El sistema pv montado en el techo en los EE. UU.
Mandalay Bay Resort and Casino en Las Vegas tiene la mayor matriz solar fotovoltaica (PV) montada en el techo (a partir de julio de 2016) en los EE. UU., Con un sistema de CC de 6,4 MW en un solo techo (ver Figura 5). roof-mount solar photovoltaic.También es el segundo sistema solar de montaje en techo más grande del mundo. roof-mount solar system. La empresa matriz propietaria de Mandalay Bay y el grupo de gestión operativa del resort están comprometidos a ser líderes en sostenibilidad y administración del medio ambiente. Actualmente, la propiedad está expandiendo la matriz existente, lo que aumentará la clasificación del sistema a 8,3 MW de CC, lo que la convierte en la matriz solar de techo más grande del mundo. Después de la finalización, the roof-mounted PV system El sistema fotovoltaico montado en el techo generará energía para alimentar alrededor del 20% al 25% del consumo anual de electricidad de la propiedad del complejo.
La matriz fotovoltaica produce suficiente energía para alimentar más de 1.300 hogares. Se estima que el proyecto desplaza aproximadamente 6,300 toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono por año, el equivalente de emisión de sacar a 1,326 automóviles de la carretera.
Mandalay Bay y NRG Energy, con sede en Nueva Jersey, instalaron el sistema de montaje en techo en dos fases. La construcción inicial de la Fase I fue diseñada por NRG Energy y el equipo de la Fase I. Los ingenieros consultores de JBA, Bombard Renewable Energy y NRG colaboraron en el diseño y construcción de la expansión de la Fase II del sistema.
Fase I
La Fase I incluye la instalación en el techo roof installation de 21.324 módulos fotovoltaicos e inversores de cadena asociados, paneles combinadores de CC y paneles combinadores trifásicos de 480 V. En el sótano, hay cuatro tableros de conmutación recombinadores de CA instalados para alimentar a cuatro transformadores elevadores. Los transformadores aumentan el voltaje para que coincida con el voltaje de distribución de la red eléctrica pública (Energía NV) de 12,470 V, trifásico. Hay tres transformadores de 1 MVA y un transformador de 1.5 MVA. La aparamenta de recolección de media tensión de 12.47 kV, ubicada fuera del centro de convenciones existente, entrega energía fotovoltaica a la nueva aparamenta de interconexión de 12.47 kV.
Resumen de la Fase I:
- La calificación de CC: 6.4 MW
- La calificación de CA: 4.87 MW
- Cantidad de módulos fotovoltaicos: 21,324
- Fabricantes de módulos fotovoltaicos: JA Solar y Hanwha QCells
- Fabricante de inversores: SMA America.
Fase II:
La instalación de paneles solares fotovoltaicos se completó en fases debido a una expansión en construcción del centro de convenciones de la propiedad. El espacio del techo ampliado no estuvo disponible hasta que se completó la expansión del centro de convenciones en agosto de 2015. Después de que se completó la expansión, el trabajo de FV solar Fase II comenzó y se proyecta que se completó en julio de 2016. La Fase II solidificará lo que ya es uno de los Los paneles solares más grandes para montaje en techo del mundo al expandir el panel fotovoltaico en el nuevo techo de 8 acres. Al finalizar, la porción adicional de la matriz generará aproximadamente 1.49 MW, con una producción anual aproximada de 3.4 millones de kWh. Cubriendo más de 28 acres en un solo techo, la matriz combinada de Fase I y Fase II generará suficiente electricidad para alimentar un equivalente de más de 1,300 hogares.
La fase II incluye la instalación en el techo de 4.532 módulos fotovoltaicos. Sin embargo, los módulos no estaban cableados en una topología de cadena convencional. En su lugar, utiliza un sistema diseñado por Ten-K Solar con celdas modulares conectadas en conexiones seriales y paralelas con convertidores / optimizadores de CC a CC y microinversores redundantes. La ventaja de este sistema es su mayor confiabilidad, confiabilidad y seguridad. La seguridad aumenta considerablemente al limitar el voltaje del bus de CC a menos de 60 V CC.
También se instalaron en el techo 48 combinadores solares fotovoltaicos MidNite y seis paneles combinados de Eaton ac 480 V, trifásicos, de cuatro hilos. A su vez, cada panel combinador Eaton suministra energía a un panel recombinador de CA trifásico de cuatro cables y 2.500 amperios, 480 V que suministra energía al transformador estrella-estrella de 1,5 MVA. Además, la aparamenta de recolección de voltaje medio de 12.47 kV de la Fase I tuvo que ser reconfigurada para aceptar el nuevo sistema FV junto con el sistema de control y monitoreo asociado.
Resumen de la fase II:
- La calificación de CC: 1.86 MW
- La calificación de CA: 1.5 MW
- Cantidad de módulos fotovoltaicos: 4,532
- Fabricante del módulo fotovoltaico: Ten-K (410 W)
- Fabricante del inversor: micro inversor solaracks 700S en una configuración de bus inversor redundante
La capacidad total combinada de CC es de 8.3 MW. La capacidad total combinada de CA es de 6.37 MW.
Desafíos del diseño del sistema: integración de utilidades
Un aspecto desafiante del diseño de este proyecto es que no existe un acuerdo de compra de energía con la empresa local. Contractualmente, toda la energía generada por el sol debe ser entregada y consumida por la propiedad. El punto de interconexión de servicios públicos para el sistema FV es un alimentador de 15 kV desde la subestación de servicio. La empresa de servicios públicos requirió un relé de potencia inversa (dispositivo n. ° 32), sobretensión (dispositivo n. ° 59), subtensión (dispositivo n. ° 27) y frecuencia de sub / sobrecarga (dispositivo n. ° 81) para detectar y evitar cualquier retroalimentación de PV -generado de energía en el sistema de servicios públicos. Si el sistema fotovoltaico alimenta o distorsiona la energía de los sistemas de distribución de servicios públicos, entonces la propiedad del cuadro de media tensión debe desconectarse.
Existen múltiples salvaguardas para garantizar que el sistema PV system fotovoltaico no retroalimente al sistema de servicios públicos. La solución incluye un sistema Kirk Key ubicado tanto en la celda de la planta solar designada como en el punto de interconexión de la red eléctrica principal a la instalación, lo que garantiza que nadie pueda abrir el interruptor de la red eléctrica principal sin abrir primero los interruptores del sistema FV. Esto evita que el segundo alimentador de servicio de 15 kV se ponga en paralelo con el sistema FV de la propiedad en cualquier momento. Además, el sistema de relé y comunicación mide la carga de la instalación y la salida de energía solar. Si la salida del sistema fotovoltaico alcanza el 92% de la carga total, una función de reducción en el sistema de relé fuerza una reducción automática en la salida de potencia. Cualquier problema que ocurra activará alarmas, a las cuales la empresa de servicios públicos, el contratista de instalación y las operaciones de la propiedad tienen la capacidad de limitar de forma remota la salida de la planta de los inversores de fase I SMA. El software del inversor SMA también presenta una función de reducción que un administrador del sistema puede usar de forma remota si la energía generada está alcanzando niveles de uso de energía.
A partir de mayo de 2016, la propiedad consume toda la energía generada por la energía fotovoltaica y no ha habido ninguna reducción de la energía fotovoltaica. Según el perfil de carga histórico del complejo y la salida esperada de los paneles FV, no debería ser necesario reducir la potencia FV durante la vida útil del sistema.
Desafíos de diseño del sistema: modificación de engranaje existente
La celda de interconexión fotovoltaica existente de 12.47 kV tuvo que modificarse para aprovechar el nuevo circuito de Fase II. Modificaciones incluidas:
- El interruptor existente fue reconstruido para acomodar la entrada de cable de Fase II.
- Proporciona protección contra sobrecorriente de circuito para el circuito de Fase 1. El mecanismo sin fusible tuvo que ser reemplazado por una unidad con fusible.
- Finalmente, el sistema existente de Kirk Key tuvo que modificarse para cumplir con los requisitos de servicios públicos.
Todas las modificaciones requirieron una planificación exhaustiva y se organizaron para no interrumpir la producción solar de la Fase I. Se determinó que los componentes principales de este trabajo ocurrirían durante la noche, al amparo de la oscuridad y bajo un turno nocturno.
Desafíos del diseño del sistema: modificación del control
Actualizar un sistema de control y monitoreo de energía solar fotovoltaica en una gran planta fotovoltaica existente puede ser desalentador. El software de control tuvo que ser actualizado y probado. Se requirieron nuevos monitores de posición del interruptor de 12.47 kV y disparo remoto, junto con nuevos medidores, monitoreo remoto de la planta fotovoltaica, equipo de monitoreo del clima, nuevos gabinetes de entrada / salida, etc. Todos estos puntos tuvieron que ser probados y validados a fondo. Como punto final, los puntos de monitoreo de servicios públicos y los requisitos de desconexión remota también tuvieron que ser integrados y probados por la empresa.
