农场100MW渔光互补光伏发电项目实施计划方案

1、农场100MW渔光互补光伏发电项目实施方案TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark0 o Current Document 1申报单位及项目概况11.1项目申报单位柵况11.2项目概况2 HYPERLINK l bookmark2 o Current Document 2项目建设条件32.1太阳能资源评价32.2工程地质32.3所用电源及备用电源32.4生产、生活供水设施及供水方案4 HYPERLINK l bookmark4 o Current Document 3项目技术方案53.1工程任务53.2工程规模53.3设备选型63.4光伏阵歹U设计53.5电气设计1

2、03.6土建设计123.7发电量测算与上网模式28 HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 4施工组织294.1施工条件294.2施工总布置344.3施工交通运输364.4工程建设用地374.5主体工程施工384.6施工总进度434.7附表、附图48 HYPERLINK l bookmark8 o Current Document 5保障措施485.1劳动安全与工业卫生485.2工程消防总体设计655.3环境保护与水土保持设计715.4社会效益分析845.5社会风险及对策分析84 HYPERLINK l bookmark10 o Current Doc

3、ument 6项目投资与经济性评价916.1投资概况916.2设备及安全工程柵算916.3财务评价与社会效果分析956.4财务评价结论98附件：编制单位资质影印件921申报单位及项目概况:n.1.1项目申报单位概况某某光伏发电有限公司是某光伏科技有限公司的全资子公司。某光伏科技有限公司是专业从事光伏发电集成系统和光伏应用产品研发、生产的高科技民营企业。公司法人代表王柏兴长期在光伏电站领域进行投资，有着丰富的管理能力和经济实力，在新技术研发方面给予了大量的人力物力支持，使得公司在国内光伏应用领域一直处于技术领先地位。某光伏科技有限公司成立于2010年8月，注册资本8.4亿元，总投资48亿元（不含

4、流动资金），其中：设备投入45亿元。项目规划总投入80条太阳能电池片以及相同产能的组件生产线，一次性建造20万平方米生产厂房，年产能可达3GW，项目分为二期实施三年内实现。一期项目投资26亿元，其中：设备投资23亿元。目前年产能1GW光伏电池和1.5GW光伏组件，全部引进意大利、德国、日本等目前世界最先进的全自动电池片、组件生产线，具有全球领先的技术装备和研发能力，是国内光伏行业中唯一通过VDE生产全过程质量认证企业，成为行业中最具备质量保证的光伏制造商。某率先延伸光伏产业链的发展。早在2011年光伏制造投产同时就开发光伏电站，至2013年底已累计开发光伏发电站达到1.2GW，并成功开发了7座

5、单体100兆瓦大型光伏电站。2014年海内外实现投资开发700兆瓦光伏发电站项目，2015年计划实现投资建设1GW以上光伏发电站项目。某已成为全球光伏行业中唯一获得良好效益的光伏产业链发展商，延伸光伏产业发展的行业领跑者。1.2项目概况某农场100MW渔光互补光伏发电项目是系某某光伏发电有限公司在某农场地区建设的工程，由某某光伏发电有限公司投资建设。本项目建设场地位于某农场，位于东经11254,北纬3004,建设地点周围无高大建筑，场地开阔，地势平坦，鱼塘可利用面积范围较广。某市属于我国第四类太阳能资源丰富的地区，具有较好的太阳能资源条件，适合安装太阳能发电项目。项目为渔光互补光伏系统，利用现

6、有的渔区，建设光伏发电系统，该项目所在区域不涉及桑基渔塘核心保护区，与其他光伏发电形式相比，渔业太阳能光伏发电系统具有突出的优点，通过我公司江苏常熟渔光互补项目的经验，光伏发电对渔业养殖没有任何不利影响，尤其适合在工商农业发达，缺乏可供开发利用空地的地区大规模推广应用。结合水产生物的生长习性（螃蟹等），在鱼塘上层空间布置光伏发电板，既提高了下层空间水产养殖的产值，上层空间的光伏发电又可为附近工商业提供绿色电力，增值效果明显，符合中央提出的国土空间开发格局的要求，其必将为该形式的光伏发电项目起到示范作用。项目场址位于某农场，改造鱼塘约3000亩，周围无高大建筑，场地开阔，地势平坦。规划用鱼塘场地

7、附近即为G4W2许广高速和S247省道，交通十分便利。2项目建设条件太阳能资源评价光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、光电开发规划、电力系统需求情况、项目开发建设条件等因素。本项目位于某农场，本项目建设装机容量为1OOMWp，分两期建设，一期、二期各50MWp。从地区能源资源分析，湖北太阳能资源丰富。属亚热带季风气候区。光能充足、热量丰富、无霜期长。全市太阳年辐射总量为104110千卡/平方厘米，年平均气温15.916.6，年无霜期242263天，多数年份降雨量在11001300毫米之间。有足够的气候资源供农作物生长。410月份降水量占全年80%，太阳辐射量占全年75%,三10的积温为

8、全年80%，水热同步与农业生产季一致的气候条件，适宜多种农作物生长发育。区内四季分明，光照充足，温和湿润，无霜期长。年平均气温为16-16.41，年平均降水量为904-1127毫米。是建设大型光伏发电厂的理想场所。从项目开发建设条件分析，本工程厂址区位于某市，占地面积约2km2，附近有S247省道，交通便利，运输方便。厂址区平均海拔26m，地势平缓，地形开阔。2.2工程地质项目场址位于某农场，改造鱼塘约3000亩，周围无高大建筑，场地开阔，地势平坦。规划用鱼塘场地附近即为G4W2许广高速和S247省道，交通十分便利。总占地面积为2km。建设规模为100MWp，分两期建设，一期、二期各50MWp

9、。工程建设期为6个月。场区地势平缓，地形开阔，地面多为鱼塘。2.3所用电源及备用电源升压站内设两台所用变压器为全所提供所用电源，一台所用变由所内35kV母线供电,另一台由升压站外引接电源。正常时全所电源由10kV外接电源提供，事故或停运时，由母线35kV提供电源。2.4生产、生活供水设施及供水方案生活给水系统由生活水箱和一套全自动供水稳压设备（两泵一罐）（安装在生活消防水泵房中）、供水管线组成。光伏电池组件清洗用水拟采用厂区收集的雨水，同时外围供水主干网预留供水点。本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。生活用水及施工用水均拟采用自来水。采施工高峰日施工用水量为100m3/

10、d,为保证施工期间的用水量，在施工现场和拌合站附近设置临时蓄水池。3项目技术方案工程任务某农场100MW项目位于某市，充分开发利用当地的太阳能资源，建设高压并网光伏电厂为当地电网供电，建设绿色环保的新能源。科学合理安排渔业养殖设施的结构，优化渔业设施房的空间利用，增加太阳能电池组件模块，建设可并网的光伏电站；同时利用光伏电能，实现对渔业设施小气候的调节，太阳能组件将一部分光能遮蔽并转换为电能改善了养殖池塘水面小生态，在更高层次上提升设施农业对自然资源的有效利用，从而在生态、能源、绿色环保等方面，发挥更大的功能，取得更好的社会和经济效益。工程的主要任务是发电，建成后供电湖北电网。3.2工程规模光

11、伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、光电开发规划、电力系统需求情况、项目开发建设条件等因素。本项目位于某农场，本项目建设装机容量为1OOMWp，分两期建设，一期、二期各50MWp。从地区能源资源分析，湖北太阳能资源丰富。属亚热带季风气候区。光能充足、热量丰富、无霜期长。全市太阳年辐射总量为104110千卡/平方厘米，年平均气温15.916.6，年无霜期242263天，多数年份降雨量在11001300毫米之间。有足够的气候资源供农作物生长。410月份降水量占全年80%，太阳辐射量占全年75%,三10的积温为全年80%，水热同步与农业生产季一致的气候条件，适宜多种农作物生长发育。区内四季分明

12、，光照充足，温和湿润，无霜期长。年平均气温为16-16.41，年平均降水量为904-1127毫米。是建设大型光伏发电厂的理想场所。从项目开发建设条件分析，本工程厂址区位于某市，占地面积约2km2，附近有S247省道，交通便利，运输方便。厂址区平均海拔26m，地势平缓，地形开阔。3.3设备选型光伏组件选型3.3.1.1.光伏电池组件发展概况目前世界上太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1839年19岁的法国贝克勒尔做物理实验时，发现在导电液中的两种金属电极用光照射时，电流会加强，从而发现了“光生伏打效应”；1904年爱因斯坦发表光电效应论文,为此在1921年获得诺贝尔奖；世界上，1941年出现有关

13、硅太阳电池报道，1954年5月美国贝尔实验室恰宾、富勒和皮尔松开发出效率为6%的硅太阳电池，这是世界上第一个实用的太阳电池。1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能而言，与常规发电相比，成本仍然很高。目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池24.7%(4cm2),多晶硅电池20.3%(4cm2),InGaP/GaAs双结电池30.28%(AM1)，非晶硅电池14.5%(初始)、12.8%(稳

14、定)，碲化镉电池15.8%，硅带电池14.6%，二氧化钛有机纳米电池10.96%。我国于1958年开始太阳电池的研究，40多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池20.4%(2cmX2cm),多晶硅电池14.5%(2cmX2cm)、12%(10cmX1Ocm),GaAs电池20.1%(lcmXcm),GaAs/Ge电池19.5%(AM0),CulnSe电池9%(lcmX1cm)，多晶硅薄膜电池13.6%(lcmX1cm,非活性硅衬底)，非晶硅电池8.6%(10cmX1Ocm)、7.9%(20cmX20cm)、6.2%(30cmX30cm),二氧化钛纳米有机电池1

15、0%(1cmX1cm)。世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期,发展更加迅速,最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面,各国一直通过扩大规模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。商品化电池组件效率从10%13%提高到14%17%。国内整个光伏产业的规模逐年扩大，截至2010年底中国光伏电池总产量达到8GW，中国已经超越欧洲和日本，成为世界上最大的太阳能电池制造基地。但是国际上最大的并网应用光伏市场在国内仍然处于零星示范论证阶段，这与我国的光伏技术水平和具体国情都有关系。中国光伏组件生产规模的大部分用于出口市场，造成我国的光伏企业对国外市

16、场的依存度较高，2008年爆发的全球金融危机，导致国外的市场发生急剧变化，使得这些企业受到重大影响，因此随着能源形势和我国产业政策的变化，推动我国对太阳能光伏发电这种绿色可再生能源的应用是必然的趋势。我们国家所拥有巨大光伏市场应用潜力，可以让自己的光伏企业的相关产品、光伏发电项目应用于我国，从而形成比较完整的光伏产业链。随着国内光伏电池组件产量的不断提高，国内光伏产品性价比上的优势越发明显，本工程为某的大型太阳能光伏发电示范项目，为达到充分宣传和展示我国光伏产业的发展成果的目的，本工程太阳能光伏电站设备以国内自主化生产为主。3.3.1.2几种常用的太阳能电池(a)单晶硅、多晶硅太阳能电池目前国

17、内外使用最普遍的是单晶硅、多晶硅太阳能电池，而且国内的光伏组件生产也主要是以单晶硅、多晶硅太阳能电池为主。商业化的多晶硅电池片效率一般在12-16左右，单晶硅电池片效率在13-18左右。晶体硅电池片如图5-1，5-2、5-3所示，图3-1单晶硅硅片7图3-2多晶硅硅片由电池片组成的电池组件的外形结构如图5-3所示图3-3多晶硅、单晶硅太阳能电池组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）自从太阳能电池诞生以来，晶体硅作为基本的电池材料一直保持着统治地位，而且可以确信这种状况在今后20年中不会发生根本的转变。但是晶体硅太阳能电池的成本较高，通过提高电池的转化效率和降低硅材料的生产成本，以提高硅材料

18、太阳能电池的效益，成为世界光伏技术的主流，世界各国也在此取得诸多新的进展。2004年中国科学家成功地在实验室完成P型晶体硅技术，使得晶体硅太阳能电池的实验室转换效率达到24.7%；2007年日本也成功试制的HIT太阳能电池，太阳能电池量产转换效率提高到22.3。提高转换效率的技术不断进步，进一步推动了晶体硅太阳能电池在光伏技术中的领先地位。(b)非晶硅太阳能电池开发太阳能电池的两个关键问题就是：提高转换效率和降低成本。由于非晶硅太阳能电池的成本低，便于大规模生产，普遍受到人们的重视并得到迅速发展。非晶硅作为太阳能材料尽管是一种很好的电池材料，但由于其光学带隙为1.7eV,使得材料本身对太阳辐射

19、光谱的长波区域不敏感，这样一来就限制了非晶硅太阳能电池的转换效率,目前电池转化效率一般在5%-9%。此外，其光电效率会随着光照时间的延续而衰减，即所谓的光致衰退S一W效应，使得电池性能不稳定，衰减较快。非晶硅薄膜太阳能电池由于具有较低的成本、重量轻、高温性能好、弱光响应好，充电效率高(非晶硅材料的吸收系数在整个可见光范围内，在实际使用中对低光强光有较好的适应等特点),有着极大的潜力，在未来5-10年后，有望逐渐扩大其市场份额。3.3.1.3几种常用的太阳能电池技术性能比较几种常用的太阳能电池技术性能比较见表3-1。表3-1太阳能电池技术性能比较表序号比较项目多晶硅单晶硅非晶硅1技术成熟性目前常

20、用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功。商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段。70年代末研制成功，经过30多年的发技术日趋成熟。2光电转换效率商业用电池片一般12%16%商业用电池片一般13%18%。商业用电池一般5%9%。3价格材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下。生产工艺相对简单，使用原材料少，生产成本较低。4对光照、温度等外部环境适应性输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分同左弱光响应好，充电效率高。高温性能受温度的影响比晶体硅太阳能电池要5组件运行维护组件故障率极低，自身免维护同左柔性组件表面

21、较易积灰，且难于清理刚性组件同左。6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期同左衰减较快，使用寿命只有15-20年。7外观不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理。黑色蓝黑色八、匚、jul八、匚黑色。8安装方式倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。同左柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低附着于屋顶表面。刚性组件安装方式左。9国内自主化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同左2007年底2008年初国内开始生产设，起步晚，产能没有完全释放。表3-2不同多晶硅电池组件组成的lOOMWp方阵组件数量比较从比较结果可以看出：晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用

22、寿命长。商业用化使用的太阳能电池组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。晶体硅电池组件、刚性非晶硅组件故障率极低，运行维护最为简单。晶体硅光伏组件、刚性非晶硅组件安装简单方便。非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是组件效率较低，在安装场地面积有限情况下，会影响到安装总容量。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。在单晶硅电池和多晶硅电池选择上，单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。3.3.1.4太阳电池组件主要技术参数光伏电

23、池组件是太阳能发电系统的核心部件，其光电转换效率、各项参数指标的优劣会直接影响整个光伏发电系统的发电性能。太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到310Wp国内均有厂商生产，且产品应用较为广泛。根据项目运输、施工安装等条件，并且考虑组件的用量很大，占地面积较广，组件的安装量很大，因此设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。采用不同规格多晶硅电池组件组成100MWp电池方阵用量比较，见表3-2。7-.方案参数方案一方案二组件峰值功率（Wp）245310串联数量（块）22181.2MWp子方阵并联数量（路）2242141.2MWp子方阵组件数量（块）492838521

24、00MWp方阵组件数量413952323568由上表比较可以看出采用310Wp组件组成lOOMWp光伏阵列所使用的组件数量最少，这样组件间连接点少，施工进度快，且故障率低，接触电阻小，线缆用量小，系统整体损耗相应降低。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及项目建设工期、厂商供货能力等多种因素，本工程推荐选用多晶硅电池组件规格为310Wp。310Wp多晶硅电池组件详细技术参数见表3-3所示，该组件既经济又可靠，使用年限可达25年，给长期投资带来最佳回报，并获得IEC61215第二版认证证书，及其它安全认证。图3-4组件外观光伏电池组件的特点如下：72片高效的多晶电池片组成。优质牢固的铝合

25、金边框可以抵御强风、冰冻及变形。新颖特殊的边框设计进一步加强了玻璃与边框的密封。铝合金边框的长短边都备有安装孔，满足各种安装方式的要求高透光率的低铁玻璃增强了抗冲击力优质的EVA材料和背板材料表3-3太阳能电池组件技术参数表编号项目名称数据1太阳电池种类多晶硅组件2太阳电池组件型号TP672ML-3103组件标准峰值参数3.1标准功率(W)3103.1标准功率(W)3103.2峰值电压(V)36.33.3峰值电流(A)8.553.4短路电流(A)9.073.5开路电压(V)45.24组件效率16%5峰值功率温度系数(%/C)-0.456开路电压温度系数(%/C)-0.357短路电流温度系数(%

26、/C)+0.05810年功率衰降10%925年功率衰降20%10尺寸(mm)1960X990X4011重量(kg)263.3.2光伏阵列运行方式选择运行方式分析对普通的多晶硅太阳能电池组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。针对组件固定式布置方式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴和双轴跟踪。逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪设备、光学仪器

27、等，会增加单位工程造价，随着晶体硅电池板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本总体的经济效益并不划算，且目前国内跟踪系统技术尚不成熟，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用，故本项目不建议使用跟踪系统。如果单纯从研究的角度出发可以做部分很小功率的测试系统，用于跟踪系统数据的测试搜集，为今后建设提供充分的数据，并能准确的做出投资决策。因此本工程推荐选用固定式安装方式。3.3.2.2光伏阵列倾角设计在光伏供电系统设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置倾角对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。因此确定方阵的最佳倾角是光伏发电系统设计中不可缺少的重要环节

28、。本工程以某市气象局提供的气象资料作为设计光伏方阵倾角发电量计算依据。从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的，实际光伏电池组件在安装时通常会有一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。计算公式如下：R=SXsin(a+B)/sina+D(公式3-1)地面怨件S/SINS/SIN匚斗E)SINa图3-5倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中：R倾斜方阵面上的太阳总辐射量；BD散射辐射量，假定D与斜面倾角无关；S水平面上的太阳直接辐射量；B方阵倾角；a午时分的太阳高度角。根据上述公式计算不同倾斜角方阵面上的各月辐射量和总辐射量，计算结果如表3-4所示。表3-4某市不同倾斜角方阵面上的总辐射量(kWh/m

29、2)不同角度日平均辐射量(kWh/m2d)方位倾角1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月163.123.43.474.084.254.414.694.584.223.53183.193.453.54.084.234.384.664.584.253.57203.263.53.524.084.24.354.624.564.263.61223.333.553.544.074.184.314.584.544.283.65243.393.593.554.064.154.264.544.524.293.69263.443.633.574.054.114.214.494.54.33.72283.53.6

30、63.574.034.074.164.444.474.33.75303.553.73.584.014.034.114.394.434.33.77323.63.733.583.993.984.054.334.44.293.79上表的计算结果表明：当方阵倾角为30时，太阳能年总辐射量达到最大，但在16-32之间时，太阳能年总辐射量变化很小，对发电量的影响不大，经综合考虑可利用土地面积、总辐射量、后期运维等因素，本工程采用20组件安装倾角。其太阳能总辐射年总量为1422.22kWh/m2，合计5119.992MJ/m2。3.3.3逆变器选型逆变器的技术指标逆变器作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电

31、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及其他相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）转换效率高逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济型也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量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。（2）直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发

32、电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在日落余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增强这段时间的发电量。（3）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入端电阻应能自适应于光伏阵列的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（4）输出电流谐波含量低，功率因数高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。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于1。（5）

33、具有低电压耐受能力国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：1）并网光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行Is；2）并网光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，并网光伏电站必须保持并网运行；3）并网光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，并网光伏电站必须不间断并网运行。（7）系统频率异常响应国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，逆变

34、器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表3-5所示电网频率偏离下运行。表3-5大型和中型并网光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz视电网要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少运行10分钟49.5Hz-50.2Hz继续运行50.2Hz-50.5Hz每次频率髙于50.2Hz时，并网光伏电站应具备连续2分钟的能力，同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；因此不允许处于停运状态的光伏电站并网髙于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网（8）可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗

35、干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，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并网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，防孤岛保护，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

36、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。逆变器单机容量选择逆变器是并网光伏电站中的核心设备。它的可靠性、高效性和安全性会影响到整个光伏系统，应选择国内技术较为成熟的并网逆变器。目前世界上最主流的并网光伏逆变技术均以DSP作为处理器，采用IGBT桥式逆变电路，利用PWM（脉宽调制）技术实现“直流一一交流”的逆变功能。（1）按功率分类并网逆变器可分为小型、中型、大型逆变器三种。小型逆变器一为10KW以下，中型逆变器为：10KW100KW;大型逆变器为：100KW及以上。（2）按是否带隔离变压器分类按逆变器是否带隔离变压

37、器，分为有隔离型和无隔离型。与同容量的带隔离变压器的逆变器相比，无变压器的逆变器具有体积小、重量轻的优点，其缺点表现在直流输入和交流输出之间无“电气隔离”，太阳电池方阵的短路故障等可能会对电网造成不利影响，此外，注入电网的直流电流略大。按输出相数分类按并网逆变器的额定输出功率、输入光伏支路数量、输出为三相或单相，无蓄电池的并网光伏发电系统的逆变方案可分为集中型逆变方案和组串型逆变方案两种。集中型逆变方案集中型逆变方案是指并网光伏发电系统通过集中型并网逆变器(CentralInverter)将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同，且三相平衡的三相交流电能。集中型

38、逆变器的单机容量一般由10千瓦至几百千瓦不等。在采用集中型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路来增加系统直流电压，提高逆变效率；多路太阳电池支路在集中型光伏接线箱中经熔断器后并联成一路直流输出；多台集中型光伏接线箱的直流输出汇集到集中型逆变器的直流输入端，再经IGBT三相桥式逆变电路转换为三相交流电能。集中型逆变器具有功率大、体积大、重量重、发热量大、IP防护等级不高的特点，一般设计成标准电气柜体或箱体，室内安装。组串型逆变方案组串型逆变方案是指并网光伏发电系统通过支路型并网逆变器(StringInverter)将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压

39、上同频、同相、幅值相同的单相交流电能。组串型逆变器的单机容量一般由几瓦至三十千瓦不等。在采用支路型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路；几条太阳电池支路(通常为13条)在支路型光伏接线箱中经断路器后送入组串型逆变器的直流输入侧，再经IGBT单相桥式逆变电路转换为单相交流电能；将组成并网光伏发电系统的多台支路型逆变器按输出功率情况，组成基本平衡的三相交流，并入低压电网。组串型逆变器具有功率小、体积小、重量轻节省土地，减少土建工程量等优点。因此本项目选用SUN2000-40kW组串型逆变器。3.4光伏阵列设计3.4.1太阳能电池方阵支架的要求和间距计算光伏电站安装场

40、址的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至日影子最长时，前后两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。支架采用铝合金，铝合金结构支架符合GB50205的要求。方阵紧固螺栓连接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于D：如图3-6所示。D止南ARILPS.方畸左集图3-6光伏方阵阵列间距示意图在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls,Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina=sinfsind+cosfcosdcoswsinB=cosdsin

41、w/cosaLs/L二cosBXH/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf)(公式3-2)其中，f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。a为太阳高度角B为太阳方位角本项目中光伏场地所在纬度为3004,本项目太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排，阵列前后排间距（不含前排阵列投影距离）计算结果为2900mm，考虑在棚下养殖，间距采用4m。光伏阵列排布大型光伏电场组件阵列的布置，一般通过光伏阵列分区、分级排布来实现。分区以光伏电场升压变设备为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统。分级是在每个分区内，对光伏

42、组件阵列进行分级，组串逆变器下辖一级光伏阵列，汇流箱下辖二级光伏阵列。图3-7阵列安装示意图光伏子方阵设计在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。3.4.3.1电池实际工作温度范围确定在本项目中，选用310W多晶硅组件，其主要技术参数见表3-6所示:表3-6310W组件参数开路电压（Voc）V45.2短路电流（Isc）A9.07工作电压（Vmppt）V36.3工作电流（Imppt）A8.55峰值功率温度系数%/C-0.45%/C开路电压温度系数%/C-0.35%/C短路电流温度系数%/C+0.05%/C以上数据是在标准条件下测得

43、的，即：电池温度为25C，太阳辐射为1000W/m2、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。某市多年气象数据显示为：昼最高气温：40.5C夜间最低气温：-12.1C一般情况下，光伏组件的温度会略高于环境温度，本项目最高温度考虑到70C。3.4.3.2串联回路组件数量确定组件串联的设计原则：组件串联后，最低温度下的开路电压应低于逆变器的最大输入电压；-13C和70C下的最佳工作电压应在逆变器的MPPT范围之内。在最低温度-13C下不同串联个数下阵列的开路电压值见表3-7。表3-7不同串联个数下阵列的开路电压串联组件数（块）13141516171819电压（V）588.9634.2679.572

44、4.8770.1815.4860.7在最低温度T3C和最高温度70C下不同串联个数时光伏组件的最佳工作电压如表3-8所示。表3-8不同串联个数下阵列的最佳工作电压串联组件数（块）14.0015.0016.0017.0018.0019.0020.00-13C电压(V)57461565669773877982025C电压（V）506.8543579.2615.4651.6687.872470C电压（V）427457.5488518.5549579.5610上表中采用310W组件参数，从表3-7、3-8可以看出，当光伏组件串联数在18以下,不超过逆变器的最大输入电压1000V；当组件串联数为1718

45、时，电压在逆变器MPPT电压跟踪范围中。综合考虑光伏电站的容量、光伏组件的尺寸、光伏电站的综合布局等因素，最终确定：由18块光伏组件串联成一组后，2组并联组成一个光伏方阵。光伏阵列单元设计一个光伏阵列单元中太阳电池组件的排布方式有多种，目前在大型并网光伏电站中常用的排布有以下几种形式：上下两块组件竖向放置、上下两块组件横向放置和四块组件横向放置等。组件排布方式选择以接线简单、线缆用量少、施工复杂程度低及运行维护方便为原则，同时光伏阵列单元组件一般取单串组件数量的整数倍。结合阵列单元电池组串及阵列单元组件数量，本项目不适合安装四块组件横向放置的方案，确定两种太阳能电池组件排布方案，分别为：方案一

46、：将2组太阳能电池组串（每串18块），每块竖向放置，各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。排成2行18列，即36块电池组件排布为一个子阵列；方案二：将2组太阳能电池组串（每串18块），每块横向放置，各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。排成2行18列，即36块电池组件排布为一个子阵列光伏阵列单元方案如图3-8、3-9所示。图3-8光伏阵列排布方案一组件不同摆放组串方式组成1MWp的占地面积、支架用钢量及电缆用量详见表3-9。表3-9电池组件串接方案组成1MWp方阵对比表方案占地面积（m2）支架用铝量（t）直流电缆总价（万元）方案一1990935.866方案二208004170由表3-9

47、中的数据，同时考虑电池组件内部各单元的串联方式，确定本工程最佳安装方式为方案一，即将2组太阳能电池组串（每串18块），每块竖向放置，各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。排成2行18列，即36块电池组件排布为一个子阵列。3.5电气设计光伏逆变升压单元的设计本工程设计兆瓦单元容量为1.2MW。包括107个光伏子阵列，共9排，中间1排11个光伏子阵列，其余8排每排12个光伏子阵列。每个光伏子阵列上下两排共36块光伏组件（18串2并），每6串接入1台功率为40KW的组串型逆变器。整个单元共安装36台逆变器，分列在发电单元道路两侧，每排4台。每6台组串逆变器接入1台6汇1的交流汇流箱。回流后经1台

48、容量为1250kVA的35kV箱式升压变。1个单元分区实际总功率为:107*2*18*310=1.19412MWp。本工程拟采用84个310W组件组成的1.19412MWp光伏逆变升压单元，则总装机容量为100.30608MW。本工程光伏单元采用标准化设计，每个分区光伏逆变升压单元分成东西两部分，逆变升压站安装于道路旁阵列中间位置。阵列前后排间距设计为4米，东西两分区内各阵列单元左右间距设计为0.5m1个光伏逆变升压单元排布如图3-10所示。1IIIIII111111111IlI|厂I图3-101.2MW阵列标准单元排布3.5.2方阵接线方案设计光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，具体

49、的电气连接为：通过组件自带的导线将18件组件串联在一起，形成1个组件串；1.2MW分区阵列单元共有214个组件串，每18个组件串联成1路；1.2MW分区阵列单元经36台组串逆变器将直流电转换为交流电，再通过6汇1交流汇流箱汇流，经过直埋电缆送入箱变低压侧。1.2MW阵列单元电气接线如图3-11所示。S-fli.4L5HPibWUH剤图3-111.2MW阵列单元电气接线图（1）组串逆变器本工程采用华为SUN2000-40KTL组串型逆变器，每台逆变器接入6串光伏组串。（2）交流汇流箱为了减少组串逆变器与箱变之间的连接线，方便维护、提高可靠性，一般需要在组串逆变器与箱变之间需要加装交流汇流装置。把

50、一定数量的规格相同的组串逆变器接入交流汇流箱进行汇流，通过防雷器与断路器后输出，方便了后级接入，保证了系统的安全，大大缩短了系统安装时间。（3）升压变各光伏发电单元经逆变器转换为低电压大电流的交流电，为了减少交流损耗，不宜将低电压大电流进行长距离输送，因此需要设置升压设备直接将低电压交流电升压至35kV。由于本工程共84座升压室，需配置84套升压设备，数量较大。3.6土建设计建筑单体设计本工程拟建于某市，紧邻S247省道，对外交通便利，项目总装机容量100.30608MWp。电站由生产区、管理区两部分组成。电站的出入口位于管理区的北侧，与场外道路相接。管理区位于电站的北侧，光伏电站总占地面积2

51、km2，管理区占地面积约为50000m2，场区布置详见总平面布置图。管理区主要建（构）筑物为综合楼、车库、水泵房、围栏等。管理区内还配备有硬质广场、绿化区和休闲运动场。综合楼为地上二层（楼梯间局部为三层）框架结构，建筑面积为1085m2,主要布置有办公室、会议室、宿舍、餐厅等，管理区布置详见管理区布置图。生产区包括电池组件阵列、逆变器室等。电池组件阵列由84个1.19412MWp多晶硅子方阵组成。生产区内设4m宽东西及南北向硬化道路，东西向道路均位于逆变器室背面，所有东西、南北向道路交接形成环形道路，形成一个场内道路系统，便于较大设备的运输，满足日常巡查和检修的要求。建筑物结构设计标准本工程综

52、合楼、中控楼、逆变器室、车库、水泵房工程等别为W级，洪水标准为50年一遇，均按6度抗震设防，抗震设防类别为丙类，地基基础设计等级为丙级，建筑结构的安全等级为二级，设计使用年限为50年，属丙类建筑。上人屋面活荷载2.0kn/m2，不上人屋面活荷载0.50kn/m2。基本资料及设计依据场址工程地质条件（1）地形地貌：某市以平原地区为主体，海拔2050米，相对高度在20米以下。丘陵主要分布于松滋市的老城、王家桥、斯家场和某区的川店、八岭、石首市桃花山等地，海拔100-500米，相对海拔50-100米，低山主要分布于松滋市西南部与湖南省交界处，海拔500米左右。（2）地层岩性：某市位于扬子准地台中部,

53、属新华夏系第沉降带晚近期构造带,处于中国地势第三级阶梯的西部边缘,是江汉平原的主体。全市地势略呈西高东低,由低山丘陵向岗地、平原逐渐过渡。全市海拔250米以上的低山493平方公里，占国土总面积的3.54%；海拔40250米的丘陵岗地2147.66平方公里，占15.27%；海拔2540米的平原面积11421.34平方公里，占81.19%。山丘分布于西部松滋市的庆贺寺、刘家场及西北部某区八岭山，地势最高点为松滋市的大岭山，海拔815.1米。岗地分布于某区的川店、马山、纪南和公安县的孟溪、郑公以及石首市的团山、高基庙一带。东部地势低洼，最低点在洪湖市新滩乡沙套湖，海拔仅18米。全市土壤类型多样，土层

54、深厚，土壤肥沃，共有7个土类，14个亚类，43个土属，200个土种。土类总面积563.58千公顷（量算面积，下同），其中水稻土281.43千公顷；潮土186.82千公顷；石炭岩土26.41千公顷；红壤25.5千公顷；黄棕壤32.27千公顷；草甸土10.72千公顷；沼泽土433.33公顷。耕地评级结果为一级173.49千公顷（其中水田89.6千公顷），占36.38%；二级245.83公顷（其中水田148.95千公顷），占51.54%；三级57.62千公顷（其中水田42.81千公顷），占12.08%。土壤有机质含量：大于3.0%的耕地面积140.34千公顷、占29.99%；1.0%3.0%的耕地面

55、积315.68千公顷，占67.45%；小于1.0%的耕地面积11.94千公顷，占2.55%。耕地土壤具有种植作物的多宜性。3.6.3.2水文地质概况全市河流交错、湖泊密布。全市有大小河流近百条，均属长江水系，主要有长江干流及其支流松滋河、虎渡河、藕池河、调弦河等。某湖泊众多，全市有千亩以上湖3泊0多个总面积8万公顷，其中洪湖为湖北省第一大湖，总面积3.5万公顷，长湖次之，总面积1.2万公顷。全市水域面积大，以洲滩、湖泊为主的湿地资源独具地域特色。历史上水产生产以天然捕捞为主，1952年养殖水面只有0.1万公顷，随后水面开发利用逐年增大，1998年全市养殖水面7.29万公顷，其中池塘占48%、湖

56、泊占37.7%、水库占5.4%。全市土壤类型多样，土层深厚，土壤肥沃，共有7个土类，14个亚类，43个土属，200个土种。土类总面积563.58千公顷（量算面积，下同），其中水稻土281.43千公顷；潮土186.82千公顷；石炭岩土26.41千公顷；红壤25.5千公顷；黄棕壤32.27千公顷；草甸土10.72千公顷；沼泽土433.33公顷。耕地评级结果为一级173.49千公顷（其中水田89.6千公顷），占36.38%；二级245.83公顷（其中水田148.95千公顷），占51.54%；三级57.62千公顷（其中水田42.81千公顷），占12.08%。土壤有机质含量：大于3.0%的耕地面积140

57、.34千公顷、占29.99%；1.0%3.0%的耕地面积315.68千公顷，占67.45%；小于1.0%的耕地面积11.94千公顷，占2.55%。耕地土壤具有种植作物的多宜性。3.6.3.3项目区气象条件某市属亚热带季风气候区。光能充足、热量丰富、无霜期长。全市太阳年辐射总量为104110千卡/平方厘米，年平均气温15.916.6OC,年无霜期242263天，多数年份降雨量在11001300毫米之间。有足够的气候资源供农作物生长。410月份降水量占全年80%，太阳辐射量占全年75%,10C的积温为全年80%，水热同步与农业生产季一致的气候条件,适宜多种农作物生长发育。某基本气象表序号项目及名称

58、单位数量备注一-电站所在位置某二水文、气象1多年平均气温C17.92极端最髙气温C40.63极端最低气温C-12.14多年平均降水量mm1712.85最大冻土深度cm1046多年平均日照时数h1422.227太阳年总辐射量MJ/tf5119.992最佳20度倾角数据序号项目及名称单位数量备注8多年平均风速m/s29平均最大风速m/s2010年均雷暴天数d52.53.6.3.4设计依据建设单位提出的设计原则、提供的原始技术资料等。光伏组件的安全性构造要求(IEC61730.1)光伏组件的安全性测试要求(IEC61730.2)混凝土结构设计规范(GB500102010)建筑设计防火规范(GB500

59、16-2006)火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)砌体结构设计规范(GB50031-2011)砌体工程施工质量验收规范(GB50203-2011)35110kV变电所设计规范(GB50059-92)3110kV高压配电装置设计规程(GB50060-2008)变电站建筑结构设计技术规定(修编送审稿)建筑结构荷载规范(GB50009-2001)(2006年版)工业建筑防腐蚀设计规范(GB500452008)混凝土结构工程施工质量验收规范(GB50204-2002)(2011年版)钢结构设计规范(GB50017-2003)钢结构工程施工质量验收规范(GB50205-2001)

60、建筑地基基础设计规范(GB500072011)建筑抗震设计规范(GB50011-2010)建筑桩基技术规范(JGJ94-2008)构筑物抗震设计规范(GB50191-93)室外给水设计规范GB50013-2006；室外排水设计规范GB50014-2006；建筑给水排水设计规范GB50015-2003。建筑结构制图标准GB/T50105-2010民用建筑设计通则GB50352-2005建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001建筑结构荷载规范GB50009-2012采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003建筑钢结构焊接规程JBJ81-2002光伏发电站设计规程(GB50797-