承包人实施方案计划书.docx

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承包人实施方案计划书

四、承包人实施方案计划书

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378602m2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59779m2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

项目

单位

数量

备注

1

装机容量

MWp

19

2

利用面积

m2

318823

3

海拔高度

m

388

4

纬度（北纬）

（°′）

34°28'41.

5

经度（东经）

（°′）

109°0'15

6

工程代表年太阳总辐射量

MJ/m2.a

4400～4800

水平面上

二、主要气象要素

项目

单位

数量

备注

多年平均气温

℃

13.5

多年极端最高气温

℃

41.7

多年极端最低气温

℃

-20.6

年均降雨量

mm

586

最大降雨量强度

mm

185.3~284.9

多年平均风速

m/s

1.9

多年极大风速

m/s

19.1

潮湿系数

0.58~0.71

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

多晶硅

指标

单位

参数

太阳电池组件尺寸结构

mm

1652*994*35

太阳电池组件重量

kg

19

太阳电池组件效率

%

15.8

峰值功率

Wp

260

开路电压（Voc）

V

38.53

短路电流（Isc）

A

8.72

工作电压（Vmppt）

V

31.05

工作电流（Imppt）

A

8.39

峰值功率温度系数

%/k

-0.407

开路电压温度系数

%/k

-0.310

短路电流温度系数

%/k

0.049

第一年功率衰降

%

不超过2%

第二年到二十五年功率衰降

%

平均不超过0.7%（每年）

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）

否

额定功率（AC，kW）

500

最大输出功率（kW）

575

最大输出电流（AC,A）

1054

最大逆变器效率

98.7%

欧洲效率

98.5%

最大直流输入电压（V）

1000

最大直流输入电流（A）

1200

MPPT电压（DC，V）

450-940

出口线电压（AC，V）

315

允许出口线电压波动范围（AC,V）

230～363

额定电网频率（hz）

50/60

功率因数

＞0.99（±0.8可调）

电流谐波失真度

<3%（额定功率）

外壳防护等级

IP20

允许环境温度℃

-25~+60（50℃无降额）

尺寸（W*H*D）（mm）

1810*2170*800

重量（kg）

1500

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。

4.3.2PVSYST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

项目

损失（%）

1

累计遮挡损失

-2.0

2

组件玻璃光学损失

-2.0

3

弱光条件下的发电量损失

-3.0

4

温度损失

-1.0

5

组件表面污秽对发电量的损失

-2.0

6

组件匹配损失

-2.0

7

直流汇集线损

-1.0

8

逆变器损失

-1.0

9

逆变器出口至并网点损失

-2.0

10

系统效率

约85%

4.4发电量计算：

名称单位数值

装机总量MWP19

年峰值日照小时数h1261.7（0°倾角）

光伏电站系统总效率85%

倾斜面年总太阳辐射量kWh/㎡1352.4（22°倾角）

首年年衰减率　2%

年均衰减率0.70%

年数

年衰减率

单位

年发电量

22°倾角

0°倾角

1

0

万kWh

2207.1168

2059.0944

2

0.02

万kWh

2162.9745

2017.9125

3

0.007

万kWh

2147.8336

2003.7871

4

0.007

万kWh

2132.7988

1989.7606

5

0.007

万kWh

2117.8692

1975.8323

6

0.007

万kWh

2103.0441

1962.0015

7

0.007

万kWh

2088.3228

1948.2675

8

0.007

万kWh

2073.7046

1934.6296

9

0.007

万kWh

2059.1886

1921.0872

10

0.007

万kWh

2044.7743

1907.6396

11

0.007

万kWh

2030.4609

1894.2861

12

0.007

万kWh

2016.2477

1881.0261

13

0.007

万kWh

2002.1339

1867.8589

14

0.007

万kWh

1988.119

1854.7839

15

0.007

万kWh

1974.2022

1841.8004

16

0.007

万kWh

1960.3827

1828.9078

17

0.007

万kWh

1946.6601

1816.1054

18

0.007

万kWh

1933.0334

1803.3927

19

0.007

万kWh

1919.5022

1790.769

20

0.007

万kWh

1906.0657

1778.2336

21

0.007

万kWh

1892.7232

1765.7859

22

0.007

万kWh

1879.4742

1753.4254

23

0.007

万kWh

1866.3179

1741.1515

24

0.007

万kWh

1853.2536

1728.9634

25

0.007

万kWh

1840.2809

1716.8607

总数

万kWh

50146.485

46783.363

L

年平均发电量

万kWh

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320000m2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：

1.1.1多晶硅

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%。

1.1.2硅片

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）。

1.1.3电池片效率等参数

1.1材料

参数

描述

基片材料

多晶硅片

导电型

P型，硼掺杂

P/N结

磷扩散

增透膜

氧化硅

正接触面

银薄膜

反接触面

银薄膜

颜色

深蓝\蓝\浅蓝

1.2几何特性

参数

描述

形状

正方形

边长或面到面的距离

L=156.0mm±0.5mm

汇流条数目

3

倒角

1.5mm±0.5mm

厚度

220μm±20%

TTV

<40μm

弯度

<3.5mm（betweenhighestandlowestpoint）

1.3过程

步骤

描述

质地

酸性

磷掺杂

POCL3扩散过程

抗反射膜

用分批发生产蓝色氮化硅抗反射膜

金属化

用金属液完成丝网印刷过程

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/

，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

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/T9535-1998（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50MΩ。

以不大于500V·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IEC61215-2005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