赣州xx停车场光储充项目技术方案-solarbe文库

1 赣州 xx 停车场光储充项目技术方案 2 目录一、光伏方案4 1 .项目概况.4 1.1.项目地点 . 4 1.2.项目规模 . 4 2 .光伏系统方案说明7 2.1 光伏系统选型设计 D7 2.1.1 光伏组件选型 7 2.1.2 组串逆变器选型 . 8 2.2 光伏阵列安装类型设计 . 10 2.3 光伏系统组串设计 11 2.4 光伏、电气接入设计 . 12 2.5 安全性校验 Y.13 2.5.1 热稳定校验 13 2.5.2 动稳定校验 13 2.6 电气安全性说明 13 2.6.1 电能质量 13 2.6.2 电压异常时的响应特性 . 15 2.6.3 频率异常时响应特性 . 15 2.6.4 无功平衡 15 2.6.5 其他 . 15 2.7 系统电气工程主要设备 . 16 2.7.1 并网柜 16 3 .太阳能资源条件分析1 6 4 .光伏发电量. 1 7 5.节能降耗效益分析 1 8 3 二、储能方案 1 9 1 .系统方案.1 9 2 .系统组成.2 1 2.1 储能电池系统 21 2.2 电池管理系统（ BMS） 22 2.3 配电箱 26 2.4 空调系统 26 2.5 消防系统 26 3 .储能变流器（PCS）2 7 3.1 技术参数 27 3.2 PCS 功能 .29 三、充电桩方案.3 0 3.1 场地规划方案 . 33 四、能量管理系统（EMS）3 3 4.1 能量管理系统 (EMS)系统简介 .33 4.2 能量管理系统 (EMS)系统拓扑图 .34 4.3 能量管理系统 (EMS)系统功能 .34 4.4 能量管理系统 (EMS)性能指标 .39 五、整体收益情况.4 0 5.1 项目总成本 . 40 5.2 赣州州现行电价 . 41 5.3 每年维护内容、费用及保险费用 . 41 5.4 项目总体收益情况 . 41 六、项目清单 4 2 4 一、光伏方案 1.项目概况 1.1.项目地点项目地点位于江西省赣州市，赣州市地处赣江上游，位于江西省南部，属典型的南亚热带季风性气候。地理坐标处于北纬 24° 29′ ~27° 09′ 、东经 113° 54′ ~116° 38′ 之间，年平均气温 20.6℃ ，年平均日太阳辐照量为 3.48kWh/㎡，全年太阳辐照量 1270.7kWh/㎡，太阳光辐照非常丰富，适合铺设光伏系统。本项目包含光伏、储能和充电桩三个部分，项目安装点为赣州市 xx，地址为赣州市南康区南水大道与文化路交叉口。经现场勘察，安装地点四周均无高大建筑物遮挡，光照条件良好，适宜装设光伏。当白天光照充足时，如果光伏系统所发的电无法被及时消纳，储能系统可及时将电能存储，并在夜晚为充电桩供电。 1.2.项目规模项目拟在 xx 停车位处建设光伏车棚，停车位合计 30 个，光伏车棚上铺有光伏组件，光伏组件计划使用 545Wp 光伏组件。 xx 停车场的场地平面图如图 1-1 所示，停车场共有停车位两排，共 30 个停车位，其中第一排停车位有 16 个，第二排停车位有 14 个。光伏车棚可根据客户对车棚的高度、宽度和外型等要求进行设计和定制，图 1-2 为某款光伏车棚设计图，可供参考。依据 xx 停车场的场地平面图铺设光伏组件，光伏组件之间不预留检修通道，光伏组件使用 545Wp 光伏组件，每块光伏组件的尺寸为 2256*1133mm，共可铺设光伏组件 180 块，装机容量为 98.1kW，具体铺设示意图如图 1-3 所示。 5 图 1-1 xx 停车场平面图图 1-2 项目现场图片 6 图 1-3 光伏车棚示意图图 1-4 光伏组件铺设示意图图 1-5 光伏组件铺设效果图 7 2.光伏系统方案说明 2.1 光伏系统选型设计 2.1.1 光伏组件选型综合考虑光伏组件的光电转换效率、功率密度等，选择性价比较高的 545Wp 单晶单玻组件，该系列组件具有发电量高、寿命长、可靠性好等优点，首年衰减低于 2%，后面每年衰减 0.55%， 25年输出功率保证，外形尺寸如图 2-1，该组件详细技术参数如下表 2-1所示。 8 图 2-1 光伏组件外形尺寸图表 2-1 545kW 光伏组件技术参数组件类型单晶硅组件电池片排列 144（ 6×24）接线盒 IP68，分体式接线盒输出线 4mm²， +400， -200mm（可定制）玻璃单玻， 3.2mm 钢化玻璃重量 27.2kg 组件尺寸 2256×1133×35mm 最大功率 Pmax 545W 开路电压 Voc 49.65V 短路电流 Isc 13.92A 峰值功率电压 Vmp 41.8V 峰值功率电流 Imp 13.04A 组件效率 21.3% 工作温度范围 -40~+85℃ 额定电池工作温度 45±2℃ 正面最大静态载荷 5400Pa 背面最大静态载荷 2400Pa 短路电流温度系数 +0.05%/℃ 开路电压温度系数 -0.265%/℃ 峰值功率温度系数 -0.34%/℃ 2.1.2 组串逆变器选型根据项目的光伏系统功率需求，考虑到每日辐照量大小变化及光伏组件的光电转换效率，选用功率 100kW 光伏逆变器，该逆变器能在 45℃ 下以 1.1 倍额定功率长期运行， 50℃ 满载运行，集成 PID 夜间修复，提升系统发电量，具体参数见表 2-2。表 2-2 110kW 逆变器参数 9 直流最大输入电压 1100V 最小输出电压 /启动电压 195V MPPT 电压范围 180-1000V MPPT 数量 10 每路 MPPT 最大输入组串数 20 最大输入电流 260A（ 10*26A）最大直流短路电流 400A(10*40A) 交流 (并网侧 ) 额定输出功率 100kW 最大输出视在功率 110kVA 最大输出电流 132.3A 额定电网电压 3/N/PE ,220/380V 额定电网频率 50Hz 功率因数＞ 0.99（额定功率下）总电流波形畸变率＜ 3%（额定功率时）功率因数可调范围 0.8 超前 ~0.8 滞后效率最大效率 98.8% 中国效率 98.2% 保护直流反接保护具备交流短路保护具备漏电流保护具备电网监测具备直流开关具备孤岛保护具备低电压穿越具备 10 组串检测具备 PID 防护及修复可选浪涌保护直流二级防雷 /交流二级防雷常规数据尺寸 1014*567*314.5mm 重量 82kg 隔离方式无变压器防护等级 IP66 夜间自耗电＜ 2W 工作温度范围 -25～ +60℃ (＞ 50℃ 降额 ) 相对湿度 0～ 100% 冷却方式智能冗余风冷最高海拔 4000m 显示 LCD 直流端子 MC4 交流端子 OT 端子 2.2 光伏阵列安装类型设计使用国际通用的光伏系统设计软件 PVSYST 对赣州地区的光伏系统进行建模分析设计，得出如下结果：光伏组件的安装方式为平铺，即安装倾角为 0°，每个光伏阵列之间密集排列不留检修通道。根据仿真结果可以得出，在此情况下年太阳辐照总量可达到 1270.7kWh/㎡ .year，仿真示意图如下图所示。 11 图 2-2 光伏组件安装仿真示意图 2.3 光伏系统组串设计根据所选用光伏组件技术参数和荆州历史气温条件（昼间最高温度不超过 39.7℃ ，最低温度不低于 -8℃ ），可根据下列公式算出光伏组件的串联数： 37.20%)]265.0()258(1[65.49 1100])25(1[ max_  voc dc ktV VN 푈푚푝푝푡_푚푖푛 푉푝푚 × 1+ 푡 −25 × 푘푣 ≤ 푁 ≤ 푈푚푝푝푡_푚푎푥 푉푝푚 × 1+ 푡−25 ×푘푣 %)]265.0()257.39(1[8.41 1000 %)]265.0()258(1[8.41 180  N 因此， 37.2096.3 N 式中： Kv —光伏组件的开路电压温度系数； t —光伏组件工作条件下的极限低温； t′ —光伏组件工作条件下的极限高温； Vdcmax—逆变器允许的最大直流输入电压； Vmppt max—逆变器 MPPT 电压最大值； Vmppt min—逆变器 MPPT 电压最小值； 89.2496.3 N 12 VOC—光伏组件开路电压； Vpm—光伏组件工作电压； N—电池组件串联数；根据项目地点气候环境，屋面实际情况并结合电池组件温度修正系数以及逆变器最佳输入电压等，经修正计算后取光伏组件的串联数为： N=18。根据上面计算结果，光伏组件的串联块数设计为 18 块，即该项目光伏组件按照 18 块 /串进行设计保证系统稳定运行，并且在常规工况下系统运行效率较高。由于该项目共铺设光伏组件 180 块，因此合计可组成 10 串， 2.4 光伏、电气接入设计 xx 停车场光伏车棚共可铺设 545W 光伏组件 180 块，装机容量共 98.1kW。因此选用 1 个 100kW 组串逆变器。光伏组件的串联块数为 18 块，每块光伏组件容量为 545W，即每串的容量为 9.81kW，由于逆变器最大输出功率为 110kW，因此逆变器最多可并联 11 串光伏组件，本项目光伏组件并联串数为 10 串。计划在场区内增设 1 个交流并网柜。并网柜内设有开关用于控制逆变器电流，光伏接入示意图如图 2-3 所示。此外，在选用电缆时考虑到户外停车场夏天温度较高，需要按 40° C 条件选用电缆，电缆选型依据如表 2-3 所示。表 2-3 电缆选型依据 13 图 2-3 光伏接入示意图 2.5 安全性校验 2.5.1 热稳定校验低压电缆满足载流量即可，不进行热稳定校验。 2.5.2 动稳定校验不进行动稳定校验。 2.6 电气安全性说明 2.6.1 电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供安全可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应 14 符合相关标准的规定。（ 1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足 GB/T 14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，如表 2-4 所示。表 2-4 公用电网谐波电压限值光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足 GB/T 14549-1993 《电能质量公共电网谐波》的规定，应不超过规定的允许值。如表 2-5 所示，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值应按照光伏装机容量与其公共连接点上具有谐波源的发 /供电设备总容量之比进行分配。表 2-5 供电接入点谐波技术要求并网点电压最大分闸时间 U＜ 0.5UN 最大分闸时间不超过 0.2 s 0.5UN≤ U＜ 0.85UN 最大分闸时间不超过 2.0 s 0.85UN≤ U≤ 1.1UN 连续运行 1.1UN＜ U＜ 1.35UN 最大分闸时间不超过 2.0 s 1.35UN≤ U 最大分闸时间不超过 0.2 s 注： 1.U n 为分布式电源并网点的电网标称电压； 2.最大分闸时间是指异常状态发生到电源停止向电网送电的时间。（ 2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足 GB/12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定， 10kV 三相供电电压偏差为标称电压的 ± 7%。 15 （ 3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动和闪变应满足 GB/T 123262008《电能质量电压波动和闪变》的规定，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上扰扰源总容量之比进行分配。对于光伏电站出力变化引起的电压波动，其频度可以按照 1r ≤ 10(每小时变动的次数在 10 次以内 )考虑，因此光伏电站引起的公共连接点的电压变动最大不得超过 3 %。（ 4）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/T15543-2008《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不应超过 1.3 %，短时不超过 2. 6%。（ 5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的 0.5 %。 2.6.2 电压异常时的响应特性光伏电站并网时输出电压应与电网电压相匹配，并网点电压在不同的运行范围时，分布式光伏发电系统在电网电压异常时的响应要求应符合表 2-3 所示的规定，此要求适用于三相系统中的任何一相。对于本项目 380V 光伏电站，应按照表 2-3 所要求的时间停止向电网线路送电。表 2-3 分布式发电系统在电网电压异常时的响应要求 2.6.3 频率异常时响应特性光伏电站并网时应与电网保持同步运行，当光伏电站并网点频率超过 49.5-50.2 Hz 范围时，光伏电站应在 0.2s 内停止向电网线路送电。若光伏电站在指定的分闸时间内系统频率可恢复到正常的电网持续运行状态，光伏发电站不应停止送电。 2.6.4 无功平衡光伏电站应保证并网点处功率因数在 0.95（超前） —0.95（滞后）范围内。 2.6.5 其他本分布式光伏在连接电源和电网的专用低压开关柜应有醒目标识。标识应标明 “警告 ”、 “双电源 ”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照 GB2894-2008《安全标志及其使用导则》执行。 16 2.7 系统电气工程主要设备 2.7.1 并网柜计划在停车场增设 1 个交流并网柜，并网柜应具有电源端和负载端反接能力，并网柜容量应满足 98.1kW、计算电流 149.05A，接入至 800kVA箱变低压母线处。 3.太阳能资源条件分析太阳能资源丰富程度评估，按照太阳辐射年总辐照量为标准，可划分为 A、 B、 C、 D 四个区域，分别为最丰富区、很丰富区、丰富区、一般区，具体见表 3-1。表 3-1 太阳辐射分级区域指标（ kWh/m2）丰富程度 A ≥1750 最丰富 B 1400~1750 很丰富 C 1050~1400 丰富 D ＜ 1050 一般赣州市（北纬 24° 29′ ~27° 09′ 、东经 113° 54′ ~116° 38′ ），从 NASA 数据库可查得，该地区日均太阳辐照量为 3.48kWh/㎡，最高达 5.52kWh/㎡（见图 3-1），年总辐照量为 1270.7kWh/㎡（见图 3-2），太阳能资源丰富等级为 C 级，是安装光伏发电系统的较佳地区。图 3-1 赣州市地区日均太阳辐射强度 17 图 3-2 赣州市地区月均太阳辐射强度 4.光伏发电量系统发电量的估算需要综合考虑多种因素，特别是系统效率因素。影响系统综合发电效率的因素有逆变器效率、灰尘及雨雪遮挡损失、组串并联电压不匹配损失、弱光损失及其他项损失等，系统综合效率约为 80%。结合以上太阳光照情况，可得本项目投入 98.1kW 容量的光伏，首年发电为万度电。光伏组件在生命周期内，会逐年发生衰减，根据出厂试验以及前期项目归纳，首年组件衰减 2%，后面每年组件较首年发电量衰减系数在前一年基础上增加 0.55%，发电明细如下表：表 4-1 第一年理想光伏发电量月份天数峰值日照时间电池组件额定功率综合发电效率平均每天发电量月发电量第一年总发电量（天）（ h）（ KW) （ kW· h) （ kW· h) （ kW· h) 1 月 31 1.84 98.1 80% 144.40 4476.50 99671.17 2 月 28 2.15 168.73 4724.50 3 月 31 2.17 170.30 5279.35 4 月 30 3.31 259.77 7793.06 5 月 31 4.18 328.05 10169.44 6 月 30 4.58 359.44 10783.15 7 月 31 5.52 433.21 13429.50 8 月 31 5.15 404.17 12529.33 9 月 30 4.33 339.82 10194.55 10 月 31 3.45 270.76 8393.44 18 11月 30 2.77 217.39 6521.69 12 月 31 2.21 173.44 5376.66 表 4-2 光伏实际 25 预估发电量系统发电量计算第 N 年衰减系数第 N 年发电量（ kWh）总发电量（ kWh） 1 0.98 97677.75 97677.75 2 0.9945 97140.52 194818.26 3 0.9945 96606.25 291424.51 4 0.9945 96074.91 387499.42 5 0.9945 95546.50 483045.92 前 5 年平均发电量 96609.186 6 0.9945 95020.99 578066.91 7 0.9945 94498.38 672565.29 8 0.9945 93978.64 766543.93 9 0.9945 93461.75 860005.68 10 0.9945 92947.71 952953.40 前 10 年平均发电量 95295.34 11 0.9945 92436.50 1045389.90 12 0.9945 91928.10 1137318.00 13 0.9945 91422.50 1228740.50 14 0.9945 90919.67 1319660.17 15 0.9945 90419.62 1410079.79 前 15 年平均发电量 94005.32 16 0.9945 89922.31 1500002.10 17 0.9945 89427.73 1589429.83 18 0.9945 88935.88 1678365.71 19 0.9945 88446.73 1766812.45 20 0.9945 87960.28 1854772.73 21 0.9945 87476.50 1942249.22 22 0.9945 86995.38 2029244.60 23 0.9945 86516.90 2115761.50 24 0.9945 86041.06 2201802.56 25 0.9945 85567.83 2287370.39 25 年平均年发电量 91494.82 5.节能降耗效益分析由两表可知本项目光伏系统首年理论发电量为 9.967 万 kWh，实际 25 年总发电量为 228.737 万 kWh，则折算新能源光伏发电，每发 1 度电，每年可节约 304.9g 标准煤，同时减 19 少污染排放 0.032g 碳粉尘、 832g 二氧化碳（ CO2）、 0.16g 二氧化硫（ SO2）、 0.179g 氮氧化物（ NOX），节能减排情况如下表所示：表 5-1 屋面光伏项目铺设节能减排情况系统节能减排系数发电量（ kWh）标准煤 /t CO2/t SO2/t 粉尘 /t 氮化物 /t 2287370.39 304.9 832 0.16 0.032 0.179 697.42 1903.09 0.37 0.07 0.41 25 年生命周期内，可节约标准煤 697.42 吨，减少 CO2 排放 1903.09 吨，减少 SO2 排放 0.37 吨，减少碳粉尘排放 0.07 吨，减少氮氧化物排放 0.41 吨。二、储能方案 1.系统方案根据项目整体方案配置，储能系统配置规格为 100kW/239.57kWh，采用户外柜形式安装，系统主要包括：钛酸锂电池箱（ Pack）、电池管理系统（ BMS）、高压控制盒（ PDU）空调、配电箱和户外柜以及户外型储能变流器（ PCS）。图 2-1 储能系统拓扑 20 图 2-2 储能系统外观图 2-3 储能系统通信架构 21 2.系统组成 2.1 储能电池系统储能电池系统采用 155Ah/2.3V 钛酸锂电芯，共包含两簇电池簇， 2P24S 组成一个 17.112kWh 电池箱， 7 个电池箱串联组成 1 簇 119.78kWh 电池簇，电压范围 302~437V，本系统共有两簇电池簇，总电量为 239.57kWh，多套储能电池系统可并联使用。表 2-1 电池系统参数项目参数电芯类型钛酸锂 /155Ah 成组方式（ 2P168S） *2P 直流侧额定电压 386V 直流侧电压范围 302~437V 系统标称电量 239.57kWh 额定直流功率 100kW 工作温度范围 -30~55℃ 工作环境湿度 0~95%(无冷凝 ) 工作海拔 ≤2000m 系统防护等级 IP54 尺寸（长 *宽 *高） 1768*1653*2719， mm 重量约 4500kg 通讯方式 RS485， CAN， RJ45 （ 1）钛酸锂电池规格参数：表 2-2 电池参数序号项目参数 1 额定容量 155Ah 2 标称电压 2.3V 3 工作温度范围 -40~55℃ 4 尺寸 71*130*205， mm 7 重量 4150±50g （ 2）钛酸锂电池箱规格参数： 22 表 2-3 电池箱参数序号项目参数 1 成组方式 2P24S 2 标称电压 55.2 V 3 额定容量 310 Ah 4 额定电量 17.112 kWh 5 冷却方式强制风冷 6 尺寸 L*W*H 670*1000*295， mm 7 重量 256 kg （ 3）高压控制盒：高压控制盒（ PDU）由熔断器、断路器、接触器、分流器、 BMS 主控等组成。各部件主要作用如下：熔断器（ FU）：承担回路过载或短路保护作用；断路器（ QF）：电池系统输出总开关，在系统出现异常工况时切断回路；分流器（ FL）：供 BMS 电流检测采集信息；接触器（ KM）：控制充放电回路； BMS 主控：作为控制中心，负责整个系统的运行过程监控、数据处理、控制策略实现及通讯控制。 2.2 电池管理系统（ BMS）电池管理系统采用三级架构，共配置 14 个 24 串从控（ BSU）、 2 个主控（ BMU）， 1 个 BMS 堆控制器（ BDU），支持主动均衡。 23 图 2-4 BMS 构架图（ 1） BDU模块参数和主要功能 BDU 在电池管理系统的三层构架中处于最上层，主要负责对 BMU 实时数据采集，实时计算、性能分析、报警处理、保护处理及记录存储。另外 BDU 还负责与储能变流器 (PCS)以及上层能量管理系统（ EMS）进行通信，实现联动。表 2-4 BDU模块硬件特性部件特性备注液晶屏 7“TFT 真彩液晶屏 (16： 9 比例 )，分辨率 1024×600 中央处理器 NXP/Freescale i.MX 7Dual 处理器内存 1G Bytes DDR3 SDRAM 存储设备 EMMC 8G 扩展存储 SD 卡存储最大支持扩展到 32G 电源输入 DC 9V~24V 宽压输入，建议 DC 12V 或者 24V 输入 BDU主要功能： a) 本地运行状态显示功能：通过 BDU 的 UI 界面，可实现本地对电池系统的各项运行状态进行显示，如系统状态，单体电池电压、温度、 SOC、 SOH、报警和保护信息 24 等。 b) 通信协议转换功能：支持 Modbus-TCP 协议转换，通过 Modbus-TCP 协议与能量管理系统进行信息交互。 c) 具备与 PCS 通信功能：支持 CAN 接口与 PCS 进行信息交互，实现电池堆的充放电控制。 d) 运行参数设定功能：可通过 BDU对电池管理系统运行各项参数进行修改配置和保存。（ 2） BMU模块参数和主要功能 BMU 是集成簇总电压 /总电流采集、充放电管理、绝缘检测、 BSU 管理等功能于一体的控制器模块，其特性参数如下：表 2-5 BMU 模块特性参数表项目规格备注模块工作电源 15V～ 32V 总电压采样范围 0-1500Vdc 总电压采样精度 ±0.5% 总电流采集范围 / 由分流器和霍尔电流传感器决定总电流采集精度 / ±1%FS（可达到）温度采集范围 -20℃ -105℃ 温度采集精度 ±2℃ 绝缘电阻采集范围 0-10M 绝缘电阻采集精度 50kΩ以下 ±10kΩ， 50kΩ以上 ±20% CAN 通道数 3 路标准速率 250K RS485 通道数 1 路可设定 BMU主要功能： a) 电流采集传感器兼容分流器、 LEM 霍尔传感器、开环霍尔传感器、闭环霍尔

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