（13）组件在外加直流电压2000V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。 （14）绝缘性能：对组件施加1000V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于100MΩ。
（15）组件采用EVA、玻璃等层压封装，EVA 的交联度大于80%， 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10N/cm2。
（16）光伏电池受光面有较好的自洁能力；表面抗腐蚀、抗磨损能力满足IEC61215 要求。
（17）边框与电池片之间应有足够距离，确保组件的绝缘、抗湿性和寿命。 （18）为保证光伏电池组件及整个发电系统安全可靠运行，提供光伏电池组件有效的防雷接地措施。
（19）组件背面统一地方粘贴产品标签，标签上注明产品商标、规格、型号及产品参数，标签保证能够抵抗二十年以上的自然环境的侵害而不脱落、标签上的字迹不会被轻易抹掉。产品包装符合相应国标要求，外包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。 5.5.2逆变器选型
逆变器作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的及其它相关规范的要求，在本项目中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：
1、单台逆变器容量
对于大中型并网光伏电站项目，一般选用大容量集中型并网逆变器。由于本项目安装容量取决于占地面积，考虑就近并网原则，需根据区段设置安装容量选择逆变器功率。本项目选用80台500kW功率逆变器。
2、转换效率
逆变器转换效率越高，光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本项目要求逆变器在额定负载时效率不低于95%，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变
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器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。
3、直流输入电压范围
太阳电池组件的端电压随环境温度变化而变化，不同地区环境温度不同，直流输入电压范围宽的逆变器可应用的地区更广。
4、最大功率点跟踪
太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。
5、输出电流谐波与功率因数
光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，电流总谐波含量应低于3%，逆变器功率因数接近于1。
6、电压异常时响应特性
逆变器在电网电压异常时的响应要求满足下表：
并网点电压 U＜50%UN* 50%UN≤U＜85%UN 85%UN≤U≤110%UN 110%UN＜U＜135%UN 135%UN≤U 注：1、UN为光伏电站并网点的电网标称电压。 2、最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。 最大分闸时间 0.1s 2.0s 连续运行 2.0s 0.05s 7、系统频率异常响应 光伏电站并网后频率允许偏差符合GB/T 15945 的规定，即偏差值允许±0.5%Hz，当电网接口处频率超出此范围时，过/欠频保护应在0.2秒内动作，将光伏系统与电网断开。
8、可靠性及可恢复性
逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池
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特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。
9、具有保护功能
根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。
10、监控和数据采集
逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。
5.5.3 太阳能光伏电池布置
如前所述，考虑地形情况，组件采用最佳倾角固定支架的安装形式，安装于地面之上。
5.5.4太阳能光伏电站年发电量估算
本电站系统总装机容量为20MW，设计系统效率为78%。25后系统效率衰减为最初效率的80%，经计算，系统首年发电量为1905.8万kWh，25年共发42858.35 万kWh电量，预计年平均发电量1714.35 万kWh。
综上所述项目建成后25年总共发电42858.35万kWh。
5.6 电气方案
太阳能光伏并网发电系统由光伏组件、直流防雷汇流箱箱、直流配电柜，并网逆变器、交流配电柜、计量监测装置升压变压器及上网配电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流防雷汇流箱汇集直流配电柜，有其控制输送至并网型逆变器，将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流后升压并网。
方阵设计
1、太阳电池阵列方阵设计的原则
（1）太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。
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（2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率可大于该逆变器的额定输入功率，但不应超过逆变器的最大允许输入功率。
（3）太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过逆变器最大耐受电压。
（4）各太阳电组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。
（5）应根据项目所在地的气候条件，合理选择太阳电池组件的串联数量，达到最大限度获取发电量的目的。
2、太阳电池组件的串、并联设计
太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。
本项目所选逆变器的最高允许输入电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450V～820V。260Wp多晶硅电池组件开路电压37.68V、最佳工作点电压30.73V、开路电压温度系数-0.326%/K。
电池组件串联数量计算，
计算公式： INT（Vdcmin/Vmp）≤N ≤INT（Vdcmax /Voc）
式中：Vdcmax——逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin——逆变器输入直流侧最小电压； Voc——电池组件开路电压； Vmp——电池组件最佳工作电压；N——电池组件串联数。
经计算得出：串联多晶硅太阳电池数量 N为：（14.6）≤N≤（21.7）。 输出可能的最低电压条件： （1）太阳辐射强度最小； （2）组件工作温度最高。 这种情况一般多发生在夏季日落前。 输出可能的最高电压条件： （1）太阳辐射强度最大； （2）组件工作温度最低。
这种情况一般发生在冬季正午前后。
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根据项目所在地及附近地区多年气象数据。
项目 平 均 气 温 极端最高气温 极端最低气温 年 降 水 量 平 均 风 速 最 大 风 速 雷 暴 日 数 无霜期 单位 ℃ ℃ ℃ mm m/s m/s day day 数据 13 42.8 -17.9 550 2.3 18 31.5 189 58 最大冻土深度 cm 夏季日出及日落时的太阳辐射强度最小，随着太阳高度角的增大，辐射强度逐渐增强。因此本项目太阳电池组串输出可能的最低电压校核条件：取辐射强度1000W/m2左右时，对应的当地环境最高温度时，计算组件的可能工作温度为70℃。则当采用20组串联时，多晶硅电池组串的开路电压为646V，此电压值大于逆变器的初始工作电压450V，逆变器可以启动。采用辐射极高年数据，再对项目所在地区冬季多晶硅电池太阳电池组件的工作环境分别进行分析，根据逆变器最佳输入电压以及电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定固定式安装的多晶硅电池组件的串联组数取N=20（块）。
3、太阳电池组串单元的排列方式
一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，以接线简单，线缆用量少、施工复杂程度低及运行期维护方便为原则，在类似项目计算的基础上，还要考虑阵列最佳倾角及阴影遮挡距离，故确定固定多晶硅太阳电池组件排列方案。将20组串每两块块横向放置，排成10列为一个标准阵列组。
4、光伏阵列布置间距的计算
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