【项目方案】湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目方案

湖北省石首楚源“源网荷储”一体化2022年10月湖北省石首楚源“源网荷储”一体化可行性研究报告日录I综合说明 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 I 1 1.4工程任务和规模 1.8.1光伏消防 1.8.2储能消防 1.9施工组织 1.11环境保护与水土保持设计 1.14工程投资概算 1,15财务评价及社会效果分析 1.17工程特性表 232.1太阳能概况 232.1.1中国太阳能资源概况 23 2.2项目所在地气象条件 262.2.1地理条件 26 2.2.3特殊气候影响 272.3项目所在地太阳能资源分析 282.3.1辐射数据来源 28 2.3.3Meteonorm太阳能辐射数据 29 2.3.5太阳能资源综合分析 2.3.6太阳能稳定度计算 2.3.8太阳能资源等级评价 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 3.4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 405.1光伏组件选型 405.1.1太阳电池类型选择 405.1.2几种太阳电池组件的性能比较 44 475.2.1并网逆变器系统设计方案 475.2.2逆变器类型 475.3光伏发电单元设计 495.3.1设计原则 495.3.2光伏组串计算 495.3.3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 5.4.1发电量计算原则 5.4.2倾斜面光伏阵列表而的太阳辐射量 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 5.5.1组件表面清洁 5.5.2光伏站区巡视方案 5.6.1系统设计依据 5.6.2系统果构 5.6.3储能系统运行模式 5.7.2电池技术对比 64 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 5.11.3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 72 735.13.1尺寸 5.13.4外观 5.13,5防雷接地 5.13.6照明 5.13.9消防 5.13.10通讯及监控 5.13.12接地及抗干扰要求 5.14.1系统效率计算 6电气设计 6.1.1设计依据 6.1.2项目概况 供配电系统概述 接入系统初拟方案 站用电源 6.1.5主要设备选择 85短路电流及外绝缘水平 0.4kV配电装置 电力电缆的选型 380V成套开关柜 电缆布置 6.1.7过电压保护及接地 过电压保护 6.1.8站用电及照明 站用电部分 照明 6.2电气二次 6.2.1监控系统 光伏区监控系统 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 二次设备布置 等电位接地网 6.2.6电气二次专业设备清单 956.3.1系统通信 6.4电能质量监测装置 8.1概述 8.2设计依据 8.3场址自然条件和主要数据 998.3.1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 9.1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 9.5.1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 10.1.1场址概况和对外交通运输 t11 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工程进度里程碎 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.I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 10.4.3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 t39 11.2坏境保护投资估算 11.3环境影响结论及建议 12劳动安全与工业卫生 12.1.1设计日的，基本原则 12.1.2设计范围和主要内容 国家有关主要法律、法规、条例 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 12.3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 13节能降耗 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项日节能效果分析 13.5结论及建议 13.5.1结论 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 14.3,2人工预算单价 14.3.3主要材料预算价格 14.4费率指标 14.4.2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 15.1项目概况 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 上网电价 销售收入 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 15.5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利涧和利润分配表 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 204 20715.5.9敏感性分析表 16风险评估 21216.1战略风险与应对措施 16.2市场风险与应对措施 21216.2.1限电影响投资收益的风险与应对措施 21216.2.2电价变化影响投资收益的风险与应对措施 21216.2.3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 21316.2.4电费支付滞后 21316.3财务风险与应对措施 21316.3.1建设成本变化的风险与应对措施 21316.3.2项目运营成本变化的风险与应对措施 21416.4法律风险与应对措施 21416.5运营风险与应对措施 21416.5.1安全风险及应对措施 21416.5.2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 21516.6新冠肺炎疫情风险 21516.7设备价格上涨风险及措施 215湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目1)分布式光伏电站为混凝土结构，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62)储能电站1.1.3项目位置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1.2.2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2020-22:00;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，有电度用电的电压等蝶(九//瓦时)电度配电音R光/千瓦·用图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1.4工程任务和规模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m,工程设计安装21819块550W单晶硅光伏组件，装机容量为12MWp。磷酸铁锂电池柜.控制柜等，实现对储能系统监视.测量.控制。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。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。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1.7土建工程1.8消防设计储能消防联动控制分为白动控制方式.远程控制方式以及现区周边购进，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。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。本项目运行期电价白发白用部分为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%,项日资本金净利润率为12,79%。项日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，该项日财务评价可行。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%,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kW,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，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。表1.17-1工程特性表1备注屋面面积12万纬度(北纬)经度(东经)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℃多年平均降水量年平均雷暴日最大覆冰厚度年平均相对湿度%编号名称备注1.光伏组件(型号：单晶硅电池550Wp)峰值功率VA工作电压VmmptV工作电流IA峰值功率温度系数开路电压温度系数短路电流温度系数10年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸块2.逆变器(型号：110kW)最大输出功率最大效率%中国效率%最大输入电压V范围VA功率因数范围宽/高/厚工作温度范围C-30℃~60℃台3.储能电芯工作电压V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CV3.65V下恒压持续充电标准充电温度℃绝对充电温度℃VCVV标准放电温度℃绝对放电温度℃25±2℃,0.5C充放电6000循环，300±20Kgf初始压力下个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功率直流电压范围V最大转换效率台65并网回路数、电压等级0.4kV并网点回万kWh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5万元6万元7其他费用万元8基本预备费万元9建设期利息万元1总投资万元2万元3其它费用万元4换电池时间年5元/Wh10、光伏经济指标编号名称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)%2太阳能资源及峰谷电价差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而增长。2.1.2区域太阳能资源概况邻。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%。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(即太荆门市孝感市宜昌市沃们市江岸区黄冈市仙桃市鄂州市荆州市黄石市咸宁市驱樊市随州市神农架林区十堰市图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′~千米，南北最大纵距约130.2千米，夹江呈带状分布。长江自长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。影响石首地表2.2-1石首市气象要素统计表多年平均气温C多年平均降水量最大覆冰厚度年平均相对湿度%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3、雨雪天气影响分析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，是当地本阶段暂末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。月份u月份10月11月12月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)月份月份10月11月12月图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。根据收集到的场址区域Solargis太阳辐射数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)月份月份10月11月12月图2.3-3场址各月水平太阳辐照量(Solargis)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2.3.6太阳能稳定度计算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A稳定B一般C欠稳定D计算GHRS时，首先计算各月平均日水平面辐照量，然表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”,直接辐射较多。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A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(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/m)分级阈值(kW·h/m)等级符号最丰富A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(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2020-22:00: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。用电身累压里中电测单一神f网制222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3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11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3.2气象条件北过渡的特点。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。影响石首地雨洪涝.干旱、雷电、大风.寒潮.霜冻，大雾等。全市水域而积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)筑物本工程光伏组件布置于建筑顶部，不新增建(构)筑物，根据荷载评佔报告，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，仅需局部加固及洞庭湖平原)地理中心，湖北省中轴线南端，长江经济带重截至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I1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18.6:36.7:44.74.2工程规模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218194.3工程建设的必要性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。”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”b)改善生态环境的需要态势。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d)项目建设可实现多方共赢施工条件.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光伏发电最核心的器件是太阳电池，而太阳电池的发展历史。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Cxochralski建立了生长单晶硅的提拉法工艺。1954年贝尔(Be11)实验室研究人员D.M.Chapin,C.S.Fuller和G.L.Pearson报道了效率4.5%的单品硅太阳电池，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，全球多品硅产量持续上升，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。日前，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/UNTST),有机太阳电池11.5%,量子点太阳电池10.5%(Toronta),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：革晶硅太阳电池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)晶体硅太阳电池规模生产的单晶硅电池效率可以达到19.5~20.5%。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图5.1-1单晶硅太阳电池图5.1-2多晶硅太阳电池图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，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，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倍聚光也图5.1-5聚光太阳电池组件外形装、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多晶硅非晶硅薄膜1技术成熟性商业化单晶硅电熟阶段目前常用的是铸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效率商业用电池片一般商业用电池片一商业用电池一般能实现2倍以上聚光3材料价格及繁琐的电池制造工艺，总的生产成节约电耗，总的生产成本比单晶硅低生产工艺相对简单，使用原材料较低需要配套复杂的学仪器、冷却设施4对光照、温度等外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性能好，受温度的为保证聚光倍数，出效率和使用寿5组建运行维护组件故障率极低，自身免维护同单晶硅电池易积灰，清理困学仪器、冷却设施需要定期维护故6组件使用期长，可保证25同单晶硅电池命只有10-15年。学仪器、冷却等设7外观黑色、蓝黑色可作表面弱光着镜8安装方式倾斜或平铺于地面建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节同单晶硅电池柔性组件重量轻，件带机械跟踪设备，大，占用场地大。9国内自动况同单晶硅电池初国内开始生产线建设，起步晚，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，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开路电压的温度系数(%/C)峰值功率的温度系数(%/C)4尺寸(L/W/T)(mm)重量(kg)电池片数量电池片规格(mm)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)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1)集中型逆变器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2)组串式逆变器3)集散型逆变器控制软件单元，构成智能光伏控制器实规了最多每4串PV组件对应1路MPPT的分散同时，通过光伏汇流器将输出电压升高到820V,将逆变器交流输出电压升高到520V,表5.2-1组串式逆变器主要技术参数表1.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数率功率因数范围宽/高/厚工作温度范C-30℃~60℃围台5.3.1设计原则在光伏发电单元设计时，应遵循以下原则：(1)由于本工程布置分散，容量不一，故采用“分块发电，就近接入”的原则，每个片区单独并网。(2)光伏组件串联形成的组串，其工作电压及开路电压的变化范围必须在并网逆变器正常工作的允许输入电压范围之内。(3)每个光伏发电单元的输出功率之和，不应超过与之匹配的并网逆变器的最大允许输入功率。(4)太阳能电池组件串联后，每组最高电压不允许超过光伏组件自身要求的最高允许系统电压。(5)冬至日真太阳时上午9:00到下午15:00时光伏阵列不被遮挡。(6)光伏阵列的布置时须合理利用现场屋面形式，便于运营期生产管理及维护，便于电气接线，合理选择电缆敷设路径，尽量减少各部分电缆长度差，降低电能损耗。5.3.2光伏组串计算光伏组件串并联数量需要与并网逆变器相匹配，匹配计算取值和公式如下：(1)电池组件计算参数冬季电池组件工作温度，按当地环境最低温度考虑极端情况，为-11.3℃;夏季电池组件工作温度，按当地环境最高温度，并附加组件自身发热，考虑极端情况，取70℃。(2)电池组件串并联组合计算计算公式：N—光伏组件的串联数(N取整);t—光伏组件工作条件下的极限低温(℃);t'一光伏组件工作条件下的极限高温(℃);V—光伏组件的开路电压(V);Vm—光伏组件的工作电压(V);根据以上计算数据分析，综合考虑组件接线等因素，本项目均采用16-18块单晶本光伏电站共装设21819块标准功率为550W的单晶硅组件。工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成30个光伏发电单元，每个发电单元由3台逆变器组成。安装方式充分考虑发电量、屋面结构型式、承载力、可利用面积及电站建设后的整体量的对比，本项目彩钢瓦部分光伏方阵均依照原有屋面坡度平铺的方案，南坡倾角为6°,北坡倾角6。。图5.3-2安装示意图图5.3-3双顶电站实景图5.4光伏发电工程年上网电量计算用KlienSA,TheilackerJC的国际通用计算倾斜面上月平均太阳辐射值方法为：H一水平面上的太阳总辐射值复杂，可利用光伏发电专业软件计算出各个带方位角的东南西北四个方向的倾斜面辐射量，考虑到本项目存在方位角，并且彩钢瓦北坡存在辐射量衰减，本阶段，本综合降。这一部分折减为1.5%。这一部分折减取2.0%。折减系数取1.9%。这一部分折减取1.5%;年温度折减系数取2.0%;⑥功率曲线差异；组件的实际功率曲线与理论值有所差异。取值为1.55%。起的效率损耗，取2.0%;⑧电力损耗：电力从电池板中送出后，在交、直流线路中引起的损耗，取2.3%:逆变器损耗取3%;⑨故障损耗：取2%。综合以上因素，光伏电站建成后，系统效率为83电池组件性能，考虑运营期25年，组件首年衰减2%,之后每年衰减0.45%左右，255.4.4发电量计算100mW/cm2=0.1W/cm2=1,000W/由此得出将太阳能资源(MJ/m2)换算为峰值日照时数的系数为3.6。根据光资源部分计算的在倾角为0°时太阳能电池方阵面上的辐射量4354.5MJ/m2.a,可以计算出年峰值日照时数=4354.5÷3.6=1209.6h。数值上相当于以kW.h/m2.a为单位倾斜面上年总辐射量。根据总装机容量、倾斜面辐照量、系统效率以及光伏组件标称效率衰减(首年2%,后续每年0.55%)等，计算出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。表5.4-1光伏电站25年发电量预测使用年\产量产量(度)使用年\产量产量(度)25年总产量(度))平均每年产电量(度)平均每天产电量(度)配电系统情况湖北楚源高新技术集团股份有限公司自持110kV变电站一座，厂区内生产线10kV进线电源引白该10kV变电站，楚源高新技术集团股份有限公司变压器总容量31500kVA,查看2021年1-10月楚源高新技术集团股份有限公司用电量统计。光伏电站主要出力的时间段为上午8:00-下午16:00,根据旧版时段划分表主要属于电价峰段、平段，时长约为8h。假设楚源高新技术集团股份有限公司用电负荷均匀不变，2021年1-10月术集团股份有限公司用电负荷大于本光伏项目的交流侧最大输出容量12MW,即光伏电由于本阶段暂不具备收集负荷曲线来分析电站消纳情况的条件，本阶段主要采用楚源高新技术集团股份有限公司2021年1-10月用电量数据进行消纳分析。分析可知，在光伏主要出力的绝大多数时段，楚源高新技术集团股份有限公司用电负荷大于本光及光伏项目出力特性，本阶段项目自发自用比例暂定为90%。后5.5辅助技术方案5.5.1组件表面清洁冲洗给水系统工视具体情况不定时擦洗。每个屋顶根据其面积大小考虑排水系统5.5.2光伏站区巡视方案储能电池系统组成：本项目共计有3套1MW/2MWh储能系统，共计3MW/6MWh根据厂区负荷使用情况，结合湖北省现行用电政策，储能系统在低谷时充电功率在3MW可满足该变压器在负荷最大功率时对储能系统的充电要求(夜间充电倍率较低，对厂区用电基本无影响不考虑),同时也满足尖电时放电要求；充电过程若遇用电高峰期，可由EMS监控储能系统充电负荷，当负荷超过安全容量限值时限制充电功率。谷段充电时间为5小时，尖峰时段放电时间为2小时。电池系统主控箱配置：主要包含BMU(从控)电池柜与储能系统变换器之间通过CAN进行通信。电化学储能系统主要由储能电池、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、储能电站站端监控系统、视频监控装置及安防系统、温度控制系统、消防系统等设备和系统构成。系统示意图如下图5.7-1所示：选讯授线 图5.6-1储能系统图示意图储能电池是最基本的能量存储介质。电池管理系统对储能电池电压、温度、告警等信号进行在线监测，监测数据提供给PCS实施闭环控制。PCS是储能系统的核心设备，用于实现储能电池与交流电网间的交直流变换和双向能量传递。PCS主要由DC/AC双向变流器、控制单元构成。国内形成了PCS产品体系，功稳定运行需要(预留)序号设备名称及规格一套3电池PACK/1P14S/12.544kwh个电池管理系统(BMS)/三级架构套3个个3电池架/7层个台6台3消防气体柜套3消防主机台3套3套3二6套6套三能源管理系统(EMS)1套1套四套31.在高峰时段和尖峰时段，电价较高，储能逆变器接收能量管理系统并网放电指表5.6-2充放电策略表充放电策略动作时间段时长充/放电容量充电23:00～次日7:00放电(1)容易实现多方式组合，满足较高的工作电压和较大工作电流；(2)高安全性、可靠性：在极限情况下，即使发生故障也在受控范围，不应该发(3)具有良好的快速响应和充放电能力；(4)较高的充放电转换效率；(5)易于安装和维护；(6)具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；(7)符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中不产生对环境的破坏表5.7-1电池对比表能量密度中优差成本(元/kWh)充放电倍率效率充放电深度优势价格低能量密度高、功率特性好、占地少劣势能量密度低、不能深度充放电成本较高、大规模应用的安全性有待实证检验成本高、占地面积大本工程对储能电池技术路线进行比选，铅炭作为传统铅蓄电池演化出1)单体规格：电池单体采用金属方形硬壳结构的磷酸铁锂电池，其单体额定电压为3.2V,额定容量为280Ah。2)电池模组：基础模组采用1P14S方式成组，成组额定电压44.8V,额定容量280Ah,模组重量约95Kg,每个模组配置数据采集装置。3)电池簇：电池簇采用18组模组进行串联组成，即电池簇额定电压806.4V,额定容量280Ah,流汇流柜进行汇流输出至PCS直流侧。5)储能系统：6)总系统容量：述述图5.7-1储能系统组成情况5.8电池管理系统(BMS)电池管理系统(BMS)核心的功能是根据使用环境对电池的充SS干接点高压控制单元|1烟温光火灾探测卷置电池第1隔离式双向环形元余作分菊花惧酒信藏式双向环形冗余差分葡花链通总推/智能网关4)充、放电管理5)均衡功能6)运行参数设定功能(接入调试上位机后可进行设定)8)环流控制模式9)本电池管理系统能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示包括(接入调1)采集线束组成及接插件均标准化设计，方便更换。7)采用主动均衡技术，提高电池性能、安全性、可靠性、延长电池寿命。类型备注电池规格温度检测18个检测精度类型备注检测范围电压检测16个电芯检测精度检测范围均衡类型通信接口采集数据汇总，可进行电池簇容量估计、电池簇剩余电量(SOC)估计、电池簇故障诊5)充放电策略及均衡算法实现，充放电过程全程实时监控，发现异常立刻采取报7)具体参数如表5.8-2。类型具体参数备注电流采样范围电流采样精度总电压检测精度(%)SOC精度(%)绝缘检测通信接口≤2.5W(不包括继电器)保护动作过程、充放电开始/结束事件、电池容量及健康状5)人机界面(HMI)a)运行状态管理功能BAU具有储能设备运行状态管理的功能，能够根b)监测显示数据对电池系统的各项运行状态可在就地显示设备(触摸屏)上显示，如系统状态，模c)运行参数设置6)具体参数见表5.8-3。类型具体参数备注温度湿度隔离CAN3隔离4855以太网接口4干接点4电压电流本工程共有27个高压箱，选用250A/1000V标准高压箱。高压箱参数表如表5.9-1,表5.9-1高压箱技术参数序号备注1最大电压(Vdc)2最大电流(A)序号备注3通讯接口4尺寸(W*D*H,mm)5重量(kg)位电压置F0000正常正常雨含闭含闭合用WVWWW电商器用0交流输出额定输出功率(kW)500接线方式三相四线输出过载能力(kW)550允许电网电压(Vac)允许电网频率(Hz)总电流谐波畸变率电压纹波系数额定输出电压(Vac)400额定输出频率(Hz)≤1%(线性负载)最大直流功率(kW)直流电压范围(Vdc)稳压精度稳流精度最大转换效率尺寸(宽×高×深mm)重量(Kg)噪声(dB)防护等级允许环境温度允许相对湿度0~95%(无凝露)允许海拔高度显示触摸屏通讯接口有相对于电网是一个电流源(P/Q控制),有时还需通过无功控制为电网提供电压支持。该局部电网与大电网脱离，储能系统可以充当主电源，给“微网”提供电压和频率控制 (V/f控制)。该模式常应用于平滑由可变电源或可变负载引起的功率波动，稳定电网、并网运行1)★单机黑启动2)保护功能要求5.11.3通讯情况1)★与监控与能量管理系统通信3)★储能系统通讯包括上行量和下行量。其中：a)储能变流器的直流侧和交流侧的电压有效值、电流有效值、频率、有功功率和型号输入(AC)1路100M网口；可扩展交换机1路数字量输入数字量输出功能及应用场景调控；风电+光伏+储能+新能源车充电桩；需量控制；应急电源；微网控制其他参数内存内置实时时钟指示灯电源指示灯：上电常亮运行指示灯：正常运行常亮/故障闪烁IP等级长度(W*H*D)安装形式壁挂/机架安装工作温度存储温度湿度控制储能系统充电形式为每日一充一放。一充电时间为23:00-次日7:00,以0.2C充电，时长为5～6小时，一放电时间为20:00-22:00,以0.5C放电，放电时长2小时。表5.12-2充放电策略充放电策略动作时间段时长充/放电容量充电23:00～次日7:00放电防逆流指储能电站在放电时，始终保持并网点功率(电流)值≥0,防止储能电站(1)逆功率保护装置：通过检测功率(电流)值，当小于等于某个保护值时启动保护机制，在2S(或更长时间)内，如果检测值一直没有上升，则跳开并网开关。(2)柔性逆功率保护：并网点在功率接近阀值前，降低储能系统放电功率，确保并网点不出现负值。在具体项目中，设置并网点功率阀值(如100kW),系统实时检测功长可预先设置(如额定功率×80%),从而在并网点功率在临界点前实现柔性功率保护。5.13.1尺寸尺寸(宽×高×深)运行温度范围相对湿度(无冷凝)最高海拔6000m(>4000m需降额)防腐等级C3(距离海岸线350米以内需按C5定尺寸(宽×高×深)防护等级(IEC60529)风载荷(m/s/mph)雪载荷(Mpa/psf)5)舱体内部环境控制目标温度：15℃~35℃;6)室内相对湿度：不大于75%,任何情况下无凝露；7)单台空调噪音：设备1m处小于65dB:(1)舱体的重要性系数应根据结构的安全等级设计，设计使用年限按25年考虑。(2)舱体宜采用钢结构板房。(3)钢结构舱体的主体框架宜采用轻钢框架结构，屋盖宜采用冷弯薄壁型钢檩条结构。(4)结构自重、检修集中荷载、屋面雪荷载和积灰荷载等，应按现行国家标准GB(5)舱体的风荷载标准值，应按GB51022的规定计算。(6)地震作用应符合现行国家标准GB50011的规定。设防烈度不高于7度(0.10g)(7)钢结构舱体骨架应整体焊接，保证足够的强度与刚度。舱体在起吊、运输和(8)对于舱体所有的门板铰链、螺栓、转轴采用不锈钢材质，并且方便日后进行(9)舱门设置应满足室内设备运输、巡视和逃生的要求，宜在舱体两侧各设一个(10)舱体宜采用单坡屋顶结构，屋而坡度不小于5%,北方地区可适当增大屋面坡(11)舱体屋面宜采用有组织排水，排水槽及落水管应明敷，与舱体配套供货(12)舱顶部应设置泄压口，用于室内电池发生热失控或燃烧时泄压。泄压口的尺(13)舱底板可采用花纹钢板。舱底板与活动地板之间为线缆走线夹层，净高度宜(14)舱体与基础应牢固连接，宜焊接于基础预埋件上。舱体下场地应具备排水、(15)舱底板上应沿每排电池柜(架)布置两根槽钢(#5以上),与底板焊接作为电池柜(架)安装基础，电池柜(架)底盘通过地脚螺栓与槽钢固定。(16)舱体应采取有效的防腐蚀措施涂层和油漆的特性为：附着力、老化(湿热)和抗脱落；(17)集装箱采用壳体为两层钢板，中间填充材料必须为A级防火阻燃岩棉，需具应采用保温材料，在室内外温差大时(舱外温度低、室内温度高),室内部不应产生凝(18)舱体必须具备良好的防腐，防火、防水、防尘(防风沙)、防震、防紫外线防尘(防风沙)功能必须保证在储能板房的进.出风口和设备的进风口加装可方便尘进入预制室内部；供货方必须保证板房防尘(防风沙)功能的长期有效性；5.13.4外观(1)舱体外立面为白色，外立面勒脚宜设置为黑色带反光标示。排水槽及落水管(2)舱体外立面正面喷写板房名称，板房名称按照功能命名，应居中标注在板房(3)舱体表面应平直光滑，不应有裂缝、结疤，分层、毛刺。功能性导电导体(正常情况下不带电的集装箱金属外壳等)可靠联通，同时，集装箱以铜排的形式提供4个接地点(电阻≤4Ω),接地点与整个集装箱的非功能性导电导体形(1)室内照明应满足GB17945,GB50034、GB50054、DL/T5390等相关规程规范的要求，室内0.75米水平面的照度不小于3001x。各照明开关应设置于门口处，方便控(2)室内照明系统由正常照明和应急照明组成，应急照明包括事故照明和疏散照疏散照明部分自带蓄电池，应急时间不小于90min,出口处设自(3)照明灯可手动控制，应采用防爆型灯具和防爆型开关。合样机试制，实现对整个储能系统的高效可靠热管理。使整个电池系统能够工作在-20℃~+45℃温度范围内，集装箱内温度可以控制在温度范围+15℃~+35℃,温差小于5序号备注I系统内部环境温度(℃)2电芯平均温度(℃)3平均温度(℃)4具备5是否具备除湿功能具备67系统是否有风道具备8电池簇内是否有风道具备3)板房内应提供检修电源。5.13.9消防(1)消防系统概述(2)气体灭火控制系统部件介绍储能站等。满足GA61-2010《固定灭③感烟火灾探测器感烟火灾探测报警器(简称烟感)能够探测火灾时产生的大量烟雾，及时发出报警火灾声光警报器安装于工程现场，由气体灭火控制器联⑥紧急启停按钮(3)工作原理农实刚器气季动报作V☆人品重网(1)室内可设置智能环境控制单元，实现室内环境的监视、控制及报警功能。(2)安装室内的智辅设备：4个半球摄像头、4个温度传感器、4个烟雾报警器、4(3)室内应配置便于电池安装就位和运维检修的转运小车。(1)室内宜设置1～2个与站内电缆沟连通的线缆通道进出口，并满足易于防火封(2)室内选用的电缆导线截面面积，应符合GB/T50479—2011中3.1.3条的规定。(3)夹层内通讯线缆、电缆应分隔敷设，通讯线缆宜设置走线槽盒，槽盒顶部设(4)当室内设备采用屏(柜)安装方式时，屏(柜)间、屏(柜)内线缆敷设应1)屏(柜)间线缆通过室内走线槽布线，再从屏(柜)底进线孔，引至屏(柜)2)屏(柜)内光电缆走线宜左右分置，采用行线槽的配线方式。(5)室内应设置配电盒、开关面板、插座等，配电盒底部距地面高度为1.3m,开(6)室内空调、照明、安防、消防、环境监控等设备线缆应采用暗敷方式。板房(7)每套照明、工作插座、通风应分别设置空开，所有空开应集中在配电箱内，(8)所有室内辅助设施应有明显标识。(9)室内的缆线宜在工厂内全部布置完成，出舱的缆线应按远期预留走线位置。(1)板房应采用屏蔽措施，满足室内二次设备及辅助设施的抗干扰要求。(3)室内设备应符合GB/T50064的抗雷击及过电压保护要求，设备接口应装设雷(4)室内机柜及机柜内设备接地应满足DL/T720—2013中4.12,1的规定。(5)板房底部的非进出线区域应铺设绝缘电压不小综上所述：储能电站的系统效率为：(1-5%-5%)*99.03%*(1-2%)*(1-3%)(1-0.2%)5.14.2储能充放电量计算25年总产量(度))平均每年产电量(度)平均每天产电量(度)《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知(国家接入系统初拟方案公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知(国家电网办〔2013〕井加快工程建设进度，储能电站拟采用集装箱结构。1)储能电站位于光伏厂区中心位置，集电线路相对较短，经济性较好。2)储能电站紧邻并网变电站，接入方便。6.1.4电气主接线本光伏电站最高电压等级为0.4kV,0.4k直埋电缆，光伏场区集电线路及并网线路总长度约为2.7km,0.4KV单相短路的接地电容电流约为9.45A,未超过10A的限制，且根据《分布式电源接入电网技术规定》调”,因此本阶段暂定0.4母排低压侧采用不接地方式，最终接地方式以经电网公司审站用电源本光伏电站站用电采用380/220V三相四线制接地系统，2回低压交流总进线。要电气设备时，对设备的额定电流、短路开断容量、最大关合电流峰值、额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流等参数值的选择需考虑较大的余量，后期待接入系统设计本光伏电站所处区域海拔高度在100m以下，电气设备的外绝缘水平无须进行海拔结合现场勘查结果及本区域规划建设情况，本站拟按国标e级污秽区考虑，户外电c.相数：三相四线e.额定短路开断电流：1d=50kAh.中性点接地方式：直接接地系统(2)电缆防火措施为：光伏阵列区桥架及电缆孔进行防火分隔，防火分隔采用阻无功补偿装置考虑到本工程逆变器输出功率因数在±0.8范围内连续可电缆布置过电压保护及接地按照《交流电气装置的过电压保护和绝缘3)光伏厂区电气设备的直击雷保护5)配电装置的侵入雷电波保护6)根据《交流电气装置的接地设计规范》(GB/T50065-2011)和《交流电气装置的内逆变器及配电装置高低压侧逐级装设避雷器对线路上侵入波雷电压进行保接地(1)光伏厂区接地集中接地装置。光伏场区(屋顶)水平接地体及引下线均采用-40x4mm热镀锌扁钢，地下垂直接地体(集中接地装置)采用DN50镀锌钢管。(2)储能电站接地采用接地扁钢4点连接。接地装置的接地电阻、接触电压和跨步可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。(3)接地电阻站用电380/220V系统采用单母线接线，进线开关采用智能型框架断路器，两路电照明序号设备名称设备型号及规格供货厂家备注电气部分光伏区一1550Wp组件块2对3110kW组串式逆110kW,交流输出台(二)电气一次一0.4kV配电室部分10.4kV低压并网柜包含：面以接入批复为准隔离开关只1只1电流互感器800/5只3只3电流互感器800/5只3只1套1塑壳断路器只3防孤岛装置套1二防雷系统1接地线1*16平方黄绿接地线米以实际为准2接地线1*4平方黄绿接地线米以实际为准3接地扁钢米以实际为准三电缆及防火材料1米以实际为准米以实际为准2交流电绳米以实际为准米以实际为准3防火涂料千克按需4按需5千克按需6防火涂料千克按需7千克按需四1电缆桥架电缆桥架热镀锌槽式桥架米电缆桥架热镀锌槽式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米2等套3米4米5米6米7米6米序号设备名称及规格套3电池PACK/1P14S/12.544kwh个电池管理系统(BMS)/三级架构套3个个3电池架/7层个台6台3消防气体柜套3消防主机台3套3套3二6套6套三能源管理系统(EMS)1套1套光伏区监控系统本工程的光伏发电单元(方阵)采用就地分散布置，同一个单元(方阵)内采用集(1)并网逆变器的控制、保护、测量和信号b)并网逆变器的集中监控(3)光伏场区通信机功能，外部设备(如逆变器等设备)可通过RS485方式与通信管理设备通信，转换成统光伏电站计算机监控系统按照“无人值班”(少人值守)的运行管理方式设计，就理平台(1)室内可设置智能环境控制单元，实现室内环境的监视、控制及报警功能。(2)安装室内的智辅设备：4个半球摄像头、4个温度传感器、4个烟雾报警器、4(3)室内应配置便于电池安装就位和运维检修的转运小车。(1)直流发电系统本工程直流发电单元保护依靠逆变器本体实现组串逆变器本体配置输入直流极性(2)防孤岛保护(3)计量根据《电力装置的电测量仪表装置设计规范》(GB50063-2技术管理规程》(DL/T448-2000)本工程计量关口设置在箱变高压侧处电流互感器设专用计量线圈，精度0.2S级，配置1块0.2S级可双向测量的智能型多功能电能表，(6)远动系统6.2.4环境监测系统本系统配置1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况和辐射强度等参量，其RS485通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境二次设备布置防孤岛保护柜、故障录波柜等一般采用集中布置的方式，分别组屏布置于预制舱内；等电位接地网4根50mm²的铜排(或铜丝编织带)与电气一次主接地网直接连接，形成二次盘室等电位0.4kV低压开关柜室在开关柜二次电缆沟敷设截面积为100mm²的裸铜排，形成表6.2-6电气二次设备材料清单监控主机系统屏套1套I米电能质量在线监测装置台9套9台电气辅材套16.3.1系统通信调度关系(1)远动系统(2)电能量计费计费补偿表设在光伏电站的并网点(计量总的发