光伏电站工程的设计及施工组织

摘要

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》提出了“非化石能源占一次能源消

费比重达到11.4%、单位国内生产总值能源消耗降低16%、单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%”的

约束性指标。这是贯彻落实科学发展观，构建社会主义和谐社会的重大举措：是建设资源节约型、环境

友好型社会的必然选择：是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路：是提高人民生活质量，维护

中华民族长远利益的必然要求。

随着经济发展步伐的加快，各地区用电负荷增加很快，电力供应紧张，供需矛盾突出，煤炭、石油、

水力资源等能源相对匮乏，光伏项目能够很好的利用太阳能资源及上地资源。建成后，通过与当地电网

联网运行，可作为地方电网电力来源的部分补充，为地区经济可持续发展做出一定贡献。

近年来，我国光伏产业呈现快速增长态势，目前已经成为世界第一大光伏组件生产国，有一批具有

国际竞争力和国际知名度的光伏生产企业，己形成具有规模化、国际化、专业化的产业链条。但目前国

内市场需求不足，过度依赖国际市场，加大了市场风险，在一定程度上影响了产业发展。

推动光伏建筑应用，拓展国内应用市场，将创造稳定的市场需求，促进我国光伏产业健康发展。

关键词：光伏光伏电站设计施工组织

前言

地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全

年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地

区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。

我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面枳2/3以上地区年日照时数大于2000小时

按照日照辐射强度，根据太阳能资源评估方法(QX/T89-2008),上图中将我国分为四类地区。

一类地区(最丰富带)全年辐射量在6300MJ/m2(1750kWh/m2i以上。主要包括青藏高原、甘肃北

部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西

藏东南部等地。

二类地区(很丰富带)全年幅射量在5040〜6300MJ/m2(1400〜1750kWh/m2)。主要包括山东、

河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福

建南部、江苏中北部和安徽北部等地。

三类地区(较丰富带)全年辐射量在3780〜5040MJ/m2(1050-1400kWh/m2)。主耍是长江中下游、

福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。

四类地区(一般带)全年辐射量在3780MJ/m2(1050kWh/m2)以下。主要包括四川、贵州两省。此

区是我国太阳能资源最少的地区。

一、二、三类地区，年日照时数不小于2000h,是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大,

约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好资源条件。四类地区仍然具有一定的利用价值。

太阳能光伏发电系统设计

1.1太阳电池组件选择

太阳能电池是把太阳光直接转换为电能的半导体器件，是光伏发电的基本单元。由于

单体电池的电压只有620〜640mV,因此需要将其串联以达到一定的使用电压。组件制造也

即是单体电池的封装，除了提高电压外，另一个目的是通过各种辅料保护单体电池。组件

制造厂通过选择电性能良好、功率偏差小、电流一致性好的单体电池和各种通过认证的原

辅料来生产组件，以便生产出来的组件能够在野外长期可靠的工作。从1954年美国贝尔

实验室制得的第一块光电转换效率5.4%的晶体硅光伏电池到现在已发展到15%以上，太阳

能电池技术发展迅速，效率持续提高成本不断降低，实现了光伏发电的新时代。

太阳电池的新技术多种多样，有些已经小规模产业化但价格相对高些，有些部分尚处

于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段。目前硅基材料的太阳电池板占据市场

的主流，单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的

90%以上。

单晶硅太阳电池组件和多晶硅太阳电池组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，

占据光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程lOOMWp光伏

电站工程的首选发电设备，其国内供应量非常充足。

多晶硅太阳电池组件同单晶硅太阳电池组件相比，转换效率相对较低，但成本有优势,

适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程。单晶硅电池组件功率大，可以减少支

架、土建费用，同时单晶硅太阳电池更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。

综合以上因素，考虑到市场供求关系，结合项目的建设用地情况和成熟应用情况，可

以考虑使用375Wp单晶硅太阳能组件。

表1T拟选单晶硅太阳电池组件主要性能参数表

部件单位数值

组件类型单晶硅备注

峰值功率Wp375

功率公差%0~+5W

组件转换效率%19.3%

开路电压V48.5

短路电流A9.88

工作电压V40

工作电流A9.37

组件功率温度系数%/K-0.39

部件单位数值

组件电压温度系数%/K-0.29

组件电流温度系数%/K0.05

工作温度范围℃-40~+85

光伏电池组件尺寸结构mm1960x992x40nmi

玻璃厚mm3.2镀膜

防护等级1P67

连接线规格mm4mm2X1000mm

1.2光伏阵列的运行方式设计

1.2.1光伏阵列的运行方式选择

采用相同的晶体硅太阳电池组件，不同的电池组件支架将对太阳电池方阵的建设用地

产生影响，有些差距还很大，这对项目的建设用地指标和建设规模都有很大影响。

地面光伏电站比较常用的太阳电池组件支架有固定式支架、水平单轴跟踪支架、倾斜

单轴跟踪支架（也称倾纬度角单轴跟踪支架）和双轴跟踪支架。如图1.2T所示。

ATtttffiEli综方做单7笈双一・股

图1.2T：太阳电池组件支架类型

固定式支架通常有一定的倾角，安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置、

全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例和特定的场地条件等。最佳安装倾角可采用

专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。

水平单轴跟踪支架，通过其在东西方向上的旋转，以保证每一时刻太阳光与太阳电池

板面的法线夹角为最小值，以此来获得较大的发电量。

倾斜单轴跟踪支架，是在固定太阳电池面板倾角的基础上，围绕该倾斜的轴旋转追踪

太阳方位角，以获取更大的发电量。

双轴跟踪支架，通过其对太阳光线的实时跟踪，以保证每一时刻太阳光线都与太阳电

池板面垂直，以此来获得最大的发电量。

i般而言，双轴跟踪系统发电量最大，但是占地面积大，支架的造价高，运营维护成

本高，性价比不好。

倾斜单轴跟踪系统占地面积仅比双轴跟踪系统小i点，远大于水平单轴系统。相对于

水平单轴跟踪系统而言，发电量增加不大。由于带倾角的缘故，后部支架很高，增加的造

价也比较高。纬度较低的地区，支架所增加的投资与所获得的发电量比较并不经济。

两类支架系统从土地利用上，固定支架占地比水平单轴跟踪支架小。同时，水平单轴

跟踪支架比固定支架组成的发电系统造价约增加投资25%,发电量增加15%。

目前，跟踪系统如果出现机械故障，可能引起太阳电池少发电、不发电等情况。另外,

水面采用跟踪系统，施工难度大，成本高，不适用于平价上网项目。

1.2.2光伏阵列最佳倾角的计算

最佳倾角与方位角的选择是影响光伏电站发电量很关键的问题。一是方位角，一般情

况下处于北半球的方阵朝向正南（即方阵垂直面与正南的夹角为0°）时，光伏方阵发电

量是最大的。在偏离正南30°时，光伏方阵的发电效率减少约10%〜15%；在偏离正南

60°时，光伏方阵的发电效率减少约20%〜30%。二是倾角，最佳倾角与项目所在地的纬

度有关，一般情况下纬度越高最佳倾角越大。

对于大型并网光伏电站来说，最佳倾角的诜择要在考虑风压、雪床、沙尘、组件占地

面积、阴影遮挡、支架荷载等因素的基础上，使光伏方阵斜面上的全年辐射量最大。倾角

增大时有利于组件表面的自清洁，但角度过大时组件的抗风性会减弱，所以倾角的选择应

适中。

1.3逆变器选型

1.3.1主要技术要求

作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备，其选型对于发电系统的转换

效率和可靠性具有重要作用。结合《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的及其它

相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：

（1）容量

对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容

量集中型逆变器单机额定输出功率在lOOkW〜3000kW之间，通常单台逆变器容量越大，单

位造价相对越低，转换效率也越高。从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台

容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护

工作量也大；在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在

一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统

出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综合考虑。

（2）转换效率高

逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系

统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。逆变器转换效率

包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变

器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程

中应选择欧洲效率高的逆变器。

（3）直流输入电压范围宽

光伏组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以

将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加

发电量。如在落H余晖下，辐照度小光伏组件温度较高时光伏组件工作电压较低，如果直

流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。

（4）最大功率点跟踪

光伏组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系

统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。

（5）输出电流谐波与功率因数

九伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足《电能质量公用电

网谐波》GB/T14549-1993的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采

取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3-逆变器功率因数接近于1。

（6）具有低电压穿越能力

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大型和中型光伏电站应具备一定

的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所

选并网逆变器具有低电压穿越能力，具体要求如下：

a）光伏发电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行Is；

b）光伏发电并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，光伏电站必

须保持并网运行；

c）光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间断并网运行。

（7）系统频率异常响应

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大型和中型光伏电站应具备一定的

耐受系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在电网允许

频率偏离下运行。

（8）可靠性和可恢复性

逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电

压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏组件特性曲线

中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自

动从主网解列。

系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统

电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。

（9）具有保护功能

根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠

频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温

保护等保护功能。

（10）监控和数据采集

逆变器具有RS485通讯接口进行数据采集并经过光纤环网发送到主控室，便于电站数

据处理分析。

1.3.2MPPT范围

对于太阳能方阵系统单元来说，MPPT的精度、宽范围意味着更多的发电量，考虑环境

温度的变化使组件的开路电压低至450V,因此选择宽范围MPPT并网逆变器，这样选择该

逆变器可以使光伏系统在更多的时间段、电压范围内均能获得该时刻的最大功率，系统整

体效率必将得到提高。目前市场上的集中式、组串式逆变器均能满足。

1.3.3逆变器特点

并网逆变器的效率不低于98%,并网逆变器具有一定的过载能力并具备可靠的最大输出

电流限制功能，在筋%的负载电流情况下，并网逆变器可连续可靠的长期工作，在120喋的

负载电流情况下，光伏电站连续可靠工作时间不小于1分钟；具有低电压穿越和孤岛保护

的功能；具有RS485通讯接口，并开放通讯协议，配合监控系统能将逆变器上述参数及故

障型号传至远方控制室，能保证实现监控系统可以远方控制逆变器启停，具有远方调整逆

变器功率的功能。

1.3.4逆变器的选型

根据并网逆变器目前的技术水平，考虑可靠性、实用性、灵活性等要求，大型光伏电

站系统宜采用“集中安装建设，多支路上网”的技术路线，并推荐采用2.0MW逆变器（4台

500kW逆变器集中布置）与光伏方阵相连，输出35kV中压，升压后与公共电网并网。

逆变器性能参数表如下：

1.3-1逆变器性能参数表

（一）、使用环境条件

序号川！1!单位参数

1安装场所室内

2环境温度

——最高℃55

---最低℃-30

3年平均相对湿度%0'95

4月平均相对湿度%0~95

5日平均相对湿度%0~95

6海拔in3000

7地震条件（同时作用）

序号项n单位参数

—耐地震能力度VII]

——水平加速度g0.2

一一垂直加速度g0.1

（二）、技术参数

单

序号项目参数

位

1逆变器输出功率

(1)逆变器输出额定功率W500K

(2)逆变器最大光伏输入功率W567K

2逆变器效率

(1)最高转换效率99%

(2)*欧洲效率（加权平均效率）98.4%

3逆变器输入参数

(1)MPPT电压范围V480-850

(2)最大直流输入电流A1298A

4逆变器输出参数

380/400/415(可设

(1)额定输出电压V

置)

(2)输出电压范围V340/400/415110%

(3)输出频率要求Hz50±4.5Hz(可设置)

(4)功率因数>0.99

(5)最大交流输出电流A916A

(6)总电流波形畸变率<3%

5电气绝缘

(1)直流输入对地2000VAC,1分钟

交流对地2000VAC,

(2)直流与交流之间1分钟

直流对交流的耐压

单

序号项目参数

位

通过选配隔离变压

器保证

6防护等级IP20（外壳）

7噪音<60dBA

8逆变器功率损耗

(1)工作损耗W<1200

(2)待机损耗/夜间功耗W<50

输入直流电压范围

在480-850V之间,

9自动投运条件

输出电压和频率在

设定范围内

10断电后自动重启时间20s~5m可设

11隔离变压器（有/无）可选配

12保护功能

(1)过载保护（有/无）有

(2)反极性保护（有/无）有

(3)过电压保护（有/无）有

短路、孤岛、过温、

过流、直流母线过

(4)其它保护压、电网欠压、欠频、

逆变器故障、风扇故

障等保护

13相对湿度95%

14防护类型/防护等级IP20

15散热方式风冷

16重量lOOOKg

17机械尺寸（宽义高X深）1200X2150X700

1.4光伏阵列设计及布置方案

1.4.1太阳电池组件的串、并联设计

1）设计原则：

大型光伏并网电站是由很多光伏发电单元系统叠加而戊的，通过对光伏发电单元系统

的优化设计，可达到整个光伏电站系统的优化设计。光伏发电单元系统是指一台逆变器与

对应的n组太阳电池组串所构成的最小光伏发电单元，它可以实现“太阳能〜太阳电池（光

生伏特）〜直流电能〜逆变器（直流变交流）〜交流电能〜用户或升压并网”的完整发电

过程。

在光伏发电单元系统设计时，应遵循以下原则：

（1）太阳电池组件串联形成的组串，其输出端电压的变化范围必须与逆变器的输入

电压范围相符合。太阳电池组串的最高输出电压必须小于逆变器允许的最高输入电压，太

阳电池组串的最低输出电压必须大于逆变器允许的最低输入电压。

逆变器能承受的太阳电池组串最高输出电压发生在温度较低时，组串开路旦阳光辐射

最大的情况。在本工程设计中，确定阳光辐射在lOOOW/布、组件电池工作温度为-10℃时的

开路电压为太阳电池组串的最高输出电压。

逆变器工作所需的太阳电池组串最低输出电压发生在阳光辐射最大（极端工作温度）、

太阳电池组串产生最大峰值功率时。在木工程设计中，确定阳光辐射在lOOOW/nA组件电

池工作温度为70℃、太阳电池组件产生最大峰值功率时的输出电压为太阳电池组串的最低

输出电压。

（2）并联连接的全部太阳电池组串的总功率应大于逆变器的额定功率。

（3）太阳电池组件串联形成光伏组串后，光伏组串的最高输出电压不允许超过太阳

电池组件自身要求的最高允许系统电压。

2）太阳电池组件的串、并联设计：

光伏力阵由太阳电池组件经串联、并联组成，一个光伏发电单元系统，包括1台逆变

器与对应的n组太阳电池组串、直流连接电缆等。

太阳电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电

池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为太阳电池组串。太阳电池组串的并联数量由

逆变器的额定容量确定。

太阳电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的太阳电池组串

的输出电压进行温度校验。

2000kW并网逆变器的最高允许输入电压Udcmax为850V,输入电压MPPTT作范围为

480~850Vo375Wp单晶硅太阳电池组件的开路电压Voc为4工68V；工作电压Vm为40.75V。

最大允许系统电压为1000L

(2)太阳电池组串的并联路数计算：

按上述最佳太阳电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量=375WpX

18=6750Wpo对应于2500kW逆变器的额定功率(超配1.1988)计算，需要并联的路数N=

2403/6.75=356路,取356路。

因此，该方阵组件的串联数为18块、2000kW并联的组串数为356路，是安全的和合理

的，具体计算结论见表

表1.4-1375Wp单晶硅组件串并联计算数据

名称单位计算

组件串联数个18

组串并联数串356

组件总数个6408

光伏阵列额定功率kWp2403

设计确定：375Wp单晶硅太阳电池组件的串联数量为18块，配2000kW国产并网逆变

器时的组串并联路数为356路，按此设计，对于2000kWp逆变器共需要375Wp单晶硅太阳

电池组件18X356=6408块，领定总容量为6408X375=2403kWp，并以此组成一个2403kWp

光伏发电单元系统，共计42个2403kWp光伏发出单元系统。

1.4.2光伏阵列布置设计

(1)太阳电池阵列间距的设计计算：

根据太阳在不同纬度时的入射角不同，太阳能电池方阵工作的最佳倾斜角度应该是使

方阵光伏组件表面始终与入射光线垂直，固定式太阳能阵列倾角设计为26°,根据电站所

处位置的纬度，参照《光伏电站设计规范》(GB50797-2012)要求取太阳入射角最小的冬

至这天9：00至15：00计算前排支架阴影不对后排光伏组件造成遮挡。

太阳

D=小夕+一心°7-338

因此，根据公式计算0.707-0.4338tan①

式中：。一表示前后阵列间的距离；

一表示太阳能阵列倾斜面长度；

B一表示支架倾角；

夕一表示项目地纬度。

由此计算固定支架26°倾角，支架南北向中心间距：

D=7.4m（理论最小间距）

考虑地形起伏可能引起电池支架间相互遮挡，因此当南北向支架基础在同一水平面

时，固定支架中心南北向间距取值为7.而，即可在限定的合理时间内不造成阴影遮挡。支

架东西间距取值0.5m,子方陇之间间距1.Onu

（2）单支架电池组吊的排列设计：

每个晶体硅太阳电池组串支架的纵向为2排、每排18块组件，即：每个单支架上安装36

块单硅太阳电池组件，满足2个组串。每一支架阵面平面尺寸约为（18.22mX4.01m）。

（3）逆变器布置方案：

每4个500kWp逆变器组成1个2.OMW集中式逆变器，设一间逆变升压配电室。

每台2.OMW逆变器有356个组串，对应布置178个支架。由于场址微地形复杂，坡度及

坡向多变，太阳电池方阵的阵列间距和布置位置需根据地形的变化情况确定，尽量少占土地

及节省电缆。

1.5光伏工程年上网电餐估算

1.5.1光伏电站第一年理论发电量

光伏发电量计算方法

光伏发电站发电量影响因素主要有：光伏组件类型、功率、数量、额定光伏组件效率、

正常工作温度、光伏温度因子、逆变器效率、容量及其它光伏阵列损耗、项目地点的纬度和

光伏方阵的方位、安装模式、倾角、各月水平面上的平均日辐射、光伏阵列面上的平均日辐

射、各月平均温度等。计算公式如下：

Em

其中：EP为上网发电量：

PAz为组件安装容量；

HA为光伏组件倾斜面太阳能年辐射总量：

K为综合效率系数。

1.5.2光伏电站综合效率系数

电站发电量综合效率系数K主要由以下几部分组成：

影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因索有：灰生、雨水遮挡引起

的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、

直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。

1）灰尘、雨水遮挡及天气引起的效率降低

项目当地处在多水地区，灰尘较少，降水较多，同时考虑有管理人员可经常性人工清理

方阵组件的情况下，采用数值：98%

2）温度引起的效率降低

光伏组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，

因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素♦，考虑本系统在设计时已考虑温度

变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作

在最大跟踪功率点范围内，考虑0.31%/K的MPP功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值,

可以计算得到加权平均值为97.3机

3）组件串联不匹配产生的效率降低

组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为98.9%o

4）直流部分线缆功率损耗

根据项目的直流部分的线缆连接,计算得直流部分的线缆损耗1.1%,选择该效率为98.玳。

5）逆变器的功率损耗

本项目采用高效并网逆变器，功率损耗可取2.4%,选择该效率为97.6机

6）交流线缆的功率损耗

根据项目的交流部分的线缆连接，计算得交流部分的线缆损耗效率0.3%,选择该效率为

99.7%o

7）变压器功率损耗

使用高效率的变压器，变压器效率为98%。

8）天气、气候因素及烟雾对系统效率的影响

近年来因环境污染导致气候、气象极不稳定，雾霾、烟雾对系统效率影响较为严重，降

低系统效率，选择该效率为97双

9）总体系统效率

测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降殒

失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，

取0.937的修正系数，则系统综合效率：

q=98%X97.3%X98.9%X98.9%X97.6%义98%X97%X98%X0.937弋80.36%

因此，光伏电站整体效率为80.36%

表1.b-1系统效率估算修正系统统计表

电站的系统效

序号效率损失项目修正系数

率

1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低98%

2温度引起的效率降低97.3%

3组件串并联不匹配产生的效率降低98.9%

4直流部分线缆功率损耗98.9%80.36%

5逆变器的功率损耗97.6%

6变压器的功率损耗98%

7交流部分线缆功率损耗97%

天气、气候因素及烟雾对系统效率的影

898%

响

9修正系数0.944

1.5.3光伏电站年均上网发电量

由于太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，目前行业内公认的光伏组件的寿命为

25〜30年；本工程光伏组件的寿命按25年考虑。光伏组件效率按寿命期25年内累计折损

20%,且每年衰减的百分比相同进行计算，则25年年均衰减为0.50%。根据区域维度不同，

可以通过计算得出详细发电量。

总平面布置及土建工程设计

2.1电站总平面布置

2.1.1总体规划

2.1.1.1总体规划

1）场址规划

场址场地主体按不同项目区域位置，主要用于布置太阳电池方阵。场地区域内因地形、

耕地等原因不能用于方阵布置的成片土地不考虑作为本项目的建设用地。

2）电站出线:

光伏电站出线应考虑不对光伏电站产生阴影影响0

3）进站道路：

进场道路使用应扩宽至6米。

4）电站取水：

光伏电站工程用水可从场址附近村庄取水。

5）施工用电和建材.：

施工用电可从场址附近的农网10kV线上T接，砂石料等普通建材可在当地购买。

2.1.2总平面布置方案

2.1.2.1布置原则

1）太阳电池方阵主要随原始地形南北向直列布置；

2）为r控制工程投资，尽量避免在最高洪水位以下水深5米以上场地上布置太阳能

电池方阵。

3）升压站布置在外线就近原则，减少耗损，保证电站系统发电效率。

4）根据周边环境特点，升压站应尽可能布置在场址标高较高处且距接入站距离较近

的区域，以减小十.方量，且不影响太阳电池方阵的合理布置。

2.1.2.2太阳电池方阵布置

太阳电池方阵阵面朝南，阵面倾角按实际纬度计算，随地形向南直列布置。方阵阵列

的间距按倾角计算后确定准确距离。

2.1.2.3升压站布置

升压站区域属于综合功能区，主要包括综合楼、一、二次预制舱及户外电气设备布置

场地、警卫室及休息室和水泵房等。

2.1.2.4箱逆变一体机基础布置

箱逆变一体机基础采用钢平台结构形式，基础采用预应力混凝土管桩+钢平台形式，

平台板面采用钢格栅，方便电缆穿孔。

2.1.2.5道路布置

场内水道联通，在光伏区内形成环路，贯通场内太阳能电池板方阵。

2.1.2.6围栏（墙）

光伏电站项目围栏（墙）包括场区及升压站围栏。光伏区场区围栏采用钢丝网防护栏,

高度2.2m；升压站围栏采用砖围墙，高度2.2m。考虑电站运行所需的人力物力较少，所

以针对整个电站区域，仅设置一个站区出入口。

2.1.3站区绿化

按水土保持和光伏发电工艺要求，站内绿化宜布置草坪及低矮花卉、灌木，不可种植高

大的树种，且只能布置在方阵四周及功能区周围，防止遮挡阳光。工程结合光伏电站性质及

当地气候地区的特点，拟定以下绿化原则。

（1）因地制宜，按功能分区绿化，将不同功能的空间群体分隔成若干小区。

（2）选种适宜当地气候地区生长的、具有抗涝、抗污染、吸收有害气体、防尘和杀菌性

能的树种以及观赏性植物或果树。

（3）结合站区总平面布置统筹规划，以点带面，突出重点。

（4）进站干道两侧和周边，建筑物内院，种植观赏性树种或果树、绿篱、草皮，站前区

周围做重点绿化，建筑物靠近冬季主导风向布置常绿乔木、灌木，阻挡寒风。绿化与建筑布

置相呼应、衬托，构成优雅的建筑绿化景观。

（5）站区围墙内侧，道路做绿化带，有利于水土保持，考虑种植低矮灌木，阴影应以不

遮挡光伏板为前提。

（6）建筑物之间空地广植草皮。

2.2土建工程设计

2.2.1建筑设计

1）建筑主要设计内容

项目配套建筑主要包括：综合楼、升压站、警卫室及休息室和水泵房等。

2）建筑设计要求

（1）采用简洁几何形体的建筑体系。

（2）布局合理，功能完善，环境优美，符合环保、节能要求。

2.2.2结构设计

1）结构主要设计内容

项目主要结构包括：综合楼、升压站、警卫室及休息室和水泵房、太阳电池组件支契、

逆变器一体机基础及其它构筑物。

2）设计条件

（1）结构设计使用年限：50年（太阳电池组件支架25年）

（2）地基基础设计等级：本工程地基基础设计为丙级。

（3）环境类别：地上：一类

（4）荷载：

基本风压取：0.45kN/m2

基本雪压So：0.35kN/m2

（5）抗震：

抗震设防烈度：6度

3）综合楼和升压站结构

综合楼结构是钢筋混凝土框架结构，基础选型为钢筋混凝土独立基础或条形基础；其

余如警卫室及休息室和水泵房等选型是砖混结构，基础采用墙下条基。

升压站采用一次预制舱、二次预制舱，下部钢筋混凝土箱式基础。

户外构架由钢筋混凝土离心环形杆人字柱和钢构横梁组成，构架每个独立单元设置一

个斜撑，以增加刚度，材料与人字柱相同，基础采用素混凝土杯口式独立基础。场地内设

有六氟化硫断路器，电流互感器，隔离开关，电容式电压互感器基础，均为钢筋混凝土离心

环形杆支架，基础为素混凝土独立杯口基础。

4）箱逆变一体机基础及其它构筑物结构

箱逆变一体机基础采用钢平台结构形式，基础采用预应力混凝土管桩+钢平台形式，

平台板面采用钢格栅，方便电缆穿孔。

场区内的各种水池结构为现浇钢筋混凝土水池，并作防渗处理。

大门处的造型设计采用钢筋混凝土墙体作为主体，表面进行装修处理。

5）太阳电池方防支架及基础

太阳电池组件支架采用钢结构支架，支架基础可考虑采用预应力混凝土管桩基础。

2.2.3给排水设计

2.2.3.1用水量估算

1）日常及杂用水用水量

工程该排水设计按规划考虑，全站定员按10人，考虑到建成后一定的科研考察人员，

生活用水定员按15人计列。

全站场区生产人员生活用水量计算如下：

最高日用水总量：6.84m7d

最高日最大时用水量：2.80m7h

最高日平均时用水量：0.5n?/h

绿化及杂用水量：11.35//d

2）消防用水量

根据《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）,本站不考虑水消防。

2.2.3.2水源

工程考虑生活用水从附近村庄水车拉水。

2.2.3.3生活给水系统

工程设置供水泵房一座，泵房内放置一库生活水箱、设置变频供水泵，用于全站口常

生活的供水，管材采用焊接钢管，生活水给水管网沿站内部分道路布置，综合楼等周边布

置，支管就近接入各日常用水点。

2.2.3.4排水系统

场区排水采用分流制排水系统，设有场区雨水和生活污水两套排水系统。

1）雨水排水系统

综合楼场地排水：综合楼区设置排水沟将雨水引入场地外自然排水沟底部，最终进入

场地天然排水系统。

升压站场地排水：设置.排水沟将雨水引入场地外自然排水沟底部，最终进入场地天然

排水系统。

2）生活污水排水系统

电站生活污水主要集中在综合楼。在工程综合楼的区域，拟设置1套生活污水处理设

施，用于处理全站的生活污水。共中综合楼的污水，经排水管汇集至污水检查井，自流到

综合楼内的生活污水处理设施。

综合楼的生活污水，经生活污水处理设施处理后其水质均满足《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。

2.2.4采暖通风设计

根据当地气象条件，工程选择是否需要采暖设计。

1）一次预制舱、二次预制舱通风空调

本工程升压站建（构）筑物均为预制舱式，舱内采暖通风及空调设施由预制舱厂家统

一设置并配供。

2）综合楼采暖通风空调

根据工艺要求及规程规定，在工程新建的生产、辅助生产、附属建筑的有关房间设置

了通风或空调装置。由于这些有空调要求的房间所需的冷负荷不大，且布置分散，因此，

本设计采用了分体柜式空调机，这样可充分发挥小型空调结构紧凑、占地小、重量轻、安

装方便、运行灵活冷损耗小等优点。这些空调机均安装在室内，就地控制。

2.2.5建筑消防设计

建（构）筑物的防火间距

1）设计中相邻建（构）筑物的防火间距均严格按照有关规程、规范执行。本工程建

（构）筑物数量少，布置分散，防火间距完全满足规程要求。

2）消防车道按满足运输、消防、检修等要求而设置。全站设置了4~6m宽的通道，为

混凝土路面。

建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级

电站建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级严格按照《火力发电厂与变电所设

计防火规范》（GB50229-2000的要求执行。建筑室内装修材料均采用非燃烧材料或难燃

烧材料。

表2.2.5-1：建构筑物火灾危险性分类及其耐火等级

危险性

序号建（构）筑物名称耐火等级

分类

1综合楼戊二级

建（构）筑物灭火器的配置

电站建（构）筑物化学灭火器的配置严格按照《建筑灭火器配置设计规范》（GB

50140-2005）的要求执行。

施工组织设计

3.1编制依据

(1)GB\T50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》

(2)GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》

3.2编制原则

(1)严格遵守国家和当地政府的有关法令、法规及有关规定。

(2)严格执行中华人民共和国国家标准和现行设计、施工规范，安全操作规程及招

标文件中的有关规定，切实响应招标文件的要求。

(3)根据工程实际情况，围绕工程重点周密部署，合理安排施工顺序。

(4)采用平行流水及均衡生产组织方法，坚持对工程施工全进程严密监控，运用网

络技术控制施工进度，确保工期目标实现。

(5)合理配置生产要素，优化施工平面布置，减少工程消耗，降低生产成本。

(6)严格遵守安全防护规程、安全操作规程，定期组织安全会议，进行安全防护教

育，健全安全管理体系，落实安全责任制。

(7)制定施工方案时，首先考虑安全、环境保护措施，注重文明施工，把确保交通

畅通、不污染周围环境作为施工组织的前提。

(8)严格执行IS09001质量标准，对施工过程进行有效控制，建立健全工程质量保

证体系，完善质量管理制度，建立质量控制流程，抓住关键施工工序，把木标段建成精品

工程。

(9)根据当地的水文地质、气象条件及施工工期要求，优化施工组织方案，严格控

制施工工艺水平及管理水平，合理配置人、材、机等要素，确保工程的顺利实施。

3.3施工条件

3.3.1场址概况及气候特点

按不同区域，可以从气象部门了解往年地区资料供参考

3.3.2对外交通运输条件

在场区周边压实后可继续使用.

3.3.3主要建筑材料来源

一般工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材等。主要建筑材料来源充足，砂石料

可以从电站附近砂石料场采购；水泥和钢材可从周边购买，通过省道运至施工现场。

3.3.4施工用水、用电条件

施工及生活水源：结合周边工程项目实施的具体情况，施工用水采用外运拉水方式。

施工电源：采用柴油发电机自发电以保证施工用电。

3.4施工临时设施

工程支架基础采用预应力管桩静压，预应力管桩从当地及周边城市管桩厂定制采购，

采用平板汽车拖运至施工现场，沿道路堆放在场区内侧路边，再运至打桩点。混凝土可由

当地混凝上搅拌站供应，逆变器、变压器及配电房结构施工时采用泵送混凝土。砂石料、

钢材及砖等建筑材料可从当地市场采购供应，钢筋及模板加工区、砂浆搅拌机就近布置在

配电室旁，砂石料集中堆放。为确保场地达到文明施工要求，逆变器及变压器基础施工时，

钢筋、模板需统一从加工区加工再运输至施工作业点。

氧气、氧气、乙快等施工用气可在当地就近购买。

光伏工程一般占地面积较大、设备多。为确保工程安全、有序的施工，施工前先修筑

永临结合道路及场区围栏。可在西北角、东北角建临时材料仓库，四周采用彩钢瓦围护。

在各子系统均平整一块场地做为支架及组件进场后的堆放场地，再倒运至施工作业点。逆

变器及变压器根据到货计划结合基础施工进度，进场后直接就位。

3.5主要工程项目的施工方案

3.5.1土建工程及桩基础施工

一般项目道路为砂石道路，现场采用永临结合的方法进行施工，以确保施工期间道路

畅通，按施工图纸铺设碎石路基，并采用压路机压实，主体工程施工结束后，铺设水泥砂

面层。土建仅逆变器及变压器基础。施工前需根据现场原始坐标及高程点进行测量放线。

钢筋、模板集中加工制作，施工过程中需按施工规范验收钢筋的搭接长度及模板的平整度

等。混凝土采用商品混凝土泵送，确保混凝土的强度达到设计要求。墙体砌筑采用白拌砂

浆，配电房的建筑施工材料需符合国家强制性验收条件。

静压桩施工

1、施工准备

认真熟悉设计图纸，做好图纸会审工作，及时解决疑难问题；按施工要求及有关规范

规定做好施工压桩前的准备工作。

认真查阅工程地质勘察报告，了解工程地质情况，计算施压桩的配桩长度，做好桩的

预制计划工作。

口测现场实际情况，做好现场场地桩机行走方便的有关工作，确定桩机施匚顺序及桩

机行走路线。

做好施工前的技术交底及安全交底工作，建立工程交接班制度，制定工程质量目标和

安全措施，确保施工有序、安全地进行。

根据现场实际情况编制好静压预制桩施工方案，经审核后方可组织施工。

进场的施工机械设备，应符合设计规范及现场的施工技术规范要求和环境要求，如：

有关桩机型号、满载重量、冲程等技术要求和桩机噪音对环境的影响等都必须满足现场施

工的要求，并报请监理单位检查确认。

进场的材料必须符合设计要求及有关规范的规定，，使预制成品桩能够满足施工中的

要求。

施工现场供水、供电、道路、排水、临设等应满足施工要求.并有足够的防火、安全

用电保护措施及防噪音环境保护措施.

根据现场目测，场地较为平整，但回填土未经填平压实、并有少量积水，由于桩机自

身较重，为了能满足桩机行走，必须将场地局部水排除，并将较松软的地块回填2-4石或

传渣压实，以便满足桩机施工行走。

2、施工流程

场地平整一桩位放线一桩机就位一桩机调整一吊桩定位一垂直检查一试桩一静压桩

f施桩完毕

静力压桩施工工艺流程图:

3、确定桩机行走路线

为确保桩机行走方便，保证桩位准确控制在规范的偏差范围内，根据场地的实际情况,

应编制可行的桩机行走路线图.

根据本工程的工期要求及实际情况，以及现场的目测，拟安排20台ZYZ-80型静力压

桩机施压固定支架基础工程的预应力桩基础

3.5.2光伏组件安装及接线

组件的安装

安装前准备

光伏组件应无变形、玻璃无损坏、划伤及裂纹。测量光伏组件在阳光下的开路电压,

光伏组件输出端与标识正负应吻合。光伏组件正面玻璃无裂纹和损伤，背面无划伤毛刺等;

安装之前在阳光下测量单块光伏组件的开路电压应符合要求；

机械准备：用叉车把光伏组件运到方阵的行或列之间的通道上，目的是加快施工人员

的安装速度。在运输过程中要注意不能碰撞到支架，不能培积过高（可参照厂家说明书）。

光伏组件在运输和保管过程中，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动，不得横置重压。

安装工艺

安装：光伏组件的安装应自下而上，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固

光伏组件螺栓。安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃：光伏组件的联接螺栓

应有弹簧垫圈和平垫圈,紧固后应将螺栓露出部分及螺母涂刷油漆,做防松处理C并且在

各项安装结束后进行补漆；光伏组件安装必须作到横平竖直，同方阵内的光伏组件间距保

持一致；注意光伏组件的接线盒的方向。

粗调：将两根放线绳分别系于光伏组件方阵的上下两端，并将其绷紧。以放线绳为基

准分别调整其余光伏组件，使其在一个平面内。紧固所有螺栓。

接线：①根据电站设计图纸确定光伏组件的接线方式。②光伏组件连线均应符合设

计图纸的要求。③接线采用多股铜芯线，接线前应先将线头搪锡处理。④接线时应注意

勿将正负极接反，保证接线正确。每串光伏组件连接完毕后，应检查光伏组件串开路电压

是否正确，连接无误后断开一块光伏组件的接线，保证后续工序的安全操作。

方阵汇线的施工

施工准备

太阳能光伏组件、汇线箱安装完毕并检验合格。太阳能光伏组件汇线所需材料（线缆、

绑扎线、穿线管、胶带等）的规格、型号应符合设计图纸要求，并有材质检验证明及产品

出厂合格证。常用工具有：螺丝刀、剥线钳、万用表、尖嘴钳、电工刀、皮尺等。

施工工艺

A要求：

组件方阵的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量布线方式应符

合设计图纸的规定。

应选用不同颜色导线作为正极（红）负极（蓝）和串联连接线，导线规格应符合设计

规定。

连接导线的接头应镀锡截面大于6nm的多股导线应加装铜接头（鼻子），截面小于6

mm的单芯导线在组件接盒线打接头圈连接时线头弯曲方向应与紧固螺丝方向一致每处

接线端最多允许两根芯线，且两根芯线间应加垫片，所有接线螺丝均应拧紧。

方阵组件布线完毕应按施工图检查核对布线是否正确。

组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲防雨水流入接线盒。

组件连线和方阵引出电缆应用固定卡固定或绑孔在机架上。

方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志

B方法

光伏组件方阵：光伏组件方阵则是由串联后的光伏组件并联而成，光伏组件内部接线

见图。光伏组件MC电缆敷设跟随光伏组件安装同时进行，即边安装光伏组件边敷设MC电

缆边接线.

母接虢头接线盘公接线头

光伏组件内部接线示意图

太阳能光伏方阵内的电缆敷设：

通过太阳能光伏组件自带的引出线连接。此电气连接在光伏支架上完成；在此

位置的电气连接中，必须对方阵的引出电缆线进行正负极标识。光伏组件连接敷设走

线可为：接线方式为：MC4插头、插座连接，P(+)/N(-)线连接，MC4电缆接线方式见图。

LJC

光伏组件之间MC4电缆接线方式示意图

1)根据电站设计图纸确定光伏组件的接线方式。

2）光伏组件连线均应符合设计图纸的要求。

3）接线采用多股铜芯线，接线前应先将线头搪锡处理。

4）接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串光伏组件连接完毕后，应检

查光伏组件串联开路电压是否正确，连接无误后断开一块光伏组件的接线，保证后续工序

的安全操作。

5）将光伏组件串联的连线接入汇线箱内再用铠装电缆接入逆变柜，电缆的金属铠装

应做接地处理°

C测试

测试条件：天气晴朗，太阳周围无云，太阳总辐照度不低于7001V/m2。在测试周期内

的辐照不稳定度不应大于±1%,辐照不稳定度的计算按《地面用光伏组件电性能测试方

法》中相关规定。

被测方阵表面应清洁。

技术参数测试及要求：

方阵的电性能参数测试按《地面用光伏组件电性能测试方法》和《太阳光伏组件参

数测量方法（地面用）》的有关规定进行。

方阵的开路电压应符合设计规定。

方阵实测的最大输出功率不应低于各组件最大输出功率总和的60%。

方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻不应低于50MQo

3.5.3主要电气设备安装

汇流箱安装

A安装顺序

用镀锌角钢制作汇流箱固定支架；

将汇流箱支架固定在组件支架上；

汇流箱安装，并将汇流箱用接地线可靠接地；

B安装标准