10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范工程可行性研究報告目錄第一章總則說明 11.1項目概述 11.2編譯依據(jù) 11.3研究內容 11.4站點概述 21.5投資者概況 21.610MW太陽能光伏電站概況 3第二章太陽能資源與當?shù)貧庀蟮乩項l件 42.1太陽能資源條件 42.2巢湖市其他氣象情況 92.3項目所在地地理條件 112.4光伏電站場地建設條件 17第三章其他必要的背景 信息183.1國際光伏發(fā)電現(xiàn)狀 183.2國內光伏發(fā)電現(xiàn)狀 203.3安徽省電力現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃 213.4巢湖市電力建設基本情況及發(fā)展規(guī)劃 243.5項目所在地電網(wǎng)現(xiàn)狀及規(guī)劃 26第四回項目任務和規(guī)模 284.1項目建設的必要性 284.2項目任務和規(guī)模 32第五章整體設計 355.1光伏組件及其陣列設計 355.2電氣設計 355.3工程消防 355.4土木工程設計與抗風沙設計 365.5采暖通風設計 365.6施工組織設計 365.7工程管理設計 375.8環(huán)境保護與水土保持設計 375.9勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 375.10工程設計預算 38第六章電站技術設計 396.1光伏組件及其陣列設計 396.2電氣設計 496.3土木工程設計 596.4采暖通風設計 62第七章火 647.1范圍 647.2主要設計原則 647.3防火間距和通行要求 657.4建筑物和構筑物的要求 657.5滅火器的配置 657.6消防給水及電廠系統(tǒng)的消防措施 667.7火災報警和控制系統(tǒng) 677.8防煙排煙設計 677.9消防電源和應急照明 68第八章施工組織設計 698.1指導思想和實施目標 698.2項目概述和編譯基礎 698.3施工組織 728.4施工準備 748.5主要施工子項目施工方法 778.6主要分項工程安裝施工方法 828.7項目建設組織方案 86第九章環(huán)境保護與水土保持設計 879.1法律和監(jiān)管基礎 879.2環(huán)境現(xiàn)狀 879.3施工期環(huán)境影響評價及減排措施 889.4運營期環(huán)境影響評價及減排措施 889.5節(jié)能減排效益分析 909.6綜合評價 90第十章職業(yè)安全和工業(yè)衛(wèi)生 9110.1工程概述 9110.2勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生設計依據(jù) 9110.3工程安全與健康的潛在危險因素 9110.4勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生對策 91第十一章投資估算和經(jīng)濟評估 9411.1項目概述 9411.2項目投資估算 9411.3經(jīng)濟評價 10211.4整體經(jīng)濟評價結果 115第十二章結論 118附件一財務評價基礎表（附Excel文件：25年項目選址-經(jīng)濟評價） 119附件二詞匯表 133附件三涉及的主要技術標準和技術規(guī)范目錄 136附件四設備和材料表 1421工藝（光伏）設備和材料表 1422電氣設備及材料表 1433消防器材及材料表 1454暖通空調設備和材料表 147第一章概述1.1項目概述（1）項目名稱：10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范項目（二）建設單位：XXXXXX有限公司（3）建設規(guī)模：總建設容量10MW(4)主要發(fā)電設備：普通晶硅光伏組件、非晶硅薄膜光伏組件、小功率聚光光伏發(fā)電組件。(5)關鍵電氣設備：光伏發(fā)電專用逆變器。(6)光伏組件支撐系統(tǒng)：固定傾角金屬支架、太陽跟蹤支架系統(tǒng)（7）選址：XX省XX縣XX縣，建設光伏電站及辦公生活設施，總建筑面積約XXX畝。站區(qū)坐標范圍：東經(jīng)112°23′41.6″～112°23′58.5″，北緯40°15′29.4″～40°16′4.3″。1.2編譯依據(jù)本可行性研究報告主要依據(jù)以下文件資料編制：(1)《中華人民共和國可再生能源法》，2006年1月1日(2)《可再生能源發(fā)電管理條例》，國家發(fā)展和改革委員會，2006年1月5日（3）《可再生能源發(fā)電價格和費用分配管理試行辦法》，國家發(fā)展和改革委員會，2006年1月4日（4）《可再生能源電價附加收入分配暫行辦法》，國家發(fā)展和改革委員會，2007年1月11日（5）《可再生能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》，財政部，2006年5月30日（6）《國家發(fā)展改革委關于內蒙古鄂爾多斯和上海崇明太陽能光伏電站上網(wǎng)電價的批復》，國家發(fā)展改革委發(fā)改價[2008]1868號1.3研究內容（一）本可行性研究報告主要研究論證項目建設的原始條件、必要性和可行性。（2）通過研究項目規(guī)模、建設條件、項目布局、項目實施以及對社會和環(huán)境的影響，評估項目實施的可行性。（3）本可研工作范圍包括：太陽能資源分析、光伏發(fā)電項目建設條件、接入系統(tǒng)方案推薦、項目規(guī)模確定與論證、太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)配置方案制定。、設備選型和布局假設、項目投資估算編制、項目設計、環(huán)境保護、生產組織和勞動力定額、實施大綱進度、經(jīng)濟評價等。（4）項目范圍：本項目規(guī)劃建設容量約10MW，固定安裝晶體硅太陽能電池主要作為光電轉換器件的解決方案。建設方案配置相應的接入系統(tǒng)。該項目的主要組成部分包括光電轉換系統(tǒng)、直流系統(tǒng)、逆變系統(tǒng)、交流升壓系統(tǒng)和高壓輸電系統(tǒng)。1.4場地概況XXX縣位于XXX省XXX端，地理坐標為東經(jīng)000°00′00″～00°00′00″和北緯000°00′00″～00°00′00″。北與XXX縣、XXX縣相鄰，西與XXX區(qū)相鄰，南通市與XXX縣相鄰，東與XXX縣相鄰，北、西北與XXX縣相鄰。.該縣屬黃土丘陵緩坡區(qū)，四面環(huán)山，溝壑縱橫，南高北低，山多水少。年平均氣溫8.6℃，極端最高氣溫36℃，極端最低氣溫-40℃。年平均降水量410毫米，7-8月降水最多，占年降水量的65%，無霜期104天。平均海拔1400米，縣城海拔XXX米。該縣屬X水域，主要河流XX河，屬XX水系，年徑流量XXXX萬立方米，發(fā)源于XXX，北入XXX縣。全縣干流長XX公里，流域面積XXXX平方公里，10公里以上有支流11條。南部的XXX河屬XXX河系，縣內干流長XX公里，流域面積XXX平方公里。XX縣城位于XX縣，位于XX縣轄區(qū)。近年來，縣委、縣政府不斷加大基礎設施建設力度，生產、生活和投資環(huán)境有了很大改善?？h城東、西、南、北環(huán)線已建成通車，XX線、XXX國道在縣內?；ネㄓ袩o，形成四通八達的交通網(wǎng)絡。全縣通信網(wǎng)絡通達全國，XX座萬伏變電站已列入建設規(guī)劃；XX、XX萬伏變電站已開通使用。經(jīng)過多年的發(fā)展，XX縣交通發(fā)達。內部交通方面，村間公路連接各條主干道，“村間”穿梭巴士也已開通?？h內有多條通往周邊省市的公路。到XX，沿XX國道行駛X小時；到XX，XX小時可到達，可選擇三路；到XXX，只需XX小時。目前，穿過XX的XX高速公路已經(jīng)建成通車。1.5投資方簡介（有限公司）（輕微地）1.6_10MW太陽能光伏電站概況本可研報告編制深度滿足初步設計深度要求。擬建的XXXX兆瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電示范項目的電站概況如下表所示。表1-110MW太陽能光伏電站總則特性序列號項目名稱規(guī)格數(shù)量1總裝機容量10MW__2太陽能光伏組件多晶200W/塊3電影40W/塊4低倍聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)5太陽軌道支架阿波羅1126低倍率聚光鏡支架系統(tǒng)7固定支架鍍鋅角鋼8主變（含二相預留容量）SFZ10-20000/110kV、20000kVA9低壓干式變壓器SCB10-1000/3510低壓干式變壓器SCB10-500/35,500kVA,35±2×2.5%/0.4kV,

Dyn11,Ud=6%11無功補償裝置4000kVar,35kV1235kV開關設備i-AY1-40.5系列13低壓抽屜式開關柜MNS系列14逆變器500千瓦_15直流匯流箱12路16直流配電柜17直流屏美聯(lián)儲18UPS10kVA19電表屏幕20綜合自動化系統(tǒng)二十一火警系統(tǒng)

第二章太陽能資源與當?shù)貧庀蟮乩項l件2.1太陽能資源條件2.1.1我國太陽能資源分析地球上太陽能資源的分布與各地的緯度、海拔、地理條件和氣候條件有關。資源豐度總則用年總輻射量和年總日照時數(shù)表示。在全球范圍內，美國西南部、非洲、澳大利亞、中國西藏、中東等地區(qū)年總輻射量或總日照時數(shù)最大，是世界上太陽能資源最豐富的地區(qū)。我國是太陽能資源豐富的國家之一，全國2/3以上面積的年日照時數(shù)在2000小時以上。項目所在地項目所在地圖2-1我國太陽能資源分布圖2-1中日光輻射強度超過9250MJ/m2的西藏西部以外地區(qū)分為五類。一級地區(qū)年日照時數(shù)3200-3300小時，年輻射量7500-9250MJ/m2。相當于225-285kg標準煤燃燒放出的熱量。主要包括青藏高原、甘肅北部、寧夏北部和新疆南部。二類地區(qū)年日照時數(shù)3000-3200小時，輻射量5850-7500MJ/m2，相當于燃燒200-225公斤標準煤所放出的熱量。主要包括河北西北部、山西北部、內蒙古南部、寧夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部。該地區(qū)在我國太陽能資源豐富。三類地區(qū)年日照時數(shù)為2200-3000小時，輻射量為5000-5850MJ/m2，相當于燃燒170-200kg標準煤所放出的熱量。主要包括山東、河南、河北東南部、山西南部、新疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣東南部、福建南部、江蘇中北部、安徽北部。四類地區(qū)年日照時數(shù)1400-2200小時，輻射劑量4150-5000MJ/m2。相當于燃燒140-170kg標準煤所放出的熱量。主要是長江中下游，福建、浙江、廣東，春夏多雨，但秋冬太陽能資源還可以。五類地區(qū)年日照時數(shù)約為1000-1400小時，輻射量為3350-4190MJ/m2。相當于115-140kg標準煤燃燒產生的熱量。主要包括四川省和貴州省。該地區(qū)是中國太陽能資源最少的地區(qū)。第一、二、三類地區(qū)，年日照時數(shù)不低于2200h，是我國太陽能資源比較豐富或比較豐富的地區(qū)。第四、五類太陽能資源雖然條件較差，但仍有一定的利用價值。2.1.2XX縣太陽能資源分析參考氣象站的選擇距離項目最近、環(huán)境條件最接近的XXX市氣象局。距離XXX最近的有太陽輻射強度數(shù)據(jù)的氣象觀測站是XX氣象局，但是根據(jù)1980年以前的兩地（1950-1980年XX當?shù)靥栞椛鋸姸扔^測點）太陽輻射強度測量數(shù)據(jù)來自比較點看來，這兩個氣象局的測量數(shù)據(jù)存在較大差異。鑒于上述情況，決定不使用近年來XX氣象站的太陽輻射數(shù)據(jù)。本報告中使用的數(shù)據(jù)來自加拿大自然資源部和美國宇航局聯(lián)合開發(fā)的軟件RetScreen全球天氣數(shù)據(jù)庫。本數(shù)據(jù)庫的太陽輻射數(shù)據(jù)有兩個來源：1.當?shù)鼗A氣象站；2、如果附近沒有基本氣象站，數(shù)據(jù)將根據(jù)當?shù)亟?jīng)緯度進行衛(wèi)星定位測量。該衛(wèi)星測量數(shù)據(jù)數(shù)據(jù)庫已獲得全球認可，并廣泛應用于工程設計中。項目實施現(xiàn)場太陽能資源分析安徽省XX市10MW光伏并網(wǎng)發(fā)電示范項目選址位于XX縣，緯度跨域范圍小于0.1度。項目實施場地太陽能資源情況見表4-1。表2-1項目實施地區(qū)太陽輻射總量分布月氣溫(℃)相對濕度（％）月平均日輻射量（MJ/m2）氣壓(千帕)平均風速（小姐）一月二月行進四月可能六月七月八月九月十月十一月十二月年均值總太陽輻射量(MJ/m2)表2-2XX市主要氣象資料與其他典型日照資源豐富地區(qū)對比北緯東經(jīng)高度月氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)氣溫(℃)相對濕度（％）月平均太陽輻射量(MJ/m2)一月二月行進四月可能六月七月八月九月十月十一月十二月年均值年太陽總輻射量2.1.3項目所在地太陽能資源分析結論XX位于XXXX，陽光充足。年日照時數(shù)為000小時～000小時，年日照率為63%～65%。5、6月各月日照數(shù)最多，月平均為281.9小時至284.2小時；11月至12月最少，月平均191.1小時至198.2小時。日照時數(shù)1-2月和11-12月平均每天6小時，3月和9-10月平均每天7小時，4月和7-8月平均每天8小時，平均每天8小時從四月到七月到八月。六月平均每天工作9小時。年平均接收太陽輻射量為6071.78（MJ/m2），屬于我國第二類太陽能資源區(qū)，非常適合建設光伏電站項目。XXX縣其他氣象情況2.2.1氣溫2.2.2陽光2.2.3沉淀2.2.4蒸發(fā)XXX多年平均蒸發(fā)量為1700～2300mm，降水量與蒸發(fā)量之比在1：4～1：5之間。一年中，1月最少，5、6月為蒸發(fā)高峰期。2.2.5濕度XXX為54%。七八月份空氣比較潮濕，相對濕度也是最高的。相對濕度的日變化明顯，最大值在日出前，最小值在下午2:00左右，與氣溫的日變化相反。2.2.6風霜年平均風速為2.4m/s至4.2m/s。年平均7～8級大風天數(shù)為14.3～44.5天。最大風力達到9級，最大風速22m/s。歷年平均有8級或以上大風的天數(shù)為23天。總則來說，它主要是在春天。大風天數(shù)可達50天，沙塵暴天數(shù)10天左右。境內無霜期短，年平均102～137天。最長132天至162天，最短81天至122天。第一次霜凍最早的年份是9月1日至10日，最晚的年份是9月28日，正常年份是9月12日。春霜最早的年份在5月11日結束，最晚的年份在6月12日結束，總則年份在6月1日左右結束。2.2.7冷凍總則XX月凍結，XX月解凍，凍結期為000天左右。凍土最大深度為000～000cm，平均為000cm。XXX屬于溫帶大陸性季風氣候區(qū)。多年平均氣溫3.68℃，極端最高00℃，極端最低-00℃，氣溫高于或等于30℃的天數(shù)平均為9天，最高19天大多數(shù)和至少3天。5月初至8月下旬出現(xiàn)高溫。多年平均無霜期104天，最長一年184天，最短一年84天。最大凍土169cm。年平均降水量410mm。年平均蒸發(fā)量為1743.5mm，其中4、5、6月份三個月為同期降水量的7.35倍，7、8月份蒸發(fā)量為同期降水量的3.68倍。該地區(qū)具有明顯的季風氣候。夏季盛行東風，其他季節(jié)盛行西風和西北風。多年平均風速為2.6m/s。年平均風速28天，最大52天，最大風力9天。多年平均冰雹天數(shù)4天。年平均濕度為47.8%。2.3項目所在地的地理條件XXX縣四面環(huán)山，地勢自東向西北傾斜?？倓t海拔00～00米。最高的XX山000米，最低的XXX山100米。境內西部為多石山區(qū)，植被稀少，形成一個山石外露、溝壑縱深的山谷。東部和東南部為丘陵地貌，坡度寬闊，地勢平緩，溝壑較淺，土質疏松。北部和東北部為中低山和臺地區(qū)，山頂平坦，臺地被黃土覆蓋，局部荒漠化明顯。中部的XXX河谷自南向北曲折，連接XX、XX等裂谷盆地。東南邊界為XX水系的XXX河谷。國內地址表層特征為：深層第四紀黃土覆蓋第三紀紅土，表層組織以黃土為主。還有一些紅土。土石山區(qū)地表為粗骨土，夾雜礫石和粗砂，河流階地主要為風成黃山淤泥和沖積層。XXX國道與XX線在此交匯，交通便利。（附項目位置圖）圖2-2XXX地圖2.3.1工程地質光伏發(fā)電項目選址靠近XXXX，基本地質情況引自《XXXXX巖土工程勘察報告》。項目概況XXX10MW光伏電站位于XXX東南150米至1000米范圍內，總面積24萬平方米。度之間。項目總裝機容量00兆瓦，發(fā)電設備為晶體硅光伏電池組件。安裝方式以固定傾角為主，部分太陽跟蹤方式（旋轉支撐系統(tǒng)）為輔，安裝高度在00-00米之間。組件自重在000N以內。固定傾角安裝方式下，每個光伏組件的支架系統(tǒng)平均重量在000N以內，埋深約000m?？紤]風荷載和雪荷載，最大荷載強度為000N。電控室建筑單層布置，混凝土基礎，基礎深度0m。地形光伏電站場地為多石山區(qū)，地勢較為平坦。場地西南部發(fā)育2條南北走向的溝壑，東北部發(fā)育1條南北走向的溝壑，寬度00～00米，深度約00～00米。地基巖土層工程特性地基巖土層及分布特征：勘探深度30m內，上部為第四紀粉砂，下部為上新世第三紀（N2）粉質粘土層和玄武巖。地基土物理力學性能：根據(jù)地基土室內試驗物理力學性能指標和現(xiàn)場原位試驗結果，按工程分工、分層進行數(shù)理統(tǒng)計，見詳見表2-3。

表2-3物理機械指標統(tǒng)計分割指數(shù)地層水分含量%濕密度g/cm3干密度g/cm3飽和%空隙率塑性指數(shù)液體指數(shù)壓縮模量MPa塌陷系數(shù)內聚力千帕摩擦角°北區(qū)淤泥南區(qū)淤泥粉質粘土變電站淤泥

表2-4各巖土層承載力特征值一覽表地點巖土名稱承載能力特征值(fak)kPa壓縮模量ES1-2兆帕彈性模量E103MPa__南區(qū)淤泥粉質粘土強風化玄武巖中度風化玄武巖北區(qū)淤泥強風化玄武巖中度風化玄武巖變電站淤泥粉質粘土強風化玄武巖中度風化玄武巖2.3.2結論和建議擬建地點位于XXXX地區(qū)?，F(xiàn)場無裂縫，未發(fā)現(xiàn)不良地質影響。場地穩(wěn)定性好，適合施工。工程現(xiàn)場設計的基本地震加速度為00g，抗震設防烈度為7度。項目場地土壤標準凍結深度為00m。項目場地地下水位埋藏較深，對地基和施工無影響。圖片：所附“區(qū)域地質構造圖”和“工程地質剖面圖”均引自《XXXX電場巖土工程勘察報告》。圖2-3區(qū)域地質構造圖2.4光伏電站場地建設條件2.4.1場地宏觀建設情況分析XXX光伏發(fā)電示范項目在水文、氣象、太陽能照明資源、交通條件、接入系統(tǒng)、巖土工程條件等方面具備建設條件。2.4.2場地微觀建設條件分析XXX通過建設生態(tài)XX、綠色XX，森林覆蓋000萬畝，新增造林000萬畝，森林覆蓋率50%，建成綠色通道000公里，形成大面積防風林帶。因此，項目選址不受風沙影響。XXX接近XX。由于山高，從北向和西北吹來的風在XXX上空形成回流。云層無法停留，帶走大量水分，使得XX區(qū)空氣干燥、濕度低、無云層。,高透光率。其獨特的位置創(chuàng)造了一個與周邊地區(qū)截然不同的“小氣候”環(huán)境。為太陽能發(fā)電提供了良好的自然環(huán)境。2.4.3現(xiàn)場施工條件分析結論項目所在地太陽能資源豐富，發(fā)電量大；靠近主電網(wǎng)，可減少新建輸電線路的投資；主電網(wǎng)線徑有足夠的承載能力，無需基礎改造即可傳輸光伏電力。電站的功率；靠近用電負荷中心城區(qū)，可減少輸電損耗；場地開闊平坦，擴展空間大；交通、生活條件便利；它可以產生額外的經(jīng)濟和生態(tài)效益，可以幫助抵消部分電價成本在這里建設太陽能電站，不僅可以輕松地將太陽能場升壓站連接到電網(wǎng)系統(tǒng)，減少傳輸損耗，而且也起到了積極的宣傳和示范作用。

第三章其他必要的背景資料3.1國際光伏發(fā)電現(xiàn)狀2008年全球人口為66億，能源需求相當于16TW。到2050年，世界人口至少應達到10-110億。按照人均GDP年均增長1.6%，單位GDP能耗每年降低1%，則能源需求裝機容量為30-60TW，主要由可再生能源解決。但世界潛在水電資源量為4.6TW，經(jīng)濟可開發(fā)資源量僅為0.9TW；風能實際可開發(fā)資源量為2TW；生物質能是3TW。只有太陽能是唯一能保證人類能源需求的能源。其潛在資源量為120,000TW，實際可開發(fā)資源量高達600TW。由于光伏發(fā)電可以為人類提供可持續(xù)能源，保護我們賴以生存的環(huán)境，世界各國都在競相發(fā)展太陽能光伏發(fā)電，尤其是德國、日本和美國發(fā)展最快。近10年來，世界光伏發(fā)電市場快速增長，連續(xù)8年年均增長率超過30%。2007年出貨量達到733MW，年增長率達42%。圖3-1顯示了1990年至2007年世界太陽能電池出貨量的增長情況：圖3-1世界太陽能電池出貨量（PVNET2007）數(shù)據(jù)來源-PVNewsPaulMaycock光伏組件的成本在過去30年中下降了2個數(shù)量級以上。根據(jù)So1arbuzzLLC的說法。根據(jù)光伏產業(yè)年度報告，2007年全球光伏系統(tǒng)裝機容量為2826MW，比2006年增長62%。2006年全球光伏發(fā)電累計裝機容量已超過8.5GW。2007年底，全球光伏系統(tǒng)累計裝機約12GW，其中并網(wǎng)光伏發(fā)電約10GW，占總市場份額的83%。發(fā)電成本為50美分/千瓦時；預計2010年全球光伏累計裝機容量將達到15GW，發(fā)電成本將達到15美分/kWh以下；2020年全球光伏發(fā)電累計裝機容量將達到200GW，發(fā)電成本將降至5美分/kWh以下；到2050年，太陽能光伏發(fā)電量將達到世界總發(fā)電量的10-20%，成為人類的基本能源之一。光伏發(fā)電的應用形式包括：偏遠無電農牧區(qū)離網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)、通信及工業(yè)應用、太陽能應用產品、與建筑物結合的并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)、大規(guī)模并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。連接的發(fā)電站。國際能源署（IEA）特別將超大規(guī)模光伏發(fā)電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究和跟蹤超大規(guī)模光伏發(fā)電的技術和信息，以及開展該領域的國際交流。和合作。光伏電站正從小型（100kW以下）、中型（100kW-1MW）向大型（1MW-10MW）、超大型（10MW以上）發(fā)展。世界光伏產業(yè)技術發(fā)展：技術進步是降低光伏發(fā)電成本、推動光伏產業(yè)和市場發(fā)展的重要因素。過去幾十年來，各種以降低成本為重點的研發(fā)項目都取得了顯著成績，體現(xiàn)在電池效率的不斷提高、硅片厚度的不斷減薄、產業(yè)化技術的不斷提高等方面。對降低光伏發(fā)電成本起到了決定性作用。.（一）商業(yè)化電池效率持續(xù)提升先進技術不斷注入行業(yè)，不斷提升商業(yè)化電池技術。目前商用晶體硅電池效率達到15%~20%（單晶硅電池16%~20%，多晶硅電池15%~18%）；商用單結非晶硅電池的效率為5%~7%。非晶硅電池效率6%~8%，非晶硅/微晶硅疊層電池效率8%~10%，穩(wěn)定性不斷提高。電池效率的提高是降低光伏發(fā)電成本的重要因素之一。（2）商用電池硅片厚度持續(xù)降低降低硅片厚度是降低硅材料消耗和晶體硅太陽能電池成本的有效技術措施，是光伏技術進步的重要方面。過去30年，太陽能電池硅片的厚度已經(jīng)從70年的450-500微米降低到現(xiàn)在的180-200微米，減少了一半以上。硅材料用量的大幅減少是技術進步促進成本降低的重要例子之一。預計到2010年，硅片厚度將降至160-180微米，硅量降至7噸/MW以下。（三）產業(yè)化規(guī)模不斷擴大生產規(guī)模的不斷擴大和自動化程度的不斷提高是降低太陽能電池生產成本的重要因素。單個太陽能電池廠的生產規(guī)模從1980年代的1~5MW/年發(fā)展到1990年代的5~30MW/年，2006年的25~500MW/年，2007年的25~1000MW/年。生產規(guī)模和成本降低體現(xiàn)在學習曲線率LR（LearningCurveRate，即生產規(guī)模翻倍，生產成本降低百分比）。對于太陽能電池，30年統(tǒng)計的結果，LR20%（包括技術進步），是所有可再生能源發(fā)電技術中最大的，是現(xiàn)代集約型經(jīng)濟的最佳體現(xiàn)之一。3.2國內光伏發(fā)電現(xiàn)狀2007年，我國光伏發(fā)電設備新增裝機容量為26兆瓦。截至2007年底，我國光伏發(fā)電累計裝機容量為100兆瓦。2008年，我國光伏系統(tǒng)累計安裝量約20兆瓦，累計裝機容量達到120兆瓦。主要用在以下幾個方面：3.2.1通信和工業(yè)應用：微波中繼站；光纜通信系統(tǒng)；無線電尋呼臺；衛(wèi)星通信和衛(wèi)星電視接收系統(tǒng)；農村程控電話系統(tǒng)；部隊通信系統(tǒng)；鐵路和公路信號系統(tǒng)；燈塔和信標燈電源；氣象和地震臺站；水文觀測系統(tǒng)；水閘陰極保護和輸油管道陰極保護。農村及偏遠地區(qū)應用：獨立光伏電站（村供電系統(tǒng)）；小型風光互補發(fā)電系統(tǒng)；太陽能戶用系統(tǒng)；太陽能照明；太陽能水泵；農村協(xié)會（學校、醫(yī)院、餐館、旅館、商店等）3.2.2光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)包括與城市和建筑物相結合的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)（BIPV）和大型光伏電站。目前，這種應用還處于測試和示范階段。到2007年底，全國此類應用的裝機容量約為7MW。3.2.3其他太陽能產品太陽能路燈；太陽能草坪燈；太陽能信號識別；太陽能廣告燈箱等；太陽能充電器；太陽能電動車；太陽能游艇等目前，我國大型并網(wǎng)光伏電站剛剛開工，裝機規(guī)模還很小。深圳綠博園僅有少數(shù)1MW并網(wǎng)光伏電站，上海崇明島前尾村有1MW并網(wǎng)光伏電站。3.3安徽省電力現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃3.3.1安徽省電力系統(tǒng)現(xiàn)狀本項目電網(wǎng)為安徽電網(wǎng)。安徽電網(wǎng)擁有00000kV線路，總長度0000km；000條220kV線路，總長6,600公里；500kV變電站0座，啟閉站0座，主變0座，總容量00000MVA。220kV變電站000座（其中用戶站9座），開閉站0座，主變000臺，總容量23086.8MVA。所在的XXX電網(wǎng)有500kV和220kV線路。500kV電網(wǎng)通過XXX電網(wǎng)接入XXX電網(wǎng)，直接接入XXX南方電網(wǎng)。220kV線路穿過XXX電網(wǎng)至XXX電網(wǎng)，向XXX南部延伸。安徽電網(wǎng)分布圖如圖3-2所示：圖3-2安徽電網(wǎng)結構圖

3.3.2安徽電力系統(tǒng)規(guī)劃表格3-1安徽電力需求預測表項目2010年20152020高方案全社會用電量發(fā)電負荷比賽使用時間中期計劃全社會用電量發(fā)電負荷比賽使用時間低計劃全社會用電量發(fā)電負荷比賽使用時間按照安徽省電力調整優(yōu)化結構的目標，到2010年，關停5萬千瓦以下小火電機組250萬千瓦，實現(xiàn)高參數(shù)、大容量風冷、環(huán)保的75%以上友好型燃煤發(fā)電機組、風電、水電、煤層氣發(fā)電、生物質發(fā)電等清潔和可再生能源發(fā)電裝機容量達到6%以上XX市電力建設基本情況及發(fā)展規(guī)劃XX市電力建設現(xiàn)狀3.4.2XX市電力發(fā)展規(guī)劃綜合考慮城市經(jīng)濟社會發(fā)展因素，預計2010年XX市供電量為56×108kW·h，最大供電負荷達到890MW。“十一五”期間，供電和供電負荷年均增長分別為9.7%和11%。XX市負荷預測見表3-2：表3-22008-2010年XX市供電及供電負荷預測單位：×108kW·h，MW年2008年20092010增量率電源最大功率負載目前，單純火電等單一的供電結構難以滿足XX地區(qū)的電力需求和電力系統(tǒng)可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略要求。從長遠來看，未來XX將有巨大的電力需求，為新能源的發(fā)展提供了巨大的潛在市場。XX縣電網(wǎng)現(xiàn)狀及規(guī)劃XX縣電力發(fā)展現(xiàn)狀XXX供電網(wǎng)絡由110kV和35kV兩級電壓組成。目前，XX市僅有1座110kV變電站，采用雙變雙線運行，主變容量為36MVA。XX縣某110kV站的主電源來自XXXX110kV變電站。另有XXX110kV變電站正在建設中。變電站建成后，主供電為在建的XXX220kV變電站。2005年XXX縣供電0萬千瓦·時，最大供電000兆瓦。3.5.2XXX縣電力發(fā)展規(guī)劃表3-3右玉縣最大負荷預測結果表年2008年20092010電源(10,000kWh)最大負載利用小時數(shù)最大負載(10,000kW)第四章項目任務與規(guī)模4.1項目建設的必要性4.1.1項目建設符合國家產業(yè)政策可再生能源的開發(fā)利用是國家能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分?！吨腥A人民共和國電力法》規(guī)定“國家鼓勵和支持利用可再生能源和清潔能源發(fā)電”。我國《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》提出，到2010年，太陽能總發(fā)電量達到30萬千瓦，到2020年，達到180萬千瓦的裝機目標。發(fā)電被列為可再生能源產業(yè)發(fā)展的指導方針。本項目利用當?shù)刎S富的太陽能資源建設光伏電站，符合國家產業(yè)政策。2009年，國家新能源和可再生能源司在全國能源工作會議上提出《太陽能開發(fā)利用現(xiàn)狀及工作思路》：“結合太陽能資源和光伏電站建設的特點，以及實際光伏已建成項目和敦煌示范項目經(jīng)驗，擬在全國開展大型并網(wǎng)光伏電站建設前期工作，選擇10MW以上大型光伏電站建設“在資源較好的省份。發(fā)電選址主要選擇資源豐富地區(qū)的沙漠、戈壁、荒地等非耕地?！?.1.2優(yōu)化能源動力結構XXX省是中國能源生產大省，也是中國少數(shù)以煤炭為主要能源的省份之一。這種消費結構對環(huán)境造成了很大的壓力。逐步優(yōu)化能源結構，提高能源利用效率，發(fā)展新能源和可再生能源。能源是安徽可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略中不可或缺的一部分。為適應電力系統(tǒng)可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略要求，區(qū)域內積極開發(fā)利用太陽能等清潔可再生能源勢在必行，是大勢所趨。以多元化的能源發(fā)展方式滿足經(jīng)濟發(fā)展的需要是電力發(fā)展的長遠目標。.太陽能光伏發(fā)電作為可再生能源的重要形式，發(fā)電產業(yè)發(fā)展迅速，市場應用規(guī)模迅速擴大。創(chuàng)新。在國家大型工程項目、推進計劃和國際合作項目的帶動下，我國光伏產業(yè)以前所未有的速度快速發(fā)展。2006年至2020年期間，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)得到大力推廣，在可再生能源領域僅次于水電和風電，對優(yōu)化能源結構發(fā)揮了非常重要的作用。裝機容量的增加也是降低光伏發(fā)電成本的主導因素之一。光伏發(fā)電本身的優(yōu)勢無需消耗燃料，太陽輻射為其提供了取之不盡的能源。發(fā)電系統(tǒng)無噪音、無污染、無排放、不耗水。系統(tǒng)結構簡單，施工難度小，周期短，可模塊化施工，容量易于增加，維護方便。它可以很容易地與建筑物結合，可以大規(guī)模利用沙漠、荒地和空地。無人值守，維護成本極低，運行可靠，使用安全。壽命長，經(jīng)濟壽命20年，使用壽命可達25年以上。技術和工藝日趨成熟。降價潛力大，成本逐步降低。圖4-1光伏系統(tǒng)發(fā)電裝機價格變化情況（2007年中國光伏產業(yè)發(fā)展報告）2007年全球光伏組件及系統(tǒng)裝機容量2249MW，同比增長40.74%；全球光伏組件累計裝機容量9100MW，同比增長32.83%。我國光伏發(fā)電項目也進入高速增長階段，大型光伏電站建設項目越來越多。例如，2008年，甘肅敦煌10MW、云南石林100MW并網(wǎng)光伏發(fā)電項目相繼啟動。圖4-22011-2020年中國光伏發(fā)電裝機容量預測（2007年中國光伏產業(yè)發(fā)展報告）大型并網(wǎng)光伏發(fā)電項目的積極性和建設性示范作用.1清潔能源在常規(guī)能源緊缺成為制約我國經(jīng)濟發(fā)展瓶頸的今天，太陽能清潔無限利用應該有更大的空間，太陽能光伏發(fā)電也有更大的市場潛力有待挖掘。因此，本項目的實施將促進太陽能的利用，促進光伏產業(yè)的發(fā)展。發(fā)展是非常必要的。.2進入規(guī)?；l(fā)展初期我國太陽能光伏技術始于1970年代，起初主要用于空間技術，后來逐漸向地面拓展，形成了我國光伏產業(yè)。目前，我國已安裝光伏電站約100MW。應用范圍主要是為偏遠地區(qū)的居民供電。申請表主要為離網(wǎng)獨立系統(tǒng)，總投資超過90億元。.3大型并網(wǎng)光伏電站是光伏發(fā)電走向電力規(guī)模應用的必然結果國際能源署（IEA）特別將超大規(guī)模光伏發(fā)電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究和跟蹤超大規(guī)模光伏發(fā)電的技術和信息，以及開展該領域的國際交流。和合作。沙漠光伏電站正從小型（100kW以下）、中型（100kW~1MW）向大型（1MW~10MW）、超大型（10MW以上）發(fā)展。我國可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃于2007年8月31日正式發(fā)布。摘要為優(yōu)化電網(wǎng)能源結構，我國在MW及以上太陽能光伏發(fā)電并網(wǎng)項目方面仍處于起步階段，而歐洲、美國和日本在該領域發(fā)展相對成熟。結合我國電網(wǎng)特點，需要在當前基礎上利用兆瓦級光伏發(fā)電，在太陽能資源優(yōu)勢地區(qū)建設更多示范項目，推動我國在該領域成功運行。山西省在自然條件和產業(yè)條件方面具有先天優(yōu)勢。目前，在此基礎上建設太陽能光伏發(fā)電示范項目，必將發(fā)揮顯著的示范效應。4.1.3響應國家號召，支持政府完成“十一五”節(jié)能減排目標隨著經(jīng)濟全球化進程的加快，給我國資源環(huán)境帶來新的挑戰(zhàn)，能源問題引起了黨中央、國務院的高度重視?！霸俚健晃濉瘯r期，單位國內生產總值能耗下降20%左右作為約束性指標。但我國是發(fā)展中國家，正處于工業(yè)化、城鎮(zhèn)化快速發(fā)展階段。同時處于產業(yè)轉型期，傳統(tǒng)粗放增長方式加劇了資源消耗，因此2010年單位GDP能耗低于2005年，20%的目標壓力巨大因此，太陽能的開發(fā)利用是政府完成“十一五”節(jié)能目標的有力支撐，具有重要意義。4.1.4保護環(huán)境、節(jié)約能源、減少溫室氣體排放按照安徽省目前的能源結構，基本屬于純燃煤發(fā)電系統(tǒng)。煤炭燃燒產生大量CO2、SO2、NOX、煙塵、灰燼等，對環(huán)境和生態(tài)造成不良影響。為改善環(huán)境質量，在改造燃煤發(fā)電和減少排放的同時，積極開發(fā)利用太陽能等清潔可再生能源是十分必要的。4.1.5綜上所述XXX日照資源豐富，無災害性天氣，具備發(fā)電上網(wǎng)條件，交通便利。光伏電站的建設對于改善當?shù)仉娏ο到y(tǒng)的能源結構、減少燃煤電廠的環(huán)境污染、滿足用電負荷快速增長的需要具有重要意義。此外，光伏電站建成后，將形成風力發(fā)電和光伏發(fā)電對電網(wǎng)的互補效應，使兩個新能源發(fā)電項目年發(fā)電量約1億千瓦時。既能滿足XXX的用電負荷，也將成為區(qū)域獨特的景觀，可開發(fā)為具有相應經(jīng)濟效益的新旅游景點。因此，本項目的建設是必要的。根據(jù)初步規(guī)劃面積和光伏資源情況，項目建設規(guī)模設計為30MW，僅占XXX地區(qū)電網(wǎng)總裝機容量的0.03%，不會影響安全運行。電網(wǎng)。XXX10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范項目符合中國21世紀可持續(xù)能源發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃；也是發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟模式、構建和諧社會的具體體現(xiàn)；同時，促進太陽能利用和光伏組件產業(yè)的發(fā)展也十分重要。示范意義重大，其社會政治、經(jīng)濟、環(huán)境保護等效益顯著。從以上有利條件和新能源建設機會來看。4.2項目任務及規(guī)模隨著安徽省國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，對電力行業(yè)的發(fā)展提出了更高的要求。項目建成后，可進一步滿足當?shù)氐哪茉葱枨?。根?jù)初步規(guī)劃面積和當?shù)靥栞椛滟Y源情況，項目建設規(guī)模為10MW，既可供應當?shù)赜秒娯摵?，也可通過公共電網(wǎng)輸送。初步計算表明，該項目的裝機容量不會影響電網(wǎng)的安全運行。4.2.1發(fā)電量預測大型并網(wǎng)光伏電站：建在開闊地帶的并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)基本無定向損耗。目前，大型地接光伏電站整體運行綜合電效率已達到80%。其中，逆變器效率93%，變壓器效率97%，元件組合損耗4%，低壓直流輸電損耗和低壓交流輸電損耗合計1%，粉塵屏蔽損耗4%，弱光和屏蔽損耗為3%。使用加拿大環(huán)境署和NASA聯(lián)合開發(fā)的光伏發(fā)電系統(tǒng)設計軟件RetScreen，測量了XXX10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范工程所需斜面的太陽輻射量，以及年發(fā)電量和發(fā)電量進一步計算了光伏發(fā)電項目的利用率。營業(yè)時間：XXX級為：0000kWh/m2；最優(yōu)傾角固定的光伏組件方陣年輻射量為：000kWh/m2，相當于標準日照峰值時數(shù)0000小時（日照輻射強度1000W/m2）；年發(fā)電利用小時數(shù)（發(fā)電當量小時數(shù)）：0000×80%（綜合效率）=0000.0小時；小功率聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)效率理論上比固定最佳傾角安裝方式提高20%，其年發(fā)電利用小時數(shù)：00000×(1+5%)=100000小時；安裝在APOLO跟蹤支架系統(tǒng)上的光伏發(fā)電系統(tǒng)效率比固定最佳傾角安裝方式提高30%，其年發(fā)電利用小時數(shù)：00000×(1+10%)=00000小時；發(fā)電系統(tǒng)安裝組成：最佳固定傾角安裝方式000MW（含000MW非晶硅組件）；小功率聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)000MW；太陽跟蹤系統(tǒng)000MW；系統(tǒng)初始年發(fā)電量：00MW×1000小時+00MW×00000+00MW×00000小時=000000MWh10MW光伏發(fā)電項目初始年發(fā)電量約為：00萬兆瓦時，對應初始年發(fā)電利用小時數(shù)0萬小時。本項目所用光伏電池組件的光電轉換效率衰減率每年按初始值的000%計算，第N年發(fā)電量約為：初始年發(fā)電量-(N-1)×首年發(fā)電量×000%25年運行期發(fā)電量預測數(shù)據(jù)見表4-1。XXX10MW光伏發(fā)電并網(wǎng)示范項目逐年發(fā)電量預測（MWh）第一年第二年第三年第四年第五年0000000000000000000000000第六年第七年第八年第九年第十年0000000000000000000000000第十一年12年級第十三年第十四年第十五年0000000000000000000000000第十六年第十七年第十八年第十九年第二十年0000000000000000000000000第二十一年二十二年第二十三年第二十四年第二十五年0000000000000000000000000根據(jù)上表計算，XXXX“10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范項目25年生命周期的年均發(fā)電量為00,000MWh，對應年均發(fā)電利用小時數(shù)為00,000小時.4.2.2節(jié)能環(huán)保效益目前安徽省電網(wǎng)基本是火電。電廠大多為燃煤機組，供電結構比較簡單。光伏發(fā)電是一種清潔能源。建成投運后，不消耗燃料資源和水資源，不排放污染物、廢物，不產生溫室氣體破壞大氣環(huán)境，無廢渣堆放、廢水排放等。有利于保護周邊環(huán)境，是一種綠色可再生能源。XXX10MW光伏發(fā)電項目將對節(jié)約煤炭、減少CO2、SO2、NOx、煙塵、灰渣、爐渣等污染物的排放起到積極的示范作用。根據(jù)國際能源署（IEA）《2007年世界能源展望》，我國CO2排放指數(shù)為：0.814kg/kWh，同時我國火電廠每發(fā)電1kWh，需消耗305g標準煤排放6.2g硫氧化物。（SOx）（脫硫前統(tǒng)計）和氮氧化物（NOx）2.1g（脫硫前統(tǒng)計），對環(huán)境和生態(tài)有不良影響。項目初期年發(fā)電量約15820兆瓦時。靜態(tài)總投資約24354萬元，初始年有效發(fā)電利用小時1582小時；25年生命周期年均發(fā)電量14380兆瓦時，對應年均發(fā)電利用小時1438小時。無污染排放，有力地支持了右玉成為全國首個生態(tài)示范縣和清潔能源可持續(xù)發(fā)展縣。溫室氣體CO2年減排量約12494噸，大氣污染氣體SOx年減排量約95噸，NOx年減排量約32.25噸。同時，該項目可以節(jié)約用水，不存在廢水、暖排水等對水環(huán)境的污染，具有明顯的環(huán)境效益。因此，本項目的建設是絕對必要的。

第五章總體設計方案5.10工程設計估算項目靜態(tài)總投資約2.5億元，動態(tài)總投資2.5億元；25年經(jīng)濟壽命期內，初始年有效發(fā)電利用小時數(shù)0000小時，初始年上網(wǎng)電量00000兆瓦時；25年壽命期內，年均有效發(fā)電利用小時數(shù)0萬小時，年均上網(wǎng)電量00萬兆瓦時。

第六章電廠技術設計第七章消防第八章施工組織設計表8.1主要工程機械匯總序列號設備名稱模型單元數(shù)量評論橡膠輪胎起重機QUI50車輛平板車5噸車輛垃圾車8噸車輛混凝土罐車車輛混凝土泵車車輛小工具車車輛反鏟挖掘機WY80塔履帶式推土機132kW塔輪胎反鏟裝載機WY-60塔手推式振動壓實機1噸塔車載變壓器10kV-380V塔移動電纜和支架380V塔錐形倒轉混凝土攪拌機50m3/h塔插入式振動器ZN70跳閘鋼筋調直機JJM-3塔鋼筋切斷機GQ-40塔鋼筋折彎機GJB7-40塔加固鉤機GJG12/14塔青蛙夯H201D塔無齒輪鋸塔水平刨床塔砂漿攪拌機UJ100塔穿線機塔潛水泵塔空氣壓縮機塔救火栓塔焊機塔叉車車輛8.7XXXX項目建設組織方案項目實施的初步進展情況見下表。XXXX光伏發(fā)電項目10MW實施初步進度表日程項目建設工期（月）12345678910可行性研究和審查主要設備招標初步設計、施工圖設計設備材料采購土木工程設備安裝調試第十一章投資估算與經(jīng)濟評價11.1項目概述本項目為XXXX10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范項目。項目地點位于XXXX東南150米處。坐標范圍為：東經(jīng)00°00′000″～00°00′000″，北緯00°00′000″～00°00′000″，主體工程及附屬設施占地約0000畝。總裝機容量約10MW；同時建設000kV升壓電網(wǎng)系統(tǒng)和配電室。光伏電站主要設備包括光伏組件、并網(wǎng)逆變器等，配電室和升壓器主要設備包括變壓器、開關柜設施等，主要材料為電力電纜、電纜橋架等。11.2項目投資估算根據(jù)各專業(yè)的材料設備清單初步設計。11.2.1編制原則及依據(jù)（1）工程量按設計單位正式公布的設計圖紙和設備材料清單計算。（2）費用構成及收費標準：參照中電聯(lián)技經(jīng)[2007]139號文件《火電工程建設預算編制計算標準》。（3）定額指標：中電科技經(jīng)濟[2007]138號文《電力建設項目預算額度》（2006年版）和中電科技京[2007]15號文《電力建設項目預算額度》”（2006年版））。（四）安裝材料按照《電力建設工程安裝材料預算價格》[2007]140號文件執(zhí)行。（五）主要設備安裝費用參照上期工程實際結算價，其他設備安裝費用以《設備安裝工程分冊》和《建設工程分冊》為準。設備安裝估計配額”。11.2.2其他__（1）設備價格主要參照同類型工程的招標價格計算。（2）征（借）地按征地考慮，征地費0萬元/畝。(3)基本準備金按0%計算。

11.2.3主要設備價格表11-1項目計劃基本信息匯總表序列號項目數(shù)據(jù)1光伏組件轉換效率17%2光伏組件使用壽命253光伏組件價格4安裝能力5初始年有效發(fā)電利用小時數(shù)6年平均有效發(fā)電利用小時數(shù)7初始年度上網(wǎng)電量8年均上網(wǎng)電量本項目主要設備有：光伏光伏組件、并網(wǎng)逆變器、升壓變壓器。主要設備價格見表11-2。表格11-2主要設備價格表序列號設備名稱價格1光伏光伏組件（含稅）0.4元/W2并網(wǎng)逆變器（含稅）0.3元/W11.2.4項目建設進度該項目計劃0000年10月開工，0000年10月投產。11.2.5工程投資_投資估算主要根據(jù)第一次選址方案進行分析，見下表：表11-3總估價表表1A金額單位：萬元序列號項目或費用名稱建設工程設備采購安裝工作其他全部的每個帳戶單位投資成本成本成本成本全部的（％）(元/Wp)一太陽能工程（一）主輔生產工程1太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)2電子系統(tǒng)3附屬生產工程（二）與站點相關的單個項目二其他1其他費用2準備年度點差三基本準備金（3%）工程靜態(tài)投資各成本單位投資（元/kw）各項費用占靜態(tài)投資（%）四建設期貸款利息發(fā)電項目動態(tài)投資

表11-4安裝部分匯總估算表表2A金額單位：萬元序列號項目或費用名稱建筑學設備安裝費用其他全部的技術經(jīng)濟指標項目成本購買費主要成分安裝小計成本單元數(shù)量指數(shù)一主輔生產工程（一）太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)1太陽能光伏發(fā)電組件2太陽能光伏發(fā)電組件支架（二）電子系統(tǒng)1升壓轉換器主變壓器低壓干式變壓器2逆變器3高低壓配電裝置35kV開關設備低壓抽屜式開關柜無功補償裝置5控制和直流系統(tǒng)直流匯流箱直流配電柜直流屏UPS主變壓器保護屏電表屏幕綜合自動化系統(tǒng)火警系統(tǒng)6電纜和托盤電纜電纜橋架及安裝材料7防雷接地

表11-5建筑剖面匯總估算表ⅡB金額單位：萬元序列號項目或費用名稱建筑學設備安裝費用其他全部的技術經(jīng)濟指標項目成本購買費主要成分安裝小計成本單元數(shù)量指數(shù)一主輔生產工程（一）太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)1設備基礎（二）電子系統(tǒng)1開關室2控制大樓（三）附屬生產工程1電纜溝2道路3綠化4柵欄5現(xiàn)場土方工程

表11-6其他成本估算表4金額單位：萬元序列號項目或費用名稱編制依據(jù)及計算說明總價1建筑工地收購和清潔費1.1征地費2工程建設管理費2.1建設項目法人管理費2.2投標費2.3工程監(jiān)理費2.4設備監(jiān)管費3工程建設技術服務費3.1項目前期工作費用3.2規(guī)劃設計費3.3設備成套技術服務費3.4勘察設計費3.4.1調查費3.4.2設計費基本設計費施工圖設計費竣工圖準備費3.5設計文件審查費3.5.1可行性研究設計文件審查費3.5.2初步設計文件審查費3.5.3圖紙審查費3.6項目后評估費3.7工程建設監(jiān)檢費3.7.1工程質量監(jiān)督檢驗費3.7.2特種設備安全監(jiān)測費3.7.3環(huán)境監(jiān)測驗收費3.7.4水土保持工程驗收補償費3.7.5樁基檢查費3.8電力建設標準編制管理費3.9電力工程定額編制管理費4子系統(tǒng)調試和啟動試運4.1子系統(tǒng)調試費4.2整套開機試運4.2.5整套開機調試費4.2.6電費單已售出4.3施工單位配合調試費5制作準備費5.1管理車輛購置費用5.2購買工具和辦公家具5.3生產人員培訓及預付費用6超大運費其他費用小計11.3經(jīng)濟評價__11.3.1經(jīng)濟評價方法2001號文《電力建設項目經(jīng)濟評價方法實施細則（試行）》、《建設項目經(jīng)濟評價方法及參數(shù)》（第三版）。701號《國家計委關于規(guī)范電價管理有關問題的通知》，以及現(xiàn)行相關財稅政策。11.3.2__項目商業(yè)模式及資金來源本項目注冊資本為動態(tài)投資總額的20%，其余80%由商業(yè)銀行出資。融資部分貸款利率為中國人民銀行2008年12月23日最新發(fā)布的利率，五年以上長期貸款利率為5.94%（年息）。11.3.3經(jīng)濟評價原始數(shù)據(jù)原始數(shù)據(jù)及主要評價參數(shù)，包括成本和損益數(shù)據(jù)，請參見《經(jīng)濟評價原始數(shù)據(jù)表》。表11-7經(jīng)濟評價原始數(shù)據(jù)表序列號項目單元原始數(shù)據(jù)評論序列號項目單元原始數(shù)據(jù)評論1安裝容量兆瓦15所得稅率%2年使用時間哈16法定公積金%3發(fā)電廠用電量%17公益金%4建設期月亮18基準收益率%5船員服務期年19注冊資本占總投資比例%6人民幣貸款年利率%20流動性周轉天數(shù)天空7貸款還款期年二十一水費單元/兆瓦時8營運資金貸款利率%二十二平均材料成本元/兆瓦時9維修率%23其他費用元/兆瓦時10折舊期年24增值稅%11電站容量人們25城鄉(xiāng)維護建設稅%12勞動工資元/年26教育稅附加%13福利%27維修費扣除率%14保險費率%11.3.4成本和費用11.4整體經(jīng)濟評價結果11.4.1__財務評估基本表10MW財務評價基本表見附件1。

11.4.2__財務評價指標一覽表序列號項目名稱指數(shù)1靜態(tài)總投資2建設期貸款利息3動態(tài)總投資4投資回報5投資稅率6資本回報率7全額投資7.1凈現(xiàn)值（萬元）7.2內部收益率(%)7.3投資回收期（年）8私人資本8.1凈現(xiàn)值（萬元）8.2內部收益率(%)8.3投資回收期（年）9含稅電價（元/千瓦時）從上表可以看出，當全部投資的財務內部收益率為8%時，電價為1.87元/kWh，項目經(jīng)濟可行。國家發(fā)改委印發(fā)國發(fā)改發(fā)〔2008〕1868號《國家發(fā)改委關于內蒙古鄂爾多斯、上海崇明太陽能光伏電站上網(wǎng)電價的批復》。，高于地方脫硫燃煤機組基準上網(wǎng)電價的部分納入全國分配。如果項目運行成本高于批準的上網(wǎng)電價水平，地方政府可采取適當措施予以補貼，或將其納入當?shù)仉娋W(wǎng)銷售電價協(xié)調解決。參照相關政策，該項目可以獲得1.87元/kWh以上的上網(wǎng)電價，將為投資者帶來更好的經(jīng)濟效益。11.4.3敏感性分析_為考察各因素對經(jīng)濟效益的影響，對靜態(tài)投資、年發(fā)電量和上網(wǎng)電價進行單因素敏感性分析。計算結果如下表所示。表11-9敏感性分析總結變異系數(shù)%所有投資的內部收益率(%)自有資金內部收益率（%）投資回報（％）投資稅率（%）資本凈利率（%）靜態(tài)投資10靜態(tài)投資5靜態(tài)投資0靜態(tài)投資-5靜態(tài)投資-10電源10電源5電源0功率-5功率-10電價10電價5電價0電價-5電價-10從上表敏感性分析結果可以看出，投資增加、發(fā)電量減少、上網(wǎng)電價下降對投資收益率的影響較大。施工期要加強管理，控制投資增加，確保項目按期發(fā)電。

第十二章結論12.1.本項目為XXXX10MW并網(wǎng)光伏發(fā)電示范項目。該項目的建設對于優(yōu)化能源結構、保護環(huán)境、減少溫室氣體排放、促進太陽能利用、促進光伏產業(yè)發(fā)展具有積極的示范意義。12.2.本項目以初步確定的項目用地為空地。計劃使用固定傾角法。主要發(fā)電部件為晶體硅光伏組件。容量00MW采用全方位太陽跟蹤系統(tǒng)，00MW采用固定傾角非晶硅薄膜電池組件安裝，000MW采用小功率聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)。12.3.項目靜態(tài)總投資約0億元，動態(tài)總投資0億元；25年經(jīng)濟壽命期內，初始年有效發(fā)電利用小時數(shù)0000小時，初始年上網(wǎng)電量0000兆瓦時；年有效發(fā)電利用小時0000小時，年均上網(wǎng)電量00000兆瓦時。在保證基本投資回報的前提下，建議含稅電價不低于1.98元/kWh。

附件一財務評價基礎表（附Excel文件：25年-經(jīng)濟評價）附件二術語表1、太陽高度角：太陽光線與觀測點水平面的夾角稱為觀測點的太陽高度角。2、太陽方位角：太陽方位角是太陽的位置，是指太陽光線在地平面上的投影與當?shù)刈游缇€的夾角。南角。方位角在正南方向為零，從南到東到北為負，從南到西到北為正。如果太陽在正東，方位角為負90°，當太陽在東北時，方位角為負135°，正西時方位角為90°，正北時方位角為±180°。3、輻照度：輻照在面板上的輻射通量與面板面積之比（W/㎡）。4、散射輻射量（散射太陽輻射）：是指在規(guī)定的時間內，從天空照射到單位面積的輻射能量，不包括直接的太陽輻射。5、直接輻射量（直接太陽輻射）：是指在規(guī)定時間內，從天空太陽盤及其周圍向半錐角8°的照射點照射單位面積的輻射能量。6、總輻射量（總太陽輻射）：在規(guī)定的時間段內（每小時、每天、每周、每月、每年視具體情況而定）照射在水平表面單位面積上的太陽輻射能量。7、斜面總輻射（斜面總太陽輻射）：在規(guī)定的時間段內（每小時、每天、每周、每月、每年）對傾斜面單位面積的輻射量具體情況）。太陽輻射能。8、總輻射率（solarradiance）：指入射到水平面單位面積上的總太陽輻射通量（W/㎡）。9、斜面總輻射率（斜面總太陽輻射率）：指入射在斜面單位面積上的太陽總輻射通量（W/㎡）。10、直接輻照度：指單位面積上，從天空太陽盤及其周圍以8°的半錐角照射到輻照點的輻射通量11、散射輻射：是指除太陽直接輻射的貢獻外，從整個天空照射到單位面積上的輻射通量。12、模組（太陽能電池組件）：指最小的、不可分離的太陽能電池組合裝置，具有封裝和內部連接，可單獨提供直流輸出。13、太陽能電池組件溫度：指太陽能電池組件背面的溫度。14、元件效率：指按元件形狀（尺寸）面積計算的轉換效率。15、組件實際效率：組件內所有單體電池幾何面積之和計算的轉換效率。16、面板（solarpanel）：由若干個太陽能電池組件按一定方式組裝在一塊面板上的組件稱為面板（solarpanel），通常用作方陣的安裝單元。17、方陣（solarcellsquarearray）：由若干個太陽能電池組件或太陽能電池板以一定的機械和電氣方式組裝在一起并具有固定支撐結構的直流發(fā)電單元。方陣中不包括基礎、太陽跟蹤器、溫度控制器和類似組件。18、子方陣（太陽能電池子方陣）：如果方陣中有不同的元件或元件連接方式不同，則結構和連接方式相同的部分稱為子方陣。19.光伏系統(tǒng)：包括所有逆變器（單個或多個）和相關的BOS（平衡系統(tǒng)組件）和具有公共連接點的太陽能電池陣列的系統(tǒng)。20、額定電壓：在規(guī)定的工作條件下，根據(jù)特點選擇確定同類型光伏發(fā)電機的輸出電壓，使該類型光伏發(fā)電機的輸出功率接近最大功率。這個電壓稱為額定電壓。21、額定功率：在規(guī)定的工作條件下，光伏發(fā)電機在額定電壓下的規(guī)定輸出功率。22、額定電流：在規(guī)定的工作條件下，光伏發(fā)電機在額定電壓下的規(guī)定電流。23、峰值瓦特：指方陣太陽能電池組件，在標準測試條件下額定最大輸出功率。24、電網(wǎng)：輸配電、變電站、電力線路和電纜等各種裝置和設備的組合。它將廣泛分布的發(fā)電廠和用戶連接成一個整體，將產生的電力集中分配給許多分散的電力用戶。25、電網(wǎng)保護裝置：監(jiān)測并網(wǎng)光伏系統(tǒng)技術狀態(tài)，并在指標超限時將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)安全斷開的裝置。26、電網(wǎng)接口：光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)配電系統(tǒng)的互聯(lián)?？倓t是指發(fā)電設備與電網(wǎng)之間的平行點。27、孤島效應：當電網(wǎng)失壓時，光伏系統(tǒng)仍保持在無電壓電網(wǎng)中某一部分線路繼續(xù)供電的狀態(tài)。28、防孤島效應：當光伏系統(tǒng)并入電網(wǎng)失壓時，29、逆變器：將直流電轉換成交流電的裝置。一種將光伏系統(tǒng)的直流電轉換為交流電的裝置。用于將電能轉換成一種或多種形式的適合電網(wǎng)使用的電能的電氣設備。30、應急供電系統(tǒng)：當電網(wǎng)因故斷電時，仍能繼續(xù)向特定負載供電的供電系統(tǒng)。它總則包含逆變器、保護開關、控制電路、儲能裝置（如電池）和帶有充電控制電路的充電控制電路。裝置等31、并網(wǎng)方式：根據(jù)光伏系統(tǒng)是否內容通過供電區(qū)內的變壓器向高壓電網(wǎng)輸送電能，可分為可逆電流和不可逆電流并網(wǎng)方式。光伏系統(tǒng)必須在規(guī)定的時限內斷開與電網(wǎng)的連接，以防止孤島。32、電能質量：光伏系統(tǒng)向當?shù)亟涣髫撦d供電和向電網(wǎng)輸送電能的質量應得到控制，電壓偏差、頻率、諧波和功率因數(shù)應符合實際要求和標準。如果出現(xiàn)偏離規(guī)范的違規(guī)行為，系統(tǒng)應該能夠檢測到這些偏差并安全地將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開連接。除非另有要求，應確保在并網(wǎng)光伏系統(tǒng)的電網(wǎng)接口處可測量所有電能質量參數(shù)（電壓、頻率、諧波等）33、電壓偏差：為使當?shù)亟涣髫撦d正常工作，光伏系統(tǒng)中逆變器的輸出電壓應與電網(wǎng)相匹配。正常運行時，光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)接口處的內容電壓偏差應符合GB/T12325的規(guī)定。三相電壓內容偏差為額定電壓的±7%，單相電壓內容偏差為額定電壓的+7%和-10%。34、頻率：光伏系統(tǒng)并網(wǎng)時應與電網(wǎng)同步運行。電網(wǎng)額定頻率為50Hz，光伏系統(tǒng)并網(wǎng)后的頻率內容偏差應符合/T15945的規(guī)定，即偏差值內容為±0.5Hz。35.諧波和波形失真：諧波電壓和電流的內容水平取決于配電系統(tǒng)的特性、電源類型、連接的負載/設備以及電網(wǎng)的電流規(guī)定。光伏系統(tǒng)的輸出應具有較低的電流畸變，以確保其他接入電網(wǎng)的設備不會受到不利影響?？傊C波電流應小于變頻器額定輸出的5%。36、功率因數(shù)：當光伏系統(tǒng)中逆變器的輸出大于額定輸出的50%時，平均功率因數(shù)不應小于0.9（超前或滯后）。37、直流分量：光伏系統(tǒng)并網(wǎng)時，逆變器饋入電網(wǎng)的直流電流分量不應超過其交流額定值的1%（逆變器電力系統(tǒng)與電網(wǎng)之間應隔離并通過一個專用變壓器）38、防雷接地：光伏系統(tǒng)及并網(wǎng)接口設備的防雷接地應符合SJ/T11127的規(guī)定。39、短路保護：光伏系統(tǒng)應對電網(wǎng)設置短路保護。電網(wǎng)短路時，逆變器的過電流不應大于額定電流的150%，光伏系統(tǒng)應在0.1s內與電網(wǎng)斷開。40、逆功率保護：系統(tǒng)工作在不可逆電流并網(wǎng)模式下。當檢測到電源變壓器次級的反向電流為逆變器額定輸出的5%時，反向功率保護應在0.5s～2s內。系統(tǒng)與電網(wǎng)斷開連接。

附件三涉及的主要技術標準和技術規(guī)范目錄本項目所有設備、材料、施工、工具及配件的設計、制造、檢測及材料均符合中國國家標準（GB系列）、電力行業(yè)標準（DL系列）等行業(yè)標準的要求。進口設備可采用東道國最新標準，但保證不低于國家標準。保障國家強制性法律法規(guī)的實施。承包商應在招標文件中補充工程全過程使用的標準、規(guī)范名稱，并可提供業(yè)主要求的標準、規(guī)范供審閱確認。本項目承包商遵循和采用的標準和規(guī)范如下，但不限于此；招標文件各章使用的標準、規(guī)范不一致的，以最新版本及更高標準執(zhí)行；與承包商執(zhí)行的標準不一致的，以較高的標準執(zhí)行；如果承包人擬采用與下列標準不同的其他規(guī)范和標準，承包人將提出其擬定的規(guī)范和標準，并由發(fā)包人審定?！恫⒕W(wǎng)光伏系統(tǒng)技術要求》（GB/T-19939-2005）《光伏（PV）系統(tǒng)并網(wǎng)接口特性》（GB/T-20046-2006）《光伏電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)程》（GB/Z-19964-2005）《電力工程制圖標準》（DL5028-93）《火力發(fā)電廠及變電站消防設計規(guī)范》（GB50229-1996）《電氣設備典型防火規(guī)范》（DL5027-1993）《工業(yè)與民用建筑現(xiàn)澆樁基礎設計與施工規(guī)范》（JGJ4-80）《建筑樁基技術規(guī)范》（JGJ94-94）《現(xiàn)澆樁基技術規(guī)程》（YSJ212-92）《建筑結構荷載規(guī)范》（GB50009-2001）《混凝土結構設計規(guī)范》（GB50010-2002）《濕陷性黃土區(qū)建筑物規(guī)范》（GBJ25-90）《鋼結構設計規(guī)范》（GB50017-2003）《砌體結構設計規(guī)范》（GB50003-2001）《建筑物抗震設計規(guī)范》（GB50011-2001）《結構抗震設計規(guī)范》（GB50191-93）《建筑基礎設計規(guī)范》（GB50007-2002）《建筑基礎地基處理技術規(guī)范》（附條款說明）（JGJ79-2002）《地下工程防水技術規(guī)范》（GB50108-2001）《電力基礎設計規(guī)范》（GB50040-1996）《鋼筋機械連接通用技術規(guī)程》（JGJ107-2003）《熱軋H型鋼及部分T型鋼》（GB/T11263-1998）《焊接H型鋼》（冶金部YB3301-92）《壓焊鋼格板》（冶金部YB4001-91）《建筑設計防火規(guī)范》（2002年版）（GBJ16-87）《建筑物室內裝飾設計防火規(guī)范》（2001年版）（GB50222-95）《屋面工程質量驗收規(guī)范》（GB50207-2002）《中華人民共和國工程建設標準強制性規(guī)定——房屋建筑部分》《房屋施工圖統(tǒng)一標準》（GB/T50001-2001）《建筑結構圖標準》（GB/T50105-2001）《繼電保護與安全自動裝置技術規(guī)程》（DL400-91）《火電廠及變電站二次布線設計技術規(guī)范》（DL/T5136-2001）《發(fā)電廠、變電站電纜選型敷設設計規(guī)程》（SDJ26-89）《火力發(fā)電廠及變電站照明設計技術規(guī)程》（DLGJ56-95）《3～110kV高壓配電設備設計規(guī)范》（GB50060-92）《電能質量監(jiān)測設備通用要求》（GB/T19862-2005）《供配電系統(tǒng)設計規(guī)范》（GB50052-1995）《低壓配電設計規(guī)范》（GB50054-1995）《交流電氣裝置的過電壓保護與絕緣配合》（DL/T620-1997）《電測與電能計量裝置設計技術規(guī)程》（DL/T5137-2001）《電力工程電纜設計規(guī)范》（GB50217-94）《建筑物防雷設計規(guī)范》（GB50057-94）《旋轉電機外殼防護等級（IP代碼）》（GB/T4942.1-2001）《發(fā)電廠、變電站電纜選型和敷設設計技術規(guī)范》（SDJ26-89）《電力工程電纜設計規(guī)范》（GB50217-94）《采暖通風空調設計規(guī)范》（GB50019-2003）《火力發(fā)電廠采暖通風空調設計技術規(guī)范》（DL/T5035-2004）《火力發(fā)電廠及變電站消防設計規(guī)范》（GB50229-2006）《建筑設計防火規(guī)范》（GB50016-2006）《工業(yè)企業(yè)設計衛(wèi)生標準》（GBZ1-2002）工作場所有害因素職業(yè)接觸限值（GBZ2-2002）《通風空調工程施工質量驗收規(guī)范》（GB50243-2002）《建筑給排水及供熱工程施工質量驗收規(guī)范》（GB50242-2002）《火力發(fā)電廠勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生設計規(guī)程》（DL5053-1996）《建筑給排水設計規(guī)范》（GB50015-2003）《火電廠生活.消防給排水設計技術規(guī)程》（DLGJ24-91）《室外給水設計規(guī)范》（GB50013-2003）《室外排水設計規(guī)范》（GB50014-2003）《埋地硬質聚氯乙烯（PVC-C）給水管道工程技術規(guī)范》（CECS17-2000）《建筑排水剛性聚氯乙烯管道工程技術規(guī)范》（CJJ29-1998）《火力發(fā)電廠及變電站消防設計規(guī)范》（GB50229-2006）《建筑用滅火器配置設計規(guī)范》（GB50140-2005）《建筑設計防火規(guī)范》（GB50016-2006）《電氣設備典型防火規(guī)范》（DL5027-1993）《建筑給排水及供熱工程施工質量驗收規(guī)范》（GB50242-2002）《惰性氣體IG-541滅火系統(tǒng)技術規(guī)范》（DG/TJ08-306-2001）《噴水滅火系統(tǒng)設計規(guī)范》（GB50219-95）《火災自動報警系統(tǒng)設計規(guī)范》（GB50116-98）《建筑工地臨時用電安全技術規(guī)范》（GBJ46-88）《建設工程施工現(xiàn)場用電安全規(guī)范》（GB50194-93）《建筑電氣安裝工程質量檢驗評價標準》（GBJ303-88）《土方爆破工程施工驗收規(guī)范》（GBJ201-83）《基礎及基礎工程施工驗收規(guī)范》（GBJ20283）《砌體工程施工及驗收規(guī)范》（GBJ203-83）《地下防水工程施工驗收規(guī)范》（GBJ208-83）《預制混凝土構件質量檢驗評價標準》（GBJ321-90）《鋼結構工程質量檢驗評價標準》（GB50221-95）《裝飾工程施工及驗收規(guī)范》（GBJ210-93）《鋼結構施工及驗收規(guī)范》（GBJ205-95）《給排水管道工程施工及驗收規(guī)范》（GB50268-97）《鋼結構用高強度螺栓連接設計與施工技術規(guī)范》（JGJ82-91）《混凝土結構工程施工及驗收規(guī)范》（GB50204-92）《屋面工程質量驗收規(guī)范》（GB50207-2002）《建筑地面工程施工及驗收規(guī)范》（GB50209-95）《建筑物防腐工程施工及驗收規(guī)范及規(guī)程》（GB50212-91）《給排水結構施工及驗收規(guī)范》（GBJl41-90）《采暖衛(wèi)生工程施工及驗收規(guī)范》（GBJ242-82）《通風與空調工程施工及驗收規(guī)范》