北京XX光伏发电项目建议书

北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书北京XX节能减排农光互补项目建议书设计单位：北京电力经济研究院实施单位：北京新光天地能源有限公司二零一六年六月北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书目录1概述┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉11.1项目概括┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉11.2项目设计依据┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉12项目地理气候及光照资源条件┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉12.1项目所在位置及气候条件┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉12.2太阳能资源综合评述┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉23光伏系统总体方案┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉33.1太阳能电池方阵的安装形式选择┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉33.2电池方阵最佳倾角计算分析┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉43.3电池方阵间距计算分析┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉53.4光伏方阵装机容量分析┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉63.5光伏方阵接入系统方案┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉64投资估算及效益分析┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉64.1投资估算┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉74.2经济效益分析┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉74.3环境效益评价┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉104.4小结┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉┉11北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书11概述1.1项目概况项目名称：大兴XX节能减排农光互补光伏发电项目项目性质：农业大棚光伏电站建设地点：北京市大兴区建设规模：项目总建设规模约为2MW。发电量预测：本工程25年总发电量约为4541.3万kwh，25年年平均发电约181.6万kwh。投资估算：根据XX占地面积为13360m2（约20亩）光伏发电工程总装机容量为2MW，工程总投资1634万元。1.2项目设计依据IEC60904-1-2006《光伏器件•第一部分：光伏电流-电压特性的测量》IEC/TS61836-2007《太阳光伏能源系统•术语、定义和符号》GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964-2005《光伏电站接入电力系统的技术规定》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）JGJ203-2010《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》CGC/GF001-2009《400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量供电电压允许偏差》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》2项目地理气候及光照资源条件2.1项目所在位置及气候条件本项目位于北京市大兴区，大兴区地处北纬39°49ˊ至40°5ˊ；东经116°21ˊ至116°49ˊ。西与房山区相毗邻，北连丰台区东与通州区接壤，南与河北省廊坊市相邻。大兴区属温带大陆型半湿润季风气候，四季分明，降水集中。春季干燥多风，北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书2昼夜温差较大；夏季炎热多雨；秋季晴朗少雨，冷暖适宜，光照充足；冬季寒冷干燥，多风少雪。年平均气温11.6℃，最冷月1月份平均气温4.6℃，最热月7月平均气温25.9℃，年无霜期192天；年平均降水量581毫米（1971-2000年），夏季降水量占全年的75%。1998年以来，气候暖干化明显，连年干旱。全年日照辐射总量为134.24千卡/平方厘米，生理辐射量约占全年辐射总量49%。全年日照时数共2841.4小时。图2-1大兴区位于示意图2.2太阳能资源综合评述我国太阳能资源的丰富地区约占国土面积96％以上，除四川东北、贵州、湖南、湖北等地太阳能发电年等效小时数低于900小时以外，其他地区年等效小时数均超过900小时。北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书3图2-1太阳能资源分布图表2-1我国太阳能区域分布表名称符号年总辐射量（MJ/㎡）年总辐射量（kWh/㎡）平均日辐射量（kWh/㎡）最丰富带Ⅰ≥6300≥1750≥4.8很丰富带Ⅱ5040~63001400~17503.8~4.8丰富带Ⅲ3780~50401050~14002.9~3.8一般带Ⅳ〈3780〈1050〈2.9综上所述，根据项目所在地区的太阳能总辐射量数据，北京地区属于第II类地区，为我国太阳能资源很丰富类型区，年平均太阳辐射总量较高，能够为光伏电站提供充足的光照资源，满足光伏电站建设所需的太阳能资源需求。3光伏系统总体方案3.1太阳能电池方阵的安装形式选择在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对于系统接受到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式与自动跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪（东西方位角跟踪和极轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接受的太阳总辐射量，从而北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书4增加发电量，但考虑：（1）自动跟踪式系统虽然自动化程度高，但其自动跟踪式系统缺乏在场址地区特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证。在沙尘天气时，其传动部件会发生沙尘颗粒侵入，增大故障率，加大维护成本；（2）自动跟踪式系统其逆变器采用并联分散式布置，虽提高一个发电单元的运行可靠性，单不便于集中控制，且相对固定式逆变器投资加大；（3）自动跟踪式系统装置复杂，国内成熟且有应用过高海拔、多风沙地区验证的产品很少，并且其初始成本较固定式安装高很多，后期运行维护较固定式高。采用跟踪系统产生的额外发电量的效益，无法抵消安装跟踪装置所需要的综合成本，因此本工程光伏组件方阵推荐采用固定式安装。3.2电池方阵最佳倾角计算分析电池方阵的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。3.2.1各倾斜角度的太阳辐射量分析对于某一倾角固定安装的光伏方阵，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：R＝S×sin(α+β)/sin(α)+D式中：R——倾斜光伏方阵面上的太阳能总辐射量S——水平面上太阳直接辐射量D——散射辐射量α——中午时分的太阳高度角β——光伏方阵倾角北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书5图3-1太阳辐射量效果图3.2.2固定式电池方阵最佳倾角确定通过利用上述公式进行计算并结合光伏发电站设计等规范，北京地区光伏方阵倾斜角在30°时，光伏方阵面上全年累计的太阳能总辐射量最大，因此，本工程光伏方阵的倾角确定为30°。3.2.3方位角的影响分析北京地区光伏方阵不同方位角接收的太阳辐射量见下表表3-1不同方位角对太阳辐射量的影响地点：北京纬度：39.9N倾角：35度方位（度）-30-20-100102030年太阳辐射（MWh/㎡）1.501.521.531.541.531.521.50从上表可以看出，最佳方位角是0度（向正南）时，光伏方阵接收的太阳辐射最大。当方位角偏离10度时，全年光伏方阵面所接收到的辐射量仅减少0.64%。所以，当由于考虑抗风或避免遮挡而必须调整安装倾角或方位角时，方位角在20度内，对于发电量的影响很小。本工程方位角较小（小于10度），因此本工程忽略方位角的影响。3.3电池方阵间距计算分析根据已经确定的电池方阵最佳倾角结合项目所在地区的纬度与光伏组件的北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书6规模，计算分析各电池方阵间间距。太阳高度角α=arcsin(sinϕsinδ+cosϕcosδcosω)太阳方位角β=arcsin(cosδsinω/cosα)方阵垂直高度h=l×sinθ前后排方阵的间距d=L×cosβ方阵阴影长度L=h/tanα中心间DD=l+L×cosθφ为当地纬度；δ为太阳赤纬角；ω为时角；θ为组件倾角；l为前排光伏组件斜面长度。图3-2光伏大棚示意图3.4光伏方阵装机容量分析及体统方案本期光伏电场工程装机容量为2MW，初步拟定安装8000块块容量为250Wp多晶硅光伏电池板，并配备安装4台500kW逆变器柜和2台35kV箱式变电站。在项目建成后，推荐采用场内光伏发电设备和电气设备与6kV升压站统一管理，接受专门的运营机构集中管辖。4投资估算及效益分析4.1投资估算项目投资估算应该包括购置设备、新建配套建筑物、工程建设其他费用、预备费、建设期利息等。现阶段本项目投资可以根据装机容量进行估算。在全国范围根据的地域、施工难易等因素的不同，光伏电站建设总成本在8~10元/瓦，北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书7本项目暂按8.17元/瓦估算。根据占地面积，光伏发电工程总装机容量为2MWp，工程总投资1634万元。说明：由于详细的工程设计和建设方案还未编制，本投资估算仅供参考，待详细工程设计方案、融资模式等确定下来，方可对工程进行较为准确的投资成本评估。4.2经济效益分析本工程设想项目计算期为26年，其中建设期1年，生产期为25年进行计算。4.2.1发电效率分析光伏发电系统在光能转化为上网电能中间，很多环节会产生效率损失，其中最主要的有三个环节，光伏组件效率、逆变器效率和并网效率。①光伏组件发电效率η1:光伏阵列在1000W/㎡太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:太阳入射角损失、辐射强度损失、组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于5%；灰尘影响组件功率损失小于5%；直流线路损失小于2%；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。③交流并网效率η3:即从逆变器输出至接入电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的损耗。按照工程经验各个环节的效率损失见表4-1，本工程发电效率取79%。表4-1光伏电站各环节的效率损失序号效率损失项目修正系数系统效率1太阳入射角损失97%79.21%2辐射强度损失99%3阴影损失96%4温度损失97%5组件质量损失99%序号效率损失项目修正系数系统效率6组件串并联不匹配损失98%7直流电缆线损99%8并网逆变器效率损失98%9变压器效率损失97%10交流电缆线损98%11其他损失（故障检修停机等）99%北京新光天地能源有限公司农光互补项目建议书84.2.2发电量测算系统的总效率等于上述各部分效率的乘积:η=η1×η2×η3，按照表4-1，总效率取79%。经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下：预测发电量=Sarea×Rβ×η；式中：Sarea——方阵总面积；Rβ——Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；在光伏理论年发电量的基础上，实际上网电量还会受安装倾角、方位角等综合因素影响。光伏系统的效率会随着时间逐年衰减，首年和第N年的发电量为首年发电量=装机容量*组件倾斜面峰值小时数*系统效率*首年衰减率第N年发电量为：第N年发电量=装机容量*组件倾斜面峰值小时数*系统效率*（1-第N年累计衰减率）项目所在地日均光照量约为4.71kWh/m2/d，该项目组件按照南向倾斜30度计算，并科学布置光伏组件，保证冬至日9:00-15:00无遮挡，满足规范要求。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料,专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算,求出系统的年总发电量。这里仅根据有关气象资料预测并网光伏发电系统的年总发电量，实际发电量会有一定偏差这是正常现象。4.2.3财务评价2013年国务院、国家发展改革委员会出台系列文件，提出国家按照每度电0.