1.2MW屋顶分布式光伏发电项目

永强集团柘溪工厂

1.2MW屋顶分布式光伏发电项目

（初步项目方案）

申报地区： 浙江省临海市 项目名称： 永强1.2MW分布式光伏发电项目 建设单位： 浙江永强集团股份有限公司

编制单位： 台州聚业光伏科技有限公司

二〇一四年十二月

一、项目概况

1用户侧分布式发电项目汇总表

装机容量 业主名称 子项目名称 （千瓦） 示范区域：浙江永强股份有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 浙江永强有限公司 7# 8# 9# 12# 13# 15# 16# 17# 18# 100 100 100 100 200 100 100 200 100 (万元) （建筑名称） 7# 8# 9# 12# 13# 15# 16# 17# 18# 总投资 安装地点 浙江永强有限公司 合计 2项目概述 2.1 项目简介

19# 10个子项目 100 1200 1044.08 19# -- 项目所在地浙江永强集团股份有限公司（柘溪工厂）厂房屋顶，项目设计在公司厂房屋顶安装太阳能光伏发电系统，系统设计光伏电池组件为倾斜22°角安装（根据项目所在地维度及利用光伏分析软件对各种倾斜角进行分析得出光伏组件安装最佳倾角），光伏电池组件面积约8184㎡，光伏电池方阵实际安装面积约22000㎡（因考虑屋顶的建筑及其他遮挡情况）；系统设计装机容量1200KWp，实际装机容量1200KWp。

项目关键发电设备采用240Wp多晶硅太阳能电池组件。光伏阵列采用20串250并，首年理论发电量可达149.59万KWh。光伏电站接入电网方式为用户侧380V并网（实际情况根据电网公司出具的并网方案进行并网），光伏电站经合理设计安装后保证安全、稳定可靠的运行，系统运行状况通过监控系统实时监测。

2.2气象及太阳辐射

临海市位于浙江省东南沿海，西北距省会杭州市245公里。介于北纬28°40′～29°04′，东经120°49′～121°41′之间。东靠大海，南接台州市椒江区和黄岩区，西连仙居县，北与天台县、三门县接壤。东西最大横距85公里，南北最大纵距44公里，陆地总面积2171平方公里，其中城市建成区面积18平方公里，海岸线长227公里。境内背山面水，以山地和丘陵为主，地势自西向东倾斜。中部是断陷盆地，东部为滨海平原，地势平坦，河浦纵横。临海是台州及浙江沿海中部的陆上交通枢纽。位于上海经济区南翼，处温州与宁波连线之中，西接金华，东临东海。临海属亚热带季风性湿润气候，四季分明，年平均气温17℃，1月平均气温5.8℃，7月平均气温28℃，年降水量1550毫米，5～6月为梅雨季节，7～9月以晴天为主，夏秋之交台风活动较频繁，日照资源较丰富，较适合光伏发电应用。 3 项目主要内容

本项目以240Wp多晶晶硅太阳能电池组件为核心，通过光伏电池的光生伏特效应将太阳能转化为直流电；系统所产生电能通过分布式并网逆变器之后，输出为380V三相交流电，三相交流电经交流并网柜接入用户侧内部电网（即净电表的用户端）。由此组成一个安全、可靠符合国家验收标准的太阳能屋顶用户侧并网光伏发电系统（此处可根据实际情况来确定并网电压等级问题）。

用户侧并网光伏系统中并网型逆变器需要考虑并网后与电网的运行安全，也就是同频、同相、抗孤岛等控制特殊情况的能力；对逆变器具有要求较高的效率；要求较高的可靠性；要求直流输入电压有较宽的适应范围；在中、大容量的光伏发电系统中，逆变器的输出应为失真度较小的正弦波。 3.1光伏电站系统的主要技术指标：

1)预期电站寿命期内（25年）年均发电量约136.07万kWh，（光伏组

件考虑22度倾角）； 2)系统平均效率80%；

3)电池组件装机容量：1200KWp； 4)工作环境温度：-10℃~+45℃ 5)工作环境湿度：<95% 6)海拔高度：<1500m 7)输出电压：3P+N+PE 380V

8)并网方式：3相380V并网（可根据现成实际情况来确定并网电压等级）

9)系统保护：可靠的孤岛保护装置

3.2 光伏电站的主要功能：

1）具有并网发电功能及相关并网保护功能； 2）具有净电表计量功能；

3）具有电站运行监控及数据读取功能（监控数据通过LED显示屏展示）；

4项目建设的必要性

（1）改善生态、保护环境的需要

在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。

提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。 太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。

（2）开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方向及提高企业经济效益 我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006 年1 月1 日正式实施的《可再生能源法》明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。在中国能源与环境形势相当严峻的情况下，该法将引导和激励国内外各类经济主体参与我国光伏技术的开发利用。

2009 年12 月26 日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定。修改后的法律明确，国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，同时还明确这项工作由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构督促落实。此次修改的可再生可能源法还规定了由国家财政设立可再生能源发展基金。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定将于2010 年4 月1 日起施行。

根据国务院《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2007]15 号）、《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）及《财政部 建设部关于印发<可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法>的通知》（财建[2006]460 号）精神，中央财政从可再生能源专项资金中安排部分资金，支持太阳能光电在城乡建筑领域应用的示范推广。

因此，本项目符合国家政策鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网的能源产业政策。

二、综合说明

2.1 太阳能资源条件

1.2MW光伏发电项目场址位于浙江省临海市。地理位置为北纬28.09°，东经121.18°。临海市年均日照时间1400--2200小时，年平均太阳辐射量为4150～5000 MJ/m2，属我国第四类太阳能资源区域。 2.2 工程场地

本项目所建设地为临海市永强公司厂房屋顶，其屋顶为水泥屋顶。根据永强公司提供的屋顶承载力证明（屋顶承载力为屋面承重200KG/平方，完全可以承载光伏组件的负重）现场屋顶情况如下图：

2.3工程任务和规模

本项目以240Wp多晶晶硅太阳能电池组件为核心，通过光伏电池的光生伏特效应将太阳能转化为直流电；系统所产生电能通过分布式并网逆变器之后，输出为380V三相交流电，三相交流电经交流并网柜接入用户侧内部电网（即净电表的用户端）。由此组成一个安全、可靠符合国家验收标准的太阳能屋顶用户侧并网光伏发电系统（此处可根据实际情况来确定并网电压等级问题）。本期建设1.2MWp 屋顶分布式光伏并网电站，使用地为临海市永强公司厂房屋顶。项目总装机容量1.2MWp，年发电量136.07万KWh。项目采用多晶硅太阳能电池组件组成发电单元，经过汇流逆变后转为交流，通过升压装置送入电网。 2.4光伏系统整体方案设计及发电量计算

本工程光伏组件通过固定支架，固定在水泥基础上。支架为碳钢热镀锌处理满足系统25年使用需求。支架方案如下图：

多晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算发电量。本工程25年总发电量约为3401.82万kWh，25年年平均发电约149.59万KWh，年利用小时数为：1376.05小时。

2.5电气设计

分布式屋顶光伏发电项目本期总装机容量 1.2MWp，由2个集中的的发电单元组成。太阳电池方阵采用固定倾角方式安装。直流逆变为380V 交流后并入电网（根据当地电网情况进行选择）。分布式光伏电站的接入可根据实地情况进行多点并网方式进行并网。

每个集中发电单元就地并入工厂所用的变压器经典表下端（因永强公司有两台变压器，容量都为2500KVA）厂房因公路分为两部分，可依据公路将整个发电区域分为两大块。根据业主要求此次厂房屋顶进行光伏电站建设的屋顶主要有（#7、#8、#9、#12、#13、#15、#16、#17、#18、#19）现场厂房布局如下图：

如上图所述可将（#15、#16、#17、#18、#19）设为一个集中的发电单元，（#7、#8、#9、#12、#13）设为一个集中的发电单元。由于此项目采用多个屋顶进行布置，所以可以直接将每栋厂房上直接放置一台并网逆变器或者直接采用多点并网方式直接并网。 2.6土建工程

（1） 场区总平面布置

本工程光伏电站站址位于浙江省临海市。场内根据工艺需要在永强屋顶建设光伏支架基础。基础为水泥及预埋螺栓结构。 （2） 光伏支架

经分析计算，太阳能光伏组件应为朝阳22度角排列。 2.7 消防设计

设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。在汇流箱固定处设立消防沙箱及干粉式灭火器。 2.8 施工组织设计 （1）施工条件

光伏电站施工所需的水利用厂区附近的自来水管引入、施工临时用电引自于厂区内 400V电网，通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。 （2）主体工程施工 a土建工程

支架主体工程为光伏阵列基础，考虑到以后要有足够的日常的维修、维护通道。 b安装工程

光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。

交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。 （3)施工总布置

根据光伏电站的施工特点，主要布置有施工用支架系统、建设用支架系统、临时生活办公房等设施。

光伏组件堆放场地为避免二次搬运，光伏设备采用分批运抵现场，靠近安装位置集中存放。光伏设备临时堆场布置于光伏阵列间隔空地上。光伏电站内空地地势起伏不大，无需进行地面处理，只需准备临时堆放垫木。 （4）施工总进度

本工程主要利用屋顶布置太阳能光伏组件，总装机容量1.2MWp，施工周期相对较长。

可行性研究报告及审查：15~30个工作日； 主设备招投标：15~30个工作日；

初步设计及施工图设计：15~30个工作日；

支架安装、组件安装、设备安装、单体调试、联合调试：3个月； 2.9 工程管理设计

本工程开工后抽调专门人员成立光伏发电项目部负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。计划设定施工管理人员约10人，运行和日常维护人员约6人。 2.10 环境保护 （1）环境影响评价

本工程对环境的影响包括施工期和运行期两方面，主要还是施工期对周围的环境影响较大，但施工期的环境影响将随着工程的结束而消失。另外，我们在施工的过程中加强对施工环境的维护治理，提倡文明施工，加强现场管理。 2.11劳动安全与工业卫生设计

本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。

运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸危害；噪声及电磁辐射的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。 2.12设计概算

本工程静态总投资1044.08 万元，单位kW静态投资9元/瓦。 2.13结论与建议

（1）本项目的建设符合国家和当地的产业政策，有利于优化能源结构、减少温室气体排放和环境保护，对促进我国太阳能光伏发电技术进步和推动光伏产业发展具有非常重要的意义。

（2）本工程所用的主要设备选用技术先进、生产工艺稳定成熟的产品，如组件选用240Wp的多晶硅组件，为国内各组件厂商的主推产品，转换效率高；逆变器

② 240Wp太阳电池组件技术参数 Model 型号 Cell Surface (mm) 电池片尺寸 Dimension (L*W*H) (mm) 组件尺寸 Weight (㎏)重量 Peak power output (W)峰值功率 Max power voltage Vmp(V) 峰值输出电压 Max power current Imp(A) 8.01 峰值输出电流 Open Circuit Voltage（V）开路电压 37.35 Short Circuit ISC（A） 短路电流 8.59 注：标准测试条件（STC），AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃的电池温度。

b)并网逆变器选型

本项目并网逆变器采用大型光伏电站设计的三相集中型并网光伏逆变器。逆变器的主要技术参数如下表：

156P60-240 156*156 1640*992*40 20 240 29.33 产品型号 直流输入 （DC） 推荐光伏方阵功率 (kWp) 最大方阵开路电压 (V) 最大方阵输入电流(A) MPPT 精度 MPPT 范围 (V) 额定交流输出功率 (kW) 额定电网电压 (V) 允许电网电压范围 (V) 允许电网频率范围 (Hz) 电流总谐波畸变率 功率因数 最大效率 欧洲效率 夜间自耗电 (W) 防雷等级 过 / 欠压保护 过 / 欠频保护 110 900 250 >99% 440 - 850 100 400 310~450 50 <3% (额定功率) ≥0.99（额定功率） 97.2% (工频变压器隔 96.5% (工频变压器隔<50 C (II 级) 有 有 交流输出 （AC） 系 统 防孤岛效应保护 过流保护 极性反接保护 过载保护 防护等级 运行环境温度 运行环境湿度 显示 通讯接口 外观尺寸 (深-宽-高 mm) 重量 (kg) 1022.5 有 有 有 有 IP20 -25℃ -- +55℃ 0-95% 不凝触摸屏 RS485 800*1000*2100

c)光伏阵列设计

一个太阳能光伏方阵，由太阳能电池组件经过串并联组成。将组件串联得到并网逆变器的所要求的电压，再将串联组件并联达到逆变器的功率要求，本项目选用100KW并网逆变器。逆变器的最高输入电压9000V，输入电压范围为440～850V，而组件的开路电压为37.35V，峰值功率电压为29.34V。串连太阳能电池组件数为S，最多为SMAX，则有：

SMAX＝UDCMAX/V=900/37.35≈24；考虑温升及余量，这里选取S＝20块。 20块组件串联为1路，组件串联容量=4800Wp。 并联组数的确定：

逆变器允许最大输入功率，光伏组件最大并联组数=100/4.8=20，这里根据项目能够安装的能力及考虑并网逆变器最大功率点拟合的选择，逆变器输入并联组数250组，250×4.8=1200kWp；

系统实际装机功率合计为1200kW 4.2 用户侧并网系统电气原理图

光伏项目电网接入方案示意图

4.3系统配置清单

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

4.4固定式光伏阵列最佳倾角确定

太阳能光伏电站的光伏方阵设计需根据负载的要求和当地的气象及地理条件（纬度、太阳辐照量、最长连阴雨天数等）进行优化设计，本项目综合考虑现场

设备名称 多晶硅电池组件 太阳电池组件支架 光伏并网逆变器 交流并网柜 计量装置 监控系统 光伏直流电缆 交流电缆 电缆、管材及辅件 防雷接地系统 规格型号 240Wp/37.35V 成型光伏支架 100kW/380V 100kW/380V / / / / / / 数量 5000块 套 12台 12台 1台 1套 1套 1套 1套 1套 场地条件、经纬度、周围建筑物特征环境、施工安装、光伏电站最大发电量后，通过计算，设计光伏阵列安装倾角为22度。 4.5方阵支架方位角的设计

无特殊情况下，太阳电池方阵面向正南安装。 4.6固定式光伏阵列间距设计

光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午 3点之间前排不对后排造成遮挡。同时防止泥和沙溅上太阳能电池板；具体需结合当地经纬度、光伏阵列安装倾角、现场安装条件等参数，然后通过计算得出 。 4.7监控系统配置方案

4.7.1、发电计量仪表配置示意图、仪表类型

光伏发电设备的计量点通常设在光伏并网逆变器的并网侧，该电度表是一块多功能数字式电度表，不仅要具有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗、状态信息、报警等。此外，显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改，通过光电通讯口还可处理报警信号，读取电度表数据。 4.7.2、数据采集方案

并网光伏发电系统综合监控系统的基本功能包括：

?光伏并网逆变器运行状态的监视； ?并网光伏发电系统发电量计量与统计； ?并网光伏发电系统环境检测； （1）监控系统功能介绍

光伏发电监控系统采用具有国际先进技术水平的国产化设备。自动化通讯、数据采集技术，结合了SCADA系统的优点，是一套完整高效的光伏发电监控系统，具备本地和远程监控功能。

本地监控系统采用安装在逆变器上触摸屏，监控范围包括环境参数、光伏并网逆变器等。主要监控数据包括光伏发电单元的直流输出电压、电流和功率，光伏并网逆变器进出侧电压、电流、功率、并网频率和内部参数，另外还有环境温度、光照度等。

远程中心监控系统采集各本地监控系统的数据，进行数据汇总、查询、统计、报警等功能。用户在办公室也能实时掌握现场设备运行状态，并能查询发电量统计和故障信息。

光伏发电监控系统具备开放性和很好的可维护性，用户界面友好，易于管理和应用，其数据管理和分析工具，能满足企业生产管理的需要，具备很好的实用性。

（2）监控体系结构

光伏发电监控系统由监控设备（如光伏并网逆变器、光照强度传感器、温度传感器、电池检测器等），本地触摸屏、远程监控中心等组成。

光照强度传感器、环境温度传感器和基准电池等可通过模拟信号（如4-20mA信号）进入就近逆变器，用模拟量采集模块进行数据采集。采集模块带RS485接口，采用modbus RTU协议。

光伏并网逆变器通过本地触摸屏来进行操作和数据监视，同时光伏并网逆变器数据由触摸屏的RJ45端口采用Modbus/Tcp协议传到远程监控系统。 监控中心将与各设备通讯的数据存入自己的实时数据库，根据通讯速率，动态更新数据。监控中心的显示界面的动态数据从自己的实时数据库获取。

4.7.3、本地触摸屏监控

测绝缘电阻用兆欧表对照表

额定绝缘电压（V） ≤60 ＞60～250 ＞250～1000 3、最大功率输出的测试方法 A\\日光辐射通量检测

?电站最大功率输出测试时日光辐射通量不低于700 W/m2；

?使用照度表的测试方法：在光照良好天气下，正午前后1小时范围内，使照度表感光面平行于太阳能电池受光面，读取并记录照度表读数 E（lx）；

?辐射通量与光照度的换算方法：辐射通量的计算依据地球大气外距太阳1天文单位处有

Fe =1.36kW/m2 对应于光照度 E =1.27E5lx； 所以 Fe（kW/m2）= E（lx）×1.07E﹣5。

4、并网电站输出功率检测

光伏电站输出应以Fe =1000 W/m2日光辐射通量（25℃）的标准正比计算最大功率。

并网输出功率的检测需断开逆变器与电网的连接，在断接处连接功率表，系统正常工作后读取功率表的输出功率显示Pm。

最大输出功率Pmax =Pm×(1000W/ m2)/Fe ，应满足电站设计要求±5% 的范围。 单路或多路并网逆变器的输出功率检测电路如图40所示：

兆欧表电压等级 250 500 1000

三相并网电站输出功率测试电路

触摸屏与光伏并网逆变器、采集模块采用485串口通讯，通过485协议进行实时数据收发，数据交换是双向的，也能对设备进行命令控制和参数修改。 通过运行界面，用户能查看设备运行实时数据，也能根据需要，对参数进行调整和对设备的启停或工作状态进行控制。数据显示方式多样化，有直接数据显示、柱状图显示、趋势曲线显示、动画显示等。 4.7.4、远程监控中心

远程监控中心软件采用光伏电站监控软件，硬件采用专门的工控机和数据服务器，能对现场所有设备进行管理。系统具有强大的分析和查询工具，满足如设备状态分析和集中监视、实时数据查询、生产报表、历史趋势分析、故障诊断等需求。 结构示意图如下：

监控中心网络结构示意图

4.7.5 环境监测装置

在太阳能光伏发电场内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。

环境监测仪

该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。 4.8光伏电站发电量

根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站多年平均年辐射总量，结合初步选择的光伏电池的类型和布置方案，进行光伏电站年发电量估算。

4.8.1 光伏阵列效率η1：

光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：

● 组件匹配损失: 组件串联因为电流不一致产生的效率降低，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4.2%的损失； ● 太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失，根据相关文献，采用相对保守的数值，取值4%；

● 直流线路损失: 根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=2%；

得: η1 = 95.8% × 96% × 98% =90% 4.8.2.逆变器的转换效率η2：

● 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。 对于无变压器型并网逆变器,可取η2= 98.6%， 4.8.3.升压变压器及交流杂项损失

根据项目交流部分的升压变配置和线缆连接，计算得交流部分的杂项损耗取值3%。

本项目的第一年发电量为137.4万KWh,剩下24年按照每年0.8%递减计算。电量如下表。

系统25年期间发电量情况 年份 发电量（万度） 149.59 第1年 148.39 第2年 147.21 第3年 146.03 第4年 144.86 第5年 143.70 第6年 142.55 第7年 141.41 第8年 140.28 第9年 139.16 第10年 138.04 第11年 136.94 第12年 135.84 第13年 年份 第14年 第15年 第16年 第17年 第18年 第19年 第20年 第21年 第22年 第23年 第24年 第25年 合计 年均 发电量（万度） 134.76 133.68 132.61 131.55 130.50 129.45 128.42 127.39 126.37 125.36 124.36 123.36 3401.82 136.07 因此，该1200KW建成电站预计25年发电总量为3401.82万KWh， 年均发电量为 136.07万KWh。 4.9光伏电站节能减排量

光伏电站的生产过程是将太阳能转变为电能的过程。在整个流程中，不需要消耗其他常规能源，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。

依据国家发改委能源研究所资料：1度电≒0.4千克标准煤，1千克原煤≒0.7143千克标准煤则：1度电≒0.5599888千克原煤; 减少CO2排量:发1度电≒0.997千克（二氧化碳）; 减少排“碳”量的计算：1度电≒0.272千克（碳）。

1200KWp屋顶光伏电站节能减排计算 装机容量 1200 KW 系统安装地点 临海 系统年均发电量 136.07 万KWh 每年节约原煤 761.97 吨（原煤） 每年减少C02排放量 1356.66 吨（二氧化碳） 每年减少排“碳” 370.11 吨（碳）

五、实施周期及进度计划

（一）实施周期

项目实施周期，2013年12月～2013年4月。 （二）计划进度

项目实施期限： 实施进度 2014年3月——2014年5月 工作内容 2013年12月 2013年3月 2013年4月 2013年4月 2013年4月 2013年5月 2013年5月

（三） 项目建设周期

1.2MW屋顶光伏电站，建设周期如下

进度 项目 建设周期（周） 1 1. 可行性研 究及审查 2 3 4 5 6 7 8 9 10 光伏系统施工图绘制、现场勘察设计 设备的生产、采购、运输和交接 光伏系统工程土建 光伏系统工程支架安装 光伏系统工程机电安装 光伏系统试运行 集中培训、工程竣工验收 2. 主设备招标 2. 初步设计、施工图设计 3. 设备、材料采购 4. 土建 5. 设备安装 6. 调试 由图可见，项目从准备到投运共需约3个月.左右

六、技术经济分析

（一）项目总投资 （略） （二）系统效率

①光伏阵列效率η1，光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括： 光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化，当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。项目所选取的光伏组件的温度功率系数为-0.45%/K，根据当地环境温度数据（取平均气温）进行估算，取损失系数为1%。

组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有3%的损失；

组件灰尘覆盖损耗：由于光伏组件上有灰尘造成的污染，经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在2～6%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在7～10%之间。本项目所在地全年降雨量小，多风沙，污染系数高，但是设计过程中考虑定期人工冲洗，约有4％的损失；

早晚不可利用的辐射损耗：因早晚辐照强度低，不能达到逆变器的启动条件，此部分损耗取值2%；

检查方阵支架间的连接是否牢固，支架与接地系统的连接是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连接是否可靠，按需要可靠连接；检查方阵汇线盒内的防雷保护器是否失效，按需要进行更换。定期检查太阳能电池方阵的金属支架有无腐蚀，并根据当地具体条件定期进行油漆。

2、直流控制器及逆变器

直流控制器、逆变器通常十分可靠，可以使用多年。有时因设计不好，电子元器件经过长期运行可能会被损坏，雷击也可能导致元器件损坏。

定期检查控制器、逆变器与其它设备的连线是否牢固，检查控制器、逆变器的接地连线是否牢固，按需要固紧；检查控制器、逆变器内电路板上的元器件有无虚焊现象、有无损坏元器件，按需要进行焊接或更换。

检查控制器、逆变器的运行工作参数点与设计值是否一致，如不一致按要求进行调整。检查控制器显示值与实际测量值是否一致，以判断控制器是否正常。 应定期检查逆变器各部分的接线是否牢固，有无松动现象，尤其应认真检查风扇、功率模块、输入端子、输出端子以及接地等。

3、配电柜和测量控制柜的维护管理

对配电柜的巡回检查内容为：仪表、开关和熔断器有无损坏； 各部件接点有无松动、发热和烧损现象； 触电保安器动作是否灵敏；接触开关的触点是否损伤； 检查接地情况，用兆欧表测试外壳接地电阻应小于10Ω；柜体有无锈斑。 测量控制柜的巡回检查内容：各种仪表是否正常，按钮是否起作用；各处接点有无松动、发热和烧损现象；各参量控制限值是否准确，如控制限值准确，说明门限值偏离了原设定值，应及时纠正。门限值不得任意调整，以防调乱，使控制失灵。只有出现严重偏离门限值的情况下，才允许进行调整；接地是否良好。

4、防雷和接地装置

定期测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求；定期检查各设备部件与接地系统是否连接可靠，若出现连接不牢靠，必须要焊接牢固；在雷雨过后或雷雨季到来之前，检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，并根据需要及时更换。

5、低压配电线路

架空线路日常巡检主要是检查危及线路安全运行的内容，及时发现缺陷，进行必要的维护。

巡视维护工作内容主要包括：架空线路下面有无盖房和堆放易燃物；架空线路附近有无打井、挖坑取土和雨水冲刷等威胁安全运行的情况；导线与建筑物等的距离是否符合要求；导线是否有损伤、断股，导线上有无抛挂物；绝缘子是否破损，绝缘子铁脚有无歪曲和松动，绑线有无松脱；有无电杆倾斜、基础下沉、水泥杆混凝土剥落露筋现象；拉线有无松弛、断股、锈蚀、底把上拨、受力不均、拉线绝缘子损伤等现象。

6、照明配线

照明配线包括接户线、进户线和室内照明线路。因照明配线、室内负荷与人接触的机会多，更应加强管理维护，以确保安全运行。主要维护工作有：瓷瓶有无严重破损及脱落；墙板是否歪斜、脱落；导线绝缘是否破损、露芯，弛度松紧应适宜；各种绝缘物的支撑情况，导线的支撑是否牢固；有无私拉乱接现象；进户线上的熔丝盒是否完整，熔丝是否合格；导线以及各种穿墙管的外表情况；进户线的固定铅皮卡是否松动等。另外要检查接户线与建筑物的距离是否满足相关规程和规范要求。

3）光伏发电系统设备检测

太阳能光伏发电系统的维护检查，一般分为工程峻工时的检查、日常检查及定期检查三大类别。检查内容除外观检查外，对太阳能电池阵列的开路电压、各部分的绝缘电阻及接地电阻进行测量。

将观察结果和测量结果记录下来，作为日后检查、分析、诊断的依据。通常检查项目如下表所示。 测试项目一览表 检查对象 外观检查 表面无污物、破损 外部布线有否损伤 太阳能电池阵列 支架是否腐浊、生锈 接地线的损伤，接地端是否松动 外部有否腐浊、生锈 接地线 外部布线有否损伤，接线端子是否松动 绝缘电阻测量 绝缘电阻测量 开路电压测量（必要时） 测量试验 接地线损伤，接地线是否松动 外壳是否腐浊、生锈 外部布线有否损伤，接线端子是否松动 功率调节器 接地线损伤，接地线是否松动 (包括逆变器，并网系统保护装工作是声音是否正常，有否异味产生 置，绝缘变压器) 换气口过滤网（有的场合）是否堵塞 安装环境（是否有水、高温） 接地

1、电池组件的露天测试

测试应在太阳总辐照度大于800W/m2，且在测试周期内的辐照不稳定度小于±1％的条件下进行。 测试项目:

18开路电压，Voc； 19短路电流，Isc； 20短路电流密度，Jsc； 21峰值功率，Pmp； 22电池板功效，h； 23填充因数，FF； 24串联电阻，Rs； 25并联电阻，Rsh； 26绝缘电阻及介电强度。

布线有否损伤 接地电阻测量 逆变器保护功能试验 显示部分的工作确认绝缘电阻测量 PV方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻，用500V兆欧表测量应不小于50MΩ。方阵输出端与支撑结构间外加直流电压1500V持续1min条件下无击穿或闪络现象。 A\\测试电路

电池组件的测试电路图

?电流采样电阻取值在RL=0时，组件的输出电压不大于20mV； ?可调负载电阻功耗应大于方阵的输出功率。

B\\ 测试步骤

?被测太阳能电池与环境温度平衡后方可进行测试； ?开关K断开，测量太阳能电池的开路电压；

?开关K闭合，自大而小调节负载电阻RL直至短路，A/V记录仪描绘电池板的伏安曲线；

?从曲线上可以得到开路电压Voc，短路电流Isc，峰值功率Pmp，电池板功效h等参数。 2、并网逆变器的测试方法 A\\检测电路

并网逆变器的测试电路

B\\检测设备

?直流可调稳压电源：可调范围大于逆压器额定输入电压的85%～20%；电流输出为逆变器额定输出电流的2倍； ?直流电流表； ?直流电压表；

?交流电流表（有效值）； ?交流电压表（有效值）； ?可变纯阻负载； ?频率计。

C\\检测方法

?输出电压、输出频率、效率、短路保护、温升的检测应在额定输入电压和额定输出功率的条件下进行；

?输入的过欠压保护在额定输出功率的条件下进行； ?效率检测的计算：η = (VAC×IAC)/(VDC×IDC)；

?空载功耗检测：输入电压为额定值，逆变器断开交流负载,空载功耗的计算：P0= VDC×IDC；

?绝缘电阻的测试：选用的兆欧表电压等级应符合表14规定，测量电气回路与壳体的接地部件之间及彼此无电连接的导电部件之间的绝缘电阻；

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