综合智慧能源项目（光伏+新能源汽车充电桩）可行性研究报告2021年05月综合智慧能源项目（光伏+新能源汽车充电桩）批准:审核:编写:目录第一章工程概况..................................51、1项目背景..................................51、2项目概况..................................5第二章工程任务和规模...............72.1场址现状........................................72.2工程建设必要性.....................82.3站址选择........................................92.4工程任务.....................................102.5工程规模.....................................11第三章资源分析...............................123.1区域气候概况........................123.2区域太阳能资源概况......123.3太阳能资源评价..................163.4太阳能资源分析结论......16第四章综合智慧能源系统方案184.1光伏发电系统方案............184.2辅助技术方案........................324.3新能源汽车充电桩............334.4综合智慧能源管理平台系统..............................................................3434.5项目送出和消纳状况......35第五章投资及经济效益分析375.1工程投资.....................................375.2经济评价.....................................39第六章结论及建议........................414第一章工程概况1.1项目背景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，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。因此，本项目因地制宜利用水务集团市区净水厂的闲置屋顶和空地建设分布式光伏是符合当前政策的。1.2项目概况市区净水厂位于榆树路，设计供水规模为18万m3/日，2013年建成投产，现由水务集团控股的中法供水有限公司运营;2020年供水量为7.9万m3/日，水源为大伙房地表水，出厂水水质符合国家《生活饮用水卫生标准》。本次综合能源智慧项目拟选址在市区净水厂，利用厂区内厂房混凝土结构的闲置屋顶和清水池上方闲置地面建设分布式光伏电站，并利用厂区内停车厂区域建设新能源充电桩设备。该净水厂年均用电负荷可达600万度电，且用电设备负荷运行具有规律性、稳定性等特点。并且同时得到了当地的XX等相关部门的认可和支持。对于，通过该项目的建成及运行可以起到探索综合智慧能源管理相关经验并且同时可以获得一定的发电利润收益。对于净水厂，通过该项目可以为工业厂区的综合智慧能源项目增加丰富的先进理念，可以为其他企业起到良好的示范带头作用，并且可以节省一定的电费成本，达到双向利好的示范效果。5第二章工程任务和规模2.1场址现状，辽宁省下辖地级市，位于辽宁省中南部，地处辽河三角洲中心地带，是辽河入海口城市;地势地貌特征是北高南低，由北向南逐渐倾斜;地理坐标处在东经121°25'至122°31'、北纬40°39'至41°27'之间。全市总面积4102.9平方公里。地处北温带，属暖温带大陆性半湿润季风气候。气候的主要特征是:四季分明，雨热同季，干冷同期，温度适宜，光照充裕。春季风大雨少，气候干燥，夏季高温多雨，秋季晴朗，降温快，冬季严寒，降雪少。本项目建设地点位于辽宁省市区净水厂，市区净水厂坐标N:122.1469°E:41、1650°，项目地理位置详见下图2-1所示。本工程利用净水厂现有厂房屋顶及清水池上方空地新建分布式光伏电站，厂区内可利用屋顶面积约10000平米，清水池上方空地可利用面积约10800平米，地区太阳能资源丰富，场址总体开阔，周边无大的遮挡物，阳光接收条件好，有利于光伏阵列的布置，适宜建设分布式光伏电站。市区净水厂现实施大工业电价，实行峰谷平分时电价，峰:0.7122元/kWh;平:0.4748元/kWh;谷:0.2374元/kWh。市区净水厂现每月电费约为32万元。厂区共有4台变压器，两台变压器容量为1000kVA，两台变压器容量为315kVA。本项目光伏发电规划接入厂区10kV配电系统。6图2-1项目规划地理位置2.2工程建设必要性我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75％，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发风能、太阳能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。1、符合国家能源战略“十四五”的5年是中国实现碳达峰、碳中和的关键节点，“十四五”期间减碳工作多做，意味着后面实现碳达峰、碳中和目标的压力越小。从能源结构看，能源结构的清洁化将是实现碳达峰、碳中和的最重要路径。可再生能源将在中国能源结构清洁化转型中扮演关键角色，光伏在可再生能源中是重中之重。中国光伏行业协会向外界公布基于“30.60”碳达峰、碳中和目标下的”十四五“光7伏装机需求分析:“十四五”一般预计国内年均光伏新增装机规模是70GW，乐观预计国内年均光伏新增装机规模是90GW。本项目符合国家能源发展战略及“十四五”电力发展规划要求。2、推动地区能源体系绿色转型太阳能作为具有发展潜力的新能源，是一种取之不尽、用之不竭的自然能源。充分利用该地区清洁的太阳能资源，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。光伏清洁能源的利用，为企业减少用能成本，同时为节能减排做出贡献，可以减少化石资源的消耗，有利于缓解环境保护压力，实现经济与环境的协调发展，项目节能和环境保护效益显著。综上所述，本项目的建设是非常必要的。2.3站址选择2.3.1选址原则根据全国光能资源普查与分区的结果，选择最有利的场址，提高供电的经济性、稳定性和可靠性;全方位考虑场址所在地区土地利用规划、已查明重要矿产资源分布、地质灾害情况、自然环境保护、军事用地、文物保护敏感区等因素对场址的影响。2.3.2选址依据的标准（1）NB∕T32046-2018《光伏发电工程规划报告编制规程》8（2）GB50797-2012《光伏发电站设计规范》（3）GB/T31155-2014《太阳能资源等级-总辐射》（4）GB/T33699-2017《太阳能资源测量-散射辐射》（5）GB∕T33698-2017《太阳能资源测量-直接辐射》（6）NB∕T32012-2013《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》2.3.3选址依据的条件优先选择太阳能资源丰富且日照时数稳定的地区;可利用面积较大，屋顶荷载满足建设条件且厂区白天用电量较大用电成本较高的场址。如果不能满足上述全部或部分条件，需要对项目进行初步技术经济分析。如太阳能资源不太丰富的地区，需分析发电量的影响。屋顶荷载不满足建设条件的建（构）筑物，应考虑加固及由此引起的费用增加等。厂区/园区用电量较小或用电成本较低，应分析电价的影响等。2.4工程任务本项目包括屋顶分布式光伏工程、地面光伏工程、电动汽车充电桩建设三个部分。屋顶分布式光伏工程规划发电容量为1、079MWp，地面光伏工程规划发电量0.69MWp。装机容量共1、769MWp。根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》[国家电网科（2011）663号]及《国网公司分布式光伏接入系统典型设计方案》、《国家电网办（2013）1781号》相关内容，在本阶段考虑屋顶、地面光伏发电用“自发自用，余电上网”模式，部分替代峰、平电能，自发自用，余电上网，增加发电收益。本项目的最终接入系统方案以通过审批的接入系统设计为准。另外，净水厂厂区内员工私家车辆数量多且员工上班距离远，随着新能源汽车迅速发展，电动汽车的占比迅速扩大，在未来净水厂车辆中电动车的占比也会大大提升，增加经济性，综合目前情况及未来发展，可以看出电动汽车利用率将会很高，有很好9的充电桩建设条件，项目一期计划在厂区建设2台充电桩，1台直流充电桩（60kW）和1台交流充电桩（7kW），后期根据实际使用需求，决定是否扩建。2.5工程规模本工程利用市区净水厂屋顶及清水池上方地面，根据现场踏勘情况，拟选场址为厂房屋顶及清水池上空地建设，屋顶结构为混凝土结构屋顶，共两个厂房，屋顶总面积约为11000平方米，由于厂房无坡度但有女儿墙，两个厂房可利用屋顶面积共约10000平方米，拟建1、079MWp分布式光伏发电系统，地面可利用面积共约10800平方米，拟建0.69MWp分布式光伏发电系统。为市区净水厂提供生产用电，用”自发自用，余量上网”模式。地面光伏项目总体规划位置（1，2号地面）、屋顶光伏项目总体规划位置（3,4号屋顶），如图2-2所示，屋顶可利用面积约10000平方米，地面可利用面积约10800平方米。结合厂区未来发展需求，拟在厂区安装1台60kW直流充电桩，1台7kW交流充电桩，每桩配置充电枪1个。图2-2屋顶及地面光伏项目总体规划位置10第三章资源分析3.1区域气候概况地处北温带，属暖温带大陆性半湿润季风气候。气候的主要特征是:四季分明，雨热同季，干冷同期，温度适宜，光照充裕。春季风大雨少，气候干燥，夏季高温多雨，秋季晴朗，降温快，冬季严寒，降雪少。全市平均气温10.9℃，总降水量748.2毫米。3.2区域太阳能资源概况辽宁省是我国太阳能资源比较丰富的省份之一，年太阳总辐射量为4400~6900MJ/m2,其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。朝阳、锦州的部分地区年太阳总辐射值最大，在4800MJ/m2以上的，其中朝阳市建平县太阳总辐射在5000MJ/m2以上的，全省最高。辽宁省太阳能资源分布见下图3-1所示。11图3-1辽宁省太阳能资源分布图本项目位于大洼区，位于辽宁省西南部、大辽河及双台子河下游的入海口、辽东弯的东北岸。地形单一以平原为主，多滩涂湿地，地势低洼平坦，平价海拔2.7m。本次根据Meteronorm7.2、NASA等使用较普遍的气象数据（1996~2015年）进行分析，见表3-1所示:表3-1场址区域年平均各月太阳总辐射量时123456789101112年19962331445261575252453452291994988.5~7.4236.47.02.09.6.0.1（1）地区近30年的年平均日照时数为2521、3h，年日照百分率为57.5%。图3-2每月平均日照小时数柱状图（2）从图3-3和图3-4中的辐射量年内变化图可以看出，站区年辐射量为4988.9MJ/m²，即1385.8kWh/m2左右。，直接辐射占比约为43.5%。其中5月辐射量最大，为167kWh/m2，12月最小，53kWh/m2。参照GB/T31155-2014《太阳能资源12等级总辐射》，评估项目所在地太阳总辐射等级为很丰富，具有较好的开发优势。图3-3平均每月太阳总辐射量柱状图图3-4地区太阳能年平均各月辐射柱状图13图3-5日均水平总辐射量折线图3.3太阳能资源评价综上分析，由辐射数据拟合数据直方图可以看出Meteonorm辐射量数据5~8月份辐射量较高，其余月份辐射量较低。由于未收集到当地的辐照数据，根据规范，用Meteonorm数据判断太阳能资源。具体如下:站址全年总辐射量为4998.5MJ/m2;根据气象行业标准《太阳能资源评估方法》QX/T89-2008的划分标准，表明该区域太阳能资源属于“资源丰富”地区。表3-2我国太阳能区域划分标准年总辐射量年总辐射量资源丰富程度（MJ/m²）（kWh/m²）≥6300≥1750资源最丰富145040～63001400～1750资源很丰富3780～50401050～1400资源丰富资源一般＜3780＜10503.4太阳能资源分析结论根据场址区辐射数据统计分析成果，太阳能发电站所在地的太阳能资源可以得出以下结论:（1）光伏电站所在地太阳能资源丰富根据中国气象行业标准QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》及站址区太阳能资源分析结果，该项目代表年太阳辐射量为4998.5MJ/m2，为全国太阳能资源“丰富”地区，具有良好的开发前景。（2）太阳辐射量年内变化幅度较大年内变化趋势以5月~8月份较大，9月~翌年4月份较小，最大最小月辐射总量差值为410.4MJ/m2，年内变化幅度较大。（3）太阳能资源以春季和夏季总辐射较强，冬季较弱为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强、12月份辐射最弱。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31、7%、32.5%、20.8%和15%。（4）从日平均状况看，10～14时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的79.1%，是最佳太阳能资源利用时段，11～12时辐射最强。（5）场址区域日照时数以7.5h/天左右的天数最多，全年可达到48.2天，占13.2%;5.1～11、0h/天区间的天数较多，总天数为216.3天，可占全年的59.3%。太阳能资源稳定程度为稳定等级。（6）根据行标QT/T89-2018太阳能资源区划结果，该区域的年均总辐射量在5040~6300MJ/m2之间，属于太阳能资源很丰富地区。（7）场址区域太阳能辐射年最佳倾角为38°，最佳倾角面年太阳总辐射量约为155824.8MJ/m²。综上所述，本场区太阳能资源分布特点较适合建设分布式光伏电站。第四章综合智慧能源系统方案4.1光伏发电系统方案4.1、1光伏组件选型根据各种光伏组件的性能指标，单晶硅、多晶硅组件较适用于直接辐射比例较高、环境较为恶劣、土地使用较为紧张的光伏电站，较为适合本项目。非晶硅薄膜组件由于光电转换效率较低、所需土地面积较大、环境适应性相对较低，不适合本项目。其它类型的薄膜组件由于工艺、价格、材料来源等问题，不适宜大型光伏电站的应用要求。聚光型组件由于安装维护条件较高、价格昂贵、尚未大规模使用，也不适合本项目。根据本项目组件使用条件及各类组件的性能对比，由于单晶硅光伏组件价格比多晶硅略高，考虑单晶硅与多晶硅转换效率，单晶硅转换效率高于多晶硅，从技术进步角度考虑，单晶硅与多晶硅价格差距越来越小，因此本项目选择用单晶硅光伏组件。表4-1主要光伏组件性能比较表组多晶硅组件非晶硅薄膜组件多元化合聚光型组件件单晶硅组件物薄膜组类件型比较项目制工艺成熟，型号多工艺成熟，型号多工艺成熟，型号多工艺成熟，尚不能商样，能够大规模生样，能够大规模生型号多样，业化大规造样能够大规模生模生产产产但尚不能够水产大规模生产平技术成成熟成熟成熟成熟不成熟熟度16光电商用效率14%～商用效率13%～商用效率5%～13%～28%25%～30%转18%17%9%换率衰减——25年衰减约20%25年衰减约20%25年衰减约40%率适宜于直射辐射适宜于外适应于总辐环适宜于直射辐射量量较大的地区，弱适应于散射辐射空间或其射量较大、境较大的地区;光条件下的性能较大的地区，受温它较特殊直接辐射量适高温时性能下降较单晶硅为好;高度影响较小使用场合较大的地区应温时性能下降性安多种安装须安装追日装多种安装方式多种安装方式多种安装方式方式跟踪系统，方跟踪精度要式求较高固定式安装占地面固定式安装占地占积相对较小;其它安面积相对较小;其较单晶硅、多晶硅—占地面积地装方式占地面积较它安装方式占地组件大约40%较大面大面积较大积表面需定期清洗;固表面需定期清洗;表面需定期清洗;表面需定期维定安装方式不需维固定安装方式不固定安装方式不护护，其它安装方式需需维护，其它安装需维护，其它安装清洗;需进行要进行电气、机械维护方式需进行电气、方式需进行电气、—电气、机械维求机械维护机械维护护使用较短较长较长寿命较长，约25年较长，约25年价格相对较低，比多晶硅相对较低相对最低相对较高相对较高组件略高晶体硅根据生产工艺分为多晶硅电池和单晶硅电池。目前，通过运用多种先进的纯化技术、切割技术、腐蚀技术、制绒技术等技术手段，使得量产多晶电池片转换效率能够达到20.5％，单晶硅电池转换效率能够达到21、5%。再通过运用先进的封装、焊接、电极新工艺等技术手段，使得量产单晶组件转化效率能够达到19.5%。17表4-272片量产单多晶硅组件主要性能特征多晶硅电池单晶硅电池效率18.1%-19.6%19.0%-20.0%LID1、5%1、5%年衰减率0.5%～0.7%0.5%～0.7%附加峰值1%～3%1%～3%功率峰值功率-3%～+3%-3%～+3%误差全面保值4～10years4～10years期10年效率90%～92.5%90%～92%保障值25年效率80.7%～85.5%80.2%～85%保障值优缺点效率高、技术效率高、技术成成熟熟、成本高温度系数0.36～0.37～0.39Pmax%/°C0.41Pmax%/°C18光伏组件是光伏发电系统的核心部件，其光电转换效率、各项参数指标的优劣直接代表了整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数有标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、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、输出功率公差等。光伏组件的功率规格较多，但是，在进行选型时，一般主要考虑单体功率大且已经商业化应用的太阳能电池组件。单体功率大意味着一定容量的光伏电站所使用的组件数量就少，组件数量少意味着组件间连接点少，故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，于是系统整体损耗也会降低，电池板后期维护检修工作量较小。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，及采购订货时的可选择余地，同时为保障本项目在有限的可利用屋顶、地面面积上取得最大装机容量。综上所述，本项目推荐选用单晶硅光伏组件，规格为540Wp。表4-3540Wp单晶组件主要技术参数表组件种类单位单晶组件峰值功率Wp540开路电压V50.01短路电流A3.61工作电压V42.45工作电流A12.84外形尺寸MM2256×1136重量kg32.8峰值功率%/℃-0.35温度系数开路电压19温度系数%/℃-0.275短路电流%/℃0.045温度系数首年功率衰降%2次年功率衰降%0.55组件效率%214.1、2逆变器选型目前应用于光伏系统的逆变器主要有组串式逆变器和集中式逆变器两种，本部分将定性分析并比选两种方案。1）集中式逆变器系统依次包括:光伏组件，直流电缆，汇流箱，直流电缆，直流汇流配电，直流电缆，集中逆变器，隔离变压器，交流配电，电网。一般用于荒漠电站，地面电站等大型发电系统中，系统总功率大，一般是兆瓦级以上的。它主要优势有:(a)逆变器数量少，可以集中安装，便于管理;(b)逆变器元器件数量少，故障点少，可靠性高;(c)谐波含量少，直流分量少，电能质量高;(d)逆变器集成度高，功率密度大，成本低;(e)逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高;(f)有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。主要缺点有:(a)直流汇流箱故障率较高，影响整个系统。(b)集中式逆变器MPPT电压范围窄，一般为500-820V，组件配置不灵活。在阴雨天，雾气多等光资源一般的地区，发电时间短。(c)逆变器机房需要专用的机房和设备、安装部署困难。(d)逆变器自身耗电及机房通风散热耗电，系统维护相对复杂。(e)集中式并网逆变系统中，组件方阵经过两次汇流到达逆变器，逆变器最大功率跟踪功能(MPPT)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20处于最佳工作点，当有一块组件发生故障或被阴影遮挡，会影响整个系统的发电效率。(f)集中式并网逆变系统中无冗余水平，如果有发生故障停机，整个系统将停止发电。2）组串式逆变器系统依次包括:组件，直流电缆，逆变器，交流配电，组串式逆变器，电网。适用于中小型屋顶光伏发电系统，小型地面电站。它主要优势有:(a)组串式逆变器用模块化设计，每个光伏串对应一个逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是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)组串式逆变器MPPT电压范围宽，一般为200-800V，组件配置更为灵活。在阴雨天，雾气多等光资源一般的地区，发电时间长。(c)组串式并网逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装都非常方便，不需要专业工具和设备，也不需要专门的配电室，在各种应用中都能够简化施工、减少占地，直流线路连接也不需要直流汇流箱和直流配电柜等。组串式还具有自耗电低、故障影响小、更换维护方便等优势。主要缺点有:(a)电子元器件较多，功率器件和信号电路在同一块板上，设计和制造的难度大，可靠性稍差。(b)使用分立功率器件的逆变器电气间隙小，不适合高海拔地区(使用功率模块的逆变器不受影响)。户外型安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化。(c)不带隔离变压器设计，电气安全性稍差，(薄膜组件负极接地系统要外加隔离变压器)，直流分量大，对电网影响大。(d)多个逆变器并联时，总谐波高，单台逆变器THDI可以控制到2%以上的，但如果超过100台逆变器并联时，总谐波会迭加，而且较难抑制。(e)逆变器数量多，总故障率会升高。综上所述，根据跟工程规模及布置情况，本工程适合用组串式逆变器。厂区屋顶规划选用9台100KW的逆变器，容配比为1、198,。地面选用6台100KW的逆变21器，容配比为1、15。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。表4-4100kW逆变器主要技术参数表型号最大输入电压（V）100每路最大输入电流（A）1100直额定输入电压（V）26流MPPT跟踪范围（V）585V输MPPT数量550V~850V入额定交流输出功率（kW）9最大交流输出功率（kW）100交额定输出电压（V）110流工作频率范围（Hz±%）380输中国效率（%）50Hz出最大效率（%）98.30%98.70%功率因数0.8（超前）~0.8（滞尺宽×高×厚（MM）后）寸重量（Kg）1051×660×362.5894.1、3光伏方阵运行方式选择目前光伏方阵进行方式主要有固定倾角式、固定可调倾角式、单轴极轴跟踪式、单轴水平轴跟踪式、双轴跟踪式等方式。本项目工程为混凝土结构屋顶光伏系统及地面光伏系统，综合考虑现阶段光伏支架的各项技术指标、运行费用，屋面光伏地面光伏的安装条件，本工程拟用固定式方案。对于混凝土平屋面及地面，电池板的安装方法有以下几种:倾斜支架、平行架空及平铺等。倾斜支架安装是将光伏组件固定在支架上，再通过基座固定在屋面上，可以根据当地太阳辐射情况调节支架倾角，这种安装方式影响上人屋面的使用，并需要留出检修、疏散等通道;平行架空安装是在平屋面上设置架空的框架，在框架上通过支架安装光伏组件，并通过支架调节倾角，这种安装方式不影响上人屋面的使用，检修可22以在架空空间及光伏组件的前后排间隙完成，安装面积大;平铺式安装是将光伏组件平铺在平屋面上，这种安装方式不会造成前后遮挡，安装面积大，但一般说来倾角不可调节，组件效率较低。本工程拟用倾斜支架的安装方法，在后期设计过程中根据现场实际情况并与业主商议后可用其他符合具体厂房情况的安装形式。设备基础用化学锚栓，植筋在结构主梁上，以保障传力准确。重新做设备基础处的屋面防水，保障新增基础和屋面防水卷材的搭接长度，杜绝屋面渗漏。平屋面上光伏组件的安装要求:1)在建筑屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功能的基座形式和安装方式;2)光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部;3)在屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层;4)直接构成建筑屋面面层的建材型光伏组件，除应保障屋面排水通畅外，安装基层还应具有一定的刚度。在空气质量较差的地区，还应设置清洗光伏组件表面的设施;5)光伏组件周边屋面、检修通道、屋面出入口和光伏组件阵列之间的人行通道上部，应铺设屋面保温层;6)光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。考察本项目利用净水厂厂区内厂房混凝土屋顶及地面建设分布式光伏电站，项目所在地区太阳能资源属于“很丰富地区”的地区，仍应尽可能增大发电量，提高项目经济效益。综合以上的因素，本项目在混凝土屋顶铺设角度约为15度，地面铺设角度约为38度。图4-1平屋面光伏板布置示意图23图4-2地面固定倾角光伏板布置示意图4.1、4光伏系统总体方案设计本项目利用市区净水厂屋顶区域和地面区域拟建分布式光伏系统，屋顶光伏组件用15°固定倾角的方式，方位角-10°。通过行业通用光伏发电系统计算软件PVsyst，对固定倾角15°进行计算，综合接收面辐射量、间距及组件方位角等要素，得出接收面上所接收到的年总辐射量是5461、2MJ/m²，如图4-3所示。图4-3PVsyst辐射量计算24地面光伏组件用38°固定倾角的方式，方位角南偏西10°。通过行业通用光伏发电系统计算软件PVsyst，对固定倾角38°进行计算，综合接收面辐射量、间距及组件方位角等要素，得出接收面上所接收到的年总辐射量是5803.2MJ/m²，如图4-4所示。图4-4PVsyst辐射量计算组件规格540Wp，尺寸2256113335MM，组件重量32.3kg，屋顶共布置1998块光伏组件，装机容量为1、079MWp，地面共布置1278块光伏组件，装机容量为0.69MWp。光伏方阵通过组件串、并联组合而成，光伏组件的串联须满足逆变器的直流输入电压、输入功率的要求。本工程拟用540Wp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。为了保障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（保障逆变器对光伏组件最大功率点MPPT跟踪范围）。25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相同，光伏组件串的串联数量应按下列的公式计算: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;N——光伏组件的串联数（S向下取整）;VdCMax——逆变器的最大直流输入电压;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、光伏逆变器直流输入电压参数、气象条件确认。设计原则是:组串开路电压应小于组件最大系统电压，并小于光伏汇流直流升压一体机最大直流输入电压;组串最低工作电压应大于光伏逆变器最低直流输入电压，并小于光伏逆变器MPPT电压范围的上限;系统启动时，组串最低工作电压应大于光伏逆变器启动电压，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。将单晶硅光伏组件的数据代入计算得到地面组件串为18块/串，共1278块。屋顶计算得到屋顶组件串为18块/串，共1998块。屋顶与地面共计3276块。地面光伏发电系统设置6个发电单元，每个发电单元由213块光伏组件构成，功率为115.02kWp，18块光伏组件串联成一路光伏组件串，11路或12路光伏组件串接入一台100kW的逆变器作为一个发电单元。屋顶光伏发电系统设置9个发电单元，26每个发电单元由222块光伏组件构成，功率为119.88kWp，18块光伏组件串联成一路光伏组件串，12路或13路光伏组件串接入一台100kW的逆变器作为一个发电单元。与净水厂10kV配电系统连接，并具体接网方案以通过审批的接入系统意见为准。4.1、5系统效率系数计算根据太阳辐射资源分析所确认的光伏电场多年平均年直射辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，按《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）计算方法进行光伏电场年发电量估算。光伏发电站第一年上网电量Ep计算如下:EHPAZKpAES式中:HA——水平面太阳能直射辐照量（kWh/m2）;ES——标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）;PAZ——光伏系统的安装容量，是光伏系统中太阳能组件标准输出功率的总和(kWp)。K——综合效率系数。根据光伏发电系统的构成及光伏组件的光电转换特性，电站的发电量主要取决于太阳总辐射量及逆变器的转换效率，同时又受到多种因素影响。综合效率系数K是考虑了包括:光伏组件类型、光伏方阵的倾角、方位角、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染、光伏组件转换效率偏离等各种因素后的综合性的光电转换效率。（1）组件类型修正系数K1:考虑组件类型修正系数是由于光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时会不同，该修正系数应根据组件类型和厂家参数确认，一般晶体硅电池可取1、0。（2）光照利用率K2:考虑太阳光照利用率是由于障碍物对光伏方阵上太阳光的遮挡及光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源充分利用有影响，光照利用率取值范围小于等于1、0。由于在大、中型光伏发电工程建设过程中希望获得较大的电量输出，在光伏阵列布置时都已谨慎地避开周边障碍物和拉开前后排阵列间距，以确保27在全年9:00～15:00（真太阳时）时段内不受光照遮挡。但是不排除因为外在条件导致的互相遮挡，由于本工程用半片组件技术，这里按损失1%考虑，则K2取99%。（3）光伏发电系统可用率K3为:K38760（故障停用小87时60数检修小时数）100%太阳能光伏发电系统较为简单，设备可靠率高，维护方便，可用率较高，一般可取98%以上的。本工程系统取98.5%。（4）逆变器效率K4:逆变器效率是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权平均效率。本工程用100KW的逆变器，实际运行效率为98.3%。（5）集电线路损耗修正系数K5:光伏发电站集电线路和升压变压器损耗:包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗（取2%），逆变器至送出计量点的交流电缆损耗（取1、5%）。则该系数K4=98%×98.5%=96.53%。（6）光伏组件表面污染修正系数K6:光伏组件表面污染修正系数指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而减少光照到达电池片的强度的损失及不可利用的低、弱太阳辐射损失，该系数的取值与大气环境的清洁度和组件的清洗方案相关。由于站址区域处于屋顶及地面上，本报告取值96.5%。（7）电池组件转换效率修正系数K7:光伏组件转换效率修正系数应考虑:1）组件玻璃光学损失。本报告光学损失取2.6%。2）组件匹配损失。组件串联因为电流不相同产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统，约有1、8%的损失;3）温度影响损失。光伏电池组件只有在标准测试条件下，即:电池温度25℃、垂直入射日照强度1000W/m²、太阳光谱等同于大气质量1、5的情况功率才能达到标定值。考虑温度对发电量的影响。按地区的温度平均值及电池组件的温度效率因素，温度影响损失取2%。则光伏组件转换效率修正系数K7=97.4%×98.2%×98%=93.73%。综上所述，系统的效率K=K1×K2×K3×K4×K5×K6×K7=1×99%×98.5%×98.3%×96.53%×96.5%×93.73%=0.83628考虑到光伏方阵的倾角和方位角修正系数，得出光伏发电站综合修正系数见表4-4。表4-5综合修正系数序号修正系数名称数据1、01光伏组件类型修正系数0.990.9852光照利用率0.9830.96533光伏发电系统可用率0.9650.93734逆变器效率修正系数0.8365集电线路损耗修正系数6光伏电池组件表面污染修正系数7光伏组件转换效率修正系数综合修正系数4.1、6光伏系统发电量计算光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，根据组件供货厂家提供的质量保障:10年衰减不超过10%，25年衰减不超过20%。本项目工程按1、769MW，25年年上网电量计算结果如下:表4-6光伏电场全寿命上网电量计算表发电量年利用小时发电量年利用小时年份年份（MWh）数（h）（MWh）数（h）第1年1300.57794第14年1181、92294.219582085.04159631第2年1293.68038第15年1173.9853952282.05222070.9077第3年1286.20005第16年1166.4477562268.85692057.613529第4年1278.13650第17年1159.2386332254.63282044.8929第5年1269.49858第18年2031151、7801、82239.3955360306第6年1259.88339第19年2017.88681143.926752222.4343第7年1249.40776第20年1135.4066972203.95532002.8579第8年1238.67817第21年1125.1555322185.02831984.774第9年1227.89739第22年1113.2024592166.0111963.6929第10年1217.27352第23年1941100.661、5702147.270563343第11年1207.52466第24年1918.78781087.748182130.0735第12年1198.70306第25年1074.6716812114.51221895.7299第13年2099.54271190.21695本工程25年的总发电量约为52623.5205MWh，其25年平均年发电量302104.94MWh，平均年等效利用小时数为1193h。4.2辅助技术方案4.2.1光伏组件清洗本项目所在地区对光伏电站影响较大的大气污染物主要是颗粒物，包括粉尘、雾、飞灰、悬浮颗粒物等，另外鸟粪及其它杂物也会造成面板污染，雨后、结露造成的灰尘粘结对面板的污染较为严重。要求组件用自洁涂层表面，以充分利用雨水冲洗保持清洁。由于本项目所在地区属于水资源较为丰富，因此设置冲洗用水点，对组件进行不定时冲洗。清洗方案可考虑在春、夏、秋季约45～60天清洗一次，冬季因气温较低，为防止结冰，不进行清洗。4.2.2积雪清理光伏组件表面发生积雪所将严重影响发电效率，因此应采取措施防止组件表面长时间积雪。要求项目所用光伏组件上表面应为玻璃表面，并涂敷自洁涂层，以保障高光滑度，不易积雪。本项目光伏组件用38°，15°安装倾角，倾角较大，有一定的防积雪功能。另外倾角较大使得组件冬季接受太阳辐射量也较大，组件运行后表面升温较快，也不易积雪。由于以上的气候情况及光伏组件自身特点，及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面一般不会出现长时间积雪情况。一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪、清雪措施。4.3新能源汽车充电桩充电桩其功能类似于加油站里面的加油机，可以固定在地面或墙壁，安装于公共31建筑（公共楼宇、商场、公共停车场等）和居民小区停车场或充电站内，可以根据不同的电压等级为各种型号的电动汽车充电。充电桩的输入端与交流电网直接连接，输出端都装有充电插头用于为电动汽车充电。充电桩一般提供常规充电（交流充电桩）和快速充电（直流充电桩）两种充电方式，人们可以使用特定的充电卡在充电桩提供的人机交互操作界面上刷卡使用，进行相应的充电方式、充电时间、费用数据打印等操作，充电桩显示屏能显示充电量、费用、充电时间等数据。结合科技园未来发展需求，建议辽东湾西部净水厂厂区内安装1台交流充电桩（7kW）和1台直流充电桩（60kW），功率小，系统简单，对园区总用电负荷影响小。交流充电桩图片如下图。图4-5充电桩示意图4.4综合智慧能源管理平台系统智慧能源综合服务解决方案包括智慧能源综合服务平台、云节点网关机、智能监测终端、移动app等，主要如下:32图4-6系统组网图1、智慧能源综合服务平台解决方案由智慧用能云平台、智慧能效云平台、智慧能源（光伏发电）云平台、配套APP及云节点网关机、多功能智能表计组成。2、智慧用能云平台是智慧能源综合服务平台的组成单元（平台包括用电管理、能效管理、发电能源管理等单元），该管理系统单元即可作为单独的应用提供给客户，也可以与其它单元组合为客户提供综合服务。用能管理作为单独应用主要是给客户提供全面的用电信息、用电分析和便捷的运维，提高用电安全性和经济性;配用电管理与智慧能源云平台结合，可为智慧能源提供整体（分时用电信息，光伏能量流向）用电信息。3、能效管理系统是智慧能源综合服务平台的组成单元（平台包括智慧能源、配用电管理、智慧能效管理等组成单元），该管理系统单元即可作为单独的应用提供给客户，也可以与其它单元组合为客户提供综合服务。智慧能效云平台作为单独应用主要是给客户提供全面的用能信息（能耗、能源花费等）及节能建议（设备节能、工艺节能等），提高能源利用效率;能效管理系统与电子商城结合，可为电子商城提供不同客户的用能特性（电量、容量、需量信息等及用能时段信息）与不同分布式发电单元的分时段可用电量信息，为发电单元合理匹配负荷提供参照。33智慧能源平台作为单独应用主要是给客户提供光伏（风电、储能等）发电监测（发电量、逆变器状态、告警等），提高光伏发电效率，降低客户运维成本，帮助客户提高光伏发电收益。4、配套APP实现移动化办公管理，进入互联网+时代。4.5项目送出和消纳状况本项目暂规划光伏发电接入厂区10kV配电系统。最终接入系统方案以电网公司审查意见为准。由于本项目为分布式能源自发自用，余电上网，因此不存在限电情况。负荷曲线如图所示。通过对比，在全天发电时段，光伏分时发电量远低于负荷用电量。经济评价时需考虑光伏发电与负荷用电同时概率问题，故按自发自用电量比例为85%，上网电量比例为15%测算收益情况。典型日用电负荷曲线及PVsyst典型日光伏分时发电量曲线，如图4-7所示。图4-7负荷曲线34由于本项目自发自用比例较好，对于公司该板块产业布局、技术及经验储备起到一定的作用，下一步工作计划如下:（一）建议尽快与地方XX签订《项目开发协议》，并开展工作。（二）鉴于地方XX对我公司在该地区发展新能源给予大力支持，建议尽快开展项目前期工作。第五章投资及经济效益分析5.1工程投资光伏按单晶硅光伏组件1、82元/瓦（根据市场行情估算价格，最终以实际价格为准），逆变器0.18元/瓦，工程静态投资787.74万元，动态投资791、40万元。详见工程估算表。01工程总概算表编号工程或费用名称设备购建安其他合计占总费用(万投资置费工程(万元)比例(万元)费35(万元)（元)%）595.7575.28一设备及安装工程478.65117.10500.82发电设备及安装396.10104.721工程变电站设备及安42.506.3848.882装工程控制保护设备及34.005.1039.103安装工程其它设备及安装2.550.382.934工程5充电桩3.500.53二建筑工程51、0051、006.4451、001其它工程51、00125.5515.86三其他费用125.550.000.0077.611项目建设用地费77.6112.9412.9430.002项目建设管理费30.005.005.003生产准备费4勘察设计费5其他36一至三部分投资772.3097.59合计四基本预备费15.451、95工程静态投资（一～四）部分787.7499.54合计五价差预备费建设投资787.7499.54六建设期利息3.660.46七工程总投资合计791、40100.00单位千瓦的静态4633.79投资（元/kWp）单位千瓦的动态4655.32投资（元/kWp）375.2经济评价根据峰平电价加权平均计算，平均电价为0.615元／kwh，其中光伏发电按85%自发自用，15%余量上网，当自发自用电价为0.515元/kwh，上网电价0.3731元／kwh(含增值税)，年均有效利用小时数1193测算，项目投资财务内部收益率（税后）为5.79%，资本金财务内部收益率为9%，投资回收期（税后）为12.86年。具体数据见下表:财务指标汇总表序号项目单位数值11、702装机容量MW2028.773796.504年上网电量MWh3.6655.10项目总投资万元62217.21建设期利息万元71731、388流动资金万元20.95销售收入总额（不含增值万元税）总成本费用万元销售税金附加总额万元389利润总额万元464.880.4372经营期平均电价（不含增0.49411、9510元/kWh12.866.71值税）5.7944.63经营期平均电价（含增值51、229.0711元/kWh16.163.66税）2.44项目投资回收期（所得税12年前）项目投资回收期（所得税13年后）项目投资财务内部收益率14%（所得税前）项目投资财务内部收益率15%（所得税后）项目投资财务净现值（所16万元得税前）项目投资财务净现值（所17万元得税后）18资本金财务内部收益率%19资本金财务净现值万元20总投资收益率（ROI）%21投资利税率%39项目资本金净利润率22%8.9580.00（ROE）78.831599.3423资产负债率（最大值）%0.4461盈亏平衡点（生产水平利24%用率）25盈亏平衡点（年产量）MWh26度电成本（LCOE）元/kWh第六章结论及建议辽宁省太阳能资源一般丰富区、交通便利、站址条件较好、技术方案合理。经初步计算光伏电站的年均发电量达到2104.94MWh，平均年等效利用小时数可达到1193小时本工程所发电里用“自发自用，余量上网”模式。分布式光伏电站的设，一方面可以利用工厂建筑物屋顶等闲置空间资源开发出电力能源，提高土地综合利用效益，另一方面也可促进当地经济发展，并具有良好的社会效益。光伏电站在运营期不消耗常规能源，利用自然资源太阳能，属绿色能源产业。本项目建成后预计每年可为电网提供电量2104.94MWh。初步估算，与目前发电量相当的燃煤火电厂相比，按消耗标准煤305g/kWh计，年节约标准煤643.06吨/年;减少粉尘排放437.28吨/年，减少SO2排放48.23吨/年，NO2排放24.11吨/年，CO2排放1604.82吨/年，具有良好的环境效益。本项目的实施在满足集团收益的情况下，为净水厂业主方减少运营成本，项目合作双方得到双赢。下一步需要投资方进一步测绘屋顶面积及地面面积，第三方机构对屋顶建设条件进行鉴定检测，为光伏板的布置提供设计依据，及进一步推行接网条件、环评、水保等建设条件，工程建设条件好，尽早尽快开发建设是十分必要的，综上所述，本项目初步可行。40