Dibujo de diseño de un sistema integrado de almacenamiento y carga fotovoltaica

Time ：2025-11-30 Author ： Scanning ：

I. Descripción del Proyecto

1. Nombre del Proyecto: Proyecto Integrado de Estación Fotovoltaica de Almacenamiento, Carga, Inspección y Reemplazo

2. Ubicación del Proyecto: XXX

3. Ubicación Geográfica: 106.076°E: 29.86°N

4. Capacidad Instalada: 971.3 kWp (Fase I: 278.85 kWp, Fase II: 692.45 kWp)

5. Capacidad del Lado CA: 790 kW (Fase I: 240 kW, Fase II: 550 kWp)

6. Modo de Conexión a la Red: Autoconsumo con excedente de energía inyectado a la red.

II. Bases de Diseño

1. *Código de Diseño para Centrales Fotovoltaicas* (GB50797-2012)

2. *Norma para el Diseño Eléctrico de Edificios Civiles* (GB51348-2019)

3. *Código para el Diseño de Protección contra Incendios en Edificios* (CB50016-2014) (Edición 2018)

4. *Norma Técnica para la Aplicación de Sistemas Fotovoltaicos en Edificios* (GB/T 51368-2019)

5. *Tipo de Conexión a Tierra del Sistema y Requisitos Técnicos de Seguridad* (CB 14050-2008)

6. *Código de Diseño para Sistemas de Suministro y Distribución de Energía* (GB 50052-2013)

7. *Código de Diseño para la Distribución de Energía de Baja Tensión* (GB 50054-2011)

8. *Calidad de la Energía: Fluctuaciones de Tensión y Flicker* (CB/T 12326-2008)

9. *Calidad de la Energía Eléctrica—Velocidad Armónica de la Red Pública* (GB/T 14549-1993):

10. Calidad de la Energía Eléctrica - Desequilibrio de Tensión Trifásica (CB/T 14543-2008);

11. Calidad de la Energía Eléctrica - Desviación de la Tensión de Suministro (GB/T 12325-2008);

12. Requisitos Técnicos para la Conexión a la Red de Sistemas Fotovoltaicos (CB/T 19939-2005);

13. Reglamento Técnico para Centrales Fotovoltaicas Conectadas a Sistemas Eléctricos (GB/T 19964-2012);

14. Código para el Diseño de Protección contra Rayos en Edificios (GB 50057-2010);

15. Código de Diseño para Subestaciones de 20 kV e Inferiores (GB 50057-2010) 50053-2013)

16. *Código para el Diseño de la Protección contra Sobretensiones y la Coordinación del Aislamiento de Instalaciones Eléctricas de CA* GB/T50064-2014.

17. *Código para el Diseño de la Conexión a Tierra de Instalaciones Eléctricas de CA* CB/T50065-2011

18. *Código para el Diseño del Acceso a la Red de Distribución de Sistemas de Generación de Energía Fotovoltaica* GB/T50865-2013.

19. *Reglamento Técnico para el Acceso a la Red de Distribución de Sistemas de Generación de Energía Fotovoltaica* GB/T29319-2012:

20. *Especificación de Eficiencia para Sistemas de Generación de Energía Fotovoltaica* NB/T1 0394-2020:

21. "Diseño Típico del Sistema de Acceso para la Generación de Energía Distribuida" (Corporación Estatal de Red Eléctrica de China)

22. "Diseño Típico del Sistema de Acceso para la Generación de Energía Fotovoltaica Distribuida" (Corporación Estatal de Red Eléctrica de China)

23. Otras normativas y estándares nacionales y locales vigentes

III. Esquema del Sistema

1. La capacidad instalada de este proyecto es de aproximadamente 971,3 kWp, compuesta por 1766 módulos solares de silicio monocristalino de alta eficiencia de 550 Wp.

1# Zona Fotovoltaica: Los módulos fotovoltaicos sobre suelo utilizan 183 paneles solares monocristalinos de una sola cara de 550 Wp, con una capacidad instalada de 100,65 kW. Están conectados a un inversor de 100 kW mediante una instalación de soporte fijo.

#2 Zona Fotovoltaica: 90 paneles solares monocristalinos de una sola cara de 550 Wp, con una capacidad instalada de 49,5 kW, conectados a un inversor de 40 kW mediante una instalación de soporte fijo.

#4 Zona Fotovoltaica: 234 paneles solares monocristalinos de una sola cara de 550 Wp, con una capacidad instalada de 128,7 kW, conectados a un inversor de 100 kW mediante una instalación BIPV montada en un vehículo.

#4 Zona Fotovoltaica (Fase II): El sistema de paneles solares utiliza 1259 módulos solares monocristalinos de una sola cara de 550 Wp, con una capacidad instalada de 692,45 kW. Está conectado a cinco inversores de 100 kW y un inversor de 50 kW, utilizando soportes de montaje en tierra y soportes de un solo eje.

2. Este proyecto incorpora dos armarios de medición de baja tensión conectados a la red eléctrica, ubicados en el exterior.

3. La red de puesta a tierra de los nuevos armarios está conectada de forma fiable a la red de puesta a tierra existente de la empresa.

IV. Sistema de CC

1. Se utilizan 1766 módulos solares de silicio monocristalino de 550 Wp, con 15/16/18/19/20 módulos conectados en serie para formar una cadena.

V. Sistema de inversores

1. Este proyecto utiliza un inversor de cadena de 40 kW (4 MPPT, 8 entradas), un inversor de cadena de 50 kW (5 MPPT, 10 entradas) y siete inversores de cadena de 100 kW (10 MPPT, 20 entradas).

2. Los inversores de cadena generan una potencia trifásica de 380 V CA a una frecuencia de 50 Hz, con una distorsión armónica total máxima <3 % y un factor de potencia ajustable de +0,99.

3. Los inversores de cadena deben contar con funciones de protección, incluyendo protección contra funcionamiento en isla, protección contra cortocircuitos, protección contra sobrecorriente de salida, protección contra sobrecarga de salida, protección contra sobretensión/subtensión de salida y protección contra sobrefrecuencia/subfrecuencia de salida.

VI. Medición

1. Instale un medidor inteligente trifásico de cuatro hilos de 380 V, clase 0,5S, 1,516)A y un transformador de corriente de 380 V, clase 0,2S, 600/5 en el armario de baja tensión n.º 1 conectado a la red.

2. Instalar un medidor inteligente trifásico de cuatro hilos de 380 V, clase 0.5S, 15(6)A y un transformador de corriente de 380 V, clase 0.2S, 500/5 en el gabinete de baja tensión n.° 2 conectado a la red.

3. Se debe construir un nuevo sistema de medición de alta tensión de 10 kV en el punto límite de la propiedad. En esta ocasión, se construirá directamente como sistema de medición de energía en el cruce fronterizo.

4. Este plan de medición está sujeto a laAprobación final de la compañía eléctrica.

VII. Instalación del equipo

1. Utilice métodos de instalación planos o con soportes. La instalación de los componentes debe realizarse de acuerdo con los planos de soporte estructural profesionales pertinentes.

2. El fabricante del soporte debe realizar pruebas in situ de las luminarias para determinar el tipo de luminaria.

3. Tras la fabricación del primer juego de soportes, se requiere una instalación de prueba. Antes de la instalación en el suelo, las abrazaderas deben someterse a pruebas de extracción y antideslizamiento (la fuerza de extracción de diseño de una sola abrazadera perpendicular al panel del techo debe ser de 20,8 kN). Se debe proporcionar el informe correspondiente de la prueba de extracción al instituto de diseño, y la construcción solo puede continuar tras su confirmación. El número de puntos de prueba por taller no debe ser inferior a 3.

4. Los inversores de cadena y otros equipos eléctricos deben instalarse en el parapeto del techo o en soportes separados, y se debe instalar un toldo/tejadillo para la lluvia.

5. Al tender las bandejas de cables en la azotea cerca del campo, estas deben fijarse sobre soportes compuestos por abrazaderas y ángulos de acero. Las cubiertas de las bandejas deben sujetarse con bridas. La ubicación y el método de fijación específicos se determinarán mediante ajustes de construcción en obra, pero la distancia desde la superficie del techo no debe ser inferior a 100 mm.

VIII. Tendido de Cables de Alimentación

1. Los cables de conexión para los componentes de este proyecto utilizan cables fotovoltaicos PV1-F-1kV-1+4mm. El sistema de baja tensión de CA, desde la salida del inversor de cadena hasta la caja de conexiones, utiliza cables ZA-YJV22-0.6/1kV.

2. El cable fotovoltaico (FV) dedicado, que va del campo fotovoltaico al inversor, se fija debajo de los módulos fotovoltaicos. En los pasillos, el cable está protegido por un conducto de acero galvanizado (DN32). Para los cables de CA que van del inversor al armario de medición conectado a la red, se utilizan bandejas portacables en el techo y las paredes, mientras que se utilizan conductos en el suelo (pasajes existentes). El radio de curvatura del cable de CA no debe ser inferior a 15 veces su diámetro exterior. Todas las secciones de cable entre la entrada/salida del inversor y la bandeja portacables deben estar protegidas con conducto corrugado blindado.

IX. Protección contra rayos

1. La protección contra rayos en este proyecto tiene como objetivo evitar que los paneles solares se vean afectados por la exposición solar y garantizar su protección contra la caída directa de rayos. Todos los soportes de montaje metálicos y las bandejas portacables se conectarán mediante pernos o una rejilla de puesta a tierra de acero galvanizado en caliente (-40*4).

2. Cada inversor string y armario GGD de baja tensión estará equipado con un protector contra sobretensiones de clase 1.

3. Todos los objetos metálicos utilizados en el sistema de puesta a tierra de protección contra rayos deben estar soldados de forma fiable. Si la soldadura resulta difícil, se pueden utilizar otros métodos viables, pero deben cumplir con las normas nacionales vigentes. 4. Para evitar la intrusión de sobretensiones por rayos, todas las cubiertas metálicas y conductos de cobre de los cables que entran y salen del edificio deben estar conectados de forma segura al sistema de puesta a tierra.

X. Puesta a tierra

1. Se utilizará una malla de puesta a tierra de acero galvanizado de 40x4 (con un espesor de capa galvanizada no inferior a 65 µm) que se conectará a la estructura de acero y a las columnas (vigas) de acero de los soportes fotovoltaicos. La resistencia de puesta a tierra medida no debe superar los 4 Ω (si los paneles solares tienen requisitos específicos de resistencia de puesta a tierra, se utilizará el menor de los dos valores). 2. Se utilizan láminas conductoras de protección contra rayos de acero inoxidable o cables BVR-1x6 mm² para la conexión equipotencial entre los marcos de los componentes. Cada campo fotovoltaico tiene al menos dos puntos conectados de forma segura a la malla de puesta a tierra. Los inversores string se conectan a la malla de puesta a tierra mediante cables amarillo-verde BVR-1x16 mm².

2. Las correas del soporte del componente se conectan a tierra mediante conexiones planas de acero galvanizado, fijadas con tornillos autorroscantes, y posteriormente se conectan al electrodo de tierra a través de la placa de acero. Para obtener más información sobre la construcción del dispositivo de puesta a tierra de protección contra rayos, consulte los "Planos de Ingeniería de la Instalación Eléctrica del Edificio" para ver el diagrama de construcción del dispositivo de protección contra rayos del tejado.

3. Normalmente, las partes metálicas no energizadas del equipo eléctrico, como la carcasa metálica de los inversores string y los soportes de cables, se conectan eléctricamente al dispositivo de puesta a tierra lo más cerca posible. Las escaleras de cables se conectan a la rejilla de puesta a tierra horizontal cada 20 mm utilizando BVR-1x16 mm². La ubicación se puede ajustar según las condiciones reales del sitio, siempre que cumpla con las especificaciones de puesta a tierra y las normas de construcción para escaleras.

4. La ubicación del cable de puesta a tierra se puede ajustar según sea necesario. El dispositivo de puesta a tierra debe fabricarse y construirse simultáneamente con el soporte del sistema fotovoltaico.

5. Las soldaduras de acero plano galvanizado deben usar juntas traslapadas. La longitud de solape del acero plano galvanizado debe ser el doble de su ancho. Para la conexión entre el nuevo cable de tierra y la luz existente,

Diagrama de cableado del sistema de conexión a la red fotovoltaica