Solenergisystemdesign: PV-modulkonfiguration og elektrisk design
Aug 27, 2026
DeDesign af solcelleanlæger en systematisk ingeniørproces, der involverer flere tekniske aspekter, herunder valg af fotovoltaisk (PV) modul, array-layout, elektriske hovedforbindelser, lynbeskyttelse og jordforbindelse. Et videnskabeligt forsvarligt og rimeligt design skal tage højde for solressourcerne, klimaforholdene og stedets karakteristika for projektets placering, samtidig med at der opnås en balance mellem sikkerhed, økonomisk ydeevne og energiproduktionseffektivitet. Denne artikel fokuserer på to kerneområder inden for design af solenergisystemdesign-modulkonfiguration og det elektriske system-og opsummerer vigtige tekniske overvejelser og designstandarder for at give vejledning til ingeniørpraksis.
Design af solcelleanlæg
1. Valg af PV-modul
Grundprincippet for valg af solcellemoduler er at vælge almindelige modultyper, der tilbyder en høj grad af teknisk modenhed og pålidelig drift, samtidig med at der tages hensyn til det naturlige miljø omkring kraftværket, konstruktionsforhold og transportlogistik. Den endelige udvælgelse bør være baseret på en omfattende evaluering for at identificere de PV-moduler med den bedste samlede ydeevne og den største egnethed til projektet.
2. Design af PV-array-driftstilstande
PV-arrays kan installeres ved hjælp af en af tre metoder: fast-hældning, justerbar-hældning eller sporingssystemer. Den passende installationsmetode bør vælges gennem en tekno-økonomisk sammenligning baseret på faktorer såsom solstrålingsressourcer, klimaforhold, driftsmiljø, installeret kapacitet, området og karakteristika for installationsstedet, belastningskarakteristika samt drift og styringspraksis.
Layoutkonfigurationen af PV-støttestrukturerne bør vælges passende for at undgå stresskoncentration. Passende tværsnit bør vælges for hvert konstruktionselement i henhold til størrelsen af de påførte kræfter. Stålforbruget bør minimeres, samtidig med at det sikres, at styrken af alle konstruktionselementer udnyttes fuldt ud.
I hele designets levetid skal PV-støttesystemet forblive strukturelt sikkert og pålideligt og være i stand til at modstå vind- og snebelastninger samt miljøpåvirkninger. Muligheden for installation skal også overvejes, så de optimale projektkonstruktionsresultater kan opnås til lavest mulige omkostninger. Ved projektering og opførelse af et solcelleanlæg bør valget af støttekonstruktionstype tilpasses lokale forhold gennem en omfattende evaluering. En sammenligning af forskellige typer PV-støttestrukturer findes i tabel 1.
Tabel 2
| Ingen. | Punkt | Fast Støttestruktur |
Vandret enkelt-akse Sporingsstruktur |
Tiltet enkelt-akse Sporingsstruktur |
Dobbelt-akse Sporingsstruktur |
Fast Justerbar-tiltstøttestruktur |
| 1 | Vindmodstand og Civil Fundament |
Designet til det styrende belastningstilfælde baseret på den lokale maksimale vindhastighed for at bestemme støttestrukturens vindmodstand | Vindmodstanden er den samme som den faste støttestruktur; faktiske bærende-krav er lavere end kravene til den faste støttestruktur | Vindmodstanden er den samme som den faste støttestruktur; fundamentkravene er højere end for den vandrette enkeltakse-sporer, men lavere end for den faste støttestruktur | Vindmodstanden er den samme som den faste støttestruktur; under det gældende belastningstilfælde svarer fundamentkravene til dem for den tilted single{0}}axis tracker | Vindmodstanden er den samme som den faste støttestruktur |
| 2 | Installation Krav |
Ingen bevægelige dele; lave installations-nøjagtighedskrav og relativt enkel installation | Bevægelige dele er til stede; installationen kræver højere nøjagtighed og er mere kompleks end for den faste støttestruktur | Bevægelige dele er til stede, og der tilføjes en sydvendt hældning-. Kravene til installationsnøjagtighed er lidt højere, og installationen er lidt mere kompleks end for den vandrette enkeltaksestruktur | Dobbelt-aksesporingskomponenter og flere bevægelige dele; højeste installations-nøjagtighedskrav og mest komplekse installation | Svarende til den faste støttestruktur; fjernlyset er en bevægelig komponent, men der er færre bevægelige dele end i sporingsstrukturer |
| 3 | Teknisk Modenhed |
Enkelt system, meget brugt og teknisk modent | Moden teknologi med indenlandske applikationer på omtrent GWp-skalaen | Vippet enkelt-akseteknologi tilføjer installationshældning; lidt mindre moden end den vandrette enkelt-struktur | Mest komplekse teknologi; ingen store-ansøgningssager nationalt eller internationalt | Meget moden teknologi |
| 4 | Gældende Breddegrad |
Ingen begrænsning | Mellem- til høj-breddegradsområder | Ingen begrænsning | Ingen begrænsning | Områder med lav-breddegrad |
| 5 | Pålidelighed | Enkel og pålidelig | Kvaliteten og pålideligheden af nøgledrev og kontroludstyr skal kontrolleres; pålideligheden er lavere end den faste støttestruktur | Tilføjelse af hældning gør driftsforholdene lidt mere komplekse; pålideligheden er lidt lavere end den for den vandrette enkeltaksestruktur | Universalled er tilbøjelige til at blive beskadiget, og kontrolsystemet er komplekst, hvilket resulterer i en meget højere fejlrate end enkelt-sporingsstrukturer og lav pålidelighed | Pålideligheden er tæt på den faste støttestruktur og højere end den for sporingsstrukturer |
| 6 | Landareal pr MW |
Cirka 25 mu på fladt terræn |
Ca. 30 mu; landareal øges med cirka 15 % |
40 mu; landareal stiger med cirka 50 % |
50 mu; landareal stiger med cirka 100 % |
Ca. 28 mu; landareal øges med cirka 10 % |
| 7 | Reference Enhed Koste |
0.3–0.4 yuan/Wp |
Forøgelse på 0,3-0,4 yuan/Wp sammenlignet med den faste støttestruktur |
Forøgelse på 0,4-0,5 yuan/Wp sammenlignet med den faste støttestruktur |
Forøgelse på 1,4-2,5 yuan/Wp sammenlignet med den faste støttestruktur |
Forøgelse på 0,1-0,2 yuan/Wp sammenlignet med den faste støttestruktur |
| 8 | Strømproduktion Fordel |
Antaget til 100 % | 110%–120% | 120%–125% | 130%–140% | 100%–110% |
| 9 | 25-års O&M Omkostningssammenligning |
Over 25 år, stort set vedligeholdelsesfrit- |
Over 25 år sammenlignet med den faste støttestruktur er de vigtigste tilføjelser rutineinspektion og smøring af mekanisk udstyr | Over 25 år, lidt mere kompleks end det horisontale enkelt-sporingssystem | Over 25 år er sporingssystemet det mest komplekse og kræver omfattende træning | Manuel justering er påkrævet; justering udføres fire gange årligt; betjeningen er forholdsvis enkel |
3. Invertere og kombinationsbokse
De invertere, der bruges i PV-kraftværker, omfatter hovedsageligt tre typer: centrale invertere, strenginvertere og distribuerede invertere. De relevante scenarier for disse tre almindeligt anvendte invertertyper kan bestemmes med henvisning til tabel 2.
Når du vælger invertere, skal der lægges særlig vægt på producentens resultater i branchen, efter-salgsservice, fremtidige omkostninger til opgradering af udstyr og redundans for opgradering. Inverteren bør vælges i henhold til de faktiske forhold på stedet og projektkrav. Invertermodeller med høj konverteringseffektivitet bør prioriteres.
Tabel 2
| Tekniske parametre | Central inverter | String inverter | Distribueret inverter |
| Gældende scenarier | Velegnet til scenarier med ensartede modulvinkler og relativt store projektskalaer | Velegnet til applikationer med betydelige forskelle i modulvinkler eller relativt små projektskalaer | Velegnet til scenarier med betydelige forskelle i modulvinkler og relativt store projektskalaer |
4. PV Array Layout af Solar Power System Design
Kapacitetsforholdet mellem PV-panelet og inverterne i et PV-kraftværk bør bestemmes gennem en teknisk-økonomisk sammenligning, idet der tages hensyn til omfattende faktorer som f.eks. PV-array-installationstypen, stedets forhold, solenergiressourcer og forskellige systemtab. Forholdet mellem den installerede kapacitet af PV-panelet og den nominelle kapacitet af inverteren anbefales for at overholde følgende krav:
Klasse I solressourceområder: bør generelt ikke overstige 1,2;
Klasse II solressourceområder: bør generelt ikke overstige 1,35;
Klasse III solressourceområder: bør generelt ikke overstige 1,5.
Udformningen af afstanden mellem støttekonstruktioner tager primært højde for skygge mellem tilstødende konstruktioner. På den nordlige halvkugle er den optimale orientering for PV-moduler ret syd. Minimumsafstanden skal bestemmes i henhold til følgende kriterium: fra kl. 9.00 til kl. 15.00 soltid på vintersolhverv bør projektionen af modulerne i den forreste{10}}række i nordlig retning ikke nå den nederste kant af modulerne i den bagerste række. Med andre ord bør der ikke være skygge i nord{12}}sydlig retning.
Dette kriterium er baseret på vintersolhvervs ekstreme driftsforhold, når solhøjdevinklen er på sit laveste, og skyggerne er længst. Det sikrer, at systemets output ikke påvirkes af skygge i nogen perioder af året.
Designet af afstanden mellem solcellemodulerne og jorden,-det vil sige, at højden af modulernes laveste punkt over jorden-er hovedsageligt påvirket af faktorer såsom kravene til kombineret arealanvendelse inden for solcelleanlægget, oversvømmelses-kontrolkrav, skyggelægning af modulerne af omgivende forhindringer, anvendelse af jordvegetation og "PV-vegetationsdækning". Når der anvendes bifacial PV-moduler, skal energiproduktionseffektiviteten også tages i betragtning.
Fordelen ved bifaciale PV-moduler i forhold til monofaciale moduler er, at jo større mængde lys modtaget på bagsiden, jo større er den bifaciale forstærkning. De vigtigste faktorer, der påvirker bagsidens-energiforstærkning, omfatter jordalbedo, støttestrukturhøjde, irradiansforhold og rækkeafstand. De resulterende fordele varierer med årstiderne.
Ved bestemmelse af minimumsafstanden mellem PV-støttestrukturerne og jorden bør ovenstående faktorer overvejes grundigt, mens sikkerhed og økonomisk ydeevne bør afbalanceres så vidt muligt. Forøgelse af minimumshøjden af PV-modulerne over jorden i et passende omfang kan forbedre elproduktionseffektiviteten og øge energiudbyttet til en vis grad. Det øger dog også omkostningerne til støttestrukturer og fundamenter og har derved en vis indflydelse på projektets økonomiske præstation.
Elektrisk design af solenergisystemdesign
1. Elektrisk hovedforbindelse
Et PV-kraftværk består af en eller flere elproduktionsenheder. Den elektriske hovedforbindelse bestemmer, hvordan disse produktionsenheder forbindes og samles. Efter lokal step-optransformation opsamles den strøm, der genereres af hver enhed, og føres ind i samleskinnen på step-up-transformerstationen.
Spændingsniveauet for den optrappede-transformatorstationsskinne bør ikke kun være i overensstemmelse med strukturen og den langsigtede-planlægning af det lokale elnet, men bør også bestemmes af omfattende balancerende faktorer såsom kapaciteten af PV-kraftværket, indledende anlægsinvesteringer og drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. Afhængigt af typen af PV-kraftværk inkluderer almindelige samleskinnespændingsniveauer 0,4 kV, 6 kV, 10 kV og 35 kV.
Den elektriske hovedforbindelse til kraftværket kan planlægges i henhold til byggeplanen. Hvis kraftværket er bygget og idriftsat i en enkelt fase og kun har ét net-tilslutningspunkt, kan en enkelt-skinnekonfiguration generelt anvendes. Hvis kraftværket er bygget og idriftsat i faser, eller har to eller flere netforbindelsespunkter-, er en sektionsopdelt enkelt-skinnekonfiguration generelt mere passende.
2. Strømfordelingsudstyr
Layoutet af strømfordelingsudstyret bør vælges efter en omfattende overvejelse af faktorer såsom projektets geografiske placering, lokale klimaforhold, tilgængeligt område og højde. Udstyret kan installeres indendørs eller udendørs afhængigt af de specifikke forhold.
På nuværende tidspunkt er 10-35 kV strømdistributionsudstyr i husholdnings PV-kraftværker generelt installeret indendørs. Indendørs pansret, udtrækkeligt, AC metal-lukket koblingsudstyr er den primære konfiguration. I nogle regioner kan 10-35 kV strømdistributionsudstyr også bruge svovlhexafluorid (SF₆) gas-isoleret metal-lukket koblingsudstyr, hvor dette er teknisk og økonomisk berettiget, især til beskyttelse mod saltspray, forbedret isolering eller reduceret arealanvendelse.
I de seneste år, med udviklingen af teknologi, er præfabrikeret kabine-strømfordelingsudstyr blevet mere og mere almindeligt. Koblingsstationer kan præfabrikeres på fabrikker og monteres modulært på stedet. Denne tilgang reducerer -byggeri og idriftsættelsesarbejde på stedet, forkorter byggeperioden, sparer energi, beskytter miljøet og reducerer det jordareal, der kræves til koblingsanlægget. Det kan prioriteres, hvor det er teknisk og økonomisk hensigtsmæssigt.
3. Lynbeskyttelse og jording af solenergisystemdesign
Et hovedjordingsnet, der dækker hele PV-feltet, er normalt installeret i et PV-kraftværk. Den ydre grænse af hovedjordingsnettet bør generelt svare til grænserne for PV-feltet og danne en lukket sløjfe.
Hovedjordingsnettet består af et netværk dannet ved at forbinde vandrette jordingsledere i tværgående og langsgående retninger til modulstøttestrukturerne. Lodrette jordingselektroder skal være jævnt fordelt langs kanterne og inden for jordingsnettet. Fundamenterne af modulstøttestrukturerne bør også bruges som naturlige jordingselektroder, hvor det er muligt.
Hovedjordingsnettet på et PV-kraftværk bruger generelt galvaniseret fladt stål eller rundt stål som hovedjordingsleder. Jordingsmodstanden for hovedjordingsnettet i PV-feltet bør ikke overstige 4 Ω.
Til jording mellem PV-moduler og deres metalstøttestrukturer er den mest almindelige metode først at etablere en pålidelig forbindelse mellem metalrammerne på tilstødende PV-moduler ved hjælp af kobberledere og derefter forbinde begge ender af hver række af PV-moduler til metalstøttestrukturen.
For nogle tag-PV-projekter, hvor jordforbindelse af kobberledere er ubelejlige at installere, kan metalstik bruges som ledere mellem modulerne og støttestrukturerne. Når denne metode anvendes, skal forbindelsesstykkerne være forsynet med rustfrie-stålskiver, der er i stand til at trænge igennem den beskyttende aluminium-oxidfilm på modulrammerne, og derved sikre god elektrisk kontinuitet mellem modulrammerne og metalstøttestrukturerne.
Modulstøttestrukturerne kan først bindes ækvipotentielt til tilstødende støttestrukturer for at danne en jordingsgruppe, som derefter forbindes til jordingsnettet. For at sikre pålidelighed bør hver støttestruktur-jordingsgruppe være forbundet til jordingsnettet på ikke færre end to punkter. Disse forbindelsespunkter skal installeres i begge ender af hver række af støttestrukturer.
Et ring-formet ækvipotentialjordingsnet bør installeres rundt om hver lokale step-op-transformator i PV-feltet og tilsluttes pålideligt til PV-feltets hovedjordingsnet. Når en lokal step-op-transformer bruger en transformer af kasse-type med et integreret metalkabinet, bør kabinettet være pålideligt forbundet til ækvipotentialjordingsnettet på ikke færre end to punkter. Alle udsatte metaldele af boksens-transformer, inklusive metalstiger, skal også tilsluttes jordingsnettet.
4. Kabelvalg og installation af solenergisystemdesign
Kablerne installeret mellem PV-moduler og strengkombinationsbokse eller strenginvertere i et PV-kraftværk er generelt dedikerede PV-kabler. Deres modstandsdygtighed over for ultraviolet stråling, vejrbestandighed, flammehæmmende ydeevne og andre egenskaber bør overholde kravene i gældende industristandarder.
Til distribuerede solcelleprojekter skal kabler, der bruges til at bygge-integrerede eller bygge-monterede solcellesystemer, have en god flammehæmmende ydeevne.- Kobberledere vælges generelt på grund af deres gunstige elektriske ledningsevne.
Til PV-kraftværker i brugsskala- er kabler normalt fordelt over et stort område. Derfor installeres kabler generelt ved hjælp af direkte nedgravning, i hvilket tilfælde skal der anvendes pansrede kabler. Især til projekter, hvor jordparcellerne optaget af PV-modularealerne er spredt, kan 10 kV eller 35 kV luftledninger anvendes som samlerkredsløb.
Da pæle og tårne inden for PV-arrayområdet kan kaste skygger på PV-modulerne, bør skyggeområdet for luftledninger beregnes under linjeplanlægningen. Linjelayoutet bør koordineres med PV-array-layoutet for at minimere skygge af modulerne.
Ved bestemmelse af længden af AC- og DC-kabler i et PV-system skal både kabelstyrke og systemspændingsfald tages i betragtning. AC spændingsfaldet i et solcelleanlæg bør generelt ikke overstige 3 %, mens DC spændingsfaldet generelt ikke bør overstige 2 %.
Hvis spændingsfaldet ikke opfylder de gældende krav, skal det relevante kabels tværsnitsareal øges, eller udstyrets relative positioner skal justeres for at forkorte kabelruten og holde spændingsfaldet inden for de specificerede grænser.
5. Overvågningssystem
PV-kraftværker i Kina opererer generelt på ubemandet eller minimalt bemandet grundlag. Nogle jordmonterede-PV-kraftværker er begyndt at anvende fjernovervågning til at erstatte-bemandet drift på stedet. I projekteringsfasen behandles normalt den aktuelle fase af projektet som det primære hensyn, mens de forudgående og efterfølgende faser også tages i betragtning. Systemet skal være kompatibelt med de niveauer for automatisering og drift og styring, som kraftværket har vedtaget.
De fleste PV-kraftværker i Kina bruger separate overvågningssystemer til optrappe-understationen eller omstillingsanlægget og PV-arrayområdet. Denne tilgang har den fordel, at den kun kræver en begrænset mængde informationsudveksling mellem det step-up-understationsovervågningssystem og PV-overvågningssystemet, hvilket gør implementeringen forholdsvis ligetil. Det har dog også ulempen ved lav informationsudnyttelse.
Efter vedtagelsen af et intelligent overvågningssystem kan et PV-kraftværk opnå omfattende dataindsamling og panoramaovervågning af hele anlægget. Systemet kan etablere vertikal integration med større systemer som ekspeditions- og produktionsstyringssystemer, samtidig med at det giver horisontal forbindelse med det vigtigste automationsudstyr i kraftværket.
Et intelligent overvågningssystem kan også understøtte funktioner såsom beslutninger om økonomisk drift-, onlinediagnose og automatisk gendannelse, automatisk inspektion og fejlanalyse og fejladvarsel.
Konklusion
DeDesign af solcelleanlægkræver omfattende koordinering på tværs af alle stadier, herunder modulvalg, array-layout, elektriske forbindelser, kabelinstallation og overvågningssystemer. Den optimale løsning bør vælges i henhold til lokale forhold og projektkrav.Med den kontinuerlige udvikling af PV-teknologi og stigende intelligensniveauer står systemdesign over for højere krav såvel som flere muligheder. Videnskabelig planlægning og detaljeret design er afgørende for at sikre sikker og stabil drift af et kraftværk og opnå stærke økonomiske resultater.
