100MWp光伏农业大棚光伏发电项目可行性研究报告

农业大棚项目可行性研究报告XX县XX光伏发电有限公司中国XX有限公司1综合说明 11.1概述 11.2项目任务与规模 41.3系统总体方案设计及发电量估算 41.4电气系统 51.5土建工程 61.6工程消防设计 61.7施工组织设计 71.8工程管理设计 71.9环境保护与水土保持设计 71.10劳动安全与工业卫生 71.11节能降耗 8 81.13财务评价及社会效益分析 92太阳能资源概况 2.1区域太阳能资源概况 2.2代表气象站 2.3太阳能资源分析 2.4太阳辐射资料的采集、检验与修正 2.5气象条件影响分析 3工程建设条件 3.1站址位置 3.2场址基本工程地质条件 3.3岩土工程分析评价 3.4光伏支架载荷分析 3.5厂区内电阻率 3.6天然建材及水源 233.7结论与建议 234工程任务与规模 4.1地区概况、经济现状及发展规划 4.2地区电力系统现状 264.3工程建设规模 5农业光伏模式 285.1农业光伏产生的背景 285.2农业光伏大棚 6系统总方案设计及发电量估算 6.1光伏组件选型 6.2光伏阵列运行方式设计 356.3逆变器选型 6.4光伏方阵设计 6.5方阵接线方案设计 446.6光伏工程年上网电量计算 7电气系统 7.1一次电气 7.2电气二次 7.3通信 8土建工程 8.1设计安全标准 748.2基本资料和设计依据 748.3光伏阵列基础及箱变基础设计 758.4场内集电线路设计 8.5升压站设计 9工程消防设计 809,1工程消防总体设计 9.2工程消防设计 9.3消防工程主要设备 10施工组织设计 10.2编制原则 10.4施工总平面布置 10.5主体工程施工 10.6施工总进度 10.7工期保障措施 10.8安全文明施工措施 11工程管理设计 11.1工程管理机构 11.2主要生产管理设施 11.3电站运行维护、回收及拆除 12环境保护与水土保持设计 13劳动安全与工业卫生 13.1总则 13.2建设项目概况 13.3主要危险、有害因素分析 13.4工程安全卫生设计 13.5工程运行期安全管理及相关设备、设施设计 13.6预期效果评价 13.7主要结论和建议 14.2施工期能耗种类和数量分析及能耗指标 14.3运行期能耗种类和数量分析及能耗指标 14.4主要节能降耗措施 14.5项目节能效果分析 15设计概算 15.1工程概述 15.2编制依据 15.3编制原则 15.4人材机价格及取费表 15.5基础资料 15.6建设期贷款利息 15.8投资估算表 16财务评价及社会效益分析 16.3财务评价依据 16.4成本和费用 16.5资金筹措 16.6固定资产价值计算 16.7发电营业收入测算 16.8项目总成本测算 16.9项目税金 16.10利润及分配 16.11清偿能力分析 16.12盈利能力分析 16.14主要财务评价指标 16.15财务评价结论 16.16社会效益评价 17结论与建议 17.1结论 1综合说明(1)项目名称：XX县XX100MWp光伏农业大棚项目(2)建设单位：XX县XX光伏发电有限公司(3)建设规模：总规划装机容量100MWp.本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的：(1)《中华人民共和国可再生能源法》(2)国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》(3)国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(1)本可研报告主要对项目建设的必要性、原始条件、可行性等进行研究论证。(2)通过对工程规模、建设条件、工程布置、工程实施以及对社会、环境的影响等方面的研究，评价项目实施的可行性。(3)本可行性研究的工作范围包括：太阳能资源分析：光伏发电工程的建设条件；接入系统方案推荐；工程规模的确定论证和拟定太阳能光伏发电系统配置方案，设备选择和布置设想；编制工程投资估算、工程设想、环境保护、生产组织和劳动定员、实施轮廓进度和经济评价等内容。(4)项目的范围：XX县XX100MWp光伏农业大棚项目总规划100MWp,采用晶体硅太阳能电池作为光电转换装置，同时根据建设方案配置相应的接入系统。项目主要包括光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统1的76%,已成为我国大气污染的主要来源。大力开发太阳能、风能、生物质年我国太阳能光伏的发展目标为总装机容量2000万kW。到2020年，可再生能源总投资将超过3万亿元人民币。的新能源发电方式，近年来世界光伏发电装机以年均30%以上的速度增长，2随着全球生态危机的日益加剧和可持续发展观念深入人心，全球掀起了绿色经济发展浪潮。绿色经济是一种新经济，它是一种在本质上实现环境合理性与经济效率性相统一的市场经济形态，绿色经济是可持续经济发展的更高级形态，是建立在生态环境良性循环基础之上、生态与经济协调发展的可持续经济。随着我国经济的快速发展，经济增长与资源耗费和环境污染之间的矛盾愈发突出，自然资源的可持续利用已成为经济社会持续发展的关键，经济再生产越来越依赖于自然生态环境的优化和再生产。光伏电站的建设，正在把保护环境、优化生态与提高效率、发展经济统一起来，提高了资源配置的高效性，促进了资源的可持续供给。光伏电站的建设有利于在持续利用生态效益最大化和社会效益最大化，是发展地区绿色经济的需要。从长远来说，光伏电站的建设，是适应当前我国发展低碳经济的发展模式，低碳经济是实现我国经济社会可持续发展的必然选择，走低碳化道路是中国发展的必由之路。建设光伏电站，就是加快建设以低碳排放为特征的工业体系。在新的规划中，国家要求不仅要把节能、主要污染物减排指标纳入“十二五”的约束性指标，而且还可能把单位GDP的碳强度作为指标纳入国民经济和社会发展规划，而光伏电站的建设，可以降低单位GDP的碳强度，减少碳排放，在有限的碳排放空间之下，发挥能源、资源的最大作用，有利于实现经济效益与社会效益最大化。绿色发展、和谐发展和统筹发展。治理污染、保护环境、缓解生态压力，是能源发展的重要前提。在新的形势下，能源开发还应考虑有效应对全球气候变化的挑战。解决好能源利用带来的环境问题，不断从提供清洁能源比重、实现环境友好的能源开发，尽可能减少能源生产和消费过程的污染排放和生态破坏，兼顾能源开发利用与生态环境保护。3光伏发电系统由于其能源来自太阳，取之不尽，用之不竭，获得了人们的青睐。同时由于光伏发电系统没有转动部件，没有噪音污染，基本无故障，比其他常规发电方式都要环保。开发太阳能符合国家环保、节能政策。XX县XX100MWp光伏农业大棚项目的建设，符合国家和XX的能源产业发展方向；也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现；对农业新技术及土地利用起到推动作用。其社会政治、经济、环保等效益显著。缘于上述有利条件和新能源建设机遇，利用农业大棚，应尽快建设XX县XX100MWp光伏农业大棚项目。1.2项目任务与规模本工程的主要任务是充分开发利用XX县XX村荒地，建设成光伏与农作物种植一体化应用项目。从自然资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划土地的上层空间和阵列单元排布等综合考虑，本项目规划终期装机量为100MWp,预计2016年底开工建设，建设期12个月，计划在2017年12月全部竣工并网运行。1.3系统总体方案设计及发电量估算本项目规划拟建设装机容量为100MWp,采用分块发电，就地集中并网方案。根据各地块及光伏阵列大小和结构形式，将系统分成若干个容量相等的光伏发电子系统，通过变压器升压至35kV,接入该项目新建的110kV升压站，再升压至110kV接入电网。本项目规划用地范围内除一些沟壑，小河，土坎外，整体地势比较平坦，方阵南北向阵列间距为8.5m,能够满足冬至日时，所有太阳电池组件仍有6小时以上的日照时间。通过技术和经济综合比较及其业主的要求，结合场地面积等因素，本工程电池组件选用260Wp多晶硅电池组件403200块，实际总装机容量4本项目由100个1MWp子方阵组成，每个1MWp太阳能电池方阵由太阳能电池组、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。通过对逆变器进行技术和经济综合比较，本工程选用500kW集中式逆变器200台。每个1MWp电池子方阵由2个500kWp阵列逆变器组构成。多晶硅组件固定安装农业大棚上，电池组件固定安装倾角22°。每座标准大棚安装容量65.52kWp,安装260Wp普通多晶硅组件252块，每21块串联为一个串列，共12个组串汇入1台16汇1一级汇流箱。1MWp电池子方阵由16个标准大棚共192路太阳电池组串并联而成。各太阳电池组串按接线划分的汇流区，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入35kV/0.315kV升压变及配电装置升压后，汇至110kV升压站35kV母线段后，经升压到110kV后并入电网。本项目所有设备拟采用国产设备，对支持国内光伏发电设备产业的发展经计算，本工程(100MWp)年均发电量总量约为11460万kWh.1.4电气系统本项目工程采用集中发电，就地集中并网方案。根据各分区面积大小和结构形式，将系统分成若干个大小不等的光伏并网发电单元，每个光伏并网发电单元由若干电池板组件采用串并联的方式组成光伏电池组件阵列。光伏电池阵列接入光伏阵列初级防雷汇流箱后，经光伏并网逆变器逆变输出500V低压交流电，再由就地35kV升压变压器就升压至35kV送入光伏电站的110kV升压站升压至110kV送出。本工程新建一回110kV线路至220kV安城变电站，线路长度约13公里。具体的接入系统方案以接入系统专题研究论证本工程采用光伏发电设备及升压站集中监控方案，在集控室实现对光伏发电设备及相关电气设备的遥测、遥控和遥信。5本工程还需安装一套光伏环境监控系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、电池板工作温度、空气湿度、空气质量、光照强度、太阳能辐射量等。此外，由于光伏发电具有波动性与间歇性，大规模光伏电站并网运行可能会对电力系统的安全稳定经济运行造成影响，所以本电站在监控中增加光伏功率预测功能，根据气象环境数据与现场光照数据来预测光伏电站的输出功率，有助于电力系统调度部门统筹安排常规能源与光伏发电协调配合，及时调整调度计划，合理安排电网运行方式。1.5土建工程箱变基础、农业标准大棚、电缆沟、组件清洗系统、排水系统、防雷接地本工程贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，加强火灾检测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。本工程消防总体采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散；根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材，本光伏电站按规范配置了消防砂箱、手提式灭火器：建筑结构材料、装饰材料等均须满足防火要求；本光伏电场的用水主要是组件清洗用水和职工生活用水，光伏电站实行少6人值守，生产区的生活用水水量较少，光伏电场用水拟用引接附近自来水或打井取水。地面雨水引入围墙周围的排水沟排走。生活污水经污水排水管道排到化粪池处理后，定期由车运到排污处理设施后排放。光伏电站由光伏组件方阵，110kV升压站和逆变升压箱变房组成。主要场所消防设施由下列部分构成：常规的推车式灭火器、手提式灭火升压站火灾危害性为戊类，最低耐火等级为一级；逆变箱变房火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级。根据规程规定，本项目的消防系统以移动式化学灭火器为主。站内设有消防小屋和消防砂池，在综合楼及主变压器附近配置相应数量及类型的移动式化学灭火器。1.7施工组织设计依据光伏电站建设、资源、技术和经济条件，编制一个基本轮廓的施工为工程的施工招标提供依据，为单位工程施工方案指定基本方向。具体内容待施工图设计完成后才能在施工组织中论述。1.8工程管理设计本着精干、统一、高效的原则，根据光伏电站生产经营的需要，体现现代化电站运行特点，设置光伏电站的管理机构，实行企业化管理。本项目按少人值班、多人维护的原则进行，本项目拟定员标准为6人，主要负责光伏1.9环境保护与水土保持设计光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不生产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。光伏阵列单元重量轻，建设在养殖区水面上方，水下养鱼，不改变原有土地用途，不会对当地的生态环境产生影响。逆变器室及110kV升压站建设在场地边缘，不会占用其它土地资源，并且在施工完成后做好建筑周边绿化工作。为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站71)本工程所有防暑降温和防潮防寒设计遵循《工业企业设计卫生标准》力标准、规范。本期工程装机容量为100MWp,年均发电量约为11460万kWh,与同容放量约93286.2吨，减少SO₂排放量710.6吨，减少NOx排放量240.7吨，820%,银行贷款80%.本工程单位千瓦静态投资7014.4元/kW,单位动态投资92太阳能资源概况2.2代表气象站数大于2000小时。我国将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、甘肃北部、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，年辐射量在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、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，年辐射量在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、甘肃东南部、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，年辐射量在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、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，年辐射量在3350~二、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XX地处中国华南沿海，位于东经104°26~112°04',北纬南，年太阳辐射量为3890~4940MJ/m²,年日照小时数1169～2219小时，比盆地”之称。部地区则偏向热带季风气候，全区各地极端最高气温为33.7-42.5℃,极端最低气温为-8.4-2.9℃,年平均气温在16.5-23.1℃之间。气候温暖，热量气温16.0-23.0℃,等温线基本上呈纬向分布，气温由北向南递增，由河谷日平均气温≥10℃积温(下称≥10℃积温)表示喜温作物生长期可利用的热量资源。XX各地≥10℃积温5000-8000℃,是全国最高积温省区之一。XX太阳总辐射量在3600~5300MJV.m²,桂林、柳州、河池、三市及乐超过4800MJ/m²,北海、涸洲岛在5000MJ/m²。桂林、河池、柳州三市南河谷平原高于山区丘陵。XX太阳总辐射的年内变化大部分地区为单峰型。最大值为419~598MJ/m²,除西林出现在5月，东兴、防城出现在9月外，其余均出现在7、8月(大部分地区出现在降水量峰月后的1~2个月内，即降水量逐渐减少，但值，主峰大部地区出现在7、8月，次封在5月。5月出现次峰的原因可能是图3.3.2-22015年XX年日照时数分布图2.3.3太阳能储量太阳能资源总储量是指不考虑地形影响、工程成本、技术效率等因素，只考虑水平面上所接收到太阳能总辐射量。XX日照充足，太阳能资源较为合适，具有很大的开发潜力。根据气象部门统计估算，XX总面积23.67万km²,年太阳总辐射为3682.2～5642.8MJ/m²,太阳能总储量为1.03×1015MJ/a,相当于每年获得标准煤352.0926亿va。2.4太阳辐射资料的采集、检验与修正本工程光伏场址位于XX市XX县XX村，属于XX气象站管辖。2.4.2太阳能资源资料的采集、检验和修正目前XX县没有观测辐照数据的气象站，本工程本阶段采用NASA太阳总辐射曝辐量数据。从Pvsyst6.0获取的项目所在地的N数据如下：WndveloctyNovember太阳最大辐射强度分析的目的是为了测算光伏发电系统逆变器后交流输出功率的大小，为后面的交流升压系统选择合理的设计容量，以降低工程造价，同时减少交流升压系统损耗，提高电站输出电量，以提高光伏发电项目通过计算可以看出工程所在地年平均太阳能辐射量比较稳定，能够为光伏电站发电提供足够的光照资源，实现社会、环境和经济效益。本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-30~55℃,选用电池组件的工根据XX气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温压设计。3工程建设条件3.1站址位置本项目拟建地位于XXXXXX市XX县XX镇XX村，地理坐标为北纬23.30',东经109.01′。本项目100MWp光伏电站总体规划用地约2500亩。项目所在地XX村距离XX高铁客运西站6公里，有县道直达，乘坐高铁到XX20距离南北高速公路黎塘出口、小平阳出口各10公里，南梧二级公里从项目边经过。本项目卫星定位见下图：项目卫星定位图项目用地选址位置图3.2场址基本工程地质条件项目所在地为XXXX市XX县XX镇XX村，拟建场地属缓坡形地貌，地形总体较平缓，自然边坡坡度落差幅度最大在5°~7°之间，大部分为平缓地形。主要以旱地为主，土质为赤红土。主要植被为杂草、速生桉、玉米、蔬震一般地段。河溪江纵横，流量丰富。全县90%以上的水库分布在县南部山区。有地下水42处，主要分布在黎塘镇本工程场内及场区附近无河流通过，场地及附近无常年存在的较明显的地表水体。3.2.3.2地下水场址场地土样化验结果分析并且结合当地工程经验，场址区地基土对混凝土结构不具微腐蚀性，对混凝土结构中钢筋不具微腐蚀性。场址区地下水位埋深均大于15m,故可不考虑地下水对基础的影响。根据调查了解，站址范围内未发现可供开采的矿产和文物。此外，场地内未发现其他可能影响场地及地基稳定性的不良地质作用。拟建场地位于XXXX东北部，属北回归线南缘。气候主要特点是：日照充足，光热丰富，气候温和，夏长冬短，高温多雨，雨量充沛，夏湿冬干。2005～2014年最近十年，年平均气温21.3℃;年平均降水量1504.9毫米：各季节划分及平均气温为：春季(3-5月):21.4℃,夏季(6-8月)28.0℃,秋季(9-11月)22.6℃,冬季(12-2月)13.3℃。属于南亚热带湿润性季风气候。光照充足，气候温和，雨量充沛。根据《XX地区架空送电线路设计计算用气象资料》和《XX各县市气象资料》,工程区综合气象要素见表3.2-1数值(日期)年平均气温(℃)年平均最高气温(℃)年平均最低气温(℃)年极端最高气温(℃)年极端最低气温(℃)年平均相对湿度(%)年最小相对湿度(%)年平均降雨量(mm)最大日降雨量(mm)年平均降雨大于0.1mm日数(天)年雷暴日数年最多雷暴日数年平均雾日数平均风速(m/s)瞬时最大风速(m/s)最多风向、频率15m高度15年一遇最大风速理论计算值、加1倍均方差、加2倍均方差(m/s)80m高度30年一遇最大风速理论计算值、加1倍均方差、加2倍均方差(m/s)50年一遇基本风压(m/s)3.3岩土工程分析评价本工程暂无地质报告，本工程地勘参数参考周边项目，下一阶段设计应3.3.1场地稳定性与适应性评价项目区的地貌类型属低山地貌，XX县土壤状况比较复杂XX县境土地资源丰富，土地类型以平原、丘陵、台地和山地4种为主。平原是本县农业种植的耕地基本来源，丘陵主要用于发展林业和种植果类。县境土壤类型多样，分为6个土类、15个亚类。6个土类是水稻土类、砖红性红壤土类、黄壤土类、石灰(岩)土类、紫色土类、冲积土类。水田以淹育性水稻土、潴育性水稻土、潜育性水稻土、沼泽性水稻土为主，畲地以耕型第四纪红土赤全县林地主要分布在东、南、西部边缘的黎塘、王灵、露圩、甘棠、陈平、思陇、武陵、中华、古辣等乡镇的土山。牧草地主要分布在东北部的XX、根据附近工程勘测资料，结合本次工作情况，按土的特性和《建筑抗震250m/s≤Vse≤500m/s,场地覆盖层的厚度按大于5m考虑，初步判定场地的3.4光伏支架载荷分析本工程规模为100MWp,采用分块发电、集中并网方案。标准大棚组件跨度均为8.5m,长度约84m,主骨架间距8.0m,副骨架间距间距1.5m,高根据临近场地土的电阻率值30-502·M,对钢结构具中等腐蚀性。建筑的规定。场址周围细沙和砂砾卵石等丰富，可就近购买。拟建场区各个村都有自(1)场地所在的区域稳定性较好；场地稳定性较好；地基稳定性较好；建工程抗震设防烈度为6度，场地覆盖层的厚度按大于5m考虑，初步判定(3)该场地地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋(4)根据拟建场地地基岩土层的工程地质性质及其分布特征，并结合拟(5)场地中的不良地质作用主要表现为饱和砂土的可液化性、淤泥的可(7)其他意见1)在基础施工时若遇不明地质情况或地质突变情况，建议进行施工勘4工程任务与规模宾州镇距XX市城区公路里程78公里。县境介于北纬22°54'～23°27’,XX县城古称“宾州城”,是县政府及宾州镇政府所在地，是XX政治、文化、商贸中心。宾州古城历史悠久，商贸繁荣，素以XX商贸四大古城之一而著称。特定的历史条件和突出的地理交通区位优势，给XX县城社会经济发展带来了巨大的商机。今年来，XX县加大招商团试点经验的基础上，组建县招商中心，招聘专人开展招商引资工作。开展招商。引进世界500强企业中建公司计划总投资1.9亿元的铝合金模板生产项目，厦门德山精工机械有限公司计划总投资1.3亿元的针织机机械及零配件生产加工项目等10个重大项目。与XX林业集团签订计划投资63亿元的县级层面洽谈项目42个，其中洽谈计划投资上亿元的大项目有肇庆市恒华机电设备有限公司电机生产项目、金德管业集团管材管件生产基地建设项目等12个。内资实际到位46.06亿元，外资到位1408万美元。区域定位与发展目标：在全面完成“十二五”规划目标的基础上，到协调、社会和谐的现代化商贸名城和XX市卫星城4.2地区电力系统现状及百色市平果县。截止2015年底，XX电网所辖500kV变电站2座，主变3台，总容量2500MVA,线路4条，长度242.88km;220kV变电站17座，变压器33台，总容量5550MVA,线路72条，长度2288.06km;110kV变电站64座，变压器112台，总容量5196MVA,线路89条，长度1361.61km2015年，XX市全社会用电量196亿千瓦时；供电量180.59亿千瓦时，售电量171.1亿千瓦时。全社会用电最高负荷3665.82万千瓦，比上年增长4.3%;网供最大负荷3568.24万千瓦，比上年增长4.8%XX县XX100MWp光伏农业大棚项目距离最近的220kV安城站约13本光伏电站规划装机容量为100MWp,每年将给电网带来约11460万供电源支撑。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。XX市太阳能资源较合适，开发太阳能是保证能源供应安全和可持续发展的必然选择。建设XX县XX100MWp光伏农业大棚符合我国能源发展战略，同时为电网提供清洁的可再生能源，减少污染保护环境，促进区域电力及国民经济的可持续发展。建设本光伏发电站项目，可为该XX市电网提供安全可靠的电源，本电站出力基本可以在XX县消纳，可减轻主网供电压力。综上所述，本光伏发电站能在一定程度上改善XX市电网运行条件，提供清洁的可再生能源，满足XX市的用电需求，建设本光伏发电站是必要的。4.3工程建设规模有效的利用当地稳定的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从自然资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划和阵列单元排布等综合考虑，本期项目规划装机量为100MWp,建设期12个月，计划在2017年12月全部竣工并网运行。本项目占用土地面积约2500亩，预计静态工程总投资73533.4万元，预计年均发电量约11460万kWh.5农业光伏模式5.1农业光伏产生的背景光伏农业：光伏发电和农业生产的结合，包括：农业设施(大棚)上面建光伏电站，下面种植业、养殖业、休闲观光农业等与农业经营行为相结合，能发电系统发电，从而实现"农业与发电两不误",土地综合利用、节约土地资源的目的，为农业产业结构调整、新能源利用提供发展空间。国家制定的新能源产业振兴规划正全力推进我国新能源和可再生能源的发展，减少二氧化碳排放，减缓全球气候变化。在推动市场经济条件下，这将进一步加快我国光伏发电产业和应用项目的建设。拓展光伏发电产业到"三农"工作和新农村建设。多个省(山东、江苏、新疆等)政府审议政府工作报告时强调加快推进工业化、城镇化进程。要把推进农业产业化、提高农民收入，作为工业化、城镇化的基础，通过不断推进农业产业化，带动农民持续增收，促进农村人口有序向城镇集中。发展方向是加快推进城镇化建设、提升都市型现代农业开放度、加快沟域经济发展、加快农村基础设施建设、加强生态文明建设、改善农村民生。光伏发电是推动三农工作和新农村建设的重要技术基础。本设计将光伏发电产业与农业开发及节约资源结合起来，可以实现节约土地、能源、资源，用最少的投入获得最大的效益，致力于经济与资源、环境的协调发展。在大力发展光伏产业的同时坚持节约和集约用地的原则、坚持多元使用的原则。农业开发坚持使用太阳能等清洁能源原则。将光伏产业链延伸至农业科技发展。在以绿色环保，可再生能源利用和节能减排为基础的前提下，提出光伏农业低碳经济的深入发展项目。该项目在可再生能源利用、推动新能源产业发展、节能减排保护环境、提高空气质量、节省土地资源，提高土地利用率的同时，推动农业经济向着现代化农业方向发展。解决大幅增加农民收入，快速提升农业产值，加快新农村建设，促进社会和谐发本工程用地依据国家及地方有关政策，地方政府应提供需要的场地，建大棚是以玻璃或聚碳酸酯板(PC板)等材料作为屋面，全部以透光材生长的需要。大棚结构主体：采用热浸镀锌钢制骨架。大棚顶部覆盖材料采用为图5.2-1光伏农业大棚照片通过国家绿色产品认证，示范区新品种，新技术利用率达到100%,建设高示范园区。6系统总方案设计及发电量估算1)晶体硅太阳电池多晶硅组件15%~20%,在转换效率方面，单晶硅组件要高于多晶硅组件约2个百分点(参考无锡尚德提供数据)。晶体硅太阳电池组件在光照及常规大2)化合物(铜铟硒和碲化镉)薄膜太阳电池于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50%的光能，10微米厚的碲化镉薄膜几乎吸收100%的入射光能。碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，主要对象，2004年底已获得的最高效3)铜铟硒(CulnSe2)薄膜是一种I-ⅢI-VI族化合物半导体，铜铟硒薄膜太阳衬底上沉生很大的制约。4)非晶硅太阳电池阳能电池效率已达14.6%,目前面积大于1平方米，光电转换接近9%的非率约衰减10%~20%不等，以后的衰减逐减少。根据目前太阳电池的工程数据对晶体硅和薄膜太阳电池组件的分析如1)组件转换效率和占地面积目前，晶体硅太阳电池组件转换效率的工程采用数据为15.5%,而薄膜太阳电池组件的工程采用数据为6%。由于组件转换效率的不一样，薄膜太2)发电成本(1)组件价格(2)其他工程投资由于薄膜太阳电池组件转换效率低导致用地成本、电缆成本、方阵支架及基础成本、方阵人工安装成本总体将比晶体硅太阳电池组件增加约1.2元综合组件价格及其他工程投资工程投资因素，晶体硅太阳组件的发电成本低于薄膜太阳电池组件。这是目前晶体硅太阳组件广泛运用于大型光伏电站建设的主要原因之一。3)系统发电量及使用寿命由于薄膜太阳组件有较好的弱光发电优势，同功率发电容量的太阳电池组件，经过工程测试，薄膜太阳组件的系统发电量比晶体硅太阳组件约高10%,但增加的发电量不足以抵消其发电成本的增加。目前，非晶硅电池组件的电站运行的时间较短，工程运用中，组件质量的稳定性不如晶体硅太阳电池组件。可以从电池的微观结构及生产工艺的成熟度方面，也可以推断同样的工程条件下，晶体硅太阳电池组件比薄膜太阳电池组件有更长的运行寿命，用于大型光伏电站更为可靠。表6-1各类型组件性能对比电池种类晶硅类薄膜类单晶硅多晶硅非晶硅碲化镉铜铟硒商用效率~17%5%~实验室效率%使用寿命25年25年25年25年25年组件层厚度厚层厚层薄层薄层薄层规模生产已形成已形成已形成已形成已证明可行环境问题中性中性中性有(使用除使用镉外为中性能量偿还时间2～3年2～3年1～2年1～2年1～2年主要原材料中中丰富有金属铟是品贵的稀有金属生产成本高较高较低相对较低相对较低主要优点效率高技术成熟效率较高技术成熟弱光效应好成本较低弱光效应好成本相对较低弱光效应好成本相对较低太阳电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率和廉价。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料；同时也减少了系统连线，降低线损。本项目规晶体硅太阳电池在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均可以达到国际先进标准，国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件足够满足本项目100MWp晶体硅太阳电池组件的需要。目前国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件峰值功率一般为几十到几百峰瓦。自2015年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件和并网逆变器产品应满足《光伏制造行业规范条件》相关指标要求。其中，多晶硅电池组件转换效率不低于15.5%,电池组件自本报告中100MWp晶体硅太阳电池组件选用国产260Wp多晶硅太阳能组件。表6.1.3-2拟选国产260W多晶硅太阳电池组件主要性能参数表方案技术参数260Wp多晶硅组件标准测试条件下峰值功率(Wp)标称最佳工作电流(1mp/A)标称最佳工作电压(Vmp/V)标称短路电流(Isc/A)标称开路电压(Voc/V)最大系统电压(V)组件效率短路电流温度系数开路电压温度系数峰值功率温度系数输出功率公差组件尺寸(mm)重量(kg)6.2光伏阵列运行方式设计本工程在标准大棚棚顶侧后方安装260Wp多晶硅组件，采用固定倾角方式安装，倾角为22度。6.3逆变器选型作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。在本工程中逆变器的选型主(1)单台容量大前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kW～1MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程装机规模20MWp,从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大：在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综(2)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，系统经济性也越高。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。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变(3)直流输入电压范围宽(4)最大功率点跟踪(5)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求谐波含量低于3%,逆变器功率因数接近于1。(6)具有低电压耐受能力a)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1s;b)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%c)光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间(7)系统频率异常响应率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表6-2所示电网频率偏离下运表6-2大型和中型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视电网要求而定连续运行每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续2m同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度高于50.5Hz在0.2s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(8)可靠性和可恢复性(9)具有保护功能(10)监控和数据采集6.3.2逆变器的选型外技术较为成熟的逆变器进行比较，如表6-3所示。表6-3各种规格逆变器主要参数对比表逆变器型号最大直流输入功率最大直流电压最大输入电流额定输出功率输出电压输出频率MPPT范围最大效欧洲效率(%)功率因数谐波畸变率工作海未提供未提供由表6-3比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011的要求。根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等特性，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的提前下，经对比分析，故本工程推荐选用500kW/台的逆变器，拟采用SG500KTL光伏并网逆变器，其主要技术参数，见表6-4。表6-4推荐500kW逆变器主要技术参数表序号名称技术参数1逆变器型号2隔离方式无变压器隔离3直流侧参数最大直流电压最大功率电压跟踪范围推荐最大直流功率最大输入电流最大输入路数16路4交流侧参数额定输出功率额定输出电压和频率三相315VAC、50Hz允许电网电压输出频率范围额定电网电压输出电流波形畸变率<3%(额定功率)功率因数>0.99(额定功率)最大交流输出电流5系统参数最大效率欧洲效率防护等级夜间自耗电运行自耗电允许运行环境温度序号名称技术参数温控强制风冷允许相对湿度要求电网形式IT电网自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器将自动运行断电后自动重启时间允许最高海拔6000m(超过3000m需降额使用)有显示与通讯触摸屏RS485通讯接口6外形尺寸(宽×高×深)净重7相关认证金太阳认证、TUV认证、Enel-GUIDDA认证6.4光伏方阵设计其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳电池组件串联的最小单元(2)12~16路电池组串组成一个一级汇流区。(3)光伏子方阵由15~16个一级汇流区(汇流箱)及1MWp逆变房、(4)太阳电池阵列由一个或若干个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电本工程规模为100MWp,采用分块发电、集中并网方案。标准大棚组件选用260Wp多晶硅组件，标准大棚组件安装倾角为22°。本工程太阳电池阵列由100个1MWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳电池组串并联而成。每个光伏发电单元由太阳电池组串、汇流设备、逆变设备及6.4.3太阳电池阵列子方阵设计6.4.3.1太阳电池阵列子方阵设计的原则(1)太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。(2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。(3)太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压及逆变器最大允许的直流电压。(4)各太阳电池组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。6.4.3.2太阳电池组件的串、并联设计太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在本系统中使用的多晶硅电池组件，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。本系统逆变器最高电压考虑为1000V,最小MPPT电压为500V,光伏组件的开路电压为37.8V,峰值工作电压为30.5V,组件开路电压温度系数为-0.33%/℃。根据当地气象条件，光伏组件应在-2℃~42℃的温度范围内正常工作。电池组件串联计算公式：Vdcmax—逆变器允许最大直流输入电压(V)Kv—组件开路电压温度系数(%)Kv′—组件工作电压温度系数(%)t一组件工作环境下的极端低温(℃)t′一组件工作环境下的极端高温(℃)根据计算并结合本工程大棚区域的规划综合考虑，多晶硅组件选择21块21块串联为一个串列，共12个组串汇入1台16汇1一级汇流箱。太阳能阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定阵列间晨9:00至下午15:00(当地真太阳时)的时间段内，太阳电池阵列不应被遮挡，按照公式5-2进行计算，两排阵列之间距离应不小于D,其中：L-----阵列倾斜长度(m)D—---两排阵列之间距离(m)β-----阵列倾角(o)φ------当地纬度(o)经计算，标准光伏大棚的前后排间距为7米，现总图布置时考虑标准大棚前后排间距不小于8.5米，前排组件不会对后排造成阴影遮挡影响，同时池子方阵由16个标准大棚共192路太阳电池组串并联而成，每个电池组串由配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入35kV/0.315kV升压变及配电装置升压后送至35kV配电室。过对组串电流的监测和比对可以及时发现和定位电池组件运行中存在的问8.2A,电池组件至汇流箱采用PVF-1×4mm²电缆。每个标准子方阵由16个标准大棚组成。(1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求。(2)每回路设15A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为(3)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能。(6)配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。每1MWp多晶硅太阳电池子方阵共16路汇流箱出线分别接入2台500kW直流配电柜，配电柜到逆变器由3根YJV-3×185mm²电缆连接。(1)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能。(2)每个回路配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电(3)配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。6.5.2逆变器室布置方案一：电池阵列为一个发电分系统，1MWp方阵布置1座逆变器室，逆变器室内布置2台500kW逆变器2台直流配电柜，逆变房为砖混结构。方案二：每1MWp方阵布置一座户外集装箱式逆变房，内设2台500kW逆变器2台直流配电柜，通讯测控柜等。集装箱式逆变房在项目所在地区完全能满足使用及环境要求。对于1MWp电池方阵，两种组合方式均能满足线路损耗的限定要求，但同时经济性较方案一有优势。因此，采用方案二布置。每台集装箱式逆变房配套安装1台1000kVA户外箱变。6.6光伏工程年上网电量计算6.6.1发电系统总效率太阳能光伏发电系统总效率包括：光伏组件效率，低压汇流及逆变器效1)光伏组件效率η1:序号名称修正系数1光伏组件的匹配损失2表面灰尘遮挡损失3不可利用的太阳辐射损失4温度影响损失5其他损失汇总2)低压汇流及逆变器效率η2序号名称修正系数1低压汇流线损2逆变器效率汇总低压汇流及逆变器效率3)交流并网效率η3:序号名称修正系数1升压变压器效率2交流线损汇总交流并网效率η3(1×4)太阳能光伏发电系统总效率η序号名称修正系数光伏组件效率低压汇流及逆变器效率交流并网效率η光伏发电系统总效率太阳能电池由于老化等因素的影响，使光伏系统运行期25年内发电效率逐年衰减，平均每年衰减率为0.726%。(前三年每年功率衰减1%,此后逐年衰减0.7%)本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，太阳电池组件采用22°固定倾角，估算104.832MWp并网光伏发电用PvsysV6.06模拟计算，本工程年均上网电量约为11460万kWh.PVmadules光伏组件功率衰减率按前三年每年功率衰减1%,此后逐年衰减0.7%考虑，平均每年衰减率为0.726%.工程第一年(即建设年)理论上网电量为12649万度，第一年理论上网小时数为1199.4h.25年平均理论上网电量11460万度，年均理论利用小时数为1086.6小时，日均理论利用小时数2.98小时。表6.10-125年运营期内年理论上网电量表年数23456理论上网电量(10'kWh)年数789理论上网电量(10'kWh)年数理论上网电量(10³kWh)年数理论上网电量(10'kWh)年数理论上网电量(10'kWh)第1年年理论上网电量(10kWh)第1年理论利用小时数(h)25年总理论上网电量(10^kWh)25年年平均理论上网电量(10°kWh)25年年均理论利用小时数(h)25年日均理论利用小时数(h)注：表中第2年为运营期第1年。7电气系统7.1一次电气7.1.1设计依据4)《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-200523)《信息技术设备(包括电气事务设备)的安全》GB4943-201124)《电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第4篇：快速瞬变干扰试验GB/T14598.9-199525)《电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验》27)《量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第2部分：静电放电试7.1.2初步接入系统方案根据本期光伏电站的规划容量及其在系统中地位、作用和性质，拟定出其接入系统方案。本项目最终接入系统方案应以上级电力主管部门出具的接7.1.2.1近区电网现状从图上看，目前站址附近合适接入的变电站为220kV安城变电站。220kV安城站位于XX县境内，距离本工程场址直线距离约13km,现有两台主变，容量(90+90)MVA。平均负载率46.32%,即83.4MWA。110kV规划出线间隔5个，现已出线6回，需考虑扩建1个间隔，本工程初步考虑接入220kV安城站。XX县XX100MWp光伏农业大棚项目装机容量规划装机容量为100MW,一次建成，项目接入系统拟按终期容量100MW考虑，根据计算，可利用110kV电压等级输送，导线选择LGJ-300可以结合项目周边电网现状及发展规划，本项目拟以110kV电压等级出线1回接入220kV安城变电站110kV母线。本项目所发电力除由该220kV变电站110kV母线上的负荷消纳外，剩余电力仍可升压至220kV电网消纳，电力7.1.3.1光伏电站电气接线本工程拟建100个1MWp子方阵，设置100台1000kVA、35kV双绕组箱式变。原则上每12台35kV箱式变在高压侧并联为1个联合进线单元(有两个进线单元为14台);共8回集电线路，以ZC-YJY23-26/35kV-3×50/95/150mm²的电缆送至升压站，10个联合进线单元分别接入站内35kV配7.1.3.2升压站电气主接线1)电气主接线：根据光伏电站接入系统方案，拟新建一座110kV升压站，设两级电压：110kV、35kV。本期110kV主接线为线变组接线，建设1回110kV线路和1台100MVA的升压变压器，35kV为单母线接线，设置12回出线柜，本期一本期工程海拔高度在1000米以下，所有电器设备均应满足在海拔1000m高程运行的要求。场地污秽等级为Ⅱ级，35kV户外电气设备按爬电比距不(1)集中式逆变器光伏并网逆变器(下称逆变器)是光伏发电系统中的核心设备，应采用高品质性能良好的成熟产品，输出符合电网要求的电能，本设计采用的集中1)并网逆变器的功率因数和电能质量应满足中国电网要求，各项性能指标满足国网公司下发的《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》要求。2)逆变器的安装简便，无特殊性要求。3)逆变器采用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。4)逆变器供货商具有大功率并网型逆变器安全运行3年以上业绩。5)逆变器能够自动化运行。6)逆变器具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于10年。7)逆变器具有电网故障保护、防反放电保护、极性反接保护、供电电网过/欠压保护、供电电网过/欠频保护、供电电网相序保护、输入过压、过流保护、内部短路保护、过热保护功能等，并给出各保护功能动作的条件和工况(即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等)。8)逆变器具有数据远传功能，通讯规约符合监控系统的要求，并开放通9)逆变器按照CNCA/CTS0004:2009认证技术规范要求，通过国家批准10)逆变器平均无故障时间不低于5年，使用寿命不低于25年。11)逆变器整机质保期不低于2年。(2)光伏户外升压变压器采用35kV双分裂绕组升压变压器额定容量：1000kVA(500-500kVA)配带电显示器框架断路器额定1250A(1)主变压器本期100MW考虑先建设1台容量为100MVA的变压器，故本期拟采用100MVA三相双绕组，油浸式、低损耗、高压侧有载调压变压器。额定容量：100MVA;短路阻抗：10.5%;110kV中性点绝缘水平：66kV等级。(2)35kV配电装置采用手车式户内高压开关柜。35kV配电装置采用单母线接线型式，本期35kV母线一次性建成，母线上设1面主变进线柜，12面电缆出线柜、1面无功补偿柜、1面站用变柜、1面母线PT柜，共16面柜。①35kV真空断路器动稳定电流(peak):80kA热稳定电流(R.M.S):31.5kA,4s(无功补偿)二次组合：5P20/5P20/0.2/0.2S③电磁式电压互感器(PT)④氧化锌避雷器采用35kV单相交流无间隙金属氧化物避雷器型号：HY5WZ-51/134。(3)无功补偿装置选型：由于光伏发电输出功率不稳定，使得无功不是一个定值，需要根据光伏组件出力自动调整大小。在升压站35kV母线上配置常规的电容器组已无法满足工况需要，故35kV无功补偿须选用动态无功补偿装置。动态无功补偿装置的跟踪时间满足毫秒级跟踪才能满足光伏电站运行要求。目前满足光伏电站运行要求的动态无功补偿装置有三种：快速磁控式动态无功补偿装置(MCR型),相控式(TCR型)动态无功补偿装置和SVG动态无功发生器。1)磁控式(MCR型)动态无功补偿装置：磁控式动态无功补偿装置原理是：在普通的电容器组上并联一套磁控电抗器。磁控电抗器采用直流助磁原理，利用附加直流励磁磁化铁心，改变铁心磁导率，实现电抗值的连续可调，从而调节电抗器的输出容量，利用电抗器的容量和电容器的容量相互抵消，可实现无功功率的柔性补偿。能够实现快速平滑调节，响应时间为100-300ms。由于其响应速度较慢，现市面上有改良版的磁控式动态无功补偿装置。改良后的磁控式动态无功补偿装置响应速度可满足光伏电站的要求。磁控电抗器采用低压晶闸管控制，其端电压仅为系统电压的1%～2%,无需串、并联，不容易被击穿，安全可靠。设备自身谐波含量少，不会对系统产生二次污染。占地面积小，安装布置方便。装置投运后功率因数可达0.95以上，可消除电压波动及闪变，三相平衡符合国际标准。但其损耗在几种无功补偿装置最高，年损耗达在0.8%左右，且考虑到避免后期的不断改造，不推荐此型式。2)相控式动态无功补偿装置(TCR)相控式动态无功补偿装置(TCR)原理是：在普通的电容器组上并联一套相控电抗器(相控电抗器一般由可控硅、平衡电抗器、控制设备及相应的辅助设备组成)。相控式原理的可控电抗器的调节原理见下图所示。通过对可控硅导通时间进行控制，控制角(相位角)为a,电流基波分量随控制角的增大而减小，控制角可在0°~90°范围内变化。控制角的变化，会导致流过相控电抗器的电流发生变化，从而改变电抗器输出的感性无功的容量。普通的电容器组提供固定的容性无功，感性无功和容性无功相抵消，从而实现总的输出无功的连续可调。相控式原理图优点：响应速度快，≤30ms。一般年损耗在0.5%以下。缺点：晶闸管要长期运行在高电压和大电流工况下，容易被击穿，维护困难；晶闸管发热量大，一般情况采用纯水冷却，除了有一套水处理装置可靠的水源外，还需配监护维修人员。另外，其晶闸管产生的大量谐波电压污染电网，需配套滤波装置。整套装置占地面积很大，价格较贵。3)SVG动态无功发生器静止无功发生器(SVG)的基本原理是将自换相桥式电路通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流就可使该电路吸收或者输送满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化，自动补偿系统所需的无功功率。可直接发感性或容性无功，补偿效果好。由于SVG响应速度极快，所以又称静止同步补偿器，其响应时间为5~10ms。静止无功发生器原理图该产品是动态无功补偿的装置的换代产品，其占地面积极小，免维护，一般年损耗在0.3%以下。且SVG设备紧凑，占地较小可布置在户内，适用于占地面积紧张或盐雾腐蚀严重的区域。其更能满足对电网无功补偿的各项要求，且随着近年的发展和应用，其价格已趋于合理。综上所述，本工程推荐使用35kVSVG型动态无功补偿装置。动态无功补偿装置按不低于总容量的20%,即12Mvar的动态可连续调节的无功补偿装置配置。(4)站用变及小电阻：由于本项目35kV侧均采用电缆汇流的方式，电缆量较大，为限制单相接地故障下的电容电流，拟在电站35kV母线上设置小电阻成套装置。容量考虑与站用变合用，设置1台综合接地变压器。1)小电阻装置本工程35kV电缆总长度约10km,电容电流估算为：考虑到本期工程一次性建成，故35kV侧电网单相接地的电容电流约为根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(GB/T50064-2014),本工程需装设小电阻，计算电阻值为84欧，600kVA。2)35kV站用变压器站用变负荷容量计算表见下表：表7.1-1380/220V站用电负荷统计表序号额定容量(kW)安装(kW)运行(kW)1直流充电装置2663应急照明逆变电源5554轴流风机5生活给水装置-水泵电动机5556消防给水系统7通信电源5558试验电源5559110kV配电装置加热555主变及10kV配电装置加热777主控室及10kV配电室交流电源加热555空调机排气扇进站道路及户外照明555主控综合楼照明配电间照明444警卫室照明计算负荷S=0.85×P1+P2+P3考虑一定的裕度，容量选择为200kVA。结合小电阻容量，本期装设1台35kV干式站用变压器，容量为600kVA,其中二次侧容量为200kVA。主要技术参数如下：额定频率：50Hz;额定容量：600kVA(二次侧200kVA);阻抗电压：6.5%;升压站本期装设1台站用变压器，1台10kV备用变压器。站用接地变接于35kV母线上，10kV施工/备用变压器(315kVA)接于附近1段母线，进线和分段开关采用智能型框架断路器，进线及分段断路器额定电流为630A。正常运行时，分段断路器处于合闸状态，由站用变带两段母线负荷运行，10kV变压器作为站用变的备用变。当站用变因故障或停电失压时，备自投装置自动跳开站用变进线断路器，自动合上10kV施工/备用变压器进线断路器。由10kV备用变带两段母线负荷运行。陶瓷防静电地板，站用接地变户内布置于35kV站用接地变及消弧线圈室内。ZC-YJV22-26/35-3x95mm²;ZC-YJV221)直击雷防护直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行采取在升压站设置独立避雷针，综合楼等建筑物设置屋顶避雷带由于太阳能电池方阵和逆变升压装置高度通常不大于5m,以高度指标衡但是太阳能电池方阵占地面积大，电池的组件边框采用铝合金，电池板均采用角钢、槽钢等固定，均为导电性能良好的金属材料，容易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此为增加雷电流散流效果，将站内所有光伏电池组件支2)侵入雷电波保护：在光伏本体系统的光伏防雷汇流箱、逆变器内交直流侧均配置防雷电装在升压站系统交流侧雷击感应过电流均采用避雷器的方式进行分流，在电站110kV线路、升压变压器高低压侧、35kV段母线、35kV线路。装设氧适当的布线措施：为了使太阳能电池方阵直流输出电缆尽量短，减少电感性耦合，各电池单元的逆变升压机房应尽量与各光伏发电单元相邻布置，线路的屏蔽措施：光伏电站场地开阔，占地面积大，控制电缆、直流、交流电缆在整个太阳能电池方阵之间穿插布置，大量裸露在户外，容易遭受槽盒和桥架盖板能对电缆起到很好的屏蔽作用；在局部采用电缆埋地敷设的等电位连接：等电位连接的目的，在于减少需要防雷的空间内各金属部件和各系统之间的电位差。穿过各防雷区交界的金属部件和系统，以及在一个防雷区内部的金属部件和系统，都应在防雷区交界处做等电位连接；应采用等电位连接线、扁钢和螺栓紧固的线夹做等电位连接。接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。接地装置采用以水平接地带为主，辅助以垂直接地极的复合接地网。主接地网采用以热镀锌扁钢为水平接地带，角钢接地极为垂直接地极，并局部添加土壤改良剂的综合方法设置。沿光伏方阵四周采用一40×4热镀锌扁钢设置一圈水平接地带，接地体埋设深度不小于0.6～0.8米。光伏板铝合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置，安装时用接地线将电池板铝合金外框和电池板支架可靠导通，所有支架采用等电位与水平接地带连通，并根据现场土壤情况，选择合适的位置，采用热镀锌角钢或其他导电性能良好的材料设置垂直接地极，垂直接地极埋设深度不小于2.5米。太阳能电池方阵支架之间以扁钢接地极相互连接后，再与主接地网相连。在各光伏方阵内设置连接各电池组件和逆变器等电气设备的均压网，并以不少于两点与主接地网可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。箱变、水泵房等建筑物的接地带，就近与主接地网可靠连接，连接点不少于2个。对所有交、直流电力电缆的接头盒、终端头和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管应可靠接地；电缆槽盒、支架、桥架、给排水管道、各级直流汇流箱、高低压配电柜外壳等金属物用热镀锌扁钢接入接地网。升压站接地方式拟考虑水平接地体为主，垂直接地极为辅的复合接地网，水平接地体拟采用50x5接地扁钢，垂直接地极采用角钢。具体的设计方案及接地电阻值待下一阶段测得站区土壤电阻率后再进一步细化确定。配电楼楼板的钢筋焊接成网，并与柱里选定的钢筋焊接，选定作引下线用的钢筋伸出柱外与主接地网焊接。女儿墙上敷设的避雷带单独采用热镀锌圆钢引下，与主接地网最外边线焊接。主控制室二次设备的接地采用铜排母线构成二次设备接地网，并同一点引出四根接地线与主接地网连接。低压配电柜、高压配电柜、UPS屏等电气设备接地按照电力系统行业标准《交流电气装置的接地》进行。对光伏方阵区，拟设置水平接地带和垂直接地极相结合的接地网。将安全接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于4Q考虑。本项目以110kV接入电网，故按照《电力工程电气设计手册一电气一次部分》对大接地短路电流系统接地电阻值的计算方法，本项目110kV升压站内接地电阻初拟允许值为1Ω。接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电压满足规程要求，尽可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。7.1.6站用电及照明为给升压站内直流系统、站内消防水泵、逆变器自用电等低压负荷提供可靠的电源，本电站设置站用0.4kV段，其工作电源由升压站内35kV配电段母线上引接，备用电源由施工电源引接，项目建设结束后保留；设置容量为200kVA的低压站用变压器和单母线分段接线的0.4kV低压配电段，为站用负荷供电。0.4kV用电设备采用就地供电的原则，由35kV箱变低压侧就地供电，供给各逆变器自用电、逆变器室内通风、照明及安全闭路电视安防系统等电源。本项目综合楼、升压站室外场所照明采用由400V站用低压配电段供电；逆变升压设备所需照明电源由各区低压站用配电段供电；控制位置在低压配电柜上或通过就地开关完成。升压站内主控室和配电室照明分为正常和应急照明两种方式，正常时由交流供电；当交流电源消失后，应急照明系统经交直流切换装置自动切换至直流供电。电站主要出入口，建筑物内部通道、楼梯间等处采用自带蓄电池的应急标志灯指示安全疏散通道和方向，应急时间不少于45分钟。正常照明网络电压为交流380/220V。交流事故照明电压为220V。本工程照明及动力系统采用TN-C-S系统。交流正常照明系统为光伏电站正常运行时供全场运行，维护，检修，管理等使用。正常照明由接在站用变压器上的低压开关柜供电。单元控制室内采用嵌入式灯具照明。其它场所根据要求分别采用荧光灯具、配照型等型式的灯具以及其它建筑灯具。配电室事故照明采用直流屏供电的节能灯照明。升压站内检修电源由低压配电段上取得，并在就地设置检修电源箱。光伏区所需检修电源可由各逆变升压变压器出口配置的低压站用变压器7.1.7电缆敷设考虑方阵内采用电缆桥架和电缆保护管的敷设方式，东西向电缆采用将电缆沿太阳能支架绑扎的敷设方式，南北向电缆采用沿电缆桥架敷设方式，汇流箱进出电缆通过穿可挠金属保护管连接至电缆桥架。汇流箱输出电缆通过电缆保护管进入直通箱变的位置下到电缆沟，箱变底部进入。电缆过公路升压站内设有电缆沟通往各主要电气设备附近，沟内设电缆支架，动力电缆和控制电缆在敷设时要同沟分层；电缆在无电缆沟的地方穿管暗敷；控制室、继电保护室内设防静电地板层，并与35kV配电室内电缆沟连通；防电缆防火：严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口，均应设置阻火墙。室外电缆沟交叉处及长距离电缆沟每隔100m设置一道阻火墙。阻火墙两侧电缆1.5m范围，需刷防火涂料。当高、低压电缆同沟敷设时，动力电缆与控制电缆间应加装隔板。封堵材料采用无机速固硬质堵料和有机软质堵料。防火墙的耐火极限为4h。全站采用C级阻燃电缆。本工程在场地西北侧建设1座110kV升压站，共2层，1层设置主变压器，SVG装置和35kV配电装置，2层设置110kVGIS配电装置，采用整体箱式结构。35kV配电装置布置在35kV配电室内，采用移开式铠装式交流高综合配电楼站用低压配电装置共2面柜，布置在综合楼二层的继电保护室。SVG变压器户外变压器布置拟在升压站户外场地上布置两台SVG户外变压器。本光伏电站监控采用集中控制方式，采用计算机网络监控系统(NCS)、微机保护自动化装置和就地检测仪表等设备来实现全站机电设备的数据采集现场情况等重要信息通过Internet网络上传NDGJ8-89《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》《静态电流相位比较式纵联保护装置技术条件》《继电保护专用电力线载波收发信机技术条件》《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》《220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规范》《继电保护设备信息接口配套标准》《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》《电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范》《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》《100M快速以太网标准》《交流电气装置的接地》《电测量及电能计量装置设计技术规程》《电力工程直流系统设计技术规程》(1)线路保护XXXX光伏电站-220kV安城站110kV线路保护选择光纤电流差动保护作为主保护，带时限过电流保护作后备保护，当线路发生短路时，能快速切除故障。并设置线路测控装置，含线路侧断路器、隔离刀的遥控、遥测、遥信以及接地刀闸的遥信量等。(2)故障录波为了分析电力系统故障，及时判定线路故障点位置，升压站应装设故障录波装置。本期工程按全站规模配置一套110kV及主变故障录波装置。要求故障录波装置应具有远传功能和具备网络通信接口。安城站的110kVXX光伏电站间隔接入前期原有的110kV故障录波装置，满足光伏电站接入系统的要求，无需进行改造。(3)继电保护信息管理系统根据XX电网二次系统规划，XX光伏电站应装设继电保护信息管理系统子站，子站系统装设方案将与主站系统统一考虑。要求电站的继电保护装置应预留与该子站系统的接口。(4)电能质量在线监测装置根据《电力系统谐波管理暂行规定》,需