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卷册号：

福建万诚塑业6.468MW屋顶分布式光伏项目

项目提议书

厦门帝凯发电
二零一七年十月

批 准：
审 核：
校 核：
编 制：
目录
1综合说明 5
1.1概述 5
1.2太阳能资源 7
1.3光伏电站总体设计 8
1.4电气系统 9
1.5土建工程 9
1.6施工技术组织 9
1.7工程管理设计 9
1.8环境保护和水土保持 10
1.9劳动安全和工业卫生 10
2太阳能资源及气象条件 10
2.1中国太阳能资源概况 10
2.2福建省太阳能资源 13
3站址条件及总平面部署 14
3.1站址条件 14
3.2总平面部署 15
4光伏电站总体设计概述 17
4.1光伏电站概貌 17
4.2组件安装和方阵部署方法 17
5光伏电站直流部分 19
5.1光伏电站组成 19
5.2光伏电池组件选型 19
6电气部分 22
6.1接入系统方法 22
6.2电气主接线 22
6.3短路电流计算 22
6.4关键电气设备选择 22
6.5 电气设备部署 25
6.6 过电压保护防雷及接地 25
6.7 电缆敷设及防火封堵 26
6.9计量 26
6.10 光伏发电监控部分 27
7发电量估计 29
7.1发电量估计标准 29
7.2光伏发电系统效率分析 29
7.3发电量计算 29
8土建工程 31
8.1工程概况 31
8.2区域地震 31
8.3土建设计依据 31
9消防 32
9.1工程概况和设计依据 32
9.2消防总体设计方案 32
10环境保护和水土保持 34
10.1环境保护 34
10.2 水土保持 34
11劳动安全和工业卫生 35
11.1依据、任务和目标 35
11.2防火、防爆 36
11.3防暑、防寒 36
11.4防毒、防化学伤害 36
11.5防电伤、防机械伤害和其它伤害 36
12节能降耗 37
12.1系统工程 37
12.2组件选择及电站部署 37
12.3土建部分 37
12.4结论 38
13工程投资估算 38
13.1工程概况 38
13.2编制标准 38
13.3项目概算 39
13.4资金筹措 43
13.5 财务评价分析和评价 43
13.5社会效果分析 44
15结论及提议 52
15.1结论 52

1综合说明
1.1概述
1.1.1项目名称
福建万诚塑业光伏发电项目
1.1.2建设规模
本项目建设规模约为6468KWp，在漳州龙海市程溪镇。
安装位置
彩钢瓦面积
混凝土面积
彩钢瓦屋面安装组件数
混凝土屋面安装组件数
装机容量（KWp）
办公楼
/
889
/
276
75.9
宿舍楼
/
2314
/
402
110.55
生产车间3#
11060
/
4698

1291.95
生产车间4#
11060
/
4698

1291.95
生产车间5#
12476
/
5292

1455.3
生产车间6#
7320
/
5292

1455.3
生产车间7#
12530
/
2862

787.05
生产车间8#
12530
/
5292

787.05

22842
678
6468

1.1.3地理位置
本项目在福建省漳州市龙海程溪集中工业区,北纬24.11°，东经117.29°。程溪镇地处漳州市区西南郊，紧依国道324线，属漳州高新技术产业开发区，是全国著名双拥模范镇，也是全国驻军最多一个乡镇，这里环境独特，盛产水果、林木、花卉，素有“花果竹之乡”美称。全镇面积247.3平方公里，人口3.8万人，辖20个行政村，1个居委会，1个镇办农场，2个镇办果林场。龙海市区太阳能资源属于“资源可利用”地域，交通便利，电网发达，适宜建设分布式光伏电站。

图1-1现场卫星云图
本项目在福建省漳州市龙海程溪集中工业区，项目用地为钢混水泥屋顶和彩钢瓦斜面屋顶。拟建光伏电站区域，屋顶平整、除去计划厂房外可用于建设光伏电站约面积约70179平方。
1.1.4编制标准和依据
本汇报依据关键规程、规范为：（各专业相关规程、规范详见各章节）
《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》 （CECS 84:96）
《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》（CECS 85:96）
《光伏发电站接入电力系统技术要求》 （GB/Z19964-）
《电热设备和电源设计规范》 （GB50056-93）
《建筑避雷针保护系统》 （GB50057-94）
《建筑抗震设计规范》 （GB50011-）
《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》 (JGJ203-)
1.1.5项目建设可行性
1)日照资源
龙海市气候属南亚热带海洋性季风气候，气候温暖，雨量充沛，热量充足，冬冷但无严寒，夏热而无酷暑，秋凉气爽宜人，春暖晴雨多变。气候随各片区地理位置、海拔高度不一样可分为沿海、中部平原、北部西北部山区3种类型。以同安城郊气象站为低海拔片区代表点，年平均气温21.5℃，最冷月元月份平均气温13.5℃，最热月7月份平均气温28.9℃，年有效利用日照时数1050小时。属于太阳能资源可利用地域，其推广及利用太阳能资源很好，适合太阳能电站建设。
2)技术可行性
现在，光伏发电已经在中国外得到很多成功应用，屋顶太阳能并网发电系统技术已经很成熟。该项目厂房屋顶大部分表面平整，厂房周围没有其它高大建筑，不会对光伏系统造成遮挡，所以很适合安装光伏系统。在不改变现有厂房结构基础上，充足利用现有资源，在技术上完全可行。
3)节省能源和优化能源结构
福建省漳州市龙海程溪集中工业区,北纬24.11°，东经117.29°。程溪镇地处漳州市区西南郊，紧依国道324线，属漳州高新技术产业开发区，是全国著名双拥模范镇，也是全国驻军最多一个乡镇，这里环境独特，盛产水果、林木、花卉，素有“花果竹之乡”美称。全镇面积247.3平方公里，人口3.8万人，辖20个行政村，1个居委会，1个镇办农场，2个镇办果林场。龙海市区太阳能资源属于“资源可利用”地域，交通便利，电网发达，适宜建设分布式光伏电站。多年来漳州市上下深入落实落实加强环境保护和生态文明建设新要求，紧紧抓住漳州又好又快发展历史性机遇，完成污染减排阶段任务，深入巩固提升国家环境保护模范城市创建结果，大力创建国家园林城市、卫生城市，生态环境质量得到了一定改善，正朝着宜居生态城市目标前进。大力开发利用太阳能是保护生态环境、应对能源匮乏、保障社会经济可连续发展有效手段。
本项目是结合城市建筑屋顶建设太阳能光伏发电工程，在不额外占用土地资源前提下，建设大容量太阳能光伏发电站，既能充足表现龙海市重视生态保护、环境健康、友好发展城市建设理念，又在城市开放空间展示绿色能源建设，建成后不仅能切实缓解地域现在电力担心情况，节能减排改善环境，还将成为当地，乃至全国可再生能源应用宣传示范关键基地。
4）保护环境，降低温室气体排放
现在龙海市现有纯煤电电力系统，燃煤产生大量CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等，对环境和生态造成不利影响。为提升龙海市环境质量，在对煤电进行改造和减排同时，主动开发利用对环境零污染太阳能等清洁可再生能源是十分必需。
5）国家政策扶持
为促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，《国家发展改革委相关发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展通知》提到，对分布式光伏发电实施根据全电量补助政策，电价补助标准为每千瓦时0.42元（含税）。
1.2太阳能资源
1.2.1气象概况
龙海市气候属南亚热带海洋性季风气候，气候温暖，雨量充沛，热量充足，冬冷但无严寒，夏热而无酷暑，秋凉气爽宜人，春暖晴雨多变。气候随各片区地理位置、海拔高度不一样可分为沿海、中部平原、北部西北部山区3种类型。以同安城郊气象站为低海拔片区代表点，年平均气温21.5℃，最冷月元月份平均气温13.5℃，最热月7月份平均气温28.9℃，年有效利用日照时数1050小时。属于太阳能资源可利用地域，其推广及利用太阳能资源很好，适合太阳能电站建设。
1.2.2太阳能资源
龙海市属于太阳能利用条件很好地域，年太阳总辐射量为4644MJ/m2, 整年平均日照时数为1504小时，属于太阳能资源可利用地域，适合太阳能电站建设。
依据龙海市太阳能资源特点，综合考虑太阳能利用技术发展、城市能源消费和当地可利用土地资源等客观情况，龙海适宜采取和建筑结合太阳能热水系统、屋顶太阳能光伏发电、太阳能照明等多个形式，以此实现太阳能资源综合化和规模化利用，达成和城市建设完美融合效果。
1.3光伏电站总体设计
1.3.1系统组成概貌
本项目在本项目标电池组件分别安装在福建省漳州市龙海程溪集中工业区福建万诚塑业厂房屋顶上。系统按分区发电、分区升压至10KV，集中并网方案进行设计。
1.3.2光伏组件选型
太阳能电池根据基体材料可分为：晶硅太阳能电池，包含：单晶硅和单晶硅太阳能电池；非晶硅太阳能电池；化合物太阳能电池，包含：砷化镓电池、硫化镉电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。
现在在光伏电站建设中，关键以转换率高、技术成熟多晶硅电池为主。本阶段初步选定275Wp多晶硅电池组件进行方案考虑和发电量估计。
1.3.3逆变器选型
市场上逆变器关键有组串式逆变器和集中式逆变器两种，考虑到本项目装机容量较大，分布较分散，故考虑选择50KW组串式逆变器。
1.3.4发电量统计
本项目安装所包含建筑有厂房屋面有彩钢瓦和混凝土两种，彩钢瓦屋面组件安装方法为平铺安装。混凝土屋面组件采取固定倾角（10°）安装。系统总效率取79.86%，光伏组件首年效率衰减2.5%，以后每十二个月效率衰减0.7%，计算本项目25年总发电量约为16978.5万千瓦时，年平均发电量679.14万千瓦时，首年利用小时数为1200小时，25年平均利用小时数为1050小时。
1.4电气系统
1.4．1电力接入方案
厂区现共有6468KWp装机容量。本项目为“自发自用，余电上网”，拟采取将光伏发电以1路10kV电压等级接入电网。
1.4.2 电气主接线
本期工程建设规模为6468KWp p,全部采取275Wp多晶硅光伏组件，电站共设6个发电子系统。每个光伏发电单元经1台1000kVA升压变压器将逆变器输出交流电压进行升压。
本电站以10kV电压等级接入电网，结合组串部署情况，集电线路采取将6台箱变并联经过电缆线路和原配电房10kV段连接并网。电气接入方案最终以当地电网企业接入系统评审结论为准。
1.5土建工程
本期光伏电站土建工程关键包含：各厂房屋面太阳能电池板支架基础和电气设备基础等。
电站所需给、排水生活设施均依靠于所在厂房及公共建筑物。
1.6施工技术组织
施工用电、水源直接由就近厂区接引。施工所需碎石、石灰、粘土砖、砂、水泥等地方建筑材料，在龙海地域能够满足供给。
万诚工业区周围公路交通便利，本工程各设备及组件体积小、重量轻，汽车运输即可满足要求。
本工程遵照节省用地标准，太阳能组件均在建筑屋面上，光伏发电设备在现有厂房上。
1.7工程管理设计
光伏电站工程包含：建设资金筹措和管理，工程招标及协议签署，工程设计，工程施工、调试、并网和完工交付。工程管理机构人配置国家电投企业人员配置标准为准。
1.8环境保护和水土保持
1.8.1环境保护
光伏发电是可再生能源，其生产过程关键是将太阳能转换为电能过程，不排放任何有害气体，属于清洁能源。本光伏电站建设在厂房屋顶，不占用土地，周围无环境敏感点，无自然保护区。对电站周围环境影响因子包含：电磁辐射、环境噪声和生活污水，进行分析后得出结论：光伏电站建设不会对周围环境产生负面影响，既能大量节省常规能源，又不污染环境，是一项百利而无一害基础建设工程。
1.8.2环境保护效益
本期工程建成后，按年均发电量679.14万KWh计算,平均每十二个月节省1963吨标准煤。在增加发电量同时，对当地大气环境质量不产生任何影响。本工程装机6468KWp，每十二个月降低烟尘排放量约26.89吨,降低二氧化碳约6405.6吨、二氧化硫约146.7吨、氮氧化物约88.02吨，节省水资源24738吨。
1.9劳动安全和工业卫生
在设计中严格落实实施“预防为主、防消结合”方针。配电室内无易燃、易爆类物品，采取防火方法为配置一定数量干粉灭火器。
各厂房配电室设置通风装置，为设备运行提供了一个良好环境。
为确保电站内各电力设备安全运行和生产运行人员操作安全，本工程对各级电压配电装置按安全净距部署，在人员有可能接触或靠近光伏系统位置,设置防触电警示标志牌,预防触电事故发生。其它相关部分均根据相关规范、规程要求及要求进行设计。
2太阳能资源及气象条件
2.1中国太阳能资源概况
太阳能资源分布和各地纬度、海拔高度、地理情况和气候条件相关。中国属太阳能资源很丰富国家之一，全国总面积2/3 以上地域年日照时数大于 小时，依据中国气象局风能太阳能评定中心推荐中国太阳能资源地域分类措施，共分5类，其中：
一类地域整年日照时数为3200～3300h，年辐射量在6700～8370MJ/m2。相当于225～285kg 标准煤燃烧所发出热量。关键包含青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。
二类地域整年日照时数为3000～3200h，辐射量在5860～6700 MJ/m2，相当于200～225kg 标准煤燃烧所发出热量。关键包含河北西北部、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。
三类地域整年日照时数为2200～3000h，辐射量在5020～5860 MJ/m2，相当于170～200kg 标准煤燃烧所发出热量。关键包含山东、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、山东北部和安徽北部等地。
四类地域整年日照时数为1400～2200h，辐射量在4190～5020 MJ/m2。相当于140～170kg 标准煤燃烧所发出热量。关键是长江中下游、福建、浙江和广东一部分地域，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还能够。
五类地域整年日照时数约1000～1400h，辐射量在3350～4190 MJ/m2。相当于115～140kg 标准煤燃烧所发出热量。关键包含四川、贵州两省。此区是中国太阳能资源最少地域。
一、二、三类地域，年日照时数大于h，是中国太阳能资源很丰富或较丰富地域，面积较大，约占全国总面积2/3 以上，含有利用太阳能良好条件。四、五类地域即使太阳能资源条件较差，但仍有一定利用价值。
中国太阳能资源分布见图2-1，日照时数分布见图2-2.

图2-1 中国太阳能资源分布图

图2-2 中国整年日照时数分布图

2.2福建省太阳能资源
2.2.1太阳能资源概况
2.2.1.1福建省太阳能资源
福建省年平均太阳总辐射量介于3800～5400MJ/㎡之间，年平均直接辐射量介于1800～3000MJ/㎡之间。全省太阳能资源分布特征以下：
（1）空间分布特征为自东南沿海向内陆递减：龙海至诏安沿海平原和岛屿是全省最高值区域，年总辐射量4780～5400MJ/㎡；在两大山系武夷山和鹫峰山之间闽江上游河谷盆地是全省次大值区，年总辐射量4640～4990MJ/㎡；在武夷山、鹫峰山、戴云山、玳瑁山和博平岭海拔较高区域太阳年总辐射量最少，为全省低值区，量值介于3800～4080MJ/㎡之间；其它区域年总辐射量介于4080～4780MJ/㎡之间。可见太阳总辐射量空间分布受太阳高度角、地理纬度和地形共同影响，其中地形影响较为突出，含有平原、海岛辐射量较大，山区辐射量较小分布特征。
（2）太阳总辐射量季节分布不均匀，辐射量从小到大分别为冬季、早春、秋季、前汛期、夏季，以福州为例，累年各月平均总辐射量表明辐射量最高季节是夏季，辐射量为1554.3MJ/㎡，约占年太阳总辐射量35%，其次是前汛期，辐射量为860MJ/㎡，占年太阳总辐射量19.3%，其它三个季节辐射量相差不大，为648.4～728.3MJ/㎡，占年辐射总量14.6～16.3%。
（3）太阳总辐射年改变以自然变动为主，年际改变较大，从5年移动平均曲线来看，20世纪70年代末期和90年代早期为太阳辐射低值期；20世纪70年代中期以前、80年代中期及90年代末期以后至二十一世纪早期均为高峰期，其中以后为近几十年相对高值期，其改变周期为6年左右。
依据《中国气象行业标准—太阳能资源评定方法》评定标准，以太阳总辐射年总量为指标，进行太阳能资源丰富程度评定。

图2-3：福建省累年平均年太阳总辐射分布图（MJ/㎡）

图2-4：福建省太阳能资源划分
2.2.1.2项目地太阳能资源
项目地在龙海市万诚工业区，因为缺乏实测太阳辐射数据，考虑经过最近气象站点辐射数据为基准数据分析并推断本工程太阳辐射数据。查询《福建省太阳能资源汇报》可得到龙海地域平均太阳辐射总量为4423.95MJ/m2，分别将站址所在地经纬度及海拔导入NASA和Meteonorm气象软件，得出软件模拟太阳能辐射数据，详见表2-1：
表2-1 项目所在地太阳辐射数据
站址
《福建省太阳能资源评定汇报》数据
MJ/㎡
NASA气象数据MJ/㎡
Meteonorm气象数据
MJ/㎡
项目所在地
4683.7
4780
4644
本项目《福建省太阳能资源评定汇报》和Meteonorm数据较靠近，为确保项目实际收益率，此次选择Meteonorm数据作为参考数据。
3站址条件及总平面部署
3.1站址条件
3.1.1站址概况
拟建光伏发电系统在龙海市万诚塑业厂房内，关键部署在福建万诚塑业厂房屋顶上。地理坐标为：北纬24.11°，东经117.29°之间，建设规模为6468KWp，共由20350块光伏组件组成。
本光伏电站遵照节省用地标准，以充足利用厂房条件为宗旨，将太阳能组件部署在厂房屋顶上。
3.1.2站址自然条件
1)气象条件
龙海属中亚热带海洋性季风气候，冬少严寒，夏少酷暑；气候湿润，雨量充沛；夏季最长，秋季最短；气候资源丰富。
2）地形地势
本工程在厂房屋顶，光伏发电单元所部署屋面上设计有自然排水纵坡。
3) 站址洪水
原厂房建设时已考虑了洪水对厂址影响，本光伏电站在厂房屋顶，不存在洪水淹没问题。
3.2总平面部署
本光伏电站分为多个发电子系统，均为在龙海市万诚工业园屋顶上。本工程所发电量考虑为“自发自用自发自用，余电上网”。各区域组件部署情况见表3-1：
表3-1 各区域组件部署情况
安装位置
彩钢瓦面积
混凝土面积
彩钢瓦屋面安装组件数
混凝土屋面安装组件数
装机容量（KWp）
办公楼
/
889
/
276
75.9
宿舍楼
/
2314
/
402
110.55
生产车间3#
11060
/
4698

1291.95
生产车间4#
11060
/
4698

1291.95
生产车间5#
12476
/
5292

1455.3
生产车间6#
7320
/
5292

1455.3
生产车间7#
12530
/
2862

787.05
生产车间8#
12530
/
5292

787.05

22842
678
6468

1）道路
本工程所需设备、部件等体积小，重量轻，汽车运输即可满足要求。
厂区周围均建有较为便利道路系统，可供本工程充足利用进行安装、检修和消防等。
2）冲洗水源
本工程太阳能电池组件采取人工冲洗，冲洗水源就近引自原厂给水管道。
3）电气出线
以10kV就地并网。
4）场地排水
光伏阵列所在各栋建筑屋面坡度均能满足排水要求，不存在积水内涝问题。

4光伏电站总体设计概述
4.1光伏电站概貌
本光伏发电站在龙海市，拟建于龙海市福建万诚塑业厂房屋顶上，依据建筑物结构形式、可利用面积、组件部署要求和所发电量为“自发自用，余电上网”。所以采取“相对集中用户侧高压并网”设计方案。
4.2组件安装和方阵部署方法
电池组件安装方法和方阵部署设计包含组件安装方法、方位角设计、支架倾角设计、阵列间距设计、和支承结构基础设计等内容，需依据总体技术要求、地理位置、气候条件、太阳辐射资源及建筑物结构形式等具体情况确定。
4.2.1组件安装方法
建筑物屋顶光伏电站组件安装方法关键为平铺安装和固定倾角（10°）安装两种方法。
混凝土屋面采取固定倾角（10°）安装方法安装，彩钢瓦屋面采取平铺方法安装。
#5-2为彩钢瓦屋顶，组件采取平铺安装方法，即组件平铺安装在彩钢瓦屋顶上。
#5-3为混凝土屋顶，组件采取固定倾角方法，即组件平铺安装在凝土屋顶上。

图5-2 经典钢结构屋面组件安装图

图5-3 经典混凝土构屋面组件安装图

4.2.2方阵部署方法
对于平铺安装形式支架，要考虑屋顶建筑、设施位置及其阴影对组件部署影响
对于平铺形式支架，无须考虑前后排组件之间遮挡，部署时候合适留有检修通道及电缆桥架通道即可。
对于固定倾角安装形式支架，也要考虑屋顶建筑、设施位置及其阴影对组件部署影响
对于固定倾角形式支架，需要考虑前后排组件之间遮挡。

图5-4 钢结构屋面应用案例

图5-5 混凝土屋面应用案例

5光伏电站直流部分
5.1光伏电站组成
每个光伏发电系统由下述4部分组成：
1）直流部分：包含电池组件及支撑结构（支架）等。
设备安装方法：电池组件安装在组件支架上，部署在建筑物屋顶上，具体安装方法见“5.2 组件安装和部署方法”；
2）交流部分：包含交逆变器、汇流箱、并网柜、配电装置及配套防雷设备等。
设备安装方法：并网柜、10KV配电装置等均安装在配电室内。安装在地面上，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求。
3）控制检测部分：包含光伏系统监控。
4）隶属设施部分：包含防雷击接地保护装置等。
本章仅介绍光伏电站直流部分设计，交流部分、控制检测部分及防雷保护设计见第7章电气部分。
5.2光伏电池组件选型
太阳能电池根据基体材料可分为：晶硅太阳能电池，包含：单晶硅和单晶硅太阳能电池；非晶硅太阳能电池；化合物太阳能电池，包含：砷化镓电池、硫化镉电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。
1)单晶硅太阳电池
单晶硅太阳电池是最早发展起来, 关键用单晶硅片来制造，和其它种类电池相比，单晶硅太阳电池转换效率高, 稳定性好，现在商业效率在13～20%之间。单晶硅太阳电池关键用于光伏电站。
2)多晶硅太阳电池
多晶硅太阳电池硅片是由大量不一样大小结晶区域组成，基础结构全部为n+/p 型，全部用p型单晶硅片，厚度220～300μm。单晶硅电池成本较低，其光电转换效率约10%～18%左右。单晶硅电池和单晶硅相同，性能稳定，也关键用于光伏电站建设。
伴随中国单晶硅生产规模不停扩大，多晶硅较单晶硅电池板性价比高。
3）非晶硅薄膜式太阳能电池
非晶硅薄膜电池是采取化学沉积非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。非晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化非晶硅薄膜电池稳定转换效率在5～7%左右，确保寿命为。
非晶硅薄膜电池是至今最为成功薄膜电池，尽管从最早1996年12%市场份额降到4%，但因为现在晶体硅电池供给短缺，大家试图经过非晶硅薄膜电池补充。现在，非晶硅薄膜电池之所以没有大规模使用，关键原因是光致衰减效应相对严重。
4）铜铟硒薄膜电池
铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一个Ｉ-Ⅲ-Ⅵ族化合物半导体，铜铟硒薄膜光伏电池属于技术集成度很高化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价衬底上沉积多层薄膜而组成。CIS 薄膜电池含有以下特点：光电转换效率高，效率可达成17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。现在，CIS光伏电池实现产业化关键障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺点过于敏感，使高效率电池成品率偏低。这种电池原材料铟是较稀有金属，对这种电池大规模生产会产生很大制约。
5）碲化镉薄膜电池
碲化镉是一个化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成光伏电池有很高理论转换效率。碲化镉光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50％光能，10微米厚几乎可吸收100％入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效光伏电池理想材料，碲化镉薄膜光伏电池制造成本低，是应用前景最好新型光伏电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发关键对象。现在，已取得最高效率为16.5%。不过，有毒元素Cd对环境污染和对操作人员健康危害是不容忽略，各国均在大力研究加以克服。
经过上述太阳电池性能价格比较，本工程推荐采取单晶硅太阳能电池。参考产品样本，本阶段初步选定国产单晶硅275Wp电池组件进行光伏发电系统设计和发电量估计，其关键技术参数见表6-1。
表6-1 太阳能电池组件性能参数表
编号
项目
技术参数和规格
备注
1
型式
多晶硅光伏组件

2
型号
275Wp

3
尺寸结构
1650*992*40mm

4
重量
18.5kg

5
在AM1.5、1000W/m2辐照度、25°C电池温度下峰值参数
5.1
标准功率
275W

5.2
最好工作电压
31.1V

5.3
最好工作电流
8.69A

5.4
短路电流
9.15A

5.5
开路电压
37.9V

5.6
最大系统电压
IEC 1000VDC

6
温度系数

6.1
峰值功率温度系数
-0.41%/K

6.2
峰值电流温度系数
0.06%/K

6.3
峰值电压温度系数
-0.33%/K

6.4
短路电流温度系数
0.067%/K

6.5
开路电压温度系数
-0.33%/K

7
温度范围
-40℃～+85℃

8
功率误差范围
0/+5W

9
表面最大承压
2400Pa

10
承受冰雹
直径25mm冰球 冲击试验速度23m/s

11
接线盒类型
Type IV

12
防护等级
IP68

13
连接线长度
1000 mm

14
质保期末组件输出功率
80.7%

15
框架结构
铝合金边框

16
后面材料
复合薄膜

6电气部分
6.1接入系统方法
厂区现共有6468KWp装机容量。本项目采取“自发自用，余电上网”方法并网，拟采取将光伏发电以1路10kV电压等级接入电网。
6.2电气主接线
本期工程建设规模为6468KWp,全部采取275Wp单晶硅光伏组件，电站共设6个发电子系统。每个光伏发电单元经1台1000kVA升压变压器将逆变器输出交流电压进行升压。
本电站以10kV电压等级接入电网，结合组串部署情况，集电线路采取将6台箱变并联经过电缆线路和原配电房10kV段连接并网。
6.3短路电流计算
本工程暂按短路电流31.5kA来选择电气设备。
6.4关键电气设备选择
6.4.1并网逆变器选择
并网逆变器是太阳能光伏发电系统关键组成部件，是将太阳能电池板所发出直流电能转化为可和系统连接交流电能关键设备，并网逆变器质量和效率直接影响到发电量输出，对经济效益和能源利用全部含相关键影响。所以，并网逆变器选择是整个太阳能光伏发电系统一个关键步骤。逆变器选型关键应考虑以下多个问题。
（1）性能可靠，效率高
光伏发电系统现在发电成本较高，假如在发电过程中逆变器本身消耗能量过多或逆变失效，肯定造成总发电量损失和系统经济性下降，所以要求逆变器可靠、效率高，并能依据光伏电池组件目前运行情况输出最大功率（MPPT）。逆变器效率包含最大效率、欧洲效率和MPPT效率。光伏逆变器工作范围很宽，欧洲效率（根据在不一样功率点效率依据加权公式计算）更能反应逆变器在不一样输入功率时综合效率特征。
（2）要求直流输入电压有较宽适应范围
因为光伏电池端电压随负载和日照强度而改变，这就要求逆变电源必需在较大直流输入电压范围内确保正常工作，并确保交流输出电压稳定。
（3）含有保护功效
并网逆变器还应含有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功效。
（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，为避免对公共电网电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必需和外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数靠近于1。
（5）监控和数据采集
逆变器应有多个通讯接口进行数据采集并发送到主监控室，其控制器还应有模拟输入端口和外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。
在并网控制方面，有集中和分散两种控制方法。集中控制时使用大功率并网逆变器，将多组太阳能电池板串并联后，以直流母线形式聚集后送到大功率并网逆变器，经DC/AC变换升压输送到电网；分散控制时采取多台小容量逆变器，各逆变器输出并联在同一交流母线升压后输送至电网。本工程初步采取并网逆变器集中控制。逆变器由监控器统一控制，每台监控器可管理多台逆变器。
依据中国大型并网系统常见并网逆变器型号，对组串型逆变器（单机容量在几kW、几十kW）及集中型逆变器（单机容量在几百kW）进行比较，以下表：
表7-1 两种逆变器优缺点对比表
方案
缺点
优点
组串型逆变器
1、需逆变器较多，安装维护复杂
2、和逆变器配套一、二次设备较多，总体费用较高
3、因逆变器数量较多，监控系统复杂
4、逆变器转换效率低
5、逆变器每瓦单价高。
1、单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响小
集中型逆变器
1、设备损坏或停电维护对系统影响大；
1、逆变器数量少，安装维护简单
2、所需一二次电气设备较少，总体费用较低
3、逆变器数量少，监控系统相对简单
4、逆变器转换效率高
5、逆变器每瓦单价低

依据比较结果和厂区实际情况综合考虑，本工程初步选择50KW组串式逆变器网逆变器，拟采取131台50KW组串式逆变器，产品均已取得相关认证。
逆变器关键技术参数见表7-2。
表7-2 逆变器关键技术参数表
50kW组串式逆变器参数表
额定容量
50kW
最大直流输入电压
1000V
MPPT范围
250～950V
最大直流输入功率
56kW
最大直流输入电流
108A
额定交流输出功率
50kW
最大交流输出电流
80A
功率因数
0.8超前/滞后
最大效率
98.6%
欧洲效率
98.2%
额定电网频率
50/60Hz
总电流波形畸变率
<3%
使用环境温度
-25℃～+60℃
冷却方法
智能风冷
防护等级
IP65
尺寸（W×L×D）
636×958×260mm
重 量
68kg
通讯接口
RS485

6.4.2并网柜
并网柜选择金属封闭抽屉式开关柜。
6.5 电气设备部署
箱变部署在室外空闲地上，并网柜部署在对应开闭所内。
6.6 过电压保护防雷及接地
为确保电力系统安全运行和光伏发电及隶属设施安全，大型并网光伏电站必需有良好避雷、防雷及接地保护装置。避雷、防雷装置应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057-要求，接地应符合《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-要求。
1）过电压保护
每个光伏子阵列直流防雷汇流箱内有直流防浪涌保护装置；
控制室内直流防雷配电柜配置直流防浪涌保护装置；
并网逆变器内部直流侧及交流侧均含有防浪涌保护装置。
在并网线路至原高压母线处设置过电压保护器。
2） 雷击保护
光伏发电系统防雷包含直击雷和感应雷，太阳电池方阵结构件经过接地体接地预防直击雷，防雷接地电阻小于10Ω，接地电阻经过电阻测量仪测量。
(1)直击雷防护
光伏组件支架利用钢支架和原屋顶避雷带可靠连接导通。
各建筑物光伏配电系统低压配电室因为部署在各建筑物里，所以利用各个建筑物本身防雷装置来实现直击雷防护。
(2)感应雷防护
光伏系统交流汇流箱、并网逆变器内部直流侧均含有防雷保护装置；对线路作感应雷保护。
3）"孤岛效应"保护
"孤岛效应"指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。"孤岛效应"对设备和人员安全存在重大隐患，表现在以下两方面：首先是当检修人员停止电网供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；其次，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大冲击电流，从而损坏设备。
逆变器均采取了两种"孤岛效应"检测方法，包含被动式和主动式两种检测方法。被动式检测方法指实时检测电网电压幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压幅值、频率和相位参数上，产生跳变信号，经过检测跳变信号来判定电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，经过检测反馈信号来判定电网是否失电，其中一个方法就是经过测量逆变器输出谐波电流在并网点所产生谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判定，当电网失电时，会在电网阻抗参数上发生较大改变，从而判定是否出现了电网失电情况。
另外，在并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要连续检测电网信号在一段时间（如90秒钟）内完全正常，才重新投入运行。
需要指出是，任何一个"孤岛效应"检测方法均含有其不足，需要同时从电站管理上来杜绝检修人员伤亡事故发生，当停电对设备和线路进行检修时，需要先断开并网逆变器。
4）接地
本光伏发电系统不再设置单独接地系统，利用厂区原有接地装置，光伏新增设备接地均和原厂接地网可靠连接。
6.7 电缆敷设及防火封堵
敷设至屋内设备及箱变电缆标准上利用电缆桥架，在可利用原有桥架电缆通道地方可利用原有桥架。
1）光伏组件阵列至逆变器直流电缆可绑扎固定在光伏支架上或敷设在电缆槽盒里，穿过过道处穿镀锌钢管。
2）逆变器至交流汇流箱、汇流箱至箱变电缆敷设在电缆槽盒里。
3）箱变至配电室并网柜电缆：利用原有电缆沟。
6.9计量
关口点设置在并网处，并网柜内设置计量专用CT、PT及关口计量表，该表作为和电网企业光伏补助计费依据，另10kV 光伏并网柜内还安装一台有功0.2S 级电子式多功效电度表，该表作为和就地用电方电能计费依据，且两面电表可互为主备表，相互校核备用。
6.10 光伏发电监控部分
设置1套光伏发电监控系统，负责本厂区光伏发电系统电力监控、故障报警等功效。每个建筑物光伏阵列运行数据及工作状态，经过通讯口连接到主监控室进行实时监控、故障报警、电力监测等功效。
光伏监控室设置在中核内集控中心，龙海光伏电站经过信息采集装置及对应通讯设备将检测数据传输至国家电投企业集控中心。
集中监控系统对象包含光伏阵列组件检测、逆变器及其附助设备。