承包人实施方案计划书

1 四、承包人实施方案计划书四、承包人实施方案计划书 2 一、图纸及计算书一、图纸及计算书.1 1、图纸部分（见附图）：、图纸部分（见附图）：1 2、工程概述、工程概述 2 2.1.工程简介：2 2.2 工程概况2 3、方案设计、方案设计 2 3.1 设计原则2 3.2.光伏组件串并联设计2 3.3.光伏组件的布置3 3.4.组件方位角选择3 3.5.组件倾角选择4 3.5.1 方案一：.4 3.5.2 方案二：.4 3.5.3 分析对比.4 4、发电量计算书、发电量计算书.5 4.1 工程特性表5 4.2 设备数据5 4.2.1 组件资料.5 4.2.2 逆变器资料.6 4.3 电站效率预测7 4.3.1 发电量计算软件及方法.7 4.3.2 PVSYST 发电量损失参数的设定7 4.4 发电量计算：8 二、工程详细说明二、工程详细说明.9 1、光伏组件技术规范、光伏组件技术规范 .9 1.1.技术规范简介：9 1.1.1 多晶硅.9 1.1.2 硅片.10 1.1.3 电池片效率等参数.10 2、详细技术规范书：、详细技术规范书： .13 2.1 外观13 2.2 光伏组件主要参数13 2.3 多晶硅太阳电池组件各部件技术要求16 3、光伏支架、光伏支架 20 3.1 支架选型20 3.2 检测方案20 4、光伏电站系统配置方案及效率方案、光伏电站系统配置方案及效率方案.23 3 4.1 效率承诺23 4.2 光伏系统主要设备配置23 4.2.1 组件.23 4.2.2 汇流箱.25 4.2.3 直流柜（可选）.29 4.2.4 光伏并网逆变器.31 4.2.5 箱式升压变压器.35 4.2.6 移开式开关柜成套装置各部分技术要求 .38 4.3 超容优化超容优化 43 4.3.1 超容优化的原则.43 4.3.2 超容优化的方法：.43 4.4 光伏系统接线方案光伏系统接线方案 .46 4.4.1 电缆选择.46 4.4.2 路径选择.47 4.5 监测系统监测系统 49 4.5.1 监测系统的构成.49 4.5.2 监控系统模块图：.49 4.6 电网适应电网适应 54 1 一、图纸及计算书一、图纸及计算书 1、图纸部分（见附图）：、图纸部分（见附图）： 1.1 主接线系统图（一） ； 1.2 主接线系统图（二） ； 1.3 主接线系统图（三） ； 1.4 主接线系统图（四） ； 1.5 主接线系统图（五） ； 1.6 主接线系统图（六） ； 1.7 主接线系统图（七） ； 1.8 主接线系统图（八） ； 1.9 主接线系统图（九） ； 1.10 主接线系统图（十） ； 1.11 开关站原理图； 1.12 开关站基础图； 1.13 光伏逆变、升压箱变一次系统图； 1.14 光伏逆变平面布置图； 1.15 箱变平面布置图； 1.16 配电柜系统图； 1.17 监控系统图； 1.18 组串图； 1.19 厂区平面布置图； 2 2、工程概述工程概述 2.1.工程简介：工程简介： （1）项目名称：19MWp 屋顶分布式光伏发电项目。 （2）业主单位：陕西国力光电能有限公司。 （3）建设地点：陕西省西安市。 （4）建设规模：本工程规划容量 30MW，本次邀标工程为一期工程 19MW。 （5）屋顶面积约：。建筑为钢结构彩钢瓦屋面。 2.2 工程概况工程概况 项目所在地位于陕西省西安市，东经 109015，北纬 342841，属于光 资源四类地区，年日照较为充足。 本工程利用陕西重型汽车有限公司厂区的既有厂房建筑屋顶，通过敷设在 屋顶的光伏组件的“光生伏特”效应，实现太阳能光伏发电应用。本项目在有 效面积约 m2 的建筑屋顶安装光伏电池组件，采用多晶硅组件和并网逆变器，建 设总容量为 19MWp 的光伏发电系统。 光伏电站建成后，预计 25 年总发电量约 4911552785 万 kWh，25 年平均 发电约 1964.6-2111.4 万 kWh。 3、方案设计、方案设计 3.1 设计原则设计原则 1、本期总装机容量为 19MW，有效利用厂房彩钢板房屋顶面积装设太阳能电板； 2、重点考虑屋顶布置组件后的美观性、风载荷、雪载荷； 3、场地内布局整齐统一，充分考虑光伏系统对现有环境的融合； 4、减少电缆的用量，交直流汇流设备靠近厂房集中处。 3.2.光伏组件串并联设计光伏组件串并联设计 光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，根 据光伏电站设计规范GB50797-2012 规范计算串联数： 3 NVdcmax/（VOC*1+（t-25）*Kv） （1） Vmpptmin/（Vpm*1+（t-25）*Kv）NVmpptmax/（Vpm*1+（t-25）*Kv） （2） Kv：光伏组件的开路电压温度系数； Kv：光伏组件的工作电压温度系数； N：光伏组件的串联数（N 取整） ； t：光伏组件工作条件下的极限低温（） ； t：光伏组件工作条件下的极限高温（） ； Vdcmax：逆变器允许的最大直流输入电压（V） ； Vmpptmax：逆变器 MPPT 电压最大值（V） ； Vmpptmin：逆变器 MPPT 电压最小值（V） ； VOC：光伏组件的开路电压（V） ； Vpm：光伏组件的工作电压（V） 。 本次仅收集到该地区历年最高和最低气温，未收集到光伏组件工作条件下 的极限低温和极限高温，在此暂按该地区的最高气温和最低气温计算。 通过公式（1）计算得到：N21.93 通过公式（2）计算得到：15.68N24.47 兼顾布置效果，本次每串组件数目取为 20。 3.3.光伏光伏组件的布置组件的布置 根据彩钢板厂房的大小酌情考虑，各厂房大致安装容量； 3.4.组件方位角选择组件方位角选择 固定式支架一般朝正南方向放置。 4 图 1 不同方位角下方阵的辐射量 3.5.组件倾角选择组件倾角选择 本次组件布置为沿着彩钢板房屋顶以一定的倾角布置，经测算以组件倾角 22为最佳倾角。 3.5.1 方案一：方案一： 考虑彩钢屋顶的风压雪压等安全因素，同时考虑组件和厂房建筑兼容的的美 观性，可以考虑组件平铺至彩钢板房屋顶，组件倾角为 0-4左右。 优点： 1. 彩钢板屋顶载荷较小，屋顶承受力低，安全系数高； 2. 组件平铺，节约支架用量，前期投资成本略少； 3. 无需额外支架支撑，施工安装简单，周期短； 4. 平铺安装可以有更多的安容量，约为 19MWp。 缺点： 1. 组件距离屋顶间距少,通风受影响，组件温升较高，降低发电效率； 2. 组件不能满足最佳倾角安装要求，发电量会降低。 3.5.2 方案二：方案二： 满足倾斜面辐照度最大，按照组件倾角为 22安装。 优点： 1. 满足组件最佳安装倾角，发电量较高； 2. 组件留有充分通风空间及检修安全距离，组件温升不高，组件效率较高 5 缺点： 1. 施工难度高，需要前期增加支架投资； 2. 22倾角安装会增加屋顶的风压值，影响厂房安全。 3. 组件最佳倾角安装，预留电池板遮挡间距，容量约为 16MWp。 3.5.3 分析对比分析对比 按照组件平铺屋顶计算： 需要约 m2 的建筑屋顶，25 年均发电量为 1964.6 万 Kwh，装机容量约为 19MWp。 按照最佳 22倾角计算： 需要约 m2 的建筑屋顶，25 年均发电量为 2111.4 万 Kwh，装机容量约为 19MWp。 （需要额外增加 59779 m2 的有效屋顶面积） 。 4、发电量计算书、发电量计算书 4.1 工程特性表工程特性表 一、光伏电站工站场址概况 编号项 目单 位数 量备 注 1 装机容量 MWp19 2 利用面积 m2 3 海拔高度 m388 4 纬度（北纬）（ ） 342841. 5 经度（东经）（ ） 109 015 6 工程代表年太阳总辐射量 MJ/m2.a 44004800水平面上 二、主要气象要素 项 目单位数量备 注 多年平均气温 13.5 多年极端最高气温 41.7 多年极端最低气温 -20.6 年均降雨量 mm586 6 最大降雨量强度 mm185.3284.9 多年平均风速 m/s1.9 多年极大风速 m/s19.1 潮湿系数 0.580.71 4.2 设备数据设备数据 4.2.1 组件资料组件资料 本工程采用多晶硅组件，其主要参数如表。 本工程采用的多晶硅组件参数 太阳电池种类多晶硅 指标单位参数 太阳电池组件尺寸结构 mm1652*994*35 太阳电池组件重量 kg19 太阳电池组件效率 %15.8 峰值功率 Wp260 开路电压（Voc） V38.53 短路电流（Isc） A8.72 工作电压（Vmppt） V31.05 工作电流（Imppt） A8.39 峰值功率温度系数 %/k-0.407 开路电压温度系数 %/k-0.310 短路电流温度系数 %/k0.049 第一年功率衰降 % 不超过 2% 第二年到二十五年功率衰降 % 平均不超过 0.7%（每年） 4.2.2 逆变器资料逆变器资料 根据本工程装机容量考虑采用集中型逆变器。其主要参数如表。 逆变器主要技术参数表 类型(是否带隔离变)否 7 额定功率（AC，kW） 500 最大输出功率(kW) 575 最大输出电流(AC,A) 1054 最大逆变器效率 98.7% 欧洲效率 98.5% 最大直流输入电压（V） 1000 最大直流输入电流（A） 1200 MPPT 电压（DC，V） 450-940 出口线电压（AC，V） 315 允许出口线电压波动范围(AC,V)230363 额定电网频率(hz) 50/60 功率因数 0.99（0.8 可调） 电流谐波失真度 3% (额定功率) 外壳防护等级 IP20 允许环境温度-25+60（50无降额） 尺寸（W*H*D） （mm） 1810*2170*800 重量（kg） 1500 4.3 电站效率预测电站效率预测 4.3.1 发电量计算软件及方法发电量计算软件及方法 本光伏电站发电量采用 PVSYST 软件进行计算。PVSYST 是国际上光伏电站 设计工作中使用较为广泛的系统仿真及设计软件。 因缺少项目所在地气象数据，故发电量计算采用国际上通用的 metoro6.0 气象数库进行计算。 4.3.2 PVSYST 发电量损失参数的设定发电量损失参数的设定 在应用 PVSYST 软件计算发电量时，部分发电量损失参数必须进行人工设定， 主要包括：光伏组件功率偏差、直流汇集电缆长度及截面和污秽损失等。 发电量损失汇总 序号项目损失（%） 8 1 累计遮挡损失 -2.0 2 组件玻璃光学损失 -2.0 3 弱光条件下的发电量损失 -3.0 4 温度损失 -1.0 5 组件表面污秽对发电量的损失 -2.0 6 组件匹配损失 -2.0 7 直流汇集线损 -1.0 8 逆变器损失 -1.0 9 逆变器出口至并网点损失 -2.0 1010 系统效率约 85% 4.4 发电量计算：发电量计算： 名称 单位数值 装机总量MWP19 年峰值日照小时数h1261.7（0倾角） 光伏电站系统总效率85% 倾斜面年总太阳辐射量kWh/1352.4（22倾角） 首年年衰减率 2% 年均衰减率 0.70% 年发电量 年数年衰减率单位 22倾角0倾角 10 万 kWh 2207.11682059.0944 20.02 万 kWh 2162.97452017.9125 30.007 万 kWh 2147.83362003.7871 40.007 万 kWh 2132.79881989.7606 50.007 万 kWh 2117.86921975.8323 60.007 万 kWh 2103.04411962.0015 70.007 万 kWh 2088.32281948.2675 80.007 万 kWh 2073.70461934.6296 90.007 万 kWh 2059.18861921.0872 100.007 万 kWh 2044.77431907.6396 110.007 万 kWh 2030.46091894.2861 120.007 万 kWh 2016.24771881.0261 9 130.007 万 kWh 2002.13391867.8589 140.007 万 kWh 1988.1191854.7839 150.007 万 kWh 1974.20221841.8004 160.007 万 kWh 1960.38271828.9078 170.007 万 kWh 1946.66011816.1054 180.007 万 kWh 1933.03341803.3927 190.007 万 kWh 1919.50221790.769 200.007 万 kWh 1906.06571778.2336 210.007 万 kWh 1892.72321765.7859 220.007 万 kWh 1879.47421753.4254 230.007 万 kWh 1866.31791741.1515 240.007 万 kWh 1853.25361728.9634 250.007 万 kWh 1840.28091716.8607 总数万 kWh 50146.48546783.363 L 年平均发电量万 kWh 2005.85941871.3345 二、工程详细说明二、工程详细说明 陕汽光伏屋顶发电项目（一期）19MWp 工程陕西国力光电能有限公司投 资建设。本工程属新建性质,本期建设容量为 19MWp 并网型太阳能光伏发电系 统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。 本工程位于陕西西安。为陕汽集团厂房屋顶发电项目，一期实际可利用屋 顶面积。建筑为钢结构彩钢瓦屋面。 项目建设内容主要包括光伏发电系统、直流系统、逆变系统、交流升压系 统及相应两路 10kV 输变电配套设施、综合监控室等。 本项目在有效面积约 m 的建筑屋顶安装光伏电池组件，采用多 晶硅组件和并网逆变器，建设分两期，第一期容量为 19MWp 的光伏发电系 统。工程采用分块发电、逆变升压汇集并网的方案。 整个厂区分为两个发电单元，容量分别为 10MWp 和 9MWp。两部分光伏 单元经逆变、升压、汇集后分别接入厂区内 10kV 开关汇集站，开关汇集站 一期工程采用四进两出方式接入国网公司 110kV 变电站 10kV 母线侧，并预 留二期设备位置。10KV 汇集站采用一套变电站综合自动化系统监控(需考 虑一期二期的总容量和点数)。本项目二期规划 10MWp 光伏发电项目，采 取两进一出接入一期 10kV 开关汇集站。 10 1、光伏组件技术规范、光伏组件技术规范 1.1.技术规范简介：技术规范简介： 1.1.1 多晶硅多晶硅 多晶硅是生产光伏组件的基本原料，多晶硅的质量直接影响组件的性能， 进而影响整个光伏电站的发电效率。采用新型机械刻槽、丝网印刷等新技术生 产的多晶硅使 100 平方厘米多晶上效率超过 17%。 1.1.2 硅片硅片 此次项目我公司拟采用正泰集团自主知识产权光伏组件（双方可协商约定厂家） 。 1.1.3 电池片效率等参数电池片效率等参数 1.1 材料 参数描述 基片材料多晶硅片 导电型P 型，硼掺杂 P/N 结磷扩散 增透膜氧化硅 正接触面银薄膜 反接触面银薄膜 颜色深蓝蓝浅蓝 1.2 几何特性 参数描述 形状正方形 边长或面到面的距离L=156.0mm0.5mm 汇流条数目3 倒角1.5mm0.5mm 11 厚度 220m20% TTV 40m 弯度3.5mm(between highest and lowest point) 1.3 过程 步骤描述 质地酸性 磷掺杂POCL3 扩散过程 抗反射膜用分批发生产蓝色氮化硅抗反射膜 金属化用金属液完成丝网印刷过程 正反面接触设计 12 注：所有数据是在标准条件下得出的。光谱 AM=1.5，照射强度 E=1000W/， 2 m 电池温度 T=25。 （1） 尺寸：156mm156mm（晶格） （2） 转换效率：18% （3） 为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。 （4） 电池电极的热膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊 性，有效光照面积不小于 90%。 13 （5）电池的颜色应均匀一致，无明显的花纹，电池的崩边、裂口、缺角等机械 缺陷的尺寸和数量应不超过产品详细规范要求。 （6）其他可参照 GB12632-90多晶硅太阳电池总规范 。 其他材料包括电池板背板、接线盒、连接线缆等均采用国内一线品牌 正反接触面镀银薄膜正反接触面镀银薄膜 2、详细技术规范书：、详细技术规范书： 2.1 外观外观 （1）电池组件的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。 （2）组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，组件背面不得有划痕、碰伤等缺 陷。 （3）电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。 （4）组件内电池无碎裂、无裂纹、无明显移位。 （5）电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个 通路。 （6）电池组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢 固可靠。 2.2 光伏组件主要参数光伏组件主要参数 光伏组件规格：每块晶硅组件的标称功率 260Wp，组件边框尺寸为 1652mm*994mm，组件标称功率公差均小于 2%，多晶硅太阳能组件的转换效 率15.8%（以组件边框面积计算转换效率） ，且供应一个项目的组件规格应 一致。 太阳电池组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有 ISO 导则 25 资质 （17025）的专业测试机构出具的符合国家标准（或 IEC 标准）的测试报告 （有国家标准或 IEC 标准的应给出标准号）和由国家批准的认证机构出具 a 的认证证书。 我方使用的太阳电池组件型号应包含在 TUV 认证产品范围内，及合同中的 规格型号的产品应具备 TUV 认证（附件二中原材料配置清单得到业主确认 的除外） 。 14 电池片为 A 级,构成同一块组件的电池片应为同一批次的电池片。表面颜色 均匀，电池片表面无明显色差、无碎片。所有的电池片均无隐形裂纹。 本规范对所提供的晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气 质量 AM1.5、 1000W/m2 的辐照度、 25的工作温度）下达到如下要求： 1）寿命及功率衰减：太阳能电池组件正常条件下的使用寿命不低于 25 年，光 伏组件第 1 年内输出功率不低于 98%的标准功率；在前 5 年的输出功率不低 于 95%的标准功率，在 10 年使用期限内输出功率不低于 90%的标准功率，在 25 年使用期限内输出功率不低于 80%的标准功率； 2）电池组件应具备较好的低辐照性能，我方应提供在 1000W/m2 的 IV 测试曲 线和数据、串并联电阻数据； 3）在标准测试条件下，组件的短路电流 Isc、开路电压 Voc、最佳工作电流 Im、最佳工作电压 Vm、最大输出功率 Pm 符合相应产品详细规范的规定； 4）我方所使用电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面的 静负荷最大承压大于 2400Pa，机械载荷试验满足 IEC61215 相关规定，大于 2400Pa。如组件安装场地须有特殊载荷的需要，太阳能电池组件防护等级不低 于 IP65。并具有防沙尘冲击功能，确保在 25 年内在当地自然条件下不致破坏， 我方应提供相应的应对措施及组件加强处理并提供证明文件； 5）我方所使用电池组件需具备一定的抗冰雹的撞击，冰雹实验需满足 IEC61215 相关规定，如组件安装场地为特殊气候环境（多冰雹） ，厂家应提供 相应的应对措施及组件的加强处理，并提供冰球质量、尺寸及试验速度，使其 抗冰雹能力满足组件要求，同时我方提供组件适应安装的气候条件，并对所供 组件的抗冰雹能力加以说明提供证明文件； 太阳能电池组件的强度测试，按照 GB/T 9535-1998(IEC61215)太阳电池的 测试标准 10.17 节中的测试要求，即：可以承受直径 25mm5%、质量 7.53 克5%的冰球以 23m/s 速度的撞击。并满足以下要求： 1）撞击后无如下严重外观缺陷： a.破碎、开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面； b.某个电池的一条裂纹，其延伸可能导致组件减少该电池面积 10%以上； c.在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道； 15 d.表面机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。 2)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的 5%。 3)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。 太阳能电池组件防护等级不低于 IP65。并具有防沙尘冲击功能，确保在 25 年内在当地自然条件下不致破坏。 太阳能电池组件的电池片与 EVA 需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无 机械损伤，焊点及栅线无氧化斑，电池组件的 I-V 曲线基本相同。 太阳能电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。组件内单 片电池无碎裂、无裂纹、无明显移位，组件的框架应平整、整洁无腐蚀斑点。 太阳能电池组件的封装层中不能有气泡和脱层。 组件在正常条件下绝缘电阻不低于 50 M。以不大于 500 Vs-1 的速率 增加绝缘测试仪的电压，直到等于 1000V 加上两倍的系统最大电压（即标 准测试条件下系统的开路电压） ，如果系统的最大电压不超过 50V，所施加 电压应为 500V。维持此电压 1min，无绝缘击穿或表面破裂现象。 太阳能电池组件受光面有较好的自洁能力，表面抗腐蚀、抗磨损能力满足 相应的国标要求，背表面不得有划痕、损伤等缺陷。 采用 EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA 的交联度大于 65%，EVA 与玻璃的 剥离强度大于 30N/cm2。EVA 与组件背板剥离强度大于 15N/cm2。 太阳能电池组件与安装支架之间的连接采用方便安装和拆卸的螺栓连接方 式，并考虑太阳能电池组件与安装面之间热胀冷缩不均的问题。 每块太阳能电池组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止 组件热斑故障） 。太阳能电池组件自配的串联所使用的电缆线满足抗紫外线、 抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃镀 锡铜芯电缆，电缆性能符合 GB/T18950-2003 性能测试的要求；接线盒（引 线盒）密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用 满足 IEC 标准的电气连接；采用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、 防腐蚀等性能要求，并满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于 25 年室外使用的要求。 16 玻璃边缘与电池片的距离要至少超过 11mm 的距离。 针对高海拔地区，光伏组件在封装原材料上选用抗紫外和抗老化的材料， 并结合先进的封装工艺和测试试验来满足组件在各种环境下的可靠运行。 太阳能电池组件的插头采用仿 MC4 型，防护等级 IP67。组件正、负极引线 长度满足现场安装要求。 绝缘要求 按照 IEC 61215-2005 中 10.3 条进行绝缘试验。要求在此过程中无绝缘击穿 或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于 40Mm2。对于 面积小于 0.1m2 的组件绝缘电阻不小于 400M。 机械强度测试 电池组件的强度测试，应该按照 IEC61215-2005 太阳电池的测试标准 10.17 节中的测试要求，即：可以承受直径 25mm5%、质量 7.53 克5%的冰球 以 23m/s 速度的撞击。并满足以下要求： （1）撞击后无如下严重外观缺陷： 破碎、开裂、或外表面脱附，包括上盖板、背板、边框和接线盒； 弯曲、不规整的外表面，包括上盖板、背板、边框和接线盒的不规整以至于影 响到组件的安装和/或运行； 一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致一个电池 10%以上面积从组件的电 路上减少； 在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道； 丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。 （2）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的 5%。 （3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。 2.3 多晶硅太阳电池组件各部件技术要求多晶硅太阳电池组件各部件技术要求 1.2.3.1 多晶硅太阳电池 （1） 尺寸：156mm156mm （2） 转换效率：18% （3） 为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。 （4） 电池电极的热膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊 17 性，有效光照面积不小于 90%。 （5）电池的颜色应均匀一致，无明显的花纹，电池的崩边、裂口、缺角等机械 缺陷的尺寸和数量应不超过产品详细规范要求。 （6）其他可参照 GB12632-90多晶硅太阳电池总规范 。 1.2.3.2 上盖板 本规范要求上盖板材料采用低铁钢化玻璃，厚度不小于 3.0mm，在电池光谱响 应的波长范围内透光率可以达到 93%以上。如果采用其他材料，其性能不应低 于上述要求并作详细说明。 1.2.3.3 背板 本工程太阳电池组件背板材料符合 BOM 要求。并具备以下性能： （1）良好的耐气候性。 （2）层压温度下不起任何变化。 （3）与粘接材料结合牢固。 1.2.3.4 粘结剂 EVA 粘结剂与上盖板的剥离强度应大于 30N/cm2，与组件背板剥离强度应大于 15N/cm2。并应具有以下性能： （1）在可见光范围内具有高透光性。 （2）良好的弹性。 （3）良好的电绝缘性能。 （4）能适用自动化的组件封装。 1.2.3.5 边框 本工程太阳电池组件要求采用铝合金边框，应便于组件与支架的连接固定。 1.2.3.6 接线盒 （1） 接线盒的结构与尺寸应为电缆及接口提供保护，防止其在日常使用中受 到电气、机械及环境的影响。 （2） 应配备相应的旁路二极管及其散热装置，防止热斑效应带来的影响，从 而保护组件。 （3） 所有的带电部件都应采用金属材料，以使在规定的使用过程中保持良好 的机械强度、导电性及抗腐蚀性。 18 （4） 应密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满 足 IEC 标准的电气连接。 （5） 防护等级为 IP65。 （6） 满足不少于 25 年室外使用的要求。 1.2.3.7 组件引出线电缆 （1）每块太阳电池组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止组 件热斑故障） 。 （2）太阳电池组件自带的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高 温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能 符合 GB/T18950-2003 性能测试的要求。 （3）电缆规格为 4mm2，正极引出线电缆长度不小于 0.9m,负极引出电缆长度 不小于 0.9m. 19 20 3、光伏支架、光伏支架 3.1 支架选型支架选型 本项目屋顶结构均为彩钢板屋面，支架采用倾角布置的结构形式，支架与 厂方屋顶固定方式采用彩钢板房夹具固定方式，电池板与水平面成 22倾角组 件支架材料均采用钢和铝合金构件。 太阳能光伏方阵的支架安装型式，既要依据建筑一体化的美观和承力要求， 又要满足支架结构简单，安装调试和管理维护方便的要求，还要保证要一定的 光照资源；太阳能电池板支架的设计，要满足其具有良好结构性能和防腐蚀性 能，满足并网发电要求。本次设计采用多晶硅组件，电池组件尺寸采用 165099.440mm，设计支架承受的最大风速为 25m/s。 根据设计光伏采光要求，电池板支架要满足安装组件与地面成最佳仰角安 装方式。安装形式为利用钢结构夹具，将支架钢导轨固定在屋顶的彩钢板肋条 上，导轨上方安装横梁，横梁可以在导轨上调节位置，通过连接件固定电池板。 太阳能电池组件支架结构采用钢结构构件，表面采用阳极氧化处理，保证结构 具有良好的防腐蚀效果，结构采用不锈钢材质螺栓紧固，确保支架能够抵御 25m/s 风速的载荷。 3.2 检测方案检测方案 1.试验方法 1.1 镀锌层性能试验，应符合下列要求。 1.1.1 厚度(附着量)按 GBT 4955，GBT 4956 测定。 1.1.2 附着力按 GBT 52701985 规定的“划线、划格法”测定。 1.1.3 涂层性能试验，应符台下列要求。 1.1.4 厚度按 GBT 1764 或 GBT 4956 测定。 1.1.5 附着力按 GBT 1720-1979 测定。 1.1.6 柔韧性按 GBT 1 731 测定。 1.1.7 冲击强度按 GBT 1732 测定。 1.2 支架整体静力试验 1. 结构静力实验的目的在于：确定结构在一定静载荷作用下的应力分布和变 21 形形态；确定结构的刚度和稳定性； 确定结构的最大承载能力， 即强度； 从承力的角度评价结构承受静载荷的合理性；验证理论分析和计算方法的 可靠性，或由实验提出新的理论和计算方法。 2.进行结构静力实验，须先设计和制造结构实验件、和加载装置，然后进行安 装并同测量位移、应变和载荷的仪器一起进行试验。正式实验有时须反复多次。 最后检验实验件，细察其残余变形和破坏情况，并对记录的位移、应变和载荷 等数据作数据处理和误差分析，以得出科学的实验结论 3. 实验件设计 设计和制造具有一定代表性的结构实验件，是为了更好地了解 结构的承载力特性或选择合理的结构参量和计算方法。实验件除了应用实际结 构或实际部件外，有时为了突出结构主要因素的作用，以便通过实验选择合理 的结构形式或合理的参量值，而在实验件的设计中忽略次要因素，把实验件制 成具有典型结构形式的模型。采用模型实验件的另一些原因是：在实物上无法 进行直接测量，或在设计工作之初要进行一些不同方案的实验比较，或出于经 济上的考虑，用模型代替贵重的实物。为了能把从模型上得到的实验结果推算 到实物上去，必须保证模型和实物的力学相似性，即应保证几何相似和变形位 移相似，以及边界条件相似。在许多情况下仍必须采用部分的实物结构甚至整 体实物结构作为实验件。 4.加载装置 可采用普通的机械加力器或液压装置，条件不允许的时候也可用 其他重物代替。 5.测量 用具有足够精度和量程的测量系统在实验中测定有关力学参量值，如 载荷、位移、应变等。 6. 结果分析 在对实验数据进行处理的基础上，分析实验结果并作出科学结论 6.1 跟踪支架试验 在一整天时间内，对每次调整到位的实际角度进行测量，并与理论角度进行对 比，应保证两者误差小于2。 7 检验规则 产品检验分为出厂检验和型式检验。 7.1 出厂检验 出厂检验项目为： 22 a)外观质量(全检)； b)尺寸精度(抽检)； c)防腐层厚度及附着力(抽检)； d)焊接表面质量(全检)； e)热浸锌层均匀性(抽检)。 7.2 型式检验 7.2.1 有下列情况之时，应进行型式检验。 a)新产品试制定型鉴定； b)正式生产后，材料、结构、工艺有较大改变； c)产品停产一年后恢复生产； d)国家质量检测机构或认证组织要求对该产品进行型式检验时。 7.2.2 型式检验的要求和方法为第 5 章及第 6 章的全部内容。 7.3 产品的抽样及判定规则。 7.3.1 样本应为随机抽样，抽检数量为每批产品的 2，但不得少于 3 件，允许 荷载试验样本取 1 件。 7.3.2 每批产品样本中肯 l 件不合格，可抽取 l 同批产品第 2 样本进行检验， 如仍不合格，则该批产品即为不合格， 7.3.3 防腐层质量，可允许直接对产品或对同一材料相同工艺制作的样本进行 检验。 8 标志、包装、运输、贮存 8.1 标志 8.1.1 每批产品主要部件应配有适当数量的标志。其内容可包括：商标、型号、 规格，制造厂名称。 8.1.2 产品外包装应符合 GBT 19l 的规定。标志内容可包含；产品名称(必要 时含有型号、规格)、制造厂名称、出厂日期(年、月)、工程项目名称或代号、 收货单位、毛重、净重。 8.1.3 标志应清晰，且不易损坏。 8.2 包装、运输 8.2.1 产品包装应能防止在运输过程中受到机械损伤，并应根据运输方式及部 23 件规格、形状选用适当包装方式，如角钢或扁钢、木板、泡沫混凝土包装箱等， 包装箱宜便于吊装搬运，也可按用户要求，采取分类或工程区(段)的部件包装。 8.2.2 包装箱内应附有装箱清单、产品合格证书及出厂检验报告。 8.3 贮存 8.3.1 支架贮存场所宜干燥有遮盖，应避免受到含有酸、盐、碱等腐蚀性物 质的侵蚀。 8.3.2 支架零部件宜分类码放，层间要有适当软垫物隔开，避免重压。 4、光伏电站系统配置方案及效率方案、光伏电站系统配置方案及效率方案 4.1 效率承诺效率承诺 此项目我方使用正泰生产的多晶硅电池板，其效率光电转换效率达到 15.8%；光伏逆变器选用多 MPPT 跟踪式（可选阳光逆变器） ，其逆变欧洲效率可 达到 98.5%；线缆材料采用国内知名厂家电缆，并且充分利用电缆截面积选择 最短电缆路径以降低线缆功率损耗；考虑其他各种损耗，本项目电站效率 83%。 4.2 光伏系统主要设备配置光伏系统主要设备配置 4.2.1 组件组件 光伏组件选型 太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠 度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成 本低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能 电池组件。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计 算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。 按其材料的不同，太阳电池可分为以下几种类型： 结合目前国内太阳能电池市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主 流太阳能电池。对以下四种太阳能电池进行比较：单晶硅太阳能电池、多晶硅 太阳能电池、非晶硅薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池（CIGS） 。 24 多晶硅太阳电池 多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，但由于生产多晶硅的硅 片是由多个不同大小、不同取向的晶粒构成，因而多晶硅的转换效率要比单晶 硅电池低，正泰规模化量产的电池转换率已经达到 18%。同时多晶硅的光学、 电学和力学性能的一致性也不如单晶硅。随着技术的发展，多晶硅电池的转换 效率也逐渐提高，尤其做成组件后，和单晶硅组件的效率已相差无几。而且， 由于其成本低廉，所以近年来发展很快，已成为产量和市场占有率最高的太阳 电池。 25 4.2.2 汇流箱汇流箱 汇流箱选型：汇流箱选型： 汇流箱做为一级汇流，其目的是减少光伏组串出线进入直流柜的电缆，常用规 格有 6/8/12/16 路进线，现对其分析如下：此次工程选用 260Wp 光伏组件，其 STC 短路电流为 8.72A、电压为 38.53V，以此计算汇流箱出线电流： 6 路8 路12 路16 路 1MW 需要数目（台） 28211412 进线熔断器数目 681216 出线断路器数目 1111 出线断路器电流 50A80A100A140A 出线电缆成本系数 11.422.3 1MW 费用约（万元） 1310.57.77.2 通过对比分析，选用多路汇流箱不仅节约汇流箱的投资成本，而且可以减 少汇流箱出线电缆的长度从而进一步降低投资成本；结合本次工程实际，本次 主要采用 16 路汇流箱。 （结合市场生产产品，实际选用 12/16 路汇流箱） ，断路 器额定电流 160A-200A。 产品主要特点产品主要特点 采用室外防雨壁挂式结构，防护等级 IP65； 输入端采用 4 路和 8 路两种标准线路板制作，同时可接入最多 16 路电池串 列，每路电流最大可达 12A，输出可达 160A； 熔断器的耐压值不小于 DC1000V，且每路配有高压防反冲二极管； 配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能； 采用正负极分别串联的断路器提高直流耐压值可达 DC1000V；线路板预留 压敏电阻接口，供用户选装。 26 汇流箱配置如下汇流箱配置如下： 16 路智能汇流箱 CPS CB16SP 1台正泰配套 箱体 680500180 1台正泰配套 熔断器底座 SLPV30 Base 34个正泰配套 熔芯 SLPV30 DC1000V 15A 32个正泰配套 熔芯 SLPV30 DC1000V 2A 2个正泰配套 铜排非标定制 1套正泰配套 辅材各种规格 1套正泰配套 光伏直流断路器 EX9MD2B TM DC200 4P4T 1个 正泰配套 光伏浪涌保护器 Ex9UP 40R 3P 1000V 1个 正泰配套 智能监测模块 SUP 16S 1个 正泰配套 电源模块 PVPS DC1000V 1个 正泰配套 汇流箱技术数据汇流箱技术数据 27 汇流箱详细参数如下： 技术参数及要求招标要求投标响应 箱体板材厚度2.5mm2.5mm 汇流铜排电流密度11.5A/mm211.5A/mm2 汇流箱电阻率 TMY0.01777mm2/ m； TMR0.mm2/m TMY0.01777mm2/m ； TMR0.mm2/m 最大持续工作电压（Uc）1.3Uoc（Uc）1.3Uoc 最大放电电流Imax (8/20):40kAImax (8/20):40kA 标称放电电流In (8/20):20kAIn (8/20):20kA 电压保护水平 Up4kV ( 690VUn1000V) Up4kV ( 690VUn1000V) 防雷汇流箱能工作的海拔气候2000M、-40+502000M、-40+50 28 条件 使用寿命25 年25 年 防雷汇流箱工作电压DC1000VDC1000V 断路器 DC1000V 时的短路分断 能力 10KA10KA 防雷器具备动作电压 1600V 1600V 防雷器保护电压水平 3KV 3KV 防雷器标称通流容量20KA20KA 防雷器最大通流容量 40KA 40KA 防雷器响应时间25 纳秒25 纳秒 防雷器运行环境温度-40+80-40+80 汇流箱和光伏阵列之间应配备 额定电压 DC1000VDC1000V 汇流箱的防护等级汇流箱的外 壳防护等级 IP65 IP65 电缆接头的外壳防护等级IP68IP68 汇流箱缘电阻 20M 20M 汇流箱应承受 AC3500V，50Hz 的正弦交流电压时长 1min1min 汇流箱（1min）漏电流10mA10mA 汇流箱额定直流电压N(V)10001000 最小电气间隙(mm)2020 最小爬电距离(mm)3030 工作环境 室外，海拔 1000 米， -30+50 室外，海拔 1000 米，- 30+50 汇流箱支持标准Modbus RTU 协议，免Modbus RTU 协议，免费 29 费对用户开放对用户开放 数据采集器的采集精度0.1A0.1A 数据采集器的波特率96009600 30 直流柜和逆变器直流柜和逆变器 本次工程选用本次工程选用 1MW 预装式光伏系统预装式光伏系统 1MW 逆变器房配置：逆变器房配置： 1MW 逆变器房 CPS PSW1M 1 台正泰配套 箱体（不计升压变） 299133002896 1 台正泰配套 配电箱 CPS DBA 1 个正泰配套 站用变压器 35KVA 315V/220V 1 台正泰配套 风道非标定制 2 套正泰配套 辅材各种规格 1 套正泰配套 4.2.3 直流柜直流柜（可选）（可选） 直流柜作为二级汇流可以汇集汇流箱进入光伏逆变器的回路数，以减少汇 流箱直接接入逆变器的电缆数量，使现场施工更简便。直流柜和逆变器放置在 集中式逆变器房中，作为直流侧的主要集中控制设备，直流柜可输入功率越大 越节约成本并且便于集中控制；故本次工程选用正泰最大功率 CPS DPD500KS 型 直流汇流柜。 直流柜配置：直流柜配置： 光伏直流配电柜光伏 直流配电柜（6 进 1 出） CPS DPD500KS 1 台正泰配套 柜体 600*800*2100 1 台正泰配套 二极管 CD300R120 6 个正泰配套 散热器非标定制 6 套正泰配套 风扇 MA2082HVL 6 套正泰配套 直流多功能表 GR460B 1 个正泰配套 电流传感器 BSH500ICV5M 6 个正泰配套 熔断器底座 SLPV30 Base 4 个新力 熔芯 SLPV30 DC1000V 2A 4 个新力 铜排非标定制 1 套正泰配套 辅材各种规格 1 套正泰配套 31 光伏直流断路器 EX9MD2B TM DC200 4P4T 6 个 Noark 直流柜的结构特点直流柜的结构特点 低压直流开关设备的柜体采用通用柜的形式，框架用 C 型材组装而成，框 架零件及专用配套零件由本公司生产配套供货，以保证柜体的质量。通用柜的 零部件按模块原理设计，并有 20 模数的安装孔，通用系数高。可以使工厂实现 预生产。既缩短了生产制造周期，也提高了工作效率。 柜体设计时充分考虑到柜体运行中的散热问题。在柜体上下两端均有不同 数量的散热槽孔，当柜内电器元件发热时，热量上升，通过上端槽孔排出，而 冷风不断地由下端槽孔补充进柜，使密封的柜体自下而上形成一个自然通风道， 达到散热的目的。 该柜按照现代工业产品造型设计的要求，采用黄金分割比例设计柜体外形 和各部分的分割尺寸，整柜美观大方。柜门用转轴式活动铰链与构架相连、安 装、拆卸方便。 装有电器元件的仪表门用多股软铜线与框架相连。柜内的安装件与框架间 用滚花垫圈连接，整柜构成完整的接地保护系统。 柜体表面采用高压静电喷塑粉工艺处理。具有附着力强，质感好。整柜呈 亚光色调，避免了眩光效应，给值班人员创造了较舒适的视觉环境。 柜体的顶盖在需要时可拆除，便于现场主母线的装配和调整，柜顶的四角 装有吊环，用于起吊和 装运。 柜体的防护等级为 IP30，用户也可根据使用环境的要求在 IP20P40 之间选 择。 直流柜参数如下： 技术参数及要求招标要求投标响应 额定电压AC400AC400 额定电流400-1000400-1000 最大输入回路数66 输出回路数11 进线断路器160A(塑壳)160A(塑壳) 32 额定开断电流15KA15KA 额定短时耐受电流（1S）15KA15KA 4.2.4 光伏并网逆变器光伏并网逆变器 集中式逆变器：设备功率在 50KW 到 630KW 之间，功率器件采用大电流 IGBT，系统拓扑结构采用 DC-AC 一级电力电子器件变换全桥逆变，防护等级一 般为 IP20。体积较大，室内立式安装。 集中式逆变器：光伏组件，直流电缆，汇流箱，直流电缆，直流汇流配电， 直流电缆，逆变器，隔离变压器，交流配电，电网。 1、集中式逆变器一般用于日照均匀的大型厂房，荒漠电站，地面电站等大型发 电系统中，系统总功率大，一般是兆瓦级以上。 主要优势有： （1） 逆变器数量少，便于管理； （2） 逆变器元器件数量少，可靠性高； （3） 谐波含量少，直流分量少电能质量高； （4） 逆变器集成度高，功率密度大，成本低； （5） 逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高； （6） 有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好