基于长治50w光伏电站设计研究

'分类号10486密级UDC编号武汉大学硕士学位论文基于长治50MW光伏电站设计研究研究生姓名：学号：2011212079177指导教师姓名、职称：专业名称：电力工程研究方向：电力工程二〇一四年八月 Researchonthedesignof50MWPVpowerstationinchangzhiWrittenby:Wang,yulinADissertationSubmittedtoWuhanUniversityforMasterDegreeofElectricalEngineeringAugest，2014WuhanUniversity,Wuhan,Hubei,430072,China 郑重声明本人的学位论文是在导师指导下独立撰写并完成的，学位论文没有剽窃、抄袭、造假等违反学术道德、学术规范和侵权行为，否则，本人愿意承担由此而产生的法律责任和法律后果。特此郑重声明。学位论文作者（签名）：年月日 摘要随着全球环境恶化和能源短缺的现象不断加深，可再生能源的探索工作逐渐加大。太阳能作为一种重要可再生能源，正渐渐的广泛用于清洁发电项目。近几年我国加大对光伏电站建设的政策扶持，促进许多投资方大力加入光伏发电项目中，促使光伏电站设计成为新型电气设计课题，越来越多的技术研究正在进行中，争论最大点在光伏组件和继电保护方案。我于2013年参与长治地区50MW光伏电站设计，重点对光伏组件进行设计和继电保护设计研究。本文主要工作：（1）对光伏电站的国内外研究现状进行了概述，并对其进行了归纳和分析。（2）对长治地区太阳能能源进行分析，判断是否适合光伏电站建设。（3）对光伏电站选址进行分析，打破传统占用沙漠和荒地常规，研究利用市中心周边农村日光温室大棚的屋顶建设太阳能光伏发电系统，集太阳能发电、温室大棚特色种植为一体。（4）对光伏电站的核心光伏电池、光伏支架、逆变器、光伏电池子方阵进行计算设计，制定光伏方阵设计方案。（5）对光伏系统整体进行设计，特别对继电保护进行重点设计，通过通信设计电网随时判断光伏电站运行情况并在故障下动作切除，确保电网安全运行。（6）本文对所做工作进行了总结，并对将来光伏电站设计发展进行了展望。关键词：太阳能资源评估方法,光伏组件选型,光伏电站继电保护设计，通信设计49 AbstractWiththedeteriorationoftheglobalenvironmentandenergyshortagecontinuingdeepen,renewableenergyexplorationworkincreasesgradually.Asanimportantrenewableenergy,Solarenergyiswidelyusedforcleanpowergenerationprojectsgradually.Inrecentyears,ourcountryincreasesthepolicalsupportfortheconstructionofphotovoltaicpowerstation,andpromotesmanyinvestorstojointhephotovoltaicpowerstationproject,andpushesthedesignofphotovoltaicpowerstationtobacameanewelectricaldesignsubject.moreandmoreresearchtechnologyisunderway,.andthemaximumpointisthedebateinPVmoduleandrelayprotectionscheme.Ihavebeenparticipatedinthe50MWphotovoltaicpowerstationdesigninChangzhiareain2013,andthemaximumpointisthedebateinPVmoduleandrelayprotectionscheme.Themainworkisasfollows:(1)Overviewtheresearchstatusofphotovoltaicpowerplantsindomesticandoverseasandmakeconclusionandanalysis.(2)AnalyzethesolarenergyinChangzhiareaanddeterminethesuitablefortheconstructionofphotovoltaicpowerstation..(3)Analyzethephotovoltaicpowerstationsite.Breakthetraditionaloccupationofdesertsandwastelandsofconventional,roofconstructionofsolarphotovoltaicpowergenerationsystemusingdowntownsurroundingruralsolargreenhouse,asetofsolarpowergeneration,greenhouseplantingfeaturesasawhole.(4)Designcalculationofthephotovoltaicpowercoreofphotovoltaiccells,photovoltaicbracket,inverter,photovoltaicsquaresub,andtheformulationofphotovoltaicarray.(5)Designofthephotovoltaicsystemasawhole,especiallythedesignoftherelayprotection.throughthecommunicationnetworkpowergridjudgethePVpowerplantandactionresectionunderfaultcondition,istoensurethesafeoperationofpowergrid.(6)Finally,summarizealltheworkofthispaperandoutlookthenextwork.Keywords:solarenergyresourceassessmentmethod,selectionofphotovoltaicmodules,designofphotovoltaicpowerstation,designofrelayprotectionforphotovoltaicpowerstation,designofcommunication49 目录摘要IABSTRACTII1绪论11.1选题的背景和意义11.2国内外光伏发电现状11.2.1国外光伏发电现状11.2.2国内光伏发电发展现状21.2.3国内光伏发电设计发展现状21.3论文主要研究内容22太阳能资源分析42.1区域太阳能资源分析42.2项目所在地太阳能资源分析52.3小结73光伏电站选址83.1选址分析83.2场址地质分析93.3小结134光伏组件总体方案设计144.1光伏电池方案比选144.2光伏支架方案比选164.3并网逆变器方案比选184.4光伏电池子方阵方案比选204.5方阵设计方案234.6发电量计算244.7小结265总体设计285.1电气一次285.1.1光伏系统电气主接线设计285.1.2过电压保护设计295.1.3站用电设计315.1.4电气设备布置设计315.2继电保护315.2.1监控系统设计315.2.2交直流系统设计355.2.3火灾报警和安防设计3649 5.2.4保护配置设计365.2.5调度自动化设计375.3通信设计395.4土建设计415.5小结446结论与展望456.1结论456.2展望46参考文献47致谢5049 1绪论1.1选题的背景和意义随着全球环境恶化和能源短缺的现象不断加深，可再生能源的探索工作逐渐加大。随着全球人口的增多，到2050年人类对能源需求装机需40-60TW，世界可开采能源0.9TW，潜在水能资源4.6TW，，风能可开发资源2TW，生物质能3TW，核能争议很大，按目前核裂变技术可开发3TW，装机缺口还有30TW-50TW容量。因此，作为可再生能源之一的太阳能是唯一能够保证人类能源需求的能源来源。目前太阳能正渐渐的广泛用于清洁发电项目，是各国最着力发展的技术之一。太阳能能源利用形式最多的是光伏发电，这种发电形式可以独立地作为发电系统，还可与其他发电形式相结合如“风-光互补系统”，还可进行并网即将太阳能电池发出的电通过并网形式馈入电网。近几年我国加大对光伏电建设的政策扶持，促进许多投资方大力加入光伏发电项目中，促使光伏电站设计成为新型电气设计课题，越快越多的技术研究正在进行中。光伏电站建设中光伏组件的布置占用很大的土地面积，抑制大容量光伏电站在市中心周边建设，我于2013年参与设计长治地区50MW光伏电站设计，结合长治市中心周边农村耕地以蔬菜大棚为主，综合两者的功能需求，提出利用日光温室大棚的屋顶建设太阳能光伏发电系统方案，并对此课题进行研究,重点对光伏组件进行设计和继电保护设计研究。1.2国内外光伏发电现状1.2.1国外光伏发电现状欧洲联合研究中心对光伏发电的未来发展作出预测：2020年世界太阳能发电量占世界能源需求的1%，2050年占到20%，2100年则将超过50%。国外光伏发电自1990年进入快速发展时期，2000年以来，德国率先实施“上网电价”法，要求电网公司全额收购用户光伏发电量，该政策实施大大拉动了德国国内光伏市场，连续多年光伏发电安装量居世界第一。继德国之后，欧洲其他国家也先后实施“上网电价”法，促动世界光伏发电发展。2012年美国Semprius公司宣布制成全球效率最高的太阳能高倍聚光光伏49 发电(CPV)模组，该模组采用的是微小三结砷化镓芯片，芯片制程采用基板复用技术，1100倍聚光比，无专门散热系统，效率达到33.9%，批量生产的价格折合到太阳能高倍聚光光伏发电后的上网电价会低于0.1美元/度。1.2.2国内光伏发电发展现状2008年中国电池组件的产量已经稳居全球第一的位置，但国内光伏的需求量不足1%。2009年7月份中国政府执行的“金太阳”政策给中国光伏产业市场提供了640MW需求，并随着不少项目的补贴已经到达项目投资方，刺激了中国光伏发电项目的迅速发展，2013年中国光伏发电将增加10GW，远远超过前几年的累计，预测2020年中国光伏发电装机容量达到50GW。政府为拖动国内光伏市场的发展相关政策从上而下接连不断发布，2014年的政策的重点体现在各省市地区关于光伏电站（电价、补贴）更加具体的细节出台，这让国内光伏发电市场逐步呈现四处开花的局面。在全国光伏发电的迅速发展趋势下，山西长治地区近两年光伏发电项目也剧增，小规模为家庭光伏发电项目此种发电量除自用后再发至公网，大规模为并网光伏发电项目此种所有发电量直接发至公网，目前申请并网的装机容量最大容量为50MW。1.2.3国内光伏发电设计发展现状随着大规模投资方投资建设光伏发电项目，光伏电站设计技术标准也进入火热发展中，国内也出现了罕见的针对电站设计方案的讨论和思辨，特别是在组串式和集中式这两种光伏逆变器选择上存在很大分歧。与所有事物客观发展和认知规律一样，电站设计同样应遵循因地制宜科学规律，根据全球最权威的光伏逆变器行业研究机构HIS截止2013年12月的统计，容量在5MW以上的光伏电站中，全球约98%的电站采用集中式方案接入，而在MW级以下容量的光伏电站中，组串式方案的应用比例增大。不同于欧美国家家用及建筑光伏作为主体的光伏电站设计特点，中国光伏电站设计以地面电站作为光伏系统主要发展对象。在21世纪全球光伏需求增速减慢的大环境下，中国需求将驱动全球光伏产业进入一个新台阶。1.3论文主要研究内容49 中国近几年加大对光伏电建设的政策扶持，促进许多投资方大力加入光伏发电项目中，促使光伏电站设计成为新型电气设计课题，越快越多的技术研究正在进行中。本课题主要针对具体问题，对长治50MW光伏发电光伏组件和继电保护设计进行研究，并在此基础上对系统的其他附属设施进行设计，以期为本地区的光伏发电设计提供一定参考价值，本文内容主要包括以下几个方面：(1)第一章：主要介绍了可再生能源太阳能发展前景以及国内外光伏发电现状，并针对具体问题提出了本文的研究内容。(2)第二章：分析山西区域和长治地区太阳辐射分布情况，判断长治地区是否适合建设光伏电站。(3)第三章：分析光伏电站场址选址原则，并根据场址勘测结果，对基础进行设计。(4)第四章：对光伏电站光伏组件光伏电池、光伏支架、逆变器进行分析设计研究，采用PVSYST软件计算支架倾斜角，分析比较光伏子方阵排列方式。(5)第五章：对光伏电站光伏组件总体设计方案进行设计，特别针对继电保护进行设计。(6)第六章：对本文的设计研究内容进行全面总结，并对以后的相关工作进行展望。49 2太阳能资源分析2.1区域太阳能资源分析中国太阳能资源丰富程度等级划带分布如下图2.1。图2.1中国水平面太阳辐射分布图表2.1中国水平面太阳辐射等级划分表等级资源带号年总辐射量（MJ/m2）年总辐射量（kWh/m2）平均日辐射量（kWh/m2）最丰富带I≤6300≥1750≥4.8很丰富带II5040–63001400–17503.8–4.8较丰富带III3780–50401050–14002.9–3.8一般IV<3780<1050<2.9由图2.1以及表2.1分析可得：山西省的太阳辐射属于II级，光能资源是十分丰富。49 图2.2中国全年日照时数分布图由图2.2分析可得：山西省年日照数在2200-3000h之间，年日照百分率为51.67%。其中绝大部门地区全年日照数在2600h以上，有约1/3的地区在2800h以上，属于日照充足的地区。一年中，以5、6月份为最多，北部地区月平均日照时数达270~290小时，南部地区一般也达230~260小时。11月份，山西省大部分地区日照时数最少，一般都在200小时以内。7、8月份正值雨季，云量较多,日照时数相对减少。全省年总辐射量介于502-611kJ/平方厘米，平均在544kJ/平方厘米以上。在每平方厘米面积上一年内接受的太阳辐射能总量平均为130万千卡，相当于186kg标准煤燃烧所发出的热量。2.2项目所在地太阳能资源分析长治市位于太行山南段、山西省东南部，全境东西最长处约150公里，南北最宽处约140公里，总面积13896平方公里。地理坐标为东经111°58′03＂~11244′04＂，北纬35°49′~37°08′。长治属典型中温带半湿润大陆性季风气候，全年冬无严寒，夏无酷暑，雨热同季。年平均气温在4.9--10.4摄氐度之间：1月份最冷，平均最低气温为-6.9摄氐度；7月份最热，平均最高气温为22.5摄氐度。一般年降水量在537.4-656.7毫米，7月最多，为132.2毫米，1月最少，为5.5毫米，年平均无霜期在156.8-181.9天，年平均风速为1.5-3.0米/秒之间。表2.2长治地区太阳辐射量卫星数据49 月份月平均水平面总辐射量（kWh/m2/d）月平均水平面反射率最佳倾角28°月均辐射量（kWh/m2/d）可照小时数（h）1月2.10.212.39.732月3.10.193.510.73月3.40.173.811.94月4.80.175.213.25月5.90.166.314.36月6.00.176.214.97月5.30.165.714.68月4.20.144.613.79月4.60.134.912.410月3.20.163.611.211月2.30.172.810.012月2.50.192.99.44平均3.90.164.312.17以太阳能地表总辐射的年总量为指标，计算得图2.4：图2.4水平面总辐射量和最佳倾角28℃辐射量逐月变化从图2.4可以得出长治地区多年月平均辐射量和日照时数的变化基本趋于一致。从多年月平均水平来看，从每年的4月份开始到949 月份，太阳光最强时，辐射量最大。最大值出现在5~6月份。冬季的辐射量较小。同时多年月平均水平和最佳倾角辐射量：4月、5月、6月、7月水平总辐射量和最佳倾角辐射量基本相当。而其他月份最佳倾角辐射量明显比水平总辐射量高，尤其在当年10月份至次年3月份。2.3小结通过以上表格数据分析得出：长治市水平年平均日辐照量3.9kWh/m2/d，年平均最佳倾角为28度，最佳年平均日辐照量为4.3kWh/m2/d，平均年辐照量为5677.2MJ/m2/a，太阳能板倾斜面日照强度较水平面日照强度高109.5%。长治地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。3光伏电站选址3.1选址分析49 长治地区煤矿资源丰富，截止2013年属于长治地调的火电装机机组53台，容量412MW，占地区总装机95.08%，为长治地区主要的发电来源，基本满足长治地区电能需求，但随着煤矿资源近二十年的挖掘和利用，煤炭资源越来越少，火力发电成本越来越高，而且火力发电严重污染环境，中国政府十二五能源发展规划中不新建火力发电而促进新能源建设，光伏电站的新建将逐步改善长治地区发电资源组成框架，将成为长治地区新型快速发展电源。因光伏组件占地面积大，地面光伏电站占地面积将远远大于火力发电厂，选址成为光伏电站首要问题，一般占用沙漠和荒山从而占用面积不受限制，但远离负荷中心，远离公网变电站，造成接入系统投资巨大，太阳能转电能后传输损失增大，综合效率低下，光伏电站发电经济效益低于同等发电容量火力发电，如何解决选址问题是制约光伏电站发展的重要因素之一。长治地区分城区、郊区及十一县，其中城区为负荷中心，郊区建有工业园区部分为负荷中心，而十一县均为农业大县。光伏电站建设需占用大量土地，作为负荷中心的城区无法满足，农业大县土地基本为基本农田，选址只能占用荒山，荒山基本处于县与县交接之处，处于公网变电站布置匮乏之处，接入系统投资过大，综合效益降低。通过对长治地区负荷情况及地理分析，选择在郊区选址，长治郊区长北地区为郊区负荷集中之地，建有漳泽80MW发电厂和漳山120MW发电厂两座，均为长治地区主要供电电源，作为火力发电厂并网集中区，附近公网有220kV变电站3座（其中规划一座），110kV变电站2座，电网网架结构完善，附近有首钢长治钢铁公司，康庄工业园区，高新区工业园区，长治机场，长治北火车站，长治在建新城区等重要负荷，同时作为城市的边沿区，现有7个农村大量耕地，满足占地需求，但占地后农村人口将失去耕地收入，会造成社会不稳定因素，给光伏电站后期维护和运营不利。综合两者考虑，在长治地区长北郊区边占用农村耕地，新建农村蔬菜大棚，并利用蔬菜大棚屋顶敷设太阳板，将大棚建设和光伏电站建设融为一体。3.2场址地质分析为了光伏电站光伏组件特别是光伏支架安全稳定运行，需对选址后的场址做地址分析：49 地形地貌:选址地区地形地貌为耕地，地形起伏较大，高程介于918.98～922.72m之间，最大高差3.74m；本场地所处地貌单元为长治盆地黄土堆积地貌。地质岩层:在用地范围内，场地自上而下可分为11层，其中前4层分别为：第①层：耕土（Q42ml），灰褐、褐黄；稍湿；松散；以粉质粘土为主，混有煤屑、灰粉、砖粒、植物根茎等，局部混有较多建筑垃圾。该层分布于整个场地。层底埋深0.40～1.60m，平均0.68m，层底标高918.38～922.03m。第②层：黄土状粉质粘土（Q41al+pl），灰褐、褐黄、红褐；稍湿-湿；可塑。含较多钙质菌丝、姜石、铁锰质结核粒等，该层底部普遍存在约0.50m厚度的大块姜石。无摇振反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。该层具湿陷性，黄土湿陷系数为0.015～0.167，湿陷程度轻微～强烈。属中等压缩性。标准贯入锤击数实测值为4.0～12.0击，平均6.5击。静力触探平均锥头阻力0.54～4.01MPa，平均1.51MPa；平均侧壁摩阻力为25.4～283.3kPa，平均104.6kPa。该层厚度1.10～5.00m，平均2.80m；层底埋深1.80～5.70m，平均3.48m；层底标高915.84～919.02m，平均917.63m。第③层可分为两个亚层：第③层：粉质粘土（Q3al+pl），褐黄、黄褐；湿；硬可塑；含较多铁锰质薄膜、团粒，有黑斑，有孔，呈块状；无摇振反应，稍有光滑、干强度中等，韧性中等；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为7.0～16.0击，平均9.9击；静力触探平均锥头阻力0.85～6.54MPa，平均2.14MPa；平均侧壁摩阻力为18.7～213.9kPa，平均108.8kPa。该层厚度0.50～2.70m，平均1.50m；层底埋深3.20～7.00m，平均4.96m；层底标高914.94～917.65m，平均916.15m。第③1层：粉质粘土（Q3al+pl），褐黄、黄褐；湿-饱和；可塑；该层呈现酥碎状，含较少铁锰质薄膜、腐植质，有孔；无摇振反应，稍有光滑、干强度中等，韧性中等；中压缩性；标准贯入锤击数实测值为5.0～11.0击，平均8.0击；静力触探平均锥头阻力0.57～3.32MPa，平均1.80MPa；平均侧壁摩阻力为0.1～142.7kPa，平均67.4kPa。该层局部缺失，该层厚度0.90～4.30m，平均2.36m；层底埋深5.20～9.00m，平均7.33m；层底标高912.28～914.88m，平均913.71m。第④层可分为两个亚层：第④层：粉质粘土（Q3al+pl49 ），黄色；饱和；软可塑；含腐植质、黑斑较多，零星钙质斑点，该层底部局部见少量铁锰质团粒；无摇振反应，稍有光滑、干强度中等，韧性中等；中压缩性；标准贯入锤击数实测值为3.0～10.0击，平均6.7击；静力触探平均锥头阻力0.58～4.23MPa，平均1.73MPa；平均侧壁摩阻力为0.1～167.4kPa，平均47.9kPa。该层厚度1.50～5.10m，平均2.89m；层底埋深8.00～12.30m，平均10.22m；层底标高909.76～912.22m，平均910.82m。第④1层：粉质粘土（Q3al+pl），灰黄、黄灰；饱和；硬可塑；在106、108、109号建筑物的场地该层含有粉土粒或砂粒相对较多，含较多氧化铁、腐植质，在其他场地该层含较多铁锰质团粒；有或无摇振反应，稍有光滑、干强度中等，韧性中低；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为7.0～17.0击，平均11.5击；静力触探平均锥头阻力0.55～4.75MPa，平均1.95MPa；平均侧壁摩阻力为22.4～450kPa，平均85.6kPa。该层分布不均匀,以透镜体形式或薄层出现，在场地南侧、东南侧局部缺失；厚度0.20～1.70m，平均0.84m；层底埋深9.60～12.80m，平均11.28m；层底标高909.16～911.72m，平均909.99m。第⑤层：粉质粘土（Q3al+pl），暗褐、褐色；饱和；硬可塑；含铁锰质较多，铁锰质薄膜、腐植质、零星蜗牛壳碎片，有孔；该层粘性较大，接近粘土；无摇振反应，稍有光滑，中高干强度，韧性中高；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为9.0～21.0击，平均14.4击；静力触探平均锥头阻力1.34～24.89MPa，平均3.34MPa；平均侧壁摩阻力为44.5～450.kPa，平均170.5kPa。该层厚度0.20～2.00m，平均0.84m；层底埋深9.00～13.50m，平均11.52m；层底标高908.38～910.66m，平均909.51m。第⑥层可分为三个亚层：第⑥层：粉质粘土（Q2al+pl），褐黄、黄灰；饱和；可塑。含氧化铁斑、腐植质、蜗牛壳碎片，该层顶部均有姜石，以场地西北角含量较多、较厚；该层混有粉土、砂粒等，局部以透镜体或薄层形式出现。有或无摇振反应，稍有光滑，中等干强度，韧性中等或低。中低压缩性。标准贯入锤击数实测值为9.0～23.0击，平均15.4击。静力触探平均锥头阻力0.92～28.42MPa，平均2.71MPa；平均侧壁摩阻力为24.2～705.5kPa，平均121.5kPa。该层未全揭穿，揭露层厚度0.20～4.90m，平均2.51m；层底埋深11.50～17.00m，平均14.06m；层底标高905.17～909.18m，平均906.96m。第⑥1层：粉土（Q2al+pl）褐灰、灰色；饱和；中密；含氧化铁斑，少量贝壳片，腐植质等，摇振反应中等；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为12.0～49 28.0击，平均20.5击；静力触探平均锥头阻力1.72～21.21MPa，平均7.28MPa；平均侧壁摩阻力为84.2～450kPa，平均248.5kPa。该层以薄层或透镜体形式存在于⑥层底部，该层厚度0.40～1.30m，平均0.69m；层底埋深12.40～15.50m，平均14.10m；层底标高905.25～907.51m，平均906.55m。第⑥2层：细砂（Q2al+pl）褐黄、黄色；饱和；中密；含氧化铁斑、腐植质，含云母等矿物质成分。该层零星分布，以透镜体形式赋存于⑥层中，揭露层厚度0.50～0.85m，平均0.69m；层底埋深13.50～15.45m，平均14.36m；层底标高905.64～908.02m，平均906.95m。第⑦层：粉质粘土（Q2al+pl），暗褐、灰褐、灰绿色；饱和；硬可塑；含蜗牛壳碎片、铁锰质、铁锰质薄膜多，显块状，粘性大；无摇振反应，稍有光滑，中等干强度，韧性中高。中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为13.0～30.0击，平均20.5击；静力触探平均锥头阻力1.3～9.41MPa，平均3.59MPa；平均侧壁摩阻力为58.5～450kPa，平均194.5kPa。该层厚度0.20～2.30m，平均0.85m；层底埋深13.50～18.00m，平均15.20m；层底标高904.22～907.60m，平均905.81m。第⑧层可分为三个亚层：第⑧层：粉质粘土（Q2al+pl）褐黄、黄褐、褐色；饱和；硬可塑；含零星贝壳片、氧化铁斑、腐植质、姜石、姜石末、铁锰质团粒等；无摇振反应，稍有光滑，中等干强度，韧性中等；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为12.0～31.0击，平均19.9击。静力触探平均锥头阻力0.69～13.871MPa，平均2.95MPa；平均侧壁摩阻力为38.2～594.8kPa，平均133.7kPa。该层揭露厚度0.50～6.40m，平均3.17m；层底埋深15.00～22.80m，平均19.21m；层底标高898.75～906.70m，平均901.77m。第⑧1层：粉土（Q2al+pl）褐黄、暗褐、褐色；饱和；密实；含氧化铁斑、腐植质等，混有沙粒；摇振反应中等，无光泽反应，中等干强度，韧性中等；中低压缩性；标准贯入锤击数实测值为14.0～41.0击，平均25.0击。该层以透镜体形式赋存于第⑧层，该层揭露厚度0.50～3.00m，平均1.36m；层底埋深17.10～22.50m，平均19.92m；层底标高898.97～904.34m，平均900.96m。第⑧2层：细砂（Q2al+pl）褐黄、黄色；饱和；密实；含氧化铁斑、腐植质，云母、石英等矿物质成分。该层零星分布，以透镜体形式赋存于第⑧层，层厚度0.50～0.70m，平均0.60m；层底埋深17.50～22.00m，平均20.30m；层底标高49 899.80～904.83m，平均901.56m。第⑨层：粘土（Q1al+pl）黄褐、暗褐；饱和；硬塑；含铁锰质膜、铁锰质较多，姜石粒、零星贝壳片、氧化铁斑等；无摇振反应，稍有光滑，中高干强度，韧性中高；低压缩性；标准贯入锤击数实测值为12.0～34.0击，平均23.2击；静力触探平均锥头阻力1.06～9.06MPa，平均3.14MPa；平均侧壁摩阻力为26.8～228kPa，平均116.4kPa。该层部分钻孔揭穿，揭露层厚度0.20～6.20m，平均3.49m；层底埋深19.70～26.30m，平均24.12m；层底标高894.26～902.47m，平均896.84m。第⑩层：粘土（Q1al+pl）褐黄、灰黄；饱和；硬可塑；含锈斑多，铁锰质较少，零星贝壳片、氧化铁斑等；较上层稍软。无摇振反应，稍有光滑，中等干强度，韧性中高。低压缩性；标准贯入锤击数实测值为15.0～35.0击，平均22.2击。揭露层厚度0.20～4.70m，平均2.63m；层底埋深24.20～30.50m，平均27.39m；层底标高891.54～896.37m，平均893.30m。第⑾层：粘土（Q1al+pl）黄褐、暗褐；饱和；硬塑；含铁锰质膜、铁锰质较多，白色钙质粉末等。无摇振反应，稍有光滑，中高干强度，韧性中高；低压缩性；标准贯入锤击数实测值为23.0～27.0击，平均24.8击。该层未揭穿，最大揭露深度31.00m，最大揭露厚度4.00m。地下水:根据勘察揭露的地层情况和对地下水的埋藏分析：场地地下水属孔隙潜水，初见地下水位埋深6.80～12.50m，稳定水位埋深2.80～6.10m，稳定水位标高915.70～917.09m。地下水主要受大气降水及侧向径流补给，地下水由东向西径流。水、土腐蚀性评价:拟建场地区域一月份平均最低温度为-6.9℃，,在环境类型为Ⅲ类，无干湿交替作用，考虑冰冻区影响，按弱透水层的情况进行水和土的腐蚀性评价，场地平均含盐总量为0.056～0.079%，主要的腐蚀介质SO42-=211.82～435.88mg/kg，CL-=57.86～395.73mg/kg，PH=6.80～7.28。根据所取易溶盐土样的腐蚀性评价计算结果，地下水对混凝土的结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋有弱腐蚀性，土对混凝土的结构及钢筋混凝土结构中的钢筋均无腐蚀性。不良地质问题分析:光伏电场址区为长治盆地黄土堆积地貌，无滑坡、崩塌、泥石流、及压矿和采空等不良地质作用。3.3小结49 长治50MW光伏电站场址综合考虑光伏电站选址的技术性和农村耕地的冲突，提出设计理念为利用蔬菜大棚屋顶建设光伏电站，通过地质分析，基底持力层大部分为第②层黄土状粉质粘土，在地势较低的地方填土厚度大于1.50m，第①、②层承载力低且具有湿陷性，无论做为地基持力层还是下卧层，均不宜选用天然地基做持力层。该场地范围内第③层粉质粘土埋藏较浅、承载力较高是较理想的地基持力层，建筑物选择该层为持力层，基础以下土层采用换填垫层法进行地基处理。采用③层粉质粘土作为天然地基，开关站建构筑物基础形式宜采用天然条形基础或独立基础，光伏支架基础采用钻孔灌注桩或独立基础。4光伏组件总体方案设计4.1光伏电池方案比选49 光伏组件在并网光伏电站中占据着重要的地位，它将太能能资源直接变为电力资源，是整个并网光伏电站的核心，因此，在并网电站设计中，要充分结合当地的地理环境，气候环境，合理选择适当的光伏组件，提高光伏组件的运行性能，进而有效提高光伏电站的发电效率。光伏电池的选择即关系光能转电能效率，也关系光伏电站投资，不同的光伏电池差价很大，合理选择光伏电池是光伏电站投资建设的首要。光伏电池分类有基本分类、结构分类、用途分类，工作方式分类等四大类分类方法。晶体硅光伏电池单晶硅多晶硅硅基薄膜光伏电池非晶硅微晶硅纳米硅化合物光伏电池有机半导体光伏电池1）光伏电池基本分类2）按结构分类：同质结光伏电池、异质结光伏电池。3）按用途分类：空间光伏电池、地面光伏电池。4）按工作方式分类：平板光伏电池，聚光光伏电池。表4.1光伏电池板光电转换效率电池种类实验室最高效率商业化批量生产效率多晶硅光伏电池20.3%17%单晶硅光伏电池24.7%18%非晶硅薄膜光伏电池12.8%6-8%碲化镉（CdTe）19.5%12-14%铜铟镓硒（CIGS）16.5%9-11%高倍聚光光伏电池42.7%硅基薄膜光伏电池多用于附着建筑物表面，其柔性好，但光电效率比晶体硅低。化合物光伏电池包括砷化镓电池、硫碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。碲、铟、硒地壳中含量少。同时砷、镉、铟都是有毒物质，对人身体有害。有机半导体电池正在发展阶段，国内没有规模使用的实例，发电效率不详。49 聚光光伏电池光电转换效率高，但需要配备一套包括聚光器，散热器，跟踪器及机械传动等聚光系统。因为聚光使电池板变热，而在同样的光照下，电池的输出功率随温度升高而降低，每升高1℃效率下降0.35%～0.45%，所以必须有散热器。不跟踪太阳光聚光器聚光效果不理想，发电量提高有限，需加入跟踪系统和传动系统，系统维护开销大。聚光电池很早就开始研究，是研究的一种方向，但与硅电池在商业运营的经济效益上的较量还有很长的路，有很多技术难关要攻克。晶硅光伏电池以绝对优势占据着光伏电池市场，主要是由于地球上硅原材料贮量丰富，晶体结构稳定，硅半导体器件工艺成熟，对环境的影响很小，国内外均有较大规模应用的实例，太阳电池市场占有率最大，目前价格相对较低。综合考虑各种因素，采用多晶硅电池组件。多晶硅太阳电池组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也比较广泛。装机容量为50MWp，组件用量较大，占地面积较广，组件安装量大，设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以便减少占地面积，降低组件安装量。采用不同规格多晶硅电池组件组成50MWp电池方阵的组件用量比较，见表4.2。表4.2不同多晶硅电池组件组成的50MWp方阵的组件数量比较方案参数方案一方案二方案三组件峰值功率(Wp)185240290串联数量(块)2421181MWp子方阵并联数量(路)2262001921MWp子方阵组件数量(块)54244200345650MWp方阵组件数量(块)271200210000172800由表4.2比较可以看出，采用240Wp和290Wp组件组成50MWp光伏阵列所使用的组件数量较少，组件数量少意味着组件间的连接点少，施工进度较快，且故障几率较少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。综合考虑组件效率，技术成熟性，市场占有率以及项目建设工期、土地情况、厂家供货能力等多种因素，选用多晶硅太阳能电池组件规格为290Wp。选用的多晶硅光伏组件基本参数如下：表4.3多晶硅组件参数尺寸(mm)1968×1000×50输出功率(Wp)29049 峰值电压(V)36.2峰值电流(I)8.02开路电压(V)45短路电流(I)8.59工作温度(°C)-40～85重量(kg)264.2光伏支架方案比选太阳能光伏支架选择考虑的重要因是耐候性，结构必须牢固可靠，能承受如大气侵蚀，风荷载和其它外部效应。安全可靠的安装，以最小的安装成本达到最大的使用效果，几乎免维护，可靠的维修，太阳能固定支架的最大抗风能力216公里/小时，太阳能跟踪支架最大抗风150公里/小时。对光伏电池的支撑分为固定、单轴跟踪、双轴跟踪等方式。单轴跟踪，双轴跟踪等跟踪系统可大大提高电池板的利用率。单轴水平跟踪：提高40%；单轴跟踪倾纬度角：提高51%；双轴高精度跟踪：提高56%。但其跟踪系统目前并未十分完善，转动系统出错或机械故障都会使发电量大大降低，同时需要技术人员维护，投入较大，收益风险大。固定支架结构简单，安装维护方便，收益稳定。表4.4光伏系统安装方式对比表项目发电量提高成本提高占地面积支架故障维护量固定式1.01.01.0基本没有水平单轴跟踪1.1-1.21.21.0少量斜单轴跟踪1.2-1.31.22.0较多双轴跟踪1.3-1.41.32.0-3.0较多经过对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到规模较大，固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护，光伏支架选择固定支架安装，方位角取0°，即面对正南方向。要进行光伏方阵布置，电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，需计算光伏发电系统全年发电量最大时的倾角，即计算固定支架的最佳倾角。本阶段最佳安装倾角采用PVSYST软件进行计算分析。基础数据输入如下图所示：49 图4.1基础数据输入依据PVSYST软件计算得到下表4.5（倾角30°至38°下全年平均辐射量）。表4.5不同倾角下的太阳辐射量倾角（度）斜面太阳辐射（kwh/m2/a）30157431157632157633157734157735157736157637157638157549 图4.2不同倾角下的太阳辐射从比较的结果可以看出，当太阳能电池组件的倾角在27°~29°范围内时，太阳能光伏组件所接收到的年总辐射量较大，大约为1577kwh/㎡/a。鉴于光伏组件安装地点位于农业大棚屋面，应尽可能减少用地，故组件支架采用固定式安装方式，安装角度为28°。4.3并网逆变器方案比选并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：（1）性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此的逆变器效率采用欧洲效率计算。（2）要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。（3）具有保护功能：49 并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。（4）波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。（5）监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。现选取几家国内外技术较为成熟的逆变器做参数比较，如表4.6：表4.6逆变器参数表逆变器型号PVI-CENTRAL-300-TLSG500MXSSL500SPG-500k3TL的最大功率354kW560kW560kW560kW绝对最大输入电压900Vdc1000Vdc900Vdc880VdcMPPT输入电压范围465V~850V450V~820V300V~850V400V~850V峰值效率97.14%98.7%98.3%98%欧洲效率97.14%98.5%97.74%95%额定交流输出功率336kW500kW500kW500kW额定交流输出电流648A1070A760A1070A额定交流输出电压270Vac270Vac380Vac270Vac额定交流频率50Hz50Hz50Hz50Hz功率因数（cosφ）>0.99>0.99>0.99>0.99电流波形畸变率<3%（额定功率）<3%（额定功率）<3%（额定功率）<3%（额定功率）功率因数>0.99>0.99>0.99>0.99隔离变压器（有/无）无无无无过载保护（有/无）有有有有反极性保护（有/无）有有有有过电压保护（有/无）有有有有其他保护有有有有49 工作环境温度范围-10~+50℃-30~+55℃-30~+55℃-25~+55℃相对湿度<95%0~95%0~95%<95%防护类型/防护等级IP20IP20IP20IP20散热方式强制风冷强制风冷风冷强制风冷尺寸(mmxmmxmm)1250x2100x8102800x2180x8501200x2120x10002800x2200x900据市场信息单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，但是单台逆变器容量过大，在故障情况下对整个系统出力的可靠性影响较大。目前国产逆变器最大容量为500kW(成熟产品），1000kW成品目前技术还不成熟。所以，使用500kW的大型逆变器，每个1MWp发电分系统采用两台500kW逆变器，以分组模式运行。这样不仅能够提高运行的可靠性和灵活性，还可避免每500kWP发电单元之间高次谐波的传递与叠加，提高了输出电能的质量。4.4光伏电池子方阵方案比选光伏电池子方阵由光伏电池组件经串联、并联组成，一个光伏电池子方阵即为一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组光伏电池组串、直流连接电缆等。光伏电池子方阵设计应考虑：1）太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。3）太阳能电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。4）各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。光伏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，以及光伏电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为光伏电池组串；光伏电池组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。49 光伏电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，需对串联后的光伏组件串的输出电压进行温度校验。组件串应符合的逆变器直流输入参数保证在70℃时的逆变器MPPT电压满足条件，-20℃时的开路电压满足条件。1个1MWp太阳电池矩阵，全部采用单一的多晶硅太阳电池组件。每台逆变器对应的光伏电池组件串、并联数量如下：（1）光伏电池组件串联的数量及输出电压验算：在不考虑光伏电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该矩阵光伏电池组件在标准测试条件下（光照1000W/m2、工作温度为25℃），允许的最大串联数（Smax）及最小串联数（Smin）分别为：Smax＝Udcmax/Voc＝1000/45＝22（块）Smin＝Udcmin/Vm＝450/36.2＝13（块）考虑了光伏电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该矩阵光伏电池组串的最高输出电压（Vmax）及最低输出电压（Vmin）验算如下：Vmax＝(13～22）×45+(13～22）×45×(70－25）×0.32%＝669.24～1132.56VVmin＝(13～22）×36.2－(13～22）×36.2×(20+25）×0.32%＝402.83～681.72V进一步的温度系数修正验算表明，该矩阵组件的串联数选用18为最佳，即：Vmax＝18×45+18×45×(70－25）×0.32%＝926.64VVmin＝18×36.2－18×36.2×(20+25）×0.32%＝557.77V故矩阵组件的串联数为18块。该矩阵组件的串联数在18块时，其输出电压范围小于逆变器的最高输入电压1000V、小于电池组件的最大系统电压1000V，大于逆变器最低输入电压450V。按上述最佳光伏电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量P1＝单块电池板的容量×18。对应于不同容量的逆变器内的额定功率P2计算，需要并联的最多回路数N1＝P2/P1。每块电池的短路电流I1，不同逆变器允许的最大输入电流I2，对应于不同容量的逆变器内的最大输入电流计算，需要并联的最多回路数N2＝I2/I1。取N1和N2两者之间的较小数，即为最大并联串数N。通过计算分析，1MWp多晶硅电池组件的串、并联数量如下：组件串联数量：18块即：18块290Wp多晶硅太阳电池组件组成1个组串（1路）组串并联数量：192路49 即：192路多晶硅太阳电池组件串组成1个1MWp发电分系统根据对1MWp发电分系统的组件串联数量及组串并联数量设计计算，1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：290Wp多晶硅太阳电池组件数量：3456块发电容量：1.00224MWp（标称容量为1MWp）本期50MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：290Wp多晶硅太阳电池组件数量：172800块发电容量：约50.112MWp（标称容量为50MWp）一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，为了接线简单，线缆用量少，支架用量经济，施工复杂程度低，分别对290Wp多晶硅电池排列进行分析：方案一：将1组多晶硅太阳电池（每串18块）每块竖向放置，排成2行18列；方案二：将1组多晶硅太阳电池（每串18块）每块横向放置，排成3行12列；多晶硅电池组串排列方案如下所示：图4.3方案一电池组排列方案图4.4方案二电池组排列方案多晶硅电池组件不同摆放叠加方式组成1MWp方阵的占地面积、支架用钢量详见表4.7:表4.7多晶硅电池不同安装方式组成1MWp方阵对比表49 方案占地面积(m2)支架用钢量(t)支架总价（万元）方案一1751778.782.59方案二1691682.186.16由上表可以看出，两个方案占地面积差异不大，但方案一的支架用钢量较少、造价低，确定电池组件的最佳安装方式为方案一。在安装方阵时，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，须首先计算遮挡物阴影的长度，以确定方阵与遮挡物之间的最小距离。对于多排安装的方阵，必须在前后排方阵之间保持一定的距离，以免前排方阵挡住后排方阵的阳光，因此需要确定前后排方阵之间的最小距离。对于遮挡物阴影的长度，一般确定的原则是，冬至日上午9：00至下午3：00之间，后排的光伏电池方阵不应被遮挡。按倾角28度考虑，计算冬至日下午3:00的前后排之间在北方向的投影长度为4.4m。考虑到计算值的误差、气象站提供测关数据的参考性及当地其他项目的运行经验，确定前后排电池板的间距为4.6m。由于是在农业大棚屋面进行光伏电站的建设，基于农业大棚屋面宽度，光伏组件均采用单排布置。农业大棚前后排之间的间距已有8m，已满足光伏方阵前后排之间的间距要求。将36块光伏组件组成一个电池组件单元。每两个电池组件单元之间暂且预留0.8m空间，即可作为检修通道使用，又可避免两个电池组件单元之间相互影响。4.5方阵设计方案方阵接线方案：1MWp直流发电系统中，太阳能电池组件数量为3456块，每块290Wp；汇流箱12个；直流防雷配电柜2个；500kW逆变器2个；1000kVA的干式分裂箱式升压变1个。直流系统主要设备安装方式：汇流箱可直接安装在电池组件支架上，直流防雷配电柜、逆变器均安装在逆变器室室内，干式箱式升压变安装在室外。逆变器室布置于24个农业大棚的中部，即1MWp光伏发电分系统中部且临近主干道，便于直流电缆引接，节省电缆，降低电压损失。49 汇流箱采用户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，可同时接入16路输入，每回路设15A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，直流断路器状态等。直流防雷配电柜采用配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；每个回路配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电压、发电功率、电能。因光伏发电区及附近地区的尘土及杂物和一些腐蚀物质等，将随空气的流动，会附着在太阳能电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能。灰尘、杂物附着在光伏电池组件的表面5～8个月后，其转换效率将降低到8～10％；树叶、鸟粪粘在光伏电池组件表面还会引起太阳电池局部发热而烧坏太阳能电池组件。需对太阳能电池组件表面进行定期清洗，通过人工清洗太阳能电池组件的方式，减少灰尘、杂物对太阳电池组件发电的影响。本期光伏发电区太阳能光伏板的面积约为340070m2，冲洗水量采用2L/(m2·次），光伏发电区冲洗用水量为680.14m3/次，冲洗水与消防合用蓄水池。冲洗用水由冲洗水泵将水引至站区冲洗管网，水泵可根据供水管网所需压力由变频调速设备控制，光伏发电区内冲洗用水管道枝状管网布置，枝状管网上布置冲洗水管道接口。当需要冲洗时，用带冲洗喷头的软管从管道预留接口接引，人工清洗。4.6发电量计算年理论发电量计算：根据最近十年最佳倾斜面上多年各月平均太阳辐射量可得出月及年日照峰值数，其中：月（年）峰值日照小时数(h)=月（年）太阳辐射量(MJ/m2•a)÷3.6式4-1则月（年）理论发电量=装机容量×月（年）峰值日照时数，式4-2表4.8日照峰值数及发电量表时间段月（年）平均月(年)峰值月(年)发电量太阳辐射量（MJ/m2）日照时数(h)(kWP·h)一月份257.071.43577996.8二月份357.599.34976121.6三月份427.7118.85953305.649 四月份562.7156.37832505.6五月份704.9195.89811929.6六月份667.4185.49290764.8七月份632.9175.88809689.6八月份510.1141.77100870.4九月份528.5146.87356441.6十月份405.4112.65642611.2十一月份304.984.74244486.4十二月份318.288.44429900.8一年合计5677.21577.079026624.0由上表得出本光伏并网电站系统年理论发电量为79026624.0度，即约7902.7万度。年峰值日照小时数为1577h，日均峰值日照小时数为4.3h。上网电量测算：太阳能电池由于衰减等因素的影响，使系统发电效率降低。中电池的老化使电池效率每年降低0.8％。由表4.8可以得出的第一年实际发电量为7902.7万kW.h。根据太阳能光伏电池的老化系数，可计算出电站建成后第一~第二十五年发电量，年上网发电量An：An=第一年实际发电量×光伏电池老化系数—年自用电量。式4-3表4.9年上网电量统计表时间光伏电池老化系数年发电量(万kWh)逆变器效率系统效率年上网电量(万kWh)第一年17902.798.7%80%6239.9第二年99.20%7902.798.7%80%6190.0第三年98.41%7902.798.7%80%6140.5第四年97.62%7902.798.7%80%6091.4第五年96.84%7902.798.7%80%6042.649 第六年96.06%7902.798.7%80%5994.3第七年95.29%7902.798.7%80%5946.4第八年94.53%7902.798.7%80%5898.8第九年93.78%7902.798.7%80%5851.6第十年93.03%7902.798.7%80%5804.8第十一年92.28%7902.798.7%80%5758.3第十二年91.54%7902.798.7%80%5712.3第十三年90.81%7902.798.7%80%5666.6第十四年90.08%7902.798.7%80%5621.2第十五年89.36%7902.798.7%80%5576.3第十六年88.65%7902.798.7%80%5531.7第十七年87.94%7902.798.7%80%5487.4第十八年87.24%7902.798.7%80%5443.5第十九年86.54%7902.798.7%80%5400.0第二十年85.85%7902.798.7%80%5356.8第二十一年85.16%7902.798.7%80%5313.9第二十二年84.48%7902.798.7%80%5271.4第二十三年83.80%7902.798.7%80%5229.2第二十四年83.13%7902.798.7%80%5187.4第二十五年82.47%7902.798.7%80%5145.9合计141902.1由表4.9统计可以得到，25年的总上网发电量为141902.1万kW•h，年均上网电量为5676.1万kW•h。4.7小结本节对光伏组件进行设计，采用PVSYST软件计算固定支架最佳倾角为28°，总装机容量为50MWp，采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用290Wp多晶硅电池组件。50MWp太阳能电池阵列由50个1MWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由24个农业大棚屋面的192路太阳能电池组串并联而成。每个1MWp49 太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。结合长治地区特点，将电池组件安装于农村日光温室大棚的屋顶，集太阳能发电、温室大棚特色种植为一体，光伏电站理论计算25年的总上网发电量为141902.1万kW•h，年均上网电量为5676.1万kW•h。5总体设计49 5.1电气一次本次研究的光伏电站装机容量为50MW，根据线路最大输送容量将以一回110kV线路上网。综合考虑设计，施工，运行及投资等因素，接入站点位于光伏电站的东北面，根据就近原则，升压站的站址拟建在电站的东北角。5.1.1光伏系统电气主接线设计光伏组件系统选用290Wp多晶硅光伏电池组件，其工作电压约为36.2V，开路电压约为45V。根据500kW并网逆变器的MPPT电压范围，每个电池串列按照18块电池组件串联进行设计，容量为1MW的并网单元需配置192个电池串列，光伏电池组件的实际功率为1002.24kWp。每个1MWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。为了减少电池串列到逆变器之间的连接线，以及方便操作和维护，本系统的电池串列采用分段连接，逐级汇流的方式接线。即先将部分电池串列通过光伏阵列防雷汇流箱汇流，通过直流电缆再接至直流防雷配电柜汇流，然后再与逆变器的直流侧相连。各逆变升压室布置于1MWp光伏发电分系统中部且靠近主要通道处，便于直流电缆引接，节省直流电缆，降低损耗。汇流箱的的防护等级为IP54，可直接安装在电池组件支架上；直流防雷配电柜、逆变器均安装在逆变器室室内；箱式升压变就近安装在逆变器室外。所选防雷汇流箱接线方式是16进1出，一个500kW发电单元有96串，则需配置6个汇流箱，再以6回直流线路汇入1个直流配电柜，1MW发电子系统配置两面直流配电柜、两台逆变器，整个50MW系统需配置600个汇流箱、100台逆变器。每回集电线路联接1/2个光伏方阵，输送容量为501.12kWp，光伏方阵采用的直流电缆为4(YJV-0.6/1kV-1X240mm²)。升压变电站电气主接线：1、一次主接线本光伏发电项目装机规模50MWp，共配置100台并网型逆变器，每台逆变器额定交流输出功率为500kW，功率因数>0.99，输出交流电压为三相270V。50台10kV箱式升压变压器出线电缆以“T”接式接入综合楼内10kV母线，再经10/110kV-50000kVA油浸式变压器升至110kV送出，共17回集电线路接入10kV母线，10kV采用单母线接线。光伏电站内110kV变电站安装一台50000kVA升压油浸变压器。49 2、无功补偿措施太阳能光伏发电站逆变器输出功率因数＞0.99，场内无功损耗主要是光伏电池逆变器交流输出连接的的就地升压变压器和连接电缆。升压站装设50MVA的主变，其绕组损耗为5.12MVar,10kV集电线路按26km，送出50MW电力时，无功损耗为5.5MVar，50台1MW的0.315/10kV升压变压器的绕组损耗为2.25MVar。为补偿这类电气设备的无功损耗，使太阳能光伏电场并网运行后，其功率因数达到电网运行规定要求，在太阳能光伏电场综合楼10kV母线上装设一套动态无功补偿装置，总容量约12MVar。3、消弧消谐措施装设自动跟踪补偿消弧成套装置，该装置能准确测算系统电容电流大小，正确识别系统单相接地状态、自动跟踪和补偿系统单相接地时的电容电流，准确提供选线。4、站用电源及其连接方式：在综合楼配电室设置2台站用变压器。一台取自综合楼10kV侧，另一台由施工电源改造取自站外当地10kV电网。根据对全站用电负荷估算，单台变压器容量拟选为400kVA。正常运行时一台工作，一台备用。主升压变选用三相双分裂干式配电变压器。型号SCB10-1000/500-500kVA，额定容量1000kVA。接线组别D,y11,y11,电压比10.5±2x2.5/0.27-0.27kV，短路阻抗Ud=6%。站用变变压器共2台，型号为SCB10-400kVA，10±2x2.5%/0.4kV，接线组别为D,yn11,Uk%=6。10kV配电装置单母线接线，选用铠装型金属封闭手车式开关柜，采用真空断路器，配置综合保护装置。按10kV电压等级设计，真空断路器额定开断电流暂定25kA。110kV配电装置单母线接线，采用高压开关、配置综合保护装置。110kV电气设备选择及导线、电缆热稳定截面校验按40kA设计。低压开关柜选用MNS型低压抽出式开关柜。进线断路器选用框架断路器，配置智能脱扣器，额定开断电流为50kA。5.1.2过电压保护设计1、光伏电池组件直击雷保护49 光伏电池组件边框为金属，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，光伏电池组件可防止半径为30m的滚雷，为增加雷电流散流效果，将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。2、交、直流配电系统的直击雷保护交、直流配电系统均布置在室内，屋顶设避雷带，用于交直流配电系统的直击雷保护。3、配电装置的侵入雷电波保护10kV母线上装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护；每面10kV开关柜设一组过电压保护装置。为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护。太阳电池串列经汇流箱后通过电缆接入直流防雷配电单元，汇流箱和配电柜内都配置防雷器。接地装置配置：首先充分利用各光伏电池方阵基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地电阻值的要求。①保护接地的范围，对需接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。②接地电阻光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻R≤4Ω。本电站拟敷设60mm×5mm接地扁钢，光伏电池组件支架均可靠连接到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m，如果现场接地电阻达不到规范要求，现场可增设人工接地极。110kV升压站拟装设避雷针作为直击雷保护；综合楼采用在建筑物屋面、女儿墙敷设避雷带防直击雷，且楼板敷设均压网。49 为防止线路侵入雷电波过电压，在110kV出线和10kV母线设置相应的氧化锌避雷器；为保护主变中性点绝缘，在主变110kV侧中性点装设一台避雷器。根据综合楼的实测土样电阻率设置相应的接地装置。初拟综合楼的总接地电阻为R≤1Ω。5.1.3站用电设计站用电变压器选用2台容量为400kVA干式变压器，一路电源从市政接口引接，另一路电源引自10kV汇流站10kV母线。在工作电源失去后，采用太阳能电站自身所发电作为备用电源，维持站用电负荷正常供电。站用电系统为0.4kV单母线接线。0.4kV低压配电屏设置在低压配电室中。照明配置：常用照明：建筑物照明。照明灯具一般采用节能型荧光灯，配电装置室采用吊灯壁灯相结合的方式。室外照明：屋外配电装置区采用手提式投光灯和太阳能庭院灯相结合的照明方式，检修时采用手提式投光灯，巡视及一般照明采用太阳能庭院灯。这样能有效地利用电源，节省照明容量。5.1.4电气设备布置设计光伏发电区域：由于太阳能光伏发电站电池组件占地面积较大，每二台500kW逆变器配置一台箱式升压变压器。直流配电柜及逆变器布置在光伏发电方阵的逆变室内。逆变室、就地箱变宜布置于1MWp光伏发电分系统的中间位置，靠近主要通道，便于直流电缆引接，节省电缆，降低电压损失。直流电缆采用直埋敷设方式。升压站区域：10kV配电装置采用开关柜形式，放置在综合楼10kV高压室。站用电设备（包含10kV配电装置，干式变压器及0.4kV低压柜）放置在综合楼低压配电室。光伏方阵升压至10kV后的集电线路采用直埋方式接入综合楼。站用电部分由综合楼引至各逆变器室的0.4kV线路采用直埋敷设方式。5.2继电保护5.2.1监控系统设计配置二套综合自动化系统，分别为光伏发电监控系统和综合楼计算机监控系统，具有保护、控制、通信、测量等功能。通过两套综合自动化系统可实现光伏电站的全功能自动化管理，电站与调度端的遥测、遥信功能等。49 光伏发电系统由50个1MWp的发电单元构成。每个发电单元包括光伏阵列、汇流箱、直流防雷柜、2台500kW的逆变器、分裂变压器、开关柜及相应的监控、保护设备组成。安装1套光伏发电监控系统，由监控主机、数据采集器、光端机及光缆等通讯设备组成。每1MWp光伏发电单元配置1台数据采集器，就地安装于逆变室内，通过RS485总线获取逆变器、汇流箱的运行参数、故障状态和发电参数；变压器、开关等配电装置的运行信号(如变压器绕组温度、高压侧开关位置信号等）也可按需接入数据采集器中。每个逆变升压室的数据采集器可经光电转换装置通过光缆接入综合楼内光伏发电监控系统，实现综合楼内对各光伏发电单元运行参数的监视、报警、历史数据储存等统一管理。（1）光伏发电系统的控制综合楼内配置的光伏发电监控系统对各光伏发电单元设备进行监控，并能够单独对每台逆变器进行启停操作、参数设置、故障报警和电能量累加等功能。上述控制操作需相互闭锁，同一时间只接收一种控制指令。（2）光伏发电系统的保护、测量和信号运行人员可在综合楼内的监控站对每台汇流箱和逆变器的参数、设备状况、事故记录进行查看，还可在监控站上连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据，其中包括电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量、每天发电功率曲线图、逆变器的输入输出的运行参数和相关故障报警信号。逆变器具有直流输入过、欠压保护，输出过压，过载保护，过流和短路保护，过热保护，孤岛检测保护功能。此部分保护由逆变器厂家实现。逆变器出口升压变压器考虑采用干式变压器。箱变高压侧配置真空断路器，作为变压器过载及短路保护。当电气设备发生短路故障时，能在最小的区间内，断开与电网的连接，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区设备的影响。变压器绕组温度、高压侧真空断路器开断，故障报警等信号按需可由数据采集器采集，并上传至综合楼内光伏监控系统。（3）环境监测49 配置1套环境监测系统。该系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头及配套支架组成，可测量风速、风向、环境温度和太阳光辐射强度等参量，通过RS485总线或光缆传输方式将数据上传至光伏发电监控系统，实时显示、记录环境数据。（4）光伏电站信号上传根据国家电网公司文件Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，光伏发电系统应能和综合楼监控系统进行通信，并至少将以下信号上传至调度部门。正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应包括：a.光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；b.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c.光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；d.主变压器分接头档位(没有）、主断路器开关状态等。全站的二次设备均采用微机装置。各装置通过网络传递信息并实现资源共享。公用设备、网络接口等设备分别组屏布置在电子设备间内，10kV相关测控保护装置安装在10kV开关柜内。各测控保护装置通过RS485口或以太网口接入监控系统，保护动作及装置故障信息等重要信号通过硬接点接入公用测控屏。系统纵向分两层，站控层和间隔层。采用分层分布的网络结构，实现与所有通讯能力的智能设备通信。（1）间隔层介绍：间隔层按站内一次设备对应配置。间隔层测控装置在综合保护室内集中组屏或就地安装于开关柜。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网互联，并可通过光纤与站控层的设备通信。间隔层功能分两部分：一、测控功能，包括数据（电流、电压、有功、无功、温度、直流、各种开关量信息等）的采集并上送以及接收并执行来自就地监控或调度端的控制操作；二、计量功能，电量采集器通过RS485口将电能量信息传至计算机监控系统。（2）站控层介绍：按照功能分散布置、资源共享、避免设备重复原则设计，考虑配置如下设备：两台远动主机（集中组屏）、两台监控主机，布置在主控室内。49 为提高传输速率和增加可靠性，网络通信媒体采用对称双绞线电缆和光缆，站内主网采用双以太网。主网与间隔层网络连接采用光缆。各主要断路器可以在调度端、站内监控主机、就地三处控制，相互之间有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。监控系统软件配置应满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。整个系统完成的功能主要包括：A.实时数据采集和处理对综合楼的运行状态和参数自动定时进行采集，并作必要的预处理，存于实时数据库，供实时画面显示、制表打印及完成各种计算。B.限值监视和报警处理实时监视综合楼各类设备的运行参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，应及时发出告警信号，同时进行实时记录，包括事件顺序记录（SOE）、故障报警记录、参数越限报警与记录、电气主设备操作记录、事故追忆等。C.画面显示及汉字制表打印D.控制操作在综合保护室通过监控主机键盘对断路器进行控制操作，也可接收调度端的命令实现断路器的跳合闸，在应急状态下，还可以通过控制/保护屏或开关柜上的控制开关或跳合闸按钮操作。E.与微机保护装置和其它智能设备通信功能。F.与调度部门的通信功能。G.对时功能。H.在线自诊断功能系统具有在线自诊断能力，可以诊断出通信通道、计算机外设、I/O模块、电源等故障，并进行报警。I.自恢复功能当出现供电电源故障时，系统能有序的停止工作，当供电电源恢复正常时应具有自动重新启动功能。J.监控系统同时具备VQC功能综合楼内不设置独立的五防主机，将其中一套计算机监控主机兼做“五防”工作站。远方操作通过“五防”49 工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时由电脑钥匙和锁具实现，在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。时间同步系统应由时钟源装置、时标信号扩展装置组成。时标信号扩展装置应包括脉冲、时间报文、B码扩展装置，扩展装置可根据实际需要组合。配置2台时钟源装置，分别接收GPS和北斗卫星时钟信号，同时配备时标信号扩展装置，上述装置放置在远动主机屏内。监控系统中间隔层的设备以屏为一个整体采用点对点IRIG-B(DC）接入作为主对，以网络软件对时为辅。监控系统中站控层的设备采用NTP协议网络对时或通过远动工作站RS-232串口对时。保护装置、故障录波装置等设备采用直流IRIG-B对时。对于重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，配置智能型公用接口装置，通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。5.2.2交直流系统设计采用1套220V直流系统，用于站内一次设备和二次保护设备及微机监控系统设备的供电，并留有接口与微机监控系统进行通信，将直流系统的异常信号发至监控系统。经直流负荷初步统计，选用1组容量为200Ah的蓄电池可满足综合楼事故停电2h的放电容量和事故放电末期最大冲击负荷容量。蓄电池组采用性能可靠、免维护的阀控式铅酸蓄电池，按浮充电方式运行。每组蓄电池数量按104只考虑，不设端电池，浮充电运行方式，每只浮充电压2.25V，蓄电池单体额定电压2V。蓄电池组配置1套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充、放电进行动态管理。蓄电池组4面屏，安装在综合楼电子设备间内。充电装置采用1套高频开关电源，该装置采用模块化设计，共4个10A模块，以N+1冗余模块并联组合方式供电，具有智能化程度高和可靠性高等特点。直流系统的接线采用单母线接线方式。直流母线上装设一台微机直流绝缘在线监察选线装置，实时在线监测直流接地情况。直流系统采用辐射方式供电，直流系统由2面屏组成：1面直流充电屏和1面馈线屏。设置1套AC/DC转换模块，接于综合楼220V交流母线上。49 本站配置1套交流不间断电源系统。UPS正常运行时由站用电源供电，当输入电源故障、消失时，装置自动转向由直流电源逆变供电，以实现交流220V不间断输出。配置1台容量为50kVA的UPS装置，放置于综合楼内电子设备间。UPS具有标准通信接口，能将装置运行状态、主要数据等信息上传监控系统。5.2.3火灾报警和安防设计考虑光伏电站为无人值班，少人值守的运行方式，应装设火灾报警系统。该系统由控制器、探测器及联系电缆等组成。综合楼内在建筑物容易发生火灾的地方，视具体环境的不同，装设不同种类的探测器，在各个房间设置火灾报警探测器，在合适、方便的地方设置火灾报警按钮。火灾探测器能够在火灾初始阶段准确地给出报警信号。火灾报警控制器设置于主控室侧墙上，保证火灾发生初期就能迅速准确将信号传送至主控室。拟设置一套红外对射防入侵系统，考虑在场地站前区围墙设置红外对射装置，安防主机放置于综合楼内。5.2.4保护配置设计110kV系统主接线为单母线接线，110kV出线一回并网。电气设备继电保护采用微机型保护装置。1）主变保护：主保护为一套二次谐波制动原理的微机型纵差保护和主变本体非电量保护，主保护动作跳变压器各侧断路器。后背保护为在110kV侧设110kV复合电压过流保护、零序保护和过负荷保护，在10kV侧单独设置一套10kV复合电压过流保护，作为10kV母线和馈线近端故障时的后备。2）110kV母线保护本期110kV建成单母线接线，配置1台110kV母线保护装置，具备母差保护、充电保护等功能。3）110kV、10kV线路保护本期建设的110kV线路(并网线）和10kV线路(光伏发电集电线路）均配置线路保护测控装置，根据小电阻接地系统线路保护的配置原则，线路配置电流速断保护、过流保护及零序电流保护。采用微机型装置，集保护、控制、测量及远传功能于一体，集中安装在电子设备间内。4）安全自动装置为了电力系统的安全稳定运行，考虑装设安全稳定控制装置一套，纳入山西省光伏电场送出工程安全稳定控制系统中。49 5）故障录波器为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，使电网调度机构能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，装设1台故障录波装置。光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统震荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。光伏电站并网点交流电压、电流信号需接入故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发点。配置一面故障录波器屏，放置在综合楼电子设备间内。故障录波信息通过调度数据网上传至调度端。6）电能质量监测装置装设1台电能质量在线监测装置，监测并网点的谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等，装置具有通讯接口，具备远传电能质量数据功能。配置1面电能质量监测屏，放置于综合楼电子设备间内。7）保护测试仪器配置相应的保护专用测试仪器及常规保护仪器、仪表。5.2.5调度自动化设计系统调度自动化：1、调度关系根据电网实行统一调度分级管理的原则，光伏电站并网后需接受电力公司调度，调度关系如下：本光伏电站由山西省调和长治地调调度，并同时将信息传回山西省调备调和长治地调备调。2、运动化范围电力系统要求的远动信息内容如下：（1）遥测：110kV线路的有功功率，无功功率，三相电流；110kV母线电压，频率；日照辐照度和温度等；（2）遥信：49 全站事故总信号；110kV线路断路器双位置、隔离手车和接地刀闸位置信号；110kV线路主保护动作信号；光伏电站的并网状态；（3）遥控：110kV主断路器分、合；预告信号复归；3、远动设备（1）综合楼侧远动设备综合楼内采用计算机监控系统，光伏发电系统的状态信息传入综合楼计算机监控系统。综合楼侧设置独立的远动装置，远动主机双重化配置，采用交流采样，具有遥测、遥信功能、事件顺序记录功能，故障自诊断及自恢复功能，一发多收等功能，且有足够的外部通信接口，具有高可靠性和高稳定性，符合当今新技术发展的潮流，分布开放式模块化结构，方便维护易于扩容。根据仪器仪表配置标准，远动系统需配置专用的测试仪表。（2）调度侧远动设备为山西省调和长治地调及山西省调备调和长治地调备调配置相应调度自动化接口设备，修改相应的软件，并进行调试，以实现对综合楼的调度职能。由此而引起的费用应列入概算。4、远方电量计费系统各级电压母线电压互感器二次侧电能计量专用回路，其导线截面应保证在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压降不大于0.2%Ue。关口计量点暂设在110kV出线，装设0.2S级双向多功能关口电能表2块（1+1配置），同时表计配置失压无流报警计时功能。110kV线路回路电流互感器设置0.2S级专用计量线圈。110kV线路配0.2S级多功能双向有无功电度表。110kV线路电度表安装在相应的110kV线路开关柜内。关口表及各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集器，可通过调度数据网或2M数字专线通道，将计量信息上传至调度端计量主站，并可与本站监控系统连接。本站1台电能量采集器组成一面电能量采集屏。49 5、有功功率控制系统光伏监控系统需具备有功功率控制系统的功能，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有关控制信号。根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节综合楼的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统的稳定性。6、无功功率控制系统光伏监控系统应具备无功电压调节能力。光伏监控系统应充分利用逆变器的功率调节能力来进行功率和电压的调节。光伏电站应能根据电力系统调度指令，自动调节其无功功率，实现对并网点电压的控制，并保证其协调性和快速性。7、光伏功率预测系统配置一套光伏功率预测系统。光伏功率预测系统可对光伏电站的输出功率进行预测，有助于电力系统调度部门统筹安排常规能源和光伏发电的协调配合，及时调整调度计划，合理安排电网运行方式，一方面有效地降低光伏接入对电网的影响，提高电网运行的安全性和稳定性，另一方面减少电力系统的旋转备用和运行成本，以充分利用太阳能资源，获得更大的经济效益和社会效益。8、电力调度数据网接口及网络安全防护装置配置电力调度数据网络接口装置一套，包括路由器1台，网络交换机2台，将电能量信息通过电力调度数据网络通道及时、可靠传送到调度部门。按照“全国电力二次系统安全防护总体要求”，站内在调度数据网与其它非实时系统网络接口安装网络信息安全防护装置。设备配置如下：防火墙一套、纵向加密认证装置一套。5.3通信设计山西省电力系统已经形成通信主网架，每个站点都配置数字化终端设备，如实时数据网系统、综合数据通信网等应用系统设备，这些应用系统的终端设备都需要相对独立的可靠的2M数字通道与地调设备互连，各个应用系统已经逐渐形成全省统一体制。光伏电站信息管理与上报系统通道组织：根据国家电网公司文件和可再生能源信息管理相关文件的要求。光伏发电系统应能和综合楼监控系统进行通信，光伏电站与电力调度部门或其他运行管理部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力调度部门作出规定。49 1、系统通信：暂按光纤通信方式设计，110kV线路不开设电力通信载波通道，根据山西省电力公司通信要求，110kV变电站通信接入需采用双平面设计。沿光伏电站110升压站—并网点110kV线路架设1条16芯OPGW光缆，另根据就近10kV施工电源敷设ADSS16芯接入附近另一座公用变电站。光伏电站110kV升压站的信息将通过双平面接入当地光传输网络，提供综合楼至电网端系统通信主备用通道及相关线路保护通道。为满足光伏电站对电网端信息传输的需求，配置1套光传输设备、2套PCM终端设备、1套综合配线架及其附属设施。2、站内通信：行政管理及调度通信：为满足本期光伏电站行政管理通信及调度通信的需要，建议配置1套数字程控交换机。不单独配置通信电源，所需通信电源由直流系统提供，即利用综合楼直流馈线屏输出回路加装直流变换模块DC/DC，使直流220V电压变换为通信用的-48V电压，为通信设备供电。站内不单独设置通信机房，站内通信设备、系统通信设备均安装在电子设备间内。站内所有通信设备接地按联合接地的原理设计，即各通信设备的工作接地、保护接地合用1组接地体，接至该升压站总接地网，具体接地设计方案详见电气一次专业相关说明。综合楼设置1套综合布线系统，包括综合楼内网络布线配线设备及其它附属设施。为了满足光伏电站职工文化娱乐的需求，在综合楼内设置1套站内电视布线系统，包括综合楼内电视缆线、配线设备及其他附属设施等。3、对外通信：对外语音通信：综合楼对外语音通信通过数字程控交换机与当地公用电话网的中继连接实现，其市话中继线的租用事宜由光伏电站和当地相关部门协商解决。对外数据通信：综合楼对外数据通信业务所需设施宜由光伏电站和当地相关部门协商解决。电视网络系统：光伏电站站内电视网络系统所需信号源设施宜由光伏电站和当地相关部门协商解决。4、场内通信：场内检修通信：为了方便本期光伏电站场内运行人员检修、维护及巡视时相互之间的通信联络，光伏电站场内建议配置10部大功率无线对讲机。49 5.4土建设计主要建（构）筑物的等级的设计安全表见表5.1：表5-1主要建（构）筑物的等级表序号名称建筑结构安全等级抗震设防类别抗震设防烈度地震作用抗震措施1综合楼二丙类7度7度2逆变器室二丙类7度7度3光伏支架二丙类7度7度4光伏支架基础二丙类7度7度太阳能支架采用钢支架作为直接支撑结构，并与支架基础共同形成太阳能方阵的支撑结构体系。每座支架布置36块太阳能电池板，横向18列，竖向2行，电池板竖向布置。电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角28度，采用横向支架，纵向檩条布置方案，支架由立柱、横梁及斜撑组成。构件均采用热镀锌冷弯型钢，立柱采用□60×3，斜撑采用□40×2.5，横梁采用□60×40×3，檩条采用C型钢[100×50×15×15×2.5。在支架的横梁之间，按照电池组件的安装宽度布置檩条，用于直接承受电池组件的重量。檩条固定于支架横梁上。组件每条长边上有二个点与檩条连接，一块电池组件共有四个点与檩条固定。电池组件与檩条的连接采用螺栓连接，配加双面垫圈。钢结构支架直接承担太阳能阵列所负荷的自重、风荷载、活荷载、雪荷载、地震力等荷载，并将以上荷载传至支架基础。支架主要是由冷弯型钢构成，各型钢之间通过螺栓连接或焊接形成稳定的结构体系。光伏发电支架基础量在整个造价中占较大比重，基础选型直接影响投资、施工组织和施工工期。在满足规范要求的前提下，支架基础优化方案成为光伏土建部分的重点课题。利用农业大棚屋面作为施工地点，在农业大棚屋面安装太阳能电池板，首先将太阳能电池板固定在轻质角钢上，再固定在屋面主钢梁上。经主钢梁和钢立柱固定连接，形成屋面主框架形式。根据《地勘资料》，本地区地基承载力特征值大于170kPa,地基能满足厂区内建、构筑物基础的要求，所有基础不再做特殊的地基处理。拟建场地区域一月份平均最低温度为-6.9℃，在环境类型为Ⅲ49 类，无干湿交替作用，考虑冰冻区影响，按弱透水层的情况进行水和土的腐蚀性评价，场地平均含盐总量为0.056～0.079%，主要的腐蚀介质SO42-=211.82～435.88mg/kg，CL-=57.86～395.73mg/kg，PH=6.80～7.28。根据所取易溶盐土样的腐蚀性评价计算成果，结合地区勘察经验综合判定站址地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构具有微腐蚀性。评价结果：地下水对混凝土的结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋有弱腐蚀性；土对混凝土的结构及钢筋混凝土结构中的钢筋均无腐蚀性。地下构筑物防腐应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB-50046)中的规定。需在农业大棚内部建设50座逆变器室，逆变配电室为单层砌体结构，基础采用钢筋混凝土条形基础，每个建筑面积31.5m2。电缆布置采用电缆沟布置方式。外装修立面为涂料外墙面，外墙窗采用塑钢玻璃窗，外门采用钢门，内墙装修采用白色乳胶漆涂料墙面，地面采用水泥砂浆地面，顶棚为白色乳胶漆涂料。综合楼总体布置：全站的总平面布置结合站区的总体规划及工艺要求，在满足自然条件和光伏电站特点的前提下，充分地考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等各方面的因素，根据系统规划出线方向及工艺专业的要求，并考虑到进站道路的布置等因素，与电气、总图专业配合。综合楼的设计本着尽可能减少占地面积、节约土地资源的主要原则并结合进站的方向等条件综合考虑，综合楼为两层钢筋混凝土框架结构，一层主要布置有主控室、综合保护室、厨房及餐厅等；办公室、会议室、资料室、值休室、等布置在二层。综合楼是集生产、生活为一体的综合性建筑。建筑装修设计：综合楼外装修为涂料外墙面。窗均采用塑钢玻璃窗。综合楼大门采自动感应门，并设门禁系统，其他外门均采用钢门，楼内房间门均采用成品实木门。综合保护室地面为防静电地板，卫生间采用防滑地砖地面，门厅采用大理石地面，其它房间均采用地板砖地面。顶棚除综合保护室、会议室、门厅、走廊和卫生间采用铝合金扣板吊顶外，其他房间均为白色乳胶漆涂料顶棚。内装修按房间使用功能的不同采用不同的标准，墙面除卫生间、厨房采用瓷砖外，其余房间均采用白色乳胶漆墙面。生产生活及污水处理：光伏电站用水主要为生活、消防和冲洗用水。水源取自站区内机井。供水管道一路引至蓄水池，另一路直接供给建筑物生活用水。生活用水量包括站区49 人员生活用水、洗浴用水，升压站运行维护人员数量按15人考虑。全站最大日需水量约为3m3/d，最大小时需水量为0.75m3/h。生活水压按综合楼二层为最不利供水点，考虑水头损失，经计算，供水管网压力满足。根据国家规范以及环保部门的要求，本综合楼生活污水采用先处理后排放的原则。站区生活污水包括厕所、卫生间、淋浴等的排水，最大日排水量约为2.7m3/d。站内的生活污水从建筑物排出，先经调节池(容积3×3×3m）调节，再经站区内污水处理设施处理后升压排至站外。污水处理设施处理能力为1m3/h，排放水的水质应满足GB189188-2002《城镇污水处理厂污染物排放标准》表1中一级B标准。站内雨水沿农业大棚周边排水沟排放考虑。采暖系统：1、气象资料：位于山西省长治，根据《暖通空调气象资料集》室外气象参数选定如下：冬季采暖室外计算温度-13℃冬季通风室外计算温度-7℃冬季空调室外计算温度-17℃日平均温度£+5的天数138天最大冻土深度70cm夏季通风室外计算温度27℃夏季空调室外计算干球温度30.6℃夏季空调日平均温度26℃最热月月平均室外计算相对湿度76%2、室内设计参数（1）冬季室内设计温度：办公室、综合保护室、通信室、餐厅：18℃；厨房、走廊、楼梯间、公共卫生间16℃；宿舍卫生间（带洗浴）：25℃，蓄电池室10℃。（2）夏季室内设计温度：综合保护室、二次设备室26℃；蓄电池室：30℃。3、采暖方式及设备选型：日平均温度≤＋5℃的天数为11249 天，属于集中采暖区，冬季室外采暖计算温度为-13℃，按《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003的要求，综合楼、警卫传达室、逆变器室均设计采暖，采用壁挂式地暖器。蓄电池室电暖器采用防爆型。4、通风及空调系统（1）逆变器室、变压器室、低压配电室及10kV配电室通风设置自然进风，机械排风的通风方式。事故通风量按不少于12次/h换气计算，通风系统兼作夏季降温使用。自然进风装置采用铝合金防沙防雨百叶窗，机械排风装置采用玻璃钢轴流风机。（2）蓄电池室设置机械事故通风系统，事故通风量按不少于6次/h换气计算，采用防爆型轴流风机。（3）厨房操作间设置全面通风系统，厨房局部排风由厨房设备公司结合厨具统一设置（4）公用卫生间和宿舍卫生间设置卫生间换气扇，换气不少于10次/h.。（5）蓄电池室、通信室、综合保护室、动态无功补偿室设置分体空调器，满足室内温度要求。地质灾害治理部分：根据岩土专业现场实地踏勘、调查了解及已掌握的有关勘测资料，目前场区范围内未发现诸如滑坡、岩溶、泥石流、采空区、危岩和崩塌、地面沉降、活动断裂等不良地质作用所引起的地质灾害，整个场区基本稳定。5.5小结本节从电气一次、继电保护、通信、土建四个方面对长治50MW光伏电站进行设计，光伏电站与常规变电站设计重点不同之处：因现场就地升压变压器多和连接电缆长，光伏电站需配置大容量无功补偿装置和自动消弧装置；为了光伏电站安全，注重光伏组件防雷设计；电力公司为保障电网安全，要求光伏电站配置相应的安全防护措施及配置采集相关的信息上传通道。49 6结论与展望6.1结论按照火电站各项废气、废渣的排放标准：烟尘为0.0136kg/kW•h、二氧化硫0.03kg/kW•h、二氧化碳0.997kg/kW•h、碳粉尘0.272kg/kW•h，长治50MW光伏电站每年可减少排放烟尘约771.9t、二氧化硫约1702.8t、二氧化碳约56590.6t，碳粉尘约15439.0t，还可节省大量的的水资源，同时还避免产生噪声影响。光伏电站的建设替代了燃煤电厂的建设，将大大减少对周围环境的污染，还可起到利用可再生自然资源、节约不可再生的化石能源及保护生态环境的作用。光伏电站的发展将为中国电厂组成中的一份重要的可再生能源力量，本文基于长治50MW光伏电站设计，为确保光伏电站技术合理性和经济合理性，本文分析了国内外光伏电站的现状，制定了本期光伏电站光伏组件的设计方案，继电保护设计方案，同时电力调度部门可以通过远动部分对光伏电站运行情况实现实时监控，并对其他配套进行设计。（1）为光伏电站组件设计进行分析计算，判断方案实施可行性，推荐使用方案如下：光伏组件系统选用290Wp多晶硅光伏电池组件，其工作电压约为36.2V，开路电压约为45V。根据500kW并网逆变器的MPPT电压范围，每个电池串列按照18块电池组件串联进行设计，容量为1MW的并网单元需配置192个电池串列，光伏电池组件的实际功率为1002.24kWp。每个1MWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成，配置两面直流配电柜、两台逆变器。整个50MW系统需配置600个汇流箱、100台逆变器。每回集电线路联接1/2个光伏方阵，输送容量为501.12kWp，50台10kV箱式升压变压器出线电缆以“T”接式接入综合楼内10kV母线，再经10/110kV-50000kVA油浸式变压器升至110kV送出，共17回集电线路接入10kV母线，10kV采用单母线接线。光伏电站内110kV变电站安装一台50000kVA升压油浸变压器。（2）为保障光伏电站发电电压满足系统要求，光伏电站配置无功补偿措施。为保障安全切除短路故障，光伏电站配置消弧消谐措施。为保障光伏电站安全运行，配置全站过电压保护措施和接地措施。（3）为确保变电站的安全及系统的稳定运行，光伏电站—49 接入系统站110kV线路配置110kV线路光差保护装置并具备三段相间和接地距离后备保护功能，光伏电站需配置：电网解列装置一套，故障录波装置一套，调度数据网柜一面，PMU功角测量系统一套，有功功率及无功电压控制系统一套，光伏功率预测系统一套，电能质量监测装置一套。远动信息由该系统中测控单元采集，经远动工作站处理后，通过调度数据网设备向调度端传送。（4）为保障电网接收光伏电站远动信息，配置通信通道，按双平面设计。第一通道：沿光伏电站110升压站—并网点110kV线路架设1条16芯OPGW光缆，第二通道：就近10kV施工电源敷设ADSS16芯接入附近另一座公用变电站。6.2展望中国的光伏项目发展将坚持并网发电和离网应用相结合，开发多样化的消费光伏产品。光伏电站系统设计将向设计优化，配置技术更新，跟踪系统改进，发电系统平衡技术提高，并网安装技术提升等方面发展。随着光伏产业上下游产业链成型，光伏产品和光伏发电成本降低，中国光伏装机容量将以每年3GW迅速发展。由于生产多晶硅光伏电池的硅材料提炼工艺副产品四氯化硅毒性超强，污染环境，硅材料提炼纯度在99.9999%以上提炼过程耗能大，所以世界各国都在加大新的光伏电池的研究。随着生产技术的发展和成本的降低，新一代光伏电池将从实验阶段走向生产最终代替多晶硅光伏电池，光伏电站设计也将会带来技术革新。随着中国电力配电网科研的发展，0.4kV配电网系统采用直流直供的学术研究也将进入实践阶段，结合光伏电站综合电力设计也将会带来技术革新。49 参考文献[1]石定寰.加快发展光伏产业保障中国能源可持续发展[J].太阳能.2011(10).[2]李俊峰,常瑜.全球光伏产业发展回顾与发展[J].太阳能.2011(8).[3]江建民.光伏技术地面应用[M].兰州:甘肃科技出版社,2002:20-40[4]郭丰.地面光伏的发展[J].电子工业专业设备.2008(165):56-60[5]U.S.DepartmentofEnergy.SOLARENERGYTECHNOLOGIESPROGRAMNEWSLETTER[J].2008(07):5.[6]G.Cipriani,V.DiDio,D.La.Cascia,R.Miceli,andR.Rizzo.AnovelapproachforparametersdeterminationinfourlunpedPVparametricmodelwithoperativerangeevaluations[J].IntermationalReviewofEletricEngineering.2013(6):8.[7]陈秋宇.太阳能光伏发电的设计应用[J].企业科技与发展.2013(03).[8]钟史明.太阳能光伏发电概述与预测[J].热电技术.2010(12).[9]宿忠娥,石蕊.太阳能光伏发电系统设计与研究[J].电子制作.2012(12).[10]陈亚爱,李津,周京华.并网光伏电站控制技术综述[J].电源技术.2014(3).[11]陈剑.太阳能光伏系统最大功率点跟踪技术的研究[D].北京:清华大学,2010.[12]刘志强.10kV光伏并网逆变器的研制[D].北京:北方工业大学,2011.[13]PedrodeAssisSobreiraJr,M.G.Villalva,P.G.Barbosa,H.A.CarvalhoBraga,J.R.Gazoli,E.Rupper,A.A.Ferreira.Comparativeanalysisofcurrentandvoltagecontrolledphotovoltaicmaximumpowerpointtracking[J].IEEETranssationonEnergyConversion.2011(6).[14]KinalKachhiya,MakarandLokhande,MukeshPastel.Matlab/SimulingmodelofSolarPVmoduleandMPPTalgorithm[M].Gujara:NationalConferenceonRecentTrendsinEngineerjingandTechnologyVVNagar,2011.[15]王鹏.太阳能发电项目光伏系统安装布置探讨[J].机电信息.2012(10).[16]GB50797-2012.光伏发电站设计规定[S]．北京:中华人民共和国住房和城乡建设部,2012.[17]GB/T19964-2012.光伏发电站接入电力系统技术规定[S]．北京:中国国家标准化管理委员会,2012.[18]GB/T29321-2012.光伏发电站无功补偿技术规范[49 S]．北京:中国国家标准化管理委员会,2012.[1]叶金根,朱明星,李令洞.配电网接纳分布式光伏电源能力的仿真分析[J].能源与动力工程.2011(3).[2]曹仁贤.光伏发电系统中逆变电源的原理与实现[J].太阳能.1998(06)[3]邓夷.适用于复杂电路的IGBT模型及大面积光伏阵列建模研究[D].北京:清华大学,2010.[4]张超.光伏并网发电系统MPPT及孤岛检测新技术的研究[D].杭州:浙江大学,2006.[5]GodfreyBoyle著。中国电力科学研究院新能源研究所译.可再生能源与电网[M].北京:中国电力出版社,2009.[6]KARAKLSH,CHEDIDRB,RAMADANR.ProbabiisticperformanceassessmentofAutonomoussolar-windenergyconversionsystem[J].IEEETransonEnergyConversion.1998(14).[7]Milborrow,D.J.CapacityCredits-ClarifyingtheLssue[J].MeteorologicalMagazine,2002(80).[8]艾欣,韩晓男,孙英云.光伏发电并网及相关技术发展现状与展望[J].现代电力,2012(30).[9]张梅,张恬,王婷婷.光伏支架结构整体性能的研究[A].第12届中国光伏大会暨国际光伏展览会论文[C].[10]A.OuldMohamedYahya,A.OuldMahmoud,I.Youm.Etudeetmodelisationd’unGénérateurphotovoltaique[J].RevuedesEnergiesRenouvelables.2008(11).[29]PedrodeAssisSobreiraJr,M.G.Villalva,P.G.Barbosa,H.A.CarvalhoBraga,J.R.Gazoli,E.Rupper,A.A.Ferreira.ComparativeanalysisofcurrentandVoltagecontrolledphotovoltaicmaximumpowerpointtracking[J].IEEETransactiononEnergyConversion.2011(6).[30]M.Petkov,D.Markova,St.Platilanov.ModellingofElectricalCharacteristicsOfPhotovoltaicPowerSupplySources[J].Comtemporarymaterials.2011(II-2).[31]茆美琴,何慧若.Windows环境下的光伏电站设计软件[J].太阳能学报.1995(3).[32]王昊轶,郭志彤,王一波,李健.光伏电站阵列单元优化设计软件的开发与实现[J].计算机系统应用.2014(1).[33]太阳光发电协会.太阳能光伏发电系统的设计与施工[M].北京:科学出版社,2011.[34]兰松,张凯林.并网光伏电站设计的体会探析[J].大科技.2013(10).[35]沈重.对太阳能光伏电站设计影响因素的分析[J].应用研究.2012(5).[36]杨戈秀.光伏电站设计探讨及设备改进建议[J].电力电气.2012(1).[37]KerekesT,KoutroulisE.AnOptimizationMethodforDesigningLargePVStation.49 [J].IEEEJournalofPhtovoltalcs.2013(3).[38]冯迎春,马东波.浅谈太阳能光伏电站设计中光伏单元间距计算[J].工业技术.2013(2).[39]黄湘,葛文刚,禹超.太阳能光伏电站设计影响因素分析[J].华电技术.2013(2).[40]M.Sc.JormaKorhonen,Dr.OuiTkkcala.DesignofaphotoveltaicsystemandexperiencesfromaPVprojectinnepal[J].NeateAdvancedPowerSystem.1998(1)[41]V.LOBrano,A.Orioli,G.Ciulla.Ontheexoerimentalvalidationofanimprovedfive-parametermodelforsiliconphotovoltaicmodules[J].SolarEnergyMaterialsandSolarCells.2012(105).[42]V.Boscaino,A.Messina,R.Miceli,G.capponi.Fuelcellsforhouseholdappliances:ExperimentaltestofpowerCleanElectricalPower[J].CleanElectricalPower.2013(4).[43]Viola,F.Romano,P.Miceli,R.Acciari.HarvestingrainfallenergybymeansofPiezoelectiictransducer.[A]InternationalConferenceonCleanElectricPower.2013(4).[44]DiSilvestre,M.L.Miceli,R.Romano,P.Viola.SimplifiedhybridPDmodelinvoids:Patternvalidation.[A]InternationalConferenceonPowerEngineening.2013.49 致谢在李勇汇导师教授的专业指导下，本人顺利完成长治地区50MW光伏电站设计研究。从研究生课程的拟定，到研究课题方向的选取，以及最终的论文撰写，倾注着李教授大量的心血和汗水。李教授严谨求实的治学态度、渊博的学识、独到的见解以及高尚的人格，无不让我的人生深受启迪。为者常成，行者常至，李教授的严谨师德让我深深铭记，成为我今后工作的行动准则。在此向我的导师教授致以崇高的敬意和由衷的感谢。最后，感谢我的父母和亲人，感谢所有关心帮助过我的人。改过的论文没有加入新的内容。整体论文内容太浅显，相当于本科论文水平。土建、寻址、保护、通信部分都没有任何原创性的工作，可以删除。可以加入：1）光伏电站直流侧能量的计算，效率的计算，没有公式的论文不能拿到工学硕士；2）dc-ac能量转换过程的模型，包括电力电子设备的建模；3）光伏电站等值发电机模型，短路电流评估，对系统运行（稳态、暂态）的影响。李老师：      我对论文结构重新进行调整，可是手边参考资料少，不知道怎么充实内容达到论文要求，还请老师再提出具体建议并能给我些资料，谢谢！我会根据老师修改意见再修改论文。给您添的麻烦还请谅解，不过导师基本把内容否掉了，三万字能留一万字吧，是，一周时间，49'