100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚光伏發(fā)電項目可行性研究報告

農(nóng)業(yè)大棚項目可行性研究報告XX縣XX光伏發(fā)電有限公司中國XX有限公司1綜合說明 11.1概述 11.2項目任務與規(guī)模 41.3系統(tǒng)總體方案設計及發(fā)電量估算 41.4電氣系統(tǒng) 51.5土建工程 61.6工程消防設計 61.7施工組織設計 71.8工程管理設計 71.9環(huán)境保護與水土保持設計 71.10勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 71.11節(jié)能降耗 8 81.13財務評價及社會效益分析 92太陽能資源概況 2.1區(qū)域太陽能資源概況 2.2代表氣象站 2.3太陽能資源分析 2.4太陽輻射資料的采集、檢驗與修正 2.5氣象條件影響分析 3工程建設條件 3.1站址位置 3.2場址基本工程地質(zhì)條件 3.3巖土工程分析評價 3.4光伏支架載荷分析 3.5廠區(qū)內(nèi)電阻率 3.6天然建材及水源 233.7結(jié)論與建議 234工程任務與規(guī)模 4.1地區(qū)概況、經(jīng)濟現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃 4.2地區(qū)電力系統(tǒng)現(xiàn)狀 264.3工程建設規(guī)模 5農(nóng)業(yè)光伏模式 285.1農(nóng)業(yè)光伏產(chǎn)生的背景 285.2農(nóng)業(yè)光伏大棚 6系統(tǒng)總方案設計及發(fā)電量估算 6.1光伏組件選型 6.2光伏陣列運行方式設計 356.3逆變器選型 6.4光伏方陣設計 6.5方陣接線方案設計 446.6光伏工程年上網(wǎng)電量計算 7電氣系統(tǒng) 7.1一次電氣 7.2電氣二次 7.3通信 8土建工程 8.1設計安全標準 748.2基本資料和設計依據(jù) 748.3光伏陣列基礎(chǔ)及箱變基礎(chǔ)設計 758.4場內(nèi)集電線路設計 8.5升壓站設計 9工程消防設計 809,1工程消防總體設計 9.2工程消防設計 9.3消防工程主要設備 10施工組織設計 10.2編制原則 10.4施工總平面布置 10.5主體工程施工 10.6施工總進度 10.7工期保障措施 10.8安全文明施工措施 11工程管理設計 11.1工程管理機構(gòu) 11.2主要生產(chǎn)管理設施 11.3電站運行維護、回收及拆除 12環(huán)境保護與水土保持設計 13勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 13.1總則 13.2建設項目概況 13.3主要危險、有害因素分析 13.4工程安全衛(wèi)生設計 13.5工程運行期安全管理及相關(guān)設備、設施設計 13.6預期效果評價 13.7主要結(jié)論和建議 14.2施工期能耗種類和數(shù)量分析及能耗指標 14.3運行期能耗種類和數(shù)量分析及能耗指標 14.4主要節(jié)能降耗措施 14.5項目節(jié)能效果分析 15設計概算 15.1工程概述 15.2編制依據(jù) 15.3編制原則 15.4人材機價格及取費表 15.5基礎(chǔ)資料 15.6建設期貸款利息 15.8投資估算表 16財務評價及社會效益分析 16.3財務評價依據(jù) 16.4成本和費用 16.5資金籌措 16.6固定資產(chǎn)價值計算 16.7發(fā)電營業(yè)收入測算 16.8項目總成本測算 16.9項目稅金 16.10利潤及分配 16.11清償能力分析 16.12盈利能力分析 16.14主要財務評價指標 16.15財務評價結(jié)論 16.16社會效益評價 17結(jié)論與建議 17.1結(jié)論 1綜合說明(1)項目名稱：XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目(2)建設單位：XX縣XX光伏發(fā)電有限公司(3)建設規(guī)模：總規(guī)劃裝機容量100MWp.本可行性研究報告主要根據(jù)下列文件和資料進行編制的：(1)《中華人民共和國可再生能源法》(2)國家發(fā)展改革委《可再生能源發(fā)電有關(guān)管理規(guī)定》(3)國家發(fā)展改革委《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》(1)本可研報告主要對項目建設的必要性、原始條件、可行性等進行研究論證。(2)通過對工程規(guī)模、建設條件、工程布置、工程實施以及對社會、環(huán)境的影響等方面的研究，評價項目實施的可行性。(3)本可行性研究的工作范圍包括：太陽能資源分析：光伏發(fā)電工程的建設條件；接入系統(tǒng)方案推薦；工程規(guī)模的確定論證和擬定太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)配置方案，設備選擇和布置設想；編制工程投資估算、工程設想、環(huán)境保護、生產(chǎn)組織和勞動定員、實施輪廓進度和經(jīng)濟評價等內(nèi)容。(4)項目的范圍：XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目總規(guī)劃100MWp,采用晶體硅太陽能電池作為光電轉(zhuǎn)換裝置，同時根據(jù)建設方案配置相應的接入系統(tǒng)。項目主要包括光電轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、直流系統(tǒng)、逆變系統(tǒng)、交流升壓系統(tǒng)1的76%,已成為我國大氣污染的主要來源。大力開發(fā)太陽能、風能、生物質(zhì)年我國太陽能光伏的發(fā)展目標為總裝機容量2000萬kW。到2020年，可再生能源總投資將超過3萬億元人民幣。的新能源發(fā)電方式，近年來世界光伏發(fā)電裝機以年均30%以上的速度增長，2隨著全球生態(tài)危機的日益加劇和可持續(xù)發(fā)展觀念深入人心，全球掀起了綠色經(jīng)濟發(fā)展浪潮。綠色經(jīng)濟是一種新經(jīng)濟，它是一種在本質(zhì)上實現(xiàn)環(huán)境合理性與經(jīng)濟效率性相統(tǒng)一的市場經(jīng)濟形態(tài)，綠色經(jīng)濟是可持續(xù)經(jīng)濟發(fā)展的更高級形態(tài)，是建立在生態(tài)環(huán)境良性循環(huán)基礎(chǔ)之上、生態(tài)與經(jīng)濟協(xié)調(diào)發(fā)展的可持續(xù)經(jīng)濟。隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，經(jīng)濟增長與資源耗費和環(huán)境污染之間的矛盾愈發(fā)突出，自然資源的可持續(xù)利用已成為經(jīng)濟社會持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵，經(jīng)濟再生產(chǎn)越來越依賴于自然生態(tài)環(huán)境的優(yōu)化和再生產(chǎn)。光伏電站的建設，正在把保護環(huán)境、優(yōu)化生態(tài)與提高效率、發(fā)展經(jīng)濟統(tǒng)一起來，提高了資源配置的高效性，促進了資源的可持續(xù)供給。光伏電站的建設有利于在持續(xù)利用生態(tài)效益最大化和社會效益最大化，是發(fā)展地區(qū)綠色經(jīng)濟的需要。從長遠來說，光伏電站的建設，是適應當前我國發(fā)展低碳經(jīng)濟的發(fā)展模式，低碳經(jīng)濟是實現(xiàn)我國經(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展的必然選擇，走低碳化道路是中國發(fā)展的必由之路。建設光伏電站，就是加快建設以低碳排放為特征的工業(yè)體系。在新的規(guī)劃中，國家要求不僅要把節(jié)能、主要污染物減排指標納入“十二五”的約束性指標，而且還可能把單位GDP的碳強度作為指標納入國民經(jīng)濟和社會發(fā)展規(guī)劃，而光伏電站的建設，可以降低單位GDP的碳強度，減少碳排放，在有限的碳排放空間之下，發(fā)揮能源、資源的最大作用，有利于實現(xiàn)經(jīng)濟效益與社會效益最大化。綠色發(fā)展、和諧發(fā)展和統(tǒng)籌發(fā)展。治理污染、保護環(huán)境、緩解生態(tài)壓力，是能源發(fā)展的重要前提。在新的形勢下，能源開發(fā)還應考慮有效應對全球氣候變化的挑戰(zhàn)。解決好能源利用帶來的環(huán)境問題，不斷從提供清潔能源比重、實現(xiàn)環(huán)境友好的能源開發(fā)，盡可能減少能源生產(chǎn)和消費過程的污染排放和生態(tài)破壞，兼顧能源開發(fā)利用與生態(tài)環(huán)境保護。3光伏發(fā)電系統(tǒng)由于其能源來自太陽，取之不盡，用之不竭，獲得了人們的青睞。同時由于光伏發(fā)電系統(tǒng)沒有轉(zhuǎn)動部件，沒有噪音污染，基本無故障，比其他常規(guī)發(fā)電方式都要環(huán)保。開發(fā)太陽能符合國家環(huán)保、節(jié)能政策。XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目的建設，符合國家和XX的能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向；也是發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟模式，建設和諧社會的具體體現(xiàn)；對農(nóng)業(yè)新技術(shù)及土地利用起到推動作用。其社會政治、經(jīng)濟、環(huán)保等效益顯著。緣于上述有利條件和新能源建設機遇，利用農(nóng)業(yè)大棚，應盡快建設XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目。1.2項目任務與規(guī)模本工程的主要任務是充分開發(fā)利用XX縣XX村荒地，建設成光伏與農(nóng)作物種植一體化應用項目。從自然資源利用、電力系統(tǒng)供需、項目開發(fā)條件以及項目規(guī)劃土地的上層空間和陣列單元排布等綜合考慮，本項目規(guī)劃終期裝機量為100MWp,預計2016年底開工建設，建設期12個月，計劃在2017年12月全部竣工并網(wǎng)運行。1.3系統(tǒng)總體方案設計及發(fā)電量估算本項目規(guī)劃擬建設裝機容量為100MWp,采用分塊發(fā)電，就地集中并網(wǎng)方案。根據(jù)各地塊及光伏陣列大小和結(jié)構(gòu)形式，將系統(tǒng)分成若干個容量相等的光伏發(fā)電子系統(tǒng)，通過變壓器升壓至35kV,接入該項目新建的110kV升壓站，再升壓至110kV接入電網(wǎng)。本項目規(guī)劃用地范圍內(nèi)除一些溝壑，小河，土坎外，整體地勢比較平坦，方陣南北向陣列間距為8.5m,能夠滿足冬至日時，所有太陽電池組件仍有6小時以上的日照時間。通過技術(shù)和經(jīng)濟綜合比較及其業(yè)主的要求，結(jié)合場地面積等因素，本工程電池組件選用260Wp多晶硅電池組件403200塊，實際總裝機容量4本項目由100個1MWp子方陣組成，每個1MWp太陽能電池方陣由太陽能電池組、匯流設備、逆變設備及升壓設備構(gòu)成。通過對逆變器進行技術(shù)和經(jīng)濟綜合比較，本工程選用500kW集中式逆變器200臺。每個1MWp電池子方陣由2個500kWp陣列逆變器組構(gòu)成。多晶硅組件固定安裝農(nóng)業(yè)大棚上，電池組件固定安裝傾角22°。每座標準大棚安裝容量65.52kWp,安裝260Wp普通多晶硅組件252塊，每21塊串聯(lián)為一個串列，共12個組串匯入1臺16匯1一級匯流箱。1MWp電池子方陣由16個標準大棚共192路太陽電池組串并聯(lián)而成。各太陽電池組串按接線劃分的匯流區(qū)，輸入防雷匯流箱經(jīng)電纜接入直流配電柜，然后經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器和交流防雷配電柜接入35kV/0.315kV升壓變及配電裝置升壓后，匯至110kV升壓站35kV母線段后，經(jīng)升壓到110kV后并入電網(wǎng)。本項目所有設備擬采用國產(chǎn)設備，對支持國內(nèi)光伏發(fā)電設備產(chǎn)業(yè)的發(fā)展經(jīng)計算，本工程(100MWp)年均發(fā)電量總量約為11460萬kWh.1.4電氣系統(tǒng)本項目工程采用集中發(fā)電，就地集中并網(wǎng)方案。根據(jù)各分區(qū)面積大小和結(jié)構(gòu)形式，將系統(tǒng)分成若干個大小不等的光伏并網(wǎng)發(fā)電單元，每個光伏并網(wǎng)發(fā)電單元由若干電池板組件采用串并聯(lián)的方式組成光伏電池組件陣列。光伏電池陣列接入光伏陣列初級防雷匯流箱后，經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器逆變輸出500V低壓交流電，再由就地35kV升壓變壓器就升壓至35kV送入光伏電站的110kV升壓站升壓至110kV送出。本工程新建一回110kV線路至220kV安城變電站，線路長度約13公里。具體的接入系統(tǒng)方案以接入系統(tǒng)專題研究論證本工程采用光伏發(fā)電設備及升壓站集中監(jiān)控方案，在集控室實現(xiàn)對光伏發(fā)電設備及相關(guān)電氣設備的遙測、遙控和遙信。5本工程還需安裝一套光伏環(huán)境監(jiān)控系統(tǒng)，主要監(jiān)測的參數(shù)有：風速、風向、環(huán)境溫度、電池板工作溫度、空氣濕度、空氣質(zhì)量、光照強度、太陽能輻射量等。此外，由于光伏發(fā)電具有波動性與間歇性，大規(guī)模光伏電站并網(wǎng)運行可能會對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行造成影響，所以本電站在監(jiān)控中增加光伏功率預測功能，根據(jù)氣象環(huán)境數(shù)據(jù)與現(xiàn)場光照數(shù)據(jù)來預測光伏電站的輸出功率，有助于電力系統(tǒng)調(diào)度部門統(tǒng)籌安排常規(guī)能源與光伏發(fā)電協(xié)調(diào)配合，及時調(diào)整調(diào)度計劃，合理安排電網(wǎng)運行方式。1.5土建工程箱變基礎(chǔ)、農(nóng)業(yè)標準大棚、電纜溝、組件清洗系統(tǒng)、排水系統(tǒng)、防雷接地本工程貫徹“預防為主、防消結(jié)合”的消防工作方針，加強火災檢測報警的基礎(chǔ)上，對重要設備采用相應的消防措施，做到防患于未然。本工程消防總體采用綜合消防技術(shù)措施，從防火、監(jiān)測、報警、控制、滅火、排煙、予以撲滅，使損失減少到最低，同時確保火災時人員的安全疏散；根據(jù)生產(chǎn)重要性和火災危險性程度配置消防設施和器材，本光伏電站按規(guī)范配置了消防砂箱、手提式滅火器：建筑結(jié)構(gòu)材料、裝飾材料等均須滿足防火要求；本光伏電場的用水主要是組件清洗用水和職工生活用水，光伏電站實行少6人值守，生產(chǎn)區(qū)的生活用水水量較少，光伏電場用水擬用引接附近自來水或打井取水。地面雨水引入圍墻周圍的排水溝排走。生活污水經(jīng)污水排水管道排到化糞池處理后，定期由車運到排污處理設施后排放。光伏電站由光伏組件方陣，110kV升壓站和逆變升壓箱變房組成。主要場所消防設施由下列部分構(gòu)成：常規(guī)的推車式滅火器、手提式滅火升壓站火災危害性為戊類，最低耐火等級為一級；逆變箱變房火災危害性為丙類，最低耐火等級為一級。根據(jù)規(guī)程規(guī)定，本項目的消防系統(tǒng)以移動式化學滅火器為主。站內(nèi)設有消防小屋和消防砂池，在綜合樓及主變壓器附近配置相應數(shù)量及類型的移動式化學滅火器。1.7施工組織設計依據(jù)光伏電站建設、資源、技術(shù)和經(jīng)濟條件，編制一個基本輪廓的施工為工程的施工招標提供依據(jù)，為單位工程施工方案指定基本方向。具體內(nèi)容待施工圖設計完成后才能在施工組織中論述。1.8工程管理設計本著精干、統(tǒng)一、高效的原則，根據(jù)光伏電站生產(chǎn)經(jīng)營的需要，體現(xiàn)現(xiàn)代化電站運行特點，設置光伏電站的管理機構(gòu)，實行企業(yè)化管理。本項目按少人值班、多人維護的原則進行，本項目擬定員標準為6人，主要負責光伏1.9環(huán)境保護與水土保持設計光伏發(fā)電是將太陽能直接轉(zhuǎn)化為電能的過程，生產(chǎn)過程不生產(chǎn)任何有害物質(zhì)及噪聲，因此示范電站的建設和運行對周圍環(huán)境無不利影響。光伏陣列單元重量輕，建設在養(yǎng)殖區(qū)水面上方，水下養(yǎng)魚，不改變原有土地用途，不會對當?shù)氐纳鷳B(tài)環(huán)境產(chǎn)生影響。逆變器室及110kV升壓站建設在場地邊緣，不會占用其它土地資源，并且在施工完成后做好建筑周邊綠化工作。為了保護勞動者在我國電力建設中的安全和健康，改善勞動條件，電站71)本工程所有防暑降溫和防潮防寒設計遵循《工業(yè)企業(yè)設計衛(wèi)生標準》力標準、規(guī)范。本期工程裝機容量為100MWp,年均發(fā)電量約為11460萬kWh,與同容放量約93286.2噸，減少SO?排放量710.6噸，減少NOx排放量240.7噸，820%,銀行貸款80%.本工程單位千瓦靜態(tài)投資7014.4元/kW,單位動態(tài)投資92太陽能資源概況2.2代表氣象站數(shù)大于2000小時。我國將圖中日照輻射強度超過9250MJ/m2的西藏西部地區(qū)以外的地區(qū)分一類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3200～3300小時，年輻射量在7500~9250MJ/m2。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、寧夏北部和新疆南部等地。二類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3000～3200小時，年輻射量在5850~7500MJ/m2,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、寧夏南部、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，年輻射量在5000～5850MJ/m2,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、江蘇中北部和安徽北部等地。四類地區(qū)：全年日照時數(shù)為1400～2200小時，年輻射量在4150～5000MJ/m2。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。五類地區(qū)：全年日照時數(shù)約1000～1400小時，年輻射量在3350~二、三類地區(qū)，年日照時數(shù)不小于2200h,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XX地處中國華南沿海，位于東經(jīng)104°26~112°04',北緯南，年太陽輻射量為3890~4940MJ/m2,年日照小時數(shù)1169～2219小時，比盆地”之稱。部地區(qū)則偏向熱帶季風氣候，全區(qū)各地極端最高氣溫為33.7-42.5℃,極端最低氣溫為-8.4-2.9℃,年平均氣溫在16.5-23.1℃之間。氣候溫暖，熱量氣溫16.0-23.0℃,等溫線基本上呈緯向分布，氣溫由北向南遞增，由河谷日平均氣溫≥10℃積溫(下稱≥10℃積溫)表示喜溫作物生長期可利用的熱量資源。XX各地≥10℃積溫5000-8000℃,是全國最高積溫省區(qū)之一。XX太陽總輻射量在3600~5300MJV.m2,桂林、柳州、河池、三市及樂超過4800MJ/m2,北海、涸洲島在5000MJ/m2。桂林、河池、柳州三市南河谷平原高于山區(qū)丘陵。XX太陽總輻射的年內(nèi)變化大部分地區(qū)為單峰型。最大值為419~598MJ/m2,除西林出現(xiàn)在5月，東興、防城出現(xiàn)在9月外，其余均出現(xiàn)在7、8月(大部分地區(qū)出現(xiàn)在降水量峰月后的1~2個月內(nèi)，即降水量逐漸減少，但值，主峰大部地區(qū)出現(xiàn)在7、8月，次封在5月。5月出現(xiàn)次峰的原因可能是圖3.3.2-22015年XX年日照時數(shù)分布圖2.3.3太陽能儲量太陽能資源總儲量是指不考慮地形影響、工程成本、技術(shù)效率等因素，只考慮水平面上所接收到太陽能總輻射量。XX日照充足，太陽能資源較為合適，具有很大的開發(fā)潛力。根據(jù)氣象部門統(tǒng)計估算，XX總面積23.67萬km2,年太陽總輻射為3682.2～5642.8MJ/m2,太陽能總儲量為1.03×1015MJ/a,相當于每年獲得標準煤352.0926億va。2.4太陽輻射資料的采集、檢驗與修正本工程光伏場址位于XX市XX縣XX村，屬于XX氣象站管轄。2.4.2太陽能資源資料的采集、檢驗和修正目前XX縣沒有觀測輻照數(shù)據(jù)的氣象站，本工程本階段采用NASA太陽總輻射曝輻量數(shù)據(jù)。從Pvsyst6.0獲取的項目所在地的N數(shù)據(jù)如下：WndveloctyNovember太陽最大輻射強度分析的目的是為了測算光伏發(fā)電系統(tǒng)逆變器后交流輸出功率的大小，為后面的交流升壓系統(tǒng)選擇合理的設計容量，以降低工程造價，同時減少交流升壓系統(tǒng)損耗，提高電站輸出電量，以提高光伏發(fā)電項目通過計算可以看出工程所在地年平均太陽能輻射量比較穩(wěn)定，能夠為光伏電站發(fā)電提供足夠的光照資源，實現(xiàn)社會、環(huán)境和經(jīng)濟效益。本工程選用逆變器的工作環(huán)境溫度范圍為-30~55℃,選用電池組件的工根據(jù)XX氣象站的多年實測氣象資料，本工程場址區(qū)的多年平均氣溫壓設計。3工程建設條件3.1站址位置本項目擬建地位于XXXXXX市XX縣XX鎮(zhèn)XX村，地理坐標為北緯23.30',東經(jīng)109.01′。本項目100MWp光伏電站總體規(guī)劃用地約2500畝。項目所在地XX村距離XX高鐵客運西站6公里，有縣道直達，乘坐高鐵到XX20距離南北高速公路黎塘出口、小平陽出口各10公里，南梧二級公里從項目邊經(jīng)過。本項目衛(wèi)星定位見下圖：項目衛(wèi)星定位圖項目用地選址位置圖3.2場址基本工程地質(zhì)條件項目所在地為XXXX市XX縣XX鎮(zhèn)XX村，擬建場地屬緩坡形地貌，地形總體較平緩，自然邊坡坡度落差幅度最大在5°~7°之間，大部分為平緩地形。主要以旱地為主，土質(zhì)為赤紅土。主要植被為雜草、速生桉、玉米、蔬震一般地段。河溪江縱橫，流量豐富。全縣90%以上的水庫分布在縣南部山區(qū)。有地下水42處，主要分布在黎塘鎮(zhèn)本工程場內(nèi)及場區(qū)附近無河流通過，場地及附近無常年存在的較明顯的地表水體。3.2.3.2地下水場址場地土樣化驗結(jié)果分析并且結(jié)合當?shù)毓こ探?jīng)驗，場址區(qū)地基土對混凝土結(jié)構(gòu)不具微腐蝕性，對混凝土結(jié)構(gòu)中鋼筋不具微腐蝕性。場址區(qū)地下水位埋深均大于15m,故可不考慮地下水對基礎(chǔ)的影響。根據(jù)調(diào)查了解，站址范圍內(nèi)未發(fā)現(xiàn)可供開采的礦產(chǎn)和文物。此外，場地內(nèi)未發(fā)現(xiàn)其他可能影響場地及地基穩(wěn)定性的不良地質(zhì)作用。擬建場地位于XXXX東北部，屬北回歸線南緣。氣候主要特點是：日照充足，光熱豐富，氣候溫和，夏長冬短，高溫多雨，雨量充沛，夏濕冬干。2005～2014年最近十年，年平均氣溫21.3℃;年平均降水量1504.9毫米：各季節(jié)劃分及平均氣溫為：春季(3-5月):21.4℃,夏季(6-8月)28.0℃,秋季(9-11月)22.6℃,冬季(12-2月)13.3℃。屬于南亞熱帶濕潤性季風氣候。光照充足，氣候溫和，雨量充沛。根據(jù)《XX地區(qū)架空送電線路設計計算用氣象資料》和《XX各縣市氣象資料》,工程區(qū)綜合氣象要素見表3.2-1數(shù)值(日期)年平均氣溫(℃)年平均最高氣溫(℃)年平均最低氣溫(℃)年極端最高氣溫(℃)年極端最低氣溫(℃)年平均相對濕度(%)年最小相對濕度(%)年平均降雨量(mm)最大日降雨量(mm)年平均降雨大于0.1mm日數(shù)(天)年雷暴日數(shù)年最多雷暴日數(shù)年平均霧日數(shù)平均風速(m/s)瞬時最大風速(m/s)最多風向、頻率15m高度15年一遇最大風速理論計算值、加1倍均方差、加2倍均方差(m/s)80m高度30年一遇最大風速理論計算值、加1倍均方差、加2倍均方差(m/s)50年一遇基本風壓(m/s)3.3巖土工程分析評價本工程暫無地質(zhì)報告，本工程地勘參數(shù)參考周邊項目，下一階段設計應3.3.1場地穩(wěn)定性與適應性評價項目區(qū)的地貌類型屬低山地貌，XX縣土壤狀況比較復雜XX縣境土地資源豐富，土地類型以平原、丘陵、臺地和山地4種為主。平原是本縣農(nóng)業(yè)種植的耕地基本來源，丘陵主要用于發(fā)展林業(yè)和種植果類。縣境土壤類型多樣，分為6個土類、15個亞類。6個土類是水稻土類、磚紅性紅壤土類、黃壤土類、石灰(巖)土類、紫色土類、沖積土類。水田以淹育性水稻土、潴育性水稻土、潛育性水稻土、沼澤性水稻土為主，畬地以耕型第四紀紅土赤全縣林地主要分布在東、南、西部邊緣的黎塘、王靈、露圩、甘棠、陳平、思隴、武陵、中華、古辣等鄉(xiāng)鎮(zhèn)的土山。牧草地主要分布在東北部的XX、根據(jù)附近工程勘測資料，結(jié)合本次工作情況，按土的特性和《建筑抗震250m/s≤Vse≤500m/s,場地覆蓋層的厚度按大于5m考慮，初步判定場地的3.4光伏支架載荷分析本工程規(guī)模為100MWp,采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。標準大棚組件跨度均為8.5m,長度約84m,主骨架間距8.0m,副骨架間距間距1.5m,高根據(jù)臨近場地土的電阻率值30-502·M,對鋼結(jié)構(gòu)具中等腐蝕性。建筑的規(guī)定。場址周圍細沙和砂礫卵石等豐富，可就近購買。擬建場區(qū)各個村都有自(1)場地所在的區(qū)域穩(wěn)定性較好；場地穩(wěn)定性較好；地基穩(wěn)定性較好；建工程抗震設防烈度為6度，場地覆蓋層的厚度按大于5m考慮，初步判定(3)該場地地下水對混凝土結(jié)構(gòu)具微腐蝕性，對鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)中鋼筋(4)根據(jù)擬建場地地基巖土層的工程地質(zhì)性質(zhì)及其分布特征，并結(jié)合擬(5)場地中的不良地質(zhì)作用主要表現(xiàn)為飽和砂土的可液化性、淤泥的可(7)其他意見1)在基礎(chǔ)施工時若遇不明地質(zhì)情況或地質(zhì)突變情況，建議進行施工勘4工程任務與規(guī)模賓州鎮(zhèn)距XX市城區(qū)公路里程78公里?？h境介于北緯22°54'～23°27’,XX縣城古稱“賓州城”,是縣政府及賓州鎮(zhèn)政府所在地，是XX政治、文化、商貿(mào)中心。賓州古城歷史悠久，商貿(mào)繁榮，素以XX商貿(mào)四大古城之一而著稱。特定的歷史條件和突出的地理交通區(qū)位優(yōu)勢，給XX縣城社會經(jīng)濟發(fā)展帶來了巨大的商機。今年來，XX縣加大招商團試點經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，組建縣招商中心，招聘專人開展招商引資工作。開展招商。引進世界500強企業(yè)中建公司計劃總投資1.9億元的鋁合金模板生產(chǎn)項目，廈門德山精工機械有限公司計劃總投資1.3億元的針織機機械及零配件生產(chǎn)加工項目等10個重大項目。與XX林業(yè)集團簽訂計劃投資63億元的縣級層面洽談項目42個，其中洽談計劃投資上億元的大項目有肇慶市恒華機電設備有限公司電機生產(chǎn)項目、金德管業(yè)集團管材管件生產(chǎn)基地建設項目等12個。內(nèi)資實際到位46.06億元，外資到位1408萬美元。區(qū)域定位與發(fā)展目標：在全面完成“十二五”規(guī)劃目標的基礎(chǔ)上，到協(xié)調(diào)、社會和諧的現(xiàn)代化商貿(mào)名城和XX市衛(wèi)星城4.2地區(qū)電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及百色市平果縣。截止2015年底，XX電網(wǎng)所轄500kV變電站2座，主變3臺，總?cè)萘?500MVA,線路4條，長度242.88km;220kV變電站17座，變壓器33臺，總?cè)萘?550MVA,線路72條，長度2288.06km;110kV變電站64座，變壓器112臺，總?cè)萘?196MVA,線路89條，長度1361.61km2015年，XX市全社會用電量196億千瓦時；供電量180.59億千瓦時，售電量171.1億千瓦時。全社會用電最高負荷3665.82萬千瓦，比上年增長4.3%;網(wǎng)供最大負荷3568.24萬千瓦，比上年增長4.8%XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目距離最近的220kV安城站約13本光伏電站規(guī)劃裝機容量為100MWp,每年將給電網(wǎng)帶來約11460萬供電源支撐。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。XX市太陽能資源較合適，開發(fā)太陽能是保證能源供應安全和可持續(xù)發(fā)展的必然選擇。建設XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚符合我國能源發(fā)展戰(zhàn)略，同時為電網(wǎng)提供清潔的可再生能源，減少污染保護環(huán)境，促進區(qū)域電力及國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。建設本光伏發(fā)電站項目，可為該XX市電網(wǎng)提供安全可靠的電源，本電站出力基本可以在XX縣消納，可減輕主網(wǎng)供電壓力。綜上所述，本光伏發(fā)電站能在一定程度上改善XX市電網(wǎng)運行條件，提供清潔的可再生能源，滿足XX市的用電需求，建設本光伏發(fā)電站是必要的。4.3工程建設規(guī)模有效的利用當?shù)胤€(wěn)定的太陽能資源，建設綠色環(huán)保的新能源。從自然資源利用、電力系統(tǒng)供需、項目開發(fā)條件以及項目規(guī)劃和陣列單元排布等綜合考慮，本期項目規(guī)劃裝機量為100MWp,建設期12個月，計劃在2017年12月全部竣工并網(wǎng)運行。本項目占用土地面積約2500畝，預計靜態(tài)工程總投資73533.4萬元，預計年均發(fā)電量約11460萬kWh.5農(nóng)業(yè)光伏模式5.1農(nóng)業(yè)光伏產(chǎn)生的背景光伏農(nóng)業(yè)：光伏發(fā)電和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)的結(jié)合，包括：農(nóng)業(yè)設施(大棚)上面建光伏電站，下面種植業(yè)、養(yǎng)殖業(yè)、休閑觀光農(nóng)業(yè)等與農(nóng)業(yè)經(jīng)營行為相結(jié)合，能發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電，從而實現(xiàn)"農(nóng)業(yè)與發(fā)電兩不誤",土地綜合利用、節(jié)約土地資源的目的，為農(nóng)業(yè)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、新能源利用提供發(fā)展空間。國家制定的新能源產(chǎn)業(yè)振興規(guī)劃正全力推進我國新能源和可再生能源的發(fā)展，減少二氧化碳排放，減緩全球氣候變化。在推動市場經(jīng)濟條件下，這將進一步加快我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)和應用項目的建設。拓展光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)到"三農(nóng)"工作和新農(nóng)村建設。多個省(山東、江蘇、新疆等)政府審議政府工作報告時強調(diào)加快推進工業(yè)化、城鎮(zhèn)化進程。要把推進農(nóng)業(yè)產(chǎn)業(yè)化、提高農(nóng)民收入，作為工業(yè)化、城鎮(zhèn)化的基礎(chǔ)，通過不斷推進農(nóng)業(yè)產(chǎn)業(yè)化，帶動農(nóng)民持續(xù)增收，促進農(nóng)村人口有序向城鎮(zhèn)集中。發(fā)展方向是加快推進城鎮(zhèn)化建設、提升都市型現(xiàn)代農(nóng)業(yè)開放度、加快溝域經(jīng)濟發(fā)展、加快農(nóng)村基礎(chǔ)設施建設、加強生態(tài)文明建設、改善農(nóng)村民生。光伏發(fā)電是推動三農(nóng)工作和新農(nóng)村建設的重要技術(shù)基礎(chǔ)。本設計將光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)與農(nóng)業(yè)開發(fā)及節(jié)約資源結(jié)合起來，可以實現(xiàn)節(jié)約土地、能源、資源，用最少的投入獲得最大的效益，致力于經(jīng)濟與資源、環(huán)境的協(xié)調(diào)發(fā)展。在大力發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)的同時堅持節(jié)約和集約用地的原則、堅持多元使用的原則。農(nóng)業(yè)開發(fā)堅持使用太陽能等清潔能源原則。將光伏產(chǎn)業(yè)鏈延伸至農(nóng)業(yè)科技發(fā)展。在以綠色環(huán)保，可再生能源利用和節(jié)能減排為基礎(chǔ)的前提下，提出光伏農(nóng)業(yè)低碳經(jīng)濟的深入發(fā)展項目。該項目在可再生能源利用、推動新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展、節(jié)能減排保護環(huán)境、提高空氣質(zhì)量、節(jié)省土地資源，提高土地利用率的同時，推動農(nóng)業(yè)經(jīng)濟向著現(xiàn)代化農(nóng)業(yè)方向發(fā)展。解決大幅增加農(nóng)民收入，快速提升農(nóng)業(yè)產(chǎn)值，加快新農(nóng)村建設，促進社會和諧發(fā)本工程用地依據(jù)國家及地方有關(guān)政策，地方政府應提供需要的場地，建大棚是以玻璃或聚碳酸酯板(PC板)等材料作為屋面，全部以透光材生長的需要。大棚結(jié)構(gòu)主體：采用熱浸鍍鋅鋼制骨架。大棚頂部覆蓋材料采用為圖5.2-1光伏農(nóng)業(yè)大棚照片通過國家綠色產(chǎn)品認證，示范區(qū)新品種，新技術(shù)利用率達到100%,建設高示范園區(qū)。6系統(tǒng)總方案設計及發(fā)電量估算1)晶體硅太陽電池多晶硅組件15%~20%,在轉(zhuǎn)換效率方面，單晶硅組件要高于多晶硅組件約2個百分點(參考無錫尚德提供數(shù)據(jù))。晶體硅太陽電池組件在光照及常規(guī)大2)化合物(銅銦硒和碲化鎘)薄膜太陽電池于標準AM0太陽光譜，只需0.2微米厚即可吸收50%的光能，10微米厚的碲化鎘薄膜幾乎吸收100%的入射光能。碲化鎘薄膜太陽電池的制造成本低，主要對象，2004年底已獲得的最高效3)銅銦硒(CulnSe2)薄膜是一種I-ⅢI-VI族化合物半導體，銅銦硒薄膜太陽襯底上沉生很大的制約。4)非晶硅太陽電池陽能電池效率已達14.6%,目前面積大于1平方米，光電轉(zhuǎn)換接近9%的非率約衰減10%~20%不等，以后的衰減逐減少。根據(jù)目前太陽電池的工程數(shù)據(jù)對晶體硅和薄膜太陽電池組件的分析如1)組件轉(zhuǎn)換效率和占地面積目前，晶體硅太陽電池組件轉(zhuǎn)換效率的工程采用數(shù)據(jù)為15.5%,而薄膜太陽電池組件的工程采用數(shù)據(jù)為6%。由于組件轉(zhuǎn)換效率的不一樣，薄膜太2)發(fā)電成本(1)組件價格(2)其他工程投資由于薄膜太陽電池組件轉(zhuǎn)換效率低導致用地成本、電纜成本、方陣支架及基礎(chǔ)成本、方陣人工安裝成本總體將比晶體硅太陽電池組件增加約1.2元綜合組件價格及其他工程投資工程投資因素，晶體硅太陽組件的發(fā)電成本低于薄膜太陽電池組件。這是目前晶體硅太陽組件廣泛運用于大型光伏電站建設的主要原因之一。3)系統(tǒng)發(fā)電量及使用壽命由于薄膜太陽組件有較好的弱光發(fā)電優(yōu)勢，同功率發(fā)電容量的太陽電池組件，經(jīng)過工程測試，薄膜太陽組件的系統(tǒng)發(fā)電量比晶體硅太陽組件約高10%,但增加的發(fā)電量不足以抵消其發(fā)電成本的增加。目前，非晶硅電池組件的電站運行的時間較短，工程運用中，組件質(zhì)量的穩(wěn)定性不如晶體硅太陽電池組件。可以從電池的微觀結(jié)構(gòu)及生產(chǎn)工藝的成熟度方面，也可以推斷同樣的工程條件下，晶體硅太陽電池組件比薄膜太陽電池組件有更長的運行壽命，用于大型光伏電站更為可靠。表6-1各類型組件性能對比電池種類晶硅類薄膜類單晶硅多晶硅非晶硅碲化鎘銅銦硒商用效率~17%5%~實驗室效率%使用壽命25年25年25年25年25年組件層厚度厚層厚層薄層薄層薄層規(guī)模生產(chǎn)已形成已形成已形成已形成已證明可行環(huán)境問題中性中性中性有(使用除使用鎘外為中性能量償還時間2～3年2～3年1～2年1～2年1～2年主要原材料中中豐富有金屬銦是品貴的稀有金屬生產(chǎn)成本高較高較低相對較低相對較低主要優(yōu)點效率高技術(shù)成熟效率較高技術(shù)成熟弱光效應好成本較低弱光效應好成本相對較低弱光效應好成本相對較低太陽電池組件要求具有非常好的耐侯性，能在室外嚴酷的環(huán)境下長期穩(wěn)定可靠地運行，同時具有高的轉(zhuǎn)換效率和廉價。根據(jù)分析計算，采用越大功率組件系統(tǒng)效率越高，且大功率組件安裝快速、便捷；減少了設備的安裝時間；減少了設備的安裝材料；同時也減少了系統(tǒng)連線，降低線損。本項目規(guī)晶體硅太陽電池在我國的生產(chǎn)能力和產(chǎn)品質(zhì)量以及生產(chǎn)技術(shù)均可以達到國際先進標準，國內(nèi)廠家生產(chǎn)的晶體硅太陽電池組件足夠滿足本項目100MWp晶體硅太陽電池組件的需要。目前國內(nèi)廠家生產(chǎn)的晶體硅太陽電池組件峰值功率一般為幾十到幾百峰瓦。自2015年起，享受國家補貼的光伏發(fā)電項目采用的光伏組件和并網(wǎng)逆變器產(chǎn)品應滿足《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件》相關(guān)指標要求。其中，多晶硅電池組件轉(zhuǎn)換效率不低于15.5%,電池組件自本報告中100MWp晶體硅太陽電池組件選用國產(chǎn)260Wp多晶硅太陽能組件。表6.1.3-2擬選國產(chǎn)260W多晶硅太陽電池組件主要性能參數(shù)表方案技術(shù)參數(shù)260Wp多晶硅組件標準測試條件下峰值功率(Wp)標稱最佳工作電流(1mp/A)標稱最佳工作電壓(Vmp/V)標稱短路電流(Isc/A)標稱開路電壓(Voc/V)最大系統(tǒng)電壓(V)組件效率短路電流溫度系數(shù)開路電壓溫度系數(shù)峰值功率溫度系數(shù)輸出功率公差組件尺寸(mm)重量(kg)6.2光伏陣列運行方式設計本工程在標準大棚棚頂側(cè)后方安裝260Wp多晶硅組件，采用固定傾角方式安裝，傾角為22度。6.3逆變器選型作為光伏發(fā)電系統(tǒng)中將直流電轉(zhuǎn)換為交流電的關(guān)鍵設備之一，其選型對于發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和可靠性具有重要作用。在本工程中逆變器的選型主(1)單臺容量大前市場的大容量集中型逆變器額定輸出功率在100kW～1MW之間，通常單臺逆變器容量越大，單位造價相對越低，轉(zhuǎn)換效率也越高。本工程裝機規(guī)模20MWp,從初期投資、工程運行及維護方面考慮，若選用單臺容量小的逆變器，則逆變器數(shù)量較多，初期投資相對較高，系統(tǒng)損耗大，并且后期的維護工作量也大：在大中型并網(wǎng)光伏電站工程中，應盡量選用單臺容量大的并網(wǎng)逆變器，可在一定程度上降低投資，并提高系統(tǒng)可靠性；但單臺逆變器容量過大，則故障時對發(fā)電系統(tǒng)出力影響較大。因此，在實際選型時，應全面綜(2)轉(zhuǎn)換效率高逆變器轉(zhuǎn)換效率越高，則光伏發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率越高，系統(tǒng)總發(fā)電量損失越小，系統(tǒng)經(jīng)濟性也越高。因此在單臺額定容量相同時，應選擇效率高的逆變器。本工程要求大容量逆變器在額定負載時效率不低于95%,在逆變器額定負載10%的情況下，也要保證90%(大功率逆變器)以上的轉(zhuǎn)換效率。逆變器轉(zhuǎn)換效率包括最大效率和歐洲效率，歐洲效率是對不同功率點效率的加權(quán)，這一效率更能反映逆變器的綜合效率特性。而光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率是隨日照強度不斷變化的，因此選型過程中應選擇歐洲效率高的逆變(3)直流輸入電壓范圍寬(4)最大功率點跟蹤(5)輸出電流諧波含量低，功率因數(shù)高光伏電站接入電網(wǎng)后，并網(wǎng)點的諧波電壓及總諧波電流分量應滿足求諧波含量低于3%,逆變器功率因數(shù)接近于1。(6)具有低電壓耐受能力a)光伏電站必須具有在并網(wǎng)點電壓跌至20%額定電壓時能夠維持并網(wǎng)運行1s;b)光伏電站并網(wǎng)點電壓在發(fā)生跌落后3s內(nèi)能夠恢復到額定電壓的90%c)光伏電站并網(wǎng)點電壓不低于額定電壓的90%時，光伏電站必須不間(7)系統(tǒng)頻率異常響應率異常時的響應特性至少能保證光伏電站在表6-2所示電網(wǎng)頻率偏離下運表6-2大型和中型光伏電站在電網(wǎng)頻率異常時的運行時間要求頻率范圍運行要求低于48Hz視電網(wǎng)要求而定連續(xù)運行每次頻率高于50.2Hz時，光伏電站應具備能夠連續(xù)2m同時具備0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電的能力，實際運行時間由電網(wǎng)調(diào)度高于50.5Hz在0.2s內(nèi)停止向電網(wǎng)線路送電，且不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站(8)可靠性和可恢復性(9)具有保護功能(10)監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集6.3.2逆變器的選型外技術(shù)較為成熟的逆變器進行比較，如表6-3所示。表6-3各種規(guī)格逆變器主要參數(shù)對比表逆變器型號最大直流輸入功率最大直流電壓最大輸入電流額定輸出功率輸出電壓輸出頻率MPPT范圍最大效歐洲效率(%)功率因數(shù)諧波畸變率工作海未提供未提供由表6-3比較可以看出，各廠家提供的逆變器技術(shù)參數(shù)均滿足國網(wǎng)公司《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q/GDW617-2011的要求。根據(jù)前述選型原則，結(jié)合場址區(qū)實際氣候、海拔等特性，并考慮本工程所選的太陽電池組件與逆變器的匹配性，盡量降低投資的提前下，經(jīng)對比分析，故本工程推薦選用500kW/臺的逆變器，擬采用SG500KTL光伏并網(wǎng)逆變器，其主要技術(shù)參數(shù)，見表6-4。表6-4推薦500kW逆變器主要技術(shù)參數(shù)表序號名稱技術(shù)參數(shù)1逆變器型號2隔離方式無變壓器隔離3直流側(cè)參數(shù)最大直流電壓最大功率電壓跟蹤范圍推薦最大直流功率最大輸入電流最大輸入路數(shù)16路4交流側(cè)參數(shù)額定輸出功率額定輸出電壓和頻率三相315VAC、50Hz允許電網(wǎng)電壓輸出頻率范圍額定電網(wǎng)電壓輸出電流波形畸變率<3%(額定功率)功率因數(shù)>0.99(額定功率)最大交流輸出電流5系統(tǒng)參數(shù)最大效率歐洲效率防護等級夜間自耗電運行自耗電允許運行環(huán)境溫度序號名稱技術(shù)參數(shù)溫控強制風冷允許相對濕度要求電網(wǎng)形式IT電網(wǎng)自動投運條件直流輸入及電網(wǎng)滿足要求，逆變器將自動運行斷電后自動重啟時間允許最高海拔6000m(超過3000m需降額使用)有顯示與通訊觸摸屏RS485通訊接口6外形尺寸(寬×高×深)凈重7相關(guān)認證金太陽認證、TUV認證、Enel-GUIDDA認證6.4光伏方陣設計其輸出電壓在逆變器允許工作電壓范圍之內(nèi)的太陽電池組件串聯(lián)的最小單元(2)12~16路電池組串組成一個一級匯流區(qū)。(3)光伏子方陣由15~16個一級匯流區(qū)(匯流箱)及1MWp逆變房、(4)太陽電池陣列由一個或若干個太陽電池子方陣組合形成一個太陽電本工程規(guī)模為100MWp,采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。標準大棚組件選用260Wp多晶硅組件，標準大棚組件安裝傾角為22°。本工程太陽電池陣列由100個1MWp多晶硅子方陣組成，每個子方陣均由若干路太陽電池組串并聯(lián)而成。每個光伏發(fā)電單元由太陽電池組串、匯流設備、逆變設備及6.4.3太陽電池陣列子方陣設計6.4.3.1太陽電池陣列子方陣設計的原則(1)太陽電池組件串聯(lián)形成的組串，其輸出電壓的變化范圍必須在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內(nèi)。(2)每個逆變器直流輸入側(cè)連接的太陽電池組件的總功率應大于該逆變器的額定輸入功率，且不應超過逆變器的最大允許輸入功率。(3)太陽電池組件串聯(lián)后，其最高輸出電壓不允許超過太陽電池組件自身最高允許系統(tǒng)電壓及逆變器最大允許的直流電壓。(4)各太陽電池組件至逆變器的直流部分電纜通路應盡可能短，以減少直流損耗。6.4.3.2太陽電池組件的串、并聯(lián)設計太陽電池組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及太陽電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定。太陽電池組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。在本系統(tǒng)中使用的多晶硅電池組件，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)。本系統(tǒng)逆變器最高電壓考慮為1000V,最小MPPT電壓為500V,光伏組件的開路電壓為37.8V,峰值工作電壓為30.5V,組件開路電壓溫度系數(shù)為-0.33%/℃。根據(jù)當?shù)貧庀髼l件，光伏組件應在-2℃~42℃的溫度范圍內(nèi)正常工作。電池組件串聯(lián)計算公式：Vdcmax—逆變器允許最大直流輸入電壓(V)Kv—組件開路電壓溫度系數(shù)(%)Kv′—組件工作電壓溫度系數(shù)(%)t一組件工作環(huán)境下的極端低溫(℃)t′一組件工作環(huán)境下的極端高溫(℃)根據(jù)計算并結(jié)合本工程大棚區(qū)域的規(guī)劃綜合考慮，多晶硅組件選擇21塊21塊串聯(lián)為一個串列，共12個組串匯入1臺16匯1一級匯流箱。太陽能陣列必須考慮前、后排的陰影遮擋問題，并通過計算確定陣列間晨9:00至下午15:00(當?shù)卣嫣枙r)的時間段內(nèi)，太陽電池陣列不應被遮擋，按照公式5-2進行計算，兩排陣列之間距離應不小于D,其中：L-----陣列傾斜長度(m)D—---兩排陣列之間距離(m)β-----陣列傾角(o)φ------當?shù)鼐暥?o)經(jīng)計算，標準光伏大棚的前后排間距為7米，現(xiàn)總圖布置時考慮標準大棚前后排間距不小于8.5米，前排組件不會對后排造成陰影遮擋影響，同時池子方陣由16個標準大棚共192路太陽電池組串并聯(lián)而成，每個電池組串由配電柜，然后經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器和交流防雷配電柜接入35kV/0.315kV升壓變及配電裝置升壓后送至35kV配電室。過對組串電流的監(jiān)測和比對可以及時發(fā)現(xiàn)和定位電池組件運行中存在的問8.2A,電池組件至匯流箱采用PVF-1×4mm2電纜。每個標準子方陣由16個標準大棚組成。(1)戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿足室外安裝使用要求。(2)每回路設15A的光伏專用高壓直流熔絲進行保護，其耐壓值為(3)配有光伏專用防雷器，正負極都具備防雷功能。(6)配有標準RS485通訊口，可以與電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)通訊。每1MWp多晶硅太陽電池子方陣共16路匯流箱出線分別接入2臺500kW直流配電柜，配電柜到逆變器由3根YJV-3×185mm2電纜連接。(1)配有光伏專用防雷器，正負極都具備防雷功能。(2)每個回路配有監(jiān)測裝置，可以實時監(jiān)測每個輸入輸出回路的直流電(3)配有標準RS485通訊口，可以與電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)通訊。6.5.2逆變器室布置方案一：電池陣列為一個發(fā)電分系統(tǒng)，1MWp方陣布置1座逆變器室，逆變器室內(nèi)布置2臺500kW逆變器2臺直流配電柜，逆變房為磚混結(jié)構(gòu)。方案二：每1MWp方陣布置一座戶外集裝箱式逆變房，內(nèi)設2臺500kW逆變器2臺直流配電柜，通訊測控柜等。集裝箱式逆變房在項目所在地區(qū)完全能滿足使用及環(huán)境要求。對于1MWp電池方陣，兩種組合方式均能滿足線路損耗的限定要求，但同時經(jīng)濟性較方案一有優(yōu)勢。因此，采用方案二布置。每臺集裝箱式逆變房配套安裝1臺1000kVA戶外箱變。6.6光伏工程年上網(wǎng)電量計算6.6.1發(fā)電系統(tǒng)總效率太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)總效率包括：光伏組件效率，低壓匯流及逆變器效1)光伏組件效率η1:序號名稱修正系數(shù)1光伏組件的匹配損失2表面灰塵遮擋損失3不可利用的太陽輻射損失4溫度影響損失5其他損失匯總2)低壓匯流及逆變器效率η2序號名稱修正系數(shù)1低壓匯流線損2逆變器效率匯總低壓匯流及逆變器效率3)交流并網(wǎng)效率η3:序號名稱修正系數(shù)1升壓變壓器效率2交流線損匯總交流并網(wǎng)效率η3(1×4)太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)總效率η序號名稱修正系數(shù)光伏組件效率低壓匯流及逆變器效率交流并網(wǎng)效率η光伏發(fā)電系統(tǒng)總效率太陽能電池由于老化等因素的影響，使光伏系統(tǒng)運行期25年內(nèi)發(fā)電效率逐年衰減，平均每年衰減率為0.726%。(前三年每年功率衰減1%,此后逐年衰減0.7%)本工程的發(fā)電量計算根據(jù)太陽輻射量、系統(tǒng)組件總功率、系統(tǒng)總效率等數(shù)據(jù)，太陽電池組件采用22°固定傾角，估算104.832MWp并網(wǎng)光伏發(fā)電用PvsysV6.06模擬計算，本工程年均上網(wǎng)電量約為11460萬kWh.PVmadules光伏組件功率衰減率按前三年每年功率衰減1%,此后逐年衰減0.7%考慮，平均每年衰減率為0.726%.工程第一年(即建設年)理論上網(wǎng)電量為12649萬度，第一年理論上網(wǎng)小時數(shù)為1199.4h.25年平均理論上網(wǎng)電量11460萬度，年均理論利用小時數(shù)為1086.6小時，日均理論利用小時數(shù)2.98小時。表6.10-125年運營期內(nèi)年理論上網(wǎng)電量表年數(shù)23456理論上網(wǎng)電量(10'kWh)年數(shù)789理論上網(wǎng)電量(10'kWh)年數(shù)理論上網(wǎng)電量(103kWh)年數(shù)理論上網(wǎng)電量(10'kWh)年數(shù)理論上網(wǎng)電量(10'kWh)第1年年理論上網(wǎng)電量(10kWh)第1年理論利用小時數(shù)(h)25年總理論上網(wǎng)電量(10^kWh)25年年平均理論上網(wǎng)電量(10°kWh)25年年均理論利用小時數(shù)(h)25年日均理論利用小時數(shù)(h)注：表中第2年為運營期第1年。7電氣系統(tǒng)7.1一次電氣7.1.1設計依據(jù)4)《導體和電器選擇設計技術(shù)規(guī)定》DL/T5222-200523)《信息技術(shù)設備(包括電氣事務設備)的安全》GB4943-201124)《電氣繼電器第22部分：量度繼電器和保護裝置的電氣干擾試驗》第4篇：快速瞬變干擾試驗GB/T14598.9-199525)《電氣繼電器第22部分：量度繼電器和保護裝置的電氣干擾試驗》27)《量度繼電器和保護裝置的電氣干擾試驗》第2部分：靜電放電試7.1.2初步接入系統(tǒng)方案根據(jù)本期光伏電站的規(guī)劃容量及其在系統(tǒng)中地位、作用和性質(zhì)，擬定出其接入系統(tǒng)方案。本項目最終接入系統(tǒng)方案應以上級電力主管部門出具的接7.1.2.1近區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀從圖上看，目前站址附近合適接入的變電站為220kV安城變電站。220kV安城站位于XX縣境內(nèi)，距離本工程場址直線距離約13km,現(xiàn)有兩臺主變，容量(90+90)MVA。平均負載率46.32%,即83.4MWA。110kV規(guī)劃出線間隔5個，現(xiàn)已出線6回，需考慮擴建1個間隔，本工程初步考慮接入220kV安城站。XX縣XX100MWp光伏農(nóng)業(yè)大棚項目裝機容量規(guī)劃裝機容量為100MW,一次建成，項目接入系統(tǒng)擬按終期容量100MW考慮，根據(jù)計算，可利用110kV電壓等級輸送，導線選擇LGJ-300可以結(jié)合項目周邊電網(wǎng)現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，本項目擬以110kV電壓等級出線1回接入220kV安城變電站110kV母線。本項目所發(fā)電力除由該220kV變電站110kV母線上的負荷消納外，剩余電力仍可升壓至220kV電網(wǎng)消納，電力7.1.3.1光伏電站電氣接線本工程擬建100個1MWp子方陣，設置100臺1000kVA、35kV雙繞組箱式變。原則上每12臺35kV箱式變在高壓側(cè)并聯(lián)為1個聯(lián)合進線單元(有兩個進線單元為14臺);共8回集電線路，以ZC-YJY23-26/35kV-3×50/95/150mm2的電纜送至升壓站，10個聯(lián)合進線單元分別接入站內(nèi)35kV配7.1.3.2升壓站電氣主接線1)電氣主接線：根據(jù)光伏電站接入系統(tǒng)方案，擬新建一座110kV升壓站，設兩級電壓：110kV、35kV。本期110kV主接線為線變組接線，建設1回110kV線路和1臺100MVA的升壓變壓器，35kV為單母線接線，設置12回出線柜，本期一本期工程海拔高度在1000米以下，所有電器設備均應滿足在海拔1000m高程運行的要求。場地污穢等級為Ⅱ級，35kV戶外電氣設備按爬電比距不(1)集中式逆變器光伏并網(wǎng)逆變器(下稱逆變器)是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心設備，應采用高品質(zhì)性能良好的成熟產(chǎn)品，輸出符合電網(wǎng)要求的電能，本設計采用的集中1)并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應滿足中國電網(wǎng)要求，各項性能指標滿足國網(wǎng)公司下發(fā)的《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》要求。2)逆變器的安裝簡便，無特殊性要求。3)逆變器采用太陽電池組件最大功率跟蹤技術(shù)(MPPT)。4)逆變器供貨商具有大功率并網(wǎng)型逆變器安全運行3年以上業(yè)績。5)逆變器能夠自動化運行。6)逆變器具有故障數(shù)據(jù)自動記錄存儲功能，存儲時間大于10年。7)逆變器具有電網(wǎng)故障保護、防反放電保護、極性反接保護、供電電網(wǎng)過/欠壓保護、供電電網(wǎng)過/欠頻保護、供電電網(wǎng)相序保護、輸入過壓、過流保護、內(nèi)部短路保護、過熱保護功能等，并給出各保護功能動作的條件和工況(即何時保護動作、保護時間、自恢復時間等)。8)逆變器具有數(shù)據(jù)遠傳功能，通訊規(guī)約符合監(jiān)控系統(tǒng)的要求，并開放通9)逆變器按照CNCA/CTS0004:2009認證技術(shù)規(guī)范要求，通過國家批準10)逆變器平均無故障時間不低于5年，使用壽命不低于25年。11)逆變器整機質(zhì)保期不低于2年。(2)光伏戶外升壓變壓器采用35kV雙分裂繞組升壓變壓器額定容量：1000kVA(500-500kVA)配帶電顯示器框架斷路器額定1250A(1)主變壓器本期100MW考慮先建設1臺容量為100MVA的變壓器，故本期擬采用100MVA三相雙繞組，油浸式、低損耗、高壓側(cè)有載調(diào)壓變壓器。額定容量：100MVA;短路阻抗：10.5%;110kV中性點絕緣水平：66kV等級。(2)35kV配電裝置采用手車式戶內(nèi)高壓開關(guān)柜。35kV配電裝置采用單母線接線型式，本期35kV母線一次性建成，母線上設1面主變進線柜，12面電纜出線柜、1面無功補償柜、1面站用變柜、1面母線PT柜，共16面柜。①35kV真空斷路器動穩(wěn)定電流(peak):80kA熱穩(wěn)定電流(R.M.S):31.5kA,4s(無功補償)二次組合：5P20/5P20/0.2/0.2S③電磁式電壓互感器(PT)④氧化鋅避雷器采用35kV單相交流無間隙金屬氧化物避雷器型號：HY5WZ-51/134。(3)無功補償裝置選型：由于光伏發(fā)電輸出功率不穩(wěn)定，使得無功不是一個定值，需要根據(jù)光伏組件出力自動調(diào)整大小。在升壓站35kV母線上配置常規(guī)的電容器組已無法滿足工況需要，故35kV無功補償須選用動態(tài)無功補償裝置。動態(tài)無功補償裝置的跟蹤時間滿足毫秒級跟蹤才能滿足光伏電站運行要求。目前滿足光伏電站運行要求的動態(tài)無功補償裝置有三種：快速磁控式動態(tài)無功補償裝置(MCR型),相控式(TCR型)動態(tài)無功補償裝置和SVG動態(tài)無功發(fā)生器。1)磁控式(MCR型)動態(tài)無功補償裝置：磁控式動態(tài)無功補償裝置原理是：在普通的電容器組上并聯(lián)一套磁控電抗器。磁控電抗器采用直流助磁原理，利用附加直流勵磁磁化鐵心，改變鐵心磁導率，實現(xiàn)電抗值的連續(xù)可調(diào)，從而調(diào)節(jié)電抗器的輸出容量，利用電抗器的容量和電容器的容量相互抵消，可實現(xiàn)無功功率的柔性補償。能夠?qū)崿F(xiàn)快速平滑調(diào)節(jié)，響應時間為100-300ms。由于其響應速度較慢，現(xiàn)市面上有改良版的磁控式動態(tài)無功補償裝置。改良后的磁控式動態(tài)無功補償裝置響應速度可滿足光伏電站的要求。磁控電抗器采用低壓晶閘管控制，其端電壓僅為系統(tǒng)電壓的1%～2%,無需串、并聯(lián)，不容易被擊穿，安全可靠。設備自身諧波含量少，不會對系統(tǒng)產(chǎn)生二次污染。占地面積小，安裝布置方便。裝置投運后功率因數(shù)可達0.95以上，可消除電壓波動及閃變，三相平衡符合國際標準。但其損耗在幾種無功補償裝置最高，年損耗達在0.8%左右，且考慮到避免后期的不斷改造，不推薦此型式。2)相控式動態(tài)無功補償裝置(TCR)相控式動態(tài)無功補償裝置(TCR)原理是：在普通的電容器組上并聯(lián)一套相控電抗器(相控電抗器一般由可控硅、平衡電抗器、控制設備及相應的輔助設備組成)。相控式原理的可控電抗器的調(diào)節(jié)原理見下圖所示。通過對可控硅導通時間進行控制，控制角(相位角)為a,電流基波分量隨控制角的增大而減小，控制角可在0°~90°范圍內(nèi)變化。控制角的變化，會導致流過相控電抗器的電流發(fā)生變化，從而改變電抗器輸出的感性無功的容量。普通的電容器組提供固定的容性無功，感性無功和容性無功相抵消，從而實現(xiàn)總的輸出無功的連續(xù)可調(diào)。相控式原理圖優(yōu)點：響應速度快，≤30ms。一般年損耗在0.5%以下。缺點：晶閘管要長期運行在高電壓和大電流工況下，容易被擊穿，維護困難；晶閘管發(fā)熱量大，一般情況采用純水冷卻，除了有一套水處理裝置可靠的水源外，還需配監(jiān)護維修人員。另外，其晶閘管產(chǎn)生的大量諧波電壓污染電網(wǎng)，需配套濾波裝置。整套裝置占地面積很大，價格較貴。3)SVG動態(tài)無功發(fā)生器靜止無功發(fā)生器(SVG)的基本原理是將自換相橋式電路通過電抗器并聯(lián)在電網(wǎng)上，適當調(diào)節(jié)橋式電路交流側(cè)輸出電壓的幅值和相位，或者直接控制其交流側(cè)電流就可使該電路吸收或者輸送滿足要求的無功電流，實現(xiàn)動態(tài)無功補償?shù)哪康?。SVG并聯(lián)于電網(wǎng)中，相當于一個可變的無功電流源，其無功電流可以快速地跟隨負荷無功電流的變化而變化，自動補償系統(tǒng)所需的無功功率。可直接發(fā)感性或容性無功，補償效果好。由于SVG響應速度極快，所以又稱靜止同步補償器，其響應時間為5~10ms。靜止無功發(fā)生器原理圖該產(chǎn)品是動態(tài)無功補償?shù)难b置的換代產(chǎn)品，其占地面積極小，免維護，一般年損耗在0.3%以下。且SVG設備緊湊，占地較小可布置在戶內(nèi)，適用于占地面積緊張或鹽霧腐蝕嚴重的區(qū)域。其更能滿足對電網(wǎng)無功補償?shù)母黜椧?，且隨著近年的發(fā)展和應用，其價格已趨于合理。綜上所述，本工程推薦使用35kVSVG型動態(tài)無功補償裝置。動態(tài)無功補償裝置按不低于總?cè)萘康?0%,即12Mvar的動態(tài)可連續(xù)調(diào)節(jié)的無功補償裝置配置。(4)站用變及小電阻：由于本項目35kV側(cè)均采用電纜匯流的方式，電纜量較大，為限制單相接地故障下的電容電流，擬在電站35kV母線上設置小電阻成套裝置。容量考慮與站用變合用，設置1臺綜合接地變壓器。1)小電阻裝置本工程35kV電纜總長度約10km,電容電流估算為：考慮到本期工程一次性建成，故35kV側(cè)電網(wǎng)單相接地的電容電流約為根據(jù)《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》(GB/T50064-2014),本工程需裝設小電阻，計算電阻值為84歐，600kVA。2)35kV站用變壓器站用變負荷容量計算表見下表：表7.1-1380/220V站用電負荷統(tǒng)計表序號額定容量(kW)安裝(kW)運行(kW)1直流充電裝置2663應急照明逆變電源5554軸流風機5生活給水裝置-水泵電動機5556消防給水系統(tǒng)7通信電源5558試驗電源5559110kV配電裝置加熱555主變及10kV配電裝置加熱777主控室及10kV配電室交流電源加熱555空調(diào)機排氣扇進站道路及戶外照明555主控綜合樓照明配電間照明444警衛(wèi)室照明計算負荷S=0.85×P1+P2+P3考慮一定的裕度，容量選擇為200kVA。結(jié)合小電阻容量，本期裝設1臺35kV干式站用變壓器，容量為600kVA,其中二次側(cè)容量為200kVA。主要技術(shù)參數(shù)如下：額定頻率：50Hz;額定容量：600kVA(二次側(cè)200kVA);阻抗電壓：6.5%;升壓站本期裝設1臺站用變壓器，1臺10kV備用變壓器。站用接地變接于35kV母線上，10kV施工/備用變壓器(315kVA)接于附近1段母線，進線和分段開關(guān)采用智能型框架斷路器，進線及分段斷路器額定電流為630A。正常運行時，分段斷路器處于合閘狀態(tài)，由站用變帶兩段母線負荷運行，10kV變壓器作為站用變的備用變。當站用變因故障或停電失壓時，備自投裝置自動跳開站用變進線斷路器，自動合上10kV施工/備用變壓器進線斷路器。由10kV備用變帶兩段母線負荷運行。陶瓷防靜電地板，站用接地變戶內(nèi)布置于35kV站用接地變及消弧線圈室內(nèi)。ZC-YJV22-26/35-3x95mm2;ZC-YJV221)直擊雷防護直擊雷防護按照電力系統(tǒng)行業(yè)標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》進行采取在升壓站設置獨立避雷針，綜合樓等建筑物設置屋頂避雷帶由于太陽能電池方陣和逆變升壓裝置高度通常不大于5m,以高度指標衡但是太陽能電池方陣占地面積大，電池的組件邊框采用鋁合金，電池板均采用角鋼、槽鋼等固定，均為導電性能良好的金屬材料，容易遭受直接雷擊和形成感應過電壓。因此為增加雷電流散流效果，將站內(nèi)所有光伏電池組件支2)侵入雷電波保護：在光伏本體系統(tǒng)的光伏防雷匯流箱、逆變器內(nèi)交直流側(cè)均配置防雷電裝在升壓站系統(tǒng)交流側(cè)雷擊感應過電流均采用避雷器的方式進行分流，在電站110kV線路、升壓變壓器高低壓側(cè)、35kV段母線、35kV線路。裝設氧適當?shù)牟季€措施：為了使太陽能電池方陣直流輸出電纜盡量短，減少電感性耦合，各電池單元的逆變升壓機房應盡量與各光伏發(fā)電單元相鄰布置，線路的屏蔽措施：光伏電站場地開闊，占地面積大，控制電纜、直流、交流電纜在整個太陽能電池方陣之間穿插布置，大量裸露在戶外，容易遭受槽盒和橋架蓋板能對電纜起到很好的屏蔽作用；在局部采用電纜埋地敷設的等電位連接：等電位連接的目的，在于減少需要防雷的空間內(nèi)各金屬部件和各系統(tǒng)之間的電位差。穿過各防雷區(qū)交界的金屬部件和系統(tǒng)，以及在一個防雷區(qū)內(nèi)部的金屬部件和系統(tǒng)，都應在防雷區(qū)交界處做等電位連接；應采用等電位連接線、扁鋼和螺栓緊固的線夾做等電位連接。接地裝置及設備接地的設計按《交流電氣裝置的接地》和《十八項電網(wǎng)重大反事故措施》的有關(guān)規(guī)定進行設計。接地裝置采用以水平接地帶為主，輔助以垂直接地極的復合接地網(wǎng)。主接地網(wǎng)采用以熱鍍鋅扁鋼為水平接地帶，角鋼接地極為垂直接地極，并局部添加土壤改良劑的綜合方法設置。沿光伏方陣四周采用一40×4熱鍍鋅扁鋼設置一圈水平接地帶，接地體埋設深度不小于0.6～0.8米。光伏板鋁合金外框上留有用于安裝接地線的螺栓孔位置，安裝時用接地線將電池板鋁合金外框和電池板支架可靠導通，所有支架采用等電位與水平接地帶連通，并根據(jù)現(xiàn)場土壤情況，選擇合適的位置，采用熱鍍鋅角鋼或其他導電性能良好的材料設置垂直接地極，垂直接地極埋設深度不小于2.5米。太陽能電池方陣支架之間以扁鋼接地極相互連接后，再與主接地網(wǎng)相連。在各光伏方陣內(nèi)設置連接各電池組件和逆變器等電氣設備的均壓網(wǎng)，并以不少于兩點與主接地網(wǎng)可靠連接，接地體之間的焊接點應進行防腐處理。箱變、水泵房等建筑物的接地帶，就近與主接地網(wǎng)可靠連接，連接點不少于2個。對所有交、直流電力電纜的接頭盒、終端頭和可觸及的電纜金屬護層和穿線的鋼管應可靠接地；電纜槽盒、支架、橋架、給排水管道、各級直流匯流箱、高低壓配電柜外殼等金屬物用熱鍍鋅扁鋼接入接地網(wǎng)。升壓站接地方式擬考慮水平接地體為主，垂直接地極為輔的復合接地網(wǎng)，水平接地體擬采用50x5接地扁鋼，垂直接地極采用角鋼。具體的設計方案及接地電阻值待下一階段測得站區(qū)土壤電阻率后再進一步細化確定。配電樓樓板的鋼筋焊接成網(wǎng)，并與柱里選定的鋼筋焊接，選定作引下線用的鋼筋伸出柱外與主接地網(wǎng)焊接。女兒墻上敷設的避雷帶單獨采用熱鍍鋅圓鋼引下，與主接地網(wǎng)最外邊線焊接。主控制室二次設備的接地采用銅排母線構(gòu)成二次設備接地網(wǎng)，并同一點引出四根接地線與主接地網(wǎng)連接。低壓配電柜、高壓配電柜、UPS屏等電氣設備接地按照電力系統(tǒng)行業(yè)標準《交流電氣裝置的接地》進行。對光伏方陣區(qū)，擬設置水平接地帶和垂直接地極相結(jié)合的接地網(wǎng)。將安全接地、工作接地統(tǒng)一為一個共用接地裝置，接地電阻值按不大于4Q考慮。本項目以110kV接入電網(wǎng)，故按照《電力工程電氣設計手冊一電氣一次部分》對大接地短路電流系統(tǒng)接地電阻值的計算方法，本項目110kV升壓站內(nèi)接地電阻初擬允許值為1Ω。接地裝置的接地電阻、接觸電壓和跨步電壓滿足規(guī)程要求，盡可能使電氣設備所在地點附近對地電壓分布均勻。7.1.6站用電及照明為給升壓站內(nèi)直流系統(tǒng)、站內(nèi)消防水泵、逆變器自用電等低壓負荷提供可靠的電源，本電站設置站用0.4kV段，其工作電源由升壓站內(nèi)35kV配電段母線上引接，備用電源由施工電源引接，項目建設結(jié)束后保留；設置容量為200kVA的低壓站用變壓器和單母線分段接線的0.4kV低壓配電段，為站用負荷供電。0.4kV用電設備采用就地供電的原則，由35kV箱變低壓側(cè)就地供電，供給各逆變器自用電、逆變器室內(nèi)通風、照明及安全閉路電視安防系統(tǒng)等電源。本項目綜合樓、升壓站室外場所照明采用由400V站用低壓配電段供電；逆變升壓設備所需照明電源由各區(qū)低壓站用配電段供電；控制位置在低壓配電柜上或通過就地開關(guān)完成。升壓站內(nèi)主控室和配電室照明分為正常和應急照明兩種方式，正常時由交流供電；當交流電源消失后，應急照明系統(tǒng)經(jīng)交直流切換裝置自動切換至直流供電。電站主要出入口，建筑物內(nèi)部通道、樓梯間等處采用自帶蓄電池的應急標志燈指示安全疏散通道和方向，應急時間不少于45分鐘。正常照明網(wǎng)絡電壓為交流380/220V。交流事故照明電壓為220V。本工程照明及動力系統(tǒng)采用TN-C-S系統(tǒng)。交流正常照明系統(tǒng)為光伏電站正常運行時供全場運行，維護，檢修，管理等使用。正常照明由接在站用變壓器上的低壓開關(guān)柜供電。單元控制室內(nèi)采用嵌入式燈具照明。其它場所根據(jù)要求分別采用熒光燈具、配照型等型式的燈具以及其它建筑燈具。配電室事故照明采用直流屏供電的節(jié)能燈照明。升壓站內(nèi)檢修電源由低壓配電段上取得，并在就地設置檢修電源箱。光伏區(qū)所需檢修電源可由各逆變升壓變壓器出口配置的低壓站用變壓器7.1.7電纜敷設考慮方陣內(nèi)采用電纜橋架和電纜保護管的敷設方式，東西向電纜采用將電纜沿太陽能支架綁扎的敷設方式，南北向電纜采用沿電纜橋架敷設方式，匯流箱進出電纜通過穿可撓金屬保護管連接至電纜橋架。匯流箱輸出電纜通過電纜保護管進入直通箱變的位置下到電纜溝，箱變底部進入。電纜過公路升壓站內(nèi)設有電纜溝通往各主要電氣設備附近，溝內(nèi)設電纜支架，動力電纜和控制電纜在敷設時要同溝分層；電纜在無電纜溝的地方穿管暗敷；控制室、繼電保護室內(nèi)設防靜電地板層，并與35kV配電室內(nèi)電纜溝連通；防電纜防火：嚴格按照有關(guān)規(guī)程，對電纜通過的有關(guān)部位進行封堵處理。所有建筑物與室外電纜溝相連接處的進出口，均應設置阻火墻。室外電纜溝交叉處及長距離電纜溝每隔100m設置一道阻火墻。阻火墻兩側(cè)電纜1.5m范圍，需刷防火涂料。當高、低壓電纜同溝敷設時，動力電纜與控制電纜間應加裝隔板。封堵材料采用無機速固硬質(zhì)堵料和有機軟質(zhì)堵料。防火墻的耐火極限為4h。全站采用C級阻燃電纜。本工程在場地西北側(cè)建設1座110kV升壓站，共2層，1層設置主變壓器，SVG裝置和35kV配電裝置，2層設置110kVGIS配電裝置，采用整體箱式結(jié)構(gòu)。35kV配電裝置布置在35kV配電室內(nèi)，采用移開式鎧裝式交流高綜合配電樓站用低壓配電裝置共2面柜，布置在綜合樓二層的繼電保護室。SVG變壓器戶外變壓器布置擬在升壓站戶外場地上布置兩臺SVG戶外變壓器。本光伏電站監(jiān)控采用集中控制方式，采用計算機網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)(NCS)、微機保護自動化裝置和就地檢測儀表等設備來實現(xiàn)全站機電設備的數(shù)據(jù)采集現(xiàn)場情況等重要信息通過Internet網(wǎng)絡上傳NDGJ8-89《靜態(tài)繼電保護及安全自動裝置通用技術(shù)條件》《靜態(tài)電流相位比較式縱聯(lián)保護裝置技術(shù)條件》《繼電保護專用電力線載波收發(fā)信機技術(shù)條件》《電力系統(tǒng)繼電保護柜、屏通用技術(shù)條件》《220kV~500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計技術(shù)規(guī)范》《繼電保護設備信息接口配套標準》《火力發(fā)電廠、變電所二次接線設計技術(shù)規(guī)程》《電力裝置的繼電保護及安全自動裝置設計規(guī)范》《地區(qū)電網(wǎng)數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控系統(tǒng)通用技術(shù)條件》《100M快速以太網(wǎng)標準》《交流電氣裝置的接地》《電測量及電能計量裝置設計技術(shù)規(guī)程》《電力工程直流系統(tǒng)設計技術(shù)規(guī)程》(1)線路保護XXXX光伏電站-220kV安城站110kV線路保護選擇光纖電流差動保護作為主保護，帶時限過電流保護作后備保護，當線路發(fā)生短路時，能快速切除故障。并設置線路測控裝置，含線路側(cè)斷路器、隔離刀的遙控、遙測、遙信以及接地刀閘的遙信量等。(2)故障錄波為了分析電力系統(tǒng)故障，及時判定線路故障點位置，升壓站應裝設故障錄波裝置。本期工程按全站規(guī)模配置一套110kV及主變故障錄波裝置。要求故障錄波裝置應具有遠傳功能和具備網(wǎng)絡通信接口。安城站的110kVXX光伏電站間隔接入前期原有的110kV故障錄波裝置，滿足光伏電站接入系統(tǒng)的要求，無需進行改造。(3)繼電保護信息管理系統(tǒng)根據(jù)XX電網(wǎng)二次系統(tǒng)規(guī)劃，XX光伏電站應裝設繼電保護信息管理系統(tǒng)子站，子站系統(tǒng)裝設方案將與主站系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。要求電站的繼電保護裝置應預留與該子站系統(tǒng)的接口。(4)電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置根據(jù)《電力系統(tǒng)諧波管理暫行規(guī)定》,需