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河源市万绿湖太阳能10MWP 并网光伏发电项目 可研报告

河源市万绿湖太阳能10MWP 并网光伏发电项目

可研报告

(地面安装太阳能并网光伏发电项目)

项目名称:河源市万绿湖太阳能10MWP

并网光伏发电项目

 广东全日科技太阳能技术有限公司

二零一四年 三月


目  录

一、项目综述 1

1.1 项目概况 1

1.2 项目报告编制依据 1

1.2.1 相关国家法律、法规 1

1.2.2 光伏组件标准 2

1.2.3 电能质量标准 2

1.2.4 环保标准 2

1.2.5 劳动安全与工业卫生的相关规定 3

1.3 项目投资方概况 3

1.4 项目选址概况 5

1.5 项目的必要性和重要性 6

1.6 项目工程特性表 7

二、太阳能资源及环境分析 7

2.1 我国太阳能资源分析一 7

2.2我国太阳能资源分析二 8

2.3 区域太阳能资源概况 9

2.4  河源市太阳能开发利用建议 9

三、太阳能光伏电站预选方案设计 10

3.1 太阳电池选型设计 10

3.1.1 太阳电池发展概况 10

3.1.2太阳电池选型 11

3.1.3 选型条件 14

3.1.4 选型方案 14

3.2 并网光伏系统效率计算 14

3.2.1 发电效率分析 14

3.2.2 倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算 15

3.2.3 太阳能光伏组件串并联方案 15

3.2.4太阳能光伏阵列的布置 16

3.2.5太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱设计 18

3.2.6 直流配电柜设计 18

3.2.7 太阳能光伏并网逆变器的选型 19

3.2.8 交流防雷配电柜设计 21

3.2.9 交流升压变压器 22

3.2.10 系统接入电网设计 23

3.2.11 监控装置 25

3.2.12系统防雷接地装置 28

3.3光伏发电系统设备及安装投资估算 28

四、 本项目发电评估与能效分析 30

4.1 项目发电量评估 30

4.1.1 项目所在地的气象数据 30

4.1.2 并网光伏系统效率计算 31

4.1.3发电量估算 32

4.2 项目能效分析 33

4.3 环境效益 33

4.4 结论 34

五、环境与水土保持 34

5.1 环保法律法规依据 34

5.2 环境影响分析与保护措施 34

5.2.1 工程施工期对环境的影响 34

5.2.2 运行期的环境影响 35

5.3 水土保持 36

六、 结论与建议 36

6.1 结论 36

6.2 建议 37

 

一、项目综述

1.1 项目概况

项目名称:河源市万绿湖太阳能10MWP并网光伏发电项目

本项目简介:本项目是建国家低碳生态示范区的重要举措之一,由广东全日科技太阳能有限公司牵头推进,采用万绿湖本地可利用的荒地,进行集中地面式大规模集中安装太阳能光伏发电项目,属国家金太阳支持的“集中应用示范区扩大建设规模”范围。

项目所在地:广东省河源市万绿湖风景区

投资单位:广东全日科技太阳能有限公司

业主单位:广东全日科技太阳能有限公司

协作单位:

项目总规模:10MWp

项目建设时间:预期2014年开工,建设周期10 个月

技术支撑单位:广东全日科技太阳能有限公司

10MWP太阳能光伏电站主要设备材料表

序号 项目名称 规格型号 数量
1 总装机容量 10MWP 10124400WP
2 太阳能光伏组件 多晶165WP 61360块
3 太阳能光伏组件支架 地面式钢结构安装 2475吨
4 单元直流接线箱 户外带数据采集功能汇流箱 400台
5 直流配电柜 250KW 40台
6 并网逆变器 250KW 40台
7 交流配电柜 2MW 5台
8 升压变压器 2500KVA 5台
9 电流互感器 600/5 5套
10 断路器   5套
11 隔离开关   5套
12 计量装置   5台
13 防雷及接地装置   40套
14 控制检测传输系统   1套

 

1.2 项目报告编制依据

1.2.1 相关国家法律、法规

《中华人民共和国可再生能源法》

国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》

国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》

财建[2009]128 号《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》

财建[2009]129 号《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》(试行)

1.2.2 光伏组件标准

IEC 61215 (2005-04) Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules-

Design qualification and type approval

IEC 61646 (2008-05) Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design

qualification and type approval

1.2.3 电能质量标准

GB/T 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统概述和导则

GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求

GB 12325-1990 电能质量 供电电压允许偏差

GB 12326-2000 电能质量 电压波动和闪变

GB/T 14549-1993 电能质量 公用电网谐波

GB/T 15543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度

GB/T 15945-1995 电能质量 电力系统频率允许偏差

GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术

GB/T 20046-2006 光伏(PV)系统 电网接口特性

1.2.4 环保标准

《中华人民共和国环境保护法》(1989.12.26)

《中华人民共和国环境影响评价法》(2002.10)

《建设项目环境保护管理条例》(1998.11)

GB 8978-96 污水综合排放标准 二级标准

GB 3095-1996 环境空气质量标准 二级标准

GB 3096-93 城市区域环境噪声标准 3 类标准

GB 12523-90 建筑施工场界噪声限值

1.2.5 劳动安全与工业卫生的相关规定

《建设工程安全生产管理条例》(2004)

GB 50057-2000 建筑物防雷设计规范

GB 50011-2001 建筑抗震设计规范

GB 50016-2006 建筑设计防火规范

GB 50194-93 建设工程施工现场供用电安全规范

GB 12801-1991 生产过程安全卫生要求总则

GB 5083-1999 生产设备安全卫生设计总则

DL 5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程

1.3 项目投资方概况

广东全日科技太阳能有限公司系高新技术企业,优秀科技企业。是2000年在河源市正式成立的首家集研发、设计、生产、经营、安装太阳能光伏发电系统、太阳能光伏发电站、太阳能热水器、太阳能LED路灯等业务的太阳能光伏光热发电的民营企业。公司以技术为依托,以强大的经济实力为基础,其产品销售在河源市场占有率一直名列前茅!获得省太阳能协会授以“广东之最” 称号,并连续二年获得“全国家电下乡中标企业”。

公司现有职工171名,技术人员65名,其中高中级人才27名,技术力量雄厚,拥有一批多年从事太阳能专业技术人才、企业管理人才、市场营销人才。公司通过ISO9001质量体系管理机制认证,是河源市民间组织发展促进会第一届常务理事单位,广东省太阳能协会第三届理事会理事单位。“全日牌”太阳能离网型、并网型光伏发电系统,太阳能热水器,太阳能LED路灯,太阳能光伏系统产品以美观的外形,新颖的结构,卓越的性能和百姓容易接受的价格畅销河源及惠州、深圳、香港、江西等周边地区,甚至远销出口德国。2013年实现产值6103万元、销售总额5450万元、净利润1055万元,为国家创收利税1421万元。为建设节约型、环保型社会做出了较大贡献。

目前,公司拥有自己的工业园区,有厂房约40000平方米,其主要生产车间25600平方米。在此基础上扩大生产规模需新建实验室、检验室、仓库、工人宿舍、职工文化活动室、配电房共1800平方米。公司目前拥有各种研发、实验、生产配套设备和产品包装、检测和实验仪器设备。

在生产管理方面,全日公司通过了ISO9001质量管理体系认证。公司通过严格的产品质量控制和岗位管理制度,在整个生产流程中采取过程化登记、程序化管理,公司从研发部、设计部、生产部、质检部、安装部,形成各个生产工序一环扣一环,层层把关的跟踪记录。通过实施全方位的管理,保证了产品质量和工程安装质量的稳定性、持续性。在市场营销方面建立了一支素质较高的营销队伍,产品市场逐年拓展,产品市场占有率直线上升。近年来,公司被评为“广东省民营科技企业”、“产品质量监督检验合格单位”、中国质量信用企业评价中心评为AAA级“质量信用企业”。 产品技术通过了以中山大学沈辉教授为主的专家组鉴定。

在技术开发方面,全日公司创建之初就重视技术研究开发,2005年公司成立了“河源市太阳能技术应用研究所”、2008年6月经河源市科技局、经信局、发改局批准成立了“河源市太阳能技术研究工程中心”。公司年研发经费逐年提高,从2006年之前占销售收入的6%,到2011年提高到了7.2%。由于有充足的科研经费投入,科研力量得到了进一步的优化,储备了成熟的相关技术、资金、人才和市场,同时也为公司进一步的技术革新和可待续发展奠定了坚实的基础。

拥有一支专业化的管理技术团队:公司的八位主要管理及技术人员均来自中国成立最早(1977年成立,八十年代初引进国际先进太阳能电池生产线)及产销量最大(八十、九十年代市场占有率曾一度达到70%以上)的原云南半导体器件厂,在国内国际均有相当的知名度,并培养了一大批专业化人才。公司高层管理人员何伟光、傅定文等,自大学毕业后一直从事太阳能光伏、光热行业,在原工厂担任技术研发、市场推广的管理人员及骨干力量,十余年来从事太阳能光伏行业,熟悉太阳能电池的生产、工艺、材料、产品研发、进出口流程、应用技术研究、项目管理,对系统设计、市场推广、品牌营销、大型项目管理有较深入的理解及丰富的经验,可以说见证了国内国际太阳能光伏行业发展风雨十余年历程,并多次参与或负责国内国际大型太阳能光伏项目。

拥有一大批多个行业多个领域的成功业绩:公司目前的业务范围并不仅是太阳能路灯,还有电力通讯、林业通讯、部队通讯、电信、联通、移动公司的通讯机站、气象监测、水文、水利数据传输、高速公路通讯及监控、公共照明、交通监控及警示、广播电视、民用供电、便携电源、应急电源等二十余个行业的太阳能供电解决方案。在省内省外及东南亚地区已建成了5000余套运行稳定的太阳能供电系统。

具备根据用户需要定向开展研发的实力: 工程技术团队具备丰富的现场安装调试经验,对太阳能光伏运用及系统配置有非常专业的技术水平和设计理念,确保我们提供的产品性能可靠、配置合理、具有较高性价比,从工程设计、研发、生产、配套、试验、施工、售后服务均有专业化的设计理念及健全的服务体系。公司研发部门已针对林业、地震、高速公路、无线电委员会、便携电源、路灯等行业开发出林业高山瞭望台太阳能专用通讯及生活电源、地震监测无人值守太阳能电源、无线高山测向站风光互补系统、高速公路太阳能监控系统、全直流便携式太阳能电源、太阳能路灯三遥(遥信、遥测、遥控)系统,均已投入使用并取得了较好的实用效果及经济效益。

1.4 项目选址概况

根据国家金太阳示范的要求,项目选址在河源市万绿湖镇,在万绿湖风景区周边荒地开展建设10MW规模集中的成片太阳能光伏并网发电项目,具有特别重要的意义。万绿湖是我国国家AAAA级旅游风景区,具有先进的环保发展理念,在“十二五”期间,河源市担负创建国家低碳生态示范区,在万绿湖周边荒地实施具备国家金太阳项目示范具有良好的基础条件,也为国家实施金太阳示范项目找到了极佳的示范平台,也为未来取得显著的示范效果奠定了基础。

1)万绿湖是AAAA级国际旅游风景区  

万绿湖位于广东省东源县境内,距离河源市区6公里,当地太阳能资源、生态资源、自然环境得天独厚,是气候宜人、风景优美的旅游胜地,为创建国家生态旅游风景区打下了坚实的基础。在万绿湖周边荒地建设太阳能光伏发电站是精品战略的发展思路和“既要金山银山,更要绿水青山”的发展理念,以创建国家生态旅游区、水环境综合治理示范区和节能环保示范区等“三个创建”为突破口,瞄准一流的生态建设目标,不断更新资源观,转变发展模式,在更高的层次上促进人与自然、经济社会与环境的全面、协调、可持续发展,建设高品位的文化和生态景区的发展目标。

2)项目实施的资源条件得天独厚

项目建设符合其地理位置和自然资源,本项目规划采用技术先进的太阳电池产品和并网发电集成技术,在不改变原有的环境形态,结合原生态自然景观,响应 “循环经济发展示范”建设的要求,将太阳能光伏电站集中建设,建成太阳能光电全面展示区、“循环经济发展旅游区”、光伏应用科普示范区,使外来旅游者能处处领略到新能源利用给人类带来的小鱼,感受科技发展给人类带来的贡献,极具示范性意义,进一步提高河源市的社会形象。

本项目拟在河源市万绿湖周边荒地建设太阳能光伏发电系统 ,非常适合建设光伏发电系统。

1.5 项目必要性和重要性

1)开发利用太阳能资源,符合能源产业发展方向

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国,能源将近76%由煤炭供给,这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧,对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。

“十一五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐,努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点,以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标,加快可再生能源的开发。

目前的太阳能发电技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术,其中太阳能热发电技术尚处于试验开发阶段,而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用,其使用寿命已经达到25—30年。

要使光伏发电成为战略替代能源电力技术,必须搞大型并网光伏发电系统,而这个技术已经实践证明是切实可行的。

2)合理开发太阳能资源,实现地区电力可持续发展

广东省是能耗大省,电力供应十分紧张,供需矛盾突出,煤炭、石油、水力资源等能源相对匮乏,但是河源市的太阳能资源是广东省最丰富的地区之一,通过对现场的太阳能资料分析,该项目具有很高的开发价值。该太阳能光伏电站建成后,与当地电网联网运行,可有效缓解地方电网的供需矛盾,促进地区经济可持续发展。

(四)加快能源电力结构调整的需要

根据我国《可再生能源中长期发展规划》,提出了未来15年可再生能源发展的目标:到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16%,太阳能发电装机180万千瓦。太阳能发电技术已日趋成熟,从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看,在广东省开发太阳能兆瓦级发电项目,将改变能源结构,有利于增加可再生能源的比例,同时太阳能发电不受地域限制,所发电力稳定,可与水电互补,优化系统电源结构,没有任何污染减轻环保压力。

3)改善生态、保护环境的需要

在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天,世界各国都在寻求新的能源替代战略,以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了,再不加大清洁能源和可再生能源的份额,我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率,尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。

太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势,成为关注重点,在太阳能产业的发展中占有重要地位。

4)建设太阳能光伏发电项目,促进当地旅游业的发展

河源市是一个旅游城市,万绿湖是河源市的重要旅游景点,每年接待约100万人次的中外游客, 具有良好的示范条件,和一定的国际影响力,让公众认识和接受光伏发电技术。

1.6 项目工程特性表

名       称 单位(或型号) 数  量 备  注
地理及气候资源 海拔高度 m 70~100  
经 度 (东 经) ˚北 114  
纬 度 (北 纬) ˚东 23  
年日照小时数 小时 1837.6  
年太阳能总辐射 MJ/m2 4617.9  
系统参数 光伏电站 光伏电池 KWp 10238.4  
逆变器 KW 10080  

 

二、太阳能资源及环境分析

2.1 我国太阳能资源分析

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。我国幅员辽阔,拥有独特的地理环境,从全国来看,我国是太阳能资源丰富的国家,全国总面积 2/3以上地区年日照时数大于 2,000 小时,具有发展太阳能利用事业的得天独厚的优越条件。

 

图2.1 我国太阳辐射年总量分布

 

表2-1                        中国太阳能资源分类

地区类型 年日照时数(h/a) 年辐射总量(MJ/m2 资源描述 备注
一类 3200-3300 6680-8400 太阳能资源最丰富地区 具有利用太阳能的良好条件。
二类 3000-3200 5852-6680 较丰富地区
三类 2200-3000 5016-5852 中等地区
四类 1400-2000 4180-5016 可利用地区 太阳能资源条件较差,但仍有一定的利用价值
五类 1000-1400 3344-4180 较差地区

2.2我国太阳能资源分析

 

 

太阳能资源分布图

资源代号 名称 指标
资源丰富带 6700MJ(m2.a)
资源较富带 5400-6700MJ/(m2.a)
资源一般带 4200-5400MJ/(m2.a
资源贫乏带 < 4200MJ/(m2.a)

 

2.3 区域太阳能资源概况

河源市位于中国南方珠江三角洲,隶属中华人民共和国广东省。

河源市大部分地区属于太阳能资源丰富~很丰富地区。平原地区太阳辐射年总量在4759-5116 MJ/m2之间;山地南坡南坡太阳辐射年总量在4027-4759 MJ/ m2之间;山地北坡太阳辐射年总量在3135-4223 MJ/m2之间。

从季节划分来看,夏秋两季我市太阳辐射最为丰富,夏季平地在1200-1500 MJ/ m2之间,山地在900-1200MJ/ m2,且南北坡的差异不大;秋季平地在1200-1300 MJ/ m2之间,山地南北坡差异明显增大,北坡为背阴坡,总辐射在800-1000 MJ/ m2,南坡为向阳坡,总辐射在1200-1500 MJ/ m2之间。从月度划分来看,7月的太阳辐射总量最为丰富,2月的太阳辐射总量最少。

2.4  河源市太阳能开发利用建议

河源市太阳能总体上较为丰富,可开发利用的潜力巨大,太阳能利用的方法主要是光伏发电利用。目前在河源市利用太阳能发电拥有较大,这主要是因为规模化的太阳能电站需要大面积的土地铺设太阳能电池板,对荒山荒地资源较为丰富的河源市东源县万绿湖镇来说,可以采用规模化的开发利用。基于上述考虑,建议在河源市太阳能的开发利用中采用如下策略:

太阳能利用采用光伏发电利用。重点在平整的平整的丘陵坝子荒地上安装光伏发电站,利用现有的国家政策,大力发展光伏发电,扶持一批有自己知识产权的企业发展。同时根据国家有关规定执行。


三、太阳能光伏电站预选方案设计

万绿湖10MWp的太阳能光伏并网发电系统,设计采用分块发电、集中并网方案,将系统分成10个1MWp的光伏并网发电单元,分别经过0.4KV/35KV变压配电装置并入电网,最终实现将整个光伏并网系统接入35KV中压交流电网进行并网发电的方案。

本系统按照10个1MWp的光伏并网发电单元进行设计,并且每个1MW发电单元采用4台250KW并网逆变器的方案。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,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并入0.4KV/35KV变压配电装置。

3.1 太阳电池选型设计

3.1.1 太阳电池发展概况

目前世界上太阳能开发应用最广泛的是太阳电池,1941年出现有关硅太阳电池报道,1954年研制成效率达6%的单晶硅太阳电池,1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前,由于太阳电池效率低,售价昂贵,主要应用在空间。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,但从大规模利用太阳能而言,与常规发电相比,成本仍然很高。

目前,世界上太阳电池的实验室效率最高水平为:单晶硅电池24.7%(4cm2),多晶硅电池18.6%(4cm2),InGaP/GaAs双结电池30.28%(AM1),非晶硅电池14.5%(初始)、12.8%(稳定),碲化镉电池15.8%, 硅带电池14.6%,二氧化钛有机纳米电池10.96%。

我国于1958年开始太阳电池的研究,40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:单晶硅电池20.4%(2cm×2cm),多晶硅电池14.5%(2cm×2cm)、12%(10cm×10cm),GaAs电池20.1%(lcm×cm),GaAs/Ge电池19.5%(AM0),CulnSe电池9%(lcm×1cm),多晶硅薄膜电池13.6% (lcm×1cm,非活性硅衬底),非晶硅电池8.6%(10cm×10cm)、7.9%(20cm×20cm)、6.2%(30cm×30cm),二氧化钛纳米有机电池10%(1cm×1cm)。

世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期,发展更加迅速,最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面,各国一直通过扩大规模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本,并取得了巨大进展。商品化电池组件效率从10%~13%提高到14%~18%。国内整个光伏产业的规模逐年扩大,截至2007年底中国光伏电池总产量达到1088MW,超越欧洲和日本,成为世界上最大的太阳能电池制造国,2008年中国太阳电池产量达2600MW,继续保持世界第一。

但是国际上最大的并网应用光伏市场在国内仍然处于零星示范论证阶段,这与我国的光伏技术水平和具体国情都有关系。中国光伏组件生产规模的大部分用于出口市场,造成我国的光伏企业对国外市场的依存度较高,2008年爆发的全球金融危机,导致国外的市场发生急剧变化,使得这些企业受到重大影响,因此随着能源形势和我国产业政策的变化,推动我国对太阳能光伏发电这种绿色可再生能源的应用是必然的趋势。我们国家所拥有的巨大潜力,可以让自己的光伏企业、相关产品、光伏发电项目进入到我国,从而形成比较完整的光伏产业链。

随着国内光伏电池组件产量的不断提高,国内光伏产品性价比上的优势越发明显,本工程太阳能光伏电场设备应立足采用国内自主化生产的成熟产品。

3.1.2太阳电池选型

目前常用的且已商业化的太阳电池是晶体硅(单晶硅和多晶硅)太阳电池和非晶硅薄膜太阳电池等硅系列太阳电池。

(1)单晶硅、多晶硅太阳电池

目前国内外使用最普遍的是单晶硅、多晶硅太阳电池,而且国内的光伏组件生产也主要是以单晶硅、多晶硅太阳电池为主。商业化的多晶硅电池片效率一般在13~17%左右,单晶硅电池片电池效率在13~18%左右。晶体硅电池片如图3.1、图3.2所示:

 

图3.1 单晶硅硅片               图3.2 多晶硅硅片

由电池片组成的电池组件的外形结构如图4.3所示。

 

图3.3单晶硅太阳电池组件(左)和多晶硅太阳电池组件(右)

自从太阳电池诞生以来,晶体硅作为基本的电池材料一直保持着统治地位,而且可以确信这种状况在今后20年中不会发生根本的转变。但是晶体硅太阳能电池的成本较高,通过提高电池的转化效率和降低硅材料的生产成本,以提高硅材料太阳能电池的效益,成为世界光伏技术的主流,世界各国也在此取得诸多新的进展。2004年中国科学家成功地在实验室完成P型晶体硅技术,使得晶体硅太阳能电池的实验室转换效率达到24.7%;2007年日本也成功试制的HIT太阳能电池,太阳能电池量产转换效率提高到22.3%。提高转换效率的技术不断进步,进一步推动了晶体硅太阳能电池在光伏技术中的领先地位。

(2)太阳能电池技术性能比较

表3-1                    几种常用的太阳能电池技术性能

序号 比较

项目

多晶硅

电池组件

单晶硅

电池组件

非晶硅薄膜

电池组件

比较结果
1 技术

成熟性

70年代末研制成功,技术已达成熟阶段。 经50多年的发展,技术已达成熟阶段。 70年代末研制成功,技术日趋成熟。 多晶硅、单晶硅技术都比较成熟,产品性能稳定。单位面积硅晶片光电转换效率较高。
2 光电转换效率 商用电池组件

13%~16%

商用电池组件一般15~18%。 商用电池

5%~9%。

单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅电池最低
3 价格 普通型组件价格7元/W左右。 普通型组件价格在7元/W左右。 组件价格5元/W左右 多晶硅、单晶硅组件价格接近;非晶硅价格略低
4 对光照、温度等外部环境适应性 输出功率与光照强度成正比,高温条件下效率发挥不充分 同左 吸收光谱频率范围大,弱光效应好。高温性能好, 非晶硅受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小。
5 组件运行维护 组件故障率极低,自身免维护 同左 同左 晶体硅组件运行维护最简单。
6 组件使用寿命 可保证25年使用期 同左 使用寿命为20-25年。 晶体硅电池组件使用寿命略长
7 外观 不规则深蓝色,可作表面弱光着色处理。 黑色、蓝黑色 茶色。 非晶硅、多晶硅外观效果好,利于建筑一体化,立面色彩丰富
8 安装方式 倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地,安装简单,布置紧凑,节约场地。 同左 柔性组件重量轻,可直接粘附于屋顶表面,与建筑结构良好结合。刚性组件安装方式同左。 在建筑物上使用非晶硅电池组件有优势,在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装方便,布置紧凑,可节约场地。
9 国内自主化生产情况 产业链完整,生产规模大、技术先进 同左 国内2007年底开始生产线建设,起步晚,产能没有完全释放。 晶体硅电池组件国内自主化程度高。非晶硅电池组件国内生产尚未规模化

从上表的比较结果可以看出:

(1)、商业化使用的太阳能电池组件中,单晶硅组件转换效率最高,多晶硅其次,但两者相差不大。

(2)、非晶硅组件电池在弱光响应、高温性能和成本等方面有一定优势,但单位面积发电效率较低。

(3)、晶体硅太阳能电池组件技术成熟,且产品性能稳定,使用寿命长。晶体硅电池组件故障率极低,运行维护最为简单。

(4)、薄膜电池光电转换效率低6%,衰减率(光致衰退率)较高等问题,前些年未引起业界的足够关注,市场占有率很低。随着其技术的不断进步,光电转换效率得到迅速提高,现在比2年以前约提升了30%-40%,虽然仍然与晶体硅电池相比有很大差距,但其用料少、工艺简单、能耗低,成本有一定优势,越来越被业界所接受。因此近3年来薄膜太阳能电池产业得到较快发展。

综上考虑,本项目主要采用多晶硅电池为选用方案,以减少项目的初期投资成本,同时能够达到稳定的效果。

3.1.3 选型条件

参考国内太阳能光伏发电扶持政策,光伏组件选择的多晶硅组件效率超过14.5%。

3.1.4 选型方案

根据安装场地位置不同,光伏构件选用多晶体硅太阳电池组件其主要技术经济指标如下:多晶硅太阳电池组件效率达到14.5%以上,寿命25年以上;

根据以上条件分析,本项目选用的多晶硅太阳电池主要参数如下:

表3-2                         太阳电池参数表

峰值功率 (Wp) 165
短路电流 (Isc) 7.82±0.2
开路电压 (Voc) 29±0.5
峰值电压  (Vmp) 23.5±0.5
峰值电流  (Imp) 7.02±0.2
额定工作温度 (℃) 43±2
抗风力或表面压力 2400Pa,130km/h
绝缘强度 DC3500V,1min, 漏电电流≤50
冲击强度 227g钢球1m自由落体,表面无损
外形尺寸    (mm) 1316×992×46
重量        (kg) 15.00

3.2 并网光伏系统效率计算

3.2.1 发电效率分析

并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。

(1)光伏阵列效率η1:光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括:组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等,取效率92%计算。

(2)逆变器转换效率η2:逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比,取逆变器效率95%计算。

(3)交流并网效率η3:从逆变器输出至高压电网的传输效率,其中主要是升压变压器的效率,取变压器效率95%计算。

(4)系统总效率为:η总=η1×η2×η3=92%×95%×95%=77%

3.2.2 倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算

从气象站得到的资料,均为水平面上的太阳能辐射量,需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。

对于某一倾角固定安装的光伏阵列,所接受的太阳辐射能与倾角有关,较简便的辐射量计算经验公式为:

Rβ=S×[sin(α+β)/sinα]+D

式中:Rβ——倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量

S ——水平面上太阳直接辐射量

D ——散射辐射量

α——中午时分的太阳高度角

β——光伏阵列倾角

根据当地气象局提供的太阳能辐射数据,按上述公式计算敦煌市不同倾斜面的太阳辐射量,具体数据见下表:

3.2.3 太阳能光伏组件串并联方案

250KW并网逆变器的直流工作电压范围为:450Vdc~880Vdc,最佳直流电压工作点为:560Vdc。

太阳能光伏组件串联的组件数量Ns=560/23.5±0.5=24(块),这里考虑温度变化系数,取太阳能电池组件18块串联,单列串联功率P= 18×165Wp=2970Wp;

单台250KW逆变器需要配置太阳能电池组件串联的数量Np=250000÷2970≈85列, 1MWP太阳能光伏电伏阵列单元设计为340列支路并联,共计6120块太阳能电池组件,实际功率达到1009.8KWp。

整个10MWp系统所需165Wp电池组件的数量M1=10×6120=61200(块),实际功率达到10.098MWp。

该工程光伏并网发电系统需要165Wp的多晶硅太阳能电池组件61200块,18块串联,3400列支路并联的阵列。

3.2.4太阳能光伏阵列的布置

(1)光伏电池组件阵列间距设计

为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件阵列间距应不小于D:

D=0.707H/tan〔arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)〕

式中Φ为当地地理纬度(在北半球为正,南半球为负),H为阵列前排最高点与后排组件最低位置的高度差)。

根据上式计算,求得:D=5025㎜。

取光伏电池组件前后排阵列间距5.5米。

 

(2)太阳能光伏组件阵列单列排列面布置见下图:

(3)10MWP太阳能光伏组件阵列布置见下图:

4)总占地面积计算:10MWp太阳能光发电场由1700个单列太阳能光伏阵列构成,前后排阵列间距5.5米。占地面积=935×472 =44.14万平方米。

6、土建设计

(1)10MWp光电场总占地面积 =935米×472米= 441400平方米

(2)光伏阵列占地约316000㎡,电站房屋建筑面积约3600平方米。其中:

办公室、展厅、食宿楼:40m×20m×2=1600㎡;

机房、控制室:80m×20m×10=1600㎡;

工作间、库房及其它: 20m×20m=400㎡;

(3)光电场周围需安装高度2.5米防护围栏,围栏总长度:(935+472)×2=2814m;

(4)方阵支架基础用钢筋混凝土现浇,预埋安装地脚螺栓。总计5100个基础,单体基础 0.256m3。

3.2.5太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱设计

 

如上图所示,光伏阵列防雷汇流箱具有以下特点:

满足室外安装的使用要求;

同时可接入6路太阳电池串列,每路电流最大可达10A;

接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V;

熔断器的耐压值不小于DC1000V;

每路光伏串列具有二极管防反保护功能;

配有光伏专用高压防雷器,正极负极都具备防雷功能;

采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值,可承

受的直流电压值不小于DC1000V。

按照每6个太阳电池串列单元需要配置1台光伏方阵防雷汇流箱,250KW并网逆变器需配置10个汇流箱,本工程10MWp光伏并网发电系统共需配置400台光伏方阵防雷汇流箱。

3.2.6 直流配电柜设计

每台直流配电柜按照250KWp的直流配电单元进行设计,1MWp光伏并网单元需要4台直流配电柜。每个直流配电单元可接入10路光伏方阵防雷汇流箱,10MWp光伏并网系统共需配置40台直流配电柜。每台直流配电柜分别接入1台250KW逆变器。

每个1MW并网单元可另配备一套群控器(选配件),其功能如下:

群控功能的解释:这种网络拓朴结构和控制方式适合大功率光伏阵列在多台逆变器公用可分断直流母线时使用,可以有效增加系统的总发电效率。

当太阳升起时,群控器控制所有的群控用直流接触器

KM1~KM3闭合,并指定一台逆变器INV1首先工作,而其他逆变器处于待机状态。随着光伏阵列输出能量的不断增大,当INV1的功率达到80%以上时,控制直流接触器KM2断开,同时控制INV3进行工作。随着日照继续增大,将按上述顺序依次投入逆变器运行;太阳落山时,则按相反顺序依次断开逆变器。从而最大限度地减少每台逆变器在低负载、低效率状态下的运行时间,提高系统的整体发电效率。

群控器可以通过RS485总线获取各个逆变器的运行参数、

故障状态和发电参数,以作出运行方式判断。

群控器同时提供友好的人机界面。用户可以直接通过LCD

和按键实现运行参数察看、运行模式设定等功能。

用户可以通过手动方式解除群控运行模式。

3.2.7 太阳能光伏并网逆变器的选型

此太阳能光伏并网发电系统设计为10个1MWp的光伏并网发电单元,每个并网发电单元需要4台功率为250KW的逆变器,整个系统配置40台此种型号的光伏并网逆变器,组成10MWp并网发电系统。选用性能可靠、效率高、可进行多机并联的逆变设备,本方案选用额定容量为250KW的逆变器,主要技术参数列于下表:

表13   250KW并网逆变器性能参数表

容    量 250KW
隔离方式 工频变压器
最大太阳电池阵列功率 275KWp
最大阵列开路电压 900Vdc
太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围 450Vdc~880Vdc
最大阵列输入电流 560A
MPPT精度 >99%
额定交流输出功率 250KW
总电流波形畸变率 <4%(额定功率时)
功率因数 >0.99
效率 94%
允许电网电压范围(三相) 320V~440AC
允许电网频率范围 47~51.5Hz
夜间自耗电 <50W
保护功能 极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、欠压及过压保护等
通讯接口(选配) RS485或以太网
使用环境温度 -20℃~+40℃
使用环境湿度 0~95%
尺寸(深×宽×高)mm 800×1200×2260
噪音 ≤50dB
防护等级 IP20(室内)
电网监控 按照 UL1741标准
电磁兼容性 EN50081,part1;EN50082,part1
电网干扰 EN61000-3-4

1、性能特点

选用光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP(LF2407A)控制芯片,主电路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装,运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器,可靠性高,保护功能齐全,且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。该并网逆变器的主要技术性能特点如下:

(1)采用美国TI公司32位DSP芯片进行控制;

(2)采用日本三菱公司第五代智能功率模块(IPM);

(3)太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT);

(4)50Hz工频隔离变压器,实现光伏阵列和电网之间的相互隔离;

(5)具有直流输入手动分断开关,交流电网手动分断开关,紧急停机操作开关。

有先进的孤岛效应检测方案;

有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能;

直流输入电压范围(450V~880V),整机效率高达94%;

(9)人性化的LCD液晶界面,通过按键操作,液晶显示屏(LCD)

可清晰显示实时各项运行数据,实时故障数据,历史故障数据(大于50条),总发电量数据,历史发电量(按月、按年查询)数据。

(10)逆变器支持按照群控模式运行,并具有完善的监控功能;

(11)可提供包括RS485或Ethernet(以太网)远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议;Ethernet(以太网)接口支持TCP/IP协议 ,支持动态(DHCP)或静态获取IP 地址;

(12)逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。

2、电路结构

250KW并网逆变器主电路的拓扑结构如上图所示,并网逆变电源通过三相半桥变换器,将光伏阵列的直流电压变换为高频的三相斩波电压,并通过滤波器滤波变成正弦波电压接着通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电,在直流侧加入了先进的MPPT算法。

3.2.8 交流防雷配电柜设计

按照2个250KWp的并网单元配置1台交流防雷配电柜进行设计,即每台交流配电柜可接入2台250KW逆变器的交流防雷配电及计量装置,系统共需配置20台交流防雷配电柜。

每台逆变器的交流输出接入交流配电柜,经交流断路器接入升压变压器的0.4KV侧,并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表,可以直观地显示电网侧电压及发电电流。

3.2.9 交流升压变压器

并网逆变器输出为三相0.4KV电压,考虑到当地电网情况,需要采用35KV电压并网。由于低压侧电流大,考虑线路的综合排部,选用5台S9系列(0.4)KV/(35-38.5)KV,额定容量2500KVA升压变压器分支路升压,变压器技术参数如下:

表14  变压器技术参数表

项目 单位 参数
额定容量 KVA 2000
额定电压 高压 KV 35±5%
低压 KV 0.4
损耗 空载 KW 3.2
负载 KW 20.7
空载电流 % 0.8
短路阻抗 % 6.5
重量 T 1.81
变压器身 T 4.1
总重 T 7.95
外形尺寸 长×宽×高(mm) 2850×1820×3100
轨距 mm 1070

 

(七)系统组成方案原理框图

3.2.10 系统接入电网设计

本系统由10个1MWP的光伏单元组成,总装机10MWp,太阳能光伏并网发电系统接入35KV/50Hz的中压交流电网,按照2MWp并网单元配置1套35KV/0.4KV的变压及配电系统进行设计,即系统需要配置5套35KV/0.4KV的变压及配电系统。每套35KV中压交流电网接入方案描述如下:

1、系统概述

35KV中压交流电网接入方案图如下:

35KV中压交流电网接入方案图

2、重要单元的选择

(1)35KV/0.4KV配电变压器的保护

35KV/0.4KV配电变压器的保护配置采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置,既可提供额定负荷电流,又可断开短路电流,并具备开合空载变压器的性能,能有效保护配电变压器。

系统中采用的负荷开关, 通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。

(2)高遮断容量后备式限流熔断器的选择

由于光伏并网发电系统的造价昂贵,在发生线路故障时,要求线路切断时间短,以保护设备。

熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性(可提供精确的始熔曲线和熔断曲线);有良好的抗老化能力;达到熔断值时能够快速熔断;要有良好的切断故障电流能力,可有效切断故障电流。

根据以上特性,可以把该熔断器作为线路保护,和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用,并通过选择合适的熔丝曲线和配合,实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。

对于35kV线路保护,《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》要求:除极少数有稳定问题的线路外,线路保护动作时间以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据,不必要求速动保护快速切除故障。

通过选用性能优良的熔断器,能够大大提高线路在故障时的反应速度,降低事故跳闸率,更好地保护整个光伏并网发电系统。

(3)中压防雷保护单元

该中压防雷保护单元选用复合式过电压保护器,可有效限制大气过电压及各种真空断路器引起的操作过电压,对相间和相对地的过电压均能起到可靠的限制作用。

该复合式过电压保护器不但能保护截流过电压、多次重燃过电压及三相同时开断过电压,而且能保护雷电过电压。

过电压保护器采用硅橡胶复合外套整体模压一次成形,外形美观,引出线采用硅橡胶高压电缆,除四个线鼻子为裸导体外,其他部分被绝缘体封闭,故用户在安装时,无需考虑它的相间距离和对地距离。该产品可直接安装在高压开关柜的底盘或互感器室内。安装时,只需将标有接地符号单元的电缆接地外,其余分别接A、B、C三相即可。

设置自控接入装置对消除谐振过电压也具有一定作用。当谐振过电压幅值高至危害电气设备时,该防雷模块接入电网,电容器增大主回路电容,有利于破坏谐振条件,电阻阻尼震荡,有利于降低谐振过电压幅值。所以可以在高次谐波含量较高的电网中工作,适应的电网运行环境更广。

另外,该防雷单元可增设自动控制设备,如放电记录器,清晰掌控工作动作状况。可以配置自动脱离装置,当设备过压或处于故障时,脱离开电网,确保正常运行。

(4)中压电能计量表

中压电能计量表是真正反应整个光伏并网发电系统发电量的计量装置,其准确度和稳定性十分重要。采用性能优良的高精度电能计量表至关重要。

为保证发电数据的安全,建议在高压计量回路同时装一块机械式计量表,作为IC式电能表的备用或参考。

该电表不仅要有优越的测量技术,还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时,该电表还可以提供灵活的功能:显示电表数据、显示费率、显示损耗(ZV)、状态信息、警报、参数等。 此外,显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改。通过光电通讯口,还可以处理报警信号,读取电表数据和参数。

3.2.11 监控装置

系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机,可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器进行运行数据的监测。

监控主机的照片和系统特点如下:

 

3.5”嵌入式低功耗Intel ULV 赛扬400MHz CPU卡,

带LCD/CRT VGA,

双网络,

USB2.0,

数字输入/输出和音频

256M 内存   (可升级)

40G 笔记本硬盘 (可升级)

工控机和所有光伏并网逆变器之间的通讯可采用RS485总线或Ethernet(以太网)。

光伏并网系统的监测软件使用本公司开发的大型光伏并网系统专用网络版监测软件SPS-PVNET(Ver2.0)。该软件可连续记录运行数据和故障数据:

要求提供多机通讯软件,采用RS485或Ethernet(以太网)

远程通讯方式,实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。

要求监控主机至少可以显示下列信息:

可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总

发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。

可查看每台逆变器的运行参数,主要包括:

A、直流电压

B、直流电流

C、直流功率

D、交流电压

E、交流电流

F、逆变器机内温度

G、时钟

H、频率

I、功率因数

J、当前发电功率

K、日发电量

L、累计发电量

M、累计CO2减排量

N、每天发电功率曲线图

监控所有逆变器的运行状态,采用声光报警方式提示设备

出现故障,可查看故障原因及故障时间,监控的故障信息至少因包括以下内容:

A、电网电压过高;

B、电网电压过低;

C、电网频率过高;

D、电网频率过低;

E、直流电压过高;

F、直流电压过低;

G、逆变器过载;

H、逆变器过热;

I、逆变器短路;

J、散热器过热;

K、逆变器孤岛;

L、DSP故障;

M、通讯失败;

要求监控软件集成环境监测功能,主要包括日照强度、风

速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。

要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据,包括环

境数据。故障数据需要实时存储。

要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据

和所有的故障纪录。

要求至少提供中文和英文两种语言版本。

要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000,

XP 操作系统

要求使用高可靠性工业PC作为监控主机

要求提供多种远端故障报警方式,至少包括: SMS(短信)

方式,E_MAIL方式,FAX方式。

(10)监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。

4、环境监测装置

在太阳能光伏发电场内配置1套环境监测仪,实时监测日照

强度、风速、风向、温度等参数。

该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量,其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统,实时记录环境数据。

3.2.12系统防雷接地装置

为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠,防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生,系统的防雷接地装置必不可少。

(1)地线是避雷、防雷的关键,在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时,选择电厂附近土层较厚、潮湿的地点,挖1~2米深地线坑,采用40扁钢,添加降阻剂并引出地线,引出线采用35mm2铜芯电缆,接地电阻应小于4欧姆。

(2)直流侧防雷措施:电池支架应保证良好的接地,太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱,汇流箱内含高压防雷器保护装置,电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜,经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。

(3)交流侧防雷措施:每台逆变器的交流输出经交流防雷柜(内含防雷保护装置)接入电网,可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏,所有的机柜要有良好的接地。

3.3光伏发电系统设备及安装投资估算

光伏发电系统设备及安装投资估算分类明细表

 

序号 项目明细 单位 数量 单价(元) 总价(万元)
1 光伏组件 Wp 10124400 7.5 7593.3
2 支架 T 2475 10000 2475
3 单元接线箱 40 15000 60
4 支架接线箱 400 2000 80
5 基础固定金具 14400 15 21.6
6 支架固定金具 499200 1 49.92
7 组件固定金具 368160 0.3 11.04
8 电缆电线 220000 20 440
小         计       10730.86

1 并网逆变器 40 650000 2600
2 交流配电柜 20 60000 120
3 接线电缆 8000 40 32
小计       2752
 

1 2500KVA变压器 5 300000 150
2 电流互感器 5 120000 60
3 断路器 5 160000 80
4 隔离开关 5 20000 10
5 计量装置 5 150000 75
6 高压输电线路 KM 5 150000 75
小计       450 
控制检测与数据传输系统       260
场地基础及          土建工程 1 防雷及接地装置 40 10000 40
2 光伏阵列基础 立方米 2265.6 1000 226.56
3 场地平整 m2 414960 1 41.5
4 线缆地沟 12000 200 240
5 设备电气基础 m2 1200 300 36
6 房屋建设 m2 3600 1200 432
7 道路及场地 m2 50000 100 500
8 防护围栏 m2 8300 60 49.8
9 清洁、水路管线设施       200
小计       1765.86
安装劳务、调试、运输 1 安装调试劳务   300人 1.8万元/人.年 540
2 安装调试设备使用费       90
3 运输杂费用       390
小计       1020
其他费用 1 建设项目法人管理费 (建筑工程费+安装工程费)×费率 1.61% 40.67
2 前期工程费 勘测设计费×费率 18% 86.4
3 设备成套服务费 设备购置费×费率 0.5% 206.63
4 备品备件购置费 设备购置费×费率 0.8% 330.61
5 勘察设计费 48000 1% 480
6 竣工图文件编制费     65
7 工程监理费 10124.4KW 30元/KW 30.37
8 生产办公用具购置费 (建筑工程费+安装工程费)×费率 0.59% 14.90
9 交通工具购置费 设备购置费×费率 1% 413.26
10 其他 (建筑工程费+安装工程费)×费率 0.14% 3.54
小计       1671.38
总计       18650.1

四、 本项目发电评估与能效分析

4.1 项目发电量评估

4.1.1 项目所在地的气象数据

 

河源市气象数据

 

河源市气象数据

 

 

河源市气象数据

4.1.2 并网光伏系统效率计算

并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。

(1)光伏阵列效率:光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括:组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等,取效率92%计算。

(2)逆变器转换效率:逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比,取逆变器效率95%计算。

(3)交流并网效率:从逆变器输出至高压电网的传输效率,其中主要是升压变压器的效率,取变压器效率95%计算。

(4)系统总效率为:。

4.1.3发电量估算

本项目太阳电池组件总装机容量10.2384MWp

Ø 发电量估算
光伏阵列 估算
光伏组件类型 多晶硅太阳电池
光伏组件制造商 英利能源(中国)有限公司
额定光伏组件的效率 % 14.7
正常工作条件温度 20
光伏组件功率温度因子 %/℃ -0.45
每个光伏阵列面积 750
太阳能组件发电量 估算
电网类型 并网
光伏阵列功率 kWp 10238.4    
光伏逆变器总容量 kW 10080    
损失因子 DC端杂项损失 光伏电场线损 温度影响 逆变器效率 变压器损耗
0.97 0.98 0.98 0.98 0.98
衰减因子 前5年 0.97 后7年:13年 0.95 0.85
首年发电量 kWh 12028734 年均发电量 kWh 10845764
25年发电量 kWh 271144116      

晶体硅太阳电池部分上网电量计算

由上图可得,此设计方案光伏发电系统首年发电量约12028734kWh,即约1203万度。上述计算中,已考虑太阳电池杂损和逆变器损耗,周围障碍物遮光影响,光伏电场线路效率等各种损耗。考虑光伏系统长期工作后的衰减,估算出此设计方案光伏发电系统25年发电量约27114万度。

4.2 项目能效分析

本项目第一年系统总效率为 82%,随后由于光伏组件实际功率的衰减,系统总效率会逐年下降。本项目拟采用英利能源(中国)有限公司生产的多晶硅太阳电池组件,其功率质保条款中规定 25 年内组件实际功率不低于标称功率的80%。

假设本项目运营期为 25 年,运营期内光伏组件的功率呈线性衰减,平均每年衰减0.80%,25 年总共衰减了 20%,并假设逆变器的转换效率没有发生衰减,即光伏系统总效率的衰减速率与光伏组件衰减速率完全一致。因此预测本项目并网光伏系统每年发电量衰减幅度为 86766度,25 年内的发电量预测结果如表

时间 年发电量(kWh) 时间 年发电量(kWh)
第 1 年 12028734.00 第 14 年 10598721.00
第 2 年 11999906.00 第 15 年 10509782.00
第 3 年 11960878.00 第 16 年 10436845.00
第 4 年 11921450.00 第 17 年 10364906.00
第 5 年 11895822.00 第 18 年 10293936.00
第 6 年 11804558.00 第 19 年 10192969.00
第 7 年 11694448.00 第 20 年 9948982.00
第 8 年 11526418.00 第 21 年 9898797.00
第 9 年 11422920.00 第 22 年 9788649.00
第 10 年 11322770.00 第 23 年 9610154.00
第 11 年 11193207.00 第 24 年 9417125.00
第 12 年 11098943.00 第 25 年 9230537.00
第 13 年 10982659.00 25 年合计 271144116.00

4.3 环境效益

太阳能光伏发电是一种清洁的能源,既不直接消耗化石资源,同时又不释放污染物、废料,也不产生温室气体破坏大气环境,也不会有废渣的堆放、废水排放等问题,有利于保护周围环境,是一种绿色可再生能源。与其它传统火力发电方式相比,本项目并网光伏发电项目每年可以减少大量的温室效应性气体 CO2,大气污染气体 SO2、NxOy 等的排放。此外还可节约用水,减少相应的废水对水环境的污染。由此可见,光伏发电系统有明显的环境效益

《京都协议》是我国政府向世界承诺的减排指标体系。

对深圳特区大气污染物排放实行总量控制,将起到良好的减排作用。因此,推广利用太阳能有着很大的环境效益,功在当代,利在后代子孙。

年均发电量(kWh) 标煤量(t) CO2(g) SO2(g) Nox(g) 烟尘(g)
系数 859.845 8.03 6.9 3.35
10845764 3796.0174 9327吨 87吨 75吨 36吨

4.4 结论

太阳能光伏发电系统没有转动部件,没有噪音污染,基本无故障,比其它常规发电方式都要好,其能量来源是清洁无污染的太阳能,并且太阳能分布广泛,对环境没有污染,非常环保。太阳能光伏发电系统的应用,可以有效减少常规能源的消耗,并且可以有效减少温室气体及其它有害气体的排放,因此具有非常重要的环保意义。

、环境与水土保持

5.1 环保法律法规依据

本项目环境影响分析依据的环境保护主要法律法规有:

《中华人民共和国环境保护法》(1989.12.26);

《中华人民共和国环境影响评价法》(2002.10);

《建设项目环境保护管理条例》(1998.11)。

依据的主要环境保护标准还有:

(1)环境空气:GB 3095-1996 环境空气质量标准 二级标准;

(2)水体环境:GB 8978-96 污水综合排放标准 二级标准;

(3)噪声环境:GB 3096-93 城市区域环境噪声标准 3 类标准;GB 12523-90 建筑施工场界噪声限值。

5.2 环境影响分析与保护措施

本项目对环境的影响大部分是由于在施工过程中带来的环境影响,本项目全部利用现有的厂房屋顶,土建部分施工量极少,因此对环境影响极小。

5.2.1 工程施工期对环境的影响

本项目所在地是工业园区的厂房屋顶,不会影响生态环境,不会影响农业生态。在施工过程中对于如下因素的影响情况如下:

(1)噪声防治

本项目施工内容主要包括光伏设备运输和安装等。本项目施工作业位于工业园区,应注意噪声防治。在施工工艺选择时,将施工噪音降低到标准范围内,同时在施工过程中应严格遵守作业时间,以避免施工噪声的干扰问题。

(2)尘、废气、污水

本项目在施工中不产生粉尘及扬尘,不会造成空气污染,也不会产生污水。

(3)运输车辆对交通干线附近居民的影响

光伏电站工程运输量不大,因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小,避免或减轻对居民造成的噪声影响。施工车辆的运行应尽量避开噪声敏感区域和噪声敏感时段,文明行车。

(4)绿化和临时占地恢复措施

由于本项目光伏系统不是在地表施工,不会损伤植被,不会影响生态系统,同时也没有临时占地恢复的问题。

5.2.2 运行期的环境影响

太阳能光伏发电系统是将太阳辐射能量直接转化为电能,在运行过程中不消耗矿物燃料,不产生污染物,对环境的影响主要表现为以下几个方面:

(1)噪声影响

光伏组件工作时没有噪音产生,而逆变器是由电子元器件组成,其运行时的噪声

很小,可以忽略。光伏电站运行过程中产生噪声声源的只有变压器,而本项目属于用户侧并网发电,没有额外增加变压器,同时电气设备都布置在室内,室外噪音水平远低于国家标准。

(2)电磁场的影响

该光伏发电项目配电室远离生活区,逆变器等电气设备容量小,且室内布置,因

此可认为基本无电磁场的影响。

(3)对电网的影响

太阳能光伏系统运行时,选用的高性能逆变器装置产生的电流谐波控制在 3%以内,小于 GB 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》规定的 5%。光伏系统并网运行时,电网公共连接点的三相电压不平衡度不超过 GB15543-1995《电能质量 三相电压允许不平衡度》规定的数值。因此可认为本项目对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。

(4)雷击

本项目太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统,可避免雷击对设备、人身造

成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故,光伏电站建成后必须安设警示牌,雷雨季节应注意安全,以防万一。根据设计规程的要求,并网逆变器及配电房内主要电气设备均采取相应的接地方式,能满足防雷保护的要求。

(5)光污染

光伏组件内的晶体硅太阳电池表面沉积了一层减反射薄膜,同时封装玻璃表面已

经过特殊处理,因此光伏组件对阳光的反射率很低,远低于玻璃幕墙,并且以散射光为主,无眩光,不会产生光污染。

5.3 水土保持

本光伏发电项目的工程选址在盐田区各个工业园区内,光伏组件阵列的安装地点是已经建设完成的厂房屋顶,并网光伏逆变器等主要设备可就近安装在产业园区原有的配电房内,管线和电缆以随厂房屋面和桥架形式布设,仅有小部分管线需要开挖水泥路面埋设,因此项目区域不存在大规模地表开挖及回填等施工活动,不存在水土流失现象,基本无需采取水土保持措施。

本工程的建设,采用可再生的清洁能源,避免了火力发电对大气的污染及水力发电对生态环境的影响,工程运行期无任何污染产生,施工期在采取一系列环境保护措施之后,对周围环境的影响较小,环境效益优势明显。

从环境保护角度而言,工程的建设是可行的。

六、 结论与建议

6.1 结论

综上所述,本项目万绿湖太阳能光伏并网发电项目建设于太阳能资源较好的河源市东源县,并具备良好的前期基础条件和技术支撑,符合国家节能减排发展新能源的政策,并且具有重要的社会意义和一定的经济效益等。

1.建设条件具备:基建工程已经完成,建设资金落实;以中国瑞林林工程技术有限公司做为研发平台,技术支撑有保障;同时,技术支撑单位拥有一批建设、生产、经营、管理等诸方面具有经验丰富和现代意识的职工队伍。

2.项目设计严格遵循“稳定可靠、技术先进、节能减排、节约投资”的设计原则,设计上充分利用现有的技术研发和应用成果,同时,项目的实施,将培养一批光伏并网发电技术方面的专业人才,为本工程的实施奠定了坚实的基础。

3.本项目的实施,符合国家及地方相关政策法律规定,为解决环保和发展的矛盾,实现低碳经济、绿色GDP开拓一条崭新的途径,切实走出一条有别于传统模式的现代化、城市化发展新路。

4.本项目财务评价表明本项目经济效益好。项目的实施,有利于提升企业的综合竞争力,有利于企业的可持续发展。

5万绿湖10MWp 光伏发电示范项目顺利建成对提升本地太阳能应用的水平和相关配套产业的发展都有很好的促进作用。

因此,本项目的实施,做到了资源综合利用、改善环境,符合国家提倡的方针政策,建设条件落实有保障、技术可行、经济效益好,具有良好的社会效益。

6.2 建议

(1)由于太阳能光伏发电示范项目一次性投资较大,虽然建成后运行费用很低,但发电成本仍然较高,建议国家和地方按照《可再生能源法》的相关规定,给予本项目立项以及新能源发电成本补贴。

(2)由于大型并网光伏发电系统技术比较复杂,发展的时间较短,近几年国际上已有成功的范例,但屋顶大型并网光伏发电系统的技术发展在国内外仍受到密切的关注。建议项目建设应充分重视和考虑大型并网光伏发电系统的复杂性和难度。

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