CN209731140U - 光伏发电系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型涉及一种光伏发电系统，包括：组件支架、太阳能电池方阵、汇流箱、逆变器、箱式变压器、配电室、动态无功补偿室、动态无功连接变压器和控制器，控制器控制太阳能电池方阵将太阳能转化为直流电，汇流箱将直流电进行整合得到完整直流电，逆变器将完整直流电转化为交流电，配电室将交流电存储至目标蓄电池，和/或，配电室将交流电通过动态无功补偿室进行无功补偿得到无损交流电，动态无功连接变压器将无损交流电并入目标电网，以供用户使用。通过太阳能电池方阵实现太阳能发电的规模化，能够满足大规模用户的用电需求。

Description

光伏发电系统

技术领域

本实用新型涉及太阳能发电技术领域，具体涉及一种光伏发电系统。

背景技术

发电是指利用动力发电装置将水能、石化燃料(煤、油、天然气)的热能、核能等等的原始能源转换为电能的生产过程，用以供应国民经济各部门与人民生活之需，现在发电依然使用化石燃料为主要的发电形式，为了寻找化石能源的替代品，太阳能发电逐渐地占据了新能源的主导地位。

但是，现有的太阳能发电，多为将所发电量直接供用电设备使用，且多为用电量较小的设备，无法满足大规模用户对用电的需求。

实用新型内容

有鉴于此，本实用新型的目的在于提供一种光伏发电系统，以解决大规模用户的用电需求。

为实现以上目的，本实用新型采用如下技术方案：

一种光伏发电系统，包括：组件支架、太阳能电池方阵、汇流箱、逆变器、箱式变压器、配电室、动态无功补偿室、动态无功连接变压器和控制器；

所述太阳能电池方阵、所述汇流箱、所述逆变器、所述箱式变压器、所述配电室、所述动态无功补偿室和所述动态无功连接变压器均与所述控制器相连；

所述太阳能电池方阵与所述汇流箱的输入端相连；

所述汇流箱的输出端与所述逆变器的输入端相连；

所述逆变器的输出端与所述箱式变压器的输入端相连；

所述箱式变压器的输出端与所述配电室相连；

所述配电室还与所述动态无功补偿室相连；

所述动态无功补偿室还与所述动态无功连接变压器相连；

所述组件支架用于固定所述太阳能电池方阵；

所述控制器控制所述太阳能电池方阵将太阳能转化为直流电，所述汇流箱将所述直流电进行整合得到完整直流电，所述逆变器将所述完整直流电转化为交流电；

所述配电室将所述交流电存储至目标蓄电池，和/或，所述配电室将所述交流电通过所述动态无功补偿室进行无功补偿得到无损交流电，所述动态无功连接变压器将所述无损交流电并入目标电网，以供用户使用。

可选的，上述所述太阳能电池方阵由46个多晶硅子方阵组成；

每个所述多晶硅子方阵均与所述汇流箱相连。

可选的，上述每个所述多晶硅子方阵均由192路太阳能电池组串并联而成。

可选的，上述每路所述太阳能电池组串由18块太阳能电池组件串联而成。

可选的，上述每块所述太阳能电池组件上均设置有高压水管和高压气管；

所述高压水管设置于所述太阳能电池组件的首端；

所述高压气管设置于所述太阳能电池组件的末端；

所述高压气管从所述太阳能电池组件的末端吹向所述太阳能电池组件的首端，所述高压水管从所述太阳能电池组件的首端吹向所述太阳能电池组件的末端，以使清洗所述太阳能电池组件。

可选的，上述所述汇流箱还设置有电路监测器；

所述电路监测器分别与所述太阳能电池方阵和所述控制器相连；

所述电路监测器监测所述太阳能电池方阵的工作状态信息。

可选的，上述所述光伏发电系统，还包括生产调度通信设备和生产管理通信设备；

所述生产调度通信设备和生产管理通信设备均与所述目标电网的通信设备相连，以实现信息的交互。

可选的，上述所述的光伏发电系统，还包括环境监测仪；

所述环境监测仪与所述控制器相连，所述环境监测仪用于监测光照强度、风速、风向、温度和湿度中的至少一项。

可选的，上述所述的光伏发电系统，还包括安全保护设备；

所述安全保护设备与所述控制器相连，所述安全保护设备用于保证所述光伏发电系统的安全。

可选的，上述所述组件支架与水平面的夹角为35度。

本实用新型采用的一种光伏发电系统，包括：组件支架、太阳能电池方阵、汇流箱、逆变器、箱式变压器、配电室、动态无功补偿室、动态无功连接变压器和控制器；其中，太阳能电池方阵、汇流箱、逆变器、箱式变压器、配电室、动态无功补偿室和动态无功连接变压器均与控制器相连，太阳能电池方阵与汇流箱的输入端相连，汇流箱的输出端与逆变器的输入端相连，逆变器的输出端与箱式变压器的输入端相连，箱式变压器的输出端与配电室相连，配电室还与动态无功补偿室相连，动态无功补偿室还与动态无功连接变压器相连，组件支架用于固定太阳能电池方阵，控制器控制太阳能电池方阵将太阳能转化为直流电，汇流箱将所述直流电进行整合得到完整直流电，逆变器将完整直流电转化为交流电，配电室将交流电存储至目标蓄电池，和/或，配电室将交流电通过动态无功补偿室进行无功补偿得到无损交流电，动态无功连接变压器将无损交流电并入目标电网，以供用户使用。通过太阳能电池方阵实现将太阳能转化为电能，通过太阳能电池方阵大规模的将太阳能转化为电能，通过汇流箱、配电室的整合使得能够满足大规模用户的用电需求，促进太阳能发电的规模性发展。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本实用新型实施例提供的光伏系统的一种结构示意图。

图2为图1中的太阳能电池方阵中的单个太阳能电池组件的结构示意图。

图3为图1中的太阳能电池方阵中的多晶硅子方阵布置位置的结构示意图。

图4为35kv母线短路电流的计算电路原理图。

图5为110kv母线短路电流的计算电路原理图。

具体实施方式

为使本实用新型的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本实用新型的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本实用新型所保护的范围。

图1是本实用新型实施例提供的光伏系统的一种结构示意图。

如图1所示，本实施例的一种光伏发电系统，包括：组件支架、太阳能电池方阵10、汇流箱11、逆变器12、箱式变压器13、配电室14、动态无功补偿室15、动态无功连接变压器16和控制器17，其中，太阳能电池方阵10、汇流箱11、逆变器12、箱式变压器13、配电室14、动态无功补偿室15和动态无功连接变压器16均与控制器17相连，太阳能电池方阵10与汇流箱11的输入端相连，汇流箱11的输出端与逆变器12的输入端相连，逆变器12的输出端与箱式变压器13的输入端相连，箱式变压器13的输出端与配电室14相连，配电室14还与动态无功补偿室15相连，动态无功补偿室15还与动态无功连接变压器 16相连，组件支架用于固定太阳能电池方阵10，控制器17控制太阳能电池方阵10将太阳能转化为直流电，汇流箱11将直流电进行整合得到完整直流电，逆变器12将完整直流电转化为交流电，配电室14将交流电存储至目标蓄电池 B，和/或，配电室14将交流电通过动态无功补偿室15进行无功补偿得到无损交流电，动态无功连接变压器16将无损交流电并入目标电网A，以供用户使用。太阳能电池方阵10是整个发电系统的核心部分，而为了保证更好的发电效率，将太阳能电池方阵10设计由46个多晶硅子方阵组成，每个多晶硅子方阵均与汇流箱11相连，实现分块发电，更具体的，每个多晶硅子方阵均由192路太阳能电池组串并联而成，而为了使得发电配备更加合理，每路太阳能电池组串均由18块太阳能电池组件串联而成。通常可以通过组件支架使得太阳能电池方阵 10与水平面的的夹角为35度。

太阳电池组件串联的数量由逆变器12的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器12的额定容量确定。

电池组件串联数量计算如公式3-1所示，对应参数详见本工程所选315Wp 组件和1000kW预装式逆变器12规格参数表。

计算公式：

其中：

V_oc------太阳能电池组件的开路电压(V)

T------太阳能电池组件工作条件下的极限低温(℃)

K_V------太阳能电池组件的开路电压温度系数

S------太阳能电池组件的串联数(S向下取整)

V_dcmax------逆变器12运行的最大直流输入电压(V)

经过计算：

向下取整，S＝18。

根据场址区的气候环境结合电池组件温度修正参数以及逆变器12最佳输入电压等，经修正计算后太阳电池组件的串联数为18(块)。

串联数18个时：

Vmax＝18×{46.2+46.2×(-0.0031)×[(-30)-25]}＝576.19V

Vmin＝18×{46.2+46.2×(-0.0031)×[70-25]}＝783.77V

满足最高输出电压及最低输出电压要求。

直流串联工作电压为：18×37.2V＝669.6V(满足1000kW预装式逆变器12 最大功率点MPPT跟踪范围)。

图2为图1中的太阳能电池方阵中的多晶硅子方阵布置位置的结构示意图。

图3为图1中的太阳能电池方阵中的单个太阳能电池组件的结构示意图。

如图3所示，仅仅是以举例的形式进行地说明，使得更加清楚太阳能电池组件31的排列情况，一个太阳电池组串中太阳电池组件的排列方式有多种，但是为了接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，在工程计算的基础上，对315Wp 多晶硅子方阵21进行排列，推荐最佳排列方案，如图2所示，仅为多晶硅子方阵相互之间排列距离的其中一种优选实现方案，最佳倾斜角度以及组件支架的长度值和宽度值分别如图2所示。由于多晶硅子方阵21必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定阵列间的距离或多晶硅子方阵21与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9:00至下午15:00(当地真太阳时) 的时间段内，太阳能电池组件31不应被遮挡，按照公式3-2进行计算，两排多晶硅子方阵21之间距离应不小D：

其中：

L------阵列倾斜长度(m)

D------两排方阵之间距离(m)

β------阵列倾角

Φ------当地纬度

经过计算：

本方案中多晶硅子方阵21南北向间距最小值为9.59m，每个太阳能电池组件31之间再考虑0.3～0.5米的余量，因此多晶硅子方阵21南北向间距D＝10.0m，如图3所示，为多晶硅子方阵21之间的间隔值，通过图3的标示，更加清楚D 所代表的多晶硅子方阵21之间距离的含义。

太阳能电池组件31最低点距地面距离H的选取主要考虑高于当地最大积雪深度、当地的洪水水位、防止动物破坏、防止泥和沙溅上太阳能电池板等，结合本项目地植被特点，综合考虑以上因素，本项目太阳能电池板最低点距地面距离H＝0.5m。

每个多晶硅子方阵21由192路太阳能电池组串并联而成，每个太阳能电池组串均由18块太阳能电池组件31串联组成，各太阳能电池组串按接线划分的汇流区，输入汇流箱11经电缆接入预装式，然后经光伏并网逆变器12逆变后接入35kV/0.315kV/0.315kV箱式变压器13升压后送至35kV配电室14。汇流箱11的主要作用是将各个太阳能电池组串的电能汇集后送入逆变器12，汇流箱11设有防雷保护装置，防止雷电损坏汇流箱11及逆变升压站内的设备和元件，每个太阳能电池组串配有熔丝对太阳能电池组件31进行保护。

经计算，每个太阳能电池组件31产生的电流为8.48A，太阳能电池组件31 将电流输入至汇流箱11PV1-F-1X4mm2电缆，本方案采用16路汇流箱11；每个多晶硅子方阵21由12个汇流箱11组成。

本实用新型所选汇流箱11具有以下性能特点：

(1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求。

(2)每回路设15A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000V。

(3)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能。

(4)直流输出母线端配有可分断的直流断路器。

(5)配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。

每个多晶硅子方阵21的12个16路汇流箱11分别经直流电缆接入1台 1000kW预装式逆变器12(内含2台500kW逆变器12)，本实施例设计装机为50MWp，全部采用多晶硅太阳能电池组件31，太阳能电池方阵10按46个多晶硅子方阵21(容量：1.08864MW)设计，每个多晶硅子方阵21中间位置设置一座预装式逆变器12，每座预装式逆变器12室内设置2台500kW逆变器 12及两台直流配电柜，每座逆变器12室外安装1台1100kVA室外箱式变。

本实施例的光伏发电系统，推荐采用分块发电、集中并网方案，太阳能电池组件31选用315Wp多晶硅电池组件，共计158976块；逆变器12均选用 1000kW预装式逆变器12(内含两套500kW逆变器12)，共计46台。50MWp太阳能电池方阵10由46个1MWp多晶硅子方阵21(容量：1.08864MWp,超配率为1.08864)组成。每个多晶硅子方阵21由192路太阳能电池组串并联而成，每个太阳能电池组串由18块太阳能电池组件31串联组成。各太阳能电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱11经电缆接入预装式逆变器12，然后经逆变器12逆变后的三相交流电经电缆引至35kV/0.315kV/0.315kV箱式升压变升压后送至35kV配电室14。各方阵的预装式逆变器12均布置在其方阵的靠道路侧中间位置，箱式升压变电站与预装式逆变器12相邻布置。

经计算，太阳能电池方阵10的运行方式采用最佳倾角35°固定式安装(方位角0°)。方阵南、北间距最小值为10m。本实施例的光伏发电系统总占地面积约97.2336hm²，总体呈不规则形状，南北最长约1014m，东西最宽约1279m。 110kV变电站位于光伏区西侧，110KV变电站呈不规则形状布置，围墙内占地面积5912.36m²，变电站由生产区、变电站和对外道路组成，110KV变电站位于场址的南侧。还包括生活区，主要包括综合用房，综合用房为单层框架结构建筑。主控室布置有监控系统操作员站、远动工作站、线路保护屏、通讯设备等，出入口位于西侧，引接自场外西侧已有的混凝土乡道，距离约800m，110KV 变电站进站道路位于变电站的西侧，光伏区进场道路位于光伏区西侧。

太阳能电池方阵10内设多条纵向道路，纵向道路从各多晶硅子方阵21中间的逆变器12室通过与环道相接，形成一个场内道路系统，既便于较大设备的运输，又满足日常巡查和检修的通道要求，道路宽度均为4m，路面面层均采用粒料。对外道路为混凝土路面道路，宽6m。道路的转弯半径均为12m。经发电量计算，电站建成后第一年上网发电量为7323.26万kW·h，在运行期25年内的年平均发电量为6692.34万kW·h，年平均利用小时数为1336.4h。

本实施例的光伏发电系统效率包括：太阳电池老化效率，交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率，逆变器12效率，变压器及电网损耗效率；结合国内外相关工程实际发电情况和经验系数，各效率系数取值如下：

(1)直流电缆损耗1.50％

(2)防反二极管及线缆接头损耗1.50％

(3)电池板不匹配造成的损耗1.20％

(4)灰尘积雪遮挡损耗4％

(5)不可利用的太阳辐射损耗4％

(6)温度影响损耗4.20％

(7)逆变器12损耗2.00％

(8)交流线路损耗0.50％

(9)变压器损耗2.20％

(10)系统故障及维护损耗0.50％

经计算，系统的综合效率可达81.9％。

本实施例的太阳能电池方阵10由46个多晶硅子方阵21(容量： 1.08864MWp)组成，每个子方阵经过1台1000kW预装式逆变器12和1台35kV 箱式变压器13升压至35kV，每9～10台35kV箱变组成1个联合进线单元，共 5回联合进线单元，接入升压站35kV母线，以1回110kV架空线路接入系统。

本实施例共有46个1MWp发电单元，每个发电单元经1台1100kVA、35kV 双分裂绕组变压器升压至35kV，10台35kV双分裂箱式变压器13在高压侧并联为1个联合进线单元，共计5回联合进线单元至升压变电站，变电站35kV 侧采用单母线分段，每5回电源进线经1台50MVA双绕组变压器接入110kV 母线。

经计算，每段35kV母线电容电流约为130A，大于规范要求的10A，接地电弧不能可靠熄灭，因此35kV侧经接地变中性点电阻接地，接地电流按300A 选择，考虑接地变短时过载能力，选择容量800kVA，接地电阻阻值74.1欧。

本实施例用于设备选择的短路电流是按升压站最终规模及110kV远景2025 年系统阻抗进行计算的，不考虑光伏组件对短路电流的影响。

图4为35kv母线短路电流的计算电路原理图。

图5为110kv母线短路电流的计算电路原理图。

如图4和图5所示的电路原理图，能够计算出各自对应的短路电流，2025 年系统短路水平，分别计算远期2台50MVA变压器35kV母线并列运行，基准容量Sj＝100MVA,基准电压Uj＝115kV，系统归算至本实施例110kV母线短路阻抗：X1*＝0.06759、X0*＝0.13478。

根据短路计算结果，考虑一定裕量，110kV设备按40kA短路水平选择， 35kV设备按31.5kA短路水平选择，315V设备按50kA短路水平选型，下阶段根据系统资料计算短路电流复核调整。

主变进线工作电流262A，热稳定要求的最小截面195mm²，截面>70mm²可不校验电晕，选用LGJ－300/40，环境温度80℃时的载流量为754A(最高允许温度+80℃时的载流量，考虑0.1w/cm²日照的影响)，环境温度45℃时， (查DL/T5222附录D表D-11得)，温度修正系数为0.76，I_xu＝0.76×754＝ 573〉Ig＝262A。

光伏系统发电洗后若是对所发电量存储至蓄电池，可以选择单体蓄电池额定电压2V，放电终止电压取1.87V，浮充电电压为2.25V，均衡充电电压为 2.33V，每组蓄电池由103只单体阀控式密封铅酸蓄电池组成。根据《电力工程直流电源系统设计技术规程》附录C中推荐数据进行蓄电池容量计算：

第一阶段(0～1min)

Kk＝1.40

t1＝1minKc1＝0.94

I1＝68.76A

第二阶段(1～30min)

Kk＝1.40

t1＝30min KC1＝0.66t2＝29min KC2＝0.67

I1＝68.76A I2＝61.36A

第三阶段(30～60min)

Kk＝1.40

t1＝60min KC1＝0.45 t2＝59min KC2＝0.46 t3＝30min KC3＝0.66

I1＝68.76A I2＝61.36A I3＝61.36A

第四阶段(60～240min)

Kk＝1.40

t1＝120min KC1＝0.29 t2＝119min KC2＝0.288t3＝90min KC3＝0.37 t4＝60min KC4＝0.45

I1＝68.76A I2＝61.36A I3＝61.36A I4＝61.36A

CC3最大，所以蓄电池计算容量为CC4＝295.99Ah，选择蓄电池容量为 300Ah。

充电装置选用高频开关充电装置，每组蓄电池配置一套充电装置。根据《电力工程直流电源系统设计技术规程》附录D进行充电装置及整流模块选择计算：充电装置额定电流80A，额定电压260V，选择整流模块额定电流20A，共配置 5块整流模块(N+1冗余)。

本实施例中设一套在线式交流不停电电源装置(UPS)，向升压站计算机控制系统、风电机组监控系统、电能量计费系统、自动和保护装置、火灾报警装置、图像监控及安全警卫系统、通信设备等供电。UPS系统采用静态逆变装置，包括整流器、逆变器12、静态切换开关、非自耦式隔离变压器、旁路变压器、手动旁路开关及馈线柜。

升压站交流不停电电源装置满负荷供电时间按2h，额定容量选为2X5kVA，由两路交流主电源(三相，380V，50Hz)、一路交流旁路电源(单相，380V，50Hz)和两路直流电源供电。UPS装置的交流主电源和交流旁路电源取自站用电母线，直流输入电源由220V直流系统引接，UPS装置输出交流电压为单相 220V，50Hz，UPS装置主母线采用单母线分段接线。

本实施例采用的一种光伏发电系统，包括：组件支架、太阳能电池方阵10、汇流箱11、逆变器12、箱式变压器13、配电室14、动态无功补偿室15、动态无功连接变压器16和控制器17；其中，太阳能电池方阵10、汇流箱11、逆变器12、箱式变压器13、配电室14、动态无功补偿室15和动态无功连接变压器 16均与控制器17相连，太阳能电池方阵10与汇流箱11的输入端相连，汇流箱11的输出端与逆变器12的输入端相连，逆变器12的输出端与箱式变压器13的输入端相连，箱式变压器13的输出端与配电室14相连，配电室14还与动态无功补偿室15相连，动态无功补偿室15还与动态无功连接变压器16相连，组件支架用于固定太阳能电池方阵10，控制器17控制太阳能电池方阵10将太阳能转化为直流电，汇流箱11将所述直流电进行整合得到完整直流电，逆变器 12将完整直流电转化为交流电，配电室14将交流电存储至目标蓄电池B，和/ 或，配电室14将交流电通过动态无功补偿室15进行无功补偿得到无损交流电，动态无功连接变压器16将无损交流电并入目标电网A，以供用户使用。通过太阳能电池方阵10实现将太阳能转化为电能，通过太阳能电池方阵10大规模的将太阳能转化为电能，通过汇流箱11、配电室14的整合使得能够满足大规模用户的用电需求，促进太阳能发电的规模性发展。

进一步地，在上述实施例的基础上，本实施例的汇流箱11还设置有电路监测器，电路监测器分别与太阳能电池方阵10和控制器17相连，电路监测器监测所述太阳能电池方阵10的工作状态信息。电路监测器实时监测整个发电电路的工作状态，监测流入汇流箱11的电压、电流信息，当发生短路时及时作出安全保护措施。

还可以设置有针对于整个系统的监控装置，光伏发电站按无人值班的控制方式进行设计。升压站设置中央控制室，采用计算机监控系统，可对全站(包括升压站及光伏单元区域)电气设备进行安全监控，并满足电网调度自动化要求。根据业主要求，光伏电站监控系统预留远方接口，即可在光伏电站的升压站控制室内对佳明光伏电站进行远方监控。

计算机监控系统采用开放式分层分布系统结构，由站控层、间隔层和网络设备构成，数据分布管理。站控层采用功能分布结构，间隔层测控装置采用直接上站控层网络的方式，通过站控层以太网直接与站控层设备通信。

站控层主要设备及网络设备采用冗余配置、热备用工作方式，间隔层测控装置按电气间隔对应配置，站控层设备按变电站远期规模配置，间隔层设备按本期规模配置。控制回路和操作机构接口采用强电一对一接线，各间隔测控装置保留主要回路应急手动操作手段，并相互独立、互不影响，功能上不依靠计算机监控系统。

继电保护装置独立配置，用于保护的电流回路、电压回路、电源回路及跳闸回路等均保持独立，不受计算机监控系统运行状况的影响，计算机监控系统设置双套远动通信设备，实现与各级调度通信。远动与当地监控信息统一采集，远动信息直接来自间隔层采集的实时数据，计算机监控系统设置五防工作站。远方操作时通过五防工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的电气闭锁回路，计算机监控系统应能满足电网二次系统安全防护的规定，遵循安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，设置相应的隔离和防护设施。

光伏发电站监控包括升压站电气设备监控和光伏单元区电气设备监控，全站设置统一的计算机监控系统，其监控范围和主要监控信息如下。

(1)计算机监控系统监测、监控范围主要包括：

—主变压器

—110kV线路

—110kV母线设备

—35kV集电线路

—35kV动态无功补偿装置

—35kV母线设备

—站用变压器及站用配电设备

—直流系统

—交流不停电电源系统(UPS)

火灾自动报警装置

图像监控系统

—箱式变压器13(室外)

—逆变器12

—配电室14

—汇流箱11

(2)计算机监控系统的监测信息

计算机监控系统的监测信息满足《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》和《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》要求，主要的监测信息如下：

1)模拟量及计算量

110kV线路的三相电流、三相电压、有功和无功功率、功率因数、有功电能量、无功电能量；110kV母线三相电压、频率。

主变压器高、低压侧的三相电流、三相电压、绕组温度、油温、有功和无功功率，高压侧双向有功电能量、双向无功电能量，低压侧双向有功电能量、双向无功电能量。

35kV线路的三相电流、三相电压、有功和无功功率、功率因数、有功电能量、无功电能量；35kV母线分段断路器三相电流；35kV母线三相电压、频率。

接地变/所用变高压侧的三相电流、三相电压、变压器温度、有功和无功功率，高压侧双向有功电能量、双向无功电能量，低压侧三相电流；外接电源进线三相电流、电压，有功电能量。

35kV动态无功补偿回路三相电流、三相电压、有功和无功功率、功率因数。

35kV箱式变电站低压侧三相电流、三相电压、有功和无功功率、功率因数、变压器温度。

逆变器12的运行参数：直流输入电压、电流、功率，交流输出电压、电流、当前发电功率、功率因数、日发电量、累计发电量，累计CO2减排量、逆变器 12温度等。

直流配电柜输入、输出直流电流；汇流箱11各支路电流。

直流系统蓄电池进线正反向电流、蓄电池组电压、浮充电装置进线电流和电压、直流母线电压、直流系统正对地电压、直流系统负对地电压。

交流不停电电源系统母线电压和频率、逆变器12输出电流、旁路输出电流。

2)开关量

全站各断路器、隔离开关和接地隔离开关分合位置信号。

全站负荷开关位置信号。

变压器以及动态无功补偿装置的主要保护动作信号。

110kV线路主要保护和重合闸动作信号。

110kV、35kV母线保护重要信号。

保护装置异常、控制回路异常信号。

主设备本体及断路器操作机构等设备的异常信号，变压器分接头位置。

直流系统和公用设备(包括火灾报警、图像监视、在线监测设备)及通信设备的异常信号。

交流不停电电源系统异常信号。

计算机监控系统的自检故障信号远传。

进一步地，在上述实施例的基础上，本实施例的的光伏发电系统，还包括安全保护设备，安全保护设备与控制器17相连，安全保护设备用于保证光伏发电系统的安全。

本实施例中的火灾自动报警系统，采用集中报警方式，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器17、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾探测区域按独立房(套)间划分，升压站及管理区火灾探测区域主要包括：生产综合楼的生产用房及楼道、主控室、继电器室、35kV配电室14、动态无功补偿室15、站用配电室14、接地变及接地电阻成套装置室、电缆沟等辅助建筑需设置火灾探测的方案；光伏发电单元区域火灾探测区域主要包括：逆变器12室。根据探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器，根据运行值班配置情况，本工程不设专门的消防控制室。消防控制中心设在主控室。主控室兼有消防控制室的功能，值班人员兼有消防值班员的职责，火灾自动报警控制器 17设置在控制室内，火灾发生时，火灾报警控制器17可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点并与视频安防监控系统、站内防烟和排烟风机联锁。

火灾自动报警系统设有自动和手动两种触发方式。火灾报警控制器17的容量和每一总线回路所连接的火灾探测器和控制模块或信号模块的地址编码总数按变电站远期规模考虑并留有一定裕量。手动报警按钮布置在明显的和便于操作的部位，火灾报警控制器17预留有标准通信接口与监控系统通信，火灾报警控制系统的传输线，室内采用阻燃双绞线；室外采用带屏蔽的铜芯电缆，缆芯截面1.5平方毫米；逆变器12室至火灾报警控制器17采用光缆。布线方式为总线式，火灾报警控制系统的电源由站内UPS电源供电。

进一步地，在上述实施例的基础上，本实施例的光伏发电系统，其特征在于，还包括生产调度通信设备和生产管理通信设备，其中，生产调度通信设备和生产管理通信设备均与目标电网A的通信设备相连，以实现信息的交互。

本实施例采用110kV线路光纤通信电路，此段线路为本期新建110kV线路，架空线路长度为10km，适合采用OPGW光缆，综合考虑继电保护、信息网络及光通信组网等传输的需要，光缆芯数按24芯选定。此外，本实施例的光伏发电系统配置1台SDH-622Mbit/s光传输设备，配置2个SDH-622Mbit/s光方向传输设备，光口按1+0配置。光伏发电系统设置调度程控交换机，至当地变电站的调度电话由调度单位通过PCM设备直接放小号方式解决。

本实施例的光伏发电系统，当地电信部门提供公网电话来满足风电场内生产管理、行政通信及对外联络的需求，本实施例配置一定数量的公网电话，公网电话线路调试、互联缆线、有线电视等业务均由业主委托当地运营商提供。由于光伏发电系统各多晶硅子方阵21至升压站主控楼均有一定距离，为满足光伏电站人员检修、巡视值班等联络通信的要求，各光伏矩阵与控制室之间的语音通信考虑使用无线对讲机，用户容量按10个考虑。

光伏矩阵监控系统通信是指对光伏矩阵控制及运行监视的通信网络，设计范围主要包括每个光伏矩阵至升压变电所监控设备的光缆线路设计和光缆选型等，光缆线路沿35kV集电线路架设，并根据光伏矩阵分布情况和控制方式构成光纤网络方式，以保证各风机在运行控制、维护管理及故障信息上传等方面的通信需求。本实施例中需建设光伏矩阵至主控中心的光缆线路，该光缆线路将根据光伏矩阵分布情况和控制方式构成网络方式运行，以保证各光伏矩阵在运行控制、维护管理及信息上传等方面的通信需求。

本实施例中的通信电源均采用-48V直流电源，作为通信设备的电源，本实施例拟选用高频开关电源，该电源由交流分配单元、高频整流模块、硅调压装置和直流配电单元组成，另外配备高频开关电源1台，输出容量为100A的直流系统，200Ah免维护蓄电池1组及1套DC/DC电源转换装置。本实施例中拟将光端机、智能脉冲编码调制(Pulse CodeModulation，PCM)、综合配线柜、高频开关电源、免维护蓄电池、DC/DC电源转换装置均装设在二次室内，共占5 个屏位，预留3个屏位，通信机房的防雷接地要求均应满足电力行业规程、规范的有关条款，升压站的通信设备防雷接地纳入升压站的总防雷接地系统，工作接地、保护接地和防雷接地合用一个接地系统。

由于太阳能电池组件31长期暴露在外面，经常受到沙尘、强风的影响，太阳能电池组件31很容易积尘，影响发电效率；同时也有雨后灰浆粘结物，太阳能电池组件31板面结露后产生的灰尘粘结，虽然太阳能电池组件31表面一般采用了自洁涂层，经过雨水冲洗，太阳能电池组件31表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到太阳能电池组件31表面的清洁度直接影响到光伏发电系统的输出效率，长时间不下雨，会影响到组件的输出电量，所以进一步地，在上述实施例的基础上，本实施例的每块太阳能电池组件31上均设置有高压水管和高压气管，高压水管设置于太阳能电池组件31的首端，高压气管设置于太阳能电池组件31的末端，高压气管从太阳能电池组件31的末端吹向太阳能电池组件 31的首端，高压水管从太阳能电池组件31的首端吹向太阳能电池组件31的末端，以使清洗太阳能电池组件31。

太阳能电池组件31倾斜设置，相对于水平地面较高的一端定义为首端，较低的一端定义为末端，在进行清洗时可以首先通过高压气管将灰尘或沉积物吹动，然后通过高压水管将其冲洗干净，灰尘会在重力作用下从太阳能电池组件 31的首端向末端流动，当沉积时往往比较牢固，通过高压气管由下至上的吹动，使得其容易产生晃动，然后在通过高压水管的冲洗作用可以轻易的将太阳能组件上的杂质清除干净。可以是总体设置一个高压总气管和一个高压总水管，然后设置分流，在每一个太阳能电池组件31的对应位置上引出最小分支，以对太阳能电池组件31的杂质进行清洗，清洗的过程可以是人工定时进行清洗，也可以是系统设定时间，当到达一定的时间段后自动进行清洗，具体的清洗方式不进行强制限定，只要能够实现清洗即可。

进一步地，在上述实施例的基础上，本实施例的光伏发电系统，还包括环境监测仪，环境监测仪与控制器17相连，环境监测仪用于监测光照强度、风速、风向、温度和湿度中的至少一项。使得能够根据天气情况调整光伏发电系统的工作流程，根据天气情况计算一定时间内的发电量。还可以根据天气情况，确定光伏发电系统的选址，根据经纬度和太阳光照射等情况，预算最佳的选址。也可以根据当前的天气情况，选择合适数量的太阳能组件的工作情况等。

本实施例的50MWp电池组件支架均采用固定式。

(1)主要设计参数

(2)主要材料

钢材:冷弯薄壁型钢、热轧普通槽钢、热轧等边角钢，其材料应具有钢铁厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。所有钢结构均应进行热镀锌防腐处理。

钢板：主要用Q235B钢；

焊条：E43；

螺栓：檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级；支架立柱与螺旋钢桩基础采用M16对穿螺栓固定。

逆变器基础、箱变基础主要材料为钢筋混凝土和砖砌体结构，其中：

钢筋：直径d＜12采用HPB300钢，d≥12采用HRB400钢。

混凝土强度等级：垫层C10，其余均为C25。

砖砌体：地面以下采用烧结普通砖，水泥砂浆，地面以上采用承重多孔砖。

(3)荷载组合

根据《建筑抗震设计规范》，对于一般结构地震荷载与风荷载不进行组合，由于电池组件自重很小，支架设计时风荷载起控制作用，因此最不利荷载组合中不考虑地震荷载。

荷载组合考虑下列两种组合：

a)自重荷载+正风荷载+0.7雪荷载；

b)自重荷载+逆风荷载。

c)结构布置

本实施例的太阳能电池组件，每个太阳能电池组串单元由18块太阳能电池组件(1956mm×992mm×40mm)组成，横向9列，竖向2行；

太阳能电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角度为35 度，采用纵向檩条，横向支架布置方案，支架立柱中设置斜撑，横梁水平设置系杆。

在支架的横梁之间，按照电池组件的安装宽度布置檩条，用于直接承受电池组件的重量。檩条固定于支架横梁上。组件长边各有两个点与檩条连接，一块电池组件共有四个点与檩条固定。电池组件与檩条的连接采用螺栓连接，配加双面垫圈。

(4)电池阵列支架设计

在各种荷载组合的作用下，支架应满足规范对强度、刚度、稳定等各项技术指标要求。采用50年一遇十分钟平均最大风速作为设计依据，确保支架系统安全、稳定。

a)结构布置

本工程单个单元组串尺寸为9.198mx3.942m，共布置两排共8跟螺旋锚地钢桩，基础图及上部支架图详见F177C-A-31图。

电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角度35°，采用纵向檩条，横向支架布置方案，沿结构单元长度方向上每2.730m设置一道横向支架，支架跨度2.20m，一个结构单元内有4个支架，支架由立柱、横梁及斜撑组成。

为了确保支架高端在长度方向上的结构稳定性，在每个结构单元的高端立柱沿长度方向上设置二道十字支撑，设置在单元的两端。支撑采用圆钢，直径 20mm。

在支架的横梁上，按照电池组件的安装宽度布置檩条，用于直接承受电池组件的重量。檩条固定于支架横梁的节点板上。组件长边各有二个点与檩条连接，一块电池组件共有四个点与檩条固定。电池组件与檩条的连接采用螺栓连接，配加双面垫圈。

b)支架设计

计算采用以概率理论为基础的极限状态设计方法，用分项系数设计表达式进行计算。设计主要控制参数：

①受压构件容许长细比：150

②受拉构件容许长细比：200

③柱顶位移和柱高度：1/150

④梁的挠度：1/200

支架与基础为刚接，立柱与横梁、横梁与檩条之间均为铰接。

通过计算确定支架、檩条的强度、稳定性等均满足规范要求，无超限。

本实施例采用锚地螺旋钢桩，桩长2.1米，露出地面0.3米。施工工艺采用机械钻入(拧入)，施工中保证桩垂直度。地勘报告无桩基参数，按经验参数法，该螺旋钢桩为摩擦型桩，持力层为粉细砂层，螺旋叶片选择窄叶片(176x5)，间隔0.8米分布一道，共设置两道。经过荷载初步计算，竖向荷载作用下：横载和雪荷载组合下支架每根钢桩桩顶约为4.0kN。风荷载作用下，光伏支架上拔力每根桩约为3.0kN，水平力约为2.0kN。

相应螺旋钢桩的竖向承载力特征值、水平承载力特征值和上拔承载力均应当通过现场钢桩破坏试验确定。根据相似地区已做过的螺旋管桩试验经验取值，现场试验螺旋钢桩的竖向承载力特征值要求不小于10.0kN,水平承载力特征值不小于5.0kN，抗拔承载力不小于5.0kN。

在本实用新型中所使用到的元器件的规格数量等详细信息，可参照表1中的内容。

表1元器件的规格数量一览表

可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。

需要说明的是，在本实用新型的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本实用新型的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本实用新型的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

尽管上面已经示出和描述了本实用新型的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本实用新型的限制，本领域的普通技术人员在本实用新型的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种光伏发电系统，其特征在于，包括：组件支架、太阳能电池方阵、汇流箱、逆变器、箱式变压器、配电室、动态无功补偿室、动态无功连接变压器和控制器；

所述太阳能电池方阵、所述汇流箱、所述逆变器、所述箱式变压器、所述配电室、所述动态无功补偿室和所述动态无功连接变压器均与所述控制器相连；

所述太阳能电池方阵与所述汇流箱的输入端相连；

所述汇流箱的输出端与所述逆变器的输入端相连；

所述逆变器的输出端与所述箱式变压器的输入端相连；

所述箱式变压器的输出端与所述配电室相连；

所述配电室还与所述动态无功补偿室相连；

所述动态无功补偿室还与所述动态无功连接变压器相连；

所述组件支架用于固定所述太阳能电池方阵；

所述控制器控制所述太阳能电池方阵将太阳能转化为直流电，所述汇流箱将所述直流电进行整合得到完整直流电，所述逆变器将所述完整直流电转化为交流电；

所述配电室将所述交流电存储至目标蓄电池，和/或，所述配电室将所述交流电通过所述动态无功补偿室进行无功补偿得到无损交流电，所述动态无功连接变压器将所述无损交流电并入目标电网，以供用户使用。

2.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，所述太阳能电池方阵由46个多晶硅子方阵组成；

每个所述多晶硅子方阵均与所述汇流箱相连。

3.根据权利要求2所述的光伏发电系统，其特征在于，每个所述多晶硅子方阵均由192路太阳能电池组串并联而成。

4.根据权利要求3所述的光伏发电系统，其特征在于，每路所述太阳能电池组串由18块太阳能电池组件串联而成。

5.根据权利要求4所述的光伏发电系统，其特征在于，每块所述太阳能电池组件上均设置有高压水管和高压气管；

所述高压水管设置于所述太阳能电池组件的首端；

所述高压气管设置于所述太阳能电池组件的末端；

所述高压气管从所述太阳能电池组件的末端吹向所述太阳能电池组件的首端，所述高压水管从所述太阳能电池组件的首端吹向所述太阳能电池组件的末端，以使清洗所述太阳能电池组件。

6.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，所述汇流箱还设置有电路监测器；

所述电路监测器分别与所述太阳能电池方阵和所述控制器相连；

所述电路监测器监测所述太阳能电池方阵的工作状态信息。

7.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，还包括生产调度通信设备和生产管理通信设备；

所述生产调度通信设备和生产管理通信设备均与所述目标电网的通信设备相连，以实现信息的交互。

8.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，还包括环境监测仪；

所述环境监测仪与所述控制器相连，所述环境监测仪用于监测光照强度、风速、风向、温度和湿度中的至少一项。

9.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，还包括安全保护设备；

所述安全保护设备与所述控制器相连，所述安全保护设备用于保证所述光伏发电系统的安全。

10.根据权利要求1所述的光伏发电系统，其特征在于，所述组件支架与水平面的夹角为35度。