13.92MWp屋顶光伏电站项目可行性研究报告

'13.92MWp屋顶光伏电站项目可行性研究报告3 目录第一章项目建设单位及项目概况1第一节项目建设单位概况2第二节项目概况2一、项目建设背景2二、区域太阳能资源概况3三、建设地点和用地面积4四、建设区域电网情况4五、主要技术方案4六、各区域安装量5七、投资规模及资金筹措方案8八、财务评价9第三节项目建设意义9第二章发展规划、产业政策和行业准入11第一节发展规划分析11一、中华人民共和国可再生能源法11二、可再生能源产业发展指导目录12三、可再生能源中长期发展规划12四、资金扶持相关规定13第二节产业政策分析13第三节行业准入分析13第三章光伏发电产业市场状况及运营模式14第一节光伏发电产业现状及市场情况14一、全球光伏发电系统装机容量快速增长14二、国内光伏发电产业现状15三、未来光伏发电市场预测17第二节建设及运营模式18第四章项目建设地太阳能资源分析183 第一节我国太阳能资源分布18第二节安徽省太阳能资源分布特点20第三节XX市太阳能资源分布21第五章项目建设基础条件23第六章项目方案25第一节项目工程方案25一、屋面基础处理及支架安装工程25二、太阳能电池组件设备安装25三、电气设备安装25四、劳动安全与工业卫生26第二节项目技术方案26一、建筑维护结构体系26二、光伏发电系统技术设计方案27第三节发电量测算46一、并网光伏系统转换效率计算46二、项目发电量计算47第四节项目建设实施方案48第七章项目总体目标及进度计划48第八章节能分析49第一节用能标准和节能规范49一、相关法律法规、规划和产业政策49二、合理用能标准和节能规范49第二节能源消耗状况49一、建筑耗能49二、水资源消耗49三、柴油损耗49第三节节能措施和节能效果分析49一、系统节能49二、水资源节约49三、节能管理49第四节节能效益49第九章环境影响分析49第一节环境影响49一、工程施工期对环境的影响493 二、运行期的环境影响49三、光污染及防治措施49第二节环境效益49第十章经济影响分析49第一节经济费用效益分析49一、总投资和资金来源的分析49二、产品收入和税金分析49三、成本分析49四、损益分析49五、现金流量分析49六、主要经济指标分析49第二节两种投资模式的效益对比分析49第三节区域经济与社会影响分析49第十一章社会影响分析49第一节社会影响效果分析49第二节社会适应性分析49第三节社会风险及对策分析49一、技术风险49二、电能使用销售风险49三、电站建筑拆除风险49第十二章结论49附表1成本费用表49附表2损益表49附表3现金流量表49370 第一章项目建设单位及项目概况项目名称：13.92MWp屋顶光伏电站项目建设地点：XX建设单位：XX（XX）XX项目负责人：项目联系人：联系电话：电子信箱：70 第一节项目建设单位概况 XX（XX）XX位于XX市新站区平板产业园，是XX集团公司设立的全资子公司，主要从事投资、建设、开发、生产和销售液晶用玻璃基板、其它玻璃制品和相关产品，进出口贸易等。公司占地面积约20万平方米，规划建筑面积20万平方米，总投资100亿元人民币。一期投资37亿元人民币，建设六条玻璃基板生产线，其中：两条第5代(兼容5.5代）线，四条第6代线，年产各种玻璃基板238万片。公司具有规范的液晶玻璃生产技术、先进的设备、科学的品质控制系统；拥有高素质的科技研发人才队伍和规范严谨、意识卓越的管理团队，高效准确的信息化管理体系；具有先进的产品检测设备和分析手段，能独立开发和生产各种规格和用户不同需求的晶硅光伏组件及包装材料产品。公司致力于专业化、国际化的发展方向，努力实现液晶玻璃领域具有影响力的企业愿景，并以XX集团“人类美好生活的创造者”的理念，不断服务于清洁能源的制造和创造低碳环保的生活。公司将坚持以优质的产品、完善的服务，竭诚与各届新老朋友合作，共同发展，实现双赢。第二节项目概况一、项目建设背景1、我国相关鼓励政策近年来，从国家到安徽省、陕西省，都70 在法律法规、产业政策和财政补助等各层次多部门发布了众多文件，促进和鼓励我国光伏产业快速发展。2005年第十届全国代表大会常务委员会第十四次会议通过的《中华人民共和国可再生能源法》奠定了可再生能源产业发展的法律基础；国家发展改革委当年十一月随即发布了《可再生能源产业发展指导目录》，并于2007年发布了《可再生能源中长期发展规划》，从政策角度引导光伏产业快速发展。2009年3月，财政部、住房和城乡建设部颁发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》，2009年7月，财政部、科技部、国家能源局又联合颁发《关于实施金太阳示范工程的通知》，对光伏电站建设给予了财政支持。在国家鼓励政策的基础上，2010年、2011年、2012年财政部、科技部、国家能源局对金太阳示范工程均给予项目投资财政补贴，有力地促进了太阳能光伏电站在国内的发展。2、XX集团进军光伏领域XX集团从2009年开始进军光伏产业，先后建设了光伏玻璃、光伏组件生产线，生产线全部开动可生产光伏玻璃约1亿平米/年，可满足15GW晶硅组件生产需求。光伏组件产能300MW，目前生产销售情况良好。随着XX光伏产业的发展，势必要向上下游延伸，特别是向系统集成、电站建设延伸具有很好的前景。本项目的建设将会为我们积累电站建设的宝贵经验。二、区域太阳能资源概况XX地处安徽省中部，长江淮河之间、巢湖之滨，科研发达、交通便捷。XX属亚热带湿润季风气候。四季分明，气候温和，雨量适中，春温多变，秋高气爽，夏雨集中。年平均气温15.7度，降水量近1000毫米。XX位于北纬31°、东经117°，太阳资源条件良好，年平均日照时数为2163小时，多年平均太阳辐射总量为4,986MJ/m2。三、建设地点和用地面积70 本项目建设地点为安徽XXXX产业园区，即XX(XX)光伏玻璃公司、XX(XX)液晶玻璃公司、XX鑫虹公司三个区域。共利用屋顶及墙面面积约174500平方米，各区域使用面积及功率分配为：表一各公司电站容量规划表公司名称屋顶面积(万平米)实用面积(万平米)可装组件(片)安装容量(MWp)光伏玻璃13.747.834604411.28078液晶玻璃2.631.3981802.0041鑫虹公司1.080.4326000.637合计17.459.655682413.92188四、建设区域电网情况项目建设区域均由当地电网供电，各公司均有变电站及配电设备。本项目所发电能，除提供用户使用以外，多余电量反送入当地高压电网。各单位已同意相关区域的电站建设、光伏电站用户侧高低压并网及光伏电能的使用，并计划与我单位签署相关合作协议。五、主要技术方案本项目太阳能光伏电站装机容量13.92MWp。项目选用峰值功率为245Wp的多晶硅太阳能电池组件。太阳电池组件安装方式采用构造简单、维护少的固定角度安装方式。屋顶太阳电池组件面向正南方向，组件采用在标准彩钢瓦上平铺的方式。项目布置太阳能电池组件共56824块，组件根据各区域并网逆变器的电压范围组串，再接入直流防雷汇流箱，汇流后接至并网逆变器。光伏发电接入方式：鑫虹公司采用400V低压侧并网自发自用，XX(XX)液晶玻璃公司、XX(XX)光伏玻璃公司均采用10kV高压并网方案。70 六、各区域安装量参见“表一”相关内容。1.各公司排布方案简述(1)光伏玻璃光伏玻璃有三栋厂房、包装车间、成品库和原材料库房屋顶可以利用，屋顶为轻钢龙骨结构，屋面铺设彩钢瓦，静载荷25kg/m2。屋面平整开阔，突出型建筑设施少，是理想的光伏组件安装场所（屋面承重需设计院复核，正在进行中）。光伏玻璃可利用屋面面积共计超13.74万平米，因每栋厂房有三处排热设施，所有屋顶每间隔7~8米设有0.8米宽亮窗，导致实际可用面积近8万平米。如图1所示，经模拟排布，可安装组件约46044片，按每片245W容量，共可安装11.28MWp组件。图1光伏玻璃组件排布示意图光伏玻璃公司设计供电容量见下表配电室名称变压器编号变压器容量(kVA)1#公用变电所1#变200070 2#变20002#公用变电所1#变8002#变8003#公用变电所800办公区变电所1#变10002#变1000一厂联合车间变电所1#变20002#变2000一厂1#加工线变电所1#变31502#变3150一厂2#加工线变电所1#变31502#变3150一厂3#加工线变电所1#变31502#变3150合计31300光伏厂房一楼低压配电室临侧有可利用房间，作为逆变器等光伏设备的安置场地。光伏发电接入方式采用10kV高压并网。因未生产实际负荷不详。(2)液晶玻璃液晶玻璃除有三栋主厂房以外，主厂房东侧有三栋屋面整洁的楼房，分别是锅炉房、理化实验楼和砖加工厂房，见图2所示。主厂房屋顶为轻钢龙骨结构，屋面铺设彩钢瓦，静载荷50kg/m2。因高度不同，被分为前半部分和后半部分，每一部分的屋面都很整洁。五栋其他建筑的屋顶均为混凝土现浇结构，屋面无多余的突出物体。本方案即将主厂房和这五栋楼房的屋面作为铺设场地。这些屋面面积约2.63万平米，主要受主厂房前后10多米落差影响以及五栋楼房四周均有高度约1.3米女儿墙遮阴，导致实际可用面积约1.39万平米。经模拟排布，可安装组件约8180片，按每片245W容量，共可安装2MWp组件。70 图2液晶玻璃组件排布示意图厂房内无多余房间或场地利用，因此，逆变器等光伏设备需考虑放置在室外，并采取必要的防雨防风防尘措施。液晶玻璃工业用电为110kVA电网接入，接入容量为两台主变，各40MVA容量。液晶玻璃目前生产用电量为7500kW。光伏发电接入方式采用10kV高压并网。(3)鑫虹公司鑫虹公司光伏组件安装场地选取在生产厂房，厂房屋顶为混凝土现浇结构，总面积约1.08万平米。屋面有大量的风机、风管及建筑设施，致使可用面积不足一半，约为4300平米。经模拟排布，可安装组件约2600片，按每片245W容量，共可安装637kWp组件。参见图3。70 图3鑫虹公司组件排布示意图鑫虹公司供配电接入容量为1250kVA，目前生产用电负荷为60kW。厂房一楼现有低压配电室内尚有多余空间，可考虑放置逆变器等设备设施。光伏发电接入方式采用400V接入，多余电量通过现有变压器逆向输入高压电网。七、投资规模及资金筹措方案本项目总投资为15414.6万元人民币，其中金太阳示范工程投资补贴7657.03万元，其余7757.57万元由企业自筹。八、财务评价本项目运营期按25年计，直接用户售电电价（含税）以XX供电局供给用户电价的9折计，财务分析按综合电价0.7元计算。项目计算期内总营业收入为27898.21万元（不含税），利润总额为9350.82万元。70 项目所得税后内部收益率为7.19%，项目所得税后投资回收期为11.83年（含建设期）。项目在实现预期投入产出的情况下，财务状况良好。第一节项目建设意义我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经对环境、经济和社会造成较大的负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。安徽省是我国的电力输出大省，是中部第一，全国第五，这也加速了煤炭资源的消耗，使安徽省将提早面临能源的挑战。因此，必须着力调整能源结构，利用其风资源和太阳能资源的优势，大力发展可再生能源，以提升安徽省在全国的能源地位和结构。太阳能发电技术是通过转换装置将太阳能辐射能转换成电能进行使用，并网发电系统一般离负荷中心较近，所产生的电能就地使用。安徽省具有丰富的太阳能资源，太阳能总储量2.71×106亿kWh，排全国第11位；可获得太阳能资源9.3×1014MJ，相当于317亿吨标准煤，利用百分之一太阳能所产生的能量比安徽省年产煤量的2倍还多，开发利用前景极其广阔。安徽省不仅有较好的太阳能资源，而且有完善的电网和较大常规能源的装机。进行太阳能工程的建设，可以充分的利用好安徽省的资源，增加安徽省的绿电供应，改善安徽省的能源结构；保护环境、减少污染；节约有限的煤炭资源和水资源。XX市作为国家发展较早的工业城市，工业经济基础雄厚，是中部乃至全国重要的制造业基地。从“一五”时期开始，国家就在XX70 市布局了一大批制造业项目。多年来，这些工业企业消耗了大量的传统能源，也造成了XX市供电紧张的局面，因此在XX集团XX基地建设示范工程既是现实的需要，也是作为对传统能源过渡消耗的一种补偿。咸阳XX光伏科技公司经对既有建筑进行规划和测算，利用XXXX工业园区现有厂房屋顶的建筑，设计建设13.92MWp光伏发电系统，所发电能可以在用户侧直接并网使用，为工业园区的大型厂房综合利用太阳能资源做出有益的探索，其次，光伏阵列可以吸收及遮挡太阳光线，从而降低光伏电站地区的厂房的温度，减少厂房的供暖及保温能耗。该项目的建设既符合国家制定的能源战略方针，也是开创安徽省咸阳市太阳能资源开发的示范建设项目，对太阳能光伏发电的开发建设推广有较好的引导作用，具有承前启后的关键性作用。因此，本工程的建设，对合理开发和利用建筑屋顶太阳能资源，节约当地能耗，创造较好的经济效益和社会效益，优化地区资源配置具有十分重要的意义，工程的建设是非常必要的。70 第一章发展规划、产业政策和行业准入第一节发展规划分析十二五能源发展七大重点之一是要加快推进非化石能源发展。“十二五”期间，要加快推进水电建设，积极有序做好风电、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用，要确保到2015年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到11%以上，为实现2020年非化石能源消费比重占二次能源消费比重达15%和单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%的目标奠定坚实的基础。光伏资源是清洁的可再生能源，光伏发电是新能源中技术比较成熟、并具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。世界上很多国家，尤其是发达国家，己充分认识到光伏在调整能源结构、缓解环境污染等方面的重要性，对光伏的开发给予了高度重视。近几年，全世界光伏发电成为快速发展的电源。开发新能源是国家能源建设、实施可持续发展战略的需要，是促进能源结构调整、减少环境污染、推进技术进步的重要手段。光伏以其丰富的资源、良好的环境效益和逐步降低的发电成本，将成为21世纪中国重要的电力能源之一。一、中华人民共和国可再生能源法2005年第十届全国代表大会常务委员会第十四次会议通过了“中华人民共和国可再生能源法”并于2006年1月1日起实施。可再生能源法规定“国家鼓励和支持可再生能源并网发电……电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”。70 二、可再生能源产业发展指导目录国家发展改革委关于《可再生能源产业发展指导目录》的通知中指出：“风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能和水能等六个领域的88项可再生能源开发利用和系统设备、装备制造项目。其中部分产业已经成熟并基本实现商业化，有些产业、技术、产品、设备、装备虽然还处于项目示范或技术研发阶段，但符合可持续发展要求和能源产业发展方向，具有广阔的发展前景或在持殊领域具有重要应用价值”。“对于《目录》中具备规模化推广利用的项目，国务院相关部门将制定和完善技术研发、项目示范、财政税收、产品价格、市场销售和进出口等方面的优惠政策”。三、可再生能源中长期发展规划2007年，国家发改委发布的《可再生能源中长期发展规划》（发改能源[2007]2174号）中，提出了“2010年太阳能发电总容量达到300MW，2020年达到1800MW”的发展目标，以及“在经济较发达、现代化水平较高的大中城市，建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施，首先在公益性建筑物上应用，然后逐渐推广到其它建筑物，同时在道路、公园、车站等公共设施照明中推广使用光伏电源”建设重点。2008年发布的《可再生能源发展“十一五”规划》中延续了上述发展目标。在目前世界各国把发展可再生能源作为未来实现可持续发展的重要方式的大背景下，我国制定的上述目标显然偏低，而且已于2009年底提前完成2010年光伏发电系统累计装机总量300MW的目标。即将发布的《新兴能源产业发展规划》将对上述目标作出调整，光伏等可再生能源的累计装机容量在201170 年提前达到《可再生能源中长期发展规划》的2012年目标，2015年的装机目标为5GW将会在2012年提前达到，2020年将达到50GW。四、资金扶持相关规定随着国家不断加大对光伏产业的政策扶持力度。在先后实施“GEF项目”、“光明工程项目”、“西部七省无电乡通电工程”等重大措施，颁布实施《可再生能源法》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发展专项资金管理办法》等10多项相关法律法规的基础上，2009年3月，财政部、住房和城乡建设部颁发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》、财政部印发了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，明确支持开展光电建筑应用示范，对屋顶装机容量50千瓦以上的光伏发电系统给予20元/瓦的资金补助；2009年7月，财政部、科技部、国家能源局又联合颁发《关于实施金太阳示范工程的通知》，规定对并网光伏发电项目按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，并对光伏发电关键技术产业化和产业基础能力建设项目给予适当的贴息补助。在国家政策扶持的有力驱动下，我国光伏产业必将长足发展。其中在光伏电站方面，在建的大型光伏电站有甘肃敦煌（总装机100兆瓦，总投资61亿元）、云南石林（总装机166兆瓦，总投资91亿元）等。第一节产业政策分析本项目利用XX集团XX基地内屋顶建设光伏电站项目，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》鼓励类第五项“新能源”的第1款“太阳能光伏发电系统集成技术开发应用”的太阳能光伏发电系统集成技术应用项目，符合国家产业政策。70 第一节行业准入分析2011年3月1日，工信部、国家发改委、环境保护部发布《多晶硅行业准入条件》，《准入条件》明确了多晶硅项目的规模、能耗等关键性指标，规定多晶硅项目应当符合国家产业政策、用地政策及行业发展规划。提高多晶硅行业的准入门槛，并加速淘汰国内落后产能。光伏电站的行业准入主要考虑当地电网是否具备接入条件。光伏电站接入电力系统应根据自身发电容量，结合所在地区的供电网络，综合考虑待接入电压等级电网的输配电容量、电能质量等技术要求。第二章光伏发电产业市场状况及运营模式第一节光伏发电产业现状及市场情况一、全球光伏发电系统装机容量快速增长太阳能作为人类取之不尽用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。随着能源问题日益成为制约国际社会经济发展的瓶颈，越来越多的国家开始实行“阳光计划”，开发太阳能资源，寻求经济发展的新动力。在各国政府的扶持下，光伏产业得到了迅速发展，已成为世界上发展最快的能源产业之一。在过去的十年中，全球光伏发电装机容量有了飞速的发展，全球光伏发电年装机容量从2000年不足278MW增加到2009年7.2GW，而且这是在面临全球金融危机的不利环境之下实现的。2007、2008年的复合增长率更高达160%，2009年面对百年一遇的金融危机，仍然实现了15%的装机增长率。在全球光伏装机总容量方面，2000年仅不到1.4GW，2007年达到70 9.1GW，年复合增长率达到30.83%；2008年更是达到16GW，比2007年增长了近76%；2009年全球光伏装机总容量超过了22GW，光伏发电量达到25TWh（1TWh=1×109kWh）。近年全球光伏系统装机量如下图所示。图3-1全球光伏系统装机量二、国内光伏发电产业现状我国光伏发电产业于20世纪70年代起步，90年代中期进入稳步发展时期。经过几十年的发展，虽然取得一定成绩，但发展速度相对较为缓慢。2001年以前光伏应用基本维持在世界市场的1％份额，截止2001年底，我国光伏发电系统累计安装容量25MWp。2002~2003年，原国家计委启动了“西部省区无电乡通电计划”，使光伏市场有所突增，2002年和2003年分别新增光伏发电系统20MWp和10MWp。2004~2005年又回落到年安装量约5MWp水平，分别占世界当年市场安装量的0.5%和0.3%。2006年实施《可再生能源法》后对光伏市场有一定积极刺激作用，但由于《可再生能源法》中“上网电价法”对光伏发电尚未到位，因此国内光伏发电市场发展依然缓慢。2007年我国光伏系统的安装量总计约20MWp，仅为当年太阳电池生产量的1.84％，意味着太阳电池产量的98％需要出口。截至70 2007年底，我国光伏系统的累计装机容量达到100MWp（约相当于世界累计安装量的不足1％）。2008年，中国开始启动屋顶和大型地面并网光伏发电示范项目的建设；2009年初完成了甘肃敦煌10MW级大型荒漠并网光伏电站的招标工作；同年7月，国家三部委财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，随后又公布了具体的《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2~3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目；各种利好都给中国光伏发电产业注入了强劲的生命活力。截止2009年底，我国光伏发电系统累计安装容量已达300MWp，提前一年完成我国《可再生能源中长期发展规划》提出的2010年目标。2010年10月，国务院发布了《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》（国发〔2010〕32号），明确将节能环保、新能源等产业列为我国未来将加快培育和重点发展的战略性新兴产业。2000年以来我国光伏系统装机容量的发展情况见下图：70 图3-22000年~2009年我国光伏系统装机容量增长情况三、未来光伏发电市场预测进入2012年，全球光伏光伏市场持续升温，各大分析机构十分看好2012年的市场前景。图3-3IMSresearch对2012-2014年全球光伏装机容量的预测70 欧洲光伏工业协会（EPIA）近日发布了名为《2014年全球光伏市场展望》的最新报告。报告中预测了普通和政策利好两种不同的情形下，全球光伏市场未来五年的发展走势：普通情形下，全球2014年光伏装机容量规模将达23.7GW；政策利好情形下，2014年单年可突破30GW。第一节建设及运营模式目前国内光伏电站运营模式主要为以下几种：1、自发自用运营模式，这种模式的电站投资一般都得到国家或地方财政补贴，电站投资成本相对较低。所发电力通过合同能源管理合同给区域用户销售使用，不向国家电网售电。2、上网电价运营模式，这种运营模式一般无法得到国家财政补贴，部分可以得到地方财政补贴，电站投资成本较高。所发电能按国家或地方颁布的上网电价销售给国家电网，享受国家或地方上网电价，售电价格较高。3、光伏电站建成后，除了自营外，也可以将电站出售给电力公司，由电力公司运营。第二章项目建设地太阳能资源分析第一节我国太阳能资源分布太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能得天独厚的优越条件。中国国土面积从南到北。自西向东的距离都在5000公里以上，总面积达960万平方公里，为世界陆地总面积的7%。在我国有着十分丰富的太阳能资源。全国各地太阳辐射总量为928～2333kW·h/m2，总面积2/3以上地区年日照时数大于70 2000小时。从中国太阳辐射总量分布来看，西藏新疆青海内蒙古等地的辐射量较大，分布的基本特点是：西部多于东部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）。我国年太阳辐射总量分布详见图4-1。根据我国太阳辐射分布特点，可分为丰富区、较丰富区、可利用区和贫乏区，其中：太阳能丰富区：在内蒙中西部、甘肃中北部、青藏高原等地，年总辐射在1700kW·h/m2以上。太阳能较丰富区：新疆北部及内蒙东部等地，年总辐射约1500~1700kW·h/m2。太阳能可利用区：分布在长江下游、两广、云南及松辽平原等地，年总辐射量为1200~1500kW·h/m2。太阳能贫乏区：主要分布在四川和贵州两省，年总辐射量小于1200kW·h/m2。图4-1中国年太阳资源分布图全国各地太阳能日照小时数及辐射总量详见下表：表4-1全国各地太阳能日照小时数及辐射总量统计表类型地区70 年日照时数（h）年辐射总量(MJ/m2)1西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部2800～33006680～84002西藏东南部、新疆南部、青海东部、宁夏南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部3000～32005850～66803新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部2200～30005000～58504湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江1400～22004200～50005四川、贵州1000～14003350～4200第一节安徽省太阳能资源分布特点相对全国而言，安徽省年太阳总辐射量居较高水平。其空间分布特征是北部多于南部，南北相差大，高值区位于陕北长城沿线一带及渭北东部区域，低值区主要分布于陕南。按照太阳年总辐射量的大小，安徽省省太阳能资源可以划分为三个区，即：太阳能资源很丰富区；太阳能资源丰富区，包括了安徽北部；太阳能资源较丰富区，包括安徽南部大部。四季中，夏季总辐射量为四季之最，占全年的35％。安徽省各地年日照时数均大于1000小时，相当于119公斤标准煤燃烧所发出的热量。年极端气温远高于-45℃。70 安徽省地图第一节XX市太阳能资源分布XX市位于安徽省的中部，XX属亚热带湿润季风气候。全年气候特点是：四季分明，气候温和，雨量适中，春温多变，秋高气爽，夏雨集中。年平均气温15.7度，降雨量近1000毫米，日照2100多个小时。美丽的XX，淝水穿城而过，环城公园似翡翠项链；逍遥古津、教弩梵钟、包河秀色、蜀山春晓，徜徉其间，吊古论今，令人留恋忘返。中国科技大学落户XX，更使这座“千年古邑”享有了“中国科技城”的美誉。在2007年底，由国家商务部、信息产业部、科技部正式认定XX市为“中国服务外包基地城市”，成为中国第12个服务外包基地城市。改革开放以来，XX70 市委、市政府高度重视环境保护工作，采取了一系列保护和改善生态重大举措，加大了生态环境建设，我市生态环境保护得到了有效的保护和改善。植树造林、水资源保护、能源建设、土地改良、农业基础设施建设、城镇环境质量综合整治、风景旅游区环境建设等都取得了明显进展。农田林网建设、绿色长郎工程、城市园林建设成效显著；在江淮分水岭实施“把水留住、把树栽上”工程全面启动；建设一批不同类型的自然保护区、风景名胜区和森林公园；生态农业示范工程环保先进城镇、生态示范村建设稳步发展；农村环境综合整治工作全面开展；环保执法力度不断加大。生态环境总体处于相对良好状态，但局部地区生态环境在恶化。历届政府高度重视新兴行业，光伏产业突飞猛进，节能减排大见成效。地势：XX地处江淮腹地丘陵地区，由西向东的江淮分水岭贯穿市境，形成低缓的鱼背形地势。全市地形分为丘陵、岗地、平原圩区三大类。西南园洞山一带海拔相对较高，其余大部分属低短龚岗地带。气候：XX属亚热带湿润性季风气候。四季分明，气候温和，雨量适中，春暖多变，秋高气爽，夏雨集中。春天：冷暖空气活动频繁，常导致天气时晴时雨，乍暖乍寒，复杂多变。夏季：季节最长，天气炎热，雨量集中，降水强度大，雨量主要集中在5-6月的梅雨季节。秋季：季节最短，气温下降快，晴好天气多。冬季：天气较寒冷，雨雪天气少，晴朗天气多。。XX平均各月气温：月份123456789101112温度2.44.09.415.520.725.028.428.222.816.910.64.5本项目位于XX市XX工业园区，地处北纬31°52′，东经117°17′。全年无霜期约200—250天。XX地区水平面年均日照辐射量为3.93kWh/m2/d，全年日照辐射总量为1434.85kWh/m2，即70 5165.46MJ/m2，属于《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）划定的太阳能资源丰富地区，适合建设太阳能光伏发电项目。第一章项目建设基础条件本项目建设基础条件具备，具体情况如下：1、技术：目前光伏电站技术成熟，本项目将由有资质的设计院进行设计，不存在技术问题。2、场地：XXXX产业园区，即XX（XX）光伏玻璃公司、XX（XX）液晶玻璃公司、XX鑫虹公司三个区域。屋顶为标准彩钢屋顶，承重0.25KN/m2。根据屋顶电站12~15kg/m2负荷量，屋顶承重满足项目要求。2、设备及原材料：设备及原材料国内均可供货，并达到电站设计技术及质量要求。3、资金：项目资金国家财政补贴7657.03万元，其余7757.57万元由公司自筹。公司自筹有困难时，可由已有投资意向的投资公司投资。4、电网条件：拟建电站各区域均有XX供电局高压电网，变压器和配电柜，方便接入。各区域所发电力就地使用和高压反送。5、发电量及使用情况１、光伏玻璃公司设计供电容量见下表配电室名称变压器编号变压器容量(kVA)1#公用变电所1#变20002#变20002#公用变电所1#变8002#变8003#公用变电所800办公区变电所1#变100070 2#变1000一厂联合车间变电所1#变20002#变2000一厂1#加工线变电所1#变31502#变3150一厂2#加工线变电所1#变31502#变3150一厂3#加工线变电所1#变31502#变3150合计31300供电局接入两台110kV高压主变供光伏公司使用，容量各为40MVA。光伏发电接入方式采用110kV高压并网。光伏厂房一楼低压配电室临侧有可利用房间，作为逆变器等光伏设备的安置场地。２、液晶玻璃基板玻璃工业用电为110kVA电网接入，接入容量为两台主变，各40MVA容量。液晶玻璃目前生产用电量为7500kW。３、鑫虹公司供配电接入容量为1250kVA，目前生产用电负荷为60kW。厂房一楼现有低压配电室内尚有多余空间，可考虑放置逆变器等设备设施。光伏发电接入方式采用400V接入，多余电量通过现有变压器逆向输入高压电网。70 第一章项目方案第一节项目工程方案本项目主体工程施工主要包括：屋面基础处理、太阳能支架安装、太阳能电池组件设备安装、汇流箱安装、电力电缆和光缆敷设、检测设备安装、调试交验等。（本章内容仅供参考，以设计院图纸为准。）一、屋面基础处理及支架安装工程本项目光伏组件支架系统采用C型槽钢作为主体部件，用作立柱、主梁和次梁，槽钢底座用于槽钢和各种基材连接；角钢连接件用于槽钢与各种基材的任意角度连接。光伏组件支架系统采用热浸渡锌材质槽钢及配件，镀锌厚度60μm以上。C型槽钢增设了轴向加劲肋提高了槽钢的抗弯能力。C型槽钢与锁扣通过齿牙机械咬合，既方便调节系统安装尺寸，又能确保在各种荷载综合作用下的有效支撑。C型槽钢背面设有条形安装孔，易于调节安装。二、太阳能电池组件设备安装（1）太阳能电池组件设备安装太阳能电池组件采用20t汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离，确保施工安全及安装质量。吊装就位后要即时调整加固，方阵支架安装完毕后，将太阳能电池组件基础槽钢与预埋件焊接。（2）汇流箱设备安装汇流箱直接安装在簸箕支架上敷设场内集电线路电力电缆。敷设场内太阳能电池组件间及太阳能电池组件至控制室间通信光缆。三、电气设备安装（1）逆变器和交流柜安装在车间动力配电室内。70 （2）特殊季节施工要求在气温较低季节施工时应做好防寒、防冻、防火等冬季施工准备。搅拌站、施工厂房等要供暖，保温材料、抗冻剂要备足。冬季混凝土施工采用热搅拌和蒸汽养护。四、劳动安全与工业卫生保护劳动者在电力建设和运行生产中的安全和健康，改善劳动者在其工作中的劳动条件，光伏发电站设计应贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在光伏发电站劳动安全和工业卫生设计中，要认真地贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，重视安全运行。对于劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施，必须与主体工程建设三同时：同时设计、同时施工、同时投产，并要达到安全可靠，要保证劳动者在劳动过程中的安全与健康。第一节项目技术方案一、建筑维护结构体系本项目所选的建筑为大型生产型厂房和可上人屋面，屋顶为彩钢结构、混凝土结构及钢结构。本工程拟在彩钢屋顶的表面朝阳方向铺设太阳电池组件，其建筑结构不做改变，不增加维护结构，铺设的太阳电池支架在屋顶上部与彩钢板紧固连接，水泥屋面采用固定支架形式。本项目安装直接采用A与建筑物的钢结构连接，承重直接加到主框架上;B利用彩钢瓦的筋条加装专用支架；C水泥屋面直接加装，在建筑设计载荷内；不会对屋面有直接影响，且光伏组件重量相对较轻，约12~15kg/m2，小于建筑物设计承重。70 二、光伏发电系统技术设计方案1、设计依据及说明分布式并网光伏发电系统工程项目的方案设计、产品供应及工程实施主要参照下列标准：关于实施金太阳示范工程的通知财建【2009】397号；关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知财建〔2010〕662号；《中华人民共和国可再生能源法》；IEC60364-7-712《建筑电气安装-7-712部分》；相关建筑物的荷重,建筑基准法施行另第84条（固定荷重），第85条（承载荷重），第86条（积雪荷重）以及第87条（风荷重）的规定；IEC62093《光伏系统中的系统平衡部件-设计鉴定》；IEC60904-1《光伏器件第一部分:光伏电流-电压特性的测量》；IEC60904-2《光伏器件第二部分:标准太阳电池的要求》；DB37/T729-2007《光伏电站技术条件》；SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电保护－导则》；CECS84-96《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》；CECS85-96《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》；GB2297-89《太阳光伏能源系统术语》；GB50057-94《建筑防雷设计规范》；GB4064-1984《电气设备安全设计导则》；GB3859.2-1993《半导体变流器应用导则》；GB/T14007-92《陆地用太阳电池组件总规范》；GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》；70 GB/T15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》；GB/T18210-2000《晶体硅光伏方阵I-V特性的现场测量》；GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》；GB/T19064-2003《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》；GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》；GB/T19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》；GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》；GB/T20514-2006《光伏系统功率调节器效率测量程序》。2、光伏建筑一体化设计光伏建筑一体化指在建筑外围护结构的表面安装光伏组件提供电力，同时作为建筑结构的功能部分，取代部分传统建筑结构如屋顶板、瓦、窗户、建筑立面、遮雨棚等，也可以做成光伏多功能建筑组件，实现更多的功能，如光伏光热系统、与照明结合、与建筑遮阳结合等。根据光伏方阵与建筑结合的方式不同，光伏建筑一体化可分为两大类：一类是光伏方阵与建筑的结合。这种方式是将光伏方阵依附于建筑物上，建筑物作为光伏方阵载体，起支承作用。另一类是光伏方阵与建筑的集成。这种方式是光伏组件以一种建筑材料的形式出现，光伏方阵成为建筑不可分割的一部分。如光电瓦屋顶、光电幕墙和光电采光顶等。在这两种方式中，光伏方阵与建筑的结合是一种常用的形式，特别是与建筑屋面的结合。由于光伏方阵与建筑的结合不占用额外的地面空间，是光伏发电系统在城市中广泛应用的最佳安装方式，因而倍受关注。光伏方阵与建筑的集成是BAPV的一种高级形式，它对光伏组件的要求较高。光伏组件不仅要满足光伏发电的功能要求同时还要兼顾建筑的基本功能要求70 从建筑、技术和经济角度来看，光伏一建筑一体化有以下诸多优点：①联网系统光伏阵列一般安装在闲置的屋顶或墙面上，无需额外用地或增建其他设施，适用于人口密集的地方使用。这对于土地昂贵的城市建筑尤其重要。②可原地发电、原地用电，在一定距离范围内可以节省电站送电网的投资。对于联网户用系统，光伏阵列所发电力既可供给本建筑物负载使用，也可送入电网。在阴雨天、夜晚或光强很小的时候，负载可由电网供电。由于有光伏阵列和公共电网共同给负载供应电力，增加了供电的可靠性。③夏季，处于日照时，由于大量制冷设备的使用，形成电网用电高峰。而这时也是光伏阵列发电最多的时候。光伏建筑一体化系统除保证自身建筑用电外，还可以向电网供电，从而缓解高峰电力需求。④由于光伏阵列安装在屋顶和墙壁等外围护结构上，吸收太阳能、转化为电能大大降低了室外综合温度，减少了墙体得热和室内空调冷负荷，既节省了能源，又利于保证室内的空气品质。⑤避免了由于使用一般化石燃料发电所导致的空气污染和废渣污染，这对于环保要求严格的今天与未来更为重要。⑥由于光伏电池的组件化，光伏阵列安装起来很简便，而且可以任意选择发电容量。BAPV的关键技术主要有以下几个方面：（1）与景观、建筑结合的光伏电站设计和建设；（2）电站主要设备光伏组件、控制逆变器等产品；（3）10070 kVA以下的系列化与用户侧低压电网并联运行的并网控制逆变器的研制以及在电站中的实际应用；（4）光伏阵列与建筑集成的优化；（5）太阳能光伏发电系统与建筑物的一体化设计；（6）光伏阵列在建筑物屋顶上的安装结构与工艺设计、线路设计与配线、防雷保护、光伏电站监控系统等。BAPV应当在建筑设计之初就开始考虑。除了考虑BAPV的建筑特性，还要考虑发电量的影响因素。研究BAPV技术的任一领域，都要解决2个核心问题：光伏电池的安装位置、遮挡因素。国外光伏发电已经完成了初期开发和示范阶段，正在向大批量生产和规模应用发展，各国一直在通过改进工艺、扩大规模、开拓市场等，大力降低光伏电池的制造成本和提高其发电效率。我国近年来光伏建筑一体化系统的研究与开发也取得了很大的发展，在北京、上海等地相继建成了一批具有代表性的光伏建筑一体化工程，同时也推动了国内光伏建筑一体化领域的发展。本工程为建筑物附加光伏发电系统。在已有建筑物上安装太阳电池组件，不改变原有建筑物的建筑设计及结构。项目在XX集团XX工业园区内XX液晶玻璃公司厂房、XX光伏玻璃公司厂房、XX鑫虹公司厂房屋顶上建成光伏并网发电系统。这几部分可利用面积共计约17万平米，可铺设太阳能电池组件容量为13.92MWp。3、并网系统设计本项目发电系统由于分散在厂区内，若采取分块发电集中并网需单独建设配电房，而且线路敷设也很复杂，工程难度很大。所以采用分块发电，就近并网的方式。这种方式是国家目前大力推广的分布式发电系统。70 本项目发电区域分散，因此，监控部分采取分块监控，各发电区域分别配置独立的监控系统，系统配置一台环境检测仪，检测环境温度、风向、光照等环境数据。并网运行期间数据采集器采集并网逆变器、汇流箱和环境监测的运行状态，数据采集器对外提供RS485接口，通过RS485总线与并网逆变器、汇流箱、环境监测进行通讯，将相关数据和信息通过RS485总线提供给站控层的监控系统。通过站控层可实现对逆变器和汇流箱运行状况监控。通过大屏幕LED显示逆变器的输出电压、电流、功率、日发电量和项目所在地光照度、环境温度、二氧化碳减排量等参数。通过显示电站发电量和环境参数，可体现我们公司在新能源利用和节能减排方面的示范效应。图6-1并网发电系统示意图4、主要产品部件及性能参数1）并网逆变器选型逆变器是连接光伏阵列和电网的关键部件，它完成控制光伏阵列最大功率点运行和向电网注入正弦电流两大主要任务。逆变器要与电网连接，必须满足电网电能质量、防止孤岛效应和安全隔离接地的三个要求。光伏阵列对逆变器的要求70 由于日照强度和环境温度都会影响光伏阵列的功率输出，因此必须通过逆变器的调节使光伏阵列输出电压趋近于最大功率点输出电压，以保证光伏阵列在最大功率点运行而获得最大能源。并网逆变器的组成单元①DC/DC单元。该单元完成太阳能电池阵列的电压提升，同时对太阳能电池板进行最大功率跟踪控制（MPPT）。②DC/AC单元。该单元工作在电流控制模式，在PWM的控制下，使电流和电网的电压保持同步，把电能馈送到电网。③I/O单元。该单元把来自电流传感器的信号和主回路中的电压信号转变成DSP板可以处理的信号，并把DSP输出的开关信号和PWM信号输出的相应的继电器或功率元件。④DSP单元。该单元是并网发电系统的控制核心，DSP单元完成全部并网运算和控制功能，并能够通过串行总线向显示板发送系统运行信息。⑤电源单元。把太阳能电池的高压输入转化为多路电压电源，供DSP单元、I/O单元、传感器等使用。太阳能发电对电站系统的安全、质量、可靠性等都有很高的要求，而逆变器作为光伏并网系统的核心，其质量和稳定性直接影响光伏发电系统的发电质量和系统稳定性。本系统拟采用通过国际认证的并网逆变器，逆变器参数如下：70 表6-1逆变器技术参数①500kW逆变器部分技术参数GSG-500KTT-LV直流输入最大直流输入功率(kWp)550最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）1250MPPT范围(Vdc)440～800直流电压纹波Vpp<10%输入接线途径/最大输入路数铜排/16输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)500最大交流输出功率（kW）541额定电网电压（Vac）270允许电网电压（Vac）240～300额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47～50.5功率因数≥0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/6输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）98.6%欧洲效率（%）98.2%隔离方式无变压器夜间自耗电（W）<80MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DINVDE0126防护等级IP20(室内)使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）存储温度-20℃～+65℃使用环境湿度0~95%（不结露）冷却方式强制风冷噪声≤65dB海拔高度>3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x3400x2100参考重量（kg）187670 ②250KW逆变器部分技术参数GSG-250KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)275最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）625MPPT范围(Vdc)440～800直流电压纹波Vpp<10%输入接线途径/最大输入路数铜排/2输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)250最大交流输出功率（kW）266.75额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）330～450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47～50.5功率因数≥0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/2输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）97.0%欧洲效率（%）96.0%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<80MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DINVDE0126防护等级IP20(室内)使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）存储温度-20℃～+65℃使用环境湿度0~95%（不结露）冷却方式强制风冷噪声≤65dB海拔高度>3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1800x2140参考重量（kg）248670 ③100kW逆变器部分技术参数GSG-100KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)110最大方阵开路电压（Vdc）850推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）250MPPT范围(Vdc)440～800直流电压纹波Vpp<10%输入接线途径/最大输入路数铜排/1输入接线最大线径（mm²）120交流输出额定交流输出功率(kW)100最大交流输出功率（kW）106.37额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）330～450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47～50.5功率因数≥0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/1输出接线最大线径（mm²）120系统最大效率（%）96.7%欧洲效率（%）95.4%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<50MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DINVDE0126防护等级IP20(室内)使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）存储温度-20℃～+65℃使用环境湿度0~95%（不结露）冷却方式强制风冷噪声≤65dB海拔高度>3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1000x2100参考重量（kg）1022.570 逆变器采用低频隔离变压器设计，室内型。可在+55℃的高温环境下，连续可靠地满载运行，不需要降额。适用于大型光伏电站。可多台逆变器并联运行，简化电站设计。输入电压的范围大，保证了接入的光伏阵列有了更多的组合方式。是一款性价比非常高的并网逆变器。2）太阳能电池组件的选型本工程光伏发电系统主要由太阳电池组件阵列、逆变器及升压系统三大部分组成，其中太阳电池组件阵列及逆变器组成发电单元部分。太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内太阳电池组件主流类型。根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳电池组件类型，计算光伏并网系统的年发电量，选择综合指标最佳的太阳电池组件。太阳能电池组件系统中最重要的组件是电池，电池是收集太阳光的基本单位，大量的电池合成在一起构成太阳电池组件。太阳电池主要有：晶体硅电池(包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、非晶硅电池(a-Si)、非硅光伏电池(包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。目前市场生产和使用的太阳能电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年晶体硅的市场占有率为88％。从产业角度来划分，可以把太阳电池划分为硅基电池和非硅基电池，硅基电池以较高的性价比和成熟的技术，占据了绝大多数的市场份额。①晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。70 单晶硅电池是最早出现、工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中效率最高的。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的。现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；另外，受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是从节约能源，节省硅原料等方面综合考虑，具有广阔市场发展空间、经济环保型的多晶硅电池有望替代单晶硅。②薄膜光伏电池目前，商业化的薄膜光伏电池主要有：非晶硅、铜铟硒和碲化镉三种。70 非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪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，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代。非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、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。目前已商业化的薄膜光伏电池材料有：铜铟硒(CIS，CIGS)和碲化镉(CdTe)，它们的厚度只有几微米。在三种商业化的薄膜光伏技术中，非晶硅的生产和安装所占比重最大，2007年占市场总量的3.2％。③单晶、多晶和薄膜三种电池间的比较2007年多晶硅、单晶硅、薄膜(以非晶硅和碲化镉为主)这三种电池所占的份额分别为：45%、42%和10%。在这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。最近几年，非晶硅组件的技术和产能发展很快，但效率较晶体硅仍有一定的差距。碲化镉组件的生产技术比较复杂，目前只有德国的ANTECSolar和美国FirstSolar等为数极少的公司具备批量生产能力。表6-2太阳能电池分类汇总表种类电池类型实验效率商业效率优点缺点晶硅电池单晶硅23%14%-18%效率高，技术成熟。原料成本高多晶硅20.3%13%-16%效率较高，技术成熟。原料成本较高薄膜电池非晶硅13%8%-11%弱光效应好，成本相对较低。转化率相对较低碲化镉15.8%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。有毒，污染环境。铜铟硒15.3%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。稀有金属70 多晶硅太阳电池组件和单晶硅太阳电池组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，占据光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，其国内供应量非常充足。综上所述，结合项目所在地用地情况、产品技术的成熟度、以及目前国内外大规模光伏并网电站应用的实际情况，本方案采用多晶硅太阳电池组件。本方案初步选定通过国际认证功率为235Wp多晶硅太阳电池组件。表6-3245Wp多晶硅光伏组件主要参数标准测试条件STC：AM1.5辐照强度1000W/㎡温度25℃峰值功率(Pm)245Wp峰值功率温度系数-0.45%/℃开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数＋0.055%/℃最佳工作电压(Vmp)30.3V开路电压温度系数-0.33%/℃短路电流(Isc)8.66A外形尺寸(mm)1636×992×45最佳工作电流(Im)8.08A重量(kg)19.5转换效率14.8%3）汇流箱的选择本系统拟选8路、16路光伏阵列防雷汇流箱，其具有以下特点：满足室外安装的使用要求；每路可接入1个支路，1个支路含2个串列，每路电流最大可达20A；接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V；熔断器的耐压值不小于DC1000V；配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。70 图6-28路汇流箱原理图70 图6-312路汇流箱原理图4）直流柜的选择直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器，本方案选用的直流防雷配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏防雷器。本方案按每个并网发电单元单独进行设计，将配置不同规格的直流防雷配电柜，电气原理框图如图6-4所示70 图6-4直流配电柜原理图如上图所示，直流防雷配电柜具有以下性能特点：简化系统布线；操作简单、维护方便；提高系统可靠性、安全性；选用ABB断路器,菲尼克斯防雷等高品质器件；5）交流配电柜的选择本系统采取分块发电，就近并网的方式，由于交流柜接入逆变器的数量不同，在交流配电柜中断路器，浪涌保护器的选择也需有区别以便节约成本。6）防雷系统设计接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏阵列接地保护直接采用镀锌扁钢与屋顶原有接地保护连接，接地电阻满足电池厂家要求为准，站房设备接地与光伏组件接地网连接。7）防逆流控制器选型70 本方案光伏并网系统为不可逆流发电系统，即光伏并网系统所发的电由本地负荷消耗，多余的电不允许通过低压配电变压器向上级电网逆向送电。在并网发电系统中，由于外部环境是不断变化的，为了防止光伏并网系统逆向发电，系统需要配置相应的防逆流控制装置，通过实时监测配电变压器低压出口侧的电压、电流信号来调节系统的发电功率，从而达到光伏并网系统的防逆流功能。对防逆流控制器的选型要求需具备以下几方面的功能：（1）若光伏电源供电回路出现电压过高，或者过低，电流过高（通过设置参数整定），发脉冲报警信号。（2）若配电变压器二次侧供电回路出现逆功率，则装置动作，调整（降低）逆变器的输出功率。（3）若配电变压器二次侧供电回路逆功率消失，则装置动作，调整（恢复）逆变器的输出功率。8）太阳电池组件支架选型太阳电池组件的安装一般分为固定式、倾角可调节固定式和复杂自动跟踪系统三种类型，其中复杂自动跟踪系统又分为单轴跟踪和双轴跟踪两种。屋顶电站多采用固定式和可调式，跟踪式一般用在地面电站。固定式：组件支架不可调整，年发电量最少。倾角可调节固定式：组件支架的俯仰角设计成10度～60度之间可手动调节，一般设计为每10度一个档位，发电量比固定式可提高10%～15%。倾角固定可调节式：按季度进行调节，夏季为当地纬度减去23.5度，冬季为当地纬度加23.5度，春秋两季为当地纬度，发电量比固定式可提高5%左右。70 本项目采用固定式安装方式。因为单晶硅太阳电池组件的寿命在25以上年，所以对组件支架的抗腐蚀提出了要求，支架的材料可以分为不锈钢、铝合金、钢支架热浸锌防腐和塑料等几种。不锈钢、铝合金支架成本太高，但是可以在现场进行加工制作，安装方便；钢支架热浸锌防腐价格相对便宜，但需在安装前一次性设计和加工好，在施工现场不能进行加工，否则破坏了热浸锌防腐的效果，从设计和安装角度来说要求更高一些。从经济性考虑，选用钢支架热浸锌防护。塑料与金属组合结构是国外刚开始使用的一种新的支架型式，它能满足支架寿命要求，可以方便灵活地增减配重，而且可忽略风压对电池组件的影响。本系统拟选用成品光伏组件支架系统，成品光伏支架为工厂预制，在工地快速组装无需现场钻孔或焊接，有效提高安装精度和效率，保证施工质量，并节约工期。光伏组件支架系统采用C型槽钢作为主体部件，用作立柱、主梁和次梁，槽钢底座用于槽钢和各种基材连接；角钢连接件用于槽钢与各种基材的任意角度连接。光伏组件支架系统采用热浸渡锌材质槽钢及配件，镀锌厚度60μm以上。C型槽钢增设了轴向加劲肋提高了槽钢的抗弯能力。C型槽钢与锁扣通过齿牙机械咬合，既方便调节系统安装尺寸，又能确保在各种荷载综合作用下的有效支撑。C型槽钢背面设有条形安装孔，易于调节安装。5、光伏系统方阵布置（1）方阵安装角度及安装方式70 北半球太阳电池组件方位角朝南，安装角度与纬度有关。组件方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：纬度、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据XX地区当地纬度32度和当地太阳辐射资料，利用RETScreen进行模拟，经过计算确定太阳能电池方阵最佳倾角为27度设计。最佳倾角支架效果图    平铺专用支架效果图图6-5太阳电池支架基础图②方阵间距布置70 本项目是在XXXX工业园区内厂房屋顶铺设太阳能电池组件，除去四周阴影遮挡，屋顶可利用面积为9.65万m2，可铺设太阳电子组件容量为13.92MWp，为了避免冬至日上午9:00时至下午3:00时方阵前后被遮挡，方阵前后留足够间距，经计算XX当地避免遮挡阵列间距应大于1.84米。第一节发电量测算一、并网光伏系统转换效率计算由于光伏电池有一个电能转换的问题，因此实际发电量等于理论发电量×光伏系统的转换效率，并网光伏发电系统的能量损失主要由光伏阵列的能量损失、逆变器能量损失、交流并网的能量损失等三部分组成。（1）光伏阵列能量损失η1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、峰值功率点偏值损失等，综合损失按13%计算，即效率为87%。（2）直流部分线缆功率损耗η2：根据项目的直流部分的线缆连接，直流部分的线缆损耗按98%计。（3）逆变器转换能量损失η3：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，按逆变器厂家提供的效率97%计算。（4）交流线缆的功率损耗η4：根据项目的交流部分的线缆连接，交流部分的线缆损耗效率按98%计。（5）变压器功率损耗η5：使用高效率的变压器，变压器效率为98%。（6）总体系统效率70 测算系统各项效率：光伏阵列能量损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，取0.99的修正系数，则系统综合效率：η总=87%×98%×97%×98%×98%×99%=78.63%。二、项目发电量计算考虑系统综合效率，组件温度系数后，13.92MWp系统年初始发电量通过RETscreen光伏设计软件计算如下：月份每日的太阳辐射上网电量度/平方米/日兆瓦时一月2.68909.46二月2.98913.4三月3.481180.94四月4.051330.03五月4.621567.8六月4.551494.23七月4.861649.24八月4.551544.04九月3.911284.06十月3.221092.71十一月2.91955.65十二月2.57872.13年平均数3.7014793.69图6-613.92MWp电站系统年初始发电量太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。本项目拟采用的太阳电池组件的光电转换效率衰减速率为25年衰减不超过20%。该项目运行期25年，总发电量100GWh，年均发电量为400.6×104kWh。运营期内各年发电量估算见下表。70 表6-4并网光伏发电系统各年发电量测算年份第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年发电量（GWh）14.7914.6614.5314.4014.2714.1414.0113.8913.76年份第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年发电量（GWh）13.6413.5113.3913.2713.1513.0312.9212.8012.69年份第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年　　发电量（GWh）12.5712.4612.3512.2412.1312.0211.91　　第一节项目建设实施方案此项目建设可采用两种实施方案：1、XX（XX）XX自筹资金自主建设，拥有电站全部产权，自主运营维护。此模式建设，将由当地第三方具备建设资质的工程公司实施工程总承包。2、寻找投资公司投资建设，建设完成验收后，出售经营权给投资公司，出售价格为总投资减去金太阳工程国家财政补贴。投资公司经营年限15年，期间投资公司享有电站经营利润，支出经营期成本费用。15年协议经营期满后转交电站经营权给XX（XX）XX，由XX（XX）XX继续经营（10年）并享有电站收益。此模式建设，将由当地有意向投资的公司实施工程总承包。第二章项目总体目标及进度计划项目利用XXXX工业园区三个大型厂房房顶，17.45万平方米，建设13.92MW屋顶光伏电站。项目寿命期25年，项目建成后年均发电1328万度。70 本项目实施周期需要6个月，具体进度计划如下：1.建设前期工作阶段：2013年7月～8月①编制项目建议书；②可行性研究；③审批立项；④报建；⑤与投资公司签署相关协议2.项目设计阶段：项目批准后第1个月内完成①系统及施工设计；②施工图设计；③施工图设计审批；3.设备招标采购阶段：项目批准后第2个月内完成4.土建施工、设备安装阶段：项目审批后第2～3个月内完成5.调试验收阶段：项目审批后第4个月内完成项目总体进度需根据集团公司批准时间点确定，计划在获批后4个月内完成项目竣工验收全部工作。70 第一章节能分析第一节用能标准和节能规范一、相关法律法规、规划和产业政策（1）《中华人民共和国节约能源法》（国家主席令第77号）（2）《中华人民共和国清洁生产促进法》（国家主席令第72号）（3）《中华人民共和国可再生能源法》（2006年1月1日施行）（4）《中华人民共和国建筑法》（1998年3月1日施行）（5）《国务院关于加强节能工作的决定》（国发〔2006〕28号）（6）《产业结构调整指导目录（2011年本）》（国家发展和改革委员会令〔2011〕第9号）（7）《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委令2010年第6号）（8）《节能中长期专项规划》（发改环资〔2004〕2505号）（9）《国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南（2006）的通知》（发改投资〔2007〕21号）（10）《中国节能技术政策大纲（2006年）》（发改环资〔2007〕199号）（11）《节约用电管理办法》（国经贸资源〔2000〕1256号）二、合理用能标准和节能规范（1）《工业企业能源管理导则》（GB/T15587-2008）（2）《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2008）（3）《电力变压器经济运行》（GB/T13462-2008）（4）《节电技术经济效益计算与评价方法》（GB/T13471-2008）（5）《评价企业合理用电技术导则》（GB/T3485-1998）70 （6）《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-2006）（7）《企业节能量计算方法》（GB/T13234-2009）（8）《节水型企业评价导则》（GB/T7119-2006）（9）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）（10）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）（11）《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）（12）《民用建筑热工设计规范》（GB50176-93）（13）《民用建筑电气设计规范》（JGJ16-2008）（14）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）第一节能源消耗状况本期工程施工期和运营期消耗能源主要为水、柴油和电力。一、建筑耗能本项目利用既有建筑物屋顶资源布置，无需增加新建筑物。二、水资源消耗光伏电站可以实现无人值守。考虑电站的周期性清洁，配置电站管理、维护人员3人。建设期间用水主要用于少量水泥支墩的施工；运行期水资源消耗主要为运行人员生活、绿化、消防用水，光伏电站平均日用水量约为150L/d。三、柴油损耗施工期车辆主要消耗柴油，约有2辆，消耗量约为0.03t/辆·d，总共消耗量约为0.06t/辆·d，运营期无需消耗柴油。第二节节能措施和节能效果分析一、系统节能（1）合理配置光伏系统直流电压等级，降低线路铜损。70 （2）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。二、水资源节约项目用水可从现有自来水供水系统引接。运营期水消耗较少，生产用水主要为消防用水和保洁用水，采用固定倾角布置，有利于光伏组件的自清洁，从而节约保洁用水。生活用水主要为运行人员生活用水。运营期提倡节约用水，以节约水资源。三、节能管理施工期间，项目公司会同监理单位对各施工单位加强节能管理和监督，要求各施工单位配备相应的节能管理人员，加强节能管理教育，积极开展节能、节水和节约原材料的评比活动，保障节能活动长效持久。精心策划，完善施工组织大纲，避免资源浪费，节约资源、节约能源。运行期间，项目公司应当按照合理用能的原则，加强节能管理，制定并组织实施节能技术措施，降低能耗。积极开展节能教育，组织有关人员参加节能培训；加强能源计量管理，健全能源消费统计和能源利用状况分析制度。第一节节能效益光伏发电是一种清洁的可再生能源，通过建设期、运营期各种节能措施，本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，并将建设成为一个环保、低耗能、节约型的光伏发电项目。光伏的节能效益主要体现在光伏电站在未来的运营周期内，将输出电能而不消耗其他能源。本光伏项目的装机容量约为13.92MWp，平均年上网电量约1330万度，燃煤电厂目前供电煤耗为330g70 /kWh，因此，项目建成后可年均节约标煤4389吨，项目运营期节能总量为109733吨标准煤。项目具有显著的节能效果。第一章环境影响分析第一节环境影响本工程对环境的影响大部分是由于在施工过程中带来的环境影响，本工程全部利用现有屋顶，土建部分施工量极少，故对环境影响极小。施工造成的环境影响将随着工程的结束而消失。一、工程施工期对环境的影响1、噪声防治本工程施工内容主要包括光伏设备运输和安装等。本工程施工作业位于工业园区，应特别注意噪声防治。在施工工艺选择时，将施工噪音降低到标准范围内；同时在施工过程中应严格遵守作业时间，以避免施工噪声的干扰问题。2、尘、废气工程在施工中不产生粉尘及扬尘，不会造成空气污染。3、运输车辆对交通干线附近居民的影响光伏电站工程运输量不大，因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小，运输过程应注意对于居民区尽量绕道而行，避免或减轻对居民造成的噪声影响。施工车辆的运行应尽量避开噪声敏感区域和噪声敏感时段，文明行车。4、废、污水70 本工程施工废污水主要来自于屋顶支架基础土建工程施工、材料和设备的清洗，以及雨水径流，废污水量极少。施工废污水的主要成分是含泥沙废水，不可任其随地漫流，污染周围环境，应对废水进行就地收集，方法是在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用，可用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。二、运行期的环境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不直接消耗矿物燃料，不产生污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现为以下几个方面:1、噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声声源的只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小；同时变压器布置在室内，室外噪音水平远低于国家标准。逆变器是由电子元器件组成，其运行中的噪声也可以忽略。2、电磁场的影响该光伏发电项目的配电室远离生活区，且逆变器、变压器等电气设备容量小，且室内布置，因此可认为基本无电磁场的影响。3、对电网的影响太阳能光伏发电站运行时，选用的逆变器装置产生的谐波电压的总谐波畸变率控制在3%以内，远小于《电能质量公用电网谐波》（GB14549-1993）规定的5%。光伏电站并网运行时，电网公共连接点的三相电压不平衡度不超过《电能质量三相电压允许不平衡度》（GB15543-1995）规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3%。因此可认为本工程对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。4、雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、70 人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电场建成后必须安设警示牌，雷雨季节，应注意安全，以防万一。根据设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，能满足防雷保护的要求。三、光污染及防治措施太阳电池组件内的晶体硅板片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳电池组件对阳光的反射以散射为主。其总反射率远低于玻璃幕墙，无眩光，故不会产生光污染。第一节环境效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。根据国际能源署（IEA）《世界能源展望2007》，中国的C02排放指数为0.785kg/kWh，同时，我国火电厂每发电上网lkWh，需排放30克的硫氧化物（SOx）和15克的氮氧化物（NOx），对环境和生态造成不利的影响。本项目装机容量约为3.7MW，25年内年平均上网电量约为400.6万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年减轻排放温室效应性气体二氧化碳3144.8吨。每年减少排放大气污染气体S02约120.2吨、NOx约60.8吨。此外还可节约用水，减少相应的废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，该屋顶光伏发电项目具有明显的环境效益。70 第一章经济影响分析第一节经济费用效益分析一、总投资和资金来源的分析1、投资估算依据（1）《电力建设项目经济评价导则》（2）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）（3）《关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》（财政部、国家税务总局财税[2008]170号）（4）主要设备按目前出厂价或市场平均行情估算；（5）工程建设其他费用按有关取费标准、费率计列；（6）项目单位提供资料和当地有关优惠政策。2、总投资估算本项目总投资为15414.6万元人民币。详见表10-1。3、资金筹措本项目建设所需资金为15414.6万元人民币。其中，项目金太阳工程项目投资补贴7657.034万元，其余7757.566万元由企业自筹。70 XX（XX）金太阳示范项目投资估算表序号　名称规格参数数量单位价格(万元)备注1主要设备及材料多晶硅电池组件HR-235W型多晶硅电池组件56824块62654.5元/W2并网逆变器GSG-500KTT-TV27台12150.9元/W4并网逆变器GSG-100KTT-TV1台111.1元/W5汇流箱、低压柜等　　　500　6直流电缆PV1-F2x35300千米1500　7交流电缆YJY0.6/1kV3×16+1×10100千米500　小计　　　9991　1辅助设备及材料电池组件支架　13.92MW450　2防雷接地镀锌接地扁铁40×4mm100千米300　3电度表三相四线制智能电能计量表10只5　4环境检测仪　1套2　5数据采集器　1台2　6LED显示器52寸3台5　7后台服务机4G内存，1TB硬盘，DVD刻录3台5　8数据线RS485屏蔽双绞线20千米8　9电池组件扣件Z型边缘扣件2460个0含在支架中10电池组件扣件U型扣件113648个011防火钢制电缆槽盒高×宽：100×200mm30000个300　小计　　　1077　1设备安装费光伏组件设备安装费（设备购置费5%）　313　　支架安装施工费用（0.8元/W)　1113.62电气设备安装费（电气设备购置费4%）　192小计　　1618.6　1工程建设其他费用建设管理费　600　2前期工作费　500　3勘察设计费　600　　工程保险费　300　4不可预测费　500　小计　　2500　　基本预备费项目预备费用1.48%　228　合计(万元)15414.670 投资资金比例分配表序号项目或费用名称费用（万元）占比（%）单位投资（元/kW)1主要设备及材料999164.82%71762辅助设备及材料10776.99%7743设备安装费1618.610.50%11634工程建设其他费用250016.22%17965项目预备费用2281.48%164项目总投资15414.6100%110726金太阳工程投资补贴7657.03450%5500实际投资7757.56650%5572二、产品收入和税金分析1、产品收入考虑光伏电池组件25年功率衰减至不低于80%，发电量每年按0.9%衰减，计算期各年营业收入均不相同。按0.7元/千瓦时（含税价）售电电价测算，并考虑光伏电站用户95%发用率，本项目计算期含税营业收入6660.16万元，不含税营业收入5692.44万元。项目各年营业收入情况详见附表2。0.7元/度电价测算依据如下：　峰电平电折合计价9折价格财务预算价时段8:00～11:0011:00～18:00　　0.7用户电价（元）1.180.650.780.70太阳能发电主要时段9:00～15:00　　2、税金项目产品销项税率为17%。项目计算期应缴纳增值税为967.72万元。70 城市维护建设税按增值税的7%计，教育费附加按增值税的4%计，经计算，本项目计算期城建税金及教育附加为106.47万元。三、成本分析1、工资福利。项目新增员工6人，人均工资及福利按15万元/年计。2、修理费按45万元/年计。3、折旧。固定资产按20年折旧计算，残值5%。4、屋顶租赁费或屋顶维修费。①按屋顶租赁方式时，按3元/平米·年计算，17万平米年租赁费51万元。②以免租金负责屋顶维修方式时，由于电池板对屋顶的遮挡作用，对屋顶具有一定保护作用，只要电站建设时做好屋面防水防漏工作，运营期屋顶维修量不大。按年均5%面积的维修量，每平米维修费80元，年屋顶维修费17.4万元。该项目计算期总成本费用为18168.97万元，其中：可变成本0.0元，固定成本18168.97万元。计算期经营成本3525万元。总成本费用估算详见附表一。四、损益分析根据国家相关文件，金太阳投资补贴免交所得税。本项目将国家投资财政补贴收入计入当年利润，项目计算期净利润8672.3万元。详见附表二。五、现金流量分析项目计算期税后净现金流入8016.5万元。详见附表三。六、主要经济指标分析本项目主要经济指标见下表。表10-3项目主要经济指标70 序号项目单位主要指标1项目总投资万元15414.62年均销售收入（不含税）万元795.784年均净利润(含建设期）万元333.556投资回收期(税后)年12.005内部收益率(IRR)%7.01%7项目净现值万元136.56通过以上分析，本项目全部投资回收期7.9年，内部收益率13.32%，项目净现值966.32万元。故项目经济分析可行。第一节两种投资模式的效益对比分析本项目投资建设，可按两种投资模式进行：1.XX（XX）XX自筹资金7757.54万元，获取国家财政补贴7657.034万元，自主投资建设，自主运营；2.由意向投资方无锡振发新能源科技有限公司预出资1345万元，连同国家财政补贴2035万元进行建设。建设完成验收后，由XX光伏科技公司将电站15年经营权出售给无锡振发新能源科技有限公司，出让价格为1345万元，即将预出资款转为电站经营权购买款。无锡振发新能源科技有限公司经营15年后，将电站经营权交回给XX（XX）XX。两种投资模式XX（XX）XX的效益对比如下：表10-4两种投资模式效益对比项目单位XX光伏科技投资建设投资方投资建设投资额万元15414.60政府补贴万元7657.037657.03实际投资万元7757.570运营年限年25后10年经营期利润总额万元1353.692213.0970 经营期累计净利润万元1015.261659.82内部收益率　7.01%/项目净现值万元136.56/投资回收期年120从两种投资模式比较看，自建比寻找投资方建设项目期内可获得更高的投资收益，但需要投入资金7757.57万元，投资方投资建设XX光伏科技无需投资，也可获得一定的收益，还能规避项目风险。第一节区域经济与社会影响分析太阳能是清洁的可再生能源，是我国有待加强开发的新型能源资源。开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保护。光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，既不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护环境，是一种绿色可再生能源。项目建成后，每年可向电网提供大量的的绿色电能。本项目装机容量约为13.92MW，25年内年平均上网电量约为14793.69MWh。与相同发电量的火电厂相比，年节约标煤4389.32吨，每年减轻排放温室效应性气体二氧化碳10441.28吨。每年减少排放大气污染气体SO2约399.04吨、NOx约199.52吨，同时还可节约大量淡水资源。因此，节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本项目工程的建设具有较好的社会效益及环境效益。70 第一章社会影响分析光伏是一种可再生的清洁能源，符合国家的产业政策，光伏事业的发展有利于节约资源和改善环境质量，优化当地的电源结构，缓解当地的电力供应状况，其环境效益和社会效益均十分显著。第一节社会影响效果分析光伏电站在建设过程中需要一定量的施工人员和施工车辆，但集中区的交通运输条件比较发达，器材、材料的运输只要避免交通高峰时进出施工现场，对当地的交通运输影响很小。光伏电站的建设对推进XX市及XX集团光伏产业上下游的良性发展有积极作用。运营期间提供了6个工作岗位，创造了就业机会，对社会产生良好的影响。第二节社会适应性分析太阳能光伏发电是国家鼓励开发和利用的可再生能源之一。本工程利用既有厂房的屋顶资源，综合利用，充分开发利用当地的太阳能资源，与XX集团XX基地的社会环境、人文条件相协调，有利于实现可持续发展，符合建设资源节约型、环境友好型社会及构建和谐社会的要求。第三节社会风险及对策分析一、技术风险1、潜在风险国内大型并网光伏电站的发展刚刚起步，关于系统设计方案、关键设备的选型可借鉴的经验也较少，因此必须慎重考虑相关的技术路线风险。2、预防控制措施70 通过招投标选择在国内外有成功业绩的项目总承包公司及关键设备，与资深供应商的技术团队密切合作，根据当地情况集思广益，结合国内外成功项目中的设计应用思路，避免项目中可能存在的技术风险。二、电能使用销售风险1、潜在风险项目所发电能首先要供当地用户使用，多余电能上国家电网销售。因此，XX集团XX基地各用户是否能稳定用电，将直接影响本项目的投资回报率和投资回收期。2、预防控制措施与当地政府和供电部门做好协调工作，充分利用现有电网资源，做好本项目发电的再分配使用。三、电站建筑拆除风险1、潜在风险随着XX集团XX基地的发展，部分屋顶电站用建筑在项目寿命期内，有拆除重建的可能，导致电站不能继续运营。2、预防控制措施屋顶光伏电站安装成本较低，如果出现此种情况，可以重新选择其他屋顶，将设备迁移重新安装使用，由此造成的损失很小。第一章结论综上分析，本项目建设和运营期间所面临的风险较小，主要经济指标良好，项目可行。建议由XX（XX）XX尽快自主投资建设，以保证按金太阳示范工程要求期限竣工验收。70 附表一成本费用表单位：万元序号项目名称合计年均2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203712345678910111213141516171819202122232425261发电95.153.81　4.234.194.164.124.084.054.013.973.943.903.873.833.803.763.733.703.663.633.603.563.533.503.473.443.411.1发电量（GWh）100.154.01　4.464.424.384.344.304.264.224.184.144.114.074.034.003.963.933.893.863.823.793.753.723.693.653.623.591.2售电量（GWh）95.153.81　4.234.194.164.124.084.054.013.973.943.903.873.833.803.763.733.703.663.633.603.563.533.503.473.443.412生产成本4146165.84　197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.9537.437.437.437.437.42.1工资及福利37515　151515151515151515151515151515151515151515151515152.2折旧费3211　　160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55160.55　　　　　2.3维护修理费1255　55555555555555555555555552.4房屋租赁费43517.4　17.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.417.43管理费用　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　4销售费用　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　5财务费用　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　5.1长期借款利息　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　5.2流动资金利息　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　6总成本费用4146165.84　197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.9537.437.437.437.437.46.1固定成本4146165.84　197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.95197.9537.437.437.437.437.46.2可变成本　0　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　7经营成本93537.4　37.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.470 注：考虑到用户维护等管理成本，售电量按发电量的95%计算。附表二损益表单位：万元序号项目名称合计2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203712345678910111213141516171819202122232425261营业收入7727.442035253.3251248.7246.5244.3242.1239.9237.7235.6233.5231.4229.3227.2225.2223.2221.1219.2217.2215.2213.3211.4209.5207.6205.7203.91.1售电收入　　253.25250.97248.71246.48244.26242.06239.88237.72235.58233.46231.36229.28227.21225.17223.15221.14219.15217.17215.21213.28211.36209.46207.57205.71203.851.1.1售电收入（不含税）5692.44　253.25250.97248.71246.48244.26242.06239.88237.72235.58233.46231.36229.28227.21225.17223.15221.14219.15217.17215.21213.28211.36209.46207.57205.71203.851.1.2售电收入（含税）6660.16　296.3293.64290.99288.38285.78283.21280.66278.13275.63273.15270.69268.26265.84263.45261.08258.73256.4254.09251.8249.54247.29245.07242.86240.68238.511.2补贴收入20352035　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2销售税金及附加1074.19　47.7947.3646.9346.5146.0945.6845.2744.8644.4644.0643.6643.2742.8842.4942.141.7241.3540.9840.6140.2539.8839.5339.1738.8238.472.1销售税金967.72　43.0542.6742.2841.941.5241.1540.7840.4140.0539.6939.3338.9838.6338.2837.9337.5937.2536.9236.5936.2635.9335.6135.2934.9734.662.2城建税及教育附加106.47　4.744.694.654.614.574.534.494.454.414.374.334.294.254.214.174.134.14.064.023.993.953.923.883.853.813总成本费用4146　19819819819819819819819819819819819819819819819819819819819837.437.437.437.437.44利润总额3474.97203550.5648.3346.1143.9241.7439.5837.4435.3233.2231.1429.0827.0425.0123.0121.0319.0617.115.1613.2411.34170168.1166.3164.5162.65所得税360.02　12.6412.0811.5310.9810.449.99.368.838.317.797.276.766.255.755.264.764.283.793.312.8442.542.0441.5741.1240.666净利润3114.95203537.9236.2534.5832.9431.329.6828.0826.4924.9123.3521.8120.2818.7617.2615.7714.312.8211.379.938.5127.5126.1124.7123.312270 附表三现金流量表单位：万元序号项目名称合计2012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203712345678910111213141516171819202122232425261现金流入5807.342035253.25250.97248.71246.48244.26242.06239.88237.72235.58233.46231.36229.28227.21225.17223.15221.14219.15217.17215.21213.28211.36209.46207.57205.71318.751.1营业收入5692.442035253.25250.97248.71246.48244.26242.06239.88237.72235.58233.46231.36229.28227.21225.17223.15221.14219.15217.17215.21213.28211.36209.46207.57205.71203.851.2回收固定资产残值114.9　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　114.92现金流出4421.47338042.1442.0942.0542.0141.9741.9341.8941.8541.8141.7741.7341.6941.6541.6141.5741.5341.541.4641.4241.3941.3541.3241.2841.2541.212.1建设投资33803380　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2.2经营成本935　37.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.437.42.3城建税及教育附加106.47　4.744.694.654.614.574.534.494.454.414.374.334.294.254.214.174.134.14.064.023.993.953.923.883.853.813所得税前净现金流量3420.87-1345211.11208.88206.66204.47202.29200.13197.99195.87193.77191.69189.63187.59185.56183.56181.58179.61177.65175.71173.79171.89170.01168.14166.29164.46277.544所得税前累计净现金流量　-1345-1134-925-718.4-513.9-311.6-111.586.53282.4476.17667.86857.491045.11230.61414.21595.81775.419532128.82302.52474.42644.42812.62978.93143.33420.95所得税360.02　12.6412.0811.5310.9810.449.99.368.838.317.797.276.766.255.755.264.764.283.793.312.8442.542.0441.5741.1240.666所得税后净现金流量3060.85-1345198.47196.8195.13193.49191.85190.23188.63187.04185.46183.9182.36180.83179.31177.81176.32174.85173.37171.92170.48169.05127.51126.1124.72123.34236.887所得税后累计净现金流量　-1345-1147-949.7-754.6-561.1-369.3-1799.6196.64382.1566748.36929.191108.51286.31462.61637.51810.91982.82153.32322.32449.82575.92700.628243060.9折现率取IrrNPV(万元)静态投资回收期70 8%13.32%966.327.970'