光伏电站组件清洗方案设计.doc

*业管理有限责任公司光伏电站组件清洗技术方案清洗方案*新能源开发有限公司*物业管理有限责任公司 2017 年 01 月目录公司简介1 概述1.1 适用范围1.2 编制依据1.3 项目背景1.4 项目基本情况1.5 地理位置1.6 项目所在地自然环境概况2 清洗方案2.1 组件污染物现状分析2.2 清洗的目标2.3 清洗方案概述2.4 资料、图纸准备2.5 人员配备2.6 工期预计2.7 实施方案2.8 清洗流程概述2.9 组件清洗注意事项3 清洗作业安全管理4 光伏电站清洗效益分析5 附件附件 1 光伏组件清洗验收单附件 2 光伏组件价格核算公司简介*有限责任公司企业简介*有限责任公司成立于2012年，注册资金200万元，经*房地产管理局核准资质，主营物业服务及配套服务、停车场服务。公司设有总经理办公室、财务部、行政人事部、秩序维护部、环境部、工程维修部、客服中心等部门。公司管理服务的物业类型有高层商住楼、多层住宅、商铺等。公司管理的物业有：*小区、*农贸市场和小区、*蝴蝶花园等等。其中*蝴蝶花园已成为当地最温馨最舒适的住宅小区之一。*公司按照市场化、专业化、集团化的管理模式，以住户至上、服务第一为宗旨制定了一整套严格的管理制度和操作规程，通过科学的管理和优质的服务，努力营造安全、文明、整洁、舒适、充满亲情的社区氛围。近年来，公司的管理和服务不断上台阶、上档次、上水平。把客户的事当成自己的事，不断加强公司管理层和员工队伍的建设，同时不断提高管理和服务水平，为广大业主单位、业主、住户提供安全、舒适、宁静、优美的环境。1 概述1.1 适用范围本清洗方案根据四川省*MWp 并网光伏电站项目具体情况编制，只适用于对该项目的光伏组件清洗。1.2 编制依据1）CGC/GF028:2012并网光伏发电系统运行维护技术条件2）CNCA/CTS0016-2015并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范3）JGJ/T 264-2012光伏建筑一体化系统运行与维护规范4）太阳能光伏发电系统设计施工与维护李钟实编著1.3 项目背景光伏发电因其清洁、可再生、不消耗化石燃料等优势近年来在我国发展迅速。随着国内光伏电站建设的浪潮，许多的光伏电站仅仅完成了发电的目标，但是对于后期更为重要的运营、维护与管理却未提上日程。随着光伏电站的故障、器件损坏、火灾、组件衰减等问题的不断出现，光伏电站的运维管理也慢慢引起人们的重视。影响光伏发电效率的因素，除了电池本身的技术和自然环境等因素外，对于光伏组件的运营与维护也是重要的一部分。对于建成投运的光伏电站，电站的运营与维护是其高效安全运行的基础。为了保证光伏电站的系统效率，提高电站发电量，对光伏电站组件的清洗工作显得尤为重要。1.4 项目基本情况项目名称：四川省*MWp 并网光伏电站项目项目地址：四川省*该光伏发电项目设计总装机容量 *MWp，实际装机容量 *MW 占地面积约 60 余万平方米，约 960 亩；该光伏电站有 15 个 *MWp 和 6 个 *MWp的发电单元组成；*MWp 的发电单元由 290 个组串构成，*MWp 的发电单元由 * 个组串构成，共计 *个组串，共计安装 *块多晶硅光伏组件。该电站各子方阵之间有道路，子方阵内部无道路。图 1 光伏组件分布图（卫星图）该项目所在地形地貌为山地，西、北面地势较高，东、南面地势相对较低，地面较平坦，坡度 3060，组件朝向不一致。1.5 地理位置本项目位于四川省*，地理位置坐标为：东经1*15*3*，北纬 2*3*1*，平均海拔高度为 1,300m。该项目所在地*位于*西部，*原东南缘，*下游西岸。东临*，*自治州*，南接*市郊，西与*、*自治县接壤，北与*自治州*毗邻。地势北高南低，由西北向东南缓缓倾斜。下图 4 是本项目所在地具体位置示意图（图中红色标记位置）。0 2 本光伏发电项目所在地1.6 项目所在地自然环境概况*市*属南亚热带干河谷气候区，具有典型的南亚热带干旱季风气候特点，冬暖、春温高、夏秋凉爽；气温年差较小；太阳辐射强，日照充足，热量丰富、四季分明；干雨季分明，干季蒸发量大，雨季集中，雨量充沛，多夜雨、雷阵雨；以南亚热带为基带的立体气候显著，区域性小气候复杂多样，热量雨量分面不均，时有寒潮、霜冻、大风、冰雹、洪涝、干旱等灾害发生。由低海拔到高海拔呈立体气候特征分布。年均降雨量 1065.6 毫米，年平均气温 19.2，年平均绝对湿度为 14.7mb，相对湿度为 66.6%。因地形影响，温度垂直变化显著，自海拔 1000 米到 3500 米，年平均气温由 20.1降到 6.2，由河谷到高山依次分布着南亚热带、中亚热带、北亚热带、南温带和北温带，有“一山分四季，十里不同天”之说。本光伏发电项目地理位置坐标是东经 1*15*3*，北纬 2*3*1*，检索NASA 数据库得到了项目所在地 22 年平均降雨量、环境湿度与 10 年平均风速如下表所示。表 1-1项目所在地 22 年平均降雨量与 10 年平均风速每月平均降水量每月平均湿度每月平均风速（mm/day）（%）（m/s）1 月0.3469.33.502 月0.4160.34.093 月0.6652.74.584 月0.9248.44.325 月2.6457.13.546 月5.7468.32.987 月7.3072.42.928 月6.0474.72.609 月4.7078.22.5910 月2.2980.52.8811 月0.8377.73.0112 月0.2674.83.14从上表可以看出，6 月至 9 月降雨量较大风速较低；1 月至 5 月、10 月至 12 月降雨量较少风速较高；1 月至 5 月降雨量少的同时湿度也较低，空气中灰尘等悬浮物相对较多。2 清洗方案2.1 组件污染物现状分析1、灰尘污染：根据国内污染情况划分，四川盆地属于一般污染范围，评价取值拟定为一个月灰尘生成影响为电站发电量的 5%（一般污染地区经验值 5%-8%）。2、钛白粉及钙化综合沉淀物：根据现场取样化验组件表面白色硬化沉积物为钛白粉钙化综合沉淀物，该物质特性为拒水、高密度固体污点不透光。现场使用普通水进行清洗，无法去除该污染物。具有导致组件产生热斑的潜在风险。现场取样送检经 IV 测试仪检测，钛白粉钙化综合沉淀物造成单块组件功率损失为 15W。如下图所示：图 3 普通水清洗后的组件表面情况2.2 清洗的目标1、防止光伏组件由于沉积物长期附着在表面造成热斑效应、组件衰减以及其它严重后果。建于项目的长期的钛白粉钙化沉积物的持续产生，如不及时清洗局部遮光，遮光直径超过 1cm 或不均匀遮挡物影响组件功率超过 15%，都极易发生热斑现象都极易造成组件的不可逆的衰减，本清洗方案都应着眼于在经济合理的情况下避免沉积物所造成的电站安全问题。2、合理设定清洗频率，选择清洗工具设定清洗方式。达到经济上的投入产出最优化。本方案通结合过当地降雨量，周围环境影响因子综合分析。为了降低人员投入成本，合理的安排人员，保证人员工作稳定，保证清洗质量，同时在清洗过程当中为了减小组件清洗造成的失配，按照组串式逆变器对应组串数量的整数倍进行工作量设置，需要配置 6 个人员同时进行组件清洗。结合当地降雨量分布情况合理设置清洗频率，使经济产出最大化。2.3 清洗方案概述1）清洗频率：根据表 1-1 数据所示攀枝花 6-9 月降雨量较大对组件清洗0次数，四个月中无需清洗。10-5 月份降雨量较小，应根据首次清洗后功率降低到的 STC 下的 85%时进行组件清洗，清洗间隔应控制在 4个月左右，清洗次数控制在1-2 次。2）清洗剂：清洗剂的使用是针对该电站组件表面存在钛白粉综合沉积物的性质配置。清洗剂的使用应进行现场取样化验，根据化验结果找出适合的清洗剂。清洗剂应满足成本低，对组件表面无腐蚀为宜。根据目前现场描述的情况，其中污染较为严重的组件，使用该种清洗剂能去除组件表面钛白粉综合沉积物 80%以上，符合使用要求。3）清洗剂简介：本项目中所使用的清洗液主要由偏胺剂、分散剂、包裹剂组成，偏胺剂：主要作用为剥离组件表面的钛白粉综合沉积物，分散剂：主要作用为提高偏胺剂的清洗速度，包裹剂：主要作用为及时将剥离组件后的污染物包裹起来，以免造成二次污染。使用后无需对组件表面残留物质进行特殊处理，残留物对环境无污染，有利于电站环境治理。4）清洗方法：组件清洗前使用高压雾化器将清洗剂均匀喷洒与组件表面进行预处理，将清洗剂喷到组件表面 5-10 分钟后，在使用清洗工具对组件进行清洗，为增加清洗的效率该项目中使用半自动清洗设备协助清洗人员进行清洗。清洗设备由：清洗刷头、高压水管、大水罐、汽油机高压水泵构成。5）运储水方案：根据现场情况分析万家山电站区域方阵之间有道路，小方阵之间无道路且较为不平整，有道路使用车辆运水清洗的条件，无道路的地方使用水管输送水到水罐中蓄水。6）清洗设备供水方案：由现场分布蓄水罐，各方阵的蓄水罐为移动式，距离路最远距离均已控制在 600m 以内，为了提高清洗效率，清洗机刷头与汽油机高压水泵之间的高压水管应使用长度为 200 米的管道。蓄水罐与汽油机高压水泵采取自吸式供水。7）清洗水质要求：在光伏组件清洗前应对组件清洗水质进行检测，检测指标应符合以下事项：浑浊度不超过 5 度，PH6.5-8.5，总硬度（以 CzCO3，计）（mg/L）450，硫酸盐（mg/L）500，氯化物（mg/L）500，溶解性总固体（mg/L）2000，毒理学指标氟化物（mg/L）2.0，氰化物（mg/L）0.1，重金属（mg/L）0.4。若清洗水质不符合要求后续费用中还应增加相应的水处理费用。2.4 资料、图纸准备为了使清洗工作顺利高效的进行，在进行组件清洗前应掌握相关资料。2.5 人员配备我公司投入该项目的技术、质量、安全管理人员都具有多年现场作业经验，所有现场作业人员在进入现场作业前都进行针对：作业安全、清洗操作规范等培训，培训合格后方可进入现场作业。该项目我方计划投入以下人员：1）项目经理：1 人，负责清洗项目的商务对接、人员调度、作业进度和其他重要事项决策。2）工程技术人员：1 人，负责现场作业人员的培训，技术指导以及质量监察，确保清洗工作有质有量的进行。3）清洗人员：16 人，负责对该项目组件清洗工作，确保组件清洗质量。2.6 工期预计该项目本次清洗工期约为：50 天。2.7 实施方案1）人员培训：为了确保作业人员的作业安全和规范化作业，同时保证清洗质量，需对作业人员进行专业技能和安全培训，经考核达标后方可进入现场作业。2）清洗前 I-V 测试：为了客观地反映清洗质量，在安全性能测试完成并且安全性能达标后随机抽取 5 个组串进行 I-V 测试，并与清洗后的 I-V 测试结果进行对比（清洗前后测试的组串相同）。3）清洗：经前期现场考察后，根据污染程度确定清洗液的配比。清洗前先用清洗液对组件表面进行预处理 5-10 分钟后在进行清洗工作，清洗过成中2人使用雾化器对组件表面喷涂清洗液，另14人操作清洗设备对组件进行清洗。4）清洗后 I-V 测试：为数据化了解清洗质量，清洗后我们对清洗前测试的组串重新进行测试。5）清洗验收。6）业主检查。2.8 清洗流程概述1）观察分析确定清洗试剂配置首先在清洗前查看光伏组件的污染程度。如果轻度污染，没有颗粒物，只有灰尘。我们建议只进行冲洗或者刷洗作业就可以，这样能有效的延长组件表面光亮度年限，增加其寿命。若有钛白粉钙化综合沉积物出现，应根据实际污染情况配置清洗剂。2）预处理、刷洗当需要深度清洗时，如果发现表面有颗粒物或者不能确定没有颗粒物。那么先使用雾化器进行清洗液喷涂的预处理工作 5-10 分钟后，使用清洗设备对组件表面进行清洗。2.9 组件清洗注意事项1）水温和组件的温差不大于 10，晚间：18:00至第二天8:00为宜。2）可使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，不应使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件。3）严禁在恶劣气象条件下进行组件的清洗。4）不宜在组件温度过高或辐照度过强的条件下进行清洗。5）注意清洁设备对组件安全的影响：电池片薄而脆，不适当受力极易引起隐裂，降低发电效率。清洁设备对组件的冲击压力必须控制在一定范围内。6）组件清洗过程中，光伏组件上的带电警告标识不得丢失。7）粗扫时用高压水枪冲洗。8）清洗时，严禁人或清扫设备损坏组件。9）一天无法完成清洗的方阵因以逆变器为单位进行有计划的清洗，以免造成失配。10）清理时，要避免尖锐硬物划伤电池组件表面，也要避免碰松电池组件间的连接电缆。11）不宜在有碍人员人身安全的情况下清洗组件。12）在保证光伏组件清洁度的前提下，应注意节约用水。3 清洗作业安全管理由于作业场所为光伏电站，电站分部汇流箱、配电柜、逆变器、箱变等高压电器设备，接地装置易触及附近的带电运行设备，这样就必须具备完善的安全措施才能开展工作。同时作业人员在开始作业前必须认真阅读相关安全规定和参加上岗培训，保证人员的安全是首要任务。作业人员必须严格遵守以下安全注意事项：1）进入现场作业前，作业人员必须参加上岗培训，经培训合格方可上岗作业，将安全教育放在工作的第一位。2）进入电站现场的工作人员必须按要求佩戴安全帽、绝缘手套、绝缘鞋等安全装备。3）严禁在大风、大雨、雷雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件。4）清洗时严禁裸手接触组件和组件间的连接电缆，防止触电。5）严禁尝试在电缆破损或损坏的情况下清洗玻璃或组件，可能会导致电击。6）防人员剐蹭伤：光伏组件铝框及光伏支架有许多锋利尖角。因此现场作业人员应穿着相应防护服装并佩戴安全帽以避免造成人员的刮蹭伤。应禁止在衣服上或工具上出现钩子、带子、线头等容易引起牵绊的部件。7）不要触摸或操作玻璃破碎、边框脱落和背板受损的光伏组件，以及潮湿的接插头。8）禁止踩踏光伏组件、导轨支架、电缆桥架等光伏系统设备或其他方式借力于组件板和支架，以防摔伤或触电。9）禁止将水喷洒在接线盒、汇流箱、电缆桥架等设备上，以防漏电造成触电事故。10）由于该作业区地处山坡，地势较为险要，作业时应小心慢行，必要时应使用安全带或安全绳。11）在使用设备时，必须严格按照使用说明书进行操作。12）现场作业人员必须身体健康，严禁身体不适、酒后或恐高者参与现场作业。13）作业时应至少 2 人同时作业，互相协助。4 光伏电站清洗效益分析4.1 光伏电站清洗效益光伏发电系统清洗效益由光伏电站组件表面污染损失 、全年清洗费用两部分组成。1）光伏组件功率损失 A：光伏组件表面白色污渍对组件的功率的影响。2）功率损失修正系数 B：送至光伏检测中心测试的组件相对污染较严重，为了减小计算误差，使用功率修正系数 进行修正。灰尘和白色污染物对系统的影响是从无到有累积的过程，因 此该过程也需要进行修正。3）PR 值：系统实际交流发电量(actual electric energy )与理论直流发电量(theoretical ele ctric energy )之比。根据目前电站 PR 值通常都在74%-80%之间。本项目PR 取一个中间值为 77%。4）光伏电站每瓦每年发电量 C：系统实际发电量与总安装容量的比值。本项目中根据攀枝花当地的辐照条件取值为 1.4kWh。5）光伏电站总装机容量 D：光伏电站实际安装组件数量与单块组件标称功率的乘积。本项目为 30.4623MWp。6）光伏电站灰尘损失 H：灰尘对组件发电量影响。5 组件现场清洗前后 IV 曲线图7）光伏电站上网电价 F：二类地区地面电站标杆上网电价。8）单次电站清洗费用 G：本项目中根据现场情况和工人工资情况初次电站清洗费用为 22.9，单次电站清洗费用为 18 万元。9）光伏电站年清洗次数 J：本项目中根据当地降雨分布情况，电站年清洗次数为1-2次。综上所述，光伏电站清洗效益（CI）等于可清除污渍损耗费用减去年清洗费用，即：钛白粉综合沉积物效益损失=ABPRCDF灰尘效益损失= HBPRCDF光伏组件清洗费用= GJ光伏电站清洗收益=钛白粉综合沉积物效益损失+灰尘效益损失-光伏组件年清洗费用4.2 光伏电站清洗效益计算光伏组件清洗费用= GJ光伏电站清洗收益=钛白粉综合沉积物效益损失+灰尘效益损失-光伏组件年清洗费用5 附件