1、XX1MW分布式光伏发电项目设计方案XX新能源科技股份有限公司 目录绪论1一、 光伏发电概况31.1全球光伏发电发展情况31.2光伏发电优越性3二、 工程概述52.1项目名称52.2项目简介52.3项目所在地理位置62.4项目投资形式72.5气象数据的收集72.6安装位置的光伏板表面的太阳辐射计算82.7光伏系统安装效果图102.8项目设计范围和设计目标11三、 系统设计方案123.1设计依据123.2设计原则133.3光伏组件的选择153.4光伏阵列的运行方式设计203.5逆变器的选择223.6光伏阵列设计及布置方案363.7并网系统设计453.8数据监控483.9光伏系统的安全措施51四、2、 经济效益554.1系统能效计算分析554.2技术经济分析594.3节能量计算65五、 社会效益665.1环境影响分析665.2项目推广前景分析675.3社会效益69六、 工程可行性分析706.1环境效率分析总结：706.2产业投资可行性总结：70绪论太阳能是一种重要的，可再生的清洁能源，是取之不尽用之不竭、无污染、人类能够自由利用的能源。光伏发电是把太阳能转换为电能的一种简单而又实用的途径,可以广泛应用于荒山、荒坡，未利用地，鱼塘，农业大棚，工业园区屋顶,大型厂房屋顶,办公大楼屋顶等场所。光伏发电是指采用光伏组件,将太阳能直接转换为电能的发电系统。它倡导就近发电,就近并网,就近转换,就近使用3、的原则,具有大大降低企业的用电成本,改善当地环境，投资回报率高的特点,因此各地政府纷纷鼓励光伏项目的发展。综合分析后得出光伏发电在未来发展中是很有必要的！太阳能是最普遍的自然资源，也是取之不尽的可再生能源。光伏发电是采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，不仅能够有效地提高资源利用率，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。目前光伏发电站主要分为大型地面并网光伏电站和分布式光伏发电站：大型地面并网光伏电站是指与公共电网相联接且共同承担供电任务的太阳能光伏电站。它是太阳能光伏发电进入大规模商业化发电阶段、成为电力工业组成4、部分的重要发展方向，是当今世界太阳能光伏发电技术发展的主流趋势。并网系统由太阳能电池方阵、系统控制器、并网逆变器等组成。分布式光伏发电站是指在用户场地附近建设，运行方式多为用户侧自发自用、多余电量上网，以单个并网点多以220V或380V进行并网发电。分布式光伏发电倡导就近发电，就近上网，就近转换，就近使用的原则，同时能够有效提高同等规模光伏电站的发电量。太阳能转换为电能的技术称为太阳能光伏发电技术（简称PV技术）。太阳能光伏发电不仅可以部分代替化石燃料发电，而且可以减少CO2和有害气体的排放，防止地球环境恶化，因此发展太阳能光伏产业已经成为全球各国解决能源与经济发展、环境保护之间矛盾的最佳途径5、之一。目前发达国家如美国、德国、日本的光伏发电应用领域从航天、国防、转向了民用，如德国的“百万屋顶计划”使许多家庭不仅利用太阳能光伏发电解决了自家供电而且这些家庭还办成了一所所私人的“小型电站”，能够源源不断地为公用电网提供电能。近几年，光伏行业发展也非常迅速。各国对光伏发电较为重视，并根据当地实际情况相继出台了一系列的补贴政策以促进光伏产业的发展，部分国家实施“送电到乡”、“光明工程”等惠农项目，地方政府也陆续启动了光伏照明项目工程。与此同时，偏远地区消费者逐渐认可光伏产品，越来越多的居民开始使用家用太阳能电源产品。光伏应用市场发展较为迅速。从长远来看，太阳能的利用前景最好，潜力最大。近306、年来，太阳能利用技术在研究开发、商业化生产和市场开拓方面都获得了长足发展，成为快速、稳定发展的新兴产业之一。本文简单地阐述了1MW分布式光伏发电站的设计方案。70 一、 光伏发电概况1.1全球光伏发电发展情况随着人类工业化文明进程的不断推进，人类文明活动对大自然及生活环境的污染和破坏日益严重，而同时作为传统能源的化石能源，储量日益减少，供应日益不足，我们迫切需要大力发展和使用可再生能源及清洁能源。太阳能作为地球取之不尽用之不竭的能源，近些年在各国政府的积极鼓励下得到了突破性的发展。同时，近年来，随着太阳能产业商业化进展的不断推进，太阳能热能的利用已经大面积普及，进入千家万户，而随着太阳能光伏发7、电成本的降低，光伏发电也正以惊人的速度得到推广，为投资于太阳能光伏发电项目的投资者带来了极大的投资机会和预期可观的收益。据光伏行业全球知名的 EPIA 机构称，2014 年全球共安装了超过 40 GW 的光伏(PV)发电系统，借助这些系统，去年全球总装机量已达约 177 GW。中国在太阳能急速发展方面处于领先地位，日本和美国则紧随其后。根据该协会预测，在未来短短5年时间内，光伏太阳能的总装机量可能会增加两倍，达到 550 GW，该机构同时誓言将推动太阳能成为世界核心第一能源。1.2光伏发电优越性光伏发电是利用晶硅或者薄膜太阳能光伏组件，将太阳能直接转换为电能的能源系统。它是一种新型的，具有广阔8、发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。同时在整个将光能转换成电能的过程中不产生任何污染，整个光伏电站寿命周期内对环境友好。光伏发电系统具有以下的突出优点：1.污染小，环保，经济效益突出光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。除了必要的维护，在整个寿命周期不需要任何其他物资的损耗，单纯的利用太阳能进行能源供应，保证长期稳定的经济收益。2.发电寿命长，经济收益稳定。太阳能是地球万物生长之根本能源，取之不尽用之不竭。而光伏发电系统中的关键部件-太阳能9、光伏组件的寿命高达 25 年，而其他重要的电能转换部件，诸如并网逆变器等经过较好的维护，寿命也可长达 15-20 年。太阳光能量可靠，稳定，就长周期来看，光照资源不会随着环境的改变而有显著的改变，太阳能光伏组件在 25 年寿命周期内的发电效率衰减也比较微弱，故投资光伏系统，能获得可靠的，稳定的，长期的经济收益。3.适合分布并网，组合今年来，分布式光伏发电系统，得到了空前的发展。利用居民自家房顶，或者工商业建筑厂房楼顶，公共设施顶棚以及空地资源，均可以方便的获得太阳能资源。光伏发电系统可方便的利用低压电网将能量馈送至电网，实现“化整为零，充分利用”，多个分布式光伏发电系统可以有机结合，形成一个规10、模任意的电站系统。特别是在一些缺电少电的国家和地区，通过建设光伏发电系统网络，可以有效缓解当地的供电压力，如果光伏系统网络达到一定的规模，甚至完全可以充当其主要能源供应。4.就近并网利用，效能高，损耗少光伏发电由于可方便的在低压用电侧并网，故发电和用电可同时完成。一般大型地面电站需要建设升压站，所发电量通过变压器升压接入输电网，仅作为发电电站而运行，与水电火电的利用方式并无区别，然而分布式系统距离用户侧负荷较近，不需要建设升压站来进行升压，电能的产生和利用之间几乎没有损耗，提升了能源利用效能。二、 工程概述2.1项目名称XX1MW分布式光伏电站2.2项目简介本项目为分布式并网光伏发电项目，总装11、机容量为1MW。该地区拥有丰富的太阳能日照资源，同时由于巴基斯坦是具有1.6亿人口的南亚大国，随着经济的发展，面临长期能源短缺的紧张局面，城市供电不足问题突出，上网电价相对较高，相较于在全球范围内建设的其他光伏电站并网发电项目，在该地区投资光伏电站将获得更佳的投资收益。该光伏项目属于分布式并网型光伏电站项目，建设地点可选用建筑物楼顶或闲置空地来进行建设，充分利用当地太阳能资源，且所发电量就近接入10KV电网来实现并网，系统不设储能装置。该项目的建设不仅能有效改善区域环境空气质量，带动本地区经济的可持续发展，同时能起到一定的示范作用，带动当地新能源产业的发展。2.3项目所在地理位置本项目建设地点12、位于巴基斯坦西北边境最大的城市白沙瓦，地理坐标为3401N 7135E。白沙瓦是巴基斯坦最具有民族特色的城市，是巴基斯坦西北边境首府，旧译“布路沙布逻”。由于地处中亚多个的贸易要道上，多个世纪以来都一直是南亚大陆与中亚之间的贸易重镇，现代的白沙瓦仍然肩负着中亚和南亚之间的贸易通道。巴基斯坦位于南亚次大陆西北部，南濒阿拉伯海，海岸线长约900公里，北枕喀喇昆仑山和喜马拉雅山。东、北、西三面分别与印度、中国、阿富汗和伊朗接壤。全境五分之三为山区和丘陵地，南部沿海一带为沙漠，向北伸展则是连绵的高原牧场和肥田沃土。2.4项目投资形式项目总投资在750万元左右，投资方式为业主自筹模式，项目资金由业主全额13、提供，收益全归业主所有。2.5气象数据的收集2.5.1 气侯条件气候气象：白沙瓦一年四季的温差是比较大的，在白沙瓦的冬天从11月中旬开始，在三月下旬结束。夏季是五月至九月。年平均温度是在25C左右，而夏季最高的温度能够达到40C，而冬季最低的温度能够在4C，温度也是很有差别的。白沙瓦的降水量也是很有差别的，夏季的降水量比冬季的降水量多点。巴基斯坦属于热带气候，气温普遍较高，降水比较稀少，年降水量少于250毫米的地区占全国总面积的四分之三以上。印度河流经巴基斯坦，印度河径流季节变化大，为了调节水量，满足灌溉之需，兴建了大批水利工程，为农业生产的发展创造了条件。巴基斯坦除南部属热带气候外，其余属亚14、热带气候。南部湿热，受季风影响，雨季较长；北部地区干燥寒冷，有的地方终年积雪。年平均气温27。2.5.2 光伏资源白沙瓦坐落于巴基斯坦西北边境省，地理坐标为3401N 7135E，海拔高度约359米，属于亚热带气候，得天独厚的地理条件使得当地有着丰富的太阳能资源，其光伏资源主要有以下优点：1. 光照时间长巴基斯坦的绝大部分地区适合光伏系统的开发。大部分地区，特别是在信德省、俾路支省和旁遮普南部，一年中超过3000小时光照时间，接收太阳辐射0.2万千瓦时/平方米，是全球日光照射较强的地区。2. 太阳辐射能量高根据美国国家航空航天局 NASA-SSE SATELLITE DATA,1983-19915、3 的数据统计，白沙瓦所在的经纬度（北纬3401,东经 7135）地区，每天的平均辐射强度为 5.23KWH/，属于亚洲太阳能资源较丰富地区。2.6安装位置的光伏板表面的太阳辐射计算设计光伏发电系统，只有水平面的辐射量是不够的，必须计算出太阳能电池方阵面上的辐射量。本项目拟采用地面倾斜固定式安装太阳能电池组件，根据NASA数据，不同倾斜角度辐射量如下。太阳辐射量估算：可见与地面呈31度时，组件表明接收到的太阳辐射最高。计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用KLEIN计算方法。利用PVSYST软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，调整倾角使发电量最大，见图下图。不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线16、图在PVSYST软件中调整倾角，使其发电量达到最大，同时使太阳能资源的损失达到0%。2.7光伏系统安装效果图效果图1效果图2效果图32.8项目设计范围和设计目标本项目范围包括以下部分的设计，安装，施工，调试：太阳能光伏阵列；交/直流配电柜（箱）；并网逆变器系统；并网接入；监控系统；配电系统；系统的接地和防雷；后期光伏电站常规运行的指导和维护。最终目标为在白沙瓦建设1MW分布式光伏并网发电系统，该系统以10KV等级电压并入电网，由后台监控系统统一管理，监控管理平台能实时监测和显示光伏系统运行状态和数据，方便用户管理和维护。整个光伏电站在 25 年寿命周期内能安全，稳定，可靠运行，保证长期经济收益17、。三、 系统设计方案3.1设计依据XX1MW分布式并网光伏发电项目的材料，设备，施工，调试，运行遵照中国或当地法定规定及有关标准，技术规范之最新版本，其中包括但不限于：所有相关的中国标准/规范之最新版本，及消防要求，包括但不限于下列规范：本项目光伏系统设计主要以现行国家及相关行业的有效标准为依据，部分参考 IEC 或行业最新规范和标准。如标准有矛盾时，应以最新较高的标准为准，主要的标准及规范：地面用晶体硅光伏组件（PV）-设计鉴定和定型(IEC61215-2005)光伏（PV）组件安全鉴定(IEC61730-2)光伏（PV）系统电网接口特性（GB/T20046-2006）光伏系统并网技术要求（18、GB/T19939-2005）光伏发电系统接入配电网技术规范（GB/T 29319-2012）地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 (GB/T18479-2001)低压配电设计规范（GB50054-2011）建筑物防雷设计规范（GB50094-2010）建筑设计防火规范（GB50016-2006）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）电气装置安装工程电缆线路施工和验收规范(GB50169-2006)民用建筑电气设计规范（JGJ16-2008）钢结构建筑规范（GB50009-2001）钢结构工程施工质量验收规范（GB50204-2002）屋面工程技术规范（GB50345-2004）混领土结19、构设计规范（GB50010-2010）电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）电力变压器选用导则（GB/T 17468-2008）油浸式电力变压器技术参数和要求（GB/T 6451-2008）绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则 （GB 311.1-2012）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（GB/50064-2014）交流电气装置的接地设计规范（GB50065-2011）变电所总布置设计技术规程（DL/T5056-2007）高压配电装置设计技术规程（DL/T5352-2006）导体和电器选择设计技术规定（DL/T52220、2-2005）3-110KV高压配电装置设计规范（GB50060-2008）光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-2011）光伏发电站设计规范（GB50797-2012）电力工程电缆设计规范（GB 50217-2007）高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求（GBT11022-2011）3.2设计原则本太阳能光伏并网电站是在巴基斯坦西北部城市白沙瓦建设的中大型分布式并网型光伏电站，既具有极大的示范作用，又具有极大的商业投资价值，在进行总体方案设计时，遵守以下一些基本原则：1.合理性规划厂区内由多个分布式光伏发电系统组成统一的光伏电站，其属于光伏电站的一种新形式，所以其设计、施工，安装，21、调试均需满足中国特别是加纳对于光伏及电气工程的相关规范法律的要求，将根据其对项目站址选址、太阳能发电系统、电气部分、接入系统进行合理性设计。2.安全性设计的光伏电站系统需安全可靠，防止意外情况造成的人身意外伤害与公共财产的损失。光伏系统的安装施工纳入建筑设备安装施工组织设计，并制定相应的安装施工方案和特许安全措施；光伏电站设计将充分考虑防火，防震，防雷等安全性因素。3.美观性充分考虑当地情况，根据实际建设地点合理排布光伏组件的安装，在不额外占用空地和建筑物楼顶空地资源的情况下，讲求集中布局，美观大方，实现整体协调。4.高效性优化设计方案，尽可能的提高光伏系统的整体发电效率，减少不必要的能耗损失22、。达到充分利用太阳能、提供最大发电量的目的。5.经济性作为光伏项目，在满足光伏系统外观效果和各项性能指标的前提下，最大限度的优化我们的设计方案，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。3.3光伏组件的选择3.3.1组件类型选择光伏组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种光伏组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的光伏组件类型。结合目前国内光伏组件市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流光伏组件（即晶体硅和薄膜组件）进行性能技术比较23、。（1）晶体硅组件单晶硅组件是发展最早，工艺技术也最为成熟的光伏组件，也是大规模生产的硅基组件中，效率最高组件，目前规模化生产的商用组件效率在14%20%，长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅组件的转换效率目前在16%18%，略低于单晶硅组件的水平。和单晶硅组件相比，多晶硅组件虽然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳组件低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的光伏组件。（2）薄膜组件薄膜类太阳组件由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。目前已经能进行产业化大规模生产的薄膜电池主要有3种24、：硅基薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池（CIGS）、碲化镉薄膜太阳能电池（CDTE）。其主要特点为：A) 材料用量少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本；B) 制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；C) 基板种类可选择；D)温度系数较低；E)可与建材整合性运用(BIPV)。两种晶体硅光伏组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅组件都可以选用。晶硅类组件由于产量充足、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。薄膜组件存在效率相对较低、占地面积较大、稳定性不佳等25、缺点，随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、温度系数低等优点，薄膜组件也占据了一定的市场份额。经对市场上所占份额最大的两类光伏组件（晶硅和薄膜光伏组件）的综合比较后，考虑到晶硅光伏组件成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，市场占有率最大，目前价格较低且产能较大。考虑到本项目的集约化用地的要求，故本工程推荐全部选用高效的多晶硅组件。3.3.2.组件规格参数确定及技术先进性响应晶硅光伏组件的功率规格较多，从5WP到360WP国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。本工程装机容量大，组件数量多，占地面积广，因此优先选用单位面积功率大的光伏组件（即转化率26、高的组件），以减少占地面积，降低组件安装量；组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产的晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的光伏组件，其电池片多采用156MM156MM，按照60片（610）和72片（612）两种封装而成；大多数均在185WP到350WP之间，在这个区间范围内，市场占有率比较高的几家厂商所生产的晶硅太阳能组件规格尤以260WP到290WP之间居多。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及项目建设工期、厂家供货能力等多种因素。（1）光伏组件产品认证光伏组件生产企业应通过27、ISO9001 质量管理体系认证，组件使用寿命不低于25 年，质保期不少于10 年；光伏设备制造企业应建立完善的质量管理体系，配备质量检验机构和专职检验人员，且电池及电池组件生产企业应配备AAA 级太阳模拟器、高低温环境试验箱等关键检测设备。同时光伏产品质量应符合国家相关标准，通过国家批准相关认证机构的认证，国内目前主要为CQC认证和CGC认证，国际认证如CE认证、TUV认证、UL认证、CEC认证等。（2）推荐选型本项目拟全部采用如下规格的光伏组件，光伏组件参数见下表。本次项目拟采用的多晶硅光伏组件参数表序号部 件单位数值1峰值功率WP2652功率公差WP053组件转换效率%16.214开路电28、压V38.085短路电流A8.926工作电压V30.817工作电流A8.448最大功率温度系数%/K-0.4109开路电压温度系数%/K-0.33010短路电流温度系数%/K+0.05911工作温度范围-408512额定电池工作温度-45213耐风压PA240014荷载PA540015外形尺寸MM16409924016重量KG18.20（3）其他配套保障措施A)电流分档光伏组件测试参数提示电流分档（也可按功率分档），目前以工作电流（IM）分档，每0.1A为一档。（分档的目的便于系统安装）然后将其放置于相应的位置。用不同颜色或标识标志各电流档，每个电流档的光伏组件统一装箱（箱体也标示），现场安装29、各发电单元或各方阵采用同一电流档的同批次光伏组件安装，光伏组串，减少光伏组件之间的失配影响，提高光伏发电系统的发电效率。因此光伏组件出厂时必须进行电流分档，并分类装箱、做好标志，在现场安装时尽可能的将电流相近的组件安装在一个发电单元内，可以有效降低失配损失。B)重要辅材要求背板：采用双层PVF、PVDF双层复合膜结构背板（TPT、KPK），限定供应商和品质要求。光伏玻璃：采用低铁钢化绒面镀膜玻璃，钢化性能符合GB 15763.2等行业标准，数据需满足或好于以下参数：1）玻璃厚：3.2MM；2）光伏电池组件用低铁钢化玻璃铁含量应不高于0.015%；3）太阳光直接透射比：在300NM2500NM光30、谱范围内，太阳电池组件用3.2MM钢化玻璃的太阳光直接透射比应91.6%，3.2MM镀膜钢化玻璃的太阳光直接透射比应93.5%；4）光伏电池组件用玻璃弓形弯曲度不应超过0.2%；波形弯曲度任意300MM范围不应超过0.3MM；两对角线差值/平均值0.1%；5）缺陷类型：无压痕、皱纹、彩虹、霉变、线条、线道、裂纹、不可擦除污物、开口气泡均不允许存在。长度5MM，宽度0.1MM的划痕数量3条/M2；同一组件允许数量5条；不允许直径2MM的圆形气泡，0.5 MM长度1.0MM圆形气泡不超过5个/M2，1.0 MM长度2.0MM圆形气泡不超过1个/M2，0.5MM长度1.5MM长形气泡数量不超过5个/31、M2，1.5MM长度3.0MM且宽度0.5MM的长形气泡不超过2个/M2，；不允许固体夹杂物；对镀膜玻璃，45斜视玻璃表面，无七彩光，无压花印；6）应具有可靠的抗风压、抗冰雹冲击能性试验。耐雹撞击性能：23M/S耐风压：2400PA。荷载（长期）：1800PA。3.4光伏阵列的运行方式设计3.4.1运行方式选择光伏阵列的运行方式主要分为固定安装式和自动跟踪式两大类。其中：固定式又分为固定倾角和可调倾角两种，可调倾角即为分季节或月份多角度可调方式；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（水平单轴跟踪和斜单轴跟踪）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32、太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。结合光伏发电项目阵列运行方式的实际应用情况，以1MWP光伏阵列为例，对固定式、跟踪式进行初步技术方案比较，见下表。1MWP阵列各种运行方式比较固定安装式水平单轴跟踪方式斜单轴跟踪方式双轴跟踪方式发电量增加百分比(%)100110115115120125占地面积（万M2）1.8151.8513.4743.773直接投资增加百分比(%)100111114122运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量大有旋转机构，工作量更大支撑点多点支撑多点支撑多点支撑单点支撑组件清洗清洗方便清洗较方便清洗不便清洗效率低，困难大可靠性与成熟度市场占有率大33、，成熟可靠少量应用，基本可靠，近年明显增多应用率低，多为示范试验性，国内成熟可靠设备少应用率极低，国内基本无成熟可靠设备和控制系统抗大风能力迎风面积固定，抗风较差。风大时可将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。风大时可将板面调平，抗风较好。综合考虑本项目安装方式以固定式安装来进行设计。3.4.2光伏阵列最佳倾角的计算光伏阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式并网光伏发电系统，一般选择最佳倾角按GB50797-2012光伏发电站设计规范的要求，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。采用所选工程代表年的太阳辐射资料，通过PVSYST软件进行倾斜面上各月日平均34、太阳辐射量的计算，倾斜面太阳辐射变化曲线图，见下图。工程区不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线图从上图中可以得出各月太阳辐射变化趋势，当光伏组件倾角为31时，全年日平均太阳总辐射量最大，并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围，因此确定本工程光伏阵的固定安装倾角为31。3.5逆变器的选择3.5.1主要技术要求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。结合光伏电站接入电网技术规定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35、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98，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。（2）直流输入电压范围宽光伏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，36、辐照度小光伏组件温度较高时光伏组件工作电压较低，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）最大功率点跟踪光伏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。（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/T 14549-1993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光伏电站应具备一定的低电压耐37、受能力。当电力系统事故或扰动引起光伏电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏电站能够保证不脱网连续运行，具体要求如下：A） 光伏发电站的并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15S；B） 光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切除。 光伏发电站低电压穿越能力要求（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下表所示电网频率偏离下运行。中、大型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求电网频率运行时间要求F48HZ根据光伏电站逆变38、器允许运行的最低频率或电网要求而定48HZF49.5HZ每次低于49.5HZ时要求至少能运行10MIN49.5HZF50.2HZ连续运行50.2HZF50.5HZ每次频率高于50.2HZ时，光伏电站应具备能够连续2MIN的能力，同时具备0.2S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；不允许处于停运状态的光伏发电站并网50.5HZ在0.2S内停止向电网送电，且不允许停运状态的光伏发电站并网。（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组件特性曲线中的开路电压方39、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。（9）监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。3.5.2 不同类型逆变器的技术经济40、比较目前光伏电站常用的逆变器主要有三种方案：组串式逆变器方案、集中式逆变器方案、集散式逆变器方案。（1）组串式逆变器组串式逆变器是基于模块化的概念，将光伏方阵中的每个光伏组串连接至指定逆变器的直流输入端，各自完成将直流电转换为交流电的设备。组串式逆变器通常使用两级三电平三相半桥拓扑结构，选用中小功率IGBT和SVPWM调制算法，通过DSP控制IGBT发出三电平方波，通过LCL或LC滤波器滤波后输出满足标准的正弦波。组串式逆变器常见的输出功率为20KW、28KW、33KW、40KW，50KW，60KW，目前技术先进且具有较大市场应用规模的为50KW逆变器，额定功率为47.5KW48KW左右，每台41、逆变器具有46路的MPPT，MPPT电压范围通常为200V1000V，额定输出电压3288/500V+PE或3/PE,540VAC，逆变器中国转换效率98.49%。组串式方案中采用组串式并网逆变器，单台容量几十KW。1MW需约2030台逆变器，每台逆变器一般具有34路MPPT，光伏组串直流输出直接接入逆变器。组串式方案简图如下：A）高效发电组串式光伏并网逆变器多达4路MPPT跟踪路数，启动电压200V，跟踪范围宽达200V1000V，静、动态跟踪效率分别高达99.9%和99.8%，能够应对各种类型的发电场景，提升光伏电站发电量；组串式光伏并网逆变器采用专利技术的三电平拓扑结构，开关频率高达1642、KHZ，输出波形正弦度更高，配合主动电网谐波自适应技术+LCL滤波技术，确保逆变器输出电能质量时刻优于国家标准；组串式光伏并网逆变器具有良好的直流分量控制能力，通过DCI抑制将直流分量控制在0.5%以内；组串式光伏并网逆变器具有响应电网调度功能，单逆变器能够在30MS内执行电网调度指令，无论是多机并联还是单机应用均能够快速响应调度指令。B）安全可靠光伏并网逆变器采用全密闭自然散热设计，避免使用散热风机造成的系统损耗增加和因风机损坏造成的停机损失和维护费用；组串式光伏并网逆变器具有8路高精度组串智能监测功能，监测精度高达0.5%，能够快速定位组串故障，提升系统可靠性和可维护性；光伏并网逆变器采用43、无直流熔断器设计，避免因熔断器失效造成的发电量损失和其他安全隐患的产生；组串式光伏并网逆变器具备可靠的防雷保护功能；具备极强的环境适应性，防护等级可达IP65，可在温度范围-2560（超过50降额运行），湿度范围0100%（无凝露）内稳定运行；组串式光伏并网逆变器可选配防PID保护功能，通过抬升交流N线PE的电压，模拟负极接地产生的正偏压现象，不但有效的规避了负极接地造成安全隐患，同时可靠抑制组件PID效应，配合高精度RCD残余电流检测功能，时刻保障系统的安全可靠；组串式光伏并网逆变器由不小于2.0MM厚度的高品质防锈铝板焊接而成，表面进行高耐候粉末喷涂处理，整体美观、大方，具有极强的抗腐蚀性44、；C）智能营维组串式光伏并网逆变器支持高速PLC电力载波通讯技术，通过逆变器功率线将信号传输至数据采集器，有效提升了电站的通讯可靠性和通讯速率；组串式光伏并网逆变器支持8路高精度组串监测功能，通过配置高精度电压、电流传感器，将监测精度提升至0.5%，为电站提供更加精确的数据和可靠的依据；采用组串式光伏并网逆变器作为光伏电站的发电单元，不但能够有效提升电站发电量，而且能够为电站更加精细化的管理提供支持。单台逆变器故障影响范围相比传统集中式方案大幅度减少，且故障恢复迅速，无需专业人员即可完成，降低故障对发电量的影响。（2）一体化集中式逆变器集中式逆变器是将很多光伏组串经过汇流后连接到逆变器直流输入45、端，集中完成将直流电转换为交流电的设备。集中式逆变器通常使用单级两电平三相全桥拓扑结构，大功率IGBT和SVPWM调制算法，通过DSP控制IGBT发出两电平方波，通过LCL或LC滤波器滤波后输出满足标准要求的正弦波。集中式逆变器常见的输出功率为100KW、250KW、500KW、630KW、1000KW，以500KW集中式逆变器应用最广泛，该款逆变器转换效率通常98.9%，中国效率98.49%，每台逆变器具有12路MPPT，MPPT电压跟踪范围为500V820V，2台逆变器组成1MW方阵，通过一个双分裂绕组变压器升压后接入35KV中压电网。集中式方案简图如下：目前为了节省占地面积，通常采用一体46、化箱式逆变器，是将光伏并网发电系统所需的交直流配电、逆变和监控通讯设备预装在箱体中，集中完成光伏发电系统的并网发电、控制、数据采集和远程传输功能。其优点具体有：A）两台500KW光伏并网逆变器结构镜像对称设计、面对面安放，柜内安装有配电箱、通讯箱、进出线接线盒、工具箱、消防箱。内部设备排列整齐、紧凑，配电简捷。B）模块化、全前维护，镜像结构，均衡布线，功率流顺畅，干扰小，电能质量高。采用全前维护设计，省去传统设备后方维护通道，比传统的一体化机房或土建房设计整体占地面积缩小达40%。功率单元、散热风机采用模块化抽屉式设计，现场维护快捷，减少设备后期维护费用。C）性能特点防雷设计，满足GB500547、7-2010建筑物防雷设计规范和GB50343-2010电子信息防雷设计规范。设备可保证在各种气候环境下的稳定可靠使用，并通过了第三方严格测试，在环境温度50测试，机房内外温差34。D）内部接线安装维护方便机房顶部为活动顶，可拆卸，方便设备工厂组装与内部设备后期更换维护。功率线缆从机柜内部走线，打开柜门和两侧假面板即可维护；信号线缆从过道底部走线，揭开活动底盖板即可实现维护；顶部照明、烟感等线缆从顶部，拆开活动扣板即可实现维护。E）人性化设计、方便维护及逃生配备单元化通讯箱和配电箱、成套的工具箱（含万用表、绝缘手套、扳手等），维护通道约1M，方便维护或更换。内置消防箱（配备灭火器）、方便维护或48、逃生。F）方便现场施工安装安装方便：吊装夹角60度，吊装至安装位置，与底墩进行焊接固定即可现场接线快捷：无需进入机房，现场只需通过设备四个外置接线箱接入光伏直流电缆、交流输出电缆即可。因机房内部各单元设备在出厂前已完成组装及相互之间连线。G）机房环境适应性强防锈：机房框架由冷轧板和型钢焊接，表面喷砂，采用户外专用油漆，底漆、中间漆和面漆共进行七道喷涂。可满足25年使用寿命。防护等级：IP54。防尘：百叶窗结构加防尘网设计，具备捕尘、集尘功能。进出风口采用聚氨酯发泡材料实现双重防尘，滤网可拆卸，方便更换和清洗。防鼠及其他生物：百叶防尘网、焊接或橡胶条密封处理、进门处加防鼠板。防火：符合建筑设计防49、火规范GB50016-2006的要求。内部非金属结构件材料满足防火UL 94-V0的等级，其余材料符合建筑耐火二级要求或阻燃；设灭火器、防火逃生门。防盗：框架焊接、优质钢板蒙皮、外表无可拆卸处、防盗门锁、远程监视。隔热保温：顶部和侧墙采用岩棉保温处理，有效隔绝热量或光照热辐射。抗震等级：8级地震。抗风等级：14级风。H）逆变器采用前维护方案，省去了传统设备布局后方预留的维护通道，可尽量靠墙放置，节省了设备占地面积和成本。（3）集散式逆变器集散式逆变器结合了集中式和组串式的部分特点，既有多路MPPT跟踪，又能进行大型集中逆变。集散式逆变器将MPPT和DC/DC升压功能集成到智能MPPT汇流箱，然50、后集中将升压后的直流电转换为交流电的设备，采用单体1MW逆变器，从智能MPPT汇流箱输出电压抬升到800VDC，相较组串式逆变器降低了交流线缆损耗，相较集中式逆变器降低了直流线缆损耗。以上能电气的CP-1000型逆变器为例，额定功率为1000KW，最大转换效率为99%，中国效率高达98.34%，MPPT电压范围通常为300V850V，额定电网电压520V。集散式逆变方案连接原理是：光伏组件-光伏电缆-智能汇流箱-直流电缆-集散式逆变器-交流电缆-变压器。当前的主流功率有1000KW和1250KW等。1MWP阵列的MPPT路数共约4896路。集散式方案简图如下：通常单机容量大的逆变器单位成本低，51、但理论上同光伏阵列中所用逆变器MPPT数量越多，跟踪精度越高，系统效率越高，因此逆变器选型是一个综合效益最大化选择，不仅取决于逆变器的某一项技术参数。基于目前三种逆变器的市场价格水平，在容量、子方阵布置及其他设施投资相同的前提下，以1MW子方阵为例对集中式、集散式和组串式逆变器进行投资比较，见下表。集中式、集散式和组串式逆变器工程投资差异比较集中式逆变器发电单元投资（典型1MWP)序号名称数量单位单价(万元）总价(万元）1500KW集中式逆变器（含直流柜）2台13.1426.282箱式升压变电站1000KVA1台2222316路汇流箱6台0.482.88412路汇流箱8台0.463.685数据52、釆集柜1面3.23.26ZRC-YJV22-2X4MM26.1KM1.48.57YJV22-0.6/1KV-2X50MM21.3KM8.3710.98YJV22-0.6/1KV-2X70MM20.4KM10.74.39YJV-0.6/1KV-1X95MM20.1KM7.3350.710YJV-0.6/1KV-3 X 240MM20.12KM46.745.611汇流箱通讯0.98KM1.3851.4ZC-DJYP2VP2-22-2 X2X 1.0MM212逆变器室（含通风设备和灭火器等）1座121213汇流箱安装支架14套0.010.1414合计101.58集散式逆变器发电单元投资（典型1MWP53、)序号名称数量单位单价(万元）总价(万元）11000KW集散式逆变器（含直流柜）1台28282箱式升压变电站1000KVA1台2121316路汇流箱6台0.663.96412路汇流箱8台0.614.885数据釆集柜1面3.23.26ZRC-YJV22-2X4MM26.1KM1.48.57YJV22-0.6/1KV-2X50MM21.3KM8.3710.98YJV22-0.6/1KV-2X70MM20.4KM10.74.39YJV-0.6/1KV-1X95MM20.1KM7.3350.710YJV-0.6/1KV-3 X 240MM20.12KM46.745.611汇流箱通讯0.98KM1.3854、51.4ZC-DJYP2VP2-22-2 X2X 1.0MM212逆变器室（含通风设备和灭火器等）1座121213汇流箱安装支架14套0.010.1414合计103.04组串式逆变器发电单元投资（典型1MWP)序号名称数量单位单价(万元）总价(万元）150KW组串式逆变器（含数据釆集器）22台2.2549.52箱式升压变电站 1000KVA1台21213交流汇流箱6台0.452.74ZRC-YJV22-2X4MM25KM1.47.05YJV22 -0.6/1KV-3X16MM21.2KM3.463.96YJV22 -0.6/1KV-3X95MM20.5KM17.528.767YJV22 -0.55、6/1KV-3X120MM20.4KM21.648.668汇流箱通讯ZC-DJYPVP-22 -2X2X 10MM0.94KM1.3851.39组串逆变器、1MWP数据釆集器交流汇流箱安装支架27套0.010.2710合计103.093.5.3逆变器的选型经上述经济技术分析，三种逆变器方案除组件和支架基础外的设备初始投资基本差异不大，结合场址区域实际气候、海拔等特性，考虑本工程所选的光伏组件与逆变器的匹配性，为提高系统效率和降低后期运维工作量，尽量降低投资的提前下，本工程推荐采用1000KW集散式逆变器（一体化逆变器房）。1000KW逆变器主要技术参数表名称技术参数输入（直流）最大直流功率1156、23KW最大输入电压1000V最大输入电流1498A输入工作电压范围720900V输入连接端数1015路输出（交流）额定功率1000KW最大交流输出功率1100KVA最大输出电流1203A最大总谐波失真0.99隔离变压器不具备直流电流分量0.5%额定输出电流功率因数可调范围0.9（超前）0.9（滞后）效率 最大效率99.5%中国效率98.42%保护 直流过压保护、交流过压保护、电网监测、接地故障监测、过热保护、绝缘监测具备常规数据 尺寸(宽高深)2390MM2070MM790MM重量1500KG运行温度范围-30+55夜间自耗电25W运行时最大损耗1400W外部辅助电源供电（可选）380V，157、0A冷却方式温控强制风冷防护等级IP21相对湿度 （无冷凝）095%，无冷凝最高海拔6000M(超过3000M需降额)显示屏触摸屏通信接口/协议RS485/MODBUS，以太网（可选）与集散式逆变器配套的智能MPPT控制器名称技术参数输入（直流）MPPT单元数量4每路MPPT单元接入组串数4每路MPPT单元最大输入功率24KW每路MPPT单元最大额定功率22.4KW输入工作电压范围300800V输出参数（直流）额定输出电压750V输出电压范围720830V最大输出电流135A系统参数最大效率99.5%防护等级IP65冷却方式自然冷却环境条件工作温度-30+55最高海拔6000M(超过3000M58、需降额)机械特性尺寸(宽高深)1030MM880MM300MM重量80KG3.6光伏阵列设计及布置方案3.6.1光伏阵列设计3.6.1.1光伏组件的串、并联设计光伏组件串联数量计算，根据GB50797-2012光伏发电站设计规范中组串计算公式要求：VDCMAX逆变器允许最大直流输入电压（V）；VMPPTMIN逆变器MPPT电压最小值（V）；VMPPTMAX逆变器MPPT电压最大值（V）；VOC光伏组件开路电压（V）；VPM光伏组件工作电压（V）；KV光伏组件开路电压温度系数；KV光伏组件工作电压温度系数；T光伏组件工作条件下的极限最高温度（）；T光伏组件工作条件下的极限最低温度（）；N光伏组件59、串联数（N取整）。经初步计算，串联光伏组件数量N为：16N24。本项目采用集散型逆变器，逆变器的最大直流电压为1000V，采用275WP组件时，当22个组件一串时，直流功率为6.05KWP，172串接入一台1000KW集中型逆变器，其功率为1040.6KWP，与逆变器容量匹配；22个组件一串，其串联后的工作电压均在该组串型逆变器的MPPT电压范围内，开路电压在该逆变器的最大直流电压允许范围内，因此，本阶段光伏组件推荐采用串联数量为22块。3.6.1.2光伏组串的排布一个光伏组串单元中光伏组件的排列方式有多种，竖向排列接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，缺点是在复杂地形中产生遮挡后不发电部分占60、比大；横向排列接线复杂，施工难度大，优点是在复杂地形中遮挡后其余二极管还在继续发电。本项目推荐使用265WP多晶硅组件进行横向安装排列方案，每个支架单元含2个组串。如下图。265WP多晶硅光伏组件安装方式3.6.1.3阵列间距计算光伏阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定阵列间的距离或光伏阵列与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9:00至下午15:00（当地真太阳时）的时间段内，光伏组件不应被遮挡。按照下面公式进行计算，光伏阵列间距或可能遮挡物与阵列底边的垂直距离应不小于D。D= COSAH / TAN SIN- 1（SINSINd+COSCOSdCOSH） 式中：D遮61、挡物与阵列的间距，M；H遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，M； 当地纬度；A太阳方位角；d太阳赤纬角；H时角。经计算，本工程光伏阵列南北向间距最小值为8M。布置时可结合场地的地形现状，适度调整南北向间距。考虑东西向坡度的影响，每个光伏组件单元之间留出1M的空间，既可作为纵向通道使用，又可使相邻光伏组件单元之间很好适应地形变化且相互之间不产生阴影遮挡。3.6.2方阵接线方案设计（1）概述本工程设计规模为1MWP，全部采用265WP多晶硅光伏组件，电站共1个1MWP子方阵，包含了12个汇流箱、1个兆瓦房、1个箱式变压器。本工程采用集散型逆变器，每22块多晶硅光伏组件串联形成1个光伏组件串，每1262、16个光伏组件串接入1台MPPT智能汇流箱，每12台MPPT智能汇流箱接入1台1000KW集散逆变器，每台1000KW集散逆变器接入1台1000KVA-10KV双绕组升压箱变（变压器低压侧电压根据逆变器出口电压确定），将逆变器出口交流电升压至10KV。（2）子方阵直流电缆敷设方案光伏发电系统线缆敷设工程量大，相应土建开挖量也是除支架基础外最大的部分，对发电系统的效率、工程投资和建设工期都有很大影响。结合本工程总平面布置方案，在减少地表扰动，做到环境保护和节省投资同行并重的前提下，对子方阵直流线缆敷设提出以下方案：A）支架单元上光伏组件串内部接线部分：利用组件自带的光伏专用电缆（含MC4接头）采63、用直接插拔式连线安装，线缆绑扎固定在支架檩条的凹槽内。B）同一个汇流区内光伏组件串出线部分：位于东西向同一排支架上组串单元，需跨东西向支架间隔敷设的连接电缆均采用穿管架空的方式布置。C）汇流箱出线部分：结合汇流箱分布位置，交流电缆先采用同一主干路径就近共沟、直埋敷设，尽量减少分支走向上电缆直埋量，避免与光伏组件串汇流电缆的交叉；再利用箱变电缆沟接入箱式变压器，所有过路电缆均采用金属套管加以防护。3.6.3总平面布置光伏发电是清洁、环保的能源形式之一，我们认为在光伏电站的设计过程中应始终秉持的理念是“绿色、创新、高效、智能”。以此理念为指导，我们认为光伏电站的总平面布置应贯彻以下原则：（1）结合64、用地的自然地形和环境，以及使用性质、功能、工艺要求，合理布局，路网结构清晰，办公和设备流线合理有序。并对建筑物、道路、绿化、电缆管线综合考虑，统筹兼顾。决不进行大规模场平处理，而是因地就势布置光伏组件阵列，减少场平工作量，减少施工扬尘，降低投资。（2）在光伏组件支架基础形式选择及施工过程中应最大限度的减少对地表植被的破坏，保护相对脆弱的生态系统。（3）合理利用土地，坚持“适用、经济”的原则。通过国内新疆、甘肃、青海、山东、河北等项目的实践经验，采用优化设计间距布置，降低组件倾角。减少占地面积和带来的其他费用增加的前提下，减少支架用量，提高系统发电量。（4）建筑布局应根据地域气候特征，防止和抵御65、寒冷、暑热、疾风、暴雨、积雪和沙尘等灾害侵袭。建筑单体应考虑安全及防灾（防火、防洪、防涝、防海啸、防震、防滑坡等）措施。（5）应结合场地特点，光伏发电各种运行方式的特点及各个功能分区（光伏阵列区、逆变器、管理区等）之间的相互关系进行总体布置。（6）光伏电站各建（构）筑物之间的间距，除应在设计时段内不对光伏组件造成阴影遮挡外，还应满足防火等要求。（7）交通组织系统应便于较大设备的运输，满足日常巡查和检修的要求。（8）充分结合场地的地形、地质、水文等条件，进行光伏组件阵列基础、建（构）筑物及道路等的竖向布置，合理确定空间位置和设计标高。局部场平设计应尽量减少土石方量，做到填、挖方基本平衡。应合理、66、有效组织场地地面排水，如有必要，合理设计工程防、排洪设施，满足场地防、排洪要求。3.6.4布置优化（1）因地制宜的总体布局总图布局体现以人为本，可持续发展、节能环保为规划设计思想。规划布局从功能和可操作性及与周边环境相互协调一致出发，同时考虑经济适用性，因地制宜的进行总体布局。根据招标方提供电站规划用地范围，调整子方阵布置形式，尽可能最大面积的利用已有土地。总平面布置通过优化设计间距布置，降低组件倾角，从而尽可能的减小占地面积。面积变化带来的其他费用增加的前提下，降低支架用量，提高系统发电量。应基地建设要求，光伏基地内严禁大范围土地平整、严禁大开挖型式基础、严禁砍伐树木等对当地生态环境造成破坏67、的行为；由于局部土地平整以及基础施工对环境造成破坏的，必须在施工后采取植被、生态恢复等措施。（2）便捷、通达的交通组织交通组织系统是由电站内的纵横交通道组成。生产区内设纵横道路，纵向道路将横向道路连接起来，所有纵横道路均与环道相连，形成一个场内道路系统，便于较大设备的运输，满足日常巡查和检修的要求。在满足建筑物、构筑物使用功能的要求下，合理安排其位置，使建、构筑物间的交通联系方便、便捷、通畅。充分利用自然地形，因地制宜、因势利导，尽可能减少土方工程量，力求填、挖方接近平衡，运距最短，从而降低工程造价。道路布置时充分考虑场内集电线路走向问题，尽可能使集电线路走向与场内主干道走向一致，在铺砌道路时68、，可将位于路边的电缆沟一并制作完成，有效减少重复开挖的土方量。光伏电站与基地主干道连接的进站道路（自电站大门为止）采用6M路面宽的硬化路面；并根据生态修复要求、地形条件在道路两侧配套建设绿化带。运行期检修道路与施工期施工道路宜结合使用，道路路宽为3.5M，兼做消防道路的路宽不应小于4M。光伏电站围墙采用钢丝网或钢格栅围栏，高度不小于1.6M。（3）丰富的空间结构，合理的线路走向根据场址区域地形特点，采用灵活的布局形式。光伏发电系统线缆敷设工程量大，相应土建开挖量也是除支架基础外最大的部分，对发电系统的效率、工程投资和建设工期都有很大影响。结合本工程总平面布置方案，在减少地表扰动，做到环境保护和69、节省投资同行并重的前提下，对子方阵直流线缆敷设提出以下方案：A）支架单元上光伏组件串内部接线部分：利用组件自带的光伏专用电缆（含MC4接头）采用直接插拔式连线安装，线缆绑扎固定在支架檩条的凹槽内。B）同一个汇流区内光伏组件串出线部分：位于东西向同一排支架上组串单元，需跨东西向支架间隔敷设的连接电缆均采用穿管架空的方式布置；汇流区内各组串单元的出线需跨越方阵南北向间距进入汇流箱的线路，采用同一路径直埋敷设。C）汇流箱出线部分：结合汇流箱分布位置，直流电缆先采用同一主干路径就近共沟、直埋敷设，尽量减少分支走向上电缆直埋量，避免与光伏组件串汇流电缆的交叉；再利用逆变器室电缆沟接入室内直流柜，所有过路70、电缆均采用金属套管加以防护。3.6.5 辅助技术方案（1）环境监测方案在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数；为电站运行和光功率预测评估提供基础数据资料。（2）组件清洗方案电站所处环境的沙尘较大，经常受到沙尘、强风的影响，光伏组件很容易积尘，影响发电效率。结合项目地气候特点和季节性天气条件，光伏阵列的光伏组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在光伏组71、件上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现光伏组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查光伏组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保光伏组件表面的清洁。本电站采用人工清洗组件。清洗可雇佣当地劳动力，每年清洗可用雇佣3040人次清洗组件。3.6.6防风治沙方案由于本项目地处季风带气候，为避免风沙的影响，本项目可以在光伏电站建设中进行防风治沙处理，提高电站土地集约化利用。草方格沙障是用麦草、稻草、芦苇、青稞秸秆等材料直接插入沙层中，直立于沙面，呈方格状的半隐蔽式沙障（如下图）。是国内流沙治理中普遍采用的、行72、之有效的一种机械沙障。尤其是在气候干燥、环境恶劣、植树造林比较困难的流动沙丘上，它作为植物固沙的先行措施不仅改变着流沙的流动性、地表的粗糙性以及对外来流沙的阻滞性，而且为植物成活生长提供了有利的条件。该措施取材容易，成本低廉，施工方便。草方格沙障本沙障可以采用秸秆作为主要材料，沙障形式为正方形，规格为1M1M。沙障由主带和副带纵横交织而成，主带与主风方向垂直，副带与主风方向平行。3.7并网系统设计本项目总装机容量为1000KW。在阵列区安装一台箱式变压器和一台集散式逆变器，该逆变器共有14个汇流区，7个汇流区为一个逆变单元（本项目共计12路，备用2路），经一台逆变器逆变后升压。本工程拟定的升压73、并网方式为0.315KV10KV一级升压并网的方式，这种方式共采用容量为1000KVA箱式逆变器（每套含2面500KW直流防雷配电柜、2台500KW逆变器、1台10KV升压变压器）1套，将1000KWP逆变器交流侧315V输出电压升至10KV后，用10KV电缆汇流至规划区域内10KV汇集站内的10KV配电母线上，通过10KV架空线路将10KV交流电“T”接至附近10KV电网。如下图所示：1000KW电气接线示意图 电气主接线图本系统为小型光伏系统，输出电流较小，可直接接入本地三相线路。为便于计量，逆变器输出接入原总计量表之前，并在太阳能电站输出口接入电量计量仪，用于记录太阳能电站发电量，为绿电74、收购提供数据。计划从项目地位置，沿10KV线路就近并网。用户端电量计量器仍记录用户全部用电量，因此对用户而言，用量与计量与原来完全一致，不影响用户习惯计量方法。太阳能电站输出线可直接接入用户电网线路，也可根据电力部门要求接入防逆流装置。（具体将与电力部门进行确认）3.8数据监控3.8.1环境监测仪本系统配置环境监测仪(如下图所示)，用来监测现场的环境情况：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，适用于气象、军事、船空、海港、环保、工业、农业、交通等部门测量水平风参量及太阳辐射能量的测量。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其RS485通讯接口可接入并网监75、控装置的监测系统，实时记录环境数据。3.8.2系统监控、数据采集在每一个太阳能光伏并网电站配电室配备一套太阳能需装备系统监控设备。采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，配置光伏并网系统多机版监控软件，采用RS485通讯方式，连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测。(1) 监控主机系统特点如下： 嵌入式低功耗PENTIUM M 处理器 CRT/LVDS接口 以太网接口 RS232/485接口 USB2.0 512M 内存 80G硬盘 工控机和光伏并网逆变器之间的通讯采用RS485总线通讯方式。 (2)光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下： 实时显示76、电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。 可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压B、直流电流C、直流功率D、交流电压E、交流电流F、逆变器机内温度G、时钟H、频率J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计CO2减排量N、每天发电功率曲线图 监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、逆变器过载；G、逆变器过热；H、逆变器短路；I、散热器过热；J、逆变器孤岛；K77、DSP故障；L、通讯失败；(3)监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外和室内环境温度和电池板温度等参量。(4)监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。(5)可提供中文和英文两种语言版本。(6)可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP，7等操作系统。(7)监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。(8)显示单元可采用大液晶电视，具有非常好的展示效果，下图是对并网逆变器的监控界面：3.9光伏系统的安全措施3.9.178、抗风、防冰雹无论是采用上述哪种方法，支架的稳定性和安全性都按风荷载及恒荷载的最不利荷载组合进行计算，确保支架结构的安全组件安装要求螺丝坚固，方阵四个角加拉索钢丝绳二次防护，整个方阵与屋顶完美结合，能达到抗风要求，另外不破坏建筑本身结构。组件具有良好的防冰雹能力，标准测试是直径1CM钢珠在离组件玻璃面一米高处自由落下，表面玻璃不会损坏，完全可以达到防冰雹要求。3.9.2系统防雷（1）系统防雷防雷标准GB50057-2000 建筑物防雷设计规范GB3482-83 电子设备雷击实验方法IEC62305 雷电防护电池方阵防雷据标准电池方阵属于第三类防雷建筑物，且电池组件安装在建筑屋顶，可将电池方阵支架79、与屋顶的防雷带进行连接。如果一旦遭受雷击，可以通过支架将雷电流导入防雷带中。直流侧的防雷为了防止雷电流从直流侧线路引入到方阵侧或设备侧，所以在直流汇流箱和直流配电柜内均安装直流防雷模块，根据方阵串联的系统电压，我们选择的防雷耐压DC1000V。交流侧的防雷交流侧的防雷主要加装在交流配电柜内，为了防止通过交流输出线缆引入的雷电流。通信侧的防雷为了更好的监控光伏电站的运行情况，安全而稳定的通信系统是必不可少的，需要监控直流汇流箱、风速传感器、温度传感器以及辐照度传感器等，怎样有效的防止因为通信线缆而引入的雷电流是我们不可忽视的问题，因此在通信线的末端也加装专门的防雷模块。（2）系统接地防雷接地：包80、括避雷针、避雷带以及低压避雷器、外线出线杆上的瓷瓶铁脚还有连接架空线路的电缆金属外皮。工作接地：逆变器、蓄电池的中性点、电压互感器和电流互感器的二次线圈。保护接地：光伏电池组件机架、控制器、逆变器、以配电屏外壳、蓄电池支架电缆外皮、穿线金属管道的外皮。屏蔽接地：电子设备的金属屏蔽。重复接地：低压架空线路上，每隔1公里处接地。3.9.3防孤岛效应保护设计“孤岛效应”指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。本光伏系统设计要求，当电网出现失压状态，防孤岛效应保护将会在0.2S 内动作，使光伏系统与电网断开。“孤岛效应”对设备和人员的安全存在重大隐患，体现在以下两方面：（1）一方81、面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故； （2）另一方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。本方案采用的光伏并网逆变器均采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法。（1）被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的幅值、频率和相位参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；（2）主动式检测方法指对电网参数产生小82、干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电，其中一种方法就是通过测量逆变器输出的谐波电流在并网点所产生的谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判断，当电网失电时，会在电网阻抗参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。注：检测时限0.51S；此外，在并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要持续检测电网信号在一段时间（如90秒钟）内完全正常，才重新投入运行。四、 经济效益4.1系统能效计算分析4.1.1系统效率及发电量分析本项目在分析系统发电量时采用PVSYSTEM软件，该软件为专业的工具软件。旨在提高规划、决策人员以及工业界实施83、可再生能源项目和节能项目的能力。PVSYSTEM 可在全球范围内用于评估各种节能和可再生能源技术方案的各项指标，如能源产出、使用期间的成本和温室气体减排量等。该软件内的所有清洁能源技术模型都包括完整的一套产品、成本和气象数据库及详尽的用户在线使用手册，还包括案例分析等其他工具。下面对本项目总计1MWP分布式并网光伏发电系统分析光电发电系统效率以及发电量：仿真软件： PVSYSTEM经纬度：东经7135北纬3401光伏系统型式：并网型气候资料来源： METEONOM软件组件型号： 265WP系统容量：1000WP逆变器：500KW *2组件组装倾角：向南31倾角（与地面倾角）阴影分析：忽略周边建84、物阴影影响太阳能光伏发电系统总效率包括：光伏组件效率，低压汇流及逆变器效率，交流并网效率。A)光伏组件效率1：表1光伏组件效率系数表序号名称修正系数1光伏组件的匹配损失98.00%2表面灰尘遮挡损失97.00%3不可利用的太阳辐射损失96.00%4温度影响损失97.00%5其他损失98.00%汇总光伏组件效率1(12345)87.64%B)低压汇流及逆变器效率2:表2低压汇流及逆变器效率系数表序号名称修正系数1低压汇流线损97.50%2逆变器效率98.50%汇总低压汇流及逆变器效率2（12)96.04%C)交流并网效率3:表3交流并网效率效率系数表序号名称修正系数1并网效率98.50%2交流线85、损97.50%汇总交流并网效率3(12)96.04%太阳能光伏发电系统总效率：表4综合效率系数表序号名称修正系数1光伏组件效率87.64%2低压汇流及逆变器效率96.04%3交流并网效率96.04%光伏发电系统总效率(123)80.84%太阳能电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及老化综合效率取80.84%。从软件运行结果可知：光伏系统总效率为80.84%，首年可再生能源转换的电能约132.73万KWH。4.1.2实际发电量预测PVSYSTEM软件计算出的发电量是理想状态下的数值。由于多晶硅具有衰减的特性，所以在实际运行当中，电池组件86、的输出功率每年都在衰减，发电量应是逐年递减的。且各组件生产商产品衰减率也不同，为最大限度提高本项目的发电率，我公司选用最优质多晶硅电池组件，保证第一年不低于98%的标称输出功率，之后每年衰减不高于0.7%，直至第25年不低于80.7%的标称输出功率。由此，在实际的运行当中，光伏系统的实际发电量应加入电池组件的衰减率计算，预测第1年实际发电量为132.73万KWH,预测第25年实际发电量为108.35万KWH，预测25年总发电量为2990.95KWH，如下表所示：年份组件功率及系统效率衰减年发电量(万KWH/YEAR)198%132.73297.30%131.10396.60%129.7549687、.00%128.66595.30%127.58694.60%126.50793.90%125.41893.20%124.33992.50%123.251091.80%122.161191.10%121.211290.40%120.271389.70%119.321489.00%118.371588.30%117.421687.60%116.471786.90%115.531886.20%114.581985.50%113.632084.80%112.682184.10%111.732283.40%110.792382.70%109.972482.00%109.162581.30%108.35488、.2技术经济分析4.2.1工程项目投资概算初始投资包括太阳能发电系统投资，配套建安工程费用，两项合计为750万元。本项目具体物料清单大致如下：一、物料序号名称规格型号数量单位备注1多晶265W组件TPS-P6U265W4048片2中压块40-406000个边压块40-204000个外六角全丝螺丝M8*25（8.8级）6500套外六角半丝螺丝M10*85（8.8级）10000套外六角半丝螺丝M12*65（8.8级）2250套外六角半丝螺丝M12*80（8.8级）1200套内六角全丝螺丝M8*45（8.8级）10000套平板螺母10000个对接头800个铰连接2200个4钢筋104吨60.6吨5商89、混C30100方6镀锌扁铁60*5 6米/根100根0.236吨7镀锌角钢63*63*6 6米/根8根0.046吨8矩形管40*60*2.5 6米/根330根7.5438吨9带钢177*2.040吨二、线路序号名称规格型号数量单位备注1汇流箱16进1出14个支架安装2光伏线PV1-F1*4（红）6750米沿横梁敷设PV1-F1*4（黑）6750米沿横梁敷设PV1-F1*63750米沿横梁敷设PV1-F1*63750米沿横梁敷设3直流电缆YJV22-0.6/1KV-250MM275米汇流箱至兆瓦房YJV22-0.6/1KV-270MM400米YJV22-0.6/1KV-295MM170米4动力电90、缆YJV22-0.6/1KV-3185MM80米逆变器交流侧至变压器低压侧YJV22-0.6/1KV-56MM18米兆瓦房配电动力电缆5接地线BVR-1KV-116MM28米汇流箱接地610KV电缆YJV22-8.7/10KV-370100米箱变至汇集站7PE管70管/用于汇流箱处 6米/根15根汇流箱过桥穿线、汇流箱出线8MC4插头210套9黑色缠绕管30管72米10扎丝按需11镀锡铜鼻子（圆头圆尾）50MM24个70MM24个95MM12个150MM48个12镀锡铜鼻子（圆头开尾）16MM28个13热缩管25MM（红）10米25MM（绿）10米30MM（红）7米30MM（绿）7米30MM（91、黄）7米35MM（黑）2米50MM（黑）2米14黄绿电工胶带10卷15电缆标识牌30MM*60MM50个16防火包（阻火包）250*150*25200包17高压电缆标志桩根据现场情况18镀锡铜套4MM340个6MM9019防腐沥青按需5020黄绿漆按需3021防火泥按需100三、电气部分1、一次设备序号名称规格型号单位数量备注1.11MW兆瓦房逆变器2台，500KW/台台1/1.2箱式升压变电站0.315/10KV、1000KVA台11.310KV电源进线柜面11.410KV出线柜面11.510KV电压互感器及避雷器柜面1210KV隔离刀闸终端杆安装台12.1“T”接点10KV户外真空断路器终92、端杆安装台12.2架空线路JKLYJ-70KM0.12.3铜排铜排4MM30MM米302.410KV线路PT对侧台12、二次设备序号名称规格型号单位数量备注1主机操作员工作站处理器字长：64位；CPU：INTEL 四核；主频：3.1GHZ；内存：4G；显存：512M；硬盘（SCS1）：1TB；网卡数量：4 块；网卡速率：100 MBPS；光驱：8X 超薄 DVD-ROM；操作系统：WINDOWS；以太网接口：2个通用键盘和鼠标：各1个套1/2液晶显示器25英寸液晶显示器 、分辨率：不小于16001200台1/3监控系统软件套1/4语音报警装置套1/5监控台两工位套1/6环境监测仪台1/7黑白激93、光打印机台1/8远动屏/8.1远动通信装置套1/8.2规约转换器套1/8.3模拟通道防雷器套1/8.4数字通道防雷器套1/8.5卫星时钟同步系统套1/8.6工业级以太网交换机22电口，2光口。电源：交直流两用。无风扇，使用电力行业权威机构检测合格的工业网络交换机。台1/8.7组屏及附件面1/9数据网接入及安全防护设备路由器*1、交换机*1、纵向加密认证装置*1套1/10解列装置安装于计量屏/11计量屏/11.1关口表0.2S级双方向计量有功、双方向无功电能表电能表三相四线块2供电局指定或者免费安装11.2电能量信息采集集中器套111.3电能质量在线监测装置台1/11.4组屏及附件/12直流屏494、0AH/220V、含DC/DC电源转换装置面1/13UPS电源装置1KVA套1安装于直流屏内1410KV线路保护测控装置套2安装于10KV开关柜15通信系统/15.1智能PCM套1供电局指定15.2综合配线柜(ODF48、DDF32、VDF200)面116 低压配电屏图：HCLM-DS1-01C-08面1/17二次电缆17.1YJV-0.6/1KV-24米100/17.2YJV-0.6/1KV-26米5017.3YJV-0.6/1KV-44米5017.4ZR-KVVP-450/750V-42.5米20017.5ZR-KVVP-450/750V-44米10018逆变室数据采集柜面118.1通讯管95、理机每台装置至少含对上通信接口：以太网口 1 挂接通信协议种类 4 每台装置至少含对下通信接口：串口（双绞线或光纤） 8 挂接通信协议种类 10台118.2以太网交换机2光口，4电口，电源AC220V台118.3光纤终端盒2进2出套118.4电源输入和输出自动空气开关2路16A，6路6A套118.5光缆固定附件及安装附件套118.6光纤跳线满足工程需要套118.7柜体及附件面14.2.2资金来源建设单位自有资金为750万元。4.2.3 投资回收期及比较(1) 1MW太阳能电站发电全额并网，目前国内全额收购价格为0.98元/KWH。总投资=750万元投资收益率= 年收益/总投资= 0.9811996、.32万KWH750万元=15.6%投资回收期=总投资/年收益= 750(0.98119.32万KWH)=6.41年25年总收益=0.98119.32万KWH25年=2923.34万元25年总利润=25年总收益-25年总投资=2923.34万元-750万元=2173.34万元，6年即可收回成本，第7年后开始盈利，25年累计可节电收益约2173.34万元。4.3节能量计算光伏发电系统可以减少燃煤火电装机，基准值为燃煤机组。燃煤机组：360G/KWH（0.36TCE/MWH）; 不同类型温室气体换算成二氧化碳：1吨CH4等于21吨二氧化碳 （根据IPCC1996）1吨N2O等于21吨二氧化碳 （根97、据IPCC1996）根据项目全年常规能源替代量的计算结果，本项目的全年常规能源替代量为442.64吨标煤。具体数据如下表所示：年节约标煤量（吨）主要污染物年减排量（吨）CO2SO2粉尘NOX排放系数（吨/万KWH）4.0009.9700.3000.0680.040减排量（吨）442.641103.2833.27.524.43单位减排效益（元/吨）550.00208.501,260.00550.002,000.00年减排效益（万元）24.35234.180.410.886合计（万元）52.826其中，GCE克标准煤、KGCE公斤标准煤、TCE吨标准煤；若需精确计算，应充分考虑灰尘遮挡的影响以及组98、件功率的衰减。五、 社会效益5.1环境影响分析太阳能属于清洁可再生能源，无论从能源角度，还是从环境角度，都是未来发展的重点，光伏并网发电的推广应用，无疑会带来良好的环境效益。可以粗略计算“环境效益”如下： 每KWH电耗标煤：2007年我国发电耗标煤平均为360G标煤/KWH。 每KWH电CO2排放量：2007年0.959 KG/KWH。按照EPIA的估计，光伏发电取代柴油发电机的CO2减排效果为1KG/KWH；光伏并网发电的平均减排效果为0.6KG/KWH。到2020年，全世界光伏发电的累计安装量将达到195GWP，其中大约50%为光伏并网发电。20002020年通过光伏发电达到的CO2的减排99、量将是7亿吨，仅2020年当年CO2的减排将达到1.64亿吨，相当于4400万辆汽车或75个大型火力发电厂的排放量。国内到2020年的太阳能电池累计装机将达到32GWP，年发电量达到48TWH，当年CO2的减排将达到0.3亿吨。5.2项目推广前景分析（1）潜在效益光伏系统的建设不仅具有明显的节能、环境效益，同时还有其他潜在的社会效益。（2）CDM效益分析清洁发展机制（CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM,简称CDM）是在京都议定书中建立的一个国际合作机制。京都议定书在1997年12月正式通过，其为38个工业化国家，其中包括11个中东欧国家，规定了具有法律约束力的限排义务。即这100、38个工业化国家在2008年至2012年（即该议定书的第一阶段）的承诺期内，把他们的温室气体（限排目标包括：CO2、CH2、N2O、HFCS、PFCS以及SF2）排放量从1990年排放水平平均降低5.2%。同时，发展中国家在第一阶段不承担这个法律义务。清洁发展机制主要含义是，发达国家通过资金和技术，与发展中国家开展项目级合作，通过项目所实现的“核证减排量”（CERTIFIED EMISSION REDUCTION, CER）,用于履行发达缔约国在京都议定书下所承诺的减少本国温室气体排放量的义务。清洁发展机制（CDM）运行的经济前提是，发达国家履行其减排义务需要建立在较高成本的基础上。而发展中国101、家却由于起点较低的原因，可以用低得多的成本完成排污量的减少，或者用大致相同的成本完成更为大量的减排。2005年2月16日京都议定书正式生效。该议定书所创造的“清洁发展机制”也就正式进入一个新的运行阶段。这个体制将终止于2012年。在此之前，中国企业能够利用CDM机制将其国内法律上的环保义务转化为融资/交易产品。CDM在我国设计的项目有能源、化工、建筑、制造、交通、废物处置、林业和再造林及农业等领域。光伏发电属于可再生能源发电项目，其温室气体排放量的计算需参考方法学ACM0002经批准的可再生能源发电并网项目整合的基准线方法学。（3）CO2减排效益欧洲温室气体排放贸易市场在2005年启动后，其交102、易价格曾达每吨二氧化碳30欧元。2007年1月，国家发改委气候办明确表示，CDM项目在中国成交价格不能低于8欧元。2007年2月，英国碳基金ICECAP公布的一项交易条款显示，8欧元的底价是从2006年下半年开始实施的。据悉，中国政府在2005年到2006年上半年之间执行的底价为7欧元。实际上，CER交易价格受付款条件、项目风险分配方式等诸多因素的影响，而对应于8欧元这一成交底价的交易条款通常是倾向于卖方的。因此，目前中国市场上，CER的成交价格多在10-13欧元之间。假设本项目二氧化碳减排量的成交价格为每吨二氧化碳当量9欧元，年减排量100%全部售出，则在项目并网发电25年的减排计入期内，C103、DM给本光伏发电项目每年带来的收益可以达到23.3万元（按2008年9月20日汇率9.889计算），项目开发前景乐观。（4） 工程节能减排分析中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要提出了“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右，主要污染物排放总量减少10%的约束性指标。国务院2007年6月颁布节能减排综合性工作方案强调，加强节能环保发电调度和电力需求管理，优先安排清洁、高效机组和资源综合利用发电，力争“十一五”期间形成6000万吨标准煤的节能能力。太阳能是一种清洁、无污染的可再生能源，太阳能的广泛利用可以极大地减少一次能源（如煤、石油、天然气）的利用，从而减少因开发一次能104、源而造成的污染物排放、毁坏植被、影响海洋生态等环境问题。在如今全球环境保护问题越来越突出的情况下，充分利用可再生资源发电，可以在提供新的电源的同时，不产生烟尘、SO2、温室气体、废水等污染物，不会因开发造成自然界不可恢复的破坏，具有非常突出的环境效益。5.3社会效益l 太阳能和其它可再生能源的资源一样取之不尽，用之不竭。可再生能源的大规模应用，可以节约常规能源、改善环境，达到可持续发展的目的。l 光伏并网发电系统的大规模应用有助于改善电网质量，加强电网的调峰能力，抗灾害能力和电网的延伸能力，是中心电站向未来分布式电站模式过渡的必不可少的组成部分。l 光伏并网发电在城市中的大规模应用，有利于提高105、全民的能源节约和环境保护意识，提高政府和民众对光伏产业的认知度和认同度。l 光伏产业的发展有利于增加就业机会，稳定社会。六、 工程可行性分析6.1环境效率分析总结：发展太阳能发电，可以充分利用丰富的可再生资源，节约宝贵的一次能源，避免因电力发展造成的环境污染问题，发展太阳能发电是实现能源、经济、社会可持续发展的重要途径，具有良好的环境效益。 6.2产业投资可行性总结：光伏能源作为清洁无污染的可再生能源，建成发电后，无需任何额外的投入和耗能，特别是在太阳能资源丰富的地区，有着很大的发展潜力。本工程为产业结构调整指导目录中鼓励发展的产业，符合新能源发展产业政策。工程所在地太阳能资源丰富，工程周围无敏感度，且发电过程不产生废气、废水及固定废弃物。因此，本工程将取得良好的经济、环境和社会效益，该工程建设是可行的。说明：以上为初步方案，仅供参考，详细深化方案及预算待后续根据现场实际测量、核实及客户确认后再确定（保留可能有结构及发电系统的调整及变动）。