19MWp屋顶分布式光伏发电项目实施方案计划书

承包人实施方案计划书TOC\o"1-4"\h\z\u目录一、图纸及计算书 11、图纸部分（见附图）： 12、工程概述 22.1.工程简介： 22.2工程概况 23、方案设计 23.1设计原则 23.2.光伏组件串并联设计 23.3.光伏组件的布置 33.4.组件方位角选择 33.5.组件倾角选择 43.5.1方案一： 43.5.2方案二： 43.5.3分析对比 44、发电量计算书 54.1工程特性表 54.2设备数据 54.2.1组件资料 54.2.2逆变器资料 64.3电站效率预测 74.3.1发电量计算软件及方法 74.3.2PVSYST发电量损失参数的设定 74.4发电量计算： 8二、工程详细说明 91、光伏组件技术规范 91.1.技术规范简介： 91.1.1多晶硅 91.1.2硅片 101.1.3电池片效率等参数 102、详细技术规范书： 132.1外观 132.2光伏组件主要参数 132.3多晶硅太阳电池组件各部件技术要求 163、光伏支架 203.1支架选型 203.2检测方案 204、光伏电站系统配置方案及效率方案 234.1效率承诺 234.2光伏系统主要设备配置 234.2.1组件 234.2.2汇流箱 254.2.3直流柜（可选） 294.2.4光伏并网逆变器 314.2.5箱式升压变压器 354.2.6移开式开关柜成套装置各部分技术要求 384.3超容优化 434.3.1超容优化的原则 434.3.2超容优化的方法： 434.4光伏系统接线方案 464.4.1电缆选择 464.4.2路径选择 474.5监测系统 494.5.1监测系统的构成 494.5.2监控系统模块图： 494.6电网适应 54一、图纸及计算书1、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、工程概述2.1.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：320000㎡。建筑为钢结构彩钢瓦屋面。2.2工程概况项目所在地位于陕西省西安市，东经109°0'15，北纬34°28'41，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318823m2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49115—52785万kWh，25年平均发电约1964.6--2111.4万kWh。3、方案设计3.1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：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：光伏组件的开路电压温度系数；K’v：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：N≤21.93通过公式（2）计算得到：15.68≤N≤24.47兼顾布置效果，本次每串组件数目取为20。3.3.光伏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.组件方位角选择固定式支架一般朝正南方向放置。图1不同方位角下方阵的辐射量3.5.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：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：彩钢板屋顶载荷较小，屋顶承受力低，安全系数高；组件平铺，节约支架用量，前期投资成本略少；无需额外支架支撑，施工安装简单，周期短；平铺安装可以有更多的安容量，约为19MWp。缺点：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；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：满足倾斜面辐照度最大，按照组件倾角为22°安装。优点：满足组件最佳安装倾角，发电量较高；组件留有充分通风空间及检修安全距离，组件温升不高，组件效率较高缺点：施工难度高，需要前期增加支架投资；22°倾角安装会增加屋顶的风压值，影响厂房安全。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分析对比按照组件平铺屋顶计算：需要约318823m2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378602m2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59779m2的有效屋顶面积）。4、发电量计算书4.1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MWp192利用面积m23188233海拔高度m3884纬度（北纬）（°′）34°28'41.5经度（东经）（°′）109°0'156工程代表年太阳总辐射量MJ/m2.a4400～4800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最大降雨量强度mm185.3~284.9多年平均风速m/s1.9多年极大风速m/s19.1潮湿系数0.58~0.714.2设备数据4.2.1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）1200MPPT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)230～363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）15004.3电站效率预测4.3.1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。4.3.2PVSYST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（%）1累计遮挡损失-2.02组件玻璃光学损失-2.03弱光条件下的发电量损失-3.04温度损失-1.05组件表面污秽对发电量的损失-2.06组件匹配损失-2.07直流汇集线损-1.08逆变器损失-1.09逆变器出口至并网点损失-2.010系统效率约85%4.4发电量计算：名称 单位 数值装机总量 MWP 19年峰值日照小时数 h 1261.7（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%年数年衰减率单位年发电量22°倾角0°倾角10万kWh2207.11682059.094420.02万kWh2162.97452017.912530.007万kWh2147.83362003.787140.007万kWh2132.79881989.760650.007万kWh2117.86921975.832360.007万kWh2103.04411962.001570.007万kWh2088.32281948.267580.007万kWh2073.70461934.629690.007万kWh2059.18861921.0872100.007万kWh2044.77431907.6396110.007万kWh2030.46091894.2861120.007万kWh2016.24771881.0261130.007万kWh2002.13391867.8589140.007万kWh1988.1191854.7839150.007万kWh1974.20221841.8004160.007万kWh1960.38271828.9078170.007万kWh1946.66011816.1054180.007万kWh1933.03341803.3927190.007万kWh1919.50221790.769200.007万kWh1906.06571778.2336210.007万kWh1892.72321765.7859220.007万kWh1879.47421753.4254230.007万kWh1866.31791741.1515240.007万kWh1853.25361728.9634250.007万kWh1840.28091716.8607总数万kWh50146.48546783.363L年平均发电量万kWh2005.85941871.3345二、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320000㎡。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320000m²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。1、光伏组件技术规范1.1.技术规范简介：1.1.1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=156.0mm±0.5mm汇流条数目3倒角1.5mm±0.5mm厚度220μm±20%TTV<40μm弯度<3.5mm(betweenhighestandlowestpoint)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/，电池温度T=25℃。（1）尺寸：156mm×156mm（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%。（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2、详细技术规范书：2.1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<1>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。<2>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。<3>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）。<4>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。<5>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；<6>太阳能电池组件的强度测试，按照GB/T9535-1998(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25mm±5%、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；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。<7>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。<8>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。<9>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。<10>太阳能电池组件的封装层中不能有气泡和脱层。<11>组件在正常条件下绝缘电阻不低于50MΩ。以不大于500V·s-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。<12>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。<13>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。<14>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。<15>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。<17>玻璃边缘与电池片的距离要至少超过11mm的距离。<18>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。<19>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。<20>绝缘要求按照IEC61215-2005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40MΩ·m2。对于面积小于0.1m2的组件绝缘电阻不小于400MΩ。<21>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25mm±5%、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1.2.3.1（1）尺寸：156mm×156mm（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%。（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（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。（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（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.3、光伏支架3.1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1650×99.4×40mm，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GB／T4955，GB／T4956测定。1.1.2附着力按GB／T5270—1985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GB／T1764或GB／T4956测定。1.1.5附着力按GB／T1720--1979测定。1.1.6柔韧性按GB／T1731测定。1.1.7冲击强度按GB／T1732测定。1.2支架整体静力试验1.结构静力实验的目的在于：①确定结构在一定静载荷作用下的应力分布和变形形态；②确定结构的刚度和稳定性；③确定结构的最大承载能力，即强度；④从承力的角度评价结构承受静载荷的合理性；⑤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：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GB／T19l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4.1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4.2.1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）。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。

4.2.2汇流箱汇流箱选型：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11.422.31MW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。

汇流箱配置如下：16路智能汇流箱CPSCB16S‐P1台正泰配套箱体680×500×1801台正泰配套熔断器底座SLPV‐30Base34个正泰配套熔芯SLPV‐30DC1000V15A32个正泰配套熔芯SLPV‐30DC1000V2A2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EX9MD2BTMDC2004P4T1个正泰配套光伏浪涌保护器Ex9UP40R3P1000V1个正泰配套智能监测模块SUP16S1个正泰配套电源模块PVPSDC1000V1个正泰配套汇流箱技术数据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≥2.5mm≥2.5mm汇流铜排电流密度1~1.5A/mm21~1.5A/mm2汇流箱电阻率TMY≤0.01777Ωmm2/m；TMR≤0.017241Ωmm2/mTMY≤0.01777Ωmm2/m；TMR≤0.017241Ωmm2/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Up＜4kV(690V<Un≤1000V)Up＜4kV(690V<Un≤1000V)防雷汇流箱能工作的海拔气候条件2000M、-40~+50℃2000M、-40~+50℃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≥10KA≥10KA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≥20KA≥20KA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≥20MΩ≥20MΩ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<10mA<10mA汇流箱额定直流电压ＵN(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ModbusRTU协议，免费对用户开放ModbusRTU协议，免费对用户开放数据采集器的采集精度≥0.1A≥0.1A数据采集器的波特率96009600

直流柜和逆变器本次工程选用1MW预装式光伏系统1MW逆变器房配置：1MW逆变器房CPSPSW1M1台正泰配套箱体（不计升压变）2991×3300×28961台正泰配套配电箱CPSDBA1个正泰配套站用变压器3×5KVA315V/220V1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（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CPSDPD500KS型直流汇流柜。直流柜配置：光伏直流配电柜光伏直流配电柜（6进1出）CPSDPD500KS1台正泰配套柜体600*800*21001台正泰配套二极管CD300R1206个正泰配套散热器非标定制6套正泰配套风扇MA2082‐HVL6套正泰配套直流多功能表GR460B1个正泰配套电流传感器BSH‐500ICV5M6个正泰配套熔断器底座SLPV‐30Base4个新力熔芯SLPV‐30DC1000V2A4个新力铜排非标定制1套正泰配套辅材各种规格1套正泰配套光伏直流断路器EX9MD2BTMDC2004P4T6个Noark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IP20~P40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)额定开断电流15KA15KA额定短时耐受电流（1S）15KA15KA4.2.4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。500KW逆变器：技术参数500KW集中式逆变器汇流箱需要汇流箱集中汇流直流布线直流侧布线相对复杂且距离长，必要时需要置多级汇流，成本相对较高交流布线交流侧到变压器距离很短，线损小，交流布线简单成本较低输出电压输出三相交流315V，并网需要加400V隔离变压器或者升压变压器防护等级防护等级为IP20，室内安装，或者建造户外房冷却方式强制风冷，需要大流量风道工作电压范围MPPT范围是450-940V，发电范围较窄，电能质量单台THD<3%，两台并联约为3%，加隔离变压器没有直流分量。电网调节有低电压穿越功能，电网可以调节功率因素，有功和无功等功能较弱。安全有直流断路器和交流断路器，能根据故障的不同情况用时断开，安全性好。1MW容量10KV并网成本（仅供参考）：序号项目集中式逆变器1汇流箱，直流柜20台12路汇流箱，2台直流防雷配电柜，总价是：12万2逆变器2台500KW逆变器，总价约30万。3直流电缆约30万4交流电缆约20万5升压变压器双分裂变压器270V-10KV-1000KVA，25万6交流配电柜2进2出4万7安装费用6000元8总费用121.6万

运营与质保

逆变器配置表：序号名称规格和型号单位数量产地生产厂家1IGBT/MOSFET2MBI1400个6日本富士2输出滤波器SC500K-EMIF2个1中国正泰3三相电抗器TRDK3J0440个1中国腾冉4直流EMI模块SC500K-EMIF1个1中国正泰5电流传感器BSY3个4中国BYD6DSPTMS28234个1美国TI7交流开关ABBOT1250个1瑞士ABB8直流开关ABBOT1250个1瑞士ABB9接触器AF750个1瑞士ABB10母线支撑电容C3B1M个16中国FARA11冷却风机D2E146个3德国EbmpapstM09法国Rosenberg12防雷模块Ex9UP（直流防雷器）个1中国NoarkVAL-MS230(交流防雷器)个1德国PHOENIX本次供货逆变器技术要求：技术参数招标要求投标响应额定交流输出电压：315V315V最大输出功率系数：1.15:1以上1.15:1以上额定输出频率：50HZ50HZ功率因素：0.9（滞后）~0.9（超前）0.9（滞后）~0.9（超前）最大转换效率：≥98.7%≥98.7%欧洲转换效率：≥98.5%≥98.5%最大直流系统电压：DC1000VDC1000VMPPT输入电压：450~940（或更宽）450~940（或更宽）MPPT电路数：≥2≥2最大直流输入路数：4~6路（每路可接入125~150kw）4~6路（每路可接入125~150kw）工作环节温度：-40℃~85℃-40℃~85℃总电流谐波畸变率：≤3%≤3%噪声：≤45dB≤45dB待机功耗：≤1W≤1W4.2.5箱式升压变压器太阳能预装式变电站是一种MW级并网光伏电站一站式解决方案，把低压直流配电设备、低压交流配电设备、监控保护设备、升压变压器、中压开关设备等，按一定接线方案组合而成的工厂预制式成套配电设备。它是太阳能光伏发电进入大规模商业化发电阶段、成为电力工业组成部分的重要发展方向，是当今世界太阳能光伏发电技术发展的主流趋势。本次变压器选型为S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%，18台；检修和返修中心升压变选1250KVA1台。1变压器的温升试验应符合GB1094.2—1996规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。部分温升限值线圈：绝缘的耐热等级为A（用电阻法测量的平均温升）65K顶层油（用温度计测量的温升）55K铁芯本体油箱及结构件表面应是使相邻绝缘材料不致损伤的温度75K2高压设备的允许温升值满足GB/T11022—1999的规定；低压设备的允许温升值满足GB7251的规定。(1)变压器低压侧配置一个小型配电柜，内置400V微型断路器，。组合式变压器检修、照明、加热电源由此引出，供方负责组合式变压器内部照明、加热、检修等设计。详见附图(2)低压室内设带有温湿度控制器的加热装置，对组合式变压器进行自动加热和除湿，防止凝露的产生。高低压室内均设置照明灯，高压室的门上安装门控开关，控制高压室内的照明灯。(3)低压侧每分支设置电流互感器供监视二次电流。(4)组合式变压器低压侧每分支设三只电流表和三只电压表。(5)低压侧加装浪涌保护器。(6)组合式变压器保护信号a.变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温，变压器装设油位指示装置，监测变压器油位状态；变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力；变压器装设放油阀和取油样装置。组合式变压器应装设普通电流、电压表计。将温度、低压开关量引入并接端子排。b.组合式变压器保护信号输出组合式变压器油面温度4-20mA信号组合式变压器高压侧负荷开关状态信号组合式变压器低压侧开关状态信号(7)压力释放、超温报警、超温跳闸、均留有跳闸和上传接点，并跳低压侧开关每台组合式变压器的低压开关柜内设置一台组合式变压器测控装置，用于采集组合式变压器内的各种电气量参数和非电气量参数,测控以满足综合自动化系统的测控要求。组合式变压器测控装置要求：a.装置至少具有20路遥信开入；b.装置至少具有5路继电器输出（标配），最多可扩展为6路；c.装置至少具有2路直流量输入，其中一路热电阻或4~20mA可选，另一路可固定为4~20mA输入，可以采集变压器油温及组合式变压器内环境温度；d.具有交流采样功能，可测量I、U、P、Q、F、COSφ、有功电度、无功电度等遥测量；e.变压器低压侧不设PT，装置应可直接采集315V三相电压；电流互感器三相都进行采集。f.装置具有非电量保护功能，包括：变压器油位、油温；g.装置可以采集熔断器熔断、组合式变压器门打开等信号；h.应可采集如下开关状态：35kV负荷开关状态信号；315V低压断路器状态信号等i.遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。j.具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能，可至少保存最新25次SOE变位记录、最新25次用户操作记录。m.包括显示、电源、CPU、IO板、通讯板在内的装置全部元器件必须满足宽温-40℃～+70℃条件下装置可保证正常工作的要求，以满足光伏发电场的特殊环境；n.装置结构应方便安装于美式组合式变压器内，采用RS485通讯。升压变参数:技术要求招标要求投标响应型式:三相双绕组无励磁调压变压器三相双绕组无励磁调压变压器型号:S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.3156.5%额定容量:1000kVA1000kVA额定电压:10.5±2X2.5%/O.4kV10.5±2X2.5%/O.4kV相数:3相3相频率:50Hz50Hz调压方式:无励磁调压无励磁调压线圈连接组别线圈联接组别:Y,dllY,dll冷却方式:ON/ANON/AN空载损耗:1.44KW1.44KW负载损耗:12.15KW12.15KWl噪声水平:≤50dB（距外壳1m处）≤50dB（距外壳1m处）中性点接地方式:中性点不接地中性点不接地

4.2.6移开式开关柜成套装置各部分技术要求一、10KV移开式开关柜参数要求开关柜参数单位招标要求投标响应结构形式户内铠装移开式交流金属封闭式开关柜户内铠装移开式交流金属封闭式开关柜额定电压KV1010额定电流A630/1250630/1250额定工频KV42额定雷电冲击KV75额定短路开断电流KA2525额定短时耐受电流及持续时间KA/S25/4s25/4s额定峰值耐受电流KA6363供电电源控制回路VDC220DC220使用寿命年≥25≥25防护等级/IP4XIP4X爬电距离mm/kv≥810≥810相间及相对地净距（空气绝缘）mm≥400≥400

二、真空断路器技术参数：技术参数及要求招标要求投标响应真空断路器额定电压kV1010额定最高运行电压KV10.510.5额定频率HZ5050控制回路1min工频耐受电压kv95/1853KV(国标最大值)灭弧室类型真空真空额定电流A630/1250630/1250额定短路开断电流kA2525额定短时耐受电流kA6363机械稳定性次≥10000≥10000操动机构形式或型号弹簧弹簧电动机电压VAC380/220AC380/220

三、电流互感器参数：技术参数单位招标要求投标响应型式或型号干式、电磁式干式、电磁式额定电压KV1010设备最高电压KV10.510.5额定频率HZ5050额定一次电流A按图按图额定二次电流A55额定输出容量VA按图按图四、避雷器技术参数：技术参数单位招标要求投标响应型式复合绝缘金属氧化物避雷器复合绝缘金属氧化物避雷器额定电压KV1212持续运行电压KV2727标称放电电流KA55徒波冲击电流下残压峰值KV≤154≤154雷电冲击电流下残压峰值KV≤134≤134操作冲击电流下残压峰值KV≤114≤114

技术参数单位招标要求投标响应型式/型号额定电流A12501250额定工频1min耐受电压（断口）KV118118额定工频1min耐受电压（对地）KV9595额定雷电冲击耐受KV215215电压峰值（1.2/50）对地185185额定短时耐受电流及持续时间KA/S25/425/4额定峰值耐受电流KA6363操动机构型式或型号手动手动操动机构电动机电压VAC380/220AC380/220操动机构控制电压VDC220DC220操动机构操作方式三相机械联动三相机械联动备用辅助触点数量对1010备用辅助触点开断能力DC220V2.5ADC220V2.5A五、接地开关参数：

六、母线技术参数：技术参数单位招标要求投标响应材质铜铜额定电流A12501250额定短时耐受电流及持续时间KA/S25/425/4额定峰值耐受电流KA6363导体截面mm²与开关柜型式实验报告中产品的导体截面、材质一致与开关柜型式实验报告中产品的导体截面、材质一致

4.3超容优化4.3.1超容优化的原则1、控制投资成本，充分利用场地面积，更多的提高光伏发电量；2、要避免盲目追求高可靠性或低成本的倾向。4.3.2超容优化的方法：从关键设备入手，发挥设备潜能，进一步提升系统在弱光条件下的效率逆变器主要技术参数类型(是否带隔离变)否额定功率（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）1200MPPT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)230～363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）1500CPSSC500KTL-H效率曲线为：CPSSC500KTL-H逆变器通过在硬件电路和软件算法上进行优化，可有效地解决光伏并网逆变器在弱光特性下的输出谐波超标、效率较低的问题,使其THD≤3%,弱光下效率≥95%。图2和图3分别是采取优化设计前后逆变器的谐波含量和逆变效率的效果对比。逆变器在10％负载率下的效率一般为90％左右。通过采用上述技术，可使逆变器在弱光条件下的效率大幅度提高，在5％负载率下的效率仍然可达95％以上。采用高功率密度逆变升压设备。本工程采用大功率档位的500KW光伏逆变器，正泰该款逆变器性能优异、安全性能高、运行稳定，在满足安全性、稳定性的要求下大功率的逆变器会使汇流设备和电缆用量的减少，而在逆变器后端带来的结果将是变压器功率密度的增大，相应地会使发电单元站房数量、土建工程量、高压电缆的用量、高压开关设备用量、监控点数等发生不同量的减少，仅此一点，相比之下可降低成本3％～4％。具体分析：通过逆变的技术参数可知：逆变器的最大功率可以达到575KW，则1MW集装箱式逆变器最大功率可以达到1150KW（即1.15MW）；通过箱变的参数可知：当逆变器为最大575KW功率时，变压器低压侧容量为：585KVA(考虑功率因素为0.94)≤630KVA；以上分析说明，我方此次光伏系统设备充分考虑了系统超容优化。

4.4光伏系统接线方案4.4.1电缆选择类别电缆组件到汇流箱光伏电缆PV1-F-0.9/1.8-1×4mm2直流汇流箱到逆变器直流电缆ZRC-YLJV22-0.6/1-2*120mm2逆变到箱变电力电缆ZR-YLJV22-0.6/1kV-3*300mm2铝合金电缆特性：特性铝合金铝合金优势设计使用年限=40年交联聚乙烯铠装高柔韧性自锁铠装减少施工难度、降低人力成本弯曲半径=7d抗疲劳强度比铜电缆高25%优于铜电缆柔软性能比铜电缆高25%优于铜电缆相同载流量的对比418Amp相同等级低烟无卤、阻燃A类电缆总重量3545(kg/km)经济性能重量轻、高效安装、无需外铠、无需桥架、节约时间、节约人力抗拉强度优防腐性能优反弹性能比铜电缆低40%优于铜电缆

4.4.2路径选择光伏组件和组串接线：每串光伏组件之间的连接光伏电缆在电池板组件上已经带有（为PFG1*4）,这部分的接线优化已经没有空间；从每个组件串出来接入到汇流箱的光伏电缆是本工程需要考虑和优化的；根据计算选取20片组件为一个回路串接入汇流箱。汇流箱和直流柜的接线：光伏组件串接入汇流箱后（称此处使用的电缆为一级汇流电缆），再由汇流箱汇流进入直流柜汇流（称此处使用的电缆为二级汇流电缆），由于一二级汇流电缆的长度相互影响，故这两种电缆需要综合起来分析。本工程采用集装组合式逆变器（逆变器和直流柜放置在逆变器房内），前面“逆变器布置位置”设计部分已经确定逆变器位置则直流柜与其相同，以1MW固定支架式标准方阵为模板分析，1MW固定方阵的排列参见下图

汇流箱布置方案一：方案二：比较分析：一级汇流电缆二级汇流电缆主材成本方案一约11000m约4600m约28万方案二约13000m约3000m约20万通过以上分析选用方案二的接线布置。4.5、监测系统4.5.1监测系统的构成由数据采集系统、数据传输系统、数据中心组成。主要完成逆变器、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、环境监测、升压变压器等设备参数的采集及数据预处理。并将就地监控采集到的数据通过各种传送方式传输给监控中心。4.5.2监控系统模块图：光伏电站子站监控系统功能模块光伏组件分部汇流箱直流配电柜逆变器交流配电柜馈线保护升压变压器日照辐射风速、风向环境温度光伏电站子站监控系统功能模块光伏组件分部汇流箱直流配电柜逆变器交流配电柜馈线保护升压变压器日照辐射风速、风向环境温度温度控制系统安保防护系统火灾防护系统视频图像监视电气结构图系统结构工况图告警信息简报数据查询检索报表图形功能系统配置功能用户帮助功能电能量转化设备监控环境参数监控辅助生产监控全站性能监控系统维护管理太阳能电池板温度等

光伏电站配电电气结构监控通过对电站内一次及二次配电网络状态的监控，了解电站内各电气设备的运行情况及状态，并对电站的并网状态、有/无功功率流向情况等进行实时监控。光伏组件分布监控能够根据汇流箱采集数据显示各个光伏方阵的输出功率，定位异常光伏组件逆变器监控逆变器主要监测指标包括：直流电压、直流电流、直流功率交流电压、交流电流逆变器内温度、时钟频率、功率因数、当前发电功率日发电量、累积发电量、累积CO2减排量电网电压过高、电网电压过低电网频率过高、电网频率过低直流电压过高、直流电压过低逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路散热器过热逆变器孤岛DSP故障、通讯故障等汇流箱监控汇流箱主要监测指