1、经济开发区6MWp厂房屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月经济开发区6MWp厂房屋顶分布式光伏发电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7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 目录第一章综合说明11.1概述11.2编制依据31.3项目任务与规模31.4太阳能资源41.5工程地质41.62、发电单元设计及发电量预测41.7电气设计51.8总平面布置及土建设计71.9工程消防设计81.10施工组织设计81.11工程管理设计91.12环境保护与水土保持设计91.13劳动安全与工业卫生101.14节能分析111.15工程设计概算121.16财务评价与社会效果分析12第二章项目任务与规模132.1地区现状及发展规划132.2工程建设的必要性152.3开发光电，促进当地旅游业发展172.4工程建设规模18第三章太阳能资源分析183.1我国太阳能资源分布183.2xx省太阳能资源分析203.3参考气象站选择223.4场址区域的太阳辐射量233.5特殊气象条件对光伏电站的影响283.6太阳能资3、源评价结论29第四章工程地质304.1设计理念304.2结论及建议30第五章发电单元设计及发电量预测305.1太阳能光伏发电系统的分类及构成305.2太阳电池组件选择305.3太阳电池阵列的运行方式设计355.4逆变器的选择395.5太阳电池阵列设计445.6年上网电量预测48第六章电气设计506.1电气一次506.2电气二次616.3通信部分65第七章总平面布置及土建设计667.1项目所在地概况667.2设计安全标准及设计依据667.3光伏阵列支架及逆变器-升压变单元基础设计677.4地基处理677.5主要建筑材料687.6防风沙设计68第八章工程消防设计708.1设计依据708.2设计原则4、708.3消防总体设计方案708.4建筑消防设计718.5消防车道设计718.6建筑灭火器设计718.7采暧通风消防设计728.8给排水消防设计728.9消防电气设计728.10施工期消防设计72第九章施工组织计划739.1编制依据739.2编制原则739.3施工条件749.4施工总布置769.5主体工程施工779.6施工总进度869.7工期保障措施889.8安全文明施工措施89第十章工程管理设计9210.1管理模式9210.2管理机构9210.3主要生产管理设施9410.4维护管理方案9410.5拆除、清理方案94第十一章环境保护和水土保持设计9511.1设计依据及目的9511.2环境影响分5、析9611.3环境和水土影响评价结论及建议97第十二章劳动安全与工业卫生9912.1设计总则9912.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析10312.3劳动安全与工业卫生对策措施10512.4劳动安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度11312.5事故应急救援预案11712.6预期效果评价11912.7可能存在的问题和建议120第十三章节能分析12013.1设计原则和依据12013.2施工期能耗种类、数量分析和能耗指标12213.3运行期能耗种类、数量分析和能耗指标12413.4主要节能降耗措施12613.5节能降耗效益分析13013.6结语131第十四章工程设计概算13114.1编制说明6、13114.2机电设备及安装工程13414.3建筑工程13514.4其他费用13514.5投资主要指标13514.6工程设计概算表138第十五章财务评价与社会效果分析13815.1概述13815.2项目投资与资金筹措13915.3分析和评价14015.4财务评价附表143第十六章结论、问题和建议143第一章综合说明1.1概述xx市位于xx省北部xx三角洲地区，中华民族的xx河-xx，在xx市境内流入渤海。xx市地理位置为北纬xx，东经xx。东、北临渤海，西与xx市毗邻，南与xx市、xx市接壤。南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里。xx市地处中纬度，背陆面海，受亚7、欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，基本气候特征为冬寒夏热，四季分明。春季，干旱多风，早春冷暖无常，常有倒春寒出现，晚春回暖迅速，常发生春旱；夏季，炎热多雨，温高湿大，有时受台风侵袭；秋季，气温下降，雨水骤减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，多刮北风、西北风，雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰雹、干旱、涝灾、风暴潮灾等。境内南北气候差异不明显。多年平均气温12.8C，无霜期206天，不小于10C的积温约4300C，可满足农作物的两年三熟。年平均降水量555.9毫米，多集中在夏季，占全年降水量的65%，降水量年际变化大，易形成旱、涝灾害。本项目地处太阳能资源较为丰富8、的xx市xx经济开发区xx市xx工程有限公司厂房屋顶上，厂房总面积76780平方米。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目屋面以固定倾角17设计安装24000块标准功率255Wp多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp，预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。xx市位于xx省北部xx三角洲地区，区域太阳能资源丰富，具有利用太阳能的良好条件，根据我国太阳能资源区域划分标准，该地区为资源很丰富地区，适合建设大型光伏发电项目。1.1.1建筑类型项目总可利用面积约76780平方米，集中于xx市xx工程有限公司的厂房屋顶。建筑形式及承重结构完全9、满足屋顶太阳能光伏电站建设要求。1.1.2峰值功率本工程设计容量6.12MWp。利用厂房屋顶安装太阳能光伏组件。本工程运行期年平均上网电量744.12万kWh。本项目按6MW装机容量设计，计划总投资为5296万元人民币，包含设备供给、设计、安调、培训、消缺、质保等。本工程计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8314.85元。上网电价1.47元（含税），在此电价下，投资回收期为（所得税后）6.73年，总投资收益率为12.71%，项目资本金利润率为49.01%，项目财务内部收益率（全部投资）15.37%;就财务报表显示，项目具有一定的盈利能力。xx设计院有限公司10、受xx工程委托，承担xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究阶段的设计工作。设计的主要内容包括项目任务与规模、太阳能资源、工程地质、发电单元设计及发电量预测、电气设计、电站总平面布置及土建设计、工程消防设计、施工组织设计、工程管理设计、环境保护和水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、节能分析、工程设计概算、财务评价与社会效果分析等。1.2编制依据1、国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见国发【2013】24号2、xx省人民政府关于贯彻落实国发【2013】24号文件促进光伏产业健康发展的意见鲁政发【2014】16号3、本工程可行性研究技术咨询合同4、业主提供的其他资料及附件1.3项目任11、务与规模本工程的主要任务是发电。从可再生能源资源利用分析，xx市太阳能资源较为丰富，开发潜力巨大。xx市平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2，属于太阳光能资源很丰富的地区，适宜建设太阳能电站。从项目开发建设条件方面分析，本电站场址选择在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新使用土地，有效地节约土地的使用。项目所在的经济开发区已经形成了由公路、铁路构成的交通网络，内外交通便捷，有利于建设期间所需设备材料的运输。综合分析，建设xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目是合适的。本项目利用xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新占用土地，项目建设用地符合国家有关土地利用政策。通过对场址所在地区各方面条12、件的分析，该处场址在技术上是可行的，具备建设太阳能光伏电站的条件。1.4太阳能资源xx市太阳能资源较为丰富，开发潜力巨大。xx市平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2，属于太阳光能资源很丰富的地区，在场址区建设并网太阳能光伏电站是可行的。1.5工程地质本项目建设在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，需要对屋顶的结构做好防水处理。1.6发电单元设计及发电量预测xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW，设计安装24000块标准功率255Wp多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp，预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，太阳电池组件并联后13、的直流电采用电缆送至汇流箱；经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，逆变器输出的交流电由1台500kVA升压变压器将电压从270V升至0.4kV接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网。太阳能光伏阵列效率指在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。(1)太阳电池老化系数n1：太阳电池由于老化等因素的影响，使太阳能光伏系统运行期发电效率逐年衰减。多晶硅组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2.5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%;(2)系统综合效率2:太阳电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降14、低，本工程损耗及老化综合效率取85.11%。在运营期25年内的年平均上网电量为744.12万KWh。1.7电气设计1.7.1接入电力系统方案考虑电站装机容量、系统输电损失和接入点地理位置，该电站宜采用0.4kV电压等级接入电网。1.7.2电气接线方案本项目共12个光伏发电单元系统。每0.5MW太阳电池经串并联后发出直流电，经汇流箱汇流至各自的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧。通过逆变器将直流电转变成交流电。(1)新建设光伏发电单元逆变器与箱式变压器的组合方式逆变器容量为500kW。每1台500kW逆变器输出的交流电由1台500kVA升压变压器将电压从270V升至0.4kV。(2)集电线路方案15、本工程集电线路采用0.4kV电缆接线方式连接至0.4kV配电装置。根据光伏阵列的布置情况，6MWp光伏阵列逆变器组成一个集电单元，共敷设12回集电线路至0.4kV配电装置。(3)并网方案通过12回0.4kV线路接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网。1.7.3主要电气设备的选型和布置(1)太阳电池组件：太阳电池组件是通过光伏效应将太阳能直接转变为直流电能的部件，是光伏电站的核心部件。在电站直流发电系统中，太阳电池组件通过合理的连接，形成电站所需的太阳电池方阵，并与逆变器构成直流发电系统。在项目电站中，由众多的单件峰值功率为255Wp的晶体硅太阳电池组件构成了整个电站6MW的太阳电池方阵。(2)16、并网逆变器：逆变器采用MPPT(最大功率跟踪）技术最大限度将直流电（DC)转变成交流电（AC)，输出符合电网要求的电能。具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。此外，逆变器带有多种通讯接口进行数据采集并将数据发送到远控室，其控制器带有模拟输入端口与外部传感器相连，可测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。(3)电气设备布置：本项目共建设5个逆变配电室及5个箱变，每个逆变配电室及箱变布置对应0.5MW电池方阵每方阵设有1台500kW逆变器以及高、低压开关柜，升压变压器等设备。本项目6MW电池方阵通过电缆集电线路连接至0.17、4kV配电装置。1.7.4控制系统设计光伏发电监控系统采用分布式网络结构，监控范围包括太阳电池方阵、并网逆变器、总配电室及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度，以及站用电气系统的各种参数等。计算机监控系统实现对电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥目、遥调、遥控全部的远动功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。1.8总平面布置及土建设计1.8.1电站总平面布置项目占地约76780平方米，集中于xx市xx工程有限公司的厂房屋顶。建筑形式18、及承重结构完全满足屋顶太阳能光伏电站建设要求。1.8.2土建设计本期土建工程包括：太阳能光伏电站、箱式变压器、逆变器室等。太阳电池组件支架采用热镀锌防腐。由于该项目和xx市xx工程有限公司项目在一个厂区，则该项目用水和排水都依附于该项目。本期工程逆变器室设机械排风系统，排除室内余热。1.9工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。逆变器室配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器等消防器材。严禁采用明火采暖。本工程采用发热电缆和电辐射板的采暖方式。消防电源采用两路供电，场内重要场所设有通信电话。1.10施工组19、织设计拟选场址区地势平坦（建筑屋顶），交通便利，运输方便。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。生活用品可从市区采购。本工程高峰期施工用电负荷约为200kW。施工电源从市电电网接入。施工高峰日用水量为70m3/d。本期工程施工期生产用水均引自市政管网。工程总工期为5个月，其中施工准备0.5个月，土建、太阳能光伏电池组件安装、电缆敷设等4个月，缺陷处理及验收等1个月。1.11工程管理设计本项目建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，成立项目公司。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12人，组织机构采用直线职能20、制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、定期维护。1.12环境保护与水土保持设计太阳能光伏发电是可再生能源，主要是利用太阳能转变为电能，项目不排放任何有害气体。在施工中由于混凝土搅拌、钢结构的切割与焊接和施工车辆的行驶，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和噪音污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度，同时避免夜晚施工，减少施工噪音对居民生活影响。太21、阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，电场运行和管理人员较少，少量的生活污水经化粪池处理后定期清掏外运，对水环境不会产生不利影响。本项目不存在水土流失等特点。本工程建成后对当地的地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新的城市景观，具有明显的社会效益和环境效益。1.13劳动安全与工业卫生劳动安全与工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，参照GB50706-2011水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范的要求，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在22、生产过程中的安全与健康。设计着重反映工程投产后，职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。劳动安全设计包括防火防爆、防电气伤害、防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等内容。工业卫生设计包括防噪声及防振动、采光与照明、防尘、防污、防腐蚀、防毒、防电磁辐射等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配备，事故应急救援预案等，在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对太阳能光伏电站的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保23、障了生产的安全运行。1.14节能分析本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤）每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对24、于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。1.15工程设计概算工程设计概算参照风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准，结合国家、部门及地区现行的有关规定、定额、费率标准进行编制。材料预算价格按xx市2015年第四季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。本工程运行期年平均上网电量744.12万KWh。本项目按6MW装机容量设计，总投资为5296万元人25、民币，包含设备供给、设计、安调、培训、消缺、质保等。1.16财务评价与社会效果分析1.16.1财务评价财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。本工程计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。上网电价1.47元（含税），在此电价下，投资回收期为（所得税后）6.73年，总投资收益率为12.71%，项目资本金利润率为49.01%，项目财务内部收益率（全部投资）15.37%;就财务报表显示，项目具有一定的盈利能力。1.16.2社会效果分析xx工程6MWp屋顶26、分布式光伏发电项目的建设与其他化石能源发电方式相比，可使有害物质排放量明显减少，大大减轻了对环境的污染。还可以促进当地能源电力结构调整以及当地经济和旅游业的发展。第二章项目任务与规模本项目地处太阳能资源很丰富的xx经济开发区xx市xx工程有限公司厂房屋顶上，厂房总面积约76780平方米。xx县经济技术开发区始建于1992年，1994年被xx省政府批准为省级经济开发区。2009年成功跨入省级开发区30强，被评为“xx十大最具经济活力的园区”和“xx省十佳最具投资潜力开发区”。xx县与东青高速、东港高速、威乌高速相邻，距济南、青岛、天津、北京分别为2、3、4、5小时的路程，距机场、火车站和海港仅127、-1.5小时路程。公路交通四通八达，海、陆交通十分便利。本项目装机容量6MW，年平均上网电量为744.12万KWh。工程任务是发电。2.1地区现状及发展规划2.1.1xx市xx市位于xx省北部xx三角洲地区，中华民族的xx河-xx，在xx市境内流入渤海。xx市地理位置为北纬xx，东经xx。东、北临渤海，西与xx市毗邻，南与xx市、xx市接壤。南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里。xx市公路交通十分便利。南北方向以东青高速公路和东港高速公路、S310、S240省道为主干，东西方向以G220国道（南二路）以及S319、S228、S315等省道为支路，高速公路、省道纵28、横交错，构成发达的公路交通运输网络。xx市地处中纬度，背陆面海，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，基本气候特征为冬寒夏热，四季分明。春季，干旱多风，早春冷暖无常，常有倒春寒出现，晚春回暖迅速，常发生春旱；夏季，炎热多雨，温高湿大，有时受台风侵袭；秋季，气温下降，雨水骤减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，多刮北风、西北风，雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰雹、干旱、涝灾、风暴潮灾等。境内南北气候差异不明显。多年平均气温12.8C，无霜期206天，不小于10C的积温约4300C，可满足农作物的两年三熟。年平均降水量555.9毫米，多集中在夏季，占全年降水量的6529、%，降水量年际变化大，易形成旱、涝灾害。2.1.2xx经济开发区xx县地处泰沂山北麓山前冲积平原和xx冲淤积平原的交迭地带，地势由西南倾向东北，西南部最高程海拔28米，东北部最低为2米，绝大部分地区的地面高程在3.5-15米之间，坡降为0.48%。xx县地处暖温带，属季风型气候，境内气候无明显差异。气候特征是雨、热同季，大陆性强(大陆度66.4)，寒暑交替，四季分明。春季为3-5月，气温回暖快，降水少，风速大，气候干燥。夏季为6-8月，气温高，湿度大，降水集中，气候湿热。秋季为9-11月，气温急降，雨量骤减，天高气爽。冬季为12-2月，雨雪稀少，寒冷干燥。境内历年平均日照时数为2234.0小时30、，年日照极值2881.4小时。历年平均气温12.3C，年平均最高气温18.8C，年平均最低气温6.8C。降水量历年平均587.4毫米，多集中在6-9月。全年主导风向为东南风。风向随季节有明显变化。冬季多吹西北风，春、夏季多吹东南风，初秋多吹东南风，晚秋多吹西北风。常年始霜期为10月21日前后，常年终霜日在4月6日前后，年平均无霜期为198天。2.2工程建设的必要性2.2.1符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成75%，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能31、风能、生物质能、地热能和海洋能等xx工程和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。根据中国应对气候变化国家方案和可再生能源中长期发展规划，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到15%。今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以光电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可再生能源开发。近几年，国际太阳能光伏发电迅猛发展，太阳能光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在32、向并网发电的方向发展。本太阳能光伏电站选址在xx省，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在xx开发太阳能光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。2.2.2地区国民经济可持续发展的需要本太阳能光伏电站处在xx经济开发区。为促进该地区经济持续快速发展，做好能源保障工作至关重要。要以充足的电力供应保障经济发展带来的用电需求，要以电力的发展带动产业的发展。在化石能源日益枯竭的情况下，确立发展xx工程为战略目标，不仅符合当地生态环境的要求，也顺应了国家节能减排的要求，同时可为xx市经济社会可持续、快速发展奠定坚固基础。xx市太阳能资源丰富，充分利用该地33、区清洁的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，可带动该地区清洁能源的发展，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动城镇和农村经济以及各项事业的发展。2.2.3促进能源电力结构调整的需要国家要求每个省（区）常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。目前xx能源结构中火电占较大比重，可以考虑充分利用当地丰富的太阳能资源，大力开发太阳能，将会促进xx清洁能源多元化发展，并且在一定程度上促进xx能源电力结构的改善。2.2.4改善生态，保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系34、列重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，太阳能光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤）每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对于当地的环35、境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。2.3开发光电，促进当地旅游业发展科技旅游是新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。太阳能光伏电站是新的绿色能源项目，本太阳能光伏电站建成后，将会成为城市新景观，也是科普旅游的一个新亮点，有力促进当地旅游产业的发展。2.4工程建设规模太阳能光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、电力系统需求情况、项目开发建设条件等因素。从地区能源资源来看，xx市太阳能资源很丰富。36、从电力系统需求方面分析，项目建成后，向整个厂区提供电力电量，减小电网负担可促进地区经济可持续发展。从项目开发建设条件方面分析，场址选择在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新占地。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目，建成后接入厂区电网。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件等方面综合分析，本阶段装机规模拟为6MW是合适的。第三章太阳能资源分析3.1我国太阳能资源分布我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，太阳能资源丰富地区占国土面积96%以上，每年地表吸收的太阳能相当于1.7万亿吨标准煤的能量。按太阳能总辐射量的空间分布，我国可以划分为四个区域，见表3.1-1。我国1978-2007年37、平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如图3.1-1所示。表3.1-1我国太阳能资源等级区划表名称等级指标（MJ/a）占国土面积（）地区最丰富630017.4西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃 和内蒙古的西部很丰富5040630042.7新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华 北及江苏北部（包括xx地区）、黄土 高原、青海和甘肃东部、四川西部至横 断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛。丰富3780504036.3东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、 广西西部等地区。一般37803.6川黔区图3.1-1我国太阳能资源分布从图3.1-1中可以看出：新疆东南边缘、西38、藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”，其中西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源“很丰富带”；中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。年总直接辐射量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7以上。年总日照时数的空间39、分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h左右，“很丰富带”的年日照时数在2400-3000h之间，“较丰富带”的年日照时数在1200-2400h左右，“一般带”的年日照时数在1200h以下。从全国太阳能资源空间分布来看，项目所在地xx经济开发区的太阳能资源较好，属于很丰富带适合建设光伏电站项目。3.2xx省太阳能资源分析xx省太阳能资源较为丰富，年总辐射在4480-5800M/m2之间，处于II类区（很丰富区）和III类区（丰富区），分布情况见表2.2-1所示。xx省位于东经22.9-3824.01、北纬11447.5-12242.37，南北最大长度约420km，东西最大40、宽度约700km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形,使之太阳辐射的差异较大。从下表可以看出，xx省年太阳总辐射量分布呈现南少北多的趋势，其中，低值出现在鲁西南，在4650M/m2以下，高值出现在鲁北和xx三角洲，在5550M/m2以上。可以看出，xx市位于xx省北部xx三角洲地区，太阳能资源丰富程度为丰富，适合建设光伏电站项目。表3.2-1xx省太阳能资源分布表序号区域区域经纬度年总辐射量MJ/1德州庆云与xx无棣交界区域北纬37.737.9东经 117.3117.656002xx中部北纬 37.437.8东经11811956003济南最北部与德州和xx之间北纬37.2 37.5东经 141、16.8117.555004烟台西北部沿海北纬37.6 37.8 东经120.2 120.855005济南中南部与泰安交界处（泰山区域）北纬36.236.5东经117117.255006xx北半部北纬37.5以上 东经 117.3117.654007xx其它区域北纬3738.2 东经 117.5 118.554008xx北部沿海北纬37以上53009德州大部分530010烟台其它区域530011xx中上部北纬36.4以上520012青岛北部530013济南中、北部520014青岛其它地区520015青岛市区、崂山、黄岛510016聊城大部分500017莱芜全部500018泰安大部分50001942、威海大部分500020xx大部分500021日照、临沂北部北纬35.5以上490022xx、xx南部与临沂交界区域北纬 35.7 36.3490023日照中部480024济宁北部480025临沂中部470026菏泽西部470027日照西南部470028菏泽东部460029济宁南部460030临沂西南部460031枣庄全部460032全省平均50743.3参考气象站选择本工程场址位于xx经济开发区，地理中心坐标为东经11823，北纬3703。离场址所在地较近的气象站为xx气象站，该站只有太阳能辐射一般观测记录，但可作为场址区域的太阳能观测数据；通过与场址相对较近的济南和福山两个基准气象站的综合分43、析比较，最终选福山太阳能辐射观测站作为本工程太阳能资源分析的参考气象站，主要依据如下：1)地理位置对比：福山气象站地理中心位置为东经12112，北纬3728，观测站海拔高度7.1m;济南气象站地理中心位置为东经11703，北纬3636，观测站海拔高度170.3m;场址中心位置地理中心坐标为东经11823，北纬3703，场址区域海拔高度约10m。通过比较可知，福山气象站的海拔高度和纬度与场址更接近，从太阳能辐射量关系密切的纬度来说，福山气象站与场址基本属于同纬度地区，故从地理位置的比较来看，福山气象站比较适合作为本工程的参考气象站。2)局部气候对比：虽然两个气象站均位于xx省内，同属暖温带季风型44、大陆性气候，但从周边环境来说福山与xx更为接近，故从气候条件的比较来看，福山气象站比较适合作为本工程的参考气象站综上所述，福山气象站与场址处纬度接近，地表自然现状相近，局部气候特征相似，所以选取济南气象站作为本工程太阳资源分析的参考气象站比较合适。3.4场址区域的太阳辐射量3.4.1参考气象站太阳辐射的资料统计分析照时数历年变化情况见图3.4-1、图3.4-2和图3.4-3。图3.4-1福山气象站历年太阳总辐射量变化直方图图3.4-2福山站多年逐月平均总辐射量变化直方图图3.4-3福山气象站历年日照时数变化直方图从上面两图中可以看出根据福山日射站近10年的太阳辐射资料进行统计分析，近10年福山45、站年总辐射量在4916.95-5360.4MJ/m2之间，日照小时数在2286.4-2601h之间；年总辐射量最低值出现在2006年，为4916.95MJ/m2，年总辐射量最高值出现在2004年，为5360.4MJ/m2；年日照时数最低值出现在2005年，为2286.4h，年日照时数最高值出现在2007年，为2601h。其中有个别年份二者年际变化有所波动外，从总体来看二者都呈下降趋势，这与全国大部分地区太阳能资源的变化趋势一致。3.4.2实测气象站太阳辐射的资料统计分析根据近2001-2010年福山日射站和xx多年观测资料统计得到多年日照时数特征见图3.4-4、图3.4-5。-图3.4-4xx46、多年逐月日照时数变化直方图图3.4-5福山站多年逐月平均日照时数变化直方图从上图可看出，两站多年逐月平均日照时数年内变化趋势基本-致，3-6月份日照时数相对最多，12-2月份日照时数相对最少。依据太阳能资源评估方法中太阳总辐射计算公式（具体见公式1和公式2)，根据近10年（2001-2010年）福山日射站资料计算得到模型参数a、b，然后利用xx气象站多年观测资料参照计算公式统计得到xx多年太阳总辐射量特征。式中：Q为太阳总辐射量；Q天文为太阳天文辐射量；S为日照百分率，a、b为模型参数。结合xx气象站多年辐射资料，根据计算公式与福山气象站的太阳资源对xx气象局多年太阳资源进行修正。本项目选取修47、正后的图3.4-6场址多年逐月太阳总辐射量变化直方图3.5特殊气象条件对光伏电站的影响根据收集到的xx气象站多年实测气象要素资料，结合本项目场址的实际情况，具体分析以下气象条件对光伏电站运行的影响。(1)气温的影响：本工程选用光伏组件的工作温度范围为-40C-85C。正常情况下，光伏组件的实际工作温度可保持在环境温度加30C的水平。本工程场区的多年平均气温12.3C，多年月极端最高气温42.2C，多年月极端最低气温-22.4C。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器在采取措施后，其工作温度可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池48、组件及逆变器的安全性没有影响。另外，本工程太阳能电池组件运行环境温度年平均温度适宜，在太阳能电池组件的串并联组合设计中，应根据当地的实际气温情况进行温度修正计算，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。(2)风速的影响：本工程设计支架的抗风能力在33m/s风速下应不损坏，并按此设计光伏组件的安装支架。(3)沙尘暴影响分析沙尘暴天气时空气混浊，大气透明度大幅降低，辐射量也相应降低，会直接影响太阳能电池组件的工作，对光伏电站的发电量有一定影响，本工程厂址区年平均沙尘暴基本较少，故本工程实施时基本不需要考虑采取防风沙措施。(4)雷暴的影响本工程场址区年平均雷暴发生次数为32.2d。应根据光49、伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统。3.6太阳能资源评价结论综上所述，本项目场址区域属暖温带大陆性季风气候区，气温温和，四季特征分明，光照充足。经计算，场址区域全年平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2。根据我国太阳能资源等级区划表得知，场址区域太阳能资源很丰富，适宜建设太阳能电站。第四章工程地质4.1设计理念按照建设节约型社会要求，本项目安装在建筑屋顶，不需要做地质勘测，但需要做好建筑顶部的防水处理。太阳能光伏电站范围内不存在滑坡、泥石流、移动沙丘等不良物理地质现象。4.2结论及建议从地址情况角度来说，在拟建场址建设太阳能光伏电站是可行的。第五章发电单元设计及发电量预测550、.1太阳能光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在一起的太阳能光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千瓦5.2太阳电池组件选择太阳电池组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，经技术经济综合比较选用适合并网太阳能光伏电站使用的太阳电池组件类型。5.2.1太阳电51、池组件类型的选择5.2.1.1太阳电池技术现状从1839年法国科学家E.Becquerel发现光生伏特效应以来，经过170多年的发展，太阳电池无论是在基础研究还是生产技术上都取得了很大的进步。现在商用的太阳电池主要有：单晶硅电池、晶体硅电池、非晶硅薄膜电池、铜铟硒和碲化镉薄膜电池等。单晶硅电池：单晶硅电池是最早发展起来的太阳电池，与其他电池相比，单晶硅电池的效率最高，目前的商业效率在16-20%之间。现在，单晶硅电池的技术发展动向是向超薄、高效发展，不久的将来，借助改进生产工艺实现超薄单晶硅电池的工业化生产，并可能达到已在实验室达到的效率。(2)多晶硅电池：多晶硅电池由多晶硅晶体硅片制造。硅片52、由众多不同大小、不同方向的晶粒组成，而在晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能的一致性不如单晶硅，目前的商业效率在15-18%之间，与单晶硅电池组件的效率相差1-2%。(3)非晶硅薄膜电池：非晶硅薄膜电池是采用化学沉积的非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。非晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化的非晶硅薄膜电池稳定的转换效率在8-11%左右，保证寿命为10年。非晶硅薄膜电池的市场份额从最早的1996年12%降到2013年的5%。目前，非晶硅薄膜电池之所以没有大规模使用，主要原因是光致衰减效应相对严重。(4)铜铟硒薄膜电53、池：铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一种I-III-VI族化合物半导体，铜铟硒薄膜太阳电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。(5)碲化镉薄膜电池：碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大54、，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50%的光能，10微米厚几乎可吸收100%的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效太阳电池的理想材料，碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。从太阳电池技术现状分析，本项目拟采用单晶硅或多晶硅太阳电池组件。5.2.1.2太阳电池组件选型5.2-1各类电池主要性能对比表电池类型商用效率实验室效率使用寿命优点单晶硅16%-20%23%25年效率高，技术成熟多晶55、硅15%-18%20.3%25年效率高，技术成熟非晶硅8% -11%13%25年弱光效应好，成本较低碲化镉8% -12%15.8%25年弱光效应好，成本相应较低铜铟8% -12%15.3%25年弱光效应好，成本相应较低太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。多晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到310Wp国内均有生产厂商56、生产，且产品应用也较为广泛。由于本项目多晶硅电池装机容量为6MW，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。采用较大功率组件可减少设备的安装时间，减少了设备的安装材料，同时也减少了系统连线，降低线损，可获得较高的发电系统效率。xx市xx工程有限公司主要从事子午线轮胎用钢丝帘线项目。所以本项目6MW太阳电池组件选用xxxx工程光电科技股份有限公司生产的型号为XX-255P多晶硅光伏组件。其主要技术参数如表5.2-2。表5.2-2太阳电池组件主要技术参数序号项目内容1型式多晶硅光伏电池组件2型号XX255P3尺寸结构1640X957、92X30MM4使用粘合胶体内容中性密封硅胶5AM1.5、1000W/m2的辐照度、25C的电池温度下的峰值参数：5.1标准功率255W5.2峰值电压31.8V5.3峰值电流8.02A54短路电流8.68A5.5开路电压37.5V5.6系统电压最大系统电压1000V6最大开路电压(在AM1.51000W/m2的 辐照度、-10C时的开路压）42.0V7峰值功率温度系数-0.47%/C8短路电流温度系数0.065%/C9开路电压温度系数-0.36 %/C10温度范围-40C +85C11功率误差范围+3%12表面最大承压5400 帕13承受冰雹直径25MM,速度23M/S14接线盒类型密封防水158、5接线盒防护等级IP6716接线盒连接线长度正极900MM，负极900MM17组件效率15.67%18组件的填充因子0.7419框架结构阳极氧化铝合金20边框和电池距离最小处12.5mm5.3太阳电池阵列的运行方式设计5.3.1太阳电池阵列的运行方式选择在光伏并网系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳能辐射量有很大的影响，从而影响系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。自动跟踪系统包括单轴跟踪统和双轴跟踪系统。单轴跟踪系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统可以随着太阳轨迹的季节性升高而变化。自动跟踪系统增加了光伏方阵接受的太阳能辐射量，59、与固定支架相比，不同跟踪系统对发电量的影响不同，主要受当地的纬度、气象条件、跟踪系统的类型、跟踪系统的跟踪精度等因素的影响。不同安装方式的技术优劣性比较如下表5.3-1所示:支架形式固定式平单轴跟踪斜单轴跟踪双轴跟踪技术成熟度成熟一般处于示范阶段处于示范阶段运行经验具有大规模的运行经验国内已有运行经验国内以有运行经验国内有小规模运行经验运行可靠性可靠性高，支架故障维修量基本没有一般，比固定式增加一定维护成本一般，比固定式增加一定维护成本可靠性差，维护成本增加较快由于跟踪式支架的运行经验较少，且从已有的运行项目来看故障率相对较多，后期的运营维护成本较高。同时，跟踪式运行方式占地面积大于固定式，本60、项目的场址面积有一定的局限。因此，本项目建议组件安装形式全部采用固定式支架。5.3.2太阳电池阵列最佳倾角的计算设计原则(1)太阳电池方阵排列布置需要考虑地形、地貌的因素，要与当地自然环境有机地结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。(2)尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐、规范、美观，接受太阳能辐照的效果最好，土地利用更紧凑、节约。(3)每两列组件之间的间距设置必需保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有太阳能组件上仍有6小时以上的日照时间。(4)所有太阳电池方阵的方位角控制为0度。注：本报告中以在东西方向上的组件为一行，在南北61、方向上的组件为一列安装方式设计本项目太阳电池方阵阵列的安装全部为固定倾角式。(1)安装角度的确定：从福山气象站得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：Rp =SXsin(a+P)/sina+D式中：Rp倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S一水平面上太阳直接辐射量D一散射辐射量a一中午时分的太阳高度角p一一光伏阵列倾角综合考虑安装难易度、抗风安全性和结构稳定性等因素，故本工程屋面推荐采用固定倾角17光伏阵列的安装方向为正南方向。5.3.4光伏方阵间距的计62、算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的光伏组件要据此最佳角度倾斜安装。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，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00(此时间为太阳时间），光伏组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当光伏方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：一般确定原则：冬至当天早9:00至下午3:00光伏方阵不应被遮挡。5.4逆变器的选择5.4.1逆变器的选型原则作为太阳能光伏发电系统中将直流电转换为交流电的逆变设备，63、其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司太阳能光伏电站接入电网技术规定的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：(1)单台容量大对于大中型并网太阳能光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kW1.5MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为6MW，从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网太阳能光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降64、低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，考虑本工程实际情况确定选用500kW的逆变器。(2)转换效率高逆变器转换效率越高，太阳能光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于96%，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。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而太阳能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65、选择欧洲效率高的逆变器。(3)直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。(4)输出电流谐波含量低，功率因数高太阳能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，太阳能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)具有低电压穿越能力国家电网公司太阳能光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型太阳能光伏电站应66、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穿越能力，具体要求如下：a)太阳能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)太阳能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，太阳能光伏电站必须保持并网运行；c)太阳能光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，太阳能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太阳能光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型太阳能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太阳能光伏电站在表5.4-67、1所示电网频率偏离下运行。表：5.4-1大型和中型太阳能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48Hz视电网要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟49.5Hz-50.2Hz连续运行50.2Hz-50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，太阳能光伏电站应具备能够连续 2分钟的能力，同时具备0.2秒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 运状态的太阳能光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的 太阳能光伏电站并网。 (7)可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗干扰能68、力、环境适应能力、瞬时过载能力，如：过电压情况下，太阳能光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向太阳能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太阳能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69、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，便于整个电站数据处理分析。5.4.2逆变器的参数本工程6MW多晶硅阵列采用500kW逆变器。其主要技术参数见表5.4-2。表5.4-2：逆变器主要技术参数表技术参数直流侧参数最大直流功率（COS =1时）702KW最大直流电压1000Vdc最大直流输入电压1400A最低工作电压500V满载MPPT电压范围500-820V输入连接端数16交流侧参数额定输出功率500kW最大输出功率700kVA最大交流输出电流1283A额定电网电压315V允许电网电压250362Vac额定电网频率50Hz/60Hz允许电网70、频率范围4752Hz/5762Hz(可设置)最大总谐波失真3% (额定功率时）直流电流分量0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。(2)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。(3)线路工程本电站线路工程指电站内集电线路。结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及绝缘配合等几个方面采取措施。a)路71、径方案送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。b)导线选型结合太阳能光伏电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗最低。c)绝缘配合及金具设计结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。d)基础设计结合场址工程地质条件及太阳能光伏电站的特点，在72、保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。(4)其它电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省材料用量；优化电缆沟布置，节省电缆的长度。主要措施如下：a)降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。b)有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。c)严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。d)采用节能灯具，节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。13.4.2土建设计节能降耗措施13.4.2.1电站布置中的节能降耗措施场区设计的73、合理与否关键在规划，在本电站的规划中着重抓总体规划。规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了电站集电线路、送出线路的分布。结合场址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。优化场区的综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。13.4.3水资源节约本项目运行期内用水主要为清洗用水。清洗过程中，应尽量节约用水，防止水资源的浪费。太阳能光伏阵列的太阳电池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74、分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在太阳电池组件表面上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迀徙线路下的太阳电池阵列，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，有太阳电池组件表面被污染时应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查太阳电池组件表面的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保太阳电池组件表面的清洁。太阳电池组件表面清洗后应保持干燥。13.4.4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，75、但从太阳能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；应对进场施工人员加强宣传，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76、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。13.5节能降耗效益分析本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤)每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环77、境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。13.6结语本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源。本工程各项设计指标达到国内先进水平，为太阳能光伏电站长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。太阳能是一种清洁的可再生能源，太阳能光伏发电不会产生大气、水污染问题和废渣堆放问题。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指针满足国家有关规定的要求。78、本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。第十四章工程设计概算14.1编制说明14.1.1工程概况太阳能发电工程选用24000块255Wp多晶硅太阳电池组件，10台500kW逆变器。配套建设集电线路、辅助等工程。主要工程量：255Wp多晶硅组件24000块500kW逆变器-项目建设周期5个月。建设资金全部为自有资金项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8831.89元；铺地流动资金3.8万元。14.1.2编制原则及依据(1)编制办法及计算标准：水电规新【2011】27号关于印发太阳能光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）的通知。参照国家能79、源局发布风电场工程技术标准NB/T31011-2011风电场工程可行性报告设计概算编制规定及计算标准（2011年版）中有关风电场投资概算及财务评价的编制办法，国家能源局发布NB/T31007-2011风电场工程勘察设计收费标准。(2)概算定额：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011风电场工程概算定额（2011年版）。(3)人工预算单价：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31011-2011风电场工程可行性报告设计概算编制规定及计算标准（2011年版），人工预算单价标准。(4)机电设备安装工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011风80、电场工程概算定额（2011年版），风电场机电设备安装工程概算定额。(5)建筑工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011风电场工程概算定额（2011年版），风电场建筑工程概算定额。(6)施工机械台时费：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011风电场工程概算定额（2011年版），风电场工程施工机械台时费定额。(7)调试工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011风电场工程概算定额（2011年版）中有关调试的规定。(8)建筑及安装材料：2014年二季度当地市场价格。(9)静态投资编制年价格水平为2014年二季度。14.1.81、3基础单价、取费标准人工预算单价标准：表14.1-1序号定额人工名称工资标准（元/工时）1高级熟练工9.462熟练工6.993半熟练工5.444普工4.46工程单价费率指标:工程单价费率指标表14.1-2工程类别计算基础措施费间接费工程类别计算基础措施费间接费1、建筑工程：土方工程人工费+机械费14.16%21.28%石方工程人工费+机械费14.16%19.56%混凝土工程人工费+机械费14.16%40.98%钢筋工程人工费+机械费14.16%39.33%基础处理工程人工费+机械费14.16%28.86%砌体砌筑工程人工费+机械费14.16%34.02%2、安装工程机组、塔筒设备人工费+机械费82、6.9%108% (人工费）线路工程人工费+机械费12.19%108% (人工费）其他设备人工费+机械费9.98%108% (人工费）计划利润：（人工费+机械费+措施费+间接费）X10%税金：（直接费+间接费+利润）X3.284%工程量按设计人员所提资料及厂家设备样本计算。14.2机电设备及安装工程1、主要设备选型：主要设备：光伏发电池组件原价采用厂商提供的价格，包括运杂费、运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；组件安装材料等型钢及铝合金支架按提供工程量及市场价计算。2、其他设备：采用近期类似工程订货价，现行出厂价，不足部分采用估价。3、主要材料预算价格根据现场调研和业主提供资料计算83、主要工程建设材料预算价为：二级螺纹钢：4250元/t普通硅酸盐水泥（32.5袋装）：385元/t河砂（中粗）：70元/m3碎石（5-lOcm)：66元/m3混凝土（C20泵送）：347元/m3混凝土（C30泵送）：388元/m314.3建筑工程光伏电站主要建（构）筑物为组件支架、逆变器室及箱变等。建构筑物按土建专业技术人员提供工程量计算。14.4其他费用参照风电场可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准中有关风电场投资概算其他费用取费的规定执行。14.5投资主要指标项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。建设资金来源：建设资金由自有资金和银84、行贷款构成，其中：项目资本金1041.89万元，占计划总投资的20%，其余为银行贷款，长期贷款4152.37万元，占计划总投资的80%.项目资本金1041.89万元，其中：1、建设投资的资金1038.09万元2、铺底流动资金3.8万元。长期贷款4254.10万元，其中：1、建设投资借款4152.37万元（贷款利率4.9%，按年计息）2、建设期利息借款101.73万元。附表分年度投资概算表：14.5-1单位:万元序号工程或费用名称合计合计建设期一施工辅助工程40401施工交通工程10.510.52施工供电工程3.003.003施工供水工程1.501.504其他施工辅助工程15155其它1010二85、设备及安装工程4039.394039.391发电设备及安装工程3690.673690.672升压变电设备及安装工程77.677.63通信和控制设备及安装工 程139.76139.764其他设备及安装工程131.36131.36三建筑工程643.1643.11发电设备基础工程440.4440.42变配电工程63.763.73其他139139四其他费用366.2366.21建设用地费002建设管理费2012013生产准备费59594勘察设计费106.2106.25其他1010一四部分投资合计5088.695088.69五基本预备费(费率2%)101.77101.77静态投资5190.465190.86、46六涨价预备费建设投资5190.465190.46七建设期利息101.73101.73八电力接入系统工程动态投资5292.205292.20九铺底流动资金3.83.8工程计划总投资5296529614.6工程设计概算表具体投资情况见附表：1、总概算表2、施工辅助工程概算表3、建筑工程概算表4、设备及安装工程概算表5、其他费用概算表第十五章财务评价与社会效果分析15.1概述太阳能发电工程选用24000块255Wp多晶硅太阳电池组件，10台500kW逆变器。装机容量6MW，年上网电量744.12万kWh，上网电价1.47元（含税）。工程施工总工期5个月。财务评价系根据国家现行财税制度和现行价格，87、参照水电规新【2011】27号关于印发太阳能光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）的通知等要求，进行费用和效益计算，考察其获利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。15.2项目投资与资金筹措建设资金构成：项目总投资=固定资产投资（建设投资+建设期利息）+流动资金资金筹措项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。建设资金来源：建设资金由自有资金和银行贷款构成，其中：项目资本金1041.89万元，占计划总投资的20%，其余为银行贷款，长期贷款4152.37万元，占计划总投资的80%.项目资本金1041.89万元，其中：1、建设投88、资的资金1038.09万元2、铺底流动资金3.80万元。长期贷款4254.10万元，其中：1、建设投资借款4152.37万元（贷款利率4.9%，按年计息）2、建设期利息借款101.73万元。15.3分析和评价15.3.1总成本费用计算(1)固定资产价值计算固定资产价值由设备及工器具购置费用、建筑安装工程费用、其他费用、基本预备费、价差预备费和建设期利息构成。(2)成本计算总成本费用见“附表总成本费用估算表”，平均年生产成本为264.86万元。发电生产成本主要包括折旧、维修费、职工工资及福利费、其他费用支出等。折旧费=固定资产价值X综合折旧率维修费=固定资产价值X修理费率职工工资及福利费=职工人89、均年工资X定员X(1+福利费提取率）其他费用=装机容量X其他费用定额材料费=装机容量X材料费用定额保险费=固定资产价值X保险费率利息支出=流动资金贷款利息+生产期固定资产贷款利息固定资产折旧采用直线法，折旧年限为25年，综合折旧费率为3.8%，残值为5%，计算材料及其它费用参照同类企业，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为10年。维修费费率为0.150%(大修理费：前3年质保期内免费维修，以后各年0.15%)。建设期保险费已计入概算，正常运行期保险费，工程保险费率取0.25%，从计算期第二年开始计算。其他费用定额取40元/kW，材料费取30元/kW。(1)上网电价上网电价为含税为1.490、7元/kWh。(2)销售收入及销售税金工程缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。销售税金及附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别按增值税的5%和5%计征，所得税税率为25%。企业所得税法第二十七条第二款规定:从事国家重点扶持的公共基础设施项目投资经营的所得可以免征、减征企业所得税。企业所得税法实施条例第八十七条规定：国家重点扶持的公共基础设施项目，是指公共基础设施项目企业所得税优惠目录规定的港口码头、机场、铁路、公路、城市公共交通、电力、水利等项目。企业从事国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营的所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至91、第六年减半征收企业所得税。根据国务院令第538号，中华人民共和国增值税暂行条例和财政部、国家税务总局令第50号中华人民共和国增值税暂行条例实施细则的相关规定，该项目采购固定资产发生的增值税可凭发票从销项税额中抵扣，按概算中设备购置费总价，税率按17%计算。经计算应税税金约493.68万元，在项目建成后作为该项目补贴收入，在运营期内分年抵扣完毕。项目年平均销售收入为934.92万元（不含税）。销售税金及附加为171.22万元。(3)利润及分配利润计算详见“附表利润与利润分配表”，年平均利润总额为644.74万元，年平均所得税134.11万元，年平均净利润510.63万元，。经计算总投资收益率为192、2.71%，资本金利润率为49.01%。15.3.3盈利能力分析从“附表全部投资现金流量表”和“附表资本金现金流量表”中可知项目财务内部收益率（所得税后）15.37%，项目财务净现值（所得税后）2980.47万元（ic=8%)，项目投资回收期（所得税后）6.73年；项目资本金内部收益率27.85%，项目内部收益率和投资回收期可接受。15.3.4财务生存能力分析项目计算期内各年的净现金流量及累计盈余资金均为正值，各年具有足够的净现金流量维持项目的正常运营，结果表明，自工程投运后第1年即开始各年资金收支保持平衡且有盈余，可以保证项目财务的可持续性。15.3.5敏感性分析经过对电价、电量、投资等因素93、在10%变化幅度下单因素敏感性分析，可看出电价因素最敏感，其余因素次之。综上所述，本项目从财务上是可行的。15.4财务评价附表附表项目总投资使用计划与资金筹措表附表流动资金估算表附表固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表附表总成本费用计算表附表借款还本付息计算表附表利润与利润分配表附表资金来源与运用附表资产负债表附表项目投资现金流量表附表项目资本金现金流量表附表经济指标一览表附表单因素敏感性分析表第十六章结论、问题和建议1)为加快发展低碳经济，实现经济发展模式转型，打造清洁能源综合示范基地，建设xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目是十分必要的；2) xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目94、站址区域多年平均太阳辐射量为5186.10MJ/m2，太阳能资源很丰富，具有优良的开发前景；3)本项目地处太阳能资源较为丰富的xx经济开发区xx市xx工程有限公司的厂房屋顶上，厂房总面积76780平方米。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目，分为12个单元，总装机容量为6.12MWp。预计电站运营期内平均年上网电量为744.12万kWh；4)本工程静态总投资为5190.46万元时，本项目的项目财务内部收益率（所得税后）15.37%，项目投资回收期（所得税后）6.73年，资本金利润率为49.01%，项目经济上可行。综上所述，本工程所在区域太阳能资源很丰富，对外交通便利，并网条件好，是建设光伏发95、电站的较为理想的站址。同时本工程的开发符合可持续发展的原则和国家能源发展政策方针，有利于缓解环境保护压力，带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，建议在xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究审查工作完成后，尽快开展其他准备工作，争取工程早日开工建设。14201总概算表表一 单位:万元序号工程或费用名称设备购置费建安工程费其他费用合计单位投资 (元/kW)一施工辅助工程40.0040.0065.361施工交通工程10.5010.5017.162施工供电工程3.003.004.903施工供水工程1.501.502.454其他施工辅助工程15.0015.0024.515其它10.001096、.0016.34_-设备及安装工程3397.70641.694039.396600.311发电设备及安装工程3114.00576.673690.676030.512升压变电设备及安装工程71.006.6077.60126.803通信和控制设备及安装工程118.7021.06139.76228.374其他设备及安装工程9437.36131.36214.64二建筑工程643.10643.101050.821发电设备基础工程440.40440.40719.612变配电工程63.7063.70104.083其他139.00139.00227.12四其他费用366.20366.20598.371建设用地97、费2建设管理费201.00201.00328.433生产准备费59.0059.0096.414勘察设计费106.20106.20173.535其他一四部分投资合计3397.701324.79366.205088.698314.8501总概算表表一 单位:万元序号工程或费用名称设备购置费建安工程费其他费用合计单位投资 (元/kW)五基本预备费（费率2%)101.77101.77166.30静态投资3397.701324.79467.975190.468481.15六涨价预备费建设投资3397.701324.79467.975190.468481.15各类费用单位投资(元/KW)5551.802198、64.69764.668481.15七建设期利息101.73166.23工程动态投资5292.208647.38八铺底流动资金6.946.9411.34工程计划总投资5299.148658.7202施工辅助工程概算表表二: 单位:万元编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）施工辅助工程40.00一施工交通工程项110500010.501公路工程2桥（涵）工程二施工供电工程项1300003.001供电线路2供电设施二施工供水工程项1150001.50i水源工程2水池座3供水管路D125km四其他施工辅助工程项115000015.001机组安装平台2施工围堰工程3大型吊装机械设备进出场费项99、14其他五其它项110000010.0003建筑工程概算表表三: 单位:万元序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）建筑工程643.10一发电设备基础工程440.401组件支架基础165.002组件安装材料Wp61200000.45275.40二变配电工程63.701箱变基础人工施工土方挖深2米以内m340016.50.66钢筋混凝土基础m3100300030.00混凝土垫层m3173400.58地基处理换填毛石砼m314.31650.24地基处理换填碎石m332.71780.582逆变器人工施工土方挖深2米以内m330016.50.50钢筋混凝土独立基础m370300021.00混凝100、土垫层m3123400.41混凝土面层地面m287.61451.27逆变器基础槽钢t6.462003.973构筑物3.1无功补偿装置基础及其它设备基础独立基础素混凝土基础m3495352.62垫层m3103400.34钢筋t2.561851.5503建筑工程概算表表三: 单位:万元序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）三其他139.001环境保护与水土倮护工程1.1环境保护环境影响评价费（含生态专题）项116000016.00环境设施竣工验收费项115000015.001.2水土保持水土保持监测费项110000010.00水土保持方案编制费项114000014.00水土保持设施验收费101、项1500005.00水土保持设施补偿费项114000014.002生产区、施工区场地平整土方m31000505.003其他工程3.1结构改造及临建工程项160.0004设备及安装工程概算表表四: 单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费设备及安装工程3397.70641.69一发电设备及安装工程3114.00576.671光伏电池组件1.1255Wp多晶硅太阳电池组件块240001020.0024.352448.0058.442组件配套电气设备2.1直流汇流箱16汇1台7616303.00974.00123.907.402.1直流汇流箱8汇1台10810102、0.00924.008.100.923箱式逆变房3.1630MWp逆变器台10336000.0018850.00336.0018.854直流配电柜4.1直流配电柜台1018000.007020.0018.007.025机组变压器5.1箱式变电站台5360000.0033080.00180.0016.546集电线路（安装）km6.1光伏电缆电池组件串联电缆TUV认证，耐高温防紫外线，铜芯1x4mm2km846450.0054.186.2电缆敷设直流电缆 ZRC-YJV22-l-2*35km553500.0026.7504设备及安装工程概算表表四: 单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（103、万元）设备费安装费设备费安装费直流电缆 ZRC-YJV22-l-2*50km1073180.0073.18电力电缆ZRC-YJV22-8.7/10-3X240km1625850.0062.59电力电缆ZRC-YJV22-8.7/10-3X120km1431800.0043.1810kV电缆终端套122650.003.186.3电缆辅助设施镀锌槽式桥架米1440097.63140.58镀锌梯形桥架米600172.5010.35电缆沟米2000185.0037.00波纹软管DN25米72021.001.51镀锌管DN30米600025.0015.00二升压变电设备及安装工程71.006.60i无功104、补偿系统SVC无功补偿装置总容量1.5MVar套1400000.0052250.0040.005.232配电系统2.110kV系统进线柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69无功补偿柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69三通信和控制设备及安装工程118.7021.0604设备及安装工程概算表表四: 单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费1电厂监控系统1.1监控系统套11187000118.7010.5310kV开关柜综合保护装置套2电105、度表柜电量采集装置1套块1测控装置套1故障录波套1环境监测仪辐射日照测风测温仪共8台，通信模块1台套1直流电池柜面4UPS电源屏面1逆变器监控系统套2火灾报警系统设备套1通信光（电）缆km16.26500.0010.53四其他设备安装工程9437.361.2消防管道及设备套12500054002.50.54手提式灭火器个32推车式灭火器个16无功补偿柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69三通信和控制设备及安装工程118.7021.0604设备及安装工程概算表表四: 单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设106、备费安装费防火堵料吨1.22劳动安全与工业卫生设备及安装工程项16500042006.50.42建设安全技术措施费项1安全设备、器材、装备、仪表日常维护项1劳保用品费项1劳动安全与工业卫生专项管理组织机构费项13防雷接地接地系统热镀锌扁钢米78003527.3黄绿接地线BVR-16mm2米2400122.884远动及计费系统套185000062200856.22远动系统套1电量计费系统套1PCM设备套1电能质量检测装置套1光伏发电功率预测系统套1通信屏面4调度数据网柜面105其他费用概算表表五: 单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价（万元）第三部分其他费用366.20一建设用地费107、1土地占用费厂房屋面租赁费用2林木补偿费3余物拆除清理费二建设管理费201.001工程前期费项目基本设计收费X10%9.002建设单位管理费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X2. 1%97.003建设监理费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0. 65%30.004项目咨询服务评审费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0. 65%30.005工程验收费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0. 75%35.006工程保险费12部分投资合计x0.4%二生产准备费59.001生产人员培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)x1.75%23.002办公及生活家具购置费(建筑工程费+108、安装工程费）X0. 38%5.003工器具及生产家具购置费设备购置费X0. 25%8.004备品备件购置费设备购置费X0. 3%10.0005其他费用概算表表五: 单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价（万元）5联合试运转费设备购置费X0. 4%13.00四勘察设计费106.201勘察费、设计费计价格2002 10号工程勘察设计收费标准规定勘察费工程勘查收费基价X实物工作量X附加调整系数设计费按工程设计收费基价表用插入法计算90.002其他施工图预算编制费项目基本设计收费X8%7.20竣工图编制费项目基本设计收费X10%9.00其他项目总投资使用计划与资金筹措表序 号项 目单位合计109、11总投资万元5304.865304.861.1建设投资万元5190.465190.46其中：借款万元4152.374152.37自有万元1038.091038.091.2建设期利息万元101.73101.731.3流动资金万元12.6612.662资金筹措万元5304.865304.862.1项目资本金万元1041.891041.892.1.1其中：用于建设投资万元1038.091038.092.1.2用于流动资金万元3.803.802.2债务资金万元4262.974262.972.2.1其中：用于建设资金万元4254.104254.102.2.2用于流动资金万元8.878.87流动咨金估算110、表序 号项 目单位最低 周转 天数周 转 次数11流动资产万元12.661.1应收账款万元30124.461.2存货万元1.611.2.1原材料万元30121.611.2.2燃料万元30121.2.3在产品万元30121.2.4产成品万元30121.2.5其他万元30121.3现金万元6066.602流动负债万元0.002.1应付帐款万元30120.003流动资金(1-2)万元12.664流动资金本年增加额万元12.665自有流动资金万元3.806流动资金借款万元8.877利息万元0.39固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计23456789101固定资产万元5239.111、275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元199.09398.18597.28796.37995.461194.551393.651592.741791.831.3固定资产净值万元5040.184841.094642.004442.914243.814044.723845.633646.543447.442无形资产万元2.1摊销费万元2.2摊销费累计万元2.3无形资112、产净值万元3递延资产万元3.1摊销费万元3.2摊销费累计万元3.3递延资产净倌万元4无形及递延资产净倌万元5无形及递延资产摊销费合计万元2无形及递延资产万元52.9252.9252.9252.9252.9252.9252.9252.9252.922.1摊销费万元52.925.295.295.295.295.295.295.295.295.292.2摊销费累计万元291.075.2910.5815.8821.1726.4631.7537.0542.3447.632.3净值万元238.1547.6342.3437.0531.7526.4621.1715.8810.585.29固定资产折旧费，无形递113、延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计1112131415161718191固定资产万元5239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元1990.922190.022389.112588.202787.292986.393185.483384.573583.661.3固定资产净值万元3248.353049.262850.172651.072451.982252114、.892053.801854.701655.612无形资产万元2.1摊销费万元2.2摊销费累计万元2.3无形资产净值万元3递延资产万元3.1摊销费万元3.2摊销费累计万元3.3递延资产净倌万元4无形及递延资产净倌万元5无形及递延资产摊销费合计万元2无形及递延资产万元52.920.000.000.000.000.000.000.000.002.1摊销费万元52.925.290.000.000.000.000.000.000.000.002.2摊销费累计万元291.0752.920.000.000.000.000.000.000.000.002.3净值万元238.150.000.000.000.0115、00.000.000.000.000.00固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计202122232425261固定资产万元5239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元3782.763981.854180.944380.034579.134778.224977.311.3固定资产净值万元1456.521257.431058.33859.24660.15461.06261.962无形资产万116、元2.1摊销费万元2.2摊销费累计万元2.3无形资产净值万元3递延资产万元3.1摊销费万元3.2摊销费累计万元3.3递延资产净倌万元4无形及递延资产净倌万元5无形及递延资产摊销费合计万元2无形及递延资产万元0.000.000.000.000.000.000.002.1摊销费万元52.920.000.000.000.000.000.000.002.2摊销费累计万元291.070.000.000.000.000.000.000.002.3净值万元238.150.000.000.000.000.000.000.00总成本费用计算表序号项目名称单位234567891011电电电电电电电电电电生产成本万117、元257.94257.94257.94265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元0.000.000.007.867.867.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元118、15.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295.295.295.295.295.295财务费用万元208.84175.23140.15103.5269.1133.360.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元208.45174.85139.77103.1368.7232.980.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时346.64346.64346.6119、4357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.207售电总成本万元466.78433.18398.09369.32334.91299.16266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时627.29582.13534.99496.32450.07402.04357.72357.72357.72357.729经营成本万元53.5653.5653.5661.4261.4261.4261.4261.4261.4261.42总成本费用计算表序号项目名称单位12131415161718192021电电电电电电电电电电生产成本万元265.8026120、5.80265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元7.867.867.867.867.867.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元15.6515.6121、515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295.295.295.295.295.295财务费用万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.122、20357.20357.207售电总成本万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.729经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.42总成本费用计算表序号项目名称单位2223242526电电电电电生产成本万元265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.281123、9.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元7.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元15.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295财务费用万元0.390.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元0.000.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时357.20357.20357.20357.203124、57.207售电总成本万元266.19266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时357.72357.72357.72357.72357.729经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.42借款还本付息计算表序号项目名称单位合计1234567891借款万元1.1年初借款本息累计万元4254.103568.352852.352104.781402.45673.021.1.1本金万元4152.373568.352852.352104.781402.45673.021.1.2利息万元101.73101.731.2本年借款额万元4152.374152.371125、.2.1融资万元4152.374152.374254.103568.352852.352104.781402.45673.021.3本年应计利息万元727.90101.73208.45174.85139.77103.1368.7232.981.3.1融资万元101.73101.73208.45174.85139.77103.1368.7232.981.4本年偿还本金万元4254.10685.75716.00747.57702.33729.43673.021.4.1融 资万元0.00685.75716.00747.57702.33729.43757.581.5本年支付利息万元829.63101.126、73208.45174.85139.77103.1368.7232.981.5.1进固定资产部分万元101.73101.731.5.2讲成本部分万元727.90208.45174.85139.77103.1368.7232.982偿还借款资金来源万元12039.60685.75716.00747.57702.33729.43757.58645.272.1利润万元8403.01481.37511.61543.19497.95525.05553.19440.892.2基本折旧费万元3583.66199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.092.3摊销费万元52127、.925.295.295.295.295.295.295.293偿还本金后余额万元4479.864偿还年限年6.896.89利息备付率ICR (%)%356.77425.33532.10713.471070.772231.29偿债备付率DSCR(%)%106.02106.42106.85106.92107.36120.74利润与利润分配表序号项目名称单位合计23456789上网电暈万千瓦时18603.00744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12售电价（含税）元/千瓦时1.471.471.471.471.471.471.471.47售电价（128、不含税）元/千瓦时1.261.261.261.261.261.261.261.26售电收入万元23373.00934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92补贴收入万元493.6882.2882.2882.2882.2882.2882.281营业收入万元23866.681017.201017.201017.201017.201017.201017.20934.92934.922销售税金及附加万元4280.62171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元3891.47155.66129、155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.662.2城建税万元194.577.787.787.787.787.787.787.787.782.3教育费附加万元194.577.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元7359.00466.78433.18398.09369.32334.91299.16266.19266.194利润总额万元16118.54534.86568.46603.54632.31666.73702.47653.17653.175所得税万元3352.7379.0483.3487.81163.29163.130、296税后净利润万元12765.81534.86568.46603.54553.27583.39614.66489.88489.887可供分配的利润万元12765.81534.86568.46603.54553.27583.39614.66489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元1276.5853.4956.8560.3555.3358.3461.4748.9948.997.2应付利润万元7.3未付利润万元11489.23481.37511.61543.19497.95525.05553.19440.89440.89累计未分配利润万元153619.64481.37992.98131、1536.172034.122559.163112.363553.253994.138息税前利润万元16856.08743.69743.69743.69735.83735.83735.83653.55653.559息税折旧摊销前利润万元21886.31948.08948.08948.08940.22940.22940.22857.94857.94利润与利润分配表序号项目名称单位101112131415161718上网电暈万千瓦时744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12售电价（含税）元/千瓦时1.471.471.471.471.132、471.471.471.471.47售电价（不含税）元/千瓦时1.261.261.261.261.261.261.261.261.26售电收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92补贴收入万元1营业收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.922销售税金及附加万元171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元155.66155.66155.66155.66155.66155.133、66155.66155.66155.662.2城建税万元7.787.787.787.787.787.787.787.787.782.3教育费附加万元7.787.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.194利润总额万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.175所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.296税后净利润万134、元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887可供分配的利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元48.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.997.2应付利润万元7.3未付利润万元440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89累计未分配利润万元4435.024875.915316.805757.686198.57663135、9.467080.357521.247962.128息税前利润万元653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.559息税折旧摊销前利润万元857.94857.94852.65852.65852.65852.65852.65852.65852.65利润与利润分配表序号项目名称单位1920212223242526上网电暈万千瓦时744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12售电价（含税）元/千瓦时1.471.471.471.471.471.471.471.47售电价（不含税）元/千瓦时1.136、261.261.261.261.261.261.261.26售电收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92补贴收入万元1营业收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.922销售税金及附加万元171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.662.2城建税万元7.787.787.787.787.787.787.787.782137、.3教育费附加万元7.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.194利润总额万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.175所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.296税后净利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887可供分配的利润万元489.88489.88489.88489.88489.138、88489.88489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元48.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.997.2应付利润万元7.3未付利润万元440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89累计未分配利润万元8403.018843.909284.799725.6810166.5610607.4511048.3411489.238息税前利润万元653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.559息税折旧摊销前利润万元852.65852.65852.6585139、2.65852.65852.65852.65852.65资金来源与运用序号项目名称单位1234567891资金来源万元5304.86739.24772.84807.93836.70871.11906.85857.55857.551.1销售利润万元534.86568.46603.54632.31666.73702.47653.17653.171.2基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元5.295.295.295.295.295.295.295.291.4建设投资借款万元4254.101.5短期负债万元1.5.140、1生产流动资金借款万元8.871.5.2短期借款万元1.6建设投资中自有资金万元1038.091.7流动资金中自有资金万元3.801.8回收固定及无形资产余值万元1.9回收流动资金万元2资金运用万元5304.86703.58734.94767.69799.81832.22781.32179.62179.622.1建设投资万元5190.462.2流动资金万元12.662.3所得税万元79.0483.3487.81163.29163.292.4应付利润万元2.5偿还建设投资借款万元685.75716.00747.57702.33729.43673.020.000.002.6偿还短期负债借款万元2.141、6.1生产流动资金万元2.6.2短期借款万元2.7建设期利息万元101.732.8奖金及福利基金(或公益金）万元0.0017.8318.9520.1218.4419.4520.4916.3316.332.9其它万元3盈余资金万元0.0035.6637.9040.2436.8838.89125.54677.93677.934累计盈余资金万元0.0035.6673.55113.79150.68189.57315.11993.041670.97资金来源与运用序号项目名称单位1011121314151617181资金来源万元857.55857.55852.26852.26852.26852.26852142、.26852.26852.261.1销售利润万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.171.2基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元5.295.290.000.000.000.000.000.000.001.4建设投资借款万元1.5短期负债万元1.5.1生产流动资金借款万元1.5.2短期借款万元1.6建设投资中自有资金万元1.7流动资金中自有资金万元1.8回收固定及无形资产余值万元1.9回收流动资金万元2资金运用万元179.62143、179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.622.1建设投资万元2.2流动资金万元2.3所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.292.4应付利润万元2.5偿还建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.6偿还短期负债借款万元2.6.1生产流动资金万元2.6.2短期借款万元2.7建设期利息万元2.8奖金及福利基金(或公益金）万元16.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.332.9其144、它万元3盈余资金万元677.93677.93672.64672.64672.64672.64672.64672.64672.644累计盈余资金万元2348.903026.833699.474372.115044.755717.386390.027062.667735.30资金来源与运用序 号项 目 名 称单 位19202122232425261资金来源万元852.26852.26852.26852.26852.26852.26852.261126.891.1销售利润万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.171.2基本折旧费万元199.0145、9199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元0.000.000.000.000.000.000.000.001.4建设投资借款万元1.5短期负债万元1.5.1生产流动资金借款万元1.5.2短期借款万元1.6建设投资中自有资金万元1.7流动资金中自有资金万元1.8回收固定及无形资产余值万元261.961.9回收流动资金万元12.662资金运用万元179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.62192.292.1建设投资万元2.2流动资金万元2.3所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.292.4应付利润万元2.5偿还建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.000.002.6偿还短期负债借款万元