金川县光伏农业扶贫项目建议书20150807

金川县光伏农业扶贫项目建议书2015 年 8 月目录第一章 总论 . 41.1. 项目概要 . 41.2. 项目建议书编制依据 . 41.3. 研究范围及内容 . 5第二章 光伏扶贫背景及推广基础 . 62.1. 金川县自然及经济条件 . 62.1.1. 自然条件 . 62.1.2. 经济条件 . 62.1.3. 扶贫工作现况 . 62.2. 光伏扶贫政策背景 . 62.3. 投资规模及建设内容 . 72.4. 资金来源以及收益分配 . 7第三章 项目技术方案 . 93.1. 当地电网情况分析 . 93.2. 项目选址 . 93.3. 建设条件 . 93.3.1. 现场踏勘情况 . 93.3.2. 并网位置 . 10 3.3.3. 当地气候特征 . 11 3.3.4. 区域气象条件对本项目及主要设备的影响 . 11 3.3.4.1. 气温的影响： . 11 3.3.4.2. 冰雹的影响： . 11 3.3.4.3. 风荷载的影响： . 11 3.3.5. 太阳能资源评价 . 12 3.4. 系统方案设计 . 12 3.4.1. 光伏电站总体方案 . 12 3.4.2. 项目安装区域和容量 . 13 3.4.3. 主要设备选型 . 13 3.4.3.1. 太阳电池组件选型 . 13 3.4.3.2. 逆变器选型 . 15 3.4.3.3. 系统电缆缚设方式及选型选型 . 17 3.4.4. 方阵设计 . 17 3.4.4.1. 光伏组件布置考虑因素 . 17 3.5. 电网接入设计 . 20 3.5.1. 光伏发电系统总体电气技术方案 . 20 3.5.1.1. 太阳电池组件串并联方案 . 20 3.5.1.2. 光伏汇流箱 . 21 3.5.2. 系统组成原理图 . 21 3.5.3. 接入电网设计 . 22 3.5.4. 防雷接地及过电压保护 . 22 3.5.5. 保护装置 . 23 3.5.6. 通信 . 24 3.5.6.1. 系统通信 . 24 3.5.6.2. 站内通信 . 24 3.5.6.3. 对外通信 . 24 3.5.6.4. 通信网络 . 24 3.5.6.5. 通信电源 . 25 3.5.7. 监控系统 . 25 3.5.8. 计量 . 26 3.6. 发电量分析 . 26 3.6.1. 发电量估算的基本原则 . 26 3.6.2. 发电量计算 . 27 第四章 可行性分析 . 29 4.1. 建设模式分析 . 29 4.2. 项目收益分析 . 29 4.3. 环境效益分析 . 29 第五章 所需政策支持 . 30 第一章 总论1.1. 项目概要1) 项目名称：金川县 10MW 农光互补扶贫光伏电站2) 项目所属类别：现代农业与新能源3) 项目建设地理位置： 阿坝州金川县， 中心点北纬 31° 31 58.09“， 东经 102° 03 30.39“ 4) 建设项目发电类型：非晶硅薄膜农光互补分布式光伏电站5) 土地类型：耕地6) 占地面积： 500 亩7) 电网接入方案： 35KV 并网8) 预计年均发电量： 1384.2 万 kWh 9) 项目总投资： 10000 万元10) 项目建设单位：四川汉能薄膜发电有限公司1.2. 项目建议书编制依据1) 《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》2) 国家能源局《关于转发光伏扶贫试点实施方案编制大纲的函》3) 国家能源局、国开行《支持分布式光伏发电金融服务的意见》4) 《中华人民共和国国家标准 :光伏发电站设计规范（ GB50797-2012） 》5) 国务院《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》6) 国家能源局《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》7) 国家财政部《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》8) 国家发展改革委《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》9) 国家能源局、国务院扶贫办《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》10) 其它相关法律、法规、文件。1.3. 研究范围及内容本项目建议书研究了将适应当地环境、效益较高、耐候性强，生命周期较长的农光互补光伏发电项目作为扶贫手段的可行性，光伏发电的技术方案、效益分析以及所需政策支持。第二章 光伏扶贫背景及推广基础2.1. 金川县自然及经济条件2.1.1. 自然条件金川气候温和宜人，全年冬无严寒，夏无酷暑，气候温和，阳光充沛，年均气温12.8℃，年均日照达 2435 小时以上，年均无霜期 184 天，年均降水量 710 毫米 ,属明显的大陆性高原季风气候，具有开发太阳能的优越条件。2.1.2. 经济条件金川农业资源独特。现有耕地 9.9 万亩，草场 355 万亩，林地 370077 公顷，森林覆盖率 41.72%；具有发展特色生态农业的优越自然环境。 2013 年金川县实现地区生产总值 95266 万元， 比上年增长 15.3%； 实现本级财政一般预算收入 4035 万元， 增长13.1%；农牧民年人均纯收入达到 6575 元，增长 18.3.%；城镇居民可支配收入达到22502 元，增长 10%；完成固定资产投资 421009 万元，增长 44.8%；实现社会消费品零售总额 30127 万元，增长 16.8%。2.1.3. 扶贫工作现况在为扎实开展精准扶贫建档立卡工作，金川县按照全省 “ 一高一低一无 ” 和 2300元贫困线等识别标准，目前已完成全县 52 个贫困村、 3058 户贫困户、 10564 人贫困人口的精准识别工作和数据录入工作。金川县日照资源丰富，可充分利用自然资源优势进行扶贫工作。2.2. 光伏扶贫政策背景国家能源局和国务院扶贫办在 2014 年 10 月颁布了《光伏扶贫工程工作方案》，光伏发电作为行之有效的扶贫手段得到了政府的高度认可， 并且已经在许多地方得到应用。方案提出，利用 6 年时间，到 2020 年，开展光伏发电产业扶贫工程。一是实施分布式光伏扶贫，支持片区县和国家扶贫开发工作重点县（以下简称贫困县）内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。由于光伏发电系统生命周期长达 25年，而目前国家度电补贴长达 20 年，可以使扶贫对象获得长期稳定的收益。国家能源局 《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》 中也鼓励 “ 创新光伏电站建设和利用方式 ” ，提出 “ 鼓励建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的光伏电站项目，鼓励建设与现代设施农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的光伏电站。 ”2.3. 投资规模及建设内容现拟在金川县建设光伏电站项目用于光伏扶贫，项目装机规模为 10MW ， 总投资10000 万元人民币。项目采用农光互补的形式，适当抬高光伏发电系统支架，在不影响原有作物种植的基础上铺设光伏发电组件，使土地达到既有发电收益，又有花卉种植收益，提高土地利用率和经济效益，发电收益作为扶贫资金使贫困户受益。国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》中规定，对于利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目， 在 35 千伏及以下电压等级接入电网 (项目容量不超过 20MW) 且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策，而电网企业可参照分布式电源通过 “ 绿色通道 ” 提供高效便捷接入服务。故，金川县项目电站可并入电网，并且所发电量全额上网，享受标杆电价 0.95 元 /kWh。2.4. 资金来源以及收益分配项目总投资 10000 万元人民币， 采取 6:4 的投资方式， 其中 6000 万元来自政府扶贫专款，或者来自贫困户，按照 3000 户贫困户每户 2 万元标准自筹资金，县扶贫办可为贫困户提供贷款贴息；其余 4000万元来自金川县嘉叶玫瑰种植专业合作社。项目预计年发电量 1384 万度，售电收入可达约 1315 万元，售电资金分配如下：(一 ) 扶贫款拨付（贫困户收益）售电收入的 60%作为扶贫款发放到贫困户，每户每年可获得约 2600 元人民币的扶贫补助。(二 ) 金川县嘉叶玫瑰种植专业合作社40%的售电收入用于合作社偿还贷款，以及电站日常运维费用。第三章 项目技术方案3.1. 当地电网情况分析金川变电站 110KV 及以上变电站包括金川 220KV 变电站和、 金川城关 110KV 变电站和观音桥 110KV 变电站等三座变电站。金川 220kV 变电站于 2015 年建成投产，在满足当地负荷需要后汇集金川县水电外送， 一期规模 2× 150MVA ， 二期 2 回 220kV线路接入马尔康 500kV 变电站，长度 2× 51km，导线型号为 LGJ-2× 400。城关 110kV变电站于 2012年内建成投产， 主变容量 1× 40MVA ， 城关～石广东 110kV 线路长 47km，线路型号 LGJ-240。 观音桥 110kV 变电站于 2014 年建成， 主变容量 1× 40MVA ， 蒲西～石广东的 110kV 线路 “π” 进观音桥， “π” 接线路 2 条 2× 10km，线路型号 LGJ-240。3.2. 项目选址项目现场位于金川县城以北约 6 公里， 沙耳乡沙耳村。 中心点北纬 31° 31 58.09“，东经 102° 03 30.39“，海拔 2358米。3.3. 建设条件3.3.1. 现场踏勘情况现场位于金川县沙尔村北部金川县嘉叶玫瑰种植园。现场为东南走向缓坡，长约0.9 公里，宽约 0.4 公里，坡面朝向东南或西南，坡度 8 度左右，总面积约 500 亩，实际可以面积约 450 亩。现场覆土层较厚，无大的岩石，土地平整难度较小，且对土地原有的作物种植功能影响较小。3.3.2. 并网位置通过实地考察， 此地距金川县城关 110KV 变电站直线距离约 2.5 公里， 可接入此变电站 35KV 端接口。3.3.3. 当地气候特征金川县位于川西北高原，地处青藏高原东部边缘，属大陆性高原季风气候，多晴朗天气，昼夜温差较大。年均气温 12.8℃，年均日照达 2435 小时以上，年均无霜期184 天，年均降水量 710 毫米。3.3.4. 区域气象条件对本项目及主要设备的影响3.3.4.1.气 温的影响：本工程选用逆变器的工作温度范围为 -10～ 70℃， 选用电池组件的工作温度范围为-40～ 85℃。 正常情况下， 太阳电池组件的工作温度可保持在环境温度加 30℃的水平。本工程场区的多年平均气温 -3.4～ 11.7℃，多年平均最高温度 38℃，多年平均最低温度 -11.8℃。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件及逆变器的工作温度可控制在允许范围内， 地区气象温度条件对太阳电池组件及逆变器的安全性没有影响（逆变器 控制室内温度可调节） 。3.3.4.2.冰 雹的影响：根据 GB/T 18911-2002《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》（与 ICE 61646标准等效）进行核算，达到国家标准的太阳电池组件可经受直径 25mm、速度 23m/s的冰雹打击。光伏电池组件生产厂家还可生产满足直径 35mm、速度 39.5m/s 的冰雹打击条件的产品。本项目区无冰雹日、 冰雹大小的监测数据， 不能对冰雹影响的程度做出直接评价。一般而言， 太阳电池组件的鉴定和定型标准保证了太阳电池组件在世界范围内的工程运用，可以认为对本项目也是适用的。3.3.4.3.风 荷载的影响：本工程对于风荷载的设计取值主要依据《建筑结构荷载规范》 GB50009-2001 中的附图 （ D.5.3） ， 本工程确定的风荷载设计值为 0.4kN/m2（ 50年一遇计算），并按此设计光伏电池组件的安装支架及基础等。3.3.5. 太阳能资源评价表 1 金川县气候历年平均值数据，数据来源：美国 NASA 能源网月 空气温度 相对湿度每日的太阳辐射 - 水平线大气压力 风速 土地温度每月的采暖度日数摄氏度 % 度 /平方米 /日 千帕 米 /秒 摄氏度 摄氏度日 数一月 -4.8 49.30% 3.63 67.2 4.5 -4.4 682 二月 -3.4 55.90% 4.09 67.1 4.5 -2.5 582 三月 -0.1 64.00% 4.5 67.2 4.6 1.2 537 四月 3.6 69.60% 5.09 67.5 4.6 5.5 415 五月 6.6 75.70% 5.4 67.6 4.7 8.6 344 六月 9.8 78.50% 5.06 67.6 4.5 11.4 239 七月 11.7 80.00% 5.18 67.7 3.8 13.2 188 八月 11 80.30% 4.78 67.8 3.8 12.4 204 九月 7.9 80.00% 4.14 67.9 4.2 9.2 287 十月 3.8 77.00% 3.91 67.9 4.1 5 420 十一月 -0.4 67.60% 3.73 67.7 4.1 0 528 十二月 -3.4 51.30% 3.54 67.5 4.5 -3.4 638 年平均数 3.5 69.10% 4.42 67.6 4.3 4.7 5064 从表中可以看出，金川县县一年中总辐照量最少时段在冬季的 11～ 1 月份，辐射量在 3.54～ 3.73kWh/m2/day 之间，极少值出现在 12 月。最多的时段是在夏秋季节的4～ 7 月份，极大值出现在 5 月份。年均水平太阳辐射量为 1613.3kWh/㎡。组件在 30度最佳倾角情况下接受的太阳年均辐射量 1828kWh/㎡。根据行业标准《太阳能资源评估方法》（ QX/T89-2008）划定的等级，可知金川县属于太阳能资源较丰富地区，适合开发太阳能的利用，日照辐射量满足光伏系统设计要求，发展与推广区域性光伏电站具有光照资源很丰富的较大优势。3.4. 系统方案设计3.4.1. 光伏电站总体方案该电站装机规模 10MWp，采用 “ 分块发电，集中并网 ” 的总体设计方案。 10MWp的光伏电站可分为 10 个 1MWp 光伏发电分系统， 每个分系统由 2 个 500KWp 发电单元组成，每个发电单元的光伏组件通过直流汇流箱、直流配电柜接至 500KW 的逆变器，经升压变压器从 270V 升至 10KV ，二次升压至 35KV 后接入城关 110KV 变电站35KV 交流母线。3.4.2. 项目安装区域和容量本项目装机总功率为 10MWp，初步测算需要土地 500 亩。（注：实际安装容量以实际地形勘查、地形图分析和现场施工实际情况而定，以上是理论设计容量。 ）3.4.3. 主要设备选型3.4.3.1.太 阳电池组件选型太阳电池组件亦称光伏组件，是指工厂生产的可以直接出厂的最小发电单元。太阳电池组件应具有非常好的耐候性，能在室外严酷的条件下长期稳定运行，同时具有转换效率高和廉价。光伏方阵是由若干个太阳电池组件串、并联而成。各个厂家太阳电池组件的参数各有不同，设计光伏方阵时，不同特性的组件所需数量也不相同。太阳电池组件的选型直接关系到光伏方阵的设计， 太阳电池组件的价格在整个并网光伏电站中的比例占到 60%以上， 因此高效的太阳电池组件是并网光伏电站可靠运行和高发电量的保证。高效非微晶薄膜太阳能组件有如下优势：1） 成本低：生产成本较晶硅成本低，不受硅原料短缺的限制；2） 生产过程能耗低：生产工艺简单，能耗低；3） 绿色环保：无污染，不含四氯化硅等有毒元素；4） 弱光发电性能好：非微晶电池在低光照射条件下，如阳光不太强的早晨、傍晚、 阴天以及临近建筑物遮挡， 也能有稳定电力输出， 满足阴雨天正常供应需求，散射光接受率高，利用率高、适合用于各种地区；5） 热稳定性好：当环境温度高于组件最佳运行温度，光伏组件最高发电效率会随温度的升高而降低，非微晶组件温度系数好，温度导致的功率衰减远较晶硅电池低；6） 发电量高：权威第三方测试机构证明（澳大利亚爱丽丝泉测试） ，在相同环境条件下，非微晶等薄膜太阳能电池的每千瓦年发电量比单晶硅高 8%；7） 抗遮挡性能好： 在相同遮挡条件下， 非微晶电池发电量要高出晶硅 40%～ 50%，环境适应性好；8） 适用光伏建筑一体化：使用大面积玻璃为衬底，可制作成不同透光率的透光组件，应用在光伏建筑一体化工程上。表 2 组件性能参数表太阳电池种类 非晶硅太阳电池组件生产厂家 汉能太阳电池组件型号指标 单位 参数额定功率（ Pmax） Wp 63 开路电压（ Voc） V 89 短路电流（ Isc） A 1.09 工作电压（ Vmp ） V 70 工作电流（ Imp） A 0.9 最大功率偏差 W 60± 5% 最大系统电压 V 1000 模板工作温度 ℃ -20~+85 尺寸 mm 1245*635*7.5 重量 kg 14.4 填充因子 % 64.35 防护等级 IP67 组件结构： 玻璃 /EVA/ 玻璃有无边框： 无背板玻璃 非钢化非微晶薄膜组件示意图：图 2-6 汉 能 非 微 晶 薄 膜 电 池 组 件3.4.3.2.逆 变器选型本工程所选用的 500kW 并网逆变器应具有最大 1000VDC 的直流输入电压， 可靠性高，保护功能齐全，并具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等技术特点。对并网逆变器的技术性能及特点要求如下：1） 宽直流输入电压范围；2） 最高转换效率达到 97%以上；3） 最大功率跟踪 (MPPT)效率 >99.9%；4） 具有先进的 IGBT 功率器件，完善的保护功能，精确的输出电能计量；5） 整机效率高；6） 人性化的 LCD 液晶界面， 通过按键操作， 液晶显示屏可显示实时各项运行数据、实时故障数据、历史故障数据、总发电量数据、历史发电量数据等；7） 液晶显示屏 (LCD) 可提供中文，英文两种语言的操作界面；8） 可提供包括 RS485 或 Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中 RS485遵循Modbus 通讯协议； Ethernet（以太网） 接口支持 TCP/IP 协议， 支持动态 (DHCP)或静态获取 IP 地址。并网逆变器电气原理图如下图所示：图 2-8 并网逆变器电气原理图500KW 并网逆变器技术参数如下：表 3 500KW 并网逆变器技术参数型 号 500kW 隔离方式 无变压器最大太阳电池阵列功率 593kWp 额定交流输出功率 500kW 太阳电池最大功率点跟踪（ MPPT）范围 DC500V ～ DC820V 最大允许直流电流 1225A 最大允许直流电压 1000V 交流开路电压 270V 总电流波形畸变率 0.99 最大效率 98.7% 欧洲效率 98.5% 允许电网电压范围 3x270V± 10% 电网频率 50HZ/60HZ 运行自耗电 <1%（额定功率时）待机自耗电 <100W 断电自重启时间 5min （时间可调）极性反接保护 有短路保护 有孤岛效应保护 有过热保护 有过载保护 有接地保护 有接入电网型式 IT 系统通讯接口 RS485 使用环境温度 － 20℃～＋ 50℃相对湿度 15～ 95%，不结露输入连接端数 直流接线排防护等级 IP20（室内）满功率运行的最高海拔高度 ≤ 2000m（超过 2000 米需要降额使用）冷却方式 风冷噪音 ≤ 60dB电网监控 按照 UL1741 标准尺寸（深 × 宽 × 高） 500/2800/2160(mm) 重 量 2000kg 3.4.3.3.系 统电缆缚设方式及选型选型系统中光伏发电部分，光伏阵列间电缆隐藏在支架边捆扎敷设；阵列输出部分电缆，经敷设至位于阵列附近的配电房或逆变器房内，连接光伏逆变器直流进线端。交流部分电缆经埋地及电缆沟敷设，经断路器并入汇集站。整个系统中光伏直流部分电缆选用光伏发电专用电缆 ,型号为 PV 系列。 交流部分电缆选用 YJV 系列电缆。3.4.4. 方阵设计3.4.4.1.光 伏组件布置考虑因素1） 太 阳方位角太阳电池方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方向的夹角 (向东偏设定为负角度，向西偏设定为正角度 )。 一般情况下， 方阵朝向正南 (即方阵垂直面与正南的夹角为 0° )时， 太阳电池发电量最大。 在偏离正南 (北半球 )30° 度时， 方阵的发电量将减少约 10%～15%；在偏离正南 (北半球 )60 ° 时，方阵的发电量将减少约 20%～ 30%。但是，在晴朗的夏天， 太阳辐射能量的最大时刻是在中午稍后， 因此方阵的方位稍微向西偏一些时，在午后时刻可获得最大发电功率。在不同的季节，太阳电池方阵的方位稍微向东或西一些都有获得发电量最大的时候。方阵设置场所受到许多条件的制约，例如，站址的方位角，或者是为了躲避光伏组件相互之间的太阳阴影时的方位角，以及布置规划、发电效率、设计规划、建设目的等许多因素都有关系。对于在地面上建设的大规模并网太阳能光伏发电工程，应综合考虑以上各方因素来选定方位角。2） 倾 角倾角是太阳电池方阵平面与水平地面的夹角， 使方阵年发电量为最大时的倾角成为最佳倾角。一年中的最佳倾斜角与当地的地理纬度有关，当纬度较高时，相应的倾斜角也大。 和方位角一样， 在设计中也要考虑到站址的倾斜角和积雪滑落的倾斜角 (斜率大于 50%～ 60%)以及场地最大设计风速对方阵抗倾覆结构安全的影响等方面的限制条件。对于积雪滑落的倾斜角，即使在积雪期发电量少而年总发电量也存在增加的情况。因此，在并网发电的系统中，并不一定优先考虑积雪的滑落，还要综合考虑其它因素。对于正南 (方位角为 0° 度 )，倾斜角从水平 (倾斜角为 0° 度 )开始逐渐向最佳的倾斜角过渡时， 其日射量不断增加直到最大值后， 再增加倾斜角其日射量将不断减少。特别是在倾斜角大于 50° ～ 60° 以后，日射量急剧下降，直至到最后垂直放置时，发电量下降到最小。对于方位角不为 0° 度的情况，斜面日射量的值普遍偏低，最大日射量的值是在与水平面接近的倾斜角度附近，本工程最佳倾角 30 度。3） 阴 影对发电量的影响一般情况下，发电量的计算的前提是方阵完全没有阴影。因此，当太阳能电池不能被太阳光直接照射， 只能靠散射光发电， 此时的发电量比无阴影时减少约 10%～ 20%。针对这种情况，需要对理论计算值进行校正。在方阵周围有建筑物及山峰等物体时，建筑物及山体周围会存在阴影，在选择敷设方阵的站址时应尽量避开阴影。如果实在无法躲开， 也应从太阳电池的接线方法上进行解决， 使阴影对发电量的影响降到最小。另外，如果方阵是前后放置，后面的方阵与前面的方阵之间距离过近，前边方阵的阴影会对后边方阵的发电量产生影响。方阵高度为 H，其南北方向的阴影长度为 D，太阳高度 (仰角 )为 α ，在方位角为 β 时，假设阴影的倍率为 R，则：R＝ D/H＝ ctg α× cosβbvvvfs 图 2-8 计算光伏方阵前后安装时最小间距冬至日的阴影最长， 此式按冬至日作为参照标准。 若方阵上边缘高度为 h1， 下边缘高度为 h2，则：方阵之间的距离 d＝ (h1-h2)× R。当纬度较高时，方阵之间的距离加大，相应的设置场所的面积也会增加。对于有防积雪措施的方阵来说，其倾斜角度大， 使方阵的高度增大， 为避免阴影的影响， 方阵间距离也应相应增大。 通常情况下，在排布方阵阵列时，应分别选取每一个方阵的构造尺寸，将其高度调整到合适值，利用其高度差使方阵之间的距离最小以节约土地。4） 光 伏方阵间距的确定光伏组件阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池阵列与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨 9： 00 至下午 15： 00 的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式如下：通过阴影遮挡计算确定行距。光伏方阵行距应不小于以下公式的 D 值：式中： — 遮挡物与阵列的间距， ；— 太阳方位角， ；coscoscossinsinarcsintan/cosDD mA deg— 纬度 (在北半球为正、在南半球为负 ) deg；— 赤纬角 (-23.45 °)， deg；H— 光伏方阵的上下边的高度差， ；— 时角， 。经计算得出，该电站地处 31° 31 58.09“N，前后排间距为 3.2m，另设置检修道路宽为 4m。5） 光 伏阵列基础方案岩石基础可采用锚桩基础或者钢筋混凝土灌注桩基础（根据实际情况选择） 。6） 光 伏方阵支架方案光伏组件支架设计充分考虑自重、风压、抗震等因素，采用型钢结构，材质为Q235-B 钢。所有钢构件均采用整体热镀锌防腐，整个结构美观、简洁、耐用。型钢支架结构形式采用钢排架 — 支撑体系，支架采用方钢柱，方钢横梁；纵向支撑、檩条采用角钢及钢筋。光伏板钢支架计算根据现行规范《钢结构设计规范》 GB50017-2003 及《建筑结构荷载规范》 (2006 年版 )GB50009-2001，采用 Bentley STAAD/CHINA 2007 程序进行计算。光伏支架与基础连接须保证牢固可靠。3.5. 电网接入设计3.5.1. 光伏发电系统总体电气技术方案3.5.1.1.太 阳电池组件串并联方案系统共有 10 个 1MW 光伏发电单元和一个 500KW 发电单元， 每个发电单元容量分别为 2 个 500kWp 的光伏发电系统组成； 各发电单元的太阳电池组件数量别为 7776块。在整个项目中，共约 77760 块 130Wp 太阳电池组件。采用二级汇流方式，各组件方阵按 12 块组件为一个串联方阵。 9 组串联方阵在 1 组 9 路正、 负极汇流盒 （正极汇流盒每串进线设有防反二极管）输入汇流，每 12 组汇流盒接入 1 台 12 路输出的光伏防雷汇流箱输入端。系统一级汇流共由 720 组 9 路汇流盒组成。每 2 台汇流箱接入一台 500KW 直流配电柜， 二级汇流 40 台汇流箱组成。 经直流mdeg防雷配电柜直接接至逆变器直流侧。 整个系统共有 20 台 500 kW 光伏并网逆变器； 12路汇流箱 40 台； 直流配电柜 20 面； 每 2 个光伏发电单元系统的 2 台逆变器输出的交流电， 经过 1 台交流配电柜后， 接入 1台 1000kVA 升压变压器。 整个电站共 20个 500KW的光伏发电子系统，通过 10 台升压变压器（变比取 10.5± 2× 2.5%/0.27kV/0.27kV ）将电压从 270V 升至 10kV。升压至 10KV 后分别接入 2 台 10KV/35KV 变压器后接入110KV 变电站内 35KV 交流母线并网。3.5.1.2.光 伏汇流箱本工程所选本工程所选汇流箱具有以下性能特点： 户外壁挂式安装， 防水、 防锈、防晒，满足室外安装使用要求；可同时接入 4、 8、 12、 16 路输入，每回路设 16A 的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为 1000V；配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能； 直流输出母线端配有可分段的直流断路器； 汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电压、功率输出状态等。3.5.2. 系统组成原理图本系统以 1MW 为一个升压单元，使用一台 1000KVA 升压变压器， 10 个升压单元汇集成一回线路送至汇集站，本项目共有 10 个升压单元。系统组成原理图如下：图 2-10 系统组成原理图3.5.3. 接入电网设计本系统由 10 个 1MWp 的光伏单元组成，总装机 10MWp，太阳能光伏并网发电系统接入 110KV/50Hz 的高压交流电网， 按照 1MWp 并网单元配置 1 套 10KV/0.27KV的变压及配电系统进行设计， 即系统需要配置 10 套 10KV/0.27KV 的变压及配电系统。每套系统升压至 10KV 后汇流至 35KV 升压站，接入 2 台 10KV/35KV 的变压器。二次升压至 35KV 后，接入 110KV 变电站内 35KV 交流母线并网。3.5.4. 防雷接地及过电压保护为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。1） 接地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时， 选择土层较厚、 潮湿的地点， 挖 1～ 2 米深地线坑， 采用 40 扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用 35mm2 铜芯电缆，接地电阻应小于 4 欧姆。2） 直流侧防雷措施：因在组件中做避雷塔存在对组件遮挡，且组件本身电压水平很低，因此不建议对组件用避雷塔来防直击雷的措施。电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置。3） 逆变器直流侧及汇流箱内断路器有短路、过载、过压、欠压、漏电等各种保护功能，起到保护作用；同时逆变器交流输出与外部公共电网并接，外部公共电网的防雷系统能有效地保护交流系统的安全。3.5.5. 保护装置按照 GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》 ，配置变电站继电保护装置。继电保护装置均采用微机型保护。1） 35kV 进线变压器保护每条 35kV 进线变压器配置速断过流保护、过负荷保护等。采用保护测控一体化装置，放置于 35kV 开关柜。2） 35kV 出线保护35kV 出线配置距离保护、速断过流保护、过负荷保护等。采用保护测控一体化装置，放置于 35kV 开关柜。3） 小电流接地选线系统在 35kV 单母线上配置 1 套微机小电流系统接地选线装置，组屏放置于继电保护室。4） 35kV 电容器保护35kV 电容器保护根据无功补偿方式进行配置。通常配有定时限电流保护、过电压保护、欠电压保护、不平衡电流或不平衡电压保护以及电容器本体保护。采用保护测控一体化装置，放置于 35kV 开关柜。3.5.6. 通信本项目的通信系统主要包括系统通信、站内通信及对外通信。3.5.6.1.系 统通信系统通信是为上级主管部门对变电站生产调度和现代化管理提供电话通道， 并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。本工程考虑采用光纤通信作为系统通信的主备用方式。根据变电站一次接线，以一回 35kV 线路出线送至系统。本设计阶段暂按在变电站侧设置两套 SDH 光传输设备， 两台 PCM 计入设备考虑； 待接入系统通信设计报告审查通过后再作相应调整。 。3.5.6.2.站 内通信站内通信是为变电站生产运行、 调度指挥及行政办公系统等职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为站内生产调度通信和行政管理通信。根据本变电站规模及其在系统中的重要地位，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便，在变电站内设置一台容量为48 线， 具有组网功能的行政调度合一的数字程控交换机。 生产调度通信用户和行政管理通信用户按中继群划分，分别为变电站生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。 设备选型配置将根据当前通信技术发展状况和变电站自动化运行水平以及对通信业务的实际需要， 设置与不同类型设备相连接的接口装置， 并配套设置数字录音设备。此外，对调度通话进行自动或手动启动录音，也可手动切除。3.5.6.3.对 外通信对外通信即变电站通过地方电信部门与外界的通信联系， 主要是变电站至当地电力局的中继通信线路和直通用户线路。3.5.6.4.通 信网络本项目通信网络采用直接配线方式。变电站中控室内通信线路的敷设将根据用户群分布和路由情况， 在尽量不影响美观的情况下合理选择敷设方式。一般采用暗管敷设方式，在电缆较集中处（电缆层和电缆通道等）采用沿电缆架敷设。3.5.6.5.通 信电源变电站内通信系统设备的交流电源至少要由两个独立的， 取自厂用电不同母线段的交流回路提供。通信设备采用直流不停电方式供电， 由一套整流充电装置带两组 48V 蓄电池浮充供电。为此，在变电站内设置一台 -48V/100A 智能型高频开关电源设备和两组-48V/200Ah 阀控式密封铅酸蓄电池。3.5.7. 监控系统本光伏电站配置两套独立的计算机监控系统——光伏设备监控系统和变电站设备监控系统。 SSM 能够对光伏组件组串电流进行监测和比较， SSM 还包含组串熔断器保护以及过电压保护等功能，实现一级汇流箱的监控与保护。逆变器的通讯与监测系统，每个一级汇流箱（即 SSM）都会通过 RS485 数据线连接到数据采集器 （ Sunny Central Control）上，它可以对每串电流进行分析。不仅如此， 数据采集器 （ Sunny Central Control） 还有三组模拟输入端口与外部传感器 （包括环境温度传感器、风速传感器、组件温度传感器）连接，可获得日照和温度等环境信息。变电站计算机监控系统采用分层分布式网络结构，分为站控层和间隔层，对变电站所有运行设备实行实时监视和控制，数据统一采集处理，资源共享。系统采用双以太网结构，全站设一套 GPS对时系统，实现站控层、间隔层及保护装置、自动装置的时钟同步。通信工作站具有与电力调度数据网连接的接口，并具有远程接口，软硬件配置支持网络通信技术和通信规约的要求。1) 主控级配置主控级设置 1 台操作员工作站、 1 台工程师工作站、 1 台通信工作站、 1 台打印机服务器和 1 台打印机以及相应的配套软件等， 以完成变电站各设备的数据采集和处理、运行监视、设备控制和远方控制信号传输等。2) 监控范围各电压等级的断路器以及隔离开关、无功补偿装置的自动调节、所用电系统、直流系统和 UPS 系统等。3) 测量范围按照 DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》的规定，测量各电压等级主要设备的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、频率、功率因数等。本期配置一套网络电能质量检测装置。图像监控及防盗系统本光伏电站配置一套图像监控及防盗系统。 根据光伏电站终期占地面积及设备布置等情况，全站大约需设 10 个测点3.5.8. 计量1) 关口计量本工程关口计量点拟设置在变电站的 35kV 出线侧。关口计量电流互感器采用0.2S 级，电压互感器采用 0.2 级，关口计量表按照主、副表配置并满足当地电网的配置要求。计量传输通道拟采用专用的光纤通道。2) 35kV 计量35kV 线路、所用变压器、电容器等均采用一体化多功能表进行计量。对线路进行有功和无功计量，对所用变压器进行有功计量，对电容器进行无功计量。计量表计组屏安装于继电保护室。3.6. 发电量分析3.6.1. 发电量估算的基本原则本项目发电量的估算执行以下原则：1) 辐射数据：本报告发电量估算所采用的辐射数据为 NASA 气象数据；2) 太阳能电池组件规格： 130Wp，非微晶硅基双叠层电池组件；3) 并网光伏发电系统的总效率：并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成，各部分论述如下：光伏阵列效率 η1 ：光伏阵列在 1000W/m2 太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：光伏组件温度影响、表面尘埃遮挡损失、光伏组件匹配损失以及直流线路损失等。光伏组件温度影响：由于半导体的特性，随着非晶硅光伏组件温度的升高，组件输出功率会下降。其功率下降值与环境温度和电池组件的温度特性有关。光伏组件表面尘埃遮挡损失： 太阳电池组件周围环境所产生的灰尘及杂物随着空气的流动，会附着在电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能。如果树叶鸟粪粘在其表面还会引起太阳电池局部发热而烧坏太阳电池组件。因此，需对太阳能电池组件表面进行定期清洗。在每年雨季的时候，降雨冲刷太阳能电池组件表面达到自然清洗的目的。在旱季的时候，为保证太阳能电池组件的正常工作，可通过人工清洗，减少灰尘、杂物对太阳电池组件发电的影响。由于本规划各项目场址距离公路距离都较远，周围环境条件都较好，在项目建设中只要电站做好绿化工作，加强电池组件表面的清洁管理。逆变器的转换效率 η2 ：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失