合肥合信包装有限公司

3.61152MW 分布式光伏电站

可行性研究报告

申请单位:

编制单位：信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司

二零一七年一月

编制人员

项目负责人：郑雪驹

技术负责人：潘 花

经济负责人：郑 航

参编人员： 潘 花 施 维 支理想

朱骁健 孙海燕 王丽雅

周海磊 陈加政 王晓兵

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目录

1 概述 ...................................................................................................................................................... - 1 -

1.1 项目概况 ................................................................................................................................... - 1 -

1.2 编制依据 ................................................................................................................................... - 2 -

1.3 地理位置 ................................................................................................................................... - 2 -

1.4 投资主体 ................................................................................................................................... - 3 -

2 太阳能资源 .......................................................................................................................................... - 4 -

2.1 区域太阳能资源概况 ............................................................................................................... - 4 -

2.2 合肥气象站的基本情况 ........................................................................................................... - 7 -

2.2.2.1 太阳能总辐射分析 ............................................................................................................. - 8 -

2.2.2.2 月际变化分析 ................................................................................................................ - 10 -

2.2.3 日照小时数及日照百分率分析 .......................................................................................... - 11 -

2.2.4 斜面辐射量分析 .................................................................................................................. - 14 -

故本次南北坡辐射量为 1269kWh\/m²。 ...................................................................................... - 14 -

2.3 气象条件的影响分析................................................................................................................. - 14 -

2.4 太阳能资源综合评价 ................................................................................................................. - 15 -

3 工程地质 ............................................................................................................................................ - 16 -

3.1 前言 ......................................................................................................................................... - 16 -

3.2 评估依据 ................................................................................................................................. - 16 -

3.3 厂房复核评估结果 ................................................................................................................. - 16 -

4 工程任务和规模 ................................................................................................................................ - 16 -

4.1 工程任务 ................................................................................................................................. - 16 -

4.2 工程规模 ................................................................................................................................. - 18 -

4.3 工程建设必要性 ..................................................................................................................... - 18 -

5 光伏发电部分 .................................................................................................................................... - 21 -

5.2 光伏阵列运行方式选择 ......................................................................................................... - 24 -

5.3 逆变器选型 ............................................................................................................................. - 24 -

5.4 光伏方阵设计 ......................................................................................................................... - 25 -

5.5 光伏子方阵设计 ..........................................................................................................................26

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5.6 方阵接线方案设计 ......................................................................................................................27

5.7 辅助技术方案 ..............................................................................................................................27

5.8 年上网电量估算 ..........................................................................................................................28

5.9 光伏系统主要设备和材料清单表...............................................................................................31

6 电气 .........................................................................................................................................................33

6.1 设计依据 ......................................................................................................................................33

6.2 接入电力系统方案 ......................................................................................................................33

6.3 电气一次 ......................................................................................................................................34

6.4 电气二次 ......................................................................................................................................40

6.5 通信 ..............................................................................................................................................44

6.6 电气主要设备和材料清单表.......................................................................................................45

7 土建工程 .................................................................................................................................................48

7.1 基本资料和设计依据 ..................................................................................................................48

7.1 电站总平面布置 ..........................................................................................................................49

7.2 光伏组件的安装方式 ..................................................................................................................49

7.3 土建工程设计 ..............................................................................................................................49

8 工程消防设计............................................................................................................................................53

8.1 工程消防总体设计 ......................................................................................................................53

8.1.1 消防设计主要依据的规程规范................................................................................................53

8.1.2 一般设计原则 ...........................................................................................................................53

8.1.3 机电消防设计原则 ...................................................................................................................53

8.1.4 消防总体设计方案 ...................................................................................................................54

8.1.5 消防等级划分 ...........................................................................................................................54

8.2 工程消防设计 ..............................................................................................................................55

8.2.1 主要场所及主要机电设备消防设计 .......................................................................................55

8.2.1.1 配电房 ...................................................................................................................................55

8.2.1.2 电缆 ......................................................................................................................................55

8.2.2 消防电气 ...................................................................................................................................55

8.2.3 通风空调系统防火排烟设计 ...................................................................................................56

8.2.4 火灾自动探测报警及消防控制系统........................................................................................56

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8.2.5 主建筑物消防措施 ...................................................................................................................57

8.3 施工消防设计 ..............................................................................................................................57

8.3.1 工程施工消防规划 ...................................................................................................................57

8.3.2 施工消防管理 ...........................................................................................................................57

8.3.3 落实消防安全责任 ...................................................................................................................58

9 劳动安全与工业卫生 ........................................................................................................................ - 60 -

9.1 工程概述 ................................................................................................................................. - 60 -

9.2 设计依据、目的与任务 ......................................................................................................... - 60 -

9.3 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析.............................................................................. - 60 -

9.4 劳动安全与职业卫生对策措施.............................................................................................. - 60 -

10 施工组织设计 .................................................................................................................................. - 62 -

10.1 施工条件 ............................................................................................................................... - 62 -

10.2 主要管理设施 ....................................................................................................................... - 62 -

10.3 工程项目实施的轮廓进度.................................................................................................... - 63 -

11 工程管理设计 .................................................................................................................................. - 64 -

11.1 工程管理机构 ....................................................................................................................... - 64 -

11.2 人员编制 ............................................................................................................................... - 64 -

12 环境保护与水土保持设计 .............................................................................................................. - 65 -

12.1 工程施工期对环境的影响及防治........................................................................................ - 65 -

12.2 运行期的环境影响 ............................................................................................................... - 65 -

12.3 环境效益 ............................................................................................................................... - 66 -

13 节能降耗 .......................................................................................................................................... - 67 -

13.1 设计依据 ............................................................................................................................... - 67 -

13.2 能耗种类、数量分析和能耗指标分析................................................................................ - 67 -

13.3 主要节能降耗措施 ............................................................................................................... - 68 -

13.4 节能降耗效益分析 ............................................................................................................... - 68 -

13.5 结论意见和建议 ................................................................................................................... - 69 -

14 工程设计概算 .................................................................................................................................. - 70 -

14.1 编制说明 ............................................................................................................................... - 70 -

14.2 设计概算 ............................................................................................................................... - 71 -

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15 财务评价与社会效果分析 .............................................................................................................. - 80 -

15.1 概述 ....................................................................................................................................... - 80 -

15.2 财务评价 ............................................................................................................................... - 80 -

15.3 财务评价附表 ....................................................................................................................... - 83 -

16 结论和建议 ...................................................................................................................................... - 84 -

16.1 主要结论 ............................................................................................................................... - 84 -

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1 概述

1.1 项目概况

能源问题是世界发展的关键。随着不可再生的煤、石油、天然气等化石能源不断减少，为了要

维持国家的可持续发展，迫切需要可再生新能源，如太阳能、风能、生物质能等。国家电力投资集

团安徽新能源有限公司合肥合信包装有限公司光伏发电项目工程（以下简称本工程）由国家电力投

资集团安徽新能源有限公司投资开发建设。

本项目建设地点位于合肥市经济开发区，中心区域坐标为北纬 31°46’40”、东经 117°

08’01”，厂区水平面年平均辐射量为：4492.5MJ\/m²\/a，属于第三类太阳能资源区域，适合建设

太阳能光伏发电项目。

本工程厂区的光伏组件分别铺设在彩钢瓦屋顶上。本工程现有方案为南北坡均平铺，装机容量

为 3.6MW。

光伏组件分别铺设在彩钢瓦屋顶上。本工程总装机容量为 3.61152MWp，为分布式光伏工程：

按屋顶将光伏发电系统分为 3 个发电单元，各发电单元配置如下：每个发电单元光伏组件通过逆变

器转换为 360V 三相交流电，经就地升压变压器升压为 10kV 后，集中接入厂区变电所，通过 1 回出

线接入附近 10kV 线路，实现全额上网。

本项目选用的彩钢瓦屋面，需对房屋进行结构构件承载能力计算复核，并满足施工和后期使用、

维护过程中的荷载等各项要求。经过计算，屋面在新增荷载后，满足结构构件承载能力要求。

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1.2 编制依据

1.2.1 编制中遵循的如下相关技术管理规定及办法：

1)《光伏发电工程规划报告编制办法》(试行)(水电水利规划设计总院 GD001-2011)；

2)《太阳能资源评估方法》(中国气象局 QX\/T89-2008)；

3)《可再生能源中长期发展规划》(中华人民共和国国家发展和改革委员会 2007.9)；

4)《可再生能源发展\"十二五\"规划》(中华人民共和国国家能源局 2012.8)

5)《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》(中华人民共和国工业和信息化部 2012.2)

6)《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》(国能新能

[2014]445 号)

7)《关于印发能效“领跑者”制度实施方案的通知》(发改环资【2014】3001 号)

8)《安徽省能源局关于进一步加强光伏电站开发管理的通知》(皖能源新能【2015】26 号)

1.2.3 国家、地方和行业的光伏发电技术有关法律、法规、条例以及规程和规范。

1.3 地理位置

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本项目建设地点位于合肥市经济开发区，用合肥气象站数据分析，根据合肥气象站光照辐射数据及 meteonorm

数据综合分析，合肥市近年水平面平均太阳能辐射量 4510.8MJ\/㎡。属我国第三类太阳能资源区域，适合建设太阳

能光伏电站项目。

1.4 投资主体

国家电力投资集团安徽新能源有限公司，为国家电力投资集团公司的全资子公司，负责安徽区域的清洁能

源和综合能源服务等项目的投资管理。

国家电力投资集团公司（简称“国家电投”）成立于 2015 年 6 月，由原中国电力投资集团公司与国家核电

技术公司重组组建。注册资本金 450 亿元，资产总额 7751 亿元。国家电投是全国唯一同时拥有水电、火电、核

电、新能源资产的综合能源企业集团，业务涵盖电力、煤炭、铝业、物流、金融、环保、高新产业等领域，装

机容量 1.07 亿千瓦。清洁能源比重占 40.06%，位列五大发电集团首位。

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2 太阳能资源

2.1 区域太阳能资源概况

2.1.1 全国太阳能资源概况

我国太阳能资源最丰富区包括青海大部、西藏中西部、甘肃西部、内蒙古西部，新疆东部及四川西部部分

地区，年总辐射量超过 1750kWh\/m2，等级为 A；华北北部、新疆大部、甘肃中东部大部、宁夏、陕西北部、青

海南部和东部、西藏东部、四川西部、云南大部及海南等地为 1400～

1750kWh\/m2，为太阳能资源很丰富区，等级为 B；东北大部、华北南部、黄淮、江淮、江汉、江南及华南大部

为 1050～1400kWh\/m2，为太阳能资源丰富区，等级为 C，四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部、湖北西

部地区不足 1050kWh\/m2，为太阳能资源一般区，等级为 D。

图 2-1 全国陆地表面水平面总辐射量

2014 年，全国地表平均水平面总辐射年辐照量约为 1492.6kWh\/m2，较近 10 年（2004-2013 年）平均值偏少

约 8.1kWh\/m2，为近 10 年来次小年。云量和霾日数增多是地表太阳总辐射量减少的主要原因。

表 2-1 中国太阳能资源总量等级

名称 等级符号 分级阈值（kWh\/m2）

最丰富 A ≥1750

很丰富 B 1400～1750

丰富 C 1050～1400

一般 D ＜1050

全国最佳斜面总辐射及光伏发电年利用小时数空间分布显示（图 2-2、图 2-3），2014 年，我国东北、华

北、西北及西南大部最佳斜面总辐射年总量超过 1400kWh\/m2，年利用小时数在 1100 小时以上，其中新疆大

部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区，最佳斜面总辐射年总量超过 1800kWh\/m2，年

利用小时数在 1500 小时以上，局部超过 1800 小时；四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部

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地区，最佳斜面总辐射年总量小于 1000kWh\/m2，年利用小时数不足 800 小时；其余地区最佳斜面总辐射年总

量在 1000～1400kWh\/m2 之间，年利用小时数在 800～1100 小时之间。

图 2-2 全国地表倾斜面总辐射量

2.1.2 安徽省太阳能资源概况

安徽，简称皖，省会合肥，位于中国大陆东部，介于东经 114°54′~119°37′、北纬

29°41′~34°38′之间。安徽地跨长江、淮河南北，与江苏、浙江、湖北、河南、江西、山东接壤，东西宽约

450 公里，南北长约 570 公里，土地面积 13.94 万平方公里。地形地貌由淮河平原、江淮丘陵、大别山区、皖南

山区组成。

安徽省整体太阳辐射资源较为丰富，根据《太阳能资源评估方法》中太阳能总辐射的评估标准，全省大部分

地区太阳能资源为 3 级。

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全省年日照时数在 1670~2315h 之间，低值中心位于皖南山区，最大值在淮北地区的亳州。日照时数月变化

呈单峰型，1~3 月和 12 月日照时数在 120~150h 之间，其中 2 月的日照时数是一年中最低的；4~6 月和 9~11 月

日照时数在 160~190h 之间；7 月和 8 月的日照时数较高，其中 7 月的日照时数是一年中最高的，达到了 230h。

安徽地处暖温带与亚热带过渡地区，长江和淮河自西向东横贯全境，全省面积三分之二为山地和丘陵，下

垫面条件复杂，各地辐射条件相差悬殊。

合肥位于安徽省的中部，年辐射量在 1300～1400 kWh\/m2 之间，属我国太阳能资源“较丰富带”；属于

III 类资源地区，具有一定的开发前景。

合肥气象站多年太阳年辐射量平均值为 4510.8（MJ\/m2.a）。本工程厂址位于合肥气象站南部，从安徽省

太阳能资源分布图可以看出，本工程厂址年辐射量可以参照合肥气象站辐射量。考虑到当地实际地形、地貌对

太阳能辐射量的影响，本着合理、谨慎的原则，对辐射量按 4510.8（MJ\/m2.a）计算。

2.1．3 区域气候条件

合肥地处中纬度地带，位于江淮之间，全年气温冬寒夏热，春秋温和，属于暖温带向亚热带的过渡带气候类

型，为亚热带湿润季风气候。年平均气温为 16.2 度，降雨量近 1000 毫米，日照 2100 多个小时。

合肥的气候特点是：四季分明，气候温和、雨量适中、春温多变、秋高气爽、梅雨显著、夏雨集中。春天：

冷暖空气活动频繁，常导致天气时晴时雨，乍暖乍寒，复杂多变。夏季：季节最长，天气炎热，雨量集中，降水

强度大，雨量主要集中在 5～6 月的梅雨季节。秋季：季节最短，气温下降快，晴好天气多。冬季：天气较寒

冷，雨雪天气少，晴朗天气多。全年空气质量优良天数达 317 天，达到国家二级环保标准。

春季（3～4 月） ：

气候特点是时暖时冷、时晴时雨。由于春季冷暖空气活动频繁，常导致天气时晴时雨，乍暖乍寒，复杂多

变。

春季的平均气温为 12.6℃。3 月上旬初春的平均气温为 7.7℃，4 月下旬春末平均气温高达 18.4℃，上升

10.7℃。历史极端最低气温为-11.7℃，极端最高气温为 32.7℃，春天气温不仅回暖快，而且变化的幅度大。

春季的阴雨天气最多，日降水量≥0.1mm 的历年平均日数为 22.8d，约占全年总雨日数的 20%；平均降水量

156.6mm，占全年总降水量的 15.7%；平均总云量 68%，为全年最多。

春季的平均风速最大，为 3.2m\/s，其中最多风向是偏东风，这是因为东风加大，是高压入海所致，此时天气

将转坏。

夏季(6～8 月)：

气候特点是季节最长，天气炎热，雨量集中，降水强度大。

夏季的平均气温为 26.9℃，比春季高 14.3℃，其中 7 月中旬～8 月上旬各旬平均气温均超过 28℃，季平均

最高气温为 31.0℃；平均日极端最高气温≥35℃的高温日数为 12.6d，最少为 0d，最多 36d；历史极端最高气温

为 41.0℃。

夏季三个月的总降水量为 436.6mm，占全年总降水量的 43.7％。雨量主要集中在梅雨季节，平均入梅期为 6

月 17 日，出梅期为 7 月 10 日，梅雨期为 24.1 天，梅雨量 266.6mm，约占夏季总降水量的 61.1％。出梅后多

数年份出现持续高温少雨天气。暴雨天气主要集中在这一季节，占全年总数的 75％。

雷暴天气也集中在这一季节，历年平均雷暴日为 17.1 个，约占全年总数的 66%，雷雨时常伴有大风。

秋季(9～11 月)：

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气候特点是季节最短，气温下降快，晴好天气多。

秋季的平均气温为 13.7℃，比夏季下降 13.2℃。入秋后，由南方来的暖湿空气逐渐减弱撤退，北方冷空气不

断增强南下，气温随之不断下降。但是年际差异很大， 有的年份，虽已是秋季，可是仍有持续高温天气。秋季极

端最高气温为 38.6℃；最多高温日数为 7d。

秋末常有寒潮入侵，气温陡降。季节极端最低气温为-5.1℃。平均初霜期为 11 月 9 日，最早 10 月 22 日。

秋季平均降水量为 196.7mm，约占全年总量的 19.8％，降水日数 25.1d，约占全年的 22%，秋旱天气较多。

冬季(12～2 月)：

天气较寒冷，雨雪天气少，晴朗天气多。

冬季的平均气温为 4.0℃，其中以 1 月天气最寒冷，月平均气温为 2.6℃。平均每 6 天左右有一股冷空气

南下影响本地。 如果以最低气温低于 0℃作为寒冷天气的标准， 平均每年有 37.8 天左右； 极端最低气温低于-

10℃的日数历年平均仅 0.2d；极端最低气温为-13.5℃；极端最高气温为 25.2℃。

冬季降水量最少，仅为 110.4mm，约占全年总降水量的 11％，其中以 12 月份最少，2 月“立春”后，随着

暖湿气流的增强降水开始增多。合肥冬季年年都有降雪天气，平均初雪日期为 12 月 11 日；平均降雪日数为

12.6d，最多 22d；最大暴雪量为 39.7mm；最大积雪深度为 45cm。 冬季偏北风增多；平均雾日为 7.6 天，约占全

年的 42%。

2.2 合肥气象站的基本情况

本工程位于合肥市经济开发区，因此，本工程以合肥气象站作为参考气象站，采用该站的气象观测数据。

2.2.1 合肥气象站的基本情况

合肥站为国家基本气象站，建于 1952 年 7 月，位于合肥市小南门外二里岗，1979 年 1 月迁至合肥西郊巫大

岗（31°52′N、117°14′E） ，海拔 29.8m。2004 年 1 月合肥站迁到距离原址东南方约 9km 的合肥南郊骆岗机

场（31°47′N、117°18），观测场海拔高度基本没有变化，但观测场周围环境发生了较大变化。本项目地点如图

2-5 所示：

表 2-2 气象站主要气象要素特征值

序号 项目 数值

16.2℃

1 累年平均气温 41.0℃

-13.5℃

2 累年极端最高气温 1012.6hpa

15.8hpa

3 累年极端最低气温 1000.7mm

238.4mm

4 累年平均气压 2.8m\/s

21.3m\/s

5 累年平均水汽压

6 累年平均降水量

7 累年 1 日最大降水量

8 累年平均风速

9 累年最大风速

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合肥合信包装有限公司 3.61152MW 分布式光伏电站可行性研究报告 29.8m\/s

28 天

10 累年极大风速 49 天

11 累年平均雷暴日数 14 天

12 累年最多雷暴日数 1.1 天

13 累年最少雷暴日数 8天

14 累年平均风沙日数 0.1 天

15 累年最多风沙日数 1天

16 累年平均冰雹日数 0天

17 累年最多冰雹日数 44 天

18 累年最少冰雹日数 49 天

19 累年最多大风日数 76 天

20 累年平均结冰日数 32 天

21 累年最多结冰日数 11cm

22 累年最少结冰日数 45cm

23 累年最大冻土深度

24 累年最大积雪深度

2.2.2 太阳能辐射量分析

2.2.2.1 太阳能总辐射分析

目前本项目收集到合肥气象站 2005 年~2014 年辐射数据与 Meteonorm 数据辐射数据，对上述数据进行分析如

下。

1）年际变化分析

合肥气象站 2005 年～2013 年太阳能年总辐射数据见及 Meteonorm 数据合肥 1990～2013 年太阳能年总辐射如下

直方图。

图 2-6 合肥气象站 2005 年～2014 年年平均总辐射数据直方图

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合肥合信包装有限公司 3.61152MW 分布式光伏电站可行性研究报告

图 2-7 Meteonorm 数据 1990～2013 年太阳能年总辐射数据直方图

表 2-3 合肥地区基本气象数据表如下：

综上，合肥多年太阳能年总辐射量 Meteonorm 数据为 4510.8MJ\/m2.a，与合肥气象站得出的总

辐射数据相近，属于“较丰富带”，具有较好的资源开发前景。

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2.2.2.2 月际变化分析

160 250

140 辐射量

120 日照时数

地面太阳总辐射量 （kwh\/m2 ） 200

日照时数（h）

100 150

80

60 100

40

50

20

00

1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月

月份

图 2-8 合肥站累年逐月日照时数及总辐射量（取 1981-2010 累年值）

图 2-9 Meteonorm 数据平均月总辐射量直方图 单位：kWh\/m2

合肥气象站与 Meteronm 数据逐月辐射量对比如下表 2-4 所示：

表 2-4 合肥气象站和 Meteronm 总辐射累年月数据相关对比

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月份 合肥气象站 Meteronm

1月 78 63

2月 94 75

3月 124 91

4月 145 120

5月 166 154

6月 164 133

7月 158 143

8月 142 135

9月 128 115

10 月 111 95

11 月 81 71

12 月 68 61

合肥气象站 2005～2014 年平均月总辐射量及 Meteronm 数据平均月总辐射量见如上直方图及月

辐射量表格，可以看出：

1、平均月总辐射量在 233.7～577.1（MJ\/m2.a）之间，其中，最高值出现在 5 月份，次高值

为 7 月份，最低值出现在 1 月份，次低值为 2 月份。

2、平均月总辐射量从 1 月开始增加，5 达到峰值。6 月因梅雨天气而有所回落，7 月回升后开

始下降，直到 12 月达到低值。

3、太阳总辐射量主要集中在 3～9 月，全年总辐射量的 71.8%，太阳能利用最佳月份。

2.2.3 日照小时数及日照百分率分析

根据合肥气象站数据，近 10 年（2005～2014 年）的年日照时数如下图所示。

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图 2-10 2005～2014 年的年日照时数

从图 2-10 可以看出，合肥近 10 年日照时数在 1770h～2267h 之间，平均值为

2094h， 年日照小时数的最高值出现在 2013 年，最低值出现在 2014 年，近期日照小时数年际变化

比较大。

日照小时数月际变化见下图

图 2-11 合肥多年平均日照时数直方图

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图 2-12 合肥多年平均日照百分率

从上可以看出，合肥 5 月份日照时数最多，平均为 229.9h，2 份日照时数最少，平均为

112.9h。从 2 月份开始日照时数逐渐增多，到 5 月份达到最大值，6 份因梅雨天气减少的较多，7 月

份回升到全年的次高值，8 月份又开始减少。

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2.2.4 斜面辐射量分析

目前光伏工程斜面上太阳能辐射资源分析主要采用软件模拟或通过附近气象站实际测量的辐射数据（如直射

量、散射量）进行计算。本工程光伏阵列斜面上的太阳能辐射资源分析采用软件进行模拟太阳能辐射资源。由于

本工程两边屋面的倾角为 11°。经过和业主的沟通，南坡采用+11°的面平铺，没达到的面用支架抬高的方式补

高差；北坡沿着-11°的面平铺，没达到的面用支架抬高的方式补高差。根据气象站数据并利用 PVsyst 软件对本

项目光伏组件在斜面上辐射量进行测算，本项目南北坡辐射量分别如下所示：

故本次南北坡辐射量为 1269kWh\/m²。

2.3 气象条件的影响分析

根据气象站的实测数据资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析：

（1）气温影响分析

合肥地区多年极端最高气温为 41.0℃，多年极端最低气温为-13.5℃， 多年平均气温为 16.2℃。逆变器

的工作环境温度范围为-20℃-41℃，电池组件的工作温度范围为-40℃-85℃。参照气象站提供的各类相关气象数

据，拟选场区的气温条件对太阳能电池组件的可靠运行及安全性没有影响。在太阳能电池组件的串并联组合设计

中，需根据当地的实际气温情况进行相应的温度修正，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。

（2）风速影响分析

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拟选场区累年极大风速为 29.8m\/s，累年平均风速为 2.8m\/s。风有助于增加太阳能组件的强制对流散热，

降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。同时，风载荷也是光伏支架的主要载荷。

（3）极端天气影响分析

该地区累年平均降水量为 1000.7mm，最大积雪深度为 45cm。降雨对电池组件的发电效率影响不大；由于

支架有一定倾角，积雪对电池组件的发电效率影响较小。降雪后应及时进行除雪处理，减少降雪对发电量的影

响。

该地区累年平均冰雹日数为 0.1 天，最多冰雹日数为 1 天，累年平均雷暴日数为 28 天，最多雷暴日数为 49

天。本项目将选择具有严格的抗冰雹实验的产品，满足野外安装使用要求；在光伏阵列支架的设计时，应做相应

的防雷保护装置设计，以保证光伏组件安全。

总之，本项目将通过设备选型和相关设计技术的优化，将气象因素对光伏电站的负面影响降低到最低程度。

（4）沙尘和雾霾天气影响分析

根据气象统计资料，无沙尘暴天气，累年平均风沙日数为 1.1 天，最多风沙日数为 8 天；目前尚未收集到雾

和霾的天气日数，但雾霾天气在该地区应引起重视，当出现风沙、浮尘和霾天气时，应根据情况，对光伏组件进

行及时清扫或清洗。

2.4 太阳能资源综合评价

拟选光伏电站与合肥气象站距离较近，且受同样的天气系统的影响，所以太阳的辐射量处在同一水平上，选

择气象站的辐射值来进行本光伏电站的辐射量分析是具有代表性的。

拟选场区所在区域日照充足，气象数据显示合肥太阳辐射量可以按照 4510.8MJ\/㎡计算。本站区太阳能资源属

于三类“较丰富带”，非常适合建设大型光伏电站。

从合肥市太阳总辐射量的近 30 年的年际变化趋势，虽然在少量年份总辐射量波动变化明显，但整体上近年的

太阳总辐射年际变化相对平稳。在实际工程中应充分考虑本地区的长期气候特征、灾害性天气及天气状况对工程

的影响，以确保场址区太阳辐射数据的可靠性和较好的预测性。

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3 工程地质

3.1 前言

本项目利用合肥合信包装有限公司屋面作为场地，总共 2 个厂房。厂房 1 面积约为 33885 平方米，厂房 2 面积约

为 9979 平方米，屋面类型为彩钢瓦。需对此厂区屋面分别进行承载能力进行复核。

3.2 评估依据

1、 《建筑结构设计统一标准》GBJ68-84。

2、 《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001。

3、 《工程结构可靠度设计统一标准》GB50513-2008。

4、 《建筑结构荷载规范》GB50009-2012。

5、 《混凝土结构设计规范》GB50010-2010。

6、 《建筑抗震设计规范》GB50011-2010。

7、 《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011。

8、 《钢结构设计规范》GB50017-2003。

9、 《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018-2002。

10、 《门式刚架轻型房屋钢结构技术规程》(2012)CECS102:2015。

11、 《钢结构高强度螺栓连接技术规程》JGJ82-2011。

12、 《钢结构焊接规范》GB50661-2011。

13、 原工程相关资料：工程设计结构、建筑竣工图纸。

14、 建筑物结构现状调查及甲方提供的太阳能设备资料。

3.3 厂房复核评估结果

经过计算，满足结构构件承载能力要求。厂房屋面光伏板铺设，应避开风机，等屋面设备，并留出维修通

道，同时满足国家规范及安全使用要求

4.1 工程任务 4 工程任务和规模

4.1.1 地区经济现状及发展规划

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安徽地理位置上处于中国经济最发达的区域—华东地区，经济上属于中国中东部经济区。省域介于东经

114°54′～119°37′，北纬 29°41′～34°38′之间，地貌以平原、丘陵和低山为主。全省东西宽约 450 公

里，南北长约 570 公里。全省分成淮河平原区，江淮台地丘陵区，皖西丘陵山地区，沿江平原区，皖南丘陵山地

五个地貌区，在气候上属暖温带与亚热带的过渡地区。安徽省在气候上属暖温带与亚热带的过渡地区。在淮河以

北属暖温带半湿润季风气候，淮河以南属亚热湿润季风气候。其主要特点是：季风明显，四季分明，春暖多变，

夏雨集中，秋高气爽，冬季寒冷。安徽又地处中纬度地带，随季风的递转，降水发生明显季节变化，是季风气候

明显的区域之一。

在新世纪，安徽省发展建设目标是：建成经济繁荣、科教发达、生活富裕、法制健全、社会文明、环境优美

的省份。要以科学发展观为统领，围绕“两个率先”、建设和谐安徽，“全面、协调、可持续”推进经济、社会

和人的全面和谐发展，实现“两个率先”已成为安徽人民的共同愿望和宏伟目标。

2014 年，安徽省经济迈上新台阶，全省生产总值 20848.8 亿元，按可比价格计算，比上年增长

9.2%。第一产业增加值 2392.4 亿元，增长 4.6%；第二产业增加值 11204 亿元，增长 10.3%；第三产业增加值

7252.4 亿元，增长 8.8%。一二三次产业比例为 11.5：53.7：34.8，人均 GDP 达 34427 元。全年固定资产投资

21256.3 亿元，增长 16.5%，第一产业投资 542 亿元，增长 39.2%；第二产业投资 9417.8 亿元，增长 13.9%；第

三产业投资 11296.5 亿元，增长 17.7%。科技、教育、文化、卫生等各项社会事业取得新发展。

4.1.2 地区电网概况

皖西电网已经形成了以 500 千伏为主电源、220 千伏为主网架、110 千伏及以下配电网日趋完善的格局。日

益智能的皖西电网，为合肥社会经济发展提供强有力的保证。

十年来，皖西电网“跨越”步伐越来越大，已累计投入七十多亿元资金用于各级电网建设和改造，皖西电网

状况得到巨大改善。通过不懈努力，皖西电网形成了以 500 千伏为主电源、220 千伏为主网架、110 千伏及以下

配电网日趋完善的格局。城区 110 千伏滨河变、淠河变、北塔变等一系列城区高科技变电站应运而生，为城市电

网安装上了更加有力的智能“心脏”。与此同时，配合城市重点工程完成改造项目 80 多项，为城市电网构筑疏

通了坚强的配网“血管”。截至目前，合肥供电公司现有 110 千伏及以上变电站 39 座，其中 500 千伏变电站 1

座，220 千伏变电站 9 座，110 千伏变电站 29 座，主变总容量 5006 兆伏安。110 千伏及以上输电线路 82 条，总

长度 2242 千米。而十年前，我市却仅有 3 座 220 千伏变电站，110 千伏变电站还达不到“一县一站”。户户通

电工程、新农村电气化建设不断改变着广大农村地区用电状况，标志着农村电网发展翻开新的一页。

4.1.3 地区能源结构及发展规划

安徽电网属于华东电网的一部分，其供电范围为安徽省境内 16 个地市，省内电网习惯上按地理位置大致依

淮河、长江自南北方向分为三大片：即皖北、皖中和皖南电网，三片电网通过 500kV 主干线路和若干条 220kV 主

干线路相联。目前皖中与皖南之间的 220kV 联络线已解环运行。

安徽电力以火电为主，水电为辅，呈北电南送格局。截至 2014 年底，安徽省统调电厂 61 座，总容量

39802MW，其中省调电厂 55 座，总装机容量 27982MW，省调火电厂总装机容量 26251MW，省调水电厂装机容量

474MW，抽水蓄能电站容量为 80MW，风电场总容量 927MW，光伏电站总容量 250MW。截至 2014 年底，安徽电网通

过 2 回 1000kV 特高压线路(皖南~浙北)，7 回 500kV 线路(即当涂~江苏廻峰山线路，繁昌~江苏廻峰山线路，当

涂~江苏惠泉双线，敬亭~浙江瓶窑线，河沥~浙江富阳双线)与华东电网相联，为华东电网提供电力支撑。

截至 2014 年底，安徽省 1000kV 特高压站 2 座，分别为淮南站(2×1000MVA)和皖南站(1×1000MVA)，总变电

容量 3000MVA，境内线路长度 898km。500kV 降压变电站合计 19 座(其中开关站 1 座)，降压变压器 31 台，总容

量 24100MVA。220kV 变电站 185 座(包括 3 座开关站)，主变 329 台，变电容量 52860MVA。

2014 年安徽省全社会累计发电 2033.9 亿 kWh，增长 2.8%；全社会用电量 1585.2 亿 kWh，同比增长 3.7%；

全省统调负荷约 27150MW，同比增长 2.1%。

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近年来安徽电网不断得到完善和发展，电网输送能力、抵御事故能力、电网规模及覆盖范围有了较大程度提

高，初步形成以 500kV 线路为骨干、220kV 线路覆盖全省的较为坚强的电网。

安徽省是我国中部地区经济发达省份，人口密度在全国各省份中最高，同时也是我国能源消费总量最多的省

份之一，资源相对短缺，能源对外依存度较高，环境压力很大。安徽电网目前仍基本

是以燃煤电厂占主导地位的火电电网，比较单一的电源结构难以满足安徽省用电需求和电力系统可持续发展的战

略要求。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的

方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。

4.1.4 屋顶利用规划

本工程位于合肥合信包装有限公司内，地处合肥市经济开发区，纬度为北纬 31°46’40”、东经 117°

08’01”，水平面辐射量为 4492.5MJ\/m²\/a，属于三类地区，具有利用太阳能发电，实施光伏发电工程的客观条

件。本工程光伏组件均安装在厂区屋顶上。

4.2 工程规模

本工程利用合肥合信包装有限公司

现有建筑物屋顶，建筑物屋顶面积为43864m2。利用270W多晶硅组件，可布置组件数量为13376块，总装机容量

是3.61152MWp。

4.3 工程建设必要性

4.3.1 国家可再生能源政策

我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于

2006 年 1 月 1 日正式实施的《可再生能源法》明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，

确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷

款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。2009 年 12 月 26 日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次

会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定。修改后的可再生可

能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持。本工程结合光伏发电技术开发利用太阳能资源，符合能源产

业政策发展方向。在 2014 年国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划（20142020 年）》，明确了从现在到

2020 年，一段时期我国能源发展的总体方略和行动纲领，推动能源创新发展、安全发展、科学发展，特制定本

行动计划。积极发展天然气、核电、可再生能源等清洁能源，降低煤炭消费比重，推动能源结构持续优化。加快

发展太阳能发电。有序推进光伏基地建设，同步做好就地消纳利用和集中送出通道建设。加快建设分布式光伏发

电应用示范区，稳步实施太阳能热发电示范工程。加强太阳能发电并网服务。鼓励大型公共建筑及公用设施、工

业园区等建设屋顶分布式光伏发电。到 2020 年，光伏装机达到 1 亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当。

抓住能源绿色、低碳、智能发展的战略方向，围绕保障安全、优化结构和节能减排等长期目标，确立非常规油气

及深海油气勘探开发、煤炭清洁高效利用、分布式能源、智能电网、新一代核电、先进可再生能源、节能节水、

储能、基础材料等 9 个重点创新领域，明确页岩气、煤层气、页岩油、深海油气、煤炭深加工、高参数节能环保

燃煤发电、整体煤气化联合循环发电、燃气轮机、现代电网、先进核电、光伏、太阳能热发电、风电、生物燃

料、地热能利用、海洋能发电、天然气水合物、大容量储能、氢能与燃料电池、能源基础材料等 20 个重点创新

方向，相应开展页岩气、煤层气、深水油气开发等重大示范工程。

4.3.2 厂址区域能源结构优化

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安徽省是我国的电力大省，这无形中加快了煤炭资源的消耗，使安徽省面临能源的挑战。因此，必须着力调

整能源结构，利用其太阳能资源等可再生能源的优势，大力发展可再生能源，以提升安徽省在全国的能源地位和

结构，实现地区电力可持续发展。开展太阳能光伏发电是一种有益的尝试和探索。电站在可持续开发当地丰富的

太阳能资源后，电力可以支援当地工农业生产需求和电网的电力外送。工程建设可节约能源、推动地区的经济建

设，有着非常重要的意义。

4.3.3 地区环境保护

光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏产业的重视程度，标

志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的 CO2，在一定程度上缓解了环保

压力。

项目所在地，交通发达、通信便利，建设条件较好。该地区日照时段长，太阳能资源丰富，工程的建设可以

充分的利用好当地的太阳能资源，增加当地的绿电供应，改善当地的能源结构；光伏电站建成后，平均每年可为

电网平均提供 339.27 万 kWh，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 1975.2t(以平均标煤煤耗为

305g\/kW•h 计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约 5271.6t，二氧化硫

（SO2）排放量约 40.2t，氮氧化物（NOX）13.6t，同时还可节约大量淡水资源。该工程的建设符合国家制定的

能源战略方针，对安徽省太阳能资源开发和利用起到示范作用，对太阳能光伏发电的开发建设推广也有较好的引

导作用。

4.3.4 符合能源产业发展方向

安徽省太阳能资源较为丰富，适合建设光伏电站项目。该光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓

解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。

近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式，近年来世界光伏

发电装机以年均 30%以上的速度增长，光伏组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，电站容量不断

增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发

展的重要举措。本工程充分利用当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电

的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。

4.3.5 发展地区绿色经济的需要

随着全球生态危机的日益加剧和可持续发展观念深入人心，全球掀起了绿色经济发展浪潮。绿色经济是一种

新经济，它是一种在本质上实现环境合理性与经济效率性相统一的市场经济形态，绿色经济是可持续经济发展的

更高级形态，是建立在生态环境良性循环基础之上、生态与经济协调发展的可持续经济。随着我国经济的快速发

展，经济增长与资源耗费和环境污染之间的矛盾愈发突出，自然资源的可持续利用已成为经济社会持续发展的关

键，经济再生产越来越依赖于自然生态环境的优化和再生产。光伏电站的建设，正在把保护环境、优化生态与提

高效率、发展经济统一起来，提高了资源配置的高效性，促进了资源的可持续供给。光伏电站的建设有利于在持

续利用资源的基础上，在资源环境与经济协调发展的过程中，实现经济效益最大化、生态效益最大化和社会效益

最大化，是发展地区绿色经济的需要。

从长远来说，光伏电站的建设，是适应当前我国发展低碳经济的发展模式，低碳经济是实现我国经济社会可

持续发展的必然选择，走低碳化道路是中国发展的必由之路。建设光伏电站，就是加快建设以低碳排放为特征的

工业体系。在新的规划中，国家要求不仅要把节能、主要污染物减排指标纳入“十二五”的约束性指标，而且还

可能把单位 GDP 的碳强度作为指标纳入国民经济和社会发展规划，而光伏电站的建设，可以降低单位 GDP 的碳强

度，减少碳排放，在有限的碳排放空间之下，发挥能源、资源的最大作用，有利于实现经济效益与社会效益最大

化。

光伏电站的建设是改善民生、保护生态的重要工程，着力推动跨越发展、绿色发展、和谐发展和统筹发展。

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4.3.6 改善生态、保护环境的需要

光伏发电对实现能源的可持续发展和改善生态、保护环境具有重要的现实意义。治理污染、保护环境、缓

解生态压力，是能源发展的重要前提。在新的形势下，能源开发还应考虑有效应对全球气候变化的挑战。解决

好能源利用带来的环境问题，不断从提供清洁能源比重、实现环境友好的能源开发，尽可能减少能源生产和消

费过程的污染排放和生态破坏，兼顾能源开发利用与生态环境保护。光伏发电系统由于其能源来自太阳，取之

不尽，用之不竭，获得了人们的青睐。同时由于光伏发电系统没有转动部件，没有噪音污染，基本无故障，比

其他常规发电方式都要环保。开发太阳能符合国家环保、节能政策。太阳能的开发利用可有效减少常规能源尤

其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。

4.3.7 开发光伏发电，促进当地旅游业的发展

随着光伏电站的建成，不但可给地区电网提供电力，而且其本身也可成为旅游，促进当地旅游业的发展。

4.3.8 结论与建议

开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，并制定出“开发与节约并存，重

视保护环境，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”的方针。在有序、按步骤开发一次能源

的同时，积极开发建设利用清洁可再生能源，在为当地电网提供有力保障的同时，对改善当地的微观生态环境和

保护地区的宏观区域生态环境将具有特殊的意义。

从全国来看，由于我国人口众多，人均拥有的资源水平低于世界水平，能源问题已逐渐威胁到我国经济的正

常发展。火力发电的发展必然会受到煤炭、交通、环保等因素的制约。积极开发安徽省的太阳能资源，对改善安

徽省的电源结构是十分必要的。

光伏电站的建设可发挥减排效益，减少温室气体的排放，从而保护自然和植被；通过吸收额外的资金和技术

转让，从而帮助当地发展经济。本工程利用太阳能光伏发电可以创造较好的经济效益和社会效益。综上所述，本

工程的建设能带来社会效益和经济效益，并能够积累有价值的经验，有利于社会发展，符合国家可持续性发展规

划，该项目建设是必要的。

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5 光伏发电部分

5.1 光伏组件选择

光伏电池是把太阳的光能直接转化为电能的基本单元，电池通过组合形成光伏组件，电池的光伏性能决定

了电池组件的发电特性，光伏组件是光伏电站的基本发电设备。

1）光伏组件选型应满足的技术要求光伏组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠度的

前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成本低，生产工艺较简单，可批量生

产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池组件。因此，根据电站所在地的太阳能状况和所选用的光伏组

件类型，选择综合指标最佳的光伏组件。

2）光伏组件选型应符合国家政策要求

2016 年新建光伏电站在光伏组件选型上应遵循国家能源局工业和信息化部国家认监委 2015 出台的国能新能

【2015】194 号文件《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》中明确提出的两个准入。

一个准入为自 2015 年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件产品应满足工信部发布的《光伏制

造行业规范条件》相关指标要求，这个是最低标准。文件中规定“多晶硅电池组件转换效率不低于 15.5%，单晶

硅电池组件转换效率不低于 16%；高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于 28%；硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化

镉（CdTe）及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于 8%、11%、11%和 10%。多晶硅、单晶硅、薄膜电池

组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于 2.5%、3%、5%”。

另一个准入为 2015 年 7 月 10 日中国质量认证中心(简称 CQC）推出光伏发电产品“领跑者”认证计划（简

称“领跑者”认证计划）。国家能源局每年安排专门市场容量，实施“领跑者”专项计划，支持对光伏产业技

术进步有重大引领作用的光伏发电产品应用。2015 年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：单晶硅光伏

电池组件转换效率达到 17%以上，多晶硅光伏电池组件转换效率达到 16.5%以上，转换效率达到 10%以上薄膜光

伏电池组件以及其他有代表性的先进技术产品。《关于发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级的意见》中

明确提出：“自 2015 年起，中央财政资金支持的解决无电人口用电、偏远地区缺电问题以及光伏扶贫等公益性

项目，所采用的光伏产品应达到“领跑者”先进技术产品指标。各级地方政府使用财政资金支持的光伏发电项

目，应采用“领跑者”先进技术产品指标。”

另外，光伏组件生产企业应具备组件及其使用材料的产品试验、例行检验所必须的检测能力。企业生产的

关键产品必须通过第三方检测认证，并由第三方检测认证机构公布检测认证结果。组件生产企业在产品说明书

中应明确多晶硅、电池片、玻璃、银浆、EVA、背板等关键原辅材料的来源

信息，确保进入市场的光伏产品必须是经过检测认证且达标的产品。

5.1.1 晶体硅与非晶体硅光伏组件对比

世界各国研发出了多种光伏组件，部分尚处于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段，目前硅基

材料的光伏组件占据市场的主流，单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件及非晶硅薄膜光伏组件占整个光伏发电市

场的 90%以上，而非晶硅薄膜光伏组件近年来的发展非常快。下面对两类五种光伏组件进行比较。

表 5-1 光伏组件比较表

组件种类 晶硅类 薄膜类

碲化镉

商用效率 单晶硅 多晶硅 非晶硅 8%～9% 铜铟镓硒

试验室效率 16.4% 8%～9%

16%～18% 15%～17% 6%～8%

24% 20.5% 12.8% 19.5%

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使用寿命 25 年 25 年 25 年 25 年 25 年

组件层厚度 厚层 厚层 薄层 薄层 薄层

规模生产 已形成 已形成 已形成 已形成 已证明可行

能量偿还时间 2～3 年 2～3 年 1～2 年

主要原材料 1～2 年 1～2 年

硅 硅 材料多样 镉和碲化物都是 铟是昂贵的稀

生产成本

高 较高 较低 稀有金属 有金属

主要优点 效率高 效率较高 弱光效应好 相对较低 相对较低

技术成熟 技术成熟 成本较低 弱光效应好 弱光效应好

成本相对较低 成本相对较低

注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告

1)多晶硅光伏组件和单晶硅光伏组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，是光伏发电市场的绝对

主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程的首选设备，其国内的市场供应量非常充足。

2)薄膜光伏组件相对晶体硅光伏组件组件而言，组件转换效率较低，建设占地面积大。我国大陆地区

没有大规模性生产碲化镉薄膜光伏组件组件、铜铟镓硒薄膜光伏组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其

产品价格比非晶硅薄膜光伏组件高。根据本工程实际情况，不选用薄膜光伏组件。

综合考虑以上各种因素，本工程拟选晶体硅光伏组件。

5.1.2 光伏组件不同规格对比

单\/多晶硅光伏组件的功率规格较多，从1Wp到320Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由

于本工程系统容量为3.61152MWp，光伏组件用量较大，组件安装量较大，所以应优先选用单位面积容量大的光

伏组件，以减少占地面积，降低光伏组件安装量。通过市场调查及考虑屋顶光伏电站光伏组件安装情况，在目前

技术成熟的大容量光伏组件规格中，初选的光伏组件容量为270W、290W，其各种技术参数比较如下：

表 5-2 不同规格组件技术参数比较表

组件种类 单位 270W 组件 290W 组件

峰值功率 W 270 290

开路电压 V 38.8 39.5

短路电流 A 9.09 9.5

工作电压 V 31.7 32.2

工作电流 A 8.52 9.01

外形尺寸 mm

kg 1650×991×40 1650×992×35

重量 %\/℃ 18.2 18.6

峰值功率温度系数 %\/℃ -0.41 -0.39

开路电压温度系数 %\/℃ -0.33 -0.29

短路电流温度系数 % 0.06 0.05

16.21 17.7

组件转换效率%

组件类型 多晶硅 单晶硅

在相同面积的建筑屋顶下，采用 290W 单晶硅光伏组件装机容量比 270W 多晶硅光伏组件大。

经过经济性分析，采用 270W 的多晶硅组件的工程收益为 16.88%，采用 290W 的单晶硅光伏组件的工程收益为

14.06%，290W 单晶硅光伏组件收益率略高于采用 270W 多晶硅光伏组件。但是 290W 单晶硅光伏组件效率较

高，目前市场上购买较 270W 多晶硅光伏组件困难。通过调查，国内外买家选择使用 270W 规格的较多，说明光伏

组件生产厂家的主流产品为 270W 规格，如选择 270W 规格，其产品的互换性及一致性更加符合项目的远期利益

及要求。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐采用 270W

规格多晶硅光伏组件。

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5.1.3 光伏组件不同厂家对比

各厂商 270Wp 多晶硅光伏组件技术参数比较详见表 5-3。

表 5-3 各厂商 270Wp 多晶硅光伏组件技术参数比较表

生产厂商 A厂 B厂 C厂

标准测试条件下峰值功率(Wp) 270 270 270

最佳工作电流(Imp) 8.52 8.61 8.66

最佳工作电压(Vmp) 31.7 30.8 30.6

短路电流(Isc) 9.09 9.10 9.23

开路电压(Voc) 38.8 38.3 37.7

最大系统电压(V) 1000 1000 1000

短路电流温度系数（%\/℃） 0.058 0.05 0.053

开路电压温度系数（%\/℃） -0.33 -0.32 -0.31

峰值功率温度系数（%\/℃） -0.41 -0.41 -0.41

组件转换效率（%） 16.21 16.2 16.47

输出功率公差 0～+5% 0～+5% 0～+5%

组件尺寸(mm) 1650×991×40 1650×992×35 1638×982×40

重量（kg） 18.2 18.6 18.0

综合考虑组件的价格和效率等因素，本工程设计阶段暂按 A 厂家多晶硅光伏组件进行设计。

本工程选用具有抗 PID 衰减的多晶硅光伏组件。

5.1.4 选用的光伏组件参数表

表 5-4 多晶硅光伏组件技术参数表

技术参数 单位 数据 备注

峰值功率 Wp 270 在 AM1.5、

1000Wp\/m2

开路电压（Voc） V 38.8 的辐照度、

25℃的电池

短路电流（Isc） A 9.09 温度下的峰

峰值电压（Vmppt） V 31.7 值参数

峰值电流（Imppt） A 8.53

组件转换效率 % 16.21

峰值功率温度系数 %\/K -0.41

开路电压温度系数 %\/K -0.33

短路电流温度系数 %\/K 0.058

功率误差范围 % -0～+5

表面最大承压 pa 5400

接线盒类型 IP67

组件串并联光伏专用电缆线长度 mm 1000

配套接插件型号规格 MC4 兼容接头

框架结构 U 型钢

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尺寸 mm 1650×991×40

重量 kg 18.2

5.2 光伏阵列运行方式选择

5.2.1 光伏电站的运行方式选择

光伏方阵有多种安装方式，因本工程与屋顶结合，考虑其可安装性与安全性，宜为固定式安装，该运行方式

技术最成熟、成本相对最低、应用最广泛。

5.2.2 倾角的确定

厂房的方位角均为正南正北朝向，根据本工程的实际情况，结合合肥市本地太阳辐射资源情况，保持原有

建筑风格，均利用屋面原有的倾斜度，采用平铺安装。

通常，为使方阵面上全年接收到最大辐射量，根据日地运行规律，方阵表面最好是朝向赤道（方位角为 0°）

安装，为最佳倾角安装。但依照本工程涉及到的可利用屋顶的具体情况：建筑本身方位为南北方向，为了使光

伏方阵与建筑屋顶吻合，合理美观的同时尽量提高装机容量，组件依建筑朝向布置。

对于屋面组件采用平铺，根据实地踏勘，屋顶有一定的倾角，光伏组件的倾角与屋顶倾角一致。此时光伏组

件的年辐射量虽然比“0 度方位角-最佳倾角”的发电量有损失，但考虑到支架对原有屋顶的重量负荷会有效减

小，支架的抗风能力也得到优化等因素，此选择更适合屋顶。节约了支架及土建成本以获得最佳性价比的同时，

也使屋顶光伏系统更加安全稳定。

5.3 逆变器选型

本工程总系统规模为 3.61152MWp。可以采用集中式的逆变器或者组串式的逆变器两种方案。

综合考虑本工程的屋面组件情况和提高逆变器的使用率，选用选用集中式逆器。

逆变器技术参数表如下：

表 5-7 逆变器技术参数表(SUN2000-630KTL)

型号 SG630MX

输入

最大直流功率 705KW

最大输入电压 1000V

最低工作电压 520V

最大输入电流 1356A

MPPT 电压范围 520~850V

输出

额定输出功率 630KW

最大交流输出功率 693KVA

最大输出电流 1111A

额定电网电压 360V

允许电压范围 288~414V（可设置）

直流电流分量 ＜0.5%额定输出电流

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最大总谐波失真 ＜3%（额定功率时）

功率因数可调范围 0.9 超前~0.9 滞后

效率

最大效率 99.00%

中国效率 98.49%

保护

直流过压保护 具备

直流反接保护 具备

直流短路保护 具备

绝缘监测 具备

交流过压保护 具备

电网监测 具备

接地故障监测 具备

过热保护 具备

其他功能

夜间休眠模式 具备

交流侧直接并联 具备

软开、关机 具备

PID 防止与修复 具备

SVG 功能 具备

常规数据

尺寸 1005×1915×835mm (宽*高*深)

重量 800kg

运行温度范围 -30~+65℃

冷却方式 温控强制风冷

防护等级 IP20

相对湿度 0~95%，无凝露

最高海拔 6000m

通讯接口\/协议 RS485\/Modbus、以太网\/IEC104

5.4 光伏方阵设计

5.4.1 光伏组串设计

根据本项目屋面情况和太阳能辐射较佳利用范围进行设计。选用的满铺形式。由于本工程两边屋面的倾角为

11°。经过和业主的沟通，南坡采用+3°的面平铺，没达到的面用支架抬高的方式补高差；北坡沿着-3°的面平

铺，没达到的面用支架抬高的方式补高差。

本项目装机容量为 3.61152MWp，晶硅电池组件选用规格为 270Wp，屋面光伏组件拟采用固定式支架基础，沿

屋面敷设，每 22 块组件串成一串。

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5.5 光伏子方阵设计

5.5.1 光伏方阵的串并联设计

考虑光伏组件的温度系数影响，随着光伏组件温度的增加，开路电压减小；相反，组件温度降低，开路电

压增大。为了保证逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，在计算光伏组件串联电压时应考虑当地的

最低环温进行计算，并得出串联的光伏组件个数和直流串联电压（保证逆变器对光伏组件最大功率点 MPPT 跟踪

范围）。

本工程共分为 3 个独立的单元升压站。每个单元内设置多台集中式逆变器和 1 台箱式变压器。本工程选用的

并网逆变器功率主要为 1250kW 和 6300kW，其最大阵列开路电压为 1100V，MPPT 电压范围 200V～1000V。假定每一

个光伏方阵的串联组件数为 S，最大串联数为 Smax，最少串联数为 Smin。

本工程选用 270W 型多晶硅组件，其组件开路电压为 38.05V，工作电压为 31.2V，电压温度系数-0.33%\/K，

根据《光伏发电站设计规范》GB50797：

N≤Vdcmax\/（VOC*[1+（t-25）*Kv]）

Vmpptmin\/（Vpm*[1+（t’-25）*K’v]）≤N≤Vmpptmax\/（Vpm*[1+（t-25）*K’v]）

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

按历年极端气温-15.5℃和﹢39.4℃考虑。

一般较少有厂家提供光伏组件的工作电压温度系数，在此按照规范以光伏组件的开路电压温度系数代替。

MPPT 电压校验：S=Udcmax÷Voc÷［1+〔-13.5-25〕×-0.33%］=1000÷38.7÷［1+〔-13.5-25〕×-0.33%］

=23.5(块)

极限工作温度暂按 39.4℃和-8.5℃考虑，对应 Vmpptmin 和 Vmpptmax 分别为 660V 和 800V，满足 MPPT 范

围。

综合考虑到光伏支架成本以及光伏接线，确定本工程组串连接为 22 个一串。

5.5.2 光伏组件方阵的间距计算

南坡由于采用平铺方案，前后排光伏组件没有遮挡。光伏子方阵布置顺序布置在各个屋顶上，保证组

串及汇流方便。

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5.6 方阵接线方案设计

5.6.1 直流汇流箱的设计

汇流箱安装在支架或钢构上，具有防水、防灰、防锈、防晒，防雷功能，防护等级 IP65 及以上，能够

满足室外安装使用要求；安装维护简单、方便、使用寿命长。直流汇流箱为 16 路输入 1 路输出（为便于招

标，统一采用 116 进 1 出），带防雷模块。

柜体可采用的不锈钢板，不锈钢板的厚度≥1.2mm；框架和外壳具有足够的刚度和强度，除满足内部元

器件的安装要求外，还能承受设备内外电路短路时的电动力和热效应，不会因设备搬运、吊装、运输过程由

于受潮、冷冻、撞击等因数而变形和损坏。柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观

的性能；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安

装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；柜体设备要考虑通风、散热；设备应有保护接地。可根据监控显

示模块对每路电流进行测量和监控，可远程记录和显示运行状况，无须到现场。

5.6.2 逆变器总体布置方案

逆变器是光伏发电的核心设备，它将光伏组件产生的直流电转换为标准的交流电。逆变器的品质好坏决定了

发电效率的大小。本工程并网逆变器采用集中

式逆变器。本工程选用的逆变器主要电子元器件均为工业级以上产品，出厂前将经过严格检验，交货时将提交出

厂检验报告和详细的安装调试说明书。

逆变器采用集中式逆变器，集中布置在 2#房左上角，组件由屋面直流汇流箱引至逆变器房。

5.6.3 直流汇流箱选择

结合逆变器布置，本工程共配置 38 台汇流箱，根据屋顶荷载情况，直流汇流箱布置于屋面。直流汇

流箱为 16 输入 1 路输出（为便于招标，统一采用 116 进 1 出）。

5.6.4 光伏发电单元电缆敷设

（1）光伏组件至直流汇流箱电缆敷设：光伏组件至直流汇流箱电缆主要采用沿支架敷设的方式。

（2）直流汇流箱至逆变器直流汇流箱电缆敷设: 直流汇流箱至逆变器电缆主要采用穿桥架敷设，无桥

架处加保护管敷设的方法。

（3）逆变器至箱变电缆敷设: 逆变器至箱变电缆主要采用加保护管敷设的方法。

5.7 辅助技术方案

5.7.1 灰尘冲洗

根据当地的空气污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要是以浮尘为

主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。由于组件表面一般采

用了自洁涂层，经过雨水冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到组件表面的清洁度直接影

响到光伏系统的输出效率，长时间的不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程初步选定为水冲洗加局部

抹布擦洗的方案。

5.7.2 防雪方案

由于当地的降雪湿度较大，且方阵的有一定倾角，所以不作专门的防雪措施，利用太阳光照射自然融

化滑落。

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5.7.3 环境检测仪

本工程中在厂区厂区内配置一套环境检测仪，含 1 套风速、风向传感器，含 1 套日照、辐射传感器。

5.8 年上网电量估算

5.8.1 发电量计算软件及方法

5.8.1 发电量估算方法

根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方

案，进行光伏电场年发电量估算。

根据光伏电场场址周围情况，经对光伏电场周围环境、现场场地情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发

电场上网电量的计算模型。

本项目光伏电站根据合肥气象局数据和结合了 meteonorm 气象数据软件太阳能辐射数据，合肥近 30 年间太

阳能年总辐射量平均值为 1253kW·h\/m2。

由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度对组件接受到的太阳辐射有很大的影

响。

与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳光伏组件倾角和太阳能光伏组件方位角。

太阳能光伏组件的倾角是光伏组件与水平地面的夹角。本项目顺沿混凝土屋面敷设。

太阳光伏组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。本项目组件安装在混

凝土屋面，南北坡或东西坡分开接入逆变器，相互不影响。

5.8.2 上网电量估算

光伏电站年发电量计算公式如下：

L = W×H×η

式中： L —— 并网光伏电站年发电量

W—— 并网光伏电站装机容量；

H —— 年峰值日照小时数

η—— 光伏电站系统总效率

峰值小时数采用如下公式计算：

H= I h \/ I 0

I h ——倾斜面年总太阳辐射量，kWh\/m 2 。

I 0 ——标准太阳辐射强度，1000W\/m 2 （电池组件标准测试条件）

由于本工程屋面的坡度倾角为 11°。经过和业主的沟通，南坡采用沿+11°的面平铺，没达到的面用支架抬

高的方式补高差；北坡把组件抬高至 11°的面平铺。所以本项目的发电量可以不分南北坡分别计算。根据气象数

据资料，经软件计算本项目 11°角辐射量为 1309kWh\/m²。不考虑系统效率时首年理论发电量约等于：

3.61152MW×1309h＝472.75 万 kWh。光伏发电站系统效率因素分析：

表 5-6 系统损耗估算表：

序号 效率名称 损失量值

1 光照角度损失 1%~2%

2 阴影损失 2%~4%

3 灰尘积雪遮挡损失 3%~5%

4 辐射强度损失 1%~2%

28

合肥合信包装有限公司 3.61152MW 分布式光伏电站可行性研究报告 2%~5%

5 温度损失

6 组件质量损失 1%~2%

7 组件不匹配损失 2%~3%

8 直流线损 2%~3%

9 逆变器变压器效率损失 3%~6%

10 交流线损 1%~3%

11 系统故障检修损失 1%~2%

系统总效率为：

98%×98.1%×98%×98%×98%×98%×95%×98%×96.9%=80%

太阳能光电系统效率为 80%.；所以首年理论上网电量约等于：472.75 万 kWh×80%＝378.20 万 kWh。

电池组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，根据厂家提供的光伏组件性能，10 年内衰减率不超过

10%，25 年总衰减率不超过 20%，运营首年次年衰减各按 1%计算，以后每年按上一年输出衰减 0.8%计算。

年际发电量统计表如下所示：

年份 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年

374.42 370.68 366.93 364.00 361.08 358.20 355.33

上网电量

(万

kW·h)

年份 第9年 第 10 年 第 11 年 第 12 年 第 13 年 第 14 年 第 15 年

349.67 346.87 344.10 341.34 338.61 335.90

上网电量 352.49

(万

kW·h)

年份 第 16 年 第 17 年 第 18 年 第 19 年 第 20 年 第 21 年 第 22 年

330.55 327.91 325.28 322.68 320.10 317.54

上网电量 333.22

(万

kW·h)

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年份 第 23 年 第 24 年 第 25 年 第 26 年

上网电量 315.00 312.48 309.98 307.50

(万

kW·h)

首年理论发电量表：

月份 水平总辐射量 倾斜总辐射量 理论发电量

（MJ\/m²）

（MJ\/m²） （万 kWh）

一月 226.8 237.7 18.95

二月 270 282.9 22.60

三月 327.6 343.3 27.49

四月 432 452.7 36.15

五月 514.8 543.6 43.19

六月 478.8 501.7 40.17

七月 554.4 580.9 46.45

八月 486 509.3 40.81

九月 414 433.8 34.64

十月 342 358.4 28.62

十一月 255.6 267.8 21.46

十二月 219.6 230.1 18.45

全年 4510.8 4726.8 378.2

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结论：由以上计算可得，本项目 25 年总发电量约为 8481.83 万 kWh， 25 年平均发电约 339.27

万 kWh，首年等效利用小时数为 1036.7h，25 年平均等效利用小时数为 941.1h。

5.9 光伏系统主要设备和材料清单表

表 5-17 光伏系统主要设备和材料清单表

序号 设备名称 设备型号及规格 单位 数量 备注

1 光伏组件 多晶硅 270W，含 MC4 接插件 片 13376

吨 200

2 支架 台2

台1

3 逆变器 1250kW 套 38

4 逆变器 630kW km 55

5 直流汇流箱 16 进 km 5.538

6 光伏专用电缆 1

PV1-F1×4mm²

7 低压直流电缆 YJV22-0.6\/1kV2×95mm2

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8 低压交流电缆 YJV22-0.6\/1kV3×240mm2 km 1.538

m 220

9 镀锌钢管 DN50 节 900

节 690

1 槽式电缆桥架（热 100*100（宽*高）L=2m，含隔板，盖 16848

0 m2

镀锌） 板，连接件等

11 槽式电缆桥架（热 200*100（宽*高）L=2m，含隔板，盖

镀锌） 板，连接件等

12 PVC 材料 防水用

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6 电气

6.1 设计依据

GB50797《光伏发电站设计规范》

SJ\/T11127《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》

GB\/T19939《光伏系统并网技术要求》

GB\/Z19964《光伏发电站接入电力系统的技术规定》

GB\/T20046《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）

GB12326《电能质量电压波动和闪变》

GB12325《电能质量电力系统供电电压允许偏差》

GB／T14549《电能质量公用电网谐波》

GB50057《建筑物防雷设计标准》

DL\/T448《电能计量装置技术管理规程》

GB50217《电力工程电缆设计规范》

GB50060《3～110kV 配电装置设计规范》

DL\/T404《3.6kV～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》

GB50054《低压配电设计规范》

GB\/T15543《电能质量三相电压允许不平衡度》

GB\/T15945《电能质量电力系统频率允许偏差》

GB4208 外壳防护等级（IP 代码）

GB\/T4942.2 低压电器外壳防护等级

DL\/T5044 电力工程直流系统设计技术规程

6.2 接入电力系统方案

本工程为屋顶项目，采用直接 T 接附近现有 10kV 线路并网方式，实现光伏全额上网，并推广分布式光伏发

电对现有电网条件的适应能力。

综合考虑了本工程周边供电网络情况，依据相关规定，分析确定了本站接入的电压等级，并提供接入系统

方案。

从节约资源，工程可行性、电网安全等方面考虑，本报告提出本工程接入系统方案：以 10kV 电压等级接入

配电网。

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公共连接点（PCC）是附近现有 10kV 线路，并网点（POI）为用户侧 10kV 母线。

根据本工程以及周边电网实际情况，现提出以下接入方案:

根据国网公司分布式光伏发电接入系统典型设计（2016 版），3.6MWp 宜采用专线接入变电站，110kV 变电

站新建 10 千伏间隔一个，该电站新建一回 10kV 线路专线接入该待用间隔，路径长约 2.4km。接入方案示意图如

下图所示。

6.3 电气一次

6.3.1 电气主接线

本工程总装机容量为 3.61152MWp，为分布式光伏工程。厂区将光伏发电系统分为 3 个发电单元，各发电单元

配置如下：每个发电单元光伏组件通过逆变器转换为 360V 三相交流电，经就地升压变压器升压为 10kV 后，集中

接入厂区新建配电室，通过 1 回出线接入 10kV 线路，实现上网。

详见附图主接线图，A-04。

6.3.1.1 光伏发电工程电气主接线

箱式变电站可选择欧式箱式升压变电站或美式箱式升压变电站，欧变及美变比较如下：

表 6-3 箱式变电站选择比较表

比较内容 美式箱式变电站 欧式箱式变电站

技术优点 技术成熟，高压元器件封闭在 技术成熟，各元器件相互隔离，任何

技术缺点 变压器油箱内，散热条件好， 元件故障不影响其它部分，防腐蚀性

布置紧凑，体积小。 能较好。

防腐蚀性能较差 体积比较大

维护 检修比较复杂，维护工作比较 检修维护方便

价格 多 约 28 万\/台

约 22 万\/台

1）预装箱式变电站，俗称欧式箱变。其由高压开关设备、电力变压器、低压开关设备、电能计量设备、

辅助设备和联结件组成，这些元件在工厂内预先组装在一个或几个箱壳内，结构为品(目)字排列，即变压器与

高低压设备相互紧密地连接为一体，且又能相互分离，高低压回路之间用钢板隔开，高压、低压,变压器既相

对独立，又是一个完整的共箱式变电站整体。结构紧凑、体积较小、配置灵活；

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2）组合式变电站，俗称美式箱变。和欧式箱变不同，美式箱变将变压器器身、负荷开关、熔断器、分接

开关及相应辅助设备进行组合，高压开关、熔断器均进入油箱。变压器、油箱均为封闭式结构,整体外形尺寸

小。

欧式箱变，配置灵活，安装快速，可靠性要高于美变及落地式变压器台，其缺点为价格高，体积稍大于美

变；美式箱变,配置不太灵活，电缆进出线施工较难，可靠性不如欧变，但体积小，安装方便。通过以上的比

较可知，欧式箱变整体性能最优，设备成本过大。

由于本工程项目建设地为包装厂，火灾重点防范区域，严禁布置含油电气设备，选用欧式箱变不会增加过大

成本，故本工程推荐选用欧式箱变。需 3 台箱变。

6.3.1.2 集电线路方案

光伏电站站址位于安徽合肥合信包装有限公司厂区，场内 10kV 集电线路若采用架空线路，则影响原有厂区

的整体美观效果。另外由于集电线路距离较短，架空集电线路和电缆集电线路总的投资相差小，因此，从站址条

件、集电线路投资以及美观的角度考虑，推荐本工程的集电线路采用电缆集电线路，电缆集电线路利用原有电缆

沟敷设。

6.3.1.3 升压站电气主接线

本工程拟采用单母线接线方式，光伏电站侧配置光伏进线柜，计量柜，光伏出线柜。

本工程 10kV 电缆均采用电缆接线，10kV 侧的单相接地电容电流按如下经验公式计算，

Ic=(95+1.44S)×Ue×L\/(2200+0.23S)式中：Ue━电

网线电压（kV）L━电缆长度（km）S━电缆截

（mm2）

本工程厂区根据场地情况，10kV 电缆用量暂按 0.8km 计算，原有厂房 10kV 电缆用量暂按 2.5km 计算，故

单相接地电容电流约为 3.8A，不大于 10A。根据规程规范要求，本工程中性点不接地方式。

根据 GB19964-2012《光伏电站接入电力系统技术规定》6.2.2 节，“通过 10kV-35kV 电压等级并网的光伏

发电站功率因数应能在超前 0.98~滞后 0.98 范围内连续可调，有特殊要求时，可适当调整以稳定电压水平”。

光伏电站逆变器出口功率因数具备超前 0.95~滞后 0.95 范围内动态可调的能力，考虑一定的无功调节裕度，逆

变器按照功率因数为±0.98 无功出力计算，则光伏电站侧补偿站内自身无功损耗后，依靠逆变器功率因数调节

能力，可使整个光伏电站功率因数满足±0.98 可调。

因此本期光伏电站预留装设一套±0.5Mvar 的动态可连续调节的无功补偿装置的位置。

6.3.2 短路电流计算

根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》中的规定：“当检测到电网发生短路时，光伏

电站向电网输出的短路电流应不大于额度电流的 150%。”因本工程装机容量偏小，光伏工程部分向原有配电网

输出的短路电流不大于 0.34kA，故光伏工程部分 10kV 侧短路电流与厂区原有配电网保持一致，根据现场搜资，

本工程 10kV 配电装置按短路电流水平 25kA 设计。

6.3.3 主要电气设备选择

6.3.3.1 电气设备爬电距离

本工程的设备需进行招标采购，具体选厂选型有待招标确定，设计仅对其技术性能提出要求。根据

DL\/T5222-2005《导体和电器选择设计技术规定》，确定以下条件：屋内及电缆沟(隧)道内最高环境温度，按

40°考虑；计算导体日照的附加温升时，日照强度取 0.1W\/cm2 虑（风速取 0.5m\/s）；最大风速按 20.3m\/s 来

考虑。

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污秽等级：按 d（Ⅲ）级考虑，爬电比距按 2.8cm\/kV 计算。对安装在海拔高度超过 1000m 地区的电器外绝

缘应予校验。本工程无需校验。电器噪声水平应满足环保标准要求。电器的连续噪声水平不应大于 85dB。断路

器的非连续噪声水平，屋内不宜大于 90dB;屋外不应大于 110dB。

6.3.3.2 主要电气设备参数

(1)光伏箱式升压站

为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本电站选用具有运行可靠、操作方便的欧式升压

站。升压变压器的电压等级为 10.5±2×2.5%\/0.36kV 接线组别为 D,y11。箱式变压器采用三相双绕组自冷式无

励磁调压低损耗干式升压变压器，其操作部分在高压室进行。

升压变压器

三相三卷自冷式无励磁调压低损耗干式升压变压器，其主要参数如下；

额定容量：1250kVA\/10.5kV

额定电压：10.5±2×2.5%\/0.36kV

短路阻抗：6%

联接组标号：D,y11

额定容量：630kVA\/10.5kV

额定电压：10.5±2×2.5%\/0.36kV

短路阻抗：6%

联接组标号：D,y11

10kV 环网柜

变压器高压侧采用环网柜，具备安全，可靠，具有国家权威机构出具的型式试验报告，便于运行、维护、

检查、监视、检修和试验。负荷开关的位置指示装置明显，能正确指示出它的分、合闸状态。

额定电压 10kV

最高工作电压 12kV

额定电流 630A

额定频率 50HZ

额定短路开断电流 25KA

额定短路关合电流 50KA

额定工频 1min 耐受电压 42kV

额定雷电冲击耐受电压峰值 75kV

低压断路器（抽屉式）箱式升压站 0.36kV

低压侧装设空气断路器，空气断路器具有远方操作功能；其主要参数如下：

额定电压：0.36kV

额定电流：1600A

额定频率：50HZ

极限分段能力：50kA

（2）10kV 配电装置

10kV 配电装置选用户内成套装置移开式金属封闭金属交流封闭开关柜，单母线接线。

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真空断路器、操动机构、电流互感器、电压互感器等，真空断路器采用小车式。

①真空断路器

额定电压 10kV 额定电流 630A

最高工作电压 12kV

额定频率 50HZ

额定短路断开电流 25kA

额定短时耐受电流 25kA\/4s

额定峰值耐受电流 63kA

额定操作顺序 O-0.3s-CO-180s-CO

操作机构弹簧操作机构

②电流互感器（装设在柜内）

型号 LZZBJ9-35D

额定电压 10kV

并网柜 5P30\/5P30\/5P30\/0.5\/0.2S 300\/5A;

进线柜 5P30\/5P30\/0.5\/0.2S 300\/5A;

SVG 柜 5P30\/5P30 300\/5A;0.5\/0.2S 100\/5A

③电压互感器

变比: 10／1.73／0.1／1.70.1／1.73／0.1\/0.3kv

熔断器型号：RN-0.5A

避雷器型号：HY5WZ-17\/45

○4 无功补偿装置

在本项目增加一套无功补偿装置。

型式：SVG 无功补偿装置容量：±0.5Mvar

（3）10kV 电缆

厂区集电线路按 1 回 10kV 线路设计，采用电缆沟+直埋方式敷设，站内通信光缆与集电线路同路径敷设。

6.3.4 防雷接地及过电压保护

本工程安装光伏组件方阵面积大，光伏组件的组件及支架，均为导电性能良好的金属材料，易遭受直接雷击

和形成感应过电压。因此，根据合肥地区年平均雷暴日数和光伏组件的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击

雷的概率，进行设计。

（1）接地装置

1）保护接地的范围

根据《交流电气装置的接地》GB50065-2011 规定，对所有要求接地部分均应可靠地接地。

2）光伏厂区，对保护接地、工作接地和过电压保护接地采用一个接地网。其接地装置的接地电阻值不大于

1Ω。本变电站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合接地网。水平接地体采用-60×6

热镀锌扁钢，利用屋顶原有钢筋结构作为自然接地极。若经实测接地电阻没有达到要求，可增加外延接地或使用

降阻剂等措施，直至光伏发电场区接地电阻达到要求。

3）本站所有设备均应按规定进行接地，电气设备每个接地部分应以单独的接地支线与接地干

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线相连接，严禁在一个接地线中串接几个需要接地的部分，高、低压配电柜的每个基础槽钢两端均

可靠与室内接地干线连接，根据“反措”要求，本站设二次等电位接地网。

（2）过电压保护

1）配电装置的侵入雷电波保护

根据《交流电气装置的接地》GB50065-2011 和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL\/T620-1997 中

规定。在 10kV 母线上设置一组无间隙金属氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。

2）直击雷保护

利用原有各建筑物屋顶安装避雷带对光伏电站进行防直击雷保护。

6.3.5 站用电及照明

6.3.5.1 自用电

箱变单元负荷统计详见下表：

表 6-4 箱变单元负荷统计表

序号 名称 用电负荷（kW） 备注

1 通讯柜用电 0.5

2 箱变用电 1

3 照明及采暖用电 2

合计 3.5

方案一：箱变单元供电电源取自站用变低压侧；

方案二：箱变单元拟采用自供电的方式，交流低压侧经隔离变压器降压至 360\/400V 电压，保证箱变内部的

正常运行。

本工程暂推荐方案二。故光伏场区自用电包含箱变的通讯、冷却通风、照明加热等负荷，利用自供电的方

式，同时各发电单元临近的两个发电单元采用箱变辅助变电源互为备用。

6.3.5.2 站用电

本工程厂区新增站用变负荷，所有负荷用电取自箱变低压侧。厂区站用负荷初步统计详见下表：

表 6-5 站用变负荷计算

序号 设备名称 额定容量 安装容量 运行容量

1 (kW）

2 (kW) (kW) 15

3 5

220V 直流系统 15 15 5

4 25

5 通信电源 55 5

6 5

UPS 电源系统 5 5 5

15

小计 P1 25 25

二次屏柜电源 5 5

10kV 开关柜电源 5 5

配电室空调 55

小计 P2 15 15

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7 配电室照明、插座 5 5 5

小计 P3 5 5 5

计算负荷 S=0.85×P1+P2+P3

=0.85×25+15+5

=41.25kVA

原有厂区各配电房均有站用变压器，经复核，变压器容量的裕度满足光伏工程新增的站用变负荷。故本工

程站用电源考虑由原有厂区厂区内引接一路，箱变低压侧一路，厂区低压馈线一路，两路电源互为备用，以提

高站用电的可靠性。

6.3.5.3 照明

根据光伏电站总布置，照明分为箱变单元、10kV 电控室，明确照明供电区域的划分，依据《火力发电厂和变

电站照明设计技术规定》确定各工作场所照度值的选定、独立照明电源，照明方式、种类以及灯具选用等，主

要原则如下：

●照明供电采用动力、照明共网运行方式，由两台站用变供电。

●照明应采用美观大方、节能环保的灯具。

●各工作场所照度值的选定：

表 6-6 各工作场所照度选定表

房间或场所 照度标准值（lx）

主控制室 300

继电器室、电子设备间 300

6kV-220kV 屋内配电装置室 100

现场施工时可根据实际情况适当调整灯具的位置和标高但应符合国标“电气装置安装工程施

工及验收规范”和“电气安装工程施工图册”的相关规定和技术要求。

6.3.6 电缆敷设及防火封堵

（1）光伏发电场 10kV 电缆采用 ZRC 型电缆，本站所有照明箱电源电缆采用 ZRC 型电缆；原有厂区设有

电缆沟，其它位置的电缆敷设采用电缆穿管或桥架敷设方式。

（2）电缆防火措施为：

电力电缆的选型为有效阻止电缆火灾延燃，全厂 10kV 及 0.4kV 电力电缆、控制电缆选用阻燃低烟无卤式电

缆。

消防用电回路和直流电源回路采用耐火电缆。

站区电缆防火变电所区域的电缆布置以电缆沟为主，电缆沟主要采用阻火墙的防火方式，将沟分成若干阻

火段，按照《电力工程电缆设计规范》要求，每隔 200m 或通风区域处设置一阻火墙，阻火墙采用成型的电缆沟

阻火墙和有机堵料相结合的方式封堵。光伏阵列区按照子单元进行防火分隔，对沟的分支也进行防火分隔；防

火分隔采用阻火包和有机堵料结合的方式。

6.3.7 电气系统控制及供电

本工程厂区新安装一套火灾自动报警系统，不单设消防控制室，火灾报警控制盘设置在 10kV 箱式配电房

内。

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火灾时，通过自动或手动报警按钮，将信号传至火灾自动报警控制中心，火灾自动报警控制中心接到火灾

信号后，显示火灾位置，并发出报警信号。室内消防线路全部穿钢管沿顶板、墙体内暗敷设，消防电话线单独

穿管敷设。感温电缆在电缆沟内逐层正弦波方式敷设，每根感温电缆长度不超过 200m。所有消防设备均做好保

护接地，与电力系统共用接地装置，接地电阻不得大于 1Ω。

火灾报警控制盘供电电源采用 UPS 不间断电源供电。发生火灾时切断空调等非消防电源及本层和相邻层的

照明电源，并将信号反馈到火灾控制盘。火灾自动控制屏通过通讯口与监控系统进行通讯。

通信高频开关电源电缆、UPS 主电源电缆、直流充电装置电源电缆等均采用耐火型电缆 NH-。电气设备的消

防设置按《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229、《电力设备典型消防规程》DL5027、《电力工程电缆

设计规范》GB50217 进行设计。

6.3. 8 电气设备布置

根据本工程规模，结合厂区布置，就近设置 10kV 箱式配电房，10kV 箱式配电房内设置 10kV 配电装置、二次

设备及监控室等。

逆变器就地布置于各厂房屋顶或厂房空余房间，就地升压变压器室外布置在厂房附近。

6.3. 9 其他说明

全站铁件均要热镀锌。

6.4 电气二次

6.4.1 设计依据和原则

1)主要编制依据及标准规范

《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》GD003-2011

《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL\/T5136－2012

《继电保护和安全自动装置设计技术规程》GB\/T 14285-2006

《电力工程直流系统设计技术规程》DL\/T5044-2014

《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB\/T50063-2008

《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116-2013

《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229-2006

《光伏(PV)系统 电网接口特性》GB\/T 20046-2006

《光伏系统并网技术要求》GB\/T 19939-2005

《光伏电站接入电力系统的技术规定》GB\/T 19964-2012

《 光伏发电站接入电力系统设计规范》GB\/T 50866-2013

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》

其他相关的国家、行业标准规范，设计手册

2）主要编制原则

严格遵循国家、部门及当地现行的有关规程规范设计的原则：安全可靠、环保节约、技术先进、标准统

一；提高效率、合理造价；努力做到可靠性、统一性、通用性、经济性和先进性的协调统一。

a）可靠性：确保光伏电站二次系统的安全可靠，确保工程投运后电网的安全稳定运行，安全可靠是二次

设计的基本要求和首要条件。

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b）统一性：适当兼顾各地区的运行习惯和二次设备厂的技术特点，规范光伏电站二次系统的

配置原则、技术要求、组屏方式等；统一二次设备屏柜的尺寸、结构、名称、标识和颜色。

c）通用性：设计时考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期内通用互换使用；不同厂的同类产

品，应考虑通用互换使用。

d）经济性：按照全寿命费用综合考虑，在保证高可靠性的前提下，进行技术经济综合分析，优先采用性

能价格比高的技术和设备。

e）先进性：提高原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新能力，坚持技术进步、推广应用新技术，设

计和设备要能代表国内外先进水平或发展趋势。

6.4.2 监控系统

1)电站为 10kV 电压等级，均以 1 回出线接入系统。厂区电站的调度管理方式直接接受地网调度中心调度，

由于无最终接入系统设计资料，初步考虑与地调实行上行信息与下行信息交换。故暂按光纤通信传输方式考

虑，作为系统调度通信的主、备用通道。最终设计应按接入系统设计（二次部分）的要求为准。

2)光伏电站按“少人值班”（少人值守）的原则进行设计。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方

式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。二次设备及监控室仅设置计算

机监控系统的值班员控制台和工程师管理站。

(1）光伏发电、逆变设备及其升压设备监控系统结构、主要功能及设备配置。a)光伏场区的监控由逆变器监

视和控制。b)光伏发电设备有功功率、无功功率及电压调节通过并网逆变器进行调节，并网逆变器具备功率因数

可调功能，实现在 0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调。

c)箱变单元分别设置一台通讯管理机柜，逆变器、火灾报警设备、监测仪表、汇线箱通信接口(RS485)将信

号连接至逆变升压单元通讯管理机后，采用光缆上传。光缆与光伏集电线路同路径敷设，光缆为单模 12 芯铠装

光缆。

d)光伏发电工程中央监控系统由通讯管理机采用光缆环网接线方式将通信信号直接上传至变电站主控室内监

控系统，由监控系统直接与调度或业主总部联系。

(2）计算机监控系统包括：站控层、网络层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构、站控层为全站

设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气

隔离单元，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监视和断

路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。“四遥”功能由电站电气监控（带远动功能）

系统完成。

站控层主要设备包括主机、操作员站、远动工作站、工程师站、打印机、时钟对时装置；网络层主要设备包

括网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备包括保护测控单元。另外，它还与光伏组件、逆变器监控系统、

电子式电能表、直流电源系统、图像监控系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合管理功能。

6.4.3 继电保护及安全自动装置

6.4.3.1 光伏发电、汇流、逆变器及箱式变压器的保护

1）并网逆变器为制造厂成套供货设备，设备中包含有欠电压保护、过电压保护、低频保护、孤岛保护、

短路保护等功能。

2）箱式变压器采用干式变压器，变压器配备温度控制装置，具备温度，越限报警功能及跳闸功能。变压

器内应配有温控、温显并带计算机串行接口 RS232 或 RS485，经通讯管理机送至计算机监控系统。

6.4.3.2 变电站的保护

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1）10kV 线路

10kV 光伏进线配置电流速断、过电流保护。

6.4.3.3 系统部分

1）有功功率控制装置

本期在光伏电站配电室内设 1 套有功功率控制装置。

2）无功功率控制装置

本期在光伏电站配电室内设 1 套无功功率控制装置。

3）电能质量检测装置

本期工程所选箱变内变压器均采用△\/Y 接线型式，可有效抑制三次、七次等奇次谐波。考虑到光伏电站对

系统的可能影响，根据 GB\/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求及光伏电站的负荷特

性，本光伏电站配置电能质量在线监测装置 1 套，对 10kV 线路进行电能质量在线监测。对光伏电站可能引起的

谐波和波形畸变、直流分量、电压偏差、频率、电压不平衡度、电压波动和闪变等进行在线监测。保证输出电力

的电能质量符合国家现行标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》的规定。

根据电能质量评估报告，在光伏电站内配置谐波治理装置。

4）环境监测系统

太阳能辐射、环境温度、风速等环境数据是决定太阳能发电的重要指标，也是进行光伏发电技术研究的基础

数据。本工程在建筑物顶端安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、总

辐照度、直接辐照度、散射辐照度、总辐射、直接辐射和散射辐射等。整套监测系统由以下部分组成：太阳能辐

射仪表（总辐射表、直接辐射表和散射辐射表）、风速风向传感器、温度传感器、记录仪、上位管理机软件等。

记录仪采用高性能微处理器为主控 CPU，大容量数据存储器，可连续存储正点数据三个月以上(存储时间可

以设定)，工业控制标准设计，便携式防震结构，大屏幕汉字液晶显示屏(一屏显示多路监测要素,替代微机)，轻

触薄膜按键。

上位管理机实时显示各路数据，每隔10秒更新一次，小时整点数据自动存储（存储时间可以设定），与打印

机相连自动打印存储数据，数据存储格式,EXCEL标准格式，可供其它软件调用。上位PC机采用标准RS232接口

与记录仪相连。

5）故障录波装置

本工程采用10kV电压等级并网，属于小型光伏电站，按照《光伏电站接入电网技术规定》

Q\/GDW617-2011要求，可不配置专用故障录波器。

6）防孤岛保护

根据《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB\/T199642012第12.3.3条的规定：“光伏发电站应配置独立的防

孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。”以及《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB\/T50866-

2013第6.3.2条的规定：“光伏发电站需要配置独立的防孤岛保护装置，保证电网故障及检修时的安全”。本工程拟

配置独立的防孤岛保护装置。

7）安全自动装置

按照《光伏电站接入电网技术规定》Q\/GDW6172011 要求，大中型光伏电站应根据电力调度部门的指令快速

控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站。事故处理

完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。

本工程光伏电站均属于小型光伏电站，配套 1 套频率电压紧急控制装置。装置主要功能为测量光伏电站并网

线路的三相电压、电流、有功和无功功率、频率等，进行过\/欠压、过\/欠频判别，在光伏电站的运行危及系统安

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全稳定时实施快速解列。安全自动装置整定范围和时间应与电网调度部门对大中型光伏电站的低电压穿越能力要

求、频率响应特性及系统侧重合闸时限相配合。最终方案以接入系统评审意见为准。

6.4.4 组屏方案

10kV 保护测控装置及电能表等设备就地分散布置于 10kV 开关柜上。

6.4.5 二次接线

1)光伏场区的控制、测量和信号

(1)控制

光伏电站箱变单元均配置 1 台通讯管理机，是全光伏场区的信息综合点，负责对逆变升压单元主要设备获取

测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与变电站监控系统之间的联

系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达。

主要控制对象如下：

a 变压器

b 断路器；

c 负荷开关；

d逆变器

(2)测量表计光伏场区考核计量点设在逆变器出口处，由逆变器负责采集。

测量表计按《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB\/T50063-2008 配置，具体如下：

a10kV 线路：电流；

b 箱式变压器：电流，有功、无功功率，温度；

c 逆变器：直流侧电流，电压、有功、无功功率，有功、无功电度的测量；交流侧电流，电压、

有功、无功功率，有功、无功电度的测量；

（3）信号不设常规音响信号系统。所有的事故、故障信号均输入主控室综合自动化系统。

a 各断路器、负荷开关位置状态，各断路器控制回路断线信号；

b 逆变器、箱变及自动装置的动作及装置异常信号；

c 交流不停电电源故障信号。

2)升压站的控制、测量和信号

(1)控制

厂区监控室配置 1 套变电站综合自动化系统（带远动功能），该系统是站内综合自动化的通讯枢纽，是全站

的信息综合点，负责对开关站主要设备获取测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输

出，同时还负责与远方调度(控制中心)之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达。另外，与电子

式电表、直流电源系统、图像监控系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合管理功能。

（2）测量表计

光伏电站计量点配置于出线侧。

测量表计按《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL\/T5137-2001 配置，具体如下：

a10kV 母线：电压。

b10kV 进线：电流，有功功率，有功、无功电度。

c 直流电源系统母线电压的测量。

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(3）信号

不设常规音响信号系统。所有的事故、故障信号均输入主控室综合自动化系统。

a10kV各断路器手车位置状态；

b继电保护及自动装置的动作及装置异常信号；

c直流系统和交流不停电电源故障信号。所有电气设备应具有五防功能。

(4）电能计量CT\/PT配置

按照有关《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL\/T5137-2001规定，电能计量装置

应接于电流互感器和电压互感器的专用二次绕组（电流互感器准确级次为0.5s级，电压互感器准确级次为0.2级）

，计量专用的电流、电压互感器二次绕组及其二次回路不得接入与计量无关的设备。

6.4.6控制电源系统

1）直流电源

厂区直流电源设 1 组 65Ah 阀控式密封铅酸蓄电池，采用单母线接线，蓄电池组不设端电池。电压为

220V，选用智能高频开关直流电源，整流模块采用高频开关 N＋1 热备份，其中监控元件可监控交流配电、整

流模块。直流系统正常情况下浮充电方式运行，事故放电后进行均衡充电，直流事故放电小时数为 2h。直流系

统还配有微机直流绝缘检测装置。直流电源供全站保护、控制、交流不停电电源和综合自动化等设备。

2）交流不停电电源（UPS）系统

本工程配置 1 套交流不停电电源 UPS，容量为 5kVA，供微机监控系统提供安全可靠的工作电源，UPS 不

带蓄电池，其所需直流电源由直流系统提供。

6.4.7火灾自动报警系统

本工程火灾报警及消防控制系统根据国标《火灾自动报警系统设计规范》要求进行设计。

本工程不单设消防控制室，火灾报警控制盘设置在监控室内。具有联动控制功能，当发生火灾时切断空调等

非消防电源及本层和相邻层的照明电源。配电装置室：设手动报警按钮、声光报警器、感烟探测器等。由于箱变

布置位置分散，暂不考虑设置自动报警装置。最终以消防部门审批意见为准。

6.4.8 视频安防监控系统

图像监控系统设于监控室内，对开关柜等操作进行远方监视，对光伏电站主控楼主要设备现场状况及安全

进行定期巡视。该系统可对监视场景进行录像，便于事故分析。视频安防监控系统按主要在升压站、管理区设

置，光伏阵列区根据场地情况适当设置，第二厂区本阶段暂按设置 25 个监视点考虑，下阶段进一步优化。

该图像监控系统由控制站、摄像头、视频电缆、控制电缆等组成。控制站布置在变电站主控制室，由微机控

制器、键盘、鼠标、监控站主机和硬盘录像机等设备组成。摄像头分别置于配电装置、二次设备、主入口等处。

微机控制器具有计算机通信接口，以实现与上级调度部门计算机联网控制摄像头、云台动作，切换画面。

6.4.9 电工实验室

根据光伏发电工程管理原则和需要，光伏电站配备一定数量的仪器仪表设备，对新安装或已投运的电气设备

进行调整、试验以及维护和检验。本工程不新增电工实验室，新增仪器仪表设备放置于厂房原有电工实验室内。

6.4.10 电气二次设备布置

厂区升压站采用二次设备集中布置方式，计算机监控系统站控层工作站、网络接口柜，远动通讯柜、继电

保护设备屏、故障录波柜、自动装置柜、直流系统柜、UPS 柜等均布置于二次设备室。10kV 保护测控装置及电

能表等设备就地分散布置于 10kV 配电装置上。

6.5 通信

6.5.1设计依据

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