工业园2MWp分布式光伏发电项目实施方案.docx
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工业园2MWp分布式光伏发电项目实施方案
工业园2MWp分布式光伏发电项目
实施方案
目录
一、项目概述1
1.1项目概况1
1.2项目选址1
1.3工程的任务和规模2
二、项目建设条件3
2.1全国太阳能资源分析3
2.2项目地址太阳能资源4
2.3工程规模5
三、系统总体方案设计及发电量6
3.1太阳电池组件选型7
3.1.1晶体硅7
3.1.2太阳能电池组件规格选型8
3.2支架选型9
3.3逆变器选型9
3.4电气设计10
3.4.1电气一次10
3.4.2电气二次11
3.4.3通信12
3.5消防设计12
3.6发电量测算与上网模式12
四、施工组织设计14
4.1施工条件14
4.1.1厂区地理条件14
4.1.2交通条件14
4.1.3供应条件14
4.2工程总进度14
4.2.1施工总工期安排原则15
4.2.2主要工程的进度控制原则15
4.2.3施工总进度16
五、保障措施16
5.1环境保护16
5.1.1产业政策及规划符合性16
5.1.2环境影响分析及污染防治对策16
5.1.3节能及减排效益分析18
5.2劳动安全与工业卫生19
六、投资估算和经济分析19
6.1概述项目规模19
6.1.1财务评价依据19
6.1.2项目投资概算21
6.1.3资金筹措21
6.2经济评价21
一、项目概述
1.1项目概况
项目名称：
某工业园2MWp分布式光伏发电项目
建设单位：
某能源科技有限公司
项目选址：
某工业园屋顶
项目类型：
屋顶分布式，全额上网
1.2项目选址
某县位于安徽省中部，大别山东北麓、江淮之间，介于东经116°26'—117°15'、北纬31°01'—31°34'之间。
东邻庐江，西连岳西、霍山，南界桐城、潜山，北毗金安、肥西，是合肥近邻，长三角纵深腹地，合肥经济圈重要组成部分，省会辐射西南的联接带，历来就有“五省要冲，七省通衢，江淮腹地，皖中咽喉”之称。
本项目建设在某工业园屋顶上，电站建设规模2MW。
地理位置如图1-2：
图1-2图中标记为项目所在地—某工业园
本工程由某能源科技有限公司投资，技术依托新能源设计院设计。
1.3工程的任务和规模
本期项目占屋顶总面积约2.5万平方米。
设计安装7678块260W系列多晶硅太阳电池组件，光伏电站总容量为2MWp，根据某县电力设施现状及建设规划，本工程T接附近变电站10kV线路上。
（具体方案以接入系统方案为准）
二、项目建设条件
2.1全国太阳能资源分析
下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图：
图2-1我国太阳能资源分布图
按照日照辐射强度上图中将我国分为四类地区。
一类地区（资源丰富带）全年辐射量在6700MJ/m2以上。
相当于230kg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、新疆南部、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、西藏东南部等地。
二类地区（资源较富带）全年辐射量在5400～6700MJ/m2，相当于180～230kg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、江西中北部和江西北部等地。
三类地区（资源一般带）全年辐射量在4200～5400MJ/m2。
相当于140～180kg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。
四类地区全年辐射量在4200MJ/m2以下。
主要包括四川、贵州两省。
此区是我国太阳能资源最少的地区。
一、二类地区，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2／3以上，具有利用太阳能的良好资源条件。
2.2项目地址太阳能资源
某县属于亚热带季风性湿润气候向温带季风气候的过渡区。
气候主要特点是四季分明，日照充足，雨量丰沛，盛行风向随季节有明显变化。
根据中国气象局风能太阳能资源评估中心通过对全国地面太阳能辐射和气象影响因子的综合分析，从绘制出的“太阳能资源区域分布等级图”可以看出，某县属我国第三类太阳能资源区域，适合建设太阳能光伏发电项目。
图2-2太阳能资源图
综上所述，为保持电站良好运行，主要考虑清洁组件。
2.3工程规模
某县近年水平面平均年太阳辐射量4520MJ/m2。
太阳能利用前景广阔，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。
从可再生能源政策的层面，国家要求每个省（区）常规能源和再生能源必须保持一定的比例。
某县太阳能资源比较丰富，大力发展太阳能发电，将一定程度上促进能源结构的改善。
本项目建设地点位于某工业园，位于东经116.95°，北纬31.47°，项目规模为2MWp。
项目地理位置如图2-3所示：
图2-3某工业园地址
三、系统总体方案设计及发电量
3.1太阳电池组件选型
太阳电池组件选择的基本原则：
在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳电池组件类型。
再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳电池组件类型，计算出光伏电站的年发电量，最终选择出综合指标最佳的太阳电池组件。
3.1.1晶体硅
商用的太阳电池主要有以下几种类型：
单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。
上述各类型电池分类见图3-1，主要性能参数见表3-1。
图3-1太阳能电池分类
3.1.2太阳能电池组件规格选型
太阳电池组件的功率规格较多，从1Wp到310Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。
由于本工程系统容量为2MWp，太阳电池组件用量大，组件安装量大，所以应优先选用单位面积容量大的太阳电池组件，以减少占屋顶面积，降低太阳电池组件安装量。
通过市场调查，在目前技术成熟的大容量太阳电池组件规格中，初选的太阳电池组件容量为260W，其技术参数如下：
组件种类
单位
260W
峰值功率
W
260
开路电压
V
37.6
短路电流
A
8.94
工作电压
V
30.6
工作电流
A
8.5
外形尺寸
mm
1640×992×40
重量
kg
18.2
峰值功率
温度系数
%/℃
-0.33
开路电压
温度系数
%/℃
-0.34
短路电流
温度系数
%/℃
0.055
组件转换效率
%
16.31
3.2支架选型
光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。
由于本期项目建设于屋顶彩钢瓦上，故支架采用铝合金支架。
3.3逆变器选型
本工程拟用500kW并网逆变器，共4台。
逆变器主要技术参数如下：
逆变器技术参数
型号
500KT
最大太阳电池阵列功率
550000
Wp
最大阵列开路电压
1000
Vdc
太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围
450
Vdc
820
直流输入路数
12
路
最大阵列输入电流
1200
A
额定交流输出功率
500
KW
最大效率
97.30%
欧洲效率
96.60%
总电流波形畸变率
<3%
（额定功率时）
功率因数
≥0.99
（额定功率时）
电网电压范围
360-440
VAC
额定电网频率
50/60
Hz
允许电网频率范围
47～51.5Hz/57～61.5Hz
夜间自耗
<100
W
保护功能
极性反接、电网过压、电网欠压、电网过频、电网欠频、短路、孤岛效应、过热、过载、接地故障等保护
通讯接
口RS485（标配）；Ethernet（选配）；GPRS（选配）
尺寸（WxHxD）
3100x900x1850
mm
重量
3200
Kg
使用环境温度
－25℃～＋55℃
使用环境湿度
0～95%，不结露
海拔高度
6000
米
质保
年
3.4电气设计
3.4.1电气一次
本项目设计装机容量2MW采用模块化设计、集中并网的设计方案，以1MW容量为1个光伏发电分系统，共2个1MW光伏发电分系统，采取315V升压至10kV一级升压的方式。
每个1MW发电分系统设置1台容量为1000kVA升压变压器，将2台500kW逆变器的315V交流电直接升至10kV交流电，几台升压变再“T”接入集电线路（10kV电缆）汇流至管理区的10kV配电母线，本项目共有2条集电线路，10kV配电母线汇流后再经1回10kV出线接入电网。
光伏发电分系统由349路光伏组串、32台光伏汇流箱、2台1MW逆变机房、2台10kV升压变构成，光伏组串经光伏汇流箱、直流配电柜并联后输入并网逆变器，接入10KV箱式升压变。
光伏组件采用建设单位自产的260Wp多晶硅光伏组件，共计7678块。
并网逆变器采用容量1MW型预装式逆变机房，机房内预装2台500kW并网逆变器、2台直流屏和1台监控柜，共计2套。
本电站站内负荷自用电压为0.4kV，采用中性点直接接地的三相四线制系统，站用电采用单母线接线，双电源供电。
站外施工变压器在工程建设结束后将保留，做为电站站用电提供工作电源。
此外由接地变压器兼做备用变压器为站用电提供备用电源，备用变压器电源引自电站内10kV母线。
主备电源分别引入站用电双电源自动切换柜。
接入系统方案需另列接入系统专题报告进一步深入研究、并最终以接入系统审查意见为准。
3.4.2电气二次
本电站以10kV级电压接入电网。
该电站按少人值守的原则进行设计。
电站采用以计算机监控系统为基础的的监控方式。
整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现对光伏发电系统开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的测控、遥信功能及发电公司监测管理。
结合目前自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。
根据电力行业标准及要求，为10kV出线，10kV母线、10kV集电线路、10kVSVG、10kV升压箱式变、10kV升压变等配置保护。
直流控制电源系统设置1组100AHA蓄电池，一套充电/浮充电装置，单母线接线。
在10kV线路侧作为计量考核点，配置0.2S级电能表。
电站配置一套电量采集和电能质量监控装置，以RS485串口方式与电度表通讯，采集全站电量信息。
电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警方式，设置一套图像监控及安全警卫系统（工业电视系统），实现对开关站主要设备、光伏阵列等设备的运行状态及安全防卫环境的图像监控。
在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、温度等参数。
3.4.3通信
本光伏电站为少人值守，站内通信考虑采用公共无线通讯网络和对讲机。
3.5消防设计
本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。
3.6发电量测算与上网模式
某工业园2MWp光伏发电项目采用分块发电、集中并网方案，将系统分成2个1MW的光伏并网发电单元。
本工程采用沿屋面平铺的方式安装7678块标准功率为260W的多晶硅太阳电池组件，光伏电站总容量约为2MWp，25年平均发电利用小时数约1346h，25年发电量约5250万度.
四、施工组织设计
4.1施工条件
4.1.1厂区地理条件
本项目建设地点位于某工业园屋顶上，地理坐标为北纬31.47°，东经116.95°。
项目所在地太阳能资源良好，交通运输等条件较好，并网接入条件优越，周围消纳情况较好，适合建设屋顶分布式太阳能光伏并网电站。
4.1.2交通条件
某工业园基础设施已完善，场内道路既要满足临时施工要求，又要满足将来光伏电站的检修维护的要求。
道路路由整体成环状，能保证到达每组太阳电池方阵，以便施工和维护。
4.1.3供应条件
4.1.3.1施工用水
本工程施工用水采用就地取水及当地自来水，满足现场施工用水的需要。
4.1.3.2施工用电
本工程施工临时用电电源取自厂区内的电源。
4.2工程总进度
4.2.1施工总工期安排原则
由于本项目与主体工程施工同步进行。
整个工程周期为4个月。
项目实施初步进度表
进度
项目
建设周期（月）
1
2
3
4
1.项目前期工作
2.主设备招标
3.初步设计、施工图设计
4.设备、材料采购
5.设备安装
6.调试
4.2.2主要工程的进度控制原则
支架与组件安装施工本工程的施工重点。
在设备到场情况下，组织人力进行安装施工。
安装工人要保证达到40人，才能满足安装进行要求。
同时考虑到现场材料与设备的厂区内二次倒运，必须考虑2辆小型运输车辆在厂区内进行设备与材料的转场。
4.2.3施工总进度
本工程的关键线路在于：
支架基础施工安装支架组件安装电气接线调试并网。
其中主体进度为基础施工、支架安装施工、组件安装施工。
五、保障措施
5.1环境保护
5.1.1产业政策及规划符合性
本项目为屋顶分布式光伏电站项目，属于《产业结构调整指导目录》、《能源发展“十三五”规划》、《可再生能源发展中长期专项规划》等鼓励发展的太阳能发电领域，生产过程基本不产生污染物，对环境影响甚微，符合国家和江苏省的环境保护政策和清洁生产原则
5.1.2环境影响分析及污染防治对策
太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不直接消耗矿物燃料，不产生污染物。
5.1.2.1噪声影响
太阳能光伏发电运行过程中产生噪声声源的只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小；同时变压器布置在室内，室外噪音水平远低于国家标准。
逆变器是由电子元器件组成，其运行中的噪声也可以忽略。
5.1.2.2电磁场的影响
该光伏发电项目主要电气设备——逆变器、变压器等电气设备容量小，且室内布置，因此可认为基本无电磁场的影响。
5.1.2.3对电网的影响
太阳能光伏电站运行时，选用的逆变器装置产生的谐波电压的总谐波畸变率控制在5%以内，远小于GB14549-1993《电能质量公用电网谐波》规定的5%。
光伏电站并网运行（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GB15543-1995《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。
5.1.2.4光污染及防治措施
光伏组件内的晶硅板片表面涂覆有防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过防反射处理，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。
该项目的升压设备投运后，四侧围墙外的电场强度和磁感应强度将远低于居民区电磁场评价标准限值，围墙外产生的无线电干扰强度将符合评价标准。
升压站对周边电磁环境无影响。
5.1.3节能及减排效益分析
本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。
通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。
本项目建成后，本电站设计上网容量为2MW，运行期年平均发电量按210万度计算，每年可节约标煤740吨，减排氮氧化物30.8吨，减少CO2排放2050吨，减少SO2排放61.6吨，减少粉尘排放559.3吨。
光伏电站的建设替代燃煤电厂的建设，可达到充分利用可再生能源、节约不再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。
可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。
如下表：
类型
固定支架安装
平均
25年
发电量（万度）
210
5250
节约标准煤（t）
740
18500
氮氧物（t）
30.8
770
CO2排放（t）
2050
51250
SO2排放（t）
61.6
1540
粉尘排放（t）
559.3
13982.5
5.2劳动安全与工业卫生
劳动安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等内容。
工业卫生设计包括防噪声及防振动；采光与照明；防尘、防污、防腐蚀、防毒；防电磁辐射等内容。
劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。
六、投资估算和经济分析
6.1概述项目规模
某工业园2MWp分步实施光伏发电项目建设，总装机容量2MWp，项目计算期26年，其中工程建设期4个月，经营期为25年。
年均上网电量为210万kWh。
6.1.1财务评价依据
根据国家发展和改革委员会办公厅文件《国家发展改革委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》及国家颁发的有关文件，在国家现行财税制度和价格体系下，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，判断项目在财务上的可行性。
本太阳能光伏发电站项目工程财务评价依据主要有：
1、《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》（发改投资[2006]1325号）；
2、工程设计概算计算标准参照国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）和《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011）；
3、《国家发展和改革委员会关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（国发〔2009〕27号）；
4、《中华人民共和国增值税暂行条例》（国务院令第538号）；
5、《财政部、国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税[2008]156号）；
6、《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》（国发[1985]19号）；
7、《国务院关于修改<征收教育费附加的暂行规定>的决定》（国务院令[2005]448号）；
8、《中华人民共和国企业所得税法实施条例》（国务院令第512号）；
9、2012年7月6日《中国人民银行决定下调金融机构人民币存贷款基准利率》；
10、《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》（国发〔2011〕26号）。
财务评价主要是根据国家现行财税制度，分析测算项目的实际收入和支出，考察其获利能力，清偿能力等财务状况。
根据公司已建的同类光伏电站测算，该项目预计总投资约1500万元，每瓦投资7.5元钱。
某地区目经营期内前20年含税上网电价为0.98元/kW·h，后5年0.3693元/kW·h，本项目全部投资将取得一定的经济收益，项目经济上可行。
6.1.2项目投资概算
本项目建设投资约1500万元，投资范围包括工程费用、其他费用、预备费用等。
其中工程费用包括建筑工程费和设备及安装工程费用；其他费用包括无形资产和其他资产；预备费用包括基本预备费用。
6.1.3资金筹措
部分为自有资金投资，其余通过银行贷款或其它融资渠道解决。
6.2经济评价
财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。
本工程财务评价计算期采用26年，其中建设期4个月，生产经营期25年。
根据屋顶光伏项目的系统组成、装机规模及项目的具体实施条件估算，本项目总投资为1500万元。
（1）固定资产形成率89.1%，折旧年限15年，固定资产残值率5%。
（2）修理费率项目保质期内为项目静态总投资的0.01%，保质期后年0.05%，每年按2%的比例递增。
保险费率0.05%计。
（3）发电定员2人，人员工资按2.5万元/人年。
（4）本项目资金采用自筹资金的方式，贷款年利率为5.4%，还款年限15年，贷款按等额还本，按季付息，如果收到补贴则考虑提前还贷。
（5）某县属Ⅲ类资源区，含税电价前20年为0.98/kW·h，后5年按当地脱硫脱硝标杆电价0.3693元/kW·h。
（6）财务评价（融资前）分析
项目投资内部收益率（调整所得税后）：
7.8%
项目投资回收期（调整所得税后）：
9.3年.项目运营期各年现金流如下图
（7）财务评价（融资后）分析
融资后，项目资本金内部收益率（调整所得税后）：
12.6%。
项目资本金现金流量图
（8）财务评价结论
经测算，项目投资内部收益率（调整所得税后）：
7.8%项目投资回收期（调整所得税后）：
9.3年；融资后，项目资本金内部收益率12.6%。
（9）敏感性分析
根据发电量和投资变化，对项目投资内部收益率及项目基本金财务内部收益率的影响进行了敏感性分析，敏感性分析结果如下：
a当总投资增加5%，项目投资内部收益率为:
7.2%，项目资本金内部收益率为:
10.9%。
b当总投资降低5%，项目投资内部收益率为:
8.3%，项目资本金内部收益率为:
13.9%。
c当发电量提高5%，项目投资内部收益率为:
8.5%，项目资本金内部收益率为:
14.5%。
d当发电量降低5%，项目投资内部收益率为:
7.1%，项目资本金内部收益率为:
10.8%。
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