分布式光伏发电项目施工方案

丽龙监控中心

分布式光伏发电项目施工方案

XXXXXX有限公司

2018年11月

目录

一、项目背景 (3)

二、项目概况 (4)

2.1 项目地址介绍 (4)

2.2 项目所处地理位置、气候及太阳辐射状况 (5)

三、总体方案设计 (6)

3.1 设计依据 (6)

3.2 整体系统设计 (7)

四、光伏组件安装设计 (20)

五、主要技术点、指标说明 (20)

5.1 电能质量 (20)

5.2 安全性 (21)

5.3 运行维护 (23)

六、本项目全寿命周期发电量估算分析 (25)

七、社会效益 (26)

7.1 节能效益和环境效益 (26)

7.2 社会影响 (26)

一、项目背景

我国是太阳能资源丰富地区，大力开发、利用太阳能等可再生能源是积极响应中央政府节能、减排号召，应对能源匮乏、缓解电力紧张、保障可持续发展的重要举措。清洁、无污染的绿色能源可以营造一种清新、自然、环保、健康、进步、面向未来的崭新形象，增强人们对可再生能源的认识，唤起人们对地球的关爱。太阳能光伏发电无污染、无噪声，是利用太阳能的有效途径之一。

根据《太阳能资源评估方法》（QX/T 89-2008），以太阳能总辐射的年总量为指标，对太阳能的丰富程度划分为4个等级，如下表所示：

表1. 中国太阳辐射资源区划标准

我国的太阳能资源丰富，年总辐射量在860～2080kWh/m2之间，年直接辐射量在230～1500kWh/m2之间，年平均直射比在0.24～0.73之间，年日照时数在870～3570h之间。中国1978～2007年平均的总辐射年总量的空间分布情况如下图所示。

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图1. 1978～2007年平均的太阳能资源空间分布图（单位：kWh/m2）

二、项目概况

2.1 项目地址介绍

本项目拟建地址位于XXXXX ，地理坐标为北纬

22.39°，东经119.9°。

图2 丽水利盈首饰有限公司地理位置示意图

2.2 项目所处地理位置、气候及太阳辐射状况

丽水位于东经112度57分至114度3分，北纬22度26分至23度56分。市中心位于北纬23度06分32秒，东经113度15分53秒。

丽水属于南亚热带海洋性季风气候，其地势东北高，西南低，北部和东北部是山区，中部是丘陵、台地，南部是珠江三角洲冲积平原。终年气温相对较高，年平均温度有22℃。气温年内变化为单峰型，最高出现于7～8月，最低在1月。一年中大部分时间雨量充沛，雨季明显。4～9月为多雨季节，半年降水量一般占年降水量的80％以上，其中最多雨为5～6月，平均月雨量达280-300毫米，常有大-暴雨出现；最少雨在11月至翌年1月。10～11月受副热带高压下沉气流影响，多晴朗天气，12月至翌年3月，主要为大陆干冷气团控制，天气相对比较凉爽、干燥。

浙江省丽水市气候历年平均值数据见下表，数据来源：Meteonorm。

表2. 丽水市太阳能辐照数据表（单位：kWh/m2·mth）

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三、总体方案设计

3.1 设计依据

《光伏发电站设计规范》GB 50797-2012；

《光伏发电站施工规范》GB 50794-2012；

《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939-2005；

《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325-2008；

《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549-1993；

《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543-2008；

《电能质量电力系统频率偏差》GB/T 15945-2008；

《光伏器件第6部分：标准太阳电池组件的要求》SJ/T 11209-1999；

《并网型光伏逆变器技术条件》DB42/T 862-2012；

《光伏并网逆变器技术规范》DB65/T 3463-2013；

《分布式光伏逆变器技术条件》DB65/T 3568-2014；

《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》GB/T 30427-2013；

《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/T 32004-2013；

《光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程》NB/T 32008-2013；

《光伏发电站逆变器电压与频率效应检测技术规程》NB/T 32009-2013；

《光伏发电站逆变器防孤岛效应检测技术规程》NB/T 32010-2013；

《太阳能电源控制器》Q/3201GYDY02-2002；

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《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》GB/T 18479-2001；

《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》CECS 85：96；

《建筑电气工程施工质量验收标准》GB 50303-2002；

《电气装置安装工程电气装置交接试验标准》GB 50150-2006；

《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169-2006；

《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254-2014；

《电气装置安装工程质量检验及评定规程第16部分：1KV及以下配线工程施工质量检验》DL/T 5161.16-2002。

3.2 整体系统设计

（1）系统配置介绍

光伏并网发电系统由非晶硅薄膜光伏组件、汇流插接头、光伏并网逆变器、隔离变压器、并网柜（箱）以及综合监控系统组成，采用具有国际先进技术水平的国产化设备。采用用户侧低压并网方式（0.4kV）。

图3. 系统配置原理图

（2）光伏电池板选择

光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。光伏电池主要有：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

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括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。目前市场生产和使用的光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年占88％左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。从产业角度来划分，可以把光伏电池划分为硅基电池和非硅电池，硅基电池以较佳的性价比和成熟的技术，占据了绝大多数的市场份额。未来随着光伏电池技术的发展，染料敏化光伏电池、聚合物光伏电池等有望取代硅基电池的优势地位。

晶体硅光伏电池组件

晶体硅仍是当前光伏电池的主流。

单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的光伏电池，也是大规模生产的硅基光伏组件中，效率最高。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；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%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。晶硅光伏组件的外形结构如图6-1所示。

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图4. 多晶硅、单晶硅光伏组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）

非晶硅电池和薄膜光伏组件

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，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅光伏组件，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，目前约为12%。

非硅薄膜光伏组件是在廉价的玻璃、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，其价格优势可抵消低效率的问题。

目前正在研发中和已有产品出售的薄膜光伏组件主要有以下几种:

a.非晶硅薄膜电池：是薄膜光伏组件中最成熟的产品之一。

图5. 非晶硅薄膜电池

b.多晶硅硅薄膜电池：其转换效率高于非晶硅薄膜光伏组件，又无效率衰退

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问题，并且有可能在廉价衬底材料上制备，但由于控制薄膜中硅晶粒大小的技术没有解决，尚未能制成有实用价值的光伏组件。

c.有机染料敏化电池：它是一种光电化学电池。

d.铜铟硒（CIS ）和锑化镉（CdTe ）：两种化合物多晶薄膜光伏组件，中试转换效率已经超过10％。但是，由于元素镉的有毒性及其对环境的污染，这种光伏组件技术均不具备长远的产业化生命力。据美国Miasole 公司称，他们研制的铜铟硒（及其合金）电池样品转换效率可达19.5％，试销产品的转换效率可达9％。但由于铟和硒都是比较稀有的元素，因此，这类电池的发展必然受到限制。

图6. GICS 柔性组件 e.砷化镓III-V 化合物薄膜电池：在250℃的条件下，光电转换性能仍很良好，其最高光电转换效率约30％，且能耐高温，特别适合做高温聚光光伏组件。但生产成本高，产量受限，目前主要作空间电源用。

在光伏利用中，相对于其它薄膜电池，由于硅材料储量丰富，且无毒、无污染，具有主导地位。目前，在硅基薄膜光伏组件家族中，非晶硅薄膜电池占有主要地位。但非晶硅光伏组件存在光致衰减效应的缺点，并且转化效率远低于晶体硅光伏组件。目前又出现了各种叠层光伏组件，转换效率达14.6%，接近多晶硅光伏组件。

近年来，另一种新型硅基薄膜材料——纳米硅薄膜由于其优良的性能引起了人们广泛的关注。理论上其最大转换率为44%，如能产业化，则高于单晶硅电池。

光伏组件比较

表3对单晶硅、多晶硅和非晶硅这三种电池类型做了简单的进行了比较。

表3. 单晶硅、多晶硅和非晶硅的比较

通过上表比较可以看出，非晶硅太阳光伏组件的成本较低，资源丰富，制造能耗较低。

本项目屋面分布式光伏电站系统采用铂阳系列薄膜太阳电池组件，型号为HNS-ST63HA。

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图7. HNS- ST63HA 型薄膜太阳电池组件实物图 表4 HNS-ST63HA 型号的薄膜太阳电池参数表

混凝土屋面恒

载 参数 STC 条件下标称功率

P mppt （W ）

63 公差 W -1~+2 最大功率点电压 V mppt （Vdc ） 70 最大功率点电流

I mppt （A ） 0.90 开路电压 V oc （Vdc ） 89 短路电流 I sc （A ）

1.09 转换效率

η(%)

8.0

基于1000kw/m2光强下衰减1000h 后，在STC 条件下测试。PMPP 测试精度±3%，ISC 、IMPP 、Voc 、VMPP 测试精度±10%；

组件运行初期，电压和功率实际值比标称值可能高约4%，组件应在强光下曝晒8~10周后再进行并网连接。

其结构图如下所示：

图8. HNS-ST63HA 型薄膜电池结构图

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图9. HNS-ST63HA 型薄膜太阳能电池组件尺寸图

最大系统电压大于1000VDC ；

通过ISO19001：2000质量管理体系；

通过UL 、TUV 、CQC 认证；

使用寿命可达25年以上，衰减小；

组件效率>8%。

（3）屋面建筑结构形式

本项目需铺设光伏组件的屋面为水泥瓦屋面，屋面（红色区域内）卫星图如下。

图10 本项目装设光伏组件建筑屋面

表5 组件安装位置及数量

序号组件安装位置屋面结构数量装机容量（kW）

1 综合楼屋顶（南&东）水泥瓦567 35.721

2 综合楼屋顶（全南）水泥瓦594 37.422

（4）光伏倾角设计

从气象站得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。本项目按照当地最佳安装倾角设计。

对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量。

计算经验公式为：

Rβ＝S×[sin(α+β)/sinα]+D

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15 式中：Rβ——倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量

S ——水平面上太阳直接辐射量

D ——散射辐射量

α ——中午时分的太阳高度角

β ——光伏阵列倾角

（5）光伏组件间距

根据《光伏发电站设计规范》（GB 50797-2012）得到间距的计算公式为：

)]

sin 399.0cos 648.0(tan[arcsin 707.0??-=H D 本项目为水泥瓦屋面，根据屋面情况，组件沿屋面平铺，由于平铺不需要考虑组件间的遮挡，组件之间间距能满足安装要求即可。

图11. 水泥瓦屋面组件安装示意图

（5）光伏组件排布

南坡&东坡方案组件总共567块，35.721kW 。

全南坡方案组件总共594块，37.422kW 。

该屋顶光伏发电项目组件排布具体见下图：

图12屋面组件排布示意图（南坡&东坡）

图13屋面组件排布示意图（全南坡）

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（6）并网系统设计

本项目建筑物之间的距离配电房较为分散，就近设计一个并网接入点，通过组串型逆变器转换为0.4kV三相交流电后至并网箱并网。系统采用0.4kV低压并网。本工程是一个0.4kV低压侧并网系统，根据用户需求，采用自发自用余电上网接入方式。

图14. 屋面光伏电站系统示意图

（7）并网逆变器设计

本系统采用多处发电就近并网方案，四栋建筑屋面的逆变器设计如下：

南坡&东坡方案

综合楼-组件朝南布置屋面：装机容量为24.381kW；综合楼-组件朝东布置屋面：装机容量为11.34kW现拟选用40kW逆变器1台，每台逆变器带5组MPPT，每组MPPT由2路输入，壁挂式安装，安装位置尽量避开阳光直射，

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并且需配置遮阳罩。

全南坡方案：

综合楼屋面：

综合楼布置屋面：装机容量为22.68kW；南侧食堂宿舍布置屋面，装机容量为14.742kW，现拟选用25kW逆变器1台,15kW逆变器1台，每台逆变器带2组MPPT，每组MPPT由2路输入，壁挂式安装，安装位置尽量避开阳光直射，并且需配置遮阳罩。

（8）隔离变压器设计

根据薄膜组件特性，薄膜组件负极需要接地，所以需在逆变器和交流并网柜直接配置一台隔离变压器（自带隔离变的逆变器除外）。组串型逆变器出线为4根线，隔离变采用Y/Y型接线方式，在原有低压配电室设置一台交流配电柜（箱），与大楼内配电室原有低压配电柜（箱）相拼接（或电缆连接）。

图15. 隔离变压器应用示意图

隔离变压器采用380V/380V变比，容量为与逆变器容量相匹配，Y/Y型接线，加封装外壳，外壳防护等级为IP20。隔离变压器落地式安装在原有低压配电室内。

（9）交流并网柜设计

在原有低压配电室设置一台交流并网柜（箱），与配电室原有低压配电箱采用电缆连接。

交流并网箱板材为冷轧钢镀锌，板厚为1.5mm，柜体颜色:RAL7035，尺寸为685*1028*150（W*H*D），壁挂式安装，进出线方式为下进下出，箱内配N 排、接地排，配置一个进线断路器和一个出线断路器，并配置有计量装置。计量室装计量铅封锁，其中安装局供电度表、局供互感器；

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图16. 低压交流并网箱示意图

（10）防雷接地设计

1）直流侧防雷措施：在逆变器内装设SPD防雷器保护装置，并采用负极接地对系统和设备进行保护。

2）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经隔离变压器后再经交流并网柜（内含SPD防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致的设备损坏，所有的机柜要有良好的接地。

（11）监控通讯系统

监控通讯系统可以即时、清晰的显示当前运行数据，也可保存历史数据。可显示、保存、通讯的运行参数包括直流功率、交流功率、阵列电压、阵列电流、当天实时发电量、累积发电量、环境温度、太阳辐射状况等数据。

本系统中考虑设置监控系统，系统配置如下如所示。

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图17. 通讯与监测系统

四、光伏组件安装设计

根据拟建工程的特点和屋面的结构形式，拟建光伏电站项目工程组件支架采用热镀锌钢支架，所采用支架为模块化设计，具有零部件少，通用性好，安装方便快捷等优点。

五、主要技术点、指标说明

5.1 电能质量

?优质的电能输出

本方案选用具有高性能滤波电路的并网逆变器，使得逆变器交流输出的电能质量很高，不会对电网质量造成污染。在输出功率≥50%额定功率，电网波动<5%情况下，逆变器的交流输出电流总谐波分量（THD）<3%。

并网型逆变器在运行过程中，需要实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一致，所以功率因数能保持在1.0附近。

并网逆变器输出电能质量符合相关国家标准要求：

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?电能质量供电电压允许偏差（GB/T 12325）

?电能质量公用电网谐波（GB/T 14549）

?电能质量三相电压不平衡（GB/T 15543）

?电能质量电力系统频率偏差（GB/T 15945）

5.2 安全性

?防“孤岛效应”

“孤岛效应”指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。“孤岛效应”对设备和人员的安全存在重大隐患，体现在以下两方面：一方面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；另一方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。

光伏并网逆变器均采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法。被动式检测方法指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；主动式检测方法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，其中一种方法就是通过测量逆变器输出的谐波电流在并网点所产生的谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判断，当电网失电时，会在电网阻抗参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。

此外，在并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作，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（如90秒钟）内完全正常，才重新投入运行。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/q62e.html