光伏電站施工圖設計說明書

1、.工程檢索號：QHKJ-NA00341S-J0101滑縣鳳凰光伏金太陽示X工程2.5MWp工程施工圖設計光伏局部 第1卷 第1冊施工圖設計說明QHKJ-NA00341S-J0101乾華科技開展XX2021-3-25 日期： 日期：校 核： 日期：編 寫 ： 日期： 目 錄1.設計依據(jù)12工程概況23主要設計原那么24施工安裝要求及考前須知35施工圖卷冊目錄5. v.1.設計依據(jù)1.1 滑縣鳳凰光伏金太陽示X工程2.5MWp工程相關輸入資料：1滑縣鳳凰光伏金太陽示X工程2.5MWp技術效勞合同；2滑縣鳳凰光伏金太陽示X工程2.5MWp工程設計協(xié)調(diào)會會議紀要；3國家有關法令、法規(guī)、政策及有關設計規(guī)

2、程、規(guī)X、規(guī)定等；4業(yè)主提供的本工程相關建筑構造、根底工程資料。1.2 國家公布的有關技術標準及行業(yè)技術標準、法規(guī)及規(guī)X太陽能并網(wǎng)光伏電站相關的國家公布的有關技術標準及行業(yè)技術標準、法規(guī)及規(guī)X：GB/T 2296-2001 太陽電池型號命名方法GB/T2297-1989 太陽光伏能源系統(tǒng)術語GB/T 4797.4-1989 電工電子產(chǎn)品自然環(huán)境條件太陽輻射與溫度ICE 60904-1-2006光伏器件第1局部：光伏電流-電壓特性的測量GB/T 6495.2-1996光伏器件第2局部：標準太陽能電池的要求GB/T 6497-1986地面用太陽電池標定的一般規(guī)定GB/T 18210-2000晶體硅

3、光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量GB/T 18479-2001地面用光伏PV發(fā)電系統(tǒng)概述和導那么GB/T 6495.3-1996 光伏器件第3局部：地面用光伏器件的測量原理及標準光譜輻照度數(shù)據(jù)GB/T 6495.4-1996晶體硅光伏器件的I-V實測特性的溫度和輻照度修正方法GB/T 9535-1998地面用晶體硅光伏組件設計鑒定和定型GB_T20047.1-2006光伏(PV)組件平安鑒定 第1局部：構造要求SJ/T 10460-1993太陽光伏能源系統(tǒng)圖用圖形符號SJ/T 9550.29-1993地面用晶體硅太陽電池單體質(zhì)量分等標準SJ/T 9550.30-1993地面用晶體硅光伏組件

4、質(zhì)量分等標準SJ/T 10459-1993太陽電池溫度系數(shù)測試方法CECS 84-1996太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程設計規(guī)XCECS 85-1996太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收規(guī)X鋼構造設計規(guī)X GB50017-2003；以上規(guī)X與標準如有最新版，均以最新版為準。2工程概況滑縣鳳凰光伏金太陽示X工程2.5MWp工程所在地地理坐標為：東經(jīng)114.35，北緯36.1。位于XX省滑縣鳳凰光伏廠區(qū)內(nèi)，光伏組件安裝區(qū)域占地面積約為19000平方米。本工程初步規(guī)劃容量為2.5MWp，實際建成后總裝機容量為2.5392MWp。根據(jù)現(xiàn)場具體情況，將光伏方陣分成4個子方陣，光伏組件子方陣、直流匯流箱、逆變器

5、及升壓變壓器根據(jù)容量劃分為3個子系統(tǒng)，各子系統(tǒng)單元就近布置，經(jīng)10kV電纜接至10kV配電柜，然后并入110kV變電站。3主要設計原那么3.1多晶硅光伏組件固定支架安裝傾角本工程所在地地理坐標為：東經(jīng)114.35，北緯36.1。工程建立在XX省滑縣鳳凰光伏廠區(qū)內(nèi)，利用廠區(qū)內(nèi)部*10、*11廠房屋頂及場區(qū)南側(cè)空地建立光伏電站。本工程*1、*2子方陣位于廠區(qū)南側(cè)空地，可利用面積有限，為合理利用場地資源，*1、*2子方陣組件安裝采用9傾角。*3、*4子方陣位于*10、*11廠房屋頂，由于*10、*11廠房屋頂構造為彩鋼瓦屋面，考慮到彩鋼瓦屋面的荷載能力，同時電站不影響建筑物美觀，故*3、*4子方陣采

6、用平鋪于屋面方式安裝。3.2 光伏方陣方位角及間距光伏方陣的方位角是方陣的垂直面與正南方向的夾角向東偏設定為負角度，向西偏設定為正角度。一般在北半球，光伏組件朝向正南即方陣垂直面與正南的夾角為0時，光伏組件的發(fā)電量是最大的。XX省滑縣鳳凰光伏廠區(qū)為正南正北建立，本工程所利用廠房均為正南正北建立，故本工程光伏方陣方位角定為0。光伏組件通常成排安裝，一般要求在冬至影子最長時，兩排光伏組件單元之間的距離要保證上午9 點到下午3 點太陽時之間前排不對后排造成遮擋。由于本工程*1、*2子方陣是沿廠區(qū)南圍墻布置，僅有一排，不涉及組件單元前后間距問題。*3、*4子方陣光伏組件安裝傾角為0，前后排不會形成陰影

7、遮擋。在布置組件時，南北向相鄰組件單元之間留有20cm檢修通道，以方便現(xiàn)場施工及以后日常維護。3.3 組串設計本工程選用500kW逆變器，該逆變器最大功率電壓跟蹤X圍：450-820Vdc，最大開路電壓為1000Vdc。組串電壓應符合的逆變器直流輸入?yún)?shù)保證在60時的逆變器MPPT電壓滿足條件，-10時的開路電壓滿足條件。在本系統(tǒng)中，采用240Wp高效多晶硅組件，在計算組件串聯(lián)數(shù)量時，必須根據(jù)組件的工作電壓和逆變器直流輸入電壓X圍，同時需要考慮組件的開路電壓溫度系數(shù)。本系統(tǒng)擬采用的逆變器，其最大直流輸入電壓為1000Vdc，MPPT電壓X圍為450820V，晶硅電池組件的開路電壓為36.23V

8、，峰值工作電壓為29.7V。依據(jù)上述多晶硅光伏組件選型，配合該逆變器的最大直流輸入電壓1000Vdc，由以下公式求得：式中：Voc光伏組件的開路電壓V；t為光伏組件工作條件下的極限低溫；Kv 光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；S 光伏組件的串聯(lián)數(shù)S向下取整；Vdcmax 逆變器允許的最大直流輸入電壓V。將光伏組件的數(shù)據(jù)代入計算得到S22.49?？紤]到本工程可利用場地面積有限，為方便光伏組件串聯(lián)及組件單元劃分，本工程選定的晶體硅組件為20塊/串。本工程選定的晶體硅組件為20塊/串，由計算可知，晶體硅組件串在最低溫度下的開路電壓為：2036.23(1+0.33%35)808.30V，小于逆變器最大直流電

9、壓1000V。正常工作時，晶體硅組件串的工作電壓為：2036.23V=724.6V，也在并網(wǎng)逆變器MPPT 電壓450-820Vdc X圍之內(nèi)。3.4 光伏組件布置原那么1*1、*2子方陣為沿廠區(qū)南圍墻建立，光伏組件最低端高出圍墻頂端10cm；2*3、*4子方陣為屋頂光伏電站，平鋪于屋面彩鋼瓦上，要求光伏組件底面高出彩鋼瓦凸出局部15cm。4施工安裝要求及考前須知4.1 固定支架及光伏組件安裝原那么4.1.1 固定支架焊接要求1地面支架局部：*1、*2子方陣光伏組件支架支腿底座直接焊接在根底預埋件上；屋頂支架局部：*3、*4子方陣光伏組件支架通過與屋頂彩鋼瓦配套的夾具與屋頂連接。夾具安裝要求：

10、a、屋頂電站施工前，應先由夾具廠家將生產(chǎn)的夾具樣品帶至工程現(xiàn)場進展安裝測試，夾具必須確認結實安裝于彩鋼瓦屋面上后，方可進展生產(chǎn)；假設測試發(fā)現(xiàn)夾具不滿足安裝要求，需由廠家進展更改，再測試。b、夾具所安裝的點位置必須位于原有廠房屋頂檁條正上方，假設夾具安裝點部位的彩鋼瓦有凹陷等問題，需采用橡膠墊連接夾具與彩鋼瓦，或者根據(jù)屋面情況略微調(diào)整夾具點位置。2焊接要求：所有鋼構造的焊接均采用滿焊，焊縫均應符合三級焊縫質(zhì)量等級要求，角焊縫外觀質(zhì)量符合三級焊縫的標準，無虛焊；焊條采用E43XX系列。焊接時需保證支架斜梁與橫梁連接處平緩過渡。3焊接后防腐處理要求：焊接后需去除焊渣，外表保持光滑。焊接面采用聚氨酯鐵

11、紅防銹底漆二道，干膜厚度50um/道，聚氨酯面漆二道，干膜厚度30um/道。面漆顏色應與支架外表顏色一致。4.1.2 固定支架安裝及光伏組件安裝要求1固定支架安裝按照從下往上的順序安裝，安裝光伏組件前需調(diào)整固定支架，保證固定支架安裝組件的斜面朝向及傾角符合要求；2擰緊的螺母需要有專人負責檢查，在擰緊的螺帽局部作標記；3固定螺栓時容易磨損支架外表的鍍鋅層，螺栓固定完成后應及時對鋅層磨損局部做防腐處理。4光伏組件安裝要求東西向和南北向在一條直線上；5光伏組件為易碎設備，搬運光伏組件時應注意輕拿輕放。4.2 光伏組件至匯流箱的接線調(diào)試(1) 光伏組件的測試：檢查組件接線盒蓋子是否松動，輕扯接線盒處電

12、纜檢查電纜是否松動，脫落；(2) 連線要求：組件與組件間的連線應全用MC4插頭連接，組件間的連線應用尼龍扎帶等把電纜固定在支架橫梁上，電纜線需整齊，無凌亂松散現(xiàn)象；(3) 每串組件連線：按組件編號圖把每串組件中的每塊組件串聯(lián)，只需MC4插頭對接，對接需結實；(4) 預制連接電纜：每串組件出線至匯流箱間的連接電纜，須用MC4插頭連接，用專用工具將MC4插頭與電纜連接；(5) 組串電纜拉至匯流箱并標上標碼：每一串至匯流箱的電纜按電纜接線圖編上標碼，標碼位置和質(zhì)量應方便匯流箱接線和日后檢查維修；(6) 使用數(shù)字萬用表(可使用fluke 170系列或類似產(chǎn)品)檢查串聯(lián)組件的開路電壓。測量值應等于單個組

13、件開路電壓的總和?？稍谒妙愋徒M件的技術說明書中找到額定電壓。如果測量值比預期值低很多，按照“電壓過低故障排除中的說明進展處理；(7) 低電壓故障排除鑒別正常的低電壓和故障低電壓。這里提到的正常低電壓是指組件開路電壓的降低，它是由太陽能電池溫度升高或輻照度降低造成的。故障低電壓通常是由于終端連接不正確或旁路二極管損壞引起的。a 首先，檢查所有的電線連接，確保沒有開路，連接良好。b 檢查每個組件的開路電壓：用一塊不透明的材料完全覆蓋組件。斷開組件兩端的導線。取掉組件上的不透明材料，檢查并測量終端的開路電壓。如果測量的電壓只是額定值的一半，說明旁路二極管已壞。c 在輻照度不是很低的情況下，如果終端的電壓與額定值相差5%以上，說明組件連接不好。(8) 接入?yún)R流箱：測量數(shù)據(jù)符合要求后接入?yún)R流箱，不符合要求需排查問題。(9) 在整個系統(tǒng)調(diào)試完成投入運行后,要求用鉗形表在匯流箱輸入端測量每一串的工作電流,并做好記錄。測量組串數(shù)據(jù)組串電纜拉至匯流箱并標上標碼接入?yún)R流箱每串組件連線預制組串線光伏組件檢測光伏組件、光伏方陣的調(diào)試流程圖5施工圖卷冊目錄第一卷 總的局部QHKJ-NA00341