1、三类地区标准厂房集中区5MWp屋顶光伏并网电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月三类地区标准厂房集中区5MWp屋顶光伏并网电站项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 概述11.1 项目概况11.2 编制依据21.3 地理位置31.4 投资主体32 工程建设2、的必要性42.1 国家可再生能源政策42.2 地区能源结构、电力系统现状及发展规划42.3 地区经济现状及发展规划52.4 地区环境保护63 项目任务与规模74 太阳能资源84.1 我国太阳能资源分布84.2 当地自然环境概况94.3 太阳能资源分析94.4 太阳能资源初步评价115 工程地质126 系统总体方案设计及发电量计算126.1 光伏组件选型136.2 光伏方阵运行方式选择186.3 逆变器选型196.4 光伏方阵设计226.5 辅助技术方案246.6 年上网电量计算257 电气267.1 电气一次267.2 电气二次267.3 通信267.4 计量268 土建工程328.1 电站总3、平面布置268.2 土建工程设计269 工程消防设计3210 劳动安全与工业卫生3410.1工程概述3410.2 设计依据、目的与任务3410.3 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析3410.4 劳动安全与职业卫生对策措施3411 施工组织设计3711.1 施工条件3711.2 施工总布置3811.3 工程项目实施的轮廓进度3812 工程管理设计3912.1 工程管理机构3912.2 人员编制3913 环境影响评价4013.1 工程施工期对环境的影响及防治4013.2 运行期的环境影响4013.3 环境效益4114 节能降耗4215 投资估算与财务分析4315.1 投资估算4315.2 财务评4、价与社会效果分析5116 经济与社会影响分析5916.1 经济影响分析5916.2 社会影响分析5917 结论和建议6017.1 主要结论6017.2 主要技术经济指标6117.3 建议621 概述1.1 项目概况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。本项目位于江苏xx市xx镇xx创新路西侧标准厂房集中区内，纬度为32.73N、120.08E，每年辐射量为4820.4MJ/m，属于三类地区，具有利用太阳能发电，实施与建筑结合的光伏发电示范工程的客观条件。本项目各厂房铺设的组件数量5、及容量如下表：表1-1 各建筑屋顶安装容量统计表序号建筑名称屋面类型组件数量（块）组件规格（Wp）安装容量（kW）备注11#工业厂房混凝土屋面180024544110倾角22#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角33#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角44#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角55#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角66#工业厂房混凝土屋面2140245524.310倾角77#工业厂房混凝土屋面1380245338.110倾角88#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角99#工业厂房混凝土屋面16602456、406.710倾角1010#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角1111#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角1212#工业厂房混凝土屋面2280245558.610倾角合计/20560/5037.2本工程25年总发电量约为12045万kWh，25年年平均发电约481.79万kWh。 年利用小时数为：956小时。本工程装机容量为5.0372MWp，采用“分区发电、集中并网”方案：按厂房将光伏发电系统分为4个发电单元，各发电单元配置如下：每个发电单元光伏组件通过逆变器转换为315V三相交流电经就地升压变压器升压为10kV后，分别以10kV电压等级接入10kV配电室，实7、现并网。本工程主要技术经济指标见下表。表1-2 本工程主要技术经济指标序号项 目单位数值1工程静态总投资万元4355单位千瓦投资元/ kW8650工程动态总投资万元4404单位千瓦投资元/ kW87402年发电量万kWh481.793发电设备年利用小时数h9564经营期平均不含税上网电价元/MWh1068.385经营期平均含税上网电价元/MWh12506厂区用地面积hmP2P6.97项目投资内部收益率（所得税后） %8.618投资回收期年10.459项目资本金内部收益率%15.4910总投资收益率%6.311资本金净利润率%18.111.2 编制依据1.2.1国家、地方和行业的有关法律、法规、8、条例以及规程和规范。1.3 地理位置本项目位于江苏xx市xx镇xx创新路西侧标准厂房集中区内，地理坐标为32.73N、120.08E。拟建场地位置项目所在地多年平均太阳辐射量4820.4MJ/m/a，属我国第三类太阳能资源区域，太阳能资源一般，但由于交通运输等条件较好，并网接入条件优越，可以建设屋顶太阳能光伏并网电站。1.4 投资主体本项目由羲和太阳能电力有限公司投资兴建。项目建成后新增装机容量为5.0372MWp，年平均发电量为481.79万kWh。与相同发电量的燃煤电厂相比，按标煤煤耗为330g/kWh计，每年可为国家节约标准煤1589.9t。每年减少排放温室效应气体二氧化碳(CO2)399、21.77 t。每年减少排放大气污染物SO2约29.87t、NOX约10.12t。2 工程建设的必要性2.1 国家可再生能源政策我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的可再生能源法明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改中华人民共和国可再生能源法的决定。修改后的10、可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定将于2010年4月1日起施行。本项目采用光伏发电技术开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方向。2.2 地区能源结构、电力系统现状及发展规划江苏电网地处华东电网的腹部，是华东电网的重要组成部分。下辖南京、镇江、南通、无锡、苏州、徐州、宿迁、连云港、淮阴、盐城、扬州、泰州、南通共十三个省辖市。自近年以来，华东地区和江苏经济持续快速发展，电网用电负荷持续增长。2010年全省全社会最高用电负荷64040MW，全社会用电量为3867亿kWh，分别比上年增长13.5%，16.7%。全网统调最高用电负荷为60337MW，统调用电量为3527.211、4kWh，分别比上年增长15.37%、19.57。到2010年底，全省全社会总装机容量64580MW（不含阳城），其中统调电厂86座，机组1128台（含913台风电机组），统调装机总容量57283MW。统调发电厂中，火电机组容量52810MW，核电机组2000MW，抽水蓄能机组1100MW，风力发电机组1373MW。江苏省是我国的沿海经济发达省份，人口密度在全国各省份中最高，同时也是我国能源消费总量最多的省份之一，资源相对短缺，能源对外依存度较高，环境压力很大。江苏电网目前仍基本是以燃煤电厂占主导地位的火电电网，比较单一的电源结构难以满足江苏省用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。因此，积极12、地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。2.3 地区经济现状及发展规划江苏省地处中国大陆东部的黄海之滨，长江和淮河的下游，位于东经1162212155，北纬30453507之间。北接山东，西连安徽，东南与上海、浙江为邻。全省2008年总人口7676.5万人，人口密度748人/平方公里，在全国各省份中最高，面积10.26万平方公里，其中平原面积7.06万平方公里，水面面积1.73万平方公里。地形以平原为主，主要有苏南平原、江淮平原、黄淮平原和东部滨海平原组成。气候具有明显的季风特征，处于亚热带向暖温带过渡地带，大13、致以淮河灌溉总渠一线为界，以南属亚热带湿润季风气候，以北属暖温带湿润季风气候。在新世纪，江苏省发展建设目标是：建成经济繁荣、科教发达、生活富裕、法制健全、社会文明、环境优美的省份。要以科学发展观为统领，围绕“两个率先”、建设和谐江苏，“全面、协调、可持续”推进经济、社会和人的全面和谐发展，实现“两个率先”已成为江苏人民的共同愿望和宏伟目标。2010年，江苏省经济迈上新台阶，全省实现生产总值40903.3亿元，比上年增长12.6%；人均生产总值52360元，按当年汇率折算达7700美元。地方一般预算收入4080亿元，增长18.2%；财政总收入11743亿元，增长18.2%。进出口总额4658亿美14、元，比2009年增长37.5%。人民生活水平有了新的提高，全年城镇居民人均可支配收入22944元，增长11.6%。科技、教育、文化、卫生等各项社会事业取得新的发展。xx镇地处长江三角洲北翼，隶属江苏省xx市（距xx城区约40公里），地处江苏省中部，交汇于东经12006，北纬3240，南临长江，南接淮河，处在以上海为中心的“世界第六大都市圈”范围内，有着得天独厚的区位优势。境内河道纵横，水网交织，是典型的里下河“鱼米之乡”、镇有不锈钢企业1000多家，是江苏省闻名“不锈钢之乡”。xx镇是名闻遐迩的“中国不锈钢名镇”，2011年地区生产总值达到122.6亿元，年均增长24.5%，人均地区生产总值115、0.5万元。财政总收入达到15亿元，一般预算收入达到5亿元。工业经济实力逐年攀升，2011年完成工业产值368.1亿元、销售362.1亿元、利税37.1亿元、利润22.5亿元。年销售500万元以上企业达到686家，其中亿元产销企业达69家；兴达成为全市唯一的上市公司，2011年实现销售76.7亿元，纳税4.36亿元。现代服务业加速发展，2011年完成服务业增加值34.45亿元，是“十五”末的5.6倍。不锈钢综合物流中心的集聚效应明显释放,现代物流、金融保险、房地产及其他服务业加快发展，不锈钢交易城、万源商贸城、金泽商业街、华尔商业街等特色专业市场和商贸区加快繁荣，金泽商业街被命名为江苏省商业示16、范社区。xx镇也先后被评为全国先进基层党组织、全国文明镇、全国重点镇、全国千强镇、全国村镇建设先进镇和江苏省园林小城镇、卫生镇、新型示范小城镇,并被列为全国小城镇发展改革试点镇。2.4 地区环境保护光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏产业的重视程度，标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。3 项目任务与规模本项目位于江苏xx市xx镇xx创新路西侧标准厂房集中区内。项目总装机容量是5.0372MWp，25年年均发电量约为481.79万kWh。采用晶体硅光伏组件，光伏组件分别铺设建筑厂房屋顶上17、。园区厂房屋顶总面积约52000m2。4 太阳能资源4.1 我国太阳能资源分布我国属世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射总量在91.72333 kWh/m年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一。项目所在地图2-1 我国太阳能资源分布按照日照辐射强度上图中将我国分为四类地区。一类地区（资源丰富带）全年辐射量在6300 MJ/m以上。相当于215kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃18、中部、青海东部、西藏东南部等地。二类地区（资源较富带） 全年辐射量在50406300 MJ/m，相当于170215kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。 三类地区（资源一般带） 全年辐射量在37805040 MJ/m。相当于125170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。 四类地区 全年辐射量在3780MJ/m以下。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。4.2 当地自然环境19、概况本项目位于江苏xx市xx镇，该地区四季分明，夏季高温多雨，冬季温和少雨，具有无霜期长，热量充裕，降水丰沛，雨热同期等特点。xx镇的气温最高在7月，最低在1月，冬夏季南北的温差不大，年平均气温在14.415.1之间；年平均降水量1037.7毫米，降雨日为113天，但受季风的影响，降水变率较大，且南北地域之间亦存在着差异。4.3 太阳能资源分析因未取得当地气象局日照辐射量实测数据，现阶段先采用Meteonorm中气象数据进行xx地区日照资源分析。Meteonorm作为一款气象数据库软件已被广泛应用于光伏发电工程设计中。图2-2和2-3为PVSYST光伏系统设计软件中的Meteonorm气象数据20、库资料，项目所在地的气象测量数据界面和日照辐射量软件模拟界面。图2-2 项目所在地地理位置图2-3 项目所在地日照辐射数据根据以上数据，利用PVSYST软件模拟水平面及10倾角日照辐射量对比，如图2-4。图2-4 项目所在地逐月水平面与10倾斜面日照辐射量直方图根据以上分析可知，项目所在地多年平均太阳辐射量约为4820.4MJ/m，属我国第三类太阳能资源区域，太阳能资源一般，具有项目开发前景，适合建设光伏发电项目。4.4 太阳能资源初步评价项目所在地太阳能资源一般，但由于交通运输等条件较好，并网接入条件优越，可以建设屋顶太阳能光伏并网电站。由于没有长期辐射量观测数据，所以此处不对辐射量做修正。21、建议有项目地点实测太阳辐射量和长期辐射量观测数据后，对太阳辐射量做复核。5 工程地质泰州市除靖江有一独立山丘外，其余均为江淮两大水系冲积平原。地势呈中间高、两头低走向，南边沿江地区真高一般在25米，中部高沙地区真高一般在57米，北边里下河地区真高在1.55米。全市总面积5790平方公里，其中陆地面积82.74%水域面积占17.26%。市区面积428平方公里。为地质年代的第四系沉积物所覆盖。地面以下4001400米的基岩是玄武岩的“古潜山”。该区为扬子准地台的一部分，地质属新生代。境内构筑地基的结构层，由于成因类型各异，构成地基土也截然不同，因其上部地基土承载力标准值不同，大体上可分为良好区、软22、土区、杂填区和不良区4个工程地质区。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）附录A的规定，xx市抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g（第一组）。50年一遇的基本风压:0.40kN/ m2，50年一遇的基本雪压:0.35kN/ m2，地面粗糙度类别：B类。场址处的工程地质情况以地质勘测报告为准。6 系统总体方案设计及发电量计算6.1 光伏组件选型光伏组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、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，选用行业内的主导光伏组件类型。再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算出光伏发电站的年发电量，最终23、选择出综合指标最佳的光伏组件。6.1.1晶体硅与非晶硅光伏组件之间对比选型商用的光伏组件主要有以下几种类型：单晶硅组件、多晶硅组件、非晶硅组件、碲化镉组件、铜铟镓硒组件等。上述各类型组件分类见图6-1，技术性能比较见表6-1。图6-1 光伏组件分类表6-1光伏组件技术性能比较序号比较项目多晶硅单晶硅非晶硅薄膜比较结果1技术成熟性目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定2光电转换效率商业用组件一般12%16%商业用组件一般13%18%商业用组件一般24、5%9%单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅最低3价格材料制造简便，节约电耗，总生产成本比单晶硅低材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下生产工艺相对简单，使用原料少，总的生产成本较低非晶硅薄膜价格低于多晶硅，多晶硅价格低于单晶硅4对光照、温度等外部环境适应性输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分同多晶硅弱光响应好，充电效率高。高温性能好，受温度的影响比晶体硅组件要小晶体硅组件输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区5运行维护故障率极低，自身免维护同多晶硅柔性组件表面较易积灰，且难于清理晶体硅组件运行维护较简单6使用寿命经实践证明寿命期可达25年同多晶硅衰减25、较快，使用寿命1015年晶体硅组件使用寿命较长7外观不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理黑色、蓝黑色深蓝色多晶硅外观效果好，利于建筑立面色彩丰富8安装方式倾斜或平铺于建筑物屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地同多晶硅柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面；刚性组件安装方式同多晶硅在建筑物上使用非晶硅薄膜组件优势明显，在开阔场地上使用晶体硅组件安装方便，布置紧凑，节约场地9国内自主化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同多晶硅2007年底至2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放晶体硅组件国内自主化率有保证由表6-1可知，晶体硅组件由于制造技术成熟、产品性能26、稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏发电站项目。目前，全球光伏发电产业中，晶体硅材料是生产及应用技术最成熟的光伏发电材料。在可以预见的未来10年，晶体硅材料仍将为主流光伏发电材料。我国光伏组件商业化生产的光伏组件主要以晶体硅光伏组件为主。通过对比不同材料光伏组件的各项性能指标，晶体硅光伏组件全光照面积组件转换效率为15左右，远远高于非晶硅的8，且生产成本已经接近非晶硅。不同材料的光伏组件技术参数对比如表6-2所示。表6-2 不同材料的光伏组件技术参数对比项目A公司B公司C公司组件种类单位单晶硅多晶硅薄膜峰值功率W24524550开路电压V37.437.562短27、路电流A8.618.681.42工作电压V30.330.243工作电流A8.098.131.17外形尺寸mm16509925016509924012456357重量kg191914.5峰值功率温度系数%/-0.45-0.45-0.22开路电压温度系数%/-0.35-0.35-0.33短路电流温度系数%/0.060.050.0910年功率衰降%10101025年功率衰降%202020组件转换效率%15.115.18同样尺寸的光伏组件，多晶硅与单晶硅组件标称峰值功率参数基本相同。同样的可利用面积，可认为选择单晶硅或多晶硅组件装机容量几乎没有差别。同单晶硅光伏组件相比，多晶硅光伏组件转换效率稍低，但28、单瓦造价相对便宜，尤其是大功率组件价格要更便宜。另外，根据设备厂的资料，多晶硅光伏组件在工程项目投运后效率逐年衰减稳定，单晶硅光伏组件投运后的前几年组件的效率逐年衰减稍快，以后逐年衰减稳定。本工程光伏组件的造价在工程造价中的比重相对较高（约50%），有必要降低光伏组件价格以节省工程投资。因此，本工程光伏组件推荐选用大功率多晶硅光伏组件。6.1.2 光伏组件规格选型光伏组件的功率规格较多，从1Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。通过市场调查，在目前技术成熟的大容量光伏组件规格中，初选的光伏组件容量为195W、245W、275W，其各种技术参数比较如下：表6-3 各种规格光29、伏组件技术参数对比组件种类单位195W245W275W峰值功率W195245275开路电压V30.337.544.7短路电流A8.628.688.26工作电压V24.030.235.1工作电流A8.108.137.84外形尺寸mm131099040165099240195699250重量kg151927峰值功率温度系数%/-0.45-0.45-0.47开路电压温度系数%/-0.34-0.35-0.34短路电流温度系数%/0.060.050.045组件转换效率%1515.114.17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，本工程推荐采用245W型多晶硅光伏组件，最终30、光伏组件选型应根据招标情况确定。表6-4 多晶硅组件技术参数光伏组件型号多晶硅245 W最大输出功率（Pmax）245Wp功率公差（Wp）+3最佳工作电压（Vmp）30.2最佳工作电流（Imp）8.13开路电压（Voc）37.5短路电流（Isc）8.68工作温度（）-40+85NOCT（）452最大系统电压1000电池类型多晶硅电池电池片尺寸(mm)156156组件尺寸（mm）165099240重量（kg）18.6电流温度系数+0.047%/电压温度系数-0.32%/功率温度系数-0.43%/注：上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下：1000W/m2、太阳电池温度25、AM1.5。图6-31、2 I-V 特性曲线图6.2 光伏方阵运行方式选择6.2.1 光伏方阵的运行方式选择光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。本工程利用建筑标准厂房屋顶安装建设光伏发电系统，屋面形式均为混凝土屋面，因此宜采用固定支架方式安装光伏组件。支架主体型材拟全部采用Q235热镀锌C型钢，螺栓等辅材采用不锈钢材质；支架基础采用预制混凝土压块作配重的方式。支架的刚度、强度应满足相应的规程规范要求。图6-3 固定支架示意图6.2.2 光伏组件倾角的确定光伏组件在安装时若采用一定的倾角，则能接收更多的太阳能，增加输出电能。综合考虑当太阳辐射资源情况、雨雪粉尘自行滑落的要求以及当地气候环境下支架稳定32、性好的角度范围，并充分考虑原建筑设计，保持建筑的原有风格，本项目光伏组件采用10倾角安装，方位角同屋面方位角（-25）。6.3 逆变器选型6.3.1 逆变器技术指标逆变器选型主要对以下指标进行比较：1）逆变器输入直流电压的范围：由于光伏组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。要求逆变器能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。2）逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%98%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率。3）逆变器输出波形：为使光33、伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值、相位及频率等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于国家标准要求值。4）最大功率点跟踪：逆变器的输入终端阻抗应适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。5）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、瞬时过载能力及各种保护功能，如：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。6）监控和34、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集控室，监控设备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。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压，电流，电压调整率，总谐波畸变率等。6.3.2 逆变器选型通过对逆变器产品的考察，现对各厂家逆变器做技术参数比较，如下表所示。表6-5市场主流逆变器参数对比表逆变器型号PVI-CENTRAL-300-TLSG500KTLSMA500SATCON625SG630KTLSMA1000推荐的最大功率354kW550kW560kW625kW630kW1160kW绝对最大输入电压900Vdc880Vdc900Vdc90035、 Vdc1000 Vdc900VdcMppt输入电压范围465V-850V450V-820V450V-820V515V-850V500V-820V450V-820V峰值效率97.41 %98.5%98.6%98.1%98.7%98.5%欧洲效率97.14%98.3%98.4%97.4 %98.5%98.3%额定交流输出功率336kW500kW500kW625 kW630kW1000kW额定交流输出电流648A1070A1070A1128A1283A2138A额定交流输出电压270Vac270Vac270Vac320Vac315Vac270Vac额定交流频率50Hz50Hz50Hz50Hz50H36、z50Hz防护等级IP20IP20IP20IP54IP20IP20功率因数(cos)0.990.990.990.990.990.99电流波形畸变率3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。且绝对最大输入电压及 MPPT 输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度37、上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大，且本工程考虑逆变器户外布置。因此，本工程拟选用630kW的逆变器，最终逆变器选型应根据招标情况确定。本工程逆变器具体技术参数如下：表6-6 630kW逆变器技术参数表型号额定功率（kW）630最大功率（kW）700最大开路电压1000MPPT范围（VDC）500820输入连接端数16额定交流输出功率（kW）630最大输出电流（A）1283电网电压范围(VAC)250362额定电网频率（HZ）50/60（3%）最大效率98.7%欧洲效率98.5%显示方式触摸屏总谐波电流3%（额定功率）功率因数038、.99（额定功率）MPPT精度99%电源监控RS485防护等级IP20使用环境温度-25+55使用环境湿度095%尺寸(mm)28002180850重量(kg)2400允许海拔高度（m）60006.4 光伏方阵设计本工程总装机容量为5.0372MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。光伏组件采用多晶硅（245Wp）组件，采用固定式安装，安装倾角为10。整个光伏方阵由4个光伏发电单元组成，每个单元均由光伏组件、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。6.4.1 光伏方阵的串并联设计光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的39、要求。6.4.1.1 光伏方阵的串联设计本工程选用的并网逆变器功率为630kW，其最大方阵开路电压为1000V，MPPT电压范围500V820V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为S，最大串联数为Smax，最少串联数为Smin。本工程选用245W型多晶硅组件，其组件开路电压为37.5V，工作电压为30.2V，则：（暂不考虑温度变化引起的开路电压变化）Smax=UDCmax/Voc=1000V/37.5V=26.7(块) ，取26块；Smin=UDCmin/Voc=500V/29.5V=16.6(块)，取17块。则晶体硅组件的串联数需满足17S26要求，才可满足并网逆变器MPPT范围。选取20块光40、伏组件串联，验算： 当光伏组件结温比标准状态（STC）降低37时（即组件温度为-12，考虑当地近年极端最低温度），开路电压为838.8V1000V(开路电压温度系数取-0.32%/)； 因此，20块光伏组件串联满足并网逆变器直流输入电压要求。综合以上各种因素，本工程每台逆变器选用20块235W晶体硅光伏组件串联。6.4.1.2 光伏方阵的并联设计假定可以并联的支路数为N，则：20块245W多晶硅组件串联功率为245W204900W。考虑并网逆变器的最大直流输入允许过载，本工程单台630kW逆变器最大直流输入功率为700kW： 并联支路最大数N=700kW /4.9kW =142。因此，本工程每41、台逆变器最多可以并联的光伏组串数量为142串。6.4.2 光伏方阵间距的设计方阵倾角确定后，要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有组件仍有6小时以上的日照时间。经计算，10倾角倾斜安装时，前后排光伏组件之间间距宜大于0.6米。光伏子方阵布置顺序布置在各个屋顶上，保证组串及汇流方便。 6.4.3 光伏方阵容量根据上述设计，本项目各厂房屋顶安装的光伏组件数量及容量如下表：表6-7 各建筑屋顶安装容量统计表序号建筑名称屋面类型组件数量（块）组件规格（Wp）安装容量（kW）备注11#工业厂房混凝土屋面180024542、44110倾角22#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角33#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角44#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角55#工业厂房混凝土屋面1580245387.110倾角66#工业厂房混凝土屋面2140245524.310倾角77#工业厂房混凝土屋面1380245338.110倾角88#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角99#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角1010#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角1111#工业厂房混凝土屋面1660245406.710倾角1212#工业厂房43、混凝土屋面2280245558.610倾角合计/20560/5037.26.5 辅助技术方案6.5.1 环境监测方案在光伏发电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。6.5.2 光伏组件清洗方案光伏组件很容易积尘，影响发电效率。必须对光伏组件进行清洗，保证光伏组件的发电效率。光伏组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每一个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在组件面上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清44、洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现光伏组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查光伏组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保组件表面的清洁。光伏发电站占地面积较大，故本电站的清洗方式考虑采用水清洗。采用移动水泵清洗光伏组件表面，将光伏组件表面较大的灰尘颗粒吹落，清洗后的水自然下渗。6.6 年上网电量计算6.6.1 光伏发电系统效率分析并网光伏系统的效率是指:系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能量损失的情况下理论上的能量之比。根据太阳辐射资源分析所确定的光伏发电项目多年平均年辐射总量，结合初步选择的光伏组件的类型和布45、置方案，进行光伏发电项目年发电量估算。本项目光伏发电系统的综合效率约为78%：其中，逆变器效率97%，变压器效率98%，组件组合损失4%，低压直流输电损失和低压交流输电损失共4%，灰尘遮挡损失4%，温度引起的效率损失4%，弱光损失3%。6.6.2 年上网电量估算多晶硅组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，光伏组件的光电转换效率衰减速率为第2年不超过2，10年不超过10，25年衰减不超过20%。表6-8 光伏电站发电量估算表年份发电小时数（h）发电量(万kWh)第1年1068.72538.34第2年1057.93532.90第3年1047.13527.46第4年1036.34522.02第5年46、1025.54516.59第6年1014.75511.15第7年1003.95505.71第8年993.16500.27第9年982.36494.84第10年971.57489.40第11年964.37485.77第12年957.17482.15第13年949.98478.52第14年942.78474.90第15年935.58471.27第16年928.39467.65第17年921.19464.02第18年913.99460.40第19年906.80456.77第20年899.60453.15第21年892.40449.52第22年885.21445.90第23年878.01442.27第47、24年870.81438.65第25年863.62435.02年平均956.45481.79合计2391112045结论：由以上计算可得，本工程25年总发电量约为12045万kWh，25年年平均发电约481.79万kWh。 年利用小时数为：956.45小时。7 电气7.1 电气一次7.1.1 设计依据SJ/T11127-1997 光伏（PV）发电系统过电压保护导则GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/T 20046-2006 光伏系统电网接口特性（IEC 61727：2004）GB 12326-2000 电能质48、量电压波动和闪变GB12325-2003 电能质量电力系统供电电压允许偏差GBT14549-1993 电能质量公用电网谐波GB50057-2000 建筑物防雷设计标准DL/T 448-2000 电能计量装置技术管理规程GB50217-2007 电力工程电缆设计规范DL/T404-2007 3.6kV 40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB/T 15543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T15945-1995 电能质量 电力系统频率允许偏差GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）GB/T4942.2-1993 低压电器外壳防护等级DL/T 5044-2004 电49、力工程直流系统设计技术规程国家电网公司Q/GDW 617-2011 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。7.1.2 接入电力系统方案综合考虑了本项目周边供电网络情况，依据相关规定，分析确定了本站接入的电压等级，并提供接入系统方案。从节约资源，工程可行性、电网安全等方面考虑，本报告提出本项目接入系统方案：本工程以10kV电压等级接入电网。本方案公共连接点（PCC）是电网10kV母线，并网点（POI）为光伏电站10kV汇流母线。最终系统并网方案以接入系统审查意见为准。7.1.3 电气主接线采用“分区发电、集中并网”方案，本工程按生产厂房将光伏发电系统分为450、个发电单元，每个发电单元光伏组件通过逆变器转换为三相交流电后经就地升压变升压为10kV，就近接入附近变电站10kV侧，实现并网。电气主接线图详见附图所示。7.1.4 主要电气设备选择（1）高低压配电装置配置一面进线柜、一面无功补偿柜、一面母线PT柜、一面出线柜和一面计量柜。（2）直流汇流箱和直流配电柜每个逆变器都连接有若干串光伏组件，光伏组件通过直流汇流箱和直流配电柜连接到逆变器。直流汇流箱满足室外安装的使用要求，防护等级达到IP65，同时可接入16 路以上的太阳电池串列，每路电流最大可达12A，接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V，每路光伏串列具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避51、雷器，正极负极都具备防雷功能，出口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，汇流箱进线配置光伏组件串电流检测模块，模块电源自供；功耗小于15W；串行通讯接口1个，RS485方式。直流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。该配电柜含有直流输入、输出断路器、光伏防雷器，方便操作和维护。7.1.5 防雷、接地极过电压保护设计本工程安装太阳能电池方阵面积大，电池的组件及支架，均为导电性能良好的金属材料，易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此，根据xx地区年平均雷暴日数和光伏组件的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率，进行设52、计。直击雷的防护：本工程光伏阵列组成接地网的方式实现项目内太阳能电池方阵的直击雷防护。整个光伏阵列连接至主接地网上，实现等电位联接。感应雷防护和接地：交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合进行。针对感应雷的破坏途径，采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。在各个电气进、出线接口处设置防感应雷设备（浪涌保护器），保护各级配电设备。7.1.6 站用电及照明本工程站用电源考虑由厂区内引接一路10kV电源，设置一套站用变，容量为100kVA。本站照明分为正常照明和应急照明，照明电源取自厂区配电网。应急照明灯具自带蓄电池，应急时间不53、小于60 分钟。10kV配电室及二次设备室内采用节能荧光灯作为正常照明的光源。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。7.1.7 电气设备布置根据本工程规模，结合厂房布置位置以及10kV并网点位置，在6#工业厂房北侧设置10kV配电室。配电室内包含10kV配电装置室、SVG无功补偿室、二次设备室及监控室。厂区内集装箱式逆变器和箱式升压变压器分别就地布置于各厂房附近的绿化带上。7.2 电气二次7.2.1 电站调度管理与运行方式本项目采用集中控制方式，在二次设备室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥调、遥信等功能。本项目受地方供电部门管辖，接受当地电力调度部门调度管理。7.2.2 电站54、自动控制光伏电站设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。该项目在10kV并网侧设置电能计量装置，通过专用电压互感器和电流互感器的二次侧连接到多功能电度表，通过专用多功能电度表计量光伏电站的发电量，同时设置电流、电压、有功、无功和功率因数等表计以监测系统运行参数。计量用专用多功能电度表具有通讯功能，能将实时数据上传至本站综合自动化系统。升压站线路侧的信号接入地区公共电网调度自动化系统。本站配置通讯管理机3台，2台就地配置在个发电单元，1台布置55、自在二次设备间网络设备屏上，采集各逆变器及公用设备的运行数据。综合自动化系统通过通讯管理机与站内各电气设备联络，采集分析各子系统上传的数据，同时实现对各子系统的远程控制。综合自动化系统将所有重要信息传送至监控后台，便于值班人员对各逆变器及光伏阵列进行监控和管理，在LCD 上显示运行、故障类型、电能累加等参数。项目公司亦可通过该系统实现对光伏电站的遥信、遥测。7.2.3 继电保护及安全自动装置光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程（GB1428593）配置。开关柜上装设微机保护，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器56、具备极性反接保护、短路保护、低电压穿越、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。本工程系统保护配置最终应按照相关接入系统审批意见执行。7.2.4 二次接线光伏发电、汇流箱、逆变器、就地升压变压器等设备，通过计算机监控系统完成相关电气测量、操作等要求。7.2.5 控制电源系统1 直流电源为了供电给控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和机组交流不停电电源等动力负荷提供直流电源，设置220V 直流系统。直流系统采用动力、控制合并供电方式，本期装设一组220V 阀控式铅酸免维护蓄电池组，一套套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V 蓄电池容量暂定57、为65Ah。蓄电池以10 小时放电容量，正常时以浮充电方式运行。2 不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量为3kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由配电网提供。7.2.6 火灾自动报警系统在本工程设计范围内的电气配电间、二次设备室等设置火灾报警探测器，火灾报警探测器纳入到整个厂区的火灾自动报警系统中，一旦房间内发生火灾，该区域内的火灾报警探测器能判别火灾并发信号至当地消防控制中心，由消防控制中心发出警报并进行相关联动。7.2.7 电气二次设备布置本工程二次设备较少，主要有直流屏、网络设备屏、远动通讯屏，以及环境监测设58、备、火灾报警屏等。二次设备考虑统一布置于二次设备室内。7.3 通信市政通讯纳入厂区通信系统，初步考虑接入2 门电话网络，采用综合布线系统。7.4 计量计量关口设置原则为资产分界点。本项目系统接入侧设立计量表计。系统接入侧设立计量表计。8 土建工程8.1 电站总平面布置本工程建设于江苏省xx市xx镇新材料产业园下属标准厂房的屋面。项目总装机容量是5.0372MWp，采用多晶硅光伏组件，屋面的结构形式为预应力混凝土双T板屋面，面积是约5.9万平方米，共12个屋面。根据每个屋顶的组件容量，逆变器视情况采用装箱式1260kW（630kWX2）规格，分别就近布置于厂房周围的绿化带上。根据本工程规模，结合59、厂房布置情况，就近设置集装箱式逆变器（含直流柜）等。二次设备室集中布置直流屏、网络设备屏及监控系统等。8.2 土建工程设计8.2.1建筑设计 新建10kV配电室采用砖混结构布置于6#厂房北侧。8.2.2结构设计混凝土结构屋面：屋顶采用最佳倾角的固定光伏阵列，钢支架置于屋顶并采用配重块固定。业主在厂房设计阶段已委托原建筑设计单位在设计过程中考虑组件及支架等的荷载，以确保结构能承受光伏阵列的荷载。逆变升压站本工程的逆变升压站，采用集装箱式，新建钢筋混凝土独立基础，变压器等沉降要求严格的仪器考虑局部砂石换填地基处理。8.2.3给排水设计本工程位于新材料产业园内，利用原厂房屋顶建设本期工程。生活用水采60、用自来水。本工程建设时，生活用水增加很少，由厂内原生活水管引接；此外，考虑光伏组件长时间因无雨水洗刷、表面变脏需要冲洗的要求，站内设冲洗水管及冲洗栓，也接自厂内原有生活水管网。8.2.4采暖通风设计新增的10KV配电房内，配置空调装置。9 工程消防设计本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，重点是防止电气火灾。厂区已有建筑物包括车间、配电房、仓库、办公楼、食堂等，有完善消防设施；本期工程建设时，仅在厂区已有建筑物内增加10KV配电房，其余均利用厂区已有建筑物屋顶布置本期光伏设施。新增的配电房，火灾危险性均按戊类、耐火等级均按二级设计，参火力发电厂与变电站设计防火规范，室内不设消防给水。本工程61、配置手提式灭火器和推车式灭火器，太阳能光伏组件为非易燃物，不考虑配置灭火器具。站内设1套火灾探测报警控制系统，以及时预报火灾、发出报警信号和显示火警部位，从而达到迅速灭火的目的；此外，配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶、砂箱等作为公用消防设施。由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应，本工程消防设计除参照国家现行消防设计规范外，还应征得当地消防部门的同意。10 劳动安全与工业卫生10.1工程概述本工程光伏组件安装在原有屋顶，周围没有危及工程安全的设施和装置。地面（下）设施和装置的地坪将按照防洪、防涝和防渗的要求设计。因此本工程站址是安全的。10.2 设计依据、目的与任务本工62、程劳动安全与职业卫生部分设计依据有关法律法规及以下技术规范与标准：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（GB50011-2010）建筑物防雷设计规范（GB500572000）工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2002）工业企业总平面设计规范（GB50187-1993）建筑照明设计标准（GB50034-2004）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（GB12801-2008）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL505363、-1996）为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，在设计中对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等做到早预防，防患于未然。10.3 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析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。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、爆炸危害；噪声及电磁场的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。10.4 劳动安全与职业卫生对策措施10.4.1设备运输、吊装作业的安全措施64、设备的运输应特别注意交通安全。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的要求，落实运输加固措施，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规定，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、组织措施、技术措施，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。吊装设备应符合电业安全工业规程的规定要求。吊装前，吊装指挥和起重机械操作人员要共同制定吊装方案。吊装现场必须设专人指挥，指挥必须有安装经验，执行规定的指挥手势和信号65、。吊装人员必须检查吊车各零部件，正确选择吊具。起吊前应认真检查被吊设备，防止散件物品坠落。10.4.2 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，避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中，造成屋（棚）顶垮塌。光伏电站升压站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。10.4.3 施工时用电作业及其它安全措施：（1）施工现场66、临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要的通讯设备，如对讲机等。10.4.4 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。10.4.4.1防火、防爆的措施本工程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所设计防火规范（GB50229-2006）执行。建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火规范（GB 50016-2006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）等国家标准的规定执行。（1）设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火设施。67、（2）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。（3）主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。（4）所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。10.4.4.2 防噪声、振动及电磁干扰对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁影响，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。10.4.4.3 防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害（1）高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。（2）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。（3）易发生危险的68、平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员行走安全。.（4）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。10.4.4.4 其它安全措施（1）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。（2）所选设备及材料均满足光伏电站运行的技术要求，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。（3）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。（4）其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。11 施工组织设计11.1 施工条件11.69、1.1 交通运输条件南通有着十分优越的区位条件和便捷的水陆空交通条件，沪宁铁路、沈海高速公路，吕四港作为国家一类开放口岸，年货物吞吐量超过百万吨。厂址紧临沈海高速，公路交通完全能满足太阳能光伏电站施工建设及运行的运输要求。本期工程建设期间的设备材料以公路运输为主。11.1.2 主要工程项目的施工方案11.1.2.1 光伏组件安装本工程使用的光伏组件单件质量在19.5kg 左右，质量较轻，起吊、安装较为方便。安装前应先按光伏组件出厂前标定的性能参数，将性能较为接近的光伏组件成串安装，以保证光伏组件尽量在最佳工作参数下运行。11.1.2.2 光伏组件安装、起吊光伏组件安装支架应以散件供货，先在施工70、现场将其组装成模块，然后逐件起吊就位安装。现场拼装时对组合模块的尺寸、高度，应根据现场条件加以控制。11.1.3 施工场地及施工生活区本工程为光伏电站，所需的生产辅助项目少，且主要设备以整体运输安装为主，施工用地较少。施工生产用地利用生产厂房周边现有空地安排。施工生活设施依托南通便捷的基础设施由施工单位自行解决。11.1.4 地方材料供应情况（1）黄砂：由本地区供应；（2）水泥：由当地水泥厂供应；（3）石料：在本地采购；（4）石灰：由本地供应；（5）砖、空心砖或砌块：由附近砖瓦厂供应。11.1.5 力能供应本期工程施工临时用电负荷按200kVA考虑，因本工程与主体工程同步建设、同时完工，故施工71、用电自主体工程施工用电引接。本工程为光伏电站，施工安装工程量小，其用水量少。施工生产、生活用水由主体工程提供。施工通信：施工现场拟配5路外线，施工单位自行安装内部总机。氧气、氩气、乙炔等施工用气可在当地就近购买。11.2 施工总布置11.3 工程项目实施的轮廓进度由于本项目为在现有屋顶上进行施工，施工周期较短。整个工程周期为6个月。表11-1 项目实施初步进度表进度项目建设周期（月）1234561. 可行性研究及审查2. 主设备招标3. 初步设计、施工图设计4. 设备、材料采购5. 土建6. 设备安装7. 调试12 工程管理设计12.1 工程管理机构本项目投运后公司组织机构设置如下：项目公司总72、经理，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；综合管理部，负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察等工作；财务部，负责项目运营期间的财务工作；安全质量部，负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作；运行部，负责光伏电站安全生产运行管理，设运行值长3人，运行值班员3人，实行三值两运转。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。12.2 人员编制各部门人员编制如下：表12-1 人员编制表序号部门名称人员编制部门职责一总经理73、1人(兼职）负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。二综合管理部1人(兼职）负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、信息、党务工团、纪检监察等各项事务的管理。三财务部1人(兼职）负责光伏电站运行期间的财务管理四安全质量部1人(兼职）负责采购、仓库管理等工作五运行检修部5人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作13 环境影响评价13.1 工程施工期对环境的影响及防治13.1.1 噪声影响及防治本工程施工内容主要包括光伏设备运输和安装等，施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声等。本工程施工将跟生产厂房的施工同时进行，由于本工程的工程量比生产厂房的小得多，因此施工噪74、声对周围环境的影响可忽略不计。13.1.2 扬尘、废气本工程光伏组件安装在屋顶，建设、运行过程基本上无扬尘、废气产生。13.1.3 运输车辆对交通干线附近居民的影响本工程所在地区交通十分便利。光伏发电工程运输量不大，因此运输车辆对附近居民的影响较小。13.1.4 污染物排放施工期的污染物排放主要包括少量废水和固体废弃物。工程施工废污水主要来自于土建工程施工、材料和设备的清洗。废水的主要污染物成分泥沙，可在现场开挖简易池，收集泥浆水进行沉淀处理。施工区的生活污水经收集后，排至施工区污水管网。不会对环境造成直接影响。施工期的固体废物主要有建筑垃圾及生活垃圾，要求及时清运并处置。13.2 运行期的环75、境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不消耗矿物燃料，不产生大气污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现有以下几个方面，通过采取一定的措施后，可将环境影响降低至最小。13.2.1 噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声的声源为变压器和逆变器，其中变压器安置在配电间内，逆变器运行中产生的噪声较小（小于60 dB（A）。经过各种隔声、防护措施后，不会对周围环境造成影响。13.2.2 废水影响本工程建成后基本无生产废水。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，运行人员极少，基本无生活污水产生。13.2.3 电磁场影响光伏电站升压站变压器容量小（10kV），因此可认为无电磁76、场不利影响。13.2.4 雷击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，以满足防雷保护的要求。屋顶光伏组件均已可靠接地，并纳入了原建筑物的防雷保护范围内。13.2.5 污染物排放总量分析本工程无废气、废水排放，因此本项目无需申请污染物排放总量指标。13.2.6 光污染及防治措施光伏组件内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能光伏组件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。13.3 环境效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不排放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也没77、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。.14 节能降耗本项目建成后新增装机容量为5.0372MWp，年平均发电量为481.79万kWh。与相同发电量的燃煤电厂相比，按标煤煤耗为330g/kWh计，每年可为国家节约标准煤1589.9t。每年减少排放温室效应气体二氧化碳(CO2)3921.77 t。每年减少排放大气污染物SO2约29.87t、NOX约10.12t。15 投资估算与财务分析15.1 投资估算15.1.1编制依据及原则 （1）本投资估算静态投资水平年为2013年。（2）工程量：工程量由设计人员根据工艺系统设计方案提供，不足部分参照同类型光伏电站的工程量78、。（3）项目、费用性质划分及取费执行国家发展和改革委员会2007年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准(2007-12-01实施)。定额执行中国电力企业联合会2007年发布的电力建设工程概算定额，并根据最新的文件对人工费、材料费、机械费进行调整。（4）设备及建筑工程：光伏设备及其他设备价格参照近期各厂家市场价，按照晶硅光伏组件4.5元/W、逆变器0.65元/W。（5）其他费用：参照火力发电工程建设预算编制与计算标准(2007-12-01实施。（6）其他：基本预备费按2计算。价差预备费执行国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文，物价上涨指数为0。建设期贷款利息按最新的中国人民银行颁79、发的固定资产5年期以上贷款年利率6.55%（按季结息）计算。15.1.2工程投资估算成果本项目系统装机容量是5.0372MWp,工程投资估算成果是工程静态投资为4355万元，单位千瓦投资为8650元/kW；工程建设资金20%自筹，工程动态投资为4404万元，单位千瓦投资为8740元/kW。工程投资估算成果详见下列各表。总 估 算 表 表一甲 金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程设备购置安装工程其 他合 计各项占总计(%)单位投资(元/Wp)费 用费 用费 用费 用一太阳能发电工程88 3438 589 4115 94.5%8.17 (一)主、辅生产工程88 3438 589 4115 9480、.5%8.17 1太阳能光伏发电系统2687 63 2750 63.1%5.46 2电气系统88 751 526 1365 31.3%2.71 3附属生产工程(二)与厂址有关的单项工程二其 他199 199 4.6%0.40 1其他费用199 199 4.6%0.40 2编制年价差三基本预备费(2%)41 41 0.9%0.08 工程静态投资88 3438 589 240 4355 100%8.65 四建设期贷款利息50 50 0.10 发电工程动态投资88 3438 589 290 4404 8.74 各项占动态投资的比例（%）2.0%78.1%13.4%6.6%100%各项动态单位投资（元81、/W）0.09 3.51 0.60 0.30 4.49 安装工程估算表表二甲 金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合 计备注主材安装小计一太阳能光伏发电系统2686.97 62.89 62.89 2749.85 1光伏组件 晶体硅245Wp2266.74 30.84 30.84 2297.58 2钢结构支架 C型钢（10倾角安装）416.00 32.00 32.00 448.00 3防水插接头 MC4 标准规格0.98 0.98 4环境监测仪3.25 0.05 0.05 3.30 二电气部分751.08 213.46 312.38 525.83 1276.9182、 (一)10kV升压系统110kV金属铠装移开式开关柜 KYN28-12，断路器：ZN63A-12 31.5kA 630A，含保护测控装置15.60 0.54 0.54 16.14 出线柜210kV金属铠装移开式开关柜 KYN28-12，断路器：ZN63A-12 31.5kA 630A，含保护测控装置15.60 0.54 0.54 16.14 进线柜310kV金属铠装移开式开关柜 KYN28-12，PT柜7.80 0.54 0.54 8.34 PT柜410kV金属铠装移开式开关柜 KYN28-12，断路器：ZN63A-12 31.5kA 630A，含保护测控装置7.80 0.54 0.54 883、.34 无功补偿柜510kV计量柜 7.80 0.54 0.54 8.34 610kV无功补偿装置 SVG，额定电压10kV，容量按1MVar考虑36.73 7.50 7.50 44.23 (二）400V配电系统1照明动力配电箱 带智能型计量表计0.78 0.12 0.12 0.90 (三）发电子系统设备1就地升压变压器 ZGS11-M-1250/10，1250kVA，10.522.5%/0.315-0.315，ud=4.5%，Y/d11-d11,变压器为美式箱变，低压侧无断路器，低压配电室配置1台15kVA干变和1台配电箱109.20 4.50 4.50 113.70 2集装箱式逆变器 集装84、箱式（2630kW，含直流柜）327.60 5.40 5.40 333.00 3直流防雷汇流箱 16进1出，智能型，出口断路器42.77 6.30 6.30 49.07 (四）电气二次设备 1操作员站兼工程师站 主站HP工作站主频大于2.0GHz内存：2GB及以上；硬盘 ：640GB；光驱：40倍速；独立显卡，显存512M或以上；双以太网卡（10M/100M），具备逆变器功率调节功能2.34 0.18 0.18 2.52 2液晶显示器 22寸0.26 0.26 3HP多功能机 HP M12130.39 0.39 4局域网交换机 24口0.52 0.52 5光电转换器及配件 以太网转光口0.5285、 0.52 6网络设备柜 2260800600mm，包含1台通讯管理机、网络设备5.85 0.09 0.09 5.94 7大屏幕显示器 54寸1.30 0.09 0.09 1.39 8子系统通信管理机 通讯端口不少于12个3.38 0.18 0.18 3.56 9操作台及转椅 24001000730mm，两工位1.11 1.11 10远动通讯柜 2260800600mm，含两台远动通信服务器（数字及模拟通道防雷器各两个）3.90 0.09 0.09 3.99 11UPS 3kVA逆变电源（不自带电池）0.85 0.85 12直流系统 DC220V，65Ah5.98 0.09 0.09 6.0786、 （五）火灾报警系统 1火灾报警系统 5.20 6.00 6.00 11.20 （六）电缆 1电力电缆 ZRC-YJV22-8.7/15kV ，31855.03 0.45 5.48 5.48 2电力电缆 ZRC-YJV22-8.7/15kV ，3951.44 0.19 1.63 1.63 310kV架空线 LGJ95/1526.00 7.50 33.50 33.50 4电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV ，315037.13 3.00 40.13 40.13 5电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV ，316+1104.78 1.20 5.98 5.98 6电力电缆 ZRC-Y87、JV22-0.6/1kV，440.75 0.38 1.13 1.13 7电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV，260.59 0.68 1.27 1.27 8电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV，27059.94 6.25 66.18 66.18 9电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV，25039.31 5.68 44.98 44.98 10电力电缆 ZRC-YJV22-0.6/1kV，1427.30 46.31 73.61 73.61 11控制电缆 ZRC-KVVP2-22-500，440.37 0.09 0.46 0.46 12控制电缆 ZRC-KVVP2-22-5088、0，42.50.40 0.27 0.67 0.67 13控制电缆 ZRC-KVVP2-22-500，102.50.71 0.30 1.01 1.01 14网络五类线 AMP0.20 0.23 0.42 0.42 15RS485通讯电缆 铠装5.55 3.60 9.15 9.15 16铠装多模光纤 四芯0.52 0.45 0.97 0.97 （七）电缆桥架、保护管及钢材 1电缆沟内支架 钢制热镀锌7.13 7.13 7.13 2电缆槽 40010034.20 34.20 34.20 3电缆槽 20010040.95 40.95 40.95 4电缆桥架支架 钢制热镀锌7.13 7.13 7.13 89、5槽钢 10槽钢 3.96 3.96 3.96 6PVC管 252.02 2.02 2.02 7PVC管 503.40 3.40 3.40 8PVC管 1003.98 3.98 3.98 9PVC管 1501.09 1.09 1.09 10镀锌钢管 251.41 1.41 1.41 11镀锌钢管 505.49 5.49 5.49 12镀锌钢管 15035.40 35.40 35.40 （八）接地 1热镀锌扁钢 - 50531.50 31.50 31.50 2垂直接地棒 L63636角钢 L=2500mm0.94 0.94 0.94 3铜导线 截面不小于100mm20.68 0.68 0.68 90、4绝缘铜绞线 截面不小于50mm20.43 0.43 0.43 5铜排 - 3040.87 0.87 0.87 6接地电缆 YJVR-163.33 6.13 9.46 9.46 7接地电缆 YJVR-1160.10 0.08 0.18 0.18 （九）电缆防火 1有机防火堵料 YFD3.90 3.90 3.90 2无机防火堵料 WFD5.31 5.31 5.31 3防火涂料 SFT-12.70 2.70 2.70 4阻火包带 PFB膨胀型 200x150x252.28 2.28 2.28 （十）站内通讯 1市话及对讲机 0.26 0.26 （十一）接入系统设备 1继电保护 1.1电能质量监测装91、置、高低频高低周解列装置柜 2260800600mm，含保护装置、A类电能质量在线监测装置8.84 0.09 0.09 8.93 1.210kV光纤差动保护柜 2260800600mm，含保护装置1.56 0.09 0.09 1.65 2调度自动化 2.1二次安防交换机 26.00 0.36 0.36 26.36 2.2硬件防火墙 20.80 0.18 0.18 20.98 2.3纵向加密 20.80 0.18 0.18 20.98 2.4二次安防路由器 15.60 0.18 0.18 15.78 3计量 3.1关口表 0.65 0.09 0.09 0.74 3.2电能采集装置 3.90 0.92、09 0.09 3.99 4通信 4.1SDH 26.00 0.09 0.09 26.09 4.2PCM 13.00 0.09 0.09 13.09 4.3通信柜 5.20 0.09 0.09 5.29 4.4配线柜 5.20 0.09 0.09 5.29 建筑工程估算表表二乙 金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合 计备注主材安装小计一土建部分87.99 87.99 1箱变及逆变器基础1.11260 kW集装箱式逆变器（带隔离变）C15垫层0.86 0.9 混凝土基础C257.31 7.3 钢筋3.97 4.0 2美式箱变基础2.11250 kW美式箱变C193、5垫层0.23 0.2 混凝土基础C252.96 3.0 钢筋1.61 1.6 3房屋建筑工程3.1新建配电室66.56 66.6 室内电缆沟2.40 2.4 C15垫层0.32 0.3 混凝土基础C251.16 1.2 钢筋0.62 0.6 其他费用估算表 表四金额单位:万元编号工程或费用名称单位 编制依据及计算说明费率合价一建设用地费1永久用地2临时用地二建设管理费1前期工作费项150.00 2建设单位管理费%(建筑工程费+安装工程费)*2%+设备购置费*0.3%23.85 3工程建设监理费%(建筑工程费+安装工程费)*1.2%+设备购置费*0.1%11.56 4工程咨询及评审费%(建筑工94、程费+安装工程费)*0.8%+设备购置费*0.2%12.29 5工程验收费%(建筑工程费+安装工程费)*费率0.85.41 6工程保险费%(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*费率0.156.17 三生产准备费1管理车辆购置费%设备购置费*费率0.186.19 2生产人员培训及提前进厂费%(建筑工程费+安装工程费)*费率0.42.71 3办公及生活家俱购置费%(建筑工程费+安装工程费)*费率0.53.38 4工器具及生产家具购置费%设备购置费*费率0.13.44 5备品备件购置费%设备购置费*费率0.26.88 6联合试运转费%安装工程费*费率0.42.35 四勘察设计费1基本设计费项16095、.00 2竣工图编制费%基本设计费*费率84.80 合计万元199.03 15.2 财务评价与社会效果分析本报告对项目进行财务评价和敏感性分析。15.2.1分析依据及原则执行国家发改委和建设部联合颁发的2006年版建设项目经济评价方法与参数（第三版），以及现行的有关财务、税收政策等。15.2.2工程建设进度安排本工程计划于2013年8月开工，2013年11月底建成投产，建设工期3个月。15.2.3资金筹措工程建设与经营模式：按照国内投资建设与生产经营模式，进行工程经济效益测算。本项目注册资本金为动态总投资的20，其余80资金从商业银行融资，融资部分贷款利率执行中国人民银行发布的最新利率，五年期96、以上长期贷款利率6.55%（按季结息）；流动资金贷款利率及短贷利息为5.6%（6个月以内）。15.2.4有关原始数据及主要评价参数全站定员3人，工资6万/人，福利费系数50%；大修提存率0.5%；增值税率17%，所得税率25%，城市建设维护费5%，教育费附加5%，公积金提取率10%，保险费率0.25%；电站运营期25年，电站总容量5.0372MWp，正常发电第一年上网电量538.34MWh，年利用小时为1062.84h，运营期内总发电量为120450MWh，平均年发电量为4817.9MWh，平均年利用小时为956.45h；固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的5计取，折旧年限取15年97、；建设期贷款利息形成固定资产，流动资金贷款利息和达产期内发生贷款利息等财务费用计入当年损益；企业固定资产进项税抵扣：根据修订后的中华人民共和国增值税暂行条例（国务院令第538号），纳税人销售货物或者提供应税劳务（以下简称销售货物或者应税劳务），应纳税额为当期销项税额抵扣当期进项税额后的余额；应纳税额计算公式： 应纳税额=当期销项税额当期进项税额 当期销项税额小于当期进项税额不足抵扣时，其不足部分可以结转下期继续抵扣。故固定资产进项税可在运营期内全部抵扣。本工程建设期当期进项税额取设备购置费中的进项税额为499万元；建设期贷款利息形成固定资产，流动资金贷款利息和达产期内发生贷款利息等财务费用计入98、当年损益；基准收益率为8。15.2.5利润分析本工程静态总投资为4355万元，以工程经营期内的恒定不含税上网电价1068.38元/MWh，满足正算本工程经营期内的利润，从表中可以看出整个运营期的净利润是3990万元，折算平均每年的净利润是159万元/年，结果见财务指标一览表。火电建设项目财务指标一览表序号项目名称单位指标1工程静态总投资（含价差）万元43552建设期利息万元49.63工程动态总投资万元4404.64项目投资财务内部收益率%8.615财务净现值万元186.646投资回收期年10.457项目资本金财务内部收益率%15.498财务净现值万元710.989投资回收期年9.5310资本金99、净利润率(%)%18.1111总投资收益率(%)%6.312含税电价元/MWh125013不含税电价元/MWh1068.3815.2.6 敏感性分析影响本工程效益的因数主要有投资和发电小时数，由于发电小时数受自然条件因数制约，基本可以看着是固定值，故不对该因数作敏感性分析，所以本工程主要针对投资对项目投资内部收益率的影响进行分析。结果如下：变化因素变化率(%)项目投资财务内部收益率(%)项目投资财务内部收益率变化率(%)项目投资内部收益率敏感系数静态投资107.43-13.71.558-7.0808.610-59.287.78-1010.0116.26电量109.8814.751.559.25100、7.4308.610-57.96-7.55-107.29-15.33电价109.8814.751.559.257.4308.610-57.96-7.55-107.29-15.33从表中可以看出：总投资变动5%时项目投资（所得税后）内部收益率将增加（减少）约7.5%。所以降低工程总投资，对本工程效益至关重要。15.2.7其他财务表项目投资现金流量表序号项目名称合计建设期投产经营期201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203720381现金流入1101、35746816746686616335465405345295235195155115075045004964924884844804764734686721.1产品销售收入133676816746686616335465405345295235195155115075045004964924884844804764734684651.2回收固定资产余值1981981.3回收流动资金992现金流出63074355988685848382818080797877767574747474747373737372722.1建设投资435543552.2流动资金9112.3经营成本173078777102、6757473737271706968686766666666666565656565652.4城建税及教育附加213109999999999988888888888883所得税前净现金流量7267-43555845885825765504644594544494444414384354324294254224184144114074034003966004所得税前累计净现金流量-4355-3771-3183-2601-2024-1475-1011-552-983517951237167521102542297133973818423646515061546958726272666772675103、调整所得税1829848381755352514948484746454410610510510410310210110099986所得税后净现金流量5438-43555845045004954754114074034003963943913893873853193163143113083053033002975027所得税后累计净现金流量-4355-3771-3268-2768-2273-1798-1387-980-577-17721961210041393178021652484280031133424373240384340464049375438 所得税后 所得税前计算指标：财务内部收104、益率 8.61% 10.54%财务净现值 186.64万元 825.13万元 Ie=8%投资回收期 10.45年 9.22年项目资本金现金流量表序号项目名称合计建设期投产经营期201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203720381现金流入1389610106746686616335465405345295235195155115075045004964924884844804764734686651.1产品销售收入1336768167466105、86616335465405345295235195155115075045004964924884844804764734684651.2回收固定资产余值1981981.3回收自有流动资金221.4短期借款3293292现金流出99138815556586516275204864734594454314184053923793661811801791781761751741731721782.1建设投资资本金8818812.2自有流动资金222.3经营成本1730787776757473737271706968686766666666666565656565652.4长期借款本金偿还3524106、2352352352352352352352352352352352352352352352.5流动资金借款本金偿还772.6短期借款本金偿还3291011171102.7长期借款利息支付18462312152001851691541381231089277624631152.8流动资金借款利息支付122.9短期借款利息支付40201472.1城建税及教育附加213109999999999988888888888882.11所得税13306321517202225283134374110610510410310310210110099983净现金流量3982-88145516163411360107、68768491101110119128138319316313310308305302299296487 所得税后计算指标：财务内部收益率15.49%财务净现值 710.98万元 Ie=8%投资回收期 9.53年利润与利润分配表序号项目名称合计建设期投产经营期201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203720381产品销售收入1336768167466866163354654053452952351951551150750450049649108、24884844804764734684652销售税金及附加2341105104103102101100989796959494939292919089898887868685842.1销售税金2129959493929190898888878685858483838281818079797877772.1.1销项税2188989796959493929190898888878686858484838282818080792.1.2进项税5922222222222222222222222222.2两项附加213109999999999988888888888883总成本费用7834100056109、3541518495479463446430414398382365349333666666666666666565654利润总额5320-329101117134129586979901001131251371501624254214184144104074033993953925弥补以前年度亏损3291011171106应纳税所得额532023129586979901001131251371501624254214184144104074033993953927所得税13306321517202225283134374110610510410310310210110099988净利润399110、0-32910111712897445259677585941031121223193163133103083053022992962948.1企业盈余公积3992104567889101112323231313130303030298.2各投资方利润分配3591168739465461687684931011092872842822792772742722702672658.2.1业主13591168739465461687684931011092872842822792772742722702672658.3未分配利润-3291011171109息税前利润72183373313252982111、1320820319819319018718418117842542241841441140740340039639210息税折旧摊消前利润11424692588582576549464459454449444441438435432429425422418414411407403400396392总成本费用估算表序号项目名称合计建设期投产经营期201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203720381电量(MWh)12044253835329112、527552205166511250575003494848944858482247854749471346764640460445684532449544594423438243502固定资产进项税抵扣量(年)2511111111111111111111111113生产成本5932769328327326325324324323322321320320319318317666565656565656464643.1工资及福利费675272727272727272727272727272727272727272727272727273.2其他费用482222121212120202020201113、919191919191918181818181818173.3大修理提纯495202020202020202020202020202020202020202020202020203.4折旧费37662512512512512512512512512512512512512512512513.5其他资产摊销4404403.6保险费74998776654432214财务费用18982312362141921701541391241089377624731164.1长期贷款利息18462312152001851691541381231089277624631154.2流动资金利息12114.3短贷114、利息40201475总成本费用78341000563541518495479463446430414398382365349333666666666666666565656经营成本173078777675747373727170696868676666666666656565656565借款还本付息计划表序号项目名称合计建设期投产经营期201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030203120322033203420352036203720381银行11.1期初借款余额31712352435243115、2893054281925842349211418791644140911749407054702351.2当期还本付息5370466450435420404389373358343327312296281266250其中：还本3524235235235235235235235235235235235235235235235 付息18462312152001851691541381231089277624631152流动资金借款2.1期初借款余额19288888888888888777777777772.2当期还本付息19118其中：还本77 付息12113短期借款3.1期初借款余额66632116、92271103.2当期还本付息369121131117其中：还本329101117110 付息40201474借款合计4.1期初借款余额3257035243861352431722827259223572122188716521417118294771247724277777777774.2当期还本付息57584665725665374053893743583433283122972822662518其中：还本38602353363523452352352352352352352352352352352357 付息189823123621419217015413912410893776247117、3116利息备付率（%）1.431.551.71.761.381.51.641.832.082.463.023.955.811.23偿债备付率（%）1.271.031.031.061.281.151.181.211.241.281.321.371.421.481.557216 经济与社会影响分析16.1 经济影响分析本项目投产后，年销售收入535万元，缴纳所得税53万元，年实现净利润约159万元。工程的建设和运行给当地财政带来一定的税收收入。光伏发电是新能源项目，投运后实际缴纳税费按照国家相关政策执行。由于本项目是绿色工程，给当地的经济带来的全是积极的影响，对环境没有任何不利的影响。16.2 118、社会影响分析本光伏电站项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着显著的社会效益，无不利的社会影响。17 结论和建议17.1 主要结论17.1.1 本工程的建设是必要的在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳119、能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的可再生能源法明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改中华人民共和国可再生能源法的决定120、。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定将于2010年4月1日起施行。本项目采用光伏发电技术开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方向。光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏产业的重视程度，标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。社会公众对光伏发电技术的认识直接影响着光伏发电系统的规模化应用，电站的建成后，将向社会公众展示光伏发电的优越性，以直观数据扭转公众简单地以能源价格来评判其优劣的偏见。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是121、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。建设本项目的必要性是充分的。17.1.2 本工程的建设是可行的（1）本项目采用就地分布并网方案，经过经济技术比较分析，均为可行的。（2）项目所在地多年平均太阳辐射量4820.4MJ/m/a，属我国第三类太阳能资源区域，太阳能资源一般，但由于交通运输等条件较好，并网接入条件优越，可以建设屋顶太阳能光伏并网电站。（3）厂址区未发现活动断裂通过，在区域构造上基本稳定。（4）本工程选用性价比较高的晶硅光伏组件，这也与国外的光伏组件使用情况的发展趋势相符合。（122、5）本工程从光伏系统、电气、土建、水工、消防等方面均具备可行方案，各项风险较小，无不良经济和社会影响。综上所述，本项目的建设是可行的。17.1.3 本工程的建设经济上是合理的本工程静态投资为4355万元，单位千瓦投资为8650元/kW。从财务上看本工程的财务盈利能力和贷款偿还能力好，在经营期内，本项目各项经济指标较好，财务内部收益率高于基准收益率，净现值大于零，项目的财务盈利能力和贷款偿还能力好。17.2 主要技术经济指标本工程主要技术经济指标见下表。表17-1 本工程主要技术经济指标序号项 目单位数值1工程静态总投资万元4355单位千瓦投资元/ kW8650工程动态总投资万元4404单位千瓦投资元/ kW87402年发电量MWh/a4817.93发电设备年利用小时数h956.454经营期平均不含税上网电价元/MWh1068.385经营期平均含税上网电价元/MWh12506厂区用地面积hmP2P7拆迁工程量8SOB2B排放量t/aNOx排放量t/a废水（生活及工业）排放量t/a9项目投资内部收益率（所得税后） %8.6110投资回收期年10.4511项目资本金内部收益率%15.4912总投资收益率%6.313资本金净利润率%18.1117.3 建议在项目实施中，须根据各建筑屋顶的实际情况，进行设计方案细化调整，做到技术经济合理。