宁波太阳能光伏屋顶1MW可研报告

宁波太阳能1MWP太阳能光伏发电工程

可 行 性 研 究 报 告

北京意科能源技术有限公司

二00九年四月

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一、概述

宁波简称“甬”， 设海曙、江东、江北、镇海、北仑、鄞州六个区，下辖余姚、慈溪、奉化三个县级市和宁海、象山两个县。全市陆域总面积9816平方公里，户籍人口560.4万。其中市区面积2462平方公里，市区人口215.8万。地势西南高，东北低。市区海拔4-5.8米，郊区海拔为3.6-4米。地貌分为山地、丘陵、台地、谷（盆）地和平原。全市山地面积占陆域的24.9%，丘陵占25.2%，台地占1.5%，谷（盆）地占8.1%，平原占40.3%。

气候是一个地区在太阳辐射、大气环流、下垫面性质和人类活动等因素综合影响下形成的。宁波位于东经120度55分至122度16分，北纬28度51分至30度33分。地处中国海岸线中段的东海之滨，长江三角洲东南翼，浙江省东部。东有舟山群岛为天然屏障，北濒杭州湾，与上海隔湾相望，西接绍兴市，南临三门湾，与台州相连。地处宁绍平原，纬度适中，属北亚热带季风气候区，温和湿润，冬夏季风交替明显，但由于所处纬度常受冷暖气团交汇影响，加之倚山靠海，特定的地理位置和自然环境使各地天气多变，差异明显，灾害性天气相对频繁，但同时也形成了多样的气候类型，给发展多种经营提供了有利的自然条件。宁波四季分明，冬夏季长达4个月，春秋季仅约2个月。若以候平均气温＞22℃为夏季、＜10℃为冬季、10～22℃为春秋两季这一标准划分，一般是3月第六候入春，6月第一候进夏，9月第六候入秋，11月第六候入冬。冬季，由于冷空气的不断补充南下，天气干燥寒冷，此时盛行偏北风；春季，是冬季风转换为夏季风的过渡性季节，由于冷暖空气在长江中下游交汇频繁，天气变化无常，时冷时热；夏季，受太平洋副热带高压控制，盛行东南风，除局部雷阵雨外，多连续晴热天气，有时还会受到台风或东风波等热带天气系统影响出现大的降水过程；秋季，是夏季风向冬季风转换的过渡季节，气候相对凉爽，但有时也会出现秋老虎，由于常有小股冷空气南下，锋面活动开始增多，常会出现阴雨天气。

宁波全市的多年平均气温16.4℃，最热的7月28.0℃，最冷的l月4.7℃，无霜期一般为230天至240天。作物生长期300天。多年平均降水量1480mm，山地丘陵一般要比平原多三成，主要雨季有3～6月的春雨连梅雨和8～9月的台风雨和秋雨，主汛期5～9月的降水量占全年的60%。多年平均日照时数1850小时，地区分布为北多南少、西部山区比平原少。

宁波市的主要灾害性天气有低温连阴雨、干旱、台风、暴雨洪涝、冰雹、雷雨大风、霜冻、寒潮等。

宁波属亚热带季风气候，温和湿润，四季分明。多年平均气温16.4℃，月平均气温以七月份最高，为28℃，一月份最低，为4.7℃；多年平均降水量1400毫米左右，5～9月的降水量占全年的60%。全市无霜期一般为230～240天。

预选的宁波太阳能电源有限公司位于宁波市国家高新区，距市区1２km。东经121.57°，北纬29.86°。距10KV、容量为5000KVA的高新区环变电站0.5km。

本期工程计划总装机容量1.0759MWP，采用集中并网方案。整个系统分为以各建筑物为单元的光伏并网发电单元，各单元并网逆变器AC输出通过交流母线柜汇合到一起，再通过交流防雷配电柜接入0.4kv/10kv升压变压器的低压侧，实现将整个光伏并网系统接入交流电网进行并网发电的方案。整体工程安装在宁波太阳能电源有限公司1、5、6号楼房顶及1#、5#楼南面厂区道路上空太阳能长廊顶上作为遮阳棚，项目建设工期5个月。

1000KWP太阳能光伏电站概况特性表

序号	项目名称	规格型号	数量
1	总装机容量	1000KWP	25年年均发电量
2	太阳能光伏组件	单晶175WP	6148
3	太阳能光伏组件支架	镀锌角钢	87.6吨
4	一级直流汇线箱	喷塑密封	31台
5	二级直流汇流柜	喷塑密封	7台
6	并网逆变器	100KW	3台
7	并网逆变器	250KW	3台
8	交流配电柜	100KW	3台
9	交流配电柜	250KW	3台
10	防雷及接地装置		3套
11	控制检测传输系统		1套

二、建设的必要性

（一）开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。

“十一五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可再生能源的开发。

目前的太阳能发电技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电技术尚处于试验开发阶段，而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，其使用寿命已经达到25—30年。

要使光伏发电成为战略替代能源电力技术，必须搞大型并网光伏发电系统，而这个技术已经实践证明是切实可行的。

（二）宁波市建设大型并网光伏发电系统的条件

我国太阳能理论总储量为147× 108 GWh / 年。从理论上讲除去农田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件。

宁波市具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量大约在4717MJ/m2，年资源理论储量3226 亿KWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约1.3亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔。

搞光伏发电，利用我市的房顶资源，不占用耕地,是变空闲地为宝，保障我国能源供应战略安全、大幅减小排放、和可持续发展的重大战略举措。

（三）合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展

根据《宁波城市电网“十一五”规划》，从宁波电网现状出发，以2004年该市全社会用电量、用电负荷为依据，运用产业产值单耗法、时间序列法和弹性系数法等科学计算，测算出2010年时，宁波市全社会用电量将达到418亿千瓦时，2020年时为675亿千瓦时；利用时间序列法和负荷利用小时数法，测算出2010年时，宁波最高用电负荷为737万千瓦，2020年时约为1178万千瓦。《规划》以满足宁波城市社会经济同期用电发展需要为基础，建成各级电网容量充裕、电网结构合理、设备先进、自动化程度高、调度运行灵活、供电安全可靠、技术经济指标领先的现代化大都市电网为目标。“十一五”宁波市电网预估算总投资167.5亿元。投资重点简化电压层次，提高供电能力，完善电网结构。 

　　《规划》显示，“十一五”期间，宁波市将新增500千伏变电容量550千伏安，新增500千伏超高压输电线路751.5公里；新增220千伏变电容量360千伏安，扩建增容273千伏安，新增220千伏输电线路769.8公里，改造71公里；新增110千伏变电容量483.3千伏安，扩建增容71万千伏安，新增110千伏输电线路977.5公里，改造166.65公里。

随着宁波经济快速发展，宁波市用电水平也快速增长，全社会用电量从1997年的71.84亿千瓦时增长到2006年的313.55亿千瓦时，增长了4.4倍，高于同期经济增长的水平；最高负荷也增长到了2006年的423万千瓦，特别是在夏季高温季节和农灌高峰时，电力供应十分紧张，供需矛盾突出，高峰时段最大电力缺口在60万千瓦以上（２００８年）。宁波的煤炭、石油、水力资源等能源比较匮乏，但是宁波市的太阳能资源还没有得到很好的开发利用，特别是太阳能电站可以与建筑物结合，建在房顶或作为幕墙，不单独占用宝贵的耕地资源，又是绿色可再生能源，对宁波的太阳能资料分析，该项目具有很高的开发价值。

宁波市全年日照小时数1850h，日照辐射量为4717ＭＪ/㎡，该太阳能光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。

(四)加快能源电力结构调整的需要

宁波的港口优势具备了建设多个大型发电厂的条件。至2005年底，宁波市电源装机容量共837.75万千瓦，其中火电820.1万千瓦，占97.9％，水电17.65 万千瓦（包括抽水蓄能电站装机容量8 万千瓦），占2.1％。6 000 千瓦及以上电厂装机容量632.23 万千瓦，占总装机容量的75.5％，包括主力电厂三座：镇海电厂装机容量85.1+33.06 万千瓦，北仑电厂装机容量5×60 万千瓦，宁海电厂1×60 万千瓦，以及台塑自备电厂2×14.86 万千瓦。6 000 千瓦以下电厂装机容量205.52 万千瓦，占总装机容量的24.5％。此外，根据浙江省电源建设安排，“十一五”期间宁波市将陆续建成国华宁海电厂4×60 万千瓦（其中一台机组2005 年已建成投运），新建大唐乌沙山电厂4×60 万千瓦、北仑电厂三期2×100 万千瓦、宁海电厂二期扩建2×100 万千瓦、宁波LNG 电厂4×38 万千瓦等项目。电网以火电为主，宁波市为天然能源缺乏型城市，电厂所需资源依赖外部输入的程度很高，因此，越来越大的供需缺口必将给宁波电力工业的资源保障形成威胁。在环境方面，以煤为主的能源结构使得中国成为继美国之后的第二大CO2 排放大国，SO2 排放量也急剧增加。2005 年，宁波市SO2排放总量为21.33 万吨，而电力行业的排放量为17.83万吨，占了总排放量的83.6％。

根据我国《可再生能源中长期发展规划》，提出了未来15年可再生能源发展的目标：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16％，太阳能发电装机180万千瓦。宁波的可在生能源中，只有水能资源开发，也不过达2.1％左右。除水电外，相对于其他能源，太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在宁波市开发太阳能发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域，可以利用建筑物房顶资源，不占用耕地，且所发电力稳定，可与水电互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻环保压力，优势明显。

（五）改善生态、保护环境的需要

在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。

提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。

太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 

（六）发挥减排效率,申请CDM（清洁能源机制）

我国是《联合国气候变化框架公约》（1992）和《京都议定书》（1997）的签字国，为努力减缓温室气体排放的增长率，承担“共同但有区别的责任”。在2002年约翰内斯堡全球可持续发展峰会上，中国已核准《京都议定书》，中国将坚定不移地走可持续发展的道路。 CDM作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转让。宁波太阳能电源有限公司1MWP 项目不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目建设和电力的发展，太阳能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，不但可以扩大宁波环境保护的宣传影响，促进项目的实施和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。

本项目的实施，探讨目前实用的技术方案和可供考虑的投融资方案；测算该项目发电成本；提出实施该项目所需要的支持；为下一步的可行性研究奠定坚实的基础。本项目的研究成果将为我国的大规模太阳能光电开发利用提供基础数据，为国家出台相关提供参考数据，因此本项目的建设是非常有必要的。

三、基本情况   

宁波市电力建设基本情况及发展规划

1、宁波市电力建设情况

（1）. 生产现状。宁波的港口优势具备了建设多个大型发电厂的条件。至2005年底，宁波市电源装机容量共837.75万千瓦，其中火电820.1万千瓦，占97.9％，水电17.65 万千瓦（包括抽水蓄能电站装机容量8 万千瓦），占2.1％。6 000 千瓦及以上电厂装机容量632.23 万千瓦，占总装机容量的75.5％，包括主力电厂三座：镇海电厂装机容量85.1+33.06 万千瓦，北仑电厂装机容量5×60 万千瓦，宁海电厂1×60 万千瓦，以及台塑自备电厂2×14.86 万千瓦。6 000 千瓦以下电厂装机容量205.52 万千瓦，占总装机容量的24.5％。此外，根据浙江省电源建设安排，“十一五”期间宁波市将陆续建成国华宁海电厂4×60 万千瓦（其中一台机组2005 年已建成投运），新建大唐乌沙山电厂4×60 万千瓦、北仑电厂三期2×100 万千瓦、宁海电厂二期扩建2×100 万千瓦、宁波LNG 电厂4×38 万千瓦等项目。

（2）. 电网建设现状。宁波电网是浙江电网、华东电网的组成部分。至2005 年底，宁波市拥有500千伏变电所3 座，主变6 台，总容量450 万千伏安，分别为：天一变（3×75 万千伏安）、河姆变（2×75万千伏安）、宁海变（1×75 万千伏安）。500 千伏线路14条，总长度653.22公里。

220千伏变电所19 座，主变38台，总容量585 万千伏安。220 千伏线路51条，架空线长度1 085.48 公里，电缆长度2.72公里。

110 千伏公用变电所93 座，主变161台，总容量635.6 万千伏安；用户变20 座，主变38 台，容量133.45万千伏安；±100 千伏直流整流变1台，容量6.3万千伏安。110 千伏线路194条，长度1 844.15公里；电缆线路1，长度90.77公里；±100 千伏直流线路1 条，长度7.29 公里。

　　宁波市目前有35千伏公用变电所100座，主变166台，总容量167.865万千伏安；用户变98座，主变175台，容量125.145万千伏安；35千伏线路286条，长度1796.86公里；电缆2，长度192.82公里。

　　10千伏公用配变16293台，总容量397.2322万千伏安；用户变38200台，容量977.4万千伏安。10千伏线路1736条，长度14319.46公里；电缆332条，长度3250.87公里。

２、宁波市电网需求状况

随着经济的发展，宁波市用电水平也快速增长，全社会用电量从1997年的71.84亿千瓦时增长到2006年的313.55亿千瓦时，增长了4.4倍，高于同期经济增长的水平；最高负荷也增长到了2006年的423万千瓦。以2004年该市全社会用电量、用电负荷为依据，运用产业产值单耗法、时间序列法和弹性系数法等科学计算，测算出2010年时，宁波市全社会用电量将达到418亿千瓦时，2020年时为675亿千瓦时；利用时间序列法和负荷利用小时数法，测算出2010年时，宁波最高用电负荷为737万千瓦，2020年时约为1178万千瓦。

３、电网存在的主要问题

（1）电网结构不尽合理。 500 千伏网架薄弱，市区缺少500 千伏电源布点。由于缺乏电源点的支撑，220、110 千伏电网中还有单线单变或1线带多变运行的情况，城市中心区域的110千伏变电所缺乏第二电源；部分地区还存在小截面、老线路的长距离供电方式，不仅供电的可靠性较差，而且线路损耗较大。宁波作为电源送出地区，大范围、远距离、重潮流的送出，需要坚强的500 千伏网架，大量500千伏线路架设，对城市的通道资源造成重大压力，也给建设带来困难。同时这些电源项目的接入也带来了短路电流不断增大等问题。

（2）电源结构不合理。电源结构的不合理，表现在火电在电源结构中的比重过大。就全国而言，火电占了总量的71.1%，水电、核电、风电所占比重较小，分别为23.1%、1.58%、0.16%。宁波在电源结构上的不平衡表现得更加突出，300 万千瓦的北仑电厂、135万千瓦的镇海电厂、尚在建造中的240万千瓦的国华宁海电厂和240万千瓦的浙江乌沙山电厂都是大型的火电厂，除镇海电厂燃气外，其它三个都是大型的燃煤机组。在2005 年的数据中，宁波的火电占了总量的97.9％。宁波的电源结构严重依赖火电，这样的电源结构需要严重依赖于电煤资源，一旦电煤价格提升或产量下降，将会对宁波的电力生产形成严重的威胁。此外，以火电为主的电源结构也使得环境问题日趋严重。

（3）发电设备相对落后。目前宁波市电厂的发电设备技术参数还相对落后，建成的电厂中还没有高效率的超临界机组，而美国、日本、俄罗斯这一比例已达到50%以上。北仑电厂作为宁波市最大的电厂，其5 台机组容量虽然都达到了60 万千瓦，但其都采用的是亚临界机组，供电煤耗较高。正在规划建设的北仑电厂三

期、乌沙山等发电厂虽然采用了超临界燃煤机组甚至超超临界燃煤发电机组，但其机组也都为国产。对于60万千瓦容量等级，国产机组的供电煤耗比进口亚临界机组高20 - 23 克/每千瓦时，比进口超临界机组高28 - 39 克/每千瓦时。此外，宁波的热电数量偏少，导致能源利用率较低。研究表明，如是纯发电厂，一吨煤发电能源利用效率最高只有35%左右，如设计成热电厂，热利用效率可以达到80%。

（４）环境制约日益突出。根据多年实测结果，宁波市酸雨率已达到在60% - 70%左右，已被国家列为酸雨控制区。电力工业是污染物排放较多的行业，其中火电厂的环境问题尤为突出。以北仑电厂为例，虽然其投产以来，已累计投入12 亿多元专项资金用于环保改造，并成为我国首批国际一流火力发电厂，其主要经

济、环保技术指标在国内同类型机组中始终处于领先水平，且据近两年监测数据，企业实际二氧化硫排放浓度要比国家控制允许标准低了30%多。但由于北仑发电厂耗煤量巨大，其二氧化硫的排放量占了宁波市总量的50%多。而随着北仑电厂三期、乌沙山电厂、国华宁海电厂等大型电厂的新、扩建，宁波市的环境污染问题将日益突出。

４、宁波市电力发展规划

（1）电力负荷预测：通过时间序列法及负荷利用小时数法，对宁波市最高负荷进行预测。预计2010年宁波市最高负荷达到737万千瓦，2020年为1178万千瓦。

（２）电网建设规划：宁波市“十一五”期间新增500千伏变电容量450万千伏安，其中新建200万千伏安，扩建250万千伏安：新建甬东变（北仑区）、观城变（慈溪市），扩建河姆变（余姚市）、宁海变（宁海县）、甬东变（北仑区）。到2010年，宁波市腰荷500千伏容载比约为1.93。

“十一五”期间，宁波全市增加220千伏变电容量5万千伏安，其中新建372万千伏安，扩建288万千伏安，改造净增-15万千伏安，到2010年，220千伏容载比约为2.05左右。宁波城区电网考虑增加220千伏变电容量234万千伏安，其中新建138万千伏安，扩建96万千伏安，到2010年城区电网容载比约为2.06。

“十一五”期间，宁波市增加110千伏变电容量578.4万千伏安，到2010年，宁波全市110千伏容载比为2.16；其中宁波城区增加171.95万千伏安，容载比约为2.22。

根据城市电网规划总的技术原则要求，控制35千伏公用电网的发展，直供大用户及负荷密度较小的边远地区变电所可根据需要采用35千伏电压等级接入。

四、宁波市建设条件

（一）光照资源条件

1、我国太阳辐射年总量的地理分布

我国属世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射总量在91.7～2,333 kWh /m 2.年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2,000小时。我国、青海、、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一。

图 1 我国太阳辐射年总量分布

我国太阳能理论总储量为147×108 GWh /年。我国有荒漠面积108万平方公里，主要分布在光照资源丰富的西北地区。如果利用十分之一的荒漠安装并网光伏发电系统，装机容量就达大约1.08×1010 kWp。折算装机功率为1,928 GW,相当于128座三峡电站。可以提供我国2002年16,540亿kWh的耗电量的3.26倍。

2、宁波市太阳能资源分布特点

宁波市具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量大约在4717MJ/m2，年资源理论储量3226 亿KWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约1.3亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔

3、宁波市太阳能资源

宁波属亚热带季风气候，温和湿润，四季分明，年平均气温16.5℃，月平均气温以七月份最高，为28.1℃，一月份最低，为4.9℃。全市无霜期一般为230～240天，年平均降水量1400mm左右，5～9月的降水量占全年的60%。

4、宁波地区平均30年气象资料供给表（1961－1990年）

（二）场址条件

1、场址地理位置：场址位于宁波市国家高新区宁波太阳能电源有限公司内，距市区13km。东经121.6°，北纬29.9°。平均海拔4-5.8m。距10KV、容量为5000KVA的高新区环变0.5 km。日照辐射量为4717MJ/㎡，日照小时数1850h，最大阵风风速14m/s。平均气温17.7℃，周围无高大建筑和遮挡物。

2、场址建设条件：

（1）富集的太阳光照资源，保证很高的发电量；

（2）靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资；

（3）主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；

（4）离用电负荷中心市区13km，以减少输电损失；

（5）便利的交通、运输条件和生活条件；

（6）良好的示范条件，让公众认识和接受光伏发电技术，具有一定的影响力。

五、太阳能光伏电站预选方案设计

宁波太阳能电源有限公司房顶1MWp的太阳能光伏并网发电系统，采用集中并网方案。整个系统分为以各建筑物为单元的光伏并网发电单元，各单元并网逆变器AC输出通过交流母线柜汇合到一起，再通过交流防雷配电柜接入0.4kv/10kv升压变压器的低压侧，实现将整个光伏并网系统接入交流电网进行并网发电的方案。

（一）太阳能电池阵列设计

1、太阳能光伏组件选型

（1）单晶硅光伏组件与多晶硅光伏组件的比较

单晶硅太阳能光伏组件具有电池转换效率高，商业化电池的转换效率在16%左右，其稳定性好，同等容量太阳能电池组件所占面积小，但是成本较高，每瓦售价约6-7元。

多晶硅太阳能光伏组件生产效率高，转换效率略低于单晶硅，商业化电池的转换效率在13%-15%，在寿命期内有一定的效率衰减，但成本较低，每瓦售价约5-6元。

两种组件使用寿命均能达到25年，其功率衰减均小于15％。

（2）根据性价比本方案推荐采用175WP太阳能光伏组件，全部为宁波太阳能电源有限公司组件，其主要技术参数见下表：

表12太阳能电池组件性能参数表

峰值功率 （Wp）	175
短路电流 （Isc）	5.26
开路电压 （Voc）	43.8
峰值电压  (Vmp)	35.4
峰值电流  (Imp)	4.95
额定工作温度 (℃)	43±2
抗风力或表面压力	2400Pa,130km/h
绝缘强度	DC3500V,1min, 漏电电流≤50
冲击强度	227g钢球1m自由落体,表面无损
外形尺寸    (mm)	1580×808×46
重量        (kg)	16.00

2、并网光伏系统效率计算

并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。

（1）光伏阵列效率η1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，取效率85%计算。

(2)逆变器转换效率η2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率95%计算。

（3）交流并网效率η3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率，取变压器效率95%计算。

（4）系统总效率为：η总＝η1×η2×η3＝85%×95%×95%=77%

3、倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算

从气象站得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。

对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：

Rβ＝S×[sin(α+β)/sinα]+D

式中：Rβ——倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量

S ——水平面上太阳直接辐射量

D ——散射辐射量

α——中午时分的太阳高度角

β——光伏阵列倾角

    根据当地气象局提供的太阳能辐射数据，按上述公式计算宁波市不同倾斜面的太阳辐射量，具体数据见下表：

表10宁波市不同倾斜面各月的太阳辐射量（KWH/m2）

倾角β	20°	24°	26°	28°	30°	32°	34°	36°	40°
1月	101.1	103.9	105.1	105.1	107.3	108.5	109.4	110.1	111.3
2月	98.6	100	100.5	100.5	101.4	101.9	102.2	102.2	102.2
3月	115.3	115.6	115.6	115.6	115.6	115.3	150	114.4	113.5
4月	134.1	133.2	132.6	131.7	131.7	129.9	129	127.8	125.4
5月	146.6	144.5	143.2	141.7	140.1	138.6	137	135.2	131.1
6月	131.7	129.6	128.1	126.6	125.1	123.6	121.8	120.3	116.4
7月	161.5	158.7	157.2	155.3	153.5	151.6	149.4	147.3	142.3
8月	157.2	155.6	154.7	153.5	152.2	150.7	149.1	147.6	143.8
9月	131.4	131.4	131.4	131.1	130.5	130.2	129.6	128.7	127.2
10月	121.2	122.8	123.4	124	124.3	124.6	124.9	124.9	124.6
11月	105	107.7	108.9	110.1	111	111.9	112.8	113.4	114.6
12月	102.6	106	107.6	109.1	110.4	111.6	112.8	113.8	115.6
全年	1506.3	1508.9	1508.3	1506.1	1502.4	1498.4	1493.2	1485.5	1468.1

从上表的计算可以看出，宁波纬度29.9°,倾角等于24°时全年接受到的太阳能辐射能量最大,比水平面的数值高约6.1%。考虑到本项目安装在建筑物顶上，位置比较高，为了适当减低风荷载又要发电量损失小，我们确定太阳能光伏阵列安装倾角为20°，这样比最佳倾角发电量损失大约0.17%，但系统的安全系数大大提高。

4、各建筑物太阳能电站太阳能光伏组件串并联方案

(1)、1号生产大楼楼顶面积可安装TDB125×125-72-P型太阳能组件板1734块，共303.45KWp。太阳能组件串并连方式为17串102并。

（2）、5号生产大楼楼顶可安装太阳能组件板1020块，共178.5KWp太阳能组件串并连方式为17串60并。

（3）、6号生产大楼楼顶面积可安装TDB125×125-72-P型太阳能组件1768块，共309.4KWp，太阳能组件串并连方式为17串104并。

(4)、1、5号生产大楼与南面围墙间2个遮阳天棚顶上可安装太阳能组件板各816块，共285.6KWp，太阳能组件串并连方式都为17串48并。

3幢建筑物加2个遮阳棚共可安装TDB125×125-72-P型太阳能组件6148块，以单块面积175瓦计，共有1075900瓦。

以上除了6#的倾角是15°外，其余都是20°。所以逆变器的选配要求6#楼的太阳能组件单独来配，其他的可以合在一起来选型。本项目设计考虑6#楼太阳能用3台100KW的并网逆变器，其余的选用3台250KW的并网逆变器。

5、太阳能光伏阵列的布置

（1）光伏电池组件阵列间距设计

为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件阵列间距应不小于D:

D=LCOSβ+LSINβ(0.707TANΦ+0.4338)/(0.707-0.4338TANΦ)

式中Φ为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，L为阵列斜面长度,β为斜面倾角。

根据上式计算，求得：D=2477㎜。

取光伏电池组件前后排阵列间距2.48米。

（2）太阳能光伏组件阵列单列排列面布置见下图：

3、各建筑物房顶光伏排列图如下：

 

1号楼排列图

5号楼排列图

6号楼排列图

6、土建设计 

（1）1MWp光电场总利用已有建筑物房顶,不占用耕地,机房、控制室：利用现有厂房;

（2）方阵支架基础用钢筋混凝土预置，然后压在太阳能支架上面。单体基础 0.0217m3。

（二）太阳能光伏方阵智能智能防雷汇流箱设计

如上图所示，光伏阵列智能防雷汇流箱具有以下特点：

（1）满足室外安装的使用要求；

（2）同时可接入16路太阳电池串列，每路电流最大可达10A；

（3）接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V；

（4）熔断器的耐压值不小于DC1000V；

（5）配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；

（6）采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承

受的直流电压值不小于DC1000V。

（7）提供RS485通信接口或PLC方式进行数据通信

（三）直流配电柜设计

每台直流配电柜按照250KWp的直流配电单元进行设计，每个直流配电单元可接入最多8路光伏方阵智能防雷汇流箱，如下图所示：

直流配电柜

（四）太阳能光伏并网逆变器的选择

此太阳能光伏并网发电系统需并网逆变器型号数量如下： 100KW3台、250KW3台。选用性能可靠、效率高、可进行多机并联的逆变设备，本方案选用额定容量为250KW的逆变器，主要技术参数列于下表（其他型号省略）：

表13  250KW并网逆变器性能参数表

容    量	250KW
隔离方式	工频变压器
最大太阳电池阵列功率	295KWp
最大阵列开路电压	880Vdc
太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围	450Vdc～820Vdc
最大阵列输入电流	591A
MPPT精度	>99％
额定交流输出功率	250KW
总电流波形畸变率	<4%（额定功率时）
功率因数	>0.99
效率	97%
允许电网电压范围（三相）	320V～440AC
允许电网频率范围	47～51.5Hz
夜间自耗电	<50W
保护功能	极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、欠压及过压保护等
通讯接口（选配）	RS485或以太网
使用环境温度	－20℃～＋40℃
使用环境湿度	15～95%
尺寸（深×宽×高）mm	800×1200×2260
噪音	≤50dB

防护等级	IP20（室内）
电网监控	按照 UL1741标准
电磁兼容性	EN50081,part1；EN50082,part1
电网干扰	EN61000-3-4

1、性能特点

选用光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP(LF2407A)控制芯片，主电路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器，可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。该并网逆变器的主要技术性能特点如下：

（1）采用美国TI公司32位DSP芯片进行控制；

（2）采用日本三菱公司第五代智能功率模块（IPM）；

（3）太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)；

（4）50Hz工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔

离；

（5）具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧

急停机操作开关。

（1）有先进的孤岛效应检测方案；

（2）有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；

（3）直流输入电压范围(450V～820V)，整机效率高达97%；

（9）人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)

可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。

（10）逆变器支持按照群控模式运行，并具有完善的监控功能；

（11）可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议 ，支持动态(DHCP)或静态获取IP 地址；

2、电路结构

250KW并网逆变器主电路的拓扑结构如上图所示，并网逆变电源通过三相半桥变换器，将光伏阵列的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接着通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧加入了先进的MPPT算法。

（五）交流防雷配电柜设计

每台逆变器的交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入电网，并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。

Wh

（六）系统组成方案原理框图

（七）系统接入电网设计

本系统由3个建筑物房顶及2个遮阳棚顶的光伏单元组成，总装机1MWp。

系统防雷接地装置

为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。

（1）地线是避雷、防雷的关键，方阵应与建筑物的接地网连接在一起。

（2）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列智能防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。

（3）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。

（八）、施工组织设计

1、施工条件

拟建的太阳能光伏电站场址位于宁波太阳能电源有限公司第1、５、６号楼房顶，距市区13km。东经121.6°，北纬29.9°。顶面为平顶 ,是良好的施工场地。

    太阳能光伏电场工程所在地多年平均日照辐射量为4717MJ/㎡，日照小时数1850h。 

本工程推荐方案计划安装太阳能光伏组件６１4８块，总装机容量１MWP。，南北方向排列。施工特点为单体光伏阵列分散进行。

2、施工交通运输

太阳能光伏电场场址距宁波市区13km。交通十分便利，电站所用设备及建筑材料可通过汽车直接运抵施工现场。

3、太阳能光伏阵列安装

（1）施工准备：安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的基础位置。

（2）阵列支架安装：支架分为基础底梁、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。

（3）太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。

4、施工总布置

依据太阳能光伏电站建设、施工要求、当地实际情况及施工环保要求，本阶段初步编制一个基本的施工组织方案。

（1）电缆敷设工程先期开工建设

根据光伏场地的布置先进行隐蔽工程的施工，合理的顺序可以避免在施工中的反复，提高工程效率。

（2）其他工程项目的施工

在保证上述前项的施工组织原则下，其他工程如临时设施、光伏阵列基础处理、混凝土基础等项目可以同步进行，平行建设，其分部分项可以流水作业，以加快施工进度，保证工期。

5、施工总体进度

（1）根据宁波市气候条件，除特别恶劣天气,可以全年施工,无施工不适期。

（2）设计土建开工2个月，完成混凝土浇筑工程。

（3）安装工程计划３个月，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装。

（4）并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试。

（5）并网试运行。

六、环境影响评价

通过对宁波太阳能电源有限公司太阳能光伏电场工程环境影响分析，该工程建设对生态环境的影响施工期主要来自施工噪音，运行期无任何污染。

建设施工期环境影响评价及减排措施

（1）噪声

施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声，如混凝土搅拌车等。根据水电系统对作业场所噪声源强的监测资料，小型混凝土搅拌车为91-102 dB 。根据几何发散衰减的基本公式计算出施工噪声为距声源250m处噪声即降到55分贝以下，满足《城市区域环境噪声标准》中I级标准。本工程施工安排在白天，且场址在房顶,故施工噪声对周围环境没有影响。

（2）污染物排放

污染物排放包括废水排放和固体废物排放。

施工期内废水主要是施工污水和施工人员产生的生活污水。施工污水要按有关设计有序排放；生活污水量极少，且生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动挥发，对环境影响极小。

施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随产生随清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。

（3）对生态环境及水土流失的影响

　　由于建在公司房顶，本项影响无。

（４）运行期环境影响评价及减排措施

太阳能光伏发电不产生废水、废气等污物。

（５）污染物排放

污染物排放包括废水排放和固体废物排放

由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，一般为无人值守，无污染物排放。 

（６）生态环境

太阳能光伏发电厂由于利用现有建筑物房顶，不占用耕地，不会改变当地的动植被分布，不会对当地的生态环境产生任何影响。

（7）节能及减排效益分析

太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可在生能源，早开发早受益。本工程推荐方案拟装机１MWP，年均上网电量148.53万KWh。按照火电煤耗平均350g标煤/KWh，每年可节约标准煤520吨,减排二氧化碳约1326吨。

(8)综合评价

综上所述太阳能光伏发电本身没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，因此光伏电场的建设既不会对周围环境产生负面影响，该光伏发电场的建设可减少大气污染，改善当地的生态环境，有利于环境和资源保护。

七、预测发电量的计算

根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测1MWp并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量.

计算时设定：光伏阵列为固定式安装,倾角等于24。 

表11宁波1MW并网光伏发电系统发电量测算表

月份	每日的太阳辐射 - 水平线	每日的太阳辐射 - 倾斜的	上网电量
	度/平方米/日	度/平方米/日	兆瓦时
一月	2.63	3.18	106.6
二月	3.09	3.55	107.3
三月	3.49	3.68	123.1
四月	4.41	4.40	142.5
五月	4.87	4.53	151.6
六月	4.60	4.32	139.9
七月	5.44	4.95	165.6
八月	5.09	4.35	145.6
九月	4.17	3.84	124.3
十月	3.47	3.92	120.1
十一月	2.86	3.59	107.8
十二月	2.59	3.40	113.7
年平均数	3.90	4.13	1,548

八、投资估算

本项目的投资估算涉及如下各方面的成本及费用；

1、发电设施成本；

2、输变电设施成本；

3、配套设施土建工程成本；

4、工程安装及运杂费；

5、其他费用。

建设投资估算表
附表1
项目名称	项目明细	单位	数量	单价(元)	总价（万元）
光	光伏组件	Wp	1075200	20	2150.4
伏	支架	T	175.28	10000	175.28
阵	单元接线箱	个	24	20000	48
列	其他配套设施				80
	小计				2453.68
逆	并网逆变器	台	4	700000	280
变	交流配电柜	台	2	60000	12
设	其他配套设施				4
施	小计				296
	5000KVA变压器	台	2	500000	100
升	电流互感器	套	2	120000	24
压	断路器	套	2	150000	30
输	隔离开关	套	2	20000	4
变	计量装置	台	2	120000	24
	其他配套设施				10
	小计				192
控制检测与数据传输系统		套	1	150000	15

场地基础及          土建工程	防雷及接地装置	套	24	10000	24
	光伏阵列基础及其他				80
	小计				104
安装劳务、调试、运输					50
其他费用					10
总计					3120.68

项目总投资3200万元，全部投资资金由企业自筹2000万元，申请资金银行贷款1200万元。上网电价1.7元/KWh。

项目总投资使用计划与资金筹措表
附表2						单位：万元
序号	项目	合计	建设期	生       产       期
			第 1年	第 2年	……	第 25年
1	总投资	3200.0	3200.0	. . .	0.0	0.0
1.1	建设投资	3120.7	3120.7	. . .	0.0	0.0
1.2	建设期利息	69.0	69.0	. . .	0.0	0.0
1.3	流动资金	10.3	10.3	. . .	0.0	0.0
2	资金筹措	3200.0	3200.0	. . .	0.0	0.0
2.1	自有资金	2000.0	2000.0	. . .	0.0	0.0
2.1.1	用于建设投资	19.7	19.7
2.1.2	用于流动资金	10.3	10.3
2.1.3	用于建设期利息
2.2	银行贷款	1200.0	1200.0	. . .	0.0	0.0
2.2.1	用于建设投资	1131.0	1131.0
2.2.2	用于流动资金	0.0	0.0
2.2.3	用于建设期利息	69.0	69.0
2.3	其他资金	0.0	0.0	. . .	0.0	0.0

九、财务分析

（一）概述

宁波太阳能光伏发电总装机容量1MW，多年年均上网电量    154.83万千瓦时。参照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《投资项目可行性研究指南》及现行的有关财税，对光伏发电场工程进行财务评价。

财务评价计算期采用25年，其中建设期1年，生产期24年。

财务投资和费用计算

1、固定资产投资

根据工程投资概算，工程固定资产静态投资为3120.7万元，建设期利息为69.0万元。

2、建设资金来源

项目总投资3200万元，全部投资资金由企业自筹2000万元，申请资金银行贷款1200万元，贷款年利率按现行的5.31%计；资本金不还本付息。

3、流动资金

项目铺底流动资金10.3万元，生产流动资金按7万元估算，流动资金使用资本金。

项目投资与资金筹措表筹措见附表2。

4、发电成本

发电成本包括折旧费、修理费、职工工资及福利费用、劳保统筹费、住房公积金、材料费、保险费、利息支出及其他费用。

发电经营成本为不包括折旧费的全部费用。

总成本费用估算见附表4

5、税金

本项目应缴纳的税金包括销售税金附加和所得税，电价测算中未计入，仅作为计算销售税金附加的基数。

（1）

本项目实行按应纳税额征收，即税率按17%计。

（2）销售税金附加

销售税金附加包括城市维护建设税和教育附加税，以税额为计算基数。

项目城市维护建设税率取7%，教育附加税率取4%。

（3）所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金附加后余额。所得税按15%征收。

6、财务效益计算

（1）发电收入

本工程作为电网内实行核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网和上网电量计算。在计算期内，发电收入总额为 6688.6万元。

（2）利润

本工程发电收入扣除总成本费用和销售税金后即为发电利润，在扣除应缴纳所得税后即为税后利润。

计算期内发电利润总额为5179.1 万元，净利润为4402.2万元。

损益表见附表6

7、清偿能力分析

（1）贷款偿还期及上网电价

上网电价为1.7元/千瓦时。申请国家补贴2150.4万元，贷款偿还期为1年。

（2）资金来源及运用

计算结果表明，项目从开工起第二年开始出现资金盈余，计算期内累计盈余资金为 5168.8万元。

资金来源及运用见附表5

8、盈余能力分析

经测算，经营期上网电价为1.7元/千瓦时，贷款偿还期为2年；项目投资财务内部收益率（所得税前）16.0%，项目投资财务净现值（所得税前）1395.7万元((ic=8%))，项目投资回收期（所得税前）4.78年（静），6.95年（动）；项目投资财务内部收益率（所得税后）13.0%，项目投资财务净现值（所得税后）910.6万元(ic=8%)，项目投资回收期（所得税后）6.49年（静），10.09年（动）。全部投资现金流量见附表5

财务评价指标汇总表

序号	项目	单位	指标	备注
1	装机容量	MW	1.0752
2	年发电量	万kwh	154.8
3	总投资	万元	3200
4	建设期利息	万元	69.0
5	流动资金	万元	10.3
6	发电销售收入总额	万元	6688.6
7	总成本费用	万元	3288.7
8	销售税金及附加总额	万元	371.2
9	发电利润总额	万元	4402.2
10	经营期平均电价	元/千瓦时	1.7
11	盈利能力指标
11.1	平均毛利率	%	50.84
11.2	平均净利率	%	38.5
11.3	全部投资财务内部收益率	%	16.0	所得税前
11.4	全部投资财务内部收益率	%	13.0	所得税后
11.5	静态投资回收期	年	4.78	所得税前
11.6	静态投资回收期	年	6.49	所得税后
11.7	动态投资回收期	年	6.95	所得税前
11.8	动态投资回收期	年	10.09	所得税后

12

借款偿还期

年

2

财务评价结论

财务评价结果表明本工程具有：

1.清偿能力：借款偿还期为1年，满足贷款偿还要求，具有较强的清偿能力。

2.盈利能力：按资本金财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为1.7元/千瓦时, 贷款偿还期为2年；项目投资财务内部收益率（所得税前）16.0%，项目投资财务净现值（所得税前）1395.7万元((ic=8%))，项目投资回收期（所得税前）4.78年（静），6.95年（动）；项目投资财务内部收益率（所得税后）13.0%，项目投资财务净现值（所得税后）910.6万元(ic=8%)，项目投资回收期（所得税后）6.49年（静），10.09年（动）。

综上所述，本项目具有还贷和盈利能力，财务评价可行。