江阴污水处理厂350KW分布式光伏发电项目初步设计方案

江阴污水处理厂350KW分布式光伏发电项目（分布式用户侧并网光伏发电项目）初步设计上海太阳能工程技术研究中心有限公司一、概述本项目是建设在江阴周庄镇周东污水处理厂房屋顶上，方案一采用功率255Wp的晶体硅电池组件，由于屋面面积较小，考虑到安装容量采用倾角5°铺设方式，总安装容量约为350.880kWp。

方案二采用功率255Wp的晶体硅电池组件，采用钢砼屋面传统安装方式，倾角为20°铺设方式。

总安装容量约为282.03kWp。

系统采用用户侧低压并网方式（380V）,多点并网方式。

系统无蓄电池储能设备（将电网作为储能单元）。

其中多晶硅太阳能电池的转换效率超过17%，组件效率超过15%，并网逆变器工作效率为98%。

整个系统由太阳能电池组件，并网逆变器，交流配电柜，监控设备等组成。

1.1 设计范围设计范围包含由建筑屋顶光伏组件至并网柜接线端子，主要包括光伏组件排布、方阵组串设计、逆变系统设计、交流配电柜设计、综合监控系统、线缆选型及敷设设计。

1.3、地理位置及太阳能资源情况太阳能是取之不尽、用之不竭的清洁能源，我们可以充分利用其光电效应开发各种各样的太阳能光伏电池，电池经过串并联且封装之后得到组件，多个组件形成太阳能电池方阵，然后再联合逆变器、控制器等装置，最终形成一个完整的太阳能光伏发电系统。

随着科技技术的不断发展和传统能源的日益减少，太阳能光伏发电在未来能源结构中将占据重要地位。

江阴周庄镇周东污水处理厂位于江苏省南部，北纬31°40′34″至31°57′36″，东经119°59′至120°34′30″。

长江三角洲太湖平原北端。

东接张家港，南临无锡，西连常州，北对靖江。

江阴地处太湖水网平原北端，长江南部冲积平原，全境地势平缓，平均海拔6米左右，西南边缘地势偏低，中部、东北部有零星低丘散布其间，地势较高亢。

中部山丘多在海拔200米左右，以定山273.8米为最高，东北部黄山海拔91.7米。

滨临长江，全境有干、支河流550余条。

江阴属北亚热带季风性湿润气候年平均气温16.7℃，年降雨量1040.7毫米。

四季分明，冬季阴冷潮湿，夏季较炎热，春秋季节气候宜人，太阳年辐射总量115.7千卡/平方厘米。

一年中太阳辐射月总量以7月和8月最多，分别为13.5千卡/平方厘米和13.7千卡/平方厘米；12月和1月最少，均为6.3千卡/平方厘米。

该地区属于我国第四类太阳能分布地区，年日照时数约1000小时。

二、技术方案1.1、电气设计方案本项目采用并网光伏发电系统，该系统由光伏组件，并网型逆变器、交流配电柜及综合监控系统等组成。

太阳能通过光伏组件转化为直流电；一定数量光伏组件串联组成若干个光伏组件串以满足所需的输出电压要求，若干光伏组件串接入光伏组串式并网逆变器，并网逆变器将直流电转化为与电网同步的正弦交流电汇入电网。

用户侧光伏并网系统原理如图所示。

光伏方阵设计1）太阳能电池组件选择本系统选用单个组件功率255Wp的多晶硅组件，具体参数见下表。

表 1 电性能参数项目单位数值型号TSM_PC05A最大输出功率W 255最佳工作电流 A 8.37最佳工作电压V 30.5开路电压V 38.1短路电流 A 8.88工作温度℃44(±2)最大系统电压V 1000V DC(IEC)最大串联电流 A 15A输出功率公差W 0～3光电转化效率% 15.6组件尺寸Mm 1650×992×35组件重量kg 18.62）阴影遮挡分析在光伏系统排布方案设计时，首先考虑屋面的阴影遮挡情况，一般考虑冬至日9:00～15:00时间段内无遮挡，根据江苏省地区冬至日各个时段的高度角和方位角，可以计算出阴影遮挡情况。

3）光伏阵列角度选择确定屋顶安装区域后，将确定光伏阵列的安装角度和方位。

在光伏系统设计时，应尽可能选择正朝南的方向采用全年发电量最大的倾角安装光伏阵列，根据江苏省地区太阳辐射情况数据，江苏省地区光伏系统输出全年最大的光伏阵列倾角为23°，但考虑到安装容量的情况，太阳能电池组件方案一采用倾角5°铺设的形式，结构安装形式如下：5）光伏系统排布方案、逆变器及方阵组串设计1.2、方案一光伏组件采用倾角5°铺设，组件总数量为1376块，，系统总装机容量350.880kWp。

1.3、并网逆变器选择考虑到建筑朝向及安装角度，尽可能将处于相同发电情况的光伏阵列接入同一台逆变器，考虑到后续容量升级，本项目选用组串式并网逆变器，光伏阵列的组串设计需满足逆变器的直流工作电压范围，同时其最大功率输出电压应满足并网逆变器的最大功率点跟踪（MPPT）范围。

并网逆变器直流工作电压最大为900VDC，MPPT电压范围为450～850VDC。

表 1 屋面光伏阵列排布及逆变器情况序号建筑长宽组件数量（块）装机容量（kWp）汇流箱（台）4kWp（台）10kWp（台）20kWp（台）25kWp（台）50kWp（台）1 调节池(格栅井)屋顶21米17米180 45.9 2（JTPV-CB8) 112 生化池和二沉池屋顶50.6米39米960 244.8 5（JTPV-CB8)/1(JTPV-CB12) 1143 混凝沉淀池及消毒池屋顶35.7米11米180 45.9 2（JTPV-CB8) 114 变配电间15.6米7米56 14.28 11合计1376350.8809 121.4、方案二光伏组件采用钢结构20°倾角铺设的形式，组件总数量为1106块，组件采用多晶硅255Wp，系统总装机容量282.034kWp。

结构安装形式如下：1.5、并网逆变器选择考虑到建筑朝向及安装角度，尽可能将处于相同发电情况的光伏阵列接入同一台逆变器，考虑到后续容量升级，本项目选用组串式并网逆变器，光伏阵列的组串设计需满足逆变器的直流工作电压范围，同时其最大功率输出电压应满足并网逆变器的最大功率点跟踪（MPPT）范围。

并网逆变器直流工作电压最大为900VDC，MPPT电压范围为450～850VDC。

表 2 屋面光伏阵列排布及逆变器情况序号建筑长宽组件数量（块）装机容量（kWp）汇流箱（台）4kWp（台）5kWp（台）10kWp（台）30kWp（台）50kWp（台）1 调节池(格栅井)屋顶21米17米120 30.6 12 生化池和二沉池屋顶50.6米39米760 193.8 5（JTPV-CB8) 43 混凝沉淀池及消毒池屋顶35.7米11米120 30.6 14 污泥浓缩池屋顶7.8米8米18 4.59 15 板框压滤机设备间屋顶13米6米16 4.08 16 消毒加药间屋顶12米6米16 4.08 1 17 变配电间屋顶15.6米7米40 10.2 18 混凝加药间屋顶10米5米16 4.08 1合计1106 282.03 5 121.6、保护措施1）输出控制本工程采用的逆变器在输出功率≥50%额定功率，电网波动<5%情况下，交流输出电流总谐波分量（THD）<3%。

在运行过程中，并网逆变器实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一致，所以功率因数能保持在1.0附近。

2）“孤岛效应”防护选用的专用并网逆变器采用被动式和主动式两种“孤岛效应”检测方法。

被动式检测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，会在电网阻抗参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。

当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。

3）防雷接地（1）防雷保护设计避雷及接地保护系统分直击雷的防护和感应雷的防护两种系统，达到避雷保护效果。

直击雷的防护：根据光伏组件方阵的高度和占地面积，直击雷的防护采用与建筑已有的避雷网连接。

感应雷的防护：在太阳能电池支路汇流接入并网逆变器前，共有两级避雷防护，一级在光伏阵列防雷汇流箱中，在汇流箱的输出端的正、负相上分别安装1个电源避雷器，二级是在直流配电柜中每个直流配电单元输出端的正、负相上分别安装1个电源避雷器，接地端与楼顶建筑预留出的接地点连接。

在并网逆变器交流输出侧，在低压交流配电柜输出端安装有避雷器来作为防雷设施。

（2）接地保护设计光伏发电系统的安装支架、设备基础、设备外壳等通过接地扁钢或接地电缆接至建筑专业预留的接地点，接地电阻不大于4Ω。

3、系统运行方式（1）白天：光伏组件阵列将太阳能转换为直流电，再经由并网逆变器转变为可为用电设备供电的交流电。

（2）夜晚：夜间太阳能发电系统不提供电力，用电设备由电力公司提供的常规电力供电，包括光伏发电系统设备（并网逆变器等）用电。

系统能效分析4、太阳能发电效率根据以往工程经验，利用RETScreen软件对固定式安装进行优化设计，其安装参数如下：安装倾角：0系统损耗细项如下：逆变损耗： -4% 其它光伏阵列损耗： -10% 其它电力调节损耗： -8%综合以上损失，固定式安装的系统效率为79.48%。

5、发电量光伏发电系统的寿命很长，太阳电池组件寿命在20-25年，逆变器寿命在12年以上，而且在25年到期之后，太阳电池组件仍然有设计功率85％的发电功率，可以继续并网发电。

根据太阳能发电系统所处平面的年太阳辐射量，可以计算出太阳能发电系统年发电量，其计算公式为：123t pv x P H S ηηηη=⨯⨯⨯⨯⨯其中P 为年太阳电池发电量；t H 为年太阳辐射量；pvS 为太阳电池组件面积；x η为考虑了温度修正因子的组件效率，()1x e x p T T πηηβ⎡⎤=⨯--⎣⎦，其中e η为AM1.5，1000W/m2辐照量、25℃时的太阳电池组件效率，πβ为温度修正因子，pT为标准条件下的温度25℃，x T 为与环境温度T α有关的值，可通过Evan 公式()20219832800x NOCt T T K ατ-=++⨯，其中K τ为月晴空指数，NOCt 为太阳电池组件的标称工作温度，本项目太阳电池组件效率为14.48%，标称工作温度NOCt 为45℃，功率温度影响因子πβ为-0.47%/℃；1η为逆变器效率，一般平均为95％；2η为其它光伏损耗，如灰尘覆盖、组件匹配损失、不可利用的太阳辐射损失、最大功率点跟踪精度、直流电路损失等，一般为92％（温度影响因子在x η中考虑）；3η为交流并网效率，即从逆变器输出至配电电网的传输效率，其存在的损耗主要为电力调节损失，该效率一般为92％。