可行性研究報告編制單位：陜西光智達新能源科技公司二〇二四年十二月屋面光伏項目可行性研究報告屋面光伏項目可行性研究報告 1 3 3 4 4 6 6 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 11 12 14 18 22 22 25 27 29 29 29 52 53 79 82 88 88 90 96 97 102 111 117 118 120 120 120 121 126 142 143 163 163 169 1建設單位：重慶宏泰新能源公司建設地點：重慶市西彭鎮項目規模：光伏裝機3.4996MWp項目性質：廠房屋頂分布式光伏項目土地性質：商業用地用電電價：運營期：25年光伏發網模式：自發自用，余電不上網屋面光伏項目包含：廠房彩鋼瓦屋面組件安裝、逆變器選型、光伏發電系統及相關配套系統設計。設計分界面：公司10kV高壓控制室31PS#及32PS#的10kV母線末端。1l′～110°11′，平均海拔高度400m，地勢由西向東逐步升高，從南北向長江河谷傾斜，全市以中低山為主，約占％，％，11.4％。氣候屬于典型的夏熱冬冷地區，冬暖春早、夏熱秋涼、無霜期長、多云霧、少霜雪、陰天多、雨季長、濕度2平均氣溫在27~29℃,最高氣溫43℃,俗有“火爐”之稱。重慶地區太陽能輻射量在3～10月份較充足，夏季太陽能輻射最大，春季和秋季次之，冬季最小。東段較多在970kWh/m2以上，渝東北巫溪、巫山、奉節等地最多在1020kWh/m2以上；中西段較少在970kWh/m2以下。據相關氣象資料統計，重慶地區年輻射總量為940～1160kWh/m2,35％。MeteoNorm軟件包含了世界上8300多個氣象站觀測數據，數據種類包括太陽總輻射、溫度、濕度、降水、降水日數、風速和風向以及日照時數數據。對于太陽總輻射，MeteoNorm利用附近氣象站太陽總輻射多年實測數據，結合Sherpard重力插值方法求得。MeteoNorm給出的重慶市太陽3本工程地址位于重慶市西彭鎮，經緯度位于經度：光伏項目運營的污染源。本工程基于既有建（構）筑物屋面，廠房為2003年建設的彩鋼瓦屋面，廠區道路滿足設備運輸條件，廠區運行維護方便，在電氣及安全生產要求的前提下，投資建設分布式光伏項目，建設條件是可行的。本工程利用廠房現有的廠房屋頂面積約為4.35萬平方米，光伏裝機容量3.4996MWp，光伏項目設計運行壽命為光伏根據系統設計軟件及項目建設的具體情況，平行于廠房屋面彩鋼瓦屋面安裝，總共擬采用650Wp單晶硅N型光伏組件5384塊，分別接入9臺250kW和2臺300kW的組串式逆變器。其中4臺250kW和2臺300kW逆變器接入2000kVA的10kV升壓變電站，以10kV電壓等級接入250kW逆變器接入1600kVA的10kV升壓變電站，以10kV電壓等級接入10kV高壓控制室（32PS）10kV母線末端。10kV升壓變電站均布置在廠房綠化帶和空地處。以“自發自用，余電不上網”的方式消納電力。屋面光伏項目可行性研究報告4經現場踏勘及光伏板初步布置，本工程光伏總裝機容量為3.4996MWp，含11臺組串式逆變器。光伏電站建成后，光伏的首年衰減后有效利用小時數約為818.49h，25年年均利用小時數約為778.81h，25年年均發電量約272.55萬kWh。本項目總裝機容量約3499.6kWp。每22-24塊650Wp單晶硅組件串聯作為一串，每20-24組串接入300kW或250kW組串式逆變器，整個工程廠房屋面共計設置逆變器11臺,交流側裝機容量為2850kW。經逆變器逆變后分散接至就10kV升壓變電站，本工程新建10kV升壓變電站2座，裝機容量分別為2000kVA和1600kVA。升壓后以10kV并網線路接至廠區#31PS、#32PS高壓控制室10kV母線末端。分布式光伏發電系統10kV接地方式與廠區已有10kV系統接地方式一致，低壓側0.8kV為中性點接地系統。5屋面光伏項目可行性研究報告質量率Wp量kWpkW量kWkVA132PS1111131PS11111屋面光伏項目可行性研究報告6本次利用現有的廠房屋頂總面積約為4.35萬平方米，為2003年建設的廠房，本次利用的熱軋生產車間為鋼筋混凝土排架結構加輕鋼屋蓋。屋面為彩鋼瓦，屋頂有通風器、采光帶，無其他障礙物，光伏區域已避開通風器、采光帶。生產區域有加熱爐，會造成屋頂溫度過高，該區域布置光伏組件存在安全隱患，光伏區域已避開。廠房建造年限較久，輕鋼屋蓋需加固后方能安裝光伏板。彩鋼瓦屋面的光伏支架采用橫梁支架，組件、橫梁支架通過成套夾具直接與屋面固定，與屋頂平行鋪設，不破壞屋頂原有的防水層，保證結構的安全性。本工程遵循電力工業“安全第一”及消防工作“預防為主、防消結合”的方針，按照有關規程、規范及規定的要求進行消防設計。消防設計力求技術先進，性能可靠，使用方便，經濟合理。消防設計原則：應嚴格執行《建筑防火通用規范》、《建筑設計防火規范（2018版）》、《建筑滅火器配置設計規范》和《消防設施通用規范》；嚴格控制使用易燃、可燃材料；有利防火、滅火,便于火災撲救；確保人身安全。本工程廠房屋頂布置光伏組件，組串式逆變器屋頂支架安裝，在配電房箱變旁布置并網計量柜。光伏組件為難燃燒物，但是屋頂一旦發生火災，對正常生產會造成影響，故按照E類火災，在車間樓頂光伏組件布置區域每25m設屋面光伏項目可行性研究報告7置1組5kg手提式干粉（磷酸銨鹽）滅火器，升壓變區域設置1組20kg推車式干粉（磷酸銨鹽）滅火器，用于撲救初期火災。施工期施工區域布置一定數量手提式干粉滅火器，用于撲救初期火災。根據當地的氣候條件，發揮技術優勢，積極配合其他各專業工種施工，科學的組織安裝交叉作業，精心施工，滿足施工進度計劃。在安裝過程中，光伏發電系統將成為建筑的有機組成部分，實現與建筑風格統一，而不是將光伏發電設備簡單安裝。本項目施工生產用水從已有供水管網引接。結合本光伏發電工程的特點，明確工程的管理范圍以及管理辦法。本光伏電站的光伏方陣、逆變器、監測通信系統、配電系統等設施為本項目生產區范圍。生活區充分利用已有設施。各自范圍嚴格區分，統一工程管理。本工程為清潔能源發電工程，無生產廢水，無煙塵、SO2、NOx等煙氣污染物和溫室氣體CO2的排放，不會對周圍環境產生負面影響，又能創造電力，因此本工程的建設有良好的環境效益：可減少大氣污染，改善當地的生態環8境，有利于環境和資源保護?？梢?，本工程的建設能實現經濟與環境的協調發展，節能和環保效益顯著。本工程在設計中對防火、防電傷、防機械傷害以及防暑、防寒等各方面均按各項規程、規范、標準等采取了相應的措施，為分布式光伏電站的安全生產、減少事故發生創造了較好的條件。本光伏電站工程的建設符合可持續發展的原則，是國家能源戰略的重要體現。項目建成后，25年平均發電量約272.55萬kWh。按照火電煤耗每度電耗標準煤326g，投運后每年可節約標準煤約819.56t標煤，相應可減少CO2排放362.49kg，減少煙塵排放量46.33kg。此外，每年還可減少大量的灰渣及煙塵排放，節約用水，并減少相應的廢水排放，節能減排效益顯著。屋面光伏項目工程靜態投資為萬元，建設期利息萬元，動態投資萬元。（1）本光伏電站建設工期為4個月，項目靜態投資萬元。單位千瓦靜態投資為元/kWp。（2）本項目按綜合電價進行財務評價得出：屋面光伏項目可行性研究報告9項目運營期間可能存在的主要風險有：政策風險、屋頂使用風險和經營風險。本工程的可行性研究表明，在技術上是可行，經濟上合理。建議投資方加快項目開發進程，推動本工程早日竣工發電，以利于發揮其社會與經濟效益。一．光伏電站工程站址概況項目單位數量備注光伏裝機容量kWp屋頂面積㎡維度（北緯）--經度（東經）--海拔高度m270年平均輻射量二．主要氣象要素多年平均氣溫℃歷史最高氣溫℃43歷史極端最低氣溫℃年平均降雨量mm三．主要設備項目單位數量備注1.N型雙面雙波單晶硅光伏組件最大功率（Pmax）Wp650最佳工作電壓（Vmp）V最佳工作電流（Imp）A開路電壓（Voc）VA組件效率%工作溫度范圍℃-40～+70最大系統電壓VDC1500輸出功率公差%0~﹢3最大功率（Pmax）的溫度系數%/℃開路電壓（Voc）的溫度系數%/℃短路電流（Isc）的溫度系數%/℃光伏組件尺寸結構mm2.300kW逆變器輸出額定功率kW300%歐洲效率%輸入直流側電壓范圍（MPPT）V500-1500最大直流電壓Vdc最大直流輸入電流A交流輸出電壓范圍Vac800V,3W+PE輸出頻率范圍Hz50Hz屋面光伏項目可行性研究報告輸出電流總諧波畸變率--<3%功率因數--工作環境溫度范圍℃-30--＋603.250kW逆變器輸出額定功率kW250%歐洲效率%輸入直流側電壓范圍（MPPT）V500-1500最大直流電壓Vdc最大直流輸入電流A交流輸出電壓范圍Vac800V,3W+PE輸出頻率范圍Hz50Hz輸出電流總諧波畸變率--<3%功率因數--工作環境溫度范圍℃-30--＋60屋面光伏項目可行性研究報告2太陽能資源我國屬世界上太陽能資源豐富的國家，全年輻射總量數大于2000小時，太陽能理論總儲量約147×108GWh/年。我國西藏、青海、新疆、甘肅、寧夏、內蒙古高原的總輻射量和日照時數均為全國最高，亦屬世界太陽能資源豐富地區。屋面光伏項目可行性研究報告根據國家標準GB/T31155-2014《太陽能資源等級總輻射》中太陽能總輻射年輻照量等級，太陽能資源劃分為四類，詳見下表。等級名稱等級符號最豐富G≥6500A很豐富5040≤G<6500B3780≤G<5040CG<3780D1l′～110°11′，平均海拔高度400m，地勢由西向東逐步屋面光伏項目可行性研究報告升高，從南北向長江河谷傾斜，全市以中低山為主，約占％，％，11.4％。氣候屬于典型的夏熱冬冷地區，冬暖春早、夏熱秋涼、無霜期長、多云霧、少霜雪、陰天多、雨季長、濕度平均氣溫在27~29℃,最高氣溫43℃,俗有“火爐”之稱。重慶地區太陽能輻射量在3～10月份較充足，夏季太陽能輻射最大，春季和秋季次之，冬季最小。東段較多在970kWh/m2以上，渝東北巫溪、巫山、奉節等地最多在1020kWh/m2以上；中西段較少在970kWh/m2以下。據相關氣象資料統計，重慶地區年輻射總量為940～1160kWh/m2,35％。Meteonorm軟件包含了世界上8300多個氣象站觀測數據，數據種類包括太陽總輻射、溫度、濕度、降水、降水PVsyst《太陽能光伏系統設計軟件》等軟件，數據庫最新版本為Meteonorm。通過插值，Meteonorm可以獲得任何地方的太陽輻射數據。對于太陽總輻射數據，Meteonorm利用附近氣象站太陽總輻射多年實測數據根據Sherpard重力插值方法求得。讀取本光伏場址Meteonorm典型年數據，見表屋面光伏項目可行性研究報告2.2-2。可知，場址總輻射年值為886.9kWh/㎡，總輻射年內123456789月平均輻射量（kWh/m2)302.2.2NASA數據NASA數據是美國國家航空航天局通過對衛星觀測數據的反演，免費為用戶提供分辨率為3～110公里近22年的平均逐月推算總輻射量。讀取本光伏場址NASA典型年數據，見表2.2-3。可知，場址總輻射年值為1118.2kWh/㎡，總輻射年內變化區間為表2.2-3NASA典型月數據123456789屋面光伏項目可行性研究報告月平均輻射量（kWh/m2)劃交互式工具，利用衛星遙感數據、全球大氣再分析資料、GIS（地理信息系統）技術和先進的科學算法得到高分辨率太陽能資源及氣候要素數據庫，涉及范圍已涵蓋歐洲、非洲和亞洲。SolarGIS實質上由一系列高分辨率的氣象要素數據庫構成，其中太陽輻射數據分辨率可達到250m。SolarGIS采用的是半經驗的輻射傳輸模式，主要輸入資料有Meteosat、GOES、MTSAT等衛星的云指數和降雪指數、CFSR、GFS再分析數據的水汽資料，Merra-2、MACC再分析數據的大氣光學厚度數資料，GFS和CSFR再分析數據積雪厚度資料以及SRTM-3的數字地形資料，最終計算得出的包括太陽輻射、溫度在內的一系列氣象要素值，日內瓦大學認為市場上最優秀的太陽能資源前期工具。讀取本光伏場址SolarGIS典型年數據?？芍?，場址總輻射年值為1042.1kWh/㎡，總輻射年內變化區間為32.2~屋面光伏項目可行性研究報告所在位置Meteonorm、NASA和SolarGIS月總輻射曲線通過以上分析計算,各數據月際變化趨勢基本一致。Meteonorm中太陽能年總輻射值為886.9kWh/㎡，NASA中屋面光伏項目可行性研究報告輻射年值為1042.1kWh/㎡。其中NASA數據較Meteonorm和SolarGIS提供的輻射數據偏高，誤差相對較大；NASA數據的空間分辨率偏低（110km×110km從而數據精度也偏低?？紤]到場區無長序列輻射數據，為避免出現較大不確定性，本階段參照Meteonorm、NASA與SolarGIS輻射數據的均值進行場區太陽能資源評估，綜合年總輻射值約 （GB/T31155-2014）中關于總輻射年輻照量等級相關規定，本工程地區太陽能資源年輻照量等級為D級。該區域太陽能資源屬于“一般”地區，適合光伏項目本工程場址位于重慶市九龍坡區西彭鎮，西彭鎮屬亞熱帶季風濕潤氣候，冬季不冷，1月平均氣溫普遍在0℃以上；夏季較熱，7月平均氣溫一般為25℃以上；冬夏風向有明顯變化；年降水量一般在1000mm以上，主要集中在夏季。根據距離場址直線距離最短的氣象站——沙坪壩氣象站1951年～2019年的實測氣象資料，將各主要氣象要素進屋面光伏項目可行性研究報告屋面光伏項目可行性研究報告（橙色、藍色、綠色線條分別表示高溫、低溫和降雨天數）本工程光伏組件的工作溫度應控制在其允許范圍以內，對于本工程的逆變器，其工作溫度也應控制在允許范圍內。故本工程光伏組件及逆變器的選型應考慮氣溫的影響。本工程場址區地勢平坦開闊，多年平均風速為1.5m/s，多年最大風速5.0m/s。當光伏組件周圍空氣處于低速風狀態時，可增強組建的強制對流散熱，降低光伏組件板面工作溫度，從而在一定程度上提高發電量。累年最大瞬時風速為20m/s，由于光伏組件方陣迎風面積較大，組件支架設計必須考慮風荷載的影響。屋面光伏項目可行性研究報告沙塵會削弱到達地面的太陽輻射，沉降在光伏組件表面的沙塵則會降低太陽能發電量。西彭鎮近年沙塵暴幾乎沒有，對光伏電站的發電量影響較小。但園區內在光伏組件使用過程中，仍需要對組件定期清潔，以保證其在使用過程中保持最佳工作狀態。本工程擬建場址區年最多雷暴日為36天。應根據光伏組件布置的區域面積及運行要求合理設計防雷接地系統。屋面光伏項目可行性研究報告3場址及建設條件屋面光伏項目位于重慶市西彭鎮，東經106.63°,北緯29.30°,交通便捷，本項目主要利用廠車間屋頂建設分布式光伏。廠址區域位置如下圖：本擬建站址處于川東褶帶的重慶弧形構造的觀音峽背斜西翼，巖層呈單斜產出，產狀274°∠68°為層間裂隙，間距一般0.1m～1.2m，延伸長度大于10m，面平直光滑，張開寬3mm～5mm，泥質充填，部分泥夾巖屑充填，厚1mm～4mm。粉砂質泥巖與砂巖接觸層面屬軟弱結構面，結合很差。構造裂隙較發育，據在場地內的基巖露頭處實測，主要有2組裂隙，其特征分述如下：①組產狀162°∠63°,間距0.5m～1.3m，延伸長1m～3m，面平直，裂隙呈微張~閉合狀，無充填膠結物或局部少許泥質充填，結合很差；平直，呈微張～閉合狀，無充填膠結物或局部少許泥質充填，結合很差，裂隙面均屬軟弱結構面。據現場地面調查，場地內裂隙總體較發育，場內及附近未發現斷層。屋面光伏項目可行性研究報告（GB50011—2010）附錄A中我國主要城鎮抗震設防烈度、設計基本地震加速度和設計地震分組，將擬建站區劃歸為：抗震設防烈度為6度，設計地震分組為第二組，《中國地震動參數區劃圖》（GB18306-2015）規定，設計基本地震加速度值為0.05g。本次勘測為可行性勘察，準確場地土類別待以后勘察階段解決，場地土類別暫定為II類。（2）建筑抗震地段劃分根據《建筑抗震設計規范》（GB50011-2010）表4.1.1中的有關規定，結合勘察場地的地質條件，綜合初步判定，本場地屬抗震一般地段。本項目在廠已建廠房屋頂新建光伏，坐落于重慶市西彭鎮。熱軋生產車間廠房2003年建設，結構為鋼筋混凝土排架結構加輕鋼屋蓋，屋面為彩鋼瓦，屋頂有通風器、采光帶，無其他障礙物，光伏區域已避開通風器、采光帶。生產區域有加熱爐，會造成屋頂溫度過高，該區域布置光伏組件存在安全隱患，光伏區域已避開。廠房建造年限較久，輕鋼屋蓋需加固后方能安裝光伏板。經現場收資，廠區道路狀況良好，滿足施工物資的運輸要求。屋面光伏項目可行性研究報告廠有31PS、32PS和33PS共3個10kV高壓控制室。本工程光伏發電系統擬建1臺2000kVA升壓變電站和1臺1600kVA升壓變電站，采用10kV電壓等級分別接入31PS及32PS高壓控制室10kV母線末端。31PS及32PS高壓控制室10kV母排為TMY：3×（10×120滿足要求，可作為本工程10kV并網接入點。4項目任務與規模隨著經濟全球化進程不斷加快，能源問題已引起黨中央、國務院的高度重視，作為國民經濟發展支柱產業，電力產業的發展受到更為廣泛的關注。水電受制于地理、地質、氣候及人文環境等因素，而且由于其對水資源、水生生物資源、水生態環境以及局部地區陸域環境的不利影響，發展受到越來越多的限制，個別地方甚至由于水電發展引起國際糾紛；火力發電是一個資源、能源消耗巨大的產業，而且伴隨著相對嚴重的大氣污染、水污染等；核電則由于安全隱患問題常常引起民眾的擔憂，近年來個別核電項目還因為輿情和民眾反對聲浪高漲而擱置。所以，如何在保證發電良好運轉和發展的同時又控制其對社會、環境的副作用是人們一直在探索的課題。太陽能是干凈的、清潔的、儲量極為豐富的可再生能源，太陽能發電是目前世界上先進的能源利用技術。發展光伏發電產業，不消耗煤、石油、天然氣、水、大氣等自然資源，亦不產生有害氣體、污染粉塵，不引起溫室效應、酸雨現象等，可有效地保護生態環境，目前已受到世界各國的重九龍坡區，隸屬重慶市，地處重慶市主城區西部，地理坐標約為東經106°14′52"~106°32′55"，北緯29°15′29"~29°33′44"之間，總面積432平方千米。截至月，九龍坡區下轄9個街道、10個鎮。2023年初步核算，全年實現地區生產總值1867.07億元，按不變價格計算，比上年增長6.5%。按常住人口計算，全年人均地區生產總值121404元，比上年增長6.1%。分產業看，第一產業增加值8.18億元，增長4.3%；第二產業增加值643.88億元，增長4.4%；第三產業增加值1215.01億元，增長7.7%。三次產業結構比為0.4：34.5：從三次產業對經濟增長的貢獻看，一、二、三產業對全區經濟的貢獻率分別為0.3%、23.4%、76.3%。從對經濟增長的拉動看，二、三產業分別拉動經濟增長1.5、5.0個百分點。民營經濟增加值1120.21億元，增長7.5%，占全區經濟總量的60.0%。本工程利用廠現有的廠區樓屋頂約為4.35萬平方米，光伏裝機容量3.4996MWp，項目設計運行壽命為25年。根據系統設計軟件及項目建設的具體情況，廠區樓屋頂光伏方陣平行屋面傾角安裝，擬采用650Wp單晶硅N型光伏組件5384塊，分別接入250kW組串式逆變器9臺和300kW組串式逆變器2臺，2000kVA升壓變電站一座，1600kVA升壓變電站一座，以10kV電壓等級接入用戶10kV配電裝置母線末端，以“自發自用，余電不上網”的方式消納電力。屋面光伏項目位于重慶市西彭鎮，擬在廠區樓屋頂安裝光伏組件，光伏裝機容量3.4996MWp。當前，我國的能源結構以常規能源（煤、石油和天然氣）為主，由于常規能源的不可再生性，勢必使得能源的供需矛盾日益突出。開發新能源是國家能源發展戰略的重要組成部分，《中華人民共和國電力法》規定：“國家鼓勵和支持利用可再生能源和清潔能源發電”。作為可再生能源的太陽能，“取之不盡、用之不竭”。大力發展太陽能發電，實現能源多元化，緩解對有限礦物能源的依賴與約束，是我國能源發展戰略和調整電力結構的重要措施之一，也是保證我國能源供應安全和可持續發展的必然選擇。從長遠看，光伏發電將會占據世界能源消費的重要席位，不但要替代部分常規能源，而且將成為世界能源供應的主體。本項目的建設有利于電網主管部門總結光伏電站對電網系統影響的運行經驗，促進我國光伏產業發展。隨著重慶經濟的快速發展，能源消耗量也與日俱增，但對能源的依存度也隨之增大，電源主要以火力發電為主，單一的電源結構已難以滿足當地用電需求和經濟可持續發展的戰略要求。因此，積極地開發利用本地區的太陽能等清潔可再生能源已勢在必行，以多元化能源開發的方式滿足經濟發展的需求是電力發展的長遠目標。為提高重慶市環境質量，創造良好的城區形象和國際影響力，積極開發利用太陽能等清潔可再生能源是十分必要的。本項目在生產過程中，不產生或排出有害廢氣、廢渣、廢液，系無三廢工業生產項目，不會造成環境污染，光伏電站的建設必將會給該地區帶來良好的社會效益。在廠新建光伏項目，積極開發利用太陽能資源符合國家的能源戰略規劃，是社會經濟可持續發展的需要，光伏電站作為清潔能源將會對電網供電能力形成有益的補充，符合國民經濟的發展需要。因此，本工程的建設是十分必本項目廠新建光伏項目，為進行太陽能開發利用技術的實驗和研究提供了有利條件，項目建成后必將對推進太陽能開發利用技術發展發揮重要作用。屋面光伏項目可行性研究報告5光伏系統方案屋面光伏項目位于重慶市西彭鎮，擬利用廠現有廠區樓屋頂，面積約4.35萬平方米。光伏裝機容量3.4996MWp，光伏共安裝5384塊標準功率650Wp的單晶硅光伏組件，采用組串式逆變器的光伏發電系統。光伏方陣到逆變器直流側的電氣系統，包括光伏組件、組件串聯電纜、逆變器等。光伏發電系統需要設置必要的數據監控系統，對光伏發電系統的設備運行狀況、實時氣象數據進行監測與控制，確保光伏電站在有效而便捷的監控下穩定可靠的運行。以一定數量的光伏組件串，經逆變器逆變升壓成符合電網頻率和電壓要求的電源，稱為光伏發電單元。利用太陽電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的發電系統稱為光伏發電系統。屋面光伏項目可行性研究報告太陽能光伏系統中最重要的是電池，是收集陽光的基本單位。大量的電池合成在一起構成光伏組件。太陽能光伏電池主要有：晶體硅電池（包括單晶硅Mono-Si、多晶硅Si）、非硅光伏電池（包括硒化銅銦CIS、碲化鎘CdTe）。目前市場生產和使用的太陽能光伏電池大多數是用晶體硅材料制作的；薄膜電池中非晶硅薄膜電池占據薄膜電池大多數的市場。從產業角度來劃分，可以把太陽能光伏電池劃分為硅基電池和非硅電池，硅基電池已較佳的性價比和成熟的技術，占據了絕大多數的市場份額。（1）晶體硅光伏電池晶體硅仍是當前太陽能光伏電池的主流，多晶硅電池的生產主要有兩種方法，一種是通過澆鑄、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶錠，再經過切割、打磨等工藝制成多晶硅片，進一步印刷電級、封裝，制成電池。澆鑄方法制造多晶硅片不需要經過單晶拉制工藝，消耗能源較單晶硅電池少，并且形狀不受限制，可以做成方便光伏組件布置的方形：除不需要單晶拉制工藝外，制造單晶硅電池的成熟工藝都可以在多晶硅電池的制造中得到應用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學氣相沉積（VCD）等工藝形成無序分布的非晶態硅膜，然后通過退火形成較大的晶粒，以提高發電效率。多晶硅電池的效率能夠達到13-18低于單晶硅電池的水平。單晶硅電池是最早出現，工藝最為成熟的太陽能光伏電池，也是大規模生產的硅基太陽能電池中效率最高的。單晶硅電池是將硅單晶進行切割、打磨制成單晶硅片，在單晶硅片上經過印刷電極、封裝流程制成的，現代半導體產業中成熟的拉制單晶、切割打磨以及印刷刻版、封裝等技術都可以在單晶硅電池生產中直接應用。大規模生產的單晶硅電池效率可以達到14-20%。和多晶硅電池相比，單晶硅電池效率較高，能夠節約硅原料，達到工藝成本和效率的平衡。（2）非晶硅電池和薄膜光伏電池非晶硅電池是在不同襯底上附著非晶態硅晶粒制成的，工藝簡單，硅原料消耗量少，襯底廉價，并且可以方便地制成薄膜，具有弱光性好，受高溫影響小的特性。自上個世紀70年代發明以來，非晶硅電池，特別是非晶硅薄膜電池經歷一個發展的高潮。80年代，非晶硅薄膜電池市場占有率高達20%，但受限于較低的效率，非晶硅薄膜電池市場份額逐步被晶體硅電池取代，目前約為12%。非硅薄膜太陽電池是在廉價的玻璃、不銹鋼和塑料襯底附上非常薄的感光材料制成，比用料較多的晶體硅技術造價更低。目前已商業化的薄膜光伏電池材料有：硒化銅銦（CIS）、碲化鎘（CdTe）：它們的厚度只有幾微米。在三種商業化的薄膜光伏技術中，非晶硅的生產和安裝所占比重最大。對單晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜這三種電池的主要性能進行了比較。屋面光伏項目可行性研究報告在三種電池中，單晶硅的生產工藝最為成熟，在早期也一直占據最大的市場份額，且單晶硅效率高于多晶硅。非晶硅薄膜電池的成本較低，但效率較低，同時，其功率分散度相對較大，工程實際中將引起光伏組件分類匹配困難，相應直流設備選型復雜，且多數主流廠家關?；驎壕彿蔷Ч璞∧る姵厣a線。13%～18%14%～20%6%～9%LID2.5%～3%2.5%～3%6%～8%0.5%～0.8%0.5%～0.8%0.3%～0.5%1%～3%1%～3%6%～9%-3%～+3%-3%～+3%-3%～+10%90%～92%90%～92%90%～92%80%～85%80%～85%80%～85%眾所周知，光伏行業唯一的主旋律就是降本增效，隨著單晶PERC電池轉換效率接近瓶頸，基于N型技術的電池和組件成為光伏企業看好的技術方向。屋面光伏項目可行性研究報告近兩年，以TOPCon、HJT、XBC為代表的N型電池產能份額快速提升，據權威平臺數據顯示，2023年電池片總產能將達到約1047GW，同比增長46.51%，新增產能主要以N型為主，到2023年年底，N型電池產能可達550GW，占比52.5%，其中，TOPCon憑借較高的性價比、提效路徑清晰等優勢，將比HJT、XBC等電池技術率先實現大規模量產。今年在上海舉辦的第十六屆國際太陽能光伏與智慧能源大會暨展覽會上，多家光伏企業紛紛推出了N型路線的新產品。TOPCon電池的發展歷程可以分為技術雛形期、產品布局期和商業推廣期三個階段。（1）2015-2017年：TOPCon技術出現并得到應用。TOPCon技術概念最早由德國Frauhofer研究所于2013年提出，并于2015年研發出效率達到25.1%的新一代TOPCon電池。2017年美國喬治亞理工學院對TOPCon電池的電性能模擬研究將其電池效率進一步提高到了25.7%，同年德國片上首次應用了TOPCon技術并達到24.2%的電池效率；（2）2018-2020年：國內廠商積極布局TOPCon技術。2018年晶科能源在大面積商用硅片襯底上制備的N型TOPCon電池最高效率達到了24.19%，2019年天合光能自主研發的i-TOPCon技術在大面積單/多晶電池上都打破了實驗室紀錄，轉換效率分別達到了24.58%和23.22%；（3）2021年-至今：電池效率屢創新高，TOPCon已規?；瘧谩鴥葟S商加大對TOPCon技術的布局并步入行業前列，2021年隆基綠能在單晶硅片商業化尺寸TOPCon電池效率上首次突破25%，N型TOPCon轉換效率達到了25.21%，2003年晶科能源自主研發的182N型高效單晶硅電池最高效率達到了25.7%，TOPCon電池或將開始啟動規?；瘧?。成本區別：TOPCon電池的制造成本相對較低，但是需要使用高溫退火工藝，對設備要求較高。HJT電池的制造成本相對較高，但是不需要使用高溫退火工藝，對設備要求較低。N型TOPCon組件與P型組件理論上的發電性能優勢，基于以下幾點：衰減率低、雙面率高、溫度系數優和弱光表現良好的優勢。衰減方面，相較于P型是硼摻雜晶硅，N型是磷摻雜晶硅，硼含量極少，硼氧對少，改善了光致衰減（LID）和高溫光誘導衰減（LETID），所以相較于P型的首年衰減2.5%、逐年衰減0.5%，N型組件首年衰減1.0%、逐年衰減0.4%。雙面率高得益于N型電池背面的超薄隧穿氧化層。該結構的存在可以拉開電池中多子和少子在界面的濃度差值，抑制其在界面復合，提高電池片的光電轉換效率。疊加上N型背面采用了銀漿，相較于P型背面采用鋁漿，背面功率得到提高。綜合以上兩點，因此N型的雙面率提升。根據溫度系數目前的理論公式，可以得出開路電壓Voc越高，溫度系數越優。而我們的N型TOPCon電池有著高開路電壓，所以其溫度系數優。同時，N型組件由于更高的轉換效率，相應降低了所吸收光能的熱轉換，從而降低了組件的工作溫度。N型TOPCon組件與HJT組件的區別結構區別：TOPCon電池采用氧化層鈍化接觸技術，將氧化層與晶體硅層接觸形成鈍化層，從而降低界面電阻和電荷傳輸損失。HJT電池采用本征非晶層異質結技術，將非晶硅層和晶體硅層交替排列，形成異質結結構，從而提高光電轉換效率。制造工藝區別：TOPCon電池采用高溫退火工藝，將氧化物層與晶體硅層接觸形成鈍化層，同時在鈍化層上沉積TCO導電膜和P型或N型非晶硅層。HJT電池則采用低溫化學氣相沉積法，將非晶硅層沉積在襯底上，然后沉積TCO導電膜和P型或N型非晶硅層。效率和穩定性區別：TOPCon電池的最高效率可以達到25.2%，而HJT電池的最高效率可以達到25.2%，兩者在效率方面沒有明顯差異。不過，TOPCon電池的穩定性更好，具有更好的溫度穩定性和光照穩定性。從目前的光伏組件市場來看，雙面光伏組件的單位成本略高于單面光伏組件，但項目投資的收益率和發電量要高于單面光伏組件，雙面組件較相同功率大小的普通單面組件經濟性更好。綜上所述，本項目屋頂選用單晶雙面N型光伏組件。光伏電池組件是太陽能光伏發電系統的核心部件，其光電轉換效率、各項參數指標的優劣直接代表了整個光伏發電系統的發電性能。表征太陽能電池組件性能的各項參數有標準測試條件下組件峰值功率、最佳工作電流、最佳工作電壓、短路電流、開路電壓、最大系統電壓、組件效率、短路電流溫度系數、開路電壓溫度系數、峰值功率溫度系數、輸出功率公差等。目前，一般單晶組件和高效單晶組件均可采用的72片電池片組裝工藝，72片組件平均效率高于60片組件平均效率，通常采用大容量光伏組件可以有效減少土地占用面積；相同容量的光伏電站，大容量光伏組件數量更少，連接組件的直流電纜也越少，可以降低投資，也可以降低直流損耗，提高光伏電站系統發電效率。結合項目實際情況，由于目前市面上生產1200+N型組件的廠家極為有限，供貨情況較差，本階段暫不考慮該功率檔位的N型組件。結合本項目的實際情況，已經能夠量產的590Wp（N型）組件與650Wp（N型組件）適合本項目，綜合考慮組屋面光伏項目可行性研究報告件效率、技術成熟性、市場占有率、度電成本等情況，以及采購訂貨時的可選擇余地，同時考慮工程造價及年上網發電量情況結合本工程實際情況，本項目選擇N型650Wp雙面高效半片單晶硅組件，其參數見表5.4-3。表5.4-3擬定的650Wp單晶硅光伏組件技術規格最大功率（Pmax）Wp650最佳工作電壓（Vmp）V最佳工作電流（Imp）A開路電壓（Voc）VA組件效率%工作溫度范圍℃最大系統電壓VDC1500輸出功率公差%0~﹢3最大功率（Pmax）的溫度系數%/℃開路電壓（Voc）的溫度系數%/℃短路電流（Isc）的溫度系數%/℃光伏組件尺寸結構mm光伏方陣有多種安裝方式，工程使用何種安裝方式決定了工程的投資、收益以及后期的運行、維護。大型并網光伏方陣的支架安裝形式主要有固定式和跟蹤式兩種。固屋面光伏項目可行性研究報告定式系統結構簡單，安裝調試和管理維護都很方便；跟蹤式系統不僅需要配置自動跟蹤機構，系統投資成本增加，而且安裝調試和管理維護相對復雜，但可以增加發電量。因為光伏方陣的發電量與陽光入射強度有關，當光線與光伏方陣平面垂直時發電量最大，隨著入射角的改變，發電量會明顯下降。太陽能跟蹤裝置可以將太陽能板在可用的8h或更長的時間。一般來說，采用自動跟蹤裝置可提高發電量20%～40%左右。目前實際工程采用的安裝方式主要包括：固定安裝、單軸跟蹤（平軸、斜軸）、雙軸跟蹤，每種安裝方式有各自的特點。固定安裝方式是將光伏方陣按照一個固定的傾角和固定的方向安裝。單軸跟蹤安裝方式是將光伏方陣安裝在一個旋轉軸上，運行時方陣只能跟蹤太陽運行的方位角或者高度角中的一個方向。旋轉軸可以是水平南北向放置、水平東西向放置、地平面垂直放置或按所在地緯度角傾斜布置等。雙軸跟蹤屋面光伏項目可行性研究報告光伏方陣沿著兩個旋轉軸運動，能夠同時跟蹤太陽的方位角與高度角的變化，理論上可以完全跟蹤太陽的運行軌跡以實現入射角為零。根據國內光伏電站的運行經驗，在太陽能電池性能等同等條件下，一般方陣平單軸安裝方式的發電量約是固定方陣雙軸跟蹤安裝方式的發電量約是固定式安裝方式的發電量等因素，本工程的光伏組件安裝方式推薦采用固定安裝方式。工程水平單軸斜單軸雙軸跟蹤發電量提高屋面光伏項目可行性研究報告成本提高抗風能力固定安裝抗風較好抗風能力差當風向為南北向時抗風能力差，東西向時，可將面板調至水平，抗風較好風速太高時可將板面調至水平，抗風較好運行維護工作量小有旋轉機構，工成本高有旋轉機構，工作量更大,維護成本更高有旋轉機構，工作量更大,維護成本更高雖然跟蹤方式能夠提高光伏電站的發電量，但初始成本和維護成本比較高，安裝跟蹤裝置獲得額外的太陽能輻射產生的效益無法抵消安裝跟蹤裝置所需要的綜合成本。因此，本工程光伏組件方陣推薦采用固定式安裝方式。在光伏電站的設計中，光伏組件的放置有兩種設計方案分別是組件橫向和豎向布置兩種。綜合考慮組件布置安裝便利程度和組串支架尺寸限制，本工程建議采用組件橫向方案。工程所在地的太陽能資源較好，水平面年均輻射量約為1000kWh/m2。本項目暫定組件方位角按照廠房屋面朝向布置，彩鋼瓦與屋頂平行鋪設，安裝角為約3.12°。屋面光伏項目可行性研究報告通過國家通用光伏發電系統計算軟件PVsyst7.2仿真，考慮工程經濟最優化及實際承載力、檢修維護等因素，彩鋼瓦屋面太能電池安裝與屋頂平行鋪設。本工程光伏組件在彩鋼瓦屋面與屋頂平行鋪設，不存在光伏方陣前后排遮擋問題，僅需在光伏陣列間設置運維檢修通道即可。根據現有屋面情況，本工程選用單晶硅650Wp光伏組件，布置容量詳見表5.5-2組件功率Wp裝機容量kWp屋面光伏項目可行性研究報告逆變器選型主要對以下指標進行比較：（1）作為光伏發電系統中將直流電轉換為交流電的關鍵設備之一，其選型對于發電系統的轉換效率和可靠性具（GB/T37048-2019）及《光伏電站設計規范》（GB50797-2012）及其它相關規范的要求，在本工程中逆變器的選型主要考慮以下技術指標：（2）對于屋頂分布式光伏電站，均應選用組串式逆變器，以避免直流匯流箱帶來的安全隱患，同時縮短直流電路長度，降低直流電路帶來的風險。（3）組串式逆變器要求質保5年，必須滿足系統抗PID性能，同時應具備反向充電修復功能。（4）逆變器轉換效率越高，則光伏發電系統的系統效率越高，系統總發電量損失越小。故在單臺額定容量相同時，應選擇轉換效率高的逆變器。（5）逆變器轉換效率包括最大效率和中國效率。中國效率是對不同功率點效率的加權，這一效率更能反映逆變器的綜合效率特性。光伏發電系統的輸出功率是隨太陽輻射強度不斷變化的，因此中國效率相較最大效率更有實用意義。（6）逆變器的直流輸入電壓范圍寬，可以將早晨和傍晚太陽輻照度較低的時間段的發電量加以利用，從而延長發電時間，增加發電量。同時，還可以使逆變器所配用的屋面光伏項目可行性研究報告組件類型多樣化。因此應選擇直流輸入電壓范圍較寬的逆（7）光伏組件的輸出功率隨時變化，且具有非線性的特點，因此選擇的逆變器應具備最大功率點跟蹤功能，不論日照、溫度等因素如何變化，逆變器都能通過自動調節實現光伏陣列的最佳運行。（8）逆變器要求能夠自動化運行，運行狀態可視化程度高。逆變器應提供大尺寸的人機界面。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數據，實時故障數據，歷史故障數據，總發電量數據，歷史發電量（按月、按年查詢）數據。顯示界面具有按鍵功能，工作人員可隨時翻看所需運行數據；也可提供app藍牙接入實現可視化人機界面實現上述功能。（9）使用壽命不低于25年。在環境溫度為-25℃~+60℃,相對濕度≤99%，海拔高度≤2000米情況下能正常使用。（10）逆變器采取壁掛式或支架安裝，防護等級IP66；逆變器自身配套相應掛板，掛板便于安裝且牢固；逆變器鑲有設備的銘牌。（11）具備對時功能。（12）光伏電站接入電網后，并網點的諧波電壓及總諧波電流分量應滿GB/T14549《電能質量-公用電網諧波》的規定。光伏電站諧波主要來源是逆變器，因此逆變器必須采取濾波措施使輸出電流能滿足并網要求。（13）低電壓穿越能力屋面光伏項目可行性研究報告當電力系統發生故障導致光伏發電站并網點電壓跌落時,逆變器應具備《光伏發電站接入電力系統技術規定》（GB/T19964-2024）中規定的低電壓穿越能力，具體要求如下。a）光伏發電站并網點電壓跌至0時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行150ms；b）光伏發電站并網點電壓跌至標稱電壓的20%時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行625ms；C）光伏發電站并網點電壓跌至標稱電壓的20%以上至90%時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能在下圖所示的陰影區域內不脫網連續運行。當電力系統發生故障導致光伏發電站并網點電壓升高時,逆變器應具備的高電壓能力。屋面光伏項目可行性研究報告a）光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的125%以上至130%時,光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行500ms；b）光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的120%以上至125%時,光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行1s；c）光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的110%以上至120%時,光伏發電站內的光伏逆變器和其他無功補償裝置應能夠不脫網連續運行10s。若是逆變器容量過大，則在一臺逆變器發生故障時，發電系統損失發電量過大，從工程運行及維護考慮，建議選用單臺容量小的逆變設備；若逆變器容量太小，數量太多，不但會影響到前期工程的初始投資成本，而且后期工程的維護量會成倍增加。通過綜合比較及實際布置情況，本工程推薦選用容量250kW和300kW逆變器。詳細參數如屋面光伏項目可行性研究報告300kW逆變器輸出額定功率kW300%歐洲效率%輸入直流側電壓范圍（MPPT）V500-1500最大直流電壓Vdc最大直流輸入電流A65A×6交流輸出電壓范圍Vac800V,3W+PE輸出頻率范圍Hz50Hz輸出電流總諧波畸變率--<3%功率因數--工作環境溫度范圍℃-30--＋60250kW逆變器輸出額定功率kW250%歐洲效率%輸入直流側電壓范圍（MPPT）V500-1500最大直流電壓Vdc最大直流輸入電流A65A×6交流輸出電壓范圍Vac800V,3W+PE輸出頻率范圍Hz50Hz輸出電流總諧波畸變率--<3%功率因數--工作環境溫度范圍℃-30--＋60容配比比選：本工程裝機容量不大，因逆變器各型號間有一定功率差距對本工程影響較大，本工程光伏裝機容量所選逆變器容配比不超過1.3較為合適。結合本工程光伏組件布置情況及上述經濟技術比選：本工程逆變器，其諧波電流含量小于3%，逆變器直流輸入具有最大功率跟蹤MPPT技術，可進行遠程監控。并網逆變器本身要求具備直流輸入分斷開關功能，具備輸入、輸出漏電與防雷保護、直流母線過電壓保護、電網斷電、電網過欠壓、電網過欠頻、光伏陣列及并網逆變器本身的接地檢測及保護功能等。主要保護功能動作條件、保護動作邏輯表如下表所示：保護功能保護動作條件保護時間保護動作邏輯極性反接保護當光伏組串的極性反接，PV電流小于-2A時觸發保護自動脫開電網，逆變器進入故障模式并報故障信息電檢修，極性正接后，逆變器能保護功能保護動作條件保護時間保護動作邏輯短路保護自動脫離電網，進入故障模式、并上報告警待短路故障修復后，60s內逆變器交流過流及直流過流保護自動脫離電網進入故障模式、上報告警故障消除后，30s內逆變器恢復直流母線過電壓保護1500V自動脫離電網，進入故障模式、并上報告警直流側電壓恢復到逆變器允許工作范圍后，30s內逆變器恢復電網斷電保護電網電壓小于60V自動脫離電網，進入故障模式、并上報告警電網調減恢復正常后，60s內逆變器恢復屋面光伏項目可行性研究報告電網過欠壓保護U<0.9Un符合GB/T19964-2024低電壓穿越自動脫離電網，進入故障模式、并上報告警符合低電壓穿越0.9Un≤U≤1.1Un正常運行1.1Un<U<1.3Un符合GB/T19964-2024高電壓穿越要求符合高電壓穿越電網過欠頻保護200ms自動脫離電網，進入故障模式、并上報告警符合GB/T19964-2024能標要求5min5min5min連續運行連續運行連續運行連續運行5min5min200ms光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功能絕緣阻抗小于37kΩ不開機低于設定值不工作，并持續監測高于設定值逆變器開機待接地故障修復孤島效應保護電網過欠壓和電網過欠頻觸發保護大于2s自動脫開電網，逆變器進入故障模式并報故障信息60s屋面光伏項目可行性研究報告光伏方陣通過組件串、并聯組合而成，光伏組件的串聯必須滿足并網逆變器的直流輸入電壓要求，光伏組件并聯必須滿足并網逆變器輸入功率的要求。本工程擬采用650Wp單晶硅光伏組件，在計算光伏組件串聯數量時，需要考慮組件的開路電壓溫度系數。隨著光伏組件溫度的增加，開路電壓減?。幌喾?，組件溫度降低，開路電壓增大。為了保證逆變器在當地極限低溫條件下能夠正常連續運行，在計算光伏組件串聯電壓時應考慮當地的最低環境溫度進行計算，并得出串聯的光伏組件個數和直流串聯電壓（保證逆變器對光伏組件最大功率點MPPT跟蹤范圍）。根據氣象資料本工程多年極端最高氣溫：光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數宜保持一致，光伏組件串的串聯數量應按照下列公式Voc——光伏組件的開路電壓（VVpm——光伏組件的工作電壓（VKv——光伏組件的開路電壓溫度系數；屋面光伏項目可行性研究報告Kv′——光伏組件的工作電壓溫度系數；）；Vdcmax——逆變器允許的最大直流輸入電壓（VVmpptmax——逆變器MPPT電壓最大值（VVmpptmin——逆變器MPPT電壓最小值（V從公式中可以看出，組串的光伏組件串聯數量由組件電氣參數、逆變器直流輸入電壓參數、氣象條件確定。設計原則是：（1）組串開路電壓應小于組件最大系統電壓，并小于逆變器最大直流輸入電壓；（2）組串最低工作電壓應大于逆變器最低直流輸入電壓，并小于逆變器MPPT電壓范圍的上限；（3）系統啟動時，組串最低工作電壓應大于逆變器啟動電壓，啟動時的光照強度要求盡可能較小，工作溫度要求盡可能較高。將光伏組件的數據代入計算得到：逆變器串聯數范圍為10.1光伏系統的監控和通訊原理圖，如圖所示：監控系統，可監控系統的發電量、即時發電功率和節能環保效應。系統的功率維護界面，通過該界面可以了解到每串光伏組件的發電表現，及時發現問題組件或逆變器，以方便運維人員及時排除系統故障。（1）組件表面清洗的必要性光伏組件安裝于戶外環境中，長時間光伏組件面層會積累一定數量的灰塵，因而降低光伏組件的發電效率。為提高電站的發電效率，光伏組件面層應根據灰塵程度不定時用水進行清洗。光伏陣列的電池組件表面的清洗可分為定期清洗和不定期清洗。不定期清洗分為惡劣氣候后的清洗和季節性清洗。惡劣氣候分為大風或雨雪后的清洗。每次大風后應及時清洗。雨雪后應及時巡查，對落在電池面組件上的泥點和積雪應予以清洗。季節性清洗主要指春秋季位于候鳥遷徙線路下的發電區域，對候鳥糞便的清洗。在此季節應每天巡視，發現電池組件被污染的應及時清洗。日常維護主要是每日巡視檢查電池組件的清潔程度。不符合要求的應及時清洗，確保電池面組件的清潔。（2）光伏組件清洗方案優化選擇根據項目選址區域的空氣中污染物的情況來看，主要污染物是可吸入顆粒物。組件板面污染物主要以浮塵為主，也有雨后灰漿粘結物，組件板面結露后產生的灰塵粘結。由于組件表面一般采用了自潔涂層，經過雨水沖洗，組件表面的清潔度一般是有保證的。但是考慮到組件表面的清潔度直接影響到光伏系統的輸出效率，長時間不下雨，會影響到組件的出力，所以本項目初步選定水沖洗的方案。光伏組件的沖洗由人工采用便攜式光伏組件清洗機方式進行沖洗。（1）防直擊雷措施直擊雷是指直接落到光伏陣列、低壓配電線路、電氣設備以及在其旁的雷擊。廠區樓主要通過光伏陣列采取光伏組件和支架與廠區樓接地網及避雷帶連接進行直擊雷保護，所有光伏組件、電纜橋架、逆變器等室外可導電設備應與接地裝置可靠焊接，跨伸縮縫的應做防伸縮措施，可達到防直擊雷的目的，并滿足GB50057-2010《建筑物防雷設計規范》中有關規定。（2）防感應雷措施光伏發電系統的雷電浪涌入侵途徑，除了光伏陣列外，還有配電線路，接地線以及它們的組合；從接地線侵入式屋面光伏項目可行性研究報告由于近旁的雷擊使大地電位上升，相對于電源高，從而產生從接地線向電源側方向的電流。對感應雷防護的措施為：在每路交流逆變器內裝設浪涌保護裝置；在交流配電柜處安裝避雷元件，以防護從低壓配電線侵入的雷電波及浪涌。由此不僅對太陽能組件起到防雷保護作用，還為系統的檢測、維修和維護提供了方便，縮小電池組件故障檢修范圍。該分布式光伏發電系統的主要設備配置見下表：序號名稱型號規格單位數量備注1組件單晶N型650Wp塊53842逆變器250kW臺93逆變器300kW臺2410kV升壓變電站1600kVA座1510kV升壓變電站2000kVA座16數據采集器-臺27防雷裝置-套18并網裝置-套2含保護9光伏專用線纜、電力線纜米按實際所需配置支架鋁合金支架套按實際所需配置彩鋼瓦廠房加固-項按實際所需配置光伏電站年發電量計算主要依據以下條件進行：屋面光伏項目可行性研究報告本工程共設計安裝5384塊標準功率650Wp的單晶硅光伏組件，光伏電站總容量為3.4996MWp，組件效率為23.3%。（2）根據《光伏電站設計規范》GB50797-2012，光伏電站發電量Ep計算如下：式中：HA——為水平面太陽能總輻照量（kWh/㎡Ep——為上網發電量（kWh）；PAZ——組件安裝容量（kWpK——為綜合效率系數。綜合效率系數K是考慮了各種因素影響后的修正系數，其中主要包括：并網光伏發電系統的能量損失主要由光伏陣列的能量損失、逆變器能量損失、交流并網的能量損失等三部分組屋面光伏項目可行性研究報告（1）光伏陣列能量損失η1：光伏陣列在1000W/m2太陽輻射強度下，實際的直流輸出功率與標稱功率之比。影響光伏陣列在能量轉換過程中損失的因素很多，在實際工程中需要針對引起損耗問題的原因采取相應的措施來降低損耗，具體方案如下：①組件不匹配的損失：按照光伏組件廠家的生產工藝，每塊組件的工作電壓和工作電流都有細微的差別，由于同一光伏組件串內的所有組件之間為串聯連接，工作電流與逆變器的MPPT電流不同時會造成光伏組件的功率損失。相應改善措施為：在組件招標時明確必須采用同一生產廠家的同一生產線的同一批次產品，并且組件廠家供貨時將光伏組件按照工作電流劃分為不同的檔次，在組件安裝前要根據工作電流進行分檔，并且分檔電流≤0.1A，同一檔次的光伏組件安裝在一起，能夠減少組件不匹配造成的功率損失。在同一MPPT回路中的不同光伏組件串的工作電流不同時，為達到最大功率點，逆變器的MPPT工作電流會偏向于工作電流較低的回路。相應措施為采用具有多路MPPT回路的MPPT控制器。根據PVsyst仿真結果，組件不匹配損耗為1%，考慮實際的誤差，綜合組件不匹配引起的效率因子按照99%計算；②防反二極管及線纜接頭損耗：該項損耗為光伏組件本身的原因，減低該損耗的最有效方法是要求廠家進行光伏組件生產時采用性能優良的元器件、電阻率較低的導線和更先進的接頭處理工藝。此部分的損耗應由組件廠家承屋面光伏項目可行性研究報告擔，計入光伏組件的輸出功率，在系統發電效率中不考慮此項因素造成的損耗；③不可利用的太陽輻射損失：大型光伏項目中不可利期間，其中以冬至日的損失最為嚴重，主要原因是光伏陣列的前后排之間發生的陰影遮擋。本項目選用半片組件，不可利用的太陽輻射的造成的效率因子按照99%計算；④灰塵積雪及遮擋損耗：組件表面的塵埃和積雪會減少光伏組件表面接收到的太陽輻射量，造成系統發電效率的損失。⑤局部遮擋產生的原因：主要是光伏電站場區周邊的山體、附近較高的樹木及雜草、建筑物、構筑物以及架空輸電線的陰影對光伏組件表面形成的遮擋。減少這項損失的主要措施是在光伏組件的布置位置盡量避免選擇有陰影遮擋的區域，并且定期做好除草工作。綜合灰塵積雪及遮擋損耗造成的效率因子按照99%計算；⑥溫度影響損耗：光伏組件的輸出功率隨溫度上升而降低，不同生產廠家的光伏組件輸出功率受到溫度的影響程度不同。應優先選擇輸出功率受溫度影響較小的光伏組件。光伏電站所在區域的溫差較小。因此，溫度影響損耗3.2%）；屋面光伏項目可行性研究報告⑦組件IAM損失：項目所在地區的光照資源較豐富，太陽光照射在組件的玻璃材料時會產生相對透射率的光照損失，IAM損失按照99%計算（PVsyst仿真損耗為0.6%）。⑧直流線路損失；光伏組件的占地面積較大，光伏組件串都通過直流輸電線路接至逆變器，直流線路的數量較多，電纜較長，電纜壓降增加，損耗較大。該問題的應對措施為：優化光伏方陣布置方案和逆變器位置，減少直流電纜長度。本工程中采用對比不同布置方案的直流電纜用量的方法，降低光伏電站直流電纜的總長度和最長電纜長度。直流線路損失按99%計算。⑨低輻照度造成的損失：逆變器運行對工作電壓有一定要求，低輻照度時組件開路不能滿足逆變器的啟動電壓要求。選用啟動電壓較低、工作電壓范圍較寬的智能MPPT控制器能夠最大程度的利用輻照度較低的時段，因此這部分因子按99%計算（PVsyst仿真損耗為0.04%）。⑩系統故障及維護損耗；逆變器或升壓變壓器故障時，設備連接的光伏組件都要退出運行，造成發電量損失。主要應對措施為選用穩定性好、故障率低的設備，減少匯流的環節和設備的數量。本工程中采用了組串式逆變器方案。系統故障損耗按98%計算；上述因素的損失定量分析表如下：序號項目數值1組件不匹配的損失99.00%屋面光伏項目可行性研究報告2不可利用的太陽輻射損失100.00%3灰塵積雪及局部遮擋損耗99.00%4溫度影響損耗99.00%6組件IAM損失96.50%5直流線路損失99.00%7低輻照度損失99.00%8系統故障及維護損耗99.00%989.04%綜合以上多種影響因素，光伏陣列的能量損失影響因（2）逆變器轉換能量效率η2：逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，根據逆變器廠家提供的中國效率，考慮光伏發電大部分時間為非滿載運行，確定η2為96%；（3）交流并網能量效率η3：從逆變器輸出至低壓電網的傳輸效率。逆變器和箱變相對位置較遠，使得低壓交流電傳輸過程損失部分電能，傳輸效率為97%；綜合以上因素，交流并網能量效率為η3=96%；（4）光伏電站的系統轉換總效率為：本工程的系統轉換效率取82.0%。本工程設計安裝5384塊標準功率650Wp的單晶硅光伏組件，光伏電站總容量3.4996MWp。光伏電站首年理論發電量約為286.44萬kWh。屋面光伏項目可行性研究報告單晶硅組件年發電衰減率按第1年≤1%，第2年起≤0.4%/年線性衰減，30年后組件功率不低于原功率的87.4%。組件特性如下圖：首年衰減后有效利用小時數為818.49h，25年年均利用小時數為778.81h，25年年均發電量約為272.55萬kWh。屋面光伏項目可行性研究報告年份組件累計衰減年發電量（萬kWh）年有效利用小時數（h）1.00%1.40%1.80%2.20%2.60%3.00%3.40%3.80%4.20%4.60%5.00%5.40%5.80%6.20%6.60%7.00%7.40%7.80%8.20%8.60%9.00%屋面光伏項目可行性研究報告年份組件累計衰減年發電量（萬kWh）年有效利用小時數（h）9.40%9.80%10.20%10.60%平均合計/依據公司提供的熱軋廠2024年1月-10月份用電量及電費清單分析。熱軋廠1月-10月份總用電量約7518.96萬kWh，月用電量在約612.84萬kWh至810.93萬kWh之間。11月、12月用電量，按照1月-10月中用電量最少的2個月取值計算，則廠區全年用電量估算約為8798.37萬kWh；本項目預估首年發電量為286.44萬kWh。對熱軋廠尖峰時段（11：00-17：00、20：00-22：00）、平時段（8：00-11：00、17：00-20：00、22：00-24：00）、谷時段（0：00-8：00）的用電量進行分析，廠區用負荷較為平均。據了解廠區生產時段為24小時生產，周六日不休息，節假日不休息，廠區每年僅1天停電檢修。熱軋廠區全年用電量估算約為8798.37萬kWh，月用電286.44萬kWh，峰值月發電量不超過50萬kWh。屋面光伏項目可行性研究報告將預估廠區用電量按尖、峰、平、谷時段分配至每月、每天、每小時，然后與軟件模擬的每小時發電量對比計算，每年消納比例約為100%。計算每月消納曲線如下圖：從年發電量的估算過程中可知，系統設計完畢后，運行期間的損耗是固定存在不可減少的。要提升發電量必須在系統設計時，即選用損耗低的設備和導體，或者在夜晚切斷光伏電場逆變器減少其運行時間。同時，提升檢修能力、縮短設備檢修時間；積極除塵，提升輻射利用率；節減自用電等，都可提升發電量。（1）業主設計委托書、相關專業設計資料單等；（2）遵循的相關國家規范。GB/T50866-2013GB50797-2012GB50217-2018DL/T5222-2021GB50057-2010GB/T4208-2017DL/T5044-2014GB/T50064-2014GB／T50063-2017GB/T50062-2008GB50169-2016GB50065-2011GB/T3482-2008DB34/5006-2014GB50016-2014GB/T31366-2015Q/GDW480-2015GB50054-2011屋面光伏項目可行性研究報告（Q/GDW10370-2016）第11.1條以及《分布式電源接入電網技術規定》（Q/GDW1480-2015）第4條規定：分布式電源接入配電網的電壓等級，可根據裝機容量進行初步選擇：在分布式電源容量合計不超過配電變壓器額定容量和線路允許載流的條件下，8kW及以下可接入220V電壓等級； 8kW～400kW可接入380V電壓等級；400kW～6000kW可接入10kV電壓等級；6000kW～20000kW可接入35kV電壓等級。本工程裝機容量為3.4996MWp，額定交流輸出容量2850kW，光伏系統分2個接入點接入，選擇以10kV電壓等級接入熱軋廠公司原有配電系統10kV側，每個接入點容量不超過6000kW。最終電站的接入系統方案以電網主管部門審查通過的接入系統報告為準。本項目總裝機容量約3499.6kWp。每22-24塊650Wp單晶硅組件串聯作為一串，每20-24組串接入300kW或250kW組串式逆變器，整個工程廠房屋面共計設置逆變器11臺,交流側裝機容量為2850kW。經逆變器逆變后分散接至就10kV升壓變電站，本工程新建10kV升壓變電站2座，裝機容量分別為2000kVA和1600kVA。升壓后以10kV并網線路接至廠區#31PS、#32PS高壓控制室10kV母線末端。屋面光伏項目可行性研究報告分布式光伏發電系統10kV接地方式與廠區已有10kV系統接地方式一致，低壓側0.8kV為中性點接地系統。（1）光伏組件—逆變器H1Z2Z2-K-DC1.0kV-1×4mm2光伏專用線路從光伏方陣接至組串式逆變器（50m以內），H1Z2Z2-K-DC1.0kV-1×6mm2光伏專用線路從光伏方陣接至組串式逆變器（50m以上）。（2）逆變器—并網計量柜300kW逆變器-10kV箱變低壓電纜選用ZRC-YJY22-250kW逆變器-10kV箱變低壓電纜選用ZRC-YJY22-（3）10kV箱變-接入點10kV升壓站（1600kVA）-接入點電纜選用ZRC-YJY22-8.7/15kV-3×70mm2;10kV升壓站（2000kVA）-接入點電纜選用ZRC-YJY22-8.7/15kV-3×95mm2。本項目需增加2個10kV預裝式變電站，用于10kV并網。每個10kV預裝式變電站內高低壓配電柜7面，其中計量柜1面，10kV高壓并網柜1面，PT柜1面，集電線路進線柜1面，SVG接入柜1面，1面站用變柜（配UPS電屋面光伏項目可行性研究報告源），1面有源濾波柜。10kV高壓開關柜選用HXGN-15型，須帶五防功能，防止帶負荷合閘、防止帶接地線合閘、防止誤入帶電間隔、防止帶電掛接地線、防止帶負荷拉閘。真空斷路器參數為12/630A-25KA，額定開斷電流參照廠區已有高壓開關額定開斷電流。為防止操作過電壓，在進線及出線回路中裝設過電壓保護裝置。10kV預裝式變電站設置視頻監控裝置，能夠監測箱變內設備運行及故障狀態，對電氣火災也有一定的預警功能。為了保證廠區安全生產，降低火災隱患，故變壓器采抗電壓6%，能效等級SCB14。每個箱變柜內設置1臺10kV負荷開關柜，負荷開關：630A/12kV，熔斷器：200A/12kV。干式變壓器配置微機保護裝置，功能至少包括過電流保護、電流速斷保護、溫度保護。低壓側設置斷路器保護。溫控控制器的報警及跳閘信號接至變壓器低壓側進線開關，動作于跳閘，溫度報警及跳閘信號接至綜合自動化監控系統中。升壓箱變包含測控裝置，環網交換機等二次設備。光伏升壓箱變內的低壓柜選用MNS型。柜內主要電氣元件選擇如下：框架式斷路器，殼架等級電流為2000A，具備速斷、過流、單相接地等保護功能；低壓塑殼斷路器400A。屋面光伏項目可行性研究報告光伏并網斷路器應用于光伏并網中。具有過載、短路、缺相、過壓、欠壓、剩余電流動作保護等功能能保護電路及電氣設備免受損壞，同時也能對電路中可能存在的接地故障和人身間接接觸提供保護。kVAkAkAkAkA-）：后75kV（斷口84kV）屋面光伏項目可行性研究報告本工程擬在每個10kV預制升壓站配置1臺可連續調節的動態無功補償裝置（SVG），能根據調度指令自動調節其發出或吸收無功功率。該動態無功補償裝置（SVG）為室外集裝箱式，成套配置消防和監控裝置，容量不低于變壓器容量的10%。無功補償裝置需滿足《光伏發電站接入電力系統技術規定》（GB/T19964-2024）中規定的低電壓、高電壓穿越能力要求。本項目每個廠房的光伏組串式逆變器就地布置于建筑物屋頂附近。在廠房附近綠化帶或空地處設置室外10kV升壓箱式變電站，保證逆變器交流電流路徑最優，節省電纜和敷設費用投資。新建10kV預裝式變電站2座，該變電站分為低壓室、高壓室和變壓器室，配套無功補償裝置箱。整個廠區分布式光伏發電系統的集控中心布置于廠區已有控制室內。為保證電力系統的安全運行和光伏發電及附屬設施的安全，并網光伏電站必須有良好的避雷、防雷及接地保護裝置。避雷、防雷裝置應符合《建筑物防雷設計規范》（GB50057）要求，接地應符合《電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范》（GB50169）和《交流電氣裝置接地設計規范》GB50065-2011要求。屋面光伏項目