深圳富士康龙华厂区K、G区.doc

深圳富士康龙华厂区k、g区太阳能光电建筑应用一体化项目实施方案 深圳富士康龙华厂区k、g区太阳能光电建筑应用一体化项目实施方案项目业主单位：鸿富锦精密工业(深圳)有限公司设备供货企业：英利能源（中国）有限公司 中达电通股份有限公司技术支持单位：中山大学太阳能系统研究所二零一一年二月目 录1 工程概况31.1地理位置31.2 利用建筑面积情况42 示范目标及主要内容62.1 太阳电池发电基本原理62.2 太阳能光伏系统的特性72.3 并网光伏系统基本原理及原理图72.4 光伏系统成本发展趋势82.5 太阳能发电系统的示范性作用93 技术方案103.1 建筑围护结构体系103.2 光电系统技术设计方案103.3 节能量计算253.4 运行维护和管理263.5 数据监测与远传系统283.6 进度计划与安排313.7 效益及风险分析423.8 技术支持483.9 证明材料501 工程概况本太阳能并网光伏发电系统项目拟安装在富士康龙华厂区区、区共栋（已建）厂房屋顶之上，其中区栋，区栋，所有厂房屋顶朝向及建筑结构相同，每栋厂房屋顶面积为平方米，安装容量为，总安装容量约为：10264.8kwp。为降低厂房能耗及提高防水效果，所有厂房光伏电站结构以建筑构件型遮阳棚方式安装，其中所有组件选用英利多晶硅电池组件，并网逆变器选用中达电通台带隔离变压器型高效并网逆变器，并网方式为用户侧并网，所发电力全部自发自用，减少了输电损失，无需加装专用的输配电系统，不必重复投资建设相应的电力电网系统，可大幅节省系统建设成本。业主单位为鸿富锦密工业(深圳)有限公司。1.1地理位置深圳市宝安区位于中国珠江口东缘，南接深圳特区，北连东莞，临望香港新界、元朗，区中心点处在东经1135230，北纬223500 。龙华镇地处北回归线以南，属南亚热带海洋性季风气候。夏季气温在 22 35 之间，冬季气温在 10 22 之间，年平均气温 22 ；一月平均气温 15.5 ，七月平均气温 28.9 。年平均日照 2134 小时，平均降雨量 1800 毫米。表1-1 深圳市龙华气象数据月份水平面的日辐射量(kwh/m2/d)相对湿度(%)温度(c)风速(m/s)13.1771.215.53.222.9977.115.73.233.1279.518.83.143.7381.222.73.054.3080.826.03.064.5481.028.13.174.9779.728.93.184.5680.328.72.894.3576.527.72.9104.2370.225.33.3113.7966.521.13.3123.1366.616.83.2平均3.9175.623.03.1以上数据依据nasa网站资料整理深圳市有着良好的光照条件及空气清洁度，太阳辐射年总量为1427.15kwh/m2，每日的太阳辐射量为3.91度/平方米，约为5137.74mj/，年平均气温为23.0，是广东省内太阳能资源较丰富的地区之一，具有良好的太阳能光伏应用前景。1.2 利用建筑面积情况本项目拟在富士康科技园龙华厂区的原有厂房屋顶，太阳能发电系统总占用屋顶面积约为122640平方米，总安装容量为10264.8kwp，设计首年发电量1144.7万kwh。由于厂区用电量大，而且厂区内的用电设备几乎都是24小时运转，太阳能发电系统发的电全部都是供厂区内的用电设备使用，装机容量及屋顶面积情况详见下表。表1-2 装机容量及屋顶面积情况表业主名称鸿富锦密工业(深圳)有限公司子项目名称k1区厂房g区厂房合计装机容量(kwp)73322932.810264.8总投资(万元)16863.606745.4423609.04安装地点(建筑名称)f1、f2、f3、f4、f5、f6、f7、f8、f20、f21e3、e5、e6、e7占用屋顶面积(m2)8760035040122640建设周期2011年3月-2012年3月2011年3月-2012年3月2011年3月-2012年3月龙华厂区太阳能光伏发电系统总安装容量为：10264.8kwp，按安装地点的不同共分为14个太阳能光伏发电子系统，每个子系统的安装容量都为733.2 kwp，由于子系统所在的每个厂房屋顶面积和建筑设计相同，故其太阳电池组件的安装方式、型号、数量等都相同，以下仅以k1区厂房1的太阳能发电系统为例来说明。图1-1 k1区厂房1太阳能发电系统利用建筑面积示意图图1-2 k1区厂房1厂房屋顶平面结构布置图如图1-2所示，k1区厂房1屋面倾斜度为8度，系统组件安装在高度为1.2米的钢构支架上，钢构支架离屋面30厘米，钢构支架倾斜面方位角约为南偏西26度，k1区厂房1太阳电池方阵选用多晶硅 235p-29b/1650990x型号组件共3120块，组件安装面积5329.46m2，系统总计安装容量733.2kwp，预计首年年发电量81.76万kwh。2 示范目标及主要内容2.1 太阳电池发电基本原理太阳能光伏发电是基于半导体的光生伏特效应，利用太阳电池将太阳辐射直接转化为电能。在阳光的照射下，太阳电池的p-n结附近即产生电子-空穴对，在内建电场的作用下，电子向迎光面(负极)漂移，空穴向背光面(正极)漂移，这样就在太阳电池两边产生电势，通过太阳电池的正负极与外电路形成电路，所产生的电流即可以给负载供电。只要阳光照射不断，就会一直有电流产生。对于晶体硅电池来说，开路电压的典型数值为0.50.6v。通过光照在界面层产生的电子-空穴对愈多，电流愈大。晶体硅太阳电池的基本原理图2-1所示。图2-1 晶体硅太阳电池原理示意图（ 代表电子， 代表空穴）2.2 太阳能光伏系统的特性太阳能光伏并网发电系统主要由光伏组件、并网光伏逆变器、交直流配电系统、监控系统等几部分组成。光伏电站的主要设备是电子设备及相关电器设备，因此太阳能光伏电站具有如下特点：1)整个光伏系统不涉及机械部件，没有回转运动部件，运行过程无噪声；2)没有燃烧过程，发电过程不需要燃料，太阳光是其能量来源；3) 发电过程无废气污染，无废水排放，整个发电过程零排放；4) 设备安装和维护都十分简便，维修保养简单，维护费用极低，系统整体性能可靠稳定，使用寿命很长，作为关键部位的晶硅太阳电池组件的使用寿命可以达到25年以上；5) 光伏系统环境条件适应性强，可在不同环境下正常稳定工作；6) 光伏系统能够在长期无人值守的条件下正常稳定工作；7) 光伏系统可根据需要很容易进行容量扩展，扩大发电规模。2.3 并网光伏系统基本原理及原理图本项目中太阳能光伏电站采用并网式光伏系统，其基本原理就是太阳电池组件产生的直流电，经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电之后直接接入公共电网。并网光伏系统的系统原理图2-2所示。图2-2 并网光伏系统的系统原理图2.4 光伏系统成本发展趋势总体来讲，随着光伏技术水平的提高和光伏产业规模化的不断扩大，光伏发电成本不断下降。光伏发电的成本达到与常规电力相一致的水平并不遥远。各国以及相关国际机构对于光伏系统发电成本的发展趋势的估计略有不同，但是基本上都认为，在2015-2016年左右，届时光伏发电和常规发电的成本都将达到$0.15/kwh左右。考虑常规电价2000年以来以每年4%的幅度上涨，而在今后10年内将有可能以5-7%的速度上涨，电价将从2006年的8.6美分/kwh上涨到2019年的平均16美分/kwh；光伏的发电成本将从现在的20-22美分/kwh下降到2019年的平均12美分/kwh；所以，光伏的发电成本达到同常规电价基本一致（14-15美分/kwh左右）的时间大约在2016年。图2-5为美国于2007年对光伏发电成本做出的预测，基本上在2015年左右，光伏发电成本将会和常规能源的商用发电成本相当。由此可以看出，太阳能光伏发电存在巨大潜力。图2-3 2015年光伏发电成本与常规能源发电成本相当2.5 太阳能发电系统的示范性作用目前，常规能源的短缺已经成为制约我国经济发展的瓶颈，常规化石能源的价格近年来也在不断的增长，因此，清洁无污染、取之不尽用之不竭的太阳能有巨大的利用空间，太阳能光伏发电也有巨大的市场潜力可挖，因此实施本工程对推广太阳能光伏利用、推进光伏应用产业的发展是十分必要的。本项目均以建筑构件型遮阳棚方式装设太阳能发电系统，不仅可以产生清洁能源，而且还能起到遮阳隔热的作用，在夏天可以减少厂房空调的工作时间和强度，相应的减少了厂房市电的用电量，对华南地区夏季峰期用电起到极大的缓解作用，尤其针对广东等经济发达地区的大规模推广应用具有突出的示范作用。因为，广东地区太阳光资源丰富，能源消耗量巨大，而且经济发展较早，城市化程度较高，土地资源相对稀缺，而对于大规模光伏应用来说，存在的一个重要问题就是大型太阳能光伏系统占地面积过大，1mwp并网光伏电站的占地面积常常高达8,000m2左右，光伏发电系统的土地成本相对较高。本项目均装设在厂房屋顶，不占用国家一分土地，且太阳能发电系统发的所有电就地使用，减少了输电损失，而且不需要建设专业的输配电系统，不必重复投资建设相应的电力并网系统，能够大大节省系统建设成本。因此，本项目旨在为工业类厂房大规模推广光伏发电应用形式提供经验借鉴和示范所用，也可以为今后拟建的类似的光伏电站提供参考，极具推广价值。3 技术方案3.1 建筑围护结构体系深圳富士康厂房屋顶支架基础全部采用1.2米高的高性能钢架支撑，所有钢架有厂房主钢梁支撑，在不破坏屋顶的防水层的情况下，保证基础钢架和支架有足够的刚度和强度安装光伏组件。通过计算基础钢架的承受力除了支撑自身重力之外，还有足够的强度支撑光伏组件以及深圳历史最大风力产生的荷载。3.2 光电系统技术设计方案3.2.1 设计依据及说明1). 本研究报告的编制主要依据以下相关国家法律、法规：(a). 中华人民共和国可再生能源法；(b). 国家发展改革委可再生能源发电有关管理规定；(c). 国家发展改革委可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法。2). 本研究报告的编制依据如下相关国际、国家标准：(a). 国标gb/t18479-2001地面用光伏(pv)发电系统概述和导则；(b). 国标gb/t19939-2005光伏系统并网技术要求；(c). 国标gb12325-1990电能质量 供电电压允许偏差；(d). 国标gb12326-2000电能质量 电压波动和闪变；(e). 国标gb/t14549-1993电能质量 公用电网谐波；(f). 国标gb/t15543-1995电能质量 三相电压允许不平衡度；(g). 国标gb/t15945-1995 电能质量电力系统频率允许偏差；(h). 国标gb/t17626电磁兼容 试验和测量技术；(i). gb/t 18210-2000晶体硅光伏器件i-v实测特性的温度和辐射度修正方法；(j). gb/t20046-2006光伏系统电网接口特性；(k). gb/t20047.1-2006光伏组件安全鉴定 第一部分：结构要求；(l). gb/t 19064-2003家用太阳能光伏电源系统技术条例和试验方法；(m). iec 61730：photovoltaic (pv) module safety qualification；(n). iec 61215-2005：crystalline silicon terrestrial photovoltaic (pv) modules design qualification and type approval。3.2.2 光伏建筑一体化设计1). 一般规定应用光伏系统的工业与民用建筑，其规划设计应根据建设地点的地理、气候及太阳能资源条件等因素，统筹确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境，满足光伏系统设计和安装的技术要求。应结合建筑的功能、外观、安装场地以及周围环境条件，合理选择光伏组件的类型、色泽及安装位置，不得影响安装部位的建筑功能，外观应与建筑统一协调，使之成为建筑的有机组成部分。光伏系统设计应与建筑设计、建筑结构等相关专业密切配合，共同确定光伏系统各组成部分在建筑中的应用位置。安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护设施，并应满足该部位的建筑围护、建筑节能、结构安全和电气安全等要求。在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。规划与建筑设计应为光伏系统的安装、使用、维护和保养等提供必要的承载条件和空间。建材型、构件型光伏组件的寿命按其本身相应的国家要求来确定。安装型光伏组件的使用年限应不低于25年。2). 规划设计安装光伏系统的建筑，主要朝向宜为光伏发电转换效率最大的朝向。安装光伏系统的建筑不应降低建筑本身或相邻建筑的建筑日照标准。应合理规划光伏组件的安装位置，避免建筑周围的环境景观与绿化种植及建筑自身的投影遮挡投射到光伏组件上的阳光。应对光伏构件可能引起的二次辐射光污染对本建筑或周围建筑造成的影响进行预测并采取相应的措施。3). 建筑设计安装光伏组件的建筑部位在冬至日全天日照应不低于6h。合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置，并满足其所在部位的建筑防水、排水、雨水、隔热及节能等功能要求。建筑设计应为光伏系统提供安全的安装条件。并在安装光伏组件的部位采取安全防护措施。光伏组件不应跨越建筑变形缝。光伏组件的安装应采取通风降温措施减少由于温度升高而引起光伏系统发电效率降低，建议单块光伏组件面积不大于5平方米，且最小边不大于3米。光伏组件布置在建筑平屋面上时，应符合以下要求：(a). 建材型光伏组件，应保障屋面排水通畅，作为建材的组件尚应保证其作为建筑材料和建筑构件的技术性能；(b). 安装型光伏组件安装支架宜采用固定式或可调节式安装支架；(c). 支架安装型光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日上午9:00能至下午性15:00 不遮挡太阳光的要求；(d). 光伏组件的基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，并在地脚螺栓周围作密封处理；在屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层；在建筑屋面上安装光伏组件，应不影响屋面排水；(e). 光伏组件宜按最佳倾角布置，并应考虑设置维修通道与人工清洗设施，通道最小宽度为500mm。(f). 光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道上部应铺设屋面保护层；(g). 光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。光伏组件布置在建筑坡屋面上，应符合以下要求：(a). 原则上坡屋面坡度宜按照光伏组件全年获得阳光最多的倾角设计；(b). 建材型光伏组件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面的保温、隔热、防水等围护结构功能要求，作为建材的组件还应具有一定刚度；(c). 安装型光伏组件宜采用顺坡架空的安装方式，支架应与埋设在屋面板上的预埋件牢固连接，并应采取相应防水构造措施； (d). 顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间隙的要求，间隙不低于15公分。光伏组件布置在阳台上，应符合以下要求：(a). 安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护设施，并应满足该部位的建筑围护、建筑节能、结构安全和电气安全等要求。在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。(b). 构件型阳台栏板式光伏组件，应满足相应建筑电气安全要求，并应设置电气安全防护措施；(c). 构件型阳台栏板式光伏组件，应符合阳台栏板的刚度、强度、防护功能的要求；(d). 安装型光伏组件附设或镶嵌在阳台栏板上，应最大程度地满足光伏系统的设计要求；(e). 构件型、安装型阳台栏板的光伏组件及支架应与栏板结构主体上的预埋件牢固连接，并有防坠落措施。光伏组件布置在墙面及窗面上，应符合以下要求：(a). 建材型光伏组件应满足墙体保温节能要求，并应具有一定刚度；(b). 当建材型光伏组件设置在墙面上时，安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护设施，并应满足该部位的建筑围护、建筑节能、结构安全和电气安全等要求。在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。(c). 安装型光伏组件及支架应与墙面结构主体上的预埋件牢固连接锚固，并不应影响墙体的保温构造和节能效果；(d). 设置在墙面的光伏组件的引线应暗设，其穿过墙面处应预埋防水套管。穿墙管线不宜设在结构柱节点处；(e). 光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、分格等协调；(f). 光伏组件设置在窗面上时，应满足窗面采光、通风、节能等围护结构功能要求。光伏组件应用在幕墙及雨篷等构件上，应符合以下要求：(a). 安装在幕墙上的光伏组件宜采用光伏幕墙；(b). 安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护设施，并应满足该部位的建筑围护、建筑节能、结构安全和电气安全等要求。在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。(c). 光伏幕墙的结构性能应满足玻璃幕墙工程技术规范jgj102 的要求，并应满足建筑室内对视线和透光性能的要求；(d). 光伏幕墙单元组件尺寸应符合幕墙设计模数，光伏组件表面颜色、质感宜与幕墙协调统一；(e). 由光伏组件构成的雨篷、檐口和采光顶，其刚度、强度应符合使用要求，还应满足排水功能及防止空中坠物的安全性要求。(f). 光伏幕墙的性能应满足所安装幕墙整体物理性能的要求，并应满足建筑节能的要求。4). 结构设计光伏建筑工程应根据光伏系统的类型，对光伏组件的安装结构、支承光伏系统的主体结构或结构构件及相关连接件进行相应结构设计。光伏建筑结构荷载取值按建筑结构荷载规范gb500009的规定，光伏组件及其支架和连接件的结构设计应计算以下效应：(a). 非抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载和雪荷载作用效应；(b). 抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载、雪荷载和地震作用效应；(c). 风荷载、雪荷载按年一遇的荷载值计算。在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应；在既有建筑上安装光伏系统，应事先请有相关资质的单位对既有建筑的结构进行结构安全性复核，确认需要加固时应符合混凝土结构加固设计规范gb50367的要求。光伏组件的支架，应由预埋在钢筋混凝土基座中的钢制热浸镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓固定，钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内。不能与主体结构锚固时，应设置支架基座，并采取措施提高支架基座与主体结构间的附着力，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。连接件与基座的锚固承载力设计值应大于连接件本身的承载力设计值。支架基座设计应进行稳定性验算，包括抗滑移和抗倾覆验算。光伏方阵与主体结构采用后加锚栓连接时，应符合混凝土结构后锚固技术规程jgj145的规定。安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。支架及其它的安装材料，应根据光伏系统设定的使用寿命选择相应的耐候材料，并采取相应的防护措施。受盐雾影响的安装区域和场所，应选择符合使用环境的材料及部件作为支撑结构，并采取相应的防护措施。5). 电气设计光伏系统配变电间、控制机房的形式宜根据光伏方阵规模、布置形式、建筑物分布、周围环境条件和用电负荷的密度等因素确定，并应符合下列要求：(a). 逆变器宜布置在靠近光伏方阵的配变电间内。(b). 配电装置和控制柜的布置，应便于设备的操作、搬运、检修和实验。配变电间、控制机房的建筑设计应满足民用建筑电气设计规范jgj16的相关要求。既有建筑设计光伏系统时，光伏系统的电缆通道应满足建筑结构安全、电气安全，并宜建成隐蔽工程，以保持建筑物外观整齐。应用光伏系统的工业与民用建筑应采取防雷措施，并应符合下列要求：(a). 建筑物的各电气系统的接地宜用同一接地网，接地网的接地电阻，应采用最小值。(b). 新建建筑的光伏系统采用安装型光伏组件时，其防雷和接地应与建筑的防雷和接地系统统一设计。(c). 既有建筑设计光伏系统时，应对建筑物原有防雷和接地设计进行验算，必要时进行改造。3.2.3并网系统设计1). 示范区域内用电负荷情况电站建设的厂区屋顶都是用电量很大的车间厂房，下表是2009年全年f区和e区的用电量情况。表3-1 2009年全年示范区域内用电负荷情况表日期 厂区f区用电量(kwh)e区用电量(kwh)2009.0139723168987372009.0238468418403782009.03630018210216762009.0477524589561992009.0578007209475902009.06903849111525152009.071033171913868382009.081172292818050192009.091146613620668112009.101332566424721852009.111189101624117792009.12122212322781523合计10966970318691252平均91391421557604厂区内的车间设备和动力都是24小时连续运转，是一个很大的负荷端， f区平均每天的用电量为380797 kwh，e区平均每天的用电量为64900 kwh。从以上统计数据可知，厂区内负荷大，太阳能光伏发电系统发的电力都是供厂区内用电设备使用。2).光伏系统设计方案龙华厂区太阳能光伏发电系统总安装容量为：10264.8kwp，共分为14个太阳能厂区光伏发电系统，每个系统的总安装容量都为733.2 kwp，由于每个系统所在的每个厂房屋顶面积和建筑设计相同，故其太阳电池组件的安装方式、型号、数量等都相同，以下仅以k1区厂房1的太阳能发电系统设计方案为例来说明。k1区厂房1太阳电池方阵选用多晶硅 235p-29b/1650990x型号组件共3120块，其中每个子系统组件串并联方式采用20串52并，接入一台250kw逆变器，使用3台型号为esi538250 at的逆变器，预计首年年发电量81.76万kwh。表3-2 k1区厂房1光伏系统分布系统产品型号安装组件数量(块)装机容量(kwp)逆变器每台逆变器串并联汇流箱数量(台)型号数量(个)子系统aesi53b250 at1040244.4120串52并进5子系统b1040244.4120串52并5子系统c1040244.4120串52并5合计3120733.23153). 输配电方案深圳富士康科技园龙华每个厂区安装733.2kwp(共14个厂区，每个厂区楼顶和配电房的状况一致，因此各个厂区的配电设计均相同)，此光伏并网发电系统分3个子系统，每个子系统通过直流配电柜进入一台250kw逆变为400v交流电，共使用3台中达电通esi53b250 at带有工频变压器电气隔离的三相并网逆变器，每台逆变器输出的400v三相交流电分别进入下图配电房标识的400v变压器，其中一台变压器备用。 每台变压器的输入功率与变压器容量之比均远小于20%，光伏发电系统不会对工厂变压器性能造成大的影响。本电气系统技术方案的特点是各个子系统之间没有直流和交流的直接电气连接，可以分别实施建设，分别并网运行，运行和维护管理方便，各部分故障检修期间不会影响整个电站的运行。图3-1 厂区配电房变压器布置图3.2.4 主要产品、部件及性能参数(1)光伏组件参数本光伏并网屋顶电站拟采用英利能源（中国）有限公司生产的235wp多晶硅组件yl 235 p-29b，其详细参数如下：表3-3 英利多晶硅组件yl 235 p-29b的参数组件名称yl 235 p-29b电池材质多晶硅电性能峰值功率(pmax)235w(3%)开路电压(voc)37.0v短路电流(isc)8.54a最佳工作电压(vmp)29.5v最佳工作电流(imp)7.97a组件转换效率(%)14.4%系统最大开路电压(v)1000v dc尺寸重量外形尺寸(长宽高mm)165099050重量(kg)19.8温度系数最大输出功率温度系数(%/)-0.45开路电压温度系数(%/)-0.37短路电流温度系数(%/)0.06正常工作电池温度462(二)光伏并网逆变器参数本光伏系统设计方案中拟选用由中达电通股份有限公司生产的250kw并网光伏逆变器esi53b250 at，其具体参数如下表所示：表3-4 esi53b250 at并网光伏逆变器电性能参数型号esi53b250 at直流输入最大直流电压1000 vdc最大功率电压跟踪范围450820 vdc最大直流功率275kwpmppt效率99%最大输入电流600a最大输入路数8交流输出额定输出功率250kw额定电网电压380vac电网电压范围310450 vac电网频率范围47.552.5hz总电流波形畸变率1%(额定功率)；3%(1/4额定功率)功率因数0.99(额定功率)系统最大效率97.3%欧洲效率96.5%防护等级ip20(室内)夜间自耗电80w工作温度-25+55相对湿度095%，无冷凝显示触摸屏通讯接口(可选)rs485/以太网/gprs机械参数尺寸(w*h*d)mm2400*2005*800重量1750kg3.2.5 系统能效计算分析(一)系统效率考虑影响太阳能光伏发电系统效率的各种因素，主要包括光伏组件温度系数，组件匹配损失，组件上有灰尘造成的污染及不可利用的低、弱太阳辐射损失，逆变器的平均效率，电站内输电线路、升压站内损耗、定期检修及电网故障依然会造成损失和电池的衰减，系统效率包括：光伏阵列效率、逆变器效率、交流并网效率。(1)光伏阵列效率1：光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、温度影响、不可利用光损失、弱太阳辐射损失，最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，多晶硅组件阵列效率取90%。 (2)逆变器转换效率2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率96.5%计算。 (3)交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率和交流线损效率，取交流并网效率效率93%计算。 即系统效率=123=90%96.5%93%=80.8%(二)发电量根据多晶硅光伏组件的特性及工作年限，预计光伏组件转换效率按每年8的比例衰减。富士康科技园龙华厂区共安装功率10264.8kwp，预计首年发电量为1144.7万kwh，在其生命周期25年内共发电为26031.6万kwh，平均年发电量为1041.3万kwh。(三)费效比本系统中费用与效益之比为0.91元/kwh。3.2.6 技术经济分析(一)项目投资概算本项目的总装机容量10264.8kwp，投资项目包括购买光伏组件、直流防雷汇流箱、交直流配电柜、并网逆变器、交流变压配电系统、电缆、光伏支架等光伏系统设备，配电房建设及人工成本。项目投资总额为：23￥/wp10264.8kwp =23609.04万元。参照科研计划类似工程项目的费用、设计要求及相关系统功能要求，系统投资清单如下表所示。 表3-5 整个光伏电站系统造价表序号项目详细设备rmb/wp1光伏阵列光伏组件10.50安装支架1.20单元接线箱0.20支架接线箱0.10直流配电柜0.30电缆电线1.202逆变设施并网逆变器0.98交流配电柜0.30接线电缆0.30监控装置0.10计量装置0.103场地基础防雷及接地装置0.10光伏阵列钢结构基础4.50线缆桥架和导线管0.10设备电气基础0.10清洁、水路管线设施0.104安装调试、运输安装调试费1.00运输杂费用0.205项目勘测设计费勘察设计费0.20工程监理费0.20建设项目法人管理费0.20项目前期工作费0.20设计、绘图费0.60其他0.22合计23.0(二)投资项目损益计算假设条件：（1） 本项目多晶硅光伏发电系统装机容量为10264.8kwp；（2） 多晶硅光伏发电系统每wp成本23元，总成本为23609.04万元；（3） 假设上网电价为0.8元/kwh；（4） 投资额按25年摊销，残值为0；（5） 假设能源成本上升速率为6.0%；通货膨胀率为3%；折现率为2.0%。以下根据条件有国家金太阳财政补助情况对光伏系统进行经济分析。表3-6 有金太阳财政补助下项目的财务概要表项目名称光伏屋顶项目成本成本23609.04万元能源成本上升速率6%通货膨胀率3%折现率2%项目寿命期25年补贴12050.9万元年度收入上网电量1144.7万 kwh上网电价0.8元/ kwh电力外销收入915.8万元经济可行性税前内部收益率-资产回报率6.1%静态回收周期12.6年股本回报12.6年收益-成本（b-c）比率1.27图3-2光伏屋顶项目累积的现金流量图光伏屋顶项目初始投资为23609.04万元，平均每年预计发电量为1041.3万kwh，通过政府补贴关键设备50%，其它设备补贴6元/wp计算，补贴额为12050.9万元。上图是考虑到国家金太阳财政补助情况下项目的财务概要及累计现金流量。由该图可以看出，按经营期25年计算，光伏屋顶项目12.6年可收回投资成本，投资回报率6.1%。在有政府政策性补贴的情况下，投资方投资该发电项目有经济上的可行性。3.3 节能量计算光伏发电本身不使用燃料，不排放包括温室气体和其它废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪声，对环境友好，不会遭受能源危机或燃料市场不稳而造成的冲击，是真正绿色环保的新型可再生能源。虽然太阳电池在生产过程中会消耗能量，但其只要使用两年左右就足以将生产过程中消耗的能量回收回来，其他使用年限都是净赚回来的能量，这可以替代一些传统的能源，如煤、石油、天然气等，对我国经济的可持续快速增长将会起到重要作用。(1)本系统总装机容量10264.8kwp；(2)多晶硅系统中使用的多晶硅光伏组件额定效率为14.4%； (3)光伏系统发电量按每年8逐年递减的原则；(4)根据深圳地区地理、气候因素，采用retscreen软件模拟预测，预计第1年发电量为1144.7万kwh，该系统整个生命周期25年内预计共发电26031.6万kwh,年平均发电量为1041.3万kwh，平均每年可节约标准煤3748.5吨。3.4 运行维护和管理光伏系统的发电过程无需任何运动部件，因而不容易出现故障。所以，本项目的运行维护工作安排计划包括如下几个方面：1)对电工以及管理人员进行技术培训；2)常规巡检维护保养设备规程；(1) 相关人员岗位培训光伏并网发电系统科技含量较高，该系统的维护和保养是技术性较强的工作，需要对相关参与维护的人员进行严格的岗位培训。如果因为维护人员不熟悉太阳能光伏系统的相关特性，由于误操作事故会造成设备损害和人身伤害，会导致重大的经济损失。因此，工程安装调试验收完毕，验收合格投入运行以后，公司将组织相关人员进行培训，具体内容安排如下：1)太阳能光伏并网系统的运行原理及控制过程；2)太阳能光伏并网系统的相关设备大体结构、工作原理以及操作注意事项；3)太阳能光伏并网系统的参数设置及操作；4)太阳能光伏并网系统运行过程中的注意事项；5)太阳能光伏并网系统常见的故障及解决办法。(2)维护保养规程考虑到灰尘、鸟粪等杂物的遮挡可能造成系统效率降低，因而在少雨的季节定期派人对光伏发电系统进行清理。维护人员可以通过预留的过道对任何一块组件进行清理、检修和更换。本项目为无人值守发电工程，正式投产后可由项目所在单位安排人员兼职负责。系统设备的检修可由供应商和专业检修公司负责。太阳能光伏并网系统的日常系统维护管理分为如下三个方面。1)日常维护措施太阳光伏阵列组件清洁：每隔一段时间，使用湿的海绵或棉布擦拭光伏组件的玻璃表面，以保证光伏组件清洁无灰尘，春夏雨水多的季节每月一次，秋冬雨水较少的季节每月两次；巡查光伏系统的各个控制柜和仪表盘，记录各项数据，并将各项数据和维护技术手册核对，如果有异常，马上查找原因，并报告，每周一次检查。2)定期检修措施定期检查太阳能并网光伏系统的电压、电流等相关参数，并检查太阳能光伏组件阵列支架，相关电力电缆的线路连接，交直流配电柜的相关设备的工作状态等。每半年一次。3)故障排除措施对于太阳能光伏并网系统，可以通过逆变器的显示数据，进行简单的故障判断，并对照使用手册进行简单的维修。对于部分线路的连接故障，可自行维修；如果供电不正常，应该断开电源，通知相关设备供应商处理。3.5 数据监测与远传系统3.5.1 数据采集与监测太阳能电站数据演示及数据库软件能生动地通过图像信息监视并记录太阳能电站的设备的运行情况和安全状态，可及时发现设备运行故障和意外情况，有助于提高太阳能电站运行、维护的安全性和可靠性。太阳能电站数据演示及数据库软件已经成为太阳能电站运行监控及管理的重要的辅助技术手段，为逐步实现太阳能电站的可视化监控和调度提供了技术基础。采用高性能工业控制pc 机作为系统的监控主机，配置光伏并网系统多机版监控软件，采用rs485通讯方式，连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测。3-3 监控系统框图系统监控可以一个厂房安装一套方案或采用上图中打方案，采用局域网进行传输，进行集中监控。(2)、光伏并网系统的监控软件可连续记录运行数据和故障数据如下：实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计co2 总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：a、直流电压；b、直流电流；c、直流功率；d、交流电压；e、交流电流；f、逆变器机内温度；g、时钟；h、频率；i、功率因数；j、当前发电功率；k、日发电量；l、累计发电量；m、累计co2 减排量；n、每天发电功率曲线图。监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：a、电网电压过高；b、电网电压过低；c、电网频率过高；d、电网频率过低；e、直流电压过高；f、逆变器过载；g、逆变器过热；h、逆变器短路；i、散热器过热；j、逆变器孤岛；k、dsp 故障；l、通讯失败。(3)、监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、环境温度等参量。(4)、监控装置可每隔5 分钟存储一次电站所有运行数据，可连续存储20 年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。(5)、可提供中文和英文两种语言版本。(6)、可长期24 小时不间断运行在中文windows 2000，xp 操作系统。(7)、监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。（8）、显示单元，用户可以选用大的液晶电视作为显示输出接口，这样将具有非常好的展示效果。3-4 监控系统界面示意图3.5.2 数据计量远传方案本光伏并网发电系统的监控系统功能由光伏并网逆变器的数据采集功能来实现，可以选用数据记录器webbox来进行逆变器系统的运行数据和工作状态的记录和检测。webbox可以和网络和本地计算机连接，可以实现与逆变器的数据连接交换，并提供数据分析、报告与演示等功能。采用rs485或ethernet(以太网)远程通讯方式，实时采集电站中所有设备运行状态及工作参数并远传到监控主机，并提供年、月、日的运行报告。通过这些设备采集的数据，可以掌握系统的运行情况，大大方便了系统维护工作。3.6 进度计划与安排本光伏项目拟在富士康科技园龙华厂区楼顶选择合适的方式建设一个太阳能光伏电站，相关设计施工要求严格按照地面电站建设的要求。 3.6.1 整体安排为确保工程质量与工期，本项目的施工周期可分为以下几个阶段：第一阶段：施工准备(现场勘察、设备的生产、运输，施工图绘制)；第二阶段：设备安装(光伏并网系统的安装)；第三阶段：系统运行调试。按上述施工阶段的划分，由第一阶段开始，采取流水作业和穿插作业的联合施工作业手段，确保本工程按质、按量完成，主要控制点如下：施工准备阶段：在安装前先勘察现场的实际安装条件后，再检查到场设备有无损坏或故障，确认无问题后方可进行设备安装。与设计人员、承建方等部门沟通确定楼顶承重、光伏组件安装位置、逆变器安装位置、交直流配电柜安装位置、布线路径、控制系统安装位置等问题。准备太阳能光伏系统所需的工具、设备。设备安装阶段：严格执行现行国家施工验收规范规定，做到有目标、有步骤的进行。在施工过程中进行全盘考虑。系统运行调试阶段：系统调试，确保系统能正常使用，保证工程的质量。3.6.2 采用规范及标准gbj 205-1983 钢结构工程施工及验收规范gb 50207-1994 屋面工程技术规范gb 50171-1992 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工规范gb 50258-1996 电气装置安装工程1kv及以下配线工程施工及验收规范gb 50303-2002 建筑电气工程施工质量验收规范gb/t 19939-2005光伏系统并网技术要求gb/t 20046-2006光伏(pv)系统 电网接口特性cecs 85-1996太阳光伏电源系统安装工程施工及验收规范cecs 84-1996太阳光伏电源系统安装工程设计规范jis c8953-1993光伏特性排列i-v的现场测量gb500572000建筑物防雷设计规范gb50011-2001建筑抗震设计规范gb50016-2006建筑设计防火规范gb 50194-93建设工程施工现场供用电安全规范gb12801-1991生产过程安全卫生要求总则gb5083-1999生产设备安全卫生设计总则3.6.3 项目技术组织措施1、组织机构施工组织上主要采取分组实施的措施： l 工程考察组：负责合同的签订、前期工程勘察、土建施工的联系、货物仓储地点的选择。l 技术支持组：负责全部工程的图纸设计、材料规格的选定以及培训工作中的理论培训，技术文件和资料的编制、归档。l 物资供应组：负责全部物资(原材料)的采购、生产、包装，所有设备的长短途运输以及临时仓库的物资管理，建立可靠的材料保证体系。l 安装调试组：负责所有设备的安装、调试，以及试运行期间的技术保障，和培训工作中的现场培训。l 通讯联络组：以项目经理为全权负责人，负责各小组之间以及和业主、监理公司的沟通联络，及时解决工程中遇到的困难，通报工程的进度和周、日作业计划，负责所有施工人员的管理、调配。建立各级碰头会制度，及时解决和协调好施工中出现的各种问题；对工程的具体施工方案进行优化，在保证质量安全的前提下，优化整合资源保证工期的进度计划。2、项目监督与管理(1)、项目各部分考察鉴于本项目施工特点是工程量大，施工人员集中，施工面积广，并且施工期较长，因此，我司组会组成由本项目总负责人带队，“工程考察组”、“通讯联络组”以及“土建施工组”，进行设备安放位置的选址考察，并随后开始土建施工。站点考察由7人组成，工作内容包括光电场面积的深入测量，各方阵单元的位置和面积，控制室的位置和面积，绘制平面标识图，并在已考察过位置做好标识，认真填写工作日志，并做好存档工作。边考察，边安排施工。要求考察完毕后能够提供详细的光电场平面作业布