1、机场800KW光伏屋顶并网发电系统工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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 概 述 5 1.1 必要性及可行性 6 1.2 光伏发电系统简介 7 1.3 光伏电站太阳能资源概述 7 1.4 项目业主简介 8第二章 2、光伏电站及电网位置 132.1 光伏发电站位置 132.2 接入电网位置 13 第三章 工程地质 143.1 光伏发电站工程地质条件 143.2 结论 14第四章 项目任务及规模 154.1 社会、经济情况概述 154.2 电力系统现状及发展规划 154.3 光伏电站建设规模 16第五章 光伏电站运输交通17 5.1 水路运输 175.2 铁路运输 175.3 公路运输 175.4 航空运输 18第六章 环境与水土保持设计 196.1 概述 196.2 光伏电站电磁辐射影响 196.3 无线电干扰 196.4 光伏电站噪音的影响 196.5 光伏电站对自然环境的影响 206.6 水土保持设计 3、206.7 绿化和临时占地恢复措施 20第七章 项目建设的研究成果21第八章 项目资金、发电量和减排量预算 21第九章 项目实施进度安排22第十章 项目的组织机构2310.1 主管部门2310.2 项目建设协调推进小组23第十一章 1MW太阳能光伏并网发电系统技术方案 2411.1 设计背景2411.2 项目总体介绍2511.3 系统方案设计2811.4 线路损耗计算4611.5 系统发电量预测47第十二章 财务评价及社会效果分析5012.1 财务评价5012.2 社会效果评价53第一章 概 述能源是经济和社会发展最重要的物质基础，是提高人民生活水平的重要条件。随着经济的发展和社会的进步，人类4、对于能源重要性的认识在不断的提高，能源问题已经成为世界各国共同关心的重大问题。 当电力、煤炭、石油等不可再生能源频频告急，能源问题日益成为制约国际社会经济发展的瓶颈时，越来越多的国家开始实行“阳光计划”，开发太阳能资源，寻求经济发展的新动力。欧洲一些高水平的核研究机构也开始转向可再生能源。丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转为电能，转变率5%，每年发电量可达5.61012千瓦小时，相当于目前世界上能耗的40倍。自从1954年第一块实用光伏电池问世以来，太阳光伏发电取5、得了长足的进步。但比计算机和光纤通讯的发展要慢得多。自1996年以来，世界光伏发电高速发展。表现在几种主要太阳电池效率不断提高，总产量年增幅保持在30%40%。我国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年17000亿吨标准煤。太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。我国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上。在我国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源。大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，西藏日辐射量最高达每平米7千瓦时。年日照时数大于2000小时。与同纬度的其他国家相比，与美国相近，比欧洲、日本优越得多,因而有巨大的开发潜能。2006年2月9日，国务院出台了国家中长期科学和技术发展规6、划纲要中，在能源这一重点领域中，优先主题包括：工业节能，煤的高效清洁利用，可再生能源的低成本规模化开发利用。规划纲要中还明确提出：到2020年，可再生能源在我国能源结构中的比重将达到16%。十一五规划中，也提出要节约优先，多元发展，优化生产和消费结构，构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系。2006年1月1日，可再生能源法在我国正式实施，这是国际上第五部正式的可再生能源的相关法律。此外，国务院及有关部委已经并且即将出台的配套实施细则一共有12条。这些实施细则从产业发展指导，电价，总量目标，财税补贴，专项基金，并网发电等各个细节方面对可再生能源的发展予以支持和细化。 11 必要性及可行性江苏省7、位于中国东部长江三角洲，气候湿润，光照充足，四季分明。江苏省是经济大省，国民生产总值一直居于全国前列，目前江苏省正朝着全面建设小康社会的宏伟目标挺进。无庸质疑，改革开放以来，江苏取得了令人瞩目的成就，分别提前7年和1年实现国内生产总值翻两番和人均GDP翻两番的目标，人民的物质与精神文化生活得到了极大的改善，但同时，环境、资源与经济、社会发展之间的矛盾也日益凸现，越来越成为江苏经济、社会发展的制约因素。时不我待，只有生态省建设才是江苏实现可持续发展的重要举措，也必将为江苏带来更广阔的社会、经济和生态的发展前景，从而实现跨跃式发展。解决环保与发展的问题是江苏乃至全国面临的重要课题。众所周知，环保与8、经济建设应该相辅相成，经济发展要跟环境相协调，把环境变美，经济才能持续发展，达到环境效益、经济效益、社会效益三丰收。江苏的生态环境保护既不能用停止发展经济来维系，也不能用破坏生态环境来换取经济发展的短期效应。只有遵循社会发展的规律，坚持经济建设和生态环境保护并举，在发展中重保护，在保护中求发展，方能使江苏走上生态良好、人与自然和谐的可持续发展之路。大力开发、利用太阳能正是应对能源匮乏、缓解电力紧张、保障可持续发展的有效手段，目前已经为越来越多的国家所认可。目前，光伏发电的利用方式已不仅仅局限于为偏远地区提供电力，利用建筑顶面及空旷地面建设大型兆瓦级并网电站是光伏发电发展的必然趋势，欧美等发达国9、家在这方面早已走在了前面，我国发达省份应该参照发达国家的经验迎头赶上。可以预见，大型光伏电站的建成，不仅可以把丰富的太阳能资源优势转化成源源不断的电力供应给城乡生产、生活之用，而且对于电网还可以起到调峰作用；不仅具有环保效益，更可以为江苏营造一种清新、自然、环保、健康、进步、面向未来的崭新形象。12 光伏发电系统简介光伏发电通常有两种利用方式，一种是依靠蓄电池来进行能量的存储，即所谓的独立发电方式，但是由于受到蓄电池的存储容量、使用寿命的限制，造成成本较高，虽然目前我们有很多措施可以保护蓄电池，比如在控制回路中加入更多的保护措施，使用目前比较先进的超电容保护装置等；另一种利用方式为并网使用，当10、地的电网事实上可以看作是一个庞大的蓄电池，将太阳能发电系统所发出的电力输送到电网中供给其他负载使用，而在需要用电的时候则从电网中获取电能，电网就起到蓄电池的作用，相比起来，电网是一种免费的蓄电池。这就可以完全解决太阳能发电储能问题。目前并网发电系统采用的并网逆变器一般拥有自动相位和电压跟踪装置，能够非常好的配合电网的微小相位和电压波动，尽量减少对电网的影响。13 光伏电站太阳能资源概述无锡市位于北纬317至322，东经11933至12038，长江三角洲江湖间走廊部分，江苏省东南部。东邻苏州，距上海128公里；南濒太湖，与浙江省交界；西接常州，去南京183公里；北临长江，与泰州市所辖的靖江市隔江11、相望。无锡市为江苏省省辖市，全市总面积为4787.61平方公里(市区1659平方公里，其中建成区面积188.14平方公里)，其中山区和丘陵面积为782平方公里，占总面积的16.8%，水面面积为1502平方公里，占总面积的31.4%。2003年末耕地面积为152.27千公顷。无锡市境内以平原为主，星散分布着低山、残丘。南部为水网平原；北部为高沙平原；中部为低地辟成的水网圩田；西南部地势较高，为宜兴的低山和丘陵地区。宜兴地区山体均作东西向延伸，绝对高度500米以上，最高峰为黄塔顶，海拔611.5米。锡山、江阴和市区的山丘总体上呈北东、北东东走向，其高度由西南往东北逐级下降。最高峰为惠山的三茅峰，海12、拔328.98米。无锡市属北亚热带湿润区，受季风环流影响，形成的气候特点是：四季分明，气候温和，雨水充沛，日照充足，无霜期长。气温，1月平均气温在2.8左右；7月平均气温在28左右。全年无霜期220天左右。无锡市区年平均降水量在1048毫米。雨季较长，主要集中在夏季。全年降水量大于蒸发量，属湿润地区。无锡市区日照时数2019.4小时。常见的气象灾害有台风、暴风、连阴雨、干旱、寒潮、冰雹和大风等。由于受太湖水体和宜南丘陵山区复杂地形等的影响，局部地区小气候条件多种多样，具有南北农业皆宜的特点，作物种类繁多。2003年无锡市气候特点是：气温特高，盛夏高温明显，降水正常略少，日照充足。建设地的月平均13、地表温度状况如下表所示。Monthly Averaged Earth Skin Temperature ( C)Lat 31.68 Lon 119.79JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDecAnnualAverage10-year Average 1.764.198.6914.719.623.626.125.722.215.99.253.0714.6建设地的月平均水平面太阳辐射状况如下表所示。Monthly Averaged Insolation Incident On A Horizontal Surface (kWh/m2/day)Lat 31.68 Lo14、n 119.79JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDecAnnualAverage10-year Average 2.632.943.404.494.994.875.235.133.843.513.092.703.9014 项目业主简介无锡尚德太阳能电力有限公司是一家集研发、生产、销售为一体的高新技术光伏企业，主要从事晶体硅太阳电池、组件、光伏系统工程、光伏应用产品的研究、制造、销售和售后服务。公司的技术和产品水平已达到甚至超过国际光伏行业先进水平，产品在世界各地深受青睐，其中欧美、中东、非洲和东南亚地区市场占尚德公司业务总量的80%。中国市场已经广泛应用到通信15、广电、交通、石油、照明和其它行业如军队等。尚德公司积极参与和承建了世行项目、西部光明工程项目和2008年北京绿色奥运工程，其卓越的生产力和产品品质受到了国内外市场的好评。2001年，师从澳大利亚南威士大学世界太阳能之父马丁格林教授，国际太阳能光伏领域一流的科学家施正荣博士回到祖国，创办了尚德太阳能电力有限公司，专业从事太阳电池、组件和太阳能发电系统的研发、制造和销售。2005年底公司生产能力达到了150兆瓦，占国内光伏总产能的60%以上，跻身世界光伏行业八强，实现销售收入19亿元，产品80%出口欧美市场。2005年12月15日，尚德公司在美国纽约交易所挂牌上市，成为中国第一家在国际主流资本市16、场融资的高科技民营企业，由此被称为世界光伏产业发展史上的一个奇迹，也被称为中国新能源产业的一面旗帜。2006年公司产能达到300兆瓦，销售收入超50亿元，挺进世界前三强。尚德公司的超常规发展改变了人们对光伏技术和产品的消极态度，培育和带动了一大批光伏产业链企业，给投资者投资光伏产业以很强的信心。尚德公司的发展受到了中央，省、市等各级政府的亲切关怀和大力支持，国务院温家宝总理于2004年3月亲临尚德公司视察，给尚德公司和光伏产业以极大的肯定和鼓励。 尚德公司是中国首家获得TV，IEC，CE和UL等国际质量认证证书的光伏企业。作为中国光伏产业的领军企业，尚德公司的太阳能发电产品已经在国内外的城市建17、设、户外公用设施建设、军队、通讯、海事、交通、照明等诸多领域得到了广泛的应用，并在中国的“西部光明工程”和“送电到乡工程”中发挥了重大作用，承接了许多城市的太阳能发电科技示范工程。尚德公司不断推广光伏建筑一体化（BIPV）技术的应用。公司产品凭借卓越的性能和品质被国家商务部选定为政府对外援助项目产品。 随着可再生能源法的颁布和正式实施，以及各项配套政策的出台，国内的太阳能发电市场即将起飞，尚德将致力于开发太阳能发电系统集成工程项目，积极发展光伏建筑一体化，在国内开创更加广阔的太阳能发电的天地。1.4.1尚德公司被称为光伏产业的中国超越者2002年9月，尚德公司第一条10兆瓦太阳电池生产线投产，18、产能相当于此前四年全国太阳电池产量的总和，中国晶体硅太阳电池制造水平由此走在了世界的前沿。公司依靠持续不断的自主创新，实施全面的国际化战略，以光一般的速度，创造了超越发展的奇迹：2004年9月，尚德实现产能50兆瓦，进入世界光伏产业前十强。2006年7月，尚德公司与世界十大硅材料供应商之一的美国MEMC公司签订了时间长达10年总额达60亿美元的硅材料供应协议，为尚德的全球化长远发展提供了充实的原材料保证。2006年8月，尚德公司全资收购日本本土最大的专业太阳能光伏企业MSK公司，成为尚德电力全球化战略全面实施的又一重要转折点。 2006年8月18日，上海尚德太阳能电力有限公司宣告成立。 20019、6年8月，尚德电力董事长兼CEO施正荣博士被纽约证券交易所聘为国际顾问。 2007年元月，尚德电力董事长兼CEO施正荣博士荣登2006CCTV中国经济年度人物榜位。 根据发展规划，到2010年，尚德太阳电池生产规模将达到1000兆瓦，将跻身全球前二强。尚德公司被誉为中国光伏产业的一面旗帜2006年，中央求是杂志社派出调研组对尚德公司进行了为期一周的详尽调研，在9月出版的求是杂志上刊发了题为光伏产业的一面旗帜的调研报告，对尚德公司的跨越式发展进行了高度评价。尚德公司制造的光伏产品全部拥有完全自主知识产权，制造技术全球领先，所有产品通过IEC、CE、TUV、UL等国际权威认证。尚德矢志为中国的光伏20、产业做贡献尽管我们的产品在国际市场供不应求，也是全球光伏行业盈利水平最高的企业，但推动国内市场的发展，让太阳能光伏这种绿色能源造福国人一直是我们追求的目标。尚德公司秉承创新、协作、团队、速度的企业精神，不断开拓创新，务实奋进。通过持续的技术创新和扩大生产规模，不断降低太阳能电池的制造成本,从而使太阳能这一取之不尽、用之不竭的绿色能源走进千家万户，为人类发展创造更加美好的明天！一、国内武警森林指挥部30套移动式太阳能光伏电站西藏边防军队哨所32套生活通信用太阳能光伏电源系统，总计72KW中国江苏通讯基站太阳能光伏电源系统2套，总计10KW中国贵州通讯直放站太阳能光伏电源系统，总计45KW西藏地区21、太阳能光伏电站，总计60KW广东通讯领域光伏系统供电项目120套，总计300KW内蒙古乌海太阳能光伏供电扬水站，总计15KW承接配套外国政府援助蒙古国15KW太阳能光伏电站沈阳军区6套4KW军用通讯太阳能电站，合计24KW承接配套外国政府援助西藏地区太阳能光伏供电水泵42KW扬中屋顶独立太阳能发电系统及太阳能路灯，总计5KW全国各海事系统太阳能光伏电站，合计50KW徐州太阳能公交站台50套，合计15KW江苏省委大院太阳能供电系统4KW江苏省委大院太阳能供电系统6KW（二期）苏州艾默生电动自行车太阳能充电站1.5KW郑州洛阳高速公路电子监控器太阳能供电系统48KW中朝边境军队通讯基站太阳能供电系22、统7套28KW无锡机场BIPV75KW，屋顶发电725KW，共计800KW光伏并网发电系统上海虹桥国际大厦BIPV18KW苏州国检大厦太阳能光伏并网发电系统38KW无锡工业设计园太阳能供电系统300KW湖州高速公路监控系统15个点10KW深圳中兴广场太阳能供电系统25KW北京奥运会主体育场太阳能供电系统150KW（进行中）二、国外德国COLB太阳能光伏电站60KW泰国乡村太阳能光伏电站106KW菲律宾PASIG太阳能光伏电站5套，总计320KW澳大利亚10套独立型太阳能用户光伏电源系统，总计43KW印度尼西亚的便携式太阳能光伏电源，总计15KW中兴蒙古通讯基站45个站点独立供电系统华为刚果金通23、讯基站25个站点独立供电系统西班牙瓦伦西亚500KW并网太阳能光伏发电系统第二章 光伏电站及电网位置21 光伏电站位置一：无锡机场拟建设的太阳能光伏电站选址位于无锡市，站址东经12038，北纬322。22 接入电网位置一：接入电网为东经11933，北纬317。第三章 工程地质31 光伏电站工程地质条件无锡市境内以平原为主，星散分布着低山、残丘；南部为水网平原；北部为高沙平原；中部为低地辟成的水网圩田；西南部地势较高，为宜兴的低山和丘陵地区。宜兴地区山体均作东西向延伸，绝对高度500米以上，最高峰为黄塔顶，海拔611.5米。锡山、江阴和市区的山丘总体上呈北东、北东东走向，其高度由西南往东北逐级下24、降。最高峰为惠山的三茅峰，海拔328.98米。32 结论参考地区场地工程性质较好，地震活动较微弱，断裂不发育，属相对稳定地区，适宜建设。第四章 项目任务与规模41 社会、经济情况概述经济发展，电力先行。为积极应对电负荷不断升高趋势，缓解地区局部用电紧张状况，无锡市今年将再拿出个亿投入地区电网建设，排出个项目套餐立体推进。规划图箭标显示：千伏电网是无锡市用电的重要电源，2007年的“三步曲”是“一改、一扩、一新”，即斗山变改造，梅里变扩建及新建锡西南变。千伏重点电网建设亮点为，伏湖、双河、侬坝、塘头、天华、荆溪等输变电工程，除此还将新扩建千伏及以上变电所座，投产千伏及以上线路千米，增加变电容量万25、千伏安，届时无锡电网的供受电能力将进一步提高，电网结构将进一步改善。42 电力系统现状及发展规划 至年底，无锡电网拥有的千伏及以上变电所座，线路长度超过千米，变电容量达到万千伏安，位居省内前列。目前无锡地区共分个独立供电网，即宜兴与常州南部的常州南网和市区与江阴的锡澄网。专家评估报告预计，今年无锡地区的最高用电负荷将超过万千瓦，同比增长；地区网供最高负荷将达万千瓦，比去年增长左右；全社会用电量将达亿千瓦时，同期相比增长。随着经济的发展以及投资环境的改善，无锡市近期将有多种生态开发、养殖种植以及旅游项目的建设，对于电力资源的需求将有较大的增长。根据无锡市电力有限责任公司关于“十一五”期间正镶白旗26、电力建设规划，未来电力负荷将会有很多的增加。从以上分析可以看出，在无锡市建设太阳能光伏电站不仅可以充分利用当地丰富的太阳能资源，对于发展当地的工农业生产、旅游产业，加强电网结构，保持生态环境都具有重要的现实意义。43 光伏电站建设规模及进度无锡新机场的建设众所关注，800KWp光伏屋顶并网工程分两个阶段进行。一期工程在新航站楼侯机厅导光带屋顶安装太阳能光伏幕墙组件，光伏电站功率总计75KWp, 采用就近并网方式，通过并网逆变器逆变为AC400V馈入电网，预计一期工程将于2007年10月30日竣工。无锡新机场二期工程是在国内航空货运楼和国际航空货运楼屋顶安装太阳能组件，屋顶面积共计8000m，预27、计安放太阳电池组件725KWp，采用就近并网方式，通过并网逆变器逆变为AC400V馈入电网，预计二期工程将于2008年10月30日竣工。机场建筑建设采用高规格高水平太阳能光伏系统产品，将大为提升无锡机场特别是无锡绿色环保科技城市形象。无锡机场屋顶光伏并网发电工程是国内首次大规模采用光伏玻璃幕墙，将成为光伏建筑一体化的新亮点。使用可再生能源的太阳能发电，节约了对不可再生能源的消耗，同时减少了二氧化碳、二氧化硫、粉尘等各类污染气体的排放，带来巨大的社会效益和环境效益。第五章 光伏电站运输交通51 水路运输上海港经过长期建设与发展，已成为我国综合性、多功能性的国际贸易大港。它担负着我国经济腹地进出口28、货物的运输任务，为我国最重要的枢纽港之一。无锡市南临太湖，北依长江，京杭大运河横贯东西，境内河道纵横，港口密布，形成了较为发达的水运网络。至2005年底，全市拥有内河航道通航总里程1546.92公里，其中等级航道里程340.78公里。全年完成水路客运量12万人次，水路客运周转量130万人公里，完成水路货运量1216万吨，水路货运周转量177280万吨公里，交通运输方便，往来船只频繁。52 铁路运输无锡站于1906年7月建站通车，位于沪宁线127.959公里处。管辖范围东起无锡南站，西至石塘湾站，东西延伸15公里。车站按技术作业为中间站，按业务性质为客货运站，无锡站主要办理客运业务兼有少量的货运29、业务，无锡南站主要办理货运业务。1999年无锡站被定为特等站。南京火车站位于南京市北郊的紫金山麓、玄武湖畔，一九六八年十月与南京长江大桥同时开通启用，承担京沪、宁铜、皖赣铁路线的旅客、行包运输业务，是我国华东铁路枢纽的主要客运站之一，素有江苏省和南京市陆上大门和“窗口”之称。车站占地总面积120万平方米，设有候车大厅、软席及贵宾室、售票大厅、行李房，站前广场19657平方米， 并在市内设有鼓楼、三山街售票所。车站日均接发列车177.5对，平均4分钟就有一趟列车通过，行车密度居沪宁线之首。53 公路运输无锡市现有对外客运站18个，内有312国道，沪宁高速等。上海长途汽车客运总站位于上海火车站北广30、场，处于铁路、轨道交通一、三、四号线、公交、长途汽车等五种客运交通的交汇地，是特大型的公共交通基础设施，也是2008年奥运会和2010年世博会城市建设基础设施配套项目。5.4 航空运输 无锡机场现有机场一个，位于新区硕放镇西部。硕放机场为军民合用的4C级机场，设计年旅客吞吐量为60万人次，目前已开通至北京、广州、深圳、昆明、成都、厦门、重庆、武汉等航线，平均客座率超过70%。第六章 环境与水土保持设计61 概述本工程环境保护执行标准正在请示过程当中，拟执行的环境保护标准如下：本工程执行环保标准（暂按）环境要素执 行 标 准声环境城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中3类工业区标准厂界噪声31、工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）III类标准污水污水综合排放标准（GB8978-1996）二级标准62 光伏电站电磁辐射影响有关研究表明当大强度的电磁辐射长期作用于人体时，可使其健康状况受到危害。光伏发电场运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且距离居民区较远，不会对居民身体健康产生危害。对当地无线电、电视等电器设备不会产生干扰影响。63 无线电干扰无线电干扰源主要来自110KV高压配电装置，主要是高压屋外配电装置的电晕无线电干扰。防治的办法主要是对其设备提出技术要求，将配电装置产生的无线电干扰限制在规定的数值以下，并符合现行的导体和电器选择设计技术规定和高压配电装置设计技32、术规程的有关规定。另外据调查，所区附近没有对无线电干扰较敏感的军事和邮电等设施。64 光伏电站噪音的影响 光伏电站在运行过程中不产生噪音污染。65 光伏电站对自然环境的影响电站所在地无自然保护区、无古迹遗址、保护农田及耕地，不会影响生态环境。本工程光伏设备安装在新航站楼侯机厅导光带屋顶和国内航空货运楼和国际航空货运楼屋顶，不会对当地的生态环境有所影响，不会直接影响农业生态。66 水土保持设计在光伏电站建设过程中，由于建设场区、排弃土石、修建运行检查道路、铺设水管线、输电电缆敷设等，破坏了本区的地貌和植被，扰动了表层的岩土结构，导致土体抗蚀能力降低，土壤侵蚀加剧。依据中华人民共和国水土保持法及有33、关法律法规的规定，按照“谁开发、谁保护、谁造成水土流失、谁负责治理”的原则，对因电站建设造成的水土流失必须进行专项治理。水土保持方案的任务，主要是对光伏电站、线路、水管线等设施建设和生产过程中可能产生的水土流失进行预测，针对工程建设施工中直接造成或因光伏电站建设施工可能诱发的水土流失布设水土保持防治措施，确定水土保持措施工程量、治理进度和投资估算，拟定水土保持方案实施的各项保证措施及监测计划等。67 绿化和临时占地恢复措施鉴于光伏电站地区属于生态相对脆弱区域，上有生态系统遭到破坏后不容易恢复的特点，所以在电站建设中应十分注重植被的保护，以减轻对生态系统的影响。第七章 项目建设的研究成果大型光伏34、并网电站示范及规模化建设；不同太阳能电池组件并网发电试验及不同光伏电池性能检测；光伏硅材料的研发及产业化第八章 项目资金、发电量和减排量预算1. 投入资金预算：以上太阳能光伏并网电站总装机容量为800KW，以目前每瓦54.3元的市场平均价计算，共需投入资金4346万元。2. 经济效益预算：以无锡地区日照条件，800KW的太阳能光伏电站年净发电量920625.2 KWh,使用寿命以最低25年计算，共可产生电量23527087.5 KWh，推广清洁绿色能源、缓解峰电压力能起到很好的作用，具有可观的经济效益。3. 环境效益预算：由于太阳能光伏发电具有零排放、零噪音、永不枯竭等特点，在城市建设光伏并网35、电站具有显著的环境效益。800KW的太阳能光伏电站，每年可替代标煤437吨，减排784吨，运行25年共可替代标煤10925吨，减排19600吨，具有巨大的环境和社会效益。第九章 项目实施进度安排一、项目实施进度安排按照完成前期工作，正式开展进入实质性阶段为准。1、太阳能电站的方案论证和评审30天；2、电力公司的并网一次二次设计及并网批文60天；3、江苏省发改委电价批文30天；4、所有图纸到位材料采购时间30天；5、设备运输时间10天；6、电站建设施工和并网施工60天。二、项目实行项目管理制度，从项目开展到项目完工总计120天。 第十章 项目的组织机构101 主管部门该项目主管部门为无锡尚德太阳36、能电力有限公司承担项目的管理工作。102 项目建设协调推进小组组 长：解晓南（无锡尚德太阳能电力有限公司副总经理）副组长：蔡世俊（无锡尚德太阳能电力有限公司副总经理） 张光春（无锡尚德太阳能电力有限公司副总经理）成 员：占远清郝 治杨 林张 凡倪克俭朱知洋张羚羚刘 伟周 琳戴伯君王海兵第十一章 800KW太阳能光伏并网发电系统技术方案11.1 设计背景 和平、文明进步和可持续发展是人类社会的永恒主题。能源是经济社会发展的命脉，是提高人们生活水平的重要物质基础。然而进入二十一世纪，全球工业化和现代化带来的能源消耗急剧增长，使本已有限的不可再生能源，面临匮乏的危机；一次能源大量消耗引起的环境污染和37、生态环境持续恶化，更是威胁现代社会文明和可持续发展的十分严峻的问题；国际社会国家和地区间政治、军事和经济冲突，也从根本上与各自的能源利益密切相关。二用廉价方式开采的化石能源的高峰期即将来临, 化石能源行将枯竭;一场以太阳能等可再生能源取代化石能源的伟大变革，必将在本世纪发生。 除了环境因素，发展可再生能源的另一个重要原因就是能源安全和可靠供给。例如当前欧盟的能源进口量是50，如果不大力发展可再生能源，到2010年进口能源比例将达到60，2020年将达到70。 欧洲议会为了保证达到“京都议定书”要求的，到2010年减排21的温室气体和将可再生能源占总能耗的比例翻翻的目标，制定了“可再生能源电力促38、进导则”。导则的重要目标是到2010年，可再生能源将在欧洲范围内占到总能耗的12，可再生能源电力将占到总发电量的22。 中国常规能源人均占有量低于世界平均水平。众多的人口及经济发展的迅猛速度，使得我国对能源的需求和环保的压力越来越大。发达国家德、日、美等都寄希望于新能源，期望在2010年太阳能发电、风力发电、生物质能发电达全国发电总量13%,2030年达515，2050年达1530，如此将可以满足CO2减排及能源可持续发展的需要。 利用太阳光发电是人类梦寐以求的愿望。从二十世纪五十年代太阳能电池的空间应用到如今的太阳能光伏集成建筑，世界光伏产业已经走过了半个世纪的历史。由于太阳能发电具有充分的39、清洁性、绝对的安全性、资源的相对广泛性和充足性、长寿命以及免维护性等其它常规能源所不具备的优点，光伏能源被认为是二十一世纪最重要的新能源。 随着世界各国对可持续发展战略的普遍接受，以及对石油、煤炭、天然气等化石能源逐渐耗尽的担心，包括近年来中美等大国频繁出现的能源短缺问题，作为可再生能源当中最具潜力的新能源，光伏能源的重要性和战略性进一步凸显，世界主要国家纷纷出台相关鼓励政策和法律。1999年以来在世界各国尤其是美、日、德等西方发达国家先后发起的大规模国家光伏发展计划和太阳能屋顶计划的刺激和推动下，世界光伏产业以每年30以上的增长率保持着高速发展，是比IT发展还快的产业。尽管目前世界光伏发电累40、积装机容量不到世界电力装机总容量的千分之一。但是作为一种可再生的清洁能源，专家预测光伏发电将在二十一世纪前半期超过核电成为最重要的基础能源之一。至于是2030 年还是2050年最后几年超过，只是个时间问题。 光伏发电有两种利用方式，一种是传统的依靠蓄电池来进行能量的存储，即所谓的独立发电方式，但是蓄电池的存储容量非常有限，成本也很高，而且寿命一般为3-5年，维护费很高，蓄电池损坏以后的回收也是一个问题。虽然目前我们有很多措施可以保护蓄电池，比如在控制回路中加入更多的保护措施，使用目前比较先进的超电容保护装置等；另一种利用方式为并网使用，当地的电网事实上可以看作是一个庞大的蓄电池，将太阳能发电系41、统所发出的电力输送到电网中供给其他负载使用，而在需要用电的使用则从电网中获取电能，电网就起到蓄电池的作用，相比起来，电网是一种免费的蓄电池。这就可以完全解决太阳能发电储能问题。目前并网发电系统采用的并网逆变器一般拥有自动相位和电压跟踪装置，能够非常好的配合电网的微小相位和电压波动，尽量减少对电网的影响。 11.2 项目总体介绍1、项目在地的环境条件无锡市属北亚热带湿润区，受季风环流影响，形成的气候特点是：四季分明，气候温和，雨水充沛，日照充足，无霜期长。气温，1月平均气温在2.8左右；7月平均气温在28左右。全年无霜期220天左右。无锡市区年平均降水量在1048毫米。雨季较长，主要集中在夏季。42、全年降水量大于蒸发量，属湿润地区。无锡市区日照时数2019.4小时。常见的气象灾害有台风、暴风、连阴雨、干旱、寒潮、冰雹和大风等。由于受太湖水体和宜南丘陵山区复杂地形等的影响，局部地区小气候条件多种多样，具有南北农业皆宜的特点，作物种类繁多。2003年无锡市气候特点是：气温特高，盛夏高温明显，降水正常略少，日照充足。正镶白旗地区的年平均水平面太阳辐射状况如下表所示：Monthly Averaged Insolation Incident On A Horizontal Surface (kWh/m2/day)Lat 31.68 Lon 119.79JanFebMarAprMayJunJulAu43、gSepOctNovDecAnnualAverage10-year Average 2.632.943.404.494.994.875.235.133.843.513.092.703.902、 项目建设地点 本项目在无锡机场建设总装机容量为800KW 的太阳能并网发电系统。3、项目概况 1）总述 本项目采用光伏并网发电系统，太阳能产生的电力经过逆变后直接送入低压电网，系统不设储能设备，减少蓄电池的二次污染。初步预计，太阳能发电总装机容量为800KW。根据要求，系统总体设计和系统产品满足国家光伏系统和产品的标准，并网系统设计满足光伏系统并网技术要求GB/T19939-2005，光伏（PV）系统电44、网接口特性IEC61727：2004。本光伏幕墙系统依据机场幕墙设计方提供的幕墙玻璃的设计方案而设计。2）系统组成 本系统主要由两部分组成，一部分包括太阳电池组件或太阳能光伏玻璃幕墙、并网逆变器、接线箱、连接导线及电缆等；第二部分包括电气接口、接地工程、逆变器室等设备设施等。3）太阳能电池组件 选用尚德电力公司生产的太阳能光伏组件，型号STP175S-24/Ac STP175S-24/Ac组件开路电压44.2V，峰值工作电压35.2V，串联组件数为S，最多为Smax；太阳能光伏玻璃幕墙，型号STPM185-16/SFJC，组件尺寸为1985mm1278mm，峰值功率185W，峰值电压24.2V45、，峰值电流7.64A，采用中空夹层玻璃封装。装机总容量为800KW。 4）方阵数量、电压等级、电池板数量 太阳能光伏组件方正共用STP175S-24/Ac组件4104块，由18片组件串联组成一个支路，38个支路并联组成一个子方阵；每个子方阵功率为1751838=119.7 KWp；整个太阳电池阵列由6个子方阵组成，总功率为119.7 KWp6=718.2 KWp。太阳能光伏玻璃幕墙方阵共选用STPM185-16/SFJC幕墙组件400块，组成8个子方阵，每个子方阵配套一只并网逆变器；其中4个子方阵由134块 组件组成，另外4个子方阵由124块 组件组成，总功率400185=74KWp。5）并网46、逆变器及逆变器室 由上所述得知，整个系统共分为6个和8个方阵，每个方阵作为一个独立的发电单元控制，每个单元安装一台SG100K3型逆变器，逆变器的交流输出全部接到低压配电中汇总。逆变器输出为三相AC400V、频率50HZ、逆变器效率大于96%。逆变器具有极性反接保护、电网电压异常保护、电网电压异常保护、孤岛效应保护、过热保护、直流过载保护、接地保护等功能，并具有主动和被动两种方式进行保护。在温度异常、保险丝熔断、交流过电流、直流欠电压、直流过电压、直流过电流等异常情况下，逆变器均能够及时将逆变器与电网断开，保证系统安全运行。 并网逆变器为并网发电系统提供完善监测手段，系统通讯通过RS-485总47、线通讯，每台逆变器安装一块通讯板，一台主控逆变器安装有数据采集板，数据采集板主要采集环境温度、光照度、风速等相关参数，通讯中心配备一台上微机，上微机安装有专用的通讯监控软件，可以实时显示累计发电量、方阵电压、方阵电流、方阵功率、电网电压、电网频率、实际输出功率、实际输出电流。显示系统通同时同时配有40，液晶电视，使显示更加直观。 6）避雷及接地保护 光伏发电系统防雷包括直击雷和感应雷，光伏发电系统结构件通过接地体接地防止直击雷，防雷接地电阻小于10，接地电阻通过电阻测量仪测量。在光伏阵列输出端和交流输出端，防止二次感应雷，安装防雷模块。 11.3 系统方案设计 1、系统构成 1）方案描述 太阳48、能光伏并网发电系统是利用太阳电池板将太阳能转换成直流电能，再通过逆变器将直流电逆变成50赫兹、AC400V的三相交流电。逆变器的输出端通过配电柜与变电所内的变压器低压端（AC400V）并联，对负载供电，并将多余的电能通过变压器送入电网。本电站无蓄电池储能设备，当阴雨天无太阳时，由电网供电给负载。 2）主要部件说明 光伏并网发电系统的主要部件包括太阳电池组件和并网逆变器，均采用了国际上先进而又成熟的技术，这些技术已通过十多年的成功运行的考验。 在系统中，我们采用我公司设计生产的高效晶体硅太阳电池STP175S-24/Ac，光伏幕墙玻璃STPM185-16/SFJC，具体参数参见组件参数表 参数分49、类STP175S-24/Ac组件类型单晶组件额定开路电压44.2V额定短路电流5.2A峰值工作电压35.2V峰值工作电流4.95A峰值功率输出175Wp最大系统电压1000V抗风压强2400Pa电流温度系数0.060.01（%/K）电压温度系数-（15510）mV/K功率温度系数-（0.50.05）%/K额定工作温度482使用温度范围（-40）（+85）接线盒特性说明BOX07接线盒组件尺寸1580mm808mm35mm组件重量15.5kg连接线特性说明LAPPTHREM SOLAR plus（有CE标记） 名称分类STPM185-16/SFJC组件类型多晶硅组件额定开路电压30V额定短路电流50、8.33A峰值工作电压24.2V峰值工作电流7.64A峰值功率185Wp最大系统电压1000V3）系统连接图机场货运楼光伏屋顶并网系统方阵连接图400V低压配电柜光伏子阵列 接线箱 100KVA逆变器 光伏子阵列 接线箱 100KVA逆变器 光伏子阵列 接线箱 100KVA逆变器 机场航站楼光伏幕墙并网系统方阵连接图400V低压配电柜光伏子阵列 接线箱 10KVA逆变器 光伏子阵列 接线箱 10KVA逆变器 光伏子阵列 接线箱 10KVA逆变器 2、设计依据及标准 根据实际情况和标书的中的要求，系统总体设计和系统中的产品满足中国光伏系统和产品的标准，系统输出电能质量满足并网光伏发电系统技术要求51、中电能质量的要求。光伏组件满足国际标准光伏组件标准IEC61215。1）太阳电池组件的技术要求A、太阳能电池组件的转换效率大于等于14%，使用20年后功率衰减不得超高总功率的20%。 B、太阳能电池组件的封装钢化玻璃要具有较好的强度和环境适应能力能抵御冰雹及积雪和抗清洗，并具有在环境温度为-3540条件下不破碎，直接透过率大于90%，直接反射率小于8%。 C、太阳太阳电池组件的额定输出功率Wp180W。D、性能要求a、物理性能要求说明太阳能电池组件采用的晶体硅材料，并给出太阳能矩阵实际转换效率。 玻璃表面应采用低含铁量的、高机械强度的、高透射率的钢化玻璃，正面应能承受大于3040m/s 的风载52、及沙石、冰雹或其他异物的撞击，卖方还需提出钢化玻璃的透光率和有关强度的技术指标。 利用先进的层压技术，保证在恶劣的环境侵蚀等各种条件下电气线路 的稳定性。 电池板应采用轻便、坚固、抗盐雾、抗潮湿腐蚀的框架，且整个框架完全密封。 接线盒应为全天候型且方便与外电路连接。b、电气性能要求在标准条件下(大气质量AM 为1.5，标准光强为1000W/m2 ，温度为25，光照面上的不均匀性小于5% ，稳定性1%)，转换效率应不低于14%，而且使用10 年后，其效率不低于原来的90%，太阳能板使用寿命不小于20 年。2）方阵支架技术要求 A、方阵的支撑结构要保证组件与支架的连接可靠，可以方便电池板的更换，可53、以抗内蒙古地区最大风速、同时具有抗冰雹、积雪等能力。 B、绝缘性能：方阵输出端与支撑结构间绝缘电阻在相对湿度小于80时，用500兆欧表测量不应低于100M。C、电池板的安装支架要采用切实有效的防腐措施，所有紧固件连接件即要达到紧力要求还要保证不锈蚀，拆卸容易。D、太阳能支架应采用抗腐蚀材料制成，并与太阳能板框架具有相同的膨胀系数，其品质必须符合相关国际品质标准。支架的零配件如螺丝、垫片等，采用不锈钢材料，应具有良好的耐腐蚀能力。支架应能灵活地进行现场拆装，无需专用工具和材料，并保证太阳能模块之间的电气与机械的可互换性。单支架方阵面组件排列图组件支架采用418结构，倾角为31，每组支架安装组件754、2片，共计57组支架。太阳电池阵列间距的设计计算3）并网逆变器及电能质量要求A、根据每个区域安装太阳能方阵容量不同，每个区域匹配的逆变器数量和功率均不相等。B、光伏并网逆变器输出电压在电网公共连接点（PCC）处的允许偏差应符合GB12325-1990 的规定，三相电压的允许偏差为额定电压的7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。C、光伏并网逆变器与电网同步运行。电网额定频率为50Hz ，光伏并网逆变器输出频率允许偏差应符合GB/T 15945-1995 的规定，即偏差值允许0.5Hz。D、光伏并网逆变器工作时不应造成电网电压波形过度的畸变，和/或导致注入电网过度的谐波电流。光伏并55、网逆变器额定输出时，电流总谐波畸变率限值为5%，各次谐波电流含有率限值为4%。E、光伏并网逆变器的输出大于其额定输出的20时，平均功率因数应不小于0.85（超前或滞后）。F、光伏并网逆变器能够适应室外恶劣的环境，防护等级必须达到IP65，逆变器的效率大于92%，同时具有MPPT 最大点跟踪技术。H、光伏并网逆变器具有齐全保护功能，如极性反接保护，电网故障自诊断功能，系统故障自诊断功能，同时必须具有可靠的防“孤岛效应”功能。I、光伏并网逆变器必须配有先进的通讯接口，同时提供太阳辐射数据采集接口、光伏方阵温度采集接口，大气气流采集接口。J、保护功能 过电流保护当逆变器工作电流超过额定值150%时，56、逆变器应能自动保护，当电流恢复正常后，设备应能正常工作。 短路保护当逆变器输出短路时，应具有短路保护措施。短路排除后设备应能正常工作。 极性反接保护输入直流极性相反时，设备应能自动保护。待极性正接后，设备应能正常工作。 雷电保护逆变器应具有雷电保护功能。K、安全要求 绝缘电阻逆变器直流输入与机壳间的绝缘电阻50M逆变器直流输出与机壳间的绝缘电阻50M 绝缘强度逆变器直流输入与机壳间应能承受频率50Hz、下弦波交流电压500V 、历时1min 的绝缘强度试验，无击穿或飞弧现象；逆变器直流输出与机壳间应能承爱频率50Hz、下弦波交流电压1500V 、历时1min 的绝缘强度试验，无击穿或飞弧现象。57、 逆变器输出安全性设计时考虑高压输出端的电极不会被人手触及。L、并网控制逆变系统同时应应具备的功能： 计算机利用电子断路开关，控制太阳能电池方阵的工作状态，在需要检修某部分太阳能电池方阵的时候，它可以提供一些解决方案，我们还可以使用计算机将这部分电池组件从系统中分离出来。 控制系统能够将太阳能方阵电池方阵所产生的电能在最后进行整合，并与整个区域的负载连接起来，使它们得到相同、稳定的电压和电流。 该系统能够使得这些控制器在最佳的工作条件下进行工作，尽量减少因为负载不匹配而造成的能量的消耗。 所有的数据能够保存至少15 天以上，根据这些数据使我们能够分析整个系统的运行情况，并对以后的运行状况作出一58、些预测，预先对系统存在隐藏的问题进行检修，保证系统能够最为稳定最经济的运行。 远程通讯功能能够在系统出现问题的时候，立即与控制人员取得联系，以便以最快的速度判断问题的所在，并提出解决措施，使问题获得解决。 作为一套与电网相连的系统，当电网断电时，该系统无法独立为电网供电，计算机控制系统能够迅速地切断与电网的联系，使系统处于独立地运行的状态，并保证系统的安全。M、关于逆变器室有以下设置方案 在项目配套的办公楼一楼设置一定面积的逆变器室，将控制系统、操作监控系统集中布置。投标方应根据系统情况从技术角度说明其逆变器室的布置形式。4）电线、电缆技术要求A、逆变器直流输入端采用铜芯软导线，导线能够在-659、0180 的温度下正常工作，导线经过紫外线长期照射后不会发生硬化、绝缘降低。B、电力电缆的选用应满足系统要求，质量符合国标要求，具体要求中标方见技术协议。3、太阳电池方阵设计 1）太阳电池组件 根据技术要求，组件功率要求180Wp以上，我们采用我公司标准系列组件，光伏组件型号为：STP175S-24/Ac，光伏玻璃幕墙型号为：STPM185-16/SFJC。 无锡尚德公司太阳电池组件设计及鉴定按照IEC61215 进行，其中描述了机械载荷测试相当于风速为130km/h，安全系数为3的要求对组件进行试验。本公司委托认证机构进行这些性能的测试。认证机构为IEC认证、TUV认证、UL认证。2）系统电60、压设计 光伏方阵通过组件串并联得到，组件的串并联必须满足并网逆变器输电压和输入功率的要求。在集中式方案设计中，我们采用集中型逆变器，光伏并网逆变器的方阵最大功率为120KWp，逆变器MPPT输入电压范围为：450V880V，逆变器最高输入电压小于900V。STP175S-24/Ac组件开路电压44.2V，峰值工作电压35.2V，串联组件数为S，最多为Smax，则有：则： Smax=UDCmax/VOC=880V/44.2V=19.9(块) 选取18块 ，每支路串联的太阳电池组件功率为18175Wp=3150Wp；验算：A.组件串联的最高输出电压（开路电压）=1844.2V=795.6V880V61、； B.组件串联的最大功率点电压=1835.2V=633.6V； 并网逆变器SG100K3最大阵列开路电压880V， MPPT 范围450V880V，因此18块组件串联满足并网逆变器的使用要求。STPM185-16/SFJC幕墙组件开路电压30V，峰值工作电压24.2V，串联组件数为S，最多为Smax，则有：Smax=UDCmax/VOC=450V/30V=15(块) 选取13块 验算：A.组件串联的最高输出电压（开路电压）=1330V=390V450V； B.组件串联的最大功率点电压=1324.2V=314.6V； 并网逆变器SG10K3最大阵列开路电压450V， MPPT 范围200V3562、0V，因此13块组件串联满足并网逆变器的使用要求。3）方阵容量设计 系统电压确定太阳电池组件串联数目，方阵容量设计主要考虑相同串联组并联，对于集中型并网逆变器，需要太阳能电池组件并联之路较多。 机场货运楼光伏屋顶并网逆变器最大阵列输入功率120KWp，STP175S-24/Ac峰值功率185Wp，每支路串联的太阳电池组件功率为18175Wp=3150Wp，可以并联的支路数为N，则有：N=120 KWp /3.15 KWp =38.09 选取38路并联。由18片组件串联组成一个支路，38个支路并联组成一个子方阵；每个子方阵功率为1751838=119.7 KWp；整个太阳电池阵列由6个子方阵组成63、，总功率为119.7 KWp6=718.2 KWp。共计用STP175S-24/Ac组件18386=4104块机场航站楼光伏幕墙并网逆变器最大阵列输入电流40A，STPM185-16/SFJC幕墙组件短路电流8.33A，峰值工作电流7.64A，每个子方阵可以并联的支路数为N，则有：N=40A/8.33A=4.8选取4路并联。太阳电池方阵共选用STPM185-16/SFJC幕墙组件400块，组成8个子方阵，每个子方阵配套一只并网逆变器；其中4个子方阵由134块 组件组成，另外4个子方阵由124块 组件组成，组件总功率400185=74KWp。4）方阵支架设计 方阵支撑结构设计包括安装方式设计、方64、位角设计、支架倾角设计、阵列间距设计，以及支撑结构的基础、结构、零件的设计等内容。需根据总体技术要求、地理位置、气候条件、太阳辐射资源、场地条件等具体情况来进行。 安装方式设计 大型的太阳电池方阵的安装主要有固定式和跟踪式两种。固定式结构简单，安全可靠，安装调试及管理维护都很方便，跟踪式可增加发电量20%-30%，但须配备自动跟踪机构，系统投资成本增加，安装调试及管理维护都很复杂，可靠性降低，本案例采用固定式安装。 固定式支架倾角的设计 方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置，全年太阳 辐射分布，直接辐射与散射辐射比例，负载供电要求和特定的场地条件等，并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾65、角可采用专业系统设计软件来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角，根据气象资料，选择倾角为35。 方阵支架方位角的设计 一般情况下，太阳电池方阵应面向正南安装。 太阳电池阵列间距的设计计算 光伏阵列之间的间距不小于D： D= 0.707H tanarcsin(0.648cos-0.399sin) 式中为当地纬度（北半球为正，南半球为负），H 为前排最高点与后排最低点的高度差。 支架宽度为3016mm，当倾角为35时，H=1730mm 上海位于北纬42求得D=6000mm，在屋顶安装的太阳电池方阵，前后排的间距为6米。 4、逆变器输出设计 在光伏并网系统，并网逆变器是核心部分，目前并网型逆变器的66、研究主要集中于DC-DC和DC-AC两级能量变换的结构。DC-DC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC-AC逆变环节主要使输出电流与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。由于DC-DC变换环节和DC-AC逆变环节具有独立的控制目标和手段，因此系统的控制环节比较容易设计和实现。 光伏并网要求并网逆变器的输出电流与电网电压之间保持一定的相位关系，以此来保证并网系统不对电网产生污染，故并网系统中需存在锁相环节，以保证系统给定电流基本与电压同步。 1）集中型逆变器 直流侧安装断路器 直流侧与交流侧安装过压保护装置 通过内部安装的数据采集控制板，进行电站监测和数据评估 直流输入电压范围宽67、，MPPT 输入电压范围450V880V，最高耐压 900 V； 内置电网保护装置，具有防孤岛保护单元（MSD）； 温度范围宽：-20+60； 可采用采用多种通讯和显示方案，如电力载波通讯方案、无线通讯、数据 电缆（RS232、RS485）或显示屏进行检测和通讯；集中型逆变器工作原理图光伏并网逆变器技术参数型号 SG100K3 输入参数 建议最大光伏最大功率(PPV) 约120KWp 最大直流输入电压(DDC.max) 880V 输入电压范围MPPT(UPV) 450V880V 最大输入电流(IPV.max) 250A 直流电压维波(UPP) 5% 最多输入路数 6 直流分断 插拨电缆连接头 68、热敏过压保护 是 对地故障检测 是 错极性保护 短路保护二极管 输出参数 最大交流功率(PAC.max) 110KW 额定交流功率(PAC.nom) 100KW 总电流波形畸变率 3%功率因素0.99最大效率95%欧洲效率94%允许电网电压范围（三相）V320440允许电网频率范围Hz4751.5通讯接口RS485/Ethernet防护等级IP21(Indoor)使用环境温度-25+60使用环境湿度090%尺寸（宽高深）8002260600重量800隔离方式工频变压器保护极性反接保护、电网电压异常保护、电网电压异常保护、孤岛效应保护、过热保护、直流过载保护、接地保护紧急停机YES认证CE/EN69、50178/EN61000-3-2/EN61000-3-3/EN61000-6-2/EN61000-6-3/EN55022集中型逆变器照片 5、连接箱设计 连接箱是连接太阳电池方阵和逆变器专用器件，主要功能有太阳电池过载保护、雷击保护、过压保护、多路太阳能方阵并联等功能。常见的方阵连接箱如下图所示:连接箱一般安装在方阵附近，连接箱必须满足室外安装的要求，防护等级一般为IP65，连接箱主要有接线端子、防雷模块、直流断路器等组成。 1） 直流过载保护 对于由于意外事件造成组件对地短路，逆变器输入回路出现破坏性电流，损害逆变器，因此在逆变器与太阳电池方阵中间安装直流断路器，直流短路器满足太阳电池方阵70、正常电流输出，同时满足方阵系统最高电压1.5倍的冲击。在直流系统中，接线盒中的短路器不能采用交流断路器代替，必须采用直流断路器。我们采用ABB公司直流断路器。 2） 雷击保护 为了保证电力系统的安全运行和光伏发电及电力设施的安全，大型并网光伏电站必须有良好的避雷、防雷及接地保护装置，避雷、防雷装置应符合GB50057-94要求，接地应符合GB50169-92要求。 场地防雷：目的是使光电场及附属设施免遭直接雷击，可采用避雷针和避雷带两种方式。 A 光伏阵列防雷 根据计算30m高的避雷针，单针防护半径只有35m，两针之间的防雷间距也不足200m，大面积防护，须采用网点结构，布建多座避雷塔，显然因71、其遮挡太阳辐射而不宜用于光伏阵列的防雷。 避雷带是将金属导体沿被保护物顶部轮廓敷设，并保持适当的高度和距离，达到消引雷电荷、避免直接雷击的目的。 避雷带方式无须建立高大的避雷塔，应用于光电场的防雷，不存在遮挡太阳光的问题，而阵列支架本身就是金属导体，只要注意突出部位，并将支架良好接地，即可达到防雷效果，因而大型光伏电站的光电场防雷宜采用此方式，但须注意应有良好的接地系统。 B 场地建筑物防雷 可安装避雷针，按常规土建工程和电力系统处理。 电网线路防雷 直流侧的防雷 由于并网逆变器内部有直流侧防雷系统，因此直流侧的防雷系统不作单独处理。 C交流侧的防雷 交流侧的防雷主要是逆变器输出的低压配电部分72、。线路的防雷，通常使用不同容量和电压等级的避雷器，连接在导线与地之间，与被保护设备并联，用来限制过电压，使设备免遭过电压损坏。 线路防雷器件须具有无漏电流、通流容量大、残压低、防水、防潮、适用于户外安装等特点，并经公安部检测，符合GB3482-833 、GB482-83 和GA173-198等设备抗雷击国家标准。 系统接地保护设计： 最主要的要求是系统接地电阻要小，雷击保护系统的接地电阻应符合DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合的要求，一般不应大于10，在高土壤电阻率地区的接地电阻不应大于30。线路接地系统应符合DL/T621-1997交流电气装置的接地以及DL499-973、2农村低压电力规程的技术要求，接地电阻一般不应大于4。 光伏发电系统防雷包括直击雷和感应雷，太阳电池方阵结构件通过接地体接地防止直击雷，防雷接地电阻小于10，接地电阻通过电阻测量仪测量。 在光伏阵列输出端和交流输出端，防止二次感应雷，安装防雷模块。在并网系统中，因为系统点压较高，一般的防雷模块很能适应，需要耐压高，保护灵敏的防雷模块。在此系统中，防雷模块采用德国DEHNguard系列高可靠性防雷模块，型号为：DEHNguard 600。 6、关键技术说明 1）优质的电能输出 集中型逆变器置有高性能滤波电路，使得逆变器交流输出的电能质量很高，不会对电网质量造成污染。在输出功率50%额定功率，电网74、波动5%情况下，逆变器的交流输出电流总谐波分量（THD）3%。 并网型逆变器，在运行过程中，需要实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一致，所以功率因数能保持在1.0附近。 2）“孤岛效应”防护手段 “孤岛效应”指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。“孤岛效应”对设备和人员的安全存在重大隐患，体现在以下两方面：一方面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；另一方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并75、网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。 光伏并网逆变器均采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法。被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的幅值、频率和相位参数上，产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电，其中一种方法就是通过测量逆变器输出的谐波电流在并网点所产生的谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判断，当电网失电时，会在电网阻抗参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。 被动式防单独运行76、功能种 类 特 点 电压相位突变检测方式转移到单独运行时，并网逆变器输出将从功率因素1 变化到负载的功率因素，因此可通过检测该瞬间电压相位的突变来控制。 转移到单独运行时，若不发生相位变化则无法检测。 误动作少，比较实用。 频率变化主要检测转移到单独运行时的发电功率与负载不平衡引检测方式 起的频率突变。 注 检测时限0.5s 以内，保持时限510s。主动式防单独运行功能种 类 特 点 移频方式 在并网逆变器内部振荡回路上预置偏频，检测单独运行时出现的频率变动。 有功功率变动方式 在并网逆变器输出上预置周期性的有功功率变动，检测单独运行时出现的电压、电流或频率变动。 存在着正常时输出发生变动的可77、能性。 无功功率变动方式 在并网逆变器输出上预置周期性的无功功率变动，检测单独运行时出现的频率变动等。 负载变动方式 瞬间且周期性地与并网逆输出并联插入阻抗，检测电压或电流的突变。 注 检测时限0.51s。 此外，在并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作，当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要持续检测电网信号在一段时间（如90秒钟）内完全正常，才重新投入运行。 孤岛监测逻辑框图 需要指出的是，任何一种“孤岛效应”的检测方法均具有其局限性，需要同时从电站管理上来杜绝检修人员伤亡事故的发生，当停电对设备和线路进行检修时，需要先断开并网逆变器。 3）电气隔离上叙并网逆变器均带有78、隔离变压器，使得逆变器的直流输入和交流输出之间电气隔离开来。直流侧的太阳电池板阵列为“浮地”，正负极与地之间都没有电气连接，且逆变器在运行过程中，随时检测直流正负极的对地阻抗，从而保证了逆变器直流侧的短路故障不会影响到电网。 4）完善的通讯功能 光伏并网逆变器为发电系统提供完善监测手段，并网系统通讯通过RS-485总线通讯，每台逆变器安装一件通讯板，一台主控逆变器安装数据采集板，数据采集板主要采集太阳电池组件温度、光照度、风速等相关参数，系统通讯配备一台上微机，上微机与逆变器通过RS-485总线通讯，上微机安装有专用的通讯监控软件，可以实时显示累计发电量、方阵电压、方阵电流、方阵功率、电网电压79、电网频率、实际输出功率、实际输出电流。显示系统通同时同时配有40，液晶电视，使显示更加直观。7、系统配置清单 机场货运楼光伏屋顶并网系统配置清单序号名称型号数量备注1太阳电池组件STP175S-24/Ac4104多晶硅组件2太阳电池组件支架573并网逆变器SG100K364支架连接箱57含防雷5单元连接箱66直流配电柜27交流配电柜2含防雷8连接导线BVR 4mm60000m方阵距接线箱100m9连接导线BVR 225mm40000m抗紫外线10连接电缆VV2 325+116 mm1000m到显示系统的距离20m计算11显示系统1套机场航站楼光伏幕墙并网系统配置清单序号名称型号数量备注1太阳80、电池幕墙组件STPM185-16/SFJC400多晶硅组件2并网逆变器SG10K383连接箱STS4/1 IN8含防雷4交流配电柜STS38060KBOX1含防雷5连接导线BVR 4mm6000m方阵距接线箱100m6连接导线BVR 225mm4000m抗紫外线7连接电缆VV2 325+116 mm50m显示系统的距离20m计算8显示系统1套11.4 线路损耗计算 1、系统配线说明 光伏系统直流侧采用JG硅橡胶电线连接，导线型号为JG 4mm，组件内部通过组件自带的导线连接，组件串联得到的正负极输出后通过公母插头与4mm2JG 导线连接并接入连接箱。连接箱输出同样使用JG 16mm导线接入逆变81、器。光伏并网系统逆变器交流侧输出的电能，通过地下电缆与低压配电中心连接。连接电缆可以采用直埋电缆，直埋电缆是带护层的铠装电缆或铝包裸塑料护套电缆。根据逆变器输出功率，选择合适线经的电缆，将逆变器输出连接到低压批点中心。并网功率输出功率平均分配到AC400V的三相线路上，三相线路最大电流为150A，根据标准和技术要求，光伏并网发电系统线路损耗小于3%，交流输出线路长度较长，经过线路损耗计算，选择的电缆型号为：VV2 350mm（聚氯乙烯绝缘及护套钢带铠装电力电缆），每个逆变器交流输出通过1根电缆将太阳能发出的电能输送到最近的低压配电中心，实行并网发电。在低压配电中心设有电能计量设备，同时安装设备82、运行监控设备，及时了解设备的运行情况。系统配备无线传输系统，即每天发电量、设备的运行参数可以在无锡实时获得，及时评估系统的运行状态。 2、线损计算 光伏发电系统中， 系统连接采用耐候性好，抗紫外线强的JG硅橡胶绝缘导线，导线耐压1000V以上。组件间连接导线为1m，配备的导线一般为4mm，现以1栋楼系统为例计算直流侧和交流侧线路损失。 组件间连接导线选用4mm的导线，导线长度约为：L=2m18=36m， 组件输出到接线箱的长度为：40m。方阵接线箱到逆变器选用16mm的导线，导线长度大约为100m（4组并联） 连接导线总长：L1total=36m+40m=76m（4mm）； L2total=483、00m（16mm2）； 系统电压损失：ULoss=RLI=（5.09/km76m7.78A+1.24/km100m 7.78A4）1000=6.9V； 系统功率损失：PLoss=IULoss=6.9V7.78A10=544W； 功率损失百分比：PLossPE=544W100800100%=0.54%； 系统中直流线路损失为：0.54% 。逆变器输出交流电通过电缆与低压配柜相连接，由于低压配电柜与并网逆变器安装在一起，交流电缆很短，加之我们的发电量计量与逆变器连接很近，系统交流损失可以忽略不计。11.5 系统发电量预测 并网光伏发电系统的发电量,与当地的太阳辐射能量、太阳电池组件的总功率、系统的84、总效率等因素有关。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料, 专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算,求出系统的年总发电量、各月的日平均发电量,甚至某时刻的发电功率.这里仅根据有关气象资料预并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量，实际发电量会有一定偏差，这是正常现象。 2、倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量 从气象站得到的资料,一般为水平上的太阳辐量, 换算成光伏阵列倾斜面的辐射量,才能进行光伏系统发电量的计算.光伏阵列的安装方式一般有固定式、单轴跟踪、全跟踪三种。显然,要使光伏阵列全跟踪安装方式,也称为“双轴跟踪”在此项目中不使用。 对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列,所接85、受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，其中较为简便的计算日辐射量的公式如下：R = Ssin(-)/sin + D 图4-1倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图 式中： R倾斜方阵面上的太阳总辐射量； D散射辐射量,假定D 与斜面倾角无关； S水平面上的太阳直接辐射量； 方阵倾角； 正午时分的太阳高度角。3、发电量计算并网光伏系统的效率是指是: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。标称容量1KWp的组件，在接受到1KWh/m2太阳辐射能时理论发电量应为1KW。 并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率等三部分组成。 1）系统损耗86、和效率分析 光伏阵列效率1: 光伏阵列在1000W/太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于5%；灰尘影响组件功率损失小于5%；直流线路损失小于2%；无锡尚德太阳电池组件温度影响系数：-0.38%/K；除去以上损失，光伏阵列效率1=88%。 逆变器的转换效率2 : 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。对于高效并网逆变器可取2 = 96%。 交流并网效率3: 即从逆变器输出至高压电网的传87、输效率,其中最主要的是升压变压器的效率。对于本系统并于400V的公用电网，无须升压变压器。这里3 =100%。 2）太阳能辐射数据分析及发电量模拟系统的总效率等于上述各部分效率的乘积: =12 = 88%96%= 85%； 经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下： 预测发电量= SareaRsystemmodule； 式中： Sarea方阵总面积； RR倾斜方阵面上的太阳总辐射量； system并网光伏系统发电效率； module太阳电池组件转化效率；第十二章 财务评价及社会效果分析12.1 财务评价12.1.1 概述无锡机场并网电站建设规模为800KW。现依据国家计委、建设部88、联合发布的建设项目财务评价方法与参数（第二版）、电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编，和风力发电场项目可行性研究报告编制规程。并在国家现行的财税制度和价格体系下，以及合理的数据预测基础上进行财务评价，分析项目的效益与费用，考察项目的盈利能力和贷款的清偿能力等财务状况，判断项目在财务上的可行性。光伏并网电站建设期为0.5年，运行期20年，计算期取21年。12.1.2 基础数据12.1.2.1 投资总额与资金筹措本规划所需建设资金为4350.00 万元，单位千瓦投资为5437.5元/千瓦，铺底流动资金为5万元。12.1.2.2 成本数据（一）、发电成本 本项目发电成本主要包括修理费、材料费、89、其他费用，折旧费和摊销费，各项成本计算如下：折旧费=（固定资产价值-项目残值）/折旧年限其中建筑物按18年折旧，其它按10年折旧。固定资产价值=项目固定资产投资+建设期利息-无形资产价值本项目取固定资产价值的4%作为项目残值在正常运行期末回收。 其他费用定额取6元/KW。其他费用=总装机容量其他费用定额。 日常维护费定额取1元/KW。 无形资产价值=（项目固定资产投资+建设期利息）无形资产率无形资产率取2%，无形资产分十年摊销。发电经营成本指不包括折旧费、摊销费的全部费用。（二）发电收入和销售税金及附加的估算（1）发电的销售收入根据项目的电价按全部投资的内部收益率不小于8%反测，电价为3.5元90、/KWh（不含税）发电收入=上网电量上网电价上网电量是指在设计电量中扣除各项损耗之后的电量。（2）销售税金电力销售税金包括增值税、销售税金附加和所得税。增值税按财税2001198号文，财政部 国家税务总局关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知中规定新型能源生产电力实行安增值税额减半征收的政策。不含税销售收入的8.5%计取，附加税有城市建设费加费5%，教育附加费3%。以上附加税以增值税为基础征收。企业所得税按国税发200247号国家税务总局关于落实西部大开发有关税收政策具体实施意见的通知中规定：对设在西部地区以国家规定的鼓励类产业为主营业务，且当年业务收入超过企业总收入的70%的企业91、可按15%缴纳企业所得税。且经税务机关审核后，内资企业自开始生产经营起，第一年至第二年免征企业所得税，第三到第五年减半征收企业所得税。所得税额=利润总额所得税税率（三）经营成本经营成本=总成本费用-折旧费-摊销费-利息支出（四）利润利润总额=发电收入-总成本费用-销售税金附加税后利润=利润总额-所得税额利润分配的原则是利润总额在弥补五年内的以前年度亏损，并交纳所得税后进行利润分配，税后利润需提取6%的法定盈余公积金和4%的公益金后，剩余部分为可分配利润，再扣除支付给投资者的应付利润，即为未分配利润。12.1.3项目财务评价敏感性分析本评价选择总投资和发电量两个因素作敏感性分析，计算了在总投资192、0%和电量5%、10%的情况下，对全部投资的财务内部收益率、财务净现值（i=8%）、投资回收期（含建设期）的影响。其敏感性分析结果如下: 项目变动幅度全部投资IRR全部投资回收期投资利润率 （%）投资利税率 （%）实际方案 0 8%10.57年 5.49%5.7% 总投资5% 7% 11.67年 4.67% 4.85% -5% 9.73% 9.91年 7.12% 7.4%发电量 10% 9.75% 9.92年 7.1% 7.26% 5% 9.02% 10.03年6.46% 6.62% -5% 7.48% 11.12年 5.18% 5.38% -10% 6.63% 11.79年 4.55% 4.93、72%经过计算分析，项目对总投资、发电量的敏感性较强，当总投资增加、发电量减少时，全部投资的内部收益率将随之下降、投资回收期延长。反之则内部收益率将随之上升、投资回收期缩短。所以除严格控制投资外，还应采取可靠的技术措施进一步提高系统的利用率来保证发电量。12.1.4 财务评价的结论从上述财务盈利能力分析、财务清偿能力分析和敏感性分析中可以看出，该项目经济效益还是不错的，具有一定的财务盈利能力。虽然项目对投资和电量的增减较敏感，但可采取一些可靠的技术措施进行控制。各项效益指标合理，在财务上是可行的。12.2 社会效果分析太阳能是一种可再生的清洁能源，其节能效益、环境效益和社会效益均十分显著。1294、.2.1 节能和减排效益太阳能的节能效益主要体现在光伏电站在运行时不需要消耗其它的常规能源。其环境效益主要体现在不牌坊任何有害气体。太阳能与火电相比，在提供能源的同时，不排放烟尘，二氧化碳，氮氧化合物和其他有害物质。二氧化硫，氮氧化合物在大气中形成酸性物质，造成酸雨。危害植物和水生物，破坏生态，二氧化碳又是影响全球气候变暖的温室效应气体。按本光伏电站20年的运行期，预计总发电量可达到1942万KWh。按照这一规模水平计算，可产生如下节能和减排效益。1、 与火电场相比，可节约标煤、节约淡水。同时还节约了煤和残渣的运输费用。 节约标煤（kg） 节约淡水（kg）20年 2、 大幅度消减造成温室效应的95、二氧化碳，缓和气候变暖的状况。同时可以减排碳粉尘、减排SO2、减排氮氧化合物等。减排粉尘 （kg）减排二氧化碳(kg)减排二氧化硫（kg）减排氮氧化合物（kg）2010年12.2.2 其他效益其他效益主要体现在以下几个方面：1、 光伏电站的建设可增加就业、带动工业增加值和相应的税收及当地的经济发展。2、 光伏发电实施后，可优化区域能源结构，能源结构向多样化和更加符合可持续发展要求的方向发转变。项目建设地太阳能资源储量丰富，土地资源廉价。利用廉价的土地资源，大力发展太阳能具有显著的社会效益。不仅可改善能源结构的不合理，增加新能源在电网中的份额。同时能缓解当地电力供需的紧张状况，对发展当地经济具有96、深远的意义。是这块比较贫困的地区尽快发挥本地优势，加快经济建设速度。附：财务报表基本报表1 ：总成本费用估算表基本报表2 ：损益表基本报表3 ：资金来源与应用表基本报表4 ：资产负债表基本报表5 ：现金流量表（全部投资）基本报表6 ：现金流量表（资本金）辅助报表1 ：投资计划与资金筹措表辅助报表2 ：流动资金估算表辅助报表3 ：销售收入和销售税金及附加估算表辅助报表4 ：固定资产折旧费估算表基本报表1 ：总成本费用估算表序号项目12345678910111发电量（万千瓦时）119.46118.84118.21117.58116.95116.32115.69115.06114.43113.80297、发电生产成本249.84249.15248.46247.78247.09246.40245.71245.03244.34243.652.1折旧费229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.002.4日常维护费0.120.120.120.120.120.120.120.120.110.112.5摊销费07.907.907.907.907.907.907.907.907.907.902.7其他费用0.480.480.480.480.480.480.480.480.480.483发电总成本473.50457.90442.304298、6.70411.10395.51379.91364.31348.71333.114发电的单位成本47.3545.7944.2342.6741.1139.5537.9936.4334.8733.315经营成本12.9412.2511.5610.8710.199.508.818.127.446.75续基本报表1 ：总成本费用估算表序号项目121314151617181920211发电量（万千瓦时）113.18112.55111.92111.29110.66110.03109.40108.78108.15107.522发电生产成本184.50183.97183.43182.90182.36181.899、3181.29180.752.002.002.1折旧费178.29178.29178.29178.29178.29178.29178.29178.290.000.002.4日常维护费0.110.110.110.110.110.110.110.110.110.112.6摊销费0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.7其他费用0.480.480.480.480.480.480.480.480.480.484发电总成本259.05243.61228.16212.72197.27182.08181.54181.002.242.245发电的单位成本25.912100、4.3622.8221.2719.7318.2118.1518.100.220.226经营成本6.215.685.144.614.073.533.002.462.002.00基本报表2：损益表序号项目1234567891011售电量（万KW）119.46118.84118.21117.58116.95116.32115.69115.06114.43113.80不含税售电价（元）3.53.53.53.53.53.53.53.53.53.5一销售收入（不含税）418.11415.94413.74431.51409.33407.12404.92402.71400.51398.30发电生产成本249.101、84249.15248.46247.78247.09246.40245.71245.03244.34243.65二销售利润185.61184.01182.40180.80179.19177.59175.99174.38172.78171.17管理费用0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00财务费用223.66208.75193.84178.92164.01149.10134.19119.28104.3789.49三营业利润-38.04-24.74-11.431.8715.1828.4941.7955.1068.4081.71营业外收入（支出）0.000.102、000.000.000.000.000.000.000.000.00四净利润-38.04-24.74-11.431.8715.1828.4941.7955.1068.4081.71弥补以前年度亏损0.000.000.00-1.87-15.18-24.74-11.430.000.000.00利润总额-38.04-24.74-11.430.000.003.7530.3655.1068.4181.71所得税（15%）0.000.000.000.000.000.564.558.2610.2612.26五税后利润0.000.000.000.000.003.1925.8146.8358.1469.46可供103、分配的利润0.000.000.000.000.002.8723.2342.1552.3362.51未分配利润-38.04-24.74-11.430.000.002.8723.2342.1552.3362.51累积未分配利润0.00-62.78-74.22-72.34-57.16-29.565.1047.2599.59162.10续基本报表2：损益表序号项目12131415161718192021售电量（万KW）113.18112.55111.92111.29110.66110.03109.40108.78108.15107.52不含税售电价（元）3.53.53.53.53.53.53.53.5104、3.53.5一销售收入（不含税）396.13393.93391.72389.52387.31385.11382.9380.73378.53376.32发电生产成本184.50183.97183.43182.90182.36181.83181.29180.75180.20179.81二销售利润228.03226.27224.52222.76221.00219.25217.49215.74392.20389.91管理费用0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00财务费用74.5559.6444.7329.8214.910.250.250.240.240.24三105、营业利润153.48166.63179.79192.94206.10219.00217.25215.49391.96389.67营业外收入（支出）0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00四净利润153.48166.63179.79192.94206.10219.00217.25215.49391.96389.67弥补以前年度亏损0.000.000.00-1.87-15.18-24.74-11.430.000.000.00利润总额153.48166.63179.79192.94206.10219.00217.25215.49391.96389.67所得税（106、15%）0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00五税后利润23.0225.0026.9728.9430.9132.8532.5932.3258.7958.45可供分配的利润13.0514.1615.2816.4017.5218.6118.4718.3233.3233.12未分配利润117.41127.47137.54147.60157.66167.53166.19164.85299.85298.10累积未分配利润117.41127.47137.54147.60157.66167.53166.19164.85299.85298.10基本报表3：资金来源与应107、用表序号项目12345678910111资金来源3950.62200.25212.17225.47236.90236.90240.65267.27292.00305.31318.621.1利润总额0.00-38.04-24.74-11.430.000.003.7530.3655.1068.4181.711.2折旧费0.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.00229.001.3摊销费0.007.907.907.907.907.907.907.907.907.907.901.4长期借款0.000.000.000.000.000108、.000.000.000.000.000.001.5流动资金借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.6其他短期借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.7自有资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.8其他0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.9回收固定资产余值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.10回收流动资金0.000.109、000.000.000.000.000.000.000.000.000.002资金运用3950.62219.30217.91217.91216.03202.72193.73213.91226.17228.17230.162.1固定资产投资3842.130.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2建设期利息108.090.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3流动资金0.401.390.000.000.000.000.000.000.000.000.002.4所得税0.000.000.000.000.000.0110、00.564.558.2610.2612.262.6长期借款本金偿还0.00217.91217.91217.91217.91217.91217.91217.91217.91217.91217.912.7流动资金本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.8其他短期借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.9弥补亏损0.000.000.000.00-1.87-15.18-24.74-11.430.000.000.003盈余公积0.00-19.05-5.747.5720.8734.111、1846.9256.2465.8377.1488.454累计赢余公积0.00-19.05-24.79-17.223.6537.830.00140.99206.83283.97372.42续基本报表3：资金来源与应用表序号项目1213141516171819201资金来源331.77344.92358.08371.23384.39397.29395.54393.78391.961.1利润总额153.46166.63179.79192.94206.10219.00217.25215.49391.961.2折旧费178.29178.29178.29178.29178.29178.29178.2917112、8.29178.291.3摊销费0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.4长期借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.5流动资金借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.6其他短期借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.7自有资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.8其他0.000.000.000.000.000.000.000.000.001.9回收固定资产余值0.000.000.000.000.00113、0.000.000.000.001.10回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.002资金运用240.93242.90244.87246.85140.7332.8532.5932.3258.792.1固定资产投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2建设期利息0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.4所得税23.0225.0026.9728.9430.9132.8532.5932.3258.79114、2.6长期借款本金偿还0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.7流动资金本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.8其他短期借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.9弥补亏损0.000.000.000.000.000.000.000.000.003盈余公积90.84102.02113.20124.39243.66364.44362.95361.46333.174累计赢余公积463.27565.29678.50802.881046.541410.9817115、73.932135.392468.55基本报表4：资产负债表序号项目12345678910111资产3950.623696.063453.313223.883007.752804.942614.862434.102262.932103.071954.531.1流动资产总额0.00-17.26-23.09-15.625.1639.2486.06142.21207.942821.00373.35应收帐款0.001.081.020.960.900.850.790.740.680.620.56存货0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00现金0.400.7116、10.670.630.600.560.520.480.450.410.37累计盈余资金0.00-19.05-24.78-17.223.6637.8384.75140.99206.82283.97372.42在建工期3950.220.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.2固定资产净值0.003642.213413.203184.202955.202726.192497.192268.182039.181810.181581.181.3无形及递延资产净值0.0071.1063.2055.3047.4039.5031.6023.7015.807.900.0117、02负债及所有者权益0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.1流动负债总额0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 应付帐款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00流动资金借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 其他短期借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2118、.2长期借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 负债总计0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.3所有者权益0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 资本金790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12公积金、公益金累计额0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.119、000.00累计未分配利润0.00-38.05-62.78-74.22-72.34-57.16-29.555.1047.2699.58162.10资产负债率0.060.060.060.060.060.060.060.060.050.050.04续基本报表4：资产负债表序号项目121314151617181920211资产1867.011790.661725.501671.531736.821922.902107.482290.572623.672954.901.1流动资产总额464.12566.07679.23803.511047.101411.461774.342135.722468.822120、800.05应收帐款0.520.470.430.380.340.300.250.210.170.17存货0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00现金0.340.310.280.250.220.190.160.130.100.10累计盈余资金463.26565.29678.50802.881046.541410.981773.932135.382468.552799.78在建工期0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.2固定资产净值1402.891224.591046.30868.01689.72511.4333121、3.14154.85154.85154.851.3无形及递延资产净值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002负债及所有者权益1867.011790.661725.501671.531736.821922.892107.472290.632623.802955.022.1流动负债总额0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 应付帐款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00流动资金借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0122、0 0.00 0.00 其他短期借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2长期借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 负债总计0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.3所有者权益0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 资本金790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12790.12公积金、公益金累计额123、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 累计未分配利润595.19732.06880.501040.471212.011395.091578.671762.762113.802464.83资产负债率0.030.020.020.010.000.000.000.000.000.00基本报表5：现金流量表（全部投资）序号项目1234567891011一现金流入0438.43436.13433.82431.51429.20426.90424.59422.28419.97417.661.10销售收入0438.43436.13433.82431.124、51429.20426.90424.59422.28419.97417.661.20残余价值00.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.30回收流动资金00.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.40其他间接收益00.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00二现金流出3950.6115.9215.2114.5113.8113.1012.9616.2519.2620.5521.842.10建设投资3950.610.000.000.000.000.000.000.000.000.125、000.002.20经营成本012.9412.2511.5610.8710.199.508.818.127.446.752.30城建及教育附加0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.40所得税00.000.000.000.000.000.564.558.2610.2612.26三净资金流量-3950.615422.52420.91419.31417.70416.10413.93408.34403.02399.42395.82四累计净资金流量-3950.615-3528.10-3107.19-2687.88-2270.18126、-1854.08-1440.15-1031.81-628.79-229.37166.45五净现金流量现值（i=8%）-3657.97362.24334.13308.20284.28262.21241.52220.61201.61185.01169.76六累计净现金流量现值-3657.97-3295.74-2961.61-2653.40-2369.12-2106.91-1865.38-1647.971443.161258.151088.39续基本报表5：现金流量表（全部投资）序号项目12131415161718192021一现金流入415.36413.05410.74408.44406.1340127、3.82401.51399.20396.90550.161.10销售收入415.36413.05410.74408.44406.13403.82401.51399.20396.90394.591.20残余价值0.000.000.000.000.000.000.000.000.00154.851.30回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.004.001.40其他间接收益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00二现金流出32.0633.4834.9036.3237.7539.1338.3237.5063.4963.1128、32.10建设投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.20经营成本6.215.685.144.614.073.533.002.462.002.002.30城建及教育附加0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.40所得税23.0225.0026.9728.9430.9132.8532.5932.3258.7958.45三净资金流量383.30379.57375.84372.11368.38364.69363.20361.70333.41486.31四累计净资金流量549.75929.3129、21305.161677.272045.652410.342773.533135.233468.643954.95五净现金流量现值（i=8%）152.21139.57127.96117.30107.5398.5690.8983.8171.5396.61六累计净现金流量现值-936.18-796.62-668.65-551.35-443.82-345.26-254.37-170.56-99.03-2.42基本报表6：现金流量表（资本金）序号项目1.002.003.004.005.006.007.008.009.0010.0011.00一现金流入0.00438.43436.13433.82431.130、51429.20426.90424.59422.28419.97417.661.10销售收入0.00438.43436.13433.82431.51429.20426.90424.59422.28419.97417.661.20残余价值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.30回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.40其他间接效益0.000.000.000.000.000.000.000.131、000.000.000.00二现金流出790.12454.41456.89441.29425.70410.11394.52350.12363.33347.74332.142.10建设投资790.120.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.20借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.30长期借款本金偿还0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.40借款利息支付0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 132、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.50经营成本0.0012.9412.2511.5610.8710.199.508.818.127.4484.352.60城建及教育附加0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.70所得税0.000.000.000.000.000.000.564.558.2610.2610.26三净资金流量-790.12-15.98-20.76-7.485.8119.0932.3845.6658.9572.2372.23四累计净资金流量-790.12-806.10-826.86-834.34-828.53-8133、09.44-777.06-731.40-672.45-600.22-600.22五净现金流量现-731.60-13.70-16.48-5.503.9512.0318.8924.6729.4933.4633.46六累计净资金流量现值-731.60-748.90-761.78-767.27-763.32-751.29-731.67-707.72-678.23-644.78-644.78续基本报表6：现金流量表（资本金）序号项目12.0013.0014.0015.0016.0017.0018.0019.0020.0021.00一现金流入415.36413.05410.74408.44406.1340134、3.82401.51399.20396.90394.991.10销售收入415.36413.05410.74408.44406.13403.82401.51399.20396.90394.591.20残余价值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.401.30回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.004.001.40其他间接效益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00二现金流出316.71301.27300.23146.97149.853.533.002.462.002.002135、.10建设投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.20借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.30长期借款本金偿还0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.40借款利息支付0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.50经营成本6.215.685.144.074.073.533.002.462.002.002.60城建及教育附加0.000.000.000.000.000.136、000.000.000.000.002.70所得税23.0225.0026.9730.9130.9132.8532.5932.3258.7958.45三净资金流量98.65111.78124.92256.28256.28400.28398.51396.74394.90392.99四累计净资金流量-416.05-304.26-179.35214.98214.98615.261013.771410.511805.412198.40五净现金流量现值(i=8%)39.1841.1042.5374.8074.80108.1899.7391.9384.7278.07六累计净资金流量现值-568.93-52137、7.82-485.29-366.97-366.97-258.78-159.06-67.1317.6095.67辅助报表1：流动资金估算表序号项目最低周 转天数周转次数12345678910111流动资产1.79 1.69 1.60 1.50 1.41 1.31 1.22 1.12 1.03 0.92 1.1应收帐款30121.08 1.02 0.96 0.91 0.85 0.79 0.73 0.68 0.62 0.56 1.2存货0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.3现金20180.71 0.67 0.64 0.60 0.56138、 0.52 0.48 0.44 0.41 0.37 2流动负债0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.1应收帐款01.79 1.69 1.60 1.50 1.41 1.31 1.22 1.12 1.03 0.93 3流动资金0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4铺地流动资金0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5流动资金借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.139、00 0.00 0.00 6流动资金利息0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 续辅助报表2：流动资金估算表序号项目最低周转天数周转次数121314151617181920211流动资产0.86 0.78 0.71 0.63 0.56 0.48 0.41 0.34 0.27 0.27 1.1应收帐款30120.52 0.47 0.43 0.38 0.34 0.29 0.25 0.21 0.17 0.17 1.2存货0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.3现金20180.140、34 0.31 0.28 0.25 0.22 0.19 0.16 0.13 0.11 0.11 2流动负债0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.1应付帐款0.86 0.78 0.71 0.63 0.56 0.48 0.41 0.34 0.27 0.27 3流动资金0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4铺地流动资金0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5流动资金借款0.00 0.00 0.00 0.00 0141、.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6流动资金利息0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 辅助报表3：销售收入和销售税金及附加估算表序号12345678910111销售收入0.00475.70 473.20 470.69 468.19 465.68 463.18 460.68 458.17 455.67 453.17 1.1发电量0.000.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.2上网电量0.00119.46 118.84 118.21 117.58 142、116.95 116.32 115.69 115.06 114.43 113.80 1.3含增值税上网电价0.000.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 1.4不含增值税上网电价0.000.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 2销售税金及附加0.000.00 40.04 39.82 39.61 39.40 39.19 38.98 38.77 38.55 38.34 2.1增值税0.000.00 37.07 36.87 36.68 36.48 36.29 36.09 35.89143、 35.70 35.50 2.2城市维护建设税0.000.00 1.85 1.84 1.83 1.82 1.81 1.80 1.79 1.78 1.78 2.3教育费附加0.000.00 1.11 1.11 1.10 1.09 1.09 1.08 1.08 1.07 1.06 2.40两项附加合计0.000.00 2.97 2.95 2.93 2.92 2.90 2.89 2.87 2.86 2.84 续辅助报表3：销售收入和销售税金及附加估算表序号121314151617181920211销售收入450.66 448.16 445.66 443.15 440.65 438.14 435.64144、 433.14 430.63 428.13 1.1发电量0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.2上网电量113.18 112.55 111.92 111.29 110.66 108.59 109.40 108.78 108.15 107.52 1.3含增值税上网电价0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 1.4不含增值税上网电价0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 2销售税金及附加38.13 37.92 37145、.71 37.49 37.28 37.07 36.86 36.65 36.44 36.22 2.1增值税35.31 35.11 34.91 34.72 34.52 34.32 34.13 33.93 33.74 33.54 2.2城市维护建设税1.77 1.76 1.75 1.74 1.73 1.72 1.71 1.70 1.69 1.68 2.3教育费附加1.06 1.05 1.05 1.04 1.04 1.03 1.02 1.02 1.01 1.01 2.40两项附加合计2.82 2.81 2.79 2.78 2.76 2.75 2.73 2.71 2.70 2.68 辅助报表4：固定资产146、折旧费估算表序号项目1.002.003.004.005.006.007.008.009.0010.0011.00固定资产合计00.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 原值3871.2080.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 折旧费0229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 229.00 固定资产净值03642.21 3413.20 3184.20 2955.19 2726.19 2497.1147、9 2268.19 2039.18 1810.18 1581.18 1光伏设施及房屋00.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 原值3364.080.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.1折旧费0178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 178.29 折旧费累计0178.29 356.58 534.87 713.16 891.45 1069.74 1248.04 1426.33 1604.6148、2 1782.91 1.2固定资产净值03185.79 3007.50 2829.21 2650.92 2472.63 2294.34 2116.05 1937.76 1759.47 1581.18 3其他00.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 原值507.1280.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.1折旧费050.71 50.71 50.71 50.71 50.71 50.71 50.71 50.71 50.71 50.71 折旧费累计050.71 101.42 1149、52.14 202.85 253.56 304.28 354.99 405.70 456.42 507.13 3.2固定资产净值0456.41 405.70 354.98 304.28 253.56 202.85 152.14 101.43 50.71 0.00 续辅助报表4：固定资产折旧费估算表序号项目1213141516171819固定资产合计00000000原值00000000折旧费178.288178.288178.288178.288178.288178.288178.288178.288固定资产净值1402.881224.5921046.296868.008689.72511.42150、4333.136154.8481光伏设施及房屋00000000原值000000001.1折旧费178.288178.288178.288178.288178.288178.288178.288178.28800000000折旧费累计1961.1922139.4882317.7762496.0642674.362852.6483030.9363209.2321.2固定资产净值1402.881224.5921046.296868.008689.72511.424333.136154.8483其他00000000原值000000003.1折旧费00000000折旧费累计000000003.2固定资产151、净值00000000第十三章 附件太阳能光伏组件的使用和安装说明本说明书包括了尚德公司太阳能光伏组件（以下简称组件）的使用和安全安装的一般信息。在使用和安装本公司的组件之前，必须认真阅读本说明。如果对说明中的内容不理解或有异议，可以联系本公司的经销部门，由本公司给予进一步的解释。在使用和安装本公司组件的过程中，操作人员必须遵守说明中所有的安全注意事项。本说明书描述了运用光伏能源的几种典型的系统，但没有涉及具体的安装结构和针对具体安装过程的说明，请在以下几个问题上向你的组件供应商咨询：太阳能光伏系统的规模电线的材料连接器件架子和支撑配套部件在安装一个太阳能光伏系统前，你必须熟悉系统安装的机械和电152、气要求。为方便今后的保养、出售和更换，将此指导书放在一个安全的地方。一般要求：安装太阳光伏系统要求特定的技术和知识，系统的安装和试运行必须由专业公司和有资格的工程师来完成。所有的尚德组件都带有永久连接的接线盒。为方便安装，尚德可以为客户提供预制的电缆线。安装者应该预知，安装过程中可能有发生伤害的风险，包括电击。单个的一个组件，在阳光照射下会产生30V以上的电压。接触30V以上的直流电压是很危险的。电器连接部位如接线端会产生火花、燃烧、致命的电击，不管组件有没有连接都不要直接接触接线端。组件通过光电转换将光能转变为电能，产生直流电。组件被设计为户外安装使用，可以被安装在屋顶、车辆和船只上。应该使153、用专门的安装支架。不要企图拆卸组件或移动任何铭牌或黏附的部件。不要企图在组件的表面涂抹或粘贴任何物体。不要用镜子或透镜聚焦阳光照射到组件上。组件的安装，应该遵守所有当地地区性和国家的法规，比如得到一个建筑方面的许可证。也请关注车船方面的法规。安装的安全预防措施在光照射到组件表面时，组件产生电能，组件输出端的直流电压可能超过30伏。几个组件连接起来的系统，如果是串联，总电压等于各个组件电压之和；如果是并联，总电流等于各个组件电流之和。在运输和安装组件时，使儿童远离组件和系统。为阻止高电压和电流的产生，可以使用一块不透明材料将组件完全遮盖。不要接触组件带电的末端或电线。但是，如果依据当地的安全法规154、，在操作过程中采取了适当的保护，上述的要求则是不必要的。在安装时不要戴金属首饰。使用被许可的绝缘工具。在干燥的条件下进行安装，同时也确保所使用的工具的干燥。遵守适用于所有安装部件的安全规则，包括电线和电缆、连接器、充电控制器、逆变器、蓄电池等。在光伏系统中，只允许使用适合于光伏系统的设备，包括连接器、电线、支撑框架、逆变器、控制器等等。在一个特定的系统中尽可能只用同一种型号的组件。组件边框必须接地。接地线应该可以良好地固定在组件的边框上，例如使用特定的接线端子。在通常情况下，组件会产生比标准测试条件下更大的电流和电压，所以在决定部件电压额定、导体容量、保险丝容量、控制器容量等和组件功率输出有关155、联的参数时，标在组件上的短路电压和开路电流的值应该是标准额定值的1.25倍。组件背面边框上开的方形孔为流水孔，注意不要被堵塞。产品的识别每个组件的背面有三个标签，包含了以下信息：产品铭牌：表示了产品的型号、额定功率、额定电流、额定电压、开路电压、短路电流、重量和尺寸等。这些参数对于组件的使用非常重要。合格证：表示了检验日期和安全等级条码：每个组件都有一个独一无二的序列号。在铭牌中表示了最大系统电压为1000V。注意，在系统安装过程中，组件串联引起的最大开路电压不得超过了最大系统电压。最大系统电压经过TUV的认证。在组件正面，有一个条码被永久地层压在组件的内部，这个条码是组件生产的起始条码，与背156、面的条码相同。不要企图移动任何标签。如果标签被移走，尚德不会保证产品的质保年限。机械安装选择地点：选择适合安装组件的地点。保证在一年中白天最短的日子，从上午九点到下午三点，组件不会被任何其他物体遮挡。在北半球组件必须朝南，在南半球组件必须朝北。关于最佳倾斜角度的具体信息，请咨询供应商。应该避免使组件在一天中的任何时间被遮挡。不要把组件放置在可燃气体易产生或聚集的地方。2选择合适的支撑架请遵守关于支撑架的说明与安全守则。如果有必要，可以从供应商处获得更多的关于支架的信息。不要企图在组件框架或玻璃上钻洞，这样做会使保质期无效。组件必须安装在由支撑架构成的平面上。整个由组件构成的方阵系统必须能承受住157、可以预见的机械压力，这些压力来自当地的风力和冰雪。支架结构热胀冷缩时产生的力不应该影响组件的性能和使用。支架必须由耐久、抗腐蚀、抗紫外线的材料制作。支架和安装器具可以从尚德和当地的专业公司处得到，请向供应商咨询。3地面安装选择安装的高度以使组件的最低的边缘不被雪遮盖，不被树木遮挡，不被当地因风力引起的沙石造成损伤。4屋顶安装在屋顶和建筑物上安装时，要保证安装牢固，不得因风雪造成被安装组件掉落。为了适合于操作和减少水蒸气凝结的危害，组件的背面需要有足够的空气流动。因此要保证组件的背面与安装平面之间有足够的距离，最小距离是5厘米。屋顶的结构必须适宜于组件的安装，这包括屋顶要有足够的强度和不因为组件158、的安装而引起漏雨。为屋顶安装提供一个特殊的支撑框架是必要的。组件的屋顶安装，可能会影响屋顶结构的防火安全，因此使用接地失效保护器（earth ground fault circuit breaker）是必要的。不适宜的安装会导致意外的伤害。 不要在有强风时在屋顶或建筑上安装，在有强风时搬运组件或者移动装有组件的支撑架是有风险的。5. 杆状安装当组件被安装在支撑杆顶部时，要特别地注意全部结构可以保证能够抵御预计的风力，这包括对组件安装框架结构设计的要求和支撑杆本身结构设计的要求。支撑杆必须有坚实的地基。屋顶安装地面安装杆状安装6安装的一般要求在任何可能的情况下，应该利用预先在边框上打好的孔安装。159、最安全的安装是使用组件上靠内侧的四个对称安装孔位安装。如果当地的最大风力可能超过四个安装孔所能够承受的力量，应该在安装结构中同时使用外侧的四个安装孔位。如果你不想使用预先指定好的孔进行安装，请咨询你的供应商。不要在阴雨天气里安装，潮湿将导致绝缘保护失效，发生安全事故。在搬运组件时，不要企图抓住接线盒来举起组件。不要站在组件上。不要扔组件或让东西落在组件上。为防止组件玻璃的破碎，不要把重物放在组件表面或背面。不要把组件重重地放在任何平面上，不要放在不平的平面上。不适当的搬运和放置，可能导致组件的玻璃的破碎和丧失电性能，组件失去使用的价值。电气安装对典型的使用方式的简要介绍，描述太阳能光伏电源系统160、电气安装的注意事项。1独立系统太阳能独立光伏系统通常为技术设施、遥远乡村、狩猎小屋、野营车辆和船只提供电能。在这些系统中，太阳能光伏系统通过充电控制器为蓄电池组充电。充电控制器控制着充电过程以防止蓄电池组被过分充电，保证蓄电池的寿命。某些蓄电池具有自控制充电器件，因此不必使用外加的充电控制器。在黑暗中，太阳电池组件是不产生电力的，如果直接与蓄电池连接，就会有电流会从蓄电池流向组件。为消除这种反向电流，应该在组件和电池间串联一个“阻断二极管”。这个二极管的工作电流应该1.5倍于组件产生的最大电流。注意不要将二极管的极性安装反。充电控制器中一般都安装这个二极管。请向供应商咨询合适的二极管类型。太阳161、电池组件产生直流电力，而大多数用电设施使用交流电，因此需要将直流电转换为交流电。这个转换设备被称作逆变器。关于逆变器的详细技术要求和使用，请咨询光伏电源系统的供应商。太阳电池组件产生的电力，是储存在蓄电池组中再提供给负载的。蓄电池组有放电的过程。为了防止蓄电池组因过分放电而损坏，应该对放电过程进行控制。在大多数专门为太阳能光伏系统设计的逆变器中都包含有放电控制的功能。关于放电控制的应用，请咨询光伏电源系统的供应商。2并网系统太阳能光伏电源系统产生的电能直接供应给公用电网。输入公用电网的电能由一个电表计算。和公用电网的连接必须依据当地的法律获得批准，被权威专家认可。1. solar module162、s2. inventer3. utility meter(electricity generated)4. utility grid5. utility meter(electricity drawn)6. appliances3一般的安装要求大多数光伏方阵是由太阳电池组件串联后并联组成的，特别是对于较高电压设计的系统。组件串联的开路电压是各个组件开路电压的和。组件并联可以增加方阵的输出电流，适于低电压、大电流消耗的负载系统使用。组件并联的短路电流是各个组件短路电流的和。并联串联应该选择具有合适横截面积的电缆和适宜在方阵最大短路电流下工作的连接器，否则在大电流条件下电缆和连接器会过热。组件的串163、并联连接可使用专用连接接头，可与供应商联系进行采购，安装时注意系统的最大电流以及接头和连接线的最大电流和电压承载能力。如果你为一个太阳能光伏系统自己装配电线，请遵守以下几点：使用适合于光伏系统应用的电缆。这样的电缆可以抵抗紫外线和气候的急剧改变。应该有大于600V的额定电压。导线的横截面积取决于最大短路电流和电线的长度。在极低气温下，安装电线必须格外小心。推荐使用4mm或者更大横截面积的电缆，并使电线尽可能的短以减少能量损耗。在互联组件时，要保证将连接电缆固定在安装组件的支撑架上，限制电线松弛部分的摆动幅度。防止将电线安置在锐利的边角上。遵守电线的允许最小弯曲半径。电路接上负载时，不能拔开连接164、器。在小动物和孩子可以接触到的地方，必须用导管。尚德可以为用户提供适合于太阳能光伏系统应用的电线。让你的供应商推荐能提供适合你需要的电线的生产商。如果你自己为光伏系统装配连接器，请遵守以下几点：使用专门为光伏系统设计的连接器。装配连接器时使用生产商推荐或指定的工具。当电路上有负载时，不要断开连接器。适合于太阳能光伏系统的连接器可以从供应商处得到组件的电气连接：在机械安装和电器安装时用不透明材料将组件表面整个覆盖。保护电线，免遭伤害。接地安装必须遵守当地的标准和规则。组件和蓄电池之间的反向连接会导致组件中旁路二极管的损坏。蓄电池产生的过量气体可能导致爆炸的风险。接地安装：接地电缆应该良好地连接到165、组件框架如果支撑框架是金属制作的，支撑框架的表面应该是电镀保护的，具有良好的导电性能。接地电缆也应该良好地连接到金属材料的支撑框架上。在组件框架的中部有一对预先打好的孔，这两个孔是专门用于安装接地电缆的。每一个组件都应该连接接地电缆。推荐使用闭口接线鼻连接接地电缆。将接地电缆焊接在接线鼻的插口内，然后用M3螺钉插入接线鼻的圆环和组件框架中部的孔，用螺母紧固。应该使用弹簧垫圈，以防止螺钉松脱导致接地不良。组件的接地电阻必须小于10欧姆。接线盒安装尚德公司生产的太阳电池组件，安装了接线盒。尚德公司生产的太阳电池组件接线盒配有电缆线。对于做并网发电用的组件还配有专门使用的电缆接头。接线盒不需要用户进166、行专门的安装，若组件有问题，请直接联系销售部门。试运转和维护阻断二极管和旁路二极管：当组件不产生电流的时候，阻断二极管用来防止电流从蓄电池流向组件。建议在不使用充电控制器时采用阻断二极管。你们的专业零售商会建议你们采用合适的型号，比如Schottky 二极管。在由两块以上组件串联而成的系统里，万一组件的部分电池片被遮挡而剩余的还暴露在阳光下，大反向偏置电流将流过被遮挡的电池片。这个电流将会使受影响的电池片变得非常热，然后可能损坏整个组件。旁路二极管就是用来保护组件不受大反向偏置电流的侵害。所有70W以上的尚德组件都在接线盒里装有旁路二极管。一旦旁路二极管不幸受到损害，它们是很容易被替换的。如果167、有必要在串联电路里把组件并联起来，当并联组中的任一个组件被反向偏置时，该并联组的组件都处于反向偏置，集成在并联组的各个组件内的旁路二极管不能均匀地分配反向电流。在这种情况下，需要安装一个辅助性阻断二极管，并且必须这样使用：在这个并联组外部并联一个大的旁路二极管。为这个二极管配备散热装置（heat sink）。当进行试运行和维护太阳能光伏系统的时候，应该保护自己以免受到电击。测试、试运行以及发现并修理故障在试运行之前请对系统得所有电气和电子组成部分按照说明进行测试。直流电压超过120V的系统以及被连接到电网的系统都要进行测试并且要通过被授权技术专家的首肯。对串联的组件在被联接到系统之前进行测试检168、查每个串联电路的开路电压。在通常的日光条件下，测试值应该与每个组件的开路电压总合相接近。你可以在产品的技术说明书上找到每种组件的额定开路电压值。如果测试值明显低于期望值，请按照 “发现并修理极低压故障” 中所描述内容的进行操作。测量串联电路的短路电流，可以直接使用电流表连接到串联组件的两端进行测量。也可以使串联组件连接到太阳能照明器具等负载进行粗略的测量。注意，使用的电流表的额定量程或负载的额定电流应该大于1.25倍的串联组件的额定短路电流。你能在产品的技术说明书上找到组件的额定短路电流值。电流测试值可能因天气条件，日照时间以及组件的遮挡而发生相当大的变化。发现并修理极低压故障：应该识别一般的169、低电压和极低电压情况。这里所提及的低电压，是属于太阳电池温度升高或者低光强引起的组件开路电压的下降。发生极低电压现象的典型原因是终端的不正确连接以及旁路二极管的损坏。首先，检查所有的电线接头，查看接头是否有断路现象。检查每个组件的开路电压：用不透明的材料完全覆盖整个组件断开组件上电线的两个端口去掉检查过的组件上的不透明材料，然后在它的终端测量开路电压。如果测试电压只有额定开路电压的一半，表明旁路二极管损坏。请查阅“旁路二极管的测试和替换”。在不是很低的光强下，如果测量终端的开路电压与额定开路电压的差值大于5%，表明存在不良的电气连接。维护为了确保组件达到最佳性能，尚德建议对组件进行以下维护：如170、果有需要，清洁组件的表面玻璃。要用水和一个软海绵或者是抹布。温和的，不加研磨剂的清洗剂可以去除顽垢。每六个月就检查一下电气和机械接头以证明它们是干净，安全和未损坏的。一旦出现任何问题，请授权的专家进行调查。注意：系统中的每个组成成分都要遵守维护说明书，比如边框、充电控制器、逆变器、蓄电池等等。旁路二极管的测试和替换使用3mm一字螺丝刀插入接线盒盖的启盖槽（盒盖上有螺丝刀标志指示），4个槽依次轻轻撬起，直至盒盖打开。将3mm一字螺丝刀插入与二极管的一个管脚的安装孔临近并位于二极管侧面的一个孔内，向与二极管相反的方向撬动螺丝刀，同时提拉二极管。再将3mm一字螺丝刀插入与二极管的另一个管脚的安装孔临171、近并位于二极管侧面的另一个孔内，向与二极管相反的方向撬动螺丝刀，同时提拉二极管。反复操作直至取下二极管。注意二极管上面标注的极性方向。检查二极管的单向导电特性。测试线分别连接在二极管管脚的两端，如果在一个方向上连接显示导通而反方向连接显示高电阻，那么这个二极管就完好的。如果在两个方向上测量一个二极管都导电或者都是高阻的，这个二极管损坏了。用一个相同型号的二极管置换先前损坏的二极管，并且要保证它的极性的安装方向与先前安装的二极管的方向一致。最后，检查组件的开路电压并安装盒盖。免责条款因为这本手册的使用以及光伏产品安装、运行、使用和维护的条件或方式是尚德无法控制的，那么尚德就不会承担任何与之相关的172、责任。并且对于损失、损坏或任何与安装、运行、使用、维护有关的费用增加，尚德特别进行免责声明。可能因为光伏产品的使用所引起的对专利权的损害或者对第三方权利的损害，尚德不承担任何责任。没有通过暗示或者其它方式给予任何关于专利或者专利权的许可。这本手册上的信息都源自于尚德的知识和经验的积累，因此它是值得信赖的。但是这些包含产品说明书和相关建议的信息并没有组成一个外在或内在保证。尚德保留对这个手册、PV产品、说明书或产品信息表进行修改的权利，并且不会事先通知。 附件2：太阳电池组件图纸附件3：已建成功的工程案例图片中国西部光明工程50KW电站德国大型商场屋顶兆瓦级电站西班牙1.5MW跟踪式光伏并网系统