农光互补光伏电站申报单位及项目概况Word格式文档下载.docx
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项目总投资预计3亿元人民币（含农业投资部分），其中光伏电站总投资2.15亿元，电站外送接入上网投资0.10亿元，小计2.25亿元；
生态农业综合投资约0.75亿元（农业投资另有规划，不在本报告中描述）。
资金来源：
银行贷款占80%，企业自筹资金20%。
光伏电站
图1.2-2罗田三里畈20MWp农光互补光伏电站地理位置图
1.3项目建设条件
（1）光照资源；
某黄陂地处鄂东北，是我国太阳能资源较为丰富的地区之一，为某省太阳能资源一级可利用区。
黄陂地区太阳能资源丰富，年均总辐射量为4647.2MJ/m²
，太阳能资源稳定，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。
（2）黄陂区位于某省东部偏北，长江中游北岸，江城某市北部，地跨东经114°
09′—114°
37′，北纬30°
40′—31°
22′。
全区面积2261平方公里，人口113万，是某面积最大、人口最多、生态最好的城区，是某临空经济区的核心区。
东与某市洪山区、新洲区接壤，南与某市东西湖区，江岸区相连，西与孝感市孝昌县、孝南区毗连，北与孝感市大悟县、黄冈市红安县交界。
区境南北最大纵距104公里，东西最大横距55公里。
《湖广通志》称黄陂：
“东骛赤壁，南骋鄂渚，西汇七泽之雄，北距三关之险”。
黄陂区位于长江中游，大别山南麓，地势北高南低，为江汉平原与鄂东北低山丘陵结合部。
大体上是“三分半山，一分半水，五分田“。
北部为大别山余脉，属低山丘陵区，海拔在150—850米，面积占全区的17.8%；
有某市最高峰双峰尖（872.5米）。
中部为平原丘岗区，海拔在30—150米之间，面积占全区68.9%；
南部为平原湖区，海拔在30米以下，面积占全区的13.3%。
黄陂区水资源丰富，拥有“百库千渠万塘”之称。
有长江、滠水、府河等。
全区共有大小河流51条，河流总流长799.91公里，流域面积3504.3平方公里。
工业、农业、生活用水充足。
黄陂区有湖泊35个，其中武湖、童家湖、后湖较大，黄陂区湖泊总面积252.64平方千米。
多年平均径流量10.9亿立方米。
黄陂区属亚热带季风气候，雨量充沛、光照充足，热量丰富，四季分明，年平均无霜期255天。
春季温和湿润，夏季高温多雨，秋季凉爽少雨，冬季干燥阴冷。
年均日照时数1917.4小时。
年均降水量在1202毫米，为中南地区降水量较均衡的地区之一。
境内年平均气温为15.7℃—16.4℃。
一年中，以1月最低，月平均气温3.2℃；
7月最高，日平均气温28.4℃，空气相对湿度年平均75.5%。
年平均降水日数（≥0.1mm）为121.5日。
（3）截止2013年底，黄陂区内共有220kV变电站2座，主变4台，变电容量共计720MVA；
110kV变电站7座，主变14台，变电容量共计506MVA；
35kV公用变电站13座，主变23台，变电容量共计165.8MVA。
截止2013年底，某市辖区内共计有110kV线路8条，线路总长度155.05公里。
至2014年，最大负荷达到442MW，年均增长率为20%。
用电量由2010年的10.64亿kWh增长至2014年的15.43亿kWh，年均增长率为18.7%。
其负荷特性与某负荷特点基本一致。
本光伏电站至黄陂甘棠110kV变电站直线距离约10公里。
经初步勘察，基本具备光伏电站上网接入条件。
图1.1-2光伏电站站址现场图
（4）黄陂蔡榨全镇土壤为黄沙土和黄粘土，局部地区蕴藏着粉红色岩石。
黄精：
也叫老虎姜、鸡头姜，为百合科多年生草本植物。
黄精或多花黄精的干燥根茎，为泰山四大名药之一，具有补脾、润肺、生津、益气养阴、抗菌、抗衰老、丽容颜、强精力之功效，主要用于脾胃虚弱、体倦乏力、口干食少、肺虚燥咳、精血不足、内热消渴、糖尿病、高血压等症，外用黄精浸膏可治脚癣。
黄精主要分布于华北、华东、华南、华中等省。
黄陂区蔡家榨的会龙山村等地也适宜种植黄精。
1.4工程技术方案
某煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电项目为新建工程，场址位于某省某市黄陂区蔡家榨街会龙山村、博土湾村、周梅家田村、四勿村，项目用地中心坐标为东经114°
21′。
30MWp太阳能光伏并网发电系统分30个1MWp发电单元进行设计。
整体上采取0.27kV/35kV升压技术方案，最终实现分块发电、集中并网的运行模式。
每个1MWp发电单元配备500kW并网逆变器2台，容量为1000kVA的35kV升压变压器1台。
每个1MWp光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入0.27kV/35kV变压配电装置进行升压汇流，再升压成110KV接入黄陂甘棠110kV变电站。
本工程规划容量为30MWp，结合箱变容量和电池组件的分布规律，本工程设置30个1MW光伏阵列单元，每个光伏阵列共由186串组成，每串由22块组件组成。
图1.4-1农光互补光伏电站安装效果图
（一）
工程的主要任务是实现“农光互补”，做好“农”和“光”的文章。
“农”字文章在于做好“光”字背景下大棚光伏面板下面阴的文章。
喜阴农作物品种繁多，哪些作物既适应该地生长，经济价值又高呢？
这方面我们组织专家做了大量的调研工作，根据当地的土壤和气象自然环境特点，该地适宜种植仿野生黄精药材。
“光”字文章在于建好“农”字大棚上面大量空域面积建设光伏电站，充分开发利用当地的土地资源及光伏资源，建设绿色环保的新能源。
从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本工程占地956亩，规划建设装机30MWp容量的农光互补的光伏电站，一次建成。
该工程30MWp并网光伏发电项目主要开发任务是利用太阳能光伏发电，该项目所发电能作为清洁能源的太阳能电力将会对某电网和当地供电能力形成有益的补充。
用以满足某省电网及某市持续、高速增长的电力、电量需求。
同时将站区发展建设成为“农光互补”、“旅游休闲”的综合立体产业群。
图1.4-2农光互补光伏电站安装效果图
（二）
1.5总体方案设计
1.5.1光伏系统总体方案
本工程拟选用265Wp多晶硅电池组件，拟选用容量为500kW的集中式逆变装置。
组件全部采用固定倾角安装方式，组件支架为三角形钢支架。
采用上面光伏发电，下面葡萄种植的方式。
1.5.2光伏阵列设计及布置方案
由于本工程建设规模较大，拟以每1MWp容量电池板为一个方阵，一期30MWp共30个方阵。
因单个光伏方阵容量选取为整个光伏电站5％的容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。
本工程采用多晶硅光伏组件，单块面积为1950×
990×
40mm，前后两块光伏板之间留20mm的间隙，斜面总长为4000mm，因此支架高为1500mm。
加上地面支墩高1800mm，总高约为3300mm。
选取上午9:
00～15:
00时间区间计算，阵列南北向间距为7.7m。
图1.5-1某煜江能30MWp光伏电站总平面布置图
1.5.3年上网发电量
在计算光伏电站实际每年上网电量时，需考虑多晶硅太阳电池组件的衰减情况，组件年衰减系数为0.77%，由此计算得出运行期内25年的上网电量估算值。
结果如下表：
表1.5-1 光伏电站全寿命上网电量计算表（估计值）单位：
万kWh
年数
发电程度
总发电量
（万度）
总发电量（万度）
1
3300.00
15
0.8974
2961.42
2
0.9923
3274.59
16
0.8905
2938.65
3
0.9847
3249.51
17
0.8837
2916.21
4
0.9771
3224.43
18
0.8769
2893.77
5
0.9696
3199.68
19
0.8701
2871.33
6
0.9621
3174.93
20
0.8634
2849.22
7
0.9547
3150.51
21
0.8568
2827.44
8
0.9473
3126.09
22
0.8502
2805.66
9
0.94
3102.00
23
0.8436
2783.88
10
0.9328
3078.24
24
0.8371
2762.43
11
0.9256
3054.48
25
0.8307
2741.31
12
0.9185
3031.05
合计
/
75308.97
13
0.9114
3007.62
年均
3012.36
14
0.9044
2984.52
计算结果：
根据组件逐年衰减情况，计算出本工程电站建成后第一年上网发电量为3300万kWh，运行25年的总发电量约75308万kWh，年平均发电量为3012万kWh。
1.6电气设计
1.6.1光伏发电工程接入电力系统方案
根据某煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站在电网中的地理位置、规划建设规模等情况，结合黄冈罗田县电网现状、发展规划，提出如下接入系统方案。
方案
（一）本期新建1座110kV升压站，出线1回接入110kV甘棠变，线路长约10km。
线路拟选用LGJ-185型导线。
方案
（二）本期新建1座350kV升压站，出线1回接入35kV蔡蔡榨变，线路长约5km。
线路拟选用LGJ-240型导线。
本报告提出的接入系统方案设想是为本期光伏电站的主要设备选型和总平面布置提供依据，最终接入系统方案以电力部门下达的接入系统审查意见为准。
1.6.2光伏发电工程电气主接线
（1）光伏发电工程电气主接线
本工程建设规模为30MWp，设置开关站一座，以1回110kV线路接入电网，考虑接入110kV甘棠变电站的110kV侧。
光伏电站110kV配电装置采用单母线接线方式，预留加装滤波装置可能，滤波装置可考虑与无功补偿设备配合安装。
本工程设30台1000kVA的箱式变压器，110kV汇流升压后接入110kV甘棠变电站。
1.6.3太阳能光伏发电系统设计
1.6.3.1主要设计原则
（1）设计依据来自以下文件：
业主委托书
（2）设计寿命为25年（不含建设期）。
（3）采用多晶硅电池。
这是考虑到太阳电池的应用目前还是以晶体硅电池为主，薄膜为辅，国内还没有大规模应用薄膜太阳电池的成熟经验。
本项目暂定采用多晶硅太阳电池作为发电组件。
（4）多晶硅电池组件在稳定效率下标称功率不少于30MWp。
（5）为平衡系统的造价和兼顾系统的可靠性、稳定性，本项目多晶硅电池组件、逆变器、汇流箱、升压变等主要设备尽量考虑选用国产设备。
（6）根据NASA数据对多晶硅电池组件进行年发电量计算。
（7）系统方阵的倾角设计以获取全年最大太阳能辐射为基准。
系统方阵的高度设计考虑便于检修和清洗。
（8）光伏发电系统共配置60台500kVA逆变器，最终待项目批准后通过技术经济分析决定。
（9）逆变器的工作方式是各自独立并网，不采用群控方式。
（10）并网逆变器与输电网（110kV）的连接通过一级升压变压器完成，逆变器自身不带变压器，逆变后直接通过普通升压变完成升压。
（11）太阳电池方阵采用固定安装方式，不采用自动向日跟踪系统。
这是考虑到目前国外自动向日跟踪装置的价格较高，而国产向日跟踪装置的性能还有待长期运行的验证。
（12）太阳能组件阵列支架和基础的设计，满足农作物生长和安全运行的前提下尽量降低造价和方便施工。
（13）每MW太阳电池方阵设置为一个单元，每个单元配置一个逆变器室及箱式变压器。
将直流配电柜、逆变器安置逆变器室中。
逆变器室布置在每兆瓦的太阳电池方阵近中间的位置以减少电缆的长度，并且不遮蔽布置在其北面的太阳电池组件上的阳光。
（14）对电站的输出电压﹑频率﹑功率因数和谐波进行监测和记录，以确保电站输出的电能质量符合电网要求。
1.6.3.2光伏方阵配电系统
本工程为平地光伏，光伏电池板布置棚顶顺序布置，电池板会有不同的方位角以及倾角，为便于集中接线，本工程选用大中型逆变器，分别为500kW逆变器、1MW逆变器（2×
500kW）。
22块电池组件（265W）串联成一个电池组串。
每个逆变器单元经汇流箱汇集后再由逆变器整流逆变后输出315V三相交流电，两个500kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧，经箱变升压至35kV，通过集电线路送至升压站110kV配电装置。
1.6.4逆变升压站
光伏方阵采用“一阵一变”单元式接线，对于1个或者两个逆变器发电单元所组成的光伏阵列组设置一个逆变升压站。
逆变升压站包括1个或者两个逆变器以及一台箱变。
逆变器容量为500/1000kW（输出交流电压为315V）。
一个1000kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧。
箱变容量为500kVA/1000kVA。
该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其光伏设备正常运行等特点。
1.6.5逆变器与箱式变压器的组合方式
逆变器容量为500kVA，每个单元有2台此种逆变器，每2台逆变器通过一台2进1出（120kW）交流防雷汇流箱汇流一次，每个单元总共1台此种汇流箱，一台低压箱式变压器配1台交流防雷汇流箱的接线方式，对应箱变容量为1000kVA。
箱变就近布置在光伏发电单元较中心的位置，箱变高压侧采用并联接线方式。
该接线具有电能损耗少、接线简单、直流部分短、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其它光伏设备正常运行等特点。
1.6.6集电线路方案
光伏电站开关站布置于整个光伏电站的北部。
由于架空线路及杆塔产生的阴影会大大的降低太阳能电池发电量，以及会对组件的运行造成影响。
故本工程光伏电站集电线路光伏组件区域暂不考虑采用架空线方式。
集电线路电压推荐采用35kV，可简化集电线路、有效降低线路压降，比采用10kV具有更好的技术经济效益。
本工程集电线路采用35kV电缆直埋连接：
根据光伏阵列的布置位置情况，将光伏布置分为2个集电线路单元，共敷设2回集电线路至升压站35kV配电室。
在每组集电线路中，根据箱变连接总容量分别采用ZRC-YJLV22-26/35-3x70以及ZRC-YJLV22-26/35-3x120电缆。
1.6.7控制、保护和调度通信
本期并网光伏电站计算机监控系统采用全分层分布、开放式系统。
网络采用光纤以太网总线。
主要设备为冗余配置，互为热备用。
电站计算机监控系统设有电站控制级和就地控制级。
可在主控室电站控制级对各套容量为20kW组串式逆变装置的和开关站设备进行集中监控；
太阳能并网光伏电站也可由远方调度人员进行远方调度管理；
还可在就地控制级和开关站就地控制级，对单套太阳能光伏电池组件及逆变器和开关站设备进行监控。
集中监控的对象包括逆变装置及箱变、开关站内的电气设备。
太阳能光伏发电站所有电气设备均采用微机型继电保护装置。
各种保护装置的配置符合GB14285–2006《继电保护和安全自动装置技术规程》等的规定和要求。
操作电源设置直流电源系统，给控制、继电保护、信号、综合自动化装置和事故照明等装置提供可靠的电源。
微机监控系统配有UPS电源，保证监控系统可靠运行。
本系统配套1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况。
1.7消防设计
贯彻“预防为主、消防结合”的消防工作方针，做到防患于未然；
工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项消防要求。
本工程采用如下消防系统：
本工程的建（构）筑物包括办公综合楼、电气综合楼、综合水泵房及门卫室、光伏组件支架、车库及检修间等。
通过对外交通公路，消防车可到达场区，场内建（构）筑物前均设有道路，用于设备的检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，并形成环形通道。
办公综合楼、电气综合楼、事故油池之间的防火间距以及建筑物的耐火等级，满足规范要求。
光伏阵列内箱式变压器附近、开关站内建筑物区域按规范规定设置相应数量的灭火器，用于火灾的扑救。
1.8土建工程
根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）、《火力发电场土建结构设计技术规定》（DL5022-93）的规定，本期工程新建35kV开关站，主要建（构）筑物为：
办公综合楼、电气综合楼、生活水泵房及门卫室、光伏组件支架，建筑工程等级为二级，结构安全等级为二级，火灾危险类别为戊类，耐火等级为二级，屋面防水等级为Ⅱ级，建筑设计使用年限为50年，抗震设防烈度为6度，抗震等级为四级。
电气综合楼为一层框架结构。
综合办公楼为一层框架结构。
太阳能电池组件对于固定倾角的光伏阵列采用三角形钢结构空间支架，支架基础采用预制方桩基础。
1.9施工组织设计
（1）施工条件
光伏电站工程施工工期虽然较短，但可用地面积相对较大，便于布置施工现场。
（2）交通条件
该站光伏并网发电工程项目位于黄陂区东偏北。
距约某60km，距黄陂区约30km。
其间有村村通道路连接，交通较为便利。
当地可提供加工、修配及租用大型设备等能力，因此，施工修配和加工系统可主要考虑当地解决。
（3）光伏阵列安装方法
太阳能电池板组件采用固定倾角的三角形钢构支架安装固定，下部留有扫风通道及预留积雪深度，支架的基础采用预制方桩基础。
（4）主要建筑物施工方法
土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工综合办公楼基础、电气综合楼基础、光伏发电组件基础、35kV箱式变压器基础以及零米以下设施。
接地网、地下管道主线与相应的地下工程设施（给排水、消防管道、电缆沟道）同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。
基础施工完毕后即回填，原则上要求影响起重设备行走的部位先回填、起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其下部的设备基础及预埋件。
（5）施工总布置原则
由于太阳能电池板组件布置相对集中，初步考虑按集中原则布置，可在与太阳能电池板组件相邻的地势较平坦的区域进行施工活动。
从安全及环保角度出发，生活区要靠近仓库，但要远离混凝土搅拌站。
（6）施工进度
本工程计划建设期9个月，其中准备期1个月，施工期8个月。
工期总目标是：
光伏电站全部设备安装调试完成，全部电池组件并网发电。
（7）主要建筑材料
建筑材料通常来源充足，就地一般可以供应，外采的建筑材料还可以通过便利的铁路、公路网运输到施工现场。
（8）主要施工机械设备
本工程施工期间，主要施工机械设备由施工单位外运进场，现场不具备修理条件的大型机械修配加工可在李家集街办或黄陂城区等相关修配站和加工厂完成。
（9）施工期间水电供应方式
本工程光伏电站施工用水由建筑施工用水，施工机械用水，生活用水等组成。
本工程高峰期施工用水量为300m³
/d。
施工用水可接引市政管网供水，若暂不具备接引条件时，可利用运水车运水来满足施工需要。
（10）永久用地与施工临时用地
光伏电站的永久性用地主要包括光伏阵列、综合办公楼、分区单元升压变压器、开关站、永久性辅助设施以及升压变电站的用地，本期工程已取得的可用地面积为约956亩，满足本期工程总布置需要。
初步估算工程在施工期间，项目施工管理和生活临建、场内临时道路、混凝土搅拌站、综合加工厂及设备材料存放中转场地和仓库等占用的土地面积等临时设施总占地3000㎡，建筑面积2400㎡。
1.10工程管理设计
某煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站建成后，场内光伏组件、电气设备，以及110kV升压站拟实行统一管理，接受专门设立的运营机构集中管理。
为加强光伏电站项目的设计、施工、监理、采购管理，包括项目建成后的组织管理，确保高质量的完成工程的建设，在工程开工前，拟成立光伏电站项目部及有限责任公司，全面负责光伏电站的建设、运营和拆除工作，做好工程全过程的管理、组织和协调工作。
管理机构由总经理负责，下设计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部5个分部，各个分部设立主任主持工作。
计划部负责管理与控制项目的工期、造价、采购招标及合同管理，项目的范围管理，下达资金拨付计划；
综合管理部门负责项目公司的人力资源管理、沟通（信息）管理、风险管理，项目公司的集成管理，公司标准化建设、公共关系、政工及企业文化建设；
设备管理部负责制定设备采购计划，参与设备物资的招标，负责设备及物资的采购合同的执行，配合工程管理部催交设备及物资；
工程管理部负责项目的设计、施工、调试。
落实进度、费用和质量/安全计划，将实施信息反馈至相关部门；
财务审计部负责项目公司财务预算，资金、资产和融资管理，公司审计。
本期光伏电站工程建设管理机构的组成按8人考虑。
根据生产和经营需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理，设立总
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