光伏电站招标技术方案

青海省共和县30MWP并网光伏电站工程技术方案报告青海共和太阳能光伏发电站 青海共和太阳能光伏发电站 可行性研究报告#批准：审核：校核：编制：目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"\h1综合说明 5\o"CurrentDocument"\h项目概况 5\o"CurrentDocument"\h项目名称 5\o"CurrentDocument"\h项目设计单位 5\o"CurrentDocument"\h建设地点 5\o"CurrentDocument"\h报告编制原则及依据 5\o"CurrentDocument"\h编制原则 5\o"CurrentDocument"\h编制依据 5\o"CurrentDocument"\h编制范围 5\o"CurrentDocument"\h项目主要内容 5\o"CurrentDocument"\h项目实施的总体目标 7\o"CurrentDocument"\h项目提出的背景 8\o"CurrentDocument"\h目前我国的能源形势 8\o"CurrentDocument"\h我国电力供需现状及预测 8\o"CurrentDocument"\h世界光伏技术发展趋势 9\o"CurrentDocument"\h聚光组件介绍 11\o"CurrentDocument"\h并网逆变器产业状况 12\o"CurrentDocument"\h项目的必要性 13\o"CurrentDocument"\h能源和环境可持续发展的需要 13合理开发利用光能资源，符合我国能源产业发展方向 14\o"CurrentDocument"\h满足未来电力需求 15\o"CurrentDocument"\h改善生态、保护环境的需要 16\o"CurrentDocument"\h工程任务及规模 17\o"CurrentDocument"\h场址选择及布置 17\o"CurrentDocument"\h选址原则 17\o"CurrentDocument"\h场址描述 18\o"CurrentDocument"\h所选场址条件 18场址选择综合评价 19\o"CurrentDocument"\h2太阳能资源分析 20\o"CurrentDocument"\h区域光资源概况 20\o"CurrentDocument"\h多年气象资料统计 21\o"CurrentDocument"\h基本气象资料 21\o"CurrentDocument"\h2008年全年辐射数据分析 21\o"CurrentDocument"\h多年日照辐射量分析 27\o"CurrentDocument"\hDNI太阳直射辐射量 32\o"CurrentDocument"\h3总体技术方案及发电量估算 34\o"CurrentDocument"\h设备选型 34\o"CurrentDocument"\h太阳能电池组件的选型 34\o"CurrentDocument"\h逆变器选型 37\o"CurrentDocument"\h控制系统及支架 40汇流箱 41\o"CurrentDocument"\h发电系统主设备清单 42\o"CurrentDocument"\h光伏系统设计 42\o"CurrentDocument"\h上网电量估算 43\o"CurrentDocument"\h全年发电量计算 43\o"CurrentDocument"\h上网电量计算 44\o"CurrentDocument"\h4电气 45\o"CurrentDocument"\h电气一次 45\o"CurrentDocument"\h接入电力系统方式 45\o"CurrentDocument"\h电气主接线方案 45\o"CurrentDocument"\h光伏电站厂用电 45\o"CurrentDocument"\h配电室和控制室主要电气设备的布置形式 46\o"CurrentDocument"\h电气二次 47\o"CurrentDocument"\h电厂监控系统 47\o"CurrentDocument"\h计量及同期 47\o"CurrentDocument"\h元件保护 48\o"CurrentDocument"\h直流系统 48\o"CurrentDocument"\h并网光伏电站过电压保护及接地保护 48\o"CurrentDocument"\h土建工程 50\o"CurrentDocument"\h建设规模及设计依据 50\o"CurrentDocument"\h土建工程采用的主要设计技术数据 50\o"CurrentDocument"\h主要建筑材料 51\o"CurrentDocument"\h.场区道路、绿化设计 51\o"CurrentDocument"\h.场区照明及景观设计 51\o"CurrentDocument"\h.场区给排水设计 51\o"CurrentDocument"\h电站房屋建设 51\o"CurrentDocument"\h房屋规划 51\o"CurrentDocument"\h房屋供暖及太阳能利用 52\o"CurrentDocument"\h场区围栏 52\o"CurrentDocument"\h供电 52\o"CurrentDocument"\h主要建筑设施及结构体系及结构选型 52\o"CurrentDocument"\h主控制室及110KV配电室 52\o"CurrentDocument"\h逆变器基础 52\o"CurrentDocument"\h综合办公楼 53\o"CurrentDocument"\h.阵列基础设计 53\o"CurrentDocument"\h光伏发电厂接地网及电缆沟 53\o"CurrentDocument"\h.施工组织设计 64\o"CurrentDocument"\h施工组织实施方案 64\o"CurrentDocument"\h电站土建工程 64\o"CurrentDocument"\h设备生产、采购及运输 65\o"CurrentDocument"\h安装、测试、试运行及现场培训 65\o"CurrentDocument"\h施工进度安排 66\o"CurrentDocument"\h设备及材料进场计划 66\o"CurrentDocument"\h土建部分 67\o"CurrentDocument"\h太阳能光伏发电设备部分 67\o"CurrentDocument"\h劳动定员和人员培训 67\o"CurrentDocument"\h劳动定员 68\o"CurrentDocument"\h人员培训 68\o"CurrentDocument"\h质量管理及安全措施 70\o"CurrentDocument"\h质量管理 70\o"CurrentDocument"\h安全措施 70\o"CurrentDocument"\h管理措施 71\o"CurrentDocument"\h光伏电站拆除方案 71\o"CurrentDocument"\h.工程投资 72\o"CurrentDocument"\h概述 72\o"CurrentDocument"\h编制依据 72\o"CurrentDocument"\h项目总投资 72\o"CurrentDocument"\h建设投资 72\o"CurrentDocument"\h建设期利息 73\o"CurrentDocument"\h流动资金 73\o"CurrentDocument"\h资金筹措 73附表:光伏电站特性表 751综合说明项目概况项目名称青海省共和县30MW并网光伏电站项目P项目设计单位北京远东科能国际电气工程有限公司建设地点青海省共和县报告编制原则及依据编制原则（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）对厂址进行合理布局，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。编制依据（1）青海共和30MWP光伏并网发电特许权项目招标文件。（2）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定。编制范围远东科能国际电气有限公司承担青海省共和县30MWP并网光伏电站项目的可行性研究工作。在经过与业主充分沟通，青海省水利水电勘测设计研究院收集整理出大量可靠资料，参考国家相关规范，完成了本报告的编制工作。报告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，工程投资概算，财务评价等。项目主要内容共和县30MWp并网光伏电站工程项目位于青海省海南州共和县境内，距县6.5公里处。建设规模为30MWp，拟设置电站场区加上升压变电站，占地面积为0.818平方公里，该场址地形总体地势平坦、开阔，起伏不大，工程地质条件良好。接入方便、交通便利，G214国道从场址边经过，外部建设条件良好。光伏电站的具体位置详见图1-1。图1-1光伏电站项目在共和县的具体位置示意图项目场址位置坐标位于1#(N36°11′35.9″、E100°31′25.92″)，2#(N36°11′11.6″、E100°31′14.6″)，3#(N36°11′35.9″、E100°30′35.1″，)4#(N36°11′11.6″、E100°30′35.1″)。工程场区地貌类型为荒漠戈壁滩，属地质构造较稳定区。场地为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。该地区的太阳能总辐射年总量在6381.6MJ/m2—6705.1MJ/m2之间，属于太能丰富的地区，非常适合建设大型太阳能光伏电站。本项目建设规模为30MWp，项目所发电量经场内的110kV升压站升压后，以一回110kV线路送往共和县110kV变电所。本项目占地面积为0.818km2，均为荒漠土地。土建工程主要包括场区道路、太能阵列基础、场内升压站。其中，机房及办公生活用房采用太阳能采暖房。本电站建设从项目立项到最终并网投运验收的建设周期拟分为二个阶段，即第一年完成全部土建工程及配套附属设施建设，50%的设备采购运输以及10MW并网，第二年完成50%的设备采购运输以及20MW并网，总工期拟控制为24个月。项目实施的总体目标开发青海地区丰富的太阳能资源，建设共和县新能源规划范围内的首座高压并网光伏电站，积极积累经验，探索高效率低成本的太阳能光伏电站发展模式，为将来全国大规模发展高效率低成本的太阳能电站奠定基础。项目提出的背景目前我国的能源形势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，2006年能源消费总量增至24.6亿tce（吨标准煤），比2005年增长了9.3%。2006年各种一次能源比例为：煤炭占69.7%、石油占20.3%、天然气占3.0%、水电占6.0%、核电占0.8%。2006年，中国的原油进口达到1.5亿t，大约是中国原油总需求的50%。图2－1-1是中国的一次能源消费构成。图2-1-1 2006年中国一次能源消费构成预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce，煤炭供应量为29亿t，石油为6.1亿t；然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿t左右，石油的最高产量也只有2.0亿t，供需缺口分别为7亿t和4.1亿t。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需求，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，资源浪费大。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加大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。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。显然，从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此，在大力提高能效的同时，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。我国电力供需现状及预测2005年，全国发电装机容量达到5.0841亿千瓦，同比增长14.9%。其中，水电达到1.1652亿千瓦，约占总容量22.9%；火电达到3.8413亿千瓦，约占总容量75.6%；全国发电量达到24747亿千瓦时，同比增加2804亿千瓦时，增速12.8%。2006年，全国发电装机容量达到6.22亿千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到1.4亿千瓦，约占总容量22.5%；火电达到4.7252亿千瓦，约占总容量75.97%；2006年全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长14.5%。根据专家预计2007年至2010年全社会用电量的年均增速在12%左右，2010～2020年增速在8%左右。根据以上预测结果，到2020年，中国电力装机容量将突破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，发展煤电和大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，而太阳能发电将在未来中国能源供应中占据主要地位。图1-6-1是我国各种一次能源储采比与世界比较表。图2-2-1我国各种一次能源储采比与世界比较表世界光伏技术发展趋势技术进步是降低成本、促进发展的根本原因。几十年来围绕着降低成本的各项研究开发工作取得了辉煌的成就，表现在电池效率的不断提高，硅片厚度的持续降低和产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。（1）电池效率的不断提高单晶硅电池的实验室最高效率已经从50年代的6%提高到目前的24.7%，多晶硅电池的实验室最高效率也达到了20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了很大成功，非晶硅薄膜电池、碲化镉（CdTe）、铜铟硒（CIS）的实验室效率也分别达到了13%、16.4%和19.5%。其它新型电池，如多晶硅薄膜电池、燃料敏化电池、有机电池等不断取得进展，更高效率的新概念电池受到广泛重视被列入研究开发计划。随着试验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得到不断提升。目前单晶硅电池的效率可达到16%～20%，多晶硅电池可达到14%～16%；与此同时，光伏产业技术和光伏系统集成技术与时俱进，共同促使光伏发电成本不断降低和光伏市场及产业的持续扩大发展。（2）商业化电池厚度持续降低降低硅片厚度是减少硅材料消耗、降低晶体硅太阳电池成本的有效技术措施，是光伏技术进步的重要方面。30多年来，太阳电池硅片厚度从20世纪70年代的450～500μm降低到目前的180～280μm,降低了一半以上，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计2010年硅片厚度将降至150～200μm，2020年将降低到80～100μm，届时成本将相应大幅降低。（3）生产规模不断扩大生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单厂生产规模已经从20世纪80年代的1～5MWp/a发展到90年代的5～30MWp/a和目前的50～500MWp/a。生产规模与成本降低的关系体现在学习曲线率LR（LearningCurveRate）上，即生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR=20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。预计，在未来的两年之内，单厂年生产能力达到1GWp的企业将会出现。（4）太阳电池组件成本大幅度降低光伏组件成本30年来降低2个数量级。2003年世界重要厂商的成本为2-2.3美元/Wp，售价2.5～3美元/Wp，最近因材料紧缺有所回升。当供求关系越过平衡点后，成本会比前一个供求关系对应点更低，这也是30年来经验曲线中曾经出现过的现象。(5)晶体硅电池技术持续进步，薄膜电池技术快速发展图1-6-2是2006年各种电池技术的市场份额，其中多晶体硅46.5%，单晶体硅43.4%，带硅电池2.6%，薄膜电池约7.6%。多晶体硅电池自1998年开始超过单晶体硅后一直持续增长，各种薄膜电池市场份额近年来也在稳定增长，反映出技术进步的推动力量。图1-6-22006年各种光伏电池市场份额1.6.4聚光组件介绍聚光光伏组件的原理是利用聚光光学系统把辐照到光学元件表面的太阳光进行汇聚，而光伏电池位于太阳光汇聚焦点上，光伏电池把汇聚后的太阳光转换为电能进行输出。三安光电聚光光伏组件中所用的光伏电池是三结太阳电池(GaInP/GaAs/Ge)，以三种带隙宽度不同的半导体材料构成级联三结太阳电池，用各级子电池去吸收利用与其带隙宽度最相匹配的那部分太阳光谱，从而单结电池在光电转换过程中的“电流损失”和“电压损失”，大大的提高光电转换效率，三安光电聚光光伏组件在500倍聚光条件下的光电转换效率大于36%。防逆流的措施是在封装电池接收器时，在基板上焊接并联一个可通过大电流的二极管。电池芯片作涅尔透镜电池接收搭:次光学元件CPV电池芯片作涅尔透镜电池接收搭:次光学元件CPV模组1.6.5并网逆变器产业状况我国从上世纪80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为：10kW、20kW、30kW、50kW、100kW、500kW，更大容量的并网逆变器还不成熟，主要原因在于并网光伏发电系统规模较小，对大容量并网逆变器需求度不足，生产商研发积极性不高所造成。目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式:（1）工频变压器绝缘方式：用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维护量少，开关频率低，电磁干扰小。（2）高频变压器绝缘方式：用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。（3）无变压器非绝缘方式：为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换变为单级变换。实际使用中出现一系列问题。无变压器非绝缘方式逆变器不能使输入的太阳电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳电池矩阵正、负极都不能直接接地。太阳电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其它用电设备工作。这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。（4）正激变压器绝缘方式：是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后开发出来的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。项目的必要性能源和环境可持续发展的需要世界能源问题位列世界十大焦点问题之首，特别是随着世界经济的发展、世界人口的剧增和人民生活水平的不断提高，世界能源需求量持续增大，根据美国能源信息署（EIA）最新预测结果，随着世界经济、社会的发展，未来世界能源需求量将继续增加。预计，2010年世界能源需求量将达到105.99亿吨油当量，2020年达到128.89亿吨油当量，2025年达到136.5亿吨油当量，由此导致全球化石能源逐步枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日趋严重。中国作为能源消费大国，能源产业支撑着经济的高速发展。我国能源资源的基本特点是富煤、贫油、少气。大部分能源在开发和利用方面存在浪费大、利用率低的问题，节能减排压力十分巨大。我国能源结构以煤炭为主，十一五以来，在经济快速增长的拉动下，煤炭消费约占商品能源消费构成的75%，已成为我国大气污染的主要来源。由于能源消费的快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况愈发严重，既影响经济发展，也影响人民生活和健康，随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束将越来越严重。因此，大力开发太阳能、风能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施，同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。十一五期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提供清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程的重点，以设备国产化、产业规模化、市场规范化为目标，加快可再生能源的开发。可再生能源中，太阳能发电是最具有前景的技术之一。《可再生能源发展十一五规划》明确提出，到2010年，全国太阳能发电装机容量达到30万千瓦，进行兆瓦级并网太阳能光伏发电示范工程的试点工作，带动相关产业配套生产体系的发展，为实现太阳能发电技术的模块化应用奠定技术基础。十一五期间，共和县工业进入高速发展阶段，煤炭资源贫乏，水电开发趋近饱和。能源发展已经提出以电力电网建设为龙头，以水利综合利用为基础，以新能源研究开发为目标的能源建设发展思路。因地制宜发展共和县太阳能、风能等新能源，努力构建清洁、高效、安全、稳定、多元的能源供应体系，将实现能源开发与环境保护的和谐发展。因此加快新能源特别是并网光伏发电产业建设，对促进共和县地区循环经济发展，优化能源结构，实现节能减排目标、促进地方经济可持续发展具有重要意义。1.7.2合理开发利用光能资源，符合我国能源产业发展方向我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四中五中全会上通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议》要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的《中华人民共和国节约能源法》明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的《1996－2010年新能源和可再生能源发展纲要》则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》要求中国的发电企业必须用可再生能源（主要是太阳能和风能）生产一定比例的电力。在国家发改委2007年4月所作的《能源发展“十一五”规划中》再次强调了未来五年在可再生能源领域要重点建设实现产业化发展。2008年3月3日，《可再生能源发展十一五规划》中提出到2010年，太阳能发电装机容量达到30万kW，到2020年，达到180万kW装机容量，进行兆瓦级并网太阳能光伏发电示范工程和万千瓦级太阳能热发电试验和试点工作，带动相关产业配套生产体系的发展，为实现太阳能发电技术的规模化应用奠定技术基础。为了确保上述目标的实现，国家从提高全社会的认识、建立持续稳定的市场需求、改善市场环境条件、制定电价和费用分摊政策、加大财政投入和税收优惠力度、加快技术进步及产业发展等多个方面，支持和保证可再生能源的发展。因地制宜建设大型并网光伏电站在今后较长时期符合国家大力发展光伏产业的宏观政策导向。基于我国干旱半干旱地区幅员广阔、太阳能资源丰富、建设条件优越、设备维护便利，在这些地区很适宜建设MW级甚至GW级的并网光伏电站，发展光伏电站潜力巨大。就青海省而言，依托优势资源，实施资源转换，大力发展循环经济，是经济建设的重要发展战略。2009年2月27日，青海省人民政府办公厅下发《太阳能产业发展及推广应用规划》，将青海省太阳能产业定位为：重点支持的新兴支柱产业；国内重要的太阳能光伏产业基地；全国推广应用的试验、示范基地；国内最大的太阳能电力生产基地；清洁能源与循环经济结合的示范区。共和县大力发展新能源，尤其是并网光伏电站的建设，符合国家能源发展战略和新能源发展规划。满足未来电力需求目前，我国电力装机总容量已达8亿千瓦，其中水电装机总量1.72亿千瓦，投运核电机组装机容量910万千瓦，已核准建设核电规模2540万千瓦；风电装机容量连续3年实现翻倍，2008年装机总量达到1210万千瓦；太阳能光伏电池年产量200万千瓦；生物质能发电总装机315万千瓦。根据《海南十二五年电网发展规划及2020远景展望》电力负荷预测，海南电网2010年最大负荷212MW，2009～2020年，丰水年电力有盈余，枯水年电力缺口为75～116、63～96、48～75MW,由此可见，2009～3014年，枯水年海南电网电力缺口较大，需要大网供电，随着海南州矿产资源的进一步开发，其中主要以铜峪沟大型铜矿、赛什塘中型铜矿，穆合沟中型汞矿、沙尔诺中型汞矿、什多龙中型铜矿、日龙沟中型锡—多金属矿以及吾口中型铜矿见著。等一大批资源开发项目的实施和建成，共和县地区用电负荷有大幅度增长，即使考虑规划电源点的建设，也难以满足共和县电力发展需求。而共和县市的煤炭、石油等能源相对匮乏，但是共和县的太阳能资源是青海省最丰富的地区之一，通过对现场的太阳能资料分析，该项目具有很高的开发价值。共和县地处青藏高原腹地，属大陆性高原气候。年均日照时数为2916.892h，年太阳总辐射量为6389.8~6705.1MJ/m，太阳能资源丰富。非常适合建设光伏电站项目。该太阳能光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式，近年来，世界光伏发电装机以年均30%以上的速度增长，光伏电池组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，电机容量不断增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措。本项目充分利用当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。随着国家加大对中西部地区的扶持力度，尤其是西部大开发战略的实施，为共和县市的经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动农业生产和矿产资源开发，促进本地经济健康、持续发展。因此，加快并网光伏发电产业园区建设，以满足共和县今后发展强劲的用电需求，促进共和县社会经济可持续发展。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的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影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。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。太阳能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。同时由于太阳能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。太阳能的开发利用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，营造出山川秀美的旅游胜地。共和县属于高原大陆性气候，年平均气温为4℃，年平均降水量314.4毫米，年蒸发量1692.1毫米，气候干燥，生态环境比较脆弱，同时共和县辖区面积有近1000平方公里的半荒漠化土地，发展太阳能光伏发电有效降低了太阳能直接辐射，降低了地表温度，从而减少蒸发量，对防风固沙、恢复生态都具有重要作用。工程任务及规模共和县30MWp并网光伏电站项目位于青海省海南州共和县境内，根据当地的能源资源情况、电力供需情况、未来电力需求预测情况、电力系统状况等因素，建设规模为30MWp，为提高系统的效率，减少太阳能电池板的数量，本次设计采用聚光太阳能组件。安装60个光伏子阵列，每个子阵列由23串90并240Wp的聚光太阳能电池组件组成，共计124200个太阳能组件。本电站的装机型式采用多晶硅光伏电池组件，并网逆变器采用60台500kW功率的设备，建设1台110KV,50000KVA的升压变压器，电站所发电量全部上网。场址选择及布置选址原则结合光伏电站建设的特点、场地地形、地貌、气候条件以及我国现行的政策进行场址选择。场址选择一般遵循以下原则：（1）丰富的太阳光照资源，大气透明度较高，气候干燥少雨。（2）靠近主干电网，减少新增输电线路的投资。主干电网具有足够的承载能力，有能力输送光伏电站的电力。（3）场址为荒漠化土地，地势开阔、平坦、无遮挡物。（4）距离用电负荷中心较近，以减少输电损失。（5）便利的交通、运输条件和生活条件。（6）能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本。（7）当地政府的积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件。（8）场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。（9）场址附近也没有对电站造成污染的厂矿。遵循以上原则，经过综合建设条件比对，最终确定了青海省海南州共和县30MWp光伏电站项目建设地，场址建设条件均满足选址要求。场址描述本工程场址位于青海省海南州境内，向东距离共和县恰不恰镇约6.5km，站址平均海拔2918m，地势较为平坦开阔，地形起伏不大。建设规模为30MWp，拟设置电站场区，加上升压变电站，总占地面积为占地面积为0.833平方公里。场区及周边地区地形地貌见图1-9-1。图1-9-1场区及周边地区地形地貌所选场址条件（1）太阳能资源丰富共和县并网电站场址内太阳辐射强，光照充足，该地区的年太阳辐射量在6381.9MJ/2m以上，高者达6705.1MJ/m2，年日照时数在2718h以上，高者达3115h，日照百分率55%～80%以上。是我国太阳能资源丰富地区。（2）地质构造稳定工程区松散堆积广覆，断裂在地表的迹象和证据较少，主要根据航磁异常及影像特征等综合分析推断。据遥感地质调查，区内主要断裂均为隐伏状的基底断裂，对工程建设无影响。场址区地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。（3）接入系统便利根据现场踏勘情况，拟建电站距离青海省海南州共和县6.5公里，青海省海南州共和县建有共和110kV变电所，光伏电站出线接入条件便利。（4）场址内及周边环境条件经过实地踏勘，该处场址不存在洪水淹没问题，也无常年内涝和积水问题；场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。（5）交通条件及示范条件工程建设地点紧邻214国道，距离青海省海南州共和县区约6.5km。交通条件便利，具有良好的旅游示范条件。（6）当地政府的支持力度青海省及青海省海南州共和县等各级政府对光伏发电项目均大力支持，承诺提供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。1.9.4场址选择综合评价经综合考虑太阳能资源、工程地质条件、建设条件、交通条件、政策条件等多种因素，该处场址的选择在技术上是可行的，具备建设大型光伏电站的条件。2太阳能资源分析青海省地处中高经纬度地带，太阳辐射强度大，光照时间长，年总辐射量可达5800MJ/m2—7400MJ/m2,其中直接辐射量占总辐射量的60%以上，仅次于西藏，位居全国第二。从气象部门提供的青海省总辐射空间变化分布图（图2-1-1）中可看出，其空间分布特征是西北部多，东南不少，太阳资源特别丰富的地区位于柴达木盆地、唐古拉山南部，年太阳总辐射量大于6800MJ/m2；太阳资源丰富的地区位于海南（除同德）、海北、果洛州的玛多、玛沁、玉树及唐古拉山北部，年太阳总辐射量为6200MJ/m2—6800MJ/m2；太阳能资源较丰富地区主要分布于海北的门源、东部农业区、黄南州、果洛州南部、西宁市以及海东地区，年太阳总辐射量小于6200MJ/m2。青海省海南州共和县地区太阳能年辐射总量大于6400MJ/m2，为太阳能资源最丰富带，具有较好的开发前景。图2-1-1青海省总辐射空间变化分布图区域光资源概况共和县气象站地理坐标为东经100°37′、北纬36°16′，观测场海拔高度为2835.6m，建站时间为1953年1月。该站的主要业务有地面观测、沙尘暴、酸雨、农业气象、生态环境等基础观测。贵南站建于1957年1月，在贵南县城南台路1号，北纬35°35′，东经100°45′，海拔高度3202.9米。目前收集到1971～2007年的太能辐射资料和2008年全年的太阳能辐射观测资料。在本研究阶段，采用共和县气象站和贵南气象站作为本工太阳辐射的代表站，并将综合考虑两站与场址相对位置选择太阳辐射资料作为本阶段太阳辐射研究和计算依据。多年气象资料统计基本气象资料共和县位于共和盆地，具有显著的高原大陆性气候特征。地势高，气温多变，昼夜及地形温差较大，无霜期短，年日照时间长，大部分地区寒冷而干燥，冬季严寒夏季凉爽，属高原大陆性气候区。（1）主要气象要素根据海南州气象局资料统计：全年日照时数3115.4～2719.8h，全年平均气温4.0℃，极端最低气温-27.7℃，极端最高气温33.7℃，全年平均降水量314.4mm，年总蒸发量1692.1mm，无霜期99d，最大冻土深1.5m，平均风速1.8m/s，大风日数平均30～85d。≥0℃，主要气象要素见表2-2-1。表2-2-1 主要气象要素表名称单位数量年平均气温℃4无霜期d99年平均降水量mm314.4极端最低气温℃-27.7极端最高气温℃33.7平均风速m/s1.8年日照最大日照时数h3115.4年日照最大日照时数h2719.8年平均蒸发量mm1692.1大风日数d30~85最大冻深m1.52008年全年辐射数据分析

通过对贵南气象站提供的2008年全年日照辐射量进行插补修正，得到2008年各月的日照辐射量折线图如下：一月份三月份300025002000150010005001 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31四月份350030003500300025002000150010005001 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29五月份035003000250020001500100050003500300025002000150010005001 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31六月份七月份350030002500200015001000500八月份30002500200015001000500九月份0十月份八月结束，日照高峰持续时间长，在此段时间段的辐射量占全年辐射量的61.6%，辐射量最低为一月份，十二月份次之。2008年全年辐射总量达6216.6MJ/M2,总日照时数达2646.2h。一年内各月辐射量及日照时数分布情况如下：月份 辐射量 光照时数1327.79170.92425.11230.43613.06268.94607.88214.25702.20264.16658.95242.57643.47230.28630.79213.59479.77177.910465.45224.911353.75176.512352.77232.2全年共计6260.992646.2

月份数时照日数时照日多年日照辐射量分析共和县主要的气象灾害有干旱、大风、沙尘暴等，根据共和县气象站37年实测气象资料，将其它各气象要素进行统计，见表2-2-2所示。表2-2-2其它主要气象要素月份日照时数日照百分率沙尘暴日数冰雹日数雷暴日数1233.4764002222.6737003247.46712024256.5657185261.9605115.16241.3551148.77250.957018108260.56201310.69218.459174.310238.76912811243.58020012232.778400全年2907.866436556.7虽然共和气候干燥，气象灾害较多，但干旱气候区丰富的太阳能、热量、风力资源、大气成分资源等气候资源，是可再生利用的。可根据共和县气候资源的分布状况，开发利用气候资源，为共和县的经济建设、社会发展做出贡献。气象条件分析：1）环境温度条件分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-20~40℃，选用电池组件的工作温度范围为-20~85℃。正常情况下，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温度加30℃的水平。根据共和县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4℃，多年极端最高气温33.7℃，多年极端最低气温-22.7℃。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器布置在室内，其工作温度也可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安全性没有影响。2）最大风速影响分析本工程地处戈壁地带，场址平坦四周无遮挡，场址区多年平均风速为1.8m/s，最大风速28m/s，太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。并以太阳电池组件支架及基础等的抗风能力在28m/s风速下不损坏为基本原则。3）风沙影响分析本工程场址区年平均沙尘暴天数为43天/年。沙尘暴天气时空气混浊，大气透明度大幅度减低，调养辐射量也相应降低，会直接影响太阳能组件的工作，对光伏电站的发电量有一定影响，故本工程实施时需考虑采取防风沙措施。多年太阳能资源统计：共和县日照强烈，阴雨天少、日照时间长、辐射强度高，大气透明度好，平均每天日照时间接近8h，年均日照时数为2916.9h，日照百分率为66.7%，1971～2007年太阳能总辐射年总量在6381.6～6705.1MJ/M2之间，太阳能资源丰富。太阳能总辐射不同月之间的变化根据海南州共和县气象局辐射站提供的总辐射资料，共和县1971—2007年的太阳总辐射月总量的数值在353.2MJ/M2—711.0MJ/M2，太阳总辐射月总量的数值见表2-2-3。共和县1971—2007年平均太阳总辐射月总量条形图，见图2-2-4。表2-2-3共和县1971—2007年平均太阳总辐射月总量数据表（辐射量MW/M2）月份123456789101112辐射量443.4443.4599.3656.6711.0657.0684.9654.8520.5485.0410.1353.2图2-2-4 共和县1971—2007年平均太阳总辐射月总量条形图从表2-2-3和图2-2-4可以看出，共和县1971—2007年太阳总辐射月总量从3月份开始急剧增加，5月份达到峰值，7月达到次高，9月份开始下降，12月为最低，1月份为次低。从2-2-4图中可以共和县太阳总辐射月总量主要集中在3～8月份，占全年总辐射量的60%，是太阳能利用的最佳月份。

太阳能总辐射多年的变化根据海南州共和县气象局辐射站提供的总辐射资料，共和县1971—2007年的太阳总辐射年总量的数值为6381.6MJ/m2—6705.1MJ/m2，，太阳能总辐射年总量统计见表2-2-5，共和县1971～2007年30年太阳能总辐射年总量折线图，见图2-2-6。表2-2-5共和县1971—2007年平均太阳总辐射年总量数据表年份19711972197319741975197619771978年总辐射量6389.86697.06651.016566.26457.06542.76577.96555.5年份19791980198119821983198419851986年总辐射量6474.06639.06404.56472.16438.06589.36577.56594.6年份19871988198919901991199219931994年总辐射量6594.96513.36381.66680.06644.36541.86537.46640.3年份19951996199719981999200020012002年总辐射量6478.36563.56705.16631.66550.46692.16648.56658.6年份20032004200520062007年总辐射量6631.96629.66461.56556.36442.2图2-2-6共和县1971～2007年30年太阳能总辐射年总量折线图从表2-2-5和图2-2-6可以看出：1971～2007年，37年间，共和县太阳能总辐射年总量呈波动性变化，太阳能总辐射量年变化量不大，相对稳定。总之，1971～2007年共和县太阳能总辐射量年总量平均值6562.3MJ/m2，与图5-1“青海省太阳能分布图”的资源量显示相吻合，共和县属于太阳能资源比较丰富地区，有较佳

的资源开发利用条件。日照小时数根据海南州共和县气象局辐射站提供的日照时数资料，共和县1971—2007年日照时数的数值为2719.8h—3115.4h，见表2-2-7，共和县1971-2007年年日照时数折线见图2-2-8。表2-2-7共和县1971—2007年平均太阳总辐射月总量数据表年份19711972197319741975197619771978年日照时数2826.23011.93039.42828.22839.82893.32848.32913.6年份19791980198119821983198419851986年日照时数2823.73004.72817.52794.82839.528462896.42942.1年份19871988198919901991199219931994年日照时数2923.22868.82719.83006.92936.52923.22839.82957年份19951996199719981999200020012002年日照时数2873.22893.53039.82975.429383115.43032.23019年份20032004200520062007年日照时数3032.53051.92836.42907.128702-2-8共和县1971-2007年年日照时数折线图从图中可以看出，共和县年日照时数呈波动性减少趋势：1971～2007年，年平均日照时数为2916.9h;年日照时数的峰值出现在2000年，为3115.4h，最低出现在1989光资源综合评述年，为2719.8h，年日照时数最低值与峰值相差13%，年际变化不是很大。通过以上分析计算可以看出，本工程在预可行性研究阶段采用共和县气象站和贵南气象站气象资料作为研究的依据。海南共和县太阳能资源丰富，太阳能利用前

景广阔。1971～2007年37年共和县太阳总辐射分布年际变化比较稳定，其数值多在6381.6MJ/M2—6705.1MJ/M2之间，属于资源丰富带。DNI太阳直射辐射量本项目采用聚光电池组件，其设计依据为DIN值（根据美国SandiaNationalLab设计的PV-Designpro软件计算DIN值）。现采用一年内太阳直接辐射量值为依据，日直接辐射量变化曲线、月直接辐射量变化曲线如下表每月特征日DNI变化曲线6.00000000005.00000000004.0000000000值I3.0000000000D2.0000000000每月特征日DNI变化曲线6.00000000005.00000000004.0000000000值I3.0000000000D2.00000000001.00000000000.00000000001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112月份每月总DNI变化曲线月份由上图可知，每月总的DNI最高值出现在三月，为173.9867Kwh/m2，其次为五月，DNI值为164.0942Kwh/m2，DNI最低值出现在七月，为121.7822Kwh/m2。由以上数据可以得出，全年总的DNI值为2006.37Kwh/m2。太阳能资源综合评价共和气象站所测量的37年间平均太阳总辐射年总量为6562.3MJ/m2，年平均日照时数为2916.9h，并将该值作为本工程的设计标准值；37年间的太阳总辐射年总量最大值出现在1997年，达到6705.1MJ/m2；最小值出现在1998年，为6381.6MJ/M2。该地区空气干洁、大气透明度好，使得直接辐射量大于散射辐射量，总辐射量中直接辐射量的比重约在61～69%之间，太阳辐射的这一特征对于开发利用太阳能最为有利。贵南气象站所提供的2008年全年辐射量作为参考，由于离项目所在地较近，可反映辐射量具体的日变化情况以及气候条件等对辐射量的具体影响。共和县地区具有得天独厚的太阳能资源，开发利用价值很高。3总体技术方案及发电量估算并网光伏电站主要有太阳能电池阵列、并网逆变器、输配电系统和远程监测系统等组成，包括太阳电池组件、直流电缆及汇流箱、并网逆变器、交流配电、升压设备等，其中，太阳电池阵列到并网逆变器的电气部分称为光伏发电系统。设备选型太阳能电池组件的选型（1）选型依据1）选择目前市场上流行的电池组件，以便于大批量采购；同时还应兼顾在易于搬运条件，选择大尺寸、高效的电池组件；2）组件各部分抗强紫外线（符合GB/T18950-2003橡胶和塑料管静态紫外线心能测定）；3）组件必须符合UL、IEC61215、IEC62108、TU-V标准，保证每块电池组件的质量。（2）太阳能电池类型选择世界光伏产业从90年代后半期进入快速发展时期，近10年平均增长率高达46.78%。2008年世界太阳能电池产量约为6000MWp，比2007年增长了50%。中国于1958年开始研究光伏电池，近10年平均增长率超过100%以上。2007年我国太阳能电池产量1088MWp，超过日本（920MWp）和欧洲（1062.8MWp），成为世界第一大太阳能电池生产国；2008年我国太阳能电池产量约2000MWp，占世界总产量6000MWp的三分之一，居世界首位。目前市场上商用的太能电池主要有以下几种类型：单晶硅太阳能电池、多晶硅太能电池、非晶硅太阳能电池、碲化镉电池、铜铟硒电池等。本次设计采用聚光光伏组件。与传统的光伏组件相比，聚光光伏组件具有以下优势：单块组件的高达460.56Wp的输出功率。采用聚光技术，大大的减少组件的投资。更高的转换效率。减少占地面积。

表3-1-1为聚光组件的技术参数。表3-1-1光伏组件技术参数太阳电池组件技术参数太阳电池种类ConcentratingTripleJunction太阳电池生产厂家厦门三安光电科技有限公司太阳电池组件生产厂家厦门三安光电科技有限公司太阳电池组件型号G3-1090X技术指标460.56峰值功率聚光倍数1090X开路电压（Voc）47.7短路电流（Isc）11.9工作电压（Vmppt）40.4工作电流（Imppt）11.4尺寸1.71x1.05x0.64m安装尺寸长39m,高4m重量（单个组件）57kg峰值功率温度系数-0.2%/oC开路电压温度系数-0.81V/oC短路电流温度系数0.00011A/oC光电转换效率28.5%25年功率衰降20%额定工作温度-40oC+50oC抗风力或表面压力Ratedfor145kphwinds.Stowat65kph防冰雹能力MeetsIECRequirements,25mmiceballat22m/s绝缘强度600VDCmax防尘抗沙能力Sealedmodulewithsmoothglassfront太阳能光伏方阵单元型式的确定光伏发电系统通过若干电池组件串联成一块太阳能电池板，若干块电池板串联组成一串以达到逆变器额定输入电压，若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，按一定的间距进行布置，构成了一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由若干电池组件串联回路构成了太阳能电池板构成了光伏发电系统的一个基本阵列单元。目前国内外并网发电的大型光伏电站，均采用单个太阳能组件功率在200W以上的大型组件，以减少组件边框占用面积，增大电池板的有效面积，提高发电效率。本工程参考厦门产品进行初步分析。电池组件参数如下：额定功率：483W；额定输出电压：40.4V；开路电压：47.7V；额定输出电流：11.4A；短路电流：11.9A；外形：1710×1050×640mm；重量：57kg。每个单元配置20块电池组件，输出电压808V；输出功率9660W。组件分列安装，每列有9个模组，每个模组包括4个组件，采用跟踪系统式支架，安装方式如图3-1-2所示。图3-1-2所示聚光光伏阵列固定方式逆变器选型并网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。对于大型光伏并网系统逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：(1)光伏并网系统必须对电网和太阳能电池的输出情况进行实时监测，对周围环境做出准确判断，完成相应动作，如对电网的投、切控制，系统的启动、运行、休眠、停止、故障等状态检测，以确保系统安全、可靠的工作。(2)由于太阳能电池的输出曲线是非线性的，受环境影响很大，为确保系统能最大输出电能，需采用最大功率跟踪控制技术，通过自寻优方法使系统跟踪并稳定运行在太阳能光伏系统的最大输出功率点，从而提高太阳能输出电能利用率。(3)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，在逆变器输入功率为额定功率10%时，也要保证90%以上的转换效率。(4)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须使逆变器的输出电压波形、幅值及相位与公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。(5)逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大，这就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。(6)光伏发电系统作为分散供电电源，当电网由于电气故障、误操作或自然因素等外部原因引起中断供电时，为防止损坏用电设备以及确保电网维修人员的安全，系统必须具有孤岛保护的能力。(7)另外应具有显示功能；通讯接口；具有监控功能；宽直流输入电压范围；完善的保护功能等。对于MW级的光伏发电系统，光伏阵列面积非常大，由于光伏电池组件电流、电压等性能参数不可能做到完全一致，因此光伏组件串并联时相互之间的影响可能会导致整体光伏发电系统的发电量下降。不同逆变器技术参数对比见表3-1-3。表3-1-3不同逆变器技术参数对比序逆变器型SC200HESC250HESG500KTLJYNB-500KHE

号号1额定功率200KW250KW500KW500KW2最大支流输入功率230KWP295KWP550KW550KWP3输入光伏阵列电压范围450-820V450-820V450-820V450-820V4最大直流输入电压900V900V900V880V5最大阵列输入电流472A591A1200A2*611A6最大效率97.3%97.5%98.7%98.8%7额定交流输出功率200KW250KW500KW500KW8允许频率工作范围49.5-50.5HZ49.5-50.5HZ47-51.5HZ49.5-50.5HZ9体积（mm）2000*2120*8502400*2120*8502800*2180*8501800*2120*85010重量（kg）1600107022881800逆变器单机容量不宜过小，单机容量过小，接线复杂、汇线增多，同时也会造成系统效率的降低。通过对目前国内外技术及商业化比较成熟的大型并网逆变器进行分析，本方案中初选容量为500kW的两种品牌的并网逆变器，其主要技术参数表3-1-4。表3-1-4逆变器技术参数表―一—一_型号技术指标SG500KTL推荐最大光伏阵列输入功率550KWp最大光伏阵列输入电压DC900V光伏阵列MPPT电压范围DC450V—DC820V最大直流输入电流1200A直流输入路数16路

额定交流输出功率500KW额定电网电压及频率三相AC270V，50Hz允许电网电压范围AC210V～AC310V（可设置）允许电网频率范围47Hz～51.5Hz（可设置）最大效率98.7%欧洲效率98.5%功率因数≥0.99（额定功率时）【功率因数调节范围：-0.95～+0.95】总电流波形畸变率（%）<3%（额定功率时）夜间自耗电（W）<100W防护等级IP20允许环境温度-25℃—+55℃允许环境湿度0～95%，无凝露冷却方式风冷通讯接口RS485或以太网显示方式触摸屏（中英文显示）机械尺寸（宽×高×深）2800×2180×850mm重量（Kg）2288kg接入电网类型IT、TN-S系统自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行断电后自动重启时间5min（时间可调）过/欠压保护（有/无）有过/欠频保护（有/无）有防孤岛效应保护（有/无）有过流保护（有/无）有防反放电保护（有/无）有极性反接保护（有/无）有过载保护（有/无）有接地故障保护（有/无）有JYNB-500KHE逆变器具体的技术参数

类型：JYNB-500KHE输入参数推荐最大太阳电池阵列功率550kWp直流电压范围（MPPT）450~820V允许最大直流电压880V最大阵列电流2x611AMPPT跟踪快速、精确MPPT跟踪接入方式铜排接入输出参数额定交流输出功率500kW运行电网电压270VAC±10%额定交流电流1069A供电系统TT、TN-C、TN-S运行中的电网频率50Hz±0.5Hz电压波动<3%电网电流的谐波畸变<2%功率因数（额定功率下）1过载能力120%/1min短路保护150%/（<0.1s）尺寸和重量宽/高/深1000+800/2120/850mm重量1800kg功耗夜间工作模式自耗电≤Approx.40W外部辅助供电1x220V，50Hz效率最大效率98.8%欧洲效率98.6%接口计算机接口RS485通讯以太网/GPRS保护等级和环境条件防护等级IP21绝缘等级50HzAC.3KV/1min爬电距离1kV/5mm防雷等级C（第II级）工作温度-20℃-+50℃风冷√相对湿度，不结露0-95%噪音<60dB电磁兼容测试GB17625.2–GB/T17626.11控制系统及支架自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统可以随着太阳轨迹的季节性升高而变化。自动跟踪系统增加了光伏方阵接受的太阳能辐射量。不同跟踪系统在当地条件对发电量（与固定支架相比）的影响不同，据测算和实际验证，双轴跟踪系统能使方阵能量输出提高35～40%，单轴跟踪系统能使方阵能量输出提高15～20%，斜轴跟踪系统能使方阵能量输出提高25%左右。本次阵列支架的设计使用倾斜结合滚动的两轴跟踪结构。模块安装在每一个阵列的扭矩跟踪结构管。总共有9个横向扭力管。轧辊和倾斜方向的驱动器位于阵列结构的末尾。当组件正确组装以后，系统平衡的重力负荷在直立方向上。结构的设计，分析，测试表明系统能抵御风速高达每小时145公里或等效载荷。追踪系统使用变速马达控制器，并使用位置传感器追踪系统采用连续工作模式（不同于暂停/启动）能提供优于0.02度的追踪精度。采用混合式的跟踪算法，马达控制使用马达位置传感器进行闭环控制，位置控制采用太阳天文轨迹算法进行开环控制。位置校正可使用电流，电压或者输出功率等参量进行汇流箱可以直接对不同光伏阵列输入组串的电流进行测量和比较，可靠地检测出各路光伏组串可能发生的故障。内置输入组串过载和过电压保护装置。其主要技术参数见表3-1-5。表3-1-5直流汇流箱技术参数序号项目名称技术参数1输入光伏阵列电压范围250-880V2最大直流输入电压900V3直流保险数量84最大输入陈列电流16A5每个保险可连接光电阻串数26电流测量通道数87最多并联入路数8或108直流过电压保护有9保护等级IP6510通讯接口采用RS48511环境温度-25℃-+55℃12湿度0-95%发电系统主设备清单序号设备名称单位数量1光伏组件个624002系统支架套31063逆变器台604箱式变压器台305直流汇流柜个306直流汇流箱（8口）个5407交流配电柜个30光伏系统设计光伏阵列正南方向安装，跟踪系统为二维跟踪控制。阵列共由30个1MW的子系统构成，每个子系统包括一个箱式升压变压器和两个500KW的逆变器。综合考虑逆变器及聚光电池的技术特性，取18串为1路，每个逆变器输入端为61路，两种逆变器的输入参数要求相近，所以采用相同形式的串并联方式。此时设计15MW采用阳光逆变器，其余采用京仪逆变器。阳光逆变器输入为16路直流，取其8路输入，其余8路备用，选用8路直流汇流箱8个，汇流后送入逆变器。京仪逆变器有两路输入，采用8个8路汇流箱汇流之后送到直流汇流柜，直流汇流柜与逆变器用母牌连接。30MW电站共由60个这样的系统组成。总的容量大约为30.4MW。阵列间距根据模组的最高点高度H=4m计算；根据美国SandiaNationalLab设计的PV-Desidnpro软件计算，光伏阵列间距为9m。每列模组实际占地面积为：S=9*39=351m2光伏电站共1830列，布置为70排，27列。场区道路设计为3条9m宽主干道，5条6m宽分支，场区阵列占地大约0.642KM2。汇流箱安装在阵列的下方，逆变器及箱变采用光伏阵列内安装。在光伏阵列中修建逆变器室，每个逆变器室放置两台逆变器，箱式变压器采用户外布置，与逆变器输出端用电缆连接。场区内阵列及逆变器位置见图。上网电量估算本工程在预可行性研究阶段采用共和县气象站的气象资料作为研究的依据。海南共和县太阳能资源丰富，太阳能利用前景广阔。1971～2007年37年共和县太阳总辐射分布年际变化比较稳定，其数值多在6381.6MJ/m2—6705.1MJ/m2之间，属于资源丰富带。本次设计去多年的平均值6562.3MJ/m2。全年发电量计算青海共和并网光伏电站项目：位于青海省海南州共和县境内，地理坐标位于北纬36°13′12.33″、东经100°32′27.35″。根据美国SandiaNationalLab设计的PV-Designpro软件计算DNI值为2006.37Kwh/m2。实际平均年发电量：组件个数*组件受光面积*单位面积年直射总量*组件效率*逆变器效率=66000*1.6*2006.37*0.285*0.98=5917.6kWh。根据总装机容量、系统总效率，考虑系统25年输出衰减20%，可计算出25年总发电量为136481.3万kWh，平均年发电量5380.352万kWh。25年每年发电量见表3-1-5。年份年发电量年份年发电量年份年发电量建设期第一年085594.1175203.9建设期第二年1972.595549.3185162.315917.6105504.9195121.025807.3115460.9205080.035823.3125417.2215039.445776.7135373.9224999.055730.5145330.9234959.165684.7155288.2244919.475639.2165245.9254880.125年总发电量136481.3万kWh年均发电量5380.352万kWh3.3.2上网电量计算光伏电站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程逆变器选择场内布置，直流线路效率为99%，逆变器效率取98%，温差影响3%，变压器效率为97%，跟踪控制系统电机效率损耗为1.2%，跟踪器损耗为1%，风天影响为1%，交流电路效率为97%。光伏电站总效率为η=99%×98%×97%×97%×98.8%×99%×99%×97%=0.86全年上网电量约等于：5917.6×0.86＝5089.1万KWh4电气电气一次接入电力系统方式根据并网光伏电站的建设规模及共和县地区的电网现状，初步确定光伏电站升压至110kV后以一回110kV线路送往110kV共和变电所，线路总长约5km,按经济电流密度法计算选择导线型号为LGJ-240/20。电气主接线方案根据光伏电站的接线方式，110kV升压变电所高、中压侧拟定三个接线方案进行经济技术比较。技术方案比较见表4-1-1表4-1-1接线方式比较接线方式单母线单母线分段变压器—线路组接线优点接线简单，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套装置供电可靠性高，运行灵活接线简单，继电保护配置简单，投资低、不需要高压赔点装置缺点供电可靠性差继电保护配置较复杂，投资高、扩建较复杂供电可靠性差，运行不灵活经过对上述三个接线方案的经济技术方面的比较并结合光伏电站的发电特点，推荐单母线接线为110kV升压变电所高、中压侧的接线方式。110kV升压变电所安装一台台容量为50000kVA的油浸式变压器，110kV出线一回，电气主接线方式见附图。光伏电站厂用电并网光伏电站的厂用负荷包括场区的生活用电、控制室的照明用电、各断路器的操作电源、升压变电所综合自动化系统装置的用电等。并网光伏电站由于具有白天发电夜晚停发的特殊性，初步确定厂用电从电站和电网两路取电。根据各用电设备的容量、数量及重要性，采用预装变电站形式，初选变压器量为2台100kVA，其中一台引自场区附近的10kV线路上。升压站电气设备的布置形式升压站内电气设备布置采用中型布置形式，站内布置两台主变压器，110kV户外配电装置，110kV出线一回；升压站内母线构架、进出线构架采用钢构架，支柱及各设备支柱均用水泥杆；110kV母线间距为2.2m，出线间距为2m；主变压器与中压开关柜之间采用封闭母线连接。配电室和控制室主要电气设备的布置形式为了使各设备之间的连接方便、电缆长度最短，便于集中控制操作，设厂用配电室，中压配电室和控制室。中低压配电室内配电柜成两排布置，控制室内控制柜成三排布置；控制室和中压开关室隔墙相邻，中压开关室和升压变电所隔墙相邻，场用箱式变及逆变器布置在光伏阵列中，具体布置见附图。附表：电气一次设备列表序号设备名称规格单位数量1主变压器SZ10-50000/110110±8*1.25%/10.5KVYnd11,Uk=15%台12SF6断路器2000A,31.5KA台33双接地隔离开关1250A组14隔离开关630A只15110KV避雷器Y10W-102/226W台36避雷器Y1.5W5-72/186W17电流互感器2*300/5A10P30/10P30/0.5/0.2S只38电流互感器LRD-60100～300/5只19电流互感器10KV100/510P/10P只110电压互感器TYD-110/√3-0.02H台111高压开关柜KYN28A-12台1312干式变压器SC9-100/10 10.5±5%/0.4KVUd=4%Dyn11台2电气二次电厂监控系统本工程监控系统采用基于MODBUS协议的RS485总线系统，整个监控系统分成站控层和现场控制层。RS485的总线虽然存在效率相对较低（单主多从），传输距离较短，单总线可挂的节点少等缺点,但其成本较低，在国内应用时间长，应用经验丰富。考虑到本工程容量较小，监控点少，故选用RS485总线系统。通过设在现场控制层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：模拟量（交流电流和电压）、开关量、脉冲量及其它来自每一个电压等级的CT、PT、断路