Пројектовање соларног електроенергетског система: конфигурација ПВ модула и електрични дизајн
Aug 27, 2026
ТхеПројектовање соларног системаје систематски инжењерски процес који укључује више техничких аспеката, укључујући избор фотонапонских (ПВ) модула, распоред низа, главне електричне везе, заштиту од грома и уземљење. Научно оправдан и разуман дизајн мора узети у обзир соларне ресурсе, климатске услове и карактеристике локације пројекта, док истовремено постиже равнотежу између сигурности, економског учинка и ефикасности производње електричне енергије. Овај чланак се фокусира на две кључне области пројектовања система соларне енергије-конфигурације модула и електричног система-и резимира кључна техничка разматрања и стандарде дизајна како би пружио смернице за инжењерску праксу.
Пројектовање соларног система
1. Избор ПВ модула
Основни принцип за одабир фотонапонских модула је да се изаберу главни типови модула који нуде висок ниво техничке зрелости и поуздан рад, узимајући у обзир и природно окружење око електране, услове изградње и транспортну логистику. Коначни избор треба да се заснива на свеобухватној евалуацији како би се идентификовали фотонапонски модули са најбољим укупним перформансама и највећом погодношћу за пројекат.
2. Дизајн режима рада ПВ низа
ПВ низови се могу инсталирати помоћу једног од три метода: фиксног-нагиба, подесивог-нагиба или система за праћење. Одговарајућу методу инсталације треба изабрати кроз техно{3}}економско поређење засновано на факторима као што су ресурси сунчевог зрачења, климатски услови, радно окружење, инсталирани капацитет, површина и карактеристике места инсталације, карактеристике оптерећења и праксе рада и управљања.
Конфигурацију распореда ПВ потпорних конструкција треба одабрати на одговарајући начин како би се избегла концентрација напрезања. За сваки елемент конструкције треба изабрати одговарајуће попречне-пресеке у складу са величином примењених сила. Потрошња челика треба да се минимизира, а да се обезбеди да се снага свих конструкцијских елемената у потпуности искористи.
Током читавог пројектног века, ПВ систем подршке мора остати структурно безбедан и поуздан и бити способан да издржи оптерећења ветром и снегом, као и утицаје на животну средину. Такође се мора узети у обзир изводљивост уградње како би се по најнижим могућим трошковима постигли оптимални резултати изградње пројекта. Приликом пројектовања и изградње ПВ електране, избор типа носеће конструкције треба да се прилагоди локалним условима кроз свеобухватну процену. Поређење различитих типова ПВ потпорних структура је дато у табели 1.
Табела 2
| бр. | Ставка | Фиксно Структура подршке |
Хоризонтална једна{0}}оса Структура праћења |
Нагнута једна{0}}ос Структура праћења |
Двострука{0}}ос Структура праћења |
Фиксно Подесива-структура подршке нагибу |
| 1 | Отпорност на ветар и Цивил Фондација |
Дизајниран за владајући случај оптерећења на основу локалне максималне брзине ветра за одређивање отпора на ветар носеће конструкције | Отпор на ветар је исти као код фиксне потпорне конструкције; стварни захтеви за{0}}носивост су нижи од оних за фиксну носећу конструкцију | Отпор на ветар је исти као код фиксне потпорне конструкције; захтеви за темеље су већи него за хоризонтални једноосни -тракер, али нижи него за фиксну носећу структуру | Отпор на ветар је исти као код фиксне потпорне конструкције; под владајућим случајем оптерећења, захтеви за темеље су слични онима за нагнути једно{0}}осни уређај за праћење | Отпор на ветар је исти као код фиксне носеће конструкције |
| 2 | Инсталација Захтеви |
Нема покретних делова; ниски захтеви за{0}}тачност инсталације и релативно једноставна инсталација | Покретни делови су присутни; инсталација захтева већу тачност и сложенија је него за фиксну носећу конструкцију | Покретни делови су присутни и додат је нагиб{0}}окренут према југу; Захтеви за прецизност инсталације су нешто већи и инсталација је нешто сложенија него за хоризонталну једноосну структуру- | Компоненте за праћење{0}}двоструке осе и више покретних делова; највиши захтеви за{1}}тачност инсталације и најсложенија инсталација | Слично фиксној потпорној конструкцији; главни сноп је покретна компонента, али има мање покретних делова него у структурама за праћење |
| 3 | Тецхницал зрелост |
Једноставан систем, широко коришћен и технички зрео | Зрела технологија, са домаћом применом на приближно ГВп скали | Технологија са нагнутом једном{0}}осом додаје нагиб инсталације; нешто мање зрела од хоризонталне једноосне-структуре | Најсложенија технологија; нема{0}}примена великих размера у земљи или иностранству | Високо зрела технологија |
| 4 | Применљиво Латитуде |
Без ограничења | Региони средње- до високе{1}}географске ширине | Без ограничења | Без ограничења | Региони ниске{0}}ширине |
| 5 | Поузданост | Једноставно и поуздано | Квалитет и поузданост погонске и управљачке опреме кључа морају бити контролисани; поузданост је нижа од оне код фиксне носеће конструкције | Додавање нагиба чини услове рада мало сложенијим; поузданост је нешто нижа од оне хоризонталне једноосне{0}}структуре | Универзални спојеви су подложни оштећењима и систем управљања је сложен, што доводи до много веће стопе отказа од структура за праћење са једном-осом и ниске поузданости | Поузданост је блиска оној код фиксне потпорне конструкције и већа него код структура за праћење |
| 6 | Земљиште по МВ |
Отприлике 25 му на равном терену |
Приближно 30 му; површина земљишта се повећава за око 15% |
40 му; површина земљишта повећава се за око 50% |
50 му; површина земљишта повећава за приближно 100% |
Приближно 28 му; површина земљишта се повећава за приближно 10% |
| 7 | Референца Јединица Цост |
0.3–0.4 јуан/Вп |
Повећање од 0,3–0,4 јуан/Вп у поређењу са фиксна носећа конструкција |
Повећање од 0,4–0,5 јуан/Вп у поређењу са фиксна носећа конструкција |
Повећање од 1,4–2,5 јуан/Вп у поређењу са фиксна носећа конструкција |
Повећање од 0,1–0,2 јуан/Вп у поређењу са фиксна носећа конструкција |
| 8 | Повер Генератион Бенефит |
Претпоставља се на 100% | 110%–120% | 120%–125% | 130%–140% | 100%–110% |
| 9 | 25-годишњи О&М Поређење трошкова |
Преко 25 година, у основи{0}}без одржавања |
Преко 25 година, у поређењу са фиксном носећом структуром, главни додаци су рутинска инспекција и подмазивање механичке опреме | Преко 25 година, мало сложенији од хоризонталног{1}}система за праћење једне осе | Преко 25 година, систем праћења је најсложенији и захтева опсежну обуку | Потребно је ручно подешавање; прилагођавање се врши четири пута годишње; операција је релативно једноставна |
3. Инвертори и комбинатори
Инвертори који се користе у фотонапонским електранама углавном укључују три типа: централне претвараче, струне претвараче и дистрибуиране претвараче. Применљиви сценарији за ова три најчешће коришћена типа претварача могу се одредити према табели 2.
Приликом одабира претварача, посебну пажњу треба обратити на искуство произвођача у индустрији,{0}}услугу након продаје, будуће трошкове надоградње опреме и редундантност надоградње. Претварач треба изабрати у складу са стварним условима локације и захтевима пројекта. Приоритет треба дати моделима инвертера са високом ефикасношћу конверзије.
Табела 2
| Тецхницал Параметерс | Централ Инвертер | Стринг Инвертер | Дистрибутед Инвертер |
| Применљиви сценарији | Погодно за сценарије са доследним угловима модула и релативно великим пројектним размерама | Погодно за апликације са значајним разликама у угловима модула или релативно малим пројектним размерама | Погодно за сценарије са значајним разликама у угловима модула и релативно великим пројектним размерама |
4. Распоред фотонапонске мреже у пројектовању система соларне енергије
Однос капацитета између ПВ низа и инвертера у фотонапонској електрани треба да се одреди кроз техно{0}}економско поређење, узимајући у обзир свеобухватне факторе као што су тип инсталације ПВ низа, услови локације, ресурси соларне енергије и различити губици у систему. Однос инсталисаног капацитета ПВ низа према називном капацитету инвертора препоручује се да буде у складу са следећим захтевима:
Региони са соларним ресурсима класе И: генерално не би требало да прелазе 1,2;
Региони са соларним ресурсима класе ИИ: генерално не би требало да прелазе 1,35;
Региони са соларним ресурсима класе ИИИ: генерално не би требало да прелазе 1,5.
Дизајн размака између потпорних конструкција првенствено узима у обзир сенчење између суседних конструкција. На северној хемисфери, оптимална оријентација за ПВ модуле је на југу. Минимални размак треба одредити према следећем критеријуму: од 9:00 до 15:00 по сунчаном времену на зимски солстициј, пројекција модула предњег{10}}реда у правцу севера не би требало да допире до доње ивице модула у задњем реду. Другим речима, не би требало да постоји сенчење у правцу север-југ.
Овај критеријум се заснива на екстремним радним условима зимског солстиција, када је угао Сунчеве елевације најнижи, а сенке најдуже. Обезбеђује да сенчење не утиче на излаз система током било ког периода године.
На дизајн размака између фотонапонских модула и тла-односно на висину најниже тачке модула изнад земље-углавном утичу фактори као што су захтеви за комбиновано коришћење земљишта у оквиру фотонапонске локације, захтеви за-контролу поплава, сенчење модула околним препрекама и применама „ПВ + покривеност вегетацијом“. Када се користе двофазни фотонапонски модули, ефикасност производње електричне енергије се такође мора узети у обзир.
Предност бифацијалних ПВ модула у односу на монофацијалне модуле је у томе што је већа количина светлости примљена на задњој страни, то је већи бифацијални добитак. Главни фактори који утичу на добијање енергије на задњој{1}}страни укључују албедо тла, висину потпорне конструкције, услове зрачења и размак између редова. Резултирајуће користи варирају у зависности од годишњих доба.
Приликом одређивања минималног размака између фотонапонских потпорних конструкција и тла, горе наведене факторе треба узети у обзир свеобухватно, док безбедност и економски учинак треба да буду уравнотежени колико год је то могуће. Повећање минималне висине фотонапонских модула изнад земље до одговарајуће мере може побољшати ефикасност производње енергије и донекле повећати принос енергије. Међутим, то такође повећава трошкове потпорних структура и фондација, чиме има одређени утицај на економски учинак пројекта.
Пројектовање електроенергетског система соларног система
1. Главни електрични прикључак
ПВ електрана се састоји од једне или више јединица за производњу енергије. Главни електрични прикључак одређује како се ове производне јединице међусобно повезују и прикупљају. Након локалне трансформације{2}}навише, енергија коју генерише свака јединица се прикупља и доводи у сабирницу -навише трафостанице.
Ниво напона сабирнице подстанице за повећање{0}}треба да буде у складу са структуром и дугорочним-планирањем локалне електричне мреже, већ би требало да буде одређен и свеобухватним балансирајућим факторима као што су капацитет ПВ електране, почетна улагања у изградњу и трошкови рада и одржавања. У зависности од типа ПВ електране, уобичајени напони на сабирницама укључују 0,4 кВ, 6 кВ, 10 кВ и 35 кВ.
Главни електрични прикључак електране може се планирати према плану изградње. Ако је електрана изграђена и пуштена у рад у једној фази и има само једну -тачку прикључка на мрежу, конфигурација једне-сабирнице се генерално може усвојити. Ако је електрана изграђена и пуштена у рад у фазама, или има две или више тачака прикључка на мрежу{4}}, секционисана једнострука- конфигурација сабирница је генерално прикладнија.
2. Опрема за дистрибуцију електричне енергије
Распоред опреме за дистрибуцију електричне енергије треба изабрати након свеобухватног разматрања фактора као што су географска локација пројекта, локални климатски услови, расположива површина локације и надморска висина. Опрема се може инсталирати у затвореном или на отвореном у зависности од специфичних услова.
Тренутно се опрема за дистрибуцију електричне енергије од 10–35 кВ у домаћим ПВ електранама углавном инсталира у затвореном простору. Унутарња блиндирана, извлачива, АЦ метална-ограђена расклопна јединица је примарна конфигурација. У неким регионима, опрема за дистрибуцију електричне енергије од 10–35 кВ такође може да користи сумпор хексафлуорид (СФ₆) гас-изоловану металом-ограђену расклопну опрему где је то технички и економски оправдано, посебно за заштиту од сланог прскања, побољшану изолацију или смањену употребу земљишта.
Последњих година, са развојем технологије, монтажна опрема за дистрибуцију електричне енергије{0}}кабинског типа постала је све чешћа. Станице за разводне уређаје могу се фабрички монтирати и модуларно монтирати на лицу места. Овај приступ смањује-радове на изградњи и пуштању у рад, скраћује период изградње, штеди енергију, штити животну средину и смањује површину земљишта потребну за расклопну станицу. Може му се дати приоритет тамо где је технички и економски прикладно.
3. Громобранска заштита и уземљење пројектовања соларног система
Главна мрежа за уземљење која покрива читаво фотонапонско поље се обично инсталира у фотонапонској електрани. Спољна граница главне мреже за уземљење треба генерално да одговара границама ПВ поља и да формира затворену петљу.
Главна мрежа за уземљење се састоји од мреже формиране повезивањем хоризонталних проводника за уземљење у попречном и уздужном правцу на носеће конструкције модула. Вертикалне електроде за уземљење треба да буду равномерно распоређене дуж ивица и унутар мреже за уземљење. Темељи носећих структура модула такође треба да се користе као природне електроде за уземљење где год је то могуће.
Главна мрежа за уземљење ПВ електране углавном користи поцинковани равни челик или округли челик као главни проводник за уземљење. Отпор уземљења главне мреже за уземљење у фотонапонском пољу не би требало да прелази 4 Ω.
За уземљење између фотонапонских модула и њихових металних потпорних структура, најчешћи метод је да се прво успостави поуздана веза између металних оквира суседних фотонапонских модула помоћу бакарних проводника, а затим се оба краја сваког реда фотонапонских модула повежу са металном носећом конструкцијом.
За неке кровне ПВ пројекте где су бакарни проводници за уземљење незгодни за инсталирање, метални конектори се могу користити као проводници између модула и потпорних структура. Када се усвоји овај метод, конектори треба да буду опремљени подлошкама од нерђајућег-челика које могу да пробију заштитни филм од алуминијум-оксида на оквирима модула, чиме се обезбеђује добар електрични континуитет између оквира модула и металних носећих конструкција.
Носеће структуре модула могу прво бити еквипотенцијално везане за суседне потпорне структуре да би се формирала група за уземљење, која је затим повезана са мрежом за уземљење. Да би се обезбедила поузданост, свака група за уземљење{1}}конструкције треба да буде повезана са мрежом за уземљење на најмање две тачке. Ове прикључне тачке треба поставити на оба краја сваког реда потпорних конструкција.
Мрежа за изједначавање потенцијала у облику прстена треба да се инсталира око сваког локалног трансформатора{1}}навише у фотонапонском пољу и да се поуздано повеже са главном мрежом за уземљење ПВ поља. Када локални степ{3}}трансформатор користи трансформатор типа кутије-са интегрисаним металним кућиштем, кућиште треба да буде поуздано повезано са мрежом за еквипотенцијално уземљење на најмање две тачке. Сви откривени метални делови трансформатора типа кутије-, укључујући металне мердевине, такође треба да буду повезани на мрежу за уземљење.
4. Избор кабла и инсталација пројекта соларног система
Каблови инсталирани између фотонапонских модула и кутија за комбиновање струна или претварача струна у фотонапонској електрани су углавном наменски ПВ каблови. Њихова отпорност на ултраљубичасто зрачење, отпорност на временске услове, перформансе{1}}успоравања пламена и друге карактеристике треба да буду у складу са захтевима тренутних индустријских стандарда.
За дистрибуиране фотонапонске пројекте, каблови који се користе у изградњи-интегрисаних или{1}}монтираних фотонапонских система треба да имају добре перформансе{2}}успоравања пламена. Бакарни проводници се углавном бирају због њихове повољне електричне проводљивости.
За комуналне{0}}ПВ електране, каблови су обично распоређени на великој површини. Због тога се каблови обично постављају директним закопавањем, у ком случају треба користити оклопљене каблове. Конкретно, за пројекте где су парцеле које заузимају површине ПВ модула дисперзоване, 10 кВ или 35 кВ надземни водови могу се користити као колекторска кола.
Пошто стубови и стубови унутар области фотонапонских низа могу бацати сенке на фотонапонске модуле, опсег сенке надземних водова треба да се израчуна током планирања линије. Распоред линија треба да буде усклађен са распоредом ПВ низа како би се минимизирало сенчење модула.
Приликом одређивања дужине АЦ и ДЦ каблова у фотонапонском систему, треба узети у обзир и капацитет кабла и пад напона система. Пад наизменичног напона у фотонапонском систему генерално не би требало да прелази 3%, док пад једносмерног напона генерално не би требало да прелази 2%.
Ако пад напона не испуњава применљиве захтеве, потребно је повећати-површину попречног пресека релевантног кабла или прилагодити релативне положаје опреме како би се скратила траса кабла и задржао пад напона у одређеним границама.
5. Систем за праћење
ПВ електране у Кини углавном раде без посаде или са минималним бројем особља. Неке соларне-електране на земљи су почеле да усвајају даљински надзор како би замениле рад на локацији са особљем. Током фазе пројектовања, тренутна фаза пројекта се обично третира као примарно разматрање, док се претходна и наредне фазе такође узимају у обзир. Систем треба да буде компатибилан са нивоима аутоматизације и рада и управљања које је усвојила електрана.
Већина фотонапонских електрана у Кини користи одвојене системе за надзор за напредну{0}}подстаницу или расклопну станицу и област фотонапонског низа. Овај приступ има предност у томе што захтева само ограничену количину размене информација између напредног-система за праћење подстанице и ПВ система за надзор, што имплементацију чини релативно једноставном. Међутим, он такође има недостатак што је ниско коришћење информација.
Након усвајања интелигентног система за надзор, фотонапонска електрана може постићи свеобухватно прикупљање података и панорамски надзор целог објекта. Систем може успоставити вертикалну интеграцију са главним системима као што су диспечерски системи и системи за управљање производњом, истовремено пружајући хоризонталну повезаност са главном опремом за аутоматизацију унутар електране.
Интелигентни систем за праћење такође може да подржи функције као што су доношење одлука о економском раду{0}}, онлајн дијагностика и аутоматски опоравак, аутоматска провера и анализа кварова и упозорење о грешкама.
Закључак
ТхеПројектовање соларног системазахтева свеобухватну координацију у свим фазама, укључујући избор модула, распоред низа, електричне везе, инсталацију каблова и системе за надзор. Оптимално решење треба изабрати у складу са локалним условима и захтевима пројекта.Уз континуирано напредовање фотонапонске технологије и повећање нивоа интелигенције, дизајн система се суочава са вишим захтевима, као и са више могућности. Научно планирање и детаљно пројектовање су од суштинског значаја за обезбеђивање безбедног и стабилног рада електране и постизање снажних економских перформанси.
