渔光互补光伏发电项目技术方案

渔光互补光伏发电项目技术方案工程概述1.1地理位置及气象条件本项目建设场地地处东经108°32′31″，北纬21°38′10″。项目所在地属湿润的亚热带季风气候，阳光充足、雨量充沛、霜少无雪，气候温和、夏长冬短，历年平均为22.5℃，冬季历年最低气温为2.8℃，夏季最热的7、8月平均27.6℃~29.1℃之间。年均降雨量达2362.6毫米，平均相对湿度为71%。1.2太阳能资源广西地处华南沿海，位于东经104°26'~112°04'，北纬20°54'54'~26°24'之间，属低纬度处于云贵高原东南边缘，北回归线横贯全区中部，云贵高原东南边缘，北回归线横贯全区中部。属副热带季风气候，长夏属副热带季风气候，长夏短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为短冬，阳光充足太辐射强烈从北到南年量为3890~4940MJ/m2，比湖南、贵州四川等省多，与广东相当。项目所在地区年平均总辐射量4929.08MJ/m2，平均有效日照小时数为1369.19h,太阳辐射值属于我国四类地区。1.3工程承包范围所有光伏区设备、架空集电线路、全站电力电缆、光缆及所有材料采购，站区内所有土建及设备安装施工；工程由组件基础施工和组件安装作为工程起点至电站系统完全接入一期已建升压站（项目接入系统、升压站调度通信、系统保护监控等），及所有设备带电运行120小时并完成全部消缺工作为终点（含并网和验收各种证照手续办理和调度协议办理，并承担此过程中发生的各项费用）；同时工程设计、施工和设备选型应满足当地环保、消防、供电等要求。光伏发电站区内电气设备、控制室设备、全站电力及控制电缆、光缆及所有施工涉及到的相关材料的采购。站区内所有设备安装工程施工，备品备件和工器具、以及试运行、考核验收、培训和最终转入正式运行交付使用等。工程设计、施工和设备选型应满足当地环保、消防、城建规划、供电、水保及防洪等要求；满足电力公司、质量监督站、安评验收要求，即便在招标范围内没有载明，但实际证明是确保项目发电运行、确保通过各方验收所必须的，则需纳入设计、采购、安装及提供服务范围并最终由业主方确定。总承包选择的主要设备、材料要满足TUV，UL等相关认证的要求。1.4建设规模80MWp渔光互补发电项目，二期新建20MWp光伏发电装置，装机容量为19.96824MWp单玻单晶太阳能电池阵列。组件方阵实际安装在养殖池上方，基本无局部遮挡。二期场址位于一期场址西南侧约2公里处。光伏电站由11个单玻单晶硅光伏组件子方阵列构成，一共有290Wp单玻单晶硅组件68856块，75kW组串式逆变器240台，每个子方阵列配置1台1600kVA的35kV/500V美式箱式变压器，就地把交流电升至35kV。光伏阵列经过逆变、升压汇流后，以1回35kV集电线路接至一期已建110kV升压站35kV侧，后以一期已建一回110kV线路接入220kV中路站的110kV侧。光伏电站必须考虑到运行安全，要在站区四周设置围墙，部分围网设置铁蒺藜，围栏高度不低于2米，立柱壁厚不低于3毫米，网格密度越小越好，(围栏上设置电子报警围栏为高压脉冲、围栏四周必须有视频监控等)。场内检修道路：能够到达场区每一发电单元的检修、运行道路，施工期道路和运行期检修道路宜结合使用，道路宽4米，路段全部采取粒料路面需压实，部分有坡度的路面为防止冲刷需要采取排水措施。为防止道路短期内被雨水冲刷，造成运行期内反复修路，全场排水需按照当地气象局近25年最大降雨量进行设计。本项目在满足20兆瓦电站总容量的情况下，应从实际现场出发，尽量利用现有资源，尽可能减少土方作业。1.5设计标准和规范依据招标文件的要求，本项目的材料、设备、施工须达到下列现行中华人民共和国以及省、自治区、直辖市或行业的工程建设标堆、规范的要求，但不限于下列规范：工程测量规范（GBJ-50026-93）设计单位设计的施工图中涉及到的规范、规程和标准集及相关技术要求。IEGB50797-2012光伏发电站设计规范GB/T50866光伏发电站接入电力系统设计规范GB50794-2012光伏电站施工规范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QGDW617-2011光伏电站接入电网技术规定QGDW480-2010国家电网分布式能源接入系统技术规定QGDW564—2010储能系统接入配电网技术规定IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB／T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T50796-2012《光伏发电工程验收规范》GB50797-2012《光伏发电工程设计规范》GB50794-2012《光伏发电工程施工规范》GB/T50795-2012《光伏发电工程施工组织规范》上述标准、规范及规程仅是本工程建筑安装的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。2光伏系统工程2.1光伏电池组件选择太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。单晶硅太阳能光伏组件的功率规格较多，产品应用较为广泛。由于本工程系统装机容量为20MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，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，降低组件安装量。同时组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。另外，通过市场调查，综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及项目建设工期、厂家供货能力、投资商的开发意向等多种因素。本工程推荐选用单玻单晶硅太阳能组件规格为290Wp。290Wp型单玻单晶硅电池组件各项性能指标见表2.1-1。表2.1-1拟定的单玻单晶硅光伏组件技术规格序号部件单位数值1组件型号290单玻单晶2峰值功率W2903功率公差%0~+54组件转换效率%17.725开路电压V39.56短路电流A9.557最大工作点电压V32.28最大工作点电流A9.029填充因数%>7510组件功率温度系数%/℃-0.3911组件开压温度系数%/℃-0.2912短路电流温度系数%/℃+0.0513组件工作环境温度℃-40~8514组件工作环境湿度%5~951510年功率衰降%7.051625年功率衰降%13.817耐风压Pa240018最大荷载Pa540019光伏组件尺寸结构mm1658×992×4020最大耐压V100021接线盒最大工作湿度%5~9522防护等级IP6723连接线规格mm2424玻璃厚度mm3.225组件重量Kg192.2光伏方阵运行方式及最佳倾角根据GB50797-2012推荐的并网光伏电站的倾角，并结合项目的实际情况并响应招标文件要求，倾角设计为10度。不同倾角方阵面上太阳辐射量见表2.2-2。表2.2-2不同倾角方阵面上太阳辐射量（单位：kWh/m2.d）角度101112131415161718辐射量1526.81528.81530.31531.51532.51533.11533.51533.51533.2根据计算，本工程斜面最大辐射量倾角为16度，其12个月累积一年的太阳辐射量最大。同时，查各倾角上全年总辐射量，在10~18范围内变幅微小，说明在最佳倾角附近，倾角角度差异对斜面辐射量影响甚微。由上表可见，随着倾角的增加，斜面辐射量先增加后减少，于16度达到最大值；由上表可见，斜面辐射量幅比大于99.8%的倾角在16~18度范围内。合理运用上述分析结果，既能保证发电量不受较大影响，又可以在组件倾角设计上有更大的灵活性。2.2.1最经济倾角分析随着工程分析思路及技术发展，除最大发电量倾角外，还往往进一步分析最经济倾角。根据表2.2-1分析，最大斜面辐射量倾角附近，曲线有“平峰”现象，即在一个较宽的角度范围内，斜面辐射量变化不大。例如前述分析斜面辐射量幅比大于99.8%的角度在10度~18度。降低角度，在发电量受损不大（<0.4%）的情况下，用地面积可大幅度节省，特别是在高纬度阴影较长的地区，节省用地的效果更佳明显。综合对比计算，本工程最经济倾角为10度。本工程选择10度最经济倾角的有益性如下：1）按后文研究确定的4×6横排组件大棚布置方案，10度时南北向前后支架排距D=7.5m。即：选择10度时，南北向前后支架距离可缩短，节省用地和用钢量。2）如总用地面积不变，按南北向前后支架相同排距分别布置10度支架和16度支架，选择10度将比选择16度有更大的南北向排距裕度，不产生阴影遮挡的可发电时间因而延长。3）降低角度后，支架上最高的一排组件高度降低，更有利于清洗光伏组件和抗风性能。基于上述分析考虑，本工程考虑选择10度经济倾角。2.3逆变器选择从光伏子方阵划设方面考虑，22台75kW逆变器匹配1.6MW子方阵，子方阵的占地面积不同，电缆长度不同。根据本项目总体布置规划及招标文件，拟选择75kW逆变器。表2.1-3拟定的逆变器技术参数表：技术参数SUN2000-75KTL效率最大效率99%中国效率98.5%输入最大输入直流功率82.500W最大输入电压1100V最大输入电流

(每路MPPT)25A最低启动电压200VMPP电压范围200V~1000V最大输入路数12MPPT数量6输出额定功率75000W额定输出电压3×288V/500V+PE输出电压频率50Hz额定输出电流86.7A最大输出电流95.3A功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真＜3%保护输入直流开关支持反孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持RCD检测支持显示与通信显示LED指示灯；蓝牙+APPRS485支持PLC支持USB支持常规参数尺寸(宽×高×深)1075mm×555mm×300mm重量73kg工作温度-25℃~+60℃冷却方式自然对流最高工作海拔5000m（4000m以上降额）相对湿度0~100%输入端子AmphenolHH4输出端子防水PG头+OT端子防护等级IP65夜间自耗电<1W拓扑无变压器满足的标准标准EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T32004-2013,GB/T19964-2012,IEC61727,IEC621162.4光伏方阵设计2.4.1光伏方阵设计原则1）根据逆变器工作电压范围、环境温度等数据，选择合适的组件串联方案。2）根据组件串联数量、风速、地形、支架基础方案等因素，确定合适的电池架规模及尺寸。3）根据太阳变化规律，结合地形地势，经障碍物阴影计算，确定适合的电池架布置间距。4）根据电池架规模及尺寸，电池架布置间距，结合本工程已给定的具体用地范围，布置电池架，排布成光伏方阵。光伏方阵整体由总体至局部依次划分为光伏方阵整体、单元子方阵、电池架等三个层次。5）单元子方阵可能有多种划设方案，各方案的电池容量、布置方案等各有不同。进行方案比较确定单元子方阵划设方案时，推荐的最优方案使单元子方阵的电池容量与逆变器容量相匹配，使光伏方阵整体与给定的建设场地相匹配。必要时，修改组件串联数量、电池架规模及尺寸，直至方案最优。6）光伏方阵设计，与光伏电场道路、围墙设计，与逆变器、变压器、汇流箱设备布置相结合。通过布置优化，减少综合投资、便于检修运行。2.4.2光伏组件串联方案本期安装容量为19.96824MWp，选定的光伏组件技术参数，见表2.1-1。逆变器容量选用75kW，逆变器的技术参数见表2.1-3。（1）电池组件串联数量初步选择：N1≤Vdcmax/Voc/[1+(t-25)×KV]Vmpptmin/Vpm/[1+(t/-25)×K/V]≤N1≤Vmpptmax/Vpm/[1+(t-25)×K/V]式中：Vdcmax逆变器允许的最大直流输入电压值（V）,取值1100；Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值（V）,取值1000；Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值（V）,取值200；Voc电池组件开路电压（V）,取值39.5；Vpm电池组件工作电压（V）,取值32.2；KV电池组件开路电压温度系数,取值-0.0029；K/V电池组件工作电压温度系数,取值-0.0039；t电池组件工作条件下的极限低温（℃）,取值-2.1；t，电池组件工作条件下的极限高温（℃）,取值40.4经计算N1为:N1≤25，7≤N1≤28，初步选择每个电池组串的组件串联个数为24块。（2）电池组串并联数量初步选择（对应75kW逆变器）：每台75kW逆变器所接电池组并联数为12串。每台1600kVA箱变所接电池组并联数为263串。2.4.3电池架组成方案工程实施中，电池架组成方案较多。有联体电池架，也有分体电池架；有组件横排架，也有组件竖排架。光伏组件固定于电池架上有螺栓固定方式，也有压块固定等方式，或采用金属挂钩的方式固定。本工程组件布置分两种形式，分别为大棚屋架和单排桩形式，大棚屋架每串采用6行4列布置形式，占比65%，单排每串采用4行6列布置形式，占比35%，组件边框与支架之间采用304不锈钢螺栓直接固定，电池架组件之间设一定的空隙（按20mm考虑）。2.4.4电池架布置间距1）阴影成因分析本工程地处北半球太阳回归线外，太阳总是位于天顶南部，太阳光线照射到地面障碍物上后，将在障碍物北侧地面上形成阴影。本工程光伏电场架设在养殖池上方，电池架由南向北正向布置成排、由东向西正向布置成列。电池架因朝南以固定倾角安装，使各相邻的两排电池架南北向间产生高差(南高北低)，其南排电池架(相当于障碍物)将向北形成阴影，在间距不足时，该阴影可能落于其北排电池架低处的光伏组件表面，从而影响其正常发电。因此，各相邻的两排电池架南北向之间需设留足够的间距，该间距至少应大于阴影的南北向分量长度。实际布置时不受地势影响。2）阴影系数障碍物物体的阴影是变化的，可由下图示意求解。图中，H为障碍物高度，α为太阳高度角，β为太阳方位角，r为太阳入射光线水平面上投影(总阴影)长度，d和e分别为总阴影在南北向和东西向的分量长度。根据太阳高度角α和太阳方位角β的定义，结合几何关系，运用三角函数，可得：①；②，；阴影随纬度、时季、时间不同而变化。高纬地阴影长、低纬地阴影短，冬季阴影长、夏季阴影短，早晚阴影长、正午阴影短。阴影南北向的分量和东西向的分量，也随之各有长短和不同。定义为时角(表征时间的参数，时角为0表示太阳位于天顶真太阳时为12点，时角前后每隔15度表示太阳偏离天顶1小时),为太阳赤纬角(表征时季的参数，在冬至日-23.45ºC至夏至日+23.45ºC范围内变化)，为地理纬度。根据“天球模型”和太阳运行规律可得：③；④；将公式③、④代入公式①、②，消去中间参数α和β，可得d、e值计算公式如下：⑤， ⑥。由公式⑤、⑥可见，对于某一确定高度H的障碍物，其阴影的各方向分量长度均只与时角、太阳赤纬角和地理纬度等自变量有关，随自变量变化而变化，并可在自变量的给定区间内求得阴影各方向分量长度的最大值。定义南北阴影系数s1=d/H，定义东西阴影系数s2=e/H。阴影系数直接建立了障碍物地面阴影长度与其高度之间的比例关系，从其公式可见阴影系数与障碍物本身高度无关。阴影系数不受障碍物具体性质、特征等参数影响，适用于各种障碍物阴影计算。对于确定地理纬度(本工程约20º)的光伏发电工程，阴影系数在冬至日(太阳赤纬角为-23.5º时)最大，且因阴影系数的各自变量是独立的，阴影系数在冬至日内还随时角的变化而变化，正午小、早晚大。光伏发电工程中，冬至日的发电量于年内相比最低，其正常发电时间结合经济性设定(更长的正常发电时间通过设置更大的电池架间距来保证，虽然可在更长的时间范围内不受阴影遮挡而多发电，但也将因此降低场地使用效率)，通常设定为上午9点至下午15点。按上述分析的阴影系数自变量取值范围，经计算本工程阴影系数最大值，根据s1和s2，可测算全年时间内，无论太阳高度角如何变化，在真太阳时上午9点至下午15点区间的影子区域。3）光伏电场阴影间距计算（1）电池架南北向间距计算，详见下图。图中，L为电池架斜面高度(3.02m)，H为电池架垂直高度，B为安装倾角，D为前后电池架的间距，其它参数同前述。若场地平整，南北坡比为零，组件倾角按10度设计，则根据阴影系数定义，有d=s1*H，根据三角函数关系，有D=d+L*CosB=7.5m。根据上述计算结果，可以因地制宜，根据地形条件将场地合理分区，标准化的设计养殖棚大小。本工程的光伏组件架设在养殖池上方，光伏场区内高程变化较小，经实际布置，并留设充分裕度的排距，光伏支架南北向距离按7.5m设计，单排桩区域按照同样方法计算支架南北向距离按5m设计。（2）电池架东西向间距相邻电池架间如有高差，则可能产生阴影遮挡，需要设置足够的东西向间距。根据分析，本工程方位角+10度范围内斜面辐射量幅比>99%，对发电量影响较小，则电池架可设计成顺东西坡面连续布置，避免相邻电池架间产生高差。（3）逆变电设备与其相邻的电池架间的距离逆变器等设备布置在的道路边上，一般距离较远，不会对电池架形成阴影。2.5上网电量估算2.5.1第一年理论发电量年理论发电量是一年内太阳电池按光电转换效率把太阳辐射能转化为电能的数量。按定义有。其中，为年理论发电量；E为斜平面上(10度)年总太阳辐射量多年(至少30年)平均值，据太阳能资源分析E=1369.19kWh/(m2*年)；S为本工程太阳电池总面积，为太阳电池组件效率。根据太阳电池组件效率计算公式，有，则P=1000。P为工程本期太阳电池总安装功率(19.96824MWp)。结合以上两个公式，第一年理论发电量=27340.31万度。2.5.2电能损耗光伏组件功率杂损： 约2%(组件功率偏差)；方位角损耗：约2%直流系统运行损耗： 约2.5%(经分析不同角度引起的损耗<1%，另电流引起的损耗按<1%)逆变器运行损耗: 约1.5%(最大效率98.7%，正常负载运行效率大于98.5%)交流系统运行损耗： 约2%(本工程按一级升压至35kV考虑)总损耗： 9.8%2.5.3利用率 设备利用率： 98%(等同10年一次大修14日)；太阳辐射利用率： 97%(考虑临时障碍物遮挡、组件表面积灰)；组件灰尘影响系数： 98%其它因素： 98% 综合利用率： 92%2.5.4上网电量估算根据上述分析，电站综合效率=80.22%；25年上网电量估算：表2.5-1电站上网电量估算表年份衰减率利用小时数h年发电量万度第1年3.00%1122.921749.71第2年3.78%1113.921575.32第3年4.56%1104.921400.92第4年5.33%1095.921226.52第5年6.11%1086.921052.13第6年6.89%1077.920877.73第7年7.67%1068.920703.34第8年8.44%1059.820528.94第9年9.22%1050.820354.54第10年10.00%1041.820180.14第11年10.67%1034.120030.66第12年11.33%1026.419881.18第13年12.00%1018.719731.70第14年12.67%1011.019582.22第15年13.33%1003.319432.73第16年14.00%995.519283.25第17年14.67%987.819133.77第18年15.33%980.118984.28第19年16.00%972.418834.80第20年16.67%964.718685.32第21年17.33%956.918535.83第22年18.00%949.218386.35第23年18.67%941.518236.87第24年19.33%933.818087.39第25年20.00%926.117937.91合计494413.5425年总发电量494413.54万度，年平均发电量19776.54万度，年平均利用小时数1021h。2.6性能保证值1主要保证指标（1）系统效率：不低于80％（2）逆变器输出功率范围和输出效率：1）最大效率：＞98.8%（无低压隔离变压器），欧洲标准效率：＞98.4%（无低压隔离变压器）；在逆变器输出为额定功率10%的情况下，也要保证95%以上的转换效率。（3）功率因子：输出有功功率大于额定功率50%时，功率因数不小于0.99，输出有功功率在20%～50%之间时，功率因数不小于0.97（超前或滞后）。2关键设备及部件的主要技术参数及保证值（1）太阳电池组件太阳电池所标参数均在STC标准下，其条件是:光谱辐照度：1000W/m2大气质量：AM1.5电池温度：25℃太阳电池组件参数如下：序号部件单位数值1组件型号290单玻单晶2峰值功率W2903功率公差%0~+54组件转换效率%17.725开路电压V39.56短路电流A9.557最大工作点电压V32.28最大工作点电流A9.029填充因数%>7510组件功率温度系数%/℃-0.3911组件开压温度系数%/℃-0.2912短路电流温度系数%/℃+0.0513组件工作环境温度℃-40~8514组件工作环境湿度%5~951510年功率衰降%7.051625年功率衰降%13.817耐风压Pa240018最大荷载Pa540019光伏组件尺寸结构mm1658*992*4020最大耐压V100021接线盒最大工作湿度%5~9522防护等级IP6723连接线规格mm2424玻璃厚度mm3.225组件重量Kg19（2）并网逆变器技术参数：技术参数SUN2000-75KTL效率最大效率99%中国效率98.5%输入最大输入直流功率82.500W最大输入电压1100V最大输入电流

(每路MPPT)25A最低启动电压200VMPP电压范围200V~1000V最大输入路数12MPPT数量6输出额定功率75000W额定输出电压3×288V/500V+PE输出电压频率50Hz额定输出电流86.7A最大输出电流95.3A功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真＜3%保护输入直流开关支持反孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持RCD检测支持显示与通信显示LED指示灯；蓝牙+APPRS485支持PLC支持USB支持常规参数尺寸(宽×高×深)1075mm×555mm×300mm重量73kg工作温度-25℃~+60℃冷却方式自然对流最高工作海拔5000m（4000m以上降额）相对湿度0~100%输入端子AmphenolHH4输出端子防水PG头+OT端子防护等级IP65夜间自耗电<1W拓扑无变压器满足的标准标准EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T32004-2013,GB/T19964-2012,IEC61727,IEC621163电气设计3.1电气一次3.1.1光伏发电工程电气主接线本工程装机19.96824MWp，全部采用固定式电池板，共11个光伏子方阵。每个子阵设22台75kW组串逆变器，一台容量为1600kVA美式箱式变电站。11个光伏子方阵将电压升至35kV后，在箱变高压侧并联为1个集电线路，接入一期已建110kV升压站35kV配电室。3.1.2升压站电气主接线主接线形式维持原状不变，本期仅在一期已建110kV升压站35kV配电室预留间隔内新建一面35kV出线柜。3.1.3主要电气设备选择根据本前期接入系统报告，电站35kV母线短路水平暂按31.5kA考虑。设备外绝缘按照本工程实际海拔高度及污秽等级选择修正。（1）35kV箱式变电站本工程选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比较优越等优点的美式箱变。箱式变安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。（a）35kV双绕组升压变压器型式双绕组升压变压器容量1600kVA变比35±2×2.5%/0.5kV调压方式无励磁调压联接组标号D,y11短路阻抗6%冷却方式油浸自冷（2）电力电缆(a)组串至组串逆变器直流电缆采用光伏专用电缆，型号为：PV-F-1×4mm2,PV-F-1×6mm2。(b)逆变器至35kV箱式变电站低压侧交流汇流柜之间的电缆采用1kV低压交流电缆，型号为ZC-YJV22-0.6/1kV-3×25mm2。(c)35kV电缆及架空线路35kV集电线路采用ZC-YJV22-26/35kV-3×300/3×240/3×120/3×70mm2电缆,二期光伏场区距一期已建升压站距离约3公里，本期采用同塔双回架空集电线路，本期一回，预留一回用于远期。4.9.1.3电气设备布置1）光伏方阵布置方案及集电线路方案组串逆变器就地布置，箱变在每个子方阵中间就地处靠近道路布置，方便交通运输及检修维护。光伏发电单元至组串逆变器的直流电缆采用有孔托盘式铝合金桥架敷设，组串逆变器至箱变低压侧交流汇流柜的交流电缆采用电缆沟敷设；各箱变高压侧之间互连交流35kV电缆采用电缆沟敷设，本期20MWp光伏场区以一回架空集电线路接入一期已建110kV升压站。3.1.4过电压保护及接地3.1.4.1直击雷保护光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。太阳电池组件由两层钢化玻璃中间夹太阳电池、四周拼接铝合金框架形成。其电池本身为绝缘体，四周铝合金框架为良好导体，光伏电池组支架与支架之间，支架与主接地网之间通过铜缆和扁铜形成电气通路，实现全场光伏电池支架电气接地。3.1.4.2过电压保护1）箱变低压交流柜设过电压保护器。2）箱变高压侧配置组合式过电压保护器，低压侧配置浪涌保护器。3）组串逆变器设过电压保护器。3.1.4.3接地站区接地需结合场地地质条件，选用经济合理的接地方案。接地装置按《交流电气装置的接地》DL/T621-1997的规定进行设计。光伏电场沿道路铺设光伏电场接地网，使全场光伏组件电气接地。在逆变器及箱式变处设置局域接地网。接地网以水平接地极、垂直接地极为主，水平接地极埋深-0.8m，本工程水平接地线为40×5铜排，垂直接地极为2500mm长的∅18镀铜钢棒。按ρ=50Ω•m假定计算，场区地网面积约471亩得出厂区接地网接地电阻约为0.04Ω。最终图纸以收到的相关报告实际值进行修改完善。1）工作（系统）接地装有电子装置的屏柜（要求逻辑接地）应将柜内总接地铜排仅在一点引出与室内接地干线连接，总接地铜排与屏柜外壳和基础槽钢之间应绝缘。2）保护接地电气设备和装置的金属外壳和线路杆塔，由于绝缘损坏可能带电，为防止其危机人身和设备的安全而设置保护接地。所有电气设备和装置的金属外壳和线路杆塔等都应与接地网连接。光伏阵列区域，相邻组件之间应将组件金属边框用4mm2的铜绞线或软铜线跨接，最终通过多点与主接地网连接。3.1.4电缆设施电缆选用原则：35kV动力电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZC-YJV22-26/35kV；低压动力电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZC-YJV22-0.6/1kV。进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆，型号为ZC-kVVP22-0.45/0.75kV；其它控制回路采用阻燃控制电缆，型号为ZC-kVVP22-0.45/0.75kV，光伏场地通讯电缆采用ZC-DJYPVPR22。3.1.4电缆防火电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《发电厂、变电所设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施：电缆沟设置防火隔墙,厂区电缆沟每100米左右设置阻火隔墙.所有高压开关柜、箱变、逆变器及保护屏台在电缆敷设完毕后，底部的电缆孔洞均应有防火堵料封堵，电缆楼板孔洞、电缆穿墙孔洞均用防火堵料进行封堵。所有电缆埋管中穿过电缆后的空隙在其两端用有机堵料封堵,防火墙两侧及孔洞封堵层两侧的电缆需涂刷防火涂料.3.2电气二次3.2.1计算机监控系统3.2.1.1二次设备室的设置本电站已建110kV升压站，内设有二次设备室。本期新增1回35kV集电线路，新增保护测控装置放置在相应35kV开关柜上。3.2.1.2调度自动化根据接入系统报告，该光伏电站应由广西中调和防城港地调两级调度管理。远动信息直接送往广西中调和防城港地调。3.2.1.3光伏部分计算机监控系统监控系统将所有重要信息上送给升压站集中监控系统以及远传至相关部门。监控系统可连续记录运行数据和故障数据：1）要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。逆变器通讯媒质采用光纤型式。2）要求监控主机至少可以显示下列信息：（1）可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。（2）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。（3）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应包括以下内容：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、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败。（4）监控所有汇流箱各个组串的运行状态，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应包括以下内容：A、组串直流电压；B、组串直流电流；C、分析电流量、对有故障的光伏组串报警。3）要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。4）要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。5）要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。6）要求可以长期24小时不间断运行在中文操作系统。7）要求使用高可靠性工业PC作为监控主机8）要求提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS（短信）方式、Email方式，FAX方式。9）监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。2.3.7.4计算机监控系统的结构本站升压站已建1套计算机监控系统，本期仅针对新增1回35kV集电线路进行后台监控系统扩充，同时对微机五防系统扩充。光伏区监控系统由随35kV集电系统敷设的管道光缆组成光纤环网通信网络，将光伏发电场内的间隔层设备信息送至监控后台。3.2.2继电保护与安全自动装置3.2.2.1元件保护35kV线路的继电保护设备选用微机型保护装置。1）35kV集电线路保护35kV集电线路配置电流速断、过电流保护、过负荷保护、零序电流保护。2）并网逆变器的控制、保护并网逆变器的就地监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。并网逆变器的就地保护测控装置由并网逆变器自带并安装在逆变器内。并网逆变器具有完善的自动控制和保护功能，其主要自动控制功能如下：(1)光伏组件的最大功率点跟踪功能(MPPT)；(2)先进的孤岛效应检测功能；(3)过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；(4)自动并网和断电后自动重启功能；并网逆变器配置的主要保护为：极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地故障保护、数据处理器(DSP)故障保护等。3）35kV箱式变的控制、保护35kV箱式变的控制、保护、测量和信号应满足相关规程规范的要求。箱变内配置变压器测控装置，将箱变信号通过RS485通讯方式远传至光伏发电监控系统后台，实现箱变的远程监控。箱式变的测控功能主要有：箱变低压侧三相电流、电压的采集；箱变内相关设备位置状态信号的采集；箱变高温报警，超温跳闸信号等。箱变测控装置应至少具有如下功能：（1）提供多路主站接口，可以接入逆变器等二次设备；（2）可接入光伏场区视频监控系统的摄像头，监控单元阵列的状态。3.2.2.2二次接线光伏发电二次接线光伏发电监控系统采用光纤环网通信。实现对光伏发电、汇流、逆变设备的监视、测量、控制功能。监控主机与箱变测控装置采用光纤介质进行通信，箱变测控装置与组串逆变器之间采用RS-485总线通信。箱变测控装置将所连接设备上送的运行状态、测量、控制等数据通过光纤网络上送给光伏发电监控系统。3.2.2.3防误操作35kV断路器、隔离开关、接地刀闸等之间的“五防”闭锁，采用方式为远方操作时，由升压站监控系统与微机五防实现防误闭锁，就地操作时，由微机五防锁具实现防误闭锁。3.2.2.4安全自动装置1）故障录波装置。本站前期已配置，本期不再新增。2）频率电压紧急控制装置。本站前期已配置，本期不再新增。3.2.3直流系统本站前期已配置，本期不再新增。3.2.4火灾报警本站前期已配置，本期不再新增。3.2.5视频安防监控系统本站前期已配置1套图像监控系统，本期仅考虑新增光伏场区部位增设图像监控系统1套。场区内摄像装置采用光纤环网通信。3.2.6通信部分2.3.12.1光伏电站通信光伏电站通信指电站内检修及巡视的通信方式，主要采用大功率无线对讲机通信方式，并以公网手机通信方式为辅。2.3.12.2电站生产调度管理通信系统电站生产调度管理通信系统是为了确保电站的统一调度指挥，并接受上级调度部门的调度管理，保证电站的安全经济运行，并为电站的行政管理通信及对外通信提供通信平台。本站前期已配置，本期不再新增。2.3.12.3系统通信本站前期已配置完整，本期不再新增。2.3.12.4通信电源本站前期已配置，本期不再新增。4土建工程4.1总图布置4.1.1基本原则光伏电站的站区总平面应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合站址及其附近地区的自然条件和建设规模进行布置，应对站区排水设施，交通运输、出线走廊等进行研究，立足近期，远近结合，统筹规划。光伏电站布置基本原则包括：满足城市规划和电网系统规划要求；合理利用地形，站址定位尽可能占用较平缓地形，使主要设备及主要建构筑物位于挖方区；保证场地设计标高高于50年一遇洪水位，且排水通畅；合理用地，站址定位尽可能占用荒地、一般农田，不占和少占基本农田，尽可能减少拆迁还建工程量；方便进站道路的引接；与站址周边的村庄及设施有合理距离；节约工程量，节约投资。4.1.2场址概况本项目建设在养殖池上方。1）交通运输条件进入场区，交通运输方便。2）气象资料项目所在地属湿润的亚热带季风气候，阳光充足、雨量充沛、霜少无雪，气候温和、夏长冬短，历年平均为22.5℃，冬季历年最低气温为2.8℃，夏季最热的7、8月平均27.6℃~29.1℃之间。年均降雨量达2362.6毫米，平均相对湿度为71%。本工程本期建设容量约20MWp，其中65%为大棚光伏，35%为单排支架光伏。4.1.3总体规划本工程装机容量约19.96824MWp，由11个并网单元组成，经过逆变、升压、汇流后，由1条35kV汇集线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。以一回已建110kV线路接入220kV中路站110kV侧。4.1.4总平面布置电站用地成不规则多边型，约471亩，包含养殖池，办公区，景观池。场区总装机容量约20MWp，分11个光伏分区，包括光伏组件及基础、逆变器、箱变、集电线路及检修道路等，以1条35kV汇集线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。考虑到运行安全，光伏场区设钢丝网围墙，高度2m。4.1.5电场竖向规划拟建场区范围目前为养殖池，因此光伏场区结合养殖需求进行规划建设，尽量减少建设工程中的土方量。光伏场地尽量以现有地貌为基础，建设在养殖池上方。4.1.6电场道路规划1）站内道路首先必须满足运行、检修、设备安装的要求，同时还应符合安全、消防、节约用地的有关规定。2）光伏场区道路路线的选择尽量布置在方阵大棚中间，同时布置在电场内建构筑物周围。主干路宽度6m，次干路宽度4m，保证场区道路拐弯半径不小于8m，路基(基层)厚度50cm以上，采用原土分层夯实（部分软基路面路基采用灰土密实），每层25cm密实度不小于92%，（最终施工方案,请施工单位对现场土质进行检测试验，根据实验数据确定），路面标高高于最高警戒水位50cm以上，路面面层采用粒料路面，粒料层厚度10-15cm，要求机械碾压平整密实，道路纵坡系数可根据现场情况自行设计，满足检修通行，满足25年的使用要求。同时，新修道路要考虑排水问题；设计运行期清洗检修方案，建设用于清洗电池板清洗水车及配置场区消防和绿化要求。4.1.7电场管线规划站区管线有控制电缆、电力电缆两种类型管线。控制电缆、电力电缆布置结合太阳能电池板方阵，按照工艺要求合理规划布置管线，尽量使管线短截、顺畅。管、沟布置沿道路，建、构筑物平行布置，与道路交叉均采用正交方式。光伏场区采用直流电缆采用沿电缆桥架敷设，交流低压电缆及35kV电缆采用电缆穿管及电缆沟方式敷设。电缆沟可采用砖砌电缆沟，电缆沟内支架采用复合支架，沟盖板可采用成品复合盖板。4.2结构设计4.2.1设计依据设计依据的主要规程规范，技术标准及相关文件：《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《建筑设计防火规范》GB50016-2014《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012《钢结构设计规范》GB50017-2014《砌体结构设计规范》GB50003-2011《混凝土结构耐久性设计规范》GB/T50476-2008《中华人民共和国工程建设标准强制性条文：电力工程部分（2011年版）》《光伏发电站设计规范》 GB50797-20124.2.2设计原则与基本参数本工程应结合现场地形、地貌和地质条件，与建筑、设备、施工和地方材料等因素相配合，遵循安全实用、经济合理、技术先进的设计原则，力争创出结构新、速度快、效益好的结构体系。本工程结构除光伏支架设计使用年限为25年外，其余建(构)筑物的结构设计使用年限为50年；基本风压：50年一遇，0.75kN/m2；13级台风风压：1.071kN/m2；基本雪压：无；抗震设防：设计基本地震水平加速度值取0.05g，场区抗震设防烈度为6度，设计地震分组为第一组；光伏面板恒载：0.15kN/m24.2.3建筑材料根据使用功能要求，太阳能电池方阵支架为钢结构支架，采用厂家设计和供货。光伏区以1条35kV汇集线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。主要建筑材料如下：1）钢材：Q235B，Q345B；焊条：E43xx、E50xx；2）螺栓：普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）；3）钢筋：HPB300，HRB400；4）水泥：普通硅酸盐水泥；5）预应力管桩：D400，抗腐蚀；6）焊条：E43××，E50××、E55××；7）止水带：钢板止水带（用于水池水平施工缝）；8）电缆桥架采用镀锌防腐，钢材采用Q235B级钢。4.2.4结构方案（1）光伏组件支架及基础（a）光伏支架结构光伏组件阵列支架钢结构设计参照GB50009－2012《建筑结构荷载规范》、GB50017-2003《钢结构设计规范》及《光伏发电站设计规范》要求设计。组件钢支架按照《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）要求用于次梁的板厚不宜小于1.5mm，用于主梁和柱的板厚不宜小于2.5mm，当有可靠依据时板厚可用2mm。在满足光伏组件能在当地的温度环境工作的前提下，根据光伏组件的峰值功率电压、开路电压以及温度系数等性能指标，结合选用的逆变器的跟踪范围和允许的最大直流开路电压确定串联回路组件数量。本项目光伏组件采用1658mm×992mm×40mm，采用4×6布置，共24块。本期光伏支架分两类：光伏大棚支架、光伏单排桩支架。1）光伏大棚支架1组光伏组件1个单元支架，组件排列为横向排列，安装方式采取固定最佳倾角支架安装。光伏组件支架结构由主梁、次梁、支架等构成。侧立面结构形式为三角形，支架倾角按组件最佳倾斜角度10°设计。支架最低距离地面不小于3.5m（按招标文件要求）。光伏支架与混凝土桩柱采用直插方式连接，具体形式参照下图。图2.4.1-1光伏大棚支架立面图图2.4.1-2光伏大棚支架布置图光伏单排桩支架2组光伏组件1个单元支架，组件排列为横向排列，安装方式采取固定最佳倾角支架安装。光伏组件支架结构由主梁、次梁、支架等构成。侧立面结构形式为单坡结构形式，支架倾角按组件最佳倾斜角度10°设计。支架桩顶距水面不低于1.6m，支架组件最低距离地面不小于2m。光伏支架与混凝土桩柱采用直插方式连接，具体形式参照下图。图4.1-3光伏单排桩支架立面图图4.1-4光伏单排桩支架布置图（b）光伏支架防腐本工程光伏支架位于养殖池上方，为保证组件能与钢支架可靠地连接，组件与钢支架之间拟采用螺栓连接。依据招标文件要求，设计支架连接螺栓使用热镀锌螺栓和螺母，应配有经热镀锌处理的两个平垫圈和一个弹簧垫圈。螺纹件热镀锌厚度不低于35微米。支架材料热镀锌厚度不低于85微米，镀锌标准必须符合GB／T13912-2002。组件安装螺丝应使用不锈钢304型号，保证25年。支架的防盐雾腐蚀性能，按照IEC60068-2-11：1981进行相关测试，提供第三方实验室的符合要求的报告。（c）光伏支架基础选型方案光伏发电工程支架基础工程量在整个工程造价中占较大比重，基础选型直接影响工程投资、施工组织和施工工期。我方在仔细研究当地实际情况并反复比较，并结合上部支架用钢量综合优化比较，确定本工程基础采用耐腐蚀预应力管桩，桩长约8～9m，直径300mm，高出地面3.5m（或3.6m）左右，入土深度为4.5～5.5m。4.2.5箱变基础本项目箱变采用集装箱形式（美式箱变），钢筋混凝土结构，无需新建建筑，周边设置钢护栏。考虑当地自然环境条件和设备荷载采用筏板式基础形式，并在相邻区域配置3～4m3的事故油池。混凝土强度等级C30，抗渗等级为P6。5工程消防设计 5.1工程消防总体设计5.1.1电站总平面布置本工程装机容量约20MWp，所有光伏发电方阵的逆变升压单元布置于光伏方阵的中间位置，逆变升压单元35kV出线电缆通过穿管直埋电缆汇集，经汇流后，以1回35kV线路接至一期已建110kV升压站35kV侧。5.1.2设计依据本工程消防系统按如下规程、规范进行设计：《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）；《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）；《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-2011）；《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）；《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）；《变电所给水排水设计规程》（DL/T5143-2002）；《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-2013）；《高压配电装置设计规程》（DL/T5352-2006）。5.1.3设计原则（1)一般设计原则贯彻“预防为主，防消结合”的消防设计原则，消防设备选用经国家有关产品质量检测单位检验合格，符合现行有关国家标准的产品，并做到安全、可靠、使用方便、经济合理。（2)机电消防设计原则电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置等。其主要消防设计原则如下：厂区同一时间内的火灾次数为一次；根据规程规范的要求，电气设备的布置满足电气及防火安全的要求；尽可能采用阻燃、难燃性材料为绝缘介质的电气设备；（d）电缆电线的导线截面的选择合适，避免过负荷发热引起火灾，消防设备采用阻燃型电缆；（e）电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处、电缆接头处、主控室与电缆夹层之间以及长度超过100m的电缆沟均采取防止电缆火灾蔓延的阻燃或分隔措施；（f）消防供电电源可靠，满足消防负荷要求；（g）设置完善的防雷措施及相应的接地系统。消防总体设计方案太阳能方阵消防以自救为主，外援为辅，方阵区设置足够数量的手提式干粉灭火器，满足消防要求。5.1.4消防电气设计应急照明升压站区域该部分前期设计已完成，本次无新增。火灾报警系统升压站区域该部分前期设计已完成，本次无新增。5.1.5通风消防设计根据当地气象条件，逆变器采用自然对流散热，变压器间根据规范规定，通风量根据排除设备散发余热量计算确定，室内温度不高于40℃。综合控制室、办公生活室预制舱：升压站区域该部分前期设计已完成，本次无新增。5.2施工消防5.2.1工程施工场地规划工程施工场地规划要考虑工程规模、施工方案、工程造价等因素和按照方便施工、易于管理、减少耕地占用量的原则。除此之外还要考虑到施工的安全，防止施工期间发生火灾。作好施工消防规划，明确生活办公区、料场区、施工区在冬季施工和雨季施工的消防管理要求。施工准备阶段是建设工程施工的初起阶段，主要进行“三通一平”即通路、通水、通电、平整土地，并开始设置料场，搭建临时办公、住宿、仓库等配套设施。施工组织设计方案以施工现场平面图和文字形式表示，标明消防车道、消防临时用水和消防设施、器材安装计划和方案。5.2.2施工消防规划制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程、安全检查制度和火灾隐患整改制度，对施工人员进行消防安全教育和培训。按照有关规定配置消防器材。在施工配电场所，如：混凝土搅拌站、施工照明、电焊接切割、施工工厂、供电供水等场所均设置4kg手提式磷酸铵盐干粉灭火器1台。生活区应设置不小于4m宽的消防车通道，并保持畅通；施工临时宿舍内要有防火措施；办公室、宿舍区设置应急照明和疏散指示标志。照明及电气设施按规定安装。炉火应凭证启用并设专人看管，烟窗与可燃物不应小于0.7m，定点清理废弃物。5.2.3易燃易爆仓库消防落实料场仓库区14项基本消防安全要求：（1）不得在工程内设仓库，应专设料场和周转库；（2）料场仓库区应设置不小于4m宽消防车通道，并保持畅通；（3）按规定设置消防给水，配备足够的消防器材设施；（4）按有关规程规范的要求安装电气设备；（5）不得使用电热器具；（6）不得动用明火；（7）设专人负责消防安全工作；（8）材料堆放满足消防安全要求。库内堆垛安全距离不应小于以下距离要求：垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间距0.5m，垛与墙间距0.5m，垛与垛间距1m，垛与柱间距0.1m；（9）管理室不得设在库内；（10）夏季应有防爆晒措施；（11）雨季应有防雨淋、防雷击措施；（12）库房应确保通风、降温、泄压面积；（13）防止静电危害；（14）化学性质相抵触物品不得混存。6设备方案6.1设备技术要求光伏发电系统由太阳电池组件、逆变器、交流汇流箱柜、电源并接装置、防雷系统、监控系统等及其辅助材料的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术与服务要求。正常工作条件设备在下述条件下连续工作满足其所有性能指标。环境温度：－30℃～＋50℃（太阳电池组件、逆变器、交流汇流柜）；0℃～＋40℃（其他设备）；相对湿度：≤90％（25℃）；海拔高度：≤2000m；基本风压：100年一遇，0.9kN/m2；基本雪压：0.2kN/m2；抗震设防：设计基本地震水平加速度值取0.05g，站区抗震设防烈度为6度，设计地震分组为第一组；光伏面板恒载：0.3kN/m26.2光伏组件6.2.1正常工作条件设备应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标。·环境温度：－30℃～＋50℃（光伏电池组件、逆变器）；0℃～＋40℃（其他设备）；·相对湿度：≤90％（25℃）；·海拔高度：≤2000m；·最大风速：20m/s。6.2.2太阳能电池组件及安装（1）我方提供业主要求范围内的厂家生产的单玻单晶硅太阳电池组件。（2）为突出项目的示范性，要求提供的组件全部符合相应的质量标准，各厂家提供最近生产的正态分布，以证明生产和供应能力。（3）在标准条件下（即：大气质量AM=1.5，标准光强E=1000W/m2，温度为25±1℃，在测试周期内光照面上的辐照不均匀性≤±5%），太阳电池组件的实际输出功率满足标称功率范围内。本项目的组件只允许正偏差！（4）太阳电池组件的转换率单晶硅＞17.1%；（5）要求晶体硅组件衰减率在2年内不高于3%，5年内不高于5%，10年内不高于8%，25年内不高于20%。（6）组件使用寿命不低于25年。（7）太阳能电池组件强度测试，应该按照IEC61215光伏电池的测试标准10.17节中钢球坠落实验的测试要求，可以承受直径25mm±5%，质量7.53克±5%的冰雹以23m/s速度撞击。并满足以下要求：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。

标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。

绝缘电阻应满足初始实验的同样要求。（8）太阳能电池组件防护等级不低于IP65。（9）连接盒采用满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃电缆。每块光伏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），自带的串联电缆线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；接线盒（引线盒）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；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。（10）组件的封层中没有气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路，气泡或脱层的几何尺寸和个数符合相应的产品详细规范规定。（11）组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。（12）绝缘性能：对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于50MΩ，漏电电流<50μA。（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）光伏电池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。（15）为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过11mm的距离。（16）组件要具备以下TUV测试标准：a)光伏组件认证证书，测试标准应等同或高于IEC61215：2005，IEC61730：2004，IEC重测指南。如果高于标准要求，可以获得额外的评标技术分，特别是湿热项目。b)TUV的NOCT下电性能的测试报告和温度系数（Isc，Voc,F.F.，Ipm，Vpm）测试报告。c)动态载荷报告或证书，测试标准等同或高于IEC62782的标准草稿。d)能够说明组件可以承受长期公路运输和正确安装的保证书，第三方测试报告或承保函等。按照TUV运输测试要求通过测试的组件，将能够在评标中得到额外的技术分。e)接线盒（EN50548：2011）、连接器（EN50521：2008）、线缆（DINVDEAK411.2.3：2008）等组件用零部件，应取得TUV认证证书，IP等级达到IP65或以上，其零部件清单和测试报告应真实有效。组件信息还应包括使用手册，安装手册等,更多的铭牌信息，例如不同辐照度不同温度下的电性能数据，将可以得到额外的评标技术分。（17）组件电流分档不得超过三档(18)组件背板选择要符合国家标准的相关规定,背板要求单面或双面含氟。（要求同一光伏发电单元内光伏组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同）。6.2.3太阳能电池组件技术规范和参数我方提供的组件有关规范和参数如下：（1）型式：单晶硅-单波；（2）型号：290W；（3）尺寸结构：1658mm×992mm×40mm；（4）使用粘合胶体类型：EVA；（5）在AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃的电池温度下的峰值参数：a、标准功率：290W；b、峰值电压：32.2V；c、峰值电流：9.02A；d、短路电流：9.55A；e、开路电压：39.5V；f、系统电压：1500V(max)；（6）温度范围：-40℃～+85℃；（7）功率误差范围：0~+3%；（8）承受冰雹：直径25mm±5%，质量7.53克±5%的冰雹以23m/s速度（按照IEC61215标准测试）；（9）接线盒类型：插接式；（10）接线盒防护等级：IP67；（11）接线盒连接线长度：正极1.0m，负极1.0m；（12）组件效率：17.72%；（13）组件的填充因子：0.759；（14）框架结构使用材料：有边框；6.2.4安装方式光伏组件与安装面之间的现场安装可以考虑卡固件与支架连接及四角螺栓固定安装，投标方提供组件安装卡固件及与支架的连接件。要求连接需有足够的强度，以保证光伏组件在任何自然气象条件不脱落，卡具的安装方式要复核结构荷载，并考虑风荷载的因素。6.3逆变器各种原材料组合应已经通过TUV认证和测试，证书和报告有效，且测试方法正确。应提供符合要求的零部件清单，测试报告和证书，作为投标依据。测试标准为：IEC62109-1：2010，IEC62109-2：2011，《并网光伏发电专用逆变器技术条件》的逆变器认证要求。IP等级能够达到IP23或以上，逆变器转换效率应达到98%以上。逆变器应具有防反冲功能，并且能够根据中节能东台电站的特点，在保证安全的条件下，满足负极接地的要求。6.3.1逆变器的安装原则须选用单台容量适合的三相组串式并网光伏逆变器50~80KW，与太阳光伏电池组件容量匹配，采用抱杆安装方式。6.3.2逆变器的选择标准a、须为国内大型地面电站有一定市场占有率的品牌；b、逆变器有CCC或CE认证并通过国网电科院的零电压和低电压测试；逆变器具有专业的电站监控协议。c、由符合相应的图纸和工艺要求所规定的材料和元件制造，经过制造厂的常规检验、质量控制、按合格方法生产。设备应该是完整的，附带制造厂的储运、安装和电路连接指示；d、适应使用环境；e、逆变器主要设备、电子元器件全部用工业级或以上级别；6.3.3逆变器的具体要求及技术指标a、交流输出频率:50Hz±0.1%；b、输出三项交流电压；500Vc、交流输出谐波含量:≤3%；d、光伏逆变器中国加权效率不得低于98%e、操作温度:-25—+50℃；f、相对湿度:15%~95%不凝结；g、满载连续工作时间>24小时；h、采用MPPT功率跟踪方式，保证转换效率始终工作在最佳状态；i、具有通用的通讯接口，能实现远程启停逆变器。j、逆变器必须具有有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制有功功率输出。额定功率下功率因数应大于0.95，50%额定功率下功率因数应大于0.9。6.3.4逆变器的控制保护功能a、直流输入欠压保护：Vdc达到规定的最低电压时，逆变器自动关机并发出警告信号。b、直流输入过压保护：当光伏输入直流电压超过设定的最高值时，逆变器自动关机并发出警告信号；c、交流输出过压保护：当输出电压达到110%额定电压时，逆变器自动关机并发出警告信号；d、交流输出过电流保护：当输出电流超过120%额定电流30秒或超过150%额定电流3秒时，逆变器自动关机并发出警告信号；e、输出短路保护：当负载侧发生短路时，逆变器自动关机并发出警告信号；f、具有防雷保护措施；g、具备防孤岛保护，并在启动防孤岛保护后，具备延时判断恢复功能。h、直流配电柜具备电压监控和各支路电流监控功能，交流柜和变压器低压侧使用独股软电缆连接；i、供电电网相序保护，并网逆变器必须具备电网相序检测功能，当连接到逆变器的电网电压是负序电压时，逆变器必须停机并报警或通过逆变器内部调整向电网注入正序正弦波电流；j、输入过流保护，并网逆变器的额定输入电流应大于光伏组串在+85℃时的短路电流，当出现输入过流时，过流保护电路动作并报警；k、内部短路保护，当并网逆变器内部发生短路时（如IGBT直通、直流母线短路等），逆变器内的电子电路、保护熔断器和输出断路器应快速、可靠动作，任何情况下都不能因逆变器内部短路原因导致电网高压侧的高压断路器动作，否则，认为并网逆变器存在设计缺陷；l、过热保护，并网逆变器应具备机内环境温度过高保护（例如着火引起的机箱内环境温度过高）、机内关键部件温度过高保护等基本过热保护功能；m、保护的灵敏度和可靠性，在正常的逆变器运行环境和符合国标要求的电网环境下，逆变器不应出现误停机、误报警和其他无故停止工作的情况；n、整机阻燃性，逆变器走线应使用阻燃型电线和电缆，线槽和线号标记套管等应采用阻燃材料，逆变器机体内应装有环境温度保护继电器（温度继电器）以加强整机的故障保护能力。逆变器在任何情况下均不能产生蔓延性明火。）6.3.5光伏并网逆变器的监控要求作为控制系统一部分的监测系统至少应采集和显示下列内容：逆变器的状态逆变器的日、月、年和累计的、以小时为单位的运行时间值电网正常运行的小时数逆变器正常运行的小时数发电小时数故障小时数逆变器的以kWh为单位的发电量（日、月、年和累计的）交流侧频率、三相电压和电流直流侧母线电压、电流、直流输入功率有功功率（kW）无功功率（kvar）功率因数cosφ（包括实时数据以及功率因数曲线，以月统计值储存）逆变器效率发电功率曲线所有故障（故障信息、故障发生次数、总的持续时间和发生日期、月和累计的；内存容量需能储存超过12个月的资料），逆变器温度要上传，逆变器发电量数据至少不少于两个月存储。逆变器机内温度要求对所有监测资料编制成一定格式的文件，从而能直接调用独立的资料记录系统，应当推荐一个合适的调用接口。逆变器应具有相应至少具有1个RS485通讯接口和1个标准以太网接口，能够向中央监控系统等远程监控设备传输数据。逆变器必须具备负极接地功能，并且具备相应的接地监测和保护功能。3.3.6逆变器的选型考虑到经济性、可靠性，本工程初步选用华为SUN2000-75KTL逆变器。该逆变器为组串式逆变器，将并网逆变器、数据采集通讯系统、、通风散热系统和环境监控装置等有机的集成到1个标准的单元中。与普通集中式逆变室相比，环境适应能力和安装调试快捷等方面具有明显优势。SUN2000-75KTL逆变器SUN2000-75KTL为华为高集成度、高环境适应性和高可靠性的逆变器，具有体积小，重量轻，便于安装调试和维护。技术参数技术参数SUN2000-75KTL效率最大效率99%中国效率98.5%输入最大输入直流功率82.500W最大输入电压1100V最大输入电流

(每路MPPT)25A最低启动电压200VMPP电压范围200V~1000V最大输入路数12MPPT数量6输出额定功率75000W额定输出电压3×288V/500V+PE输出电压频率50Hz额定输出电流86.7A最大输出电流95.3A功率因数0.8超前~0.8滞后最大总谐波失真＜3%保护输入直流开关支持反孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持RCD检测支持显示与通信显示LED指示灯；蓝牙+APPRS485支持PLC支持USB支持常规参数尺寸(宽×高×深)1075mm×555mm×300mm重量73kg工作温度-25℃~+60℃冷却方式自然对流最高工作海拔5000m（4000m以上降额）相对湿度0~100%输入端子AmphenolHH4输出端子防水PG头+OT端子防护等级IP65夜间自耗电<1W拓扑无变压器满足的标准标准EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2,NB/T32004-2013,GB/T19964-2012,IEC61727,IEC62116逆变器室是整个电站的重要部位。太阳电池组件产生的直流电通过室内的逆变器转换成交流电，经与逆变器室相邻的35kV升压变压器（位于箱式升压站）升压后送入电网。为了降低直流线路损耗，结合现有场地地形及交通道路，逆变器分别布置尽量靠近箱变的位置。表6.21逆变器零部件清单序号部件名称规格型号单位数量1直流输入EMI滤波器LB38H6812R，DN85H个22交流输出EMI滤波器J407036851，LB65H8592R只13漏电监测保护装置T60404-N4646-X931只14直流输入开关XBHP3410/2只25交流输出接触器/继电器HE1AN-W-DC12V-Y6只66直流防雷器PV20K510-MH只67交流防雷器PV20K385-MH只38直流母线支撑电容器（金属膜电容器）B32274D0205K000C3D1U506KF0AC00只129直流母线支撑电容器（电解电容器）ELXS551VSN271KA50SB4354S7277Q只1410IGBT(BOOST)10-PW124BA040SH01-L427L03YSNXH160B120L2Q1P只211IGBT(INV)10-PW12NMA160SH01-M820F48Y只312直流电流检测传感器HLSR20-P套8交流电流检测传感器T60404-N4646-X461套313电流输出电抗器（L1）LB101E8835RTPDG-QT-0158只314交流滤波电抗器（L2）LB92I9468R/HGES092002只115DSP控制芯片TMS320F28335ZJZS

TMS320F28066PZT片26.4交流汇流箱无6.5支架大棚钢结构及支架杆件截面应经强度和变形计算校验后选定。支架防腐工艺应采用适合当地气候条件并符合电力设施防腐施工要求。支架连接螺栓使用热镀锌螺栓和螺母，应配有经热镀锌处理的两个平垫圈和一个弹簧垫圈。螺纹件热镀锌厚度不低于35微米。支架材料必须是热镀锌材料,热镀锌厚度不低于65微米，镀锌标准必须符合GB／T13912-2002。组件安装螺丝应使用不锈钢304型号，保证25年。应提供符合当地风载荷条件的载荷计算，能够满足或超过TUV的载荷审核要求。支架的防盐雾腐蚀性能，应按照IEC60068-2-11：1981进行相关测试，能够提供第三方实验室的符合要求的测试报告。该实验室的CNAS认可清单中，应包含该盐雾腐蚀条目测试认可。6.6箱式变压器（1）箱式升压变箱体按照标准美式变结构型式的要求制造。变压器绕组采用全铜制造。油箱防护等级应不低于IP68，高低压室防护等级不等于IP54，满足室外安装的要求及相关国家、行业规范标准。高压室采用电缆进线，相间加装绝缘隔板。低压配电室母排采用绝缘套密封。箱体应有足够的机