【正文】 因素主要是系統效率，系統效率主要考慮的因素有：灰塵及雨雪遮擋引起的效率降低、溫度引起的效率降低、逆變器的功率損耗、變壓器的功率損耗、太陽電池組件串并聯不匹配產生的效率降低、交直流部分線纜功率損耗、跟蹤系統的精度、其它雜項損失。每個子系統為矩形分布，均為一個獨立的并網單元，子系統的周圍設置道路將各子系統分開，每個子系統設置一個就地逆變升壓器，就地逆變升壓器原則上設置在每個子系統的幾何中心位置并與周圍的道路相連。圖67前后陣列間距6 模塊化設計由于太陽電池組件和并網逆變器都是可根據功率、電壓、電流參數相對靈活組合的設備，本工程采用模塊化設計、安裝施工。根據上式計算，求得：D=。固定方陣安裝好后傾角不再調整。 光伏陣列間距的計算在北半球，對應最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，與水平面夾角度數與當地緯度相當的傾斜平面，固定安裝的太陽能電池組件要據此角度傾斜安裝。（方位角為0176。時，太陽電池組件陣列所接受的輻射量最大。利用PVsyst軟件模擬分析。并網光伏發(fā)電系統方陣的最佳安裝傾角是系統全年發(fā)電量最大時的傾角。光伏方陣通過組件串、并聯得到，太陽電池組件的串聯必須滿足并網逆變器的直流輸入電壓要求，太陽電池組件并聯必須滿足并網逆變器輸入功率的要求。%過載，則本工程每臺630kW并網逆變器最大并聯支路數N=630kW*，即組串并聯數應在108118之間。 光伏方陣的并聯設計并網逆變器直流輸入功率為630kW，晶體硅組件峰值功率為265W。因此，22塊太陽電池組件串聯滿足并網逆變器直流輸入電壓要求。選取22塊太陽電池組件串聯，驗算：當太陽電池組件結溫比標準狀態(tài)（STC)降低50℃時（即組件溫度為25176。本工程選用265W型多晶硅組件，則：（暫不考慮溫度變化引起的開路電壓變化）Smax=UDCmax/Voc=850V/=(塊)，取22塊；Smin=UDCmin/Voc=420V/=(塊)，取11塊。 光伏方陣的串聯設計本工程選用的并網逆變器功率為630kW，其最大陣列開路電壓為1000VDC，MPPT電壓范圍420V?850V。 逆變器的選型根據前述選型原則，結合場址區(qū)實際氣候、海拔等特性，并考慮本工程所選的太陽電池組件與逆變器的匹配性，盡量降低投資的前提下，經對比分析，故本工程推薦選用國產某廠家的容量為630kW/臺的逆變器。(9)具有保護功能根據電網對光伏電站運行方式的要求，逆變器應具有交流過壓、欠壓保護，超頻、欠頻保護，防孤島保護，短路保護，交流及直流的過流保護，過載保護，反極性保護，高溫保護等保護功能。(8)可靠性和可恢復性逆變器應具有一定的抗千擾能力、環(huán)境適應能力、瞬時過載能力，如在一定程度過電壓情況下，光伏發(fā)電系統應正常運行；過負荷情況下，逆變器需自動向光伏電池特性曲線中的開路電壓方向調整運行點，限定輸入功率在給定范圍內；故障情況下，逆變器必須自動從主網解列。b)光伏發(fā)電站并網點電壓跌至曲線1以下時，光伏電站可以從電網切出。（6）具有低電壓耐受能力《光伏發(fā)電站接入電力系統規(guī)定》（GB/T199642012)中要求大型和中型光伏電站應具備一定的耐受電壓異常的能力，避免在電網電壓異常時脫離，引起電網電源的損失。（5）輸出電流諧波含量低，功率因數高光伏電站接入電網后并網點的諧波電壓及總諧波電流分量應滿足GB/T145491993《電能質量公用電網諧波》的規(guī)定，光伏電站諧波主要來源是逆變器，因此逆變器必須采取濾波措施使輸出電流能滿足并網要求。如在日落余暉下，輻照度小電池組件溫度較高時電池組件工作電壓較低，如果直流輸入電壓范圍下限低，便可以增加這段時間的發(fā)電量。而光伏發(fā)電系統的輸出功率是隨日照強度不斷發(fā)生變化的，因此選型過程中應選擇歐洲效率較高的逆變器。本工程要求大量逆變器在額定負載時轉換效率不低于97%，在逆變器額定負載為10%的情況下，也要保證90%(大功率逆變器）以上的轉換效率。（2）轉換效率高逆變器轉換效率越高，則光伏發(fā)電系統的轉換效率越高，系統總發(fā)電量損失越小，系統經濟性越高。本工程系統容量為50MWp，從初期投資、工程運行及維護考慮，若選用單臺容量小的逆變器，則逆變器數量較多，初期投資相對較高，系統損耗大，并且后期的維護工作量也大；在大中型并網光伏電站中，應盡量選用單臺容量大的并網逆變器，可在一定程度上降低投資，并提高系統可靠性；但單臺逆變器容量過大，則故障時發(fā)電系統出力影響較大。結合其他相關規(guī)范的要求，在本工程中逆變器的選型主要考慮以下技術指標：（1）單臺容量大對于大中型并網光伏電站工程，一般選用大容量集中型并網逆變器。如果條件允許，可以采取全年兩次調節(jié)傾角的方式，也就是說在春分夏至秋分采用較小的傾角，在秋分冬至春分采用較大的傾角。 陣列傾斜角確定固定式太陽電池組件的安裝，考慮其可安裝性和安全性，目前技術最為成熟、成本相對最低、應用最廣泛的方式為固定式安裝。具體說明及措施如下：電站建設期，在組件組裝生產階段對光伏玻璃進行噴涂“大族自潔寶”，能有效提高噴涂效果，延長涂層使用壽命，針對建成后的電站，建議每年在組件表面噴涂一次，組件的發(fā)電效率可以提高1%以上，清洗的頻率和工作強度可下降50%，詳細對比效果見下圖。研究表明，光伏組件表面灰塵沉積對發(fā)電效率影響可達530%，灰塵沉積量越大，發(fā)電量損失越高。c組件轉換效率%表64各種規(guī)格組件技術參數對比通過市場調查，國內太陽電池組件生產廠家年銷售報表中，國內外買家選擇使用265W板型（地面電站）較多，說明太陽電池組件生產廠家的主流產品為265W板型，如選擇265W板型，其產品的互換性及一致性更加符合項目的遠期利益及要求。C開路電壓溫度系數%/176。由于本工程系統容量為50MWp，太陽電池組件用量大，占地面積廣，組件安裝量大，所以應優(yōu)先選用單位面積容量大的太陽電池組件，以減少占地面積，降低太陽電池組件安裝量。綜合考慮以上各種因素，本工程采用擬選用50MWp多晶硅太陽電池組件。在目前的市場售價情況來看，太陽電池組件的售價主要以“瓦”為單位，即每瓦單晶硅電池與多晶硅電池價格基本接近，多晶硅太陽電池組件價格稍低。即同樣的利用面積，可認為選擇多晶硅或單晶硅太陽電池組件裝機容量幾乎沒有差別。c10年功率衰降%101025年功率衰降%2020組件效率%表63不同材料的太陽電池組件性能對比雖然單晶硅電池片的光電轉換效率高于多晶硅電池片，但因為單片單晶硅電池片安裝在太陽電池組件中受電池片形狀影響具有空隙，受光面積小于多晶硅，同樣尺寸太陽電池組件的單晶硅電池與多晶硅電池的標稱峰值功率基本相同。C開路電壓溫度系數%/176。種類電池類型商用效率實驗室效率使用壽命特點目前應用范圍晶體電池單晶硅15?18%%25年效率高技術成熟中央發(fā)電系統獨立電源民用消費品市場多晶硅14?17%%25年效率較高技術成熟中央發(fā)電系統獨立電源民用消費品市場薄膜電非晶硅6?8%13%25年弱光效應較好成本相對較低民用消費品市場中央發(fā)電系統碲化鎘9?11%%25年弱光效應好成本相對較低民用消費品市場銅銦鎵硒9?11%%20年弱光效應好成本相對較低民用消費品市場少數獨立電源表62太陽能電池性能參數比較注：商用效率資料來源公司產品手冊和各種分析報告；由表62可知，單晶硅、多晶硅電池由于制造技術成熟、產品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉化效率相對較高的特點，被廣泛應用于大型并網光伏電站項目。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。組件生產企業(yè)在產品說明書中應明確多晶硅、電池片、玻璃、銀漿、EVA、背板等關鍵原輔材料的來源信息，確保進入市場的光伏產品必須是經過檢測認證且達標的產品?！绷硗?，光伏組件生產企業(yè)應具備組件及其使用材料的產品試驗、例行檢驗所必須的檢測能力?！蛾P于發(fā)揮市場作用促進光伏技術進步和產業(yè)升級的意見》中明確提出：“自2015年起，中央財政資金支持的解決無電人口用電、偏遠地區(qū)缺電問題以及光伏扶貧等公益性項目，所采用的光伏產品應達到“領跑者”先進技術產品指標。國家能源局每年安排專門市場容量，實施“領跑者”專項計劃，支持對光伏產業(yè)技術進步有重大引領作用的光伏發(fā)電產品應用。多晶硅、單晶硅、薄膜電池組件自投產運行之日起，%、3%、5%”。高倍聚光光伏組件光電轉換效率不低于28%。一個準入為自2015年起，享受國家補貼的光伏發(fā)電項目采用的光伏組件產品應滿足工信部發(fā)布的《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件》相關指標要求，這個是最低標準。因此，根據電站所在地的太陽能狀況和所選用的太陽能電池組件類型，選擇綜合指標最佳的太陽能電池組件。項目地圖61項目位置圖 太陽電池組件選型光伏電池是把太陽的光能直接轉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)電設備。56′，項目規(guī)模為50MWp。六、 太陽能光伏發(fā)電系統設計1 系統總體方案設計及發(fā)電量 項目地理位置本項目建設地點位于陜西省渭南市大荔縣，位于北緯34176。當采用預制管樁時，由于孔深控制，施工時可能達不到收錘標準，建議后期詳細勘察時孔深滿足要求。也可采用預制管粧基礎，粧端以（2)粉質粘土作為持力層。持力層的承載力特征值應通過現場靜載試驗或觸探試驗驗證。水位以上的土對混凝土結構具微腐蝕性；對鋼筋混凝土結構中鋼筋具微腐蝕性，對鋼結構具微腐蝕性。根據國家標準《建筑工程抗震設防分類標準》GB502232008的規(guī)定，結合本工程的具體情況，確定本工程建筑抗震設防類別劃分為標準設防類（丙類）。在鉆孔揭露深度內未見斷裂、塌陷、土洞、地裂縫、震陷等不良地質作用；也未見存在埋藏的河道、溝濱、墓穴、防空洞等對工程不利的埋藏物；場地相對穩(wěn)定，場地適宜擬建工程建設。5 結論和建議本工程按規(guī)模和特征，工程重要性等級為三級，場地為中等復雜場地（二級），地基為中等復雜地基（二級），巖土工程勘察等級為乙級?；拸饺?00?400(具體樁長應結合最終壓力值和貫入度進行控制）。?。 基礎評價根據場地工程地質條件及巖土層工程性質，本工程擬建50MW農光互補項目，荷重不大，挖除上部的殘積土后，其他巖土層承載力、變形可滿足上部荷載要求，可采用天然地基淺基礎方案，建議以（2)粉質粘土作為持力層，基礎形式可考慮采用獨立基礎。(三） 地基的穩(wěn)定性、均句性評價根據平面分布，依鉆孔揭露深度資料，繪制場地縱橫工程地質剖面圖的分析，場地淺部揭露較厚中密稍密狀素填土層，粉質粘土層均勻性較好。(二） 場地的穩(wěn)定性、適宜性評價地貌類型單一，擬建場地受區(qū)域地質構造影響微弱。 工程地質問題評價(一） 巖土層工程性質評價殘積土：中密稍密狀，孔隙率高，承載力低、變形大等特點，未經處理不能作建筑基礎持力層。水、土對建筑材料腐蝕的防護，應符合現行國家標準《工業(yè)建筑防腐蝕設計規(guī)范》(GB500462008)。組件和集電線路沿山脊布置，遠高于鄰谷地表水體，擬建工程受地表水流的影響小。?%。 水文地質條件區(qū)內地下水類型為巖漿巖風化裂隙水，大面積分布于整個工程區(qū)，賦存于二疊系上統峨眉山玄武巖組的玄武巖、集塊巖風化裂隙中，含水層厚度大，地下水較發(fā)育，富水性中等，?。該層未穿透。50?180176。中等風化鈣質長石石英砂巖⑤3層：褐黃色?灰黃色，水平層理構造，鈣質結構，主要礦物成分包括石英、長石、白云母及鈣質膠結物，巖石風化成塊狀，但原巖結構可辯識，屬于較軟巖。?。50?180176。強風化鈣質長石石英砂巖⑤2層：褐黃色?灰黃色，水平層理構造，鈣質結構，主要礦物成分包括石英、長石、白云母及鈣質膠結物，巖石風化成塊狀，但原巖結構可辯識，屬于軟巖。?。該層強風化泥巖地基承載力特征值fak=800kPa〇全風化鈣質長石石英砂巖⑤1層：褐黃色?灰黃色，巖石風化成砂土狀，局部見少量碎塊，原巖結構及成分無法辨識，屬于極軟巖。Z10?18。巖體基本質量等級為V級。該層強風化泥巖地基承載力特征值fak=350kPa。Z10?18176。巖體基本質量等級為V級。該層全風化泥巖地基承載力特征值fak=250kPa。巖體基本質量等級為V級。該層強風化玄武巖地基承載力特征值fa=1500kPa。巖體基本質量等級為IV級。該層強風化玄武巖地基承載力特征值fak=500kPa。巖體基本質量等級為V級。該層全風化玄武巖地基承載力特征值fak=300kPa。巖體基本質量等級為V級。該層粉質粘土地基承載力特征值fak=160kPa。3 場地工程地質條件 地形地貌擬建的XXXX50MWp農光互補項目位于渭南市大荔縣，現狀多處為一般農田，勘察期間，場地經人工建設、堆填，場地整體較平坦。 初步探明場地地下水類型、埋藏情況、滲透性、腐蝕性及補給情況等水文地質資料，確定地下水最高水位，并對地下水腐蝕提出防治措施。 初步查明有無可液化土層，并對液化可能性作出評價，判明地基土類型和建筑場地類別，提供抗震設計的有關參數。對地基的穩(wěn)定性作出評價，并確定其位置、深度及范圍。為達到上述目的和要求，根據規(guī)范及業(yè)主的要求，主要應進行下列工作： 初步探明場地成因、地形地貌特征、地層構造等。本次勘察的主要目的和要求是：初步提出經濟合理的基礎設計方案，并按現行基礎規(guī)范要求，提出有關基礎設計的承載力指標，提供建筑物沉降計算所需的地基變形參數（壓縮模量Es和變形模量Eo)。主要建（構）筑物有：綜合樓、配電房、門衛(wèi)值班室、主變基礎及戶外電氣設施、逆變器小室、太陽能電池方陣等。交通較便利，現狀多處為一般農田，勘察期間，場地經人工建設、堆填，場地整體較平坦。大荔縣地處陜西關中平原東部，自然條件優(yōu)越　屬暖溫帶半濕潤、半干旱季風氣候，年平均氣溫14．4℃，降水量514mm，無霜期214天，境內