力诺德令哈30MWp太阳能光伏并网发电项目可行性研究报告

PAGE工程编号：10-N0028K-A01力诺德令哈30MWp太阳能光伏并网发电项目力诺德令哈30MWp太阳能光伏并网发电项目可行性研究报告PAGE工程编号：10-N0028K-A01力诺德令哈30MWp太阳能光伏并网发电项目中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司NCPEPAGE10华北电力设计院工程有限公司批准:田景奎审核:武耀勇李栋校核人:赵丽霞毛启静李燕汪海燕张钧王冰郑玉莹编写人:李栋谢敏徐成薛晶晶蒋华庆刘岳茜陈晓勇陈永辉目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章综合说明 11.1概述 11.2太阳能资源 11.3工程地质 21.4项目任务和规模 21.5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算 31.6电气 31.7土建工程 41.8消防 41.9施工组织设计 51.10工程管理设计 51.11环境影响评价 61.12劳动安全与工业卫生 61.13节约及合理利用能源专项分析 61.14建设项目招标方案 61.15结论和建议 7第二章太阳能资源 82.1光伏电站所在地区太阳能资源概述 82.2代表气象站 92.3太阳能资源初步分析 112.4太阳能资源综合评价 15第三章工程地质 163.1概述 163.2场址区基本工程地质条件 163.3场址区的主要工程地质问题评价 173.4结论及建议 18第四章项目任务与规模 204.1项目任务 204.2项目规模 23第五章太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算 245.1光伏组件选型 245.2逆变器选型 275.3方阵运行方式 285.4组件串并联设计 295.5光伏发电单元布置方案 295.6光伏发电单元接线 325.7发电量计算 345.8主要设备材料表 37第六章电气 386.1电力系统 386.2电气一次 416.3电气二次 47第七章土建工程 517.1建筑部分 517.2结构部分 527.3水工部分 557.4暖通部分 56第八章消防 608.1概述 608.2总平面布置与交通要求 608.3建筑物与构筑物及安全疏散要求 608.4消防措施 618.5火灾报警及控制系统 628.6 消防供电 628.7通风空调系统的防火排烟设计 62第九章施工组织设计 639.1施工条件 639.2光伏电站总体规划 649.3交通运输 669.4工程永久占地 669.5工程施工 679.6施工进度控制 68第十章工程管理设计 7110.1管理方式 7110.2管理机构 7110.3主要管理设施 7210.4光伏电站运营期管理设计 7310.5检修管理设计 7310.6防尘、防雪和清理方案 74第十一章环境影响评价设计 7611.1设计依据及目的 7611.2环境现状 7611.3污染源分析 7811.4环境影响的防治、保护措施 7811.5节能及减排效益分析 8011.6环保投资 8011.7综合评价结论 81第十二章劳动安全与工业卫生 8212.1设计依据、任务与目的 8212.2工程安全与卫生危害因素分析 8212.3劳动安全与工业卫生对策措施 8312.4光伏电站安全卫生机构设置 83第十三章节约及合理利用能源专项分析 8413.1设计原则 8413.2工程应遵循的节能标准及节能规范 8413.3工程节能分析 8513.4变电工程 8513.5线路工程 8813.6结论 89第十四章工程设计概算 9014.1工程概况 9014.2编制原则及依据 9114.3固定资产投资 9214.4资金来源 92第十五章财务评价与社会效果分析 9315.1评价依据 9315.2计税政策 9315.3总成本费用计算 9315.4发电效益计算 9415.5财务评价 9415.6评价结论 96第十六章建设项目招标方案 9716.1项目概况 9716.2项目招标情况 9716.3项目招标内容 97附表目录 98附图目录 99第一章综合说明1.1概述1.1.1地理位置德令哈市，位于举世闻名的柴达木盆地东北边缘，地理位置在东经96°15′～98°15′，北纬36°55′～38°22′之间。东距省会西宁512公里，西南距格尔木市387公里。平均海拔2980米，区域总面积32401平方公里，其中市区面积25平方公里。德令哈市是青海省海西蒙古族藏族自治州首府所在地，是全州政治、经济、文化的中心，也是青海西部重要的交通枢纽和商品集散地。力诺德令哈30MWp并网光伏电站站址位于德令哈西出口处、国道G315北侧区域，距市中心约17km，周边交通运输便利。站址位于德令哈光伏规划园区内，符合当地光伏光电发展规划。站址的四点坐标为（以84坐标系为基准，单位m）：（1）X=4138649.520Y=32606596.454（2）X=4137754.921Y=32606596.454（3）X=4137754.921Y=32605478.634（4）X=4138649.520Y=32605478.6341.1.2工程任务及编制依据我公司受力诺青海新能源筹备处委托，编制力诺德令哈30MWp并网光伏电站可行性研究的报告，主要编制依据有：（1）双方签订的设计合同；（2）业主提供的设计委托书；（3）业主提交的设计依据基础资料。（4）国家及行业的电力勘测设计规程规范；（5）国家和有关部委发布的现行技术规程、规范；（6）《力诺德令哈30MWp并网光伏电站预可行性研究》（7）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（征求意见稿）》（参考）1.2太阳能资源拟选光伏电站与德令哈气象站距离非常近，且受同样的天气系统的影响，所以两地的辐射量处在同一水平上，选择气象站的辐射值来进行本光伏电站的辐射量分析是具有代表性的。拟选场区所在区域日照充足，历年的总辐射量在6300MJ㎡～7100MJ/㎡之间，30年平均值为6780.5MJ/㎡；近30年间的日照时数变化在2790h~3300h之间，30年平均的年日照时数为3082.9小时。本站区太阳能资源属于“资源最丰富”地区，非常适合建设大型光伏电站。从德令哈太阳总辐射量的年际变化趋势来看，虽然在少量年份总辐射量波动变化明显，但整体上近30年的太阳总辐射年际变化相对平稳。在实际工程中应充分考虑本地区的长期气候特征、灾害性天气及天气状况对工程的影响，以确保光伏电站长期良好地运行。1.3工程地质(1）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。(2）场址区地层为第四系上更新统的角砾层及圆砾层，角砾层松散～稍密，力学性质一般。②层圆砾层以粗粒为主，结构密实，压缩性低，承载力较高，力学性质较好。(3）根据中国季节性冻土等深线图及当地工程经验，工程区存在季节性冻土，最大冻土深度为地面以下1.96m，季节性冻土对工程建设影响小。(4）场址区50年超越概率10％的地震动峰值加速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期为0.45s，相对应的地震基本烈度为Ⅶ度，场址区属构造基本稳定区。场址区地势平坦，地基土为中硬土，为抗震有利地段，场地等级为Ⅱ类。(5）场址地基土为盐渍土，地基土对混凝上结构无腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具弱～中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。场址区环境水对混凝土结构及钢筋混凝土结构具腐蚀性，但地下水位埋深大，地下水对建筑物影响小。(6）场址地层以粗粒为主，地基土可不考虑砂土液化问题。1.4项目任务和规模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，力诺德令哈30MWp并网光伏电站位于德令哈西出口，项目开发利用当地丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。结合光伏发电的发展现状、当地光能资源以及业主的初步开发规划，本工程装机容量30MWp，预留有扩建的余地。1.5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算通过比选，本工程按全部采用单晶硅结合多晶硅组件设计，单块组件容量分别为190Wp和235Wp，光伏电站总装机容量为30MWp。通过对INV500A、INV500B、INV500C、INV500D等四种逆变器进行比选，推荐采用欧洲效率较高的INV500D逆变器，本次暂按INV500D逆变器进行设计。对光伏支架的运行方式进行了比选，采用水平单轴、斜单轴和双轴的发电量明显高于固定式，但由于国内跟踪支架大规模应用较少，且产品质量良莠不齐，后期维护费用不确定因素较多。建议本期按固定式支架来设计，后期根据跟踪支架的技术成熟度及价格来确定是否采用跟踪式支架。通过计算，初步估算本光伏电站25年平均年等效满负荷运行小时数约为1639h，年上网电量为49，414，346kWh。1.6电气本期通过30个光伏逆变单元整流升压后接入光伏电站内10kV配电装置。经一台50000kVA主变压器升压至110kV后，以一回110kV线路送至附近变电站，站内110kV主接线可按线路变压器组设计。由于本工程接入系统电压等级较高，当地太阳能资源也较丰富，考虑后续工程发展，方便扩建，本工程110kV接线暂按单母线接线设计，以一回110kV架空线路接入系统变电站。新建110kV升压站10kV侧考虑装设电容补偿装置，补偿箱变和主变消耗的无功功率，因暂无接入系统报告，补偿容量暂按装设12000kvar的容性无功补偿装置考虑，最终补偿容量及方式待接入系统设计确定。站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内10kV母线供电，另一台由站外引接，正常时站用电由10kV母线提供，事故时，由站外提供电源。站外备用电源考虑从系统变电站10kV母线上引接，最终的引接地点由当地供电部门批准后确定。本工程选用单机容量500KW的并网逆变器，光伏阵列发电单元经汇流箱汇集后进入500kW逆变器直流侧。经逆变器逆变升压后，输出10kV三相交流电，采用直埋电缆敷设至变电站10kV屋内配电装置。阵列内的逆变升压装置采用每1MW为一个光伏发电单元进行设置。逆变升压装置按每1MW为一个光伏发电单元进行设置，全站共设30套。每套装置配置2台500kW逆变器和一台1100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧串联后，通过一回线路接入10kV配电装置，共六回10kV线路。考虑到变压器分散布置于光伏阵列中，距离变电站直流电源侧较远，变压器10kV高压侧配套负荷开关和熔断器组进行保护。计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式集中布置在保护室、开关柜或逆变升压装置中，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。光伏电站逆变升压装置监控设备为变电站监控系统的间隔层，包括汇流箱、逆变器、逆变升压装置公用测控装置、智能仪表、其他各类智能设备。每个逆变升压装置为一个监控单元，每个监控单元设备负责所在单元的就地监控和保护功能，通过光缆接入站控层以太网交换机，实现与站控层通讯，从而实现对汇流箱及逆变升压装置设备的管理、控制、监视、联锁、逻辑编程、信号、报警、通讯等全部功能。1.7土建工程光伏电站主要建筑物有：综合楼、10kV屋内配电装置室、生活消防水泵房、传达室和深井泵房。其中综合楼为两层，建筑面积约1202㎡，布置有所用电室等生产用房及办公室、宿舍等生活办公用房。光伏支架设计的基本风压为0.35kN/㎡，基本雪压为0.15kN/㎡。对于光伏支架基础，推荐使用螺旋钢桩基础方案。综合楼、10kV配电室为钢筋混凝土框架。1.8消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。各建筑物内根据规范要求设置移动灭火器。1.9施工组织设计本光伏电站场址位于德令哈西出口处、国道G315北侧，距市中心仅17km。场址位于位于德令哈光伏规划园区内，周边交通运输便利。本期计划安装太阳能光伏组件多晶硅85600块。单晶硅组件52800块。总装机容量30MWp，基本布置为30个光伏发电单元，每个发电单元1MWp，呈矩形布置。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的逆变升压装置布置于光伏阵列的中间位置，逆变升压装置的10kv出线电缆通过直埋汇集到整个光伏电站的管理站，然后送出。管理站布置于整个光伏电站南侧中间区域。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3500m，选用成品铁艺。在整个光伏电站南侧中间区域设置一光伏电站管理站。管理站内集中设置一座综合办公楼、10kv屋内配电装置室及相应的生活消防水泵房、深井泵房、污水处理一体化装置等设施。管理站为整个光伏电站的集控中心。各光伏发电单元的10kv电缆通过直埋汇集到管理站综合办公楼，然后通过1回10kv电缆送出。德令哈市地处青海省的中部，青藏铁路、G315国道穿城而过，德都公路与G109国道相连，是南进西藏、北连甘肃、西通新疆、东接省会的交通枢纽，交通十分便利。现有公路已满足设备运输要求。光伏电池组件、变压器、逆变器及其它电气设备可通过汽车或铁路直接运抵电站施工现场。其它建筑材料也均可用汽车直接运到工地。站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。整个光伏电站场区道路呈环形设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。全站道路长为7200m。本期工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，工程占地以光伏电站外围防护围栏边界为准。为使本工程尽量少占场地，光伏阵列成矩形布置。经计算，本期工程方案永久占地66.8万平方米。1.10工程管理设计项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏电站及其配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站监控系统设在综合楼控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。1.11环境影响评价力诺德令哈30MWp太阳能光伏并网发电项目的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取合理、有效的环保措施，工程建设对环境的不利影响将会得到很好的控制。经综合分析，本工程的建设从环保角度考虑是可行的。1.12劳动安全与工业卫生光伏电站在运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。1.13节约及合理利用能源专项分析本工程采用绿色能源——太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为光伏电站的长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。1.14建设项目招标方案建设项目的招标内容主要包括：（1）建设项目的勘察、设计。包括场区的测绘和工程地质勘察；光伏设备布置及基础设计；电气系统设计；综合楼等建筑物设计等。（2）光伏电池组件、逆变器、固定式支架、升压变压器等设备招标。（3）施工、监理。包括：光伏电池组件、逆变器、支架的安装，设备基础施工，场内道路施工，设备安装及调试工程。1.15结论和建议综上所述，本光伏电站太阳能资源丰富，交通便利，地质条件基本稳定，适宜光伏电站的建设。光伏电站的建设可以进一步减少燃煤发电厂的环境污染、满足用电负荷迅速增长的需要，促进我国可再生能源发电的健康发展，具有较大的社会、环境等综合效益。本光伏电站的最终接入系统方案应以经审批的接入系统设计方案为准。第二章太阳能资源2.1光伏电站所在地区太阳能资源概述青海省地处青藏高原东北部，深居内陆腹地。面积72万平方公里，介于北纬31°39'~39°19'，东经89°35'~103°04'之间。西北邻新疆，北和东接甘肃，东南紧靠四川，南和西南毗连西藏。境内地形复杂，地势高耸，高差悬殊，全省平均海拔3000多米，均属高原范围之内，山脉之间，镶嵌着高原、盆地和谷地。西部极为高峻，自西向东倾斜降低，东西向和南北向的两组山系构成了青海地貌的骨架。由于地处高原，深居内陆，远离海洋，终年受大陆性气流及青藏高原气团影响，形成寒冷而干燥的气候特征。冬季寒冷而漫长，夏季凉爽而短促，四季不分明。多大风、沙暴、冰雪。气温和降水地区差异大，垂直变化明显。青海省地处中纬度地带，太阳辐射强度大，光照时间长，年总辐射量可达5800MJ/㎡~7100MJ/㎡，其中直接辐射量占总辐射量的60%以上。省内年总辐射量仅次于西藏高原，日照时数在2350~3400小时之间，日照百分率达51~85%。全省太阳总辐射的空间分布特征是西高东低，柴达木盆地在6800MJ/㎡以上，西北部的冷湖地区超过7000MJ/㎡，为青海省年总辐射量最大的地区。这主要由盆地西北端的云雨天气极少而晴朗天气多所致。整个青海地区，由西北向东南向，随着云雨天气的增多，年总辐射量逐渐减小。省区正东部的民和、循和、西宁等地区是全省辐射量最小的区域。德令哈市是青海省海西蒙古族藏族自治州州府所在地，位于青海省柴达木盆地东北边缘。平均海拔高度2980m，区域总面积32401k㎡。德令哈市高寒缺氧，少雨多风，属典型的高原干旱大陆性气候，太阳辐射强度大，光热资源充足。柴达木盆地晴天多、利用佳期长，年日照小数在3000h以上，是青海省日照小时数最长和日照百分率最大的地区之一。德令哈日照强烈、地势海拔高、阴雨天气少、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8.4h。图2-1青海省太阳能辐射空间分布图(MJ/㎡)2.2代表气象站距离拟选光伏电站最近的气象站为德哈令气象站。气象站的基本情况见表2-1。主要观测业务有地面观测、气象辐射、沙尘暴、酸雨、农业气象、生态环境等基础观测。该站虽有太阳辐射观测资料，但观测年限较短（不足10年），当地气象部门根据现有气象数据及相近气象站的有效观测数据，并利用气象学推算方法进行了德令哈站的总辐射量计算。现已收集到该站1987～2007年的太阳总辐射量的计算数据。表2-1气象站基本情况一览表站名东经北纬高程(m)德令哈气象站97°22′37°22′2981.517km17km图2.2-1光伏电站与气象站相对位置2.2.1气象站主要气象要素特征值德哈令气象站主要气象要素特征值见表2-2。表2-2气象站主要气象要素特征值项目单位指标备注气温多年平均℃2.8多年极端最高℃32.7多年极端最低℃-37.2气压多年平均kPa53.7相对湿度多年平均%34风速多年平均风速m/s2.0多年极端风速m/s25.4冻土深度多年最大cm1961978.3出现积雪深度多年最大cm181994.1出现地区含氧量多年平均﹪70相对于海平面多年平均天气日数大风天>30雷暴天19.3沙尘天13.22.2.2 根据气象站的实测数据资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析：（1）日照时数影响分析拟选光伏电站处于青藏高原腹部，幅员辽阔，属典型的高原干旱大陆性气候，太阳辐射强度大，光热资源充足，并且晴天多、利用佳期长，年日照小数长。（2）气温影响分析

逆变器的工作环境温度范围为-20℃~40℃,电池组件的工作温度范围为-40℃（3）风速影响分析

拟选场区地势平坦，多年平均风速2.0m/s，多年极端风速25.4m/s。风有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。同时，风载荷也是光伏支架的主要载荷。（4）极端天气影响分析

沙尘暴在气象观测站处每年的平均出现概率为13.2天。沙尘暴发生时天气中沙尘粒子急剧增多，大气透明度明显下降，接收到太阳总辐射的明显减少，对光伏电站的发电量有一定影响，同时也需考虑防风沙及电池组件的清洗工作。 雷暴天气的平均出现概率为19.3天，在太阳电池组件布置时应合理设计相应的防雷接地系统。2.3太阳能资源初步分析2.3.1年际变化分析2.3.1.1太阳总辐射量年际变化分析德令哈气象观测站近30年（1978~2007年）实测的各年总辐射数据及变化曲线图分别见图2-2。由图可以看出，历年的总辐射量在6300MJ/㎡~7100MJ/㎡之间，最低值出现在2002年，为6359.5MJ/㎡，最高值出现在1978年，为7063.2MJ/㎡，30年平均值为6780.5MJ/㎡。最近10年年总辐射量，最低值出现在2002年，为6359.5MJ/㎡，最高值出现在2000年，为6772.3MJ/㎡，近10年平均值为6644.5MJ/㎡图2-2 近30年的年总辐射变化曲线图2.3.1.2日照时数的年际变化分析图2-3 近30年的年日照时数变化曲线图 从图2-3可看出，近30年间的日照时数变化在2790h~3300h之间。近30年的年平均日照小时数为3082.9h；日照小时数最低值出现在2002年为2793.4h；日照小时数最高值出现在1978年，为3280.2h。近10年间的年平均日照小时数为2967.7h；日照小时数最低值出现在2002年为2793.4h；日照小时数最高值出现在2007年，为3045.1h。2.3.1.3日照百分率的年际变化分析图2-4 近30年的年日照百分率变化曲线图从图2-4可看出，近30年间的年日照百分率年际变化与日照时数的变化趋势一致，近30年的平均日照百分率在65%~76%之间波动。2.3.2月际变化分析2.3.2.1太阳总辐射量月际变化分析目前关于太阳能辐射代表年选取的规范和标准还未确定，本报告选取近30年各月平均值作为一个代表年数据，可以基本反映光伏电站设计周期内太阳能资源的状况。代表年数据见表2-4。根据代表年数据绘制的年总辐射年变化见图2-5。月总辐射量从1月份开始逐渐增加，到5月份达到最高（773.3MJ/㎡），6、7、8、9月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，4~9月是站区总辐射量最充沛的六个月，此后开始逐渐减少，到12月份降到全年最低（311.0MJ/㎡）。表2-4德令哈气象站近30年平均各月总辐射和日照时数（小时）项项目月份总辐射量日照时数1月346.1233.12月409.1226.53月571.7254.84月692.1272.45月773.3284.36月751.2262.67月723.2271.58月718.1274.29月596.6254.510月513.2271.311月374.9246.512月311.0231.2年总量6780.53082.9图2-5 代表年各月总辐射年变化趋势图2.3.2.2日照时数月际变化分析日照时数可以大致反应一个地区太阳能资源丰富的程度。图2-6是德令哈气象站1978－2007年30年的平均各月日照时数变化曲线。德令哈气象站记录的30年平均年日照时数为3082.9小时。图2-6 30年平均各月日照时数变化曲线图由图2-6可以看出，德令哈地区日照时数的月变化趋势明显，月日照时数从2月开始增加，5月达峰值，10月以后呈明显的下降趋势。5月是全年日照时数最长的月份，达到284.3h；2月的日照时数最短，只有226.5h；年平均各月日照时数为256.9h。2.3.2.2日照百分率月际变化分析图2-7是德令哈气象站1978－2007年30年的平均各月日照百分率变化曲线。图2-7 德令哈多年各月日照百分率变化曲线图由图2-7可以看出，德令哈地区10月至来年1月的的日照百分率最高，在6月处于一个明显的日照百分率低值区。2.3.3太阳能资源丰富程度分析站区在1978～2007年间平均总辐射为6780.5MJ/㎡。根据《太阳能资源评估方法》（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源最丰富”区。表2-5太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量资源丰富程度≥6300MJ/㎡资源最丰富5040~6300MJ/㎡资源很丰富3780~5040MJ/㎡资源丰富＜3780MJ/㎡资源一般2.4太阳能资源综合评价拟选光伏电站与德令哈气象站距离非常近，且受同样的天气系统的影响，所以两地的辐射量处在同一水平上，选择气象站的辐射值来进行本光伏电站的辐射量分析是具有代表性的。拟选场区所在区域日照充足，历年的总辐射量在6300MJ㎡～7100MJ/㎡之间，30年平均值为6780.5MJ/㎡；近30年间的日照时数变化在2790h~3300h之间，30年平均的年日照时数为3082.9小时。本站区太阳能资源属于“资源最丰富”地区，非常适合建设大型光伏电站。从德令哈太阳总辐射量的年际变化趋势来看，虽然在少量年份总辐射量波动变化明显，但整体上近30年的太阳总辐射年际变化相对平稳。在实际工程中应充分考虑本地区的长期气候特征、灾害性天气及天气状况对工程的影响，以确保场址区太阳辐射数据的可靠性和较好的预测性。本项目站区辐射数据是德令哈气象站的实测辐射数据。分析时采用30年的平均各月总辐射作为光伏电站的代表年数据。建议在站区安装太阳能辐射测量设备，在取得一整年数据后，对代表年数据进行重新修订。NCPEPAGE34华北电力设计院工程有限公司第三章工程地质3.1概述力诺德令哈30MWp并网光伏电站位于青海省德令哈市城西约17km处。巴音郭勒河及支流查干•乌苏•郭勒河在场址东侧流过，场址区南侧为青新公路（G315国道）及青藏铁路，交通便利。3.2场址区基本工程地质条件3.2.1地形地貌场址区位于德令哈市西的野马滩，地势北高南低，地形起伏不大。场址冲沟发育相对较少，冲沟一般宽0.5m～1.5m，深约50cm场址以北为宗务隆山，场址地貌单元为宗务隆山洪积扇，地貌类型为荒漠戈壁滩，地表分布有少数耐旱植物，如骆驼刺等。3.2.2地层岩性根据相邻场址勘探资料，场址区地层为第四系堆积物，由上至下依次为角砾层、圆砾层。第①层：第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）角砾层，杂色，稍湿，松散～稍密，镐不易开挖。角砾含量约35％～60%，次圆状卵石含量约20％～35%，充填中细砂及粉土。层内可见白色盐碱结晶物，含粉土透镜体。角砾、卵石磨圆相对较差。卵砾石成分以砂岩、花岗岩、灰岩为主。厚度一般0.5m第②层：第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）圆砾层，杂色，稍湿，密实。砾石含量约40％～60%，圆状卵石含量约15％～20%，充填中细砂及粉土，含粉土透镜体。卵砾石粒径以1cm～2cm为主。砾石成分以砂岩、石英岩、花岗岩为主，砾石表面弱风化，磨圆较好。层顶埋深0.5m～23.2.3水文地质区内地表水主要为巴音郭勒河水系。巴音郭勒河位于场址以东，平水期流量较少，雨季流量相对较大，季节性较强。场址区地下水为孔隙性潜水，一般水位埋深＞15m3.2.4冻土深度根据《中国季节性冻土标准冻深线图》及当地工程建设经验，场址区存在季节性冻土，最大季节性冻土深度为地面以下1.96m。3.2.5不良物理地质现象场址区距宗务隆山较远，地势平坦、开阔，不存在滑坡、泥石流等不良物理地质现象。设计时应考虑冲沟中的季节性水流对工程布置的影响。3.2.6地基土物理力学参数建议值表3.1场地地基土物理力学参数初步建议值表3.3场址区的主要工程地质问题评价3.3.1场地地基等级划分根据本工程场址地质条件的复杂程度及场地、地基的复杂程度，依据《岩土工程勘察规范》（GB50O21-2001)，对工程重要性等级、场地等级、地基等级及环境类型分类判定如下：(l）根据工程的规模和特征，以及因岩土工程问题造成工程破坏或影响正常使用的后果，工程重要性等级为二级，即后果严重的一般工程；(2）场地基本设防烈度为Ⅶ度，地形地貌简单，地下水对工程基本无影响，场地等级为二级场地（中等复杂场地）、地基等级为二级地基（中等复杂地基）(3）场地属干旱区，地基土含水量w<10%，场地环境类别为Ⅲ类。3.3.2抗震安全性评价(1）地震基本烈度场址区地震较少，地震强度较低。本区最近发生的地震为柴达木盆地西北部大柴旦东南方2003年6月1日发生里氏6.6级地震，2008年11月10日又发生里氏6.3级地震，2009年8月29日6.4级地震、2009年11月5日5.1级地震，震中距德令哈市约130km，市区有震感。根据国家地震局2001年1:400万《中国地震动峰值加速度区划图》及《中国地震动反应谱特征周期区划图》资料,场址区50年超越概率10%的地震动峰值及速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期为0.45s，相对应的地震基本烈度(2）场地地震效应场址区地势平坦、开阔，地基土为稍密～密实的碎石土，地层等为中硬土，地层等效剪切波速为250m/s～350m/，，场址区属可进行建设的抗震有利地段，场地类别为Ⅱ类。(3）地基土的液化评价场址区地震烈度为VII度，表部为角砾层，其下部的圆砾层中含粉土透镜体，具有发生振动液化的外部条件。根据工程类比，地基土位于水上，为非饱和土，地基土不具有振动液化问题。3.3.3地基土腐蚀性依据《岩土工程勘察规范》（GB50O21-2001）中对盐渍土的定义：当岩土中易溶盐的含量大于0.3%，并具有溶陷、盐胀、腐蚀等工程特性时，应判定为盐渍土。根据工程类比，场址区存在盐渍土，类型为亚硫酸盐渍土～氯盐渍土。地基土对混凝土结构具腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具弱～中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。3.3.4环境水的腐蚀性德令哈市以南有盐湖—尕海，盐湖周边分布有大范围的盐碱沼泽地，场址区季节性流水处白色盐碱结晶分布较多，说明场址区环境水含盐量较高。类比相邻场址，环境水对混凝土结构、钢结构具腐蚀性。场址区地下水位较低，地下水对建筑物的影响小。3.3.5场址区地基土工程地质评价场址区位于荒漠戈壁滩，地势平坦。地层由上而下分为两层：第四系上更新统冲洪积（Q3al+Pl）角砾层（①层）、圆砾层（②层）。角砾层结构松散～稍密，表部力学性质较差，下部力学性质相对较好，其下部可作为电池组阵列地基持力层。埋深较大的②层圆砾层，以粗粒为主，层位稳定，结构密实，压缩性低，力学性质较好，可作为电池组阵列地基持力层。1.96m以上的第①层下部及第②层位于季节性冻土带内，为盐渍土，对钢筋混凝土中的钢筋具腐蚀性，应做好基础的防腐处理。建议作好生产生活用水管理，防止废水下渗对建筑物地基产生不良影响。场址区地势平坦，不存在滑坡、泥石流等不良物理地质现象，适宜光伏电站建设。3.4结论及建议(1）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。(2）场址区地层为第四系上更新统的角砾层及圆砾层，角砾层松散～稍密，力学性质一般。②层圆砾层以粗粒为主，结构密实，压缩性低，承载力较高，力学性质较好。(3）根据中国季节性冻土等深线图及当地工程经验，工程区存在季节性冻土，最大冻土深度为地面以下1.96m，季节性冻土对工程建设影响小。(4）场址区50年超越概率10％的地震动峰值加速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期为0.45s，相对应的地震基本烈度为Ⅶ度，场址区属构造基本稳定区。场址区地势平坦，地基土为中硬土，为抗震有利地段，场地等级为Ⅱ类。(5）根据工程类比，场址地基土为盐渍土，地基土对混凝上结构无腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具弱～中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。场址区环境水对混凝土结构及钢筋混凝土结构具腐蚀性，但地下水位埋深大，地下水对建筑物影响小。(6）场址地层以粗粒为主，地基土可不考虑砂土液化问题。(7）场址以东的蓄集乡砂砾料场为正在开采的砂砾石料场，储量丰富，质量满足要求，施工可采取收购方式解决料源问题。建议下阶段进行勘探、标贯测试及室内试验，初步查明场址区地层的物理力学性质，进一步评价冻土、环境水、盐渍土对工程的影响。第四章项目任务与规模4.1项目任务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，力诺德令哈30MWp并网光伏电站位于青海省德令哈市，项目开发利用当地丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。4.1.1地区经济与发展德令哈市是青海省海西蒙古族藏族自治州首府所在地，是全州政治、经济、文化的中心，也是青海西部重要的交通枢纽和商品集散地，东距省会西宁512公里，西南距格尔木市387公里。青藏铁路、青新公路横穿全境，东西南北，经纬如网，可东进省会西宁，西上新疆，北连河西走廊，南下西藏，交通便利。境内山川湖盆兼有、草场农田密布。本市境内各种资源较为丰富，现已探明的矿产资源有16个品种，65个矿床，其中大型矿床2个，即旺尕秀的石灰石和焦煤矿，储量均在2亿吨以上，其余的有铁、锰、铜、钨、金、硼、大理石、绿松石、水晶石、云母、石墨、石膏等矿种，目前已开采的有煤、石灰石、粘土、金、铅、铜等10多种，野生动植物资源主要有草豹、熊、麝、野牦牛、野驴、黄羊、石羊、雪鸡和沙棘、枸杞、锁阳、大黄、羌活等，均有很高的经济价值和药用价值。境内有宜农耕地33万亩，其中各农场30万亩，市属各乡3万亩，农业人口人均耕地2.6亩，农作物品种主要有小麦、青稞、豌豆、洋芋、油菜等。可利用草场面积1472万亩。现草原灌溉面积207平方公里。本市水利资源比较丰富，主要河流有巴音河、白水河等。贯穿城市南北的巴音河年平均流量为9.91亿立方米/秒，最大流量为374立方米/秒，不仅满足了农牧业用水需要，而且也是全市人民生活用水和进行水电开发的主要依托。距市区德令哈市貌2以南30公里的尕海湖，面积为38平方公里，湖水盐度96%，蕴藏有极为丰富的天然卤虫资源，年产卤虫湿卵可达60——80吨，可加工精干卵25吨。距市区以西30公里的克鲁柯湖面积58平方公里，盛产草鱼、鲤鱼、鲫鱼等，湖区有天然芦苇，面积17万亩，年产芦苇8万吨，具有较高的开发价值。十一五期间，全市以科学发展观为指引，坚定不移地探索工业化与城市化并举的发展新路，在危机中寻机遇，在逆境中求发展，攻坚克难，力保增长，全市经济保持了持续、快速、健康发展的好势头，综合实力显著增强。2010年预计完成地区生产总值31亿元，比2005年翻了1.5番多，年均增长速度达24%；其中，第一产业年均增长7%，第二产业年均增长52%，第三产业年均增长16%；三次产业在GDP中的比重由2005年的7.1：35.5：57.4调整为2010年的4.3：53：42.7；全市财政一般预算收入从2005年的2928万元预计增加到2010年的1.2亿元，年均增长32%，是十五末的4.1倍；“十一五”期间，全市固定资产投资预计累计完成87亿元，比“十五”增加55亿元；城镇居民可支配收入16350元，年均增长13%，农牧民人均纯收入5130元，年均增长16%；2010年实现社会消费品零售总额5亿元，年均增长20%。4.1.2本工程建设的必要性4.1.2.1符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向根据国家制定的新能源发展振兴计划（讨论稿），至2020年我国光伏装机容量将达到20GWp。预计今后10年内，光伏发电的年平均新增装机将达到2GWp。在今后10年，我国光伏发电将会迎来黄金发展时期。2011年3月发布的我国国民经济和社会发展十二五规划纲要指出，要“推动重点领域跨越式发展”，其中包括“新能源产业重点发展新一代核能、太阳能热利用和光伏光热发电、风电技术装备、智能电网、生物质能。新材料产业重点发展新型功能材料、先进结构材料、高性能纤维及其复合材料、共性基础材料”。光伏发电是“十二五”重点发展领域。4.1.2.2合理开发利用太阳能资源，实现地区电力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。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，单机容量不断增加，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丰富的太阳能资源建设光伏发电场，发出绿色无污染电力，可以改善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，青藏铁路的开通，为德令哈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。4.1.2.3改善生态、保护环境的需要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题，不断从提高清洁能源比重、实现环境友好的能源开发开始，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。本电站采用固定发电方式发电，其发电即不需要消耗任何资源，也不产生任何污染，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。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，德令哈30MWp并网光伏电站工程不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目建设和电力系统的发展，太能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，可以扩大德令哈市环境保护的宣传影响，促进项目的实施和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。4.1.2.4发展地区绿色经济的需要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，它是建立在生态环境良性循环基础之上的、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。太阳能光伏电站的建设，正是把保护环境、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。本工程的建设有利于在持续利用资源的基础上，在资源环境与经济协调发展的过程中，实现经济效益最大化、生态效益最大化和社会效益最大化，是发展德令哈地区绿色经济的需要。4.1.2.5发挥减排效益、申请CDM清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism，简称CDM）是“京都议定书”规定的三种灵活机制之一，即“联合国气候变化框架公约（UNFCCC）”中发达国家与发展中国家合作应对气候变化的、以项目为合作载体的机制。我国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一，具有良好的投资环境，开展CDM合作的市场前景广阔。电力行业特别是光伏发电行业是CDM项目的一个重点区域，光伏发电领域实施开展CDM项目开发具有极大的潜力和优势。本工程若能作为CDM项目成功注册，可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，给本项目带来很大益处。因此，建议本项目建设方及时委托咨询单位开展CDM项目申请，以最大限度地获得CDM收益。4.2项目规模结合光伏发电的发展现状、当地光能资源以及业主的初步开发规划，本工程装机容量30MWp，预留扩建余地。第五章太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算5.1光伏组件选型5.1.1太阳能光伏电池概述太阳能光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2010年占87％左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形或圆角方形，对光伏组件内部电池的布置也有一定的影响。图5.1.1-1单晶硅组件多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。图5.1.1-2多晶硅组件（2）薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，2010年非晶硅组件产量占光伏组件总产量的比例约为5%。图5.1.1-3非晶硅组件硒化铜铟(CIS)薄膜是一种Ｉ-Ⅲ-Ⅵ族化合物半导体，硒化铜铟薄膜光伏电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS光伏电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的光伏电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50％的光能，10微米厚几乎可吸收100％的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效光伏电池的理想材料，碲化镉薄膜光伏电池的制造成本低，是应用前景最好的新型光伏电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。5.1.2光伏组件国产化情况晶体硅电池、非晶硅薄膜电池目前均可以实现国产；铜铟硒CIS、碲化镉CdTe等非硅薄膜光伏电池目前国内尚不能进行商业化生产。虽然美国第一太阳能公司在碲化镉领域一枝独秀，2010年全年的产量达1.4GWp，但是该种组件制造所需的碲、镉等元素储量较小，很难代替硅基光伏组件的位置。铜铟硒CIS目前产量还较低，并且也存在生产所需元素储量较小，含有重金属等问题。在未来几年，国内主要应用的光伏组件仍将是多晶硅组件，其次是单晶硅和非晶硅薄膜组件。5.1.3光伏组件选型目前国内市场上主流的太阳能电池产品主要是单晶硅型、多晶硅型和非晶硅型。与晶体硅组件相比，非晶硅峰值功率温度系数绝对值较低，弱光性较好，特别适合气温较高、低辐照度概率较高的地区。本工程地处“资源最丰富”的德令哈地区，且当地气温较低，比较适合采用晶体硅组件。项目总装机容量30MWp级，其中20MWp级采用业主生产的LNPV-235多晶硅组件，10MWp级采用业主生产的LNPV-190单晶硅组件。本工程所用的晶硅组件的主要参数如表5.1.3.-1。表5.1.3-1本工程采用的晶硅组件参数太阳电池种类单晶硅多晶硅指标单位型号LNPV-190LNPV-235太阳电池组件尺寸结构mm1580*808*351652*992*42太阳电池组件重量kg15.520.5太阳电池组件效率%14.414峰值功率Wp190Wp235Wp开路电压（Voc）V44.3137.23短路电流（Isc）A5.568.11工作电压（Vmppt）V36.9230.54工作电流（Imppt）A5.157.55峰值功率温度系数%/℃-0.469%/℃0.034%/℃开路电压温度系数%/℃-0.337%/℃-0.326%/℃短路电流温度系数%/℃0.027%/℃-0.467%/℃10年功率衰降%90%90%25年功率衰降%80%80%5.2逆变器选型光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。5.2.1逆变器比选光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器两种。对于大型光伏电站，一般采用集中型逆变器，它又可细分为自带隔离变和不自带隔离变两种形式。可研暂按以下参数的逆变器进行设计，如表5.2-1。表5.2-1不同类型逆变器主要技术参数对比表类型(是否带隔离变)否构成1MW单元所需变压器类型三卷变自带直流配电单元否功率单元模块化否额定功率（AC，kW）500最大输出功率(kW)520最大逆变器效率98.7%欧洲效率98.5%最大直流输入电压（V）900最大直流输入电流（A）1200MPPT电压（DC，V）450-820出口线电压（AC，V）270保护功能过压保护，短路保护，孤岛保护，过热保护，过载保护，直流接地保护功率因数0.9（超前）~0.9（滞后）电流总谐波畸变率（%）<3%(额定功率)外壳防护等级IP20长×宽×高（mm）2800*850*2180重量（kg）22885.2.2高海拔下逆变器容量的修正本工程场址海拔约3000m，因此要求逆变器应根据当地海拔加强绝缘，并保证在该海拔条件下额定交流输出功率不低于500kW。5.3方阵运行方式光伏方阵的运行方式有简单的固定式、倾角可调固定式和复杂自动跟踪系统三种类型。太阳能跟踪装置又包括“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。跟踪器是一种支撑光伏阵列的装置，它通过围绕一个或两个轴旋转以使太阳入射到方阵表面上的入射角最小，这样太阳入射辐射最大。单轴跟踪器：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以有任一方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于极轴的方向。双轴跟踪器：它通过旋转两个轴使方阵表面始终和太阳光垂直。倾角可调固定式方式下，系统的发电量较固定式提高较小，而倾角可调固定支架价格较贵，一般来说，性价比较差。利用PVSYST软件计算在当地辐射条件下各种支架方阵面上的年总辐射量，如表5.3-1。表5.3-1四种支架方阵面上的年总辐射量（单位：kWh/㎡，不考相互遮挡影响）项目固定式(34°)水平单轴斜单轴双轴方阵面上的年总辐射量(kWh/㎡)2232.72688.32961.83071.0方阵面上的年总辐射量(%)100%120.4%132.7%137.5%从表5.3-1可以看出，采用水平单轴、斜单轴和双轴的发电量明显高于固定式，但由于国内跟踪支架大规模应用较少，且产品质量良莠不齐，后期维护费用不确定因素较多。建议本期按固定式支架来设计，后期根据跟踪支架的技术成熟度及价格来确定是否采用跟踪式支架。5.4组件串并联设计输入同一台逆变器的组件串，要通过对组件的参数分选、位置安排，使其电压值之间的差别控制在5%以内。组件串应符合的逆变器直流输入参数为：保证在15℃、50℃、70℃在满足上述要求的前提下，尽可能提高组件串联数目以降低线损。本项目选用逆变器的MPTT电压跟踪范围为：450Vdc～820Vdc，最大开路电压900Vdc。（1）采用力诺235Wp多晶硅组件时根据电池组件的参数可以计算在每串组件数N=18、19、20、21时的直流输入参数，如表5.4.1-1。当N=21时，极端最低气温时开路电压已经超过逆变器最大开路电压；为了提高组串电压和减少汇流箱数量，每串组件数目取为20。表5.4.1-1每串组件数=18、19、20、21时的直流参数N=18N=19N=20N=2115℃MPPT电压（V）56860063266350℃MPPT电压(V)50353155958770℃MPPT电压(V)466491517543极端低温时开路电压(V)806851896940（2）采用力诺190Wp单晶硅组件时根据电池组件的参数可以计算在每串组件数N=14、15、16、17时的直流输入参数，如表5.4.1-2。当N=17时，极端最低气温时开路电压已经超过逆变器最大开路电压；为了提高组串电压和减少汇流箱数量，每串组件数目取为16。表5.2.1-2每串组件数=14、15、16、17时的直流参数N=14N=15N=16N=1715℃54158061865750℃45648952155470℃408437466495极端低温时开路电压(V)7508048589115.5光伏发电单元布置方案5.5.1方位角选择固定式支架一般朝正南方向放置。5.5.2倾角选择固定式支架一般朝正南方向放置。利用PVSYST软件可以计算最佳倾角的取值。从表5.5.2-1可以看出，倾角在34°~38°之间变化时，方阵面上捕获的总辐射最大。为尽量减少占地面积，本工程将方阵倾角选为34°。表5.5.2-1倾角变化时固定式方阵的年总辐射量(单位：%）33°34°35°36°37°38°39°方阵面年总辐射量(%)99.9100.0100.0100.0100.0100.099.95.5.3光伏方阵的构成光伏组件一般可采用横向或竖向布置方式，其中竖向布置方式在降雨或冲洗情况下的自清洁能力较强，因此应用较为广泛。（1）采用235Wp多晶硅组件时根据本次选择的光伏组件尺寸和每串组件的数目，基本光伏方阵由2*40块组件构成，长40380mm，宽3320mm，如图5.5.3-1所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。图5.5.3-1多晶硅光伏方阵（2）采用190Wp单晶硅组件时根据本次选择的光伏组件尺寸和每串组件的数目，基本光伏方阵由2*40块组件构成，长39724mm，宽3180mm，如图5.5.3-2所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。图5.5.3-2单晶硅光伏方阵5.5.4固定式方阵南北向间距计算固定式光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina=sinfsind+cosfcosdcoswsinβ=cosdsinw/cosaLs/L=cosβ/tan[arcsin(0.648cosf-0.399sinf)]（公式5.5.4-1）其中，f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。a为太阳高度角β为太阳方位角本站站址的纬度约为北纬37.34°，根据（公式5.5.4-1）计算得当地冬至上午9：00影子的倍率为：2.59。（1）采用235Wp多晶硅组件时参照图5.5.4-1，前后排单元光伏阵列间距D为：D=2.59·H+3320*cos(34°)=7561（mm），稍作放大为8000mm。图5.5.4-1多晶硅方阵前后排阵列布置示意图（2）采用190Wp单晶硅组件时参照图5.5.4-2，前后排单元光伏阵列间距D为：D=2.59·H+3180*cos(34°)=7242（mm），稍作放大为7500mm。图5.5.4-2单晶硅方阵前后排阵列布置示意图太阳能电池板最低点距地面距离h的选取主要考虑以下因素：高于当地最大积雪深度当地的洪水水位防止动物破坏防止泥和沙溅上太阳能电池板h增高会增加光伏阵列的土建成本综合考虑以上因素，并结合国内外的经验，h取为0.3米。5.6光伏发电单元接线5.6.1光伏发电单元接线根据光伏方阵的布置情况，全站共20个1005.8kWp多晶硅光伏发电单元，总容量20.116MWp；每个1005.8kWp多晶硅光伏发电单元需14个16路防雷汇流箱。多晶硅光伏组串至汇流箱采用1*4m㎡铜芯电缆。全站共10个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元，总容量10.032MWp。由于单个单晶硅组串的电流较小，采用二合一电缆头将2个组串并联为1个后作为1路接入汇流箱。每个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元需14个12路防雷汇流箱。汇流箱至逆变器选用2*70m㎡铜芯电缆。5.6.2防雷汇流箱根据工程特点及光伏方阵布置情况，本工程采用二级汇流方案。电池组串首先经过一级汇流箱汇流后再汇入到二级汇流箱，最后接入逆变器直流输入侧。本工程拟选用16或12路一级防雷汇流箱，其主要参数如表5.6.2-1所示。表5.6.2-1一级防雷汇流箱参数表最大光伏阵列电压1000Vdc最大光伏阵列并联输入路数16/12每路熔丝额定电流(可更换)10A/15A输出端子大小PG21防护等级IP65环境温度-25～+60环境湿度0～99％宽x高x深600x500x180mm重量27kg/25kg直流总输出空开是光伏专用防雷模块是可选配件*串列电流监测是防雷器失效监测是通讯接口RS485本工程拟选用8路二级防雷汇流箱（直流配电柜），每路额定开断电流为160A。主要特点如下：额定功率：500kW；提供8路直流输入接口，与光伏阵列汇流箱连接；每路直流输入回路配有直流断路器和快速熔断器；直流输出回路配有光伏专用防雷器；直流输出侧配有电压显示仪表；柜体尺寸（W*H*D）：600*2180*800mm；接线方式：下进下出。二级汇流箱的原理接线图如图5.6.2-1图5.6.2-1二级汇流箱（直流配电柜）原理图5.7发电量计算5.7.1发电量计算软件及方法本光伏电站发电量采用PVSYST软件进行计算。PVSYST是国际上光伏电站设计工作中使用较为广泛的系统仿真及设计软件。本次计算输入参数有：代表年各月总辐射；当地气象站多年平均各月气温。由于无代表年每小时辐射数据，软件所需的代表年每小时辐射数据由软件通过数值计算的方法生成。5.7.2PVSYST发电量损失参数的选择PVSYST软件允许对部分发电量损失参数进行设定，主要包括：光伏组件功率偏差、直流汇集电缆长度及截面和污秽损失等。（1）光伏组件功率偏差光伏组件招标中一般要求有0~3%的正功率偏差，在计算中保守起见，功率偏差取为0%。（2）直流汇集电缆长度及截面从光伏组件串至汇流箱采用4m㎡截面铜芯电缆；从汇流箱至逆变器采用70m㎡或50m㎡截面铜芯电缆，按每回路的平均长度输入PVSYST。（3）污秽损失当光伏组件存在污秽时，发电量会下降，及时清洗组件可以减少污秽损失。由于此项损失不确定因素较多，按年发电量损失4.3%估算。（4）地面反射系数由于地面反射辐射占方阵总辐射的比例很小，地面反射系数（Albedo系数）按PVSYST软件默认值设置即可。(5)从逆变器至并网点效率设置从逆变器至并网点的效率按98.8%测算。5.7.3PVSYST发电量计算结果5.7.3.1PVSYST第一年发电量计算结果计算结果如下：第一年发电量计算结果：55703134kWh系统效率：82.9%（多晶），82.5%（单晶）各月发电量如表5.7.3-1、图5.7.3-1。表5.7.3-1光伏电站第一年各月发电量(kWh)月份20.116MWp多晶10.032MWp单晶发电量1月2954634146189444165282月2936810145651043933203月3383722168086550645874月3408600169225651008565月3231985160391948359046月2942224146000744022327月2881660142987343115338月3187150158027647674269月31312681553699468496810月33786041674700505330411月30471501507886455503612月275531513620964117411全年372391431846399155703134图5.7.3-1光伏电站第一年各月发电量5.7.3.2发电损失主要发电量损失如表5.7.3-2。表5.7.3-2主要发电量损失序号项目多晶单晶损失(%)损失（%）1前后排阵列遮挡损失2.93.22组件玻璃光学损失2.62.63弱光条件下的发电量损失3.33.14温度损失0.50.55组件表面污秽对发电量的损失3.23.26组件匹配损失2.12.17直流汇集线损1.01.38逆变器损失1.71.79逆变器出口至并网点损失1.21.25.7.3.3第2~25年各年发电量及25年平均年发电量光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，根据组件供货厂家提供的质量保证：10年衰减不超过10%，25年衰减不超过20%。根据计算结果见表5.7.3-3。光伏电站25年平均年发电量为：49，414，346kWh。25年平均年等效利用小时数为1639h。表5.7.3-3光伏电站25年各年发电量(kWh)年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量第1年55703134第6年52536217第11年49740709第16年47825677第21年45984375第2年55054835第7年51924776第12年49351664第17年47451611第22年45624710第3年54414081第8年51320452第13年48965662第18年47080470第23年45267859第4年53780784第9年50723160第14年48582680第19年46712233第24年44913798第5年53154858第10年50132820第15年48202692第20年46346875第25年4456250725年平均年发电量：494143465.8主要设备材料表序号设备名称单位数量设备型号及规格1光伏组件MWp20.116力诺235Wp多晶硅组件MWp10.032力诺190Wp单晶硅组件216路防雷汇流箱台28016路输入，带组串监控312路防雷汇流箱台14012路输入，带组串监控5直流柜面608路输入6光伏专用电缆km410PFG11691*4m㎡71kV直流电缆km27YJY22-2*70m㎡8二合一电缆头个3280正极、负极各一半

第六章电气6.1电力系统6.1.1青海电网6.1.1.1青海电网现况青海电网位于陕甘青宁电网的西部，向东通过1回750kV线路和6回330kV线路与甘肃电网相连。供电范围已覆盖东部的西宁、海东、黄化；中部的乌兰、格尔木等地区，西宁及海东是电网的核心地区，主网最高电压等级为750kV。青海电源布局以水电为主、火电为辅。截止2009年底，青海电网全口径装机10970.4MW，其中水电8735.6MW，火电1934.5MW，其它300.3MW，水电、火电所占比例分别为79.63%、17.63%。截止2009年底，青海电网拥有百万千瓦电厂4座（龙羊峡、李家峡、公伯峡和拉西瓦），装机容量为7180MW，占总装机的65.45%。截止2009年底，青海电网已建成的750kV线路4条，总长度约421.9km（省内长度）；750kV变电所2座，变压器容量4500MVA。已建成的330kV线路61条，总长度约3683.01km（省内长度）；330kV降压变电所18座，变压器总容量10650MVA。2009年青海省全社会用电量（地区口径）达到337.24亿kwh，较上年增长7.6%；电网口径用电量达到333亿kwh，较上年增长20.14%；统调口径用电量达到324.1亿kwh，较上年增长16.93%。2009年青海电网统调口径最大发电负荷5181MW，较上年增长33.67%；电网口径最大发电负荷5230MW，较上年增长29.44%。6.1.1.2青海电网存在的主要问题（一）青海电网水电比重约为80%，水火比例不协调。（二）园区经济发展迅速，对电网供电要求越来越高。随着西宁甘河工业园区、民和下川工业区、海西柴达木循环经济区开发力度的加大，园区高载能工业负荷增长迅猛，对相关地区电网的供电能力及供电可靠性提出更高要求。（三）负荷分布不均匀，负荷中心负荷高度密集，而偏远地区，用电负荷较小，配套的输变电工程多为单一用户供电。“点多、线长、面广、负荷轻”。（四）高载能工业的迅速发展，使负荷性质愈显单一，网内负荷的80%为铝、镁、钢、硅铁、碳化硅等高载能生产用电，这些负荷电价承受能力差，受市场影响较大，产能随市场价格波动变化很大，建设周期短，建设地点和规模的不确定因素很多，给电网建设项目造成很大的投资风险。其生产情况对电网运行影响很大，生产时电网内供电容量紧张，主变、线路满载或过载，停产时主变、线路又轻载运行。（五）目前玉树州、果洛三县及海西州西部地区茫崖、冷湖两个行委所辖的茫崖、花土沟及冷湖三镇，尚未与青海主网联网，仍依靠小水、火电维持日常生产和生活用电，用电水平很低，尤其冬季小水电停运，供电状况更差。地区电源电网发展滞后，电力短缺问题突出，在一定程度上制约了地区经济的发展。6.1.1.3电力需求预测青海电网负荷预测见表6-1。表6-1青海电网负荷预测单位：10MW、亿kwh项目2009年(实际)2010年2015年2020年2030年增长率十五十一五十二五十三五2021-2030最大发电负荷高方案532.071416502056287816.42%18.31%18.25%4.50%3.42%中方案67712931590221517.06%13.81%4.23%3.37%低方案65010031223170016.11%9.07%4.05%3.35%需电量高方案333.046210861341184814.98%17.90%18.62%4.30%3.26%中方案4348471026140816.41%14.32%3.90%3.21%低方案425615775105915.93%7.67%4.73%3.17%高负荷水平预计青海电网2010年、2015年、2020年需电量分别为462、1086、1341亿kwh，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为17.9%、18.62%、4.3%；全网最高发电负荷2010年、