СП РК 4.04-113-2014 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (ҚР ЕЖ 4.04-113-2014)

СП РК 4.04-113-2014

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ ЕРЕЖЕЛЕР ЖИНАҒЫ

СВОД ПРАВИЛ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

DESIGN OF SOLAR POWER-STATIONS

Дата введения - 2015-07-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий свод правил распространяется на проектирование солнечных

электростанций с применением солнечных фотоэлектрических модулей и батарей.

Свод правил включает в себя совокупность рациональных проектных,

архитектурных и инженерных решений, позволяющих проектировать солнечные

электростанций с использованием прямых технологий с преобразованием энергии

солнечных излучений непосредственно в электрическую энергию.

Свод правил не распространяется на проектирование солнечных электростанций,

функционирующих на основе непрямых солнечных технологий:

 гелиотермальная энергетика;

 термовоздушные солнечные электростанции;

 солнечные аэростатные электростанции.

Свод Правил содержит описание приемлемых проектных решений в помощь

пользователям и носит рекомендательный характер.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

Для применения настоящего свода правил необходимы следующие ссылочные

нормативные акты и нормативные документы:

«Правила устройства электроустановок», ПЭУ, утвержденные Постановлением

Правительства Республики Казахстан от 24 октября 2012 года № 1355.

ГОСТ 27751-88. Надежность строительных конструкций и оснований. Основные

положения по расчету.

ПРИМЕЧАНИЕ При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие

ссылочных стандартов и нормативных документов по ежегодно издаваемым информационным указателям

«Указатель нормативных документов по стандартизации Республики Казахстан»,

«Указатель

межгосударственных нормативных документов по стандартизации», «Перечень нормативных правовых и

нормативно-технических актов в сфере архитектуры, градостроительства и строительства, действующих на

территории Республики Казахстан» по состоянию на текущий год.

Издание официальное

Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими нормами следует

руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены,

то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем своде правил используются следующие термины и определения:

3.1 Фотоэлемент

(ФЭ): Преобразователь энергии солнечного излучения в

электричество.

3.2 Солнечный фотоэлектрический модуль (СФЭМ): Монолитная панель из

закаленного стекла особой текстуры, на которой между двумя слоями герметизирующей

пленки размещены спаянные между собой солнечные фотоэлементы.

3.3 Солнечная фотоэлектрическая батарея

(СФЭБ): Жесткая конструкция-

панель, состоящая из последовательно или параллельно соединенных СФЭМ для

преобразования энергии солнечного излучения в электричество.

3.4 Солнечная электростанция (СЭС): Энергетическое сооружение, состоящее из

одной или нескольких СФЭБ для производства электроэнергии посредством

преобразования солнечного излучения в электричество.

3.5 Инвертор: Электронное устройство, предназначенное для преобразования

энергии постоянного тока, вырабатываемой СФЭБ, в переменный однофазный 220 В/50

Гц или трехфазный 380 В/50 Гц ток.

3.6 Контроллер: Электронное устройство для контроля заряда-разряда комплекта

аккумуляторов и управления источниками энергии СФЭБ.

3.7 Аккумуляторная батарея (АБ): Устройство для накопления электрической

энергии посредством преобразования химической энергии в электрическую с целью еѐ

последующего использования.

3.8 Зарядное устройство: Автоматическое, полуавтоматическое и с ручным

управлением электронный прибор для зарядки АБ.

3.9 Электрические системы СЭС: Совокупность объединѐнных в единую систему

комплекс энергетических устройств, снабжающий электрической энергией потребителей

и/или линий электропередач.

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Проектирование новых солнечных электростанций

(далее

- СЭС) следует

осуществлять по согласованной и утвержденной в установленном порядке проектной

документации с технико-экономическим обоснованием, разработанной в соответствии с

требованиями строительных норм и правил для соответствующих климатических,

инженерно-геологических и других условий района строительства.

4.1 Настоящий нормативный документ содержит правила проектирования вновь

сооружаемых СЭС с проектной мощностью 5 кВт (маломощные СЭС) и выше.

Рекомендуемые правила могут применяться также на расширяемые и

реконструируемые СЭС с соответствующими коррективами, обуславливаемыми

существующими технологическими схемами, компоновками оборудования, зданиями и

сооружениями.

4.2 Проектирование СЭС должно вестись на высоком научно-техническом уровне, с

применением современного и высокотехнологичного оборудования.

4.3 Основные технические решения при проектировании СЭС следует принимать с

учетом:

- обеспечения надежности работы оборудования;

- максимальной экономии первоначальных капиталовложений и эксплуатационных

затрат;

- снижения материало- и металлоемкости;

- охраны окружающей среды, а также создания нормальных санитарно-бытовых

условий для эксплуатационного и ремонтного персонала.

Объемно-планировочные и конструктивные решения вновь сооружаемых,

расширяемых и реконструируемых СЭС должны приниматься в соответствии с

действующими нормативно-техническими документами.

4.4 При проектировании СЭС должны учитываться максимальные возможности

применяемых СФЭБ в выработке электрической энергии в климатических условиях

местности размещения СЭС и солнечной инсоляции, с вычетом всех энергетических

потерь.

ПРАВИЛА ПРОЕКТИРОВАНИЯ СЭС

5.1 План размещения СЭС с оценкой климатических условий и выбором

площадок установки СФЭБ

5.1.1

При выборе потенциального места строительства СЭС следует

рассматривать не занятое пространство на обширной плоской равнине или на плато

холмов, для которых характерно необходимое количество поступающей солнечной

энергии.

5.1.2

При проектировании СЭС на выбранной местности ее размещения и расчета

годовой выработки электроэнергии необходимо максимально точно оценить годовую

длительность солнечного света и среднюю мощность солнечной инсоляции. При

разработке предТЭО оценку потенциала солнечного излучения (среднемесячное, сезонное

и среднегодовое ) с целью получения значений мощности солнечной инсоляций с учетом

климатических условий на местности следует производить на основании имеющихся

многолетних архивных метеоданных ближайших к площадке:

 наземных метеостанций;

 аэропортов;

 спутниковых данных.

Результаты предварительной оценки энергетического ресурса солнечной радиации

позволяют принять решение о перспективности строительства СЭС.

5.1.3

На стадии проектирования СЭС проведением мониторинга местности

следует создать карту энергетического ресурса, которая будет использоваться при

разработке схемы размещения СФЭБ.

Мониторинг местности включает:

 оценку степени топографической сложности площадки;

 расчѐт среднегодовой солнечной инсоляции в долгосрочной перспективе;

 определение вероятностной плотности распределения мощности солнечного

излучения;

 оценку прочих факторов окружающей среды (плотности и загрязненности воздуха,

температуры воздуха, влажности воздуха, вероятности удара молнии, вероятности

среднегодовой нормы осадков, снега и образования льда, силы ветра, содержания солей,

наличия химически активных веществ и т.д.);

 оценку сейсмических характеристик площадки;

 разработку теоретического проекта СЭС;

 моделирование солнечной инсоляции в зависимости от угла падения излучения;

 разработку компоновочной схемы СЭС и еѐ оптимизацию;

 оценку влияния затенения от соседних СФЭБ;

 расчѐт объѐмов вырабатываемой энергии;

 подготовку документов, необходимых для получения классификация согласно IEC

(МЭК) 61400-1.

При расчете среднесуточной интенсивности солнечного излучения и среднего числа

солнечных дней за год производится с использованием специализированного

программного обеспечения.

Программное обеспечение позволяет создавать карты распределения на площадке

СЭС:

 среднего количества ясных солнечных дней и часов солнечного сияния за год,

 среднесуточной мощности солнечной радиации по месяцам,

 мощности суммарного солнечного излучения за день, месяц и год.

5.1.4

На стадии проектирования СЭС проведением мониторинга местности

следует создать карту энергетического ресурса, которая будет использоваться при

разработке схемы размещения СФЭБ.

5.1.5

При проектировании СЭС следует предварительно выбрать один или

несколько участков подходящих размеров для размещения СФЭМ или СФЭБ.

5.1.6

Схема размещения СФЭБ определяет их местоположение в составе СЭС.

5.1.7

Разработка схемы размещения заключается в наиболее оптимальном

расположении СФЭБ требуемой мощности в границах определенной площадки с учетом

следующих аспектов:

- определение оптимального расстояния между СФЭБ с целью максимизации

выработки электроэнергии и минимизации потерь от эффекта их взаимного затенения;

- поскольку качество воздушной среды в значительной мере влияет на износ

поверхности СФЭБ, то в местах, характеризующихся высокой интенсивностью пыле-

ветровых продуваний, следует уделить особое внимание размещению СФЭБ

относительно объектов, защищающих от негативных влияний ветра и характеристик

воздуха;

- соблюдение ограничений по размещению вблизи таких объектов инфраструктуры,

как дороги, линии электропередач, нефте- и газопроводы, промышленные объекты,

аэропорты и прочее;

- соблюдение санитарных норм в местах размещения СЭС;

- возможность организации строительной площадки в рассматриваемых природных

условиях, с учѐтом существующей инфраструктуры и имеющихся ограничений.

5.1.8 Схема размещения СФЭБ определяет их местоположение в составе СЭС.

5.1.9 Оптимальное расположение СФЭБ на площадке СЭС должно учитывать:

 наиболее характерное для выбранной площадки СЭС максимальное освещаемое

солнечными лучами пространство на сравнительно большой площади;

 влияние шероховатости поверхности отдельных участков площадки СЭС

(подстилающей поверхности), на которых есть как природные

(лесопосадки,

возвышенности и др.), так и искусственные

(здания, высотные сооружения и др.)

препятствия, влияющие на характер солнечной инсоляции;

 влияние ветра на крепежную конструкцию СФЭБ на площадке СЭС;

 необходимость обеспечения максимальной выработки электроэнергии при

минимальных капитальных вложениях, расходах на строительно-монтажные работы и

эксплуатационных затрат за весь срок эксплуатации.

5.1.10 При проектировании необходимо использовать следующую информацию:

 описание географического положения площадки СЭС, климатические

характеристики местности: параметры солнечного излучения, роза ветров и местные

факторы, влияющие на поступления солнечной радиации и формирование ветров (рельеф,

растительность, здания на площадке и за ее пределами);

 данные о повторяемости скоростей ветра по направлениям, полученные на основе

краткосрочных (в течение одного года) метеорологических измерений на площадке СЭС;

 данные многолетних наблюдений повторяемости скоростей ветра на

метеостанции, выбранной в качестве опорной.

5.1.11 Топографическая съемка площадки СЭС должна быть выполнена в

масштабе не менее 1:1000 с отражением особенностей ландшафта. Топографическая

съемка прилегающей территории (не менее 2 км в каждую сторону) при отсутствии

архивных материалов может быть выполнена в масштабе

1:10000 с отражением

особенностей ландшафта с сечением рельефа не более 5,0 м.

5.1.12 Для размещения панелей СФЭБ, принимая расчетные формулы согласно [1],

необходимо рассчитать их взаимное затенение, учитывая конструкцию и размеры одной

панели СФЭБ, способ ее установки на поверхности земли, выполнить расчет тени панели

в зависимости от времени года и часа дня и определить коэффициенты затенения (рис. 1.).

5.1.13 Анализируя мощность солнечного излучения, следует оценить длину тени L

для четырех характерных точек - летнего и зимнего солнцестояния и весеннего (осеннего)

равнодействия. Максимальная величина затенения соответствует утренним часам в день

зимнего солнцестояния, минимальное затенение - полдню в день летнего солнцестояния.

Коэффициенты затенения α_jiцелесообразно представить в долях от высоты h установки

панели над землей.

а - вид сбоку; b - вид cверху.

Штриховой линией показано размещение панелей с затенением на расстоянии меньше

Рисунок 1 - Схема размещения панелей СФЭБ для расчета взаимного затенения

5.1.14 Для расчета углов солнца

 и длины тени L (рис.

1) используются

соотношения [2]:

 = arccos{0,4cos[(2ʌN - 346ʌ)/365]}

(1)

где N - номер дня года начиная от первого января;

H^O = arcsin(sincoscos + cossin)

(2)

где  = (t - 12)ʌ/12 - часовой угол, t - время в часах от полуночи, ϕ - широта местности;

L = h sin/tgH^O

(3)

где h - высота СФЭБ от уровня земли;

L - длина тени в направлении перпендикулярном рядам ФП, L =L′cos A⁰

cosA⁰ = (cos - sin sinH^O)/(coscosH^O)

(4)

где А⁰ - азимутальный угол,

LI - длина наклонной линии тени.

5.1.15 На СЭС расстояние L между панелями СФЭБ следует принимать больше

расчетной величины затенения в день зимнего солнцестояния (примерно L = 3,8h) по

условиям технического обслуживания СФЭБ в период эксплуатации станции.

5.1.16 В границах площадки, доступной для размещения СФЭБ, анализируются

условия для строительства, от организации строительной базы, до устройства

технологических проездов и монтажных площадок с заданными техническими

параметрами (продольные и поперечные уклоны, габариты, радиусы поворотов и т.д.).

Также рассматриваются грунтовые условия площадки, учитываются гидрографические

характеристики местности

(поверхностные и грунтовые воды, ручьи, болота) и

особенности рельефа (крутизна склонов, овраги, осыпи).

С учѐтом проведѐнного анализа просчитываются различные варианты

конструктивных решений для возможности их технико-экономического сравнения.

В процессе разработки схемы размещения также следует уделить внимание вопросу

возведения фундаментов для монтажных конструкций и схемы монтажа СФЭБ и

выполнить принципиальную оценку их технической реализуемости в пределах выбранной

площадки.

5.1.17 Генеральный план для промышленных СЭС включает комплекс основных,

вспомогательных и подсобных зданий и сооружений, транспортных и технологических

коммуникаций.

5.1.18 Основные сооружения СЭС предназначены обеспечивать преобразования

солнечного излучения в электрическую энергию, передачу ее от СФЭБ (или СФЭМ) до

места присоединения к энергосистеме.

5.1.19 К основным сооружениям промышленных СЭС относятся:

 СФЭБ с крепежной конструкцией заводского изготовления;

 метеопост;

 Центральный пункт управления с системами управления, контроля и диагностики;

 распределительные электрические устройства и подстанции;

 кабельные и воздушные линии электропередач.

5.1.20

Вспомогательные сооружения СЭС обеспечивают нормальное и

бесперебойное функционирование основных сооружений. К ним, как правило, относятся:

 служебно-производственный корпус;

 пункты со средствами для связи в пределах территории СЭС;

 пункты со средствами и линиями для связи СЭС с диспетчерским пунктом

энергосистемы.

5.1.21 К зданиям и сооружениям подсобного назначения относятся:

 складские помещения;

 помещения для хранения инвентаря;

 помещения для отдыха персонала;

 помещение охраны;

 гаражи транспортных и грузоподъемных средств;

 ремонтные мастерские.

5.1.22 Состав вспомогательных и подсобных сооружений может уточняться для

каждого конкретного СЭС.

5.1.23 При размещении площадки СЭС на единой территории рекомендуется

объединять СФЭБ в модуле по несколько штук, количество которых определяется как их

единичной мощности, так и пропускной способностью выбранных линий электропередач.

5.1.24 При компоновке генерального плана СЭС необходимо обеспечить единые

каналы удобных выходов линий для выдачи электрической мощности в энергосистему в

заданных направлениях.

5.1.25 В случае размещения СЭС на нескольких отдельно стоящих площадках (на

ровных участках земли, участках, непригодных для сельскохозяйственного

использования, и т.д.) объединения СФЭБ в модуле может осуществляться по

территориальному принципу. При этом могут создаваться несколько каналов выдачи

мощности в энергосистему.

5.1.26 Компоновка генерального плана СЭС должно обеспечивать:

 получение наибольшего производства электроэнергии при выбранных типах

СФЭБ;

 минимальные капитальные вложения в строительство СЭС;

 минимально необходимые площади отвода земель в постоянное и временное

пользование;

 благоприятные условия для организации текущего и поэтапного строительства

СЭС.

5.1.27 При разработке компоновки генеральных планов СЭС необходимо

учитывать требования к проектированию промышленных предприятий и дополнительные

требования, обусловленные спецификой СЭС:

 система СФЭБ имеют относительно небольшую единичную мощность и для

выработки проектной мощности образуют комплекс из СФЭБ, который размещается на

значительных территориях для снижения эффекта взаимного затенения;

 устройство технологических подъездов к каждой СФЭБ, необходимых по

условиям их эксплуатации;

 строительство кабельных линий электропередач от каждой СФЭБ к

распределительным устройствам, а также воздушных или кабельных линий - для связи с

энергосистемой;

 объем строительно-монтажных работ

(незначителен и относительно малая

длительность их выполнения);

 возможность введения СЭС в эксплуатацию малыми пусковыми комплексами.

5.1.28 При компоновке генеральных планов СЭС необходимо также обеспечивать:

 расположение основных зданий и сооружений СЭС с учетом естественного

рельефа;

 размещение центрального пункта управления и контроля и центральной

подстанции

(ЦПС) по возможности ближе к площадкам размещения

электрогенерирующих мощностей СЭС;

 место расположения метеопоста (при необходимости);

 при расположении СЭС в развитых энергосистемах, вблизи промышленных

предприятий и городов, целесообразно рассматривать возможность кооперации в

использовании сетевого оборудования и сетевых сооружений, ремонтных мастерских и

складских помещений с энергообслуживающими или промышленными предприятиями;

 достаточное сближение СЭС к потребителям электрической энергии (зданиям

населенных пунктов и других объектов) для уменьшения линейных потерь;

 планировка территории размещения СЭС с сохранением природных ландшафтов с

отводом дождевых вод и вод тающего снега;

 условия, обеспечивающие безопасное обслуживание объектов СЭС за счет

нормативной ширины и качества внутренних подъездных путей и оборотных площадок на

них; пешеходных дорожек и защитных барьеров в зонах постоянного пребывания

обслуживающего персонала, а также установление предупреждающих знаков в опасных

зонах (местах установки оборудования, находящегося под напряжением, и т.д.);

 размещение пешеходных дорожек, линий электропередач, кабелей электрических,

связи и управления в полосе отвода земли и трассировки их, по возможности, без

нарушения действующих границ сельскохозяйственных угодий.

5.1.29 В постоянное пользование под площадку СЭС отводятся, как правило,

земли, на которых размещаются: СФЭБ, метеопост, энергоаккумулирующие подстанции,

опоры воздушных линий электропередач

(ВЛ), внутренние автодороги, комплекс

вспомогательных и подсобных зданий и сооружений СЭС.

5.1.30 Во временное пользование для СЭС выделяются полосы земли,

предназначенные для размещения подземных кабельных электросетей, сетей связи и

управления, а также территория, необходимая для размещения монтажных площадок на

период производства строительно-монтажных работ. Отвод земель во временное

пользование осуществляется последовательными участками по мере выполнения

строительно-монтажных работ.

5.1.31 После завершения строительно-монтажных работ временно отведенные

территории подлежат рекультивации и возвращаются бывшим землепользователям.

5.1.32 При проектировании плана организации рельефа СЭС следует

предусматривать наименьший объем земляных работ и минимальное перемещение грунта

в пределах участка.

5.1.33 Отвод стока поверхностных вод осуществляется системой водоотводных

сооружений (кюветы, лотки, нагорные канавы, трубы и др.) в пониженные места рельефа.

5.1.34 При проектировании раздела по благоустройству и озеленению территории

СЭС следует обеспечивать отсутствие преград для поступления прямых солнечных лучей

путем использования для озеленения газонов, низкорослых кустарников, а в

обоснованных случаях путем удаления существующих деревьев или снижение их высоты.

5.1.35 На площадке СЭС может ограждаться только территория, на которой

располагаются вспомогательные и подсобные здания и сооружения, при этом зона

размещения СФЭБ и отдельные СФЭБ, как правило, не ограждаются. При выборе типа

ограждений, по возможности, рекомендуется использовать сетчатые.

5.1.36 Подъемно-транспортные

средства

рекомендуется

размещать

производственной части вспомогательных сооружений СЭС.

5.1.37 На площадке СЭС должны быть предусмотрены места для размещения

емкостей для сбора и хранения отходов материалов от ремонтных и профилактических

работ, отходов жизнедеятельности персонала СЭС, а в проекте определен способ их

утилизации (вывоз или захоронения и т.п.).

ПРИЕМЛЕМЫЕ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

6.1 Конструктивные решения зданий и сооружений СЭС. включая фундаменты под

монтажные конструкций СФЭБ, должны соответствовать степени ответственности для

данного класса сооружений с учетом требований разработчика СФЭБ.

6.2 Степень ответственности СФЭБ

(включая ФЭ, СФЭМ) устанавливается

разработчиком СФЭБ.

6.3 Устройство фундаментов оборудования, зданий и сооружений СЭС необходимо

выполнять с учетом физико-механических, деформационных показателей и показателей

прочности грунтов, полученных в результате инженерно-геологических изысканий.

6.4 Расчетные нагрузки и их сочетания для проектирования фундаментов для

монтажных конструкций СФЭБ задаются разработчиком установки.

6.5 Выбор типа фундаментов под опорные конструкций СФЭБ должен

соответствовать требованиям СП РК

5.01-101, ГОСТ

27751 и осуществляться на

основании технико-экономического сравнения вариантов. Избранные фундаменты

должны выдерживать вибрации от динамических нагрузок СФЭБ, возникающих при

ветрах и не допускать передачи вибрации на соседние СФЭБ, находящихся поблизости.

6.6 Объемно-планировочные решения служебно-производственного корпуса (СПК)

должны удовлетворять требованиям технологии и промышленной эстетики, обеспечивать

нормальные санитарно-бытовые условия для административного, оперативного,

ремонтного персонала, а также для находящихся в командировке.

Рекомендуется предусматривать резервные площади для возможного расширения

СЭС. Для вспомогательных объектов СЭС следует использовать местные строительные и

отделочные материалы.

6.7 Центральный пункт управления и контроля следует размещать в помещениях с

максимальной площадью остекления для естественного освещения и осмотра площадки

СЭС.

6.8 При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования

следует предусматривать мероприятия по снижению потребления электрической энергии.

В указанных системах рекомендуется предусматривать теплоаккумуляторы,

обеспечивающих потребление преимущественно собственной энергии от СЭС и

минимизацию ее потребления из энергосистемы.

7 ОСНОВНОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СЭС

7.1 Правила выбора фотоэлектрических элементов

7.1.1

Выбор типа ФЭ

(соответственно СФЭМ и СФЭБ) с имеющейся

номенклатуры определяется конструктивными и техническими характеристиками ФЭ.

7.1.2

К конструктивным характеристикам относятся:

 материал для изготовления ФЭ;

 система регулирования мощности;

 система ориентации ФЭ по солнцу;

 конструкция и высота опоры;

 принцип действия систем ФЭ в аварийных ситуациях;

 система передачи мощности от ФЭ до станции АБ и распределительного шкафа;

 система защиты от молнии и т.д.

7.1.3

К техническим характеристикам относятся:

 номинальная мощность и тип ФЭ;

 электрическая (вольтамперная) характеристика мощности;

 удельная площадь СФЭБ на единицу установленной мощности по ФЭ;

 диапазон спектра солнечного излучения для ФЭ;

 показатели надежности ФЭ;

 срок службы ФЭ.

7.1.4

Критериями выбора типа ФЭ для СФЭБ для конкретной площадки

являются:

 максимальная

выработка электроэнергии при характеристике солнечной

инсоляции на данной площадке;

 большее значение коэффициента использования номинальной мощности СФЭБ;

 минимальная себестоимость отпущенной электроэнергии.

7.1.5

При выборе ФЭ для СФЭБ к дальнейшему рассмотрению следует

принимать только те ФЭ, исполнения и эксплуатационные характеристики которых

соответствуют климатическим условиям площадки СЭС, а именно:

 предельные и экстремальные температуры, загрязненность и влажность воздуха;

 экстремальные погодные условия

(смерчи, ураганы, засоления атмосферного

воздуха, песчаные бури, снеговые нагрузки).

7.1.6

Предпочтение отдается ФЭ, имеющие максимальный коэффициент

использования энергии солнца в диапазоне спектра солнечной радиации, характерного для

данной местности.

7.1.7

Для ФЭ, выбранных по критериям

7.1.1

7.1.6, следует определить

расчетную годовую выработку электрической энергии каждого отдельно стоящего СФЭМ

(или СФЭБ) при характеристиках солнечного излучения на рассматриваемой площадке.

На стадии выбора площадки для СЭС допускается выполнять расчет по методике,

изложенной в [3].

7.1.8

Окончательный выбор ФЭ, принимаемый для комплектации СФЭБ СЭС,

проводится на стадии разработки технико-экономического обоснования инвестиций в

строительство СЭС на основании сопоставления технико-экономических показателей

СЭС. При экономической равноценности вариантов предпочтение следует отдавать ФЭ

большей единичной мощности.

7.1.9

Технические характеристики ФЭ принимаются на основании данных,

приведенных в зарегистрированных органами Госстандарта Технических условиях на ФЭ

и СФЭМ, в соответствии с которыми будет осуществляться комплектная поставка

установок. При внесении поставщиком или производителем изменений в характеристики

ФЭ, соответствующие изменения должны быть внесены в Технические условия в

установленном порядке. Технические характеристики импортного оборудования

принимаются на основании данных каталогов и уточняются по документам на поставку

(контракт).

7.1.10 При выборе типа ФЭ в составе СФЭМ, следует исходить из того, что

внутренняя схема СЭС должна содержать цепь преобразования напряжения постоянного

тока ФЭ в стандартный вид для сетей линий передачи СЭС по числу фаз, частоте тока и

величине напряжения.

Для этой цели следует применять трехфазный мостовой инвертор с выходным

разделительным трансформатором

(ТР), вторичное

(выходное для сети) напряжение

которого U_Л2 должно соответствовать стандартным величинам линейных напряжений

сетей (0,69 кВ; 10 кВ; и т.д.).

7.1.11 Для используемого инвертора соотношение между средним значением

входного напряжения постоянного тока U_ФП(ϕ_ji) от СФЭМ, объединяющего группу ФЭ,

включенных последовательно и параллельно, и действующим значением выходного

фазного напряжения инвертора U_Ф1 равно [4]:

U_ФП(_ij) = 2U_Ф1sin(π/6)cosβ + ΔU (I) + ΔU_М

(5)

где β - угол включения СФЭМ,

γ - угол коммутации СФЭМ,

I - среднее значение тока инвертора,

ΔU - падение напряжения за счет процесса коммутации тока I,

ΔU_М - падение напряжения на СФЭМ - модулях.

7.1.12 Если до сооружения СЭС известны только данные метеонаблюдений по

мощности суммарного солнечного излучения φ_i, и по числу ясных солнечных дней d_i и

часов h_i солнечного сияния за год, то предварительные расчеты должны содержать, расчет

среднесуточной мощности солнечной радиации по месяцам ϕ_ji, среднего количества

солнечных дней dji и часов h_ji солнечного сияния за год при этой мощности на площадке

СЭС.

7.1.13 Известно, что ФЭ выпускаются с различными вольтамперными

характеристиками (ВАХ). При форме ВАХ, близкой к характеристике источника тока,

зависимость U_ФП(ϕ_ji) от величины ϕ_ji минимальна, что наиболее удобно для применения

таких ФЭ в схеме инвертора. В случае коммутации тока ФЭ значения угла γ сравнительно

невелики из-за малой индуктивности цепи коммутации, поэтому для предварительных

расчетов величины U_Ф1 можно принимать ΔUγ(I) и ΔU_М равными нулю.

7.1.14 Для передачи в сеть U_Ф1 со стандартным допуском при значительном

изменении U_ФП (ϕ_ji) режим работы инвертора необходимо регулировать изменением угла

β. Регулирование β усложняет схему управления инвертора, ведет, при увеличении β, к

росту числа высших гармоник в составе U_Ф1. При форме вольт-амперной характеристики

(ВАХ), близкой к характеристике источника тока, и минимальной зависимости U_ФП (ϕ_ji) от

величины ϕ_i, значения угла β не превышают 15°. В этом случае расчет величины U_Ф1

можно выполнять согласно:

U_Ф1U_ФП(_ij) = U_ФП(_ij) / [2,1«2.3]

(6)

где U_Ф1 - действующее значение фазного напряжения обмотки ТР на выходе

инвертора,

U_ФП(ϕ_ji) - значение входного напряжения постоянного тока от СФЭМ (или СФЭБ).

Внутренняя сеть СЭС состоит из трех частей с различным уровнем напряжения и

рода тока.

Первая

- преобразовательная часть внутренней сети СЭС

- содержит цепи

постоянного тока, распределенные на значительной территории и включающие

многочисленные СФЭМ, радиальные и магистральные кабельные линии постоянного

тока, группы инверторов и выходные трансформаторы

(ТР). Уровень напряжения

постоянного тока этой части цепей не превышает 1 кВ.

Вторая часть - трехфазные цепи переменного тока первого уровня напряжения с

выхода ТР (обычно 10 кВ), радиальные и магистральные трехфазные кабельные линии

переменного тока.

Третья часть - центральные подстанции (ЦПС) с линейным напряжением 35 и 110

кВ. В связи с большой площадью СЭС может быть установлено несколько ЦПС.

Кроме того, все три части внутренней сети СЭС содержат оперативную

коммутирующую, защитную и информационную аппаратуру и соответствующие цепи.

7.1.15 При выборе типа ФЭ следует учитывать, что в паспортных данных ФЭ

указываются нормированные параметры при мощности суммарного солнечного излучения

φi0 = 1000 Вт/м², однако на площадке проектируемой СЭС такая величина φi0 может не

достигаться.

С учетом этого следует определить мощностную характеристику выбранного ФЭ

для данной площадки как зависимость фактически реализуемой мощности ФЭ от средней

мощности суммарного солнечного излучения ϕ_ji на данной площадке СЭС.

7.1.16 Комплект конструкторских документов ФЭ и СФЭМ должен содержать

информацию в объеме, необходимом для проектирования СЭС, монтажа и эксплуатации

СФЭБ.

7.1.17 Соответствие основного и вспомогательного оборудования, программного

обеспечения требованиям действующих нормативных документов должно быть

подтверждено сертификатом соответствующего сертификационного центра Госстандарта

или сертификационного центра иностранного государства, с которым имеется договор о

признании результатов сертификации.

7.2

Аккумуляторные батареи для автономных СЭС

7.2.1

Из-за прямой зависимости вырабатываемой электрической энергии СЭС от

светового дня, накопление и сохранение энергии является важнейшей задачей при

разработке фотоэлектрических энергосистем.

Надежность и эффективность работы СЭС во многом определяется правильностью

выбора аккумуляторных батарей.

7.2.2

Применение аккумуляторных батарей в автономных фотоэлектрических

системах необходимо не только для сохранения и накопления выработанной

электроэнергии, но и для обеспечения согласованности величины и времени поступления

электроэнергии от источника к потребителю, стабильности выходного напряжения при

разных режимах эксплуатации, что предотвращает выход из строя электроприборов при

скачках питающего напряжения.

7.2.3

Аккумуляторные батареи, используемые в автономных или гибридных

солнечных энергосистемах, сравнительно глубоко разряжаются каждый вечер и

заряжаются в светлое время суток. Наиболее известны следующие типы свинцово-

кислотных батарей:

 стартерные (автомобильные);

 AGM (герметичные);

 герметичные гелевые;

 заливные с намазными пластинами (серия OPzS);

 тяговые и др.

Различные типы аккумуляторов имеют различные характеристики: количество

циклов перезарядки, сроки хранения, емкость, диапазон рабочих температур,

возможности быстрой зарядки и, наконец, стоимость.

7.2.4

Выбор аккумуляторных батарей для конкретной автономной СЭС

определяется рядом факторов, основными из которых являются: низкий уровень

саморазряда, способность работать с малыми зарядными токами, а также в режимах

глубокого разряда, работоспособность при низких температурах (это касается систем

круглогодичного использования), минимальные требования по техническому

обслуживанию.

7.2.5

Соединять аккумуляторные батареи в единый блок желательно посредством

последовательного соединения. При параллельном соединении общая емкость

аккумуляторной системы будет равна суммарной емкости, составляющих блок

аккумуляторных батарей, общее же напряжение останется неизменным и равным

напряжению одиночного аккумулятора

7.2.6

Разогрев аккумуляторов в процессе эксплуатации не способствует

длительному сроку службы.

7.2.7

При заряде аккумуляторов выделяется некоторое количество водорода

(даже при герметизированных АБ), поэтому вентиляция является необходимым условием

эксплуатации аккумуляторных батарей.

7.2.8

Аккумуляторные батареи для фотоэлектрических станций могут состоять

как из отдельных аккумуляторов, так и из моноблоков (сборок из аккумуляторов) с

номинальным выходным напряжением 6 или 12 В.

7.2.9

Аккумуляторные батареи должны быть одного производителя, одной

емкости, с одинаковым сроком изготовления - с одной партии поставки.

7.2.10 Для сетевой СЭС, непосредственно передающую выработанную

электрическую энергию в электрическую сеть, аккумулирование мощности не требуется.

7.3

Вспомогательные элементы автономной СЭС

7.3.1

Вспомогательными

элементами

автономной

СЭС являются

микропроцессорный контроллер заряда-разряда аккумуляторной батареи, инвертор и

зарядное устройство для аккумуляторной батареи.

7.3.2

В микропроцессорных контроллерах осуществляется слежение за точкой

максимальной мощности солнечной батареи и широтно-импульсная модуляция (ШИМ)

тока заряда. Контроллеры с ШИМ тока заряда позволяют заряжать аккумуляторные

батареи до 100 %. Контроллеры заряда могут быть встроенными в инвертор.

7.3.3

Существует два основных типа контроллеров для фотоэлектрических

систем: шунтовые и последовательные.

7.3.4

При применении контроллера заряда сроком службы АБ увеличивается и

использование энергии СЭС становится более эффективным,

7.3.5

В мощных СЭС используются системные контроллеры, которые наряду с

функциями контроля заряда и разряда аккумуляторных батарей, управляют и всей

системой в целом. Контроль осуществляется при помощи компьютеров, фиксирующих и

анализирующих значения освещенности, температуры, тока, напряжения и других

характеристик системы.

7.3.6

Каждая фотоэлектрическая система требует индивидуального подбора

контроллера в зависимости как от мощности фотоэлектрических модулей, так и мощности

нагрузки.

7.3.7

Существуют различные типы инверторов для преобразования энергии

постоянного тока, вырабатываемой солнечными батареями, в переменный однофазный

220 В/50 Гц или трехфазный 380 В/50 Гц ток, различающиеся:

 по мощности,

 напряжению на стороне постоянного тока,

 форме выходного сигнала,

 со встроенным зарядным устройством и системой прямой подачи энергии (от

другого источника переменного тока),

 с аналоговой или импульсной схемой и т. д.

Инверторы предназначены для работы в полностью автономных системах или

передачи электроэнергию непосредственно в сеть.

7.3.8

При выборе инвертора для фотоэлектрической системы следует обратить

внимание на следующие характеристики:

 номинальная мощность Р_НОМ (величина суммарной мощности нагрузок, которые

допустимо подсоединять к инвертору для постоянного их питания). Номинальная

мощность подбирается с запасом не менее 20-30 % от постоянной нагрузки;

 пиковая мощность Р_ПИК - это максимальное значение мощности, которое способен

выдержать инвертор (весьма малый промежуток времени) при работе от аккумуляторной

батареи. Максимальную мощность инвертора

(пиковую мощность) необходимо

подбирать, учитывая пусковые токи подключаемых приборов.

 форма выходного сигнала переменного тока при его преобразовании

(инвертировании) из постоянного.

 сила тока встроенного зарядного устройства (если оно есть) определяет значение

максимальной емкости аккумуляторной батареи, которую может зарядить встроенное

зарядное устройство (ЗУ);

 возможность заряда разных типов аккумуляторных батарей. Следует учитывать

различия в значениях напряжений для разных стадий заряда в батареях герметичного и

открытого типов;

 наличие

«спящего» режима. Спящий режим представляет собой способность

инвертора снижать собственное энергопотребление при отсутствии электронагрузок;

 наличие встроенного реле переключений позволяет при пропадании внешней сети

автоматически переходить на питание от аккумуляторной батареи.

Инвертор с реле переключений имеет две линии переменного тока: «входящую» и

«выходящую». К входу подключена внешняя сеть, которая передается на нагрузки через

реле.

«Выходящая» линия - это линия переменного тока от инвертора, к которой

подключаются нагрузки переменного тока, питающиеся от АБ. При пропадании внешней

сети реле срабатывает, переключая нагрузки на питание от аккумуляторной батареи.

Инвертор без реле переключений содержит только одну «выходящую» линию.

 наличие температурного датчика необходимо для регулирования напряжения

заряда в зависимости от температуры окружающего воздуха. В холодное время года

напряжение заряда должно быть выше, чем в летнюю жару. Без подобной корректировки

заряда не будет обеспечиваться требуемый уровень заряда, аккумуляторы будут

недозаряжаться или, наоборот, перезаряжаться, что негативно скажется на их

работоспособности и может привести к преждевременному выходу их из строя.

Современные инверторы оснащены встроенным МРРТ контроллером разряда,

предотвращающим глубокий разряд АБ (около 1,8 В/элемент). Существуют модели и со

встроенным контроллером заряда от солнечных батарей, не допускающим перезаряд АБ.

7.3.9

В соответствии с типом фотоэлектрической системы инверторы

подразделяются на два типа:

 инверторы для автономных систем со встроенным генератором частоты;

 инверторы сетевого использования.

КПД обоих типов инверторов не должен быть менее 90 %.

7.3.10 Зарядное устройство предназначено для автоматической зарядки

герметичных необслуживаемых свинцово-кислотных АБ.

7.3.11 Основными критериями выбора модификации зарядного устройства

являются требуемый ток заряда, тип аккумулятора, скорость заряда и степень

автоматизации.

7.3.12 Постоянно заряжать аккумулятор максимальными токами нежелательно,

поскольку при этом снижается ресурс аккумулятора. Для ускорения процесса зарядки

возможно параллельное соединение нескольких зарядных устройств. Ток заряда при этом

увеличивается и становится равным сумме токов. Срок службы АБ напрямую зависит от

методов заряда и температуры окружающей среды.

7.4

Метеопост для промышленных СЭС

7.4.1

Назначение метеопоста:

 измерение текущих значений солнечной инсоляций, скорости и направления ветра,

температуры воздуха и атмосферного давления;

 формирование и передача в центр управления СЭС данных, обеспечивающих

функционирование автоматизированной системы управления технологическим процессом

(АСУТП) СЭС;

 мониторинг потока солнечного излучения для оценки эффективности выработки

электроэнергии

7.4.2

Метеопост включает метеорологическую башню и комплект приборов для

получения данных о солнечном излучении, поступающие на каждый СФЭМ, скорости и

направления ветра, температуры и давления окружающего воздуха.

7.4.3

Место установки метеопоста на площадке СЭС определяется характером

рельефа и конфигурации размещения СФЭБ.

7.4.4

В случае использования данных метеостанции системы Гидрометслужбы,

принятой в проекте как опорная до начала строительства СЭС, допускается не

устанавливать приборы для измерения и регистрации температуры воздуха и

атмосферного давления на метеопосте СЭС.

Они устанавливаются после оценки возможностей регистрации и класса точности

измерений этих параметров на метеостанции системы гидрометслужбы или иного

ведомства, условий получения данных.

7.4.5

В проекте необходимо предусматривать обеспечение метеопоста

приборами:

 для измерения скорости ветра от 0 до 50 м/с с погрешностью 0,5 м/с (высокая

скорость ветра может потребовать дополнительных креплений для модулей СФЭБ или

стать причиной их повреждения за счет большой поверхностной площади панелей);

 для определения направления ветра в диапазоне 0-360 ° (с дискретностью не более

10 °);

 для измерения температуры воздуха от минус

°С до плюс

°С с

погрешностью 0,5 °С;

 для измерения атмосферного давления в диапазоне 650-1080 ГПа с погрешностью

не более 1%.

 полной станцией мониторинга солнечного излучения (для измерения суммарного

потока излучения, прямого и рассеянного излучения, а также суммарного потока

излучения в плоскости панелей), состоящая из:



1 горизонтального пиранометра для измерения суммарного потока излучения;



1 пиргелиометра с системой слежения за солнцем для прямого излучения;



1 наклонного пиранометра, установленного на системе слежения;



1 затененного пиранометра для измерения рассеянного излучения;

Как правило, промышленные электростанции имеют полностью укомплектованную

станцию мониторинга суммарного потока солнечного излучения.

7.4.6

Все измерительные приборы рекомендуется располагать на метеопосте на

высоте, равной высоте плоскости расположения СФЭБ. Допускается устанавливать

приборы для измерения температуры воздуха и атмосферного давления на высоте не

менее 1,5 м от поверхности земли.

7.4.7

Приборы для измерения скорости ветра должны иметь системы,

обеспечивающие их работоспособность в условиях обледенения или инея.

7.5

Система управления, контроля и диагностики

7.5.1

Система управления СЭС и ее элементами должна создаваться как

интегрированная система, предназначенная для контроля и оптимального объединенного

управления процессом преобразования энергии солнца в электрическую, которое

осуществляется на СФЭБ, и передачи ее в электрическую сеть.

7.5.2

Система должна обеспечивать оптимальное управление основным и

вспомогательным оборудованием и управляемое предотвращения последствий, которые

могут возникать в аварийных ситуациях.

7.5.3

Система управления СЭС должна одновременно выполнять функции

диагностики и защиты основного технологического оборудования от повреждений,

вызванных как внутренними, так и внешними факторами (электрические и механические

аварии и неисправности, предельно допустимая скорость ветра, гололедица, дождь, град,

землетрясения и др.).

7.5.4

При большом количестве СФЭБ, независимо от их суммарной мощности,

СЭС должна оснащаться двухуровневой системой управления, выполняющей функции

управления основным и вспомогательным оборудованием.

7.5.5

Верхний уровень управления должен быть запроектирован для

централизованного контроля и управления всеми СФЭБ, входящих в состав СЭС, и

центральной высоковольтной подстанцией, общестанционными вспомогательными

системами, а также для приема и обработки информации от устройств измерения

метеопоста СЭС.

7.5.6

Нижний уровень управления должен проектироваться для контроля и

управления отдельной СФЭБ, включая функции представления полной информации по

контролю и диагностики, а также функции местного управления и регулирования СФЭБ.

7.5.7

Между верхним и нижним уровнями управления должны

предусматриваться средства передачи технологической информации и сигналов

управления. С этой целью могут использоваться контрольные кабели или кабели связи,

высокочастотные или оптоволоконные кабели.

7.5.8

Оперативное управление СЭС с количеством СФЭБ с суммарной

мощностью более

1000 кВт должно осуществляться постоянным оперативным

персоналом в центральном пункте управления и контроля. В других случаях, при

экономическом обосновании, может приниматься вариант с чередованием смены. В этом

случае у дежурного персонала смены должны устанавливаться средства вызывной

сигнализации каждого ряда СФЭБ и связь с диспетчером энергосистемы.

7.5.9

При выборе места расположения центрального пункта управления и

контроля СЭС необходимо обеспечивать уменьшение протяженности кабельной сети

между центральным пунктом и СЭС, а также максимально возможный визуальный осмотр

СФЭБ.

7.5.10 Размеры центрального пункта управления и контроля и размещения

оборудования системы управления, контроля и диагностики принимаются на основе

эргономических требований для условий постоянного присутствия в этих помещениях

дежурного оперативного персонала.

7.5.11 АСУТП СЭС должна оснащаться средствами микропроцессорной техники

(компьютеры, контроллеры), включая устройства отображения и представления

технологической информации. Как правило, с этой целью должны использоваться

широкие дисплеи или мозаичные главные щиты сигнализации и управления.

7.5.12 Оснащение центрального пункта управления и контроля СЭС следует

выбирать из условий аппаратной и программной совместимости с системами нижнего

уровня каждой СФЭБ.

7.5.13 Устройства управления на центральном пункте управления и контроля СЭС

должны функционировать и при полном исчезновении напряжения на линиях выдачи

мощности СЭС. Для обеспечения электропитания этих устройств должны устанавливаться

отдельные агрегаты бесперебойного питания (АБП) или использоваться АБП подстанций

с резервным питанием от аккумуляторной батареи.

7.5.14 Система управления СЭС должна обеспечивать возможность работы всех

СФЭБ в автоматическом режиме с выдачей максимально возможной активной

электрической мощности в зависимости от солнечной инсоляции в дневное и ночное

время.

7.5.15 На центральном пункте управления и контроля СЭС должны выполняться

следующие информационные функции:

 сбор и представление на дисплее или на главном щите управления аналоговой

информации о параметрах солнечного излучения, об электрических параметрах каждой

СФЭБ и аккумуляторной подстанции

(напряжение, ток, мощность, объем

электроэнергии). Эти параметры должны измеряться в двух направлениях (как на выдачу,

так и на потребление);

 сбор и представление на дисплее или на главном щите управления основной

дискретной технологической информации о положении каждой СФЭБ (вкл./выкл.), о

положении выключателей главных схем высоковольтных аккумуляторных подстанций

(вкл./выкл.), о положении обще-станционных вспомогательных систем;

 сбор и представление на дисплее обобщенной и расшифровывая дискретной

информации о неисправности и аварии на основном и вспомогательном технологическом

оборудовании каждой СФЭБ, подстанции и общестанционной системе;

 автоматическая регистрация событий, формирования и распечатки суточной и

переменной сведений;

 сбор, обобщение и анализ информации о техническом состоянии оборудования,

результаты его диагностики, формирование банка данных для статистики и

необходимости выполнения текущего обслуживания и ремонтов;

 формирование и передача основной информации на уровень диспетчера

энергосистемы. Как правило, на более высокий уровень должны передаваться значение

суммарной активной и реактивной мощности (с учетом направления), напряжения и

частоты на шинах выходных подстанций, положения коммутационных аппаратов

исходных линий в энергосистему, сигналы ''Авария" и "Неисправность" на СЭС;

 дополнительные функции, необходимые на промышленных СЭС, а также функции

по требованию Заказчика.

7.5.16 На центральном пункте управления и контроля СЭС должны выполняться

следующие основные функции управления:

 дистанционное включение и выключение всех выключателей высокого и низкого

напряжения центральной подстанции и управление переключателями регулирования,

напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов;

 возможность задания установок по ограничению активной мощности для каждой

СФЭБ.

7.5.17 Средства управления нижнего уровня должны обеспечивать полное

локальное управление СФЭБ, поставляться, как правило, комплектно с каждой СФЭБ.

7.5.18 Перевод управления каждой СФЭБ и подстанцией от центрального пункта

управления и контроля СЭС на "местное" должно осуществляться из шкафа управления

нижнего уровня, а для подстанций 35-110 кВ - из шкафов (панелей), расположенных в

местах безопасного обслуживания. При этом должны передаваться сообщения на

центральный пункт управления и контроля СЭС о переводе на "местное" управление.

7.5.19 Кроме функций технологического управления объектами СЭС, на

центральном пункте управления и контроля СЭС могут устанавливаться средства

автоматизированной системы управления предприятием - АСУП, предназначенных для

решения задач технического обслуживания и учета работы СФЭБ и подстанций:

 ведение системы нарядов на выполнение работ по техническому обслуживанию

оборудования;

 учет объемов и времени выполнения работ по техническому обслуживанию

оборудования каждой СФЭБ;

 учет расхода запасных частей на СЭС;

 учет расходов на техническое обслуживание и ремонт каждой СФЭБ;

 учет расхода электроэнергии на собственные нужды СЭС.

При этом необходимо предусматривать защитные меры для предотвращения

несанкционированного воздействиям на элементы АСУТП со стороны АСУП.

8 ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ СЭС

8.1 Значения показателей надежности СЭС и ее структурных элементов

принимаются исходя из обеспечения выработки электроэнергии с минимальной

себестоимостью.

8.2 Экономическая целесообразность надежности СЭС и ее систем должна

определяться на основе данных производителей о надежности отдельных ее элементов:

 частота отказов элементов;

 средняя продолжительность восстановления отказавшего элемента;

 частота плановых отключений для технического обслуживания элементов;

 средняя продолжительность ремонта элемента, с учетом потери выработки

электроэнергии из-за отказа оборудования.

8.3 Надежность систем и оборудования СЭС должна обеспечиваться раздельным

резервированием; рабочим нагруженным резервированием и складским резервированием

ключевых элементов оборудования, линий и систем.

8.4 Как

складской

резерв

необходимо

предусматривать

хранение

быстроизнашивающихся частей и узлов СФЭБ.

8.5 При создании автоматизированных систем управления, выборе способов

выполнения и режимов эксплуатации линий и каналов передачи информации следует

уделять особое внимание разработке мер по защите аппаратных средств от опасного

влияния электроустановок высокого напряжения, действия молнии и ее вторичных

проявлений с целью предотвращения помех и защиты от искажения информации.

9 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЭС

9.1 Качество технических решений, заложенных при проектировании СЭС, должна

быть определена показателями технического и экономического расчетов.

9.2 Основными показателями оценки эффективности работы СЭС являются:

 годовая выработка электроэнергии;

 коэффициент использования номинальной мощности для принятых типов

СФЭБ (средний по СЭС);

 себестоимость отпущенной электроэнергии.

9.3 Прогноз потенциальной выработки электроэнергии единичной СФЭБ

проектируемой СЭС, полученный в ходе метеорологических исследований, может

приниматься как расчетный потенциал выработки на стадии проектирования.

9.4 Потенциальная выработка электроэнергии на СЭС определяется как сумма

выработки всеми отдельно стоящими СФЭБ.

9.5 Проектный отпуск электроэнергии от СЭС определяется как полная выработка,

уменьшенная на величину потерь из-за эффектов затенения в силу взаимного влияния

СФЭБ, потребления на собственные нужды и плановые потери, принятыми в проекте

техническими решениями, организационно-техническим уровнем эксплуатации и

надежностью систем и оборудования СЭС.

9.6 Выработка электроэнергии группой однотипных СФЭБ, которые находятся на

площадке с ровным рельефом, следует определять по зависимости:

W_Σ = Wn • m•(1-К_З) • К_Г,

(7)

где W_Σ - выработка электроэнергии группой СФЭБ, кВт•ч;

Wn - летняя потенциальная выработка электроэнергии, кВт•ч;

m - количество СФЭБ в группе;

Кз - коэффициент затенения, учитывающий снижение выработки электроэнергии

СФЭБ из-за влияния одних СФЭБ на другие в данной группе;

К_Г - коэффициент готовности всех СФЭБ данной группы (К_З = 0,05 « 0,1 в

зависимости от схемы размещения СФЭБ).

9.7 Для определения возможности достижения более низких значений К_З

необходима оптимизация расстановки СФЭБ с применением методов моделирования с

учетом фактических или рассчитанных данных о характеристиках солнечной инсоляции

на площадке СЭС за многолетний период. При этом может быть определено ожидаемое

значение Wn • m•(1-К_З) для группы СФЭБ.

9.8 Значение коэффициента готовности всех СФЭБ данной группы К_Г принимается

на основании фактических результатов опытной эксплуатации промышленной или

демонстрационной СЭС, оснащенной такими же СФЭБ. При отсутствии фактических

данных допускается значение К_Г принимать на основе данных поставщика или

производителя, согласованных с Заказчиком СЭС. Для предварительных расчетов на

период освоения мощности СЭС допускается принимать К_Г = 0,8; а в последующий

период эксплуатации К_Г = 0,96.

9.9 Годовая выработка электроэнергии на ВЭС следует определять по зависимости:

(8)

W_СЭС = Σ WГI • К_ГООС,

i = l

где W_СЭС - выработка электрической энергии на СЭС, кВт•ч в год;

W_ГI - выработка электроэнергии группой СФЭБ, кВт•ч в год;

k - количество СФЭБ;

К_ГООС

- коэффициент готовности общестанционного оборудования и систем,

обеспечивающих функционирование СФЭБ и выдачу произведенной электроэнергии по

ВЛ до узла учета электрической энергии.

9.10 Значение К_ГООС рассчитывают исходя из показателей надежности элементов

СЭС. При проектировании допускается принимать значения К_ГООС = 0,99.

9.11 При расчете значений К_ГООС простои оборудования по организационным

причинам рекомендуется не учитывать.

9.12 Технологические потери электроэнергии W_ТП следует определять как сумму

потерь электрической энергии в линии выдачи электроэнергии от главных выключателей

СФЭБ к узлу учета электроэнергии СЭС, а именно в кабелях, трансформаторах ВЭМ, ПЛ,

трансформаторах ЦПС СЭС.

Расчет технологических потерь электроэнергии рекомендуется выполнять для

перечисленных элементов при величине передаваемой мощности, равной

20% от

номинальной мощности СФЭБ, которые подключены в электросистему.

9.13 Потребление электроэнергии на собственные нужды основного оборудования

СЭС W_CН следует определять суммированием потребления электроэнергии на

собственные нужды СФЭБ (в режимах генерирования электроэнергии и преобразования),

питание АСУТП, метеопостов. Расчет следует выполнять исходя из номинальных

значений,

приведенных в документации производителей, и ожидаемой

продолжительности работы оборудования в соответствующих режимах.

9.14 Потребление

электрической

энергии

на

обеспечение

работы

вспомогательного оборудования и других общестанционных потребностей W_ВО следует

определять исходя из действующих нормативов с учетом ожидаемой погрузки

(освещение, отопление, привод вспомогательного оборудования и другие необходимости).

9.15 Проектный годовой отпуск товарной электроэнергии от СЭС определяется по

зависимости:

W_TЭ = W_СЭС- W_ТП - W_СН - W_ВО,

(9)

где W_TЭ - проектный годовой отпуск электрической энергии от СЭС, кВт•ч в год;

W_СЭС - выработка электрической энергии на СЭС, кВт•ч в год;

W_ТП - технологические потери электрической энергии при трансформации и

передачи, кВт•ч в год;

W_СН - потребление электрической энергии на собственные нужды основного

оборудования СЭС, кВт•ч в год;

W_ВО - потребление электрической энергии на обеспечение работы вспомогательного

оборудования и других общестанционных потребностей, кВт•ч в год.

9.16 Фактический годовой отпуск электроэнергии СЭС определяется всей

совокупностью факторов, учтенных и не учтенных проектом.

9.17 Среднегодовой коэффициент использования установленной мощности СЭС

К_ГОД является итоговым показателем качества проектных решений и эффективности

работы оборудования в метеоусловиях конкретной площадки размещения СЭС, а также

деятельности эксплуатационного, ремонтного и административного персонала. Этот

показатель рассчитывают исходя из значения W_TЭ.

9.18 При расчете себестоимости отпущенной электроэнергии и другие

экономические показатели СЭС необходимо дополнительно учитывать такие расходы по

обеспечению функционирования СЭС:

- платежи за информационное обслуживание и программное обеспечение ЭВМ;

- платежи за использование интеллектуальной собственности;

- расходы на обеспечение социальной сферы и т.д.

10 ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Главные и внутренние схемы электрических соединений

10.1.1 Главные схемы электрических соединений СЭС, сочетающиеся к

электрическим сетям электроэнергетических систем, разрабатываются с учетом

следующих исходных условий:

 количество и расположение СФЭБ, входящих в состав СЭС, их номинальные

мощности, тип ФЭ, рекомендуемое значение номинального коэффициента мощности

СФЭБ, режимы работы при выдаче (потреблении) электрической мощности, требования к

системам преобразования, устройства аккумулирования электроэнергии;

 напряжение, на котором электроэнергия СЭС выдается в энергосистему,

количество направлений линий электропередачи, активная и реактивная мощность,

передаваемая по каждой линии, допустимые колебания напряжения на шинах СЭС;

 значения токов короткого замыкания от энергосистемы

(трехфазный и

однофазный) на шинах высокого напряжения СЭС для максимального и минимального

режимов с учетом развития энергосистемы, значение возобновляемого напряжения на

контактах выключателей;

 требования, обусловленные условиями статической и динамической устойчивости

энергосистемы и ее противоаварийной автоматики (увеличение скорости отключения

коротких замыканий, распределение сети для улучшения баланса мощности, отключение

СФЭБ в районе с избытком мощности, автоматическая частотная разгрузка и др.).

 необходимость установки разрядников для защиты от перенапряжений, а также

шунтирующих реакторов.

10.1.2 Главная схема электрических соединений СЭС выбирается на основании

технико-экономического сопоставления вариантов схем. Варианты схем для сравнения

составляются в соответствии с рекомендациями этого раздела.

При технико-экономическом сопоставлении вариантов учитываются затраты на

электрооборудование подстанции, кабельные и воздушные линии электропередачи,

ежегодные расходы на амортизацию вспомогательных электронных и др. устройств и

обслуживание СФЭБ, стоимость потерь электроэнергии в элементах схем с учетом

режимов работы СЭС, показатели надежности

(параметры потока отказов и время

восстановления оборудования, ожидаемая недовыработка электроэнергии и ущерб от

него), гибкость и ремонтопригодность схемы, удобство эксплуатации и автоматизации,

конструктивно-компоновочные решения и т.п.

10.1.3 Выдача мощности СФЭБ может осуществляться через инверторную и

аккумуляторную систему или через повышающие трансформаторы в соответствии с

условиями, приведенными в разделе 8 настоящего свода правил. Возможность выдачи

всей мощности ВЭС через один повышающий трансформатор на ЦПС или через одну

линию должна быть проверена по условиям надежности схемы выдачи мощности и

величины пропускной способности высоковольтной линий, допустимого времени

отключения СЭС от энергосистемы и надежного обеспечения собственных потребностей.

При выборе главной схемы электрических соединений СЭС следует учитывать

сроки и очередность ввода в эксплуатацию СФЭБ и необходимость расширения

распределительных устройств.

10.1.4 Концентрирование мощности отдельных СФЭБ электростанции для выдачи

в энергосистему следует осуществлять по внутренней электрической сети СЭС.

10.1.5 Номинальные напряжения сети и необходимость введения в ней

промежуточных ступеней трансформации определяются:

 типом СФЭБ и ее единичной номинальной мощностью;

 установленной мощностью СЭС;

 допустимым снижением напряжения при накоплении электроэнергии в системе

АБ, где осуществляется концентрирование мощности.

10.1.6 Расчетным режимом для выбора параметров внутренней сети СЭС является

режим выдачи установленной мощности СЭС.

10.1.7

Принцип построения и монтаж внутренней и главной электрических сетей, а

также соединение ВЭС с единой энергосистемой, концентрирование мощности ВЭС и

конструктивное исполнение надземных силовых линий выполняются энергетической

компанией, имеющей соответствующую лицензию на выполнение электромонтажных

работ.

10.2 Концентрирование мощности СФЭБ для автономных и гибридных СЭС

10.2.1 При выборе СФЭБ или СФЭМ

(для автономных и гибридных СЭС)

необходимо скорректировать среднемесячную и среднегодовую инсоляцию солнечного

излучения, фактор сезонности и суммарное энергопотребление.

10.2.2 Концентрирование (аккумулирование) мощности СФЭБ для автономных и

гибридных СЭС следует осуществлять в системе аккумуляторных батарей (далее - АБ).

10.2.3 Накопленная в АБ электрическая энергия (постоянный ток) преобразуется в

потребляемое переменное напряжение с помощью электрического прибора - инвертора.

10.2.4 Контроль заряда комплекта АБ, управление источниками энергии СФЭБ и

их синхронизация происходит в специальном электронном устройстве - контроллере.

10.2.5 Выбор АБ производится в зависимости от проектной мощности СЭС.

10.2.6 При выборе инвертора следует исходить из потребностей пользователя, т.к.

существует две группы инверторов:

 первая группа (более дорогих) инверторов обеспечивает синосидальное выходное

напряжение,

 вторая группа обеспечивает выходное напряжение в виде упрощенного сигнала,

заменяющего синусоиду.

Для подавляющего большинства бытовых приборов можно использовать

упрощенный сигнал. Синусоида важна только для некоторых телекоммуникационных

приборов.

10.2.7 Выбор инвертора производится исходя из пиковой мощности

энергопотребления стандартного напряжения 220В/50Гц. Существует два режима работы

инвертора. Первый режим - это режим длительной работы. Данный режим соответствует

номинальной мощности инвертора. Второй режим - это режим перегрузки. В данном

режиме большинство моделей инверторов в течении нескольких десятков минут (до 30)

могут работать в режиме номинальной мощности.

10.2.8 При коррекции суммарного энергопотребления учитываются потери в

кабеле, инверторе и АБ. Потери в кабеле могут снижать выработку энергии ВЭУ до 30%,

поэтому для снижения потерь рекомендуется при использовании длинного кабеля

выбирать большое сечение жилы.

10.2.9 Потери в АБ и инверторе связаны с КПД преобразования энергии. КПД

свинцовой АБ составляет примерно 90%, КПД щелочной батареи составляет примерно

80%. Номинальный КПД современных инверторов составляет примерно 95%. Для всего

рабочего диапазона инвертора можно принять среднее КПД инвертора 90%.

10.2.10 Необходимое электрическое напряжение

обеспечивается путем

последовательного соединения элементов набора АБ. Параллельное соединение

допускается только для некоторых специальных типов АБ.

10.3

Электропотребление для собственных нужд

10.3.1 Электропитание собственных нужд рекомендуется осуществлять от

энергосистемы по линиям выдачи мощности СЭС и от самой СЭС при ее работе.

10.3.2 Система электроснабжения собственных нужд СЭС установленной

мощности более 20 МВт должна, по возможности иметь не менее двух независимых

источников питания:

 обмотка низкого напряжения повышающего трансформатора СЭС;

 сборные шины 6-10 кВ или шины ПС местного энергоснабжения.

10.3.3 Для аварийного электропитания собственных нужд «при длительной потере

напряжения» с энергосистемой и остановке СЭС может применяться также дизельная

электростанция. Мощность дизельной электростанции определяется исходя из условий

поддержки оборудования и систем СЭС в работоспособном состоянии и возможности

запуска СЭС с неработающего состояния.

10.3.4 Схема электрических соединений собственных нужд переменного тока

СЭС, как правило, выполняется с одним напряжением 0,4-0,23 кВ (трехфазная система с

заземленной нейтралью).

Для питания отдельных приемников собственных нужд по условиям безопасности

может применяться переменный ток напряжением 42 В или 12 В. Для крупных СЭС при

наличии соответствующих потребностей может применяться также напряжение 6 (10) кВ.

10.3.5 Напряжение на шинах собственных нужд должно обеспечиваться при

любых режимах работы СЭС, а также при ее остановке с использованием автоматического

включения резерва (АВР) при аварийных отключениях источника электроснабжения.

Вид и количество независимых источников питания, величина напряжения для

собственных нужд, количество и мощность трансформаторов, схема питающих

электрических соединений собственных нужд определяются на основании технико-

экономических расчетов с учетом обеспечения необходимой надежности

электроснабжения.

10.3.6 Для питания постоянным током потребителей собственных нужд - цепи

оперативного тока, преобразующих агрегатов бесперебойного питания, эвакуационного и

аварийного освещения, связи

- устанавливается аккумуляторная батарея и зарядно-

разрядное устройство.

Напряжение аккумуляторной батареи, как правило, принимается 220 В постоянного

тока.

10.3.7 Основное электропитание средств диспетчерского технологического

управления на СЭС может осуществляться от сети переменного тока собственных нужд,

резервное

- от аккумуляторных батарей на напряжении

24 и

60 В. Емкость

аккумуляторных батарей должна обеспечивать резервное питание средств диспетчерского

технологического управления в течение не менее двух часов.

10.3.8 Расчет и выбор аккумуляторных батарей производится с учетом

эксплуатации ее по методу постоянного подзаряда. Зарядное устройство должно иметь

мощность и напряжение, достаточные для заряда аккумуляторной батареи до емкости,

равной 90% от номинальной, в течение не более восьми часов, при предыдущем 30-

минутном разряде.

Емкость аккумуляторной батареи, выбранная по длительному нагрузке с учетом

нагрузки получасового аварийного разряда, должна проверяться по уровню напряжения

на шинах при совпадении суммарной разовой нагрузки и длительной нагрузки в конце

получасового аварийного разряда.

10.4

Управление, сигнализация, автоматика СЭС

10.4.1 Средства управления, сигнализации, электрических защит и автоматики

подстанций высокого напряжения входят в общую систему управления СЭС и

проектируются на основе норм технологического проектирования подстанций

переменного тока с высшим напряжением до 750 кВ.

10.4.2 Учитывая, что СФЭБ, которые присоединяются к подстанциям, являются

генерирующими источниками электроэнергии, при работе электрических защит

подстанций и линий электропередач должны предусматриваться отключение также и

коммутационных аппаратов, установленных в шкафах управления каждой СФЭБ.

10.5

Учет электроэнергии

10.5.1 Для учета произведенной электроэнергии на каждой СФЭБ в шкафах

контрольно-измерительной аппаратуры должны предусматриваться счетчики.

10.5.2 Допустимый класс точности счетчиков, устанавливаемых на СФЭБ, должен

быть не хуже 0,5.

10.5.3 При установке систем автоматизированного учета электроэнергии на СФЭБ

устанавливаются первичные датчики и преобразователи, а центральные устройства

устанавливаются на ЦПУ для промышленных СЭС.

10.5.4 Расчетные счетчики электрической энергии устанавливаются в точках

присоединения СЭС к энергосистеме. Учет электроэнергии рекомендуется выполнять с

помощью многофункциональных счетчиков как по выданной, так и по полученной от

энергосистемы активной и реактивной энергии с передачей информации на диспетчерский

пункт энергосистемы.

10.5.5 В случаях, если исходная подстанция СЭС является системной с

присоединением к ней других потребителей или генерирующих источников, то система

учета электроэнергии должна предусматриваться в соответствии с гл. 1.5 ПУЭ.

10.5.6 Средства учета электроэнергии должны соответствовать метрологическим

требованиям точности измерений, а также иметь высокую надежность функционирования.

10.6

Молниезащита

10.6.1 Учитывая степень опасности, вызывающие молнией, СФЭБ и метеомачты

относятся к третьей категории по молниезащите, и при проектировании СЭС следует

руководствоваться правилами СП РК 2.04-103.

10.6.2 Защита от прямых ударов молнии должен обеспечиваться конструкцией

СФЭБ (метеомачты) и гарантировать прохождение тока молнии без разрушения

оборудования и повреждения электроники систем управления и регулирования.

10.6.3 Токоотводы следует прокладывать по конструкции опорной башни и

присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растекания тока не более 2

Ом.

Заземлитель СФЭБ является элементом защитного заземления.

10.6.4 Объединение контуров заземления СФЭБ, метеомачты и комплектной

трансформаторной подстанции не допускается.

10.7

Вспомогательные сооружения СЭС

10.7.1 Средства диспетчерского, технологического связи и телемеханики

СЭС следует строить в соответствии со схемой организации оперативно-диспетчерского

управления и эксплуатации.

10.7.2 Объем средств связи и телемеханики зависит от мощности и значения СЭС

в энергосистеме и определяется необходимостью обеспечения:

 диспетчерской связи;

 технологической связи;

 административно - хозяйственной связи;

 каналов внешней связи и передачи информации с пунктами управления высшего

уровня;

10.7.3 Объем средств связи СЭС с обслуживающим персоналом включает:

 оперативную связь диспетчера ( дежурного инженера ) с оперативным персоналом

(телефонный, радиопоисковой, микросотовый);

 радиофикацию служебных помещений;

 охранную сигнализацию;

 пожарную сигнализацию.

10.7.4 Объем средств связи и телемеханики для участков СЭС без постоянного

обслуживающего персонала включает:

 каналы передачи информации от СФЭБ для передачи информации на пункт

управления;

 канал связи от общегосударственной сети связи;

 охранную сигнализацию и связь на период наладочных и ремонтных работ.

10.7.5 Аппаратура средств связи и каналов передачи информации должна отвечать

современным требованиям по скорости, надежности и качеству передачи, а также

согласовываться с техническими условиями, выдаваемых энергосистемой.

11 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

11.1

Для наружного и внутреннего пожаротушения основных и вспомогательных

зданий и сооружений комплекса СЭС, учитывая особенности размещения комплексов

СЭС на не освоенных территориях, необходимо предусмотреть отдельный

противопожарный водопровод с использованием пресной воды.

11.2

Необходимость устройства противопожарного водопровода в зданиях и

сооружениях комплекса СЭС определяется в соответствии с требованиями СН РК

«Пожарная безопасность зданий и сооружений».

11.3

Сооружения противопожарного водопровода должны проектироваться в

соответствии с требованиями к проектированию водопроводной сети.

При выборе источника водоснабжения необходимо отдавать предпочтение

подземным водам.

В обоснованных случаях допускается осуществлять противопожарное

водоснабжение из емкостей

(резервуаров, водоемов). Пополнение противопожарного

запаса воды в этих случаях осуществляется привозной водой.

11.4

Наружное пожаротушение СФЭБ не должно предусматриваться и

разводящие сети противопожарного водопровода не устраиваются.

11.5

Пожарная безопасность зданий и сооружений в строительной части

обеспечивается соблюдением требований нормативных документов по пожарной

безопасности зданий и сооружений и Правил пожарной безопасности РК.

11.6

Учитывая особенность размещения объектов СЭС для обеспечения

отопления и вентиляции, допускается использование электроэнергии.

11.7

Необходимость оснащения зданий и сооружений комплекса СЭС (кроме

СФЭБ) системами автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации

определяется на основании действующих нормативных документов.

11.8

В качестве огнетушащих веществ используются огнетушащие порошки

(порошковое пожаротушение) , диоксид углерода или азот (газовое пожаротушение) . Тип

установки

(порошковая или газовая, модульная или обще

- объектная) и место ее

расположения определяются технико - экономическим расчетом.

11.9

Проектирование установок автоматического пожаротушения следует

выполнять согласно противопожарных норм и правил пожарной безопасности объекта.

12 ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ОХРАНЫ ОБЪЕКТА

12.1

При проектировании инженерно-технических охранных средств

рекомендуется руководствоваться соответствующим нормативным документом.

12.2

В комплекс охранных мероприятий СЭС рекомендуется включать:

 охранное ограждение по периметру ЦПУК, СПК, стоянки автотранспорта,

открытых и закрытых складов;

 освещение огражденной территории;

 охранную блокировочную сигнализацию зданий и сооружений;

 охранные и запретные зоны площадки СЭС.

12.3

Внешнее ограждение ЦПУК СЭС должно быть высотой не менее 2 м.

12.4

Ограждения ПС и ЦПС СЭС должно соответствовать ПУЭ.

12.5

Территории ГПК, СПК со стоянками автомобильного и подъемно-

транспортного оборудования и складами открытого и закрытого хранения должны иметь

наружное освещение не менее 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости.

12.6

Охранная блокировочная сигнализация предусматривается:

 на входе в помещение или в блок размещения средств управления и автоматики

каждой СФЭБ и метеопост;

 на входной двери и застекленных проемах ЦПУК, ремонтных мастерских,

насосных станций, котельной и закрытых складов.

12.7

Сигнал блокировочной сигнализации передается на ЦПУК.

12.8

Защитные металлические решетки устанавливаются в оконных проемах

первого этажа ЦПУК, мастерских и закрытых складах, а также на дверных проемах

помещений компьютерного зала и связи, материальных складов.

12.9

На площадке СЭС запретная зона устанавливается в пределах территории

постоянного и временного отвода земли с обязательным предупреждением о возможности

ведения работ по разрешению руководства СЭС.

13 ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

13.1

Использование территории вне СЭС для ведения сельскохозяйственной

деятельности не ограничивается. Ограничения на использование этой территории для

ведения лесного хозяйства и садоводства могут устанавливаться исходя из условий

затенения СФЭБ такого рода насаждениями.

13.2

По рекомендации специализированной организации рекомендуется

предусматривать меры, предотвращающие вреда фауне за счет установки звуковых

сигналов, отпугивающие птиц, подсветка опор СФЭБ в ночные часы, во время туманов и

при других условиях недостаточной видимости.

13.3

В курортной или густонаселенной местности следует стремиться к тому,

чтобы СФЭБ не нарушали живописность пейзажа.

13.4

При согласовании проекта крупной СЭС целесообразно использовать

фотомонтаж или макет территории с моделью СЭС для ознакомления общественности и

заинтересованных организаций.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(информационное)

Пример расчета выработки электроэнергии на СЭС

А.1 Расчет выработки электроэнергии на СЭС является одним из ключевых при

определении экономической эффективности проекта. В качестве исходных данных для

расчета выработки электроэнергии используются предварительно обработанные данные

мониторинга солнечного излучения, цифровые модели рельефа местности и

подстилающей поверхности, а также мощностные характеристики рассматриваемых

моделей СФЭМ, полученные от производителей. Поскольку метеорологические

параметры изменяются из года в год, при прогнозировании выработки электроэнергии

также рассматриваются данные многолетних метеонаблюдений для учета многолетнего

хода климатических условий.

А.2 При расчете выработки электроэнергии обязательно оцениваются потери:

- потери при размещении СФЭБ на территории СЭС относительно друг от друга за

счет возможного затенения,

- электрические потери во внутренней электрической сети СЭС,

- потери в выработке от простоя СФЭБ во время ремонта и технического

обслуживания,

- потери от обледенения и деградации поверхности ФЭ СФЭБ,

- прочие потери.

При расчете выработки электроэнергии обязательно оцениваются погрешности:

- погрешности по качеству мониторинга параметров солнечного излучения,

- погрешности по качеству многолетних метеоданных,

- погрешности расчетов по модели СФЭБ,

- погрешности по эксплуатации СФЭБ.

А.3 В рамках расчета выработки электроэнергии даются рекомендации по

оптимизации расположения СФЭБ с целью снижения существующих потерь и увеличения

выработки электроэнергии, а также рекомендации по выбору модели ФЭ и СФЭМ.

А.4 Реализуемую мощность в цепи постоянного тока для группы СФЭБ на данной

площадке СЭС следует определять по нижеприведенному порядку.

При известных параметрах солнечного излучения: φ_i

- мощность суммарного

солнечного излучения, d_i - число ясных солнечных дней, h_i - количество часов солнечного

сияния за год, предварительные расчеты должны содержать расчет среднесуточной

мощности солнечной радиации по месяцам ϕ_ji, среднего количества солнечных дней dji и

часов h_ji солнечного сияния за год при этой мощности на площадке СЭС.

А.5 В связи с существенной разницей значений ϕ_ji по кварталам, расчет реализуемой

суммарной мощности внутренней сети постоянного тока Р_ΣСФЭБ, Вт/м², целесообразно

выполнять для кварталов раздельно согласно формуле:

Р_ΣСФЭБ = P _j(ϕ_ji) N_j(1 - α_ji)

(А.1)

где P j (ϕ_ji) - реализуемая мощность СФЭБ, N_j - число СФЭБ, αji - коэффициенты

затенения.

Результаты расчета Р_ΣСФЭБ

= f(ϕ_ji) являются фактической располагаемой

характеристикой мощности внутренней сети постоянного тока CЭС с выбранными N

числом СФЭБ.

А.6 Пример:

Определение реализуемой мощности цепи переменного тока для элемента в составе:

два инвертора и трансформатор на данной площадке СЭС. Вторая часть внутренней сети

СЭС содержит трехфазные цепи переменного тока первого уровня напряжения (обычно

10 кВ) с выхода ТР, радиальные и магистральные трехфазные кабельные линии

переменного тока. Для примера приведем расчет параметров двух инверторов и

выходного ТР одного элемента цепи СЭС мощностью 1 МВт. Соотношения для расчета

параметров (2 инвертора +ТР) указаны в табл. А1.

Рисунок А.1 - Мощностная характеристика ФЭ на площадке СЭС

Таблица А.1 - Соотношения между параметрами в схеме трех фазного

мостового инвертора с выходным трансформатором при отсутствии фильтра

Параметр

Значение

Число фаз m

Среднее значение входного напряжения постоянного тока на входе И

(инвертора) по отношению к действующему значению фазного напряжения

2,34

обмотки ТР на выходе инвертора U _ΣСФЭБ /U_Ф1

Действующее значение фазного напряжения на обмотке ТР на выходе

инвертора по отношению к среднему значению напряжения постоянного

0,427

тока на входе инвертора U_Ф1/ U _ΣСФЭБ

Максимальное обратное напряжение плеча СФЭМ-модуля по отношению к

1,045

среднему значению напряжения постоянного тока UОБР. СФЭМ /U_ΣСФЭБ

Действующее значение тока в обмотке ТР на выходе инвертора по

отношению к среднему значению постоянного тока на входе инвертора

0,817

I_1ТР/I_ΣСФЭБ

Среднее значение тока СФЭМ-модуля по отношению к среднему значению

0,33

постоянного тока на входе инвертора I_СФЭМ/I_ΣСФЭБ (I _ΣСФЭБ /m)

Параметры инвертора и трансформатора при схеме (2И+ТР).

Действующее значение напряжения обмотки ТР на выходе И - U_Ф1 = 0,4 кВ, U_Л1 =

0,69 кВ выбрано согласно стандарту, где U_Ф1

- действующее значение фазного

напряжения на обмотке ТР на выходе инвертора.

Из формулы

U_Ф1 = 0,2U_ΣСФЭБ(ϕ_ji)/sin(0,15«.0,16)ʌ

(А.2)

находим для данного расчетного примера U_ΣСФЭБ = 850-900 В, где U_Ф1- действующее

значение фазного напряжения обмотки ТР на выходе инвертора, U_ΣСФЭБ(ϕ_ji) - значение

входного напряжения постоянного тока от СФЭБ (или СФЭМ).

При расчетной мощности инвертора - Р_ΣСФЭБ = 500 кВт согласно [2] и табл. А2 среднее

значение тока I_ΣСФЭБ = 550-570 А, среднее значение тока СФЭМ-модулей I_СФЭМ = 185 А,

максимальное обратное напряжение для СФЭМ-модулей U_ОБР. _СФЭМ = 950 В.

Полная мощность одной обмотки S_ТР1 ТР на выходе инвертора:

S_ТР1 = (Р_ΣСФЭБ η_И)/(1,2cos ϕ₁)

(А.3)

где η_И- КПД инвертора;

cosϕ₁ - коэффициент мощности входной цепи ТР;

коэффициент 1,2 учитывает снижение фактически реализуемой величины Р_ΣСФЭБ =

= f(ϕ_ji).

Действующее значение тока I_1ТР в обмотке ТР на выходе инвертора

I_1ТР= S_ТР1cos ϕ₁/(1,7U_Л1)

(А.4)

Действующее значение напряжения выходной обмотки ТР U_Ф2 = 5,78 кВ, U_Л2 = 10

кВ выбрано по стандарту; полная мощность обмотки S_ТР2 на выходе ТР - S_ТР2 = 2S_ТР1,

действующее значение тока в обмотке I_2ТР

I_2ТР= S_ТР2cos ϕ₂/(1,7U_Л2)

(А.5)

Расчеты по (1) - (5) дают результат при Р_ΣСФЭБ = 500 кВт; η_И = 0,8; cosφ₁ = 0,9; S_ТР1

=370 кВт; S_ТР2 = 740 кВт; I_1ТР = 480 А; I _2ТР = 40 А.

Расчет среднеквартальной и среднегодовой выработки электроэнергии СЭС и

коэффициентов использования установленной мощности

При известных величинах среднего количества солнечных дней d_ji и часов h_ji

солнечного сияния за квартал или за год, расчет выработки энергии WСФЭБj (кВт⋅ квартал),

(кВт⋅год) производится согласно:

WСФЭБ = РΣСФЭБ dji hji

(А.6)

Расчет выработки электроэнергии СЭС и средней величины коэффициента

использования установленной мощности

(КИУМ) СЭС целесообразно выполнять не

только за год, но и поквартально, что позволит точнее учитывать реальную мощность

СЭС, например, для суточного графика покрытия нагрузок сети. Расчет средней величины

КИУМ для СЭС также можно выполнить по кварталам и за год (с учетом часов

солнечного сияния h_ji за год) и среднее значение КИУМ за год по обычному расчету для

электростанции (для h = 24 часа в сутки).

При расчете КИУМ СЭС определяется расчетная выработка электроэнергии WРАС.

СЭС за год (W_{РАС.ГОД}) и за квартал (W_{РАС.КВАР.})при условии реализации нормируемой

установленной мощности ФЭ Р_НОМ.

WРАС.ГОД = 36524 РНОМ N

(А.7)

WРАС.КВАР = DI 36524 РНОМ N

(А.8)

где N - число ФЭ; D_I - число дней в соответствующем квартале года.

Величина среднегодового коэффициента использования установленной мощности

(КИУМ) равняется отношению фактической реализованной годовой W_ГОД или

квартальной W_КВАР.выработки к расчетной

КИУМ_ГОД = W_ГОД/ W_{РАС.ГОД}

(А.9)

КИУМ_КВАР = W_КВАР/ W_{РАС.КВАР}

(А.10)

СП РК 4.04-113-2014

Ресми басылым

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ ҰЛТТЫҚ ЭКОНОМИКА МИНИСТРЛІГІНІҢ

ҚҰРЫЛЫС, ТҰРҒЫН ҮЙ-КОММУНАЛДЫҚ ШАРУАШЫЛЫҚ ІСТЕРІ ЖӘНЕ

ЖЕР РЕСУРСТАРЫН БАСҚАРУ КОМИТЕТІ

Қазақстан Республикасының

ЕРЕЖЕЛЕР ЖИНАҒЫ

КҤН ЭЛЕКТРСТАНЦИЯЛАРЫН ЖОБАЛАУ

Басылымға жауаптылар: «ҚазҚСҒЗИ» АҚ

050046, Алматы қаласы, Солодовников көшесі, 21

Тел./факс: +7 (727) 392-76-16 - қабылдау бөлмесі

Издание официальное

КОМИТЕТ ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА, ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО

ХОЗЯЙСТВА И УПРАВЛЕНИЯ ЗЕМЕЛЬНЫМИ РЕСУРСАМИ МИНИСТЕРСТВА

НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

СВОД ПРАВИЛ

Республики Казахстан

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Ответственные за выпуск: АО «КазНИИСА»

050046, г. Алматы, ул. Солодовникова, 21

Тел./факс: +7 (727) 392-76-16 - приемная

СП РК 4.04-113-2014 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (ҚР ЕЖ 4.04-113-2014) - 2