生态园农光互补光伏电站项目技术方案

生态园农光互补光伏电站项目技术方案1.1项目任务与规模1.1.1工程建设场址及规模三里畈镇是某省黄冈市罗田县下辖的一个镇级别行政单位，位于罗田县西部，地处大别山南麓，巴水上游河畔，全镇版图面积201.5平方公里，镇政府驻三里畈村，人口65443人，面积171.8平方千米。下辖1个居委会、43个行政村。是1999年“全国科技下乡”举办地。三里畈镇山清水秀、名人辈出、名山大川众多、河流湖泊遍布，风景优美，有梁敬寨、富猪寨、黄道姑尖、金耳岩、云架山、龙潭峡谷、今古寺等景点，境内地热资源丰富，建有三里畈温泉度假村。更有甜柿第一村的錾字石村。项目地属北亚热带季风气候，冬干（冷）夏湿，春暖秋凉，年均总日照时数2047小时，年均辐射热量109.25千卡/平方厘米。年平均气温16.4℃，极端最高气温41.6℃，极端最低气温-14.6℃，无霜期平均240天。全县年均降水量1330毫米，全年降雨多集中在5、6、7三个月，约占全年降雨量的50%左右。本项目建设规模为：规划容量20MWp并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。地区经济及建设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，市境内年日照时数在1852.6-2100小时之间。多年平均太阳总辐射为4569.2MJ/m2左右，具有一定的开发价值，符合国家产业政策。地区经济与发展2012年，全县完成生产总值85.10亿元，按可比价格计算，比上年增长11.6%。其中：第一产业完成增加值21.19亿元，增长5.7%；第二产业完成增加值31.65亿元，增长11.2%；第三产业完成增加值30.26亿元，增长14%。三次产业结构比由2011年的25.7:39.7:34.6调整为24.9：39.5：35.6。在第三产业中交通运输仓储和邮政业、批发和零售业、住宿和餐饮业、金融业、房地产业、营利性服务业及非营利性服务业增加值分别增长11.3%、8.9%、6.4%、24.3%、5.1%、12.6%和19.7%。1.2.2工程建设任务工程的主要任务是建设高压并网光伏电站，充分开发利用黄冈地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本期工程规划建设20MWp。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件等方面综合分析，本期工程建设规模为20MWp。某煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电工程主要开发任务是发电，所发电能作为清洁能源的太阳能电力将会对某电网供电能力形成有益的补充。用以满足某省电网及黄冈地区持续、高速增长的电力、电量需求。同时将场区建设成为光伏农业基地和旅游景点，促进当地农业、旅游产业发展，扩大农民就业。1.2太阳电池组件选型太阳电池按材料可分为晶体硅太阳电池、硅基薄膜太阳电池、化合物半导体薄膜太阳电池和光电化学太阳电池等几大类。晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池两种，是目前PV(Photovoltaic)市场上的主导产品。晶体硅电池的结构有很多种，最常见的是在p型基体上高温掺杂扩散，形成n型区也叫扩散层，形成p－n结。扩散层上有与它形成欧姆接触的银质上电极，它是由两条主栅线和若干条副栅线组成，副栅线通过主栅线连接起来。而基体下面有与它形成欧姆接触的下电极，一般由铝背场和银电极组成。为了便于使用，具有足够的机械强度，确保电池的耐候性，匹配负载的电压电流要求，在实际使用中需要把单独的太阳电池片进行串联封装成太阳电池组件，比较常见的晶体硅太阳电池组件的结构为正面用超白低铁钢化玻璃，背面用耐候绝缘性良好的TPT或PET复合膜，中间填充EVA，一般还会在这种三明治结构四周加装既结实耐用又轻巧美观的铝合金边框。优质的、经过预衰减的太阳电池组件，可以正常使用保证25年功率衰减不超过20％，能抵御2400Pa的阵风和5400Pa的雪压，各式各样的新型组件也正不断涌现出来，这些都有利于清洁的太阳能应用技术推广与普及。1.2.1单晶硅太阳电池在所有太阳电池种类中，单晶硅太阳电池转换效率较高，技术也最为成熟，使用最为广泛。在实验室里最高的转换效率可达24.7%，规模生产时的效率可达18%左右。目前在大规模应用和工业生产中仍占据主导地位。但由于单晶硅材料制造成本价格高，经过制造工艺和技术方面的努力，相对初期阶段，价格已经大幅度降低。1.2.2多晶硅太阳电池多晶硅太阳电池与单晶硅比较，其效率高于非晶硅薄膜电池而低于单晶硅电池，其实验室最高转换效率可达21%，工业规模生产的转换效率为17%左右。因此，多晶硅电池在效率和价格方面能够继续扩大其优势的话，将会在太阳能电地市场上占据重要地位。1.2.3硅基薄膜太阳电池与晶体硅太阳电池相比，硅基薄膜太阳电池最重要的是成本优势，具有弱光响应好和温度系数小的特性，便于大规模生产，有极大的发展和应用潜力。通常，硅基薄膜太阳电池的最主要问题是效率相对较低，效率目前为7-10%，每瓦的电池面积会增加约一倍，在安装空间和光照面积有限的情况下限制了它的应用。1.2.4太阳电池组件的应用和比较上述三大类电池产品的价格从目前市场上来看是多晶硅和单晶硅价格接近。硅基薄膜比多晶硅和单晶硅便宜，但太阳能转换效率单晶硅＞多晶硅＞硅基薄膜，占地面积单晶硅与多晶硅差不多，硅基薄膜较大。产品的成熟程度是单晶硅比多晶硅更加成熟，硅基薄膜稍差。但是价格并不是固定不变的，随着供需状况的变化而改变。据目前国内厂家报价的情况，单晶硅与多晶硅的价格基本一致。通过设计方案比较，采用单晶硅的技术经济指标要好于采用多晶硅。1.2.5组件技术参数目前可研阶段暂按265Wp多晶电池组件作为设计输入。本项目太阳电池组件采用的多晶硅电池组件的主要参数如下：多晶硅太阳电池组件序号技术参数单位参数值1标称峰值功率WP2652标称功率公差%-3/+33组件转换效率%16.04标称最佳工作电压V30.35标称最佳工作电流A8.596标称开路电压V37.77标称短路电流A9.098额定电池工作温度℃44±29短路电流温度系数%/℃0.0510开路电压电压温度系数%/℃-0.3211最大功率温度系数%/℃-0.4312组件尺寸（长*宽*厚）mm1650*990*3513重量kg18.51.3逆变器选型并网逆变器的基本功能，是把来自太阳能电池方阵的直流电转换成交流电，并把电力输送给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥太阳能电池方阵性能的功能和异常时或故障时的保护功能。合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。逆变器通过半导体功率开关的开通和关断，将直流电能转变成交流电能；工作过程中，直流侧输入功率为定值，电网电压高低相位不同时输出不同的电流。因此，逆变器实际上可看作一个受控电流源。作为电流源，与电力系统中常规的发电机(电压源)不同，其电压自动跟踪电网输出电流，不存在同期要求。作为电流源，其谐波是值得注意的，不能超过电网要求值。1.1.1逆变器分类及共性大型并网光伏逆变器的分类方式较多。按功率等级分类，有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、1000kW等。按是否带隔离变压器，有隔离型和不隔离型。不带隔离变压器的逆变器效率相对较高。按逆变单元不同，有模块逆变型和整体逆变型。成模块逆变的逆变器工作时，与光伏阵列直流侧的匹配性较高。大型逆变器的共性很多。例如，尺寸随功率增加，都含有监控、保护功能等。另外，单机功率越大的逆变器效率越高。目前国内某厂商生产的逆变器主要技术参数比较如下表6.5-1所示。表1.3-1不同容量逆变器主要技术参数对比表逆变器额定功率250kW500kW1000kW推荐的最大功率284kW560kW1120kW绝对最大输入电压1000Vdc1000Vdc1000VdcMPPT输入电压范围480V～850V500V～850V500V～850V最大效率97.3%98.7%98.7%额定交流频率50Hz50Hz50Hz额定电网电压400Vac315Vac315Vac功率因素（COSö）＞0.99＞0.99＞0.99电流波形畸变率(额定功率时)＜3%＜3%＜3%夜间自耗电<80W<100W<200W1.1.2逆变器的技术指标对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较：1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够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。2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。4)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。5)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。6)监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。另外，逆变器选型需满足《光伏电站接入电网技术规定》中与逆变器相关技术要求。1.1.3逆变器的拟选大型光伏电场场地不受限制，宜选择大功率逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。MW级逆变升压成套设备，国内尚无定型产品，国内诸多光伏电站一般仍采购分体设备，通过组合实现逆变、升压功能；国外已有的定型产品，其升高电压往往为20kV，国内运用较少。500kW级逆变器，可成对并机为1MW单元，配定制的低压侧带分裂绕组的1MVA箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。至于250kW、200kW、100kW级逆变器，也可采用相同原理并机成MW级单元与箱变配合使用，组成1MW光伏逆变升压单元。组成1MW光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等。在各种1MW光伏逆变升压单元组成方案中，推荐500kW级逆变器并机方案。主要原因是大功率逆变器效率高，运行损耗低、能提升光伏电场整体效率。同时，单机功率大的逆变器每瓦平均外形尺寸较低，占地更小。本工程系统容量为20MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资及后期的维护工作量；在投资条件相同的情况下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量就较大。逆变器配置中，不需隔离变压器，并尽可能满足现场的气候气象条件。本工程初步拟定的逆变器参数如下：表1.3-2拟选逆变器参数表序号名称技术参数备注1逆变器额定输出功率500KW2逆变器效率(1)最高转换效率>98.7%(2)欧洲效率（加权平均效率）>98.5%3逆变器输入参数(1)输入电压范围DC500~1000V(2)MPPT电压范围500V~850V(3)最大直流输入电流1120A4逆变器输出参数(1)额定输出电压315V(2)功率因数-0.9～+0.9(3)总电流波形畸变率<3%（额定功率）5噪音≤60dB6平均无故障时间>10年7逆变器功率损耗(1)待机损耗/夜间功耗<100W8工作环境温度范围-25℃～+55℃9相对湿度95%10满功率运行的最高海拔高度3000m11散热方式温控强制风冷12重量1700kg13机械尺寸（宽×高×深）1606*2034*860mm14通讯接口RS485/Modbus1.4光伏阵列设计1.4.1布置原则大型独立光伏电场组件的布置，一般通过光伏阵列的分区、分级排布来实现。分区以光伏电场箱式变压器为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统，本工程中结合电池组件的分布规律，将多晶硅光伏阵列分为1MW的阵列单元。分级是在每个分区内，对太阳电池组件阵列进行分级，汇流箱下辖一级光伏阵列，汇流柜下辖二级光伏阵列。1.4.2总体布置方案设计本工程规划容量为20MWp，结合箱变容量和电池组件的分布规律，本工程设置20个1MW光伏阵列单元，每个光伏阵列共由186串组成，每串由18块组件组成。图6.6-1光伏组件安装示意图图6.6-2光伏电站安装效果图1.4.3光伏子阵列设计电池工作温度分析太阳电池的实际工作温度取决于多个参数，要想事先准确地算出十分困难。在室内测试条件下(不考虑风速及其引起的散热)，太阳电池温度取决于日照强度、环境气温、以及内阻产生的温升，同时需考虑到风速引起的散热。本工程结合当地极端低温和经验公式计算太阳电池实际工作温度为-18℃至85℃。串联回路工作电压计算太阳电池的工作电压，以标准测试条件下的最佳工作电压为基础、按电压温度系数进行修正。标准测试条件是，太阳电池温度25℃±2℃，辐照度用标准太阳电池测定为1000W/m2、并具有AM1.5地面标准的太阳光谱辐照度分布的测试条件。太阳电池组件标称最佳工作电压为36.5V，标称开路电压为45.3V，电压温度系数为-0.32%/℃，由此计算太阳电池工作电压及开路电压范围。串联回路组件数量确定本工程选用通用型逆变器。逆变器最大功率跟踪电压为500~850V，最大直流输入电压为1000V。根据该电压值，与串联回路在连接16～21块组件后工作电压的计算值进行比较；电池组件的工作电压和开路电压随温度变化的区间为-18℃~85℃；在满足光伏组件能当地的温度环境工作的前提下，根据光伏组件的峰值功率电压、开路电压以及温度系数等性能指标，可得出不同串联回路的工作电压如下表所示：表1.4-2不同串联回路的工作电压（-18℃至85℃电池温度下）序号串联回路组件数量逆变器输入端工作电压(V)逆变器输入端开路电压(V)116471.87～664.36585.64～824.53217501.36～705.88622.24～876.07318530.86～747.4658.84～927.6419560.35～788.93695.45～979.13520589.84～830.45732.05～1030.67621619.33～871.97768.65～1082.2选用的逆变器的MPPT电压跟踪范围为：500Vdc～850Vdc，允许的最大直流开路电压为1000VDC。由表6.6-2计算结果可见，当组串件数为17~19的时候，能够满足逆变器要求。考虑本工程布置实际情况，组串件数取N=18。光伏组件串尺寸如图6.6-1所示。图1.4-1光伏组串尺寸1.4.4光伏阵列布置方案设计倾角和方位角选择光伏阵列的布置既要满足辐射量损失的要求，又要兼顾现场地形特点，考虑实际施工过程中的土方量和支架用量，控制成本。在光伏阵列布置过程中，影响辐射量的主要参数为阵列的倾角和方位角，通过6.4节内容计算本工程所在地阵列最佳倾角为22°。由于本工程为山地光伏，所在点存在较多的地势起伏，通过对地形分析，光伏阵列的布置方案采用以下原则进行设计：1）平整地面或可以通过一定挖填方实现平整的地面，阵列一律采用正南布置（方位角为0°），倾角采用最佳倾角22°；2）对朝向为正南的坡地，阵列布置参照平整地面布置，方位角取为0°，南北倾角依地势通过支架调节为22°。3）对非正南坡地，光伏阵列东西方向采用顺坡布置，南北方向通过支架或土方调节到22°。通过分析场区地形，东西坡度角多在12°以内。通过计算与正南（0°方位角），22°倾角辐射量进行对比，当东西坡度在5°范围，辐射量损失仅为0.2%；当东西坡度在10°范围，辐射量损失仅为0.75%；当东西坡度在12°范围，辐射量损失仅为1.04%。光伏阵列间距设计光伏阵列前后排之间必须保持一定距离，以免前排阵列挡住后排阵列的阳光。因此，需要确定前后排方阵之间的最小距离。两排阵列之间最小距离的示意图如图6.6.4-1所示。图6.6.4-1两排阵列之间的距离示意图图中，L为一级光伏阵列斜平面高度，H为一级光伏阵列水平高度，B为安装倾角，a为太阳高度角，c为太阳方位角，r为太阳入射线水平面上投影在后排阵列之间的长度，d为前排阵列阴影长度，D为阵列之间的间距，e为阵列阴影在东西方向的影响长度。按上述几何关系，运用三角函数，可得d、D值计算公式如下：式中：ω—.时角（与正常发电时间有关）；δ—.太阳赤纬角（在冬至日-21.45℃至夏至日+21.45℃范围内变化）；φ—.纬度；s——阴影系数，s=d/H。本工程地处北半球，最小间距确定原则是，冬至日的正常发电时间内，后排的阵列不应被前排阵列遮挡。正常发电时间根据太阳能辐射观测数据确定。本站站址的纬度约为30.7°N，经计算得当地冬至上午9：00影子系数为2.008。对平整地面，阵列南北向间距可通过阴影系数直接计算，对于坡地，需结合地形本身的南北坡度和阴影系数进行计算。光伏电场东西侧围墙阴影在东西方向的影响长度e，与当地地形高度h的比值s，可作为东西向阴影系数。根据几何关系，运用三角函数，可得s计算公式为：选取9:00~15:00时间区间，计算得东西向阴影系数为1.912。若东西方向顺坡布置，则相邻阵列不存在高差，仅需保留0.5m的距离即可，对东西坡度较大或地形相对复杂的地方，阵列东西向间距需结合地形本身东西坡度和阴影系数进行计算。1.5光伏电站电气设计1.5.1光伏方阵配电系统本工程为一般耕地地形光伏，光伏电池板布置顺地形布置，电池板会有不同的方位角以及倾角，为便于集中接线，本工程选用大中型逆变器，分别为500kW逆变器、1MW逆变器（2×500kW）。22块电池组件（265W）串联成一个电池组串。每个逆变器单元经汇流箱汇集后再由逆变器整流逆变后输出315V三相交流电，两个500kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧，经箱变升压至35kV，通过集电线路送至升压站35kV配电装置。1.5.2逆变升压站光伏方阵采用“一阵一变”单元式接线，对于1个或者两个逆变器发电单元所组成的光伏阵列组设置一个逆变升压站。逆变升压站包括1个或者两个逆变器以及一台箱变。逆变器容量为500/1000kW(输出交流电压为315V)。一个1000kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧。箱变容量为500kVA/1000kVA。该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其光伏设备正常运行等特点。1.5.3集电线路方案光伏电站升压站布置于整个光伏电站的中部。由于架空线路及杆塔产生的阴影会大大的降低太阳能电池发电量，以及会对组件的运行造成影响。故本工程光伏电站集电线路光伏组件区域暂不考虑采用架空线方式。以下对35kV电缆集电线路、10kV电缆集电线路二种方案进行技术经济比较。方案一：按10MWp传输功率，中压系统额定电压选择35kV时，单回集电线路最大工作电流165A。按额定载流量最大3%电压降、短路热稳定等校验，铝芯电缆截面可选择为70mm2、120mm2。20MWp单元需2回集电线路。方案二：按5MWp传输功率，中压系统额定电压选择为10kV时，单回集电线路最大工作电流约289A。电缆截面可选择95mm2、120mm2和185mm2，按额定载流量最大3%电压降、短路热稳定等各种方法校验均满足；20MWp单元需要4回集电线路。根据以上条件计算的方案一的集电线路电缆数量及造价见表7.2-1、方案二的集电线路电缆数量及造价如表7.2-2。

表1.5-1方案一的集电线路电缆数量及造价截面(mm2)3×703×120数量(km）72单价(万元)69120小计(万元)345240小计(万元)585表1.5-2方案二的集电线路电缆数量及造价截面(mm2)3x953x1203x185数量(km）7.51.85单价(万元)52.560.388.2小计(万元)394109441小计(万元)944由以上两个表格可以看出，方案二比方案一电缆投资增加约359万元。但随着电压等级的升高，箱式箱变、无功补偿、开关柜等电气设备的电压等级和绝缘水平也需提高，设备成本也增加。若采用方案一，本期35kV配电装置共有2面光伏馈线柜、1面进线柜、1面PT柜、1面无功补偿馈线柜、1面站用变柜，共计6面柜子。若采用方案二，10kV配电装置比35kV配电装置多2面馈线柜，共计8面柜子。为简化比较，按10kV开关柜10万/面，35kV开关柜20万/面。若采用方案一，无功补偿装置按SVG型式考虑，比采用方案为多一台容量为12MVA，电压变比为35kV/10kV的双卷变压器，此变压器价格约为60万。同样，若采用方案一由于升压单元中的箱变需选用35kV变压器，若采用方案二，则变压器为10kV电压等级，经询价，每套的逆变升压单元方案二比方案一价高约8万元。同时考虑主变由于低压侧电压等级的升高所产生的差价15万。经计算设备费用方案一比方案二设备投资约增加285万元。设备价格比较表见表7.2-3。表7.2-3设备价格比较表项目开关柜SVG主变升压单元10kV8000035kV1206015160差价(万元)406015160总计（万元）275由以上比价可知，就初始投资来讲，方案一比方案二电缆投资少359万元，但是设备费会增加约275万，总体方案一比方案二总投资节约84万元。由于35kV电压等级集电线路电流小于10kV电压等级集电线路电流，经计算，本工程正常运行情况下，35kV集电线路的损耗比10kV小约600kW，按25年平均等效满负荷运行950小时计算，每年可节省电费约14万。综合考虑，集电线路电压推荐采用35kV，可简化集电线路、有效降低线路压降，比采用10kV具有更好的技术经济效益。本工程集电线路采用35kV电缆直埋连接：根据光伏阵列的布置位置情况，将光伏布置分为4个集电线路单元，共敷设4回集电线路至升压站35kV配电室。在每组集电线路中，根据箱变连接总容量分别采用ZRC-YJLV22-26/35-3x70以及ZRC-YJLV22-26/35-3x120电缆。1.5.4光伏电站配电系统主要电气设备1)升压变压器箱变，容量1000kVA，电压38.5±2×2.5%/0.315kV/0.315kV，联接组别D，y11，y11接线，阻抗电压Ud=6.5%。台数：20台2)35kV集电线路集电线路一般有两种类型，架空型和电缆直埋型，根据本工程具体情况，考虑线路阴影遮挡因素，提高线路可靠性，光伏布置区域集电线路宜采用电缆型。升压变高压侧采用35kV电力电缆连接，采用电缆直埋敷设方式。每回集电线路按输送电能按5MW设计，根据回路最大电流选择导线载流量，并考虑降容系数。经计算电缆选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装铝芯阻燃电缆：ZRC-YJLV22-26/35-3×70(3×120)。1.5.5光伏电站配电设备布置1)逆变升压变布置逆变升压站布置在对应的光伏方阵单元旁，靠光伏道路布置。2)集电线路路径选择电缆集电线路的路径选择，充分考虑以下原则：①电缆集电线路尽量短；②电缆集电线路所带光伏方阵容量均匀分布；③尽量减少各电缆集电线路及其它管线的交叉；④电缆集电线路尽量直接敷设在光伏站内道路旁；⑤电缆集电线路尽量避开水库和水塘。1.5.6光伏电站开关站开关站电气主接线由于整个光伏场区总规划容量为20MWp，本期上齐，通过35kV出线接入三里畈110kV变电站35kV间隔。35kV采用单母线分段接线。电缆馈线2回，主变进线1回，站用变出线1回，无功补偿装置出线1回。拟在开关站35kV侧装设一套3MVar的无功补偿装置，采用3MVarSVG型式。升压站可以实现无功在-3MVar～+3MVar范围之间的动态调节。最终无功补偿方案以接入系统报告为准。设置站用变2台，站用变容量200kVA，一台为干式变压器，布置在35kV配电室，电压比38.5±2×2.5%/0.4kV，作为备用变压器；另一台为施工临时变压器，电压比10.5±2×2.5%/0.4kV，布置在室外，作为主供电源。开关站短路电流计算由于缺乏相关接入系统资料，本光伏电站35kV侧电气设备短路电流按31.5kA进行选择。开关站主要电气设备选择1)35kV配电装置35kV配电装置采用移开式金属封闭铠装真空开关柜，型号为KYN61-40.5。本工程配置35kV电缆出线柜2面，主变进线柜1面，无功补偿柜1面，站用变柜1面，PT柜1面。35kV配电装置开关柜主要技术参数如下：型号：KYN61-40.5额定电压：40.5kV额定频率：50Hz额定工作电流：2000A(主母线，主变进线柜)、1250A(馈线柜)额定短路开断电流：31.5kA额定短时耐受电流：31.5kA(3s)额定动稳定电流：80kA外壳防护等级：IP432)无功补偿装置由于光伏电站光伏组件发出的直流电经逆变后变为交流电，逆变器可以保证的功率因数在0.98以上，根据此特点，光伏组件本身无需再进行无功补偿，光伏电站的无功补偿主要集中在升压站主变、35kV升压变、集电线路和送出线路无功损耗上。按照以上原则，经初步计算，该工程本期无功补偿容量约为3Mvar。在开关站35kV母线上本期设置一套3Mvar高压动态无功补偿成套装置，即3MvarSVG。可实现无功容量-3～+3Mvar连续平滑可调。SVG无功补偿装置主要技术参数如下：额定电压：35kV额定容量：±3Mvar调节容量范围：-100%～100%，连续平滑可调无功调节精度：无级调节调节响应时间：<30ms本期动态无功补偿装置暂时按上述确定，最终型式和容量待电力接入系统报告审查批复后，本可研再按其要求修编本可研最终成品文件。3)中性点接地方式由于35kV集电线路均采用电缆连接，35kV系统单相接地电容电流过大，本工程35kV母线采用经消弧线圈接地方式。35kV线路一旦发生单相接地故障，应立即切除故障线路，不允许带接地运行，以免扩大事故。本期工程选用接地变和可调式消弧线圈成套设备，接地变采用DKSC-1000/35-200/0.4kV，电压35±2×2.5%，消弧线圈为XHDCZ-800/35。4)站用变升压站站用电回路设35kV、380/220V两个电压等级。本期设置1台200kVA站用变压器，引自站外10kV系统。站用380V配电装置选用GCS型低压配电柜，配电柜采用电缆出线接至用电负荷。a)10kV箱式变压器技术参数：型式：美式箱变，三相双卷干式无励磁调压变压器干式变型号:SCB11-200kVA额定频率:50HZ容量:200kVA电压组合:10.5±2×2.5%/0.4kV连接组别:D,yn11阻抗:Ud=4%箱式变高压侧配熔断器、负荷开关、计量CT、计量PT。b)低压抽屉式配电柜额定电压：380V额定频率：50HZ母线额定电流：1000A母线额定短时耐受电流：31.5kA开关站一次设备布置1)总平面布置开关站布置在光伏电站内，本期规划新建一回35kV线路至110kV前进变电站。本站布置主要基于以下三点考虑：一是开关站35kV出线能够比较顺畅与规划的线路走廊相接；二是将开关站布置在相对平整处以便于施工，且靠近主道路；三是尽可能将开关站布置在光伏电站的中心，以节省集电线路的长度。2)35kV开关柜布置本工程终期共12面35kV开关柜，布置在35kV配电楼内，本期上6面35kV开关柜，其中有2面35kV集电线路柜，1面消弧线圈柜，1面PT柜，1面上网柜，1面SVG柜。3)站用配电装置布置本工程站用配电装置布置在生产综合楼的380V配电室内。4)35kV无功补偿装置的布置35kV无功补偿装置采用SVG型式，SVG控制室布置于室内，SVG变压器布置于户外。升压站照明升压站照明分为正常照明和应急照明，正常照明电源取自所用电交流电源，应急照明电源取自应急照明切换屏，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至直流电源经逆变器供电。办公生活楼内，在主控室采用栅格灯作为正常照明，其他房间采用节能灯，屋外道路采用高压钠灯照明。在主控室、电气配电室及主要通道处设置应急照明，应急照明也采用荧光灯或节能灯，由应急照明切换箱供电。逆变器小室正常照明由逆变升压单元配电室低压配电柜供电，应急照明采用带蓄电池的荧光灯及应急灯。防雷、接地及过电压保护设计（1）光伏阵列部分①光伏组件防雷：太阳电池组件由两层钢化玻璃中间夹太阳电池、四周拼接铝合金框架形成。其电池本身为绝缘体，四周铝合金框架为良好导体。光伏电场设一级防雷汇流箱、二级防雷汇流箱，防止感应雷和操作过电压。光伏电池组支架与支架之间，支架与主接地网之间通过扁钢焊接成电气通路，实现全场光伏电池支架电气接地。②逆变器及箱变防雷：逆变器配有独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压以保护电气设备。箱变35kV侧采用无间隙的氧化锌避雷器作为过电压保护器。③站区接地需结合场地地质条件，选用经济合理的接地方案。接地装置按《交流电气装置的接地》GB/T50064-2014的规定进行设计。光伏电场沿道路铺设光伏电场接地网，使全场光伏组件电气接地。在逆变器及箱式变处设置局域接地网。接地网以水平接地体、垂直接地体为主，水平接地极埋深－0.8m。按ρ=1000Ω假定计算，接地计算时按照终期考虑，光伏场区地网面积约800亩得出厂区接地网接地电阻约为0.68Ω，满足光伏场区接地电阻要求。最终设计以收到的相关报告实际值进行修改完善。（2）升压变电站部分①主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（GB/T50064-2014）的规定设置。本期过电压保护包括防直击雷、防雷电侵入波、防工频过电压、防谐振过电压和防操作过电压等多项内容。站区防直击雷采用站区内设独立避雷针进行直击雷保护，屋外配电装置及无功补偿装置在联合直击雷保护范围内。②在35kV配电设计中，选用真空断路器作为操作设备，为抑制截流以及其它过电压，采用无间隙的氧化锌避雷器作为过电压保护器。电气设备绝缘配合按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（GB/T50065-2011）的规定执行，按照系统出现的各种电压和保护装置的特性来确定设备的绝缘水平，即进行绝缘配合时，全面考虑设备造价、维修费用以及故障损失三个方面，力求取得较高的经济效益。本工程电气设备选型按III级污秽条件选型，电气设备外绝缘爬距均按2.5cm/kV（最高运行电压为基准）选择。③开关站站区属大电流接地系统，主接地网工频接地电阻按规程设计宜小于2000/IΩ。当接地装置接地电阻不满足此要求时，可通过技术经济比较，在跨步电压和接触电势满足要求的情况下增大接地网接地电阻，但不得大于5Ω。避雷针处应设置垂直接地体为主的集中接地装置，并与主网连接。屋外主要电气设备的接地，采用接地引下线与主网可靠连接，其中110kV电压等级设备及主变中性点设备接地引下线的规格同于主接地网的材料规格。主控室保护屏等电位接地网采用铜接地材料。水平接地体截面按最大短路电流下的热稳定校验，选择为热镀锌扁钢-60×6；垂直接地极选择为热镀锌角钢∠50x50x5L=2.5m。表1.5-4电气主要设备材料清册序号名称规格单位数量备注1光伏电站配电设备（1）箱变1000kVA，38.5±2x2.5%/0.315kV/0.315kV台20含场区箱变测控装置（2）35kV集电线路35kV电缆ZRC-YJLV22-26/35-3x70千米735kV电缆ZRC-YJLV22-26/35-3x120千米21kV电缆YJV22-1.0-3x240千米2逆变器到箱变35kV电缆终端头套40235kV开关站设备（1）35kV高压开关柜35kV进线柜KYN-40.5配真空断路器2000A31.5kA面135kV馈线柜KYN-40.5配真空断路器1250A31.5kA面235kV消弧线圈柜KYN-40.5配真空断路器1250A25kA面135kV无功补偿馈线柜KYN-40.5配SF6断路器630A25kA面135kVPT柜(35/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)kV面1检修箱XDW1个1（2）10kV站用变SCB11-200/10,10.5±2x2.5%/0.4，UK=4%台1（3）35kV无功补偿装置SVG，容量3MVar套1（4）消弧线圈带接地变成套装置DKSC-1000/35-200/0.4XHDCZ-800/35套1（5）交流低压配电屏MNS型抽屉柜面4（6）中压动力电缆YJLV32-35-3x95米150（7）低压动力电缆VV22-1各种型号千米2（8）控制电缆KVVP2/22型千米6.5（9）电缆防火防火灰泥公斤2000防火涂料公斤20有机防火堵料公斤500防火隔板平方米30（10）安装型钢各种规格吨1（11）热镀锌钢管各种规格米3003照明系统投光灯OPDD-1-J400，360度旋转，附接线盒，灯泡套20草坪灯OPDC-14，75W套20电线电缆各种规格米30004接地系统（1）光伏区接地接地扁钢60x6千米20热镀锌接地角钢∠50x50x5L=2.5m根400热镀锌（2）开关站防雷接地独立避雷针H=20m根1避雷带圆钢∅18米200热镀锌接地扁钢60x6千米1热镀锌接地角钢∠50x50x5L=2.5m根20热镀锌1.5.7电气二次本工程二次部分主要由开关站监控系统、箱变及光伏监控系统、开关站继电保护设备、微机五防、开关站安全及自动化设备、调度通信系统、视频监控系统、火灾报警系统、厂内通信系统、其他公用设备等组成。开关站内设有主控室，其中布置有35kV光纤差动保护测控屏、公共测控及网络设备屏、综合远动屏、UPS不停电电源屏等。35kV集电线路、站用电、无功补偿的保护、测量、控制及计量装置分散布置在就地开关柜上。逆变器、汇流箱、箱变共配置一套监控系统，其信号接入由箱变测控装置完成。开关站监控系统该系统为开关站综自系统的一部分，主要由计算机网络和人机界面构成。它负责将开关站底层设备采集的模拟量及开关量等相关信息进行整理、分类后通过后台图型界面显示，同时也能实现下行控制，从而达到人机交互的目的。本工程监控系统配置有站控层交换机、规约转换器、远动装置、主备工作员站。箱变及光伏监控系统该监控系统主要是对发电系统相关设备进行后台监控。本工程充分利用箱变测控装置的数据采集功能实现通信的集成。汇流箱、逆变器通过RS-485通信方式与箱变测控通信，从而实现逆变器、汇流箱、箱变监控的有机结合，减化系统结构，节省投资。开关站继电保护及测控设备开关站继电保护装置主要是包含35kV并网线路、35kV配电装置（含集电线路、站用变、接地变、SVG等）的保护，测控装置包括35kV并网线路测控、公用测控。保护装置和测控装置是开关站综自系统的基础设备，它负责对高压设备的保护以及各种模拟量及开关量的采集，同时具有远方控制和调节功能。它们通过以太网实现数据传递。35kV并网线路主保护为光差保护，后备保护为距离保护、过流保护、零序保护、过负荷保护等。开关站安全及自动设备本工程主要包括综合解列装置、故障录波、有功功率及无功功率控制系统、光功率预测系统、电能质量监测、PMU等。该部分设备补充了综自设备没有的功能，从而完善了开关站综合监控和故障处置能力。防误操作和微机五防35kV断路器、隔离开关、接地刀闸等之间的“五防”闭锁，手动采用机械闭锁，电动采用串入硬接点闭锁。同时配置微机五防以保证操作的安全性和可靠性。计量及电能量采集该部分包括站内如集电线路、站用变的参考计量和上网的关口计量。它是上网电量结算的依据，采集设备主要是将电度表的电量传输给调度部门。本工程配置有主副关口表各一只，有功准确度等级0.2S级，无功准确度等级2.0级。开关柜分散安装参考表4只，有功准确度等级0.5级，无功准确度等级2.0级。电能量采集仪一台。直流及UPS电源系统为保证开关站所有二次设备安全可靠运行，开关站分别配置一套220V直流系统和220VUPS电源系统。直流系统容量为200Ah,满足全站不小于2小时停电进放电容量，电池为铅酸免维护蓄电池。充电模块采用N+1的方式配置，共配有4只20A充电模块。UPS系统容量为5kVA，正常时由厂用电供电，站内失电后由直流系统供电，UPS进行逆变。视频监控系统为了加强设备的安全防护以及具有完备的安全措施，特在开关站和光伏厂区装设视频监控装置。本工程在开关站和光伏厂区共设32台左右红外摄像头。火灾报警系统为了快速的反应火情，减少设备的损失，同时满足当地消防部门的要求，在开关站装设火灾自动报警装置。设200点主机一台，在相应房间设感温或感烟探头，在出口处设手动报警按钮等。0厂内通信为提高工作生活的便利，在开关站办公区域设置电话及网络综合布线，预留接口与外网及市话对接。另外配置2对无线对讲设备用于厂区运维人员通信。调度通信描述及材料开列详见系统通信部分。1调度数据网及二次系统防护设备设备为满足光伏电厂开关站远动系统、远方电能量计量系统、保护及故障信息通过电力调度数据专网向调度端传送的要求，本工程共配置二套数据网接入设备(包括路由器、交换机等)，其中某省中调和黄冈地调各配置一套。接入设备应与电力调度数据专网设备型号相一致。同时根据《电力二次系统安全防护规定》，每套调度数据网设备还设置一套二次系统防护设备，以保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。2电气二次主要设备及材料表表1.5.7-1电气二次主要设备及材料表序号名称型式及规格数量单位备注（一）直流系统UPS系统1直流蓄电池屏每面含GFM-200AH蓄电池,800x600x22602面2直流充电屏含20A充电模块4块,监控模块，绝缘监测模块，电池巡检仪，3KVA逆变器一台800x600x22601面3直流馈线屏馈线50路,800x600x22601面4UPS屏逆变电源容量为5kVA800x600x2260不含蓄电池1面（二）控制、保护及自动化设备1综自监控系统含监控主机兼操作员工作站2套，打印机、监控软件等1套2综合远动及网络设备屏含远动主机、交换机、调制解调器、通道防雷器等1面3省调调度数据网含2台交换机、1台路由器、2台纵向加密1套省调用4地调调度数据网含2台交换机、1台路由器、2台纵向加密1套地调用5公用测控及电能质量监测屏含测控装置、电能质量监测各1套、GPS对时装置（双时钟）一台，800x600x22601面635kV线路保护测控屏含线路保护装置1套、测控装置1套800x600x22601面735kV综合保护装置就地安装与开关柜4套8故障录波屏含故障录波装置1套800x600x22601面9电度表柜电量采集装置1套，0.2S级关口表2块1面10电度表有功0.5级、无功2.0级4只11五防系统微机五防1套12计算机工作台不小于6000X1200（长x宽）1套13有功功率及无功功率控制系统含有功及无功功率控制装置一套1套14光功率预测系统含环境监测仪、预测服务器、气象服务器、防火墙、交换机等1套15综合解列装置屏含故障解列装置一台，打印机一台1面1635kV母差保护屏含35kV母差保护装置1套，800x600x22601面17微机消谐装置就地安装35kVPT柜1套18PMU屏相量测量装置全套1套（三）电视监控1电视监控柜含网4台网络型硬盘录像机，各含2只2T硬盘1面2含云台摄像机具红外夜视功能30套3普通定点摄像机具红外夜视功能2套4电视监控主机商用系列，液晶21”1套5光缆4芯单模13千米（四）厂内通信系统1网络交换机24口1套2市话接入含电话交换机1项3无线对讲机不小于10公里2对（五）其它1火灾报警系统200点主机1套2二次控制电缆ZRC-KVVP2/2210千米3光纤熔接点4个4光缆12芯单模光缆（逆变器通信）40千米1.6土建工程设计1.6.1站址总体规划及总布置总平面布置本工程建设规模20MWp，一次建成。由于本工程地处平地，规划范围内场地适合布置光伏组件。站区包括光伏阵列区和开关站区两部分。规划场地位于黄冈市罗田三里畈镇，根据光伏板布置要求，布置在各个棚顶上，光伏阵列间栽植农业园，各片区通过新建及改造道路相互连接。开关站布置在光伏场区较平坦位置，进站道路从站区现有的道路引接。开关站根据地形条件、站内建筑物合理朝向、进站道路及出线方向等相关要求分为配电装置区、办公生活区及农业生产区。配电装置区布置在开关站生产区，主要包括35kV配电室、主变压器、SVG控制室、SVG变压器、FC无功补偿装置、主变事故油池等建构筑物，向西方向出线。办公区布置在站区西北侧，主要包括生产综合房，生活给水机组、生活污水处理设施等。站区西北侧设置一个出入口，与站区门口西北-东北走向进站道路相连接。农业储存房布置在农业园生产区。竖向布置站区竖向设计考虑环保要求，支架升高布置光伏板。升压站竖向采用立柱升高布置方式，排水采用场地排水方式，即站区场地低于道路约150mm。它的流程是：道路排向场地，场地排入雨水篦井，最后通过管道排向站区外排水沟或低洼处。管沟布置站区管线有给水管、控制电缆、电力电缆三种类型管线。给水管采用直埋敷设；控制电缆、电力电缆采用沟道和直埋相结合方式敷设。管、沟布置沿道路，建、构筑物平行布置，与道路交叉均采用正交方式。道路及场地处理站内道路首先必须满足运行、检修、设备安装、农业生产要求，同时还应符合安全、消防、节约用地的有关规定。在此大原则的前提下，升压站区道路及广场采用C25混凝土路面，路面宽4m。根据大棚光伏及农业园种植特点并结合现场实际情况，光伏区仅考虑在布置逆变器、箱变的位置设检修道路和农业生产道路，作为站区逆变器、箱变、光伏组件、支架等的施工、检修运输通道。检修道路为4m宽泥结碎石路，路基采用压路机压实平整。升压站大门设在站区西北侧，进站道路与站内主环道路相接，生活综合楼靠近站区主入口。场地处理：仅在35kV开关站及光伏组件区底部进行种植农作物绿化处理。1.6.2结构设计技术数据地震基本设防烈度6度设计基本地震加速度值0.05g地震动反应谱特征周期0.35s基本风压值为（50年一遇）0.35kN/m2基本雪压值为（50年一遇）0.50kN/m2太阳电池光板安装结构安全等级二级结构重要系数1.0建筑场地类别Ⅰ1~Ⅱ类场地土类型中软土地基承载力特征值：130kPa~240kPa历年最大冻土深度：无冻土设计依据《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《钢结构设计规范》GB50017-2003《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012《光伏发电站设计规范》GB/50797-2012《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012《电力设施抗震设计规范》GB50260-96《建筑设计防火规范》GB50016-2006《变电站建筑结构设计技术规程》(DL/T5457-2012)工程地质条件见第2章节主要建筑材料本期20MWp光伏电站工程主要包括光伏发电设备（太阳电池光板、变配电设备）及基础，场内集电线路（电缆）等。主要建筑材料：钢材（型钢、钢筋）、水泥、木材、砖、砂、碎石等，站址区交通运输较为便利，一般建筑材料可在随州购买，其它主要建筑材料可在某市、随州市购买，交通比较方便。钢材：Q235B，Q345B；焊条：E43xx、E50xx；螺栓：普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）。钢筋：HPB300、HRB335、HRB400。水泥：普通硅酸盐水泥。混凝土：预制混凝土构件选用C15～C40，现浇混凝土结构选用C15～C40，素混凝土及垫层为C15。烧结普通砖、加气混凝土砌块：砌体结构采用MU10烧结普通砖，不能用烧结普通砖，填充墙采用加气混凝土砌块。有防潮要求的墙体采用烧结普通砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M7.5水泥砂浆。门窗：塑钢门窗。建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）、《变电站建筑结构设计技术规程》(DL/T5457-2012)的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构）筑物的有：综合办公楼、35kV配电室、SVG控制室、太阳能电池支架、逆变器室、箱变基础等。其地震作用应符合本地区抗震设防烈度6度（0.05g）的要求，其抗震构造措施按6度设计。主要建筑结构布置及选型1）建、构筑物概述本工程规划装机容量为20MWp容量。升压站及光伏场区建、构筑物主要有生产综合楼、35kV配电楼、SVG室、逆变器室、太阳能电池组件支架及基础、35kV配电装置等。2）生产综合楼生产综合楼为二层建筑。平面功能设有门厅、二次设备间、控制室、办公室、会议室、倒班室、卫生间、食堂、餐厅等。建筑面积796m2，一、二层层高分别为1.6m、1.3m。结构类型采用砌体结构，屋面采用现浇混凝土楼板，基础为墙下条形基础。围护墙体内外墙均采用240厚烧结普通砖，0.0m以上墙体采用M5混合砂浆，0.0m以下墙体采用MU15烧结普通砖、M5水泥砂浆砌筑。耐火等级为二级，火灾危险性为丁类。3）35kV配电室配电综合楼为单层建筑，大空间布置。建筑面积为240m2，层高为6.0m。结构类型为框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土楼板，基础为现浇混凝土柱下独立基础。围护墙体内外墙均采用240厚混凝土砌块，0.0m以上墙体采用M5混合砂浆，0.0m以下墙体采用M7.5水泥砂浆砌筑。耐火等级为二级，火灾危险性为丙类。4）SVG控制室单层建筑，砖混结构，屋面采用现浇混凝土楼板，基础为墙下条形基础。建筑面积49.5m2，层高4.2m。耐火等级为二级，火灾危险性为丙类。5）太阳能电池组件支架及基础太阳能电池组件对于固定倾角的光伏阵列采用三角形钢结构空间支架，支架采用镀锌防腐。针对不同的地基条件因地制宜采用不同的太阳能电池组件基础设计方案。在地基岩石较完整的区域，太阳能电池组件基础采用锚杆基础。在素填土、淤泥、粘土区域太阳能电池组件基础采用混凝土独立基础。光伏场区逆变器基础逆变器采用集中式逆变器，其基础采用地下式砖混结构。6）光伏场区箱变基础箱变基础采用地下式砖混结构或混凝土现浇结构。7）设备支架及基础设备支架采用钢管柱，镀锌防腐，基础采用钢筋混凝土杯口基础。变压器基础及油池采用钢筋混凝土结构。无功补偿器基础及其它设备基础采用素混凝土结构。电缆沟采用素混凝土结构。1.6.3建筑建筑装修外墙面：外墙面砖及涂料。内墙面：除卫生间为墙砖外，其余均为白色乳胶漆涂料。地面：35kV配电楼采用细石混凝土地面、生产综合楼采用地砖地面。顶棚：白色乳胶漆涂料，局部矿棉板吊顶。门窗：根据不同功能需要分别采用普通钢板门、不同等级的防火门、夹板门、玻璃门连窗等；窗选用双层中空塑钢窗。建筑立面造型及色彩处理建筑的立面造型及色彩运用对人的视觉和心理感受、生产和生活环境、生产效率等各方面均有一定的积极影响。在满足工艺要求的前提下，力求建筑立面造型简洁明快，材质与色彩柔和大方。1.7光伏发电工程年上网电量计算1.7.1年理论发电量年理论发电量是一年内太阳电池按光电转换效率