100mw光伏并网发电项目预策划书

前言本可行性研究报告是根据GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》编制的，对项目建设的可行性研究的内容进行了全面阐述。本项目建设符合国家和当地相关政策，有利于优化能源结构，减少温室气体排放和环境保护，对促进我国光伏发电技术进步和推动光伏产业发展有非常重要的意义。本项目建设单位为xx光伏电力有限公司，xx光伏电力有限公司是xx新能源科技发展有限公司的全资子公司，本项目建设规模是100MWp光伏电站，项目地址位于陕西xx县，项目静态总投资109062万元，动态总投资109985万元，投资内部收益率为9.62%，投资回收期是9.17年，项目计划于2014年8月开工，2014年12月竣工。第一章综合说明1.1概述项目位于xx县境内东经110.15°，北纬34.92°。地处陕西省中东部，北临京昆高速,南临连霍高速,距xx县城约15公里;距渭南市70公里，距西安140公里。本项目站址位于陕西省xx县北侧，距离xx县城约15公里，建设规模为100MWp。占地约3300亩,其中95MWp为固定式安装，5MWp为自适应斜单轴跟踪系统，实际装机量为100.7424MWp。本项目共安装419760件240Wp多经光伏组件，预计年均发电量约12545.82万KWh，年均等效满负荷利用小时数1245.34小时，1.2编制依据和任务委托单位关于本工程的可行性研究的《工程设计项目委托书》。1.3太阳能资源xx县位于东经109°43′—110°19′，北纬34°35′—35°02′。地处陕西省中东部，渭南市最北端。xx县太阳年均水平总辐射值约4500-5000MJ/m2。全年晴天多、阴天少，日照时数平均为2473h。根据我国太阳能资源区划标准，该地区属我国太阳能资源较丰富地区，适合建设大型光伏电站。1.4工程地质工程区域未进行工程地质勘察，本预可研参考周边工程地质资料如下：本项目建设地为陕西省渭南市xx县，位于陕西省关中平原东部，地处渭北黄高原的南缘，渭河断陷盆地东部偏北拗陷区，属渭河断陷地堑构造，平均海拔430m。xx县地史上的地壳断裂，基底断裂，盖层断裂极为复杂。根据国家地震局《中国地震动反应普特征周期区划图》（GB18306-2001）B1图和《中国地震动峰值加速区划图》（GB18306-2001）A1图，xx县地震动反应普特征周期Tm为0.35S，地震动峰值加速度PGA﹤0.20g1.5工程任务和规模xx是以农业为主的城市，境内电网接入条件较好，可用土地广阔，电网供电目前以火电为，本工程建设抓住了陕西省电网前期供电需求及电力结构形式特点，利用当地太阳能资源，建设光伏电站优化陕西省以传统火电为主的电力结构模式。开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，白水县年平均日照时间在2473小时，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有优越的条件和广阔的前景，符合国家产业政策。1.6光伏系统总体方案设计及发电量计算1总体方案布置根据国内光伏产业的发展成果，组件功率大型化，有利于大型光伏电站组件采购价格的降低，同时安装工程量、运行维护费用也可以减少，建设投资得到有效控制，组件功率大型化是国际上光伏组件的发展趋势，能体现本国家示范项目的先进性。因此，本工程拟采用性价比较高的大功率多晶体硅太阳能电池。拟选用太阳能电池组件详细技术参数见表1-1。表1-1太阳能电池组件技术参数表名称240Wp多晶组件（厂家、型号待定）组件类型多晶组件开路电压(Voc)37.2短路电流(Isc)8.37最佳工作电压(Vmp)30.4最佳工作电流(Imp)7.89峰值功率(Pmax)240W抗风压强60m/s使用温度范围-40/+85组件尺寸1650mm*992mm*40mm组件重量19.5kg本期工程电池组件安装总数量为419760块，总容量为100MWp，采用固定式及斜单轴跟踪装置两种型式安装。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用无隔离变500kW集中型逆变器。本项目红线范围占地面积3300亩。光伏电站装机容量100MWp，分为100个1MWp光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个1MWp光伏发电单元系统构成。2光伏组件布置本项目每一个1MWp光伏发电单元组成一个1MWp光伏发电单元系统，在1MWp光伏发电单元方阵中间设置1台箱式变电站，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，固定支架每1MWp方阵布置105架,共有210个组串；斜单轴跟踪装置系统布置209架，共209个组串。3光伏发电系统综合效率及年上网电量 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，结合太阳能电池的类型和布置方案，考虑了光伏组件安装倾角、方位角、太阳能发电系统年利用率、电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及光伏电场线损、变压器铁损等因素，对光伏电场年发电量进行估算。本工程光伏发电系统综合效率系数为0.8，年上网电量及标准功率年利用小时详见表1-2。表1-2年平均上网电量及年利用小时数序号项目数据1综合效率系数K0.82多年平均年太阳能辐射量（kWh/m2)17053平均年利用小时数(h)1705.54安装容量(kWp)1000005平均年上网电量(万kW·h)12545.821.7电气设计1.7.1电气一次1接入系统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100MWp。根据光伏发电系统装机容量和定边地区电网实际情况，就近并入110kV变电站，设计容量为100000kVA。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按110kV标准设计。为满足可靠性要求，从110kV配电室母线出1回路110kV线路接入电网。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。2光伏电场就地电气部分本期工程100MW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35kV配电室。经两台50WVA主变升压至110Kv整个送至110kV变电站。本工程接入方案最终以国家电网陕西省公司评审意见为准。3电气设备选择并网逆变器：并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到800kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，500kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，同时考虑到光伏发电系统中，线损占较大部分，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，则会产生相当大的交流损耗，影响投资收益，故拟配置500kVA并网逆变器。箱式变压器：为了增加上网电量和节能，选用低损耗油浸式分裂电力变压器，容量为1000kVA，电压比38.5±2×2.5%/0.27kV，接线组别为D,yn11-yn11，阻抗电压Uk=6.5%。集电线路：光伏电场集电线路长路段采用35kV电缆线路。其中电池组串至汇流箱的直流电缆选用太阳能专用直流电缆，型号为2PFG4mm；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用ZRC-YJV22-1.0-2*70、ZRC-YJV22-1.0-2*95型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆ZRC-YJV-1.0-2*95型，六拼敷设；逆变器至升压变压器的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV-1.0-3*185型，四拼敷设；升压变压器至开关站的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV22-35-3*50/70/95型，单拼敷设。4升压变部分35kV升压变选用三相油浸式配电变压器。额定容量1000kVA，电压比38.5±2×2.5%/0.27-0.27kV，接线方式为D,yn11,yn11，短路阻抗Ud=6.5%。变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。跳闸信号接至35kV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。1.7.2电气二次本工程采用一体化的集中控制方式，在35kV配电室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信、遥调。1综合自动化系统综合自动化系统通过以太网及通讯管理机与站内各电气设备连接，实现对各电气设备的通讯与远程控制。综合自动化系统具有对35kV配电室进行监控的功能，将采集到的35kV进出线的三相电流、电压、功率、开关状态信息，根据调度运行的要求，经处理后传送至上级调度中心，另可控制35kV配电室开关的投退。综合自动化系统同时可实现对就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等进行遥信操作。2综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）配置。变压器设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器留有通讯接口以便上传信息。35kV高压开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。400V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。35kV并网联络线在相应的线路上配置微机型电流保护装置，具体配置还应在施工图设计时按接入系统设计和审批文件要求配置。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。1.8消防设计设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。1.9土建工程由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程的主要构筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0，太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。1场区总平面布置本工程光伏电站站址位于白水县北约10公里处，场内现有地形较为平缓，地势开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，为较理想的光伏电站建站场址。光伏电场区占地总面积为3300亩。场内根据工艺需要建设光伏支架基础和逆变升压室基础。110kV升压站及生活区放置于场区东侧中间位置，占地面积约50亩，生活区内有综合楼、运动场及生态园。2光伏支架基础经分析计算，太阳能斜单轴追踪支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，基础埋深1.6米。支架基础顶面高于设计地面标高0.5m左右。3逆变升压室基础逆变器及箱式变压器的重量相对较轻，采用天然地基浅基础。基础拟采用条形基础，C30现浇钢筋混凝土结构或砖砌。1.10施工组织设计1施工条件项目场址位于白水县北侧，距离白水县城约10公里。本工程对外交通运输道路主要采用附近的连霍高速和京昆高速，而且项目地与高速已有道路连接，交通便利，基本能满足太阳能光伏电站的对外交通运输要求。光伏电站施工所需的水利用场址附近的市政管网引入、施工临时用电引自于与10kV专线相接的5台变压器，通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。2主体工程施工（1）土建工程土建主体工程为光伏阵列基础，跟踪支架基础拟采用天然地基的扩展基础，基础埋深1.6m。开挖出地基底面后先洒少量水、夯实、找平，垫3：7灰土20cm夯实。在其上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。（2）安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。3施工总布置根据光伏电站的施工特点，主要布置有施工用混凝土系统、砂石料系统、仓库及综合加工厂、临时生活办公房等设施。光伏组件堆放场地为避免二次搬运，光伏设备采用分批运抵现场，靠近安装位置集中存放。光伏设备临时堆场布置于光伏阵列间隔空地上。光伏电站内空地地势起伏不大，无需进行地面处理，只需准备临时堆放垫木。4施工总进度本工程主要利用地面布置太阳能光伏组件，总装机容量100MWp，施工周期相对较长。可行性研究报告及审查：1个月；主设备招投标：1个月；初步设计及施工图设计：2个月；土建施工、设备安装、单体调试、联合调试：3个月；5工程建设用地根据光伏电站的用地标准和土地现状，场址区域内所有用地以永久用地计费征用，其工程永久占地的地类属废弃荒地。本期建设的100MWp光伏场区红线区域面积约3300亩，项目用地采用租用的方式，租用费目前还在洽谈中。建设用地为国土资源厅审批的建设用地，符合建设用地要求。1.11工程管理设计本工程经国家发展和改革委员会有关主管部门核准后，将成立白水秦盛光伏电力有限公司，负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。计划设定施工管理人员约15人，运行和日常维护人员约20人。1.12环境保护和水土保持设计1环境影响评价xx100MWp光伏并网发电项目占地属于盐碱地和荒地，工程建成可以减少对土地光照，降低地表温度，减少土壤蒸发量，有利于植被生长，因此从长期来看，对当地地表状况影响较小。工程施工中产生粉尘和二次扬尘，机械和运输车辆在运行过程中也排放大量的废气，造成局部区域的空气污染。为减小施工扬尘和废气对施工人员的影响，必须配合相应的环境保护措施，如定期洒水清扫运输车进出的主干道、建筑材料堆场以及混凝土拌和处采取适当的防尘措施、加强对施工车辆的维修保养等，同时提倡文明施工，加强施工管理。工程施工及运行期间的废污水，经收集处理后对周围环境的影响较小。光伏电场范围选址未压覆已查明重要矿产资源。因而不会对当地采矿及相关产业产生影响，也不会破坏当地的自然景观。另外，光伏电场的建设不但为当地提供了清洁能源，每年可为电网节约一定数量的标煤，同时能增加当地的财政收入，从多方面推动当地社会经济的发展。2水土保持本工程对不同的施工项目采取相应的水土保持措施如下：（1）对于光伏发电组件基础施工土方开挖和回填过程，采取临时覆盖、及时回填，播种植被等保持措施；（2）对于电缆沟施工采取避让沟道、及时回填挖出的土方的水土保持措施；（3）对于临时占地，施工结束后，应及时对占地位置区域进行原状恢复。工程估算环境保护和水土保持投资费用50万元。1.13劳动安全与工业卫生设计本期光伏项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：空中作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种。在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。光伏阵列有大风、雷击等潜在危害因素。为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出规定。根据本工程的建设规模，以及国家的有关规定要求，列支劳动安全与工业卫生费用100万元。1.14节能降耗分析本项目能较好地利用可再生能源—太阳能资源，光伏电场自用电的比例约为0.2%，大大低于同样规模的火力发电厂的厂用电损耗，节能减排效果显著。1节能措施（1）根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，并采用节能型变压器，以减低变压器铁损；（2）合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损；（3）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备；（4）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置；（5）建筑物结构、布置、暖通与空调等采用节能设计。2节能效果分析本项目装机容量为51.12MWp，年平均上网电量约6948.6万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约23903.2吨（火电煤耗按2009年全国平均值344g/kWh计），按照火电煤耗（标准）1.4Kg/kW·h计污染物二氧化碳减排量97280.4吨/年,光伏发电项目有明显的节能效益。1.15设计概算本工程由江苏振发新能源科技发展有限公司投资建设。本工程静态总投资98124万元，单位kW静态投资981.24元/千瓦；建设期利息1844万元；基本预备费448.18万元；工程动态投资99970万元，单位kW动态投资999.7元/千瓦；建设资金由股东方注册资本和商业银行贷款组成。建设资金来源如下：股东方注册资本：本项目需注册资本500万元。1.16财务评价本工程计算期取26年，其中建设期1年，生产期25年。本工程生产期平均上网电价，为0.854元/kWh（不含增值税）；含增值税的平均上网电价为1元/kWh。按陕西发改委初步确定的2012年地面光伏电站目标电价1元/kWh测算时，同时考虑国家增值税转型政策：本项目全部投资的财务内部收益率（税后，下同）为9.62%，全部投资的财务净现值（ic=6%）为5707.8万元；项目资本金的财务内部收益率（税后，下同）为14.21%，项目资本金的财务净现值（ic=6%）为13016.1万元；投资回收期为11.17年（不含建设期）；总投资收益率为9.62%，项目资本金净利润率（ROE）为20.81%。1.17结论及建议（1）本项目的建设符合国家和当地的产业政策，有利于优化能源结构、减少温室气体排放和环境保护，对促进我国太阳能光伏发电技术进步和推动光伏产业发展具有非常重要的意义。（2）本工程所用的主要设备选用技术先进、生产工艺稳定成熟的产品，如组件选用240Wp的多晶硅组件，为国内各组件厂商的主推产品，转换效率高；逆变器采用大功率高效逆变器、效率高、造价低。设计和施工方案是合理可行的。经分析，本项目在财务和经济上也是可行的。项目技术经济性能指标见表1-3。表1-3 光伏电站主要技术经济性能参数表序号项目数据安装总容量100MWp组件类型多晶硅组件效率14.7%逆变器最高转换效率98.4%逆变器*欧洲效率98.2%输出频率范围50Hz功率因数-0.95～+0.95出线电压/集电电压35kV/35kV光伏发电系统综合效率系数0.811多年平均年太阳能辐射量5500MJ/m2平均年上网电量6948.6万kW·h占地面积3200亩动态总投资49985万元动态单位投资999.7元/千瓦平均上网电价（不含增值税）0.854元/kWh平均上网电价（含增值税）1元/kWh投资内部收益率14.21%第二章太阳能资源2.1太阳能资源概况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。图2-1我国太阳能资源分布图我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在7500～9250MJ/m2。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、陕西北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5850～7500MJ/m2，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、宁夏南部、陕西中部、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5000～5850MJ/m2，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、陕西东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在4150～5000MJ/m2。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、江苏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3350～4190MJ/m2。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，年日照时数不小于2200h，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。2.2陕西太阳能资源情况陕西省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800－6840MJ/㎡，年资源理论储量6.7×1014kWh，可开发量2.671831×1014kWh，未利用土地面积16114366.21公顷，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为陕西省太阳辐射丰富区，陇南地区相对较低，除陇南地区外，陕西省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。陕西省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。陕西省各地年日照时数在1700-3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在2000～3000小时之间。2.3光伏发电场所在地太阳能资源分析陕北地区属大陆性温带干旱气候。降水量少，光照充足，蒸发量大，昼夜温差大；春季多风沙，夏季炎热，秋季降温迅速，冬季不寒冷。陕西省定边县光资源充足，根据陕西省气象局定边地区站太阳能总辐射量观测数据，月均日辐射量见表2－1。表2－1月均水平日辐射量平均数月份水平总辐射值（kwh/m2/d）1月3.052月4.043月4.974月5.995月6.216月6.107月5.958月5.319月4.5610月3.9411月3.2312月2.69平均4.67第三章工程地质3.1概述3.1.1光伏发电工程概况xx地处陕西省中北部，位于渭北高原。拟建100MWp光伏并网发电项目场区位于xx县境内。全年云雨量少，大气透明度高，日照百分率高，是建设大型太阳能光伏发电场的理想之地。3.1.2前阶段勘察工作主要成果目前已开展对场区的初勘。勘察主要目的：（1）查明建筑物范围内的岩土体的地层结构、地质成因、类型、深度、分布、工程特性，分析和评价地基的稳定性、均匀性和承载力，提出相应的设计计算参数。（2）查明不良地质作用的类型、成因、分布范围、发展趋势和危害程度，提出整治建议。（3）查明埋藏的河道、沟浜、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物。（4）查明地下水的类型、埋藏情况及水位变化规律，判定水和土对建筑材料的腐蚀性。（5）提供各层岩土的物理力学指标。提供抗震设防烈度、设计基本地震加速度值及设计地震分组，划分地段类别、土的类型及场地类别。对抗震设防烈度≥7度的地基，分析预测地震效应，提供场地土的自震周期。3.2区域地质及构造稳定性xx县位于陕西省中北部地区，地势西南高，东北低，山地平川交错，绿洲荒漠相间。xx整体地势南高北低，一般海拔1037-1907米之间。3.2.1建筑场地类别划分依据国标《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），拟建建筑场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，为设计地震分组为第三组。拟建场地设防烈度可按7度考虑。根据国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.1.1条，就整个场地而言，按抗震有利、一般、不利和危险地段的划分。拟建场地为“抗震有利地段”。根据本次勘察现场波速测试结果可判定：该建筑场地类别为Ⅱ类，设计特征周期取0.45S。3.2.2场地稳定性评价根据钻孔揭露，场地内主要地层分布连续，未发现全新世构造断裂痕迹和其它影响工程稳定性的不良地质作用，从整体上看场地是稳定的。该区域内目前无危及人员生命和财产安全的山体崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害发生。综合上述的分析结果，可确认该场地属基本稳定区，适宜该工程建设。3.3场地工程地质条件根据钻孔揭露，拟建场地内分布的地层自上而下为：第四系①表土（Q4eol、Q4al+pl）、=2\*GB3②碎石（Q4al+pl）、分述如下：=1\*GB3①表土：分布于整个场地，厚0.20～0.30m，成份以粉土、粘性土、砂砾、碎石土颗粒、少量植物根系等混杂组成，松散疏松。属混合堆积土。=2\*GB3②碎石(Q4al+pl)：冲洪积成因，以洪积物居多，分布于整个场地，埋深0.20～0.30m。本次勘察，该层最大揭穿厚度20.10m（未穿透）。杂色，棱角形及次棱角形，以次棱角形为主，其主要成份为砂岩、灰岩、石英岩及花岗岩，级配一般，一般粒径20～50mm约占全重的20～30%，50～80mm约占30～40%，最大粒径300mm左右，主要以砂砾土充填，含少量粘性士,局部为角砾。中密～密实。地下无矿藏、文物。3.3.1地表水多年平均地表径流量为14130.4万立方米，人均占有地表水仅428立方米，利用量1294.9立方米，利用率9.7%，这是由于南部山区多为干沟和季节性河流，必须采取工程措施方能利用，县域无客水过境，故开发利用条件差。3.3.2地下水及腐蚀性评价本次勘察期间场地20m深度内未揭露到地下水。设计时可不考虑其影响。场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微～中等腐蚀作用。如遇局部不良地基，需全部挖除，以中砂回填，垫层厚度每步300mm，压实系数大于0.95。3.4光伏发电站址地质评价1拟建场地未发现有影响场地稳定性的不良地质作用，场地是稳定的，适宜建筑。2本场地在勘探范围内上部地层为①表土，其下为②碎石。=1\*GB3①表土层，厚度小，其密实度及强度呈不均匀性，场地整平时将予以清除,无工程意义；②碎石层强度高，压缩变形小，力学性能稳定，是拟建（构）筑物良好的基础持力层。3场地内各土层的天然重度（kN/m3）、承载力特征值、压缩模量标准值参见下表数据。时代成因地层代号岩土名称状态或密实度天然重度土层承载力特征值压缩模量标准值(kN/m3)(kPa)(MPa)Qml①3表土松散————Q4al=2\*GB3②碎石土稍密～中密45030.0根据本项目各类建（构）筑物的荷载情况，建筑采用天然地基。对局部低洼需回填区域，宜用级配砂卵石土，分层夯填，建（构）筑物持力层范围下，压实系数大于0.95。4场区内及外侧无地表水体存在，勘察期间场地20m深度内未揭露到地下水。设计时可不考虑其影响。场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微～中等腐蚀作用。按照《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB50046)的规定，进行防腐蚀设计。5根据本次勘察揭露的地层结构、各岩土层的工程性能和本工程拟建建筑物的特点，拟建建筑物荷载不大，若采用天然地基，承载力能满足要求，因此建议采用天然地基。3.5结论及建议可以作为建设场地使用第四章工程任务和规模4.1工程任务去年，全县电力消耗量达70亿度，预计到“十二五”末将达到100亿度。现有电网供应的电力资源不能满足工农业及人民生活的需要，当前国家正在河西走廊规划建设第二个千万千瓦级风光电基地，定边发展风光电产业条件得天独厚，发展潜力巨大，风电总规模在500万千瓦以上，光电总规模在1000万千瓦以上。境内电网接入条件较好，可用土地广阔，尤其是高载能产业的发展为下一步新能源就地转化消纳提供了很大空间和潜力。定边县规划在西坡建设千万千瓦级风光电基地，定边振边光伏发电有限公司远期规划于定边县西坡风光电基地投资建设1GW光伏电站，一期装机容量51.12MWp，年均发电量6948.6万度，可在一定程度上弥补电网的供电缺口。4.2工程规模为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，定边县振发新能源科技有限公司决定兴建本期51.12MWp光伏电站，本电站全部采用跟踪式支架安装,占地面积7600亩。针对51.12MWp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50个并网发电子系统，50个发电子系统经100台容量为1000kVA的变压器升压为35kV电压后，再经过2台容量为50MVA的110kV升压变压器升压后接入110kV电网。4.3工程建设必要性1节省能源、保护环境，支持政府完成“十一五”节能目标中国能源以煤炭为主，煤炭比例超过2/3，与世界能源的基本构成形成鲜明对比，见表4－1。表4－2给出了中国燃煤发电所排放的SO2的量，中国是世界SO2排放最严重的国家，因而也是酸雨污染最严重的国家，这些与煤炭燃烧是直接相关的。除了燃煤发电外，煤炭还有许多直接燃烧的应用，其污染物排放更加严重。煤炭燃烧排放的污染物是造成中国大气污染物的主要构成，如表4－3所示。2007年除中国SO2排放持续为世界第一外，中国CO2排放也跃居世界第一，成为世界排放最严重的国家：2007年中国CO2排放超过美国，成为世界第一(2007年美国CO2排放59.1亿吨，我国CO2排放60.2亿吨),这给中国节能减排、改善能源结构以及能源可持续发展带来了巨大压力。表4－1中国一次能源消费结构与世界的对比（2001年）世界中国煤炭24.71％67.0%石油38.47％23.6%天然气23.72%2.5%核能6.59％0.4%水电6.51%6.5%表4－2中国燃煤火电排放SO2对大气环境的污染年200420052006燃煤火电年排放SO2（万吨）120013001350全国SO2年排量（万吨）225525492589％53.251.052.1表4－3中国煤炭燃烧过程的排放物占全国同类排放物的比例排放物比例SO287％CO271％NOx67%烟尘60%由于经济全球化进程加快给中国带来资源环境新挑战，能源问题已引起党中央、国务院高度重视，党的十六届五中全会提出把节约资源作为基本国策，“十一五”规划《纲要》步把“十一五”时期单位GDP能耗降低20%左右作为约束性指标。但是我国是发展中国家，正处于工业化、城镇化进程快速发展的阶段，同时又处于产业转型期，传统的粗放型增长方式加剧了资源消耗，因此实现2010年单位GDP能耗比2005年下降20%的目标压力巨大，需要全社会共同努力。虽然中国人均排放、历史排放还远低于美国等其他发达国家，但作为一个负责任的大国，采取更加有效措施缓解这一矛盾义不容辞，更是造福于国家和民族的千秋大计。因此加快太阳能光伏发电等可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室气体和有害气体排放是中国能源和环境可持续发展的当务之急。因此开发利用太阳能是对节约能源、保护环境、及政府完成“十一五”节能目标的大力支持，具有重要意义。2改善生态、保护环境的需要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。定边县金川区具有丰富的太阳能资源，且区内地势平坦，干旱少雨，地广人稀，非常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。经计算，本项目一期工程51.12MWp项目建成后将减少燃煤消耗量为50873.33吨/年，污染物二氧化碳减排量为151678.96吨/年。综上所述，电场建设完工投入运行后，可提高陕西省电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重。太阳能光伏发电场的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，不仅是当地经济可持续发展、人民物质文化生活水平提高的需要，也是陕西省电力工业发展的需要。3健全国内光伏产业链，打造陕西省独特的光伏产业竞争优势在陕西省xx县投资建设光伏电站，既可以解决实现我国光伏产业向发电应用下游环节的突破，还可以实现我国东西部能源战略和可再生能源发展的双重战略转移。因此在陕西省定边县建设大型光伏并网发电基地具有长远发展的战略意义。不仅如此，当前我国政府正在积极采取措施拉动内需以应对全球经济衰退带来的严重影响，重点之一就是发展新能源。温家宝总理在2009年政府工作报告明确大力发展太阳能发电等新能源。xx100MWp光伏并网发电项目的建设，必将带动以光伏产业为标志的高新技术产业的迅猛发展，对陕西省省经济结构调整，转变发展方式，培育特色产业起到极大的促进作用。在陕西省xx建设光伏电站，有利于扩大太阳能光伏产业的内需，实现产品生产及应用的结合，通过建设太阳能光伏电站，促进周边产业的发展，从而有力的拉动地区经济的发展。促进人民群众物质文化水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。因此，该项目的建设对于发展陕西省和我国光伏市场、健全陕西省光伏产业、维持陕西省和我国光伏产业的竞争优势及促进就业等拥有非常重要且现实的意义。第五章系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型电池组件采用240Wp多晶硅太阳能电池组件。表5-1为太阳能电池的主要性能参数。表5－1太阳电池组件主要性能参数表名称240Wp多晶组件（厂家、型号待定）组件类型多晶组件开路电压(Voc)37.2短路电流(Isc)8.37最佳工作电压(Vmp)30.4最佳工作电流(Imp)7.89峰值功率(Pmax)240W抗风压强60m/s使用温度范围-40/+85组件尺寸1650mm*992mm*40mm组件重量19.5kg5.2光伏阵列运行方式选择综合考虑运行可靠性、设备价格、维护费用、故障率以及发电效益等，本光伏电站采用xx公司生产的斜单轴支架系统，支架倾角选用25度。1斜单轴支架技术参数表5-2自适应跟日装置系列技术参数项目型号GR20-ZF-240额定装载容量4.8kWp光伏组件数量20跟踪控制方式单轴，自适应控制，不需要外接电源主轴倾角0°，10°，20°，25°，30°（可选择）最大跟踪角±50°（冬季），±60°（夏季）跟踪精度＜5°（STC）抗风能力36m/s使用环境温度-40℃～+60℃设计使用寿命25a防护等级IP54光伏组件方阵面积尺寸（长×宽）重量33m²8.4×4.2m396kg装置重量（空载）6002结构与组成遵循“控制最简单、结构最简单、安装最简单”的设计理念，达到“长寿命、低成本、高可靠”的设计目标，斜单轴跟踪系统由驱动子系统、控制子系统和支架子系统等组成。结构外形见图图5-1：图5-1GR20-ZF-240跟日装置外形图3跟踪原理自适应跟日装置采用独创的自适应跟踪方法，有别于传统的光敏传感器控制和定时程序控制跟踪方法，具有自主知识产权。主轴南北向倾斜，前端直联减速器后安装在前支架上，后端由轴承座通过后支架支撑，光伏组件直接安装在横梁上，横梁再与主轴紧固并随轴转动。东、西感光组件背向垂直安装在前光伏组件的两侧，既作为太阳传感器，又作为电机控制器和驱动电源。当太阳对光伏组件的入射方位角发生偏离时，至少有一块感光组件能接受到太阳的直射辐射，驱动电机转动，使得光伏组件又对准太阳。所以不管遇到什么天气，只要有一定强度的太阳光照，就能够对太阳自适应跟踪。跟踪原理如图5-2所示。直接对电机加直流电源3~7V，就能手动控制主轴转动。图5-2自适应控制对日跟踪原理图5.3逆变器选型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压与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用无隔离变500kW集中型逆变器,技术参数如下:表5－3500kW逆变器技术参数逆变器技术参数生产厂家待定逆变器型号500kW最大直流电压880Vdc最大功率电压跟踪范围450—820Vdc最大直流功率550KWp最大输入电流1200A最大输入路数16允许输出功率500KW额定电网电压270Vac允许电网电压210~310Vac额定电网频率50Hz/60Hz允许电网频率47—51.5Hz/57—61.5Hz总电流波形畸变率<3%(额定功率)功率因素≥0.99（额定功率）最大效率98.7%欧洲效率98.5%防护等级IP20（室内）夜间自耗电<100W允许环境温度-25~+55℃允许最高海拔6000米显示触摸屏标准通讯方式RS485可选通讯方式以太网/GPRS重量2288kg机械尺寸（宽×高×深）850×2800×2180mm针对xx100MWp光伏并网发电项目，我们选择的光伏并网逆变器采用当代先进的控制技术，具有较高的并网发电水平，设备安全、可靠，并满足中国电网电压波动较大的特性。其主要技术特点如下：采用控制芯片；主电路智能功率模块（IPM）；太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)；外置工频隔离变压器，实现光伏阵列和110kV，50Hz三相交流电网之间的相互隔离；具有直流接反、输出过载、输出短路、电网断电(孤岛)、电网过欠压、电网过欠频等故障保护及告警功能；采用了先进的孤岛效应防护检测方案，并具有完善的监控功能；直流输入电压范围宽，整机效率高；人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏可显示实时各项运行数据、实时故障数据、历史故障数据、总发电量数据、历史发电量数据等；液晶显示屏(LCD)可提供中文，英文两种语言的操作界面；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；适应中国电网电压波动较大的特点。并网逆变器正常工作允许电网三相线电压范围为：AC380V±15%，频率范围为：47－51.5Hz；并网逆变器支持按照群控模式运行。为了有效提高系统的发电效率，本系统设计了群控控制功能，群控器根据光伏阵列的发电功率，来控制并网逆变器的投入或退出，从而最大限度地减少每台逆变器在低负载、低效率状态下的运行时间，提高整体的发电效率。为了获取电站设备的运行数据及工作状态，配置了监控装置，并利用本公司开发的网络版监测软件，通过RS485通讯方式，可连续记录设备的运行数据和故障数据，监控装置的主要功能如下：实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数。监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间。监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向和温度等参量。可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据。可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。可提供中文和英文两种语言版本。可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统。可以根据需要修改监控界面，包括定制各种照片、标语、口号等。可提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS(短信)方式，E-MAIL方式。监控主机在电网需要停电的时候能接收电网的调度指令。监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。本系统的并网逆变器的并网发电过程都是自动的，无需人为干扰和控制。在设备运行过程中，逆变器会不断检测交流电网是否满足并网发电条件，同时也会不断检测光伏阵列是否有足够的能量。当外部的条件满足后，逆变器会自动进入并网发电模式，在并网发电过程中，逆变器一直以最大功率点跟踪（MPPT）方式并网发电。当出现异常情况时（如电网异常、短路等故障），逆变器将在0.2s内自动与电网脱开，并发出告警信。5.4光伏方阵设计1设计原则（1）太阳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。（2）尽量保证东西向每一排组件在同一条线上，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）每两排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。（4）斜单轴跟日装置系统与水平面夹角保证为25°。2方案概述本项目红线范围占地面积35000亩。光伏电站规划容量100MWp，分为100个1MWp光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个1MWp光伏发电单元系统构成。太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，采用斜单轴跟踪装置和固定安装方式。根据整个场地的地形及红线范围，合理使用整个场地的土地资源。5.5光伏子方阵设计1MW光伏方阵每排18块组件，共12排，方阵中间设一条东西方向道路，道路宽度4m，南北两侧各6排组件，整个方阵中心部分离道路2m位置沿道路放置逆变升压站，去除3套组件，整个方阵共213套支架，采用18汇1汇流箱，共12个汇流箱。逆变升压单元共有2台逆变器，每台逆变器对应有1台8路进线直流配电柜，每6个汇流箱接入一台直流配电柜，2台逆变器分别接入106串和107串组件，容量分别为508.8kWp和513.6kWp。方阵安装倾角和间距的设计是方阵设计的两个关键技术点，综合考虑系统的发电量及支架的抗风能力，跟踪支架安装倾角选用25°。斜单轴跟综装置太阳电池方阵阵列间距计算，也应按太阳能高度角最低时的冬至日仍保证组件上日照时间有6小时以上的日照考虑。采用错开式布置方式可以有效的避开9:00和15:00南面组件产生的阴影，合理的减少土地的面积。本项目场地太阳能电池组件安装倾角为25°。本工程支架间东西最小中心列间距为12.0米，前后最小列间距为17.5米，东西前后排之间错开6米进行排布。阴影分析如图5-3所示，错开排布方式如图5-4所示：图5-3冬至日上午9:00阴影分析图图5-4斜单轴跟踪支架排列方式5.6方阵接线方案设计光伏方阵内接线分为组串至汇流箱、汇流箱至逆变器的接线，组串至汇流箱接线电缆采用PV1-F4mm2直流电缆，汇流箱至逆变器电缆根据距离及损耗进行选择，现有如下两种方案：方案一：汇流箱放置于横排18套支架中间位置，左起第10套支架前基础位置，各套支架通过4、6、10mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用50、70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于每排的中心位置，汇流箱全部与逆变器处于同一直线上，电缆沟数量少，电缆投资略少；2）缺点：两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱108米，需采用10mm2电缆，中间支架需采用6mm2电缆，靠近逆变器位置汇流箱至直流柜电缆可采用50mm2直流电缆，电缆型号过多；图5-5汇流箱位置示意图方案二：汇流箱放置于前后两排18套支架中间位置，左起第5套支架前基础位置，各套支架通过4mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于两排的中心位置，整个方阵左侧汇流箱处于一条直线上，右侧汇流箱处于一条直线上，可分别接入1#、2#直流柜，两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱70米，组串至汇流箱电缆全部采用4mm2电缆，汇流箱至直流柜电缆采用70、95mm2两种型号；2）缺点：由于汇流箱处于两条直线上，每个方阵南北方向需两条电缆沟，电缆沟数量较多，汇流箱至直流柜电缆投资偏多；图5-6汇流箱位置示意图两种方案电缆投资相差不多，从施工难度和整体施工容错率分析，采用第二种方案，电缆型号少，施工难度低，可以有效加快施工进度。5.7辅助技术方案1积雪处理根据定边地区的气候情况，每年冬季11、12、1、2月份有一定的降雪量，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南，且有25度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件运行时表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。2组件表面清洁根据xx地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要是以浮灰为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。根据组件板面污染物的情况，初步选定不定期水清洗的方案。清洗水车和维护人员配合，利用车载水箱、水泵及水管对组件表面进行清洗。车载水箱的容积为5m3，1MW组件清洗需要3箱。51.12MW组件每年耗水约20000m3。每天实际清洗时间以6小时计，每20天为一个吹扫周期，需要水车3辆，工作人员12名。为了避免大量的道路建设，造成一次性成本较高，另外车辆进入光伏阵列区内部，靠近组件行驶，容易产生事故隐患，考虑水车只光伏场区内道路上行驶，故需要为每辆水车配备较长的冲水软管。5.8光伏发电工程年上网电量计算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站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，进行光伏电站年发电量估算。1光伏阵列效率η1：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:组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统,约有4.2%的损失；●太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失,根据相关文献，采用相对保守的数值，取值3.8%；●直流线路损失:根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=2%；得:η1=95.6%×96.2%×98%=90.13%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。对于500kW无变压器型并网逆变器,可取η2=98%。3温度对发电量的影响光伏电池组件只有在标准测试条件下，即：电池温度25℃、垂直入射日照强度1000W/m²、太阳光谱等同于大气质量1.5的情况功率才能达到标定值。多晶硅电池随着温度的升高，功率会有所下降。本项目所用240Wp的峰值功率系数为-0.46%/℃，NOCT（标准运行条件下的电池温度）为45℃。电池板工作温度可以由以下计算公式：NOCT=45°C,Kt晴朗指数0.7,Tc为电池板温度，Ta为环境温度。根据定边地区的温度平均值及电池组件的温度效率因素，为多晶硅的温度功率衰减因子，本电池板为-0.46%/℃。计算时考虑考虑各月根据辐照量计算加权平均值，可以计算得到QUOTE错误!未找到引用源。加权平均值为4.1%。4其它功率损耗以上的系统损耗尚不能囊括所有，如不可用的太阳光辐照效率、相关电气设备功率损耗等，在此不做一一分析，根据具体系统配置来决定。该影响所对应的综合修正系数估算可取96%。综上，光伏系统总效率：η=η1*η2*（1-4.1%）*96%=90.13%*98%*95.9%*96%=81.3%5系统发电量计算利用RETScreen软件计算发电量，基础数据如下：(1)10年平均月总辐射数据（水平面和35度倾斜面）(2)10年平均月环境温度(3)光伏系统各部分效率(4)跟踪式安装，倾角为25度，方位为正南。计算结果如表5-5：表5-5RETScreen®能源模型现场条件估算说明／范围项目名称地面电站请见在线手册项目位置白水，中国最近的气象站气象数据-白水项目所在地的纬度°N37-90.0到90.0年度太阳辐射量（倾斜表面）MWh/m²2.57年平均温度°C7.9-20.0到30.0系统特征估算说明／范围应用类型-联网电网类型-中央电网光伏能量吸收率%100.0%光伏阵列光伏组件类型-多晶硅光伏组件制造商参见产品数据库额定光伏组件的效率%14.7%4.0%到15.0%正常工作条件温度°C4540到55光伏温度因子%/°C0.40%0.10%到0.50%其他光伏阵列损耗%5.0%0.0%到20.0%额定光伏阵列电力容量kWp100000.00光伏阵列面积m²695,510.2电力调节系统逆变器的平均效率%90%80%到95%推荐的逆变器（直流电到交流电）容量kW(交流)92,016.0逆变器容量kW(交流)100,000.0其他电力调节损耗%5%0%到10%年能源产量(12.00月分析)估算说明／范围单位面积发电量kWh/m²302.4总的光伏系统效率%11.8%光伏系统功率参数%23.5%收集到的可再生能源MWh233,676.350供应的可再生能源MWh210,308.715kWh210,308,715可获得的多余的可再生能源MWh0.000本工程依据招标文件提供的定边地区年太阳总辐射量5500MJ/m2，通过PVSYST建结构模型，如下图2-1PVSYST建模设计分析过程，结合美国NASA数据和RETScreen进行太阳辐照强度分析计算：斜单轴支架在朝向正南25度倾斜后，年太阳总辐射量达到8343.5MJ/㎡,折合标准日照条件（1000W/㎡）下日照峰值小时数为2317.6小时，则第1年发电量＝日照峰值小时数×系统平均瞬时效率＝2317.6h×81.3％≈1884.2h。发电量估算如表5-6：表5-625年发电量测算年份发电量（万度）第1年7638.9第2年7577.8第3年7517.2第4年7457.0第5年7397.4第6年7338.2第7年7279.5第8年7221.3第9年7163.5第10年7106.2第11年7049.3第12年6992.9第13年6937.0第14年6881.5第15年6826.4第16年6771.8第17年6717.7第18年6663.9第19年6610.6第20年6557.7第21年6505.3第22年6453.2第23年6401.6第24年6350.4第25年6299.65年内年平均值7517.725年内年平均值6948.625年总发电量173715.7第六章电气6.1电气一次6.1.1设计依据（1）省发展改革委关于安徽振发新能源科技有限公司在定边建设50MW光伏电站项目建议书的批复（2）安徽振发新能源科技有限公司关于定边50MWp光伏并网发电项目一次接入系统项目的委托书（3）GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求（4）GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定（5）Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（6）国家电网公司光伏电站接入系统导则（2010版）（7）城市电力网规划设计导则（国家电网科[2006]1202号）6.1.2接入电力系统方案1定边电力系统现状及发展规划陕西省电网是西北电网的中心，与宁夏、陕西、青海、四川和新疆电网联网运行。截至2011年底，全省发电装机容量2734万千瓦。公司管辖750千伏变电所7座，容量1350万千伏安，线路3541公里；330千伏变电所43座，容量2312万千伏安，线路长度7439公里；220千伏变电所12座，容量321万千伏安，线路长度1108公里；110千伏变电所256座，容量1618万千伏安，线路长度16230公里（含电缆）。陕西省省电力公司截至2011年年底，省内售电量累计完成757亿千瓦时，同比增加91.71亿千瓦时，增长13.78%。这也是陕西省省电力公司售电量继2009年突破500亿千瓦时，2010年突破600亿千瓦时后，连续第三年实现跨越式增长。光伏发电工程接入电力系统方案（1）入电压等级分析光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级。根据Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，本站属大型光伏电站，总容量为51.12MWp，选择并网电压等级为110kV。（2）接入点分析光伏电站区域属陕西电网下的定边电力公司。根据国家有关可再生能源并网的规定，光伏电站就近接入陕西电网下属的定边电网。自电站架设1回110kV线路接入周台子变电站110kV侧，导线采用LGJ-300，其经济输送容量为100MVA。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。6.1.3升压变电站站址选择本项目装机容量为51.12MWp，分为50个1MWp发电子系统，12(14)个1MWp发电子系统中的箱变高压侧采用T接方式经电缆接入站内35kV配电室，35kV配电室进线4回、出线1回；本工程采用1台50000kVA主变压器，SZ11-50000/110/35kV，110±8*1.25%/35kV，主变出线2回，主接线为单母线接线，最终经1回110kV架空线路送出。6.1.4光伏电场就地电气部分1光伏电场主接线本工程全部采用斜单轴跟踪安装方式，光伏电场主接线采取50台1000kW箱变，升压后35kV侧顺序相连或支接，以4回35kV电缆线路汇集至光伏电场35kV配电室。2电气设备选择并网逆变器：并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到800kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，500kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，同时考虑到光伏发电系统中，线损占较大部分，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，则会产生相当大的交流损耗，影响投资收益，故拟配置500kVA并网逆变器。箱式变压器：为了增加上网电量和节能，选用低损耗油浸式分裂电力变压器，容量为1000kVA，电压比38.5±2×2.5%/0.27kV，接线组别为D,yn11-yn11，阻抗电压Uk=6.5%。集电线路光伏电场集电线路长路段采用35kV电缆线路。其中电池组串至汇流箱的直流电缆选用太阳能专用直流电缆，型号为2PFG4mm；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用ZRC-YJV22-1.0-2*70、ZRC-YJV22-1.0-2*95型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆ZRC-YJV-1.0-2*95型，六拼敷设；逆变器至升压变压器的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV-1.0-3*185型，四拼敷设；升压变压器至开关站的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV22-35-3*50/70/95型，单拼敷设。3110kV升压变电站电气主接线（1）根据国家电网110kV变电所典型设计深化实施方案及《35kV配电系统技术导则》的要求。110kV为单母线接线，进线2回，出线1回，并配有母线压变避雷器设备，采用户外敞开式布置方式。（2）本期工程安装1台主变，1台SZ11-50000/110，50MVA三相双绕组自冷式有载调压电力变压器，电压为110±8×1.25%/35kV；35kV单母线接线，4回电缆进线。采用中置式开关柜户内布置；配有主变进线柜、压变避雷器柜、电容器装置进线柜；（3）按照《电力系统电压和无功电力技术导则》及《全国供用电规则》,无功补偿装置的布点应装设在变压器的主要负荷侧；容量的配置和分组按分级补偿、就地平衡、便于调整电压及不发生谐振的原则进行。同时通过设置无功补偿装置，用于改变无功功率，从而进行调压。（4）根据《城市电力网规划设计导则》中规定，35～110kV变电所安装的无功补偿装置应使高峰负荷时功率因数达到0.9～0.95。为提高母线电压和供电质量，变电所无功主要补偿变压器的无功损耗。因不具备设计计算条件时，电容器安装容量可按变压器容量的10～30%确定，因此本站本期无功补偿按照主变压器容量的10%配置，本期考虑安10.8MVAR电容器装置，35kV设1组3600kVar电容器装置和1组1800kVar电容器装置。（5）一般是6kV、10kV、35kV中性点不直接接地系统，当零序电容过大时（主要由线路和电缆的对地电容形成）使单相接地电流增加，当对地发生间歇性故障时，不容易息弧，造成弧光接地，引起过电压，危及系统的安全，同时也使人体触电伤亡的几率增高。因此一般当接地电流超过10A时就需要装设消弧线圈，消弧措施大多采用消弧线圈补偿或自动跟踪补偿式消弧线圈接地方式。系统中性点加装消弧线圈装置，通过消弧线圈产生的工频电感电流来补偿系统单相接地电容电流，达到消弧的目的。电网中的单相接地电容电流由电力线路和电力设备（如同步发电机、大容量同步电动机及变压器等）两部分的电容电流组成Ic=Ic''+Ic',其中：Ic－单相接地电容电流，A；Ic'－电力线路接地电容电流，A；Ic”－电力设备接地电容电流，A。35kV单相接地电容电流的计算主要考虑电缆截面及其长度，具体计算如下：3×70mm2：17.32km，Ic’=3.7*17.32=64.08（A），Ic”=0.13×64.08=8.33（A）Ic＝Ic’+Ic”=72.4（A）。Ic＞30A,采用消弧线圈补偿，选择消弧线圈容量为Q=1.35IcUc/√3=1.35×72.4×35/√3=1975.1kVA，拟选1000kVA的消弧线圈两套。（6）本变电站设1台站用变，容量为500kVA，其中10kV站用变由站外市电引入,作为站内常用电源；35kV站用变（户内中置式开关柜内布置）做为备用电源，以节省费用。6.1.5主要电气设备选择1短路电流计算本变电所110kV进线由周台子变一回110kV电缆出线供电。经计算架空线路的电抗标幺值为0.085，变压器：SZ11-50000/110，50MVA，Uk=10.5%，阻抗标幺值均为0.21。取基准值分别为Sd=100MVA，Uc1=115kV，Uc2=37kV。其三相短路电流计算短路阻抗图如下图。本站各级电压母线三相短路时，短路电流值见表6-1，表6-1短路电流值短路计算点短路点平均工作电压Un(kV)稳态短路电流有效值I（kA）短路电流冲击值ich（kA）短路全电流最大有效值,Ich（kA）短路容量Sn（MVA）110kV母线（k-1）1155.915.058.911176.535kV母线（k-2）378.2120.9412.40526.3注：表中ich＝2.55I”,Ich＝1.51I”经计算光伏电站110kV侧三相最大短路电流为5.9kA，35kV侧三相最大短路电流为8.21kA。本工程对主要设备选择和校验按110kV额定开断电流31.5kA，35kV额定开断电流25kV，即可满足本工程要求。2主要电气设备选择（1）主变压器主变压器1台选用SZ11-50000/110三相双绕组自冷有载调压电力变压器，电压为110±8×1.25%/35kV，接线组别YNd11，短路阻抗为Uk=10.5%。（2）110kV户外电气设备1）断路器：选用SF6断路器，额定电压126kV；额定电流1250A，开断电流31.5kA；额定热稳定电流31.5kA（4s）。型号：LW38-126。2）隔离开关：选用水平开启式，额定电压126kV；额定电流1250A，开断电流31.5kA；额定热稳定电流31.5kA（4s）。型号：GW4-126。3）电流互感器：出线选用油浸式。TA级次组合为：10P20/10P20/0.5/0.2s；额定一次电流为2×600A；额定二次电流为5A。型号：待施工图定。主变110kV侧电流互感器选用LR-110型套管电流互感器，变比为200～600/5。4）电压互感器：母线电压互感器选用电容式电压互感器，变比为110/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1kV，准确级为0.2/0.5/3P的设备。5）避雷器：110kV进线及母线避雷器选用YH10W5-102/266型氧化锌避雷器进行过电压保护，主变110kV侧中性点避雷器选用YH1.5WZ-72/186型氧化锌避雷器进行过电压保护，35kV母线避雷器选用YH5WZ-54/134型氧化锌避雷器进行过电压保护。（3）35kV高压开关柜35kV开关柜选用户内金属铠装移开式真空开关柜，配真空断路器，主变两个分段柜额定电流1250A，开断电流25kA；8路进线柜额定电流630A，开断电流25kA；隔离柜额定电1250A，开断电流25kA；电容器柜额定电流为630A,最大开断电流均不小于25kA。（4）箱式升压变每1MW光伏阵列设置就地逆变—升压箱式变电站一台，在每个子阵选择合适区域建设箱式变电站，每个箱式变电站单元的主要设备：低压开关柜、升压变压器、35kV开关柜。每两台并网逆变器的交流输出通过1台双分裂油浸变压器升压至35kV。本工程35kV升压变选用采用美式箱变，三相双分裂油浸式变压器，共计100台。额定容量1000kVA，电压比38.5±2×2.5%/0.27kV/0.27kV(低压侧电压与最终中标逆变器交流电压一致)，联结组别D,yn11,yn11，短路阻抗Ud=6%。（5）站用变压器本工程设2台站用变，一台变压器电源由10kV市电提供，型号为：S11-500/10，10.5±2×2.5%/0.4kV，D,yn11Uk=4%。（该变压器为施工电源变压器，在施工结束以后转为变电站的外接电源变压器）另一台变压器电源由35kV母线引接，型号为：S11-500/35，37±2×2.5%/0.4kV，D,yn11Uk=6%。6.1.6防雷、接地及过电压保护设计1光伏阵列部分（1）光伏发电系统支架及基础，可利用支架基础作为自然接地体，再敷设人工接地网，接地电阻不大于1欧姆。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，接地装置的接地电阻值不大于1欧姆。在进行设计时应考虑防腐因素，鉴于现场场地土地对钢结构含有腐蚀性，应对接地所用扁钢采取相应的防腐措施。考虑到太阳能电池板安装高度较低，防止组件有热斑效应的问题，故在电站的光伏阵列区不设独立避雷针装置。（2）接地装置及设备接地的设计按《交流电器装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置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，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌角钢。电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，逆变器室与光伏组件区域接地网连接。全站接地网接地电阻≤1Ω。2升压变电站部分本工程升压变压器：35kV、110kV线路及35kV、110kV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。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。6.1.7站用电及照明1站用电站用电由1路10kV市电和1路35kV母排光伏电提供，其中10kV市电为主供，35kV母排光伏电为备供，2路站用电源互为备用，以提高站用电的可靠性。站用变压器容量为500kVA，站用电主要用于供给光伏场区及110kV升压站相关设备用电及照明用电。站用电电压为380V/220V，在35kV配电室共装设5面低压抽