5兆瓦太阳能光伏电站建议书.docx

1、5兆瓦太阳能光伏电站建议书江西九江市5兆瓦光伏屋顶电站用户侧并网发电项目项目建议书浙江宝利特新能源股份有限公司、项目背景.1 1发展经济与改善生态、保护环境相互协调 1. 2光伏产业市场前景及发展规划 1. 3光伏产业优惠政策及配套服务体系 二、项目概况 三、项目建设方案 1.项目建设地.1.1气候条件 1.2太阳能资源情况 2.光伏屋顶电站总体设计方案2.1太阳电池组件的选型与布置2.2逆变器选择2.3光伏阵列直流防雷汇流箱的设计2.4直流配电柜设计2.5高低压开关柜2.6电气设备布置2.7防雷接地102.8系统效能计算分析122.9发电量测算133.实施周期及进度安排15四、财务分析与社会

2、效益分析151.财务分析151.1主要评价数据151.3综合评价162.社会效益16五、技术支撑单位.16一、项目背景1.1发展经济与改善生态、保护环境相互协调目前，全球能源形势紧张、全球气候变暖、 “雾霾”天气和环境 污染，已经严重威胁到社会经济发展和人们的生活健康， 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。国务院总理李克强强调指出：要象向贫困宣战一样，向“雾霾” 宣战。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，已成 为我国发展速度最快的两大产业之一。 提高可再生能源利用率，尤其是发展太阳能发电，是改善生态、保护环境的有效途径，开发利用太

3、阳能资源，符合能源产业政策发展方向，对于企业转型升级、实施清 洁生产、降低生产成本和提高经济效益和社会效益，尤为重要。因此，本项目符合国家产业发展政策，国家在项目备案、市场监 管、并网服务、财政补贴、减免税收等方面予以大力支持；积极响应 政府“节能减排”工作要求，治理“雾霾” 天气和环境污染，当地 政府全力支持；更重要的是利用闲置厂房和办公楼屋顶， 应用分布式 光伏发电，是企业生产经营又一个新的经济增长点，降低电能消耗、 实施清洁生产、提升产品品牌和企业形象，走上持续健康的发展轨道。1. 2光伏产业市场前景及发展规划光伏产业是具有国际竞争优势的战略性新兴产业， 光伏发电是重 要的清洁能源、新能

4、源和可再生能源，适合在能源消费终端分布式应 用。目前，世界光伏累计装机容量已达40GW以上，近10年平均年增 长45%成为发展速度最快的两大产业之一。欧美国家在太阳能发电 中的运用比重达70%以上，而我国累计光伏装机容量只达 3GWI占世 界装机总量的7.5 %。我国光伏电池产量占全球市场份额的 70%以上，连续六年产量位 居世界第一。晶体硅光伏电池转换效率达到 20%使用寿命达到25 年，处于世界领先水平，已经形成了包括硅材料、光伏电池、逆变器 及控制设备等完整的制造产业体系。根据国家能源发展规划及目标(2013 2015),全国年均新增光 伏发电装机容量1000万千瓦，到2015年总装机容

5、量达到3500万千 瓦以上，在全国建设100个分布式光伏发电规模化应用示范区、1000 个光伏发电应用示范小镇及示范村。1. 3光伏产业优惠政策及配套服务体系2006年1月，国家颁布实施的可再生能源法，明确规范了政 府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务， 确立了一系列制度 和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全 社会分摊费用，并在贷款、税收、补贴等诸多方面给予光伏产业种种 优惠，引导和激励国内外各类经济主体参与我国光伏技术的开发利 用。2013年下半年，为进一步规范和促进光伏产业健康发展，大力 治理“雾霾”等环境污染，调整能源结构、推进能源生产和消费革命、 促进生态

6、文明建设，国务院相关部门及各省市出台了一系列光伏产业 优惠政策，建立完善了并网服务体系。家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通 知(发改价格20131638号)，江西省加快推进全省光伏发电应 用工作方案，明确规定：2014年，全省要建设完成国家下达的光伏发电装机容量38万千瓦，其中分布式光伏发电装机容量 30万千瓦, 光伏电站发电装机容量8万千瓦。2015 2017年按国家当年计划确 定建设任务，力争2017年全省光伏发电装机容量达到180万千瓦以 上。对列入全省年度建设计划的项目（万家屋顶项目除外） ，建成并 通过验收后，在享受国家度电补贴的基础上，给予统一标准的省级度 电补贴

7、，即：建成投产并通过验收的光伏发电项目按发电量每度电给 予0.2元补贴，补贴期20年。补贴资金由省承担，省电力公司按月 代发。具体补贴发放办法由省财政厅、省发改委和省电力公司另行制 定。鼓励市、县政府出台相关扶持政策，加大本地光伏发电应用的支 持力度。省政府有关部门要切实贯彻落实好国家支持新能源发展有关 税收优惠政策。（省财政厅牵头负责，各设区市政府、省发改委、省 工信委、省国税局、省地税局、省电力公司配合）国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通 知（发改价格20131638号），分布式光伏发电系统实行自发自用、 余量上网政策，全国三大类太阳能资源区光伏电站标杆上网电价分别 为

8、0.9元/千瓦时、0.95元/千瓦时和1.0元/千瓦时，其中浙江省为 1.0元/千瓦时，由电网公司按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 （国发2013 24号），明确规定：分布式光伏发电项目实行备案管理，豁免分布式 光伏发电应用发电业务许可；上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。发改委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项 的通知（发改价格20131651号），将可再生能源电价附加征收标 准从0.8分/千瓦时提高至1.5 分/千瓦时，确保了今后不会再出现补 贴资金缺口问题；自发自用电量免收随电价征收的各类基金和附加, 免收系统备用容量费和其他相

9、关并网服务费。财政部关于分布式光伏发电实行电量补贴政策等有关问题的通 知（财建2013390号），健全了补贴拨付、转付机制，确保国家补 贴资金及时、足额发放给项目单位；2013年10月1日至2015年12 月31日，对纳税人销售自产的光伏发电电力产品，实行增值税即征 即收50%的政策。国家能源局分布式光伏发电项目管理暂行办法（国能新能【2013】 433号），明确了光伏发电规模管理、项目备案、建设条件、电网接 入和运行、计量与结算、产业信息监测及违规责任。国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范的通知（国家电网办20131781号），浙江省分布式电源并网服务手册， 完善优化了并网流程、

10、简化了并网手续，明确了并网全过程管理非职 责分工、流程衔接和实施细则。文件明确规定，免费提供关口计量装 置和发电量计量用电能表，不收取分布式发电系统备用容量费。 在并 网申请受理、接入系统方案制订、接入系统工程设计审查、计量装置 安装、合同和协议签署、并网验收和并网调试、政府补助计量和结算 服务中，不收取任何服务费用。国家能源局光伏发电运营监管暂行办法（国能监管2013459 号）,明确了分布式光伏发电接入电网和并网运行的各方责任及权益, 建立电网接入和运行的监管机制，确保在电网接入、并网运行、电量 计量、电费结算、补贴拨付等环节，能够全面落实国家政策。二、项目概况本项目位于江西省九江市，规划

11、建设装机容量5兆瓦的光伏屋顶电站。项目建成后，年均发电量约为 412.07万千瓦时，按照常规发 电每度电消耗340g标准煤计算，每年可节约标准煤约为 1401.04t , 每年减排CO约为3502.60t，减排SO约为19.61t，减排碳粉尘约为 14,01t。本项目计划总投资4150万元，单瓦成本8.3元/瓦；电站运营期 25年，建设期6个月，属于当年建设，当年投产项目，并且产能达到 100%。可见，该项目的建设具有良好的经济效益和社会效益， 投产后将 为江西省九江市鼓励发展新能源及节能减排工作起到积极的示范推 广作用。三、项目建设方案1.项目建设地1.1气候条件28 4730 06之间，全

12、境东西长 270公里，南北宽140公里，总 面积18823Km2占江西省总面积的11.3%,九江地处亚热带季风气候 区，年平均气温16-17 C,年降雨量1300-1600毫米，其中40%以上 集中在第二季度；年无霜期239-266天，年平均雾日在16天以下。1.2太阳能资源情况我国日照资源共分为四个部分，其中西藏地区太阳能最为丰富, 新疆、甘肃、内蒙及四川西部都非常丰富，华北、东北、华南及长江 中下游平原太阳能资源与同纬度的北美洲相比，资源也是较为丰富 的，只是重庆、贵州等地的太阳能资源较少。太阳能资源的分布具有 明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理等条件 的制约。嘉兴市年

13、平均日照 2017.0小时，属于光照资源较好的地区 之一。2.光伏屋顶电站总体设计方案2.1太阳电池组件的选型与布置2.1.1太阳电池组件的选型本项目拟选用260瓦多晶硅太阳电池组件。多晶硅太阳能电池兼具单晶硅电池的高转换效率和长寿命以及非晶硅薄膜电池的材料制备工艺相对简化等优点的新一代电池， 没有 明显效率衰退问题，并且有可能在廉价衬底材料上制备， 其成本远低 于单晶硅电池，而效率高于非晶硅薄膜电池。本项目选用的265W多晶硅组件满足要求。多晶硅电池组件全光 照面积的光电转换效率15.2%,多晶硅组件衰减率在2年内不高于 2% 25年内不高于20%综上所述，本项目选择265瓦多晶硅太阳电 池

14、组件是可行的。2.1.2多晶硅太阳电池组件布置电池组件布置在厂房和办公楼屋顶上，为了充分有效利用面积并 且保持本身建筑的美观性，电池组件按厂房的坡度进行布置，电池组件纵向两片做为一排平铺在屋面上，每两排之间留 300mm勺维修通 道。2.1.3多晶硅太阳电池组件参数本工程选用265瓦多晶硅太阳电池组件。使用寿命不低于25年, 质保期不少于5年，在2年内不高于4% 25年内不高于20%该多晶硅太阳电池组件已通过国家金太阳、 UL、CE等认证。产品的生产严格按照国际和国家相关标准要求进行。表3-1 265瓦多晶硅太阳电池组件参数序号名称单位具体参数备注1太阳电池种类多晶硅太阳能电池组件2电池片尺寸

15、结构156X 156mm 一组 60 片3组件尺寸结构1650 X 992 X 40mm4光伏组件重量kg19.5电性能参数1最大输出功率Wp2652最大功率偏差 3%3开路电压（Voc）V43.94短路电流（Isc）A7.8极限参数1最大系统电压V10002最大工作电压V363最大工作电流A7.362.2逆变器选择 根据屋顶实际可布光伏组件容量的需求， 灵活选用两种并网逆变器或两者之间进行组合，根据需要与交直流配电、监控通讯等设备集成于预留配电室，从而增强了系统的安全性与可靠性， 方便了系统的运输和安装，提高了系统的效率和发电量。逆变器选择带隔离变压器的150kW lOOkW逆变器，系统发电

16、效率和发电量高，逆变器灵活高效设计同时也降低了大型光伏系统的安 装成本。2.3光伏阵列直流防雷汇流箱的设计为了减少光伏组件到逆变器之间的连接线和方便日后维护， 需要 在直流侧配置汇流装置，本系统可采用分段连接、逐级汇流的方式进），行设计，即在室外配置光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱” 室内配置直流防雷配电柜。由于逆变器的输入回路数量有限， 采用汇 流箱将多串电池组件进行汇流，然后再输入逆变器，使逆变器的输入 功率达到合理的值，同时节省直流电缆，降低工程造价。2.4直流配电柜设计汇流箱输出的直流电通过直流配电柜进行汇流， 再与并网逆变器 连接，方便操作和维护。每面直流配电柜具有多路输入，可以

17、连接多 只汇流箱，每路输入都设有高分断能力的直流断路器和防反二极管, 并且在输出侧设有光伏专用防雷器，逆变器和光伏组件进行有效的保 护。每台逆变器设1面直流配电柜，安装位置靠近逆变器。直流配电 柜原理图如下图所示：直疣防雷配电柜图3-2直流配电柜原理图2.5高低压开关柜高低压开关柜采用抽屉式，室内布置，防护等级为 IP32,根据 逆变器的输出电流选择适当的开关和模数。 开关柜与企业配电开关柜 之间采用电缆连接，布置紧凑，可靠性高，开关柜内元器件选用合资 及以上水平的产品。逆变器交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入电网用电 侧，交流配电柜并配有0.2S级多功能数字计量表（带通讯功能）。每 台

18、交流配电柜装有交流电网电压表和电流表， 可以直观地显示电网侧 电压及发电电流，并配有带电指示灯。2.6电气设备布置本工程的直流汇流箱设计安装在光伏模块的支架下面。 直流配电 盘、逆变器和低压开关柜分散布置在厂房内。2.7防雷接地2.7.1直击雷防护综合考虑本项目年平均雷暴日和太阳能电池板占地面积等因素, 拟采用避雷针方式实现本项目太阳电池方阵的直击雷防护。(1)普通避雷针：普通避雷针属于被动型避雷，其安装高度一般在2040m需要设置独立的钢结构或环形杆针塔。普通避雷针对 光伏方阵的阳光遮挡严重，本项目的光伏方阵不宜采用普通避雷针。(2)提前放电式避雷针：是一种具有联锁反应装置的主动型避雷系统，

19、它是在传统避雷针的基础上增加了一个主动触发系统， 提前于普通避雷针产生上行迎面先导来吸引雷电， 从而增大避雷针保护范 围，可比普通避雷针降低安装高度。采用提前放电避雷针，能大量减 少避雷针的数量，降低避雷针的安装高度，减小对光伏电池方阵的遮 挡影响。提前放电避雷针已被全球范围内十几万个工程项目采用， 如上海 世贸中心广场、浦东机场、北京故宫、香港会展中心以及国内外众多 的高层建筑、电厂、炼油厂、机场、微波站台等。根据调研，目前市场上提前放电避雷针有两种， 一种是固定式提 前放电避雷针，另一种是光敏感应型提前放电避雷针。 固定式提前放 电避雷针安装高度为5m左右(指高出太阳能电池板最高点的相对高

20、 度),为固定式安装。光敏感应型提前放电避雷针是在提前放电避雷 针的基础上，增加了光敏检测元件，并据此控制避雷针的竖立或放倒, 其避雷针安装高度相对较高(12m左右)，能大量减少避雷针的数量, 避雷针对光伏电池方阵的遮挡基本没有影响。对两种提前放电避雷针进行了对比研究分析， 按照本项目太阳能 电池板方阵的布置情况，采用光敏感应型提前放电避雷针。2.7.2其他区域的直击雷防护在逆变并网机房、就地站用低压配电室、柴油发电机室、 10kV 配电控制室、等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准 交流电气装置的过 电压保护和绝缘配合进行，在 10kV设置独立避雷针、构

21、架上设置 避雷针实现对10kV配电装置、户外DWZ装置等的直击雷防护，10kV 线路设置避雷线。2.7.3感应雷防护本项目拟采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法对感应雷进 行有效的防护，以保证人身和设备的安全。(1)接地：本项目拟将防雷接地、保护接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于10Q考虑，其中10kV站内 接地电阻允许值为0.5 Q。本项目拟对每个方阵集中的区域，分别设 置一个共用接地系统，区域之间又都通过电缆桥架将各逆变器交流输 出汇集到10kV配电室内，因此实际上各区域之间通过电缆桥架与各 接地网的连接形成一个大的统一共用接地系统。太阳能光伏方阵的接地包括两方面，

22、一方面是太阳能电池板和安 装支架的连通，另一方面是支架和大地之间的连通。 太阳能电池板铝 合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置， 施工时采用专用绝缘 接地线将电池铝合金外框和电池板支架可靠导通即可。在太阳能电池板安装钢性支架之间采取措施形成整体的水平接地带， 并沿58m间 距，利用太阳能电池板安装支架的基础设置满足要求的垂直接地极。(2)分流：为完成对雷电感应过电流的分流，在各级直流汇流箱、逆变器内设电涌保护器、在10kV母线上装设氧化锌避雷器、在 主压器中性点装设一组氧化锌避雷器，并设并联放电间隙。(3)屏蔽：拟将逆变并网机房、10kV配电控制室等建筑物内的梁柱主筋、屋顶避雷带引下线等连

23、接起来，且与电站的主接地网不少 于两点可靠连接，形成闭合良好的法拉第笼；并将所有电气设备的金 属外壳与法拉第笼良好连接，完成外部屏蔽措施。(4)等电位：本太阳能电站内按雷电分区的原则，在同一个防雷分区和分区的交界处做等电位连接。2.8系统效能计算分析(1)光伏阵列效率n 1,光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化， 当它们的温 度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。 项目所选 取的光伏组件的温度功率系数为-0.28%/ C,根据当地环境温度数据 进行估算，取损失系数为1%组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有 3%的损 失

24、;组件灰尘覆盖损耗：由于光伏组件上有灰尘造成的污染，经统计 经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在 26%之间，无雨水冲洗较 脏的光伏组件其影响平均在 710%之间。本项目所在地全年降雨量 小，多风沙，污染系数高，但是设计过程中考虑定期人工冲洗，约有 4%的损失;早晚不可利用的辐射损耗：因早晚辐照强度低，不能达到逆变器 的启动条件，此部分损耗取值2%最大功率点跟踪(MPPT精度，取值2%直流线路损失：按有关标准规定，n 1=99% 97% 96% 98% 98%9 8%=86%(2)逆变器的转换效率n 2额定情况下逆变器输出的交流功率与直流功率之比对于本项目 所选用的并网型逆变器，可取 n 2=

25、96%(3)交流并网的效率n 3从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是变压器的效 率，可取n 3=97%综上所述，光伏电站初始系统效率 n =n 1* n 2* n 3=80%2.9发电量测算江西省九江市水平面峰值根据美国宇航局NASA网站计算数据, 辐照度为 3.36kWh /m2.d。以此计算为例:光伏电站发电量计算公式：L=W t XW 固定式发电单元装机容量;t 年日照小时数;n 光伏系统总效率；80%25年总发电量及年均发电量，如表 3-2 :表3-2 25年发电量及年均发电量5兆瓦屋顶电站发电量预算0.91.521.115483400154834004935060833476

26、86031740254834000.9954285664885709.48251420.325971422.6354834000.9853737324836358.88168072.645911105.2454834000.9753188984787008.28084724.965850787.8554834000.9652640644737657.68001377.285790470.4654834000.95520923046883077918029.65730153754834000.9451543964638956.47834681.925669835.6854834000.93509

27、95624589605.87751334.245609518.2954834000.9250447284540255.27667986.565549200.81054834000.9149898944490904.67584638.885488883.41154834000.9493506044415547501291.254285661254834000.89344898869.564408982.6047446281.7315388756.5161354834000.88684862679.124376411.2087391272.2625348947.0321454834000.8802

28、4826488.684343839.8127336262.7945309137.5481554834000.87364790298.244311268.4167281253.3255269328.0641654834000.8674754107.84278697.027226243.8565229518.581754834000.86044717917.364246125.6247171234.3875189709.0961854834000.85384681726.924213554.2287116224.9185149899.6121954834000.84724645536.484180

29、982.8327061215.455110090.1282054834000.84064609346.044148411.4367006205.9815070280.6442154834000.8344573155.64115840.046951196.5125030471.162254834000.82744536965.164083268.6446896187.0434990661.6762354834000.82084500774.724050697.2486841177.5744950852.1922454834000.81424464584.284018125.8526786168.1064911042.7082554834000.80764428393.843985554.4566731158.6374871233.224合计137085000122592374110333136.4186340408.2134851611.2年均4712004903694.954413325.4577453616.3275394064.447回报期总投入(万元)41509.45.6年7.7年3.实施周期及进度安排 本项目计划实施周期为6个月。表3-3进度安排名称时间进度备注勘察、设计阶段设备招投标阶段工程建设阶段