xxxx50MWp农光互补项目预可行性研究报告

XXXX50MWp农光互补项目XXXX50MWp农光互补项目预可行性研究报告XXXXXXXXX有限公司2016年7月目录TOC\o"1-1"\h\z\u一、 项目概况 3二、 工程建设的必要性 9三、 建设规模和总体方案 14四、 太阳能资源 16五、 工程地质 20六、 太阳能光伏发电系统设计 27七、 电气 48八、 电站总平面布置及土建工程设计 78九、 施工组织设计 87十、 环境影响评价 89十一、 投资估算 102十二、 财务效益初步分析 104十三、 结论及建议 110

项目概况项目基本信息项目名称：XXXX50MWp农光互补项目项目拟建地点：陕西省渭南市大荔县石槽乡建设规模：光伏电站50MWp工程总投资：37500万使用土地面积约2000亩。项目主要内容本工程规划总装机容量100MW，一期建设50MW，共安装标准功率为265W的太阳电池组件192192块，全部采用固定支架安装方式。光伏电站内布置39台1250kVA变压器和78台630kW逆变器，电站产生的电能经变压器升压至35kV汇集至场内升压站，然后经主变升压至110kV后经架空线路接入大荔县石槽110kV变电站（送出线路距离约3km)。光伏电站内建筑物包括综合楼、配电房、门卫室等。项目投资方简介项目投资方：xxxx有限公司项目模式介绍本项目采用光伏与农业相结合形式，采用架高光伏发电支架形式，架高支架顶部采用光伏组件覆盖，底部种植高效农作物，光伏农业一体化并网发电，将太阳能发电、现代农业种植和养殖、高效设施农业相结合，一方面光伏系统可运用农地直接低成本发电;另一方面由于太阳电池可间隔布置或采用一定透光率较高光伏组件，动植物生长所需要的主要光源可以穿透;另外红外光也能穿透，可储存热能，提高大棚温度，在冬季有利于动植物生长节约能源。该项目将惠及太阳能、系统集成、智能控制技术、设施农业、农业种植等领域的最先进的技术、经验和人才，以太阳能设施农业一体化并网发电站为核心，为集太阳能发电，农业光电子工程应用、推广，现代农业种植和养殖、加工和综合利用，农业种植和养殖技术交流推广，人才培训、观光农业、乐活农业、农产品物流等功能为一体的高新技术农业产业基地。以此创造更好的经济效益和社会效益。其主要有光伏农业种植大棚、光伏养殖大棚等几种模式。本工程建设农业种植大棚。光伏农业大棚是一种与农业生产相结合，棚顶太阳能发电、棚内发展农业生产的新型光伏系统工程，是现代农业发展的一种新模式。它通过建设棚顶光伏电力工程实现清洁能源发电，最终并入国家电网。光伏农业大棚，不但不额外占用耕地，还使原有土地实现增值。光伏农业大棚着重把农业、生态和旅游业结合起来，利用田园景观、农业生产活动、农业生态环境和生态农业经营模式，以贴近自然的特色旅游项目吸引周边城市游客在周末及节假日作短期停留，以最大限度利用资源，充分发挥农光互补观光旅游优势，促进当地旅游产业快速发展。已建成项目效果图项目效益分析5.1经济效益工程装机容量50MW，25年年均发电量5133万千瓦时。当地标杆电价为0.98元/千瓦，实现25年卖电总收益95623万元。25年创造总税收1.74亿元。5.2社会效益（1）本项目建设可获得发展低碳经济，促进节能减排，缓解能源与环境危机，实现产业结构调整和产业升级机会和落实科学发展观、实现渭南地区可持续发展的社会效益。（2）本项目建设可获得应对气候变化、参与国际合作与竞争的社会效益。（3）本项目具有扩大光伏产品的内需，促进光伏产业及相关产业链健康发展，缓解国际经济危机对我国光伏产业的负面影响的社会效益。（4）本项目将加快渭南经济的可持续发展，改善和提高人民生活水平，从而获得加强人民团结，保障社会稳定，构建和谐渭南的社会效益。（5）本项目大棚建成将改善项目所在地农业生产力水平，由一年一季的种植模式转化为四季不间断种植，农作物由单一种植向多元化种植转变，另外可适当引入畜牧养殖业。加快渭南地区农业经济发展。（6）本项目部分农业大棚建成后可由农业公司租用进行种植、养殖，农业公司雇佣当地农民增加当地就业率，（项目可增加当地就业岗位80余人,就业人员月收入约3000--4000元/月）；使个体农业向集体农业转变，提高农业生产效率，同时增加政府的财政收入，每年增加当地税收约708万元。农业合作模式XXXX工程建设的必要性能源供应和政策背景我国能源供应长期以煤炭等化石能源为主，但随着化石能源的日益枯竭以及对环境造成的破坏，势必要寻求可持续、可替代的新型能源。太阳能发电是目前技术成熟的能源开发种类，不消耗化石能源，也不对环境造成影响，是能源持续发展的重要措施。因此，建设本项目是必要的。优化能源结构的需要能源是经济社会发展的动力，建立充足、安全、清洁的能源供应体系是经济发展和社会进步的基本保障。渭南区经济社会快速发展，对能源的需要也将日益突出，随着渭南区人均能源消费水平提高，能源需求增长压力不断加大，能源供应与经济发展的矛盾十分突出。要从根本上解决当地能源短缺问题，不断满足经济和社会发展的电力需求，除大力提高能源利用效率外，还必须按照国家提倡大力发展可再生能源，实行节能减排的能源发展政策，加快开发利用太阳能等可再生能源，落实科学发展观、实现经济社会可持续发展，建设资源节约型社会。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》、1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2005年2月28日全国人大通过《中华人民共和国可再生能源法》，并自2006年1月1日起施行，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。陕西省十分重视可再生能源的开发和利用，为实现当地能源工业发展规划目标，促进当地可再生能源资源优势转化为经济优势，提高可再生能源开发利用水平，加快能源结构调整，减少煤炭等化石能源消耗对环境产生的污染，将利用各种途径来发展新能源。随着2000年9月1日开始实施《中华人民共和国大气污染防治法》，各省市人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用当地的可再生能源，替代部分煤电，适当减轻能源对外依靠的压力，对改善当地的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。响应国家号召，支持政府完成“十二五”节能目标开发新能源代替常规能源，以实现节能目标，是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府已将此放到国家可持续发展的战略层面，“十二五”继续讲节能工作放在突出位置。1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2006年1月1日起施行的《中华人民共和国可再生能源法》，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。随着2000年9月1日逐步实施的《中华人民共和国大气污染防治法》，各级人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。由于经济全球化进程加快给中国带来资源环境新挑战，能源问题已引起党中央、国务院高度重视，党的十六届五中全会提出把节约资源作为基本国策，我国政府已连续在“十一五”、“十二五”规划发展纲要中把节能作为约束性指标。“十二五”规划《纲要》把“十二五”时期单位GDP能耗平均降低16%左右作为约束性指标。但是我国是发展中国家，正处于工业化、城镇化进程快速发展的阶段，同时又经过“十一五”期间节能减排工作起步，故要实现2015年单位GDP能耗比2010年下降16%的目标任务更加艰巨，需要全社会共同努力。因此开发利用太阳能是对政府完成“十二五”节能目标的大力支持，具有重要意义。保护环境，减少温室气体排放随着我国经济发展，国家综合实力的提升，特别是2008年北京奥运会和2010年上海世博会的成功举办，标志着我国国际地位和形象已得到全世界的瞩目。我国环境保护和可再生能源的开发利用的力度，直接关系到我国在国际上的形象和地位。目前的能源结构中以燃煤为主的火力发电产生大量的CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等污染物，对环境和生态造成不利的影响。为提高环境质量，创造良好的国家形象和国际影响力，为国家可持续发展创造条件。在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用太阳能等清洁可再生能源是十分必要的。同时，国际社会为了鼓励发展中国家推广可再生能源，在《京都议定书》中提出了“清洁发展机制”（CDM），本项目建成后，还可据此申请相应的CO2减排额度补贴。推广太阳能利用、推进光伏产业发展我国太阳能光伏技术开始于20世纪70年代，开始阶段主要用于空间技术，而后逐渐扩大到地面并形成了中国的光伏产业。80年代末我国开始安装地面光伏电站，主要为边远地区居民供电。近二十年来，我国太阳能的开发利用取得了巨大成就，太阳能光伏发电的技术水平与实用化程度有了显著提高，应用范围和规模不断扩大，并网光伏技术也获得了相当大的发展。国家科技部在“十五”期间，将并网光伏技术列为重要研究方向，对并网光伏发电的系统设计、关键设备研制、光伏与建筑一体化等方面都进行了研究和示范，并相继在深圳和上海建成投产了多个兆瓦级太阳能光伏示范发电站。近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业发展很快，光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电逐步转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，并且发展十分迅速。美国、德国、日本、加拿大、荷兰等国家纷纷制定了雄心勃勃的中长期发展规划推动光伏技术和光伏产业的发展，世界光伏产业以56.8％的平均年增长率高速发展。2010年，全球太阳能电池产量达到27.2GWp，较2009年同比增长118%，这是过去12年以来最高的一年。近年来我国光伏产业的增长迅速，2010年光伏电池产量超过8000MWp，雄居世界首位。这表明世界光伏产业发展有着极大的发展空间和前景。勿容置疑，开发太阳能资源，已经成为全球解决能源紧张的重要战略性计划之一。虽然我国在太阳能应用和技术产品开发方面已经取得了一定成就，但是受技术、经济发展水平的限制，目前太阳能光伏产品并没有走进千家万户：主要原因为太阳能产品的使用受天气因素的影响较大；太阳能发电装置造价贵，每千瓦的平均成本偏高等。但是在常规能源短缺已经成为制约我国经济发展瓶颈的今天，清洁、无穷的太阳能利用应有更大发展空间，太阳能光伏发电也有更大的市场潜力可挖。2008年的全球金融危机下，能源产业作为实体经济的基础产业，不可避免的受到冲击。但随着各类光伏组件技术的逐步成熟，以及商业化开发利用价值的逐步提高，同时随着光伏组件产能的逐渐扩大和市场竞争的原因，光伏组件价格从最高时的5美元/Wp已下降到目前的1美元/Wp以下，随着光伏发电建设成本的降低，商业化开发建设光伏电站已逐渐成趋势，同时为企业投资光伏发电项目提供了新机遇。因此实施本工程对推广太阳能利用、推进光伏产业发展是十分必要的。改善生态，保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的开发建设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。本工程光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。开发光电，促进当地旅游业发展科技旅游是新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。光伏电站是新的绿色能源项目，本农光互补光伏电站建成后，将会成为科普旅游的一个新亮点，促进当地旅游产业的发展。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是保护环境、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。建设规模和总体方案建设方案本项目实施一般农田建设光伏，光伏阵列安装方向面向正南方向，安装倾角为与水平面夹角25°。系统中以650kW为一个电气单元，设计方案相同，每个650kW电气单元由2464块265瓦晶体硅光伏组件组成，接入1台650kW逆变器。每650kW电气接线形式相同,组件电气连接选取22块太阳能组件串联为一串,16串并至一台汇流箱，每个650kW单元共6个汇流箱，接入1台6入1出的650kVA直流汇流柜,每台直流汇流箱输出接入1台650kVA逆变器,逆变器输出为0.27kV交流电。系统原理图如下：图3-1：系统原理图本方案考虑朝向问题，选取最佳倾角，提高发电量，采取在以25度倾角铺设太阳能电池板的方式。太阳能电池方阵采用固定支架系统，并使用钢结构阵列基础。图3-2：农光互补光伏项目建设效果图建设规模50MW光伏发电项目采用分散建设，集中并网方式进行。50MW光伏发电电站分为50个1MW单元进行建设，每1MW单元选用265W多晶组件3774块，通过汇流箱、逆变器等设备后输出35kV电压集中并联后进入开关站后拟采用35kV线路就近输出并网。节能和环保太阳能的节能效益主要体现在光伏电站在运行时不需要消耗其它的常规能源。其环境效益主要体现在不排放任何有害气体。太阳能与火电相比，在提供能源的同时，不排放烟尘，二氧化碳，氮氧化合物和其它有害物质。二氧化硫、氮氧化合物在大气中形成酸性物质，造成酸雨。危害职务和水生物，破坏生态，二氧化碳又是影响全球变暖的温室效应气体。本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量50MW，经测算项目投产后预计年均发电量约5225万kWh，25年发电总量约为128328万度。本项目建成后相对于火力发电每年预计可以节约常规能源约15655.65吨标准煤，减少二氧化碳41782.62吨，减排二氧化硫318.25吨。项目建设期项目建设期：2016年10月2017年4月，合计6个月。投资估算及资金筹措投资规模：项目总投资人民币3.75亿元，合计建设50MW光伏发电站。资金筹措：企业自筹资金7500万元，其余银行贷款，拟计划贷款年限15年。太阳能资源太阳能资源概况全国太阳能资源下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图:太阳能资源分布图（兆焦耳/平方米*年)图4-1我国太阳能资源分布图按照日照辐射强度上图中将我国分为四类地区。一类地区（资源丰富带）全年辐射量在6700MJ/m2以上。相当于230kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部等地。二类地区（资源较富带）全年辐射量在5400〜6700MJ/m2，相当于180〜230kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。三类地区（资源一般带）全年辐射量在4200〜5400MJ/m2。相当于140〜180kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。四类地区全年辐射量在4200MJ/m2以下。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。陕西省渭南市近年水平面平均年太阳辐射量5202MJ/m2。属我国第三类太阳能资源区域，适合建设太阳能光伏发电项目。可充分利用当地丰富的太阳能资源，采用太阳能发电技术，发展经济，提高人民生活水平。陕西太阳能资源分析图4-2陕西太阳能资源分布图陕西（Shaanxi），简称“陕”或“秦”，中华人民共和国省级行政单位之一，省会古都西安。地理位置介于东经105°29′~111°15′，北纬31°42′～39°35′之间，自然区划上因秦岭-淮河一线而横跨北方与南方。位于西北内陆腹地，横跨黄河和长江两大流域中部，连接中国东、中部地区和西北、西南的重要枢纽。渭南市位于东经108°50′-110°38′和北纬34°13′-35°52′之间，地处陕西关中渭河平原东部，东濒黄河与山西、河南毗邻，西与西安、咸阳相接，南倚秦岭与商洛为界，北靠桥山与延安、铜川接壤，南北长182.3公里，东西宽149.7公里，总面积约13134平方千米，人口556万。大荔县地处陕西关中平原东部，位于北纬34°36′——35°02′，东经109°43′一110°19′，素有“三秦通衢”、“三辅重镇”之称。地貌分为黄土台塬、渭河阶地、洛南沙苑、黄河滩地四个类型，县域面积1776平方公里，耕地面积9．3万公顷，全县辖13镇，13乡，415个行政村，总人口72万人。大荔县地处陕西关中平原东部，自然条件优越属暖温带半湿润、半干旱季风气候，年平均气温14．4℃，降水量514mm，无霜期214天，境内地势平坦，土壤肥沃。工程地质概述工程概况拟建场地位于陕西省渭南市大荔县。交通较便利，现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。根据本工程初步设计方案：工程总占地面积约2000亩。主要建（构）筑物有：综合楼、配电房、门卫值班室、主变基础及户外电气设施、逆变器小室、太阳能电池方阵等。勘察工作概况依据《中华人民共和国建筑法》、《中华人民共和国建设工程质量管理条例及《中华人民共和国合同法》的有关规定，开展了XXXX50MWp农光互补项目工程岩土工程勘察工作，勘察阶段：初步勘察。本次勘察的主要目的和要求是：初步提出经济合理的基础设计方案，并按现行基础规范要求，提出有关基础设计的承载力指标，提供建筑物沉降计算所需的地基变形参数（压缩模量Es和变形模量Eo)。本工程按规模和特征，工程重要性等级为三级，场地为中等复杂场地（二级），地基为中等复杂地基（二级），岩土工程勘察等级为乙级。为达到上述目的和要求，根据规范及业主的要求，主要应进行下列工作：1、 初步探明场地成因、地形地貌特征、地层构造等。2、 初步查明有无影响工程稳定性的不良地质现象。对地基的稳定性作出评价，并确定其位置、深度及范围。3、 初步查明场地是否存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物。4、 初步查明有无可液化土层，并对液化可能性作出评价，判明地基土类型和建筑场地类别，提供抗震设计的有关参数。5、 初步查明建筑场地的地层结构、均匀性，以及各层土的物理力学指标。6、 初步探明场地地下水类型、埋藏情况、渗透性、腐蚀性及补给情况等水文地质资料，确定地下水最高水位，并对地下水腐蚀提出防治措施。区域地质及构造稳定性根据国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008的规定，结合本工程的具体情况，确定本道路工程抗震设防类别划分标准设防类（丙类）。场地工程地质条件地形地貌拟建的XXXX50MWp农光互补项目位于渭南市大荔县，现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。地层岩性根据本阶段现场勘察及查询相关资料，本场地地层以残积土（Q4el)、第四系粉质粘土、二叠系峨眉山玄武岩（P20)、三叠系泥岩（T)、三叠系砂岩（T)为主，据地层时代、成因类型、岩性特征及物理力学性质，结合本阶段勘探成果，该工场区内揭露的主要岩性按自上而下的顺序描述如下：残积土①层：褐色，以粉土为主，局部含少量碎石块，呈稍湿、稍密〜中密状，表层含少量植物根系，该层土厚度较薄，在场区内广泛分布，该层一般层厚约为0.40m〜0.50m〇粉质粘土②层：棕红色〜灰黑色，可塑，中〜低压缩性，千强度及韧性中等，切面略有光泽。该层粉质粘土地基承载力特征值fak=160kPa。全风化玄武岩③1层：灰褐色〜灰黑色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.50m。该层全风化玄武岩地基承载力特征值fak=300kPa。强风化玄武岩③2层：灰褐色〜灰黑色，块状构造，变余间粒结构，主要成分为斜长石，含少量绿泥石和磁铁矿，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.50m〜3.70m。该层强风化玄武岩地基承载力特征值fak=500kPa。中等风化玄武岩③3层：灰褐色〜灰黑色，块状构造，变余间粒结构，主要成分为斜长石，含少量绿泥石和磁铁矿，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于较软岩。岩体基本质量等级为IV级。该层未穿透，最大揭示层厚为2.50m。该层强风化玄武岩地基承载力特征值fa=1500kPa。全风化泥岩④1层：褐红色〜紫红色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.80。该层全风化泥岩地基承载力特征值fak=250kPa。强风化泥岩④2层：褐红色〜紫红色，层理状构造，泥质结构，胶结程度较差，主要由蒙脱石组成，主要矿物成分为石英、长石、云母含铁锰质，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。产状70〜190°Z10〜18°。该层层厚约0.70m〜4.70m。该层强风化泥岩地基承载力特征值fak=350kPa。中等风化泥岩④3层：褐红色〜紫红色，层理状构造，泥质结构，胶结程度较差，主要由蒙脱石组成，主要矿物成分为石英、长石、云母含铁锰质，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。产状70〜190°Z10〜18。。该层未穿透，最大揭示层厚为2.60m。该层强风化泥岩地基承载力特征值fak=800kPa〇全风化钙质长石石英砂岩⑤1层：褐黄色〜灰黄色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.40m。该层全风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=300kPa。强风化钙质长石石英砂岩⑤2层：褐黄色〜灰黄色，水平层理构造，钙质结构，主要矿物成分包括石英、长石、白云母及钙质胶结物，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。50〜180°Z6〜16。该层层厚约0.50m〜4.10m。该层强风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=500kPa。中等风化钙质长石石英砂岩⑤3层：褐黄色〜灰黄色，水平层理构造，钙质结构，主要矿物成分包括石英、长石、白云母及钙质胶结物，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于较软岩。岩体基本质量等级为IV级。50〜180°Z6〜16。该层未穿透，最大揭示层厚为2.50m。该层强风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=1000kPa。3.3.3岩土体物理力学参数水文地质条件区内地下水类型为岩浆岩风化裂隙水，大面积分布于整个工程区，赋存于二叠系上统峨眉山玄武岩组的玄武岩、集块岩风化裂隙中，含水层厚度大，地下水较发育，富水性中等，泉流量0.1〜0.5l/s。场区为山脊分水岭地带，地表排水条件好，也是区内地表水体的发源地，各水系长度一般小于2km，汇水面积一般小于3km2。纵坡比降为119.7〜276.7%。，沟床中松散土体较少，沿岸土地类型为林地、草地和未利用地，局部基岩裸露，松散土体不甚发育，无泥石流发育的物质条件，也无泥石流发生。组件和集电线路沿山脊布置，远高于邻谷地表水体，拟建工程受地表水流的影响小。根据所收集资料以及对周围居民饮用水情况调查，场址区内地下水埋藏较深，并受地势的影响较大，可不考虑对基础施工影响。水、土对建筑材料腐蚀的防护，应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB50046-2008)。站址工程地质评价区域稳定性根据区域地质构造、勘探资料，场地未见断裂构造迹象及滑坡、崩塌、震陷等不良地质作用，场地不存在饱和砂土，场地地震稳定性良好，适宜拟建工程。工程地质问题评价岩土层工程性质评价残积土：中密-稍密状，孔隙率高，承载力低、变形大等特点，未经处理不能作建筑基础持力层。粉质粘土：软塑-可塑状，属高压缩性土，中软土层，承载力一般，可作为承载力要求不高的建筑物基础持力层。(二） 场地的稳定性、适宜性评价地貌类型单一，拟建场地受区域地质构造影响微弱。在钻孔揭露深度内未见断裂、塌陷、土洞、地裂缝、震陷等不良地质作用；也未见存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞等对工程不利的埋藏物；场地相对稳定，场地适宜拟建工程建设。(三） 地基的稳定性、均句性评价根据平面分布，依钻孔揭露深度资料，绘制场地纵横工程地质剖面图的分析，场地浅部揭露较厚中密-稍密状素填土层，粉质粘土层均匀性较好。对地基的稳定性影响不大。基础评价根据场地工程地质条件及岩土层工程性质，本工程拟建50MW农光互补项目，荷重不大，挖除上部的残积土后，其他岩土层承载力、变形可满足上部荷载要求，可采用天然地基浅基础方案，建议以（2)粉质粘土作为持力层，基础形式可考虑采用独立基础。持力层的承载力特征值应通过现场静载试验或触探试验验证。基础埋深约1.5〜3.0米。也可采用预制管粧基础，粧端以（2)粉质粘土作为持力层。粧径取300〜400(具体桩长应结合最终压力值和贯入度进行控制）。当采用预制管桩时，由于孔深控制，施工时可能达不到收锤标准，建议后期详细勘察时孔深满足要求。结论和建议1、本工程按规模和特征，工程重要性等级为三级，场地为中等复杂场地（二级），地基为中等复杂地基（二级），岩土工程勘察等级为乙级。2、拟建场地受区域地质构造影响微弱。在钻孔揭露深度内未见断裂、塌陷、土洞、地裂缝、震陷等不良地质作用；也未见存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞等对工程不利的埋藏物；场地相对稳定，场地适宜拟建工程建设。3、按《陕西省地震烈度区划图》和国家标准《建筑抗震设计规范》(GB50011—2010)有关标准计算及判定，场地所在地区工程抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第一组，本工程场地不存在砂土，根据估算结果结合场地岩土性状，场址区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为W度，地震动反应谱特征周期为0.45s。4、根据国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008的规定，结合本工程的具体情况，确定本工程建筑抗震设防类别划分为标准设防类（丙类）。5、地下水对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性。水位以上的土对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。6、根据拟建场地地基岩土层的工程地质性质及其分布特征，并结合拟建场区的周围环境、施工条件、经济效益、工期以及拟建建筑物的结构特点：本工程拟建50MW农光互补项目，荷重不大，挖除上部的素填土后，其他岩土层承载力、变形可满足上部荷载要求，可采用天然地基浅基础方案，建议以（2)粉质粘土作为持力层，基础形式可考虑采用独立基础。持力层的承载力特征值应通过现场静载试验或触探试验验证。基础埋深约1.5〜3.0米。也可采用预制管粧基础，粧端以（2)粉质粘土作为持力层。粧径取300〜400_(具体桩长应结合最终压力值和贯入度进行控制）。当采用预制管桩时，由于孔深控制，施工时可能达不到收锤标准，建议后期详细勘察时孔深满足要求。7、因拟建的工程沿线勘察孔的孔距较大，为初步勘察阶段，各钻孔控制的地层范围有限，距钻孔较远的地层变化较难控制，需进行进一步的详细勘察工作，设计施工时可结合整个场地的地形地貌来采用施工方法及工艺。太阳能光伏发电系统设计系统总体方案设计及发电量项目地理位置本项目建设地点位于陕西省渭南市大荔县，位于北纬34°44′，东经109°56′，项目规模为50MWp。本期50MWp光伏电站所用场地为一般农田。项目地项目地图6-1项目位置图太阳电池组件选型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。1）光伏组件选型应满足的技术要求太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成本低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池组件。因此，根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。2)光伏组件选型应符合国家政策要求2016年新建光伏电站在光伏组件选型上应遵循国家能源局工业和信息化部国家认监委2015出台的国能新能【2015】194号文件《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》中明确提出的两个准入。一个准入为自2015年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件产品应满足工信部发布的《光伏制造行业规范条件》相关指标要求，这个是最低标准。文件中规定“多晶硅电池组件转换效率不低于15.5%，单晶硅电池组件转换效率不低于16%;高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于28%;硅基、铜铟镓硒（CIGS)、碲化镉（CdTe)及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%。多晶硅、单晶硅、薄膜电池组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%、5%”。另一个准入为2015年7月10日中国质量认证中心(简称CQC)推出光伏发电产品“领跑者”认证计划（简称“领跑者”认证计划）。国家能源局每年安排专门市场容量，实施“领跑者”专项计划，支持对光伏产业技术进步有重大引领作用的光伏发电产品应用。2015年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：单晶硅光伏电池组件转换效率达到17%以上，多晶硅光伏电池组件转换效率达到16.5%以上，转换效率达到10%以上薄膜光伏电池组件以及其他有代表性的先进技术产品。《关于发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级的意见》中明确提出：“自2015年起，中央财政资金支持的解决无电人口用电、偏远地区缺电问题以及光伏扶贫等公益性项目，所采用的光伏产品应达到“领跑者”先进技术产品指标。各级地方政府使用财政资金支持的光伏发电项目，应采用“领跑者”先进技术产品指标。”另外，光伏组件生产企业应具备组件及其使用材料的产品试验、例行检验所必须的检测能力。企业生产的关键产品必须通过第三方检测认证，并由第三方检测认证机构公布检测认证结果。组件生产企业在产品说明书中应明确多晶硅、电池片、玻璃、银浆、EVA、背板等关键原辅材料的来源信息，确保进入市场的光伏产品必须是经过检测认证且达标的产品。3）光伏太阳电池类型根据光伏组件选型技术要求和国家政策要求及更高的电池效率，本工程拟选多晶硅太阳能电池。1.2.1晶体硅与非晶硅太阳电池组件之间对比选型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。上述各类型电池主要性能参数见表6-1。种类电池类型商用效率实验室效率使用寿命特点目前应用范围晶体电池单晶硅15〜18%24.7%25年效率高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅14〜17%20.3%25年效率较高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场薄膜电非晶硅6〜8%13%25年弱光效应较好成本相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉9〜11%16.5%25年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒9〜11%19.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场少数独立电源表6-2太阳能电池性能参数比较注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；由表6-2可知，单晶硅、多晶硅电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。项目A公司B公司组件种类单位单晶硅多晶硅峰值功率W265265开路电压V38.238.6短路电流A9.199.03工作电压V31.231.4工作电流A8.58.44外形尺寸mm1650x992x401650x992x40重量kg1919峰值功率温度系数%/°C-0.40-0.41开路电压温度系数%/°C-0.29-0.30短路电流温度系数%/°c0.050.0610年功率衰降%<10<1025年功率衰降%<20<20组件效率%16.216.2表6-3不同材料的太阳电池组件性能对比虽然单晶硅电池片的光电转换效率高于多晶硅电池片，但因为单片单晶硅电池片安装在太阳电池组件中受电池片形状影响具有空隙，受光面积小于多晶硅，同样尺寸太阳电池组件的单晶硅电池与多晶硅电池的标称峰值功率基本相同。如表6-3所示，从表中以看出，同样尺寸的太阳电池组件，多晶硅与单晶硅太阳电池组件标称峰值功率参数基本相同。即同样的利用面积，可认为选择多晶硅或单晶硅太阳电池组件装机容量几乎没有差别。但单晶硅的峰值功率温度系数要优于多晶硅。在目前的市场售价情况来看，太阳电池组件的售价主要以“瓦”为单位，即每瓦单晶硅电池与多晶硅电池价格基本接近，多晶硅太阳电池组件价格稍低。结合本工程的特点：电站建在一般农田上，土地费用不高，土地费用在整个工程造价中所占的比重较少，太阳电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高（约65%以上），所以有必要降低太阳电池组件价格以节省工程投资；对于光伏电站如果采用多晶硅太阳电池组件，每峰瓦价格比采用单晶硅太阳电池组件能节省造价10%左右。综合考虑以上各种因素，本工程采用拟选用50MWp多晶硅太阳电池组件。1.2.2太阳电池组件规格选型太阳电池组件的功率规格较多，从1Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统容量为50MWp，太阳电池组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积容量大的太阳电池组件，以减少占地面积，降低太阳电池组件安装量。通过市场调查，在目前技术成熟的大容量太阳电池组件规格中，初选的太阳电池组件容量为180W、265W、290W，其各种技术参数比较如下:组件种类单位180W265W290W峰值功率W180265290开路电压V29.537.844.8短路电流A8.39.048.73工作电压V23.031.735.3工作电流A7.838.378.22外形尺寸mm1310x990x401650x992x401970x990x50重量kg15.21926.0峰值功率温度系数%/°C-0.45-0.41-0.42开路电压温度系数%/°C-0.33-0.34-0.32短路电流温度系数%/°c0.060.0490.05组件转换效率%13.916.314.9表6-4各种规格组件技术参数对比通过市场调查，国内太阳电池组件生产厂家年销售报表中，国内外买家选择使用265W板型（地面电站）较多，说明太阳电池组件生产厂家的主流产品为265W板型，如选择265W板型，其产品的互换性及一致性更加符合项目的远期利益及要求。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐采用265W型多晶硅太阳电池组件，最终太阳电池组件选型应根据招标情况确定。研究表明，光伏组件表面灰尘沉积对发电效率影响可达5-30%，灰尘沉积量越大，发电量损失越高。大族能联针对光伏电站专业推出“大族自洁宝”利用光触媒技术，能在组件表面形成自清洁涂层，利用涂层的超亲水特性，使水滴在涂层表面形成水膜，水膜侵入灰尘与涂层中间，从而去除灰尘。具体说明及措施如下：电站建设期，在组件组装生产阶段对光伏玻璃进行喷涂“大族自洁宝”，能有效提高喷涂效果，延长涂层使用寿命，针对建成后的电站，建议每年在组件表面喷涂一次，组件的发电效率可以提高1%以上，清洗的频率和工作强度可下降50%，详细对比效果见下图。支架选型光伏系统方阵支架的类型为简单的固定支架系统。阵列倾斜角确定固定式太阳电池组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。图6-5固定式安装逆变器选型逆变器的技术指标作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合其他相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）单台容量大对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场上的大容量集中型逆变器额定输出功率在100KW〜1MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为50MWp，从初期投资、工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网光伏电站中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时发电系统出力影响较大。因此，在实际选时应考虑实际情况。（2）转换效率高逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大量逆变器在额定负载时转换效率不低于97%，在逆变器额定负载为10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一点效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断发生变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率较高的逆变器。（3）直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境稳定变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在日落余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。（4）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（5）输出电流谐波含量低，功率因数高光伏电站接入电网后并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于1。（6）具有低电压耐受能力《光伏发电站接入电力系统规定》（GB/T19964-2012)中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：a)光伏发电站必须具有在并网点电压跌至0时能够维持并网运行0.15s;b)光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏电站可以从电网切出。详见下图：（7)系统频率异常响应《光伏发电站接入电力系统规定》中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常能力，逆变器频率异常时的响应特性应与上述国标一致。(8)可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗千扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，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。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。(9)具有保护功能根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。(10)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主控室，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，便于电站数据处理分析。逆变器的选型根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等特性，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的前提下，经对比分析，故本工程推荐选用国产某厂家的容量为630kW/台的逆变器。光伏方阵的串、并联设计光伏方阵通过组件串、并联得到，太阳电池组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，太阳电池组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。光伏方阵的串联设计本工程选用的并网逆变器功率为630kW，其最大阵列开路电压为1000VDC，MPPT电压范围420V〜850V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为S，最大串联数为Smax，最少串联数为Smin。本工程选用265W型多晶硅组件，其组件开路电压为38.6V，工作电压为31.4V，则：（暂不考虑温度变化引起的开路电压变化）Smax=UDCmax/Voc=850V/38.6V=22.02(块)，取22块；Smin=UDCmin/Voc=420V/38.6V=10.88(块)，取11块。则多晶硅组件的串联数需满足11≤S≤22要求，才可满足并网逆变器MPPT范围。选取22块太阳电池组件串联，验算：当太阳电池组件结温比标准状态（STC)降低50℃时（即组件温度为-25°C，考虑当地近年极端最低温度），开路电压<1000V(开路电压温度系数取一0.34%/℃);因此，22块太阳电池组件串联满足并网逆变器直流输入电压要求。考虑直流侧绝缘耐压及固定支架的优化设计，综合以上各种因素，本工程采选用22块265W多晶硅太阳电池太阳电池组件串联。光伏方阵的并联设计并网逆变器直流输入功率为630kW，晶体硅组件峰值功率为265W。假定可以并联的支路数为N:(1)多晶硅太阳电池组件22块265W多晶硅组件串联功率为265W*22=5830W，并联支路数N=630kW/5.83kW=108，考虑并网逆变器的最大直流输入允许110°%过载，则本工程每台630kW并网逆变器最大并联支路数N=630kW*1.1/5.83kW=118，即组串并联数应在108-118之间。结合逆变器特点，本工程设计并联支路数为112路。光伏方阵通过组件串、并联得到，太阳电池组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，太阳电池组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。光伏阵列布置固定方式最佳倾角与方位角设计固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据本项目所在地纬度和当地太阳辐射资料，采用目前光伏工艺常用的方法确定固定支架的最佳安装倾角。利用PVsyst软件模拟分析。经过计算，当光伏方阵支架倾角为25°时，太阳电池组件阵列所接受的辐射量最大。支架倾角程序模拟分析见图6-6:图6-6光伏最佳倾角分析通过PVsyst软件分析，当太阳电池组件阵列的最佳倾角为朝向正南方向25°（方位角为0°）时，全年平均太阳总辐射量最大为1365kWh/m2,全年太阳能辐射总量为4914MJ/m2。光伏阵列间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9:00到下午3:00,组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算公式如下：为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件前后阵列间距应不小于D:D=0.707H/tan〔arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)〕式中Φ为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，H为阵列前排最高点与后排组件最低位置的高度差），如图6-7所示。根据上式计算，求得：D=3.00m。为了便于现场材料运输以及现场施工光伏电池组件前后排阵列间距选择3米。图6-7前后阵列间距模块化设计由于太阳电池组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：50MWp太阳电池组件由39个1.306MWp子系统组成，全部采用固定倾角安装。每个子系统为矩形分布，均为一个独立的并网单元，子系统的周围设置道路将各子系统分开，每个子系统设置一个就地逆变升压器，就地逆变升压器原则上设置在每个子系统的几何中心位置并与周围的道路相连。这样设计有如下好处：1)各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2)每个子系统是单独的模块，由于整个50MWp光伏系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的太阳电池组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3)有利于工程分步实施；4）减少太阳电池组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的综合效率；5）每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致性。系统效率计算建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低陕西省渭南地区基本无沙尘天气，一般不易受云雾天气影响，综合考虑有管理人员可人工清理方阵组件的情况下，拟采用数值4%。2)温度引起的效率降低太阳电池组件会因温度变化而使输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时己考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点MPPT电压范围内，考虑各月辐照量计算加权平均值，拟取效率降低值为3%。3)组件串联不匹配产生的效率降低组件串联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低，由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的太阳电池组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑2%的损失。4)并网逆变器的功率损耗本工程采用无变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器的功率损耗远远低于3%，考虑气候条件因素，本工程按3%计算并网逆变器的功率损耗。5)交、直流线缆的功率损耗大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按3%的线路损耗设计。6)变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98%，经两级升压后拟取功率损耗计为3%。7)其它杂项损失光伏电站在运行期间，会因为局部维修而停止该子系统工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用3%的损失。通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下：序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低96%2温度引起的效率降低97%3并网逆变器的功率损耗97%4变压器的功率损耗97%80.79%5组件串并联不匹配产生的效率降低98%6交、直流部分线缆功率损耗97%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）97%表6-8系统效率估算修正系统统计表本工程考虑当地气候变化等不可遇见自然现象，设计系统效率修正为80%，并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。发电量估算根据PVsyst软件分析得到本工程的太阳电池组件在朝向正南22°倾斜后，年平均每天太阳辐射量为3.73度/平方米/日，即年太阳总辐射量达到4914MJ/m2,折合标准日照条件（1000W/m2)下日照峰值小时数为1363小时。数据统计分析：>渭南市水平面年辐射量为：1270.5kWh/m2;>25°倾斜面年辐射量为：1363kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2)峰值小时数1363小时；>年发电利用小时数（发电当量小时数）初始值：1363x80%(系统效率）=1090.4小时；>本工程系统构成：50MWp多晶硅组件固定安装；>系统阵列布置方式：本工程分为39个子系统；>太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。>具体发电量估算时组件按首年衰减不超过2%，5年衰减不超过5%，10年衰减不超过10%，25年内衰减不超过20%，则年发电量估算公式如下：第N年发电量=初始年发电量X(1-N*组件衰减率）因此，该项目项目年发电量估算如下。（1）25小总发电利用小时数：30637h，总发电量:128328万度。（2）各年平均发电量：年数123456789上网电量（万kWh）5,7095,6585,6075,5565,5065,4575,4085,3595,311年数101112131415161718上网电量（万kWh）5,2635,2165,1695,1225,0765,0304,9854,9404,896年数1920212223242525年平均上网电量（万kWh）4,8524,8084,7654,7224,6794,6374,5965133农业方案简介现代先进科学技术的进步，为现代农业的发展提供了可能，也奠定了技术基础。为响应国家大力支持“三农”建设的号召，抓住当地资源着力打造现代设施农业的发展契机，利用现代农业生产技术和信息化技术，结合当地着力提高农业生产水平，大力调整农业产业结构的需求，规划打造本示范园区，整体发展思路如下：给予开放式的O2O模式，利用“线下”先进的光伏提水技术、灌溉量控一体化技术、温室环境一体化技术、高校水肥一体化技术、太阳能发电、植物光源补光技术等节能、节水、节肥、生态等节约型农业生产技术，生产高品质安全粮食、蔬菜、水果、等农业产品，结合“物联网、云平台、数据挖掘”等先进的信息化技术，开发开放式。1、 优势互补：科学、合理、高效的将设施农业和光伏能源发电结合，在不改变土地利用性质的前提下，充分发展生态农业，通过两种模式优势互补，适度开发光伏能源，使二者相得益彰，和谐发展；2、 结合形式：结构基于现代农业连栋温室设计理念，利用连栋温室立柱基础。顶部叠加光伏系统；3、25年寿命周期采用整体根据需要可移除，事后地貌环境可以恢复型预制混凝土管桩基础或钢制地锚基础。采用高规格镀锌钢材作为大棚主体构件，实现温室结构与光伏电站运行周期25年的匹配；4、关键技术一，持续改良作物种植土壤条件；二，结合当地烟草、粮食、蔬菜等特色农业，建设高标准农业、温室，结合太阳能发电技术，为农田灌溉提供能源，控制温度、适度、光照等条件，同时抵御外部不利气候因素。三，节能型温室技术节能型温室主要考虑采取日光温室形式，充分利用光热资源。在建造材料上，采用最新的保温板等材料进行被动式墙体设计，在温室内部温度控制上，采用先进的智能温控技术，在透光材料上，选择高质量透光大棚膜；5、方案效果图:电气电气一次部分设计依据1)《国务院关于促进光伏产业健康发展的若千意见》（国发〔2013〕24号)2)光伏电站有关设计规程规范《太阳光伏能源系统术语》（GB_T_2297-1989)《地面用光伏(PV)发电系统导则》（GB/T18479-2001)《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012)《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012)《光伏发电工程验收规范》（GB50796-2012)《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/Z19964-2012《光伏系统电网接口特性》（IEC61727:2004)GB/T20046-20063)其它国家及行业设计规程规范《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2001《35〜110kV变电所设计规范》GB50059-2011《电力勘测设计制图统一规定》SDGJ42-1984《火力发电厂与变电站设计防火规范》G50299-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008《35kV〜110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-1996《交流电气装置的过压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《交流电气装置的接地》DL/T621-1997《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001《箱式变电站技术条件》DL/T537-2002《外壳防护等级（IP代码)》GB4208-2008《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《3.6kV〜40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007《低压电器外壳防护等级》GB/T4942.2-1993《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《多功能电能表》DL/T614-2007《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12326-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。接入电力系统方案1.2.1电力系统现状及发展规划渭南供电局成立于1972年4月，是陕西省电力公司下辖的国家大一型供电企业，担负着渭南11个县（市）区的供用电管理工作，内设11个部门、6个业务支撑及实施机构、4个县（市）电力局，现有全民员工2594人。2012年售电量101.36亿千瓦时。渭南电网属我局资产现有35千伏及以上变电站85座、主变163台、容量3577.65兆伏安，35千伏及以上线路195条、长度2413公里，目前基本形成了以750千伏为支撑的330千伏环网、用电负荷中心区110千伏双回路的环网供电格局。承担着秦岭、韩城、蒲城3个百万级火电厂的电力输送任务，是西电东送的重要枢纽。1.2.2电站接入系统方案根据本期XXXX50MWp农光互补项目在电网中的地理位置及作用，遵循电源就近接入电网就地消纳的接入系统原则，通过二次升压(0.315kV-35kV)-(35kV-110kV)接入大荔县石槽110Kv变电站（送出线路距离约3km)，最终接入系统方案以电力公司评审意见为准。升压站站址选择位置位于场址西南侧，交通便利，地势平坦开阔，土质较好，无妨碍进出线障碍物，进出线方便；对组件布置方案影响较小。电气主接线1.4.1发电单元接线1）以太阳电池组件一防雷直流汇流箱一并网逆变器一隔离升压变压器组成一个1.306MWp的发电单元。每个1.306MWp光伏发电单元内安装4928块265W光伏组件，每22块光伏组件串联为一个支路，共112*2个支路。以12-16个支路接一入一个直流防雷汇流箱，共20个直流防雷汇线箱。每10个直流防雷汇线箱出线接入1台630kW逆变器。一个逆变器小室有2台逆变器，逆变器输出为315V三相交流，通过电缆分别连接到1250kVA预装式隔离升压变压器的低压侧，预装式隔离升压变压器为分裂绕组变压器。2）集电线路设计方案本工程升压站共设置6回集电线路。3)根据光伏电站特性，本电站最大利用小时数Tmax≤3000h。按最大长期工作电流选择ImaxSKIal假设电缆为ZRC-YJV22-26/35kV-3x95mm2。ZRC-YJV22-26/35kV-3x95mm2直埋热阻系数2.5K*m/W;温度25度时载流量为189A，该光伏电站处直埋热阻系数〈2.5K*m/W，七月地下温度均值低于25度。故线路满足要求，具体电缆选型根据电缆敷设方案选择。1.4.2光伏电站逆变器与变压器组合方式选择升压变压器可选用方案一：单元接线，即每台630kW逆变器接一台630kVA变压器，方案二：分裂绕组接线，即2台630kW逆变器接一台1250kVA的双分裂绕组变变压器。（1）方案一接线特点：>逆变器与箱式变电站容量匹配，接线简明清晰，运行操作灵活；>元件故障或检修影响范围小，如箱式变故障或检修，仅影响一个光伏阵列送出；>箱式变及高压侧出线回路较多，布置场地和设备投资增大。（2）方案二接线特点：>与单元接线相比减少了箱式变电站台数及相应的高压设备，减小布置场地，一次性投资相对节省，单台变压器容量增大；>箱式变故障或检修时，两台机组容量不能送出；（3）各方案技术比较：方案一的可靠性、灵活性均高于方案二，方案二的高压侧电气设备投资相对较少。仅从接线方式看，方案一较为可靠灵活。但考虑到本光伏电站采用1.306MWp—个子方阵的设计方案，受并网逆变器输出功率与输出交流电压（315V)的制约，为了提高1.3MWp光伏方阵的效率，本工程采用方案二的接线方式：即2台630kW逆变器接1台1250kVA双分裂绕组升压箱式变将电压升至35kV。1.4.3光伏电站升压方式选择光伏电站集中升压至35kV，升压方式可分为，方案一：一次升压到35kV;方案二：一次升压至10kV，再二次升压至35kV。单从技术角度上考虑，两种方式均能满足电站的并网要求。两种方案，从线路损耗考虑，方案一优于方案二，方案二可以通过增加电缆线径解决线路损耗问题，但会增加较多的成本。本项目装机容量较大，厂区面积较大，采用35kV方案从成本和损耗方面均优于10kV方案，因此本项目采用一次升压至35kV的方案。1.4.4光伏电站电气主接线本期工程35kV采用母线接线，组件容量为50MWp，设置78台630kW的逆变器。本电站设39个1.306MW光伏发电子系统，1.306MW子系统配置2台630kW逆变器与1台1250kVA分裂升压变；每6/7台升压变链接形成1回进线（具体并联方式详见光伏电站电气主接线）引至35kV进线柜。35kV配电房进线6回（发电用），出线1回。详见光伏电站电气主接线图。本期光伏电站高压侧配置动态无功补偿装置，安装于35kV电气综合楼内，容量暂定10MVar。最终以系统接入意见为准。站用电采用双电源供电，其中1路引自外网，1路引自本光伏电站35kV母线，正常情况下，站用电由外网供电，当外网电源停电时，由光伏电站35kV母线供电，两路电源互为备用。1.4.535kV中性点接地方式根据最新颁布的GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行）中规定，需计算光伏发电工程单相接地电容电流值，并提出35kV集电线系统采用电阻接地方式。主要电气设备的选择与布置1.5.1主要电气设备选择（1）子站升压变升压变容量按1250kVA考虑，共39台。型号参数暂定如下：型号：S11-M-1250kVA/35容量：1250kVA型式：三相变比：38±2x2.5%/0.315/0.315kV阻抗电压：Ud=4.5%接线方式：Y，d11，d11（2）35kV配电装置35kV高压开关柜选用固定式开关柜，内置微机综合保护装置等元件。额定开断电流为25kA。(3)0.4kV配电装置站用低压开关柜为抽屉式开关柜，额定电压为380V，低压系统为中性点直接接地系统，额定开断电流为25kA。（4）逆变器本工程选用容量为630kW的逆变器，最终逆变器选型应根据招标情况确定。本工程拟选用的逆变器输入直流电压范围为DC450-850V，输出交流电压为315V，功率因数大于0.99，谐波畸变率小于3%THD。（5）直流汇流箱每个逆变器都连接有若千串太阳电池组件，这些光电组件通过汇流箱连接到逆变器。汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP65,同时可接入12-16路太阳能电池组串，每路电流最大可达10A，接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V，熔断器的耐压值不小于DC1000V，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能。汇流箱具有每路进线电流监控功能，并通过RS485接口将其信息上传至监控系统，方便人员监视和进行维护（6）站用变压器根据估算光伏电站的站用电负荷，需设置一台1300kVA/35kV-250kVA/0.4kV的干式变压器做为接地变兼站用电源，电源来自于本站35kV母线，布置在35kV电气配电间，一台变压器（电压变比采用10/0.4kV)先做为施工变，光伏电站建成后做为站用变，接地变兼站用变压器，型号参数暂定如下：容量：1300kVA/35kV-250kVA/0.4kV型式：三相变比：38.5(10)±2X2.5%/0.4kV阻抗电压：Ud=6.5%接线方式：D，ynll站用电电压等级采用AC380V/220V三相四线制。（7）电缆根据《电力工程电缆设计规范》（GB50217—94)及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对电缆选型的要求，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆对35kV电力电缆、选用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆:升压变T接及升压变至35kV进线柜采用ZRC-YJV22-26/35kV-3x120。计算机网络电缆采用超五类线。发电子系统通讯系统至35kV控制室监控系统之间通讯采用8芯光纤传输。1.5.2电气设备的布置本工程设置35kV配电房，35kV开关柜单列布置，无功补偿装置、小电阻接地成套装置布置于同一室，站用变压器和低压开关柜布置在同一室，主控室与二次设备布置于一室。详见配电房内电气设备平面布置图。35kV升压变压器和逆变器现场就地布置。过电压保护及接地本电站的过电压保护及绝缘配合设计按DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准规范进行。电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》、行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护绝缘配合》确定的原则进行选择。避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。本工程对110kV户外绝缘子串电气设备按合成绝缘子选型。本工程110kV户外合成绝缘子串采用FXBW(T)-126/100，泄漏比距彡31mm/kV。（1）直击雷保护在110kV升压站内设置独立避雷针进行防直击雷保护。考虑到光伏组件安装高度较低，采用浪涌保护器保护光伏组件及集电线路的直击和感应过电压。组件方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。对于露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接，再通过支架与主接地网连接。（2）侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在110kV架空进线起点与终端电缆头处、35kV进/出线柜内、35kV段母线等处装设避雷器。升压变压器、逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设避雷器。（3）接地在光伏电站站区，首先利用站区建筑物的自然接地体作为接地装置，在110kV升压站、综合楼另设置人工接地网，在就地逆变升压站、水泵房、门卫室设置局部接地系统。室外设备设置以水平接地体为主，以垂直接地体为辅的人工接地网，并满足有关规程的要求。为防止接地装置的腐蚀，接地体材料均采用热镀锌处理，水平接地体采用50x5及60x8扁钢，垂直接地体采用50x50x5,L=2500角钢。站区内总的接地电阻不大于4欧姆，二次设备不大于1欧姆，110kV升压站接地网接地电阻不大于0.5欧姆。光伏二次设备内二次设备保护屏自带铜排采用不小于100mm2铜导线首尾相连成网(如遇由空屏则跨过连至下一个）并与电缆沟内沿支架敷设接地铜排相连，接地铜排用4根截面不小于50mm2的绝缘铜绞线与室内接地千线等间距相连，接地铜排用4根截面不小于50mm2的绝缘铜绞线与室内接地千线等间距相连，铜排的连接应采用铜焊。35kV系统采用中性点接地系统，经计算单相故障电容电流不大于10A，剰35kV电阻补偿接地方式。系统各设备的保护接地、工作接地均不得混接，工作接地实现一点接地。所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体可靠接地。太阳电池组件采用接地电缆将组件支架与厂区接地网连接。接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。太阳电池组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌钢管。接地电阻以满足电池厂家要求为准。照