光伏项目设计技术标模版

勘察设计机构设置（框图）、岗位职责设计机构设置（框图）岗位职责严密的组织机构是保障项目质量的重要条件，我院组建由分管院长和分管总工程师领导下的项目组，实行项目组与专业部室相结合的矩阵管理模式。下图为我院典型工程项目设计组织机构图，各部门根据院《工程岗位人员资格管理办法》以及人力资源部发布和动态管理的岗位任职资格文件为工程项目配备合格的人员，设总负责进行资格审核，确保这些人员满足相应的资格和项目需求，必要时应经业主方认可。勘察组织机构图典型工程项目组织机构图针对工程特点进一步明确各级部门和人员的质量职责，精心进行设计组织，确保工程质量和进度。本院按照《组织机构与职责管理程序》要求，规定分管院长、分管总工、生产各部部长、工程设总、各专业主任工程师、专业室主任、专业主设人、全校人、设计人履行的岗位职责和《管理手册》中规定的质量、环境与职业健康安全管理职责。（1）分管院长从高层次组织协调本工程勘测设计活动；研究并决策勘测设计过程中的重大问题。（2）分管总工审查并决定本工程主要技术原则和方案；主持技术会议，研究处理勘测设计过程中的主要技术问题；按规定签署勘测设计文件。（3）经营计划部按合同要求安排、协调生产计划并督促计划实施，确保勘测设计任务按时完成；组织协调工程的勘测、设计项目设计计划及其相关程序的实施，对工程的进度总负责。（4）质量安全部监督检查管理体系在本工程的有效运行；协助设计总工程师接受第二方的审核。（5）设计总工程师编制并组织实施项目设计计划确保满足顾客要求；全面负责本工程勘测设计的综合技术、经济指标、质量和进度；协调专业间及组织间技术接口；按规定签署勘测设计文件。（6）专业部部长负责本部门合格资源（人员、设备等）的统筹安排；组织配备部门合格人员实施项目设计计划及其相关程序；对本部门的产品质量和进度总负责。（7）主任工程师指导并审定本专业的主要技术原则、计算原则和勘测设计方案，对专业技术的正确性和先进性负责；按规定签署勘测设计文件。（8）主要设计人组织实施设总的项目设计计划，负责编制专业项目设计计划；负责专业间和本专业内的技术接口；对本专业技术经济指标、产品质量和进度负责；按规定签署勘测设计文件。（9）全校人全面校核勘测设计产品，确保设计输出满足设计输入和产品质量符合规定要求，并对校核的勘测设计产品质量负责；按规定签署勘测设计文件。（10）设计人正确运用勘测设计标准和方法，对个人出手的勘测设计产品质量和进度负直接责任；按规定签署勘测设计文件。勘察依据《光伏发电工程地质勘察规范》NB/T10100-2018；《岩土工程勘察规范》GB50021-2001（2009年版）；（3）《变电站岩土工程勘测技术规程》》DL/T5170-2015；（4）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011；（5）《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012；（6）《建筑桩基技术规范》JGJ94-2008；（7）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（2016年版）；（8）《电力设施抗震设计规范》GB50260-2013；（9）《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000；（10）《供水水文地质勘察规范》GB50027-2001；（11）《建筑边坡工程技术规范》GB50330-2013；（12）《中国地震动参数区划图》GB18306-2015；（13）《岩溶地区建筑地基基础技术标准》（GB/T51238-2018）；（14）《工程岩体试验方法标准》GB/T50266-2013；（15）《永仁幅区域地质图》；（16）《永仁幅区域地质调查报告》；（18）《工程地质手册》（第五版）。设计依据主要规范及文件包括，但不限于：GB1985高压交流隔离开关和接地开关GB50007建筑地基基础设计规范GB50009建筑结构荷载规范GB50010混凝土结构设计规范GB50011建筑抗震设计规范GB50014室外排水设计规范GB50015建筑给水排水设计规范GB50016建筑设计防火规范GB50017钢结构设计规范GB50019采暖通风与空气调节设计规范GB50021岩土工程勘察规范GB50025湿陷性黄土地区建筑规范GB50052供配电系统设计规范GB50054低压配电设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB5005935kV～110kV变电站设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB50063电力装置的电测量仪表装置设计规范GB50140建筑灭火器配置设计规范GB50191构筑物抗震设计规范GB50200有线电视系统工程技术规范GB50201防洪标准GB50217电力工程电缆设计规范GB50223建筑工程抗震设防分类标准GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范GB50242建筑给水排水及采暖工程施工验收规范GB50260电力设施抗震设计规范GB50330建筑边坡工程技术规范GB50367混凝土结构加固设计规范GB50395视频安防监控系统工程设计规范GB50545110kV~750kV架空输电线路设计规范GB50797光伏发电站设计规范GBJ50003砌体结构设计规范GBJ22厂矿道路设计规范GB/T156标准电压GB/T2314电力金具通用技术条件GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T17468电力变压器选用导则GB/T50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T50063电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T50065交流电气装置的接地设计规范GB/T50476混凝土结构耐久性设计规范GB/T50549电厂标识系统编码标准GB2297-1989太阳光伏能源系统名词术语GD001-2011太阳能发电工程技术标准：光伏发电工程规划报告编制办法GD002-2011太阳能发电工程技术标准光伏发电工程预可行性研究报告编制办法GD003-2011太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法NB/T32001-2012光伏发电站环境影响评价技术规范NB/T32012-2013光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范GB50797-2012光伏发电站设计规范GB50794-2012光伏发电站施工规范GB/T50795-2012光伏发电工程施工组织设计规范GB/T50796-2012光伏发电工程验收规范能源行业标准光伏发电站现场组件检测规程GB/T9535-1998地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型DB13/T1289-2010地面用晶体硅太阳电池组件NB/T32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范能源行业标准光伏发电站逆变器效率检测技术要求能源行业标准光伏发电站逆变器电磁兼容性检测技术要求GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T50866-2013光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T29319-2012光伏发电系统接入配电网技术规定NB/T32013-2013光伏发电站电压与频率响应检测规程NB/T32014-2013光伏发电站防孤岛检测技术规程GB/T30152-2013光伏发电系统接入配电网检测规程国家标准光伏发电站接入电网检测规程国家标准光伏发电系统并网特性评价技术规范能源行业标准光伏电站并网性能测试与评价方法国家标准并网光伏电站启动验收技术规范能源行业标准光伏发电调度技术规范国家标准光伏发电系统建模导则国家标准光伏发电系统模型及参数测试规程能源行业标准光伏电站后评价技术规范GB/T29321-2012光伏发电站无功补偿技术规范JGJ203:2010民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范DB11/T881-2012建筑太阳能光伏系统设计规范JGJ/T264-2012光伏建筑一体化系统运行与维护规范DL5027电力设备典型消防规程DL/T243继电保护及控制设备数据采集及信息交换技术导则DL/T720电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件DL/T765.1架空配电线路金具技术条件DL/T770变压器保护装置通用技术条件DL/T796风力发电厂安全规程DL/T5024电力工程地基处理技术规程DL/T5044电力工程直流电源系统设计技术规程DL/T5056变电站总布置设计技术规程DL/T5130架空送电线路钢管杆设计技术规定DL/T5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5154架空输电线路杆塔结构设计技术规定DL/T5149220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T5170变电所岩土工程勘测技术规程DL/T5217220kV～500kV紧凑型架空输电线路设计技术规程DL/T522010kV及以下架空配电线路设计技术规程DL/T5222导体和电器选择设计技术规定DL/T5352高压配电装置设计技术规程DL/T5390发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T5394电力工程地下金属构筑物防腐技术导则DL/T5491电力工程交流不间断电源系统设计技术规程中华人民共和国工程建设标准强制性条文：电力工程部分JGJ79建筑地基处理技术规范JGJ94建筑桩基技术规范JTGB01公路工程技术标准JTGD20公路路线设计规范JTGD30公路路基设计规范Q/GDW392国家电网公司风电场接入电网技术规定IEC61400-1-1999Windturbines–Part1:DesignrequirementsIEC61400-1-2005Windturbines–Part1:DesignrequirementsIEC61400-21Windturbines–Part21:MeasurementandassessmentofpowerqualitycharacteristicsofgridconnectedwindturbinesIEC61400-25Windturbines–Part25:Communicationprotocol《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财政部、国家税务总局财税[2008]156号）《关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》（财政部国家税务总局财税[2008]170号）《关于建筑业营业税改征增值税后风电场工程计价依据调整实施意见》（水电水利规划设计总院、可再生能源定额站通知可再生定额［2016］32号）《关于集团公司新能源发展指导意见（试行）》和《关于新能源区域生产运营中心建设与管理的若干意见》的通知（国家电投水新〔2016〕83号）《国家电力投资集团公司新能源项目前期工作管理办法》（国家电投规章〔2016〕243号）以上规程规范如有最新版本，本项目设计应以最新规程规范为准。除专用合同条款另有约定外，本工程的设计依据如下：（1）适用的法律、行政法规及部门规章；（2）与工程有关的规范、标准、规程；（3）工程基础资料及其他文件；（4）本设计服务合同及补充合同；（5）本工程勘察文件和施工需求；（6）合同履行中与设计服务有关的来往函件；（7）其他设计依据。勘察设计工作目标设计目标设计工艺技术先进、经济合理、安全适用、切合实际设计需满足可研收口报告技术部分要求，在此基础上可进行设计优化。优化设计原则：在整体性能指标不低于可研收口报告指标的前提下，精细设计、论证，总容量不得减少，效率不得下降，功能不得降低，总造价不得上浮，降低单位千瓦造价，提高内部收益率和项目经济性，并通过论证审查。根据招标人要求，按时组织评审会，并按评审会专家意见进行再优化。评审设计院、专家由招标人指定。设计文件深度达到国家及行业设计文件编制深度、范围、标准的要求，采用的标准、规范符合国家及行业设计要求，满足招标文件技术要求的安装容量，发电效率，单位千瓦造价，应满足设备材料采购、非标准设备制作和施工的需要。勘察设计说明和设计方案设计说明及方案系统总体方案设计及发电量计算光伏组件类型太阳能光伏系统中最重要的组件是电池，电池是收集太阳光的基本单位，大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si）、非晶硅电池（a-Si）、非硅电池（包括铜铟镓硒CIGS、碲化镉）。各类光伏电池的性能比较如下表所示。单晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜太阳能电池的比较电池种类晶体类薄膜类单晶硅多晶硅非晶硅碲化镉铜铟镓硒商用效率17%~23.1%15%~19%6%~8%8.5%~10.5%10%~12%实验室效率26.1%23.3%14.0%22.1%23.3%使用寿命25年25年25年25年20年组件层厚度厚层厚层薄层薄层薄层规模生产已形成已形成已形成已形成已证明可行环境问题中性中性中性有（使用镉）除镉外为中性能量偿还时2～3年2～3年1～2年1～2年1～2年生产成本较高较高较低相对较低相对较低主要优点效率高技术成熟效率高技术成熟弱光效应好成本较低弱光效应好成本相对较低弱光效应好成本相对较低根据表可知，单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转换效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳能电池由于其稳定性较差、光电转换效率相对较低、使用寿命相对较短的原因，在MW级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。第三代新型太阳能电池在国内产量很小，目前没有大规模生产。碲化镉、铜铟硒电池及钙钛矿电池则由于原材料稀缺或制造工艺不成熟，其规模化生产受到限制。近年来，单晶产品对多晶产品的替代趋势明显加速，我国单晶硅市场份额从2017年的27%升至2020年的90.2%。2020年，随着国内各主要电池片厂家取消多晶电池报价，多晶硅组件逐步退出历史舞台了。2021年，大规模量产电池技术主要有6类：铝背场（BSF）电池、PERC电池、TOPCon电池、异质结（HJT）电池、NWT电池和IBC电池。2021年，新建量产产线仍以PERC电池片为主。随着PERC电池片新产能的持续释放，PERC电池片市场占比进一步提升至91.2%。2021年常规电池片（BSF电池）市场占比从2020年的8.8%下降至5%。N型电池（主要包括TOPCon和异质结电池）相对成本较高，尽管出货量增加不少，但由于电池片总出货的增加，市场占比仍然不高，2021年异质结电池片和TOPCon电池片市场占比合计约3%，2022年N型电池片市场份额将处于上升状态，据统计，头部组件企业2022年规划N型组件产能超50GW。根据中国光伏行业协会预测，2021-2030年各种电池技术市场占比变化趋势见下图。图2.5-1 2021-2030年各种电池技术市场占比变化趋势光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转换效率较高、已规模化生产的且在国内有工程应用实例的组件作为光电转换的核心器件。因此，本工程选用单晶硅PERC/TOPCon光伏组件。根据目前市场供需情况，当前用于大型光伏电站的主流单晶硅光伏组件主要采用166mm（M6）、182mm（M10）及210mm（G12）电池片3种型号进行组装，主流PERC太阳能组件功率和技术见表2.5-2。与PERC相比，N型组件效率平均提高约1%左右，同等尺寸和版型，功率提高15W~20W。对于光伏组件而言，效率和可靠性是爆发力和耐力的体现，很多时候实际野外工况下的长期可靠性往往比功率更重要。相比Ｐ型组件，Ｎ型组件主要有以下优势：①Ｎ型组件效率更高，在同等安装面积上可安装的瓦数越多，发电量越高；②Ｎ型首年衰减1％，相较于Ｐ型的首年衰减2％，第一年由衰减引起的发电量损失就减少了一倍；③Ｎ型的平均衰减－0.4％，Ｐ型单面的平均衰减－0.55％，第二年以后，每年由衰减引起的发电量损失比Ｐ型降低了37.5％；④Ｎ型温度系数－0.3％，Ｐ型－0.35％，全世界90％以上的电站的全年平均工作温度超过25摄氏度，而超过25度，组件工作温度每升高１摄氏度，Ｎ型和Ｐ型发电量就相差0.05％；⑤Ｎ型组件85％的双面率，搭载跟踪支架的双面组件，能最大化体现Ｎ型优势。表2.5-2 主流太阳能组件功率和技术（根据中国光伏行业协会数据）技术M6M10G12全片电池数（片）72727850556066切片技术1/21/21/21/31/21/21/2功率（Wp）单玻455/460545/550590/595490/495550/555590/595655/660双玻450/455540/545585/590485/490545/550585/590650/655单晶硅太阳能电池有50片、60片、72片等多种封装规格，技术经济比较差距不大，从节约土地资源的角度出发，本项目拟推荐采用多片封装的大功率单晶硅光伏组件。单晶硅太阳能电池选型电池组件的功率规格较多，且产品应用也较为广泛。考虑到本项目系统装机容量120MW，组件用量多，占用面积大，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，同时也能减少直流电缆的使用和故障点的数量。考虑目前市场上主流及地方推广的光伏组件产品，对单晶硅680Wp、575Wp（N型）、550Wp组件，搭配320kW组串式逆变器，容配比约1.25，分别配置3.2MW的方阵。各方案的技术经济比较结果如表2.5-3所示。不同光伏组件构成3.2MW方阵的技术经济比较组件规格680Wp575Wp(N型)550Wp逆变器型号（kW）320320320逆变器数量（台）101010组件数量（块）600070207280方阵直流容量（MWp）4.084.00144.004占地面积（亩）9610195支架重量（t）157164158光伏电缆（km）40.840.01440.041kV交流电缆（km）4.084.004.00投资（万元）10961088107725年年均发电量（万kW·h）605.8601.4589.4单位电能投资（元/kW·h）1.8101.8091.828由以上比选表格可知，对于搭配320kW组串式逆变器，容配比约为1.25的3.2MW方阵，选择575Wp组件的单位电能投资最低。考虑到575Wp组件有单面组件及双面双玻组件，单面组件单价较低，双面组件单价较高但组件背面可利用地面反射光进行发电，对项目整体发电量由一定提升，对575Wp单面组件及双面组件进行经济技术比选，见下表所示。单面组件与双面双玻组件比选表组件规格575Wp575Wp类型单面双面双玻逆变器数量（台）1010组串数量（串）250250组件数量（块）7020700070207000方阵直流容量（MWp）4.00143.994.00143.99占地面积（亩）1019510195支架重量（t）164164光伏电缆（km）40.01440.0141kV交流电缆（km）4.004.00投资（万元）1068108825年年均发电量（万kW·h）583.4601.4单位电能投资（元/kW·h）1.8311.809从上表可以看出，双面双玻组件单位电能投资较低，项目整体经济性较好。所以，本工程推荐采用575Wp规格的单晶硅双面双玻光伏组件，某主流厂家的相应产品主要技术参数表如下。575Wp单晶硅太阳能电池组件技术参数表项目参数标准测试条件下峰值功率（Wp）575组件效率（%）22.07%最佳工作电流（A）13.48最佳工作电压（V）42.29短路电流（A）14.25开路电压（V）51.07最大系统电压（V）1500短路电流温度系数（%/℃）0.046开路电压温度系数（%/℃）-0.25峰值功率温度系数（%/℃）-0.30工作温度范围（℃）-40~+85名义电池工作温度（℃）45±2参考.双面因子80±5%组件尺寸（mm）2278×1134×30重量（kg）32逆变器选择逆变器的技术指标结合《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）及《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）的要求，本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标。（1）转换效率逆变器转换效率越高，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。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于95%，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和中国效率，中国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。（2）直流输入电压范围太阳电池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射强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。如在落日余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，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。（3）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统高效运行。（4）输出电流谐波与功率因数光伏电站接入电网后，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，因此逆变器必须采用滤波措施使输出电流能满足并网要求，谐波含量应低于3%，逆变器功率因数接近于1。（5）低电压穿越能力《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）和《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）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：1）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s；2）光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。光伏发电站的低电压穿越能力要求（6）系统频率异常响应《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）和《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）要求大中型光伏电站具备一定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保证光伏电站在表2.5-6的电网频率偏离光伏发电站在不同电力系统频率范围内的运行规定频率范围运行时间要求＜48Hz根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率而定48Hz~49.5Hz49.5Hz10min49.5Hz~50.2Hz连续运行50.2Hz~50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏发电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略；不允许处于停运状态的光伏发电站并网>50.5Hz立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏发电站并网（7）可靠性及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：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电池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，逆变器必须自动从电网解列。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，切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。（8）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，交流及支流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。（9）监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。（10）根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）的规定：海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选用高原型（G）产品或采取降容使用措施。5.2.2.3.2逆变器的分类（1）集中式逆变器集中式逆变器是将很多光伏组串经过汇流后连接到逆变器直流输入端，集中完成将直流电转换为交流电的设备。集中式逆变器通常使用两级三电平三相全桥拓扑结构，大功率IGBT和SVPWM调制算法，通过DSP控制IGBT发出三电平方波，通过LCL或LC滤波器滤波后输出满足标准要求的正弦波。目前集中式逆变器在自身原有的优势上持续不断完善和优化设计，三电平技术，支持接入双绕组变压器，集成SVG功能，PID防护及主动修复，更大的无功容量。集中式逆变器常见的输出功率为500kW、630kW、1.25MW、1.5MW、2.5MW、3.15MW等，在电网友好性，稳定性，SVG功能，接收电网调度等方面有着组串式逆变器不可比拟的优势。（2）组串式逆变器组串式逆变器相对于集中式逆变器，容量较小，目前市面上的组串式逆变器容量在1kW~320kW之间，即把光伏方阵中数个光伏组串输入到一台指定的逆变器中，多个光伏组串和逆变器又模块化地组合在一起，所有逆变器在交流输出端并联，目前许多大型光伏电站都选择使用组串式逆变器。组串式逆变器的主要优点是不受组串间光伏电池组件性能差异和局部遮影的影响，可以处理不同朝向和不同型号的光伏组件，可避免部分组件上有阴影时造成巨大电量损失，提高了系统的整体效率。（3）集散式逆变器集散式逆变器是将MPPT和DC/DC升压功能集成到光伏控制器，然后集中将升压后直流电转换为交流电的设备，采用单体1MW逆变器，从光伏控制器输出电压抬升到820Vdc，相较组串式逆变器降低了交流线缆损耗，相较集中式逆变器降低了直流线缆损耗。集散式采用分离式的两级功率变换，前级MPPT光伏控制器，后级逆变器，原本一个设备就能完成的事情，现在拆分成两个设备，系统控制复杂。前后级距离很远，无法实现快速可靠的通信和控制，集散式逆变器很难通过现场零电压穿越、高电压穿越和有功降额等电网调度方面的测试，严重的会导致现场无法并网。实验室测试认证无法模拟现场情况，特别是汇流箱离逆变器很远，通信速率与可靠性现在RS485解决不了，所以现场测试有问题，因此本项目不考虑选用集散式逆变器，在后续内容也不作讨论。综上，本工程场址地形较复杂，地势总体为较陡，针对本工程实际情况，如采用集中型逆变器，其MPPT不易跟踪各回路的MPPT电压要求，影响整体发电效率。采用组串式逆变器方案能更好的跟踪太阳能组串的最大功率，减小电池组件不匹配造成的损耗。组串式逆变器方案系统效率比集中式逆变器方案高，且不需要建造逆变器室，减小了施工难度，故本工程推荐采用组串式逆变器。逆变器容量选型根据前述选型原则，逆变器容量应结合本电站地形地势、电池组串的连接方式及支架布置情况综合考虑，1个电池组串支架包含1个电池组串，为便于给发电单元每1台逆变器划分电池组串。考虑目前市场上主流的组串式逆变器，对300kW和320kW逆变器，搭配575Wp（N型）单晶硅双面双玻光伏组件，容配比约为1.25，分别配置3.0MW和3.2MW的方阵。各方案的技术经济比较结果如表2.5-7所示。表2.5-7 不同逆变器构成子方阵的技术经济比较逆变器规格320kW300kW逆变器数量（台）1010发电单元交流容量（kW）32003000组件数量（块）70206760方阵直流容量（MWp）4.00143.8532占地面积（亩）10197支架重量（t）164158光伏电缆（km）40.038.51kV交流电缆（km）4.003.85投资（万元）1088104625年年均发电量（万kWh）601.4578.1单位电能投资（元/kWh）1.8091.810由以上比选表格可知，对于搭配575Wp（N型）单晶硅双面双玻光伏组件，容配比约为1.25的发电单元，选择320kW比300kW组串式逆变器的单位电能投资略低。由于320kW逆变器MPPT数量多，跟踪精度高，可以降低山地光伏失配损失，同时有利于山区光伏布置实际施工时调整组串布置。所以，本工程推荐采用320kW的组串式逆变器，某主流厂家的相应产品主要技术参数表如下。表2.5-8 320kW组串式逆变器主要技术参数表输入（直流）最大输入电压1500V最小输入电压/启动电压500V/550V额定输入电压1080VMPPT电压范围500~1500VMPPT数量14每路MPPT最大输入组串数2最大输入电流14×30A输入端子最大允许电流30A最大直流短路电流14×60A输出（交流）额定输出功率320kW最大输出功率352kW最大视在功率352kVA最大输出电流254A额定电网电压3/PE，800V额定电网频率50Hz/60Hz最大谐波失真＜3%（额定功率下）功率因数>0.99（额定功率下）箱式变电站主要技术参数目前，市场上的35kV箱变主要分为3种:美式箱变、欧式箱变、华式箱变。这三种箱变的特定如下表所示：表不同类型变压器特点对比序号项目各类产品特点美变欧变华变1高压侧间隔特点仅电缆室可见，不能见到高压侧开关断口开门后可见电缆室和开关状态开门后可见电缆室和开关状态2高压开关可见，不能实现高压侧三相同期故障跳闸，配置二位置油浸式负荷开关独立于高压侧间隔中，可见高压开关断口，可以实现故障时高压侧三相同期跳闸。配置35kV真空负荷开关熔断器组合电器（简称负荷开关）一般不配35kV断路器柜独立于高压侧间隔中，可见高压开关断口，可以实现故障时高压侧三相同期跳闸。配置35kV真空负荷开关熔断器组合电器（简称负荷开关）一般不配35kV断路器柜3变压器间隔特点集成在油箱中独立变压器放置在变压器室变压器至于油箱中4变压器配置油变油变或干变油变5散热性能非常好一般非常好6低压侧间隔置于独立低压小室间隔中置于独立低压小室间隔中置于独立低压小室间隔中7耐候性能适应各类高寒、高海拔、风沙和盐雾环境在高海拔、风沙和盐雾环境中适应性一般适应各类高寒、高海拔、风沙和盐雾环境8占地面积小大中9操作简易性简单复杂复杂10维护方便性简单复杂一般11造价低高中通过上述对比可知：美变的保护功能比较简单，电量保护主要依靠熔断器，非电量保护主要依靠压力释放阀和温控器。欧变和华变高压侧采用负荷开关加限流熔断器保护，高压低压供电系统和配电设备计划方案的协调能力优于美变。但美变造价和占地面积均小于欧变和华变，并且操作简易性以及维护方便性均优于欧变和华变。综合考虑成本以及运维后，本项目推荐采用美变。 3200kVA箱式升压变电站主要技术参数1）型式箱式升压变电站2）额定电压高压37kV低压0.8kV3）额定频率50Hz4）额定绝缘水平工频1min85kV雷电冲击耐压200kV5）三相双圈油浸式变压器型号三相、自冷、无载调压升压变压器额定容量3200kVA接线组别Dy11额定电压比（高压/低压）37±2×2.5%/0.8kV调压方式无励磁调压冷却方式自冷阻抗电压（以高压绕组为基准容量）7%中性点接地方式不接地6）35kV负荷开关熔断器组合额定电压40.5kV额定频率50Hz额定峰值耐受电流63kA7）氧化锌避雷器额定电压（有效值）51kV最大持续运行电压（有效值）40.8kV操作冲击残压（有效值）≤114kV雷电冲击残压（8/20μs，有效值）≤134kV8）防护等级外壳IP54表2.5-11 1600kVA箱式升压变电站主要技术参数1）型式箱式升压变电站2）额定电压高压37kV低压0.8kV3）额定频率50Hz4）额定绝缘水平工频1min85kV雷电冲击耐压200kV5）三相双圈油浸式变压器型号三相、自冷、无载调压升压变压器额定容量1600kVA接线组别Dy11额定电压比（高压/低压）37±2×2.5%/0.8kV调压方式无励磁调压冷却方式自冷阻抗电压（以高压绕组为基准容量）6.5%中性点接地方式不接地6）35kV负荷开关熔断器组合额定电压40.5kV额定频率50Hz额定峰值耐受电流63kA7）氧化锌避雷器额定电压（有效值）51kV最大持续运行电压（有效值）40.8kV操作冲击残压（有效值）≤114kV雷电冲击残压（8/20μs，有效值）≤134kV8）防护等级外壳IP54光伏阵列运行方式选择在光伏发电系统的设计中，光伏组件阵列的运行方式对发电系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。光伏组件的运行方式有固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种型式。其中自动跟踪式包括单轴跟踪式和双轴跟踪式。单轴跟踪式（包括水平单轴跟踪、斜单轴跟踪）只有一个旋转自由度，即每日从东往西跟踪太阳的轨迹；双轴跟踪式（全跟踪）具有两个旋转自由度，可以通过适时改变方位角和倾角来跟踪太阳轨迹。对于自动跟踪式，其倾斜面上能最大程度地接收太阳总辐射量，从而增加发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪式自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高15%～20%（与固定式比较），若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%～30%（与固定式比较），若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%～35%（与固定式比较）。然而实际工程中效率往往比理论值小，其原因有很多，例如太阳能电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对1MWp光伏阵列采用三种运行方式比较如下表。表2.5-12 1MWp阵列各种运行方式比较项目固定式斜单轴跟踪式双轴跟踪式固定倾角可调式平单轴跟踪式发电量（%）100115125105110占地面积（万m2）2.24.64.92.22.6支架造价（元/Wp）0.41.02.50.50.7支架费用（万元）100100250125175估算电缆费用（万元）240400420240340直接投资增加（%）100110124107110运行维护工作量小有旋转构件，工作量较大有旋转构件，工作量更大工作量小有旋转构件，工作量更大支撑点多点支撑多点支撑单点支撑多点支撑单点支撑板面清洗布置集布置分散，布置分散，布置集布置分散，需中，清洗方便需逐个清洗，清洗量较大需逐个清洗，清洗量大中，清洗方便逐个清洗，清洗量大由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高（发电量提高的比例高于直接投资增加的比例），假如不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，设备的可靠性和稳定性不断提高，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决电池阵列同步性及减少运行维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但初始投资相对较高、而且后期运行过程中维护工作量较大，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在项目场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用可靠性例证。根据以上分析，本工程推荐选用固定式或固定可调式运行方式。固定式与固定可调式支架相比，固定可调式支架会略微增加支架成本以及人工成本，且本光伏电站为山地光伏项目，调节支架会增加后期运营成本及运维压力，故本工程推荐选用固定式运行方式。根据永仁滇能零碳能源开发有限公司的需求部分方阵考虑采用柔性支架布置方案。光伏阵列设计光伏发电单元设计的原则（1）光伏组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。（2）每个逆变器直流输入侧连接的光伏组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）光伏组件串联后，其最高输出电压不允许超过光伏组件自身最高允许系统电压。（4）各光伏组件至逆变器直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。5.2.2.6.2并网光伏发电系统分层结构（1）光伏组件具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件。（2）光伏组件串在光伏发电系统中,将若干个光伏组件串联后,形成具有一定直流电输出的电路单元。（3）阵列逆变器组由若干个光伏组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。（4）光伏发电单元光伏发电站中,以一定数量的光伏组件串,通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。（5）光伏方阵将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。电池阵列最佳倾角及方位角确定。系统方案概述光伏组件的串、并联设计（1）光伏组件的串联数量（2）光伏组串的并联数量光伏组串单元的排列方式一个光伏组串单元中，光伏组件的排列方式有多种，但是为了接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，在工程计算的基础上，推荐本工程的光伏组串单元的排列方式为横排布置：将1组光伏组串（每串26块组件）的每块组件竖向放置，排成2行13列，为减少风压，组件与组件之间留有20mm空隙。光伏组串内部的组件布置方案如图2.5-3所示。图2.5-3 光伏组串排列图光伏阵列间距的计算逆变器布置场区中压集电线路中压集电线路设计年上网电量计算光伏发电系统效率分析光伏电站发电量的计算首先要分析光伏发电系统效率，根据《光伏发电站设计规范》，光伏发电站发电量可按下式计算：式中：——光伏发电站上网电量（kW·h）；n——计算时段数；——计算时段水平面太阳能辐射量（kW·h/m2）；——计算时段光伏方阵太阳能辐射量倾角、方位角修正系数；——计算时段光伏方阵太阳能辐射量阴影遮挡损失修正系数；——计算时段光伏组件表面太阳入射角损失修正系数；——计算时段光伏组件工作温度修正系数；——计算时段逆变器输入功率限制引起的发电量损失修正系数；——计算时段光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率；PAZ——光伏电站的安装容量（kWp）；Es——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）；K——其它效率系数。其它效率系数K是考虑光伏组件类型、光伏组件输出功率偏离峰值、光伏组件表面污染、组串适配损失、光伏组件衰减、集电线路损耗、升压变压器损耗、站用电率、系统可利用率等各种因素后的修正系数。在本设计阶段，对于一个完整计算年，按月取计算步长，即n=12。各修正系数分析如下：（1）水平面太阳能辐射量与光伏方阵太阳能辐射量倾角、方位角修正系数光伏方阵的倾角、方位角的修正系数是将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵陈列面上的折算系数，本项目取98%。（2）光伏方阵太阳能辐射量阴影遮挡损失修正系数由于本光伏电站位于山地，日出日落时可能造成部分组件遮挡。根据PVsyst软件的模拟，在冬至日9:00至15:00未有遮挡的情况下得到的遮挡损失约为2%，即阴影遮挡损失修正系数取98%。（3）光伏组件表面太阳入射角损失修正系数实际工程中，光是以各种角度照射到组件表面的，垂直入射的情况不多。对于常规固定式支架最佳倾角安装的光伏组件，入射角损失一般在1%~3%左右，本项目取2%，即入射角损失修正系数取98%。（4）光伏组件工作温度修正系数本光伏发电站所在地区四季分明，结合气象数据即PVsyst模拟结果，本光伏发电站温度影响折减按4%考虑，即光伏组件工作温度修正系数取96%。（5）逆变器输入功率限制引起的发电量损失修正系数这一项是指由于光伏安装容量大于逆变器额定容量，光伏阵列的实际输出功率大于逆变器的最大直流输入功率时引起的发电量损失修正系数。考虑到场区光资源情况，该项修正系数取99.75%。（6）光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率根据逆变器厂家的效率保证值，该项取98.52%。（7）其他效率系数组件类型修正：由于光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修正系数应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池可取1.0，即修正系数为100%。光伏组件输出功率偏离峰值：根据组件厂家提供的数据，组件功率偏差为0~+0.9%，本项目相应修正系数取100.4%。光伏组件表面污染修正：光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而产生遮光影响，该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。结合本光伏电站的实际情况，取2%，即光伏组件表面污染修正系数为98%。组串失配损失：光伏组件在组合成光伏方阵的过程中由于组件失配而引起的损耗。对于精心设计、精心施工的系统，约有2%的损失。光伏组件衰减：根据组件厂家的数据，首年衰减为1%，从第二年开始逐渐衰减为0.4%。即首年光伏组件衰减修正系数为99%，之后逐年递减0.4%。集电线路损耗：包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗；本项目取2%，即集电线路损耗修正系数为98%。升压变压器损耗：取1.5%，即相应修正系数为98.5%。站用电率：取0.5%，即相应修正系数为99.5%。系统可利用率；将常规检修安排在日射量小的月份，根据光伏发电系统的制造水平和本光伏发电站的实际条件，拟定光伏发电系统的折减取可利用率为99%。表2.5-16 光伏发电系统效率描述取值光伏方阵太阳能辐射量阴影遮挡损失修正系数98%光伏组件表面太阳入射角损失修正系数98%光伏组件工作温度修正系数95%逆变器输入功率限制引起的发电量损失修正系数99.5%光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率98.52%组件类型修正系数100%光伏组件输出功率偏离修正系数100.4%光伏组件表面污染修正系数98%组串失配损失修正系数98%光伏组件衰减修正系数首年99%集电线路损耗修正系数98%升压变压器损耗修正系数98.5%站用电率修正系数99.5%系统可利用率修正系数99%综上所述，按《光伏发电站设计规范》中的定义，则首年光伏发电系统效率PR1=81.4%。考虑首年衰减后的效率为80.6%，之后逐年降低。另外，由于本项目采用双面双玻光伏组件，光伏组件背面可利用地面反射的太阳光进行发电，通过PVsyst软件模拟，双面因子0.8，本项目背面接收到的辐射量约为正面的4.35%，对于发电量的增益约为3.5%，考虑到本项目为土地综合利用项目，后期光伏板下植被较为茂密，不利于背面组件增益，保守考虑本阶段双面双玻组件对于发电量的增益暂定为3%。考虑首年衰减以及背面增益下的首年系统效率为83.0%。发电量计算根据《光伏发电站设计规范》，光伏发电站发电量可按下式计算：各运行年发电量计算表年份固定支架上网电量[万kWh]等效满负荷小时数柔性支架上网电量[万kWh]等效满负荷小时数总发电量[万kWh]按安装容量测算年利用小时数[h]第1年17631157459551566235861572第2年17560156759311560234911565第3年17488156159071553233951559第4年17417155558831547233001553第5年17346154858591541232051546第6年17275154258351534231091540第7年17203153658111528230141534第8年17132152957871522229191527第9年17061152357631515228231521第10年16990151757391509227281515第11年16918151057141503226331508第12年16847150456901496225381502第13年16776149856661490224421496第14年16705149156421484223471489第15年16633148556181477222521483第16年16562147855941471221561477第17年16491147255701465220611470第18年16420146655461458219661464第19年16349145955221452218711458第20年16277145354981446217751451第21年16206144754741439216801445第22年16135144054501433215851438第23年16064143454261427214891432第24年15992142854021420213941426第25年1592114215378141421299141925年总计41939914165956105825年平均16776149856661490224421496本光伏电站在运行期25年内的总上网电量为561058万kW·h，平均年上网电量为22442万kW·h。按光伏电站安装容量估算，25年平均等效满负荷年利用小时数为1496h。现场服务措施我公司技术部将根据业主方得合理要求,对本工程进行现场服务,满足本项目供货合同对得现场服务要求,满足顾客得期望。为了使服务达到预想得结果,公司技术部将按照服务工作程序得要求,认真组织并履行现场服务工作。（1）项目开工前,由工地总代表及技术负责人带队,工程各专业主要技术人员参加设计技术交底与答疑。更深入地了解设计意图、建设标准、施工注意事项等。（2）由工地总代表及技术负责人带队,工程各专业主要技术人员参加由施工单位主持得联合设计工作,优化方案,提高本项目得工程价值。（3）项目现场工地代表参加每次举行得工程调度会,及时汇报我公司工作进度,认真听取各方面得意见与建议,及时解决出现得问题。（4）对于客观、不可预测等因素与设计文件与图纸中出现得问题,公司技术部将及时出具技术联系单。（5）项目技术负责人及技术工程师参加工程启动调试。（6）工程投产后,我公司技术部将对工程进行回访,解决遗留问题,认真听取用户意见,搜集信息,总结经验现场服务承诺我公司技术部在本项目建设过程中,除了实施以上得供货组织与技术服务保障外,特别承诺将采取以下设计组织及技术服务保障措施以便使该工程努力成为优良工程:（1）我公司承诺,在本工程中将精心进行人员组织,所有投入得主要技术人员能够代表我公司技术部得最高水平。（2）我公司承诺,在本工程整个建设过程中,在投标文件中推荐得人员不予变换。如果在项目执行过程中,业主对我公司得任何人员提出更换意见,我公司技术部将无条件满足业主得要求,并保证所更换得人员能够达到业主得要求。（3）在工程实施各阶段,将以业主得工程质量及进度要求为准,一定满足业主对工程质量及进度得要求。如有必要,将采取特殊得设计组织模式满足业主得技术服务要求。（4）我公司承诺在本工程技术服务中,保持服务得完整性、连续性,以完成整个工程得建设任务,并对产品质量、产品技术全面负责,做好供货、协调、工代服务等工作。严格遵守合同规定得工作责任与义务,保证按合同规定向业主交付设备,并做好全过程得技术服务工作。（5）认真及时将业主提出得各项成熟可靠得技术与经验优化到项目建设中。（6）成立由各专业项目负责人组成得项目后期服务组,根据工程项目进展得需要,派出技术人员及时前往现场,处理有关技术问题。（7）协助业主组织对产品进行质量检测验证,并提供产品升级换代得技术服务。在为业主进行技术服务过程中,对业主根据工作需要所作得技术要求,在不违背国家政策及技术原则得前提下,积极支持并贯彻,尽职尽责、努力工作。与业主与施工单位密切配合,实现产品质量零缺陷,工程质量零危险,服务质量零抱怨。（8）我公司技术部承诺对本工程寿命期内得产品质量负责。勘察设计安全保证措施；安全管理体系与措施9.2安全施工安全施工是现代化施工的一个重要标志，是施工企业一项基础性管理工作。反映了施工企业各项管理的综合水平。只有搞好安全施工，创出优质工程，才能提高企业的知名度和增强市场竞争力，促进企业发展。我公司一贯注重安全生产工作，法人代表对安全生产负第一责任，主管生产的院长负领导责任，工程项目经理、安全员及施工员、机长负直接责任，安全员对安全生产及施工员负督促检查责任。安全施工保证措施为确保现场人员安全及整个工程施工“三无”的安全承诺，我公司拟成立以项目经理为核心的安全生产领导小组，并设专职安全员，班组长为兼职安全员，具体负责本部门的安全检查工作。开工前做好安全交底工作，树立“安全第一”的意识，严格执行钻机《机台安全操作规程》，并针对此项工程重点做到：1、上班前严禁喝酒，进入施工现场必须精力集中，配戴好个人劳动保护用品，不准擅自离岗。2、机械岗位持证上岗，上班前检查皮带轮转动位置及防护罩。3、施工现场工器具要摆放整齐有序。4、升降钻具时各岗位人员要精力集中，钢丝绳不能出现打结、毛刺等。5、使用吊锤一定要配合好，不能违章作业。6、搞好施工现场危险处（道路、鱼塘）的防护设施和明显的警示标志工作。施工点位周边设立警示牌，并使用脚手架、彩旗等将施工设备及人员与外界分开，保证施工顺利进行。7、钻孔施工前，先用无开挖探测仪进行地下管网探测，如有疑问先进行人工开挖，确认无地下管网方可施工。8、工作人员要注意场内车辆及道路交通安全。9、防火安全。按要求设置警告标志，配置相应消防器材。勘察设计工作重点、难点分析；2.1光伏并网电站系统效率及改善措施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素有：灰尘、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。光伏电站发电系统交流输出功率主要取决于太阳总辐射强度及逆变器效率，同时又与组件工作温度、组件安装方位角及倾角、线路损失等多种因素的影响。10.2.2系统效率（1）不可利用的太阳辐射损耗不可利用的太阳辐射包括：由于组件表面光线入射角造成反射、早晚光照强度较弱无法达到逆变器启动电压的光照及阵列前后排近阴影