楚雄光伏发电站规划

1、华润集团云南省楚雄州太阳能光伏电站总包规划方案山东迪尔集团目录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc263176089 1综合说明 PAGEREF _Toc263176089 h 4 HYPERLINK l _Toc263176090 1.1概述： PAGEREF _Toc263176090 h 4 HYPERLINK l _Toc263176091 1.2 方案编制原那么及依据 PAGEREF _Toc263176091 h 4 HYPERLINK l _Toc263176092 1.3 光能资源 PAGEREF _Toc263176092 h 6 HYPERLI

2、NK l _Toc263176093 1.4工程地质 PAGEREF _Toc263176093 h 6 HYPERLINK l _Toc263176094 1.5工程任务与规模 PAGEREF _Toc263176094 h 6 HYPERLINK l _Toc263176095 1.6并网电站场址选择 PAGEREF _Toc263176095 h 6 HYPERLINK l _Toc263176096 1.7 太阳能光伏数组单元的选型和布置 PAGEREF _Toc263176096 h 7 HYPERLINK l _Toc263176097 1.8电气 PAGEREF _Toc2631

3、76097 h 7 HYPERLINK l _Toc263176098 1.9土建工程 PAGEREF _Toc263176098 h 7 HYPERLINK l _Toc263176099 1.10工程管理设计 PAGEREF _Toc263176099 h 7 HYPERLINK l _Toc263176100 1.11施工组织设计 PAGEREF _Toc263176100 h 8 HYPERLINK l _Toc263176101 1.12环境影响评价和节能效益 PAGEREF _Toc263176101 h 8 HYPERLINK l _Toc263176102 1.13工程投资概算

4、 PAGEREF _Toc263176102 h 8 HYPERLINK l _Toc263176103 1.14财务评价 PAGEREF _Toc263176103 h 9 HYPERLINK l _Toc263176104 2工程地质 PAGEREF _Toc263176104 h 9 HYPERLINK l _Toc263176105 2.1场址区域稳定性评价 PAGEREF _Toc263176105 h 9 HYPERLINK l _Toc263176106 2.2场区根本工程地质条件 PAGEREF _Toc263176106 h 9 HYPERLINK l _Toc2631761

5、07 2.3地基方案初步分析评价 PAGEREF _Toc263176107 h 10 HYPERLINK l _Toc263176108 2.4环境岩土工程问题 PAGEREF _Toc263176108 h 10 HYPERLINK l _Toc263176109 2.5场区水文、气象工程条件 PAGEREF _Toc263176109 h 10 HYPERLINK l _Toc263176110 2.6结论及建议 PAGEREF _Toc263176110 h 11 HYPERLINK l _Toc263176111 3工程规模 PAGEREF _Toc263176111 h 11 HY

6、PERLINK l _Toc263176112 3.1工程建设规模 PAGEREF _Toc263176112 h 11 HYPERLINK l _Toc263176113 4 光伏并网电站场址选择 PAGEREF _Toc263176113 h 12 HYPERLINK l _Toc263176114 5 光伏发电电池数组单元的选择和发电量估算 PAGEREF _Toc263176114 h 12 HYPERLINK l _Toc263176115 5.1数组单元光伏电池组件选择 PAGEREF _Toc263176115 h 12 HYPERLINK l _Toc263176116 5.2

7、 光伏数组单元跟踪型式确实定 PAGEREF _Toc263176116 h 13 HYPERLINK l _Toc263176117 5.3上网电量估算 PAGEREF _Toc263176117 h 14 HYPERLINK l _Toc263176118 5.4并网逆变器选型与系统设计方案 PAGEREF _Toc263176118 h 15 HYPERLINK l _Toc263176119 5.5 系统无功补偿 PAGEREF _Toc263176119 h 18 HYPERLINK l _Toc263176120 6 电力系统 PAGEREF _Toc263176120 h 19

8、HYPERLINK l _Toc263176121 6.1电站与系统连接方案设想 PAGEREF _Toc263176121 h 19 HYPERLINK l _Toc263176122 7 电气 PAGEREF _Toc263176122 h 19 HYPERLINK l _Toc263176123 7.1电气一次局部 PAGEREF _Toc263176123 h 19 HYPERLINK l _Toc263176124 7.2电气二次局部 PAGEREF _Toc263176124 h 23 HYPERLINK l _Toc263176126 8 土建工程 PAGEREF _Toc263

9、176126 h 26 HYPERLINK l _Toc263176127 8.1土建工程采用的主要设计技术数据 PAGEREF _Toc263176127 h 26 HYPERLINK l _Toc263176128 8.2主要建筑材料 PAGEREF _Toc263176128 h 26 HYPERLINK l _Toc263176129 8.3建构筑物抗震分类和抗震设防原那么 PAGEREF _Toc263176129 h 26 HYPERLINK l _Toc263176130 8.4主要建筑设施及结构体系及结构选型 PAGEREF _Toc263176130 h 27 HYPERLI

10、NK l _Toc263176131 8.5采暖、空调系统 PAGEREF _Toc263176131 h 27 HYPERLINK l _Toc263176132 8.6通风系统 PAGEREF _Toc263176132 h 27 HYPERLINK l _Toc263176133 9 工程消防设计 PAGEREF _Toc263176133 h 28 HYPERLINK l _Toc263176134 9.1消防设计依据及原那么 PAGEREF _Toc263176134 h 28 HYPERLINK l _Toc263176135 9.2消防设计遵循标准 PAGEREF _Toc263

11、176135 h 28 HYPERLINK l _Toc263176136 9.3主要生产场所灭火设备配置 PAGEREF _Toc263176136 h 28 HYPERLINK l _Toc263176137 9.4水源 PAGEREF _Toc263176137 h 28 HYPERLINK l _Toc263176138 9.5电站给排水 PAGEREF _Toc263176138 h 28 HYPERLINK l _Toc263176139 9.6洪水 PAGEREF _Toc263176139 h 29 HYPERLINK l _Toc263176141 10 建场条件 PAGER

12、EF _Toc263176141 h 29 HYPERLINK l _Toc263176142 10.1工程概述 PAGEREF _Toc263176142 h 29 HYPERLINK l _Toc263176145 10.2 交通运输 PAGEREF _Toc263176145 h 30 HYPERLINK l _Toc263176146 11 电站总体布置的设想 PAGEREF _Toc263176146 h 30 HYPERLINK l _Toc263176147 11.1电站总体规划 PAGEREF _Toc263176147 h 30 HYPERLINK l _Toc2631761

13、48 11.2 太阳板数组平面布置 PAGEREF _Toc263176148 h 30 HYPERLINK l _Toc263176149 11.3 电站道路布置 PAGEREF _Toc263176149 h 31 HYPERLINK l _Toc263176150 11.4 电站管线布置 PAGEREF _Toc263176150 h 31 HYPERLINK l _Toc263176151 12 环境保护与水土保持 PAGEREF _Toc263176151 h 31 HYPERLINK l _Toc263176152 12.1 场址所在地区的环境现状 PAGEREF _Toc2631

14、76152 h 31 HYPERLINK l _Toc263176153 12.2 拟采取的环境工程设想及可能造成的环境影响分析 PAGEREF _Toc263176153 h 32 HYPERLINK l _Toc263176154 12.3 方案设计依据及采用的环境保护标准 PAGEREF _Toc263176154 h 34 HYPERLINK l _Toc263176155 12.4 拟采取的环境工程设想及可能造成的环境影响分析 PAGEREF _Toc263176155 h 35 HYPERLINK l _Toc263176156 12.5 绿化及水土保持 PAGEREF _Toc2

15、63176156 h 38 HYPERLINK l _Toc263176157 12.6 工程节能与减排效益分析 PAGEREF _Toc263176157 h 39 HYPERLINK l _Toc263176159 13工程方案设计 PAGEREF _Toc263176159 h 40 HYPERLINK l _Toc263176160 13.1 编制说明 PAGEREF _Toc263176160 h 40 HYPERLINK l _Toc263176161 13.2 编制原那么及依据 PAGEREF _Toc263176161 h 41 HYPERLINK l _Toc26317616

16、2 13.3调整系数 PAGEREF _Toc263176162 h 41 HYPERLINK l _Toc263176163 13.4材料预算价格 PAGEREF _Toc263176163 h 42 HYPERLINK l _Toc263176164 13.5取费标准 PAGEREF _Toc263176164 h 421综合说明1.1概述：姚安县是云南省太阳能资源最正确开发区中的十二个县之一。年太阳总辐射在6000MJ/m2*a以上，年日照时数在2300以上，年日照百分率在53%61%之间，太阳能资源较为丰富。根据现场踏勘等外业工作及场址开发条件深入分析等内业工作，姚安县初步规划了红梅，

17、马游等5个太阳能光伏电站场址。姚安县太阳能光伏电站规划总装机为420MW，初估多年平均发电量约为6.3亿kWh。表1 姚安县太阳能光伏电站选址规划简况表编号场址名称面积km2初估装机MW输电距离km1吴海场址2100142朱家庄场址1.57083红梅场址210018.54杨家冲场址15075马游场址210016.51.2 方案编制原那么及依据编制原那么1认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、标准和标准。2结合云南省“十一五开展规划，制订切实可行的方针、目标。3对场址进行合理布局，做到平安、经济、可靠。4充分表达社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。编制依据1姚安县太阳能光伏电

18、站设计工程规划2?国家开展改革委办公厅关于开展大型并网光伏电站建设有关要求的通知?发改办能源20072898号3太阳能电站有关设计规程标准?太阳光伏能源系统术语?GB_T_2297-1989?地面用光伏(PV)发电系统导那么?GB/T 18479-2001?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?光伏发电站接入电力系统技术规定?GB/T 19964-2005?太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术标准?CECS85-96?光伏(PV)发电系统过电保护导那么?SJ-249-11127?太阳光伏电源系统安装工程设计标准?CEC

19、S84-964其它国家及行业设计规程标准 ?建筑结构荷载标准? GB5000920012006年版?混凝土结构设计标准? GB500102002?砌体结构设计标准? GB500032001.?钢结构设计标准? GB50018-2003?建筑地基根底设计标准? GB500072002?建筑抗震设计标准? GB5001120012021年版?建筑抗震设防分类标准? GB50223?建筑设计防火标准? GB50016?建筑内部装修设计防火标准? GB50222-95?35110kV变电所设计标准? GB50059?电力勘测设计制图统一规定? SDGJ42-84?建筑灭火器配置标准? GBJ40-60

20、?建筑给水排水设计标准? GBJ15-88 ?电力工程电缆设计标准? GB50217-2007?火力发电厂与变电站设计防火标准? G50299-2006?建筑物防雷设计分类标准? GB50057?继电保护和平安自动装置技术规程? GB14285?电力装置的继电保护和自动装置设计标准? GB 50062?220kV500kV变电所所用电设计技术规程? DL/T5155?35kV110kV无人值班变电所设计规程? DL/T5103?变电所总布置设计技术规程? DL/T5056?交流电气装置的过压保护和绝缘配合? DL/T620?交流电气装置的接地? DL/T621?电测量及电能计算装置设计技术规程

21、? DL/T5137?箱式变电站技术条件? DL/T537?多功能电能表? DL/T6141.3 光能资源云南太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一，且太阳辐射能直接辐射多、散射辐射少，对于太阳能利用十分有利。 这说明当地太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。1.4工程地质工程场地东距磨盘山绿汁江断裂带元谋断裂带大于57km，南距南华楚雄断裂带大于46km，西距陡坡哨平普棚断裂带(大厂断裂带) 大于33km，西距程海宾川断裂带大于68km，西距攀枝花断裂带大于40km，拟建场地已避开区域活动性断裂，工程场地处于相对稳定地段，适于工程的建设。根据1：4000000?

22、中国地震动参数区划图?(GBl8306-2001)，工程场地地震动峰值加速度020g，地震动反响谱特征周期均为040s，地震根本烈度为度。1.5工程任务与规模本期工程是努力将本并网电站建为一个低本钱的高压并网工程，为大规模开展云南太阳能发电事业作出奉献。从资源利用、电力系统供需、工程开发条件以及工程规划占地面积和数组单元排布等方面综合分析，云南姚安光伏并网电站本期工程装机规模选择20MWp，按单轴跟踪加固定两种方案进行设计。1.6并网电站场址选择吴海场地南北长约0.6km、东西宽3.6km，山顶平缓场地面积约2km2。场址地形整体比拟平坦，平均坡度约150，为南向坡，山顶最高海拔1965m，周

23、围无大的遮挡物，阳光接收条件好，适于太阳能电池板的布置。1.7 太阳能光伏数组单元的选型和布置太阳能电站光伏数组单元由太阳能电池板、数组单元支架组成。数组单元按两种方案进行经济技术比拟分析，即按单轴跟踪与单轴跟踪加固定两种方案进行设计。1.8电气接入电力系统方式工程场址位于110kV姚安变北侧，距离姚安变直线距离约14km。大型并网光伏电站应本着就近上网、节约投资的原那么，本工程吴海场址的并网条件可考虑以1回110kV线路接入110kV姚安变，其供电范围为姚安县和楚雄州电网，具体接入系统方案将在可行性研究阶段进行论证和审定。电气主接线35kV母线采用单母线接线。1.9土建工程本工程主要有太阳能

24、数组单元支墩、380V配电室、35kV配电室、控制室及办公室等土建工程。数组单元支蹲根底形式采用混凝土根底，配电室采用砖混结构。配电室、控制室及办公室建筑面积合计约为2205m2。1.10工程管理设计本着精干、统一、高效的原那么，根据光伏电站生产经营的需要，且表达现代化电厂运行特点，设置光伏电站的管理机构，实行企业管理。本期工程按少人值班、多人维护的原那么进行设计，本期工程拟定定员标准为12人，其中运行人员和日常维护人员10人，其它2人为管理人员。主要负责光伏电站的建设、经营、管理和运行维护。1.11施工组织设计依据光伏电站建设、资源、技术和经济条件，编制一个根本轮廓的施工组织设计，对光伏电站

25、主要工程的施工建设等主要问题，做出原那么性的安排，为工程的施工招标提供依据，为单位工程施工方案指定根本方向。详尽的具体内容只有待施工图设计完成后才能在施工组织设计中论述。1.12环境影响评价和节能效益光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不产生任何有害物质及噪声，因此示范电站的建设和运行对周围环境无不利影响。光伏电站数组单元重量轻，根底较浅，且建成后数组单元与地面有一定的距离，故其永久占地实际并不多，不会改变当地的动植物分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。场址周围为荒草土地，附近没有工矿，距离乡村居民区超过1km，施工噪声对周围环境没有影响。工程本期装机容量为20MWp，按照推

26、荐方案每年可为电网提供电量36,300,867kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以发电标煤煤耗350g/kWh计，每年可节约标煤约1.27万吨，相应可减排燃煤所产生的SO2约129.1吨，减排NOx约146.7吨，减排温室效应气体CO2约3.77万吨，减排烟尘约176.1吨，减少了有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，也没有污水排放。光伏发电是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的可持续开展的新能源。示范电站的建设代替燃煤电厂的建设，将减少对周围环境的污染，并起到利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用，据有明显的社会效益和环境效益，并且由于

27、节煤增电具有良好的经济效益。1.13工程投资概算工程估算依据国家、部门及宁夏现行的有关规定、定额、费率标准等，并结合光伏并网工程建设的特点进行编制。经计算，工程静态投资约为65242万元，工程动态投资为65939万元，每千瓦动态投资约为32621元。具体内容请见本工程概算。1.14财务评价财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的根底上，对工程进行财务效益分析，考察工程的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。工程费用主要包括总投资、发电本钱和各项应纳税金等。云南姚安并网光伏电站工程工程按含税电价为1300 元/Mwh测算，其中工程借款归还期15年，全部投资财务内部收益率8.4，

28、投资回收期10.76年，本工程财务评价可行，且具有良好的经济效益和社会效益。2工程地质2.1场址区域稳定性评价2.1.1场址区域地质构造工程场地东距磨盘山绿汁江断裂带元谋断裂带大于57km，南距南华楚雄断裂带大于46km，西距陡坡哨平普棚断裂带(大厂断裂带) 大于33km，西距程海宾川断裂带大于68km，西距攀枝花断裂带大于40km，拟建场地已避开区域活动性断裂，工程场地处于相对稳定地段，适于工程的建设。根据1：4000000?中国地震动参数区划图?(GBl8306-2001)，工程场地地震动峰值加速度020g，地震动反响谱特征周期均为040s，地震根本烈度为度。2.2场区根本工程地质条件2.

29、2.1地形地貌场地南北长约0.6km、东西宽3.6km，山顶平缓场地面积约2km2。场址地形整体比拟平坦，平均坡度约150，为南向坡，山顶最高海拔1965m，周围无大的遮挡物，阳光接收条件好，适于太阳能电池板的布置。吴海场地山底上土壤贫瘠，出现了荒漠化，植被较差，只有稀疏灌草丛，根据现场咨询 、勘察，吴海场地为荒草地。 2.3地基方案初步分析评价建筑物按丙类建筑考虑，依据搜集资料及现场踏勘结果，场址内地层稳定，根底埋深范围的地基土多数可直接作为天然根底持力层。根底形式推荐采用浅根底形式。建议下个阶段针对场址区边界范围内做进一步的岩土工程勘察工作，对场区内各种地层的分布规律和岩土工程特性做进一步

30、的评价。2.4环境岩土工程问题根据调查，本工程场地，现有植被覆盖，建议在今后的人为活动注意植被的保护与恢复，尽量防止表层风积粉砂的流动。2.5场区水文、气象工程条件2.5.1水文条件:场址属于高山坡地，据当地居民介绍，该场址较少出现雷暴等恶劣天气。根据现场踏勘调查，场址区周边地表无稳定泾流，无洪水直接来源，不会受洪水的威胁，季节降雨引发的地表水流对沟谷地面的切蚀不显著，仅有少量的场地外暴雨汇流产生的坡面流对场地有不良影响，因此建议在场地周边来水方向采取导流堤坝，将少量的场地外坡面流洪水导走即可。同时建议下个阶段视场地边界和总体布置再做进一步的细化工作。从地形条件判断，场地坡度较平缓，地表土层雨

31、水下渗较好，由此判断场区内受到较大雨水时的坡面流影响较小，但考虑表层砂土易受冲刷，因此建议局部场地可适当增加根底深度及适量的集排水措施。 2.6结论及建议场址处姚安县吴海地块属稳定的地快，其活动构造不发育；地震活动比拟弱，构造稳定性好。就场址地区的地震地质和岩土工程条件而言，不存在影响电厂建设的颠覆性问题，适宜建设太阳能发电厂。 3工程规模3.1工程建设规模光伏电站的建设规模主要从电站性质、所在地区的能源资源、电力系统供需情况、工程开发条件等方面论证。太阳能资源姚安县是云南省太阳能资源最正确开发区中的十二个县之一。年太阳总辐射在6000MJ/m2*a以上，年日照时数在2300以上，年日照百分率

32、在53%61%之间，太阳能资源较为丰富。电力系统供需情况从电力系统供需情况来看， 2006年2021年，云南电网供需根本平衡，由于本期光伏电站的装机容量相对于全网装机比例较小，光伏电站所发电量不会改变云南电网已有的平衡状况，对系统的能源结构调整有一定的积极作用。开发条件从本工程的开发条件来看，云南姚安光伏并网电站所处位置的太阳能资源丰富。光伏电站所处的位置附近的电网状况 均可满足本期工程的接入，可顺利并网。场址条件电站所占场址为荒草场，数组布置在向南的缓坡上，非常利于光伏电站的布置并减小大风对其影响。因光伏电站土建结构简单，永久占地较少，建成后光伏单元架空布置在地面上，数组单元及周边下仍可绿化

33、，且太阳能光伏发电无污染物排放，对当地生态环境无大的影响。从投资规模、电力系统供需、工程开发条件以及工程规划占地面积和机组排布等方面综合分析，云南姚安吴海光伏并网电站本期工程装机规模选择20MWp，终期规划容量为100MWp。4 光伏并网电站场址选择吴海场址位于姚安县光禄镇吴海村以东，东经10101425.9810101635.41，北纬2503742.88250383.04之间，山体整体走势呈南北向，南北长约0.6km、东西宽3.6km，山顶场地相对平缓，山顶平缓场地面积约2km2，初估装机容量为100MW。吴海场地山底上土壤贫瘠，出现了荒漠化，植被较差，只有稀疏灌草丛，根据现场咨询、勘察及

34、国土局、林业局等相关人员介绍，吴海场地为荒草地。5 光伏发电电池数组单元的选择和发电量估算5.1数组单元光伏电池组件选择光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过假设干电池组件串联成一串以到达逆变器额定输入电压，再将这样的假设干串电池板并联到达系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了防止它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的假设干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个根本数组单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和升压配电室等组成。假设干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。

35、目前国内外并网发电的光伏电站，大多采用晶体硅太阳能板组建系统。晶体硅太阳能板具有长期物理特性、电气性能稳定、转换效率高的特点，适合大规模并网工程使用。在单块太阳能组件功率的选择上，以高功率如170Wp以上的大型组件为首选，目的是减少组件间连接电缆的损耗，减少组件边框占用面积，增大电池板的有效面积，提高发电效率。目前，国内主要太阳能组件生产厂家主要有无锡尚德、保定天威英利、上海羚羊等，以上厂家生产的150Wp170Wp太阳能组件外型尺寸均为1580 mm808 mm，电气特性相似。本期工程可参考保定天威英利产品进行初步分析，产品型号为17035P1580808。电池组件参数如下：额定功率：170

36、Wp；额定输出电压：35V；开路电压：44V；峰值电流：4.9A；短路电流：5.3A；外形：1,580mm808mm；重量：15.7 kg。5.2 光伏数组单元跟踪型式确实定5.2.1国内外光伏跟踪装置概述太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与太阳电池方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8小时或更长的时间内保持方阵平面与太阳入射光垂直，将太阳能最大程度的转化为电能。目前国内外一些太阳跟踪装置生产厂的产品大致可以分两种，一种为单轴跟踪，即东西方向转动跟踪太阳；另一种为双轴跟踪，即既有东西向跟踪，同时太阳能板倾角也随季节的不同

37、而改变。一般来说，采用自动跟踪装置可提高发电量20%40%左右，从而相对降低投资20%。目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角数组发电方式。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠区大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站，而国内的配套政策支持力度缺乏，大型高压并网光伏电站工程较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电站上的使用。有数据说明，单轴跟踪数组比固定倾角安装的年发电量增加约20%以上；双轴跟踪数组比固定倾角安装的年发电量增加约30%以上；由于双轴跟踪相对单轴跟踪装置复杂，本

38、钱高，效益不明显，因此本期工程不考虑采用双轴跟踪装置的可能性，技术经济比照采用单轴跟踪装置与单轴跟踪加固定平板式混合两个方案进行比照。5.2.2光伏发电方阵容量的选择 采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。由于本工程建设规模较大，拟以每2MWp容量电池板为一个方阵，共10个方阵，每个方阵相应设置一个高、低压配电室。单个光伏方阵容量为整个光伏电站10容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。如每方阵电池板容量小于2MWp，那么会增加高、低压配电装置、变压器和配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量大于2M

39、Wp，由于2MWp容量电池板布置面积已到达约300231米，将配电室布置方阵后侧，最长的低压直流电缆将到达350余米长，接近低压输电经济长度极限。另外如低压升压变压器容量大于2MVA，会引起低压短路容量增大，需提上下压断路器分断容量，引起投资增加。因此，以每2MWp容量电池板为一个方阵方案具有降低工程造价、便于运行管理、电池板布局整齐美观等优点。5.2.3 太阳能光伏方阵单元型式确实定根据建站地区光能资源分析，并网太阳能系统的太阳能板倾角按38度考虑。本工程光伏电池组件按以下两个方案分别进行设计：20MWp采用平板式晶体硅光伏电池组件自动控制单轴跟踪装置安装方式； 全部采用单轴跟踪配置方案本工

40、程以2MWp 为一个方阵，共10个方阵。每9块电池组件组成一面电池板阵。每两面配一套单轴跟踪装置。每面电池板阵外型尺寸2,500mm4,800mm考虑边框，输出电压320.4V，输出功率1,530Wp。每两面电池板组成一串，每串输出电压641V，输出功率3，060Wp。2MWp单元总数为：2,000,00015301308面，每两面电池板组成一串，共654串，考虑到数组布置，每行设置31串，共22行，第1013行为28串空出4面的位置，空出44m40 m的位置布置变压器、配电室，逆变器布置在配电室内。配电室布置在方阵的中心。全厂20MWp需要这种电池板数量为10130813080面6540串。

41、具体布置见附图7.3和7.4。5.3上网电量估算按吴海地区最正确年平均日辐照量约为5.43kWh/m2/day，平均年辐照量1981kWh/m2/year计算。现分别计算固定数组配置方案的全年发电量和单轴跟踪式太阳能电池数组的发电量。5.3.1方案一全年理论发电量单轴跟踪装置数量为13080面，单位功率为1,530Wp，合计容量为20012.4kWp 。根据经验值，在采用跟踪装置后，发电量将比固定式的电池多发电20%40%左右，考虑到跟踪装置对发电量的影响，系数取1.2。全年理论发电量约等于：20012.419811.247,573,477kWh。5.3.2发电当年上网电量计算光伏电站占地面积

42、大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取1%。大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，取一致性97%。光伏并网逆变器的效率约为92%94%含隔离变压器，欧洲效率，变压器的效率到达98.7%。考虑到光伏电站很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器及变压器的效率都按稍低于最小效率值即逆变器效率91%、变压器98%考虑。设定厂用电率为1%控制系统、配电系统、生活用电等。1采用方案一时：全年上网电量约等于：47,573,47799%97%91%98%99%40,334,296kWh按照装机容量20MWp计算的上网年等效利用

43、小时数为：40,334,296kWh20,000kW=2021小时按照实际装机容量20012.4kW计算的上网年等效利用小时数为：40,334,296.4kWh20012.4kW=2021小时5.3.3电站夜晚耗电量电网取电计算每台250kW逆变器的待机功率约为100W，每台2MVA变压器的空载损耗约为2900W，夜间控制系统、配电系统、生活用电等耗电约为20kW。夜间电站耗电0.1802.91020=57 kW按平均每天电池板不发电时间14小时考虑局部阴雨天计算，全年电站耗电量约等于：5714365291270kWh5.3.4光伏电站全寿命组件分析由于电池板在使用寿命内，效率会随着使用年限的

44、增加而下降。在投入运行的第10年约下降7，在投入运行的第21年约下降12，在投入运行的第25年约下降20。逆变器整机的设计寿命为25年，内部组件主要是电容等一般使用寿命为15年，需更换组件的造价及更换费用小于整机造价的10，在逆变器整机设计寿命内需更换一次。电气组件及变压器的设计寿命均大于25年，不存在更换情况。5.4并网逆变器选型与系统设计方案5.4.1直接并网模式和带功率流向检测的并网模式光伏并网发电系统并网模式可分为直接并网模式和带功率流向检测的并网模式。直接并网模式就是光伏系统产生的电能局部被本地负荷消耗，其余局部的电能直接馈入电网。带功率流向检测并网光伏系统要求其产生的电能完全由本地

45、负载消耗，不允许将光伏系统产生的电能馈入电网。本工程所建设的光伏发电系统建议采用直接并网模式，所产生的电能全部馈入电网。5.4.2并网逆变器系统设计方案合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济本钱的回收期具有重要的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。同时合理的配置方案和合理的电气一次主接线对于我国大规模的光伏并网电站建设具有一定的示范意义。根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将20MWp分成10个独立的2

46、MWp系统。并网逆变器的选择可以采用100kW、250kW、500kW三种类型，构成三种逆变器组网方案。第一种方案，本工程由10个2MWp的并网光伏发电单元构成，每2MWp并网光伏发电单元由20台100kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。第二种方案，本工程由10个2MWp的并网光伏发电单元构成，每2MWp并网光伏发电单元由8台250kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。第三种方案，本工程由10个2MWp的并网光伏发电单元构成，每2MWp并网光伏发电单元由4台500kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。现对三种

47、方案构成20MWp光伏并网系统分述如下：5.4.2.1 方案一：100kW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：641V；70时最大功率点电压： 543V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的170Wp太阳能组件每18块串联成一串，将33串8台逆变器按照每5串或6串接入1个汇流箱方式，接入6个汇流箱，6个汇流箱并联接入100kW逆变器2MWp光伏并网系统采用20台100KW的高效率集中型逆变器，由于100KW逆变器输出为3相0.4kV，所以需将逆变器输出经交流配电柜接入升压变压器，并入公共高压电网运行。方案1 系统配置表:100kWp2MWp20

48、MWp备注总功率kWp100.982001.2420012.4逆变器数量台 120200交流配电柜套012120变压器数量台01100.4kV/35kV2000kVA5.4.2.2 方案二：250KW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：641V；70时最大功率点电压： 543V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的170Wp太阳能板每18块串联成一串，将82串按照每56串接入1个汇流箱方式接入16个汇流箱，16个汇流箱并联接入250kW逆变器。2MWp光伏并网系统采用8台250kW的高效率集中型逆变器，由于250kW逆变器输出为3相0.4kV，

49、所以需将逆变器输出经交流配电柜或直接接入升压变压器，并入公共高压电网运行。方案2 系统配置表250kWp2MWp20MWp备注总功率kWp250.922001.2420012.4逆变器数量台1880交流配电柜套0880变压器数量台01100.4kV/35kV2000kVA5.4.2.3 方案三： 500KW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：623V；70时最大功率点电压： 470V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的170Wp太阳能板每18块串联成一串，将164串按照每56串接入1个汇流箱方式接入32个汇流箱，32个汇流箱并联接入500kW

50、逆变器2MWp光伏并网系统采用4台500kW的高效率集中型逆变器，由于500kW逆变器输出为3相0.4kV，所以需将逆变器输出经交流配电柜接入升压变压器，并入公共高压电网运行。方案3 系统配置表500kWp2MWp20MWp备注总功率kWp501.82001.2420012.4逆变器数量台 1440交流配电柜套0660变压器数量台01100.4kV/35kV2000kVA5.4.3 并网逆变器系统设计方案比拟5.4.3.1 组件数目和逆变器比拟方案汇总表方案1方案2方案3备注总功率kWp20012.420012.420012.4逆变器数量台 2008040交流配电柜台1208060变压器数量台

51、1010100.4kV/35kV2000kVA5.4.3.2 三种方案总体比拟(1)方案一：采用200台100kW逆变器组成20MWp系统。优点：100kW并网逆变器应用时间较长，产品成熟度高；国内局部厂家能够生产，价格较低；单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响小。缺点：所需逆变器较多，安装维护具有一定的复杂性；因逆变器数量较多，监控系统复杂。(2)方案二：采用80台250kW组成20MWp系统。优点：国外生产250kW逆变器现场运行时间较长，产品成熟度高；转换效率较高，所需的一二次设备少于方案一；单台设备损坏或停电维护占光伏电厂容量的2.5%,对电厂系统影响较小。缺点：目前，国

52、内能生产250KW的并网逆变器，但无业绩；国外产品有业绩但价格较高。(3)方案三：采用40台500KW组成20MWp系统。优点：所需逆变器较少，系统较为简单。转换效率较高，所需的一二次设备少于方案一、方案二。逆变器总投资较低。缺点：没有适合国内电压等级的500kW逆变器，需要定制。目前，国外只有几家逆变器公司能够生产500kW的逆变器，价格较高；单台容量较大，单台损坏或维护时对发电系统的影响较大。综上所述，国外250kW逆变器技术较为成熟，在国外的工程中有较为广泛的应用，国内250KW的并网逆变器已开发出来，但没有使用业绩。本工程推荐采用方案一或二，使用国产100kW或250KW逆变器作为并网

53、逆变设备，本期暂按方案二进行设计。5.5 系统无功补偿目前，国内外生产的逆变器额定功率时输出功率因子均大于0.99接近1.0，向系统提供有功，吸收少量无功。按逆变器功率因子0.99考虑，每2MWp逆变器容量需补偿无功：2000sin(arccos0.99)=282kVar根据GB/Z19964-2005?光伏电站接入电力系统技术规定?“6.2无功电源 光伏发电站的无功补偿装置，可以是分组投切的电容器或电抗器，也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置。考虑到光伏发电功率波动大，相应无功波动大。根据无功就地补偿的原那么，本工程在380V母线段上设置1030 kVar容量的自动投切无功补偿装置。无功补

54、偿装置可根据380V母线的无功变化，相应投切一定组数的电容器，保证380V母线的功率因子为1.0。最终是否设置无功补偿装置以接入系统审查意见为准。6 电力系统6.1电站与系统连接方案设想 电站规划装机容量为100MWp。本期工程建设20MWp，方案“十一五末建成。本电站接入系统设计还未进行，本方案先提出设想，便于电站进行总布置，下阶段接入系统设计及审查批准后，以批准的接入系统方案为准。6.1.1接入系统电压等级选择根据电站本期工程装机容量为20MWp, 终期容量为150MWp原那么，接入系统电压等级可选择为35kV方案。自电站架设1回35kV线路接入系统，导线截面采用 LGJ-240。6.1.

55、2落点选择工程场址位于110kV姚安变北侧，距离姚安变直线距离约14km。大型并网光伏电站应本着就近上网、节约投资的原那么，本工程吴海场址的并网条件可考虑以1回110kV线路接入110kV姚安变，其供电范围为姚安县和楚雄州电网，具体接入系统方案将在可行性研究阶段进行论证和审定。6.1.3电站主接线方案设想电站主接线采用单母线接线。电站最终电气主接线、接入系统电压和出线回路数以“电站接入系统设计审查意见为准。7 电气7.1电气一次局部7.1.1 电气主接线每十八块电池组件通过串联到达额定电压，通过电缆连接至智慧光伏防雷汇流箱进行汇流，每56回电缆汇入一台智能光伏防雷汇流箱。智能光伏防雷汇流箱出线

56、并联后接至逆变器。逆变器采用三相四线制380/220V交流输出至380/220V低压工作母线段，逆变器数量及容量按80250kW配置，与电池板相匹配。与电池板分为10个光伏方阵相对应，380/220V低压工作母线段分为10个低压工作母线段，380/220V低压母线按单母线接线。每段设一台2000kVA升压变压器，升压至35kV。变压器高压侧通过电缆连接至35kV汇流母线。7.1.2电气设备选型7.1.2.1智能光伏防雷汇流箱本工程建议采用专用智能光伏防雷汇流箱，可以针对电站发电系统提供详细的测量、监控、报警、汇流、故障定位等信息功能。箱内每进线回路正负极均设有熔断器，每进线回路设有光伏专用过电

57、压保护器，出线回路设有专用高压直流断路器。进线回路熔断器可以迅速切断每一串电池板的过电流故障。进线回路过电压保护器可以防止电池板的过电压故障，且当雷击中任一电池板都可通过过电压保护器防止雷电过电压和感应过电压，迅速切除故障从而保护其它电池板。出线回路专用高压直流断路器，可作为保护和操作组件，当熔断器无法切除故障时，可切除整个汇流箱所连接的所有电池板，从而防止了事故的扩大。智慧光伏防雷汇流箱具有监控太阳能板阵故障、传输电缆故障、防雷器故障、开关运行状态等功能，且具有通信接口，方便监控系统使用。图7-1-3智能光伏防雷汇流箱接线图 由于每台智慧光伏防雷汇流箱出线均设有断路器，为节约电缆本工程采用每

58、两个汇流箱通过电缆在端子排并接后直接接入逆变器的方式，不设置直流配电柜。7.1.2.2逆变器 通过经济技术比拟，本工程建议选用100kW或250kW国产并网逆变器。本方案暂以250kW逆变器为例设计，与电池板配套选用80台逆变器。并网逆变器内采用380V工频隔离变压器，输入电压直流420880V, 输出电压交流400V三相四线制。逆变器输出纯粹弦波电流，具有“反孤岛运行功能和无功补偿功能，具有完善的保护和自动同期功能。每台逆变器具有良好的人机界面和监控通讯功能，以便和监控中心组成网络，实现远程监控。7.1.2.3 35kV高压柜选用中置式开关柜KYN，配真空断路器，综合保护装置安装在开关柜上。

59、7.1.2.4 380/220V低压开关柜选用MNS-0.4型抽屉柜，配智能断路器和智能仪表。7.1.2.5升压变压器选用油浸式变压器S10-2000/35 2000kVA,38.55%/0.40.23kV。共10台。7.1.3厂用电接线 本工程厂用电负荷主要有控制系统、生活用电等，负荷集中在生产、生活用房。从距离生产、生活用房最近的两个低压配电室各引一回380V/220V电源至生产、生活用房集控室内MNS-0.4型抽屉柜，给生产、生活用房及附近各用电设备提供电源。7.1.4电气设备布置本工程共建设10个高压配电室及10个低压配电室，每个高压配电室及低压配电室布置对应2MWp电池方阵,每方阵设

60、有8台250MW逆变器以及高、低压开关柜，升压变压器等设备。本工程建设一个35kV总变电站，将10个2MWp电池方阵的电量升压汇总后集中到35kV总变电站，作为并网点。本工程建设一座生产用房，一座生活用房，均为单层建筑，集控室设在生产用房内。7.1.5照明和检修本工程采用工作照明及检修电源与厂用动力混合供电，电源取自各低压配电室380/220V母线。在各配电室和生产、生活用房内设有工作照明，在生产、生活用房附近设有道路照明，灯具采用节能灯具。事故照明电源取自集控室直流屏。在生产、生活用房设有事故照明回路和灯具。方阵内高、低压配电室设自带蓄电池的照明灯具。根据电焊机电缆卷100米长度，在电池板场