风光储充一体化智慧园区示范项目建议书

风光储充一体化综合智慧能源项目可行性研究报告（风+光+储+充）*****电力有限公司2020年5月11日

目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总体概述 41.1工程总体概况 41.2工程所在地概况 41.3工程方案概述 51.4太阳能资源 51.5工程任务和规模 61.6总体方案设计 61.7电气设计 71.8消防设计 71.9土建工程 71.10施工组织设计 91.11工程管理设计 91.12环境保护和水土保持设计 91.13劳动安全与工业卫生设计 101.14节能降耗分析 101.15结论及建议 11第二章太阳能资源 122.1全国太阳能资源概况 122.2苏州市太阳能资源概况 132.3太阳能资源分析 132.4气象条件 172.5太阳能资源综合评价 17第三章工程规模及建设必要性 183.1工程任务 183.2工程规模 203.3工程建设的必要性 20第四章风光储充多能互补发电系统设计 224.1光伏系统设计 224.2风电系统设计 374.3储能系统设计 384.4充电桩系统设计 50第五章电气设计 525.1设计依据 525.2接入系统方式 525.3电气一次 535.4电气二次 555.5主要设备材料清册 57第六章土建设计 596.1概况 596.2设计依据 596.3屋面现状 606.4总体布置及交通运输 616.5土建设计 616.6结论及建议 666.7给水排水 676.8土建工程量 67第七章工程消防设计 687.1总体设计 687.2工程消防设计 69第八章施工组织设计 728.1施工条件 728.2施工总布置 738.3主体工程施工 758.4工程建设用地 798.5施工总进度 79第九章工程管理设计 809.1工程管理机构 809.2主要管理设施 809.3电站运行维护、回收及拆除 809.4工程招标 83第十章环境保护与水土保持 8410.1环境质量现状 8410.2环境保护设计依据 8510.3施工期的环境保护和水土保持 8610.4运行期的环境保护 8810.5环境效益 89第十一章劳动安全与工业卫生 9011.1设计依据、任务及目的 9011.2工程安全与卫生危险因素分析 9111.3主要安全卫生对策措施 9211.4预期效果及评价 93第十二章节能降耗 9412.1设计原则 9412.2设计依据 9412.3施工期能耗种类 9512.4节能降耗措施 9512.5结论意见 97第十三章工程概算 9813.1屋顶光伏投资估算 9813.2微风风机发电及充电桩工程投资概算表 108第十四章财务评价 10914.1屋顶光伏财务评价 10914.2储能财务评价 112第一章总体概述1.1工程总体概况1）工程名称：***综合智慧能源工程工程；2）建设单位：****有限公司；3）建设地点：苏州市***大厦；4）建设内容与规模：37.38kWp屋面光伏+10x600W微风风力发电机组+2x400kW/2000kWh磷酸铁锂储能系统+3x60kW一机两枪直流充电桩；5）上网模式：所发电量自发自用，由企业自行消纳；6）投资概算：根据本阶段设计成果及现行概算编制办法，编制出的本工程静态投资758.86万元（包含风+光+储+充）。1.2工程所在地概况***大厦位于苏州市西城区，西直门桥西，与德宝大厦隔街相望，邻近苏州动物园、动物园批发市场、苏州展览馆等著名标。***大厦属于中关村西城园的“创新金融中心”，毗邻地铁2号线、4号线、13号线西直门站，总建筑面积约20万m2（其中地上14.7万m2）,分A、B、C（C1、C2）、D座。A座为商住楼、B座为公寓，C、D座为写字楼，其中A、B、C2为韩建集团自持，C1、D栋已出售。苏州公司其前身为***是集团公司系统一家“零碳智慧能源”企业。《苏州市“十三五”时期新能源和可再生能源发展规划》也定下了本市的小目标：到2020年，本市新能源和可再生能源开发利用总量达到620万吨标准煤，较2015年增长35%以上，占全市能源消费总量的比重达到8%以上。苏州公司作为***下的一家“零碳智慧能源”企业，有责任、有义务推动苏州市的可再生能源开发利用。苏州公司利用韩建集团旗下***大厦屋顶空置空间及大厦周围的玻璃雨蓬、地下车库入口处雨棚，布置光伏发电系统，利用太阳能发电，为大厦提供绿色、清洁的电力，达到节能减排、提高可再生资源渗透率的目的。1.3工程方案概述本工程利用已有B座、C1座屋面新建光伏发电工程，同时利用A座新建微风风力发电机组。选用445Wp单面单晶硅光伏组件和组串式逆变器形式。混凝土屋面的光伏支架和风机支架采用钢结构支架，基础直接搁置在屋面，不破坏屋面原有的防水层，利用其自重抵抗风荷载，保证结构的安全性。混凝土屋面现场情况见图1.3-1。图1.3-1***大厦屋面现状图1.4太阳能资源工程位于西城区***大厦，距离工程地最近的辐射观测站为苏州气象站。根据气象资料，近30年苏州气象站平均年总辐射量为4943MJ/m2，平均年日照时数为2533h，属于太阳能资源丰富区域，稳定程度等级为稳定级。1.5工程任务和规模本工程利用2座已有建筑物屋面新建分布式光伏电站，该工程总装机容量为37.38kWp屋面光伏+10x600W微风风力发电机组+2x400kW/2000kWh磷酸铁锂储能系统+3x60kW一机两枪直流充电桩。光伏发电设计运行期为25年。工程投产后，光伏预计年平均发电量约4.6x104kWh，风机预计年平均发电量约4800kWh，该工程所发电量自发自用，由企业自行消纳。本工程由****有限公司投资，由国核电力规划设计研究院有限公司设计（以下简称国核院）。国核院承担***大厦37.38kWp屋面光伏+10x600W微风风力发电机组+2x400kW/2000kWh磷酸铁锂储能系统+3x60kW一机两枪直流充电桩可行性研究报告的编制工作。内容包括工程任务与规模、太阳能资源、风光互补发电系统设计、电气、电站总平面布置及土建工程设计、施工组织设计、环境影响评价、投资估算、财务效益初步分析、结论及建议等。1.6总体方案设计根据工程建设地具体情况，太阳能电池阵列在钢筋混凝土屋顶位置采用固定倾角式安装，在彩钢厂房顶部采用平铺式安装，本工程拟采用84块445Wp单晶硅太阳能光伏组件,总装机容量37.38kWp，分布在2座建筑物屋顶上。逆变器采用输出电压400V的12kW、20kW组串式逆变器，光伏系统为“自发自用”模式。本系统设计运行期为25年，年均有效发电小时数约为1214.2小时，年均发电量约4.6x104kWh。新建10x600W微风风力发电机组安装在安装在大厦A座，风机年均发电量暂按4800kWh。在C座地下3层，拟利用一处141m2空地集中布置储能设备，新建2套400kW/2000kWh磷酸铁锂电池储能系统，储能电池接入变流器，将电流逆变为交流电，再与光伏系统输出汇流后，通过变压器升压至10kV接入大厦10kV母线。在地下车位新建3台60kW双枪一体式直流快速充电桩，充电桩总容量180kW。1.7电气设计本工程利用***大厦B座和C座屋面新建分布式光伏发电系统，光伏方阵的电气接线采用“就地逆变，集中并网”的方式。光伏阵列接入逆变器，将电流逆变为交流电后，通过低压开关柜和并网接入箱并入变压器低压侧的400V母线上。本期***大厦屋面拟安装84块445Wp单晶硅光伏组件，光伏总装机容量37.38kWp。根据组件的安装情况，拟采用20kW逆变器1台、12kW逆变器1台，分别布置在各个建筑的屋面上。本期工程拟建设2套400kW1000kWh磷酸铁锂电池储能系统，储能电池接入变流器，将电流逆变为交流电，再与光伏系统输出汇流后，通过变压器升压至10kV接入大厦10kV母线。1.8消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。根据《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2019、《电力设备典型消防规程》DL5027-2015要求，在设有精密仪器、设备及表盘等不宜水消防的场所设置手提式、推车式磷酸铵盐干粉灭火器。控制室内部连接电缆、电线均采用阻燃型。对可能发生火灾的场所，布置、安装相应消防器材，采用有效的灭火措施。以消防自救为主、外援为辅的原则配置。一旦发生也能在短时间内予以扑灭使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。本工程室外消防用水及设施可利用***大厦原有消防水系统，故本工程不考虑新增消防水设施。本工程考虑在原有地下车库设置储能设备间，对储能设备间设置感温式气体灭火系统，灭火介质采用七氟丙烷为灭火介质。1.9土建工程混凝土屋面：光伏钢支架采用冷弯薄壁型钢，结构体系为梁、柱、檩条体系，电池组件与檩条采用螺栓连接。风机钢支架采用热轧无缝钢管。所用钢材均采用冷喷锌处理，可有效防锈防蚀。屋面光伏支架、风机支架基础为新增钢筋混凝土条形基础或支墩，条形基础断面尺寸约300x500mm，支墩断面尺寸约500x500mm。基础顶面预留埋件或螺栓用于连接钢结构支架柱。屋面光伏支架基础、风机支架基础直接搁置在屋面，不破坏屋面原有的防水层，利用其自重抵抗风荷载，保证结构的安全性。原屋面上的支墩尺寸约300x300偏小，原屋面上钢支架已锈蚀，建议原支墩和支架拆除。轻钢屋面：轻型屋面采用夹具将光伏板固定在压型钢板上。地下电池室及电气房间：于地下车库3层新增电池室及电气房间，建筑面积110m2，采用240厚加气混凝土砌块内墙围护。图1.9-1混凝土屋面光伏钢结构支架及基础示意图图1.9-2压型钢板屋面光伏组件布置示意图1.10施工组织设计工程所用建筑材料可在当地采购。施工人员尽量使用当地劳力，以节约施工生活、管理区占地面积。光伏阵列施工、安装所需材料尽量放置于所规划的光伏发电分系统范围内；风机施工、安装所需材料尽量放置于所规划的风机发电分系统范围内，以节省设备、材料堆放场占地。本工程在已建***大厦内组织施工，应积极配合各专业工种施工，科学的组织安装与土建的交叉作业，精心施工，满足施工进度计划。在安装过程中，光伏发电系统、风机发电系统将成为***大厦的有机组成部分，与***大厦建筑风格统一，实现美观与实用的结合。本工程施工生产生活用水从***大厦已有供水管网引接。施工电源由***大厦的配电室引接。1.11工程管理设计工程投产后，根据生产和经营需要，结合工程实际的运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，本风光互补发电站的机构设置和人员编制按集团公司相关规定，结合本工程实际条件确定。本工程定员标准暂定0人。1.12环境保护和水土保持设计1.12.1环境保护本工程主要环境影响分析分为施工期和运营期两个阶段：施工期主要为屋面安装布置光伏和微风风力发电机组过程，地面安装储能系统和直流充电桩过程。施工期环境影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声，汽车运输产生的扬尘，施工弃渣和施工人员的生活废水及垃圾，以及施工作业对生态环境的影响等。运营期只有部分太阳能模板表面清洗用水排至雨水系统。运营期环境影响主要为电磁噪声、电磁辐射，固废以及光伏组件板产生的光污染等。本工程为清洁能源发电工程，无烟尘、SO2、NOX等烟气污染物和温室气体CO2的排放，无生产废水外排，不会对周围环境产生负面影响，因此本工程的建设有良好的环境效益。1.12.2水土保持本工程利用已建成的建筑物屋面建设屋面光伏和微风风力发电机组，地面布置储能系统和直流充电桩，对地表原有植被的破坏力较小，基本不新增水土流失。为消减施工活动对***大厦绿化及周边外侧植被的影响，要标桩立界，标明施工活动区，禁止施工人员进入非施工占用地区域；临时堆放场要设置围栏，做好防护工作，以减少水土流失。1.13劳动安全与工业卫生设计本工程贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。本工程在设计中对防火防雷电伤害、防高空坠落、防电伤、防机械伤害以及防噪声等各方面均按各项规程、规范、标准等采取了相应的措施，为本工程的安全生产、减少事故发生创造了较好的条件。1.14节能降耗分析太阳能光伏发电和风力发电均属于清洁能源，与同样发电量的火电相比，本工程可节约大量的煤炭或油气资源，避免了多种大气污染物、温室效应气体以及灰渣的排放。本工程屋顶光伏总容量为37.38kWp、微风风力发电机组总容量为6kW，其建成后的年均发电量为5.07万kWh。按火力发电煤耗计算（2018年，火电厂平均供电标准煤耗307.6克/千瓦时，单位火电发电量二氧化碳排放约为841克/千瓦时），平均每年可节约标准煤约15.6t/a，减排42.7t/a二氧化碳，环境效益十分显著。1.15结论及建议1.15.1结论(1)本工程不改变原有建筑物的结构，充分利用***大厦现有屋面可用面积以及现有支墩的情况下，使经济效益最大化，同时一定程度上增加了***大厦电力供给，降低了用电成本，保障了用电安全。(2)本工程无化石燃料消耗，年均供应为5.08x104kWh可再生的清洁能源，对于优化能源战略、改善电源结构、节能减排、提高环境质量非常有利。(3)本工程符合我国能源发展战略的需要，符合***大厦经济发展的需要。(4)本工程位于苏州市西城区，年总辐射量约4943MJ/m2，平均年日照时数为2533h，属于太阳能资源丰富区域，适合风光互补开发利用价值。1.15.2建议（1）积极申请国家能源关于分布能光伏电站补贴政策；（2）在本工程可行性研究工作完成后，尽快争取对该工程的可行性研究进行审查，并积极准备申请立项核准的工作，同时积极开展施工前的准备工作，争取工程能早日开工建设；（3）尽快取得本工程相关支持性文件并开展接入系统相关工作。（4）本工程利用已有屋顶安装光伏和风机，应对各建设屋面进行结构安全性验算，保证增加各类荷载情况下建筑安全稳定。本工程可研阶段结构荷载验算工作由另行委托具有相关资质单位进行，该项工作应尽快开展，以确定屋顶是否需加固设计。

第二章太阳能资源2.1全国太阳能资源概况全国各地太阳年辐射总量范围为3340～8400MJ/m2，中值为5852MJ/m2。太阳能资源分布的主要特点有：①太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°～35°。这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；②太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；③由于南方多数地区云多雨多，在北纬30°～40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。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。根据太阳年总辐射量的大小，可将中国划分为4个太阳能资源带，太阳能资源分布见图2.1-1。A——资源最丰富区（太阳能辐射总量≥6300MJ/（m2·a））B——资源很丰富区（太阳能辐射总量5040～6300MJ/（m2·a））C——资源丰富区（太阳能辐射总量3780～5040MJ/（m2·a））D——资源一般区（太阳能辐射总量≤3780MJ/（m2·a））图2.1-1中国太阳能资源分布图根据图2.1-1，苏州地区太阳能总辐射年总量位于B类区域，即资源很丰富区域，太阳能总辐射年总量在5040～6300MJ/（m2•a）之间。2.2苏州市太阳能资源概况苏州地区属大陆性季风气候，温带与中温带、半干旱与湿润带的过度地带。春季干旱少雨、蒸发强度大，夏季炎热多雨，秋季天高气爽、风和日丽，冬季因受蒙古高压槽影响，干燥寒冷。据1980年以前的统计资料，苏州太阳辐射量全年平均为4704～5712MJ/（m2·a）。两个高值区分别分布在延庆及密云县西北部至怀柔东部一带，年辐射量均在5670MJ/（m2·a）以上；低值区位于房山区的霞云岭附近，年辐射量为4704MJ/（m2·a）。根据《苏州气候志》（苏州市气象局气候资料室编，1987.9）1980年以前的实测资料统计分析，苏州年平均日照时数在2084～2873h之间，其中大部分地区在2700h左右。年日照分布与太阳辐射的分布相一致，最大值在延庆县和古北口，为2800h以上，最小值分布在霞云岭，日照为2063h。全年日照时数以春季最多，月日照在230～290h；夏季正当雨季，日照时数减少，月日照在230h左右；秋季日照时数虽没有春季多，但比夏季要多，月日照230～245h；冬季是一年当中日照时数最少季节，月日照不足200h，一般在170～190h。表2.2-1苏州地区年日照时数

单位：h由于苏州地区近年来日照时数变化趋势较明显，表2.2-1日照时数统计仅供苏州地区年日照时数分布规律使用。2.3太阳能资源分析西城区位于苏州市中心位置，属大陆季风气候区，是温带与中温带、半干旱与半湿润的过度地带。由于海拔较高，地形呈口袋形向西南开口，故大陆季风气候较强，四季分明，冬季干冷，夏季多雨，春秋两季冷暖气团接触频繁，对流异常活跃，天气与气候要素波动大，多风少雨。本次长期站采用了苏州气象站1958～2012年实测太阳辐射量和1951～2012年日照时数观测资料。2.3.1太阳辐射量分析根据苏州气象站1958～2012年实测太阳辐射量观测资料，苏州气象站辐射量年际变化见图2.3-1，累年逐月及全年辐射量统计结果见表2.3-1和图2.3-2所示。图2.3-1苏州气象站辐射量年际变化图表2.3-1苏州气象站累年逐月及全年平均辐射量表月份总辐射（MJ/m2）1983～2012散射辐射（MJ/m2）1983～2012直接辐射（MJ/m2）1958～20121983～20122003～201212662452471041412327307301132175347544745320124345575275332482755659615611286329661956855529727275565185113012178524492497271221946642841819323410375347345144203112622422381041381222720820990.3117全年5313494349172371.32565从图2.3-1辐射量年际变化图可以看出，从上世纪80年代初开始，苏州气象站实测太阳总辐射量有明显的下降趋势。如表2.3-1所示，1958～2012年平均年总辐射量为5313MJ/m2，1983～2012年平均年总辐射量为4943MJ/m2，年均值降低了370MJ/m2；2003～2012年实测年平均总辐射为4917MJ/m2，略低于近30年平均值。苏州和国内外许多城市研究表明，近年来年总辐射不断减小的原因主要是大气污染状况逐渐加重，对太阳辐射产生的减弱作用也逐渐增大。图2.3-2近30年苏州气象站累年逐月平均辐射量变化图从表2.3-1和图2.3-2苏州气象站累年逐月辐射量可以看出，苏州气象站年内变化较大，5月和6月太阳总辐射量最大。2.3.2日照时数分析根据苏州气象站1951～2012年实测日照时数观测资料，苏州气象站历年和累年逐月日照时数变化见图2.3-3、2.3-4和表2.3-2。从图2.3-3历年日照时数变化图可以看出，苏州气象站日照时数变化趋势和太阳总辐射量变化趋势基本一致。1951～2012年平均年日照时数为2660h，1983～2012年平均年日照时数为2533h，年均值降低了127h；2003～2012年平均年日照时数为2412h，较近30年平均降低了121h。图2.3-3苏州气象站历年日照时数变化图图2.3-4苏州气象站累年逐月平均日照时数变化图表2.3-2苏州气象站累年逐月及全年平均日照时数表单位：h月份123456789101112总计1951~2012年19619423424827925521522023022018818326601983～2012年18919122924226723419820721420918017325332003～2012年1901822272362532101711941962041751752412根据《太阳能资源等级》（GB/T31155-2014），太阳能资源稳定程度评估采用稳定度等级来评价。根据上述公式，太阳能资源稳定程度评估的等级划分见表2.3-3。表2.3-3太阳能资源稳定度等级表等级名称分级阈值等级符号很稳定Rw≧0.47A稳定0.36≦Rw≦0.47B一般0.28≦Rw<0.36C欠稳定Rw<0.28DRw表示稳定度，计算Rw时，首先计算总辐射各月平均日照辐射量的多年平均值（一般取30年平均值），然后求最小值与最大值之比。根据表2.3-2的数据，计算得出Rw=0.68。综上所述，太阳能资源从稳定程度评估为A级稳定级。2.3.3太阳能资源评估结论和建议1)根据上述分析，近30年苏州气象站平均年总辐射量为4943MJ/m2，平均年日照时数为2533h；由于社会经济的发展，大气污染有严重的趋势，雾霾天气逐渐增加，苏州气象站总辐射和日照时数有日趋降低的趋势。2）根据《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019），1958～2012年苏州市属于太阳能资源很丰富区域，但从1983～2012年计算成果看苏州市太阳能资源属于丰富区域，太阳能资源有日趋降低的趋势。3）太阳能资源稳定程度等级为稳定级。2.4气象条件苏州市气候属温带湿润季风气候区，冬季寒冷干燥，盛行西北风，夏季高温多雨，盛行东南风。四季分明，冬季干冷，夏季多雨，春秋两季冷暖气团接触频繁，对流异常活跃，天气与气候要素波动大，多风少雨。根据苏州市气象站累年观测资料系列进行统计分析，各气象要素成果如下：累年平均气温：12.5℃；极端最高气温：41.6℃；极端最低气温：-21.7℃；累年最大气压：961.7hPa；累年最小气压：956.1hPa；累年平均相对湿度：54%；累年平均水汽压：10.6hPa；累年平均风速：2.6m/s；累年最多雷暴日数：36.3d；累年平均冰雹日数：13d；累年最大冰雹直径30mm；累年最小冰雹直径3mm。2.5太阳能资源综合评价根据分析计算，近30年苏州气象站平均年总辐射量为4943MJ/m2，平均年日照时数为2533h，根据《太阳能资源评估方法》（GB/T37526-2019），属于太阳能资源丰富区域。太阳能资源稳定程度等级为稳定级。

第三章工程规模及建设必要性3.1工程任务3.1.1工程任务概述本工程利用2座已有屋面新建37.38kWp分布式光伏电站，光伏发电设计运行期为25年，工程投产后预计年平均发电量约4.6x104kWh，本工程所发电量采用400V电压等级接入用户的变压器低压侧的配电回路上。微风风机：新建10x600W微风风力发电机组。储能系统：新建2套400kW/2000kWh磷酸铁锂储能系统及一台10kV升压变压器,以一路出线接入大厦10kV配电系统。充电桩：新建3台60kW双枪一体式直流快速充电桩，充电桩总容量180kW。本工程的实施将对***大厦整体发展起到积极作用，既可以提供能源，又不增加环境压力，具有明显的社会效益和环境效益。3.1.2工程建设的背景我国是一个能源大国、资源贫国，煤炭、石油、天然气等常规能源的人均占有量、可开采量只有世界平均水平的十几分之一，石油对外依存度已经超过40%，常规能源大量消耗带来的环境污染问题也非常严重，成为政府和百姓共同关注的重大民生问题之一。大力开发以风能、太阳能为重点的新能源产业，是我国产业升级、节能减排、经济快速健康发展的必由之路。因此，近年来扶持清洁能源发电产业的政策频繁出台，其中就包括正在审议的《可再生能源法》中的相关宏观层面的条款。3.1.3国家政策指导2013年7月以来，国家先后颁发了《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》、《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》。进一步完善光伏发电工程价格政策，充分发挥价格杠杆引导资源优化配置的积极作用，促进光伏发电产业健康发展。国内光伏发电应用市场有望在近期得到快速的发展。本工程实施的目的：一是落实国家开拓国内光伏市场的政策，促进光伏发电系统在国内的应用；二是为日后分布式光伏发电系统在国内的应用提供参考和借鉴；三是积累风光发电系统设计、施工和使用的经验，为制定相关国家标准提供参考。与其他常规能源相比，太阳能光伏发电具有明显的优越性。主要概括为四个方面：一是高度的清洁性。在发电过程中无污染、无噪音、无损耗，对保护环境极其有利；二是绝对的安全性。只要有太阳光照射，太阳能电池就能发电，对人、动植物无任何伤害；三是普遍的实用性。凡是能安装太阳能电池的地方，就能实现“到处阳光到处电”的目标；四是资源的充足性。太阳的能量几乎是取之不尽、用之不竭的，只要有太阳存在，就可以进行光伏发电。我国具有丰富的太阳能资源。据了解，我国总面积的2/3属于接受太阳总辐射量较佳的一、二、三类地区。除四川盆地、贵州省资源稍差外，西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏和内蒙古高原均为太阳能资源丰富地区，东部、南部及东北等其他地区都是太阳能资源较富和中等区。围绕太阳能电池生产，我国已逐步形成了一个较完整的光伏产业链。经过连续几年的高速增长，我国已成为全球最大的太阳能电池生产国。从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且最终将成为世界能源供应的主体。欧洲联合研究中心预测，到2030年，清洁能源在总能源结构中占到30%以上，太阳能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；到2040年，清洁能源占总能耗50%以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末，清洁能源在能源结构中占到80%以上，太阳能光伏发电占到60%以上。正是由于光伏发电产业显要的战略地位和巨大的市场潜力，近年来我国加大了对该产业的扶持力度。2013年国家分布式光伏补贴政策的推出是产业发展的重要推手，表明我国发展光伏发电产业正逢其时。这不仅是扩大内需、拉动投资、增加就业的需要，也是应对气候变化、调整能源结构、实现可持续发展的内在要求，更是抢占未来经济发展的制高点、提升我国光伏发电产业国际竞争力的战略之举。3.1.4我国电力供需的现状及未来供需预测根据专家预计2010-2020年我国电力装机容量增速在8%左右，到2020年，中国电力总装机容量将突破12亿千瓦，发电量将超过6万亿千瓦时。我国的一次能源储量远远低于世界平均水平，大约只有世界总储量的10%，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本十分高昂。我国的环境问题日益严重，发展煤电和水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本，因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能及风力发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。3.2工程规模本工程规划总装机容量为37.38kWp屋面光伏+10x600W微风风力发电机组+2x400kW/2000kWh磷酸铁锂储能系统+3x60kW一机两枪直流充电桩。利用已有建筑屋面建设绿色无污染的风光互补发电站，电站包括光伏发电系统、风力发电系统以及相应的配套并网设施。根据系统设计软件及工程建设地具体情况，太阳能电池阵列采用固定倾角式和平铺安装，屋面拟采用445Wp单面72片单晶硅太阳能光伏组件84块,拟采用20kW逆变器1台，12kW逆变器1台。3.3工程建设的必要性1）符合国家能源产业政策当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使得能源的供需矛盾日益突出，开发新能源是国家能源发展战略的重要组成部分。大力发展太阳能、风能等可再生能源发电，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。2016年7月4日，国家能源局发布了《国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程的实施意见》，意见提出以下目标：到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。本工程属于在既有产业园区实施能源系统升级改造，本期充分利用可再生能源发电，改善电源结构，并通过能源监测、能量计量、自动控制等手段，提高园区能源系统运行及管理水平，符合国家能源产业政策。2）优化苏州市能源结构，保护环境，符合可持续发展的需要随着经济的持续高速发展和人民社会生活水平的不断提高，苏州市对能源依存度不断增加。一方面资源条件直接影响到苏州市经济和社会的可持续健康发展；另一方面以煤炭为主的能源结构又使苏州市社会经济发展承受着巨大的环境压力。积极调整优化能源结构、开发利用清洁的和可再生的能源，是保持当地经济可持续发展的能源战略。大力发展清洁能源发电，替代一部分矿物能源，对于降低苏州市的煤炭消耗、缓解环境污染和交通运输压力、改善电源结构等具有非常积极的意义，是发展循环经济、建设节约型社会的具体体现。本工程是一项新型的绿色环保工程，电池板可循环使用，不存在污染排放问题，不会造成环境污染，符合经济社会可持续发展的需要，将会带来良好的经济效益与社会效益。

第四章风光储充多能互补发电系统设计4.1光伏系统设计4.1.1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。太阳能光伏发电的最核心器件是太阳能电池，商用的太阳能电池主要有以下几种类型：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、碲化镉电池、铜铟硒电池等。单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站工程。非晶硅薄膜太阳能电池稳定性较差、光电转化效率相对较低、使用寿命相对较短，但由于其拥有良好的弱光发电能力和温度特性，在一定程度上可减少电网的波动。在近几年光伏行业中占主流市场的光伏组件主要有单晶硅组件、多晶组件和非晶硅太阳能组件，其中根据2018年组件出货量统计结果，2018年全球组件出货量达到95GW，其中多晶组件出货量占比约51.5%。建设光伏电站过程中，组件选型主要通过以下几方面进行对比：（1）晶体电池与薄膜电池的区别，（2）单晶与多晶的区别,（3）镀膜与非镀膜的区别，（4）高效PERC组件与一般组件的区别。4.1.1.1晶体硅与非晶硅光伏组件之间对比选型商用的光伏组件主要有以下几种类型：单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、非晶硅光伏组件、碲化镉光伏组件、铜铟镓硒光伏组件等。上述各类型电池分类见图4.1-1，主要性能参数见表4.1-1。图4.1-1光伏组件分类表4.1-1光伏组件性能参数比较种类组件类型商用效率实验室效率使用寿命特点目前应用范围晶体硅组件单晶硅17~25%26%25年效率高技术成熟集中发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅16~23%23.22%25年效率较高技术成熟集中发电系统独立电源民用消费品市场薄膜组件非晶硅8~13%15%25年弱光效应较好成本相对较低民用消费品市场集中发电系统碲化镉11~13%18.5%25年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒11~13%21.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场少数独立电源注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；实验室效率资料来源《SolarCelEfficiencyTables-2009-version34》。单晶硅光伏板多晶硅光伏板由表4.1-1可知，晶体硅组件由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏发电站工程。非晶硅薄膜太阳能电池稳定性较差、光电转化效率相对较低、使用寿命相对较短，但由于其拥有良好的弱光发电能力和温度特性，在一定程度上可减少电网的波动。因此推荐选用晶体硅太阳能电池组件。4.1.1.2单晶和多晶的区别：单晶硅和多晶硅的区别是，当熔融的单质硅凝固时，硅原子以金刚石晶格排列成许多晶核，如果这些晶核长成晶面取向相同的晶粒，则形成单晶硅。如果这些晶核长成晶面取向不同的晶粒，则形成多晶硅。多晶硅与单晶硅的差异主要表现在物理性质方面。例如在力学性质、电学性质等方面，多晶硅均不如单晶硅。多晶硅可作为拉制单晶硅的原料。单晶和多晶的生产制造工艺不一样，成分也有所不同，但成品（太阳能电池板）使用效果相差不大，2008年之前两者的区别在于光电转换率不同，包括实验室条件下的单晶普遍比多晶转换效率高。除此之外，单晶材质优于多晶，在生产过程中不容易损坏。在外观上，单晶一般为单色（常规的是蓝色和黑色），多晶颜色相对单晶更杂，既有单色蓝色，也有彩色。目前市场上单晶的占有量正逐步增多，转换效率高能够在电缆用量和占地面积等方面有优势，但单晶的价格目前较多晶价格高0.15元/瓦，多晶在降低初始投资方面更有优势。4.1.1.3镀膜与非镀膜的区别镀膜组件较非镀膜组件存在的优点有：高透光率:单层纳米级光学涂层技术能使超白玻璃的透光率增加到2-3％，从而增加太阳能电池组件输出功率。自清洁功能，超亲水特性无需人工清洗，利用雨水自洗。3H级防刮划硬度。高热稳定性，耐高温急变。涂敷的涂层具有高化学稳定性，耐老化，耐酸碱侵蚀，帮助太阳能玻璃长期在户外应用仍然保持稳定的增透防污性能。耐用。可在恶劣环境中保持25年。平整度好。波筋小于千分之二。屏蔽红外线透过，减少红外线透过比，减少硅板温度，提高使用寿命。故本工程推荐镀膜组件。4.1.1.4高效PERC组件与一般组件的区别高效单晶组件相比高效多晶、常规单晶、N型、P型和双面产品等，均具有一定的优势。目前高效单晶PERC组件方面具有充足的供给与优秀的发电性能，主流设备厂家凭借上下游技术整合可以提供业内低衰减水平的单晶PERC产品。目前在2016年、2017年与2018年三届领跑者工程中均有大批量应用，同时也具备良好的运行检验。目前，通过电池技术的升级，基于现有的整片组件技术，正面功率400Wp的组件，是主流厂家认为的最优产品选择(高收益、高系统效率)。我们对几家产品做了比较，其参数见表4.1-2。表4.1-2主流产品技术对比表厂家名称参数隆基协鑫黄河公司板子特性单面单晶半片组件单玻系列单晶9BB半片组件83×166mm单晶硅电池PERC单面144片半片/单晶PERC158.75×79.375mm板子规格2094x10382108*1048*35mm2008x1002板子型号LR4-72HPHGCL-M8/72(H)PERC-144重量（kg）23.525.623最大功率W445440405组件效率%20.519.920.1价格（元/w）1.71.891.9首年衰减承诺不大于2%3%2%2~25年每年功率衰减承诺不大于0.55%0.7%0.7%因此，综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率、屋面现有空间布局情况，以及采购订货时的可选择余地，最终选择单片容量为445Wp的高效单晶半片组件，其参数见表4.1-3。表4.1-3445Wp单晶组件主要技术参数表组件种类单位单晶硅峰值功率W445开路电压V49.1短路电流A11.53工作电压V45.8工作电流A9.3外形尺寸mm2094×1038重量kg23.5峰值功率%/℃-0.37温度系数开路电压%/℃-0.286温度系数短路电流%/℃0.057温度系数首年功率衰降%2次年功率衰降%0.55组件效率%20.54.1.2逆变器选型逆变器选型主要对以下指标进行比较：a)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。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。b)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在98%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在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。c)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、相位及频率等与公共电网一致，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国家标准要求值。d)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端阻抗应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。e)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。f)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集控室，监控设备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。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，总谐波畸变率等。本工程系统容量较小且光伏组件布置分散，若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大，从工程运行及维护考虑，建议选用单台容量小的逆变设备；若逆变器容量太小，数量太多，不但会影响到前期工程的初始投资成本，而且后期工程的维护量会成倍增加。通过综合比较及实际布置情况，本工程推荐选用容量为12kW和20kW的逆变器。详细参数如下：表4.1-4逆变器主要技术参数表指标逆变器规格参数逆变器型#12KTL-M20KTL-M额定容量12kW20kW隔离方式无隔离变压器最大输入电压1100VMppT电压范围200V-1000V额定交流输出功率12kW20kW最大输出交流20A31.9A总电流波形畸变率≤3%(满功率运行时)功率因数0.8超前~0.8滞后最大效率98.60%98.60%中国效率98.10%98.30%额定电网频率50Hz额定输出电压230V/400V使用环境温度-25℃―+60℃保护功能防孤岛、输出过流、输入反接、直流浪涌、交流浪涌保护等通讯接口RS485/PLC冷却方式自然对流防护等级IP65尺寸(宽×高×深)370×485×160370×485×210重量20kg24kg本工程暂按华为逆变器进行设计，其谐波电流含量小于3%，满足GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。逆变器直流输入具有最大功率跟踪MPPT技术，可进行远程监控。并网逆变器本身要求具备直流输入分断开关功能，具备输入、输出漏电与防雷保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及并网逆变器本身的接地检测及保护功能等。主要保护功能动作条件、保护动作逻辑表如下表所示：保护功能保护动作条件保护时间保护动作逻辑自恢复时间极性反接保护当光伏组串的极性反接，PV电流小于-2A时触发保护0.5s，不开机自动脱开电网，逆变器进入故障模式并报故障信息电检修，极性正接后，逆变器能自动恢复短路保护Iout>1.5×Ie0.1s自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警待短路故障修复后，60s内逆变器恢复交流过流及直流过流保护Iout>1.3×Ie0.2s自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警故障消除后，30s内逆变器恢复直流母线过电压保护1050V0.1s自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警直流侧电压恢复到逆变器允许工作范围后，30s内逆变器恢复电网断电保护电网电压小于60V0.05s自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警电网调减恢复正常后，60s内逆变器恢复电网过欠压保护U<0.9Un符合NBT32004-2018低电压穿越要求自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警符合低电压穿越的要求0.9Un≤U≤1.1Un正常运行1.1Un<U<1.3Un符合NBT32004-2018高电压穿越要求符合高电压穿越的要求电网过欠频保护f<46.0Hz200ms自动脱离电网，进入故障模式、并上报告警符合NBT32004-2018能标要求46.0Hz≤f<46.5Hz5min46.5Hz≤f<47.0Hz5min47.0Hz≤f<47.5Hz5min47.5Hz≤f<48.0Hz连续运行48.0Hz≤f<48.5Hz连续运行48.5Hz≤f<50.5Hz连续运行50.5Hz≤f<51.0Hz连续运行51.0Hz≤f<51.5Hz5min51.5Hz≤f<52.0Hz5minf>52.0Hz200ms光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能绝缘阻抗小于37kΩ不开机低于设定值不工作，并持续监测高于设定值逆变器开机待接地故障修复，逆变器恢复孤岛效应保护电网过欠压和电网过欠频触发保护大于2s自动脱开电网，逆变器进入故障模式并报故障信息60s4.1.3光伏方阵的串联设计光伏方阵通过组件串、并联组合而成，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。本工程拟采用445Wp单晶硅光伏组件，在计算组件串联数量时，需要考虑组件的开路电压温度系数。随着光伏组件温度的增加，开路电压减小；相反，组件温度降低，开路电压增大。为了保证逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，在计算电池板串联电压时应考虑当地的最低环境温度进行计算，并得出串联的电池个数和直流串联电压（保证逆变器对光伏组件最大功率点MPPT跟踪范围）。光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的串联数量应按照下列公式计算：式中：Voc——光伏组件的开路电压（V）；Vpm——光伏组件的工作电压（V）；t——为光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；t′——为光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；Kv——光伏组件的开路电压温度系数；Kv′——光伏组件的工作电压温度系数；S——光伏组件的串联数（S向下取整）；Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）；Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；从公式中可以看出，组串的光伏组件串联数量由组件电气参数、逆变器直流输入电压参数、气象条件确定。设计原则是：（1）组串开路电压应小于组件最大系统电压，并小于逆变器最大直流输入电压；（2）组串最低工作电压应大于逆变器最低直流输入电压，并小于逆变器MPPT电压范围的上限；（3）系统启动时，组串最低工作电压应大于逆变器启动电压，启动时的光照强度要求尽可能较小，工作温度要求尽可能较高。将光伏组件的数据代入计算得到13≤S≤19，本工程选定的光伏组件串为14块/串。4.1.4光伏方阵布置4.1.4.1光伏阵列运行方式选择光伏方阵有多种安装方式，工程使用何种安装方式决定了工程的投资、收益以及后期的运行、维护。大型并网光伏方阵的支架安装形式主要有固定式和跟踪式两种。固定式系统结构简单，安装调试和管理维护都很方便；跟踪式系统不仅需要配置自动跟踪机构，系统投资成本增加，而且安装调试和管理维护相对复杂，但可以增加发电量。因为太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与光伏方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8h或更长的时间。一般来说，采用自动跟踪装置可提高发电量20%～40%左右。目前实际工程采用的安装方式主要包括：固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）、双轴跟踪，每种安装方式有各自的特点。固定安装方式是将太阳电池方阵按照一个固定的倾角和固定的方向安装。图4.1.4-1固定安装方式布置图单轴跟踪安装方式是将太阳电池方阵安装在一个旋转轴上，运行时方阵只能跟踪太阳运行的方位角或者高度角中的一个方向。旋转轴可以是水平南北向放置、水平东西向放置、地平面垂直放置或按所在地纬度角倾斜布置等。双轴跟踪太阳电池方阵沿着两个旋转轴运动，能够同时跟踪太阳的方位角与高度角的变化，理论上可以完全跟踪太阳的运行轨迹以实现入射角为零。图4.1.4-2跟踪安装方式布置图根据国内光伏电站的运行经验，在太阳电池性能等同等条件下，一般方阵平单轴安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.15～1.2倍，工程总成本约为1.05～1.2倍；方阵双轴跟踪安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.3～1.4倍,工程总成本约为1.15～1.35倍。综合考虑成本、发电量等因素，本工程的光伏组件安装方式推荐采用固定安装方式。表4.1.4-1四种安装方式比较工程固定式水平单轴斜单轴双轴跟踪发电量提高11.1-1.21.2-1.31.3-1.4成本提高11.21.21.3占地面积1122~3抗风能力固定安装抗风较好抗风能力差当风向为南北向时抗风能力差，东西向时，可将面板调至水平，抗风较好风速太高时可将板面调至水平，抗风较好运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大,维护成本高有旋转机构，工作量更大,维护成本更高有旋转机构，工作量更大,维护成本更高虽然跟踪方式能够提高光伏电站的发电量，但初始成本和维护成本比较高，安装跟踪装置获得额外的太阳能辐射产生的效益无法抵消安装跟踪装置所需要的综合成本。因此，本工程光伏组件方阵推荐采用固定式安装方式。在光伏电站的设计中，光伏组件的放置有两种设计方案分别是组件横向和竖向布置两种。综合考虑组件布置安装便利程度和组串支架尺寸限制，本工程建议采用组件纵向方案。4.1.4.2方阵倾角设计工程所在地的太阳能资源较好，水平面年均辐射量为1373.06kW.h/m²。将气象站数据导入PVsyst软件，经过计算分析，得工程所在地最佳倾角为36°，最佳倾角时板面年均辐射量为1606.4kW.h/m²。图4.1.4-3最佳倾角辐射量计算结果屋面平面近似水平，布局良好，通过国家通用光伏发电系统计算软件PVsyst6.0.6计算得最佳倾角为36°。为了实践工程经济最优化及实际考虑实际承载力承载力、检修维护等因素，混凝土屋面采用36°安装，轻型屋面采用平铺安装。4.1.4.3光伏方阵间距计算本工程光伏组件采用单排纵向布置，沿屋面倾角布置，存在光伏方阵前后排遮挡问题，需要计算光伏方阵之间的最佳间距。在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，光伏组件间南北方向无阴影遮挡。计算当光伏方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：图4.1.4-4光伏阵列间距离示意图一般确定原则：冬至日当天早9：00至下午3：00光伏方阵不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：sin=sinsin+coscoscos太阳方位角的公式：sinβ=cossin/cos式中：为当地纬度为40.22°；为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5°；为时角，上午9:00的时角为-45°。H为方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差。D=cosβ×L，L=H/tan，=arcsin(sinsin+coscoscos)根据《光伏发电站设计规范GB50797-2012》7.2节公式计算。4.1.4.4组件布置***大厦B座和C1座这2个屋面可以布置光伏组件。根据现有屋面情况，本工程选用单晶硅445Wp太阳能电池板，布置容量详见表4.1.4-2。表4.1.4-2布置容量36°倾角平铺容量（kW）28.489.345小时数（h）1259.561076.54发电量（万kWh）3.591.01整个场区容量（kW）37.38整个场区小时数（h）1214.2整个场区发电量（万kWh）4.64.1.5光伏发电量测算4.1.5.1基本计算根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012），光伏发电站上网电量可按下式计算：式中：HA——水平面太阳能总辐射量（kWh/m2，峰值小时数）；Ep——上网发电量（kWh）；Es——标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）；PAZ——组件安装容量（kWp）；K——综合效率系数。4.1.5.2综合系统效率并网光伏发电系统的能量损失主要由光伏阵列的能量损失、逆变器能量损失、交流并网的能量损失等三部分组成。光伏阵列能量损失η1：光伏阵列在1kW/㎡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、组件接线端子发热损失、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，取能量损失88.9%计算。（2）逆变器转换能量损失η2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，根据逆变器厂家提供的欧洲效率，考虑光伏发电大部分时间为非满载运行，确定η2为98.0%。（3）交流并网能量效率η3：逆变器通过交流输电线路至箱变，交流线路的数量较多，电缆较长，电缆压降增加，损耗较大交流电缆损耗对系统发电效率的影响约为98.0%。（4）光伏发电系统系统转换总效率为：η总＝η1×η2×η3＝88.9%×98.0%×98.0%=85.3%。4.1.5.3发电量计算根据场址区太阳能辐射量，结合当地气象局提供的气象资料，同时考虑系统组件总功率、系统总效率等数据，计算年理论发电量，通过测算，考虑不同的电池组件效率随着时间也存在着衰减，可以计算运营期25年发电期间的每年发电量。由于太阳电池组件的转换效率成逐年递减状态，因此随着时间的推移，实际发电量不断减少。按照《光伏制造行业规范条件（2018年本）》并结合光伏组件厂家提供的组件衰减参数，单面组件按照“首年衰减率不超过2%，每年衰减率不超过0.55%”、双面组件按照“首年衰减率不超过2%，每年衰减率不超过0.45%”的原则进行计算。本工程固定式结构采用单晶硅光伏组件84块，单个组件峰值功率为445Wp，总容量37.38kWp。逐年发电量如下表所示：表4.1.5-1逐年发电量计算成果表年数衰减（%）当年发电量(万kWh)等效利用小时数(h)12.004.901296.2322.554.881289.1033.104.851282.0143.654.821274.9654.204.801267.9564.754.771260.9875.304.741254.0485.854.721247.1496.404.691240.28106.954.671233.46117.504.641226.68128.054.621219.93138.604.591213.22149.154.561206.55159.704.541199.911610.254.511193.311710.804.491186.751811.354.461180.221911.904.441173.732012.454.421167.282113.004.391160.862213.554.371154.472314.104.341148.122414.654.321141.812515.204.301135.53总发电量114.8330354.54年均4.61214.2光伏电站在运营期25年内的总发电量为114.83x104kWh，光伏电站年均发电量为4.6x104kWh，年平均有效发电小时数为1214.2h。4.2风电系统设计4.2.1方案设想随着城市去碳化进程的加速，用户对能源舒适度、可靠性、个性化的需求及体验化、多样化和低成本化的诉求，考虑示范性增设屋面微风发电机，自发自用，提高可再生能能源的利用率，节能减排。风力发电设备可以安装在楼顶平层，风机立杆2-3米，用预制混凝土底座固定，并固定于大厦四周钢架上，既保证了安全性又增加了风机安装的稳定性。示范性微风发电机示意图如下：苏州地区年平均风速为2.9米/秒，年平均有效发电小时数约800h，一台600W的垂直轴风力发电机一年发电量约在480kWh，拟在大厦A座安装10台微风发电机，年总发电量为4800kWh。该工程所发电量自发自用，由企业自行消纳。风力发电机配置风机控制器、配电柜，蓄电池，风机发电储存于蓄电池中，再经过逆变输出220V交流电，直接为就近用电设备供电。拟将风机发电用于后期建设的智慧岗亭、展示样板间内的照明、空调等设备用电。4.2.2风电机组性能风力发电机根据叶片固定轴的方位，可以分为水平轴和垂直轴两类。水平轴风力发电机工作时转轴方向与风向一致，垂直轴风力发电机转轴方向与风向成直角。水平轴风力发电机通常需要不停地变换方向以保持与风向一致，而垂直轴风机则不必如此，因为它可以收集不同方向的风能。图4.2-1水平轴小风机图4.2-2垂直轴小风机垂直轴机型由于其风能利用效率比较低，所以目前大型风电机组99%以上都是水平轴，而垂直轴风力机主要集中用于小型机组上面。综上所述，根据垂直轴风机与水平轴风机的对比，结合目前屋面现有空间情况，示范性微风发电机将垂直轴风机作为首选机型。4.3储能系统设计4.3.1***大厦用电现状4.3.1.1电气主接线***大厦用电电源引自10kV市电，现有6台2500kVA变压器为大厦负荷供电。其中2台供A座、B座和D座负荷，4台供C1、C2、C3座负荷。***大厦电气主接线图如下：图4.3.1.1-1***大厦电气主接线图***大厦6台变压器容量及位置详见下表：表4.3.1.1-1#3、#4配电室变压器信息表编号变压器名称变压器容量（kVA）变压器位置备注1#1变压器2500#3配电室C1、C2座商业，办公用电2#2变压器2500#3配电室C1、C2座商业，办公用电3#3变压器2500#3配电室消防、动力、热力设备负荷4#4变压器2500#3配电室消防、动力、热力设备负荷5#5变压器2500#4配电室A、B、D座公区、底商用电6#6变压器2500#4配电室A、B、D座公区、底商用电4.3.1.2用电量分析根据大厦物业提供的用电量记录，***大厦2019年用电量情况如图下：表4.3.1.2-12019年***大厦月度用电信息日期电量（kWh）1#变压器2#变压器3#变压器4#变压器5#变压器6#变压器一月706320231000235440239880330450330450二月684600213000228200243400308050308050三月563400187800165780209820236000236000四月519060153200173020189840260550260550五月471300132400157100181800221850221850六月645720192000215240238480257050257050七月694080216300231360246420279100279100八月805680232010268560305110306900306900九月777720210300259240308180297900297900十月669660220120223220226320268550268550十一月542340165200180780196360260800260800十二月616320186700205440224180312150312150***大厦每月总用电量情况见下图：图4.3.1.2-1***大厦各月总用电量统计***大厦执行苏州市城区一般工商业10kV用电电价，各时段电价见下表：表4.3.1.2-2一般工商业销售电价表尖峰高峰平段低谷具体时段11:00-13:0016:00-17:00（7-8月）10:00-15:0018:00-21:007:00-10:0015:00-18:0021:00-23:0023:00-7:00电价（元/度）1.41671.28840.76970.3023根据以上***大厦电气接线和全年用电量统计，可以看出#3配电室I母线和II母线段的两台变压器为互为备用的运行方式，两段母线联合运行；III和IV两段母线为独立运行；#4配电室I母线和II母线段的两台变压器为互为备用的运行方式，两段母线联合运行。***大厦用电量在冬季和夏季较高，春季和秋季较低，其中五月用电量最低。4.3.1.3典型日负荷曲线分析为了保证大厦全年对储能设备的利用率，选取各段母线在五月份工作日和休息日的负荷曲线进行分析，详见下表和下图：表4.3.1.3-12019年5月某工作日母线用电负荷（kW）序号时间#3配电室I&II母线#3配电室III母线#3配电室IV母线#4配电室I&II母线12:00183.24270.20264.58243.3224:00192.08297.22291.04243.3236:00205.80334.45317.50291.9848:00344.17368.07370.42462.30510:00383.01341.05343.96486.63612:00329.28346.15343.96486.63714:00329.28339.56317.50462.30816:00315.56319.13317.50413.64918:00365.56339.56317.50413.641020:00280.68287.01291.04444.971122:00219.52334.45317.50406.63120:00200.92314.03317.50243.32图4.3.1.3-12019年5月某工作日母线用电负荷曲线#3、#4配电室I母线和II母线段负荷为商业办公负荷，峰谷用电负荷差较大，#3配电室III母线和IV母线负荷为公用地下动力暖通负荷，在一天内负荷变化不大。表4.3.1.3-25月某工作日各母线负荷峰段用电量（kWh）时段#3配电室I&II母线#3配电室III母线#3配电室IV母线#4配电室I&II母线峰段11693.281702.261666.882360.16峰段2896.35937.29912.811284.41总计2589.642639.552579.693644.57表4.3.1.3-32019年5月某休息日母线用电负荷（kW）时间#3配电室I&II母线#3配电室III母线#3配电室IV母线#4配电室I&II母线2:00165.58173.06176.00197.924:00187.80193.83180.00220.946:00202.25256.13215.00239.938:00231.14325.35220.00363.8910:00330.03387.65245.00409.9012:00260.03373.81235.00341.9114:00245.58380.73230.00311.9116:00231.14218.06212.50311.9118:00245.58173.06210.00311.9120:00251.14266.51212.50335.9122:00202.25152.29175.00259.930:00177.80166.14170.00253.93图4.3.1.3-22019年5月某休息日母线用电负荷曲线表4.3.1.3-42019年5月某休息日各母线负荷峰段用电量（kWh）时段#3配电室I&II母线#3配电室III母线#3配电室IV母线#4配电室I&II母线峰段11334.041815.401166.251747.55峰段2723.41648.97616.25945.74总计2057.452464.371782.502693.29休息日负荷变化特点与工作日类似，#3、#4配电室I母线和II母线峰谷用电负荷差不如工作日明显，整体用电量相比工作日较低。根据以上大厦用电负荷分析可以得出以下结论：1）各母线变压器均在低负荷水平运行，负载率约20%左右，变压器容量满足储能系统接入后的充放电运行工况需求。2）为使储能设备在负荷较低时期也能得到充分利用，各段母线接入储能容量不宜超过2MWh,大厦最大储能接入容量为8MWh。3）各段母线在峰段的用电负荷在200~500kW之间，以低压形式接入系统时，每段母线接入储能变流器功率拟设置为400kW。4）#3、#4配电室I母线和II母线峰谷用电负荷差相对较大，优先考虑接入储能设备，实现削峰填谷。5）由于各段母线在每日的第二个峰段用电量较少，当单段母线接入1MWh容量以上储能设备时，若采用每日2充2放的运行方式，第二次的充放电无法达到电池最大充分电深度，因此储能系统拟采用每日1次或1.5次循环充放的运行方式。4.3.2储能系统设计方案4.3.2.1接入系统方案设置两套400kW/2000kWh储能系统单元及一台10kV升压变压器,以一路出线接入大厦10kV配电系统，与低压接入系统相比，10kV接入系统方式接线形式简单，且受各区域负荷特性影响更小，更容易对储能系统充放电运行工况进行控制。另外储能系统10kV接入与电网侧连接更为紧密，方便电网侧对储能系统的运行调度。4.3.2.2储能系统配置4.3.2.2.1系统构成每套400kW/2000kWh储能系统包含储能介质（磷酸铁锂电池）、400kW双向储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、等部件。磷酸铁锂储能系统以磷酸铁锂电池组作为储能介质，储能系统由储能电池经DC汇流之后，接入变流器（PCS）直流侧，PCS交流侧接入380V母线上。在并网点安装双向计量电表，对储能系统的充放电电量进行计量。每个电池组均装有电池管理系统（BMS）对电池的充放电进行在线管理，BMS与PCS与后台监控相连，执行充放电控制策略。设备清单详见下表：序号名称1锂电池系统（含BMS模块）2000kWh2储能变流器（PCS）400kW3空调1套4电控柜1套5消防系统1套6能量管理系统（EMS）1套7动力线缆和通讯线缆1套8工程安装、地基建设1套4.3.2.2.2EMS系统EMS管理系统实现储能系统的实时监控（SCADA）和能量管理等功能。监控功能包括数据采集和处理、控制操作、储能基本单元监控、报警处理、画面生成及显示、在线计算及制表、数据接口、人机联系等。能量管理功能包括能量平衡和自动调度、模式控制等。（1）数据采集与监控1）监控系统按照“少人值守”的原则设计，自动化程度高。2）监控系统迅速、准确、有效地完成对被控对象的监测与控制。3）监控系统根据采集到的包括储能用蓄电池、负荷、各电气设备等的数据，进行分析、控制和调节。4）监控系统实现安全运行监视，屏幕显示，事故处理指导和恢复操作指导等功能。5）监控系统实现对系统内储能单元的高级能量管理，最大限度利用储能电池。（2）报警处理当所采集的模拟量发生越限，开关量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。事故状态方式时，操作员工作站的画面上应有相应的颜色显示，同时有报警条文。报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。事故报