水泥屋顶78KW

水泥屋顶分布式光伏发电系统目录第一章 项目地点 11.1 项目地点及气候特征 . 11.2 太阳能资源 21.3 项目建筑情况 31.4 项目规模 3第二章 光伏系统设计 . 42.1 总体设计特点 42.1.1 视觉效果 42.1.2 电缆长度优化 42.2 光伏方案设计 42.2.1 系统概述 42.2.2 光伏组件详细设计 52.2.3 交流输配电设计 62.2.4 系统并网接入设计 62.2.5 可利用建筑面积情况 62.3 光伏支架安装固定方式及承重 72.3.1 安装方式 72.3.2 支架安装 72.4 光伏系统监控与运营维护设计 82.4.1 光伏发电系统监控系统 82.4.2 光伏系统运营维护 92.5 主要设备选型 92.5.1 晶硅光伏组件 92.5.2 组串式并网逆变器 11第三章 效益分析 . 133.1 发电量 133.2 分年发电量估算 . 153.3 节能减排量分析 . 16第四章 系统安装调试 174.1 调试工作范围 174.2 系统调试基本要求 . 174.3 联合调试的技术要求 . 184.4 调试流程 191 第一章 项目地点1.1 项目地点及气候特征该屋顶位于江苏省苏州市昆山。昆 山 (Kunshan)， 位 于 东 经 120° 48′ 21″ ~121° 09′ 04″、 北 纬 31° 06′ 34″ ~31° 32′ 36″，处江苏省东南部、上海与苏州之间。北至东北与常熟、太仓两市相连， 南至东南与上海嘉定、 青浦两区接壤 ， 西与苏州吴江区、苏州市区交界。 东西最大直线距离 33 公里， 南北 48 公里， 总面积 927.7 平方公里，其中水域面积占 23.1%。昆山处于长江三角洲太湖平原，境内河网密布，地势平坦，自西南向东北略呈倾斜，自然坡度较小。地面高程多在 2.8~3.7 米之间（基准面：吴淞零点） ，部分高地达 5~6 米，平均为 3.4 米。北部为低洼圩区，中部为半高田地区，南部为濒湖高田地区。昆山属北亚热带南部季风气候区， 气候温和湿润， 四季分明， 光照充足，雨量充沛。历史极端最高气温 39.7℃，历史极端最低气温 -11.7℃。全年无霜期 239 天。年平均气温 17.6℃ ；年平均降水量 1200.4 毫米，年平均日照时间 1789.2 小时。空气质量优良，每年 300 天以上达到国家二级标准。2011 年， 359 天达到国家二级标准。2 1.2 太阳能资源图 1 华东地区太阳能资源分布图 (kWh/m2/day) 苏州市昆山市太阳能资源在分布图中处于 3~3.5 kWh/m 2/day 分布范围，全年辐射量在 1275kWh/m 2 左右， 属于太阳能资源可利用区域。 下表是从气象软件 Meteonorm 中收集到的昆山市太阳能资源和气象数据，更精确的数据，需从当地气象局获取。表 1 江苏省昆山市太阳能资源和气象数据月份Gh Dh Bn Ta Td FF kWh/m 2 kWh/m 2 kWh/m 2 ° C ° C m/s 一月 66 44 47 3.7 -0.6 2.2二月 77 53 45 6 1.4 2.3三月 97 71 43 11 4.6 2.5四月 122 77 66 16.8 9.6 2.4五月 144 92 70 21.7 14.5 2.4六月 125 93 44 25.8 20 2.2七月 150 83 88 29.6 23.7 2.3八月 141 84 80 28.5 23.1 2.6九月 118 70 74 24.6 19.3 2.4十月 102 60 74 19.4 13.8 2十一月 73 47 52 13 7.7 2十二月 66 40 57 6.4 1.8 2.2年平均 1280 814 740 17.2 11.6 2.33 1.3 项目建筑情况本项目工程类型为在建筑屋面加装太阳能电池组件，形成规则的太阳能组件阵列，属于与建筑物相结合的分布式并网发电项目。本项目安装位置于昆山市该屋顶，厂房屋顶总面积约为 1206.4m2。图 2 该屋顶图1.4 项目规模本项目总容量约为 78kWp。共铺设 300 块 260Wp 多晶硅太阳能组件，配置 4 台 20kW 并网逆变器， 1 台并网计量配电柜，接入企业配电的 380V的并网接入点。4 第二章 光伏系统设计2.1 总体设计特点2.1.1 视觉效果我们在设计整个发电系统的时候，充分考虑了建筑视觉美观性，光伏发电系统的设计安装可以做到不影响原厂房整体设计效果，并使整体更美观。2.1.2 电缆长度优化为减小线路上的电压降损失，提高系统的输出能量，降低电缆上消耗的成本。我们在设计中保证太阳能组件到组串逆变器，以及组串逆变器到并网计量柜的电力电缆保持在最短距离，最大限度限制电缆的长度和尺寸。2.2 光伏方案设计2.2.1 系统概述本方案采用水泥屋顶——水泥压块的安装方式，屋顶的光伏组件安装在与倾角为 20°的 C型钢导轨支架上。本项目总装机容量约为 78kWp。共铺设 300 块 260Wp 晶硅太阳能组件， 配置 4 台 20kW 组串式并网逆变器， 1台并网并网计量配电柜。表 2 光伏系统装机统计表车间厂房 安装容量 (kWp) 组件数量 (块 ) 逆变器（台）并网计量柜（台）20KW 80KW 屋顶 78 300 4 1 5 2.2.2 光伏组件详细设计本方案采用 20°倾角的安装方式， 屋顶的光伏组件安装在与倾角为 20°的 C型钢导轨支架上。针对硅晶电池组件电流的参数特性，光伏阵列接线时采用优化的接线方式，大量减少了电缆和汇流箱使用数量。屋顶上相邻电池组件的电缆连接直接用光伏专用线缆在组件下走线。左右排组件需要通过电缆桥架连接。在屋顶中部建筑墙面或其它可利用的屋顶区域悬挂安装组串逆变器，用于将太阳能电池组串并联后产生的直流电转换为与电网电压，频率一致的交流电，通过电缆引至光伏电气设备专用间或配电室并网计量柜， 380V并网接入点。实现自发自用的模式。经初步测算， 该屋顶共可安装 260Wp太阳能多晶硅组件 300块， 成 20°倾角安装，装机容量 78kWp。并网计量柜 1 台， 20kW 组串逆变器 4 台。该光伏系统采用 20 块组件串联、 15 串。 光伏组件输出的直流电缆经线槽桥架接入组串逆变器，组串逆变器输出的与电网电压频率相同的交流电，通过电力电缆引至光伏设备专用间或配电室内的并网计量柜，用户侧低压侧（ 380V）并网。6 图 3 光伏发电并网原理图多晶硅太阳能电池组件在屋顶上的排布见下图。图 4 组件排布图2.2.3 交流输配电设计分布式光伏系统经并网逆变器输出的三相交流电缆引至光伏设备专用间或配电室内的并网计量柜，接入用户低压（ 380V）并网接入点2.2.4 系统并网接入设计本项目电站采用多组并联，组串逆变，接入配电系统内形成用户侧并网系统。太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳发出的光能转化为直流电能，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，接入用户低压（ 380V）并网接入点，电站以自发自用，余电上网的方式，就近接入厂区配电系统。2.2.5 可利用建筑面积情况该屋顶该总面积约 1206m2，光伏组件安装面积约 781m2。7 2.3 光伏支架安装固定方式及承重2.3.1 安装方式针对现场的屋顶情况，使用光伏夹具将组件导轨支架与屋面连接起来。图 5 安装系统侧视图图 5 安装系统效果图该系统的支架材料采用热镀锌 C型钢，牢固美观尽可能的简化安装结构，无需现场二次加工、组装灵活。2.3.2 支架安装保证组件与支架连接牢固可靠，并能很方便的更换太阳能电池组件；所有方阵的紧固件有足够的强度，太阳能电池组件连接件可靠地固定在方阵支架上。8 2.4 光伏系统监控与运营维护设计2.4.1 光伏发电系统监控系统环境检测仪可测量光伏电站当地的气象条件，包括：风速、风向、辐照、温度等环境参数；硬件包括：风速传感器、 风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架，采集的环境数据可通过 RS485通讯读取。监控系统目的是对光伏系统内部的节点进监控，保证光伏系统的正常运行，并根据要求将采集到的数据传送至指定的服务器中。光伏系统数据检测、远传是采用太阳能专用工控机、环境监测仪、数据采集器和显示装置及与其配套的太阳能专用监控软件来检测、远传太阳辐射量、光伏组件直流输入电压、电流、温度、逆变器输入 /输出电压及电流及输出计量和控制室温度等。由于采集参数的多样性和分散性，系统采用了分布式数据采集的结构模式。所谓分布式数据采集，就是利用电量隔离变送器、温度传感器、太阳辐射测量仪等设备就近分散采集现场数据，通过智能数据采集模块的 RS-485串行数据总线技术将采集到的数据传送至监测计算机进行集中的数据统计和处理。智能数据采集模块中设有独立的中央处理模块，可以在现场对采集的信号进行数字滤波和简单的数据处理，然后通过 RS-485数据总线将处理后的数据传送至监测计算机，监测计算机负责将各个车间屋顶的数据进行汇总和处理。光伏系统监控图：9 图 7 光伏系统监控图2.4.2 光伏系统运营维护运行期间正常的定期维护工作。光伏发电系统的日常维护主要是监控发电系统运行状态，定期清洁电池组件表面、定期的系统检查维护由建设单位负责。建设单位对运行期间突发事件处理提供及时的技术支持。运行期间故障的及时响应和修正。 对于易损组件， 将提供备品备件，以供故障时直接更换，使故障恢复时间达到最短。相关的运行维护还包含：硬件及系统软件在扩充功能和更新换代时的技术支持；应用软件在扩充功能和更新换代时的技术支持；用户终端在扩充时的咨询和技术支持。2.5 主要设备选型2.5.1 晶硅光伏组件预选用多晶硅 260Wp 太阳能光伏组件。10 太阳电池组件是光伏系统的主要发电来源。太阳电池数组由太阳电池组件、接线盒及支架组成。使用品质优良的原材料制造，采用高效率多晶硅太阳电池、高透光率钢化玻璃、 EVA/背膜、抗腐蚀 C型钢边框等材料，使用先进的真空层压工艺以及脉冲焊接工艺制造太阳能组件，确保产品在最严酷的环境中的长寿命和高可靠性。组件的背面安装有一个防水接线盒，通过接线盒可以方便的与外电路连接。图 8 光伏发电组件峰值功率（ W） 260 开路电压（ V oc） 37.76 短路电流（ I sc） 8.93 工作电压（ Vmpp） 31.06 工作电流（ Impp） 8.37 最大保险丝额定值 15A 尺寸 (L*W*H) 1650*990*35 重量 (kg) 18.5 最大系统电压 (V) 1000V DC额定电池工作温度（ NOCT ） 46± 2℃工作温度 -40° C ~85° C Pm 温度系数 -0.46%/ °C Voc 温度系数 -0.34%/ °C 11 Isc 温度系数 0.07%/ °C 正面最大静载荷 5400Pa 背面最大静载荷 2400Pa 2.5.2 组串式并网逆变器并网逆变器是光伏并网系统中的重要器件，它的作用是将光伏系统发出的直流电转化为交流电，这样就可以利用电网作为光伏系统的储能设备，从而节约了一般独立系统中占地面积大，成本较高的蓄电池组。预选用 20kw 组串式光伏并网逆变器。图 9 组串式逆变器采用全数字化控制技术，先进的拓扑结构和领先的逆变控制技术，可实现高达 98.2%的转换效率， 更低的损耗， 更容易实线光伏系统整体效率的最大化，可靠的电网支持能力，高防水防尘等级以及超宽的组件电压接入范围。该产品有如下特点：最大转换效率高达 98.2% 欧洲转换效率高达 97.5% MPP跟踪效率高达 99.9% 12 可集成直流断路开关IP65的防水防尘等级逆变器应具有直流反接、 输出过载、 短路、 电网断电、 电网过欠压、电网过欠频等故障保护和告警功能，具有完善的保护功能。图 10 组串式并网逆变器规格书13 第三章 效益分析此项目不占用城市中额外的土地进行分布式光伏系统的安装，不仅让宝贵的土地资源得到了重复有效的利用，还通过绿色可再生能源对建筑楼体进行节能减排，满足城市能源的可持续发展。3.1 发电量采用光伏系统专用模拟软件，结合当地的太阳能辐射资源，对该屋顶厂区内 78kW 分布式光伏发电系统进行首年发电量模拟。结果如下：图 11 组件阵列参数14 图 12 光伏系统的损耗模拟图 13 首年分月发电量模拟图表图 14 首年分月发电量模拟数据注： 模拟发电量是在比较理想的状态下的发电量， 实际的每年的发电量会有一定出出入。15 3.2 分年发电量估算该光伏电站的运行寿命按 25 年计，考虑光伏发电组件的衰减，该电站的年发电量列表如下：表 3 分年发电量估算（单位：度）第 1 年 89000.00 第 11 年 83129.72 第 21 年 76481.96 第 2 年 88466.00 第 12 年 82464.68 第 22 年 75793.62 第 3 年 87935.20 第 13 年 81804.97 第 23 年 75111.48 第 4 年 87407.59 第 14 年 81150.53 第 24 年 74435.47 第 5 年 86795.74 第 15 年 80501.32 第 25 年 73765.55 第 6 年 86188.17 第 16 年 79857.31 年平均发电量 81676.32 第 7 年 85584.85 第 17 年 79218.45 第 8 年 84985.76 第 18 年 78584.71 25 年总发电量 2041908.05 第 9 年 84390.86 第 19 年 77877.44 第 10 年 83800.12 第 20 年 77176.55 根据估算， 该屋顶安装 78kWp 分布式光伏发电系统， 年平均发电量约为81676.32 度， 25 年累计发电量约为 2041908.05 度。注： 25 年年均发电量按照系统发电量 25 年衰减不超过 20%测算。电费按照 0.86 元 /度，补贴按照 0.42 元 /度。静态投资收益及其回收周期，回收周期为 7 年，如下图：16 图 15 静态投资回收3.3 节能减排量分析太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火力发电相比，可节约大量的煤炭资源，有利于环境保护。 78kWp 装机容量，与相同发电量的火力发电相比，节能减排数据如下：图 16 节能减排数据17 第四章 系统安装调试4.1 调试工作范围光伏电站调试是光伏电站单台设备现场安装完毕，安装质量和安装精度满足合同文件、有关规范、标准后进行的测试内容，包括完成光伏电站的单相调试、分系统调试、联合调试及试运行。通过这些试验验证设备性能质量和安装质量是否符合要求。4.2 系统调试基本要求1 安全要求所有相关服务人员必须服从项目经理的统一安排，统一管理。所有参加服务人员都必须经过安全技术培训。在调试过程中，必须在不少于两人的情况下进行操作调试，其中一人调试，一人监护。在调试过程中，技术人员应该严格按照每道工序的调试步骤进行操作，上道工序调试合格后，才能进入下道工序，严禁违章操作；安装调试过程中，相关操作人员必须做好安全防范措施。2 调试工具准备本项目设备的调试工具应提前准备，调试工具应符合相关标准的要求，具有年检记录及标识。表 6 调试工具表序号 工具名称 数量1 数字万用表 2 只2 数字存储示波器 1 台3 三相智能电量分析仪 1 台18 4 电量钳表 2 只5 电工组合工具 1 套6 兆欧表 1 只7 接地电阻测试仪 1 台8 直流稳压电源 1 台9 三相调压器（ 50kW） 1 台10 笔记本电脑 1 台3 临时交流电源准备系统单机调试时，由于逆变器在并网发电之前，需要先对逆变器进行单机带电调试，所以现场需要提供 1 路临时交流电源。表 7 逆变器调试内容序号 项目 内容1 接线方式 三相四线制2 系统电压 AC380/220 3 额定频率 50Hz 4 额定容量 待定4.3 联合调试的技术要求联合调试在光伏电站完成分系统调试后，以全面调试、检测光伏电站设备性能、参数。要求如下：1）系统调试应有设备供应商到场，或由有资质的工程师负责，检查安装使用条件是否符合设备说明和相关标准、规范的规定。2）系统调试的步骤一般为电站直流发电系统至交流输配电系统。3）检查检测所有配套设备都工作在其额定值允许的范围内，并留有裕度。19 4）控制和计量设备应当采用低耗电设备和技术，要求使控制和测量的自用电水平低于系统发电量的 5%。4.4 调试流程1、单项调试分为光伏阵列调试、变压及检测系统调试光伏阵列调试主要是电池组件现场测试、直流线缆现场检测、汇流箱检测、直流配电柜安装调试。检测系统主要是逆变器现场调试；交流配电系统安装、调试；交流线缆现场测量；监控系统软件调试。2、 分系统调试按照并网发电单元（即接入同一台逆变器的相同设备）进行。3、 电站联合调试当单机调试合格后，系统可以进行联调。调试步骤如下：确认低压侧交流断路器处于断开状态。确认设备之间的连接电缆安装合格。任意选择 1 台逆变器并网发电，操作步骤如下：合上对应逆变器的直流配电单元的直流断路器；合上对应逆变器的低压侧的交流断路器；用万用表测量逆变器输入端和输出端的电压；20 依次合上逆变器的交流断路器和直流断路器；查看逆变器的工作状态，检查逆变器显示的参数是否正常；检查监控主机与逆变器的通讯情况是否正常逆变器在调试正常后，至少运行 10 分钟。按照上述调试步骤，每台逆变器逐台投入并网发电，增加系统的发电功率。检查监控系统与逆变器、环境监测仪的通讯情况。所有逆变器都并网运行正常后，系统联调的设备至少运行 4 小时以上。