【正文】 合理的逆變器配置方案和合理的電氣一次主接線對于。并網逆變器的基本功能，是把來自太陽能電池方陣的直流電轉換成交流電，并把電力輸送給與交流系統(tǒng)連接的負載設備，同時把剩余的電力倒流入電網中。多年年平均上網電量約等于：99%97%96%97%99%= 并網光伏系統(tǒng)主要由太陽能電池方陣和并網逆變器以及升壓系統(tǒng)組成?？紤]到光伏電站很少工作在滿負荷狀態(tài)，絕大多數時間都工作在較低水平，且晚上不發(fā)電時還存在空載損耗，故本工程逆變器及變壓器的效率都按稍低于最小效率值即逆變器效率91%、變壓器97%考慮（考慮了夜晚的空載損耗）。大量的太陽能電池板之間存在一定的特性差異，取一致性97%。全年發(fā)電量約等于：20, 1,＝。按太陽山能源新材料基地年平均最佳傾角為34度， kWh/m2/day，平均年輻照量1,。對于朝向赤道的傾斜面來說： ()式中：φ——當地緯度 b——方陣傾角太陽赤緯： 水平面上日落時角： 傾斜面上日落時角： 2 天空散射輻射分量HdT在各向同性時： 3 地面反射輻射分量HrT：通?？蓪⒌孛娴姆瓷漭椛淇闯墒歉飨蛲缘?，其大小為： 其中r為地面反射率，其數值取決于地面狀態(tài)，各種地面的反射率如下表所示：地面狀態(tài)反射率地面狀態(tài)反射率地面狀態(tài)反射率沙漠~干濕土濕草地0. 14~干燥裸地~濕黑土新雪0. 81濕裸地~干草地~冰面0. 69一般計算時，可取r=故斜面上太陽輻射量即為： 通常計算時用上式即可滿足要求。 從氣象站得到的資料一般只有水平面上的太陽輻射總量H，直接輻射量HB及散射輻射量Hd且有：H～HB＋Hd 需換算成傾斜面上的太陽輻射量。組件并聯方式計算：1MW光伏方陣共有3584件STP28024/Vd多晶硅組件（），經過計算，共有16件組件串聯的組件串224個；根據方陣排列方式，以及組件峰值工作電流大小，光伏方陣接線箱采用7路匯1路比較合適，每1MW光伏方陣共需32個光伏方陣接線箱。45度。多晶硅組件串電壓計算表組件串聯數量16塊20℃時組件串開路電壓 V25℃時組件串MPPT電壓 V50℃時組件串MPPT電壓 V組件并聯方式計算：1MW光伏方陣共有3584件STP28024/Vd多晶硅組件（），經過計算，共有16件組件串聯的組件串224個；根據方陣排列方式，以及組件峰值工作電流大小，光伏方陣接線箱采用7路匯1路比較合適，每1MW光伏方陣共需32個光伏方陣接線箱。組件串聯方式計算：本系統(tǒng)逆變器最高電壓為880V，最小MPPT電壓為480V，STP28024/，%/℃，經過計算，組件串聯數在1517比較合適。此方案具有降低工程造價、便于運行管理、電池板布局整齊美觀等優(yōu)點。有資料表明，單軸跟蹤陣列比固定傾角安裝的年發(fā)電量增加約20%以上；雙軸跟蹤陣列比固定傾角安裝的年發(fā)電量增加約30%以上；由于雙軸跟蹤相對單軸跟蹤裝置復雜，成本高，效益不明顯，因此本期工程推薦采用單軸跟蹤裝置。目前，國內光伏發(fā)電系統(tǒng)普遍采用的是非聚焦平板固定傾角陣列發(fā)電方式。目前國內外一些太陽跟蹤裝置生產廠的產品大致可以分兩種，一種為單軸跟蹤，即東西方向轉動跟蹤太陽；另一種為雙軸跟蹤，即既有東西向跟蹤，同時太陽能板傾角也隨季節(jié)的不同而改變。 光伏陣列單元跟蹤型式的確定太陽電池方陣的發(fā)電量與陽光入射強度有關，當光線與太陽電池方陣平面垂直時發(fā)電量最大，隨著入射角的改變，發(fā)電量會明顯下降。本期工程參考無錫尚德產品進行初步分析，產品型號為280（35）P1580808。在單塊太陽能組件功率的選擇上，以高功率如150Wp以上的大型組件為首選，目的是減少組件間連接電纜的損耗，減少組件邊框占用面積，增大電池板的有效面積，提高發(fā)電效率。目前國內外并網發(fā)電的光伏電站，大多采用晶體硅太陽能板組建系統(tǒng)。這些設備數量眾多，按一定的間距進行布置，構成了一個方陣，這個方陣稱之為光伏發(fā)電方陣。 本報告的結論及建議均滿足可研階段的深度要求，對于報告中所涉及到的問題、結論及建議均應該在下個階段按相關規(guī)范規(guī)定要求，進一步做工作。:考慮到擬建場地地下水位，建議凍土深度102cm進行設計。，擬建場址場地就未受到過洪水的影響。，場址區(qū)無礦產、文物等埋藏。但考慮本階段為初可，受取樣點數量的制約，因此建議下階段按規(guī)范規(guī)定進一步取樣分析，查明場地鹽漬土的類型、等級、分布規(guī)律及危害。，局部黃土地層具有輕微中等非自重濕陷性，建議下階段按《濕陷性黃土地區(qū)建筑規(guī)范》（GB 50025—2004）的相關規(guī)定進行地基處理，并對設計確定參數做進一步勘察工作。 ，擬建場地不存在的不良地質作用主要為場地下水及地基土的腐蝕性。太陽山高速公路從太陽能光伏電站中間穿過，交通十分便利。項目區(qū)地貌為丘陵地貌單元，一般海拔高程為1360～1400m。17，東經106。:韋州氣象觀測站距離太陽山開發(fā)區(qū)直線距離約為30公里左右。、氣象工程條件:根據現場踏勘調查，場址區(qū)周邊無洪水直接來源，僅有少量的場地暴雨匯流產生的坡面流對場地有不良影響，因此建議在場地周邊來水方向修建一個導游堤壩，將少量的坡面流洪水導走即可。建議下個階段針對場址區(qū)邊界范圍內做進一步的巖土工程勘察工作，對場區(qū)內各種地層的分布規(guī)律和巖土工程特性做進一步的評價?？紤]黃土的濕陷等級與擬定場地整平標高、基礎埋深、黃土的厚度等關系密切，因此建議下階段按《濕陷性黃土地區(qū)建筑規(guī)范》（GB50025—2004）和相關的設計參數進一步查明場地黃土的濕陷等級和類型。但是，考慮本階段為初可，僅為收資后的結果，建議下階段按規(guī)范規(guī)定進一步取樣分析，查明場地鹽漬土的類型、等級、分布規(guī)律及危害。對本項目無影響。本場區(qū)地表無穩(wěn)定涇流，從地形條件判斷，場地地勢較高，坡度較平緩，不會受洪水的威脅，季節(jié)降雨引發(fā)的地表水流對溝谷地面的切蝕不顯著，由此判斷場區(qū)內僅受到較大雨水時的坡面流影響，在電池陣列布設時選擇較高地勢即可避免其影響。局部上覆風積成因的粉細砂，淺黃色，呈干的松散狀，屬半活動砂丘，高度1～3m。場區(qū)內均有分布，厚度差異較大，在坡頂及鄰近區(qū)域多在1～2m，在洼地及鄰近區(qū)域多在3～5m，個別溝谷中達5m以上。苦水河以南為黃土侵蝕地形，地貌比較復雜，沖溝發(fā)育，溝谷縱橫交錯。本項目所在區(qū)域屬丘陵地形，地勢由南向北逐漸降低，跨過鹽池興仁公路后，地勢又逐漸升高，海拔高度范圍1339～1390m。依據《中國地震動參數區(qū)劃圖》（GB183062001），地震基本烈度Ⅷ度。其新構造運動和地震活動介于兩者之間，具有過渡特征。根據區(qū)域地質構造資料分析，擬選場址距已知較大的活動性斷裂帶均超過安全避讓距離，所以該區(qū)域工程地質條件穩(wěn)定，是良好的建筑場地。場區(qū)地層出露有第四系的河湖相礫石、砂、粉砂、粉土、粉質黏土等。擬選場區(qū)所屬區(qū)域處在鄂爾多斯西緣拗陷帶邊緣，西鄰祁連褶皺系的走廊過渡帶。東界受黃河大斷裂控制，西界受賀蘭山斷褶帶東緣山前大斷裂控制。通過以上分析計算可以看出場址所在地區(qū)太陽能資源豐富，年平均太陽輻射量比較穩(wěn)定，能夠為光伏電站提供充足的光照資源，實現社會、環(huán)境和經濟效益。CdJanuary%8440February%6400March%4920April%26238May%93169June%10299July%0373August%7317September%95156October%31618November%5220December%7630C176。176。太陽山日照充足，可以滿足作物生長發(fā)育對日照的需求。日照百分率65%，月間比較，7月最長，（1979年6月），2月最短，（1982年2月）。，日照百分率71%，月間比較，7月最長，3月最短，4～9月份為作物生長季節(jié)，；，日照百分率為69%，月間較短，6月份最長，（1962年8月），2月份最短，（1988年2月）。占總輻射量的40%。農作物生長期的4～9月份，%。太陽山開發(fā)區(qū)光能資源豐富，%。 kWh/m2/day，平均年輻照量為2044 kWh/m2/year。其地理分布特點與年日照時數的分布特點一致，各季節(jié)都是北多南少，其中，夏季的日照時數分布呈現南北兩端變化幅度較大、中部分布均勻的形式，其余各季節(jié)都是南部變化幅度大，中北部分布較均勻。 圖512 寧夏6月太陽能分布圖 圖513寧夏12月太陽能分布圖 寧夏太陽能日照時數分布寧夏年日照時數在空間分布上呈現南少北多的趨勢，從南部的2270h增加到北部的3112h，同心、鹽池以北地區(qū)在2900h以上，固原以南地區(qū)少于2500h。到夏至日（6月21日），北半球太陽高度角最高，吳忠地區(qū)中午太陽高度角大于75度，是一年太陽高度的最高點，因而6月份也是寧夏各地月總輻射的最大月份，為620～729 MJ/ 。年內各月太陽輻射量的變化，取決于太陽高度角的升降變化。 圖511 寧夏太陽輻射年總量分布圖寧夏太陽能隨季節(jié)變化較大，以夏季最多，春秋兩季次之，冬季最少。且太陽輻射能直接輻射多、散射輻射少，對于太陽能利用十分有利。據1961～2004年寧夏太陽輻射資料統(tǒng)計表明，全區(qū)平均5,781MJ/ （見圖511），最大達6,100 MJ/ 。電站最終電氣主接線和出線回路數以電站接入系統(tǒng)設計審查意見為準。5%/（逆變器輸出電壓）和2臺12,500kVA主變壓器，電壓為110177。再由35KV升至110KV，系統(tǒng)設備價格較高。方案二為110kV電壓等級，太陽能電池經逆變器后輸出300V電壓，經10/，再經一臺110/10KV變壓器升壓后送出。方案二：自電站架設1回110kV線路接入太陽山變電站，導線截面采用LGJ185，（最大負荷利用小時為＜3000小時），極限輸送容量：平均空氣溫度250C時為98MVA。太陽能發(fā)電站裝機最終規(guī)模為500MWp，其接入系統(tǒng)電壓等級可選擇為35kV和110kV 兩個方案。區(qū)內南部330kV環(huán)網結構得到進一步加強和完善，中寧－同心－固原斷面形成雙回線，固原地區(qū)形成330kV環(huán)網。為滿足向寧夏北部地區(qū)送電需要，還規(guī)劃建設銀北750kV變電站。 2020年遠景發(fā)展目標展望“十二五”至“十三五”期間，隨著寧東火電基地后續(xù)規(guī)劃電源及大柳樹水電站的建成投產，規(guī)劃至2015年寧夏電網發(fā)電裝機容量達到2000萬kw，2020年達到2500萬kw以上（其中風電100萬kw），在滿足區(qū)內用電的同時，爭取外送電力650萬kw。加強110kV及以下配電網和二次系統(tǒng)建設?！笆晃濉逼陂g，寧夏北部電網仍有部分新增電源投入，為滿足電場就近接入及落點需要，北部電網仍需投產部分220kV輸變電工程，除對大平、落石灘等變電站擴建外，還規(guī)劃新建大南、簡泉、陶樂、暖泉、金鳳、德勝等220kV輸變電工程。配合大壩三期及寧東火電基地大型機組的接入系統(tǒng)與電力送出，“十一五”期間還將建設靈武、寧東、君梁、宣和、高橋、西夏、石空等330kV輸變電工程，并根據負荷情況對部分已建330kV變電站進行擴建，至2010年銀川以南及寧東地區(qū)形成結構堅強的330kV雙環(huán)網。隨著中衛(wèi)、中寧、候橋、徐家莊、德勝等330kV輸變電工程建成投產，“十五”后期寧夏南部330kV電網已初具規(guī)模。配合該工程的實施，規(guī)劃建成寧東換流站及換流站至天津東郊的+500kV直流輸電線路。為滿足寧夏電網與西北主網功率交換需要，滿足寧東地區(qū)大型火電機組接入要求，滿足水火打捆外送電需要，規(guī)劃“十一五”初在寧東地區(qū)建成寧夏首座750kV變電站，并建成山東東至寧東750kV輸電線路。實現建成一個千萬kw級電力基地的目標，在滿足區(qū)內用電需求的同時，外送電力330萬kw。表421 寧夏電網負荷預測 單位：10MW、億kWh年份20012004200520062007200820092010年平均增長率十五十一五石嘴山167223255267278288298%%銀川45788694101110118%%吳忠91116144151158166173%%寧東12153046647490%中衛(wèi)72809199108116%固原151618202224%%合 計209519611667720768819%%同時率統(tǒng)調最大用電負荷198381486572625673718765%%場用及高壓網損1733425054596267統(tǒng)調最高發(fā)電負荷414528622679732780832%%全口徑最大發(fā)電負荷223425540