农村互补扶贫光伏电站建设投资项目可行性研究报告Word格式.docx
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金川农业资源独特。
现有耕地9.9万亩，草场355万亩，林地370077公顷，森林覆盖率41.72%；
具有发展特色生态农业的优越自然环境。
2013年金川县实现地区生产总值95266万元，比上年增长15.3%；
实现本级财政一般预算收入4035万元，增长13.1%；
农牧民年人均纯收入达到6575元，增长18.3.%；
城镇居民可支配收入达到22502元，增长10%；
完成固定资产投资421009万元，增长44.8%；
实现社会消费品零售总额30127万元，增长16.8%。
2.1.3.扶贫工作现况
在为扎实开展精准扶贫建档立卡工作，金川县按照全省“一高一低一无”和2300元贫困线等识别标准，目前已完成全县52个贫困村、3058户贫困户、10564人贫困人口的精准识别工作和数据录入工作。
金川县日照资源丰富，可充分利用自然资源优势进行扶贫工作。
2.2.光伏扶贫政策背景
国家能源局和国务院扶贫办在2014年10月颁布了《光伏扶贫工程工作方案》，光伏发电作为行之有效的扶贫手段得到了政府的高度认可，并且已经在许多地方得到应用。
方案提出，利用6年时间，到2020年，开展光伏发电产业扶贫工程。
一是实施分布式光伏扶贫，支持片区县和国家扶贫开发工作重点县（以下简称贫困县）内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。
二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。
由于光伏发电系统生命周期长达25年，而目前国家度电补贴长达20年，可以使扶贫对象获得长期稳定的收益。
国家能源局《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》中也鼓励“创新光伏电站建设和利用方式”，提出“鼓励建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的光伏电站项目，鼓励建设与现代设施农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的光伏电站。
”
2.3.投资规模及建设内容
现拟在金川县建设光伏电站项目用于光伏扶贫，项目装机规模为10MW，总投资10000万元人民币。
项目采用农光互补的形式，适当抬高光伏发电系统支架，在不影响原有作物种植的基础上铺设光伏发电组件，使土地达到既有发电收益，又有花卉种植收益，提高土地利用率和经济效益，发电收益作为扶贫资金使贫困户受益。
国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》中规定，对于利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网（项目容量不超过20MW）且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策，而电网企业可参照分布式电源通过“绿色通道”提供高效便捷接入服务。
故，金川县项目电站可并入电网，并且所发电量全额上网，享受标杆电价0.95元/kWh。
2.4.资金来源以及收益分配
项目总投资10000万元人民币，采取6:
4的投资方式，其中6000万元来自政府扶贫专款，或者来自贫困户，按照3000户贫困户每户2万元标准自筹资金，县扶贫办可为贫困户提供贷款贴息；
其余4000万元来自金川县嘉叶玫瑰种植专业合作社。
项目预计年发电量1384万度，售电收入可达约1315万元，售电资金分配如下：
（一）扶贫款拨付（贫困户收益）
售电收入的60%作为扶贫款发放到贫困户，每户每年可获得约2600元人民币的扶贫补助。
（二）金川县嘉叶玫瑰种植专业合作社
40%的售电收入用于合作社偿还贷款，以及电站日常运维费用。
第三章项目技术方案
3.
3.1.当地电网情况分析
金川变电站110KV及以上变电站包括金川220KV变电站和、金川城关110KV变电站和观音桥110KV变电站等三座变电站。
金川220kV变电站于2015年建成投产，在满足当地负荷需要后汇集金川县水电外送，一期规模2×
150MVA，二期2回220kV线路接入马尔康500kV变电站，长度2×
51km，导线型号为LGJ-2×
400。
城关110kV变电站于2012年内建成投产，主变容量1×
40MVA，城关～石广东110kV线路长47km，线路型号LGJ-240。
观音桥110kV变电站于2014年建成，主变容量1×
40MVA，蒲西～石广东的110kV线路“π”进观音桥，“π”接线路2条2×
10km，线路型号LGJ-240。
3.2.项目选址
项目现场位于金川县城以北约6公里，沙耳乡沙耳村。
中心点北纬31°
，海拔2358米。
3.3.建设条件
3.3.1.现场踏勘情况
现场位于金川县沙尔村北部金川县嘉叶玫瑰种植园。
现场为东南走向缓坡，长约0.9公里，宽约0.4公里，坡面朝向东南或西南，坡度8度左右，总面积约500亩，实际可以面积约450亩。
现场覆土层较厚，无大的岩石，土地平整难度较小，且对土地原有的作物种植功能影响较小。
3.3.2.并网位置
通过实地考察，此地距金川县城关110KV变电站直线距离约2.5公里，可接入此变电站35KV端接口。
3.3.3.当地气候特征
金川县位于川西北高原，地处青藏高原东部边缘，属大陆性高原季风气候，多晴朗天气，昼夜温差较大。
年均气温12.8℃，年均日照达2435小时以上，年均无霜期184天，年均降水量710毫米。
3.3.4.区域气象条件对本项目及主要设备的影响
3.3.4.1.气温的影响：
本工程选用逆变器的工作温度范围为-10～70℃，选用电池组件的工作温度范围为-40～85℃。
正常情况下，太阳电池组件的工作温度可保持在环境温度加30℃的水平。
本工程场区的多年平均气温-3.4～11.7℃，多年平均最高温度38℃，多年平均最低温度-11.8℃。
因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件及逆变器的工作温度可控制在允许范围内，地区气象温度条件对太阳电池组件及逆变器的安全性没有影响（逆变器控制室内温度可调节）。
3.3.4.2.冰雹的影响：
根据GB/T18911-2002《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》（与ICE61646标准等效）进行核算，达到国家标准的太阳电池组件可经受直径25mm、速度23m/s的冰雹打击。
光伏电池组件生产厂家还可生产满足直径35mm、速度39.5m/s的冰雹打击条件的产品。
本项目区无冰雹日、冰雹大小的监测数据，不能对冰雹影响的程度做出直接评价。
一般而言，太阳电池组件的鉴定和定型标准保证了太阳电池组件在世界范围内的工程运用，可以认为对本项目也是适用的。
3.3.4.3.风荷载的影响：
本工程对于风荷载的设计取值主要依据《建筑结构荷载规范》GB50009-2001中的附图（D.5.3<
全国基本风压分布图>
），本工程确定的风荷载设计值为0.4kN/m2（50年一遇计算），并按此设计光伏电池组件的安装支架及基础等。
3.3.5.太阳能资源评价
表1金川县气候历年平均值数据，数据来源：
美国NASA能源网
月
空气温度
相对湿度
每日的太阳辐射-水平线
大气压力
风速
土地温度
每月的采暖
度日数
摄氏度
%
度/平方米/日
千帕
米/秒
摄氏度日数
一月
-4.8
49.30%
3.63
67.2
4.5
-4.4
682
二月
-3.4
55.90%
4.09
67.1
-2.5
582
三月
-0.1
64.00%
4.6
1.2
537
四月
3.6
69.60%
5.09
67.5
5.5
415
五月
6.6
75.70%
5.4
67.6
4.7
8.6
344
六月
9.8
78.50%
5.06
11.4
239
七月
11.7
80.00%
5.18
67.7
3.8
13.2
188
八月
11
80.30%
4.78
67.8
12.4
204
九月
7.9
4.14
67.9
4.2
9.2
287
十月
77.00%
3.91
4.1
5
420
十一月
-0.4
67.60%
3.73
528
十二月
51.30%
3.54
638
年平均数
3.5
69.10%
4.42
4.3
5064
从表中可以看出，金川县县一年中总辐照量最少时段在冬季的11～1月份，辐射量在3.54～3.73kWh/m2/day之间，极少值出现在12月。
最多的时段是在夏秋季节的4～7月份，极大值出现在5月份。
年均水平太阳辐射量为1613.3kWh/㎡。
组件在30度最佳倾角情况下接受的太阳年均辐射量1828kWh/㎡。
根据行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）划定的等级，可知金川县属于太阳能资源较丰富地区，适合开发太阳能的利用，日照辐射量满足光伏系统设计要求，发展与推广区域性光伏电站具有光照资源很丰富的较大优势。
3.4.系统方案设计
3.4.1.光伏电站总体方案
该电站装机规模10MWp，采用“分块发电，集中并网”的总体设计方案。
10MWp的光伏电站可分为10个1MWp光伏发电分系统，每个分系统由2个500KWp发电单元组成，每个发电单元的光伏组件通过直流汇流箱、直流配电柜接至500KW的逆变器，经升压变压器从270V升至10KV，二次升压至35KV后接入城关110KV变电站35KV交流母线。
3.4.2.项目安装区域和容量
本项目装机总功率为10MWp，初步测算需要土地500亩。
（注：
实际安装容量以实际地形勘查、地形图分析和现场施工实际情况而定，以上是理论设计容量。
）
3.4.3.主要设备选型
3.4.3.1.太阳电池组件选型
太阳电池组件亦称光伏组件，是指工厂生产的可以直接出厂的最小发电单元。
太阳电池组件应具有非常好的耐候性，能在室外严酷的条件下长期稳定运行，同时具有转换效率高和廉价。
光伏方阵是由若干个太阳电池组件串、并联而成。
各个厂家太阳电池组件的参数各有不同，设计光伏方阵时，不同特性的组件所需数量也不相同。
太阳电池组件的选型直接关系到光伏方阵的设计，太阳电池组件的价格在整个并网光伏电站中的比例占到60%以上，因此高效的太阳电池组件是并网光伏电站可靠运行和高发电量的保证。
高效非微晶薄膜太阳能组件有如下优势：
1）成本低：
生产成本较晶硅成本低，不受硅原料短缺的限制；
2）生产过程能耗低：
生产工艺简单，能耗低；
3）绿色环保：
无污染，不含四氯化硅等有毒元素；
4）弱光发电性能好：
非微晶电池在低光照射条件下，如阳光不太强的早晨、傍晚、阴天以及临近建筑物遮挡，也能有稳定电力输出，满足阴雨天正常供应需求，散射光接受率高，利用率高、适合用于各种地区；
5）热稳定性好：
当环境温度高于组件最佳运行温度，光伏组件最高发电效率会随温度的升高而降低，非微晶组件温度系数好，温度导致的功率衰减远较晶硅电池低；
6）发电量高：
权威第三方测试机构证明（澳大利亚爱丽丝泉测试），在相同环境条件下，非微晶等薄膜太阳能电池的每千瓦年发电量比单晶硅高8%；
7）抗遮挡性能好：
在相同遮挡条件下，非微晶电池发电量要高出晶硅40%～50%，环境适应性好；
8）适用光伏建筑一体化：
使用大面积玻璃为衬底，可制作成不同透光率的透光组件，应用在光伏建筑一体化工程上。
表2组件性能参数表
太阳电池种类
非晶硅
太阳电池组件生产厂家
汉能
太阳电池组件型号
指标
单位
参数
额定功率（Pmax）
Wp
63
开路电压（Voc）
V
89
短路电流（Isc）
A
1.09
工作电压（Vmp）
70
工作电流（Imp）
0.9
最大功率偏差
W
60±
5%
最大系统电压
1000
模板工作温度
℃
-20~+85
尺寸
mm
1245*635*7.5
重量
kg
14.4
填充因子
64.35
防护等级
IP67
组件结构：
玻璃/EVA/玻璃
有无边框：
无
背板玻璃
非钢化
非微晶薄膜组件示意图：
图2-6汉能非微晶薄膜电池组件
3.4.3.2.逆变器选型
本工程所选用的500kW并网逆变器应具有最大1000VDC的直流输入电压，可靠性高，保护功能齐全，并具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等技术特点。
对并网逆变器的技术性能及特点要求如下：
1）宽直流输入电压范围；
2）最高转换效率达到97%以上；
3）最大功率跟踪（MPPT）效率>
99.9%；
4）具有先进的IGBT功率器件，完善的保护功能，精确的输出电能计量；
5）整机效率高；
6）人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏可显示实时各项运行数据、实时故障数据、历史故障数据、总发电量数据、历史发电量数据等；
7）液晶显示屏（LCD）可提供中文，英文两种语言的操作界面；
8）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。
并网逆变器电气原理图如下图所示：
图2-8并网逆变器电气原理图
500KW并网逆变器技术参数如下：
表3500KW并网逆变器技术参数
型号
500kW
隔离方式
无变压器
最大太阳电池阵列功率
593kWp
额定交流输出功率
太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围
DC500V～DC820V
最大允许直流电流
1225A
最大允许直流电压
1000V
交流开路电压
270V
总电流波形畸变率
<
3%（额定功率时）
功率因数
>
0.99
最大效率
98.7%
欧洲效率
98.5%
允许电网电压范围
3x270V±
10%
电网频率
50HZ/60HZ
运行自耗电
1%（额定功率时）
待机自耗电
100W
断电自重启时间
5min（时间可调）
极性反接保护
有
短路保护
孤岛效应保护
过热保护
过载保护
接地保护
接入电网型式
IT系统
通讯接口
RS485
使用环境温度
－20℃～＋50℃
15～95%，不结露
输入连接端数
直流接线排
IP20（室内）
满功率运行的最高海拔高度
≤2000m（超过2000米需要降额使用）
冷却方式
风冷
噪音
≤60dB
电网监控
按照UL1741标准
尺寸（深×
宽×
高）
500/2800/2160（mm）
重量
2000kg
3.4.3.3.系统电缆缚设方式及选型选型
系统中光伏发电部分，光伏阵列间电缆隐藏在支架边捆扎敷设；
阵列输出部分电缆，经敷设至位于阵列附近的配电房或逆变器房内，连接光伏逆变器直流进线端。
交流部分电缆经埋地及电缆沟敷设，经断路器并入汇集站。
整个系统中光伏直流部分电缆选用光伏发电专用电缆,型号为PV系列。
交流部分电缆选用YJV系列电缆。
3.4.4.方阵设计
3.4.4.1.光伏组件布置考虑因素
1）太阳方位角
太阳电池方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方向的夹角（向东偏设定为负角度，向西偏设定为正角度）。
一般情况下，方阵朝向正南（即方阵垂直面与正南的夹角为0°
）时，太阳电池发电量最大。
在偏离正南（北半球）30°
度时，方阵的发电量将减少约10%～15%；
在偏离正南（北半球）60°
时，方阵的发电量将减少约20%～30%。
但是，在晴朗的夏天，太阳辐射能量的最大时刻是在中午稍后，因此方阵的方位稍微向西偏一些时，在午后时刻可获得最大发电功率。
在不同的季节，太阳电池方阵的方位稍微向东或西一些都有获得发电量最大的时候。
方阵设置场所受到许多条件的制约，例如，站址的方位角，或者是为了躲避光伏组件相互之间的太阳阴影时的方位角，以及布置规划、发电效率、设计规划、建设目的等许多因素都有关系。
对于在地面上建设的大规模并网太阳能光伏发电工程，应综合考虑以上各方因素来选定方位角。
2）倾角
倾角是太阳电池方阵平面与水平地面的夹角，使方阵年发电量为最大时的倾角成为最佳倾角。
一年中的最佳倾斜角与当地的地理纬度有关，当纬度较高时，相应的倾斜角也大。
和方位角一样，在设计中也要考虑到站址的倾斜角和积雪滑落的倾斜角（斜率大于50%～60%）以及场地最大设计风速对方阵抗倾覆结构安全的影响等方面的限制条件。
对于积雪滑落的倾斜角，即使在积雪期发电量少而年总发电量也存在增加的情况。
因此，在并网发电的系统中，并不一定优先考虑积雪的滑落，还要综合考虑其它因素。
对于正南（方位角为0°
度），倾斜角从水平（倾斜角为0°
度）开始逐渐向最佳的倾斜角过渡时，其日射量不断增加直到最大值后，再增加倾斜角其日射量将不断减少。
特别是在倾斜角大于50°
～60°
以后，日射量急剧下降，直至到最后垂直放置时，发电量下降到最小。
对于方位角不为0°
度的情况，斜面日射量的值普遍偏低，最大日射量的值是在与水平面接近的倾斜角度附近，本工程最佳倾角30度。
3）阴影对发电量的影响
一般情况下，发电量的计算的前提是方阵完全没有阴影。
因此，当太阳能电池不能被太阳光直接照射，只能靠散射光发电，此时的发电量比无阴影时减少约10%～20%。
针对这种情况，需要对理论计算值进行校正。
在方阵周围有建筑物及山峰等物体时，建筑物及山体周围会存在阴影，在选择敷设方阵的站址时应尽量避开阴影。
如果实在无法躲开，也应从太阳电池的接线方法上进行解决，使阴影对发电量的影响降到最小。
另外，如果方阵是前后放置，后面的方阵与前面的方阵之间距离过近，前边方阵的阴影会对后边方阵的发电量产生影响。
方阵高度为H，其南北方向的阴影长度为D，太阳高度（仰角）为α，在方位角为β时，假设阴影的倍率为R，则：
R＝D/H＝ctgα×
cosβ
bvvvfs图2-8计算光伏方阵前后安装时最小间距
冬至日的阴影最长，此式按冬至日作为参照标准。
若方阵上边缘高度为h1，下边缘高度为h2，则：
方阵之间的距离d＝（h1-h2）×
R。
当纬度较高时，方阵之间的距离加大，相应的设置场所的面积也会增加。
对于有防积雪措施的方阵来说，其倾斜角度大，使方阵的高度增大，为避免阴影的影响，方阵间距离也应相应增大。
通常情况下，在排布方阵阵列时，应分别选取每一个方阵的构造尺寸，将其高度调整到合适值，利用其高度差使方阵之间的距离最小以节约土地。
4）光伏方阵间距的确定
光伏组件阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池阵列与建筑物的距离。
一般的确定原则是：
冬至日当天早晨9：
00至下午15：
00的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。
计算公式如下：
通过阴影遮挡计算确定行距。
光伏方阵行距应不小于以下公式的D值：
式中：
—遮挡物与阵列的间距，
；
—太阳方位角，
—纬度（在北半球为正、在南半球为负）deg；
—赤纬角（-23.45°
），deg；
H—光伏方阵的上下边的高度差，
—时角，
。
经计算得出，该电站地处31°
N，前后排间距为3.2m，另设置检修道路宽为4m。
5）光伏阵列基础方案
岩石基础可采用锚桩基础或者钢筋混凝土灌注桩基础（根据实际情况选择）。
6）光伏方阵支架方案
光伏组件支架设计充分考虑自重、风压、抗震等因素，采用型钢结构，材质为Q235-B钢。
所有钢构件均采用整体热镀锌防腐，整个结构美观、简洁、耐用。
型钢支架结构形式采用钢排架—支撑体系，支架采用方钢柱，方钢横梁；
纵向支撑、檩条采用角钢及钢筋。
光伏板钢支架计算根据现行规范《钢结构设计规范》GB50017-2003及《建筑结构荷载规范》（2006年版）GB50009-2001，采用BentleySTAAD/CHINA2007程序进行计算。
光伏支架与基础连接须保证牢固可靠。
3.5.电网接入设计
3.5.1.光伏发电系统总体电气技术方案
3.5.1.1.太阳电池组件串并联方案
系统共有10个1MW光伏发电单元和一个500KW发电单元，每个发电单元容量分别为2个500kWp的光伏发电系统组成；
各发电单元的太阳电池组件数量别为7776块。
在整个项目中，共约77760块130Wp太阳电池组件。
采用二级汇流方式，各组件方阵按12块组件为一个串联方阵。
9组串联方阵在1组9路正、负极汇流盒（正极汇流盒每串进线设有防反二极管）输入汇流，每12组汇流盒接入1台12路输出的光伏防雷汇流箱输入端。
系统一级汇流共由720组9路汇流盒组成。
每2台汇流箱接入一台500KW直流配电柜，二级汇流40台汇流箱组成。
经直流防雷配电柜直接接至逆变器直流侧。
整个系统共有20台500kW光伏并网逆变器；
12路汇流箱40台；
直流配电柜20面；
每2个光伏发电单元系统的2台逆变器输出的交流电，经过1台交流配电柜后，接入1台1000kVA升压变压器。
整个电站共20个500KW的光伏发电子系统，通过10台升压变压器（变比取10.5
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