某污水处理厂630kW 柔性支架光伏发电项目
建议书
目 录
第1章 概述 ............................................................ 4
1.1 项目概况 ......................................................... 4 1.2 主要设计规范 ..................................................... 4 第2章 太阳能资源 ...................................................... 5
2.1 太阳能资源分类 ................................................... 5 第3章 总体技术方案及发电量估算 ........................................ 7
3.1 光伏组件选型 ..................................................... 7 3.2 光伏阵列运行方式选择 ............................................. 8 3.2.1光伏支架设计 .................................................... 8 3.2.2钢支撑 .......................................................... 9 3.2.3拉索系统 ....................................................... 11 3.2.4稳定系统 ....................................................... 12 3.2.5设计要求 ....................................................... 13 3.3 逆变器的选型 .................................................... 13 3.4 光伏方阵设计 .................................................... 13 3.5 光伏子方阵设计 .................................................. 16 3.6 方阵接线方案设计 ................................................ 16 3.7 光伏发电年工程上网电量计算 ...................................... 16 第4章 电气 ........................................................... 19
4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6
项目概括： .................................................... 19 总括 ........................................................ 19 系统组成： .................................................. 19 逆变器的选型 ................................................ 19 系统组成方案原理图 .......................................... 22 系统防雷设计 ................................................ 22 防雷与接地 .................................................... 22 电缆设施 ...................................................... 23 监控系统 ...................................................... 23 继电保护和安全自动装置 ........................................ 25 控制电源系统 .................................................. 26
第5章 光伏发电效益分析 ................................................ 27
5.1
5.2 5.3 5.4 5.5
项目建设的必要性 .............................................. 27 社会效益分析 .................................................. 27 节能减排效益分析 .............................................. 28 光伏电组件废弃后的处理 ........................................ 28 环境影响可行性研究结论 ........................................ 28
第6章 概算 ............................................................ 29
6.1 编制说明 ........................................................ 29 第7章 财务评价与社会效益分析 .......................................... 30
6.1 概述 ............................................................. 30 6.2 财务评价 ......................................................... 30 6.3 社会效益分析 ..................................................... 32
第1章 概述
1.1 项目概况
工程位于***污水处理厂，本期规划安装容量约为629.64kW，当地全年日照辐射量约5010MJ/m2。预计电站运营期内平均年上网电量为60.74万kWh，年等效满负荷利用小时964.68h。
工程采用“自发自用，余电上网”模式，在水池上空利用钢索预应力结构支撑组件，从而节约土地，降低运行成本，使项目收益率达到最大。 1.2 主要设计规范
GB/T 19939 GB/Z 19964 GB/T 20046 GB/T 17468 GB/T 10228 GB 50054 GB/T 17478 DL/T 620 DL/T 621 GB 50034 GB 50187 GB 50205 GB 50010 GB 50007 GB 50017 GB 50009 GB 12523 GB 50011 GB 50189 GB50057 GB 50016 GB 3095 GB 50019 GBZ 1 GB 12801 GB 5083 DL 5454 DL 5053 《光伏系统并网技术要求》 《光伏发电站接入电力系统技术规定》 《光伏（PV）系统电网接口特性》 《电力变压器选用导则》 《干式电力变压器技术参数和要求》 《低压配电设计规范》 《低压直流电源设备的性能特性》 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 《交流电气装置的接地》 《建筑照明设计标准》 《工业企业总平面设计规范》 《钢结构工程施工及验收规范》 《混凝土结构设计规范》 《建筑地基基础设计规范》 《钢结构设计规范》 《建筑结构荷载规范》（2006年版） 《建筑施工场界噪声排放标准》 《建筑抗震设计规范》 《公共建筑节能设计标准》 《建筑物防雷设计规范》 《建筑设计防火规范》 《环境空气质量标准》 《采暖通风与空气调节设计规范》 《工业企业设计卫生标准》 《生产过程安全卫生要求总则》 《生产设备安全卫生设计总则》 《火力发电厂职业卫生设计规程》 《火力发电厂职业安全设计规程》 第2章 太阳能资源
2.1 太阳能资源分类
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。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小时，根据中国气象局风能太阳能评估中心推荐的国内太阳能资源地区分类办法，共分5类，其中：
图1 国内太阳能资源地区分布图
一类地区 全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在6700～8370MJ/m2。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆东南部等地。
二类地区 全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5860～6700MJ/m2，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。
三类地区 全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在5020～5860 MJ/m2，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部等地。
四类地区 全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在4190～5020 MJ/m2。相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
五类地区 全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在3350～4190MJ/m2。相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。 一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。
根据《太阳能资源评估方法》以太阳总辐射的年总量为指标，进行太阳能资源丰富程度评估，等级见下表
太阳能资源丰富程度等级
太阳总辐射年总量 ≥1750kW·h/(m2·a) 6300MJ/(m2·a) 1400～1750kW·h/(m2·a) 5040～6300MJ/(m2·a) 1050～1400kW·h/(m2·a) 3780～5040MJ/(m2·a) ＜1050kW·h/(m2·a) ＜3780 MJ/(m2·a)
根据NASA数据，该区域太阳辐射量大概5010MJ/m2.year,太阳能资源属三级地区-太阳能资源丰富。
资源一般 资源很丰富 资源丰富程度 资源最丰富 资源丰富
前期方案
第3章 总体技术方案及发电量估算
3.1 光伏组件选型
3.1.1几种常用的太阳能电池技术性能比较
几种常用的太阳能电池技术性能比较见下表。
从比较结果可以看出：
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，但两者相差不大。 3. 晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。
4. 在开阔场地上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，只有10-15年。
因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。 3.1.2晶体硅太阳能电池技术发展趋势
近年来，随太阳能电池加工工艺进步和新材料的使用，标准晶体硅电池组件功率不断增高、尺寸越做越大，目前已经规模化商业使用的最大容量标准晶体硅组件功率为290W，尺寸约为2米×1米。目前晶体硅光伏组件的发展趋势是：单个组件功率从原来的170W左右提高至290W左右，组件尺寸由原来的1.6米×0.8米增大至2米×1米，这是因为构成组件的单体电池功率、数量的增大所至；随着技术进步，组件功率密度、效率逐渐增大，组件功率增大约65%的同时，组件面积仅增大约50%，组件功率密度、效率逐渐增大，这也是电池组件生产成本持续下降的根本原因。此外，组件之间的接线减少，可以减少直流线损；这一技术进步间接造成同等规模光伏电站的设备价格降低，安装工程量、运行维护费用减少，建设投资得到有效控制，这既符合国家目前提倡的节能降耗精神，也与国际上光伏组件大型化的发展趋势相一致。
在单晶硅电池和多晶电池选择上：由于多晶硅电池组件的价格要比单晶硅低，从控制工程造价的方面考虑，选用性价比较高的多晶硅电池组件有一定优势，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。根据《日本太阳能光伏发电系统2004年度报告》中太阳电池的种类使用情况来看，2003年与2002年相比，单晶硅的输出容量从30.5%减到17.8%；多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变化。
鉴于以上原因，本工程推荐采用当下主流的大功率265W多晶硅电池组件。 3.2 光伏阵列运行方式选择
为减小初始投资，节约土地，降低运行成本，使项目收益率达到最大，本工程的 多晶硅光伏组件安装方式拟采用柔性支架固定倾角安装方式。 3.2.1光伏支架设计
采用柔性支架光伏支架，其中主要构件包括，钢立柱、横梁、拉索、锚索、斜支撑、 紧固件等 连接形式见下图：
图3.1 连接形式示意图
3.2.2钢支撑
支撑系统主要包括立柱（端柱、支撑柱）、横梁（端梁、支撑梁）、锚索。立柱和 横梁采用 Q235B 钢或 Q345B 钢制作，锚索采用钢丝绳。立柱与基础连接主要用于支撑 横梁及导轨等部件；横梁用于安装拉索等部件。
锚索主要用于加强横梁及立柱的稳定性。本工程立柱的高度需要根据地势调整，依 托地势走向
布置，保证最大的采光面积，保证光伏板的倾角满足技术要求。如图所示：
图3.2 端柱梁示例
图3.3 支撑柱梁示例
图3.4光伏板固定形式示例
3.2.3拉索系统
包括拉索及定制的连接件、固定件。拉索根据不同的风压、雪荷、板的自重及倾角 等，通过计算采用不同的钢丝绳制作。
光伏板与拉索的固定形式分为横向和纵向两种，四点固定，特殊部位可适当加强。 钢索的工艺规范、抗拉强度、年限、防腐、防锈、压套等要符合技术要求，详见下图。
图3.5连接件示例
图3.6 钢索连接形式示例
3.2.4稳定系统
通过锚索、拉索以及支撑部分的连接形成空间的网架结构，互相依托保证结构平面内及平面外的稳定性。 在集中受力点，采用压块、借助地势锚固等形式，增加网架架构的附着力，起到防风卸风的作用，增加稳定性，详见下图。
图3.7借助地势锚固形式示例
图3.8独立基础锚固形式示例
3.2.5设计要求
根据不同的地理位置，地貌特征以及受的荷载情况进行设计，构件要结合实际的 跨度、柱距通过计算设计结构方案和结构措施，保证构件的强度、刚度、稳定性。保 证拉索以及横梁的挠度要求。根据不同的温、湿度环境以及特殊要求的地区采取特殊 的防腐处理。
端柱的间距一般采用 6 米典型设计，可根据地势在 3~9 米中选择。跨度一般采用 10~20 米设计，具体尺寸根据地势进行选择。总跨度一般不超过 200 米。 3.3 逆变器的选型
目前国产及进口并网逆变器单台容量最大可达到1000kw，一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。单对于小型逆变器在小型光伏项目上则运用更为广泛，搭配比大型逆变器更为灵活，且已经投运的数量较多，性能较好。本工程根据总的布置容量，选用18台33kW小型逆变器。 3.4 光伏方阵设计
3.4.1光伏组件主要技术参数
光伏组件采用能体现国内组件生产水平，且经济性较优的大功率组件。本工程拟采用265W多晶硅太阳能电池，电池组件详细技术参数见表3-4-1。
表3-4-1 265W光伏组件技术参数表
序号 1 2 太阳电池种类 太阳电池组件型号 峰值参数 多晶硅电池 265Wp 265 38.1 8.71 30.3 8.33 1650*992*40 19.1 -0.42 -0.31 0.04 8% 20% 15.4% 2.1 峰值功率 Wp 2.2 开路电压 V 2.3 短路电流 A 2.4 工作电压 V 2.5 工作电流 A 3 4 5 6 7 8 9 10 组件尺寸 mm 重量 kg 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 组件效率 3.4.2光伏阵列组串配置及安装总容量
根据逆变器的设备参数（详见电气部分说明），光伏阵列的串、并联数见表3-4-2,规划安装2376块组件，总装机容量629.64kW。
表3-4-2光伏阵列组串配置表
组串组件构成 序组号 件名称 组件 型号 峰值组串组工功率 件作kWp/功数量 电串 率压 Wp Vmp 配置逆变器参数 组件安接入组逆变器对应组件功率 装型号 串数 编号 kWp 方（并） 式 逆组件安变装总容器量 数kWp 量 1 多晶固硅定光265 265 2376 5.83 612 33kw N01~N18 25伏度 组件 6 34.98 18 629.64
图3.9光伏组件平面布置图
3.5 光伏子方阵设计 3.5.1最佳安装角分析
以NASA的太阳辐射数据为基础，根据被业界普遍认可的《光伏并网电站太阳能资源评估规范》附表C中：倾斜面太阳能总辐射量计算方法，可以得出每月不同倾角倾斜面上对应的太阳辐射量，并按照规范中最佳倾角的定义：方阵一年中发电量为最大时的最佳倾斜角度，比较不同倾角的月平均太阳总辐射量，进行迭代计算，得出使全年最大太阳总辐照量最大时对应的倾角。
本工程考虑采用25°固定倾角安装方式。 3.5.2光伏组件阵列布置
本工程固定倾角式安装光伏阵列265W组件配18台组串式小型逆变器。
组件安装选择为平铺，因此各排前排对后排造成阴影遮挡问题。可保证上午9点到下午3点之间均能完全有阳光。
每排光伏阵列之间的南北向净距离810mm，避开阴影并作为检修通道。 3.5.3组串布置方式选择
布置优点：
（a）优化了组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗； （b）光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理；
（c）根据经验，太阳能电池的实际工作温度范围可取：-25℃～80℃。采用33kw型逆变器，输入功率为33kw，直流输入电压1000V，最大功率点跟踪范围200V～950V。参考该电压值，组件串联数在20~22块时可以保持逆变器的相对较高工作效率。 3.6 方阵接线方案设计
4.6.1汇流箱接线方式和逆变器接线方案
汇流箱考虑选用4个5进1 出的交流汇流箱。直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流汇流箱通过电缆接入380V站用电。 3.6.2逆变器布置
小型逆变器采用抱箍安装方式，考虑将其布置在组串中间位置，以方便接线和维护。全厂需用18个逆变器，并考虑电缆的走向及节省长度。 3.7 光伏发电年工程上网电量计算
组件总的安装数量规划安装265块组件，容量629.64KW，全部采用25度安装方式。 根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可分别预测并网光伏发电系统的年总
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发电量和各月的发电量。
光伏发电量有两种计算方法，一种是通过热功换的方式计算的，另一种是通过日照小时数计算的。本报告采用热功转换方法计算光伏电站发电量
根据热功换算公式，25°倾斜光伏方阵上的各月辐射量，进而计算固定式安装光伏方阵的发电量。
热功换算公式：1千瓦小时（kW•h）=3.6MJ，1MJ=0.2778kW•h
光伏电站倾斜方阵平面单位面积(m2)上的发电量P(kWh)=倾斜方阵平面上的辐射量(MJ)×0.2778 光伏电站方阵总面积=单片面积×太阳电池总片数
理论发电量=倾斜方阵平面单位面积(m2)上的发电量×太阳电池总面积×组件效率 3.7.1 综合效率分析
根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。 光伏发电站年平均上网电量Ep 计算如下：
根据光伏发电系统的构成以及光伏组件的光电转换特性，电站的发电量取决于太阳总辐射量及逆变器的转换效率，同时又受到多种因素影响，故：光伏发电站上网电量可按以下公式计算：
式中：A — 为组件安装面积（m2）； ηi — 组件转换效率（%）；
HA — 水平面太阳能总辐照量（kWh/m2，与气象标准观测数据一致）； Es—标准状态下的日照强度[4]，等于1000W/m2；
PAZ--光伏系统的安装容量，是光伏系统中太阳能组件标准输出功率的总和， kWp。
K — 为综合效率系数。
综合效率系数K是考虑了包括：光伏组件类型、光伏方阵的倾角、方位角、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染、光伏组件转换效率偏离等各种因素后的综合性的光电转换效率。
综合本工程所在地气候条件、平铺的辐射损失及上述分析和数据，本工程K值取0.8
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3.7.2 发电量测算
根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测629.64 KW的发电量：并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。
考虑不同的电池组件效率随着时间也存在着衰减，可以计算25年发电期间的每年发电量（详见下表）。表中可以看出，考虑组件衰减性，第一年发电量理论计算值比年平均上网电量高出10.6%，每年按0.8%线性衰减。
本光伏项目可规划容量629.64KW的25年平均上网电量60.74（万kwh）,年平均可利用小时数964.68h。
五年内平均值 十年内平均值 十五年内平均值 二十年内平均值 二十五年内平均值 发电利用小时数（h） 1056.14 1028.92 1005.33 984.46 964.68 发电量（万度） 66.50 64.78 63.30 61.99 60.74 第1年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1077.91 67.87 第6年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1023.47 64.44 第11年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 972.66 61.24 第16年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 936.37 58.96 第21年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 900.07 56.67 第2年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1067.02 67.18 第7年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1012.58 63.76 第12年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 965.40 60.79 第17年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 929.11 58.50 第22年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 892.82 56.22 第3年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1056.14 66.50 第8年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1001.70 63.07 第13年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 958.14 60.33 第18年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 921.85 58.04 第23年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 885.56 55.76 第4年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1045.25 65.81 第9年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 990.81 62.39 第14年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 950.89 59.87 第19年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 914.59 57.59 第24年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 878.30 55.30 第5年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 1034.36 65.13 第10年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 979.92 61.70 第15年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 943.63 59.41 第20年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 907.33 57.13 第25年 发电利用发电量小时数（h） （万度） 871.04 54.84
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第4章 电气
4.1 项目概括： 4.1.1 总括
***污水处理厂柔性支架光伏发电项目装机容量为629.64kW ，本期光伏发电系统采用多晶硅采用柔性支架的安装方式；系统按每22个265W光伏电池组件1串，组成一个小的发电单元，再按照6进1方式经组串式逆变器逆变后接入1台5进1出的交流汇流箱汇流，集中汇流后接至厂区原有380V配电系统。
根据要求，系统总体设计和系统产品满足国家光伏系统和产品的标准，并网系统设计满足《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005，《光伏（PV）系统电网接口特性》IEC61727:2004。 4.1.2 系统组成：
本系统主要由两部分组成，一部分包括太阳电池组件、并网逆变器、组件汇流箱、连接导线及电缆等组成；第二部分包括电气继电保护及监控系统，接地工程等设施。 4.1.3 逆变器的选型 4.1.3.1 逆变器的技术指标
对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较:
(1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。
(2) 逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90% 或95% 以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85% 或90% 以上。即使在逆变器额定功率10% 的情况下，也要保证90% (大功率逆变器)以上的转换效率。
(3) 逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。
(4) 最大功率点跟踪:逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。
(5) 可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如:过电压情况下，光伏发电系统应正常运行:过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内:故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。
(6) 监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到中控室，其控制器还应
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有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。
逆变器主要技术指标还有额定容量、输出功率因数、额定输入电压、电流、电压调整率、负载调整率、谐波因数、总谐波畸变率、畸变因数等。 4.1.3.2 逆变器选型
目前国产及进口并网组串式逆变器相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好。考虑本工程特点，结合经济投资成本，本工程中采用组串式逆变器。以下是本工程选用的逆变器参数。
表4-3-1 并网逆变器技术参数比较表
逆变器型号 最高效率 欧洲功率 最大输入功率 最大输入电压 最大输入电流最低工作电压 33KTL 98.3% 98% 33.673KW 1000V 18A 200V 200V～950V 1000V 2 3 第20页
MPPT电压范围 额定输入电压 每路MPPT最大输入路数 MPPT路数
输出功率 额定输出电压 输出电压频率 最大输出电流 功率因数 最大总谐波失真 输入直流开关 防孤岛保护 输出过流保护 输入反接保护 组串故障监测 直流浪涌保护 交流浪涌保护 绝缘阻抗检测 RCD检测 重量 机械尺寸（宽×高×深）
33000VA 400V+PE 50HZ/60HZ 48A 0.8超前….0.8滞后 ＜3% 支持 支持 支持 支持 支持 类型Ⅱ 类型Ⅱ 支持 支持 48kg 550mm/770mm/270mm 由以上图表比较可见33kw逆变器MPPT调压范围都较宽，日照辐射值较低时转化效率更高。同时组串式逆变器国内已经投运的数量较多、性能较好、产品生产厂家较多、选型丰富。
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4.1.4 系统组成方案原理图
图4.1 系统组成方案原理图 4.1.5 系统防雷设计
为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因防雷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。
光伏组件方阵应与建筑物的接地网连接在一起。电池支架应保证良好的接地，太阳能电池组件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厂区400V配电段，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。
每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入负载，可有效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。
由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷原件要分散安装在阵列的回路内，也安装在接线箱内，对于从低压配电线侵入的列点浪涌，必须在配电盘中安装相应的壁垒原件予以应对。 4.2 防雷与接地
光伏阵列区太阳能组件自带金属边框，金属边框与地面金属支架相连，金属支架与场地上敷设专用太阳能光伏组件接地热镀锌扁钢50*5mm2相连，热镀锌扁钢与支架相连，构成了接地、防雷体系。太阳能组件接地电阻按不大于4Ω考虑。太阳能组件采用专用接地连接器和线缆，能够大幅缩短接地线连接至太阳能板框架的安装时间，它是一款螺纹接头连接器，安装时通过插入框架上的小孔并采用两颗六角形螺母进行固定，在与太阳能板框架连接后，连接器主体会与一个锁紧垫圈螺帽在铝质框架表面卡紧，从而实现可靠的接地。具备最佳的接地性能，便于安装、使用的同时，能够
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节省大量时间与成本。为使电池板可靠接地，采用接地线对电池板进行接地。 4.3 电缆设施
电缆选择与敷设按《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50299-2006)、《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2007)和《国家电网公司十八项反事故措施实施细则》中的有关部分进行设计。
光伏站内电力电缆主要用于站用电源系统，采用钢带铠装聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，控制电缆采用阻燃聚氯乙烯绝缘、聚氯乙烯护套钢带铠装电缆。 4.4 监控系统
4.4.1.
监控系统设计原则
本期光伏发电系统按“无人值班、有人值守”的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。本期安装一套微机综合自动化监控系统，该系统负责获取主要设备的测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，另外，它还与电子式电表、直流电源系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成对光伏设备的综合管理功能。
每组光伏阵列的运行数据及工作状态通过通信口送至自动化监控系统。控制、测量及计量装置分散布置在就地开关柜上。
4.4.2.
监控系统功能
1）数据采集与处理
各间隔层采集单元按电气设备间隔划分，每个采集单元为一个独立的智能小系统，对所采集的输入量进行数字滤波、有效性检查、工程转换、故障判断、信号接点抖动消除、电度量计算等加工，从而产生出可供应用的电流、电压、有功功率、无功功率、电度、功率因数等各种实时数据，供数据库更新。并在形成分布点的数据库结构时，在就地控制单元中保留本地处理的各种数据。
1.1）计量与测量：
在光伏发电设备出口开关柜配置三相四线电子式多功能电能表。 2）统计计算
对实时数据进行统计、分析、计算。例如通过计算产生电压合格率、有功、无功、电流、总负荷、功率因数、电量日/月/年最大值/最小值及时间、日期、负荷率、电能分时段累计值 、数字输入状态量逻辑运算值等，设备正常/异常变位次数并加以区分等，提供一些标准计算函数，用来产生用户可定义的虚拟测点进行平均值、积分值和其它计算统计。具体算法及图表按业主提出的要求制定。
3）控制
3.1）控制操作对象 380V断路器
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4.2）控制方式
控制方式分为三种：运行人员操作、远方控制、后备手动控制。 运行人员操作
操作控制运行人员在控制室工作站上调出与操作相关的设备图后，通过操作键盘或鼠标，就可对需要控制的电气设备发出操作指令，实现对设备运行状态的变位控制。并应提供必要的操作步骤和足够的软硬件校核功能，以确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。
远方控制
计算机监控系统接收命令后，执行对各种设备的操作控制。此时，应闭锁后台计算机进行操作。 后备手动控制
当计算机监控系统停运时，在就地单元通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。
三种控制功能的工作方式中，前两种属于计算机操作。它于后备手动控制的切换依靠各间隔单元上的小开关进行。当切换到后备手动控制时，计算机对控制不产生任何作用，当切换到计算机操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机在同一时刻只能执行一条控制命令，当同时收到一条以上控制命令或与预操作命令不一致时，应拒绝执行，并能给出出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
4.4.3.
计算机监控系统结构
电站计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构。整个系统分为站控层、间隔层和过程层，数据分布管理。站控层采用功能分布结构，间隔层按监控间隔设置现地测控单元。
站控层和间隔层之间采用单以太网连接。网络介质可选用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆。 4.4.4.
计算机监控系统配置
系统配置包括硬件配置和软件配置，本阶段主要考虑系统硬件配置。 站控层为电站实时监控中心，负责整个光伏电站设备的控制和管理等。 4.4.5.
光伏发电系统的计算机监控
（1）光伏发电系统包括以下几个部分：光伏阵列、直流汇流箱、并网逆变器。 （2）光伏发电系统的监控配置如下：
a）光伏发电系统中太阳电池组件不单独设监控装置，而是通过汇流箱对太阳电池组串的实时数据进行测量和采集。
b）直流汇流箱、并网逆变器、交流柜均设有现地监控装置，对监控信号进行分析处理、故障诊断和报警并及时发现设备自身存在的问题。逆变器设数据采集装置对监控装置的实时数据进行采集，将采集到的数据和处理结果以通讯方式传输到站控层，由光伏电站运行人员进行远方监视和控制。
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c) 在每一个光伏区设置通信管理主机及光端机，通过RS485采集汇流箱、逆变器内的各种开关状态、运行状态、故障信息及测量信息等，再通过光缆（按光纤环网方式）上传至站控层计算机监控系统。通信管理机所需交流不停电电源，由厂家成套配供UPS电源（带逆变器和蓄电池）。
（3）光伏发电系统的监控功能如下：
a）汇流箱内设置直流熔断器、直流断路器、避雷器等。汇流箱监控装置采集直流断路器及熔断器状态、各路电流、电压等信号，对太阳电池组串及直流线路进行监控和管理。
b）逆变器的监控功能
①逆变器LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。运行人员可以操作键盘对逆变器进行监视和控制。
②逆变器就地监控装置可实现集中控制室微机监控的内容。逆变器的保护盒检测装置由厂家进行配置，如：孤岛保护、温升保护、过负荷保护、电网故障保护盒传感器故障信号等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。
③可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、每天发电功率曲线图。
④监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少应包括一下内容：电压过高、电压过低、频率过高、频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败。
c）交、直流柜内设置交、直流线路保护开关，电流表、电压表。现地测控装置采集各路开关状态机电流、电压等信号，上传至逆变器室数据采集器。 4.5 继电保护和安全自动装置
4.5.1.
设计原则
（1）所有保护均选用微机保护装置。
（2）保护装置出口一律采用继电保护无源接点的方式。
（3）继电保护和安全装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 4.5.2.
继电保护和安全自动装置配置
由于本期太阳能光伏发电容量很小，接入系统电压等级较低，且不提供短路电流，故仅在系统侧配置相应的保护（熔断器或自动空气开关）设备快速切除故障即可。
（1）并网逆变器保护
逆变器保护装置由逆变器成套，安装于逆变器控制柜内。保护配置有电流速断过流保护、零序过流保护、逆功率保护、过负荷保护、低电压保护、防孤岛效应保护、温度保护等。所有信息上传
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至光伏电场计算机监控系统及站控层计算机监控系统。
（2）汇流箱保护
光伏电场汇流箱塑壳开关采用开关自带的过电流模块进行保护。信息通过汇流箱组串监控单元上传至光伏电场计算机监控系统及站控层计算机监控系统。
（3）380V断路器保护
380V框架断路器配智能脱扣器，由断路器自带速断过流和过负荷保护。380V塑壳断路器采用断路器自带的过电流模块进行保护。 4.6 控制电源系统
4.6.1.
环境监测系统
在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等气象参数。 该参数由风速传感器、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数，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。
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第5章光伏发电效益分析
5.1
项目建设的必要性
我国能源结构以煤炭为主，在经济快速增长的拉动下，煤炭消费约占商品能源消费构成的75%，己成为我国大气污染的主要来源。由于能源消费的快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况愈发严重，既影响经济发展，也影响人民生活和健康。随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束将越来越严重。因此，大力开发太阳能、风能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施，同时，也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。
根据《中国应对气候变化国家方案》和《可再生能源发展“十三五”规划（征求意见稿）》，我国将通过大力发展可再生能源，提高可再生能源在能源结构中的比重，促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平。到2020 年，非化石能源占能源消费总量比例达到15%，2030年达到20%。
可再生能源中，利用太阳能发电是最有前景的技术之一。根据《可再生能源发展“十三五”规划（征求意见稿）》，至2020 年底，太阳能发电1.6亿千瓦（光伏1.5亿千瓦），建设太阳能光伏发电工程，并带动相关产业配套生产体系的发展，为实现太阳能发电技术的模块化应用奠定技术基础。随着《中华人民共和国可再生能源法》的正式实施以及《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《可再生能源发电有关管理规定》等一系列配套政策出台，国内太阳能发电市场将有望迅速打开。太阳能发电从环境保护及能源战略上都具有重大的意义；从发展看，太阳能光伏发电电源将逐步进入电力市场，并部分取代常规能源。
《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《可再生能源中长期发展规划》中多次提到发展太阳能光伏发电。 5.2
社会效益分析
太阳能是可再生能源，是一种清洁无污染的能源，更是取之不竭的可再生能源，太阳能发电目前在国内已经有十分成熟的应用技术。
建设本项目，不消耗煤、天然气、水、大气等自然资源；亦不产生有害气体、污染粉尘，不引起温室效应、酸雨现象等，可有效的保护生态环境。
大力发展可再生能源是世界各国可持续发展战略的重要组成部分，太阳能光伏发电更是发展相对迅猛。
本电项目将有效的结合绿色建筑和清洁能源结构，加大可再生能源的比例，同时太阳能所需的光资源经济环保。该项目的建设，不仅可提供额外的电力，更贴合打造绿色环保度假区的概念。
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5.3 节能减排效益分析
目前，我国的二氧化碳排放和二氧化硫排放都居世界第一。中国以煤为主的能源结构导致了我国二
氧化碳排放的减排任重道远，中国将面临国际社会施加的更大的压力，本项目的减排也可直接产生一定的经济效应。计算光伏并网发电站的减排量，需要有一个科学的计算过程。基准线，是指在没有该清洁发展机制项目的情况下，为了提供同样的服务，最可能建设的其它项目（即基准线项目）所带来的温室气体的排放。该项目的基准线背景是与项目相连的电网提供相同的电量，而作为项目电网要求没有或者只有很少的电力调入或调出。
在没有太阳能光伏发电项目活动的情况下，同等数量的电量要由常规发电厂提供给电网。本项目建成后，由于其不排放任何温室气体，对于同一个项目电网而言，可减少CO2的排放量。
本工程装机容量为629.64KWp，在运行期25年内的平均年发电量为60.74万kW·h的绿色电能，按照火电煤耗（标准煤）每kWh电耗煤305g计算，则可节约标准煤约186t，二氧化碳减排494t，二氧化硫3.8 t，氮化物1.9t。电站的运营期为25年，则电站全生命周期内可减少燃煤消耗4745t，具有一定的节能减排效果。 5.4
光伏电组件废弃后的处理
光伏电池使用寿命结束后，可采用制造厂回收方式，统一处理。 5.5
环境影响可行性研究结论
本项目基本上对环境无任何影响，不占用多余的场地，无噪声、水资源等污染。
项目建设施工期内，只要坚持文明施工、注重做好安全环保工作，对环境就基本无影响；同时在项目进入运营期后，同样对环境基本无影响。因此，本工程从环境保护分析是可行且具有良好社会效益的项目。
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第6章 概算
6.1 编制说明 6.1.1工程概况
本光伏发电项目，装机容量为629.64KW，工程施工期为2个月。 6.1.2主要编制原则及依据
5.1.2.1执行《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行）GD003-2011有关规定。 5.1.2.2项目划分及取费标准：《电网工程建设预算编制与计算规定》（2013年版）。 5.1.2.3定额指标：《电力建设工程概算定额》（2013年版）。
5.1.2.4 装置性材料：《电力建设工程装置性材料预算价格》（2013年版）。
5.1.2.5 建筑工程机械价差执行《关于颁布2013年电力建设建筑工程施工机械价差的通知》（定额〔2015〕44号）。
5.1.2.6 建筑材料价格采用上海地区市场价。
5.1.2.7设备价格：主要设备按生产厂家提供价格计列，其他设备参考市场价及近期招标价格计算。
5.1.2.8安装工程材机调整系数执行《关于发布电网安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知》（定额〔2015〕44号）。
5.1.2.9本工程静态投资编制年水平年为2017年2月价格。 5.1.3主要技术经济指标
静态投资为526.37904万元，单位千瓦静态投资8360元。
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第7章 财务评价与社会效益分析
6.1 概述
本项目设计装机容量约629.64KWp ，正常运行多年平均上网电量60.74万KWH，工程工期为2个月。
财务评价计算期采用26年，建设期2个月，生产经营期25年。按新颁布的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)及现行的有关财税政策，对光伏电场工程进行财务评价。 6.2 财务评价
6.2.1 项目投资和资金筹措
1） 本项目装机容量为629.64kW，建设期内总投资为5263790.4元，全部形成固定资产。 本项目自有资金比例为20%，其余为银行贷款，贷款总额为4212543.455999999元，
贷款利率4.9%，贷款年限15年。 2）固定资产价值
固定资产价值=固定资产投资-无形资产及递延资产-进项增值税。
本项目固定资产投资为5263790.4元，可抵扣进项增值税为631654.848元，固定资产价值为4634024.471999999元。 6.2.2.1 分析和评价
发电成本主要包括折旧费、维修费、职工工资及福利费、保险费、材料费、摊销费及其他费用。
发电经营成本为不包括折旧费和利息支出的全部费用。
项目的固定资产形成率按100％计:残值率5.0%，按15年折旧；维修费率按0.8％。 6.2.2.2 发电效益计算
本项目首年发电量678695.2524kWh，从第二年开始发电量每年衰减0.75%。
项目运营期25年，其中第1-20年上网电价为1.17元/kWh，第21-25年上网电价为0.4048元/kWh。
销售收入=年上网电量×（上网电价（不含增值税）+地方补贴电价）。 6.2.2.3项目成本费用
本电站总成本费用主要包括：运维费、屋顶/土地租金、折旧费、利息支出等。
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a.运维费用：
本项目运维费包括除屋顶/土地租金外的其他电站运营的费用，包括：人工费、管理费、材料费、保险费等，为183854.88元/年。
b.屋顶/土地租金：本项目屋/土地顶租金为10000元/年。 c.折旧费：
本项目折旧费按本发电场的固定资产价值乘以综合折旧率计取。 本项目折旧年限15年，残值率5％。 d.利息支出：
利息支出为固定资产在生产期应从成本中支付的借款利息。 本项目采用“等额本金”还款方式.
6.2.3财务评价分析
项目投资内部收益率（调整所得税后）：6.4% 项目投资回收期（调整所得税后）：10.7年 项目运营期各年现金流如下图：
项目资本金内部收益率（调整所得税后）：10.2%。项目资本金现金流量图如下：
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6.2.4财务评价结论
经测算，项目投资内部收益率（调整所得税后）：6.4%项目投资回收期（调整所得税后）：10.7年；融资后，项目资本金内部收益率10.2%。
6.2.5敏感性分析
根据发电量和投资变化，对项目投资内部收益率及项目基本金财务内部收益率的影响进 行了敏感性分析，敏感性分析结果如下：
a当总投资增加5%，项目投资内部收益率为:5.8%，项目资本金内部收益率为:8.4%。 b当总投资降低5%，项目投资内部收益率为:7%，项目资本金内部收益率为:12.4%。
c当发电量提高5%，项目投资内部收益率为:7.2%，项目资本金内部收益率为:12.8%。 d当发电量降低5%，项目投资内部收益率为:5.5%，项目资本金内部收益率为:7.7%。 综上所述，本项目财务评价可行。
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6.3 社会效益分析 6.3.1社会效益及其它 (1) 可加快能源电力结构调整
本光伏电场所处的地区随着近几年经济的飞速发展，电力需求不断增加，火电装机比例逐年增加，每年耗用大量燃煤、二氧化碳、二氧化硫等排放量，造成生态环境的破坏和严重的污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。
国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例，除水电外，相对于其它再生能源，光伏电开发已日趋成熟，因此，大力发展光伏发电，将改善能源结构，有利于增加再生能源的比例。
(2) 可促进当地经济的发展
本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着光伏电场的相继开发，光电将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。 6.3.2节能和减排效益
随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》己明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。光能是清洁的、可再生的能源，开发光能符合国家环保、节能政策，光伏电场的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。
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