光伏并网电站申报投资立项申请材料

前言本可行性研究报告是根据GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》编制的，对项目建设的可行性研究的内容进行了全面阐述。本项目建设符合国家和当地相关政策，有利于优化能源结构，减少温室气体排放和环境保护，对促进我国光伏发电技术进步和推动光伏产业发展有非常重要的意义。本项目建设单位为定边县振发新能源科技有限公司，总承包单位是江苏振发新能源科技发展有限公司，建设规模是200Wp光伏电站，项目地址位于陕西陕西省咸阳市秦都区玉泉西路，项目静态总投资200万元，动态总投资210万元，投资内部收益率为9.62%，投资回收期是9.17年，项目于2012年9月开工，计划2012年12月竣工。第一章综合说明1.1概述咸阳地处陕西关中平原腹地，位于东经107°38′至109°10′，北纬34°11′至35°32′之间，南与西安市隔水相望，北与甘肃相连，东与渭南、铜川市毗邻，西与宝鸡市接壤。全市总面积10213平方公里，总人口500万，辖3区1市10县，169个乡镇，3736个行政村。地势：由东南向西北呈阶梯形，表现为三个单元：一是南部渭河、泾河平原，约占总面积1/5；二是中部台塬区，也约占总面积的1/5；三是北部高原丘陵区，约占总面积3/5。境内大小11条土石山岭，集中在北部。市区海拔378—421米。东北部的石门山海拔为1885.3米，为全市最高点。全市最低处在东南部三原县大程镇清河出境地，海拔362米。境内山脉集中分布在中北部，主要有子午岭余脉的马栏山、石门山，中部嵯峨山、笔架山、九峻山，北仲山和五峰山自南而北依次排列。本项目站址位于陕西省咸阳市区秦都区玉泉西路，建设规模200KWp，占地面积约8.3平方公里。为咸阳市振发新能源科技有限公司在定边县一期并网发电项目，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。项目所在范围如图1-1所示，图中黄色线段为规划建设高速公路，可方便风光电基地的交通运输，项目场地位于高速道路旁边，建设一条主干道连通高速公路，以方便场地车辆的通行。项目所在地110KV项目所在地110KV图1-1项目所在地红线范围图1.2编制依据和任务委托单位关于本工程的可行性研究的《工程设计项目委托书》。1.3太阳能资源咸阳地处陕西关中平原腹地，位于东经107°38′至109°10′，北纬34°11′至35°32′之间气候：因地形特征，又分为两个具有明显差异的气候区：南部平原地区气候温和，四季分明。年平均气温12℃，无霜期213天；北部高原沟壑区，气候稍寒，冬春略长，年平均气温10℃，无霜期180天。1.4工程地质按地貌特征可分为土石山地、丘陵地、原地和川道地四大类。北山以北属黑垆土带，北山以南属褐土带。有效灌溉面积约占全省的五分之一，主要分布在南部各县市区。南部土地条件较好，地势平坦，土壤肥沃，垦殖指数高。北部以黄土高原丘陵沟壑为主，垦殖指数低，林牧用地比重较大。（1）本光伏电场为屋顶式发电。（2）根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本区抗震设防烈度为7度（第三组），设计基本地震加速度为0.15g。（3）根据附近区域的地质勘探资料，本工程场址的地基土层按地质时代、成因类型、土性的不同和物理力学性质的差异可分为：①层表土、②层碎石。地下无矿藏、文物。（4）根据《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)有关规定，工程场地环境类型为Ⅱ类，勘察期间场地20m深度内未揭露到地下水（本次勘探深度）。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具弱腐蚀性，地下水对钢结构具弱腐蚀性。地下水对建筑材料腐蚀的防护，按照《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB50046)的规定，进行防腐蚀设计。（5）根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）3.0.1条规定，拟建工程地基基础设计等级为丙级。（6）最大冻土深度为0.98m。冻土深度内场地土含水量低，多呈干燥状态，构造类别为整体构造，冻土类型为少冰冻土。冻胀性分级为Ⅰ级，对场地构（建）筑物基础影响不大。（7）场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微～中等腐蚀作用。（8）本工程宜采用人工支架。1.5工程任务和规模咸阳是以农业为主的城市，境内电网接入条件较好，可用土地广阔，即将新建的200KV变电站为下一步新能源的接入和输送提供了很大空间和潜力。1.6光伏系统总体方案设计及发电量计算1总体方案布置根据国内光伏产业的发展成果，组件功率大型化，有利于大型光伏电站组件采购价格的降低，同时安装工程量、运行维护费用也可以减少，建设投资得到有效控制，组件功率大型化是国际上光伏组件的发展趋势，能体现本国家示范项目的先进性。因此，本工程拟采用性价比较高的大功率多晶体硅太阳能电池。拟选用太阳能电池组件详细技术参数见表1-1。表1-1太阳能电池组件技术参数表标准测试条件STC：AM1.5辐照强度1000W/㎡温度25℃峰值功率(Pm)235Wp峰值功率温度系数-0.45%/℃开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数＋0.055%/℃最佳工作电压(Vmp)30.0V开路电压温度系数-0.33%/℃短路电流(Isc)8.4A外形尺寸(mm)1652×1000×50最佳工作电流(Im)7.83A重量(kg)20转换效率14.48%本期工程电池组件安装总数量为864块，总容量为203KWp，采用固定式安装。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用隔离变二台100kW集中型逆变器。本项目利用丫丫园艺大秦西市现有屋顶3000平方米。光伏电站装机容量200KWp，分为2个100KWp光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个100KWp光伏发电单元系统构成。2光伏组件布置。本项目每一个100KWp光伏发电单元组成一个100KWp光伏发电单元系统，在100KWp光伏发电单元方阵中间设置总汇流，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，尽量少占屋顶面积及布置的规整性，固定共有34个组串。3光伏发电系统综合效率及年上网电量 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，结合太阳能电池的类型和布置方案，考虑了光伏组件安装倾角、方位角、太阳能发电系统年利用率、电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及光伏电场线损、变压器铁损等因素，对光伏电场年发电量进行估算。本工程光伏发电系统综合效率系数为0.8，年上网电量及标准功率年利用小时详见表1-2。表1-2年平均上网电量及年利用小时数序号项目数据1综合效率系数K0.82多年平均年太阳能辐射量（kWh/m2)17053平均年利用小时数(h)1705.54安装容量(kWp)2005平均年上网电量(万kW·h)2.11.7电气设计1.7.1电气一次1接入系统本工程在丫丫园艺大秦西市现有屋顶上安装太阳能光伏发电系统，拟定总装机容量为200KWp。根据光伏发电系统装机容量和咸阳地区电网实际情况，就近并入10kV变电站。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按400V标准设计。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一步深入细致的论证，以咸阳市电力部门最终审定的方案为准。2光伏电场就地电气部分本期工程200KW发电系统以太阳能发电单元—逆变变压器接线方式接入站内400V配电室。整个发电系统接入最终以接入系统审查意见为准。3电气设备选择并网逆变器：并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到800kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，500kVA以下的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，同时考虑到光伏发电系统中，线损占较大部分，本项目中采用中小容量逆变器，考虑到投资收益，故拟配置二台100kVA并网逆变器。集电线路：光伏电场集电线路长路段采用35kV电缆线路。其中电池组串至汇流箱的直流电缆选用太阳能专用直流电缆，型号为2PFG4mm；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用ZRC-YJV22-1.0-2*70型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆ZRC-YJV-1.0-2*95型，单拼敷设；逆变器至低压开关柜的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV-1.0-3*95型。1.7.2电气二次本工程采用一体化的集中监控方式，在配电室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信、遥调。1综合自动化系统综合自动化系统通过以太网及通讯管理机与站内各电气设备连接，实现对各电气设备的通讯与远程控制。综合自动化系统具有对200K配电室进行监控的功能，对二氧化碳的减排量、当日发电量、日照强度、室外温度等进行跟踪。2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。逆变器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。400V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。1.8消防设计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。1.9土建工程由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程的主要构筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0，太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。1场区总平面布置本工程光伏电站站址位于咸阳市秦都区玉泉西路大秦西市现有标准彩钢屋顶，光伏电场区占屋顶面积3000平方米。场内根据工艺需要在屋顶建设光伏支架基础。基础为光伏电池专用支架，材质为铝合金。2光伏支架经分析计算，太阳能光伏组件应为朝阳30度角排列。3逆变器逆变器的放置由丫丫园艺提供专用的房间。1.10施工组织设计1施工条件由于项目场址位于咸阳市区，距西安25公里。高速直达，交通便利，完全可以满足太阳能光伏电站的内外交通运输要求。光伏电站施工所需的水利用场址附近的市政管网引入、施工临时用电引自于与丫丫园艺10kV专线相接400V电网，通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。2主体工程施工（1）土建工程支架主体工程为光伏阵列基础，考虑到以后要有足够的日常的维修、维护通道。（2）安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。3施工总布置根据光伏电站的施工特点，主要布置有施工用支架系统、建设用支架系统、临时生活办公房等设施。光伏组件堆放场地为避免二次搬运，光伏设备采用分批运抵现场，靠近安装位置集中存放。光伏设备临时堆场布置于光伏阵列间隔空地上。光伏电站内空地地势起伏不大，无需进行地面处理，只需准备临时堆放垫木。光伏组件的生产地与电场的建设地只有5KM，运输相当经济，所以组件的存放只是少部分的储存。4施工总进度本工程主要利用屋顶布置太阳能光伏组件，总装机容量203KWp，施工周期相对较长。可行性研究报告及审查：5；主设备招投标：15个工作日；初步设计及施工图设计：5个工作日；支架安装、组件安装、设备安装、单体调试、联合调试：1个月；5工程建设用地本期建设的203MWp光伏场区红线区域面积约3000平方米，项目用地采用租用的方式。1.11工程管理设计本工程经陕西省发展和改革委员会有关主管部门核准后，将成立陕西丫丫园艺光伏发电项目部，负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。计划设定施工管理人员约15人，运行和日常维护人员约30人。1.12环境保护和水土保持设计1环境影响评价陕西丫丫园艺大秦西市200KWp光伏并网发电项目是屋顶建设项目，工程建成可以减少对房顶的光照，降低地表温度，减少土壤蒸发量，有利于保温节能，因此从长期来看，对当地地表状况影响较小。工程施工中由于是标准支架的安装，支架在房顶的标准彩钢瓦上进行安装，产生粉尘和二次扬尘，机械和运输车辆在运行过程中也排放大量的废气，所以不会造成局部区域的空气污染。同时我们在施工的过程中加强对施工车辆的维修保养，提倡文明施工，加强施工管理。工程施工及运行期间产生的废污水，经收集处理后对周围环境的影响较小。光伏电场范围选址未压覆已查明重要矿产资源及历史文物。因而不会对当地采矿及相关产业产生影响，也不会破坏当地的自然景观。另外，光伏电场的建设不但为当地提供了清洁能源，每年可为电网节约一定数量的标煤，同时能增加当地的财政收入，从多方面推动当地社会经济的发展。2水土保持本工程对不同的施工项目采取相应的水土保持措施如下：（1）对于电缆沟施工采取避让沟道、及时回填挖出的土方的水土保持措施；（2）对于临时占地，施工结束后，应及时对占地位置区域进行原状恢复。工程估算环境保护和水土保持投资费用2万元。1.13劳动安全与工业卫生设计本期光伏项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：空中作业、运输吊装作业、用电作业三个工种。在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。光伏阵列有大风、雷击等潜在危害因素。为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出相关规定。1.14节能降耗分析本项目能较好地利用可再生能源—太阳能资源，光伏电场自用电的比例约为0.2%，大大低于同样规模的火力发电厂的厂用电损耗，节能减排效果显著。1节能措施（1）根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择变压器容量，并采用节能型变压器，以减低变压器铁损；（2）合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损；（3）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备；（4）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置；（5）建筑物结构、布置、暖通与空调等采用节能设计。2节能效果分析本项目装机容量为203KWp，年平均上网电量约21万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约84吨（火电煤耗按2009年全国平均值344g/kWh计），按照火电煤耗（标准）1.4Kg/kW·h计污染物二氧化碳减排量210吨/年,光伏发电项目有明显的节能效益。1.15设计概算本工程由江苏振发新能源科技发展有限公司投资建设。本工程静态总投资200万元，单位kW静态投资10元/瓦；1.16财务评价本工程计算期取26年，其中建设期1年，生产期25年。本工程生产期平均上网电价，为0.854元/kWh（不含增值税）；含增值税的平均上网电价为1元/kWh。按陕西发改委初步确定的2012年地面光伏电站目标电价1元/kWh测算时，同时考虑国家增值税转型政策：本项目全部投资的财务内部收益率（税后，下同）为9.62%，全部投资的财务净现值（ic=6%）为5707.8万元；项目资本金的财务内部收益率（税后，下同）为14.21%，项目资本金的财务净现值（ic=6%）为13016.1万元；投资回收期为11.17年（不含建设期）；总投资收益率为9.62%，项目资本金净利润率（ROE）为20.81%。1.17结论及建议（1）本项目的建设符合国家和当地的产业政策，有利于优化能源结构、减少温室气体排放和环境保护，对促进我国太阳能光伏发电技术进步和推动光伏产业发展具有非常重要的意义。（2）本工程所用的主要设备选用技术先进、生产工艺稳定成熟的产品，如组件选用240Wp的多晶硅组件，为国内各组件厂商的主推产品，转换效率高；逆变器采用大功率高效逆变器、效率高、造价低。设计和施工方案是合理可行的。经分析，本项目在财务和经济上也是可行的。项目技术经济性能指标见表1-3。表1-3 光伏电站主要技术经济性能参数表序号项目数据安装总容量203KWp组件类型多晶硅组件效率14.7%逆变器最高转换效率98.4%逆变器*欧洲效率98.2%输出频率范围50Hz功率因数-0.95～+0.95出线电压400V光伏发电系统综合效率系数0.811多年平均年太阳能辐射量9.3×1014MJ平均年上网电量21万kW·h占房顶面积3000m2动态总投资200万元动态单位投资1000/千瓦平均上网电价（不含增值税）0.854元/kWh平均上网电价（含增值税）1元/kWh投资内部收益率14.21%第二章太阳能资源2.1太阳能资源概况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。图2-1我国太阳能资源分布图我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在7500～9250MJ/m2。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、陕西北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5850～7500MJ/m2，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、宁夏南部、陕西中部、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5000～5850MJ/m2，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、陕西东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在4150～5000MJ/m2。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、江苏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3350～4190MJ/m2。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，年日照时数不小于2200h，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。2.2陕西太阳能资源情况陕西省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800－6840MJ/㎡，年资源理论储量6.7×1014kWh，可开发量2.671831×1014kWh，未利用土地面积16114366.21公顷，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为陕西省太阳辐射丰富区，陇南地区相对较低，除陇南地区外，陕西省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。陕西省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。陕西省各地年日照时数在1700-3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在2000～3000小时之间。光伏发电场所在地太阳能资源分析1、陕西省太阳能资源分布特点相对全国而言，陕西省年太阳总辐射量居较高水平。其空间分布特征是北部多于南部，南北相差大，高值区位于陕北长城沿线一带及渭北东部区域,低值区主要分布于陕南。按照太阳年总辐射量的大小，陕西省太阳能资源可以划分为三个区，即：太阳能资源很丰富区，包括陕北北部；太阳能资源丰富区，包括了陕北南部、关中地区、陕南商洛及安康东北部；太阳能资源较丰富区，包括陕南汉中和安康大部。四季中，夏季总辐射量为四季之最，占全年的35％，夏季太阳总辐射有两个高值中心，一个在陕北北部，另一个在渭北东部；冬季总辐射量为四季中最少的季节，仅占全年的16％。陕西省各地年日照时数均大于1200小时，相当于119公斤标准煤燃烧所发出的热量。年极端气温远高于-45℃。图3陕西省太阳能分布图2、咸阳太阳能资源分布咸阳市位于关中平原的中部，既在九竣诸山以南,又在渭水以北，山南叫阳，水北也叫阳，山水俱阳，故名咸阳。咸阳是中国历史上第一个统一中国的封建王朝一秦王朝建都之地。南北长145千米，东西最宽106千米，面积10196平方千米。气候：因地形特征，又分为两个具有明显差异的气候区：南部平原地区气候温和，四季分明。年平均气温12℃，无霜期213天；北部高原沟壑区，气候稍寒，冬春略长，年平均气温不足10℃，无霜期180天。全境年均降水量500—600毫米，由南向北递增，50%集中在7、8、9月，常常秋雨连绵，久阴不晴。河流：泾河从西北入境，向东南流出注入渭河。渭河自西向东沿南界流过，形成“人”型水系。其大大小小的河沟，像毛细血管一样，分别注入泾渭两条动脉。咸阳地区各月气象状况10年以上统计数据如下列表中所示（数据来自NASA）：咸阳地区各月水平面太阳辐射表(kWh/m2/day)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值2.843.343.854.805.295.275.114.573.693.062.712.613.93咸阳地区各月地面以上10m高处温度表(℃)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值-5.49-2.153.2011.016.620.422.120.716.29.802.98-3.189.42咸阳地区各月地面以上50m高处风速表（m/s)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值3.093.253.573.673.373.182.932.822.872.833.053.083.14第三章工程地质3.1概述3.1.1光伏发电工程概况咸阳地处陕西省中部，全年云雨量适中，大气透明度较高，日照百分率高，是建设大型太阳能光伏发电场的理想之地。3.1.2前阶段勘察工作主要成果目前已开展对场区的初勘。勘察主要目的：（1）查明建筑物范围内的岩土体的地层结构、地质成因、类型、深度、分布、工程特性，分析和评价地基的稳定性、均匀性和承载力，提出相应的设计计算参数。（2）查明项目所在地的用地性质。3.2区域地质及构造稳定性交通运输十分较为便利。地质稳定，自然灾害极少。依据国标《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），拟建建筑场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，为设计地震分组为第三组。拟建场地设防烈度可按7度考虑。根据国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.1.1条，就整个场地而言，按抗震有利、一般、不利和危险地段的划分。拟建场地为“抗震有利地段”。3.3结论及建议可以作为建设场地使用第四章工程任务和规模4.1工程任务丫丫园艺大秦西市内电网接入条件较好，可利用屋顶广阔，尤其是标准彩钢瓦房屋对新能源就地转化消纳提供了很大空间和潜力。4.2工程规模为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，我们振发新能源科技有限公司决定兴建本期203KWp光伏电站，本电站全部采用最佳倾角安装,占屋面面积3000平方米。针对203KWp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2个并网发电子系统，每个发电子系统经1台容量为100kVA的逆变器逆变后接入丫丫园艺大秦西市变电室内的400VAC低压端，自发自用。4.3工程建设必要性1节省能源、保护环境，支持政府完成“十一五”节能目标中国能源以煤炭为主，煤炭比例超过2/3，与世界能源的基本构成形成鲜明对比，见表4－1。表4－2给出了中国燃煤发电所排放的SO2的量，中国是世界SO2排放最严重的国家，因而也是酸雨污染最严重的国家，这些与煤炭燃烧是直接相关的。除了燃煤发电外，煤炭还有许多直接燃烧的应用，其污染物排放更加严重。煤炭燃烧排放的污染物是造成中国大气污染物的主要构成，如表4－3所示。2007年除中国SO2排放持续为世界第一外，中国CO2排放也跃居世界第一，成为世界排放最严重的国家：2007年中国CO2排放超过美国，成为世界第一(2007年美国CO2排放59.1亿吨，我国CO2排放60.2亿吨),这给中国节能减排、改善能源结构以及能源可持续发展带来了巨大压力。表4－1中国一次能源消费结构与世界的对比（2001年）世界中国煤炭24.71％67.0%石油38.47％23.6%天然气23.72%2.5%核能6.59％0.4%水电6.51%6.5%表4－2中国燃煤火电排放SO2对大气环境的污染年200420052006燃煤火电年排放SO2（万吨）120013001350全国SO2年排量（万吨）225525492589％53.251.052.1表4－3中国煤炭燃烧过程的排放物占全国同类排放物的比例排放物比例SO287％CO271％NOx67%烟尘60%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，“十一五”规划《纲要》步把“十一五”时期单位GDP能耗降低20%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，同时又处于产业转型期，传统的粗放型增长方式加剧了资源消耗，因此实现2010年单位GDP能耗比2005年下降20%的目标压力巨大，需要全社会共同努力。虽然中国人均排放、历史排放还远低于美国等其他发达国家，但作为一个负责任的大国，采取更加有效措施缓解这一矛盾义不容辞，更是造福于国家和民族的千秋大计。因此加快太阳能光伏发电等可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室气体和有害气体排放是中国能源和环境可持续发展的当务之急。因此开发利用太阳能是对节约能源、保护环境、及政府完成“十一五”节能目标的大力支持，具有重要意义。2改善生态、保护环境的需要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。定边县金川区具有丰富的太阳能资源，且区内地势平坦，干旱少雨，地广人稀，非常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，本项目工程203MWp项目建成后将减少燃煤消耗量为84吨/年，污染物二氧化碳减排量为210吨/年。综上所述，电场建设完工投入运行后，可提高陕西省电网供电能力，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及“西部大开发”的战略要求，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，也是陕西省电力工业发展的需要。3健全国内光伏产业链，打造陕西省独特的光伏产业竞争优势在陕西省咸阳投资建设光伏电站，既可以解决实现我国光伏产业向发电应用下游环节的突破，还可以实现我国东西部能源战略和可再生能源发展的双重战略转移。因此在陕西省咸阳市建设光伏并网发电基地具有长远发展的战略意义。也为咸阳光电事业作出应有的贡献。不仅如此，当前我国政府正在积极采取措施拉动内需以应对全球经济衰退带来的严重影响，重点之一就是发展新能源。温家宝总理在2009年政府工作报告明确大力发展太阳能发电等新能源。在咸阳地区建设光伏并网发电项目的建设，必将带动以光伏产业为标志的高新技术产业的迅猛发展，对陕西省以及咸阳市的经济结构调整，培育特色产业起到极大的促进作用。在陕西省咸阳建设光伏电站，有利于扩大太阳能光伏产业的内需，实现产品生产及应用的结合，通过建设太阳能光伏电站，促进周边产业的发展，从而有力的拉动地区经济的发展。促进人民群众物质文化水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。因此，该项目的建设对于发展陕西省和我国光伏市场、健全陕西省光伏产业、维持陕西省和我国光伏产业的竞争优势及促进就业等拥有非常重要且现实的意义。第五章系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型电池组件采用240Wp多晶硅太阳能电池组件。表5-1为太阳能电池的主要性能参数。表5-1235Wp多晶硅光伏组件主要参数标准测试条件STC：AM1.5辐照强度1000W/㎡温度25℃峰值功率(Pm)235Wp峰值功率温度系数-0.45%/℃开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数＋0.055%/℃最佳工作电压(Vmp)30.0V开路电压温度系数-0.33%/℃短路电流(Isc)8.4A外形尺寸(mm)1652×1000×50最佳工作电流(Im)7.83A重量(kg)20转换效率14.48%5.2光伏阵列运行方式选择综合考虑运行可靠性、设备价格、维护费用、故障率以及发电效益等，本光伏电站采用支架倾角选用30度。5.3逆变器选型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压与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用无隔离变500kW集中型逆变器,技术参数如下:表5－3100kW逆变器技术参数GSG-100KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)110最大方阵开路电压（Vdc）900推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）250MPPT范围(Vdc)440～800直流电压纹波Vpp<10%交流输出额定交流输出功率(kW)110额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）310～450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47～50.5功率因数≥0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）系统最大效率（%）94.90%欧洲效率（%）93.8%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<10MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DINVDE0126防护等级IP20(室内)使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）存储温度-20℃～+65℃使用环境湿度0~95%（不结露）冷却方式强制风冷噪声≤65dB海拔高度>3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1000x1200参考重量（kg）1022.5针对定边200KWp光伏并网发电项目，我们选择的光伏并网逆变器采用当代先进的控制技术，具有较高的并网发电水平，设备安全、可靠，并满足中国电网电压波动较大的特性。其主要技术特点如下：采用控制芯片；主电路智能功率模块（IPM）；太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)；外置工频隔离变压器，实现光伏阵列和110kV，50Hz三相交流电网之间的相互隔离；具有直流接反、输出过载、输出短路、电网断电(孤岛)、电网过欠压、电网过欠频等故障保护及告警功能；采用了先进的孤岛效应防护检测方案，并具有完善的监控功能；直流输入电压范围宽，整机效率高；人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏可显示实时各项运行数据、实时故障数据、历史故障数据、总发电量数据、历史发电量数据等；液晶显示屏(LCD)可提供中文，英文两种语言的操作界面；可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循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；适应中国电网电压波动较大的特点。并网逆变器正常工作允许电网三相线电压范围为：AC380V±15%，频率范围为：47－51.5Hz；并网逆变器支持按照群控模式运行。为了有效提高系统的发电效率，本系统设计了群控控制功能，群控器根据光伏阵列的发电功率，来控制并网逆变器的投入或退出，从而最大限度地减少每台逆变器在低负载、低效率状态下的运行时间，提高整体的发电效率。为了获取电站设备的运行数据及工作状态，配置了监控装置，并利用本公司开发的网络版监测软件，通过RS485通讯方式，可连续记录设备的运行数据和故障数据，监控装置的主要功能如下：实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数。监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间。监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向和温度等参量。可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据。可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。可提供中文和英文两种语言版本。可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统。可以根据需要修改监控界面，包括定制各种照片、标语、口号等。可提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS(短信)方式，E-MAIL方式。监控主机在电网需要停电的时候能接收电网的调度指令。监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。本系统的并网逆变器的并网发电过程都是自动的，无需人为干扰和控制。在设备运行过程中，逆变器会不断检测交流电网是否满足并网发电条件，同时也会不断检测光伏阵列是否有足够的能量。当外部的条件满足后，逆变器会自动进入并网发电模式，在并网发电过程中，逆变器一直以最大功率点跟踪（MPPT）方式并网发电。当出现异常情况时（如电网异常、短路等故障），逆变器将在0.2s内自动与电网脱开，并发出告警信。5.4光伏方阵设计1设计原则（1）太阳电池方阵排列布置需要考虑房顶结构、日照等因素，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合理布局。（2）尽量保证东西向每一排组件在同一条线上，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。（3）每两排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。2方案概述本项目有四个东西向24m，南北向88km标准彩钢瓦屋顶，每个面积2112平方米。光伏电站规划容量200Wp，分为两个房顶光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个100KWWp光伏发电单元系统构成。太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，由彩虹光伏科技承担。采用斜单轴跟踪装置和固定安装方式。根据整个屋顶的结构，合理使用其资源。平面布置图见附图一5.5光伏子方阵设计100光伏方阵每串20块组件，共24串，方阵中间设一条南北方向道路，道路宽度0.6米，南北两侧各6排组件，整个方阵中心部分离道路2m位置沿道路放置逆变升压站，去除3套组件，整个方阵共213套支架，采用18汇1汇流箱1个和一个8路汇1汇流箱1个。逆变单元共有2台逆变器，每台逆变器对应有18汇1汇流箱和8路进线直流配电柜，2台逆变器分别接入16串和8串组件，容量分别为101kWp。方阵安装倾角和间距的设计是方阵设计的两个关键技术点，综合考虑系统的发电量及支架的抗风能力，支架安装倾角选用30°。图5-3冬至日上午9:00阴影分析图图5-4斜单轴跟踪支架排列方式5.6方阵接线方案设计光伏方阵内接线分为组串至汇流箱、汇流箱至逆变器的接线，组串至汇流箱接线电缆采用PV1-F4mm2直流电缆，汇流箱至逆变器电缆根据距离及损耗进行选择，现有如下两种方案：方案一：汇流箱放置于横排18套支架中间位置，左起第10套支架前基础位置，各套支架通过4、6、10mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用50、70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于每排的中心位置，汇流箱全部与逆变器处于同一直线上，电缆沟数量少，电缆投资略少；2）缺点：两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱108米，需采用10mm2电缆，中间支架需采用6mm2电缆，靠近逆变器位置汇流箱至直流柜电缆可采用50mm2直流电缆，电缆型号过多；图5-5汇流箱位置示意图方案二：汇流箱放置于前后两排18套支架中间位置，左起第5套支架前基础位置，各套支架通过4mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于两排的中心位置，整个方阵左侧汇流箱处于一条直线上，右侧汇流箱处于一条直线上，可分别接入1#、2#直流柜，两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱70米，组串至汇流箱电缆全部采用4mm2电缆，汇流箱至直流柜电缆采用70、95mm2两种型号；2）缺点：由于汇流箱处于两条直线上，每个方阵南北方向需两条电缆沟，电缆沟数量较多，汇流箱至直流柜电缆投资偏多；图5-6汇流箱位置示意图两种方案电缆投资相差不多，从施工难度和整体施工容错率分析，采用第二种方案，电缆型号少，施工难度低，可以有效加快施工进度。5.7辅助技术方案1积雪处理根据咸阳地区的气候情况，每年冬季11、12、1、2月份有一定的降雪量，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南，且有30度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件运行时表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。2组件表面清洁根据咸阳地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要是以浮灰为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。根据组件板面污染物的情况，初步选定不定期水清洗的方案和推布清洁方案。利用自来水或水泵及水管对组件表面进行冲洗。200KW组件清洗需要5吨水。全部组件每年耗水约20m3。每次实际清洗时间以3小时计，每90天为一个吹扫周期，工作人员2名。5.8光伏发电工程年并网电量计算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站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，进行光伏电站年发电量估算。1光伏阵列效率η1：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:组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统,约有4.2%的损失；●太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失,根据相关文献，采用相对保守的数值，取值3.8%；●直流线路损失:根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=2%；得:η1=95.6%×96.2%×98%=90.13%2逆变器的转换效率η2●逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。对于500kW无变压器型并网逆变器,可取η2=98%。3温度对发电量的影响光伏电池组件只有在标准测试条件下，即：电池温度25℃、垂直入射日照强度1000W/m²、太阳光谱等同于大气质量1.5的情况功率才能达到标定值。多晶硅电池随着温度的升高，功率会有所下降。本项目所用235Wp的峰值功率系数为-0.46%/℃，NOCT（标准运行条件下的电池温度）为45℃。电池板工作温度可以由以下计算公式：NOCT=45°C,Kt晴朗指数0.7,Tc为电池板温度，Ta为环境温度。根据定边地区的温度平均值及电池组件的温度效率因素，为多晶硅的温度功率衰减因子，本电池板为-0.46%/℃。计算时考虑考虑各月根据辐照量计算加权平均值，可以计算得到QUOTE加权平均值为4.1%。4其它功率损耗以上的系统损耗尚不能囊括所有，如不可用的太阳光辐照效率、相关电气设备功率损耗等，在此不做一一分析，根据具体系统配置来决定。该影响所对应的综合修正系数估算可取96%。综上，光伏系统总效率：η=η1*η2*（1-4.1%）*96%=90.13%*98%*95.9%*96%=81.3%5系统发电量计算利用RETScreen软件计算发电量，基础数据如下：(1)10年平均月总辐射数据（水平面和35度倾斜面）(2)10年平均月环境温度(3)光伏系统各部分效率计算结果如表5-5：表5-5RETScreen®能源模型现场条件估算说明／范围项目名称屋顶电站请见在线手册项目位置咸阳，中国最近的气象站气象数据-咸阳项目所在地的纬度°N34.11-90.0到90.0年度太阳辐射量（倾斜表面）MWh/m²2.57年平均温度°C7.9-20.0到30.0系统特征估算说明／范围应用类型-联网电网类型-中央电网光伏能量吸收率%100.0%光伏阵列光伏组件类型-多晶硅光伏组件制造商咸阳彩虹参见产品数据库额定光伏组件的效率%14.7%4.0%到15.0%正常工作条件温度°C4540到55光伏温度因子%/°C0.40%0.10%到0.50%其他光伏阵列损耗%5.0%0.0%到20.0%额定光伏阵列电力容量kWp100000.00光伏阵列面积m²3000电力调节系统逆变器的平均效率%90%80%到95%推荐的逆变器（直流电到交流电）容量kW(交流)92,016.0逆变器容量kW(交流)200.0其他电力调节损耗%5%0%到10%年能源产量(12.00月分析)估算说明／范围单位面积发电量kWh/m²302.4总的光伏系统效率%11.8%光伏系统功率参数%23.5%收集到的可再生能源MWh934供应的可再生能源KWh210,240可获得的多余的可再生能源MWh0.000本工程依据招标文件提供的咸阳市地区年太阳总辐射量，通过PVSYST建结构模型，如下图2-1PVSYST建模设计分析过程，结合美国NASA数据和RETScreen进行太阳辐照强度分析计算：每年发电量以0.4%年递减估算如表5-6：表5-625年发电量测算年份发电量（KWH）第1年210240第2年209399第3年208561第4年207727第5年206896第6年206068第7年205244第8年204423第9年203605第10年202791第11年201980第12年201172第13年200367第14年199566第15年198767第16年197972第17年197180第18年196392第19年195606第20年194824第21年194044第22年193268第23年192495第24年191725第25年1909585年内年平均值20856425年内年平均值19281225年总发电量4820312第六章电气6.1电气一次6.1.1设计依据（1）省发展改革委关于安徽振发新能源科技有限公司在咸阳建设200KW光伏电站项目建议书的批复（2）安徽振发新能源科技有限公司关于咸阳200KWp光伏并网发电项目一次接入系统项目的委托书（3）GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求（4）GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定（5）Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（6）国家电网公司光伏电站接入系统导则（2010版）（7）城市电力网规划设计导则（国家电网科[2006]1202号）6.1.2接入电力系统方案1定边电力系统现状及发展规划陕西省电网是西北电网的中心，与宁夏、陕西、青海、四川和新疆电网联网运行。截至2011年底，全省发电装机容量2734万千瓦。公司管辖750千伏变电所7座，容量1350万千伏安，线路3541公里；330千伏变电所43座，容量2312万千伏安，线路长度7439公里；220千伏变电所12座，容量321万千伏安，线路长度1108公里；110千伏变电所256座，容量1618万千伏安，线路长度16230公里（含电缆）。陕西省省电力公司截至2011年年底，省内售电量累计完成757亿千瓦时，同比增加91.71亿千瓦时，增长13.78%。这也是陕西省省电力公司售电量继2009年突破500亿千瓦时，2010年突破600亿千瓦时后，连续第三年实现跨越式增长。光伏发电工程接入电力系统方案（1）入电压等级分析光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级。根据Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，本站属小型光伏电站，总容量为203KWp，选择并网电压等级为400V。（2）接入点分析光伏电站区域属陕西电网下的咸阳丫丫园艺10KV变压器的低压端，自发自用。6.1.6防雷、接地及过电压保护设计1光伏阵列部分（1）光伏发电系统支架可利用光伏专用支架作为自然接地体，再敷设人工接地网，接地电阻不大于1欧姆。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用同一个接地装置，接地装置的接地电阻值不大于1欧姆。在进行设计时应考虑防腐因素，鉴于现场雨水等物对钢结构含有腐蚀性，应对接地所用扁钢采取相应的防腐措施。考虑到太阳能电池板安装高度较低，防止组件有热斑效应的问题，故在电站的光伏阵列区不设独立避雷针装置。（2）接地装置及设备接地的设计按《交流电器装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏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角钢。电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，逆变器室与光伏组件区域接地网连接。全站接地网接地电阻≤1Ω。2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。6.1.8电气设备布置1光伏布置方案概述光伏电站分为2个100KWp子发电系统，根据光伏电站的范围进行排布，东西方向并排放置两个发电系统，每个发电系统由432块组件组成；逆变器放置在丫丫园艺大秦西市的变电室内，光伏子系统中心位置，由2台100kW逆变器组成，全站共有200台逆变器和100台箱式变压器。2电缆敷设方式（1）光伏组件间连接电缆敷设采用电缆沿组件支架敷设的方式；组串至汇流箱电缆穿PVC管或金属线盒敷设；汇流箱至逆变器直流电缆采用直埋的敷设方式；（2）该项目所涉及的电线电缆设计依照《电力工程电缆设计规范—GB50217‐2007》及相关的电线电缆技术、规格参数选择方法根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电压损失及热稳定要求的电缆截面。（3）该项目所涉及的电线电缆设计依照《电力工程电缆设计规-GB50217‐2007》及相关的电线电缆技术、规格参数选择方法根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电压损失及热稳定要求的电缆截面。（4）直流电线电缆的选择与光伏电站使用的环境、光伏方阵串并联方式、直流电线电缆的长度以及使用方式息息相关。本项目选用的电缆线，冬天最低气温可能达到‐10℃，夏天最高气温可能达到40℃，加之直流侧系统最高工作电压为900V左右，所以组件串使用耐候性好，耐压1000V的导线，光伏方阵接线箱之后采用直埋0.6/1kV交联聚乙烯绝缘电力电缆。（5）光伏组件间连接电缆及与防雷汇流箱之间的连接电缆按照《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）要求，按照电缆压降<1%选择。组串监控汇流箱至逆变器的连接电缆按照《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）要求，按照电缆压降<5%选择。6.2电气二次本工程采用一体化的集中控制方式，在10kV配电室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信、遥调。二次设计采用六统一原则：功能配置统一，回路设计统一，端子排布置统一，接口标准统一，屏柜压板统一，报告格式统一。为了确保人身安全，对高压开关柜设计遵循五防原则：防止误分、合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地开关），防止带地线送电，防止误入带电间隔。6.2.1综合自动化系统综合自动化系统通过以太网及通讯管理机与站内各电气设备连接，实现对各电气设备的通讯与控制。综合自动化系统可通过群控器采集各台逆变器的运行参数：①要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。②要求监控主机至少可以显示下列信息：(a)可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。(b)可查看逆变器的运行参数，主要包括：A直流电压B直流电流C直流功率D交流电压E交流电流F逆变器机内温度G时钟H频率I功率因数J当前发电功率K日发电量L累计发电量M累计CO2减排量N每天发电功率曲线图(c)监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：A电网电压过高；B电网电压过低；C电网频率过高；D电网频率过低；E直流电压过高；F直流电压过低；G逆变器过载；H逆变器过热；I逆变器短路；J散热器过热；K逆变器孤岛；LDSP故障；M通讯失败；③要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。④要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。⑤要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。⑥要求至少提供中文和英文两种语言版本。⑦要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统⑧要求使用高可靠性工业PC作为监控主机⑨要求提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。⑩监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。6.2.2综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上传。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。110kV线路采用光纤差动保护测控装置，其中含有过流保护、过流速断、重合闸等功能。110kV变压器设置主保护为差动保护、后备保护、复压过流保护。非电量保护有瓦斯保护、压力释放。其中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。35kV高压开关柜上装设测控保护装置（线路、电容器、接地变、分段）。设过电流保护、零序过电流保护。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。400V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。6.2.3组屏方案本工程继电保护装置集中组屏于二次设备室，共24面屏。其中网络设备柜1面，远动通信柜1面，公用测控柜1面，主变测控保护1面，110kV进线保护柜1面，视频监控柜1面，光纤通信柜1面，故障录波柜1面，数据网通信柜1面，智能型控制直流柜1面，UPS电源柜1面，交流所用电柜2面和备用柜4面。6.2.4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UPS不间断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150Ah。蓄电池以2小时放电容量，正常时以浮充电方式运行。6.2.5不间断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，本工程设置一套不间断电源装置（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。6.2.6火灾自动报警及控制系统根据《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）及《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）的有关规定，35kV配电室、逆变升压室、综合楼内各房间，配置火灾探测器。当火灾发生初期时，探测器将火灾信号经报警回路送至消防控制盘，发出声、光报警信号，通知有关人员进行检查并利用手提式灭火器手动灭火。消防控制盘布置在有人值班的控制室内。6.2.7视频安防监控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。6.3通信1调度关系光伏电站经周台子110kV变电站接入定边电网，调度为定边地调。2通信方式变电所通信方式主要有调度电话、远动四线、数据网2M等业务，其中电话采用二线传输、模拟远动信息采用四线传输、远动数据网采用2M传输、电能量采集装置采用2M传输。3通信接入方案主备通信采用光纤通信。光通信采用迂回方式接到110kV，通过光纤环网与调度端进行通信。4设备配置在35kV配电室配置一套SDH-622光传输设备。在35kV配电室与110kV变电站间配置1对PCM接入设备。将SDH光纤传输设备与PCM接入设备安装在通信屏内，变电所本端的音频配线架、数字配线架、光配线架、电源分配架等配套设备在设计中一并考虑。通信方案最终按照接入系统报告及定边电力公司意见确定。第七章土建工程7.1设计安全标准根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）、并参照《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行）(FD002-2007)，本工程的主要建（构）筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。7.1.1工程等别和建筑物级别：①本工程等别为Ⅲ等，工程规模为中型；②建筑物级别为2级；7.1.2建筑物结构安全标准：①建筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0；②太阳能支架地基基础结构安全等级为2级，结构重要性系数取1.0。7.1.3洪水设计标准：35kV电压等级的变电站防洪设计标准为50年一遇，站址标高还应高于当地历史最高内涝水位。7.1.4抗震设计标准：①主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类；②太阳能支架基础的抗震设防类别为丙类。7.1.5地基基础的设计等级：①主要的建筑物地基基础的设计等级为丙级；②太阳能支架基础的设计等级为丙级。7.2跟踪支架基础及逆变升压室设计7.2.1光伏支架布置根据太阳能板荷载资料和参考的地质初步勘察资料，经分析计算，太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，基础埋深1.6米。以①层为持力层，如遇局部不良地基，需全部挖除，以中砂回填，垫层厚度每步300mm，压实系数大于0.95。考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高0.5m左右。共需独立基础（前单后双排布）21300组，前排单个独立基础混凝土方量约为1.6m3，后排单个独立基础混凝土方量约为0.96m3。7.2.2光伏支架基础计算由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程的主要构筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0，太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。1光伏支架基础荷载本工程光伏支架基础设计考虑的荷载主要包括自重、太阳能板荷载、风荷载、地震力等。(1)太阳能板荷载：进行太阳能板支架基础结构设计时，所考虑的太阳能板荷载为上部结构（太阳能板）承受风荷载作用传递至支架基础荷载，按表7-1考虑。(2)风荷载：对于下部结构，风荷载影响按武威基本风压0.55kN/m2考虑。(3)地震荷载：本场地属Ⅱ类场地，地震加速度为0.15g，地震基本烈度为7度。需计算地震荷载。作用在光伏支架基础顶面的风荷载、地震荷载、太阳能板及支架的自重组合后的荷载值列表如下，以下荷载均为作用在一个基础顶面的荷载值（Fy垂直方向荷载向上为正）。表7-1斜单轴追踪前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)弯矩M(KN)轴向顺风荷载116.19.5轴向逆风荷载-9-8.7-16.1表7-2斜单轴追踪后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)轴向顺风荷载1.727轴向逆风荷载-2-21.2表7-3斜单轴追踪前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)弯矩M(KN)侧向顺风荷载14.41117.3侧向逆风荷载-14.4-2-19.6表7-4斜单轴追踪后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)侧向顺风荷载0.271侧向逆风荷载0-662荷载工况与荷载效应组合：根据《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，按地基承载力确定基础底面积及埋深时，传至基础底面的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的标准组合，荷载采用标准值，地基承载力采用特征值。(1)计算地基变形时，传至基础底面上的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的准永久组合，不应计入风荷载和地震荷载。相应的限值为地基变形允许值。(2)计算基础内力和配筋计算时，荷载效应采用承载能力极限状态下的基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数。(3)基础抗滑稳定、抗倾覆验算的荷载效应采用基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数，荷载分项系数均为1.0。(4)验算地基变形、基础裂缝宽度时采用标准组合，荷载采用标准值。(5)分项系数基础结构安全等级为二级的结构重要性系数为1.0。eq\o\ac(○,1)基本组合：a.永久荷载分项系数：1.2（不利）/1.0（有利）；b.可变荷载分项系数：1.4（不利）/0.0（有利）；c.偶然荷载：1.0。eq\o\ac(○,2)标准组合和偶然组合：荷载分项系数均为1.0。3基础设计限制条件(1)基础稳定限制条件：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，基础应进行抗滑稳定和抗倾覆稳定计算，抗滑和抗倾覆稳定安全系数应满足：a.抗滑稳定安全系数：1.3；b.抗倾覆稳定安全系数：1.6。(2)地基应力限制条件：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002），在各工况下地基应力应满足：a.基础底面边缘最大压力：不大于1.2倍地基承载力特征值；b.基础底面平均压力：不大于地基承载力特征值。c.基础底面允许部分脱开地基土的面积不应大于基础底面全面积的1/4。根据荷载和地质勘探报告对支架基础的结构进行了初步计算。支架基础拟采用钢筋混凝土结构，以eq\o\ac(○,2)层为持力层，基础形式采用天然地基扩展基础。混凝土均为C30混凝土；垫层为100mm厚混凝土。固定单元前支架基础埋深为1.6m，基础底面为1.7m×1.7m矩形，底板厚度0.3m，支柱尺寸0.5m×0.5m，支柱顶面露出地面0.5m。固定单元后支架基础埋深为1.6m，基础底面为1.4m×1.4m正方形，底板厚度0.3m，支柱尺寸0.3m×0.3m，支柱顶面露出地面0.5m。4光伏支架基础计算(1)抗滑稳定验算：（基底摩擦系数μ=0.3）。在极端风工况下，各支架抗滑稳定安全系数如下：a.前支架基础在轴向风作用下计算顺风荷载作用下K=2.52>1.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=2.78>1.3，基础抗滑稳定满足要求。b.前支架基础在侧向风作用下计算顺风荷载作用下K=30>1.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=3.6>1.3，基础抗滑稳定满足要求。c.后支架基础水平力很小，且为双基础，可以满足要求。(2)抗拔稳定验算：本支架基础为三点独立基础，后基础根据其受力特性可参照《架空送电线路基础设计技术规定》（DLT5219-2005）作抗拔验算（γ1=2，γ2=1.4）Ge/γ1+Gf/γ2=51.2>F=46.2KN/m2,可以满足要求。(3)地基承载力计算：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，将太阳能支架基础作为独立基础进行基底应力计算，在极端风工况下，计算结果如下：a.固定单元前支架基础计算按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，将太阳能支架基础作为独立基础进行基底应力计算。计算结果如下：①前支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=48.3kPa，pmin=8.44kPa>0，满足要求。②后支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=62.5kPa，pmin=4.7kPa>0，满足要求。待下阶段对拟建场地进行详勘后，再根据详勘地质资料复核基础的承载力、变形、稳定，对基础设计进行进一步优化。7.2.3逆变升压室布置及形式本工程为1MWp设一个逆变升压室，共计50个，具体位置见光伏平面布置图。逆变升压室结构形式为单层砖混结构房屋，室内外高差0.45m，单个建筑面积为约60m2,基础采用块式平板基础，设电缆通道。屋面采用平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。内地面为水泥地坪，内墙面和顶棚采用乳胶漆，外墙外墙涂料。逆变箱房、箱式变压器的重量相对较轻，可采用天然地基的浅基础。基础拟采用箱形基础或条形基础，C30现浇钢筋混凝土结构及砖砌支墩，基础下设100mm厚C15素混凝土垫层，基础埋深1.5m。底板平面尺寸为14×4m。在后续设计阶段将根据招标确定的逆变箱房、箱式升压型号，由生产厂家提供的逆变箱房、箱式升压变压器的外型具体尺寸后进行更为详细的设计。7.3110kV升压站7.3.1主要建筑物主要建筑物有35kV配电室、综合楼、门卫室。建筑物总建筑面积约920m2。35kV配电室为一幢地上一层的现浇钢筋混凝土框架结构建筑。地上一层布置有35kV开关柜室、二次控制室、办公室、男女卫生间。室内外高差为0.45m，建筑面积401m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。综合楼为一幢二层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，含大厅、办公及生活用房，均布置在本建筑物内，室内外高差为0.45m，建筑面积1300m2。基础采用柱