霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目 11綜合說明 2 2 21.3工程地質(zhì) 31.4工程任務(wù)和規(guī)模 3 3 4 4 41.9施工組織設(shè)計(jì) 41.10工程管理設(shè)計(jì) 51.11環(huán)境保護(hù)和水土保持設(shè)計(jì) 51.12勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計(jì) 5 7 81.15財(cái)務(wù)評價(jià)與社會(huì)效果分析 1.16結(jié)論及建議 2太陽能資源 2.1太陽能資源概況 2.2區(qū)域太陽能資源概況 2.3太陽能輻射觀測資料 2.4站址氣象要素及氣象條件影晌分析 3工程地質(zhì) 3.1區(qū)域地質(zhì)條件 313.2場地地質(zhì)條件 313.3不良地質(zhì)作用 34 34 354工程任務(wù)與規(guī)模 4.1地區(qū)社會(huì)經(jīng)濟(jì)概況 4.2地區(qū)電力工業(yè)狀況及發(fā)展規(guī)劃 4.3工程建設(shè)必要性 5.1光伏組件選型 425.2光伏陣列運(yùn)行方式選擇 495.3逆變器選型 5.4光伏方陣設(shè)計(jì) 霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目 58 5.7輔助技術(shù)方案 5.8光伏發(fā)電工程年上網(wǎng)電量計(jì)算 6電氣 6.1接入系統(tǒng)一次 6.2系統(tǒng)二次 6.5通信 7土建工程 7.1設(shè)計(jì)安全標(biāo)準(zhǔn) 7.2基本資料和設(shè)計(jì)依據(jù) 7.4土建工程 7.5采暖通風(fēng)設(shè)計(jì) 7.6給排水設(shè)計(jì) 8工程消防設(shè)計(jì) 8.1工程概況 8.2工程消防設(shè)計(jì) 8.4消防設(shè)備配置表 9施工組織設(shè)計(jì) 9.1施工條件 9.2施工總布置 9.3施工交通運(yùn)輸 9.4工程建設(shè)用地 9.5工程主體施工 9.6施工總進(jìn)度 10.1項(xiàng)目管理機(jī)構(gòu)組成 10.2項(xiàng)目管理人員及機(jī)構(gòu)職責(zé) 11環(huán)境保護(hù)和水土保持設(shè)計(jì) 11.1擬建項(xiàng)目區(qū)環(huán)境概況 11.2環(huán)境保護(hù)目標(biāo) 11.3環(huán)境影響分析 11.4環(huán)境條件對太陽能光伏發(fā)電效率的制約因素分析 11.5環(huán)境保護(hù)措施 11.6綠化及水土保持 11.7綜合評價(jià)和結(jié)論 12.1設(shè)計(jì)依據(jù)、任務(wù)與目的 12.2工程安全與衛(wèi)生危害因素分析 12.3對策與措施 15.2項(xiàng)目財(cái)務(wù)評價(jià) 16.1社會(huì)穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)評估內(nèi)容 16.2社會(huì)穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)的表現(xiàn)形式及影響 16.3社會(huì)穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)內(nèi)容及其評價(jià) I《霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目可行性研究報(bào)告》通過對項(xiàng)目科學(xué)深入的設(shè)計(jì)，主要內(nèi)容包括光能資源分析、工程地質(zhì)、工程項(xiàng)目任務(wù)與建設(shè)規(guī)模、光伏發(fā)電陣列單元選型和布置、發(fā)電量估算、示范電站電氣、土建工程、環(huán)境保護(hù)和電站建成后節(jié)能效益分析，工程投資概算，財(cái)務(wù)評價(jià)等方面的計(jì)算研究，從市場、技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、工程等角度對項(xiàng)目進(jìn)行調(diào)查研究和分析比較，并對項(xiàng)目建成以后可能取得的財(cái)務(wù)、經(jīng)濟(jì)效益及社會(huì)環(huán)境影響進(jìn)行科學(xué)預(yù)測，對社會(huì)穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)因素進(jìn)行初步評估，為項(xiàng)目決策提供公正的、可靠的、科學(xué)性的投資咨詢意見。I1綜合說明霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目是由競?cè)漳茉从邢薰就顿Y興建的一座大型(高壓)光伏并網(wǎng)電站。光伏電站的規(guī)劃容量為100MWp,本期建設(shè)30MWp。本項(xiàng)目擬從銀行貸款80%,自籌資金20%進(jìn)行建設(shè)，所發(fā)電量全部上網(wǎng)。1.1.2前期工作本項(xiàng)目場址位于霍林郭勒市區(qū)靜湖水庫西側(cè)，場區(qū)海拔高度約950米，地勢平坦，地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定。距國道304線約3km,公路運(yùn)輸干線可利用101省道、霍白公路，對外交通霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目所處工業(yè)園區(qū)行政勒市管轄，場地海拔高程850-1100m,屬于溫帶大陸性氣候。春季干旱多風(fēng)；夏季短促溫?zé)帷９庹粘渥?，季?jié)性冬土深度約1.2m的特點(diǎn)；地表排水暢通，地下水位埋藏很深，適霍林郭勒市陽光充足，日照較長，年太陽能總輻射值為5688MJ/m2,日照時(shí)數(shù)2850~2950小時(shí)之間。在通遼大力發(fā)展太陽能具有較好自然條件。根據(jù)我國在1983年做出的太太陽能資源分布較豐富地區(qū)，太陽能資源和日照小時(shí)數(shù)等均位于霍林郭勒市隸屬于內(nèi)蒙古自治區(qū)通遼市，位于通遼市西北辦事處，14個(gè)城市社區(qū)和7個(gè)城郊社區(qū)，居住著漢、蒙、回、朝鮮等17個(gè)民族，其中蒙古族人口占總?cè)丝诘?7.8%。霍林郭勒市是中國重要的能源工業(yè)基地，是中國優(yōu)秀的旅游城霍林郭勒市隸屬于通遼市管轄，位于西遼河下游的沖積平霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目總投資額29303萬元，其占地面積約97公頃。光伏組件采用多晶，光伏發(fā)電場全部采用固定最佳傾光伏電站系統(tǒng)由光伏陣列——光伏陣列防雷匯流箱——直流防雷配電柜——光伏并其中光伏陣列單元由太陽能電池板、陣列單元支架組成。II電站本期工程電池組件容量為30MWp,接入系統(tǒng)電壓等級為66kV。本電站以6站址位于霍林郭勒市區(qū)靜湖水庫西側(cè)，場區(qū)海拔高度約950米，地勢平坦，地質(zhì)構(gòu)造光伏電站施工所需的電源擬利用就近市電線路引接；施工水源光伏電站工程基本無大件的運(yùn)輸、安裝、起吊問題，其最大件為31.5MVA的66kV主路或公路運(yùn)輸運(yùn)抵現(xiàn)場，安裝也僅需常規(guī)的起吊設(shè)施即可解光伏電站距霍林郭勒市約5km,進(jìn)行加工、修配及租用大型設(shè)備較方便，因此，施工修配和加工系統(tǒng)可主要考慮在通遼市解決。僅在施工區(qū)設(shè)必要的I項(xiàng)目是在未荒漠化天然牧草地安裝30MWp太陽能光伏電池板，占地面積較大，施工場地以保證工程在較短的時(shí)間內(nèi)完工。整個(gè)工程從施工準(zhǔn)備至全容量并網(wǎng)發(fā)電的總工期為6個(gè)本項(xiàng)目主要利用天然牧草地安裝太陽能光伏組件，電站總占地面積1457畝，其中光伏組件區(qū)占地1449畝，升壓站區(qū)域占地8畝。運(yùn)行特點(diǎn)來設(shè)置光伏電站的管理機(jī)構(gòu)，實(shí)行現(xiàn)代先進(jìn)的企業(yè)管理(3)保證不因本項(xiàng)目的實(shí)施而污染項(xiàng)目所在區(qū)域地下水環(huán)境，盡量減少本項(xiàng)目工程為了保護(hù)勞動(dòng)者在電力建設(shè)中的安全和健康，改善勞動(dòng)II全運(yùn)行，加強(qiáng)勞動(dòng)保護(hù)，改善勞動(dòng)條件。勞動(dòng)安全與工業(yè)衛(wèi)生防避雷元件要分散安裝在陣列的回路內(nèi)，也可安裝在匯流箱內(nèi)；對I工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計(jì)應(yīng)充分考慮電站在生產(chǎn)過程中對人體健康本電站工程總?cè)萘繛?0MWp,運(yùn)行期年平均發(fā)電量為4309萬kW·h,建設(shè)期6個(gè)月，運(yùn)率損耗，功率損耗是輸電線路功率損耗和逆變器功率損耗。損耗，有功損耗伴隨電能損耗，使能源消費(fèi)增加，無功損耗不直本電站線路部分根據(jù)經(jīng)濟(jì)電流密度選用電力電纜，另外，光伏發(fā)電是一種清潔的能源，沒有大氣和水污染問題，I二氧化碳約4萬噸、二氧化硫約343噸、氮氧化物約115噸、物質(zhì)排放量，減輕環(huán)境污染，同時(shí)不需要消耗水資源，沒有污水電站本期建設(shè)規(guī)模30MWp,場址位于霍林郭勒市區(qū)靜湖水庫西側(cè)。工程建設(shè)期預(yù)計(jì)6費(fèi)用占投資額(易)一二三四一二三9四一二三四五第四部分其他費(fèi)用一二三費(fèi)用占投密額四五基本預(yù)備費(fèi)(3%)工程靜態(tài)投資價(jià)差預(yù)備費(fèi)(暫不計(jì)算)建設(shè)期利息工程總投資(動(dòng)態(tài))單位千瓦靜態(tài)投資(元/kmp)單位千瓦動(dòng)態(tài)投資(元/kmp)I工程靜態(tài)投資28800萬元，工程總投資29303萬元，工程動(dòng)態(tài)總投資的20%為資本金，項(xiàng)目負(fù)債率80%。工程計(jì)劃建設(shè)期為6個(gè)月。工程總投資29303萬元，單位瓦投資9.77元/Wp。技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表序號指標(biāo)名稱指標(biāo)值1多晶硅太陽能電池2發(fā)電量萬kW·h/年年平均3建設(shè)期月64占地面積畝5勞動(dòng)定員人6總投資萬元7最高負(fù)債率%8資本金萬元財(cái)務(wù)分析見附表項(xiàng)目建設(shè)階段，可促進(jìn)建筑業(yè)的就業(yè)情況，增加當(dāng)?shù)厝说氖杖?；本?xiàng)目運(yùn)營期同樣需要一定數(shù)量的維護(hù)人員，可直接利用當(dāng)?shù)厝肆Y源，從而為當(dāng)?shù)貏?chuàng)造非農(nóng)的就業(yè)機(jī)會(huì)。這一方面解決當(dāng)?shù)匾徊糠志蜆I(yè)問題，同時(shí)可增加當(dāng)?shù)厥杖?，提高居民生活水平。隨著石油和煤炭的大量開發(fā)，不可再生能源保有儲量越來越少，終有枯竭的一天，因而新能源的開發(fā)已經(jīng)提到了戰(zhàn)略高。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，光伏電站的開發(fā)建設(shè)可有效減少常規(guī)能源尤其是煤炭資源的消耗，保護(hù)生態(tài)環(huán)境，營造出山川秀美的旅游勝地。本項(xiàng)目建成后，預(yù)計(jì)每年可為電網(wǎng)提供電量4309萬kWh,與同容量燃煤發(fā)電廠相比，I以供電標(biāo)煤煤耗360g/kW·h計(jì)，每年可節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤約1.56萬噸，減排二氧化碳約4萬噸、二氧化硫約343噸、氮氧化物約115噸、煙塵約234噸。(1)可加快能源電力結(jié)構(gòu)調(diào)整大力發(fā)展太陽能光伏發(fā)電，將改善能源結(jié)構(gòu)，有利于增加可再生能源的比例。(2)可促進(jìn)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)的發(fā)展隨著光伏電站的相繼開發(fā)，為地方開辟新的經(jīng)濟(jì)增長點(diǎn)，對拉動(dòng)地方經(jīng)濟(jì)的發(fā)展起到積極的作用。通過對霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目的可行性研究設(shè)計(jì)，對電站光能資源進(jìn)行了分析，經(jīng)過論證、比較，工程投資估算和財(cái)務(wù)分析，測算并評價(jià)了該工程可能取得的經(jīng)濟(jì)效益。研究結(jié)果表明：興建本項(xiàng)目在技術(shù)上是可行的，經(jīng)濟(jì)上是合理的。1.17.1光伏發(fā)電工程地理位置示意圖光伏發(fā)電工程地理位置圖詳圖7-1。光伏發(fā)電工程特性表備注電站容量占地面積畝海拔高度m備注多年平均氣溫℃小時(shí)I多年平均降雨量編號峰值功率VAVA峰值功率溫度系數(shù)短路電流溫度系數(shù)10年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸塊固定傾角角度逆變器(型號：待定)2最大輸入直流功率最高轉(zhuǎn)換效率%歐洲效率%最大直流側(cè)電壓最大功率跟蹤(MPPT)范圍最大直流輸入電流A交流輸出電壓范圍V功率因數(shù)寬/高/厚工作環(huán)境溫度范圍℃臺3箱式升壓變電站(型號：)臺數(shù)臺容量4升壓主變壓器(型號：)臺數(shù)臺1容量5升壓變電站出線回路數(shù)、電壓等級和出線形式(型號：出線回路數(shù)回1電壓等級形式單母線間隔3編號備注1t2根3土石方回填34施工總工期月6編號備注1靜態(tài)總投資萬元2動(dòng)態(tài)投資萬元I3單位千瓦靜態(tài)投資元/kWp4單位千瓦動(dòng)態(tài)投資元/kWp5設(shè)備及安裝工程萬元6萬元7其他費(fèi)用萬元8基本預(yù)備費(fèi)萬元9建設(shè)期貸款利息萬元1電站容量2萬kW.h3上網(wǎng)電價(jià)(25年)元/(kW.h)4投資方內(nèi)部收益率%稅后5投資回收期年稅后6借款償還期年7資產(chǎn)負(fù)債率%I2太陽能資源測算：我國太陽能年總輻射量最大值在青藏高原，高達(dá)10100MJ/m2,最小值在四川盆地，僅3300MJ/m2。從大興安嶺南麓向西南穿過以四川最小，由此向南、北增加，廣東沿海較大，臺灣和海南西部年日照時(shí)數(shù)可達(dá)2400h/a~2600h/a;內(nèi)蒙古東部、華北較大，至東北北部又趨減小占國土面積2/3以上，因而我國是一個(gè)太陽能資源豐富的國家，開發(fā)、利用前景看好。能資源豐富的國家之一，全國總面積2/3以上地區(qū)年日照時(shí)數(shù)大于2000小時(shí)，根據(jù)中國氣象局風(fēng)能太陽能評估中心推薦的國內(nèi)太陽能資源地區(qū)分類辦法，共分5類，其中：I一類地區(qū)全年日照時(shí)數(shù)為3200～3300小時(shí)，年輻射量在6700～8370MJ/m2。相當(dāng)于二類地區(qū)全年日照時(shí)數(shù)為3000～3200小時(shí)，輻射量在5860～6700MJ/m2,相當(dāng)于夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部等地。此三類地區(qū)全年日照時(shí)數(shù)為2200～3000小時(shí)，輻射量在5020～5860MJ/m2,相當(dāng)于疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣四類地區(qū)全年日照時(shí)數(shù)為1400～2200小時(shí)，輻射量在4190～5020MJ/m2。相當(dāng)于五類地區(qū)全年日照時(shí)數(shù)約1000～1400小時(shí)，輻射量在3350～4190MJ/m2。相當(dāng)于富的地區(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、五通遼市位于內(nèi)蒙古自治區(qū)東側(cè)，全年太陽總輻射在4896~5502MJ/m2之間，總的分布距離站址最近的氣象站為霍林郭勒氣象站。霍林郭勒氣象站與7km,兩者之間無大的障礙物，地形變化不大，屬于同一氣候區(qū)，因此采用霍林郭勒氣象I對霍林郭勒站1990～2013年的總輻射量計(jì)算，并與氣象站2012年、2013年的實(shí)測值進(jìn)行比較如表2.3.1-1和2.3.1-2,結(jié)果較為接近?，F(xiàn)以推算出的霍林郭勒氣象站1990～2013年的太陽總輻射量數(shù)據(jù)作為本階段的研究依據(jù)。表2.3.1-12012年霍林郭勒氣象站太陽輻射推算值與實(shí)測值結(jié)果表月份123456789)546355692004實(shí)測值)776065573060表2.3.1-22013年霍林郭勒氣象站太陽輻射推算值與實(shí)測值結(jié)果表月份123456789)477979408864實(shí)測值)34687353829相對誤2.3.2太陽能資源年際變化分析(1)太陽輻射量年際變化分析霍林郭勒氣象站1990～2013年太陽輻射量的年際變化曲線見圖2.3.2-1。I圖2.3.2-1霍林郭勒氣象站1990～2013年年太陽能輻射量年際變化圖(1997、2000、2002、2003年缺測)由上圖可以看出，近20年的總輻射量在5067MJ/m2~6100MJ/m2之間，最低值出現(xiàn)在1993年，為5067.7MJ/m2,最高值出現(xiàn)在2006年，為6100.3MJ/m2,20年平均值為5600.1MJ/m2。最近10年年總輻射量，最低值出現(xiàn)在2008年，為5332.9MJ/m2,最高值出現(xiàn)在2006年，為6100.3MJ/m2,年際變化相對穩(wěn)定。(2)日照時(shí)數(shù)年際變化分析霍林郭勒氣象站1984～2013年日照時(shí)數(shù)的年際變化曲線見圖2.3.2-2。I圖2.3.2-2霍林郭勒氣象站1984～2013年日照時(shí)數(shù)年際變化圖由上圖可以看出，近30年間的日照時(shí)數(shù)變均在2396h~3114h之間，年平均日照小時(shí)數(shù)為2794.6h;日照小時(shí)數(shù)最低值出現(xiàn)在1992年為2396.1h,日照小時(shí)數(shù)最高值出現(xiàn)在1989年的3114.6h,年際變化相對穩(wěn)定。(3)日照百分率年際變化分析霍林郭勒氣象站1990～2013年日照百分率的年際變化曲線見圖2.3.2-3。圖2.3.2-3霍林郭勒氣象站1990～2013年日照百分率年際變化圖(1997、2000、2002、2003年缺測)由上圖可以看出，近20年間的年日照百分率年際變化與日照時(shí)數(shù)的變化趨勢一致，近20年的平均日照百分率在57%~72%之間波動(dòng)。I2.3.3太陽能資源月際變化分析(1)太陽輻射量月際變化分析霍林郭勒氣象站1990～2013年太陽輻射量月際變化曲線見圖2.3.3-1。圖2.3.3-1霍林郭勒氣象站1990～2013年太陽輻射量月際變化圖從上圖可以看出，霍林郭勒地區(qū)太陽輻射的月際變化較大，其數(shù)值區(qū)間為197~702MJ/m2之間，月總輻射從2月開始增加，5月達(dá)到最大值，為701.5MJ/m2,8月以后開(2)日照時(shí)數(shù)月際變化分析霍林郭勒氣象站1984～2013年日照時(shí)數(shù)月際變化曲線見圖2.3.3-2。圖2.3.3-2霍林郭勒氣象站1983~2012年日照時(shí)數(shù)月際變化圖從上圖可以看出，霍林郭勒地區(qū)月平均日照時(shí)數(shù)月際變化和太陽輻射量月際變化基本I卷冊檢索號：30-N806201K-A01版號：0狀態(tài)：DES第22頁一致，數(shù)值區(qū)間為176～283h之間，月平均日照時(shí)數(shù)從3月開始增加，5月達(dá)到峰值，為(3)日照百分率月際變化分析霍林郭勒氣象站1990～2013年日照百分率月際變化曲線見圖2.3.3-3。圖2.3.3-3霍林郭勒氣象站1990～2013年月平均日照百分率月際變化圖從上圖可以看出，霍林郭勒地區(qū)日照百分率穩(wěn)定在46%～77%之間，10月至來年3月的的日照百分率最高，在7月處于一個(gè)明顯的日照百分率低值區(qū)。霍林郭勒氣象站距光伏電站站址直線距離僅7km,因此常規(guī)氣象要素可以采用霍林郭勒氣象站多年實(shí)測統(tǒng)計(jì)結(jié)果。氣象站的基本情況見表2.4-1,建站時(shí)間1973年1月，1987年1月遷移至現(xiàn)在位置。主要觀測業(yè)務(wù)有常規(guī)氣象、氣象輻射、沙塵暴等基礎(chǔ)觀測。高程(m)霍林郭勒氣象站對霍林郭勒氣象站多年(1983~2012)觀測資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，基本氣象要素統(tǒng)計(jì)值如下：1)氣溫(℃)II年平均最高氣溫年平均最低氣溫最熱月(7月)平均氣溫最冷月(1月)平均氣溫2)蒸發(fā)量(mm)年平均蒸發(fā)量年最大蒸發(fā)量年最小蒸發(fā)量3)降水量(mm)年平均降水量年最大年降水量年最大日降水量年最大1h降水量4)氣壓(hpa)5)相對濕度(%)年平均相對濕度6)日照年平均日照時(shí)數(shù)年平均日照百分率全年主導(dǎo)風(fēng)向?qū)崪y10分鐘平均最大風(fēng)速8)其他年平均雷暴日數(shù)年最多雷暴日數(shù)ECEPDIECEPDI年平均沙塵暴日數(shù)年最多沙塵暴日數(shù)年最大凍土深度年最大積雪深度9)設(shè)計(jì)風(fēng)速根據(jù)霍林郭勒氣象站1984~2013年多年實(shí)測大風(fēng)資料，采用耿貝爾極值適線頻率法計(jì)算得50年一遇平均最大風(fēng)速為26.3m/s。另根據(jù)《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》(GB50009-2012),查得臨近的通遼市和林西縣50年一站名風(fēng)壓值(kN/m2)設(shè)計(jì)風(fēng)速(m/s)通遼林西霍林郭勒位于大興安嶺以西，地形、海拔與林西較為相似，50年一遇平均最大風(fēng)速采用31.0m/s。綜上，本工程50年一遇設(shè)計(jì)風(fēng)速取31m/s。10)暴雨強(qiáng)度公式t-------設(shè)計(jì)降雨歷時(shí)(min);i-------設(shè)計(jì)暴雨強(qiáng)度(mm/min)。11)逐月氣象資料(1983~2012年)表2.4.1-3霍林郭勒氣象站逐月氣象資料統(tǒng)計(jì)表霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目項(xiàng)且123456789平均氣溫(℃)71速降水量平均氣壓9164559048112)風(fēng)向頻率玫瑰圖(統(tǒng)計(jì)年限：1980~2013)風(fēng)向NESWC頻率(%)22232323576966圖2.4.1-1霍林郭勒氣象站全年風(fēng)向頻率玫瑰圖風(fēng)向NESWC頻率(%)7風(fēng)向NESWC頻率(%)2.4.2氣象條件影晌分析霍林郭勒氣象站冬季風(fēng)向頻率玫瑰圖(1)氣溫影響分析霍林郭勒氣溫日差較大，年平均氣溫為1.4℃,多年極端最高氣溫39.6℃,多年極端最低氣溫-39.4℃,逆變器的工作環(huán)境溫度范圍為-20℃~40℃,電池組件的工作溫度范圍為-40℃~85℃。一般太陽能電池組件的工作溫度比環(huán)境溫度高30℃左右，本項(xiàng)目電池組件的工作溫度在允許范圍內(nèi)，逆變器布置在室內(nèi)，其工作溫度也可控制在允許范圍內(nèi)。故場址區(qū)氣溫條件對太陽能電池組件及逆變器的可靠運(yùn)行及安全性沒有影響。(2)風(fēng)速影響分析本工程場址區(qū)地勢平坦開闊，多年平均風(fēng)速為3.8m/s,多年極端風(fēng)速25m/s,站址處五十年一遇10m高10min平均最大風(fēng)速采用31m/s。當(dāng)太陽能電池組件周圍的空氣處于低速風(fēng)狀態(tài)時(shí)，可增強(qiáng)組件的強(qiáng)制對流散熱，降低電池組件板面工作溫度，從而在一定程度I以電池陣列及基礎(chǔ)等的抗風(fēng)能力在31m/s風(fēng)速下不損壞為基本原則。(3)沙塵暴影響分析本工程場址區(qū)年平均沙塵暴發(fā)生日數(shù)為2.8d,最多日數(shù)為14d。沙塵暴天氣時(shí)空氣混濁，大氣透明度大幅度降低，太陽輻射也相應(yīng)降低，會(huì)直接(4)雷暴的影響分析本工程擬建場址區(qū)年平均雷暴發(fā)生日數(shù)為24d,最多日數(shù)為37d。應(yīng)根據(jù)太陽能電池結(jié)果會(huì)有很大的誤差。因此要從多年的氣象數(shù)據(jù)中根據(jù)推算出的霍林郭勒氣象站太陽輻射數(shù)據(jù)，本工程采用1990～2013年的太陽輻射資料作為本階段研究和計(jì)算的依據(jù)，并從最近10年(2004~2013)進(jìn)行工程代表年的太陽輻射數(shù)據(jù)(簡稱代表年)選擇。太陽輻射資料。太陽輻射情況的總體分布未知，其概率密度也是未十年的太陽輻射情況，以必要對太陽輻射的總體分布情況進(jìn)行為正態(tài)分布圖，以便直觀了解太陽輻射情況的概率密度曲線ECEPDI卷冊檢索號：30-N806201K-A01ECEPDI卷冊檢索號：30-N806201K-A01表2.5.3-1工程代表年標(biāo)準(zhǔn)月輻射量和日照時(shí)數(shù)4月總輻射量(MJ/m2)日照時(shí)數(shù)(h)10月11月12月總輻射量(MJ/m2)日照時(shí)數(shù)(h)擬建光伏電站的地理位置與霍林郭勒氣象站比較接近，屬同一氣候環(huán)境區(qū)域。兩地的太陽高度角、天氣狀況、日照時(shí)數(shù)及海拔高度均相差不大。因此，本工程站址與氣象站的太陽輻射情況相似，根據(jù)推算出的霍林郭勒氣象站太陽輻射資料序列為1990～2013年，以此作為本階段站址處太陽能資源分析的依據(jù)。本工程采用1990～2013年近20年的太陽輻射資料作為本階段研究和計(jì)算的依據(jù)，選《太陽能資源評估方法》,對工程所在地太陽能資源進(jìn)行評估，屬于太陽能資源很豐富區(qū)。表2.5.4-2太陽能資源豐富程度等級資源豐富程度資源最豐富資源很豐富資源豐富資源一般太陽能資源穩(wěn)定程度用各月的日照時(shí)數(shù)大于6h天數(shù)的最大值與最小值的比值表示，I經(jīng)計(jì)算，本地區(qū)的K值為1.95,參照QX/T89-2008《太陽能資源評估方法》,屬于太表2.5.4-3太陽能資源穩(wěn)定程度等級穩(wěn)定程度穩(wěn)定較穩(wěn)定不穩(wěn)定I3工程地質(zhì)西褶皺帶(Ⅱ)內(nèi)的霍林河盆地內(nèi)。區(qū)域內(nèi)斷裂構(gòu)造發(fā)育，以北東～北北東向斷裂為主，代，沉積了巨厚的中生界地層，但新生界第三系缺失，第四系很薄擬建場地所處的區(qū)域新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)特征為整體緩慢升降運(yùn)動(dòng)，1970年以來，近場區(qū)共發(fā)生M≥2.0級地震30次，有27次發(fā)生在1985～2003年的18年內(nèi)，2.0級以上地震發(fā)生率為1.5次/年。對場地影響最大的地震是2004年3月24日東烏珠穆沁旗M,5.9級地震，震中距約100km,對場地影響烈度為V度。自有記載以來，據(jù)《中國地震動(dòng)參數(shù)區(qū)劃圖》(GB18306-2001),擬建場址區(qū)50年超越概率10%的地表地震動(dòng)峰值加速度為<0.05g,相應(yīng)的地震基本烈度為<6度。根據(jù)上述資料，擬建場址區(qū)所在的地塊處于相對穩(wěn)定狀態(tài)。場址區(qū)無第四紀(jì)活動(dòng)斷裂擬建場址區(qū)的地貌為沖積平原，地形相對平緩，地勢從東北程一般為905~970m(1956黃海高程，下同),場址區(qū)為草原，地形、地貌均相對單一。①粉質(zhì)粘土：灰黃色、褐黃色(頂部約0.3m呈灰褐色，含植物根系及腐殖質(zhì)),硬塑，局部呈可塑狀，無振搖反應(yīng)，切面較光滑，干強(qiáng)度中等，韌②全風(fēng)化泥巖、泥質(zhì)砂巖：灰白色、灰黃色，以泥巖為主，局部夾泥質(zhì)砂巖。泥巖為泥質(zhì)結(jié)構(gòu)，泥質(zhì)砂巖為細(xì)粒結(jié)構(gòu)，巖質(zhì)較軟，局部相變?yōu)槊簩硬?，層頂高程?02.9m～955.2m,,層厚大于3m,本次勘察該層未揭穿。各地層的厚度及埋深情況見地層統(tǒng)計(jì)表(表6.2)。編號名稱層厚高程高程①統(tǒng)計(jì)個(gè)數(shù)②巖統(tǒng)計(jì)個(gè)數(shù)本次勘察以工程地質(zhì)調(diào)查為主，并輔以適當(dāng)?shù)穆尻栫P探坑表6.3各巖土層物理力學(xué)性質(zhì)指標(biāo)建議值天然重度內(nèi)聚力內(nèi)摩擦角II場址區(qū)地下水主要為第四系孔隙潛水和下部泥巖、泥質(zhì)砂巖下水位埋深變化范圍較大，主要受季節(jié)氣候、地集的資料，擬建場址區(qū)地下水位埋深一般大于4m,地下水年變化幅度約為1.0m,本階段基礎(chǔ)設(shè)計(jì)地下水位可初步按埋深3.0m考慮，建議在下階段勘察時(shí)進(jìn)一步查明。(1)地下水的腐蝕性本次勘察取土樣3件進(jìn)行了土的易溶鹽檢測分析，試驗(yàn)結(jié)果見附件。按《巖土工程勘下：場地土對混凝土結(jié)構(gòu)具有微腐蝕性，對鋼筋序號結(jié)構(gòu)中鋼筋腐蝕判定1微微微2微微微3微微微根據(jù)《建筑工程抗震設(shè)防分類標(biāo)準(zhǔn)》(GB50223—2008),本工程屬標(biāo)準(zhǔn)設(shè)防類，即丙I(2)設(shè)計(jì)地震動(dòng)參數(shù)根據(jù)《中國地震動(dòng)參數(shù)區(qū)劃圖》(GB18306-2001),兩個(gè)極址區(qū)50年超越概率10%地震(3)場地類別、場地土類型和地段劃分有分布，地基承載力特征值為180kPa,是較好的②全風(fēng)化泥巖、泥質(zhì)砂巖：該層以泥巖為主，局部夾泥質(zhì)砂巖，層厚大于3m,該層在整個(gè)場地內(nèi)均有分布，地基承載力特征值為220kPa,是良好的綜上，擬建場地內(nèi)的淺部地層的地基承載力特征場地內(nèi)的的建(構(gòu))筑物要求，各層下臥均無軟弱層，場地具備采用本工程場地所在地區(qū)氣候類型屬寒冷、半干旱大陸性氣候，年平均氣溫1.4℃,極端最低溫度為-39.4℃,最冷月(1月)平均溫度為-19.9℃,每到冬季存在不同程度的凍土現(xiàn)季節(jié)性凍土受季節(jié)的影響，冬季凍結(jié)，夏季全部融化，因地基的穩(wěn)定性影響較大，對變形要求嚴(yán)格的建(構(gòu))筑物(如升壓站內(nèi)的主變等)可將基礎(chǔ)深埋至最大凍結(jié)深度(即2.68m)以下或采取防凍害措施以消除季節(jié)性凍土的危害。建議另外，季節(jié)性凍土地區(qū)基底持力層不允許殘留凍I(1)擬建工程場地?zé)o第四紀(jì)活動(dòng)斷裂和現(xiàn)代中、強(qiáng)震斷裂直接通過，場地穩(wěn)定，適宜(2)根據(jù)《中國地震動(dòng)參數(shù)區(qū)劃圖》(GB18306-2001),工程場地地震動(dòng)峰值加速度為<0.05g,相應(yīng)的地震基本烈度為<6度。場地土類型為中硬土~堅(jiān)硬土，場地類別以Ⅱ類為(3)擬建場地內(nèi)及附近未發(fā)現(xiàn)大型滑坡、崩塌、巖溶、地面隆起沉陷、采空區(qū)、泥石(4)本工程基礎(chǔ)設(shè)計(jì)地下水位可按埋深3.0m考慮。地下水對混凝土結(jié)構(gòu)具微腐蝕，在(5)擬建場地內(nèi)的淺部地層的地基承載力特征值均≥180(6)根據(jù)收集的資料，本工程場地所處地段最大凍結(jié)深度為2.68m,標(biāo)準(zhǔn)凍結(jié)深度為2.40m。季節(jié)性凍土對地基的穩(wěn)定性影響較大，對變形要求嚴(yán)格的建(構(gòu))筑物(如升壓站內(nèi)的主變等)可將基礎(chǔ)深埋至最大凍結(jié)深度以下或采取防凍害措施以消除季節(jié)性凍土的危害。建議在下階段勘察時(shí)查明場地內(nèi)地基土的凍脹類I霍林郭勒位于內(nèi)蒙古東部，是通遼市轄管的縣級市，地處城市總面積585平方公里，轄5個(gè)街道辦事處，22個(gè)社區(qū)。總?cè)丝?1萬，城市化率超過90%。二是礦產(chǎn)資源豐富，產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展，循環(huán)經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)初具規(guī)模。霍林河煤田精查儲量119.2億噸，以“煤電冶化”為主導(dǎo)的循環(huán)經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)集群初步形成。2012年，循環(huán)經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值超過200億元，占全部經(jīng)濟(jì)比重的70%以上。三是建設(shè)時(shí)間短，發(fā)展速度快，政策機(jī)遇好。建市28年來，地區(qū)生產(chǎn)總值、財(cái)政收入從1986年的1394萬元和138萬元，增長為2012年的295億元和39.4億元，縣域經(jīng)濟(jì)基本競爭力躋身全國第114位，西部百強(qiáng)第10位，蒙東地區(qū)第1位。富裕指數(shù)和發(fā)展動(dòng)力指數(shù)進(jìn)入相對發(fā)達(dá)地區(qū)行列。并成功創(chuàng)具投資潛力中小城市百強(qiáng)”稱號。預(yù)計(jì)到今年年底，我市可完成地區(qū)生產(chǎn)總值350億元，財(cái)政總收入45億元，城鄉(xiāng)居民人均可支配收入39000元。截至2012年末，通遼電網(wǎng)共有66kV及以上主變345臺，容量97變電站2座，主變2組，容量3000MVA;220kV變電站16座，主變32臺，容量3436MVA;通遼電網(wǎng)共有66kV及以上輸電線路294條，線路長度7627km,其中500kV輸電線路7條，線路長度805.16km;220kV輸電線路69條，線路長度2677km;66kV輸電線路218通遼地區(qū)現(xiàn)共有5條電力外送通道，分別是外送沙嶺的500千伏科沙1號線、科沙2號線；送往長嶺的220千伏寶嶺線；送往雙遼的220千伏城雙線；送往梨樹的220千伏梨通線。2008年以來歷年電力外送情況見表1-5。I表1-52008-2012年通遼市電力外送情況單位：億千瓦時(shí)年度外送電量依托本地區(qū)豐富煤炭資源和風(fēng)力資源，我市大力發(fā)展電力產(chǎn)業(yè)，目前裝機(jī)容量達(dá)到268.75萬千瓦。其中：火電裝機(jī)250萬千瓦、風(fēng)電裝機(jī)18萬千瓦、光伏發(fā)電裝機(jī)0.75萬千瓦。2012年發(fā)電115.26億度，2013年1-6月份發(fā)電65.87億度。火力發(fā)電裝機(jī)。坑口2×60萬千瓦機(jī)組于2007年7月發(fā)電。(亞臨界風(fēng)冷技術(shù))鴻駿鋁電自備1—6號(2×5萬千瓦、2×10萬千瓦、2×15萬千瓦)60萬千瓦機(jī)組于2007年6月建成發(fā)電。鴻駿鋁電自備7號、8號(2×30萬千瓦)機(jī)組于2009年9月建成發(fā)電。 (亞臨界風(fēng)冷技術(shù))。金源口2×5萬千瓦熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，已具備發(fā)電條件。2012年火力發(fā)電112.48億度，同比增長5.6%(坑口42.86億度、自備59.62億度)。2013年1-6月份發(fā)電63.66億度(坑口19.86億度、自備43.8億度)。風(fēng)力發(fā)電裝機(jī)。我市做為通遼地區(qū)風(fēng)資源最好的地區(qū)，10米高度年平均風(fēng)速為5.8米/秒，風(fēng)功率密度為291瓦/平方米。40米高度年平均風(fēng)速為7.59米/秒，風(fēng)功率密度為25臺2009年10月并網(wǎng)發(fā)電、東山5萬千瓦項(xiàng)目安裝2.1MW風(fēng)機(jī)23臺，1.5MW風(fēng)機(jī)1臺，2010年11月并網(wǎng)發(fā)電。京能一期4.95萬千瓦項(xiàng)目安裝1.5MW風(fēng)機(jī)33臺，2009年10月并網(wǎng)發(fā)電、二期3萬千瓦項(xiàng)目安裝1.5MW風(fēng)機(jī)20臺，2010年11月并網(wǎng)發(fā)電。2012年發(fā)電量達(dá)到1.96億度(京能1.26億度、大唐6945萬度),2013年1-6月份發(fā)電2.15億度(京能1.02億度，大唐西山0.68億度、東山0.45億度)。光伏發(fā)電裝機(jī)。霍林郭勒市年平均日照時(shí)數(shù)為2900-3000時(shí)，日照百分率在70%左右，太陽輻射5013.14-5057.70兆焦耳/m2年之間，4-9月份總輻射量為3216.49-3614.30兆焦耳/m2年，屬于我國三類太陽能資源地區(qū)。金太陽7.5兆瓦工程示范電站由內(nèi)蒙古欣盛光伏科技有限公司出資建設(shè)，占地面積17萬平方米，建設(shè)逆變電站7座，年發(fā)電量1112I卷冊檢索號：30-N806201K-A01版號：0狀態(tài)：DES第38頁萬千瓦時(shí)。該電站是霍林郭勒市第一個(gè)太陽能光伏電站，2012年7月正常發(fā)電，發(fā)電供應(yīng)霍煤鴻駿高精鋁有限責(zé)任公司使用，2012年發(fā)電400萬度，2013年1-6月份發(fā)電564.65安裝12兆瓦、霍煤高精鋁公司東側(cè)垃圾場安裝8兆瓦，目前已并網(wǎng)發(fā)電，試運(yùn)行。振發(fā)30MW涉牧光伏發(fā)電示范項(xiàng)目(在建)占地面積0.9平方公里。項(xiàng)目總投資40000萬元。項(xiàng)電力產(chǎn)業(yè)遠(yuǎn)景規(guī)劃。錦聯(lián)項(xiàng)目動(dòng)力車間635萬千瓦(2×20萬千瓦、17×35萬千瓦)機(jī)組、創(chuàng)源項(xiàng)目396萬千瓦機(jī)組(12×33萬千瓦)、霍煤集團(tuán)70萬千瓦機(jī)組(2×35萬千瓦)到2017年有望建成投產(chǎn)，加上目前已建成的火電裝機(jī)容量250萬千瓦，總裝機(jī)容量將達(dá)1351萬千瓦。預(yù)計(jì)實(shí)現(xiàn)工業(yè)總產(chǎn)值223億元，實(shí)現(xiàn)工業(yè)增加值105億元。我國是世界上最大的煤炭生產(chǎn)和消費(fèi)國，能源將近76%由煤炭供給，這種過度依賴化和燃燒，對我國的環(huán)境已經(jīng)造成了極大的破壞。大力開發(fā)太陽壽命可以達(dá)到25-30年。要使光伏發(fā)電成為戰(zhàn)略替代能源電力技術(shù)，必須建設(shè)大型I把“十一五”時(shí)期單位GDP能耗降低20%左右處于工業(yè)化、城鎮(zhèn)化進(jìn)程快速發(fā)展的階段，同時(shí)又處于產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型期，傳統(tǒng)的粗放型增長方式加劇了資源消耗，故要實(shí)現(xiàn)2015年單位GDP能耗比2010年下降20%的目標(biāo)壓力巨大，開發(fā)新能源是我國能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分，我國政1998年1月1日起施行的《中華人民共和國節(jié)約能源法》,2005年2月28日全國人大通過《中華人民共和國可再生能源法》,并自2006年1月1日起施行，都明確鼓勵(lì)新能源發(fā)發(fā)展的方針還被明確寫進(jìn)了2011年中國政府工作報(bào)告。隨著2000年9月1日開始實(shí)施《中華人民共和國大氣污染防治法》,各省市人民政府根據(jù)我國《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》,提出了未來15年可再生能源發(fā)展的目標(biāo)：到2020年可再生能源在能源結(jié)構(gòu)中的比例爭取達(dá)到16%,到2020年達(dá)到1800MW。事實(shí)上，光伏發(fā)展的實(shí)際速度已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了中長期發(fā)展新增安裝容量40MW,比2007年增長1倍，到2011年年底，我國光伏發(fā)電累計(jì)安裝容量約為3000MW。2011年，國家發(fā)改委下發(fā)《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄(2011年版)》,與2005年版目錄相比，新能源作為單獨(dú)門類，首次進(jìn)入指導(dǎo)目錄的鼓勵(lì)類。2011年5月，發(fā)改委能源研究所官員公開表示，到2015年，國內(nèi)的光伏裝機(jī)容量目標(biāo)將大幅上調(diào)到10GW,較I機(jī)目標(biāo)提高至21GW,較之前增加了100%。暨2012年11月1日國家電網(wǎng)公司正式發(fā)布《關(guān)于做好分布式光伏發(fā)電并網(wǎng)服務(wù)工作策全額收購富余電力；由分布式光伏接入引起的公共電網(wǎng)改工程全部由電網(wǎng)企業(yè)投資。國家能源局目前正計(jì)劃召開全近年來光伏發(fā)電技術(shù)快速發(fā)展，成為具有大規(guī)模開發(fā)和商業(yè)化方式，近年來世界光伏發(fā)電裝機(jī)以年均30%以上的速度增長，光伏電池組件光電轉(zhuǎn)換效率逐年提高及系統(tǒng)集成技術(shù)日趨成熟，電機(jī)容量不斷增加，發(fā)電本項(xiàng)目充分利用當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)的能源結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)電力供應(yīng)的多太陽能光伏發(fā)電站不但可以給當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)提供電力，而且氣勢身就可以成為一道風(fēng)景，每年接待來自世界各地的I本實(shí)現(xiàn)減排目標(biāo)，另一方面也可以促進(jìn)資金和技術(shù)向發(fā)展中國或額外資金的支持，將大大降低太陽能光伏發(fā)電的投資壓力I目前世界上太陽能開發(fā)應(yīng)用最廣泛的是太陽電池。1839年19歲的法國貝克勒爾做物理實(shí)驗(yàn)時(shí)，發(fā)現(xiàn)在導(dǎo)電液中的兩種金屬電極用光照射時(shí)，伏打效應(yīng)”;1904年愛因斯坦發(fā)表光電效應(yīng)論文，為此在1921年獲得諾貝爾獎(jiǎng)；世界上，1941年出現(xiàn)有關(guān)硅太陽電池報(bào)道，1954年5月美國貝爾實(shí)驗(yàn)室恰賓、富勒和皮爾松開發(fā)出效率為6%的硅太陽電池，這是世界上第一個(gè)實(shí)用的太陽電池。1958年太陽電池應(yīng)用于衛(wèi)星供電。在70年代以前，由于太陽電池效率低，售價(jià)昂貴，主要應(yīng)用在空間。70年代大進(jìn)展，地面應(yīng)用規(guī)模逐漸擴(kuò)大，但從大規(guī)模利用太陽能目前，世界上太陽電池的實(shí)驗(yàn)室效率最高水平為：單晶硅電池24.7%(4cm2),多晶硅電池20.3%(4cm2),InGaP/GaAs雙結(jié)電池30.28%(AM1),非晶硅電池14.5%(初始)、12.8%(穩(wěn)定),碲化鎘電池15.8%,硅帶電池14.6%,二氧化鈦有機(jī)納米電池10.96%。我國于1958年開始太陽電池的研究，40多年來取得不少成果。目前，我國太陽電池的實(shí)驗(yàn)室效率最高水平為：單晶硅電池20.4%(2cm×2cm),多晶硅電池18.3%(2cm×2cm)、12%(10cm×10cm),GaAs電池20.1%(lcm×cm),GaAs/Ge電池19.5%(AM0),CulnSe電池9%(lcm×1cm),多晶硅薄膜電池13.6%(lcm×1cm,非活性硅襯底),非晶硅電池8.6%(10cm×10cm)、7.9%(20cm×20cm)、6.2%(30cm×30cm),二氧化鈦納米有機(jī)電池世界光伏組件在過去15年平均年增長率約15%。90年代后期，發(fā)展更加迅速，最近3年平均年增長率超過30%。在產(chǎn)業(yè)方面，各國一直通過擴(kuò)大規(guī)模、提高自動(dòng)化程度、改13%提高到14%～17%。國內(nèi)整個(gè)光伏產(chǎn)業(yè)的規(guī)模逐年擴(kuò)大，截至2011年底全球光伏電池總產(chǎn)量達(dá)到50GW,中國光伏電池產(chǎn)量達(dá)到30GW,中國已經(jīng)超越歐洲和日本，成為世界截止2012年8月，中國光伏組件生產(chǎn)規(guī)模的大部分產(chǎn)品仍用于出口市場，我國的光伏企業(yè)長期以來對國外市場的依存度較高，盡管自2008年爆發(fā)全球金融危機(jī)以來，國外I規(guī)模不夠，光伏產(chǎn)品仍以低價(jià)出口為主，特別是最近由于美國己的光伏企業(yè)的相關(guān)產(chǎn)品應(yīng)用于國內(nèi)大量的光伏發(fā)電項(xiàng)目，從而形成光伏產(chǎn)業(yè)的良性循5.1.2幾種常用的太陽能電池主要是以單晶硅、多晶硅太陽能電池為主。商業(yè)化的多晶硅電池片效率一般在12-16%左右，單晶硅電池片效率在13-18%左右。晶體硅電池片如圖5-1、圖5-2、圖5-3所示。I由電池片組成的電池組件的外形結(jié)構(gòu)如圖5-3所示。通過提高電池的轉(zhuǎn)化效率和降低硅材料的生產(chǎn)成本，以提高硅材為世界光伏技術(shù)的主流，世界各國也在此取得諸多新的進(jìn)展。2004年中國科學(xué)家成功地在實(shí)驗(yàn)室完成P型晶體硅技術(shù)，使得晶體硅太陽能電池I年日本也成功試制的HIT太陽能電池，太陽能電池量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率開發(fā)太陽能電池的兩個(gè)關(guān)鍵問題就是：提高轉(zhuǎn)換效率和降能材料盡管是一種很好的電池材料，但由于其光學(xué)帶隙為1.7eV,使得材料本身對太陽輻化效率一般在5%-9%。此外，其光電效率會(huì)隨著光照時(shí)間的延續(xù)而衰減，即所謂的光致衰見光范圍內(nèi)，在實(shí)際使用中對低光強(qiáng)光有較好的適應(yīng)等特點(diǎn)),有著極大的潛力，在未來5.1.3幾種常用的太陽能電池技術(shù)性能比較表5-1太陽能電池技術(shù)性能比較表序號比較多晶硅非晶硅比較結(jié)果1技術(shù)成熟性目前常用的是術(shù)，70年代末研商業(yè)化單晶硅電池經(jīng)50多年的發(fā)展，技術(shù)已70年代末研制成功，經(jīng)過30多年的發(fā)展，技術(shù)日趨成多晶硅、單晶硅技術(shù)都比較成熟，產(chǎn)2光電轉(zhuǎn)換效率商業(yè)用電池片商業(yè)用電池片一般13%~商業(yè)用電池一般單晶硅最高、多晶3節(jié)約電耗，總的生產(chǎn)成本比單晶硅低材料價(jià)格及繁工藝，使單晶硅成本價(jià)格居高生產(chǎn)工藝相對簡非晶硅比多晶便宜，多晶硅比單晶4照、溫度等外部環(huán)境在高溫條件下效率發(fā)揮不充分同左弱光響應(yīng)好，充電效率高。高溫性能好，受溫度的影響比晶體硅太陽能電晶體硅電池輸出功率與光照強(qiáng)度成正比，比較適合光照強(qiáng)度高的沙漠地5組件運(yùn)行維護(hù)組件故障率極低，自身免維護(hù)同左柔性組件表面較易晶體硅電池組件、剛性非晶硅組件運(yùn)6組件使用壽命經(jīng)實(shí)踐證明壽25年使用期同左衰減較快，使用壽命只有15-20年。晶體硅電池組件使7外觀可作表面弱光黑色、藍(lán)黑色多晶硅外觀效果I序號比較多晶硅非晶硅比較結(jié)果8安裝傾斜或平鋪于建筑屋頂或開闊場地，安裝簡同左柔性組件重量輕，表面。剛性組件安剛性非晶硅組件、晶體硅組件安裝方式相同，光伏組件9國內(nèi)自主化生先進(jìn)同左2007年底2008年初國內(nèi)開始生產(chǎn)線建設(shè)，起步晚，產(chǎn)能沒有完全釋放。電池組件國內(nèi)自主從比較結(jié)果可以看出：(1)晶體硅太陽能電池組件技術(shù)成熟，且產(chǎn)品性能穩(wěn)定，使用壽命長。(2)商業(yè)用化使用的太陽能電池組件中，單晶硅組件轉(zhuǎn)換效率最高，多晶硅其次，但(3)晶體硅電池組件、剛性非晶硅組件故障率極低，運(yùn)行維護(hù)最為簡單。(4)晶體硅光伏組件、剛性非晶硅組件安裝簡單方便。(5)非晶硅薄膜電池在價(jià)格、弱光響應(yīng)，高溫性能等方面具有一定的優(yōu)勢，但是組件效率較低，在安裝場地面積有限情況下，會(huì)影響到安裝總?cè)萘?。因此綜合考慮上述因素，本項(xiàng)目擬選用多晶硅太陽能電池。5.1.4太陽電池組件主要技術(shù)參數(shù)本項(xiàng)目擬選用太陽能電池組件詳細(xì)技術(shù)參數(shù)見表5-2所示，要求組件既經(jīng)濟(jì)又可靠，使用年限可達(dá)25年，并獲得IEC61215第二版認(rèn)證和TUV證書及其它安全認(rèn)證。I本項(xiàng)目推薦采用300Wp的多晶硅太陽能光伏組件，主要技術(shù)參數(shù)如下表：表5-2多晶硅電池組件性能參數(shù)表光電轉(zhuǎn)換效率工作點(diǎn)電壓(V)工作點(diǎn)電流(A)開路電壓(V)短路電流(A)短路電流隨溫度變化系數(shù)(%/℃)開路電壓隨溫度變化系數(shù)(%/℃)最大功率隨溫度變化系數(shù)(%/℃)組件規(guī)格(mm)重量(kg)最大系統(tǒng)電壓工作溫度II太陽電池方陣的發(fā)電量與陽光入射強(qiáng)度有關(guān)，當(dāng)光線與太陽量最大，隨著入射角的改變，發(fā)電量會(huì)明顯下降。太陽能跟蹤裝的8小時(shí)或更長的時(shí)間內(nèi)保持方陣平面與太陽入射光垂直，將太陽能最大程度的轉(zhuǎn)化為電能。通常，光伏方陣支架的類型有簡單的固單軸跟蹤器：它通過圍繞位于光伏方陣面上的一個(gè)軸旋斜軸跟蹤器：它將高度角固定(一般為當(dāng)?shù)氐木暥冉?,在一個(gè)相對垂直的軸上轉(zhuǎn)動(dòng)，雙軸跟蹤器：它通過旋轉(zhuǎn)兩個(gè)軸使方陣表面始終和太陽光垂太陽能跟蹤裝置有被動(dòng)式或電驅(qū)動(dòng)式兩種。被動(dòng)式的跟蹤裝不同跟蹤系統(tǒng)在當(dāng)?shù)貤l件下對發(fā)電量(與固定支架相驗(yàn)證，雙軸跟蹤器能使方陣發(fā)電量輸出提高10~15%,單軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高5~10%,斜軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高15%左右。器>單軸跟蹤器),與固定式陣列系統(tǒng)相比，雙軸跟蹤系統(tǒng)建設(shè)造價(jià)增加約20%,斜單軸跟蹤系統(tǒng)建設(shè)造價(jià)增加約12%,單軸跟蹤系統(tǒng)建設(shè)造價(jià)增加約10%。焦型光伏電場，目前還未實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)，造成跟蹤裝置價(jià)格相I跟蹤裝置在大型高壓并網(wǎng)光伏電場上的使用，同時(shí)，隨著電池組件價(jià)裝置以及高倍聚光技術(shù)帶來的成本優(yōu)勢正在不斷減小，固定平板相對較低、后期維護(hù)量少的優(yōu)勢逐漸得到體現(xiàn)。綜合考慮環(huán)境和利用上海電力學(xué)院的輻照計(jì)算軟件，采用工程代表年的太傾斜面上各月日的太陽直接輻射量，見下表。當(dāng)電池組件傾角為4直接輻射量最大，但由于計(jì)及征地費(fèi)用后，當(dāng)傾角為43、44度工程代表年不同角度傾斜面上各月日平均太陽直接輻射量表(千瓦時(shí)/平方米×天)角度一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月日平均046I采用光伏發(fā)電方陣布置方式，具有電池板布局整齊美觀，廠區(qū)由于本項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模較大，擬以每2MWp容量電池板為一用逆變器的超接能力，超接約3.4%。單個(gè)光伏方陣故障或檢太陽能電池的輸出為直流電能，需轉(zhuǎn)換為交流電能后才能對電網(wǎng)中。還具有最大限度地發(fā)揮太陽能電池方陣性能的功能和異常時(shí)或故障時(shí)的保護(hù)功其電壓自動(dòng)跟蹤電網(wǎng)輸出電流，不存在同期要求。作為電流源并網(wǎng)逆變器可分為小型、中型、大型逆變器三種。小型逆變器一為10kW以下，中型按逆變器是否帶隔離變壓器，分為有隔離型和無隔離型。逆變器相比，無變壓器的逆變器具有體積小、重量輕的優(yōu)點(diǎn)，其缺按并網(wǎng)逆變器的額定輸出功率、輸入光伏支路數(shù)量、輸出集中型逆變方案是指并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)通過集中型并網(wǎng)逆變器(CentralInverter)將太集中型逆變器的單機(jī)容量一般由10千瓦至幾百千瓦不等。在采用集中型逆變方案的提高逆變效率；多路太陽電池支路在集中型光伏接線箱中經(jīng)熔斷器后并聯(lián)成一路直流輸支路型逆變方案是指并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)通過支路型并網(wǎng)逆變器(StringInverter)將太陽支路型逆變器的單機(jī)容量一般由幾百瓦至10千瓦不等。在采用支路型逆變方案的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)中，首先由多塊太池支路；幾條太陽電池支路(通常為1～3條)在支路型光伏接線箱等級高、室外安裝，或IP等級較低、室內(nèi)安裝兩種類型。霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目I卷冊檢索號：30-N806201K-A01版號：0狀態(tài)；DES第54頁集中型逆變方案接入的太陽電池支路數(shù)較多，適用于：太陽單臺支路型逆變方案接入的太陽電池支路較少，通常為1～3條，適用于：太陽電池池可能受到陰影遮蔽);控制室面積有限、無法安裝集中型逆變器等應(yīng)用場合。集中型逆變方案的優(yōu)點(diǎn)還體現(xiàn)在逆變效率略高于支路型逆變大型光伏并網(wǎng)電站，宜選擇大功率集中型逆變器，以簡兆瓦級逆變升壓成套設(shè)備，國內(nèi)已有廠家研制開發(fā)出了產(chǎn)品，性質(zhì)，因此目前國內(nèi)大多數(shù)電站一般仍采購分體設(shè)備，通外已有的定型產(chǎn)品，但其升高電壓多為20kV,不太適合國內(nèi)運(yùn)用，且進(jìn)口設(shè)備價(jià)格昂貴，對于500kW、330kW、250kW、200kW、100kW大型逆變器可通過多機(jī)并聯(lián)為1MW單元，配1MW箱式變壓器，組成1MW光伏逆變升壓單元。在各種MW光伏逆變升壓單元組成方案中，推薦500kW級逆變器并機(jī)方案。主要原對于中壓并網(wǎng)項(xiàng)目，逆變器配置中，建議不需隔離變壓器，可由其逆變器交流輸出一II大型逆變器配置，以適應(yīng)戶外運(yùn)行為宜，以節(jié)省土建投·適應(yīng)現(xiàn)場多年環(huán)境溫度-30℃~+40℃;I逆變器技術(shù)參數(shù)表直流輸入最大方陣開路電壓(Vdc)最大方陣輸入電流(A)MPPT范圍(Vdc)交流輸出額定交流輸出功率(kW)額定電網(wǎng)電壓(Vac)額定電網(wǎng)頻率(Hz)功率因數(shù)電流總諧波畸變率THD(%)<3%(額定功率)系統(tǒng)最大效率(%)歐洲效率(%)隔離方式無變壓器電磁兼容性防護(hù)等級IP20(室內(nèi))使用環(huán)境溫度-20℃~45℃使用環(huán)境濕度0~95%(不結(jié)露)強(qiáng)制風(fēng)冷海拔高度>3000m時(shí)，開始降額顯示與通訊顯示方式觸摸屏通訊接口參考尺寸(寬×高×深，mm)參考重量(kg)5.4.1太陽能電池方陣支架的要求和間距計(jì)算光伏電站安裝場址的選擇應(yīng)避免陰影影響，各陣列間應(yīng)有足夠間距，一般要求在冬至I日影子最長時(shí)，前后兩排光伏陣列之間的距離要保證上午9點(diǎn)到下午3點(diǎn)之間前排不對后支架采用鋼結(jié)構(gòu)，鋼結(jié)構(gòu)支架符合GB50205的要求。方陣緊固螺栓連接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方陣陣列間距垂直距離應(yīng)不小于D:如圖5-5所示。圖5-5光伏方陣陣列間距示意圖在水平面垂直豎立的高為L的木桿的南北方向影子的長Ls/L=cosβ×H/tan[arcsin(0.648coso-0.399sinφ)](公式5-1)o為時(shí)角，上午9:00的時(shí)角為45度。本項(xiàng)目太陽組件排布方式：組件豎排，橫向?yàn)閮膳?，考慮伏電場升壓變設(shè)備為對象，把光伏電場劃分為若干個(gè)相對獨(dú)立的太陽電池組件最低點(diǎn)距地面的距離主要考慮當(dāng)?shù)刈畲蠓e雪深沙濺上太陽電池組件，本項(xiàng)目的太陽電池組件最低點(diǎn)距地面距離不低于0在計(jì)算組件串聯(lián)數(shù)量時(shí)，必須根據(jù)組件的工作電壓和逆變器直在本項(xiàng)目中，表5-2,表5-3中數(shù)據(jù)是在標(biāo)準(zhǔn)條件下測得的，即：電池溫度為25℃,太陽輻射為1000W/m2、地面標(biāo)準(zhǔn)太陽光譜輻照度分布為AM1.5?；袅指窭盏貐^(qū)近30年氣象數(shù)據(jù)顯示為：多晶硅電池組件的開路電壓Voc=44.5V,換算到最低工作溫度攝氏-25度的=1000/51.84=19.29,留有余量取18塊。固定陣列布置方式以2MWp為一個(gè)基本發(fā)電單元。每18塊組件組成一串，每的導(dǎo)線，將每個(gè)支架的18(多晶)件組件串聯(lián)在一起，形成1個(gè)組件串，2MW多晶硅光伏方陣共有384個(gè)組件串，根據(jù)組件并聯(lián)方式設(shè)計(jì)，組件串經(jīng)過光伏方陣接線箱匯流成1路，經(jīng)過光伏方陣接線箱匯流后2MW多晶硅光伏方陣經(jīng)過直埋電纜送入安裝在分站房內(nèi)的直流配電柜中，直流配電柜經(jīng)過第二次匯流，將各方陣支路匯流成2個(gè)支路接入逆變器的直流側(cè)，每個(gè)逆變器接入1個(gè)支路。(2)組件朝向正南方向，且有42度的安裝傾角，冬季受太陽能輻射量較大，且電池II光伏電場占地面積大，直流側(cè)電壓低，電流大，導(dǎo)線有值取5%;大量的太陽能電池板之間存在一定的特性差異，不一致性損失系數(shù)取4%;考慮太陽能電池板表面即使清理仍存在一定的積灰，遮擋損失系數(shù)取4%;油浸式變壓器的效率達(dá)到98%;考慮到光伏電場很少工作在滿負(fù)荷狀態(tài)，絕大多數(shù)時(shí)間都工發(fā)電時(shí)還存在空載損耗，故本項(xiàng)目逆變器效率按98%計(jì)算；早晚不可利用太陽能輻射損失系數(shù)3%;光伏電池的溫度影響系數(shù)按4%考慮；考慮到以后每年系統(tǒng)效率衰減情況：前十年衰減10%、平均每年衰減1%、后15年衰減10%、平均每年衰減0.67%。I發(fā)電量(萬kWh)12345678925年發(fā)電量總和由上表可以看出本項(xiàng)目發(fā)電系統(tǒng)25年的總發(fā)電量約為10.77億kWh,年平均發(fā)電量4309萬kWh。II霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目是由溫州競?cè)諜C(jī)電有限公司投資興建的一座大型(高壓)光伏并網(wǎng)電站。光伏電站的整體規(guī)劃容量為100MWp,本期建設(shè)30MWp。本項(xiàng)目擬從銀行貸款80%,自籌資金20%進(jìn)行建設(shè)，所發(fā)電量全部上網(wǎng)?；袅指窭帐休爡^(qū)內(nèi)現(xiàn)已建成220千伏變電站2座，輸電線路11343公里。66千伏變電站4座，輸電線路12條，總?cè)萘?8.3千安，總長115公里。另外，霍—通—沙500千伏輸電走廊(由霍林河中電霍煤電廠—通遼地區(qū)500千伏阿拉坦變電站—通遼地區(qū)500千伏科爾沁變電站—遼寧500千伏沙嶺變電站組成)單回線路已經(jīng)建成，擬修建光伏電站裝機(jī)30MW,需要采用66kV電壓等級并網(wǎng)。距離光伏電站較近的變電站有霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目的整體規(guī)劃容量為100MWp,本I具體配置方案待接入系統(tǒng)二次部分設(shè)計(jì)后明確。母線保護(hù)為單母線接線配置1面母線保護(hù)屏。故障錄波器為記錄出線和主變的故障錄波信息，電廠側(cè)本期需配置1臺故障錄波器，單獨(dú)組1面屏。安全穩(wěn)定控制裝置本期暫列一套失步解列裝置，單獨(dú)組1面屏。電能質(zhì)量監(jiān)測裝置配置一套電能量監(jiān)測裝置，單獨(dú)組1面屏。綜上所述，霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目本期系統(tǒng)繼電保護(hù)設(shè)備和安全穩(wěn)定控制裝置清單如表6.2-1所示。表6.2-1繼電保護(hù)配置清單序號設(shè)備名稱166kV線路保護(hù)柜1面266kV母線保護(hù)柜1面366kV故障錄波柜1面4失步解列裝置柜1面5電能質(zhì)量監(jiān)測裝置柜1面6.2.2系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化由于目前尚無霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目的接入系統(tǒng)報(bào)告及審查意見，本次系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化設(shè)計(jì)暫按新能源光伏常規(guī)工程配置，本電站由通遼地調(diào)調(diào)度，本期工程遠(yuǎn)動(dòng)信息向通遼地調(diào)發(fā)送，最終配置方案以接入系統(tǒng)報(bào)告及審查意見為準(zhǔn)：遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)配置1套遠(yuǎn)動(dòng)功能裝置，隨廠內(nèi)新建的升壓站光伏監(jiān)控系統(tǒng)成套提供。根據(jù)國家電網(wǎng)調(diào)【Q/GDW617-2011】《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》要求，光伏電站應(yīng)能執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)對光伏有功功率變化率的要求，并具備電壓控制措施，實(shí)現(xiàn)對并EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(本文件的知識產(chǎn)權(quán)為華東電力),個(gè)人未經(jīng)許可不得復(fù)制和使用)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(計(jì)),違)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(院),者)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(所),將)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(有),被)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(，),追)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(任),究)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(何),法)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(單),律)EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(位),責(zé))EQ\*jc3\*hps15\o\al(\s\up4(或),任)I網(wǎng)點(diǎn)電壓的控制，其調(diào)節(jié)速度和控制精度應(yīng)能滿足電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的要求，故本光伏電站遠(yuǎn)動(dòng)工作站應(yīng)具備有功功率調(diào)節(jié)能力和無功電壓控制功能。電能量計(jì)量系統(tǒng)配置1套電能量計(jì)量系統(tǒng)，包含關(guān)口計(jì)量電能表、電能量采集終端和電能計(jì)量小主站，以實(shí)現(xiàn)電能計(jì)量功能。本工程計(jì)量關(guān)口點(diǎn)原則上設(shè)置在資產(chǎn)分界點(diǎn)。本工程暫考慮將關(guān)口點(diǎn)設(shè)在電站66kV出線側(cè)，對側(cè)系統(tǒng)變電站側(cè)為校核計(jì)量點(diǎn)，具體關(guān)口點(diǎn)設(shè)置在并網(wǎng)協(xié)議中明確。針對電氣主接線方案，需在1回66kV出線側(cè)設(shè)置1塊0.2S級電能表；在對側(cè)系統(tǒng)變電站側(cè)設(shè)置1塊0.5級考核表。最終配置原則及電能表數(shù)目根據(jù)接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)審查意見確定。調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備配置兩套電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備及二次安全防護(hù)設(shè)備，實(shí)現(xiàn)電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入功該部分電源由電氣專業(yè)統(tǒng)一考慮，無需另配獨(dú)立電源。6.2.2.2系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化設(shè)備清單表6.2-2系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化配置清單序號11套2電能量計(jì)量系統(tǒng)1套3調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)接入設(shè)備2套4二次安全防護(hù)設(shè)施2套5屏柜4面霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目的整體規(guī)劃容量為100MWp,本期建設(shè)30MWp。本工程系統(tǒng)通信部分包括光伏電站內(nèi)系統(tǒng)通信設(shè)備配置和接入電網(wǎng)側(cè)通信設(shè)備配置。由于光伏電站接入系統(tǒng)二次部分設(shè)計(jì)尚未開展，本工程系統(tǒng)通信部分設(shè)計(jì)暫按I本期光伏電站至對側(cè)變電站1回66kV線路需要考慮開設(shè)1路保護(hù)通道，采用專用芯方光伏電站以1回66kV線路接入對側(cè)變電站，本工程暫考慮利用新建的66kV線路敷設(shè)2本工程考慮在光伏電站配置2臺SDH/622M光傳輸設(shè)備，對側(cè)變電站相應(yīng)配置2臺SDH/622M光傳輸設(shè)備，接入地區(qū)光傳輸網(wǎng)。此外，光伏電站還需配置1套光通信儀表和1考慮到光伏電站的調(diào)度電話從通遼地調(diào)和通遼地區(qū)調(diào)度電話交換網(wǎng)第二匯接局兩點(diǎn)接入調(diào)度電話交換網(wǎng)，因此需在通遼地調(diào)和通遼地區(qū)調(diào)度電話交換網(wǎng)第二匯接局各配置1I為保障光伏電站通信設(shè)備的供電需求，本工程考慮在電廠配置2套-48V高頻開關(guān)電源為解決光伏電站光纜、光傳輸設(shè)備、PCM終端的配線，在光伏電站內(nèi)需配置2面光纖光伏電站至對側(cè)變電站1回66kV線路：保護(hù)設(shè)備的主、備通道均采用專用纖方式，兩I序號設(shè)備名稱備注光伏電站本體部分1-48V高頻開關(guān)電源(100A)臺22組23調(diào)度臺席24臺15新增用戶板塊26調(diào)度錄音系統(tǒng)(含調(diào)度電話單機(jī))套17音頻配線柜面1光通信站內(nèi)部分1臺2STM-4,每臺光端機(jī)含22臺4光伏電站2臺，酒泉地調(diào)、324芯進(jìn)場光纜64數(shù)字配線柜面15光纖配線柜面26光通信儀表套17本地維護(hù)終端套1備注：光伏電站外對側(cè)變電站新增光通信設(shè)備及輔助線纜材料不列入本工程清單。每2MWp容量為一個(gè)子方陣，共14.5個(gè)子方陣。其中每18個(gè)多晶電池組件串聯(lián)，輸出電壓646.2V,輸出功率5400Wp。電池板陣通過電纜串聯(lián)達(dá)到額定電壓，回路連接至光伏直流匯線箱，匯線箱內(nèi)實(shí)現(xiàn)多回路并聯(lián)達(dá)到額定功率。匯線箱并聯(lián)后接至逆變器。本項(xiàng)目選用500kW逆變器，交流輸出電壓270V,本30MWp工程，每2MWp為一個(gè)子方陣，共14.5個(gè)子方陣，其中每個(gè)子方陣各匹配二臺S11-1250升壓箱式變壓器，共需要29套35kV箱式變壓器。根據(jù)本期光伏電站裝機(jī)規(guī)模，占地面積以及減少線路損耗等光伏電站的特殊要求，本項(xiàng)目35kV線路采用電纜方案。采用單元集中匯流，通過主電纜送至29套35kV箱式變壓器中，變壓器就地升壓為35kV。為了降低電纜故障造成的影響，提高集電線路的可靠性，每10臺箱式變壓器串聯(lián)成組，接入35kV配電室匯流母線，35kV母線采用單母線，通過1臺主變再升壓至66kV接入公共電網(wǎng)。系統(tǒng)由14.5個(gè)獨(dú)立的2MWp分系統(tǒng)組成，各分系統(tǒng)之間沒有任何電氣聯(lián)系?？煞謩e施工建設(shè)，及運(yùn)行與維護(hù)管理，故障檢修時(shí)也不會(huì)影響整個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)行。詳見電氣主接線附圖。6.3.2短路電流計(jì)算和設(shè)備選型匯集站主變壓器容量31.5MVA;阻抗百分值Uk=10.5%,箱變?nèi)萘?.25MVA;阻抗百分值Uk=6.5%。匯集站變壓器高壓側(cè)系統(tǒng)按無窮大系統(tǒng)考慮，系統(tǒng)阻抗值為0。計(jì)算用基準(zhǔn)容量取Sj=100MVA,基準(zhǔn)電壓取Uj35=1.05×Ue=1.05×35=Uj0.27=1.05×Ue=1.05×0.27=0.LGJ-150截面35kV線路電抗值X=0.379Q/km;忽略電阻。線路距離4公里箱變阻抗標(biāo)幺值35kV線路電抗霍林郭勒競?cè)漳茉从邢薰?0兆瓦并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目0.27kV基準(zhǔn)電流開關(guān)站35kV母線短路電流箱變0.27kV母線短路電流短路地點(diǎn)短路點(diǎn)編號基準(zhǔn)容量平均工作電壓短路點(diǎn)等值標(biāo)幺阻抗短路電流周期分量有效值短路沖擊電35kV母線0.27kV母線選用鎧裝移開式金屬封閉成套開關(guān)柜；進(jìn)線柜額定電流計(jì)算：由于35kV斷路器無小容量型號，故進(jìn)線柜額定電流選擇1250A。選用鎧裝移開式金屬封閉成套開關(guān)柜；由于35kV斷路器無小容量型號，故總出線柜額定電流選擇1250A。I表6-2主設(shè)備選擇表名稱及型號電流電流峰值熱穩(wěn)定電流35kV總出線斷路器35kV光伏進(jìn)線斷路器注：所有電氣設(shè)備參數(shù)均應(yīng)按當(dāng)?shù)貙?shí)際使用環(huán)境進(jìn)行技術(shù)修訂6.3.2.3光伏防雷匯流箱本項(xiàng)目采用16進(jìn)1出的專用光伏防雷匯流箱，箱內(nèi)每進(jìn)線回路正負(fù)極均設(shè)有熔斷器，每進(jìn)線回路設(shè)有光伏專用過電壓保護(hù)器，出線回路設(shè)有專用高壓直流斷路器。進(jìn)線回路熔斷器可以迅速切斷每一串電池板的過電流故障。進(jìn)線回路過電壓保護(hù)器可以防止電池板的過電壓故障，且當(dāng)雷擊中任一電池板都可通過過電壓保護(hù)器防止雷電過電壓和感應(yīng)過電壓，迅速切除故障從而保護(hù)其他電池板。出線回路專用高壓直流斷路器，可作為保護(hù)動(dòng)作和操作電氣，當(dāng)熔斷器無法切除故障時(shí)，可切除整個(gè)匯流箱所連接的所有電池板，從而避免了事故的擴(kuò)大。圖6-1光伏防雷匯流箱接線圖6.3.2.4逆變器通過經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較，本項(xiàng)目選用500kW并網(wǎng)逆變器。與電池板配套選用58臺逆變器。I并網(wǎng)逆變器內(nèi)不設(shè)隔離變壓器，輸入電壓MPPT直流450～820V,輸出電壓交流270V三相三線制。逆變器輸出純正弦波電流，具有“反孤島”運(yùn)行功能和無功補(bǔ)償功能，具有完善的保護(hù)和自動(dòng)同期功能。每臺逆變器具有良好的人機(jī)界面和監(jiān)控通訊功能，以便和監(jiān)控中心組成網(wǎng)絡(luò)，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)端監(jiān)控。逆變器選用集裝箱型，兩臺500kW逆變器組成一個(gè)集裝箱。非晶合金鐵芯變壓器是用新型導(dǎo)磁材料非晶合金制作鐵芯而成的變壓器，它比硅鋼片作鐵芯變壓器的空載損耗(指變壓器次級開路時(shí)，在初級測得的功率損耗)下降70%左右，是目前節(jié)能效果較理想的配電變壓器。制造非晶合金變壓器消耗的非晶合金材料較多，同時(shí)非晶合金變壓器制造工藝亦較為復(fù)雜，因而制造成本偏高。按目前原材料價(jià)格及制造工時(shí)計(jì)算，非晶合金變壓器的市場售價(jià)約比同等級硅鋼S11型變壓器的貴50%左右。根據(jù)本項(xiàng)目的特點(diǎn)，箱式變壓器中的升壓變壓器選用35kV級油浸式S11升壓變壓器，6.3.2.6無功補(bǔ)償裝置光伏電站暫按加裝容量為12Mvar的SVG動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置，滿足功率因數(shù)-0.99~+0.99連續(xù)可調(diào)的要求，最終以接入系統(tǒng)批復(fù)文件為準(zhǔn)。集裝箱型逆變器、35kV升壓箱變就地布置于電池組件方陣。35V動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償裝置的閥組和控制柜布置在35kV配電室內(nèi)，動(dòng)態(tài)無功補(bǔ)償?shù)碾娍蛊魇彝獠贾迷?5kV配電室的左側(cè)。本項(xiàng)目在升壓站區(qū)建設(shè)一座66kV升壓站、生產(chǎn)運(yùn)行樓、綜合辦公樓、門衛(wèi)室。6.3.4站用電接線本項(xiàng)目站用電負(fù)荷主要有控制系統(tǒng)、生活用電等，負(fù)荷集中在生產(chǎn)運(yùn)行樓、綜合辦公樓。采用250kVA施工箱變，在施工結(jié)束后轉(zhuǎn)為站用工作箱變。同時(shí)在生產(chǎn)運(yùn)行樓內(nèi)設(shè)置35kV的站用變，作為站用電的備用電源。本項(xiàng)目采用工作照明及檢修電源與站用動(dòng)力混合供電，電源取自380V配電箱。在綜合樓內(nèi)設(shè)有工作照明，在綜合樓附近設(shè)有道路照明。照明燈具采用節(jié)能燈具。I卷冊檢索號：30-N806201K-A01版號：0狀態(tài)；DES第72頁事故照明電源取自集中控制室直流屏。在綜合樓設(shè)有事故照本項(xiàng)目大部分為直流電纜，直流電流切斷困難，易引發(fā)火在匯流箱內(nèi)進(jìn)線回路裝有過電壓保護(hù)器可以防止單個(gè)電池板回路直接雷和感應(yīng)雷電全廠接地網(wǎng)采用以水平接地體為主，輔以垂直接地極的人工《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》《建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范》II全廠設(shè)一套計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)，升壓站區(qū)及光伏區(qū)電氣設(shè)備均主要有：升壓站區(qū)66kV斷路器、隔離開關(guān)本工程采用集中控制方式，在生產(chǎn)綜合樓設(shè)有集中控制室安全自動(dòng)裝置均采用微機(jī)型保護(hù)裝置，變壓器保護(hù)裝(1)計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)由站控層和間隔層兩部分組成并采用分層、分布開放式網(wǎng)絡(luò)結(jié)I2)光伏區(qū)域各電氣設(shè)備采用通信傳輸。根據(jù)光伏區(qū)的地理位置及保證通信的可靠性，逆變器及直流配電柜。各設(shè)備與通信柜采用RS485通信接用4芯單模鎧裝光纖通信。66kV升壓站區(qū)電氣設(shè)備采用硬接線方式接入測控柜。按單元設(shè)備測控柜并有20%備用(1)遙控范圍。66kV線路斷路器、隔離開關(guān)及接地開關(guān)；#1主變高壓側(cè)斷路器、隔66kV母線電壓；#1主變高壓側(cè)電流、電壓、有功功率、無功功率、考核電能；#1主變油高壓側(cè)電流、功率；各臺逆變器的電流、電壓、I6.4.2.5計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)度關(guān)系計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)光伏電站三級控制。調(diào)度控制、集控集中控制室集中控制。運(yùn)行人員通過操作員站實(shí)現(xiàn)對光伏電就地間隔層控制。在計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)故障時(shí)可通過間差動(dòng)保護(hù)。作為主變內(nèi)部引出線短路故障的主保護(hù)，保主變壓器高壓側(cè)過流速斷及限時(shí)過流保護(hù)。作為主變的后主變壓器低壓側(cè)過流速斷及限時(shí)過流保護(hù)。作為主變的后主變壓器高壓側(cè)零序過流保護(hù)。作為主變壓器高壓側(cè)單相非電量保護(hù)主要有重瓦斯、輕瓦斯、壓力釋放、壓力I(1)35kV光伏集電線路饋線柜及無功補(bǔ)償裝置電源饋線柜。配置微機(jī)型綜合保護(hù)裝(3)35kV電壓互感器柜。配置微機(jī)型PT測控裝置、微機(jī)型消諧裝置及小電流接地選逆變器的保護(hù)裝置由逆變器成套提供并安裝于逆變器控制柜內(nèi)流速斷、過流保護(hù)、零序過流保護(hù)、逆功率保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)光伏電站智能匯流箱具有過流保護(hù)，匯流箱進(jìn)線采用熔斷低壓廠用工作變低壓側(cè)斷路器配有智能脫扣器，主要保護(hù)功能本工程設(shè)