光伏电站施工图设计说明.docx

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光伏电站施工图设计说明

工程检索号：

QHKJ-NA00341S-J0101

滑县凤凰光伏金太阳示范项目2.5MWp工程

施工图设计

光伏部分第1卷第1册

施工图设计说明

QHKJ-NA00341S-J0101

北京乾华科技发展有限公司

2012-3-25

批准：

日期：

审核：

日期：

校核：

日期：

编写：

日期：

1.设计依据1

2．工程概况2

3．主要设计原则2

4．施工安装要求及注意事项3

5．施工图卷册目录6

1.设计依据

1.1滑县凤凰光伏金太阳示范项目2.5MWp工程相关输入资料：

1）《滑县凤凰光伏金太阳示范项目2.5MWp技术服务合同》；

2）《滑县凤凰光伏金太阳示范项目2.5MWp工程设计协调会会议纪要》；

3）国家有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定等；

4）业主提供的本项目相关建筑结构、基础工程资料。

1.2国家颁布的有关技术标准及行业技术标准、法规及规范太阳能并网光伏电站相关的国家颁布的有关技术标准及行业技术标准、法规及规范：

GB/T2296-2001《太阳电池型号命名方法》

GB/T2297-1989《太阳光伏能源系统术语》

GB/T4797.4-1989《电工电子产品自然环境条件太阳辐射与温度》

ICE60904-1-2006《光伏器件第1部分：

光伏电流-电压特性的测量》

GB/T6495.2-1996《光伏器件第2部分：

标准太阳能电池的要求》

GB/T6497-1986《地面用太阳电池标定的一般规定》

GB/T18210-2000《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》

GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》

GB/T6495.3-1996《光伏器件第3部分：

地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据》

GB/T6495.4-1996《晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法》

GB/T9535-1998《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》

GB_T20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：

结构要求》

SJ/T10460-1993《太阳光伏能源系统图用图形符号》

SJ/T9550.29-1993《地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准》

SJ/T9550.30-1993《地面用晶体硅光伏组件质量分等标准》

SJ/T10459-1993《太阳电池温度系数测试方法》

CECS84-1996《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》

CECS85-1996《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收规范》

钢结构设计规范《GB50017-2003》；以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。

2．工程概况

滑县凤凰光伏金太阳示范项目2.5MWp工程所在地地理坐标为：

东经114.35°，北纬

36.1°。

位于河南省滑县凤凰光伏厂区内，光伏组件安装区域占地面积约为19000平方米。

本项目初步规划容量为2.5MWp，实际建成后总装机容量为2.5392MWp。

根据现场具体情况，将光伏方阵分成4个子方阵，光伏组件子方阵、直流汇流箱、逆变器及升压变压器根据容量划分为3个子系统，各子系统单元就近布置，经10kV电缆接至10kV配电柜，然后并入110kV变电站。

3．主要设计原则

3.1多晶硅光伏组件固定支架安装倾角

本项目所在地地理坐标为：

东经114.35°，北纬36.1°。

项目建设在河南省滑县凤凰光伏厂区内，利用厂区内部#10、#11厂房屋顶及场区南侧空地建设光伏电站。

本项目#1、#2子方阵位于厂区南侧空地，可利用面积有限，为合理利用场地资源，#1、#2子方阵组件安装采用9°倾角。

#3、#4子方阵位于#10、#11厂房屋顶，由于#10、#11厂房屋顶结构为彩钢瓦屋面，考虑到彩钢瓦屋面的荷载能力，同时电站不影响建筑物美观，故#3、#4子方

阵采用平铺于屋面方式安装。

3.2光伏方阵方位角及间距光伏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）。

一般在北半球，光伏组件朝向正南（即方阵垂直面与正南的夹角为0°

时），光伏组件的发电量是最大的。

河南省滑县凤凰光伏厂区为正南正北建设，本工程所利用厂房均为正南正北建设，故本工程光伏方阵方位角定为0°。

光伏组件通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏组件单元之间的距离要保证上午9点到下午3点（太阳时）之间前排不对后排造成遮挡。

由于本项目#1、#2子方阵是沿厂区南围墙布置，仅有一排，不涉及组件单元前后间距问题。

#3、#4子方阵光伏组

件安装倾角为0°，前后排不会形成阴影遮挡。

在布置组件时，南北向相邻组件单元之间留有20cm检修通道，以方便现场施工及以后日常维护。

3.3组串设计

本项目选用500kW逆变器，该逆变器最大功率电压跟踪范围：

450-820Vdc，最大开路电压为1000Vdc。

组串电压应符合的逆变器直流输入参数保证在60℃时的逆变器MPPT电压满足条件，-10℃时的开路电压满足条件。

在本系统中，采用240Wp高效多晶硅组件，在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。

本系统拟采用的逆变器，其最大直流输入电压为1000Vdc，MPPT电压范围为450～820V，晶硅电池组件的开路电压为36.23V，峰值工作电压为29.7V。

依据上述多晶硅光伏组件选型，配合该逆变器的最大直流输入电压1000Vdc，由下列公式求得：

SVdcmax

SVoc[1（t-25）Kv]

式中：

Voc——光伏组件的开路电压（V）；

t——为光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；

Kv——光伏组件的开路电压温度系数；

S——光伏组件的串联数（S向下取整）；

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）。

将光伏组件的数据代入计算得到S≤22.49。

考虑到本项目可利用场地面积有限，为方便光伏组件串联及组件单元划分，本工程选定的晶体硅组件为20块/串。

本工程选定的晶体硅组件为20块/串，由计算可知，晶体硅组件串在最低温度下的开路电压为：

20×36.23×（1+0.33%×35）＝808.30V，小于逆变器最大直流电压1000V。

正常工作时，晶体硅组件串的工作电压为：

20×36.23V=724.6V，也在并网逆变器MPPT电压450-820Vdc范围之内。

3.4光伏组件布置原则

（1）#1、#2子方阵为沿厂区南围墙建设，光伏组件最低端高出围墙顶端10cm；

（2）#3、#4子方阵为屋顶光伏电站，平铺于屋面彩钢瓦上，要求光伏组件底面高出彩钢瓦凸出部分15cm。

4．施工安装要求及注意事项

4.1固定支架及光伏组件安装原则

4.1.1固定支架焊接要求

（1）地面支架部分：

#1、#2子方阵光伏组件支架支腿底座直接焊接在基础预埋件上；屋顶支架部分：

#3、#4子方阵光伏组件支架通过与屋顶彩钢瓦配套的夹具与屋顶连

夹具安装要求：

a、屋顶电站施工前，应先由夹具厂家将生产的夹具样品带至项目现场进行安装测试，夹具必须确认牢固安装于彩钢瓦屋面上后，方可进行生产；若测试发现夹具不满足安装要求，需由厂家进行更改，再测试。

b、夹具所安装的点位置必须位于原有厂房屋顶檩条正上方，若夹具安装点部位的彩钢瓦有凹陷等问题，需采用橡胶垫连接夹具与彩钢瓦，或者根据屋面情况略微调整夹具点位置。

（2）焊接要求：

所有钢结构的焊接均采用满焊，焊缝均应符合三级焊缝质量等级要求，角焊缝外观质量符合三级焊缝的标准，无虚焊；焊条采用E43XX系列。

焊接时需保证支架斜梁与横梁连接处平缓过渡。

（3）焊接后防腐处理要求：

焊接后需去除焊渣，表面保持光滑。

焊接面采用聚氨酯铁红防锈底漆二道，干膜厚度50um/道，聚氨酯面漆二道，干膜厚度30um/道。

面漆颜色应与支架表面颜色一致。

4.1.2固定支架安装及光伏组件安装要求

（1）固定支架安装按照从下往上的顺序安装，安装光伏组件前需调整固定支架，保证固定支架安装组件的斜面朝向及倾角符合要求；

（2）拧紧的螺母需要有专人负责检查，在拧紧的螺帽部分作标记；

（3）固定螺栓时容易磨损支架表面的镀锌层，螺栓固定完成后应及时对锌层磨损部分做防腐处理。

（4）光伏组件安装要求东西向和南北向在一条直线上；

（5）光伏组件为易碎设备，搬运光伏组件时应注意轻拿轻放。

4.2光伏组件至汇流箱的接线调试

（1）光伏组件的测试：

检查组件接线盒盖子是否松动，轻扯接线盒处电缆检查电缆是否松动，脱落；

（2）连线要求：

组件与组件间的连线应全用MC4插头连接，组件间的连线应用尼龙扎带等把电缆固定在支架横梁上，电缆线需整齐，无凌乱松散现象；

（3）每串组件连线：

按组件编号图把每串组件中的每块组件串联，只需MC4插头对接，对接

需牢固；

（4）预制连接电缆：

每串组件出线至汇流箱间的连接电缆，须用MC4插头连接，用专用工具

将MC4插头与电缆连接；

（5）组串电缆拉至汇流箱并标上标码：

每一串至汇流箱的电缆按电缆接线图编上标码，标码位置和质量应方便汇流箱接线和日后检查维修；

（6）使用数字万用表（可使用fluke170系列或类似产品）检查串联组件的开路电压。

测量值应等于单个组件开路电压的总和。

可在所用类型组件的技术说明书中找到额定电压。

如果测量值比预期值低很多，按照“电压过低故障排除”中的说明进行处理；

（7）低电压故障排除鉴别正常的低电压和故障低电压。

这里提到的正常低电压是指组件开路电压的降低，它是由太阳能电池温度升高或辐照度降低造成的。

故障低电压通常是由于终端连接不正确或旁路二极管损坏引起的。

a首先，检查所有的电线连接，确保没有开路，连接良好。

b检查每个组件的开路电压：

用一块不透明的材料完全覆盖组件。

断开组件两端的导线。

取掉组件上的不透明材料，检查并测量终端的开路电压。

如果测量的电压只是额定值的一半，说明旁路二极管已坏。

c在辐照度不是很低的情况下，如果终端的电压与额定值相差5%以上，说明组件连接不

好。

（8）接入汇流箱：

测量数据符合要求后接入汇流箱，不符合要求需排查问题。

（9）在整个系统调试完成投入运行后,要求用钳形表在汇流箱输入端测量每一串的工作电流并做好记录。

光伏组件、光伏方阵的调试流程图

5．施工图卷册目录

第一卷总的部分

QHKJ-NA00341S-J0101

施工图设计说明

QHKJ-NA00341S-J0102

设备及主要材料清册

QHKJ-NA00341S-J0103

光伏方阵总平面布置图

QHKJ-NA00341S-J0104

子方阵分区布置图

第二卷子方阵组件平面布置图

QHKJ-NA00341S-J0201

子方阵组件平面布置图

QHKJ-NA00341S-J0202

#1、#2子方阵支架基础定位及标高图

QHKJ-NA00341S-J0203

#3、#4子方阵支架定位布置图