彩钢瓦屋顶光伏电站设计方案及投资分析.doc

湘潭彩钢瓦屋顶光伏并网发电项目初步设计方案湖南科比特新能源科技股份有限公司2015年7月一、设计说明1、项目概况本项目初步设计装机容量为642.6KWp，属并网型分布式光伏发电系统（自发自用，余电上网）。光伏组件安装在楼顶屋面彩钢瓦上。光伏组件采用与彩钢瓦平行的安装方式。本项目共安装2520块255Wp太阳能电池组件，8台15路光伏直流防雷汇流箱，1台8进1出光伏直流配电柜，1台630KWp逆变器（无隔离变压器），1台630KVA带隔离升压变压器及1台并网计量柜。项目于合同签订后15个工作日内即可开始建设，预计6周后可并网发电并投入运行。光伏组件阵列发出的直流电分120串先经8台15路光伏直流防雷汇流箱汇流，再经1台8进1出光伏直流配电柜进行二次汇流，再连接到630KWp逆变器，再经逆变器转换为315V交流，再经升压变将电压升至400V，最后经并网计量柜后接至低压电网，所发电量优先供工厂自身负载（机器、照明、动力和空调等）使用，余电送入电网。 太阳电池方阵通过电缆接入逆变器，逆变器输入端含有防雷保护装置，经过防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。按电力设备接地设计规程，围绕建筑物敷设闭合回路的接地装置。电站内接地电阻小于4欧。 光伏系统直流侧的正负电源均悬空不接地。太阳电池方阵支架和机箱外壳通过楼顶避雷网接地，与主接地网通过钢绞线可靠连接。屋顶设备，含电池板，支架，汇流箱等设备总质量约为50吨，单位面积载荷约为50吨（160m60m）=10.2kg/m2。2、设计依据本工程在设计及施工中执行国家或部门及工程所在地颁发的环保、劳保、卫生、安全、消防等有关规定。以下未包含的以国家和有关部门制订、颁发的有关规定、标准为准。如国家有关部门颁发了更新的规范、标准，则以新的规范、标准为准。参考标准：GB 2297-89太阳能光伏能源系统术语GB 2296-2001太阳能电池型号命名方法GB 6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定GB/T 9535-1998地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型GB/T 6495.1-1996光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量GB/T 6495.2-1996光伏器件第2部分：标准太阳能电池要求GB/T 6495.3-1996光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱福照度数据GB/T 6495.4-1996晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和福照度修正方法GB/T 18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量GB/T 18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则DB 37/T 729-2007光伏电站技术条件GB50009-2001建筑结构载荷规范GB/T 191包装储存图示标志GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD）GB/Z 19964-2005光伏电站接入电力系统技术规定GB/T 2423.1-2008电工电子产品基本环境试验 第2部分试验方法：试验A：低温GB/T 2423.2-2008电工电子产品基本环境试验第2部分试验方法：试验B：高温GB/T 2423.9-2006电工电子产品基本环境试验第2部分试验方法：试验Cab：恒定湿热方法GB 4208 外壳防护等级（IP代码）（equ IEC 60529:1998）GB 3859.2-1993 半导体变流器 应用导则 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IEC 61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61730.1光伏组件的安全性构造要求IEC 61730.2 光伏组件的安全性测试要求GB 12326-2000电能质量电压波动和闪变GB 12325-2003 电能质量电力系统供电电压允许偏差GB 50057-94 建筑物防雷设计规范_(2000年版)DL/T 448-2000电能计量装置技术管理规范GB 50217-2007电力工程电缆设计规范DL/T 404-20073.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备控制设备JGJ 16-2008民用建筑电气设计规范JGJ 203-2010民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范GB 50054-2011低压配电设计规范CNCACTS_0004-2010并网光伏发电系统工程验收基本要求GB/T 20046-2006光伏(PV)系统电网接口特性GB 50797-2012光伏发电站设计规范GB/T 50796-2012光伏发电工程验收规范GB 50794-2012光伏发电站施工规范湘潭市位于湖南省东部偏北, 湘江下游和长浏盆地西缘。其地域范围为东经1115311415,北纬27512841。湘潭属亚热带季风性湿润气候。气候特征是：气候温和，降水充沛，雨热同期，四季分明。湘潭沙市区年平均气温17.2，各县16.817.3，年积温为5457，市区年均降水量1361.6毫米。湘潭夏冬季长，春秋季短，春温变化大，夏初雨水多，伏秋高温久，冬季严寒少。3、设计原则 美观性与建筑结合，美观大方。在不改变原有建筑风格和外观的前提下，设计安装太阳能光伏阵列的结构和布局。高效性光伏系统在考虑美观的前提下，在给定的安装面积内，尽可能高的提高光伏组件的利用效率，达到充分利用太阳能，提供最大发电量的目的。安全性设计的光伏系统应安全可靠，不能给建筑物内的其他用电设备带来安全隐患，尽可能的减少运行中的维护维修工作，同时应考虑到方便施工和利于维护。太阳能工程必须保证建筑物的安全。太阳能系统不仅仅要保证自身系统的安全可靠，同时要确保建筑的安全可靠。必须考虑安装条件、安装方式和安装强度。光伏发电系统设计必须要求其高可靠性能，保证在较恶劣条件下的正常使用；同时要求系统的易操作和易维护性，便于用户的操作和日常维护。此次关于太阳能工程保证建筑物的安全由业主单位自行负责。整套光伏发电系统设计、制造和施工的低成本，设备的标准化、模块化设计，提高备件的通用互换性，要求系统预留扩展接口便于以后规模容量的扩大。具体实施时，太阳光伏发电组件板要用适当的方位角和倾斜角安装，确保太阳电池组件得到最优化的性能；安装地点的选择应能够满足组件在当地一年中光照时间最少天内，太阳光从上午9：00到下午3：00能够照射到组件。组件安装结构要经得住风雪等环境应力，安装孔位要能保证容易安装和机械的受力，推荐使用正确的安装结构材料可以使得组件框架、安装结构和材料的腐蚀减至最小。二、光伏发电系统设计1、系统构成本项目采用分散发电、集中控制、单点并网方案。由于太阳能电池组件和并网逆变器都是模块化的设备，可以象搭积木一样一块块搭起来，也特别适合于分期实施。2、主要设备选择2.1太阳能电池组件的选择太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。太阳能电池组件可分为晶体硅电池组件、薄膜电池组件和聚光电池组件三种类型。根据项目实际情况，选用多晶硅太阳能电池组件，几何尺寸：1640*992*35（长*宽*高，单位:mm），单块多晶硅电池组件功率255Wp。其主要技术参数如下表所示。表1 250Wp多晶硅组件主要技术参数表（参考）Model Type255WPOpen Circuit Voltage (Voc)37.5VOptimum Operating Voltage (Vmp)32.6VShort Circuit Current (Isc)8.57AOptimum Operating Current (Imp)7.67AMaximum Power at STC (Pmax)250WpModule Efficiency15.1%Operating Temperature-40C to +85CMaximum System Voltage1000VDCMaximum Series Fuse Rating15APower Tolerance3%STC: Irradiance 1000W/m, Module temperature 25C, AM=1.52.2并网逆变器的选择本方案设计采用630kWp光伏并网逆变器，逆变器的额定功率为630kW。逆变器的核心控制采用基于SVPWM的无冲击同步并网技术，保证系统输出与电网同频、同相和同幅值。 性能特点 频率漂移检测反孤岛 大屏幕图文并茂液晶显示 多台逆变器可并机运行 超低待机损耗 逆变器自身多重保护 发电量与二氧化碳减排计算 运行日志循环记录 WIFI无线通讯 RS485/232串行口兼容 技术指标表2 630kW光伏并网变流器直流侧额定功率 630kWp 直流输入电压范围 500-820 VDC最大输入电流 1400 A 交流侧额定输出功率 630kW 并网电压范围 315Vac 待机损耗100W功率因数 0.99（额定功率） 系统最大效率 98.7% 工作温度 -25 +50 防护等级 IP20 显示/操作 触摸屏 通信接口 无线连接RS232/485，WIFI外形尺寸宽高深 28002180850 (mm) 重量 2400kg 【光伏并网逆变器产品认证及报告】“金太阳”认证 ETL认证 TUV认证 CE认证3、光伏方阵及平衡系统电池组件组合根据逆变器最佳输入电压以及电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为21，则系统并联组数为120，即21串120并。太阳能电池方阵设计对于太阳能电池组件，在标准状况下投射在其表面的太阳辐射量越多则转换的电能越多。为了更多的获得太阳辐射能并考虑技术方案的经济性、可靠性，进行比较后，本工程电池方阵运行方式采用固定安装运行方式。以下是全国主要城市平均日照时间和光伏组件最佳安装倾角。 由于该项目彩钢瓦屋顶本身倾角约为5，权衡建设成本和施工难度与最佳倾角之间的关系，最终选择电池组件与彩钢瓦平行的安装方式。4、光伏支架支架设计，在抗风压、雪压及抗腐蚀方面，采取以下措施：1）所有支架采用国标型钢，多点结合：增加钢支架与屋面结构的连接点，将受力点均匀分布在承重结构，按抗12级台风进行力学设计计算，各连接点选用特制型钢和不锈钢螺栓连接。2）所有支架都采用热镀锌，局部外裸部分喷涂氟碳涂料来有效防腐。7、 交流并网计量柜 逆变器发出的交流电通过电缆接至交流并网配电箱的输入端，箱内安装双向计量电能表（电能表由当地电力部门免费提供）。8、 防雷接地系统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。太阳能光伏电站为三级防雷建筑物，防雷和接地涉及到以下的方面：1）地线是避雷、防雷的关键。防止雷电感应：控制机房内的全部金属物包括设备、机架、金属管道、电缆的金属外皮都要可靠接地，每件金属物品都要单独接到接地干线，不允许串联后再接到接地干线上。接地系统的要求：所有接地都要连接在一个接地体上，接地电阻满足其中的最小值，不允许设备串联后再接到接地干线上。光伏电站对接地电阻值的要求较严格，因此要实测数据，建议采用复合接地体，接地极的根数以满足实测接地电阻为准。电气设备的接地电阻R4欧姆，满足屏蔽接地和工作接地的要求。在中性点直接接地的系统中，要重复接地，R10欧姆。防雷接地应该独立设置，要求R30欧姆，且和主接地装置在地下的距离保持在3m以上。根据实际情况安装电涌保护器。2）直流侧防雷措施组件支架应保证良好的接地，光伏组件阵列连接电缆直接接入逆变器，逆变器含高压防雷保护装置。光伏组件金属外框就近与楼顶避雷带做可靠连接，楼顶避雷带与整栋大楼的防雷接地系统连接为一可靠整体。3）交流侧防雷措施并网逆变器交流输出线在建筑物内，不存在雷电流侵入通道。建筑物本身具备完善的防雷保护系统，因此不需要额外采取防雷措施。并网计量箱的输出端直接与用户电源输入端相连，与入户电表箱的防雷接地系统共同组成完整的系统。三、电能质量指标为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足B/T14549-1993电能质量公共电网谐波的规定。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993电能质量公共电网谐波的规定，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。本电站谐波由逆变器产生，逆变器输出端总电流波形畸变率3%(额定功率状态下)，满足国家规范要求。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1r10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入时引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。四、光伏方阵布置 光伏方阵布置原则： a、光伏方阵无阴影遮挡； b、方便电站正常维护与检修； c、方便施工； d、工程造价低，经济效益高； e、整洁、美观，并且不能破坏原有建筑结构。五、初步并网方案本项目并网方案拟采用“自发自用，余电上网”的原则，交流并网配电箱的输出端与入户低压（0.4KV）电网并网，交流并网计量箱内安装双向计量仪表。六、光伏组件方阵布置图（初步）七、年发电量计算1 并网光伏发电系统效率 光伏发电系统效率受很多因素的影响，包括：当地温度、污染情况、光伏组件安装倾角、方位角、光伏发电系统年利用率、太阳能电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及光伏电站线损等。将计算方法简化后，光伏发电并网系统的总效率主要由光伏阵列的能量损失、逆变器能量损失、升压变损失，交流并网的能量损失及设备可靠性等五部分组成。光伏阵列能量损失1：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、峰值功率点偏值、及直流线路损失等，取效率95%计算。逆变器转换能量损失2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，按630kW逆变器厂家提供的效率98.70%。变压器损耗取97%。交流并网能量损失3：从逆变器输出至高压电网的传输效率。本系统属低压侧并网系统，使得低压交流电的并网能量损失可以忽略不计。设备不可靠性损失4：设备不可靠性主要考虑电池组件、逆变器、变压器等设备故障以及检修等因素，由于常规检修可安排在阴天或夜间进行，因此，设备不可靠性损失取1%。多晶硅系统,采用630kW逆变器，其系统转换总效率为： 总123495%98.7%97%199%=91%。8.2 发电量估算 本项目采用的太阳电池衰减率（即光致衰退率）约为0.5%，使用寿命长。 由上述内容可知，本项目总装机容量为642.6kWp，假设年平均满功率发电1350.5小时（年平均每天日照时间3.7小时），考虑光伏发电系统效率为91%，则该电站第一年实际可发电约789726kWh（每天发电量约2164度）。根据采用的太阳电池衰减率，可计算出每年的实际发电量和总发电量（如下表）。运行年数年发电量（kwh）运行年数年发电量（kwh）17897261469229327810391568675437724481668126047639511767581057555471867040467472361966504177390172065972087308872165444297228482264920710714896236440131170917724638861127035042563375013697876总发电量175797079、 投资预算及预期收益1、 投资预算：主要包括如下内容：序号名称型号规格数量单位1现场考察2方案设计3光伏组件255W