理,一般采用如下措施。
热浸锌:
当构件的材料厚度小于5mm以下,镀层厚度不得小于65μm;当构建的材料厚度大于5mm以上,镀层厚度大于86μm,钢结构的防腐年限达到25年以上。
涂层法:
涂层法保护材料,涂层一般要做4~5遍,干漆膜总厚度为150μm,室内工程为125μm,允许误差25μm。
光伏工程在海边滩涂实施,是在有较强烈腐蚀性大气中,干漆膜总厚度要增加到200~220μm。
对建于海盐粒子侵蚀利害的地区,如海岛、海岸等,也可考虑采用钢筋水泥支撑结构来防止支架的锈蚀。
图5-6光伏独立支架
5.2.4光伏自动跟踪技术选择
众所周知,为提高光伏电站的发电量,降低度电成本,增加投资的经济效益,可以采用光伏自动跟踪技术。
从国内技术来讲,对非聚光形式有双轴跟踪、斜单轴、平单轴以下3种跟踪技术。
对各种跟踪方式优缺点比较如下:
(1)双轴跟踪范围大的同时占地面积大,安装容量容易受安装环境影响;安装相对复杂、抗风能力一般,一次性投入相对较高,在电池板价格低的情况下,经济价值一般。
安装结构示意图参见图5-7。
(2)斜单轴单元安装容量、跟踪范围一方面受环境影响另一方面受顶杆电机行程约束,抗风能力较好、安装比较简单,整个性价比较高,如果安装在斜坡上则优势更明显。
(3)平单轴跟踪范围大、安装简单、容易扩展容量,容量大时造价低、抗风能力强,经济性能高,更适合在赤道附近地区应用同时对地基平面要求高。
图5-7双轴跟踪示意图
从发电效率来看:
平单轴:
发电量提高10%~20%,成本增加3%~5%,单机最大功率50kW(2008年底)。
斜单轴:
发电量提高20%~30%,成本增加10%,单机最大功率3.3kW(2006年底)。
双轴:
发电量提高30%~40%,成本增加15%,单机最大功率l0kW(2008年底)。
在光伏电站设计中,要不要跟踪,应因地而异,完全由综合技术经济性来判定。
从以上3种跟踪技术比较来说,通常是斜单轴跟踪费效比较好,平单轴适合于低纬度地区(30度内)。
对平板太阳电池方阵,在太阳电池组件已大幅降价之后,一般不必选择双轴跟踪。
因为双轴跟踪往往可靠性并不高,给维护带来麻烦,结果所谓得不偿失。
图5-8所示分别为斜单轴跟踪系统的原理图和前视图。
图5-8斜单轴跟踪系统原理图
5.3直流汇流箱配置
每个逆变器都连接有若干个光伏组件串,这些光电组件串通过直流汇流箱和直流配电柜连接到逆变器。
如下图5-9所示。
图5-9汇流箱链接
5.3.1 直流汇流箱工作原理
直流汇流箱也叫直流接线箱,小型太阳能光伏发电系统一般不用直流接线箱,电池组件的输出线就直接接到了控制器的输入端子上。
直流接线箱主要是在中、大型太阳能光伏发电系统中,用于把太阳能电池组件方阵的多路输出电缆集中输入、分组连接,不仅使连线井然有序,而且便于分组检查、维护,当太阳能电池方阵局部发生故障时,可以局部分离检修,不影响整体发电系统的连续工作。
图5-10是单路直流接线箱内部基本电路,图5-11所示的是多路直流接线箱的内部基本电路,它们由分路开关、主开关、避雷防雷器件、接线端子等构成,同时该汇流箱还具有电流检测模块,用于检测汇流箱每路输入电流情况,便于每路光伏阵列是否正常工作的判断依据。
图5-10单路输入直流接线箱内部电路图
直流接线箱一般由逆变器生产厂家或专业厂家生产并提供成型产品。
选用时主要考虑根据光伏方阵的输出路数、最大工作电流和最大输出功率等参数进行选择。
当没有成型产品提供或成品不符合系统要求时,就要根据实际需要自己设计制作了。
图5-11多路输入直流接线箱内部电路图
图5-12是图5-13所示的电路直流接线箱的实体连接图。
图5-12多路输入直流接线箱连接实体图图5-13大型直流接线箱局部连接实体图
5.3.2 直流汇流箱选配
1.直流汇流箱参数
(1)直流汇流箱须满足室外安装的使用要求,绝缘防护等级要达到IP65,下表为防护等级要求说明。
表5-5IP防护等级标准---GB4208-1993
IP防护类别是用两个数字标记的:
例如一个防护类别IP44
标记字母
第1个标记数字
第2个标记数字
接触保护和外来物保护等级
第1个标记数字
防水保护等级
第2个标记数字
第1个数字
防护范围
第2个数字
防护范围
名称
说明
名称
说明
0
无防护
--
0
无防护
--
1
防护50mm直径和更大的外来物体
探测器,球体直径为50mm,不应完全进入
1
防止垂直方向滴水
垂直方向滴水应无有害影响。
2
防护12.5mm直径和更大的外来物体
探测器,球体直径为12.5mm,不应完全进入
2
箱体倾斜15度时,垂直方向滴水
箱体向任何一侧至倾斜15o角时,垂直落下的水滴不应引起损害。
3
防护2.5mm直径和更大的外来物体
探测器,球体直径为2.5mm,不应完全进入
3
防淋水
各垂直面在60度范围内淋水,无有害影响
4
防护1.0mm直径和更大的外来物体
探测器,球体直径为1.0mm,不应完全进入
4
防溅水
向外壳各方向溅水无有害影响
5
防护灰尘
不可能完全阻止灰尘进入,但是灰尘的进入量不应超过这样的数量,即对装置或安全造成损害
5
防护喷水
向外壳各方向喷水无有害影响
6
灰尘封闭
想体内在20毫巴的低压时不应侵入灰尘
6
防强烈喷水
从每个方向对准箱体的强喷水无有害影响。
7
防护短时间浸入水中
箱体在标准压力下短时间浸入水中时,不应有能引起有害作用的水量浸入
8
防护长期浸入水中
箱体必须在由制造厂和用户协商定好的条件下长期浸入水中浸入水中,不应有能引起有害作用的水量浸入。
但这些条件必须比标记数字7所规定的复杂。
(2)同时可接入6路以上的太阳电池串列。
(3)每路电流最大可达10A,接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V,熔断器的耐压值不小于DC1000V。
(4)每路光伏组串具有二极管防反保护功能,配有光伏专用避雷器,正极负极都具备防雷功能,采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值,可承受的直流电压值不小于DC1000V。
(5)直流汇流箱还装设有浪涌保护器,具有防雷功能。
2.案例分析
(1)汇流箱选择
在上述图5-1光伏系统中,防雷汇流箱可采用16路输入。
所以单晶硅汇流箱每路输入的最大允许电压应大于12块电池组件串联的开路电压之和(12*60.6V=727.2V);汇流箱每路允许输入电流应大于每路的电路电流5.59A;汇流箱最大输出电流应大于每路最大电流之和89.44A(16*5.59)。
同样,对于多晶硅汇流箱每路输入的最大允许电压应大于17块电池组件串联的开路电压之和(17*44.6V=758.2V);汇流箱每路允许输入电流应大于每路的电路电流8.40A;汇流箱最大输出电流应大于每路最大电流之和134.4A(16*8.40)。
所以汇流箱可选择输入数为16路,每路最大工作电流达10A;接入最大光伏串列的工作电压可达900Vdc;熔断器的耐压值不小于1000Vdc;每路光伏串列具有二极管防反保护功能;配有光伏专用防雷器。
(2)光伏阵列汇流设计
单晶硅汇流设计
采用16路输入1路输出的汇流箱,每路12串,则一个汇流箱连接的电池方阵容量为50880wp,约为50KWp。
单晶硅组件每个方阵配汇流箱10个,10个汇流箱输出至一个总的直流汇流柜,即组成一个单晶硅电池方阵,则每个方阵容量为5。
508800wp,约为500KWp,其值和后续的500kw容量的逆变器配套。
图5-14为2组500kw电池方阵组成1MW单元方阵系统。
单晶硅方阵系统共需要汇流箱120个。
多晶硅汇流设计
采用16路输入1路输出的汇流箱,每路17串,则一个汇流箱连接的电池方阵容量为77520wp。
多晶硅组件每个方阵配汇流箱7个,7个汇流箱输出至一个总的直流汇流柜,即组成一个单晶硅电池方阵,则每个方阵容量为542640wp,其值和后续的500kw容量的逆变器配套(逆变器有10%的余量);多晶硅方阵系统共需要汇流箱56个。
图5-14单元汇流箱系统结构
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