光伏规范标准图纸.pdf

（一）村级光伏电站组件排布图纸根据现场图片进行设计村集体光伏电站效果图 1 村集体光伏电站效果图 2 村集体光伏电站效果图 3 （二）、详细说明3.1 项目概述本项目叶集区南依大别山，北连淮北平原， 西临史河， 东部丘陵，境内河流纵横，塘堰星罗棋布，林竹繁茂。全区共有森林面积 71800 亩，其中，孙岗乡28000 亩，三元乡 7400 亩，平岗办事处 30000 亩，镇区办事处 6400 亩，本区树种以意扬、国外松、杉木为主，经济林有板栗、桃、枣、水蜜桃等。属于北亚热带向暖温带转换的过渡带，季风显著，四季分明，气候温和，雨量充沛，光照充足，无霜期长。全年日照 1876-2003.5 小时，平均气温 16.7-17.9 ℃，梅雨季节一般在 6-7 月间。全区年平均日照时数为 1926.1 小时，日照百分率为 43.3左右， 属于太阳能利用条件中等的地区。 除梅雨季节外， 太阳能资源具备利用的稳定性。本项目参考 METEONORM7数据库中的数据进行太阳能资源分析，统计了19912010年累年各月的水平面总辐射值和 15斜面总辐射值，详见下表。月份 水平面辐射（ kWh/m2）一月 63 二月 75 三月 91 四月 120 五月 143 六月 133 七月 154 八月 135 九月 115 十月 95 十一月 71 十二月 61 合计 1253 根据太阳能资源评估方法 （ 行业标准 QXT-89-2008）制定的太阳能资源丰富程度等级划分，本项目站址所在地为资源丰富地区。光伏电站根据现场安装状况进行组件及逆变器的配置， 本村级光伏电站配备4 个 50KW的组串式逆变器， 经逆变后进入一个交流配电箱， 最终并入国家电网。分布式光伏电站原理图图二、屋顶光伏电站现场图图三、屋顶光伏电站现场图光伏方阵排列布置要节约土地、与当地自然环境有机的结合，设计规范，并兼顾光伏电站的美观展示性。 光伏方阵的阵列倾角、 方位角、 阵列间距应根据地理位置、气候条件、太阳辐射能资源、场地条件等具体情况优化设计。光伏电站设计要求应包含并不限于（ 1）结构设计应与工艺和建筑专业配合，合理确定光伏系统各组成部分。（ 2）在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。（ 3）光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。 支架、 支撑金属件及其接节点， 应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。（ 4）应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置 . （ 5）逆变器等较重的设备和部件宜安装在承载能力大的结构构建上，并应进行构建的强度与变形验算。（ 6）光伏方阵的支架宜由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或不锈钢地角螺栓固定钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内； 当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。应采取提高支架基座与主体结构间附着力的措施，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。（ 7）光伏系统输配电和控制用线缆应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置、满足安装维护的要求。（ 8） 光伏组件或方阵连接电缆应符合 光伏 （ PV） 组件安全鉴定结构要求的相关规定。（ 0）光伏系统的电能质量应符合光伏系统并网技术要求 ，电压偏差，频率、 谐波和波形畸变、 功率因数、 电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。（ 10）并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并安装必要的计量装置。（ 11） 在人员有可能接触到或接近光伏系统的位置， 应设置防触电警示标识。（ 12） 光伏系统应与建筑电气系统相匹配， 光伏系统主接线应满足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修的要求。（ 13） 光伏系统设计时应计算系统装机容量和发电量， 光伏系统装机容量由建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。（ 14） 并网光伏系统容量还应根据配电网线路、 变压器容量及电网相关要求确定。设计施工时还应做到★ 美观性与当地自然条件结合， 美观大方。 在不改变原有地貌环境和外观的前提下，设计安装太阳能光伏阵列的结构和布局。★ 高效性光伏系统在考虑美观的前提下，在给定的安装面积内，尽可能的提高光伏组件的利用效率，达到充分利用太阳能提供最大发电量的目的。地面电站及平屋顶太阳能电池组件表面应垂直朝向太阳， 可以提高电池组件的输出效率。倾斜角 倾斜角是太阳能电池方阵平面与水平面的夹角， 并希望此夹角是方阵一年中发电量为最大时的最佳倾斜角。 一年中的最佳倾斜角与当地的地理纬度有关， 当纬度较高时， 相应的倾斜角也大。 最理想的倾斜角是使太阳能电池年发电量尽可能大，而冬季和夏季发电量差异尽可能小时的倾斜角。选择倾角安装光伏组件阵列时， 前后排光伏阵列的间距设计应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距， 一般要求在冬至影子最长， 两排光伏阵列之间距离要保证上午 9 点到下午 3 点之间前排不对后排造成遮挡。方位角太阳能电池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） 。一般情况下，方阵朝向南方（即方阵垂直面与正南的夹角为 00）时，太阳电池发电量是最大的。★ 安全性设计的光伏系统应该安全可靠，不能给建筑和其他用电设备带来安全隐患，施工过程中要保证绝对安全， 不能掉下任何设备和器具。 尽可能的减少运行中的维修工作。★ 在太阳能光伏电站的设计、设备选型方面，也遵循如下原则可靠性强设备余量充分，系统被指先进、合理、设备、部件质量可靠通用性强设备选型尽可能一致，互换性好，维修方便。通信接口、监控软件、充电接口配置一致，兼容性好，便于管理。安全性好着重解决防雷击、抗大风、防火、防暴、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题。操作性好自动化程度高，监控洁面友好，平时能做到无人值守，设备做到免维护或少维护。直观可视性好 现场安装有显示屏， ， 可实时显示电站的发电量、 太阳辐射、温度、瞬间功率以及二氧化碳减排量。性能价比高 在设备选型和土建工程设计中， 在保证系统质量、 性能的前提下，尽量采用性价比最优的设备，注重经济型和实用性，以节省项目费用，减少投资。电能平衡及不平衡解决方案电能平衡问题电能平衡问题主要由三相电压平衡决定，尤其是稳态扰动引起的电能质量问题。 其电能问题产生的原因可能是不对称载所引起， 产生的后果造成设备过热、继电保护误动、通信干扰、线缆加速老化等问题。本工程电能不平衡解决方案如下1、根据现场配电情况将负载平均分配至电网各相，可有效解决电能不平衡问题。 在工程做并网设计时， 尽量将光伏系统平均分配至电网各相并网， 采用此种并网方式可有效避免本工程电能不平衡问题。2、本工程采用的 60KW组串逆变器具有自动调整功率因数功能，可以根据当地电网的浮动， 自动调节输出功率的功率因数， 可有效避免光伏系统对当地电网电压造成冲击。3、将不对称负荷分散接在不同的供电点，以减少集中连接造成不平衡度严重超标的问题 . 3.3 防雷接地设计太阳能光伏电站为三级防雷建筑物，防雷和接地涉及到以下的方面防雷接地光伏组件、支架、逆变器、配电箱、电缆等都要可靠接地，每件金属物品单独接地， 或设置接地干线， 所有物品接至接地干线， 不允许串联后再接到接地干线上。接地要求每件金属物品应单独接地，或设置接地干线，所有物品接至接地干线，不允许串 联 后再接 到 接地干 线 上，接地 电阻小 于 4Ω ， 并符合GB50057-2010建筑物防雷设计规范的要求光伏阵列太阳能组件自带金属边框，金属边框与电站金属支架相连，金属支架与电站敷设专用太阳能光伏组件接地热镀锌扁钢 50*5mm2相连，热镀锌扁钢直接接地极、防雷体系。太阳能组件接地电阻按不大于 4Ω 考虑。在许多工程应用中太阳能组件的实测接地电阻均小于 1 欧姆的要求， 能达到接地电阻阻值要求。3.4 监控和通讯方案采用组串式逆变器系统的监控和通讯可以采用 WIFI/GPRS通讯， 通过安装手机 APP软件可实时监控逆变器数据。4、设备配置方案4.1 组件的选型要求晶体硅太阳能组件使用寿命不低于 25 年， 组件整体质保期 15 年， 功率衰减质保期不低于 25 年。 组件年平均衰减不超过 0.7， 15 年运行使用期限内输出功率衰减不超过峰值功率的 10，在 25 年运行使用期限内输出功率衰减不超过峰值功率的 20；满足转换效率要求大于等于 16的多晶硅光伏组件大于等于 260WP，本工程采用 260WP的多晶硅光伏组件， 较招标文件要求为正偏差， 不计入总结合本地采购及服务要求， 拟选用安徽大恒能源科技有限公司生产的 DHP60-260型号组件，其额定功率 260WP/块，组件尺寸为 1640*991*35mm。本工程拟选用光伏并网发电系统产品均为为定型的成熟产品 , 有连续 2 年以上安全运行经验。太阳能电池组件是符合国家工信部最新发布 光伏制造行业规范条件 2015年版 规定条件的产品 推荐采用达到国能新能 [2015]194 号文规定的‘领跑者’计划标准产品） ，并符合以下要求多晶硅太阳能电池组件， 260W（ 60 片装，抗 PID）技术指标填充系数高，太阳能电池组件光电转换效率≥ 16；多晶硅太阳能电池， A级电池片，光伏支架。组件功率误差范围 0～ 3％；工作环境温度范围 -40 ℃～ 85℃；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，太阳电池组件的实际输出功率均大于标称功率；晶体硅组件的填充因子 FF≥ 0.75 ；峰值功率温度系数、短路电流温度系数、开路电压温度系数符合 IEC 61215-10.4 的标准要求；电池组件应具备较好的低辐照性能。辐射度在 200-1000W/m2的 IV 测试曲线符合行业最新标准；电池组件的电绝缘强度 按照 IEC61215 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≥ 40MΩ .m2；组件在外加直流电压 1150V时，保持 1 分钟，无击穿、闪络现象；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 5400Pa；电池组件可承受“冰雹直径 / 撞击速度 25mm/23m/s”冰雹的撞击；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 IEC61215要求，组件具备抗沿海盐雾腐蚀的能力；组件防 PID 效应合格；太阳电池组件防护等级 IP67；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 IEC61215规定；太阳电池组件应采用高强度的铝合金边框， 能在风速 30m/s 下保证不发生变形和撕裂， 可在本工程气象条件下长期运行不变形； 边框表面经阳极处理的铝合金与电池片之间应有足够距离， 确保组件的绝缘、 抗湿性和寿命。 背面材料采用TPT/TPE背板；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 5400Pa。电池组件可承受“冰雹直径 / 撞击速度 25mm/23m/s”冰雹的撞击；符合 GB/T9535 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型标准（ IEC12151993） , 符合国际电工委员会 lEC61215 2005 和 lEC61730 2004 标准；太阳电池组件具有 ISO 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的认证证书。 产品通过 TUV、 UL或 CQC等认证， 并符合国家强制性标准要求；部分部件需要符合如下要求1）组件使用知名厂家生产的 A 级电池片，电池片组件的电池需为同一批次原料，电极栅线印刷完美，无断栅、表面无污渍、无漏浆、无铝包、无隐裂、无划伤、无黑芯、无逆电流、电性能稳定等，转换效率较高，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。2）接线盒 含连接器、导线和二极管 接线盒密封防水、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，具备 TUV认证。3）采用 EVA、钢化玻璃等层压封装的组件， EVA 的交联度大于 80， EVA与玻璃的剥离强度大于 30N/cm， EVA与组件背板剥离强度大于 15N/cm；背板材料至少为 3 层结构，盖板玻璃钢化性能符合国际 GB9963-88标准。