1、安徽30千瓦小型光伏电站及固定式支架安装项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月安徽30千瓦小型光伏电站及固定式支架安装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71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21.1概述21.2太阳能资源41.3建设条件41.4项目主要内容和规模41.5光伏系统总2、体方案设计及发电量计算41.6电气设计51.7土建部分51.8消防设计51.9施工组织设计61.10工程管理设计61.11环境保护与水土保持设计61.12劳动安全与工业卫生71.13节能降耗分析71.14工程设计概算81.15财务评价与社会效果分析81.16结论与建议81.17附图及附表9第二章太阳能资源概况和当地气象地理条件102.1我国太阳能资源概况102.2区域太阳能资源概况、分析122.3气象条件影响分析13第四章工程任务和规模154.1工程任务154.2工程规模214.3工程建设必要性21第五章系统总体方案设计及发电量计算255.1太阳能光伏组件选择255.2光伏阵列运行方式选择303、5.3逆变器的选择315.4光伏方阵设计355.5方阵接线方案设计365.6辅助技术方案365.7光伏发电工程年上网电量估算37第六章电气系统396.1电气一次396.2电气二次446.3 通信46第七章土建工程477.1设计安全标准477.2基本资料和设计依据477.3光伏支架及支架基础设计487.4 场内集电线路设计497.5 配电室49第八章环境保护设计508.1设计依据508.2环境影响508.3 结论建议52第九章节能降耗539.1设计依据539.2施工期能耗种类和数量分析和能耗指标539.3主要节能降耗措施549.4项目节能效果分析559.5结论及建议56第十章工程设计概算57104、.1编制说明5710.2设计概算表62第十一章财务评价与社会效果分析6711.1概述6711.2财务评价6711.3社会效果评价70第十二章结论和建议7112.1本工程的建设是可行的7112.2本工程的建设经济上是合理的7112.3社会影响分析71项目基本情况介绍如下表：项目名称xx镇xx村30千瓦光伏电站项目装机容量（kWp）30项目所在地区安徽省淮南市可利用面积（平方米）240光伏组件峰值功率（Wp）275组件尺寸（mm）1650*992*40组件效率15.58%建设地址xx镇xx村年发电量（万kWh）2.94项目所在地太阳辐照量4660.32 MJ/m2年有效日照小时数1294.53项目5、总投资（万元）20.34工程费用（万元）20.34企业自筹资金（万元）20.34银行贷款（万元）0全部投资财务内部收益率（税后）4.9%项目实施期限1个月第一章综合说明1.1概述1.1.1项目名称xx镇xx村30千瓦光伏电站项目 1.1.2项目执行单位xx地税局1.1.3项目拟建地址本项目位于淮南市xx县xx镇xx村1.1.4项目可行性报告范围项目总规模为30kW光伏并网电站。计划于20xx年实施并投产。信息产业xx工程股份有限公司受淮南市地税局委托，承担该项目可行性研究报告编制工作。该项目本阶段的主要研究范围包括：（1）确定项目任务和规模，并论证项目开发的必要性及可行性；（2）对光伏发电工程6、太阳能资源进行分析评价，提出太阳能资源评价结论；（3）分析光伏发电工程依托建筑条件，提出相应的评价意见和结论；（4）确定光伏组件、逆变器的形式及主要技术参数，确定光伏组件支架形式和最佳倾角、光伏阵列设计及布置方案，并计算光伏发电工程年上网电量。（5）分析提出光伏发电工程接入系统技术要求的实施方案。比较确定电气主接线及光伏发电工程集电线路方案，并进行光伏发电工程及接入电气设计。（6）论述工程总平面规划布置，支架结构形式、布置和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量；（7）论述电场建成后对周围环境的影响及环境治理措施、落实劳动安全与工业卫生方式措施；（8）对本期的生产与辅助生产等系统进行全面而初步的工7、程设想：为工程建设的合理性奠定初步的工作基础；（9）论述节约与合理利用能源措施、编制电厂定员、提出项目实施的条件和轮廓进度；（10）对本工程进行投资估算和经济效益分析，提出影响造价的主要因素，论述造价水品的合理性，对本工程做出论据充分、科学合理、实事求是的经济评价；（11）进行财务评价与社会效果分析。1.1.5可行性报告编制原则及依据1.1.5.1编制原则（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准；（2）对光伏组件进行合理布局，做到安全、经济、可靠；（3）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一；（4）严格执行国家和地方的劳动安全、职业卫生、消防和抗震等有关法8、规、标准和规范，做到清洁生产、安全生产、文明生产；（5）厂址规划、厂区布置等，应紧密结合本工程特点，进行方案优化和比选。1.1.5.2编制依据（1）xx镇xx村30千瓦光伏电站项目 可行性研究报告委托书；（2）关于建设项目进行可行性研究的试行管理办法；（3）中华人民共和国节约节约能源法；（4）1996-2010年新能源和可再生能源发展纲要；（5）国家电网光伏电站接入电网技术规定DGW617-2011；（6）GB50797-2012光伏发电站设计规范；（7）太阳能光伏发电及各专业线管的设计规程规定。1.1.6项目简述淮南市地税局为响应国家能源建设号召及安徽省扶贫办的政策，加快国内光伏发电规模化应9、用及积极执行光伏扶贫政策，拟建设xx镇xx村30千瓦光伏电站项目。本工程位于xx镇xx村，全部采用固定式支架安装，使用土地面积约为240平方米。本工程属于小型光伏电站，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套设施。本项目全部上网，可以充分利用当地的太阳能资源，改善安徽省淮南市能源结构，节约有限的煤炭、石油资源以及宝贵的水资源，间接保护水土环境。1.2太阳能资源项目地点水平面年总辐射量约在4660.32MJ /m2左右，年有效日照数1294.53小时。通过分析计算，本项目所在地区太阳能资源较丰富，年平均太阳辐射比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。1.3建设条件本工程为10、小型光伏电站，其组件布置在xx镇xx村地面上。面积约为240平方米。1.4项目主要内容和规模xx镇xx村30千瓦光伏电站项目计划于20xx年实施。工程地址位于xx镇xx村，其建设能充分发挥淮南地区的光能资源优势，进一步优化能源结构，减轻环保压力，实现安徽省光伏发电产业的可持续发展。根据计划依托土地及光资源优势，加快发展光伏产业。通过大力发展光伏发电开发，为安徽省提供更多可靠的清洁能源。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算1.5.1光伏系统总体方案设计本工程建设规模为30kWp，全部采用275W多晶硅组件，数量为120块。安装方式为全固定式支架安装，支架倾角22，光伏组件安装方位角为0。逆变器11、选用国产高效33kW组串式逆变器，共计1台。30kW 光伏电站由1个独立的33kW系统组成，每20个光伏组件一串，每6串光伏组件接入1个组串式逆变器，组串式逆变器通过低压配电柜接入电网。综合考虑发电量要求，全部组件以最佳倾角支架方式安装，组件阵列方位角正南。1.5.2发电量预测本项目在地面安装光伏组件，以倾角为22的形式固定安装。考虑系统效率（79%）计算可得，本工程25年总发电量约为73.58万kWh，25年平均发电量约2.94万kWh。1.6电气设计30kW光伏发电系统采用集中并网方案，光伏并网发电单元的光伏组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列。太阳能电池阵列接入光伏并网逆变器输出为12、0.38V低压交流电，经低压配电柜接入电网。1.7土建部分本工程为小型光伏电站，无新建建筑工程。其主要土建工程为光伏支架基础。光伏支架的形式：在地面采用混凝土配重，支架固定于混凝土上，然后通过横梁进行敷设组件。1.8消防设计本工程贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散；根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材。1.13、9施工组织设计依据光伏电站建设、资源、技术和经济条件，编制一个基本轮廓的施工组织设计，对光伏电站主要工程的施工建设等主要问题，做出原则性的安排，为工程的施工招标提供依据，为单位工程施工方案指定基本方向。具体内容见下文施工组织设计中论述。1.10工程管理设计根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人199264号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计。项目运营公司计划暂编制2人，设总经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设2个部门，综合管理部（1人）、生产14、运行部（1人）。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、点检定修、定期维护。1.11环境保护与水土保持设计光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不产生有害物质及噪声，因此示范电站的建设和运行对周围环境无不利音响。环评报表认为：本项目符合国家产业政策，用地符合当地总体规划，选址及平面布局合理，无制约本项目建设的重大环境因素，同时还需确保各项污染治理措施“三同时”和外排污染物达标。1.12劳动安全与工业卫生为了保护劳动者在我国电15、力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施与本期工程同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。1）本工程所有防暑降温和防16、潮防寒设计都应遵循工业企业设计卫生标准（GBZ12002）、采暖通风与空气调节设计规范（GB500192003）等电力标准、规范。2）生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室设置空气调节系统。3）厂内各集控室设置冬季采暖设备防寒，以保护运行人员身体，提高工作效率。4）在配电间设置轴流风机、排风扇及设备专用通风管道设施。1.13节能降耗分析本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量30kWp，经测算25年年平均发电量为2.94万kWh，同燃煤火电站相比，按标煤煤耗为320g/kWh计，每年可为国家节约标准煤9.57t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少SO2排放17、量约为0.02t。另外，根据国家发改委关于公布2009年中国低碳技术化石燃料并网发电项目区域电网基准线排放因子的公告，全国电网的排放因子取0.8665（tCO2e/MWh），本工程的建设每年可减少温室气体CO2的排放量约为23.52t。本项目逆变器等电气设备均采用高效节能产品，降低整个系统损耗。光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。1.14工程设计概算工程估算依据国家、部门及现行的有关规定、定额、费率标准等，并结合光伏并网工18、程建设的特点进行编制。工程施工期为1个月，资金来源：光伏电站投资资本金20.34万元。本项目静态总投资20.34万元，工程动态总投资20.34万元，单位千瓦静态投资6780.62元/KW，单位千瓦动态投资6780.62元/KW。具体内容请见本工程概算。1.15财务评价与社会效果分析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。根据当地政策，本项目上网电价为0.85元/kWh(含税），项目投资财务内部收益率为7.71%（税后），投资回收期11.01年，资本金内部收益率4.90%（税后）。综上所述，表明本项19、目具有一定的财务抗风险能力。1.16结论与建议（1）安徽淮南地区年平均有效日照1294.53小时，多年平均太阳辐射量4660.32 （MJ/m2），属我国第三类太阳能资源区域，适合建设太阳能光伏并网电站。（2）符合安徽“十二五”时期，完善能源供应体系：积极发展燃气、风力、太阳能等清洁能源发电，加强生态建设和环境保护等规划。（3）本工程选用性价比较高的多晶硅光伏组件，这也与全球的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。（4）本工程从光伏系统、电气、土建、水工、消防等方面均具备可行方案，各项风险较小，无不良经济和社会影响。1.17附图及附表光伏发电工程地理位置示意图 第二章太阳能资源概况和当地气象20、地理条件2.1我国太阳能资源概况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数标识。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。根据中国气象局风能太阳能资源评估中心，利用700多个地面气象站，19782007年观测资料计算了总辐射和直接辐射，初步更新我国太阳能资源的时空分布特征，并进一步简要分析了云、气溶胶和水汽等相关要素的影响得到的数据如下：图21中国近30年总辐射分布21、图图22中国近30年年平均直接辐射分布图图23中国近30年年平均日照时数图我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬2235这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬3040地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。2.2区域太阳能资源概况、分析xx县位于安徽省中部偏北，淮河中游，东临淮南市区，北依亳州市利辛县、蒙城县，西接颍上县，南隔淮河与寿县相望。县域呈东南、西北22、斜形，介于北纬323333、东经1162111656之间，南北长50千米，东西宽约42千米，总面积1100平方千米。县城距首都北京直线为810千米，距省会合肥111千米，距淮南市区30千米。xx县境内地势自西北向东南倾斜，海拔40至19.45米不等，地面自然比降为1/7000至1/10000。由于河流变迁，交互沉积，以及历次黄、淮泛的侵蚀和堆积，加之人为活动的影响，形成“大平小不平”的地貌特点。淮河以北，地面平阔；沿淮河和西淝河两岸，由于历次汛期涨水而沉积泥沙，形成了0.5至2千米的“河漫滩涂”(即低洼湾地)。西淝河与淮河接口处，因汛期受淮水洪峰顶托倒灌向西南泛滥，并反复冲刷，使河面扩展增宽淤23、浅，形成董峰湖河口湾地。因淮河泛滥土地化积物的包围阻隔，形成了典型的焦岗湖“牛轭潮”洼地。焦岗湖以南为自然堤，系经常泛滥的淮水携带泥沙沉积而形成的缓岗。淮河南岸与江淮丘陵衔接，局部为石灰岩残丘，山脊自东向西，为剥蚀构造的低山丘类型。xx县地处淮河中游，属亚热带季风气候，是冷暖空气交汇频繁地区，气候温和，雨量适中。四季分明，夏冬长，春秋短，光照充足，受季风影响明显。降水年际变化较大，季节分配不均，酿成局部洪涝干旱。无霜期较长，4至9月份东南风和西南风较多。温度根据1949年至1985年气象资料记载，全县年平均温度为15.1。1月份最冷，月平均温度为1.1；7月份最热，月平均温度为28。温差年均较24、差为26.9。极端最高气温为1959年8月24日的41.1；极端最低气温为1969年1月31日的21.7。根据中国分省太阳能资源图集，xx地区辐射量分布量在1294.53kWh/，合计约4660.32 （MJ/m2.a）。2.3气象条件影响分析（1）环境温度条件分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-25-45，选用光伏组件的工作温度范围为-40-85.根据当地气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温为15.1，最高气温41.1度，最低气温-21.7度。因此，按本工程厂区极端气温数据校核，本项目太阳能光伏组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器布置在室外，且逆变器室自带伴热25、系统，保证其自身正常工作。故场址区气温条件对太阳能光伏组件及逆变器的安全性没有影响。同时，该场地气温相对温和，有利于光伏发电系统提高发电量。（2）最大风速、风沙影响分析xx县常年主导风向为东北风，多年平均风速1.7m/s，年最大风速14m/s，在该地区风速对光伏电站运行的影响较大，应采取必要的对抗风措施。（3）积雪影响分析太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素：a.高于当地最大积雪深度；b.防止动物破坏；c.防止泥和沙溅上太阳能电池板；本次设计H暂取0.4m；故场址区最大积雪小于电池板装设高度，对太阳能电池板的安全性没有影响。（4）冰雹灾害光伏组件表面是钢化玻璃，均通过光伏组件耐26、冰雹冲击试验，可承受普通冰雹的撞击。（5）雷暴天气本次未收集到关于多年雷暴日数的相关资料，对于本项目安装于地面，为避免电站遭受雷击影响，应根据光伏组件布置区域、高度、运行方式合理的设计防雷接地系统.（6）风沙影响分析本工程厂址位十年无沙尘暴出现，但有沙尘天气。沙尘天气时空气混浊，大气透明度大幅降低，辐射量也相应降低，会直接影响太阳能光伏组件的工作，对光伏电站的发电量有一定影响，故本工程实施时需要考虑采取防风砂措施，在项目运行期间应及时对太阳能光伏组件进行清洗。（7）雾霾影响分析随着环境污染的日益严重，常有雾霾天气出现。雾霾天气时辐射量相应降低，会直接影响太阳能光伏组件发电效率。第四章工程任务和27、规模4.1工程任务本项目建设规模为容量30kWp。组件类型为多晶硅光伏组件，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。该电站利用淮南地区丰富的太阳能资源发电，25年年均发电量约2.94万kWh。4.1.1地区经济现状与发展规划淮南2010年全年地区生产总值达到603.5亿元，增长13%。三次产业比为7.3：65.7：2。 2011年完成地区生产总值709.5亿元，按可比价格计算，比上年增长12.1%。其中，第一产业增加值55.9亿元，增长3.1%；第二产业增加值461.4亿元，增长14.5%；第三产业增加值192.2亿元，增长9.3%。三次产业比例由上年的7.964.327.8变化为7.928、65.027.1。人均地区生产总值30400元（折合4825美元），比上年增加4113元。 2012全年完成地区生产总值781.8亿元，按可比价格计算，比上年增长12.7%。其中，第一产业增加值60.6亿元，增长5.6%；第二产业增加值501.1亿元，增长13.6%；第三产业增加值220.1亿元，增长12.3%。三次产业比例由上年的7.965.027.1调整为7.864.028.2。人均GDP达33489元（折合5328美元），比上年增加3089元。居民消费价格上涨2.2%，涨幅比上年回落3个百分点；商品零售价格上涨2.2%，比上年回落2.7个百分点；工业生产者出厂价格下降4.0%，工业生产者29、购进价格下降3.3%，分别比上年回落7.6个和11.8个百分点。淮南市财政收入达163.8亿元，同比增长18%。 2015年，完成地区生产总值788.18亿元。第一产业建国前，由于旧的生产关系束缚了生产力的发展，加上天灾人祸，农业生产水平低下，1949年粮食单产仅45公斤，农民人均总产值150元。 建国初期，实行土地改革，开展互助合作运动，人民政府又颁布和制定了一系列有利于发展生产的政策、法令，大大地解放了生产力。19491957年，粮食产量增长了21.4%，农业总产值增长了30.2%。 50年代中期以后，由于激进的生产关系变革，生产力遭到破坏。1963年农业总产值比1957年下降53%，粮食30、产量下降57.4%，只相当于1949年的76%。60年代后期，由于扩种水稻，粮食产量有所回升。 建国以来，市郊农业生产总体上取得了较快的发展，主要农副产品产量成倍增长。1990年与1949年相比，粮食总产从5.71万吨增加到26.82万吨，增长了3.7倍；油料作物总产从1415吨增加到4083吨，增长了1.89倍；大牲畜年末存栏数从20371头增加到53854头，增长了1.64倍；生猪年饲养量从1751头增加到122361头，增长了68.88倍；山、绵羊年饲养量从9635头增加到57817头，增长了5倍；水产品总量从295吨增加到4901吨，增长了15.61倍；农业总产值(按1980年不变价计31、算)从2848万元增加到16414万元，增长了4.76倍，平均年递增4.36%。 2012年粮食种植面积203313公顷，比上年增长1.5%；棉花种植面积885公顷，油料种植面积4845公顷，分别减少4.5%，4.2%；蔬菜种植面积26552公顷，增长4.1%。粮食总产量133.8万吨，比上年增长5.0%，其中夏粮产量59.4万吨，增长6.2%；秋粮产量74.4万吨，增长4.1%。 2012年主要肉类总产量8.6万吨，比上年增长5.3%。全年出栏生猪47.9万头，增长5.8%；出栏牛4.7万头，增长7.4%；出栏羊25.8万只，增长4.8%；出栏家禽2122万只，增长5.8%。年末淮南市农业机32、械总动力178.6万千瓦，比上年增长2.8%。各式拖拉机113864台，下降3.8%；联合收割机4544台，增长16.3%。全年化肥施用量（折纯）140753吨，增长4.8%；农村用电量78756万千瓦时，增长8.8%。有效灌溉面积104.7千公顷，新增0.23千公顷；节水灌溉面积58.8千公顷，新增5.8公顷。2011年冬至2012年春农田水利基本建设完成土石方1401万立方米，完成市级重点水利工程11项，整修圩堤9公里，综合治理水土流失面积320公顷。年末，市级以上农业产业化龙头企业143家，新增78家。其中，省级以上农业产业化龙头企业25家，新增6家；国家级农业产业化龙头企业1家。 第二33、产业中共十一届三中全会以后，各种所有制形式的工业企业不断涌现，通过新建、扩建，淮南市企业规模不断扩大，工业设备不断更新，生产能力大幅度增加。1985年工业普查资料反映，80年代设备占31.8%，其中进口设备占3.5%；70年代设备占45.2%，其中进口设备占5.5%；60年代设备占15.8%，50年代设备占4.3%。淮南解放初期，仅有煤矿、电厂、面粉厂以及碾米、手工卷烟等8个工业企业，1949年工业总产值3382万元，其中地方工业总产值仅470万元。1978年底，淮南市工业企业发展到276个，工业总产值发展到10.75亿元（1980年不变价）。到1990年底，淮南市工业企业已发展到1000多家34、，工业总产值为44.5亿元。同时，重工业过重，轻工业过轻的状况得到较大改善，淮南市已建立起造纸、纺织、医药、日用橡胶、食品等轻工业生产体系。1990年底，轻工业企业已发展到449家，年产值16.3亿元；轻重工业的比率1978年为29.2：70.8；1990年为36.65：63.35，轻重工业的比例关系逐步趋于合理。煤炭工业淮南为中国亿吨煤基地、华东火电基地和煤化工基地的“三大基地”，华东地区的工业“心脏”。经济以重工业为主，煤工业为支柱产业。已探明的煤炭储量为444亿吨。到2010年底煤炭产量将达到1亿吨左右，是中国13个亿吨煤炭煤炭基地之一。煤炭工业企业有：瓦斯治理国家工程研究中心、淮南矿业35、集团、国投xx集团、皖北煤电集团、淮浙煤电有限公司、淮沪煤电有限公司等。 电力工业华东电力基地，电力工业发达。截至2009年底，淮南的发电装机总容量已达到1000万千瓦，到2020年，将建成装机总容量将达到2000万千瓦时的“火电三峡”。是“皖电东送”的“领军主力”。电力企业有：大唐淮南洛河电厂、中电投淮南平圩电厂、大唐淮南田家庵电厂、淮南田集发电厂（淮沪煤电有限公司）、淮南xx发电厂（淮浙煤电有限公司）等。 化工工业化工企业有：中安联合煤化有限责任公司（年产170万吨甲醇项目）、淮化集团（神舟系列飞船推进剂提供者）等。 装备制造业装备制造业有电子工业部第八研究所、比塞洛斯淮南（世界最大煤机企36、业）、发挥凯盛重工、舜立机械、长壁煤机等龙头企业，通过引进和专业配套，培育一批中小企业，形成合作密切、产业链长、关联性强的煤机装备制造产业集群；依托陕西重卡集团年产5万辆新能源专用车项目，将淮南打造成辐射华东地区特种工程运输车辆制造基地。“十二五”期间，将煤机装备、工程运输机械等装备制造业发展成为淮南市第四大支柱产业。形成以煤机装备、印后装备、石化机械装备为优势特色、工程运输机械加工制造为新增长点的四大产品体系，推动装备制造业跨上一个新台阶。到2015年，装备制造业销售收入力争达到400亿元。 第三产业明清时期，市境沿淮有洛河、石头埠两座具有一定规模的走集，因水陆交通便利，商业一度比较繁华。洛37、河镇属于怀远县东南乡的重要集镇。30年代初，田家庵已发展成为淮河流域一座有影响的商埠，大通、九龙岗因煤矿的开发，形成工矿镇，商业初具雏形。30年代中期，淮南铁路建成通车，田家庵作为煤炭输出港口的地位进一步加强，遂形成了田家庵、大通、九龙岗“淮南三镇”。至40年代，田家庵的商业已达七八百户。 1952年，淮南市个体私营商业总户数已由1949年的1145户，发展到3426户。从1953年开始分两步走，对淮南市私营商业进行了社会主义改造，到1956年，社会主义改造基本完成后，淮南市仅有200余户不便归口的个体商贩维持经营，初步形成国营和供销合作商业两分天下的局面。19761990年，商品销、调出总额38、20.94亿元，平均年商品销、调出总额1.39亿元，是1976年商品销、调出总额的2.1倍，平均每年增长9.7%。国营商业经过调整结构、改革管理模式，实行政企分开，以国营商业为主体，多种经营形式、多种渠道、开放式的流通体制逐步形成。截至1990年，外贸市场已发展到16个国家和地区。 2012年，淮南市社会消费品零售总额累计256.5亿元，增长15.8%。进出口总额累计3.5亿美元，增长46.1%，增幅安徽省第8。其中出口完成2.45亿美元，增长167.5%，增幅连续8个月居安徽省第1；进口完成1.04亿美元。引进外商直接投资1.9亿美元，增长47%，增幅安徽省第5。境外投资800万美元，实现零39、突破。对外工程承包新签合同额3.64亿美元，总量安徽省第3；增长180.5%，增幅安徽省第2。完成营业额2.0亿美元，总量安徽省第3；增长43.9%，增幅安徽省第4。淮南市消费品市场总体平稳增长，城镇市场零售额233.9亿元，增长16.0%；农村市场零售额22.6亿元，增长14.5%。分行业看，批发和零售业零售额226.6亿元，增长16.2%；住宿和餐饮业零售额29.9亿元，增长12.4%；限额以上商贸流通企业263家，比上年净增124家。2012年，淮南市限额以上商贸流通企业中有31家销售额超1亿元，比2011年增加5家。其中销售额1亿5亿元的24家，5亿10亿元的3家，10亿元以上的4家。40、31家企业累计实现销售额178.8亿元，占淮南市限额以上商贸流通企业的82.8%。淮南市限额以上餐饮企业和个体经营户73家，其中法人企业23家，个体户50家，比上年增加42家。2012年实现餐费收入4.6亿元，增长27.5%，拉动社会消费品零售总额增长0.4个百分点。淮南市供销社、粮食、石油、烟草专卖增幅平稳。4.1.2地区交通淮南交通事业起步早，发展快。因淮河舟楫之利，航运业历史悠久，淮南煤矿兴起之初，航运是其主要的运输形式。民国25年（1936年）淮南铁路（田家庵裕溪口）建成通车，大大缩短了淮南煤炭运抵长江流域的运程，而且还是沟通江淮之间陆路运输的最便捷形式。50年代建成大（通）八（公山）41、线，保证了矿井建设和客货运输的需要。70年代，随着潘集煤田的开发，阜（阳）淮（南）铁路兴建，一座气势雄伟的公路铁路两用桥横跨淮河，为千里淮河第一桥。建国后建成的纵横交织的公路网则成为沟通市内和与外界联系的重要通道。进入80年代，淮南铁路、公路、航运业全面发展，铁路复线建成通车，促进了经济的持续发展。与此同时，邮电通信也得到长足发展，邮政电信可达世界各地。1988年开通的洞山至田家庵光缆数字通信线路为省内第一条，它标志着淮南市邮电通信已跨入安徽省先进行列。铁路：淮南是产煤大市，铁路运输网络发达，阜淮铁路、淮南铁路、合蚌高铁，贯穿淮南，另有西张、淮田两条直线铁路，矿区铁路更是纵横交错。截止201142、年，淮南境内铁路线总长度达431公里，铁路线上镶嵌着淮南站、淮南西站、大通站、潘集站、xx站等大大小小共16个火车站。在中国所有城市中，淮南铁路线路最长、车站最多，当创城市铁路“吉尼斯纪录”，有着许多大城市不可比拟的优势，也为淮南今后发展城市轻轨交通奠定了坚实基础。公路截止2011年，合淮高速（S17）、阜淮高速（S12）、淮蚌高速（S17）等高速公路穿过淮南，滁新高速（S12）加速推进。206国道、308、102、311省道四通八达。现已形成以洞山中路等干道为核心的公路交通网络。淮南长途新客运站是国家一级客运站，省际省内的班线达到145条，省际的班线多为每天发车一班，省内的班线从每天发车一班43、到十七班不等。市内乘坐1、2、3、8、9、12、24、26、30、38、110环线、121、310、630、G1路公交到达。公交截止2011年，淮南市有市内公共交通营运车辆近600余辆，公交线路近40条，城市公交车属于淮南市汽运总公司，淮南市运输总公司，淮南市二汽公司和淮南中北巴士股份有限公司营运。公交车营运时间一般从6:00到19:30，3路、9路、121路、127路营运时间到22：30。无人售票公交的路线后均加注W，普通公交投币一元，“淮南畅通卡”系由淮南中北巴士有限公司发行，享受投币1元，刷卡九折。空调车，投币2元，刷卡八折。的士截止2011年，淮南市有出租车3200余辆，最常见的是起亚44、桑塔纳、捷达、奇瑞等。出租车起步价6元，超过2.5公里后，桑塔纳、捷达、奇瑞等每公里1.4元，租车期间的等候费、过桥过路费等都由乘客承担，等候时间为5分钟。航空合肥新桥国际机场淮南候机楼运营，淮南与合肥新桥国际机场之间也将采取开“空港快线”的方式，为当地旅客提供购票、班车接送、异地值机等“一站式”服务。距离合肥新桥国际机场仅需45分钟可达。4.1.3工程主要任务本工程的主要任务是建设低压并网小型光伏电站，充分开发利用淮南地区的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。考虑淮南市太阳能资源分布、建筑面积、厂区负荷、项目资金筹措等因素，淮南市地税局本期投资建设30kWp分布式光伏发电示范基地，本期利用面45、积约为240平方米土地，30kWp光伏发电站光伏组件全部采用固定式倾角安装，既节约了土地资源，又能提高有限的面积内光照资源的利用率。4.2工程规模4.2.1地区光照辐射条件项目地点水平面上年总辐射量为4660.32MJ/m2，年有效日照时数约1294.53小时，日照时间长，辐射强。根据太阳能资源评估方法（行业标准QXT-89-2008）制定的太阳能资源丰富程度等级，本项目站址所在地为资源较丰富地区。4.2.2厂区总平面规划本项目拟利用xx镇xx村地面。总面积约240平方米，采用多晶硅组件固定倾角安装，建设总容量为30kWp光伏发电系统。4.3工程建设必要性4.3.1合理开发利用光能资源，符合能46、源产业发展方向我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四届五中全会上通过的中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的中华人民共和国节约能源法明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的19962010年新能源和可再生能源发展纲要则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的可再生能源法要求中国的发电企业必须用可再生能源（主要是太阳能和风能）生47、产一定比例的电力。在国家发改委2015年4月所作的可再生能源发展“十二五”规划中再次强调了发展可再生能源技术，规模化开发新能源，对优化我国能源结构，促进能源可持续发展具有重要意义。太阳能作为最有发展潜力的新能源，是一种取之不尽、用之不竭的天然能源，而淮南拥有非常丰富的太阳能资源亟待开发。该地气候多晴天，日照时数长，是太阳能丰富的地区。太阳能资源对环境无任何污染，是满足可持续发展需求的理想能源之一。目前太阳能的广泛利用，可以说是一种永续利用、对环境影响极小的能源，不论是现在或是未来，开发利用太阳能资源，可以减少对化石能源的依赖以致达到替代部分化石燃料的目标，这对开发区经济发展、改善环境和满足人民48、生活用电要求，将会起到重要的作用。4.3.2改善能源结构，保护环境，适应持续发展的需要人类正面临着巨大的能源与环境压力，当今的能源工业主要是矿物燃料工业，包括煤炭、石油和天然气。一方面，矿物能源的应用推动了社会的发展，其资源却在日趋耗尽；另一方面，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。我国在近二十几年，随着人口和经济的持续增长，能源消费量也在不断增长。同时，矿物能源的消费会产生大量的污染物：CO，SO2，CO2和NOX是大气污染的主要污染源之一。我国在新世纪将面临能源与环境问题的严峻挑战，开发和利用拥49、有巨大资源保障、环境友好的替代能源是事关我国国民经济可持续发展、国家能源安全和社会进步的重大课题。太阳能光伏发电不产生燃煤发电带来的污染物排放问题。同时，电池板可循环使用，系统材料可再利用，光伏的能源投入可进一步降低，是一项新型的绿色环保项目。大力发展太阳能发电事业，可以减轻矿物能源燃烧给环境造成的污染，保护环境，有利于建设环境和谐的社会。中国是世界上最大的发展中国家，经济高速发展，中国能源消耗增长速度居世界首位，加剧了中国能源替代形势的严重性和紧迫性。中国电力科学院的研究表明，在考虑到充分开发煤电、水电和核电的情况下，2010年和2020年电力供需的缺口分别为6.4%和10.7%(胡学浩.我50、国能源中长发展战略研究专题报告R2004.)，这个缺口正是需要用可再生能源发电进行补充的。而太阳能光伏发电可能在未来中国的能源供应中占据主要位置。4.3.3 改促进我国光伏产业发展，为大型光伏并网发电提供示范作用我国的太阳能光伏发电主要用于解决缺能少电的偏远地区农牧民的供电需求及无电区的通讯供电需求等。从2010年后太阳能电池板组件价格大幅下降，光伏发电成本降低，我国大面积推广MW级光伏并网发电系统。从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。根据欧洲JRC的预测，到2030年可再生能源在总能源结构中占到30以上，太阳51、能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；2040年可再生能源占总能耗50以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末可再生能源在能源结构中占到80以上，太阳能发电占到60以上。本项目的建设有利于电网主管部门总结小型光伏电站对电网系统影响的运行经验，为将来大范围推广建设并网光伏电站奠定基础，具有很好的示范作用。4.3.4 具有明显的社会效益和环保效益本工程有效利用闲置的土地发电，具有明显的社会效益。本项目投产后，每年可为电网提供清洁能源约2.94万kWh，按全国平均供电煤耗320克/kWh计算，每年可节约标准煤9.57t，按照该电站运营25年计算，总共可节约标准煤239.25t52、。本工程的实施意味着避免了火力发电所用标准煤所产生的废气造成大气污染。从本工程所发挥的示范作用来看，随着光伏发电成本的下降，我省的太阳能资源将会得到越来越广泛的利用，将来大面积推广太阳能电站后，其带来的社会效益和环保效益将是可观的。4.3.5 具有优化能源结构符合安徽光伏产业规划光伏电站的建成，一方面资源条件直接影响到淮南市经济和社会的可持续健康发展；另一方面以火电为主的能源结构又使淮南市社会经济发展承受着巨大的环境压力。积极调整优化能源结构、开发利用清洁的和可再生的能源，是保持经济可持续发展的能源战略。大力发展太阳能发电，替代一部分矿物能源，对于降低项目地点的煤炭消耗、缓解环境污染和交通运输53、压力、改善电源结构等具有非常积极的意义，是发展循环经济、建设节约型社会的具体体现，符合淮南市“十二五”时期国民经济和社会发展规划纲要中提出的：完善能源供应体系，积极发展燃气、风力、太阳能等清洁能源发电，加强生态建设和环境保护等规划。第五章系统总体方案设计及发电量计算5.1太阳能光伏组件选择5.1.1太阳光伏组件光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能光伏组件，经过若干光伏组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特54、性的若干太阳能光伏组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的光伏组件、逆变器和升压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。选择合适的太阳能光伏组件对于整个电站的投资、运营、效益都有较大的关系。当今太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1941年出现有关硅太阳电池报道，1954年研制成效率达6的单晶硅太阳电池，1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能55、而言，与常规发电相比，成本仍然很高。世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期，发展更加迅速，最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面，各国一直通过扩大规模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。商品化光伏组件效率从10%13%提高到12%16%。目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池24（4cm2)，多晶硅电池18.6%（4cm2），InGaPGaAs 双结电池3028%（AM1），非晶硅电池145%（初始）、12.8%（稳定），碲化镉电池15.8%，硅带电池14.6%，二氧化钛有机纳米电池10.96%。我国于1958年开始56、太阳电池的研究，40多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池20.4%（2cm2cm），多晶硅电池14.5%（2cm2cm）、12%（10cm10cm），GaAs 电池20.1%（lcmcm），GaAsGe电池19.5%（AM0），CulnSe 电池9%（lcm1cm），多晶硅薄膜电池13.6%（lcm1cm，非活性硅衬底），非晶硅电池8.6%（10cm10cm）、7.9%（20cm20cm）、6.2（30cm30cm），二氧化钛纳米有机电池10%（1cm1cm）。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能57、光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要58、经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。晶体硅电池片如图5-1，5-2所示：图5-1单晶硅硅片 图5-2多晶硅硅片两种光伏组件的外形结构如图5-3所示。（左为单晶硅组件，右为多晶59、硅组件）单晶硅组件 多晶硅组件图5-3光伏组件外形结构图（2）非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前约为12%。图5-4非晶薄膜太阳能光伏组件外形非晶硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价60、格优势可抵消低效率的问题。（3）数倍聚光太阳能电池数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光伏电池的发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现37倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V 型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel 发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电池，但是相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。图5-61、5聚光太阳能光伏组件外形目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形式，有：高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。由于聚光装置需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期，其实际的使用性能及使用效果尚难确定。根据国外的应用经验，尽管实现多倍聚光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。在单晶硅、多晶硅、非晶薄膜电池这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额62、。5.1.2几种太阳光伏组件的性能比较对单晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光这四种电池类型就转换效率、制造能耗、安装、成本等方面进行了比较得出：（1）晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。（2）商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。（3）晶体硅光伏组件故障率极低，运行维护最为简单。（4）使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。（5）晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。（6）商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。（7）晶体硅光伏组件故障率极低，运行维护最为简单。（8）使用晶体硅63、光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。（9）尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用多晶体硅太阳能光伏组件。根据对目前几种太阳能光伏组件的比较，并结合项目情况和性价比，本项目初步拟采用国产275Wp多晶硅光伏组件，其主要技术参数见表5-1：表5-1多晶275Wp技术参数表峰值功率（Wp）275短路电流（Isc）8.94开路电压（Voc）37.78外形尺寸（mm）1650*992*40重量（kg）19组件转换效率15%短路电流的温度系数+0.04%/K开路电压温度系数-0.43%/K5.2光伏阵列运行方式选择564、.2.1电池阵列的运行方式分类对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不但要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件在特定的时间以特定的角度对准太阳，最大限度的利用太阳光发电。安装方式主要固定式、单轴跟踪和双轴跟踪等。1）固定式（山坡地面）光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如图5-6所示。图5-6固定式安装（山坡地面）5.2.3电池阵列的运行方65、式确定由于本工程为小型光伏电站，故本项目使用固定式方案较为合理，由于方位及面积限制，同时考虑结构安全等因素，该地面采用22度角铺设。采用固定式光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修维护方便等优点。单个光伏发电单元故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。此方案具有降低工程造价、便于运行管理等优点。5.3逆变器的选择5.3.1并网逆变器系统设计方案合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电厂运营费用以及缩短电厂建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置66、减少线路损耗、提高运行可靠性。同时合理的配置方案和合理的电气一次主接线对于我国大规模的光伏并网电厂建设具有一定的示范意义。根据工程实际情况，考虑到项目面积设置，本工程将30kWp作为一个并网发电系统。该系统采用高效的组件，集中逆变，就地并网。5.3.2 方案总体比较目前，国内市场上逆变器主要分为集中型逆变器、组串型逆变器及微型逆变器。其中集中型逆变器规格主要为50KW以上及1MW以下，组串型逆变器主要规格为几千瓦及33kWp以下，微型逆变器为500W以下。其比较详见下表：序号比较项目微型逆变器组串型逆变器集中型逆变器1容量大小目前市场上微型逆变器功率小于500W。目前主流功率为5KW至20K67、W不等，其主流为5KW、10KW、17KW、20KW30KW至1MW，其中主流为100KW、250KW、500KW2MPPT数量/最大转换率单MPPT/95%多个MPPT，正常在97%至98%之间单个MPPT/98.5%3安装要求安装组件背面或支架上，占用空间最小。安装简单安装在支架上，不需单独建房子，装简单。需单独建房子，占地面积较大，需要辅助设施。4经济性每瓦单价在2.5元左右每瓦单价在0.7元左右每瓦单价在0.5元左右5技术成熟性国内市场应用较少，经验缺乏，技术不够成熟目前市场应用较多，技术成熟，尤其在小型系统中应用较多。目前市场应用较多，技术成熟，尤其在MW级地面电站上应用较多。7系统68、效率影响由于微型逆变器可跟踪每块组件发电最大效率，无组件串匹配效率。由于组串型逆变器正常有两个MPPT以上，降低组串匹配影响，其效率介于微型逆变器与集中型逆变器之间由于集中型逆变器由多个组串并联，因此有组件匹配损失较大。8启动功率启动功率小，可提高发电量启动功率小，可提高发电量启动时需要总输入功率需大于5%，9其他由于每块组件安装一台微型逆变器，数量相当较多，管理较复杂，单台逆变器故障对其他组件发电无影响。交流汇流系统较多组串型逆变器在同等容量条件下设备数量介于微型逆变器及集中型逆变器之间。其发电影响范围也介于两者之间，不需配直流回力鞋及直流柜由于集中型逆变器容量较大，故逆变器数据较少，管理方69、便，但单台设备故障影响发电量较大。需配汇流箱及直流柜的设备综上比较，整个光伏发电系统装机容量总计30kWp，由于组件装机容量较小，综合比较设置组串式逆变器优于集中式逆变器。目前市场上主流逆变器功率为5kW、10kW、20kW、28kW、30kW、33kW、40kW等几种型号。组串式逆变器功率越大每瓦单价成本越低，选用大功率组串式逆变器能有效降低成本，目前市场上40kW以上组串逆变器应用较少，主要适用于大功率组件，对于常规的275Wp组件很难配置容量。因此本工程根据发电单元装机容量及实际情况，本工程选用33kW组串式逆变器。光伏并网系统将太阳能转换成直流电能后，再通过逆变器将直流电逆变为50Hz70、/0.4kV的三相交流电。在光伏并网系统中，逆变控制部分担负着系统的DC/AC转换，并准确控制转换电压、频率、相位、谐波含量等重要指标，同时，负责光伏并网发电系统各部分与公共电网的协调运行，并对系统可能发生的各种异常状态进行保护，它是光伏并网系统的关键设备。本项目配备合适容量的逆变器，经比较，拟选用33kW组串式逆变器。该产品质量可靠，性能完善。该产品具有如下技术特点：MPPT自寻优技术，最大限度提高系统的发电量。多种语言液晶显示功能，可自由设置。多种通讯接口可以选择，方便实现上机位控制。完善的保护功能，系统可靠性高。宽直流电压输入范围。人性化界面，通过按键设定各种参数。可实现多台逆变器并联组71、合运行。逆变器均配置有高性能滤波电路，使得逆变器的交流输出电能质量很高，不会对电网质量造成污染。在输出功率50%额定功率，电网波动5%时，所选用的三种逆变器的交流输出电流总谐波分量（THD）3%。所选用的逆变器为并网型逆变器，在运行过程中，实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使逆变器的交流输出相位与电网保持一致。主要并网逆变器参数见下表5-5：表5-5 33kW组串式逆变器参数表3.1最大直流输入功率W345003.2最大支流输入电压V10003.3启动电压V2503.4直流输入电压范围V18010003.5额定输入电压V6003.6满载DC电压范围V4608003.7各追踪器最大输入电72、流A/BA35/353.8个组串最大输入电流A203.9MPPT追踪器数量/个追踪器最大并联组串数2/33.10最大交流输入功率kW303.11最大交流输出功率kVA303.12最大交流输出电流A45.53.13额定输出电压/范围V230/4001842753.14电网频率范围Hz50/60；44-55/54-653.15功率因数0.9leading-0.9laging3.16总电流波形畸变率（%）3%3.17交流连接类型3/N/PE3.18最大效率98.2%3.19欧洲效率97.6%3.20尺寸538/740/276mm3.21运行温度范围-25+603.22噪声指数(通常)55dB(A)373、.23夜间自耗电0.5w3.24冷却方式自然冷却3.25防护等级IP655.4光伏方阵设计5.4.1 光伏组串设计多晶硅光伏组件以固定支架方式安装，选用275Wp多晶硅光伏组件每20块光伏组件组成一串，输出功率275W。为了保证系统安全可靠的运行，根据建设地的气象资料，项目所在地的多年最低气温为-21.7，最高气温41.1。考虑多年最低气温一般出现在晚间，组件工作时间为白天，白天环境温度高于最低气温，并且光伏组件工作发电时温度会上升。因此本项目计算光伏组件串联数量的最低气温按-5度考虑。光伏系统应当在-2550的情况下正常工作。光伏组件在极限温度下的参数会发生变化，温度系数如下表5-6：表5-74、6多晶硅组件温度系数表项目单位数据峰值功率温度系数%/K-0.41开路电压温度系数%/K-0.32短路电流温度系数%/K+0.053根据以上晶硅数据，考虑极限温度计算光伏组件的串联数量根据公式：N VdcmaxVoc1+(t-25)KVVV式中:KV光伏组件的开路电压电压温度系数；KV光伏组件的工作电压温度系统；N光伏组件的串联数（N取整）；t光伏组件工作条件下的极限低温（）；t光伏组件工作条件下的极限高温（）；Vdcmax逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值（V）；Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值（V）；Voc光伏组件的开路电压（V）；Vpm光75、伏组件的工作电压（V）；5.4.3 光伏子方阵布置阵列间距设计电站总平面布置方案按电池板方阵尺寸和相应电池板阵个数进行规划布置。电池方阵的占地面积及布置方式与电站所处地理位置的纬度、是否采用跟踪装置密不可分。按照经验，光伏组件间的间距要满足以下条件：如果在太阳高度角最低的冬至那一天，从当地时间午前9时至午后3时之间，其电池板组件的影子互相不影响，则对阵列的电池板阵输出没有影响。本项目设定光伏组件前后间距为6m(前后两排阵列的中心间距)即可。5.5方阵接线方案设计本工程采用33kW组串式逆变器。组串式逆变器固定安装在光伏组件支架的后横梁上，以减少光伏电缆使用数量及降低电线电缆损耗，其交流出线电缆76、沿着采用桥架敷设至低压并网柜，从而实现并网发电。5.6辅助技术方案由于本项目为小型光伏电站项目，故光伏组件阵列不宜设置清洗方案。该组件清洗采用人工提水（水泵）进行定期清洗。其清洗污水通过原有地面雨水排水系统收集，不专设污水收集系统。有积雪时应及时清理。本工程所有组件支架采用热浸镀锌支架，满足防腐要求。5.7光伏发电工程年上网电量估算本工程地点为安徽省淮南市，斜面上平均年有效发电辐照量为1366.14(kWh/m2)。根据光伏电站特点，各部分系统损失系数详见下表所示：序号效 率 名 称损失系数1光伏电厂占地面积大，直流侧电压高，电流小，导线有一定的损耗3%2大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差77、异，不一致性损失系数（光伏组件出厂时需检查功率，减少差异）3%3考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数（定期清洗组件，制定清洗方案）2%4逆变器工作时存在一定损耗（含变压器）5%5早晚不可利用太阳能辐射损失系数4%6光伏电池的温度损失4%7考虑当地气候变化较大及雾霾等各种不利因素的影响5%8交流电缆损耗2%系统总效率为：97%97%98%95%96%96%95%98%=79%晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统第一年衰减1%，以后每年输出衰减0.8%计算，25年发电量测算表见表5-13(单位：万kWh/年)。各年发电量详见下表：表5-13 25年发电量测78、算表年限12345系统衰减率1%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量3.243.213.183.153.13年限678910系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量3.103.083.053.033.01年限1112131415系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2.982.962.932.912.89年限1617181920系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2.862.842.822.802.77年限2122232425系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2.752.732.712.692.66总发电量73.5879、 （万kWh）25年平均发电量2.94 （万kWh）按照实际装机容量30kWp计算的25年年均发电等效利用小时数为：2.94万kWh30kW=98.1小时结论：由以上计算可得，本工程25年总发电量约为73.58万kWh，25年平均发电量约2.94万kWh，年等效利用小时数为98.1h。第六章电气系统6.1电气一次6.1.1设计依据变电所总布置设计技术规程DL/T5056-199935kV110kV变电所设计规范GB50059-92电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-92电力设备过电压保护设计技术规程SDJ7-79导体和电器选择设计技术规定DL/T5222-2005低压配电设计规80、范GB50045-95油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451-2008电力工程电缆设计规范GB50217-94交流电器装置的接地DL/T621-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-92并联电容器装置设计规程GB50227-1995电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001电力系统调度自动化设计技术规程DL5003电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-92继电保护和安全在自动装置技术规范GB14285-2006电力工程电缆设计规范GB50217-94工业计算机监控系统抗干扰技81、术规范CECS81-96静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T478-2001电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点低压开关设备和控制设备GB/T14048电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-20046.1.2接入系统方案本项目利用xx镇xx村安装光伏发电系统，装机规模为30kWp，初步设计为将采用分块发电，就地逆变上网的方式。6.1.3国网公司对光伏发电工程接入电力系统的主要技术要求光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。对于大型或中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到82、电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。对于小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波的规定，如表6-1所示：表6-1 公用电网谐波电压限值电网标称电压（kV）电压总畸变率（）各次谐波电压含有率（）奇次偶次0.385.04.02.0643.21.6103532.11.26611021.60.8光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波的规定，应不超过表2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电83、流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。表6-2 注入公共连接点的谐波电流允许值标称电压(kV)基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值（A）23456789101112130.3810786239622644192116281324610043342134142111118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.76630016138.1135.19.34.14.33.35.92.75110750129.669.646.833.22.84、44.323.71415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.51261006.16.85.3104.794.34.93.97.43.66.8101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.5663002.32.623.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.9光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-20085、8电能质量供电电压偏差的规定，即：35kV及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的7%。注：如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变的规定。光伏电站单独引起公共连接点处的电压变动限值与变动频度、电压等级有关，见表6-3：表6-3 电压变动限值r,h-1d,%LV,MVHVr1431r1032.510r1002*1.5*100r10001.251注：1 很少的变动频度r（每日少于1次86、），电压变动限值d还可以放宽，但不在本标准中规定；2 对于随机性不规则的电压波动，依95概率大值衡量，表中标有“*”的值为其限值； 3 本标准中系统标称电压UN等级按以下划分： 低压（LV） UN1 kV 中压（MV） 1kVUN35kV 高压（HV） 35kV50额定功率，电网波动5情况下，本项目选用的逆变器的交流输出电流总谐波分量5，各次谐波分量3，满足GB145491993电能质量公用电网谐波规定的5%。光伏发电场并网运行（仅对三相输出）时，电网公共连接点的三相电压不平衡度不超过GB155431995电能质量三相电压允许不平衡度规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般87、为1.3。因此可认为本工程对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。4、雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电场建成后必须安设警示牌，雷雨季节，应注意安全，以防万一。根据设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，能满足防雷保护的要求。8.2.3光污染及防治措施光伏光伏组件内的多晶硅电池片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射以散射为主。其总反射率远低于玻璃幕墙，无眩光，故不会产生光污染。8.3 结论建议1结论：综上，光伏发电是一种清洁88、的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。本项目符合国家产业政策，用地符合当地总体规划，选址及平面布局合理，无制约本项目建设的重大环境因素。评价认为，在确保各项污染治理措施“三同时”和外排污染物达标的前提下，从环境保护角度而言本项目建设是可行的。2建议：（1）工程建设期间应做到标准化管理，减少施工对环境的影响。（2）保证足够的环保资金，实施本报告提出的各项治污和生态保护措施。（3）加强用水管理，提高节水意识，提倡经济用水，减少浪费水资源。（4）加强管理，建立健全的环保规章制度，89、进行宣传教育工作，加强对员工的环保意识教育。（5）严格实施环保措施，接受环境保护部门的监督检查。第九章节能降耗9.1设计依据1）中华人民共和国节约能源法2）国家发展和改革委员会环境和资源综合利用司指导由中国电力出版社出版的发电节能手册。3）中国节能技术政策大纲4）电力工业“十五”规划5）国务院关于加强节能工作的决定(国发200628号)6）火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)7）风电场风能资源评估方法GB/T18710-20028）建筑照明设计标准GB50034-20049）建筑采光设计标准GB/T50033-20019.2施工期能耗种类和数量分析和能耗指标本工程施工期消耗能源主要90、为电力、水资源、油料、临时用地和建筑材料等。9.2.1施工用电施工电源从附近已有电源接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工等生产、生活建筑的用电。另外选择1台10kW柴油发电机作为备用发电。9.2.2施工用水本工程的施工用水主要由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工用水和生活用水采用井水，场区内临时储水在施工高峰期用水量约为20m3/d。9.2.3施工用油施工期车辆和备用发电机主要消耗柴油，工程车辆约3辆，消耗量约为0.03t/辆d，总消耗量为0.18t/辆d。另外有部分管理用车，汽油量消耗较少。9.2.4施工临时场地本工程施工临时场地，主要有综合仓库，材料及设备仓91、库、混凝土搅拌站等临时生产设施和生活建筑。初步估计工程临时总占地为100m2。9.3主要节能降耗措施9.3.1 电气设计节能降耗措施（1）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92、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。绝缘子金属串采取均压、防护的措施，加强制造工艺，减少泄露，减少电晕，降低损耗。（4）其他电气部分优化设计，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，节省了材料用量；优化电缆布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：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，达到节能的目的。有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有限降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。9.3.2 建设管理的节能措施建议本工程的93、能源消耗主要为了施工期的能源消耗和运行期的能源损耗。从节能的角度看，本工程已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能措施，但从光伏电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理。在施工期，应制定能源管理措施和制度、防止能源无谓的消耗；应对进场施工人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制定和工程施工特点相符合的能耗指标和标准、严格控制能源损耗；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94、行节能培训、操作人员要有节能上岗证，应制定用电、用油等燃料使用指标或定额，强化燃料的管理；要合理安排运行调度，充分利用太阳能资源条件，力争多发电。总之，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维护保养，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。9.4项目节能效果分析本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量30kWp，经测算25年年平均发电量为2.94万kWh，同燃煤火电站相比，按标煤煤耗为320g/kWh计，每年可为国家节约标准煤9.57t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少SO2排放量约为0.02t。另外，根据国家发改委关于公布20095、9年中国低碳技术化石燃料并网发电项目区域电网基准线排放因子的公告，全国电网的排放因子取0.8665（tCO2e/MWh），本工程的建设每年可减少温室气体CO2的排放量约为23.52t。9.5结论及建议9.5.1结论本工程光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤 炭资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。9.5.2建议（1）为贯彻节能降耗原则，通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用要求。优先采用先进的国内外96、成熟的新工艺、新方案、新材料、新结构的技术方案。建议下阶段 进行相关方面的工艺技术性课题研究。（2）加强施工管理，施工期间砂石及其它所需建材、部分保温材料、酸、碱、水泥、木材等均可就地解决或采购，减少大距离运输及二次倒运造成的浪费。（3）施工现场应建立相应的质量管理体系，施工质量控制和检验制度，具有相应的施工技术标准，严格控制施工过程中对能源的浪费。（4）建筑节能工程使用的材料、设备等，必须符合设计要求及国家有关标准的规定。严禁使用国家明令禁止使用与淘汰的材料和设备。（5）提高电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高电站运行的安全性和经济性，为实现现代化企业管理创造条件。满足国家97、环保政策，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。第十章工程设计概算10.1编制说明10.1.1工程概况淮南市地税局为相应国家能源建设号召，加快国内光伏发电规模化应用，拟建设30kWp光伏并网电站。本工程位于xx镇xx村，全部采用固定式支架安装，土地面积240平方米。本工程属于新建光伏电站，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套设施。本项目总投资20.34万元，单位千瓦投资6780.62元/KW。本工程资金来源：光伏电场投资资本金20.34万元，占总投资的100%。10.1.2编制原则及依据依据国家、部门及安徽地区现行的有关文件规定、费用标准等，设备价格按2016年二季度计列，当地材料价格按安徽地区98、计列，编制的依据如下：（1）可研设计阶段的图纸及设备、材料清单；（2）陆上风电场工程概算定额NB/T 31010-2011；（3）陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准NB/T 31010-2011；（4）风电场工程勘察设计收费标准NB/T 31007-2011。10.1.3基础价格（1）人工概算单价根据陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T 31010-2011）内的标准计算。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（2）主要材料预算价格材料预算价格=【材料原价+运输保险费+（运杂费X材料毛重系数）】X（1+采购及99、保管费率）10.1.4费率指标（1）建筑及安装工程费由直接费（含直接工程费和措施费）、间接费、利润及税金组成，采用国家能源局发布的陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T31010-2011）内的相关规定计算。建筑工程：单价合计=直接费+间接费+利润+税金措施费包括有冬雨季施工增加费、夜间施工增加费、临时设施费、特殊地区施工增加费、施工工具用具使用费、安全文明施工措施费和其他费。措施费费率：措施费名称计算基础费率冬雨季施工增加费人工费+机械费地区：1.78%地区：2.56%地区：3.82%地区：5.46%地区：6.82%夜间施工增加费人工费+机械费0.22%临时设施费人工费+机械费地100、区：4.28%地区：5.18%地区：5.92%地区：6.28%地区：6.68%特殊地区施工增加费人工费+机械费高海拔：2.34%高纬度寒冷地区：1.96%酷热地区：1.72%施工工具用具使用费人工费+机械费1.34%安全文明施工措施费人工费+机械费3%其他费人工费+机械费1.86%间接费费率工程类别计算基础费率土方工程人工费+机械费21.28%石方工程人工费+机械费19.56%混凝土工程人工费+机械费40.98%钢筋工程人工费+机械费39.93%基础处理工程人工费+机械费28.86%砌体砌筑工程人工费+机械费34.02%利润=（人工费+机械费+措施费+间接费）*10%税金=（直接费+间接费+利101、润）*税金税率安装工程：单价合计=直接费+间接费+利润+税金措施费费率冬雨季施工增加费，计算基数：人工费+机械费机组、塔筒设备0.69%0.97%1.5%2.13%2.65%线路工程2.21%3.12%4.71%6.22%6.94%其他设备2.54%3.59%5.46%7.21%8.04%夜间施工增加费计算基数费率机组、塔筒设备人工费+机械费0.11%线路工程人工费+机械费0.15%其他设备人工费+机械费0.35%临时设施费机组、塔筒设备1.73%1.92%2.0%2.08%2.20%线路工程2.15%2.39%2.49%2.59%2.73%其他设备0.63%0.7%0.73%0.76%0.8102、%安全文明施工措施费计算基数费率机组、塔筒设备人工费+机械费1.5%线路工程人工费+机械费1.5%其他设备人工费+机械费2.0%施工工具用具使用费计算基数费率机组、塔筒设备人工费+机械费0.67%线路工程人工费+机械费2.63%其他设备人工费+机械费1.74%其他费计算基数费率机组、塔筒设备人工费+机械费1.73%线路工程人工费+机械费2.4%其他设备人工费+机械费2.3%间接费=人工费*108%利润=（人工费+机械费+措施费+间接费）*10% 税金=（直接费+间接费+利润）*税金税率（2）其他费用计算的标准：工程建设管理费，计算基数为建筑及安装工程费和设备费，计费额在23000万元及以下，费103、率2.21%。工程建设监理费，计算基数为建筑及安装工程费和设备费，计费额在 23000万元及以下，费率0.65%。项目咨询服务费，计算基数为建筑及安装工程费和设备费，计费额在25000万元及以下，费率0.65%。项目技术经济评审费，计算基数为建筑及安装工程费和设备费，计费额在23000万元及以下，费率0.87%。项目验收收费费率，计算基数为建筑及安装工程费和设备费，计费额在23000万元及以下，费率1.09%。工程保险费，按建筑及安装工程费、设备费为计算基数的0.4%计算。勘察设计费按国家计委、建设部关于发布“工程勘察设计收费管理规定”的通知(计价格【2002】10号)的规定，并参考同类工程收104、费标准下浮 20%确定。（3）基本预备费基本预备费：按2%考虑，取费基础为设备及安装工程、建筑工程与其他费用 三部分之和。价差预备费：根据原国家计委（计投资【1999】1340号文）国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知精神，投资价格指数按零计算，即本项目价差预备费暂不考虑。10.1.5主要技术经济指标表建设地点淮南市xx县xx镇xx村咨询单位信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司建设单位淮南市地税局装机规模MW0.03主要工程量土石方开挖M3/单机容量kW/土石方回填M3/年发电量万kWh2.94混凝土M36年利用小时数h91.1钢筋t0.6静态105、投资万元20.34建设用地面积占用面积M240工程总投资万元20.34临时用地（租）M2/单位千瓦静态投资元/kW6780.62计划施工 时间总工期月1单位千瓦动态投资元/kW6780.62生产单位定员人210.2设计概算表B1 工 程 总 概 算 表单位：万元序号项目名称设备购置费建安工程费其他费用合计占总投资比例（%）一施工辅助工程0.75 0.75 3.69 1施工交通工程0.00 2施工供电工程0.25 3施工供水工程0.50 4其他施工辅助工程0.00 二设备及安装工程15.32 1.67 16.99 83.50 1发电设备及安装工程15.07 1.43 16.50 2其他设备及安装106、工程0.25 0.24 0.49 三建筑工程1.28 1.28 6.28 1发电设备基础1.18 1.18 2其他工程0.10 0.10 四其他费用0.94 0.94 4.64 1项目建设管理费0.30 2生产准备费0.14 3勘察设计费0.50 4其他费用0.01 五基本预备费0.38 1.89 建设投资（一五）部分合计20.34 六建设期利息0.00 0.00 0.00 工程总投资20.34 100.00 工程静态总投资20.34 工程动态总投资20.34 单位千瓦静态投资(元/kW)6780.62 单位千瓦动态投资(元/kW)6780.62 B1-2 设备及安装工程概算表单位：元、万元序107、号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费第二部分：设备及安装工程15.32 1.67 一发电设备及安装工程15.07 1.43 1.1光伏发电机组1.1.1多晶太阳能电池组件275W块120800.00 15.00 9.60 0.18 1.1.2固定支架t1.810000.00 2000.00 1.80 0.36 1.2机组配套电气设备1.2.1逆变器33KW台110000.00 600.00 1.00 0.06 1.3集线电缆线路1.3.1光伏专用电缆1X4mm2km0.33500.00 6000.00 0.11 0.18 1.3.2组串逆变器到低压配电柜 ZC108、-YJV22-1kV-3X25+16km0.2 45000.00 6000.00 0.90 0.12 1.3.3低压配电柜出线 ZC-YJV22-1kV-3X50+1X25km0.2 74000.00 6000.00 1.11 0.09 1.3.4通讯电缆RVSP-2X1.5km0.20 2600.00 6000.00 0.05 0.12 1.3.5热镀锌钢管SCkm0.20 6000.00 0.12 1.3.6防火材料t0.05 20000.00 0.10 1.3.7低压配电柜（带计量表）台15000.00 1000.00 0.50 0.10 二控制保护设备及安装工程0.00 0.00 三 109、其他设备及安装工程 0.25 0.24 3.1接地 3.1.1接地扁钢25*4km0.50 5000.00 3000.00 0.25 0.15 3.1.21X4mm2 BVR线km0.44 2000.00 0.00 0.09 B1-3 建筑工程概算表 单位：元、万元序号工程或费用名称单位数量单 价（元）合 计（万元）第三部分：建筑工程1.28 一发电设备基础1.18 1.3支架基础0.00 1.3.1钻孔灌注桩成孔m40550.22 1.3.2混凝土灌注C35m366800.41 1.3.3钢筋t0.675000.45 1.3.4施工电源项15000.05 1.3.5施工水源项15000.05110、 二房屋建筑工程0.00 三交通工程1 0.00 四其他工程0.10 4.1环境保护与水土保持项15000.054.2劳动安全与工业卫生项15000.05B1-4 其他费用概算表 单位：元、万元序号工程或费用名称单位费率(%)/单价(元)合计(万元)第四部分：其他费用0.94 一项目建设管理及生产准备费(一)项目建设管理费0.30 1建设单位管理费项（建筑工程+安装工程费）2%+设备购置费0.3%0.10 2建设监理费项（建筑工程+安装工程费）1.2%+设备购置费0.1%0.05 3项目咨询服务评审费项（建筑工程+安装工程费）0.8%+设备购置费0.2%0.05 4工程验收费项（建筑工程+安装111、工程费）0.5%0.01 5工程保险费项（设备购置费+安装工程费+建筑工程费）0.4%0.07 （二）生产准备费0.14 1生产人员培训及提前进场费项（建筑工程+安装工程费）0.8%0.02 2办公及生活家居购置费项（建筑工程+安装工程费）0.5%0.01 3工器具及生产家具购置费项设备购置费0.1%0.02 4备品备件购置费项设备购置费0.5%0.08 5联合试运转费项安装工程费0.4%0.01 （三）勘察设计费项0.50 设计费项0.50 （四）其他费用0.01 1工程质量监督检测费项（建筑工程+安装工程费）0.05%0.00 2工程定额测定费项（建筑工程+安装工程费）0.13%0.00 112、3技术标准编制费项勘察设计费1%0.0054建设期土地租赁费用项05前期费用项0第十一章财务评价与社会效果分析11.1概述拟建的xx镇xx村30kWp分布式光伏电站项目装机容量为30kWp，正常运行25年平均上网电量2.94万kWh。光伏电站财务评价计算期采用26年，其中生产经营期25年。按建设项目经济评价方法与参数(第三版)中有关规定，参考现行的有关财税政策，对光伏电场工程进行财务评价。11.2财务评价11.2.1项目投资和资金筹措11.2.1.1固定资产投资本项目静态总投资20.34万元，工程动态总投资20.34万元，单位千瓦静态投资6780.62元/KW，单位千瓦动态投资6780.62元113、/KW。11.2.2分析和评价11.2.2.1分析和评价发电成本主要包括折旧费、维修费、材料费、保险费、摊销费、其他费用。发电经营成本为不包括折旧摊销费的全部费用。项目的固定资产形成率按100计；残值率0，折旧按25年计；质保期后修理费率按静态投资的0.3，总成本费用计算见附表。11.2.2.2发电效益计算(1)发电收入本项目作为独立核算的并网发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网发电量计算。电价计算用电电价：根据当地政策，本项目上网电价为0.85元/kWh(含税）。(2)利润及分配发电收入扣除总成本费用和销售税金附加后即为发电利润，再扣除应交所得税后即为税后利润。税后利润提取10的法114、定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。计算期内发电利润总额为53.43万元。损益表见附表。(3)敏感性分析敏感性分析是用以考察项目在建设期和生产期存在的主要不确定因素对项目效益的影响，找出敏感因素，估计项目效益对它们的敏感程度，预测项目可能承担的风险。为找出关键的敏感性因素，采用单因素分析法，估算单个因素的变化对项目效益产生的影响。具体结果见下表。表15-1敏感性分析表序号变化因素变化幅度内部收益率（税前）收益率变化值敏感系数基本方案8.71%1发电量（产品价格）+10%10.13%1.42%1.42 +5%9.42%0.72%0.72 -5%7.115、97%-0.73%-0.73 -10%7.22%-1.48%-1.48 2建设投资+10%7.48%-1.22%-1.22 +5%8.07%-0.64%-0.64 -5%9.40%0.69%0.69 -10%10.16%1.46%1.46 从上表分析可知，在诸敏感性因素中，对财务内部收益率影响最大的因素是建设投资，当建设投资减少10%时，项目资本金内部收益率为10.16%； 11.2.2.3盈利能力分析（1）项目财务现金流量计算在电价为0.85元/kWh(含税），总投资收益率为4.90。（2）资本金财务现金流量计算项目全部投资现金流量见附表，资本金内部收益率为7.71%（税后）。B13 主要经116、济指标表单位: 万元序号名称单位数值1规模MWp0.032年发电量万kWh2.94 3总投资万元20.34 4建设期利息万元0.00 5年平均销售收入万元2.14 6总成本费用万元28.37 7增值税总额万元6.49 8达产年均发电利润万元1.00 9投资回收期(税前)年10.44 10投资回收期(税后)年11.01 11项目投资财务内部收益率（税前）%8.71 12项目投资财务内部收益率（税后）%7.71 13项目投资财务净现值（Ic=6.5%，税后）万元1.89 14总投资收益率%4.90 15投资利税率%5.03 16项目资本金净利润率%3.86 11.2.3财务评价结论经综合测算财务评117、价指标表明，该项目实施后在达到预期投入产出效果的情况下，项目的全部投资财务内部收益率为4.90%（税后），资本金投资财务内部收益率1.89%（税后），投资回收期11.01年，该项目在财务上可以接受，能较快回收投资，有较好的经济效益。11.3社会效果评价本项目的建设符合国家的产业政策和安徽省对优化能源结构、保护环境，减少温室气体排放、节约能源的要求，对促进我国太阳能光伏发电技术的开发与利用，推进光伏产业发展具有非常重要的意义。第十二章结论和建议12.1本工程的建设是可行的（1）淮南地区年有效日照时数1294.53小时，属我国第三类太阳能资源区域，适合建设大型太阳能光伏并网电站。（2）本光伏电站建118、设位于安徽省淮南市。建设前期，当地解决场地供电供水问题。（4）本工程选用性价比较高的多晶硅光伏组件，这也与国际的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。（5）本工程从光伏系统、电气、土建、水工、消防等方面均具备可行方案，各项风险较小，无不良经济和社会影响。12.2本工程的建设经济上是合理的本项目静态总投资20.34万元，工程动态总投资20.34万元，单位千瓦静态投资6780.62元/KW，单位千瓦动态投资6780.62元/KW。在经营期内，测算项目投资财务内部收益率为7.71%（税后）（所得税后），投资回收期11.01（税后）。财务盈利能力能力较好。因此，项目在经济上可行。12.3社会影响分析本光伏电站项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。对于促进节能减排、打造低碳城市将产生积极的推动作用，同时对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着显著的社会效益，无不利的社会影响。综上所述，本项目的建设是可行的。