太陽能電站應用示范項目可行性研究報告

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可行性研究報告：目錄TOC\o"1-2"\h\z\u第一章總論 11.1項目概況 11.2項目所在地氣象條件 21.3工程地貌 21.4方案概述 21.5光伏系統(tǒng)發(fā)電量估算 31.6主要經(jīng)濟指標 3第二章項目申請的背景 52.1世界光伏發(fā)電發(fā)展的現(xiàn)狀和趨勢 52.2中國光伏發(fā)電市場的現(xiàn)狀及發(fā)展 72.3我國能源形式和電力供需的現(xiàn)狀及發(fā)展 82.4中國的太陽能資源分布狀態(tài) 10第三章項目建設的必要性 143.1國際社會溫室氣體減排的要求 143.2符合國家太陽能發(fā)展規(guī)劃 153.3改善生態(tài)、實現(xiàn)地區(qū)電力可持續(xù)發(fā)展 17第四章工程建設規(guī)模及目標 194.1工程建設規(guī)模 194.2地區(qū)電力系統(tǒng)狀況及接入方案 194.3建設目標 19第五章光伏系統(tǒng) 215.1項目所在地的自然環(huán)境概況 215.2項目所在地氣象資料 215.3光伏電場建設條件 215.4光伏部分 21第六章電氣系統(tǒng) 396.1電氣一次部分 396.2電氣二次部分 46第七章公用輔助工程 497.1土建工程 497.2采暖、通風、空調(diào) 517.3給排水 53第八章消防 558.1設計主要原則 558.2消防給水系統(tǒng) 55第九章環(huán)境保護 569.1設計依據(jù)及標準 569.2環(huán)境現(xiàn)狀 569.3環(huán)境影響因素分析 579.4環(huán)境保護措施 599.5環(huán)境效益分析 619.6結(jié)論 62第十章勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 6310.1防火、防爆 6310.2防雷電、防電傷 6410.3防噪聲、振蕩及電磁干擾 65第十一章項目運營管理 6611.1管理方式 6611.2管理機構(gòu) 6611.3光伏電站運營期管理 6811.4檢修管理 6911.5防塵和清理方案 71第十二章工程進度計劃 72第十三章投資估算 7313.1投資估算范圍 7313.2投資估算依據(jù) 7313.3投資估算辦法及說明 7313.4項目總投資 7313.5資金籌措 74第十四章經(jīng)濟評價 7514.1基本數(shù)據(jù) 7514.2財務評價 7514.3經(jīng)濟分析主要結(jié)果 77第十五章建議與結(jié)論 7815.1發(fā)揮減排效益，申請CDM 7815.2建議 8015.3結(jié)論 80附表：表B1、建設投資估算表表B2、設備及建安工程明細表表B3、項目總投資使用計劃與資金籌措表表B4、總成本費用估算表表B5、利潤與利潤分配表表B6、項目投資現(xiàn)金流量表表B7、自有資金現(xiàn)金流量表表B8、借款還本付息計劃表表B9、固定資產(chǎn)折舊費估算表表B10、無形資產(chǎn)和其他資產(chǎn)攤銷估算表表B11、營業(yè)收入、營業(yè)稅金及附加和增值稅估算表附圖：1、2MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)組件布置平面圖2、2MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)原理圖3、2MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)計量原理圖PAGE1第一章總論1.1項目概況本項目建設規(guī)模為規(guī)劃容量2MWp，類型為并網(wǎng)型太陽能光伏地面發(fā)電系統(tǒng)，包括太陽能光伏地面發(fā)電系統(tǒng)及相應的配套并網(wǎng)設施。本項目廠址位于ssAA縣桂興村，投資與執(zhí)行公司為桂林AA縣工業(yè)集中區(qū)建設開發(fā)有限責任公司。1.1.1可行性研究報告編制原則、1.1.（1）認真貫徹國家能源相關的方針和政策，符合國家的有關法規(guī)、規(guī)范和標準。（2）結(jié)合桂林AA縣工業(yè)集中區(qū)建設開發(fā)有限責任公司發(fā)展規(guī)劃，制定切實可行的方針、目標。（3）對場址進行合理布局，做到安全、經(jīng)濟、可靠。（4）充分體現(xiàn)社會效益、環(huán)境效益和經(jīng)濟效益的和諧統(tǒng)一。1.1.（1）關于同意ssAA縣桂興村2MWp太陽能光伏發(fā)電并網(wǎng)項目開展前期工作的函。（2）太陽能光伏發(fā)電及各專業(yè)相關的設計規(guī)范規(guī)定。受桂林AA縣工業(yè)集中區(qū)建設開發(fā)有限責任公司委托，WW承擔ssAA縣桂興村2MWp太陽能光伏發(fā)電并網(wǎng)項目的可行性研究工作。主要工作內(nèi)容包括光能資源分析，工程地質(zhì)，光伏電池組件選型和優(yōu)化布置，發(fā)電量估算，電氣工程，土建、暖通、給排水工程，施工組織，工程管理設計，環(huán)境保護和水土保持綜合評價，勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生和電站建成后效益分析，工程投資匡算，財務評價等。1.1.2項目投資與執(zhí)行公司桂林AA縣工業(yè)集中區(qū)建設開發(fā)有限責任公司是2007年11月27日經(jīng)AA縣工商局核準登記成立的國有企業(yè)，公司的經(jīng)營范圍為工業(yè)園區(qū)內(nèi)基礎設施建設，土地儲備，土地開發(fā)。1.2項目所在地氣象條件ssAA縣地處低緯，境內(nèi)屬中亞熱帶季風氣候，四季分明，氣候溫和，雨量充沛。年平均溫度為17.8℃，極端最高氣溫38.5℃，最低氣溫-5.8℃，年平均降水量1842毫米，年無霜期293天以上。年平均日照時數(shù)為1670小時，年太陽總輻射量約為4224.96MJ/m2，根據(jù)我國太陽能資源區(qū)劃標準，AA縣為太陽能資1.3工程地貌擬建場地為荒山，走向為坐東朝西，在該方向上有一定的坡度，且土質(zhì)較好，場地主要為碎石。擬建站址位于相對穩(wěn)定的地帶，區(qū)域穩(wěn)定性滿足建站要求，適宜建站。1.4方案概述1.4.1電氣方案本工程總裝機容量為2MWp，組件全部采用固定式安裝。根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量和AA地區(qū)區(qū)域電網(wǎng)實際情況，就近新建10KV變電站，設計容量為2500KVA。光伏電站相關配電設施（含接入電纜）按10kV標準設計。本期工程2MWp發(fā)電系統(tǒng)以太陽能發(fā)電單元—升壓變壓器接線方式接入站內(nèi)10KV配電室。10kV配電室本期進線2回，出線1回，為單母線接線接入電網(wǎng)。光伏電氣室布置于整個光伏電站北側(cè)中間區(qū)域。本工程采用光伏發(fā)電設備及升壓站集中控制方式，在光伏電氣室設集中控制室實現(xiàn)對光伏設備及電氣設備的遙測、遙控、遙信。本工程在光伏電氣室樓頂安裝一套太陽能發(fā)電環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)，主要監(jiān)測的參數(shù)有：風速、風向、環(huán)境溫度、太陽能電池溫度、太陽輻射等。1.4.2土建工程本工程建筑物的功能應滿足變電站內(nèi)生產(chǎn)、生活及辦公的需要，建筑物主要有光伏電氣室。太陽能光伏陣列的支撐由鋼支架及混凝土基礎支墩組成，由于荷載較輕，原則上天然地基可滿足要求，故不用作地基處理。變電站內(nèi)的建（構(gòu)）筑物因荷載較小，可采用天然地基。整個光伏電站外圍四周做簡易鐵絲網(wǎng)式圍欄，圍欄高1.8m，圍欄總長約800m，選用成品鐵藝。經(jīng)計算，本期工程方案永久占地1.5光伏系統(tǒng)發(fā)電量估算本光伏電站計算依據(jù)AA縣的氣象資料，全年平均日照時數(shù)為1670小時，年太陽總輻射量約為4224.96MJ/m2，初步估算年均上網(wǎng)電量為218.584萬kWh。1.6主要經(jīng)濟指標1.6.1投資估算工程靜態(tài)投資5274.3萬元，靜態(tài)單位造價26218.9元/kW。工程動態(tài)投資為5304.9萬元，動態(tài)單位造價26524.3元/kW。工程動態(tài)投資為5304.9萬元，其中30%為自有資金，50%為政府補貼，20%為銀行貸款，貸款利率（3-5年以上）為5.76%，貸款償還期為4.49年。1.6.2發(fā)電站裝機總?cè)萘浚?MWp，年平均上網(wǎng)電量：218.58萬kWh。經(jīng)營期平均不含稅電價為1.84元/kWh時，總投資收益率：5.23%資本金凈利潤率：5.29%。1.6.3表1－1主要數(shù)據(jù)一覽表序號指標名稱單位數(shù)量備注1占地面積萬m23.273裝機容量MW23年均發(fā)電量萬kWh218.584建設投資萬元5304.865年銷售收入萬元400.0運營期平均6利潤總額萬元175.0運營期平均7銷售利潤率%43.8運營期平均8投資利潤率%3.30運營期平均9財務內(nèi)部收益率%5.23所得稅后10財務凈現(xiàn)值萬元105所得稅后11投資回收期年14.16所得稅后第二章項目申請的背景2.1世界光伏發(fā)電發(fā)展的現(xiàn)狀和趨勢2.1.1世界光伏發(fā)電發(fā)展的現(xiàn)狀近年來，世界范圍內(nèi)太陽能光伏技術(shù)和光伏產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展，最近5年世界太陽電池產(chǎn)量年平均增長率為56.11％，最近10年年平均增長率為46.62%。2008年全球光伏年產(chǎn)量達6.845GW,累計用量達19.49GW。見圖2－1。圖2－1光伏發(fā)電已經(jīng)從解決邊遠地區(qū)的用電和特殊用電轉(zhuǎn)向并網(wǎng)發(fā)電和建筑結(jié)合供電的方向發(fā)展，逐步發(fā)揮替代能源的作用，并且發(fā)展十分迅速。在2002年至2008年各種可再生能源中，并網(wǎng)光伏的增長速度最快，年平均增長率達84.35%。2008年全球并網(wǎng)光伏市場占光伏市場的份額已達96.3%。見圖2－2。圖2－22.1.2世界上一些主要國家都制定了國家光伏發(fā)展路線和發(fā)展目標，現(xiàn)對比如下：表2－1世界主要國家光伏發(fā)電成本預測一覽表光伏發(fā)電成本預測年份200420102020日本（日元/kw.h）302314歐洲（歐元/kw.h）0美國（美元/kw.h）0.1820.1360.10中國（元/kw.h）5.03.01.4表2－2世界主要國家光伏發(fā)電裝機預測一覽表光伏發(fā)電裝機預測/GWp年份200420102020日本1.24.830歐洲1.23.041美國0.360.336中國0.0653.01.8其他1.1953.891.2世界4.014200表2－3世界光伏市場主要國家的政策國家德國日本西班牙意大利美國電價政策形式固定靜電表固定/溢價配額制靜電表電價水平42.73－53.67歐分/kw.h30－35日元/kw.h46.78－25.22歐分/kw.h11－13歐分/kw.h10－15美分/kw.h優(yōu)惠電價年限20－21無限制25以上20無限制其他財稅政策無投資補貼10%－50%無投資補貼投資補貼、稅收、貸款太陽能資源（系統(tǒng)年有效滿發(fā)小時數(shù)）900－1000900－10001200－1500南部為主1200－1500南部為主1100－1500從長遠看，太陽能光伏發(fā)電在不遠的將來占據(jù)世界消費的重要位置，不但要替代常規(guī)部分能源，而且將成為世界能源供應的主體。2.2中國光伏發(fā)電市場的現(xiàn)狀及發(fā)展2.2.1中國的光伏發(fā)電市場目前主要用于邊遠地區(qū)農(nóng)村電氣化、通信和工業(yè)應用以及太陽能光伏產(chǎn)品，包括太陽能路燈、草坪燈、太陽能交通信號燈以及太陽能景觀照明等。由于成本高，并網(wǎng)光伏發(fā)電目前還處于示范階段。2007年中國成為全球最大光伏電池生產(chǎn)國，產(chǎn)量達1088MW，占全球光伏電池產(chǎn)量的27.2%，2008年產(chǎn)量超過2000MW。中國在整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈上，以及在光伏相關和支持性產(chǎn)業(yè)也取得了快速發(fā)展，已形成較大的產(chǎn)業(yè)集群。與此同時，中國在短短的時間內(nèi)也誕生了一批較具國際競爭力的光伏企業(yè)，截止2007年底中國已成功在境外上市融資的光伏企業(yè)達10家，2008年電池產(chǎn)量排名全球前20名以內(nèi)大陸企業(yè)有5家。2.2.2中國光伏發(fā)電市場的發(fā)展中國的光伏發(fā)電市場目前由于成本高，并網(wǎng)發(fā)電目前還處在示范階段。在所有的應用領域中，大約有53.8％屬于商業(yè)化的市場（通信工業(yè)和太陽能光伏產(chǎn)品），而另外的46.2％則屬于需要政府和政策支持的市場，包括農(nóng)村電氣化和并網(wǎng)光伏發(fā)電。2002年，國家計委啟動“西部省區(qū)無電鄉(xiāng)通電計劃”，通過光伏和小型風力發(fā)電解決西部七省區(qū)（西藏、新疆、青海、甘肅、內(nèi)蒙古、陜西和四川）700多個無電鄉(xiāng)的用電問題，光伏用量達到15.5MWp。該項目大大刺激了國內(nèi)光伏工業(yè)，國內(nèi)建起了幾條太陽能電池的封裝線，使太陽能電池的年生產(chǎn)量迅速達到100MWp（2002年當年產(chǎn)量20MWp）。截止到2003年底，中國太陽能電池的累計裝機容量已經(jīng)達到55MWp。2003～2005年，由于歐洲光伏市場的拉動，中國的光伏生產(chǎn)能力迅速增長，截止到2007年底，中國太陽能電池的生產(chǎn)能力已經(jīng)達到1088MWp，絕大部分太陽能電池組件出口歐洲，2006年國內(nèi)安裝容量只有10MWp，2007年為20MWp。2.3我國能源形式和電力供需的現(xiàn)狀及發(fā)展我國是世界上最大的能源消費國之一，同時也是世界能源生產(chǎn)的大國。隨著國民經(jīng)濟的快速增長，2007年能源消費總量增至26.5億tce（噸標準煤），比2006年增長了7.72％。2007年各種一次能源比例為：煤炭占76.6％，石油占11.3％，天然氣占3.9％，水電、核電和風電共占8.2％。預計到2020年，中國一次能源需求量為33億tce，煤炭供應量為29億噸，石油為6.1億噸；然而，到2020年我國煤炭生產(chǎn)的最大可能約為22億噸，石油的最高產(chǎn)量也只有2.0億噸，供需缺口分別為7億噸和4.1億噸。顯然，要滿足未來社會經(jīng)濟發(fā)展對于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常規(guī)能源是不現(xiàn)實的。我國能源供應狀況為煤炭比重過大，環(huán)境壓力沉重；人均能耗遠低于世界平均水平，能源技術(shù)落后，系統(tǒng)效率低，產(chǎn)品能耗高，資料浪費大。我國能源供應面臨嚴峻挑戰(zhàn)：一是能源決策國際環(huán)境復雜化，對國外石油資源依存度快速增大，二是化石能源可持續(xù)供應能力遭遇嚴重挑戰(zhàn)。2007年，全國發(fā)電裝機容量達到7.13億千瓦，同比增長14.36％。其中，水電達到1.45億千瓦，約占容量20.36％；火電達到5.54億千瓦，約占容量77.73％；2007年全國發(fā)電量達到32559億千瓦時，同比增長14.44％。2008年，全國發(fā)電裝機容量達到7.93億千瓦，同比增長10.34％。其中，水電達到1.72億千瓦，約占總?cè)萘?1.64％；火電達到6.01億千瓦，約占總?cè)萘?4.87％；2008年全國發(fā)電量達到34334億千瓦時，同比增長5.2％。根據(jù)專家預計2010～2020年電力裝機容量增速在8％左右，到2020年，中國電力總裝機容量將突破12億千瓦，發(fā)電量將超過6萬億千瓦時，在現(xiàn)有基礎上翻一番多。我國的一次能源儲量遠遠低于世界平均水平大約只有世界總儲量的10％，必須慎重地控制煤電、核電和天然氣發(fā)電的發(fā)展。煤電的發(fā)展不僅僅受煤炭資源的制約，還受運輸能力和水資源條件的制約；核電的發(fā)展同樣受核原料和安全性的制約，核廢料處理的問題更為嚴重，其成本是十分高昂的。我國的環(huán)境問題日益顯現(xiàn)，發(fā)展煤電和水電必須要考慮環(huán)境的可持續(xù)發(fā)展，必須計入外部成本。因此大力發(fā)展可再生能源發(fā)電是我國解決能源危機和保證可持續(xù)發(fā)展的重要舉措，而太陽能發(fā)電在未來中國能源供應中占據(jù)重要的地位。長遠來看，能源資源及其供應能力將對我國能源系統(tǒng)的可持續(xù)性構(gòu)成嚴重威脅。從能源資源、環(huán)境保護的角度，如此高的能源需求量，如果繼續(xù)維持目前的能源構(gòu)架是絕對不可行的。因此在大力提高高效的同時，積極開發(fā)和利用可再生能源，特別是資源量最大、分布最普遍的太陽能將是我國的必由之路。2.4中國的太陽能資源分布狀態(tài)我國幅員遼闊，有著十分豐富的太陽能資源。據(jù)估算，我國陸地表面每年接受的太陽輻射量約為50×1018kJ，全國各地太陽年輻射總量達335～826kJ／cm2?a，中值為586kJ／cm2?a。從全國太陽年輻射總量的分布來看，西藏、青海、新疆、內(nèi)蒙古南部、山西、陜西北部、河北、山東、遼寧、吉林西部、云南中部和西南部、廣東東南部、福建東南部、海南島東部和西部以及臺灣省的西南部等廣大地區(qū)的太陽輻射總量很大。尤其是青藏高原地區(qū)最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大氣層薄而清潔，透明度好，緯度低，日照時間長。例如被人們稱為“日光城”的拉薩市，1961年至1970年的平均值，年平均日照時間為3005.7h，相對日照為68％，年平均晴天為108.5天，陰天為98.8天，年平均云量為4.8，太陽總輻射為816kJ／cm2?a，比全國其它省區(qū)和同緯度的地區(qū)都高。全國以四川和貴州兩省的太陽年輻射總量最小，其中尤以四川盆地為最，那里雨多、霧多，晴天較少。例如素有“霧都”之稱的成都市，年平均日照時數(shù)僅為1152.2h，相對日照為26％，年平均晴天為24.7天，陰天達244.6天，年平均云量高達8.4。其它地區(qū)的太陽年輻射總量居中。我國太陽能資源分布的主要特點有：太陽能的高值中心和低值中心都處在北緯22°～35°這一帶，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太陽年輻射總量，西部地區(qū)高于東部地區(qū)，而且除西藏和新疆兩個自治區(qū)外，基本上是南部低于北部；由于南方多數(shù)地區(qū)云霧雨多，在北緯30°～40°地區(qū)，太陽能的分布情況與一般的太陽能隨緯度而變化的規(guī)律相反，太陽能不是隨著緯度的增加而減少，而是隨著緯度的增加而增長。按接受太陽能輻射量的大小，全國大致上可分為五類地區(qū)：類型地區(qū)年日照時數(shù)年輻射總量千卡/cm2·年1西藏西部、新疆東南部、青海西部、甘肅西部3200－3300160－2002西藏東南部、新疆南部、青海東部、青海南部、甘肅中部、內(nèi)蒙古、山西北部、河北西北部3000－3200140－1603新疆北部、甘肅東南部、山西南部、陜西北部、河北東南部、山東、河南、吉林、遼寧、云南、廣東南部、福建南部、江蘇北部、安徽北部、四川西南部2200－3000120－1404湖南、ss、江西、浙江、湖北、福建北部、廣東北部、陜西南部、江蘇南部、安徽南部、黑龍江1400－2200100－1205四川、貴州1000－140080－100—一類地區(qū)全年日照時數(shù)為3200～3300小時，輻射量在670～826×104kJ／cm2?a。相當于225～285kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括青藏高原、甘肅北部、青海北部和新疆南部等地。這是我國太陽能資源最豐富的地區(qū)，與印度和巴基斯坦北部的太陽能資源相當。特別是西藏，地勢高，太陽光的透明度也好，太陽輻射總量最高值達921kJ／cm2?a，僅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉薩是世界著名的陽光城?！惖貐^(qū)全年日照時數(shù)為3000～3200小時，輻射量在586～670×104kJ／cm2?a，相當于200～225kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括河北西北部、山西北部、內(nèi)蒙古南部、青海南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部等地。此區(qū)為我國太陽能資源較豐富區(qū)。三類地區(qū)全年日照時數(shù)為2200～3000小時，輻射量在502～586×104kJ／cm2?a，相當于170～200kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括山東、河南、河北東南部、山西南部、新疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣東南部、福建南部、江蘇北部、安徽北部和四川西南部等地。四類地區(qū)全年日照時數(shù)為1400～2200小時，輻射量在419～502×104kJ／cm2?a。相當于140～170kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要是長江中下游、福建、浙江和廣東的一部分地區(qū)，春夏多陰雨，秋冬季太陽能資源還可以?！孱惖貐^(qū)全年日照時數(shù)約1000～1400小時，輻射量在335～419×104kJ／cm2?a。相當于115～140kg標準煤燃燒所發(fā)出的熱量。主要包括四川、貴州兩省。此區(qū)是我國太陽能資源最少的地區(qū)。一、二、三類地區(qū)，年日照時數(shù)大于2000h，輻射總量高于586kJ／cm2?a，是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區(qū)，面積較大，約占全國總面積的2／3以上，具有利用太陽能的良好條件。四、五類地區(qū)雖然太陽能資源條件較差，但仍有一定的利用價值。中國地處北半球歐亞大陸的東部，主要處于溫帶和亞熱帶，具有比較豐富的太陽能資源。根據(jù)全國700多個氣象臺站長期觀測積累的資料表明，中國各地的太陽輻射年總量大致在3.35×103～8.40×103MJ/m2之間，其平均值約為5.86×103MJ/m2。該等值線從大AA嶺西麓的內(nèi)蒙古東北部開始，向南經(jīng)過北京西北側(cè)，朝西偏南至蘭州，然后徑直朝南至昆明，最后沿橫斷山脈轉(zhuǎn)向西藏南部。在該等值線以西和以北的廣大地區(qū)，除天山北面的新疆小部分地區(qū)的年總量約為4.46×103MJ/m2外，其余絕大部分地區(qū)的年總量都超過5.86×103MJ/m2。太陽能豐富區(qū):在內(nèi)蒙中西部、青藏高原等地，年總輻射在150千卡／平方公分以上。太陽能較豐富區(qū):北疆及內(nèi)蒙東部等地，年總輻射約130～150千卡／平方公分。太陽能可利用區(qū):分布在長江下游、兩廣、貴州南部和云南，及松遼平原，年總輻射量為110～130千卡／平方公分。PAGE55第三章項目建設的必要性3.1國際社會溫室氣體減排的要求大氣中二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）等溫室氣體的含量原本處于自然生態(tài)系統(tǒng)所能承受的范圍內(nèi)，正常水平溫室氣體產(chǎn)生的溫室效應，使地球有了生命的存在。隨著世界工業(yè)的發(fā)展，大氣中溫室氣體的濃度逐年增加，CO2氣體的增加尤為明顯。世界工業(yè)溫室氣體的過量排放，破壞了自然生態(tài)平衡，過量溫室氣體的溫室效應已逐漸成為地球生命生存的嚴重威脅。近年來，CO2等溫室氣體導致全球變暖趨勢已經(jīng)成為世界十大環(huán)境問題之首。為了減少CO2等溫室氣體的排放，減少全球氣變暖趨勢，世界各國做出了許多努力，并在1997年12月在日本京都召開的《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第三次締約方大會（COP3）上，通過了具有歷史意義的《京都議定書》。作為第37個簽約國，中國政府承諾到2020年中國CO2的年排放總量控制在13～20億t，中國人均碳排放水平控制在0.9－1.3t/a。目前，我國二氧化硫（SO2）年排放總量居世界第一，CO2年排放總量居世界第二，其增長速度遠高于美國。預計，最遲至2009年，我國的CO2年排放總量將超過美國而位居世界第一。我國以煤為主的一次能源結(jié)構(gòu)，經(jīng)我國CO2年排放量的減排任務變得任重道遠、壓力巨大。面對壓力和困難，我國政府為世界溫室氣體的減排做出了積極的努力。2006年1月1日《可再生能源法》頒布實施以來，全國各類可再生能源增長迅速，可再生能源的年利總量已超過2億t標準煤（不包括傳統(tǒng)方式利用的生物質(zhì)能），其中水電約為15000萬噸標準煤、風電（含太陽能、現(xiàn)代技術(shù)生物質(zhì)能利用等）約為5000萬噸標準煤。計劃到2010年，全國將關停單機容量為200MW及以下的總規(guī)模為50000MW的中小型常規(guī)燃煤火力發(fā)電機組，與同規(guī)模的高效清潔的大型燃煤機組相比，屆時每年可節(jié)約標準煤將超過2000萬噸。我國是世界上太陽能最豐富的地區(qū)之一，全國2/3以上地區(qū)的年平均日照時數(shù)大于2000h、年平均輻射總量約為5900MJ/m2，具有良好的太陽能利用條件。綜上所述，本項目的建設遵循了國家對溫室氣體減排的要求，符合太陽能資源豐富的自然條件，表明了中國政府積極推進新能源應用的決心，項目的建設必將為世界溫室氣體減排做出應有的貢獻。3.2符合國家太陽能發(fā)展規(guī)劃國家“十一五”規(guī)劃綱要提出了優(yōu)先發(fā)展能源工業(yè)和發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟的指導原則,國家“十一五”規(guī)劃確定的可再生能源發(fā)電包括風能、太陽能、生物質(zhì)能等發(fā)電項目。在可再生能源中，太陽能取之不盡、清潔安全，是最理想的可再生能源。我國的太陽能資源豐富且分布范圍廣，太陽能光伏發(fā)電的發(fā)展?jié)摿薮??！笆晃濉逼陂g，國家將實行優(yōu)惠的財政稅收政策和強制性的市場份額政策，以鼓勵生產(chǎn)和消費可再生能源。《中華人民共和國可再生能源法》實施以來，可再生能源的發(fā)展步伐明顯加快，2007年底我國可再生能源在一次能源生產(chǎn)總量中的所占比例已達到7%，2010年爭取達到10%，2020年爭取達到16%。國家“十一五”規(guī)劃綱要提出：到2010年，我國太陽能發(fā)電規(guī)模要達到30萬千瓦，到2020年要達到180萬千瓦。建設重點如下：發(fā)揮太陽能光伏發(fā)電適宜分散供電的優(yōu)勢，在偏遠地區(qū)推廣使用戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)或建設小型光伏電站，解決無電人口的供電問題。在城市的建筑物和公共設施配套安裝太陽能光伏發(fā)電裝置，擴大城市可再生能源的利用量，并為太陽能光伏發(fā)電提供必要的市場規(guī)模。為促進我國太陽能發(fā)電技術(shù)的發(fā)展，做好太陽能技術(shù)的戰(zhàn)略儲備，建設若干個太陽能光伏發(fā)電示范電站和太陽能熱發(fā)電示范電站。到2010年，太陽能發(fā)電總?cè)萘窟_到30萬千瓦，到2020年達到180萬千瓦。建設重點如下：采用戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)或建設小型光伏電站，解決偏遠地區(qū)無電村和無電戶的供電問題，重點地區(qū)是西藏、青海、內(nèi)蒙古、新疆、寧夏、甘肅、云南等?。▍^(qū)、市）。建設太陽能光伏發(fā)電約10萬千瓦，解決約100萬戶偏遠地區(qū)農(nóng)牧民生活用電問題。到2010年，偏遠農(nóng)村地區(qū)光伏發(fā)電總?cè)萘窟_到15萬千瓦，到2020年達到30萬千瓦。在經(jīng)濟較發(fā)達、現(xiàn)代化水平較高的大中城市，建設與建筑物一體化的屋頂太陽能并網(wǎng)光伏發(fā)電設施，首先在公益性建筑物上應用，然后逐漸推廣到其它建筑物，同時在道路、公園、車站等公共設施照明中推廣使用光伏電源。“十一五”時期，重點在北京、上海、江蘇、廣東、山東等地區(qū)開展城市建筑屋頂光伏發(fā)電試點。到2010年，全國建成1000個屋頂光伏發(fā)電項目，總?cè)萘?萬千瓦。到2020年，全國建成2萬個屋頂光伏發(fā)電項目，總?cè)萘?00萬千瓦。建設較大規(guī)模的太陽能光伏電站和太陽能熱發(fā)電電站?！笆晃濉睍r期，在甘肅敦煌和西藏拉薩（或阿里）建設大型并網(wǎng)型太陽能光伏電站示范項目；在內(nèi)蒙古、甘肅、新疆等地選擇荒漠、戈壁、荒灘等空閑土地，建設太陽能熱發(fā)電示范項目。到2010年，建成大型并網(wǎng)光伏電站總?cè)萘?萬千瓦、太陽能熱發(fā)電總?cè)萘?萬千瓦。到2020年，全國太陽能光伏電站總?cè)萘窟_到20萬千瓦，太陽能熱發(fā)電總?cè)萘窟_到20萬千瓦。光伏發(fā)電在通訊、氣象、長距離管線、鐵路、公路等領域有良好的應用前景，預計到2010年，這些商業(yè)領域的光伏應用將累計達到3萬千瓦，到2020年將達到10萬千瓦。3.3改善生態(tài)、實現(xiàn)地區(qū)電力可持續(xù)發(fā)展我國能源消費占世界的10％以上，同時我國一次能源消費中煤占到70％左右，比世界平均水平高出40多個百分點。燃煤造成的二氧化硫和煙塵排放量約占排放總量70％～80％，二氧化硫排放形成的酸雨面積已占國土面積的1/3。環(huán)境質(zhì)量的總體水平還在不斷惡化，世界十大污染城市我國一直占多數(shù)。環(huán)境污染給我國社會經(jīng)濟發(fā)展和人民健康帶來了嚴重的影響。世界銀行估計2020年中國由于空氣污染造成的環(huán)境和監(jiān)控損失將達到GDP總量的13％。光伏發(fā)電不產(chǎn)生傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)（例如燃煤發(fā)電）帶來的污染物排放和安全問題，沒有廢氣或噪音污染，沒有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。系統(tǒng)報廢后也很少有環(huán)境污染的遺留問題。太陽能是清潔的、可再生的能源，開發(fā)太陽能符合國家環(huán)保、節(jié)能政策。AA縣具有豐富的太陽能資源，地廣人稀，比較適合建設大規(guī)模高壓并網(wǎng)光伏電站。大規(guī)模光伏電站的開發(fā)建設可有助于環(huán)境能源危機，可有效減少常規(guī)能源尤其是煤炭資源的消耗，保護生態(tài)環(huán)境。AA地區(qū)的年平均日照時數(shù)為1670小時，年太陽總輻射量約為4224.96MJ/m2。經(jīng)計算，本項目2MWp光伏并網(wǎng)發(fā)電建成后年均發(fā)電量約218.584萬kW·h。與同類容量的燃煤火電廠相比，按照火電煤耗（標準）390g/kW·h計，每年可節(jié)約標準煤約1008.48t，減排CO2約3060.17t。綜上所述該太陽能光伏電站建成后，可有效減少常規(guī)能源尤其是煤炭資源的消耗，減少CO2的排放，保護生態(tài)環(huán)境。與當?shù)仉娋W(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行可提高當?shù)仉娋W(wǎng)供電能力，提高可再生能源在能源結(jié)構(gòu)中的比重，對我國和南方電力可持續(xù)發(fā)展的發(fā)展具有極大的促進作用，促進地區(qū)經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展。第四章工程建設規(guī)模及目標4.1工程建設規(guī)模本項目建設規(guī)模為規(guī)劃容量2MWp，類型為并網(wǎng)型太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，包括太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)以及相應的配套并網(wǎng)設施。4.2地區(qū)電力系統(tǒng)狀況及接入方案4.2.1區(qū)域內(nèi)電力系統(tǒng)現(xiàn)狀桂林電網(wǎng)有變電站30座，其中220千伏變電站5座，變電容量780兆伏安；110千伏變電站25座，變電容量1103.5兆伏安。其中，220千伏輸電線路681.29公里，110千伏輸電線路806.92公里，35千伏輸電線路131.67公里，10千伏配電線路1381公里。4.2.2太陽能發(fā)電站接入系統(tǒng)電壓等級選擇：太陽能光伏發(fā)電站最終裝機規(guī)模為2MWp，初步確定其接入電力系統(tǒng)的電壓等級選擇為10kV。方案：自電站架設1回10kV線路接入該地區(qū)10KV變電站，導線采用LGJ電纜。太陽能電池發(fā)電單元經(jīng)逆變器后輸出電壓0.3kV，經(jīng)2臺1250KVA變壓器升壓至10KV。10kV配電室出線1回為單母線接線接入當?shù)毓搽娋W(wǎng)。從技術(shù)而言，該系統(tǒng)接入方案能滿足要求，具體接入系統(tǒng)的設計方案將在以后的接入系統(tǒng)專題設計中進行進一步深入細致的論證，以當?shù)仉娏Σ块T最終審定的方案為準。4.3建設目標為了探索高效率低成本的太陽能光伏發(fā)電模式，桂林凱創(chuàng)光伏科技有限公司決定興建此2MWp光伏電站。本電站的光伏電池組件采用固定安裝形式。針對2MWp太陽能光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案，將系統(tǒng)分成2個并網(wǎng)發(fā)電單元，每個發(fā)電單元輸出0.3kV電壓后，經(jīng)過1臺1250kVA升壓變壓器升壓至10KV，最后整個系統(tǒng)以10kV單母線接線接入電網(wǎng)。第五章光伏系統(tǒng)5.1項目所在地的自然環(huán)境概況本工程廠址位于ss東北部的湘桂走廊AA縣桂興村。AA縣地處北緯25°18′~26°55′、東經(jīng)110°14′~110°56′之間，屬桂林市轄縣，是湘漓二水之源，也是世界上最古老的運河——靈渠的所在地，自古以來即是楚越文化交匯之區(qū)。湘桂鐵路和國道322線一級公路斜貫全境，縣城南距“山水甲天下”的桂林市區(qū)57公里。AA縣地處低緯，境內(nèi)屬中亞熱帶季風氣候，四季分明，氣候溫和，雨量充沛。5.2項目所在地氣象資料AA縣年平均溫度為17.8℃，極端最高氣溫38.5℃，最低氣溫-5.8℃，年平均降水量1842毫米，年無霜期293天以上。年平均日照時數(shù)為1670小時，平均氣壓為994·9百帕。年太陽總輻射量約為4224.96MJ/m2，根據(jù)我國太陽能資源區(qū)劃標準，AA縣為太陽能資源第四類地區(qū)，具有5.3光伏電場建設條件擬建場地為荒山，走向為坐東朝西，在該方向上有一定的坡度，且土質(zhì)較好，場地主要為碎石。擬建站址位于相對穩(wěn)定的地帶，區(qū)域穩(wěn)定性滿足建站要求，適宜建站。5.4光伏部分5.4.1光伏系統(tǒng)發(fā)電原理\o""光伏發(fā)電系利用半導體材料的光生伏打效應原理直接將太陽輻射能轉(zhuǎn)換為電能的技術(shù)。通過光伏電池進行太陽能－電能的直接轉(zhuǎn)換，并與測量控制裝置和直流—交流轉(zhuǎn)換裝置相配套，就構(gòu)成了光伏發(fā)電系統(tǒng)。太陽能光伏發(fā)電具有許多其它發(fā)電方式無法比擬的優(yōu)點：不消耗燃料、規(guī)模靈活、無污染、安全可靠、維護簡單、壽命較長等等，所以自從實用性硅太陽能電池問世以來，世界上很快就開始了太陽能光伏發(fā)電的應用。光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)主要由太陽能組件方陣和并網(wǎng)逆變器兩部分組成。太陽能組件將光能轉(zhuǎn)化為直流電能，并網(wǎng)逆變器將直流電能逆變成交流電能供負載使用或傳輸?shù)诫娋W(wǎng)。如下圖所示:白天有日照時，太陽能組件方陣發(fā)出的直流電經(jīng)過逆變器轉(zhuǎn)換成交流電供給負載使用或傳輸?shù)焦搽娋W(wǎng)。當光照不足或電網(wǎng)異常時，系統(tǒng)自動停止運行。同時不斷檢測電網(wǎng)和光照條件，當光照充足且電網(wǎng)正常時，系統(tǒng)再次并網(wǎng)運行。光伏并網(wǎng)發(fā)電原理圖太陽能組件通過導線連接的太陽能電池被密封成的物理單元被稱為太陽能電池組件，具有一定的防腐、防風、防雹、防雨的能力，廣泛應用于各個領域和系統(tǒng)。每片太陽能電池只能產(chǎn)生大約0.5V的直流電壓，遠低于實際使用所需電壓，為了滿足實際應用的需要，需要把太陽能電池串聯(lián)成組件。太陽能電池組件包含一定數(shù)量的太陽能電池，這些太陽能電池通過導線連接。每件組件通常封裝36片或72片太陽能電池片，正常輸出工作電壓約17V或35V左右。當應用領域需要較高的電壓和電流而單個組件不能滿足要求時，可把多個組件串、并聯(lián)組成太陽能電池方陣，以獲得所需要的電壓和電流。本項目采用晶澳太陽能有限公司生產(chǎn)的高效單晶硅太陽能電池組件JAM5-180，組件電池按照嚴格的電池檢驗程序，依靠國內(nèi)國外最先進的光伏檢測機構(gòu)，保證電池的效率和穩(wěn)定性處于世界先進水平。防水接線盒和集成旁路二極管，以減少太陽能電池組件因表面被遮擋造成的熱斑效應從而引起的組件損傷通過IEC61215性能測試和UL1703的安全測試，保障了晶澳的組件可以在各種惡劣的環(huán)境條件下正常工作提供五年的產(chǎn)品質(zhì)量保證和10-25年的產(chǎn)品功率保證。單晶硅和多晶硅電池片光伏電池組件的主要技術(shù)參數(shù)見表5－１：表5－１光伏組件技術(shù)參數(shù)表名稱分類JAM5-180組件類型單晶組件開路電壓(Voc)44.6V短路電流(Isc)5.4最佳工作電壓(Vmp)36.5V最佳工作電流(Imp)4.93峰值功率(Pmax)180Wp最大系統(tǒng)電壓1000VDC抗風壓強2400Pa短路電流溫度系數(shù)0.036%/℃開路電壓溫度系數(shù)－0.33%/℃功率溫度系數(shù)－0.47%/℃額定工作溫度47℃使用溫度范圍（－40）℃～（+85）℃組件尺寸1580×808×46組件重量15.5STC：輻照度1000W/m2，組件溫度25℃，AM=1.5并網(wǎng)逆變器并網(wǎng)逆變器為跟隨電網(wǎng)頻率和電壓變化的電流源，并網(wǎng)逆變器將直流電能逆變成交流電能。目前并網(wǎng)型逆變器的研究主要集中于DC－DC和DC－AC兩級能量變換的結(jié)構(gòu)，DC－DC變換環(huán)節(jié)調(diào)整光伏陣列的工作點使其跟蹤最大工作點；DC－AC逆變環(huán)節(jié)主要使輸出電流與電網(wǎng)電壓同相位，同時獲得單位功率因數(shù)。本項目擬采用POWERONE公司生產(chǎn)的300KW集中型逆變器,型號為PVI-CENTRAL-300-TL，具有如下特點:◆靈活的系統(tǒng)架構(gòu)，6個功能獨立的55kW模組，配置成“主－從”模式（并聯(lián)模式）或者“多主”模式（獨立模式）?！粢纛l噪音低。開關頻率在可聽頻率之外（18kHz）。

◆模塊化配置。每個55kW模塊相互獨立。

◆高轉(zhuǎn)換效率。

◆容易維護，因為可以快速拔插逆變器模組。

◆可以增加層數(shù)，擴大容量和應用范圍，使配線最少（一個機架最多可以擴容到330kW）。

◆減少單模組故障敏感度：如果一個模組出錯，系統(tǒng)保持55kW降額運轉(zhuǎn)?！羧诵曰腖CD液晶界面，通過按鍵操作，液晶顯示屏(LCD)，可清晰顯示實時各項運行數(shù)據(jù)，實時故障數(shù)據(jù)，歷史故障數(shù)據(jù)（大于50條），總發(fā)電量數(shù)據(jù)，歷史發(fā)電量（按月、按年查詢）數(shù)據(jù)；◆可提供包括RS485或Ethernet（以太網(wǎng)）遠程通訊接口。其中RS485遵循Modbus通訊協(xié)議；Ethernet（以太網(wǎng)）接口支持TCP/IP協(xié)議，支持動態(tài)(DHCP)或靜態(tài)獲取IP地址。300kW集中型光伏并網(wǎng)逆變器技術(shù)參數(shù)表特點PVI-CENTRAL-300-TL輸入?yún)?shù)推薦的最大PV功率kWp354每模組輸入功率kWp59絕對最大輸入電壓Vdc900MPPT輸入電壓范圍Vdc465V～850V(550V額定)最大輸入電流（Idc）738A（總）；123A（單模組）輸入反射紋波電壓<3%直流輸入路數(shù)6（獨立或者并聯(lián)）輸入過壓保護6（每路輸入一個）輸出參數(shù)額定交流輸出功率kW336額定交流輸出電流Arms648交流輸出電壓范圍3×300Vac+/-20%額定交流頻率（Hz）50/60功率因素（cosφ）>0.99（在額定交流功率下）AC側(cè)電流諧波THD％<4%（在額定交流功率下）開關頻率kHz18交流側(cè)過壓保護有轉(zhuǎn)換效率峰值效率（額定輸入電壓）97.41%歐洲效率（額定輸入電壓）97.14%環(huán)境參數(shù)環(huán)境保護等級IP20工作溫度范圍-10℃～+相對濕度（不結(jié)露）<95%一般參數(shù)輔助電源功耗（W）額定交流功率的0.3%夜間損耗<90W近距離通訊兩個RS485端口（一個RS485專門用于連接接線盒）遠距離通訊（可選）AEC（撥號，以太網(wǎng)，ISDN，DSL，GSM）用戶界面2行顯示（每個模組）尺寸（寬×高×深）（mm）1250x2100x810全部重量（kg）110050kW模組重量（kg）65需要的通風量6000立方米/小時認證EMCEN61000-6-2,EN61000-6-4CE認證是并網(wǎng)認證DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000光伏并網(wǎng)逆變器技術(shù)參數(shù)表5-25.4.2電站整體設計概述本期工程采用多支路上網(wǎng)的“積木式”技術(shù)方案，分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案，將系統(tǒng)分成2個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元，分別經(jīng)過升壓變壓器和10kV配電裝置并入電網(wǎng)，最終實現(xiàn)將整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)接入10kV電網(wǎng)進行并網(wǎng)發(fā)電的方案。系統(tǒng)按照2個1MWp的光伏并網(wǎng)發(fā)電單元進行設計，并且每個1MWp單元采用3臺300KW并網(wǎng)逆變器的方案。每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元的電池組件采用串并聯(lián)的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列輸入光伏方陣初級防雷匯流箱、次級直流配電柜后，經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器和交流低壓配電柜接入升壓變壓器，升壓為10kV接入電網(wǎng)。每個太陽能發(fā)電單元設一臺升壓變壓器，升壓變壓器采用三相1250kVA干式變壓器。光伏組件陣列、直流匯流箱以1MW單元為單位就地布置，逆變器及升壓變壓器等安裝在光伏電氣室。太陽能電池組件全部采用國產(chǎn)單晶硅組件，所有支架全部為固定支架。本工程在光伏電氣室樓頂安裝一套環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)，主要監(jiān)測的參數(shù)有：風速、風向、環(huán)境溫度、太陽能電池溫度、太陽輻射等。設計原則（1）太陽能電池方陣排列布置需要考慮地形，地貌的因素，要與當?shù)刈匀画h(huán)境有機的結(jié)合。同時設計要規(guī)范，并兼顧光伏電站的景觀效果，在整個方陣場設計中盡量節(jié)約土地。太陽電池方陣的布置設計包括陣列傾角設計，方位角設計，陣列間距設計，需根據(jù)總體技術(shù)要求，地理位置，氣候條件，太陽輻射能資源，場地條件等具體情況來進行。（2）盡量保證南北向每一列組件在同一條軸線上，使太陽電池組件布置整齊，規(guī)范，美觀，接受太陽能幅照的效果最好，土地利用更緊湊，節(jié)約。（3）每兩列組件之間的間距設置必須保證在太陽高度角最低的冬至日時，所有組件仍有6小時以上的日照時間。安裝方式設計（1）太陽電池陣列傾角的確定方陣安裝傾角的最佳選擇取決于諸多因素，如地理位置，全年太陽輻射分布，直接輻射與散射輻射比例，負載供電要求和特定的場地條件等。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)方陣的最佳安裝傾角可采用專業(yè)系統(tǒng)設計軟件進行優(yōu)化設計來確定，它應是系統(tǒng)全年發(fā)電量最大時的傾角。光伏組件排布方式為：組件傾斜后，組件上緣與下緣產(chǎn)生相對高度差，陽光下組件產(chǎn)生陰影，為保證在本項目選址地冬至日上午九時到下午三時光伏組件方陣之間接受的輻射量最大，根據(jù)計算，本工程確定太陽電池方陣支架傾角均為21度。（2）太陽電池陣列間距的設計計算：光伏組件布置一般確定原則：冬至當天9:00～15:00太陽電池方陣不應被遮擋。光伏方陣陣列間距應不小于D。在北半球，對應最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，陣列傾角確定后，要注意南北向前后陣列間要留出合理的間距，以免前后出現(xiàn)陰影遮擋，前后間距為：冬至日（一年當中物體在太陽下陰影長度最長的一天）上午9：00到下午3：00，組件之間南北方向無陰影遮擋。固定光伏組件方陣的支架采用鍍鋅角鋼，根據(jù)本項目的巖土性質(zhì)，陣列安裝基座采用凝土基礎，如下圖所示：圖5－1混凝土基座計算光伏組件方陣安裝的前后最小間距D，如下圖所示：圖5－2陣列陰影示意圖一般確定原則：冬至當天9:00～15:00太陽電池方陣不應被遮擋。光伏方陣陣列間距或可能遮擋物與方陣底邊垂直距離應不小于D。計算公式如下：式中：φ為緯度(在北半球為正、南半球為負)，該項目緯度取北緯25°18′；H為光伏方陣陣列或遮擋物與可能被遮擋組件底邊高度差，該項目如果根據(jù)上式計算，21°傾角傾斜安裝時，為保證在9:00～15:00時段內(nèi)前排電池板不會對后排產(chǎn)生影響，前后排電池組件之間間距為2.0米，如下圖示意所示：圖5－3安裝傾角為21度（3）單支架電池組串的排列設計：每個晶體硅太陽組件串支架的縱向為2排，每排17塊組件，即：每個單支架上安裝34塊晶體硅太陽電池組件，構(gòu)成2個組串。每一個支架陣面平面尺寸為（14.536mx3.1方陣布置說明本項目每一個1MWP光伏發(fā)電單元組成一個1MWP光伏發(fā)電單元系統(tǒng)，同時考慮預留一定的檢修通道。為了減少至逆變器直流電纜數(shù)量，盡量少占土地及布置的規(guī)整性，即每1MWP方陣布置165個支架,共有330個組件串。5.4.3光伏電站發(fā)電量計算方法根據(jù)太陽輻射資源分析所確定的光伏電場多年平均年輻射總量，結(jié)合初步選擇的太陽能電池的類型和布置方案，進行光伏電場年發(fā)電量估算。從氣象站得到的資料，一般為水平上的太陽輻量，換算成光伏陣列傾斜面的輻射量才能進行光伏系統(tǒng)發(fā)電量的計算。對于以某一傾角固定式安裝的光伏陣列,所接受到的太陽輻射能與傾斜的角度有關，其中較為簡便的計算日輻射量的公式如下:Rβ=S×[sin(α－β)/sinα]+D圖5－4傾斜方陣面上的太陽總輻射量計算圖式中：Rβ—傾斜方陣面上的太陽總輻射量；D—散射輻射量,假定D與斜面傾角無關；S—水平面上的太陽直接輻射量；β—方陣傾角；α—午時分的太陽高度角。根據(jù)光伏電場場址周圍的地形圖，經(jīng)對光伏電場周圍環(huán)境、地面建筑物情況進行考察，建立的本工程太陽能光伏發(fā)電場上網(wǎng)電量的計算模型。單位面積電池板的年發(fā)電量g簡化計算如下：kWh/m2其中：為多年平均年輻射總量，為光伏電池的光電轉(zhuǎn)換效率。代入上計算公式，得出單位面積光伏組件年發(fā)電量。理論發(fā)電量是在理想情況下得出太陽能電池組件輸出的直流發(fā)電量計算。并網(wǎng)光伏系統(tǒng)的效率是指:系統(tǒng)實際輸送上網(wǎng)的交流發(fā)電量與組件標稱容量在沒任何能量損失的情況下理論上的能量之比。標稱容量1kWp的組件，在接受到1kW/m2太陽輻射能時理論發(fā)電量應為1kWh。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的總效率主要由光伏陣列的效率、逆變器的效率、交流并網(wǎng)效率等三部分組成。1）系統(tǒng)損耗和效率分析①光伏組件效率η1:光伏陣列在1000W/㎡太陽輻射強度下,實際的直流輸出功率與標稱功率之比。光伏陣列在能量轉(zhuǎn)換與傳輸過程中的損失包括:組件匹配損失、表面塵埃遮擋損失、不可利用的太陽輻射損失、溫度的影響、最大功率點跟蹤(MPPT)精度、以及直流線路損失等。根據(jù)經(jīng)驗數(shù)據(jù)：組件功率匹配損失小于5%；灰塵影響組件功率損失小于5%；直流線路損失小于2%；②逆變器的轉(zhuǎn)換效率η2:逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比。③交流并網(wǎng)效率η3:即從逆變器輸出至接入電網(wǎng)的傳輸效率,其中最主要的是升壓變壓器的損耗。對于本系統(tǒng)為升壓至10kV并入公用電網(wǎng)的損耗。2）太陽能輻射數(shù)據(jù)分析及發(fā)電量模擬系統(tǒng)的總效率等于上述各部分效率的乘積:η=η1×η2 ×η3

經(jīng)過以上數(shù)據(jù)分析得到光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量計算公式如下：

預測發(fā)電量=Sarea×Rβ×ηmodule×ηsystem；

式中：

Sarea——方陣總面積；

Rβ——Rβ—傾斜方陣面上的太陽總輻射量；

ηsystem——并網(wǎng)光伏系統(tǒng)發(fā)電效率；

ηmodule——太陽能組件轉(zhuǎn)化效率；在光伏理論年發(fā)電量的基礎上，實際上網(wǎng)電量還會受安裝傾角、方位角等綜合因素影響。這里不一一列舉，根據(jù)以往工程經(jīng)驗，本項目對應的光伏發(fā)電總效率約為85%。根據(jù)太陽輻射量、溫度等氣象資料以及地理位置信息等資料,專用的光伏發(fā)電系統(tǒng)設計軟件可以進行仿真計算,求出系統(tǒng)的年總發(fā)電量。.這里僅根據(jù)有關氣象資料預測并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的年總發(fā)電量，實際發(fā)電量會有一定偏差，這是正?，F(xiàn)象。5.4.4系統(tǒng)發(fā)電量測算本項目光伏電站場址太陽能發(fā)電量分析采用了AA地區(qū)氣象站提供的資料，該地區(qū)年平均日照時數(shù)為1670小時，太陽總輻射量全年為4224.96MJ/m2。由計算模型可知，在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，光伏組件的放置方式和放置角度對組件接受到的太陽輻射有很大的影響。與光伏組件放置相關的有下列兩個角度參量：太陽電池組件傾角和太陽能電池組件方位角。太陽能電池組件的傾角是電池組件與水平地面的夾角。太陽電池組件的方位角是組件方陣的垂直面與正南方的夾角。向東設為負，向西為正。一般在北半球，太陽能電池組件朝向正南方布置，即組件方位角為0度時，發(fā)電量最大。本工程設計原則上保證太陽能電池組件朝正南方向布置。故所需計算的僅為太陽電池組件的最佳傾角。依據(jù)氣象數(shù)據(jù)和軟件計算得知當太陽電池組件的傾角為21度時，電池組件年接受太陽能輻射量最大，為每年5039.28MJ/M2。根據(jù)太陽輻射量，系統(tǒng)總功率等數(shù)據(jù)估算2MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的年總發(fā)電量。計算軟件采用聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署和加拿大自然資源部聯(lián)合編寫的可再生能源技術(shù)規(guī)劃設計軟件RETSCREEN。RETSCREEN與許多政府機構(gòu)和多邊組件共同合作，由來自工業(yè)界，政府部門和學術(shù)界的大專家提供技術(shù)支持進行開發(fā)工作。經(jīng)計算2MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的年均發(fā)電量為218.584萬kWh。晶體硅光伏組件在光照及常規(guī)大氣環(huán)境中使用會有衰減，按系統(tǒng)25年輸出每年衰減0.8%計算。表5－325年衰減及平均年發(fā)電量測算表：(單位：萬kWh/年)年限12345系統(tǒng)衰減率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%發(fā)電量240.30238.37236.47234.58232.70年限678910系統(tǒng)衰減率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%發(fā)電量230.84228.99227.16225.34223.54年限1112131415系統(tǒng)衰減率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%發(fā)電量221.75219.98218.22216.47214.74年限1617181920系統(tǒng)衰減率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%發(fā)電量213.02211.32209.63207.95206.28年限2122232425系統(tǒng)衰減率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%發(fā)電量204.64203.00201.37199.76198.16總發(fā)電量5464.602（萬kWh）25年平均發(fā)電量218.584（萬kWh）結(jié)論：由以上計算可得，本工程25年總發(fā)電量約為5464.602萬kWh，25年年平均發(fā)電約218.584萬KWh。5.4.5數(shù)據(jù)采集監(jiān)控方案（1）數(shù)據(jù)采集在每臺光伏并網(wǎng)逆變器內(nèi)設有電流傳感器和電壓傳感器，可以實時測量太陽電池方陣的峰值電壓和峰值電流，交流輸出電壓和交流輸出電流。數(shù)據(jù)采集器，時時讀取每臺逆變器的測量數(shù)據(jù)（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac、Pac），數(shù)據(jù)采集器可以同時監(jiān)測50臺不同功率級別的逆變器，同時監(jiān)測每臺逆變器各種運行參數(shù)，數(shù)據(jù)采集器通過計算可以得到整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)的累積發(fā)電量，當天累積發(fā)電量以及整個系統(tǒng)瞬時功率。同時數(shù)據(jù)采集器通過RS485協(xié)議，讀取環(huán)境檢測儀采集到各種模擬量數(shù)據(jù)，這些模擬量數(shù)據(jù)包括太陽輻射強度、太陽電池方陣的溫度、現(xiàn)場環(huán)境溫度、風速等。每臺逆變器運行參數(shù)（2）數(shù)據(jù)通訊在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，在每臺逆變器和數(shù)據(jù)采集器中都配有RS485通訊適配器，數(shù)據(jù)采集器和每臺逆變器通過通訊適配器都掛在RS485總線上，數(shù)據(jù)采集器通過RS485與各逆變器實時通訊，實時讀取逆變器的各項運行參數(shù)和故障信息。數(shù)據(jù)采集器讀取的測量數(shù)據(jù)以RS232通訊方式與上位機時時通訊，上位機讀取每臺逆變器的測量的參數(shù)，通過專業(yè)監(jiān)控軟件可以計算出太陽能電池方陣的峰值功率和交流輸出功率，同時可以積分計算每天累計發(fā)電量，同時變換格式可供外部顯示。數(shù)據(jù)采集器與各逆變器通訊系統(tǒng)原理圖數(shù)據(jù)采集器與逆變器通訊（RS485）5.4.6光伏發(fā)電數(shù)據(jù)顯示系統(tǒng)為充分發(fā)揮示范作用，并直觀的展現(xiàn)光伏發(fā)電項目的運行狀況和關鍵運行參數(shù)，本項目在光伏電氣室集控室安裝一套數(shù)據(jù)顯示系統(tǒng)。該系統(tǒng)主要由彩色顯示器、工控機、控制機顯示軟件及通信線路組成，顯示參數(shù)可通過對工控機的操作進行不同監(jiān)控畫面間的切換，顯示內(nèi)容包括：系統(tǒng)自帶環(huán)境監(jiān)測儀的環(huán)境監(jiān)測參數(shù)（日照輻射強度、環(huán)境溫度、風速等）、光伏發(fā)電實時功率、系統(tǒng)效率、累計發(fā)電量、當天發(fā)電量、過去N天運行參數(shù)曲線等。第六章電氣系統(tǒng)6.1電氣一次部分6.1.1接入系統(tǒng)方案本工程在空曠的土地上安裝太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，擬定總裝機容量為2MWp。根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)裝機容量和AA地區(qū)區(qū)域電網(wǎng)實際情況，就近新建10kV變電站，設計容量為2500KVA。光伏電站相關配電設施（含接入電纜）按10kV標準設計。電站最終使用2臺升壓變壓器，單臺容量1250kVA，升壓變變比為10/0.3kV。為滿足可靠性要求，從升壓站母線出1回路10kV線路接入地方公共電網(wǎng)。6.1.2電氣主接線1、光伏電站電氣主接線本期工程2MWp發(fā)電系統(tǒng)以太陽能發(fā)電單元—升壓變壓器接線方式接入站內(nèi)10KV配電室。整個發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)變電站升壓為10kV，經(jīng)過站內(nèi)10kV配電裝置，出線1回為單母線接線接入電網(wǎng)。接入系統(tǒng)最終以接入系統(tǒng)審查意見為準。每個太陽能發(fā)電單元設1臺升壓變壓器，升壓變壓器采用三相1250kVA干式變壓器。光伏組件陣列、直流匯流箱、逆變器以1MW單元為單位就地布置，經(jīng)電纜接至升壓變電站升壓為10kV，最后整個發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)10kV配電室最終接入當?shù)?0kV變電站。光伏電站并網(wǎng)運行時，并網(wǎng)點的三相電壓不平衡度不超過《電能質(zhì)量三相電壓允許不平衡度》（GB15543－1995）規(guī)定的數(shù)值，接于公共連接點的每個用戶，電壓不平衡度允許值一般為1.3%。因本工程無大規(guī)模的旋轉(zhuǎn)設備，消耗無功功率很小，本工程按裝機容量設置250kVar的自動投切的無功補償裝置，為電站的升壓變、線路等提供無功功率補償。2、光伏電站站用電本站站用電源由10kV（施工電源）引接一路。本期設置1臺400kVA降壓變壓器作為站用變壓器，站用電用于供給本站內(nèi)各處照明、暖通、檢修等負荷。6.1.3主要電氣設備選擇（1）升壓變10KV升壓變選用三相干式配電變壓器。型號SCB－1250/10，額定容量1250kVA。電壓比10.5±2x2.5%/0.3kV，接線組別DYN11，短路阻抗Ud=6.0%。變壓器裝設帶報警及跳閘信號的溫控設施。跳閘信號接至10kV高壓開關柜和變壓器低壓側(cè)進線開關，動作于跳閘，溫度信號接至綜合自動化監(jiān)控系統(tǒng)中。（2）10kV配電裝置10kV配電裝置單母線接線，選用鎧裝型金屬封閉手車式開關柜，采用真空斷路器，配置升壓變、電容器的綜合保護裝置。按10kV電壓等級設計，真空斷路器額定開斷電流暫定25kA。10kV配電裝置單母線接線，采用真空斷路器、隔離開關，配置升壓變、電容器的綜合保護裝置。（3）低壓配電裝置低壓開關柜選用MNS型低壓抽出式開關柜。進線斷路器選用框架斷路器，配置智能脫扣器，額定開斷電流為50kA。（4）逆變器并網(wǎng)型逆變器選型時除應考慮具有過/欠電壓、過/欠頻率、防孤島效應、短路保護、逆向功率保護等保護功能外，同時應考慮其電壓（電流）總諧波畸變率較小，以盡可能減少對電網(wǎng)的干擾。整個光伏系統(tǒng)采用若干組逆變器，每個逆變器具有自動檢測功能，并能夠隨著太陽能組件接受的功率，以最經(jīng)濟的方式自動識別并投入運行。本工程選用單臺輸出功率300kW級別逆變器作為全站逆變裝置。逆變器的技術(shù)參數(shù)詳見表6－1。表6－1300kW逆變器技術(shù)參數(shù)特點PVI-CENTRAL-300-TL輸入?yún)?shù)推薦的最大PV功率kWp354每模組輸入功率kWp59絕對最大輸入電壓Vdc900MPPT輸入電壓范圍Vdc465V～850V(550V額定)最大輸入電流（Idc）738A（總）；123A（單模組）輸入反射紋波電壓<3%直流輸入路數(shù)6（獨立或者并聯(lián)）輸入過壓保護6（每路輸入一個）輸出參數(shù)額定交流輸出功率kW336額定交流輸出電流Arms648交流輸出電壓范圍3×300Vac+/-20%額定交流頻率（Hz）50/60功率因素（cosφ）>0.99（在額定交流功率下）AC側(cè)電流諧波THD％<4%（在額定交流功率下）開關頻率kHz18交流側(cè)過壓保護有轉(zhuǎn)換效率峰值效率（額定輸入電壓）97.41%歐洲效率（額定輸入電壓）97.14%環(huán)境參數(shù)環(huán)境保護等級IP20工作溫度范圍-10℃～+相對濕度（不結(jié)露）<95%一般參數(shù)輔助電源功耗（W）額定交流功率的0.3%夜間損耗<90W近距離通訊兩個RS485端口（一個RS485專門用于連接接線盒）遠距離通訊（可選）AEC（撥號，以太網(wǎng)，ISDN，DSL，GSM）用戶界面2行顯示（每個模組）尺寸（寬×高×深）（mm）1250x2100x810全部重量（kg）110050kW模組重量（kg）65需要的通風量6000立方米/小時認證EMCEN61000-6-2,EN61000-6-4CE認證是并網(wǎng)認證DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000（5）直流匯流箱和直流配電柜每個逆變器都連接有若干組串光伏組件，這些光伏組件通過直流匯流箱和直流配電柜連接到逆變器。直流匯流箱滿足室外安裝的使用要求，絕防護等級達到IP65，同時可接入10路的太陽電池串列，每路電流最大可達20直流匯流箱還裝設有浪涌保護器，具有防雷功能。直流匯流箱的電氣原理圖如圖6－1。圖6－1直流匯流箱電氣原理框圖直流防雷配電柜主要是將匯流箱輸出的直流電纜接入后進行匯流，再接至并網(wǎng)逆變器。該配電柜含有直流輸入斷路器、防反二極管、光伏防雷器。方便操作和維護。直流防雷配電柜的電氣原理圖如圖6－2。圖6－2直流防雷配電柜電氣原理框圖6.1.4光伏組件串并連設計（1）組件串聯(lián)方式設計在本系統(tǒng)中，使用晶澳太陽能有限公司生產(chǎn)的高效單晶硅組件JAM5-180,在計算組件串聯(lián)數(shù)量時，必須根據(jù)組件的工作電壓和逆變器直流輸入電壓范圍，同時需要考慮組件的開路電壓溫度系數(shù)。根據(jù)以上得知，本系統(tǒng)逆變器最高電壓為900V，最小MPPT電壓為465V，MPPT范圍為465V～850V。JAM5-180單晶硅組件的開路電壓為44.6V，峰值工作電壓為36.5V，組件開路電壓溫度系數(shù)為－0.33%/℃，經(jīng)過計算組件串聯(lián)數(shù)在16－18比較合適，組件為17件/串時組件串電壓為620.5V在MPPT范圍內(nèi)。為了保證系統(tǒng)發(fā)電效率采用17件組件為1個組件串。（2）組件并聯(lián)方式設計整個光伏發(fā)電系統(tǒng)總計2MWp，共使用上述太陽能電池組件11220塊。根據(jù)組件工作電流大小和逆變器最大允許輸入電流，以短路電流計算得5.4Ax10x11=594A<738A，滿足逆變器要求。單晶硅光伏組件光伏方陣接線箱采用10路匯1路比較合適。6.1.5過電壓保護及接地1、防雷光伏組件采用支架直接接地的方式進行防雷保護，不設置獨立防直擊雷保護裝置。將光伏電池組件支架連接扁鋼接到接地端子作為防雷保護。線路防雷，要求光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)的正負極均懸空、不接地，將光伏電池方陣支架接地。直流匯流箱內(nèi)設置電涌保護器，防止雷電引起的線路過電壓。本工程升壓變壓器、10kV線路及10kV母線裝設氧化鋅避雷器，防止雷電侵入波過電壓。電氣配電裝置大部分采用戶內(nèi)布置，在各配電室設置避雷帶，防止直擊雷過電壓。2、接地為保證人身安全，所有電氣設備外殼都應接至專設的接地干線，全站接地網(wǎng)設計原則為以水平接地體為主，輔以垂直接地體的人工復合接地網(wǎng)。6.1.6全站照明本站照明分為正常照明和應急照明，照明電源取自站用電交流電源，應急照明燈具自帶蓄電池。應急時間不小于30分鐘。光伏光伏電氣室內(nèi)采用節(jié)能熒光燈作為正常照明的光源。照明箱燈具回路與插座回路分開，插座回路裝設漏電保護器。6.1.7電氣設備布置在光伏電站設置光伏光伏電氣室一座，單層布置。分別布置配電室、繼電器室、集控室。布置直流屏、計量屏、UPS屏、綜合自動化屏等。10kV配電裝置采用戶內(nèi)成套開關柜，10kV饋線均采用電纜。6.1.8電纜敷設及電纜防火本站各屋內(nèi)10KV配電室、繼電器室均設電纜溝，太陽能組件方陣中采用橋架槽盒沿光伏組件背面敷設，電纜出直流匯流箱沿電纜溝敷設。電纜通道按《發(fā)電廠、變電所電纜選擇與敷設設計規(guī)程》規(guī)定及《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范》設置防止電纜著火延燃措施。建筑中電纜引至電氣柜、盤或控制屏、臺的開孔部位，電纜貫穿墻、樓板的孔洞處，均應實施阻火封堵。電纜溝道分支處、進配電室、集控室入口處均應實施阻火封堵。6.2電氣二次部分本工程采用一體化的集中控制方式，在發(fā)電站的集控室實現(xiàn)對所有電氣設備的遙測、遙控、遙信。6