KW光伏并网发电项目可行性研究报告

500KW光伏并网发电项目可行性研究报告第一章总则项目概况地理位置本工程厂址位于河南淅JI荆紫关吴家沟。河南淅JI荆紫关吴家沟位于东经11029'5111105'21北纬38°56'513832'4驻湖北、陕西、河南三省交汇处。处于800里伏牛山的中心地带，群山环绕，空气新鲜，山清水秀，北距108国道很近，东距荆石高速不远。吴家沟村四周多少湖北村庄，只有一线与（河南）本省相连。也算是河南飞地。项目投资与执行公司本项目投资与执行公司为昆仑阳光科技有限公司，河南淅川（家用太阳能发电装置）执行，法人代表吴西乾。许可经营项目光伏发电系统、研发、安装等，经营期限为25年。该公司项目10WMP太阳能光伏并网发电，可望2016年12月底竣工并网发电。该项目由国电太阳能科技（上海）有限公司设计，设计标准为“扶贫金太阳示范工程”，设计起点高、新颖，技术参数标准有国内国际先进水平。该公司管理团队技术力量雄厚，工程师3名，专业技术人员聘用国电设计院郑雪驹高级电气工程师为企业技术、质量控制全面管理；团队人员管理经验丰富，组织机构设置合理。根据当地规划部门提供的项目用地规划，企业的宗旨：以质量求生存，诚信求发展；阳光无限，追求无限.金宇太阳能立足于发展太阳能光伏事业，为使这一取之不尽，用之不竭的太阳能环保新能源产品，进入千家万户不懈努力。建设规模本项目建设规模为规划容量 500千瓦，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。可行性研究报告编制原则、依据及内容编制原则1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。2）结合江苏金宇新能源科技有限公司发展规划，制定切实可行的方针、目标。3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。编制依据1）关于同意淅川荆紫关吴家沟扶贫太阳能光伏并网发电项目开展前期工作的函。2）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规范规定。编制内容受昆仑阳光新能源科技有限公司委托，承担荆紫关吴家沟扶贫太阳能光伏并网发电500千瓦太阳能光伏并网发电项目的可行性研究工作。主要工作内容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布置，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，工程管理，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资匡算，财务评价等。项目所在地气象条件本工程站址所在区域气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量 895.3毫米，年平均日照 2399.7小时。根据南阳市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准,为三类地区，适合建设大型光伏电站。工程地貌拟建场地位于河南淅川荆紫关吴家沟，四周多少湖北村庄，只有一线与（河南）本省相连。也算是河南飞地。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。扶贫光伏并网发电就像河南扶贫在湖北边远的一朵奇葩！！！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，淅川县年平均年总辐射在5101.56MJ/m注右，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件和广阔的前景，符合国家产业政策。根据当地光能资源以及业主的初步开发规划，本期建设容量为500KWp，占地约 8亩左右， 5600平方米。太阳能光伏系统的选型和发电量估算本光伏电站计算依据南阳市气象站提供的气象资料。结合本工程实际情况，本工程全部采用固定式安装。全年平均日照时数为 2999.小时，初步估算年均上网电量为1299900kWh。电站整体设计本工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成 10个光伏并网发电单元，每单元10KW分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网。系统按照10个10KWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个 50KWp单元采用2台25kW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV升压变压器升压为10KV。为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出2回路10kV线路接入当地公共电网。本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。本工程在综合楼楼顶安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳总辐射等。土建工程本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。建筑物主要有综合楼、门卫。太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及混凝土基础支墩组成，由于荷载较轻，原则上天然地基可满足要求，故不用作地基处理。变电站内的建（构）筑物因荷载较小，可采用天然地基。施工组织设计本期工程总装机容量 500KW，全部采用固定式光伏阵列，基本布置为10个光伏单元，整个光伏阵列沿场地规划排列。每个发电单元按 50KW考虑，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箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的10kv出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏发电站的光伏气综合楼，经 10KV配电装置两回路线路送出。光伏电气综合楼布置于整个光伏电站西南侧区域。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m,围栏总长约300m,选用成品铁艺。经计算，本期工程方案永久占地区 5000平方米。本工程从项目核准后至工程竣工建设总工期为 12个月。环境保护与水土保持本次规划的光电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可以有效地防治工程建设引起的水土流失，达到预定的防治目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。建议本工程应尽快委托有资质的单位编制环境保护及水土保持方案报告书，并按有关规定报批。劳动安全与工业卫生光伏电站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。投资估算工程静态投资 300万元，静态单位造价 3万元/kW。工程动态投资为 200万元，动态单位造价2元/kW。工程动态投资为 200万元，政府扶贫资金为 200万元，工程静态投资 300万元，政府扶贫资金为 300万元，财务评价发电站装机总容量：500KWp，年平均上网电量： 129.9900万左右 kWh。经营期平均不含税电价为1.14元/kWh时，总投资收益率：5.10%资本金净利润率： 3.89%。第二章项目申请的背景2.1我国电力供需的现状及未来供需的预测2007年，全国发电装机容量达到 7.13亿千瓦，同比增长 14.36％。其中，水电达到 1.45亿千瓦，约占容量 20.36％；火电达到 5.54亿千瓦，约占容量77.73％； 2007年全国发电量达到 32559亿千瓦时，同比增长 14.44%。2008年，全国发电装机容量达到 7.93亿千瓦，同比增长 10.34％。其中，水电达到1.72亿千瓦，约占总容量 21.64％；火电达到 6.01亿千瓦，约占总容量74.87％； 2008年全国发电量达到 34334亿千瓦时，同比增长 5.2％。根据专家预计2010〜202弭电力装机容量增速在8%左右，到202弭，中国电力总装机容量将突破 12亿千瓦，发电量将超过 6万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。我国的一次能源储量远远低于世界平均水平大约只有世界总储量的 10％，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的。我国的环境问题日益显现，发展煤电和水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。2.2我国国内目前的能源形式我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2007年能源消费总量增至26.5亿tce（吨标准煤），比2006年增长了 7.72％。 2007年各种一次能源比例为：煤炭占 76.6％，石油占11.3％，天然气占 3.9％，水电、核电和风电共占8.2％。预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce,煤炭供应量为29亿吨，石油为6.1亿吨；然而，到 2020年我国煤炭生产的最大可能约为 22亿吨，石油的最高产量也只有 2.0亿吨，供需缺口分别为 7亿吨和 4.1亿吨。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资料浪费大。我国能源供应面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需求量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此在大力提高高效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大、分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。2.3世界光伏发电发展的现状近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业迅速发展，最近 5年世界太阳电池产量年平均增长率为56.11％，最近10年年平均增长率为46.62%。200科全球光伏年产量达6.845GW,累计用量达19.49GW。见图2—1。图2－1光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，逐步发挥替代能源的作用，并且发展十分迅速。在 2002年至2008年各种可再生能源中，并网光伏的增长速度最快，年平均增长率达84.35%。200弭全球并网光伏市场占光伏市场的份额已达96.3%。见图2—2。图2—2世界光伏发展的目标和发展前景世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：表2-1世界主要国家光伏发电成本预测一览表光伏发电成本预测年份200420102020日本（日元/kw.h）302314欧洲（欧元/kw.h）0.250.180.10美国（美元/kw.h）0.1820.1360.10中国（元/kw.h）5.03.01.4表2-2世界主要国家光伏发电装机预测一览表光伏发电装机预测/GWp年份200420102020日本1.24.830欧洲1.23.041美国0.360.336中国0.0653.01.8其他1.1953.891.2世界4.014200表2-3世界光伏市场主要国家的政策国家德国日本西班牙美国电价政策形式固定静电表固定/溢价配额制静电表电价水平42.73—53.67欧分/kw.h30-35日元/kw.h46.78—25.22欧分/kw.h11—13欧分/kw.h10-15美分/kw.h优惠电价年限20-21无限制25以上20无限制其他财税政策无投资补贴10%-15%无投资补贴投资补贴、税收、贷款太阳能资源（系统年后效满发小时浸透）900-1000900-10001200-1500南部为主1200-1500南部为主1100-1500从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位置，不但要替代常规部分能源，而且将成为世界能源供应的主体。中国光伏发电市场的现状中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。2007年中国成为全球最大光伏电池生产国，产量达1088MW,占全球光伏电池产量的27.2%,200弭产量超过2000MW。中国在整个光伏产业链上，以及在光伏相关和支持性产业也取得了快速发展，已形成较大的产业集群。与此同时，中国在短短的时间内也诞生了一批较具国际竞争力的光伏企业，截止2007年底中国已成功在境外上市融资的光伏企业达10家，2008年电池产量排名全球前20名以内大陆企业有5家。中国光伏发电市场的发展中国的光伏发电市场目前由于成本高，并网发电目前还处在示范阶段。在所有的应用领域中，大约有 53.8％属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的 46.2％则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。2002年，国家计委启动 “西部省区无电乡通电计划”，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到 15.5MWp。该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳能电池的封装线，使太阳能电池的年生产量迅速达到100MWp（2002年当年产量 20MWp）。截止到 2003年底，中国太阳能电池的累计装机容量已经达到55MWp。2003〜2005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到 2007年底，中国太阳能电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳能电池组件出口欧洲， 2006年国内安装容量只有 10MWp，2007年为20MWp。中国光伏产业发展现状多晶体硅原材料产业状况2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1,000t,预计到2008年，我国硅材料的生产能力将达到15,000吨，能满足1,100MW太阳电池的生产。实际生产量与需求存在巨大差距，多晶体硅原材料基本依赖进口。晶体硅太阳能光伏电池制造业状况中国2004年太阳能光伏电池的年产量超过 50MWp，是前一年的 4倍； 2005年产量达到140MWp，2006年为369.5MWp，如果不是受到原材料短缺的制约，发展速度还将更快。到2006年底，中国太阳能电池的生产企业已有 39家，总的年生产能力已经达到 1.6GWp。2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1000t。200弭，我国硅材料白生产能力达到15000吨，能满足1100MW太阳能电池的生产。非晶硅太阳能光伏电池制造业状况截止到 2006年中国非晶硅太阳能电池生产能力约为 45.5MWp。同时还有一些企业正在投资建设新的生产线，产业发展势头良好。组件封装产业状况目前，光伏电池组件封装产业，是整个光伏产业链中生产工艺发展最为成熟的环节，也是产业量最大的一个环节。但由于技术和资金门槛低，属于劳动密集型产业，造成目前国内封装能力过剩，企业利润微薄，发展空间不足。太阳跟踪装置产业状况根据目前一些跟踪装置生产场的经验，采用自动跟踪装置可提高发电量20-40%左右，从而相对降低投资 20%。因国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置的大型高压交网光伏电站上的使用。并网逆变器产业状况我国从上世纪 80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为： 10kW、20kW、30kW、50kW、100kW、250kW、500kW。目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式：工频变压器绝缘方式：用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维护量小，开关频率低，电磁干扰小。高频变压器绝缘方式：用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到 90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。无变压顺非绝缘方式：为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换为单击变换。实际使用中出现一系列问题。无变压器非绝缘方式逆变器不能是输入的太阳能电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳能电池矩阵正、负极都不能直接接地。太阳能电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其他用电设备工作。这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。正激变压器绝缘方式：是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后发出的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。世界光伏技术发展趋势电池片效率的不断提高单晶硅电池片的实验室最高效率已经从 50年代的 65提高到目前的 24.7%，多晶硅电池片的实验室最高效率也达到 20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了极大成功，非晶硅薄膜电池、化镉、铜的实验室效率也分别在到了13%、、和 19.5%。随着实验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得以不断提升。目前单晶硅电池片的效率可达到16%-20%，多晶硅电池片可达到14%-16%。商业化电池厚度持续降低30多年来，太阳能硅片厚度从 20世纪 70年氏的 450-500微米降低到目前的180-280微米，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计 2010年硅片厚度将降至150-200微米， 2020年降低到 80-100微米。产规模不断扩大生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单场生产规模已经从 20世纪80年代的 1-5MWp/a发展到90年代的5-30MWp/a和目前的50-500MWp/a生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR-20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低 20%。2.9中国的太阳能资源分布状态我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射量约为50M018kJ,全国各地太阳年辐射总量达335〜826kJ/cm2?a,中彳1为586kJ/cm2?a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。例如被人们称为“日光城”的拉萨市，1961年至1970年的平均值，年平均日照时间为3005.7h,相对日照为68%,年平士匀晴天为108.5天，阴天为98.8天，年平均云量为4.8,太阳总辐射为816kJ/cm2?a,比全国其它省区和同纬度的地区都高。全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最，那里雨多、雾多，晴天较少。例如素有“雾都”之称的成都市，年平均日照时数仅为1152.2h,相对日照为26%,年平士匀晴天为24.7天，阴天达244.6天，年平均云量高达 8.4。其它地区的太阳年辐射总量居中。我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22。〜35°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°〜40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：地区年日照时数年辐射总量千卡/cm2•年1四藏四部、新疆东南部、青海四部、0片四部3200-3300160-2002西臧东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部3000-3200140-1603新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、右南、）东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、四川西南部2200-3000120-1404湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江1400-2200100-1205四川、贵州1000-140080-100—一类地区全年日照时数为3200〜3300小时，辐射量在670〜826X04kJ/cm2?a相当于225〜285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJ/cm2?a,仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界着名的阳光城。—二类地区全年日照时数为3000〜3200小时，辐射量在586〜670X04kJ/cm2?a相当于200〜225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。—三类地区全年日照时数为2200〜3000小时，辐射量在502〜586X04kJ/cm2?a相当于170〜200kg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、江苏北部、安徽北部和四川西南部等地。—四类地区全年日照时数为1400〜2200小时，辐射量在419〜502X04kJ/cm2?a相当于140〜170kg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。—五类地区全年日照时数约1000〜1400小时，辐射量在335〜419X04kJ/cm2?a。相当于115〜140kg标准煤燃烧所发出的热量。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。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h,辐射总量高于586kJ/cm2?a,是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国 700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.35103〜8.40103MJ/m2之间，其平均值约为5.86X03MJ/m2o该等值线从大兴安岭西麓的内蒙古东北部开始，向南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46X03MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86X03MJ/m2。太阳能丰富区：在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在 150千卡／平方公分以上。太阳能较丰富区：北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130〜150千卡/平方公分。太阳能可利用区 :分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110〜130千卡/平方公分。第三章项目建设的必要性国家太阳能发展规划国家“十一五”规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则,国家“十一五”规划确定的可再生能源发电包括风能、太阳能、生物质能等发电项目。在可再生能源中，太阳能取之不尽、清洁安全，是最理想的可再生能源。我国的太阳能资源丰富且分布范围广，太阳能光伏发电的发展潜力巨大。国家“十一五”规划纲要提出：到 2010年，我国太阳能发电规模要达到 30万千瓦，到2020年要达到 180万千瓦。改善生态、保护环境的需要TOC\o"1-5"\h\z我国能源消费占世界的 10％以上，同时我国一次能源消费中煤占到 70％左右，比世界平均水平高出 40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量70%〜80%,二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的 1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重的影响。世界银行估计 2020年中国由于空气污染造成的环境和监控损失将达到 GDP总量的13%。光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）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。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。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。响水县具有丰富的太阳能资源，地广人稀，比较适合建设大规模高压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有助于环境能源危机，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。经计算，本项目500Wp光伏并网发电建成后年均发电量约1299999kW力。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准） 390g/kWh计，每年可节约标准煤约1525.6t,减排CO2:10963.9to综上所述，电场建设完工投入运行后，可提高江苏省响水县电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重。太阳能光伏发电场的建设符合国家能源政策，不仅是当地经济可持续发展、人民物质文化生活水平提高的需要，也是江苏电力工业发展的需要。可再生能源中长期规划，符合能源产业发展方向国家发展改革委向全社会公布了《可再生能源中长期发展规划》。其中提到，太阳能是 2010年和 2020年可再生能源发展的重点领域之一。发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站。到 2010年，太阳能发电总容量达到 30万千瓦，到 2020年达到 180万千瓦。为了减少CO2等温室气体的排放，减少全球气变暖趋势，世界各国做出了许多努力，并在 1997年12月在日本京都召开的《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会（COP3）上，通过了具有历史意义的《京都议定书》。作为第37个签约国，中国政府承诺到2020年中国CO2的年排放总量控制在13〜20亿t,中国人均碳排放水平控制在0.9—1.3t/a。目前，我国二氧化硫（SO2）年排放总量居世界第一，CO2年排放总量居世界第二，其增长速度远高于美国。预计，最迟至 2009年，我国的CO2年排放总量将超过美国而位居世界第一。我国以煤为主的一次能源结构，经我国CO2年排放量的减排任务变得任重道远、压力巨大。我国发展新能源的需要能源是经济发展的物质基础，为保证国民经济的可持续发展，必须有可持续供应的能源作为支撑。随着我国经济的快速增长，能源需求逐年上升，能源进口也逐年增加。我国能源结构是以煤为主，这对国家经济发展带来的能源安全和环境问题已日益突出。从能源安全、减少污染、改善生态环境和立足于本国等方面来考虑，我国开发利用安全、可靠的清洁能源提高其在能源结构中的比重，将是实现经济社会可持续发展的重要保证。本项目建设具有资源丰富、并网条件好的条件下，开发和利用江苏省响水县丰富的太阳能资源符合国家新能源的需要。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。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显着优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展河南淅川的年平均日照 2999.7小时，太阳总辐射值全年为 5101.56MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，太阳能开发利用潜力巨大。该太阳能光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。综上所述，本项目的建设，对我国和江苏电力可持续发展的发展具有极大的促进作用，对提高我国大型光伏电站的设计水平、项目建设管理水平、运行管理水平，对激励国家大型光伏并网逆变器的开发和产品性能的提高，均具有极大的意义。第四章工程建设规模及目标工程建设规模本项目建设规模为规划容量 500KWp，类型为并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。建设目标为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，建此 500KWp光伏电站。本电站的光伏电池组件采用固定安装形式。针对 500KWp太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成 10个并网发电单元，每个发电单元输出220v电压后，经过1台50kVA升压变压器升压至10KV,最后整个500KWp光伏发电系统以10kV接入电网。区域内的电力系统现状湖北郧阳电力公司，目前区域内电网存在的问题存在问题：1）电力负荷不能满足陈家港沿海经济区经济发展需求；2）电力线铺设率不足；3）电网建设系统性不强；4）电力线路大部分为架空敷设。电网规划目标及原则规划目标电压质量须满足国家标准GB12325《电能质量一供电电压允许偏差》，电压合格率达到 100%。电力规划1、用电负荷预测负荷预测施供电规划的主要依据及前提，规划区负荷预测参考有关地区的经验。综合用电同时系数取0.7,规划区用电负荷预测为：60万kW。10千伏容载比取2.0,本规划地区总变电容量需求为20万KVA。2、电源规划规划区电源以大电网为主，现状主要由湖北郧阳电力公司。3、电网电压和层次规划区内不再发展公共的35kV等级的变电站（35kV用户专用变除外）。拟定电网电压等级为四级分别为：220kV、110kV、10kV、380V/220V。4、配电网规划高压配电网——规划高压配电网以电力电缆组网的高压配电环网。规划新建10千伏及以下线路采用电力电缆或近期架空远期采用电力电缆，沿道路北侧、东侧铺设。下地敷设应符合管线间距要求，保证输配电线路安全可靠。低压配电网——规划区 10KV配电网采用环网柜、开闭所 /高压分支箱、配电所相结合的方式。10kV主网络成单环手拉手式，达到N-1安全准则。开闭所/高压分支箱至用户采用放射式供电。10KV开闭所根据地块开发情况设置。大企业可自行设置10KV开闭所，小企业可由公共10KV开闭所提供电源。10KV配电所是以0.22KV、变电站或10KV开闭所的10千伏出线为电源。1盯伏配电所供电半径取 300米。 10千伏配电设置采用箱式或建设在建筑楼内。5、高压走廊规划和高压线路10KV线路采用架空敷设，高压线路走廊不小于 5米。6、线路敷设原则和敷设方式架空线路虽然比较简单、常用，使用也较成熟，然而在有限的城区空间无法设置大量的架空线路走廊，考虑市容的美观、整洁、进出线方便、安全可靠等多种因素，在生活区内部尽量采用电缆。光伏电站与电网系统连接方案太阳能发电站接入系统电压等级选择：太阳能光伏发电站装机容量为 500KWp，初步确定其接入电力系统的电压等级选择为380V220v方案：自电站架设1回10kV线路接入陈家港沿海经济区10kV变电站，导线采用LGJ电缆。太阳能电池发电单元经逆变器后输出电压0.27kV,经1台50KVA变压器升压至10KV,500KWp,最后整个系统通过10KV配电装置以10KV出线1回路接入电网。从技术而言，该系统接入方案能满足要求，具体接入系统的设计方案将在以后的接入系统专题设计中进行进一步深入细致的论证，以当地电力部门最终审定的方案为准。第五章光伏发电系统设计项目所在地的自然环境概况地理概况800里伏牛山区。项目所在地太阳能资源概况该地区的气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温 13.6℃，年平均降水量毫米，年平均日照 2999.7小时。根据南阳市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。所在地气象资料淅川县地处暖温带中间，气候的特点，温和温和温润，雨水适中，日照充沛，无霜期长。四季分明，雨热同季。交通优势该区域具有交通优势。国道108傍边，荆石高速很近。湖北省道从边通过。5.4光伏部分光伏系统发电原理光伏发电系利用半导体材料的光生伏打效应原理直接将太阳辐射能转换为电能的技术。通过光伏电池进行太阳能－电能的直接转换，并与测量控制装置和直流—交流转换装置相配套，就构成了光伏发电系统。太阳能光伏发电具有许多其它发电方式无法比拟的优点：不消耗燃料、规模灵活、无污染、安全可靠、维护简单、寿命较长等等，所以自从实用性硅太阳能电池问世以来，世界上很快就开始了太阳能光伏发电的应用。光伏并网发电原理图•太阳能组件STC:辐照度1000W/m2,组件温度25C,AM=1.5•并网逆变器并网逆变器为跟随电网频率和电压变化的电流源，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能。目前并网型逆变器的研究主要集中于 DC-DC和DC—AC两级能量变换的结构，DC-DC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC—AC逆变环节主要使输出电流与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。本项目拟采用昆仑阳光生产的500kW分散集中型逆变器，具有如下特点：•采用了新型高效 IGBT和功率模块，降低了系统的损耗，提高了系统的效率。•使用全光纤驱动，可靠避免了系统的误触发并大大降低了电磁干扰对系统的影响，从而增强了整机的稳定性与可靠性。•重新优化的结构和电路设计，减少了的系统的构成元件，降低了系统的成本，提高了系统的散热效率，增强了系统的稳定性。•采用新型智能矢量控制技术，可以抑制三相不平衡对系统的影响，并同时提高直流电压利用率，拓展了系统的直流电压输入范围。•设计了新型智能人机界面，采用国际流行的触摸屏技术，大大增加了监控的系统参数，图形化的界面特地经过人机工程学设计，方便了用户及时掌握系统的整体信息。特别增强的数据采集与存储功能，可以记录最近 100天以内的所有历史参数、故障和事件并可以方便导出，为进一步的数据处理提供基础。•增强的防护功能，相比教于普通逆变器，增加了直流接地故障保护，紧急停机按钮和开 /关旋钮提供了双重保护，系统具有直流过压、直流欠压、频率故障、交流过压、交流欠压、IPM故障、温度故障、通讯故障等最为全面的故障判断与检测。・具有多种先进的通讯方式，RS485/GPRS/Ethernet凭通讯接口和附件，即使电站地处偏僻，也能及时通过各种网络及时获知系统运行状况。・经过多次升级的系统监控软件，可以适应多语种windows平台，集成环境监控系统，界面简单，参数丰富，易于操作。•专为光伏电站设计的群控功能，可以即时监控天气变化，并根据实时信息决定多台逆变器的关断或开通，试验结果表明，该种群控器可以有效提高系统效率1%－2%,从而给用户带来更多的收益。•系统的电路与控制算法使用国际权威仿真软件(SABER,PSPICE,MATLAB)进行过严格的仿真和计算，所有的参数均为多次优化设计的结果，整机经过实验室和现场多种环境(不同湿度，温度)的严酷测试，并根据测试结果对系统进行二次优化，以达到最优的性能表现。•完善的国内售后服务体系，强大的售后服务能力，反应快，后期运维成本低。•工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；•具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关；•人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏（LCD）,可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于 50条） ，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；•可提供包括RS48械Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS4851循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议，支持动态（DHCP）或静态获取IP地址。电站整体设计概述本期工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成 20个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网。系统按照50个5KWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp单元采用25台5kW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入 10KV升压变压器升压为10KV接入电网。每个太阳能发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA油浸变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以1MW单元为单位就地布置，出线经10kV电缆接至10KV配电室。太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，所有支架全部为固定支架。本工程在综合楼楼顶安装一套环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。设计原则（1）太阳能电池方阵排列布置需要考虑地形，地貌的因素，要与当地自然环境有机的结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。太阳电池方阵的布置设计包括阵列倾角设计，方位角设计，阵列间距设计，需根据总体技术要求，地理位置，气候条件，太阳辐射能资源，场地条件等具体情况来进行。（2）尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐，规范，美观，接受太阳能幅照的效果最好，土地利用更紧凑，节约。（3）每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有组件仍有 6小时以上的日照时间。安装方式设计（1）太阳电池阵列倾角的确定方阵安装倾角的最佳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可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。光伏组件排布方式为：组件倾斜后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本项目选址地冬至日上午九时到下午三时光伏组件方阵之间接受的辐射量最大，根据计算，本工程确定太阳电池方阵支架倾角均为27度。（2）太阳电池阵列间距的设计计算：光伏组件布置一般确定原则：冬至当天 9:00〜15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距应不小于 D。在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，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。固定光伏组件方阵的支架采用镀锌角钢，根据本项目的岩土性质，阵列安装基座采用凝土基础，如下图所示：图5—5混凝土基座计算光伏组件方阵安装的前后最小间距D,如下图所示：图5—6阵列阴影示意图一般确定原则：冬至当天9:00〜15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于 Do计算公式如下： -一；口— 式中：防名刘雯(在北半球则菅,懵物建般医年物城1目纬度取北纬33。56'H为光伏方阵阵列或遮挡物与可能被遮挡组件底边高度差，该项目如果根据上式计算，27°倾角倾斜安装日为保证在9:00〜15:00时段内前排电池板不会对后排产生影响，前后排电池组件之间间距为4.0米，如下图示意所示：图5—7安装倾角为27度(3)单支架电池组串的排列设计：每个晶体硅太阳组件串支架的纵向为2排，每排18块组件，即：每个单支架上安装36块晶体硅太阳电池组件，构成2个组串。每一个支架阵面平面尺寸为(18.706mx3.962m)。5.424方阵布置说明本项目每一个100KWP光伏发电单元组成一个1KWP光伏发电单元系统，在1KWP光伏发电单元方阵中间设置1台箱式变电站，同时考虑预留一定的检修通道。为了减少至逆变器直流电缆数量，尽量少占土地及布置的规整性，即每1KWP方阵布置10个支架，共有20个组件串。光伏电站发电量估算太阳能光伏电站发电量计算方法：根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。从气象站得到的资料，一般为水平上的太阳辐量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列，所接受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，其中较为简便的计算日辐射量的公式如下：RB=Sx[sinG仰）/sin %]+D图5－8倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中：R（3—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；D一散射辐射量，假定D与斜面倾角无关；S—水平面上的太阳直接辐射量；（3-方阵倾角；a一午时分的太阳高度角。根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型。单位面积电池板的年发电量g简化计算如下：其中：Eq为多年平均年辐射总量，「为光伏电池的光电转换效率。代入上计算公式，得出单位面积光伏组件年发电量。理论发电量是在理想情况下得出太阳能电池组件输出的直流发电量计算。并网光伏系统的效率是指:系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能量损失的情况下理论上的能量之比。标称容量 1kWp的组件，在接受到1kW/m2太阳辐射能时理论发电量应为1kWh。并网光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率等三部分组成。1）系统损耗和效率分析①光伏组件效率印:光伏阵列在lOOOW/itf太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括 :组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪（MPPT）精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于 5%；灰尘影响组件功率损失小于 5%；直流线路损失小于 2%；②逆变器的转换效率砰:逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。③交流并网效率率即从逆变器输出至接入电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的损耗。2）太阳能辐射数据分析及发电量模拟系统的总效率等于上述各部分效率的乘积：刀=1冰於＜3经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下：预测发电量 =SareayRpXmoduleXsystem；式中：Sarea—— 方阵总面积；RB——RL倾斜方阵面上的太阳总辐射量；system 并网光伏系统发电效率；module 太阳能组件转化效率；在光伏理论年发电量的基础上，实际上网电量还会受安装倾角、方位角等综合因素影响。这里不一一列举，根据以往工程经验，本项目对应的光伏发电总效率约为75%。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料 ,专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算 ,求出系统的年总发电量。这里仅根据有关气象资料预测并网光伏发电系统的年总发电量，实际发电量会有一定偏差这是正常现象。系统发电量测算本项目光伏电站场址太阳能发电量分析采用了盐城市气象局提供资料：该地区年平均日照 2999.7小时，近十年年均总辐射量为 5501.56MJ/m2。由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度对组件接受到的太阳辐射有很大的影响。与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角和太阳能电池组件方位角。太阳能电池组件的倾角是电池组件与水平地面的夹角。太阳电池组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。一般在北半球，太阳能电池组件朝向正南方布置，即组件方位角为 0度时，发电量最大。本工程设计原则上保证太阳能电池组件朝正南方向布置。故所需计算的为太阳电池组件的最佳倾角。到达在面的太阳能辐射量，太阳能方阵的倾角直接影响光伏发电系统的发电量。对于并网型光伏发电系统只需合理选择太阳能电池组件的位置和倾角，以获得最大的太阳能辐射量使得全年发电量最大化即可。系统发电量测算依据气象数据和软件计算得知当太阳电池组件的倾角为 27度时，电池组件年接受太阳能辐射量最大，为每年6085.76MJ/M2。根据太阳辐射量，系统总功率等数据估算500KWP并网光伏发电系统的年总发电量。计算软件采用联合国环境规划署和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETSCREEN。RETSCREEN与许多政府机构和多边组织共同合作，由来自工业界、政府部门和学术界的专家提供技术支持进行开发工作。经计算整个500KWP并网光伏发电系统的年均发电量为1299999kWh。晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统 25年输出每年衰减0.8%计算。结论:由以上计算可得，本工程25年总发电量约为3250万kWh,25年年平均发电约130万kWh。数据采集监控方案（1）数据采集在每台光伏并网逆变器内设有电流传感器和电压传感器，可以实时测量太阳电池方阵的峰值电压和峰值电流，交流输出电压和交流输出电流。 SBC为数据采集控制器，时时读取每台逆变器的测量数据（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac、Pac）,SBC可以同时监测50台不同功率级别的逆变器，同时监测每台逆变器各种运行参数，SBC通过计算可以得到整个光伏并网系统的累积发电量，当天累积发电量以及整个系统瞬时功率。同时 SBC通过RS485B议，读取环境检测仪采集到各种模拟量数据，这些模拟量数据包括太阳辐射强度、太阳电池方阵的温度、现场环境温度、风速等。SBC与逆变器通讯（RS485）光伏发电数据显示系统本光伏发电项目是国内大型光伏发电项目，为充分发挥示范作用，并直观的展现光伏发电项目的运行状况和关键运行参数，本项目在综合楼集控室安装一套数据显示系统。该系统主要由彩色显示器、工控机、控制机显示软件及通信线路组成，显示参数可通过对工控机的操作进行不同监控画面间的切换，显示内容包括：系统自带环境监测仪的环境监测参数（日照辐射强度、环境温度、风速等）、光伏发电实时功率、系统效率、累计发电量、当天发电量、过去N天运行参数曲线等。第六章电气部分电气一次部分接入系统方案本工程在空旷的土地上安装太阳能光伏发电系统，拟定总装机容量为500KWp。根据光伏发电系统装机容量和响水地区电网实际情况，就近接入 10KV电网。为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出1回路10kV线路接入当地公共电网。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按 10kV标准设计。电站共使用1台升压变压器，单台容量 10kVA，电气主接线1、光伏电站电气主接线本期工程 100KW发电系统以太阳能发电单元 —升压变压器接线方式接入站内10KV配电室。整个发电系统经10kV配电室出线1回接入当地电网。接入系统最终以接入系统审查意见为准。光伏电站并网运行时，并网点的三相电压不平衡度不超过《电能质量三相电压允许不平衡度》（ GB15543－1995）规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3%。因本工程无大规模的旋转设备，消耗无功功率很小，本工程按装机容量设置10kVar的自动投切的无功补偿装置，为电站的升压变、线路等提供无功功率补偿。2、光伏电站站用电本站站用电源由10kV母线引接一路，10kV（施工电源）引接一路，两路电源互为备用，以提高站用电的可靠性。本期设置 1台200kVA降压变压器作为站用变压器，站用电用于供给本站内各处照明、暖通、检修等负荷。主要电气设备选择（1）升压变10KV升压变选用三相油浸式配电变压器。型号S11—1250/10,额定容量50kVA。电压比10.52x2.5%/0.27kV,接线组别DYN11,短路阻抗Ud=4.5%。变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。跳闸信号接至 10KV、高压开关柜和变压器低压侧进线开关，动作于跳闸，温度信号接至综合自动化监控系统中。每路光伏串列具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能，采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。直流汇流箱还装设有浪涌保护器，具有防雷功能。光伏组件串并连设计（1）组件串联方式设计在本系统中，使用浙江创宇太阳能科技有限公司生产的高效多晶硅组件,在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。根据以上得知，本系统逆变器最高电压为 880V，最小 MPPT电压为480V，多.单晶硅组件的开路电压为 44.8V，峰值工作电压为 35.2V，组件开路电压温度系数为－ 0.34%/℃，经过计算，组件串联数在 15－18比较合适。为了保证发电效率和方阵的合理排列，采用 18件组件为 1个组件串。（2）组件并联方式设计整个光伏发电系统总计100KWp,共使用上述太阳能电池组件1000块，采用9串2并的组件串并联方式。根据方阵排列方式，以及组件峰值工作电流大小，多晶硅光伏组件光伏方阵接线箱采用2路汇1路比较合适，整个系统共需20个光伏直流汇流箱。过电压保护及接地1、防雷光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。将光伏电池组件支架连接扁钢接到接地端子作为防雷保护。线路防雷，要求光伏发电系统直流侧的正负极均悬空、不接地，将光伏电池方阵支架接地。直流汇流箱内设置电涌保护器，防止雷电引起的线路过电压。本工程升压变压器、10kV线路及10kV母线装设氧化锌避雷器，防止雷电侵入波过电压。电气配电装置大部分采用户内布置，在各配电室设置避雷带，防止直击雷过电压。2、接地为保证人身安全，所有电气设备外壳都应接至专设的接地干线，全站接地网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。全站照明本站照明分为正常照明和应急照明，照明电源取自站用电交流电源，应急照明灯具自带蓄电池。应急时间不小于 30分钟。光伏综合楼内采用节能荧光灯作为正常照明的光源。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。电气设备布置在光伏电站设置光伏综合楼一座，单层布置。分别布置配电室、继电器室、集控室。布置直流屏、计量屏、 UPS屏、综合自动化屏等。10kV配电装置采用户内成套开关柜，10kV馈线均采用电缆。电缆敷设及电缆防火本站10KV配电室、继电器室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用桥架槽盒沿光伏组件背面敷设，电缆出直流汇流箱沿电缆沟敷设。电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施。建筑中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、集控室入口处均应实施阻火封堵。电气二次部分本工程采用一体化的集中控制方式，在发电站的集控室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信。综合自动化系统光伏电气综合楼设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。该项目通过升压至10KV并入地区公共电网。在10kV线路并网侧设置电能计量装置，通过专用电压互感器和电流互感器的二次侧连接到多功能电度表，通过专用多功能电度表计量光伏电站的发电量，同时设置电流、电压、有功、无功和功率因数等表计以监测系统运行参数。计量用专用多功能电度表具有通讯功能，能将实时数据上传至本站综合自动化系统。升压站线路侧的信号接入地区公共电网调度自动化系统。本站配置通讯管理机 1台，主屏安装于集控室，采集各逆变器、10kV配电装置、升压变的运行数据。综合自动化系统通过通讯管理机与站内各电气设备联络，采集分析各子系统上传的数据，同时实现对各子系统的远程控制。综合自动化系统将所有重要信息传送至集控室的监控后台，便于值班人员对各逆变器及光伏阵列进行监控和管理，在 LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。项目公司亦可通过该系统实现对光伏电站的遥信、遥测。综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（ GB14285－93）配置。变压器设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器留有通讯接口以便上传信息。10kV高压开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。270V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。10kV并网联络线在相应的线路上配置微机型电流保护装置，具体配置还应在施工图设计时按接入系统设计和审批文件要求配置。站用直流系统为了供电给控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和机组交流不停电电源等动力负荷提供直流电源，设置 220V直流系统。直流系统采用动力、控制合并供电方式，本期装设一组 220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为机组的每组蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为100Ah。蓄电池以 10小时放电容量，正常时以浮充电方式运行。不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套交流不停电电源装置 （UPS），容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。站内通信市政通讯接入在光伏电站综合楼，初步考虑接入 5门电话网络，采用综合布线系统。站内安保系统设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。第七章土建工程本工程10MWP光伏电站，对建筑方案进行设计。新建两座建筑物：光伏电气综合楼和门卫。设计概述项目建设内容光伏电气综合楼层数： 一层耐火等级： 二级；生产类别： 民用；层高： 4.2m局部3.3m建筑占地面积： 200m2建筑面积： 150m2结构形式： 钢筋混凝土框架结构外形尺寸(长嚏)(m)：37.2宠8.2柱网尺寸： 7.2m>7.2m室内外高差为0.3m门卫层数：一层7.47.4维护结构耐火等级： 二级；生产类别： 民用；层高： 3.0m结构形式： 钢筋混凝土框架结构外形尺寸(长嚏)(m)：7.54.2柱网尺寸： 7.5m>4.2m室内外高差：0.15m平面设计本工程拟建场地地震参数：拟建场地设计基本地震动峰值加速度为 0.20g,抗震设防烈为8度，设计地震分组为第一组，设计地震动反应谱特征周期 0.40s。综合楼为单层的钢筋混凝土框架结构，包括控制室，配电室，夜班休息室、办公室等。建筑物因其功能不同分为工作单元和休息单元两大部分，通过半封闭的中庭来过渡，端部通过门厅相联系。达到既有机联系又相对独立的效果。主入口位于东侧，通过入口门庭组织工作和休息两个单元，利用中央庭院进行联系，交通便捷通畅。立、剖面设计建筑是实用艺术，是技术与艺术的结合体。在满足功能的前提下，追求形式上的变化，并力图表现建筑的个性。综合楼围护墙采用外墙外保温，仿石贴面及外饰涂料，内墙为内墙涂料；其他建筑均采用内墙涂料、外墙涂料。全厂建筑以白为主调，点缀浅色仿石贴面，在蓝天绿地的衬托下，将营造出一个自然清新环保的电厂。综合楼正立面朝向为东向。主入口部分作重点处理，采用玻璃幕墙，注重细节，使人能在不同距离、不同尺度感上领略到高尚的建筑品位。1）外墙本着节能、节约耕地资源的原则，综合楼、门卫采用 200厚加气混凝土砌块加挤塑剧苯板保温外墙，外墙饰面采用仿石贴面及外饰涂料，灰白色为主色调。2）内墙内隔墙构造： 200厚蒸压加气混凝土砌块。3）屋面钢筋砼结构屋面防水做法:40厚C20细石混凝土内配。6@200双向，粉平压光80m厚挤塑聚苯乙烯保温板 1.2厚三元乙丙防水卷材。 20厚1:3水泥砂浆找平层现浇钢筋砼屋面板 ,随捣随抹。4）吊顶综合楼：T型铝合金烤漆龙骨矿棉板吊顶，主龙骨间距 1200mm;卫生间和类似的潮湿区域，采用铝合金微孔板板吊顶。门卫：T型铝合金烤漆龙骨矿棉板吊顶，主龙骨间距 1200mm;卫生间和类似的潮湿区域，采用铝合金微孔板板吊顶。5）地面综合楼、门卫：办公室复合木地板地面；门厅花岗岩地面；设备区水泥砂浆地面；卫生间和类似的潮湿区域，采用防滑地砖楼地面。6）踢脚、墙裙所有建筑物踢脚、墙裙均需与所在房间楼、地面、墙面做法协调统一。7）门有关防火等级和关闭要求，均按照现行规范、规定执行。门高根据使用要求确定。有特殊要求的门使用感应联动装置。原则上所有门均使用自动闭门器。全厂门锁系统将依据业主的要求执行。所有门及门框均采用1.2mm厚镀锌钢板制成，表面喷漆。采用保温防盗门、铝合金平开窗（中空玻璃）、木门及各种等级的防火门窗。8）综合楼通风、采光综合楼以天然采光为主，人工照明为辅。通过中央庭院组织自然通风，并尽量利用天然采光。9）防水、排水中央庭院设置集水井，以利排水。屋面II级防水，均采用有组织排水。屋面的雨水接入雨水系统。雨水管采用 UPVC管。10）综合楼防火配电室，控制室隔墙耐火极限不小于1h,隔墙上的门采用乙级防火门。防火满足《建筑内部装修设计防火规范》、《建筑设计防火规范》要求。集中控制室室内装饰，采用规范要求等级的防火材料。第八章采暖、通风、空调采暖、通风、空调设计依据《采暖通风与空气调节设计规范》 GB50019－2003《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035－2004《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053－1996《工业企业设计卫生标准》GBZ1－2002《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2－2002《建筑设计防火规范》 GB50016－2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》 GB50229－2006《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072－1997《工业设备及管道绝热工程设计规范》 GB50264－97《锅炉房设计规范》GB50041－92《钢制压力容器》GB150—1998《公共建筑节能设计标准》GB50189—2005《城市热力网设计规范》GJJ34—2002《城镇直埋供热管道工程技术规范》CJJ/T81-98设计范围本次暖通设计范围详见下表：建筑号名称系统（设计的,，不设计的。）采暖通风空调备注1综合楼・・・2门卫・・O采暖在光伏电站综合楼和门卫设置采暖系统。采暖方式采用电暖器采暖。该系统简洁，避免了日常的维护，可以实现一室一控。通风卫生间采用嵌入式卫生通风器排风，换气次数为15次/小时；备餐间采用百叶窗换气扇排风，换气次数为4次/小时。卫生间和备餐间采用自然补风。10KV配电室，低压配电室，继电器室设计了防爆屋顶轴流风机进行排风，换气次数不小于12次。补风采用铝合金防雨百叶风口（附G3无纺布过滤网）自然补风。补风采用铝合金防雨百叶风口（附G3无纺布过滤网）自然补风。8.4空调在10KV配电室，低压配电室，继电器室，集控室设置了风冷分体柜机，以保证夏季设备的安全运行和值班人员的舒适性要求。第九章给排水及消防设计标准及规范（1）火力发电厂水工设计规范（DL/T5339—2006）(2)室外给水设计规范( GB50013－2006)(3)室外排水设计规范( GB50014－2006)(4)建筑给水排水设计规范( GB50015－2003)(5)火力发电厂与变电站设计防火规范 (GB50229－2006)(6)220kV〜500kV变电所设计技术规程(DL/T5218—2005)《给水排水管道工程施工及验收规范》( GBJ50268－97)主要设计原则、功能及配置主要设计原则1)站区内设生活给水管网，供站区生活用水及光伏电池板定期擦洗用水等。给水水源为响水县的城市自来水。2)站区内设生活污水管网，污水排入附近的污水管网。给排水系统设计给水系统1)给水水源给水水源为响水县水厂的城市自来水。2)给水系统设置给水系统为站区的生活杂用水供水系统，供水对象为日常生活饮用、淋浴、以及光伏电池板的擦洗用水等。最高平均时用水量约为 0.5m3/h,最高日最大时水量约为8m3/h。根据给水管网的水量和水压要求，给水主管的管径为DN80。站区生活热水采用太阳能热水器提供。太阳能热水器一台，规格为V=200LF=2.73m2辅助电力口热功率N=2.0Kw。排水系统本工程排水系统采用合流制排水系统，用综合污水管网收集站区生活污水排入附近响水县的污水管网，由响水县污水处理站统一处理。站内污水主要由站区生活点各洗手盆、大便器、小便器、淋浴器等的排水。站区地表雨水排水，采用场地、路面、雨水明沟的综合排水方式，站区不设雨水排水系统，地表雨水随道路及场地竖向坡度排向站区路边雨水明沟。管道材质（1）厂区给水管道采用PE管；（2）室内生活给水管地上部分采用PPR合水管道，埋地部分采用PE管；污水下水管采用UPVC塑料排水管道；（3）厂外雨水管采用焊接钢管。阀门型式选择的统一规定a）安装在室外阀门井阀门，选用手动闸阀；b）口径小于50mm的阀门均选用球阀；管道的防腐a）室内明露部分上下水道（塑料管除外）的防腐：管外壁涂刷红丹酚醛防锈漆（F531—1）两道，银粉面漆两道。b）本工程对各类管道的防腐等级：直埋钢管的外壁采用加强防腐。c）室内明露及地上部分钢管及各种管件支吊架等，经表面除锈后，涂红丹酚醛防锈漆两道 ,醇酸磁漆两道 .控制与运行1）在进入厂区围墙后的给水管上，设置流量测量装置。9.5消防9.5.1设计主要原则1）本工程依据国家有关消防条例、规范，本着以“预防为主，防消结合的消防工作方针，并结合本工程的具体情况进行消防部分的设计。各工艺专业根据发电厂的特点，在设备与器材的选择和布置上采取防火措施。建筑和结构专业根据防火要求，进行厂区总平面布置及建（构）筑物的设计。从积极的方面预防火灾的发生及其蔓延扩大，做到“防患于未然 ”。2）本工程在同一时间内的火灾次数按一次计。3）综合楼内采用消火栓灭火系统，并配备必要的灭火器材。4）易燃及重要装置部分设火灾监测、报警系统。5）电厂设有完善的消防系统，消防由城市消防大队承担，电厂设置业余消防队。9.5.2消防给水系统本工程消防给水接自电厂消防给水管网，综合楼按规范设有室内消火栓，室内消火栓的布置保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何部位。同时参照相关规范在室内配置灭火器。第十章项目运营管理本太阳能电场由江苏金宇新能源科技有限公司负责运营和管理。根据太阳能电场生产经营的需要，本着精干、统一、高效的原则，按照现代化太阳能电场运行特点，设置电站的管理机构。根据原能源部颁发的能源人[1992]64号文“关于印发新型电场实行新管理办法的若干意见的通知 ”，原电力工业部颁发的电安生 [1996]572号文 “关于颁发《电力行业一流水力发电场考核标准》（试行）的通知”精神，考虑到太阳能电场工程具体情况，本期工程按少人值班、多人维护的原则进行设计，当电场的电气设备和机械进入稳定运行状态后，由于积累了一定运行经验，可按无人值班（少人值守）方式管理太阳能电站。管理方式

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升压变电站等配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电