四、承包人实施方案计划书
一、图纸及计算书 .................................................................................................................................. 1 1、图纸部分（见附图）： ...................................................................................................................... 1 2、工程概述 ............................................................................................................................................ 2 2.1.工程简介： .................................................................................................................................... 2 2.2工程概况 ........................................................................................................................................ 2 3、方案设计 ............................................................................................................................................ 2 3.1设计原则 ........................................................................................................................................ 2 3.2.光伏组件串并联设计 .................................................................................................................... 2 3.3.光伏组件的布置 ............................................................................................................................ 3 3.4.组件方位角选择 ............................................................................................................................ 3 3.5.组件倾角选择 ................................................................................................................................ 3 3.5.1方案一： ................................................................................................................................ 3 3.5.2方案二： ................................................................................................................................ 4 3.5.3分析对比 ................................................................................................................................ 4 4、发电量计算书 .................................................................................................................................... 4 4.1工程特性表 .................................................................................................................................... 4 4.2设备数据 ........................................................................................................................................ 5 4.2.1组件资料 ................................................................................................................................ 5 4.2.2逆变器资料 ............................................................................................................................ 6 4.3电站效率预测 ................................................................................................................................ 7 4.3.1发电量计算软件及方法......................................................................................................... 7 4.3.2 PVSYST发电量损失参数的设定 ....................................................................................... 7 4.4发电量计算： ................................................................................................................................ 7 二、工程详细说明 .................................................................................................................................. 8 1、光伏组件技术规范 ............................................................................................................................ 9 1.1.技术规范简介： ............................................................................................................................ 9 1.1.1多晶硅 .................................................................................................. 错误！未定义书签。 1.1.2硅片 ...................................................................................................... 错误！未定义书签。 1.1.3电池片效率等参数 .............................................................................. 错误！未定义书签。 2、详细技术规范书： .......................................................................................................................... 11 2.1外观 .............................................................................................................................................. 11 2.2光伏组件主要参数 ...................................................................................................................... 11 2.3多晶硅太阳电池组件各部件技术要求 ...................................................................................... 14 3、光伏支架 .......................................................................................................................................... 16 3.1支架选型 ...................................................................................................................................... 16 3.2检测方案 ...................................................................................................................................... 16
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4、光伏电站系统配置方案及效率方案 .............................................................................................. 18 4.1效率承诺 ...................................................................................................................................... 19 4.2光伏系统主要设备配置 .............................................................................................................. 19 4.2.1组件 ...................................................................................................... 错误！未定义书签。 4.2.2汇流箱 .................................................................................................................................. 20 4.2.3直流柜（可选） .................................................................................................................. 23 4.2.4光伏并网逆变器 .................................................................................................................. 24 4.2.5箱式升压变压器 .................................................................................................................. 28 4.2.6移开式开关柜成套装置各部分技术要求 ........................................... 错误！未定义书签。 4.3超容优化 .......................................................................................................................................... 36 4.3.1超容优化的原则 ....................................................................................................................... 36 4.3.2超容优化的方法： ................................................................................................................... 36 4.4光伏系统接线方案 .......................................................................................................................... 38 4.4.1电缆选择 ................................................................................................................................... 38 4.4.2路径选择 ................................................................................................................................... 39 4.5监测系统 .......................................................................................................................................... 40 4.5.1监测系统的构成 ....................................................................................................................... 40 4.5.2监控系统模块图： ................................................................................................................... 40 4.6电网适应 .......................................................................................................................................... 44
一、图纸及计算书 1、图纸部分（见附图）：
1.1 主接线系统图（一）； 1.2 主接线系统图（二）； 1.3 主接线系统图（三）； 1.4 主接线系统图（四）； 1.5 主接线系统图（五）； 1.6 主接线系统图（六）； 1.7 主接线系统图（七）； 1.8 主接线系统图（八）； 1.9 主接线系统图（九）； 1.10 主接线系统图（十）； 1.11 开关站原理图； 1.12 开关站基础图； 1.13 光伏逆变、升压箱变一次系统图； 1.14 光伏逆变平面布置图； 1.15 箱变平面布置图； 1.16 配电柜系统图； 1.17 监控系统图； 1.18组串图； 1.19 厂区平面布置图；
2、工程概述
2.1.工程简介：
（1）项目名称：19MWp屋顶分布式光伏发电项目。 （2）业主单位：陕西国力光电能有限公司。 （3）建设地点：陕西省西安市。
（4）建设规模：本工程规划容量30MW，本次邀标工程为一期工程19MW。 （5）屋顶面积约：320000㎡。建筑为钢结构彩钢瓦屋面。 2.2工程概况 项目所在地位于陕西省西安市，东经109°0'15，北纬34°28'41，属于光资源四类地区，年日照较为充足。 本工程利用陕西重型汽车有限公司厂区的既有厂房建筑屋顶，通过敷设在屋顶的光伏组件的“光生伏特”效应，实现太阳能光伏发电应用。本项目在有效面积约318823m2的建筑屋顶安装光伏电池组件，采用多晶硅组件和并网逆变器，建设总容量为19MWp的光伏发电系统。 光伏电站建成后，预计25年总发电量约49115—52785万kWh，25年平均发电约1964.6--2111.4万 kWh。 3、方案设计 3.1设计原则 1、本期总装机容量为19MW，有效利用厂房彩钢板房屋顶面积装设太阳能电板； 2、重点考虑屋顶布置组件后的美观性、风载荷、雪载荷； 3、场地内布局整齐统一，充分考虑光伏系统对现有环境的融合； 4、减少电缆的用量，交直流汇流设备靠近厂房集中处。 3.2.光伏组件串并联设计
光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，根据《光伏电站设计规范》GB50797-2012规范计算串联数：
N≤Vdcmax/（VOC*[1+（t-25）*Kv]） （1）
Vmpptmin/（Vpm*[1+（t’-25）*K’v]）≤N≤Vmpptmax/（Vpm*[1+（t-25）*K’v]） （2）
Kv：光伏组件的开路电压温度系数； K’v：光伏组件的工作电压温度系数； N：光伏组件的串联数（N取整）；
t：光伏组件工作条件下的极限低温（℃）； t’：光伏组件工作条件下的极限高温（℃）； Vdcmax：逆变器允许的最大直流输入电压（V）； Vmpptmax：逆变器MPPT电压最大值（V）； Vmpptmin：逆变器MPPT电压最小值（V）； VOC：光伏组件的开路电压（V）； Vpm：光伏组件的工作电压（V）。 本次仅收集到该地区历年最高和最低气温，未收集到光伏组件工作条件下的极限低温和极限高温，在此暂按该地区的最高气温和最低气温计算。 通过公式（1）计算得到：N≤21.93 通过公式（2）计算得到：15.68≤N≤24.47 兼顾布置效果，本次每串组件数目取为20。 3.3.光伏组件的布置 根据彩钢板厂房的大小酌情考虑，各厂房大致安装容量； 3.4.组件方位角选择 固定式支架一般朝正南方向放置。 图1 不同方位角下方阵的辐射量 3.5.组件倾角选择
本次组件布置为沿着彩钢板房屋顶以一定的倾角布置，经测算以组件倾角22°为最佳倾角。 3.5.1方案一：
考虑彩钢屋顶的风压雪压等安全因素，同时考虑组件和厂房建筑兼容的的美观性，可以考虑组件平铺至彩钢板房屋顶，组件倾角为0-4°左右。
优点：
1. 彩钢板屋顶载荷较小，屋顶承受力低，安全系数高； 2. 组件平铺，节约支架用量，前期投资成本略少； 3. 无需额外支架支撑，施工安装简单，周期短； 4. 平铺安装可以有更多的安容量，约为19MWp。 缺点：
1. 组件距离屋顶间距少,通风受影响，组件温升较高，降低发电效率； 2. 组件不能满足最佳倾角安装要求，发电量会降低。 3.5.2方案二： 满足倾斜面辐照度最大，按照组件倾角为22°安装。 优点： 1. 满足组件最佳安装倾角，发电量较高； 2. 组件留有充分通风空间及检修安全距离，组件温升不高，组件效率较高 缺点： 1. 施工难度高，需要前期增加支架投资； 2. 22°倾角安装会增加屋顶的风压值，影响厂房安全。 3. 组件最佳倾角安装，预留电池板遮挡间距，容量约为16MWp。 3.5.3分析对比 按照组件平铺屋顶计算： 需要约318823m2的建筑屋顶，25年均发电量为1964.6万Kwh，装机容量约为19MWp。 按照最佳22°倾角计算： 需要约378602 m2的建筑屋顶，25年均发电量为2111.4万Kwh，装机容量约为19MWp。（需要额外增加59779 m2的有效屋顶面积）。
4、发电量计算书
4.1工程特性表
一、光伏电站工站场址概况
编号 1 2 3 4 5 6 项 目 装机容量 利用面积 海拔高度 纬度（北纬） 经度（东经） 工程代表年太阳总辐射量 单 位 MWp m2 m （° ′） （° ′） MJ/m2.a 数 量 19 318823 388 备 注 34°28'41. 109° 0'15 4400～4800 水平面上 二、主要气象要素 项 目 多年平均气温 多年极端最高气温 多年极端最低气温 年均降雨量 最大降雨量强度 多年平均风速 多年极大风速 潮湿系数 4.2设备数据 4.2.1组件资料 本工程采用多晶硅组件，其主要参数如表。 本工程采用的多晶硅组件参数 太阳电池种类 指标 太阳电池组件尺寸结构 太阳电池组件重量 太阳电池组件效率 峰值功率 开路电压（Voc）
单位 mm kg % Wp V 多晶硅 参数 1652*994*35 19 15.8 260 38.53 单位 ℃ ℃ ℃ mm mm m/s m/s 数量 13.5 41.7 -20.6 586 备 注 185.3~284.9 1.9 19.1 0.58~0.71
短路电流（Isc） 工作电压（Vmppt） 工作电流（Imppt） 峰值功率温度系数 开路电压温度系数 短路电流温度系数 第一年功率衰降 第二年到二十五年功率衰降 4.2.2逆变器资料 根据本工程装机容量考虑采用集中型逆变器。其主要参数如表。 逆变器主要技术参数表 类型(是否带隔离变) 额定功率（AC，kW） 最大输出功率(kW) 最大输出电流(AC,A) 最大逆变器效率 欧洲效率 最大直流输入电压（V） 最大直流输入电流（A） MPPT电压（DC，V） 出口线电压（AC，V） 允许出口线电压波动范围(AC,V) 额定电网频率(hz) 功率因数 电流谐波失真度 外壳防护等级 允许环境温度℃ 尺寸（W*H*D）（mm） 否 500 575 1054 98.7% 98.5% 1000 1200 450-940 315 230～363 50/60 ＞0.99（±0.8可调） < 3% (额定功率) IP20 -25~+60（50℃无降额） 1810*2170*800 A V A %/k %/k %/k % % 8.72 31.05 8.39 -0.407 -0.310 0.049 不超过2% 平均不超过0.7%（每年）
重量（kg） 4.3电站效率预测
4.3.1发电量计算软件及方法
本光伏电站发电量采用PVSYST软件进行计算。PVSYST是国际上光伏电站设计工作中使用较为广泛的系统仿真及设计软件。
因缺少项目所在地气象数据，故发电量计算采用国际上通用的metoro6.0气象数库进行计算。 4.3.2 PVSYST发电量损失参数的设定 在应用PVSYST软件计算发电量时，部分发电量损失参数必须进行人工设定，主要包括：光伏组件功率偏差、直流汇集电缆长度及截面和污秽损失等。 发电量损失汇总 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 4.4发电量计算： 名称 装机总量 年峰值日照小时数 光伏电站系统总效率
单位 MWP h
数值 19
1261.7（0°倾角） 85%
项目 累计遮挡损失 组件玻璃光学损失 弱光条件下的发电量损失 温度损失 组件表面污秽对发电量的损失 组件匹配损失 直流汇集线损 逆变器损失 逆变器出口至并网点损失 系统效率 损失（%） -2.0 -2.0 -3.0 -1.0 -2.0 -2.0 -1.0 -1.0 -2.0 约85% 1500
倾斜面年总太阳辐射量 首年年衰减率
kWh/㎡
1352.4（22°倾角） 2%
年均衰减率 0.70% 年数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 总数 L 年衰减率 0 0.02 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 0.007 单位 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 万kWh 年平均发电量 年发电量 22°倾角 0°倾角 2207.1168 2059.0944 2162.9745 2017.9125 2147.8336 2003.7871 2132.7988 1989.7606 2117.8692 1975.8323 2103.0441 1962.0015 2088.3228 1948.2675 2073.7046 1934.6296 2059.1886 1921.0872 2044.7743 1907.6396 2030.4609 1894.2861 2016.2477 1881.0261 2002.1339 1867.8589 1988.119 1854.7839 1974.2022 1841.8004 1960.3827 1828.9078 1946.6601 1816.1054 1933.0334 1803.3927 1919.5022 1790.769 1906.0657 1778.2336 1892.7232 1765.7859 1879.4742 1753.4254 1866.3179 1741.1515 1853.2536 1728.9634 1840.2809 1716.8607 50146.485 46783.363 2005.8594 1871.3345 二、工程详细说明
陕汽光伏屋顶发电项目（一期）19MWp工程陕西国力光电能有限公司投资建设。本工程属新建性质,本期建设容量为19MWp并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。
本工程位于陕西西安。为陕汽集团厂房屋顶发电项目，一期实际可利用屋顶
面积320000㎡。建筑为钢结构彩钢瓦屋面。
项目建设内容主要包括光伏发电系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统及相应两路10kV输变电配套设施、综合监控室等。
本项目在有效面积约320000 m2 的建筑屋顶安装光伏电池组件，采用多 晶硅组件和并网逆变器，建设分两期，第一期容量为19MWp的光伏发电系 统。工程采用分块发电、逆变升压汇集并网的方案。
整个厂区分为两个发电单元，容量分别为10MWp 和9MWp。两部分光伏 单元经逆变、升压、汇集后分别接入厂区内10kV 开关汇集站，开关汇集站 一期工程采用四进两出方式接入国网公司110kV变电站10kV母线侧，并预 留二期设备位置。10KV 汇集站采用一套变电站综合自动化系统监控(需考 虑一期二期的总容量和点数)。本项目二期规划10MWp 光伏发电项目，采 取两进一出接入一期10kV开关汇集站。 1、光伏组件技术规范 1.1.技术规范简介： 多晶硅是生产光伏组件的基本原料，多晶硅的质量直接影响组件的性能，进而影响整个光伏电站的发电效率。采用新型机械刻槽、丝网印刷等新技术生产的多晶硅使100平方厘米多晶上效率超过17%。 此次项目我公司拟采用正泰集团自主知识产权光伏组件（双方可协商约定厂家）。 1.1材料 参数 基片材料 导电型 P/N结 增透膜 正接触面 反接触面 颜色 1.2几何特性
描述 多晶硅片 P型，硼掺杂 磷扩散 氧化硅 银薄膜 银薄膜 深蓝\\蓝\\浅蓝 参数 形状 边长或面到面的距离 汇流条数目 倒角 厚度 TTV 弯度 描述 正方形 L=156.0mm±0.5mm 3 1.5mm±0.5mm 220μm±20% <40μm <3.5mm(between highest and lowest point) 1.3过程 步骤 质地 磷掺杂 抗反射膜 金属化 正反面接触设计 注：所有数据是在标准条件下得出的。光谱AM=1.5，照射强度E=1000W/m2，电池温度T=25℃。 （1） 尺寸：156mm×156mm（晶格） （2） 转换效率：≥18% （3） 为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。 （4） 电池电极的热膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊性，有效光照面积不小于90%。
（5）电池的颜色应均匀一致，无明显的花纹，电池的崩边、裂口、缺角等机械缺陷的尺寸和数量应不超过产品详细规范要求。
（6）其他可参照GB12632-90《多晶硅太阳电池总规范》。
其他材料包括电池板背板、接线盒、连接线缆等均采用国内一线品牌 正反接触面镀银薄膜
描述 酸性 POCL3扩散过程 用分批发生产蓝色氮化硅抗反射膜 用金属液完成丝网印刷过程
2、详细技术规范书：
2.1外观
（1）电池组件的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。
（2）组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，组件背面不得有划痕、碰伤等缺陷。
（3）电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。 （4）组件内电池无碎裂、无裂纹、无明显移位。 （5）电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路。 （6）电池组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢固可靠。 2.2光伏组件主要参数 <1>光伏组件规格：每块晶硅组件的标称功率260Wp，组件边框尺寸为1652mm*994mm，组件标称功率公差均小于2%，多晶硅太阳能组件的转换效率≥15.8%（以组件边框面积计算转换效率），且供应一个项目的组件规格应一致。 <2>太阳电池组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有 ISO导则 25资质（17025）的专业测试机构出具的符合国家标准（或 IEC标准）的测试报告（有国家标准或 IEC标准的应给出标准号）和由国家批准的认证机构出具a的认证证书。 <3>我方使用的太阳电池组件型号应包含在 TUV认证产品范围内，及合同中的规格型号的产品应具备 TUV认证（附件二中原材料配置清单得到业主确认的除外）。
<4>电池片为 A级,构成同一块组件的电池片应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。 <5>本规范对所提供的晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气
质量 AM1.5、 1000W/m2的辐照度、 25℃的工作温度）下达到如下要求： 1）寿命及功率衰减：太阳能电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，光伏
组件第1年内输出功率不低于98%的标准功率；在前5年的输出功率不低于95%的标准功率，在10年使用期限内输出功率不低于90%的标准功率，在25年使用期限内输出功率不低于80%的标准功率；
2）电池组件应具备较好的低辐照性能，我方应提供在1000W/m2的IV 测试曲线和数据、串并联电阻数据；
3）在标准测试条件下，组件的短路电流Isc、开路电压Voc、最佳工作电流Im、最佳工作电压Vm、最大输出功率Pm符合相应产品详细规范的规定； 4）我方所使用电池组件需具备受风、雪或覆冰等静载荷的能力，组件前表面的静负荷最大承压大于 2400Pa，机械载荷试验满足 IEC61215相关规定，大于 2400Pa。如组件安装场地须有特殊载荷的需要，太阳能电池组件防护等级不低于IP65。并具有防沙尘冲击功能，确保在25年内在当地自然条件下不致破坏，我方应提供相应的应对措施及组件加强处理并提供证明文件； 5）我方所使用电池组件需具备一定的抗冰雹的撞击，冰雹实验需满足 IEC61215相关规定，如组件安装场地为特殊气候环境（多冰雹），厂家应提供相应的应对措施及组件的加强处理，并提供冰球质量、尺寸及试验速度，使其抗冰雹能力满足组件要求，同时我方提供组件适应安装的气候条件，并对所供组件的抗冰雹能力加以说明提供证明文件； <6>太阳能电池组件的强度测试，按照GB/T 9535-1998(IEC61215)太阳电池的测试标准10.17节中的测试要求，即：可以承受直径25mm±5%、质量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞击。并满足以下要求： 1）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。 2)标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。 3)绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。
<7>太阳能电池组件防护等级不低于IP65。并具有防沙尘冲击功能，确保在25年内在当地自然条件下不致破坏。
<8>太阳能电池组件的电池片与EVA需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点及栅线无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。 <9>太阳能电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。组件内单片电池无碎裂、无裂纹、无明显移位，组件的框架应平整、整洁无腐蚀斑点。 <10>太阳能电池组件的封装层中不能有气泡和脱层。
<11>组件在正常条件下绝缘电阻不低于50 MΩ。以不大于500 V·s-1的速率增
加绝缘测试仪的电压，直到等于1000V加上两倍的系统最大电压（即标准测试条件下系统的开路电压），如果系统的最大电压不超过50V，所施加电压应为500V。维持此电压1min，无绝缘击穿或表面破裂现象。 <12>太阳能电池组件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，背表面不得有划痕、损伤等缺陷。 <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>太阳能电池组件与安装支架之间的连接采用方便安装和拆卸的螺栓连接方式，并考虑太阳能电池组件与安装面之间热胀冷缩不均的问题。 <15>每块太阳能电池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）。太阳能电池组件自配的串联所使用的电缆线满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃镀锡铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求；接线盒（引线盒）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。 <17>玻璃边缘与电池片的距离要至少超过11mm的距离。
<18>针对高海拔地区，光伏组件在封装原材料上选用抗紫外和抗老化的材料，
并结合先进的封装工艺和测试试验来满足组件在各种环境下的可靠运行。 <19>太阳能电池组件的插头采用仿MC4型，防护等级IP67。组件正、负极引线
长度满足现场安装要求。 <20>绝缘要求
按照IEC 61215-2005中10.3条进行绝缘试验。要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ·m2。对于面积小于0.1m2的组件绝缘电阻不小于400MΩ。 <21>机械强度测试
电池组件的强度测试，应该按照 IEC61215-2005太阳电池的测试标准10.17节中的测试要求，即：可以承受直径25mm±5%、质量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞击。并满足以下要求： （1）撞击后无如下严重外观缺陷： 破碎、开裂、或外表面脱附，包括上盖板、背板、边框和接线盒； 弯曲、不规整的外表面，包括上盖板、背板、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行； 一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致一个电池10%以上面积从组件的电路上减少； 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； 丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。 （2）标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。 （3）绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。 2.3多晶硅太阳电池组件各部件技术要求 1.2.3.1多晶硅太阳电池 （1） 尺寸：156mm×156mm （2） 转换效率：≥18% （3） 为减少光反射，提高输出功率，电池光照面应设置减反射膜。 （4） 电池电极的热膨胀系数应与硅基体材料相匹配，有良好的导电性和可焊性，有效光照面积不小于90%。
（5）电池的颜色应均匀一致，无明显的花纹，电池的崩边、裂口、缺角等机械缺陷的尺寸和数量应不超过产品详细规范要求。
（6）其他可参照GB12632-90《多晶硅太阳电池总规范》。 1.2.3.2 上盖板
本规范要求上盖板材料采用低铁钢化玻璃，厚度不小于3.0mm，在电池光谱响应
的波长范围内透光率可以达到93%以上。如果采用其他材料，其性能不应低于上述要求并作详细说明。 1.2.3.3背板
本工程太阳电池组件背板材料符合BOM要求。并具备以下性能： （1）良好的耐气候性。 （2）层压温度下不起任何变化。 （3）与粘接材料结合牢固。 1.2.3.4粘结剂EVA 粘结剂与上盖板的剥离强度应大于30N/cm2，与组件背板剥离强度应大于15N/cm2。并应具有以下性能： （1）在可见光范围内具有高透光性。 （2）良好的弹性。 （3）良好的电绝缘性能。 （4）能适用自动化的组件封装。 1.2.3.5 边框 本工程太阳电池组件要求采用铝合金边框，应便于组件与支架的连接固定。 1.2.3.6 接线盒 （1） 接线盒的结构与尺寸应为电缆及接口提供保护，防止其在日常使用中受到电气、机械及环境的影响。 （2） 应配备相应的旁路二极管及其散热装置，防止热斑效应带来的影响，从而保护组件。 （3） 所有的带电部件都应采用金属材料，以使在规定的使用过程中保持良好的机械强度、导电性及抗腐蚀性。 （4） 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。 （5） 防护等级为IP65。
（6） 满足不少于25年室外使用的要求。 1.2.3.7 组件引出线电缆
（1）每块太阳电池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）。
（2）太阳电池组件自带的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，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。
（3）电缆规格为4mm2，正极引出线电缆长度不小于0.9m,负极引出电缆长度不小于0.9m.
3、光伏支架 3.1支架选型 本项目屋顶结构均为彩钢板屋面，支架采用倾角布置的结构形式，支架与厂方屋顶固定方式采用彩钢板房夹具固定方式，电池板与水平面成22°倾角组件支架材料均采用钢和铝合金构件。 太阳能光伏方阵的支架安装型式，既要依据建筑一体化的美观和承力要求，又要满足支架结构简单，安装调试和管理维护方便的要求，还要保证要一定的光照资源；太阳能电池板支架的设计，要满足其具有良好结构性能和防腐蚀性能，满足并网发电要求。本次设计采用多晶硅组件，电池组件尺寸采用1650×99.4×40mm，设计支架承受的最大风速为25m/s。 根据设计光伏采光要求，电池板支架要满足安装组件与地面成最佳仰角安装方式。安装形式为利用钢结构夹具，将支架钢导轨固定在屋顶的彩钢板肋条上，导轨上方安装横梁，横梁可以在导轨上调节位置，通过连接件固定电池板。太阳能电池组件支架结构采用钢结构构件，表面采用阳极氧化处理，保证结构具有良好的防腐蚀效果，结构采用不锈钢材质螺栓紧固，确保支架能够抵御25m/s风速的载荷。 3.2检测方案 1.试验方法
1.1镀锌层性能试验，应符合下列要求。 (附着量)按GB／T 4955，GB／T 4956测定。 GB／T 5270—1985规定的“划线、划格法”测定。 GB／T 1764或GB／T 4956测定。
GB／T 1720--1979测定。 GB／T 1 731测定。 GB／T 1732测定。 1.2支架整体静力试验
1. 结构静力实验的目的在于：①确定结构在一定静载荷作用下的应力分布和变形形态；②确定结构的刚度和稳定性； ③确定结构的最大承载能力， 即强度；④从承力的角度评价结构承受静载荷的合理性；⑤验证理论分析和计算方法的可靠性，或由实验提出新的理论和计算方法。 2.进行结构静力实验，须先设计和制造结构实验件、和加载装置，然后进行安装并同测量位移、应变和载荷的仪器一起进行试验。正式实验有时须反复多次。最后检验实验件，细察其残余变形和破坏情况，并对记录的位移、应变和载荷等数据作数据处理和误差分析，以得出科学的实验结论 3. 实验件设计 设计和制造具有一定代表性的结构实验件，是为了更好地了解结构的承载力特性或选择合理的结构参量和计算方法。实验件除了应用实际结构或实际部件外，有时为了突出结构主要因素的作用，以便通过实验选择合理的结构形式或合理的参量值，而在实验件的设计中忽略次要因素，把实验件制成具有典型结构形式的模型。采用模型实验件的另一些原因是：在实物上无法进行直接测量，或在设计工作之初要进行一些不同方案的实验比较，或出于经济上的考虑，用模型代替贵重的实物。为了能把从模型上得到的实验结果推算到实物上去，必须保证模型和实物的力学相似性，即应保证几何相似和变形位移相似，以及边界条件相似。在许多情况下仍必须采用部分的实物结构甚至整体实物结构作为实验件。 4.加载装置 可采用普通的机械加力器或液压装置，条件不允许的时候也可用其他重物代替。
5.测量 用具有足够精度和量程的测量系统在实验中测定有关力学参量值，如载荷、位移、应变等。
6. 结果分析 在对实验数据进行处理的基础上，分析实验结果并作出科学结论 6.1 跟踪支架试验
在一整天时间内，对每次调整到位的实际角度进行测量，并与理论角度进行对比，
应保证两者误差小于±2°。 7 检验规则
产品检验分为出厂检验和型式检验。 7.1出厂检验
出厂检验项目为： a)外观质量(全检)； b)尺寸精度(抽检)；
c)防腐层厚度及附着力(抽检)； d)焊接表面质量(全检)； e)热浸锌层均匀性(抽检)。 7.2型式检验 a)新产品试制定型鉴定； b)正式生产后，材料、结构、工艺有较大改变； c)产品停产一年后恢复生产； d)国家质量检测机构或认证组织要求对该产品进行型式检验时。 5章及第6章的全部内容。 7.3产品的抽样及判定规则。 2％，但不得少于3件，允许荷载试验样本取1件。 l件不合格，可抽取l同批产品第2样本进行检验，如仍不合格，则该批产品即为不合格， 8 标志、包装、运输、贮存 8.1标志 GB／T 19l的规定。标志内容可包含；产品名称(必要时含有型号、规格)、制造厂名称、出厂日期(年、月)、工程项目名称或代号、收货单位、毛重、净重。 8.2包装、运输 (段)的部件包装。 8.3贮存 。
4、光伏电站系统配置方案及效率方案
4.1效率承诺
此项目我方使用正泰生产的多晶硅电池板，其效率光电转换效率达到15.8%；
光伏逆变器选用多MPPT跟踪式（可选阳光逆变器），其逆变欧洲效率可达到98.5%；线缆材料采用国内知名厂家电缆，并且充分利用电缆截面积选择最短电缆路径以降低线缆功率损耗；考虑其他各种损耗，本项目电站效率≧83%。 4.2光伏系统主要设备配置 光伏组件选型 太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成本低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池组件。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。 按其材料的不同，太阳电池可分为以下几种类型： 结合目前国内太阳能电池市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳能电池。对以下四种太阳能电池进行比较：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池（CIGS）。 多晶硅太阳电池 多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，但由于生产多晶硅的硅片是由多个不同大小、不同取向的晶粒构成，因而多晶硅的转换效率要比单晶硅电池低，正泰规模化量产的电池转换率已经达到18%。同时多晶硅的光学、电学和力学性能的一致性也不如单晶硅。随着技术的发展，多晶硅电池的转换效率也逐渐提高，尤其做成组件后，和单晶硅组件的效率已相差无几。而且，由于其成本低廉，所以近年来发展很快，已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。
4.2.2汇流箱 汇流箱选型：
汇流箱做为一级汇流，其目的是减少光伏组串出线进入直流柜的电缆，常用规格有6/8/12/16路进线，现对其分析如下：此次工程选用260Wp光伏组件，其STC短路电流为8.72A、电压为38.53V，以此计算汇流箱出线电流： 1MW需要数目（台） 进线熔断器数目 出线断路器数目 出线断路器电流 出线电缆成本系数 1MW费用约（万元） 6路 28 6 1 50A 1 13 8路 21 8 1 80A 1.4 10.5 12路 14 12 1 100A 2 7.7 16路 12 16 1 140A 2.3 7.2 通过对比分析，选用多路汇流箱不仅节约汇流箱的投资成本，而且可以减少汇流箱出线电缆的长度从而进一步降低投资成本；结合本次工程实际，本次主要采用16路汇流箱。（结合市场生产产品，实际选用12/16路汇流箱），断路器额定电流160A-200A。 产品主要特点 采用室外防雨壁挂式结构，防护等级IP65； 输入端采用4路和8路两种标准线路板制作，同时可接入最多16路电池串列，每路电流最大可达12A，输出可达160A； 熔断器的耐压值不小于DC1000V，且每路配有高压防反冲二极管； 配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能； 采用正负极分别串联的断路器提高直流耐压值可达DC1000V；线路板预留压敏电阻接口，供用户选装。
汇流箱配置如下： 16路智能汇流箱 箱体 熔断器底座 熔芯 熔芯 铜排 辅材 光伏直流断路器 光伏浪涌保护器 智能监测模块 电源模块 汇流箱技术数据 汇流箱详细参数如下： 技术参数及要求 箱体板材厚度 汇流铜排电流密度 招标要求 ≥2.5mm 1~1.5A/mm2 TMY≤0.01777Ω汇流箱电阻率 mm2/m； TMR≤0.017241Ωmm2/m 最大持续工作电压 最大放电电流 标称放电电流 电压保护水平 防雷汇流箱能工作的海拔气候条件 使用寿命 防雷汇流箱工作电压 （Uc）＞1.3Uoc Imax (8/20):≥40kA In (8/20):≥20kA Up＜4kV ( 690V 直流柜和逆变器 本次工程选用1MW预装式光伏系统 1MW逆变器房配置： 1MW逆变器房 箱体（不计升压变） 配电箱 站用变压器 风道 辅材 4.2.3直流柜（可选） 直流柜作为二级汇流可以汇集汇流箱进入光伏逆变器的回路数，以减少汇流箱直接接入逆变器的电缆数量，使现场施工更简便。直流柜和逆变器放置在集中式逆变器房中，作为直流侧的主要集中控制设备，直流柜可输入功率越大越节约成本并且便于集中控制；故本次工程选用正泰最大功率CPS DPD500KS型直流汇流柜。 直流柜配置： 光伏直流配电柜光伏直流配电柜（6进1出） 柜体 二极管 散热器 风扇 直流多功能表 电流传感器 熔断器底座 熔芯 铜排 辅材 光伏直流断路器 直流柜的结构特点 CPS DPD500KS 600*800*2100 CD300R120 非标定制 MA2082‐HVL GR460B BSH‐500ICV5M SLPV‐30 Base SLPV‐30 DC1000V 2A 非标定制 各种规格 EX9MD2B TM DC200 4P4T 1 1 6 6 6 1 6 4 4 1 1 6 台 台 个 套 套 个 个 个 个 套 套 个 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 新力 新力 正泰配套 正泰配套 Noark CPS PSW1M 2991×3300×2896 CPS DBA 3×5KVA 315V/220V 非标定制 各种规格 1 台 1 台 1 个 1 台 2 套 1 套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 正泰配套 低压直流开关设备的柜体采用通用柜的形式，框架用C型材组装而成，框架零件及专用配套零件由本公司生产配套供货，以保证柜体的质量。通用柜的零部件按模块原理设计，并有20模数的安装孔，通用系数高。可以使工厂实现预生产。既缩短了生产制造周期，也提高了工作效率。 柜体设计时充分考虑到柜体运行中的散热问题。在柜体上下两端均有不同数量的散热槽孔，当柜内电器元件发热时，热量上升，通过上端槽孔排出，而冷风不断地由下端槽孔补充进柜，使密封的柜体自下而上形成一个自然通风道，达到散热的目的。 该柜按照现代工业产品造型设计的要求，采用黄金分割比例设计柜体外形和各部分的分割尺寸，整柜美观大方。柜门用转轴式活动铰链与构架相连、安装、拆卸方便。 装有电器元件的仪表门用多股软铜线与框架相连。柜内的安装件与框架间用滚花垫圈连接，整柜构成完整的接地保护系统。 柜体表面采用高压静电喷塑粉工艺处理。具有附着力强，质感好。整柜呈亚光色调，避免了眩光效应，给值班人员创造了较舒适的视觉环境。 柜体的顶盖在需要时可拆除，便于现场主母线的装配和调整，柜顶的四角装有吊环，用于起吊和 装运。 柜体的防护等级为IP30，用户也可根据使用环境的要求在IP20~P40之间选择。 直流柜参数如下： 技术参数及要求 额定电压 额定电流 最大输入回路数 输出回路数 进线断路器 额定开断电流 额定短时耐受电流（1S） 4.2.4光伏并网逆变器 招标要求 AC400 400-1000 6 1 160A(塑壳) 15KA 15KA 投标响应 AC400 400-1000 6 1 160A(塑壳) 15KA 15KA 集中式逆变器：设备功率在50KW到630KW之间，功率器件采用大电流IGBT，系统拓扑结构采用DC-AC一级电力电子器件变换全桥逆变，防护等级一般为IP20。体积较大，室内立式安装。 集中式逆变器：光伏组件，直流电缆，汇流箱，直流电缆，直流汇流配电，直流电缆，逆变器，隔离变压器，交流配电，电网。 1、集中式逆变器一般用于日照均匀的大型厂房，荒漠电站，地面电站等大型发电系统中，系统总功率大，一般是兆瓦级以上。 主要优势有： （1） 逆变器数量少，便于管理； （2） 逆变器元器件数量少，可靠性高； （3） 谐波含量少，直流分量少电能质量高； （4） 逆变器集成度高，功率密度大，成本低； （5） 逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高； （6） 有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。 500KW逆变器： 技术参数 汇流箱 直流布线 500KW集中式逆变器 需要汇流箱集中汇流 直流侧布线相对复杂且距离长，必要时需要置多级汇流，成本相对较高 交流布线 输出电压 交流侧到变压器距离很短，线损小，交流布线简单成本较低 输出三相交流315V，并网需要加400V隔离变压器或者升压变压器 防护等级 冷却方式 工作电压范围 电能质量 电网调节 防护等级为IP20，室内安装，或者建造户外房 强制风冷，需要大流量风道 MPPT范围是450-940V，发电范围较窄， 单台THD<3%，两台并联约为3%，加隔离变压器没有直流分量。 有低电压穿越功能，电网可以调节功率因素，有功和无功等功能较弱。 安全 有直流断路器和交流断路器，能根据故障的不同情况用时断开， 安全性好。 1MW容量10KV并网成本（仅供参考）： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目 汇流箱，直流柜 逆变器 直流电缆 交流电缆 升压变压器 交流配电柜 安装费用 总费用 集中式逆变器 20台12路汇流箱，2台直流防雷配电柜，总价是：12万 2台500KW逆变器，总价约30万。 约30万 约20万 双分裂变压器270V-10KV -1000KVA，25万 2进2出 4万 6000元 121.6万 运营与质保 逆变器配置表： 序号 名称 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 IGBT/MOSFET 输出滤波器 三相电抗器 直流EMI模块 电流传感器 DSP 交流开关 直流开关 接触器 母线支撑电容 冷却风机 防雷模块 规格和型号 2MBI1400 SC500K-EMIF2 TRDK3J0440 SC500K-EMIF1 BSY3 TMS28234 ABB OT1250 ABB OT1250 AF750 C3B1M D2E146 M09 Ex9UP（直流防雷器） 单位 数量 产地 生产厂家 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 个 6 1 1 1 4 1 1 1 1 16 3 1 1 日本 富士 中国 正泰 中国 腾冉 中国 正泰 中国 BYD 美国 TI 瑞士 ABB 瑞士 ABB 瑞士 ABB 中国 FARA 德国 Ebmpapst 法国 Rosenberg 中国 Noark 德国 PHOENIX VAL-MS 230 (交流防雷器) 个 招标要求 投标响应 315V 本次供货逆变器技术要求： 技术参数 额定交流输出电压： 315V 最大输出功率系数： 1.15:1以上 额定输出频率： 功率因素： 最大转换效率： 欧洲转换效率： 50HZ 0.9（滞后）~0.9（超前） ≥98.7% ≥98.5% 1.15:1以上 50HZ 0.9（滞后）~0.9（超前） ≥98.7% ≥98.5% DC1000V 450~940（或更宽） ≥2 最大直流系统电压： DC1000V MPPT输入电压： MPPT电路数： 450~940（或更宽） ≥2 最大直流输入路数： 4~6路（每路可接入4~6路（每路可接入 125~150kw） 工作环节温度： -40℃~85℃ 125~150kw） -40℃~85℃ ≤3% ≤45dB ≤1W 总电流谐波畸变率： ≤3% 噪声： 待机功耗： ≤45dB ≤1W 4.2.5箱式升压变压器 太阳能预装式变电站是一种MW级并网光伏电站一站式解决方案，把低压直流配电设备、低压交流配电设备、监控保护设备、升压变压器、中压开关设备等，按一定接线方案组合而成的工厂预制式成套配电设备。它是太阳能光伏发电进入大规模商业化发电阶段、成为电力工业组成部分的重要发展方向，是当今世界太阳能光伏发电技术发展的主流趋势。 本次变压器选型为S11-1000/10±2*2.5%/0.315-0.315 6.5% ，18台；检修和返修中心升压变选1250KVA 1台。 1 变压器的温升试验应符合GB1094.2—1996规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。 部分 线圈：绝缘的耐热等级为A（用电阻法测量的平均温升） 顶层油（用温度计测量的温升） 铁芯本体油箱及结构件表面 75K 2 高压设备的允许温升值满足GB/T11022—1999的规定；低压设备的允许温升值满足GB7251的规定。 (1) 变压器低压侧配置一个小型配电柜，内置400V微型断路器，。组合式变压器检修、照明、加热电源由此引出，供方负责组合式变压器内部照明、加热、检修等设计。详见附图 (2) 低压室内设带有温湿度控制器的加热装置，对组合式变压器进行自动加热和除湿，防止凝露的产生。高低压室内均设置照明灯，高压室的门上安装门控开关，控制高压室内的照明灯。 温升限值 65K 55K 应是使相邻绝缘材料不致损伤的温度 (3) 低压侧每分支设置电流互感器供监视二次电流。 (4) 组合式变压器低压侧每分支设三只电流表和三只电压表。 (5) 低压侧加装浪涌保护器。 (6) 组合式变压器保护信号 a.变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温，变压器装设油位指示装置，监测变压器油位状态；变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力；变压器装设放油阀和取油样装置。组合式变压器应装设普通电流、电压表计。将温度、低压开关量引入并接端子排。 b. 组合式变压器保护信号输出 组合式变压器油面温度 4-20mA信号 组合式变压器高压侧负荷开关状态信号 组合式变压器低压侧开关状态信号 (7)压力释放、超温报警、超温跳闸、均留有跳闸和上传接点，并跳低压侧开关 每台组合式变压器的低压开关柜内设置一台组合式变压器测控装置，用于采集组合式变压器内的各种电气量参数和非电气量参数,测控以满足综合自动化系统的测控要求。 组合式变压器测控装置要求： a. 装置至少具有20路遥信开入； b. 装置至少具有5路继电器输出（标配），最多可扩展为6路； c. 装置至少具有2路直流量输入，其中一路热电阻或4~20mA可选，另一路可固定为4~20mA输入，可以采集变压器油温及组合式变压器内环境温度； d. 具有交流采样功能，可测量I、U、P、Q、F、COSφ、有功电度、无功电度等遥测量； e. 变压器低压侧不设PT，装置应可直接采集315V三相电压；电流互感器三相都进行采集。 f. 装置具有非电量保护功能，包括：变压器油位、油温； g. 装置可以采集熔断器熔断、组合式变压器门打开等信号； h. 应可采集如下开关状态：35kV负荷开关状态信号； 315V低压断路器状态信号等 i. 遥控功能：对有电操控功能的开关实现远程控分和控合。 j. 具有完善的事件报告处理功能和操作记录功能，可至少保存最新25次SOE变位记录、最新25次用户操作记录。 m. 包括显示、电源、CPU、IO板、通讯板在内的装置全部元器件必须满足宽温-40℃～+70℃条件下装置可保证正常工作的要求，以满足光伏发电场的特殊环境； n. 装置结构应方便安装于美式组合式变压器内，采用RS485通讯。 升压变参数: 技术要求 型式: 招标要求 投标响应 三相双绕组无励磁调压变三相双绕组无励磁调压变压器 压器 型号: 额定容量: 额定电压: 相数: 频率: 调压方式: 线圈连接组别线圈联接组别: 冷却方式: 空载损耗: 负载损耗: l噪声水平: 中性点接地方式: 开关柜参数 结构形式 额定电压 额定电流 ±S11-1000/10 ±S11-1000/102*2.5%/0.315-0.315 6.5% 2*2.5%/0.315-0.315 6.5% 1000kVA 10.5±2X2.5%/O.4kV 3相 50Hz 无励磁调压 Y,dll ON/AN 1.44KW 12.15KW ≤50dB（距外壳1m处） 中性点不接地 单位 招标要求 户内铠装移开式交流金属封闭式开关柜 KV A 10 630/1250 1000kVA 10.5±2X2.5%/O.4kV 3相 50Hz 无励磁调压 Y,dll ON/AN 1.44KW 12.15KW ≤50dB（距外壳1m处） 中性点不接地 投标响应 户内铠装移开式交流金属封闭式开关柜 10 630/1250 一、10KV移开式开关柜参数要求 额定工频 额定雷电冲击 额定短路开断电流 额定短时耐受电流及持续时间 额定峰值耐受电流 供电电源控制回路 使用寿命 防护等级 爬电距离 相间及相对地净距（空气绝缘） KV KV KA 42 75 25 25 KA/S 25/4s 25/4s KA 63 63 V 年 / mm/kv mm DC220 ≥25 IP4X ≥810 DC220 ≥25 IP4X ≥810 ≥400 ≥400 二、真空断路器技术参数： 技术参数及要求 额定电压kV 额定最高运行电压KV 额定频率HZ 真 空 断 路 器 控制回路1min工频耐受电压kv 灭弧室类型 额定电流A 招标要求 10 10.5 投标响应 10 10.5 50 50 95/185 真空 630/1250 3KV(国标最大值) 真空 630/1250 25 63 ≥10000 弹簧 AC 380/220 额定短路开断电流kA 25 额定短时耐受电流kA 63 机械稳定性 次 操动机构形式或型号 电动机电压 V ≥10000 弹簧 AC 380/220 三、电流互感器参数： 技术参数 型式或型号 额定电压 设备最高电压 额定频率 额定一次电流 额定二次电流 额定输出容量 四、避雷器技术参数： 单位 招标要求 干式、电磁式 投标响应 干式、电磁式 10 10.5 50 按图 5 按图 KV KV HZ A A VA 10 10.5 50 按图 5 按图 技术参数 型式 额定电压 持续运行电压 标称放电电流 徒波冲击电流下残压峰值 雷电冲击电流下残压峰值 操作冲击电流下残压峰值 单位 招标要求 投标响应 复合绝缘金属氧化物避复合绝缘金属氧化物雷器 避雷器 KV KV KA KV KV KV 12 27 5 ≤154 ≤134 ≤114 12 27 5 ≤154 ≤134 ≤114 五、接地开关参数： 技术参数 型式/型号 额定电流 额定工频1min耐受电压（断口） 额定工频1min耐受电压（对地） 额定雷电冲击耐受 单位 A 招标要求 1250 投标响应 1250 KV KV 118 95 118 95 KV 215 215 185 电压峰值（1.2/50）对地 额定短时耐受电流及持续时间 额定峰值耐受电流 操动机构 型式或型号 操动机构 电动机电压 操动机构 控制电压 操动机构 操作方式 备用辅助触点 数量 备用辅助触点 开断能力 对 V V 185 KA/S 25/4 25/4 KA 63 手动 AC 380/220 DC220 三相机械联动 10 DC220V 2.5A 63 手动 AC 380/220 DC220 三相机械联动 10 DC220V 2.5A 六、母线技术参数： 技术参数 材质 额定电流 额定短时耐受电流及持续时间 额定峰值耐受电流 单位 招标要求 铜 投标响应 铜 1250 A 1250 KA/S 25/4 25/4 KA 63 与开关柜型式实验报告63 与开关柜型式实验报告中产品的导体截面、材质一致 导体截面 mm2 中产品的导体截面、材质一致 4.3超容优化 4.3.1超容优化的原则 1、控制投资成本，充分利用场地面积，更多的提高光伏发电量； 2、要避免盲目追求高可靠性或低成本的倾向。 4.3.2超容优化的方法： 1、 从关键设备入手，发挥设备潜能，进一步提升系统在弱光条件下的效率 逆变器主要技术参数 类型(是否带隔离变) 额定功率（AC，kW） 最大输出功率(kW) 最大输出电流(AC,A) 最大逆变器效率 欧洲效率 最大直流输入电压（V） 最大直流输入电流（A） MPPT电压（DC，V） 出口线电压（AC，V） 允许出口线电压波动范围(AC,V) 额定电网频率(hz) 功率因数 电流谐波失真度 外壳防护等级 允许环境温度℃ 尺寸（W*H*D）（mm） 重量（kg） CPS SC500KTL-H效率曲线为： CPS SC500KTL-H逆变器通过在硬件电路和软件算法上进行优化，可有效地解决光伏并网逆变器在弱光特性下的输出谐波超标、效率较低的问题,使其THD≤3%, 否 500 575 1054 98.7% 98.5% 1000 1200 450-940 315 230～363 50/60 ＞0.99（±0.8可调） < 3% (额定功率) IP20 -25~+60（50℃无降额） 1810*2170*800 1500 弱光下效率≥95%。图2和图3分别是采取优化设计前后逆变器的谐波含量和逆变效率的效果对比。 逆变器在10％负载率下的效率一般为90％左右。通过采用上述技术，可使逆变器在弱光条件下的效率大幅度提高，在5％负载率下的效率仍然可达95％以上。 2、 采用高功率密度逆变升压设备。 本工程采用大功率档位的500KW光伏逆变器，正泰该款逆变器性能优异、安全性能高、运行稳定，在满足安全性、稳定性的要求下大功率的逆变器会使汇流设备和电缆用量的减少，而在逆变器后端带来的结果将是变压器功率密度的增大，相应地会使发电单元站房数量、土建工程量、高压电缆的用量、高压开关设备用量、监控点数等发生不同量的减少，仅此一点，相比之下可降低成本3％～4％。 具体分析： 通过逆变的技术参数可知：逆变器的最大功率可以达到575KW，则1MW集装箱式逆变器最大功率可以达到1150KW（即1.15MW）； 通过箱变的参数可知：当逆变器为最大575KW功率时，变压器低压侧容量为： 585KVA(考虑功率因素为0.94)≤630KVA； 以上分析说明，我方此次光伏系统设备充分考虑了系统超容优化。 4.4光伏系统接线方案 4.4.1电缆选择 类别 组件到汇流箱 直流汇流箱到逆变器 逆变到箱变 铝合金电缆特性： 特性 设计使用年限 铠装 弯曲半径 抗疲劳强度 柔软性能 相同载流量的对比 等级 电缆总重量 铝合金 =40年 交联聚乙烯 高柔韧性自锁铠装 =7d 比铜电缆高25% 比铜电缆高25% 418Amp 低烟无卤、阻燃A类 3545(kg/km) 重量轻、高效安装、无经济性能 需外铠、无需桥架、节约时间、节约人力 抗拉强度 防腐性能 反弹性能 优 优 比铜电缆低40% 优于铜电缆 减少施工难度、降低人力成本 优于铜电缆 优于铜电缆 相同 铝合金优势 电缆 光伏电缆PV1-F-0.9/1.8-1×4mm2 直流电缆ZRC-YLJV22-0.6/1-2*120mm2 电力电缆ZR-YLJV22-0.6/1kV-3*300mm2 4.4.2路径选择 光伏组件和组串接线： 每串光伏组件之间的连接光伏电缆在电池板组件上已经带有（为PFG 1*4）,这部分的接线优化已经没有空间； 从每个组件串出来接入到汇流箱的光伏电缆是本工程需要考虑和优化的；根据计算选取20片组件为一个回路串接入汇流箱。 汇流箱和直流柜的接线： 光伏组件串接入汇流箱后（称此处使用的电缆为一级汇流电缆），再由汇流箱汇流进入直流柜汇流（称此处使用的电缆为二级汇流电缆），由于一二级汇流电缆的长度相互影响，故这两种电缆需要综合起来分析。本工程采用集装组合式逆变器（逆变器和直流柜放置在逆变器房内），前面“逆变器布置位置”设计部分已经确定逆变器位置则直流柜与其相同，以1MW固定支架式标准方阵为模板分析，1MW固定方阵的排列参见下图 汇流箱布置方案一： 方案二： 比较分析： 方案一 方案二 一级汇流电缆 约11000m 约13000m 二级汇流电缆 约4600m 约3000m 主材成本 约28万 约20万 通过以上分析选用方案二的接线布置。 4.5、监测系统 4.5.1监测系统的构成 由数据采集系统、数据传输系统、数据中心组成。主要完成逆变器、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、环境监测、升压变压器等设备参数的采集及数据预处理。并将就地监控采集到的数据通过各种传送方式传输给监控中心。 4.5.2监控系统模块图： 4.5.3系统结构图（供参考） 光伏电站子站监控系统功能光伏组件分汇流辅助生产监控 温度控制系统 安保防护系火灾防护系统 电能量转化设备监视频图像监视 直流配电逆变交流配电馈线保护 升压变压 日照辐风速、风向 电气结构图 系统结构工况图 全站性能监控 告警信息简报 数据查询检索 环境参数监控 报表图形功能 光伏电站配电电气结构监控 通过对电站内一次及二次配电网络状态的监控，了解电站内各电气设备的运行情况及状态，并对电站的并网状态、有/无功功率流向情况等进行实时监控。 3.1) 光伏组件分布监控 能够根据汇流箱采集数据显示各个光伏方阵的输出功率，定位异常光伏组件 3.2) 逆变器监控 逆变器主要监测指标包括： 直流电压、直流电流、直流功率 交流电压、交流电流 逆变器内温度、时钟 频率、功率因数、当前发电功率 日发电量、累积发电量、累积CO2减排量 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、直流电压过低 逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路 散热器过热 逆变器孤岛 DSP故障、通讯故障等 3.3) 汇流箱监控 汇流箱主要监测指标包括： 光伏组串输出直流电压、输出直流电流、输出直流功率 各路输入总发电功率、总发电量 汇流箱输出电流、汇流箱输出电压、汇流箱输出功率 电流监测允差报警 传输电缆/短路故障告警 空气开关状态、故障信息等 3.4) 直流配电柜监控 直流配电柜主要监测指标包括： 进线相电压 进线相电流 母线开关状态 防雷器状态 之路电流等 3.5) 交流配电柜监控 交流配电柜主要监测指标包括： 光伏发电总输出有功功率、无功功率 功率因数、电压、电流 断路器故障信息、防雷器状态信息等 3.6) 环境参数监控 环境参数主要监测指标包括 日照辐射 风速、风向 环境温度 太阳能电池板温度等 3.7) 升压变压器监控 升压变压器主要监测指标包括： 高压保护动作信号、保护装置故障信号 变压器重瓦斯跳闸 超温跳闸、变压器油温高报警信号 压力释放掉闸信号 低压电源控制信号 断路器故障跳闸信号 熔断器熔断信号 负荷开关合闸信号、负荷开关分闸信号 接地刀位置等 3.8) 馈线间隔图 馈线开关刀闸位置 馈线保护信号 电压、电流、有\\无功功率、功率因数 测控保护装置故障信号、通讯中断信号等、 3.9) 站内生产监控 温度控制系统：控制空调的开关调节，控制设备的温度在正常工作范围内； 安保防护系统：监视控制各处门禁系统。 火灾防护系统：通过安装烟雾、温度传感器监视火灾的发生，并采取相应措施。 视频图像监视：图像监视各生产设备的工作情况，如监视光伏组件表面的积雪、积尘情况。 3.10) 示。 3.11) 全站告警光子牌图 系统智能设备运行工况图：监控系统拓扑结构，各智能设备通讯情况展 各单元间隔的告警光子牌汇总，集中监视全站设备工作状态。 3.12) 告警信息简报 告警信息集中展示，内容包括告警内容描述、告警等级、告警时间、是否复归、 是否确认等。 3.13) 数据查询检索： 可以按不同条件(时间、设备、描述匹配等)进行告警信息的进行分类检索、显示和打印输出。 3.14) 报表图形功能 根据运行需求配置各种应用图形报表，如：各发电设备功率日、周、月、季、年报表图形，设备工作时间和运行状态统计，环境参数统计，自定义图形对比，组件发电功率温度特性图，组件发电功率日照强度特性图等。 3.15) 3.16) 系统配置功能：设置用户信息及管理权限、设置告警等级对应的操作等； 用户帮助功能：图文结合方式对系统的基本操作进行信息指导。 4.6、电网适应 低电压穿越功能是指当电网电压跌落时并网逆变器能够正常并网一段时间， “穿越”这个低电压时间(区域)直到电网恢复正常；孤岛效应保护是指当电网断电时并网逆变器应立即停止并网发电，保护时间不超过0.2秒。可以看出，孤岛效应保护与低电压穿越是相互矛盾的，两种功能不能同时并存，需要根据电站规模和要求进行选择，一般原则如下： 对于小型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较小，对电网的影响较小，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，即此时并网逆变器应选择孤岛效应保护功能。 对于大中型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较大，对电网的影响较大，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备一定的低电压穿越能力，即此时并网逆变器应选择低电压穿越功能。 我司大功率并网逆变器同时具有孤岛效应保护与低电压穿越功能，在实际应用时可通过触摸屏菜单设置，也可通过RS485通讯方式由上位机进行远程设置。 一、 低电压穿越功能介绍 如图1所示，当并网点电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，并网逆变器必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，并网逆变器立即停止向电网线路送电。其中T1=1秒，T3=3秒，也就是说，并网逆变器必须 具有在电网电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1秒的低电压穿越能力，如电网电压在轮廓线内能够恢复到额定电压的90%时，并网逆变器必须保持并网运行。 图1：大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求 为了实现并网逆变器的低电压穿越功能，并网逆变器需要采用新的软件控制算法，软件控制算法需实时监测电网，并判断电网是否发生电压跌落（平衡或者不平衡跌落）。当CPU发现电网发生电压跌落故障时，立即启动低电压穿越功能，控制输出电流以及输出的功率，当电网电压在图1所示的曲线以内时，逆变器进入低电压穿越阶段；当电网进入电压恢复阶段，此时并网逆变器输出无功功率起到迅速支撑起电网电压的功能。如果电网跌落是不平衡跌落，逆变器会以输出三相平衡电流为目标函数，通过软件控制算法实现在电网电压不平衡阶段，逆变器的电流是平衡的；当电网恢复正常，逆变器迅速转入正常并网状态。 图2是并网逆变器低电压穿越控制流程简图： 图2：低电压穿越控制流程简图 由于低电压穿越时电网电压是降落的，如果并网逆变器直接采用电网供电，此电压降落可能会导致CPU失电而出现逆变器脱网，所以并网逆变器需由外部辅助电源供电，当电网电压跌落时系统的控制电路将由辅助电源不间断供电，以保证低电压穿越功能的实现。 二、 孤岛效应保护功能介绍 防止孤岛效应的关键点是电网断电的检测，通常采用被动式或者主动式两种“孤岛效应”检测方法，无论何种检测方法，一旦确认电网失电，均会在几个周期内将并网逆变器与电网断开并停止逆变器的运行。 被动式孤岛效应防护：实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的幅值、频率和相位参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电。 主动式孤岛效应防护：指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电。并网逆变器采用的是主动频移反孤岛策略，通过对输出电流在并网点的频率进行小的扰动，当电网有电时，该扰动对电网电压的频率没有任何影响，当电网失电时，该扰动将会引起电网电压频率发生较大变化，从而判断 电网是否失电。 我公司逆变器采用主动与被动相结合的方法实现孤岛检测功能，这样既能解决主动式的扰动对电网的干扰，同时也能解决被动式的不及时的缺点。 图3：并网逆变器孤岛效应保护流程简图 此次配套的并网逆变器允许电网电压和频率范围如下表： 型号 SG500KTL 允许电网电压范围 210Vac~310Vac 允许电网频率范围 47~51.5Hz 当并网逆变器检测到电网失电后，在0.2秒内停止运行并与电网断开。当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要持续检测电网信号在一段时间内完全正常(默认时间5分钟)，才重新投入并网运行。 此工程我方选用的光伏并网逆变器通过国家能源太阳能发电研发（实验）中心的LTRV测试； 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容