逆变器可研



光储工程经济评价软件SSEE

光储工程经济评价软件SSEE，作为一款专门针对光伏储能项目的财务分析工具，旨在优化并提升项目收益测算的准确性和项目可研报告编制的效率。

在光储工程领域，相较于并网发电，引入蓄电池和充放电装置使得初始投资成本增加20-40%，但拓宽了应用范围。太阳能光伏储能发电系统，根据应用场合不同，主要分为离网发电系统、并离网储能系统、并网储能系统和多种能源混合微网系统。

特别适用于光伏自发自用余量不能上网、自用电价高于上网电价、波峰电价高昂等场景的并网储能光伏发电系统，通过存储多余电量，提升自发自用比例。该系统包含太阳电池组件、太阳能控制器、电池组、并网逆变器、电流检测装置及负载等关键组件。当太阳能功率低于负载需求时，系统同时利用太阳能和电网供电；反之，太阳能则供电给负载，并通过控制器储存。

为适应这一需求，木联能开发了光储工程经济评价软件SSEE，基于丰富的项目财务评价经验，遵循国家规范和政策，结合光伏、储能经济评价软件，实现了软件的高度易用性和可扩展性。

SSEE软件通过自动计算和生成财务评价报表，为光储工程提供全面的财务评价服务，包括完成财务评价，提供可行性研究的财务部分，以及为建设光储电站提供理论依据。其核心功能包括：同步政策法规的输入参数、简化操作流程、敏感性分析图表生成、财务评价报告内容自动生成及根据收益率反算投资、产量和售价。

山地光伏项目现场踏勘全攻略

山地光伏项目现场踏勘全攻略

山地光伏项目现场踏勘是确保项目顺利推进的关键环节，涉及多个方面的细致考察。以下是从基本信息、场址条件、地块情况、接入条件、功能配置要求及其他信息等方面，为踏勘人员提供的全面攻略。

一、基本信息

业主公司名称：明确记录项目业主公司的全称，以便后续沟通与协调。

无人机航拍：利用无人机进行航拍，获取山地地形地貌的直观信息，包括地形轮廓、坡度变化、山脉走向等，为光伏组件布局提供数据支持。同时，注意观察山体表面的岩石分布、碎石区域及特殊地形构造。

土地性质：明确山地的土地性质，如园地、林地、农田、荒地等，了解土地使用的限制与要求。

征地落实情况：确认征地是否完成，是否需配合征地工作，以及青赔等问题的处理情况。

土地租赁方式及租金：了解土地租赁协议的具体内容，包括租赁方式、租金承担单位及是否需要额外赔偿种植户等。

工程建设范围：明确项目的建设范围，包括光伏厂区、集电线路、升压站等区域。

是否增补扩建工程：若项目为扩建工程，需了解业主的需求、场址条件、电气接入条件及支架基础选型标准等，评估能否利用前期工程的剩余物料。

审批文件准备情况：检查项目的审批文件是否齐全，包括项目备案、规划选址、地勘测绘、环评水保、接入批复等。

资料收集情况：收集并整理气象水文地质资料、红线图、地形测绘图、接入系统资料、可研报告及CAD图纸等。

政策补贴和租金优惠：了解政府是否提供补贴或其他优惠方案，以降低项目成本。

业主要求配合的其他工程内容：记录业主要求配合的工程内容，如配套建设农业设施、拆除设施、征地、土地调规、办理审批文件及垫资等。

二、场址条件

场址描述：详细描述场址的地形地貌、项目总面积、地块分散程度及东西、南北跨度等。

进场道路：评估场址外的交通条件，包括毗邻的省道乡道、施工车辆通行方案、路桥承载能力、塌方风险及是否需要迁移低压线或建构筑物等。

场内道路：了解场址内的交通条件，明确道路建设方、进场道路开通入口、规划建设道路长度及道路硬化处理等。

项目施工方案：明确工程承包范围及拟采取的工程方案，如是否需要爆破开山等。

场地平整：评估场址的平整度及场平所需开展的工作，包括清表、爆破、填平、挖方等。

施工用水用电：确认场区周边是否有施工用水用电设施，以及是否需要配备柴油发电机等备用电源。

项目地块的优先顺序：根据地形地貌及施工条件，确定地块的优先利用顺序，包括优先利用的坡向坡度及能否舍弃小而散、不合理地块等。

物料卸货区：规划卸货区地点，评估卸货点至堆放区的距离及物料二次倒运方式。

物料堆放区：确定堆放区面积及地面附着物情况，评估是否需要开山填方或拆除民房等构建筑物。

三、地块情况

地块类型：明确地块的具体类型，如山地、丘陵、高原等。

地块情况：详细描述地貌地势、海拔高度、各坡向坡度、岩石碎石覆盖情况、土质硬度及植被覆盖情况等。

是否为矿山采石场：若地块为采石场，需特别注意矿山深坑、边坡地段、不规则及不稳定地段等安全隐患。

是否种植经济作物：了解地块上是否种植经济作物，以及大棚等建构物的结构型式、组件建设高度要求及农业产量验收标准等。

地块需清除或迁移设施：记录地块上需清除或迁移的设施，如树木、坟地等。

地块周边阴影遮挡物：评估地块周边是否存在阴影遮挡物，如风机、杆塔、建筑等，以避免影响光伏组件的发电效率。

地质条件：了解山坡土质、土壤腐蚀性、地表涂层结构、地基承载力及是否存在不良地质风险等。

支架方案：根据地块情况，选择合适的支架方案，如高桩固定支架、平单轴支架等，并考虑是否随坡就势。

基础方案：确定地块的基础方案，如螺旋钢桩基础、微孔灌注桩等，并明确桩长等参数。

四、接入条件

升压站建设需求：评估升压站的规模、变压器台数及容量等需求，复核业主提供的场地是否满足升压站建设要求。

升压站选址：确定升压站的占地面积及与光伏场区的直线距离等。

电网接入：了解接入电压等级、接入变电站/线路及备用间隔等情况，确认是否已建成。

电力送出线路：明确送出线路的建设方、架空线路或电缆选型、路径方案及各段线路长度等。

需避让或跨越设施：评估集电线路需避让或跨越的设施，如河道、铁路、建筑物等，以确保线路安全。

五、功能配置要求

农业设施配置需求：根据业主需求，规划农业大棚、采摘设施、灌溉渠系统、排水沟渠等农业设施。

储能配置：明确储能配置需求，包括储能方式、容量及是否由第三方投资建设等。

视频监控配置：规划视频监控设备的配置要求，以确保项目安全及运维效率。

自动清洗装置：根据光伏组件的清洁需求，配置水清洗设备。

场址排水系统：设计排水系统及道路排水方案，以避免积水对设备及地块造成损害。

无人机运维巡检：考虑无人机等运维巡检设备的配置需求，以提高运维效率。

其他功能配置：根据业主需求及项目特点，规划其他功能配置。

六、其他信息

设备选型倾向：了解业主对组件、逆变器、箱变等设备的选型倾向，并明确设备材料的供应方式。

业主要求和想法：记录业主要求配合完成的工作，如农业规划、组件安装容量及项目运营等方面的需求。

供电局等政府单位要求：了解供电局等政府单位的附加要求，如农作物产量质量的承诺要求等。

当地人告知信息：收集当地人的告知信息，如踏勘热度、征地补偿及阻工风险等，以便提前做好准备。

项目进度要求：明确项目的并网时间节点及是否分批建设等要求。

项目竞争程度：了解参与项目踏勘的单位数量及可研单位是否参与踏勘等情况。

现场有无施工活动：评估项目现场是否有机械设备、已建设施或施工物料等，以了解项目进展情况。

项目风险点：识别项目实施过程中可能存在的风险，包括政策风险、工期风险及收益风险等，并制定相应的应对措施。

需关注、沟通的事：记录需公司领导进一步关注和行动的事项，以确保项目顺利推进。

以上即为山地光伏项目现场踏勘的全攻略，踏勘人员应严格按照此攻略进行细致考察，确保项目后续工作的顺利进行。

特变电工董秘回复：正在加大组串式逆变器研发投入 闽粤联网工程中的13台换流变压器由公司提供

特变电工正在加大组串式逆变器的研发投入，闽粤联网工程中的13台换流变压器由其提供。以下是对相关信息的详细阐述：

逆变器研发投入：特变电工主要生产集中式逆变器，对组串式逆变器的研发投入较晚。但目前公司正在加大在组串式逆变器方面的研发投入，并加强市场开拓力度，旨在提升逆变器产品的竞争力和市场占有率，以占据集中式、组串式等各类逆变器行业的第一梯队。

闽粤联网工程换流变压器供应：在闽粤联网工程中，特变电工提供了全部的13台换流变压器。这一供应不仅体现了公司在输变电设备领域的强大实力，也进一步巩固了其在特高压变压器市场的地位。

其他业务与项目进展：

煤炭业务：公司控股子公司天池能源的煤炭产能为5000万吨/年，煤炭热值近4400-4600千卡/公斤，且大部分直接销售给火电厂等战略长单客户。

多晶硅业务：公司在新疆和内蒙古均有多晶硅项目。新疆生产线所用电量主要通过自备电厂发电供应，但仍有缺口需要外购部分电量；内蒙古一期年产10万吨的多晶硅项目未配套新建绿电，投运后将通过市场化交易等方式使用绿电。内蒙古二期年产10万吨多晶硅项目目前正在获取相关批复文件，公司会根据市场的整体情况确定项目建设进度和安排。

金矿业务：公司金矿项目分两期建设，一期项目已建成投产，2021年度实现收入3.71亿元；二期项目已开工建设，预计2022年四季度达到试生产条件。

新特能源IPO进展：新特能源公司计划于5月5日召开股东大会，在股东大会结束、进行相关辅导验收后进行材料申报。

工业硅项目：目前尚处于前期可研、设计、获取相关批复手续的阶段，公司会按照相关规定履行决策程序并进行信息披露。

财务表现：特变电工2021年报显示，公司主营收入613.71亿元，同比上升37.39%；归母净利润72.55亿元，同比上升196.34%；扣非净利润58.29亿元，同比上升224.27%。公司负债率54.92%，投资收益5.69亿元，财务费用10.36亿元，毛利率30.27%。这些数据表明，公司在过去一年中取得了显著的财务成果。

市场评级与股价表现：特变电工最近90天内共有5家机构给出评级，且均为买入评级；过去90天内机构目标均价为26.5元。然而，近3个月融资净流出2.14亿，融资余额减少；融券净流出1574.0万，融券余额减少。这可能反映了市场对公司股价的一定波动和不确定性。证券之星估值分析工具显示，特变电工好公司评级为3.5星，好价格评级为3.5星，估值综合评级为3.5星。

辽宁某矿区210MW光伏项目深度可研实施方案（含完整概算,2020年)

辽宁某矿区210MW光伏项目深度可研实施方案（含完整概算，2020年）

本方案基于矿区土地资源、光照条件及电网接入需求，设计210MW光伏发电系统，涵盖技术可行性、经济性分析及完整概算，为项目决策提供依据。

一、项目背景与目标背景：矿区土地资源闲置，具备开发大规模光伏项目的潜力；当地光照资源丰富，年等效利用小时数达1400-1600小时；政策支持新能源发展，提供补贴及并网便利。目标：建设210MW并网光伏电站，年发电量约2.94亿千瓦时，满足区域用电需求，减少碳排放约25万吨/年。二、技术方案

光伏组件选型

采用单晶硅540Wp高效组件，转换效率≥21.2%，衰减率首年≤2.5%，后续每年≤0.45%。

组件尺寸：2278mm×1134mm×35mm，重量32.5kg，适应矿区地形。

支架系统设计

固定倾角支架：倾角25°，方位角0°，适用于平坦矿区。

跟踪支架（可选）：单轴跟踪系统，提升发电量约15%，但成本增加20%，需根据经济性评估选择。

逆变器配置

采用196kW组串式逆变器，输入电压范围500-1500V，最大效率≥98.8%。

每28块组件串联为1个组串，接入1台逆变器，共需1071台逆变器。

电气系统设计

集电线路：按3.15MW为一个子阵，共68个子阵，通过35kV电缆汇集至升压站。

升压站：配置1台220kV主变压器，容量240MVA，以2回220kV线路接入电网。

监控与保护系统

部署SCADA系统，实时监测组件、逆变器、气象站等数据。

配置防孤岛保护、低电压穿越功能，确保电网安全。

三、施工方案

场地平整与基础施工

矿区地形复杂，需进行爆破、回填及压实处理，坡度控制在≤5%。

支架基础采用钢筋混凝土灌注桩，深度2.5m，直径300mm，间距3.5m。

组件安装与接线

按“2行×14列”布局安装组件，行间距6m，列间距0.5m。

采用MC4连接器，确保IP67防护等级，减少接触电阻。

电缆敷设与防雷接地

直流电缆采用PV1-F型，交流电缆采用YJV22型，埋深≥0.7m。

接地网电阻≤4Ω，沿支架敷设镀锌扁钢，与组件边框可靠连接。

四、概算与经济性分析

总投资概算

设备购置费：8.2亿元（占比65%）

光伏组件：4.5亿元（540Wp×389万块，单价11.5元/块）

逆变器：0.8亿元（1071台×7.5万元/台）

支架系统：1.2亿元（含基础、钢材及安装）

电缆及电气：1.7亿元（含升压站设备）

施工安装费：2.1亿元（占比17%）

场地平整：0.5亿元

组件安装：0.8亿元

电气施工：0.8亿元

其他费用：2.2亿元（占比18%）

设计及监理：0.3亿元

土地租赁：0.5亿元（20年）

预备费及税费：1.4亿元

总投资：12.5亿元（单位造价5952元/kW）。

发电量预测

首年发电量：2.94亿千瓦时（等效利用小时数1400小时）。

25年运营期平均衰减率≤15%，累计发电量约68亿千瓦时。

财务评价

电价假设：脱硫煤标杆电价0.3749元/千瓦时，补贴0.03元/千瓦时（前5年）。

收入：首年收入1.1亿元（含补贴），25年总收入约25.5亿元。

成本：运维成本0.08元/千瓦时，25年总成本约2.2亿元。

财务指标：

资本金内部收益率（IRR）：8.5%

投资回收期：12年

净现值（NPV，折现率8%）：1.2亿元

五、风险与应对措施政策风险：补贴退坡或电价下调。

应对：优化设计降低造价，申请地方补贴或绿证交易。

技术风险：组件衰减超标或设备故障。

应对：选择一线品牌组件，签订质量保证协议，配置备用逆变器。

施工风险：矿区地质条件复杂导致工期延误。

应对：提前进行地质勘探，制定分阶段施工计划。

六、结论

本项目技术可行，经济性合理，25年运营期内可实现稳定收益，同时促进矿区生态修复与能源结构转型。建议尽快推进前期工作，争取2021年开工建设。

光伏并网限额的判定标准是什么

目前主流的分布式光伏并网限额判定标准主要从容量规模、电网承载力、电能质量与运行控制三个维度确定

1. 容量规模要求

分布式光伏需采用单点接入模式，整体装机容量不得超过6兆瓦，且分为两类场景：工商业分布式光伏利用企业自有建设用地范围内的屋顶或建筑物表面建设；户用分布式光伏则依托自然人宅基地范围内的屋顶或地面建设。

2. 电网承载力判定标准

依据《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2041—2019），电网公司会按季度核算地市、县域的分布式光伏可接入容量，按照配电网负载率划分为三个区域：

- 绿区：负载率＜60%，电网承载力充足，项目可无条件备案，即报即接

- 黄区：60%≤负载率＜85%，电网承载力适中，可通过配套储能、加装安控装置，将负载率放宽至85%-95%后有条件接入

- 红区：负载率≥85%，电网承载力紧张，需先完成电网扩容+配置储能，再有序分批接入，并非完全禁止审批

3. 电能质量与运行控制要求

- 电能质量：10千伏及以上电压等级并网的项目，需在接入电力系统规划可研阶段开展电能质量评估，配置电能质量在线监测装置并落实防治措施；10千伏以下并网的项目，需配置具备监测功能的设备，实现超标预警和主动控制

- 运行控制：新增分布式光伏项目需具备“可观、可测、可控、可调”的运行能力，逆变器需提供通信接口，用于与电网系统进行通信交互、接收调度控制指令

新型储能电站建设及开发全流程解析（最全、最详细！）

新型储能电站建设及开发全流程解析

一、前期规划阶段

在新型储能电站建设及开发的前期规划阶段，主要任务是确定项目需求及相关外围条件调研。这包括明确储能电站的规模、容量以及使用环境，了解收益政策、潜在用地选址情况，分析当地电源及负荷结构，确定接入电压等级、接入间隔以及送出线路长度等关键要素。例如，若储能电站的建设目的是满足某一区域高峰时段的用电需求，则需根据该区域的电源结构及用电规模预测来确定储能电站的容量大小。

二、筹划准备阶段

可研报告编制

在筹划准备阶段，首先需要编制可行性研究报告。该报告需从项目经济性（包括投资成本、收益预测等）、技术可行性（如储能技术的成熟度和可靠性）、社会环境（对周边环境和居民的影响）以及市场需求（储能服务的市场接受度和电力市场的供需情况）等多方面进行深入研究。这有助于全面评估项目的可行性和潜在风险。

获得批复文件

项目需获得多个部门的审批，包括县发改委的备案、自然资源局建设用地预审的初审意见、省电力公司项目初审意见及电网接入意见、环保局项目建设初审意见等。项目选址需考虑土地性质、地理位置、电力传输和接入电网的便利性，以及是否靠近能源供应源或用电需求端。

融资筹划及合作伙伴选择

根据项目规模和资金需求，制定融资方案，选择银行贷款或融资租赁等方式进行融资。同时，积极寻找合适的合作伙伴，如设备供应商、设计单位、工程建设公司或EPC单位等，并履行相关招投标手续后签订相关合同。

三、设计准备阶段

技术选型

电池技术选型：根据项目需求（如储能时长、充放电效率要求）、环境条件（如温度、湿度）和市场需求（电池的市场供应稳定性和成本）等因素，选择合适的电池技术，如锂离子电池、钠硫电池、液流电池等。

储能系统控制技术选型：包括控制策略和监测系统的选型，确保储能系统的高效运行和实时监控。

项目施工图设计

现场测绘、地勘、勘界：进行现场测绘以描绘项目现场的地形地貌，进行地勘工作以了解土地的地质条件，勘界确定项目用地的范围界限。

编制接入系统报告并评审：详细规划储能电站如何接入所在地区的电力系统，并进行评审，通过后出施工总图蓝图。

各专业图纸绘制与技术协议签订：各专业依据施工总图蓝图进行细化的图纸绘制工作，出各产品技术规范书，并与各厂家签订技术协议，保障采购设备的质量和性能。

四、建设阶段

设备采购

根据项目需求和前期设计提出的技术及选型要求，采购储能电站所需的设备。在采购过程中，需充分考虑设备的可靠性、性价比和适应性等因素，并关注设备的生产质量及交付周期的把控。

区域建设工作

储能电站区建设：包括基础浇筑、电池集装箱安装、升压仓安装、汇流箱安装、逆变器及箱变基础建设等工作，并进行设备的安装调试试验。

生活区建设：包括SVG小室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备的安装工作，以及生活区道路围栏建设等。

建设过程中的相关管理工作

环保管理：遵守环保法规，采取措施减少施工过程中的粉尘、噪音等污染。

能耗管理：优化施工流程和设备使用，降低建设过程中的能耗。

安全管理：建立健全的安全管理制度，保障施工人员的安全。

五、验收阶段

外观检查

检查储能电站的整体外观，包括建筑结构是否完整、设备安装是否整齐等。

电气性能测试

对储能电站的电气性能进行测试，如电池的充放电性能、电站的电能转换效率等。

运行试验

进行运行试验，模拟实际运行场景，检验储能电站在不同工况下的运行情况。

安全评估和环境评估

进行安全评估以确保电站在运行过程中的安全性，并进行环境评估以检查电站是否符合环保要求。

六、运维阶段

定期检查和维护

定期对储能电站进行检查和维护，包括设备的日常巡检、电池的健康状态监测等。

节能和环保管理

在运营过程中继续进行节能和环保等方面的管理，优化储能电站的运行策略，提高设备运行效率，减少不必要的能耗，并对储能电站的环境影响进行监测和管理。

根据需求调整充放电策略

随着储能电站所处运营环境的不断变动，需根据电网负荷需求的动态变化、时段性电力价格波动等因素，调整充电和放电策略，以实现多种收益的最大化，并同时保障电网的稳定运行。

分布式光伏可研设计并网费用

分布式光伏并网费用核心结论：并网费用约为0.1元/W，设计踏勘费用约0.03元/W，总成本需综合设备、安装、运维及电网改造等因素。

1. 成本构成分析

1.1 设备成本

主要包括光伏组件、逆变器及支架等硬件购置。当前规模化生产和技术迭代推动成本逐年下降，但需根据装机容量匹配型号与性能。

1.2 安装成本

涉及场地租赁、土地平整与基础施工等。平原地区成本通常低于山地或复杂地貌，城乡用地价格差异亦会显著影响总投入。

1.3 运营维护成本

长期运行中需承担设备检修、组件清洁及故障处理等费用。双面发电组件或高防护等级设备可降低环境侵蚀导致的维护频次。

1.4 并网成本

核心支出约0.1元/W，涵盖电网接入审批、线路改造及配电设施升级。若并网点距现有电网较远或需新增变压器，成本可能进一步增加。

2. 关联费用补充

设计踏勘费约0.03元/W，主要用于项目前期现场勘测、方案设计与可行性评估。屋顶载荷检测或农业光伏的复合结构设计可能导致费用波动。

3. 数据获取路径

因地方政策、电网承载能力差异，具体费用需结合项目容量与地理位置测算。通常可通过属地供电局并网细则、光伏EPC承包商报价或行业协会发布的区域成本指南获取精准数值。

光伏项目可研上网电量按直流侧算还是交流侧算?

光伏项目可研中的上网电量按交流侧计算。

理解了核心结论后，我们来看看这背后的原因以及直流侧与交流侧的具体区别。

1. 为何按交流侧计算

电网接收和计量的电能是交流电，光伏组件发出的直流电必须经过逆变器转换后才能并入电网。这个转换过程会产生能量损失，因此交流侧电量才能最真实地反映光伏电站最终输送给电网、可被用户实际使用的电能，所以它是可研报告中进行经济性分析和效益评估的基准。

2. 直流侧与交流侧电量的区别

直流侧电量指的是光伏组件在标准条件下产生的理论发电量，这是一个初始值，未考虑系统在实际运行中的各类损耗。

交流侧电量则是直流电经过逆变器转换、并通过输配电线路送达电网计量点的实际电量，其数值等于直流侧电量扣除逆变器转换损失、线缆损耗、变压器损耗等一系列效率损失后的结果，因此它总是小于直流侧电量。

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