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1、光伏项目建议书（范本）光伏项目建议书批准:审核:编写:光伏项目建议书目录1综合说明12太阳能资源73工程地质124工程任务与规模165光伏系统总体方案设计及发电量估算186工程管理设计307环境保护308工程投资估算389财务评价与社会效果分析571综合说明1.1 概述1.1.1 项目简介为加快我国可再生能源发展，更好地满足经济社会可持续发展的需要，国家制定并颁布了可再生能源法，同时制定了可再生能源中长期发展规划和可再生能源发展“十三五”规划等一系列的规划和政策，使我国的太阳能能开发建设进入了一个快速发展阶段。根据大唐国际发电股份有限公司分公司委托，西南电力设计院有限公司负责承担本光伏发电项目
2、的项目建议书报告编制工作。1.1.2项目地理位置本项目拟选站址位于*境内。*位于中国西南部、长江上游地区，地跨东经*oll*oH北纬*。10，*。13，之间的青藏高原与长江中下游平原的过渡地带。东邻*,南靠*,西接*,北连*；辖区东西长470km,南北宽450km,幅员面积8.24万kr2*位于东经106o56,-107o43,北纬29o21,-30o01之间。地处*中部，东邻*县，南接*区、*区，西连*区，北靠*区、*县。全境东西宽74.5公里，南北长70.8公里，幅员面积2942.34平方公里。居*及腹地，扼江、*江交汇要冲，历来有*门户之称，经济上处于长江经济带、*干流开发区、*ft扶贫
3、开发区的结合部，有承东启西和沿长江辐射的战略地位。从分析可知，本项目场址本阶段建推荐年总辐射值约3495MJi2,根据太阳能资源等级总辐射(GB/T31155-2014)中关于总辐射年辐照量等级相关规定，本工程地区太阳能资源等级为一般(D级)。根据太阳能资源等级总辐射(GB/T31155-2014)中关于总辐射稳定度等级规定，本工程地区太阳能资源稳定度等级为欠稳定(D级)。1.3 工程地质场地位于小起伏低ft斜坡上部，ft顶海拔在80090Om之间，斜坡坡脚地带海拔50060Om之间，相对高差300400m,整体坡度在2030。之间，植被发育，以树木为主。工程区位于新华夏系第三沉降带之*东部，
4、属于*弧形构造带的组成部分。区内构造形迹以北北东-北东向梳状褶皱为主，背斜近轴部局部伴生有逆冲断层。场地属侵蚀、溶蚀低ft地貌，拟建场地位于低ft地貌的斜坡上部，场地地层主要为第四系残坡积的粉质粘土，红粘土和三叠系雷口坡组(T2I)以及须家河组(T3Xj)的砂岩夹煤线、页岩、灰岩、泥质灰岩等，大部分地段覆盖层厚度较小，在局部沟谷地段覆盖层较厚。根据中国地震动参数区划图(GB183062015),拟建场地类场地条件下的基本地震动峰值加速度为0.05g,基本地震动加速度反应谱特征周期为0.35s,可不考虑地震液化和软土震陷问题。场地大部分地段地下水埋藏较深，局部沟谷地段可能存在松散岩类孔隙水，埋藏
5、较浅。场地地基类型可能有桩基、天然地基以及土岩组合地基。场地内主要的不良地质作用是滑坡、崩塌、小煤窑采空区及岩溶。小煤窑采空区以村民私采为主，岩溶发育程度为微弱中等发育，存在岩溶不均匀地基和岩溶地基问题。1.4 工程任务和规模*陆上光伏项目主要任务是发电，项目建成后，供电*及*电网。按实际选择位置可布置容量确定为199.92MWpo本期预计2020年投产。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量晶体硅太阳电池在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均已达到国际先进标准，国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件能满足本项目的需要。本项目暂以某公司72片400Wp单晶硅光伏组件为样本进行设计。结合本项目具体情况
6、，本工程暂以某公司175kW组串式逆变器为样本开展设计。本项目太阳电池方阵的运行方式采用固定式，光伏阵列的最佳倾角为12oo项目建成后，首年发电量为160829.90MWh,25年年均发电量为149998.50MWh,首年等效利用小时数为804.47h,年均利用小时数为750.29ho1.6总图部分1.1.1 光伏阵列设计原则固定支架光伏阵列采用固定支架安装，组串布置形式按竖向布置，采用最佳倾角固定安装在支架上。考虑不破坏现场的生态环境，光伏组件最低点距离地面距离不少于0.5m。光伏阵列布置应避开坡度过陡的区域，同时避开上午9点到下午3点存在阴影的区域(ft体、高压线等)。(4)子方阵尽量布置
7、成方形，且尽量将逆变器及箱变布置于子方阵中部并靠近道路布置。1.1.2 总图运输设计原则(1)电站总平面布置严格遵照可研设计审定的设计方案，依据太阳能资源、高压出线走廊方向、水源、环保、站区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等因地制宜进行布置。站区内道路设置满足施工及光伏组件的安装和运输条件，基本不设环道，坡度不宜过大，尽量利用原有村道，节省投资，方便交通组织。方阵内道路要满足检修通行需要，考虑后期检修维护、清洗和绿化要求。每台箱变应有道路连接，方便交通运输。(4)光伏阵列区新建道路为4m宽泥结碎石道路。管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑。(6)管线(沟)力求
8、顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度。站内严禁大范围土地平整等对生态环境造成破坏的行为。1.1.3 站区地理位置及总体规划本项目拟选站址位于*境内，厂址区域海拔高程主要在250700m之间，场地内以ft地地形为主，工程地质条件较好，本工程用地范围坐标如下表所示，用地范围详见下图。光伏电站用地范围坐标表序号经度(E)纬度(N)1234567891()光伏电站用地范围图站区总平面布置应结合站区总体规划及电气工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等各方面因素。本项目由70个2.856MWp单元
9、组成，总装机容量约为199.92MW,占地面积约18Ohm2。光伏场区各区域之间利用既有道路和新建道路进行连接。1.7 设计概算本项目静态投资63990万元，动态投资64615万元，单位静态投资3200元kW,单位动态投资3232元/kW。1.8 财务评价本项目按上网电价0.50元ZkWh进行财务评价得出：项目投资财务内部收益率为8.11%（税后，下同），资本金财务内部收益率为12.65%,投资回收期为10.76年，总投资收益率为5.79%,项目资本金净利润率为16.96虬项目资本金财务内部收益率（12.65%）高于资本金基准收益率（8%）,因此，该项目财务评价可行。1.9 结论及建议1.9.
10、1 太阳能为二十一世纪最有开发价值的绿色环保新能源。本工程地处我国太阳能储量较丰富的地区，开发绿色环保新能源符合国家产业政策，对于地区经济可持续发展起到积极作用。1.9.2 本工程地区太阳能资源等级为一般（D级）。稳定度等级为欠稳定（D级）。1.9.3 场址的工程地质条件、交通运输条件、环境影响评价均满足工程建设要求。1.9.4 本项目采用的400WP单晶硅光伏组件，光电转化效率20.3%,符合国家“领跑者计划”的要求，具有良好的示范效应，系统总效率82.9%o1.9.5 本项目地面部分采用12。倾角安装光伏组件，其斜面上的全年接受到的太阳能辐射量为970.8kWhm2。首年发电量为16082
11、9.90MWh,25年年均发电量为149998.50MWh,首年等效利用小时数为804.47h,年均利用小时数为750.29ho1.9.6 本项目静态投资63990万元，动态投资64615万元，单位静态投资3200元kW,单位动态投资3232元/kW。本项目按上网电价0.50元/kWh进行财务评价得出：项目投资财务内部收益率为8.11%（税后，下同），资本金财务内部收益率为12.65%,投资回收期为10.76年，总投资收益率为5.79%,项目资本金净利润率为16.96虬项目资本金财务内部收益率（12.65%）高于资本金基准收益率（8%）,因此，该项目财务评价可行。1.9.7 建议目前本工程场址
12、无太阳辐射实测数据，Meteonorm和SolarGIS数据均存在偏差，项目设计应基于实测数据，建议在场址开展连续一年以上的太阳辐射观测工作。1.10工程特性表项目单位数量备注装机容量MWp199.92占地面积hm2180海拔高度M250-700经度（北纬）()维度（东经）(0,)工程代表年太阳总辐射量MJm234952太阳能资源2.1 区域太阳能资源概况2.1.1 地形地貌与气候概况*有*,东有*,东南有*,南有*,地形大势由南北向长江河谷倾斜。*海拔高度多在168400m之间。最高峰为*边缘的界*,海拔2796.8m；最低为*县长江水面，海拔73.1mo全市海拔高差2723.7mo境内ft
13、高谷深，沟壑纵横，ft地面积占76%,丘陵占22%,河谷平坝仅占2%。其中，海拔500m以下的面积3.18万km2,占幅员面积38.61%；海拔50080Om的2.09万km2,占幅员面积的25.41%；磁800120Om的1.68万km?,占幅员面积的20.42%；海拔120Om以上的1.28万kn?,占幅员面积的15.56%。*地势由南北向长江河谷逐级降低，西北部和中部以丘陵、低ft为主，东南部靠*和*两座大ft脉，坡地较多，有“ft城”之称。总的地势是东南部、东北部高，中部和西部低，由南北向长江河谷逐级降低。*位于*中部，属于中亚热带湿润季风气候，常年平均气温18.1,年均降水量为107
14、2mm,无霜期317d,日照1248ho2.1.2 太阳总辐射空间分布根据*气候中心发布的*总辐射空间分布图（图2-1）,*地区太阳总辐射年总量为30363947MJ/m2,高值区位于*地区的东北部，代表站为巫ft,最大值为3947MJ/璇；低值区主要分布于*地区东南部，其中大部分站点均不足3300MJ/m2；最小值为3036MJ/m2,出现在*站；*地区西部有一个次低值区，代表站为*和*。本工程项目所在区域年总辐射在3400MJ/m2附近。105105.5 106 106.5 107 107.5 108 108.5 109 109.5 110 110.5 经度E(a)太阳总幅射 图2-1 *
15、太阳能资源分布图O32.5.059 5 30.30.29.29.28.2.2 太阳能资源分析2.2.1 参证气象站太阳能资源本项目位于*乡，场址海拔约720m,距离本光伏项目最近的气象站为*气象站，为国家一般站，位于*后街49号，该站于1952年10月1日建站投入使用，历史上2次迁址，最近一次于1987年12月11日迁至现址，观测场25X25m,海拔高度273.5m,目前主要承担地面、酸雨观测任务。*气象站气象数据可以作光伏电站设计气象条件的参考，必要时需要对气象数据进行修正。设计气象条件需收集气象站资料后进一步分析。2.2.2 场址太阳能资源2.2.2.1Meteonorm数据Meteono
16、rm软件包含了世界上8300多个气象站观测数据，数据种类包括太阳总辐射、温度、湿度、降水、降水日数、风速和风向以及日照时数数据，数据库被用于PVSySt太阳能光伏系统设计软件等软件，数据库最新版本为MeteonOrmo通过插值，MeteOnOrm可以获得任何地方的太阳辐射数据。对于太阳总辐射数据，Meteonorm利用附近气象站太阳总辐射多年实测数据根据Sherpard重力插值方法求得。读取本光伏场址Meteonorm典型年数据，见表2-1、图2-2,数据代表年为19912000年。可知，场址总辐射年值为3298MJm2,总辐射年内变化区间为101500MJi2,最小值与最大值的比值为0.20
17、,1-8月总辐射值逐渐增大至最大值，812月份逐渐减少至最小值，从季节角度来看，夏季总辐射值最大，冬季总辐射最小。光伏电站场址Meteonorm逐月总辐射数据表21项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年总辐射(MJm2)112144238320364367500493320194144IOl3298图2-2光伏电站场址Meteonorm逐月总辐射数据2.3.2.2SolarGIS数据SolarGIS是由GeoMOdeISoIarS.r.o.开发的太阳能评估和规划交互式工具，利用卫星遥感数据、全球大气再分析资料、GIS（地理信息系统）技术和先进的科学算法得到高分辨率太阳能
18、资源及气候要素数据库，涉及范围已涵盖欧洲、非洲和亚洲。SolarGIS实质上由一系列高分辨率的气象要素数据库构成，其中太阳辐射数据分辨率可达到250moSolarGIS采用的是半经验的辐射传输模式，主要输入资料有MeteOSat、GOES、MTSAT等卫星的云指数和降雪指数、CFSRGFS再分析数据的水汽资料，Merra_2、MACC再分析数据的大气光学厚度数资料，GFS和CSFR再分析数据积雪厚度资料以及SRTM-3的数字地形资料，最终计算得出的包括太阳辐射、温度在内的一系列气象要素值，日内瓦大学认为市场上最优秀的太阳能资源前期工具。读取本项目场区的SOlarGIS总辐射年值为3692MJm
19、202.2.3.3推荐总辐射数据考虑到本项目无实测太阳辐射观测数据，本次采用Meteonorm和SolarGIS两者的均值作为本光伏电站的太阳能水平面总辐射值，即水平面年均总辐照量为3495MJm2,斜面的辐照量根据工程实际选取的组件倾角确定。2.4太阳能资源评价通过以上分析计算，本阶段建推荐光伏电站场址年总辐射值约3495MJm2,根据太阳能资源等级总辐射(GB/T31155-2014)中关于总辐射年辐照量等级相关规定，本工程地区太阳能资源等级为一般(D级)。根据太阳能资源等级总辐射(GB/T31155-2014)中关于总辐射稳定度等级规定，本工程地区太阳能资源稳定度等级为欠稳定(D级)。目
20、前本项目场址无太阳辐射实测数据，Meteonorm和SolarGIS数据均为卫星模拟数据，与实际太阳辐射存在偏差，项目设计应基于实测数据，应在场址开展连续一年以上的太阳辐射观测工作。3工程地质3.1 区域地质条件3.1.1 区域地形地貌区域内的主要地貌类型为侵蚀、溶蚀低ft地貌，拟建场地位于低ft地貌的斜坡上部地段，ft顶海拔在800-900m之间，斜坡坡脚地带海拔500600m之间，相对高差300400m0工程区地形地貌严格受着地质构造的控制，为一系列的北北东北东向背斜ft系和长条形开阔的向斜槽地组成平行岭谷。区内主要河流为长江及其支流。3.1.2 区域地质构造与地震工程区位于新华夏系第三沉
21、降带之东部，属于*弧形构造带的组成部分。区内构造形迹以北北东北东向梳状褶皱为主，背斜近轴部局部伴生有逆冲断层，南部因川黔经向构造带深入，生成了一系列南北向压性构造形迹，与北北东北东向构造形迹形成一系列复杂的复合关系。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）,拟建场地在类场地条件下地震动峰值加速度为0.05g,地震动加速度反应谱特征周期为0.35So3.1.3 区域地层岩性根据1:20万区域地质图。幅），拟建场地附近区域出露地质层简要介绍如下：（1）二叠系地层1二叠系下统（pp：灰色中厚层状灰岩，炭质页岩2二叠系上统（P2）：灰色中厚层状灰岩，炭质页岩夹煤线（2）三叠系地层1三叠系下
22、统飞仙关组（TJ）：中厚层状灰岩，泥质灰岩2三叠系下统嘉陵江组（TJ）：中厚层状灰岩，白云岩3 三叠系中统雷口坡组（T2D：中厚层状泥质灰岩，灰岩，页U4石4 三叠系上统须家河组（T3Xj）:灰白色砂岩，粉砂岩夹煤线，页岩（3）侏罗系地层1）侏罗系下统珍珠冲组（J1z）:粉砂质泥岩、页岩，石英砂岩2）侏罗系中下统自流井组（JZ）：紫红色泥岩，页岩，夹灰岩1-23）侏罗系中统沙溪庙组（内xs）：紫红色泥岩，页岩，砂岩（4）第四系地层（Q）主要分布于沟谷、坡地等地带，在坡地则以残积、坡积为主，ft顶多见残积粘性土混碎石。3.2场地工程地质条件3.2.1 地形地貌拟建场地位于*东北方向约20km处的
23、*村，东距*乡约1.5kmo场地位于小起伏低ft斜坡上部，整体坡度在2030。之间，厂址区域西高东低，地面标高在600850m之间，厂址北侧约6km处为长江，厂址北侧约900m外ft脊另一侧为一个小型水库。植被发育，以树木为主。图3.2-1场地地貌图3.2.2 地层岩性根据区域地质资料，场地的地层主要为第四系残坡积的粉质粘,红粘土以及下卧的三叠系雷口坡组(T2I)以及须家河组(TK)的砂岩夹煤线、页岩、灰岩、泥质灰岩等。3.2.3 地质构造根据区域地质资料，场地位于火烧场背斜北翼，倾角1634。距离场地较近的断裂为场地东侧约20km处的龙包场断层及场地西侧约23km处的爹口石逆断层，均为非全新
24、活动断裂。3.2.4 地下水场地位于斜坡上，地下水类型按赋存介质分为松散岩类孔隙水，基岩裂隙水和岩溶水。松散岩类孔隙水：主要赋存在第四系覆盖层中，以上层滞水为主,主要靠降雨补给，向低处沟谷排泄。水量有限，无统一水位。基岩裂隙水：主要赋存于基岩裂隙中，该类地下水以构造裂隙及风化裂隙水为主，埋深受地形、地层岩性、构造及大气降水直接影响，一般埋藏深。岩溶水：主要赋存在下卧可溶岩的岩溶管道之中，其分布和赋存情况与岩溶洞隙的发育程度与规模、补给条件等直接相关，一般埋藏较深。3.2.5 不良地质作用场地内主要的不良地质作用是滑坡、崩塌、小煤窑采空区及岩溶。小煤窑采空区以村民私采为主，岩溶发育程度为微弱中等
25、发育，存在岩溶不均匀地基和岩溶地基问题。3.2.6 红粘土场地部分地段覆盖层有红粘土，存在“上硬下软”的特点，在靠近基岩面附近，可能存在软塑状红粘土。4工程任务与规模4.1 工程建设必要性(1)符合我国能源产业发展战略和方向根据中华人民共和国可再生能源法、国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定、国家能源发展战略行动计划(2014-2020年)及推动能源生产和消费革命的总要求，为促进可再生能源开发利用，2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分应别达到15%、20%o光伏发电是新能源领域中技术最成熟、最具规模开发条件以及有商业化发展前景的发电方式之一。本项目的开发建设，符合我国能源
26、产业发展战略和方向，有利于调整*电源结构，提升*全市可再生能源的消纳比例。（2）优化电源结构、提升可再生能源消纳占比根据国家各省可再生能源电力总量消纳责任权重文件（发改能源（2019）807号）。2020年，*可再生能源最低消纳责任权重为45%,激励性消纳责任权重为49.5%。*可再生能源资源条件相对较差，属第四类太阳能资源、第四类风资源地区，本项目的建设在满足地区经济增长对电力的需求的同时，还将有利于全市电源结构优化，助力全市达到最低消纳责任权重45%要求指标。（3）缓解环境保护压力随着化石资源（石油、煤炭）的大量开发，不可再生资源保有储量越来越少，同时环境问题越发突出。中华人民共和国国民经
27、济和社会发展第十三个五年规划纲要提出了“十三五”期间单位国内生产总值能耗降低15%左右，主要污染物排放总量减少1015%。利用光伏发电，可替代并节约化石燃料能源，可减排温室气体量和其他污染物。综上所述，*陆上光伏项目的建设符合我国可持续发展能源战略，可促进地方经济的发展，是对地区电网能源消耗的有益补充。因此，积极开发本项目是必要和可行的。4.2 工程建设规模与接入系统方案设想根据光伏所在地区电网的结构以及项目本期装机容量，本期接入系统方案设想为：*陆上光伏项目以1回IIokV线路接入11OkV白塔变电站，线路长度约19km,导线截面为230Omm2。本项目建成后，供电*及*电网。最终的接入系统
28、方案以电网主管部门审定的接入系统审查意见为准。4.3 系统总体方案设计及发电量估算1.1.1 组件选型太阳电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率和廉价。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料；同时也减少了系统连线,降低线损。本项目规模较大，项目太阳电池组件的选型应该优先考虑效率较高的大功率电池组件，以降低造价并提高系统效率。晶体硅太阳电池在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均可以达到国际先进标准，国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件足够满足本项目的需要。本项目暂以某公
29、司72片400WP单晶硅光伏组件为样本进行设计。下表为该组件参数表：表5-1400WP单晶硅光伏组件技术参数表组件型号/指标单位数据峰值功率Wp400开路电压（Voc）V44.0短路电流（ISC）A11.80工作电压（Vmppt）V36.2工作电流（ImPPt）A11.05尺寸mm200699435重量kg23峰值功率温度系数%-0.37开路电压温度系数%-0.286短路电流温度系数%+0.057首年功率衰降%22-25年每年功率衰降%0.55组件效率%20.35.2光伏阵列的运行方式选择1.1.2 光伏阵列的支架型式选择采用相同的晶体硅太阳电池组件，不同的电池组件支架将对太阳电池方阵的建设用
30、地产生影响，有些差距还很大，这对项目的建设用地指标和建设规模都有很大影响。落地光伏电站比较常用的太阳电池组件支架有固定式支架、水平单轴跟踪支架、倾斜单轴跟踪支架（也称倾纬度角单轴跟踪支架）和双轴跟踪支架综合而言，跟踪系统发电量提高很明显，尤其是双轴跟踪系统，发电量提高比较明显，但其成本、占地面积提高不少，支架故障维护率也提高一些。为减小投资，综合考虑以上各方面因素，借鉴国内成熟技术运用，本项目的光伏组件安装方式推荐采用固定安装方式。1.1.3 光伏阵列最佳倾角的计算光伏阵列安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并
31、网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是方阵面全年发电量最大时的倾角。本工程采用PVSySt软件优化，最佳倾角取12。5.3逆变器选型光伏并网发电系统使用的逆变器结构主要有集中式逆变器和组串式逆变器。集中式和组串式逆变器都能满足电网接入的指标要求，可靠性方面，组串逆变器防护等级高，故障影响面小，效率高；初始投资方面组串式逆变器与集中式逆变器方案建站成本基本持平；在后期运维中组串式逆变器具有检测精度高，故障定位精确，配合智能化的管理系统更能实现智能化运维，可减少运维人员及运维成本。对于ft区光伏，组串式逆变器具有多路MPPT,可有效减小阴影遮挡，失配等带来
32、的发电量损失。因此本项目选择组串式逆变器方案。本工程暂以某公司175kW组串式逆变器为样本开展设计，其主要参数见下表：表5-6国产175kW组串式逆变器参数表序号名称参数逆变器型号/1逆变器功率-(1)逆变器额定输出功率175kW(2)逆变器最大输入功率193kW2逆变器效率一(1)最高转换效率99.02%(2)*中国效率（加权平均效率）98.43%3逆变器输入参数-(1)最高输入电压DC1500V(2)MPPT电压范围500-1500V(3)每路MPPT最大输入电流26A(4)直流侧输入回路数18串、9路MPPT4逆变器输出参数-(I)额定输出电压800V(3)输出频率要求50HZ(4)额定
33、频率范围45Hz55Hz(5)功率因数0.8超前-0.8滞后(6)最大交流输出电流140.7(7)总电流波形畸变率3%5工作环境温度范围-25oC-60oC06相对湿度100%（无凝露）7满功率运行的最高海拔高度4000米下无需降额8重量84kg9尺寸（宽X高X深）1035*700*365mm10壳体材料满足IP6511通讯方式RS485通讯与PLC通讯本工程光伏并网发电系统，推荐采用分块发电、集中并网方案，整个发电系统由地面光伏光伏组成，共安装499800块400WP单晶硅组件，全场总共70个方阵，并网容量为171.5MW。每个电池方阵配置14台175kW组串式逆变器。每个电池方阵由7140
34、块40OWP单晶硅太阳能电池组件串并联而成。每个光伏发电方阵分别经过1台250OkVA350.8kV箱式升压变压器将电压升至35kV,多台升压变压器并联后用35kV电缆接入35kV高压室35kV母线。5.4.2光伏发电单元组件串并联设计设计原则：大型光伏并网电站是由很多光伏发电单元系统叠加而成的，通过对光伏发电单元的优化设计，可达到整个光伏电站系统的优化设计。(1)太阳电池组串的串联路数计算：光伏方阵由太阳电池组件经串联、并联组成，一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组太阳电池组串、直流连接电缆等。太阳电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的
35、最大系统电压所确定，串联后称为太阳电池组串。根据GB50797光伏发电站设计规范6.4.2关于串联数量的公式NVdCmaX(6.4.2-1)Vl+(r-25)XKyocvVmpptminNmppimax(6.4.2-2)Vl+(r,-25)T,Vl+(r-25)T,pmVpmv其中:Kv光伏组件的开路电压温度系数（400Wp组件为-0.286%oC）ICV光伏组件的工作电压温度系数（400Wp组件为-0.286%oC）N光伏组件的串联数t光伏组件工作条件下的极限低温（C,取10）f光伏组件工作条件下的极限高温（,暂取70C）Vdcmax逆变器及组件允许的最大直流输入电压（V,组件耐压为1500
36、V）Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值（V,175kW逆变器为1500V）Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值（V,175kW逆变器为500V）Voc光伏组件的开路电压（V,400WP组件为44.0V）Vpm光伏组件的工作电压（V,400WP组件为36.2V）经过计算，N可取1530之间，故本报告一个组串的组件串联数为30块。（2）太阳电池组串的并联路数计算：按上述最佳太阳电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量=400Wp30=12kWp,每台175kW逆变器实际接入光伏组件17串，容量为204kWpo5.4.3光伏子方阵布置设计由5.2节计算结果可知，本项目确定的太阳能电
37、池方阵支架倾角为12。(1)单支架电池组串的排列设计：考虑到光伏场地为高低起伏的坡地，不考虑场平。一方面为使光伏支架布置灵活，尽量提高对土地的利用效率；另一方面减小土建和支架安装的工程量。综合考虑这两个因素，设计每个晶体硅太阳电池组串支架的纵向为2排、每排15块组件，即每个单支架上安装30块单晶体硅太阳电池组件，满足1个组串。每一支架阵面平面尺寸约为(2)太阳电池阵列间距的设计计算:安装方阵时，如果方阵前面有树木或建筑物等遮挡物，其阴影会挡住方阵的阳光，或当光伏电站功率较大，需要前后排布太阳电池方阵，需要计算建筑物或前排方阵的阴影遮挡。一般确定原则：冬至当天9：00-15:00太阳电池方阵不应
38、被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于Doa）对于平面上计算采用GB50797v光伏发电站设计规范P101公式如下:D= Lcos + Lsin0.707tan+0.43380.707-0.4338tan式中:L为阵列倾斜面长度，L=4.032米;D为两排阵列之间距离；B为阵列倾角，为12。；（|）为当地纬度，取29.5；其中D取值示意图如GB50797v光伏发电站设计规范P102所示：图512方阵间距示意图经计算，D为5.46m,为施工方便，光伏支架的中心间距D取6m。本工程为ft地光伏，采用专业ft地光伏布置软件对不同坡度及朝向区域进行自动间距计算及布置，布置结果详
39、见光伏区域总平面布置图。本阶段暂无场地测量地形图，待下阶段实际现场勘测后，光伏布置会有修改，光伏装机容量亦可能调整。5.5 光伏子方阵设计5.5.1 交流汇流箱设计本工程逆变器输出电流为188A,电流较大，不另外设置交流汇流箱。5.5.2 光伏系统设备数量统计rrzuW组陵数”聘逆变器KLiJRVV（台）箱式变（2500kVA）（台）#1#192.8567140238141合计199.9249980016660980705.6 辅助技术方案5.6.1 环境监测方案在电站场址内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制
40、盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，通过RS485总线传输方式将数据上传至电控楼集控室计算机监控系统（NCS）网上，实时记录环境数据。5.6.2 清洗方案所有太阳电池组件均为露天布置，很容易积尘。为了保证光伏电站的发电效率，必需对太阳电池组件上灰尘进行及时的清扫和去除。本项目位于海拔较高的ft区，离城镇较远，空气质量较好，用水对太阳电池组件进行冲洗取用水方便，投资少，操作简便，是非常适合当地实际情况的一种方法。5.7 上网电量计算5.7.1 发电量估算采用的气象数据本报告采用水文专业提供的参考气象资料。5.7.2 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
41、率、逆变低压系统效率、子阵升压系统效率3并网系统效率4.不可预见的故障性损失5等五部分组成。系统效率估算表如下所示。本项目综合效率约为82.9%o表5-8系统效率估算表序号效率名称效率系数*光伏阵列效率l1温度影响0.97002组件衰减0.98103灰尘遮挡0.97504组件一致性等失配损失0.99005低辐照损失0.99906阴影或玄层遮挡0.99807直流压降0.9970l合计0.9130逆变低压系统效率21直流线损0.99502低压交流线损0.99203组串及直流配电故障损失0.99904逆变器及辅助设备故障损失0.99905逆变器效率0.98496MPPT追踪效率0.99377配电升关
42、损耗0.99908系统自耗电0.99902合计0.9622二子阵升压系统效率31子阵升压变损耗0.98502高压交流线损0.9980合计0.9830四并网系统效率40.9800五不可预见的故障性损失50.9800系统总效率=I23450.8295.7.3发电量估算光伏电站发电量的估算，应根据太阳辐射量数据算出单位太阳能电池的发电量，再根据系统中太阳能发电组件的多少、统总效率等数据，计算得出无衰减的年发电总量。本项目场址区平均年总太阳能辐射量为970.8kWhm2o本项目地面部分采用12。倾角安装光伏组件，其斜面上的全年接受到的太阳能辐射量为990.3kWhm2o光伏组件在光照及常规大气环境中使
43、用会有衰减，光伏组件衰减率根据国能新能2015194号文（多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3.0%和5%,之后每年衰减率不高于0.7%,项目全生命周期内衰减率不高于20%）,结合光伏组件厂家提供衰减曲线，第一年衰减率取2%,之后每年在前一年的基础上衰减0.55%o25年发电量计算如下表所示：表5-91-25年发电量预估表年份年发电量（MWh）年利用小时数初始164112.14820.89第1年160829.90804.47第2年159927.28799.96第3年159024.67795.44第4年158122.05790.93第5年157219.
44、43786.41第6年156316.81781.90第7年155414.20777.38第8年154511.58772.87第9年153608.96768.35第10年152706.35763.84第11年151803.73759.32第12年150901.11754.81第13年149998.50750.29第14年149095.88745.78第15年148193.26741.26第16年147290.65736.75第17年146388.03732.23第18年145485.41727.72第19年144582.80723.20第20年143680.18718.69第21年142777.56714.17第22年141874.95709.66第23年140972.33705.14第24年140069.71700.63第25年139167.10696.11年均14999
