湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目可研报告

湖北省石首楚源“源网荷储”一体化可行性研究报告股份有限公司2022年10月可行性研究报告1综合说明 1.1概述 1.1.1项目名称 1.1.2项目建设规模 1.1.3项目位置 1.2太阳能资源及峰谷电价差 1.2.1太阳能资料 1.2.2峰谷电价差 1.3工程地址 1.4工程任务和规模 1.5系统整体方案设计及发电量测算 1.6电气设计 1.7土建工程 1.8消防设计 1.8.1光伏消防 1.8.2储能消防 1.9施工组织 1.10工程管理设计 1.11环境保护与水土保持设计 1.12劳动安全与工业卫生 1.13节能降耗 1.14工程投资概算 1.15财务评价及社会效果分析 1.16结论及建议 1.17工程特性表 2太阳能资源及峰谷电价差 2.1太阳能概况 2.1.1中国太阳能资源概况 2.1.2区域太阳能资源概况 2.2项目所在地气象条件 2.2.1地理条件 2.2.2气象条件 2.2.3特殊气候影响 2.3项目所在地太阳能资源分析 2.3.1辐射数据来源 2.3.3Meteonorm太阳能辐射数据 2.3.4Solargis太阳能辐射数据 2.3.5太阳能资源综合分析 2.3.6太阳能稳定度计算 2.3.7太阳能资源直射比计算 2.3.8太阳能资源等级评价 2.3.9太阳能评价结论 2.4项目所在地峰谷电价差 3工程建设条件 3.1地质条件 3.2气象条件 3.3水文条件 3.4附着建(构)筑物 4工程任务和规模 4.1工程任务 4.1.1区域经济概况 4.1.2工程开发任务 4.2工程规模 4.3工程建设的必要性 5系统总体方案设计及发电量计算 5.1光伏组件选型 5.1.1太阳电池类型选择 5.1.2几种太阳电池组件的性能比较 5.2逆变器的选择 5.2.1并网逆变器系统设计方案 5.2.2逆变器类型 5.3光伏发电单元设计 5.3.1设计原则 5.3.2光伏组串计算 5.3.3发电单元配置 5.3.4光伏阵列组件布置方式 5.3.5光伏方阵布置间距计算 5.4光伏发电工程年上网电量计算 5.4.1发电量计算原则 5.4.2倾斜面光伏阵列表面的太阳辐射量 5.4.3并网光伏系统的效率分析 5.4.4发电量计算 5.4.5电力消纳分析 5.5辅助技术方案 5.5.1组件表面清洁 5.5.2光伏站区巡视方案 5.6储能系统方案 5.6.1系统设计依据 5.6.2系统架构 5.6.3储能系统运行模式 5.7储能电池 5.7.1电池选型原则 5.7.2电池技术对比 5.7.3电池选择 5.8电池管理系统(BMS) 5.8.1BMS架构与功能 5.9储能高压箱 5.10储能直流汇流柜 5.11储能变流器(PCS) 5.11.1储能变流器参数 5.11.2PCS总体功能 5.11.3通讯情况 5.12能量管理系统(EMS) 5.12.2计划曲线策略 5.12.3防逆流策略 5.13储能集装箱 5.13.1尺寸 5.13.2技术指标 5.13.3结构 5.13.4外观 5.13.5防雷接地 5.13.7热管理 5.13.8电源 5.13.9消防 5.13.10通讯及监控 5.13.11板房线缆敷设及接口要求 5.13.12接地及抗干扰要求 5.14储能充放电量估算 5.14.1系统效率计算 5.14.2储能充放电量计算 6电气设计 6.1电气一次 6.1.1设计依据 6.1.2项目概况 6.1.2.1供配电系统概述 6.1.2.2接入系统初拟方案 6.1.3储能电站场址选择 6.1.4电气主接线 6.1.4.1储能电站0.4KV侧接线 6.1.4.2站用电源 6.1.5主要设备选择 6.1.5.1短路电流及外绝缘水平 6.1.5.20.4kV配电装置 6.1.5.3电力电缆的选型 6.1.5.4无功补偿装置 6.1.6电气设备布置 6.1.6.1380V成套开关柜 6.1.6.2电缆布置 6.1.7过电压保护及接地 6.1.7.1过电压保护 6.1.7.2接地 6.1.8站用电及照明 6.1.8.1站用电部分 6.1.8.2照明 6.1.9电气一次设备材料清单 6.2电气二次 6.2.1监控系统 6.2.1.1光伏区监控系统 6.2.1.2储能电站监控系统 6.2.2继电保护及安全自动装置 6.2.3视频安防系统 6.2.4环境监测系统 6.2.5二次设备布置及等电位接地网 6.2.5.1二次设备布置 6.2.5.2等电位接地网 6.2.6电气二次专业设备清单 6.3通信系统 6.3.1系统通信 6.4电能质量监测装置 7总平面布置 8土建设计 8.1概述 8.2设计依据 8.3场址自然条件和主要数据 8.3.1场址自然条件 8.3.2设计主要数据 8.3.3设计主要建筑材料 8.3.4既有结构现状 8.3.5建筑物结构安全复核 8.4光伏阵列支架及基础设计 8.4.1逆变器 8.4.2集电线路 8.4.3屋面检修通道 9消防 9.1工程概况和设计依据及原则 9.2一般设计原则 9.3机电消防设计原则 9.4光伏消防设计方案 9.4.1水消防 9.4.2消防电气 9.4.3通风空调系统的消防设计 9.4.4消防工程主要设备 9.4.5建筑消防 9.4.6施工消防 9.4.7火灾自动探测报警系统 9.5储能消防设计方案 9.5.1消防预警系统设备配置 9.5.2消防联动控制策略 9.5.3消防灭火系统 9.6落实消防安全责任 10施工组织设计 10.1施工条件 10.1.1场址概况和对外交通运输 10.1.2施工特点及场地条件 10.1.3施工水电及建材供应 10.1.4施工准备计划 10.2施工综合进度及保障措施 10.2.1工程进度里程碑 10.2.2综合劳动力和主要工种劳动力安排计划 10.2.3主要机具进场计划 10.2.4工程进度计划的实施和控制 10.2.5设备进度保证措施 10.2.6施工进度保证措施 10.2.7人力资源投入措施 10.2.8雨季施工措施 10.2.9调试进度保证措施 10.3施工总平面布置 10.3.1施工总布置 10.3.2主要设备安装 10.4主要施工方案及特殊施工措施 10.4.1施工原则性方案 10.4.2施工工艺流程 10.4.3主要施工方案 10.5施工进度表 11环境保护与水土保持设计 11.1环境影响分析 11.2环境保护投资估算 11.3环境影响结论及建议 12劳动安全与工业卫生 12.1设计原则与依据 12.1.1设计目的、基本原则 12.1.2设计范围和主要内容 12.1.3主要依据文件 12.1.3.1国家有关主要法律、法规、条例 12.1.3.2设计采用的主要技术规范、规程和标准 12.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析 12.2.1工程施工期危害安全与卫生的主要因素分析 12.2.2工程运行期危害安全与卫生的主要因素分析 12.3劳动安全与工业卫生对策措施 12.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施 12.3.2运行期期劳动安全与工业卫生对策措施 12.4安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度 12.4.1安全卫生机构设置、人员配备及管理制度 12.4.2安全生产监督制度 12.4.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度 12.4.5事故调查处理与事故统计制度 12.5事故应急救援预案 12.5.1事故应急预案的制定原则、基本主要内容 12.5.2应急预案编制程序 12.5.3本工程应编制的主要事故应急救援预案 12.6投资概算 12.7预期效果评价 13节能降耗 13.1设计依据 13.2节能降耗效益分析 13.2.1施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析 13.2.2运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析 13.3主要节能降耗措施 13.3.1电气设计节能降耗措施 13.3.2建设管理的节能措施建议 13.4项目节能效果分析 13.5结论及建议 13.5.2建议 14设计概算 14.1工程概述 14.2编制原则及依据 14.3基础资料 14.3.1主要机电设备价格 14.3.2人工预算单价 14.3.3主要材料预算价格 14.4费率指标 14.4.1建筑安装工程单价取费费率 14.4.2其它费用计算标准 14.4.3价差预备费 14.4.4建设期贷款利息 14.5概算表 15财务评价与社会效果分析 15.2光伏财务评价 15.2.1资金来源与融资方案 15.2.2总成本费用 15.2.3上网电价及效益计算 15.2.3.1上网电价 15.2.3.2销售收入 15.2.3.3税金 15.2.3.4销售利润 15.2.4清偿能力分析 15.2.5盈利能力分析 15.2.6生存能力分析 15.2.7敏感性分析 15.2.8财务指标汇总表 15.3储能财务评价 15.4社会效果分析 15.4.1工程节能与环保效益 15.4.2社会效益 15.5财务评价附表 15.5.1投资计划与资金筹措表 15.5.2总成本费用表 15.5.3利润和利润分配表 15.5.4借款还本付息计划表 15.5.5财务计划现金流量表 15.5.6项目投资现金流量表 15.5.7资产负债表 15.5.8储能财务分析 15.5.9敏感性分析表 16风险评估 16.1战略风险与应对措施 16.2市场风险与应对措施 16.2.1限电影响投资收益的风险与应对措施 16.2.2电价变化影响投资收益的风险与应对措施 16.2.3因线路工程不能建成导致项目未能按时并网风险与应对措施 16.2.4电费支付滞后 16.3财务风险与应对措施 16.3.1建设成本变化的风险与应对措施 16.3.2项目运营成本变化的风险与应对措施 16.4法律风险与应对措施 16.5运营风险与应对措施 21416.5.1安全风险及应对措施 16.5.2辐照量不及预期的风险及应对措施 16.5.3极端天气的风险与应对措施 16.6新冠肺炎疫情风险 16.7设备价格上涨风险及措施 第一章：综合说明湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目本项目拟利用楚源高新科技集团股份有限公司下属企业“湖北鑫慧化工有限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地，建设“自发自用，余电上网”的光伏电站，规划装机容量12兆瓦；同时安装3MW/6MWh储能电站，用以削峰填谷，峰谷套利。楚源高科公司“源网荷储”一体化项目由以下几个子系统组成：1)分布式光伏电站楚源集团三个厂区办公区及仓库屋面可利用面积约为6万平方米，办公区厂房结构为混凝土结构，仓库结构为混凝土结构与钢结构结构，厂区内闲置建设用地面积约为6万平方米，计划光伏装机容量12MW。2)储能电站用以“削峰填谷”的储能配置3MW/6MWh。荆州市位于湖北省中南部、长江中游、江汉平原腹地，介于东经111°15’～114°05′,北纬29°26′～31°37′。东依武汉市汉南区，东南隔江与咸宁市嘉鱼县、赤壁市相望；南滨江与湖南省岳阳市为邻，与益阳市、常德市接壤；西连石首市的石首市、枝江市、宜都市、五峰县，北接荆门市、潜江市、仙桃市。辖区东西最大横距约274.8千米，南北最大纵距约130.2千米，夹江呈带状分布。长江自西向东横贯全市，境内全长301千米。石首市，湖北省辖县级市，由荆州市代管。地处长江中游岸边，两湖平原(江汉平华容、北抵江陵、东靠本省监利、西接公安。截至2010年，全市国土面积1427平方公场址西邻长江，东侧有枣石高速，南侧有东方大道通过。本项目的设备以及施工条件运输可以通过附近的高速公路及城市道路进行运输。湖北华丽染料业有限公合湖北楚源高新化工股份有限公言湖北楚源集团图1.1-1工程地理位置示意图1.2太阳能资源及峰谷电价差湖北省太阳能资源较为丰富，各地年太阳总辐射量在3450～4800MJ/m2之间，年日照时数在1100～2000h之间，年日照百分率在26%～46%之间，通过换算可得到年峰值日照时数在960～1330h之间。湖北各地太阳总辐射量空间分布总体上呈现两大特点：北多南少，以西部山区最显著,其南北相差约1200MJ/m²,而中东部变化相对较小；同纬度相比，平原多，山区少。为太阳能资源分析的基础数据。根据分析结果，场址区域多年太阳辐照量为4354.5MJ/m²,太阳能资源等级属于C类“一般”,资源稳定为为0.42,属于B类“稳定”,太阳能资源直射比为0.53,属于B类“高”。综合来看，场址区域太阳能资源具备一定的开发前景。湖北省分时电度用电价格在组度用电价格基上根据《省发改委关于湖北电网2020-2022年和售电有关事项的知》(改(22)439号)文件规定形成。时段划分；尖峰时段20:00-22:00;高峰时段9:00-15:00;平时段7:00-9:00、15:00-20:00谷时段23:00次日7:00。基础电价；电度用电价格扣除政府性基金及附加，作为峰谷分时电计算的基础电加：高峰电价=基础电价×149%+政府性基金及附加；低谷电价=基础电价×48%+政府性基湖北省单一制10KV的尖峰与低谷电价差价在1.075元/kWh,峰谷电价差较大，有利于储能的安装。用电分类电压等级电度用电价格(元/千瓦时)其中客(密)量用电价格代理购电价格电度输配电价政府性基金及附加最大雷量(元/千瓦·月)变压器容量(元/千伏安·月)用电单一制不满1千伏0.73760.46300.22940.04521~10千伏0.71760.20940.045235千伏0.69760.18940.0452两部制1^10千伏0.65360.14540.015235千代0.63380.12560.0452110千伏0.61570.10750.0452220千伏及以上0.59670.08850.0452图1.2-1湖北省电价情况电价图1.2-2湖北省电价情况柱状图本工程为“源网荷储”光伏电站工程，建设地点为厂区建设用地，混凝土屋面与彩钢瓦屋面，因此对地基承载力要求较低，地质资料参考原厂房建设时的地勘报告。本光伏发电工程位于湖北省石首市，工程主要任务是发电，采用“自发自用、余电上网”模式，根据湖北省和石首市的电力供应和框架结构现状，本光伏电站供电范围拟定为石首市电网。本项目拟利用楚源高新科技集团股份有限公司下属企业“湖北鑫慧化工有限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地建设分布式光伏项目，总面积约为12万m²,工程设计安装21819厂区内建设用地用于建设储能电站，用以“削峰填谷”,储能配置3磷酸铁锂电池柜、控制柜等，实现对储能系统监视、测量、控制。1.5系统整体方案设计及发电量测算本项目为”源网荷储”光储项目，拟利用楚源高新科技集团股份有限公司下属企业“湖北鑫慧化工有限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地分布式光伏项目和储能电站项目。建设用地与屋顶总面积约为12万m²,工程设计安装21819块550W单晶硅光伏组件，装机容量为12MWp。光伏方阵采用整体沿着屋面坡度布置原则。所有发电单元采用组串逆变，采用低压并网。项目共计安装90台110kW组串式逆变器。预计光伏电站首年发电量为1204.8万kWh,首年利用小时984h。年均发电量为1126.2万kWh,年均利用小时918h。结合厂区实际用电负荷及变压器设备型号，本项目拟建设3以3套40尺标准集装箱，每个集装箱容量为1限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地，配置消防、暖通、照明等系统。工程设计配置280Ah电芯6804个，以1P14S的形式成组，共计组串电池PACK486个，500kW储能变流器6台，采用低压并网方式并网。根据湖北省电价情况，储能设计1充1放，在23:00-7:00时间段以0.2C进行充电，充电时长5-6小时；在20:00-22:00时间段以0.5C进行放电，放电时长2小时。储能首年充/放电量176.6万KWh,年均充/放电量157万kWh。本项目光伏采用分块发电、逆变和就近低压400V并网方案，每个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，以“自发自用，余电上网”的形式并入电网(最终电力接入方案以供电部门批复为准)。本项目储能采用逆变和就近低压400V并网方案，每个电池采用串并联的方式组成本项目采用逆变及变流设备及并网设备集中控制方式，在并网点单独配置一套并网装置，具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，并上传至地调部门。本项目另设置集中控制室，对光伏电站数据进行实时监控。本项目为屋面光伏电站，其主要土建工程有储能集装箱基础、并网柜基础等土建工程。光伏支架的形式：厂区内的彩钢瓦屋面采取平铺安装。对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。本项目消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾时人员的安全疏散；根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材，本光伏电站按规范配置手提式灭火器等设施，消防报警系统与原建筑消防系统联动。建筑结构材料、装饰材料等均须满足防火要求；光伏电缆采用耐火、阻燃型电缆；本光伏电站内重要场所均设有通信电话。储能部分消防总体要求：必须满足GB51048-2014《电化学储能电站设计规范》、GB/T36558-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》、TCEC373-2020《预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规范》的技术条款及要求。配置探测器、预警主机、声光报警器、操作开关、后台主机等设备。同时具备消防联动控制策略，实现自动和手动控制消防的动作。储能消防联动控制分为自动控制方式、远程控制方式以及现场控制方式，灭火系统的启动应根据“先断电、后灭火”的原则，先行断开舱级汇流柜直流开关和簇级继电器后，方可启动灭火系统进行灭火。施工用电、用水直接由原园区接引，施工所需碎石、砂、水泥等建筑材料，可在园区周边购进，汽车运输运至施工现场。光伏组件、逆变器、汇流箱等设备体积小、重材料堆放场占地；可在园区内空地设置小面积的材料堆放场、钢结构及木材加工场、施本着精干、统一、高效的原则，根据光伏试验电站生产经营的需要，且体现现代化电厂运行特点，设置光伏电站的管理机构，实行企业管理。1.11环境保护与水土保持设计项目建设内容为太阳能光伏发电站和储能电站，由于太阳能和电化学储能属清洁可再生能源，故项目建成后，基本无“三废”产生，对环境的影响甚微。在施工过程中将采取洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。对施工废水进行收集，在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用。施工期施工人员日常生活污水排放量较小，在施工人员临时居所处建设临时化粪池一座，生活污水经化粪池处理后回用，对当地水环境质量不会产生大的影响。施工噪声主要来自于施工机械以及运输车辆。本工程施工作业远离居民聚集区，因此施工期噪声对外界影响很小。工程施工期较短，本项目短暂的施工噪声不会对周边环境产生不利影响。从环境保护角度分析，工程建设无制约性因素，工程建设是可行的。根据本工程的特点，结合当地的自然环境，针对工程建设过程中对自然地表的扰动采取相应的工程措施、绿化措施、以及临时防护措施，能有效地控制工程建设过程中和光伏电场运行期间产生的水土流失，从水土保持的角度分析，工程建设是可行的。1.12劳动安全与工业卫生遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。通过对施工期存在的防雷防电等工作可能存在的危害因素，对运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。对光储冲的施工和安全运行提供的良好生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，最大限度保障生产的安全运行。本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本项目建成后，运行期年平均发电量按1126.2万kWh/年计算，平均每年节约0.34万吨标准煤，减排二氧化碳约0.93万吨，氮氧化物1.71吨，二氧化硫1.13吨。光伏电站的建设替代燃煤电厂的建设，可达到充分利用可再生能源、节约不再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。本工程设计概算依据国家、部门及湖北省现行的有关规定、定额、费率标准等进行编制。设备、材料等价格按湖北省石首市2022年8月价格水平计算。本工程光伏部分静态投资5129.12万元，单位千瓦静态投资为4274.11元/kW;工程动态投资5216.97万元，单位千瓦动态投资4347.31元/kW。其中设备及安装工程3543.1万元，建筑工程602.52万元，其他费用462.94万元，基本预备费100.57万元，建设期利息87.84万元。本工程储能测算总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元。其中设备费用996.03万元，其他费用25万元。1.15财务评价及社会效果分析本工程光伏部分静态投资5129.12万元，单位千瓦静态投资为4274.11元/kW。本项目运行期电价自发自用部分为0.53元/kWh,余电上网部分按湖北省脱硫煤标杆电价0.4161元/kWh和借款还贷期15年进行测算，项目投资财务内部收益率为7.6%(税后，下同),资本金财务内部收益率为13.35%,投资回收期为11.44年，总投资收益率为5.85%,项目资本金净利润率为12.79%。项目资本金财务内部收益率(13.35%)高于资本金基准收益率(8%),因此，该项目财务评价可行。本项目储能测算总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元。其中设备费用936.8万元，其他费用54.23万元。峰谷差度电电价以0.72元/kWh结算。运营期总收入约为3293.79万元，年均收入131.75万元。储能电站投资财务内部收益率为9.261%,项目回收期为12.47年，寿命周期内第15年需更换电池一次，换电池成本为0.8元/Wh。综上所述，本项目财务可行。1)工程场址区域多年平均年总太阳辐照量为4354.5MJ/m2,太阳能资源丰富，具有一定的开发前景。2)本工程设计安装21819块550Wp单晶硅光伏组件，总装机容量12MWp。预计光伏电站首年发电量为1202.3万kWh,首年利用小时984h。年均发电量为1126.2万kWh,年均利用小时918h。3)本工程光伏部分静态投资5129.12万元，单位千瓦静态投资为4274.11元/kW;工程动态投资5216.97万元，单位千瓦动态投资4347.31元/kW。4)光伏项目运行期电价自发自用部分为0.53元/kWh(扣除过网费后为0.6元/kWh),余电上网部分按湖北省脱硫煤标杆电价0.4161元/kWh(自发自用比例90%,综合电价折合0.5816元/kWh),和借款还贷期15年进行测算，项目投资财务内部收益率为7.6%(税后，下同),资本金财务内部收益率为13.35%,投资回收期为11.44年，总投资收益率为5.85%,项目资本金净利润率为12.79%。项目资本金财务内部收益率(13.35%)高于资本金基准收益率(8%)5)湖北省单一制10kV的尖峰与低谷电价差价在1.075元/kWh,峰谷电价差较大，有利于储能的安装。储能按照0.72元/kWh的电价差进行售电。具有较高的收益价值，同时进行削峰填谷，减缓电网负荷压力。6)本工程储能部分总投资约为991.03万元，投资成本为1.65元/Wh,25年寿命周期内第15年需更换电池一次，换电池成本为0.8元/Wh。7)本工程安装280Ah电芯6804个，以1P14S的形式成组，共计组串电池PACK486个，500kW储能变流器6台，采用低压并网方式并网。储能设计1充1放，在23:00-7:00时间段以0.2C进行充电，充电时长5-6小时；在20:00-22:00时间段以0.5C进行放电，放电时长2小时。储能首年充/放电量176.6万KWh,年均充/放电量157万kWh。8)储能项目总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元，峰谷差度电电价以0.72元/kWh结算。运营期总收入约为3293.79万元，年均收入131.75万元。储能电站投资财务内部收益率为9.261%,项目回收期为12.47年，寿命周期内第15年需更换电池一次，换电池成本为0.8元/Wh。9)工程具备较好的节能和环保效益本项目建成后，运行期年平均发电量按1126.2万kWh/年计算，平均每年节约0.34万吨标准煤，减排二氧化碳约0.93万吨，氮氧化物1.71吨，二氧化硫1.13吨。综上所述，本工程所在区域太阳能资源丰富，对外交通便利，并网条件好，是建设太阳能光伏发电的较好的场址。本工程所在地具有较大的峰谷电价差，具有良好的经济效益。同时，本工程的开发符合可持续发展的原则和我国能源发展政策方针，有利于缓解环境保护压力，对于带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，建议在可行性研究审查工作完成后，积极开展施工前的其它准备工作，争取工程能早日开工建设投产。表1.17-1工程特性表1一、光伏发电工程站址概况单位数量备注装机容量MWp屋面面积12万纬度(北纬)经度(东经)年总辐射量二、主要气象要素多年平均气温℃多年极端最高温度℃多年极端最低温度℃多年平均降水量mm最大风速m/s年平均雷暴日最大覆冰厚度mm年平均相对湿度%三、主要设备编号名称单位数量备注1.光伏组件(型号：单晶硅电池550Wp)峰值功率Wp开路电压VocV短路电流IscA工作电压VmmptV工作电流ImmptA峰值功率温度系数%/K开路电压温度系数%/K短路电流温度系数%/K10年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸Mm2256/1133/35重量数量块2.逆变器(型号：110kW)额定输出功率最大输出功率最大效率%中国效率%最大输入电压V满载MPPT电压范围V最大输出电流A最大输入路数输出电压频率功率因数范围宽/高/厚Mm重量工作温度范围-30℃~60℃数量台3.储能电芯标准容量Ah工作电压V-20～0℃电池内阻工作温度(充℃工作温度(放℃电池重量自放电%≤3.5%/月电池尺寸Mm207.3×173.8×71.8标准充电倍率C标准充电电压V标准充电模式0.5C恒流持续充电至单体电池最大3.65V,然后在常压3.65V下恒压持续充电直至电流下限0.05C标准充电温度℃绝对充电温度℃绝对充电电压V标准放电倍率C放电截止电压VV-20～0℃标准放电温度℃绝对放电温度℃循环寿命压力下数量个4.储能变流器额定输出功率接线方式三相四线输出过载能力允许电网电压V允许电网频率总谐波畸形率电压纹波系数功率因数直流最大输入功率直流电压范围V直流输入路数最大转换效率尺寸mm2200*2160*800重量冷却方式风冷数量台65并网回路数、电压等级0.4kV并网点回6、光伏发电量年均发电量万kWh25年总发电量万kWh7、储能充/放电量年均充/放电量万kWh25年总充/放电量万kWh备注：储能电站在15年后更换一次电池8、光伏概算指标编号名称单位数量1静态总投资万元2动态投资万元3单位千瓦静态投资4单位千瓦动态投资5设备及安装工程万元6建筑工程万元7其他费用万元8基本预备费万元9建设期利息万元9、储能概算指标1总投资万元2设备及安装工程万元3其它费用万元4换电池时间年5换电池成本元/Wh10、光伏经济指标编号名称单位数量1经营期1~25年平均电价(税前)元2经营期1~25年平均电价(税后)元3投资回收期(不含建设期)年4资本金财务收益(税前)%11、储能经济指标编号名称单位数量1经营期125年平均电价(税前)元2经营期1~25年平均电价(税后)元3投资回收期(不含建设期)年4资本金财务收益(税前)%第二章：太阳能资源及峰谷电价差2太阳能资源及峰谷电价差2.1.1中国太阳能资源概况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000根据中国气象局风能太阳能资源评估中心，利用700多个地面气象站，观测资料计算了全国的总辐射情况和直接辐射，初步更新我国太阳能资源的时空分布特征，并进一步简要分析了云、气溶胶和水汽等相关要素的影响得到的数据如下：图2.1-1中国总辐射分布图图2.1-2中国近30年年平均直接辐射分布图图2.1-3中国年均日照时数图我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°~310°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°~40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加33。6,47”,东邻安徽，南界江西、湖南，西连重庆，西北与陕西接壤，北与河南毗邻。东西长约740公里，南北宽约470公里，总面积18.59万平方公里，地貌类型多样，山地、丘陵、岗地和平原兼备，其中山地占56%,丘陵占24%,平原湖区占20%。湖北太阳能资源南部少北部多，同纬度相比，山区少，平原相对较多；太阳能资源夏季最丰富，尤其是8月份太阳总辐射量、日照时数、晴天日数等均为全年最高，湖北东部秋季大气层结稳定，太阳能资源仅次于夏季，冬季虽然晴天较多，但由于太阳直射南半球，昼短夜长，总辐射量全年最低。如图2.1-3所示，湖北省太阳能资源较为丰富，各地年太阳总辐射量在3450～4800MJ/m2之间，年日照时数在1100～2000h之间，年日照百分率在26%～46%之间，通过换算可得到年峰值日照时数在960～1330h之间。湖北各地太阳总辐射量空间分布总体上呈现两大特点：北多南少，以西部山区最显著,其南北相差约1200MJ/m2,而中东部变化相对较小；同纬度相比，平原多，山区少。年太阳总辐射量高值区主要分布在三北岗地(鄂东北、鄂西北、鄂北)和鄂东南、江汉平原北部区域，低值区主要集中于鄂西南山区(含三峡河谷)。湖北省太阳总辐射主要集中在7、8月份，占全年总辐射的25%左右，日照时数同样占全年25%左右。7、8月是全省全年最热的月份，全年用电的高峰，从天气条件来为太阳能发电项目的开发提供了天然的优越条件。根据气象行业标准《太阳能资源评价方法》(QX/T89-2018),太阳能资源划分为四类，详见表2.1-1;根据其分类方法，湖北省除鄂西南南部外，绝大部分地区属于太阳能资源丰富区(即太阳总辐射量在1050图2.1-3湖北省年太阳总辐射分布图2.2项目所在地气象条件荆州市位于湖北省中南部、长江中游、江汉平原腹地，介于东经111°15′~114°05′,北纬29°26′～31°37′。东依武汉市汉南区，东南隔江与咸宁市嘉鱼县、赤壁市相望；南滨江与湖南省岳阳市为邻，与益阳市、常德市接壤；西连石首市的石首千米，南北最大纵距约130.2千米，夹江呈带状分布。长江自西向东横贯全市，境内全长301千米。石首市，湖北省辖县级市，由荆州市代管。地处长江中游岸边，两湖平原(江汉平华容、北抵江陵、东靠本省监利、西接公安。截至2010年，全市国土面积1427平方公石首市处于中纬度地区，属亚热带季风性湿润气候，四季分明，雨热同季，兼有南北过渡的特点。石首历年平均气温16.6。命极端最高气温为40.9。。(1966年8月4日),极端最低气温为-15.6。。(1977年1月30日);历年平均日照时数为1701.6小时；年平均降水量为992.1毫米；年平均蒸发量为1364.7毫米；石首市年最多风向为西西北风。影响石首地区的气象灾害种类主要有暴雨洪涝、干旱、雷电、大风、寒潮、霜冻、大雾等。表2.2-1石首市气象要素统计表单位数值多年平均气温极端最高气温极端最低气温C多年平均降水量mm最大风速年平均雷暴日数最大覆冰厚度mm年平均相对湿度%石首地区对光伏电站的设备选型及运行的主要气候因素包括高温、低温冻害、大风、雨雪、雷暴以及雾霾等。石首市年平均气温16.6℃,极端最高气温为40.9℃,极端最低气温为-15.6摄氏度。本工程选用的光伏组件的工作温度范围为-40℃一85℃,正常情况下，电池组件的板面工作温度要比当时环境温度高出10℃~30℃左右。从石首地区的气温数据可以看出，本工程太阳能电池组件的工作温度可控制在其允许范围以内，但在电池组件串并联组合中，应根据当地的实际气温情况进行温度修正计算，以确保系统有较高的运行效率。光伏组件的设计温度一般为25℃,温度过高会造成组件输出功率降低，本项目选用单晶硅光伏组件，其峰值功率的温度系数为-0.35%/℃,在计算光伏电站的发电量时，要考虑温度因素带来的效率折减；同时，对于电站内的其他电气设备，也应控制其工作温度保持在允许工作温度范围内。石首地区多年平均风速2.2m/s,极大风速为26.3m/s,当光伏组件周围的空气处于但是铺设光伏组件的面积较大，风速过高时，必须考虑风荷载的影响，在设计时应采取一定的抗风措施。降雨对电池组件的发电效率影响不大，对电池组件发电效率造成影响的主要是降雪，在降雪天气时应及时清扫电池板。项目所在地多年平均雷暴日数为49.5天，雷暴日数较多，属于多雷暴区，是当地常见的自然灾害之首，雷暴主要出现在春季和夏季。本项目拟选用的光伏组件采取了严格的抗冰雹、抗霜冻设计，满足室外安装的使用要求，同时在光伏阵列的设计时，做相应的防雷保护装置设计，以保证光伏组件安全。2.3项目所在地太阳能资源分析本阶段暂未收集到附近气象站太阳能辐射观测数据，因此暂用光伏行业通用的NASA、Meteonotm、Solargis卫星数据作为本阶段的太阳能资源分析数据，基于《太阳2.3.2NASA太阳能辐射数据根据收集到的场址区域NASA太阳辐射数据，场址多年平均各月水平太阳辐照量统计年内成果变化见表2.3-1和图2.3-1。表2.3-1场址各月水平太阳辐照量(NASA)月份太阳辐照量月份10月11月12月年总量太阳辐照量图2.3-1场址各月水平太阳辐照量(NASA)2.3.3Meteonorm太阳能辐射数据根据收集到的场址区域Metenorm太阳辐射数据，场址多年平均各月水平太阳辐照量统计年内成果变化见表2.3-2和图2.3-2。表2.3-2场址各月水平太阳辐照量(Meteonorm)月份太阳辐照量月份10月11月12月年总量太阳辐照量图2.3-2场址各月水平太阳辐照量(Meteonorm)经Meteonorm统计数据分析，场址多年平均水平太阳辐照量为4015.2MJ/m2,场址各月平均水平太阳辐照量在178.5MJ/m2—502.7MJ/m2之间变化。其中，5月一8月较高，均高于400MJ/m2,7月最高为502.7MJ/m2;11月一次年2月较低，均在260MJ/m2以下，1月最低为178.5MJ/m2。2.3.4Solargis太阳能辐射数据根据收集到的场址区域Solargis太阳辐射数据，场址多年平均各月水平太阳辐照量统计年内成果变化见表2.3-3和图2.3-3。表2.3-3场址各月水平太阳辐照量(Solargis)月份太阳辐照量月份10月11月12月年总量太阳辐照量图2.3-3场址各月水平太阳辐照量(Solargis)经Soargis统计数据分析，场址多年平均水平太阳辐照量为4354.5MJ/m2,场址各月平均水平太阳辐照量在226.1MJ/m2~325.5MJ/m2之间变化。其中，5月一8月较高，均高于500MJ/m2,7月最高为325.5MJ/m2;12月一次年2月较低，均在300MJ/m2以下，1月最低为226.1MJ/m2。2.3.5太阳能资源综合分析由上节分析可知，NASA、Meteonorm和Solargis数据均为长期数据，且呈现较好分别为4410MJ/m2、4015.2MJ/m2和4354.5MJ/m2,总量上相差不大。从年内变化上来看，三者年内变化规律一致，均呈现明显的正态分布，7-8月辐射量较大，1月-2月辐律上呈现较好的一致性。结合工程经验及湖北地区光伏项目运行情况考虑，本阶段采用三者中适中的Solargis太阳辐射数据作为太阳能资源分析的基础数据。2.3.6太阳能稳定度计算根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2018)中资源稳定度计算方法，计算稳定度工程各月平均日水平太阳辐射量数据中，最大值为7月，月内日均水平太阳辐射量为17.35MJ/m2,最小值为1月，月内日均水平太阳辐射量为7.29MJ/m2,本工程太阳能资源稳定度为0.42,属B类“稳定”。表2.2-2太阳能资源丰富程度评估等级等级名称分级阈值等级符号很稳定GHRS>0.47A稳定B一般C欠稳定D注：GHRS表示稳定度。计算GHRS时，首先计算各月平均日水平面辐照量，然后求最小值与最大值之表2.3-5各月平均日水平太阳辐射量统计表月份总辐射量(MJ/m2)日平均辐射量(MJ/m2)123456789根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2018)中资源稳定度计算方法，计算太阳能资源直射比时，首先计算代表年水平面直接辐照量和总辐照量，然后求二者之比。根据Solargis卫星数据，本工程所在地区水平面直接辐射量为2309.8MJ/m2,总辐射量为4354.5MJ/m2,本工程所在地区太阳能资源直射比为0.53,属于B类“高”,直接辐射表2.3-6太阳能资源直射比等级等级名称分级阈值等级符号很高DHRR>0.6A高B中C低D注：DHRR表示直射比计算DHRR时，首先计算代表年水平面直接辐照量和总辐照量，然后求二者之比。根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2018)对光伏电站太阳能资源丰富程度和稳(C)、一般(D),划分标准见表2.3-7。根据分析结果，场址区域多年太阳辐照量为4354.5MJ/m2,太阳能资源稳定度等级属于C类“丰富”,太阳能资源具有一定的开发前景。表2.3-7年水平面总辐照量等级等级名称分级阈值(MJ/m²)分级阈值(kW·h/m²)等级符号最丰富G>6300G>1750A很丰富B丰富C一般D(1)本工程选取SolarGIS数据作为工程代表年辐射量，根据SolarGIS数据，本项目站址年均太阳能辐射为4354.5MJ/m2(水平面1209.6kWh/m2)属资源丰富地区。(2)拟建光伏电站处太阳能资源直射比为0.53,直射比等级属高级(B级),直接辐射较多。定本工程太阳能资源丰富程度为一丰富(C级),适合建设光伏发电系统，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。同时，在设计中关于灾害天气(如极端温度、大风、雷暴等)对本项目的影响应给予考虑，以便提高本工程的效益。2.4项目所在地峰谷电价差湖北省分时电度用电价格在组度用电价格基上根据《省发改委关于湖北电网2020-2022年和售电有关事项的知》(改(22)439号)文件规定形成。时段划分；尖峰时段20:00-22:00:高峰时段9:00-1500;平时段7:00-90015:00-0:0020谷时段23:00次日7:00。基础电价；电度用电价格扣除政府性基金及附加，作为峰谷分时电计算的基础电价。平段电价=基础电价+政府性基金及附加；尖峰电价基础电价×180%+政府性基金及附加：高峰电价=基础电价×149%+政府性基金及附加；低谷电价=基础电价×48%+政府性基金及附湖北省单一制10KV的尖峰与低谷电价差价在1.075元/kWh,峰谷电价差较大，有利于储能的安装。本项目以0.72元/kWh电价差进行售电。用电分类电压等级电度用电价格(元/千瓦时)其中容(需)量用电价格代理购电价格电度偷配电价政府性基金及附加最大雷量(元/千瓦·月)变压器容量(元/千伏安·月)工商业及其他用电单一制不满1千伏0.73760.46300.22940.04521~10千伏0.71760.20940.045235千伏0.69760.18940.0452两部制1~10千伏0.65360.14540.045235千伏0.63380.12560.0452110千伏0.61570.10750.0452220千伏及以上0.59670.08850.0452图2.4-1湖北省电价情况电价图2.4-2湖北省电价情况柱状图第三章：工程建设条件根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015),拟建工程区II类场地条件时50年基准期超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g,相应的地震烈度为VI度，地震动反应谱特征周期为0.35s。本工程近场区和场区内无区域性断裂构造发育。参考《水电水利工程区域构造稳定性勘察技术规程》相关要求，区域构造稳定性较好。石首市处于中纬度地区，属亚热带季风性湿润气候，四季分明，雨热同季，兼有南北过渡的特点。石首历年平均气温16.6℃。命极端最高气温为40.9℃(1966年8月4日),极端最低气温为-15.6℃(1977年1月30日);历年平均日照时数为1701.6小时；年平均降水量为992.1毫米；年平均蒸发量为1364.7毫米；石首市年最多风向为西西北风。影响石首地区的气象灾害种类主要有暴雨洪涝、干旱、雷电、大风、寒潮、霜冻、大雾等。全市水域面积460平方公里，其中养殖水面22万亩，湖泊44个，千亩以上达19个，比较大的湖泊有上津湖、中湖、三菱湖等。长江河床历经变迁，在石首境内造就了总面积达46万亩的故道区，分北碾子、黑瓦屋、沙滩子三个故道区，这些都是发展水小龙虾野生寄养、大水面河蟹放养等特色养殖，并建有老河长江亲鱼、中湖长吻危等23.4附着建(构)筑物本工程总装机容量12MWp,共选21819块550w单晶硅光伏组件，用楚源高新科技集团股份有限公司下属企业“湖北鑫慧化工有限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地建设分布式本工程光伏组件布置于建筑顶部，不新增建(构)筑物，根据荷载评估报告，建筑物原设计图纸未考虑光伏载荷，重新设计后，钢结构彩钢瓦屋顶恒荷载为0.35kN/m2,附加光伏系统荷载0.15kN/m2,原结构满足建设分布式光伏电站要求，仅需局部加固及第四章：工程任务和规模4.1工程任务4.1.1区域经济概况洞庭湖平原)地理中心，湖北省中轴线南端，长江经济带重要城市。南邻湖南安乡、华容、北抵江陵、东靠本省监利、西接公安。截至2010年，全市国土面积1427平方公里，截至2021年10月，石首市下辖2个街道、11个镇、1个乡。根据第七次人口普查数据，截至2020年11月1日零时，石首市常住人口473707人。2020年石首市完成地区生产总值208.86亿元(按可比价格计算),比上年下降6.7%。其中第一产业增加值46.20亿元，增长2.7%;第二产业增加值69.95亿元，下降11.1%;第三产业增加值92.71亿元，下降6.9%。三次产业结构比由2019年的18.6:36.7:44.7调整为22.1:33.5:44.4。去年全年GDP季度增速呈逐季回升态势，地区生产总值由一季度大幅下降40.4%、二季度下降19.2%、三季度下降14.4%逐季回升至四季度下降6.7%。4.1.2工程开发任务本光伏发电工程位于湖北省荆州石首市，工程主要任务是发电，采用“自发自用、余电上网”模式，根据湖北省和石首市的电力供应和框架结构现状，本光伏电站供电范围拟定为石首市电网。4.2工程规模本项目拟利用楚源高新科技集团股份有限公司下属企业“湖北鑫慧化工有限公司、湖北华丽染料工业有限公司、荆源化工机械包装制造有限公司”办公区屋面、仓库屋面及厂区内空闲建设用地建设分布式光伏项目，总面积约为12万m²,工程设计安装21819厂区内建设用地用于建设储能电站，用以“削峰填谷”,储能配置3储能双向变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能源管理系统(EMS)磷酸铁锂电池柜、控制柜等，实现对储能系统监视、测量、控制。4.3工程建设的必要性我国是世界上最大的煤炭生产和消费国之一，能源将近70%由煤炭供给，过度依赖化石燃料的能源结构已经对环境、经济和社会造成了很大的负面影响，大力开发利用太湖北省作为太阳能资源丰富地区，在楚源高新技术集团股份有限公司建设新能源电站，大力发展光伏项目，符合国家能源发展战略和新能源发展规划，能促进我国太阳能资源丰富地区光伏发电技术产业系统升级，有利于缓解湖北省环境保护压力，实现经济建设楚源高新技术集团股份有限公司分布式光伏项目，将加快能源生产和利用方式创新落实到经济发展的实践之中，在园区沿线推广发展，使用清洁能源、新能源以及可再生能源，对优化和改善能源消费结构起到推动作用。a)符合国家能源产业发展方向2020年11月17日，习近平总书记在金砖国家领导人第十二次会晤时曾提到，“中国为应对气候变化将提高国家自主贡献力度，采取更有力的政策和举措，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”2020年12月12日，习近平总书记在气候峰会上讲话时又一次提到“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿m3,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。”总书记的两次讲话，充分展现了国家大力开发利用太阳能、风能、生物质能等可再生能源的决心，这也是改善生态环境，践行习近平总书记“金山银山，不如绿水青山”的环保理念，保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。从政策上看，国家现在对新能源项目上有较大的支持力度，在园区推广分布式项目对如今大力发展新能源项目的政策导向具有极好的响应和带头示范作用。b)改善生态环境的需要近年来湖北省新型工业化、信息化、城镇化和农业现代化加快发展，经济结构加、快转型，人均国民收入稳定增长，汽车保有量快速增加，交通运输总量将保持较快增长态势。伴随着机动车数量增加，机动车尾气污染呈现逐年加剧趋势，灰霾天数明显增加，环境污染仍有待进一步改善。境内的生态资源优势未得到科学规划和开发利用，还有部分未利用土地亟待改善，实行综合治理刻不容缓。c)促进经济增长的需要楚源高新技术集团股份有限公司分布式光伏项目的开发建设可以促进当地财政收入的稳步增长。在工程建设期间，按照国家有关财政税收法律法规，光伏电站以建筑安装工程为征税对象的营业税、城市维护建设税等税收收入交工程所在地地方税务部门，从而为地方财政收入带来新的增长点。同时，工程建设所需的水泥、钢材、木材、油料以及施工用电、用水等均主要从当地或附近其他县市相关企业采购和运输，将促进这些企业的发展，进而带动当地经济的发展。d)项目建设可实现多方共赢在园区建设新能源项目，在为园区提供绿色电力的同时，可解决地面光伏项目占地面积大、可利用土地少等制约问题，充分利用闲置土地、屋顶，因地制宜的利用土地资源，提高土地的经济价值，推动新兴制造业的发展。实现社会效益、经济效益和环境效第五章：系统总体方案设计及发电量计算5系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型光伏组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导光伏组件类型。根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的光伏组件。光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干太阳电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和升压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。选择合适的太阳电池组件对于整个电站的投资、运营、效益都有较大的关系。光伏发电最核心的器件是太阳电池，而太阳电池的发展已经经过了160多年的发展历史。1893年法国实验物理学家E.Becquerel发现液体的光生伏特效应，简称为光伏效应。1877年W.G.Adams和R.E.Day研究了硒(Se)的光伏效应，并制得了第一片硒太阳电池。1918年波兰科学家Czochralski建立了生长单晶硅的提拉法工艺。1954年贝尔(Bell)实验室研究人员D.M.Chapin,C.S.Fuller和G.L.Pearson报道了效率4.5%的单晶硅太阳电池，几个月后效率达到6%。1958年美国信号部队的T.Mandelkorn制成n/p型单晶硅太阳电池，这种电池抗辐射能力强，这对太空电池很重要。1963年Sharp公司成功生产太阳电池组件。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大。全球光伏市场强劲增长，新增装机容量超过50GW,同比增长16.3%,累计光伏容量超过230GW。我国光伏新增装机量达到16.5GW,继续位居全球首位，累计装机有望超过43GW,超越德国成为全球光伏累计装机量最大的国家。根据GTM最新发布的太阳能需求监测报告来看，2016年，全球新增太阳能装机容量将比2015年增长43%,达到73GW。2015年，全球多晶硅产量持续上升，总产量达到34万吨，同比增长12.6%;光伏组件产量约为60GW,同比增长15.4%。2015年我国光伏组件产量约为43GW,同比增幅达到20.8%,其中晶硅太阳电池仍为主流。目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅太阳电池25.0%(SunPopwer),多晶硅太阳电池21.25%(156×156mm2)(TrinaSolar),GaAs薄膜太阳电池34.5%(国电光伏),CIGS薄膜太阳电池23.3%(NREL),非晶硅太阳电池13.6%(稳定)(AIST),CdTe太阳电池22.1%(FirstSolar),燃料敏化太阳电池11.9%(Sharp),钙钛矿太阳电池22.1%(不稳定)(KRICT/UNIST),有机太阳电池11.5%,量子点太阳电池10.5%(Toronto),多结太阳电池46.0%(FraunhoferISE)。我国于1958年开始太阳电池的研究，50多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅太阳电池22.13%(156×156mm2),多晶硅太阳电池21.25%(156×156mm2),GaAs薄膜太阳电池34.5%(国电光伏),CIGS薄膜太阳电池21%,CdTe薄膜太阳电池13.38%,钙钛矿太阳电池16.09%。(1)晶体硅太阳电池单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的。单晶硅电池是将单晶硅锭进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上进一步经过制绒、扩散、镀减反膜、印刷电极、烧结等工艺流程制成的。目前，大规模生产的单晶硅电池效率可以达到19.5~20.5%。印刷电极、烧结制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。目前，多晶硅电池的效率能够达到但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。晶体硅电池片如下所示：图5.1-1单晶硅太阳电池图5.1-2多晶硅太阳电池两种电池组件的外形结构如下图5.1-3所示。(左为单晶硅组件，右为多晶硅组件)图5.1-3单晶硅(左)、多晶硅(右)组件外形结构(2)非晶硅太阳电池和薄膜太阳电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%,但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代。非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。图5.1-4非晶硅薄膜太阳电池组件外形(3)数倍聚光太阳电池数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光伏电池的发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现3～7倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形式，有：高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。由于聚光装置需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期，其实际的使用性能及使用效果尚难确定。图5.1-5聚光太阳电池组件外形5.1.2几种太阳电池组件的性能比较对单晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光这四种电池类型就转换效率、制造能耗、安装、成本等方面进行了比较如下表5.1-1太阳能电池技术性能比较表。表5.1-1太阳能电池技术性能比较表序号比较项目单晶硅多晶硅非晶硅薄膜数倍聚光1技术成熟性商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟发展起步较晚，技术成熟性相对不2光电转换效率商业用电池片一般商业用电池片一般18~19%商业用电池一般能实现2倍以上聚光3价格材料价格及繁琐的电池制造工艺，总的生产成本比多晶硅略高材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本较低需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施等，未实现批量化生产，总的生产成本较高。4对光照、温度等外部环境适输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率同单晶硅电池弱光响应好，高温性能好，受温度的影响比晶体硅太为保证聚光倍数，对光照追踪精度要求高，聚光后组应性发挥不充分。阳能电池要小。件温升大，影响输出效率和使用寿5组建运行维护同单晶硅电池柔性组件表面较易积灰，清理困机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护故障率大。6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期。同单晶硅电池衰减较快，使用寿命只有10-15年。机械跟踪设备、光学仪器、冷却等设施使用期限较难保证。7外观黑色、蓝黑色不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理深蓝色表面为菲涅尔透镜8安装方式利用支架将组件倾斜或平铺于地面建筑屋顶或开阔场地，安装简约场地。同单晶硅电池柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面，刚性组件安装方式同。晶硅组件带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大。9国内自动化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进。同单晶硅电池2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释尚处于研究论证阶段，使用较少。(1)晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长；(2)商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两(3)晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单；(4)使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地；(5)尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。综上所述，本项目拟选用单晶体硅太阳能电池组件，为响应领跑者计划，国家推行高效组件，考虑价格及市场供货期因素，本项目本工程拟选用144片182mm×91mm单晶硅太阳电池的标准结构单面玻璃型防PID光伏组件，组件规格为550W。表5.1-1光伏组件主要参数表序号内容1模块类型2电气参数标准输出功率(W)输出功率公差(W)模块效率(%)峰值功率电压(V)峰值功率电流(A)开路电压(V)短路电流(A)系统最大电压(V)3参数热特性短路电流的温度系数(%/°C)开路电压的温度系数(%/C)峰值功率的温度系数(%/C)4机械参数尺寸(L/W/T)(mm)重量(kg)电池片数量电池片规格(mm)接线盒5工作条件额定电池工作温度(°C)温度范围(°C)最大保险丝额定电流(A)5.2.1并网逆变器系统设计方案合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电厂运营费用以及缩短电厂建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。同时合理的配置方案和合理的电气一次主接线对于我国大规模的光伏并网电厂建设具有一定的示范意义。5.2.2逆变器类型根据不同的逆变器应用方案，逆变器可以分为以下三类：1)集中型逆变器集中逆变技术是很多个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端。最大特点是系统的功率高、成本低，同时逆变器数量少，可靠性高，便于管理。但由于不同光伏组串的输出电压、电流往往不完全匹配，同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不良的影响，采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低。集中型逆变器适用于大型光伏发电站。2)组串式逆变器在交流端并联并网，优点是受组串间模块差异和遮影的影响小；同时组串式逆变器MPPT电压范围宽，减少了光伏组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，从而增加了发电量。另外，组串式并网逆变器的体积小，重量轻，直流接线不需要直流柜和汇流箱，搬运和安装都非常方便，不需要专业工具和设备，也不需要专门的配电室，能够简化施工，减少占地。组串式逆变器的每瓦成本略高于集中型逆变器。组串型逆变器适用于中小型地面光伏电站和屋面光伏发电系统。3)集散型逆变器控制软件单元，构成智能光伏控制器实现了最多每4串PV组件对应1路MPPT的分散