分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目投標(biāo)方案（技術(shù)方案）

分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目投標(biāo)技術(shù)方案1.污水廠10.8MWP分布式光伏EPC總承包項(xiàng)目技術(shù)方案 1.1.光伏系統(tǒng)工程 81.1.1.總的技術(shù)路線 1.1.2.光伏電池組件選擇 91.1.3.光伏方陣設(shè)計(jì) 1.1.4.逆變器選擇 1.1.5.直流接線方案設(shè)計(jì) 1.2.電氣工程 1.2.1.設(shè)計(jì)依據(jù)及范圍 1.2.2.接入電力系統(tǒng)方案 1.2.3.電氣主接線 1.2.4.主要電氣設(shè)備選擇 1.2.5.計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng) 1.2.6.繼電保護(hù)與安全自動裝置 1.2.7.輔助電源 1.2.8.火災(zāi)報(bào)警 1.2.9.暖通設(shè)計(jì) 1.3.建筑工程 1.3.1.總圖布置 1.3.2.基礎(chǔ)設(shè)計(jì)概述 1.3.3.結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì) 1.4.發(fā)電量估算 1.4.1.光資源分析 1.4.2.發(fā)電量仿真模擬 2.村民屋頂2×6MWP分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目技術(shù)方案 2.1.項(xiàng)目概況及投資方簡介 2.2.設(shè)計(jì)依據(jù)、設(shè)計(jì)范圍、設(shè)計(jì)原則 2.2.1.設(shè)計(jì)依據(jù) 2.2.2.設(shè)計(jì)范圍和設(shè)計(jì)原則 2.3.XX市電網(wǎng)現(xiàn)狀 2.4.XX市電力負(fù)荷預(yù)測 2.5.電力平衡及建設(shè)必要性 2.5.1.xxx市電力平衡 2.5.2.建設(shè)必要性及其在系統(tǒng)中的作用 2.6.接入系統(tǒng)方案 2.6.1.工程概況 422.6.2.周邊電網(wǎng)及光伏電站概況 2.6.3.接入系統(tǒng)方案 2.6.4.潮流計(jì)算分析 2.6.5.短路計(jì)算 2.6.6.技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析及投資估算 2.6.7.電氣主接線及電氣設(shè)備選擇 2.6.8.本工程對電力系統(tǒng)的影響 2.7.系統(tǒng)繼電保護(hù) 2.7.1.接入系統(tǒng)方案 2.7.2.系統(tǒng)繼電保護(hù)配置方案 2.7.3.相關(guān)專業(yè)的配合 522.7.4.對側(cè)變電站系統(tǒng)繼電保護(hù)配置方案 2.7.5.系統(tǒng)繼電保護(hù)設(shè)備及投資估算 2.8.調(diào)度自動化 2.8.1.調(diào)度關(guān)系 2.8.2.遠(yuǎn)動信息的傳送方式和通道要求 2.8.3.調(diào)度自動化系統(tǒng) 2.8.4.遠(yuǎn)動信息 2.8.5.電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng) 2.8.6.光伏發(fā)電功率預(yù)測系統(tǒng) 2.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置 2.8.8.網(wǎng)絡(luò)及二次系統(tǒng)安全防護(hù)設(shè)備 2.8.9.電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置 2.8.10.調(diào)度運(yùn)行管理系統(tǒng) 2.8.11.調(diào)度端配合費(fèi) 2.8.12.調(diào)度自動化設(shè)備及投資估算 2.9.系統(tǒng)通信 2.9.1.接入系統(tǒng)概況及調(diào)度組織關(guān)系 2.9.2.通信系統(tǒng)現(xiàn)狀 2.9.3.各專業(yè)對通道的要求 572.9.4.系統(tǒng)通信方案 2.9.5.投資估算 2.10.結(jié)論 592.10.1.接入系統(tǒng)推薦方案 2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術(shù)要求 2.10.3.系統(tǒng)繼電保護(hù) 2.10.4.調(diào)度自動化 2.10.5.系統(tǒng)通信 2.10.6.接入系統(tǒng)推薦方案投資估算 3.建筑屋頂283.8KWP分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目技術(shù)方案 3.1.綜合說明 3.1.1.概述 3.1.2.太陽能資源 3.1.3.工程地質(zhì) 3.1.4.項(xiàng)目任務(wù)與規(guī)模 3.1.5.總體方案設(shè)計(jì) 3.1.6.電氣設(shè)計(jì) 3.1.7.土建工程設(shè)計(jì) 3.1.8.工程消防設(shè)計(jì) 3.1.9.發(fā)電量預(yù)測 3.1.10.施工組織設(shè)計(jì) 3.1.11.工程管理設(shè)計(jì) 3.1.12.環(huán)境保護(hù)與水土保持 3.1.13.勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 3.1.14.工程設(shè)計(jì)概算 3.1.15.財(cái)務(wù)評價 3.1.16.結(jié)論 3.2.太陽能資源 3.2.1.區(qū)域太陽能資源概況 3.2.2.光伏電站所在地區(qū)太陽能資源分析 3.2.3.氣象條件 3.2.4.太陽能資源分析 3.2.5.太陽能資源等級評估 3.3.光伏系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)及發(fā)電量計(jì)算 3.3.1.光伏電站總體方案 3.3.2.光伏系統(tǒng)設(shè)計(jì) 3.3.3.發(fā)電量預(yù)測 3.4.環(huán)境保護(hù)與水土保持 3.4.1.環(huán)境保護(hù) 3.4.2.水土保持 3.5.工程投資概算 1063.5.1.工程概況 1063.5.2.編制原則及依據(jù) 3.5.3.基礎(chǔ)資料 3.5.4.工程總投資概算 3.6.財(cái)務(wù)評價與社會效果分析 1073.6.1.概述 3.6.2.財(cái)務(wù)評價 3.6.3.社會效果評價 3.6.4.結(jié)論 4.村級5.083MWP光伏扶貧電站項(xiàng)目EPC總承包施工技術(shù)方案 4.1.概述 1114.1.1.項(xiàng)目簡要介紹 4.1.2.項(xiàng)目范圍 4.1.3.項(xiàng)目特點(diǎn) 4.2.總體實(shí)施方案 1124.2.1.項(xiàng)目目標(biāo) 4.2.2.項(xiàng)目實(shí)施組織形式 4.2.3.項(xiàng)目階段劃分 1154.2.4.項(xiàng)目工作分解結(jié)構(gòu) 4.2.5.各項(xiàng)目各階段工作文件的要求 4.2.6.項(xiàng)目分包和采購計(jì)劃 4.2.7.項(xiàng)目溝通與協(xié)調(diào)程序 4.3.項(xiàng)目實(shí)施要點(diǎn) 1314.3.1.勘查設(shè)計(jì)實(shí)施要點(diǎn) 4.3.2.采購實(shí)施要點(diǎn) 4.3.3.施工實(shí)施要點(diǎn) 4.3.4.試運(yùn)行實(shí)施要點(diǎn) 4.4.項(xiàng)目管理要點(diǎn) 1344.4.1.合同管理要點(diǎn) 1344.4.2.資源管理要點(diǎn) 4.4.3.質(zhì)量控制要點(diǎn) 4.4.4.進(jìn)度控制要點(diǎn) 4.4.5.費(fèi)用估算及控制要點(diǎn) 4.4.6.質(zhì)量安全管理要點(diǎn) 4.4.7.職業(yè)健康管理要點(diǎn) 1714.4.8.環(huán)境管理要點(diǎn) 4.4.9.溝通協(xié)調(diào)管理要點(diǎn) 4.4.10.財(cái)務(wù)管理要點(diǎn) 4.4.11.風(fēng)險管理要點(diǎn) 4.4.12.文件及信息管理要點(diǎn) 4.4.13.報(bào)告制度 4.5.設(shè)計(jì)方案 1804.5.1.系統(tǒng)方案 4.5.2.板陣系統(tǒng)設(shè)計(jì) 4.5.3.太陽能支架系統(tǒng)設(shè)計(jì) 4.5.4.集電線路方案 4.5.5.電氣系統(tǒng)配置方案 4.5.6.二次部分設(shè)計(jì) 4.5.7.線纜設(shè)計(jì)選型 4.5.8.光伏電站的防雷接地及過電壓保護(hù)措施 4.5.9.發(fā)電量估算 4.5.10.開關(guān)站及管理站區(qū)設(shè)計(jì)方案 1.污水廠10.8MWp分布式光伏EPC總承包項(xiàng)目技術(shù)方案1)離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)2)(不蓄電)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)3)蓄電并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)?？梢赃_(dá)到MWp甚至GWp級別，發(fā)出電能并入中高壓輸電網(wǎng)絡(luò)，參與電力輸送和調(diào)配。大型并網(wǎng)光伏電站主要由光伏電池方陣、直流集電系統(tǒng)、并(Polycrystaline-SiAmorphousSiSiHIT上述各類型電池主要性能特點(diǎn)如表2-1所示。電池類型商用效率實(shí)驗(yàn)室效率使用特點(diǎn)目前應(yīng)用范圍晶硅電池效率高技術(shù)成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)民用消費(fèi)品市場多晶硅效率較高技術(shù)成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)民用消費(fèi)品市場薄膜電池價格相對較低民用消費(fèi)品市場中央發(fā)電系統(tǒng)碲化鎘價格相對較低民用消費(fèi)品市場銅銦硒價格相對較低民用消費(fèi)品市場目前市場生產(chǎn)和使用最主要的有晶體硅光伏電池和非晶硅薄膜光伏電池，分別詳細(xì)介伏電池中，效率最高的電池，目前規(guī)模化生產(chǎn)的商用電池效率在14%～20%,曾經(jīng)長期占多晶硅電池商用轉(zhuǎn)換效率目前在13%～15%,略低于單晶硅電池水平。多晶硅電池生池的制造中得到應(yīng)用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學(xué)氣相沉積(CVD)等工藝形成電池。單晶硅電池組件、多晶硅電池組件外形外觀，可參考圖2-1。薄膜太陽電池包括硅薄膜太陽電池(非晶硅、微晶硅、納米晶硅等)、多元化合物薄膜太陽電池(硫化鎘、硒銦銅、碲化鎘、砷化鎵、磷化銦、銅銦鎵硒等)、染料敏化薄膜得較高的電壓。目前非晶硅太陽電池光電轉(zhuǎn)換效率一般能達(dá)到10-12%,電池組件的系統(tǒng)在9%-12%,其他多數(shù)尚未形成產(chǎn)業(yè)化。率最高可達(dá)9%,沒有形成產(chǎn)業(yè)化。.光伏組件國內(nèi)生產(chǎn)應(yīng)用現(xiàn)況.光伏組件技術(shù)規(guī)格擬定較小。在相同的建設(shè)條件下，選用不同功率的光伏組件，其整體集成方案均具有可行性60片電池組成的高效多晶硅電池組件，且逐漸占據(jù)市場主流。單晶硅組件效率不低于17%,輸出功率保證率線性質(zhì)保，第1年功率衰減不高于3%,第2年至第25年功率每年衰減不高于0.7%,工作環(huán)境溫度范圍-40℃到85℃。太陽能電池組碰傷，整個組件外表無殘留的EVA、硅膠、膠帶印等異物，無凸起或者凹陷(由內(nèi)部引線小于5400Pa。組件的每片電池與互連條排列整齊，組件內(nèi)單片電池?zé)o碎裂、無裂紋、無IP65。組件具備一定的抗潮濕能力，在雨、霧、露水或融雪的濕氣的環(huán)境下，能正常工滿足IEC標(biāo)準(zhǔn)的電氣連接，采用工業(yè)防水耐溫快速接插，防紫外線阻燃銅芯電纜的截面積不小于組4平方毫米。組件在外加直流電壓1150V時，保持1分鐘，無擊穿、閃絡(luò)現(xiàn)象。對組件施加500V的直流電壓，測量其絕緣電阻應(yīng)不小于50兆歐姆，漏電電流小于小于50微安。采用EVA、玻璃等層壓封裝的組件，EVA的交聯(lián)度大于75%,EVA與組件背板包裝堅(jiān)固，內(nèi)部對組件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包裝箱在箱面上標(biāo)出中心位置、裝卸方式、儲運(yùn)注意標(biāo)識等內(nèi)容。組件與安裝支架之間的連接全部采用螺栓連接(不采用為22片。擬選擇的光伏組件技術(shù)規(guī)格如下表。序號12組件轉(zhuǎn)換效率%3V4A5V6A7最大絕緣耐受電壓V8額定電池工作溫度度9電流溫度系數(shù)電壓溫度系數(shù)功率溫度系數(shù)組件尺寸(長x寬x厚)二結(jié)構(gòu)材料12EVA(抗PID)3框架結(jié)構(gòu)陽極氧化鋁合金45電池片類型6電池片轉(zhuǎn)換效率%71.1.3.光伏方陣設(shè)計(jì).光伏方陣設(shè)計(jì)原則.光伏組件串聯(lián)方案Tc=G/800×(Tn-20)+Te;——公式1-1度系數(shù)Kv(-0.33%/度),計(jì)算組串?dāng)?shù)量N必須大于19小于23。組串?dāng)?shù)量宜選擇偶數(shù)20、22兩種方案。組串?dāng)?shù)量選擇22片時，該電壓范圍貼近逆變器最佳功率點(diǎn)電壓，有利于提升逆變器組串?dāng)?shù)量選擇20片時，雖然逆變器效率相對22片時更高，但因直流電流較低、損耗綜合上述分析，選擇22片組件進(jìn)行組串。逆變器按功率等級分有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、630kW、1000kW等各逆變器效率，最初隨負(fù)載增加而增加，達(dá)到最大值(負(fù)載率約30%)后隨負(fù)載增加而減少，100%負(fù)載下效率小于最大效率，其變化曲線可見圖4.2-1。低，則運(yùn)行效率越高，其變化曲線可見圖4.2-2。轉(zhuǎn)換效率轉(zhuǎn)換效率.并網(wǎng)逆變器常用技術(shù)結(jié)構(gòu)1)集中逆變器：在大于100kWp的光伏發(fā)電站系統(tǒng)中，很多并行的光伏組串連接到同一臺集中逆變器的直流輸入側(cè)，如圖5.3-1所示。這類逆變器的最大特點(diǎn)是效率高，成本低。大型集中逆變器(單機(jī)500kW、630kW、750kW、1MW)可直接通過一臺中壓變壓器與中壓電網(wǎng)(10kV或35kV)連接，省去低壓變壓器，減少逆變器輸出交流側(cè)電纜損耗，提1)大型地面光伏電站場和廠區(qū)屋頂分布式光伏電站地往往比較平整，光伏組件、電池架聯(lián)時適配性高、損耗低。因此，在系統(tǒng)集成方面考慮運(yùn)用集中逆變器可行；2)大型地面維護(hù)及運(yùn)行管理的需要，適合選用集中逆變器；3)降低投資的需要。2)組串逆變器：如圖4.3-2所示，太陽電池組件被連接成幾個相互平臺逆變器，即成為"組串逆變器"。每個組串并網(wǎng)逆變器具有獨(dú)立的最大功率跟蹤單元，遮擋不一)時，可適應(yīng)各組串的實(shí)際工況統(tǒng)一逆變成規(guī)格相同的交流電能，特別適用于屋國內(nèi)大型光伏電站廣泛選用500kW級逆變器，2臺并機(jī)成1MW單元運(yùn)行。2臺500kW逆變器匹配1MW子方陣，子方陣的占地面積不同，電纜長度不同。1交流額定輸出功率234歐洲效率序號56最大功率跟蹤(MPP)范圍78交流輸出電壓9<3%(額定功率時),并網(wǎng)點(diǎn)滿足GB/T14549《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》要求功率因素0.9(超前)~0.9(滯后)接地點(diǎn)故障檢測(有/無)有過載保護(hù)(有/無)有反極性保護(hù)(有/無)有過電壓保護(hù)(有/無)有其他保護(hù)短路保護(hù)、孤島效應(yīng)保護(hù)、過熱保護(hù)、過載保護(hù)等有功功率調(diào)節(jié)能力(有/無)根據(jù)本工程特點(diǎn)，綜合考慮技術(shù)及經(jīng)濟(jì)原因，可采用8匯1和16匯1型直流匯流箱。每個500Wp光伏發(fā)電單元最多配置8臺匯流箱，全站初步布置280Wp單晶硅組件31724塊，裝機(jī)量共計(jì)8.882MWp并網(wǎng)系統(tǒng)需配置8匯1匯流箱22臺，16匯1匯流箱80臺。(1)防水、防銹、防曬，滿足室外安裝使用要求；(2)可同時接入8路或16路光伏組串，設(shè)8路或16路熔斷器回路，每路額定電流(3)每路輸入回路配有光伏專用高壓直流熔絲進(jìn)行保護(hù)，其耐壓值為DC1000V;(4)直流輸出母線的正極對地、負(fù)極對地、正負(fù)極之間配有光伏專用高壓防雷器，(5)直流輸出母線端配有可分?jǐn)嗟闹绷鲾嗦菲?。所有太陽電池組件串并聯(lián)接入至直流防雷匯流箱的電纜均采用1×4mm2的單芯直流1)匯流箱可直接安裝在電池組件支架上，戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿2)逆變器布置在水廠區(qū)可利用且離升壓變與匯流箱集中區(qū)域。本項(xiàng)目并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)包括9個1000kWp固定安裝的單晶硅發(fā)電單元系統(tǒng)，系統(tǒng)總?cè)萘抗?882kWp,標(biāo)稱容量8.882MWp。本項(xiàng)目電池組件、匯流箱逆變器數(shù)量見表5.3-1。1塊2臺93匯流箱8匯1臺4匯流箱16匯1臺1)招標(biāo)文件；2)現(xiàn)場踏勘資料；3)國家相關(guān)設(shè)計(jì)規(guī)范3)其它專業(yè)資料、設(shè)備資料等；本電站規(guī)劃安裝光伏組件容量8.882MWp。根據(jù)本項(xiàng)目招標(biāo)文件，光伏電站分兩個接根據(jù)光伏電場技術(shù)方案，光伏電場以1MWp為發(fā)電單元，分散布置有9個逆變單元。采用就地逆變、就地升壓匯流的接線原則，各逆變單元2臺500kW/AC0.4kV并網(wǎng)逆變器，與1臺1000kVA雙分裂升壓變壓器組成“兩機(jī)一變單元接線。該接線具有電能損耗少、.10kV開關(guān)站電氣接線1個SVG、1個站用變。.中性點(diǎn)接地方式.無功補(bǔ)償功率因數(shù)應(yīng)能夠在0.9(超前)～0.9(滯后)范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)。參考類似工程無功容量.站用電源1.2.4.主要電氣設(shè)備選擇額定短路開斷電流(有效值):25kA額定短路關(guān)合電流(峰值):63kA額定動穩(wěn)定電流(峰值):63kA熱穩(wěn)定電流(有效值):25kA(4s)本電站設(shè)控制室，控制室內(nèi)布置有：計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)主機(jī)/操作員站、視頻安防監(jiān)控屏、微機(jī)五防工作站、10kV線路保護(hù)屏、10kV線路測控屏、直流屏、UPS電源屏、環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)、遠(yuǎn)動通訊屏、公用測控屏、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)及后臺監(jiān)控屏、AGC/AVC控制服務(wù)屏。光伏電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)通過雙絞線或光纖將二次設(shè)備聯(lián)結(jié)構(gòu)成以太網(wǎng)或現(xiàn)場總線管理、保護(hù)定值分析與管理、設(shè)備故障預(yù)測及檢測、設(shè)備狀態(tài)檢修等電站電氣運(yùn)行優(yōu)化、1)數(shù)據(jù)采集與處理功能2)安全檢測與人機(jī)接口功能3)運(yùn)行設(shè)備控制、斷路器及隔離開關(guān)的分合閘操作、站用系統(tǒng)的控制功能4)數(shù)據(jù)通訊功能5)系統(tǒng)自診斷功能6)系統(tǒng)軟件具有良好的可修改性，可增減或改變軟件功能及升級7)自動報(bào)表及打印功能8)時鐘系統(tǒng)計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)由隨10kV集電系統(tǒng)敷設(shè)的管道光纜組成光纖環(huán)網(wǎng)通信網(wǎng)絡(luò)，將光伏1.2.6.繼電保護(hù)與安全自動裝置元件繼電保護(hù)按GB/T14285-2006《繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》、入系統(tǒng)設(shè)計(jì)報(bào)告和《“防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求”繼電保護(hù)實(shí)施細(xì)則》1)10kV箱式變電站變壓器保護(hù)。由于箱式變電站2)并網(wǎng)逆變器保護(hù)。并網(wǎng)逆變器為制造廠成套供貨設(shè)備，應(yīng)具有防孤島效應(yīng)保護(hù)、直流過電壓/過流保護(hù)、極性反接保護(hù)、短路保護(hù)、接地保護(hù)(欠壓/過壓保護(hù)、過載保護(hù)、過熱保護(hù)、過頻/欠頻保護(hù)、三相不平衡保護(hù)及報(bào)警、相位保護(hù)以及對地電阻監(jiān)測和報(bào)警功能。并網(wǎng)逆變器低電壓穿越能力應(yīng)滿足國家電網(wǎng)公司Q/根據(jù)"國家電網(wǎng)公司Q/GDW617-2011《光伏電站考慮配置2套電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置，用于實(shí)時監(jiān)測并網(wǎng)點(diǎn)的各項(xiàng)電能指標(biāo)。擬在10kV線路設(shè)置關(guān)口計(jì)量點(diǎn)，采用有功0.2S級、無功2級的雙向主/副電度表。在10kV開關(guān)站配一套電能量遠(yuǎn)方終端，用于完成電站關(guān)口計(jì)量點(diǎn)電能信息采集、處用于向站內(nèi)一、二次及通信設(shè)備提供直流電源，全站事故停電按2小時考慮。直流系統(tǒng)電壓為220V,采用單母線分段接線。蓄電池組容量為40Ah,共兩組，每組52只。蓄電池采用閥控式密封鉛酸電池，布置在開關(guān)站蓄電池內(nèi)設(shè)置兩套充電裝置，采用高頻開關(guān)電源，模塊按N+1配置，充電裝置屏設(shè)置在開關(guān)1)逆變器室通風(fēng)小時不少于12次/h的事故通風(fēng)，事故排風(fēng)機(jī)可兼作過渡季節(jié)通風(fēng)用。2)10kV配電室通風(fēng)空調(diào)立的分體柜式空調(diào)機(jī)，以維持夏季室內(nèi)溫度18℃,冬季可適當(dāng)提高室內(nèi)溫度，另設(shè)計(jì)每小時不少于12次/h的事故通風(fēng)，事故排風(fēng)機(jī)可兼作過渡季節(jié)通風(fēng)用。面上，東西向長600m,南北向長350m,海報(bào)21m。場地主要由一期3個氧化溝、二期3個氧化溝、東北角位置6個沉淀池、西北角6個沉淀池、綠化帶及部分建筑組成。場址地形條件較好，土地屬性主要為建設(shè)用地。總占地面積約24.4萬平米，站址南側(cè)及西側(cè)有本項(xiàng)目本期電站總規(guī)劃容量8.82MWp,本期新建內(nèi)容包括一期、二期氧化溝上方的門本工程總裝機(jī)容量8.882MWp,由4個主要光伏方陣組成，為減少交直流線路的損失，光伏發(fā)電方陣的逆變升壓設(shè)備盡量置于靠近光伏方陣及并網(wǎng)點(diǎn)位置(具體位置待后續(xù)詳勘后與業(yè)主方確定),逆變升壓單元10kV出線電纜通過直埋電纜匯集到整個光伏發(fā)電站的兩個開關(guān)站內(nèi)，然后經(jīng)兩個開關(guān)站由2回10kV線路并入廠區(qū)內(nèi)部10kV電網(wǎng)。修通道采用鋼柵格，門式剛架檢修通道布置在組件下方，與組件下沿凈高距離600mm,檢箱逆變及開關(guān)站占用地見表2.1-1,共計(jì)占用面積640m2。編號名稱基礎(chǔ)占面積(m2)基礎(chǔ)高(m)1磚混結(jié)構(gòu)22磚混結(jié)構(gòu)2箱逆變及開光柜設(shè)備基礎(chǔ)主要依據(jù)使用功能進(jìn)行設(shè)計(jì)，在滿足功能要求的前提下，按基礎(chǔ)為開挖型基礎(chǔ)，埋深約離地面1.5米，地上部分約0.5米，底部采用伐板式水泥●本工程結(jié)構(gòu)除光伏支架設(shè)計(jì)使用年限為25年外，其余建(構(gòu))筑物的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)使用年限為50年；●基本風(fēng)壓：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙類別為B類?！窠Y(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)使用年限：光伏支架25年，建筑50年?！窨拐鹪O(shè)防烈度為7度，設(shè)計(jì)基本地震加速度值為0.10g,設(shè)計(jì)地震分組為第一組。建筑場地類別：按照Ⅱ類，設(shè)計(jì)特征周期為0.40s。●地基基礎(chǔ)承載力特征值按照100kPa計(jì)算混凝土：門式剛架及鋼網(wǎng)架結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)混凝土為C35,設(shè)備基礎(chǔ)混凝土為C30,墊層混凝土為C15;鋼材：門式剛架及鋼網(wǎng)架主體結(jié)構(gòu)采用Q345,其它未注明鋼材均采用Q235B;根據(jù)總平圖中沉淀池位置、直徑大小以及最大化布置組件，西北區(qū)域可以布置1個鋼架柱頂標(biāo)高距離池壁頂面垂直凈高4m,網(wǎng)架高度3.8m;采用實(shí)腹鋼柱，柱下擬采用鋼筋砼獨(dú)立基礎(chǔ)，地基承載力特征值按照100kPa估算基礎(chǔ)截面及配筋，基礎(chǔ)位于綠化帶內(nèi)。門式剛架結(jié)構(gòu)，二期氧化溝布置3個門式剛架結(jié)構(gòu)。門式剛架結(jié)構(gòu)跨度根據(jù)氧化溝池壁平臺位置確定，一期氧化溝長度約104米，二期氧化溝長度約84米，梁底標(biāo)高距離池壁頂面垂直凈高2.5m;采用實(shí)腹鋼柱、鋼梁，柱腳采用地腳螺栓鉸接連接在池壁上(地腳螺3、光伏支架按傾斜角度15度設(shè)計(jì)?？紤]使用耐久性，光伏支架鋼構(gòu)件均熱鍍浸鋅。4、檢修通道南側(cè)設(shè)置護(hù)欄，護(hù)欄高度不低于組件上沿高度，北側(cè)在不遮擋組件的情況下，設(shè)置100mm獨(dú)立基礎(chǔ)采用C30,其余均為C25基礎(chǔ)墊層C10HPB300鋼筋熱鍍鋅Q235B管材f=205kN/m2一類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3200～3300h,年輻射量在6680～8400MJ/m2。這是我國二類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3000～3200h,年輻射量在5852～6680MJ/m一、二、三類地區(qū)，年日照時數(shù)大于2000h,年輻射總MJ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，具有利用太陽能肥地位于北緯31.9度，東經(jīng)117.2度，位于第三類地區(qū)，屬于暖溫帶本期工程場址位于北緯31.9度，東經(jīng)117.2度，海拔21米。發(fā)電量模擬采用Meteonorm的太陽能資源數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。氣象數(shù)據(jù)如下圖所kwh/m?mthC根據(jù)Pvsyst6.6.2仿真結(jié)果分析得首年各月發(fā)電量數(shù)一期氧化池二期氧化池西側(cè)氧化池東側(cè)氧化池日均總計(jì)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發(fā)電量首年各月發(fā)電量，單位：萬度一期氧化池二期氧化池西側(cè)氧化池東側(cè)氧化池總計(jì)一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月發(fā)電量(萬度)發(fā)電量(萬度)25年總發(fā)電量25年發(fā)電量情況25年發(fā)電量情況模擬結(jié)論：本項(xiàng)目綜合考慮旁邊高樓陰影遮擋，結(jié)合水廠區(qū)域組件布置，通過Pvsyst6.6.2仿真結(jié)果為：二期氧化池79.47%,綜合發(fā)電效率為：80.7%;25年發(fā)電總量為：21269.4萬度；年平均發(fā)電量為：850.776萬度。2.村民屋頂2×6MWp分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目技術(shù)方案2.1.項(xiàng)目概況及投資方簡介xxx村民屋頂2×6MWp分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目(簡稱“xxx12MW分布式光伏電站”)位于xxxx,項(xiàng)目綜合利用xxxx街道辦事處西大封村、東大封村建筑屋頂進(jìn)行光伏發(fā)電項(xiàng)目集中連片建設(shè)，項(xiàng)目利用屋頂面積18萬平方米，標(biāo)稱裝機(jī)容量12MW,為并網(wǎng)型光伏電站，由xxx投資建設(shè)。本期一次性建成，計(jì)劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報(bào)告設(shè)計(jì)水平年取2016年。xxx是專業(yè)從事新能源終端產(chǎn)品研發(fā)與生產(chǎn)，新能源工程開發(fā)與建設(shè)的高科技股份制企業(yè)。公司擁有國內(nèi)一流的新能源行業(yè)專家顧問團(tuán)隊(duì)和技術(shù)團(tuán)隊(duì)，主要經(jīng)營太陽能系列產(chǎn)品的生產(chǎn)銷售、智能微電網(wǎng)工程、建筑幕墻工程和各類光伏系統(tǒng)集成設(shè)計(jì)，光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等新能源項(xiàng)目投資建設(shè)和運(yùn)營維護(hù)等，具有區(qū)域穩(wěn)定的新能源市場資源，在新能源開發(fā)建設(shè)、運(yùn)營管理方面擁有較強(qiáng)的實(shí)力和豐富的經(jīng)驗(yàn)。●xx電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃報(bào)告(2015年版)●xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)●xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計(jì)劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報(bào)告設(shè)計(jì)水平年取2016年。本報(bào)告根據(jù)《山東電網(wǎng)“十三五”發(fā)展劃報(bào)告(2015年版)》、《泰安電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃》,通過分析泰安xxx的負(fù)荷發(fā)展，結(jié)合泰安電網(wǎng)規(guī)劃，提出本工程合理的《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》xx電網(wǎng)位于xxxx,通過220kV高余變、桃園變、五鳳變和肥東變接入泰安電網(wǎng)。目前已形成以220kV高余變、桃園變、五鳳變和肥東變?yōu)橹鞴╇娫?，?10kV、35kV為配電截止2015年底，xxx市擁有220kV變電站4座，變電容量1350MVA,110kV變電站座數(shù)為11座，主變臺數(shù)為19臺，變電容量為87.9萬kVA,線路的條數(shù)為20條，總長度為226.56km;35kV變電站座數(shù)為12座，主變臺數(shù)為23臺，變電總?cè)萘繛?6.64萬kVA,線路的條數(shù)為28條，總長度為248.43km;10kV配變?nèi)萘?9.21萬kVA,線路條數(shù)共142條，線路總長度1736.42km。年發(fā)電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電2015年xxx市全社會用電量38億kWh,全社會最大負(fù)荷700MW。至2015年全市生產(chǎn)總值2015年突破669.3億元億元，"十二五"年均增長11.36%以上，人均GDP為8.39萬元/人。產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)更趨優(yōu)化，產(chǎn)業(yè)能級顯著提升，產(chǎn)業(yè)布局集約科xxx市2015年全社會用電量、全社會最大負(fù)荷分別為38億kWh和700MW。隨著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，xxx市電力負(fù)荷也快速增長，預(yù)計(jì)2020年將達(dá)到49億kWh;“十三五”期間遞增率為5.22%;預(yù)計(jì)2020年網(wǎng)供最大負(fù)荷將達(dá)到971MW;"十三五"期間遞增率為6.76%。xxx市電力電量預(yù)測表詳見表。“十三五”遞增2.5.電力平衡及建設(shè)必要性年發(fā)電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電項(xiàng)目，xxx地區(qū)一直為受電區(qū)，預(yù)計(jì)2020年最大負(fù)荷為971MW,所需電力主要通過220kV(1)符合國家能源產(chǎn)業(yè)政策當(dāng)前，我國的能源結(jié)構(gòu)以常規(guī)能源(煤、石油和天然氣)為主，由于常規(guī)能源的不可之不竭"。大力發(fā)展太陽能發(fā)電，實(shí)現(xiàn)能源多元化，緩解對有限礦物能源的依賴與約束，(2)優(yōu)化山東省能源結(jié)構(gòu)，保護(hù)環(huán)境，符合可持續(xù)發(fā)展的需要斷增加。目前山東省96%左右的發(fā)電量均來自燃煤電站，40%左右的電煤供應(yīng)依靠其他省(3)對電網(wǎng)供電能力形成有益的補(bǔ)充總輻射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的國際通用計(jì)算傾斜面上月平均太陽輻照量。通過利用光伏發(fā)電專業(yè)軟件計(jì)算，地面部分方陣安裝的最佳傾角為33°,全年所接收到的太陽輻射量最大，為5383.16MJ/m2,比水平面高出約5.28%。xxx地區(qū)年平均日照數(shù)2482.7小時左右，年光照輻射強(qiáng)度達(dá)5383.16MJ/m2,年等效可用小時在1489小時左右，是山東地區(qū)太陽能資源較好的區(qū)域之一，適宜建設(shè)太陽能電根據(jù)工程可行性研究報(bào)告，本工程擬采用260Wp多晶電學(xué)性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpAAV電壓溫度系數(shù)Tk(Voc)電流溫度系數(shù)Tk(Isc)最大系統(tǒng)電壓V組件效率CELL型號工作溫度℃本期工程電池組件單塊容量為260Wp,總安裝數(shù)量為46080塊，實(shí)際總?cè)萘繛?2MWp。根據(jù)工程可行性研究報(bào)告，本工程擬選用的逆變器為500kW逆變器，每個1MW發(fā)電單元配2臺逆變器，整個工程配24臺500kW逆變器。逆變器的基本參數(shù)見表。逆變器技術(shù)參數(shù)隔離方式最大太陽電池陣列功率最大陣列開路電壓太陽電池最大功率點(diǎn)跟蹤(MPPT)范圍總電流波形畸變率<3%(額定功率時)功率因數(shù)最大效率IT系統(tǒng)夜間自耗電自動投運(yùn)條件直流輸入及電網(wǎng)滿足要求，逆變器自動運(yùn)行斷電后自動重啟時間5min(時間可調(diào))極性反接保護(hù)、短路保護(hù)、孤島效應(yīng)保護(hù)、通訊接口使用環(huán)境溫度-25℃~+55℃使用環(huán)境濕度滿功率運(yùn)行的最高海拔高度(超過3000米需降額使用)噪音防護(hù)等級IP20(室內(nèi))電網(wǎng)監(jiān)控2.6.2.周邊電網(wǎng)及光伏電站概況根據(jù)《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》,電源總?cè)萘糠秶?MW～50MW時，并網(wǎng)電壓等級可為10kV、35kV和110kV。xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東西大封村，電壓等級接入系統(tǒng)，周邊可考慮的接入點(diǎn)有110kV牛山站、110kVxxx站、110kV白云110kV牛山站，位于光伏電站東南約5km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變2×50MVA,單母線分段接線，現(xiàn)有出線24回，已出線20回，有備用間隔。2016年牛山站最大負(fù)荷110kVxxx站，位于光伏電站東約9km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變2×50MVA,10kV規(guī)劃出線22回，單母線分段接線，現(xiàn)有出線6回，有備用間隔。2016年xxx站最大負(fù)荷40MW,本工程接入后能夠就地消納。110kV白云站，位于光伏電站東南約8km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變50MVA,10kV規(guī)劃出線24回，單母線分段接線，現(xiàn)為單母線接線，出線間隔12回，已有出線7回，有備用間隔。2016年白云站最大負(fù)荷15MW,本工程接入后能夠就地消納。白云站距周邊光伏電站接入情況：xxx昊邦20MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站，接入系統(tǒng)方案已批復(fù)。xxx輝創(chuàng)20MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站。xxx天辰40MWp光伏電站以1回110kV線路接入220kV五鳳站，已建成投產(chǎn)，與UPC風(fēng)電 (50MW)、華電風(fēng)電(100MW)以及xxx合能20MW光伏電站合并送出。xxx君名20MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站。xxx湖屯鎮(zhèn)30MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV高余站，接入系統(tǒng)方案已批復(fù)。xxx盛陽20MWp光伏電站以1回35kV線路接入110kV米山站，接入系統(tǒng)方案已批復(fù)。項(xiàng)目名稱況以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV高余站已批復(fù)以1回35kV線路接入110kV米山站已批復(fù)根據(jù)xxx12MW分布式光伏電站周邊電網(wǎng)情況，相關(guān)變電站最大接入容量的計(jì)算結(jié)果如下表所示。2016年相關(guān)變電站光伏發(fā)電最大接入容量公共連接點(diǎn)母線名稱110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)注：分布式電源并網(wǎng)點(diǎn)的系統(tǒng)短路電流與電源額定電流之比按10計(jì)算(下同)。經(jīng)計(jì)算，牛山站10kV側(cè)和xxx站10kV側(cè)2016年可接納的光伏電站容量能夠滿足泰安xxx惠康10MW光伏電站項(xiàng)目的接入容量需求。根據(jù)xxx12MW分布式光伏電站工程建設(shè)規(guī)模、擬選站址及周邊電網(wǎng)概況，提出如下接方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側(cè)光伏電站新建12MWp光伏發(fā)電裝置，組成12個發(fā)電單元，經(jīng)過逆變、升壓、匯流后，由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。由開關(guān)站新建1回10kV線路接至110kV牛山站，新建架空線路長度約6.5m,采用JL/G1A-300導(dǎo)線，光伏電站出線側(cè)和牛山站進(jìn)線側(cè)采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。電氣主接線：光伏電站開關(guān)站10kV母線采用單母線接線。對側(cè)間隔：110kV牛山站10kV規(guī)劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線20回，有備用間隔，本工程利用已有備用間隔，無需擴(kuò)建，接入后仍為單母線分段接線。xxx12MW分布式光伏電站接入系統(tǒng)示意圖見附圖6.3-1。方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側(cè)光伏電站新建12MWp光伏發(fā)電裝置，組成12個發(fā)電單元，經(jīng)過逆變、升壓、匯流后，由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。由開關(guān)站新建1回10kV線路接至圖6.4-3。110kVxxx站，新建架空線路長度約9.5m,采用JL/G1A-300導(dǎo)線，光伏電站出線側(cè)和xxx站進(jìn)線側(cè)采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。電氣主接線：光伏電站開關(guān)站10kV母線采用單母線接線。對側(cè)間隔：110kVxxx站10kV規(guī)劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線6回，有備用間隔，本工程利用已有備用間隔，無需擴(kuò)建，接入后仍為單母線分段接線。xxx12MW分布式光伏電站接入系統(tǒng)示意圖見附圖6.3-2。計(jì)算水平年：工程計(jì)劃于2016年投產(chǎn)，潮流計(jì)算水平年取2016年。計(jì)算負(fù)荷：2016年泰安電網(wǎng)計(jì)算負(fù)荷取2750MW。電網(wǎng)接線方式：500kV電網(wǎng)全接線，泰安電網(wǎng)通過220kV石橫電廠～長清、石橫電廠~玫瑰、石橫電廠～平陰與濟(jì)南電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)；通過220kV翟鎮(zhèn)～萊蕪電廠、翟鎮(zhèn)～鋼城與萊蕪電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)；通過220kV南流泉～雙龍、南流泉～溫水與萊蕪電網(wǎng)和臨沂電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)。潮流計(jì)算方式：大負(fù)荷方式下xxx12MW分布式光伏電站滿發(fā)、停運(yùn)方式。方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側(cè)xxx12MW分布式光伏電站滿發(fā)時，光伏電站10kV母線電壓為10.5kV,牛山站110kV母線電壓為115.5kV,牛山站10kV母線電壓為10.5kV;桃園站110kV母線電壓為113.2kV;桃園～肥東潮流為59MW;高余站～桃園站220kV線路潮流為105MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附xxx12MW分布式光伏電站停運(yùn)時，牛山站110kV母線電壓為113.3kV,牛山站10kV母線電壓為10.3kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~桃園站220kV線路潮流為105MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附圖。方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側(cè)xxx12MW分布式光伏電站滿發(fā)時，光伏電站10kV母線電壓為10.8kV,xxx站110kV母線電壓為115.1kV,xxx站10kV母線電壓為10.8kV;肥東站110kV母線電壓為115.3kV;桃園～肥東潮流為51MW;高余站～桃園站220kV線路潮流為104MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附xxx12MW分布式光伏電站停運(yùn)時，牛山站110kV母線電壓為113.3kV,xxx站10kV母線電壓為10.2kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~2016年短路計(jì)算邊界條件：220kV五鳳站主變?nèi)萘?×180MVA,220kV肥東站主變?nèi)萘?×180MVA,220kV桃園站主變?nèi)萘?20+150MVA,220kV高余站主變?nèi)萘?×180MVA。2020年短路計(jì)算邊界條件：20kV五鳳站主變?nèi)萘?×180MVA,220kV肥東站主變?nèi)萘?×180MVA,220kV桃園站主變?nèi)萘?20+150MVA,220kV高余站主變?nèi)萘?×180MVA,220kV郭莊站主變?nèi)萘?80MVA。xxx12MW分布式光伏電站項(xiàng)目給系統(tǒng)提供的短路電流按光伏電站額定電流的1.5倍考2016年相關(guān)變電站短路計(jì)算結(jié)果詳見表。2016年相關(guān)變電站短路電流單位：MVAkA廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)2020年相關(guān)變電站短路計(jì)算結(jié)果詳見表。2020年相關(guān)變電站短路電流單位：MVAkA廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)xxx12MW分布式光伏電站以10kV電壓等級接入電網(wǎng)，對接入點(diǎn)在xxx12MW分布式光伏電站投運(yùn)時，光伏所發(fā)電力在牛山站或xxx站全部消納，減少方案1投資160萬元，方案2投資220萬元，方案1較方案2投資節(jié)省60萬元，建方案1方案2光伏電站～牛山站10kV送出線路，新建架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-30C導(dǎo)線，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜，約160萬元。光伏電站～xxx站10kV送出線路，新建架空線路長度約9.5km,采用JL/G1A-300導(dǎo)線，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜，約220萬元。對側(cè)間隔已有間隔一次設(shè)備，本工程不再計(jì)列已有間隔一次設(shè)備，本工程不再計(jì)列160萬元220萬元60萬元2.6.7.電氣主接線及電氣設(shè)備選擇.變壓器選型容量比：100/50-50.電氣主接線.無功補(bǔ)償xxx12MW分布式光伏電站于2016年投產(chǎn)，取2016年為設(shè)計(jì)水平年。根據(jù)工程可行性研究報(bào)告，本期工程選用的逆變器交流側(cè)出口功率因數(shù)可在超前0.9～xxx12MW分布式光伏電站安裝1MVA變壓器12臺，短路阻抗按6%考慮，為補(bǔ)償升壓變壓器的無功損耗，本期需無功補(bǔ)償容量0.72Mvar。經(jīng)計(jì)算，光伏電站送出線路無功損耗約0.2Mvar,充電功率0.04Mvar。因此本光伏電站工程接入系統(tǒng)共需安裝-0.02Mvar~根據(jù)山東電力調(diào)度中心文件《山東電網(wǎng)新建光伏電站并網(wǎng)驗(yàn)收流程34號)的規(guī)定，"容性無功容量不小于光伏電站總?cè)萘康?25%,感性無功容量不小于光伏電站總?cè)萘康?12.5%”。本工程光伏電站容性無功容量不小于2.5Mvar,感性無功容量不小于1.25Mvar。綜上，本期推薦選擇1組-1.5Mvar～+2.5Mvar可連續(xù)調(diào)節(jié)的動態(tài)無功補(bǔ)償裝置。(1)孤島效應(yīng)孤島效應(yīng)是指當(dāng)電力公司的供電因故障或停電檢修而跳閘時(例如大電網(wǎng)停電),并①對電網(wǎng)負(fù)載或人身安全的危害，用戶或線路維修人員不一定意識到自給供電系統(tǒng)④孤島狀態(tài)意味著脫離了電力管理部門的監(jiān)控而獨(dú)立運(yùn)行，具有不可控性和高隱患(2)諧波①光伏電站接入電網(wǎng)的測試點(diǎn)為光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)，應(yīng)由具備相應(yīng)資質(zhì)的單位或部門②光伏電站應(yīng)在并網(wǎng)運(yùn)行后6個月內(nèi)向電網(wǎng)企業(yè)提供有關(guān)光伏電站運(yùn)行特征的測試②有功輸出特性(有功輸出與輻照度的關(guān)系特性)測試；2.7.系統(tǒng)繼電保護(hù)xxx12MW分布式光伏電站工程新建12MWp光伏發(fā)電裝置，通過逆變、升壓、匯流后，經(jīng)匯集線路分別接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。光伏電站10kV電氣主接線采用單母線接線，規(guī)劃出線1回，本期出線1回，接入110kV牛山站10kV母線。1)線路保護(hù)光伏電站10kV出線采用架空出線。在光伏電站10kV開關(guān)站～牛山站并網(wǎng)線路兩側(cè)配牛山站并網(wǎng)線路具備光纜通道，線路保護(hù)要求四根光芯，主用2芯，備用2芯。2)母線保護(hù)3)失步解列柜4)故障錄波器柜5)防孤島保護(hù)2.7.3.相關(guān)專業(yè)的配合2.7.4.對側(cè)變電站系統(tǒng)繼電保護(hù)配置方案護(hù)1套。護(hù)各1套。2.7.5.系統(tǒng)繼電保護(hù)設(shè)備及投資估算序號設(shè)備名稱總價(萬元)光伏電站側(cè)110kV線路保護(hù)柜面18210kV母線保護(hù)柜面13失步解列裝置柜面14故障錄波器柜面15防孤島裝置二220kV桃園站側(cè)1110kV線路保護(hù)柜面2三110kV牛山站側(cè)1110kV線路保護(hù)柜面1212四110kV尚莊站側(cè)1110kV線路保護(hù)柜面2224五220kV肥東站側(cè)1110kV線路保護(hù)柜面1光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備，每套接入路由器配置1路2Mbps數(shù)字通道，并將實(shí)時數(shù)據(jù)和歷史數(shù)據(jù)通過電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)上傳到主站系統(tǒng)，同時從主站接收有功/無光伏電站的關(guān)口計(jì)量點(diǎn)暫按廠網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界處原則設(shè)定。即在并網(wǎng)線路對側(cè)110kV牛山站設(shè)關(guān)口計(jì)量點(diǎn)，按單表配置0.2S級的智能電能表。在光伏電站并網(wǎng)線路出線側(cè)設(shè)關(guān)口考核點(diǎn)，按單表配置0.2S級的智能電能表。計(jì)量點(diǎn)互感器裝置應(yīng)經(jīng)相應(yīng)部門檢測通過才要求電能表帶雙485輸出，具備失壓計(jì)時功能。本工程在光伏電站安全區(qū)II設(shè)電能量遠(yuǎn)方終端1臺。本工程在光伏電站安全區(qū)II配置功率預(yù)測系統(tǒng)1套，功率預(yù)測系統(tǒng)接收氣象部門的數(shù)值天氣預(yù)報(bào)信息(或直接接收調(diào)度主站系統(tǒng)下發(fā)的數(shù)值天氣預(yù)報(bào)信息)和調(diào)度主站系統(tǒng)2.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置光伏電站應(yīng)配置1套全站統(tǒng)一的公用時間同步系統(tǒng)，高精度時鐘源雙重化配置，采用本工程在光伏電站安全區(qū)II配置1套時間監(jiān)測裝置。時間監(jiān)測裝置通過光纖或RS-485接口(IRIG-B(DC)碼)監(jiān)測時間同步裝置(主時鐘及擴(kuò)展裝置等)的時間精度，時間同況的信息等。時間監(jiān)測裝置通過網(wǎng)絡(luò)方式(NTP協(xié)議)實(shí)時監(jiān)測功率預(yù)測服務(wù)器的時間信方終端等設(shè)備與系統(tǒng)的時間信息并上傳主站系統(tǒng)。時間監(jiān)測裝置通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)安全區(qū)2.8.8.網(wǎng)絡(luò)及二次系統(tǒng)安全防護(hù)設(shè)備本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備1套，包括路由器1臺、交換機(jī)1臺，配置相應(yīng)的二次安全防護(hù)設(shè)備，1套路由設(shè)備共計(jì)配置縱向加密認(rèn)證裝置1臺。在光伏電站內(nèi)安全區(qū)I與安全區(qū)II之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內(nèi)生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間配置反向隔離裝置1臺。本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護(hù)設(shè)備1套，包含路由器1臺、交換機(jī)1臺、硬件防火墻1臺。2.8.9.電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置本工程在光伏電站配置1套電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置，實(shí)現(xiàn)對光伏電站并網(wǎng)線路及母線2.8.10.調(diào)度運(yùn)行管理系統(tǒng)本工程在光伏電站安全區(qū)III配置調(diào)度運(yùn)行管理系統(tǒng)的終端設(shè)備1套，用于調(diào)度生產(chǎn)2.8.11.調(diào)度端配合費(fèi)2.8.12.調(diào)度自動化設(shè)備及投資估算序號(總價：萬元)一1綜合通信管理終端冗余配置，具備遠(yuǎn)動通信、有功功率控制、無功電壓控制等功能套1二電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)1電能量遠(yuǎn)方終端具備網(wǎng)絡(luò)功能套172智能電能表0.2S級，關(guān)口考核點(diǎn)塊163電能表柜柜體面1三電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入及二次安包括路由器1臺、交換機(jī)1臺、縱向加密認(rèn)證裝置1臺，硬件防火墻1臺，及反向隔離裝置1臺套1四調(diào)度管理信息網(wǎng)接入及二次安包括路由器1臺、交換機(jī)1臺、硬件防火墻1臺套1五電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置套1六時間監(jiān)測裝置套16七套13八山東省調(diào)軟硬件接口費(fèi)套15九泰安地調(diào)軟硬件接口費(fèi)套15十對側(cè)110kV牛山站智能電能表0.2S級，關(guān)口計(jì)量點(diǎn)塊16十一十牛山站需配置電能量采集終端一套套15合計(jì)2.9.1.接入系統(tǒng)概況及調(diào)度組織關(guān)系設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計(jì)劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報(bào)告設(shè)計(jì)水平年取2016年。本工程本期新建10MWp光伏發(fā)電裝置，光伏電站10kV規(guī)劃出線1回，本期出線1回，接入牛山110kV變電站，新建10kV線路長度約6.8km。泰安地區(qū)已基本建成了以ADSS、OPGW光纜為主的地區(qū)級電力通信網(wǎng)。泰山～五鳳~泰山～五鳳～桃園～高余～佛山～李樓～金陽～汶口～泰山之間開通了10Gb/s骨干環(huán)。泰安地區(qū)正在建設(shè)PTN數(shù)據(jù)承載網(wǎng)，以滿足日益增長的IP業(yè)務(wù)傳輸需求及220kV變xxx市域隨110kV及35kV線路建設(shè)了OPGW或ADSS光纜。新城～雙村～牛山～尚莊~調(diào)控中心已架設(shè)了24芯/16芯ADSS。隨著四級通信網(wǎng)延伸工程的建設(shè)，桃園～牛山已Gb光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備，每套接入路由器配置1路2Mbps數(shù)字通道，光伏電站配置1路2Mbps數(shù)字通道接至山東電力調(diào)度管理信息網(wǎng)的地調(diào)節(jié)點(diǎn)，傳送管要求光伏電站～牛山站線路具備光纜通道，線路保護(hù)要求4根光芯。(1)光纜建設(shè)方案本期隨光伏電站1回10kV出線架設(shè)1根24芯OPGW光纜至牛山站，線路光纜長約6.5km,管道光纜0.3km。W24/9.0251林園變王瓜店所尚雕變新城1827EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up2(N),2).新度光纜建設(shè)方案圖(2)設(shè)備配置方案在光伏電站配置1套155MSDH光傳輸設(shè)備，帶2個155M光口。牛山站SDH設(shè)備上增加2塊155M光口，結(jié)合本期新建的2根光纜利用光伏電站～牛山的光纜通道，1+1開通光伏電站～牛山的155Mb/s光路。同時在光伏電站配置1套接入層PTN設(shè)備，帶2個GE光口。220kV桃園站PTN設(shè)備增加2個GE光口，跳纖開通光伏電站～桃園的GE光路。通過開通SDH和PTN光路，使得光伏電站接入泰安地區(qū)電力通信網(wǎng)。光伏電站配置2個IP電話，通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)同時注冊至地調(diào)和地調(diào)備調(diào)已運(yùn)行的調(diào)度軟交換系統(tǒng)。光伏電站內(nèi)配置配線設(shè)備，包含1套綜合配線柜，內(nèi)置12芯ODF模塊6塊、16單元DDF模塊2塊。對側(cè)牛山站內(nèi)增加4塊ODF模塊，置于站內(nèi)已有配線柜內(nèi)。調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)路由器至泰安地調(diào)的通道為：光伏電站～牛山～桃園～肥東～天平～徐樓～泰城～泰安地調(diào)。至泰安備調(diào)的通道為：光伏電站～牛山～桃園～五鳳～泰山～徐樓～泰安備調(diào)。均利用泰安地區(qū)SDH傳輸系統(tǒng)，各分配2M帶寬。光伏電站～牛山站線路保護(hù)利用本期新建的1根光纜通道，專用光芯方式，每套線路保護(hù)主備用各2芯，主備用光芯分別使用不同的光纜。通信部分投資估算為105.4萬元，其中光伏電站側(cè)59.5萬元，電網(wǎng)側(cè)45.9萬元。xxx12MW分布式光伏電站通信投資估算表單位：萬元光伏電站側(cè)1155M光設(shè)備套1含雙光口2套1含雙光口3套1334套1555輔助設(shè)備及其它套16二電網(wǎng)側(cè)152管道光纜43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計(jì)劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報(bào)告設(shè)計(jì)水平年取2016年。2.10.1.接入系統(tǒng)推薦方案由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。由開關(guān)站新建1回10kV線路接至110kV牛山站，新建架空線路長度約6.5m,采用JL/G1A-300導(dǎo)線，光伏電站出線側(cè)和牛山站進(jìn)線側(cè)采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。對側(cè)間隔：110kV牛山站10kV規(guī)劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線無功補(bǔ)償：建議光伏電站本期1組-1.5Mvar～+2.5Mvar可連續(xù)調(diào)節(jié)的動態(tài)無功補(bǔ)償2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術(shù)要求2.10.3.系統(tǒng)繼電保護(hù)(1)光伏電站開關(guān)站～牛山10kV并網(wǎng)線路兩側(cè)配置光纖電流差動保護(hù)。(2)在光伏電站10kV單母線接線配置一套獨(dú)立的、快速的、靈敏的微機(jī)型母線差動(3)本期配置1面失步解列柜，在電力系統(tǒng)失步時實(shí)現(xiàn)解列、切機(jī)、壓出力、切負(fù)(4)本期在開關(guān)站安裝故障錄波儀。(5)光伏電站10kV并網(wǎng)線路對側(cè)110kV牛山站配合本工程應(yīng)新上一致的光纖電流差動保護(hù)1套。桃園~牛山T接尚莊站線路三側(cè)配置光纖電流差動保護(hù)各1套，桃園~尚莊站線路兩側(cè)配置光纖電流差動保護(hù)各1套，肥東~尚莊站T接桃園站線路三兩側(cè)配置光纖電流差動保護(hù)各1套。(1)xxx12MW分布式光伏電站項(xiàng)目屬泰安地調(diào)調(diào)度。遠(yuǎn)動信息送至泰安地調(diào)主、(2)與地調(diào)主、備調(diào)數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通信方式采用DL/T634.5104規(guī)約。(3)光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備。(4)在光伏電站安全區(qū)I設(shè)綜合通信管理終端1套。(5)在并網(wǎng)線路對側(cè)110kV牛山站設(shè)關(guān)口計(jì)量點(diǎn)；在光伏電站并網(wǎng)線路出線側(cè)設(shè)關(guān)(6)本工程在光伏電站安全區(qū)II配置1套時間監(jiān)測裝置。(7)本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備1套，在光伏電站內(nèi)安全區(qū)I與安全區(qū)II之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內(nèi)生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間配置反向隔離裝置1臺，在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護(hù)設(shè)備1套。(8)在光伏電站配置1套電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置。(9)在光伏電站安全區(qū)III配置調(diào)度運(yùn)行管理系統(tǒng)的終端設(shè)備1套。本期隨光伏電站1回10kV出線架設(shè)1根24芯OPGW光纜至牛山站，線路光纜長約6.5km,管道光纜0.3km。xxx12MW分布式光伏電站項(xiàng)目接入系統(tǒng)方案投資估算為545.9萬元。其中：電網(wǎng)側(cè)投資299.9萬元(包括：系統(tǒng)一次部分160萬元、系統(tǒng)繼電保護(hù)78萬元、調(diào)度自動化部分16萬元、系統(tǒng)通信部分45.9萬元),光伏電站側(cè)投資246萬元(包括：系統(tǒng)繼電保護(hù)部分53萬元、調(diào)度自動化部分133.5萬元、系統(tǒng)通信部分59.5萬元)。詳見表。投資估算(萬元)電網(wǎng)側(cè)光伏電站側(cè)1、光伏電站～牛山站10kV送出線路，新建架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-300導(dǎo)線，新建電纜線路長km\1、系統(tǒng)繼電保護(hù)3、系統(tǒng)通信光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案1)光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案2)附圖6.4-3光伏電站滿發(fā)時潮流圖(方案2)SVG無功補(bǔ)償裝置目路|來自市電附圖6.7-1光伏電站原則性主接線示意圖同#1箱式交電站配置接線日*》露年務(wù)期站用變宏照黎幕機(jī)電將匯露年務(wù)期站用變宏照黎幕機(jī)電將匯源依塔威恐蓋用變據(jù)高牛支好習(xí)云習(xí)廉福2所變Uab,0.02所變Ja.o把住日即軍日即軍共分段判判度：0.020.0部xxx站主接線圖祖時備用2接地變制分的71-171-10221-121-1溫度1(油溫):0.0溫度2(清溫):03.建筑屋頂283.8kWp分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目技術(shù)方案xxx是專業(yè)從事新能源終端產(chǎn)品研發(fā)與生產(chǎn)，新能源工程開發(fā)與建設(shè)的高科頂面積1.2萬平方米，總標(biāo)稱裝機(jī)容量283.8kW,選用860塊峰值功率330Wp的高效多晶硅光伏組件，5臺50kW光伏并網(wǎng)逆變器，并配套建設(shè)變壓器、集電線1)符合可再生能源發(fā)展規(guī)劃和能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向我國是世界上最大的煤炭和消費(fèi)中，煤炭約占商品能源消費(fèi)構(gòu)成的75%,已成為我國大氣污染的主要來煤炭、交通、環(huán)保等因素的制約，隨著2000年9月1日開始實(shí)施《中華人民3)改善生態(tài)、保護(hù)環(huán)境的需要廈門市區(qū)域內(nèi)太陽能資源豐富，項(xiàng)目所在地水平總輻射為5100MJ/m2·a,度0.10g(對應(yīng)地震基本烈度VII度),地震動反應(yīng)譜特征周期為0.35s。根據(jù)樣1件，根據(jù)水文地質(zhì)環(huán)境及《巖土工程勘察規(guī)范》(GB50021-2001)中表12.2.1～12.2.4判斷，綜合評價區(qū)域內(nèi)地下水對混283.8kW分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，在為區(qū)域發(fā)展及用戶提供充足用電的同時，有效本項(xiàng)目標(biāo)稱裝機(jī)容量為283.8kWp,實(shí)際裝機(jī)容量283.8kW。組件采用20塊串聯(lián)，接入5臺50kW逆變器后接入xxx配電房。所有太陽能電池組件采用隨本期283.8kW分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目采用5臺50kW逆變器接入xxx配電房。本工程按"無人值班，少人值守"的原則進(jìn)行設(shè)計(jì)。計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能滿防火、滅火、排煙、救生等方面作完善的設(shè)計(jì)，力爭做到防患于未“燃”,減少以及光伏組件運(yùn)行25年后達(dá)到標(biāo)稱效率的80%以上的情況下，計(jì)算首年發(fā)電量為31.59萬KWh,25年總發(fā)電量為718.32萬KWh,平均年發(fā)電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。變壓器降壓后供混凝土攪拌站、鋼筋(鋼結(jié)構(gòu))加工等用電。施工用水及將來的本，提高經(jīng)濟(jì)效益。建議項(xiàng)目建成后，運(yùn)行管理人員共光伏電站場址位于經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)不存在電站施工噪聲及設(shè)備運(yùn)行噪聲對附近人員只有1人，對水環(huán)境不會產(chǎn)生不利影響。本項(xiàng)目建設(shè)于已有建筑物屋頂，工程總投資131.4萬元，靜態(tài)投資130.54萬元，單位靜態(tài)千瓦投資4599元/kW。動態(tài)投資130.55元，單位動態(tài)千瓦投資4600元/kW。本項(xiàng)目為自發(fā)自用，余電上網(wǎng)項(xiàng)目，本電站經(jīng)營期內(nèi)，工商業(yè)平均電價為0.7671元/kW·h,廠區(qū)自動消納比例為3年，則投資回收期為8.09年，全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率所得稅后為9.85%。資本金收益率10.32%。電網(wǎng)能夠按測算電價全額收購本項(xiàng)目全部發(fā)電量，則該3.2.太陽能資源發(fā)展的意見的通知》中指出福建省太陽能資源理論總儲量在全國于太陽能利用條件較好地區(qū)。全省多年平均年日照時數(shù)為2479小時，年每平方米太陽輻射總量相當(dāng)于170千克標(biāo)準(zhǔn)煤，太陽能年總輻射值相當(dāng)于731億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，其中，便于開發(fā)利用的約7310萬噸資源較豐富區(qū)域，三分之二以上的面積年日照時數(shù)在2200小時以上，各地年日照時數(shù)在2099—2813小時之間，基本呈從東北向西南減少的分布趨島大部、閩西北大部、閩中部分地區(qū)在2500小時以上，閩西南、閩東南大部、閩西北局部在2400小時以下，其他地區(qū)在2400—2500小時之間。目前在泰安市境內(nèi)沒有開展太陽總輻射觀測的臺站，本階段以美國宇航局 總輻射量為4910MJ/m2。極端最高氣溫：42.3℃,出現(xiàn)于1966年7月19日。極端最低氣溫：-17.9℃,出現(xiàn)于1957年1月20日。.區(qū)域位置及氣象條件影響分析(2)氣溫條件影響分析(3)風(fēng)速影響分析3.2.4.太陽能資源分析從圖中可見，廈門市太陽總輻射量的月際變化較大，月平均值5月最大，12月最小，由于每年的6、7月為廈門市地區(qū)的雨季，雨季季節(jié)天氣云層量明顯增多，日照減少，5月份福建正處于夏季風(fēng)盛行時期，副熱帶高壓穩(wěn)定控制在廈門市地區(qū)，晴好天氣較多，造成太陽總輻射最大值出現(xiàn)在5月份而不是天文輻射的最大的7月份，廈門市地區(qū)冬季降雨偏少，太陽總輻射值的變化規(guī)律與天文場址內(nèi)平均總輻射平均年太陽總輻射量為4920MJ/m2,根據(jù)中華人民共和國陽總輻射年總量為指標(biāo)，具體等級劃分標(biāo)準(zhǔn)見表2.2,可判定本工程場址處太陽資源豐富程度資源最豐富資源很豐富資源豐富資源一般高效性：本工程屬于并網(wǎng)光伏電站，如果在25年內(nèi)能夠產(chǎn)生更多的電能將發(fā)電、低壓并網(wǎng)方案"的"模塊化”技術(shù)方案。本項(xiàng)目標(biāo)稱裝機(jī)容量為280kWp,實(shí)際裝機(jī)容量283.8kW。組件采用20塊串聯(lián)，接入5臺50kW逆變器后接入xxx配電房。所有太陽能電池組件采用隨屋器的直流輸入端；逆變器采用MPPT(最大功率跟蹤)技術(shù)使光伏陣列保持最佳標(biāo)準(zhǔn)號標(biāo)準(zhǔn)名稱光伏(PV)系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則GB/T2297-1989太陽光伏能源系統(tǒng)圖用圖形符號光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電保護(hù)一導(dǎo)則《低壓直流電源設(shè)備的性能特性》《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合》《交流電氣裝置的接地》《建筑物電氣裝置-特殊裝置或場所的要求-太陽能光伏(PV)電源供電系《生產(chǎn)過程安全衛(wèi)生要求總則》國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定(試行)1)光伏組件對比池具有代表性的有硅電池(包括單晶硅Mono-si、多晶硅Multi-si、帶狀硅Ribbon/Sheet-Si)、化合物電池(砷化鎵);薄膜電池具有代表性的有：硅基薄晶體硅光伏電池單晶硅電池是最早出現(xiàn)、工藝最成熟的太陽能光伏電池，也是光伏組件大規(guī)模生產(chǎn)中效率最高的。大規(guī)模生產(chǎn)的單晶硅電池效率可達(dá)到代單晶硅硅棒生長工藝，成本低廉，工業(yè)規(guī)模生產(chǎn)的轉(zhuǎn)換效率為014%～19%左右，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所非晶硅電池和薄膜光伏電池非晶硅電池是在不同襯底上附著非晶態(tài)硅晶粒弱光性好，受高溫影響小的特性，但非晶硅光伏組件轉(zhuǎn)化效率低于晶體硅太陽貨量比例不斷增加，從2002年的3%增加到2014年的19%。各類電池主要性能及電池類型商用效率實(shí)驗(yàn)室效率命優(yōu)點(diǎn)市場份額晶硅電池技術(shù)成熟多晶硅技術(shù)成熟薄膜電池成本相對較低碲化鎘成本相對較低銅銦硒成本相對較低2)單晶硅與多晶硅對比由前述可知，單晶硅太陽電池比多晶硅太陽電池具有稍高(約2%)的轉(zhuǎn)換不到1%。也就是說，對于同等容量的發(fā)電系統(tǒng)而言，采用這兩種組件無論從系目前多晶硅與非晶硅組件效率來看，多晶硅組件效率大約是非晶硅組件效率的3)安裝方式對比單軸自動跟蹤器用于承載傳統(tǒng)平板光伏組件，可將日均發(fā)電量提高20~35%。如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面所成角度為0度，則為水平單軸跟蹤；如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面成一定傾角，光伏組件的方位角不為0,則稱為極軸單軸跟蹤。對于北緯30～40度的地區(qū)，采用水平單軸跟蹤可提高發(fā)電量約15～20%,采用極軸單軸跟蹤可提高發(fā)電量約25～30%。但與水平單軸跟蹤霧氣的地方，采用雙軸跟蹤可提高發(fā)電量30～35%。雙軸跟蹤光伏板比較內(nèi)容固定方式式發(fā)電量(%)占地面積(萬m2)支架造價(元/Wp)5支架費(fèi)用(萬元)估算電纜費(fèi)用(萬元)直接投資增加百分比(%)最小最大組件支撐點(diǎn)多點(diǎn)多點(diǎn)單點(diǎn)抗風(fēng)能力自動調(diào)節(jié)，較好自動調(diào)節(jié)，較好1)并網(wǎng)逆變器選型2)結(jié)論鋪，選用50kW逆變器作為并網(wǎng)逆變設(shè)備。(1)多晶硅組件政策的規(guī)定，考慮到組件性能的穩(wěn)定性和技術(shù)的成熟性，初步選定330Wp型多晶多晶硅330Wp組件技術(shù)參數(shù)電學(xué)性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpA短路電流IscA開路電壓VocV峰值功率溫度系數(shù)Tk(Wp)Power電壓溫度系數(shù)Tk(Voc)電流溫度系數(shù)Tk(Isc)最大系統(tǒng)電壓V組件效率CELL型號工作溫度℃(2)并網(wǎng)逆變器并網(wǎng)逆變器是并網(wǎng)光伏電站中的核心設(shè)備，它的安全性、可靠性、高效性，會影響到整個光伏系統(tǒng)。本項(xiàng)目選用50kW光伏并網(wǎng)逆變器。逆變器需具有如下功能特點(diǎn)：●采用Eupec最新IGBT模塊，使系統(tǒng)效率更高。●基于DSP的全數(shù)字控制技術(shù)實(shí)現(xiàn)多種智能化控制功能。●系統(tǒng)采用先進(jìn)的波形控制技術(shù)，降低并網(wǎng)電流總諧波畸變率。.●具有完善的保護(hù)功能，系統(tǒng)的可靠性更高?！窨蓪?shí)現(xiàn)多臺逆變器并聯(lián)組合運(yùn)行，簡化發(fā)電站設(shè)計(jì)。●采用高準(zhǔn)確度、變步長MPPT(最大功率點(diǎn)跟蹤)算法，保證逆變器從光伏組件獲取最大能量輸出；●直流母線電壓直接反饋控制技術(shù)降低太陽輻照強(qiáng)度快速變化條件下逆變器非正常關(guān)機(jī)概率，有效提高系統(tǒng)發(fā)電量。逆變器的保護(hù)功能如下：D、交流輸出過電流保護(hù)：型號隔離方式最大太陽電池陣列功率最大陣列開路電壓太陽電池最大功率點(diǎn)跟蹤(MPPT)范圍功率因數(shù)最大效率IT系統(tǒng)夜間自耗電自動投運(yùn)條件直流輸入及電網(wǎng)滿足要求，逆變器自動運(yùn)行通訊接口使用環(huán)境溫度-25℃~+60℃使用環(huán)境濕度滿功率運(yùn)行的最高海拔高度智能冗余風(fēng)冷噪音防護(hù)等級(1)設(shè)計(jì)原則在光伏方陣設(shè)計(jì)時，應(yīng)遵循以下原則：光伏組件串聯(lián)形成的組串，其工作電壓及開路電壓的變化范圍必須在并網(wǎng)逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍之內(nèi)。每個光伏方陣的輸出功率之和，不應(yīng)超過與之匹配的并網(wǎng)逆變器的最大允許輸入功率。太陽能電池組件串聯(lián)后，每組最高電壓不允許超過光伏系統(tǒng)自身要求的最高允許系統(tǒng)電壓。電池組件至并網(wǎng)逆變器的直流部分通路應(yīng)盡可能短，以減少直流損耗。(2)光伏組串計(jì)算光伏組件串并聯(lián)數(shù)量需要與并網(wǎng)逆變器相匹配，匹配計(jì)算取值和公式如下：電池組件計(jì)算參數(shù)組件及線路損失損耗、塵埃遮擋等電壓損失為4%。冬季電池板工作時最低環(huán)境溫度為：-12℃,電池板表面溫度為-20℃夏季電池板工作時最高環(huán)境溫度為：40℃,電池板表面溫度為：60℃電池組件串并聯(lián)組合計(jì)算計(jì)算公式：Vdcmax——逆變器允許最大直流輸入電壓；Vdc——逆變器MPPT最大輸入電壓；Vdcmin——逆變器MPPT最小輸入電壓；Voc——電池組件開路電壓(隨環(huán)境溫度變化);Vmpp電池組件工作電壓(隨環(huán)境溫度變化)。由330Wp太陽能電池組件的技術(shù)參數(shù)，電壓值均在逆變器的直流側(cè)輸入電壓范圍(MPPT)之內(nèi)，同時考慮對組件串聯(lián)后的最大開路電壓進(jìn)行驗(yàn)算后，最終確定選用串聯(lián)數(shù)為20。20塊330Wp組件串聯(lián)后容量為330Wp×20=6.6KWp。(5)光伏陣列的布置.輔助技術(shù)方案光伏發(fā)電系統(tǒng)效率分析分析項(xiàng)組件串并聯(lián)失配損失電池組件溫度系數(shù)耗損灰塵積雪遮擋損失電纜傳輸損失(直流、交流)維護(hù)期檢修發(fā)電損失計(jì)算結(jié)果考慮以上各種因素通過計(jì)算分析光伏電站系統(tǒng)發(fā)電總效率：η=80%。.發(fā)電量計(jì)算年效率衰減度不超過20%,因此可預(yù)測首年發(fā)電量為31.59萬KWh,25年總發(fā)電量為718.3萬KWh,平均年發(fā)電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。月份輻射量kwh/m2123456789總計(jì)光伏電站25年發(fā)電量預(yù)測(單位：萬kwh)第一年第十一年第二十一年《中華人民共和國環(huán)境保護(hù)法》(1989-12-26)?！吨腥A人民共和國環(huán)境影響評價法》(2003-09-01);《中華人民共和國水污染防治法》(2008-02-28);《中華人民共和國水土保持法》(1991-06-29);《中華人民共和國可再生能源法》(2005-02-28);《中華人民共和國野生動物保護(hù)法))2004年8月修訂；(7)《中華人民共和國大氣污染防治法》2000年4月修訂；;《中華人民共和國固體廢物污染環(huán)境防治法》2004年12月修訂；《中華人民共和國傳染病防治法》2004年8月修訂；國務(wù)院第253號令《建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境保護(hù)管理?xiàng)l例》(1995-12-18)。.環(huán)境影響分析(2)環(huán)境影響因素識別1)施工期2)運(yùn)行期1)生態(tài)環(huán)境2)聲環(huán)境3)光污染影響準(zhǔn)，光伏陣列的反射率極少(小于5%),因此光伏電站8)環(huán)境對項(xiàng)目的影響.環(huán)境保護(hù)措施(2)廢氣和揚(yáng)塵污染防治對策指施施工期的廢氣主要為運(yùn)輸車隊(duì)、施工機(jī)械(推土機(jī)、攪拌機(jī)、吊車等)等機(jī)●施工場地定期灑水，防止浮塵產(chǎn)生，在大風(fēng)時加大灑水量及灑水次數(shù)?！袷┕龅貎?nèi)運(yùn)輸通道及時清掃、灑水，減少汽車行駛揚(yáng)塵。3)運(yùn)輸車外粉塵無組織排放監(jiān)控濃度小于1.0mg/m3。(3)噪聲污染防治對策措施1)建設(shè)招標(biāo)單位將投標(biāo)方的低噪聲、低振動施工設(shè)備和相應(yīng)技術(shù)作為中標(biāo)2)施工單位應(yīng)設(shè)專人對施工設(shè)備進(jìn)行定期保養(yǎng)和維護(hù)，并負(fù)責(zé)對現(xiàn)場工作3)施工盡量安排在白天進(jìn)行，盡量縮短工期。4)嚴(yán)格施工現(xiàn)場管理，降低人為噪聲。(4)廢污水處理對策措施要為生活污水。生活污水經(jīng)處理后，已基本接近《農(nóng)田(5)固體廢物處置及人群健康對策措施(1)生態(tài)：施工期產(chǎn)生的噪聲、振動、揚(yáng)塵，施工單位需嚴(yán)格執(zhí)行環(huán)保(2)該項(xiàng)目投入運(yùn)行后，采取的治理措施及對環(huán)境的影響分析如下：接近《農(nóng)田灌溉水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)》,由于污水產(chǎn)生量較小，水中污(4)項(xiàng)目可行性結(jié)論(4)建議3.4.2.水土保持.水土保持設(shè)計(jì)依據(jù)Xxxxxx..項(xiàng)目區(qū)水土保持現(xiàn)狀.工程對水土流失的影響分析.水土保持措施本工程裝機(jī)容量283.8kW,根據(jù)優(yōu)化計(jì)算，方陣安裝的傾角為隨屋面平鋪，首年發(fā)電量為31.58萬KWh,25年總發(fā)電量為718.3萬KWh,平均年發(fā)電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。項(xiàng)目投資估算包括光伏陳列設(shè)備、集電線路、Xxxxx.材料預(yù)算價格按當(dāng)?shù)?016年2季度市場價格水平確定，并計(jì)入材料運(yùn)雜費(fèi)次要材料價格參照當(dāng)?shù)亟ㄖこ滩牧项A(yù)算價格以及當(dāng)?shù)仄渌淹旯こ虒?shí)際設(shè)備安裝及建筑工程單價計(jì)算費(fèi)率標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)國家能源局2011年第5號公告列(本項(xiàng)目屬V類地區(qū))。5、其他費(fèi)用投資之和的3%計(jì)算。根據(jù)《陸上風(fēng)電場工程設(shè)計(jì)概算編制規(guī)定及費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)本工程貸款按總投資的80%取值，建設(shè)期利息按中國人民銀行現(xiàn)行3年以上貸款利率7.5%計(jì)算，建設(shè)期利息計(jì)息3個月。本工程項(xiàng)目投資估算包括光伏組件、逆變器、并網(wǎng)柜、光伏電纜等,工程總投資131.4萬