7.承包人建議書-廣西

.承包人建議書（一）圖紙序號圖號圖名1Z-01總平面布置圖2T-01農(nóng)光互補支架結(jié)構(gòu)圖3T-02漁光互補支架結(jié)構(gòu)圖4T-03生活樓建筑圖5T-04生活及消防水泵房建筑圖6T-05箱變基礎(chǔ)圖PAGEPAGE91（二）工程詳細(xì)說明總承包范圍（一）工程目的。建設(shè)8個單晶硅雙面光伏組件方陣，共使用51120塊單容量590Wp光伏組件，合計30.1608MWp。（二）工程規(guī)模。本工程包括(但不限于)以下內(nèi)容：光伏組件本期建設(shè)規(guī)模30.1608MWp，配套建設(shè)兩回35kV集電線路、一座220kV升壓站；采用一回220kV架空線路送至對側(cè)變電站。本項目為EPC總承包項目，不分標(biāo)段（包）。內(nèi)容包括（但不限于）：（1）光伏場區(qū)：勘察（地質(zhì)詳勘）、設(shè)計（含所有初步至竣工設(shè)計、概預(yù)算、施工竣工圖紙等）、設(shè)備采購供貨（光伏組件及逆變器由招標(biāo)方采購）、場地平整，場內(nèi)道路、光伏支架基礎(chǔ)施工及防腐，箱變基礎(chǔ)施工、場區(qū)集電線路，場區(qū)圍欄，防雷接地，消防設(shè)備的配置等附屬工程，所有設(shè)備及材料采購及安裝、調(diào)試等，水土保持和環(huán)境保護工程施工，工程質(zhì)量監(jiān)督驗收及備案、消缺、性能試驗、整套系統(tǒng)的性能保證的考核驗收、技術(shù)和售后服務(wù)、人員培訓(xùn)、達(dá)標(biāo)投產(chǎn)。上述涉及的項目費用均由投標(biāo)方承擔(dān)。開展設(shè)計優(yōu)化，制定標(biāo)桿型光伏項目建設(shè)方案，將項目建成國內(nèi)標(biāo)桿型光伏項目。（2）場區(qū)內(nèi)新建220kV升壓站及送出線路工程：勘察（地質(zhì)詳勘）、設(shè)計（含所有初步至竣工設(shè)計、概預(yù)算、施工竣工圖紙等）、土地預(yù)審及報批、設(shè)備采購供貨、工程施工、場地平整，場內(nèi)道路、綜合樓、站區(qū)圍墻、防雷接地、消防設(shè)備的配置等附屬工程，電氣一、二次設(shè)備（含計算機監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護及自動裝置、通信系統(tǒng)等）設(shè)備及材料采購及安裝、調(diào)試、繼電保護裝置定值整定計算等，完成水土保持和環(huán)境保護工程施工，工程質(zhì)量監(jiān)督驗收及備案、技術(shù)監(jiān)督檢查及驗收、消缺、性能試驗、整套系統(tǒng)的性能保證的考核驗收、技術(shù)和售后服務(wù)、人員培訓(xùn)、達(dá)標(biāo)投產(chǎn)。并網(wǎng)和驗收各種證照手續(xù)辦理、調(diào)度協(xié)議、網(wǎng)絡(luò)安全協(xié)議和購售電合同辦理。（3）完成竣工驗收所涉及到的所有工作包括但不限于：完成本項目的設(shè)備到貨檢驗、性能試驗、質(zhì)量監(jiān)督、功率調(diào)節(jié)和電能質(zhì)量測試、所有性能測試、保護定值提供、并網(wǎng)性能檢測、樁基拉拔試驗、組件檢測、視頻監(jiān)控系統(tǒng)安裝及調(diào)試等。所有設(shè)備及材料（含發(fā)包方所供光伏組件、逆變器等）卸車、運輸（不含組件及逆變器）、二次倒運、保管（含發(fā)包方所供光伏組件、逆變器等設(shè)備物資）、所需的備品備件、專用工具提供，相關(guān)的技術(shù)服務(wù)、設(shè)計聯(lián)絡(luò)、人員培訓(xùn)等，上述涉及的費用均由投標(biāo)方承擔(dān)。（4）完成項目的專項驗收（環(huán)保、水保、消防、質(zhì)檢、防雷接地、復(fù)墾、安全性評價、檔案驗收、達(dá)標(biāo)投產(chǎn)驗收、職業(yè)健康、升壓站電磁輻射、供電等）和性能測試（系統(tǒng)效率、有功、無功及電能質(zhì)量測試等）工作。（5）同時也包括所有材料、備品備件、專用工具、消耗品以及相關(guān)技術(shù)資料的提供等；包括進場道路的設(shè)計、施工及驗收等工作；包括景觀（公司logo，觀景平臺及廊道）、植被恢復(fù)（土地復(fù)墾）等與工程有直接關(guān)系的其它工程項目；包括施工供水的設(shè)計和施工。（6）負(fù)責(zé)施工用地、運輸通道和施工協(xié)調(diào)等協(xié)調(diào)工作；負(fù)責(zé)協(xié)助辦理土地證、用地規(guī)劃許可證、工程建設(shè)許可證、施工許可證等工程所需全部證照；（7）負(fù)責(zé)實施光伏試驗區(qū)土地平整（滿足農(nóng)業(yè)機械化作業(yè)要求）、水稻地灌溉設(shè)施設(shè)計、施工、確保光伏試驗區(qū)水稻正常生長所需基本條件。（8）負(fù)責(zé)實施光伏試驗區(qū)光伏版背面新型LED補光設(shè)備設(shè)計、采購、安裝、調(diào)試、確保光伏試驗區(qū)水稻正常生長所需光照時間。LED補光設(shè)備由發(fā)包方會同農(nóng)業(yè)科技試驗單位調(diào)研后最終確定設(shè)備廠家和具體參數(shù)要求。（9）負(fù)責(zé)10KV站用市電電源設(shè)計、所有設(shè)備及材料采購及安裝、調(diào)試等。1綜合說明概述廣西公司國能橫州市巒城新型LED補光技術(shù)保糧光伏項目建設(shè)地點位于廣西壯族自治區(qū)南寧市巒城鎮(zhèn)境內(nèi)，場址中心坐標(biāo)為108.9301°E，22.8053°N，海拔66m。場址交通便利，周邊無明顯遮擋。根據(jù)初步提資及實地踏勘，光伏電站規(guī)劃地塊面積約500畝，本階段初步規(guī)劃建設(shè)裝機容量為30.1608MWp。本項目屬于農(nóng)光互補試驗項目，在正常光伏項目基礎(chǔ)上，對現(xiàn)在的土地進行平整，保證小型機械化作業(yè)工作需求。同時考慮光伏板背面布置新型LED補光設(shè)備，滿足水稻正常生產(chǎn)。光伏陣列運行方式擬采用固定式光伏支架形式，光伏板高度大于2.7米，滿足小型機械作業(yè)空間需求。本工程共設(shè)8個3.7701MWp的光伏發(fā)電單元，每個光伏發(fā)電單元配置16臺196kW組串式逆變器，每臺組串式逆變器接入15/16個光伏組串，經(jīng)過箱變升壓至35KV，以2回35kV集電線路接入新建升壓站35kV側(cè)，35kV側(cè)采用單母線接線，經(jīng)主變升壓至220kV，采用線變組接線外送并入國能南寧電廠220KV母線，光伏場區(qū)至升壓站直線距離約1200米，升壓站至南寧電廠220KV母線側(cè)距離約100米。圖1-1-1工程地理位置示意圖太陽能資源場址多年平均太陽總輻射量4727.5MJ/m2，根據(jù)《太陽能資源評估方法》（GB/T37526-2019）判定其太陽能資源豐富程度為豐富，資源具備較好的開發(fā)條件。場址區(qū)太陽總輻射最小月與最大月之比為0.44，其太陽能資源穩(wěn)定度屬于穩(wěn)定級別，在16°傾斜面上年均總輻射月最小值與月最大值的比值為0.41，與水平面總輻射年內(nèi)變化相比更穩(wěn)定，有利于太陽能能源的穩(wěn)定輸出。場址區(qū)太陽能資源直射比為0.382，項目區(qū)直射比等級屬于中等級，散射輻射較多。工程地質(zhì)本工程場址太陽能資源豐富，具有一定的開發(fā)價值；場址內(nèi)不良物理地質(zhì)現(xiàn)象不發(fā)育，場地為平地，具備修建光伏電站的地形地質(zhì)條件。場址及附近無自然保護區(qū)、風(fēng)景名勝區(qū)、文物古跡及鳥類遷徙通道等環(huán)境敏感對象，也未發(fā)現(xiàn)具有開采價值的礦產(chǎn)資源，場址對外交通運輸條件便利。總體上看，本工程開發(fā)建設(shè)條件較好，初擬建設(shè)裝機容量30.1608MWp的光伏發(fā)電項目。工程任務(wù)和規(guī)模本期工程主要任務(wù)為發(fā)電。本階段根據(jù)本光伏電站的太陽能輻射資源條件、地形地質(zhì)條件、交通運輸條件以及目前的光伏組件制造水平等進行了分析研究。根據(jù)場址的地形地質(zhì)條件，本期工程裝機容量30.1608MWp,太陽能電池陣列擬采用單晶硅光伏組件進行開發(fā)。光伏電站新建一座220kV升壓站，從中心場址由35kV升壓至220KV，采用線變組接線外送并入國能南寧電廠220KV母線，光伏場區(qū)至升壓站直線距離約1200米，升壓站至南寧電廠220KV母線側(cè)距離約100米。最終接入系統(tǒng)方案將在下階段設(shè)計中進一步研究，并服從于電網(wǎng)整體規(guī)劃。系統(tǒng)總體方案設(shè)計及發(fā)電量計算1.5.1總體技術(shù)方案本項目推薦采用容量為590Wp的單晶硅雙面光伏組件，采用固定傾角運行方式，固定式光伏陣列面傾角采用16°，并網(wǎng)逆變器選擇196kW組串式逆變器；本工程采用容量為采用590Wp光伏組件51120塊，工程安裝容量為30.1608MWp，共建設(shè)8個3.7701MW光伏子方陣。1.5.2發(fā)電量計算電站的系統(tǒng)總效率按83%考慮，本工程初擬采用的單晶硅光伏組件功率衰減首年小于2%、第2年起每年組件功率衰減為0.45%。經(jīng)計算，本項目25年運行期內(nèi)年總上網(wǎng)電量為59316萬kW?h，多年平均上網(wǎng)電量為3179.2萬kW?h，年平均滿負(fù)荷利用小時數(shù)為1054.11hr。首年利用小時數(shù)1115.58h（以下階段最終設(shè)計參數(shù)為準(zhǔn)）。電氣考慮光伏電站裝機容量、地理位置及附近區(qū)域電網(wǎng)規(guī)劃情況，結(jié)合光伏電站本身特點，以及就近上網(wǎng)、節(jié)約投資的原則，擬定接入系統(tǒng)方案為：光伏電站新建一座220kV升壓站，從中心場址由35kV升壓至220KV，以2回35kV集電線路接入新建升壓站35kV側(cè)，35kV側(cè)采用單母線接線，經(jīng)主變升壓至220kV，采用線變組接線外送并入國能南寧電廠220KV母線，光伏場區(qū)至升壓站直線距離約1200米，升壓站至南寧電廠220KV母線側(cè)距離約100米。最終接入系統(tǒng)方案以電網(wǎng)公司接入系統(tǒng)批復(fù)為準(zhǔn)。本工程共設(shè)8個3.7701MWp的光伏發(fā)電單元，每個光伏發(fā)電單元配置16臺196kW組串式逆變器，每臺組串式逆變器接入15/16個光伏組串，經(jīng)過箱變升壓至35KV，以2回35kV集電線路接入新建升壓站35kV側(cè)，35kV側(cè)采用單母線接線，經(jīng)主變升壓至220kV，采用線變組接線外送并入國能南寧電廠220KV母線，光伏場區(qū)至升壓站直線距離約1200米，升壓站至南寧電廠220KV母線側(cè)距離約100米?？偲矫娌贾帽卷椖靠傃b機規(guī)模30.1608MWp。根據(jù)場址土地利用情況、地形地貌條件及初步接入系統(tǒng)方案，初擬在光伏場區(qū)平緩山坡上布置8個3.7701MW光伏子方陣。本工程新建1座220kV升壓站，電能兩回35kV集電線路匯入新建220kV升壓站。場址北部有G80高速通過，東部有S310穿過。場址內(nèi)有數(shù)條簡易鄉(xiāng)村道路，交通十分便利。擬對部分簡易道路進行改擴建作為本項目的進場道路。場內(nèi)道路由已有鄉(xiāng)村簡易道路接入，盡量避開沖溝較大且較多的山坡，以減少挖填方、避免破壞自然沖溝，沿線盡可能地靠近或通過較多的光伏陣列。進場道路及場內(nèi)道路標(biāo)準(zhǔn)為路基寬5m，路面寬4m，進場道路采用碎石路面，場內(nèi)道路采用20厘米厚的C20混凝土硬化。場址區(qū)充分利用已有道路進行改擴建以滿足設(shè)備運輸要求，道路末端設(shè)回車平臺。光伏陣列在結(jié)合用地范圍和地形情況，在盡量避免子方陣的長寬度差異太大的前提下進行布置，以達(dá)到用地較優(yōu)、節(jié)約連接電纜、日常巡查線路簡便的最佳布置方案，整個布置避讓了基本農(nóng)田、公益林等敏感因素。土建工程本工程采用590Wp單晶硅光伏組件。光伏支架采用固定支架，由30塊單晶硅光伏組件按2（行）×15（列）的布置方式組成一個支架單元，支架傾角為16°：太陽能板最低處2.7米，光伏陣列的下方有充足的活動空間。2.7米高度范圍內(nèi)無遮擋設(shè)備設(shè)施。西向支架樁與樁之間凈間距4.5米，南北向支架樁與樁之間凈間距暫按照6.5米考慮。具體以下階段詳細(xì)設(shè)計為準(zhǔn)。所有支架詳細(xì)設(shè)計還需根據(jù)現(xiàn)場地質(zhì)情況進行設(shè)計。本工程新建一座220kV升壓站，站內(nèi)建筑主要有生活樓、水泵房、危廢室；站內(nèi)建筑結(jié)構(gòu)形式為鋼筋混凝土現(xiàn)澆框架結(jié)構(gòu)。工程消防設(shè)計本工程消防設(shè)計貫徹“預(yù)防為主、防消結(jié)合”的消防工作方針，采用先進合理的防火技術(shù)，以保障安全、使用方便、經(jīng)濟合理為宗旨，消除大火隱患，創(chuàng)造良好的消防環(huán)境。本工程施工現(xiàn)場消防由專人負(fù)責(zé)，采取可靠的防火措施，做到安全可靠、經(jīng)濟合理、方便適用，做好日常防火安全管理工作。施工組織設(shè)計本工程所需的主要材料為砌石料、砂石骨料、水泥等從周邊縣城采購，鋼材、木材、油料等主要從附近縣市采購。施工用水從場址附近的村莊取水，采用水車運水的方式供應(yīng)。施工用電可由場址附近10kV線路引接作為電源，距離較遠(yuǎn)處施工及緊急備用電源采用柴油發(fā)電機供電。本項目土建工程及光伏陣列支架安裝施工范圍包括：場地平整、場內(nèi)道路施工、支架基礎(chǔ)按照、支架安裝、電纜溝開挖和襯砌、架空線路施工、房屋基礎(chǔ)開挖、處理、砌筑和裝修、水保環(huán)保措施和防洪排澇設(shè)施施工等。主要設(shè)備安裝施工范圍包括：光伏組件安裝、逆變升壓變配電設(shè)備安裝及調(diào)試、集電線路安裝及調(diào)試、升壓站電氣設(shè)備安裝及調(diào)試等。環(huán)境保護通過落實環(huán)保方案提出的環(huán)境保護措施，可有效降低工程建設(shè)對生態(tài)環(huán)境、水環(huán)境、大氣環(huán)境和聲環(huán)境的影響，達(dá)到工程建設(shè)區(qū)域的環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)。太陽能光伏電站屬國家鼓勵的新能源開發(fā)項目之一，工程建設(shè)可減少不可再生資源的損耗及由此帶來的“三廢”排放，具有明顯的環(huán)境效益。從環(huán)境保護的角度來看，本項目的建設(shè)是可行的。勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生本光伏電站施工期勞動安全問題為吊裝作業(yè)、觸電、物體打擊、機械損傷等。本階段安全設(shè)計從工程施工管理、安全生產(chǎn)制度、安全管理等方面提出了預(yù)防措施，只要業(yè)主、工程監(jiān)理、工程承包商各自嚴(yán)格按照管理辦法運行，可有效預(yù)防危害事故的發(fā)生，最大限度保護工作人員。光伏電站在建成投產(chǎn)后，主要預(yù)防災(zāi)害為自然災(zāi)害和工業(yè)災(zāi)害，包括防火防爆、防觸電及機械損傷等事故。本電站設(shè)計中各專業(yè)均遵循國家有關(guān)安全生產(chǎn)的規(guī)定，對可能產(chǎn)生的事故擬定了預(yù)防性措施，在自然災(zāi)害事故發(fā)生時可以將損失降到最低，并對工業(yè)災(zāi)害進行有效預(yù)防，最大限度保證工作人員和財產(chǎn)安全。綜上，本工程選址、總平面布置和安全設(shè)施從安全生產(chǎn)角度符合國家的有關(guān)法律法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)、行政規(guī)章、規(guī)范的要求，本建設(shè)項目在落實各項安全對策措施后，其可能存在的危險有害因素能夠得到有效控制，風(fēng)險可以接受，本工程的建設(shè)在安全上是可行的。節(jié)能降耗太陽能光伏發(fā)電是我們目前可以使用的能源中最經(jīng)濟、最清潔、最環(huán)保的可持續(xù)能源。本項目一期工程總裝機規(guī)模30.1608MWp，運行期25年平均上網(wǎng)電量為3179.2萬kW?h。若按照火電煤耗（標(biāo)準(zhǔn)煤）315g/kW?h，建設(shè)投運每年可節(jié)約標(biāo)煤1.0萬t，相應(yīng)每年可減少多種大氣污染物的排放，其中減少二氧化碳（CO2）約2.50萬t，二氧化硫（SO2）約10.61t，氮氧化合物約10.66t，煙塵3.0t。有害物質(zhì)排放量的減少，可減輕環(huán)境污染。社會穩(wěn)定風(fēng)險分析本項目主要風(fēng)險因素是“土地征收及補償”、“經(jīng)濟社會影響”，這兩項的風(fēng)險程度均達(dá)到“一般”等級。這兩項風(fēng)險是在項目實施過程中的土地征用與補償及對當(dāng)?shù)亟?jīng)濟與就業(yè)環(huán)節(jié)中發(fā)生的，原因是補償標(biāo)準(zhǔn)過低，或者是補償發(fā)放過程中發(fā)生補償不及時、被截留等現(xiàn)象，或者是補償方案得不到公眾認(rèn)可，項目建設(shè)對當(dāng)?shù)鼐蜆I(yè)水平與附近居民的經(jīng)濟收入影響。針對本項目主要風(fēng)險因素，建議項目建設(shè)單位事先開展宣傳教育工作，嚴(yán)格執(zhí)行補償標(biāo)準(zhǔn)，制定并嚴(yán)格實施補償方案，補償款項及時到位，避免截留現(xiàn)象，避免出現(xiàn)補償不公平現(xiàn)象。建設(shè)必要性在全球氣候變暖及化石能源日益枯竭的大背景下，可再生能源開發(fā)利用日益受到國際社會的重視，大力發(fā)展可再生能源已成為世界各國的共識?！栋屠鑵f(xié)定》的生效，凸顯了世界各國發(fā)展可再生能源產(chǎn)業(yè)的決心。習(xí)近平總書記多次強調(diào)，中國堅持創(chuàng)新、協(xié)調(diào)、綠色、開放、共享的發(fā)展理念，將大力推進綠色低碳循環(huán)發(fā)展，采取有力行動應(yīng)對氣候變化，將于2030年左右使二氧化碳排放達(dá)到峰值并爭取盡早實現(xiàn)，2030年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源占一次能源消費比重達(dá)到20%左右。光伏發(fā)電是可再生和清潔的能源，屬國家產(chǎn)業(yè)政策支持的項目，光伏開發(fā)利用符合國家環(huán)保、節(jié)能和可持續(xù)發(fā)展政策。開發(fā)利用太陽能對調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、推進能源生產(chǎn)和消費革命、促進生態(tài)文明建設(shè)均具有重要意義。光伏發(fā)電不產(chǎn)生傳統(tǒng)發(fā)電項目（燃煤發(fā)電、柴油發(fā)電等）帶來的污染物排放和安全問題，沒有廢氣或噪音污染，沒有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。本項目的建設(shè)，將充分利用當(dāng)?shù)靥柲苜Y源，有效降低化石燃料使用量，維護國家生態(tài)安全，有助于當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展和結(jié)構(gòu)調(diào)整實現(xiàn)新跨越，有助于生態(tài)建設(shè)和環(huán)境治理實現(xiàn)新跨越。同時，將推動太陽能光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)、體系、相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈的落地建設(shè)，促進經(jīng)濟發(fā)展，解決局部發(fā)展不平衡、不協(xié)調(diào)的矛盾。2太陽能資源區(qū)域太陽能資源概況我國太陽能資源分布我國是太陽能資源豐富的國家，全國年總輻射量在3340MJ/m2～8400MJ/m2年之間。全國總面積2/3以上地區(qū)年日照時數(shù)大于2000小時，與同緯度的其它國家相比，和美國類似，比歐洲、日本優(yōu)越得多。我國西藏、青海、新疆、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古高原的總輻射量和日照時數(shù)均為全國最高，屬世界太陽能資源豐富地區(qū)之一。根據(jù)《太陽能資源等級總輻射》（GB/T31155-2014），以太陽能總輻射的年總量為指標(biāo)，對太陽能的豐富程度劃分為4個等級，如表2-1-1所示。中國太陽輻射資源區(qū)劃標(biāo)準(zhǔn)表2-1-1等級名稱分級閾值（kWh/m2/a）年總輻射量（MJ/m2/a）等級符號最豐富G≥150G≥600A很豐富100≤G<150540≤G<600B豐富1050≤G<14003780≤G<5040C一般G<1050G<3780D新疆東南邊緣、西藏大部、青海中西部、甘肅河西走廊西部、內(nèi)蒙古阿拉善高原及其以西地區(qū)構(gòu)成了太陽能資源“最豐富帶”，西藏南部和青海格爾木地區(qū)是兩個高值中心；新疆大部分地區(qū)、西藏東部、云南大部、青海東部、四川盆地以西、甘肅中東部、寧夏全部、陜西北部、山西北部、河北西北部、內(nèi)蒙古中東部至錫林浩特和赤峰一帶是我國太陽能資源“很豐富帶”；中東部和東北的大部分地區(qū)都屬于太陽能資源的“較豐富帶”；只有以四川盆地為中心，四川省東部、重慶全部、貴州大部、湖南西部等地區(qū)屬于太陽能資源的“一般帶”。見圖2-1-1中國太陽能資源分布圖。圖2-1-SEQ圖2-\*ARABIC1中國太陽能資源分布圖廣西省太陽能資源概況廣西省位于我國華南地區(qū)西部，日照充足，太陽能資源豐富，是我國太陽能資源四類地區(qū)，具有一定的開發(fā)潛力。廣西省總國土面積23.67萬m2,太陽能總儲量為1.03×1015MJ。地形起伏大，南北海拔高度相差較大，而海拔高度越高空氣越稀薄，對太陽輻射的削弱和阻擋作用越小，而且由于廣西省多陰雨天氣，空氣中的水汽含量較大，對太陽輻射的削弱更多。因此，廣西省太陽能資源時空分布差異較大，存在明顯的地域性和季節(jié)性分布特點。廣西太陽總輻射量的區(qū)域分布基本上為隨太陽輻射隨緯度增加而降低，但由于廣西地形復(fù)雜，海拔變化較大，局部地區(qū)太陽輻射呈現(xiàn)出比較低的現(xiàn)象，廣西省年太陽總輻射空間分布特征為：南部多、北部少，盆地平原較多、丘陵山區(qū)較少。廣西年總輻射的分布規(guī)律大致隨緯度自南向北遞減。這與全國太陽能資源分布大致隨緯度自南向北遞增的規(guī)律正好相反，廣西大致是北高南低，北部多山山區(qū)云霧彌漫，雨水多，輻射少；中部和南部多屬丘陵和平原云霧和雨日較少，日照多，總輻射強；位于桂西北的右江谷地各縣，河谷地勢低洼，東南季風(fēng)影響弱，而西南季風(fēng)吹越云貴高原后下沉，出現(xiàn)干熱的焚風(fēng)現(xiàn)象，云雨少，日照長，輻射多。此外山區(qū)的迎風(fēng)坡和背風(fēng)坡總輻射量差異也十分顯著。廣西各季總輻射分布夏季最多，占全年總輻射量的31%～36%；秋季，秋高氣爽，輻射量也較多，占全年的25～29%。廣西各地年太陽總輻射為3682MJ/m2～5643MJ/m2。梧州、玉林兩市南部，欽州、北海、右江河谷、寧明及橫州市在4700MJ/m2以上，其中北海、合浦、潿洲島及上思等地超過5000MJ/m2。桂林、河池兩市大部、柳州市北部在4100MJ/m2以下。廣西其它地區(qū)在4100MJ/m2～4700MJ/m2之間。廣西太陽總輻射夏季最高，秋季、春季次之，冬季最低，其中7月份最大，大部地區(qū)為450MJ/m2～600MJ/m2，2月份最低，為170MJ/m2～250MJ/m2。圖2-1-2廣西省太陽能年總輻射量分布圖（MJ/m2）圖2-1-3廣西省太陽能資源年日照時數(shù)分布圖根據(jù)廣西省太陽能輻射和日照的空間分布特征，將廣西省太陽能資源開發(fā)區(qū)劃分為三類區(qū)域：資源最豐富區(qū)、資源較豐富區(qū)、資源貧乏區(qū)（1） 資源最豐富區(qū)資源最豐富的區(qū)域（≥4700MJ/m2）主要位于廣西南部地區(qū)（22.5°N以南），包括廣西沿海的欽州、防城港、北海和南寧、崇左、梧州、玉林南部及右江河谷地區(qū)，是廣西太陽能利用的最佳區(qū)域。（2） 資源較豐富區(qū)資源較豐富區(qū)域（4100MJ/m2～4700MJ/m2）覆蓋了廣西中部（22.5°N～24°N），主要包括貴港、百色、崇左、南寧、來賓等市的大部地區(qū)，太陽能資源具有一定的開發(fā)利用價值。（3） 資源貧乏區(qū)資源一般的區(qū)域（≤4100MJ/m2）主要位于桂林、河池2市大部、柳州市北部（24°N以北）。該區(qū)輻射量較低、日照時數(shù)偏少，一年中云覆蓋時間長，太陽能資源條件較差，是廣西省太陽能資源開發(fā)的貧乏區(qū)域。橫州市位于廣西東南部，南寧市東部，東連貴港市，南接靈山縣、浦北縣，西界青秀區(qū)，北壤賓陽縣。介于東經(jīng)108′48″～109′37″，北緯22′08″～23′30″之間，總面積3464平方千米。屬南亞熱帶季風(fēng)氣候，常年光、熱、雨資源非常豐富。年平均日照時數(shù)為1724小時，全年太陽能總輻射在4300MJ/m2以上全縣太陽總輻射在年內(nèi)分布差別不大、變化基本平穩(wěn)，有利于并網(wǎng)光伏電站電力的穩(wěn)定輸出?？傮w上橫州市太陽能資源開發(fā)條件優(yōu)越。圖2-3橫州市總輻射圖區(qū)域氣候特征及對光伏發(fā)電工程的影響氣象要素概況橫州市多年年平均氣溫21.3℃，歷年極端最高氣溫39.4℃，出現(xiàn)時間2003年7月23日；極端最低氣溫-2.9℃，出現(xiàn)時間1999年12月23日。歷年平均氣壓100.65kPa。多年平均降雨量1464.0mm，多年平均相對濕度80%，最小相對濕度9%，歷年平均年雷暴日數(shù)82d。廣西是我國雷暴活動最頻繁的地區(qū)之一。資料統(tǒng)計表明，廣西的年雷暴日數(shù)與毗鄰的廣東省相近，比湖南、貴州等省多20～30天，比內(nèi)陸的陜西、河南等省多40～50天。風(fēng)電場場址附近區(qū)域的年平均雷暴日數(shù)在82天以上，雷暴活動的季節(jié)性很強，夏季最多，春季次多，冬季最少，雷暴日主要集中在3～8月。與氣象站相比，光伏場所在區(qū)域海拔高很多，光伏場址內(nèi)的降水量更大、雷暴日數(shù)可能會更多。加之場址濕度較大，可能會產(chǎn)生覆冰現(xiàn)象，對光伏電站的安全運行影響較大。因此需注意雷暴、暴雨、覆冰等災(zāi)害性天氣對光伏運行產(chǎn)生的不利影響。址址區(qū)域氣象基本情況表2-2-1氣象特征值統(tǒng)計項 目數(shù)值備注氣溫（℃）多年平均氣溫21.6多年最熱月（7月）平均氣溫28.4多年最冷月（1月）平均氣溫12.3多年極端最高氣溫39.4多年極端最低氣溫-2.9相對濕度（%）多年平均相對濕度80多年最小相對濕度9降水量（mm）多年年平均降水量1464.0多年最大一日降雨量182.5藤城蒸發(fā)量（mm）多年平均蒸發(fā)量1471.6風(fēng)速（m/s）多年平均風(fēng)速1.0多年瞬時最大風(fēng)速23.5（S）全年主導(dǎo)風(fēng)向NE積雪深度（cm）多年最大積雪深度無記錄云量（成）多年平均總云量無記錄天氣日數(shù)多年年平均雷暴日數(shù)82天多年平均霧日數(shù)無記錄多年平均冰雹日數(shù)0天氣候?qū)夥l(fā)電工程的影響（1）降雨對電站的影響通過橫州市氣象站的年降水資料分析可知，多年平均降雨量為1464mm，應(yīng)注意降雨量對電站整體的影響。電站中組件、逆變器、匯流箱等主要元器件防護級別均應(yīng)達(dá)到IP54，可以有效防止雨水的侵入，最大程度降低降雪、雨水、蒸汽等對元器件的腐蝕，延長使用壽命，增強電站整體發(fā)電效率。對于防水性較差的一些元器件，電站可采用室內(nèi)安置、室外密封防水處理的原則進行處理。同時，光伏組件受雨水自然清洗的機會適中，有利于組件清潔措施。（2）風(fēng)速對電站的影響橫州市氣象站的多年平均風(fēng)速為1.0m/s。風(fēng)有助于增加光伏組件的強制對流散熱，降低光伏組件板面的工件溫度，對光伏系統(tǒng)的發(fā)電量有微弱的提高。同時，風(fēng)載荷也是光伏支架的主要載荷。太陽電池方陣支架結(jié)構(gòu)的設(shè)計要考慮風(fēng)壓荷載，防止因強風(fēng)導(dǎo)致普破壞，滿足《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》和《鋼結(jié)構(gòu)設(shè)計規(guī)范》的要求。（3）溫度對光伏電站的影響溫度對太陽能電池的輸出性能有著直接的影響，從而對整個光伏電站的發(fā)電有著直接的影響。由半導(dǎo)體物理理論可知，載流子的擴散系數(shù)隨溫度的增高而稍有增大，因此光生電流IL也隨溫度的增高而有所增加。但I(xiàn)O（短路電流）隨溫度的升高呈指數(shù)增大，因而UOC（開路電壓）隨溫度的升高而急劇下降。當(dāng)溫度升高時，I-U曲線形態(tài)改變，填充因子下降，故光電轉(zhuǎn)換效率隨溫度的增加而下降。電站所在區(qū)域多年平均溫度為21.6攝氏度，夏季溫度較高，冬季溫度最低，當(dāng)?shù)販囟仍谔柲芙M件及其他元器件的正常工作范圍內(nèi)。當(dāng)溫度升高時，電站總體發(fā)電效率會受到影響，在環(huán)境溫度升高的情況下，應(yīng)提前采取預(yù)備措施。因此在電站設(shè)計時，應(yīng)充分考慮高溫的影響，適當(dāng)加大光伏組件間隔，增加光伏陣列間距，適當(dāng)提高支架的高度以增強散熱，降低高溫對光伏電池效率的影響。太陽能資源分析場址中心坐標(biāo)為108.9301°E，22.8053°N，海拔66m。場址區(qū)域太陽能資源分布圖2-3-1至圖2-3-3分別為項目區(qū)域的高程示意圖、離地面2m多年平均氣溫示意圖和多年年平均太陽輻射量示意圖。通過SolarGIS輻射數(shù)據(jù)資料可知光伏場址多年年平均太陽輻照量為4727.5MJ/m2。圖2-3-1項目區(qū)域高程示意圖（單位：m）圖2-3-2項目區(qū)域距地面2m多年平均氣溫示意圖（單位：℃）圖2-3-3項目區(qū)域多年年平均太陽輻照量示意圖（單位：kWh/m2）月際輻射變化月際輻射變化根據(jù)SolarGIS輻射數(shù)據(jù)資料，項目區(qū)域多年各月平均輻射量見表2-3-1，各月平均輻射量直方圖見圖2-3-4。由圖中可以看出，該地區(qū)輻射量月4～10月份較強，11～翌年3月較弱。項目區(qū)域多年總輻射量統(tǒng)計表表2-3-1項目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SolarGIS238.7244.4286.9366.1492.1463.7536.0542.2493.6438.1336.2289.14727.5圖2-3-4項目區(qū)域多年各月平均輻射量直方圖報告中太陽輻射資料主要來自于SolarGIS輻射數(shù)據(jù)資料可知光伏場址多年年平均太陽輻照量為4727.5MJ/m2。再綜合參考橫州市太陽總輻射量分布，本次設(shè)計初步采用精度更高的solarGIS數(shù)據(jù)輻射數(shù)據(jù)資料作為本工程的設(shè)計基本資料，即輻射量取4727.5MJ/m2。參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T37526-2019《太陽能資源評估方法》等級，場址區(qū)域?qū)貰級太陽能資源很豐富帶。通過月平均太陽輻射量資料可知，區(qū)域的太陽輻射量具有年內(nèi)分配不均的特點，主要表現(xiàn)為春季輻射強，秋冬季輻射弱。因此，該區(qū)域的光伏電站項目具有一定的開發(fā)價值。太陽能資源評價根據(jù)我國國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T37526-2019《太陽能資源評估方法》對項目進行太陽能資源評估。2.4.1太陽能資源豐富程度評估（1）項目區(qū)域所在地屬于太陽能資源B級很豐富帶。（2）光伏電站場址區(qū)域年太陽總輻射為4727.5MJ/m2，分析可知，光伏電站項目區(qū)域輻射4～10月份較強，11～翌年3月較弱；即春季輻射強，秋冬季輻射弱。2.4.2太陽能資源穩(wěn)定程度評估太陽能資源穩(wěn)定度是太陽能資源年內(nèi)變化的狀態(tài)和幅度，根據(jù)GB/T31155-2014《太陽能資源等級總輻射》的穩(wěn)定度等級劃分，分為四個等級：很穩(wěn)定（A）、穩(wěn)定（B）、一般（C）、欠穩(wěn)定（D）。劃分標(biāo)準(zhǔn)如下表：穩(wěn)定度等級表2-4-1等級名稱分級閾值等級符號很穩(wěn)定RW≥0.47A穩(wěn)定0.36≤RW＜0.47B一般0.28≤RW＜0.36C欠穩(wěn)定RW＜0.28D注：RW表示穩(wěn)定度，計算RW時，首先計算總輻射各月平均日輻射量的多年平均值（一般取30年平均），然后取最小值與最大值之比。根據(jù)光伏電站多年平均輻射量，可計算場址太陽能資源穩(wěn)定度，如下表所示：月平均日輻射量計算表表2-4-2輻射量（MJ/m2）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年月總輻射量238.7244.4286.9366.1492.1463.7536.0542.2493.6438.1336.2289.14727.5天數(shù)312831303130313130313031月平均日輻射量7.708.739.2512.2015.8715.4617.2917.4916.4514.1311.219.33從表中可以看出，月平均日輻射量最小值為7.70MJ/m2，最大值為17.29MJ/m2，故穩(wěn)定度（月平均日輻射量最小值與最大值之比）：RW=0.44。按照GB/T37526-2019《太陽能資源評估方法》的穩(wěn)定度等級劃分，該項目太陽能資源穩(wěn)定度為B級，屬于“穩(wěn)定”區(qū)域。2.4.3太陽能資源評估項目多年平均太陽輻射量取4727.5MJ/m2，場址區(qū)域?qū)貰級太陽能資源很豐富帶。通過月平均太陽輻射量資料可知，區(qū)域的太陽輻射量具有年內(nèi)分配不均的特點，主要表現(xiàn)為春季輻射強，秋冬季輻射弱。因此，該區(qū)域的光伏電站項目具有一定的開發(fā)價值。建議由于SolarGIS的輻射資料數(shù)據(jù)并非實測數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)存在一定的誤差，建議收集附近氣象站近期歷年逐月輻射資料，并在項目區(qū)域設(shè)立測光塔，使得可以進一步分析和對比不同數(shù)據(jù)來源的輻射量，從而盡可能的減少光伏電站發(fā)電量不確定性的風(fēng)險。3工程地質(zhì)工程區(qū)位于廣西中部地區(qū)，地勢平坦，場區(qū)地貌主要為農(nóng)田。場址周邊無高大山體遮擋，具備布置光伏陣列的地形地貌條件。場址區(qū)地形地貌見圖3.1。圖3.1-2 場址范圍示意圖場區(qū)地質(zhì)條件穩(wěn)定，暫未發(fā)現(xiàn)不良地質(zhì)作用和地質(zhì)災(zāi)害，以下階段詳細(xì)勘察設(shè)計結(jié)果為準(zhǔn)。4工程任務(wù)和規(guī)模4.1地區(qū)經(jīng)濟現(xiàn)狀與及自然資源概況橫州市位于廣西東南部，南寧市東部，東連貴港市，南接靈山縣、浦北縣，西界青秀區(qū)，北壤賓陽縣。介于東經(jīng)108′48″～109′37″，北緯22′08″～23′30″之間，總面積3464平方千米。橫州市四周群山環(huán)抱，中部平緩開闊，形似一個盆地。郁江自西向東橫貫縣境中部流去，地勢亦是由西向東傾斜?？h境北部有鎮(zhèn)龍山脈，主峰為大圣山；西部為中、低丘陵地帶；東部和南部屬于山體園渾的高丘陵；中部地勢比較平坦，其中間有一些土山和石灰?guī)r山峰，在附城、那陽、百合、蓮塘、石塘、陶圩、校椅、云表等地方，坡地大塊，垌場廣闊。橫州市屬南亞熱帶季風(fēng)氣候，太陽輻射強，日照充足，氣候溫暖，雨量充沛，夏長冬短，無霜期長，少見冰雪。這些特點，最適宜于喜溫作物的生長。2020年，橫州市地區(qū)生產(chǎn)總值320.44億元，比上年下降5.1%。其中，第一產(chǎn)業(yè)增加值86.26億元，比上年增長1.8%；第二產(chǎn)業(yè)增加值99.92億元，比上年下降17.6%；第三產(chǎn)業(yè)增加值134.26億元，比上年增長2.5%。三次產(chǎn)業(yè)的比重26.9：31.2：41.9。4.2電力消納本工程一裝機容量為30.1608MWp。本光伏電站裝機較大，在滿足橫用電需求的情況下將光伏電站電力送入橫州市電網(wǎng)，考慮到光伏電站本身受自然條件影響，出力具有隨機性，波動較大，不宜遠(yuǎn)距離輸送等因素，巒城新型LED補光技術(shù)保糧光伏項目供電范圍擬為廣西電網(wǎng)覆蓋下的橫州市境內(nèi)。4.3工程規(guī)?，F(xiàn)階段根據(jù)本光伏電站的太陽能輻射資源條件、地形地質(zhì)條件、交通運輸條件以及目前的光伏組件制造水平等進行了分析研究。根據(jù)場址的地形地質(zhì)條件，巒城新型LED補光技術(shù)保糧光伏項目裝機容量為30.1608MWp。光伏電站新建一座220kV升壓站，35kV側(cè)采用單母線接線，經(jīng)主變升壓至220kV，采用線變組接線外送并入國能南寧電廠220KV母線，光伏場區(qū)至升壓站直線距離約1200米，升壓站至南寧電廠220KV母線側(cè)距離約100米。最終接入系統(tǒng)方案將在下階段設(shè)計中進一步研究，并服從于電網(wǎng)整體規(guī)劃。5光伏發(fā)電系統(tǒng)5.1主要設(shè)備選型光伏電池分類光伏電池是把太陽的光能直接轉(zhuǎn)化為電能的基本單元，電池通過組合形成電池組件，電池的光伏性能決定了電池組件的發(fā)電特性，電池組件是光伏電站的基本發(fā)電設(shè)備。從第一塊光伏電池問世到現(xiàn)在，光伏發(fā)電技術(shù)不斷發(fā)展，電池種類眾多，性能各異。商用的太陽電池主要有以下幾種類型：單晶硅電池、多晶硅電池、非晶硅電池、碲化鎘電池、銅銦鎵硒電池等。圖5-1-1太陽能電池分類圖1）晶體硅太陽電池晶體硅太陽電池包括單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、帶狀硅太陽電池、球狀多晶硅太陽電池等，其中單晶硅和多晶硅電池是目前市場上的主流產(chǎn)品。單晶硅太陽電池以高純的單晶硅棒為原料，是當(dāng)前開發(fā)很快的一種太陽電池，它的結(jié)構(gòu)和生產(chǎn)工藝已定型，產(chǎn)品廣泛用于空間和地面。為了降低生產(chǎn)成本，現(xiàn)在地面應(yīng)用的太陽電池大多采用太陽能級的單晶硅棒，材料性能指標(biāo)有所放寬，也可使用半導(dǎo)體器件加工的頭尾料和廢次單晶硅材料，經(jīng)過復(fù)拉制成太陽電池專用的單晶硅棒。單晶硅太陽電池的單體片制成后，經(jīng)過抽查檢驗，即可按需要的規(guī)格組裝成光伏電池組件，用串聯(lián)和并聯(lián)的方法構(gòu)成一定的輸出電壓和電流，單晶硅光伏組件的轉(zhuǎn)換效率現(xiàn)階段最高可到達(dá)25.19%（P型TOPCon）。單晶硅太陽電池轉(zhuǎn)換效率高，但由于原材料的原因，電池片存在倒角，使得有效發(fā)電面積減小。通過提高電池組件的效率來實現(xiàn)整個工程的發(fā)電容量。2）雙面單晶組件隨著太陽電池高效化的步伐在日漸加快。PERX（PERC，PERT和PERL的統(tǒng)稱）、HIT（HeterojunctionwithintrinsicThinlayer，異質(zhì)結(jié)）以及IBC（Interdigitatedbackcontact，交叉背接觸）等高效電池技術(shù)在行業(yè)需求的推動下逐漸成熟。這些技術(shù)都具有優(yōu)異的背鈍化效果，使傳統(tǒng)電池背面的鋁層可以被替代，電池背面也因此能夠接受光而等效地形成與正面并聯(lián)的另一個電池。這些電池經(jīng)過封裝成為雙面組件。目前市場上的雙面組件使用的電池技術(shù)主要有基于p型硅片的PERC技術(shù)，基于n型硅片的PERT技術(shù)和異質(zhì)結(jié)結(jié)構(gòu)的HIT技術(shù)。圖5-1-2常規(guī)組件與雙面組件工作原理示意圖如上圖所示，除了正面接收太陽直射光和大氣的散射光意外，雙面組件背面也可以接收來自空氣中的散射光、地面的反射光以及每天早晚來自背面的太陽直射光，等效于常規(guī)組件的正面接收到了更多的光。根據(jù)光伏組件的工作特性，當(dāng)光強增大時，組件的電流和功率會得到與光增強相同幅度的提升，電壓則變化很小。因此雙面組件的發(fā)電量相比相同電站設(shè)計的單面組件有一定的增益。同時，由于雙面組件背面的入射光強與電站所在地經(jīng)緯度、大氣情況即空氣中散射光的比例、組件傾斜角、組件離地高度、支架間距與背景反射率有直接關(guān)系，因此這些因素也影響到雙面組件來自背面的發(fā)電量增益。對于常見的一些場景，我們采用結(jié)構(gòu)相同的單面和雙面組件進行長期測試，可以得到僅來自背面的發(fā)電量增益，如下圖：圖5-1-3雙面組件背面的發(fā)電量增益可以看到，雙面組件來自背面的發(fā)電量增益與場景密切相關(guān)，發(fā)電量提升5-39%不等。除了背面增益外，由于電池結(jié)構(gòu)和工藝的先進性，雙面組件的發(fā)電量相對常規(guī)組件還有以下兩方面的增益：（1）弱光響應(yīng)好：雙面組件的長波光譜響應(yīng)和并聯(lián)電阻均比常規(guī)組件更好，這使得雙面組件在早晚和陰雨天有更好的響應(yīng)，視電站所在地的輻照情況和組件中電池的具體工藝可以增加發(fā)電量1-3%不等。圖5-1-4雙面組件與常規(guī)組件光譜響應(yīng)（2）在工作溫度下功率損失?。河捎陔p面組件的功率溫度系數(shù)小，在同等工作溫度下，功率損失更小，視電站所在地的氣溫和輻照情況可以增加發(fā)電量1-3%不等。表5-1-1組件的功率溫度系數(shù)比較組件的功率溫度系數(shù)：雙面組件vs.常規(guī)組件雙面組件常規(guī)組件約-0.35%/°C約-0.45%/°C因此，結(jié)合以上幾方面因素，綜合來講雙面組件相對常規(guī)組件的發(fā)電量增益在列出的場景一般為7-45%。3）薄膜太陽電池薄膜太陽電池包括硅薄膜太陽電池（非晶硅、微晶硅、納米晶硅等）、多元化合物薄膜太陽電池（硫化鎘、硒銦銅、碲化鎘、砷化鎵、磷化銦、銅銦鎵硒等）、染料敏化薄膜太陽電池、有機薄膜太陽電池等。非晶硅薄膜太陽電池與單晶硅和多晶硅太陽電池的制作方法完全不同，硅材料消耗很少，生產(chǎn)電耗更低，規(guī)模生產(chǎn)前景很好。非晶硅太陽電池很薄，可以制成疊層式，或采用集成電路的方法制造，在一個平面上，用適當(dāng)?shù)难谀９に?，一次制作多個串聯(lián)電池，以獲得較高的電壓。目前非晶硅太陽電池光電轉(zhuǎn)換效率一般能達(dá)到10%～13%，電池組件的系統(tǒng)效率一般為6%～9%。多元化合物太陽電池指不是用單一元素半導(dǎo)體材料制成的太陽電池?，F(xiàn)在各國研究的品種繁多，除碲化鎘、硒銦銅、銅銦鎵硒薄膜太陽電池在國外有規(guī)模生產(chǎn)外，組件的效率在8%～10%，其他多數(shù)尚未形成產(chǎn)業(yè)化。有機太陽電池以其材料來源廣泛，制作成本低廉，耗能少，可彎曲，易于大規(guī)模生產(chǎn)等突出優(yōu)勢顯示了其巨大開發(fā)潛力，但目前的光電轉(zhuǎn)換效率較低，未形成產(chǎn)業(yè)化。染料敏化納米薄膜太陽電池的性能主要是由納米多孔TiO2薄膜、染料光敏化劑、電解質(zhì)、反電極（光陰極）等幾個主要部分決定的。通過優(yōu)化電池各項關(guān)鍵技術(shù)和材料的性能，并通過小面積的系列實驗和優(yōu)化組合實驗來檢測各項參數(shù)對電池性能的影響，光電轉(zhuǎn)換效率最高可達(dá)13%，未形成產(chǎn)業(yè)化。非晶薄膜太陽電池除了薄膜厚度非常薄、只需少量的原料等因素而使得電池組件的價格較晶體硅太陽電池便宜外，其弱光發(fā)電性能和功率溫度系數(shù)較晶體硅太陽電池好，相比同等條件下晶體硅電池可多發(fā)電。非晶薄膜太陽電池也因為具有可撓性可以制作成非平面構(gòu)造其應(yīng)用范圍大，可與建筑物結(jié)合或是變成建筑體的一部份，應(yīng)用非常廣泛。4）聚光太陽電池聚光太陽電池組件由聚光太陽電池、聚光器、太陽光追蹤器組成。聚光太陽電池，與普通太陽電池略有不同，因需耐高倍率的太陽輻射，特別是在較高溫度下的光電轉(zhuǎn)換性能要得到保證，故在半導(dǎo)體材料選擇、電池結(jié)構(gòu)和柵線設(shè)計等方面都要進行一些特殊考慮。最理想的材料是砷化鎵，其次是單晶硅材料。一般硅晶材料只能吸收太陽光譜中400～1100nm波長的能量，砷化鎵可吸收較寬廣的太陽光譜能量，三結(jié)面聚光型太陽電池可吸收300～1900nm波長的能量，相對其轉(zhuǎn)換效率可大幅提升，其太陽能能量轉(zhuǎn)換效率可達(dá)30%～40%。整個裝置的轉(zhuǎn)換效率為17%～25%。聚光器將較大面積的陽光聚在一個較小的范圍內(nèi)，以增加光強，克服太陽輻射能流密度低的缺陷，把太陽電池放置在這一位置，從而獲得更多的電能輸出。不過因聚光引起的溫度上升會損傷太陽電池單元及發(fā)電系統(tǒng)，因此往往必須要抑制聚光率才可以使聚光器的倍率大于幾十，其結(jié)構(gòu)可采用反射式或透鏡式。聚光太陽電池必須要在位于透鏡焦點附近時才能發(fā)揮功能，因此為使模塊總是朝向太陽的方位，必須配置太陽追蹤系統(tǒng)，聚光器的跟蹤裝置一般采用光電自動跟蹤。此設(shè)計雖然可以提高轉(zhuǎn)換效率，但卻存在透鏡、聚光發(fā)熱釋放槽（散熱方式可采用氣冷或水冷）以及太陽光追蹤系統(tǒng)的重量及體積較大等不足的特點。聚光裝置可有效地減少晶體硅電池板的面積，從而降低成本，但跟蹤裝置將會使得造價有所增加，加上運行階段傳動裝置的維護費用和能耗，工程造價反而會增加，目前在小范圍內(nèi)有示范性應(yīng)用。同時，聚光裝置不能利用散射光能量，不適合在散射輻射所占總輻射比例較高的地區(qū)使用。幾種主要的光伏電池板見圖5-1-5。單晶硅太陽電池多晶硅太陽電池非晶硅薄膜太陽電池高倍聚光太陽電池圖5-1-5幾種光伏電池板圖光伏電池選擇薄膜光伏電池多用于附著建筑物表面，其柔性好，但光電效率比晶體硅低。本工程廠址雖為草地，但征地亦需要開銷不少，所以應(yīng)選取轉(zhuǎn)換效率較高的光伏電池，此處暫不推薦薄膜電池。化合物光伏電池包括砷化鎵電池；硫碲化鎘電池；銅銦鎵硒電池等。碲、銦、硒地殼中含量少。同時砷、鎘、銦都是有毒物質(zhì)，對人身體有害。所以本工程不推薦化合物光伏電池。有機半導(dǎo)體電池正在發(fā)展階段，國內(nèi)沒有規(guī)模使用的實例，發(fā)電效率不詳暫不推薦。聚光光伏電池光電轉(zhuǎn)換效率高，但需要配備一套包括聚光器，散熱器，跟蹤器及機械傳動等的聚光系統(tǒng)。因為聚光使電池板變熱，而在同樣的光照下，電池的輸出功率隨溫度升高而降低，每升高1℃效率下降0.35%～0.45%，所以必須有散熱器。不跟蹤太陽光聚光器聚光效果不理想，發(fā)電量提高有限，與加入聚光器的價格相比不合算，所以要加入跟蹤系統(tǒng)，有跟蹤系統(tǒng)就要有傳動系統(tǒng)。如此一來系統(tǒng)維護也是一筆開銷。聚光電池很早就開始研究，是研究的一種方向，但與硅電池在商業(yè)運營的經(jīng)濟效益上的較量還有很長的路，有很多技術(shù)難關(guān)要攻克。晶體硅光伏電池以絕對優(yōu)勢占據(jù)著光伏電池市場，主要是由于地球上硅原材料貯量豐富，晶體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，硅半導(dǎo)體器件工藝成熟，對環(huán)境的影響很小，而且有希望進一步提高光電效率降低生產(chǎn)成本。目前晶體硅電池占各種形式的光伏電池總量的93%。光伏組件是多種技術(shù)的疊加，本項目根據(jù)目前技術(shù)條件、市場等因素，綜合考慮現(xiàn)場條件，主要選用了低衰減高功率PERC技術(shù)、雙面電池技術(shù)和半片技術(shù)相疊加組合的適用1500V光伏系統(tǒng)的單晶硅光伏組件，其先進性總結(jié)如下：1）PERC組件通過降低背表面復(fù)合速率提升組件的轉(zhuǎn)換效率，P型單晶硅組件利用PERC技術(shù)可使轉(zhuǎn)化效率提高約1%，在多晶硅組件上可提高約0.5%，而兩者應(yīng)用PERC技術(shù)成本近似，因此在單晶硅組件上采用PERC技術(shù)優(yōu)勢更大。N型PERC技術(shù)，不僅可以解決LID的問題，而且量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率可以進一步提升至22%；2）PERC技術(shù)與現(xiàn)有產(chǎn)線兼容度高，只需要增加兩臺設(shè)備就可以完成生產(chǎn)線的改造，易于進行產(chǎn)線升級，從而可降低電池片每瓦成本；3）雙面電池PERC以特殊的背面射極鈍化技術(shù)改善傳統(tǒng)的單面背鋁電池之背面結(jié)構(gòu)，使其效率在成本可控制的情況下明顯增加。此外，將其設(shè)計為雙面發(fā)電并組裝為組件后，可利用背面的發(fā)射光及周圍環(huán)境的漫反射光進行發(fā)電，較傳統(tǒng)的單面電池所能夠獲得電池輸出功率要高很多，同時也擁有一個更高的功率/重量比，此外雙面單晶硅電池在垂直安裝時在發(fā)電量上受到的方向限制也更少，可有效降低度電成本（LCOE）；4）雙面單晶硅光伏法電池的組成上并沒有硅-鋁合金面，此種情況下對近紅外的輻射光是基本透明狀態(tài)，因此雙面單晶硅光伏法電池的發(fā)電過程中，其運行的溫度也會低于傳統(tǒng)的單面電池；5）半片組件，相較于傳統(tǒng)組件，輸出功率明顯提升，得益于其串聯(lián)電阻的降低和填充因子FF的提高。同時由于其內(nèi)部電阻率低，使其工作式的溫度比常規(guī)組件低，從而進一步提升組件發(fā)電能力；6）半片組件改變了蔭蔽時性能，能有效降低由于遮擋造成的發(fā)電功率損失，能顯著提高組件在早晚及組件下沿積灰、積雪時的發(fā)電量，提升電站經(jīng)濟效益。同時，半片技術(shù)易實現(xiàn)，增加額外成本小，能快速實現(xiàn)量產(chǎn)化。根據(jù)招標(biāo)文件要求，本階段選用雙面單晶硅高效半片光伏電池，容量為590Wp。本工程擬采用的單晶硅雙面光伏組件基本參數(shù)如下：表5-1-2590Wp雙面單晶硅高效光伏組件技術(shù)參數(shù)表項目單位590Wp最大輸出功率W590輸出功率公差W0/+5最大功率點的工作電壓V34.42最大功率點的工作電流A17.15開路電壓V41.3短路電流A18.16短路電流的溫度系數(shù)%/K+0.04開路電壓的溫度系數(shù)%/K-0.25峰值功率的溫度系數(shù)%/K-0.34最大系統(tǒng)電壓V1500尺寸（L/W/T）mm2172/1303/35工作溫度范圍℃-40～+85逆變器選型并網(wǎng)逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的關(guān)鍵設(shè)備，對于光伏系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和可靠性具有舉足輕重的地位。逆變器的選型主要應(yīng)考慮以下幾個問題。1）性能可靠，效率高光伏發(fā)電系統(tǒng)目前的發(fā)電成本較高，如果在發(fā)電過程中逆變器自身消耗能量過多，必然導(dǎo)致總發(fā)電量的損失和系統(tǒng)經(jīng)濟性下降，因此要求逆變器可靠、效率高，并能根據(jù)太陽電池組件當(dāng)前的運行狀況輸出最大功率。逆變器的效率包括最大效率、歐洲效率和MPPT效率。歐洲效率（按照在不同功率點效率根據(jù)加權(quán)公式計算）更能反映逆變器在不同輸入功率時的綜合效率特性，因此本工程的逆變器效率采用歐洲效率計算。2）要求直流輸入電壓有較寬的適應(yīng)范圍由于太陽電池的端電壓隨負(fù)載和日照強度而變化，這就要求逆變電源必須在較大的直流輸入電壓范圍內(nèi)保證正常工作，并保證交流輸出電壓穩(wěn)定。3）具有保護功能并網(wǎng)逆變器還應(yīng)具有交流過壓、欠壓保護，超頻、欠頻保護，高溫保護，交流及直流的過流保護，直流過壓保護，防孤島保護等保護功能。4）波形畸變小，功率因數(shù)高當(dāng)大型光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)運行時，為避免對公共電網(wǎng)的電力污染，要求逆變電源輸出正弦波，電流波形必須與外電網(wǎng)一致，波形畸變小于5%，高次諧波含量小于3%，功率因數(shù)接近于1。5）監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集逆變器應(yīng)有多種通訊接口進行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到遠(yuǎn)控室，其控制器還應(yīng)有模擬輸入端口與外部傳感器相連，測量日照和溫度等數(shù)據(jù)，便于整個電站數(shù)據(jù)處理分析。逆變器方案選擇應(yīng)綜合考慮：運行可靠性、可維護性、技術(shù)成熟度、未來技術(shù)發(fā)展趨勢等，并結(jié)合電站區(qū)域的氣象條件、地理環(huán)境、施工條件、交通運輸?shù)葘嶋H因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟綜合比較選用適合大型并網(wǎng)光伏電站使用的解決方案。國內(nèi)主要的逆變方案分為組串逆變方案、集中逆變方案和集散逆變方案，如圖5-1-6、圖5-1-7和圖5-1-8。圖5-1-6組串逆變方案組網(wǎng)示意圖圖5-1-7集中逆變方案組網(wǎng)示意圖圖5-1-8集散逆變方案組網(wǎng)示意圖組串逆變方案和集中逆變方案技術(shù)經(jīng)濟初步比較見表5-1-3和表5-1-4。投資分析表5-1-3組串逆變集中逆變集散逆變對比無直流匯流箱；無逆變器房、無集裝箱及土建基礎(chǔ)；低成本逆變器；需要逆變器房或集裝箱；智能MPPT控制器低成本逆變器；需要逆變器房或集裝箱；集中逆變略低技術(shù)分析表5-1-4類型組串逆變集中逆變集散逆變發(fā)電量山地起伏的坡地電站能減少失配損失如100MWp電站具有5340路MPPT，在山地朝向各異，間距不等的條件下，可以精細(xì)化追蹤組串的最大發(fā)電功率，降低組串之間的失配影響，提高發(fā)電量更適用于地形較為平緩的荒漠電站，單機效率更高如100MWp電站最多僅64路MPPT，在山地朝向各異，間距不等的條件下，無法精細(xì)化追蹤組串的最大發(fā)電功率，降低發(fā)電量山地起伏的坡地電站能減少失配損失，“分散MPPT跟蹤”減小失配幾率，提升發(fā)電量，集散式逆變器具有升壓功能，降低線損可靠性IP65密封設(shè)計，自然散熱；無風(fēng)扇、熔絲等易損部件；系統(tǒng)單點故障對整體電站影響?。籌P54防護，風(fēng)冷，系統(tǒng)需要直流匯流箱、熔絲；IP54防護，風(fēng)冷，系統(tǒng)需要智能MPPT控制器和熔絲；運維數(shù)量多，可靠性稍低和維護工作量大；但故障影響范圍較小數(shù)量少，可靠性高和維護工作量較??；但故障影響范圍較大數(shù)量少，可靠性高和維護工作量較??；但是工程應(yīng)用市場占有率低。系統(tǒng)損耗逆變器房需要強制散熱，有功率損耗逆變器房需要強制散熱，有功率損耗1）組串式逆變器組串式逆變器是基于模塊化的概念，即把光伏方陣中每個光伏組串輸入到一臺指定的逆變器中，多個光伏組串和逆變器又模塊化地組合在一起，所有逆變器在交流輸出端并聯(lián)，并網(wǎng)智能逆變器應(yīng)用于地面電站，具有高發(fā)電量、高可靠性、安全性高、易安裝維護等優(yōu)點，已成為現(xiàn)在國際市場上最流行的逆變器。目前許多大型光伏電站使用智能逆變器。主要優(yōu)點是不受組串間光伏電池組件性能差異和局部遮影的影響，可以處理不同朝向和不同型號的光伏組件，也可以避免部分光伏組件上有陰影時造成巨大的電量損失，提高了發(fā)電系統(tǒng)的整體效率。隨著電站的運行時間越長，組件不適配、衰減、虛接等原因，組件個體差異不斷增大，組件的精細(xì)化管理優(yōu)勢越發(fā)明顯，智能逆變器發(fā)電量提升將會更加明顯。技術(shù)上的這些優(yōu)勢不僅降低了系統(tǒng)成本，也增強了系統(tǒng)的可靠性。例如對集中式電站來說，直流保護是永遠(yuǎn)但是又幾乎是無解的難題，有的電站采取了在匯流箱加防反二極管措施以解決故障擴大化問題，但隨之帶來系統(tǒng)效率降低、匯流箱成本大幅上升問題，而組串式逆變器電站已在逆變器有強大的保護功能，并且天然的規(guī)避某一串直流短路能量倒灌問題，集中式最為頭痛的直流故障問題對智能逆變器而言自然消失。另外施工成本方面，傳統(tǒng)的集中式地面電站不僅涉及PV組件、支架、逆變器、箱變、匯流及配電設(shè)備施工，還包含大量土建活動，如地基制作，磚瓦逆變器房建造，整個項目建造成本較高，由于組串式逆變器沒有需要較大人力以及較長工期的逆變房等土建建設(shè)，也減少了直流柜、集中式逆變器等需要專門車輛工具搬運的大中型設(shè)備，電站工程施工難度降低、工期更短。集中式逆變器對環(huán)境適應(yīng)性要求高，需要達(dá)到設(shè)備防塵和良好的通風(fēng)散熱條件，實際運維過程出現(xiàn)的產(chǎn)品故障率高；同時對于工程維護技能要求高，問題定位及解決周期長、難度大導(dǎo)致電站運維成本高。智能組串式逆變器電站利用逆變器本身的智能故障監(jiān)測、直流保護等功能，可以方便地實現(xiàn)智能運維功能，有異常時逆變器上報故障告警到中控室，并且借助網(wǎng)管系統(tǒng)可精確定位到故障組串及其物理位置，實現(xiàn)故障精確定位及快速排查能力。在占用60％的直流故障排查上工作量可以降低到1/3以下。2）集中式逆變器集中逆變技術(shù)是若干個并行的光伏組串被連到同一臺集中逆變器的直流輸入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模塊，功率較小的使用場效應(yīng)晶體管，同時使用DSP轉(zhuǎn)換控制器來改善所產(chǎn)出電能的質(zhì)量，使它非常接近于正弦波電流。其最大特點是系統(tǒng)的功率高，成本低，但由于不同光伏組串的輸出電壓、電流往往不完全匹配（特別是組件因多云、樹蔭、污漬等原因被部分遮擋時），采用集中逆變的方式會導(dǎo)致逆變過程的效率降低和電性能的下降。同時整個光伏系統(tǒng)的發(fā)電可靠性受某一光伏單元組工作狀態(tài)不良的影響。最新的研究方向是運用空間矢量的調(diào)制控制以及開發(fā)信的逆變器的拓?fù)溥B接，以獲得部分負(fù)載情況下的高效率。3）集散式逆變器集散式光伏逆變器是光伏發(fā)電技術(shù)發(fā)展的重大創(chuàng)新技術(shù)方案，與集中式光伏逆變器和組串式光伏逆變器相比，做到了將“分散式MPPT跟蹤”和“集中逆變并網(wǎng)”完美的統(tǒng)一，既解決了集中式光伏逆變器存在的組件并聯(lián)“失配”損失問題，又避免了組串式光伏逆變器面臨的系統(tǒng)成本高、組件容配比有限和交流并聯(lián)導(dǎo)致的電網(wǎng)振蕩等風(fēng)險。憑借系統(tǒng)造價低，發(fā)電量高，可靠性好等顯著優(yōu)勢，集散式逆變方案在目前領(lǐng)導(dǎo)者項目中得到了規(guī)?；瘧?yīng)用。根據(jù)招標(biāo)文件要求，本工程選用華為196kW組串式逆變器；196kW組串式逆變器主要參數(shù)表表5-1-5項 目196kW逆變器輸入?yún)?shù)最大輸入電壓（Vdc）1500直流輸入支路數(shù)18MPPT路數(shù)9MPPT電壓范圍（Vac）500V-1500V每路MPPT最大輸入電流（Adc）30輸出參數(shù)額定交流輸出功率（kW）196最大輸出功率（kVA）216最大輸出電流（Aac）155.9額定電網(wǎng)頻率（Hz）50額定輸出電壓800V，3W+PE功率因數(shù)0.8（超前）～0.8（滯后）最大總諧波失真＜3%系統(tǒng)性能最大逆變器效率（%）≥99中國效率（%）≥98.4外殼防護等級IP66環(huán)境溫度（℃）-25～60冷卻方式智能風(fēng)冷相對濕度0%～100%允許最高安裝海拔高度（m）5000m（>4000m降額）通訊方式RS485；USB；MBUS寬×高×深（mm）1035×700×365mm重量（含掛架）86kg5.2光伏陣列運行方式選擇安裝方式選擇光伏組件的安裝方式有簡單的固定安裝式、固定傾角可調(diào)式和復(fù)雜自動跟蹤系統(tǒng)三種類型。采用傾角可調(diào)式、單軸跟蹤和雙軸跟蹤后光伏陣列上接收到的年總輻射量明顯高于固定式。但在實際工程運行中，系統(tǒng)工作效率往往小于理論值，其原因有很多，例如：光伏組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等，實際發(fā)電量的提高率略有下降。相對于固定式支架，固定可調(diào)、水平單軸、斜單軸和雙軸支架的采用使得系統(tǒng)成本分別提高3%、20%、20%和30%，因此水平單軸、斜單軸和雙軸的吸引力下降，固定可調(diào)支架具有一定的吸引力。結(jié)合業(yè)主的意見，本工程安裝方式采用固定式支架。各種支架安裝方式及對比表分別見圖5-2-1和表5-2-1。圖5-2-1各種組件安裝方式圖對于自動跟蹤式系統(tǒng)，其傾斜面上能最大程度的接收太陽總輻射量，從而增加了發(fā)電量。經(jīng)初步計算，若采用水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量（指跟蹤系統(tǒng)自日出開始至日落結(jié)束均沒有任何遮擋的理想情況下）可提高15%～20%；若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高25%～30%，若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高30%～35%。然而系統(tǒng)實際工作效率往往小于理論值，其原因有很多，例如：太陽電池組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等。雙軸跟蹤式投資遠(yuǎn)高于單軸系統(tǒng)，并且占地面積比較大。根據(jù)已建工程調(diào)研數(shù)據(jù)，安裝晶硅類電池組件，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約15%，若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約20%。在此條件下，以固定安裝式為基準(zhǔn)，對1MWp光伏陣列采用三種運行方式比較如表5.3-1所示。表5.3-1 1MWp陣列各種運行方式比較項目固定式跟蹤式固定傾角可調(diào)傾角平單軸雙軸發(fā)電量增加率（相對固定傾角式，%）052035占地面積（hm2）1.361.782.612.93直接投資增加率051022（相對固定傾角式，%）支架系統(tǒng)運行維護基本免維護支架調(diào)整工作量大，操作系統(tǒng)要求高有旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，故障率高，實際工作量大有多處旋轉(zhuǎn)機構(gòu)，故障率更高，工作量更大可靠性與成熟度市場占有率大，成熟可靠少量應(yīng)用，基本可靠，成熟產(chǎn)品較少應(yīng)用率低，多為示范試驗性，國內(nèi)成熟可靠設(shè)備少應(yīng)用率極低，國內(nèi)基本無成熟可靠設(shè)備和控制系統(tǒng)組件清洗清洗方案清洗較方便清洗不方便清洗效率低，困難大由表中數(shù)據(jù)可見，固定式與自動跟蹤式各有優(yōu)缺點：固定式初始投資較低、且支架系統(tǒng)基本免維護；固定式可調(diào)傾角方式后期運行支架角度調(diào)整工作量大，且操作要求高，后期投入的人力物力最大；自動跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護，但發(fā)電量較傾角最優(yōu)固定式相比有較大的提高，假如能很好的控制后期維護工作增加的成本，采用自動跟蹤式運行的光伏電站單位電度發(fā)電成本將有所降低。對于自動跟蹤式系統(tǒng)，光伏組件表面可最大程度的接受太陽總輻射量，從而增加系統(tǒng)發(fā)電量，但也有其自身的缺點：（1） 自動跟蹤式系統(tǒng)缺乏在場址區(qū)特殊氣候環(huán)境下實際應(yīng)用的可靠性驗證，其傳動部件在風(fēng)沙天氣會發(fā)生沙塵侵入，增加了系統(tǒng)故障率，加大運行維護成本；（2） 本工程規(guī)模較大，光伏組件數(shù)目較大，為了保證自動跟蹤系統(tǒng)的安裝空間和設(shè)備追蹤活動空間，其占地面積比固定式安裝方式大，增加了征地費用；（3） 自動跟蹤式系統(tǒng)裝置復(fù)雜，對機電控制和機械傳動構(gòu)件要求較高，且自動跟蹤式系統(tǒng)缺乏在復(fù)雜山區(qū)地形或相似特殊氣候環(huán)境下的大規(guī)模實際應(yīng)用經(jīng)驗?？梢?，采用固定傾角式的運行方式不僅可以節(jié)省占地面積，且初始投資和維護成本都較低，運行可靠性較高，同時考慮到國內(nèi)外絕大多數(shù)中高緯度并網(wǎng)光伏電站工程采用固定式安裝方式。因此，本階段根據(jù)項目地形地貌條件、太陽能資源條件、項目地理緯度，推薦本工程采用固定傾角式的運行方式。安裝方位角和安裝傾角的選擇在光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計中，光伏組件方陣的安裝方式直接影響系統(tǒng)對太陽總輻射量的接收，從而影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電能力。光伏方陣的安裝方式有簡單的固定式、傾角調(diào)節(jié)式和自動跟蹤式三種類型。自動跟蹤式又可分為“單軸跟蹤”、“雙軸跟蹤”兩種類型?？紤]到項目的實際情況，本工程采用固定傾角支架的方式。(1)安裝方位角當(dāng)電池組件方位角為正南方向時，電池組件日平均發(fā)電量最大。電站場地四周平曠，南側(cè)有小緩坡但無遮擋，因此本電站電池組件安裝方位角擬定為正南方向。(2)傾斜角選擇斜面上的太陽輻射總量包括直接太陽輻射量、天空散射輻射量和地面反射輻射量。為工程設(shè)計需要，需計算朝向赤道傾面上的太陽能輻射量。1）計算方法計算方法采用Klein法，具體計算公式如下：Qt=S+D（1+cos）/2+QA（1-cos）/2式中：Qt、Q分別為傾斜面、水平面上總輻射量；S、D分別為水平面上直接輻射量和散射量；為傾斜面與水平面直接輻射的比值；為傾斜面與水平面的夾角，即傾角；其中：=式中：為當(dāng)?shù)鼐暥龋粸樘柍嗑?。太陽赤緯度隨季節(jié)變化，按庫珀（cooper）方程計算，見下式：式中：n為一年中的天數(shù)，如在1月1日，n=1，以此類推。太陽赤緯計算各月按選取代表日計算，各月選取代表日及計算的赤緯值月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月代表日151515151515151515151515赤緯-21.4-13.2-2.79.318.523.221.714.53.6-8.0-18.1-23.2為水平面上日落時角；=arccos（-tgtg）為傾斜面上日落時角;2）參數(shù)選取S、D分別為水平面上直接輻射量和散射量，參照甘肅及一般情況散射量按占總輻射量15%取值；A為地面反射率；本電站廠區(qū)地面為農(nóng)田組成，參照《太陽能光伏發(fā)電技術(shù)》，地面反射率A取25%；因此本工程推薦固定式光伏支架傾角采用16°南向傾角，計算得到的傾斜面輻射量為4937.4MJ/m2，16°傾斜面逐月太陽總輻射見表5.3-3。表5.3-3 0°方位角、16°傾角斜面上逐月太陽總輻射月份傾斜面輻射量（MJ/m2）1月283.372月240.983月264.144月336.755月441.156月442.727月516.508月547.909月518.4710月510.6211月454.4912月380.71全年4937.45.4光伏陣列設(shè)計5.4.1光伏電站總體技術(shù)方案設(shè)計1）太陽能電池組串由幾個到幾十個數(shù)量不等的太陽能電池組件串聯(lián)起來，其輸出電壓在逆變器允許工作電壓范圍之內(nèi)的太陽能電池組件串聯(lián)的最小單元稱為太陽能電池組串。2）太陽能電池組串單元布置在一個固定支架上的所有太陽能電池組串形成一個太陽能電池組串單元。3）陣列逆變器組由若干個太陽能電池組串與一臺并網(wǎng)逆變器及相應(yīng)匯流設(shè)備構(gòu)成一個陣列逆變器組，也稱光伏發(fā)電單元。4）太陽能電池子方陣一個或若干陣列逆變器組組合形成一個太陽能電池子方陣（光伏發(fā)電分系統(tǒng)）。5）太陽能電池陣列由一個或若干個太陽能電池子方陣組合形成一個太陽能電池陣列。本工程裝機容量30.1608MWp，主要設(shè)備采用590Wp單晶硅雙面光伏組件、組串式逆變器。本階段根據(jù)場址區(qū)1：1000地形圖進行光伏陣列布置，受地形地貌及敏感因素影響，光伏子方陣分布不均，在滿足逆變器至箱變匯流距離不超過500m的前提下，全場共劃分8個3.7701MW光伏子方陣。5.4.2光伏電池方陣電池組件的串、并聯(lián)設(shè)計光伏電池方陣由光伏電池組件經(jīng)串聯(lián)、并聯(lián)組成，一個光伏電池方陣即為一個光伏發(fā)電單元系統(tǒng)，包括1臺逆變器與對應(yīng)的n組光伏電池組串、直流連接電纜等。光伏電池組件串聯(lián)的數(shù)量由并網(wǎng)逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓，以及光伏電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定，串聯(lián)后稱為光伏電池組串；光伏電池組串并聯(lián)的數(shù)量由逆變器的額定容量確定。光伏電池組件的輸出電壓隨著工作溫度的變化而變化，因此需對串聯(lián)后的光伏組件串的輸出電壓進行溫度校驗。根據(jù)當(dāng)?shù)貧庀髷?shù)據(jù)，光伏場多年極端最低氣溫按-5.1℃考慮計算。逆變器的最低輸入電壓是光伏電池組串在1000W/m2光照條件下，組件最高工作溫度為85℃，組件輸出最大峰功率值時的輸出電壓；逆變器的最高輸入電壓是光伏電池組串在1000W/m2光照條件下，溫度為-25.4℃時的開路電壓。針對單個組件590Wp的單晶硅太陽電池組件：1）MWp級單晶硅太陽電池組件的串?dāng)?shù)量：每臺逆變器對應(yīng)的光伏電池組件串、并聯(lián)數(shù)量計算如下：（1）光伏電池組件串聯(lián)的數(shù)量及輸出電壓驗算：在不考慮光伏電池組件工作溫度修正系數(shù)影響的情況下，該矩陣光伏電池組件在極端溫度條件下，允許的最大串聯(lián)數(shù)（Smax）為：31塊電池組件串聯(lián)方式與組件的額定功率、短路電流、工作電流、開路電壓、工作電壓等主要參數(shù)選擇有關(guān)，經(jīng)過計算，該矩陣組件的串聯(lián)數(shù)在30塊時，其輸出電壓范圍小于逆變器的最高輸入電壓1500V，大于逆變器最低輸入電壓500V。本階段推薦電池組件采用30片串聯(lián)的方式。5.4.3光伏陣列間距設(shè)計根據(jù)優(yōu)化設(shè)計，本工程確定光伏組件南北向傾角為16°，以太陽高度角最低的冬至日保證各組件之間無遮擋日照時間不低于6h為計算原則。因為項目所在地為山地地形，各種坡向坡度變化較多，支架間的間距以及組件方位角會隨山地的坡度坡向變化。Df(l,a,其中：D—支架間的南北向間距；l—支架的寬度（南北方向）；a—光伏陣列面與水平面的傾角；b—所在坡地與水平面的夾角；γ—所在坡地與正南向的夾角；β—太陽方位角。根據(jù)場址所在地理位置以及支架布置設(shè)計方案，計算出場址內(nèi)不同地形條件的陣列南北間距如表5.6所示。表5.6 場址區(qū)不同坡度坡向下的南北間距單位：mb（°）γ（°）3691215182124273001.51.01.01.01.01.01.01.01.01.0101.51.11.01.01.01.01.01.01.01.0201.51.11.01.01.01.01.01.01.01.0301.61.21.01.01.01.01.01.01.01.0401.61.41.11.01.01.01.01.01.01.0501.71.51.31.11.01.01.01.01.01.0601.81.71.51.41.21.01.01.01.01.0701.91.91.81.81.71.71.61.51.51.3802.02.12.22.32.42.62.93.43.84.7902.12.32.62.93.33.94.87.19.41002.22.52.93.54.35.67.71102.32.73.34.25.47.61202.42.93.74.86.59.71302.43.14.05.37.41402.53.24.25.67.91502.53.34.35.78.01602.53.34.25.67.71702.53.24.15.47.19.71802.53.13.95.06.38.2注：當(dāng)計算的間距小于1m時，為便于施工維護，將間距設(shè)置為1m。本本宮場址主要為平地，根據(jù)招標(biāo)文件要求，光伏組件支架高度能夠滿足光伏板下部使用小型農(nóng)業(yè)機械化作業(yè)要求，原則要求2.7米高度范圍內(nèi)無遮擋設(shè)備設(shè)施。東西向支架樁與樁之間凈間距4.5米，南北向支架樁與樁之間凈間距暫按照6.5米考慮。具體以下階段詳細(xì)設(shè)計為準(zhǔn)。根據(jù)地形的變化設(shè)計各支架組串單元間的間距，盡量節(jié)約用地和節(jié)省電纜用量，共布置8個3.7701MW光伏發(fā)電子系統(tǒng)，每個方陣直流側(cè)實際裝機容量為3.7701MWp，包含1704個固定支架，采用590Wp單晶硅單面光伏組件51120塊，工程裝機容量30.1608MWp。本階段陣列布置設(shè)計詳見附圖《施工總布置圖》。5.5年上網(wǎng)電量計算本工程采用容量為采用590Wp單晶硅雙面光伏組件51120塊，工程裝機容量為30.1608MWp。光伏陣列與水平面傾角為16°，在光伏陣列方位角為0°時，光伏陣列面年均接受的太陽總輻射量為4937.4MJ/m2，由此計算光伏電站的正面光伏組件理論年發(fā)電量為4136.5萬kW?h。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的總效率取決于光伏電池陣列的效率、逆變器的效率以及交流并網(wǎng)效率。（1） 光伏陣列效率η1太陽能光伏電池陣列在1000W/m2的標(biāo)準(zhǔn)太陽輻射強度條件下，實際的輸出功率與標(biāo)稱功率之比。光伏陣列在光電能量轉(zhuǎn)換與傳輸過程中的損失包括光伏組件因溫度影響產(chǎn)生的損失、組件表面灰塵遮擋損失、光伏組件匹配損失以及低壓電纜線路損失等。①光伏組件失配及不可利用光損失各個光伏組件個體由于在生產(chǎn)過程中環(huán)境和工藝的原因，其輸出特性會有微小的差異，本階段該項損失按2%考慮。②光伏組件溫度影響由于半導(dǎo)體的特性，隨著晶體硅光伏組件溫度的升高，組件輸出功率會有所下降，下降值與環(huán)境溫度和電池組件的溫度特性有關(guān)。橫州市氣象站年平均氣溫為21.3℃，據(jù)此計算該項損失為7.3%。③支架間的遮擋由于支架間的間距是按照冬至日9:00至15:00之間無遮擋進行設(shè)計，因此光伏支架間在全年運行中或多或少都會有一定程度的遮擋，但由于地形起伏變化，絕大部分區(qū)域布置間距有所加大，無遮擋時間可超過6h，該項損失為1.5%。④復(fù)雜地形影響本工程場地總體上為南向坡，周邊無大的遮擋物，在光伏支架間產(chǎn)生遮擋前，場址局部地形起伏幾乎不對光伏支架產(chǎn)生遮擋，但本工程因地處山地地形，地形坡向多變，組件方位角不全為0°，根據(jù)場址不同方位角光伏陣列傾斜面輻射量相對正南向傾斜面輻射差異進行加權(quán)平均得到場址方位角偏差導(dǎo)致的輻射損失為0.89%，本階段按1%計算該項損失。⑤光伏組件表面塵埃遮擋太陽能電池組件周圍環(huán)境所產(chǎn)生的灰塵及雜物隨著空氣流動，會附著在電池組件的表面，影響其光電的轉(zhuǎn)換效率，降低其使用性能，甚至引起光伏組件局部發(fā)熱而燒壞光伏組件。據(jù)研究，該項因素會對光伏組件的輸出功率產(chǎn)生約7%的影響。因此，需定期對太陽能電池組件表面進行清洗。在每年雨季的時候，降雨沖刷能對電池組件表面起到自然清洗的作用；在旱季，為保證光伏組件的正常工作，需安排專人負(fù)責(zé)太陽能電池組件的清洗，以減少灰、雜物對光伏組件發(fā)電的影響。另外，在建設(shè)場地做好綠化工作，加強組件表面的清潔管理，可將該項損失控制在2%以內(nèi)。因此，本次規(guī)劃塵埃遮擋的相應(yīng)效率取98%。⑥低壓電纜損耗損失太陽能光伏電站中，由于電池方陣面積大，組件較多，線路較長，因此低壓電纜的損失也較大。在工程實踐中，可通過合理選擇電纜，優(yōu)化設(shè)計，可將該項損失控制在2%以內(nèi)。因此，本次計算相應(yīng)效率取98%。綜上所述，光伏陣列效率η1為：η1=98%×92.7%×98.5%×99%×98%×98%=87.31%（2） 逆變器的轉(zhuǎn)換效率η2逆變器的交流輸出功率與其直流輸入功率之比。對于本項目選用的196kW組串式逆變器，η2大于98%，考慮到實際運行中逆變器不可能始終處于高效狀態(tài)，取其平均工作效率為98%。（3） 交流并網(wǎng)效率η3從箱式變壓器輸出至高壓電網(wǎng)的傳輸效率，其中最主要的是升壓變壓器的效率和交流電氣連接的線路損耗。對于大型電站，其交流系統(tǒng)的效率可取η3=97%。綜合以上分析，光伏系統(tǒng)的總效率等于上述各效率的乘積：η=η1×η2×η3=87.31%×98%×97%=83%即光伏發(fā)電系統(tǒng)的總效率為83%。根據(jù)上述計算原則，按組件效率首年衰減2%，之后每年衰減0.45%考慮，理論估算得到本項目25年運行期內(nèi)上網(wǎng)電量總計約為59316萬kW?h，多年平均上網(wǎng)電量約為2373萬kW?h，年平均滿負(fù)荷利用小時數(shù)為949hr。計算的上網(wǎng)電量成果見表5.7-1和表5.7-2。25年衰減及平均年發(fā)電量測算表表5-4-2年序上網(wǎng)電量（萬kW·h）年利用小時數(shù)（hr）年序上網(wǎng)電量（萬kW·h）年利用小時數(shù)（hr）第1年3364.71115.6第14年3163.81049.0第2年3349.21110.5第15年3148.41043.9第3年3333.81105.3第16年3132.91038.7第4年3318.31100.2第17年3117.51033.6第5年3302.91095.1第18年3102.01028.5第6年3287.41090.0第19年3086.61023.4第7年3272.01084.8第20年3071.1101