分布式光伏发电项目投标方案（技术方案）

分布式光伏发电项目投标技术方案1.污水厂10.8MWP分布式光伏EPC总承包项目技术方案 1.1.光伏系统工程 81.1.1.总的技术路线 1.1.2.光伏电池组件选择 91.1.3.光伏方阵设计 1.1.4.逆变器选择 1.1.5.直流接线方案设计 1.2.电气工程 1.2.1.设计依据及范围 1.2.2.接入电力系统方案 1.2.3.电气主接线 1.2.4.主要电气设备选择 1.2.5.计算机监控系统 1.2.6.继电保护与安全自动装置 1.2.7.辅助电源 1.2.8.火灾报警 1.2.9.暖通设计 1.3.建筑工程 1.3.1.总图布置 1.3.2.基础设计概述 1.3.3.结构设计 1.4.发电量估算 1.4.1.光资源分析 1.4.2.发电量仿真模拟 2.村民屋顶2×6MWP分布式光伏发电项目技术方案 2.1.项目概况及投资方简介 2.2.设计依据、设计范围、设计原则 2.2.1.设计依据 2.2.2.设计范围和设计原则 2.3.XX市电网现状 2.4.XX市电力负荷预测 2.5.电力平衡及建设必要性 2.5.1.xxx市电力平衡 2.5.2.建设必要性及其在系统中的作用 2.6.接入系统方案 2.6.1.工程概况 422.6.2.周边电网及光伏电站概况 2.6.3.接入系统方案 2.6.4.潮流计算分析 2.6.5.短路计算 2.6.6.技术经济分析及投资估算 2.6.7.电气主接线及电气设备选择 2.6.8.本工程对电力系统的影响 2.7.系统继电保护 2.7.1.接入系统方案 2.7.2.系统继电保护配置方案 2.7.3.相关专业的配合 522.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案 2.7.5.系统继电保护设备及投资估算 2.8.调度自动化 2.8.1.调度关系 2.8.2.远动信息的传送方式和通道要求 2.8.3.调度自动化系统 2.8.4.远动信息 2.8.5.电量计费系统 2.8.6.光伏发电功率预测系统 2.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置 2.8.8.网络及二次系统安全防护设备 2.8.9.电能质量在线监测装置 2.8.10.调度运行管理系统 2.8.11.调度端配合费 2.8.12.调度自动化设备及投资估算 2.9.系统通信 2.9.1.接入系统概况及调度组织关系 2.9.2.通信系统现状 2.9.3.各专业对通道的要求 572.9.4.系统通信方案 2.9.5.投资估算 2.10.结论 592.10.1.接入系统推荐方案 2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求 2.10.3.系统继电保护 2.10.4.调度自动化 2.10.5.系统通信 2.10.6.接入系统推荐方案投资估算 3.建筑屋顶283.8KWP分布式光伏发电项目技术方案 3.1.综合说明 3.1.1.概述 3.1.2.太阳能资源 3.1.3.工程地质 3.1.4.项目任务与规模 3.1.5.总体方案设计 3.1.6.电气设计 3.1.7.土建工程设计 3.1.8.工程消防设计 3.1.9.发电量预测 3.1.10.施工组织设计 3.1.11.工程管理设计 3.1.12.环境保护与水土保持 3.1.13.劳动安全与工业卫生 3.1.14.工程设计概算 3.1.15.财务评价 3.1.16.结论 3.2.太阳能资源 3.2.1.区域太阳能资源概况 3.2.2.光伏电站所在地区太阳能资源分析 3.2.3.气象条件 3.2.4.太阳能资源分析 3.2.5.太阳能资源等级评估 3.3.光伏系统方案设计及发电量计算 3.3.1.光伏电站总体方案 3.3.2.光伏系统设计 3.3.3.发电量预测 3.4.环境保护与水土保持 3.4.1.环境保护 3.4.2.水土保持 3.5.工程投资概算 1063.5.1.工程概况 1063.5.2.编制原则及依据 3.5.3.基础资料 3.5.4.工程总投资概算 3.6.财务评价与社会效果分析 1073.6.1.概述 3.6.2.财务评价 3.6.3.社会效果评价 3.6.4.结论 4.村级5.083MWP光伏扶贫电站项目EPC总承包施工技术方案 4.1.概述 1114.1.1.项目简要介绍 4.1.2.项目范围 4.1.3.项目特点 4.2.总体实施方案 1124.2.1.项目目标 4.2.2.项目实施组织形式 4.2.3.项目阶段划分 1154.2.4.项目工作分解结构 4.2.5.各项目各阶段工作文件的要求 4.2.6.项目分包和采购计划 4.2.7.项目沟通与协调程序 4.3.项目实施要点 1314.3.1.勘查设计实施要点 4.3.2.采购实施要点 4.3.3.施工实施要点 4.3.4.试运行实施要点 4.4.项目管理要点 1344.4.1.合同管理要点 1344.4.2.资源管理要点 4.4.3.质量控制要点 4.4.4.进度控制要点 4.4.5.费用估算及控制要点 4.4.6.质量安全管理要点 4.4.7.职业健康管理要点 1714.4.8.环境管理要点 4.4.9.沟通协调管理要点 4.4.10.财务管理要点 4.4.11.风险管理要点 4.4.12.文件及信息管理要点 4.4.13.报告制度 4.5.设计方案 1804.5.1.系统方案 4.5.2.板阵系统设计 4.5.3.太阳能支架系统设计 4.5.4.集电线路方案 4.5.5.电气系统配置方案 4.5.6.二次部分设计 4.5.7.线缆设计选型 4.5.8.光伏电站的防雷接地及过电压保护措施 4.5.9.发电量估算 4.5.10.开关站及管理站区设计方案 1.污水厂10.8MWp分布式光伏EPC总承包项目技术方案1)离网光伏发电系统2)(不蓄电)并网光伏发电系统3)蓄电并网光伏发电系统模可以达到MWp甚至GWp级别，发出电能并入中高压输电网络，参与电力输送和调配。大型并网光伏电站主要由光伏电池方阵、直流集电系统、并(Polycrystaline-SiAmorphousSiSiHIT上述各类型电池主要性能特点如表2-1所示。电池类型商用效率实验室效率使用特点目前应用范围晶硅电池效率高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场多晶硅效率较高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场薄膜电池价格相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉价格相对较低民用消费品市场铜铟硒价格相对较低民用消费品市场目前市场生产和使用最主要的有晶体硅光伏电池和非晶硅薄膜光伏电池，分别详细介伏电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%～20%,曾经长期占多晶硅电池商用转换效率目前在13%～15%,略低于单晶硅电池水平。多晶硅电池生池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成电池。单晶硅电池组件、多晶硅电池组件外形外观，可参考图2-1。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)、染料敏化薄膜得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10-12%,电池组件的系统在9%-12%,其他多数尚未形成产业化。率最高可达9%,没有形成产业化。.光伏组件国内生产应用现况.光伏组件技术规格拟定较小。在相同的建设条件下，选用不同功率的光伏组件，其整体集成方案均具有可行性60片电池组成的高效多晶硅电池组件，且逐渐占据市场主流。单晶硅组件效率不低于17%,输出功率保证率线性质保，第1年功率衰减不高于3%,第2年至第25年功率每年衰减不高于0.7%,工作环境温度范围-40℃到85℃。太阳能电池组碰伤，整个组件外表无残留的EVA、硅胶、胶带印等异物，无凸起或者凹陷(由内部引线小于5400Pa。组件的每片电池与互连条排列整齐，组件内单片电池无碎裂、无裂纹、无IP65。组件具备一定的抗潮湿能力，在雨、雾、露水或融雪的湿气的环境下，能正常工满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃铜芯电缆的截面积不小于组4平方毫米。组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于50兆欧姆，漏电电流小于小于50微安。采用EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA的交联度大于75%,EVA与组件背板包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。组件与安装支架之间的连接全部采用螺栓连接(不采用为22片。拟选择的光伏组件技术规格如下表。序号12组件转换效率%3V4A5V6A7最大绝缘耐受电压V8额定电池工作温度度9电流温度系数电压温度系数功率温度系数组件尺寸(长x宽x厚)二结构材料12EVA(抗PID)3框架结构阳极氧化铝合金45电池片类型6电池片转换效率%71.1.3.光伏方阵设计.光伏方阵设计原则.光伏组件串联方案Tc=G/800×(Tn-20)+Te;——公式1-1度系数Kv(-0.33%/度),计算组串数量N必须大于19小于23。组串数量宜选择偶数20、22两种方案。组串数量选择22片时，该电压范围贴近逆变器最佳功率点电压，有利于提升逆变器组串数量选择20片时，虽然逆变器效率相对22片时更高，但因直流电流较低、损耗综合上述分析，选择22片组件进行组串。逆变器按功率等级分有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、630kW、1000kW等各逆变器效率，最初随负载增加而增加，达到最大值(负载率约30%)后随负载增加而减少，100%负载下效率小于最大效率，其变化曲线可见图4.2-1。低，则运行效率越高，其变化曲线可见图4.2-2。转换效率转换效率.并网逆变器常用技术结构1)集中逆变器：在大于100kWp的光伏发电站系统中，很多并行的光伏组串连接到同一台集中逆变器的直流输入侧，如图5.3-1所示。这类逆变器的最大特点是效率高，成本低。大型集中逆变器(单机500kW、630kW、750kW、1MW)可直接通过一台中压变压器与中压电网(10kV或35kV)连接，省去低压变压器，减少逆变器输出交流侧电缆损耗，提1)大型地面光伏电站场和厂区屋顶分布式光伏电站地往往比较平整，光伏组件、电池架联时适配性高、损耗低。因此，在系统集成方面考虑运用集中逆变器可行；2)大型地面维护及运行管理的需要，适合选用集中逆变器；3)降低投资的需要。2)组串逆变器：如图4.3-2所示，太阳电池组件被连接成几个相互平台逆变器，即成为"组串逆变器"。每个组串并网逆变器具有独立的最大功率跟踪单元，遮挡不一)时，可适应各组串的实际工况统一逆变成规格相同的交流电能，特别适用于屋国内大型光伏电站广泛选用500kW级逆变器，2台并机成1MW单元运行。2台500kW逆变器匹配1MW子方阵，子方阵的占地面积不同，电缆长度不同。1交流额定输出功率234欧洲效率序号56最大功率跟踪(MPP)范围78交流输出电压9<3%(额定功率时),并网点满足GB/T14549《电能质量公用电网谐波》要求功率因素0.9(超前)~0.9(滞后)接地点故障检测(有/无)有过载保护(有/无)有反极性保护(有/无)有过电压保护(有/无)有其他保护短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等有功功率调节能力(有/无)根据本工程特点，综合考虑技术及经济原因，可采用8汇1和16汇1型直流汇流箱。每个500Wp光伏发电单元最多配置8台汇流箱，全站初步布置280Wp单晶硅组件31724块，装机量共计8.882MWp并网系统需配置8汇1汇流箱22台，16汇1汇流箱80台。(1)防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；(2)可同时接入8路或16路光伏组串，设8路或16路熔断器回路，每路额定电流(3)每路输入回路配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V;(4)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，(5)直流输出母线端配有可分断的直流断路器。所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇流箱的电缆均采用1×4mm2的单芯直流1)汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满2)逆变器布置在水厂区可利用且离升压变与汇流箱集中区域。本项目并网光伏发电系统包括9个1000kWp固定安装的单晶硅发电单元系统，系统总容量共8882kWp,标称容量8.882MWp。本项目电池组件、汇流箱逆变器数量见表5.3-1。1块2台93汇流箱8汇1台4汇流箱16汇1台1)招标文件；2)现场踏勘资料；3)国家相关设计规范3)其它专业资料、设备资料等；本电站规划安装光伏组件容量8.882MWp。根据本项目招标文件，光伏电站分两个接根据光伏电场技术方案，光伏电场以1MWp为发电单元，分散布置有9个逆变单元。采用就地逆变、就地升压汇流的接线原则，各逆变单元2台500kW/AC0.4kV并网逆变器，与1台1000kVA双分裂升压变压器组成“两机一变单元接线。该接线具有电能损耗少、.10kV开关站电气接线1个SVG、1个站用变。.中性点接地方式.无功补偿功率因数应能够在0.9(超前)～0.9(滞后)范围内连续可调。参考类似工程无功容量.站用电源1.2.4.主要电气设备选择额定短路开断电流(有效值):25kA额定短路关合电流(峰值):63kA额定动稳定电流(峰值):63kA热稳定电流(有效值):25kA(4s)本电站设控制室，控制室内布置有：计算机监控系统主机/操作员站、视频安防监控屏、微机五防工作站、10kV线路保护屏、10kV线路测控屏、直流屏、UPS电源屏、环境监测系统、远动通讯屏、公用测控屏、调度数据网及后台监控屏、AGC/AVC控制服务屏。光伏电站计算机监控系统通过双绞线或光纤将二次设备联结构成以太网或现场总线管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、1)数据采集与处理功能2)安全检测与人机接口功能3)运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、站用系统的控制功能4)数据通讯功能5)系统自诊断功能6)系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7)自动报表及打印功能8)时钟系统计算机监控系统由随10kV集电系统敷设的管道光缆组成光纤环网通信网络，将光伏1.2.6.继电保护与安全自动装置元件继电保护按GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、入系统设计报告和《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》1)10kV箱式变电站变压器保护。由于箱式变电站2)并网逆变器保护。并网逆变器为制造厂成套供货设备，应具有防孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护(欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。并网逆变器低电压穿越能力应满足国家电网公司Q/根据"国家电网公司Q/GDW617-2011《光伏电站考虑配置2套电能质量在线监测装置，用于实时监测并网点的各项电能指标。拟在10kV线路设置关口计量点，采用有功0.2S级、无功2级的双向主/副电度表。在10kV开关站配一套电能量远方终端，用于完成电站关口计量点电能信息采集、处用于向站内一、二次及通信设备提供直流电源，全站事故停电按2小时考虑。直流系统电压为220V,采用单母线分段接线。蓄电池组容量为40Ah,共两组，每组52只。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，布置在开关站蓄电池内设置两套充电装置，采用高频开关电源，模块按N+1配置，充电装置屏设置在开关1)逆变器室通风小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。2)10kV配电室通风空调立的分体柜式空调机，以维持夏季室内温度18℃,冬季可适当提高室内温度，另设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。面上，东西向长600m,南北向长350m,海报21m。场地主要由一期3个氧化沟、二期3个氧化沟、东北角位置6个沉淀池、西北角6个沉淀池、绿化带及部分建筑组成。场址地形条件较好，土地属性主要为建设用地。总占地面积约24.4万平米，站址南侧及西侧有本项目本期电站总规划容量8.82MWp,本期新建内容包括一期、二期氧化沟上方的门本工程总装机容量8.882MWp,由4个主要光伏方阵组成，为减少交直流线路的损失，光伏发电方阵的逆变升压设备尽量置于靠近光伏方阵及并网点位置(具体位置待后续详勘后与业主方确定),逆变升压单元10kV出线电缆通过直埋电缆汇集到整个光伏发电站的两个开关站内，然后经两个开关站由2回10kV线路并入厂区内部10kV电网。修通道采用钢栅格，门式刚架检修通道布置在组件下方，与组件下沿净高距离600mm,检箱逆变及开关站占用地见表2.1-1,共计占用面积640m2。编号名称基础占面积(m²)基础高(m)1砖混结构22砖混结构2箱逆变及开光柜设备基础主要依据使用功能进行设计，在满足功能要求的前提下，按基础为开挖型基础，埋深约离地面1.5米，地上部分约0.5米，底部采用伐板式水泥●本工程结构除光伏支架设计使用年限为25年外，其余建(构)筑物的结构设计使用年限为50年；●基本风压：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙类别为B类。●结构设计使用年限：光伏支架25年，建筑50年。●抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组。建筑场地类别：按照Ⅱ类，设计特征周期为0.40s。●地基基础承载力特征值按照100kPa计算混凝土：门式刚架及钢网架结构基础混凝土为C35,设备基础混凝土为C30,垫层混凝土为C15;钢材：门式刚架及钢网架主体结构采用Q345,其它未注明钢材均采用Q235B;根据总平图中沉淀池位置、直径大小以及最大化布置组件，西北区域可以布置1个钢架柱顶标高距离池壁顶面垂直净高4m,网架高度3.8m;采用实腹钢柱，柱下拟采用钢筋砼独立基础，地基承载力特征值按照100kPa估算基础截面及配筋，基础位于绿化带内。门式刚架结构，二期氧化沟布置3个门式刚架结构。门式刚架结构跨度根据氧化沟池壁平台位置确定，一期氧化沟长度约104米，二期氧化沟长度约84米，梁底标高距离池壁顶面垂直净高2.5m;采用实腹钢柱、钢梁，柱脚采用地脚螺栓铰接连接在池壁上(地脚螺3、光伏支架按倾斜角度15度设计。考虑使用耐久性，光伏支架钢构件均热镀浸锌。4、检修通道南侧设置护栏，护栏高度不低于组件上沿高度，北侧在不遮挡组件的情况下，设置100mm独立基础采用C30,其余均为C25基础垫层C10HPB300钢筋热镀锌Q235B管材f=205kN/m²一类地区：全年日照时数为3200～3300h,年辐射量在6680～8400MJ/m2。这是我国二类地区：全年日照时数为3000～3200h,年辐射量在5852～6680MJ/m一、二、三类地区，年日照时数大于2000h,年辐射总MJ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，具有利用太阳能肥地位于北纬31.9度，东经117.2度，位于第三类地区，属于暖温带本期工程场址位于北纬31.9度，东经117.2度，海拔21米。发电量模拟采用Meteonorm的太阳能资源数据进行分析。气象数据如下图所kwh/m?mthC根据Pvsyst6.6.2仿真结果分析得首年各月发电量数一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池日均总计一月日均二月日均三月日均四月日均五月日均六月日均七月日均八月日均九月日均十月日均十一月日均十二月日均全年日均首年日平均发电量首年各月发电量，单位：万度一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池总计一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月发电量(万度)发电量(万度)25年总发电量25年发电量情况25年发电量情况模拟结论：本项目综合考虑旁边高楼阴影遮挡，结合水厂区域组件布置，通过Pvsyst6.6.2仿真结果为：二期氧化池79.47%,综合发电效率为：80.7%;25年发电总量为：21269.4万度；年平均发电量为：850.776万度。2.村民屋顶2×6MWp分布式光伏发电项目技术方案2.1.项目概况及投资方简介xxx村民屋顶2×6MWp分布式光伏发电项目(简称“xxx12MW分布式光伏电站”)位于xxxx,项目综合利用xxxx街道办事处西大封村、东大封村建筑屋顶进行光伏发电项目集中连片建设，项目利用屋顶面积18万平方米，标称装机容量12MW,为并网型光伏电站，由xxx投资建设。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。xxx是专业从事新能源终端产品研发与生产，新能源工程开发与建设的高科技股份制企业。公司拥有国内一流的新能源行业专家顾问团队和技术团队，主要经营太阳能系列产品的生产销售、智能微电网工程、建筑幕墙工程和各类光伏系统集成设计，光伏发电、风力发电等新能源项目投资建设和运营维护等，具有区域稳定的新能源市场资源，在新能源开发建设、运营管理方面拥有较强的实力和丰富的经验。●xx电网“十三五”发展规划报告(2015年版)●xx电网“十三五”规划(2015年版)●xx电网“十三五”规划(2015年版)xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。本报告根据《山东电网“十三五”发展划报告(2015年版)》、《泰安电网“十三五”发展规划》,通过分析泰安xxx的负荷发展，结合泰安电网规划，提出本工程合理的《光伏电站接入电网技术规定》xx电网位于xxxx,通过220kV高余变、桃园变、五凤变和肥东变接入泰安电网。目前已形成以220kV高余变、桃园变、五凤变和肥东变为主供电源，以110kV、35kV为配电截止2015年底，xxx市拥有220kV变电站4座，变电容量1350MVA,110kV变电站座数为11座，主变台数为19台，变电容量为87.9万kVA,线路的条数为20条，总长度为226.56km;35kV变电站座数为12座，主变台数为23台，变电总容量为26.64万kVA,线路的条数为28条，总长度为248.43km;10kV配变容量59.21万kVA,线路条数共142条，线路总长度1736.42km。年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电2015年xxx市全社会用电量38亿kWh,全社会最大负荷700MW。至2015年全市生产总值2015年突破669.3亿元亿元，"十二五"年均增长11.36%以上，人均GDP为8.39万元/人。产业结构更趋优化，产业能级显著提升，产业布局集约科xxx市2015年全社会用电量、全社会最大负荷分别为38亿kWh和700MW。随着经济的发展，xxx市电力负荷也快速增长，预计2020年将达到49亿kWh;“十三五”期间递增率为5.22%;预计2020年网供最大负荷将达到971MW;"十三五"期间递增率为6.76%。xxx市电力电量预测表详见表。“十三五”递增2.5.电力平衡及建设必要性年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电项目，xxx地区一直为受电区，预计2020年最大负荷为971MW,所需电力主要通过220kV(1)符合国家能源产业政策当前，我国的能源结构以常规能源(煤、石油和天然气)为主，由于常规能源的不可之不竭"。大力发展太阳能发电，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，(2)优化山东省能源结构，保护环境，符合可持续发展的需要断增加。目前山东省96%左右的发电量均来自燃煤电站，40%左右的电煤供应依靠其他省(3)对电网供电能力形成有益的补充总辐射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的国际通用计算倾斜面上月平均太阳辐照量。通过利用光伏发电专业软件计算，地面部分方阵安装的最佳倾角为33°,全年所接收到的太阳辐射量最大，为5383.16MJ/m2,比水平面高出约5.28%。xxx地区年平均日照数2482.7小时左右，年光照辐射强度达5383.16MJ/m2,年等效可用小时在1489小时左右，是山东地区太阳能资源较好的区域之一，适宜建设太阳能电根据工程可行性研究报告，本工程拟采用260Wp多晶电学性能峰值电压VmpV峰值电流ImpAAV电压温度系数Tk(Voc)电流温度系数Tk(Isc)最大系统电压V组件效率CELL型号工作温度℃本期工程电池组件单块容量为260Wp,总安装数量为46080块，实际总容量为12MWp。根据工程可行性研究报告，本工程拟选用的逆变器为500kW逆变器，每个1MW发电单元配2台逆变器，整个工程配24台500kW逆变器。逆变器的基本参数见表。逆变器技术参数隔离方式最大太阳电池阵列功率最大阵列开路电压太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围总电流波形畸变率<3%(额定功率时)功率因数最大效率IT系统夜间自耗电自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、通讯接口使用环境温度-25℃~+55℃使用环境湿度满功率运行的最高海拔高度(超过3000米需降额使用)噪音防护等级IP20(室内)电网监控2.6.2.周边电网及光伏电站概况根据《配电网规划设计技术导则》,电源总容量范围在6MW～50MW时，并网电压等级可为10kV、35kV和110kV。xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东西大封村，电压等级接入系统，周边可考虑的接入点有110kV牛山站、110kVxxx站、110kV白云110kV牛山站，位于光伏电站东南约5km。规划主变(2×50)MVA,现有主变2×50MVA,单母线分段接线，现有出线24回，已出线20回，有备用间隔。2016年牛山站最大负荷110kVxxx站，位于光伏电站东约9km。规划主变(2×50)MVA,现有主变2×50MVA,10kV规划出线22回，单母线分段接线，现有出线6回，有备用间隔。2016年xxx站最大负荷40MW,本工程接入后能够就地消纳。110kV白云站，位于光伏电站东南约8km。规划主变(2×50)MVA,现有主变50MVA,10kV规划出线24回，单母线分段接线，现为单母线接线，出线间隔12回，已有出线7回，有备用间隔。2016年白云站最大负荷15MW,本工程接入后能够就地消纳。白云站距周边光伏电站接入情况：xxx昊邦20MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站，接入系统方案已批复。xxx辉创20MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站。xxx天辰40MWp光伏电站以1回110kV线路接入220kV五凤站，已建成投产，与UPC风电 (50MW)、华电风电(100MW)以及xxx合能20MW光伏电站合并送出。xxx君名20MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站。xxx湖屯镇30MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV高余站，接入系统方案已批复。xxx盛阳20MWp光伏电站以1回35kV线路接入110kV米山站，接入系统方案已批复。项目名称况以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV高余站已批复以1回35kV线路接入110kV米山站已批复根据xxx12MW分布式光伏电站周边电网情况，相关变电站最大接入容量的计算结果如下表所示。2016年相关变电站光伏发电最大接入容量公共连接点母线名称110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧注：分布式电源并网点的系统短路电流与电源额定电流之比按10计算(下同)。经计算，牛山站10kV侧和xxx站10kV侧2016年可接纳的光伏电站容量能够满足泰安xxx惠康10MW光伏电站项目的接入容量需求。根据xxx12MW分布式光伏电站工程建设规模、拟选站址及周边电网概况，提出如下接方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧光伏电站新建12MWp光伏发电装置，组成12个发电单元，经过逆变、升压、汇流后，由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV牛山站，新建架空线路长度约6.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和牛山站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。电气主接线：光伏电站开关站10kV母线采用单母线接线。对侧间隔：110kV牛山站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线20回，有备用间隔，本工程利用已有备用间隔，无需扩建，接入后仍为单母线分段接线。xxx12MW分布式光伏电站接入系统示意图见附图6.3-1。方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧光伏电站新建12MWp光伏发电装置，组成12个发电单元，经过逆变、升压、汇流后，由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至图6.4-3。110kVxxx站，新建架空线路长度约9.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和xxx站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。电气主接线：光伏电站开关站10kV母线采用单母线接线。对侧间隔：110kVxxx站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线6回，有备用间隔，本工程利用已有备用间隔，无需扩建，接入后仍为单母线分段接线。xxx12MW分布式光伏电站接入系统示意图见附图6.3-2。计算水平年：工程计划于2016年投产，潮流计算水平年取2016年。计算负荷：2016年泰安电网计算负荷取2750MW。电网接线方式：500kV电网全接线，泰安电网通过220kV石横电厂～长清、石横电厂~玫瑰、石横电厂～平阴与济南电网联络；通过220kV翟镇～莱芜电厂、翟镇～钢城与莱芜电网联络；通过220kV南流泉～双龙、南流泉～温水与莱芜电网和临沂电网联络。潮流计算方式：大负荷方式下xxx12MW分布式光伏电站满发、停运方式。方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站满发时，光伏电站10kV母线电压为10.5kV,牛山站110kV母线电压为115.5kV,牛山站10kV母线电压为10.5kV;桃园站110kV母线电压为113.2kV;桃园～肥东潮流为59MW;高余站～桃园站220kV线路潮流为105MW。周边电网潮流图见附xxx12MW分布式光伏电站停运时，牛山站110kV母线电压为113.3kV,牛山站10kV母线电压为10.3kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~桃园站220kV线路潮流为105MW。周边电网潮流图见附图。方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站满发时，光伏电站10kV母线电压为10.8kV,xxx站110kV母线电压为115.1kV,xxx站10kV母线电压为10.8kV;肥东站110kV母线电压为115.3kV;桃园～肥东潮流为51MW;高余站～桃园站220kV线路潮流为104MW。周边电网潮流图见附xxx12MW分布式光伏电站停运时，牛山站110kV母线电压为113.3kV,xxx站10kV母线电压为10.2kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~2016年短路计算边界条件：220kV五凤站主变容量2×180MVA,220kV肥东站主变容量2×180MVA,220kV桃园站主变容量120+150MVA,220kV高余站主变容量2×180MVA。2020年短路计算边界条件：20kV五凤站主变容量2×180MVA,220kV肥东站主变容量2×180MVA,220kV桃园站主变容量120+150MVA,220kV高余站主变容量2×180MVA,220kV郭庄站主变容量180MVA。xxx12MW分布式光伏电站项目给系统提供的短路电流按光伏电站额定电流的1.5倍考2016年相关变电站短路计算结果详见表。2016年相关变电站短路电流单位：MVAkA厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧2020年相关变电站短路计算结果详见表。2020年相关变电站短路电流单位：MVAkA厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站以10kV电压等级接入电网，对接入点在xxx12MW分布式光伏电站投运时，光伏所发电力在牛山站或xxx站全部消纳，减少方案1投资160万元，方案2投资220万元，方案1较方案2投资节省60万元，建方案1方案2光伏电站～牛山站10kV送出线路，新建架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-30C导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆，约160万元。光伏电站～xxx站10kV送出线路，新建架空线路长度约9.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆，约220万元。对侧间隔已有间隔一次设备，本工程不再计列已有间隔一次设备，本工程不再计列160万元220万元60万元2.6.7.电气主接线及电气设备选择.变压器选型容量比：100/50-50.电气主接线.无功补偿xxx12MW分布式光伏电站于2016年投产，取2016年为设计水平年。根据工程可行性研究报告，本期工程选用的逆变器交流侧出口功率因数可在超前0.9～xxx12MW分布式光伏电站安装1MVA变压器12台，短路阻抗按6%考虑，为补偿升压变压器的无功损耗，本期需无功补偿容量0.72Mvar。经计算，光伏电站送出线路无功损耗约0.2Mvar,充电功率0.04Mvar。因此本光伏电站工程接入系统共需安装-0.02Mvar~根据山东电力调度中心文件《山东电网新建光伏电站并网验收流程34号)的规定，"容性无功容量不小于光伏电站总容量的+25%,感性无功容量不小于光伏电站总容量的-12.5%”。本工程光伏电站容性无功容量不小于2.5Mvar,感性无功容量不小于1.25Mvar。综上，本期推荐选择1组-1.5Mvar～+2.5Mvar可连续调节的动态无功补偿装置。(1)孤岛效应孤岛效应是指当电力公司的供电因故障或停电检修而跳闸时(例如大电网停电),并①对电网负载或人身安全的危害，用户或线路维修人员不一定意识到自给供电系统④孤岛状态意味着脱离了电力管理部门的监控而独立运行，具有不可控性和高隐患(2)谐波①光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，应由具备相应资质的单位或部门②光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试②有功输出特性(有功输出与辐照度的关系特性)测试；2.7.系统继电保护xxx12MW分布式光伏电站工程新建12MWp光伏发电装置，通过逆变、升压、汇流后，经汇集线路分别接至光伏电站新建10kV开关站。光伏电站10kV电气主接线采用单母线接线，规划出线1回，本期出线1回，接入110kV牛山站10kV母线。1)线路保护光伏电站10kV出线采用架空出线。在光伏电站10kV开关站～牛山站并网线路两侧配牛山站并网线路具备光缆通道，线路保护要求四根光芯，主用2芯，备用2芯。2)母线保护3)失步解列柜4)故障录波器柜5)防孤岛保护2.7.3.相关专业的配合2.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案护1套。护各1套。2.7.5.系统继电保护设备及投资估算序号设备名称总价(万元)光伏电站侧110kV线路保护柜面18210kV母线保护柜面13失步解列装置柜面14故障录波器柜面15防孤岛装置二220kV桃园站侧1110kV线路保护柜面2三110kV牛山站侧1110kV线路保护柜面1212四110kV尚庄站侧1110kV线路保护柜面2224五220kV肥东站侧1110kV线路保护柜面1光伏电站配置1套调度数据网接入设备，每套接入路由器配置1路2Mbps数字通道，并将实时数据和历史数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无光伏电站的关口计量点暂按厂网产权分界处原则设定。即在并网线路对侧110kV牛山站设关口计量点，按单表配置0.2S级的智能电能表。在光伏电站并网线路出线侧设关口考核点，按单表配置0.2S级的智能电能表。计量点互感器装置应经相应部门检测通过才要求电能表带双485输出，具备失压计时功能。本工程在光伏电站安全区II设电能量远方终端1台。本工程在光伏电站安全区II配置功率预测系统1套，功率预测系统接收气象部门的数值天气预报信息(或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息)和调度主站系统2.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置光伏电站应配置1套全站统一的公用时间同步系统，高精度时钟源双重化配置，采用本工程在光伏电站安全区II配置1套时间监测装置。时间监测装置通过光纤或RS-485接口(IRIG-B(DC)码)监测时间同步装置(主时钟及扩展装置等)的时间精度，时间同况的信息等。时间监测装置通过网络方式(NTP协议)实时监测功率预测服务器的时间信方终端等设备与系统的时间信息并上传主站系统。时间监测装置通过调度数据网安全区2.8.8.网络及二次系统安全防护设备本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，包括路由器1台、交换机1台，配置相应的二次安全防护设备，1套路由设备共计配置纵向加密认证装置1台。在光伏电站内安全区I与安全区II之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信息大区之间配置反向隔离装置1台。本工程在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套，包含路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台。2.8.9.电能质量在线监测装置本工程在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置，实现对光伏电站并网线路及母线2.8.10.调度运行管理系统本工程在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套，用于调度生产2.8.11.调度端配合费2.8.12.调度自动化设备及投资估算序号(总价：万元)一1综合通信管理终端冗余配置，具备远动通信、有功功率控制、无功电压控制等功能套1二电量计费系统1电能量远方终端具备网络功能套172智能电能表0.2S级，关口考核点块163电能表柜柜体面1三电力调度数据网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、纵向加密认证装置1台，硬件防火墙1台，及反向隔离装置1台套1四调度管理信息网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台套1五电能质量在线监测装置套1六时间监测装置套16七套13八山东省调软硬件接口费套15九泰安地调软硬件接口费套15十对侧110kV牛山站智能电能表0.2S级，关口计量点块16十一十牛山站需配置电能量采集终端一套套15合计2.9.1.接入系统概况及调度组织关系设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。本工程本期新建10MWp光伏发电装置，光伏电站10kV规划出线1回，本期出线1回，接入牛山110kV变电站，新建10kV线路长度约6.8km。泰安地区已基本建成了以ADSS、OPGW光缆为主的地区级电力通信网。泰山～五凤~泰山～五凤～桃园～高余～佛山～李楼～金阳～汶口～泰山之间开通了10Gb/s骨干环。泰安地区正在建设PTN数据承载网，以满足日益增长的IP业务传输需求及220kV变xxx市域随110kV及35kV线路建设了OPGW或ADSS光缆。新城～双村～牛山～尚庄~调控中心已架设了24芯/16芯ADSS。随着四级通信网延伸工程的建设，桃园～牛山已Gb光伏电站配置1套调度数据网接入设备，每套接入路由器配置1路2Mbps数字通道，光伏电站配置1路2Mbps数字通道接至山东电力调度管理信息网的地调节点，传送管要求光伏电站～牛山站线路具备光缆通道，线路保护要求4根光芯。(1)光缆建设方案本期随光伏电站1回10kV出线架设1根24芯OPGW光缆至牛山站，线路光缆长约6.5km,管道光缆0.3km。W24/9.0251林园变王瓜店所尚雕变新城1827EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up2(N),2).新度光缆建设方案图(2)设备配置方案在光伏电站配置1套155MSDH光传输设备，带2个155M光口。牛山站SDH设备上增加2块155M光口，结合本期新建的2根光缆利用光伏电站～牛山的光缆通道，1+1开通光伏电站～牛山的155Mb/s光路。同时在光伏电站配置1套接入层PTN设备，带2个GE光口。220kV桃园站PTN设备增加2个GE光口，跳纤开通光伏电站～桃园的GE光路。通过开通SDH和PTN光路，使得光伏电站接入泰安地区电力通信网。光伏电站配置2个IP电话，通过调度数据网同时注册至地调和地调备调已运行的调度软交换系统。光伏电站内配置配线设备，包含1套综合配线柜，内置12芯ODF模块6块、16单元DDF模块2块。对侧牛山站内增加4块ODF模块，置于站内已有配线柜内。调度数据网路由器至泰安地调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～肥东～天平～徐楼～泰城～泰安地调。至泰安备调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～五凤～泰山～徐楼～泰安备调。均利用泰安地区SDH传输系统，各分配2M带宽。光伏电站～牛山站线路保护利用本期新建的1根光缆通道，专用光芯方式，每套线路保护主备用各2芯，主备用光芯分别使用不同的光缆。通信部分投资估算为105.4万元，其中光伏电站侧59.5万元，电网侧45.9万元。xxx12MW分布式光伏电站通信投资估算表单位：万元光伏电站侧1155M光设备套1含双光口2套1含双光口3套1334套1555辅助设备及其它套16二电网侧152管道光缆43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。2.10.1.接入系统推荐方案由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV牛山站，新建架空线路长度约6.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和牛山站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。对侧间隔：110kV牛山站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线无功补偿：建议光伏电站本期1组-1.5Mvar～+2.5Mvar可连续调节的动态无功补偿2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求2.10.3.系统继电保护(1)光伏电站开关站～牛山10kV并网线路两侧配置光纤电流差动保护。(2)在光伏电站10kV单母线接线配置一套独立的、快速的、灵敏的微机型母线差动(3)本期配置1面失步解列柜，在电力系统失步时实现解列、切机、压出力、切负(4)本期在开关站安装故障录波仪。(5)光伏电站10kV并网线路对侧110kV牛山站配合本工程应新上一致的光纤电流差动保护1套。桃园~牛山T接尚庄站线路三侧配置光纤电流差动保护各1套，桃园~尚庄站线路两侧配置光纤电流差动保护各1套，肥东~尚庄站T接桃园站线路三两侧配置光纤电流差动保护各1套。(1)xxx12MW分布式光伏电站项目属泰安地调调度。远动信息送至泰安地调主、(2)与地调主、备调数据网络通信方式采用DL/T634.5104规约。(3)光伏电站配置1套调度数据网接入设备。(4)在光伏电站安全区I设综合通信管理终端1套。(5)在并网线路对侧110kV牛山站设关口计量点；在光伏电站并网线路出线侧设关(6)本工程在光伏电站安全区II配置1套时间监测装置。(7)本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，在光伏电站内安全区I与安全区II之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信息大区之间配置反向隔离装置1台，在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套。(8)在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置。(9)在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套。本期随光伏电站1回10kV出线架设1根24芯OPGW光缆至牛山站，线路光缆长约6.5km,管道光缆0.3km。xxx12MW分布式光伏电站项目接入系统方案投资估算为545.9万元。其中：电网侧投资299.9万元(包括：系统一次部分160万元、系统继电保护78万元、调度自动化部分16万元、系统通信部分45.9万元),光伏电站侧投资246万元(包括：系统继电保护部分53万元、调度自动化部分133.5万元、系统通信部分59.5万元)。详见表。投资估算(万元)电网侧光伏电站侧1、光伏电站～牛山站10kV送出线路，新建架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长km\1、系统继电保护3、系统通信光伏电站接入系统图(方案1)光伏电站接入系统图(方案2)附图6.4-3光伏电站满发时潮流图(方案2)SVG无功补偿装置目路|来自市电附图6.7-1光伏电站原则性主接线示意图同#1箱式交电站配置接线日*》露年务期站用变宏照黎幕机电将汇露年务期站用变宏照黎幕机电将汇源依塔威恐盖用变据高牛支好习云习廉福2所变Uab,0.02所变Ja.o把住日即军日即军共分段判判度：0.020.0部xxx站主接线图祖时备用2接地变制分的71-171-10221-121-1温度1(油温):0.0温度2(清温):03.建筑屋顶283.8kWp分布式光伏发电项目技术方案xxx是专业从事新能源终端产品研发与生产，新能源工程开发与建设的高科顶面积1.2万平方米，总标称装机容量283.8kW,选用860块峰值功率330Wp的高效多晶硅光伏组件，5台50kW光伏并网逆变器，并配套建设变压器、集电线1)符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75%,已成为我国大气污染的主要来煤炭、交通、环保等因素的制约，随着2000年9月1日开始实施《中华人民3)改善生态、保护环境的需要厦门市区域内太阳能资源丰富，项目所在地水平总辐射为5100MJ/m²·a,度0.10g(对应地震基本烈度VII度),地震动反应谱特征周期为0.35s。根据样1件，根据水文地质环境及《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)中表12.2.1～12.2.4判断，综合评价区域内地下水对混283.8kW分布式光伏发电项目，在为区域发展及用户提供充足用电的同时，有效本项目标称装机容量为283.8kWp,实际装机容量283.8kW。组件采用20块串联，接入5台50kW逆变器后接入xxx配电房。所有太阳能电池组件采用随本期283.8kW分布式光伏发电项目采用5台50kW逆变器接入xxx配电房。本工程按"无人值班，少人值守"的原则进行设计。计算机监控系统应能满防火、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”,减少以及光伏组件运行25年后达到标称效率的80%以上的情况下，计算首年发电量为31.59万KWh,25年总发电量为718.32万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋(钢结构)加工等用电。施工用水及将来的本，提高经济效益。建议项目建成后，运行管理人员共光伏电站场址位于经济开发区不存在电站施工噪声及设备运行噪声对附近人员只有1人，对水环境不会产生不利影响。本项目建设于已有建筑物屋顶，工程总投资131.4万元，静态投资130.54万元，单位静态千瓦投资4599元/kW。动态投资130.55元，单位动态千瓦投资4600元/kW。本项目为自发自用，余电上网项目，本电站经营期内，工商业平均电价为0.7671元/kW·h,厂区自动消纳比例为3年，则投资回收期为8.09年，全部投资财务内部收益率所得税后为9.85%。资本金收益率10.32%。电网能够按测算电价全额收购本项目全部发电量，则该3.2.太阳能资源发展的意见的通知》中指出福建省太阳能资源理论总储量在全国于太阳能利用条件较好地区。全省多年平均年日照时数为2479小时，年每平方米太阳辐射总量相当于170千克标准煤，太阳能年总辐射值相当于731亿吨标准煤，其中，便于开发利用的约7310万吨资源较丰富区域，三分之二以上的面积年日照时数在2200小时以上，各地年日照时数在2099—2813小时之间，基本呈从东北向西南减少的分布趋岛大部、闽西北大部、闽中部分地区在2500小时以上，闽西南、闽东南大部、闽西北局部在2400小时以下，其他地区在2400—2500小时之间。目前在泰安市境内没有开展太阳总辐射观测的台站，本阶段以美国宇航局 总辐射量为4910MJ/m²。极端最高气温：42.3℃,出现于1966年7月19日。极端最低气温：-17.9℃,出现于1957年1月20日。.区域位置及气象条件影响分析(2)气温条件影响分析(3)风速影响分析3.2.4.太阳能资源分析从图中可见，厦门市太阳总辐射量的月际变化较大，月平均值5月最大，12月最小，由于每年的6、7月为厦门市地区的雨季，雨季季节天气云层量明显增多，日照减少，5月份福建正处于夏季风盛行时期，副热带高压稳定控制在厦门市地区，晴好天气较多，造成太阳总辐射最大值出现在5月份而不是天文辐射的最大的7月份，厦门市地区冬季降雨偏少，太阳总辐射值的变化规律与天文场址内平均总辐射平均年太阳总辐射量为4920MJ/m²,根据中华人民共和国阳总辐射年总量为指标，具体等级划分标准见表2.2,可判定本工程场址处太阳资源丰富程度资源最丰富资源很丰富资源丰富资源一般高效性：本工程属于并网光伏电站，如果在25年内能够产生更多的电能将发电、低压并网方案"的"模块化”技术方案。本项目标称装机容量为280kWp,实际装机容量283.8kW。组件采用20块串联，接入5台50kW逆变器后接入xxx配电房。所有太阳能电池组件采用随屋器的直流输入端；逆变器采用MPPT(最大功率跟踪)技术使光伏阵列保持最佳标准号标准名称光伏(PV)系统电网接口特性光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T2297-1989太阳光伏能源系统图用图形符号光伏(PV)发电系统过电保护一导则《低压直流电源设备的性能特性》《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》《交流电气装置的接地》《建筑物电气装置-特殊装置或场所的要求-太阳能光伏(PV)电源供电系《生产过程安全卫生要求总则》国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)1)光伏组件对比池具有代表性的有硅电池(包括单晶硅Mono-si、多晶硅Multi-si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、化合物电池(砷化镓);薄膜电池具有代表性的有：硅基薄晶体硅光伏电池单晶硅电池是最早出现、工艺最成熟的太阳能光伏电池，也是光伏组件大规模生产中效率最高的。大规模生产的单晶硅电池效率可达到代单晶硅硅棒生长工艺，成本低廉，工业规模生产的转换效率为014%～19%左右，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒弱光性好，受高温影响小的特性，但非晶硅光伏组件转化效率低于晶体硅太阳货量比例不断增加，从2002年的3%增加到2014年的19%。各类电池主要性能及电池类型商用效率实验室效率命优点市场份额晶硅电池技术成熟多晶硅技术成熟薄膜电池成本相对较低碲化镉成本相对较低铜铟硒成本相对较低2)单晶硅与多晶硅对比由前述可知，单晶硅太阳电池比多晶硅太阳电池具有稍高(约2%)的转换不到1%。也就是说，对于同等容量的发电系统而言，采用这两种组件无论从系目前多晶硅与非晶硅组件效率来看，多晶硅组件效率大约是非晶硅组件效率的3)安装方式对比单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高20~35%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0,则称为极轴单轴跟踪。对于北纬30～40度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约15～20%,采用极轴单轴跟踪可提高发电量约25～30%。但与水平单轴跟踪雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量30～35%。双轴跟踪光伏板比较内容固定方式式发电量(%)占地面积(万m2)支架造价(元/Wp)5支架费用(万元)估算电缆费用(万元)直接投资增加百分比(%)最小最大组件支撑点多点多点单点抗风能力自动调节，较好自动调节，较好1)并网逆变器选型2)结论铺，选用50kW逆变器作为并网逆变设备。(1)多晶硅组件政策的规定，考虑到组件性能的稳定性和技术的成熟性，初步选定330Wp型多晶多晶硅330Wp组件技术参数电学性能峰值电压VmpV峰值电流ImpA短路电流IscA开路电压VocV峰值功率温度系数Tk(Wp)Power电压温度系数Tk(Voc)电流温度系数Tk(Isc)最大系统电压V组件效率CELL型号工作温度℃(2)并网逆变器并网逆变器是并网光伏电站中的核心设备，它的安全性、可靠性、高效性，会影响到整个光伏系统。本项目选用50kW光伏并网逆变器。逆变器需具有如下功能特点：●采用Eupec最新IGBT模块，使系统效率更高。●基于DSP的全数字控制技术实现多种智能化控制功能。●系统采用先进的波形控制技术，降低并网电流总谐波畸变率。.●具有完善的保护功能，系统的可靠性更高。●可实现多台逆变器并联组合运行，简化发电站设计。●采用高准确度、变步长MPPT(最大功率点跟踪)算法，保证逆变器从光伏组件获取最大能量输出；●直流母线电压直接反馈控制技术降低太阳辐照强度快速变化条件下逆变器非正常关机概率，有效提高系统发电量。逆变器的保护功能如下：D、交流输出过电流保护：型号隔离方式最大太阳电池阵列功率最大阵列开路电压太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围功率因数最大效率IT系统夜间自耗电自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行通讯接口使用环境温度-25℃~+60℃使用环境湿度满功率运行的最高海拔高度智能冗余风冷噪音防护等级(1)设计原则在光伏方阵设计时，应遵循以下原则：光伏组件串联形成的组串，其工作电压及开路电压的变化范围必须在并网逆变器正常工作的允许输入电压范围之内。每个光伏方阵的输出功率之和，不应超过与之匹配的并网逆变器的最大允许输入功率。太阳能电池组件串联后，每组最高电压不允许超过光伏系统自身要求的最高允许系统电压。电池组件至并网逆变器的直流部分通路应尽可能短，以减少直流损耗。(2)光伏组串计算光伏组件串并联数量需要与并网逆变器相匹配，匹配计算取值和公式如下：电池组件计算参数组件及线路损失损耗、尘埃遮挡等电压损失为4%。冬季电池板工作时最低环境温度为：-12℃,电池板表面温度为-20℃夏季电池板工作时最高环境温度为：40℃,电池板表面温度为：60℃电池组件串并联组合计算计算公式：Vdcmax——逆变器允许最大直流输入电压；Vdc——逆变器MPPT最大输入电压；Vdcmin——逆变器MPPT最小输入电压；Voc——电池组件开路电压(随环境温度变化);Vmpp电池组件工作电压(随环境温度变化)。由330Wp太阳能电池组件的技术参数，电压值均在逆变器的直流侧输入电压范围(MPPT)之内，同时考虑对组件串联后的最大开路电压进行验算后，最终确定选用串联数为20。20块330Wp组件串联后容量为330Wp×20=6.6KWp。(5)光伏阵列的布置.辅助技术方案光伏发电系统效率分析分析项组件串并联失配损失电池组件温度系数耗损灰尘积雪遮挡损失电缆传输损失(直流、交流)维护期检修发电损失计算结果考虑以上各种因素通过计算分析光伏电站系统发电总效率：η=80%。.发电量计算年效率衰减度不超过20%,因此可预测首年发电量为31.59万KWh,25年总发电量为718.3万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。月份辐射量kwh/m²123456789总计光伏电站25年发电量预测(单位：万kwh)第一年第十一年第二十一年《中华人民共和国环境保护法》(1989-12-26)。《中华人民共和国环境影响评价法》(2003-09-01);《中华人民共和国水污染防治法》(2008-02-28);《中华人民共和国水土保持法》(1991-06-29);《中华人民共和国可再生能源法》(2005-02-28);《中华人民共和国野生动物保护法))2004年8月修订；(7)《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月修订；;《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2004年12月修订；《中华人民共和国传染病防治法》2004年8月修订；国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》(1995-12-18)。.环境影响分析(2)环境影响因素识别1)施工期2)运行期1)生态环境2)声环境3)光污染影响准，光伏阵列的反射率极少(小于5%),因此光伏电站8)环境对项目的影响.环境保护措施(2)废气和扬尘污染防治对策指施施工期的废气主要为运输车队、施工机械(推土机、搅拌机、吊车等)等机●施工场地定期洒水，防止浮尘产生，在大风时加大洒水量及洒水次数。●施工场地内运输通道及时清扫、洒水，减少汽车行驶扬尘。3)运输车外粉尘无组织排放监控浓度小于1.0mg/m3。(3)噪声污染防治对策措施1)建设招标单位将投标方的低噪声、低振动施工设备和相应技术作为中标2)施工单位应设专人对施工设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作3)施工尽量安排在白天进行，尽量缩短工期。4)严格施工现场管理，降低人为噪声。(4)废污水处理对策措施要为生活污水。生活污水经处理后，已基本接近《农田(5)固体废物处置及人群健康对策措施(1)生态：施工期产生的噪声、振动、扬尘，施工单位需严格执行环保(2)该项目投入运行后，采取的治理措施及对环境的影响分析如下：接近《农田灌溉水质标准》,由于污水产生量较小，水中污(4)项目可行性结论(4)建议3.4.2.水土保持.水土保持设计依据Xxxxxx..项目区水土保持现状.工程对水土流失的影响分析.水土保持措施本工程装机容量283.8kW,根据优化计算，方阵安装的倾角为随屋面平铺，首年发电量为31.58万KWh,25年总发电量为718.3万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。项目投资估算包括光伏陈列设备、集电线路、Xxxxx.材料预算价格按当地2016年2季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费次要材料价格参照当地建筑工程材料预算价格以及当地其他已完工程实际设备安装及建筑工程单价计算费率标准根据国家能源局2011年第5号公告列(本项目属V类地区)。5、其他费用投资之和的3%计算。根据《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准本工程贷款按总投资的80%取值，建设期利息按中国人民银行现行3年以上贷款利率7.5%计算，建设期利息计息3个月。本工程项目投资估算包括光伏组件、逆变器、并网柜、光伏电缆等,工程总投资131.4万