山东临沂608kW 光伏项目项目建议书.docx
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山东临沂608kW光伏项目项目建议书
山东临沂608kW光伏项目项目建议书
保定中泰新能源科技有限公司
二〇一九年六月
第一章综合说明
1.1概述
1.1太阳能资源
由全国太阳能资源分布图可知,该场区太阳能资源较丰富区。
同时,推算项目区域水平面年总辐射量为1339.55kWh/m²,位于年辐射量为3780MJ/m²~5040MJ/m²之间。
根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2008),该场区属于太阳能资源较丰富带,太阳能辐射等级为三类地区。
1.1.1我国太阳能资源
我国是太阳能资源相当丰富的国家,绝大多数地区年平均日辐射量在4kWh/m²天以上,与同纬度的其它国家相比,和美国类似,比欧洲、日本优越得多。
I、II、III类地区约占全国总面积的2/3以上,年太阳辐射总量高于5000MJ/m²,年日照时数大于2000h,具有利用太阳能的良好条件。
太阳能资源是以太阳总辐射量表示的,一个国家或一个地区的太阳总辐射量主要取决所处纬度、海拔高度和天空的云量。
根据《太阳能资源评估方法》(QX/T00389-2008),太阳能资源丰富程度等级划带分布如下图1.2-1及表1.2-1。
图1.1-1中国水平面太阳辐射分布图
表1.1-1中国水平面太阳辐射等级划分表
等级
资源带号
年总辐射量
(MJ/m2)
年总辐射量
(kWh/m2)
平均日辐射量
(kWh/m2/day)
最丰富带
I
≥6300
≥1750
≥4.8
很丰富带
II
5040–6300
1400–1750
3.8–4.8
较丰富带
III
3780–5040
1050–1400
2.9–3.8
一般
IV
<3780
<1050
<2.9
从大兴安岭南麓向西南穿过河套,向南沿青藏高原东侧直至西藏南部,形成一条等值线。
此线以西为太阳能日照丰富地区,年日照时≥3000小时,这是这些地区位处内陆,全年气候干旱、云量稀少所致。
按照全国太阳能日照资源分为:
最丰富带(≥3000小时/年)、很丰富带(2400-3000小时/年)、较丰富带(1600-2400小时/年)和一般带(≤1600小时/年)4个区域。
我国全年日照时数分布图如图1.2-2所示:
图1.1-2我国全年日照时数分布图
根据气象部门的调查测算:
我国太阳能年总辐射量最大值在青藏高原,高达10100MJ/m²,最小值在四川盆地,仅3300MJ/m²。
1.1.3气象数据
在光伏电站设计中,一般在未收集到气象站辐射数据时,或者气象站离项目站址的距离较远,都会借助公共气象数据库(包括卫星观测数据)或商业气象(辐射)软件包进行对比分析,本文主要借助该数据进行项目场址光资源分析。
气象NASA中的辐射数据默认的辐射量算法是插值算法。
其基本原理是,以全球范围内的8000多个观测站数据作为基础数据库,当输入任意一个站点经纬度时,软件自动在以站点为中心1000km范围内搜索观测站,然后通过插值算法将参考气象站数据折算成所需站点数据。
该软件可查取到距项目场址最近的2~3个有辐射观测数据气象站,采用国际能源署1992年公布的谢氏权值插值公式,拟合计算出一组项目场地的太阳辐照数据,该软件广泛应用于无辐射气象站地区的太阳能资源评价。
本项目地坐标为东经112°34′——114°33′,北纬39°03′——40°44′。
北以外长城为界,与内蒙古自治区乌兰察布市的兴和县、丰镇市、凉城县毗邻,西、南与本省朔州市的右玉县、怀仁县、应县及忻州市的繁峙县相连,东与河北省张家口市的怀安县、阳原县、蔚县及保定市的涞源县、阜平县接,公路里程距北京约330公里、太原约290公里、呼和浩特约300公里。
根据NASA数据可知当地基本辐照数据情况如下表。
表1.1-2项目地区辐照数据情况表
临沂市全年总辐射量1547.6kWh/m2,从年内变化量来看,以夏季最大,冬季最小,总辐射比较大的月份分布在4、5、6、7月,其中6月最大,总辐射比较小的月份分布在11月、12月、1月,其中12月份最小。
项目年平均辐射量按5569.9MJ/m²取值,根据《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2008)中太阳能资源丰富程度的分级评估方法,该区域的太阳能资源丰富程度属二类区,即“资源丰富区”(5040MJ/m²~6300MJ/m²),保证项目有较高的发电量和较好的开发前景。
综上所述,本项目场址太阳能资源丰富,日照时间长,年际变化基本趋势稳定,最佳利用时间集中,具备开发建设太阳能光伏发电项目的资源条件。
1.2市区概况
位置境域
临沂位于山东省东南部,地近黄海,地处长三角经济圈与环渤海经临沂双岭、蒙山高架路枢纽济圈结合点,位于鲁南临港产业带、海洋产业联动发展示范基地、东陇海国家级重点开发区域。
城市东连日照,西接枣庄、济宁、泰安,北靠淄博、潍坊,南邻江苏。
地跨北纬34°22′~36°13′,东经117°24′~119°11′之间,总面积17191.2平方公里,南北最大长距228公里,东西最大宽度161公里。
气候
临沂气候属温带季风气候,气温适宜,四季分明,光照充足,雨量充沛,雨热同季,无霜期长。
春季回暖快,少雨多风,气候干燥,常有干旱、寒潮、晚霜冻灾害性天气;夏季温高湿重,雨量充沛,盛东南风,洪涝、大、冰雹灾害性天气较为频繁;秋季气温急降,雨量骤减,天气晴和,凉爽宜人,亦有秋旱或连阴雨灾害性天气出现;冬季寒冷干燥,雨雪稀少。
1.3工程规模
从能源资源利用、项目开发条件等方面综合分析,并结合公司建筑规划,本项目预计安装608.27kW户用屋顶分布式光伏发电系统,以自发自用余电上网模式并网。
综合周边电网情况,本工程分布式发电项目按照380V接入,最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。
第二章总体方案设计
2.1分布式光伏发电总体设计方案
本项目分布式光伏发电系统容量为608.27kW。
分布式光伏发电设计符合下述原则:
1、根据实际地理情况科学合理选择光伏组件、逆变器;
2、系统的可靠性、安全性高,自动化程度高;
3、具备组件故障自动识别能力,提高系统维护效率。
每个发电单元的接线系统分为直流系统和交流系统。
其中直流系统是指光伏组件与逆变器输入直流侧所构成的系统。
组件每块容量130Wp,不同安装容量的立面回路组件串数量不同,每个回路按装机容量进行设计;根据组件安装容量每个立面设置一台逆变器输出交流电源;交流系统是指逆变器输出交流侧与汇流箱、配电箱构成的系统。
2.2光伏组件选型
光伏组件选择的基本原则:
在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下,结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况,选用行业内的主导光伏组件类型。
目前,技术相对成熟的光伏组件主要包括晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件以及高倍聚光型光伏组件三种。
晶体硅光伏组件的代表性产品主要有单晶硅光伏组件(Mono-Si)和多晶硅光伏组件(Poly-Si);薄膜光伏组件的代表性产品主要有非晶硅光伏组件(a-Si)、碲化镉光伏组件(CdTe)和铜铟镓硒光伏组件(GIGS);高倍聚光型光伏组件的代表性产品主要为砷化镓光伏组件(AsGa)。
光伏电池分类有基本分类、结构分类、用途分类,工作方式分类等四大类分类方法。
1)基本分类:
晶体硅光伏电池、硅基薄膜光伏电池、化合物光伏电池和有机半导体光伏电池。
2)按结构分类:
同质结光伏电池、异质结光伏电池。
3)按用途分类:
空间光伏电池、地面光伏电池。
4)按工作方式分类:
平板光伏电池,聚光光伏电池。
几种主要的光伏电池板见图3.2-1。
单晶硅太阳电池
多晶硅太阳电池
图3.2-1几种光伏电池板图
1)晶体硅光伏组件
晶体硅光伏组件是目前工程应用最广的组件类型,已实现商业化。
单晶硅光伏组件制造工艺成熟,大规模生产下和电池效率较高,可达16%以上,且稳定性好。
因效率较高,相同装机容量下光伏方阵占地面积小,但组件成本高。
多晶硅光伏组件转化效率略低于单晶硅光伏组件,但大规模生产下组件效率也可达15%以上。
与单晶硅光伏组件相比,多晶硅光伏组件虽然效率有所降低,但是节约能源、节能硅原料,工艺成本与转化效率的平衡关系相对较优。
2)薄膜光伏组件
薄膜光伏组件的优势主要有:
弱旋旋光性好、材料省且工艺简单。
非晶硅光伏组件是在不同衬底上附着非晶太硅晶粒制成的。
硅材料消耗少且工艺简单,衬底廉价,薄膜化较易实现。
组件产品具有弱旋旋光性好、受高温影响小的特性。
但非晶硅光伏组件转化效率远低于晶体硅光伏组件,且衰减较快。
目前技术相对成熟的薄膜光伏组件还有铜铟镓硒光伏组件(GISG)和碲化镉光伏组件(CdTe)等。
薄膜光伏组件可在玻璃、不锈钢或塑料衬底上制备,在建筑一体化及特殊场所有较好的适应性。
因价格及光伏建筑一体化优势,薄膜光伏组件在一些工程中有较广的应用。
3)聚光型光伏组件
聚光太阳电池组件由聚光太阳电池、聚光器、太阳光追踪器组成。
聚光太阳电池,与普通太阳电池略有不同,因需耐高倍率的太阳辐射,特别是在较高温度下的光电转换性能要得到保证,故在半导体材料选择、电池结构和栅线设计等方面都要进行一些特殊考虑。
最理想的材料是砷化镓,其次是单晶硅材料。
一般硅晶材料只能吸收太阳光谱中400~1,100nm波长的能量,砷化镓可吸收较宽广的太阳光谱能量,三结面聚光型太阳电池可吸收300~1900nm波长的能量,相对其转换效率可大幅提升,其太阳能能量转换效率可达30%~40%。
整个装置的转换效率为17%~25%。
聚光太阳电池必须要在位于透镜焦点附近时才能发挥功能,因此为使模块总是朝向太阳的方位,必须配置太阳追踪系统,聚光器的跟踪装置一般采用光电自动跟踪。
此设计虽然可以提高转换效率,但却存在透镜、聚光发热释放槽(散热方式可采用气冷或水冷)以及太阳光追踪系统的重量及体积较大等不足的特点。
聚光装置可有效地减少晶体硅电池板的面积,从而降低成本,但跟踪装置将会使得造价有所增加,加上运行阶段传动装置的维护费用和能耗,工程造价反而会增加,目前在小范围内有示范性应用。
同时,聚光装置不能利用散射光能量,不适合在散射辐射所占总辐射比例较高的地区使用。
聚光型光伏组件的主要缺点是需配置聚光装置及高精度跟踪装置,建设成本及运行维护成本较高。
目前的工程应用中,晶体硅光伏组件占主导地位,薄膜光伏组件和聚光型光伏组件只在部分工程中应用。
各光伏组件的性能见表2.2-1。
表2.2-1各类光伏组件性能表
电池类型
商用效率
实验室效率
优缺点
晶体硅
单晶硅
16~20%
24%
优点:
转换效率高、稳定性好
缺点:
成本相对略高
多晶硅
14~19%
20.30%
优点:
成本较单晶硅组件低
缺点:
转换效率较单晶硅略低
薄膜电池
非晶硅
5~11%
13%
优点:
弱旋旋光性能好、成本低
缺点:
转换效率较低、衰减快
碲化镉
8~10%
15.80%
优点:
成本低
缺点:
转换效率较低、衰减快、镉有剧毒
铜铟镓硒
10~14%
15.30%
优点:
成本低
缺点:
原材料有毒、大面积生产困难
聚光电池
砷化镓
20~30%
40%
优点:
转化效率高缺点:
成本高、需配备聚光及跟踪装置
晶体硅电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点,被广泛应用于大型并网光伏电站项目。
薄膜光伏组件相对晶体硅光伏组件而言,光伏组件转换效率较低,建设占地面积大,现阶段已不具备价格优势,而其他原料的薄膜光伏组件比非晶硅薄膜光伏组件的价格更高。
在目前的市场售价情况来看,太阳电池组件的售价主要以“峰瓦”为单位,即每瓦单晶硅电池与多晶硅电池价格基本接近。
综合考虑以上各种因素,本工程采用拟选用多晶硅双玻组件。
根据上述分析,本工程选用多晶硅双玻组件容量130Wp,尺寸:
1658x992x6,透光率:
50%。
2.3逆变器选型
1.4.2.3选型依据
作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一,其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。
本电站规模大,设备分布广,维护难度大,对光伏电站的精细化监控管理、发电效率、电网友好性、设备和监控系统可靠性及可维护性指标要求较高,结合国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011的及其它相关规范的要求,在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标:
(1)转换效率高
逆变器转换效率越高,则光伏发电系统的转换效率越高,系统总发电量损失越小,系统经济性也越高。
因此在单台额定容量相同时,应选择效率高的逆变器。
本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于95%,在逆变器额定负载10%的情况下,也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。
逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率,欧洲效率是对不同功率点效率的加权,这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。
而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的,因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。
根据中华人民共和国工业和信息化部颁布的《光伏制造行业规范条件(2015年本)》中第二节“生产规模和工艺技术”的要求,“含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不低于96%,不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%(微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%)”。
(2)直流输入电压范围宽
太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化,逆变器的直流输入电压范围宽,可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用,从而延长发电时间,增加发电量。
如在落日余晖下,辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低,如果直流输入电压范围下限低,便可以增加这段时间的发电量。
(3)最大功率点跟踪
太阳电池组件的输出功率随时变化,因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统的实际运行特性,随时准确跟踪最大功率点,保证光伏发电系统的高效运行。
逆变器的MPPT跟踪指标表征着其追踪光伏组串最大功率点的能力,对于大型地面电站来说,影响组件发电量的环境原因主要有早晚阴影对下排组件遮挡、灰尘覆盖不均匀、组件衰减不一致、线缆长度导致的直流压降等。
MPPT功率密度:
表征着每路MPPT管理的组件功率大小,该值越小表示精细程度越高(计算方法:
逆变器额定功率/MPPT跟踪路数);
MPPT跟踪路数:
表征着每台逆变器能够追踪到最大功率点的个数;
MPPT跟踪效率:
MPPT效率主要包括静态效率和动态效率为NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》中要求的必测项目,按照目前光伏逆变技术的平均水平,通常要求逆变器的MPPT静态效率不得低于99%,MPPT动态效率不低于98%。
(4)输出电流谐波含量低,功率因数高
光伏电站接入电网后,并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定,光伏电站谐波主要来源是逆变器,因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。
要求谐波含量低于3%,逆变器功率因数接近于1。
(5)具有低电压耐受能力
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力,避免在电网电压异常时脱离,引起电网电源的损失。
这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力,具体要求如下:
a)光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s;
b)光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时,光伏电站必须保持并网运行;
c)光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时,光伏电站必须不间断并网运行。
根据GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中对低电压穿越故障的要求,逆变器必须具备低(零)电压穿越能力,要求逆变器能够在电网电压跌至0时,保持0.15s并网运行,当电压跌至曲线1以下,允许逆变器从电网中切出。
(6)系统频率异常响应
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力,逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在所示电网频率偏离下运行。
大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求
频率范围
运行要求
低于48Hz
视电网要求而定
48Hz-49.5HZ
每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟
49.5Hz-50.2HZ
连续运行
50.2Hz-50.5Hz
每次频率高于50.2Hz时,光伏电站应具备能够连续2分钟的能力,同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力,实际运行时间由电网调度机构决定:
此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。
高于50.5Hz
在0.2秒内停止向电网线路送电,且不允许处于停运状态的光伏电站并网
(7)可靠性和可恢复性
逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力,如在一定程度过电压情况下,光伏发电系统应正常运行;过负荷情况下,逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点,限定输入功率在给定范围内;故障情况下,逆变器必须自动从主网解列。
系统发生扰动后,在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网,且在系统电压频率恢复正常后,逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。
(8)具有保护功能
根据电网对光伏电站运行方式的要求,逆变器应具有交流过压、欠压保护,超频、欠频保护,防孤岛保护,短路保护,交流及直流的过流保护,过载保护,反极性保护,高温保护等保护功能。
本工程选用组串式逆变器。
第三章系统能效分析
3.1系统效率
并网光伏系统的效率指的是:
系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没有任何能量损失情况下理论发电量之比。
并网光伏发电系统的总效率由光伏方阵效率、直流输电效率、交流并网效率等三部分组成。
1)光伏方阵效率
太阳能光伏电池阵列在1000W/m2的标准太阳辐射强度条件下,实际的输出功率与标称功率之比。
光伏阵列在光电能量转换与传输过程中的损失包括光伏组件因温度影响产生的损失、组件表面灰尘遮挡损失、光伏组件匹配损失以及直流线路损失等。
①光伏组件匹配损失
各个光伏组件个体由于在生产过程中环境和工艺的原因,其输出特性会有微小的差异,本阶段该项损失按2.5%考虑。
②光伏组件温度影响
由于半导体的特性,随着晶体硅光伏组件温度的升高,组件输出功率会有所下降,下降值与环境温度和电池组件的温度特性有关。
根据温度气象条件,粗估该项损失为4%。
③光伏组件表面尘埃遮挡
光伏组件周围环境所产生的灰尘及杂物随着空气流动,会附着在电池组件的表面,影响其光电的转换效率,降低其使用性能,甚至引起太阳能电池局部发热而烧坏光伏组件。
据研究,该项因素会对光伏组件的输出功率产生约7%的影响。
因此,需定期对光伏组件表面进行清洗。
在每年雨季的时候,降雨冲刷能对电池组件表面起到自然清洗的作用;在旱季,为保证光伏组件的正常工作,需安排专人负责光伏组件的清洗,以减少灰、杂物对光伏组件发电的影响。
另外,在建设场地做好绿化工作,加强组件表面的清洁管理,可将该项损失控制在5%以内。
因此,本阶段尘埃遮挡的相应效率取95%。
④不可利用的太阳辐射损失:
大型地面光伏项目中不可利用的太阳辐射损失主要是冬季半年(9月23日~3月21日)期间,其中以冬至日的损失最为严重,主要原因是光伏阵列的前后排之间发生的阴影遮挡。
本项目通过合理计算组件安装倾角和前后排间距,优化后不可利用的太阳辐射的造成的效率损失按照97%计算;
⑤直流电缆损耗损失
组串式方案仅有“组串到逆变器”一段直流环节,直流环节较短,因此直流线损相对较小,为0.5%,传输效率为99.5%;
综上所述,光伏阵列效率η1为:
η1=97.5%×96%×95%×97%×99.5%=85.82%
2)逆变器效率
光伏电站中逆变器作为电站的控制器,将光伏板输出的直流电逆变成可并网的交流电。
逆变器的转换效率高低直接影响电站的发电量。
组串式方案的逆变器中国效率为98.40%。
3)交流并网效率
交流线损:
交流线损部分,组串式具有“逆变器到箱变”交流环节,交流线缆相对多,交流线损相对较大,达到1%,传输效率为99%;
系统故障及维护损耗损失:
按照本次光伏电站设计选择的设备以及运维技术,此部分效率按照97%计算。
系统自耗电损失:
组串式方案配电系统简单,降低了配电开关损耗。
同时,组串式方案采用自然散热方式,几乎不存在自耗电影响。
BOOST电路也并非处于始终工作状态。
因此估算组串式方案该部分全年的效率为99.8%。
综合交流电缆和变压器影响因素,交流并网能量损失η3=98.5%×97%×99.5%=95.07%
4)系统的总效率等于上述各部分效率的乘积,即:
η=η1×η2×η3=85.82%×98.40%×95.07%=80.28%
5)系统发电量的衰减
光伏组件的输出功率在光照及常规大气环境中使用会有衰减,根据本项目拟采用的多晶硅太阳电池组件性能,最大极限按系统25年输出功率衰减20.0%计算。
6)并网光伏系统发电量的测算
项目光伏组件在彩钢瓦屋顶采用平铺方式直接安装,在水泥屋顶采用31°倾斜安装。
结合系统总效率及太阳辐射数据,根据式1可以计算出每年的发电量和年均发电量,即:
3.2发电量计算
3.2.1光伏电站
根据计算结果,25年年均发电量约673050.06kWh,25年总发电量为16826251.53kWh。
首年利用小时数为1211.35小时,25年年平均利用小时数1106.99小时。
年份
光伏系统效率衰减
年发电量(kWh/year)
等效小时数
1
97.50%
736502.59
1211.35
2
96.80%
731214.88
1202.66
3
96.10%
725927.17
1193.96
4
95.40%
720639.46
1185.26
5
94.70%
715351.75
1176.57
6
94.00%
710064.04
1167.87
7
93.30%
704776.33
1159.17
8
92.60%
699488.62
1150.47
9
91.90%
694200.91
1141.78
10
91.20%
688913.19
1133.08
11
90.50%
683625.48
1124.38
12
89.80%
678337.77
1115.69
13
89.10%
673050.06
1106.99
14
88.40%
667762.35
1098.29
15
87.70%
662474.64
1089.60
16
87.00%
657186.93
1080.90
17
86.30%
651899.22
1072.20
18
85.60%
646611.51
1063.51
19
84.90%
641323.80
1054.81
20
84.20%
636036.08
1046.11
21
83.50%
630748.37
1037.42
22
82.80%
625460.66
1028.72
23
82.10%
620172.95
1020.02
24
81.40%
614885.24
1011.32
25
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- 配套讲稿:
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