分布式光伏发电建设与信息采集系统方案两篇Word格式.docx

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2.7.电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施

工及验收规范

GB50171-92

2.8.电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范

GB50168-20XX

2.9.综合布线系统工程验收规范

GB50312-20XX

2.10.电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

GB50169-20XX

2.11.民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

JGJ203-20XX

2.12.太阳光伏电源系统安装工程设计规范

CECS84:

96

2.13.光伏电站施工规范

GB50794-20XX

2.14.太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范

CECS85:

2.15.光伏发电工程施工组织设计规范

GB/T50795-20XX

2.16.光伏发电工程验收规范

GB/T50796-20XX

2.17.光伏建筑一体化系统运行与维护规范

JGJ/T264-20XX

三、设计方案

3.1.系统概述

针对100kWp的太阳能光伏并网发电系统项目,建议采用分块发电、集中并网方案,将系统分成2个50kW的并网发电单元,每个50kW的并网发电单元都接入0.4KV低压配电柜,汇总经过总断路器,最终实现整个并网发电系统并入0.4KV低压交流电网。

3.2.光伏阵列方案

本方案采用250WP(30.23V)多晶太阳能光伏组件,100kWP共需400块,实际装机容量100kW。

250Wp组件开路电压为36.2V左右,工作电压为30.23V。

光伏阵列分2个主方阵,每个主方阵容量50KW,共200块组件。

20块为一个子串列,共10串。

3.3.光伏逆变器及并网方案

整个系统分成2个50kW的并网发电单元,选用2台50kW逆变器。

每台逆变器的交流输出接入交流并网配电柜,经交流断路器接入0.4kV侧,并配有发电计量表。

交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表,可以直观地显示电网侧电压及发电电流。

3.4.监控装置

本系统配置1套无线远程监控装置

3.5.综述

本系统主要由太阳能电池组件、光伏阵列防雷汇流箱、光伏并网逆变器和交流配电柜组成。

另外,系统应配置1套监控装置,用来监测系统的运行状态和工作参数。

3.6.原理图

四、设计计算及设备选型

4.1并网逆变器设计

此次光伏并网发电系统设计为2个50KW并网发电单元,每个50KW并网发电单元配置1台型号为SG50K3并网逆变器,整个系统配置2台SG50K3并网逆变器,组成100KWWp并网发电系统。

SG50K3由阳光电源股份有限公司生产。

4.2.光伏阵列设计

目前在光伏并网系统中,普遍选用具有较大功率的太阳能电池组件,本系统可选用单块250Wp多晶硅太阳能电池组件,其工作电压为30.23V,开路电压约为36V。

当然,也可选用其它类型的太阳能电池组件。

SG50K3并网逆变器的直流工作电压范围为:

300Vdc~950Vdc,最大开路电压1000V。

经过计算:

300V/30.23V=9.9,

950V/36V=26.3,得出:

每个光伏阵列可采用10-26块电池组件串联。

本方案选20个电池组件串联。

每个光伏阵列的峰值工作电压:

20×

30.23=604V,开路电压:

720V,满足逆变器的工作电压范围。

对于每个50KW并网发电单元,需要配置200块250Wp电池组件,组成2个光伏阵列。

整个100KWp并网系统需配置400块250Wp电池组件。

每个主方阵容量50KW,共200块组件。

一个主方阵太阳电池组件布置为10个1*20子阵列.

4.3.光伏阵列汇流箱

SPV-8光伏阵列汇流箱由湖北通益电气有限公司研制,主要特点如下:

 

大大简化了系统布线和不必要的损耗;

最大可接入8路光伏串列,单路最大电流16A;

宽直流电压输入,光伏阵列最高输入电压可达1000VDC;

光伏专用保险丝;

光伏专用高压防雷器;

满足室内、室外安装要求;

可实现多台机器并联运行;

维护简易、快捷;

远程监控(选配);

防护等级IP65;

4.4.交流配电柜

简化系统布线,操作简单、维护方便,提高系统可靠性、安全性,选用国际知名厂家的器件。

交流配电柜的性能特点如下:

交流配电柜主要满足交流配电,方便逆变器交流接入的汇流;

交流配电柜输入输出配置交流断路器,方便维护和操作;

交流输出母线配置电度表,实现对并网发电系统的计量;

交流输出母线安装交流防雷器,防止感应雷对设备造成损坏;

交流配电柜可根据系统实际要求定制,交流输出母线可根据系统需要进行分段,原理框图如下:

在本方案中有2个交流配电单元。

4.5.系统接入电网设计

本方案采用的SG50K3并网逆变器适合于直接并入三相低压交流电网(AC380V/50Hz)。

系统配置2台SG50K3并网逆变器的交流输出直接接入交流配电柜的0.4KV开关柜,经交流低压母线汇流后接入低压开关柜,并入0.4KV低压交流电网,从而最终实现系统的并网发电功能。

4.6.系统监控装置

采用高性能无线传输模块,配置光伏并网系统多机版监控软件,采用GPRS无线通讯方式,连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测。

(1)光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下:

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;

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、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;

(2)监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据,可连续存储5年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。

(3)可提供中文和英文两种语言版本。

(4)可长期24小时不间断运行在中文XP操作系统。

(5)监控主机同时提供对外的数据接口,即用户可以通过网络方式,异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。

4.7.系统防雷接地装置

为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠,防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生,系统的防雷接地装置必不可少。

系统的防雷接地装置措施有多种方法,主要有以下几个方面供参考:

(1)地线是避雷、防雷的关键,在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时,选择电厂附近土层较厚、潮湿的地点,挖1~2米深地线坑,采用40扁钢,添加降阻剂并引出地线,引出线采用10mm2铜芯电缆,接地电阻应小于4欧姆。

(2)直流侧防雷措施:

电池支架应保证良好的接地,太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱,汇流箱内含高压防雷器保护装置,电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜,经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。

(3)交流侧防雷措施:

每台逆变器的交流输出经0.4KV开关柜接入电网,10KV变电站应配置防雷装置,有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏,且所有的机柜要有良好的接地。

五、系统主要设备配置清单

序号

名称

厂家

备注

1

太阳能电池板

旭阳科技

2

光伏并网逆变器

阳光电源

3

光伏汇流箱

通益电气

4

交流并网配电柜

5

无线传输监控系统

6

安装附件

六.经济效益

⑴100kW屋顶光伏发电站所需电池板面积:

1000kW需要400块电池板,电池板总面积1.6368*400=654.72㎡。

⑵年平均太阳辐射总量:

目前:

湖北倾角等于当地纬度斜面上的太阳总辐射辐照量为4190-5016

MJ/(m2•a)。

⑶根据理论计算年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率=13.14万度-15.73万度

⑷实际发电量

因实际发电量受到以下因素的影响:

1、太阳电池板输出的标称功率与实际输出有偏差;

2、光伏组件温度的升高对它的输出功率有一定影响;

3、光伏组件表面灰尘的累积会影响太阳电池板的输出功率;

4、由于太阳辐射的不均匀性,光伏组件的输出几乎不可能同时达到最大功率输出,因此光伏阵列的输出功率要低于各个组件的标称功率之和;

5、其它因素。

所以实际发电效率为71%。

⑸光伏发电系统实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率

=(13.14-15.73)*71%=9.3万度-11万度

结合以上理论计算,100KWp光伏发电项目收益计算如下

每年可节省的电费为:

(9.3-11)万度*1.2元每度=(11.16-13.2)万元

其中:

享受国家政策补贴为:

(9.3-11)万度*0.42元每度=(4.5-4.6)万元

享受湖北省政策补贴为:

(9.3-11)万度*0.25元每度=(2.3-2.7)万元

年总收益:

17.96万元-20.5万元每年

七.服务与支持

为客户提供一站式服务:

提供从现场勘查、设计、安装、调试、报装到送电的全过程服务

详细的系统应用培训

提供后期运行的维护保养服务

完善的7*24小时售后服务体系

篇二:

某公司分布式光伏发电信息采集系统设计方案

1.总则

1.1.总体要求

随着新能源在国内市场的大规模开发和利用,光伏发电技术已经逐步趋于成熟和完善,如何对光伏电站实现高效的实时监控,满足光伏发电入网的需求,提供电网的稳定性和可靠性,是摆在我们每一个人面前急需解决的问题,需要建立一套广泛的信息规范和通信标准,以适应电网监控和自动化的要求。

光伏发电的实时监控与信息采集系统应遵循安全可靠、技术先进适度超前、经济合理、符合国情的原则,满足电力系统自动化总体规划要求,且充分考虑光伏发电技术的发展需求。

当不可再生资源面临日趋加剧的枯竭态势时,人类能源利用的目标立刻转移到了可再生资源,在众多的可再生资源中,太阳能由于洁净、环保,能量分布较为广泛而引起了人们利用太阳能的较大兴趣。

但在利用太阳能的过程中,人们也尝到了许多难以承负之苦,其中极高的价格成本问题是首当其中。

解决价格成本问题的有效途径之一就是提高光伏系统的运行维护水平,延长系统使用寿命。

为延长系统寿命,就必须增加监控系统,增加监控参量,提高监控量管理水平。

对于电网而言,随着分布式发电功率的越来越大,分布式发电对电网的影响也逐渐增大,对于分布式光伏发电的指标要求不能仅仅局限于电压、电流、功率因数、孤岛、谐波、闪变、短路能力等传统的规定,还必须将分布式光伏发电装置纳入整体电网的潮流中来考察和管理。

对于分布式光伏发电系统的并网,国际上已经有了很多的标准,我国的标准主要分散在一些国家标准里,现在也正在制订一些专用的标准。

大多数传统的标准只对电站的交流参数提出被动要求,也就是说电网还没有对电站进行主动调度和控制,只是对电压和电流的谐波、电压和频率偏差、电压波动和闪变、直流分量和功率因数等参数提出规范要求。

电压偏差:

光伏电站接人电网后,公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325—20XX《电能质量供电电压偏差》的规定。

电压波动和闪变:

光伏电站接入电网后,公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326—20XX《电能质量电压波动和闪变》的规定。

电压不平衡度:

光伏电站接入电网后,公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543—20XX《电能质量三相电压不平衡》规定的限值,公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不得超过4%;

其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。

直流分量:

光伏电站并网运行时,向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的O.5%。

孤岛检测:

目前国内尚未出台专门的孤岛检测标准与方法。

目前欧美国家对孤岛的检测研究较为广泛和深入,一般要求必须同时具备主动式和被动式两种防护措施,例如主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等;

被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。

虽然目前国际国内提出了多种防护孤岛的方法,但是如何有效地模拟出负载匹配的环境进行测试一直没有统一的标准,其中应用较为广泛的标准有IEEEl547、VDE0126-l-l和IEC62116,但它们的试验条件和要求各有不同,给测试与理解带来了困难,特别是对于大型光伏电站的几个兆瓦乃至数十兆瓦的容量,想进行现场孤岛测试几乎是不可能的,这也是未来相关标准出台和实施的一个难点。

随着光伏电站的规模越来越大(几十乃至上百兆瓦级),电网对光伏电站提出了更高的要求。

不单是被动的电能质量要求,还有主动的对电站进行调度和管理的要求,监控内容主要集中在低电压穿越、无功补偿、有功功率降额、远程控制功率等方面,其主要目的是将分布式电站集成进电网的调度管理系统以及在电网波动或故障时提高对分布式电站的可控性。

对于有功功率调节的要求,其主要目的有两点:

一个根据实时的发电,负载需求来对光伏电站进行动态管理,以完成调峰等电网控制功能;

二是在电网故障时保证电力系统稳定性。

对于无功功率进行调节的原因在于:

很多时候电网中的负载需要吸收无功功率,一般情况下需要通过专门的无功功率补偿装置(SVR)来进行被动调节,现在可以通过并网电站的功率因数控制功能,主动向电网中补偿无功,可以减少对SVR的依赖和投入,并且在电网故障时可以保障电网的稳定性与可靠性。

低电压穿越功能一开始是对大型风力发电系统的要求,现在逐渐成为对光伏电站的要求。

在几年以前,当电网(故障或其它特殊情况)电压波动明显时,要求光伏并网电站立即停止工作;

但随着光伏电站的规模增大和开始承担一定本地负载的事实,人们发现,如果电网故障而光伏电站立即停止工作,可能会反过来加重故障程度,影响向负载及时供电和推迟电网恢复时间,因此需要对光伏电站的低电压穿越要求,避免在电网电压异常时脱离。

综上所述,未来光伏电站接入电网的核心要求就是光伏电站接受电网调度、实时监控以及参与电网管理,也就是“分散发电,独立接入,综合调度”,这样才能提高电网运行的可靠性和电网调度的灵活性。

1.2.监控方法与监控参量分析

实际中,光伏系统应用的决定性因素是成本和效率,从这两方面切入,光伏监控系统的主要监控参量包括:

系统工作环境气象参数,主要有温度、太阳辐射强度、风速及灾害性天气预测等,这些物理量都可以通过相应的传感器形成标准的4—20mA或l一5v的电信号;

其次是太阳能电池板工作电压和电流,这两个量可利用直流电量采集模块采集,从而达到对这两个量实时跟踪,使系统始终运行于最大输出功率;

第三个方面的监控参量是蓄电池工作状态和负载实时负荷量监测,蓄电池工作状态主要是实时剩余电量、工作电压和电流的监控。

系统负荷针对交直流负载情况分别采用交直流电量智能模块实现监测。

这些数据通过传感器或智能模块进行采集,采用统一应用支撑平台进行数据处理,实现计算机监控系统自动监视和控制。

光伏发电站的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号也都归入计算机监控系统的监视范围。

对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸、主变有载调压开关等实现远方控制。

主站通过通信信道采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。

1.3.信息采集原则

分布式光伏发电实时监控和信息采集系统主要采集光伏变电站内所有的遥信和遥测信息,并进行相应的控制操作。

厂站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号都归入计算机监控系统的监视范围。

对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸等实现远方控制。

采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。

遥测信息的采集应保持与保护装置的相对独立,站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电等一次设备的运行状态均直接由测控单元采集。

凡涉及控制一次设备的位置信号应按双态采集。

继电保护信息可通过通信方式采集。

电能量信息可从电能计费系统采集。

站内智能设备(直流系统、UPS系统、安全稳定控制系统等)的运行状态信息通过通信方式采集。

1.4.控制操作方式

断路器、电动刀闸、变压器分接头的控制操作方式具有手动控制和自动控制两种方式,操作遵守唯一性原则。

控制可分为:

主站端操作、站控端操作、间隔层操作、就地设备层操作。

当执行某一控制操作时,其它操作均处于闭锁状态。

1.5.测量参数的选取与处理

在系统监测中,一般采用3个等级的标准:

普通级监测、系统级监测和专业技术级监测。

普通级性能监测是测量系统的输出特性的,其主要的测量参数是系统的输入输出,而不是系统的内部工作状况。

这种监测系统用来检测系统是否正在运行、供电参数是否合理等。

这种监测没有提供更多的辅助功能(如故障诊断),并且不能根据设计说明书确定某一具体组件是否正在运行。

系统级监测除具有普通级别具有的功能外,还进行系统内部测量。

系统级监测包括系统内部的直流系统的电压、电流的监测和交流系统的电压、电流的监测;

并且可总体上了解系统内部的能量流动。

系统级监测可以在宏观上了解组件性能,并提供系统组件的故障诊断,不仅可以对系统设计进行评价,甚至可以对组件的效率进行评价。

专门技术监测级别的测量用于科研上,通过它可以了解系统的运行情况和实时的能量流动。

通过采集的数据可监测组件效率,也可确定特定组件的运行特性。

可是在高频下采集数据!

由于数据聚合得很快,因此无法对系统总体运行参数进行非经常性分析。

这个级别的监测应用在对系统参数和组件进行详细地分析上。

对于PV系统的一般性监测,采用普通级监测即可;

要想对系统进行全面、正确和客观的评价,系统级监测则可以满足这一要求;

如果需要更为详尽的数据,则应达到专门技术监测级别。

采集的参数如下:

一、环境参数

1、辐照度

水平面的太阳总辐照度G,W/㎡;

系统阵列表面的太阳辐照度G,W/㎡。

2、温度

室外温度T,℃;

光伏组件温度T,℃;

蓄电池温度T,℃

二、电流参数

1、直流参数

光伏阵列的输出电压U,V;

电流I,A;

蓄电池电压U,V;

逆变器输入电压U,V;

直流负载的输入电压U,V;

电流I,A。

2、交流参数

逆变器输出电压U,V;

2.在采集过程中,测量的次数很多,并且在大多数远程系统中,不可能长时间记录所有的信息。

为了减少数据测量的次数,一般要对数据进行处理。

3.通信方式

分布式光伏发电一般通过配电网接入电力系统,配电自动化系统需要对光伏发电进行监控和管理,以保证电网的安全可靠运行。

配电自动化系统与分布式光伏发电系统的通信方式可以有多种类型。

主要取决于城市中心、市区、郊区、农电等不同的地理位置,也取决于配电网自动化的规模和预期达到的自动化水平。

通信介质也分多种,包括:

光纤、专线、载波、无线等方式。

光纤通信具有高速、可靠、抗干扰等特点,是城市中心、市区配电网自动化首选的一种通信方式。

随着光纤通信技术的不断发展,其性能价格比也比较适中。

无线方式通信实施比较方便,布置灵活,但可能会有干扰。

载波通信方式比较适合农电及远距离线路,价格也比较便宜。

专线通信方式架设成本比较高,通信质量较好,维护成本也很高。

3.1.光纤通讯系统

光纤通信具有较好的抗干扰能力,通信容量大、频带宽、误码率低、传输速率高。

对于地下电力电缆配电网,光缆可以很方便地与电力电缆同沟铺设,投资不高,对于架空线也可利用电力部门所特有的设施,把光纤布设于钢绞线上。

为保证通信可靠,最好有工作与备用双套光缆系统。

分布式光伏实时监控与信息采集系统可以根据通信距离的长短,光端设备与自动化开关(或其他自动化设备如重合器、环网柜)设备间的距离远近,传输损耗的允许范围,可以选择单模光纤,也可以使用多模光纤。

光端机有多种型式:

简单MODEM模式,收发器模式,和智能自愈式收发器。

后者比较先进,光缆出故障时,智能化收发器可以自选路由,故障消失后自动恢复,还有多个(4个)数据口,可供其它通信,例如远方读表等使用。

3.1.1.双纤自愈环网

利用光端调制解调器,有多种组网方式,一般有点对点、主从结构、星型结构和双纤自环等。

其中双光纤自愈环网优点突出,是系统可靠性最高的组往方式,成为最佳选择方案。

以下做简单介绍:

该模式主要由具有自检功能,二发二收的光端机和二芯光纤组成。

自愈型光端设备主要包括光/电转换的信号收发器及处理自愈功能的切换控制器组成。

其模型图如下:

由具有自检功能的光端设备组成的一主一备双纤环网。

环路中任一光端机都可以作为主站,其他各点作为子站。

假设某一光端机设备或某处光纤断裂其相邻的两个光端机的主备通道自动回环,不会丢失来自主站或子站的数据,保证了主站的各个子站之间通信的畅通,确保通信的高可靠性。

3.1.2.光纤以太网

随着网络技术的和光纤通讯技术的不断发展,现在出现了一种新型的光纤以太网通讯结构。

利用以太网的冲突检测机制,通讯的时效性大大增强,系统的实时性得到了提高。

目前已经有100M和10M两种。

另外,它采用分层体系结构,结构清晰。

随着技术的不断发展和成熟,这种光纤以太网也将在配网自动化系统中得到一些较为成熟的应用。

3.2.电力载波通信方式

电力线载波通信原理是在发送端将信息调制为高频信号,并通过耦合器耦合至输电线路,利用输电线路作为传输媒介传送到接收端,接收端通过耦合器将载波从强电电流中分离出来,然后解调出信息并传送到计算机或其他终端上,以实现信息传输。

利用电力线载波通信的优点是可以大量减少投资和线路的维护成本,但须

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