19MWp屋頂分布式光伏發(fā)電項目實施方案計劃書

承包人實施方案計劃書TOC\o"1-4"\h\z\u目錄一、圖紙及計算書 11、圖紙部分（見附圖）： 12、工程概述 22.1.工程簡介： 22.2工程概況 23、方案設計 23.1設計原則 23.2.光伏組件串并聯(lián)設計 23.3.光伏組件的布置 33.4.組件方位角選擇 33.5.組件傾角選擇 43.5.1方案一： 43.5.2方案二： 43.5.3分析對比 44、發(fā)電量計算書 54.1工程特性表 54.2設備數(shù)據(jù) 54.2.1組件資料 54.2.2逆變器資料 64.3電站效率預測 74.3.1發(fā)電量計算軟件及方法 74.3.2PVSYST發(fā)電量損失參數(shù)的設定 74.4發(fā)電量計算： 8二、工程詳細說明 91、光伏組件技術規(guī)范 91.1.技術規(guī)范簡介： 91.1.1多晶硅 91.1.2硅片 101.1.3電池片效率等參數(shù) 102、詳細技術規(guī)范書： 132.1外觀 132.2光伏組件主要參數(shù) 132.3多晶硅太陽電池組件各部件技術要求 163、光伏支架 203.1支架選型 203.2檢測方案 204、光伏電站系統(tǒng)配置方案及效率方案 234.1效率承諾 234.2光伏系統(tǒng)主要設備配置 234.2.1組件 234.2.2匯流箱 254.2.3直流柜（可選） 294.2.4光伏并網(wǎng)逆變器 314.2.5箱式升壓變壓器 354.2.6移開式開關柜成套裝置各部分技術要求 384.3超容優(yōu)化 434.3.1超容優(yōu)化的原則 434.3.2超容優(yōu)化的方法： 434.4光伏系統(tǒng)接線方案 464.4.1電纜選擇 464.4.2路徑選擇 474.5監(jiān)測系統(tǒng) 494.5.1監(jiān)測系統(tǒng)的構成 494.5.2監(jiān)控系統(tǒng)模塊圖： 494.6電網(wǎng)適應 54一、圖紙及計算書1、圖紙部分（見附圖）：1.1主接線系統(tǒng)圖（一）；1.2主接線系統(tǒng)圖（二）；1.3主接線系統(tǒng)圖（三）；1.4主接線系統(tǒng)圖（四）；1.5主接線系統(tǒng)圖（五）；1.6主接線系統(tǒng)圖（六）；1.7主接線系統(tǒng)圖（七）；1.8主接線系統(tǒng)圖（八）；1.9主接線系統(tǒng)圖（九）；1.10主接線系統(tǒng)圖（十）；1.11開關站原理圖；1.12開關站基礎圖；1.13光伏逆變、升壓箱變一次系統(tǒng)圖；1.14光伏逆變平面布置圖；1.15箱變平面布置圖；1.16配電柜系統(tǒng)圖；1.17監(jiān)控系統(tǒng)圖；1.18組串圖；1.19廠區(qū)平面布置圖；

2、工程概述2.1.工程簡介：（1）項目名稱：19MWp屋頂分布式光伏發(fā)電項目。（2）業(yè)主單位：陜西國力光電能有限公司。（3）建設地點：陜西省西安市。（4）建設規(guī)模：本工程規(guī)劃容量30MW，本次邀標工程為一期工程19MW。（5）屋頂面積約：320000㎡。建筑為鋼結構彩鋼瓦屋面。2.2工程概況項目所在地位于陜西省西安市，東經(jīng)109°0'15，北緯34°28'41，屬于光資源四類地區(qū)，年日照較為充足。本工程利用陜西重型汽車有限公司廠區(qū)的既有廠房建筑屋頂，通過敷設在屋頂?shù)墓夥M件的“光生伏特”效應，實現(xiàn)太陽能光伏發(fā)電應用。本項目在有效面積約318823m2的建筑屋頂安裝光伏電池組件，采用多晶硅組件和并網(wǎng)逆變器，建設總?cè)萘繛?9MWp的光伏發(fā)電系統(tǒng)。光伏電站建成后，預計25年總發(fā)電量約49115—52785萬kWh，25年平均發(fā)電約1964.6--2111.4萬kWh。3、方案設計3.1設計原則1、本期總裝機容量為19MW，有效利用廠房彩鋼板房屋頂面積裝設太陽能電板；2、重點考慮屋頂布置組件后的美觀性、風載荷、雪載荷；3、場地內(nèi)布局整齊統(tǒng)一，充分考慮光伏系統(tǒng)對現(xiàn)有環(huán)境的融合；4、減少電纜的用量，交直流匯流設備靠近廠房集中處。3.2.光伏組件串并聯(lián)設計光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數(shù)宜保持一致，根據(jù)《光伏電站設計規(guī)范》GB50797-2012規(guī)范計算串聯(lián)數(shù)：N≤Vdcmax/（VOC*[1+（t-25）*Kv]）（1）Vmpptmin/（Vpm*[1+（t’-25）*K’v]）≤N≤Vmpptmax/（Vpm*[1+（t-25）*K’v]）（2）Kv：光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；K’v：光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；N：光伏組件的串聯(lián)數(shù)（N取整）；t：光伏組件工作條件下的極限低溫（℃）；t’：光伏組件工作條件下的極限高溫（℃）；Vdcmax：逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）；Vmpptmax：逆變器MPPT電壓最大值（V）；Vmpptmin：逆變器MPPT電壓最小值（V）；VOC：光伏組件的開路電壓（V）；Vpm：光伏組件的工作電壓（V）。本次僅收集到該地區(qū)歷年最高和最低氣溫，未收集到光伏組件工作條件下的極限低溫和極限高溫，在此暫按該地區(qū)的最高氣溫和最低氣溫計算。通過公式（1）計算得到：N≤21.93通過公式（2）計算得到：15.68≤N≤24.47兼顧布置效果，本次每串組件數(shù)目取為20。3.3.光伏組件的布置根據(jù)彩鋼板廠房的大小酌情考慮，各廠房大致安裝容量；3.4.組件方位角選擇固定式支架一般朝正南方向放置。圖1不同方位角下方陣的輻射量3.5.組件傾角選擇本次組件布置為沿著彩鋼板房屋頂以一定的傾角布置，經(jīng)測算以組件傾角22°為最佳傾角。3.5.1方案一：考慮彩鋼屋頂?shù)娘L壓雪壓等安全因素，同時考慮組件和廠房建筑兼容的的美觀性，可以考慮組件平鋪至彩鋼板房屋頂，組件傾角為0-4°左右。優(yōu)點：彩鋼板屋頂載荷較小，屋頂承受力低，安全系數(shù)高；組件平鋪，節(jié)約支架用量，前期投資成本略少；無需額外支架支撐，施工安裝簡單，周期短；平鋪安裝可以有更多的安容量，約為19MWp。缺點：組件距離屋頂間距少,通風受影響，組件溫升較高，降低發(fā)電效率；組件不能滿足最佳傾角安裝要求，發(fā)電量會降低。3.5.2方案二：滿足傾斜面輻照度最大，按照組件傾角為22°安裝。優(yōu)點：滿足組件最佳安裝傾角，發(fā)電量較高；組件留有充分通風空間及檢修安全距離，組件溫升不高，組件效率較高缺點：施工難度高，需要前期增加支架投資；22°傾角安裝會增加屋頂?shù)娘L壓值，影響廠房安全。組件最佳傾角安裝，預留電池板遮擋間距，容量約為16MWp。3.5.3分析對比按照組件平鋪屋頂計算：需要約318823m2的建筑屋頂，25年均發(fā)電量為1964.6萬Kwh，裝機容量約為19MWp。按照最佳22°傾角計算：需要約378602m2的建筑屋頂，25年均發(fā)電量為2111.4萬Kwh，裝機容量約為19MWp。（需要額外增加59779m2的有效屋頂面積）。4、發(fā)電量計算書4.1工程特性表一、光伏電站工站場址概況編號項目單位數(shù)量備注1裝機容量MWp192利用面積m23188233海拔高度m3884緯度（北緯）（°′）34°28'41.5經(jīng)度（東經(jīng)）（°′）109°0'156工程代表年太陽總輻射量MJ/m2.a4400～4800水平面上二、主要氣象要素項目單位數(shù)量備注多年平均氣溫℃13.5多年極端最高氣溫℃41.7多年極端最低氣溫℃-20.6年均降雨量mm586最大降雨量強度mm185.3~284.9多年平均風速m/s1.9多年極大風速m/s19.1潮濕系數(shù)0.58~0.714.2設備數(shù)據(jù)4.2.1組件資料本工程采用多晶硅組件，其主要參數(shù)如表。本工程采用的多晶硅組件參數(shù)太陽電池種類多晶硅指標單位參數(shù)太陽電池組件尺寸結構mm1652*994*35太陽電池組件重量kg19太陽電池組件效率%15.8峰值功率Wp260開路電壓（Voc）V38.53短路電流（Isc）A8.72工作電壓（Vmppt）V31.05工作電流（Imppt）A8.39峰值功率溫度系數(shù)%/k-0.407開路電壓溫度系數(shù)%/k-0.310短路電流溫度系數(shù)%/k0.049第一年功率衰降%不超過2%第二年到二十五年功率衰降%平均不超過0.7%（每年）4.2.2逆變器資料根據(jù)本工程裝機容量考慮采用集中型逆變器。其主要參數(shù)如表。逆變器主要技術參數(shù)表類型(是否帶隔離變)否額定功率（AC，kW）500最大輸出功率(kW)575最大輸出電流(AC,A)1054最大逆變器效率98.7%歐洲效率98.5%最大直流輸入電壓（V）1000最大直流輸入電流（A）1200MPPT電壓（DC，V）450-940出口線電壓（AC，V）315允許出口線電壓波動范圍(AC,V)230～363額定電網(wǎng)頻率(hz)50/60功率因數(shù)＞0.99（±0.8可調(diào)）電流諧波失真度<3%(額定功率)外殼防護等級IP20允許環(huán)境溫度℃-25~+60（50℃無降額）尺寸（W*H*D）（mm）1810*2170*800重量（kg）15004.3電站效率預測4.3.1發(fā)電量計算軟件及方法本光伏電站發(fā)電量采用PVSYST軟件進行計算。PVSYST是國際上光伏電站設計工作中使用較為廣泛的系統(tǒng)仿真及設計軟件。因缺少項目所在地氣象數(shù)據(jù)，故發(fā)電量計算采用國際上通用的metoro6.0氣象數(shù)庫進行計算。4.3.2PVSYST發(fā)電量損失參數(shù)的設定在應用PVSYST軟件計算發(fā)電量時，部分發(fā)電量損失參數(shù)必須進行人工設定，主要包括：光伏組件功率偏差、直流匯集電纜長度及截面和污穢損失等。發(fā)電量損失匯總序號項目損失（%）1累計遮擋損失-2.02組件玻璃光學損失-2.03弱光條件下的發(fā)電量損失-3.04溫度損失-1.05組件表面污穢對發(fā)電量的損失-2.06組件匹配損失-2.07直流匯集線損-1.08逆變器損失-1.09逆變器出口至并網(wǎng)點損失-2.010系統(tǒng)效率約85%4.4發(fā)電量計算：名稱 單位 數(shù)值裝機總量 MWP 19年峰值日照小時數(shù) h 1261.7（0°傾角）光伏電站系統(tǒng)總效率 85%傾斜面年總太陽輻射量 kWh/㎡ 1352.4（22°傾角）首年年衰減率 2%年均衰減率0.70%年數(shù)年衰減率單位年發(fā)電量22°傾角0°傾角10萬kWh2207.11682059.094420.02萬kWh2162.97452017.912530.007萬kWh2147.83362003.787140.007萬kWh2132.79881989.760650.007萬kWh2117.86921975.832360.007萬kWh2103.04411962.001570.007萬kWh2088.32281948.267580.007萬kWh2073.70461934.629690.007萬kWh2059.18861921.0872100.007萬kWh2044.77431907.6396110.007萬kWh2030.46091894.2861120.007萬kWh2016.24771881.0261130.007萬kWh2002.13391867.8589140.007萬kWh1988.1191854.7839150.007萬kWh1974.20221841.8004160.007萬kWh1960.38271828.9078170.007萬kWh1946.66011816.1054180.007萬kWh1933.03341803.3927190.007萬kWh1919.50221790.769200.007萬kWh1906.06571778.2336210.007萬kWh1892.72321765.7859220.007萬kWh1879.47421753.4254230.007萬kWh1866.31791741.1515240.007萬kWh1853.25361728.9634250.007萬kWh1840.28091716.8607總數(shù)萬kWh50146.48546783.363L年平均發(fā)電量萬kWh2005.85941871.3345二、工程詳細說明陜汽光伏屋頂發(fā)電項目（一期）19MWp工程陜西國力光電能有限公司投資建設。本工程屬新建性質(zhì),本期建設容量為19MWp并網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，包括太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)及相應的配套上網(wǎng)設施。本工程位于陜西西安。為陜汽集團廠房屋頂發(fā)電項目，一期實際可利用屋頂面積320000㎡。建筑為鋼結構彩鋼瓦屋面。項目建設內(nèi)容主要包括光伏發(fā)電系統(tǒng)、直流系統(tǒng)、逆變系統(tǒng)、交流升壓系統(tǒng)及相應兩路10kV輸變電配套設施、綜合監(jiān)控室等。本項目在有效面積約320000m2的建筑屋頂安裝光伏電池組件，采用多晶硅組件和并網(wǎng)逆變器，建設分兩期，第一期容量為19MWp的光伏發(fā)電系統(tǒng)。工程采用分塊發(fā)電、逆變升壓匯集并網(wǎng)的方案。整個廠區(qū)分為兩個發(fā)電單元，容量分別為10MWp和9MWp。兩部分光伏單元經(jīng)逆變、升壓、匯集后分別接入廠區(qū)內(nèi)10kV開關匯集站，開關匯集站一期工程采用四進兩出方式接入國網(wǎng)公司110kV變電站10kV母線側(cè)，并預留二期設備位置。10KV匯集站采用一套變電站綜合自動化系統(tǒng)監(jiān)控(需考慮一期二期的總?cè)萘亢忘c數(shù))。本項目二期規(guī)劃10MWp光伏發(fā)電項目，采取兩進一出接入一期10kV開關匯集站。1、光伏組件技術規(guī)范1.1.技術規(guī)范簡介：1.1.1多晶硅多晶硅是生產(chǎn)光伏組件的基本原料，多晶硅的質(zhì)量直接影響組件的性能，進而影響整個光伏電站的發(fā)電效率。采用新型機械刻槽、絲網(wǎng)印刷等新技術生產(chǎn)的多晶硅使100平方厘米多晶上效率超過17%。1.1.2硅片此次項目我公司擬采用正泰集團自主知識產(chǎn)權光伏組件（雙方可協(xié)商約定廠家）。1.1.3電池片效率等參數(shù)1.1材料參數(shù)描述基片材料多晶硅片導電型P型，硼摻雜P/N結磷擴散增透膜氧化硅正接觸面銀薄膜反接觸面銀薄膜顏色深藍\藍\淺藍1.2幾何特性參數(shù)描述形狀正方形邊長或面到面的距離L=156.0mm±0.5mm匯流條數(shù)目3倒角1.5mm±0.5mm厚度220μm±20%TTV<40μm彎度<3.5mm(betweenhighestandlowestpoint)1.3過程步驟描述質(zhì)地酸性磷摻雜POCL3擴散過程抗反射膜用分批發(fā)生產(chǎn)藍色氮化硅抗反射膜金屬化用金屬液完成絲網(wǎng)印刷過程正反面接觸設計注：所有數(shù)據(jù)是在標準條件下得出的。光譜AM=1.5，照射強度E=1000W/，電池溫度T=25℃。（1）尺寸：156mm×156mm（晶格）（2）轉(zhuǎn)換效率：≥18%（3）為減少光反射，提高輸出功率，電池光照面應設置減反射膜。（4）電池電極的熱膨脹系數(shù)應與硅基體材料相匹配，有良好的導電性和可焊性，有效光照面積不小于90%。（5）電池的顏色應均勻一致，無明顯的花紋，電池的崩邊、裂口、缺角等機械缺陷的尺寸和數(shù)量應不超過產(chǎn)品詳細規(guī)范要求。（6）其他可參照GB12632-90《多晶硅太陽電池總規(guī)范》。其他材料包括電池板背板、接線盒、連接線纜等均采用國內(nèi)一線品牌正反接觸面鍍銀薄膜2、詳細技術規(guī)范書：2.1外觀（1）電池組件的框架應整潔、平整、無毛刺、無腐蝕斑點。（2）組件的整體蓋板應整潔、平直、無裂痕，組件背面不得有劃痕、碰傷等缺陷。（3）電池組件的每片電池與互連條排列整齊，無脫焊、無斷裂。（4）組件內(nèi)電池無碎裂、無裂紋、無明顯移位。（5）電池組件的封裝層中不允許氣泡或脫層在某一片電池與組件邊緣形成一個通路。（6）電池組件的接線裝置應密封，極性標志應準確和明顯，與引出線的聯(lián)接牢固可靠。2.2光伏組件主要參數(shù)<1>光伏組件規(guī)格：每塊晶硅組件的標稱功率260Wp，組件邊框尺寸為1652mm*994mm，組件標稱功率公差均小于2%，多晶硅太陽能組件的轉(zhuǎn)換效率≥15.8%（以組件邊框面積計算轉(zhuǎn)換效率），且供應一個項目的組件規(guī)格應一致。<2>太陽電池組件作為光伏電站的主要設備，應當提供具有ISO導則25資質(zhì)（17025）的專業(yè)測試機構出具的符合國家標準（或IEC標準）的測試報告（有國家標準或IEC標準的應給出標準號）和由國家批準的認證機構出具a的認證證書。<3>我方使用的太陽電池組件型號應包含在TUV認證產(chǎn)品范圍內(nèi)，及合同中的規(guī)格型號的產(chǎn)品應具備TUV認證（附件二中原材料配置清單得到業(yè)主確認的除外）。<4>電池片為A級,構成同一塊組件的電池片應為同一批次的電池片。表面顏色均勻，電池片表面無明顯色差、無碎片。所有的電池片均無隱形裂紋。<5>本規(guī)范對所提供的晶硅太陽電池組件主要性能參數(shù)在標準測試條件（即大氣質(zhì)量AM1.5、1000W/m2的輻照度、25℃的工作溫度）下達到如下要求：1）壽命及功率衰減：太陽能電池組件正常條件下的使用壽命不低于25年，光伏組件第1年內(nèi)輸出功率不低于98%的標準功率；在前5年的輸出功率不低于95%的標準功率，在10年使用期限內(nèi)輸出功率不低于90%的標準功率，在25年使用期限內(nèi)輸出功率不低于80%的標準功率；2）電池組件應具備較好的低輻照性能，我方應提供在1000W/m2的IV測試曲線和數(shù)據(jù)、串并聯(lián)電阻數(shù)據(jù)；3）在標準測試條件下，組件的短路電流Isc、開路電壓Voc、最佳工作電流Im、最佳工作電壓Vm、最大輸出功率Pm符合相應產(chǎn)品詳細規(guī)范的規(guī)定；4）我方所使用電池組件需具備受風、雪或覆冰等靜載荷的能力，組件前表面的靜負荷最大承壓大于2400Pa，機械載荷試驗滿足IEC61215相關規(guī)定，大于2400Pa。如組件安裝場地須有特殊載荷的需要，太陽能電池組件防護等級不低于IP65。并具有防沙塵沖擊功能，確保在25年內(nèi)在當?shù)刈匀粭l件下不致破壞，我方應提供相應的應對措施及組件加強處理并提供證明文件；5）我方所使用電池組件需具備一定的抗冰雹的撞擊，冰雹實驗需滿足IEC61215相關規(guī)定，如組件安裝場地為特殊氣候環(huán)境（多冰雹），廠家應提供相應的應對措施及組件的加強處理，并提供冰球質(zhì)量、尺寸及試驗速度，使其抗冰雹能力滿足組件要求，同時我方提供組件適應安裝的氣候條件，并對所供組件的抗冰雹能力加以說明提供證明文件；<6>太陽能電池組件的強度測試，按照GB/T9535-1998(IEC61215)太陽電池的測試標準10.17節(jié)中的測試要求，即：可以承受直徑25mm±5%、質(zhì)量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞擊。并滿足以下要求：1）撞擊后無如下嚴重外觀缺陷：a.破碎、開裂、彎曲、不規(guī)整或損傷的外表面；b.某個電池的一條裂紋，其延伸可能導致組件減少該電池面積10%以上；c.在組件邊緣和任何一部分電路之間形成連續(xù)的氣泡或脫層通道；d.表面機械完整性，導致組件的安裝和/或工作都受到影響。2)標準測試條件下最大輸出功率的衰減不超過實驗前的5%。3)絕緣電阻應滿足初始試驗的同樣要求。<7>太陽能電池組件防護等級不低于IP65。并具有防沙塵沖擊功能，確保在25年內(nèi)在當?shù)刈匀粭l件下不致破壞。<8>太陽能電池組件的電池片與EVA需為同一批次原料，表面顏色均勻一致，無機械損傷，焊點及柵線無氧化斑，電池組件的I-V曲線基本相同。<9>太陽能電池組件的每片電池與互連條排列整齊，無脫焊、無斷裂。組件內(nèi)單片電池無碎裂、無裂紋、無明顯移位，組件的框架應平整、整潔無腐蝕斑點。<10>太陽能電池組件的封裝層中不能有氣泡和脫層。<11>組件在正常條件下絕緣電阻不低于50MΩ。以不大于500V·s-1的速率增加絕緣測試儀的電壓，直到等于1000V加上兩倍的系統(tǒng)最大電壓（即標準測試條件下系統(tǒng)的開路電壓），如果系統(tǒng)的最大電壓不超過50V，所施加電壓應為500V。維持此電壓1min，無絕緣擊穿或表面破裂現(xiàn)象。<12>太陽能電池組件受光面有較好的自潔能力，表面抗腐蝕、抗磨損能力滿足相應的國標要求，背表面不得有劃痕、損傷等缺陷。<13>采用EVA、玻璃等層壓封裝的組件，EVA的交聯(lián)度大于65%，EVA與玻璃的剝離強度大于30N/cm2。EVA與組件背板剝離強度大于15N/cm2。<14>太陽能電池組件與安裝支架之間的連接采用方便安裝和拆卸的螺栓連接方式，并考慮太陽能電池組件與安裝面之間熱脹冷縮不均的問題。<15>每塊太陽能電池組件應帶有正負出線、正負極連接頭和旁路二極管（防止組件熱斑故障）。太陽能電池組件自配的串聯(lián)所使用的電纜線滿足抗紫外線、抗老化、抗高溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃鍍錫銅芯電纜，電纜性能符合GB/T18950-2003性能測試的要求；接線盒（引線盒）密封防水、散熱性好并連接牢固，引線極性標記準確、明顯，采用滿足IEC標準的電氣連接；采用工業(yè)防水耐溫快速接插件，接插件防銹、防腐蝕等性能要求，并滿足符合相關國家和行業(yè)規(guī)范規(guī)程，滿足不少于25年室外使用的要求。<17>玻璃邊緣與電池片的距離要至少超過11mm的距離。<18>針對高海拔地區(qū)，光伏組件在封裝原材料上選用抗紫外和抗老化的材料，并結合先進的封裝工藝和測試試驗來滿足組件在各種環(huán)境下的可靠運行。<19>太陽能電池組件的插頭采用仿MC4型，防護等級IP67。組件正、負極引線長度滿足現(xiàn)場安裝要求。<20>絕緣要求按照IEC61215-2005中10.3條進行絕緣試驗。要求在此過程中無絕緣擊穿或表面破裂現(xiàn)象。測試絕緣電阻乘以組件面積應不小于40MΩ·m2。對于面積小于0.1m2的組件絕緣電阻不小于400MΩ。<21>機械強度測試電池組件的強度測試，應該按照IEC61215-2005太陽電池的測試標準10.17節(jié)中的測試要求，即：可以承受直徑25mm±5%、質(zhì)量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞擊。并滿足以下要求：（1）撞擊后無如下嚴重外觀缺陷：破碎、開裂、或外表面脫附，包括上蓋板、背板、邊框和接線盒；彎曲、不規(guī)整的外表面，包括上蓋板、背板、邊框和接線盒的不規(guī)整以至于影響到組件的安裝和/或運行；一個電池的一條裂縫，其延伸可能導致一個電池10%以上面積從組件的電路上減少；在組件邊緣和任何一部分電路之間形成連續(xù)的氣泡或脫層通道；喪失機械完整性，導致組件的安裝和/或工作都受到影響。（2）標準測試條件下最大輸出功率的衰減不超過實驗前的5%。（3）絕緣電阻應滿足初始試驗的同樣要求。2.3多晶硅太陽電池組件各部件技術要求1.2.3.1（1）尺寸：156mm×156mm（2）轉(zhuǎn)換效率：≥18%（3）為減少光反射，提高輸出功率，電池光照面應設置減反射膜。（4）電池電極的熱膨脹系數(shù)應與硅基體材料相匹配，有良好的導電性和可焊性，有效光照面積不小于90%。（5）電池的顏色應均勻一致，無明顯的花紋，電池的崩邊、裂口、缺角等機械缺陷的尺寸和數(shù)量應不超過產(chǎn)品詳細規(guī)范要求。（6）其他可參照GB12632-90《多晶硅太陽電池總規(guī)范》。1.2.3.2本規(guī)范要求上蓋板材料采用低鐵鋼化玻璃，厚度不小于3.0mm，在電池光譜響應的波長范圍內(nèi)透光率可以達到93%以上。如果采用其他材料，其性能不應低于上述要求并作詳細說明。1.2.3.3本工程太陽電池組件背板材料符合BOM要求。并具備以下性能：（1）良好的耐氣候性。（2）層壓溫度下不起任何變化。（3）與粘接材料結合牢固。1.2.3.4粘結劑粘結劑與上蓋板的剝離強度應大于30N/cm2，與組件背板剝離強度應大于15N/cm2。并應具有以下性能：（1）在可見光范圍內(nèi)具有高透光性。（2）良好的彈性。（3）良好的電絕緣性能。（4）能適用自動化的組件封裝。1.2.3.5本工程太陽電池組件要求采用鋁合金邊框，應便于組件與支架的連接固定。1.2.3.6（1）接線盒的結構與尺寸應為電纜及接口提供保護，防止其在日常使用中受到電氣、機械及環(huán)境的影響。（2）應配備相應的旁路二極管及其散熱裝置，防止熱斑效應帶來的影響，從而保護組件。（3）所有的帶電部件都應采用金屬材料，以使在規(guī)定的使用過程中保持良好的機械強度、導電性及抗腐蝕性。（4）應密封防水、散熱性好并連接牢固，引線極性標記準確、明顯，采用滿足IEC標準的電氣連接。（5）防護等級為IP65。（6）滿足不少于25年室外使用的要求。1.2.3.7（1）每塊太陽電池組件應帶有正負出線、正負極連接頭和旁路二極管（防止組件熱斑故障）。（2）太陽電池組件自帶的串聯(lián)所使用的電纜線應滿足抗紫外線、抗老化、抗高溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃銅芯電纜，電纜性能符合GB/T18950-2003性能測試的要求。（3）電纜規(guī)格為4mm2，正極引出線電纜長度不小于0.9m,負極引出電纜長度不小于0.9m.3、光伏支架3.1支架選型本項目屋頂結構均為彩鋼板屋面，支架采用傾角布置的結構形式，支架與廠方屋頂固定方式采用彩鋼板房夾具固定方式，電池板與水平面成22°傾角組件支架材料均采用鋼和鋁合金構件。太陽能光伏方陣的支架安裝型式，既要依據(jù)建筑一體化的美觀和承力要求，又要滿足支架結構簡單，安裝調(diào)試和管理維護方便的要求，還要保證要一定的光照資源；太陽能電池板支架的設計，要滿足其具有良好結構性能和防腐蝕性能，滿足并網(wǎng)發(fā)電要求。本次設計采用多晶硅組件，電池組件尺寸采用1650×99.4×40mm，設計支架承受的最大風速為25m/s。根據(jù)設計光伏采光要求，電池板支架要滿足安裝組件與地面成最佳仰角安裝方式。安裝形式為利用鋼結構夾具，將支架鋼導軌固定在屋頂?shù)牟输摪謇邨l上，導軌上方安裝橫梁，橫梁可以在導軌上調(diào)節(jié)位置，通過連接件固定電池板。太陽能電池組件支架結構采用鋼結構構件，表面采用陽極氧化處理，保證結構具有良好的防腐蝕效果，結構采用不銹鋼材質(zhì)螺栓緊固，確保支架能夠抵御25m/s風速的載荷。3.2檢測方案1.試驗方法1.1鍍鋅層性能試驗，應符合下列要求。1.1.1厚度(附著量)按GB／T4955，GB／T4956測定。1.1.2附著力按GB／T5270—1985規(guī)定的“劃線、劃格法”測定。1.1.3涂層性能試驗，應符臺下列要求。1.1.4厚度按GB／T1764或GB／T4956測定。1.1.5附著力按GB／T1720--1979測定。1.1.6柔韌性按GB／T1731測定。1.1.7沖擊強度按GB／T1732測定。1.2支架整體靜力試驗1.結構靜力實驗的目的在于：①確定結構在一定靜載荷作用下的應力分布和變形形態(tài)；②確定結構的剛度和穩(wěn)定性；③確定結構的最大承載能力，即強度；④從承力的角度評價結構承受靜載荷的合理性；⑤驗證理論分析和計算方法的可靠性，或由實驗提出新的理論和計算方法。2.進行結構靜力實驗，須先設計和制造結構實驗件、和加載裝置，然后進行安裝并同測量位移、應變和載荷的儀器一起進行試驗。正式實驗有時須反復多次。最后檢驗實驗件，細察其殘余變形和破壞情況，并對記錄的位移、應變和載荷等數(shù)據(jù)作數(shù)據(jù)處理和誤差分析，以得出科學的實驗結論3.實驗件設計設計和制造具有一定代表性的結構實驗件，是為了更好地了解結構的承載力特性或選擇合理的結構參量和計算方法。實驗件除了應用實際結構或?qū)嶋H部件外，有時為了突出結構主要因素的作用，以便通過實驗選擇合理的結構形式或合理的參量值，而在實驗件的設計中忽略次要因素，把實驗件制成具有典型結構形式的模型。采用模型實驗件的另一些原因是：在實物上無法進行直接測量，或在設計工作之初要進行一些不同方案的實驗比較，或出于經(jīng)濟上的考慮，用模型代替貴重的實物。為了能把從模型上得到的實驗結果推算到實物上去，必須保證模型和實物的力學相似性，即應保證幾何相似和變形位移相似，以及邊界條件相似。在許多情況下仍必須采用部分的實物結構甚至整體實物結構作為實驗件。4.加載裝置可采用普通的機械加力器或液壓裝置，條件不允許的時候也可用其他重物代替。5.測量用具有足夠精度和量程的測量系統(tǒng)在實驗中測定有關力學參量值，如載荷、位移、應變等。6.結果分析在對實驗數(shù)據(jù)進行處理的基礎上，分析實驗結果并作出科學結論6.1跟蹤支架試驗在一整天時間內(nèi)，對每次調(diào)整到位的實際角度進行測量，并與理論角度進行對比，應保證兩者誤差小于±2°。7檢驗規(guī)則產(chǎn)品檢驗分為出廠檢驗和型式檢驗。7.1出廠檢驗出廠檢驗項目為：a)外觀質(zhì)量(全檢)；b)尺寸精度(抽檢)；c)防腐層厚度及附著力(抽檢)；d)焊接表面質(zhì)量(全檢)；e)熱浸鋅層均勻性(抽檢)。7.2型式檢驗7.2.1有下列情況之時，應進行型式檢驗。a)新產(chǎn)品試制定型鑒定；b)正式生產(chǎn)后，材料、結構、工藝有較大改變；c)產(chǎn)品停產(chǎn)一年后恢復生產(chǎn)；d)國家質(zhì)量檢測機構或認證組織要求對該產(chǎn)品進行型式檢驗時。7.2.2型式檢驗的要求和方法為第5章及第6章的全部內(nèi)容。7.3產(chǎn)品的抽樣及判定規(guī)則。7.3.1樣本應為隨機抽樣，抽檢數(shù)量為每批產(chǎn)品的2％，但不得少于3件，允許荷載試驗樣本取1件。7.3.2每批產(chǎn)品樣本中肯l件不合格，可抽取l同批產(chǎn)品第2樣本進行檢驗，如仍不合格，則該批產(chǎn)品即為不合格，7.3.3防腐層質(zhì)量，可允許直接對產(chǎn)品或?qū)ν徊牧舷嗤に囍谱鞯臉颖具M行檢驗。8標志、包裝、運輸、貯存8.1標志8.1.1每批產(chǎn)品主要部件應配有適當數(shù)量的標志。其內(nèi)容可包括：商標、型號、規(guī)格，制造廠名稱。8.1.2產(chǎn)品外包裝應符合GB／T19l的規(guī)定。標志內(nèi)容可包含；產(chǎn)品名稱(必要時含有型號、規(guī)格)、制造廠名稱、出廠日期(年、月)、工程項目名稱或代號、收貨單位、毛重、凈重。8.1.3標志應清晰，且不易損壞。8.2包裝、運輸8.2.1產(chǎn)品包裝應能防止在運輸過程中受到機械損傷，并應根據(jù)運輸方式及部件規(guī)格、形狀選用適當包裝方式，如角鋼或扁鋼、木板、泡沫混凝土包裝箱等，包裝箱宜便于吊裝搬運，也可按用戶要求，采取分類或工程區(qū)(段)的部件包裝。8.2.2包裝箱內(nèi)應附有裝箱清單、產(chǎn)品合格證書及出廠檢驗報告。8.3貯存8.3.1支架貯存場所宜干燥．有遮蓋，應避免受到含有酸、鹽、堿等腐蝕性物質(zhì)的侵蝕。8.3.2支架零部件宜分類碼放，層間要有適當軟墊物隔開，避免重壓。4、光伏電站系統(tǒng)配置方案及效率方案4.1效率承諾 此項目我方使用正泰生產(chǎn)的多晶硅電池板，其效率光電轉(zhuǎn)換效率達到15.8%；光伏逆變器選用多MPPT跟蹤式（可選陽光逆變器），其逆變歐洲效率可達到98.5%；線纜材料采用國內(nèi)知名廠家電纜，并且充分利用電纜截面積選擇最短電纜路徑以降低線纜功率損耗；考慮其他各種損耗，本項目電站效率≧83%。4.2光伏系統(tǒng)主要設備配置4.2.1組件光伏組件選型太陽能電池組件的選擇應根據(jù)行業(yè)的發(fā)展趨勢以及技術成熟度和運行可靠度的前提下，結合電站周圍的自然環(huán)境、施工條件、交通運輸?shù)臓顩r，選擇成本低，生產(chǎn)工藝較簡單，可批量生產(chǎn)、具有發(fā)展?jié)摿Αl(fā)電能力較大的太陽能電池組件。根據(jù)電站所在地的太陽能狀況和所選用的太陽能電池組件類型，計算光伏電站的年發(fā)電量，選擇綜合指標最佳的太陽能電池組件。按其材料的不同，太陽電池可分為以下幾種類型：結合目前國內(nèi)太陽能電池市場的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和產(chǎn)能情況，選取目前市場上主流太陽能電池。對以下四種太陽能電池進行比較：單晶硅太陽能電池、多晶硅太陽能電池、非晶硅薄膜太陽能電池、銅銦鎵硒薄膜太陽能電池（CIGS）。多晶硅太陽電池多晶硅太陽能電池的生產(chǎn)工藝與單晶硅基本相同，但由于生產(chǎn)多晶硅的硅片是由多個不同大小、不同取向的晶粒構成，因而多晶硅的轉(zhuǎn)換效率要比單晶硅電池低，正泰規(guī)?；慨a(chǎn)的電池轉(zhuǎn)換率已經(jīng)達到18%。同時多晶硅的光學、電學和力學性能的一致性也不如單晶硅。隨著技術的發(fā)展，多晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率也逐漸提高，尤其做成組件后，和單晶硅組件的效率已相差無幾。而且，由于其成本低廉，所以近年來發(fā)展很快，已成為產(chǎn)量和市場占有率最高的太陽電池。

4.2.2匯流箱匯流箱選型：匯流箱做為一級匯流，其目的是減少光伏組串出線進入直流柜的電纜，常用規(guī)格有6/8/12/16路進線，現(xiàn)對其分析如下：此次工程選用260Wp光伏組件，其STC短路電流為8.72A、電壓為38.53V，以此計算匯流箱出線電流：6路8路12路16路1MW需要數(shù)目（臺）28211412進線熔斷器數(shù)目681216出線斷路器數(shù)目1111出線斷路器電流50A80A100A140A出線電纜成本系數(shù)11.422.31MW費用約（萬元）1310.57.77.2通過對比分析，選用多路匯流箱不僅節(jié)約匯流箱的投資成本，而且可以減少匯流箱出線電纜的長度從而進一步降低投資成本；結合本次工程實際，本次主要采用16路匯流箱。（結合市場生產(chǎn)產(chǎn)品，實際選用12/16路匯流箱），斷路器額定電流160A-200A。產(chǎn)品主要特點采用室外防雨壁掛式結構，防護等級IP65；輸入端采用4路和8路兩種標準線路板制作，同時可接入最多16路電池串列，每路電流最大可達12A，輸出可達160A；熔斷器的耐壓值不小于DC1000V，且每路配有高壓防反沖二極管；配有光伏專用高壓防雷器，正極負極都具備防雷功能；采用正負極分別串聯(lián)的斷路器提高直流耐壓值可達DC1000V；線路板預留壓敏電阻接口，供用戶選裝。

匯流箱配置如下：16路智能匯流箱CPSCB16S‐P1臺正泰配套箱體680×500×1801臺正泰配套熔斷器底座SLPV‐30Base34個正泰配套熔芯SLPV‐30DC1000V15A32個正泰配套熔芯SLPV‐30DC1000V2A2個正泰配套銅排非標定制1套正泰配套輔材各種規(guī)格1套正泰配套光伏直流斷路器EX9MD2BTMDC2004P4T1個正泰配套光伏浪涌保護器Ex9UP40R3P1000V1個正泰配套智能監(jiān)測模塊SUP16S1個正泰配套電源模塊PVPSDC1000V1個正泰配套匯流箱技術數(shù)據(jù)匯流箱詳細參數(shù)如下：技術參數(shù)及要求招標要求投標響應箱體板材厚度≥2.5mm≥2.5mm匯流銅排電流密度1~1.5A/mm21~1.5A/mm2匯流箱電阻率TMY≤0.01777Ωmm2/m；TMR≤0.017241Ωmm2/mTMY≤0.01777Ωmm2/m；TMR≤0.017241Ωmm2/m最大持續(xù)工作電壓（Uc）＞1.3Uoc（Uc）＞1.3Uoc最大放電電流Imax(8/20):≥40kAImax(8/20):≥40kA標稱放電電流In(8/20):≥20kAIn(8/20):≥20kA電壓保護水平Up＜4kV(690V<Un≤1000V)Up＜4kV(690V<Un≤1000V)防雷匯流箱能工作的海拔氣候條件2000M、-40~+50℃2000M、-40~+50℃使用壽命≥25年≥25年防雷匯流箱工作電壓DC1000VDC1000V斷路器DC1000V時的短路分斷能力≥10KA≥10KA防雷器具備動作電壓≤1600V≤1600V防雷器保護電壓水平≥3KV≥3KV防雷器標稱通流容量≥20KA≥20KA防雷器最大通流容量≥40KA≥40KA防雷器響應時間＜25納秒＜25納秒防雷器運行環(huán)境溫度-40~+80℃-40~+80℃匯流箱和光伏陣列之間應配備額定電壓DC1000VDC1000V匯流箱的防護等級匯流箱的外殼防護等級≥IP65≥IP65電纜接頭的外殼防護等級IP68IP68匯流箱緣電阻≥20MΩ≥20MΩ匯流箱應承受AC3500V，50Hz的正弦交流電壓時長1min1min匯流箱（1min）漏電流<10mA<10mA匯流箱額定直流電壓ＵN(V)10001000最小電氣間隙(mm)2020最小爬電距離(mm)3030工作環(huán)境室外，海拔1000米，-30℃~+50℃室外，海拔1000米，-30℃~+50℃匯流箱支持標準ModbusRTU協(xié)議，免費對用戶開放ModbusRTU協(xié)議，免費對用戶開放數(shù)據(jù)采集器的采集精度≥0.1A≥0.1A數(shù)據(jù)采集器的波特率96009600

直流柜和逆變器本次工程選用1MW預裝式光伏系統(tǒng)1MW逆變器房配置：1MW逆變器房CPSPSW1M1臺正泰配套箱體（不計升壓變）2991×3300×28961臺正泰配套配電箱CPSDBA1個正泰配套站用變壓器3×5KVA315V/220V1臺正泰配套風道非標定制2套正泰配套輔材各種規(guī)格1套正泰配套4.2.3直流柜（可選）直流柜作為二級匯流可以匯集匯流箱進入光伏逆變器的回路數(shù)，以減少匯流箱直接接入逆變器的電纜數(shù)量，使現(xiàn)場施工更簡便。直流柜和逆變器放置在集中式逆變器房中，作為直流側(cè)的主要集中控制設備，直流柜可輸入功率越大越節(jié)約成本并且便于集中控制；故本次工程選用正泰最大功率CPSDPD500KS型直流匯流柜。直流柜配置：光伏直流配電柜光伏直流配電柜（6進1出）CPSDPD500KS1臺正泰配套柜體600*800*21001臺正泰配套二極管CD300R1206個正泰配套散熱器非標定制6套正泰配套風扇MA2082‐HVL6套正泰配套直流多功能表GR460B1個正泰配套電流傳感器BSH‐500ICV5M6個正泰配套熔斷器底座SLPV‐30Base4個新力熔芯SLPV‐30DC1000V2A4個新力銅排非標定制1套正泰配套輔材各種規(guī)格1套正泰配套光伏直流斷路器EX9MD2BTMDC2004P4T6個Noark直流柜的結構特點低壓直流開關設備的柜體采用通用柜的形式，框架用C型材組裝而成，框架零件及專用配套零件由本公司生產(chǎn)配套供貨，以保證柜體的質(zhì)量。通用柜的零部件按模塊原理設計，并有20模數(shù)的安裝孔，通用系數(shù)高?？梢允构S實現(xiàn)預生產(chǎn)。既縮短了生產(chǎn)制造周期，也提高了工作效率。柜體設計時充分考慮到柜體運行中的散熱問題。在柜體上下兩端均有不同數(shù)量的散熱槽孔，當柜內(nèi)電器元件發(fā)熱時，熱量上升，通過上端槽孔排出，而冷風不斷地由下端槽孔補充進柜，使密封的柜體自下而上形成一個自然通風道，達到散熱的目的。該柜按照現(xiàn)代工業(yè)產(chǎn)品造型設計的要求，采用黃金分割比例設計柜體外形和各部分的分割尺寸，整柜美觀大方。柜門用轉(zhuǎn)軸式活動鉸鏈與構架相連、安裝、拆卸方便。裝有電器元件的儀表門用多股軟銅線與框架相連。柜內(nèi)的安裝件與框架間用滾花墊圈連接，整柜構成完整的接地保護系統(tǒng)。柜體表面采用高壓靜電噴塑粉工藝處理。具有附著力強，質(zhì)感好。整柜呈亞光色調(diào)，避免了眩光效應，給值班人員創(chuàng)造了較舒適的視覺環(huán)境。柜體的頂蓋在需要時可拆除，便于現(xiàn)場主母線的裝配和調(diào)整，柜頂?shù)乃慕茄b有吊環(huán)，用于起吊和裝運。柜體的防護等級為IP30，用戶也可根據(jù)使用環(huán)境的要求在IP20~P40之間選擇。直流柜參數(shù)如下：技術參數(shù)及要求招標要求投標響應額定電壓AC400AC400額定電流400-1000400-1000最大輸入回路數(shù)66輸出回路數(shù)11進線斷路器160A(塑殼)160A(塑殼)額定開斷電流15KA15KA額定短時耐受電流（1S）15KA15KA4.2.4光伏并網(wǎng)逆變器集中式逆變器：設備功率在50KW到630KW之間，功率器件采用大電流IGBT，系統(tǒng)拓撲結構采用DC-AC一級電力電子器件變換全橋逆變，防護等級一般為IP20。體積較大，室內(nèi)立式安裝。集中式逆變器：光伏組件，直流電纜，匯流箱，直流電纜，直流匯流配電，直流電纜，逆變器，隔離變壓器，交流配電，電網(wǎng)。1、集中式逆變器一般用于日照均勻的大型廠房，荒漠電站，地面電站等大型發(fā)電系統(tǒng)中，系統(tǒng)總功率大，一般是兆瓦級以上。主要優(yōu)勢有：（1）逆變器數(shù)量少，便于管理；（2）逆變器元器件數(shù)量少，可靠性高；（3）諧波含量少，直流分量少電能質(zhì)量高；（4）逆變器集成度高，功率密度大，成本低；（5）逆變器各種保護功能齊全，電站安全性高；（6）有功率因素調(diào)節(jié)功能和低電壓穿越功能，電網(wǎng)調(diào)節(jié)性好。500KW逆變器：技術參數(shù)500KW集中式逆變器匯流箱需要匯流箱集中匯流直流布線直流側(cè)布線相對復雜且距離長，必要時需要置多級匯流，成本相對較高交流布線交流側(cè)到變壓器距離很短，線損小，交流布線簡單成本較低輸出電壓輸出三相交流315V，并網(wǎng)需要加400V隔離變壓器或者升壓變壓器防護等級防護等級為IP20，室內(nèi)安裝，或者建造戶外房冷卻方式強制風冷，需要大流量風道工作電壓范圍MPPT范圍是450-940V，發(fā)電范圍較窄，電能質(zhì)量單臺THD<3%，兩臺并聯(lián)約為3%，加隔離變壓器沒有直流分量。電網(wǎng)調(diào)節(jié)有低電壓穿越功能，電網(wǎng)可以調(diào)節(jié)功率因素，有功和無功等功能較弱。安全有直流斷路器和交流斷路器，能根據(jù)故障的不同情況用時斷開，安全性好。1MW容量10KV并網(wǎng)成本（僅供參考）：序號項目集中式逆變器1匯流箱，直流柜20臺12路匯流箱，2臺直流防雷配電柜，總價是：12萬2逆變器2臺500KW逆變器，總價約30萬。3直流電纜約30萬4交流電纜約20萬5升壓變壓器雙分裂變壓器270V-10KV-1000KVA，25萬6交流配電柜2進2出4萬7安裝費用6000元8總費用121.6萬

運營與質(zhì)保

逆變器配置表：序號名稱規(guī)格和型號單位數(shù)量產(chǎn)地生產(chǎn)廠家1IGBT/MOSFET2MBI1400個6日本富士2輸出濾波器SC500K-EMIF2個1中國正泰3三相電抗器TRDK3J0440個1中國騰冉4直流EMI模塊SC500K-EMIF1個1中國正泰5電流傳感器BSY3個4中國BYD6DSPTMS28234個1美國TI7交流開關ABBOT1250個1瑞士ABB8直流開關ABBOT1250個1瑞士ABB9接觸器AF750個1瑞士ABB10母線支撐電容C3B1M個16中國FARA11冷卻風機D2E146個3德國EbmpapstM09法國Rosenberg12防雷模塊Ex9UP（直流防雷器）個1中國NoarkVAL-MS230(交流防雷器)個1德國PHOENIX本次供貨逆變器技術要求：技術參數(shù)招標要求投標響應額定交流輸出電壓：315V315V最大輸出功率系數(shù)：1.15:1以上1.15:1以上額定輸出頻率：50HZ50HZ功率因素：0.9（滯后）~0.9（超前）0.9（滯后）~0.9（超前）最大轉(zhuǎn)換效率：≥98.7%≥98.7%歐洲轉(zhuǎn)換效率：≥98.5%≥98.5%最大直流系統(tǒng)電壓：DC1000VDC1000VMPPT輸入電壓：450~940（或更寬）450~940（或更寬）MPPT電路數(shù)：≥2≥2最大直流輸入路數(shù)：4~6路（每路可接入125~150kw）4~6路（每路可接入125~150kw）工作環(huán)節(jié)溫度：-40℃~85℃-40℃~85℃總電流諧波畸變率：≤3%≤3%噪聲：≤45dB≤45dB待機功耗：≤1W≤1W4.2.5箱式升壓變壓器太陽能預裝式變電站是一種MW級并網(wǎng)光伏電站一站式解決方案，把低壓直流配電設備、低壓交流配電設備、監(jiān)控保護設備、升壓變壓器、中壓開關設備等，按一定接線方案組合而成的工廠預制式成套配電設備。它是太陽能光伏發(fā)電進入大規(guī)模商業(yè)化發(fā)電階段、成為電力工業(yè)組成部分的重要發(fā)展方向，是當今世界太陽能光伏發(fā)電技術發(fā)展的主流趨勢。本次變壓器選型為S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%，18臺；檢修和返修中心升壓變選1250KVA1臺。1變壓器的溫升試驗應符合GB1094.2—1996規(guī)定，其正常使用條件下運行時的溫升限值不應超過下表標準規(guī)定。部分溫升限值線圈：絕緣的耐熱等級為A（用電阻法測量的平均溫升）65K頂層油（用溫度計測量的溫升）55K鐵芯本體油箱及結構件表面應是使相鄰絕緣材料不致?lián)p傷的溫度75K2高壓設備的允許溫升值滿足GB/T11022—1999的規(guī)定；低壓設備的允許溫升值滿足GB7251的規(guī)定。(1)變壓器低壓側(cè)配置一個小型配電柜，內(nèi)置400V微型斷路器，。組合式變壓器檢修、照明、加熱電源由此引出，供方負責組合式變壓器內(nèi)部照明、加熱、檢修等設計。詳見附圖(2)低壓室內(nèi)設帶有溫濕度控制器的加熱裝置，對組合式變壓器進行自動加熱和除濕，防止凝露的產(chǎn)生。高低壓室內(nèi)均設置照明燈，高壓室的門上安裝門控開關，控制高壓室內(nèi)的照明燈。(3)低壓側(cè)每分支設置電流互感器供監(jiān)視二次電流。(4)組合式變壓器低壓側(cè)每分支設三只電流表和三只電壓表。(5)低壓側(cè)加裝浪涌保護器。(6)組合式變壓器保護信號a.變壓器應裝設溫度計，以監(jiān)測變壓器的上層油溫，變壓器裝設油位指示裝置，監(jiān)測變壓器油位狀態(tài)；變壓器裝設壓力表計和壓力釋放閥，以監(jiān)測油箱密封狀況和維持油箱正常壓力；變壓器裝設放油閥和取油樣裝置。組合式變壓器應裝設普通電流、電壓表計。將溫度、低壓開關量引入并接端子排。b.組合式變壓器保護信號輸出組合式變壓器油面溫度4-20mA信號組合式變壓器高壓側(cè)負荷開關狀態(tài)信號組合式變壓器低壓側(cè)開關狀態(tài)信號(7)壓力釋放、超溫報警、超溫跳閘、均留有跳閘和上傳接點，并跳低壓側(cè)開關每臺組合式變壓器的低壓開關柜內(nèi)設置一臺組合式變壓器測控裝置，用于采集組合式變壓器內(nèi)的各種電氣量參數(shù)和非電氣量參數(shù),測控以滿足綜合自動化系統(tǒng)的測控要求。組合式變壓器測控裝置要求：a.裝置至少具有20路遙信開入；b.裝置至少具有5路繼電器輸出（標配），最多可擴展為6路；c.裝置至少具有2路直流量輸入，其中一路熱電阻或4~20mA可選，另一路可固定為4~20mA輸入，可以采集變壓器油溫及組合式變壓器內(nèi)環(huán)境溫度；d.具有交流采樣功能，可測量I、U、P、Q、F、COSφ、有功電度、無功電度等遙測量；e.變壓器低壓側(cè)不設PT，裝置應可直接采集315V三相電壓；電流互感器三相都進行采集。f.裝置具有非電量保護功能，包括：變壓器油位、油溫；g.裝置可以采集熔斷器熔斷、組合式變壓器門打開等信號；h.應可采集如下開關狀態(tài)：35kV負荷開關狀態(tài)信號；315V低壓斷路器狀態(tài)信號等i.遙控功能：對有電操控功能的開關實現(xiàn)遠程控分和控合。j.具有完善的事件報告處理功能和操作記錄功能，可至少保存最新25次SOE變位記錄、最新25次用戶操作記錄。m.包括顯示、電源、CPU、IO板、通訊板在內(nèi)的裝置全部元器件必須滿足寬溫-40℃～+70℃條件下裝置可保證正常工作的要求，以滿足光伏發(fā)電場的特殊環(huán)境；n.裝置結構應方便安裝于美式組合式變壓器內(nèi)，采用RS485通訊。升壓變參數(shù):技術要求招標要求投標響應型式:三相雙繞組無勵磁調(diào)壓變壓器三相雙繞組無勵磁調(diào)壓變壓器型號:S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%額定容量:1000kVA1000kVA額定電壓:10.5±2X2.5%/O.4kV10.5±2X2.5%/O.4kV相數(shù):3相3相頻率:50Hz50Hz調(diào)壓方式:無勵磁調(diào)壓無勵磁調(diào)壓線圈連接組別線圈聯(lián)接組別:Y,dllY,dll冷卻方式:ON/ANON/AN空載損耗:1.44KW1.44KW負載損耗:12.15KW12.15KWl噪聲水平:≤50dB（距外殼1m處）≤50dB（距外殼1m處）中性點接地方式:中性點不接地中性點不接地

4.2.6移開式開關柜成套裝置各部分技術要求一、10KV移開式開關柜參數(shù)要求開關柜參數(shù)單位招標要求投標響應結構形式戶內(nèi)鎧裝移開式交流金屬封閉式開關柜戶內(nèi)鎧裝移開式交流金屬封閉式開關柜額定電壓KV1010額定電流A630/1250630/1250額定工頻KV42額定雷電沖擊KV75額定短路開斷電流KA2525額定短時耐受電流及持續(xù)時間KA/S25/4s25/4s額定峰值耐受電流KA6363供電電源控制回路VDC220DC220使用壽命年≥25≥25防護等級/IP4XIP4X爬電距離mm/kv≥810≥810相間及相對地凈距（空氣絕緣）mm≥400≥400

二、真空斷路器技術參數(shù)：技術參數(shù)及要求招標要求投標響應真空斷路器額定電壓kV1010額定最高運行電壓KV10.510.5額定頻率HZ5050控制回路1min工頻耐受電壓kv95/1853KV(國標最大值)滅弧室類型真空真空額定電流A630/1250630/1250額定短路開斷電流kA2525額定短時耐受電流kA6363機械穩(wěn)定性次≥10000≥10000操動機構形式或型號彈簧彈簧電動機電壓VAC380/220AC380/220

三、電流互感器參數(shù)：技術參數(shù)單位招標要求投標響應型式或型號干式、電磁式干式、電磁式額定電壓KV1010設備最高電壓KV10.510.5額定頻率HZ5050額定一次電流A按圖按圖額定二次電流A55額定輸出容量VA按圖按圖四、避雷器技術參數(shù)：技術參數(shù)單位招標要求投標響應型式復合絕緣金屬氧化物避雷器復合絕緣金屬氧化物避雷器額定電壓KV1212持續(xù)運行電壓KV2727標稱放電電流KA55徒波沖擊電流下殘壓峰值KV≤154≤154雷電沖擊電流下殘壓峰值KV≤134≤134操作沖擊電流下殘壓峰值KV≤114≤114

技術參數(shù)單位招標要求投標響應型式/型號額定電流A12501250額定工頻1min耐受電壓（斷口）KV118118額定工頻1min耐受電壓（對地）KV9595額定雷電沖擊耐受KV215215電壓峰值（1.2/50）對地185185額定短時耐受電流及持續(xù)時間KA/S25/425/4額定峰值耐受電流KA6363操動機構型式或型號手動手動操動機構電動機電壓VAC380/220AC380/220操動機構控制電壓VDC220DC220操動機構操作方式三相機械聯(lián)動三相機械聯(lián)動備用輔助觸點數(shù)量對1010備用輔助觸點開斷能力DC220V2.5ADC220V2.5A五、接地開關參數(shù)：

六、母線技術參數(shù)：技術參數(shù)單位招標要求投標響應材質(zhì)銅銅額定電流A12501250額定短時耐受電流及持續(xù)時間KA/S25/425/4額定峰值耐受電流KA6363導體截面mm2與開關柜型式實驗報告中產(chǎn)品的導體截面、材質(zhì)一致與開關柜型式實驗報告中產(chǎn)品的導體截面、材質(zhì)一致

4.3超容優(yōu)化4.3.1超容優(yōu)化的原則1、控制投資成本，充分利用場地面積，更多的提高光伏發(fā)電量；2、要避免盲目追求高可靠性或低成本的傾向。4.3.2超容優(yōu)化的方法：從關鍵設備入手，發(fā)揮設備潛能，進一步提升系統(tǒng)在弱光條件下的效率逆變器主要技術參數(shù)類型(是否帶隔離變)否額定功率（AC，kW）500最大輸出功率(kW)575最大輸出電流(AC,A)1054最大逆變器效率98.7%歐洲效率98.5%最大直流輸入電壓（V）1000最大直流輸入電流（A）1200MPPT電壓（DC，V）450-940出口線電壓（AC，V）315允許出口線電壓波動范圍(AC,V)230～363額定電網(wǎng)頻率(hz)50/60功率因數(shù)＞0.99（±0.8可調(diào)）電流諧波失真度<3%(額定功率)外殼防護等級IP20允許環(huán)境溫度℃-25~+60（50℃無降額）尺寸（W*H*D）（mm）1810*2170*800重量（kg）1500CPSSC500KTL-H效率曲線為：CPSSC500KTL-H逆變器通過在硬件電路和軟件算法上進行優(yōu)化，可有效地解決光伏并網(wǎng)逆變器在弱光特性下的輸出諧波超標、效率較低的問題,使其THD≤3%,弱光下效率≥95%。圖2和圖3分別是采取優(yōu)化設計前后逆變器的諧波含量和逆變效率的效果對比。逆變器在10％負載率下的效率一般為90％左右。通過采用上述技術，可使逆變器在弱光條件下的效率大幅度提高，在5％負載率下的效率仍然可達95％以上。采用高功率密度逆變升壓設備。本工程采用大功率檔位的500KW光伏逆變器，正泰該款逆變器性能優(yōu)異、安全性能高、運行穩(wěn)定，在滿足安全性、穩(wěn)定性的要求下大功率的逆變器會使匯流設備和電纜用量的減少，而在逆變器后端帶來的結果將是變壓器功率密度的增大，相應地會使發(fā)電單元站房數(shù)量、土建工程量、高壓電纜的用量、高壓開關設備用量、監(jiān)控點數(shù)等發(fā)生不同量的減少，僅此一點，相比之下可降低成本3％～4％。具體分析：通過逆變的技術參數(shù)可知：逆變器的最大功率可以達到575KW，則1MW集裝箱式逆變器最大功率可以達到1150KW（即1.15MW）；通過箱變的參數(shù)可知：當逆變器為最大575KW功率時，變壓器低壓側(cè)容量為：585KVA(考慮功率因素為0.94)≤630KVA；以上分析說明，我方此次光伏系統(tǒng)設備充分考慮了系統(tǒng)超容優(yōu)化。

4.4光伏系統(tǒng)接線方案4.4.1電纜選擇類別電纜組件到匯流箱光伏電纜PV1-F-0.9/1.8-1×4mm2直流匯流箱到逆變器直流電纜ZRC-YLJV22-0.6/1-2*120mm2逆變到箱變電力電纜ZR-YLJV22-0.6/1kV-3*300mm2鋁合金電纜特性：特性鋁合金鋁合金優(yōu)勢設計使用年限=40年交聯(lián)聚乙烯鎧裝高柔韌性自鎖鎧裝減少施工難度、降低人力成本彎曲半徑=7d抗疲勞強度比銅電纜高25%優(yōu)于銅電纜柔軟性能比銅電纜高25%優(yōu)于銅電纜相同載流量的對比418Amp相同等級低煙無鹵、阻燃A類電纜總重量3545(kg/km)經(jīng)濟性能重量輕、高效安裝、無需外鎧、無需橋架、節(jié)約時間、節(jié)約人力抗拉強度優(yōu)防腐性能優(yōu)反彈性能比銅電纜低40%優(yōu)于銅電纜

4.4.2路徑選擇光伏組件和組串接線：每串光伏組件之間的連接光伏電纜在電池板組件上已經(jīng)帶有（為PFG1*4）,這部分的接線優(yōu)化已經(jīng)沒有空間；從每個組件串出來接入到匯流箱的光伏電纜是本工程需要考慮和優(yōu)化的；根據(jù)計算選取20片組件為一個回路串接入?yún)R流箱。匯流箱和直流柜的接線：光伏組件串接入?yún)R流箱后（稱此處使用的電纜為一級匯流電纜），再由匯流箱匯流進入直流柜匯流（稱此處使用的電纜為二級匯流電纜），由于一二級匯流電纜的長度相互影響，故這兩種電纜需要綜合起來分析。本工程采用集裝組合式逆變器（逆變器和直流柜放置在逆變器房內(nèi)），前面“逆變器布置位置”設計部分已經(jīng)確定逆變器位置則直流柜與其相同，以1MW固定支架式標準方陣為模板分析，1MW固定方陣的排列參見下圖

匯流箱布置方案一：方案二：比較分析：一級匯流電纜二級匯流電纜主材成本方案一約11000m約4600m約28萬方案二約13000m約3000m約20萬通過以上分析選用方案二的接線布置。4.5、監(jiān)測系統(tǒng)4.5.1監(jiān)測系統(tǒng)的構成由數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)、數(shù)據(jù)中心組成。主要完成逆變器、匯流箱、直流配電柜、交流配電柜、環(huán)境監(jiān)測、升壓變壓器等設備參數(shù)的采集及數(shù)據(jù)預處理。并將就地監(jiān)控采集到的數(shù)據(jù)通過各種傳送方式傳輸給監(jiān)控中心。4.5.2監(jiān)控系統(tǒng)模塊圖：光伏電站子站監(jiān)控系統(tǒng)功能模塊光伏組件分部匯流箱直流配電柜逆變器交流配電柜饋線保護升壓變壓器日照輻射風速、風向環(huán)境溫度光伏電站子站監(jiān)控系統(tǒng)功能模塊光伏組件分部匯流箱直流配電柜逆變器交流配電柜饋線保護升壓變壓器日照輻射風速、風向環(huán)境溫度溫度控制系統(tǒng)安保防護系統(tǒng)火災防護系統(tǒng)視頻圖像監(jiān)視電氣結構圖系統(tǒng)結構工況圖告警信息簡報數(shù)據(jù)查詢檢索報表圖形功能系統(tǒng)配置功能用戶幫助功能電能量轉(zhuǎn)化設備監(jiān)控環(huán)境參數(shù)監(jiān)控輔助生產(chǎn)監(jiān)控全站性能監(jiān)控系統(tǒng)維護管理太陽能電池板溫度等

光伏電站配電電氣結構監(jiān)控通過對電站內(nèi)一次及二次配電網(wǎng)絡狀態(tài)的監(jiān)控，了解電站內(nèi)各電氣設備的運行情況及狀態(tài)，并對電站的并網(wǎng)狀態(tài)、有/無功功率流向情況等進行實時監(jiān)控。光伏組件分布監(jiān)控能夠根據(jù)匯流箱采集數(shù)據(jù)顯示各個光伏方陣的輸出功率，定位異常光伏組件逆變器監(jiān)控逆變器主要監(jiān)測指標包括：直流電壓、直流電流、直流功率交流電壓、交流電流逆變器內(nèi)溫度、時鐘頻率、功率因數(shù)、當前發(fā)電功率日發(fā)電量、累積發(fā)電量、累積CO2減排量電網(wǎng)電壓過高、電網(wǎng)電壓過低電網(wǎng)頻率過高、電網(wǎng)頻率過低直流電壓過高、直流電壓過低逆變器過載、逆變器過熱、逆變器短路散熱器過熱逆變器孤島DSP故障、通訊故障等匯流箱監(jiān)控匯流箱主要監(jiān)測指