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1、归档资料，核准通过。 未经允许，请勿外传！ l综合说明 1.1概述 赤峰2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目位于内蒙古赤峰市元宝山经济转型试验区。本项目远期规划装机规模4.6MW，本期建设装机规模2.0MW。 本次光伏电站的主要任务是：为我国今后大力发展光伏电站起到示范和建设经验积累的作用。本次主要的工作内容包括：资源分析、工程地质评价、项目任务和规模、主要设备选型和布置、发电量估算、工程投资概算和财务评价等内容。 在内蒙古地区大规模建设光伏并网电站具有非常好的自然条件。充分利用这些资源大力发展并网光伏电站，对改善我国能源结构、保护环境、减少污染、节约资源非常必要。
2、 本期赤峰太阳能光伏发电示范工程项目建设规模为2.0MW，主要任务满足内蒙古美科能源高纯硅提纯工业用电、周围经济转型试验区的工业用电，多余电量并网。 1.2太阳能资源 内蒙古赤峰市元宝山太阳能资源较丰富，具有经济开发利用价值。据NASA数据库数据显示，赤峰市元宝山年日照时数约3168h，太阳能辐射总量约为1558 [ kWh /m2·Y]。 l.3工程地质 拟建场区基本为荒地，地势较为平坦，地面标高在450m左右。宏观地貌上属于山前冲洪积平原。 1、场地地基稳定，岩土工程条件较好，适宜本工程的建设。 2、根据本工程的工程特性及土层的埋藏分布条件，该场地无不良工程地质现象，具有较好的
3、建筑稳定性。 3、根据本工程的建设特点及结构类型，场地可采用天然地基。 4、场地土对建筑材料无腐蚀性，设计时也不用考虑场土的液化问题。 5、场地处于抗震的有利地段，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。 1.4项目任务和规模 1、赤峰市电网现状 赤峰地区电网位于东北电网的西部，目前赤峰地区电网以220kV 电压等级电网为主干网架，赤峰地区现有220kV变电站12座。地区电网通过500kV元董两回线和220kV宁建线与辽宁西部电网相连。 在赤峰北部，以新建成的大板开关站为核心，形成热水～大板开关站～乌丹～热水和天山～林东～大板～大板开关站～天山的2个220kV环
4、网结构；赤峰南部电网负荷密度较大，其电力负荷为赤峰总计算负荷的五分之四；同时也是赤峰地区的能源中心，元宝山～赤峰～西郊～乌丹～元宝山发电厂～元宝山形成了南部地区的供电环网，还有元宝山～平庄～宁城～建平（辽宁）的供电线路。 目前赤峰供电区域内的常规电源中，直接接入220kV及以上电网的发电厂2座，其中元宝山发电厂主要为东北电网供电，装机容量达到2100MW，除部分满足本地负荷外，大部分电力通过500kV元董两回线送入辽宁电网；赤峰热电厂在扩建了2台135MW的供机组后装机容量为349MW，通过2回220kV线路接入赤峰一次变。接入地区66kV及以下电网的电厂有21座，还有一些小水电厂分布在赤峰
5、地区西北部。 2、光伏电站规模 本期规划建设容量为2.0MW的光伏电站，主要采用的太阳能光电池为单晶硅组件，支架采用常规的固定式。 1.5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算 光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电场的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量，最后通过技术比较分析后择优选型，初步推荐晶体硅太阳能电池组件，型号为CNPV-180W。太阳能支架采用固定形式。 2.0MW光伏并网系统的布置为2个独立的1MW分系统，每个1MW分系统由10个100kW子系统组成，每个100kW子系统由100kW太阳电池方阵和100kW并网
6、逆变器组成，每个1MW分系统通过一台1.25MVA的变压器升压到10kV，2.0MW光伏并网系统再通过5MVA的变压器升压到35kV，并入66kV的高压输电网。 光伏系统的发电量是通过RET Screen International软件计算，其年平均发电量约为289万kWh。 1.6电气 本项目发电量大部分自用，余量上网。拟选厂址亦选择并入美科高纯硅提纯工业园区变电站的用户侧并网方案。在赤峰市元宝山区光伏发电站建设35kV升压站一座，本期2.0MW光伏发电系统以10kV电压等级接入光伏发电站升压站，光伏发电站升压站出单回35kV线路至站址附近66kV变的35kV侧。 升压变电站装设一
7、台6.3MVA双绕组有载调压变压器。35kV规划出线1回，10kV规划出线1回，电气接线采用单母线接线。在10kV侧安装2Mvar动态电容补偿装置。升压变压器电压比为35±8×1.25%/10.5kV；在10kV母线侧安装过电压消弧装置。 35kV配电装置布置在站区西南侧，向南出线，采用屋外普通中型断路器单列布置。10kV配电装置布置在站区西北侧，采用屋内开关柜单列布置。10kV电容器布置在10kV配电装置西北侧，主变压器布置在站区中部。继电保护间、所用配电室和蓄电池室均布置在综合楼内，综合楼布置在站区北侧。 1.7工程消防设计 本工程消防设计贯彻“预防为住，防消结合”的消防工作方针，设
8、计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员和机械的通行。设备选型（包括电缆选型）要选择防火型设备。针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对消防部位中央控制采取专门防火措施，安装消防监测自动报警装置。 1.8土建工程 太阳能板固定式共布置714个单元，电池板型号为CNPV-180W。每个单元方阵与地面有4个支撑点，支架为角钢，支架基础为现浇筑钢筋混凝土基础。基础为长方柱，以最大载荷组合状态下基础的反力不脱开为原则，经计算固定式基础尺寸为0.8×0.8×1.8
9、m），基础埋深1.8m，单个钢筋混凝土基础体积1.2m3。施工前在四周及底面铺设200mm的中粗砂。太阳能支架地基需钢筋混凝土基础总方量为3427.2m3，钢筋172t。 变电站为光电站的配套工程，站区总布置在满足生产要求的前提下，尽量减小占地面积。考虑到该工程属于发电厂，需要在升压站内建设生活、服务性建筑。本工程建筑平面布局本着合理，功能分区明确，形体简单中求变化，形体高低错落，整个建筑简洁明快的原则。 1.9施工组织设计 根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏电池板布置的特点，统筹规划，尽量节约用地
10、合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。 光伏电池板和箱变基础混凝土浇筑：先浇筑混凝土垫层，后浇筑基础混凝土。光伏阵网和箱式变压器安装采用20t汽车吊装就位。 根据工程所在地区的气候条件、建设期限的要求、控制性关键项目及工程量制定的分项施工。 1.10工程管理设计 光电站的自动化程度较高，管理机构的设置应根据生产经营需要，本着高效、精简的原则，实行现代化的企业管理。结合本光电站的特点进行机构设置和人员编制，定员标准为8人。其中管理人员2人，负责光伏电站的生产经营和日常管理工作，维护人员6人，负责电站设备巡视、设备定期
11、检查、日常维护及安全和技术管理等工作。 l.11环境保护与水土保持 本次规划的太阳能电站的环境影响初步评价，是在对赤峰元宝山区太阳能电站地区环境现状现场资料调查的基础上进行的，并对主要环境要素做了初步的分析、识别和筛选，确定了主要环境要素。在此基础上，得出主要有利影响和不利影响，本次规划的太阳能电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护的角度来考虑，建设本项目是可行的，不存在环境制约因素。 水土流失预测结果表明，本工程建设期和运行期均不同程度地存在着扰动地表、破坏原地貌结构，加速土壤流失的问题。为遏制工程建设和运行期间的人为土
12、壤流失，必须坚持预防为主、因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持防护措施进行预防和治理，严格按照环境保护及水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生与发展。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。建设本项目的水土保持防治工程设计技术可行、投资合理，从水土保持设计的角度来考虑，是可行的。 1.12劳动安全与工业卫生 遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健
13、康，分析生产过程中的危害因素，提出以下防范措施和对策： 1、建立以项目总经理负责的劳动安全与工业卫生组织机构，配备兼职的管理人员，明确责任，建立完善的管理体系。 2、建立建设单位和施工单位两级组织机构，确定主要负责人，具体管理人。 3、确定工程建设期及建成运营期的管理点。 4、按照国家法律、法规针对本工程制定相关规章制度。 5、制定有关执行规章制度的具体办法。 6、对规章制度的执行情况定期检查。 1.13工程概算 工程概算依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料价格按2009年内蒙古赤峰市第一季度价格水平计算。 本工程动态投资为8209.47万元，工程动态
14、单位千瓦投资4.11万元。 表1-1 2.0MW光伏电站工程特性表 名 称 单 位 数 量 备 注 电 站 场 址 海拔高度 m 450 经度 纬度 年日照小时数 h 3168 年辐射量 kWh／m2Y 1558 主 要 设 备 电 站 设 备 太 阳 电 池 组 件 型 号 CNPV-180 功 率 W 175 数 量 块 11429 总功率 MW 2.0 机电 设备 并网逆变器 台 20 100kW 箱式变压器 台 2 0.4k
15、V /10kV 系统支架 套 714 变 电 所 主变压器 台数 台 l 容量 MVA 5 额定电压 kV 10/35 出线回路数 及电压等级 出线回路数 回 l 电压等级 kV 35 土 建 组件支架基础 个 个 2856 固定型式 矩形 变压器基础 台数 个 2 型式 矩形 混凝土 m3 3427.2 基础钢筋 t 172 概 算 指 标 静态投资 万元 8109.47 动态投资 万元 8209.47 单位千瓦静态投资
16、 万元 4.06 单位千瓦动态投资 万元 4.11 经济 指标 装机容量 MW 2.0 年平均上网电量 万kWh 289 年等效满负荷小时数 h 1445 2太阳能资源 2.1概况 太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能利用得天独厚的优越条件。中国国土面积从南到北、自西向东的距离都在5000公里以上，总面积达960万平方公里，为世界陆地总面积的7%。在我国有着十分丰富的太阳能资源。全国各地太阳辐射总量为3340～8400[M
17、J/（m2·y）]，中值为5852[MJ/（m2·y）]。从中国太阳辐射总量分布来看，西藏、新疆、青海、内蒙古等地的辐射量较大（见图2－1），分布的基本特点是:西部多于东部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）。 内蒙古海拔较高（见图2-2），晴天多，太阳辐射强，日照时数也较多。全区总辐射量在4830～7014[MJ/（m2·y）]之间，仅次于青藏高原，居全国第2位。日照时数在2600～3200小时，是全国的高值地区之一，太阳能资源异常丰富。全区太阳能资源的分布自东部向西南增多，以巴彦淖尔盟西部及阿拉善盟最多。一年之中，4～9月的辐射总量与日照率都在全年的50％以
18、上。特别是4～6月，东南季风未到内蒙古境内，所以空气干燥，阴云天气少，日照充足。 2.2太阳能资源 赤峰市地处内蒙古自治区东南部、蒙冀辽三省区交汇处，与河北承德、辽宁朝阳接壤。地处燕山北麓、大兴安岭南段与内蒙古高平原向辽河平原的过渡地带。总面积90021平方公里，东西最宽375公里、南北最长458公里。东与通辽市毗邻，东南与辽宁省朝阳市接壤，西南与河北省承德市交界，西北与锡林郭勒盟相连，地理坐标为北纬41°17’-45°24’、东经116°21’-120°58’之间。 赤峰市位于内蒙古的东南部，地处温带季风区，属于大陆性干旱气候。季风显著：冬季盛行西北、东北和北风；到夏季盛行西南、南
19、和东南风。四季分明，温度适中。水热同期。春季太阳辐射增强，气温升高较快，日差较大，少雨风大、气候干旱；夏季主要为降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受极地大陆气团控制，降水较少，易发生秋旱；冬季，受蒙古冷高压控制，盛行偏北风。全年气候基本规律是：冬季干冷，春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱。 赤峰市区位优势明显，交通条件便利，居于东北、华北两大经济区之间，东南和西南分别靠近辽中南和京津唐两个发达经济区域。正南临近渤海，距北京、天津、沈阳、大连几大中心城市和锦州、秦皇岛均在500公里左右，是连接关内外的重要通道。赤峰境内有8条国省公路干线与市外相通，南部京通、叶赤两条铁路与关内、东北
20、和辽宁沿海相连。北部集通铁路横贯内蒙古腹地。民用航空拥有通往北京、赤峰市的定期航班。 内蒙古赤峰市元宝山太阳能资源较丰富，具有经济开发利用价值。据NASA数据库数据显示，赤峰市元宝山年日照时数约3168h，太阳能辐射总量约为1558 [ kWh /m2·Y]，太阳能直辐射量约为2089[ kWh /m2·Y]，太阳能散辐射量约为513 [ kWh /m2·Y]，环境温度6.78℃，10米高度风速4.81m/s。 主要气象条件： 累年极端最高气温40℃，出现日期：1955年7月20日； 累年极端最低气温-30℃，出现日期：1951年12月1日； 累年平均降雨量616.0mm； 累年最
21、大降雨量950mm，出现于1964年； 累年最小降雨量210mm，出现于1968年； 累年全年主导风向为SSW，相应频率为15%； 累年冬季主导风向为SSW，相应频率为13%； 累年夏季主导风向为SSW，相应频率为14%； 累年最大积雪厚度为45cm，出现日期为1073年3月1日； 累年一般积雪厚度为11cm； 累年最大冻土深度82cm，1968年2月12、13日 累年一般冻度土深48cm。 3工程地质 3.1工程地质条件 3.1.1地形地貌 拟建站地区地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为平地，地形平坦。站址自然地面高度约为450m。场地东西方向可利用长度1km，南北方向
22、约为0.5km，可满足规划容量2.0MW的太阳能建设及施工场地需要，扩建条件较好。 3.1.2水文条件 站址地处赤峰市元宝山经济转型开发区，开发区水源保障充足，内蒙古丘陵地形的特征雨水较少，站址50年内未遇洪涝灾害，可确保项目安全运行。 3.1.3地层结构及不良地质作用 拟建站址区地层为第四系全新统冲积层（Q4al），岩性主要为粉土、粘性土及砂土地层。 ①粉土：黄褐、褐黄色，稍密，干~微湿，具触变性。该层厚度一般不大于10m。 ②粘性土：黄褐色，可塑~软塑状态，微湿。该层厚度不均，厚度一般为5.00~10.00m。 ③砂土：浅黄、褐黄色，松散~稍密，微湿。 地基的承载力特征值建
23、议采用： ①粉土：fak=100~130kpa; ②粘性土：fak=110~130kpa； ③砂土：fak=150~200kpa。 站址范围内无矿产资源及文物分布。 站址范围内无滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝等不良地质现象。 站址土对混凝土结构具有弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具有弱腐蚀性。 3.2场地地震效应 根据《中国地震动参数区划图》，赤峰市元宝山区的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。 3.3建议及说明 1、场地地基稳定，岩土工程条件较好，适宜本工程的建设。 2、根据本工程的工程特性及土层的埋藏分布条件，
24、该场地无不良工程地质现象，具有较好的建筑稳定性。 3、根据本工程的建设特点及结构类型，场地可采用天然地基。 4、场地土对建筑材料无腐蚀性，设计时也不用考虑场土的液化问题。 5、场地处于抗震的有利地段，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。 6、累年最大冻土深度82cm。 4项目任务和规模 4.1东北电网电力系统概况 目前，东北电网已初步形成500kV主网架，覆盖全区绝大部分的电源基地和负荷中心。黑龙江与吉林省间500kV输电线路2回，220kV线路4回；吉林与辽宁省间500kV输电线路2回，220kV线路5回；同时，通过绥中电厂至华北姜家营变电站，实现东北电网
25、与华北电网跨区域交流联网。 东北电网共有500kV输电线路31回，总长5035km；220kV输电线路473回，总长23545km。500kV变电站16座（包括梨树、永源开闭所），变电容量为14560MVA；220kV变电站226座，变电容量为42680MVA。 截至2006年底，东北电网区域已建成并网发电的风电场总装机容量为974.88MW，主要分布在辽宁沿海一带以及吉林西部、黑龙江东部和内蒙古赤峰、通辽地区，总装机台数1236台，其中内蒙古赤峰、通辽地区320MW。 根据东北地区电力工业中长期发展规划预测，“十一五”用电量年均增长7％，最大负荷年均增长7％，到2010年东北地区用电量
26、将达到2956亿kW·h，最大负荷将达到45820MW。其中辽宁、吉林、黑龙江省和内蒙古东部地区用电量分别占全区的54.1％、17.6％、23.6％和4.7％。2011年～2020年用电量预计年均增长5.5％，最大负荷年均增长5.7％。到2020年东北地区用电量将达到5050亿kW·h，最大负荷79770MW。 “十一五”期间东北电网新开工电站规模20320MW，其中，常规水电100MW，抽水蓄能800MW，火电16940MW，核电2000MW，风电480MW。投产电站规模17540MW，其中，常规水电835MW，抽水蓄能750MW，火电15470MW，风电480MW。新增500kV交流线路
27、5336km，变电容量20000MVA，直流输电线路952km，换流容量6000MW。到2010年底，发电装机总量达到59410MW，结转“十二五”17200MW。500kV线路达到11470km，变电容量39060MVA，直流输电线路952km，换流容量6000MW。预计到“十一五”期末，东北电网基本形成“西电东送、北电南送”的网架结构。黑龙江东北部电源基地形成向黑龙江中部地区输电的双通道3回线路，黑龙江东南部电源基地形成向吉林东部送电的单通道2回线路，黑龙江与吉林、吉林与辽宁省间形成中部的北电南送的双通道4回路输电网结构，内蒙古呼伦贝尔电源基地形成向辽宁负荷中心的直流输电通道。黑龙江省中部
28、负荷中心形成哈南～永源～绥化～大庆的环网结构，吉林省中部负荷中心形成合心～长春南～东丰～包家的环网结构，辽宁省中部负荷中心形成沙岭～沈北～沈东～徐家～南芬～王石～鞍山～辽阳的双回路环网结构，大连受端电网形成三角环网结构。到2010年，东北区域电网电力供需基本平衡，“西电东送”、“北电南送”的输电网架结构和大庆、哈尔滨、长春、沈阳、大连等负荷中心500kV受端环网基本形成，黑龙江东部煤电基地已经形成，内蒙古东部呼伦贝尔煤电基地开始建设，霍林河及周边、锡林郭勒盟白音华煤电基地初具规模，电源布局和电网结构更加优化，优化配置电力资源的能力进一步加强。 2011年至2020年预计投产发电装机规模410
29、00MW，到2020年全区发电装机总容量将达到1亿kW。到2020年，东北电网系统将形成“西电东送、北电南送”的输电通道和负荷中心500kV受端环网，结构合理、技术先进、运行灵活、安全可靠的电网。 4.2赤峰市电网现状 赤峰地区电网位于东北电网的西部，目前赤峰地区电网以220kV 电压等级电网为主干网架，赤峰地区现有220kV变电站12座。地区电网通过500kV元董两回线和220kV宁建线与辽宁西部电网相连。 目前赤峰供电区域内的常规电源中，直接接入220kV及以上电网的发电厂2座，其中元宝山发电厂主要为东北电网供电，装机容量达到2100MW，除部分满足本地负荷外，大部分电力通过500k
30、V元董两回线送入辽宁电网；赤峰热电厂在扩建了2台135MW的供机组后装机容量为349MW，通过2回220kV线路接入赤峰一次变。接入地区66kV及以下电网的电厂有21座，还有一些小水电厂分布在赤峰地区西北部。 近年来，赤峰市国民经济逐年加速增长，2008年在国际金融危机的背景下，全市仍然完成生产总值123亿元，同比增长17.1%。赤峰市重视改造提升传统产业，积极发展新兴产业，逐步形成了功能糖、生物制药、机械制造、羊绒精深加工、木材加工、精细化工等一批优势产业群。根据赤峰城市发展规划，未来两年将有通裕集团特钢等36个用电负荷较重的项目陆续在赤峰工业园区投产。预计2009年赤峰网供负荷将达到24
31、5MW，全社会用电量将达16亿kWh，2010年网供负荷达260MW，全社会用电量18亿kWh。 4.3赤峰市电力电量预测 表4-1 赤峰市电力电量预测 单位：亿kWh、MW 年份 2008（实际） 2009年 2010年 十一五递增 2011年 2012年 2015年 十二五递增 全社会用电量 11.9 15.9 18 16% 20.2 22.5 29 10% 网供最大负荷 232 245 260 11% 285 310 400 9% 4.4光电站建设必要性 太阳能是一种清洁能源，是取之不尽、用之不竭的可再生能源，与传统能
32、源相比，太阳能发电不依赖外部能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定。正是因为有这些独特的优势，太阳能发电逐渐成为我国可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》和1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。同时，国家发展与改革委员会提出了到2020年全国建设1800MW太阳能发电装机的目标。由此可见，开发
33、新能源特别是太阳能资源将成为我国改善能源危机、调整电力结构的重要措施之一。 因此，建设赤峰2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目，不仅符合我国的能源开发战略、优化能源结构、改善生态环境、节约煤炭资源，减少各类污染物的排放量，同时对当地的工业和旅游业发展起到积极的促进作用。 5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算 5.1太阳能光伏系统的选型 在光伏电站的建设中，光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电场的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量，最后通过技术比较确定机型。 5.1.1光伏组件的选型 光伏组件种类有很多，如“单晶硅” ，
34、多晶硅” ，“非晶硅”等。选择的原则可参照供货商的价格、产品供货情况、保障、效率等。一般地面应用“晶体硅”是首选，且“单晶硅”比“多晶硅”有更好的性价比。 当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率为单晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。2008年我国已能规模化生产硅原料，使得硅原料价格大幅下滑，由最高价500美元/kg降到当前的70-80美元/kg，并还有继续下降的空间，从而使晶硅电池组件的价格形成了大幅下滑的局面。当前
35、国际上已建成的大型光伏并网电站基本上采用晶硅电池。 薄膜电池分为硅基薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，硅基薄膜电池为5-8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。硅基薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。 通过多方面的调研，目前在兆瓦级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳电池光电转换效率一般，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本
36、较低。非晶硅薄膜太阳电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。 单晶硅太阳电池组件在光伏发电行业有其他电池所无法比拟的优势。 （1）单晶硅太阳电池组件作为目前技术最为成熟，应用最广的电池组件。其光电转换效率方面的优势非常明显。先进的生产技术其光电转换效率可达到16%—17%，而多晶硅太阳电池光电转换效率最高可达15%—16%左右，非晶硅薄膜太阳电池实验室最先进的技术光电转换效率也不大于10%。 （2）单晶硅太阳电池组件可靠性高，厂家都能保证25年内，光电转换效率衰减不小于稳定效率的80%。 （3）单片电池组件在封装过程中采用先进的扩散技术，保证片内各处转换效率的均匀性
37、运用先进的PECVD成膜技术，在电池表面镀上深蓝色的氮化硅减反射膜，颜色均匀美观。应用高品质的金属浆料制作背场和电极，确保良好的导电性、可靠的附着力和很好的电极可焊性。 （4）单晶硅太阳电池组件可做到较大的功率，目前主流产品Pm为180W左右，最大可做到Pm接近300W左右。而非晶硅薄膜电池目前Pm较大的也就100W左右。在同等外部条件下，若使用180W的单晶硅电池组件的数量比使用100W非晶硅薄膜电池组件少50%。而180W的单晶硅电池组件和100W非晶硅薄膜电池组件外形尺寸相差不大。因此，使用单晶硅电池组件的占地面积约为非晶硅薄膜电池一半，在考虑土地成本的前提下，可节省大量的投资。
38、本工程太阳能电池组件拟采用单晶硅太阳能电池组件。 5.1.2单晶硅太阳能电池组件的参数及外形 本工程拟采用单晶硅太阳能电池组件型号为CNPV-180W。 组件参数如下： a最大功率（Pmax）：180Wp b开路电压（Voc）：43V c短路电流（Isc）：5.77A d最大功率点电压（Vmp）：35V e最大功率点电流（Imp）：5.14A f组件尺寸（mm）：1580×808×35 g电池片转换效率：16.89% h组件转换效率：14.10% 1580 35
39、 FRONT VIEW 808 图5-1 CNPV-180M正面详图 图5-2 CNPV-180M背面详图 5.1.3光伏系统方阵支架的类型 1、太阳能电池阵列用支架 光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂跟踪系统。跟踪系统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，以使太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大。光伏跟踪器可分为如下类型：单轴跟踪器、方位角跟踪器、双轴跟踪器，不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）的影响不同，双轴跟踪器能使方阵能量输出提高约29％，单轴跟踪器能使方阵能量输出
40、提高25％，方位角跟踪器能使方阵能量输出提高21％。但系统成本将明显增加（双轴跟踪器＞单轴跟踪器＞方位跟踪器），但就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵其性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。所以本项目安装固定形式的支架系统。 2、太阳能阵列的倾斜角和方位角确定 1）固定的太阳能阵列的倾角 大多数情况下，太阳能并网发电系统的方阵倾角一般等于当地纬度的绝对值，这个倾角通常使全年在方阵表面上的太阳辐射能达到最大，适于全年工作系统使用。本项目中固定安装系统的方阵倾角经过RET Screen能源模型—光伏项目软件优化，以及综合考虑节约用地的原则，本次固定的太阳能支架方阵斜角为
41、45度。 2）太阳能阵列的方位角 固定的太阳能支架方位角是指输入垂直照射到方阵表面上的光线在水平地面上的投影与当地子午线间的夹角，一般正南方向定为零点，故太阳能阵列的方位角为0°。 5.1.4逆变器的选择 并网逆变器具有最大功率跟踪功能，该设备用来把光伏方阵连接到系统的部分。最大功率跟踪器（MPPT）是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能使方阵工作在输出功率最大的状态，实现方阵的最佳工作效率。逆变器型号采用SG100K3。 本项目拟采用100kW/50 kW光伏直流/交流并网逆变器，该类型光伏直流/交流电能转换器采用美国TI公司32位专用DSP
42、芯片LF2407A控制，主电路采用日本最先进的智能功率IGBT模块（IPM）组装，采用电流控制型PWM有源逆变技术和优质环行变压器。该逆变器克服了晶闸管有源逆变的一切弊病，可靠性高，保护功能全，且具有电网侧高功率因子正弦波电流、无谐波污染供电等特点。 该类型逆变器提供液晶LCD+按键的人机界面，同时提供RS485通讯接口，可以方便地与系统运行指示牌和上位机进行实时通讯，实现远程监控。 保护功能： 极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护； 系统通讯： 通讯接口：RS485或CAN总线； 电网监测：按照UL1741标淮。 表5-1 逆变器特性参数值 1
43、 直流输入 1.1 最大直流电压 880Vdc 1.2 最大功率电压跟踪范围 450-820Vdc 1.3 最大直流功率 110kWp 1.4 最大输入电流 250A 1.5 最大输入路数 4 2 交流输出 2.1 输出功率 100kW 2.2 额定电网电压 400Vac 2.3 额定电网频率 50/60Hz 2.4 总电流波形崎变率 ﹤3%(额定功率) 2.5 功率因素 ≥0.99(额定功率) 3 机械参数 3.1 宽/高/深 1020/1964/770(mm) 3.2 重量 800kg 5.2光
44、伏电站的系统设计与布置 5.2.1光伏阵列的布置 太阳能阵列的列间与行间距离的确定 太阳能阵列的行间距离与日照和阴影有关，由于厂址内无障碍物的遮挡，而且又比较平坦，所以只考虑阵行间阴影的影响即南北方向。行间距离的计算要相对复杂一些，通常阵列的影子长度因安装场所的经度、季节、时间不同而异，如果在最长时间的冬至，从上午9时至午后3时之间，影子对阵列没有遮挡，那么光伏输出功率就不会有影响。通过查询冬至太阳位置图，得出当地纬度下的太阳高度，算出影子倍率。经过计算得光伏网阵平面布置时CNPV-180W组件行间距离为5.3m。 5.2.2光伏电站的系统设计 CNPV-180W的系统设计：首先由1
45、6块太阳能板组成一个2.8kW的光伏阵网，每36个网阵构成一个100kW的子系统。每十个子系统组成一个1MW分系统。 根据项目地块特点，考虑系统的可靠性和灵活性，将2.0MW并网发电系统分为2个系统，其中两个系统分别为1MW，直流输出电压为568V。各区之间用维修道路分开，区内再以100kW作为子系统划分。 每个子系统独立地通过并网逆变器转换为380V/50Hz交流电，每个分系统通过各区的0.4kV/10KV 箱式变压器升压到10kV，进入项目变电所经过10kV/35kV变压器送出并网。见示意图5-3、图5-4。 图5-3 2.0MW光伏电站系统原理图
46、 图 5-4 100kW子系统示意图 5.3系统年发电量的估算 5.3.1太阳能电场发电量计算的基础数据 1、光伏组件的基础数据 型号：CNPV-180W 数量：11429 2、光伏温度因子 光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，不同类型的大多数电池效率呈现出降低趋势。光伏温度因子取0.4％/℃ 3、其他光伏阵列的损耗 由于组件上有灰尘或积雪造成的污染，污染的折减系数取95％。 4、电力调节系统的损耗 （1）逆变器的平均效率 逆变器是用来控制太阳电池方阵和把直流输出变为交流输出的仪器。逆变器的平均效率取96％。 （
47、2）光伏电站内用电、线损等能量损失 初步估算电站内用电、输电线路、升压站内损耗。约占总发电量的2％，故损耗系数为98％。 5、机组的可利用率 虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然会造成损失，其系数取1％，机组可利用率为99％。 5.3.2年发电量的估算 光伏系统的发电量是通过RET Screen International软件计算，该软件是已标准化和集成化清洁能源分析软件，在世界范围内都可应用。太阳能日照数拟采用NASA数据库提供的22年间太阳辐射数据的平均值。各月水平面上的平均辐射量、各月平均温度见下表5-4、5-5。 表5-4 各月水平面上的平均辐射量
48、 月 1 2 3 4 5 6 辐射量（kWh/m2/day） 2.47 3.42 4.59 5.49 6.12 5.82 月 7 8 9 10 11 12 辐射量（kWh/m2/day） 5.44 5.16 4.59 3.38 2.46 2.13 表5-5 各月平均温度 月 1 2 3 4 5 6 温度（℃） -17.2 -11.3 -0.12 11.5 20 23.2 月 7 8 9 10 11 1
49、2 温度（℃） 23.7 22.2 17.3 8.55 -3.98 -13.7 本工程光伏组件选用单晶硅太阳电池组件，可按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%，至25年末，衰减率为20%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。最佳安装角度45°时，电池组件接受的年辐射量为1582.43kWh/m2，单晶硅太阳电池组件的受光面积为35520m2，通过第1年到第25年的年发电量计算，总发电量为7225万kWh，平均年发电量约289万kWh。 6电气 6.1电气一次 6.1.1接入电力系统方式 本项目发电量大部分自用，余量上网。拟选厂址亦选择并入通裕集
50、团工业园区变电站的用户侧并网方案。在赤峰市元宝山区光伏发电站建设35kV升压站一座，本期2.0MW光伏发电系统以10kV电压等级接入光伏发电站升压站，光伏发电站升压站出单回35kV线路至站址附近110kV变的35kV侧。 6.1.2电气主接线 l、光伏电站集电线路方案 本期工程共装2.0MW光伏组件，每100kW为一个子系统，经过100kVA逆变器逆变成电压为0.40kV的三相交流电，每十个子系统接入一台1.2MVA非晶合金箱变至35kV侧。本工程安装的2.0MW光伏电池组件采用每1MW一变，共2台1.2MVA相变，以2回35kV线路通过地埋电缆接入光伏电站35kV开关站的35kV母线
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