3KW屋顶分布式光伏电站设计方案文档格式.docx

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作为光伏项目，在满足光伏系统外观效果和各项性能指标的前提下，最大限度的优化设计方案，合理选用各种材料，把不必要的浪费消除在设计阶段，降低工程造价，为业主节约投资。

3、系统设计

（1）光伏发电系统简介

分布式光伏发电系统根据系统容量大小划分可分为大型系统与小型系统之分，其中小型系统主要是指容量在KW级别的发电系统，其主要是由太阳能光伏方阵、逆变部分、接地防雷部分、计量装置、保护设备等主要部分组成。

其系统工作原理如下：

光伏发电系统在白天太阳照射的情况下，将光伏组件产生的直流电先经由光伏专用线缆送入光伏并网逆变器，将不稳定的直流电转换为稳定的交流电，再经由配电保护设备送入用户侧低压配电网。

本方案屋顶有效面积约30m2，采用260Wp光伏组件12块组成，共计建设3.12KWp屋顶分布式光伏发电系统。

系统采用1台3KW光伏逆变器将直流电逆变为220V交流电，接入220V线路送入户业主原有室内进户配电箱，再经由220V线路与业主室内低压配电网进行连接，即可送电进入市电网。

（二）项目所处地理位置

本项目所在地红安县位于湖北省东北部大别山南麓，东邻黄冈麻城，西接孝感大悟，南临武汉黄陂，北接河南信阳，县城距省会武汉80公里。

地跨东经114°

23′—114°

49′，北纬30°

56′—31°

35′之间。

全县国土总面积为1796平方公里，辖12个乡镇场，396个行政村，人口66.36万人，其中农村人口52.9万人，城镇人口13.46万。

红安县地势北高南低，海拔高度一般为200米。

县东北部为山区，坡度15°

—40°

，最高点为县北的老君山，海拔840.5米。

县境最低处是南部的太平桥镇与新洲县交界的倒水河畔杜家湾，海拔仅30米。

红安县南部多丘陵，坡度5°

—20°

。

全县河谷平原少，为半山半丘陵地区。

属亚热带季风气候，年平均气温为15.7℃，最高气温为41.5℃，最低气温为-14.5℃。

全县无霜期平均为236.4天；

全县年平降水量为1116.2毫米，夏季降雨量占年总雨量的一半，年平降雪日为8.3天，年平相对湿度77%，年平均风力3级。

年均总日照为1998.8小时，占可照时数45%，属于太阳能资源三类可利用地区。

图：

项目所在地卫星区位图

（三）项目地气象数据（美国NASA气象局提供）

（四）光伏系统设计

4.1、光伏组件选型

本项目选用XX公司生产的260P-60多晶硅太阳电池组件产品，额定功率260Wp。

其主要性能参数如下表所示：

表1.选用的光伏组件产品参数

电池类型

多晶硅太阳电池组件

组件最大功率（Wp）

260

组件工作电压（V）

31.2

组件工作电流（A）

8.36

组件开路电压（V）

38

组件短路电流（A）

8.95

最大功率温度系数Tk（Pm）

﹣0.45%/K

开路电压温度系数Tk（Voc）

﹣0.35%/K

短路电流温度系数Tk（Isc）

﹢0.060%/K

组件尺寸大小（mm）

1640×

992×

35

组件效率（含边框）

15.98%

重量（Kg）

18

4.2、光伏并网逆变器选型

根据本项目业主为居民分布式，电网入户电压为AC220V,故选用单相光伏逆变器。

产品

技术参数

最大直流输入功率

3.4KW

最大直流输入电压

550VDC

输入电压范围MPPT

70V-550V

MPPT路数

1路/1并

单路输入电流

13A

额定交流输出功率

3KW

额定输出电压

220V

电网频率

50HZ

交流连接类型

单相

MTTP效率

99.5%

欧洲加权效率

96.5%

4.3、站址的选择

对于居民及家用分布式光伏发电系统而言，其站址一般选在居民屋顶或空旷地面之上，故在此暂不考虑大范围上的自然条件（太阳辐射量、地理位置、交通条件、水源）和接入电网条件（接入点的距离、接入点的间隔等）。

环境影响更能直接影响到居民及家用分布式光伏发电系统的选址，其关键要素如下：

A.有无遮光的障碍物（包括远期与近期的遮挡）

B.盐害、公害的有无

C.冬季的积雪、结冰、雷击等灾害

（附图：

居民屋顶分布式安装效果图）

结论：

本案安装在业主屋顶，周围无高大建筑物，在设计布局时无需对此进行阴影分析。

4.4、光伏最佳方阵倾斜角与方位

为了保证本项目收益最大化，并且也为了组件安装简便与效果美观，通过专业光伏模拟软件分析得出，此地的最佳太阳能倾斜角度为26度，及朝正南向倾斜26度安装。

这样可保证系统发电量在全年周期中的最大化。

另考虑到光伏支架强度、系统成本、屋顶面积利用率等因素。

在保证系统发电量降低不明显的情况下（降低不超过1%）尽可能降低光伏方阵倾斜角度，以减少受风面做到增加支架强度，减少支架成本、提高有限场地面积的利用率。

经分析得出，本项目建议倾斜角约为17度左右（屋面正南面倾斜角度）。

4.5、光伏方阵前后最佳间距设计

为了追求太阳能发电系统全年的最佳发电量并尽可能的提高屋面利用率，我们在此要求在冬至日（每年的12月22日或12月23日）当天9:

00至15:

00，光伏方阵列不会互相遮挡，此时的前后间距即为最佳间距。

经专业PV软件模拟可知，光伏方阵倾斜角度17度，组件阵列与阵列间最低点间距保持在5M，冬至日当天9:

00，光伏方阵列基本不会互相遮挡。

4.6、光伏方阵串并联设计

分布式光伏发电系统中太阳能电池组件电路相互串联组成串联支路。

串联接线用于提升集电系统直流电压至逆变器电压输入范围，应保证太阳能电池组件在各种太阳辐射照度和各种环境温度工况下都不超出逆变器电压输入范围。

考虑到适用于晶体硅电池的逆变器最大直流电压（最大阵列开路电压）为550V，最大功率电压跟踪范围为70~550V,MPPT路数为1路/1并。

对于本项目选用12块260W多晶硅太阳电池组件，每个太阳电池组件额定工作电压为31.2V，开路电压为38V，串联支路太阳电池数量初步确定为12个。

在环境温度为25±

2℃、太阳辐射照度为1000W/m2的额定工况下，12个太阳电池串联的串联支路额定工作电压为374.4V，开路电压456V，均在逆变器允许输入范围内，可确保正常工作。

在工况变化时考虑在平均极端环境温度为-10℃时，太阳能电池组件串的最大功率点工作电压为12×

31.2×

（0.35%×

35+1）=420.3V，满足550V最高满载MPPT点的输入电压要求；

在极端最高环境温度为42℃时，太阳能电池组件的工作电压为12×

（-0.35%×

17+1）=352.1V，满足70V最低MPPT点的输入电压要求。

考虑系统电压线损为2%，可以看出上述方案完全满足使用要求。

经上述校核，确定串联支路太阳电池数量为12。

4.7、电气系统设计

根据光伏组件选型、光伏并网逆变器选型、光伏方阵串并联设计等，结合业主低压接入情况，对本案光伏发电进行电气系统设计，如下图所示：

系统电气一次

4.8、防雷接地设计

太阳能光伏并网发电系统的基本组成为：

太阳电池方阵、光伏汇流箱、箱变和逆变器等。

太阳电池方阵的支架采用金属材料并占用较大空间且一般放置在开阔地，在雷暴发生时，尤其容易受到雷击而毁坏，并且太阳电池组件和逆变器比较昂贵，为避免因雷击和浪涌而造成经济损失，有效的防雷和电涌保护是必不可少的。

太阳能光伏并网电站防雷的主要措施有：

外部防雷装置主要是避雷针、避雷带和避雷网等，通过这些装置可以减小雷电流流入建筑物内部产生的空间电磁场，以保护建筑物和构筑物的安全。

太阳能光伏发电设备和建筑的接地系统通过镀锌钢相互连接，在焊接处也要进行防腐防锈处理，这样既可以减小总接地电阻又可以通过相互网状交织连接的接地系统可形成一个等电位面，显著减小雷电作用在各地线之间所产生的过电压。

水平接地极铺设在至少0.5m深的土壤中（距离冻土层深0.5m），使用十字夹相互连接成网格状。

同样，在土壤中的连接头必须用耐腐蚀带包裹起来。

针对本案光伏发电系统，防雷设计包括外部防雷装置（接地引下线）和内部防雷装置（浪涌保护），如下图所示：

防雷设计说明：

外部防雷：

将露天安装的光伏方阵构件（方阵支架、组件等金属外壳部件）利用接地水平接地极与屋顶原有防雷带有效连接。

内部防雷：

将光伏并网逆变器交流输出端，零线、火线与地线之间加装Ⅱ级浪涌保护器，浪涌保护器接地端利用接地水平接地极与接地网（原有或新建）有效连接。

4.9光伏供电系统发电量统计 

光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、光伏逆变器效率、线路效率等组成。

光伏发电系统发电量计算公式如下：

发电量

式中：

P—方阵总功率；

R—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；

ηs—光伏系统发电效率。

Ro-标准日照辐射强度，即1KW/m2。

计算设定：

光伏阵列为固定式安装,实际倾角年辐射量为1444kWh/m2/年，选用的组件为晶体硅光伏组件，总功率3.12KWp。

ηs=K1*K2*K3*K4*K5*K6

K1-光电电池运行性能修正系数

K2-灰尘引起光电板透明度的性能修正系数

K3-光电电池升温导致功率下降修正系数

K4-导电损耗修正系数

K5-逆变器效率

K6-山区雾气消减修正系数

系统效率计算：

参数

K1

K2

K3

K4

K5

K6

数值

0.96

0.94

0.95

0.98

0.965

76.21%

初始年（投运第一年）发电量计算：

Q=P×

R×

ηs/R0=3.12KWp×

1444kWh/m2/D×

76.21%/1KW/m2=3433KWH

考虑到光伏组件功率的衰减，未来25年发电量预计：

25年平均发电量计算：

3123KWH

20年平均发电量计算：

3184KWH

25年累计发电量：

78075KWH

20年累计发电量：

63690KWH

4、财务分析

财务评价的主要依据有：

（1）《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》（国家发改委和建设部2006年7月颁发）、《国务院关于固定资产投资项目试行资本金制度的通知》，以及国家现行的有关政策；

（2）湖北省相关政策；

（3）国家现行贷款利率、有关财税制度及规定。

本工程静态总投资2.81万元，计算期20年，其中建设期1个月，运行期20年。

资本金比例为100%本金，计算基准年为第一年，基准点为第一年年初。

折旧年限为20年，残值率为5%。

本次财务评价中其它参数，参照国家相关财务规定或行业规范取值。

财务指标汇总表（100%本金）

序号

项目

单位

原始数据

1

装机容量

KWp

3.12

11

电站定员

人

/

2

实施周期

月

12

人工工资福利

元/年

3

运营期

年

20

13

20年总发电量

KWH

63690

4

折旧年限

14

单位造价

元/W

9

5

残存率

%

15

发电自发自用比例

70%

6

增值税

16

发电上网比例

30%

7

所得税

17

屋顶租赁费用

无

8

国家上网电价

元/KWH

0.42

湖北省发电补贴

0.25

国家补贴年限

19

湖北省发电补贴年限

10

组件年衰减率

0.8

湖北省脱硫电价

0.3981

主要经济指标汇总表

指标

KWP

静态总投资

万元

2.81

借贷资金

自用部分售电收入

4.7

余额上网部分售电收入

1.69

20年总发电收入

6.39

国家发电补贴

0.42（20年）

0.25（5年）

业主自用加权电价

0.567

发电净利润总额

3.58

内部收益率

6.37

投资回收期限

7.76

注：

对于居民小型分布式发电，国家采取免收增值税的优惠政策。

本项目总装机容量3.12KWp,20年累计发电量63690KWH,采取自发自用余电上网模式，自用电比例为70%。

资本金内部收益率为6.37%，投资回收期限7.76年。

5、节能减排

本项目建成后，3.12KW光伏电站年发电量3123kwh（25年计算），平均每千瓦时（即每度）火力供电需煤耗为350g标准煤（理论值）计算，节能减排如下表所示：

单位发电量减少排放量

换算数值

年发电量

（kwh）

1年减排

25年减排

替代标准煤（2007）

kgce/kwh

0.35

3123

tce

1.09

27.33

单位发电量废水排放量

kg/kwh

t

3.12

78.08

单位发电量烟尘排放量

g/kwh

3.35

0.01

0.26

减少CO2

859.845

2.69

67.13

减少SO2

8.03

0.03

0.63

减少NOx

6.9

0.02

0.54

6、结论

3KW屋顶分布式光伏扶贫项目总投资2.81万元，年发电量约3184度，年创收约0.32万元。

因此，本项目不仅具有投资收益稳定、节能减排效果好的优点，更能有效解决贫困人口实际收入问题，真正实现精准脱贫。