分布式光伏发电项目设计方案
分布式太阳能光伏发电系统（5.2MW）项目设计方案
方
案
建
议
书
北京利达贞机电安装工程有限公司
2019年10月29日
分布式光伏发电是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导因地制宜、就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则，充分利用当地太阳能资源，减少化石能源消费，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途输运中的损耗问题。
分布式光伏发电系统的基本设备包括光伏组件、光伏支架、逆变器、交流汇流箱等设备，另外还有供电系统监控装置和环境监测装置，辅以电缆、线管路由，最终并入国家电网内。其运行模式是在有太阳辐射的条件下，光伏发电系统的太阳能组件阵列将太阳能转换为电能输出，由逆变器逆变成交流电，各个逆变器输出的电流通过汇流箱进入配电柜内，最终并入到国家电网，同时供给建筑自身负载，多余或不足的电力通过联接电网来调节。
本工程由我司根据现场实际情况进行前期方案设计，技术依托方为设计院。设计的内容包含太阳能资源分析、太阳能光伏发电系统设计、电气设计、电费节省初步分析。
本方案为初步设计方案，后续有优化后再以更新为准。
1.2 工程性质及特点
1.2.1 装机容量
本厂总装机容量为5.2MW，共建设5个发电光伏方阵，包括主车间、成品库、单身宿舍、餐厅和组长宿舍。
序号 | 单体 | 组件数量 | 组件功率/W | 总功率/W |
1 | 成品库 | 4500 | 430 | 1996920 |
2 | 主车间 | 6408 | 430 | 2755440 |
3 | 单身宿舍 | 360 | 430 | 154800 |
4 | 餐厅 | 504 | 430 | 216720 |
5 | 组长宿舍 | 288 | 430 | 123840 |
合计 | 12060 |
| 5247720 | |
各单体装机容量如上表所示，拟计划于2020 年建成投运。配有箱式变压器，利用集电线路将电能送至35kV 线路及升压站。
1.2.2 建设地址
根据国家气象局风能太阳能评估中心划分标准，衡水市武邑县在我国太阳能资源地区属于：三类地区，为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为5000-5850 MJ/m2，相当于日辐射量3.8-4.5KWh/m2。
1.2.3 气象条件
衡水属大陆季风气候区，为温暖半干旱型。气候特点是四季分明，冷暖干湿差异较大。夏季受太平洋副高边缘的偏南气流影响，潮温闷热，降水集中，冬季受西北季风影响，气候干冷，雨雪稀少，春季干旱少雨多风增温快，秋季多秋高气爽天气，有时有连阴雨天气发生。
衡水界于东经115°11'--116°34',北纬37°03'--38°23'之间，位于河北冲积平原的滹沱河冲积扇前缘，地势平坦，自西南向东北逐渐倾斜。气候温和，属大陆季风性气候，四季分明，干湿交替，年平均气温12.6度。
衡水武邑县年平均峰值光照时间（Year）为1304小时，平均每天峰值光照时间为3.57小时，光照相对较好。
无破坏原则：严格遵循不对现有屋顶进行破坏原则，保护屋顶的防水、防风、防腐设施，对屋顶的承重进行综合分析，光伏施工产生的负载保证在屋顶的承重能力内，对屋顶可能造成的隐患问题提前进行考量设计，分析目前彩钢瓦屋顶的情况，根据实际情况对所需位置适当进行加固，做防水措施等，以保证不对屋顶产生破坏，不影响厂房的正常使用，不对工厂造成不必要的损失。
安全施工原则：在保证屋顶安全的情况下，严格执行安全施工条例，保证施工安全。
最小化度电成本原则：（LCOE）是光伏电站最基本的设计原则，需要综合考虑降低系统投资成本和提高发电量两个方面因素。我司采用智能化设计方法和专业的数据分析，保证电站系统在25年内安全、高效运行的前提下，找到投资和产出的最优比。
1.4 参考标准
QX/T 89-2008 《太阳能资源评估方法》
GB 6495-1986 《地面用太阳电池电性能测试方法》
GB/T 9535-1998(IEC61215) 《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》
GB/T 18210-2000 《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》
GB/T 12325 《电能质量 供电电压允许偏差》
GB/T 14549 《电能质量 公用电网谐波》
GB/T 15543 《电能质量 三相电压允许不平衡度》
GB/T 15945 《电能质量 电力系统频率允许偏差》
GB17478 《低压直流电源设备的特性和安全要求》
GB/T17626 《电磁兼容试验和测量技术》
GBJ232－1982 《电气装置安装工程施工及验收规范》
GBJ17-1988 《钢结构技术规范》
GBJ9-1987 《建筑结构荷载规范》
GB50016-2006 《建筑设计防火规范》
GB 50057-1994 《建筑物防雷设计规范》
GB 50015-2010 《建筑给水排水设计规范》
GB50054 《低压配电设计规范》
GB/T 19939-2005 《光伏系统并网技术要求》
GB/Z 19964-2005 《光伏电站接入电力系统的技术规范》
GB 50217-2007 《电力工程电缆设计规范》
GB 50794-2012 《光伏发电站施工规范》
DL 5009-2002 《电力建设安全工作规程》
GB 50797-2012 《光伏发电站设计规范》
GB 50795-2012 《光伏发电工程施工组织设计规范》
GB 50796-2012 《光伏发电工程验收规范》
二、系统组成
光伏发电系统主要由光伏阵列、组串型逆变器、交流配电柜、箱式变压器等关键设备组成，光伏阵列产生的直流电通过逆变、汇流、变压后并入公共电网。
图1：光伏发电系统示意图
2.2.1 组件
目前电站常用组件的规格有多晶285W、多晶330W、单晶400W、单晶430W等，如某厂家组件的主要规格参数如表1所示。
表1：某厂家组件的主要规格参数
STC（标准测试环境）：辐照度1000W/㎡，电池温度25℃，光谱AM1.5 | 多晶285W | 多晶330W | 单晶400w | 单晶430W | |
1 | 组件尺寸 | 1650*992*35mm | 1960*992*40mm | 2006*994*35mm | 2115*1052*35mm |
2 | 重量 | 18.3kg | 22.1kg | 23.0kg | 24.0kg |
3 | STC峰值功率（Pmax） | 285W | 330W | 400W | 430W |
6 | 开路电压(Voc) | 38.9V±5% | 45.8V±5% | 44.0V | 49.2V |
7 | 短路电流(Isc) | 9.46A±5% | 9.22A±5% | 11.8A | 11.19A |
8 | 组件转换效率 | 17.40% | 17.00% | 20.10% | 19.30% |
9 | 组件工作温度 | -40℃至+85℃ | -40℃至+85℃ | -40℃至+85℃ | -40℃至+85℃ |
10 | 最大系统电压 | 1000/1500V DC（IEC） | 1000/1500V DC（IEC） | 1500V DC(IEC) | 1500V DC |
11 | 最大串联保险丝电流等级 | 20A | 20A | 20A | 20A |
12 | 功率公差 | 0/+5W | 0/+5W | 0/+5W | 0/+5W |
目前光伏组件的发展趋势是单晶，多晶将会逐步淘汰出市场，组件的更新换代速度很快，几个月就将会更新一代，近段时间市场上大型组件品牌厂家主推型号为多晶330W，和单晶400W、430W，多晶价格相对较低，但单晶的弱光型相对较好，整体发电能力较强，后期发电能力的衰减相对较慢。
综合考虑我司建议选择单晶430W组件。
2.2.2 组串型逆变器
根据组件型号以及厂房屋顶的面积，我们根据实际情况进行组件排布，对逆变器主要选择80KTL3-MV组串型逆变器，配合使用小功率逆变器组成完整光伏发电系统。
80KTL3-MV组串型逆变器的实物和电气接口如图2所示
图2：逆变器实物和电气接口
80KTL3-MV组串型中压逆变器最大输入功率可达104000W，最大输入电压可达1100V，200V~1000V的宽MPPT范围，500Vac输出，7路MPPT，可适应于各种复杂地形电站，最大程度提高系统发电量，详细参数如表2所示。
表2： 80KTL3-MV的技术参数
输入 | 输出 | ||
最大输入功率 | 104000W | 额定输出功率 | 80000W |
最大输入电压 | 1100V | 最大输出功率（PF=1） | 88800VA |
启动电压 | 250V | 最大输出视在功率 | 88800VA |
额定输入电压 | 600V | 最大输出电流 | 129A |
MPPT 电压范围 | 200～1000V | 额定电网电压 | 3/PE，500Vac |
满载MPPT电压范围 | 550～850V | 电网电压范围 | 425～540Vac |
最大输入电流 | 175A（7*25A） | 额定电网频率 | 50Hz/60Hz |
系统 | 机械 | ||
MPPT最大效率 | 99% | 通讯 | RS485/GPRS/RS232/USB |
中国效率 | 98.60% | 输入端子 | MC4 |
隔离方式 | 无变压器 | 输出端子 | 螺丝压接端子 |
防护等级 | IP65 | 尺寸(宽×高×深) | 860×600×300mm |
夜间自耗电 | <1W | 安装方式 | 壁挂式 |
工作温度范围 | -25～60℃ | 重量 | 83.5kg |
冷却方式 | 智能强制冷风 | ||
最高海拔 | 4000m（>3000m降额） | ||
2.2.3 80KTL3-MV组串型逆变器优势
高效发电
◆ 中国效率领跑者98.6% ，最大化提升发电收益
◆ 7路MPPT，组串设计灵活，失配损耗少，发电量更多
◆ 细颗粒度管理，高精度组串级监测和保护
稳定可靠
◆ 智能风冷，高温不降额，寿命更长
◆ 全功率模块和薄膜电容设计，可靠性更高
◆ 交直流II级独立防雷保护
◆ 内置防PID模块，白天抑制，晚上修复功能
智能运维
◆ 组串级监控，实时监测每一串组件参数信息
◆ 智能I/V曲线扫描，主动诊断分析组串状态
◆ 故障录波，记录电网不稳定信息
◆ 具备AFCI检测功能
◆ 无熔丝设计，降低电站维护成本与火灾系数
2.2.3.1 防PID功能
PID效应（Potential Induced Degradation）全称为电势诱导衰减。PID直接危害就是大量电荷聚集在电池片表面，使电池表面钝化， PID效应的危害使得电池组件的功率急剧衰减。使得电池组件的填充因子(FF)、开路电压、短路电流减少。减少太阳能电站的输出功率，减少发电量，减少了光伏电站的收益。
PID的真正原因到目前为止没有明确的定论，但各个光伏电池组件厂和研究机构的数据表明，PID与电池、玻璃、胶膜、温度、湿度和电压有关。
外部可能原因：容易在潮湿的环境下发生，并且活跃程度与潮湿程度相关，同时组件表面被导电性、酸性、碱性以及带有离子的物体的污染程度，也与上述衰减现象的发生有关。到目前为止，形成机理还不是太明确，推测来自于钠钙玻璃的金属离子是形成上述具有PID效应的漏电流的主要载流介质。
内部可能原因：1：系统方面：逆变器接地方式和组件在阵列中的位置，决定了电池片和组件受到正偏压或者负偏压。电站实际运行情况和研究结果表明：如果整列中间一块组件和逆变器负极输出端之间的所有组件处于负偏压下，则越靠近输出端组件的PID现象越明显。而在中间一块组件和逆变器正极输出端中间的所有组件处于正偏压下，PID现象不明显。2：组件方面：环境条件，如湿度等的影响导致了漏电流的产生。3：电池方面：电池片由于参杂不均匀导致方块电阻不均匀；优化电池效率而采用的增加方块电阻会使电池片更容易衰减，导致容易发生PID效应。
解决方案：为了抑制PID效应，组件厂家从材料、结构等方面做了大量的工作并取得了一定的进展；如采用抗PID材料、防PID电池和封装技术等。有科学家做过实验，已经衰减的电池组件在100℃左右的温度下烘干100小时以后，由PID引起的衰减现象消失了，实践证明，组件PID现象是可逆的， PID问题的防治更多的是从逆变器端进行，通过提升组件的电压，让所有的组件对地都实现正电压，可以有效地消除PID现象，深圳古瑞瓦特公司根据MAX80KTL3-MV特点，采用以下方案，从逆变器的角度消除PID：
2.2.3.2 多路MPPT应用复杂场景
80KTL3-MV具备多路MPPT，针对组件方位角不同、朝向不同，从而做的组串配置更灵活，组串失配损失更少。
80KTL3-MV组串型中压逆变器采用7路MPPT、每路MPPT支持2路输入，最多可支持14路组串输入，电路采用三电平拓扑，具体如下图所示。
80KTL3-MV电路拓扑结构
2.2.3.3 具备AFCI检测功能
光伏电站中40%的着火事故是由于直流电弧故障所引起，所为了更好的保障客户的利益，MAX80KTL3-MV集成设计了防拉弧检测装置，可以有效避免火灾发生，保证了发电量同时也保障了人的生命安全及财产损失。光伏电站火灾引起的要素：
① 光伏组件接头接点松脱，接触不良、电线受潮、绝缘破裂等；
② 接触部分持续的电弧会产生3000-7000℃的高温；
③ 轻者熔断保险、线缆，重者烧毁组件和设备引起火灾。
80KTL3-MV能准确分辨直流侧拉弧信号及时做出处理，避免火灾。其功能实现如下图所示：
2.2.4 交流汇流箱
本方案根据实际应用场景选用：3汇一；最高可支持3路以上输入；当输入接80KTL3-MV时，则推荐3路输入。其实物和电气接口，内部电气结构如下图所示。
2.2.5 箱变
本系统方案采全额上网，所以需要变压器，共计1台3500KVA和1台2000KVA变压器。电压等级为35kV/0.5kV的箱变。
2.2.6 电缆
电缆选型主要考虑的因素有：敷设方式、安规、导体材质、电压等级、载流量、环境温度等，本方案主要选用的电缆规格如下表所示。
类型 | 规格 | 起点 | 终点 | 备注 |
直流电缆 | PV1-F-1×4mm2 | 光伏组串 | 组串型逆变器 | 建议光伏专用电缆 |
交流电缆 | ZR-YJV22-0.6/1.0-3×6 | 组串式逆变器 | 交流汇流箱 | 建议多股硬线 |
ZR-YJV22-0.6/1.0-3×10 | 组串式逆变器 | 交流汇流箱 | 建议多股硬线 | |
ZR-YJV22-0.6/1.0-3×16 | 组串式逆变器 | 交流汇流箱 | 建议多股硬线 | |
ZR-YJV22-0.6/1.0-3×25 | 组串式逆变器 | 交流汇流箱 | 建议多股硬线 | |
ZR-YJV22-0.6/1.0-3×120 | 交流配电柜 | 箱变 | 配电柜3路输入 | |
ZR-YJV22-0.6/1.0-3×150 | 交流配电柜 | 箱变 | 配电柜3路输入 |
注：1.交流电缆建议采用阻燃、铠装的多股线芯电缆，承受外力强，且不易损坏；
2.组串逆变器到配电柜建议多股硬线，以保证接线接触良好；
3.交流汇流箱到箱变的电缆线径根据配电柜输入路数可选。
2.2.7 支架
光伏组件在屋面上的安装方式不仅要考虑日照和阴影，而且要因屋面形式而异。在工程上，组件的安装必须考虑荷重、耐风压、抗地震、排水、防水以及防雷等问题。
光伏组件的安装方式因屋面形式而异。大部分是采用分离式设计，灵活性较大，以点式连接构件架空在屋面结构之上，在不影响原有屋面性能的同时，创造较好的通风条件，使太阳电池板获得最佳的工作效率，维护也比较方便，特别适用于平屋面和坡屋面上。
此次项目为坡屋面，坡屋面常见安装方式有：连接屋面主结构法、专用夹具固定法、双组分胶粘接法 ( 轻量安装法 ) 。
结合实际现场情况，我们建议采用专用夹具固定法，使组件直接平铺设在屋顶，其优势有：
Ø 安装简便：预装支架配件，现场安装省时省力，能大幅度降低施工成本，提高工程效率。
Ø 高耐久性：25年以上寿命光伏支架设计理念，高强度材料保证。
Ø 国际标准：符合欧洲、美国、澳大利亚等光伏行业标准。
Ø 适用性广：适用于现有市场上各种通用有框太阳能板安装，从小的太阳能系统到大型甚至几十兆瓦系统均能为其服务范围。
Ø 无损屋面安装。
Ø 重量轻，对屋面荷载要求低。
Ø 结构简单，施工快速，对业主经营影响小。
Ø 减少彩钢瓦阳光直射、雨水侵蚀，延长彩钢瓦寿命。
Ø 相对于倾斜安装，此方式减小受风面，有效保护屋面结构。
Ø 夏天组件部分会成为屋面隔热层，冬季会成为保温层。
Ø 无光污染、不改变建筑原有外观结构因此满足光伏组件铺设要求。
用430Wp单晶组件加铝合金龙骨等附件重量为14.99kg/m 2，组件方阵安装方式为间隔安装，根据实际情况，我们选择专用夹具：角驰夹扣方式，此种安装方式可降低部分平均荷载，安装结构做法见下图：
具体参数如下：
序号 | 适合组件类型 | 任意带框太阳能电池板 |
1 | 风力承载能力 | 40m/s |
2 | 雪载承受力 | 70kg/m² |
3 | 主要材料 | 高强度铝合金 |
4 | 安装环境 | 所有彩钢瓦屋顶 |
5 | 使用年限 | 不低于25年 |
三、系统总体设计方案
组件串联设计原则：组串最高开路电压低于逆变器所能承受的最高电压，组串最低工作电压高于逆变器满载MPPT范围的最小值。
组串并联设计原则：组串并联路数由逆变器的最大输入功率决定，同时可以考虑适当超配以补偿直流侧损失、提高逆变器利用率，降低系统的LCOE。
组件选用单晶430W，组件参数如表所示，组件的串、并联设计步骤及关键参数的取值，如下表所示。
STC（标准测试环境）：辐照度1000W/㎡，电池温度25℃，光谱AM1.5 | 单晶430W | |
1 | 组件尺寸 | 2115*1052*35mm |
2 | 重量 | 24.0kg |
3 | STC峰值功率（Pmax） | 430W |
6 | 开路电压(Voc) | 49.2V |
7 | 短路电流(Isc) | 11.19A |
8 | 组件转换效率 | 19.30% |
9 | 组件工作温度 | -40℃至+85℃ |
10 | 最大系统电压 | 1500V DC |
11 | 最大串联保险丝电流等级 | 20A |
12 | 功率公差 | 0/+5W |
我们计划采用18块单晶430W组件组成一串，其最高开路电压为49.2 V*18=885.6V＜1100V, 最低工作电压为28.5V*20=570＞250V。最佳工作电压为最大电压的80%-90%。
组串并联路数为12路，总功率为430W*18*12=92880W＜80000W*1.2=96000W。（逆变器常规可负载1.2倍）
3.2.1单元布局设计 （5.2MW单元）
由于太阳电池组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：每个厂房屋顶均为一个独立的光伏单元，每个子系统设置就近设置逆变器。这样设计有如下好处：
1）各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；
2）每个子系统是单独的模块，各模块又由不同的逆变器及与之相连的太阳电池组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；
3）有利于工程分步实施；
4）减少太阳电池组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的综合效率；
5）每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致性。
本方案组件选择单晶硅430 W组件，分别安装在成品库、主车间、单身宿舍、餐厅和组长宿舍，一共分为5个单元方阵，总共装机容量5.2WM。
序号 | 单体 | 组件数量 | 组件功率/W | 总功率/W | 逆变器/KW/台 | ||||||||||||||||||
30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 | 100 | |||||||||||||||||
1 | 成品库 | 4500 | 430 | 1996920 |
| 2 |
|
|
| 20 |
| ||||||||||||
2 | 主车间 | 6408 | 430 | 2755440 |
|
|
| 1 |
| 29 |
| ||||||||||||
3 | 单身宿舍 | 360 | 430 | 154800 |
|
| 1 |
|
| 1 |
| ||||||||||||
4 | 餐厅 | 504 | 430 | 216720 | 1 |
|
|
|
| 2 |
| ||||||||||||
5 | 组长宿舍 | 288 | 430 | 123840 | 1 |
|
|
|
| 1 |
| ||||||||||||
合计 | 12060 |
| 5247720 | 2 | 2 | 1 | 1 | 0 | 53 | 0 | |||||||||||||
最后通过变压器升压至35KV并网。
3.2.2光伏板排布限制
各系统屋面采用随屋面坡势平铺方案进行铺设，使用专用夹具让其支架和屋面彩钢瓦固定。
承重问题：光伏装上去，支架和光伏组件自重大约0.15KN/㎡，即15公斤/平米，如有水泥基础则更大。
间距问题：各光伏板之间保留两公分的距离限制。在光伏板与屋脊除去阴影面积进行合理铺设，光伏板临近位置留有0.4米的检修通道。光伏板的铺设需综合考虑光照条件，在有女儿墙、墙壁遮挡等情况下，选考虑光伏组件的铺设位置，尽量远离遮挡物的阴影部分。同时与车间的采光带和通风孔之间留出合适的位置，不能在此位置进行铺设。
3.2.3系统效率计算
影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、MPPT跟踪系统的精度、其它杂项损失。
光伏组件效率η1：
序号 | 名称 | 修正系数 |
|---|---|---|
1 | 光伏组件的匹配损失 | 98.00% |
2 | 表面灰尘遮挡损失 | 98.00% |
3 | 不可利用的太阳辐射损失 | 98.00% |
4 | 温度影响损失 | 93.00% |
5 | 其他损失 | 99.00% |
汇总 | 光伏组件效率η1（1×2×3×4×5） | 86.66% |
低压汇流及逆变器效率η2：
序号 | 名称 | 修正系数 |
1 | 低压汇流线损 | 99.00% |
2 | 逆变器效率 | 98.70% |
汇总 | 低压汇流及逆变器效率η2（1×2） | 97.71% |
交流并网效率η3：
序号 | 名称 | 修正系数 |
1 | 升压变压器效率 | 98.00% |
2 | 交流线损 | 98.00% |
汇总 | 交流并网效率η3（1×2） | 96.00% |
太阳能光伏发电系统总效率η：
序号 | 名称 | 修正系数 |
η1 | 光伏组件效率 | 86.66% |
η2 | 低压汇流及逆变器效率 | 97.71% |
η3 | 交流并网效率 | 96.00% |
η | 光伏发电系统总效率（η1×η2×η3） | 81.29% |
3.3.1.1设计依据
1 光伏电站有关设计规程规范
《太阳光伏能源系统术语》（GB_T_2297-1989）
《地面用光伏(PV)发电系统导则》（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》（CECS85-1996）
《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-1996）
《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》SJ/T11127-1997
《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939-2005
《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/Z 19964-2005
《光伏系统电网接口特性》（IEC 61727：2004）GB/T 20046-2006
2 其它国家及行业设计规程规范
《建筑设计防火规范》 GB50016-2014
《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2001
《35～110kV变电所设计规范》 GB50059-2011
《电力勘测设计制图统一规定》SDGJ42-1984
《火力发电厂与变电站设计防火规范》G50299-2006
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006
《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB 50062.1-2008
《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999
《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-1996
《交流电气装置的过压保护和绝缘配合》DL/T62.10-1997
《交流电气装置的接地》DL/T62.11-1997
《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001
《箱式变电站技术条件》DL/T537-2002
《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208-2008
《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007
《3.6kV ～ 40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007
《低压电器外壳防护等级》GB/T4942.2-1993
《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T 5044-2004
《多功能电能表》DL/T614-2007
《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000
《电能质量 电压波动和闪变》GB 12326-2008
《电能质量 电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008
《电能质量 公用电网谐波》GB／T14549-1993
《电能计量 装置技术管理规程》DL/T 448-2000
《电能质量 三相电压允许不平衡度》GB/T 15543-2008
《电能质量 电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008
《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》
以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。
3.3.1.2电气主接线
本期项目拟采用以35kv电压等级接入系统。采取由逆变器交流输出500V—35kV一级升压并网实现太阳能交流并网输出的方式。采用一台3500KVA和一台2000KVA变压器，为了简化接线，节省回路数以及35kV开关柜数量，35kV升压变压器高压侧采用集电线路接至35kV开关柜，2台升压变压器组成1个联合单元，开关站内35kV母线采用单母线接线。整座光伏电站以一回35KV出线接入并网35kV侧。
3.3.1.3光伏电站电气主接线
本站的接入方案为：0.5KV→35kV一级升压方式；逆变器出口电压经升压变压器升至35kV，采用35kV电缆汇流至35kV开关柜母线后经高压钢芯铝绞线架空接入并网35kV侧。
本期光伏电站高压侧配置动态无功补偿装置，安装于35kV电气控制楼内，容量暂定。最终以系统接入意见为准。
站用电采用双电源供电， 其中1路引自外网，1路引自本光伏电站35kV母线，正常情况下，站用电由外网供电，当外网电源停电时，由光伏电站35kV母线供电，两路电源互为备用。无功补偿装置等及电气主接线以电力公司一次接入报告要求为准。
3.3.1.4主要电气设备选择
l 变压器
l 35kV配电装置（包含进线柜、PT柜、馈线柜、母联柜和母联隔离柜）
l 0.5kV配电装置（低压出线柜）
l 电缆
3.3.2 电气二次
3.3.2.1设计依据和原则
1）主要编制依据及标准规范
本工程勘察设计招标文件
光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）(GD003-2011)
GB/T 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T 20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性
GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求
Q/GDW617-2011 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定
GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
GB 50016-2014 建筑设计防火规范
GB 50116-2013 火灾自动报警系统设计规范
GB 50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范
GB50395-2007 视频安防监控系统工程设计规范
DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程
DL/T 5149-2001 220kV ～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定
DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程
DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T 860 变电站通信网络和系统系列标准
DL/T 795-2001 电力系统数字调度交换机规范
DL/T 719-2000 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准
DL/T 667-1999 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备接口配套标准（idt IEC60870-5-103:1997）
DL/T 634-5101-2002 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准
DL/T 634-5101-2002 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问
Q/GDW 161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范
Q/GDW 175-2008 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范
国家电网公司防止电气误操作安全管理规定（国家电网安监[2006]904号）
国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）（国家电网生技[2005]400号）
国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求（调继[2005]222号）
电力二次系统安全防护规定（电监会5号令）
电力二次系统安全防护总体方案、变电站二次系统安全防护方案（电监安全[2006]34号）
以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。
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。
①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。
②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。
③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。
④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。
⑤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。
3.3.2.2电气二次主要设备选择
l 监控系统
l 继电保护及安全自动装置
l 升压箱式变的保护
l 系统部分保护装置
l 故障录波装置
l 保护测控装置
l 计量装置
l 控制电源装置
l 火灾自动报警装置
l 安防装置
本厂房屋顶为彩钢瓦屋顶，对彩钢板屋顶光伏发电的影响因素有很多，在对彩钢板屋顶进行光伏发电设计时需要考虑以下几个因素：
4.1、屋顶承重分析
经对组件和支架等全部负荷进行核算，彩钢瓦屋面承重满足要求。
太阳能电池组件支架安装布置于钢结构彩钢屋面。太阳能电池组件支架按风荷载、雪荷载最不利组合考虑， 支架各部分按构件进行相关计算及截面选型， 支架设计做到安全可靠、经济合理。对于轻钢结构厂房屋面，为了充分利用屋顶面积，增加光伏装机容量，一般屋面按不上人屋面计算选取屋面均布活荷载，屋面活荷载、积灰荷载、风荷载、雪荷载已包含其中。
Ø 光伏组件基本参数：尺寸：2115*1052*35mm，重量24.0kg，重10.79kg/m²
Ø 支架等附件重：1.2kg/m²
Ø 其他荷载：3 kg/m²
总荷载：10.79+1.2+3=14.99 kg/m²
采用430Wp单晶组件加铝合金龙骨等附件重量为14.99kg/m 2，组件方阵安装方式为平铺安装，此种安装方式可降低部分平均荷载，因此满足光伏组件铺设要求，结构做法见下图：
4.2、防水方案
本厂房为彩钢瓦屋顶结构，已投入使用8年，有一定的漏水隐患，通常我们会在施工前进行漏水排查，提前对容易漏水部位进行防护，可有效解决漏水问题。同时我公司有严格的施工工艺，工人施工经验丰富，注重对屋顶的保护，已达到一定程度上的防水作用。
4.2.1、漏水原因
1. 生产、运输及施工过程中的不慎都可能造成彩钢瓦的变形。此外，彩钢瓦质量差，屋面上人施工也是造成彩钢瓦变形的原因。
2. 风、雨等外力的作用，造成彩钢瓦屋面长时间的颤动，使钉眼处及铁皮接缝处长时间的磨损，遇到雨水就生锈，然后就再磨损再生锈，越来越严重。
3. 自攻钉有橡胶垫依然渗水的原因：第一：施工中自攻钉用力过猛已经把橡胶垫破坏。第二：橡胶垫老化快，很快就失去了防水功效。
4. 彩钢瓦屋面变形的主要原因：第一：屋面跨度大，时间久了造成中间积水，中部重力加大，雨水次数越多变形越严重，甚至出现塌顶。第二：带矿棉的屋面，矿棉有吸水作用，遇到阴雨天，屋面渗漏的雨水全部聚集在矿棉里，重量加大。第三：夏季屋面高温时，突降大雨，造成彩钢瓦温度骤降，彩钢瓦急速收缩，造成彩钢瓦变形，钉子松动。
4.2.2、防水措施
本厂房为彩钢瓦屋顶结构，已投入使用8年，有一定的漏水隐患，通常我们会在施工前进行漏水排查，提前对容易漏水部位进行防护，可有效解决漏水问题。
另外，施工中在既有屋面上采用直接放置支架的方式安装光伏系统时，支架不与原屋面的结构层发生关系，因此为保证结构的安全性，必须保证支架放置平稳、整齐，并需要采取措施进行固定，避免发生倾覆、滑移等现象。
由于支架与结构层不发生关系，设置附加防水层困难，应尽量保全原屋面的防水层，防止发生渗漏。
对于必须打孔破坏原屋面的情况，则要做到因地制宜，根据不同情况做不同处理。
针对本项目我公司计划采取下列方法进行防水施工：
1. 设计时的防水考虑
根据屋面防水处理遵循的一般原则是：宜导不宜堵，即保证节点处理在暴雨积水时能顺利的让水泻掉而保障屋面不漏。因此，在设计时首先应使支架 不与排水方向垂直布置，不阻碍屋面雨水排放。同时彩钢瓦类型屋顶可选择直接根据屋顶的走向，使组件平铺在屋顶上，减少雨水与屋顶的接触，使雨水可以直接流出；设计合理的组件安装方式，选择专用夹具，不对屋顶破坏；根据屋顶的实际情况设计合适的安装工艺，避免施工过程中对屋顶的破坏。
2. 施工前对屋面进行整体检查
排查屋面彩钢瓦是否存在漏水的问题，重点排查，确定需要重点防水区域，及时采取防水措施。彩钢瓦屋面以下区域需做重点防水处理：水平搭接、垂直搭接，屋脊、水槽、彩钢瓦与女儿墙交接处、螺钉固件，彩钢瓦连接缝隙等为彩钢屋面防水薄弱环节。同时屋脊彩钢瓦是否存在翘边现象，防止屋脊彩钢瓦因大风掀翻，发现存在问题的部位进行紧固，涂上结构胶。
对现有屋顶情况做出详细分析和记录，如本身已存在隐患问题，双方协商提前进行防护处理。
3. 屋面施工铺设临时施工通道
避免直接踩踏彩钢瓦，损坏彩钢瓦，导致漏水等现象，每个屋面至少一条通长走道，采用耐腐蚀、防紫外线、防滑板材，走道宽度≥50cm，每个屋面应布置至少一条通长走道。通过增加接触面积来降低对屋面的压强。
4. 禁止踩踏屋脊和彩钢瓦搭接处
在工人施工过程中，对工人严格管理，严禁踩踏屋脊和彩钢瓦搭接处，防止造成对彩钢瓦屋顶的破坏，此类位置容易造成房屋漏水，需要严格保护。
5. 设置彩带进行警示
在采光带等屋顶的薄弱处出设置彩带，警示工人施工过程中注意，进行保护，防止疏忽造成破坏。
6. 屋顶运输组件设置缓冲板
在施工中需要往屋顶吊装组件、搬运组件，通常将组件放在屋顶的横梁支撑上，同时会在组件下放置缓冲板，避免当组件多块放置时对屋顶有压迫，增加缓冲，降低压强，从而保护屋顶。
7. 合理安装组件
通过合理的安装方式保护屋顶不受破坏。彩钢瓦屋面采取铝合金支架，支架与屋面的连接应尽量不破坏屋面防水层，可采用压重或其他措施保证太阳能组件支架系统满足抗风、抗震等结构强度和稳定性要求。
我公司选用专用夹具支架，在彩钢瓦屋面施工时，在不对屋顶造成破坏的情况下安装光伏系统。安装方式如下：
首先是在彩钢瓦凸起的部分夹上夹具固定，如下图
在刚才固定好的夹具上面再用螺丝固定导轨，如下图
在导轨上放置光伏组件，再将光伏组件固定在导轨上
两块光伏板之间再用夹片固定好
最后全部铺好如下图
此安装方式只是通过夹具的夹紧力、导轨、中压和边压来固定组件，不进行任何打孔工作，不对屋顶造成破坏，不影响屋顶的防水。安装方式很成熟，目前对彩钢瓦上的光伏施工大部分都采用此种安装方式。
8. 预先对钢材进行切割
导轨等钢材的切割，统一在地面实施或提前设计合理的尺寸，直接在现场进行安装，防止切割过程中对屋顶造成破坏，预防火灾发生，避免对工程造成不必要的损失。
9. 严格执行设计规范
为保证安装光伏组件建筑的结构安全，我方将根据具有建筑甲级及以上相应资质设计院出具载荷计算书及安装方式规范安装，确保对屋顶的保护。
10. 严格岗前培训
我司将对工人进行严格的岗前培训，完全遵守施工规范，执行施工工艺，保证不违反厂区的安全生产条例，避免因工人的施工过程中的疏忽造成损失。
11. 施工结束后的验收
施工结束后，再次进行屋顶的防水检查，保证没有漏水情况的发生。
分布式光伏发电系统施工过程中，可能会有屋面雨水渗漏的风险，应引起重视。从项目现场勘察阶段到深化设计阶段，必须对屋面未来可能产生的渗漏风险做出充分预估和论证，对任何可能发生雨水渗漏的点要进行详细排查，尽量采用简单有效的技术手段，进行防水技术处理；在工程施工阶段，要避免给屋面防水造成二次风险。
4.2.3、渗漏防护
在实际施工中，在结构载荷等设计正确的前提下，如果正确、安全、文明施工，那么不进行屋面钻孔的施工方法，一般来说也不会破坏屋面防水层，造成屋面渗漏。
造成屋面可能发生渗漏的情况，有如下几种：
Ø 在混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面上安装光伏支架时，利用预埋螺栓、膨胀螺栓或化学锚固螺栓固定法安装光伏支架的工程；
措施：首先确认保护层或使用面层的厚度。对于单位面积承重较大的预制楼板屋面，可在屋面先浇一定厚度的混凝土层，固化后利用化学锚固螺栓固定支架。对于上覆瓦片的坡屋面，应确认打孔深度，将化学锚固螺栓固定后，螺栓穿过瓦片的位置应使用防水密封胶做良好处理。化学锚固螺栓由于承载能力大，抗疲劳、耐老化，部分型号能承受动载荷和冲击载荷；对基体无膨胀力，不产生挤压应力，因此，不会对屋面防水造成不良影响。
Ø 在钢结构坡屋面上安装光伏支架时，对于彩钢瓦肋板截面为梯形截面的情况，利用自攻螺丝将支架与彩钢瓦屋面牢固固定的工程；
措施：我们采用夹具固定法，使组件直接平铺设在屋顶，不对彩钢瓦进行任何打孔作业，通过角驰夹扣进行固定。
Ø 电缆套管或屋面给水管道穿过屋面板；
措施：管道穿彩钢板屋面在现有国标、行标的图集上均有做法。具体做法可参考国标图集《01J925-1 压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造》、《06J925-2 压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造二》、《08J925-3 压型钢板、夹芯板屋面及墙体建筑构造三》。可根据实际工程的具体情况选用。
Ø 屋面彩钢板锈蚀并出现漏点，或局部区域锈蚀；
措施：对局部漏点采用优质中性耐候密封胶涂抹封堵；对于局部彩钢板锈蚀严重的彩钢瓦，在安装光伏组件前需要更换彩钢瓦。
Ø 错误、粗暴的施工方法。
措施：严格遵循施工规范，执行施工工艺，对工人进行严格岗前培训。
4.2.4、金属屋面防水
参照金属屋面防水做法，进行隔汽、保温及防水处理。施工的重点是去锈蚀、密封、对基层及外围涂刷防水涂料。
对金属屋面的局部漏点，应采用优质中性耐候密封胶涂抹封堵；对于局部锈蚀严重的彩钢瓦，在安装光伏组件前需要更换。
对于彩钢板肋板截面为梯形的情况：光伏支架通常是通过自攻螺栓与彩钢板从侧面或顶面连接。自攻螺栓必须带有配套的耐候密封防水垫片，且自攻螺栓固定完毕后，螺钉处须使用优质中性耐候密封胶涂抹。
对于有电缆套管穿屋面板的情况：在现有国标的图集上均有做法。设计和施工中，可根据实际工程的具体情况选用。
对于电缆穿屋面板的情况：可采用盖片进行防水。盖片是一种屋面防水结构，经常用在有彩色压型钢板屋面，具有良好的物理性能和耐化学腐蚀性能，可克服刚性防水材料的漏水等问题。
4.2.5、混凝土平屋面屋面防水
对于混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面(上覆瓦片)的新建建筑，通常在设计时就应预埋螺栓，按照常规做法做好屋面防水。
首先，彩钢屋面的螺丝钉、钉眼、搭接缝、天沟等部位要做好除锈，防水。将以上部位清理清扫干净，确保基面干净、平整、无浮灰，然后用室外工程专用高分子防水涂料进行涂刷，等第一遍涂刷表层干后加铺一层聚酯无纺布进行第二遍涂刷即可。
对于混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面(上覆瓦片)的既有建筑，应首先确认屋面结构。将光伏组件基座与结构层连接时，基座顶部金属埋件周边是防水薄弱环节，若处理不当，雨水容易从埋件的螺栓周围下渗到达结构层，对结构层的受力钢筋造成腐蚀，形成安全隐患。因此，设置光伏组件基座时，应当将防水层铺设到基座和金属埋件的上部，并在地脚螺栓周围做密封处理，穿防水层处用防水密封胶填实，隔绝雨水下渗路径。此外还应在基座下部增设一层附加防水层，即使基座顶部发生渗漏，雨水也不会到达结构层。
对于混凝土平屋面或别墅混凝土坡屋面的既有建筑，若使用化学锚固螺栓固定支架，应首先确认保护层或使用面层的厚度。对于单位面积承重较大的预制楼板屋面，可在屋面现浇一定厚度的混凝土层，固化后利用化学锚固螺栓固定支架。对于上覆瓦片的坡屋面，应确认打孔深度，将化学锚固螺栓固定后，螺栓穿过瓦片的位置应使用防水密封胶做良好处理。化学锚固螺栓由于承载能力大，抗疲劳、耐老化，部分型号能承受动载荷和冲击载荷;对基体无膨胀力，不产生挤压应力，因此，不会对屋面防水造成不良影响。
4.2.6、使用防水卷材
采用金属屋面自粘防水卷材，封堵所有彩钢瓦上可能出现渗水的部位。自粘防水卷材面层材料： 卷材结构：自粘层+聚酯无纺布+金属铝箔（注：三者为一整体产品） 金属铝箔有防晒、散热快的特点，又对防水层起保护作用，延长防水层的使用寿命。中间加有超柔胎体布，既加强了防水层的抗拉强度，又能随彩板的高低起伏而牢固粘贴在屋面上，达到彩板与空气的完全隔离，既有防水功能又有防腐效果。采用冷施工技术，不需明火施工，彩板油漆和彩板下的保温不受任何损伤。
满铺法:在彩钢瓦屋面全部铺贴彩钢瓦专用防水卷材。应横向铺贴，好处是能对屋面全面达到防水和防腐效果，特别是对屋面的钉眼部位，因为钉眼部位大都在三年后才开始渗水，一次彻底解决问题，再无后顾之忧。
4.3、防风分析
当太阳能电池组件周围的空气处于流动状态时，可增强组件的强制对流散热，降低太阳能电池组件板面工作温度，从而在一定程度上提高发电量。但由于太阳能电池组件迎风面积较大，当风速过高时，支架设计必须考虑风荷载的影响。并以太阳能电池组件支架及基础等的抗风能力在21m/s 风速下不损坏为基本原则。
组件方阵安装方式为间隔安装，根据实际情况，我们选择专用夹具：角驰夹扣方式，此种安装方式可降低部分平均荷载，因此满足光伏组件铺设要求，结构做法见下图：
具体参数如下：
序号 | 适合组件类型 | 任意带框太阳能电池板 |
1 | 风力承载能力 | 40m/s |
2 | 雪载承受力 | 70kg/m² |
3 | 主要材料 | 高强度铝合金 |
4 | 安装环境 | 所有彩钢瓦屋顶 |
5 | 使用年限 | 不低于25年 |
风力承载能力和雪承载能力完全满足要求。
4.4、防雷分析
防雷设计主要措施
分布式光伏系统为三级防雷建筑物，防雷和接地设计需要涉及到以下的方面：（可参考GB50057-94《建筑防雷设计规范》）
措施1：架设避雷针防止低空直击雷
措施2：太阳电池方阵支架可靠接地；
措施3：太阳电池方阵接线箱内，输入、输出处加装防雷器，各机壳均可靠接地；
措施4：机房设备需可靠接地；
措施5：控制室进、出线处均增设防雷隔离箱，内装防雷保护器，防止感应雷。
良好的接地使接地电阻减小，才能把雷电流导入大地，减小地电位，各接地装置都要通过接地排相互连接以实现共地防止地电位反击。独立避雷针设有独立的集中接地装置，接地电阻小于4Ω。固定的金属支架大约每隔10m连接至接地系统。太阳能光伏发电设备和建筑的接地系统通过镀锌钢相互连接，在焊接处也要进行防腐防锈处理，这样既可以减小总接地电阻又可以通过相互网状交织连接的接地系统可形成一个等电位面，显著减小雷电作用在各地线之间所产生的过电压。如图：
浪涌保护
通过在带电电缆上安装浪涌保护器实现，减少电涌和雷电过电压对设备造成损坏，所以光伏系统需要采取以下防护措施：
1、在逆变器的直流输入端装和交流输出端加设浪涌保护装置。
2、在并网接入配电箱（配电柜）中安装浪涌保护器，以防护沿连接电缆侵入的雷电波。为防止浪涌保护器失效时引起电路短路，必须在浪涌保护器前端串联一个断路器或熔断器，该断路器（熔断器）的额定电流不能大于浪涌保护器产品说明书推荐的过电流保护器的最大额定值。
根据太阳能电池组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，每块光伏组件附带接地装置。
4.5、质量保证措施
我公司对该光伏工程的防水情况将严格按照国家重要建筑工程标准的要求精心组织施工。总的原则是“技术过硬、管理有方、万无一失”，确保总的工程防水质量达到优良。
工程严格按照施工方案进行施工，并组专业技术人员到现场勘测，实际指导施工。
精心组织现场施工，每一道工序严格把关，达到设计要求并经甲方认可进入下一道工序。
工序控制：在施工过程中，质检人员认真做好验收手续并经相关人员签字认可，屋面及地面按规定做好检验并做好记录经监理签字认可。
相关措施∶
Ø 对进入工地的施工队伍进行一次岗前技术培训和纪律军训；
Ø 所有施工人员一律按时上岗。选择具有多年施工经验的熟练工人。
Ø 实行质量“一票否决权”、“合格工程警戒线”的制度，严格把关；
Ø 完善施工组织分级制度，严格自检制度，精细管理；
Ø 所有进入工地的管理及施工人员必须无条件遵守甲方规章制度。
在该防水工程施工中我们将严格执行安全文明施工制度，创建文明工地、推行文明施工和文明作业，确保安全生产、树立企业良好形象；抓岗前培训，严肃公司纪律，实行军事化管理，认真仔细学习并严格遵守甲方及总包单位施工现场各项管理规章制度；抓精细管理，如上、下班一律统一，一律禁酒，一律统一着装；严格遵守甲方各项规章制度，认真做到“工完料净场清”，及时清理现场，保持施工工地整洁。
五、5.2MW系统电费节省估算
电费节省估算 | ||||||
序号 | 阶段 | 天数 | 发电量/天/度 | 发电量/年/度 | 售电价格/元/度 | 电费 |
1 | 全年 | 365 | 14998.41508 | 5474421.504 | 0.6 | 3,284,652.90 |
售电小计 | 3,284,652.90 | |||||
电价9折 | 2,956,187.61 | |||||
年电价节省 | 328,465.29 | |||||
25年电价节省 | 8,211,632.26 | |||||
