PAGEPAGE5目錄l綜合說明 -1-1.1概述 -1-1.2太陽能資源 -1-l.3工程地質 -2-1.4項目任務和規模 -2-1.5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算 -3-1.6電氣 -4-1.7工程消防設計 -4-1.8土建工程 -5-1.9施工組織設計 -5-1.10工程管理設計 -6-l.11環境保護與水土保持 -6-1.12勞動安全與工業衛生 -7-1.13工程概算 -8-2太陽能資源 -9-2.1概況 -9-2.2太陽能資源 -11-3工程地質 -13-3.1工程地質條件 -13-3.1.1地形地貌 -13-3.1.2水文條件 -14-3.1.3地層結構及不良地質作用 -14-3.2場地地震效應 -15-3.3建議及說明 -15-4項目任務和規模 -15-4.1東北電網電力系統概況 -15-4.2赤峰市電網現狀 -18-4.3赤峰市電力電量預測 -19-4.4光電站建設必要性 -19-5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算 -20-5.1太陽能光伏系統的選型 -20-5.1.1光伏組件的選型 -20-5.1.2單晶硅太陽能電池組件的參數及外形 -22-5.1.3光伏系統方陣支架的類型 -24-5.1.4逆變器的選擇 -25-5.2光伏電站的系統設計與布置 -27-5.2.1光伏陣列的布置 -27-5.2.2光伏電站的系統設計 -27-5.3系統年發電量的估算 -28-5.3.1太陽能電場發電量計算的基礎數據 -28-5.3.2年發電量的估算 -29-6電氣 -31-6.1電氣一次 -31-6.1.1接入電力系統方式 -31-6.1.2電氣主接線 -31-6.1.3主要電氣設備選擇 -32-6.1.4過電壓保護及接地 -33-6.1.5照明 -33-6.1.6升壓變電所電氣設備布置 -34-6.2電氣二次 -34-6.2.1光伏電站控制、保護、測量和信號 -34-6.2.2升壓站（35kV）控制、保護、測量和信號 -35-6.2.3直流系統 -41-6.2.4通信調度 -42-6.3主要電氣設備統計表 -42-7工程消防設計 -45-7.1消防設計主要原則 -45-7.1.1一般原則 -45-7.1.2設計采用的主要技術規范、規程 -45-7.2工程消防設計 -46-7.2.l建筑物火災危險性分類及耐火等級 -46-7.2.2主要場所及主要機電設備消防設計 -46-7.2.3安全疏散通道和消防通道 -49-7.2.4消防給水 -49-7.2.4消防電氣 -49-7.2.5消防監控系統 -50-7.2.6消防工程主要設備 -51-7.2.7建筑消防設計 -53-7.3施工消防 -54-7.3.1工程施工場地規劃 -54-7.3.2施工消防規劃 -55-7.3.3易燃易爆倉庫消防 -55-8土建工程 -57-8.1工程地質條件 -57-8.2主要技術指標 -58-8.3主要建筑材料 -58-8.4太陽能板支架基礎及箱式變電站基礎 -58-8.4.1太陽能板支架基礎及地基處理 -58-8.4.2箱式變壓器基礎 -60-8.4.3電纜壕溝 -60-8.4.4主變基礎工程 -60-8.4.5光電站場地平整 -61-8.5升壓站的總體布置 -61-8.5.1總體規劃 -61-8.5.2站區總平面布置 -61-8.5.3站區管溝布置 -62-8.5.4道路及場地處理 -62-8.5.5站前區場地及屋外配電裝置場地地面的處理 -63-8.5.6光伏電站內檢修道路 -63-8.6主要建筑物 -63-8.6.1綜合辦公服務樓 -63-8.6.210kV屋內配電室： -64-8.6.3倉庫及汽車庫 -65-8.6.4升壓站內屋外配電裝置 -65-8.6.5給排水 -66-8.6.6暖通 -66-9施工組織設計 -67-9.1施工條件 -67-9.1.1光電站自然條件 -67-9.1.2對外交通運輸條件 -67-9.1.3光電站施工條件 -68-9.2施工總布置 -69-9.2.1施工總平面布置原則 -69-9.2.2施工總平面布置方案 -69-9.3通信 -71-9.4主要施工設備 -71-9.5施工交通運輸 -72-9.5.1對外交通運輸方案 -72-9.5.2進場和場內交通線路的規劃和布置 -72-9.6工程征用地方案 -73-9.7主體工程施工 -73-9.7.1光伏方陣和箱式變電站基礎施工和安裝 -73-9.7.2升壓變電所主要建筑物的施工和電氣設備安裝 -74-9.8施工總進度 -77-9.8.1施工總進度的設計原則 -77-9.8.2施工進度安排 -77-10工程管理設計 -78-10.1工程管理機構的設置和職責 -78-10.1.1工程管理機構的組成和編制 -78-10.1.2工程管理范圍 -78-10.2主要管理設施 -78-10.2.1光伏電站工程生產區、生活區的主要設施的規劃 -78-10.2.2生產、生活所需電源及備用電源 -79-10.2.3生產、生活供水設施及供水方式 -79-10.2.4生產、生活區綠化規劃 -79-10.2.5工程管理內部通信和外部通信的方式和設施 -79-10.3運行與維護 -80-10.3.1運行與維護人員的培訓 -80-10.3.2運行與維護 -80-11環境保護與水土保持 -81-11.1設計依據 -81-11.2評價標準 -81-11.3環境和水土保持現狀 -82-11.3.1自然環境現狀 -82-11.3.2水土保持現狀 -82-11.4評價區生態環境影響分析 -83-11.4.1可能造成的生態環境影響 -83-11.4.2可能造成的水土流失危害 -85-11.4.3可采取的措施 -86-11.4.4環保與水土保持投資概算 -86-11.5結論 -87-12勞動安全與工業衛生 -88-12.1設計依據、任務與目的 -88-12.1.1編制任務與目的 -88-12.1.2設計依據 -88-12.2光伏電站總體安防布置 -90-12.3勞動安全設計 -91-12.3.1防火防爆 -91-12.3.2防電氣傷害 -92-12.3.3防機械傷害、防墜落傷害 -93-12.3.4防洪、防淹 -94-12.4工業衛生設計 -94-12.4.1防噪聲及防振動 -94-12.4.2溫度與濕度控制 -94-12.4.3采光與照明 -95-12.4.4防塵、防污、防腐蝕、防毒 -96-12.4.5防電磁輻射 -96-12.5安全與衛生機構設置 -96-12.6事故應急救援預案 -97-12.7勞動安全與工業衛生專項工程量、投資概算和實施計劃 -97-12.8預期效果評價 -98-12.8.1勞動安全主要危害因素防護措施的預期效果評價 -98-12.8.2工業衛生主要有害因素防護措施的預期效果評價 -98-12.8.3存在的問題和建議 -98-13工程估算 -99-13.1編制說明 -99-13.1.1工程概況 -99-13.1.2編制原則和依據 -100-13.1.3基礎單價、取費標準 -101-13.1.4其他費用 -103-13.1.5預備費、建設期貸款利息、鋪底流動資金 -103-13.2工程投資概算表 -103l綜合說明1.1概述赤峰2.0MW太陽能光伏發電示范工程項目位于內蒙古赤峰市元寶山經濟轉型試驗區。本項目遠期規劃裝機規模4.6MW，本期建設裝機規模2.0MW。本次光伏電站的主要任務是：為我國今后大力發展光伏電站起到示范和建設經驗積累的作用。本次主要的工作內容包括：資源分析、工程地質評價、項目任務和規模、主要設備選型和布置、發電量估算、工程投資概算和財務評價等內容。在內蒙古地區大規模建設光伏并網電站具有非常好的自然條件。充分利用這些資源大力發展并網光伏電站，對改善我國能源結構、保護環境、減少污染、節約資源非常必要。本期赤峰太陽能光伏發電示范工程項目建設規模為2.0MW，主要任務滿足內蒙古美科能源高純硅提純工業用電、周圍經濟轉型試驗區的工業用電，多余電量并網。1.2太陽能資源內蒙古赤峰市元寶山太陽能資源較豐富，具有經濟開發利用價值。據NASA數據庫數據顯示，赤峰市元寶山年日照時數約3168h，太陽能輻射總量約為1558[kWh/m2·Y]。l.3工程地質擬建場區基本為荒地，地勢較為平坦，地面標高在450m左右。宏觀地貌上屬于山前沖洪積平原1、場地地基穩定，巖土工程條件較好，適宜本工程的建設。2、根據本工程的工程特性及土層的埋藏分布條件，該場地無不良工程地質現象，具有較好的建筑穩定性。3、根據本工程的建設特點及結構類型，場地可采用天然地基。4、場地土對建筑材料無腐蝕性，設計時也不用考慮場土的液化問題。5、場地處于抗震的有利地段，本地區抗震設防烈度為7度，設計基本地震加速度為0.15g。1.4項目任務和規模1、赤峰市電網現狀赤峰地區電網位于東北電網的西部，目前赤峰地區電網以220kV電壓等級電網為主干網架，赤峰地區現有220kV變電站12座。地區電網通過500kV元董兩回線和220kV寧建線與遼寧西部電網相連。在赤峰北部，以新建成的大板開關站為核心，形成熱水～大板開關站～烏丹～熱水和天山～林東～大板～大板開關站～天山的2個220kV環網結構；赤峰南部電網負荷密度較大，其電力負荷為赤峰總計算負荷的五分之四；同時也是赤峰地區的能源中心，元寶山～赤峰～西郊～烏丹～元寶山發電廠～元寶山形成了南部地區的供電環網，還有元寶山～平莊～寧城～建平（遼寧）的供電線路。目前赤峰供電區域內的常規電源中，直接接入220kV及以上電網的發電廠2座，其中元寶山發電廠主要為東北電網供電，裝機容量達到2100MW，除部分滿足本地負荷外，大部分電力通過500kV元董兩回線送入遼寧電網；赤峰熱電廠在擴建了2臺135MW的供機組后裝機容量為349MW，通過2回220kV線路接入赤峰一次變。接入地區66kV及以下電網的電廠有21座，還有一些小水電廠分布在赤峰地區西北部。2、光伏電站規模本期規劃建設容量為2.0MW的光伏電站，主要采用的太陽能光電池為單晶硅組件，支架采用常規的固定式。1.5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算光伏系統的選型主要根據制造水平，運行的可靠性，技術的成熟度和價格，并結合光伏電場的具體情況進行初步布置，計算其在標準狀況的理論發電量，最后通過技術比較分析后擇優選型，初步推薦晶體硅太陽能電池組件，型號為CNPV-180W。太陽能支架采用固定形式。2.0MW光伏并網系統的布置為2個獨立的1MW分系統，每個1MW分系統由10個100kW子系統組成，每個100kW子系統由100kW太陽電池方陣和100kW并網逆變器組成，每個1MW分系統通過一臺1.25MVA的變壓器升壓到10kV，2.0MW光伏并網系統再通過5MVA的變壓器升壓到35kV，并入66kV的高壓輸電網。光伏系統的發電量是通過RETScreenInternational軟件計算，其年平均發電量約為289萬kWh。1.6電氣本項目發電量大部分自用，余量上網。擬選廠址亦選擇并入美科高純硅提純工業園區變電站的用戶側并網方案。在赤峰市元寶山區光伏發電站建設35kV升壓站一座，本期2.0MW光伏發電系統以10kV電壓等級接入光伏發電站升壓站，光伏發電站升壓站出單回35kV線路至站址附近66kV變的35kV側。升壓變電站裝設一臺6.3MVA雙繞組有載調壓變壓器。35kV規劃出線1回，10kV規劃出線1回，電氣接線采用單母線接線。在10kV側安裝2Mvar動態電容補償裝置。升壓變壓器電壓比為35±8×1.25%/10.5kV；在10kV母線側安裝過電壓消弧裝置。35kV配電裝置布置在站區西南側，向南出線，采用屋外普通中型斷路器單列布置。10kV配電裝置布置在站區西北側，采用屋內開關柜單列布置。10kV電容器布置在10kV配電裝置西北側，主變壓器布置在站區中部。繼電保護間、所用配電室和蓄電池室均布置在綜合樓內，綜合樓布置在站區北側。1.7工程消防設計本工程消防設計貫徹“預防為住，防消結合”的消防工作方針，設計考慮站區的各類火災的防止和撲滅，立足自救，布置要考慮消防通道，要滿足在發生火災時施救人員和機械的通行。設備選型（包括電纜選型）要選擇防火型設備。針對工程的具體情況采取防火措施，以防止和減少火災危害。積極采用先進的防火技術和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、經濟合理。對消防部位中央控制采取專門防火措施，安裝消防監測自動報警裝置。1.8土建工程太陽能板固定式共布置714個單元，電池板型號為CNPV-180W。每個單元方陣與地面有4個支撐點，支架為角鋼，支架基礎為現澆筑鋼筋混凝土基礎。基礎為長方柱，以最大載荷組合狀態下基礎的反力不脫開為原則，經計算固定式基礎尺寸為0.8×0.8×1.8（m），基礎埋深1.8m，單個鋼筋混凝土基礎體積1.2m3。施工前在四周及底面鋪設200mm的中粗砂。太陽能支架地基需鋼筋混凝土基礎總方量為變電站為光電站的配套工程，站區總布置在滿足生產要求的前提下，盡量減小占地面積。考慮到該工程屬于發電廠，需要在升壓站內建設生活、服務性建筑。本工程建筑平面布局本著合理，功能分區明確，形體簡單中求變化，形體高低錯落，整個建筑簡潔明快的原則。1.9施工組織設計根據本工程的特點，在施工布置中考慮以下原則：施工總布置遵循因地制宜、方便生產、管理，安全可靠、經濟適用的原則。充分考慮光伏電池板布置的特點，統籌規劃，盡量節約用地，合理布置施工設施與臨時設施。合理布置施工供水與施工供電。施工期間施工布置必須符合環保要求，盡量避免環境污染。光伏電池板和箱變基礎混凝土澆筑：先澆筑混凝土墊層，后澆筑基礎混凝土。光伏陣網和箱式變壓器安裝采用20t汽車吊裝就位。根據工程所在地區的氣候條件、建設期限的要求、控制性關鍵項目及工程量制定的分項施工。1.10工程管理設計光電站的自動化程度較高，管理機構的設置應根據生產經營需要，本著高效、精簡的原則，實行現代化的企業管理。結合本光電站的特點進行機構設置和人員編制，定員標準為8人。其中管理人員2人，負責光伏電站的生產經營和日常管理工作，維護人員6人，負責電站設備巡視、設備定期檢查、日常維護及安全和技術管理等工作。l.11環境保護與水土保持本次規劃的太陽能電站的環境影響初步評價，是在對赤峰元寶山區太陽能電站地區環境現狀現場資料調查的基礎上進行的，并對主要環境要素做了初步的分析、識別和篩選，確定了主要環境要素。在此基礎上，得出主要有利影響和不利影響，本次規劃的太陽能電站的環境影響以有利影響為主，不利影響很小，在采取必要的措施后對生態環境基本上沒有不良的影響，從環境保護的角度來考慮，建設本項目是可行的，不存在環境制約因素。水土流失預測結果表明，本工程建設期和運行期均不同程度地存在著擾動地表、破壞原地貌結構，加速土壤流失的問題。為遏制工程建設和運行期間的人為土壤流失，必須堅持預防為主、因地制宜和因害設防的原則，采取有效的水土保持防護措施進行預防和治理，嚴格按照環境保護及水土保持設計要求進行生產運行，維護好各項設施，構成行之有效的防治體系，遏制新增水土流失的發生與發展。提高區域水土保持能力，治理人為造成的水土流失，保證主體工程安全運行。建設本項目的水土保持防治工程設計技術可行、投資合理，從水土保持設計的角度來考慮，是可行的。1.12勞動安全與工業衛生遵循國家已經頒布的政策，貫徹落實“安全第一，預防為主”的方針，在設計中結合工程實際，采用先進的技術措施和可靠的防范手段，確保工程投產后符合勞動安全及工業衛生的要求，保障勞動者在生產過程中的安全與健康，分析生產過程中的危害因素，提出以下防范措施和對策：1、建立以項目總經理負責的勞動安全與工業衛生組織機構，配備兼職的管理人員，明確責任，建立完善的管理體系。2、建立建設單位和施工單位兩級組織機構，確定主要負責人，具體管理人。3、確定工程建設期及建成運營期的管理點。4、按照國家法律、法規針對本工程制定相關規章制度。5、制定有關執行規章制度的具體辦法。6、對規章制度的執行情況定期檢查。1.13工程概算工程概算依據國家、部門現行的有關文件規定、費用定額、費率標準等，材料價格按2009年內蒙古赤峰市第一季度價格水平計算。本工程動態投資為8209.47萬元，工程動態單位千瓦投資4.11萬元。表1-12.0MW光伏電站工程特性表名稱單位數量備注電站場址海拔高度m450經度緯度年日照小時數h3168年輻射量kWh／m2Y1558主要設備電站設備太陽電池組件型號CNPV-180功率W175數量塊11429總功率MW2.0機電設備并網逆變器臺20100kW箱式變壓器臺20.4kV/10kV系統支架套714變電所主變壓器臺數臺l容量MVA5額定電壓kV10/35出線回路數及電壓等級出線回路數回l電壓等級kV35土建組件支架基礎個個2856固定型式矩形變壓器基礎臺數個2型式矩形混凝土m33427.2基礎鋼筋t172概算指標靜態投資萬元8109.47動態投資萬元8209.47單位千瓦靜態投資萬元4.06單位千瓦動態投資萬元4.11經濟指標裝機容量MW2.0年平均上網電量萬kWh289年等效滿負荷小時數h14452太陽能資源2.1概況太陽能資源的分布具有明顯的地域性。這種分布特點反映了太陽能資源受氣候和地理條件的制約。從全球角度來看，中國是太陽能資源相當豐富的國家，具有發展太陽能利用得天獨厚的優越條件。中國國土面積從南到北、自西向東的距離都在5000公里以上，總面積達960萬平方公里，為世界陸地總面積的7%。在我國有著十分豐富的太陽能資源。全國各地太陽輻射總量為3340～8400[MJ/（m2·y）]，中值為5852[MJ/（m2·y）]。從中國太陽輻射總量分布來看，西藏、新疆、青海、內蒙古等地的輻射量較大（見圖2－1），分布的基本特點是:西部多于東部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）內蒙古海拔較高（見圖2-2），晴天多，太陽輻射強，日照時數也較多。全區總輻射量在4830～7014[MJ/（m2·y）]之間，僅次于青藏高原，居全國第2位。日照時數在2600～3200小時，是全國的高值地區之一，太陽能資源異常豐富。全區太陽能資源的分布自東部向西南增多，以巴彥淖爾盟西部及阿拉善盟最多。一年之中，4～9月的輻射總量與日照率都在全年的50％以上。特別是4～6月，東南季風未到內蒙古境內，所以空氣干燥，陰云天氣少，日照充足。2.2太陽能資源赤峰市地處內蒙古自治區東南部、蒙冀遼三省區交匯處，與河北承德、遼寧朝陽接壤。地處燕山北麓、大興安嶺南段與內蒙古高平原向遼河平原的過渡地帶。總面積90021平方公里，東西最寬375公里、南北最長458公里。東與通遼市毗鄰，東南與遼寧省朝陽市接壤，西南與河北省承德市交界，西北與錫林郭勒盟相連，地理坐標為北緯41°17’-45°24’、東經116°21’-赤峰市位于內蒙古的東南部，地處溫帶季風區，屬于大陸性干旱氣候。季風顯著：冬季盛行西北、東北和北風；到夏季盛行西南、南和東南風。四季分明，溫度適中。水熱同期。春季太陽輻射增強，氣溫升高較快，日差較大，少雨風大、氣候干旱；夏季主要為降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受極地大陸氣團控制，降水較少，易發生秋旱；冬季，受蒙古冷高壓控制，盛行偏北風。全年氣候基本規律是：冬季干冷，春旱多風，夏熱多雨，晚秋易旱。赤峰市區位優勢明顯，交通條件便利，居于東北、華北兩大經濟區之間，東南和西南分別靠近遼中南和京津唐兩個發達經濟區域。正南臨近渤海，距北京、天津、沈陽、大連幾大中心城市和錦州、秦皇島均在500公里左右，是連接關內外的重要通道。赤峰境內有8條國省公路干線與市外相通，南部京通、葉赤兩條鐵路與關內、東北和遼寧沿海相連。北部集通鐵路橫貫內蒙古腹地。民用航空擁有通往北京、赤峰市的定期航班。內蒙古赤峰市元寶山太陽能資源較豐富，具有經濟開發利用價值。據NASA數據庫數據顯示，赤峰市元寶山年日照時數約3168h，太陽能輻射總量約為1558[kWh/m2·Y]，太陽能直輻射量約為2089[kWh/m2·Y]，太陽能散輻射量約為513[kWh/m2·Y]，環境溫度6.78℃，10米高度風速4.81m主要氣象條件：累年極端最高氣溫40℃，出現日期：1955年7月20日累年極端最低氣溫-30℃，出現日期：1951年12月1日累年平均降雨量616.0mm；累年最大降雨量950mm，出現于1964年；累年最小降雨量210mm，出現于1968年；累年全年主導風向為SSW，相應頻率為15%；累年冬季主導風向為SSW，相應頻率為13%；累年夏季主導風向為SSW，相應頻率為14%；累年最大積雪厚度為45cm，出現日期為1073年3月1日；累年一般積雪厚度為11cm；累年最大凍土深度82cm，1968年2月12、13日累年一般凍度土深48cm。3工程地質3.1工程地質條件3.1.1地形地貌擬建站地區地貌成因類型為沖積平原，地貌類型為平地，地形平坦。站址自然地面高度約為450m。場地東西方向可利用長度1km，南北方向約為0.5km，可滿足規劃容量2.0MW的太陽能建設及施工場地需要，擴建條件較好。3.1.2水文條件站址地處赤峰市元寶山經濟轉型開發區，開發區水源保障充足，內蒙古丘陵地形的特征雨水較少，站址50年內未遇洪澇災害，可確保項目安全運行。3.1.3地層結構及不良地質作用擬建站址區地層為第四系全新統沖積層（Q4al），巖性主要為粉土、粘性土及砂土地層。①粉土：黃褐、褐黃色，稍密，干~微濕，具觸變性。該層厚度一般不大于10m。②粘性土：黃褐色，可塑~軟塑狀態，微濕。該層厚度不均，厚度一般為5.00~10.00m。③砂土：淺黃、褐黃色，松散~稍密，微濕。地基的承載力特征值建議采用：①粉土：fak=100~130kpa;②粘性土：fak=110~130kpa；③砂土：fak=150~200kpa。站址范圍內無礦產資源及文物分布。站址范圍內無滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂縫等不良地質現象。站址土對混凝土結構具有弱腐蝕性，對鋼筋混凝土結構中的鋼筋具有弱腐蝕性，對鋼結構具有弱腐蝕性。3.2場地地震效應根據《中國地震動參數區劃圖》，赤峰市元寶山區的抗震設防烈度為7度，設計基本地震加速度值為0.15g。3.3建議及說明1、場地地基穩定，巖土工程條件較好，適宜本工程的建設。2、根據本工程的工程特性及土層的埋藏分布條件，該場地無不良工程地質現象，具有較好的建筑穩定性。3、根據本工程的建設特點及結構類型，場地可采用天然地基。4、場地土對建筑材料無腐蝕性，設計時也不用考慮場土的液化問題。5、場地處于抗震的有利地段，本地區抗震設防烈度為7度，設計基本地震加速度為0.15g。6、累年最大凍土深度82cm。4項目任務和規模4.1東北電網電力系統概況目前，東北電網已初步形成500kV主網架，覆蓋全區絕大部分的電源基地和負荷中心。黑龍江與吉林省間500kV輸電線路2回，220kV線路4回；吉林與遼寧省間500kV輸電線路2回，220kV線路5回；同時，通過綏中電廠至華北姜家營變電站，實現東北電網與華北電網跨區域交流聯網。東北電網共有500kV輸電線路31回，總長5035km；220kV輸電線路473回，總長23545km。500kV變電站16座（包括梨樹、永源開閉所），變電容量為14560MVA；220kV變電站226座，變電容量為42680MVA。截至2006年底，東北電網區域已建成并網發電的風電場總裝機容量為974.88MW，主要分布在遼寧沿海一帶以及吉林西部、黑龍江東部和內蒙古赤峰、通遼地區，總裝機臺數1236臺，其中內蒙古赤峰、通遼地區320MW。根據東北地區電力工業中長期發展規劃預測，“十一五”用電量年均增長7％，最大負荷年均增長7％，到2010年東北地區用電量將達到2956億kW·h，最大負荷將達到45820MW。其中遼寧、吉林、黑龍江省和內蒙古東部地區用電量分別占全區的54.1％、17.6％、23.6％和4.7％。2011年～2020年用電量預計年均增長5.5％，最大負荷年均增長5.7％。到2020年東北地區用電量將達到5050億kW·h，最大負荷79770MW。“十一五”期間東北電網新開工電站規模20320MW，其中，常規水電100MW，抽水蓄能800MW，火電16940MW，核電2000MW，風電480MW。投產電站規模17540MW，其中，常規水電835MW，抽水蓄能750MW，火電15470MW，風電480MW。新增500kV交流線路5336km，變電容量20000MVA，直流輸電線路952km，換流容量6000MW。到2010年底，發電裝機總量達到59410MW，結轉“十二五”17200MW。500kV線路達到11470km，變電容量39060MVA，直流輸電線路952km，換流容量6000MW。預計到“十一五”期末，東北電網基本形成“西電東送、北電南送”的網架結構。黑龍江東北部電源基地形成向黑龍江中部地區輸電的雙通道3回線路，黑龍江東南部電源基地形成向吉林東部送電的單通道2回線路，黑龍江與吉林、吉林與遼寧省間形成中部的北電南送的雙通道4回路輸電網結構，內蒙古呼倫貝爾電源基地形成向遼寧負荷中心的直流輸電通道。黑龍江省中部負荷中心形成哈南～永源～綏化～大慶的環網結構，吉林省中部負荷中心形成合心～長春南～東豐～包家的環網結構，遼寧省中部負荷中心形成沙嶺～沈北～沈東～徐家～南芬～王石～鞍山～遼陽的雙回路環網結構，大連受端電網形成三角環網結構。到2010年，東北區域電網電力供需基本平衡，“西電東送”、“北電南送”的輸電網架結構和大慶、哈爾濱、長春、沈陽、大連等負荷中心500kV受端環網基本形成，黑龍江東部煤電基地已經形成，內蒙古東部呼倫貝爾煤電基地開始建設，霍林河及周邊、錫林郭勒盟白音華煤電基地初具規模，電源布局和電網結構更加優化，優化配置電力資源的能力進一步加強。2011年至2020年預計投產發電裝機規模41000MW，到2020年全區發電裝機總容量將達到1億kW。到2020年，東北電網系統將形成“西電東送、北電南送”的輸電通道和負荷中心500kV受端環網，結構合理、技術先進、運行靈活、安全可靠的電網。4.2赤峰市電網現狀赤峰地區電網位于東北電網的西部，目前赤峰地區電網以220kV電壓等級電網為主干網架，赤峰地區現有220kV變電站12座。地區電網通過500kV元董兩回線和220kV寧建線與遼寧西部電網相連。目前赤峰供電區域內的常規電源中，直接接入220kV及以上電網的發電廠2座，其中元寶山發電廠主要為東北電網供電，裝機容量達到2100MW，除部分滿足本地負荷外，大部分電力通過500kV元董兩回線送入遼寧電網；赤峰熱電廠在擴建了2臺135MW的供機組后裝機容量為349MW，通過2回220kV線路接入赤峰一次變。接入地區66kV及以下電網的電廠有21座，還有一些小水電廠分布在赤峰地區西北部。近年來，赤峰市國民經濟逐年加速增長，2008年在國際金融危機的背景下，全市仍然完成生產總值123億元，同比增長17.1%。赤峰市重視改造提升傳統產業，積極發展新興產業，逐步形成了功能糖、生物制藥、機械制造、羊絨精深加工、木材加工、精細化工等一批優勢產業群。根據赤峰城市發展規劃，未來兩年將有通裕集團特鋼等36個用電負荷較重的項目陸續在赤峰工業園區投產。預計2009年赤峰網供負荷將達到245MW，全社會用電量將達16億kWh，2010年網供負荷達260MW，全社會用電量18億kWh。4.3赤峰市電力電量預測表4-1赤峰市電力電量預測單位：億kWh、MW年份2008（實際）2009年2010年十一五遞增2011年2012年2015年十二五遞增全社會用電量11.915.91816%20.222.52910%網供最大負荷23224526011%2853104009%4.4光電站建設必要性太陽能是一種清潔能源，是取之不盡、用之不竭的可再生能源，與傳統能源相比，太陽能發電不依賴外部能源，沒有燃料價格風險，發電成本穩定。正是因為有這些獨特的優勢，太陽能發電逐漸成為我國可持續發展戰略的重要組成部分，發展迅速。開發新能源是我國能源發展戰略的重要組成部分，我國政府對此十分重視，《國家計委、科技部關于進一步支持可再生能源發展有關問題的通知》（計基礎[1999]44號）、國家經貿委1999年11月25日發布的《關于優化電力資源配置，促進公開公平調度的若干意見》和1998年1月1日起施行的《中華人民共和國節約能源法》都明確鼓勵新能源發電和節能項目的發展。同時，國家發展與改革委員會提出了到2020年全國建設1800MW太陽能發電裝機的目標。由此可見，開發新能源特別是太陽因此，建設赤峰2.0MW太陽能光伏發電示范工程項目，不僅符合我國的能源開發戰略、優化能源結構、改善生態環境、節約煤炭資源，減少各類污染物的排放量，同時對當地的工業和旅游業發展起到積極的促進作用。5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算5.1太陽能光伏系統的選型在光伏電站的建設中，光伏系統的選型主要根據制造水平，運行的可靠性，技術的成熟度和價格，并結合光伏電場的具體情況進行初步布置，計算其在標準狀況的理論發電量，最后通過技術比較確定機型。5.1.1光伏組件的選型光伏組件種類有很多，如“單晶硅”，“多晶硅”，“非晶硅”等。選擇的原則可參照供貨商的價格、產品供貨情況、保障、效率等。一般地面應用“晶體硅”是首選，且“單晶硅”比“多晶硅”有更好的性價比。當前商業應用的太陽能電池分為晶硅電池和薄膜電池。晶硅電池分為單晶硅和多晶硅電池，目前商業應用的光電轉換效率為單晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏電池組件生產方面我國2007年已成為第三大光伏電池組件生產國，生產的組件主要出口到歐美等發達國家。2008年我國已能規模化生產硅原料，使得硅原料價格大幅下滑，由最高價500美元/kg降到當前的70-80美元/kg，并還有繼續下降的空間，從而使晶硅電池組件的價格形成了大幅下滑的局面。當前國際上已建成的大型光伏并網電站基本上采用晶硅電池。薄膜電池分為硅基薄膜電池、CdTe電池和CIGS電池。當前商業應用的薄膜電池轉化效率較低，硅基薄膜電池為5-8%，CdTe電池為11%，CIGS電池為10%。硅基薄膜電池商業化生產技術較為成熟，并已在國內形成產能；CdTe和CIGS電池在國內還沒有形成商業化生產。由于薄膜電池的特有結構，在光伏建筑一體化方面，有很大的應用優勢。通過多方面的調研，目前在兆瓦級光伏電站中應用較多的是晶硅太陽能電池和非晶硅薄膜太陽能電池。單晶硅太陽電池光電轉換效率相對較高，但價格相對較高。多晶硅太陽電池光電轉換效率一般，但是材料制造簡便，節約電耗，總的生產成本較低。非晶硅薄膜太陽電池光電轉換效率相對較低，但它成本低，重量輕，應用更為方便。單晶硅太陽電池組件在光伏發電行業有其他電池所無法比擬的優勢。（1）單晶硅太陽電池組件作為目前技術最為成熟，應用最廣的電池組件。其光電轉換效率方面的優勢非常明顯。先進的生產技術其光電轉換效率可達到16%—17%，而多晶硅太陽電池光電轉換效率最高可達15%—16%左右，非晶硅薄膜太陽電池實驗室最先進的技術光電轉換效率也不大于10%。（2）單晶硅太陽電池組件可靠性高，廠家都能保證25年內，光電轉換效率衰減不小于穩定效率的80%。（3）單片電池組件在封裝過程中采用先進的擴散技術，保證片內各處轉換效率的均勻性。運用先進的PECVD成膜技術，在電池表面鍍上深藍色的氮化硅減反射膜，顏色均勻美觀。應用高品質的金屬漿料制作背場和電極，確保良好的導電性、可靠的附著力和很好的電極可焊性。（4）單晶硅太陽電池組件可做到較大的功率，目前主流產品Pm為180W左右，最大可做到Pm接近300W左右。而非晶硅薄膜電池目前Pm較大的也就100W左右。在同等外部條件下，若使用180W的單晶硅電池組件的數量比使用100W非晶硅薄膜電池組件少50%。而180W的單晶硅電池組件和100W非晶硅薄膜電池組件外形尺寸相差不大。因此，使用單晶硅電池組件的占地面積約為非晶硅薄膜電池一半，在考慮土地成本的前提下，可節省大量的投資。本工程太陽能電池組件擬采用單晶硅太陽能電池組件。5.1.2單晶硅太陽能電池組件的參數及外形本工程擬采用單晶硅太陽能電池組件型號為CNPV-180W。組件參數如下：a最大功率（Pmax）：180Wpb開路電壓（Voc）：43Vc短路電流（Isc）：5.77Ad最大功率點電壓（Vmp）：35Ve最大功率點電流（Imp）：5.14Af組件尺寸（mm）：1580×808×35g電池片轉換效率：16.89%h組件轉換效率：14.10%158035FRONTVIEWFRONTVIEW808圖5-1CNPV-180M正面詳圖圖5-2CNPV-180M背面詳圖5.1.3光伏系統方陣支架的類型1、太陽能電池陣列用支架光伏系統方陣支架的類型有簡單的固定支架和復雜跟蹤系統。跟蹤系統是一種支撐光伏方陣的裝置，它精確地移動以使太陽入射光線射到方陣表面上的入射角最小，以使太陽入射輻射（即收集到的太陽能）最大。光伏跟蹤器可分為如下類型：單軸跟蹤器、方位角跟蹤器、雙軸跟蹤器，不同跟蹤系統在當地條件下對發電量（與固定支架相比）的影響不同，雙軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高約29％，單軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高25％，方位角跟蹤器能使方陣能量輸出提高21％。但系統成本將明顯增加（雙軸跟蹤器＞單軸跟蹤器＞方位跟蹤器），但就其性價比來說，太陽能跟蹤的方陣其性價比要優于固定的方陣，但跟蹤系統的運行成本會明顯高于固定系統。所以本項目安裝固定形式的支架系統。2、太陽能陣列的傾斜角和方位角確定1）固定的太陽能陣列的傾角大多數情況下，太陽能并網發電系統的方陣傾角一般等于當地緯度的絕對值，這個傾角通常使全年在方陣表面上的太陽輻射能達到最大，適于全年工作系統使用。本項目中固定安裝系統的方陣傾角經過RETScreen能源模型—光伏項目軟件優化，以及綜合考慮節約用地的原則，本次固定的太陽能支架方陣斜角為45度。2）太陽能陣列的方位角固定的太陽能支架方位角是指輸入垂直照射到方陣表面上的光線在水平地面上的投影與當地子午線間的夾角，一般正南方向定為零點，故太陽能陣列的方位角為0°。5.1.4逆變器的選擇并網逆變器具有最大功率跟蹤功能，該設備用來把光伏方陣連接到系統的部分。最大功率跟蹤器（MPPT）是一種電子設備，無論負載阻抗變化還是由溫度或太陽輻射引起的工作條件的變化，都能使方陣工作在輸出功率最大的狀態，實現方陣的最佳工作效率。逆變器型號采用SG100K3。本項目擬采用100kW/50kW光伏直流/交流并網逆變器，該類型光伏直流/交流電能轉換器采用美國TI公司32位專用DSP芯片LF2407A控制，主電路采用日本最先進的智能功率IGBT模塊（IPM）組裝，采用電流控制型PWM有源逆變技術和優質環行變壓器。該逆變器克服了晶閘管有源逆變的一切弊病，可靠性高，保護功能全，且具有電網側高功率因子正弦波電流、無諧波污染供電等特點。該類型逆變器提供液晶LCD+按鍵的人機界面，同時提供RS485通訊接口，可以方便地與系統運行指示牌和上位機進行實時通訊，實現遠程監控。保護功能：極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過熱保護、過載保護、接地保護；系統通訊：通訊接口：RS485或CAN總線；電網監測：按照UL1741標淮。表5-1逆變器特性參數值1直流輸入1.1最大直流電壓880Vdc1.2最大功率電壓跟蹤范圍450-820Vdc1.3最大直流功率110kWp1.4最大輸入電流250A1.5最大輸入路數42交流輸出2.1輸出功率100kW2.2額定電網電壓400Vac2.3額定電網頻率50/60Hz2.4總電流波形崎變率﹤3%(額定功率)2.5功率因素≥0.99(額定功率)3機械參數3.1寬/高/深1020/1964/770(mm)3.2重量800kg5.2光伏電站的系統設計與布置5.2.1光伏陣列的布置太陽能陣列的列間與行間距離的確定太陽能陣列的行間距離與日照和陰影有關，由于廠址內無障礙物的遮擋，而且又比較平坦，所以只考慮陣行間陰影的影響即南北方向。行間距離的計算要相對復雜一些，通常陣列的影子長度因安裝場所的經度、季節、時間不同而異，如果在最長時間的冬至，從上午9時至午后3時之間，影子對陣列沒有遮擋，那么光伏輸出功率就不會有影響。通過查詢冬至太陽位置圖，得出當地緯度下的太陽高度，算出影子倍率。經過計算得光伏網陣平面布置時CNPV-180W組件行間距離為5.35.2.2光伏電站的系統設計CNPV-180W的系統設計：首先由16塊太陽能板組成一個2.8kW的光伏陣網，每36個網陣構成一個100kW的子系統。每十個子系統組成一個1MW分系統。根據項目地塊特點，考慮系統的可靠性和靈活性，將2.0MW并網發電系統分為2個系統，其中兩個系統分別為1MW，直流輸出電壓為568V。各區之間用維修道路分開，區內再以100kW作為子系統劃分。每個子系統獨立地通過并網逆變器轉換為380V/50Hz交流電，每個分系統通過各區的0.4kV/10KV箱式變壓器升壓到10kV，進入項目變電所經過10kV/35kV變壓器送出并網。見示意圖5-3、圖5-4。圖5-3圖5-32.0MW光伏電站系統原理圖圖5-4100kW子系統示意圖圖5-4100kW子系統示意圖5.3系統年發電量的估算5.3.1太陽能電場發電量計算的基礎數據1、光伏組件的基礎數據型號：CNPV-180W數量：114292、光伏溫度因子光伏電池的效率會隨著其工作時的溫度變化而變化。當它們的溫度升高時，不同類型的大多數電池效率呈現出降低趨勢。光伏溫度因子取0.4％/℃3、其他光伏陣列的損耗由于組件上有灰塵或積雪造成的污染，污染的折減系數取95％。4、電力調節系統的損耗（1）逆變器的平均效率逆變器是用來控制太陽電池方陣和把直流輸出變為交流輸出的儀器。逆變器的平均效率取96％。（2）光伏電站內用電、線損等能量損失初步估算電站內用電、輸電線路、升壓站內損耗。約占總發電量的2％，故損耗系數為98％。5、機組的可利用率雖然太陽能電池的故障率極低，但定期檢修及電網故障依然會造成損失，其系數取1％，機組可利用率為99％。5.3.2年發電量的估算光伏系統的發電量是通過RETScreenInternational軟件計算，該軟件是已標準化和集成化清潔能源分析軟件，在世界范圍內都可應用。太陽能日照數擬采用NASA數據庫提供的22年間太陽輻射數據的平均值。各月水平面上的平均輻射量、各月平均溫度見下表5-4、5-5。表5-4各月水平面上的平均輻射量月123456輻射量（kWh/m2/day）2.473.424.595.496.125.82月789101112輻射量（kWh/m2/day）5.445.164.593.382.462.13表5-5各月平均溫度月123456溫度（℃）-17.2-11.3-0.1211.52023.2月789101112溫度（℃）23.722.217.38.55-3.98-13.7本工程光伏組件選用單晶硅太陽電池組件，可按25年運營期考慮，系統25年電量輸出衰減幅度為每年衰減0.8%，至25年末，衰減率為20%。年發電量按25年的平均年發電量考慮。最佳安裝角度45°時，電池組件接受的年輻射量為1582.43kWh/m2，單晶硅太陽電池組件的受光面積為35520m2，通過第1年到第25年的年發電量計算，總發電量為7225萬kWh，平均年發電量約2896電氣6.1電氣一次6.1.1接入電力系統方式本項目發電量大部分自用，余量上網。擬選廠址亦選擇并入通裕集團工業園區變電站的用戶側并網方案。在赤峰市元寶山區光伏發電站建設35kV升壓站一座，本期2.0MW光伏發電系統以10kV電壓等級接入光伏發電站升壓站，光伏發電站升壓站出單回35kV線路至站址附近110kV變的35kV側。6.1.2電氣主接線l、光伏電站集電線路方案本期工程共裝2.0MW光伏組件，每100kW為一個子系統，經過100kVA逆變器逆變成電壓為0.40kV的三相交流電，每十個子系統接入一臺1.2MVA非晶合金箱變至35kV側。本工程安裝的2.0MW光伏電池組件采用每1MW一變，共2臺1.2MVA相變，以2回35kV線路通過地埋電纜接入光伏電站35kV開關站的35kV母線上。光伏發電站的接入系統方案經主管部門審查確定后，再最終確定。2、升壓變電站主接線方式升壓變電站裝設一臺6.3MVA雙繞組有載調壓變壓器。35kV規劃出線1回，10kV規劃出線l回，電氣接線采用單母線接線。在10kV側安裝2Mvar動態電容補償裝