太阳能电站应用示范项目可行性研究报告

PAGE太阳能电站应用示范项目

可行性研究报告：目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总论 11.1项目概况 11.2项目所在地气象条件 21.3工程地貌 21.4方案概述 21.5光伏系统发电量估算 31.6主要经济指标 3第二章项目申请的背景 52.1世界光伏发电发展的现状和趋势 52.2中国光伏发电市场的现状及发展 72.3我国能源形式和电力供需的现状及发展 82.4中国的太阳能资源分布状态 10第三章项目建设的必要性 143.1国际社会温室气体减排的要求 143.2符合国家太阳能发展规划 153.3改善生态、实现地区电力可持续发展 17第四章工程建设规模及目标 194.1工程建设规模 194.2地区电力系统状况及接入方案 194.3建设目标 19第五章光伏系统 215.1项目所在地的自然环境概况 215.2项目所在地气象资料 215.3光伏电场建设条件 215.4光伏部分 21第六章电气系统 396.1电气一次部分 396.2电气二次部分 46第七章公用辅助工程 497.1土建工程 497.2采暖、通风、空调 517.3给排水 53第八章消防 558.1设计主要原则 558.2消防给水系统 55第九章环境保护 569.1设计依据及标准 569.2环境现状 569.3环境影响因素分析 579.4环境保护措施 599.5环境效益分析 619.6结论 62第十章劳动安全与工业卫生 6310.1防火、防爆 6310.2防雷电、防电伤 6410.3防噪声、振荡及电磁干扰 65第十一章项目运营管理 6611.1管理方式 6611.2管理机构 6611.3光伏电站运营期管理 6811.4检修管理 6911.5防尘和清理方案 71第十二章工程进度计划 72第十三章投资估算 7313.1投资估算范围 7313.2投资估算依据 7313.3投资估算办法及说明 7313.4项目总投资 7313.5资金筹措 74第十四章经济评价 7514.1基本数据 7514.2财务评价 7514.3经济分析主要结果 77第十五章建议与结论 7815.1发挥减排效益，申请CDM 7815.2建议 8015.3结论 80附表：表B1、建设投资估算表表B2、设备及建安工程明细表表B3、项目总投资使用计划与资金筹措表表B4、总成本费用估算表表B5、利润与利润分配表表B6、项目投资现金流量表表B7、自有资金现金流量表表B8、借款还本付息计划表表B9、固定资产折旧费估算表表B10、无形资产和其他资产摊销估算表表B11、营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附图：1、2MWp光伏并网发电系统组件布置平面图2、2MWp光伏并网发电系统原理图3、2MWp光伏并网发电系统计量原理图PAGE1第一章总论1.1项目概况本项目建设规模为规划容量2MWp，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。本项目厂址位于ssAA县桂兴村，投资与执行公司为桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司。1.1.1可行性研究报告编制原则、1.1.（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、规范和标准。（2）结合桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司发展规划，制定切实可行的方针、目标。（3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。（4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。1.1.（1）关于同意ssAA县桂兴村2MWp太阳能光伏发电并网项目开展前期工作的函。（2）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规范规定。受桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司委托，WW承担ssAA县桂兴村2MWp太阳能光伏发电并网项目的可行性研究工作。主要工作内容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布置，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，施工组织，工程管理设计，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资匡算，财务评价等。1.1.2项目投资与执行公司桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司是2007年11月27日经AA县工商局核准登记成立的国有企业，公司的经营范围为工业园区内基础设施建设，土地储备，土地开发。1.2项目所在地气象条件ssAA县地处低纬，境内属中亚热带季风气候，四季分明，气候温和，雨量充沛。年平均温度为17.8℃，极端最高气温38.5℃，最低气温-5.8℃，年平均降水量1842毫米，年无霜期293天以上。年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，AA县为太阳能资1.3工程地貌拟建场地为荒山，走向为坐东朝西，在该方向上有一定的坡度，且土质较好，场地主要为碎石。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。1.4方案概述1.4.1电气方案本工程总装机容量为2MWp，组件全部采用固定式安装。根据光伏发电系统装机容量和AA地区区域电网实际情况，就近新建10KV变电站，设计容量为2500KVA。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按10kV标准设计。本期工程2MWp发电系统以太阳能发电单元—升压变压器接线方式接入站内10KV配电室。10kV配电室本期进线2回，出线1回，为单母线接线接入电网。光伏电气室布置于整个光伏电站北侧中间区域。本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在光伏电气室设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。本工程在光伏电气室楼顶安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。1.4.2土建工程本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，建筑物主要有光伏电气室。太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及混凝土基础支墩组成，由于荷载较轻，原则上天然地基可满足要求，故不用作地基处理。变电站内的建（构）筑物因荷载较小，可采用天然地基。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m，围栏总长约800m，选用成品铁艺。经计算，本期工程方案永久占地1.5光伏系统发电量估算本光伏电站计算依据AA县的气象资料，全年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96MJ/m2，初步估算年均上网电量为218.584万kWh。1.6主要经济指标1.6.1投资估算工程静态投资5274.3万元，静态单位造价26218.9元/kW。工程动态投资为5304.9万元，动态单位造价26524.3元/kW。工程动态投资为5304.9万元，其中30%为自有资金，50%为政府补贴，20%为银行贷款，贷款利率（3-5年以上）为5.76%，贷款偿还期为4.49年。1.6.2发电站装机总容量：2MWp，年平均上网电量：218.58万kWh。经营期平均不含税电价为1.84元/kWh时，总投资收益率：5.23%资本金净利润率：5.29%。1.6.3表1－1主要数据一览表序号指标名称单位数量备注1占地面积万m23.273装机容量MW23年均发电量万kWh218.584建设投资万元5304.865年销售收入万元400.0运营期平均6利润总额万元175.0运营期平均7销售利润率%43.8运营期平均8投资利润率%3.30运营期平均9财务内部收益率%5.23所得税后10财务净现值万元105所得税后11投资回收期年14.16所得税后第二章项目申请的背景2.1世界光伏发电发展的现状和趋势2.1.1世界光伏发电发展的现状近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业迅速发展，最近5年世界太阳电池产量年平均增长率为56.11％，最近10年年平均增长率为46.62%。2008年全球光伏年产量达6.845GW,累计用量达19.49GW。见图2－1。图2－1光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，逐步发挥替代能源的作用，并且发展十分迅速。在2002年至2008年各种可再生能源中，并网光伏的增长速度最快，年平均增长率达84.35%。2008年全球并网光伏市场占光伏市场的份额已达96.3%。见图2－2。图2－22.1.2世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：表2－1世界主要国家光伏发电成本预测一览表光伏发电成本预测年份200420102020日本（日元/kw.h）302314欧洲（欧元/kw.h）0美国（美元/kw.h）0.1820.1360.10中国（元/kw.h）5.03.01.4表2－2世界主要国家光伏发电装机预测一览表光伏发电装机预测/GWp年份200420102020日本1.24.830欧洲1.23.041美国0.360.336中国0.0653.01.8其他1.1953.891.2世界4.014200表2－3世界光伏市场主要国家的政策国家德国日本西班牙意大利美国电价政策形式固定静电表固定/溢价配额制静电表电价水平42.73－53.67欧分/kw.h30－35日元/kw.h46.78－25.22欧分/kw.h11－13欧分/kw.h10－15美分/kw.h优惠电价年限20－21无限制25以上20无限制其他财税政策无投资补贴10%－50%无投资补贴投资补贴、税收、贷款太阳能资源（系统年有效满发小时数）900－1000900－10001200－1500南部为主1200－1500南部为主1100－1500从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位置，不但要替代常规部分能源，而且将成为世界能源供应的主体。2.2中国光伏发电市场的现状及发展2.2.1中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。2007年中国成为全球最大光伏电池生产国，产量达1088MW，占全球光伏电池产量的27.2%，2008年产量超过2000MW。中国在整个光伏产业链上，以及在光伏相关和支持性产业也取得了快速发展，已形成较大的产业集群。与此同时，中国在短短的时间内也诞生了一批较具国际竞争力的光伏企业，截止2007年底中国已成功在境外上市融资的光伏企业达10家，2008年电池产量排名全球前20名以内大陆企业有5家。2.2.2中国光伏发电市场的发展中国的光伏发电市场目前由于成本高，并网发电目前还处在示范阶段。在所有的应用领域中，大约有53.8％属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的46.2％则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。2002年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.5MWp。该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳能电池的封装线，使太阳能电池的年生产量迅速达到100MWp（2002年当年产量20MWp）。截止到2003年底，中国太阳能电池的累计装机容量已经达到55MWp。2003～2005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到2007年底，中国太阳能电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳能电池组件出口欧洲，2006年国内安装容量只有10MWp，2007年为20MWp。2.3我国能源形式和电力供需的现状及发展我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2007年能源消费总量增至26.5亿tce（吨标准煤），比2006年增长了7.72％。2007年各种一次能源比例为：煤炭占76.6％，石油占11.3％，天然气占3.9％，水电、核电和风电共占8.2％。预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce，煤炭供应量为29亿吨，石油为6.1亿吨；然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿吨，石油的最高产量也只有2.0亿吨，供需缺口分别为7亿吨和4.1亿吨。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资料浪费大。我国能源供应面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。2007年，全国发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长14.36％。其中，水电达到1.45亿千瓦，约占容量20.36％；火电达到5.54亿千瓦，约占容量77.73％；2007年全国发电量达到32559亿千瓦时，同比增长14.44％。2008年，全国发电装机容量达到7.93亿千瓦，同比增长10.34％。其中，水电达到1.72亿千瓦，约占总容量21.64％；火电达到6.01亿千瓦，约占总容量74.87％；2008年全国发电量达到34334亿千瓦时，同比增长5.2％。根据专家预计2010～2020年电力装机容量增速在8％左右，到2020年，中国电力总装机容量将突破12亿千瓦，发电量将超过6万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。我国的一次能源储量远远低于世界平均水平大约只有世界总储量的10％，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的。我国的环境问题日益显现，发展煤电和水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需求量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此在大力提高高效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大、分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。2.4中国的太阳能资源分布状态我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射量约为50×1018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335～826kJ／cm2•a，中值为586kJ／cm2•a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。例如被人们称为“日光城”的拉萨市，1961年至1970年的平均值，年平均日照时间为3005.7h，相对日照为68％，年平均晴天为108.5天，阴天为98.8天，年平均云量为4.8，太阳总辐射为816kJ／cm2•a，比全国其它省区和同纬度的地区都高。全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最，那里雨多、雾多，晴天较少。例如素有“雾都”之称的成都市，年平均日照时数仅为1152.2h，相对日照为26％，年平均晴天为24.7天，阴天达244.6天，年平均云量高达8.4。其它地区的太阳年辐射总量居中。我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°～35°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°～40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：类型地区年日照时数年辐射总量千卡/cm2·年1西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部3200－3300160－2002西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部3000－3200140－1603新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、四川西南部2200－3000120－1404湖南、ss、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江1400－2200100－1205四川、贵州1000－140080－100—一类地区全年日照时数为3200～3300小时，辐射量在670～826×104kJ／cm2•a。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJ／cm2•a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。—二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670×104kJ／cm2•a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。三类地区全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在502～586×104kJ／cm2•a，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部和四川西南部等地。四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在419～502×104kJ／cm2•a。相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。—五类地区全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在335～419×104kJ／cm2•a。相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于586kJ／cm2•a，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.35×103～8.40×103MJ/m2之间，其平均值约为5.86×103MJ/m2。该等值线从大AA岭西麓的内蒙古东北部开始，向南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46×103MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86×103MJ/m2。太阳能丰富区:在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在150千卡／平方公分以上。太阳能较丰富区:北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130～150千卡／平方公分。太阳能可利用区:分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110～130千卡／平方公分。PAGE55第三章项目建设的必要性3.1国际社会温室气体减排的要求大气中二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）等温室气体的含量原本处于自然生态系统所能承受的范围内，正常水平温室气体产生的温室效应，使地球有了生命的存在。随着世界工业的发展，大气中温室气体的浓度逐年增加，CO2气体的增加尤为明显。世界工业温室气体的过量排放，破坏了自然生态平衡，过量温室气体的温室效应已逐渐成为地球生命生存的严重威胁。近年来，CO2等温室气体导致全球变暖趋势已经成为世界十大环境问题之首。为了减少CO2等温室气体的排放，减少全球气变暖趋势，世界各国做出了许多努力，并在1997年12月在日本京都召开的《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会（COP3）上，通过了具有历史意义的《京都议定书》。作为第37个签约国，中国政府承诺到2020年中国CO2的年排放总量控制在13～20亿t，中国人均碳排放水平控制在0.9－1.3t/a。目前，我国二氧化硫（SO2）年排放总量居世界第一，CO2年排放总量居世界第二，其增长速度远高于美国。预计，最迟至2009年，我国的CO2年排放总量将超过美国而位居世界第一。我国以煤为主的一次能源结构，经我国CO2年排放量的减排任务变得任重道远、压力巨大。面对压力和困难，我国政府为世界温室气体的减排做出了积极的努力。2006年1月1日《可再生能源法》颁布实施以来，全国各类可再生能源增长迅速，可再生能源的年利总量已超过2亿t标准煤（不包括传统方式利用的生物质能），其中水电约为15000万吨标准煤、风电（含太阳能、现代技术生物质能利用等）约为5000万吨标准煤。计划到2010年，全国将关停单机容量为200MW及以下的总规模为50000MW的中小型常规燃煤火力发电机组，与同规模的高效清洁的大型燃煤机组相比，届时每年可节约标准煤将超过2000万吨。我国是世界上太阳能最丰富的地区之一，全国2/3以上地区的年平均日照时数大于2000h、年平均辐射总量约为5900MJ/m2，具有良好的太阳能利用条件。综上所述，本项目的建设遵循了国家对温室气体减排的要求，符合太阳能资源丰富的自然条件，表明了中国政府积极推进新能源应用的决心，项目的建设必将为世界温室气体减排做出应有的贡献。3.2符合国家太阳能发展规划国家“十一五”规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则,国家“十一五”规划确定的可再生能源发电包括风能、太阳能、生物质能等发电项目。在可再生能源中，太阳能取之不尽、清洁安全，是最理想的可再生能源。我国的太阳能资源丰富且分布范围广，太阳能光伏发电的发展潜力巨大。“十一五”期间，国家将实行优惠的财政税收政策和强制性的市场份额政策，以鼓励生产和消费可再生能源。《中华人民共和国可再生能源法》实施以来，可再生能源的发展步伐明显加快，2007年底我国可再生能源在一次能源生产总量中的所占比例已达到7%，2010年争取达到10%，2020年争取达到16%。国家“十一五”规划纲要提出：到2010年，我国太阳能发电规模要达到30万千瓦，到2020年要达到180万千瓦。建设重点如下：发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站。到2010年，太阳能发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。建设重点如下：采用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决偏远地区无电村和无电户的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。建设太阳能光伏发电约10万千瓦，解决约100万户偏远地区农牧民生活用电问题。到2010年，偏远农村地区光伏发电总容量达到15万千瓦，到2020年达到30万千瓦。在经济较发达、现代化水平较高的大中城市，建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施，首先在公益性建筑物上应用，然后逐渐推广到其它建筑物，同时在道路、公园、车站等公共设施照明中推广使用光伏电源。“十一五”时期，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电试点。到2010年，全国建成1000个屋顶光伏发电项目，总容量5万千瓦。到2020年，全国建成2万个屋顶光伏发电项目，总容量100万千瓦。建设较大规模的太阳能光伏电站和太阳能热发电电站。“十一五”时期，在甘肃敦煌和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目；在内蒙古、甘肃、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万千瓦、太阳能热发电总容量5万千瓦。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到20万千瓦，太阳能热发电总容量达到20万千瓦。光伏发电在通讯、气象、长距离管线、铁路、公路等领域有良好的应用前景，预计到2010年，这些商业领域的光伏应用将累计达到3万千瓦，到2020年将达到10万千瓦。3.3改善生态、实现地区电力可持续发展我国能源消费占世界的10％以上，同时我国一次能源消费中煤占到70％左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量70％～80％，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重的影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和监控损失将达到GDP总量的13％。光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。AA县具有丰富的太阳能资源，地广人稀，比较适合建设大规模高压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有助于环境能源危机，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。AA地区的年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96MJ/m2。经计算，本项目2MWp光伏并网发电建成后年均发电量约218.584万kW·h。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kW·h计，每年可节约标准煤约1008.48t，减排CO2约3060.17t。综上所述该太阳能光伏电站建成后，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，减少CO2的排放，保护生态环境。与当地电网联网运行可提高当地电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重，对我国和南方电力可持续发展的发展具有极大的促进作用，促进地区经济可持续发展。第四章工程建设规模及目标4.1工程建设规模本项目建设规模为规划容量2MWp，类型为并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。4.2地区电力系统状况及接入方案4.2.1区域内电力系统现状桂林电网有变电站30座，其中220千伏变电站5座，变电容量780兆伏安；110千伏变电站25座，变电容量1103.5兆伏安。其中，220千伏输电线路681.29公里，110千伏输电线路806.92公里，35千伏输电线路131.67公里，10千伏配电线路1381公里。4.2.2太阳能发电站接入系统电压等级选择：太阳能光伏发电站最终装机规模为2MWp，初步确定其接入电力系统的电压等级选择为10kV。方案：自电站架设1回10kV线路接入该地区10KV变电站，导线采用LGJ电缆。太阳能电池发电单元经逆变器后输出电压0.3kV，经2台1250KVA变压器升压至10KV。10kV配电室出线1回为单母线接线接入当地公共电网。从技术而言，该系统接入方案能满足要求，具体接入系统的设计方案将在以后的接入系统专题设计中进行进一步深入细致的论证，以当地电力部门最终审定的方案为准。4.3建设目标为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，桂林凯创光伏科技有限公司决定兴建此2MWp光伏电站。本电站的光伏电池组件采用固定安装形式。针对2MWp太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成2个并网发电单元，每个发电单元输出0.3kV电压后，经过1台1250kVA升压变压器升压至10KV，最后整个系统以10kV单母线接线接入电网。第五章光伏系统5.1项目所在地的自然环境概况本工程厂址位于ss东北部的湘桂走廊AA县桂兴村。AA县地处北纬25°18′~26°55′、东经110°14′~110°56′之间，属桂林市辖县，是湘漓二水之源，也是世界上最古老的运河——灵渠的所在地，自古以来即是楚越文化交汇之区。湘桂铁路和国道322线一级公路斜贯全境，县城南距“山水甲天下”的桂林市区57公里。AA县地处低纬，境内属中亚热带季风气候，四季分明，气候温和，雨量充沛。5.2项目所在地气象资料AA县年平均温度为17.8℃，极端最高气温38.5℃，最低气温-5.8℃，年平均降水量1842毫米，年无霜期293天以上。年平均日照时数为1670小时，平均气压为994·9百帕。年太阳总辐射量约为4224.96MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，AA县为太阳能资源第四类地区，具有5.3光伏电场建设条件拟建场地为荒山，走向为坐东朝西，在该方向上有一定的坡度，且土质较好，场地主要为碎石。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。5.4光伏部分5.4.1光伏系统发电原理\o""光伏发电系利用半导体材料的光生伏打效应原理直接将太阳辐射能转换为电能的技术。通过光伏电池进行太阳能－电能的直接转换，并与测量控制装置和直流—交流转换装置相配套，就构成了光伏发电系统。太阳能光伏发电具有许多其它发电方式无法比拟的优点：不消耗燃料、规模灵活、无污染、安全可靠、维护简单、寿命较长等等，所以自从实用性硅太阳能电池问世以来，世界上很快就开始了太阳能光伏发电的应用。光伏并网发电系统主要由太阳能组件方阵和并网逆变器两部分组成。太阳能组件将光能转化为直流电能，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能供负载使用或传输到电网。如下图所示:白天有日照时，太阳能组件方阵发出的直流电经过逆变器转换成交流电供给负载使用或传输到公共电网。当光照不足或电网异常时，系统自动停止运行。同时不断检测电网和光照条件，当光照充足且电网正常时，系统再次并网运行。光伏并网发电原理图太阳能组件通过导线连接的太阳能电池被密封成的物理单元被称为太阳能电池组件，具有一定的防腐、防风、防雹、防雨的能力，广泛应用于各个领域和系统。每片太阳能电池只能产生大约0.5V的直流电压，远低于实际使用所需电压，为了满足实际应用的需要，需要把太阳能电池串联成组件。太阳能电池组件包含一定数量的太阳能电池，这些太阳能电池通过导线连接。每件组件通常封装36片或72片太阳能电池片，正常输出工作电压约17V或35V左右。当应用领域需要较高的电压和电流而单个组件不能满足要求时，可把多个组件串、并联组成太阳能电池方阵，以获得所需要的电压和电流。本项目采用晶澳太阳能有限公司生产的高效单晶硅太阳能电池组件JAM5-180，组件电池按照严格的电池检验程序，依靠国内国外最先进的光伏检测机构，保证电池的效率和稳定性处于世界先进水平。防水接线盒和集成旁路二极管，以减少太阳能电池组件因表面被遮挡造成的热斑效应从而引起的组件损伤通过IEC61215性能测试和UL1703的安全测试，保障了晶澳的组件可以在各种恶劣的环境条件下正常工作提供五年的产品质量保证和10-25年的产品功率保证。单晶硅和多晶硅电池片光伏电池组件的主要技术参数见表5－１：表5－１光伏组件技术参数表名称分类JAM5-180组件类型单晶组件开路电压(Voc)44.6V短路电流(Isc)5.4最佳工作电压(Vmp)36.5V最佳工作电流(Imp)4.93峰值功率(Pmax)180Wp最大系统电压1000VDC抗风压强2400Pa短路电流温度系数0.036%/℃开路电压温度系数－0.33%/℃功率温度系数－0.47%/℃额定工作温度47℃使用温度范围（－40）℃～（+85）℃组件尺寸1580×808×46组件重量15.5STC：辐照度1000W/m2，组件温度25℃，AM=1.5并网逆变器并网逆变器为跟随电网频率和电压变化的电流源，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能。目前并网型逆变器的研究主要集中于DC－DC和DC－AC两级能量变换的结构，DC－DC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC－AC逆变环节主要使输出电流与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。本项目拟采用POWERONE公司生产的300KW集中型逆变器,型号为PVI-CENTRAL-300-TL，具有如下特点:◆灵活的系统架构，6个功能独立的55kW模组，配置成“主－从”模式（并联模式）或者“多主”模式（独立模式）。◆音频噪音低。开关频率在可听频率之外（18kHz）。

◆模块化配置。每个55kW模块相互独立。

◆高转换效率。

◆容易维护，因为可以快速拔插逆变器模组。

◆可以增加层数，扩大容量和应用范围，使配线最少（一个机架最多可以扩容到330kW）。

◆减少单模组故障敏感度：如果一个模组出错，系统保持55kW降额运转。◆人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；◆可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议，支持动态(DHCP)或静态获取IP地址。300kW集中型光伏并网逆变器技术参数表特点PVI-CENTRAL-300-TL输入参数推荐的最大PV功率kWp354每模组输入功率kWp59绝对最大输入电压Vdc900MPPT输入电压范围Vdc465V～850V(550V额定)最大输入电流（Idc）738A（总）；123A（单模组）输入反射纹波电压<3%直流输入路数6（独立或者并联）输入过压保护6（每路输入一个）输出参数额定交流输出功率kW336额定交流输出电流Arms648交流输出电压范围3×300Vac+/-20%额定交流频率（Hz）50/60功率因素（cosφ）>0.99（在额定交流功率下）AC侧电流谐波THD％<4%（在额定交流功率下）开关频率kHz18交流侧过压保护有转换效率峰值效率（额定输入电压）97.41%欧洲效率（额定输入电压）97.14%环境参数环境保护等级IP20工作温度范围-10℃～+相对湿度（不结露）<95%一般参数辅助电源功耗（W）额定交流功率的0.3%夜间损耗<90W近距离通讯两个RS485端口（一个RS485专门用于连接接线盒）远距离通讯（可选）AEC（拨号，以太网，ISDN，DSL，GSM）用户界面2行显示（每个模组）尺寸（宽×高×深）（mm）1250x2100x810全部重量（kg）110050kW模组重量（kg）65需要的通风量6000立方米/小时认证EMCEN61000-6-2,EN61000-6-4CE认证是并网认证DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000光伏并网逆变器技术参数表5-25.4.2电站整体设计概述本期工程采用多支路上网的“积木式”技术方案，分块发电、集中并网方案，将系统分成2个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入10kV电网进行并网发电的方案。系统按照2个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp单元采用3台300KW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、次级直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入升压变压器，升压为10kV接入电网。每个太阳能发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA干式变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱以1MW单元为单位就地布置，逆变器及升压变压器等安装在光伏电气室。太阳能电池组件全部采用国产单晶硅组件，所有支架全部为固定支架。本工程在光伏电气室楼顶安装一套环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。设计原则（1）太阳能电池方阵排列布置需要考虑地形，地貌的因素，要与当地自然环境有机的结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。太阳电池方阵的布置设计包括阵列倾角设计，方位角设计，阵列间距设计，需根据总体技术要求，地理位置，气候条件，太阳辐射能资源，场地条件等具体情况来进行。（2）尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐，规范，美观，接受太阳能幅照的效果最好，土地利用更紧凑，节约。（3）每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有组件仍有6小时以上的日照时间。安装方式设计（1）太阳电池阵列倾角的确定方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置，全年太阳辐射分布，直接辐射与散射辐射比例，负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。光伏组件排布方式为：组件倾斜后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本项目选址地冬至日上午九时到下午三时光伏组件方阵之间接受的辐射量最大，根据计算，本工程确定太阳电池方阵支架倾角均为21度。（2）太阳电池阵列间距的设计计算：光伏组件布置一般确定原则：冬至当天9:00～15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距应不小于D。在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，组件之间南北方向无阴影遮挡。固定光伏组件方阵的支架采用镀锌角钢，根据本项目的岩土性质，阵列安装基座采用凝土基础，如下图所示：图5－1混凝土基座计算光伏组件方阵安装的前后最小间距D，如下图所示：图5－2阵列阴影示意图一般确定原则：冬至当天9:00～15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算公式如下：式中：φ为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度取北纬25°18′；H为光伏方阵阵列或遮挡物与可能被遮挡组件底边高度差，该项目如果根据上式计算，21°倾角倾斜安装时，为保证在9:00～15:00时段内前排电池板不会对后排产生影响，前后排电池组件之间间距为2.0米，如下图示意所示：图5－3安装倾角为21度（3）单支架电池组串的排列设计：每个晶体硅太阳组件串支架的纵向为2排，每排17块组件，即：每个单支架上安装34块晶体硅太阳电池组件，构成2个组串。每一个支架阵面平面尺寸为（14.536mx3.1方阵布置说明本项目每一个1MWP光伏发电单元组成一个1MWP光伏发电单元系统，同时考虑预留一定的检修通道。为了减少至逆变器直流电缆数量，尽量少占土地及布置的规整性，即每1MWP方阵布置165个支架,共有330个组件串。5.4.3光伏电站发电量计算方法根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。从气象站得到的资料，一般为水平上的太阳辐量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行光伏系统发电量的计算。对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列,所接受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，其中较为简便的计算日辐射量的公式如下:Rβ=S×[sin(α－β)/sinα]+D图5－4倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中：Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；D—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；β—方阵倾角；α—午时分的太阳高度角。根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型。单位面积电池板的年发电量g简化计算如下：kWh/m2其中：为多年平均年辐射总量，为光伏电池的光电转换效率。代入上计算公式，得出单位面积光伏组件年发电量。理论发电量是在理想情况下得出太阳能电池组件输出的直流发电量计算。并网光伏系统的效率是指:系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能量损失的情况下理论上的能量之比。标称容量1kWp的组件，在接受到1kW/m2太阳辐射能时理论发电量应为1kWh。并网光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率等三部分组成。1）系统损耗和效率分析①光伏组件效率η1:光伏阵列在1000W/㎡太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于5%；灰尘影响组件功率损失小于5%；直流线路损失小于2%；②逆变器的转换效率η2:逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。③交流并网效率η3:即从逆变器输出至接入电网的传输效率,其中最主要的是升压变压器的损耗。对于本系统为升压至10kV并入公用电网的损耗。2）太阳能辐射数据分析及发电量模拟系统的总效率等于上述各部分效率的乘积:η=η1×η2 ×η3

经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下：

预测发电量=Sarea×Rβ×ηmodule×ηsystem；

式中：

Sarea——方阵总面积；

Rβ——Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；

ηsystem——并网光伏系统发电效率；

ηmodule——太阳能组件转化效率；在光伏理论年发电量的基础上，实际上网电量还会受安装倾角、方位角等综合因素影响。这里不一一列举，根据以往工程经验，本项目对应的光伏发电总效率约为85%。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料,专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算,求出系统的年总发电量。.这里仅根据有关气象资料预测并网光伏发电系统的年总发电量，实际发电量会有一定偏差，这是正常现象。5.4.4系统发电量测算本项目光伏电站场址太阳能发电量分析采用了AA地区气象站提供的资料，该地区年平均日照时数为1670小时，太阳总辐射量全年为4224.96MJ/m2。由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度对组件接受到的太阳辐射有很大的影响。与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角和太阳能电池组件方位角。太阳能电池组件的倾角是电池组件与水平地面的夹角。太阳电池组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。一般在北半球，太阳能电池组件朝向正南方布置，即组件方位角为0度时，发电量最大。本工程设计原则上保证太阳能电池组件朝正南方向布置。故所需计算的仅为太阳电池组件的最佳倾角。依据气象数据和软件计算得知当太阳电池组件的倾角为21度时，电池组件年接受太阳能辐射量最大，为每年5039.28MJ/M2。根据太阳辐射量，系统总功率等数据估算2MWp并网光伏发电系统的年总发电量。计算软件采用联合国环境规划署和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETSCREEN。RETSCREEN与许多政府机构和多边组件共同合作，由来自工业界，政府部门和学术界的大专家提供技术支持进行开发工作。经计算2MWp并网光伏发电系统的年均发电量为218.584万kWh。晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算。表5－325年衰减及平均年发电量测算表：(单位：万kWh/年)年限12345系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量240.30238.37236.47234.58232.70年限678910系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量230.84228.99227.16225.34223.54年限1112131415系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量221.75219.98218.22216.47214.74年限1617181920系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量213.02211.32209.63207.95206.28年限2122232425系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量204.64203.00201.37199.76198.16总发电量5464.602（万kWh）25年平均发电量218.584（万kWh）结论：由以上计算可得，本工程25年总发电量约为5464.602万kWh，25年年平均发电约218.584万KWh。5.4.5数据采集监控方案（1）数据采集在每台光伏并网逆变器内设有电流传感器和电压传感器，可以实时测量太阳电池方阵的峰值电压和峰值电流，交流输出电压和交流输出电流。数据采集器，时时读取每台逆变器的测量数据（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac、Pac），数据采集器可以同时监测50台不同功率级别的逆变器，同时监测每台逆变器各种运行参数，数据采集器通过计算可以得到整个光伏并网系统的累积发电量，当天累积发电量以及整个系统瞬时功率。同时数据采集器通过RS485协议，读取环境检测仪采集到各种模拟量数据，这些模拟量数据包括太阳辐射强度、太阳电池方阵的温度、现场环境温度、风速等。每台逆变器运行参数（2）数据通讯在光伏发电系统中，在每台逆变器和数据采集器中都配有RS485通讯适配器，数据采集器和每台逆变器通过通讯适配器都挂在RS485总线上，数据采集器通过RS485与各逆变器实时通讯，实时读取逆变器的各项运行参数和故障信息。数据采集器读取的测量数据以RS232通讯方式与上位机时时通讯，上位机读取每台逆变器的测量的参数，通过专业监控软件可以计算出太阳能电池方阵的峰值功率和交流输出功率，同时可以积分计算每天累计发电量，同时变换格式可供外部显示。数据采集器与各逆变器通讯系统原理图数据采集器与逆变器通讯（RS485）5.4.6光伏发电数据显示系统为充分发挥示范作用，并直观的展现光伏发电项目的运行状况和关键运行参数，本项目在光伏电气室集控室安装一套数据显示系统。该系统主要由彩色显示器、工控机、控制机显示软件及通信线路组成，显示参数可通过对工控机的操作进行不同监控画面间的切换，显示内容包括：系统自带环境监测仪的环境监测参数（日照辐射强度、环境温度、风速等）、光伏发电实时功率、系统效率、累计发电量、当天发电量、过去N天运行参数曲线等。第六章电气系统6.1电气一次部分6.1.1接入系统方案本工程在空旷的土地上安装太阳能光伏发电系统，拟定总装机容量为2MWp。根据光伏发电系统装机容量和AA地区区域电网实际情况，就近新建10kV变电站，设计容量为2500KVA。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按10kV标准设计。电站最终使用2台升压变压器，单台容量1250kVA，升压变变比为10/0.3kV。为满足可靠性要求，从升压站母线出1回路10kV线路接入地方公共电网。6.1.2电气主接线1、光伏电站电气主接线本期工程2MWp发电系统以太阳能发电单元—升压变压器接线方式接入站内10KV配电室。整个发电系统经变电站升压为10kV，经过站内10kV配电装置，出线1回为单母线接线接入电网。接入系统最终以接入系统审查意见为准。每个太阳能发电单元设1台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA干式变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器以1MW单元为单位就地布置，经电缆接至升压变电站升压为10kV，最后整个发电系统经10kV配电室最终接入当地10kV变电站。光伏电站并网运行时，并网点的三相电压不平衡度不超过《电能质量三相电压允许不平衡度》（GB15543－1995）规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3%。因本工程无大规模的旋转设备，消耗无功功率很小，本工程按装机容量设置250kVar的自动投切的无功补偿装置，为电站的升压变、线路等提供无功功率补偿。2、光伏电站站用电本站站用电源由10kV（施工电源）引接一路。本期设置1台400kVA降压变压器作为站用变压器，站用电用于供给本站内各处照明、暖通、检修等负荷。6.1.3主要电气设备选择（1）升压变10KV升压变选用三相干式配电变压器。型号SCB－1250/10，额定容量1250kVA。电压比10.5±2x2.5%/0.3kV，接线组别DYN11，短路阻抗Ud=6.0%。变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。跳闸信号接至10kV高压开关柜和变压器低压侧进线开关，动作于跳闸，温度信号接至综合自动化监控系统中。（2）10kV配电装置10kV配电装置单母线接线，选用铠装型金属封闭手车式开关柜，采用真空断路器，配置升压变、电容器的综合保护装置。按10kV电压等级设计，真空断路器额定开断电流暂定25kA。10kV配电装置单母线接线，采用真空断路器、隔离开关，配置升压变、电容器的综合保护装置。（3）低压配电装置低压开关柜选用MNS型低压抽出式开关柜。进线断路器选用框架断路器，配置智能脱扣器，额定开断电流为50kA。（4）逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动检测功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。本工程选用单台输出功率300kW级别逆变器作为全站逆变装置。逆变器的技术参数详见表6－1。表6－1300kW逆变器技术参数特点PVI-CENTRAL-300-TL输入参数推荐的最大PV功率kWp354每模组输入功率kWp59绝对最大输入电压Vdc900MPPT输入电压范围Vdc465V～850V(550V额定)最大输入电流（Idc）738A（总）；123A（单模组）输入反射纹波电压<3%直流输入路数6（独立或者并联）输入过压保护6（每路输入一个）输出参数额定交流输出功率kW336额定交流输出电流Arms648交流输出电压范围3×300Vac+/-20%额定交流频率（Hz）50/60功率因素（cosφ）>0.99（在额定交流功率下）AC侧电流谐波THD％<4%（在额定交流功率下）开关频率kHz18交流侧过压保护有转换效率峰值效率（额定输入电压）97.41%欧洲效率（额定输入电压）97.14%环境参数环境保护等级IP20工作温度范围-10℃～+相对湿度（不结露）<95%一般参数辅助电源功耗（W）额定交流功率的0.3%夜间损耗<90W近距离通讯两个RS485端口（一个RS485专门用于连接接线盒）远距离通讯（可选）AEC（拨号，以太网，ISDN，DSL，GSM）用户界面2行显示（每个模组）尺寸（宽×高×深）（mm）1250x2100x810全部重量（kg）110050kW模组重量（kg）65需要的通风量6000立方米/小时认证EMCEN61000-6-2,EN61000-6-4CE认证是并网认证DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000（5）直流汇流箱和直流配电柜每个逆变器都连接有若干组串光伏组件，这些光伏组件通过直流汇流箱和直流配电柜连接到逆变器。直流汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP65，同时可接入10路的太阳电池串列，每路电流最大可达20直流汇流箱还装设有浪涌保护器，具有防雷功能。直流汇流箱的电气原理图如图6－1。图6－1直流汇流箱电气原理框图直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。该配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏防雷器。方便操作和维护。直流防雷配电柜的电气原理图如图6－2。图6－2直流防雷配电柜电气原理框图6.1.4光伏组件串并连设计（1）组件串联方式设计在本系统中，使用晶澳太阳能有限公司生产的高效单晶硅组件JAM5-180,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。根据以上得知，本系统逆变器最高电压为900V，最小MPPT电压为465V，MPPT范围为465V～850V。JAM5-180单晶硅组件的开路电压为44.6V，峰值工作电压为36.5V，组件开路电压温度系数为－0.33%/℃，经过计算组件串联数在16－18比较合适，组件为17件/串时组件串电压为620.5V在MPPT范围内。为了保证系统发电效率采用17件组件为1个组件串。（2）组件并联方式设计整个光伏发电系统总计2MWp，共使用上述太阳能电池组件11220块。根据组件工作电流大小和逆变器最大允许输入电流，以短路电流计算得5.4Ax10x11=594A<738A，满足逆变器要求。单晶硅光伏组件光伏方阵接线箱采用10路汇1路比较合适。6.1.5过电压保护及接地1、防雷光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。将光伏电池组件支架连接扁钢接到接地端子作为防雷保护。线路防雷，要求光伏发电系统直流侧的正负极均悬空、不接地，将光伏电池方阵支架接地。直流汇流箱内设置电涌保护器，防止雷电引起的线路过电压。本工程升压变压器、10kV线路及10kV母线装设氧化锌避雷器，防止雷电侵入波过电压。电气配电装置大部分采用户内布置，在各配电室设置避雷带，防止直击雷过电压。2、接地为保证人身安全，所有电气设备外壳都应接至专设的接地干线，全站接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。6.1.6全站照明本站照明分为正常照明和应急照明，照明电源取自站用电交流电源，应急照明灯具自带蓄电池。应急时间不小于30分钟。光伏光伏电气室内采用节能荧光灯作为正常照明的光源。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。6.1.7电气设备布置在光伏电站设置光伏光伏电气室一座，单层布置。分别布置配电室、继电器室、集控室。布置直流屏、计量屏、UPS屏、综合自动化屏等。10kV配电装置采用户内成套开关柜，10kV馈线均采用电缆。6.1.8电缆敷设及电缆防火本站各屋内10KV配电室、继电器室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用桥架槽盒沿光伏组件背面敷设，电缆出直流汇流箱沿电缆沟敷设。电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施。建筑中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、集控室入口处均应实施阻火封堵。6.2电气二次部分本工程采用一体化的集中控制方式，在发电站的集控室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信。6