湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目可研报告

湖北省石首楚源“源网荷储”一体化项目2022年10月湖北省石首楚源“源网荷储”一体化1综合说明 1.1.1项目名称 1.1.2项目建设规模 1.1.3项目位置 1.2太阳能资源及峰谷电价差 1.2.1太阳能资料 1.2.2峰谷电价差 1.3工程地址 1.4工程任务和规模 1.7土建工程 1.8消防设计 1.8.1光伏消防 1.8.2储能消防 1.9施工组织 1.10工程管理设计 1.12劳动安全与工业卫生 1.13节能降耗 1.14工程投资概算 1.15财务评价及社会效果分析 1.16结论及建议 1.17工程特性表 2太阳能资源及峰谷电价差 232.1太阳能概况 232.1.1中国太阳能资源概况 232.1.2区域太阳能资源概况 242.2项目所在地气象条件 262.2.1地理条件 262.2.2气象条件 262.2.3特殊气候影响 272.3项目所在地太阳能资源分析 282.3.1辐射数据来源 28 2.3.3Meteonorm太阳能辐射数据 2.3.5太阳能资源综合分析 2.3.6太阳能稳定度计算 2.3.8太阳能资源等级评价 2.3.9太阳能评价结论 2.4项目所在地峰谷电价差 3工程建设条件 3.1地质条件 3.2气象条件 3.3水文条件 3.4附着建(构)筑物 4工程任务和规模 4.1工程任务 4.1.1区域经济概况 4.1.2工程开发任务 405.1光伏组件选型 405.1.1太阳电池类型选择 405.1.2几种太阳电池组件的性能比较 445.2逆变器的选择 475.2.1并网逆变器系统设计方案 475.2.2逆变器类型 475.3光伏发电单元设计 5.3.1设计原则 495.3.2光伏组串计算 495.3.3发电单元配置 5.3.4光伏阵列组件布置方式 5.3.5光伏方阵布置间距计算 5.4光伏发电工程年上网电量计算 5.4.1发电量计算原则 5.4.3并网光伏系统的效率分析 5.4.5电力消纳分析 5.5辅助技术方案 5.5.1组件表面清洁 545.5.2光伏站区巡视方案 5.6储能系统方案 5.6.1系统设计依据 5.6.2系统架构 5.6.3储能系统运行模式 5.7储能电池 5.7.1电池选型原则 5.7.2电池技术对比 5.7.3电池选择 5.8电池管理系统(BMS) 60 62 63 5.9储能高压箱 5.11储能变流器(PCS) 5.11.1储能变流器参数 5.11.2PCS总体功能 5.11.3通讯情况 5.12能量管理系统(EMS) 5.12.2计划曲线策略 5.12.3防逆流策略 5.13储能集装箱 5.13.2技术指标 5.13.5防雷接地 5.13.6照明 5.13.7热管理 5.13.10通讯及监控 5.13.11板房线缆敷设及接口要求 5.13.12接地及抗干扰要求 5.14.1系统效率计算 5.14.2储能充放电量计算 6电气设计 6.1电气一次 6.1.1设计依据 6.1.2项目概况 6.1.2.1供配电系统概述 6.1.2.2接入系统初拟方案 6.1.3储能电站场址选择 6.1.4电气主接线 6.1.4.1储能电站0.4KV侧接线 6.1.4.2站用电源 6.1.5主要设备选择 6.1.5.1短路电流及外绝缘水平 6.1.5.20.4kV配电装置 6.1.5.3电力电缆的选型 6.1.5.4无功补偿装置 6.1.6电气设备布置 6.1.6.1380V成套开关柜 6.1.6.2电缆布置 6.1.7过电压保护及接地 6.1.7.1过电压保护 6.1.7.2接地 6.1.8站用电及照明 6.1.8.1站用电部分 6.1.8.2照明 6.1.9电气一次设备材料清单 6.2电气二次 6.2.1监控系统 6.2.1.1光伏区监控系统 6.2.1.2储能电站监控系统 6.2.2继电保护及安全自动装置 6.2.3视频安防系统 6.2.4环境监测系统 6.2.5二次设备布置及等电位接地网 6.2.5.1二次设备布置 6.2.5.2等电位接地网 6.2.6电气二次专业设备清单 6.3通信系统 6.3.1系统通信 6.4电能质量监测装置 7总平面布置 8土建设计 8.1概述 8.2设计依据 8.3场址自然条件和主要数据 8.3.1场址自然条件 8.3.2设计主要数据 8.3.3设计主要建筑材料 8.3.4既有结构现状 8.3.5建筑物结构安全复核 8.4.1逆变器 8.4.2集电线路 8.4.3屋面检修通道 9.1工程概况和设计依据及原则 9.2一般设计原则 9.3机电消防设计原则 9.4光伏消防设计方案 9.4.1水消防 9.4.2消防电气 9.4.3通风空调系统的消防设计 9.4.4消防工程主要设备 9.4.5建筑消防 9.4.6施工消防 9.4.7火灾自动探测报警系统 9.5储能消防设计方案 9.5.1消防预警系统设备配置 9.5.2消防联动控制策略 9.5.3消防灭火系统 9.6落实消防安全责任 10施工组织设计 10.1施工条件 10.1.1场址概况和对外交通运输 10.1.2施工特点及场地条件 10.1.3施工水电及建材供应 10.1.4施工准备计划 10.2施工综合进度及保障措施 10.2.1工程进度里程碑 10.2.2综合劳动力和主要工种劳动力安排计划 10.2.3主要机具进场计划 10.2.4工程进度计划的实施和控制 10.2.5设备进度保证措施 10.2.6施工进度保证措施 10.2.7人力资源投入措施 10.2.8雨季施工措施 10.2.9调试进度保证措施 10.3施工总平面布置 10.3.1施工总布置 10.3.2主要设备安装 10.4主要施工方案及特殊施工措施 10.4.1施工原则性方案 10.4.2施工工艺流程 10.4.3主要施工方案 10.5施工进度表 11环境保护与水土保持设计 11.1环境影响分析 11.2环境保护投资估算 11.3环境影响结论及建议 12劳动安全与工业卫生 12.1设计原则与依据 12.1.1设计目的、基本原则 12.1.2设计范围和主要内容 12.1.3主要依据文件 12.1.3.1国家有关主要法律、法规、条例 12.1.3.2设计采用的主要技术规范、规程和标准 12.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析 12.2.1工程施工期危害安全与卫生的主要因素分析 12.2.2工程运行期危害安全与卫生的主要因素分析 12.3劳动安全与工业卫生对策措施 12.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施 12.4安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度 12.4.1安全卫生机构设置、人员配备及管理制度 12.4.2安全生产监督制度 12.4.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度 12.4.5事故调查处理与事故统计制度 12.5事故应急救援预案 12.5.1事故应急预案的制定原则、基本主要内容 12.5.2应急预案编制程序 12.6投资概算 12.7预期效果评价 13节能降耗 13.1设计依据 13.2节能降耗效益分析 13.2.1施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分 13.3主要节能降耗措施 13.3.1电气设计节能降耗措施 13.3.2建设管理的节能措施建议 13.4项目节能效果分析 13.5.2建议 14设计概算 14.1工程概述 14.2编制原则及依据 14.3基础资料 14.3.1主要机电设备价格 14.3.2人工预算单价 14.3.3主要材料预算价格 14.4费率指标 14.4.1建筑安装工程单价取费费率 14.4.2其它费用计算标准 14.4.3价差预备费 14.4.4建设期贷款利息 14.5概算表 15.1项目概况 15.2光伏财务评价 15.2.1资金来源与融资方案 15.2.2总成本费用 15.2.3上网电价及效益计算 15.2.3.1上网电价 15.2.3.2销售收入 15.2.3.3税金 15.2.3.4销售利润 15.2.4清偿能力分析 15.2.5盈利能力分析 15.2.6生存能力分析 15.2.7敏感性分析 15.2.8财务指标汇总表 15.3储能财务评价 15.4社会效果分析 15.4.1工程节能与环保效益 15.4.2社会效益 15.5财务评价附表 15.5.1投资计划与资金筹措表 15.5.2总成本费用表 15.5.3利润和利润分配表 15.5.4借款还本付息计划表 15.5.5财务计划现金流量表 15.5.6项目投资现金流量表 15.5.7资产负债表 20415.5.8储能财务分析 20715.5.9敏感性分析表 21016风险评估 21216.1战略风险与应对措施 21216.2市场风险与应对措施 21216.2.1限电影响投资收益的风险与应对措施 21216.2.2电价变化影响投资收益的风险与应对措施 21216.2.3因线路工程不能建成导致项目未能按时并网风险与应对措施 213 21316.3财务风险与应对措施 21316.3.1建设成本变化的风险与应对措施 16.3.2项目运营成本变化的风险与应对措施 21416.4法律风险与应对措施 21416.5运营风险与应对措施 16.5.1安全风险及应对措施 21416.5.2辐照量不及预期的风险及应对措施 21416.5.3极端天气的风险与应对措施 21516.6新冠肺炎疫情风险 21516.7设备价格上涨风险及措施 2151综合说明1.1.1项目名称1.1.2项目建设规模2)储能电站1.1.3项目位置长301千米。图1.1-1工程地理位置示意图1.2太阳能资源及峰谷电价差照时数在1100一2000h之间，年日照百分率在26%一46%之间，通过换算可得到年峰值日照时数在960一1330h之间。湖北各地太阳总辐射量空间分布总体上呈现两大特点：北多南少，以西部山区最显著,其南北相差约1200MJ/m²,而中东部变化相对较小；同为太阳能资源分析的基础数据。根据分析结果，场址区域多年太阳辐照量为4354.5MJ/m²,太阳能资源等级属于C类“一般”,资源稳定为为0.42,属于B类“稳定”,太阳能资源直射比为0.53,属于B类“高”。综合来看，场址区域太阳能资源具备一定1.2.2峰谷电价差湖北省分时电度用电价格在组度用电价格基上根据《省发改委关于湖北电网2020-22:00;高峰时段9:00-15:00;平时段7:00-9:00、15:00-20:00谷时段23:00次日电压等级电度用电份格(元/千瓦时)电度输配电价i'10千伏110千伏220千优及以图1.2-2湖北省电价情况柱状图1.3工程地址1.4工程任务和规模及厂区内空闲建设用地建设分布式光伏项目，总面积约为12万m²,工程设计安装21819储能电池PACK、储能双向变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能源管理系统(EMS)、1.5系统整体方案设计及发电量测算建设用地与屋顶总面积约为12万m²,工程设计安装21819块550W单晶硅光伏组组串逆变，采用低压并网。项目共计安装90台110kW组串式逆变器。预计光伏电站首年发电量为1204.8万kWh,首年利用小时984h。年均发电量为1126.2万kWh,年均利用小时918h。仓库屋面及厂区内空闲建设用地，配置消防、暖通、照明等系统。工程设计配置280Ah电芯6804个，以1P14S的形式成组，共计组串电池PACK486个，500kW储能变流器6根据湖北省电价情况，储能设计1充1放，在23:00-7:00时间段以0.2C进行充电，充电时长5-6小时；在20:00-22:00时间段以0.5C进行放电，放电时长2小时。储能首年充/放电量176.6万KWh,年均充/放电量157万kWh。1.6电气设计本项目光伏采用分块发电、逆变和就近低压400V并网方案，每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，以“自发自用，余电上网”的形式并入电网(最终电力接入方案以供电部门批复为准)。本项目储能采用逆变和就近低压400V并网方案，每个电池采用串并联的方式组成1.7土建工程1.8消防设计1.8.2储能消防1.9施工组织1.10工程管理设计1.13节能降耗万吨标准煤，减排二氧化碳约0.93万吨，氮氧化物1.71吨，二氧化硫1.13吨。光伏1.14工程投资概算本工程储能测算总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元。其中设备费用996.03万元，其他费用25万元。(税后，下同),资本金财务内部收益率为13.35%,投资回收期为11.44年，总投资收益率为5.85%,项目资本金净利润率为12.79%。项目资本金财务内部收益率(13.35%)本项目储能测算总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元。其中设备费用1.16结论及建议2)本工程设计安装21819块550Wp单晶硅光伏组件，总装机容量12MWp。预计光4)光伏项目运行期电价自发自用部分为0.53元/kWh(扣除过网费后为0.6元/kWh),余电上网部分按湖北省脱硫煤标杆电价0.4161元/kWh(自发自用比例90%,综合电价折合0.5816元/kWh),和借款还贷期15年进行测算，项目投资财务内部收益率为7.6%(税后，下同),资本金财务内部收益率为13.35%,投资回收期为11.44年，总投资收益率为5.85%,项目资本金净利润率为12.79%。项目资本金财务内部收益率(13.35%)高于资本金基准收益率(8%)5)湖北省单一制10kV的尖峰与低谷电价差价在1.075元/kWh,峰谷电价差较大，6)本工程储能部分总投资约为991.03万元，投资成本为1.65元/Wh,25年寿命个，500kW储能变流器6台，采用低压并网方式并网。储能设计1充1放，在23:00-8)储能项目总投资约为991.03万元，每瓦时投资为1.65元，峰谷差度电电价以0.72元/kWh结算。运营期总收入约为3293.79万元，年均收入131.75万元。储能电站投资财务内部收益率为9.261%,项目回收期为12.47年，寿命周期内第15年需更换电池一次，换电池成本为0.8元/Wh。9)工程具备较好的节能和环保效益本项目建成后，运行期年平均发电量按1126.2万kWh/年计算，平均每年节约0.34万吨标准煤，减排二氧化碳约0.93万吨，氮氧化物1.71吨，二氧化硫1.13吨。1.17工程特性表备注屋面面积12万纬度(北纬)经度(东经)二、主要气象要素多年平均气温℃多年极端最高温度℃多年极端最低温度℃多年平均降水量年平均雷暴日最大覆冰厚度年平均相对湿度%编号名称备注1.光伏组件(型号：单晶硅电池550Wp)峰值功率开路电压VocVA工作电压VmmptV工作电流IA峰值功率温度系数开路电压温度系数短路电流温度系数10年功率衰降%25年功率衰降%外形尺寸块2.逆变器(型号：110kW)最大输出功率最大效率%中国效率%98.1%最大输入电压V范围VA功率因数范围宽/高/厚工作温度范围C-30℃~60℃台3.储能电芯工作电压V电池内阻工作温度(充℃工作温度(放℃电池重量自放电%≤3.5%/月电池尺寸CV3.65V下恒压持续充电标准充电温度℃绝对充电温度℃VCVV标准放电温度℃绝对放电温度℃25±2℃,0.5C充放电6000循环，300±20Kgf初始压力下个三相四线输出过载能力允许电网电压V允许电网频率总谐波畸形率电压纹波系数功率因数功率直流电压范围V最大转换效率台65并网回路数、电压等级0.4kV并网点回6、光伏发电量万kWh万kWh7、储能充/放电量年均充/放电量万kWh25年总充/放电量万kWh备注：储能电站在15年后更换一次电池编号名称1静态总投资万元2动态投资万元3单位千瓦静态投资4单位千瓦动态投资5万元6万元7其他费用万元8基本预备费万元9建设期利息万元9、储能概算指标1总投资万元2万元3其它费用万元4换电池时间年510、光伏经济指标编号名称1经营期1~25年平均电价(税前)元2经营期1~25年平均电价(税后)元3投资回收期(不含建设期)年4资本金财务收益(税前)%11、储能经济指标编号名称1经营期1~25年平均电价(税前)元2经营期1~25年平均电价(税后)元3投资回收期(不含建设期)年4资本金财务收益(税前)%2太阳能资源及峰谷电价差源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000根据中国气象局风能太阳能资源评估中心，利用700多个图2.1-2中国近30年年平均直接辐射分布图图2.1-3中国年均日照时数图我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°~310°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°~40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。2.1.2区域太阳能资源概况邻。东西长约740公里，南北宽约470公里，总面积18.59万平方公里，地貌类型多样，山地、丘陵、岗地和平原兼备，其中山地占56%,丘陵占24%,平原湖区占20%。MJ/m2之间，年日照时数在1100一2000h之间，年日照百分率在26%一46%之间，通~1400kWh/m2之间)。 十堰市襄樊市随州市神农架林区孝感市荆门市孝感市恩施市恩施市荆州市黄石市咸宁市图2.1-3湖北省年太阳总辐射分布图2.2.1地理条件荆州市位于湖北省中南部、长江中游、江汉平原腹地，介于东经111°15′~长301千米。2.2.2气象条件北过渡的特点。石首历年平均气温16.6。命极端最高气温为40.9。。(1966年8月4日),极端最低气温为-15.6。。(1977年1月30日);多年平均气温CC多年平均降水量最大覆冰厚度年平均相对湿度%石首市年平均气温16.6℃,极端最高气温为40.9℃,极端最低气温为-15.6摄氏石首地区多年平均风速2.2m/s,极大风速为26.3m/s,当光伏组件周围的空气处于2.3.1辐射数据来源本阶段暂未收集到附近气象站太阳能辐射观测数据，因此暂用光伏行业通用的月份月份10月11月12月月份月份10月11月12月经Meteonorm统计数据分析，场址多各月平均水平太阳辐照量在178.5MJ/m2—502.7MJ/m2之间变化。其中，5月一8月较高，均高于400MJ/m2,7月最高为502.7MJ/m2;11月一次年2月较低，均在260MJ/m2以下，1月最低为178.5MJ/m2。2.3.4Solargis太阳能辐射数据根据收集到的场址区域Solargis太阳辐射数据，场址多年平均各月水平太阳辐照量统计年内成果变化见表2.3-3和图2.3-3。表2.3-3场址各月水平太阳辐照量(Solargis)月份6月月份9月10月11月12月228.g图2.3-3场址各月水平太阳辐照量(Solargis)月平均水平太阳辐照量在226.1MJ/m2~325.5MJ/m2之间变化。其中，5月一8月较高，均高于500MJ/m2,7月最高为325.5MJ/m2;12月一次年2月较低，均在300MJ/m2以结合工程经验及湖北地区光伏项目运行情况考虑，本阶段采用三者中适中的17.35MJ/m2,最小值为1月，月内日均水平源稳定度为0.42,属B类“稳定”。等级名称分级阈值等级符号很稳定A稳定B一般C欠稳定D计算GHRS时，首先计算各月平均日水平面辐照量，然表2.3-5各月平均日水平太阳辐射量统计表月份总辐射量(MJ/m2)日平均辐射量(MJ/m2)123456789据Solargis卫星数据，本工程所在地区水平面直接辐射量为2309.8MJ/m2,总辐射量为4354.5MJ/m2,本工程所在地区太阳能资源直射比为0.53,属于B类“高”,直接辐射表2.3-6太阳能资源直射比等级等级名称分级阈值等级符号很高A高B中C低D注：DHRR表示直射比计算DHRR时，首先计算代表年水平面直接辐照量定度进行评价。年水平太阳总辐照量划分为四个等级名称分级阈值(MJ/m²)分级阈值(kW·h/m²)等级符号最丰富A很丰富B丰富C一般D湖北省单一制10KV的尖峰与低谷电价差价在1.075元/kWh,峰谷电价差较大，有电压等级电度用电价格(元/千瓦时)电度输配电价i^10千伏图2.4-1湖北省电价情况电价图2.4-2湖北省电价情况柱状图3工程建设条件根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2015),拟建工程区I类场地条件时50年基准期超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g,相应的地震烈度为VI度，地震动反应谱特征周期为0.35s。本工程近场区和场区内无区域性断裂构造发育。参考《水3.2气象条件北过渡的特点。石首历年平均气温16.6℃。命极端最高气温为40.9℃(1966年8月4日),极端最低气温为-15.6℃(1977年1月30日);历年平均日照时数为1701.6小时；年平均降水量为992.1毫米；年平均蒸发量为1364.7毫米；石首市年最多风向为西西北风。影响石首地区的气象灾害种类主要有暴3.3水文条件全市水域面积460平方公里，其中养殖水面22万亩，湖泊44个，千亩以上达19总面积达46万亩的故道区，分北碾子、黑瓦屋、沙滩子三个故道区，这些都是发展水小龙虾野生寄养、大水面河蟹放养等特色养殖，并建有老河长江亲鱼、中湖长吻危等23.4附着建(构)筑物本工程总装机容量12MWp,共选21819块550w单晶硅光伏组件，用楚源高新科技集本工程光伏组件布置于建筑顶部，不新增建(构)筑物，根据荷载评估报告，建筑物原设计图纸未考虑光伏载荷，重新设计后，钢结构彩钢瓦屋顶恒荷载为0.35kN/m2,附加光伏系统荷载0.15kN/m2,原结构满足建设分布式光伏电站要求，仅需局部加固及4工程任务和规模4.1工程任务截至2021年10月，石首市下辖2个街道、11个镇、1个乡。根据第七次人口普查数据，截至2020年11月1日零时，石首市常住人口473707人。a)符合国家能源产业发展方向2020年11月17日，习近平总书记在金砖国家领导人第十二次会晤时曾提到，“中力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”2020年12月12日，习近平总书记在气候峰会上讲话时又一次提到“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿m3,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。”生能源的决心，这也是改善生态环境，践行习近平总书记“金山银山，不如绿水青山”b)改善生态环境的需要c)促进经济增长的需要楚源高新技术集团股份有限公司分布式光伏项目的开发建设可以促进当地财政收装工程为征税对象的营业税、城市维护建设税等税收收入交从而为地方财政收入带来新的增长点。同时，工程建料以及施工用电、用水等均主要从当地或附近其他县市相关企业采购和运输，将促进d)项目建设可实现多方共赢5系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型贝尔(Bell)实验室研究人员D.M.Chapin,C.S.Fuller和G.L.Pearson报道了效率4.5%2015年，全球多晶硅产量持续上升，总产量达到34万吨，同比增长12.6%;光伏组件目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅太阳电池25.0% (SunPopwer),多晶硅太阳电池21.25%(156×156mm2)(TrinaSolar),GaAs薄膜太阳电池34.5%(国电光伏),CIGS薄膜太阳电池23.3%(NREL),非晶硅太阳电池13.6%(稳钙钛矿太阳电池22.1%(不稳定)(KRICT/UNIST),有机太阳电池11.5%,量子点太阳电池10.5%(Toronto),多结太阳电池46.0%(FraunhoferISE)。CdTe薄膜太阳电池13.38%,钙钛矿太阳电池16.09%。(1)晶体硅太阳电池图5.1-1单晶硅太阳电池图5.1-2多晶硅太阳电池图5.1-3单晶硅(左)、多晶硅(右)组件外形结构(2)非晶硅太阳电池和薄膜太阳电池个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%,但受限于较低的效率，不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，图5.1-4非晶硅薄膜太阳电池组件外形(3)数倍聚光太阳电池发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现3～7倍的聚光，镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。尽管实现2倍聚光也序号比较项目多晶硅非晶硅薄膜1技术成熟性商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟发展起步较晚，技术成熟性相对不2效率商业用电池片一般商业用电池片一商业用电池一般能实现2倍以上聚光3材料价格及繁琐的电池制造工艺，总的生产成本比多晶硅略高节约电耗，总的生产成本比单晶硅低生产工艺相对简较低需要配套复杂的学仪器、冷却设施本较高。4对光照、温度等外输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率同单晶硅电池性能好，受温度的为保证聚光倍数，对光照追踪精度阳能电池要小出效率和使用寿5组建运行维护组件故障率极同单晶硅电池易积灰，清理困学仪器、冷却设施需要定期维护故6组件使用期长，可保证25同单晶硅电池命只有10-15年。学仪器、冷却等设7外观黑色、蓝黑色可作表面弱光着镜8安装方式倾斜或平铺于地面建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。同单晶硅电池柔性组件重量轻，件带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大。9国内自动况产规模大、技术同单晶硅电池初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释尚处于研究论证阶段，使用较少。高效组件，考虑价格及市场供货期因素，本项目本工程拟选用144片182mm×91mm单晶硅太阳电池的标准结构单面玻璃型防PID光伏组件，组件规格为550W。表5.1-1光伏组件主要参数表序号内容1模块类型2电气参数标准输出功率(W)输出功率公差(W)模块效率(%)峰值功率电压(V)峰值功率电流(A)开路电压(V)短路电流(A)系统最大电压(V)3参数热特性短路电流的温度系数(%/°C)开路电压的温度系数(%/C)峰值功率的温度系数(%/C)4尺寸(L/W/T)(mm)重量(kg)电池片数量电池片规格(mm)5工作条件额定电池工作温度(°C)温度范围(°C)最大保险丝额定电流(A)合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效5.2.2逆变器类型1)集中型逆变器2)组串式逆变器3)集散型逆变器控制软件单元，构成智能光伏控制器实现了最多每4串PV组件对应1路MPPT的分散同时，通过光伏汇流器将输出电压升高到820V,将逆变器交流输出电压升高到520V,1.逆变器(型号：110kW)额定输出功率最大输出功率最大效率%中国效率%98.1%最大输入电压V满载MPPT电压范围V最大输出电流A数率功率因数范围宽/高/厚工作温度范℃-30℃~60℃围台5.3.1设计原则在光伏发电单元设计时，应遵循以下原则：(1)由于本工程布置分散，容量不一，故采用“分块发电，就近接入”的原则，每个片区单独并网。(2)光伏组件串联形成的组串，其工作电压及开路电压的变化范围必须在并网逆变器正常工作的允许输入电压范围之内。(3)每个光伏发电单元的输出功率之和，不应超过与之匹配的并网逆变器的最大允许输入功率。(4)太阳能电池组件串联后，每组最高电压不允许超过光伏组件自身要求的最高允许系统电压。(5)冬至日真太阳时上午9:00到下午15:00时光伏阵列不被遮挡。(6)光伏阵列的布置时须合理利用现场屋面形式，便于运营期生产管理及维护，便于电气接线，合理选择电缆敷设路径，尽量减少各部分电缆长度差，降低电能损耗。5.3.2光伏组串计算光伏组件串并联数量需要与并网逆变器相匹配，匹配计算取值和公式如下：(1)电池组件计算参数冬季电池组件工作温度，按当地环境最低温度考虑极端情况，为-11.3℃;夏季电池组件工作温度，按当地环境最高温度，并附加组件自身发热，考虑极端情况，取70℃。(2)电池组件串并联组合计算计算公式：光伏组件的开路电压(V)5.3.3发电单元配置5.3.5光伏方阵布置间距计算光伏组件每铺设一段均留500-700mm运维通道，方便后期运维检修。图5.3-2安装示意图图5.3-3双顶电站实景图5.4光伏发电工程年上网电量计算5.4.1发电量计算原则5.4.2倾斜面光伏阵列表面的太阳辐射量须将水平面太阳辐射量换算成倾斜面的辐射量，才能进行光伏电站发电量的计算。采用KlienSA,TheilackerR一倾斜面上月平均太阳辐射值与水平面上月平均太阳辐射值之比H一水平面上的太阳总辐射值复杂，可利用光伏发电专业软件计算出各个带方位角的东南西北四个方向的倾斜面辐射量，考虑到本项目存在方位角，并且彩钢瓦北坡存在辐射量衰减，本阶段，本综合斜面辐射量按水平面辐射量4354.5MJ/m2计算。5.4.3并网光伏系统的效率分析降。这一部分折减为1.5%。在组件表面被反射，无法到达电池片表面。尽管目前组件表这一部分折减取2.0%。折减系数取1.9%。④辐射水平：光伏组件的转换效率并不恒定，而是会随着这一部分折减取1.5%;年温度折减系数取2.0%;⑥功率曲线差异：组件的实际功率曲线与理论值有所差异。取值为1.55%。电池组件性能，考虑运营期25年，组件首年衰减2%,之后每年衰减0.45%左右，25100mW/cm2=0.1W/cm2=1,00根据光资源部分计算的在倾角为0°时太阳能电池方阵面上的辐射量年均发电量为1126.2万kWh,年均利用小时918h。表5.4-1光伏电站25年发电量预测产量(度)产量(度)第4年第5年25年总产量(度))平均每年产电量(度)平均每天产电量(度)5.4.5电力消纳分析5.4.5.1配电系统情况湖北楚源高新技术集团股份有限公司自持110kV变电站一座，厂区内生产线10kV5.4.5.2工厂用电量情况查看2021年1-10月楚源高新技术集团股份有限公司用电量统计。光伏电站主要出力的时间段为上午8:00-下午16:00,根据旧版时段划分表主要属于电价峰段、平段，时长约为8h。假设楚源高新技术集团股份有限公司用电负荷均匀不变，2021年1-10月楚源高新技术集团股份有限公司平均用电负荷为12.34MW。术集团股份有限公司用电负荷大于本光伏项目的交流侧最大输出容量12MW,即光伏电5.4.5.3结论由于本阶段暂不具备收集负荷曲线来分析电站消纳情况的条件，本阶段主要采用楚源高新技术集团股份有限公司2021年1-10月用电量数据进行消纳分析。分析可知，在光伏主要出力的绝大多数时段，楚源高新技术集团股份有限公司用电负荷大于本光伏项目的交流侧最大输出容量12MW,项目的消纳情况较为理想。考虑到用电负荷波动以及光伏项目出力特性，本阶段项目自发自用比例暂定为90%。后期收集到楚源高新技术5.5辅助技术方案5.5.1组件表面清洁5.5.1.1冲洗给水系统光伏组件区定点设置冲洗水龙头，水源由软管从原厂区供水系统引接至冲洗点，由人工视具体情况不定时擦洗。每个屋顶根据其面积大小考虑设置不少于2个屋面水源引接5.5.1.2排水系统5.5.2光伏站区巡视方案5.6储能系统方案5.6.1系统设计依据根据业主提供的园区平均每15min的负荷有功实测数据，负荷特性为工作日负荷明5.6.2系统架构储能电池系统组成：本项目共计有3套1MW/2MWh储能系统，共计3MW/6MWh可由EMS监控储能系统充电负荷，当负荷超过安全容量限值时限制充电功率。谷段充电时间为5小时，尖峰时段放电时间为2小时。PCS图5.6-1储能系统图示意图稳定运行需要(预留)表5.6-1储能配置表序号设备名称及规格套3电池PACK/1P14S/12.544kwh个电池管理系统(BMS)/三级架构套3个个3电池架/7层个台6台3消防气体柜套3消防主机台3套3套3二6套6套三能源管理系统(EMS)1套1套四套3充放电策略动作时间段时长充/放电容量充电23:00～次日7:00放电能量密度中优差成本(元/kWh)充放电倍率效率充放电深度优势价格低能量密度高、功率特性好、占地少劣势能量密度低、不能深度充放电成本较高、大规模应用的安全性有待实证检验成本高、占地面积大5.7.3电池选择1)单体规格：电池单体采用金属方形硬壳结构的磷酸铁锂电池，其单体额定电压为3.2V,额定容量为280Ah。2)电池模组：基础模组采用1P14S方式成组，成组额定电压44.8V,额定容量280Ah,模组重量约95Kg,每个模组配置数据采集装置。3)电池簇：电池簇采用18组模组进行串联组成，即电池簇额定电压806.4V,额定容量280Ah,需使用1台电池柜进行放置。电池簇使用BMU进行数据采样，同时配以高压箱进行功率2MWh磷酸铁锂电池集装箱采用9簇电池簇并联构成，即2.03MWh电池组额定电压806.4V,每个电池簇电量225.792kWh。电池组通过高压箱并联汇流至直流汇流柜，由直流汇流柜进行汇流输出至PCS直流侧。5)储能系统：2MWh电池组及2台500kWPCS组成。本项目共计有3套1MW/2MWh储能系统组成，系统容量为3MW/6MWh5.8电池管理系统(BMS)8使8使通风/报警/灭火高压控制单元|1HH电池簇1881)电池模拟量高精度监测功能3)电池系统报警以及保护功能4)充、放电管理5)均衡功能6)运行参数设定功能(接入调试上位机后可进行设定)7)故障运行模式8)环流控制模式9)本电池管理系统能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示包括(接入调试上位机后可进行设定)BMU通过高精度的电压、温度采集电路，配合数模转换电路，实现了准确的单体电1)采集线束组成及接插件均标准化设计，方便更换。2)采用主流的电池管理系统高集成度电压采集集成电路，能够实现单体电压和温3)电压采集考虑电池的回滞特性，在充放电过程中，对瞬时电流造成的电压波动4)温度采集范围为-40℃至125℃。7)采用主动均衡技术，提高电池性能、安全性、可靠性、延长电池寿命。8)具体参数见表5.8-1类型备注电池规格温度检测18个检测精度类型备注检测范围电压检测16个电芯检测精度检测范围均衡类型通信接口采集数据汇总，可进行电池簇容量估计、电池簇剩余电量(SOC)估计、电池簇故障诊1)实现高精度电流采集，要求测量范围双向300A,信号采集AD精度不小于16位，2)高压绝缘电阻检测，要求对相关电路进行电气隔离，并充分考虑噪声影响，对3)高精度的SOC估算，要求误差在5%以内并动态校准。7)具体参数如表5.8-2。类型具体参数备注电流采样范围电流采样精度总电压检测范围(V)总电压检测精度(%)S0C精度(%)绝缘检测通信接口≤2.5W(不包括继电器)2)数据采集及保护功能3)历史数据存储4)对时功能5)人机界面(HMI)d)权限密码管理功能6)具体参数见表5.8-3。类型具体参数备注温度湿度隔离CAN3隔离4855以太网接口4干接点4电压电流本工程共有27个高压箱，选用250A/1000V标准高压箱。高压箱参数表如表5.9-1,序号性能指标备注1最大电压(Vdc)2最大电流(A)序号备注3通讯接口4尺寸(W*D*H,mm)5重量(kg)5.10储能直流汇流柜第二定第三能静置静置静置型号交流输出额定输出功率(kW)三相四线输出过载能力(kW)允许电网电压(Vac)允许电网频率(Hz)总电流谐波畸变率电压纹波系数功率因数额定输出电压(Vac)额定输出频率(Hz)50/60最大直流功率(kW)直流电压范围(Vdc)稳压精度稳流精度最大转换效率尺寸(宽×高×深mm)重量(Kg)噪声(dB)防护等级允许环境温度允许相对湿度0~95%(无凝露)允许海拔高度显示触摸屏通讯接口RS485和Ethernet,Modbus协议有相对于电网是一个电流源(P/Q控制),有时还需通过无功控制为电网提供电压支持。该局部电网与大电网脱离，储能系统可以充当主电源，给“微网”提供电压和频率控制 (V/f控制)。该模式常应用于平滑由可变电源或可变负载引起的功率波动，稳定电微网离网运行时，储能双向变流器进行恒压恒频的V/F控制，为就地系统提供恒定1)★单机黑启动2)保护功能要求5.11.3通讯情况1)★与监控与能量管理系统通信3)★储能系统通讯包括上行量和下行量。其中：a)储能变流器的直流侧和交流侧的电压有效值、电流有效值、频率、有功功率和b)储能逆变器的工作状态：包括待机、启动、并网d)储能系统的SOC值、单体电池的最大电压、最小电压、最大SOC和最小SOC;a)储能系统的启停指令；b)储能系统的有功功率和无功功率的参考指令；5.12能量管理系统(EMS)EMS能量管理系统是整个储能的核心，是实现光储能系统高效、稳定、安全可靠运行和可再生能源最大化利用的重要工具和保障。EMS同时具备监测和控制等功能。实体。EMS控制器作为能量管理系统的核心组成部分，主要用于实现能量管理系统的实时控制层的控制策略，用于实现储能不同应用场景的特殊控制策略，可提供与监控层设备的交互接口，以提供用户完整的能量管理系统。5.12.1EMS硬件性能参数表5.12-1EMS硬件性能参数型号输入(AC)1路100M网口；可扩展交换机1路数字量输入5路数字量输出5路功能及应用场景调控；风电+光伏+储能+新能源车充电桩；需量控制；应急电源；微网控制其他参数内存内置实时时钟指示灯电源指示灯：上电常亮运行指示灯：正常运行常亮/故障闪烁IP等级长度(W*H*D)安装形式壁挂/机架安装工作温度存储温度湿度5.12.2计划曲线策略0.2C充电，时长为5～6小时，一放电时间为20:00-22:00,以0.5C放电，放电时长表5.12-2充放电策略充放电策略动作时间段时长充/放电容量充电23:00～次日7:00放电防逆流指储能电站在放电时，始终保持并网点功率(电流)值≥0,防止储能电站(1)逆功率保护装置：通过检测功率(电流)值，当小于等于某个保护值时启动5.13储能集装箱5.13.1尺寸尺寸(宽×高×深)运行温度范围相对湿度(无冷凝)最高海拔6000m(>4000m需降额)防腐等级C3(距离海岸线350米以内需按C5定尺寸(宽×高×深)防护等级(IEC60529)风载荷(m/s/mph)雪载荷(Mpa/psf)1)舱体防护等级：IP55;2)舱体耐火极限：1.5h;3)舱体荷载能力：地面活载4kN/m2,不上人屋面荷载不低于0.5kN/m2,最大雪压5)舱体内部环境控制目标温度：15℃~35℃;6)室内相对湿度：不大于75%,任何情况下无凝露；9)室内巡视通道宽度不小于1米。5.13.3结构(11)舱体屋面宜采用有组织排水，排水槽及落水管应明敷，与舱体配套供货(12)舱顶部应设置泄压口，用于室内电池发生热失控或燃烧时泄压。泄压口的尺(13)舱底板可采用花纹钢板。舱底板与活动地板之间为线缆走线夹层，净高度宜(14)舱体与基础应牢固连接，宜焊接于基础预埋件上。舱体下场地应具备排水、(15)舱底板上应沿每排电池柜(架)布置两根槽钢(#5以上),与底板焊接作为电池柜(架)安装基础，电池柜(架)底盘通过地脚螺栓与槽钢固定。(16)舱体应采取有效的防腐蚀措施涂层和油漆的特性为：附着力、老化(湿热)和抗脱落；(17)集装箱采用壳体为两层钢板，中间填充材料必须为A级防火阻燃岩棉，需具应采用保温材料，在室内外温差大时(舱外温度低、室内温度高),室内部不应产生凝(18)舱体必须具备良好的防腐、防火、防水、防尘(防风沙)、防震、防紫外线防尘(防风沙)功能必须保证在储能板房的进、出风口和设备的进风口加装可方便尘进入预制室内部；供货方必须保证板房防尘(防风沙)功能的长期有效性；5.13.4外观(1)舱体外立面为白色，外立面勒脚宜设置为黑色带反光标示。排水槽及落水管(2)舱体外立面正面喷写板房名称，板房名称按照功能命名，应居中标注在板房(3)舱体表面应平直光滑，不应有裂缝、结疤、分层、毛刺。5.13.5防雷接地功能性导电导体(正常情况下不带电的集装箱金属外壳等)可靠联通，同时，集装箱以铜排的形式提供4个接地点(电阻≤4Ω),接地点与整个集装箱的非功能性导电导体形5.13.6照明(1)室内照明应满足GB17945、GB50034、GB50054、DL/T5390等相关规程规范的要求，室内0.75米水平面的照度不小于3001x。各照明开关应设置于门口处，方便控(2)室内照明系统由正常照明和应急照明组成，应急照明包括事故照明和疏散照5.13.7热管理序号备注1系统内部环境温度(℃)2电芯平均温度(℃)3平均温度(℃)4具备5是否具备除湿功能具备67系统是否有风道具备8电池簇内是否有风道具备3)板房内应提供检修电源。5.13.9消防(1)消防系统概述(2)气体灭火控制系统部件介绍①气体灭火控制器②感温火灾探测器③感烟火灾探测器感烟火灾探测报警器(简称烟感)能够探测火灾时产生的大量烟雾，及时发出报警④声光报警器火灾声光警报器安装于工程现场，由气体灭火控制器⑤放气指示灯⑥紧急启停按钮(3)工作原理工作流程图工作流程图灭火剂喷旌设备联动火灾反揣火灾5.13.10通讯及监控(4)当室内设备采用屏(柜)安装方式时，屏(柜)间、屏(柜)内线缆敷设应1)屏(柜)间线缆通过室内走线槽布线，再从屏(柜)底进线孔，引至屏(柜)2)屏(柜)内光电缆走线宜左右分置，采用行线槽的配线方式。(3)室内设备应符合GB/T50064的抗雷击及过电压保护要求，设备接口应装设雷(4)室内机柜及机柜内设备接地应满足DL/T720—2013中4.12.1的规定。(5)板房底部的非进出线区域应铺设绝缘电压不小于3kV,绝缘厚度不小于5mm的5.14储能充放电量估算电池内阻损耗：电池内阻为0.58mΩ,本项目采用故整簇电池内阻为205.2mΩ。储能以0.5C/140A进行放电，以0.2C/56A进行放电，每簇电池SOC设置：停止充电设置为95%,停止放电设站内用电：2%综上所述：储能电站的系统效率为：(1-5%-5%)*99.03%*(1-2%)*(1-3%)(1-0.2%)5.14.2储能充放电量计算表5.14-1储能充放电量表第19年第20年第21年第22年第10年第23年第11年第24年第12年第25年第13年25年总产量(度))平均每年产电量(度)平均每天产电量(度)6电气设计6.1.1设计依据《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知(国家6.1.2项目概况6.1.2.1供配电系统概述湖北楚源高新技术集团股份有限公司自持110kV变电站一座，厂区内生产线10kV进6.1.2.2接入系统初拟方案公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范(修订版)的通知(国家电网办〔2013〕6.1.3储能电站场址选择并加快工程建设进度，储能电站拟采用集装箱结构。1)储能电站位于光伏厂区中心位置，集电线路相对较短，经济性较好。2)储能电站紧邻并网变电站，接入方便。6.1.4电气主接线6.1.4.1储能电站0.4KV侧接线本光伏电站最高电压等级为0.4kV,0.4kV侧采用单母线接线方本光伏电站站用电采用380/220V三相四线制接地系统，2回低压交流总进线。6.1.5主要设备选择k.所有控制回路和接点须采用690V绝缘等级。6.1.5.3电力电缆的选型(1)光伏发电场并网柜至接入点低压电缆ZRC型电缆铜电缆，逆变器至并网柜低压(2)电缆防火措施为：光伏阵列区桥架及电缆孔进行防火分隔，防火分隔采用阻6.1.5.4无功补偿装置考虑到本工程逆变器输出功率因数在±0.8范围内连续可调，可满足系统对光伏电6.1.6电气设备布置6.1.6.1380V成套开关柜6.1.6.2电缆布置本光伏发电项目工程的0.4kV集电电缆采用直埋敷设或穿钢管敷设，直埋敷设的埋深为700mm,沟底铺细砂或筛过的土，且沿全长以砖或水6.1.7过电压保护及接地工程接地装置施工及验收规范》(GB50169-26.1.7.1过电压保护2)储能电站采用全预制舱结构，根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设3)光伏厂区电气设备的直击雷保护4)光伏组件利用组件边框作为防直击雷的接闪器，组件之间采用4mm2专用接地软5)配电装置的侵入雷电波保护6)根据《交流电气装置的接地设计规范》(GB/T50065-2011)和《交流电气装内逆变器及配电装置高低压侧逐级装设避雷器对线路上侵入波雷电压进行保6.1.7.2接地(1)光伏厂区接地集中接地装置。光伏场区(屋顶)水平接地体及引下线均采用-40x4mm热镀锌扁钢，地下垂直接地体(集中接地装置)采用DN50镀锌钢管。(2)储能电站接地采用接地扁钢4点连接。接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电压满足规程要求，尽(3)接地电阻3MW/6MWh储能电站内接地电阻按不大于4Q考虑。在光伏方阵，6.1.8站用电及照明6.1.8.1站用电部分站用电380/220V系统采用单母线接线，进线开关采用智能型框架断路器，两路电6.1.8.2照明6.1.9电气一次设备材料清单序号设备名称设备型号及规格供货厂家备注电气部分光伏区1550Wp组件块2对3110kW组串式逆110kW,交流输出台(二)电气一次分10.4kV低压并网柜包含：面以接入批复为准隔离开关只1只1电流互感器800/5只3只3电流互感器800/5只3只1套1塑壳断路器只3防孤岛装置套1二防雷系统1接地线1*16平方黄绿接地线米以实际为准2接地线1*4平方黄绿接地线米以实际为准3接地扁钢热镀锌—40×4米以实际为准三电缆及防火材料1米以实际为准米以实际为准2交流电缆米以实际为准米以实际为准3防火涂料千克按需4按需5千克按需6防火涂料千克按需7千克按需四1电缆桥架电缆桥架热镀锌槽式桥架米电缆桥架热镀锌槽式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米电缆桥架热镀锌梯式式桥架米2等套3米4米5米6米7米6米表6.9-2电气一次主要设备材料清册2序号设备名称及规格套3电池PACK/1P14S/12.544kwh个电池管理系统(BMS)/三级架构套3个个3电池架/7层个台6台3消防气体柜套3消防主机台3套3套3二6套6套三能源管理系统(EMS)1套1套6.2电气二次6.2.1监控系统6.2.1.1光伏区监控系统本工程的光伏发电单元(方阵)采用就地分散布置，同一个单元(方阵)内采用集(1)并网逆变器的控制、保护、测量和信号a)并网逆变器的就地监控和保护b)并网逆变器的集中监控c)并网逆变器的测量和信号(3)光伏场区通信(1)直流发电系统(2)防孤岛保护(3)计量用计量线圈，精度0.2S级，配置1块0.2S级可双向测量的智能型多功能电能表，(6)远动系统6.2.3视频安防系统6.2.4环境监测系统本系统配置1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况6.2.5二次设备布置及等电位接地网6.2.5.1二次设备布置防孤岛保护柜、故障录波柜等一般采用集中布置的方式，分别组屏布置于预制舱内；6.2.5.2等电位接地网4根50mm²的铜排(或铜丝编织带)与电气一次主接地网直接连接，形成二次盘室等电位0.4kV低压开关柜室在开关柜二次电缆沟敷设截面积为100mm²的裸铜排，形成6.2.6电气二次专业设备清单表6.2-6电气二次设备材料清单监控主机系统屏套1套1米电能质量在线监测装置台9套9台电气辅材套16.3.1系统通信6.3.1.1调度关系(1)远动系统(2)电能量计费计费补偿表设在光伏电站的并网点(计量总的发电量),电能表可监测三相不平衡电流。电能量计量关口表设在用户变高压进线侧(即产权分界点均已安装),根据用户本工程应在并网点处即低压并网柜里设计费补无功电度优于2级，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，应具理部门和光伏发电管理部门(政府部门或政府指定部门)电能信息采集系统，作为电能6.4电能质量监测装置(1)谐波参照国家标准《电能质量公用电网谐波(GB/T14549-93)》,关于公用电网谐波电电网标称电压kV电压总谐波畸变率%能质量公共电网谐波》的规定，应不超过表6.4-2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比标准电压(MVA)谐波次数及谐波电流允许值(A)234567896由于太阳能光伏发电系统的输出功率不稳定，实际注入公共连接点的谐波电流(电压)需在发电装置并网时按规定测量方法进行测量核对。在太阳能光伏发电系统实际并网时需对其谐波电流(电压)进行进一步测量，确保其满足国家标准的相关规定。(2)电压偏差根据《电能质量供电电压偏差》(GB/T12325-2008)规定：10kV及以下供电电压允许偏差值的范围为标称电压的+7%～-7%,如供电电压上下偏差同号(均为正或负)时，(3)电压波动公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规(4)电压不平衡度及直流分量质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不得超过4%;其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过根据《光伏电站接入电网技术规定》(Q/GDW617-2011)规定，为保证对电能质量7总平面布置本工程实际直流侧装机容量为12MWp,共安装21819块550Wp单晶硅光伏组件，90台110kW组串式逆变器。本项目为分布式”源网荷储”光伏电站，主要利用楚源高建筑物屋顶面积约为16万m²。方阵布置安装方式充分考虑发电量、屋面结构型式、承量的对比，本项目彩钢瓦部分光伏方阵均依照原有屋面坡度平铺的方案，南坡倾角为6°,北坡倾角6°。8土建设计本工程组件装机容量12MWp,储能3MW/6MW,其中分布式光伏共选21819块550w单8.2设计依据北过渡的特点。石首历年平均气温16.6。命极端最高气温为40.9。。(1966年8月4日),极端最低气温为-15.6。。(1977年1月30日);1)25年一遇基本风压：0.3kPa;雪压：0.3kPa1)混凝土：基础、梁、板、柱等，C30,基础垫层C15。3)钢材：于65pm。08.4光伏阵列支架及基础设计本项目共计布置21819块550Wp单晶硅光伏组件，总容量为12MW。光伏组件在屋考虑屋面光伏系统增加恒荷载约0.15kN/m2,故在光伏组件的阵列设计及安装过程8.4.1逆变器本项目共采用90台组串式逆变器。组串式逆变器通过钢构件安装在固定支架上或8.4.2集电线路采用桥架敷设，经地面部分采用穿管敷设(具体方案按照接入报告为准)。8.4.3屋面检修通道图8.4-3屋面检修通道示意图9.2一般设计原则9.3机电消防设计原则9.4光伏消防设计方案9.4.1水消防9.4.2消防电气板区域电气火灾初期将其尽快扑灭，每座新建屋顶光伏的建置)配备2具手提式干粉灭火器。表9.4-4主要消防设备清单序号设备名称规格单位数量备注1具光伏电站采用电缆直接接入原有配电柜，原建筑消防设计9.4.6施工消防施工现场必须配备消防器材，做到布局、选型合理。要害部位应配备不少于4具灭9.4.7火灾自动探测报警系统系统。在主控制室设置柜式火灾报警控制器(联动型)用于监测设置在各场所的火警信根据各房间的物质及燃烧特性选择不同的探测器：电缆沟(层)及电缆竖井采用缆9.5储能消防设计方案9.5.1消防预警系统设备配置9.5.1.1探测器配置20000ppm,分辨率不高于50ppm;C0每面柜含1台消防主机、1台显示器、1套键盘鼠标、1台双电源切换装置，1台24口多模光纤配线架和1台4百兆电口2百兆光口交换机，自带蓄电池，后备时间不低于3h。每面柜送至EMS的硬结点(每路硬结点提供2对常开无源节点)定义如下：消防主机故障、消防主机失电、消防预警、消防启动。后台主机能够显示各预制舱火灾探测器的状态、能够展示消防预警系统的采集数据与预警数据及驱动声光报警器，能把火灾预警信息醒目提示给监控人员并进行相应的远程操作。9.5.2消防联动控制策略9.5.2.2联动逻辑如下1)现场控制器联动舱内、舱外以及消防控制室声光报警器发出预警，其中消防控制室声光报警器通过消防控制主机与后台系统通信后，由后台主机驱动声光报警器。2)联动关闭空调、启动风机，跳开舱级汇流柜直流开关和电池簇级继电器，解锁门禁系统(针对电磁式门禁)。a)(H2、CO和电解液挥发物中任何一个达到第一阈值预警时)并且(感温模块或感烟模块中任何一个预警时);b)感温模块和感烟模块同时动作预警；d)BMS提供的预警信息经判断超过可整定值时(功能可投退);联动逻辑如下：1)现场控制器联动舱内、舱外以及消防控制室声光报警器发出预警，其中消防控制室声光报警器通过消防主机与后台系统通信后，由后台主机驱动声2)跳开舱级汇流柜直流开关和电池簇级继电器，解锁门禁系统(针对电磁式门禁),关闭风机，切除电源配电箱舱内的非消防用交流电的灭火剂喷射，同时启动舱外气体喷洒指示灯，直到灭火剂液位过低或后备电源耗尽或按下电池舱外部紧急停止按钮或消防控制室发出远程停止命令。3)BMS应直接将每个单体电芯的温度、温升的数据发送至消防控制主机，便于消防联动。BMS的温升计算方式和消防控制主机温升的预警定4)若消防控制主机无法查询到BMS提供的故障定位信息，则启动舱级消防。5)现场控制器与后台消防主机通信，将预警信息、消防启动信息上传；现场控制9.5.2.3远程控制方式人工视频判断火灾或消防控制室后台主机接收到相应等级的消防预警，经过人工判断消防未启动，此时可通过消防控制室的后台主机远程手动启动对应舱的消防灭火消防控制室的后台主机也可远程手动停止对应舱的消防灭火系统，以应对相应的消防控制室后台主机的远程手动控制方式不受就地舱外的自动、手动及检修状态切换开关的自动、手动方式影响，但检修方式状态应屏蔽消防控制室后台主机的远程9.5.2.4现场控制方式现场人员可通过电池舱外部设置紧急启动、紧急停止按钮控制舱内的消防灭火系统。消防主机和BMS的联动通信接口采用RS485,数量1,通信波特率为3840009.5.3消防灭火系统1)舱顶布置6个雾化喷头，材质不锈钢。每个PACK布置1个雾化喷头，材质不9.6落实消防安全责任10施工组织设计10.1施工条件10.1.1场址概况和对外交通运输10.1.2施工特点及场地条件1)施工场地比较集中。3)施工场地地形平坦，视野开阔，施工便利。4)电站占地面积较大，施工工期紧，宜于多人分场地同时安装、施工。10.1.3施工水电及建材供应10.1.4施工准备计划a)施工用水生活用水量25m3/do施工期土建施工用水量约25m3/d,场内环境保护用水量8m3/d,浇洒道路用水量7m3/d,施工机械用水量5m3/d,为保证施工期间的用水b)施工用电施工用电就近从附近厂房线路引接，经变压器降压后(或直引380V电源)引线c)混凝土供应本项目主体工程混凝土用量约200m3,混凝土用量序号项目名称计划完成时间12施工开始3安装完成4系统调试5验收和试运行序号工种用工人数备注1支架安装工2组件安装工3电气设备安装工4电工5搬运工6清洁工表10.2-3主要机具计划表序号名称型号数量机械设备1吊车(包括吊具)2台2叉车2台3手电钻4角磨机5临时配电箱6个6二工具1电子经纬仪1台2水准仪1台3老虎钳10把410把510把6专用压线钳10把7专用抽线钳10把8小压线钳5把9壁纸刀和刀片15把热缩管多种300米十字镖丝刀5把字镖丝刀10把10把记号笔红，黑40支万用表摇表1台电流表1台1台绝缘摇表1块液压钳2把撬棍冲击电钻带钻头1把套筒工具96PC组合工具96件六角扳手10套丝锥板牙12套10.2.4工程进度计划的实施和控制肃性，控制的严密性”,需建立完整的工期进度控制体系，落实各层次进度控制程师每逢5的倍数日(包括5日)编制发布、进度跟踪报告。发送1套设备材料的图纸给现场项目管理部，以供及时核对，减少工期延误的10.2.4.1施工准备计划10.2.4.1.1施工技术准备1)作好施工现场勘查工作。(1)气象调查(2)各种物质资源和技术条件的调查2)做好施工图纸审核工作3)做好施工技术交底工作1)施工临时设施2)组织机械设备进场10.2.6施工进度保证措施(1)工期安排的指导思想序的特殊性，科学、合理地缩短关键工序的施工周期；组织好立体交叉作业，(2)做好开工前的准备工作(3)组织措施立生产例会制度，每星期召开1次工程例会，围绕工程的施工进度、工程质量、(4)技术措施对实施动态管理，通过施工节点控制目标的实现来保证各控制点工期目标的实现，从而进一步通过各控制点工期目标的实现来确保总工期控制进度计划的实缩短各关键工序的施工周期，从而缩短工程的施工工期，(采用经纬仪和水平仪放线，提高测量精度和效率等)。根据各工序必不可少10.2.7人力资源投入措施(1)总进度计划控制(2)定期召开协调会1)调试单位选择3)合同保证措施5)合理安排各项施工进度7)工艺安排合理紧凑(一)布置依据(二)布置原则3)机械装备及力能供应应充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做4)施工场地应优先利用永久性道路，或者先建永久性道路路基，作为施工道使用，在工程竣工前在铺路面；同时修筑必要的施工临时道路。运输道路沿生产性和生活性施工设施布置，使其畅通无阻。(三)交通运输组织本工程所使用的材料和设备从运输进行现场临时设施的堆场或仓库集中存放，大件的设备可直接存放于安装位置周边。(四)施工总平面管理的基础上形成主材、机械、劳动力的进退场，垂直运输、以确保工程进度，充1)平面管理计划的实施2)平面管理办法施工的保证，在总平面管理中，必须达到如下要求：1)施工平面管理由现场安装负责人总负责，由各专业工长、材料管理员、2)施工现场要加强场容管理，做到整齐、干净、节约、安全，力求均衡生3)施工现场切实做到工完场清，施工垃圾要集中堆放，及时清运，以保持4)材料堆放场地：清楚。做到分规格码放整齐，稳固，做到一头齐、一条线；防爆、防损坏等措施；10.3.2主要设备安装用叉车、汽车吊等机械将设备安装就位。10.4主要施工方案及特殊施工措施10.4.1施工原则性方案确认，全班人选将处于启动状态，提前做好开工前的准备工作，以无条件满足头敷设接线箱(一)搭建屋外步梯图10.4-3-1平台示意图2)屋顶安全防护(二)材料的转运1)材料垂直运输图10.4-3-3汽车吊垂直运输示意图1图10.4-3-4汽车吊垂直运输示意图22)施工工艺：施工准备一A检修通道定点一A通道稳固梁施工—3)施工方案(四)屋顶支架安装于1.2米。2)安装位置测量放线(五)屋顶组件安装(1)光伏组件定位(2)检查电池板(3)固定方法图10.4-3-6屋顶光伏安装实例图(4)组件之间布线(五)逆变器安装(2)施工流程防水处理一挂标志牌向受电方向。2)施工准备合要求，外观无扭曲、坏损等现象。(2)电缆敷设前进行绝缘摇测或耐压试验。低压电缆须作耐压试验，用1kV(3)电缆测试完毕，电缆端部应用橡皮包布密封后再用黑胶布包好。(4)在桥架上多根电缆敷设时，应根据现场实际情况，事先将电缆的排列1)电缆沿桥架或线槽敷设时，应单层敷设，排列整齐，不得有交叉。拐弯2)不同等级电压的电缆应分层敷设，截面积大的电缆放在下层，电缆跨越3)电缆转弯和分支不紊乱，走向整齐清楚。4)沿桥架或线槽敷设时，每层至少加装两道卡固支架。敷设时，应放一根5)电缆穿过楼板处应装套管，敷设完后应将套管与楼板之间缝隙用防火材6)挂标志牌：标识牌规格应一致，本工程采用塑料标识牌，挂装应牢固。1)制作电缆终端与接头，从剥切电缆开始应连续操作直至完成，缩短绝缘2)电缆终端与接头应采取加强绝缘、密封防潮、机械保护等措施。电缆的3)电力电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度；4)三芯电力电缆终端处的金属屏蔽层必须接地良好；塑料电缆每相铜屏蔽(七)防腐施工2)涂装施工方法(9)有基础设备边缘板防腐施工时应保证施工工具及基础表面干燥无水。(10)施工时要注意底漆的粘度，一般控制在50-60S之间。(11)涂装操作主要是喷枪的操作使用问题，喷枪的操作使用不当，会造成为有接茬痕迹、涂层颜色不一致、涂层光滑度差等。其二，涂层过厚，主要表现为有流挂现象、涂层表面干燥而深层不干，出现涂层结皮现象等。其三，涂层太薄；主要表现为按常规喷涂遍数涂装后，涂层达不到所需要的厚度。(八)防雷接地施工(1)施工工序主要施工工序：接地体施工-接地电阻测试-引物接地施工-避雷带(网)安装-二次接地电阻测试(2)接地体施工钢筋选用四根桩基础筋、四根地梁钢筋进行通长焊接。所有利用地梁的主钢筋(3)引下线施工的主钢筋直径不小于016mm,且每处不少于2根。引下线与桩基础的连接方式同(4)屋面避雷带安装窗框处，以便外墙窗的接地，其做法详相关标准图集。(九)电站投运前系统调试1)系统调试前准备工作2)调试流程离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确认太阳电池方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全测试直流防雷箱输出(或逆变器进线端)电压，判断太阳能电池输出是否正⑤将测试逆变器的输入输出隔离开关闭合，观察将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电系统各项参数及指标如果电网的电压和频率的偏差可以保持在最高允许偏差的50%及以内，则“电压正常运行时，本光伏系统和电网接口处的电压允许偏差符合GB/T12325-1990的规定，三相电压的允许偏差为额定电压±7%,单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。光伏系统与电网同步运行，电网额定频率为50Hz,光伏系统并网后的频率允许偏差符合GB/T15945-1995的规定，即输出频率允许偏差为额定频率光伏系统工作时不应造成电网电压波形过度的畸变和导致注入电网过度的光伏系统的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数不小于0.9。光伏系统并网运行时，电网接口处的三相电压不平衡度不超过GB/T规定的数值，允许值为2%,短时不超过4%。值的1%。兆欧表，精度等级不低于1.5级，500V;电流表，精度不低于0.5级；电压表，精度不低于0.5级；温度计，分度值不大于1C;频率计；谐波仪等10.5施工进度表施工周期初步确定为180天内。表10.5-1施工进度表序号开始时间完成时间序号开始时间完成时间工期