1、 永强集团柘溪工厂1.2MW 屋顶分布式光伏发电项目（初步项目方案）申报地区： 浙江省临海市 项目名称： 永强 1.2MW分布式光伏发电项目 建设单位： 浙江永强集团股份有限公司 编制单位： 台州聚业光伏科技有限公司 二一四年十二月一、项目概况1 用户侧分布式发电项目汇总表业主名称 子项目名称装机容量（千瓦）总投资(万元)安装地点（建筑名称）占用面积 （平方米）建设周期（年 月-年 月）示范区域：浙江永强股份有限公司 浙江永强有限公司 7# 100 7# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 8# 100 8# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 9# 1
2、00 9# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 12# 100 12# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 13# 200 13# 2500 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 15# 100 15# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 16# 100 16# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 17# 200 17# 3600 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 18# 100 18# 1800 14年 3月-13 年 5月浙江永强有限公司 19# 100 19# 1800 14年 3月-13
3、 年 5月合计 10个子项目 1200 1044.08 - 20500 -2 项目概述2.1 项目简介项目所在地浙江永强集团股份有限公司（柘溪工厂）厂房屋顶，项目设计在公司厂房屋顶安装太阳能光伏发电系统，系统设计光伏电池组件为倾斜 22角安装（根据项目所在地维度及利用光伏分析软件对各种倾斜角进行分析得出光伏组件安装最佳倾角），光伏电池组件面积约 8184，光伏电池方阵实际安装面积约 22000（因考虑屋顶的建筑及其他遮挡情况）；系统设计装机容量1200KWp，实际装机容量 1200KWp。项目关键发电设备采用 240Wp多晶硅太阳能电池组件。光伏阵列采用 20串 250并，首年理论发电量可达
4、149.59万 KWh。光伏电站接入电网方式为用户侧 380V并网（实际情况根据电网公司出具的并网方案进行并网），光伏电站经合理设计安装后保证安全、稳定可靠的运行，系统运行状况通过监控系统实时监测。2.2气象及太阳辐射临海市位于浙江省东南沿海，西北距省会杭州市 245公里。介于北纬 28402904，东经 1204912141之间。东靠大海，南接台州市椒江区和黄岩区，西连仙居县，北与天台县、三门县接壤。东西最大横距 85公里，南北最大纵距 44公里，陆地总面积 2171平方公里，其中城市建成区面积 18平方公里，海岸线长 227公里。境内背山面水，以山地和丘陵为主，地势自西向东倾斜。中部是断陷
5、盆地，东部为滨海平原，地势平坦，河浦纵横。临海是台州及浙江沿海中部的陆上交通枢纽。位于上海经济区南翼，处温州与宁波连线之中，西接金华，东临东海。临海属亚热带季风性湿润气候，四季分明，年平均气温 17，1 月平均气温 5.8，7 月平均气温 28，年降水量 1550毫米，56 月为梅雨季节，79 月以晴天为主，夏秋之交台风活动较频繁，日照资源较丰富，较适合光伏发电应用。3 项目主要内容本项目以 240Wp 多晶晶硅太阳能电池组件为核心，通过光伏电池的光生伏特效应将太阳能转化为直流电；系统所产生电能通过分布式并网逆变器之后，输出为 380V 三相交流电，三相交流电经交流并网柜接入用户侧内部电网（即
6、净电表的用户端）。由此组成一个安全、可靠符合国家验收标准的太阳能屋顶用户侧并网光伏发电系统（此处可根据实际情况来确定并网电压等级问题）。用户侧并网光伏系统中并 网 型 逆 变 器 需 要 考 虑 并 网 后 与 电 网 的 运 行 安 全 ，也 就 是 同 频 、 同 相 、 抗 孤 岛 等 控 制 特 殊 情 况 的 能 力 ； 对 逆 变 器 具 有 要 求 较 高的 效 率 ； 要 求 较 高 的 可 靠 性 ； 要 求 直 流 输 入 电 压 有 较 宽 的 适 应 范 围 ； 在 中 、大 容 量 的 光 伏 发 电 系 统 中 ， 逆 变 器 的 输 出 应 为 失 真 度 较 小
7、 的 正 弦 波 。3.1光伏电站系统的主要技术指标：1)预期电站寿命期内（25 年）年均发电量约 136.07万 kWh，（光伏组件考虑 22度倾角）；2)系统平均效率 80%；3)电池组件装机容量：1200KWp；4)工作环境温度：-10+455)工作环境湿度：的通知（财建2006460 号）精神，中央财政从可再生能源专项资金中安排部分资金，支持太阳能光电在城乡建筑领域应用的示范推广。因此，本项目符合国家政策鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网的能源产业政策。 二、综合说明2.1 太阳能资源条件1.2MW光伏发电项目场址位于浙江省临海市。地理位置为北纬 28.09，东经 121.18。临海市
8、年均日照时间 1400-2200小时，年平均太阳辐射量为41505000 MJ/m2，属我国第四类太阳能资源区域。2.2 工程场地本项目所建设地为临海市永强公司厂房屋顶，其屋顶为水泥屋顶。根据永强公司提供的屋顶承载力证明（屋顶承载力为屋面承重 200KG/平方，完全可以承载光伏组件的负重）现场屋顶情况如下图：2.3 工程任务和规模本项目以 240Wp多晶晶硅太阳能电池组件为核心，通过光伏电池的光生伏特效应将太阳能转化为直流电；系统所产生电能通过分布式并网逆变器之后，输出为 380V三相交流电，三相交流电经交流并网柜接入用户侧内部电网（即净电表的用户端）。由此组成一个安全、可靠符合国家验收标准的
9、太阳能屋顶用户侧并网光伏发电系统（此处可根据实际情况来确定并网电压等级问题）。本期建设 1.2MWp 屋顶分布式光伏并网电站，使用地为临海市永强公司厂房屋顶。项目总装机容量 1.2MWp，年发电量 136.07万 KWh。项目采用多晶硅太阳能电池组件组成发电单元，经过汇流逆变后转为交流，通过升压装置送入电网。2.4 光伏系统整体方案设计及发电量计算本工程光伏组件通过固定支架，固定在水泥基础上。支架为碳钢热镀锌处理满足系统 25年使用需求。支架方案如下图：多晶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 25年输出每年衰减 0.8%计算发电量。本工程 25年总发电量约为 3401.82万
10、 kWh，25 年年平均发电约 149.59万 KWh，年利用小时数为：1376.05 小时。2.5 电气设计分布式屋顶光伏发电项目本期总装机容量 1.2MWp，由 2个集中的的发电单元组成。太阳电池方阵采用固定倾角方式安装。直流逆变为 380V 交流后并入电网（根据当地电网情况进行选择）。分布式光伏电站的接入可根据实地情况进行多点并网方式进行并网。每个集中发电单元就地并入工厂所用的变压器经典表下端（因永强公司有两台变压器，容量都为 2500KVA）厂房因公路分为两部分，可依据公路将整个发电区域分为两大块。根据业主要求此次厂房屋顶进行光伏电站建设的屋顶主要有（#7、#8、#9、#12、#13、
11、#15、#16、#17、#18、#19）现场厂房布局如下图：如上图所述可将（#15、#16、#17、#18、#19）设为一个集中的发电单元，（#7、#8、#9、#12、#13）设为一个集中的发电单元。由于此项目采用多个屋顶进行布置，所以可以直接将每栋厂房上直接放置一台并网逆变器或者直接采用多点并网方式直接并网。2.6 土建工程（1） 场区总平面布置本工程光伏电站站址位于浙江省临海市。场内根据工艺需要在永强屋顶建设光伏支架基础。基础为水泥及预埋螺栓结构。（2） 光伏支架经分析计算，太阳能光伏组件应为朝阳 22度角排列。2.7 消防设计设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电
12、站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。在汇流箱固定处设立消防沙箱及干粉式灭火器。2.8 施工组织设计（1）施工条件光伏电站施工所需的水利用厂区附近的自来水管引入、施工临时用电引自于厂区内 400V 电网，通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。（2）主体工程施工a土建工程支架主体工程为光伏阵列基础，考虑到以后要有足够的日常的维修、维护通道。b安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装布线。交流系统设
13、备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。（3)施工总布置根据光伏电站的施工特点，主要布置有施工用支架系统、建设用支架系统、临时生活办公房等设施。光伏组件堆放场地为避免二次搬运，光伏设备采用分批运抵现场，靠近安装位置集中存放。光伏设备临时堆场布置于光伏阵列间隔空地上。光伏电站内空地地势起伏不大，无需进行地面处理，只需准备临时堆放垫木。（4）施工总进度本工程主要利用屋顶布置太阳能光伏组件，总装机容量 1.2MWp，施工周期相对较长。可行性研究报告及审查：1530 个工作日；主设备招投标：1530 个工作日；初步设计及施工图设计：1530 个工作日；支架安装、组件
14、安装、设备安装、单体调试、联合调试：3 个月；2.9 工程管理设计本工程开工后抽调专门人员成立光伏发电项目部负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。计划设定施工管理人员约 10人，运行和日常维护人员约 6人。2.10 环境保护（1）环境影响评价本工程对环境的影响包括施工期和运行期两方面，主要还是施工期对周围的环境影响较大，但施工期的环境影响将随着工程的结束而消失。另外，我们在施工的过程中加强对施工环境的维护治理，提倡文明施工，加强现场管理。2.11 劳动安全与工业卫生设计本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电
15、站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸危害；噪声及电磁辐射的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。2.12 设计概算本工程静态总投资 1044.08 万元，单位 kW静态投资 9元/瓦。2.13 结论与建议（1）本项目的建设符合国家和当地的产业政策，有利于优化能源结构、减少温室气体排放和环境保护，对促进我国太阳能光伏发电技术进步和推动光伏产业发展具有非常重要的意义。（2）本工程所用的主要设备选用技术先进、生产工艺稳定成熟的产品，如组件选用 240Wp的多晶硅组件，为国内各组件厂商的主推产品，转换效率高；逆变器采用
16、大功率高效逆变器、效率高、造价低。设计和施工方案是合理可行的。经分析，本项目在财务和经济上也是可行的。项目技术经济性能指标见下表。光伏电站主要技术经济性能参数表序号 项目 数据1 安装总容量 1.2MWWp2 组件类型 多晶硅3 组件效率 16%4 逆变器最高转换效率 98.4%5 逆变器 *欧洲效率 98.2%6 输出频率范围 50Hz7 功率因数 -0.95+0.958 出线电压 400V9 光伏发电系统综合效率系数 0.81110 多年平均年太阳能辐射量 41505000 MJ/m211 平均年上网电量 136.07万 KWh 12 占地面积 20500m213 动态总投资 1104.0
17、8万元14 动态单位投资 1000/千瓦15 平均上网电价（不含增值税） 0.62元/kWh16 平均上网电价（含增值税） 1元/kWh17 投资内部收益率 12.54%三、太阳能资源3.1 我国太阳能资源分析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表示。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。图 2-1 我国太阳能资源分布我国将图 2-1中日照辐射强度超图
18、 2-1 我国太阳能资源分布过 9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区 全年日照时数为 32003300 小时，年辐射量在75009250MJ/m 2。相当于 225285kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区 全年日照时数为 30003200 小时，辐射量在 58507500MJ/m 2，相当于 200225kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。 三类地区 全年日照时数为 22003000 小时，辐射
19、量在 50005850 MJ/m2，相当于 170200kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。 四类地区 全年日照时数为 14002200 小时，辐射量在 41505000 MJ/m2。相当于 140170kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。 五类地区 全年日照时数约 10001400 小时，辐射量在 33504190MJ/m 2。相当于 115140kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包
20、括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。 一、二、三类地区，年日照时数不小于 2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的 23 以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。3.2 临海市太阳能资源分析临海市年均日照时间 1400-2200小时，年平均太阳辐射量为 41505000 MJ/m2，属我国第四类太阳能资源区域。3.3 项目实施地太阳能资源分析项目实施地的太阳能资源如下表。下图为临海市近 22年逐月平均气象特征数据，本方案设计以此为依据。数据来源：美国 NASA能源网。图 2-2 RETScreen
21、软件太阳平均辐射量数据四、系统总体方案设计及发电量计算4.1 方案设计a)太阳电池组件选型本方案设计采用的 240Wp多晶晶硅太阳电池组件，组件全光照面积的光电转换效率（含组件边框面积）16.1%，工作温度范围为-40+85，初始功率（出厂前）不低于组件标称功率。使用寿命不低于 25年，质保期不少于 5年。晶体硅组件衰减率在 2年内不高于 2%，25 年内不高于 20%。组件选择通过鉴衡认证中心的“金太阳认证”及 TUV、UE 等国际认证的产品。太阳能电池组件图例 组件设计特点 使用寿命长：抗老化 EVA胶膜（乙烯-醋酸乙烯共聚物），高通光率低铁太阳能专用钢化玻璃，透光率和机械强度高； 安装简
22、便：标配多功能接线盒，三路二极管连接盒，抗风、防雷、防水和防腐； 高品质保证：光学、机械、电理等模块测试及后期调整完善，产品ISO9001认证； 转换效率高：晶体硅太阳电池组件，电池片单体光电转换效率17%； 边框坚固：阳极化优质铝合金密封边框。 240Wp 太阳电池组件技术参数Model 型号 156P60-240Cell Surface (mm) 电池片尺寸 156*156Dimension (L*W*H) (mm) 组件尺寸 1640*992*40Weight ()重量 20Peak power output (W)峰值功率 240Max power voltage Vmp(V)峰值输出
23、电压29.33Max power current Imp(A)峰值输出电流8.01Open Circuit Voltage（V）开路电压 37.35Short Circuit ISC（A） 短路电流 8.59注：标准测试条件（STC），AM1.5、1000W/m 2的辐照度、25的电池温度。b)并网逆变器选型本项目并网逆变器采用大型光伏电站设计的三相集中型并网光伏逆变器。逆变器的主要技术参数如下表：产 品 型 号100K推荐光伏方阵功率 (kWp) 110最大方阵开路电压 (V) 900最大方阵输入电流(A) 250MPPT 精度 99%直 流输入（ DC）MPPT 范围 (V) 440 -
24、850额定交流输出功率 (kW) 100额定电网电压 (V) 400允许电网电压范围 (V) 310450允许电网频率范围 (Hz) 50电流总谐波畸变率 3% (额定功率)交 流输出（ AC）功率因数 0.99（额定功率）最大效率 97.2% (工频变压器隔离)系 统欧洲效率 96.5% (工频变压器隔离)夜间自耗电 (W) 50防雷等级 C (II 级)过 / 欠压保护 有过 / 欠频保护 有防孤岛效应保护 有过流保护 有极性反接保护 有过载保护 有保 护功能防护等级 IP20运行环境温度 -25 - +55运行环境湿度 0-95% 不凝结显示 触 摸 屏通讯接口 RS485外观尺寸 (深
25、- 宽-高 mm) 800*1000*2100其 他参数重量 (kg) 1022.5c)光伏阵列设计一个太阳能光伏方阵，由太阳能电池组件经过串并联组成。将组件串联得到并网逆变器的所要求的电压，再将串联组件并联达到逆变器的功率要求，本项目选用 100KW并网逆变器。逆变器的最高输入电压 9000V，输入电压范围为440850V，而组件的开路电压为 37.35V，峰值功率电压为 29.34V。串连太阳能电池组件数为 S，最多为 SMAX，则有： SMAXU DCMAX/V=900/37.3524；考虑温升及余量，这里选取 S20 块。20块组件串联为 1路，组件串联容量=4800Wp。 并联组数的
26、确定： 逆变器允许最大输入功率，光伏组件最大并联组数=100/4.8=20，这里根据项目能够安装的能力及考虑并网逆变器最大功率点拟合的选择，逆变器输入并联组数 250组，2504.8=1200kWp；系统实际装机功率合计为 1200kW4.2 用户侧并网系统电气原理图光伏项目电网接入方案示意图4.3 系统配置清单序号 设备名称 规格型号 数量1 多晶硅电池组件 240Wp/37.35V 5000块2 太阳电池组件支架 成型光伏支架 套3 光伏并网逆变器 100kW/380V 12台4 交流并网柜 100kW/380V 12台5 计量装置 / 1台6 监控系统 / 1套7 光伏直流电缆 / 1套
27、8 交流电缆 / 1套9 电缆、管材及辅件 / 1套10 防雷接地系统 / 1套4.4 固定式光伏阵列最佳倾角确定 太阳能光伏电站的光伏方阵设计需根据负载的要求和 当地的气象及地理条件（纬度、太阳辐照量、 最长连阴雨天数等） 进行优化设计， 本项目综合考虑现场场地条件、经纬度、周围建筑物特征环境、施工安装、光伏电站最大发电量后，通过计算，设计光伏阵列安装倾角为 22度。4.5 方阵支架方位角的设计 无特殊情况下，太阳电池方阵面向正南安装。4.6 固定式光伏阵列间距设计光伏阵列通常成排安装， 一般要求在冬至影子最长时， 两排光伏阵列之间的距离要保证上午 9点到下午 3点之间前排不对后排造成遮挡。
28、同时防止泥和沙溅 上太阳能电池板；具体需结合当地经纬度、光伏阵列安装倾角、现场安装条件等参数，然后通过计算得出 。4.7 监控系统配置方案4.7.1、发电计量仪表配置示意图、仪表类型光伏发电设备的计量点通常设在光伏并网逆变器的并网侧，该电度表是一块多功能数字式电度表，不仅要具有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗、状态信息、报警等。此外，显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改，通过光电通讯口还可处理报警信号，读取电度表数据。4.7.2、数据采集方案并网光伏发电系统综合监控系统的基本功能包括： 光伏并网
29、逆变器运行状态的监视； 并网光伏发电系统发电量计量与统计； 并网光伏发电系统环境检测； （1）监控系统功能介绍光伏发电监控系统采用具有国际先进技术水平的国产化设备。自动化通讯、数据采集技术，结合了 SCADA系统的优点，是一套完整高效的光伏发电监控系统，具备本地和远程监控功能。 本地监控系统采用安装在逆变器上触摸屏，监控范围包括环境参数、光伏并网逆变器等。主要监控数据包括光伏发电单元的直流输出电压、电流和功率，光伏并网逆变器进出侧电压、电流、功率、并网频率和内部参数，另外还有环境温度、光照度等。 远程中心监控系统采集各本地监控系统的数据，进行数据汇总、查询、统计、报警等功能。用户在办公室也能实
30、时掌握现场设备运行状态，并能查询发电量统计和故障信息。 光伏发电监控系统具备开放性和很好的可维护性，用户界面友好，易于管理和应用，其数据管理和分析工具，能满足企业生产管理的需要，具备很好的实用性。（2）监控体系结构光伏发电监控系统由监控设备（如光伏并网逆变器、光照强度传感器、温度传感器、电池检测器等），本地触摸屏、远程监控中心等组成。光照强度传感器、环境温度传感器和基准电池等可通过模拟信号（如 4-20mA信号）进入就近逆变器，用模拟量采集模块进行数据采集。采集模块带RS485接口，采用 modbus RTU协议。光伏并网逆变器通过本地触摸屏来进行操作和数据监视，同时光伏并网逆变器数据由触摸屏
31、的 RJ45端口采用 Modbus/Tcp协议传到远程监控系统。监控中心将与各设备通讯的数据存入自己的实时数据库，根据通讯速率，动态更新数据。监控中心的显示界面的动态数据从自己的实时数据库获取。4.7.3、本地触摸屏监控触摸屏与光伏并网逆变器、采集模块采用 485串口通讯，通过 485协议进行实时数据收发，数据交换是双向的，也能对设备进行命令控制和参数修改。 通过运行界面，用户能查看设备运行实时数据，也能根据需要，对参数进行调整和对设备的启停或工作状态进行控制。数据显示方式多样化，有直接数据显示、柱状图显示、趋势曲线显示、动画显示等。4.7.4、远程监控中心远程监控中心软件采用光伏电站监控软件
32、，硬件采用专门的工控机和数据服务器，能对现场所有设备进行管理。系统具有强大的分析和查询工具，满足如设备状态分析和集中监视、实时数据查询、生产报表、历史趋势分析、故障诊断等需求。 结构示意图如下：监控中心网络结构示意图4.7.5 环境监测装置在太阳能光伏发电场内配置 1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。环境监测仪该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。4.8 光伏电站发电量根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站多年平均年辐射总量，结合初步选择的
33、光伏电池的类型和布置方案，进行光伏电站年发电量估算。4.8.1 光伏阵列效率 1：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: 组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统,约有 4.2%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，根据相关文献，采用相对保守的数值，取值 4%； 直流线路损失: 根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=2%；得: 1 = 95.8% 96% 98% =90%4.8.2.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。对于无变压器型并网
34、逆变器,可取 2= 98.6%，4.8.3.升压变压器及交流杂项损失根据项目交流部分的升压变配置和线缆连接，计算得交流部分的杂项损耗取值 3%。本项目的第一年发电量为 137.4万 KWh,剩下 24年按照每年 0.8%递减计算。电量如下表。系统 25年期间发电量情况年份 发电量（万度） 年份 发电量（万度）第 1年 149.59 第 14年 134.76第 2年 148.39 第 15年 133.68第 3年 147.21 第 16年 132.61第 4年 146.03 第 17年 131.55第 5年 144.86 第 18年 130.50第 6年 143.70 第 19年 129.45第
35、 7年 142.55 第 20年 128.42第 8年 141.41 第 21年 127.39第 9年 140.28 第 22年 126.37第 10年 139.16 第 23年 125.36第 11年 138.04 第 24年 124.36第 12年 136.94 第 25年 123.36第 13年 135.84 合计 3401.82年均 136.07因此，该 1200KW建成电站预计 25年发电总量为 3401.82万 KWh， 年均发电量为 136.07 万 KWh。4.9光伏电站节能减排量光伏电站的生产过程是将太阳能转变为电能的过程。在整个流程中，不需要消耗其他常规能源，不产生大气、液
36、体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。依据国家发改委能源研究所资料：1 度电0.4 千克标准煤，1 千克原煤0.7143 千克标准煤则：1 度电0.5599888 千克原煤; 减少 CO2排量:发 1度电0.997 千克（二氧化碳）; 减少排“碳”量的计算：1 度电0.272 千克（碳）。1200KWp屋顶光伏电站节能减排计算装机容量 1200 KW 系统安装地点 临海系统年均发电量 136.07 万 KWh每年节约原煤 761.97 吨（原煤）每年减少 C02排放量 1356.66 吨（二氧化碳）每年减少排“碳” 370.11 吨（碳）五、实施周期及进度计划（一）实施周期项目
37、实施周期，2013 年 12月2013 年 4月。（二）计划进度项目实施期限：2014年 3月2014 年 5月实施进度工作内容2013年 12月 光伏系统施工图绘制、现场勘察设计2013年 3月 设备的生产、采购、运输和交接2013年 4月 光伏系统工程土建2013年 4月 光伏系统工程支架安装2013年 4月 光伏系统工程机电安装2013年 5月 光伏系统试运行2013年 5月 集中培训、工程竣工验收（三） 项目建设周期1.2MW屋顶光伏电站，建设周期如下建设周期（周）进度项目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101. 可行性研究及审查2. 主设备招标 2. 初步设计、施工图设计3.
38、设备、材料采购 4. 土建 5. 设备安装 6. 调试 由图可见，项目从准备到投运共需约 3个月.左右六、技术经济分析（一）项目总投资（略）（二）系统效率光伏阵列效率 1，光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化，当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。项目所选取的光伏组件的温度功率系数为-0.45%/K，根据当地环境温度数据（取平均气温）进行估算，取损失系数为 1%。组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有 3%的损失；组件灰尘覆盖损耗：由于光伏组件上有灰尘造成的污染，经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在 26
39、%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在 710%之间。本项目所在地全年降雨量小，多风沙，污染系数高，但是设计过程中考虑定期人工冲洗，约有 4的损失；早晚不可利用的辐射损耗：因早晚辐照强度低，不能达到逆变器的启动条件，此部分损耗取值 2%；最大功率点跟踪（MPPT）精度，取值 2%；直流线路损失：按有关标准规定，1=99%97%96%98%98%97%=85.88%逆变器的转换效率 2额定情况下逆变器输出的交流功率与直流功率之比对于本项目所选用的并网型逆变器，可取 2=96%交流并网的效率 3从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是变压器的效率，可取 3=97%。综上，光伏电站初始系统
40、效率 =1*2*3=80.1%（三）衰减量分析根据太阳能电池的衰减特性，考虑以后每年系统效率衰减情况：第一年衰减2%，以后每年衰减 0.67%，前十年衰减小于 10%，二十五年衰减小于 20、平均每年衰减 0.8。（四）系统发电量根据 RETScreen测得临海 1.2MW电站首年发电量为 149.59万度。（五）财务指标假设条件：1）项目建设规模 1200kWp；2）项目第一年发电量为 149.59万度；3）单价建造成本为 9.8元/瓦，总投资 1260万元；4）项目参照当地电价提供销售优惠电价为 0.63元/度；5）项目采取 100%自有资金；6）项目发电衰减平均取 0.8%计算；7）项目
41、运营期限 25年，折旧年限 20年；8）项目期间物价年上涨 3%，折现率按 6%计算；9）采用“大型光伏电站投资项目财务分析模型”计算，得出结论如下：财务分析一览表(略)七、保障措施（一）组织协调及监督管理1）组织协调为保证项目顺利推进，此项目将专门成立项目管理部，全面负责协调太阳能屋顶电站项目建设过程中各种问题。为确保工程的顺利开展，基建部和技术部由具备丰富施工经验的专业人员组成，在项目经理和技术经理的领导下，该部将全面负责系统设计、生产、施工、技术、质量、安全、核算等工作，根据作业计划和施工预算提出劳动力、材料、机具需要用量计划，统一指挥生产，协调落实资金和保证施工物资的供应。确保本工程的
42、工期、质量、成本、安全和文明施工等五项控制目标的实现。为使工程施工质量得到保证，公司将按 ISO9001质量认证标准严格管理，完善质量保证体系，并且在施工过程中接受现场监理和质量监督站人员的监督检查。成立以项目经理和办公室为核心的项目经理部，全面履行合同范围内对建设单位的工程管理机构。项目经理对本项目全过程进行策划并负责实施。公司将对项目经理部的正常运转配置人员、设备、物资、资金等生产要素资源，对项目计划的执行以及合同履行等进行监督和调节，形成对项目运行过程的完善服务和有效控制。劳动力组织根据工程规模，结构特点和复杂程度，遵循合理分工与密切协作的原则，组织高效率的施工队伍。安全措施做好职工入场
43、安全教育工作，按照开工日期和劳动力需要量计划，分别组织特殊工种工人分批进场，安排好职工生活，并进行安全、防火、文明施工和遵纪守法教育，使职工严格遵守上级颁发的各项规章制度。制定项目专职安全员，对进场人员的有效证件、施工组织设计、现场安全措施和人员施工进行现场监督管理，确保无重大安全事故的发生。对特殊工种进行上岗前的培训，无上岗证者严禁进入现场施工。主要施工机具使用计划工程施工过程中脚手架，汽车吊等大型机械设备由建设单位提供，以满足工程需要，进场大型施工设备必须有有效检验，操作工证件必须齐备。光伏并网系统工程所使用的专业工具由承包单位公司自备。工程材料的采购和进场计划根据施工进度计划安排好各种材
44、料的进场时间，并由建设单位确定仓库及堆放的面积和地点。定货源、找厂家、看质量、组织好货源、安排好运输车辆。做试验：各种材料除必须有出厂合格证外，对电缆要求做耐压测试和绝缘、防水性能测试，桥架和金属线管要做承重和防腐检验。其他辅材必须是正规厂家生产，确保工程质量。进场把关：组织材料现场堆放，除点数、检尺、过秤外还要查看质保书，质保书不合格者严禁进场。（二）运行管理从目前太阳能光伏电站的运行管理工作实际经验看，要保证光伏发电系统安全、经济、高效运行，必须建立规范和有效的管理机制，特别是要加强电站的运行维护管理。系统的使用与维护的好坏直接影响着系统的使用寿命，影响着系统的运行成本，影响着系统的效率。
45、做好光伏发电系统的维护是维持系统良好运行的最佳手段。1）建立完善的技术文件管理体系对电站要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。1、建立设备技术档案和设计施工图纸档案电站的基本技术档案资料，主要包括：项目的前期众多批复文件；设计施工图、竣工图；验收文件；各设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤；所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明；设备运行的操作步骤；电站维护的项目及内容；维护日程和所有维护项目的操作规程；电站故障排除指南，包括详细的检查和修理步骤等。2、建立信息化管理系统利用计算机管
46、理系统建立电站信息资料，对电站建立一个数据库，数据库内容包括两方面，一是电站的基本信息，主要有：气象地理资料；交通信息；电站所在地的相关信息（如人口、户数、公共设施、交通状况等）；电站的相关信息（如电站建设规模、设备基本参数、建设时间、通电时间、设计建设单位等）。二是电站的动态信息，主要包括：电站供电信息：供电时间、负载情况、累计发电量等；电站运行中出现的故障和处理方法：对电站各设备在运行中出现的故障和对故障的处理方法等进行详细描述和统计。3、建立运行期档案 运行档案是分析电站运行状况和制定维护方案的重要依据之一。日常维护工作主要是每日测量并记录不同时间系统的工作参数，主要测量记录内容有：日期
47、、记录时间；天气状况；环境温度；子方阵电流、电压；蓄电池充电电流、电压；蓄电池放电电流、电压；逆变器直流输入电流、电压；交流配电柜输出电流、电压及用电量；记录人等。当电站出现故障时，电站操作人员要详细记录故障现象，并协助维修人员进行维修工作，故障排除后要认真填写电站故障维护记录表，主要记录内容有：出现故障的设备名称、故障现象描述、故障发生时间、故障处理方法、零部件更换记录、维修人员及维修时间等。电站巡检工作应由专业技术人员定期进行，在巡检过程中要全面检查电站各设备的运行情况和运行现状，并测量相关参数。并仔细查看电站操作人员对日维护、月维护记录情况，对记录数据进行分析，及时指导操作人员对电站进行
48、必要的维护工作。同时还应综合巡检工作中发现的问题，对本次维护中电站的运行状况进行分析评价，最后对电站巡检工作做出详细的总结报告。4、建立运行检测和分析制度建立电站运行期的档案资料，并组织相关部门和技术人员对电站运行状况进行分析，及时发现存在的问题，提出切实可行的解决方案。通过建立运行分析制度，一是有利于提高技术人员的业务能力，二是有利于提高电站可靠运行水平。完善维护管理的项目内容，不断总结维护管理经验，制定详细的巡检维护项目内容，保证巡检维护时不会出现漏项检查的现象，维护工作水平不断提高。2）主要设备的维护1、光伏阵列光伏电池组件设计寿命能达到 25年以上，其故障率较低，当然由于环境因素或雷击
49、可能也会引起部件损坏。其维护工作主要有：保持光伏阵列采光面的清洁。在少雨且风沙较大的地区，应每月清洗一次，清洗时应先用清水冲洗，然后用干净的柔软布将水迹擦干，切勿用有腐蚀性的溶剂冲洗，或用硬物擦拭。清洗时应选在没有阳光的时间或早晚进行。应避免在白天时，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗组件，冷水会使光伏组件的玻璃盖板破裂。 应每月检查 1次太阳能电池组件的封装及接线头，如发现有封装开胶进水、电池变色及接头松动、脱线、腐蚀等，应及时进行处理。不能处理的，应及时向领导报告。定期检查光伏组件板间连线是否牢固，方阵汇线盒内的连线是否牢固，按需要紧固；检查光伏组件是否有损坏或异常，如破损，栅线消失，热斑等；检查光
