分布式光伏项目EPC总承包工程提升电站性能及可靠性的专题报告

分布式光伏项目EPC总承包工程提升电站性能及可靠性的专题报告1.1太阳能资源整体评价专题论证报告1.1.1概述本工程场址位于安顺市经济开发区西秀工业园区内，场址距离安顺市的直线距离约为6.5km。本项目场址区内设立了一座辐射观测站，本次投标收集到安顺NASA测点数据、SolarGIS数据、SAM软件数据以及工业园区内辐射观测站部分月份的辐射观测数据。以下分别对上述四种辐射资料进行分析，以对场区光资源条件作出初步的分析判断。1.1.2安顺NASA测点数据分析西秀工业区位于安顺市中东部，距离西秀区最近的NASA数据点为安顺测点，其数据对安顺市有一定的代表性。安顺NASA测点地理位置为26°15'0.00"北、105°55'48.00"东。安NASA测点距离工程场址直线距离约7.2km。气象站和本工程场址的位置关系如下图所示。安顺NASA测点多年平均气象数据如下表所示。11.1.21安顺NASA测点和场址相对位置关系图1.1.21NASA测点多年平均气象数据空气相对每日的太阳辐射月温度湿度-水平线（度/平份（℃）（%）方米/日）12.5 85.1%2.44月24.8 80.7%3.02月39.5 73.6%3.80

大气风速土地压力（m/温度（kPas）（℃））86.3 2.04.186.1 2.36.785.9 2.511.92空气相对每日的太阳辐射月温度湿度-水平线（度/平份（℃）（%）方米/日）月414.771.5%4.57月517.675.6%4.40月619.781.2%4.24月721.081.2%4.48月820.581.5%4.37月917.780.4%3.69月1

大气风速土地压力（m/温度（kPas）（℃））85.7 2.517.185.6 2.219.685.4 2.021.285.3 2.022.485.5 1.821.986.0 2.019.4013.084.4%2.7786.32.014.4月18.984.6%2.6686.42.010.33空气相对每日的太阳辐射月温度湿度-水平线（度/平份（℃）（%）方米/日）1月124.1 86.0%2.37月平12.980.5%3.57均

大气风速土地压力（m/温度（kPas）（℃））86.5 2.05.785.9 2.114.6根据多年辐射观测成果，得到安顺NASA测点逐月每日太阳辐射变化直方图如图所示。4图 1.1.22安顺NASA测点逐月每日太阳辐射变化直方图1.1.3SolarGIS辐射数据分析本次投标收集到了本工程场区规划范围内的SolarGIS辐射数据。场区规划范围内的SolarGIS数据点辐射资料见表1.1.31及图1.1.31。1.1.31场址SolarGIS位置点辐射数据表平均平均平均每天平均每每天每月平平均每平均每全球月全球标准标准均天水平月水平月水平水平总直接直接气散射值散射值份总辐辐射辐射辐射温(kWh/m(kWh/m2射(kWh/m值值（2))(kWh2)(kWh/(kWh/℃）/m)m)m)22211.69521.19370.89283.722.62731.55431.69475.933.231002.16671.42449.75平均平均平均每天平均每每天每月平平均每平均每全球月全球标准标准均天水平月水平月水平水平总直接直接气散射值散射值份总辐辐射辐射辐射温(kWh/m(kWh/m2射(kWh/m值值（2))(kWh2)(kWh/(kWh/℃）/m)m)m)22214.43.761132.41721.6750517.54.121282.58801.8959019.63.641092.56771.3541020.74.341352.77862.0062119.84.691452.75852.5278917.93.651102.25681.93586102.73851.78551.444513.6平均平均平均每天平均每每天每月平平均每平均每全球月全球标准标准均天水平月水平月水平水平总直接直接气散射值散射值份总辐辐射辐射辐射温(kWh/m(kWh/m2射(kWh/m值值（2))(kWh2)(kWh/(kWh/℃）/m)m)m)2226112.37711.53461.47449.7121.67521.16360.93295.7全13.3.2111732.067521.60585年11.1.31SolarGIS辐射数据年内变化图7由表1.1.31可知，SolarGIS数据点年均水平面总辐射4222.8MJ/m2。由图 1.1.31可知，SolarGIS数据点多年年内太阳总辐射变化呈现1～5月逐渐增大，8～12月逐渐减小的趋势，从5月到6月迅速减小，辐射最大月为8月，最小月为1月和12月。1.1.4SAM软件计算辐射数据分析本次投标使用 SAM 软件对本项目场区规划范围内某点（26°17'52.62"北,105°58'38.34"东）的辐射数据做了计算。SAM软件计算得到的辐射数据见表 1.1.41。表 1.1.41场址取点位置SAM辐射数据表平均每月全球平均每月水平均每月标准月平均气水平总辐射平散射值直接辐射值份(kWh/m)(kWh/m)温（℃）(kWh/m)22214527334.7月297124437.9月8平均每月全球平均每月水平均每月标准月平均气水平总辐射平散射值直接辐射值份(kWh/m)(kWh/m)(kWh/m)温（℃）222383435311.7月497635516.2月5113467819月6106387720.9月7126638022.4月8134887321.8月9109746019.8月1084753915.6月169474411.29平均每月全球平均每月水平均每月标准月平均气水平总辐射平散射值直接辐射值份(kWh/m)(kWh/m)(kWh/m)温（℃）2221月1283105436.5月全114679368014.8年对该场址模拟采用的三个最近气象站分别为贵阳气象站（77km）、攀枝花气象站（428km）、攀枝花气象站C（390km）。三个气象站为有辐射观测的气象站。根据上表，得到多年逐月平均总辐射，如下图所示。101.1.41SAM数据模拟场址多年逐月太阳总辐射变化直方图SAM软件计算出的辐射数据时间段为1990～2010年，软件依据距离场址纬度最接近的具有辐射观测数据的进行模拟计算，最终得出场区内SAM位置点的年均水平面总辐射值为4125.6MJ/m2。1.1.5测光站实测数据2017年9月，投资方在西秀工业园区内装设了一座测光站。测光站设有风速、风向、气温、气压、湿度、辐照度、日照时数传感器。目前已收集到了2017年9月-2018年9月部分时间段的测光数据，测光站基本情况及设备配置分别如图表所示。111.1.51测光站位置示意图表1.1.51测光塔设备配置表序号 内容 单位1 水平面总辐射 W/m22 水平面散射辐射 W/m23 日照时数 H4 温度 ℃5 气压 Kpa6 湿度 %7 风速 m/s128 风向 °1.1.52测光站2017年9月-2018年9月测光结果测量要素及高度实测总辐射-10m单位MJ/m2开始时间2017/9/122017-09261.212017-10276.272017-11253.262017-12198.762018-01154.182018-022018-03282.172018-042018-05463.462018-06375.522018-07517.002018-082018-09累加值13收到测光数据后，我院对测光的原始数据进行了详细分析，发现测光数据缺测较多，缺测总量达到2个半月以上，故测光站数据本阶段仅作为参考。1.1.6不同辐射数据资料比较本报告选取场址区SolarGIS数据、SAM数据、NASA数据、测光站2017年10月~2018年9月的辐射数据进行比较。结果比较见表1.1.61和图1.1.61。表 1.1.61本工程辐射数据对比表（单位：MJ/m2·a）水平总辐射值（MJ/m2）月份NASA数SolarSAM模拟数据测光站数据据GIS数据1月272.3188.6162154.182月304.4264.1349.23月424.1360.5298.8282.174月493.6406.1349.25月491459.8406.8463.466月457.9393.1381.6375.527月500484.3453.6517.008月487.7523.4482.4149月398.5394.2392.410月309.1304.7302.4276.2711月287.3256248.4253.2612月264.5186.4298.8198.76合计4690.44221.24125.61.1.61本工程不同数据来源总辐射变化趋势对比图从上表中的对比可以看出：1）测光站数据缺测较多，不能反映项目区一年的辐射数据变化情况；2）NASA数据、Solar GIS数据、SAM数据的全年逐月15水平总辐射值变化趋势基本一致。3）NASA数据、SolarGIS数据、SAM数据年内变化均比较平稳，最大值月与最下值月相差均较小。4）除测光站数据外，其余三组数据的水平总辐射值相差较大，年平均总辐射值从大到小依次为 NASA 数据、SolarGIS数据，SAM数据。1.1.7本工程投标阶段采用辐射数据推荐分析四组数据可知，测光站的测光原始数据缺测较多，测光的代表性不好；且测光站测光时间较短，未满一个完整年，无法反映项目区一年的辐射变化情况，本阶段作为参考。除测光站数据外，其余三组数据均为多年平均辐射数据，且三组数据的模拟精度在不同地区精度不同。SolarGIS软件使用卫星数据、气象站数据以及GIS信息进行计算分析，根据我院工程经验，在大部分地区精度较高；SAM的模拟数据主要依据有辐射观测的气象站，其精度受气象站覆盖密度的影响；评估数据同样依赖有辐射观测的气象站，其准确性受气象站覆盖密度的影响；NASA数据分辨率较低，在我国大部分地区其值偏高。16SAM数据采用的气象站距离场址直线距离分别为77km，428km，390km，距离均较远，其总辐射不确定系数为8%；本项目SolarGIS数据介于SAM数据和NASA数据之间，因此可取相对保守的SolarGIS数据作为项目场址代表年数据。综合以上分析，辐射数据采用SolarGIS数据（4221.1MJ/m2）作为场址多年平均辐射数据较为准确，并以此作为发电量计算的依据。见表为场址太阳辐射代表年成果。表 1.1.71场址太阳辐射代表年成果表月份代表年数据（MJ/m）21月188.62月264.13月360.54月406.15月459.86月393.17月484.38月523.49月394.217月份代表年数据（MJ/m）210月304.711月256.012月186.4全年4221.11.1.8太阳能资源等级分析根据《太阳能资源评估方法》（QX/T89—2008）给出的划分方法，本光伏电站场址太阳能总辐射为4221.1MJ/m2，据此判定其太阳能资源属于丰富区。表 1.1.81太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量 资源丰富程度≥1750kW·h/（m2·a） 资源最丰富6300MJ/（m2·a）1400~1750kW·h/（m2·a） 资源很丰富5040~6300MJ/（m2·a）1050~1400kW·h/（m2·a） 资源丰富3780~5040MJ/（m2·a）<1050kW·h/（m2·a） 资源一般<3700MJ/（m2·a）181.1.9稳定度等级《太阳能资源等级总辐射》（GB/T31155—2014）将稳定度（Rw）定义为：总辐射各月平均日辐照量的多年平均值，然后求最小值与最大值之比。并将稳定度（Rw）分为四个等级：稳定、较稳定、一般以及不稳定。1.1.91稳定度等级表稳定度等级值域很稳定Rw≥0.47稳定0.36≤Rw<0.47一般0.28≤Rw<0.36欠稳定Rw<0.28本项目所在区域太阳总辐射最小月与最大月之比为0.356，据表可判定本项目太阳能资源稳定度属于一般级别。1.1.10特殊气象条件对工程影响的分析安顺气象站其观测资料对项目区域有较好的代表性。安顺气象站1981～2010年的多年气象特征值如下表所示：191.1.101安顺气象站气象要素统计表（1981-2010年）101112月序1月2月3月4月5月6月7月8月9月月月月累年月平均本站气压863861858.858855.855.857.864865865859.9861.2（100pa）.2.69.2942.3.2.418.15.11.累年月平均气温（℃）4.55.810.21520.7222219.26.6411累年月平均最高气温22.18.14.10.7.89.414.819.724.52626.423.4（℃）8673累年月平均最低气温15.12.2.43.47.111.81819.418.916.28.54（℃）17累年月平均相对湿度84847977778081787881818020（%）累年20-20时平均月降23.26.185302.251.191.44.16.33.865.711297水量（mm）54.231243累年月最多降水量59.75.350545.696.352.15780.42.70.3142251.6（mm）43.4627.966累年月最少降水量67.167.27.8.67.14.61387.311.718.59.34.7（mm）654累年月平均风速（m/s）2.42.62.82.62.52.32.62.12.12.22.32.319.20.37.15.21.15.累年月极大风速（m/s）26.919.727.521.623.716.176147721根据安顺气象站气象资料，项目场址区存在的灾害性天气因素主要有冰雹，雷暴，凝冻，强风等。通过对冰雹日数，雷暴日数，凝冻日数，强风日数进行统计和分析，可以有针对性的采取措施：冰雹天气较多的出现在4、5月份。标准的太阳能电池板都有冰雹测试这一项，其正面的钢化玻璃可以承受冰雹，建议在设备招标中提出光伏组件耐冰雹冲击试验。雷暴天气较多的出现在4至7月份。项目场址区在夏季多雷暴，光伏电站易遭到雷击，导致设备毁坏，系统无法正常运行，因此，防雷设计将是影响光伏电站长期稳定、安全、可靠运行的关键因素。有关防雷接地的内容见电气部分。凝冻天气较多的出现在11月至来年3月份。凝冻天气对组件影响较大，对光伏电站的发电量有一定的影响，在电站运行期应针对此因素加强运行期维护。强风次数较多的出现在11月至来年4月份，即冬季和春季。强风对光伏电站的影响主要体现在可能会对光伏支架和光伏板造成损坏，在土建施工图设计中应采取相应的防范措施。本工程项目场址区域为工业园区厂房屋顶，相关生产过22程会产生一定的尘埃，同时工业园区内经常有车辆运输，会造成一定的灰尘等影响，建议定期进行清洁。1.2电站效率预测及发电量预测专题报告1.2.1电站效率预测光伏电站由这几部分组成：光伏阵列——汇流箱——逆变器——开关柜。每一个环节都有能量损失，根据工程经验，并网光伏发电系统的总效率取决于光伏电池阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率及厂用电效率。以下将对影响本工程发电系统总效率的各个分项做详细分析。光伏阵列效率η1：太阳能光伏电池阵列在1000W/m2的标准太阳辐射强度条件下，实际的输出功率与标称功率之比。光伏阵列在光电能量转换与传输过程中的损失包括光伏组件因温度影响产生的损失、组件表面灰尘遮挡损失、光伏组件匹配损失以及直流线路损失等。1）光伏组件匹配损失各个光伏组件个体由于在生产过程中环境和工艺的原因，其输出电气特性会有微小的差异，该差异会导致光伏组23件串联后的发电损失，这就是光伏组件的匹配损失。本项目建设周期短，光伏组件供货批次应保证相同，这样才能保证本项目所采用的光伏组件的输出电气特性基本相同。同时应严格控制电池片出厂质量，确保本项目使用的电池片均为A级，构成同一块组件的电池片均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。综上分析，本工程由于工期短，本工程项目所有的光伏组件由招标人采购，为了确保光伏组件匹配损失最小，本阶段该项损失按3%考虑，取光伏组件匹配损失修正系数为0.97。（本阶段按照3%的光伏组件匹配损失系数进行选取，最终值应根据招标人提供的光伏组件通过验证后的数值进行确定）2）光伏组件温度影响：光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当组件温度升高时，电池效率均呈现降低的趋势。光伏电池工作温度与环境温度及光照强度的关系：T=Tair+KS；（1）24式中，T为实际辐射强度和环境温度下的电池温度，℃；Tair为环境温度，℃；K为0.03℃m2/W；S为倾斜面辐射强度实际值，W/m2；目前，进口和国内一线光伏组件的最大功率温度系数一般在-0.38%/℃～-0.41%/℃之间，其典型温度系数曲线见图1.2.11。图 1.2.11国内一线组件温度系数曲线图结合本项目所在地安顺市气象资料，项目所在区域年平均气温一般为13.1℃左右，根据公式（1）计结合本项目电25池组件工作环境气温与电池组件板温的关系以及光伏组件的温度系数曲线，针对本项目的屋顶情况，光伏阵列采取平铺布置，温度损失为6.5%，修正系数为93.5%。3）复杂地形影响：针对本项目的屋顶情况，屋顶为水泥屋顶，周围无高大建筑和山体遮挡，但通过现场踏勘，建筑屋顶边缘有部分广告牌高度约为2m，可能会对光伏组件产生一定的遮挡，因此本阶段按1%考虑，复杂地形修正系数99%。4）光伏组件表面尘埃遮挡：太阳能电池组件周围环境所产生的灰尘、杂物随着空气流动，会附着在电池组件的表面，会影响其光电的转换效率，降低其使用性能，甚至引起太阳电池局部发热而烧坏太阳电池组件。因此，本项目需定期（适当增加）对太阳能电池组件表面进行清洗。本工程项目场址区域为工业园区的部分厂房屋顶，相关生产过程会产生一定的尘埃，同时工业园区内经常有车辆运输，会造成一定的灰尘等影响，本阶段光伏组件表面尘埃折减系数取3%，综合折减系数为97%。265）直流电缆损耗损失：直流线路：其中：U：线路工作电压，三相为线电压，单相为相电压(V)；Ig：计算工作电流(A)；L：线路长度(km)；r：电阻率(Ω/km)；x：电缆单位长度的电抗(Ω/km);cosψ：功率因数；用到的直流电缆组串至逆变器：PV1-F-1X4对于PV1-F-1X4电缆：R=4.61Ω/km。320Wp单晶硅工作电压33.64V，24个组件为一个组串，故组串工作电压为33.64×24=807.36V27电流9.53A，按照线路长度12m计算电缆压降为：故直流线路损耗修正系数为综 上所述，光伏阵列效率η1为：η1=97%×93.5%×99%×97%×99.848%=86.96%逆变器的转换效率η2：逆变器的交流输出功率与其直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。本项目采用的逆变器为组串式逆变器。根据厂家资料，50kW组串式逆变器的最大效率为99%，中国效率为98.49%；因此本工程的逆变器转换效率η2取值为98.49%。图 1.2.12拟选用逆变器的效率曲线交流系统效率η3：281、箱变转化效率本工程共3种规格的箱变，1.25MVA,2MVA和3.125MVA，按照最小转化效率的1.25MVA箱变计算。根据厂家资料，1.25MVA箱式变压器负载损耗小于12kw，其转化效率为2、交流电缆线路损耗（按平均回路损耗计算）本工程用到的交流电缆由三部分组成：逆变器至汇流箱：ZC-YJV22-0.6/1kV-3x16，长度：40m汇流箱至变压器：ZC-YJV22-0.6/1kV-3x185；长度：150m变压器至10kV开关柜：ZC-YJV22-8.7/10kV-3x95;长度：600m计算交流电缆损耗为3x16(R=1.15)：=293x185(R=0.0991)：=3x95(R=0.193)：=故交流电缆损耗为1-(1-0.872%)x(1-1.128%)x(1-0.345%)=2.33%交流损耗修正系数η3=1-2.33%=97.67%光伏发电系统总效率综合以上分析，光伏系统的总效率等于上述各效率的乘积：η=η1×η2×η3=86.96%×98.49%×97.67%=83.65%即本项目光伏发电系统的总效率为83.65%。表 1.2.11本工程光伏发电效率取值汇总表序 效率值项目 分项取值号 （%）30序 项目 分项取值效率值光伏组件匹配损失修1 0.97正系数光伏组件温度影响修2 0.935正系数光伏阵列复杂地形影响修正系30.9986.96效率η数1光伏组件表面尘埃遮40.97挡修正系数直流电缆损耗损失修50.99848正系数6逆变器的转换效率η98.4927交流并网效率η97.673光伏发电系统总效率η83.651.2.2并网光伏电站发电量的测算本工程拟采用320Wp单晶硅太阳电池组件，实际安装容量为8.57856MWp，发电量计算时亦按照实际安装容量，光伏组件布置倾角为10°，方位角为0°，据此计算并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。31晶硅太阳电池组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，根据国家能源局、工业和信息化部、国家认监委联合发布的《关于提高主要光伏产品技术指标并加强监管工作的通知》国能发现能[2017]32号文中中提到的“多晶组件一年内衰减率不高于2.5%，后续年内衰减率不高于0.7%；单晶组件一年内衰减率不高于3%，后续年内衰减率不高于0.7%”的指导意见，确定光伏组件各年的衰减率。本项目采用单晶硅组件，首年衰减按2.5%考虑，其余各年按照0.7%计。本光伏电站投标阶段理论发电量计算软件采用联合国环境规划署（UNEP）和加拿大自然资源部联合编写的可再生能技术规划设计软件RETScreen和国内外普遍使用的PVsyst软件等多种软件进行。本工程投产第一年分月发电量见表1.2.21。表 1.2.21光伏电站投产第一年分月发电量每日的太阳 每日的太阳辐射 辐射 上网电量月份—水平线—倾斜的度/平方米/度/平方米/MWh日 日32一月1.691.79399.6二月2.622.83579.9三月3.233.32729.1四月3.763.82802.2五月4.124.09883.0六月3.643.56731.9七月4.344.29910.7八月4.694.68994.1九月3.653.76775.7十月2.732.90631.6十一月2.372.57549.3十二月1.671.83407.4年平均数（合3.213.298394.4计）综上，在场地年太阳总辐射量为4221.10MJ/m2/a时，本工程投标阶段首年发电量为8394.4MWh（即839.44万kWh）。1.2.2225年衰减及平均年上网电量测算表（单位：MWh/a）33系统衰年份发电量各年小时减值发电量系数数（第年）（%）（MWh）12.50.975008394.4978.520.7000.968188335.6971.730.7000.961408277.2964.940.7000.954678219.3958.150.7000.947998161.8951.460.7000.941358104.6944.870.7000.934768047.9938.180.7000.928227991.6931.690.7000.921727935.6925.1100.7000.915277880.1918.6110.7000.908867824.9912.1120.7000.902507770.1905.8130.7000.896187715.8899.4140.7000.889917661.7893.1150.7000.883687608.1886.9160.7000.877497554.9880.7170.7000.871357502.0874.5180.7000.865257449.5868.434系统衰年份发电量各年小时减值发电量系数数（第年）（%）（MWh）190.7000.859197397.3862.3200.7000.853187345.5856.3210.7000.847217294.1850.3220.7000.841287243.1844.3230.7000.835397192.3838.4240.7000.829547142.0832.5250.7000.823737092.0826.7总发电量193141（MW.h）.425年年平均发电量7725.7（MW.h）年平均小时900.6900.6本项目工程投标阶段25年发电量情况见表 1.2.22，由表1.2.22知：在场地年太阳总辐射量为4221.10MJ/m2/a时，项25年总发电量193141.4MW.h（即19314.14万kWh），光35伏电站前两年年平均发电量8364.97MWh（即836.497万kWh），项目25年年平均利用小时数为900.6h。1.3光伏电站整体布局论证报告1.3.1光伏电站地理位置1.3.1.1项目所在地地图标识位置本项目位于贵州省安顺市西秀经济开发区内，规划装机容量 8.58MW，中心点地理坐标为东经 105°58′52″，北纬26°17′44″。项目地理位置示意图如下所示。图 1.3.11场址地理位置示意图361.3.1.2项目所在地交通状况本工程项目所在地位于安顺市西秀经济开发区内，新安大道从场址西南侧通过，可直达S86普安高速和G60沪昆高速。该线路路况较好，运输十分方便，方便工程材料的采购及进场，可满足箱变等大型设备的运输要求。1.3.1.3光伏电站所在地地理、经济、气候概况安顺地处东经105°13′～106°34′，北纬25°21′～26°38′之间，长江水系乌江流域和珠江水系北盘江流域的分水岭地带，是世界上典型的喀斯特地貌集中地区；东邻省会贵阳市和黔南布依族苗族自治州，西靠六盘水市，南连黔西南州兴义市，北接毕节市，是黔中经济区的重要极点城市。安顺平均海拔高度在1102米~1694米之间，全境海拔高度560~1500米，具有山岳气候的典型特征。安顺属典型的高原型湿润亚热带季风气候，雨量充沛，年平均降雨量1360毫米，年平均气温14℃，历史最高气温34.3度，最低气温-7.6度，年平均相对湿度80%，年平均风速2.4m/s，冬无严寒，夏无酷暑，气候温和宜人。安顺属于国家区域经济规划重点发展的黔中经济区，是发展潜力较大的新兴工业城市。安顺正构建能源、制药、化37工、食品、汽车五大支柱产业为目标，延长产业链，带动采矿、机电、种植、养殖、运输、包装、印刷等其它各业的发展。2017 年全市地区生产总值802.46亿元，比上年增长12.3%。分产业看,第一产业增加值135.70亿元，增长6.7%；第二产业增加值267.82亿元，增长12.1%；第三产业增加值398.94亿元，增长14.2%。全市人均地区生产总值34345元，增长11.5%。1.3.2光伏电站整体布局1.3.2.1光伏组件布置原则（1）混凝土屋面光伏组件安装角度为10°。（2）避开楼梯间、消防水管、通风井、女儿墙及其他屋面设施。（3）对屋顶水箱、广告牌进行合理移位，对屋顶临时建筑进行拆除。（3）保证冬至日真太阳时9：00~15：00时间段，不受屋顶遮挡物阴影影响，同时支架间不相互遮挡。（4）本项目利用屋面为上人屋面，屋面可利用支架间距作为检修通道。381.3.2.2光伏电站建设规模本项目拟在贵州省安顺市西秀经济开发区内的建筑物屋面建设分布式光伏发电项目，屋面可用建筑面积约12.23 万m2，规划装机容量8.58MW。2019年5月14日我方到项目所在地进行现场踏勘，各建筑物基本情况如图 1.3.21～图1.3.23所示，具体布置如表 1.3.21所示。1.3.21项目1期和2期照片391.3.22项目2期和3期照片1.3.23项目4期照片经过现场调查，项目共计57栋厂房，屋面均为混凝土上人屋面。屋面上存在水箱、广告牌、临时建筑等遮挡物，施工阶段需进行拆除或移位，尽可能减少对光伏组件的遮挡。栋公寓屋顶构造复杂，组件布置可利用面积较小，不建议40进行组件布置。综上考虑，本项目布置容量如下表所示表 1.3.21各建筑屋顶光伏规划布置表容量序安装区屋顶建筑面号块积（m）（kW屋顶踏勘情况2）4个水箱，一侧有广238.1A13334告牌，08屋顶新增一部分建筑1个水箱，92.12A21440一侧有广告牌（无影6响）107.3B1144052107.1个广告牌，4B2144052新增一部分建筑61.45B31202指北针与图纸相反484.46B41440屋面有1设备基础87B51678107.1个广告牌41容量序安装区屋顶建筑面号块（kW屋顶踏勘情况积（m）2）5292.18B614406107.9B7167852215.10B828872个水箱041期合121317979计.44130.北侧3m高彩钢瓦，11C1254256有通风设备153.12C225426南侧3m高彩钢瓦，153.13C32542北侧端部有3m高彩6钢瓦92.114C41995642容量序安装区屋顶建筑面号块（kW屋顶踏勘情况积（m）2）中部3m高彩钢瓦，有115.通风15C525422设备，南北端部有3m高彩钢瓦107.16C619951个水箱52268.17C73647有设备8268.18C836471个水箱8407.19C9498104460.20C10558782期合215832022计.0899.821综合楼1029443容量序安装区屋顶建筑面号块积（m）（kW屋顶踏勘情况2）屋顶造型复杂，221#公寓8450可布置容量较小屋顶造型复杂，232#公寓11260可布置容量较小215.24D12916屋顶有管线04184.25D22592屋顶有管线32145.26D32268屋顶有管线92145.屋顶有管线，27D4226892有1处广告牌115.屋顶有管线，28D519442有1处广告牌145.29D62268屋顶有管线92145.30D72268屋顶有管线9244容量序安装区屋顶建筑面号块（kW屋顶踏勘情况积（m）2）138.屋顶有管线，31D8226824有新建建筑145.32D92268屋顶有管线92145.33D102268屋顶有管线92145.34D112268屋顶有管线92261.35E1291612368.36E2422364299.37E3357552238.38E4291608184.39E522683245容量序安装区屋顶建筑面号块积（m）（kW屋顶踏勘情况2）115.40E6162023期合324044143计.96盛华1#屋顶造型复杂，419010公寓可布置容量较小盛华2#屋顶造型复杂，429010公寓可布置容量较小153.43G12268屋顶有排气孔6153.44G22268屋顶有排气孔6153.45G32268屋顶有排气孔6153.46G42268屋顶有排气孔6153.47G52268屋顶有排气孔646容量序安装区屋顶建筑面号块积（m）（kW屋顶踏勘情况2）153.48G62268屋顶有排气孔6宝龙1#屋顶造型复杂，499010公寓可布置容量较小宝龙2#屋顶造型复杂，509010公寓可布置容量较小176.51F1226864176.52F2226864176.53F3226864176.54F422686499.855F516204153.56F62268屋顶有管线647容量序安装区屋顶建筑面号块（kW屋顶踏勘情况积（m）2）84.457F71620屋顶有管线84期合196628188计.08总8578122331计.56注：本表格根据现有资料进行光伏组件布置统计，最终容量以图纸齐全后设计为准。1.3.2.3光伏电站整体布局本项目光伏组件采用固定式钢支架布置，屋顶布置组串式逆变器和汇流箱，地面设置4台箱变。本项目无新建房屋建筑，电缆利用园区现有通道，接入园区配电室和监控室。总平面布置图见图 1.3.24所示。48图 1.3.24场区总平面布置图1.3.2.4光伏电站附属设施本项目光伏组件布置于混凝土上人屋面，每栋建筑至少有两个楼梯间通往屋面，屋面女儿墙高度为1.4m或1.8m。根据现场踏勘情况，每栋建筑现状可满足建成后运维人员的生产安全需求。考虑避免对原有建筑外观的破坏和节省投资，建议不新加栏杆和钢梯，利用现有楼梯间通往屋面。混凝土屋面能够满足运维人员的通行安全要求，光伏支架间距不小于1m，可用作运维通道。考虑最大限度的利用屋顶布置组件，无需增加专门的压型钢板运维通道。箱变基础为箱型承重钢筋混凝土结构，基础壁顶部预埋49槽钢。黏土和基岩都可作为逆变器基础和箱变基础持力层。箱变基础需待设备选定后根据厂家相关资料进行详细设计。1.4光伏组件支架防腐专题论证报告1.4.1腐蚀等级的确认根据安顺气象站资料，安顺市多年平均相对湿度为80%，场址位于内陆，项目在工业区内，大气环境按城市大气环境。参照《建筑钢结构防腐蚀技术规程》（JGJT 251-2011）中表3.1.2，确定项目地的腐蚀等级为Ⅳ，中腐蚀。501.4.2支架防腐方案混凝土屋面采用热镀锌钢支架系统，钢材材料选用强度不低于Q235B的材质，锌层厚度不小于70μm；支架安装螺栓选用材质304-2B的不锈钢螺栓。1.4.3材料防腐其他措施为减若支架构件的腐蚀，在支架构件截面的选择及安装方式应充分考虑积水的可能性，应尽量选择闭合截面，如选51择开口截面，需充分考虑其放置方式及方向，减少构件内的积水量，并采取必要的排水措施。1.5光伏支架校核专题论证报告1.5.1计算引用的标准、规范及资料1.5.1.1建筑设计规范：《钢结构设计规范》 GB50017-2017《建筑结构荷载规范》 GB50009-2012《建筑结构可靠度设计统一标准》 GB50068-2018《建筑抗震设防分类标准》 GB50223-200852《建筑抗震设计规范》 GB50011-2010（2016年版）《冷弯薄壁型钢结构设计规范》 GB50018-2002《混凝土结构设计规范》 GB50010-2010（2015年版）1.5.1.2钢材规范：《建筑结构用冷弯矩形钢管》 JG/T178-2005《彩色涂层钢板和钢带》 GB/T12754-2006《低合金钢焊条》 GB/T5118-1995《金属覆盖层钢铁制品热镀锌层技术要求》GB/T13912-20021.5.1.3五金件规范：《紧固件螺栓和螺钉》 GB/T5277-1985《紧固件公差螺栓、螺钉、螺柱和螺母》GB/T3103.1-2002《紧固件机械性能螺母、粗牙螺纹》 GB/T3098.2-2000《紧固件机械性能螺母、细牙螺纹》 GB/T3098.4-2000《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.1-201053《螺纹紧固件应力截面积和承载面积》GB/T16823.1-19971.5.1.4相关物理性能等级测试方法：《钢结构工程施工质量验收规范》 GB50205-20011.5.1.5《建筑结构静力计算手册》(第二版)20141.5.2支架设计基本要求混凝土屋面可采用热渗锌或热浸锌钢支架系统，钢材材料要求选用强度不低于Q235B的材质；主要结构的厚度不低2.5mm。1.5.3风荷载1.5.3.1基本风压按《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012），基本风压W00.26kN/m2(n=25)。1.5.3.2体型系数按《光伏电站设计规范》（GB50797-2012），地面和楼顶支架风荷载的体型系数μs取1.3。541.5.3.3地面粗糙度类：指近海海面和海岛、海岸、湖岸及沙漠地区；类：指田野、乡村、丛林、丘陵以及房屋比较稀疏的乡镇和城市郊区；类：指有密集建筑群的城市地区；类：指有密集建筑群且房屋较高的城市市区；依照上面分类标准，本工程按B类地形考虑。1.5.3.4风压高度变化系数依据下表，μz=1。551.5.3.5风振系数本项目风振系数取βz=1。1.5.3.6风荷载标准值计算本项目风荷载标准值为Wk=βz×μs×μz×W0=1×1.3×1×0.26=0.338kN/m2。1.5.4抗震烈度按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010（2016年版）），项目地区地震基本烈度为6度，地震动峰值加速度为0.05g561.5.5支架结构计算本项目利用屋面均为混凝土上人屋面，组件采用固定倾10°安装，支架为全钢结构。为充分利用屋顶面积，支架选用为3种类型，分别安装2×12块组件，2×9块组件和2×6块组件。组件离地最小高度为50cm。图 1.5.51混凝土屋面支架结构示意图采用MidasGen有限元软件对支架结构进行计算，计算结果如下图所示。57图 1.5.52支架顺风时变形图图 1.5.53支架逆风时变形图58图 1.5.54施工检修荷载作用下的变形图1.5.55地震作用下变形1591.5.56地震作用下变形2支架固定采用混凝土支墩配重方案，屋面现浇或预制钢筋混凝土支墩，预埋地脚螺栓与上部支架相连。该方案基础稳固，不会对原屋面防水层造成破坏。图 1.5.57混凝土屋面支架基础图601.6光伏电站监控系统专题论证报告1.6.1项目简介1.6.1.1项目概述本工程项目所在地位于贵州省安顺市，工业园区内布置光伏的建筑共有55栋。光伏发电系统由光伏组件、逆变器、交流汇流箱，4台10kV箱变，1个10kV开关站及系统内连接电缆、光缆，监控系统，环境监测系统，视频监系统及其他辅助设施组成。本工程为分布式光伏电站，光伏电站采用分块发电集中送出方式，在厂区内现有的55栋建筑的屋面安装光伏组件，新建1个中央监控室。将55个光伏安装单元根据在厂区内分布的情况，分为4个光伏发电子系统，每个子系统设置110kV升压变，其中容量1250kVA箱变1台，容量2000kVA箱变2台，容量31500kVA箱变1台。4台箱变高压出线电缆分别辐射集电线路方式接入区域内新建10kV光伏汇流开关站，再由新建10kV汇流开关站以1回10kV电缆T接至园区原有10kV环网柜实现送出。611.6.1.2项目电气一次系统接线简述光伏电站汇流开关站以1回10kV汇流线路接入厂区10kV环网柜，实现自发自用。光伏电站电气主接线详见电气附图1：光伏电站10kV系统主接线图。1.6.2工程建设规模及特点1.6.2.1项目建设规模本工程装机容量为 8.578MWp,光伏组件安装数量共计26808块，光伏组件采用320Wp单晶硅光伏组件；光伏电站中央监控室为租用园区综合楼已有房间。1.6.2.2项目建设特点本工程建设特点主要包括：光伏阵列较分散；光伏阵列光伏组件安装类型较多；光伏电站容量较小（<30MWp）,并网电压较低（10kV）；621.6.3监控系统设计1.6.3.1监控系统设计原则本期光伏发电系统按“无人值班、有人值守”的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。根据招标文件要求，本工程开关站综自系统与光伏发电监控系统分开设置。光伏电站安装一套10kV开关站综自系统，该系统是站内综合自动化的通讯枢纽，是全所的信息综合点，它负责获10kV开关站的测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与远方调度之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达，另外，它还与电子式电表、直流电源系统、图像监控系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合自动化管理功能。此外，安装一套光伏发电及运维管理监控系统，负责获取组串式逆变器的测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告，通过应用软件平台对电站设备进行故障诊断，另外，该系统还将智能型交流防雷汇流箱和10kV箱变测控装置的数据一起送至监控后台，并且通过通信方式对箱变低压侧断路器进行远程操作。两套监控系统设备布置在光伏电站监控室内。631.6.3.2监控系统设计内容计算机监控系统（1）开关站计算机监控系统监控范围主要包括以下几个部分：10kV开关站、直流及UPS系统、低压站用电系统。（2）计算机监控系统的内容按当地电网要求配置开关站计算机监控系统，采用运行数据采集、显示、数据传输等的综合监控系统。负责实现开关站开关柜所有具备通信能力设备的数据采集、传输、监视、控制、报警、分析、存储、报表等功能，并负责与电网调度通信、南方电网综合能源公司集控主站通信。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。（3）计算机监控系统的结构计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层、网络层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控64制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍然独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、GPS同步时钟对时、公用测控装置、AGC/AVC控制；网络层主要设备包括网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备为10kV保护测控装置。（4）计算机监控系统的主要功能1）数据采集与处理功能2）安全检测与人机接口功能3）运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制功能4）数据通讯功能5）系统自诊断功能656）系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7）自动报表及打印功能8）时钟系统本工程配置1台操作员站，该操作员工作站兼做工程师工作站，另外配置打印机1台、语言报警音响1套。本电站选用1套5kVA的UPS装置，作为服务器、工作站交流供电电源。光伏发电设备及逆变器的计算机监控光伏发电计算机监控系统监控范围包括以下几个部分：光伏组件阵列（光伏组件）、组串式逆变器、智能交流汇流箱、10kV箱变。组串式逆变器采用逆变器厂家配套专用数据采集器，智能交流汇流箱、10kV箱变配有智能监控单元，可通过RS485或以太网通信接口接入数据采集器，光伏组件电量信号由逆变器实施监控，智能交流汇流箱和箱变测控装置信号通过通讯管理机将数据协议转换成符合电力系统的传输协议，由光伏监控系统采集；该监控系统对信号进行分析处理，66并对太阳能电池组件进行故障诊断和报警。运行数据和处理结果通过通信控制层直接传输到站控层，由运行人员进行集中远方监视和控制。太阳能电池组件及逆变器配置监控系统功能如下：计算机监控系统对各太阳电池组串及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。太阳能电池组件及逆变器设有就地监控装置，可同样实现集中控制室微机监控的内容。太阳能电池组件及逆变器的保护和检测装置由逆变器厂家进行配置，如：温度保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护装置动作后逆变器自动判断电网运行状况，自动降负荷并脱离电网，具有防孤岛功能，并发出信号。太阳能电池组件及逆变器的远程监控系统在中控室实现，中控室计算机设有多级访问权限控制，在权限的67人员才能进行远程操作。显示内容包括：➢直流电压；➢直流电流；➢直流功率；➢交流电压；➢交流电流；➢交流功率；➢逆变器机内温度；➢时钟；➢频率；➢功率因数；➢当前发电功率；➢日发电量；➢累计发电量；68➢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。智能交流汇流箱监控采用智能汇流箱柜内智能多功能电力仪表带通讯接口RS485）接入光伏电站监控系统，通过通信控制层上传至光伏电站监控层，在监控室操作员工作站LCD显示器上显示，由光伏电站运行人员进行集中远方监视。主要监控显示参数包括：➢出线断路器合闸状态➢浪涌保护器动作状态➢汇集出线交流电压➢汇集出线交流电流➢汇集出线频率➢汇集出线有功功率➢汇集出线无功功率➢汇集出线有功电能69➢汇集出线无功电能低压配电柜为二次汇流装置，安装于10kV箱变内，仅设就地监控装置，不单设计算机监控设备。310kV箱变与10kV开关站的监控（1）10kV箱变监控本电站设有4套10kV箱变。每个箱变的高压侧配置有熔断器+负荷开关，二次监控设备配有箱变测控装置，变压器本体配置有变压器本体温控仪。负荷开关采取就地控制方式，其位置信号及熔断器状态信号均送至光伏电站中央监控室。同时箱变测控装置可以监测高压柜内电压、电流、频率、有功功率、无功功率、功率因数、有功电能、无功电能等参数，且具有遥控、遥测、遥信等“三遥”功能，可远程分合箱变低压侧断路器的功能，可上传箱变高、低压侧开关位置信号等。变压器本体测温装置，具有监测变压器本体绕组温度功能，具有就地显示与远方上传功能，既可在就地箱式变电站监测变压器本体温度，也可在远程操作站监控变压器本体温度参数。变压器本体测温装置通通讯接口接入通讯管理机，数据上传至光伏电站操作员站，供光伏电站操作人员监测。70此外，10kV箱式变应具有“五防”功能，可通过变压器高压侧高压配电装置内的箱变测控装置监测箱式变电站内运行状态，并上传至远程工作站内监控系统，供光伏电站运行人员进行集中远方监视。（2）光伏电站开关站监控本电站设有1座10kV光伏汇流开关站。开关站的高压电缆进出线开关柜均配置有真空断路器、10kV保护测控装置。真空断路器可以就地控制，也可通过计算机监控系统实施后台集中控制，其动作信号及状态信号均送至光伏电站中央监控室。同时每一回路10kV保护测控装置均可以监测高压柜内电压、电流、频率、开关位置信号、保护动作信号等参数，且具有遥控、遥测、遥信等“三遥”功能，可远程分合该开关站功能，可远程监控光伏电站光伏汇流开关站运行状态，可上传光伏电站光伏汇流开关站断路器状态信号。此外，10kV光伏电站光伏汇流开关站内高压开关柜应具有“五防”功能，可通过开关站内高压配电装置内的保护测控装置监测断路器及隔离开关、接地开关位置状态，并上传至远程工作站内监控系统，供光伏电站运行人员进行集中远方监视。71监控电源（1）中央监控室监控电源为了给监控室内各类服务器、工作站提供交流电源，本工程在中央监控室设置一套5kVA交流UPS电源，UPS具有1路220V交流电源输入和1路220V直流电源输入回路，具有一套高频开关，可切换工作与检修电源状态，且具有通讯功能，将UPS电源运行状态（断路器开合、电流、电压等），上传至光伏电站监控系统，供光伏电站操作员监控使用；该5kVA交流UPS电源正常由站用交流电源供电，交流电源失电时，由直流电源供电，由整流装置整流后供监控系统使用；直流电源采用100Ah免维护铅酸蓄电池提供，蓄电池与UPS逆变整流装置共柜设置；UPS电源不间断供电时间不小于2h。（2）光伏汇流开关站监控电源10kV光伏汇流开关站保护测控装置电源、合闸电源、控制电源均采用交流 220V，开关站内小变压器供电。照明、加热等交流辅助电源开关站内小变压器供电。监控装置72（1）监控装置包括监控主机、监控软件和显示设备。本系统采用高性能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或Ethernet通讯方式，可以实时获取所有并网逆变器的运行参数和工作数据，并对外提供以太网远程通讯接口。（2）监控主机采用主流配置。（3）并网系统的网络版监控软件功能如下：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（但不限于）：➢直流电压➢直流电流➢交流电压➢交流电流➢逆变器机内温度73➢时钟➢频率➢当前发电功率➢日发电量➢累计发电量➢累计CO2减排量➢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：➢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74➢逆变器过载➢逆变器过热➢逆变器短路➢逆变器孤岛DSP故障通讯失败（4）监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向和环境温度。（5）可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括实时存储环境数据、故障数据等参数。（6）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。（7）可提供中文和英文两种语言版本。（8）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。75（9）显示单元可采用大液晶电视，具有非常好的展示效果。1.7光伏电站线缆设计（含线损）专题论证报告1.7.1项目简介1.7.1.1项目电气一次系统接线简述本工程为分布式光伏电站，光伏电站采用分块发电集中送出方式，在厂区内现有的55栋建筑的屋面安装光伏组件，新建1个中央监控室。将55个光伏安装单元根据在厂区内分布的情况，分为4个光伏发电子系统，每个子系统设置110kV升压变，其中容量1250kVA箱变1台，容量2000kVA箱变2台，容量31500kVA箱变1台。4台箱变高压出线电缆分别辐射集电线路方式接入区域内新建10kV光伏汇流开关站，再由新建10kV汇流开关站以1回10kV电缆T接至园区原有10kV环网柜实现送出。1.7.2工程建设规模及特点1.7.2.1项目建设规模本工程装机容量为 8.578MWp,光伏组件安装数量共计26808块，光伏组件采用320Wp单晶硅光伏组件；光伏电站76中央监控室设置于园区综合办公楼内。1.7.2.2项目建设特点本工程建设特点主要包括：光伏阵列较分散；全部采用组串式逆变器；光伏电站距电力系统接入点较远；光伏电站容量较小（<30MWp）,并网电压较低（10kV）；1.7.3工程电缆设计1.7.3.1工程电缆敷设设计本工程电缆敷设方式主要有：➢穿金属管敷设；➢金属桥架敷设（梯级式）；➢电缆沟敷设；➢穿塑料管敷设；77➢直接埋地敷设。本工程电缆敷设环境主要有：➢环境温度：35℃（最高温度，计及日照因素）。工程选型电缆主要为：➢导线材质：铜导体电力电缆➢导线绝缘：XLPE（交联聚乙烯绝缘）电力电缆。导线截面选择原则（1）导线的载流量载流量的校正温度校正K1=√（θn－θa）/（θn－θc）式中：θn：导线线芯允许最高工作温度，℃；XLPE绝缘电缆为90℃，PVC绝缘电缆为70℃。θa：敷设处的环境温度，℃；78θc：已知载流量数据的对应温度，℃。敷设方式的校正国标《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007中给出了不同敷设方式的校正系数。综合常用的几种敷设方式的校正系数，并考虑到以往工程的经验及经济性，取敷设方式校正系数K2=0.7。载流量的校正系数K=K1×K2（2）电力电缆载流量表1.7.318.7~10kVXLPE绝缘铜芯电力电缆载流量表电缆规空气中电缆桥架电缆规空气中电缆桥架3×25mm137843×120m3412083×35mm1681023×150m3942403×50mm2051253×185m4362663×70mm2521543×240m5203173×95mm2991823×300m5933631.7.320.6/1kVXLPE绝缘电力电缆载流量表79电缆规空气中电缆桥电缆规空气中电缆桥3×4mm33233×70mm176123223×6mm41293×95mm213149223×10mm57403×120mm24617223×16mm76533×150mm27919523×25mm98683×185mm31922323×35mm119833×240mm37426223×50mm1431003×300mm4262982（3）短路电流校验电缆1）8.7~10kV回路电力电缆短路电流校验S≥I×√t×102/C式中：S：电缆截面，mm2；I：短路电流周期分量有效值，A；t：短路切除时间，秒。C：电动机馈线 C=15320；其他馈线 C=136662）380V低压回路电力电缆短路电流校验配电线路的短路电流校验80S≥I×√t/K式中：S：电缆截面，mm2；I：短路电流有效值（均方根值），A；t：短路电流持续作用时间，秒。K：XLPE绝缘电缆 K=143（4）电缆的最小截面1）8.7~10kV电力电缆：根据实际使用经验，采用断路器时，最小截面50~70mm2。（在新设计的工程中应根据短路电流数据进行计算）2）低压电力电缆：最小截面2.5mm2。3）交流控制回路的控制电缆最小截面电流回路：最小截面：≥2.5mm2；电压回路：最小截面：≥1.5mm2；其他回路：最小截面：1.5mm2。4）数字信号和模拟信号控制电缆最小截面：≥0.5mm2，81有特殊要求的数字通信电缆按设备制造厂要求选择。1.7.3.2工程电缆线损分析线路的电压降（1）交流电缆线损计算线路电压降计算公式：U%=K（Rcosφ+Xsinφ）Il/10Un式中： U%：线路电压降百分数，%；Un：标称电压，kV；R，X：线路单位长度的电阻和感抗，Ω/km；I：负荷计算电流，A；l：线路长度，km；cosφ：功率因数。其中：X=2πfLL=（2ln（Dj/r）+0.5）10-482L：电缆每相单位长度电感量，H/km；f：频率，Hz；Dj：几何均距，cm；r：电缆主芯线半径，cm；值：三相平衡负荷线路：K=√3；接于线电压的单相负荷线路：K=2；接于相电压的两相-N线平衡负荷：K=1.5√3。接于相电压的单相负荷：K=2，式中Un为标称相电压，kV。从组串式逆变器至交流汇流箱之间采用规格型号为ZR-YJV-0.6/1.0kV-3×16mm2电缆，从交流汇流箱至箱变低压侧之间采用规格型号为ZR-YJV-0.6/1.0kV-3×95/3×150/3×240/3×300mm2电缆，逆变器最大输出电流为57.7A，6进1出汇流箱最大输出电流346A，根据下表可查得不同截面大小电缆对应的电阻率。83本工程组串式逆变器至交流汇流箱电缆最大敷设距离小40米，组串式逆变器输出电流约为57.7A，在40米的长度下，通过以上公式计算交流汇流箱侧线损为0.872%（＜2%）；交流汇流箱至 10kV 箱变低压侧一般情况下距离小于150米，平均交流汇流箱输出电流约为231A，通过计算交流配电柜侧线损1.128%（＜2%）。（2）直流电缆损耗计算直流电缆压降计算公式为，其中L为电缆长度，为电缆电阻率，I为电流，U为电压。经计算，本工程光伏组件专用PV1-F-1x4直流电缆平均敷设距离小于12米，单回光伏组串工作输出电流约为9.53A，在12米的长度下，通过计算直流侧线损为0.152%（＜2%）。电缆线损分析经计算，本项目选用的电缆均符合招标技术文件要求。841.7.3.3工程电缆选型设计相关要求➢表中的电缆载流量选自国内大生产厂家样本数据，但与GB50217《电力工程电缆设计规范》附录B中的数据有一定的偏差。高压电缆是按GB50217《电力工程电缆设计规范》附录D计算满足热稳定条件的缆芯最小截面，与用以前常用公式计算的截面相似。确定低压电缆的最小截面时应考虑到单相接地故障保护要求（单相接地故障电流的数值主要由线路的长度和截面确定）。对低压电动机线路是按采用熔断器做短路保护器件协调电缆载流量，此法较为简单，在以前的规范中也采用过。有关低压电缆的热稳定校验参见《低压配电设计规范》GB50054。需指出的是按《通用用电设备配电设计规范》GB50055只需对必须确保可靠的电动机线路进行热稳定校验。在爆炸和火灾危险场所的电缆最小截面应按《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的相关条款规定选择。85➢控制电缆的最小截面是参照有关规程条款要求，也是在工程中通常采用的，但对交流电流回路的控制电缆截面在实际工程设计中仍应按有关规范要求进行必要的校验，以确保测量或保护的精度。1.7.3.4电缆压降计算电缆压降：铜的电阻系数L：电缆敷设实际距离I：电缆实际载流量S：电缆截面积注：直流电缆电流选型参考为：组件额定最大工作电流交流电缆选最大连续工作电流进行计算。铜的电阻系统按75℃选择，为0.0217欧*mm2/m40℃选择，为0.0175欧*mm2/m经核算电缆压降小于2%，符合规范要求的小于7%，及招标文件技术要求2%的要求。861.7.4建议本工程建议工程电缆实际选型时，电缆压降要求放宽至不小于 5%，既符合国家标准规范，线缆损失对光伏发电站的发电量影响也较小,同时有利于降低造价。1.8光伏电站接入系统专题论证报告1.8.1项目简介1.8.1.1项目概述贵州西秀经济开发区分布式光伏项目EPC总包工程8.2MWp的太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案。本项目共有4期厂房55个屋顶区域，根据招标文件要求，每期分别设置1个光伏并网发电单元，根据本工程屋顶实际情况，四个光伏并网发电单元分别为：期设置1个1.21344MWp光伏并网发电单元；期设置1个2.15808Mwp光伏并网发电单元；期设置1个3.14112Mwp光伏并网发电单元；期设置1个1.96608Mwp光伏并网发电单元。87本工程光伏发电单元系统内全部采用50kW组串式逆变器，电池组串全部采用24块320Wp国产单晶硅光伏组件串联，每8路组串接入1台逆变器，全站共计2104个光伏组串，共计接入263台50kW组串式逆变器，经交流汇流箱汇流后就近接入光伏并网发电单元的10kV箱变。全站共设110kV接入点，即布置于园区现有配电室内的10kV开关站。根据招标文件要求，本工程采用“自发自用”模式，最终方案以当地供电局方案为准。1.8.1.2项目电气一次系统接线简述根据工程特点及光伏组件排列布置、光伏组件方阵设计，本光伏电站共设计光伏发电子系统4个，每个子系统由安装在一个或多个建筑屋面的光伏组件、组串式逆变器、交流汇流箱、10kV箱变组成。10kV集电线路采用辐射方式汇集4台箱变高压侧至10kV开关站。每台箱变10kV电缆单独接至10kV开关站，不采用手牵手方式。箱变高压侧设10kV负荷开关及熔断器，可以将各台箱变与10kV集电线路断开，因此单台箱变的检修维护不会导致整回集电线路停电，方便灵活。光伏电站汇流开关站为单母线接线，包括10kV汇流进线柜1面、10kVPT及避雷器柜1面、10kV光伏电缆出线柜488面、10kV站用变柜一面、10kV无功补偿柜1面，10kV集电线路经开关站汇流后由1回10kV电缆接入园区内10kV环网柜或厂区内就近10kV配电母线。（具体接入点以最终接入系统报告以及当地供电局批复为准）。光伏电站电气主接线详见电气附图1：光伏电站10kV系统主接线图。1.8.2工程建设规模及特点1.8.2.1项目建设规模本工程装机容量为 8.578MWp,光伏组件安装数量共计26808块，光伏组件采用320Wp单晶硅光伏组件；光伏电站中央监控室设置于园区综合办公楼内。1.8.2.2项目建设特点本工程建设特点主要包括：➢安装光伏组件的建筑物较分散；➢部分箱变据汇流箱和逆变器位置较远；➢全部采用组串式逆变器；89➢箱变容量有1250kVA、2000kVA、3150kVA三种；➢光伏电站容量较小（<30MWp）,并网电压较低（10kV）；1.8.3项目接入系统设计1.8.3.1系统接入方案拟定的原则主要设计依据及规程规范：（1）《电力系统设计技术规程》DL/T5429-2009（2）《电力系统技术导则》SD131-84（3）《电力系统安全稳定导则》DL755-2001（4）《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005（5）《10kV及以下业扩受电工程技术导则》南方电网公2014版。本项目拟采用自发自用模式。根据园区负荷现状，需要考虑后期上网的可能性，因此要从电能质量、并网保护等方面采取措施，从技术角度保证光伏发电系统的电能质量处于始终受控状态，对公共电网的影响最小。根据《电力系统设计技术规程》、《电力系统技术导则》90和《光伏系统并网技术要求》中相关要求，并结合本光伏项目具体情况，接入系统方案需遵循考虑以下原则：光伏发电系统与公共电网联接时通过变压器等进行电气隔离，形成与公共电网市政供电线路之间明显的分界点；保证光伏发电系统的发电容量在上级变压器容量的20%以内；设置相应的并网保护装置，一旦出现光伏发电系统和公共电网异常或故障时，能够自动将光伏系统与电网分离；应综合考虑光伏发电系统规模、输电距离、供电系统中的地位与作用、近区配网结构和原有电压等级配置等因素；10）为提高光伏发电的利用效率，以就地消纳为主。1.8.3.2项目系统接入点选择根据园区10kV配网现状，为实现分布式光伏电量自发自用，10kV开关站的出线接入园区内10kV环网柜，电能通过10kV 配网既可以实现在园区内的消纳，也可以送至上一级变电站10kV母线，由母线上其他馈线回路消纳。最终以电力部门接入系统报告为准。911.8.3.3项目系统接入设计及分析接入系统电气主接线设计为便于电站运行维护及管理，光伏电站根据就近接入的原则，设置1个送出接入点，接入系统参见电气附图1：光伏电站10kV系统主接线图。接入系统电气主接线设计参考条件项目接入系统设计参照南方电网分布式光伏接入典型设计方案，项目接入系统设计以最终供电部门批准的接入系统报告为准。1.8.3.4调度自动化调度关系本工程8.578MWp光伏并网发电项目位于贵州省安顺市，地处贵州电网的覆盖下，根据贵州省电网调度规程，该光伏电站应由安顺地调调度管理，远动信息直接送往安顺地调。远动信息配置本光伏电站远动信息按“四遥”配置，按照《电力系统调度自动化技术规程》（DL/T5003－2005），本期屋顶光伏电92站拟采集传送的远动信息量如下：（1）遥