绿色科技和研发展示2mw并网光伏发电建筑示范项目可行性研究报告书

绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目可行性研究报告目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章综合说明 第一章综合说明1.1项目概述xx集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目（以下简称本项目）由xx集团有限公司投资建设，属于光电建筑一体化工程，以节能发电为主要目的，同时起到科研、示范的效果，推动地方新能源产业技术的发展。项目投资方xx集团有限公司，拥有员工千余人，总资产达20亿元人民币，下设16个子公司。是以高科技、新能源为核心产业，集房地产、商贸物流、军品生产、酒店业于一体的企业集团。项目拟建于牡丹江市中在汽车城有限公司厂房屋顶，场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理坐标东经130.5°,北纬44.7°附近。本项目装机容量2MW，建设面积20373m2，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案，项目建设工期6个月。1.2太阳能资源牡丹江是中国黑龙江省辖市。位于黑龙江东南部，地处中、俄、朝合围的“金三角”腹地，区位优势明显。是黑龙江省第三大城市、黑龙江省东南部区域中心城市。牡丹江市位于东经128°02′～131°18′、北纬43°24′～45°59。位于黑龙江省、东南部，西与哈尔滨市接壤，东与俄罗斯远东接壤，南与吉林省延边自治州接壤。地处长白山北部，西部为张广才岭东部为老爷岭。牡丹江自南向北纵贯全境。中部是牡丹江河谷盆地，整个地区凸现山势并且连绵起伏，亦纵横河流，被称为“九分山水一分田”。地形则是以山地，丘陵为主，呈现出中山、低山、丘陵、河谷盆地四种地质形态。全市平均海拔高度230米，牡丹江地区的海拔最高处位于张广才岭的白突山，其海拔高度为1686.9米；而海拔最低地区则是位于绥芬河市与俄罗斯的边境地区，为86.5米。黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。下图为黑龙江省太阳总辐射空间分布图。本工程场址本工程场址图1.1黑龙江省年太阳总辐射分布图太阳能热发电主要利用的是太阳直接辐射资源。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。图1.2黑龙江省太阳直接辐射空间分布黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。图1.3黑龙江省年日照时数分布图项目地点气候资料：年平均气温5.3℃,最冷月平均温度-16.2℃,最热月平均温度22.0℃,极端最高温度37.5℃,极端最低温度-45.2℃,年平均总降水量651.6mm,年日照时数2400-2800小时,年辐射总量在44000-50000焦耳/平方米。图1.4中国太阳能资源分布1.3工程地质条件1.3.1场址区域地质构造概况场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。1.3.2场区基本工程地质条件场区岩土工程条件场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。场地地下水条件场地所有钻孔均未见地下水。1.4项目任务和规模本工程建设容量为2MWp，建设面积20373m2，工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp，项目建设工期6个月。建设范围包括光伏发电系统，升压系统，并网设备、控制室、监控系统及配电装置室等设施。1.5太阳能光伏系统配置和布置本项目总装机容量为2MWp，分为3个子阵，其中库房屋顶方阵1020kWp，厂房屋顶方阵420kWp，车库屋顶方阵560kWp，采用多晶硅电池组件。采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。本工程光伏组件方阵全部采用以朝南屋顶平铺式安装，每个子方阵充分利用屋顶的有效面积布置。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。1.6电气本项目选用250Wp规格多晶硅电池组件，组件数量共计8000块。选用1MW逆变器1台、630kW逆变器1台、500kW逆变器1台。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组件串联后的直流电送至汇流箱；经汇流箱汇流后引至逆变器室，逆变后的三相交流电经电缆引至低压配电柜，再集中引至升压变压器，通过一级升压后接入新建的配电装置室，然后利用新建输电线路接入电网。考虑现场实际情况，项目共设2个集中逆变升压区，车库集中逆变升压区布置在车库附近，内设逆变器、低压开关柜、升压变压器等设备，库房、厂房集中逆变升压区布置在库房附近，内设逆变器、低压开关柜、升压变压器、高压配电装置、监控设备等。1.7工程消防设计站内须按GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》设置灭火器。根据配置点的火灾类别、危险等级和灭火器具形式进行相关配置。户外箱变附近配置推车式干粉灭火器，用于箱变等电器带油设备的灭火；其它户外配电装置及公用设施根据规范配备手提式干粉灭火器。此外，室内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材。1.8土建工程1.8.1光伏阵列支架本项目分三个子阵建设与在厂区的库房、厂房及车库屋面，占用屋顶总面积20373m2。太阳能支架使用专用夹具固定在彩钢瓦屋面或檩条上。1.8.2站主要建筑物总配电房布置在车库的东南边，距厂房垂直距离2米，内设高低压配电装置室、逆变器室、控制室、SVG室和休息室等。总配电房拟采用钢筋混凝土框架结构，按6度抗震设防，框架抗震等级为四级。逆变器室布置在库房的西北侧，距厂房垂直距离8米。逆变器室拟采用砌体结构。场内建筑物一般情况采用天然地基，若遇不良地质情况，则考虑采用人工地基。1.9项目施工组织设计本工程采用项目法施工，工程将以项目经理负责制为核心，以分工合作为依托，认真贯彻执行ISO9001及ISO14000国际标准，组建精干高效的项目经理部，下设专项管理机构，建立质量保证体系，，健全管理制度，全面实行对项目从材料采购直至工程交工的全方位、全过程的控制管理，项目部做到对公司负责。项目管理全部由项目经理负责。项目经理部由项目经理、生产经理、项目总工程师及各部室的专业技术和管理人员组成。项目经理代表公司全面负责对工程的领导、决策、指挥、协调、管理，对工程质量的进度、成本、安全和文明施工负全部责任。项目经理对公司负责，项目部所有人员对项目经理负责。严格按照业主指定的取水口，合理布置用水管线，以满足现场施工需求。现场采用TN-S三相五线制接零保护系统供电。现场用电线路沿场地周边敷设，总配电箱至分配电箱的线路采用地埋方式敷设。施工用电由总配电柜引至各楼层的分配电柜，再经分配电箱引至操作部位。按机械用电量考虑：序号设备名称单位数量1电焊机：台22切割机（切割铝合金、铁）台23台钻台84手枪钻：把55云石切割机：台51.10工程管理设计本光伏电站容量为2MWp。参照类似工程管理机构设置原则成立项目公司，充分适应光伏发电的行业特点，做到机构精干、指挥有力、工作高效。在建设期间项目公司组织机构：部门设置：综合办公室、工程部、生产准备部、财务部。岗位设置：经理1人、总工程师1人、综合办公室3人、工程部10人（包括：质控经理1人、设计经理1人、施工经理1人、采购经理1人、安全经理1人）、生产准备部3人（含调试经理1人）、财务部2人，合计20人。在建设阶段项目公司的基础上成立项目运营公司，全面负责本光伏电站的生产和经营管理。全厂定员5人，光伏电站采用运行检修分开的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应有全能值班员水平；设备运行实行集中控制管理，设备检修实行点检定修制管理。项目公司设总经理一人，全面负责公司的生产、经营管理工作。公司内部将设立财务部1人（会计一人，出纳由生产人员兼职）、生产3人，总定员5人。1.11环境保护和水土保持设计太阳能光伏发电属清洁能源工业，工程的建设及投运总体对区域环境影响较小。工程建设过程中对生态环境有一定影响；建成投运后，光伏电站对周围环境无任何影响，生活污水和垃圾由于产生数量少，对环境影响甚微。光伏电站土建施工过程中将采取洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随时产生随时清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。太阳能光伏发电系统在发电过程中无噪声无污染，因此本项目运行对周围的声环境敏感点无影响。在光伏电站建成投运后，主要固体废弃物为生活及检修垃圾，设置集中存放点，并定期集中处理，对环境无不良影响。按照水土保持防治分区，根据工程建设可能造成的水土流失和危害情况，布置水土流失防治措施。太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可再生能源，早开发早受益。1.12劳动卫生与工业卫生设计光伏电站的建设和生产运行应符合我国目前的有关政策，以及电力行业的设计规程和设计规定，充分考虑保障施工、运行人员安全健康的因素，并符合国家有关标准和规定。电站的设计将遵循劳动部劳字（1988）48号《关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定》和《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053—1996）等规定的要求，有重点地采取防护措施，以确保工作人员的人身安全和身体健康。按照现行的建筑设计有关标准规范的规定，并配备必要的仪器设备如消防与救护设施、火灾报警系统和灭火设施、安全供水系统、安全供电系统、隔声降噪操作室、控制室、值班室等、防暑、降温与防寒、防冻设施。电站需设立安全卫生管理机构，对生产过程中职业安全与卫生防范措施的实施进行监督。安监办专职安全管理人员应编制相应的安全管理制度，各生产班组均设有兼职安全员负责监督各项安全卫生措施的实施、劳动防护用品的采购、发放以及对事故应急预案的编制与执行等工作。1.13工程设计概算1.13.1编制原则和依据价格水平年静态投资为2013年一季度水平。定额的选用及费用标准a）主要编制原则依据国家、部门及省和当地现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料、设备等价格按该地区2013年一季度价格水平计列。b）主要编制依据及参考依据国家现行文件及规定。1.13.2投资主要指标1）本工程投资比例：资本金21.32%，国家政策补助进78.68%，无银行贷款。基本预备费按2%计算。2）工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp1.14经济与社会效益分析1.14.1财务评价项目规模：本项目总装机为2MWp。年平均上网电量：2164.57MW•h；建设工期：6个月；财务评价期：26年（含建设期）；评价结论：在年平均上网电量：2164.57MW•h，含税上网电价0.65元/kWh的条件下，各项评价指标符合规定要求，对于清洁能源发电项目来说本项目在经济上可行，且具有较好的经济效益。1.14.2社会效益评价节能和减排效益太阳能取之不尽无之不竭，属于清洁的可再生能源，是我国发展迅速的新型替代能源。开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保护。太阳能电站建成后，源源不断的为电网提供电量，每年可为国家节约不少标煤。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，如二氧化硫、二氧化碳排放量，减少烟尘排放量、一氧化碳和碳氢化合物等。太阳能发电可以节约煤炭资源，保护人类生存环境，所以建设太阳能光伏电站具有明显的社会效益及环境效益。其他社会效益太阳能发电本质是半导体结器件的工作，通过光生伏特效应将太阳能转化为电能，不产生任何废弃污染物，建设太阳能电站代替煤电场，将大大减少燃煤电厂对周围环境的污染，充分利用可再生的、清洁的太阳能资源，节约不可再生的化石能源，减少污染、保护人类赖以生存的生态环境，其社会效益是非常明显的。太阳能工程突出的优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物，不需要移民，对人类生活居住干扰小。本工程所在地区均为滩涂，整个范围不大，对土地产生的影响非常小。因此，开发和利用太阳能既有利于提高中国能源供应的安全性，也能取得减排温室气体和解决中国能源供应不足的现状。第二章太阳能资源和当地气象条件2.1地理条件场址位于穆棱市下城子镇，地理高程475米,地处东经130度3分2秒至130度3分11秒，北纬44度41分5秒至44度41分12秒，此地块为旱地，坡度15度，占地面积40万平方米。2.2气象条件2.2.1气象概况黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。下图为黑龙江省太阳总辐射空间分布图。本工程场址本工程场址图2.1黑龙江省年太阳总辐射分布图太阳能热发电主要利用的是太阳直接辐射资源。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。图2.2黑龙江省太阳直接辐射空间分布黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。图2.3黑龙江省年日照时数分布图项目地点气候资料：年平均气温5.3℃,最冷月平均温度-16.2℃,最热月平均温度22.0℃,极端最高温度37.5℃,极端最低温度-45.2℃,年平均总降水量651.6mm,年日照时数2400-2800小时,年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。2.2.2气象资料表2-11999年至2008年穆棱市各月日照时数年份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年1999158.716.6208.3229.3226.1219.5255.1243.6236.1197.8174.7135.82449.62000139.919222168.3209.6309.8222.2231.4202.5205.5180.5130.82420.52001163.9201.9190.2214.5240.4276.8229.24261.8211.1210.2190.92638.52002122.7190.1238.6160.6271.7215.1171163233.6138151.4153.12208.92003133.9192.3236.1215232.8198.7161.6238.6235154.8155.4160.22314.42004133.4136.9238.4232.8216.4311.6192.2273.7223.8189.9129.1137.32415.52005140.7148228.7170.4212.6236171197.2202.6208.3163.3134.222132006164.4183.4215.3166.5239.3186.4250213234.7219.6168.7145.723872007171.9172.4209.2219.9197.4272.3265.1241.5193.6216.5186.213924852008212.1222.5166.2230189.5315.4207.8187.1237.5156.6170165.82460.5合计1541.61810.1215320072235.82541.62125.82236.12261.21898.11689.51492.823992.9平均日154.16181.01215.3200.7223.58254.16212.58223.61226.12189.81168.95149.282399.29照时数表2-2哈尔滨1996-1999年太阳日照辐射单位：(0.01MJ/m2)编号台站名称(*)采集年份(*)1月总辐射2月总辐射3月总辐射4月总辐射5月总辐射6月总辐射7月总辐射8月总辐射9月总辐射10月总辐射11月总辐射12月总辐射年总辐射哈尔滨台站代码5095319961948329393457634799959226622945612250887447493187219530144184622531997171492483142509609036374470803701535119351142297342104215183501237199817495260594871054866670626666861383495694398626685176251400947662219991804226761456615458963344665886255350550466262943019399145374800384年月总辐射721691070441826432183572533762663532502112021991865031177217759658147月平均总辐射180422676145660.854589.36334466588.362552.850549466252943019399145364年总辐射19201504年年平均辐射480038太阳电池方阵面上的平均日总辐射

千卡/平方厘米139.23228.65352.375435.321488.841531.007482.735390.105371.816227.12154.7112.18314.634年平均峰值日照小时为H1.61512.65234.087555.049725.670556.159685.599724.525214.313072.63461.7941.30133.64976（因为穆棱当地没有日照辐射采集站点因此整个系统计算参照离项目地点最近的哈尔滨站点的数据计算）2.3太阳能资源分析2.3.1太阳能测站资料的整理和分析表2-3太阳能资源地区分类区域划分丰富区较丰富区可利用区贫乏区备注年总辐射量千焦/厘米2年≥580500-580420-500≤420丰富区为一类地区全年日照时数≥3000H2400-3000H1600-2400H≤1600地域内蒙西部、新疆南部甘肃西部、青藏高原新疆北部、东北、内蒙东部、华北、陕北、宁夏、甘肃部分、青藏高原东侧、海南、台湾东北北端、内蒙呼盟、长江下游、两广、福建、贵州部分、云南、河南、陕西重庆、川、贵、桂、赣部分地区较丰富区为二类地区特征日照时数≥3300小时日照时数2600-3300小时太阳能丰富区到贫乏区的过度带日照时数≤1800小时年日照百分率≤0.4建议不使用太阳能的地区可利用区为三类地区年日照百分率≥0.75年日照百分率≥0.6-0.75贫乏区为四类地区表2-4哈尔滨地区日照总辐射量数据月份月总辐射量(0.01MJ.m-2平均日总辐射量(0.01MJ.m-21180.45.822267.69.563456.614.734545.918.205633.320.436665.922.207625.520.188505.516.319466.215.5410294.39.49111946.4712145.364.69合计48002.3.2太阳能资源综合分析与评价图2-5全国各地区日照辐射分布图图2-6中国各地区日照时数图根据上当地气象数据，穆棱地区的年总辐射量为480千焦/厘米2，年日照时数为2400小时，可划分为太阳能资源三类地区，为可利用区。第三章其它必要的背景条件3.1工程简介3.1.1项目概况拟建项目位于穆棱市下城子镇，地理高程475米，地处东经130°3′2”至130°3′11”，北纬44°41′5”至44°41′12”，地块为旱地，坡度15度，占地面积40万m2。穆棱市有着优越的地理位置。东与俄罗斯接壤，有44公里的边境线；南连绥芬河、东宁等国家一级口岸，西接闻名遐迩的牡丹江市、风光秀丽的镜泊湖；北靠煤城鸡西市。既处在东北亚“金三角”之中，又位于对俄出口的黄金通道上。国际经贸大通道301国道和滨绥铁路贯穿全境，形成了纵横交错、四通八达的交通网络。3.1.2执行规范及勘察依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）《黑龙江省建筑地基基础设计规范》（DB23/902-2005）《黑龙江省岩土工程勘察技术规程》（DB23/497-99）3.2区域地质构造及地震动参数本项目在区域地质上位于吉～黑陆块的东南部延边槽地褶带，自西向东分别为松辽拗陷（Ⅲ1）、小兴安岭～张广才岭槽地褶带（Ⅲ2）、佳木斯台隆（Ⅲ3）、乌苏里槽地褶带（Ⅲ4）、延边槽地褶带（Ⅲ5）。项目拟建场地从构造划分的角度看，隶属新华夏系第二隆起带，张广才岭与老爷岭褶皱系之偏北部位。由于受晚近时期各形造构迹之间的相互联合与复合，使得该区构造复杂而零乱。工程拟建场地所在的区域，属于东北地震区东部，该区是我国地震活动频次相对低、强度较弱的地区。该区地震少，且成带不明显。东北地震区的地震活动受构造环境控制，该区的敦密断裂带有深源地震（宁安附近），属太平洋地震带俯冲带地震震源深300-600km。据地质、地形、地貌特点，本场地为对建筑抗震有利地段，按国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）规定，本区地震分组为第一组，场地类别为Ⅱ类，抗震设防烈度为6度，设计基本加速度值0.05ɡ，设计特征周期0.35s。拟建场地区域是构造相对稳定区，适宜进行光伏电场工程建设。工程场地不压重要矿产和文物。拟建场地所在地区最大冻结深度为1.91m，标准冻结深度为1.86m。综上所述：场地是处于地质构造相对稳定区域；无泥石流及滑坡等不良地质作用，无人为地质破坏现象，适宜进行光伏发电场的建设。3.3场地工程地质条件3.3.1场址区域地质构造概况301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内。所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。3.3.2场区基本工程地质条件场址区岩土工程条件场址区地层以第四系松散堆积物为主，现将各岩土层工程地质特征自上而下、由新至老分述如下：第四系松散堆积物（Q42al）:1层：杂填土：为近代地表人工填土，各钻孔均有分布，厚度0.50米，底层面标高99.97～101.15米，底层面较平坦，比差1.18米，灰黄色，由粘性土、砂、碎石等残土组成。2层：粉质粘土：只见于该场地2号钻孔中，厚度0.70米，底层面埋深1.20米，底层面标高99.27米。灰黄色，湿，硬可塑状态，以粘粒为主，含砂及砾，粘性一般，具铁锰质斑点，无光泽及摇震反应，干强度中等，中等韧性。由于该层粉质粘土中砂砾石含量较多，厚度较薄0.70米，没有采取到合格的原状样品。本层属中压缩性土，做标准贯入测试1个点，击数为7.5击，综合标准贯入测试、按《黑龙江省建筑地基基础设计规范》（DB23/902-2005）表4.3.2-6，结合现场观察及本地区工作经验确定承载力特征值180KPa。白垩系基底岩石（K1x）：3层：全风化砂岩：分布普遍，层位稳定，厚度2.50～2.70米，顶层面埋深0.50～1.20米，顶层面标高99.27～101.15米，顶层面较平缓，比差1.88米；底层面埋深3.10～3.70米，底层面标高96.77～97.95米，底层面较平缓，基本随原始地形变化而变化，比差1.18米。灰黄色，全风化，原岩结构不明显，手捻易碎，呈松散砂状，砂颗粒由石英、长石等组成，风化程度自上而下逐渐减弱，本层做标准贯入测试6个点，击数26～41击，平均为35.33击，岩体基本质量等级为Ⅴ，岩石质量指标RQD<25，属于极差岩石，按软质岩石，结合现场观察及本地区工作经验，确定承载力特征值350KPa。4层：强风化砂岩：各钻孔均有分布，灰黄色，强风化，块状构造，岩芯呈碎块状，部分碎块手捻不动，部分碎块手捻呈砂状，砂颗粒由石英、长石等组成，风化程度自上而下逐渐减弱，本层做标准贯入测试6个点，击数56～81击，平均为66.33击。已控制强风化砂岩厚度2.60～3.50米，顶层面埋深3.10～3.70米，顶层面标高96.77～97.95米，顶层面较平缓，基本随原始地形变化而变化，比差1.18米。岩体基本质量等级为Ⅴ，岩石质量指标RQD<25，属于极差岩石，按硬质岩石，结合现场观察及本地区工作经验，确定承载力特征值500KPa。场地地下水条件场地所有钻孔均未见地下水。3.4场区气象工程条件3.4.1气象条件穆陵市属中温带大陆季风气候，地处盆地，四面环山，四季分明。西部山脉阻挡沙尘暴的入侵，使得穆陵地区免受沙尘天气。年平均气温5.3℃，最冷月平均温度-16.2℃,，最热月平均温度22.0℃，极端最高温度37.5℃，极端最低温度-45.2℃，年平均总降水量651.6mm，年日照时数2400-2800小时，年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。3.5场地工程地质条件结论及建议（1）场址区地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度小于0.05g，抗震设防烈度为6度，工程区属构造稳定区。（2）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基；场地环境类别为Ⅰ类。（3）场址区杂填土层、粉质粘土层、全风化砂岩层、强风化砂岩层，建议进行适当的工程处理，以满足工程需要。（4）场地土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋无腐蚀性；场地水对钢结构不具有腐蚀性，对混凝土结构具有弱腐蚀性，需采取防护措施。（5）区内多年季节性标准冻土深度为地面以下1.8m~2m。（6）建议下阶段对场地进行勘察试验，进一步查明地基土的物理力学性质和建筑物地基的工程地质性质，进行工程地质评价。第四章项目任务与规模4.1项目任务常规能源资源的有限性和环境压力的增加，使世界上许多国家加强了对新能源和可再生能源技术发展的支持。近几年，国际光伏发电发展迅速，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展。xx集团有限公司为相应国家号召，结合当地实际情况，决定建设本光电建筑一体化项目。4.2项目规模本工程建设容量为2MWp，建设面积20373m2，工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp，项目建设工期6个月。建设范围包括光伏发电系统，升压系统，并网设备、控制室、监控系统及配电装置室等设施。

第五章总体方案设计太阳能光伏并网发电系统由太阳能电池组件方阵系统、逆变器系统、电气接入系统、监控系统等部分组成，各部分的设备选型和合理的系统设计是工程的关键。5.1光伏系统总体规划5.1.1光伏系统总体布置本项目总装机容量为2MWp，分为3个子阵，其中库房屋顶方阵1020kWp，厂房屋顶方阵420kWp，车库屋顶方阵560kWp，采用多晶硅电池组件。采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。5.1.2光伏系统总体要求本项目为利用太阳能发电的可再生能源项目，在设计中渗透绿色、环保的理念，充分利用当地丰富的阳光资源。总体要求如下：（1）太阳能电池组件要选择效率高、性价比好、衰减小、技术成熟的产品，尽量选用较大功率组件，降低配套支架、土建和安装费用；（2）逆变器尽量选用性能可靠，欧洲效率高，额定功率较大产品，降低设备能耗，提高发电效率；（3）电池方阵安装方式选用简单可靠的固定方式，减少维护工作，省去复杂跟踪支架成本且有利于建成后的高可靠生产运行；（4）采用计算机自动控制系统，方便生产运行和生产调度；（5）系统其它设备及平衡元件，遵照技术先进、成熟，使用寿命有保证的原则。5.2太阳能辐照资源分析黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。5.3太阳能光伏系统配置5.3.1太阳电池组件比较太阳能电池是把太阳光直接转换为电能的半导体器件，是光伏发电的基本单元。由于单体电池的电压只有620～640mV，因此需要将其串联以达到一定的使用电压。组件制造也即是单体电池的封装，除了提高电压外，另一个目的是通过各种辅料保护单体电池。组件制造厂通过选择电性能良好、功率偏差小、电流一致性好的单体电池和各种通过认证的原辅料来生产组件，以便生产出来的组件能够在野外长期可靠的工作。从1954年美国贝尔实验室制得的第一块光电转换效率5.4%的晶体硅光伏电池到现在，太阳能电池技术发展迅速，效率持续提高成本不断降低，实现了从军用到民用的转变。太阳能电池根据不同的分类标准有多种分类方式，按电池材料的形式可以分为，块体材料电池和薄膜材料电池。块体材料太阳电池主要是晶体硅太阳电池；薄膜材料太阳电池有硅薄膜太阳电池、多元化合物薄膜太阳电池、染料敏化薄膜太阳电池、有机薄膜太阳电池等。根据电池受光状况可分为单位光电池和聚光电池。块体材料电池太阳电池块体材料太阳电池主要是晶体硅太阳电池。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，而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单晶硅为原料，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，产品已广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，地面应用太阳电池采用太阳能级硅原料，也可使用半导体单晶硅棒的头尾料、边皮料以及半导体器件生产过程中的废弃品，经过清洗后回炉生长成太阳电池制造所需的单晶硅棒。国内产业化的单晶硅太阳电池，光电转换效率可达16.5%～17.5%，美国Sunpower产业化的背接触单晶硅太阳电池效率可达22.1%。试验室中单晶硅电池的最高效率达24.7%。单晶硅太阳电池制成后，经过检验合格后，即可按需要的规格组装成太阳电池组件，单晶硅太阳组件的转换效率一般在14～17%。虽然单晶硅太阳电池转换效率高，但由于生产高纯硅以及在单晶生产过程中消耗较多的电能，而且在单晶切方过程中也会产生较多的边皮料，原料利用率比多晶低，与多晶硅电池组件价格相比较高，更适合于建设场地面积有限而对工程发电功率要求高的发电项目，即通过提高电池组件的效率来实现整个工程的发电容量。另外，根据试验室和工程中的测试数据，单晶硅太阳电池在工程投产的前期，功率衰减较多晶硅太阳电池快。多晶硅电池的原材料比单晶硅要求低，一块浇铸的方形多晶硅锭质量可达400～600Kg，多晶硅锭比单晶硅棒单位生产能耗小，生产效率高，切方过程中边皮料少。多晶硅太阳电池的制作工艺与单晶硅太阳电池相近，多晶硅太阳电池的光电转换效率可达15.5%～16.5%。多晶硅太阳组件的转换效率一般在13～16%，略低于单晶硅太阳电池，但综合成本低。因此，大面积电站采用多晶硅太阳电池比单晶硅太阳电池更适合。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。非晶硅薄膜的核心制造工艺是化学气相沉积，不同于太阳电池与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作工艺，通常采用硅烷作为原材料，消耗的硅烷少，生产电耗低，非常吸引人。非晶硅太阳电池器件区很薄，也可以制成叠层式，采用激光切割实现电池串联，以获得较高的电压。目前非晶硅薄膜电池组件稳定后的效率一般为6.2-8.5%。非晶硅薄膜电池组件有如下几个问题：第一是效率比晶体硅组件效率低许多，对土地利用率低；另二是需要两年的时间电性能才趋于稳定，不利于设计时设备选型；第三是长期的户外暴晒可能导致非晶硅薄膜与导电玻璃脱落，使得单块组件损坏或发电量远低于其他组件。多元化合物太阳电池指由两种或两种以上的元素所形成的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、铜硒铟（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规模。有机太阳电池以其材料来源广泛，制作成本低耗能少，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，尚未产业化。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9%，尚未产业化。非晶硅薄膜太阳电池器件区非常薄、消耗的原料少，整个生产过程较块体硅太阳电池能耗小，因则其价格较晶体硅太阳电池低，其弱光发电性能和功率温度系数较晶体硅太阳电池有一定优势，相比晶体硅电池同等条件下可多发电。其缺点是光电转换效率较晶体硅太阳电池低，薄膜与导电玻璃可能脱落导致的长期使用可靠性也稍低。根据目前世界各国薄膜太阳电池的应用情况来看，薄膜太阳电池主要应用在土地资源丰富的地区，应用量也相对较小。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。多倍光照条件下使用的太阳电池，与普通太阳电池略有不同，需要耐高倍率的太阳辐射，特别是在较高温度下光电转换效率下降要小，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。一般硅晶材料只能够吸收太阳光谱中400～1100nm波长的光子，砷化镓可吸收较宽广之太阳光，三结面聚光型太阳电池可吸收300～1900nm波长的光子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，因此必须要抑制聚光率，通常聚光器的倍率大于几十，其结构可采用反射式或透镜式。聚光型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，必须配置使用太阳追踪系统，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硅晶体电池板的面积，从而降低电池片成本，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，聚光装置不能利用天空中的散射光能量，在散射辐射所占总辐射比例较高的地区不适合。电池组件选型太阳电池的新技术多种多样，国内有中电光伏的选择性发射极、尚德电力公司的冥王星电池、林洋的双面受光电池；国外的有美国SunPower的全背接触电池，荷兰ECN的激光钻孔背接触电池，日本三洋的HIT电池，京瓷的激光钻孔背接触电池。有些已经小规模产业化但价格相对高些，有些部分尚处于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段，目前硅基材料的太阳电池板占据市场的主流，单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的90%以上，而非晶硅薄膜太阳电池组件近年来的发展非常快。下面对三类6种产业化的太阳电池组件列表比较。表5.1各种组件性能比较太阳能电池组件种类光电转换效率（%）性能稳定性经过认证的单块组件最大功率25年效率衰减（%）供货情况单晶硅太阳电池组件14～17稳定18020国内大量供货多晶硅太阳电池组件13～15稳定28020国内大量供货非晶硅薄膜太阳电池组件6～8稳定12020国内较大量供货碲化镉薄膜太阳电池组件8～10稳定8020国外供货铜铟镓硒薄膜太阳电池组件9～12稳定8520国外供货砷化镓聚光太阳电池组件17～25稳定/20国外供货（1）多晶硅太阳电池组件和单晶硅太阳电池组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，占据光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程2MWp光伏电站工程的首选发电设备，其国内供应量非常充足。多晶硅太阳电池组件同单晶硅太阳电池组件相比，转换效率相当，但成本有优势；单块多晶硅电池组件功率大，可以减少支架、土建费用；适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅太阳电池更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。当前多晶硅太阳能电池较单晶硅太阳能电池更加广泛的应用于国内外各大太阳能电站。综合以上因素，结合本项目的建设用地情况和成熟应用情况，推荐选用多晶硅太阳电池组件。（2）薄膜太阳能电池组件相对晶体硅太阳电池组件而言，太阳电池组件转换效率较低，建设占地面积大，但价格比晶体硅太阳电池组件便宜。国内没有大规模性生产碲化镉薄膜太阳电池组件、铜铟镓硒薄膜太阳电池组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价格同比非晶硅薄膜太阳电池组件高。非晶硅薄膜电池也由于其光电转换效率低，长期使用可靠性低于晶体硅电池组件，本项目不考虑使用。因此，根据本项目实际情况，本工程不选用薄膜太阳电池组件。（3）聚光太阳能发电系统与单倍光太阳能发电系统相比转换效率高，但系统价格高，使得工程投资较高，另外跟踪和聚光系统可靠性低，运行维护量较大，主要在国外小范围示范使用。由于组件旋转时互相之间不能遮挡使得大范围布置组件之间的间距很大，占地面积要大得多大，更适合于小规模分散布置使用。另外，聚光装置不能利用天空中的散射光能量，穆棱的散射辐射量约占水平总辐射量的40%，因此不可利用太阳能资源较多，不建议在本工程中选用。选型结论:本项目选用常规多晶硅太阳电池组件布置，不配置聚光系统。图5.1多晶硅太阳电池组件5.3.2太阳电池组件方阵安装方式组件的安装方式可分为固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）和双轴跟踪，每种安装方式有各自的特点。工程上使用何种安装方式决定了项目的投资、收益以及后期的运行、维护。固定安装方式是将太阳电池组件方阵按照一个固定的对地角度和固定的方向安装。单轴跟踪安装方式是将太阳电池方阵安装在一个旋转轴上，运行时方阵只能够跟踪太阳运行的方位角或者高度角中的一个方向。双轴跟踪太阳电池方阵沿着两个旋转轴运动，能够同时跟踪太阳的方位角与高度角的变化，理论上可以完全跟踪太阳的运行轨迹以实现入射角为零。根据国际、国内光伏电站的运行经验，在太阳电池性能等同等条件下，一般方阵平单轴安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.1～1.2倍,成本约为1.05～1.2倍；方阵双轴跟踪安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.3～1.4倍,成本约为1.15～1.35倍。综合考虑电站的可靠性和经济性，本工程的太阳电池组件推荐采用固定安装方式。目前光伏建筑一体化主要有八种形式（如下表）我项目采用其中第7种方式。BIPV形式光伏组件建筑要求类型1光电采光顶（天窗）光伏玻璃组件建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨集成2光电屋顶光伏屋面瓦建筑效果、结构强度、遮风挡雨集成3光电幕墙（透明幕墙）光伏玻璃组件（透明）建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨集成4光电幕墙（非透明幕墙）光伏玻璃组件（非透明）建筑效果、结构强度、遮风挡雨集成5光电遮阳板（有采光要求）光伏玻璃组件（透明）建筑效果、结构强度、采光集成6光电遮阳板（无采光要求）光伏玻璃组件（非透明）建筑效果、结构强度集成7屋顶光伏方阵普通光伏组件建筑效果结合8墙面光伏方阵普通光伏组件建筑效果结合采用镀锌角铁做支架，把光电板安装在支架上，这样光电板也起到了对屋顶的防雨作用。考虑到原有建筑的屋顶的情况和美观，拟按照以下示意图进行安装。实际安装时用的支架说明厂房屋顶安装光伏板阵列时，因考虑到通风冷却，美观，除尘等，特设计成如下结构。固定安装方式的支架及安装后的效果如图。5.3.4阵列安装倾角本工程光伏组件方阵全部采用以朝南屋顶平铺式安装，经过计算确定太阳能电池方阵布置倾角为6度。利用RETScreen清洁能源分析软件计算倾斜面的日照辐射量，截图如下5.3.4阵列间距由于是朝南屋顶平铺式安装，不会发生前排组件阴影遮挡后排组件的情况。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。5.4逆变器系统太阳能电池组件发出的是直流电，在接入电网时必须使用并网型逆变器将直流电转换成交流电。要求所选择逆变器可靠性高，保护功能齐全，且具有有功功率控制调节能力（控制范围0～100%）、电网侧高功率因数、正弦波电流、无谐波污染供电、防孤岛效应、带监控功能等特点。同时，逆变器选型时应尽量选用大功率、性能可靠的产品，减少系统损耗。本项目分3个子阵，根据子阵规模选用1MW逆变器、630kW逆变器、500kW逆变器各1台。本项目逆变器运行方式采用单机自动并网。即任意一台逆变器当其太阳电池组件侧电压及功率满足逆变器启动要求时，逆变器自动投入运行。5.5光伏方阵接线方案太阳能发电站装机规模为2MWp，分为3个子阵。其中库房屋顶方阵，装机容量1020kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台1MW逆变器；厂房屋顶方阵，装机容量420kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台500kW逆变器；车库屋顶方阵，装机容量560kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台630kW逆变器。直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流电缆接到就地箱变。5.6监测、计量及数据采集系统在光伏电站内配置1套环境监测仪，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架等组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据，为发电量核算提供实时依据。在出线开关柜设电能计量关口表。5.7光伏电站运行维护总体来说太阳能光伏电厂的维护、维修工作量比火电和水电厂小得多。电站维护主要是组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。组件的防尘在夏、秋季采用移动喷水机械装置清洗，冬季、春季的沙尘和雪采用人工清理。5.8公用专业设计原则方阵支架结构形式采用钢结构，并考虑飓风荷载工况，建筑结构形式为砖混结构。第六章电站的技术设计6.1太阳能光伏方阵设计6.1.1光伏并网逆变器本项目总装机容量为2MWp，整个光伏电站共配置3台光伏并网逆变器。本方案选用性能可靠、效率高的逆变设备，额定容量分别为1MW、630kW和250kW，带隔离变压器。（1）逆变器技术参数：表6.1逆变器技术参数GH-1000KH：隔离方式无变压器隔离额定功率（KW）1000允许最大电池方阵功率（KW)1100最大输入电压(Vdc)1000最大输入电流(A)2500MPPT范围(Vdc)400～850额定交流输出功率(KW)1000电网额定电压(Vac)270允许电网电压范围（Vac)210～310额定电网频率（Hz）50最大效率98.60%欧洲效率98.20%显示方式触摸屏（彩屏）额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能（W）<400直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP54(室外)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）使用环境湿度0～95%（不结露）允许海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）2700×7640×2900参考重量(kg)8700GSG-630KTT-TV：隔离方式工频变压器隔离额定功率(KW)630允许最大电池方阵功率(KW)693最大输入电压(Vdc)900最大输入电流(A)1386MPPT范围(Vdc)500～850额定交流输出功率(KW)630电网额定电压(Vac)400允许电网电压范围（Vac)310～450额定电网频率(Hz)50最大效率98.30%欧洲效率98.00%显示方式触摸屏额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能<100（W）直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP20(室内)/IP44(室外)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）使用环境湿度0～95%（不结露）海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）950×3400×2140参考重量(kg)9680GSG-500KTT-TV：隔离方式工频变压器隔离额定功率(KW)500允许最大电池方阵功率(KW)550最大输入电压(Vdc)900最大输入电流(A)1250推荐组件开路电压(Vdc)720MPPT范围(Vdc)440～850额定交流输出功率(KW)500电网额定电压(Vac)400允许电网电压范围(Vac)310～450额定电网频率（Hz）50最大效率97.70%欧洲效率97.00%显示方式触摸屏额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能<80（W）直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP20(室内)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>45℃降额）使用环境湿度0～95%（不结露）海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）950×3400×2140参考重量(kg)4196（2）逆变器电路结构图和实物图：图6.1逆变器电路结构图图6.2逆变器实物图6.1.2太阳能电池组件性能参数太阳电池所标参数均在STC标准下，其条件是:光谱辐照度：1000W/m2；大气质量：AM1.5；电池温度：25℃。太阳电池组件参数如下：表6.4250Wp多晶硅组件性能参数6.1.3光伏方阵直流防雷汇线箱图6.3直流防雷汇线箱接线原理图如上图所示，光伏阵列防雷汇线箱具有以下特点：满足室外安装的使用要求；每路最多可接入13路太阳电池串列，每路电流最大可达20A；接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V；熔断器的耐压值不小于DC1000V；每路光伏串列具有二极管防反保护功能；配有光伏专用高压防雷器，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。6.1.4组件方阵的排布太阳电池组件的电性能受温度影响，随着太阳电池组件温度的增加，开路电压减小；相反，组件温度的降低，开路电压增大。为了保证逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，所以在计算太阳电池组件串联电压时应考虑当地的最低环境温度进行计算，并得出串联的太阳电池组件个数和直流串联电压（保证逆变器对太阳电池最大功率点MPPT跟踪范围）。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。6.1.5多晶硅电池组件排布每个方阵的串联组件个数计算：N=900/[(-10℃-25℃)×(-0.0037)×72+37]=20（个），这里取为20个，即单列组件串联个数为20个组件。此时，单列串联功率为：20×250Wp=5000W；直流串联工作电压为：20×29V=580V，满足250KW逆变器最大功率点MPPT跟踪范围440～800V；不同温度时组件串的开路电压和峰值功率见表6.3和表6.4。低温时（-10℃）组件串的开路电压为869.2V小于900V，满足设计要求。低温时（-10℃）逆变器的直流输入功率为4.661KWp×8×7=261KW<逆变器的最大直流输入功率275KW，满足设计要求。本电站安装容量为2MWp，太阳能电池组件选型为250Wp多晶硅电池，逆变器容量选用250KW规格，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。本系统逆变器最高电压为850V，最小MPPT电压为440V，250Wp多晶硅组件的开路电压为37V，峰值工作电压为29V，组件开路电压温度系数为-0.37%/℃，经过计算，组件串联数在20串比较合适。考虑到安全余量，我们采用20块250Wp多晶硅组件为1个组件串。表6.2不同温度下组件串开路电压值组件串联数量20块-10℃时组件串开路电压822V20℃时组件串MPPT电压632V60℃时组件串MPPT电压560V表6.3不同温度下组件串的峰值功率组件串联数量20块-10℃时组件串功率4.661KWp25℃时组件串功率4.14KWp50℃时组件串功率4.354KWp6.1.6光伏方阵电气连接其中库房屋顶方阵，装机容量1020kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台1MW逆变器；厂房屋顶方阵，装机容量420kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台500kW逆变器；车库屋顶方阵，装机容量560kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台630kW逆变器。直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流电缆接到就地箱变。6.1.7方阵场总容量整个方阵场总容量为：2MWp；多晶硅太阳电池组件：250Wp，8000块6.1.8方阵间距计算本项目由于是朝南屋顶平铺式安装，不会发生前排组件阴影遮挡后排组件的情况。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。6.2电气部分6.2.1接入系统方案及目前存在的问题电力系统现状根据省电网公司统计数据，截至2007年末，黑龙江省并网运行的电厂197座，总装机容量1518万千瓦。其中，风电厂7座，装机容量22.9万千瓦。占总容量的1.5%。黑龙江省电网共有500kV变电所7座，运行容量为805万kVA；220kV变电所73座，运行容量为1446.9万kVA；500kV线路19条，总长度为3223.8km；220kV线路189条，总长度为9522.6km。省网与东北主网间由4回500kV线路和4回220kV线路相联。穆棱电网是隶属于牡丹江地区的县级地方电网，供电范围为穆棱县，现有66kV、10kV、380/220V三种电压等级。目前区域内能源发展状况黑龙江石油资源丰富，开采量占全国石油总产量的43%，黑龙江煤炭远景储量也很大，现在的年实际开采量已达8000多万t。黑龙江有黑龙江、松花江、乌苏里江和绥芬河四大水系，有兴凯湖、镜泊湖和五大连池三处湖泊，以及星罗棋布的泡沼。全省入境水量为2113亿m3，其中通过界河入境，水量为1640亿m3。全省河流水利资源理论储藏量为84万kW•h，可开发利用的水利资源为612.3万kW•h。按照黑龙江省电力公司“十五”电力发展规划及对开发与建设风力发电规划的要求，以及电力市场预测分析，到2015年全省需电量将达到840亿kW•h，装机容量达到17294MW。穆棱市电力产业处在起步阶段，本项目的建设将进一步推动穆棱地区电力网的发展。建设的必要性本项目是太阳能光伏并网发电示范项目，太阳能发电是清洁，无污染的可再生一次能源，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。为鼓励光伏发电的发展，我国出台一系列优惠政策。光伏发电生产过程利用太阳能电池的光伏效应而将太阳光能直接转化为电能过程，不会损害和污染环境。从资源的潜力和长远来看，光伏发电时最具有潜力的可再生能源发电技术；从资源的合理开发利用来说，开发太阳能可以带动当地的经济发展和就业，给当地人民以及全国人民谋福利，实现经济可持续性发展。此外，太阳能是清洁的、可再生的资源，开发太阳能综合示范项目符合国家环保、节能政策，项目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，项目本身也可以成为一个独特的旅游景点，促进当地旅游业的发展。。黑龙江省煤炭资源较丰富，历史上形成了以燃煤机组为主的电力生产格局，能源结构不合理。因此，加大新能源建设，不但是电源结构调整的需要，也是环境保护和实现经济可持续发展的需要，因此，本光伏并网发电工程的建设具有较大的经济、社会和环境效益，是必要的。接入系统方案为了满足光伏电站的送出需求，在中在汽车城厂区内，建设10kV配电装置一座。车库屋顶方阵的逆变器输出的交流电由1台升压变压器将电压400V升至10kV，并经1条10kV电缆引至高压配电装置处；厂房、库房屋顶方阵的逆变器输出的交流电由2台升压变压器将电压从400V升至10kV，与车库屋顶进线电缆汇至一组10kV母线后经一回电缆接入电网入园的线杆上，送出线路为LGJ-的导线，线路长度为待定。实际接入系统方案以接入系统报告批复为准。6.2.2电气设计电气一次.1接入系统方式本太阳能发电站装机规模为2MWp，其接入系统电压等级为10kV，为分散逆变、一级升压、集中并网方案。.2电气主接线太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、就地升压变及进线开关等设备组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，升压后并入电网。本工程光伏发电功率约2MW，直流逆变为400V交流后，升压至10kV再接入10kV配电装置室。10kV为单母线接线，进线2回，出线1回，根据系统容量，设-1~1Mvar的动态无功补偿装置，并配有母线电压互感器、避雷器设备。本工程不设站用变，工作电源由1600kVA变压器400V侧引接，备用电源由厂区原低压配电系统引接。.3无功补偿拟利用用户侧原有的无功补偿系统，不再添加新的无功补偿装置。.4过电压保护及接地（1）过电压保护a)直击雷保护根据气象资料，穆棱地区平均雷暴日数为32.3天，属于多雷区。本工程在输出线路上安装避雷接地盒；太阳能电池组件支架均与场区接地网连接。b)侵入雷电波保护根据DL/T621-1997《交流电气装置的接地》和DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中规定：进出厂区的埋地电缆必须带金属屏蔽层；低压系统经绝缘配合逐级加避雷器或其他保护设备；建筑物内的弱电穿管采用金属管（2）接地本工程接地的种类包括：a)防雷接地；b)工作接地；c)保护接地；接地网利用原建筑物的接地网，接地电阻不大于5Ω。.5照明系统照明系统电源从用户侧380母线引来，照明系统电压为380/220V。配电室、中控室采用格栅荧光灯。电气二次.1电站的管理与运行方式xx集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目分为3个子阵，电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。.2电站的自动控制（1）计算机监控系统A)计算机监控系统结构：本电站采用电站一级控制，以安全可靠、先进实用、经济合理为基本原则。电站控制级为电站实时监控中心，负责整个电站的控制、管理和对外部系统的通信等。B)计算机监控系统的主要功能①数据采集与处理功能：系统对电站主要设备的运行状态和运行参数实时自动采集，对所采集的数据进行分析、处理、计算以形成电站监控与管理所需要的数据，对主要的数据作为历史数据予以整理、记录、归档，按调度要求传送必要的实时数据。②安全监测与人机接口功能：系统能实时监视电站各类电气设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、事故顺序记录、事故追忆等任务。系统可通过LCD、键盘等人机接口设备实现人机对话。③控制功能：系统能自动完成对电站设备的实时控制，主要包括运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制与操作。④数据通信功能：能实现计算机监控系统与调度中心的数据通信。⑤系统自诊断功能：计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线自诊断和离线自诊断。⑥系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。⑦自动报表及打印功能：包括运行参数、运行曲线、工作状态、运行方式、保护及断路器动作时间次数等的定时打印与召唤打印。⑧时钟系统：通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与系统调度之间时间的同步。C)计算机监控系统的构成：选用两台工控计算机做为站级控制设备，每台工控机的人机联系设备选用标准键盘、鼠标各一个，高分辨率大屏幕监视器一台，另外配置打印机两台、语音报警音响等。（2）光伏发电设备的控制光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流汇流箱、直流柜、并网逆变器。并网逆变器有群控功能，当光伏电池发电量较小而逆变器可能处于不正常工作状态或工作效率太低，这时群控器会自动选择关闭部分逆变器，以避免逆变器在低负荷状态下工作。.3并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，设备中包含有欠电压保护、过电压保护、低频保护、孤岛保护、短路保护等功能。.4二次接线（1）测量系统本电站电气测量仪表根据SDJ-87《电测量仪表装置设计技术规程》设置。由于配置了计算机监控系统，所有电气测量将全部进入计算机监控系统，根据设备运行需要在现地配置必要的常测仪表，常测仪表的精度可按一级考虑。计费用的关口使用电能计量装置，其设备选型由当地供电部门认可，相应的电流互感器和电压互感器，准确度等级为0.2s级，且电流、电压线圈专用。（2）信号系统本站采用全计算机监控系统，不再设独立的中央音响系统，各类信号全部送入计算机监控系统。全站所有故障信号及事故信号均能显示并发出语音报警和音响信号。另外，在现地设备上也应有必要的运行状态和故障信号。（3）控制电源系统：本站选用直流控制电源，电压等级为220V。直流系统配置一组100Ah的阀控密闭蓄电池组，一台由高频开关电源模块组成的充电/浮充电充电装置。系统装设一套微机型直流绝缘监测装置，以便及时发现直流系统绝缘降低或接地情况。（4）工业电视系统：本电站设置一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备，主控室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件。网络视频服务器、视频监视主机及网络输出设备、视频信号通过电网调度通信网络可实现视频信号的远传。（5）环境监测系统：在太阳能光伏发电场内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。该装置安装在分站房屋顶。6.3土建工程6.3.1工程概况本工程为xx集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目。土建工程的范围为光伏电站围栏内所有土建设施，包括如下主要建（构）筑物：10kV配电装置室电缆沟槽通道6.3.2场地自然条件场地位于三零一国道南侧中在汽车城厂区。所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。6.3.3设计参数表6.4基本参数设计使用年限地基基础设计等级抗震设防类别50年丙级丙类建筑表6.5基本参数风压地面粗糙度基本雪压0.40kN/m2A类0.35kN/m2表6.6基本参数震设防烈度设计基本地震加速度值设计地震分组7度0.10g第一组6.3.4设计采用的规范规程《建筑结构荷载规范》（GB50009-20012006年版）《混凝土结构设计规范》（GB50010—2002）《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2002）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2002）《建筑抗震设计规范》（GB50011-20012008年版）《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）《建筑设计防火规范》（GBJ16-872001年版）《火力发电站与变电所设计防火规范》（GB50229-96）《砌体结构设计规范》（GB50031-2001）《砌体工程施工质量验收规范》（GB50203-2002）6.3.5采用的主要建筑材料1)普通混凝土，采用国产普通硅酸盐水泥、尽量