10MW光伏并网电站项目可行性研究报告.docx
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10MW光伏并网电站项目可行性研究报告
新能源公司10MW光伏并网电站
应用示范项目可行性研究方案建议书
目录
一安徽恒瑞新能源备有装限公司简介-1-
二综合说明-2-
2.1项目概况-2-
2.2场址概况-2-
2.3电站设备概况-2-
三太阳能资源和当地气象地理条件-4-
3.1我国太阳能资源分析-4-
3.2项目所在地太阳能资源分析及结论-5-
四项目技术分析-7-
4.1组件选型-7-
4.2安装方式-8-
4.3逆变器选型-10-
4.4光伏方阵设计-11-
4.5年发电量计算-12-
4.6电网接入方案-14-
五投资收益分析-16-
六项目建设的必要性-17-
6.1优化能源和电力结构-17-
6.2具有节能、环保效益-18-
6.3总结-18-
一XXX公司简介
XXX是一家专业从事太阳能光伏发电产品研发、生产与销售以及光伏发电系统集成和新能源投资的高新技术企业。
公司承揽建筑光伏一体化（BIPV）施用工程、光伏并网发电工程和园区太阳能光伏照明，工程合同能源管理投资等；同时公司的产品主要包括光伏电源控制器、便携式光伏发电装置、太阳能路灯、太阳能草坪灯、太阳能组件追日装置和太阳能手机充电器等。
公司总部坐落在安徽省合肥市经济开发区，下设xxx、xxx两大子公司。
目前固定资产3.6亿元。
2011年、2012年连续两年总产值突破2亿大关，年业务增长幅度超过30%，2013年总产值有望达到4亿元。
公司现有员工120余名，其中本科及以上学历的占60%左右，包括1名博士后，3名博士和12名硕士。
XXX立足于太阳能光伏发电关键技术，特别是BIPV技术的研究，坚持走自主创新、产学研联合发展的道路，与合肥工业大学和浙江大学建立了长期战略合作伙伴关系，从高校院所获得了强大的技术和人才支撑。
公司已授牌建有“BIPV技术研发中心”和“合肥工业大学机电一体化研发基地”，并建成了安徽省首批BIPV示范工程。
xx人始终“以质量求生存，以创新促发展”，将“诚信、勤勉、恒远”作为企业及员工必须遵循的戒律，坚持“超越自我，追求卓越”的企业精神，以“光伏改变世界”作为企业愿景，立志发展成为我国光伏发电领域内具有较大规模和实力的行业领先企业，为提升我国新能源的开发和利用水平做出积极的努力。
二综合说明
2.1项目概况
本项目利用安庆市垃圾填埋场空地建设光伏发电站，综合利用废置的土地资源进行绿色能源开发，在德国美国等发达国家利用垃圾填埋场建设光伏电站较多，我国尚不多见，北京有个5MW垃圾填埋场光伏项目，在安徽尚属首例，对推动我省乃至我国利用废地建设绿色能源发展有积极重大的影响。
（1）项目名称：
10MW并网光伏发电示范项目
（2）建设单位：
XXX
（3）建设规模：
建设总容量10MW，一期准备2MW，二期8MW
（4）组件类型：
多晶体硅光伏组件
（5）关键电气设备：
光伏发电并网逆变器。
（6）光伏组件支撑系统：
固定倾角式金属支架
（7）选址：
安徽省安庆市大观区小汪家冲南山冲，建设光伏电站，建设工程总面积约240亩，约合16万平方米。
站区地理坐标：
东经116°55′48″，北纬30°31′51″。
2.2场址概况
安庆市位于安徽省西南部，长江下游上段北岸，地理坐标为东经115°46′-117°44′'、北纬29°47′-3l°17′。
东、南隔江与东至、贵池、铜陵和江西省九江、湖口、彭泽等地相望；北、西绵亘大别山南脉，与霍山以及湖北省英山、蕲春、黄梅等地峰壑相通；东北与安徽省无为、庐江、舒城等坦途相接。
经过多年发展水运交通变得四通八达，安庆地处中纬度地带，位于江淮之间，全年气温冬寒夏热，春秋温和，四季分明，气候温和、雨量适中、春温多变、秋高气爽、梅雨显著、夏雨集中，属于暖温带向亚热带的过渡带气候类型，为亚热带湿润季风气候。
2.3电站设备概况
本可行性研究报告的编制满足初步设计深度要求，拟建的10兆瓦光伏并网发电示范项目的电站概况见下列特性表及系统简图：
序号
项目名称
规格型号
备注
1
总装机容量
10MW
2
太阳能光伏组件
多晶250W/块
7
固定支架
镀锌角钢
9
低压干式变压器
SCB10-1000/10
11
无功补偿装置
4000kVar，10kV
12
10kV开关柜
i-AY1-40.5系列
13
低压抽屉式开关柜
MNS系列
14
逆变器
500kW
15
直流汇流箱
16路和4路
16
直流配电柜
17
直流屏
FED
18
UPS
10kVA
19
电度表屏
20
综合自动化系统
21
火灾报警系统
表2-110MW太阳能光伏电站概况特性表
图2-1太阳能光伏电站系统简图
三太阳能资源和当地气象地理条件
3.1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。
就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。
我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。
图3-1我国太阳能资源分布
我国将图3-1中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。
一类地区全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在7500～9250MJ/m2。
相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。
二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5850～7500MJ/m2，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。
此区为我国太阳能资源较丰富区。
三类地区全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在5000～5850MJ/m2，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。
四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在4150～5000MJ/m2。
相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
五类地区全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在3350～4190MJ/m2。
相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括四川、贵州两省。
此区是我国太阳能资源最少的地区。
一、二、三类地区，年日照时数不小于2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。
四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。
注：
由于我国幅员辽阔，各地的日照资源不尽相当，分区域定电价是有必要的。
将今年3月份的意见稿中的区域四类电价归纳缩小为三类区域电价，方便实际操作。
3.2项目所在地太阳能资源分析及结论
本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。
该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：
1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。
此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。
图3-2项目实施当地日照辐射总量分布
根据辐射量与峰值日照时数之间转换关系：
年峰值日照时数=辐射量（MJ/m2）/3.6（换算系数），所以辐射量=3.66x365x3.6=4730.4MJ/m2，属于上述四类地区（现三类地区），春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以，另四类地区（现三类地区）国家补助最高，每度电上网电价1元。
四项目技术分析
4.1组件选型
序号
比较项目
多晶硅
单晶硅
非晶硅薄膜
数倍聚光
比较结果
1
技术成熟性
目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功。
商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段。
70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟。
发展起步较晚，技术成熟性相对不高。
多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定。
2
光电转换效率
商业用电池片一般12%～16%
商业用电池片一般13%～18%。
商业用电池一般5%～9%。
能实现2倍以上聚光。
单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅薄膜最低，数倍聚光型较难相互比较。
3
价格
材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低
材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下。
生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本
较低。
需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施等，未实现批量化生产，总的生产成本较高。
非晶硅薄膜价格低于比多晶,多晶硅价格低于单晶硅便宜，数倍聚光没有可比性。
4
对光照、温度等外部环境适应性
输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分
同左
弱光响应好，充电效率高。
高温性能好，受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小。
为保证聚光倍数，对光照追踪精度要求高，聚光后组件温升大，影响输出效率和使用寿命。
晶体硅电池输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区。
5
组件运行维护
组件故障率极低，自身免维护
同左
柔性组件表面较易积灰，且难于清理。
机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护。
晶体硅电池组件运行维护最为简单。
6
组件使用寿命
经实践证明寿命期长，可保证25年使用期
同左
衰减较快，使用寿命只有
10-15年。
机械跟踪设备、光学仪器、冷却等设施使用期限较难保证
晶体硅电池组件使用寿命最长。
7
外观
不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理。
黑色、蓝黑色
深蓝色。
/
多晶硅外观效果好，利于建筑立面色彩丰富。
8
安装方式
倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。
同左
柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋
顶表面。
刚性组件安装方式同左。
带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大。
在建筑物上使用非晶硅薄膜组件优势明显，在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装方便，布置紧凑，可节约场地。
9
国内自主化生产情况
产业链完整，生产规模大
、技术先进
同左
2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放。
尚处于研究论证阶段。
晶体硅电池组件国内自主化率有保证。
表4-1太阳能电池技术性能比较表
几种常用的太阳能电池技术性能比较见表4-1。
从比较结果可以看出：
（1）晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。
（2）商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。
（3）晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。
（4）在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。
（5）尽管非晶硅薄膜电池在弱光响应、高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。
因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。
在单晶硅电池和多晶电池选择上：
由于多晶硅电池组件的价格要比单晶硅低，从控制工程造价的方面考虑，选用性价比较高的多晶硅电池组件有一定优势，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。
暂拟选择250W多晶硅组件。
4.2安装方式
对普通的多晶硅光伏组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。
针对组件固定式布置方式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统，根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴和双轴跟踪。
逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪设备、感光仪器等，会增加单位工程造价，随着晶体硅电池板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本，总体的经济效益并不理想，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用。
本项目中应用固定式布置从技术经济上要优于逐日跟踪式系统；另外逐日跟踪式系统的发电量增加值还与太阳辐射中的直接辐射、散射辐射的比例密切相关，太阳辐射中散射辐射比例越大，逐日跟踪效果越差，从太阳能资源分析来看，项目所在地太阳辐射中散射量的占比要达到30%以上，占比较高，这将直接影响到的逐日跟踪效果。
因此，本工程组件布置推荐全部采用固定式安装。
由PVsyst软件仿真设计，保证全年发电量最大，在不同倾斜角及方位角下修正系数表见下图：
图4-1修正系数图
根据上表得出的站址所在地最佳倾角：
30°，倾斜面辐射量1504kWh/m2，与当地水平面上太阳辐射量比值为1.12。
此即固定式最佳倾角阵列面上年平均太阳辐射量增强系数，该系数可作为测算光伏发电系统综合上网电量的倾角修正系数。
由于安装地点为垃圾填埋场，在地表下面有垃圾层，不允许破坏保护层，以免有害气体及污水排出，根据现场实际地质情况，该项目安装采用混凝土配重法，保证了地表植被及保护层的破坏又使光伏组件被安全、稳定、经济地固定在垃圾填埋场的地表，可承受相对强度的风、地震、大雪等恶劣条件的考验风速：
<60m/s雪压：
<1.4kN/㎡。
避免了传统安装支架可能穿透垃圾填埋场的封盖土层、从而会带来可燃气体泄漏的风险。
图4-2组件安装简图
4.3逆变器选型
目前，并网逆变器单台容量国产最大可达到630kVA，国外则最大容量可达到800kVA。
一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。
目前国内大容量并网逆变器中，100kVA～500kVA的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，但考虑到光伏发电系统中，线损最大的部分就是直流损耗，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，则会产生相当大的直流损耗，影响投资收益，故建议选用较大容量逆变器，即按500kVA并网逆变器配置。
目前国产500kVA并网逆变器的性能已趋于成熟，因此本阶段暂推荐采用国产500kVA并网逆变器。
为了限制谐波，在接入电网之前要采取隔离措施。
500kVA并网逆变器在接入升压变压器时可以采取两种方式，一种是在逆变器内不配置隔离变压器，两台逆变器接入一台分裂升压变压器；一种是在逆变器内配置隔离变压器，两台逆变器并列后接至双卷变压器。
两种方案各有优缺点：
方案一：
配置分裂升压变压器本方案并网逆变器内无需配置隔离变，而分裂变低压侧为两个独立绕组，每个绕组对应一只逆变器，根据逆变器容量，分裂变容量选为1100/550-550kVA。
方案二：
配置隔离变压器本方案每台逆变器配置一台隔离变压器，两台并列后接至一台双卷变压器，隔离变压器容量选用500kVA。
两方案相比，方案二采用了隔离变和双卷变，空载损耗和负载损耗要大于方案一，且隔离变的存在影响着逆变器的转换效率。
故，我们推荐采用方案一。
目前就地逆变器室有两种安装方式，一种是采用逆变器放置在预制式箱体内；另一种是逆变器布置在建筑物内。
两种方案各有优缺点：
方案一：
采用建筑物内布置
本方案最大的优点为房间大小可以调整，比较灵活，可根据需要预留一定的空间，对通风设计较为有利，但施工周期较长。
1MW容量投资大约需要8万元。
方案二：
采用预制式箱体布置本方案最大的优点为一体式结构，安装简便，施工周期短。
1MW容量投资大约需要10万元。
综合上述所述，本阶段推荐采用方案一。
4.4光伏方阵设计
本项目总容量为10MWp，总40000块250W多晶硅组件，综合考虑配置的逆变器数量、场内损耗以及后续运行维护角度，较多采用按1MW容量的光伏子阵方案较优，整个布置方阵由10个子阵组成，每个子方阵组件安装数量为4000块。
据500kW逆变器跟踪电压、最大直流电压参数及组件电压与温度的关系系数计算得到组件20块串为宜。
固定安装的光伏子阵的单体模块由2排组成，40块组件的单体模块可以组成2并组串，每MW光伏子阵包含200并组串，200并组串通过14台汇流箱（12台16路，2台4路）接入2台500kW逆变器。
光伏子阵以直流汇流监测箱为中心划分单元有以下优点：
（a）优化了组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗；（b）光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理。
支架形式选择和安装太阳能光伏组件阵列支架形式为三角门型支架，采用碳钢构件，构件表面采用热浸镀锌处理，热浸镀锌要求按相应国标，防腐寿命不低于25年。
固定安装的光伏子阵的单体模块安装方位角采用正南方向，安装倾角按当地最佳倾角30度设置，以最大限度地利用太阳能。
每MW内组件单列间预留1个2米宽的通道，以便于将来组件运行时表面清洁维护。
前后两排间距为3米，保证全年9～15点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。
其中H为组件前后排相对高差，D为阴影长度，φ为场址维度。
汇流箱接线方式和逆变器接线方案：
场内汇流箱考虑选用16进1出汇流箱。
每6台16进1出汇流箱和1台4路汇流箱接入1台500kVA直流配电柜；直流配电柜再一对一通过直流电缆接到500kVA逆变器。
直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流电缆接到就地箱变。
本工程共配置20台500kVA逆变器。
逆变器体布置及室内电气布置：
考虑将逆变器布置在户内，逆变器房布置在就地箱变旁。
逆变器房内布置有两台500kVA逆变器，两台500kVA直流配电柜和一台通讯屏。
光伏方阵单元接线：
考虑每1MW为一个光伏方阵单元；每个光伏方阵单元内设置一台1100kVA就地升压箱变，就地升压箱变采用分裂变，两个低压侧各接一台500kVA逆变器，即每个光伏方阵单元内设置两台500kVA逆变器。
每台500kVA逆变器对应一台500kVA直流配电柜；每6台16进1出汇流箱和1台4路汇流箱接入1台500kVA直流配电柜。
太阳能板组串后通过4mm2光伏专用线缆接至各个汇流箱。
4.5年发电量计算
我们通过专门的计算软件PVsyst来计算光伏系统发电量，根据示范工程的现状输入各种影响因子，包括城市经度和纬度，组件类型和反射率、装机容量、光伏组件的倾角、安装类型，在太阳照射的情况下，光伏组件的阴影状况等等,程序算出输出总发电功率和全年发电量。
图4-3水平倾斜面辐射量对比图
图4-4系统每月发电量柱状图
图4-5系统输出能量表
根据上图可知10MW系统每年总发电量是1290.40kWh，根据光伏组件电池组件25年衰减率，按照分段线性衰减，第一年衰减2%，第二年至第十年，年平均年衰减率0.75%，总衰减6.75%；第十一年至第二十五，年平均年衰减率0.7%，总衰减10.5%；整个生命周期组件总衰减19.25%。
并按此计算得出25年分年发电量，详见下表。
年份
发电量（万kWh）
年份
发电量（万kWh）
1
1290.40
14
1157.69
2
1264.60
15
1149.59
3
1255.11
16
1141.54
4
1245.69
17
1133.55
5
1236.35
18
1125.61
6
1227.08
19
1117.73
7
1217.88
20
1109.91
8
1208.74
21
1102.14
9
1199.68
22
1094.43
10
1190.68
23
1086.77
11
1182.34
24
1079.16
12
1174.07
25
1071.60
13
1165.85
平均
1169.13
表4-225年分年发电量（万kWh）
4.6电网接入方案
随着安徽省国民经济的快速发展，对于电力工业的发展提出了更高的要求。
本项目建成后可进一步满足所在地区的能源需求。
根据初步规划的地域面积以及当地日照辐射资源情况，该项目建设规模为10MW，可供给当地用电负荷，也可通过公共电网外送。
初步计算表明,本项目装机容量不会对电网的安全运行产生影响。
太阳能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化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，升压后并入电网。
根据本工程的总体规划容量及附件电网特性，初步拟定本期光伏电站10MWp装机容量以一回10kV或35kV电缆接入开发区110kV汇集站的10kV或35kV母线上，最终接入系统方案以电网主管部门的接入系统报告审批意见为准。
五投资收益分析
今年9月1号，国家发改委价格司发布《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[2013]1638号），明确分布式光伏发电项目的度电补贴被定为0.42元/千瓦时，对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。
根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，电价分为0.9、0、95和1.0元/千瓦时三档。
此安庆10MW电站属于三类资源区，即每千瓦时补助1元。
表4-3全国光伏电站标杆上网电价表（元/千瓦时）
本项目总投资大概9000万元，由表4-2可知年均发电量1169.13万千瓦时，所以每年上网电价收益为1169.13万元，投资回收期：
9000÷1169.13=7.70年，光伏发电初始发电量高于年均发电量，所以7年左右即可收回投资成本。
国家补助年限为20年，由表4-2前20年总发电量为23794.09万千瓦时，电费收益：
23794.09×1=23794.09万元，投资净收益：
23794.09-9000=14794.09万元，20年平均每年净收益：
14794.09÷20=739.70万元。
六项目建设的必要性
开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，《中华人民共和国电力法》规定：
“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。
而为了鼓励国内光伏市场的快速发展，今年7月，国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，提出2013到2015年，年均新增光伏发电装机容量10GW（1GW=1000MW，1MW=1000kW）左右，到2015年总装机容量达到35GW。
本项目利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，符合国家产业政策。
6.1优化能源和电力结构
安徽省是我国能源生产大省，是国内少数几个以煤为主要能源的省份之一，这种消费结构给环境造成的压力巨大，逐步优化能源结构、提高能源效率、发展新能源与可再生能源是安徽省可持续发展战略中不可缺少的重要组成部分。
为满足电力系统可持续发展的战略要求，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。
太阳能光伏发电作为重要的可再生能源形式，发电产业快速发展，市场应用规
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