7.承包人建议书-广西

.承包人建议书（一）图纸序号图号图名1Z-01总平面布置图2T-01农光互补支架结构图3T-02渔光互补支架结构图4T-03生活楼建筑图5T-04生活及消防水泵房建筑图6T-05箱变基础图PAGEPAGE91（二）工程详细说明总承包范围（一）工程目的。建设8个单晶硅双面光伏组件方阵，共使用51120块单容量590Wp光伏组件，合计30.1608MWp。（二）工程规模。本工程包括(但不限于)以下内容：光伏组件本期建设规模30.1608MWp，配套建设两回35kV集电线路、一座220kV升压站；采用一回220kV架空线路送至对侧变电站。本项目为EPC总承包项目，不分标段（包）。内容包括（但不限于）：（1）光伏场区：勘察（地质详勘）、设计（含所有初步至竣工设计、概预算、施工竣工图纸等）、设备采购供货（光伏组件及逆变器由招标方采购）、场地平整，场内道路、光伏支架基础施工及防腐，箱变基础施工、场区集电线路，场区围栏，防雷接地，消防设备的配置等附属工程，所有设备及材料采购及安装、调试等，水土保持和环境保护工程施工，工程质量监督验收及备案、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。上述涉及的项目费用均由投标方承担。开展设计优化，制定标杆型光伏项目建设方案，将项目建成国内标杆型光伏项目。（2）场区内新建220kV升压站及送出线路工程：勘察（地质详勘）、设计（含所有初步至竣工设计、概预算、施工竣工图纸等）、土地预审及报批、设备采购供货、工程施工、场地平整，场内道路、综合楼、站区围墙、防雷接地、消防设备的配置等附属工程，电气一、二次设备（含计算机监控系统、继电保护及自动装置、通信系统等）设备及材料采购及安装、调试、继电保护装置定值整定计算等，完成水土保持和环境保护工程施工，工程质量监督验收及备案、技术监督检查及验收、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。并网和验收各种证照手续办理、调度协议、网络安全协议和购售电合同办理。（3）完成竣工验收所涉及到的所有工作包括但不限于：完成本项目的设备到货检验、性能试验、质量监督、功率调节和电能质量测试、所有性能测试、保护定值提供、并网性能检测、桩基拉拔试验、组件检测、视频监控系统安装及调试等。所有设备及材料（含发包方所供光伏组件、逆变器等）卸车、运输（不含组件及逆变器）、二次倒运、保管（含发包方所供光伏组件、逆变器等设备物资）、所需的备品备件、专用工具提供，相关的技术服务、设计联络、人员培训等，上述涉及的费用均由投标方承担。（4）完成项目的专项验收（环保、水保、消防、质检、防雷接地、复垦、安全性评价、档案验收、达标投产验收、职业健康、升压站电磁辐射、供电等）和性能测试（系统效率、有功、无功及电能质量测试等）工作。（5）同时也包括所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关技术资料的提供等；包括进场道路的设计、施工及验收等工作；包括景观（公司logo，观景平台及廊道）、植被恢复（土地复垦）等与工程有直接关系的其它工程项目；包括施工供水的设计和施工。（6）负责施工用地、运输通道和施工协调等协调工作；负责协助办理土地证、用地规划许可证、工程建设许可证、施工许可证等工程所需全部证照；（7）负责实施光伏试验区土地平整（满足农业机械化作业要求）、水稻地灌溉设施设计、施工、确保光伏试验区水稻正常生长所需基本条件。（8）负责实施光伏试验区光伏版背面新型LED补光设备设计、采购、安装、调试、确保光伏试验区水稻正常生长所需光照时间。LED补光设备由发包方会同农业科技试验单位调研后最终确定设备厂家和具体参数要求。（9）负责10KV站用市电电源设计、所有设备及材料采购及安装、调试等。1综合说明概述广西公司国能横州市峦城新型LED补光技术保粮光伏项目建设地点位于广西壮族自治区南宁市峦城镇境内，场址中心坐标为108.9301°E，22.8053°N，海拔66m。场址交通便利，周边无明显遮挡。根据初步提资及实地踏勘，光伏电站规划地块面积约500亩，本阶段初步规划建设装机容量为30.1608MWp。本项目属于农光互补试验项目，在正常光伏项目基础上，对现在的土地进行平整，保证小型机械化作业工作需求。同时考虑光伏板背面布置新型LED补光设备，满足水稻正常生产。光伏阵列运行方式拟采用固定式光伏支架形式，光伏板高度大于2.7米，满足小型机械作业空间需求。本工程共设8个3.7701MWp的光伏发电单元，每个光伏发电单元配置16台196kW组串式逆变器，每台组串式逆变器接入15/16个光伏组串，经过箱变升压至35KV，以2回35kV集电线路接入新建升压站35kV侧，35kV侧采用单母线接线，经主变升压至220kV，采用线变组接线外送并入国能南宁电厂220KV母线，光伏场区至升压站直线距离约1200米，升压站至南宁电厂220KV母线侧距离约100米。图1-1-1工程地理位置示意图太阳能资源场址多年平均太阳总辐射量4727.5MJ/m2，根据《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019）判定其太阳能资源丰富程度为丰富，资源具备较好的开发条件。场址区太阳总辐射最小月与最大月之比为0.44，其太阳能资源稳定度属于稳定级别，在16°倾斜面上年均总辐射月最小值与月最大值的比值为0.41，与水平面总辐射年内变化相比更稳定，有利于太阳能能源的稳定输出。场址区太阳能资源直射比为0.382，项目区直射比等级属于中等级，散射辐射较多。工程地质本工程场址太阳能资源丰富，具有一定的开发价值；场址内不良物理地质现象不发育，场地为平地，具备修建光伏电站的地形地质条件。场址及附近无自然保护区、风景名胜区、文物古迹及鸟类迁徙通道等环境敏感对象，也未发现具有开采价值的矿产资源，场址对外交通运输条件便利。总体上看，本工程开发建设条件较好，初拟建设装机容量30.1608MWp的光伏发电项目。工程任务和规模本期工程主要任务为发电。本阶段根据本光伏电站的太阳能辐射资源条件、地形地质条件、交通运输条件以及目前的光伏组件制造水平等进行了分析研究。根据场址的地形地质条件，本期工程装机容量30.1608MWp,太阳能电池阵列拟采用单晶硅光伏组件进行开发。光伏电站新建一座220kV升压站，从中心场址由35kV升压至220KV，采用线变组接线外送并入国能南宁电厂220KV母线，光伏场区至升压站直线距离约1200米，升压站至南宁电厂220KV母线侧距离约100米。最终接入系统方案将在下阶段设计中进一步研究，并服从于电网整体规划。系统总体方案设计及发电量计算1.5.1总体技术方案本项目推荐采用容量为590Wp的单晶硅双面光伏组件，采用固定倾角运行方式，固定式光伏阵列面倾角采用16°，并网逆变器选择196kW组串式逆变器；本工程采用容量为采用590Wp光伏组件51120块，工程安装容量为30.1608MWp，共建设8个3.7701MW光伏子方阵。1.5.2发电量计算电站的系统总效率按83%考虑，本工程初拟采用的单晶硅光伏组件功率衰减首年小于2%、第2年起每年组件功率衰减为0.45%。经计算，本项目25年运行期内年总上网电量为59316万kW•h，多年平均上网电量为3179.2万kW•h，年平均满负荷利用小时数为1054.11hr。首年利用小时数1115.58h（以下阶段最终设计参数为准）。电气考虑光伏电站装机容量、地理位置及附近区域电网规划情况，结合光伏电站本身特点，以及就近上网、节约投资的原则，拟定接入系统方案为：光伏电站新建一座220kV升压站，从中心场址由35kV升压至220KV，以2回35kV集电线路接入新建升压站35kV侧，35kV侧采用单母线接线，经主变升压至220kV，采用线变组接线外送并入国能南宁电厂220KV母线，光伏场区至升压站直线距离约1200米，升压站至南宁电厂220KV母线侧距离约100米。最终接入系统方案以电网公司接入系统批复为准。本工程共设8个3.7701MWp的光伏发电单元，每个光伏发电单元配置16台196kW组串式逆变器，每台组串式逆变器接入15/16个光伏组串，经过箱变升压至35KV，以2回35kV集电线路接入新建升压站35kV侧，35kV侧采用单母线接线，经主变升压至220kV，采用线变组接线外送并入国能南宁电厂220KV母线，光伏场区至升压站直线距离约1200米，升压站至南宁电厂220KV母线侧距离约100米。总平面布置本项目总装机规模30.1608MWp。根据场址土地利用情况、地形地貌条件及初步接入系统方案，初拟在光伏场区平缓山坡上布置8个3.7701MW光伏子方阵。本工程新建1座220kV升压站，电能两回35kV集电线路汇入新建220kV升压站。场址北部有G80高速通过，东部有S310穿过。场址内有数条简易乡村道路，交通十分便利。拟对部分简易道路进行改扩建作为本项目的进场道路。场内道路由已有乡村简易道路接入，尽量避开冲沟较大且较多的山坡，以减少挖填方、避免破坏自然冲沟，沿线尽可能地靠近或通过较多的光伏阵列。进场道路及场内道路标准为路基宽5m，路面宽4m，进场道路采用碎石路面，场内道路采用20厘米厚的C20混凝土硬化。场址区充分利用已有道路进行改扩建以满足设备运输要求，道路末端设回车平台。光伏阵列在结合用地范围和地形情况，在尽量避免子方阵的长宽度差异太大的前提下进行布置，以达到用地较优、节约连接电缆、日常巡查线路简便的最佳布置方案，整个布置避让了基本农田、公益林等敏感因素。土建工程本工程采用590Wp单晶硅光伏组件。光伏支架采用固定支架，由30块单晶硅光伏组件按2（行）×15（列）的布置方式组成一个支架单元，支架倾角为16°：太阳能板最低处2.7米，光伏阵列的下方有充足的活动空间。2.7米高度范围内无遮挡设备设施。西向支架桩与桩之间净间距4.5米，南北向支架桩与桩之间净间距暂按照6.5米考虑。具体以下阶段详细设计为准。所有支架详细设计还需根据现场地质情况进行设计。本工程新建一座220kV升压站，站内建筑主要有生活楼、水泵房、危废室；站内建筑结构形式为钢筋混凝土现浇框架结构。工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，采用先进合理的防火技术，以保障安全、使用方便、经济合理为宗旨，消除大火隐患，创造良好的消防环境。本工程施工现场消防由专人负责，采取可靠的防火措施，做到安全可靠、经济合理、方便适用，做好日常防火安全管理工作。施工组织设计本工程所需的主要材料为砌石料、砂石骨料、水泥等从周边县城采购，钢材、木材、油料等主要从附近县市采购。施工用水从场址附近的村庄取水，采用水车运水的方式供应。施工用电可由场址附近10kV线路引接作为电源，距离较远处施工及紧急备用电源采用柴油发电机供电。本项目土建工程及光伏阵列支架安装施工范围包括：场地平整、场内道路施工、支架基础按照、支架安装、电缆沟开挖和衬砌、架空线路施工、房屋基础开挖、处理、砌筑和装修、水保环保措施和防洪排涝设施施工等。主要设备安装施工范围包括：光伏组件安装、逆变升压变配电设备安装及调试、集电线路安装及调试、升压站电气设备安装及调试等。环境保护通过落实环保方案提出的环境保护措施，可有效降低工程建设对生态环境、水环境、大气环境和声环境的影响，达到工程建设区域的环境质量标准。太阳能光伏电站属国家鼓励的新能源开发项目之一，工程建设可减少不可再生资源的损耗及由此带来的“三废”排放，具有明显的环境效益。从环境保护的角度来看，本项目的建设是可行的。劳动安全与工业卫生本光伏电站施工期劳动安全问题为吊装作业、触电、物体打击、机械损伤等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施，只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法运行，可有效预防危害事故的发生，最大限度保护工作人员。光伏电站在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、防触电及机械损伤等事故。本电站设计中各专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能产生的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。综上，本工程选址、总平面布置和安全设施从安全生产角度符合国家的有关法律法规、标准、行政规章、规范的要求，本建设项目在落实各项安全对策措施后，其可能存在的危险有害因素能够得到有效控制，风险可以接受，本工程的建设在安全上是可行的。节能降耗太阳能光伏发电是我们目前可以使用的能源中最经济、最清洁、最环保的可持续能源。本项目一期工程总装机规模30.1608MWp，运行期25年平均上网电量为3179.2万kW•h。若按照火电煤耗（标准煤）315g/kW•h，建设投运每年可节约标煤1.0万t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约2.50万t，二氧化硫（SO2）约10.61t，氮氧化合物约10.66t，烟尘3.0t。有害物质排放量的减少，可减轻环境污染。社会稳定风险分析本项目主要风险因素是“土地征收及补偿”、“经济社会影响”，这两项的风险程度均达到“一般”等级。这两项风险是在项目实施过程中的土地征用与补偿及对当地经济与就业环节中发生的，原因是补偿标准过低，或者是补偿发放过程中发生补偿不及时、被截留等现象，或者是补偿方案得不到公众认可，项目建设对当地就业水平与附近居民的经济收入影响。针对本项目主要风险因素，建议项目建设单位事先开展宣传教育工作，严格执行补偿标准，制定并严格实施补偿方案，补偿款项及时到位，避免截留现象，避免出现补偿不公平现象。建设必要性在全球气候变暖及化石能源日益枯竭的大背景下，可再生能源开发利用日益受到国际社会的重视，大力发展可再生能源已成为世界各国的共识。《巴黎协定》的生效，凸显了世界各国发展可再生能源产业的决心。习近平总书记多次强调，中国坚持创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，将大力推进绿色低碳循环发展，采取有力行动应对气候变化，将于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值并争取尽早实现，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。光伏发电是可再生和清洁的能源，属国家产业政策支持的项目，光伏开发利用符合国家环保、节能和可持续发展政策。开发利用太阳能对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设均具有重要意义。光伏发电不产生传统发电项目（燃煤发电、柴油发电等）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。本项目的建设，将充分利用当地太阳能资源，有效降低化石燃料使用量，维护国家生态安全，有助于当地经济发展和结构调整实现新跨越，有助于生态建设和环境治理实现新跨越。同时，将推动太阳能光伏产业技术、体系、相关产业链的落地建设，促进经济发展，解决局部发展不平衡、不协调的矛盾。2太阳能资源区域太阳能资源概况我国太阳能资源分布我国是太阳能资源丰富的国家，全国年总辐射量在3340MJ/m2～8400MJ/m2年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时，与同纬度的其它国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一。根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T31155-2014），以太阳能总辐射的年总量为指标，对太阳能的丰富程度划分为4个等级，如表2-1-1所示。中国太阳辐射资源区划标准表2-1-1等级名称分级阈值（kWh/m²/a）年总辐射量（MJ/m²/a）等级符号最丰富G≥150G≥600A很丰富100≤G<150540≤G<600B丰富1050≤G<14003780≤G<5040C一般G<1050G<3780D新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”，西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带是我国太阳能资源“很丰富带”；中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。见图2-1-1中国太阳能资源分布图。图2-1-SEQ图2-\*ARABIC1中国太阳能资源分布图广西省太阳能资源概况广西省位于我国华南地区西部，日照充足，太阳能资源丰富，是我国太阳能资源四类地区，具有一定的开发潜力。广西省总国土面积23.67万m2,太阳能总储量为1.03×1015MJ。地形起伏大，南北海拔高度相差较大，而海拔高度越高空气越稀薄，对太阳辐射的削弱和阻挡作用越小，而且由于广西省多阴雨天气，空气中的水汽含量较大，对太阳辐射的削弱更多。因此，广西省太阳能资源时空分布差异较大，存在明显的地域性和季节性分布特点。广西太阳总辐射量的区域分布基本上为随太阳辐射随纬度增加而降低，但由于广西地形复杂，海拔变化较大，局部地区太阳辐射呈现出比较低的现象，广西省年太阳总辐射空间分布特征为：南部多、北部少，盆地平原较多、丘陵山区较少。广西年总辐射的分布规律大致随纬度自南向北递减。这与全国太阳能资源分布大致随纬度自南向北递增的规律正好相反，广西大致是北高南低，北部多山山区云雾弥漫，雨水多，辐射少；中部和南部多属丘陵和平原云雾和雨日较少，日照多，总辐射强；位于桂西北的右江谷地各县，河谷地势低洼，东南季风影响弱，而西南季风吹越云贵高原后下沉，出现干热的焚风现象，云雨少，日照长，辐射多。此外山区的迎风坡和背风坡总辐射量差异也十分显著。广西各季总辐射分布夏季最多，占全年总辐射量的31%～36%；秋季，秋高气爽，辐射量也较多，占全年的25～29%。广西各地年太阳总辐射为3682MJ/m2～5643MJ/m2。梧州、玉林两市南部，钦州、北海、右江河谷、宁明及横州市在4700MJ/m2以上，其中北海、合浦、涠洲岛及上思等地超过5000MJ/m2。桂林、河池两市大部、柳州市北部在4100MJ/m2以下。广西其它地区在4100MJ/m2～4700MJ/m2之间。广西太阳总辐射夏季最高，秋季、春季次之，冬季最低，其中7月份最大，大部地区为450MJ/m2～600MJ/m2，2月份最低，为170MJ/m2～250MJ/m2。图2-1-2广西省太阳能年总辐射量分布图（MJ/m2）图2-1-3广西省太阳能资源年日照时数分布图根据广西省太阳能辐射和日照的空间分布特征，将广西省太阳能资源开发区划分为三类区域：资源最丰富区、资源较丰富区、资源贫乏区（1） 资源最丰富区资源最丰富的区域（≥4700MJ/m2）主要位于广西南部地区（22.5°N以南），包括广西沿海的钦州、防城港、北海和南宁、崇左、梧州、玉林南部及右江河谷地区，是广西太阳能利用的最佳区域。（2） 资源较丰富区资源较丰富区域（4100MJ/m2～4700MJ/m2）覆盖了广西中部（22.5°N～24°N），主要包括贵港、百色、崇左、南宁、来宾等市的大部地区，太阳能资源具有一定的开发利用价值。（3） 资源贫乏区资源一般的区域（≤4100MJ/m2）主要位于桂林、河池2市大部、柳州市北部（24°N以北）。该区辐射量较低、日照时数偏少，一年中云覆盖时间长，太阳能资源条件较差，是广西省太阳能资源开发的贫乏区域。横州市位于广西东南部，南宁市东部，东连贵港市，南接灵山县、浦北县，西界青秀区，北壤宾阳县。介于东经108′48″～109′37″，北纬22′08″～23′30″之间，总面积3464平方千米。属南亚热带季风气候，常年光、热、雨资源非常丰富。年平均日照时数为1724小时，全年太阳能总辐射在4300MJ/m2以上全县太阳总辐射在年内分布差别不大、变化基本平稳，有利于并网光伏电站电力的稳定输出。总体上横州市太阳能资源开发条件优越。图2-3横州市总辐射图区域气候特征及对光伏发电工程的影响气象要素概况横州市多年年平均气温21.3℃，历年极端最高气温39.4℃，出现时间2003年7月23日；极端最低气温-2.9℃，出现时间1999年12月23日。历年平均气压100.65kPa。多年平均降雨量1464.0mm，多年平均相对湿度80%，最小相对湿度9%，历年平均年雷暴日数82d。广西是我国雷暴活动最频繁的地区之一。资料统计表明，广西的年雷暴日数与毗邻的广东省相近，比湖南、贵州等省多20～30天，比内陆的陕西、河南等省多40～50天。风电场场址附近区域的年平均雷暴日数在82天以上，雷暴活动的季节性很强，夏季最多，春季次多，冬季最少，雷暴日主要集中在3～8月。与气象站相比，光伏场所在区域海拔高很多，光伏场址内的降水量更大、雷暴日数可能会更多。加之场址湿度较大，可能会产生覆冰现象，对光伏电站的安全运行影响较大。因此需注意雷暴、暴雨、覆冰等灾害性天气对光伏运行产生的不利影响。址址区域气象基本情况表2-2-1气象特征值统计项 目数值备注气温（℃）多年平均气温21.6多年最热月（7月）平均气温28.4多年最冷月（1月）平均气温12.3多年极端最高气温39.4多年极端最低气温-2.9相对湿度（%）多年平均相对湿度80多年最小相对湿度9降水量（mm）多年年平均降水量1464.0多年最大一日降雨量182.5藤城蒸发量（mm）多年平均蒸发量1471.6风速（m/s）多年平均风速1.0多年瞬时最大风速23.5（S）全年主导风向NE积雪深度（cm）多年最大积雪深度无记录云量（成）多年平均总云量无记录天气日数多年年平均雷暴日数82天多年平均雾日数无记录多年平均冰雹日数0天气候对光伏发电工程的影响（1）降雨对电站的影响通过横州市气象站的年降水资料分析可知，多年平均降雨量为1464mm，应注意降雨量对电站整体的影响。电站中组件、逆变器、汇流箱等主要元器件防护级别均应达到IP54，可以有效防止雨水的侵入，最大程度降低降雪、雨水、蒸汽等对元器件的腐蚀，延长使用寿命，增强电站整体发电效率。对于防水性较差的一些元器件，电站可采用室内安置、室外密封防水处理的原则进行处理。同时，光伏组件受雨水自然清洗的机会适中，有利于组件清洁措施。（2）风速对电站的影响横州市气象站的多年平均风速为1.0m/s。风有助于增加光伏组件的强制对流散热，降低光伏组件板面的工件温度，对光伏系统的发电量有微弱的提高。同时，风载荷也是光伏支架的主要载荷。太阳电池方阵支架结构的设计要考虑风压荷载，防止因强风导致普破坏，满足《建筑结构荷载规范》和《钢结构设计规范》的要求。（3）温度对光伏电站的影响温度对太阳能电池的输出性能有着直接的影响，从而对整个光伏电站的发电有着直接的影响。由半导体物理理论可知，载流子的扩散系数随温度的增高而稍有增大，因此光生电流IL也随温度的增高而有所增加。但IO（短路电流）随温度的升高呈指数增大，因而UOC（开路电压）随温度的升高而急剧下降。当温度升高时，I-U曲线形态改变，填充因子下降，故光电转换效率随温度的增加而下降。电站所在区域多年平均温度为21.6摄氏度，夏季温度较高，冬季温度最低，当地温度在太阳能组件及其他元器件的正常工作范围内。当温度升高时，电站总体发电效率会受到影响，在环境温度升高的情况下，应提前采取预备措施。因此在电站设计时，应充分考虑高温的影响，适当加大光伏组件间隔，增加光伏阵列间距，适当提高支架的高度以增强散热，降低高温对光伏电池效率的影响。太阳能资源分析场址中心坐标为108.9301°E，22.8053°N，海拔66m。场址区域太阳能资源分布图2-3-1至图2-3-3分别为项目区域的高程示意图、离地面2m多年平均气温示意图和多年年平均太阳辐射量示意图。通过SolarGIS辐射数据资料可知光伏场址多年年平均太阳辐照量为4727.5MJ/m2。图2-3-1项目区域高程示意图（单位：m）图2-3-2项目区域距地面2m多年平均气温示意图（单位：℃）图2-3-3项目区域多年年平均太阳辐照量示意图（单位：kWh/m2）月际辐射变化月际辐射变化根据SolarGIS辐射数据资料，项目区域多年各月平均辐射量见表2-3-1，各月平均辐射量直方图见图2-3-4。由图中可以看出，该地区辐射量月4～10月份较强，11～翌年3月较弱。项目区域多年总辐射量统计表表2-3-1项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年SolarGIS238.7244.4286.9366.1492.1463.7536.0542.2493.6438.1336.2289.14727.5图2-3-4项目区域多年各月平均辐射量直方图报告中太阳辐射资料主要来自于SolarGIS辐射数据资料可知光伏场址多年年平均太阳辐照量为4727.5MJ/m2。再综合参考横州市太阳总辐射量分布，本次设计初步采用精度更高的solarGIS数据辐射数据资料作为本工程的设计基本资料，即辐射量取4727.5MJ/m2。参照国家标准GB/T37526-2019《太阳能资源评估方法》等级，场址区域属B级太阳能资源很丰富带。通过月平均太阳辐射量资料可知，区域的太阳辐射量具有年内分配不均的特点，主要表现为春季辐射强，秋冬季辐射弱。因此，该区域的光伏电站项目具有一定的开发价值。太阳能资源评价根据我国国家标准GB/T37526-2019《太阳能资源评估方法》对项目进行太阳能资源评估。2.4.1太阳能资源丰富程度评估（1）项目区域所在地属于太阳能资源B级很丰富带。（2）光伏电站场址区域年太阳总辐射为4727.5MJ/m2，分析可知，光伏电站项目区域辐射4～10月份较强，11～翌年3月较弱；即春季辐射强，秋冬季辐射弱。2.4.2太阳能资源稳定程度评估太阳能资源稳定度是太阳能资源年内变化的状态和幅度，根据GB/T31155-2014《太阳能资源等级总辐射》的稳定度等级划分，分为四个等级：很稳定（A）、稳定（B）、一般（C）、欠稳定（D）。划分标准如下表：稳定度等级表2-4-1等级名称分级阈值等级符号很稳定RW≥0.47A稳定0.36≤RW＜0.47B一般0.28≤RW＜0.36C欠稳定RW＜0.28D注：RW表示稳定度，计算RW时，首先计算总辐射各月平均日辐射量的多年平均值（一般取30年平均），然后取最小值与最大值之比。根据光伏电站多年平均辐射量，可计算场址太阳能资源稳定度，如下表所示：月平均日辐射量计算表表2-4-2辐射量（MJ/m2）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年月总辐射量238.7244.4286.9366.1492.1463.7536.0542.2493.6438.1336.2289.14727.5天数312831303130313130313031月平均日辐射量7.708.739.2512.2015.8715.4617.2917.4916.4514.1311.219.33从表中可以看出，月平均日辐射量最小值为7.70MJ/m2，最大值为17.29MJ/m2，故稳定度（月平均日辐射量最小值与最大值之比）：RW=0.44。按照GB/T37526-2019《太阳能资源评估方法》的稳定度等级划分，该项目太阳能资源稳定度为B级，属于“稳定”区域。2.4.3太阳能资源评估项目多年平均太阳辐射量取4727.5MJ/m2，场址区域属B级太阳能资源很丰富带。通过月平均太阳辐射量资料可知，区域的太阳辐射量具有年内分配不均的特点，主要表现为春季辐射强，秋冬季辐射弱。因此，该区域的光伏电站项目具有一定的开发价值。建议由于SolarGIS的辐射资料数据并非实测数据，数据存在一定的误差，建议收集附近气象站近期历年逐月辐射资料，并在项目区域设立测光塔，使得可以进一步分析和对比不同数据来源的辐射量，从而尽可能的减少光伏电站发电量不确定性的风险。3工程地质工程区位于广西中部地区，地势平坦，场区地貌主要为农田。场址周边无高大山体遮挡，具备布置光伏阵列的地形地貌条件。场址区地形地貌见图3.1。图3.1-2 场址范围示意图场区地质条件稳定，暂未发现不良地质作用和地质灾害，以下阶段详细勘察设计结果为准。4工程任务和规模4.1地区经济现状与及自然资源概况横州市位于广西东南部，南宁市东部，东连贵港市，南接灵山县、浦北县，西界青秀区，北壤宾阳县。介于东经108′48″～109′37″，北纬22′08″～23′30″之间，总面积3464平方千米。横州市四周群山环抱，中部平缓开阔，形似一个盆地。郁江自西向东横贯县境中部流去，地势亦是由西向东倾斜。县境北部有镇龙山脉，主峰为大圣山；西部为中、低丘陵地带；东部和南部属于山体园浑的高丘陵；中部地势比较平坦，其中间有一些土山和石灰岩山峰，在附城、那阳、百合、莲塘、石塘、陶圩、校椅、云表等地方，坡地大块，垌场广阔。横州市属南亚热带季风气候，太阳辐射强，日照充足，气候温暖，雨量充沛，夏长冬短，无霜期长，少见冰雪。这些特点，最适宜于喜温作物的生长。2020年，横州市地区生产总值320.44亿元，比上年下降5.1%。其中，第一产业增加值86.26亿元，比上年增长1.8%；第二产业增加值99.92亿元，比上年下降17.6%；第三产业增加值134.26亿元，比上年增长2.5%。三次产业的比重26.9：31.2：41.9。4.2电力消纳本工程一装机容量为30.1608MWp。本光伏电站装机较大，在满足横用电需求的情况下将光伏电站电力送入横州市电网，考虑到光伏电站本身受自然条件影响，出力具有随机性，波动较大，不宜远距离输送等因素，峦城新型LED补光技术保粮光伏项目供电范围拟为广西电网覆盖下的横州市境内。4.3工程规模现阶段根据本光伏电站的太阳能辐射资源条件、地形地质条件、交通运输条件以及目前的光伏组件制造水平等进行了分析研究。根据场址的地形地质条件，峦城新型LED补光技术保粮光伏项目装机容量为30.1608MWp。光伏电站新建一座220kV升压站，35kV侧采用单母线接线，经主变升压至220kV，采用线变组接线外送并入国能南宁电厂220KV母线，光伏场区至升压站直线距离约1200米，升压站至南宁电厂220KV母线侧距离约100米。最终接入系统方案将在下阶段设计中进一步研究，并服从于电网整体规划。5光伏发电系统5.1主要设备选型光伏电池分类光伏电池是把太阳的光能直接转化为电能的基本单元，电池通过组合形成电池组件，电池的光伏性能决定了电池组件的发电特性，电池组件是光伏电站的基本发电设备。从第一块光伏电池问世到现在，光伏发电技术不断发展，电池种类众多，性能各异。商用的太阳电池主要有以下几种类型：单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。图5-1-1太阳能电池分类图1）晶体硅太阳电池晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、带状硅太阳电池、球状多晶硅太阳电池等，其中单晶硅和多晶硅电池是目前市场上的主流产品。单晶硅太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料，是当前开发很快的一种太阳电池，它的结构和生产工艺已定型，产品广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，现在地面应用的太阳电池大多采用太阳能级的单晶硅棒，材料性能指标有所放宽，也可使用半导体器件加工的头尾料和废次单晶硅材料，经过复拉制成太阳电池专用的单晶硅棒。单晶硅太阳电池的单体片制成后，经过抽查检验，即可按需要的规格组装成光伏电池组件，用串联和并联的方法构成一定的输出电压和电流，单晶硅光伏组件的转换效率现阶段最高可到达25.19%（P型TOPCon）。单晶硅太阳电池转换效率高，但由于原材料的原因，电池片存在倒角，使得有效发电面积减小。通过提高电池组件的效率来实现整个工程的发电容量。2）双面单晶组件随着太阳电池高效化的步伐在日渐加快。PERX（PERC，PERT和PERL的统称）、HIT（HeterojunctionwithintrinsicThinlayer，异质结）以及IBC（Interdigitatedbackcontact，交叉背接触）等高效电池技术在行业需求的推动下逐渐成熟。这些技术都具有优异的背钝化效果，使传统电池背面的铝层可以被替代，电池背面也因此能够接受光而等效地形成与正面并联的另一个电池。这些电池经过封装成为双面组件。目前市场上的双面组件使用的电池技术主要有基于p型硅片的PERC技术，基于n型硅片的PERT技术和异质结结构的HIT技术。图5-1-2常规组件与双面组件工作原理示意图如上图所示，除了正面接收太阳直射光和大气的散射光意外，双面组件背面也可以接收来自空气中的散射光、地面的反射光以及每天早晚来自背面的太阳直射光，等效于常规组件的正面接收到了更多的光。根据光伏组件的工作特性，当光强增大时，组件的电流和功率会得到与光增强相同幅度的提升，电压则变化很小。因此双面组件的发电量相比相同电站设计的单面组件有一定的增益。同时，由于双面组件背面的入射光强与电站所在地经纬度、大气情况即空气中散射光的比例、组件倾斜角、组件离地高度、支架间距与背景反射率有直接关系，因此这些因素也影响到双面组件来自背面的发电量增益。对于常见的一些场景，我们采用结构相同的单面和双面组件进行长期测试，可以得到仅来自背面的发电量增益，如下图：图5-1-3双面组件背面的发电量增益可以看到，双面组件来自背面的发电量增益与场景密切相关，发电量提升5-39%不等。除了背面增益外，由于电池结构和工艺的先进性，双面组件的发电量相对常规组件还有以下两方面的增益：（1）弱光响应好：双面组件的长波光谱响应和并联电阻均比常规组件更好，这使得双面组件在早晚和阴雨天有更好的响应，视电站所在地的辐照情况和组件中电池的具体工艺可以增加发电量1-3%不等。图5-1-4双面组件与常规组件光谱响应（2）在工作温度下功率损失小：由于双面组件的功率温度系数小，在同等工作温度下，功率损失更小，视电站所在地的气温和辐照情况可以增加发电量1-3%不等。表5-1-1组件的功率温度系数比较组件的功率温度系数：双面组件vs.常规组件双面组件常规组件约-0.35%/°C约-0.45%/°C因此，结合以上几方面因素，综合来讲双面组件相对常规组件的发电量增益在列出的场景一般为7-45%。3）薄膜太阳电池薄膜太阳电池包括硅薄膜太阳电池（非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等）、多元化合物薄膜太阳电池（硫化镉、硒铟铜、碲化镉、砷化镓、磷化铟、铜铟镓硒等）、染料敏化薄膜太阳电池、有机薄膜太阳电池等。非晶硅薄膜太阳电池与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作方法完全不同，硅材料消耗很少，生产电耗更低，规模生产前景很好。非晶硅太阳电池很薄，可以制成叠层式，或采用集成电路的方法制造，在一个平面上，用适当的掩模工艺，一次制作多个串联电池，以获得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10%～13%，电池组件的系统效率一般为6%～9%。多元化合物太阳电池指不是用单一元素半导体材料制成的太阳电池。现在各国研究的品种繁多，除碲化镉、硒铟铜、铜铟镓硒薄膜太阳电池在国外有规模生产外，组件的效率在8%～10%，其他多数尚未形成产业化。有机太阳电池以其材料来源广泛，制作成本低廉，耗能少，可弯曲，易于大规模生产等突出优势显示了其巨大开发潜力，但目前的光电转换效率较低，未形成产业化。染料敏化纳米薄膜太阳电池的性能主要是由纳米多孔TiO2薄膜、染料光敏化剂、电解质、反电极（光阴极）等几个主要部分决定的。通过优化电池各项关键技术和材料的性能，并通过小面积的系列实验和优化组合实验来检测各项参数对电池性能的影响，光电转换效率最高可达13%，未形成产业化。非晶薄膜太阳电池除了薄膜厚度非常薄、只需少量的原料等因素而使得电池组件的价格较晶体硅太阳电池便宜外，其弱光发电性能和功率温度系数较晶体硅太阳电池好，相比同等条件下晶体硅电池可多发电。非晶薄膜太阳电池也因为具有可挠性可以制作成非平面构造其应用范围大，可与建筑物结合或是变成建筑体的一部份，应用非常广泛。4）聚光太阳电池聚光太阳电池组件由聚光太阳电池、聚光器、太阳光追踪器组成。聚光太阳电池，与普通太阳电池略有不同，因需耐高倍率的太阳辐射，特别是在较高温度下的光电转换性能要得到保证，故在半导体材料选择、电池结构和栅线设计等方面都要进行一些特殊考虑。最理想的材料是砷化镓，其次是单晶硅材料。一般硅晶材料只能吸收太阳光谱中400～1100nm波长的能量，砷化镓可吸收较宽广的太阳光谱能量，三结面聚光型太阳电池可吸收300～1900nm波长的能量，相对其转换效率可大幅提升，其太阳能能量转换效率可达30%～40%。整个装置的转换效率为17%～25%。聚光器将较大面积的阳光聚在一个较小的范围内，以增加光强，克服太阳辐射能流密度低的缺陷，把太阳电池放置在这一位置，从而获得更多的电能输出。不过因聚光引起的温度上升会损伤太阳电池单元及发电系统，因此往往必须要抑制聚光率才可以使聚光器的倍率大于几十，其结构可采用反射式或透镜式。聚光太阳电池必须要在位于透镜焦点附近时才能发挥功能，因此为使模块总是朝向太阳的方位，必须配置太阳追踪系统，聚光器的跟踪装置一般采用光电自动跟踪。此设计虽然可以提高转换效率，但却存在透镜、聚光发热释放槽（散热方式可采用气冷或水冷）以及太阳光追踪系统的重量及体积较大等不足的特点。聚光装置可有效地减少晶体硅电池板的面积，从而降低成本，但跟踪装置将会使得造价有所增加，加上运行阶段传动装置的维护费用和能耗，工程造价反而会增加，目前在小范围内有示范性应用。同时，聚光装置不能利用散射光能量，不适合在散射辐射所占总辐射比例较高的地区使用。几种主要的光伏电池板见图5-1-5。单晶硅太阳电池多晶硅太阳电池非晶硅薄膜太阳电池高倍聚光太阳电池图5-1-5几种光伏电池板图光伏电池选择薄膜光伏电池多用于附着建筑物表面，其柔性好，但光电效率比晶体硅低。本工程厂址虽为草地，但征地亦需要开销不少，所以应选取转换效率较高的光伏电池，此处暂不推荐薄膜电池。化合物光伏电池包括砷化镓电池；硫碲化镉电池；铜铟镓硒电池等。碲、铟、硒地壳中含量少。同时砷、镉、铟都是有毒物质，对人身体有害。所以本工程不推荐化合物光伏电池。有机半导体电池正在发展阶段，国内没有规模使用的实例，发电效率不详暂不推荐。聚光光伏电池光电转换效率高，但需要配备一套包括聚光器，散热器，跟踪器及机械传动等的聚光系统。因为聚光使电池板变热，而在同样的光照下，电池的输出功率随温度升高而降低，每升高1℃效率下降0.35%～0.45%，所以必须有散热器。不跟踪太阳光聚光器聚光效果不理想，发电量提高有限，与加入聚光器的价格相比不合算，所以要加入跟踪系统，有跟踪系统就要有传动系统。如此一来系统维护也是一笔开销。聚光电池很早就开始研究，是研究的一种方向，但与硅电池在商业运营的经济效益上的较量还有很长的路，有很多技术难关要攻克。晶体硅光伏电池以绝对优势占据着光伏电池市场，主要是由于地球上硅原材料贮量丰富，晶体结构稳定，硅半导体器件工艺成熟，对环境的影响很小，而且有希望进一步提高光电效率降低生产成本。目前晶体硅电池占各种形式的光伏电池总量的93%。光伏组件是多种技术的叠加，本项目根据目前技术条件、市场等因素，综合考虑现场条件，主要选用了低衰减高功率PERC技术、双面电池技术和半片技术相叠加组合的适用1500V光伏系统的单晶硅光伏组件，其先进性总结如下：1）PERC组件通过降低背表面复合速率提升组件的转换效率，P型单晶硅组件利用PERC技术可使转化效率提高约1%，在多晶硅组件上可提高约0.5%，而两者应用PERC技术成本近似，因此在单晶硅组件上采用PERC技术优势更大。N型PERC技术，不仅可以解决LID的问题，而且量产转换效率可以进一步提升至22%；2）PERC技术与现有产线兼容度高，只需要增加两台设备就可以完成生产线的改造，易于进行产线升级，从而可降低电池片每瓦成本；3）双面电池PERC以特殊的背面射极钝化技术改善传统的单面背铝电池之背面结构，使其效率在成本可控制的情况下明显增加。此外，将其设计为双面发电并组装为组件后，可利用背面的发射光及周围环境的漫反射光进行发电，较传统的单面电池所能够获得电池输出功率要高很多，同时也拥有一个更高的功率/重量比，此外双面单晶硅电池在垂直安装时在发电量上受到的方向限制也更少，可有效降低度电成本（LCOE）；4）双面单晶硅光伏法电池的组成上并没有硅-铝合金面，此种情况下对近红外的辐射光是基本透明状态，因此双面单晶硅光伏法电池的发电过程中，其运行的温度也会低于传统的单面电池；5）半片组件，相较于传统组件，输出功率明显提升，得益于其串联电阻的降低和填充因子FF的提高。同时由于其内部电阻率低，使其工作式的温度比常规组件低，从而进一步提升组件发电能力；6）半片组件改变了荫蔽时性能，能有效降低由于遮挡造成的发电功率损失，能显著提高组件在早晚及组件下沿积灰、积雪时的发电量，提升电站经济效益。同时，半片技术易实现，增加额外成本小，能快速实现量产化。根据招标文件要求，本阶段选用双面单晶硅高效半片光伏电池，容量为590Wp。本工程拟采用的单晶硅双面光伏组件基本参数如下：表5-1-2590Wp双面单晶硅高效光伏组件技术参数表项目单位590Wp最大输出功率W590输出功率公差W0/+5最大功率点的工作电压V34.42最大功率点的工作电流A17.15开路电压V41.3短路电流A18.16短路电流的温度系数%/K+0.04开路电压的温度系数%/K-0.25峰值功率的温度系数%/K-0.34最大系统电压V1500尺寸（L/W/T）mm2172/1303/35工作温度范围℃-40～+85逆变器选型并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题。1）性能可靠，效率高光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。2）要求直流输入电压有较宽的适应范围由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。3）具有保护功能并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。4）波形畸变小，功率因数高当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。5）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。逆变器方案选择应综合考虑：运行可靠性、可维护性、技术成熟度、未来技术发展趋势等，并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合大型并网光伏电站使用的解决方案。国内主要的逆变方案分为组串逆变方案、集中逆变方案和集散逆变方案，如图5-1-6、图5-1-7和图5-1-8。图5-1-6组串逆变方案组网示意图图5-1-7集中逆变方案组网示意图图5-1-8集散逆变方案组网示意图组串逆变方案和集中逆变方案技术经济初步比较见表5-1-3和表5-1-4。投资分析表5-1-3组串逆变集中逆变集散逆变对比无直流汇流箱；无逆变器房、无集装箱及土建基础；低成本逆变器；需要逆变器房或集装箱；智能MPPT控制器低成本逆变器；需要逆变器房或集装箱；集中逆变略低技术分析表5-1-4类型组串逆变集中逆变集散逆变发电量山地起伏的坡地电站能减少失配损失如100MWp电站具有5340路MPPT，在山地朝向各异，间距不等的条件下，可以精细化追踪组串的最大发电功率，降低组串之间的失配影响，提高发电量更适用于地形较为平缓的荒漠电站，单机效率更高如100MWp电站最多仅64路MPPT，在山地朝向各异，间距不等的条件下，无法精细化追踪组串的最大发电功率，降低发电量山地起伏的坡地电站能减少失配损失，“分散MPPT跟踪”减小失配几率，提升发电量，集散式逆变器具有升压功能，降低线损可靠性IP65密封设计，自然散热；无风扇、熔丝等易损部件；系统单点故障对整体电站影响小；IP54防护，风冷，系统需要直流汇流箱、熔丝；IP54防护，风冷，系统需要智能MPPT控制器和熔丝；运维数量多，可靠性稍低和维护工作量大；但故障影响范围较小数量少，可靠性高和维护工作量较小；但故障影响范围较大数量少，可靠性高和维护工作量较小；但是工程应用市场占有率低。系统损耗逆变器房需要强制散热，有功率损耗逆变器房需要强制散热，有功率损耗1）组串式逆变器组串式逆变器是基于模块化的概念，即把光伏方阵中每个光伏组串输入到一台指定的逆变器中，多个光伏组串和逆变器又模块化地组合在一起，所有逆变器在交流输出端并联，并网智能逆变器应用于地面电站，具有高发电量、高可靠性、安全性高、易安装维护等优点，已成为现在国际市场上最流行的逆变器。目前许多大型光伏电站使用智能逆变器。主要优点是不受组串间光伏电池组件性能差异和局部遮影的影响，可以处理不同朝向和不同型号的光伏组件，也可以避免部分光伏组件上有阴影时造成巨大的电量损失，提高了发电系统的整体效率。随着电站的运行时间越长，组件不适配、衰减、虚接等原因，组件个体差异不断增大，组件的精细化管理优势越发明显，智能逆变器发电量提升将会更加明显。技术上的这些优势不仅降低了系统成本，也增强了系统的可靠性。例如对集中式电站来说，直流保护是永远但是又几乎是无解的难题，有的电站采取了在汇流箱加防反二极管措施以解决故障扩大化问题，但随之带来系统效率降低、汇流箱成本大幅上升问题，而组串式逆变器电站已在逆变器有强大的保护功能，并且天然的规避某一串直流短路能量倒灌问题，集中式最为头痛的直流故障问题对智能逆变器而言自然消失。另外施工成本方面，传统的集中式地面电站不仅涉及PV组件、支架、逆变器、箱变、汇流及配电设备施工，还包含大量土建活动，如地基制作，砖瓦逆变器房建造，整个项目建造成本较高，由于组串式逆变器没有需要较大人力以及较长工期的逆变房等土建建设，也减少了直流柜、集中式逆变器等需要专门车辆工具搬运的大中型设备，电站工程施工难度降低、工期更短。集中式逆变器对环境适应性要求高，需要达到设备防尘和良好的通风散热条件，实际运维过程出现的产品故障率高；同时对于工程维护技能要求高，问题定位及解决周期长、难度大导致电站运维成本高。智能组串式逆变器电站利用逆变器本身的智能故障监测、直流保护等功能，可以方便地实现智能运维功能，有异常时逆变器上报故障告警到中控室，并且借助网管系统可精确定位到故障组串及其物理位置，实现故障精确定位及快速排查能力。在占用60％的直流故障排查上工作量可以降低到1/3以下。2）集中式逆变器集中逆变技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，使它非常接近于正弦波电流。其最大特点是系统的功率高，成本低，但由于不同光伏组串的输出电压、电流往往不完全匹配（特别是组件因多云、树荫、污渍等原因被部分遮挡时），采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低和电性能的下降。同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不良的影响。最新的研究方向是运用空间矢量的调制控制以及开发信的逆变器的拓扑连接，以获得部分负载情况下的高效率。3）集散式逆变器集散式光伏逆变器是光伏发电技术发展的重大创新技术方案，与集中式光伏逆变器和组串式光伏逆变器相比，做到了将“分散式MPPT跟踪”和“集中逆变并网”完美的统一，既解决了集中式光伏逆变器存在的组件并联“失配”损失问题，又避免了组串式光伏逆变器面临的系统成本高、组件容配比有限和交流并联导致的电网振荡等风险。凭借系统造价低，发电量高，可靠性好等显著优势，集散式逆变方案在目前领导者项目中得到了规模化应用。根据招标文件要求，本工程选用华为196kW组串式逆变器；196kW组串式逆变器主要参数表表5-1-5项 目196kW逆变器输入参数最大输入电压（Vdc）1500直流输入支路数18MPPT路数9MPPT电压范围（Vac）500V-1500V每路MPPT最大输入电流（Adc）30输出参数额定交流输出功率（kW）196最大输出功率（kVA）216最大输出电流（Aac）155.9额定电网频率（Hz）50额定输出电压800V，3W+PE功率因数0.8（超前）～0.8（滞后）最大总谐波失真＜3%系统性能最大逆变器效率（%）≥99中国效率（%）≥98.4外壳防护等级IP66环境温度（℃）-25～60冷却方式智能风冷相对湿度0%～100%允许最高安装海拔高度（m）5000m（>4000m降额）通讯方式RS485；USB；MBUS宽×高×深（mm）1035×700×365mm重量（含挂架）86kg5.2光伏阵列运行方式选择安装方式选择光伏组件的安装方式有简单的固定安装式、固定倾角可调式和复杂自动跟踪系统三种类型。采用倾角可调式、单轴跟踪和双轴跟踪后光伏阵列上接收到的年总辐射量明显高于固定式。但在实际工程运行中，系统工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：光伏组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等，实际发电量的提高率略有下降。相对于固定式支架，固定可调、水平单轴、斜单轴和双轴支架的采用使得系统成本分别提高3%、20%、20%和30%，因此水平单轴、斜单轴和双轴的吸引力下降，固定可调支架具有一定的吸引力。结合业主的意见，本工程安装方式采用固定式支架。各种支架安装方式及对比表分别见图5-2-1和表5-2-1。图5-2-1各种组件安装方式图对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高15%～20%；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%～30%，若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%～35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：太阳电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。双轴跟踪式投资远高于单轴系统，并且占地面积比较大。根据已建工程调研数据，安装晶硅类电池组件，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约15%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约20%。在此条件下，以固定安装式为基准，对1MWp光伏阵列采用三种运行方式比较如表5.3-1所示。表5.3-1 1MWp阵列各种运行方式比较项目固定式跟踪式固定倾角可调倾角平单轴双轴发电量增加率（相对固定倾角式，%）052035占地面积（hm2）1.361.782.612.93直接投资增加率051022（相对固定倾角式，%）支架系统运行维护基本免维护支架调整工作量大，操作系统要求高有旋转机构，故障率高，实际工作量大有多处旋转机构，故障率更高，工作量更大可靠性与成熟度市场占有率大，成熟可靠少量应用，基本可靠，成熟产品较少应用率低，多为示范试验性，国内成熟可靠设备少应用率极低，国内基本无成熟可靠设备和控制系统组件清洗清洗方案清洗较方便清洗不方便清洗效率低，困难大由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；固定式可调倾角方式后期运行支架角度调整工作量大，且操作要求高，后期投入的人力物力最大；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高，假如能很好的控制后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。对于自动跟踪式系统，光伏组件表面可最大程度的接受太阳总辐射量，从而增加系统发电量，但也有其自身的缺点：（1） 自动跟踪式系统缺乏在场址区特殊气候环境下实际应用的可靠性验证，其传动部件在风沙天气会发生沙尘侵入，增加了系统故障率，加大运行维护成本；（2） 本工程规模较大，光伏组件数目较大，为了保证自动跟踪系统的安装空间和设备追踪活动空间，其占地面积比固定式安装方式大，增加了征地费用；（3） 自动跟踪式系统装置复杂，对机电控制和机械传动构件要求较高，且自动跟踪式系统缺乏在复杂山区地形或相似特殊气候环境下的大规模实际应用经验。可见，采用固定倾角式的运行方式不仅可以节省占地面积，且初始投资和维护成本都较低，运行可靠性较高，同时考虑到国内外绝大多数中高纬度并网光伏电站工程采用固定式安装方式。因此，本阶段根据项目地形地貌条件、太阳能资源条件、项目地理纬度，推荐本工程采用固定倾角式的运行方式。安装方位角和安装倾角的选择在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装方式直接影响系统对太阳总辐射量的接收，从而影响光伏发电系统的发电能力。光伏方阵的安装方式有简单的固定式、倾角调节式和自动跟踪式三种类型。自动跟踪式又可分为“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。考虑到项目的实际情况，本工程采用固定倾角支架的方式。(1)安装方位角当电池组件方位角为正南方向时，电池组件日平均发电量最大。电站场地四周平旷，南侧有小缓坡但无遮挡，因此本电站电池组件安装方位角拟定为正南方向。(2)倾斜角选择斜面上的太阳辐射总量包括直接太阳辐射量、天空散射辐射量和地面反射辐射量。为工程设计需要，需计算朝向赤道倾面上的太阳能辐射量。1）计算方法计算方法采用Klein法，具体计算公式如下：Qt=S+D（1+cos）/2+QA（1-cos）/2式中：Qt、Q分别为倾斜面、水平面上总辐射量；S、D分别为水平面上直接辐射量和散射量；为倾斜面与水平面直接辐射的比值；为倾斜面与水平面的夹角，即倾角；其中：=式中：为当地纬度；为太阳赤纬。太阳赤纬度随季节变化，按库珀（cooper）方程计算，见下式：式中：n为一年中的天数，如在1月1日，n=1，以此类推。太阳赤纬计算各月按选取代表日计算，各月选取代表日及计算的赤纬值月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月代表日151515151515151515151515赤纬-21.4-13.2-2.79.318.523.221.714.53.6-8.0-18.1-23.2为水平面上日落时角；=arccos（-tgtg）为倾斜面上日落时角;2）参数选取S、D分别为水平面上直接辐射量和散射量，参照甘肃及一般情况散射量按占总辐射量15%取值；A为地面反射率；本电站厂区地面为农田组成，参照《太阳能光伏发电技术》，地面反射率A取25%；因此本工程推荐固定式光伏支架倾角采用16°南向倾角，计算得到的倾斜面辐射量为4937.4MJ/m2，16°倾斜面逐月太阳总辐射见表5.3-3。表5.3-3 0°方位角、16°倾角斜面上逐月太阳总辐射月份倾斜面辐射量（MJ/m2）1月283.372月240.983月264.144月336.755月441.156月442.727月516.508月547.909月518.4710月510.6211月454.4912月380.71全年4937.45.4光伏阵列设计5.4.1光伏电站总体技术方案设计1）太阳能电池组串由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳能电池组串。2）太阳能电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。3）阵列逆变器组由若干个太阳能电池组串与一台并网逆变器及相应汇流设备构成一个阵列逆变器组，也称光伏发电单元。4）太阳能电池子方阵一个或若干阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵（光伏发电分系统）。5）太阳能电池阵列由一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。本工程装机容量30.1608MWp，主要设备采用590Wp单晶硅双面光伏组件、组串式逆变器。本阶段根据场址区1：1000地形图进行光伏阵列布置，受地形地貌及敏感因素影响，光伏子方阵分布不均，在满足逆变器至箱变汇流距离不超过500m的前提下，全场共划分8个3.7701MW光伏子方阵。5.4.2光伏电池方阵电池组件的串、并联设计光伏电池方阵由光伏电池组件经串联、并联组成，一个光伏电池方阵即为一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组光伏电池组串、直流连接电缆等。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压，以及光伏电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为光伏电池组串；光伏电池组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。光伏电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的光伏组件串的输出电压进行温度校验。根据当地气象数据，光伏场多年极端最低气温按-5.1℃考虑计算。逆变器的最低输入电压是光伏电池组串在1000W/m2光照条件下，组件最高工作温度为85℃，组件输出最大峰功率值时的输出电压；逆变器的最高输入电压是光伏电池组串在1000W/m2光照条件下，温度为-25.4℃时的开路电压。针对单个组件590Wp的单晶硅太阳电池组件：1）MWp级单晶硅太阳电池组件的串数量：每台逆变器对应的光伏电池组件串、并联数量计算如下：（1）光伏电池组件串联的数量及输出电压验算：在不考虑光伏电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该矩阵光伏电池组件在极端温度条件下，允许的最大串联数（Smax）为：31块电池组件串联方式与组件的额定功率、短路电流、工作电流、开路电压、工作电压等主要参数选择有关，经过计算，该矩阵组件的串联数在30块时，其输出电压范围小于逆变器的最高输入电压1500V，大于逆变器最低输入电压500V。本阶段推荐电池组件采用30片串联的方式。5.4.3光伏阵列间距设计根据优化设计，本工程确定光伏组件南北向倾角为16°，以太阳高度角最低的冬至日保证各组件之间无遮挡日照时间不低于6h为计算原则。因为项目所在地为山地地形，各种坡向坡度变化较多，支架间的间距以及组件方位角会随山地的坡度坡向变化。Df(l,a,其中：D—支架间的南北向间距；l—支架的宽度（南北方向）；a—光伏阵列面与水平面的倾角；b—所在坡地与水平面的夹角；γ—所在坡地与正南向的夹角；β—太阳方位角。根据场址所在地理位置以及支架布置设计方案，计算出场址内不同地形条件的阵列南北间距如表5.6所示。表5.6 场址区不同坡度坡向下的南北间距单位：mb（°）γ（°）3691215182124273001.51.01.01.01.01.01.01.01.01.0101.51.11.01.01.01.01.01.01.01.0201.51.11.01.01.01.01.01.01.01.0301.61.21.01.01.01.01.01.01.01.0401.61.41.11.01.01.01.01.01.01.0501.71.51.31.11.01.01.01.01.01.0601.81.71.51.41.21.01.01.01.01.0701.91.91.81.81.71.71.61.51.51.3802.02.12.22.32.42.62.93.43.84.7902.12.32.62.93.33.94.87.19.41002.22.52.93.54.35.67.71102.32.73.34.25.47.61202.42.93.74.86.59.71302.43.14.05.37.41402.53.24.25.67.91502.53.34.35.78.01602.53.34.25.67.71702.53.24.15.47.19.71802.53.13.95.06.38.2注：当计算的间距小于1m时，为便于施工维护，将间距设置为1m。本本宫场址主要为平地，根据招标文件要求，光伏组件支架高度能够满足光伏板下部使用小型农业机械化作业要求，原则要求2.7米高度范围内无遮挡设备设施。东西向支架桩与桩之间净间距4.5米，南北向支架桩与桩之间净间距暂按照6.5米考虑。具体以下阶段详细设计为准。根据地形的变化设计各支架组串单元间的间距，尽量节约用地和节省电缆用量，共布置8个3.7701MW光伏发电子系统，每个方阵直流侧实际装机容量为3.7701MWp，包含1704个固定支架，采用590Wp单晶硅单面光伏组件51120块，工程装机容量30.1608MWp。本阶段阵列布置设计详见附图《施工总布置图》。5.5年上网电量计算本工程采用容量为采用590Wp单晶硅双面光伏组件51120块，工程装机容量为30.1608MWp。光伏阵列与水平面倾角为16°，在光伏阵列方位角为0°时，光伏阵列面年均接受的太阳总辐射量为4937.4MJ/m2，由此计算光伏电站的正面光伏组件理论年发电量为4136.5万kW•h。并网光伏发电系统的总效率取决于光伏电池阵列的效率、逆变器的效率以及交流并网效率。（1） 光伏阵列效率η1太阳能光伏电池阵列在1000W/m2的标准太阳辐射强度条件下，实际的输出功率与标称功率之比。光伏阵列在光电能量转换与传输过程中的损失包括光伏组件因温度影响产生的损失、组件表面灰尘遮挡损失、光伏组件匹配损失以及低压电缆线路损失等。①光伏组件失配及不可利用光损失各个光伏组件个体由于在生产过程中环境和工艺的原因，其输出特性会有微小的差异，本阶段该项损失按2%考虑。②光伏组件温度影响由于半导体的特性，随着晶体硅光伏组件温度的升高，组件输出功率会有所下降，下降值与环境温度和电池组件的温度特性有关。横州市气象站年平均气温为21.3℃，据此计算该项损失为7.3%。③支架间的遮挡由于支架间的间距是按照冬至日9:00至15:00之间无遮挡进行设计，因此光伏支架间在全年运行中或多或少都会有一定程度的遮挡，但由于地形起伏变化，绝大部分区域布置间距有所加大，无遮挡时间可超过6h，该项损失为1.5%。④复杂地形影响本工程场地总体上为南向坡，周边无大的遮挡物，在光伏支架间产生遮挡前，场址局部地形起伏几乎不对光伏支架产生遮挡，但本工程因地处山地地形，地形坡向多变，组件方位角不全为0°，根据场址不同方位角光伏阵列倾斜面辐射量相对正南向倾斜面辐射差异进行加权平均得到场址方位角偏差导致的辐射损失为0.89%，本阶段按1%计算该项损失。⑤光伏组件表面尘埃遮挡太阳能电池组件周围环境所产生的灰尘及杂物随着空气流动，会附着在电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能，甚至引起光伏组件局部发热而烧坏光伏组件。据研究，该项因素会对光伏组件的输出功率产生约7%的影响。因此，需定期对太阳能电池组件表面进行清洗。在每年雨季的时候，降雨冲刷能对电池组件表面起到自然清洗的作用；在旱季，为保证光伏组件的正常工作，需安排专人负责太阳能电池组件的清洗，以减少灰、杂物对光伏组件发电的影响。另外，在建设场地做好绿化工作，加强组件表面的清洁管理，可将该项损失控制在2%以内。因此，本次规划尘埃遮挡的相应效率取98%。⑥低压电缆损耗损失太阳能光伏电站中，由于电池方阵面积大，组件较多，线路较长，因此低压电缆的损失也较大。在工程实践中，可通过合理选择电缆，优化设计，可将该项损失控制在2%以内。因此，本次计算相应效率取98%。综上所述，光伏阵列效率η1为：η1=98%×92.7%×98.5%×99%×98%×98%=87.31%（2） 逆变器的转换效率η2逆变器的交流输出功率与其直流输入功率之比。对于本项目选用的196kW组串式逆变器，η2大于98%，考虑到实际运行中逆变器不可能始终处于高效状态，取其平均工作效率为98%。（3） 交流并网效率η3从箱式变压器输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。对于大型电站，其交流系统的效率可取η3=97%。综合以上分析，光伏系统的总效率等于上述各效率的乘积：η=η1×η2×η3=87.31%×98%×97%=83%即光伏发电系统的总效率为83%。根据上述计算原则，按组件效率首年衰减2%，之后每年衰减0.45%考虑，理论估算得到本项目25年运行期内上网电量总计约为59316万kW•h，多年平均上网电量约为2373万kW•h，年平均满负荷利用小时数为949hr。计算的上网电量成果见表5.7-1和表5.7-2。25年衰减及平均年发电量测算表表5-4-2年序上网电量（万kW·h）年利用小时数（hr）年序上网电量（万kW·h）年利用小时数（hr）第1年3364.71115.6第14年3163.81049.0第2年3349.21110.5第15年3148.41043.9第3年3333.81105.3第16年3132.91038.7第4年3318.31100.2第17年3117.51033.6第5年3302.91095.1第18年3102.01028.5第6年3287.41090.0第19年3086.61023.4第7年3272.01084.8第20年3071.1101