分布式光伏发电车棚及储能充电桩项目技术方案

分布式光伏发电车棚及储能充电桩项目
技术方案
目录
1 概述 (2)
1.1工程概述 (2)
1.2设备使用环境条件 (3)
2 设计依据 (3)
3 整体方案设计 (4)
3.1 并网逆变器选型 (12)
3.2 光伏组件排列布置设计 (17)
3.3 线缆选型 (20)
3.4 储能系统和PCS设计 (21)
4 发电量与效益分析 (24)
4.1 理论发电量 (24)
4.2 逐年理论发电量 (25)
4.3 光伏发电系统效率分析 (26)
4.4 年发电量估算 (27)
4.5 经济效益 (27)
4.6 环保综合效益 (28)
5 防雷及接地 (29)
6 设备清单 (30)
1 概述
1.1工程概述
***市地处河南省西北部，黄河北畔，太行山南麓，处于华北、华东、华中通向西北的咽喉地带，地跨东经112º43'31"-113º38'35"和北纬34º49'03"-35º29'45"之间。

市境东西长102.05 公里，南北宽75.43 公里，土地总面积4000.89平方公里。

东与新乡市的获嘉县、辉县市、原阳县毗邻，南隔黄河与郑州市及其所辖的荥阳县、巩义市和洛阳市的偃师县、孟津县相望，西与济源市相邻，北与山西省晋城市接壤。

被香港特区政府、香港《大公报》及全球23家驻港领事馆联合授予“2012中国最具海外影响力城市”。

***市属温带大陆性季风气候，日照充足，冬冷夏热、春暖秋凉，四季分明，年平均降水量600-700 毫米，无霜期200 天。

年平均气温12.8°C-14.8°C，7月最热，月均气温为27-28°C，1月最冷，月均气温为-3-1°C，历史极端最高43.6°C （1966年6月22日），历史最低气温：-22.4°C （1990年2月1日）。

年平均日照时数为2422.7小时，年均太阳总辐射量为4625～5020MJ/㎡，年活动积温在4500℃-4900℃，光热资源充足，***属于太阳辐射资源丰富区，适合建设光伏分布式发电项目。

项目建设于河南省***市工业集聚区。

项目地点经纬度(北纬35.225，东经113.148)。

项目分为科技大厦、新能源厂区和化工厂区3个地点的自行车或汽车车棚光伏项目，以及充电桩储能供电系统。

光伏组件总装机容量707.84kWp，直流充电桩功率20kW*32（个）、交流充电桩功率4.5kW*32（个）、电动自行车充电功率0.2kW*120（个），锂电池储能6000kW·h，能量转换系统PCS容量为150kW*4（个）和PCS容量为100kW*2（个）。

车棚光伏发电经组串式逆变器接入400V用户侧并网，采取“自发自用、余量上网”模式。

电动汽车退役电池构造储能电池系统，在波谷电价时段电网通过能量转换系统（PCS）向储能电池系统充电，在波峰电价时段储能系统通过能量转换系统（PCS）向汽车充电桩或本地负荷供电，以实现电价差价收益的最大化。

1.2设备使用环境条件
极端最高气温43.6℃
极端最低气温-22.4℃
多年平均气温12.8℃~14.8℃
年平均日照时数2422.7小时
多年平均降雨量600~700mm
多年积雪最大厚度22cm
地震烈度动峰值加速度为0.10g，设防烈度Ⅶ度最大风速28m/s
海拔高度100~300m
污秽等级III级
2 设计依据
GB 50217-2007 《电力工程电缆设计规范》
GB/T 19939-2005 《光伏系统并网技术要求》
IEEE 1547:2003 《分布式电源与电力系统进行互连的标准》
IEEE 1547.1:2005 《分布式电源与电力系统的接口设备的测试程序》IEC 62116 《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》
JGL/T16-92 《民用建筑电气设计规范》
GB 50057-94 《建筑物防雷设计规范》
GB/Z19964-2005 《光伏发电站接入电力系统技术规定》
GB/T 20046-2006 《光伏(PV)系统电网接口特性》
GB/T12325-2008 《电能质量供电电压偏差》
GB/T12326-2008 《电能质量电压波动和闪变》
GB/T14549-93 《电能质量公用电网谐波》
GB/T15543-2008 《电能质量三相电压不平衡》
GB/T24337-2009 《电能质量公用电网间谐波》
GB 50052-2009 《供配电系统设计规范》
GB 50053-1994 《10kV及以下变电所设计规范》
GB 50054-2011 《低压配电设计规范》
GB 50613-2010 《城市配电网规划设计规范》
GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》
DL/T 599 《城市中低压配电网改造技术导则》
DL/T 5221 《城市电力电缆线路设计技术规定》
DL 448 《电能计量装置技术管理规程》
DL/T 825 《电能计量装置安装接线规则》
Q/GDW 156-2006 《城市电力网规划设计导则》
Q/GDW 212-2008 《电力系统无功补偿配置技术原则》
Q/GDW 370-2009 《城市配电网技术导则》
Q/GDW 382-2009 《配电自动化技术导则》
Q/GDW 480-2010 《分布式发电接入电网技术规定》
Q/GDW 564-2010 《储能系统接入配电网技术规定》
Q/GDW 617-2011 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》
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》
3 整体方案设计
项目分为科技大厦、新能源厂区和化工厂区3个地点的电动自行车和汽车车棚光伏项目，以及以上三个项目地的充电桩储能供电系统。

光伏组件总装机容量707.84kWp，直流充电桩功率30kW*32（个）、交流充电桩功率7kW*32（个）、电动自行车充电功率0.2kW*120（个），锂电池储能6000kW·h，能量转换系统PCS容量为150kW*4（个）和PCS容量为100kW*2（个）。

三个项目地点车棚光伏与充电桩设计如下：
1、科技大厦——汽车车棚项目
在科技大厦停车区域建设汽车停车棚，采用多晶硅光伏组件作为车棚材料，建设分布式光伏发电系统。

科技大厦——汽车车棚项目
车棚尺寸东西50米*南北6米*高2.5米*2个
汽车停车位40个
装机容量93.6kW
光伏组件数量360块尺寸1640*992*40mm规格260Wp光伏组件
逆变器50kW组串型逆变器*2台
充电桩30kW直流充电桩*10个
7kW交流充电桩*10个
效果图如下所示：
2、新能源厂区——自行车和汽车车棚项目
在新能源厂区南围墙处建设自行车停车棚和汽车停车棚。

自行车车棚采用310W多晶硅光伏组件作为自行车车棚材料，汽车停车棚采用260W多晶硅光伏组件作为车棚材料，建设分布式光伏发电系统。

新能源厂区——自行车车棚项目
车棚尺寸东西100米*南北2米*高2米*2个
停车位300个
装机容量62kW
光伏组件数量200片1956*992mm规格光伏组件
逆变器30kW组串型逆变器*2台
电动自行车充电位0.2kW*40个
新能源厂区——汽车车棚项目
车棚尺寸东西50米*南北6米*高2.5米*2个
停车位40个
装机容量93.6kW
光伏组件数量360块尺寸1640*992*40mm规格260Wp光伏组件逆变器50kW组串型逆变器*2台
充电桩30kW直流充电桩*10个
7kW交流充电桩*10个
效果图如下所示：
3、化工厂区——自行车和汽车车棚项目
在化工厂区北门处建设自行车停车棚和汽车停车棚。

自行车车棚采用260W 多晶硅光伏组件作为自行车车棚材料，保留车棚原有支架，进行加固。

汽车停车棚采用260W多晶硅光伏组件作为车棚材料，建设分布式光伏发电系统。

化工厂区——自行车车棚项目
车棚尺寸东西6米*南北35米*10个
停车位600个
装机容量327.6kW
光伏组件数量1260片1640*992mm规格光伏组件
逆变器30kW组串型逆变器*10台
电动自行车充电位0.2kW*80个
化工厂区——汽车车棚项目
车棚尺寸单排：东西20米*南北6米*高2.5米*4个
双排：东西15米*南北12米*高2.5米*2个停车位56个
装机容量131.04kW
光伏组件数量504片1640*992mm规格光伏组件
逆变器30kW组串型逆变器4台
充电桩30kW直流充电桩12个
7kW交流充电桩12个
效果图如下所示：
4、 以上三个项目地的充电桩储能供电系统
建设好光伏车棚后，通过二次配置形式，在光伏车棚项目基础上施加充电桩项目。

设计思路示意图：
光伏发电系统交
流
配
电电网
锂电池储能系2000kW.h PCS 组串逆变器充电桩系统
直流充
电
桩交流充电桩
充电桩储能供电系统由分为三部分：PCS、锂电池储能系统和充电桩系统。

锂电池储能系统采用电动汽车退役电池构成。

三个项目地分别配置功率为100kW+150kW、100kW+150kW 、2台150kW 的PCS能量转换系统，容量为2000kW·h锂电池储能系统。

根据业主峰谷分时电价：早上8点-中午12点0.96元
中午12点-下午6点0.62元
下午6点- 晚上10点1.07元
晚上10点- 早上8点0.33元
1）车棚光伏发电利用：
白天光伏发电期间属于电价高峰时段或用电高峰期，光伏发电自直接供本地负荷使用，自发自用实现光伏发电收益最大化。

2）PCS锂电池储能系统充电：
在电价低谷时段由电网向其充电（晚上10点- 早上8点，800kW功率PCS 向锂电池储能系统充电7.5个小时，即可充满2000kW·h电池容量）。

3）PCS锂电池储能系统放电：
白天储能系统向充电桩输出电能，或在电能盈余情况或电价高峰时段，储能系统释放电能供本地负荷使用。

总结：通过利用PCS锂电池储能系统的电能双向流动和峰谷分时电价，即电能“低价储存，高价使用”，一方面实现充电桩供电低成本，另一方面还可以在高峰电价时段减少本地负荷用电量，节省了电费。

充电桩系统分为两种：30kW直流充电桩和7kW交流充电桩（可以两者都采用或选用某一种）。

直流充电桩直接将锂电池储能系统直流电经DC-DC变换，获得电能输出。

其特点输出功率大，电动汽车充电速度快；
交流充电桩是将锂电池储能系统直流电经DC-AC变换,输出交流电，其特点是造价便宜，但输出功率小，电动汽车充电速度慢。

电动自行车充电位功率0.2kW
充电桩数量科技大厦：10个直流充电桩+10个交流充电桩（合
计功率370kW）
新能源厂区：10个直流充电桩+10个交流充电桩
+40个电动自行车充电位（合计功率378kW）
化工厂区：12个直流充电桩+12个交流充电桩+80
个电动自行车充电位（合计功率468kW）
总计：32个直流充电桩，32个交流充电桩，120
个电动自行车充电位
光伏组件数量2484片1640*992mm规格260Wp光伏组件
200片1956*992mm规格310Wp光伏组件
光伏总装机容量：707.84kW
储能系统科技大厦：储2000kW·h
新能源厂区：储2000kW·h
化工厂区：储2000kW·h
共计储能：6000kW·h
所需***回收电池数量大约需要33万支***3.7V 10Ah锂电池
(按照回收电池50%衰减计算)
储能系统充电时间22:00到次日8:00电费较低为：0.34元/kWh
充电桩储能供电系统效果图：
3.1 并网逆变器选型
1.并网逆变器选型
并网逆变器是光伏并网发电系统的核心转换设备，它连接直流侧和交流侧，需具有完善的保护功能、优质的电能输出。

对逆变器的选型需满足如下要求：（1）高转换效率高
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。

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
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。

（3）优质的电能输出
逆变器应具有高性能滤波电路，使得逆变器交流输出的电能质量很高，不会对电网质量造成污染。

在输出功率≥50％额定功率，电网波动＜5％的情况下，逆变器的交流输出电流总谐波畸变率（THD)<3％。

并网型逆变器在运行过程中，需要实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一致，所以功率因数能保持在1.0附近。

（4）有效的“孤岛效应”防护手段
采用多种“孤岛效应”检测方法，确保电网失电时，能够对电压、频率、相位等参数进行准确的跟踪和检测，及时判断出电网的供电状态，使逆变器准确动作，确保电网的安全。

（5）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。

（6）通信功能
光伏并网逆变器须提供通信接口能够将逆变器实时运行数据、故障信息、告警信息等上传至电站监控系统。

根据现场实际情况，光伏组件铺设区域屋顶条件限制，推荐使用组串式逆变器，相对于集中式逆变器，组串式逆变器的优势如下。

●高转换效率，欧效达97.5%；
●多路MPPT最终确保高系统转换效率；
●发电收益明显高于集中式逆变器；
●无需直流汇流；
●安装简单，因地制宜，节约空间；
●维护方便，缩短平均维护时间；
●输入范围宽，发电时效更长；
综合考虑：
本分布式车棚光伏项目配置有30kW、50kW组串并网型光伏逆变器。

并网逆变器参数如下表：
表1 30kW并网逆变器参数表
表2 50KW组串式逆变器技术参数：
3.2 光伏组件排列布置设计
3.2.1 光伏组件选型
1) 选型原则
根据2015年2月5日国家能源局综合司颁布的《关于征求发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级意见的函》（国能综新能[2015]51号）规定：严格执行光伏产品市场准入标准。

自2015年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件和并网逆变器产品应满足《光伏制造行业规范条件》相关指标要求。

其中，多晶硅电池组件转换效率不低于15.5%，单晶硅电池组件转换效率不低于16%。

多晶硅、单晶硅、薄膜电池组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%、5%。

并网逆变器中国加权效率应满足：带变压器型不得低于96%，不带变压器型不得低于98%。

所以多晶硅光伏组件容量应选择255wp及以上，才能保证转换效率不低于15.5%的要求，以便顺利获得国家光伏补贴。

本电站选用光伏组件具有以下特点：
1)多晶硅光伏组件经过国家批准的认证机构认证；
2)组件件峰值功率误差为：±2%；
3)组件效率为15.5%；
4)组件稳定功率衰减：1-3年总衰减≤5%，1-10年总衰减≤10%，1-25年总衰减≤20%。

；
综合考虑组件效率、技术成熟度、市场占有率，本项目选用260、310Wp
多晶硅光伏组件，相关性能参数如下：
表3 光伏组件规格参数
2) 光伏阵列设计原则
以本项目所用30kW 并网逆变器为例，30kW 并网逆变器的直流工作电压范围为：480Vdc~800Vdc ，考虑太阳能光伏组件串联的组件数量N ：
计算公式： ]
)25(1[v oc max
K t V V N dc ⨯-+⨯≤
（1）
]
)25(1[]
)25(1['
v pm max
'
v '
pm min
K t V V N K t V V mppt mppt ⨯-+⨯≤
≤⨯-+⨯ （2）
式中：-v K 光伏组件的开路电压温度系数；
-'
v K 光伏组件的工作电压温度系数；
-t 光伏组件工作条件下的极限低温（℃）； -'t 光伏组件工作条件下的极限高温（℃）； -max d c V 逆变器允许的最大直流输入电压（V ）
；
-max mppt V 逆变器MPPT 电压最大值（V ）； -m in mppt V 逆变器MPPT 电压最小值（V ）
； -oc V 光伏组件开路电压（V ）； -pm V 光伏组件工作电压(V)； -N 电池组件串联数（N 取整数）。

经计算得：串联光伏电池数量N 为：19≤N≤24，根据场址区的气候环境结合电池组件温度修正参数以及逆变器最佳输入电压等，经修正计算后太阳电池组件的串联数。

组件的并联数应根据系统容量、逆变器数量、组件容量和串联数来确定，具体计算公式如下：
逆变器数量串联数组件容量系统容量
并联数⨯⨯=
（3）
3.2.2 组件支架设计
（1）支架选型
支架采用Q235B 冷轧钢板或者铝型材，材质的选用和支架设计应符合国家标准《钢结构设计规范》GB50017的规定。

支架的防腐应符合下列要求：
1）横梁、彩钢瓦夹具、横梁连接件均采用先加工后热浸镀锌，锌层应符合GB/T13912-2002锌层厚度不小于65um ，铝合金表面阳极氧化原色AA15级。

2）本项目所有螺栓应符合现行国家标准《六角螺栓-C 级》（GB5780）的规定，具备现场防腐要求。

3）边压块和中压块采用铝合金材料；
4）根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），支架系统抗震烈度为7度，工程区地震动峰加速度为 0.1g ，地震动反应谱特征周期为0.40S 。

5）固定支架选用防腐的钢型材，所有连接处（焊接处）应可靠连接，避免松动，要求能够耐室外风霜雨雪等的腐蚀。

6）固定支架能满足安装倾角要求、抗风要求、抗雪压要求、抗震要求、耐腐蚀性要求、安全性要求、通用性要求、快速安装要求。

（2）倾角设计
为了使光伏方阵表面接收到更多太阳能量，根据日地运行规律，方阵表面最好是朝向赤道（方位角为0度）安装。

本工程中为了最大化利用车棚面积，组件安装采用平铺方式。

3.3 线缆选型
（1）选型原则
1)环境条件校验：
a)环境温度
b)日照
c)风速
d)污秽
e)海拔高度
2)光伏发电站电线、电缆的选择与敷设设计，应符合《电力工程电缆设计规范》
GB50217的规定，电线、电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。

3)集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类或C类以上的阻燃电缆。

4)光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电线、电缆应有固定措施和防晒措施。

5)电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。

动力电缆和控
制电缆宜分开排列并满足最小间距要求。

6)电缆沟严禁作为排水通路。

7)远距离传输时网络电缆宜采用光纤电缆。

8)电缆额定电压的选取
1)交流系统中电力电缆缆芯的相间额定电压，不低于使用回路工作线电压。

2)交流系统中电力电缆缆芯与绝缘屏蔽或金属套之间额定电压的选择，应符
合下列规定：
①中性点直接接地或经低阻抗接地的系统当接地保护动作不超过1min切除故障时，应按100%的使用回路工作相电压。

②对于a项外的供电系统，不宜低于133%的使用回路工作相电压；在单相接地故障可能持续8h以上，或发电机回路等安全性要求较高的情况，宜采取173%的使用回路工作相电压。

3)交流系统中电缆的冲击耐压水平，应满足系统绝缘配合要求。

4)直流输电用电缆绝缘水平，应计及负荷变化因素、满足内部过电压的要求。

5)控制电缆额定电压的选择，应不低于该回路工作电压、满足可能经受的暂
态和工频过电压作用要求。

且宜符合下列规定：
①沿较长高压电缆并行敷设的控制电缆（导引电缆），选用相适合的额
定电压。

②在220kV及以上高压配电装置敷设的控制电缆，宜选用600/1000V，
或在有良好屏蔽时可选用450/750V。

③除①、②项情况外，一般宜选用450/750V；当外部电气干扰影响很
小时，可选用较低的额定电压。

9)电缆截面积的选取；
电缆截面应满足持续允许电流、短路热稳定、允许电压损失等要求，较长距离的大电流回路，还宜按经济电流密度选择。

（2）电缆型号
根据选型条件，本园区所选用电缆的型号规格如下：
1)从光伏阵列串输出至汇流箱电缆选用PV 1-F 1×4mm2；
2)50KW隔离变输出电缆选用ZC-YJV22-0.6/1-3*35mm2+1*16 mm2；
3)30KW逆变器输出电缆选用ZC-YJV22-0.6/1kV-3*25+1*16 mm2。

4)交流配电柜输出电缆选用ZC-YJV22-0.6/1kV-3*185+1*120 mm2。

3.4 储能系统和PCS设计
储能装置作为储能系统中电网与电池之间的功率变换装置，能实现电网与电池组间的能量双向交换，用于电网的“削峰填谷”、调节可再生能源发电系统供电的连续性和稳定性，并作为重要部门和重要设施的应急电源及备用电源等。

本装置可用于新能源电站、电动汽车充换电站、城市储能电站和微网储能等场合，具有良好的应用前景。

所需***回收电池数量大约需要33万支***3.7V 10Ah锂电池(按照回收电池50%衰减计算)
性能特点:
●安全性能高：采用工频变压器，使电池与电网安全隔离
●转换效率高：采用一级变换，结构简单，控制方便，能量转换效果高
●运行方式多：恒流充放电、恒功率充放电、浮充、恒压充电等多种方式
●通信接口丰富：具备CAN2.0、RS485、LAN等多种通信接口，便于各种通信
方式的实现
●先进的控制技术：软锁相环技术、电压前馈技术、矢量控制等国际领先的控制
保护技术
●完善的保护功能：模块级、装置级、系统级三层保护
●维护方便：模块化设计，可靠性高且易维护
本方案中选用的150kW容量PCS技术参数：
主回路框图
交流交流LCL直流
4 发电量与效益分析
4.1 理论发电量
根据工程所在地各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。

峰值日照小时数：将太阳能电池组件所在平面上某段时间段内所能接收到的太阳辐射量，转换为辐照强度1000W/m2标准工况下条件下的等效小时数称峰值日照小时数。

若太阳能电池组件在1h 中接收到的太阳辐射量为1 kWh/m2.a，由以上峰值日照小时定义，可得其峰值日照小时数t：
t=（1 kWh/m2.a）/（1000W/ m²）=1(h/a)
由于太阳能电池组件的峰值功率均在1000W/ m²条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。

本方案中共安装4320块标准容量为260Wp的多晶硅光伏组件，总装机容量为1123.2KWp。

选用的光伏组件尺寸为1640mm*992mm*40mm，安装方式为支架固定倾斜安装。

项目全部光伏组件峰值日照小时数及发电量如表10所示。

表10 光伏电站顶峰值日照小时数及理论发电量统计表
经计算，得出本工程光伏阵列年理论发电量为107.2349万kW·h，年峰值日照小时数为1514.96 h，每日的峰值日照小时数约4.15 h。

4.2 逐年理论发电量
光伏电站的第一年理论发电量为光伏电站的最大理论发电量乘太阳电池组件第一年的衰减系数。

本工程所选多晶硅太阳电池组件第一年的衰减系数为8‰，故光伏电站的第一年理论发电量为年理论发电量乘以组件衰减系数。

本工程组件最佳安装倾角下所获得的逐年理论发电量分别见表11。

表11 全部光伏装机容量逐年理论发电量统计表
电站建成后，本工程全部光伏装机容量未考虑系统损耗下25年总发电量为2419.1128 万kW·h。

4.3 光伏发电系统效率分析
太阳能光伏发电系统效率包括：太阳电池老化效率，交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率，逆变器效率，变压器及电网损耗效率；结合国内外相关工程实际发电情况和经验系数，各效率系数取值如下：
（1）直流电缆损耗：2%；
（2）防反二极管及线缆接头损耗：1.5%；
（3）电池板不匹配造成的损耗：4%；
（4）灰尘遮挡损耗：2%；
（5）交流线路损耗：0.8%；
（6）逆变器损耗：2%；
（7）不可利用的太阳辐射损耗：1.2%；
（8）系统故障及维护损耗：1%；
（9）变压器损耗：3 %；
（10）温度影响损耗：4%；
经计算分析，系统的综合效率为81%。

4.4 年发电量估算
经由各年理论发电量和系统效率计算，本项目光伏组件在最佳倾角下所获得逐年理论计算发电量，分别见表12。

表12 光伏阵列运行期各年上网发电量计算统计表
由以上表格可知，本工程全部光伏阵列考虑系统损耗下25年总发电量为1959.4813万kW·h，运行期多年平均发电量为78.3793万kW·h。

4.5 经济效益
综上分析，本项目光伏电站总装机容量707.84kWp，年平均发电量为78.3793万kW·h，连续运行25年期累计发电量为1959.4813万kW·h。

➢光伏发电节约电费：因光伏装机规模相对于***各工厂用电负载功率较小，大部分光伏所发电能可被自用，每年光伏发电量约78.3793万kWh/
年，每年电费收益约62.703万元（用电电价平均按0.8元计算），光伏
电站25年的设计寿命，预计电费节约1567.59 万元；
➢光伏发电国家补贴：0.42/kWh*78.3793万kWh/年=32.92 万/年，20 年的补贴款为：658.39 万元；
➢充电桩充电收益：充电桩采用收费模式，市场价格在1.5～2.0 元/kWh,按照 1.5 元/kWh 收费，减去夜晚储能电力成本和损耗，按照 1.0 元
/kWh 的利润，充电桩一天按照30%的利用率计算，每日收益为：1.0 元
/kWh*（30kW*32个+7kW*32 个充电桩+0.2kW*120自行车充电桩）
*24h*20%=5798.4 元，每年按照280个工作日计算，每年收益162.3万
元；
➢储能系统节约电费：充电桩的储能系统在电力需求低谷时低价充电，在电力需求高峰时除了向充电桩输出电能，还可向本地负荷供电从而节约电
费，每度电节约0.67 元，减去充放电损耗，按照每度电节约0.5 元计
算，电池放电深度按照80%考虑，每日可节约：0.5 元/kWh * 6000kWh
*0.8 = 2400 元，每年可节约电费87.6 万元；
➢项目建成后，预计每年收益为345.2万元
4.6 环保综合效益
光伏发电对环境没有污染，发电过程中没有温室气体排放，是太阳能光伏发电的巨大优势。

目前我国主要的电力供应还是来自煤炭燃烧的火力发电方式，在煤炭燃烧的过程中，会排放出大量的有害气体如二氧化硫等，对环境造成污染，还会排放出大量的二氧化碳。

众所周知，二氧化碳是一种温室气体，它的超量排放是全球变暖的一个重要因素。

光伏发电系统运行后，完全是“零”排放。

按照光伏发电系统稳定运行25年计算，本光伏发电系统理论累计发电量可达1959.5万度，相当于节约标准煤7054.1吨，相当于减少二氧化碳温室气体的排放19536.0吨，减少二氧化硫排量587.8吨，减少粉尘排量5329.8吨。

由此可见，该项目的环境效益也是十分巨大的。