高速路板块光伏项目可行性研究报告

高速路板块光伏项目可行性研究报告目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"\h一、 综合说明 71.1项目概述 71.2投资主体 71.3项目地理位置 81.4太阳能资源 8\o"CurrentDocument"\h1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算 81.6电气设计 81.8X程设计概算 81.9财务评价 91.10节能降耗 91.11结论及建议 10\o"CurrentDocument"\h二、 太阳能资源 102.1我国太阳能资源分析 102.2区域太阳能资源综述 122.3项目所在地太阳能资源分析 142.4气象条件影响分析 19\o"CurrentDocument"\h三、 工程规模和建设必要性 213.1站址位置 213.2场址地形地貌 233.3服务区负荷简介 233.4光伏车棚系统总体规划 233.5工程项目建设必要性 27四、 光伏系统总体方案设计及发电量计算 294.1光伏发电系统的构成 294.2光伏组件选型 294.3逆变器的选择 354.4光伏运行方式设计 394.5光伏支架 414.6光伏发电系统设计 434.7发电量估算 45\o"CurrentDocument"\h五、 接入系统分析 495.1并网方式 495.2接入方案 495.3方案对比分析 505.4结论 51\o"CurrentDocument"\h六、 工程投资分析 526.1工程概述 526.2编制原则和依据 526.3光伏发电系统成本估计 526.4工程设备清单 53\o"CurrentDocument"\h七、 光伏发电项目收益分析 557.1总述 557.2方法和思路 错误！未定义书签。7.2财务收益分析 577.3经济评价结论 62\o"CurrentDocument"\h八、 项目社会效益分析 638.1项目产生的环境效益 638.2节能减排分析 638.3社会效果评价 63\o"CurrentDocument"\h九、 环境影响分析 649.1施工期的环境影响 649.2运行期的环境影响 659.3光污染及防治措施 659.4对生态景观影响 659.5对社会经济的影响 669.6结论建议 66\o"CurrentDocument"\h十、工程消防设计 6710.1工程消防总体设计 6710.2工程消防设计 6810.3施工消防设计 68\o"CurrentDocument"\hH-一、项目管理 7111.1设计管理 7111.2施工管理 73\o"CurrentDocument"\h十二、节能降耗 8512.1设计依据 8512.2施工期能耗种类和数量分析和能耗指标 8512.3运行期能耗种类和数量分析和能耗指标 8512.4主要节能降耗措施 86\o"CurrentDocument"\h十三、项目建设风险分析 8913.1风险识别 8913.2风险防范和化解措施 8913.3风险防范、化解措施有效性分析 9113.4风险分析结论 91\o"CurrentDocument"\h十四、结论及建议 92附件:1、电力工程项目可行性研究报告委托书

附图:序号名称附图1项目地理位置示意图附图2双排车棚立面图附图3双排车棚钢架图附图4双排车棚光伏板平面布置图附图5单排车棚立面图附图6单排车棚钢架图附图7单排车棚光伏板平面布置图附图8AA服务区总平面布置图附图9BB服务区总平面布置图附图10DD服务区总平面布置图附图11CC服务区总平面布置图一、综合说明项目名称：**高速路板块光伏项目。建设单位：*****投资集团能源有限公司。建设内容：**高速路板块光伏项目是在服务区建设光伏车棚，包含AA上下行服务区、BB±下行服务区、CC±下行服务区、DD±行服务区四个点，对服务区现有小车停车位进行改造，建设停车棚，并在停车棚顶布置光伏组件，利用太阳能创造出清洁光伏能源供电动车充电、服务区用电，多余电量并入电网，实现“自发自用，余电上网"o建设规模：AA上下行服务区263个小车停车位，按实际情况布置1650mmx990mm光伏组件2696块，按单块组件容量290Wp计算，AA上下行服务区总容量估算为781.84kWp(0.78184MWp)。DD上行服务区12个小车停车位，布置1650mmx990mm光伏组件144块，按单块组件容量290Wp计算，DD±下行服务区总容量估算为41.76kWp(0.04176MWp)oBB上下行服务区253个小车停车位，按实际情况布置1650mmx990mm光伏组件2588块，按单块组件容量290Wp计算，BB±下行服务区总容量估算为750.52kWp(0.7552MWp)。CC上下行服务区386个小车停车位，按实际情况布置1650mmx990mm光伏组件5136块，按单块组件容量290Wp计算，CC±下行服务区总容量估算为1489.44kWp(1.48944MWp)。太阳能资源：项目场址水平面太阳总辐射数据年平均为4654.02MJ/m2,年平均峰值日照小时数为1292.78小时并网形式：分块发电、集中并网；自发自用、余电上网。系统构成：由太阳能光伏组件、太阳能并网逆变器、交流配电柜、接地系统、电缆等组成。9)投资说明：本光伏项目由*****投资集团能源有限公司投资建设，项目总投资1394.87万元。1.2投资主体（建设投资主体简介）1.3项目地理位置**高速公路光伏车棚项目分四个建设地点，位于南宁市南部和钦州市钦南区，分别是AA高速公路服务区、DD高速公路服务区、BB高速公路服务区和CC高速公路服务区。图1.1-1项目地理位置示意图1.4太阳能资源**高速路板块光伏项目包含AA上下行服务区、BB上下行服务区、CC上下行服务区、DD上行服务区四个点。本项目通过Meteonorm数据库检索得到了项目所在地十年平均太阳辐射量数据并进行统计、计算。经过推算，本光伏电站水平面太阳总辐射量数据年平均为4654.02MJ/m2,年平均峰值日照小时数为1292.78小时。通过分析计算，本项目所在地区太阳能资源较丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算本项目为光伏车棚项目，光伏组件安装在服务区小车车位上方。光伏系统由太阳能光伏电池组件作为发电单元，通过光伏电池组件的串联提升电压，输送到光伏并网逆变器逆变，经过逆变器高精度的逆变后，输出与电网同相位、同频率的电能，通过交流配电柜接入电网。本项目采用“自发自用，余电上网”的运营模式，光伏系统并网电压等级拟采用380V并网，最终方案经过专业接入系统专题研究报告讨论后得到供电局批复方案为准。本项目预测25年累计发电量为6926.74万kWh,运营年期间平均每年发电量为277.07万kWho1.6电气设计本光伏项目采用自发自用、余电上网模式，拟以380V电压等级并网，根据光伏发电系统装机容量和周边电网实际接线情况，具体接入系统方案为：采用380V电压等级，在配电房设立一个或多个并网点，将光伏电力接入公共电网，所发电量优先自用，余电上网（最终接入系统方案以接入系统专题研究报告及供电局审批方案为准）。1.7工程设计概算工程设计概算费用标准参照国家能源局发布的《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）的相关规定，结合国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准进行编制。工程设计概算定额参照国家能源局发布的《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）。本项目总投资1394.87万元，其中静态投资1378.6万元，建设期利息7.08万元，流动资金9.19万元。单位千瓦静态投资4500元/kW,单位千瓦动态投资4553.1元/kW。本项目资本金按总投资的30%计算，贷款利率执行近期《中国人民银行决定下调金融机构人民币存贷款基准利率》，短期及流动资金贷款利率为4.35%,长期贷款利率5.88%（标准利率4.9%上浮20%,按年结息）。1.8财务评价本分布式光伏项目采用的是自发自用，余电上网的模式，广西地区的脱硫标杆上网电价为0.4207元/kWh,企业使用电网电价按大工业电价0.7510元/kWh,分布式光伏电站加权上网电价0.7810元/kWh,首年有效利用小时数按1025小时计算，经总成本费用计算、发电效益计算、清偿能力和盈利能力分析，财务评价结果表明本工程具有：1、 本工程静态总投资为1378.6万元，建设期利息为7.08万元，项目投资财务内部全投资收益率为9.02%（税后），资本金财务内部收益率（税后）为13.48%,高于8%的基准值，项目全部投资财务净现值331万元（税后），项目资本金财务净现值365万元（税后），投资回收期为8.78年本项目财务上基本可行。2、 通过对本发电站清偿能力的分析，本发电站能按期偿还银行贷款。本财务评价，采用动态投资，按现行财务会计制度进行测算。计算结果表明：本项目具有偿债能力，财务内部收益率适中，总的财务指标可行。但在项目实施过程中应及时注意各种风险，以便采取有效措施防止盈利能力的降低。通过以上分析可知，项目具有较好的清偿能力和一定的盈利能力，抗风险能力较强，各项效益指标合理，在财务上是可行的。1.9节能降耗本项目通过建设3.06356MWp光伏车棚分布式太阳能光伏电站，利用太阳能进行发电，将在节省燃煤、减少CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。本项目预测25年累计发电量为6926.74万kWh,运营年期间平均每年发电量为277.07万kWh,按照广西壮族自治区煤炭发电厂平均每千瓦时电能耗用为0.36kg的标准煤来计算3.06356MWp屋面光伏项目的节能减排效益，根据预测，本项目潜在的节能减排效果为：每年可节省997.45吨标准煤，减轻排放温室效应性气体二氧化碳2584吨。每年减少排放大气污染气体SO2约7.55吨、NOx约6.63吨。整个25年经济运行寿命期间将节约标准煤约2.49万吨，减排二氧化碳约6.46万吨，减排二氧化硫188.75吨，减排NOX165.75吨。项目的建设，将为广西自治区节约能源，减少有害气体排放工作做出积极的贡献。1.10结论及建议通过本工程可行性研究设计工作，对太阳能资源进行了分析，经过论证、比较，对太阳能光伏发电单元选择和光伏电站主接线方案等进行了优化，并从施工角度推荐了使工程早见成效的施工方法。经过工程投资概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：建设本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。二、太阳能资源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2000h,具有发展太阳能得天独厚的优越条件。图2-1是中国气象局发布的我国水平面总辐射分布图。

图2.1-1我国太阳能水平面总辐射资源分布图图2.1-1我国太阳能水平面总辐射资源分布图年有效利用小时数(h)22002000175015001200110010501000950900800700图2.1-2我国太阳能年均利用小时数分布图根据全年太阳总辐射量的大小，可将中国划分为4个太阳能资源丰富程度等级，见表2-1。表2-1太阳能资源丰富程度等级表等级资源带号年总辐射量(MJ/m2)年总辐射量(kWh/m2)平均日辐射量(kWh/m2)最丰富I>6300>1750>4.8很丰富II5040〜63001400〜17503.8〜4.8丰富III3780〜50401050〜14002.9〜3.8一般IV<3780v1050<2.91） 太阳能资源最丰富区域：地区年平均太阳总辐射量达6300MJ/m2以上，相当于1750kWh/m2以上。这一地区主要为青海西部和西藏西部等地，尤以西藏西部最为丰富。2） 太阳能资源很丰富区域：地区年平均太阳总辐射量为5040〜6300MJ/m2,相当于1400〜1750kWh/m2。这一地区主要包括青海东部、西藏东部、新疆南部、宁夏、甘肃北部、内蒙古西部、云南西部等地。3） 太阳能资源较丰富区域：地区年平均太阳总辐射量为3780〜5040MJ/m2,相当于1050^1400kWh/m2o这一地区主要包括新疆北部、内蒙古东部、山东、山西、河南、河北、黑龙江、吉林、辽宁、陕西、甘肃东南部、湖南、湖北、安徽、广东、广西、浙江、浙江、江苏、云南东部、海南、台湾等地区。4） 太阳能资源一般区域：地区年平均太阳总辐射量小于3780MJ/m2,即小于1167kWh/m2o这类地区位于四川、贵州两省，是我国太阳能资源最少的地区。2.2区域太阳能资源综述广西地处中国华南沿海，位于东经104。26,〜112。04\北纬20°54,〜26°24,之间，属低纬度，处于云贵高原东南边缘，北回归线横贯全区中部。属副热带季风气候，长夏短冬，阳光充足，太阳辐射强烈，从北到南，年太阳辐射量为3600〜5300MJ/m2,年日照小时数1169-2219小时，比湖南、贵州、四川等省多，与广东相当。广西地处低纬度，北回归线横贯全区中部，属中亚热带季风气候区。南部地区则偏向热带季风气候，全区各地极端最高气温为33.7—42.5°C,极端最低气温为-8.4—2.9°C,年平均气温在16.5-23.1°C之间。气候温暖，热量丰富，雨水丰沛，干湿分明，季节变化不明显，日照适中，冬少夏多。广西地处中、南亚热带季风气候区，气候温暧，热量丰富。各地年平均气温16.0-23.0°C,等温线基本上呈纬向分布，气温由北向南递增，由河谷平原向丘陵山区递减。各地累年极端最高气温为33.7—42.5°C,累年最低气温为-8.4—2.9°C。广西太阳总辐射量在3600〜5300MJ/m2,桂林、柳州、河池、三市及乐业、凌云、都安、金秀在4000MJ/m2以下，其中龙胜、天峨、南丹、金秀不足3700MJ/m2,为低值区；梧州市南部、玉林市大部，右江区河谷的百色、田阳、田东，位于十万大山北侧的宁明、上思和沿海地区的钦州、合浦、北海、涸洲岛及横县大于4600MJ/m2,其中田阳、上思、合浦、北海、涸洲岛超过4800MJ/m2,北海、涸洲岛在5000MJ/m2o桂林、河池、柳州三方南部的大部分地区、贺州市大部及那坡、来宾为4000〜4200MJ/m2,平乐、钟山、鹿寨、忻城、德保、上林、宾阳、隆安、天等为4200〜4400MJ/m2,其余地区为4400〜4600MJ/m2。总体而言，广西境内总辐射量分布自北向南递增，河谷平原高于山区丘陵。广西太阳总辐射的年内变化大部分地区为单峰型。最大值为419〜598MJ/m2,除西林出现在5月，东兴、防城出现在9月外，其余均出现在7、8月（大部分地区出现在降水量峰月后的1〜2个月内，即降水量逐渐减少，但太阳高度角仍较高的时候），其中资源、灌阳、富川及龙州一崇左-防城港-宾阳-象州-武宣-防城港-平南-梧州一线以南各地出现在7月，以北出现在8月。西部的百色市大部分及东兰、凤山、合浦、东兴、防城、北海、涸洲岛为双峰值，主峰大部地区出现在7、8月，次封在5月。5月出现次峰的原因可能是这些地区位于云贵高原东南侧，春季常受到源于南亚次大陆的干热气团的影响，雨季开始较晚，晴好天气多，而且5月份太阳高度角较高，辐射值较大，故为总辐射值次高值月。广西壮族自治区年均辐射总量及往年年日照时数分布图如下图所示:

年均总刖（kvwh/m2）年均总刖（kvwh/m2）22002100200019001650155014001300120011001000900年有效利用小时数（h）22002000175015001200110010501000950900800700图2.2-2广西年均日照时数分布图（h）2.3项目所在地太阳能资源分析2.3.1太阳能辐射量数据的来源**高速公路光伏车棚项目分四个建设地点，位于南宁市南部良庆区和钦州市钦南区，分别是AA高速公路服务区（E：108.2809,N：22.6542）、DD高速公路服务区（E：108.4028,N：22.4434）、BB高速公路服务区（E：108.3657,N：22.4151）和CC高速公路服务区（E：108.4966,N：21.9851）。年均总砌(kwtVm2)22002100200019001650155014001300120011001000900图2.3-2钦州市年均总辐射量图（kWh/n?）由上图可见，4个项目场址水平面上多年均总辐射量在1200~1400kWh/m2之间，根据太阳能资源丰富程度等级表，属于太阳能资源丰富区域，该地区适合建

设光伏电站。由于现阶段尚未从当地气象站取得当地太阳辐射相关数据，本项目暂从Meteonorm选取相关气象数据进行分析计算。Meteonorm数据来源于瑞士的Meteonorm研究所，为该地区1981〜201。年的平均各月总辐射，其数据可作为项目参考数据源，4个项目建设场址相关数据由北往南如下表所示：SiteAA服务区SourceMeteonorm7.1(1991-2000),Sat=1%Latitude22.65oLongitude108.28ValuesGlobHDiffHTempWindVelMonthMJ/m2MJ/m2°Cm/sJanuary222.48167.413.12February219.24166.3215.22March240.48196.9218.21.9April345.6250.5622.32May435.2429725.82.01June446.4300.627.31.79July492.48312.1228.11.8August510.84328.6827.91.59September482.4307.4426.11.8October433.08250.9223.81.6November325.8206.6418.51.7December286.2190.4414.71.8Year4440.242975.0421.81.83SiteDD服务区SourceMeteonorm7.1(1991-2000),Sat=12%Latitude22.44oLongitude108.4ValuesGlobHDiffHTempWindVelMonthMJ/m2MJ/m2°Cm/sJanuary226.8171131.9February222.48167.7615.31.9March245.16190.4418.41.7April347.04264.2422.71.91May439.2321.8426.11.8June449.64294.1227.51.7July495.72322.5628.41.69August511.2346.3228.11.49September483.12280.4426.31.7October438.12274.6824.11.5November327.96217.4418.81.59

December288.72203.414.91.71Year4475.163054.24221.72NameBB服务区SourceMeteonorm7.1(1991-2000),Sat=14%Latitude22.42Longitude108.36ValuesGlobHDiffHTempWindVelMonthMJ/m2MJ/m2°Cm/sJanuary227.52172.8131.9February222.84170.2815.31.8March246.96213.1218.41.7April347.76241.222.71.91May439.9228826.21.8June450.7230627.51.69July497.52305.2828.41.7August511.2342.7228.11.49September482.76281.5226.31.7October438.48273.624.21.49November330.84222.4818.81.6December289.44192.9614.91.7Year4485.963009.96221.71SiteCC服务区SourceMeteonorm7.1(1993-2000),Sat=42%Latitude21.99Longitude108.5ValuesGlobHDiffHTempWindVelMonthMJ/m2MJ/m2°Cm/sJanuary256.68177.8413.31.41February239.76190.4415.61.29March289.08216.3619.11.09April374.04288.3623.91.3May477330.8427.61.29June491.4281.8828.61.11July535.68312.4829.31.09August536.04310.32290.81September494.28308.8827.11.19October481.68285.8425.11.09November363.24220.3219.91.3December302.04202.3215.51.29Year4840.923125.8822.81.19由上表数据可见，四个场址太阳能辐射量数值由北往南递增，南宁的AA、BB、

DD三个场址太阳能辐射量数据接近，钦州的CC数值最高。综合考虑四个建设场址的辐射量数据和规划装机容量，项目工程代表年总辐射量本阶段暂选用南宁区和钦州区数值均值后的4654.02MJ/m2取值计算。表2-2气象数据选值AADDBBCC最终取值一月222.48226.8227.52256.68241.14二月219.24222.48222.84239.76230.64三月240.48245.16246.96289.08266.64四月345.6347.04347.76374.04360.42五月435.24439.2439.92477457.56六月446.4449.64450.72491.4470.16七月492.48495.72497.52535.68515.46八月510.84511.2511.2536.04523.56九月482.4483.12482.76494.28488.52十月433.08438.12438.48481.68459.12十一月325.8327.96330.84363.24345.72十二月286.2288.72289.44302.04295.08年总量4440.244475.164485.964840.924654.022.3.2选定太阳能数据分析处理太阳最大辐射强度分析的目的是为了测算光伏发电系统逆变器后交流输出功率的大小，为后面的交流升压系统选择合理的设计容量，以降低工程造价，同时减少交流升压系统损耗，提高电站输出电量，以提高光伏发电项目运行经济性。项目场址太阳月平均辐射总量数值图2.3-3太阳月辐射量变化根据收集的气象数据，太阳能资源月际变化稳定，最佳利用时间较集中年内变化趋势为单峰型，季节变化非常明显，以7月份最大，5、6、8月次之，2月份最小。全年太阳总辐射量分布以夏季最多，冬季最少，春秋季居中。项目场址多年平均水平太阳辐射量4654.02MJ/m2-a,根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2008)属我国第三类太阳能资源丰富区域。综上所述，本期项目场址太阳能资源丰富，日照时间长，年内变化稳定，最佳利用时间集中，适合光伏电站的建设，具有较好的经济性。2.4气象条件影响分析南宁位于北回归线南侧，属湿润的亚热带季风气候，阳光充足，雨量充沛，霜少无雪，气候温和，夏长冬短，年平均气温在21.6度左右。冬季最冷的1月平均12.8摄氏度，夏季最热的7、8月平均28.2摄氏度。年均降雨量达1304.2毫米,平均相对湿度为79%,主要气候特点是炎热潮湿。钦州市位于地处广西南部，西南沿海，位于北纬20°54，至22°41，，东经107°27，至109。56，之间。钦州市冬暖夏凉，气候宜人，依山临海。钦州属亚热带气候，具有亚热带向热带过渡性质的海洋季风特点。年日照时为1800小时左右，年平均气温为21-23°C绝大部分地区无霜期在350天以上，年降水量为1600毫米，雨量充沛。、环境温度条件分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-30〜55°C,选用电池组件的工作温度范围为-40〜85°C。正常情况下，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温度加30°C的水平。根据当地气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温23.2°C,多年极端最高气温37.1°C,多年极端最低气温2.0°Co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的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器布置在室内，其工作温度也可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安全性没有影响。、最大风速影响分析本工程场址区多年平均风速为5m/s,太阳能电池组件基本按固定倾角15度敷设，太阳电池组件支架及基础等按照50年一遇基本风压设计。、积雪影响分析建设场址属亚热带季风气候，全年无积雪。三、工程规模和建设必要性3.1站址位置**高速公路光伏车棚项目规划对AA上下行服务区、DD±行服务区、BB±下行服务区、CC±下行服务区四个场址的小车停车位进行改造，建设停车棚，并在停车棚顶部布置太阳能光伏组件，既能为车辆遮风挡雨，又能利用太阳能创造出清洁光伏能源供电动车充电、服务区用电，多余的电量并入电网，可实现“自发自用，余电上网”o建设场址位于高速公路服务区内，交通运输条件便利。

3.2场址地形地貌本项目拟建场址位于广西南部沿海高速路AA服务区、DD服务区、BB服务区和CC服务区，场地属丘陵地貌单元，至目前为止拟建场址及其周邻地段尚未发现滑坡、崩塌、塌陷、冲沟侵蚀等不良地址作用，适合进行本项目的光伏车棚工程的建设。3.3服务区负荷简介根据服务区设计院提供的负荷设计表，四个服务区负荷及安装变压器容量如下表所示：表3.3-1服务区负荷简介上行下行负荷(kW)安装变压器容量(kVA)负荷(kW)安装变压器容量(kVA)AA服务区275400523800DD服务区----BB服务区288400355500CC服务区523.6800523.68003.4光伏车棚系统总体规划光伏车棚是将光伏发电和车棚相结合的系统。既能为车辆车遮风挡雨，又能利用太阳能创造出清洁光伏能源供电动车充电、灯光照明和并入电网。4个拟建场

址的总平图如下图所示:AA上下行服务区263个小车停车位，按服务区负荷情况和变压器容量实际情况规划布置1650mmx990mm光伏组件2696块，按单块组件容量290Wp计算，AA上下行服务区总容量估算为781.84kWp(0.78184MWp)。图3.4-2DD上行服务区总平布置图DD上行服务区12个小车停车位，布置1650mmx990mm光伏组件144块，按单块组件容量290Wp计算，DD±下行服务区总容量估算为41.76kWp(0.04176MWp)o

BB上下行服务区253个小车停车位，按服务区负荷情况和变压器容量实际情况布置1650mmx990mm光伏组件2588块，按单块组件容量290Wp计算，BB上下行服务区总容量估算为750.52kWp(0.7552MWp)。图3.4-4CC上下行服务区总平布置图CC上下行服务区386个小车停车位，按服务区负荷情况和变压器容量实际情况布置1650mmx990mm光伏组件5136块，按单块组件容量290Wp计算，CC上下行服务区总容量估算为1489.44kWp(1.48944MWp)。表3.4-2规划装机容量安装场址规划安装组件数量(块)规划装机容量(kWp)AA上下行服务区2696781.84DD上行服务区14441.76BB上下行服务区2588750.52CC±下行服务区51361489.44小计105643063.563.5工程项目建设必要性3.5.1在电网层面分析光伏电站建设的必要性（1） 为高速公路服务区提供电源支撑根据负荷预测及电力平衡结果，本光伏项目规划装机容量为3063.56kWp,运营期内每年将为服务区提供约277.07万kWh的电能，能够满足几个高速公路服务区用电负荷需求，为服务区用电电网提供电源支撑。（2） 优化高速公路服务区电网电源结构，改善电网运行条件建设高速公路光伏车棚项目可以与服务区电网形成互补，对电网具有一定的调峰作用。光伏发电在白天，而场区用电高峰在白天，这对供电区域错峰用电，调节峰谷值起到一定作用。（3） 为高速公路服务区提供清洁的可再生能源在可再生能源中，太阳能取之不尽、清洁安全，是最理想的可再生能源。南宁和钦州市在广西自治区内均属于太阳能资源丰富，发展潜力较大，开发太阳能是保证能源供应安全和可持续发展的必然选择。建设**高速公路光伏车棚项目，符合我国能源发展战略，同时为电网提供清洁的可再生能源，减少污染保护环境,促进区域电力及国民经济的可持续发展。3.5.2建设光伏车棚发电系统的优点光伏车棚项目有着以下几点优势：1、 光伏车棚可以减少城市的用电压力：利用车棚的闲置面积，建设光伏车棚，光伏车棚发的电除供给服务区使用外,多余的电量还可以卖给国家，达到“自发自用，余电上网"目的。2、 光伏车棚节能的同时带来收益：投资光伏车棚的建设，一改传统车棚单一的作用，光伏车棚不仅能够给车辆遮阳避雨，同时还可以发电带来收益，实现社会效益和环境效益的双赢。3、光伏车棚体现城市生态环保的理念:建设光伏车棚，积极响应国家节能节能减排的号召，减少碳的排放，从而打造低碳环保的现代化城市。4、无需另外占地，节约了土地资源。服务区光伏车棚项目利用服务区现有小车车位上方空间建设光伏发电系统，不用另外规划建设场地，综合利用了土地资源，提高了土地资源利用率。3.5.3节能减排效果明显按照广西壮族自治区煤炭发电厂平均每千瓦时电能耗用为0.36kg的标准煤来计算3.06356MWp高速公路光伏车棚项目的节能减排效益，根据预测，本项目25年累计发电量为6926.74万kWh,运营年期间平均每年发电量为277.07万kWh,潜在的节能减排效果为：每年可节省997.45吨标准煤，减轻排放温室效应性气体二氧化碳2584吨。每年减少排放大气污染气体SO2约7.55吨、NOx约6.63吨。整个25年经济运行寿命期间将节约标准煤约2.49万吨，减排二氧化碳约6.46万吨，减排二氧化硫188.75吨，减排NOX165.75吨。项目的建设，将为广西自治区节约能源，减少有害气体排放工作做出积极的贡献。3.5.4结论利用服务区车位安装建设光伏车棚发电项目，既不占用土地资源，又能满足服务区用电需求、带来售电收益，还有显著的节能减排效果，因此**高速路板块光伏项目的建设是有必要的。四、光伏系统总体方案设计及发电量计算4.1光伏发电系统的构成光伏车棚系统由太阳能光伏组件、并网逆变器、交流配电柜、计量装置和并网保护系统组成。太阳能光伏电池组件作为发电单元，通过光伏电池组件的串联提升电压，输送逆变器逆变，经过逆变器高精度的逆变后，输出与电网同相位、同相序、同频率的电能，通过交流配电柜、计量装置和并网保护系统接入电网。光伏电站系统结构原理框图如图4.1-1所示。日射仪风速仪温度仪图4.1-1光伏系统结构示意图4.2光伏组件选型光伏组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、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，选用行业内的主导光伏组件类型。再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算出光伏发电站的年发电量，最终选择出综合指标最佳的光伏组件。4.2.1太阳电池种类及性质1）晶体硅光伏组件晶体硅光伏组件是目前最成熟、最稳定、最可靠、应用最广的光伏电池，主要包括单晶硅和多晶硅电池。单晶硅光伏组件以高纯的单晶硅棒为原料，是当前开发很快的一种光伏组件,它的结构和生产工艺己定型，产品广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，现在地面应用的光伏组件大多采用太阳能级的单晶硅棒，材料性能指标有所放宽，也可使用半导体器件加工的头尾料和废次单晶硅材料，经过复拉制成光伏组件专用的单晶硅棒。单晶硅光伏组件的单体片制成后，经过抽查检验，即可按需要的规格组装成光伏组件，用串联和并联的方法构成一定的输出电压和电流。商业化单晶硅光伏组件的转换效率一般在17%左右。虽然单晶硅光伏组件转换效率高，但由于原材料的原因，电池片存在倒角，使得有效发电面积减小。单晶硅光伏组件更适合于建设场地面积有限而对工程发电功率要求高的发电项目，即通过提高电池组件的效率来实现整个工程的发电容量。另外，根据试验室和工程中的测试数据，单晶硅光伏组件在工程投产的前期，功率衰减较多晶硅光伏组件快。多晶硅光伏组件使用的多晶硅材料，生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅光伏组件的制作工艺与单晶硅光伏组件差不多，商业化多晶硅太阳组件的转换效率一般在15%〜17%,稍低于单晶硅光伏组件，但其材料制造简便，电耗低，总的生产成本较低，组件价格略低于单晶硅光伏组件组件，因此得到广泛应用，尤其适合土地资源丰富地区的工程大面积应用。图4.2-2多晶硅光伏组件2）薄膜光伏组件薄膜光伏组件包括硅薄膜光伏组件（非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等）、多元化合物薄膜光伏组件（硫化镉、硒锢铜、疏化镉、碑化镣、磷化锢、铜锢镣硒等）、染料敏化薄膜光伏组件、有机薄膜光伏组件等。非晶硅薄膜光伏组件与单晶硅和多晶硅光伏组件的制作方法完全不同，硅材料消耗很少，生产电耗更低，规模生产前景很好。非晶硅光伏组件很薄，可以制成叠层式，或采用集成电路的方法制造，在一个平面上，用适当的掩模工艺，一次制作多个串联电池，以获得较高的电压。目前非晶硅光伏组件光电转换效率一般能达到10%〜12%,电池组件的系统效率一般为6%〜10%。多元化合物光伏组件指不是用单一元素半导体材料制成的光伏组件。现在各国研究的品种繁多，除疏化镉、硒锢铜、铜锢镣硒薄膜光伏组件在国内外有规模生产外，组件的效率在8%〜9%,其他多数尚未形成产业化。有机光伏组件以其材料来源广泛，制作成本低廉，耗能少，可弯曲，易于大规模生产等突出优势显示了其巨大开发潜力，但目前的光电转换效率较低，未形成产业化。染料敏化纳米薄膜光伏组件的性能主要是由纳米多孔TiO2薄膜、染料光敏化剂、电解质、反电极（光阴极）等几个主要部分决定的。通过优化电池各项关键技术和材料的性能，并通过小面积的系列实验和优化组合实验来检测各项参数对电池性能的影响，理论上光电转换最大效率最高可达44%,但是尚未形成产业化。非晶薄膜光伏组件除了薄膜厚度非常薄、只需少量的原料等因素而使得电池组件的价格较晶体硅光伏组件便宜外，其弱光发电性能和功率温度系数较晶体硅光伏组件好，相比同等条件下晶体硅电池可多发电，但非晶硅光伏组件存在光致衰减效应的缺点，并且转化效率远低于晶体硅光伏组件，因此市场份额近年已逐步被晶体硅电池取代。4.2.2晶体硅与薄膜光伏组件组件对比分析电池类型商用效率实验室效率优缺点晶体硅单晶硅18〜20%24%优点：转换效率高、稳定性好缺点：成本相对略高多晶硅16〜19%20.3%优点：成本较单晶硅略低缺点：转换效率较单晶硅略低薄膜电池非晶硅5〜11%13%优点：弱光性能好、成本低缺点：转换效率低、衰减快磅化镉8〜10%15.80%优点：成本低缺点：转换效率低、衰减快、镉含剧毒铜锢铉硒10〜14%15.30%优点：成本低缺点：原材料有毒、大面积生产困难根据目前光伏组件的工程数据对晶体硅和薄膜光伏组件组件的分析如下:组件转换效率和占地面积目前，晶体硅光伏组件组件转换效率的工程采用数据为16%,而薄膜光伏组件组件的工程采用数据为9%。由于组件转换效率的不一样，薄膜光伏组件的占地面积是晶体硅光伏组件的两倍。1MW薄膜光伏组件的占地面积约40亩，而晶体硅光伏组件占地面积一般不超过18亩。对于土地资源相对缺乏的地区或者如本项目此类分布式工程，选用转换效率高、占地少的晶体硅光伏组件更为合理。发电成本组件价格目前，晶体硅市场经历过一个高速扩张期后，晶体硅产能明显过剩，晶体硅组件价格不断下调，薄片化技术进一步推动成本下降，转换效率稳步提升，因此晶硅电池依靠技术和成本优势依然保持着主导地位，薄膜电池失去了过去的价格优势，一些光伏大企业纷纷调整其薄膜电池计划，减少或暂停薄膜电池生产。其他工程投资由于薄膜光伏组件本身转换效率低，导致其用地成本、电缆成本、方阵支架及基础成本、方阵人工安装成本总体提高。综合组件价格及其他工程投资工程投资因素，晶体硅太阳组件的发电成本低于薄膜光伏组件，这是目前晶体硅太阳组件广泛运用于大型光伏电站建设的主要原因之一。系统发电量及使用寿命目前，非晶硅电池组件的电站运行的时间较短，工程运用中，组件质量的稳定性不如晶体硅光伏组件。可以从电池的微观结构及生产工艺的成熟度方面，也可以推断同样的工程条件下，晶体硅光伏组件比薄膜光伏组件有更长的运行寿命,用于大型光伏电站更为可靠。光伏组件要求具有非常好的耐候性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，且要具有高效转换率。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料;同时也减少了系统连线，降低线损。按本设计规模，项目光伏组件的选型应该优先考虑效率较高的大功率电池组件，以降低造价并提高系统效率。薄膜光伏组件相对晶体硅光伏组件而言，组件转换效率较低，建设占地面积大。我国大陆地区没有大规模性生产疏化镉薄膜光伏组件、铜锢镣硒薄膜光伏组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价格比非晶硅薄膜光伏组件高。晶体硅光伏组件在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均可以达到国际先进标准，国内厂家生产的晶体硅光伏组件足够满足本项目晶体硅光伏组件的需要。综上所述，结合本工程实际情况，本项目不建议选用薄膜光伏组件。4.2.3单晶硅光伏组件与多晶硅光伏组件对比分析多晶硅光伏组件和单晶硅光伏组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，是光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程的首选设备，其国内的市场供应量非常充足。同单晶硅光伏组件相比，多晶硅光伏组件转换效率稍低，但单瓦造价相对便宜，尤其是大功率组件价格要更便宜（采用大功率组件可以降低土建等费用，从而降低工程投资），适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅光伏组件更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。另外，根据设备厂的资料，多晶硅光伏组件在工程项目投运后效率逐年衰减稳定，单晶硅光伏组件投运后的前几年电池的效率逐年衰减稍快，以后逐年衰减稳定。两种组件推荐使用寿命均能达到25年以上。目前，单晶硅因技术、产能的发展，价格也逐渐与多晶硅接近，综合考虑光伏车棚工程的实际建设情况，本项目推荐使用单晶硅光伏组件。4.2.4光伏组件组件选型结论光伏组件是光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。光伏组件性能的各项参数主要包括：标准测试条件下组件峰值功率、峰值电流、峰值电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数等。多晶硅光伏组件的功率规格较多，从5Wp到350Wp国内均有厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本光伏发电项目规划装机容量为3.06356MWp,设计优先选用大功率高效率光伏组件，能充分利用车棚顶部面积，利用有限的面积尽可能达到较大的发电量。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产应用于大型并网光伏发电系统的单晶硅光伏组件，其规格大多数在285Wp到345Wp之间，在此区间范围内，综合考虑组件效率、技术成熟性以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐选用单晶硅光伏组件规格为290Wp。主要性能参数如下表所示：型号（STC）290Wp电气参数机械参数最大功率290W电池片类型单晶硅156X156mm开路电压39.31V电池排列60(6X10)最大工作电压32.76V尺寸1650X992X40mm短路电流9.384A重量18.6kg最大工作电流8.853A前盖钢化玻璃组件转换效率17.73%边框材质阳极氧化铝合金功率公差0〜+5%W接线盒防护等级IP67最大系统电压1OOOV导线4mm2/12AWG,900mm串联最大熔丝电流15A最大系统电压1000V工作温度-40°C"85°C接线器MC4(IP67)注：以上参数为STC测试下的电气参数，光照强度：1000W/m2,电池温度:25°C,大气质量：1.5o4.3逆变器的选择4.3.1并网光伏逆变器选型的技术原则并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器选型的主要技术原则如下：1） 性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多或逆变实效，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率（MPPT）o2） 要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。3）具有保护功能:并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。4） 波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%,高次谐波含量小于3%,功率因数接近于1。5） 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远控室，其控制器还应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。4.3.2并网逆变器选型比较4.3.2.1集中式逆变器集中式逆变器顾名思义是将光伏组件产生的直流电汇总转变为交流电后进行升压、并网。因此，逆变器的功率都相对较大。光伏电站中一般采用500kW以上的集中式逆变器。集中逆变技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，使他非常接近于正弦波电流。最大特点是系统的功率高，成本低。（1） 集中式逆变器的优点如下：a） 功率大，数量少，便于管理，元器件少，稳定性好，便于维护；b） 谐波含量少，电能质量高，保护功能齐全，安全性高；c） 有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。（2） 集中式逆变器存在如下问题：a） 集中式逆变器MPPT电压范围较窄，不能监控到每一路组件的运行情况，因此不可能使每一路组件都处于最佳工作点，组件配置不灵活；b） 集中式逆变器占地面积大，需要专用的机房，安装不灵活；c） 自身耗电以及机房通风散热耗电量大。4.3.2.2组串式逆变器组串式逆变器顾名思义是将光伏组件产生的直流电直接转变为交流电汇总后升压、并网。因此，逆变器的功率都相对较小。光伏电站中一般采用50kW以下的组串式逆变器。组串式逆变器主要优点是不受组串间光伏电池组件性能差异和局部遮影的影响，可以处理不同朝向和不同型号的光伏组件，也可以避免部分光伏组件上有阴影时造成巨大的电量损失，提高了发电系统的整体效率。（1） 组串式逆变器优点：a） 不受组串间模块差异，和阴影遮挡的影响，同时减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大程度增加了发电量；b） MPPT电压范围宽，组件配置更加灵活，在阴雨天，雾气多的部区，发电时间长；c） 体积较小，占地面积小，无需专用机房，安装灵活；d） 自耗电低、故障影响小。（2） 组串式逆变器存在问题：a） 功率器件电气间隙小，不适合高海拔地区，元器件较多，集成在一起，稳定性稍差；b） 户外型安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化；c） 逆变器数量多，总故障率会升高，系统监控难度大；d） 不带隔离变压器设计，电气安全性稍差，不适合薄膜组件负极接地系统。4.3.2.3集散式逆变器集散式逆变器是近两年来新提出的一种逆变器形式，其主要特点是“集中逆变”和“分散MPPT跟踪”o集散式逆变器是聚集了集中式逆变器和组串式逆变器两种逆变器优点的产物，达到了“集中式逆变器的低成本，组串式逆变器的高发电量"o（1） 集散式逆变器优点：a） 与集中式对比，“分散MPPT跟踪"减小了失配的几率，提升了发电量；b） 与集中式及组串式对比，集散式逆变器具有升压功能，降低了线损；c） 与组串式对比，“集中逆变"在建设成本方面更具优势。（2） 集散式逆变器问题：a）工程经验少。较前两类而言，尚属新形式，在工程项目方面的应用相对较少;

b）安全性、稳定性以及高发电量等特性还需要经历工程项目的检验；C）因为采用“集中逆变”，因此，占地面积大，需专用机房的缺点也存在于集散式逆变器中4.3.3并网逆变器选型结论表4.3-1不同类型并网逆变器主要优缺点比较集中式集散式组串式优点造价低，电能质量好造价略高于集中式；线损略高于组串式；组串间匹配损失小；电能质量好线损低，组串间匹配损失小缺点线损大，组串间匹配损失大造价高，电能质量差综合评比适合关注初始投资者LCOE最低适合关注发电量、长期收益者**高速路板块光伏项目为小型分布式光伏项目，太阳能光伏组件要分别铺设在车棚顶上，根据前述选型原则，本项目综合考虑容量规模、场址条件与发电效益等因素，推荐选用单台容量为60W的组串式逆变器。60kW组串式逆变器的技术参数见表4.3-2o表4.3-260kW逆变器主要技术参数表输入最大输入电压1000V启动电压620VMPPT电压范围570~950V满载MPPT电压范围570~850VMPPT数量1每路MPPT最大输入组串数1412088A输入端子最大允许电流12A最大直流短路电流168A输出额定输出功率60000W最大视在功率66000VA最大有功功率66000W额定输出电压3P+N+PE/3P+PE,230/400V最大输出电流96A输出电压频率50Hz/60Hz功率因数范围0.8超前〜0.8滞后最大总谐波失真<3%

效率最大效率99.00%欧洲效率98.30%保护直流反接保护具备交流短路保护具备漏电流保护具备接地故障检测具备电网监控具备直流开关具备直流熔丝具备组串检测具备PID修复可选浪涌保护直流2级防雷器（40kA）/交流2级防雷器常规数据尺寸（宽*高*厚）634mm*969mm*2670mm重量55kg安装方式壁挂式隔离方式无变压器工作温度范围-25~+60°C冷却方式智能强制风冷最高不降额工作海拔5000m相对湿度0^100%直流端子MC4（最大6mm2）交流端子螺丝压接端子（最大50mm2）防护等级IP65夜间自耗电<2W显示动态图形液晶通讯RS4854.4光伏运行方式设计4.4.1光伏阵列的运行方式选择在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的运行方式对系统接收到的太阳总

辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。光伏组件的运行方式有固定安装式和自动跟踪式几种型式。但由于本工程电池组件安装方式为光伏车棚一体式支架，本项目使用固定式方案较为合理，组件紧附车棚顶部铺设。采用固定式光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。4.4.2光伏阵列最佳倾斜角的计算最佳倾角的计算，根据国际上公认的Klien和Theilacker提出的计算倾斜面上月平均太阳辐照量的方法，计算出不同倾斜面上的月平均太阳辐照量，然后进行比较，得出全年最大太阳辐照量所对应的倾角。采用Klien和Theilacker计算倾斜面上月平均太阳辐照量的简化公式如下：其中，Hb为水平面上的直接辐射量；Hd为水平面上的散射辐射量；为水平面上的总辐射量，是直接辐射及散射辐射量之和。P为地面反射率，其数值取决于地面状态，一般计算取0.2。Rb为倾斜面上的直接辐射分量与水平面上直接辐射分量的比值。Azimuth「]0CSummer(April-Sept)Azimuth「]0CSummer(April-Sept)CWinter(Oct-March)AzimuthF]0利用PVSYST软件计算不同倾角条件下方阵面上的年总辐射，从图中可以看出，倾角在15。时方阵面上捕获的的年总辐射最大，综合考虑到当时气候因素、支架荷载因素，本工程组件支架拟采用15。固定倾角。场址水平面太阳辐射总量和组件倾斜面太阳辐射总量对比如下图：月份水平面月平均辐射总量最佳角度倾斜面月平均辐射总量（15度）一月66.9872.54二月64.0767.20三月74.0775.02四月100.1299.60五月127.10123.07六月130.60124.80七月143.18137.02八月145.43142.60九月135.70138.60十月127.53136.09十一月96.03105.60十二月81.9791.76小计1292.781313.90辐照度比较4.5光伏支架光伏车棚项目有其施工上的特殊性，综合考虑现场施工条件，选择合适的施工

工艺，根据服务区车位位置、结构形式、光伏阵列的布置形式、光伏组件本身的形式、结构核算结果及可能的施工措施等多项条件，给出可行的支架布置方案，确定最优的布置方式。光伏车棚采用方钢管结构，车棚倾角15度，最低点距离地面2.5米，组件竖向排布。光伏车棚效果图如下所示：图4.5-2单排车位车棚立面图

图4.5-4双排车位车棚立面图4.6光伏发电系统设计4.6.1电站总体规划**高速路板块光伏项目计划装机总容量为3.06356MWp,分AA上下行服务区、DD上行服务区、BB±下行服务区、CC±下行服务区四个区域。4.6.2光伏子系统设计1）设计原则：大型光伏并网电站是由很多光伏发电单元系统叠加而成的，通过对光伏发电单元系统的优化设计，可达到整个光伏电站系统的优化设计。光伏发电单元系统是指一台逆变器与对应的n组太阳电池组串所构成的最小光伏发电单元，它可以实现“太阳能〜太阳电池(光生伏特)〜直流电能〜逆变器(直流变交流)〜交流电能〜用户或升压并网”的完整发电过程。在光伏发电单元系统设计时，应遵循以下原则：太阳电池组件串联形成的组串，其输出端电压的变化范围必须与逆变器的输入电压范围相符合。太阳电池组串的最高输出电压必须小于逆变器允许的最高输入电压，太阳电池组串的最低输出电压必须大于逆变器允许的最低输入电压。逆变器能承受的太阳电池组串最高输出电压发生在温度较低时，组串开路且阳光辐射最大的情况。在本工程设计中，确定阳光辐射在1000W/m\组件电池工作温度为-lO°C0t的开路电压为太阳电池组串的最高输出电压。逆变器工作所需的太阳电池组串最低输出电压发生在阳光辐射最大(极端工作温度)、太阳电池组串产生最大峰值功率时。在本工程设计中，确定阳光辐射在1000W/m\组件电池工作温度为70°C、太阳电池组件产生最大峰值功率时的输出电压为太阳电池组串的最低输出电压。并联连接的全部太阳电池组串的总功率应大于逆变器的额定功率。太阳电池组件串联形成光伏组串后，光伏组串的最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身要求的最高允许系统电压。2)太阳电池组件的串、并联设计：光伏方阵由太阳电池组件经串联、并联组成，一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组太阳电池组串、直流连接电缆等。太阳电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为太阳电池组串。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。太阳电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的太阳电池组串的输出电压进行温度校验。本工程所选60kW逆变器的最大输入电压Vdcmax为1000V,启动电压620V,输入电压MPPT工作范围为570V的50V。290Wp单晶硅电池组件开路电压39.31V,最佳工作点电压32.76V、开路电压温度系数-0.34%/°C。经计算得出：串联太阳能组件数量N为：16<NC24o综合考虑支架承重、抗风能力、光伏组件整体布置以及60kW逆变器的允许串联组件数量，本工程N取24。则固定式安装每一路多晶硅组件串联的额定功率容量计算如下：P(N)=290WpX24=6960Wp；对应于所选60kW逆变器的按容量配比1.2计算，需要并联的路数：N=（60*1.2）/6.96=10路。根据计算，本报告确定的一个组串的组件串联数为24块，每10路汇入一个60kW的组串式逆变器。4.6.3系统配置本工程计划装机总容量3.06356MWp,安装290Wp单晶硅光伏组件10564块。光伏系统每24块290Wp光伏组件组成一个组串，直接接入组串逆变器，每个60kW组串逆变器接入10个光伏组件组串，整个光伏车棚项目共有45台组串逆变器。系统配置检测系统，用以监控光伏并网电站运行状况，不间断检测和记录所有并网逆变器的运行数据和故障数据。表4.6-1**高速路光伏车棚项目设备配置容量（kW）组件数量（块）逆变器数量（台）BB站上行364.2412565下行386.2813325AA站上行286.529884下行495.3217087CC上行807.36278411下行807.36278411DD上行41.761441小计3063.5610564454.7发电量估算4.7.1光伏电站效率说明一般情况下影响系统综合效率的因素：逆变器效率，变压器效率，灰尘及雨雪遮挡损失，组件串并联不匹配损失，弱光损失及其他项损失等。目前大型并网光伏发电项目系统设计效率约为78%（其中逆变器效率约97%,灰尘及雪遮挡损失约4%,弱光损失约5%,其它杂项损失

约2.5%。而本项目由于是光伏车棚项目，车位不是正南正北朝向，因此有4%的朝向损失）。表4.7-1光伏系统综合效率因素序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低96%78%2温度引起的效率降低97%3并网逆变器的功率损耗97%4变压器的功率损耗97%5组件串并联不匹配产生的效率降低97%6交、直流部分线缆功率损耗98%光伏阵列朝向损失96%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）97.5%4.7.2系统发电量估算根据项目地理位置、气象数据、车位面积等信息，本项目估算出光伏组件安装容量，并通过专业软件（PVsyst）进行发电量的模拟估算。项目规划装机容量3.06356MWp,首年上网电量约314.01万kWh,第一年理论上网小时数为1025ho晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，根据本项目所使用的单晶硅光伏电池组件性能，首年衰减3%,10年衰减10%,最大极限系统25年输出衰减20%计算，25年发电量总计6926.74万kWh,运营期内年平均发电量277.07万kWh。上网电量预测结果如表4.7-2所示：衰减系数年发电量（万kWh）年有效利用小时数（h）1.0000314.011025第1年0.9700304.59994.25第2年0.9622302.15986.30第3年0.9545299.74978.40第4年0.9469297.34970.58第5年0.9393294.96962.81第6年0.9318292.61955.12第7年0.9244290.26947.47第8年0.9170287.94939.89

第9年0.9096285.64932.37第10年0.9024283.35924.91第11年0.8951281.08917.51第12年0.8880278.84910.17第13年0.8809276.61902.89第14年0.8738274.39895.67第15年0.8668272.20888.50第16年0.8599270.02881.40第17年0.8530267.55874.35第18年0.8462265.72867.34第19年0.8394263.59860.41第20年0.8327261.48853.53第21年0.8261259.39846.70第22年0.8194257.32839.93第23年0.8129255.26833.20第24年0.8064253.22826.54第25年0.7999251.19819.9325年发电量合计（万kWh）6926.74运营年期间年均发电量（万kWh）277.07运营年期间年有效利用小时数（h）904.41用软件PVsyst模拟本工程的首年发电量报告如下图:GridsystempresizingGeographicaliGuangxiTuanfufuwuquCountryChinaSituationTimedefinedasLatitudeSolarTime22.4°NLonaitudeAltitude1084°E145mCollectorPlaneOrientationTilt15°Azimuth0°PV-fieldinstallationmainfeaturesModuletvoeTechnoloavMountinamethodBackventilationpropertiesStandardMonocrvstallinecellsGroundbasedVentilatedSystemcharacteristicsandpre-sizingevaluationPV-fieldnominalpower(STCPnorr3064kWpCollectorarea Act17506m2Annualeneravvield Eve;3141MWhSoecificvielc1025kWh/kWoEconomicgrossevaluatlnvestmer*23170CNYEnergyprice0.55CNY/kWhSystemoutputMeteoandincidentenergySystemoutputGl.horiz.kWh/m2.dayColl.PlanekWh/m2.daySystemoutputkWh/daySystemoutputkWhJan.2.162.345591173334Feb.2.292.405733160517Mar.2.392.425782179229Apr.3.343.327933237980May4.103.979483293983June4.354.169949298464July4.624.4210562327433Aug.4.694.6011006341182Sep.4.524.6211053331602Oct.4.114.3910498325444Nov.3.203.528423252699Dec.2.652.967082219556Year3.543.6086073141423五、接入系统分析5.1并网方式分布式光伏电站可选择“全额上网”或者是“自发自用，余电上网”运营模式。根据国家能源局最新文件《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源【2018】823号）规定，广西地区纳入建设规模的分布式光伏，2018年5月31日以后建成的项目，全部自用或者“自发自用，余电上网"模式执行全电量补贴电价0.32元/度，全额上网模式则执行III类地区2018年光伏标杆电价0.7元/度。“自发自用，余电上网"模式上网电量部分按广西地区的脱硫标杆上网电价为0.4207元/kWh售给电网公司，自用电部分电价计算按一般商业用电0.7510元/kWh,则按照自用电比例90%可计算出本项目加权平均电价为0.7180元/kWh。本项目采用“自发自用，余电上网"运行模式售电收益更高，即便在没有国家补贴的情况下也能有较高售电收益，更有力于项目投资建设。根据光伏电站的所处地理位置和规划容量，本项目系统接入方案考虑采用就近接入原则；根据光伏电站的规划容量及其在系统中地位、作用和性质，本项目采用用户侧并网方式。5.2接入方案南方电网分布式电源并网电压等级初步选择参考标准：a） 8千瓦及以下可接入220伏。b） 8千瓦以上的可根据客户的需求和现场实际情况接入380伏及以上电压等级。c） 最终并网电压等级根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。d） 若高低两级电压具备接入条件，优先采用低电压等级接入。本项目装机容量3.06356MWp,共分为4个区域。根据装机容量大小，分析以下两种电压等级接入系统的可行性。方案一：10kV电压等级接入系统从电站装机规模、就近供电及电力分层接入考虑，本项目将由用户侧并网，并且集中并网的方式对输出电力集中控制，调度方便，应对突发事故动作迅速。因此本方案拟将直流电经电缆接入光伏并网逆变器，经逆变器高精度逆变后，接入箱式升压变压器,升压至10kV后，按就近原则接入所在区域的现有配电房10kV高压进线柜，再经原公网电源电缆并接至上级变电站的10kV母线。由光伏组件24块为一串，接入逆变器将直流电转为交流电后接入汇流开关盒,将电流汇流后送至新增箱式变压器升压至lOkV。由新建10kV电缆送至现有区域用户的配电房，接入新建10kV电缆进线柜。通过配电房中的变压器转换为低压后送至各个负荷处。余电由公网10kV进线柜反供至公网。在新建箱变处新增1块双向计量表，作为参考表。原10kV计量表更换为双向计量表作为关口表。方案二：380V电压等级接入系统根据《中国南方电网有限责任公司“十二五"110千伏及以下配电网规划编制技术规定（暂行）》（2011年3月）的规定：分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。从电站装机规模、就近供电及电力分层接入考虑，若以380V电压等级接入系统，单个并网点总装机容量不宜超过6MWp,因此本方案要将光伏电站分为多个小容量的并网点，经低压线路接入所在区域现有配电房380V低压进线柜。在自发自用后余电经过原有变压器升压至10kV,沿原有10kV进线线路并入10kV公网。由光伏组件24块为一串，接入逆变器将直流电转为交流电后接入汇流开关盒,将电流汇流。通过低压电缆送至现有区域用户的配电房。在配电房低压侧新增一座或多座低压柜（与发电组件容量有关）。将汇流的低压电缆接入低压柜中。由低压柜通过低压母线送至各个负荷处。余电则通过变压器升压为10kV利用原有线路反供至公网线路。在新建低压柜处新建双向计量表作为参考表。将原10kV计量表更换为双向计量表作为关口表。5.3方案对比分析5.3.1造价对比：方案一：需将逆变器电流汇流后送至10kV升压站，升至10kV后沿新建电缆送至现有配电房的新建高压柜。同时将现有配电房中的计量表更换为双向计量电能表。方案二：需将逆变器电流汇流后送至现有配电房的新建低压柜中。同时将现有配电房中的计量表更换为双向计量电能表。对比二个方案方案一因新建10kV变压器的费用较高。所以方案二较优5.3.2可行性对比：方案一需在原有配电房或其他位置新建一座箱式变压器。难度较大，所以方案二较优。根据以上2个对比可得出方案二较优，推荐方案二。5.4结论本光伏电站拟定规模装机容量为3.06356MW,根据上述参考标准，可选择380V或10kV电压等级接入。如选择10kV电压等级并网，本系统还需额外增加升压变压器，以及相关配套的线缆、保护和安装费用，大大增加了整个项目成本，因此本项目推荐380V电压等级接入。太阳能光伏发电系统通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转