菏泽绿建集成产业园2MW光伏发电项目技术方案.docx
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菏泽绿建集成产业园2MW光伏发电项目技术方案
菏泽绿建集成产业园
2MW光伏发电项目
技术方案
英利能源科技集团
2019年4月
第一章方案设计
1.1工程概况
我公司根据了解到的厂区情况及相关图纸，对本工程具体信息情况进行深刻理解并将项目概况描述如下：
工程名称：
菏泽绿建集成产业园2MW光伏发电工程
工程地点：
山东省菏泽市绿建集成产业园内：
本工程建设屋顶分别包括1#产业集成区、2#产业集成区、3#中洁、4#中洁、5#中洁、6#产业中心区、7#装配式产业生产区、8#装配式产业生产区、9#集成生产区、10#集成配套生产区、11#集成配套生产区。
项目地点情况：
绿建集成产业园位于山东省菏泽市，东经115°33′，北纬35°12′，年有效日照相当于峰值日照1358小时，采用分布式光伏发电，在各厂房屋面安装光伏发电板，屋顶面积约3.2万平方米，其中1#-5#厂房、7-11#厂房为统一规划建设，样式统一，每个屋顶面积约为1600平方米，10个厂房合计约1.6万平方米；6#厂房屋顶面积约1.6万平米。
施工条件：
本工程施工屋面较多，可视情况分多人分场地同时安装与施工。
质量要求：
按国家或地区的相关施工验收标准、规范及规程执行,工程质量必须达到合格标准。
1.2太阳能资源
山东的气候属暖温带季风气候类型。
降水集中，雨热同季，春秋短暂，冬夏较长。
年平均气温11℃—14℃，山东省气温地区差异东西大于南北。
全年无霜期由东北沿海向西南递增，鲁北和胶东一般为180天，鲁西南地区可达220天。
山东省光照资源充足，光照时数年均2290—2890小时。
年平均降水量一般在550—950毫米之间，由东南向西北递减。
降水季节分布很不均衡，全年降水量有60%—70%集中于夏季，易形成涝灾，冬、春及晚秋易发生旱象，对农业生产影响最大。
菏泽市各区县市累年平均日照时数为2317.9—2556.9小时。
曹县最多，单县最少。
由曹县往北至定陶、菏泽为多值区，东北部的梁山县为次多值区，东明、鄄城、郓城、巨野再次之，单县、成武为最少值区。
年内变化规律一般是由最少月至2月到最多月至6月，逐月递增；10月到次年2月逐月递减。
由于7月份多云雨，日照时数较8月份少，9月份雨季尚未完全结束，日照时数比10月份略少。
由于西风带和季风活动的影响，菏泽市降水量四季极不均匀，夏季降水最多，平均为392.0毫米，占年降水总量的59%；冬季降水最少，平均为25.1毫米，只占年降水总量的4%左右，一般秋季少于夏季，多于春季。
各月降水量：
各县平均降水量以7月份最大，在154.7—204.0毫米之间，全市平均为180.9毫米；以1月份最少，在4.3—10.4毫米之间，平均为6.9毫米。
本工程建设所在地位于山东省菏泽市的绿建集成产业园，东经115°33′，北纬35°12′，项目地无实测辐射数据，本设计方案采用Solargis软件数据库中山东省菏泽市日照数据进行分析。
根据气象数据软件所得项目所在地水平面年总辐射量为4889MJ/m2（1358kWh/m2），最佳倾斜面辐照度为5360MJ/㎡（1489kWh/㎡）根据《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度属“资源丰富”（3780～5040MJ/m2·a），能保证有一定开发潜力，具备规模化发展太阳能光伏发电的资源条件，适合建设光伏电站。
《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）太阳能资源丰富程度等级
等级名称
分级阈值（MJ/m2·a-1）
等级符号
最丰富
≥6300
A
很丰富
5040～6300
B
丰富
3780～5040
C
一般
<3780
D
1.3光伏发电的厂区平面布置
本项目包括11个厂房屋顶，总计安装容量约2MW，全部采用晶硅电池组件。
结合目前国内光伏组件市场的产业现状和产能情况，本项目选取目前市场上主流的多晶280W光伏组件进行项目建设。
此外由于本项目场址位于厂房屋顶上，考虑本工程所选的光伏组件与逆变器的匹配性，在提高系统效率，尽量降低投资的提前下，本项目采用100kW组串式逆变器20台。
各厂房屋顶组件容量排布明细如下：
厂房名称
屋顶结构类型
屋顶面积（m²）
组件数量（块）
装机容量（千瓦）
采用280瓦组件
1#产业集成区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
2#产业集成区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
3#中洁
钢筋混凝土
1600
360
100.8
4#中洁
钢筋混凝土
1600
360
100.8
5#中洁
钢筋混凝土
1600
360
100.8
6#产业中心区
钢筋混凝土
16000
3600
1008
7#装配式产业生产区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
8#装配式产业生产区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
9#集成生产区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
10#集成配套生产区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
11#集成配套生产区
钢筋混凝土
1600
360
100.8
合计
32000
7200
2016
1.4阵列运行方式
本项目采用固定式安装支架。
根据屋顶结构类型，彩钢屋顶采用随屋顶平铺方式安装，钢筋混凝土屋顶采用最佳固定倾角安装进行安装。
（1）光伏阵列的方位角
光伏组件方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方向的夹角（向东偏设定为负角度，向西偏设定为正角度）。
一般在北半球，太阳电池组件朝向正南（即方阵垂直面与正南的夹角为0°）时，太阳电池组件的发电量是最大的。
本项目位于北半球，光伏阵列应朝向赤道方向（即正南方）安装，故确定光伏阵列的方位角为0度。
（2）光伏阵列的倾斜角
项目均建设于厂房屋顶，水泥屋顶采用最佳倾角29度安装方式，安装容量为2016kW。
根据软件查询结果，项目地水平面日照为1358kWh/㎡，29°最佳倾角安装时，倾角日照为1489kWh/㎡。
1.5阵列布置
1.5.1光伏组件的串、并联设计
光伏组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及光伏组件允许的最大系统电压所确定。
光伏组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。
光伏组件串联数量计算，利用GB50797-2012《光伏发电站设计规范》中组串计算公式，如公式4-1所示：
...................（4-1）
式中：
Vdcmax——逆变器允许最大直流输入电压（V）；
Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；
Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）；
Voc——光伏组件开路电压（V）；
Vpm——光伏组件工作电压（V）；
Kv——光伏组件开路电压温度系数；
K'v——光伏组件工作电压温度系数；
t'——光伏组件工作条件下的极限最高温度（℃）；
t——光伏组件工作条件下的极限最低温度（℃）；
N——光伏组件串联数（N取整）。
计算中各系数取值参数，
1000V系统：
组串式逆变器：
Vmpptmin=200V，Vmpptmax=1000V；
60片280Wp组件：
Voc=38.0V，Vpm=31.3V，开路电压温度系数-0.32%/℃；
经初步计算，1000V系统组串式逆变器串联光伏组件数量N为：
60片组件14≤N≤23。
结合逆变器最佳输入电压和光伏组件工作环境等因素综合分析，最终确定本工程选用光伏组件的串联数为20块/串。
1.5.2光伏组件串的排布
本项目固定式运行方式采用竖向布置方式，结合光伏组件的串并联数量，支架单元采用2×10布置方式。
1.5.3光伏方阵间距计算
水泥屋顶最佳倾角安装时，前后排需考虑好预留间距以避免遮挡。
光伏组件南北间距示意如下图所示：
光伏阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定阵列间的距离或光伏阵列与建筑物的距离。
一般的确定原则是：
冬至日当天早晨9:
00至下午15:
00（当地真太阳时）的时间段内，光伏阵列不应被遮挡。
按照公式进行计算，光伏阵列间距或可能遮挡物与阵列底边的垂直距离应不小于D。
D=cosA×H/tan[sin-1（sinφsin+cosφcoscosh）]
式中：
D——遮挡物与阵列的间距，m；
H——遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，m；
φ——当地纬度；
A——太阳方位角；
——太阳赤纬角；
h——时角。
经计算，若按最佳倾角为29度时计算冬至日当天早晨9:
00至下午15:
00时间段内光伏阵列不被遮挡，则固定式运行方式支架南北向最小净距为2.2m。
考虑东西向地形影响及施工安装的便利，每组光伏组件单元之间留出0.7m的空间。
上图为1#-5#、7#-11#厂房屋顶组件排布图，该厂房为混凝土屋顶，采用最佳倾角29度排布，每栋楼排布360块YL280Wp-29b多晶硅组件，装机容量100.8kW，共10个厂房，合计排布3600块组件，装机容量1008kW。
上图为6#厂房屋顶组件排布图，该厂房为混凝土屋顶，采用最佳倾角29度排布，排布3600块YL280Wp-29b多晶硅组件，装机容量1008kW。
1.6电气接入方案
本项目采用“分区发电、就近并网”方案：
根据屋顶分布及安装容量，将光伏发电系统分为若干个子系统，每个子系统相对独立，分别由光伏组件、逆变器、交流汇流箱、配电系统、检测与显示系统、安装结构系统等组成。
并网接入方案一：
系统均采用380V电压等级并网，各子发电单元中各厂房屋顶光伏组串接入逆变器，逆变器将直流电转换为低压交流电后，直接或经交流汇流箱汇集后接至变电房低压并网柜与园区低压配电网连接，实现并网发电功能。
优点：
投资较少、能最大限度实现就地消纳，提高系统效率及电站收益率。
缺点：
并网点较多，后期运维管理较为麻烦。
并网接入方案二：
1#-5#、7#-11#厂房系统采用380V电压等级并网，6#厂房系统采用10kV电压等级并网，6#厂房屋顶光伏组串接入逆变器，逆变器将直流电转换为低压交流电后，经交流汇流箱汇集后接至10kV升压变压器升压至10kV后接入变电房高压侧，实现并网发电功能。
优点：
并网点较少，后期运维管理方便。
缺点：
初始投资成本较高，并网手续办理流程较复杂。
最终光伏电站接入系统方案要满足国家电网公司的Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求，本工程最终的接入方式以电网公司的接入系统批复为准，具体接入点及接入方案根据审定的接入系统方案进行调整。
1.7发电量分析与计算
1.7.1各运行方式系统效率
并网光伏发电系统的能量转换主要包括：
能量来源环节，能量转化环节，能量输出环节等。
上述各环节中均存在不同的能量损失。
能量来源环节的主要损失为不可利用的太阳辐射损失（包括早晚阴影遮挡引起的损失及光线通过玻璃的反射、折射损失）、灰尘积雪遮挡损失等。
能量转化环节的主要损失为由于组件质量缺陷或者不匹配造成的损失、温度影响损失等。
能量输出环节的主要损失为欧姆损失（直流、交流线路，线缆接头等）、逆变器效率损失、变压器效率损失、自用电以及系统故障和维护损耗等。
（1）不可利用的太阳辐射损耗
根据项目地的地理位置、气候气象和太阳辐射数据当地的气象和太阳辐射特点，结合项目地太阳入射角的分析计算，并兼顾地形条件在冬至日真太阳时9:
00～15:
00的阵列布置原则而确定的日照利用边界。
（2）灰尘遮挡损耗
本项目光伏组件表面会由于沙尘积累引起遮挡，根据相关理论分析和实际电站运维测试的统计成果：
灰尘的覆盖对光伏组件的发电量影响较大，灰尘密度越大，发电量下降越多，随着时间的推移，灰尘在静态下密度达到12.64g/m3时，对造成发电量阶段性下降高达20%；且风向和风速对灰尘的在电站的部均匀分布对发电也会产生直接影响。
结合项目场址周边地貌，在电站总体布置中应用三维模拟分析进行量化阴影控制，再者考虑到土地利用与未来运维智能和定期组件清洗相结合，科学利用、多措共举。
（3）温度影响损耗
光伏组件工作温度可以由以下计算公式：
Tc=（Ta+（219+832Kt）×（NOTC-20））/800
NOCT=45°C，Kt晴朗指数0.7，Tc为光伏组件温度，
Ta为环境温度Ƞt=（Tc-25）×ɑ，ɑ为光伏组件的温度功率衰减因子；
结合当地气候、气温条件，根据光伏组件的温度效率系数≥-0.39%/℃的技术指标要求，利用收集到的典型月辐照度和温度数据，采用上述公式结合光伏组件的串并联等方案，进行不同辐射量和温度的计算。
（4）光伏组件不匹配造成的损耗
考虑到本次采用的均为高效光伏组件，组件电流、电压的差异，以及组件串联因为电流不一致产生的效率降低现象会优于常规组件。
（5）逆变器损耗
结合本项目的光照资源、地形差异的特点和光伏组串在位置、接线、匹配性的实际运行状况，就设备实际运行工况下自身综合效率而言，会有一定提升，这种提升综合了前端高效设备和优化集成设计的优势，兼顾了资源、地形的突出劣势和发挥自身设备等高效因素。
（6）直流、交流线路损耗
（7）变压器损耗计算
（8）系统故障及维护损耗
结合已建成实际电站运维中出现的逆变器、箱变等设备的故障率和维护现状对系统故障及维护损耗进行估算。
（9）自用电
主要为逆变器设备在电站运行期间的风扇及设备自身发热及夜间待机用电。
跟踪系统还存在控制器及跟踪系统的自用电。
这部分损耗根据设备情况及运行实例进行取值。
根据以上各部分的效率和损耗计算，在不考虑弃光限电的情况下，组串式系统首年综合效率系数为82.03%。
具体各系数取值见下表：
固定式运行方式系统效率取值表
序号
项目
组串式首年
推荐指标
备注
1
不可利用的太阳辐射损耗
6.00%
2
灰尘遮挡损耗
2%
组件防尘涂膜、逆变器的动态组串监测、智能化主动化运维，结合当地的模式优势和人力成本优势，加强清洗与解决劳动力从业需求相结合
3
温度影响损耗
1.76%
4
光伏组件不匹配造成的损耗
1.00%
5
直流电缆损耗
2.50%
6
逆变器损耗
1.50%
7
低压交流线路损耗
1.25%
8
箱式变压器损耗
1.00%
9
系统故障及维护损耗
0.36%
设备运行初年系统故障及维护损耗可考虑忽略
10
自耗电
0.10%
11
主变压器损耗
0.50%
首年综合效率系数
82.03%
1.7.2发电量分析计算
（1）衰减系数的确定
根据国家能源局、工业和信息化部、国家认监委《关于提高主要光伏产品技术指标并加强监管工作的通知》（国能发新能〔2017〕32号）的要求，本项目采用的多晶280W组件首年衰减取2.5%，之后每年年衰减率取0.7%。
根据太阳辐照量、装机容量、系统总效率等数据，可预测2MWp光伏电站的发电量。
光伏电站发电量计算公式：
L=W×t×η
式中：
L——光伏并网电站年发电量；（单位：
kWh）
W——光伏并网电站装机容量；2MWp
t——年峰值日照小时数；
η——光伏系统总效率；前面计算得值为82.03%；
水平面年总太阳能辐射量为HT=1358kWh/㎡。
由此可计算出年峰值日照小时数t：
t=HT/T0
HT——倾斜面年总太阳辐射，1489kWh/㎡；
T0——标准太阳辐射强度，1000W/㎡（电池组件标准测试条件）
根据总装机容量、水平面辐照量、最佳倾角辐照量、水平安装及最佳倾角系统安装容量、系统效率以及光伏组件标称效率衰减等，计算出光伏电站年均发电量为221.3万千瓦时，25年总发电量约为5532.51万千瓦时。
光伏电站25年各年发电量预测统计表
年份
发电量（kWh）
年份
发电量（kWh）
第01年
2462396
第15年
2176758
第02年
2400836
第16年
2159521
第03年
2383600
第17年
2142285
第04年
2366363
第18年
2125048
第05年
2349126
第19年
2107811
第06年
2331889
第20年
2090574
第07年
2314652
第21年
2073338
第08年
2297416
第22年
2056101
第09年
2280179
第23年
2038864
第10年
2262942
第24年
2021627
第11年
2245705
第25年
2004391
第12年
2228469
年均发电量
2213004
第13年
2211232
25年总发电量
55325118
第14年
2193995
第二章建设方案
编制依据：
我公司根据产业园区规划图纸，编制了此项目总体施工组织方案。
确保达到本工程的各项目标。
编制依据：
（1）该产业园区的建筑图纸；
（2）国家现行光伏发电站施工规范和光伏发电工程验收规范、其它相关规范；
（3）我公司的科技水平、管理水平、技术装备及施工经验。
2.1工程施工方案
2.1.1光伏安装主要施工方案
（一）支架安装
施工准备：
（1）支架安装前应按材料进场检验要求进行全检，并根据图纸检查支架零部件的尺寸应符合设计要求。
检查是否变形，出现变形应及时校正。
不允许有倒刺和毛边现象。
所有零部件均应按图纸设计要求进行表面防腐处理，保证不生锈，不腐蚀。
进行镀锌层厚度检查。
（2）电池支架联接紧固件必须符合国家标准要求，采用镀锌件，达到保证其寿命和防腐紧固的目的。
螺栓、螺母、平垫圈、弹簧垫圈数量、规格型号和品种应齐全，符合设计要求。
每个螺栓紧固之后，螺栓露出部位长度应为螺栓直径的2/3。
（3）需要工具有：
套筒扳手、开口扳手、梅花扳手、水准仪、指北针、钢卷尺等必须符合工程施工需要及质量检测要求。
（4）采取电动工具与手动结合方式，加快施工。
技术要求：
立柱、支撑安装：
支架立柱与基础螺栓接，支撑及斜梁与立柱之间采用螺栓连接；
横梁安装：
用螺栓、平垫圈、弹簧垫圈、螺母将支撑杆、固定杆和固定块安装在前、后柱上，用扳手轻轻扳紧螺母，从侧面看成人字型，固定杆，支撑杆分别排成一条直线。
然后用螺栓、平垫圈、弹簧垫圈、螺母将横拉杆安装在支撑杆上，用扳手轻轻扳紧螺母。
安装过程中做好施工记录。
（二）光伏组件的安装
施工准备：
（1）太阳能电池板应无变形、玻璃无损坏、划伤及裂纹。
太阳能电池板在阳光下的开路电压，电池板输出端与标识正负应吻合。
电池板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电池板的开路电压应符合要求；
（2）根据安装手册检查到货材料规格和数量是否符合要求，特别注意太阳能电池板支架的前后梁固定块、太阳能电池板固定杆、支撑杆的左右之分，检查控制柜有无损伤等。
（3）机械准备：
用叉车把太阳能电池板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，不能堆积过高（可参照厂家说明书）。
（4）做好技术交底工作，做好专项施工措施，保证在电池板在运输和保管过程中，两人搬运，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动，不得横置重压。
当天拆箱的组件
当天安装完毕，安装不完的做好捆绑等安全措施，防止倾覆，造成组件损坏。
技术要求：
（1）安装：
电池板的安装应自下而上，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固电池板螺栓。
安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃；电池板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。
并且在各项安装结束后进行补漆；电池板安装必须作到横平竖直，同方阵内的电池板间距保持一致；注意电池板的接线盒的方向。
（2）粗调：
将两根放线绳分别系于电池板方阵的上下两端，并将其绷紧。
以放线绳为基准分别调整其余电池板，使其在一个平面内。
紧固所有螺栓。
（3）接线：
①根据电站设计图纸确定电池板的接线方式。
②电池板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。
每串电池板连接完毕后，应检查电池板串开路电压是否正确，连接无误后断开一块电池板的接线，保证后续工序的安全操作。
（三）方阵汇线的施工
光伏组件、汇线箱安装完毕并检验合格。
光伏组件组件汇线所需材料（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。
安装方法：
光伏组件与光伏方阵：
由单块光伏组件串联组成组串，由串联后的光伏组件并联组成光伏方阵，光伏组串内部接线见图。
太阳能光伏方阵内的电缆敷设:
通过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。
（1）根据电站设计图纸确定组件的接线方式。
（2）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。
每串组串连接完毕后，应检查串联开路电压是否正确，连接无误后断开一块组件的接线，保证后续工序的安全操作。
（5）将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。
技术要求：
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。
外接电缆同插接件连接处应镀锡，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扎在机架上。
方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。
2.1.2设备安装
（一）汇流箱安装:
汇流箱安装应符合以下规定：
（1）位置正确、部件齐全、箱体开孔合适、切口整齐、箱体固定牢固；无绞线现象，油漆完整、盘内外清洁、箱盖开关灵活、回路编号齐全、接线整齐、PE保护地线安装明显、牢固；导线截面、相色符合规范规定。
（2）汇流箱外壳应有明显可靠的PE保护地线（PE为黄绿相间的双色线）；但PE保护地线不允许利用箱体或盒体串连。
（3）汇流箱配线排列整齐，并绑扎成束；在活动部位应固定；盘面引出及引进的导线应留有适当余度，以便于检修。
（4）汇流箱内刀闸及保险等，均应处于断路状态。
（5）电气设备、器具和非带电金属部件的保护接地支线敷设应符合以下规定：
（6）连接紧密、牢固；保护地线截面选用正确，需防腐的部分涂漆均匀无遗漏；线路走向合理、色标准确、涂刷后不污染设备和墙面。
检验方法：
观察检查。
允许偏差：
箱体高50mm以下，允许偏差1.5mm；箱体高50mm以上，允许偏差3mm。
（二）组串式逆变器
安装流程：
确定支架位置→固定逆变器→调整控制水平→平度与垂直度→检查逆变器内部控制接线→检验→连接太阳能方阵端线检验→调试系统检验→连接负载端线→检验→试运行
安装工艺：
（1）支架安装
逆变器支架安装根据施工图的要求，先用合格的材料及定出支架的实际位置，测量标高，以标高最高作标准，校正标高及水平尺寸，通知监理方验收。
（2）设备就位
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