Päikeseenergia süsteemi projekteerimine: PV mooduli konfigureerimine ja elektriline projekteerimine
Aug 27, 2026
ThePäikeseenergia süsteemi projekteerimineon süstemaatiline projekteerimisprotsess, mis hõlmab mitmeid tehnilisi aspekte, sealhulgas fotogalvaanilise (PV) mooduli valimist, massiivi paigutust, peamisi elektriühendusi, piksekaitset ja maandust. Teaduslikult põhjendatud ja mõistlik projekt peab võtma arvesse päikeseressursse, kliimatingimusi ja projekti asukoha omadusi, saavutades samal ajal tasakaalu ohutuse, majandusliku jõudluse ja energiatootmise tõhususe vahel. See artikkel keskendub päikeseenergiasüsteemi projekteerimise-mooduli konfiguratsiooni ja elektrisüsteemi- kahele põhivaldkonnale ning võtab kokku peamised tehnilised kaalutlused ja projekteerimisstandardid, et anda juhiseid inseneripraktika jaoks.
Päikeseenergia süsteemi projekteerimine
1. PV mooduli valik
PV-moodulite valiku põhiprintsiibiks on valida peavoolu moodulitüübid, mis pakuvad kõrget tehnilist küpsust ja töökindlust, võttes samas arvesse ka elektrijaama ümbritsevat looduskeskkonda, ehitustingimusi ja transpordilogistikat. Lõplik valik peaks põhinema kõikehõlmaval hindamisel, et teha kindlaks parima üldise jõudlusega ja projekti jaoks kõige sobivamad PV-moodulid.
2. PV massiivi töörežiimide kavandamine
PV-massiivide installimiseks kasutatakse ühte kolmest meetodist: fikseeritud-kaldega, reguleeritav-kallutamine või jälgimissüsteemid. Sobiv paigaldusmeetod tuleks valida tehno-majandusliku võrdluse teel, mis põhineb sellistel teguritel nagu päikesekiirgusressursid, kliimatingimused, töökeskkond, installeeritud võimsus, paigalduskoha pindala ja omadused, koormusomadused ning kasutus- ja juhtimistavad.
PV tugistruktuuride paigutuse konfiguratsioon tuleks valida sobivalt, et vältida pingete kontsentratsiooni. Iga konstruktsioonielemendi jaoks tuleks valida sobivad ristlõiked vastavalt rakendatavate jõudude suurusele. Terase tarbimine tuleks minimeerida, tagades samal ajal kõigi konstruktsioonielementide tugevuse täieliku ärakasutamise.
Kogu projekteerimisaja jooksul peab PV tugisüsteem jääma konstruktsiooniliselt ohutuks ja töökindlaks ning taluma tuule- ja lumekoormust ning keskkonnamõjusid. Samuti tuleb läbi mõelda paigalduse otstarbekus, et võimalikult madalate kuludega oleks võimalik saavutada optimaalsed projekti ehitustulemused. PV-elektrijaama projekteerimisel ja ehitamisel tuleks tugikonstruktsiooni tüübi valikut kohandada kohalike tingimustega tervikliku hindamise kaudu. Erinevat tüüpi PV tugistruktuuride võrdlus on toodud tabelis 1.
Tabel 2
| Ei. | Üksus | Parandatud Tugistruktuur |
Horisontaalne ühe-teljega Jälgimisstruktuur |
Kallutatud ühe-teljega Jälgimisstruktuur |
Kahe{0}}teljega Jälgimisstruktuur |
Parandatud Reguleeritav{0}}kallutamise tugistruktuur |
| 1 | Tuulekindlus ja tsiviil Sihtasutus |
Mõeldud reguleeriva koormuse korral, mis põhineb kohalikul maksimaalsel tuulekiirusel, et määrata tugikonstruktsiooni tuuletakistus | Tuuletakistus on sama, mis fikseeritud tugistruktuuril; tegelikud koormuse-kandenõuded on madalamad kui fikseeritud tugistruktuuri omad | Tuuletakistus on sama, mis fikseeritud tugistruktuuril; Vundamendi nõuded on kõrgemad kui horisontaalse ühe{0}}telje jälgija puhul, kuid madalamad kui fikseeritud tugistruktuuri puhul | Tuuletakistus on sama, mis fikseeritud tugistruktuuril; Reguleeriva koormuse korral on vundamendi nõuded sarnased kallutatud ühe-telje jälgija omadega | Tuuletakistus on sama, mis fikseeritud tugistruktuuril |
| 2 | Paigaldamine Nõuded |
Pole liikuvaid osi; madalad paigaldus-täpsusnõuded ja suhteliselt lihtne paigaldamine | Liikuvad osad on olemas; paigaldamine nõuab suuremat täpsust ja on keerulisem kui fikseeritud tugistruktuuri puhul | Liikuvad osad on olemas ja lõuna{0}}kalle on lisatud; paigaldamise täpsuse nõuded on pisut kõrgemad ja paigaldamine veidi keerulisem kui horisontaalse ühe-teljelise struktuuri puhul | Kahe{0}}telje jälgimiskomponendid ja rohkem liikuvaid osi; kõrgeimad paigaldus-täpsusnõuded ja kõige keerulisem paigaldus | Sarnaselt fikseeritud tugistruktuuriga; kaugtuli on liikuv komponent, kuid liikuvaid osi on vähem kui jälgimiskonstruktsioonides |
| 3 | Tehniline Küpsus |
Lihtne süsteem, laialdaselt kasutatav ja tehniliselt küps | Küps tehnoloogia kodumaiste rakendustega ligikaudu GWp skaalal | Kallutatud ühe teljega{0}}tehnoloogia lisab paigalduse kalle; veidi vähem küps kui horisontaalne ühe-telje struktuur | Kõige keerulisem tehnoloogia; ühtegi suuremahulist-taotlusjuhtumit riigisiseselt või rahvusvaheliselt | Väga arenenud tehnoloogia |
| 4 | Kohaldatav Laiuskraad |
Piirang puudub | Keskmise{0}} kuni kõrge-laiuskraadi piirkonnad | Piirang puudub | Piirang puudub | Madala{0}}laiuskraadi piirkonnad |
| 5 | Töökindlus | Lihtne ja usaldusväärne | Võtmeajami ja juhtimisseadmete kvaliteeti ja töökindlust tuleb kontrollida; töökindlus on madalam kui fikseeritud tugistruktuuril | Kallutamise lisamine muudab töötingimused veidi keerulisemaks; töökindlus on pisut madalam kui horisontaalse ühe{0}}telje struktuuril | Universaalliigendid võivad kahjustada | Töökindlus on lähedane fikseeritud tugistruktuuri omale ja kõrgem kui jälgimiskonstruktsioonidel |
| 6 | Maa-ala MW kohta |
Umbes 25 mu tasasel maastikul |
Umbes 30 mu; maa-ala suureneb umbes 15% |
40 mu; maa-ala suureneb umbes 50% |
50 mu; maa-ala suureneb umbes 100% |
Ligikaudu 28 mu; pindala suureneb ligikaudu 10% |
| 7 | Viide Üksus Maksumus |
0.3–0.4 jüaan/Wp |
Kasv 0,3–0,4 jüaan/Wp võrreldes fikseeritud tugistruktuur |
Kasv 0,4–0,5 jüaan/Wp võrreldes fikseeritud tugistruktuur |
Kasv 1,4–2,5 jüaan/Wp võrreldes fikseeritud tugistruktuur |
Kasv 0,1–0,2 jüaan/Wp võrreldes fikseeritud tugistruktuur |
| 8 | Elektritootmine Kasu |
Eeldatakse 100% | 110%–120% | 120%–125% | 130%–140% | 100%–110% |
| 9 | 25-aastane O&M Kulude võrdlus |
Üle 25 aasta, põhimõtteliselt hooldus-vaba |
25 aasta jooksul, võrreldes fikseeritud tugikonstruktsiooniga, on peamised täiendused mehaaniliste seadmete rutiinne kontroll ja määrimine | Üle 25 aasta veidi keerulisem kui horisontaalne ühe-telje jälgimissüsteem | Üle 25 aasta on jälgimissüsteem kõige keerulisem ja nõuab põhjalikku koolitust | Vajalik on käsitsi reguleerimine; korrigeerimine toimub neli korda aastas; operatsioon on suhteliselt lihtne |
3. Inverterid ja kombainekarbid
PV-elektrijaamades kasutatavad inverterid hõlmavad peamiselt kolme tüüpi: keskinverterid, stringinverterid ja hajutatud inverterid. Nende kolme tavaliselt kasutatava inverteritüübi kohaldatavad stsenaariumid saab määrata tabeli 2 alusel.
Inverterite valimisel tuleks erilist tähelepanu pöörata tootja valdkonna kogemustele,-müügijärgsele teenindusele, tulevastele seadmete uuendamise kuludele ja versiooniuuenduse liiasusele. Inverter tuleks valida vastavalt tegelikele asukohatingimustele ja projekti nõuetele. Eelistada tuleks kõrge muundamise efektiivsusega inverterimudeleid.
Tabel 2
| Tehnilised parameetrid | Keskne inverter | Stringi inverter | Jaotatud inverter |
| Kohaldatavad stsenaariumid | Sobib ühtsete moodulinurkade ja suhteliselt suurte projektimastaapidega stsenaariumide jaoks | Sobib rakendustele, kus on olulised erinevused mooduli nurkades või suhteliselt väikesed projektimahud | Sobib stsenaariumide jaoks, kus on olulised erinevused mooduli nurkades ja suhteliselt suured projektimahud |
4. Päikeseenergia süsteemi disaini PV massiivi paigutus
PV-massiivi ja PV-elektrijaama inverterite vaheline võimsuse suhe tuleks määrata tehno-majandusliku võrdluse teel, võttes arvesse selliseid tegureid nagu PV-massiivi paigaldustüüp, asukoha tingimused, päikeseenergia ressursid ja mitmesugused süsteemikaod. PV-massiivi paigaldatud võimsuse ja muunduri nimivõimsuse suhe on soovitatav, et see vastaks järgmistele nõuetele:
I klassi päikeseressursi piirkonnad: üldjuhul ei tohiks ületada 1,2;
II klassi päikeseressursi piirkonnad: üldiselt ei tohiks ületada 1,35;
III klassi päikeseressursi piirkonnad: üldjuhul ei tohiks ületada 1,5.
Tugikonstruktsioonide vahekauguse projekteerimisel võetakse eelkõige arvesse külgnevate konstruktsioonide vahelist varju. Põhjapoolkeral on PV-moodulite optimaalne suund lõunasse. Minimaalne vahekaugus tuleks määrata vastavalt järgmisele kriteeriumile: talvisel pööripäeval kella 9.00–15.00 päikese aja järgi ei tohiks esirea moodulite projektsioon põhjasuunas ulatuda tagumise rea moodulite alumise servani. Teisisõnu, põhja{12}}lõuna suunas ei tohiks olla varju.
See kriteerium põhineb talvise pööripäeva äärmuslikul töötingimustel, mil päikese tõusunurk on kõige madalam ja varjud on kõige pikemad. See tagab, et süsteemi väljundit ei mõjuta varjutamine ühelgi aastaperioodil.
PV-moodulite ja maapinna vahelise ruumi kujundust -st moodulite madalaima punkti kõrgust maapinnast- mõjutavad peamiselt sellised tegurid nagu kombineeritud maakasutuse nõuded PV-alal, üleujutus-kontrollinõuded, moodulite varjutamine ümbritsevate takistuste poolt, maapealne taimkate ja "PV+" rakendused. Kahepoolsete PV-moodulite kasutamisel tuleb arvestada ka energiatootmise efektiivsusega.
Bifatsiaalsete PV-moodulite eelis monofatsiaalsete moodulite ees on see, et mida suurem on tagaküljele vastuvõetava valguse hulk, seda suurem on bifatsiaalne võimendus. Peamised tegurid, mis mõjutavad tagumise-külje energia suurenemist, on maapinna albeedo, tugistruktuuri kõrgus, kiirgustiheduse tingimused ja ridade vahe. Sellest tulenevad eelised varieeruvad olenevalt aastaajast.
PV tugikonstruktsioonide ja maapinna vahelise minimaalse vahemaa määramisel tuleks ülaltoodud tegureid igakülgselt arvesse võtta, samas kui ohutus ja majanduslik jõudlus peaksid olema võimalikult tasakaalus. PV-moodulite minimaalse kõrguse tõstmine maapinnast sobival määral võib parandada energiatootmise efektiivsust ja suurendada teatud määral energiatootlust. Samas suurendab see ka tugistruktuuride ja sihtasutuste kulusid, avaldades seeläbi teatud mõju projekti majandustulemusele.
Päikeseenergiasüsteemi projekteerimise elektriline projekteerimine
1. Peamine elektriühendus
PV-elektrijaam koosneb ühest või mitmest elektritootmisüksusest. Peamine elektriühendus määrab, kuidas need tootmisüksused on omavahel ühendatud ja kogutud. Pärast kohalikku astme-teisendust kogutakse iga seadme poolt toodetud võimsus ja suunatakse see astme-alajaama siinidesse.
Astme{0}}alajaama siini pingetase ei peaks vastama mitte ainult kohaliku elektrivõrgu struktuurile ja-pikaajalisele planeerimisele, vaid see peaks olema määratud ka kõikehõlmavate tasakaalustavate teguritega, nagu fotoelektrijaama võimsus, esialgne ehitusinvesteering ning kasutus- ja hoolduskulud. Sõltuvalt PV-elektrijaama tüübist on siini tavalised pingetasemed 0,4 kV, 6 kV, 10 kV ja 35 kV.
Elektrijaama elektri pealiitumist saab planeerida vastavalt ehitusgraafikule. Kui elektrijaam on ehitatud ja kasutusele võetud ühes faasis ning sellel on ainult üks võrgu{1}}ühenduspunkt, saab üldiselt kasutada ühe-siiniga konfiguratsiooni. Kui elektrijaam on ehitatud ja kasutusele võetud faaside kaupa või kui sellel on kaks või enam võrguühenduspunkti, on üldiselt sobivam sektsioonitud ühe siini konfiguratsioon.
2. Toitejaotusseadmed
Elektrijaotusseadmete paigutus tuleks valida pärast selliste tegurite põhjalikku kaalumist nagu projekti geograafiline asukoht, kohalikud kliimatingimused, saadaolev ala ja kõrgus merepinnast. Seadmeid võib sõltuvalt konkreetsetest tingimustest paigaldada sise- või välistingimustesse.
Praegu paigaldatakse kodumaistes fotoelektrijaamades 10–35 kV elektrijaotusseadmed üldjuhul siseruumidesse. Siseruumides kasutatavad soomustatud, väljatõmmatavad, vahelduvvooluga metallist{3}}suletud jaotusseadmed on esmane konfiguratsioon. Mõnes piirkonnas võivad 10–35 kV toitejaotusseadmed kasutada ka väävelheksafluoriidiga (SF₆) gaasi-isolatsiooniga metall-suletud jaotusseadmeid, kui see on tehniliselt ja majanduslikult põhjendatud, eelkõige kaitseks soolapihustuse, parema isolatsiooni või maakasutuse vähendamise eest.
Viimastel aastatel on tehnoloogia arenedes üha enam levinud kabiini{0}}tüüpi elektrijaotusseadmed. Jaotusseadmeid saab tehastes kokku panna ja kohapeal modulaarselt kokku panna. See lähenemine vähendab kohapeal-ehitus- ja kasutuselevõtutöid, lühendab ehitusperioodi, säästab energiat, kaitseb keskkonda ja vähendab jaotusjaama jaoks vajalikku maa-ala. Sellele võib anda prioriteedi, kui see on tehniliselt ja majanduslikult asjakohane.
3. Päikeseenergiasüsteemi projekteerimise piksekaitse ja maandus
Peamine maandusvõrk, mis katab kogu PV välja, paigaldatakse tavaliselt PV elektrijaama sisse. Peamise maandusvõrgu välispiir peaks üldiselt vastama PV välja piiridele ja moodustama suletud ahela.
Peamine maandusvõrk koosneb võrgust, mis on moodustatud horisontaalsete maandusjuhtmete ühendamisel põiki- ja pikisuunas mooduli tugikonstruktsioonidega. Vertikaalsed maanduselektroodid peavad olema ühtlaselt jaotatud piki servi ja maandusvõre sees. Mooduli tugikonstruktsioonide vundamente tuleks võimalusel kasutada ka looduslike maanduselektroodidena.
PV-elektrijaama põhimaandusvõrk kasutab peamise maandusjuhina tavaliselt tsingitud lehtterast või ümarterast. Peamaandusvõrgu maandustakistus PV väljas ei tohiks ületada 4 Ω.
PV-moodulite ja nende metallist kandekonstruktsioonide vaheliseks maandamiseks on kõige levinum meetod luua esmalt usaldusväärne ühendus külgnevate PV-moodulite metallraamide vahel, kasutades vaskjuhte ja seejärel ühendada iga PV-mooduli rea mõlemad otsad metallist tugikonstruktsiooniga.
Mõnede katusel asuvate fotoelektriliste projektide puhul, kus maandusvaskjuhtmeid on ebamugav paigaldada, võib moodulite ja tugikonstruktsioonide vaheliste juhtmetena kasutada metallühendusi. Selle meetodi kasutamisel peavad konnektorid olema varustatud roostevabast terasest seibidega, mis suudavad tungida läbi mooduliraamidel oleva kaitsva alumiinium-oksiidkile, tagades sellega hea elektrilise järjepidevuse mooduliraamide ja metallist tugikonstruktsioonide vahel.
Mooduli tugikonstruktsioonid võib esmalt ühendada potentsiaalivõrdeliselt külgnevate tugistruktuuridega, et moodustada maandusrühm, mis seejärel ühendatakse maandusvõrguga. Usaldusväärsuse tagamiseks peaks iga tugi-struktuuri maandusrühm olema ühendatud maandusvõrguga vähemalt kahes punktis. Need ühenduspunktid tuleks paigaldada iga tugikonstruktsioonide rea mõlemasse otsa.
PV-välja iga kohaliku astme-ülemineku trafo ümber tuleks paigaldada rõngakujuline-potentsiaaliühtlustusvõrk ja see tuleb usaldusväärselt ühendada PV-välja peamise maandusvõrguga. Kui kohalikus-astmelises trafos kasutatakse integreeritud metallkorpusega kast-tüüpi trafot, peaks kest olema vähemalt kahes punktis usaldusväärselt ühendatud potentsiaaliühtlustusmaandusvõrguga. Kõik kast{6}}tüüpi trafo paljastatud metallosad, sealhulgas metallredelid, tuleks samuti ühendada maandusvõrguga.
4. Päikeseenergiasüsteemi projekteerimise kaabli valik ja paigaldamine
PV-moodulite ja PV-elektrijaama stringikombinaatori kastide või stringinverterite vahele paigaldatud kaablid on tavaliselt spetsiaalsed PV-kaablid. Nende vastupidavus ultraviolettkiirgusele, ilmastikukindlus, leegiaeglustus{1}}ja muud omadused peaksid vastama kehtivate tööstusstandardite nõuetele.
Hajutatud PV-projektide puhul peaks -integreeritud või-monteeritud PV-süsteemide ehitamisel kasutatavatel kaablitel olema hea leegiaeglustav-jõudlus. Vaskjuhid valitakse üldiselt nende soodsa elektrijuhtivuse tõttu.
Kommunaalelektrijaamade -mastaabis PV elektrijaamade kaablid jaotatakse tavaliselt suurele alale. Seetõttu paigaldatakse kaablid üldjuhul otsematmise teel, sel juhul tuleks kasutada soomustatud kaableid. Eelkõige projektide puhul, kus PV-mooduli aladega hõivatud maatükid on hajutatud, võib kollektoriahelatena kasutada 10 kV või 35 kV õhuliine.
Kuna PV-massiivi piirkonnas asuvad postid ja tornid võivad PV-mooduleid varjutada, tuleks õhuliinide varjuvahemik arvutada liinide planeerimise käigus. Moodulite varjutuse minimeerimiseks tuleks joonpaigutus kooskõlastada PV-massiivi paigutusega.
PV-süsteemis vahelduv- ja alalisvoolukaablite pikkuse määramisel tuleks arvesse võtta nii kaabli võimsust kui ka süsteemi pingelangust. Vahelduvpinge langus PV-süsteemis ei tohiks üldjuhul ületada 3%, samas kui alalisvoolu pingelang ei tohiks üldjuhul ületada 2%.
Kui pingelang ei vasta kehtivatele nõuetele, tuleks vastava kaabli{0}}ristlõikepindala suurendada või seadmete suhtelisi asukohti reguleerida, et lühendada kaabliteed ja hoida pingelang määratud piirides.
5. Seiresüsteem
Hiina fotoelektrijaamad töötavad üldiselt mehitamata või minimaalse personaliga. Mõned maapealse-elektrijaama PV-elektrijaamad on hakanud kasutama kaugseiret, et asendada kohapeal personaliga töötamine. Projekteerimisetapis käsitletakse tavaliselt esmase kaalutlusena projekti praegust etappi, samas kui arvesse võetakse ka eelnevat ja järgnevat etappi. Süsteem peaks ühilduma elektrijaama poolt vastuvõetud automatiseerimise ning töö ja juhtimise tasemetega.
Enamik Hiinas asuvaid fotoelektrijaamu kasutab eraldi seiresüsteeme{0}}alajaama või jaotusseadme astme ja PV-massiivi ala jaoks. Selle lähenemisviisi eeliseks on see, et see nõuab ainult piiratud hulgal teabevahetust astmelise -alajaama seiresüsteemi ja fotoelektrilise seiresüsteemi vahel, mis muudab rakendamise suhteliselt lihtsaks. Selle puuduseks on aga vähene teabekasutus.
Pärast intelligentse seiresüsteemi kasutuselevõttu saab PV-elektrijaam saavutada tervikliku andmete kogumise ja kogu rajatise panoraamseire. Süsteem suudab luua vertikaalse integratsiooni peamiste süsteemidega, nagu dispetšer- ja tootmisjuhtimissüsteemid, pakkudes samal ajal horisontaalset ühenduvust elektrijaama peamiste automaatikaseadmetega.
Arukas jälgimissüsteem võib toetada ka selliseid funktsioone nagu majandustegevuse otsuste{0}}tegemine, veebidiagnostika ja automaatne taastamine, automaatne ülevaatus ja tõrkeanalüüs ning tõrkehoiatus.
Järeldus
ThePäikeseenergia süsteemi projekteeriminenõuab põhjalikku koordineerimist kõigis etappides, sealhulgas moodulite valik, massiivi paigutus, elektriühendused, kaablite paigaldamine ja seiresüsteemid. Optimaalne lahendus tuleks valida vastavalt kohalikele tingimustele ja projekti nõuetele.PV-tehnoloogia pideva arenemise ja intelligentsuse taseme tõusuga seisavad süsteemi projekteerimisel silmitsi kõrgemad nõuded ja rohkem võimalusi. Teaduslik planeerimine ja detailne projekteerimine on elektrijaama ohutu ja stabiilse töö tagamiseks ning tugevate majandustulemuste saavutamiseks hädavajalikud.
