本工程为沪滇临港昆明科技园项目，位于云南自由贸易试验区。总用地面积188 341.48 m ² ，总建筑面积283 659.74 m ² ，地上建筑面积273 067.38 m ² ，地下建筑面积10 592.36 m ² ，含一类高层综合楼、多层丙类厂房等建筑，共42栋建筑。其中，1 ^# 办公综合楼为一类高层综合楼，2 ^# ~ 42 ^# 厂房为多层标准丙Ⅱ类厂房，所有建筑屋顶均为混凝土屋顶。昆明科技园项目鸟瞰图如图1所示。本次仅在37 ^# ~ 42 ^# 生产厂房设置光伏发电系统，37 ^# ~ 42 ^# 生产厂房平面布置相同，朝向均为南偏东20°；每栋厂房建筑占地面积3 268.14 m ² ，总建筑面积9 804.42 m ² ，屋顶面积3 268.14 m ² 。

沪滇临港昆明科技园项目位于东经102°52'47″，北纬24°58'1″；平均温度15.0 ℃，年极端气温最高31.2 ℃，最低 - 7.8 ℃；根据Meteonorm数据库，本项目年水平面太阳总辐照量为1 695.5 kWh / m ² ；沪滇临港昆明科技园项目气象数据如图2所示；1 400 kWh / m ² ＜ 本项目年水平面太阳总辐照量  ＜ 1 750 kWh / m ² ，本项目属于太阳能资源很丰富地区。

> > > >  光伏组件选型

综合考虑光伏组件的技术成熟度、运行可靠性、光电转换效率和未来技术发展趋势等，并结合项目屋顶现状等因素，经技术经济比较后选用某型号容量为450 Wp的单晶硅双面光伏组件，组件的主要参数详见表1。

> > > >  光伏组件方位角和倾角

为保证屋顶的美观和装机容量，本项目光伏组件采用与建筑物平行的方式布置，建筑物的朝向为南偏东20°，故光伏组件的方位角也为 - 20°。

光伏组件的倾角与所在地的纬度密切相关，纬度越高光伏组件的倾角越大；光伏组件的倾角还与辐射量在一年中的分布密度有关。随着倾角增大，前后排组件遮挡增大，为减小前后排组件的阴影遮挡，应相应增大组件间距，相同屋顶面积下装机容量减小。本项目所在地的最佳倾角为25°，综合考虑屋顶装机容量、发电效益、结构安全和光伏支架配重的荷载等因素，本工程光伏组件采用15°南向倾角单排支架安装。光伏支架大样详图3所示。

本项目光伏组件倾角15°，方位角 - 20°，使用PVsyst软件计算得到采光面总辐射量为1 811 kWh / m ² 。

> > > > 遮挡物阴影计算

为避免光伏组件热斑效应对光伏组件的损害和防止火灾发生，屋面固定安装的光伏方阵应满足冬至日9：00 ~ 15：00之间组件受照面无遮挡的要求，屋面布置的光伏方阵前后排组件之间、与女儿墙或遮光物的最小间距可由公式（1） ~ 公式（4）计算确定。阴影遮挡示意图如图4所示。

根据本项目所处的位置、组件的尺寸和屋顶的现状，可知纬度φ = 24.967°、赤纬角δ = - 23.45°、时角ω = 45°、遮挡物倾角z = 15°、组件长度B = 2.094 m；把已知条件代入公式（1） ~ 公式（4），计算得出太阳高度角α = 24.84°、太阳方位角β = 45.63°、影子倍率Rs = 1.51、光伏方阵之间不遮挡的最小间距D = 0.82 m；将女儿墙高度H = 0.85 m和H = 2.05 m分别代入公式（4），计算得出女儿墙的不遮挡最小间距D = 1.28 m和D = 3.09 m。

根据以上计算得出女儿墙的不遮挡最小间距D确定屋顶光伏组件可利用面积，如图5所示，图中阴影填充区为阴影遮挡区，未填充区为屋顶光伏组件可利用面积。屋顶被采光带分为A、B两个区域，A区屋顶面积为1 240 m ² ，其中屋顶光伏组件可利用面积为702 m ² ；B区屋顶面积为1 240 m ² ，其中屋顶光伏组件可利用面积为866 m ² 。

> > > > 逆变器选型

本项目所在地为二类太阳能资源地区，按照规范要求逆变器的容配比不宜超过1.4。光伏系统装机容量计算公式如下：

A区光伏有效利用面积为702 m ² ，按照0.6的比例估算光伏组件安装面积，光伏组件可安装面积约为400 m ² ；已知P _m = 0.45 kWp，S _m = 2.174 m ² ，将已知条件代入公式（5）得P = 82.8 kWp，考虑1.18的逆变器容配比，A区拟选用1台输出功率为70 kW的逆变器。

B区光伏有效利用面积为866.0 m ² ，按照0.6的比例估算光伏组件安装面积，光伏组件可安装面积约为520 m ² ；已知Pm = 0.45 kWp，S _m = 2.174 m ² ，将已知条件代入公式（5）得P = 107.6 kWp，考虑1.07的逆变器容配比，B区拟选用1台输出功率为100 kW的逆变器。

根据0.4 kV电压等级并网和输出功率选择合适的逆变器，本项目拟选用输出功率为70 kW和110 kW的逆变器各一台，组串式逆变器参数详见表2。

> > > > 光伏组串设计

GB 50797 - 2012《光伏发电站设计规范》要求，光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组串在当地昼间极端气温条件下的最大开路电压。光伏组件串的串联数计算公式如下：

由光伏组件产品参数查得K _v = - 0.27 % / ℃，K v ′ = - 0.35 % / ℃，V _oc = 49.3 V，V _pm = 41.5 V；由逆变器参数，查得V _dcmax = 1 100 V，V _mpptmax = 1 000 V，V _mpptmin = 200 V；由本项目所在地的气象数据可知，t = - 3 ℃，t′ = 50 ℃。将已知条件代入公式（6）和公式（7），可得：5.28 ≤ N ≤ 20.74，优先选用20个组件作为一个光伏组串，在局部区可选用6 ~ 20个光伏组件作为一个光伏组串单元。并注意在屋顶光伏组串排布设计时，应让朝向、方位角和性能一致的组件作为一个组串。

> > > >  屋顶光伏组件布置

按照第3.1 ~ 3.5节的设计要求，综合考虑组件连续布置的长度大于40 m时预留便于光伏方阵和建筑相关部位的检修和维护通道，37 ^# ~ 42 ^# 屋顶光伏组件布置如图6所示，A区屋顶布置190块450 Wp光伏组件，B区屋顶布置252块450 Wp光伏组件。

> > > > 光伏子方阵设计

本项目采用450 Wp光伏组件进行开发；70 kW组串式逆变器有4个独立的MPPT跟踪器，每个跟踪器接入3个光伏组串，可接入12路组串；100 kW组串式逆变器有10个独立的MPPT跟踪器，每个跟踪器接入2个光伏组串，可接入20路组串。根据光伏组件布置情况，本光伏电站共有2类光伏方阵，70 kW方阵配置70 kW的逆变器，每个逆变器接入8路20串光伏组串、1路18串光伏组串和1路12串光伏组串，共190块450 Wp光伏组件，安装容量为85.5 kWp；100 kW方阵配置100 kW的逆变器，每个逆变器接入12路20串光伏组串和1路12串光伏组串，共252块450 Wp光伏组件，安装容量为113.4 kWp。单个厂房设置1个70 kW方阵和1个100 kW方阵，共设置442块光伏组件，安装容量为198.9 kWp。

本项目共6个厂房屋顶设置光伏发电，共设置6个70 kW方阵和6个100 kW方阵，2 652块光伏组件，安装容量为1 193.4 kWp。单个厂房的光伏系统组成如表3所示。

> > > > 接入方案设计

结合光伏发电系统发电量和工厂的用电需求，为获取光伏发电的最大收益率，本项目采用自发自用、余量上网的运营模式；综合考虑节省升压设备的投资和用户侧变压器 / 线缆的运载能力均满足光伏发电系统接入容量的需求，本项目采用0.4 kV并网。

本项目变配电室配置和每个变配电室的供电范围如表4所示，从表4可知37 ^# ~ 42 ^# 厂房由5号变配电室4 × 2 000 kVA变压器供电。本项目的光伏发电系统的安装容量为1 193.4 kWp，考虑设置2个并网点，分别在5号变配电室1 ^# 变压器低压侧母线段和2 ^# 变压器低压侧母线段并网。在并网点设置电费补偿用并网电能表，在产权分界点设置关口电能表。光伏接入系统方案如图7所示。

> > > > 防雷设计

本工程建筑物防雷等级为二类，光伏系统防雷应与建筑物既有防雷措施相结合，防雷措施如下：

a. 利用屋面安装的光伏组件金属框架等作为接闪器，其金属支撑结构通过镀锌扁钢与原建筑物接闪带可靠连接，光伏阵列区域与原屋顶接闪带连接点不小于4处，并均匀设置。

b. 采取过电压保护措施，光伏汇流箱输出端设置直流电涌保护器，交流配电箱和逆变器输出端以及光伏监测系统线路设置交流电涌保护器。

c. 组件金属框架、金属管、槽盒、光伏设备接地端子、线缆金属外皮、信号线路屏蔽层、屋顶金属构件、支架、电涌保护器接地端等均应进行等电位连接。

d. 屋顶配电间内交流配电箱、电缆槽盒等金属设备外壳应进行等电位连接。

e. 在第一级交流配电箱位置设置Ⅰ级电涌保护器。

已知P = 1 193.4 kW、HA = 1 811 kWh / m ² 和K = 0.82带入公式（8），求得E _p = 117.2万kWh。