农光互补20兆瓦农业大棚光伏电站可行性研究报告

'农光互补20兆瓦农业大棚光伏电站可研究性报告84 目录1概述61.1项目概况61.2研究范围和内容91.3社会经济概况92太阳能资源分析112.1场址自然环境概况112.2场址所在地太阳能辐射观测状况112.2.1太阳能资源概况112.3电站区太阳能资源评价132.4光伏发电场太阳能资源分析132.4.1太阳能辐射数据选取132.4.2各季节辐射强度日变化曲线133工程地质153.1概述153.1.1工程概况153.1.2勘察目的和任务153.1.3勘察依据163.1.4勘察等级确定163.1.5勘察方法概述173.2区域地质及构造稳定性183.2.1区域地质构造183.3场地岩土工程条件183.3.1地形地貌1884 3.3.2场地地层岩性193.3.3场地水文地质条件193.3.4冻土深度193.3.5不良地质现象203.4场址区工程地质评价203.4.1场地的稳定性和适宜性203.4.2地基土的腐蚀性评价203.4.3场址区地基评价203.5结论及建议214工程任务与装机规模224.1工程建设的必要性224.2项目名称、建设主体及建设规模244.3装机规模244.4光伏装机方案255光伏发电电池阵列单元的选择和发电量估算275.1阵列单元光伏电池组件选择275.2逆变器的选择295.2.1逆变器的技术指标295.2.2逆变器的选型325.3光伏组件及安装方式选型335.4上网电量估算336电力系统357电气一次部分387.1电气主接线3884 7.1.1系统装机容量387.1.2并网方案设计387.2主要设备选择398总图平面布置418.1总平面布置418.1.1场址描述418.1.2所选厂址条件419消防439.1消防系统439.2火灾报警4310施工组织规范4410.1主要建筑材料来源4410.2施工总布置4410.3主体工程施工4510.4进度安排原则4610.5安全文明施工措施4711工程管理设计5111.1管理模式5111.2管理机构5111.3主要生产管理设施5212环境保护及节能效益5412.1设计依据的法律、法规及标准5412.2环境影响及保护措施5412.3环境效益5784 13劳动安全与工业卫生5913.1劳动安全与工业卫生设计遵循的规程规范5913.2工程安全与卫生潜在的危害因素5913.3对策与措施6014节约及合理利用能源分析6414.1设计原则和依据6414.2施工期能耗分析6614.3运行期能耗分析6814.5节能降耗效益分析7315农光的完美结合7416投资估算及经济评价7616.1投资估算编制原则及依据7616.2投资估算7616.3经济效益（财务）评价7716.4结论8316.5财务分析汇总8484 1概述1.1项目概况工程名称：农光互补20MW农业大棚光伏电站规模：20MWp建设地点：工程投资：18500万元项目投资内部收益率（所得税后）：10.7%X镇是见诸宋史的千年古镇，境内一马平川，四季分明，土地肥沃，资源丰富，素有蔬菜重镇、蚕桑强镇、旅游名镇和枯枝牡丹之乡的美誉，X镇镇政府为开发旅游产业，现在X镇金陈村开发了一块一般农用地用来发展以种植牡丹花等观赏性花卉的培育。经有关人士建议引进在这块土地上建农业大棚光伏发电项目，农业大棚可以用来培育观赏性花卉又可以用来发展观光农业来策应X84 镇旅游的开发思路，光伏农业大棚发电组件利用的是农业大棚的棚顶，并不占用地面，也不会改变土地使用性质，因此能够节约土地资源。可在有效扭转人口大量增加情况下耕地大量减少方面起到积极作用。另一方面，光伏项目在原有农业耕地上建设，土地质量好，有利于开展现代农业项目，发展现代农业、配套农业有利于第二、三产业与第一产业的结合。而且可以直接提高当地农民的经济收入。棚顶发电可以满足农业大棚的电力需求，如温控、灌溉、照明补光等，还可以将电并网销售给电网公司，实现收益，为投资企业产生效益。此项目不仅发展了农业种植，又发展了绿色能源。能源问题是世界发展的关键。随着不可再生的煤、石油、天然气等化石能源不断减少，为了要维持国家的可持续发展，迫切需要可再生新能源，如太阳能、风能、生物质能等。本项目建设地点位于光伏发电场址位于X金陈村三组，光照较丰富、交通方便，可以用于建设并网发电系统。本期规划20MWp。光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出衰减20%计算发电量。根据计算得出20MW光伏系统平均年发电量约为0.228亿度，20年发电总量约为4.56亿度。本工程采用“分区发电、集中并网”方案：根据地形及方位不同将光伏发电系统分为18个分系统，每个光伏发电分系统容量为1.1MW，其中有一个1.3MW，每个分系统通过28KW逆变器逆变输出480V三相交流电，再通过一台1250KVA变压器升压后，并入35KV并网点（以电网公司最终评审意见为准）。项目计算期：本项目计算期20年，其中：建设期6个月，运行期25年。亭湖区，是盐城市中心城区，位于江苏省东部、黄海之滨。其面积大约953.5平方公里，人口约90.44万。84 X镇，地处苏中沿海平原、地处盐城市郊和亭湖区南大门，全镇现有11个行政村，2个居委会，4万人口，总面积7平方公里。境内一马平川，四季分明，土地肥沃，1000毫米的年降水量在6、7、8三个月占到60%；4-11月份，有220天的无霜期，14.2摄氏度的日均气温，2360小时的年日照，121千卡/平方厘米太阳年辐射量，适宜多种农作物的生长和繁殖。素有蔬菜重镇、蚕桑强镇、旅游名镇和枯枝牡丹之乡的美誉。本项目拟建设具有示范性作用的农光互补集中式项目，利用当地太阳能，实现光伏发电，所发电量全部上网。图1-1项目规划位置1.2研究范围和内容84 本报告对亭湖区X镇农光互补20MW农业大棚光伏发电项目进行可行性研究。研究范围为亭湖区X镇建设太阳能光伏发电场及其配套辅助系统。系统包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统等所有子系统。研究的主要内容包括建设场址的太阳能资源分析、光伏发电工程的建设条件、接入系统方案推荐、光伏发电系统配置方案设想、主设备选型和布置设想、节能和环保效益分析、项目投资估算和经济评价等。1.3社会经济概况根据《亭湖区统计年鉴（2011）》，2011年亭湖区国民经济保持较快增长，全年实现地区生产总值265.67亿元，其中第一产业增加值27.72亿元，增长4.0%；第二产业增加值119.31亿元，增长14%；服务业（第三产业）增加值118.64亿元，增长14.1%。2011年全年实现粮食总产量30.89万t，棉花总产量2.1万t，油料总产量1.8万t。2011年亭湖区人均国内生产总值42956元。农村居民人均纯收入11862元，同比增长18.8%。城镇居民人均可支配收入23283元，同比增长17.1%。X镇坚持以招商引资为抓手，推进项目建设。充分发挥产业、区位等优势，积极推行集约化招商。今年来1-10月份，全镇共引进各类项目40个，其中5000万元以上项目10个，亿元以上项目5个；储备鸿中国际、名和建材等重点成熟项目7个。84 以上充分表明了亭湖区领导从下到上坚持绿色环保和以人为本的理念。为我们利用新能源建设分布式发电系统创立了有利的条件。84 2太阳能资源分析2.1场址自然环境概况拟建场地X镇金陈村三组的一般农用地上，搭建农业大棚。然后利用大棚顶部的空余空间，建成“农光互补”光伏项目，形成“上可发电、下可种植”的发电模式。一般农用地种植和发电作业同时进行，实现了农业发展和节能减排两不误。有多条公路从X镇镇中穿过，实现了交通便利，运输物流便利。X镇地处苏中沿海平原，周围无遮挡，更利于光伏发电项目的建设。2.2场址所在地太阳能辐射观测状况2.2.1太阳能资源概况亭湖区地处长江中下游平原区，属亚热带季风气候。图2-1全国太阳能辐照分布图84 根据收集的资料，亭湖区太阳年辐射总量为116.2－121.0千卡/CM2，全年平均光照2240－2390小时，其中春季占25%，夏季占29%，秋季占24%，冬季占22%。无霜期209－218天，平均气温13.7－14.4℃最低气温－13.7℃，最高气温39.1℃。采用固定支架最佳倾角33°方式安装。本工程计算发电量所用的太阳能辐射数据来自NASA与光伏宝综合数据，峰值日照时数取最佳倾角的4.35H。光伏电站所在地区的太阳总辐射以春季（3～5月）、夏季（6～8月）最多，秋季（9～11月）次之，冬季（12～2月）最少。图2-2月总辐射变化图84 2.3电站区太阳能资源评价站区太阳总辐射的多年平均值为5715.9MJ/㎡，其数值在5040～6300MJ/㎡之间。根据QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》中太阳能资源区划标准，见下表，该区属于资源很丰富地区，适合建设分布光伏项目。表2-1我国太阳能区域分布表名称指标MJ/(m2*a)资源最丰富＞6300资源很丰富5040-6300资源丰富3780-5040资源一般＜37802.4光伏发电场太阳能资源分析2.4.1太阳能辐射数据选取1）太阳总辐射量陈集太阳年总辐射量基本数据按NASA的5715.9MJ/㎡选取。2）太阳各月瞬时最大辐射值各月瞬时最大辐射值按NASA多年平均值作为设计参考。2.4.2各季节辐射强度日变化曲线84 根据气象站月太阳辐射总量及日照时数的统计，各季节代表月晴天典型的日太阳辐射强度变化趋势见图2－4，从图中可以看出其与余弦曲线相似。图2-3典型日太阳辐射强度84 3工程地质3.1概述3.1.1工程概况我公司委托相关设计院对在盐城市X镇金陈村三组投资拟建的伯乐达亭湖区X镇农光互补20MW农业大棚光伏发电项目可研阶段的工程地质勘察工作。该项目用地位于盐城市X镇金陈村境内，本项目为农光互补项目。安装农业大棚总面积400亩。拟建设规模为20MWp容量并网型太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。根据院方设计人员提供的资料，站址区主要建（构）筑物包括光伏矩阵、设备用房、门卫室等基础设施。基础埋深一般为2m左右、地基采用天然地基，建筑抗震设防类别为丙类，建筑等级为二级。3.1.2勘察目的和任务本工程可研阶段的岩土工程勘察工作，主要是在搜集光伏电站建筑物上部荷载、功能特点、结构类型、基础形式、埋置深度等方面资料的基础上，对拟建场地的稳定性和适宜性做出评价，主要工作任务如下：（1）搜集区域地质、地形地貌、地震、矿产、当地的工程地质、岩土工程和建筑经验等资料；84 （2）在充分搜集和分析已有资料的基础上，通过踏勘了解场地的地层、构造、岩性、不良地质作用和地下水等工程地质条件；（3）当拟建场地工程地质条件复杂，已有资料不能满足要求时，应根据具体情况进行工程地质测绘和必要的勘探工作；3.1.3勘察依据本次勘察工作执行的技术标准主要有：《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）(2009年版)；《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）；《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）(2010年版)；《土工试验方法标准》（GB/T50123-1999）；《冻土工程地质勘察规范》（GB50011-2001）(2008年版)；《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）；《工程地质手册》（第四版）。3.1.4勘察等级确定84 根据上述拟建建筑物的规模、特征、工程重要性等级，结合邻近场区工程地质条件以及岩土勘察资料分析，综合判定本次岩土工程勘察等级为丙级（勘察等级的确定条件见表3－1）。表3-1岩土勘察等级确定表勘察等级确定勘察等级的条件工程重要性等级场地复杂程度等级地基复杂程度等级丙级三级三级三级3.1.5勘察方法概述本次勘察方法主要以收集资料、现场踏勘、场区范围及周边走访调查为主。（1）收集工程建设地的区域地质、水文地质资料，地震资料，邻近工程地质资料，建设地气象资料。（2）现场踏勘：调查工程建设场地及附近不良地质现象，地表水文迹象；调查场区及周围工程建设情况，通过邻近工程建设开挖的基槽断面及当地工程活动所形成的坑槽断面了解场区地基土岩性。（3）场区范围及周边走访调查通过对当地建筑、水利设施等情况走访调查，了解当地工程建设经验，地下水埋深等情况。（4）探井：84 当所搜集的资料及现场踏勘不能满足本阶段的勘察任务要求时，在场区范围布置探井，用以揭露地层，观察、评价岩土工程特性。3.2区域地质及构造稳定性3.2.1区域地质构造亭湖区在大地构造单元上属苏中一苏北断坳。此构造单元，是在震旦系到中生界三迭系海相、陆相交替沉积的基础上，发生于燕山运动的断拗，一直延续到现代。自燕山运动以来，苏北平原是一个持续沉降区，新生代沉积物总厚度一般达2000～3000米，断陷中心部分最大厚度可达6000米。亭湖区地处长江中下游平原区，为冲积平原地貌，地势低平，区内绝大部分地区海拔不足5米，最大相对高度不足8米，全部由平原构成。地形平坦，河网稠密。由于河流、海洋堆积程度的差异及人类开挖河道、兴修水利、改良土壤等经济活动影响程度的不同，地面上呈现出一些冈和洼地，形成局部微小的起伏。3.3场地岩土工程条件3.3.1地形地貌84 本工程位于X镇金陈村三组，地貌单元属平原，区域总体地势平坦。场区微地形平坦、开阔，原为农业用地，零星分布较小宽浅冲沟。3.3.2场地地层岩性根据现有资料及现场踏勘，拟建场地地层在基础埋深及荷载影响深度范围内主要由黄土层构成，对其岩性描述如下：黄灰色，软塑状态，厚层状，中等偏高压缩性，含有少许粉土团，大部地段底部10～20cm粉土含量较为富集而渐变为粘质粉土，摇震反应无，干强度高，韧性高，土面较光滑，土质均匀。该层场地内均有分布，层厚0.50～1.40m，平均层厚1.00m，层顶标高1.45～1.49m。3.3.3场地水文地质条件根据现场踏勘及对区域水文资料的收集、调查可知，场区内无洪水冲刷痕迹，场区及附近无季节性冲沟和沟壑分布，场区地势平缓开阔，基本不受暴雨洪水冲刷的影响。根据现场踏勘、当地走访，对临近工程的岩土勘察资料的参考，不考虑地下水对建筑物基础的影响。3.3.4冻土深度根据《中国季节性冻土标准冻深线图》及项目建设地的气象资料，场址区季节性最大冻土深度为20㎝。3.3.5不良地质现象84 经现场踏勘，本工程建设范围及周边不存在滑坡、崩塌及泥石流等不良地质作用，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。3.4场址区工程地质评价3.4.1场地的稳定性和适宜性根据本工程场址区的区域地质资料，站址区与活动构造间的距离满足《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074-2006）中规定的最小安全距离，场地及周边无不良地质作用，地形平坦开阔，地基地主要由第四纪冲洪积形成的砾砂层构成，厚度较大，分布连续，场地稳定，适宜工程建设。3.4.2地基土的腐蚀性评价根据现场踏勘，场地环境类别按III类考虑，依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）及临近工程易容盐试验成果报告判定场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具弱腐蚀性，对混凝土中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。3.4.3场址区地基评价84 场址区目前为一般农业用地，地势平坦开阔，场区地形平坦，土质较疏松排水性能较好，地基土在建筑物基础荷载影响深度范围内出黄土地层构成，地层分布连续稳定。黄土层厚度大，结构中密－密实，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，建议以黄土层作为基础持力层，场地不需进行地基处理。3.5结论及建议（1）场址区所处地貌单元属平原，区域总体地势平坦。场区微地形平坦、开阔。（2）地表土黄灰色，软塑状态，厚层状，中等偏高压缩性，含有少许粉土团，大部地段底部10～20㎝粉土含量较为富集而渐变为粘质粉土，摇震反应无，干强度高，韧性高，土面较光滑，土质均匀。（3）站址区与活动断裂带距离满足规程、规范要求的最小安全距离，场地及周边无不良地质作用，地形较平坦开阔，场地稳定，适宜工程建设。（4）场址区无崩塌、塌方、滑坡、泥石流等不良地质现象，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。（5）场址区基本地震加速值为0.10g，相对应的抗震设防烈度为7度，所属的地震分组为第三组。该场地土类型为中硬场地土，场地类别为II类，属建筑抗震有利地段。（6）根据现场踏勘及对区域水文资料的收集、调查可知，场区内无洪水冲刷痕迹，场区及附近无季节性冲沟和沟壑分布，场区地势平缓开阔，基本不受暴雨洪水冲刷的影响。本工程建设不考虑地下水对建筑物基础的影响84 4工程任务与装机规模4.1工程建设的必要性开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》、1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2005年2月28日全国人大通过《中华人民共和国可再生能源法》，并自2006年1月1日起施行，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。推广太阳能利用、推进光伏产业发展：我国太阳能光伏技术开始于20世纪70年代，开始时主要用于空间技术，而后逐渐扩大到地面并形成了中国的光伏产业。目前，我国已安装光伏电站约5万多千瓦，主要为边远地区居民供电，累计总投资40多亿元人民币。并相继在深圳和上海建设了多个兆瓦级太阳能光伏发电站。84 近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业发展很快，光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊电逐步转向并网发电和建筑合供电的方向发展，并且发展十分迅速。美国、德国、日本、加拿大、荷兰等国家纷纷制定了雄心勃勃的中长期发展规划推动光伏技术和光伏产业的发民，世界光伏产业以31.2%的平均年增长率高速发展。2004年世界光伏电池组件的产量是1800MW，比前年增长了近50%。最近几年内，我国太阳能光伏产业发展迅速，2005年光伏电池产量为130MWP，2006年为369.5MWP,产量排在日本和德国之后，处在第三位，到了2007年为1188MWP，一举超过了日本和欧洲，产量达到世界第一。2008年以来，随着供需矛盾的逐步缓解，尤其是全球性的金融危机，使得光伏电池全球需求大幅下降，电池板价格大幅下降，光伏光伏产业逐渐告别暴利时代，建设成本将大大下降，结合国家制定的一系列鼓励政策，太阳能光伏发电项目在经济上将更加有利。2010年，全世界光伏产业将累计达到14－15GW，这表明世界光伏产业发展有着远大的发展空间。勿容置疑，开发太阳能资源，已经成为全球解决能源紧张的战略性计划。虽然我国在太阳能应用和技术产品开发方面已经取得了一定成就，但是受技术经济发展水平的限制，目前太阳能光伏产品并没有走进千家万户：如太阳能产品的使用受天气因素的影响较大；太阳能发电装置造价昂贵，每千瓦的平均成本偏高等。但是在常规能源短缺已经成为制约我国经济发展瓶颈的今天，清洁、无穷的太阳能利用应有更大空间，太阳能光伏发电也有更大的市场潜力可挖，因此实施本工程对推广太阳能利用、推进光伏产业发展是十分必要的。84 太阳能光伏发电技术已日趋成熟，是最具可持续发展的可再生能源技术之一。在今后的很长一段时间，太阳光伏发电市场将会有很好的发展前景，成为21实际后期的主导能源，尤其是并网型光伏发电系统。此次的“农光互补”光伏工程必将成为当地发展的又一个亮点，符合亭湖区政府规划，既合理利用土地，有效保护当地生态环境，为当地创造经济收益，具有极大的推广和示范效应。4.2项目名称、建设主体及建设规模1、项目名称伯乐达20MW农业大棚光伏发电项目2、投资主体江苏伯乐达太阳能电力有限公司3、建设地点江苏省盐城市亭湖区X镇金陈村三组4、建设规模此次项目装机容量20MWp，占地约400亩。4.3装机规模根据当地的光照、一般农用地面积需要等条件，本工程规划装机20MWp，6个月建成。84 根据亭湖区土地利用总体规划，本工程所选场址为一般农用地上，本项目预计占用土地约400亩。电气接入方案本工程拟选场址距离X35KV配电所仅百米，光伏电站可采用35KV接入该电站（最终以电网公司评审意见为准）。具体的接入方案由接入系统设计确定。该拟选场址交通便利，接入方便。节电措施1)根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，以减低变压器铁损。2)合理配置光伏系统直流电压等级，降低线路铜损。3)通风设备应能够根据室内温度自动启停，以降低站用电率。4)逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。4.4光伏装机方案1、光伏组件及安装方式选型本项目选用伯乐达多晶硅组件。本项目选用固定支架按照约33度倾角安装。84 5光伏发电电池阵列单元的选择和发电量估算5.1阵列单元光伏电池组件选择光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过若干电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和低压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。（1）太阳能电池分类太阳电池种类繁多，形式各样，按基体材料分类主要有以下几种：a）硅太阳电池：主要包括单晶硅（SingleCrystaline-Si）电池、多晶硅电池、非晶硅电池、微晶硅电池以及HIT电池等。b）化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物电池如砷化镓电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒电池、碲化镉电池等、氧化物半导体电池如Cr2O3和Fe2O3等。84 a）有机半导体太阳电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。b）薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄膜电池、纳米晶薄膜电池等。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制造的，随着晶体硅太阳能电池生产能力和建设投资力度的不断增长，一些大型新建、扩建项目也陆续启动，同时薄膜太阳能电池项目的建设也不断扩大，产能也在不断上升，薄膜电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其目前主流规格大多为250Wp、255Wp.综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程选择多晶250Wp的电池组件。表5-1太阳能电池组件参数表项目单位数量峰值功率（Pmax）Wp250开路电压（Voc）V37.6短路电流（Isc）A8.92工作电压（Vmp）V29.8工作电流（Imp）A8.39短路电路温度系数%/℃(0.065±0.015)开路电压温度系数%/℃-(0.35±0.05)84 功率温度系数%/℃-(0.45±0.05)安装尺寸mm1640×992×45重量Kg19.55.2逆变器的选择5.2.1逆变器的技术指标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《国家电网公司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，系统总发电量损失越小，系统经济型也越高。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95%，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逆变器。2）直流输入电压范围宽84 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。如在落日余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，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）最大功率点跟踪太阳电池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/T14549-1993《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《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电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下;84 a)光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s；b)光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，光伏电站必须保持并网运行；c)光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间断并网运行。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表5-6所示电网频率偏离下运行。表5-2大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于45HZ视电网要求而定48HZ～49.5HZ每次低于49.5HZ时要求至少能运行10MIN49.5HZ～50.2HZ连续运行50.2HZ～50.5HZ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；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。84 高于50.5HZ在0.2S内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。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电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，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。5.2.2逆变器的选型84 综合以上因素考虑，本项目选用山亿新能源30KW组串型逆变器。5.3光伏组件及安装方式选型本项目选用伯乐达电力公司多晶硅组件。本项目选用固定支架约33度倾角安装。5.4上网电量估算光伏电站的第一年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。根据光伏组件年衰减情况分析表，按光伏电站使用寿命25年进行电站全寿命上网电量计算：表5-3本工程逐年理论发电量统计表年份组件功率衰减率25年发电量第1年2.50%24,463,140第2年3.20%24,287,507第3年3.90%24,111,874第4年4.60%23,936,242第5年5.30%23,760,609第6年6.00%23,584,976第7年6.70%23,409,343第8年7.40%23,233,71084 第9年8.10%22,882,445第10年8.80%22,706,812第11年9.50%22,531,179第12年10.20%22,355,546第13年10.90%22,179,914第14年11.60%22,004,281第15年12.30%21,828,648第16年13.00%21,653,015第17年13.70%21,447,382第18年14.40%21,301,750第19年15.10%21,126,117第20年15.80%20,950,484第21年16.50%20,774,851第22年17.20%20,599,218第23年17.90%20,423,586第24年18.60%20,423,586第25年19.30%20,247,953合计558,888,660计算结果：根据组件逐年衰减情况，计算出本工程电站建成后第一年上网发电量为2446万KW·h，运行20年的总发电量约4.56亿KW·h，年平均发电量为2279万KW·h。84 6电力系统接入系统1、接入系统方案本工程拟选场址距富民220KV变电所很近，本项目拟升压至35KV。2、方案分析太阳能光伏发电系统光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接入电网时对系统电网有一定的不利影响。本工程中发电装置的总装机容量在系统中所占比例较大，并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：①由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。②太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换成交流电能，将产生大量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。③太阳能光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功率平衡问题。（1）电压波动84 太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电场最大输出功率时突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据相关规定，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB12325的规定，光伏发电场接入系统时，应采取必要措施，使投切时系统电压波动满足国家有关标准，并以+5%～-5%进行校核。本报告按此规定来校核太阳能光伏发电系统突然切机对系统电压的影响，计算中发电装置功率因数按补偿后0.95计算。（2）高次谐波太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生高次谐波。本工程中光伏发电系统采用集中并网型逆变器将直流逆变为交流，再升压至35KV并网（升压等级以电网公司最终评审意见为准）。本局《光伏电站接入电网技术规定》，光伏发电场的每台并网型逆变器逆变后谐波总畸变率应小于3.0%。同时应满足国家标准《电能质量-公用电网谐波（GB/T14549-93）》的规定。84 在本期太阳能发电项目的公共连接点需加装电能质量监测装置，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施，避免对公用电网的电能质量造成污染，滤波装置可与无功补偿装置配合安装。3、电气主接线考虑到无功补偿、站用变等需求，建议本太阳能发电项目35KV侧采用单母线接线。84 7电气一次部分7.1电气主接线7.1.1系统装机容量“农光互补20MW农业大棚光伏发电项目”建设在江苏省盐城市X镇金陈村三组。此次农光互补项目装机容量20MWp，占地约400亩。安装江苏伯乐达太阳能电力有限公司生产的250Wp多晶硅组件80000块，总装机容量20MWp。项目采用分散逆变、集中并网设计。光伏组件所发电全部上网。7.1.2并网方案设计项目组件串并联方式为22块1串，每5串接入一台逆变器。采用组串式逆变器，光伏组件通过组串式逆变器逆变为交流，然后经交流汇流箱接入升压箱变。组串式逆变器设计为5路输入1路输出，交流汇流箱设计为8路输入1路输出，每路最大输入电流按照400A进行设计。本项目升压采用1级升压方式，每个1MWp单元输出由480V直接升压至35KV，然后35KV线路输送至配电室。每5台交流汇流箱匹配一台1MW双绕组变压器进行升压。光伏发电系统采用分散逆变、集中并网的布置形式，逆变后的交流电，经过升压后，一回线路送至上级220KV配电所。84 便仓配电所本方案并网点为光伏电站是升压站高压侧。根据系统一次推荐接入方案，光伏电站拟建一座35KV升压站，以1回35KV线路接入220KV富民变。光伏升压器35KV输电线路7.2主要设备选择初步确定项目相关配电设施（含接入电缆）按35KV标准设计。为满足可靠性和经济型要求，20MW农-光互补光伏发电项目建设一个35KV升压站（包括集控室、高压配电室、户外SVG成套设备）。施工图合计阶段，接入系统方案最终以电网公司接入系统批复意见确定。工程为20MWp发电系统，采用分块发电、分块逆变、集中升压并网方案，各屋面光伏组件产生直流电在就地经过逆变汇流后，通过电缆将电能集中送至35KV开关站，升压为35KV电压并入电网。84 本工程利用闲置的土地布置太阳能电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列。太阳能电池阵列输入组串式逆变器，经交流汇流箱汇流后接入35KV升压变。本工程电池组件采用多晶硅250Wp组件，逆变器采用25KW组串式逆变器。根据不同地形布置电池组件，并选择对应的交流汇流箱。35KV升压变选用三相油式变压器。变比为10.5±2×2.5%/0.48KV（最终以接入批复意见为准）。35KV配电装置单母线接线，选用铠装型金属封闭手车式开关柜，采用真空断路器，配置综合保护装置。按35KV电压等级设计，真空断路器额定开断电流暂定25KA。低压配电装置选用GCS-0.4型抽屉柜，选用智能断路器和智能仪表。84 8总图平面布置8.1总平面布置8.1.1场址描述亭湖区位于江苏省东部、黄海之滨。区域位于北纬120.13°，东经33.4°，地处长江中下游平原区，为冲积平原地貌，地势低平，区内绝大部分地区海拔不足5米，最大相对高度不足8米。亭湖区地处北亚热带季风气候区北缘，属于北亚热带与暖温带过度季风气候，适宜多种农作物的生长。由于临海，气候受海洋影响较大，与同纬度的江苏省西部地区相比，春季气温低且回升迟；秋季气温下降缓慢且高于春温；年降水量也比本省西部明显偏多。季风气候明显，冬季受欧亚大陆冷气团影响，盛行偏北风且多寒冷天气；夏季受太平洋副热带高压影响，盛行偏南风且多炎热天气，空气温暖而湿润，雨水丰沛。本工程建设地点项目位于亭湖区X镇金陈村三组。8.1.2所选厂址条件（1）太阳能资源盐城市X镇太阳能资源较丰富。（2）接入系统84 工程拟选场址距X35KV配电所仅百米，本项目拟升压至35KV，采用35KV侧单母线接入。（3）场址内及周边环境条件场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。（4）交通条件拟建场址位于亭湖区，是盐城市中心城区，位于江苏省东部、黄海之滨，是盐城市委、市政府所在地，交通方便。（5）当地政府的支持力度当地政府对光伏发电项目均大力支持，承诺提供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。经综合考虑多种因素，该处场址的选择在技术上是可行的，具备建设集中式屋顶光伏并网电站的条件。84 9消防9.1消防系统太阳能电池组件为非易燃物，电池组件安装在地面上，太阳能光伏阵列之间留有消防通道，但不考虑配置消防器具。建筑物消防通道及设施，由总体设计院统一考虑。本项目各电气设备间的消防系统根据总体设计院的统一规定来满足本项目消防需求。9.2火灾报警本光伏电场非常重要，因此配置火灾报警控制系统。火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、声光报警器等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出报警信号。主控制器设在中控室内，它负责全站消防系统的监控。35KV开关室、站用变室、中控室、逆变器室、拟采用智能感烟探测器。一旦发现火灾，主控制器能联动站内的风机及空调，并将火警信号送入站内监控系统实现远传。火灾报警控制装置由站用电屏上空气开关供电，且装置本身带有蓄电池作为交流电源的备用电源供电。消火栓泵由站内两路站用电供电，末级进行自切。84 10施工组织规范10.1主要建筑材料来源本工程主要建筑物料来源充足，所以建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从X镇采购。本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料和火工材料等。材料的主要来源为：亭湖区X镇。砂石料、水泥、钢材、木材、油料：从X镇附近地区购进。钢筋、钢材：X镇采购。10.2施工总布置根据光伏电站工程建设投资大、工程紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置，既形成施工需要的生产能力以力求节约用地。施工总平面布置按以下基本原则进行：（1）施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各屋顶的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地，节约时间的目的。84 （2）路通为先，首先确保光伏电站向外界的主干路通畅，然后按工程建设的次序，修建本电站的厂内道路。（3）机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生机械的浪费。（4）总平面布置尽可能做到永久、临时结合，节约投资，降低造价。10.3主体工程施工建议采用工程招标的方式，选择有类似工程施工经验的施工企业承建本工程，施工企业资质不应低于二级（含二级）。设备安装应在设备制造厂家技术人员指导下进行。施工方案合理与否，将直接影响到工程施工的安全、质量、工程和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素指定科学、合理、经济的施工方案。84 本节施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项，随一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述，积极引进全国优秀电力施工单位和外系统业绩、能力、信誉等各方面较好的队伍，通过引进竞争机制达到控制造价的目的。各施工承包商应在此方案的基础上，或者选用更合理根优化的方案，详细编制相关施工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件的针对性、科学性和可靠性。10.4进度安排原则按照国家关于加强建设项目工程质量管理的有关规定，本项目要严格执行建设程序，确保建设前期工程质量，做到精心勘测、设计，强化施工管理，并对工程实现全面的社会监理，以确保工程质量和安全。项目建设必须遵循以下原则：1、制定详细的总体进度计划和专业工程计划，分项实施。2、项目实施的前期各项准备工作要到位。3、抓好设计、建筑施工、设备交货及安装调试等各环节的接，合理规划，制订详细的施工方案，避免相互干扰等不利因素的存在，力求工期合理，质量保证。以保证实施计划顺利进行，按期投产。4、充分考虑项目开发的特点，结合施工能力、资金到位等诸因素合理安排进度。5、项目实施过程中认真做好项目进度报告，及时了解进展情况，针对报告所指出的问题采取切实可行的解决办法，并对可能发生的问题尽早采取预防措施。84 本项目实施计划周期共6个月，其中：项目前期工作0.5个月，工程设计1个月，设备招标及采购1个月，设备安装3个月，竣工验收0.5个月。10.5安全文明施工措施1.安全施工措施：安全管理目标：该工程杜绝重大伤亡事故、火灾事故、交通事故，一般事故频率控制在2‰以内。（1）安全生产是企业的头等大事，生产必须安全是施工企业必须遵守的准则，安全生产的方针是“安全第一、预防为主”，生产活动中必须坚持全员、全过程、全方位、全天候的“四全”动态安全管理。（2）建立以项目经理为首的安全保证体系和检查监督机构，严格实行安全生产责任制，保证安全措施的落实。（3）施工队伍进场后，及时进行安全教育，针对工程各阶段的施工特点，教育全体施工人员自觉遵守规章制度，特别是特殊工种的人员必须由上岗证，新工人入场前完成三级安全教育。（4）加强安全管理标准化，即坚持“五同时”、“三不放过”的原则；坚持班前安全交底，班后安全讲评活动；坚持安全周和“白日无安全事故”84 活动，每周安排一晚开展施工安全教育活动；建立定期检查制度，项目经理部每半月、作业班组每周各检查一次，施工现场设置安全标语，危险区域设立安全标志。（5）公司安全部每一星期对该工程进行一次安全检查。检查的主要内容是查思想、查管理、查制度、查现场、查隐患、查事故处理，检查的重点以劳动条件、生产设备、现场管理、安全卫生设施以及生产人员的行为为主，发现危及人的安全因素时，必须果断消除。对检查出的问题，项目部要指定具体整改责任人、确定具体整改措施、整改时间。（6）加强施工现场临时用电管理，现场用电必须符合《施工现场临时用电安全技术规程》的规定和要求。（7）施工人员进入施工现场必须戴好安全帽，充分利用“三宝”的作用，加强“四口、五临边”的防护。（8）各种脚手架、操作台和大型施工机械设备安装完毕后，应经有关部门人员的验收，符合要求后方可使用，各种设备、电动机具要有可靠的防雨、接地和漏电低保户装置，并做到“一机、一箱、一闸、一保护”。（9）加强施工现场的防火工作，建立用火申请制度，现场消防器材4米范围内不得堆放物资，并保持跑道畅通，凡是用火场所必须设有消防器材，现场严禁随意点火烧火，易燃物附近不得吸烟，做到人走火灭。84 （10）夜间施工配置足够亮度的照明设施，活动灯具电压不超过36V。（11）做好施工用水及雨水的排向工作。（12）注意加强对地基及基础施工的安全管理。基础开挖按规定进行放坡，并时刻注意边坡的稳定性，必要时加支撑维护。（13）及时收听当地当日天气预报，根据大风、大雨及时采取相应的防护措施，防止意外事故的发生。2、文明施工措施（1）施工现场管理的根本任务是推荐施工现场标准化管理，提高施工现场综合水平。加强项目管理的考核评比，促进现场管理制度的转化：现场形象规范化；平面规划网络化；物资堆放定置化；工作岗位标准化；施工管理程序化；基础工作档案化。（2）项目部每月至少组织两次综合检查，按专业、标准全面检查，按规定填写表格，算出结果，制表张榜公布。制定奖惩制度，坚持奖、惩兑现。（3）施工现场实行封闭式管理，人员不得随意出入工地，设专业保卫人员进行值班。（4）施工现场机械设备必须经有关人员验收后，方可使用，并设岗位职责和安全操作规程标牌。84 （5）施工现场材料堆放应做到砂石成方，砖成垛，钢筋成条，堆放整齐，标识明确。（6）建立卫生包干区，场区外无建筑料具，并及时打扫卫生，保持清洁，建筑垃圾随时清理，做到工完场院清，料完具洁，建筑垃圾统一外运。（7）保证现场通道的畅通，现场消防设施要齐全，定期检查并保证使用方便。（8）严格按程序组织施工，确保在施工过程中统一调度，统一管理指挥，平衡土建、安装、装饰之间的关系，保持良好的施工程序。（9）围墙砖砌、刷白、压顶，入口设导向牌，施工人员安全帽、工作服、胸卡统一制作佩带等。（10）严格遵守社会公德、职业道德、职业纪律，妥善处理施工现场周围的公共关系，争取有关单位和群众的理解和支持。84 11工程管理设计11.1管理模式为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目建设管理由江苏伯乐达光伏有限公司对工程实施全面管理。11.2管理机构1、工程建设管理机构建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，项目公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共10人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作，项目公司的主要权限及职责为：负责向政府及有关部门的请示汇报，取得项目建设批准文件；负责协调项目建设安全、质量、进度、造价控制工作；负责合同的签订和履行；负责协调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；84 负责项目建设资金的筹措，并按工程建设合同向合同方技师拨付工程款；负责生产准备工作；负责组织江苏伯乐达光伏有限公司亭湖区镇农光互补20MW光伏发电项目投产后工程的竣工决算、竣工验收和项目后评价。负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。2、工程运营管理机构根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人【1992】64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合新建电站工程具体情况，本光伏电站按少人值班的原则进行设计。建设期结束后江苏伯乐达光伏有限公司亭湖区镇农光互补20MW光伏发电项目公司职能转变为项目运营，项目建设人员和新补充人员承担项目运营管理工作，成立电站运营公司，运营公司做好电站运行和日常维护剂定期维护工作，大修采用外委方式进行，以减少管理成本，提高经济效益。11.3主要生产管理设施84 根据光伏电站的特点及电站的布置情况，将整个电站分为生产区和管理区两大区域布置。生产区包括电池阵列及配电室。管理区主要设置管理办公室及库房等，以满足现场对生产维护、管理要求，并配置适量的休息及活动用房，方便生产人员生活。太阳能电池维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘，太阳能电池的防尘在夏、秋季采用水车清洗，冬季、春季的沙尘和积雪采用人工清理。84 12环境保护及节能效益12.1设计依据的法律、法规及标准《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26）《中华人民共和国环境影响评价法》（2002.10）《建设项目环境保护管理条例》（1998.11）《污水综合排放标准》（GB8978-96）二级标准《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）1类标准《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）12.2环境影响及保护措施本工程为地面光伏电站项目，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》、《能源发展“十二五”规划》、《可再生能源发展中长期专项规划》等鼓励发展的太阳能发电领域，生产过程基本不产生污染物，对环境影响甚微，符合国家和江苏省的环境保护政策和清洁生产原则。1、工程施工期对环境的影响84 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）噪声防治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；同时变压器布置内室内，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）扬尘、废气工程在施工中由于施工车辆的行使，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。因此，在施工过程中需保持场地清洁并采取经常洒水等措施，以减轻工程施工对周围环境的影响。3）废、污水工程施工废污水主要来自于土建工程施工（本工程土建施工量很少）、材料和设备的清洗，以及雨水径流。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。2、运行期的环境影响84 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；同时变压器布置内室内，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）电磁波的潜在影响该光伏发电项目主要电气设备——逆变器、变压器等电气设备容量小，室内布置。电站投运后，四侧围墙外的电场强度和磁感应强度将远低于居民区电磁场评价标准限值，围墙外产生的无线电干扰强度将符合评价标准。升压站对周边电磁环境无影响。3）雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的壁垒系统，可避免雷击对设备、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。根据相应设计规程的要求，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。84 4）对电网的影响太阳能光伏电站运行时，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，满足GB14549-1993《电能质量公用电网谐波》要求；逆变器装置的电压偏差满足GB/T12325《电能质量供电电压偏差》的要求；逆变器装置的电压波动和闪变满足GB/T12326《电能质量电压波动和闪变》的要求；逆变器装置的电压不平衡度GB/T15543《电能质量三相电压不平衡》的要求；逆变器装置的直流分量小于0.5%，满足Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。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。5）光污染及防治措施电池板内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层（减反膜），反射率可控制在10%以内，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能电池板对阳光的反射以散射为主。其镜面反射性要远低于玻璃幕墙，故不会产生光污染。12.3环境效益84 光伏发电是一种清洁的能源，既不消耗资源，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。与其它传统火力发电方式相比。本工程装机容量20MWp，根据计算得出20MWp光伏系统前20年平均年发电量约为0.228亿度。每年可节约标准煤约9116.42吨，减排二氧化碳约23702.68吨、二氧化硫约200.56吨、氮氧化物约91.16吨。84 13劳动安全与工业卫生13.1劳动安全与工业卫生设计遵循的规程规范《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《建筑物防雷设计规范》（2000版）（GB50057-94）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-91）《电气设备安全设计导则》（GB5083-85）《电气设备安全设计导则》（GB4064-84）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）13.2工程安全与卫生潜在的危害因素本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。84 运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸、噪声、电气伤害、坠落和其它方面的危害。13.3对策与措施1、设备运输、吊装作业的安全措施在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的固定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织设施、技术设施，经审查批准后方开始施工。安装现场应成立安全监察机构，并设安全监督员。2、施工时高空作业设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空祖业事故的发生。3、施工时用电作业及其他安全措施：1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施；84 2）施工时应准备常用的医药用品；3）施工现场应配备对讲机。4、运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本工程考虑以下对策措施。1）防火、防爆的措施各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006执行。建筑物最小间距等按《建筑设计防火规范》GB50016-2006、《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-1995、《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006执行等国家标准的规定执行。a.设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有火灾探测器，并通过火灾报警系统报警。b.电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。c.主要通道等疏散走道均设施故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。d.所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。2）防噪声、振动及电磁干扰84 根据要求，对运行中的噪声、振动均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害；对于振动剧烈的设备降低噪音，从振源上进行控制，并采取隔振措施。3）防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害a.高压电气设备周围设防护遮拦及屏蔽装置。b.所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。c.易发生危险的平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员走安全。d.场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板，以防工作人员滑倒。4）其它安全措施a.建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，照明度充足。b.所选设备及材料均满足光伏电场运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。c.所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。84 d.其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施均符合国家的有关规定。84 14节约及合理利用能源分析14.1设计原则和依据14.1.1设计原则（1）贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程按照建设节约型社会及降低能源消耗和满足环保的要求，以经济实用、系统简单、最少设备、安全可靠，高效环保、以人为本为原则；（2）通过经济技术比较，尽量采用成熟的技术及合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理适用的要求。尽量做到技术方案可靠实用，内容新颖，材料节约，结构简单；（3）运用先进、成熟、可靠的设计技术手段，优化布置。使设备布置紧凑，建筑体积小，维护使用方便，施工周期短，工程造价低；（4）严格控制电站用地指标、节约土地资源；（5）电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平；（6）贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用；84 （7）提高电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高电站运行的安全性和经济性，为电站运行后的现代化企业管理创造条件；（8）满足国家环保政策和可持续发展的战略，高效、节水、控制各种染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。14.1.2设计依据本项目在建设和运行中，将遵循如下用能标准和节能设计规范：（1）《中华人民共和国节约能源法》2008年4月11日起施行；（2）《中华人民共和国建筑法》1998年3月1日起施行；（3）JB/J14-2004《机械行业节能设计规范》；（4）GB50189-2005《公共建筑节能设计标准》（5）GB50176-93《民用建筑热工设计规范》（6）GB50019-2003《采暖通风与空气调节设计规范》；（7）建设部令第76号《民用建筑节能管理规定》；84 （8）建设部令第81号《实施工程建设强制性标准监督规定》（9）建科【2004】74号《关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知》；（10）国务院国发【2006】28号档《国务院关于加强节能工作的决定》；（11）国务院《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》；（12）国家发展和改革委员会发改投资【2006】2787号档《国家发展和改革委员会关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》；（13）国家发展和改革委员会发改投资【2007】21号档《国家发展和改革委员会关于加强固定资产投资项目节能评估和审查指南（2006）的通知》。14.2施工期能耗分析本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑材料等。1、施工用电84 （1）根据光伏电站施工集中的特点，拟设一个施工电源，设在综合办公室旁边，供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生活、生产房建筑工程施工电源利用就近电源，设置一台降压变压器把引入电压降到400V电压等级，通过动力控制箱、照明箱和施工电缆送到施工现场的用电设备上。（2）现场施工用电设施要求：现场提供380V电源，场内用电线路的设计、安装、运行和维护按有关规程和规定进行，要加强施工用电的安全管理工作，从配电装置引出的低压回路，以敷设电缆为主，在施工区域的合理部位布下级配电设施，室外布置的配电设备要有防雨设施，确保施工用电安全。现场配电盘、箱应形成统一，颜色一致，并有明显的警示标示和定期检验合格标识，接地系统应符合标准。做好现场施工电源冬、雨季巡检工作，消除用电隐患。用电单位要采取措施节约用电。2、施工用水本工程光伏电站施工用水由建筑施工用水，施工机械用水，生活用水等组成。施工用水从附近村庄内接引，场区内设临时储水设施。3、施工临时用地84 本工程施工临建工程主要有综合加工厂、材料及设备仓库、小型修配厂等临时生产设施和生活建筑设施。工程场址位于现有的农业大棚，施工不应对所养殖的牲畜造成影响。因此，施工总布置设计中，对场地利用、功能分区以及工艺流程进行了优化布置，并采取了一定的防护措施，尽量达到合理布局，减少用地、保护动物的目的。4、建筑用材料主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑物材料及生活用品可从附近采购。14.3运行期能耗分析本工程运行期能源消耗主要为电力、水资源、油料、工程永久用地等。1、电气损耗本工程发电设备损耗在计算年平均发电量时已经扣除。2、建筑耗能本工程的建筑耗能是管理站、变压室、照明灯的能源消耗。3、水资源消耗本工程运行期水资源消耗主要为管理运行人员生活用水、绿化用水及清洗电池板用水，年总用水量为2000m³/a。4、油料消耗84 本工程运行期无需生产生活用车，故基本不消耗油料。综合上述，本电站运行期各项能耗指标相对较低，且对当地能源供应无不利影响。14.4节能降耗措施14.4.1工程设计节能降耗措施（1）系统工程电力从电站送至电网过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑电站建设规模、地区电网规划、电站有效运行小时数等情况，并结合电站总体规模考虑送出。另外，本工程选用的逆变器功率因子≥0.99，为点我那个提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。（2）场址选择及电站布置84 通过对电站场址区外交通条件、地形、地貌及太阳能资源情况的实地踏勘与分析，并经多方案比较后，确定电站采用区域拼块，尽量矩形布置，以提高土地利用率。电站分为管理站区、变电站区和光伏区。功能分区明确，方便运行管理。本电站布置紧凑，占地面积小，土地利用率高，电缆和场内道路长度相对较小。有利与降低工程造价、降低场内线路损失。（3）道路规划施工期的场地的农业大棚已建好，故施工时可以利用原有道路进行材料的运输工作，无需重新铺设道路。（4）变电工程通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用。不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用。设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。（5）电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量。通过多种方案布置的比较，选择最优方阵布置，节约材料用量，节省电缆的长度。其主要措施如下：a、建筑总平面的布置和设计，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通风。建筑物的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向；84 b、根据本工程所处的建筑气候分区，围护结构的热工性能应达到国家标准的规定。围护结构的保温隔热材料宜选用高效环保型；c、为减少热量损失，每个朝向的窗墙面积比均不应大于0.7并且符合国家节能标准的规定。外窗可开启的面积不大于窗面积的30%；d、外门窗应采用节能门窗。屋面保温材料采用100mm厚聚苯板保温；e、外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。14.4.3水资源节约本工程运行期水消耗较少，主要为站内运行人员生活用水、绿化用水，本工程最大日用水量约6m³。14.4.4电气节能本工程集电线路采用0.4KV及35KV电缆集电线路方案；35KV主变压器选用低损耗型变压器，它具有体积小、重量轻、效率高的优点；照明灯具选择用节能型灯具，以降低电气设备损耗及生活生产用电损耗。14.4.5油料节约84 施工期和运行期所需油料均可由市场采购解决，对项目所在地影响很小。14.4.6建设管理的节能措施建议本工程的能源消耗主要为施工期的能源消耗和运行期的能源损耗。从节能的角度看，本工程已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能措施，但从光伏电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理措施。在施工期，应制订能源管理措施和制度、防止能源无谓消耗；应对进场人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制订和工程施工特点相符合的能耗指标和标准，严格控制能源消耗；应加强对能源储存的安全防护，防止能源损失；应合理安排施工次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。在运行期，应对各耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保养维修，降低能耗；应对管理人员和操作人员进行节能培训，操作人员要有节能上岗证。应制定用电、用油等燃料使用指标或定额，强化燃料管理。要合理安排运行调度，充分利用太阳能资源条件，力争多发电。总之，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维修保养，提高运行人员技术水准，不断优化运行调度管理模式，以达到充分利用太阳能资源的目的。84 14.5节能降耗效益分析本工程装机容量20MWp，根据计算得出20MWp光伏系统平均年发电量约为0.228亿度。每年可节约标准煤约9116.42吨，减排二氧化碳约23702.68吨，二氧化硫约200.56吨、氮氧化物约91.16吨。84 15农光的完美结合节能减排和高效养殖：本太阳能光伏发电电站工程装机容量为20MWp，本电站建成后平均每年可为电网提供电量0.228亿KW.h,与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤9116.42t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳约23702.68t，二氧化硫约200.56t，氮氧化物约91.16t。由此可见，光伏发电场有明显的节能效益。根据中国电力网统计信息显示：减排的经济效益对照单位减耗或减排效益煤（元/吨）550二氧化碳（元/t）80二氧化硫（元/t）1260氮氧化物（元/t）2000粉尘（元/t）550所以20MW每年节能减排效益为：*节约标准煤：501.4万元*减少治理二氧化碳：189.6万元*减少治理二氧化硫：25.3万元*减少治理氮氧化物：18万元综上所述，建设光伏电站可大大减少治理环染的资金。84 所谓农光互补，不仅光伏达到它的节能减排效果，农业方面也要能创造收益。初步规划，利用大棚可种植菊花、牡丹花等观赏性花卉，为当地带来额外的收益。综上所述，本项目对周围环境的影响极小，具有较为可观的节能减排效益，有利于减轻项目所在地的大气污染，改善当地的生态环境，从而有利于环境和资源保护，除此之外，也可获得巨大的农业养殖收益，真正达到节能减排和高效养殖的完美结合。84 16投资估算及经济评价16.1投资估算编制原则及依据1）工程量：根据设计专业提供的资料计算。2）费用构成及取费标准：中电联技经【2007】139号文件《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。3）定额指标：中电联技经【2007】138号《电力建设工程概算定额》和中电联技经【2007】15号《电力建设工程预算定额》4）装置性材料：中电联【2007】140号《电力工程建设装置性材料预算价格》，中电联【2007】141号《装置性材料综合预算价格》，国家电网电定【2008】17号文“关于发布电力工程装置性材料预算价格（2008年版）的通知”。5）设备价格：主要设备按生产厂家提供价格计列，其他设备参考市场价计算。16.2投资估算本项目综合造价约为人民币8.22元/瓦，工程总投资约为18500万元。工程项目总投资的46%为业主自筹资本金，其余部分向国内商业银行贷款。融资部分贷款利率执行中国人民银行发布的最新利率，项目贷款利率8.5%。84 16.3经济效益（财务）评价按33°倾斜角度安装，平均峰值日照小时数1587.75h，该集中式项目，上网电价1元/kW.h。经测算，资本金内部财务收益率（财务杠杆）为10.7%，在财务上可以被接受。建议严格控制工程建设投资，并保证生产运营期的正常运营，确保发电量的实现，以保证项目的财务可行性。1、成本估算（1）X镇农光互补20MW农业大棚光伏项目装机容量：20兆瓦。（2）含税造价：工程总投资1.85亿元（3）峰值日照取4.35h/d;（4）项目自有资金取46%，项目贷款利率取8.5%，贷款年限按照10年；定员人数暂按2人考虑，人均年工资按50000元（包含五险一金）估算。具体明细详见总估算表见表。84 总概算表序号工程或费用名称设备购置费（万元）建安工程费（万元）其它费用（万元）合计占投资额（%）（万元）一设备及安装工程10357.12183.9　1254167.86%　发电设备及安装工程6553.6431.5　6985.1　　电气设备及安装工程1568.5648.6　2217.1　　通信和控制设备及安装工程1267697.2　1964.2　　其他设备及安装工程968406.6　1374.6　二建筑工程　2654.7　2654.714.35%　发电设备基础工程　1890.1　1890.1　　变配电工程　151.1　151.1　　房屋建筑工程　170　170　　交通工程　230.4　230.4　　施工辅助工程　66　66　　其他　147.2　147.2　三其他费用　　2055.32055.311.11%　土地费　　14001400　　建设管理费　　429.5429.5　　生产准备费　　179.5179.5　　勘察设计费　　3535　　其他　　11.211.2　　一至三部分合计　　　17271.193.33%　基本预备费　　　5182.80%　静态投资　　　178.2　　涨价预备费　　　　　　建设期利息　　　695.63.76%四流动资金　　　18.50.10%动态投资　　　　　84 设备安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计一发电设备及安装工程　　　　1光伏组件成本W20000000.003.570000000.002直流配电柜(500kW)个167500835003逆变器EHE-N500KTL台6672000013340000二电气设备及安装工程　　　　1SCB10(1000/20±2X2.5％/0.27/0.27kV)台190170000323000002S(F)(P)-200000/345±2X2.5％/38.5kV台1120000120000335kV电容补偿系统（SVC50Mvar）套1500000500000435kV高压开关柜（ACB630A）面222057604526720535kV高压PT柜面11028001028007330kVSF6断路器台11000001000008330kV油浸式电流互感器只3500001500009330kV电容式电压互感器台46900027600010330kV隔离开关组223900047800011330kV氧化锌避雷器只33900011700012330kV高压带电显示装置套1180001800013SCB10-800kVA10±2X2.5％/0.4kV台1900009000014SCB10-800kVA20±2X2.5％/0.4kV台1500005000015低压开关柜MNS面43500014000016照明配电箱（非标箱）面28150042000三通信和控制设备及安装工程　　　　1电气监控系统（包括工作台）套11020001020002UPS5KVA30min套118000180003光伏监控系统套11060001060004火灾报警系统套2948001896005蓄电池屏面246800936006充电屏面132760327607负48V100AH直流馈电屏面1936093608220V100AH直流馈线屏面11072001072009蓄电池组293601872010稳控屏面124800024800011主变保护屏面122152022152012主变测控屏面115600015600013330kV线路保护面110000010000014消弧线圈控制屏面110920010920084 15公用测控屏面116380016380016故障录波屏面121528021528017远动屏面123400023400018电度表屏面17800780019四级数据网及数据采集柜面2156003120020系统通信设备屏面2156003120021光功率预测装置套1800008000022地方调度接入柜面1120001200023二次安全防护设备套1560005600024有功无功控制系统接口费用套110400010400025PCM基群设备套1780007800026综合配线架套1468004680027光端机台17800078000五电缆及安装工程　　　　1PFG11691*4.0套175400754002YJV22-1-2*95套157320573203YJV22-18/30kV-3×240mm²套160000600004ZRC-YJV-1kV-1*120套1760076008330kV架空LGJ-300套1400040009RVVP-0.45/0.75kV-2x1.0套1250002500010组件接地ZR-BVR-1x4套13230432304118芯单模铠装光缆套14000400012导线BV-500V2*6套180008000六其他设备及安装工程　　　　1照明灯具系统套150000500002给排水系统套182000820003轴流风机台400200800004排气扇台5010050005电暖器台281000280006电缆防火(防火堵料、防火漆)kg300019570007扁钢接地40x4m70005.13570085#角钢m100004400009100镀锌钢管m25004010000010避雷针30m个3200060001120kV冷塑高压电缆头套12610126012￠40PVCm22002440084 建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（元）七发电设备基础工程　　　　支架用热镀锌钢型材量t155002083224000一级6钢筋t80010483200二级14钢筋t220090198000混凝土基础C30m³789101209469200基础垫层C15m³　211352004227000八变配电工程　　　0无功补偿装置室外基础工程㎡1200190228000330kV升压站基础工程㎡800150120000箱变基础工程㎡180001402520000330kV架空线铁塔个1092400924000九房屋建筑工程　　　0综合楼（建筑）㎡60015090000电控楼（建筑）㎡750136102000逆变器室（建筑）㎡123501051296750门卫（建筑）㎡501005000建筑土方量面积㎡822722164544化粪池座470000280000消防生活水池m³3300200660000十交通工程　　　0沙石道路（4m宽）km45.02715200684410.4水泥道路（4m宽）km580000400000围墙工程km9.95550000497750十一施工辅助工程　　　0施工电源项1100000100000施工水源项1130000130000施工道路项1150000150000十二其他　　　0环境保护与水土保持项1100000100000消防设施项1200000200000劳动安全与工业卫生工程项1100000100000站区绿化㎡3000150450000便携式除尘机台410004000洒水车辆15000050000工程检修车辆26000012000084 其他费用概算表序号工程或费用名称单位数量单价合计（万元）一建设用地费　　　1020　建设场地征用费项1102000001020旧有设施迁移补偿费项1　　余物拆除清理费项1　　二建设管理费　　　770.772164　工程前期费项160901760.9017工程建设管理费项12303087.56230.308756建设监理费项1859420.7485.942074项目咨询服务评审费项11029524.97102.952497工程验收费项1604450.9160.445091工程保险费项12302220.46230.222046三生产准备费　　　200.542125　生产人员培训及提前进厂费项146691746.6917办公及生活家俱购置费项1424450.9142.445091工器具及生产家具购置费项1307272.530.72725备品备件购置费项1743193.2574.319325联合试运转费项163587.596.358759四勘察设计费　　　45　勘察费项115000015设计费项130000030五其他　　　118.85　工程质量监督检测费项11188477118.852、发电效益计算（1）上网电价为1元/kW.h。（2）税金：电力工程缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中：增值税为0.46万元，销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别为327.3万元、140.28万元。84 （3）利润：税后利润为1.3亿元。3、清偿能力分析还贷平衡计算：还贷资金包括还贷折旧和还贷利润。本阶段折旧费暂按100%用于还贷，在折旧费补足还贷时，未分配利润优先用于还贷。还贷方式均爱用本金等额偿还，利息另付的方式，贷款偿还平衡计算见表。16.4结论根据以上电价测算可知，在企业全额投资建设太阳能光伏电站的情况下，上网电价根据国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》中所述采用国家最新太阳能光伏发电标杆电价并享受江苏省光伏发电价格补贴和资金支持政策来计算销售收入。企业应在努力控制建设成本的同时向当地政府申请一定的资金补助和税收政策优惠，提高项目的经济可行性。84 16.5财务分析汇总序号指标数值1装机容量（MW)202年平均上网电量（万kWh）2438.873总投资（万元）18460.004销售收入总额（税后）（万元）57250.845总成本费用（万元）25298.376发电利润总额（万元）30784.567投资回收期（年）9.18全部投资内部收益率（%）10.4%84 9自有资金内部收益率（%）14.9%10财务净现值（税后）（万元）28700.6611总投资收益率（ROI）（%）8.6%12项目资金净利润率（ROE）（%）26.0%1325年运营期度电成本（元/kwh）0.411420年运营期度电成本（元/kwh）0.4984'