工业园屋顶光伏电站项目项目建设方案.doc

工业园屋顶光伏电站项目项目建设方案第一节 项目工程方案本项目主体工程施工主要包括：屋面基础处理、太阳能支架安装、太阳能电池组件设备安装、汇流箱安装、电力电缆和光缆敷设、检测设备安装、调试交验等。（本章内容仅供参考，以设计院图纸为准。）一、屋面基础处理及支架安装工程本项目光伏组件支架系统采用C型槽钢作为主体部件，用作立柱、主梁和次梁，槽钢底座用于槽钢和各种基材连接；角钢连接件用于槽钢与各种基材的任意角度连接。光伏组件支架系统采用热浸渡锌材质槽钢及配件，镀锌厚度60m以上。C型槽钢增设了轴向加劲肋提高了槽钢的抗弯能力。C型槽钢与锁扣通过齿牙机械咬合，既方便调节系统安装尺寸，又能确保在各种荷载综合作用下的有效支撑。C型槽钢背面设有条形安装孔，易于调节安装。二、太阳能电池组件设备安装（1）太阳能电池组件设备安装太阳能电池组件采用20t汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离，确保施工安全及安装质量。吊装就位后要即时调整加固，方阵支架安装完毕后，将太阳能电池组件基础槽钢与预埋件焊接。（2）汇流箱设备安装汇流箱直接安装在簸箕支架上敷设场内集电线路电力电缆。敷设场内太阳能电池组件间及太阳能电池组件至控制室间通信光缆。三、电气设备安装（1）逆变器和交流柜安装在车间动力配电室内。（2）特殊季节施工要求在气温较低季节施工时应做好防寒、防冻、防火等冬季施工准备。搅拌站、施工厂房等要供暖，保温材料、抗冻剂要备足。冬季混凝土施工采用热搅拌和蒸汽养护。四、劳动安全与工业卫生保护劳动者在电力建设和运行生产中的安全和健康，改善劳动者在其工作中的劳动条件，光伏发电站设计应贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在光伏发电站劳动安全和工业卫生设计中，要认真地贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，重视安全运行。对于劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施，必须与主体工程建设三同时：同时设计、同时施工、同时投产，并要达到安全可靠，要保证劳动者在劳动过程中的安全与健康。第二节 项目技术方案一、建筑维护结构体系本项目所选的建筑为大型生产型厂房和可上人屋面，屋顶为彩钢结构、混凝土结构及钢结构。本工程拟在彩钢屋顶的表面朝阳方向铺设太阳电池组件，其建筑结构不做改变，不增加维护结构，铺设的太阳电池支架在屋顶上部与彩钢板紧固连接，水泥屋面采用固定支架形式。本项目安装直接采用A与建筑物的钢结构连接，承重直接加到主框架上;B利用彩钢瓦的筋条加装专用支架；C水泥屋面直接加装，在建筑设计载荷内；不会对屋面有直接影响，且光伏组件重量相对较轻，约1215kg/m2，小于建筑物设计承重。二、光伏发电系统技术设计方案1、设计依据及说明分布式并网光伏发电系统工程项目的方案设计、产品供应及工程实施主要参照下列标准：关于实施金太阳示范工程的通知 财建【2009】397号；关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知 财建2010662号；中华人民共和国可再生能源法；IEC 60364-7-712建筑电气安装-7-712部分；相关建筑物的荷重,建筑基准法施行另第84条（固定荷重），第85条（承载荷重），第86条（积雪荷重）以及第87条（风荷重）的规定；IEC 62093光伏系统中的系统平衡部件-设计鉴定；IEC 60904-1光伏器件第一部分:光伏电流-电压特性的测量；IEC 60904-2光伏器件第二部分:标准太阳电池的要求；DB37/T 729-2007光伏电站技术条件；SJ/T 11127-1997光伏（PV）发电系统过电保护导则；CECS84-96太阳光伏电源系统安装工程设计规范；CECS 85-96太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范；GB2297-89太阳光伏能源系统术语；GB50057-94建筑防雷设计规范；GB4064-1984电气设备安全设计导则；GB 3859.2-1993半导体变流器 应用导则；GB/T 14007-92陆地用太阳电池组件总规范；GB/T 14549-1993电能质量 公用电网谐波；GB/T 15543-1995电能质量 三相电压允许不平衡度；GB/T 18210-2000晶体硅光伏方阵I-V特性的现场测量；GB/T 18479-2001地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则；GB/T19064-2003家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法；GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求；GB/T 19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定；GB/T 20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性；GB/T 20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序。2、光伏建筑一体化设计光伏建筑一体化指在建筑外围护结构的表面安装光伏组件提供电力，同时作为建筑结构的功能部分，取代部分传统建筑结构如屋顶板、瓦、窗户、建筑立面、遮雨棚等，也可以做成光伏多功能建筑组件，实现更多的功能，如光伏光热系统、与照明结合、与建筑遮阳结合等。根据光伏方阵与建筑结合的方式不同，光伏建筑一体化可分为两大类：一类是光伏方阵与建筑的结合。这种方式是将光伏方阵依附于建筑物上，建筑物作为光伏方阵载体，起支承作用。另一类是光伏方阵与建筑的集成。这种方式是光伏组件以一种建筑材料的形式出现，光伏方阵成为建筑不可分割的一部分。如光电瓦屋顶、光电幕墙和光电采光顶等。在这两种方式中，光伏方阵与建筑的结合是一种常用的形式，特别是与建筑屋面的结合。由于光伏方阵与建筑的结合不占用额外的地面空间，是光伏发电系统在城市中广泛应用的最佳安装方式，因而倍受关注。光伏方阵与建筑的集成是BAPV的一种高级形式，它对光伏组件的要求较高。光伏组件不仅要满足光伏发电的功能要求同时还要兼顾建筑的基本功能要求从建筑、技术和经济角度来看，光伏一建筑一体化有以下诸多优点：联网系统光伏阵列一般安装在闲置的屋顶或墙面上，无需额外用地或增建其他设施，适用于人口密集的地方使用。这对于土地昂贵的城市建筑尤其重要。可原地发电、原地用电，在一定距离范围内可以节省电站送电网的投资。对于联网户用系统，光伏阵列所发电力既可供给本建筑物负载使用，也可送入电网。在阴雨天、夜晚或光强很小的时候，负载可由电网供电。由于有光伏阵列和公共电网共同给负载供应电力，增加了供电的可靠性。夏季，处于日照时，由于大量制冷设备的使用，形成电网用电高峰。而这时也是光伏阵列发电最多的时候。光伏建筑一体化系统除保证自身建筑用电外，还可以向电网供电，从而缓解高峰电力需求。由于光伏阵列安装在屋顶和墙壁等外围护结构上，吸收太阳能、转化为电能大大降低了室外综合温度，减少了墙体得热和室内空调冷负荷，既节省了能源，又利于保证室内的空气品质。避免了由于使用一般化石燃料发电所导致的空气污染和废渣污染，这对于环保要求严格的今天与未来更为重要。由于光伏电池的组件化，光伏阵列安装起来很简便，而且可以任意选择发电容量。BAPV的关键技术主要有以下几个方面：（1）与景观、建筑结合的光伏电站设计和建设；（2）电站主要设备光伏组件、控制逆变器等产品；（3）100 kVA以下的系列化与用户侧低压电网并联运行的并网控制逆变器的研制以及在电站中的实际应用；（4）光伏阵列与建筑集成的优化；（5）太阳能光伏发电系统与建筑物的一体化设计；（6）光伏阵列在建筑物屋顶上的安装结构与工艺设计、线路设计与配线、防雷保护、光伏电站监控系统等。BAPV应当在建筑设计之初就开始考虑。除了考虑BAPV的建筑特性，还要考虑发电量的影响因素。研究BAPV技术的任一领域，都要解决2个核心问题：光伏电池的安装位置、遮挡因素。国外光伏发电已经完成了初期开发和示范阶段，正在向大批量生产和规模应用发展，各国一直在通过改进工艺、扩大规模、开拓市场等，大力降低光伏电池的制造成本和提高其发电效率。我国近年来光伏建筑一体化系统的研究与开发也取得了很大的发展，在北京、上海等地相继建成了一批具有代表性的光伏建筑一体化工程，同时也推动了国内光伏建筑一体化领域的发展。本工程为建筑物附加光伏发电系统。在已有建筑物上安装太阳电池组件，不改变原有建筑物的建筑设计及结构。项目在彩虹集团合肥工业园区内彩虹液晶玻璃公司厂房、彩虹光伏玻璃公司厂房、合肥鑫虹公司厂房屋顶上建成光伏并网发电系统。这几部分可利用面积共计约17万平米，可铺设太阳能电池组件容量为13.92MWp。3、并网系统设计本项目发电系统由于分散在厂区内，若采取分块发电集中并网需单独建设配电房，而且线路敷设也很复杂，工程难度很大。所以采用分块发电，就近并网的方式。这种方式是国家目前大力推广的分布式发电系统。本项目发电区域分散，因此，监控部分采取分块监控，各发电区域分别配置独立的监控系统，系统配置一台环境检测仪，检测环境温度、风向、光照等环境数据。并网运行期间数据采集器采集并网逆变器、汇流箱和环境监测的运行状态，数据采集器对外提供RS485接口，通过RS485总线与并网逆变器、汇流箱、环境监测进行通讯，将相关数据和信息通过RS485总线提供给站控层的监控系统。通过站控层可实现对逆变器和汇流箱运行状况监控。通过大屏幕LED显示逆变器的输出电压、电流、功率、日发电量和项目所在地光照度、环境温度、二氧化碳减排量等参数。通过显示电站发电量和环境参数，可体现我们公司在新能源利用和节能减排方面的示范效应。图6-1 并网发电系统示意图4、主要产品部件及性能参数1）并网逆变器选型逆变器是连接光伏阵列和电网的关键部件，它完成控制光伏阵列最大功率点运行和向电网注入正弦电流两大主要任务。逆变器要与电网连接，必须满足电网电能质量、防止孤岛效应和安全隔离接地的三个要求。光伏阵列对逆变器的要求由于日照强度和环境温度都会影响光伏阵列的功率输出，因此必须通过逆变器的调节使光伏阵列输出电压趋近于最大功率点输出电压，以保证光伏阵列在最大功率点运行而获得最大能源。并网逆变器的组成单元DC/DC单元。该单元完成太阳能电池阵列的电压提升，同时对太阳能电池板进行最大功率跟踪控制（MPPT）。DC/AC单元。该单元工作在电流控制模式，在PWM的控制下，使电流和电网的电压保持同步，把电能馈送到电网。I/O单元。该单元把来自电流传感器的信号和主回路中的电压信号转变成DSP板可以处理的信号，并把DSP输出的开关信号和PWM信号输出的相应的继电器或功率元件。DSP单元。该单元是并网发电系统的控制核心，DSP单元完成全部并网运算和控制功能，并能够通过串行总线向显示板发送系统运行信息。电源单元。把太阳能电池的高压输入转化为多路电压电源，供DSP单元、I/O单元、传感器等使用。太阳能发电对电站系统的安全、质量、可靠性等都有很高的要求，而逆变器作为光伏并网系统的核心，其质量和稳定性直接影响光伏发电系统的发电质量和系统稳定性。本系统拟采用通过国际认证的并网逆变器，逆变器参数如下：表6-1 逆变器技术参数 500kW逆变器部分技术参数GSG-500KTT-LV直流输入最大直流输入功率(kWp)550最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）1250MPPT范围(Vdc)440800直流电压纹波Vpp < 10%输入接线途径/最大输入路数铜排/16输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)500最大交流输出功率（kW）541额定电网电压（Vac）270允许电网电压（Vac）240300额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）4750.5功率因数0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/6输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）98.6%欧洲效率（%）98.2%隔离方式无变压器夜间自耗电（W）<80MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DIN VDE 0126防护等级IP20(室内)使用环境温度2055（>50降额）存储温度-20+65使用环境湿度095%（不结露）冷却方式强制风冷噪声65dB海拔高度>3000m 时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x3400x2100参考重量（kg）1876 250KW逆变器部分技术参数GSG-250KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)275最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）625MPPT范围(Vdc)440800直流电压纹波Vpp < 10%输入接线途径/最大输入路数铜排/2输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)250最大交流输出功率（kW）266.75额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）330450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）4750.5功率因数0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/2输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）97.0%欧洲效率（%）96.0%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<80MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DIN VDE 0126防护等级IP20(室内)使用环境温度2055（>50降额）存储温度-20+65使用环境湿度095%（不结露）冷却方式强制风冷噪声65dB海拔高度>3000m 时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1800x2140参考重量（kg）2486 100kW逆变器部分技术参数GSG-100KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)110最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）250MPPT范围(Vdc)440800直流电压纹波Vpp < 10%输入接线途径/最大输入路数铜排/1输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)100最大交流输出功率（kW）106.37额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）330450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）4750.5功率因数0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/1输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）96.7%欧洲效率（%）95.4%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<50MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DIN VDE 0126防护等级IP20(室内)使用环境温度2055（>50降额）存储温度-20+65使用环境湿度095%（不结露）冷却方式强制风冷噪声65dB海拔高度>3000m 时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1000x2100参考重量（kg）1022.5逆变器采用低频隔离变压器设计，室内型。可在+55的高温环境下，连续可靠地满载运行，不需要降额。适用于大型光伏电站。可多台逆变器并联运行，简化电站设计。输入电压的范围大，保证了接入的光伏阵列有了更多的组合方式。是一款性价比非常高的并网逆变器。2）太阳能电池组件的选型本工程光伏发电系统主要由太阳电池组件阵列、逆变器及升压系统三大部分组成，其中太阳电池组件阵列及逆变器组成发电单元部分。太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内太阳电池组件主流类型。根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳电池组件类型，计算光伏并网系统的年发电量，选择综合指标最佳的太阳电池组件。太阳能电池组件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太阳电池组件。太阳电池主要有：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)、非硅光伏电池(包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。目前市场生产和使用的太阳能电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年晶体硅的市场占有率为88。从产业角度来划分，可以把太阳电池划分为硅基电池和非硅基电池，硅基电池以较高的性价比和成熟的技术，占据了绝大多数的市场份额。晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现、工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中效率最高的。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的。现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；另外，受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是从节约能源，节省硅原料等方面综合考虑，具有广阔市场发展空间、经济环保型的多晶硅电池有望替代单晶硅。薄膜光伏电池目前，商业化的薄膜光伏电池主要有：非晶硅、铜铟硒和碲化镉三种。非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池、特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代。非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低。目前已商业化的薄膜光伏电池材料有：铜铟硒(CIS，CIGS)和碲化镉(CdTe)，它们的厚度只有几微米。在三种商业化的薄膜光伏技术中，非晶硅的生产和安装所占比重最大，2007年占市场总量的3.2。单晶、多晶和薄膜三种电池间的比较2007年多晶硅、单晶硅、薄膜(以非晶硅和碲化镉为主)这三种电池所占的份额分别为：45%、42%和10%。在这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。最近几年，非晶硅组件的技术和产能发展很快，但效率较晶体硅仍有一定的差距。碲化镉组件的生产技术比较复杂，目前只有德国的 ANTEC Solar 和美国First Solar等为数极少的公司具备批量生产能力。表6-2 太阳能电池分类汇总表种类电池类型实验效率商业效率优点缺点晶硅电池单晶硅23%14%-18%效率高，技术成熟。原料成本高多晶硅20.3%13%-16%效率较高，技术成熟。原料成本较高薄膜电池非晶硅13%8%-11%弱光效应好，成本相对较低。转化率相对较低碲化镉15.8%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。有毒，污染环境。铜铟硒15.3%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。稀有金属多晶硅太阳电池组件和单晶硅太阳电池组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，占据光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，其国内供应量非常充足。综上所述，结合项目所在地用地情况、产品技术的成熟度、以及目前国内外大规模光伏并网电站应用的实际情况，本方案采用多晶硅太阳电池组件。本方案初步选定通过国际认证功率为235Wp多晶硅太阳电池组件。表6-3 245Wp多晶硅光伏组件主要参数标准测试条件STC：AM1.5 辐照强度1000W/ 温度25峰值功率(Pm)245Wp峰值功率温度系数-0.45%/开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数0.055%/最佳工作电压(Vmp)30.3V开路电压温度系数-0.33%/短路电流(Isc)8.66A外形尺寸(mm)1636×992×45最佳工作电流(Im)8.08A重量(kg)19.5转换效率14.8%3）汇流箱的选择本系统拟选8路、16路光伏阵列防雷汇流箱，其具有以下特点： 满足室外安装的使用要求； 每路可接入1个支路，1个支路含2个串列，每路电流最大可达20A； 接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V； 熔断器的耐压值不小于DC1000V； 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四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。图6-2 8路汇流箱原理图图6-3 12路汇流箱原理图4）直流柜的选择直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器，本方案选用的直流防雷配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏防雷器。本方案按每个并网发电单元单独进行设计，将配置不同规格的直流防雷配电柜，电气原理框图如图6-4所示图6-4 直流配电柜原理图如上图所示，直流防雷配电柜具有以下性能特点： 简化系统布线； 操作简单、维护方便； 提高系统可靠性、安全性； 选用ABB断路器,菲尼克斯防雷等高品质器件；5）交流配电柜的选择本系统采取分块发电，就近并网的方式，由于交流柜接入逆变器的数量不同，在交流配电柜中断路器，浪涌保护器的选择也需有区别以便节约成本。6）防雷系统设计接地装置及设备接地的设计按交流电气装置的接地和十八项电网重大反事故措施的有关规定进行设计。光伏阵列接地保护直接采用镀锌扁钢与屋顶原有接地保护连接，接地电阻满足电池厂家要求为准，站房设备接地与光伏组件接地网连接。7） 防逆流控制器选型本方案光伏并网系统为不可逆流发电系统，即光伏并网系统所发的电由本地负荷消耗，多余的电不允许通过低压配电变压器向上级电网逆向送电。在并网发电系统中，由于外部环境是不断变化的，为了防止光伏并网系统逆向发电，系统需要配置相应的防逆流控制装置，通过实时监测配电变压器低压出口侧的电压、电流信号来调节系统的发电功率，从而达到光伏并网系统的防逆流功能。对防逆流控制器的选型要求需具备以下几方面的功能： （1） 若光伏电源供电回路出现电压过高，或者过低，电流过高（通过设置参数整定），发脉冲报警信号。 （2） 若配电变压器二次侧供电回路出现逆功率，则装置动作，调整（降低）逆变器的输出功率。 （3） 若配电变压器二次侧供电回路逆功率消失，则装置动作，调整（恢复）逆变器的输出功率。8）太阳电池组件支架选型太阳电池组件的安装一般分为固定式、倾角可调节固定式和复杂自动跟踪系统三种类型，其中复杂自动跟踪系统又分为单轴跟踪和双轴跟踪两种。屋顶电站多采用固定式和可调式，跟踪式一般用在地面电站。固定式：组件支架不可调整，年发电量最少。倾角可调节固定式：组件支架的俯仰角设计成10度60度之间可手动调节，一般设计为每10度一个档位，发电量比固定式可提高10%15%。倾角固定可调节式：按季度进行调节，夏季为当地纬度减去23.5度，冬季为当地纬度加23.5度，春秋两季为当地纬度，发电量比固定式可提高5%左右。本项目采用固定式安装方式。因为单晶硅太阳电池组件的寿命在25以上年，所以对组件支架的抗腐蚀提出了要求，支架的材料可以分为不锈钢、铝合金、钢支架热浸锌防腐和塑料等几种。不锈钢、铝合金支架成本太高，但是可以在现场进行加工制作，安装方便；钢支架热浸锌防腐价格相对便宜，但需在安装前一次性设计和加工好，在施工现场不能进行加工，否则破坏了热浸锌防腐的效果，从设计和安装角度来说要求更高一些。从经济性考虑，选用钢支架热浸锌防护。塑料与金属组合结构是国外刚开始使用的一种新的支架型式，它能满足支架寿命要求，可以方便灵活地增减配重，而且可忽略风压对电池组件的影响。本系统拟选用成品光伏组件支架系统，成品光伏支架为工厂预制，在工地快速组装无需现场钻孔或焊接，有效提高安装精度和效率，保证施工质量，并节约工期。光伏组件支架系统采用C型槽钢作为主体部件，用作立柱、主梁和次梁，槽钢底座用于槽钢和各种基材连接；角钢连接件用于槽钢与各种基材的任意角度连接。光伏组件支架系统采用热浸渡锌材质槽钢及配件，镀锌厚度60m以上。C型槽钢增设了轴向加劲肋提高了槽钢的抗弯能力。C型槽钢与锁扣通过齿牙机械咬合，既方便调节系统安装尺寸，又能确保在各种荷载综合作用下的有效支撑。C型槽钢背面设有条形安装孔，易于调节安装。5、光伏系统方阵布置（1）方阵安装角度及安装方式北半球太阳电池组件方位角朝南，安装角度与纬度有关。组件方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：纬度、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据合肥地区当地纬度32度和当地太阳辐射资料，利用RETScreen进行模拟，经过计算确定太阳能电池方阵最佳倾角为27度设计。最佳倾角支架效果图     平铺专用支架效果图图6-5 太阳电池支架基础图方阵间距布置本项目是在合肥彩虹工业园区内厂房屋顶铺设太阳能电池组件，除去四周阴影遮挡，屋顶可利用面积为9.65万m2，可铺设太阳电子组件容量为13.92MWp，为了避免冬至日上午9:00时至下午3:00时方阵前后被遮挡，方阵前后留足够间距，经计算合肥当地避免遮挡阵列间距应大于1.84米。第三节 发电量测算一、并网光伏系统转换效率计算由于光伏电池有一个电能转换的问题，因此实际发电量等于理论发电量×光伏系统的转换效率，并网光伏发电系统的能量损失主要由光伏阵列的能量损失、逆变器能量损失、交流并网的能量损失等三部分组成。（1）光伏阵列能量损失 1：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过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、峰值功率点偏值损失等，综合损失按 13%计算，即效率为87%。（2）直流部分线缆功率损耗 2：根据项目的直流部分的线缆连接，直流部分的线缆损耗按 98%计。（3）逆变器转换能量损失 3：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，按逆变器厂家提供的效率 97%计算。（4）交流线缆的功率损耗 4：根据项目的交流部分的线缆连接，交流部分的线缆损耗效率按98%计。（5）变压器功率损耗 5：使用高效率的变压器，变压器效率为 98%。（6）总体系统效率测算系统各项效率：光伏阵列能量损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，取0.99的修正系数，则系统综合效率： 总=87%×98%×97 %×98%×98%×99%=78.63%。二、项目发电量计算考虑系统综合效率，组件温度系数后，13.92MWp系统年初始发电量通过RETscreen光伏设计软件计算如下：月份每日的太阳辐射 上网电量度/平方米/日兆瓦时一月2.68909.46二月2.98913.4三月3.481180.94四月4.051330.03五月4.621567.8六月4.551494.23七月4.861649.24八月4.551544.04九月3.911284.06十月3.221092.71十一月2.91955.65十二月2.57872.13年平均数3.7014793.69 图6-6 13.92MWp电站系统年初始发电量太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统 25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。本项目拟采用的太阳电池组件的光电转换效率衰减速率为25年衰减不超过20%。该项目运行期 25年，总发电量 100GWh，年均发电量为 400.6×104 kWh。运营期内各年发电量估算见下表。表6-4 并网光伏发电系统各年发电量测算年份第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年发电量（GWh）14.79 14.66 14.53 14.40 14.27 14.14 14.01 13.89 13.76 年份第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年发电量（GWh）13.64 13.51 13.39 13.27 13.15 13.03 12.92 12.80 12.69 年份第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年发电量（GWh）12.57 12.46 12.35 12.24 12.13 12.02 11.91 第四节 项目建设实施方案此项目建设可采用两种实施方案：1、彩虹（合肥）液晶玻璃有限公司自筹资金自主建设，拥有电站全部产权，自主运营维护。此模式建设，将由当地第三方具备建设资质的工程公司实施工程总承包。2、寻找投资公司投资建设，建设完成验收后，出售经营权给投资公司，出售价格为总投资减去金太阳工程国家财政补贴。投资公司经营年限15年，期间投资公司享有电站经营利润，支出经营期成本费用。15年协议经营期满后转交电站经营权给彩虹（合肥）液晶玻璃有限公司，由彩虹（合肥）液晶玻璃有限公司继续经营（10年）并享有电站收益。此模式建设，将由当地有意向投资的公司实施工程总承包。