XXX镇100-MWp光伏电站并网发电系统项目可研性报告

XX镇100MWp光伏电站并网发电系统项目可行性研究报告XX工业大学目录第一章项目提要 31.1项目名称 31.2设计单位 31.3建设地点 31.4建设内容及其规模 31.5建设地点概况 31.6工程概述 61.7总投资及资金举措 71.8项目效益 7第二章项目建设的必要性和可行性 82.1项目由来 82.2必要性和可行性 9第三章主要内容 103.1相关规范 103.2光伏设备的选型 113.3电网接入情况 21第四章技术经济分析 304.1年上网电量计算 30第五章工程设计概算 345.1编制说明 345.2建造费用估算 34第六章财务评价与分析 366.1参数选取 366.2营业收入、营业税金及附加估算 366.3总成本费用估算 366.4利润、利润分配及纳税总额预测 376.5现金流量预测 376.6财务分析结论 37第七章保障措施 387.1日常维护计划编制 387.2年度例行维护安排 397.3光伏组件的维护方案 39第八章建设项目周围环境影响概况 408.1环境空气质量 408.2地下水环境质量 408.3声环境质量 408.4环境保护目标 408.5环境影响及拟采取的环保措施 418.6环境影响评价结论 44第一章项目提要1.1项目名称100MWp太阳能电站模拟设计1.2设计单位XX工业大学1.3建设地点XX省XXXX县XX镇XX村1.4建设内容及规模本项目建设总用地面积为1850亩（折合约1233333m2），主要建设内容为：办公用房、道路、围墙、机房、方阵基础等。1.5建设地点概况及资源情况1.5.1建设地点概况XX县地理坐标为东经115°06′至115°46′，北纬30°35′至31°16′之间。北隔麻城市，西接新洲区，南通浠水县，东临英山县，全县东西宽54.67公里，南北长105公里，总面积2144平方公里。XX县下辖7镇5乡，其中XX镇交通便利区位优势明显扼守XX东部咽喉古往今来皆为兵家必争之地乡政府所在地距英山县城10公里距XX县城35公里318国道309县道横越穿全境武英高速公路及石古公路纵贯全乡开放型的交通网络逐步形成人流物流信息流畅通无阻。XX乡地理位置见下图1.51-1所示。图1.5-1XX县地理位置1.5.2项目具体位置XX是一个“八山一水一分田”的山区、老区县和全国扶贫开发工作重点县，也是中国知名的“板栗之乡”、“桑蚕之乡”、“甜柿之乡”、“茯苓之乡”。全县版图面积2144平方公里，其中耕地面积38万亩，山林面积220万亩；下辖7镇5乡。XX镇是全县名副其实的蚕桑大乡、产茶大乡、水产强乡、长石之乡，是全县重要的经济增长点。XX基础扎实，特色优势明显，发展潜力巨大。建设地点实景图如下图1.5-2、1.5-3所示图1.5-2图1.5-31.5.3太阳能资源状况根据中国太阳能资源区划指标，XX省属于我国太阳能资源第Ⅲ类地区，太阳辐射量在4200MJ/㎡～5400MJ/㎡之间，具有一定的太阳能资源开发潜力。太阳辐射情况XX地处亚热带，位于典型的季风区内。全省除高山地区外，大部分为亚热带季风性湿润气候，光能充足，热量丰富，无霜期长，降水充沛，雨热同季。年平均太阳总辐射量为4296.6MJ/㎡～4792.2MJ/㎡，日平均气温≥10℃期间的太阳总辐射量为3271.8MJ/㎡～3708.6MJ/㎡，年均日照百分率为38%～47%。从太阳辐射的年变化来看，7～8月大汽中水汽含量少，多睛天，太阳辐射最强，这两个月月平均太阳辐射量均在546MJ/㎡～630MJ/㎡，日平均达17.6MJ/㎡～20.6MJ/㎡；五月份为378MJ/㎡～462MJ/㎡，日平均达12.6MJ/㎡～14.3MJ/㎡；六月份为462MJ/㎡～504MJ/㎡，平均日辐射总量为15.1MJ/㎡～16.4MJ/㎡。气候条件XX县属北亚热带季风气候，冬干（冷）夏湿，春暖秋凉，年均总日照时数2047小时，年均辐射热量109.25千卡/平方厘米。全县年平均气温16.4℃，极端最高气温41.6℃，极端最低气温-14.6℃，无霜期平均240天。全县年均降水量1330毫米，全年降雨多集中在5、6、7三个月，约占全年降雨量的50%左右。1.6工程概况本项目位于XX省XXXX县XX镇，利用荒山，安装太阳能电池板建设光伏电站。光伏电站总规模为100MWp，总共安装336000块多晶硅光伏组件，每单块容量为300Wp，光伏电站总容量为100MWp，总投资为80000万元，预计电站运营期间平均年上网电量为13730万kw﹒h。1.7总投资及资金筹措项目总投资80000万元，其中：工程费用7965万元，流动资金10213万元。1.8项目效益太阳能光伏发电系统是绿色能源产业,在XX地区100MW太阳能发电站，预计年发电量约为14000万度，年节约标准煤58500吨，减少二氧化硫排放47吨，氮氧化物829吨，烟尘282吨，二氧化碳210000吨，具有良好的环境效益和社会效益。第二章项目建设的必要性和可行性2.1项目由来随着我国经济的发展，电力供应紧张问题已日益突出。全球能源供给形势日趋紧张，全球气候变暖也严重威胁经济发展和人类的生存环境，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求实现可持续发展，并在日后的发展中获取优势地位。而环境状况的恶化也正提出警示，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，世界的经济发展速度也将受到威胁。提高可再生能源利用率，发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。

纵观国际形势的变化，煤、石油、天然气等不可再生资源在很大程度上影响着世界经济格局的变化。然而，能源危机是制约可持续发展的关键因素，不可再生资源产生的废气（CO2和SO2）对大气所产生的环境污染和温室效应使人类的生存环境不断地恶化。为了解决“能源危机”和“环境污染”这两个迫在眉睫的问题，人们将眼光投向

“取之不尽、用之不竭”的绿色无污染的太阳能。我国在太阳能光热利用方面走在世界前列，是太阳能热水器生产国及最大消费市场。而西方发达国家如德国、美国与日本大力发展光伏产业，在太阳能电池的研究、产业和应用方面取得了惊人的进展，为世界各国发展可再生能源利用方面树立了典范。我国在光伏研究和产业方面奋起直追。随着我国经济的发展，采用绿色环保能源，提高我国居民生活环境，实现我国可持续发展，已成为我国经济发展的必然趋势。2.2项目建设的必要性和可行性2005年2月29日，全国人大常委会通过了《可再生能源法》，于2006年1月1日正式实施。在中国能源与环境形势相当严峻的情况下，《可再生能源法》将引导和激励国内外各类经济主体参与开发利用太阳能光伏等可再生能源，促进可再生能源快速发展。该项目为《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》（国家发展改革委令2013第21号）中“太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造”类项目，属于鼓励类项目。2014年10月，国家能源局、国务院扶贫开发领导小组办公室联合印发《关于实施光伏扶贫工程工作方案》（以下简称《方案》），决定利用6年时间组织实施光伏扶贫工程。《方案》指出，光伏扶贫既是扶贫工作的新途径，也是扩大光伏市场新领域的有效措施，有利于人民群众增收就业，有利于人民群众生活方式变革，具有明显的产业带动和社会效益。要通过支持片区县和国家扶贫开发工作重点县内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入；要因地制宜，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，直接增加贫困人口收入。日前国家能源局关于印发太阳能发电发展“十二五”规划的通知提出具体发展指标是：到2015年底，太阳能发电装机容量达到2100万千瓦以上，年发电量达到250亿千瓦时。因此，该项目的建设是符合当前国家产业政策要求和国家能源发展形势的。光伏产业能源来源即太阳能，在目前严峻的环境现状之下，其重要性和战略性得到进一步凸显。第三章主要内容3.1相关规范●《电力监管条例》(国务院令〔2005〕第432号)；●《中华人民共和国电力法》；● GB/T20046-2006《光伏(PV)系统电网接口特性》；● GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》；● GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》；● GB2297-89《太阳光伏能源系统术语》；● GB/T18210-2000《晶体硅光伏方阵I～V特性的现场测量》；● GB/T20514-2006《光伏系统功率调节器效率测量程序》；● GB/T20513-2006《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》；● GBT20047.12006《光伏(PV)组件安全鉴定+第一部分结构要求》；● GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》；● GB4064-1984《电气设备安全设计导则》；● DL5027-1993《电力设备典型消防规程》；● GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》；● EN50178《用于电力安装的电气设备》；● NB/T320004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》;● DL/T621-1997《交流电气装置的接地》；● GB50057《建筑物防雷设计规范》；● GB50054《低压配电设计规范》。3.2光伏设备的选型1.太阳能光伏组件的选型原则：在产品技术成熟，运行可靠的基础上，结合电站周边的自然环境、交通状况与施工条件，选用行业内主导的光伏组件类型，再根据当地太阳能资源条件和所选取的光伏组件来计算光伏电站的年发电量，最终选出综合性能最佳的光伏组件。根据目前光伏电池的市场结构，主要分为晶体硅光伏组件和薄膜光伏组件两种，具体情况如下：目前，全球光伏发电产业中，晶体硅仍是生产及应用最成熟的光伏组件材料，由于其制造技术成熟、产品性能稳定等特点，所以被广泛用于大型并网发电站。单晶硅电池的转化效率较高，商业转化效率在15%左右，稳定性较好，但由于原材料的原因，电池片存在倒角，使得有效发电面积减小，且成本较高。多晶硅电池转化效率略低于单晶硅电池，商业转换效率在13%--15%，并有一定的效率衰减。但其生产效率高，成本较低，适合大型发电站使用。出于性价比的考虑，本方案选择使用多晶硅光伏组件。由于本项目为100MW的大型光伏电站项目，光伏组件用量很大，为了减小光伏阵列的占地面积，应选用容量较大的光伏组件。经过市场调研以及借鉴其他大型光伏电站光伏组件的功率规格，欲使用300Wp的光伏组件，型号为SK6612P300W（苏州盛康光伏科技有限公司），转化效率为15.45%，参数表如下：电性能参数（STC）峰值功率（Pmax）300Wp峰值电压（Vmp）36.5V峰值电流（Imp）8.22A开路电压（Voc）45.3V短路电流（Isc)8.79A组件效率15.45%功率偏差（正）+1.5%温度特性工作温度-40--80°C短路电流的温度系数-0.4%/°C开路电压的温度系数-0.31%/°C峰值功率的温度系数0.055%/°C系统集成参数最大系统电压1000V最大反向电流15A物理参数组件尺寸（长宽厚）1975X992X50mm重量22.5kg电池片规格 156X156mm 电池片排列6X12功率输出保证10年期90%输出功率保证,25年期80%输出功率保证2.支架选型：为了减小初始投资，降低运行成本，是项目收益达到最大，本项目的光伏组件均采用固定倾角安装方式。考虑到当地的最大风速以及最大降雪量等情况，我们欲选用的支架型号为MRacGroundTerraceIII。其参数如下：类型地面支架组件排列方向横向，纵向倾斜角度5--600抗风能力2588km/h雪荷载163kg/m2轨道材质铝零部件材质不锈钢产品质量保证20年并网逆变器的选择SG500MX-M并网逆变器的主电路拓扑结构如下图所示，太阳能经光伏电池阵列后转化为直流点嫩，经光伏并网逆变器后，直流电变换为三相交流电，通过LC滤波器滤波后，变为与电网同步的正弦交流电馈入电网。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧使用了先进的MPPT算法，交流侧采样了智能SVPWM技术，针对电网异常情况通过软件实现零电压穿越控制、反孤岛控制等综合性控制策略。并网逆变器的电路结构目前国际上技术成熟、运行稳定的大型逆变器的容量为500KW，因此光伏电站一般将光伏组件与逆变器连接成一个500KW的最小发电单元。本电站设计容量为100MW，2个500KW的最小发电单元接入一台1MW的双分裂绕组逆变器，形成一个1MW的发电单元，本项目共100个1MW的发电单元。经对比分析比较，最终本方案欲采用SG500MX-M(阳光电源)，其参数如下：输入（直流）最大输入功率560KW最大输入电压1000V启动电压520V最低工作电压480V最大输入电流1064AMPPT电压范围480-850VMPPT数量1,2，3，4输入连接端数2x4效率最大效率98.80%欧洲效率98.60%常规数据尺寸（宽x高x深）1606x2034x860mm重量1400kg工作温度范围-30～+550C夜间自耗电<10W外部辅助电源电压220V,8A冷却方式温控强制风冷防护等级IP216相对湿度0～95%无冷凝最高海拔6000m（>3000m降额）排风需求量5575m3/h显示彩色触摸屏通讯RS485/Modbus，以太网输出额定输出功率500KW最大输出视在功率550KVA最大输出电流1018A总电流波形畸变率<3%(额定功率时)额定电网电压315V电网电压范围252～362Vac额定电网频率50HZ/60HZ电网频率范围47～52HZ/57～62HZ功率因素范围>0.99隔离变压器无变压器直流分量<0.5%额定输出电流保护输入侧断路设备直流负荷开关输出侧断路设备交流负荷开关直流过压保护具备交流过压保护具备电网监测具备接地故障监测具备过热保护具备绝缘监测具备直流汇流箱的选型PVS-16M对于大型光伏并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间连接线，方便维护，提高可靠性，一般需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置。使用光伏汇流箱，可以根据逆变器输入的直流电压范围，把一定数量的规格相同的光伏组件串联组成1个光伏组件串列，再将若干个串列接入光伏阵列防雷汇流箱，通过防雷器与断路器后输出，方便了后级逆变器的接入。经过分析比较，我们欲采用PVS-16M.（阳光电源）其参数如下：输入最大光伏阵列电压1000Vdc最大光伏阵列并联枝数8每路熔丝额定电流10A/15A输出端子大小50mm2防护等级IP65环境温度-25～+600C环境湿度0～95%宽深高670x570x170mm重量31kg标准配件直流总输入断丝是光伏专用防雷模块是防雷器失效监测是PV电池板供电是组串电流电压监测是通讯接口RS48570mm输出线缆70mm2选配器件断路状态监测选配防雷配电柜PMD-A直流配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。该配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏防雷器，方便操作和维护。其原理接线图如下：交流防雷配电柜主要作用是通过配电给逆变器提供并网接口，该配电柜含网侧断路器、防雷器、配置发电计量表、逆变器并网接口及交流电压电流表等装置。其原理接线图如下：6.升压变压器的选型：升压变压器的容量选用1MVA，共100台。变压器带有报警及跳闸信号的温控装置。3.3电网接入情况3.3.1电气一次1.串并联方案设计光伏方阵通过光伏组件的串并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器直流输入电压的要求，并联数需满足逆变器输入功率的要求：（1）串联方案的设计：设每个阵列串联数为N，则：Nmax=1000/43.54=23个Nmin=480/36.5=13个因此，每个阵列串联个数13≤N≤23。考虑到温度对光伏组件开路电压的影响，由于当地最高气温为41.6℃，最低气温为-14.6℃，计算极端温度下光伏组件的开路电压如下表所示：每组串联块数(单位:块)1314151617181920212223极端高温Uoc（单位：V）559602645687730773816859902945988极端低温Uoc（单位：V）516556596635675714754794834874913结合上表，为了使效率最大化，采用20块串联方案。（2）并联方案设计：并网逆变器直流输入功率为500KW，允许连接光伏组件的最大功率为550KW，设并联数为M,则：M×N×300=500000N=20,M=84因此本项目每台500KW的逆变器连接84串组件，每串20块。2.方阵倾角利用PVSYST仿真可以得到方阵最佳倾角为30度，此时光伏组件上的太阳辐射能为1342kwh/m2。3.方阵间距由于我们竖列摆放2块组件，斜面长度达到了4m，要保证光伏组件在冬至日上午9点至下午3点方阵间不形成阴影遮挡，利用PVSYST仿真可以得到最佳间距为7.1m。为防止积雪等因素影响太阳能板正常工作及方便施工，我们将组件抬高0.5m，将方阵间距设为7.5m。2.光伏电站主接线设计本光伏电站项目采用分块发电、就地升压、集中并网的方案。每500kw的光伏组件串并联后接入一台500kw逆变器，2台逆变器接入一台1MVA双分裂绕组变压器组成一个1MW发电单元。每10个发电单元汇集到一条集电线路上，再接入35KV升压站母线。升压站安装2台50MVA的主变压器，升压至110KV后通过一回送回线路，接入电网。发电单元与升压变接线图该方案的优点：发电机--双分裂绕组变压器扩大单元接线，在电缆、开关柜、设备安装的费用上的投资要比发电机--双绕组变压器节省许多，并且由于双分裂绕组的的电气隔离作用，两台逆变器之间的电磁干扰与环流影响较小，故采用双分裂绕组方案。3.直流汇流箱电气一次4.500kW逆变器直流侧接线每台500kW逆变器设一直流配电单元，每个直流配电单元设6个回路，每个回路与1面直流防雷汇流箱连接，每面直流防雷汇流箱设14个刚光伏组件回路，每个光伏组件回路由20块光伏组件串联连接。500kW逆变器直流侧接线见下图：500kW逆变器直流侧接线5.集电线路电压等级选择光伏电站场区由于不宜有阳光遮挡，故集电线路采用电力电缆。光伏逆变器的输出电压为315V，如果直接接入场区升压站，则电流较大，电缆截面过大、损耗也很大，为便于现场安装、减小电能损耗，须就地升压到35KV，再接入升压站。6.光伏电站中性点接地三相交流电力系统中性点与大地之间的电气连接方式，称为电网中性点接地方式。中性点接地方式涉及电网的安全可靠性、经济性；同时直接影响系统设备绝缘水平的选择、过电压水平及继电保护方式、通讯干扰等。一般来说，电网中性点接地方式也就是变电所中变压器的各级电压中性点接地方式。中性点接地的方式有多种，每个国家的方式也不一样，但结合本电站的电缆线路的特点，故采用中性点经电阻接地的方式。中性点经电阻接地就是在电网中性点与地之间传接入一电阻器，如下图示：该接地方式有如下优点：（1）系统单相接地时，由于耐压水平有相电压决定，故对设备绝缘度要求较低，设备造价降低。（2）一旦发生单相短路，零序阻抗较小，故接地电流较大，保护装置会迅速切断鼓掌线路保证了系统持续稳定运行。（3）电网中性点经小电阻接地可以有效抑制因磁饱和引起的铁磁谐振过电压和断线谐振过电压。（4）可以降低纯电容性电流造成短路过程中重燃电弧电流的概率，保证断路器有效灭弧。（5）接地设备简单，投入较少。本项目为100MW的大型光伏电站，集电线路全部为电力电缆，当出现故障时，可以提供大的接地电流使保护电路迅速动作，阻止事故扩大。并且由于本项目不需要考虑对直供负荷的影响，不需要延迟跳闸，故此方案合适的。7.防雷接地设计根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。充分利用每个光伏组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求，重点区域加强均匀布置以满足接触电势和跨步电压的要求。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤2Ω；光伏组件接地拟按R≤2Ω设计。本电站拟敷设50mm×5mm接地扁钢，光伏组件支架均可靠连接到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m，为加强雷电流散流效果，在光伏电池阻件支架、逆变升压配电室和综合控制楼处均设置垂直接地体。8.过电压保护本电站的过电压保护和绝缘设计按DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准规范设计。（1）直击雷保护35KV配电房采用避雷带，以保护其不受直击雷的危害。光伏组件利用其金属边框与支架基础采用接地扁钢相连后与原避雷带相连构成防直击雷防雷保护系统。逆变升压配电系统均布置在室内。屋顶设避雷带，用于逆变升压配电系统的直击雷保护。（2）配电装置的雷电侵入波保护为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护。太阳电池串列经汇流箱后通过电缆接入直流防雷配电单元，汇流箱和配电柜内都配置防雷器。3.3.2电气二次(1)自动控制本工程度管理，采用少人值守方式运行。在控制室设远动工作站，通过远动工作站向调度部门输送远动信息，并接受调度部门的远方监控。低压线路、交流开关柜的集中监控和调度部门远方监控“四遥”功能由开关站综合自动化系统完成。本工程共配置200台500kW并网逆变器，并网逆变器的就地监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。工程配置1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况，上网计量关口点设在开关站产权分界点。(2)逆变器的控制、保护、测量和信号并网逆变器主要通过三相桥式变换器，将光伏阵列输出直流电压变换为高频的三相斩波电压，并通过滤波器滤波变成正弦波电压并入电网发电。a)并网逆变器的就地监控和保护并网逆变器的就地监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。并网逆变器的就地保护测控装置由并网逆变器自带并安装在逆变器内。500kW型并网逆变器具有完善的自动控制和保护功能，其主要自动控制和保护功能如下：1)光伏组件的最大功率点跟踪技术(MPPT)；2)先进的孤岛效应检测功能；3)过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；4)自动并网和断电后自动重启功能。500kW型并网逆变器配置的主要保护为：极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地故障保护、数据处理器(DSP)故障保护等。b)并网逆变器的测量和信号测量按《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001配置，具体包括直流电压、直流电流、交流电压、交流电流、逆变器温度、频率、功率因数、当前发电功率、电量。不设常规音响信号系统。所有的事故、故障信号均输入中控室逆变器监控系统，由逆变器监控主机的显示器显示和进行语音报警，并打印记录。主要信号为：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败。第四章技术经济分析XX县XX镇XX村100MW光伏发电项目设计安装336000块标准功率为300W的多晶硅光伏组件，光伏电站总容量为100MWp。4.1年上网电量计算4.1.1计算条件(1)光伏阵列效率η1组件匹配损失:对于精心设计、精心施工的系统，约有4%的损失；太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失，取值5%；偏离最大功率点损失:如温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度等，取值4%；直流线路损失:按有关标准规定，应小于3%得：η1=96%×95%×96%×97%=84.9%(2)逆变器的转换效率η2逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。对于SG500K型并网逆变器，可取η1=97.%。(3)交流并网效率η3：从逆变器输出至电网的传输效率，其中最主要的是变压器的效率，可取η3=96%。(4)其他因素折减除上述各因素外，影响光伏电站发电量的还包括不可利用的太阳辐射损失以及电网吸纳等其他不确定因素，相应的折减修正系数取为95%。系统的总效率等于上述各部分效率的乘积：η=η1×η2×η3×η4=84.9%×97%×96%×95%=75%。综上所述，在未考虑电站设备元器件老化导致的效率衰减情况下，黄冈太阳能光伏电站系统总效率为75%。4.1.2计算结果最佳倾角年发电小时数为2047h系统效率76%组件年衰减率：第一年衰减2.5%，之后每年衰减0.729%。装机容量100MW计算结果如下表：运营期内各年上网电量计算成果kw﹒h年数发电量kw﹒h第1年149686875第2年148595657第3年147512395第4年146437030第5年145369504第6年144309760第7年143257742第8年142213393第9年141176658第10年140147480第11年139125804第12年138111578第13年137104744第14年136105250第15年135113043第16年134128069第17年133150276第18年132179610第19年131216021第20年130259456第21年129309865第22年128367196第23年127431398第24年126502424第25年12558022125年发电总量=sum(B2:B26)3432391449第五章工程设计概算5.1编制说明5.1.1工程概况XX省XX县XX镇100MV光伏电站项目，共安装单块容量为300Wp的多晶太阳电池336000块，主要由太阳电池、逆变器、升压站等组成。5.1.2主要编制原则及依据1）主要编制原则依据国家、部门及当地现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料价格按该地区2013年第3季度价格水平计列。2）主要编制依据及参考数据①光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011）；②《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）；③《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011）不足部分参考电力建设工程定额5.2建造费用估算：项目总投资80000万元，建设投资69787万元，其中建筑投资7965万元、投资购置及安装投资61822万元，流动资金10213万元。项目总投资估算如下表所示：项目总投资估算表单位：万元编号工程或费用名称设备购置款建安工程费其它费用合计一土建部分118224157159791施工坡面整理146914692桥架、波纹管100010003水泥柱751175114桥架安装5845845房屋建设331121045415二电气设备费用500003808538081光伏组件32300336326362支架3500100045003汇流箱16路10806711474逆变器及配电设备49006849685集电工程线路工程100046714676升压变电设备5400123066307控制保护设备168036020408其他140280420三流动资金1021310213四工程静态投资合计80000单位千瓦的静态投资（元/千瓦）8000第六章财务分析6.1参数选取根据太阳能资源评估以及本项目发电量计算，考虑各种损耗，并结合施工总进度安排，商业运营期内上网电量按年调整，并以此进行财务效益计算。XX省XX县XX镇100MW光伏电站项目，共安装单块容量为300Wp的多晶太阳电池336000块，主要由太阳电池、逆变器、升压站等组成。工程静态总投资80000万元，单位千瓦静态投资8000元；本期项目工程财务评价依据国家计委颁发的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)、水电水利规划设计总院《CFD风电工程软件-经济评价软件》2.0版以及国家新近颁发的有关财税规定的要求进行。6.2营业收入、经营税金及附加估算年度营业收入年度投资计划进行估算，根据XX省XX县XX镇100MW太阳能并网光伏电站年平均发电量为13730万kw﹒h，按含税标杆价1元/kW·h测算财务指标，本项目正常年份营业收入为13730万元（第6年以后）。估算营业收入、税金及附加如附表1所示。6.3总成本费用估算总成本费用采用生产要素法进行估算。正常年份总成本费用为6578.37万元，经营成本为3879.92万元，以下各项成本费用以正常年份为标准，如附表2所示。6.4利润、利润分配及纳税总额预测经测算，项目计算期内正常年税前利润总额4957.18万元，税后净利润3717.89万元，年度纳税总额3433.75万元。详见附表3利润分配表。6.5现金流量预测本项目建设期为3年，计算期为25年，现金流量预测如表5所示，根据现金流量表测算出本项目税前、税后的财务内部收益率(FIRR)分别为11.21%、6.06%；税前、税后的财务净现值(FNPV)(IC=8%)分别为45671.59万元、2740.73元；税前、税后的投资回收期(从建设期算起)分别为11.46年、19.67年。详见附表4现金流量表。6.6财务分析结论以年项目财务分析表明，项目税后财务内部收益率为6.06%，高于行业基准财务内部收益率6%；税后的财务净现值(FNPV)(IC=6%)为2740.73万元；税后的投资回收期(从建设期算起)为19.67年，因此，从经济评价的角度看，本项目的建设是可行的。第七章保障措施7.1日常维护计划编制该项目投产后的运行管理由项目所在的武汉武新电气科技有限公司安排人员负责。设备检修采用市场化运作模式，由专业检修公司负责。光伏电站的日常维护计划编制主要是方便日常维护人员对光伏系统进行日常检查，及时发现隐患并得以排除，日常维护的内容主要包括：(1)光伏组件阵列1)检查表面有无污物、破损；2)检查支架是否腐蚀、生锈；3)检查外部布线是否破损；4)检查接地线的损伤，接地端是否松动。(2)电气部分1)接线箱、功率调节器的外壳是否腐蚀、生锈；2)接线箱、功率调节器的外部布线是否损伤；3)功率调节器工作时声音是否正常，有否异味产生；4)功率调节器换气口过滤网是否堵塞；5)电缆接线端子的检查与紧固；6)模块式插件检查与紧固；7)防雷系统检查；8)接地装置检查；9)控制柜柜体密封情况检查；10)显示器及控制按键开关功能检查。7.2年度例行维护安排根据光伏发电系统的设计要求和本地区的气候、环境条件，在正常运行情况下，本光伏电站的年度例行维护周期执行下列标准：新投运的光伏组件：运行240小时(一个月试运行期后)例行维护；已投运的光伏组件：每2年例行维护3次；每次例行维护间隔运行时间为1000h。7.3光伏组件的维护方案光伏组件的年度例行维护计划的编制应以光伏组件制造商提供的年度例行维护内容为主要依据，结合光伏发电系统的实际运行状况，在每个维护年度例行维护周期到来之前进行整理编制。编制计划内容主要包括工作开始时间、工作进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。光伏组件的采光面应经常保持清洁，光伏组件表面易受灰尘或其他污物污染，光伏组件的采光面易受影响，因此，本光伏电站在进行光伏组件日常维护时应根据光伏组件采光面的清洁程度，先用清水冲洗光伏组件采光面，再用干净纱布轻轻擦干，切勿用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭。针对本地冬季处于雨雪季节，若出现积雪覆盖的情况，应时常对电池板上的积雪进行清扫，避免积雪堆压电池板影响光伏组件发电。光伏组件阵列外围的维护，警防人为的破坏。第八章建设项目周围环境影响概况9.1环境空气质量根据XX县环境监测中心站2014年12月对该地区域大气环境监测结果分析，二氧化硫1小时平均浓度为14～34ug/m3,24小时平均浓度为26～32ug/m3；二氧化氮1小时平均浓度为17～33ug/m3；24小时平均浓度为26～32ug/m3；可吸入颗粒物24小时平均浓度为106～148ug/m3，均满足《环境空气质量标准》（GB3059-2012）二级标准。9.2地下水环境质量

据XX县环境监测中心站2014年12月对该地区域水环境监测结果分析，各监测点因子指数标准为0.006～0.802，均小于1，各项监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类水标准。9.3声环境质量由现场调查可知，在拟建项目周围设置5个声环境监测点，声环境现状检测发现，项目所处区域环境边界噪声监测值昼夜间均符合GB3096-2008《声环境质量标准》Ⅱ类标准。9.4环境保护目标项目周围主要保护目标情况见表2表2主要环境保护目标主要保护目标方位规模保护级别小河//《地表水环境质量标准》GB3838-2002Ⅲ类周围生态环境//《声环境质量标准》GB3096-20082类标准《环境空气质量标准》GB3095-1996二级标准9.5环境影响及拟采取的环保措施9.5.1施工期施工期环境影响分析本项目施工期为6个月，主要包括土方施工、建筑施工和设备安装，施工期间将产生施工扬尘、施工噪声、施工废水和一定量的建筑垃圾。本项目施工期环境影响及污染物控制措施如下：(1)施工扬尘影响分析施工扬尘主要产生于地基挖掘、施工弃土临时堆存、山坡施工和建筑材料及建筑垃圾的运输和堆存等过程中。另外，由于建材运输车辆进出工地，车辆轮胎不可避免的带出工地的泥土，遗洒在车辆经过的路面，在其它车辆经过时产生二次扬尘，影响周围环境空气质量，以上扬尘将伴随整个施工过程。本项目施工场地位于东厂区内，在严格执行扩建项目相应污染治理措施的情况下，不会对区域环境空气产生明显影响。(2)施工废水影响分析本项目施工期间将产生一定量的施工人员生活杂用污水，同时还产生施工设备冲洗废水，施工人员产生的生活污水和设备冲洗水水量较小，水质比较简单。施工场地设置防渗旱厕，生活污水用于场地泼洒抑尘;设备冲洗废水经施工场地设置的沉淀池收集沉淀后全部循环使用。因此，施工废水不会对区域水环境产生污染影响。(3)施工噪声影响分析施工噪声主要为场地平整、建筑基础挖掘、建筑材料运输等施工机械产生的噪声。为最大限度避免和减轻施工噪声对周围声环境的不利影响，本评价要求建设单位严格按照有关施工噪声的管理规定，采取预防措施降低对周围声环境的不利影响。(4)固体废物本项目施工期产生的固体废物主要为施工临时堆土、建筑垃圾和施工人员产生的生活垃圾，施工过程中产生的固体废物均为I类一般固体废物。本项目施工开挖的土石方全部用于电池组件支架基础回填、建构筑物基础回填、道路及直埋电缆沟回填；建筑垃圾送城建部门指定地点消纳、施工人员产生的生活垃圾收集后由环卫部门统一处理，且在外运过程中用苫布覆盖，