光电建筑一体化应用BIPV项目技术方案

光电建筑一体化应用BIPV项目技术方案1.1建筑围护结构体系围护结构的节能技术是指通过采用墙体、门窗及屋面的保温、隔热等措施,减少建筑的使用能耗，从而达到建筑总体能耗至少降低50%的设计标准。本项目规划方案与单体建筑设计均高度重视绿色指标和节能要求，建筑物外围护结构设计充分考虑节能与环保相结合的设计理念，降低建筑全生命周期内的消耗，。（1）综合研发区建筑各建筑设计方案满足了《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005中4.2.2要求。围护结构部分传热系数KW/(㎡.K)传热系数KW/(㎡.K)体形系数≤0.30.3<体形系数≤0.4屋面≤0.55≤0.45外墙(包括非透明幕墙）≤0.60≤0.50底面接触室外空气的架空或外挑楼板≤0.60≤0.50非采暖空调房间与采暖空调房间的隔墙或楼板≤1.5≤1.5外窗(包括非透明幕墙）传热系数K遮阳系数SC传热系数K遮阳系数SC(东、南、西/北）(东、南、西/北）单一朝向外窗(包括非透明幕墙）窗墙比≤0.2≤1.5≤1.0(0.2,0.3]≤1.0≤2.5(0.3,0.4]≤2.7≤0.70/____≤2.3≤0.70/____(0.4,0.5]≤2.3≤0.60/____≤2.0≤0.60/____(0.5,0.7]≤2.0≤0.50/____≤1.8≤0.50/____屋顶透明部分≤2.7≤0.50≤2.7≤0.50注：有外遮阳时，遮阳系数=玻璃的遮阳系数*外遮阳的遮阳系数；无外遮阳时，遮阳系数=玻璃的遮阳系数。（2）生产厂房参照《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005中关于围护结构传热系数要求，按照增强围护结构保温隔热性能原则，选择保温隔热性能较好的建筑围护结构形式，在原有围护结构热工参数取传热系数限值的基础上选择传热系数较小的围护结构形式，体形系数均小于0.40，各方向窗墙比均小于0.7，局部采取遮阳措施。外围护墙采用240厚加气混凝土砌块，保温材料为40厚EPS板（阻燃性）；屋面采用60厚挤塑型聚苯板（阻燃性）保温；外窗为塑料中空玻璃窗（5+12+5），接触室外空气楼板采用60厚挤塑型聚苯板（外贴），周边地面采用40厚挤塑聚苯板（阻燃性）保温。在围护结构的细部构造设计方面，外挑构件和雨蓬采用25厚胶粉聚苯颗粒保温，外门窗洞口周边侧墙用20厚胶粉聚苯颗粒保温，外门框、窗框与洞口之间的缝隙用聚氨酯保温材料现场发泡填实，变形缝处屋面和外墙的缝口处用0.5米内连续填塞聚苯板（阻燃性）。维护结构性能参数：外墙均小于0.6，屋面均小于0.55，外窗均小于2.5。1.2光电系统设计技术方案1.2.1设计依据及说明1.2.1.1设计依据本项目所提供设备的设计、制造、检验、测试、验收等符合如下标准；包括：《太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程》(DGJ32/J87-2009)《光伏系统功率调节器效率测量程序》(IEC61683)《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析指南》（IEC61724）《低压配电设计规范》（GB50054）《建筑物防雷设计规范》（GB50057）《混凝土质量控制标准》（GB50164）《建筑电气工程施工质量验收规范》（GB50303）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）《建筑结构荷载规范》（GB50009-2001）《机械安全机械电气设备第1部分：通用技术条件》（GB/T5226.1-2002）《安全标志》（GB2894）《安全标志使用导则》（GB16179）《光伏系统功率调节器效率测量程序》（GB/T20514）《地面用光伏发电系统-概述及导则》（GB/T18479-2001）1.2.1.2设计说明（1）光伏系统寿命及可靠性要求一般情况下，建筑的设计寿命是光伏系统寿命的2～3倍，光伏组件及系统其他部件在构造、型式上应利于在建筑围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。光伏组件的安装、维护、日常保养、更换提供必要的安全便利条件。系统中设备及其部件的性能应满足国家或行业标准的相关要求，并应获得相关认证；系统中设备及其部件的正常使用寿命应满足国家或行业标准的相关要求。民用建筑光伏系统各部件的技术性能包括：电气性能、耐久性能、安全性能、可靠性能等几个方面：电气性能强调了光伏系统各部件产品应满足国家标准中规定的电性能要求。如太阳电池的最大输出功率、开路电压、短路电流、最大输出工作电压、最大输出工作电流等，另外，系统中各电气部件的电压等级、额定电压、额定电流、绝缘水平、外壳防护类别等。耐久性能规定了系统中主要部件的正常使用寿命。如光伏组件寿命不少于25年，逆变器正常使用寿命不少于8年。在正常使用寿命期间，允许有主要部件的局部更换以及易损件的更换。安全性能是光伏系统各项技术性能中最重要的一项，其中特别强调了并网光伏系统必须带有保证光伏系统本身及所并电力电网的安全。可靠性能强调了光伏系统应具有防御各种自然条件异常的能力，其中包括应有可靠的防结露、防过热、防雷、抗雹、抗风、抗震、除雪、除沙尘等技术措施。在民用建筑设计中，应尽可能设计安排出以上防护措施。如采用电热技术除结露、除雪，预留给水、排水条件除沙尘，在太阳电池下面预留通风道防电池板过热，选用抗雹电池板，光伏系统防雷与建筑物防雷统一设计施工，在结构设计上选择合适的加固措施防风、防震等。（2）光伏方阵的选择应遵循以下原则根据建筑设计及其电力负荷确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积；根据光伏组件规格及安装面积确定光伏系统最大装机容量；根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数；根据总装机容量及光伏组件串的容量确定光伏组件串的并联数。（3）光伏汇流箱设置应遵循以下原则光伏汇流箱内应设置汇流铜母排；每一个光伏组件串应分别由线缆引至汇流母排，在母排前分别设置直流分开关，并设置直流主开关；光伏汇流箱内应设置防雷保护装置；光伏汇流箱的设置位置应便于操作和检修，宜选择室内干燥的场所。设置在室外的光伏汇流箱应具有防水防腐措施，其防护等级应为IP65以上。（4）并网光伏系统逆变器性能逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定；独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质选择。并网逆变器的数量应根据光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量确定。并网逆变器的选择还应遵循以下原则：并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能；无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能；并网逆变器应具有并网保护装置，与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；并网逆变器的选择应满足高效、节能、环保的要求。并网逆变器还应满足电能转换效率高、待机电能损失小、噪声小、谐波少、寿命长、可靠性高及起、停平稳等功能要求。（5）直流线路的选择应遵循以下原则耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；线路损耗应控制在2％以内。（6）光伏系统防雷和接地保护应符合以下要求设置光伏系统的民用建筑应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应遵守国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定；支架、紧固件等正常时不带电金属材料应采取等电位联结措施和防雷措施。安装在建筑屋面的光伏组件，采用金属固定构件时，每排(列)金属构件均应可靠联结，且与建筑物屋顶避雷装置有不少于两点可靠联结；采用非金属固定构件时，不在屋顶避雷装置保护范围之内的光伏组件，应单独加装避雷装置。光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应严格遵守国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定；光伏组件应采取严格措施防直击雷和雷击电磁脉冲，防止建筑光伏系统和电气系统遭到破坏。光伏系统和并网接口设备的防雷和接地措施，应符合国家现行标准《光伏(PV)发电系统过电压保护-导则》SJ／T11127的相关规定。光伏系统除应遵守《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定外，还应根据《光伏(PV)发电系统过电压保护导则》SJ／T11127的相关规定，采取专项过电压保护措施。（7）光伏组件与建筑结合符合以下要求光伏组件安装宜按最佳倾角进行设计；支架安装型光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日不遮挡太阳光的要求；屋面上设置光伏方阵时，前排光伏组件的阴影不应影响后排光伏组件正常工作。另外，还应注意组件的日斑影响；在建筑屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功能的基座形式和安装方式；在建筑屋面上安装光伏组件支架，应选择点式的基座形式，以利于屋面排水。特别要避免与屋面排水方向垂直的条形基座；光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，并在地脚螺栓周围作密封处理；光伏组件支座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高的泛水，地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应作密封处理；在屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层；支架基座部位应做附加防水层。附加层宜空铺，空铺宽度不应小于200mm。为防止卷材防水层收头翘边，避免雨水从开口处渗入防水层下部，应按设计要求做好收头处理。卷材防水层应用压条钉压固定，或用密封材料封严；直接构成建筑屋面面层的建材型光伏组件，除应保障屋面排水通畅外，安装基层还应具有一定的刚度。在空气质量较差的地区，还应设置清洗光伏组件表面的设施。构成屋面面层的建材型光伏构件，其安装基层应为具有一定刚度的保护层，以避免光伏组件变形引起表面局部积灰现象；光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道上部应铺设屋面保护层。需要经常维修的光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口以及人行通道上面应设置刚性保护层保护防水层，一般可铺设水泥砖；光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。光伏组件的引线穿过屋面处，应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。坡屋面坡度宜按照光伏组件全年获得电能最多的倾角设计。为了获得较多太阳光，屋面坡度宜采用光伏组件全年获得电能最多的倾角。一般情况下可根据当地纬度±l0°来确定屋面坡度，低纬度地区还要特别注意保证屋面的排水功能；光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式。安装在坡屋面上的光伏组件宜根据建筑设计要求，选择顺坡镶嵌设置或顺坡架空设置方式；建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求。建材型光伏构件安装在坡屋面上时，其与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求；顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间隙的要求。顺坡架空在坡屋面上的光伏组件与屋面间宜留有>100mm的通风间隙。控制通风间隙的目的有两个，一是通过加强屋面通风降低光伏组件背面温升，二是保证组件的安装维护空间。光伏系统控制机房宜采用自然通风，不具备条件时应采取机械通风措施。光伏系统控制机房，一般会布置较多的配电柜(箱)、逆变器、充电控制器等设备，上述设备在正常工作中都会产生一定的热量。因此，控制机房应采取通风措施。1.2.2BIPV建筑一体化设计1.2.2.1BIPV建筑一体化设计要点光电建筑一体化的设计首先也必须满足整体区域的建筑设计原则，光电建筑一体化将太阳能光伏系统/组件作为建筑的一部分，对建筑物的建筑效果与建筑功能带来一些新的影响，作为与建筑结合或集成的建筑新产品，光电建筑一体化对光伏系统及组件提出了如下新的要求：光伏阵列的布置要求光伏阵列的布置应尽可能地朝向太阳光入射的方向；光伏阵列的布置要方便设备选型，使其接近标准组件的电学性能，满足电学要求；建筑的美学要求光电建筑一体化首先是一个建筑，是建筑师的艺术品，应满足一定的美学要求，用于光电建筑一体化的光伏组件，由于其安装朝向与部位的要求，在不可能作为建筑外装饰主要材料的前提下，光伏组件的颜色与质感需与整座建筑协调；光伏阵列的力学要求当光伏组件与建筑集成使用时，光伏组件是一种建筑材料，需满足建筑的安全性与可靠性，不仅要通过IEC61215的检测，满足抗冰雹冲击的要求，还要有一定的抗风压要求，具有一定的韧性，在风荷载作用时能有一定的变形，特别是用作玻璃幕墙面板和采光顶面板的光伏组件，有更高的力学性能；建筑隔热隔声的要求普通光伏组件一般只有4mm厚，不能满足隔热隔声的要求，可以将普通光伏组件作成中空低辐射隔声节能玻璃；建筑采光的要求为了提高效率，将电池片间距缩小到2～5mm，但光电建筑一体化要考虑到室内的采光要求，调整电池片间距到25mm左右，使其透光率在30%左右；安装方便的要求光电建筑一体化组件的安装要求要比普通组件的安装难度大很多，安装高度较高、安装空间较小，可以将光伏组件与结构作成单元式结构，进行专门的设计与生产；寿命的要求普通光伏组件的封装用的胶一般为EVA，使用寿命不到50年，不能与建筑同寿命，EVA发黄会影响建筑的美观与光伏系统的发电量，所以设计时选择PVB封装的光伏组件，PVB已经成熟应用于建筑用来夹胶玻璃的制作；由于光电建筑一体化系统中的连接线大多在幕墙立柱、横梁等密闭结构中，温度远远高于环境温度，不能采用普通的聚氯乙烯铜线，而应该选用光伏专用电线（双层交联聚乙烯铜线），电线的直径也要比普通系统大一些。1.2.2.2BIPV建筑设计方案本项目以非晶硅光伏组件+采光中空夹层玻璃部分取代屋顶原有材料，使其与屋面原有未被替换的屋面之间相结合，不需要建造支架基础，使其在发挥太阳能发电功效的同时，又能起到屋顶防水、保温、采光等作用。:生产厂房综合研发楼:生产厂房综合研发楼位置可铺设面积（㎡）综合研发楼A4800综合研发楼B4800生产厂房A9000生产厂房B9000合计236001.2.2.3电池组件的总体布置本期申报的1MWp项目，其中两座生产厂房平面尺寸为150m*60m，面向为东西向，长轴南北走向；两座综合研发楼平面尺寸为80m乘60m，面向为南北向，长轴东西走向。1、综合研发楼电池组件的总体布置80m*60m综合研发楼顶部光伏电池组件阵列布置示意图按以上布置示意图，组件排列为6串280并，80m*60m综合研发楼共安装6*7=42排光伏电池组件，每排安装40块光伏电池组件，其东西长度约为56.8米，每排均留维修过道和两侧墙边留出步道。两座厂房共计可安装42*40*2=3360块光伏电池组件，安装容量为500.4kWp。2、生产厂房电池组件的总体布置150m*60m厂房顶部光伏组件阵列布置示意图按以上布置示意图，组件排列为6串280并，图中灰框里为6*1410mm串连.35*1110并连的组件排列，150m*60m厂房共可安装6*8=48排光伏电池组件，每排安装35块光伏电池组件，每块组件间隔10mm，其东西方向宽度为49.70米，东西两侧墙边留出步道。共计可以安装8排，其南北方向长度为150米，南北侧墙边留阴影距离和过道。如此设计，两座厂房共计可安装48*35*2=3360块光伏电池组件，安装容量为504.0kWp。因此，本项目的设计安装容量为504+504=1008.kWp≈1MWp位置功率（kWp）实际安装面积(m2)电池种类综合研发楼A2522587非晶硅综合研发楼B2522587非晶硅生产厂房12522587非晶硅生产厂房22522587非晶硅合计1004103491.2.2.4BIPV结构专业设计本项目为光电建筑一体化（BIPV）工程，结构设计方案采用现浇钢筋混凝土框架剪力墙钢结构、钢结构。场地自然条件为基本风压值0.35kN/m2。主要校核在屋顶安装光伏发电组件。本工程光伏发电组件结构设计根据工艺及建筑专业的条件，考虑结构体系及构的布置，确定光伏发电板及钢结构支撑组架的布置，对结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度，以及与结构的连接构造等进行复核验算，满足结构安全性及耐久性的要求。光伏发电板支撑构架采用钢结构支架，由钢柱、主龙骨及次龙骨组成。竖向钢杆件、系杆及主龙骨构成榀钢架，传递竖向荷载；各钢架通过次龙骨连接，组成整个钢结构支架，传递水平荷载。钢结构支架与结构屋面板通过钢筋混凝土支墩连接，将竖向荷载及水平荷载传递给原结构屋面板。光伏发电板及钢结构支撑组架荷载如下：恒载标准值：1）标准电池板及组件重一块标准板及组件重G=22.5kg=0.45kN折算均布面荷载0.45/(1.4x1.1)=0.154kN/m22）龙骨及支撑构架自重折算成均布面荷载q2=13kg/m2=0.13kN/m23）钢筋混凝土构造柱自重G1=0.18x0.18x0.5x25=0.405kN4）风荷载计算P风荷载：地面粗糙度可分为A、B、C、D四类一A类指近海海面和海岛、海岸、湖岸及沙漠地区；一B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；一C类指有密集建筑群的城市市区；—D类指有密集建筑群且房屋较高的城市市区。按照维护结构计算地面粗糙度为：D数层高度为：9米、6米太阳能板尺寸：长=1560宽=15602高=46风荷载标准值Wk=βgzμslμzωoWk=0.34KN/M2（风荷载标准值）βgz=1（高度Z处的阵风系数）μsl=1（局部风压体型系数）μz=0.62（风压高度变化系数）高度z处的阵风系数βgz，参照《GB50009-2006》附表7.5.1阵风系数;局部风压体型系数μsl，参照《GB50009-2006》附表7.1.1风荷载体型系数;风压高度变化系数μz，参照《GB50009-2006》附表7.2.1风压高度变化系数;基本风压ωo,参照《GB50009-2006》附录D全国各城市的50年。;计算风荷载标准值ωk=βgzμslμzωo=0.35kN/m25）雪荷载计算P雪荷载：雪荷载标准值Sk=μrSoSk——雪荷载标准值(kN/m2)；μr=1屋面积雪分布系数So=`0.2基本雪压(kN／m2)。屋面积雪分布系数μr,参照《GB50009-2006》附表6.2.1屋面积雪分布系数;基本雪压So,参照《GB50009-2006》附录D全国各城市的50年一遇雪压和风压值计算雪荷载标准值Sk=μrSo=0.2kN/m26）荷载组合效应计算P荷载组合：当风荷载控制组合效应时，P荷载组合=1.2G自重+1.4P风荷载+1.4x0.7P雪荷载=0.839KN/m2钢结构支架与结构屋面板通过钢筋混凝土支墩连接，钢筋混凝土支墩下部通过打孔植筋与原结构屋面板可靠连接，支墩顶通过预埋件与钢架连接，支架基座满足抗滑移和抗倾覆的要求。1.2.3并网系统设计方案1.2.1.1用电负荷分析本项目总装机容量约为2MWp，由于生产厂房负荷较大，本项目建筑投入使用后8:00--20:00的电负荷最大功率超过8000KW，在该建筑电负荷消耗范围内，可以做到所发电能自发自用。为此本项目光伏发电系统采用400V低压并网方式，系统内部用电设备优先使用，剩余电量送向电网，如遇到阴雨天气系统内部用电设备从网侧取能。1.2.1.1接入系统设计本项目设计容量为1MWp，光伏电池组件采用150W非晶硅薄膜光伏组件。根据建筑的数量和屋顶有效面积，发电系统采用分布式设计方案，即将1MWp系统分别分成四个252kW并网系统发电单元，通过KGI-100、KGI-150并网逆变器接入园区0.4kV交流电网，实现并网发电。位置功率（kWp）电池组件数量逆变器综合研发楼A2521680KGI-100KGI-150综合研发楼B2521680KGI-100KGI-150生产厂房12521680KGI-100KGI-150生产厂房22521680KGI-100KGI-150合计1004采用400V低压开关柜采用抽屉式低压开关柜，室内布置，防护等级为IP40。整个项目需配置4面低压开关柜，每栋建筑的光伏发电单元配置一面配电柜。每栋建筑内的低压开关柜布置在其配电间内，与原生产供电使用的低压开关柜并柜并排安装（厂房建设时预留安装位置）。低压开关柜的断路器应根据逆变器的输出电流选择参数，生产厂房分别配置1250A开关柜，综合研发楼分别配置1000A开关低压柜。基地负荷基地负荷综合研发楼A252kW自动控制系统电量表逆变器电池组件400V母线双向电表园区主变压器电网公司进线园区400V母线综合研发楼B252kW生产厂房1252kW生产厂房252kW1、综合研发楼A、B接入系统设计组件排列为6串280并，80m*60m综合研发楼共安装6*7=42排光伏电池组件，每排安装40块光伏电池组件。逆变器KGI-100逆变器KGI-100KGI-150综合研发楼A252kWp接入系统方案综合研发楼B252kWp接入系统方案2、生产厂房接入系统设计6*1410mm串连.35*1110并连的组件排列，150m*60m厂房共可安装6*8=48排光伏电池组件，每排安装35块光伏电池组件，逆变器KGI-100逆变器KGI-100KGI-150生产厂房1252kWp接入系统方案生产厂房2252kWp接入系统方案本工程中发电装置的总装机容量在系统中所占比例较小，并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：系统电压波动问题：太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电装置突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据GB/T12325-2003《电能质量-供电电压允许偏差》，10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。本项目按此标准来校核太阳能光伏发电系统突然切机对系统电压的影响。谐波问题：太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生大量谐波。由于有较大容量的非线性负荷存在，依照GB/T14549－93《电能质量公用电网谐波》的要求，对谐波水平进行专题评估后采取相应的措施。无功平衡问题太阳能光伏发电所发电力功率因数较高，约在0.98以上，基本上为纯有功输出。保证了高压侧母线功率因数不低于0.95的要求，满足电网要求的功能。系统保护由于太阳能光伏发电场容量很小，接入系统电压等级很低，在系统故障时，不提供短路电流，且通过晶闸管控制回路快速切除太阳能光伏发电场，以与系统隔离，不存在小系统问题，因此无需配置低周低压解列等自动装置，对系统侧的自切装置也无影响，太阳能电源接入系统时按照终端负荷进行系统保护配置，仅在系统侧配置相应的保护（熔断器）设备快速切除故障即可。本工程系统保护配置最终按照相关接入系统审批意见执行。防直击雷措施由于该光伏系统中的外置设备在整个环境中不是最高建筑物，所以设计为：把所有屋顶电池组件的钢结构与屋顶建筑的防雷网相连，以达防雷击的目的，并符合《光伏（PV）发电系统过电压保护导则》（SJ/T11127）中有关规定。防感应雷措施太阳能光伏发电系统的雷电浪涌入侵途径，除了太阳能电池阵列外，还有配电线路、接地线以及它们的组合。从接地线侵入是由于近旁的雷击使大地电位上升，相对比电源高，从而产生从接地线向电源侧反向电流引起的。根据SJ/T11127中有关规定，改系统主要采取以下措施：在每路直流输入主回路内装设浪涌保护装置，并分散安装在防雷接线箱内。屋设计选用IP65防护等级的TRI-FL型接线箱，并随组件方阵直接安装在室外。在并网接入控制柜中安装避雷元件，以防护从低压配电线侵入的雷电波及浪涌。1.2.4主要产品、部件及性能参数系统由太阳能电池组件、方阵防雷接线箱、并网逆变器、群控器、直流配电单元、配电保护系统、电压配电单元和系统的通讯监控装置等组成。BIPV太阳能电池组件及其支架,方阵支架及接线箱方阵防雷接线箱——设计采用带组串监控的智能汇流箱（室外方阵场）；直流配电柜——将若干智能汇流箱汇流输入逆变器；交流配电柜系统的通讯监控装置；太阳能电池方阵，直流配电柜，逆变器，交流配电柜防雷保护系统及接地装置；土建、配电房等基础设施；系统的连接电缆及防护材料；1.2.4.1光伏组件本工程非晶硅太阳电池组件型号为昌盛日电AM150C。组件参数如下：最大额定功率151.16Wp开路电压132.16V最大功率时电压110.14V短路电流1.56A最大功率时电流1.372A太阳能光伏转换效率：10.4％组件尺寸：1400mm×1100mm×16.28mm1.2.4.2并网逆变器本项目采用的逆变器均为北京科诺伟业公司生产的KGI-100、KGI-150并网逆变器。

型号

技术参数KGI-100输入数据最大支流输入功率(kW)110最大直流输入电压（V）600MPPT范围（V）300-600MPPT效率98%最大直流输入电流（A）335直流电压纹波<3%输出数据额定交流输出功率（kW）100最大交流输出电流（A）170允许电网电压范围（三相）（V）380(±10%)允许电网频率范围（Hz）50&60（±0.5）（可选）总谐波畸变率THD<3%功率因数>0.99效率最大效率94%欧洲效率92.6%体积及重量参考尺寸（深/宽/高）（mm）770/1020/1900参考重量（kg）850其它通讯接口RS485/232待机自耗电（W）<50防护等级IP20使用环境温度（℃）-10-+40使用环境湿度15-95%冷却方式风冷保护直流过流保护、直流过压保护、交流过流保护、交流过压保护、输出短路保护、防孤岛效应保护、过热保护、电网异常保护技术规格：

型号

技术参数KGI-150输入数据最大支流输入功率(kW)160最大直流输入电压（V）600MPPT范围（V）300-600MPPT效率98%最大直流输入电流（A）500直流电压纹波<3%输出数据额定交流输出功率（kW）150最大交流输出电流（A）260允许电网电压范围（三相）（V）380(±10%)允许电网频率范围（Hz）50&60（±0.5）（可选）总谐波畸变率THD<3%功率因数>0.99效率最大效率95%欧洲效率91.3%体积及重量参考尺寸（深/宽/高）（mm）800/1500/2200参考重量（kg）1500其它通讯接口RS485/232待机自耗电（W）<50防护等级IP20使用环境温度（℃）-10-+40使用环境湿度15-95%冷却方式风冷保护直流过流保护、直流过压保护、交流过流保护、交流过压保护、输出短路保护、防孤岛效应保护、过热保护、电网异常保护

1.2.4.3直流配电柜由于逆变器的输入回路数量有限，采用汇流箱将多串电池组件进行汇流，然后再输入逆变器，使逆变器的输入功率达到合理的值，同时节省直流电缆，降低工程造价。1)直流汇流箱的功能和特点：a)防护等级IP65，防水、防灰、防锈、防晒，能够满足室外安装使用要求；b)可同时接入16路电池串列，每路电池串列的允许最大电流20A；c)宽直流电压输入范围，最大接入开路电压可达1000V；d)每路电池串列的正负极都配有光伏专用高压直流熔丝进行保护；e)汇流箱配有16路电流监控装置，对每1路电池串列进行电流监控，通过通讯接口上传到上位机监控装置；f)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器。g)直流输出母线端配有可分断的直流断路器。2)直流汇流箱接线示意图3）直流防雷汇流箱技术参数最大接入输入组件数目16路输入阵列正负极连接线径4～6mm²输出阵列正负极连接线径70mm²汇流箱接地线线径16mm²每路允许输入电流12/16/20A通讯连接方式RS485通讯电源要求9～30Vdc,3W(单台)机壳防水等级IP65重量27kg体积（宽*高*深）670*536*192mm直流防雷配电柜的每个配电单元都具有可分断的直流断路器、防反二极管和防雷器。1.2.4.4交流配电柜逆变器交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入电网用电侧，交流配电柜并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。1.2.4.5监控设备在每一个配电室配备一套太阳能需装备系统监控设备采用高性能工业控制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通讯方式，连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测，实现对环境数据（光照强度、温度）、累计发电量、瞬时功率（最大值以及平均值）、减排量等数据的实时监测，直观地了解发电系统的各项性能参数，并将采集数据和状态信息传递给中央数据中心。监控主机的照片和系统特点如下：嵌入式低功耗PentiumM处理器CRT/LVDS接口以太网接口RS232/485接口USB2.0512M内存80G硬盘工控机和光伏并网逆变器之间的通讯采用RS485总线通讯方式。(2)光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下：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：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：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、逆变器过载；G、逆变器过热；H、逆变器短路；I、散热器过热；J、逆变器孤岛；K、DSP故障；L、通讯失败；(3)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、室外和室内环境温度和电池板温度等参量。(4)监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，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。(5)可提供中文和英文两种语言版本。(6)可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统。(7)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。1.2.4.7防雷接地设置（1）直接雷防护：综合考虑本项目年平均雷暴日和太阳能电池板占地面积等因素，拟采用避雷针方式实现本项目内太阳能电池方阵的直击雷防护。——普通避雷针：普通避雷针属于被动型避雷，其安装高度一般在20～40m，需要设置独立的钢结构或环形杆针塔。普通避雷针对光伏方阵的阳光遮挡严重，本项目的光伏方阵不宜采用普通避雷针。——提前放电式避雷针：是一种具有联锁反应装置的主动型避雷系统，它是在传统避雷针的基础上增加了一个主动触发系统，提前于普通避雷针产生上行迎面先导来吸引雷电，从而增大避雷针保护范围，可比普通避雷针降低安装高度。采用提前放电避雷针，能大量减少避雷针的数量，降低避雷针的安装高度，减小对光伏电池方阵的遮挡影响。提前放电避雷针已被全球范围内十几万个工程项目采用，如上海世贸中心广场、浦东机场、北京故宫、香港会展中心以及国内外众多的高层建筑、电厂、炼油厂、机场、微波站台等。根据调研，目前市场上提前放电避雷针有两种，一种是固定式提前放电避雷针，另一种是光敏感应型提前放电避雷针。固定式提前放电避雷针安装高度为5m左右（指高出太阳能电池板最高点的相对高度），为固定式安装。光敏感应型提前放电避雷针是在提前放电避雷针的基础上，增加了光敏检测元件，并据此控制避雷针的竖立或放倒，其避雷针安装高度相对较高（12m左右），能大量减少避雷针的数量，避雷针对光伏电池方阵的遮挡基本没有影响。对两种提前放电避雷针进行了对比研究分析，按照本项目地形的高低起伏和太阳能电池板方阵的布置情况，采用光敏感应型提前放电避雷针。（2）其他区域的直击雷防护：在逆变并网机房、就地站用低压配电室、柴油发电机室、10kV配电控制室、等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行，在10kV设置独立避雷针、构架上设置避雷针实现对10kV配电装置、户外DWZT装置等的直击雷防护，10kV线路设置避雷线。（3）感应雷防护：本项目拟采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法对感应雷进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。

——接地：本项目拟将防雷接地、保护接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于10Ω考虑，其中10kV站内接地电阻允许值为0.5Ω。本项目拟对每个方阵集中的区域，分别设置一个共用接地系统，区域之间又都通过电缆桥架将各逆变器交流输出汇集到10kV配电室内，因此实际上各区域之间通过电缆桥架与各接地网的连接形成一个大的统一共用接地系统。本项目所在场地为喀斯特地貌，土壤中有大量的岩溶石，初步可以判断土壤电阻率会比较高。太阳能光伏方阵的接地包括两方面，一方面是太阳能电池板和安装支架的连通，另一方面是支架和大地之间的连通。太阳能电池板铝合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置，施工时采用专用绝缘接地线将电池铝合金外框和电池板支架可靠导通即可。在太阳能电池板安装钢性支架之间采取措施形成整体的水平接地带，并沿5～8m间距，利用太阳能电池板安装支架的基础设置满足要求的垂直接地极。——分流：为完成对雷电感应过电流的分流，在各级直流汇流箱、逆变器内设电涌保护器、在10kV母线上装设氧化锌避雷器、在主压器中性点装设一组氧化锌避雷器，并设并联放电间隙。——屏蔽：拟将逆变并网机房、10kV配电控制室等建筑物内的梁柱主筋、屋顶避雷带引下线等连接起来，且与电站的主接地网不少于两点可靠连接，形成闭合良好的法拉第笼；并将所有电气设备的金属外壳与法拉第笼良好连接，完成外部屏蔽措施。——等电位：本太阳能电站内按雷电分区的原则，在同一个防雷分区和分区的交界处做等电位连接。1.2.5系统能效计算分析按照设计光伏安装位置基本选择朝向正南，设置间距没有建筑物遮挡，因此系统基本无朝向的能量损失，除去朝向上的损失，太阳电池采用多晶硅电池转换效率15%,非晶硅薄膜电池转换效率8.9%，电池平铺倾角估算约为6度。(1)光伏阵列效率η1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、以及直流线路损失等。一般情况，不含温度修正的光伏阵列效率η1在86～92%之间。(2)逆变器的转换效率η2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。对于并网逆变器的效率η2=96％。(3)交流并网效率η3：即从逆变器输出至电网的传输效率，本系统采用的逆变器已为隔离型，因此损耗忽略不计。实际上，太阳光伏电池组件的工作温度将随太阳辐照强度及环境温度等因素的变化而变化，电池组件工作温度的升高其效率将降低。经分析测算:无棣天石1MWp光电建筑一体化应用（BIPV）项目BIPV系统能效为0.72461.3技术经济分析1.1.1投资估算依据前期工作咨询费包括项目建议书及可研编制费，拟建项目各单项工程的建设内容及工程量等。按国家计划委员会及建设部共同发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）计价格[1999]1283号文计算；勘察设计费。按工程勘察设计收费管理规定计价格[2002]10号文计算设备及材料费。根据当前市场信息价计算。1.1.2投资估算本项目1MWp的设计总投资为2278万元，包含设备供给、设计、安调、培训、消防、质保等。序号材料名称参数或尺寸数量单价(元)单位小计（万元）备注1电缆光伏专用1*4342556.2米21.24TUV认证2动力电缆YJV222*16400V799.525.3米2.023动力电缆YJV-1KV-4*25+1*1629975米2.244动力缆YJV2*1018225.98米0.47汇流箱接地线5控制电缆KVV4*2.5227510.2米2.326控制电缆KVV4*1.539007.3米2.857太阳能电池组件6720块150Wp非晶硅电池组件100800010.5Wp1058.408并网逆变器250kW*410000000.86W86.009低压配电柜额定电压400V，两台额定电流1000A开关柜，两台额定电流1250A开关柜。455000面22.0011单向智能计量表记三相400V,两只1200/5A，两只1500/5A255000面11.0012双向智能计量表记10/0.1kV,300/5A1180000面18.0013汇流箱16路输入，20A，带监测功能。708200个57.4014监控系统1450000套45.0015组件固定装置10000000.72Wp72.0016电缆槽盒总长度：3415米3440.6165米56.7717配电设备基础逆变器、配电柜等218500组1.7018配电房高4m，宽4m，长12m，四间481650㎡7.9219防雷及接地系统1415000项41.5020照明系统118500项1.8521屋顶维护步道2126.6120㎡25.5222辅材170000项7.0023支架安装费用1380000项38.00组件安装费用1580000套58.00组件电气安装费用1280000套28.00汇流箱安装费用170000套7.00系统调试费用1370000MW37.0024屋顶加固改造4400