太阳能光伏项目可行性研究论文

目 录

1 概述 ........................................................................................................... 1

1.1 研究的背景和意义 ............................................................................ 1 1.2 项目基本情况 ................................................................................... 2 2 系统总体方案设计及发电量计算............................................................... 3

2.1 太阳电池组件选择 ............................................................................ 3 2.2 电池阵列安装方式设计 .................................................................... 6 2.3 逆变器选择 ....................................................................................... 8 2.4 太阳能电池阵列设计 ...................................................................... 10 2.5 辅助技术方案 ................................................................................. 13 2.6 年上网电量预测.............................................................................. 13 3 项目经济可行性分析 ............................................................................... 16

3.1 工程设计概算 ................................................................................. 16 3.2 财务评价结论 ................................................................................. 17 4 结论和建议 .............................................................................................. 18 致 谢 ........................................................................... 错误！未定义书签。 参考文献........................................................................ 错误！未定义书签。

1 概述

1.1 研究的背景和意义

当今世界经济迅速的发展，对能源的需求越来越大。但是全球却面临能源危机以及日益严峻的环境压力，据研究表明全球的能源消耗大约为13—15TW/年，同时专家预计：随着人口的增长和经济的发展，能源的需求量将在2050年达到30TW；2100年达到46TW。同时，煤炭、石油、天然气等主要的不可再生化石能源将在2100年趋于枯竭。另外，从生态环境考虑，这类碳基原料的生产和使用，导致了大量二氧化碳的排放和污染环境，从而引起全球暖化，对人类长期赖以生存的自然环境造成不可估量的巨大损失和危害。因此，研究开发一种新型的既储量丰富又绿色清洁的能源，是人类社会面临的一个亟待解决的重大共性问题。

目前，全球能源的供应主要来自石油(35%)、天然气(25%)和煤(22%)等化石资源，我国石油储量仅占世界的2%。我国自1993年成为原油净进口国以来，原油进口量逐年持续上升。2005 年我国原油产量为1.81亿吨，而同期石油进口量为1.36亿吨，与2004年的情形相比，可见进口石油量占石油年需求量的比例在提高，也使中国能源对进口的依赖性在不断提高，随之而来的能源紧张状况将日趋严峻。今后十年内世界石油生产可能会迎来高峰，石油价格将随之上涨。随着我国社会经济的不断发展，石油对外依存度不断提高，国民经济极易受到国际油价波动的影响。石油价格的持续走高，使生产经营成本增加，能源消费开支加大，抑制了其他领域的消费。另外，我国石油进口的60%来自中东地区，90%以上通过海上运输，这种高度的能源对外依存潜藏着极高的能源战略危险。由于石油资源的减少，石油价格的升高，石油进口将引起我国外汇的短缺和进出口的不平衡，这必将严重制约我国国民经济的发展。同时,这些含碳原料的使用，导致了大量二氧化碳的排放，引起了过去一千年来的全球暖化等一系列严重环境问题。

为应对能源危机以及日益严峻的环境压力，全球的目光都在急需寻找一种新型、清洁、安全的可再生能源来满足全球经济发展和人类活动的需求。而在所有可利用的可再生能源中，太阳能资源最丰富（潜在资源达到12万TW，目前实际开发利用的也有600TW，其它像风能、水能等都只有几个TW)，而且太阳能具有清洁安全、绿色环保、无需运输、无资源垄断等特点。因此，只有太阳能以其丰富的潜能、优异的安全性能等优势，成为未来能源消费的首选。

目前，人类所利用太阳能仅占总能源的0.3%，按现有发展速度，在2050年可望达到50%。一方面，太阳能电池发电的优势显而易见：太阳能资源蕴含量丰富，太阳能发电占地少，发电过程清洁无污染。另一方面，尽管目前制约太阳能电池产业的持续发展还存在许多瓶颈，如太阳能发电成本相比煤电成本过高等

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等，但煤炭等化石能源越用越少，这是不争的事实。而随着硅材料提纯技术的突破和发展以及新太阳电池技术的不断进步，光伏系统的造价已有了明显的下降趋势，预计在2020年左右，光伏发电将具有可以与常规能源相竞争的能力，太阳能将与计算机和电信产业一样，成为21世纪发展最为迅速的工业领域。因此，谁先拥有太阳能技术，谁将抢占二十一世纪发展的制高点。我国作为一个能源紧缺的国家，积极发展以太阳能为基础能源的太阳能电站建设项目，是解决未来化石燃料危机具有极强的现实意义。******响应国家政策，实施太阳能电站建设项目，无论对于当地经济、环境，还是就业都具有积极地意义。因此，全面分析太阳能电站建设项目的建设方案、技术评价、经济评价，对于指导******10兆瓦并网光伏发电项目具有极强的理论意义和实践意义。

1.2 项目基本情况

根据西北勘测设计研究院2009年6月编制的《******省柴达木盆地千万千瓦级光伏发电基地规划报告》，******市共规划东出口、南出口、甘森、大勒滩、塔尔丁等5处并网光伏发电园区。其中，******东出口并网光伏发电园区位于市区东30km处，规划场址区域总面积约120km2，有效利用面积约75km2。目前，已有多家企业的光伏电站并网发电。[1]

本项目位于******市东出口光伏园区，距离市区31km。场址区地形较平坦，国道109线从场区南面4km处通过。工程配套新建建筑物分别为综合楼、开关站建筑物、逆变器室等建筑。

本工程由10个1MWp光伏发电分系统组成；采用235Wp多晶硅太阳电池组件20块串联作为一路，每107路配500kW并网逆变器；每个1MWp光伏发电分系统由2个500kWp光伏发电单元组成，每1个1MWp光伏发电分系统设一个逆变器室，1个1MWp光伏发电分系统经1台箱变就近接入35kV集电线路，接入35kV开关站。

2012年5月14号，经政府协调，将统一规划本工程与园区内数家光伏电站的接入。因此，本报告暂定工程所发电量以一回35kV送出线路通过场区北面大唐山东的110kV汇集站送入电网（送出距离暂定为4km），光伏发电站最终接入系统方案，需在接入系统设计中详细论证，并经主管部门审查后确定。

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2 系统总体方案设计及发电量计算

项目并网发电系统采用分块发电、集中并网方案。本工程由10个1MWp光伏发电分系统组成；采用235Wp多晶硅太阳电池组件20块串联作为一路，每107路配500kW并网逆变器；每个1MWp光伏发电分系统由2个500kWp光伏发电单元组成，每个1MWp光伏发电分系统经2个输入功率为500kW的逆变器后再经箱式变电站升压，每1个1MWp光伏发电分系统设一个逆变器室，1个1MWp光伏发电分系统经1台箱变就近接入35kV集电线路，接入35kV开关站。

2.1 太阳电池组件选择

太阳电池组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的太阳电池组件类型。 2.1.1 太阳电池组选择 1、太阳电池分类

目前太阳电池按基体材料主要分为：

硅太阳电池：主要包括单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、微晶硅电池及HIT 电池等。

化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物如砷化镓电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒电池、碲化镉电池等、氧化物半导体电池等。

有机半导体电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。

薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄膜电池等。

目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多是用晶体硅制造的。我国的光伏产业发展迅猛，目前我国共用500多家光伏企业和研发单位，晶体硅光伏电池的生产能力已达到5000MWp以上，非晶硅薄膜电池的生产能力也在3000MWp左右。

2、太阳电池性能技术比较

结合目前国内太阳电池市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳电池（即晶体硅电池和薄膜电池）进行技术比较。

晶体硅太阳电池

单晶硅电池是发展最早，工艺技术最成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中效率最高的电池，目前规模化生产的商用效率在14%~20%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的多晶硅电池的转换效率目前在

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13%~15%，略低于单晶硅电池。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产成本也较低，易达到成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。

晶体硅类太阳电池在二十一世纪的前20年仍将是主导地位的光伏器件，并不断向效率更高、成本更低的方向发展。

薄膜电池

薄膜类太阳电池由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。由于其半导体层很薄，可大为节省材料，降低生产成本，因而是最有前景的新型太阳电池，已成为当今世界光伏技术研究开发的重点项目、热点课题。

在薄膜类电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点：材料用量少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本低；制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；基板种类可选择；弱光效应好，温度系数低；售价低，目前约比晶体硅电池低1/3~1/2。

薄膜类太阳电池中碲化镉、铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，规模化生产受到限制，目前仍在进一步研究中。

晶体硅类电池中单晶硅电池和多晶硅电池最大的差别是单晶硅电池的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅电池还是多晶硅电池都可以选用。晶体硅类太阳电池由于产量充足、制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。

非晶硅薄膜太阳电池尽管有转化效率相对较低、占地面积较大、稳定性有待进一步提高等缺点，但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱光条件下性能好于晶体硅类太阳电池等突出的优点，非晶硅薄膜电池所占的市场分额逐渐增加。 3、太阳电池性能经济性比较

随着光伏产业技术进步及市场的发展，各类电池市场价格不断下降，根据目前光伏市场电池、设备等最新报价情况以及国内已建光伏电站实际建设情况来看，当采用固定式安装相同装机容量时，选择多晶硅电池组件和薄膜电池组件主要区别如下：

由于多晶硅组件价格较非晶硅组件价格昂贵，前者总投资较高，后者总投资较低；二者逆变系统、升压系统、通信监控系统、变配电工程、房屋建筑工程等

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公共系统工程造价基本相同，土地、电池组件、汇流箱、电缆、电池组件基础及支架等费用由于选用电池类型不同而有较大差别。

多晶硅组件转化效率比非晶硅高，前者工程占地面积较小，后者工程占地面积较大，电缆线路及电缆用量较大，场内道路和防护林业相应增加。

根据国内市场主流产品规格来看，薄膜电池单块组件容量在25Wp~50Wp之间，多晶硅电池单块组件容量在5Wp~300Wp之间，在相同装机容量下，薄膜电池要比多晶硅电池所需组件数量多，并联路数、汇流箱、电池组件的基础及支架、混凝土、钢筋用量都会相应增加。

因此，目前国内大型并网光伏电站主要采用多晶硅电池组件。 4、太阳电池类型的确定

综合上述技术、经济比较：多晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，但是多晶硅电池相对价格较高，工程投资较大，但随着光伏产业的不断发展，其硅片厚度和单位能耗持续降低，其成本也在不断下降；非晶硅电池相对价格较低，总体投资小，但国内还未有大规模薄膜电池的应用实例，技术成熟度较低，稳定性较差。

结合本工程的特点：①本工程区域位于******市以东31km，深处内陆，荒漠戈壁滩上，土地费用低，土地费用在整个工程造价中所占的比重较少，而光伏电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高（约60%以上），所以有必要降低光伏电池组件价格以节省工程投资；②对于10MWp光伏电站，采用多晶硅光伏电池组件每瓦价格比采用单晶硅光伏电池组件能节省造价10%左右。

综合考虑以上各种因素，本项目推荐选用多晶硅光伏电池组件。 2.1.2 太阳电池组件选型

光伏电池组件是光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣决定了整个光伏发电系统的发电性能。表征光伏电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。光伏电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，应是市场主流产品且获得相关认证。

多晶硅太阳电池组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本系统装机容量为10MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积功率较大的电池组件，以减少占地面积、节省线缆、降低组件安装量。通过市场调查，根据目前技术成熟的大容量电池组件规格，电池组件应优先选用单位面积容量大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。初选电池组件规格为235Wp。

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2.2 电池阵列安装方式设计

2.2.1 电池阵列安装方式选择 1、电池阵列安装方式分类

在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏并网发电系统的发电能力。光伏组件的安置方式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪有水平单轴跟踪和倾斜单轴跟踪，水平单轴跟踪（东西方位角跟踪和极轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹；倾斜单轴跟踪围绕该倾斜的轴旋转追踪太阳方位角；双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。 2、电池阵列安装方式比较

对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接受太阳总辐射量，从而增加发电量。根据收集的资料看，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高15～20%；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30～35%，然而系统实际工作效率往往小于理论值，原因在于如：云雾沙尘影响、跟踪支架难于同步运行等。双轴跟踪方式投资高于单轴系统，并且占地面积较大。

固定式安装方式：有一定的倾角，安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例和特定的场地条件等。

水平单轴跟踪安装方式：通过其在东西方向上的旋转，以保证每一时刻太阳光与光伏电池板面的法线夹角为最小值，以此来获得较大的发电量。

倾斜单轴跟踪安装方式：固定太阳电池面板倾角的基础，围绕该倾斜的轴旋转追踪太阳方位角以获取更大的发电量。

双轴跟踪安装方式：通过其对太阳光线的实时跟踪，以保证每一时刻太阳光线都与太阳电池板面垂直，以此来获得最大的发电量。

根据已建工程调研数据，结合本项目的实际工程条件，以固定安装式为基准，对1MWp方阵采用以上四种安装方式的优缺点比较见表2-1。

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表2-1 四种安装方式比较 项目 发电量（%） 安装支架造价 支撑点 占地面积 （万㎡） 抗大风能力 运行维护 固定 安装 100 0.9元/瓦 多点支撑 2.4 抗风较好 工作量小 水平单 轴跟踪 118 2元/瓦 多点支撑 3.2 抗风能力差 有旋转机构 工作量较大 倾斜单 轴跟踪 131 3元/瓦 多点支撑 支架后部偏高 4.8 抗风较好 有旋转机构 工作量大 双轴 跟踪 136 5元/瓦 单点支撑 5.0 抗风较好 有旋转机构工作量更大 从上表可以看出，相对于固定安装，双轴跟踪系统所获得的发电量最大，倾斜单轴跟踪系统次之，水平单轴跟踪系统再次之。

双轴跟踪系统占地面积太大，支架增加的造价过高、单点支撑稳定性不好，运营维护成本高，性价比低。

倾斜单轴跟踪系统占地面积仅比双轴跟踪系统小一点，远大于水平单轴系统。由于带倾角的缘故，后部支架很高，增加的造价也比较高。纬度越高的地区，支架投资增加将越大，与所获得的发电量比较并不经济。

水平单轴跟踪系统可以获得较高的发电量，但支架也增加了造价，且抗大风能力差。

固定式主要优点在于：初始投资较低，稳定性强，支架系统基本免维护。 3、电池阵列安装方式确定

经过上述几种安装方式的初步比较，虽然使用自动跟踪系统安装方式的光伏电池组件能最大程度的接收太阳总辐射量，发电量较高。但是，考虑到本工程规模较大，采用的电池组件多达几万块，增加了很多其安装空间和设备追踪活动空间，其场址占地面积比固定式安装要大很多，土地使用费用加大；自动跟踪式系统自动化程度高，但其在场址区特殊的气候环境下的实际应用的可靠性缺乏验证，浮尘、沙尘暴会侵入其传动部件，增加了故障率，加大维护成本。自动跟踪式系统本身要消耗一部分电量，且其逆变器多采用并联分散式布置，虽提高了发电单元的运行可靠性，但不便于集中控制，同时相对固定式逆变器投资加大；自动跟踪式系统装置复杂，国内成熟的且有应用过高海拔地区验证的产品很少，初始成本和维护成本都较高。安装跟踪装置获得额外的太阳能辐射产生的效益无法

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抵消安装跟踪装置所需要的综合成本。

因此，本工程选用固定式安装方式。 2.2.2 电池阵列的最佳倾角计算

方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。对于固定式安装电池阵列，其最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。

当倾角为35°时，倾斜面上全年平均太阳总辐射量最大，年均总辐射量达到2201.70kWh/m2。该倾角能够满足浮尘、雨雪滑落及支架稳定性的要求，因此确定本工程电池组件光伏阵列安装最佳倾角为35°。

2.3 逆变器选择

本项目系统容量为10MWp，从工程后期运行维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性。但若逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。

本项目选用容量为500kW的逆变器，为降低工程造价并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性。所选逆变器波形失真率小于3%，具有低电压穿越功能，在电网电压出现瞬时跌落时，逆变器可保证以额定电流为电网供电，为电网尽可能大的提供电能支持，对提高电网的稳定性有极大的帮助。所选500kW逆变器的主要技术参数见表2-2所示。

表2-2 逆变器主要技术参数 序号 1 2 ⑴ ⑵ ⑶ ⑷ ⑸ ⑹ 3 ⑴ ⑵ ⑶ ⑷ ⑸ 额定输出功率 最大输出功率 额定电网电压 允许电网电压 输出频率范围 最大直流电压 最大功率电压范围 最大直流功率 最大直流输入电流 最大输入路数 直流开关输入路数 V V kWp A kVA kVA V V Hz 8

名称 隔离方式 单位 数值/内容 无变压器隔离 直流侧参数 DC880 DC450～820 550 1200A 8 2 交流侧参数 500 550 AC300 AC270 ～330 50±2% 备注 高压侧并网

⑹ 输出电流波形畸变率 ⑺ ⑻ ⑼ 4 ⑴ ⑵ ⑶ ⑷ ⑸ ⑹ ⑺ ⑻ ⑼ 5 6 7 8 最大转换效率 欧洲效率 防护类型/防护等级 待机功耗/夜间功耗 运行自耗电 允许环境温度 散热方式 允许相对湿度 满载运行最高海拔 要求的电网形式 自动投运条件 断电后自动重启时间 低电压穿越 功率因数 额定交流电流 交流输出电压 % A V % % W W ℃ m <3% 0.98超前～0.98滞后 962 AC300 系统参数 98.7 98.5 IP20 ≤120 ≤1200 -20～+45 强制风冷 5%～95％（无凝露） 3000 TN，TN-C，TN-S，IT 电网无故障、光照正常 20s～5min（可设置） 具备低电压穿越功能 过、欠频保护 满足电网要求 9 主要保护功能 短路保护（交直流侧） 并网逆变器参漏电保护 照相关标准防雷保护 CNCA/CTS00 防孤岛保护 4：2009和过温保护 IEEE929-2000 交流过流及直流过流UL1741）进行保护 设计，具有完电网断电保护 善的保护功电网过欠压保护 能，确保系统逆变器故障保护 安全可靠地连DSP 故障保护 续运行 直流母线过电压保护 逆功率保护 有LCD显示屏 RS485通信接口 机械参数 10 11 ⑴ ⑵ 显示与通讯 外形尺寸 (宽× 深×高) 重量 mm Kg 9

2400×800×2200 2200

2.4 太阳能电池阵列设计

2.4.1 并网光伏发电系统分层结构

1、太阳电池组串

由几个到几十个数量不等的太阳电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。

2、太阳电池组串单元

布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元。 3、阵列逆变器组

由若干个太阳电池组串与一台并网逆变器及相应汇流设备构成一个阵列逆变器组，也称光伏发电单元。

4、太阳电池子方阵

一个或若干阵列逆变器组组合形成一个太阳电池子方阵（光伏发电分系统） 5、太阳电池阵列

由一个或若干个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电池阵列。 2.4.2 系统方案概述

本项目光伏规划装机容量10MWp，采用分块发电、集中并网方案。本工程由20个1MWp光伏发电分系统组成；每个1MWp光伏发电分系统由2个500kWp光伏发电方阵组成，每个1MWp光伏发电分系统经2个输入功率为500kW的逆变器后再经箱变升压，每1个1MWp光伏发电分系统设一个逆变器室，1个1MWp光伏发电分系统经一台箱变就近接入35kV集电线路。 2.4.3 光伏电站电池阵列设计 1、太阳电池组件串、并联设计

太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组件串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。

本工程所选500kW逆变器输入电压MPPT工作范围为450V~820V；直流电压工作范围450V~880V。235Wp多晶硅电池组件开路电压36.8V，最佳工作点电压30.1V，开路电压温度系数-0.33%/K。

电池组件串联数量计算，计算公式： INT(Vdcmin/Vmp)≤N≤INT(Vdcmax/Voc) 式中：

Vdcmax——逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin——逆变器输入直流侧最小电压；

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Voc——电池组件开路电压； Vmp——电池组件最佳工作电压； N——电池组件串联数。

经计算得出：串联多晶硅太阳电池数量N为：15≤N≤22。

根据逆变器最佳输入电压以及电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定固定式安装的多晶硅电池组件的串联组数取N=20（串）。

按上述最佳太阳电池组件串联数计算，则固定式安装每一路多晶硅组件串联 的额定功率容量＝235Wp×20=4700Wp。对应于所选500kW逆变器的额定功率计算，至少需要并联的路数N＝500/4.7＝106.4路，取107路。因此，本项目所需的太阳能组件数量为：20×107×2×10=42800。 2、太阳电池组串单元排列方式

一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，以接线简单，线缆用量少、施工复杂程度低及运行期维护方便为原则。将20块组件串接方式分为如下：

将20块组件分成10份，每份2块，将每份中 2 块组件叠加后串接，然后将10份组件纵向顺次连接。

组件串接布置方案见图2-1。

图2-1 电池组件串接方式

3、太阳电池阵列行间距的计算

本工程太阳能晶体硅电池方阵系统采用固定支架系统，只需要考虑行间距，即按太阳高度角最低时的冬至日仍保证组件上有足够的日照时间，同时相邻两行支架不会在组件上产生阴影所需要的最小行间距。

根据上述计算，本项目整体系统采用南北方向固定倾角35°排布，根据项目当地的情况建立支架系统模型，模拟实时的光照及阴影状况。

当光伏电站进行前后排布太阳电池方阵时，需要计算前排方阵的阴影，以确

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定方阵间的距离。一般确定原则：冬至当天9:00~15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。

D=Lcosβ+Lsinβ(cosωtanψ -tanδ)/(tanδtanψ+cosω)

其中L为组件斜面长度；D为两排方阵之间的距离；β为方阵倾角；ψ为纬度，场区中心纬度36°21'56.30\；δ为太阳赤纬，冬至日δ=30.19°；ω为时角1，9:00和15:00对应的ω分别为45°和-45°。

根据上式计算，求得：

D=7.41m。取光伏电池组件前后排阵列间距8.0m。

利用该间距排布光伏板方阵满足场区面积要求，符合经济、节约的宗旨。 4、逆变器室布置

逆变器室在电池方阵中的布置有三种形式：

方案一为每1MWp电池阵列为一个发电分系统，1MWp方阵中间布置1座逆变器室，逆变器室内布置2台500kW逆变器。

方案二为每500kWp电池阵列为一个发电分系统，500kWp方阵中间布置1座逆变器室，逆变器室内布置1台500kW逆变器。

方案三为每1MWp光伏发电分系统由2个500kWp光伏发电单元组成，每4个1MWp光伏发电分系统设一个逆变器室，逆变器室内布置8台500kW逆变器。

将三种方案下1MWp多晶硅太阳电池方阵的电气及土建初期投资进行对比，由于三种方案的逆变器、汇流箱及交直流柜数量均相同，光伏阵列基础工程也几乎相同，方案一占地面积少，电气接线损耗减少，设备故障率降低，投资及运行管理及维护费用减少。

综上所述，本工程多晶硅太阳电池方阵布置采用方案一。 2.4.4 太阳电池阵列汇流箱设计

在大型光伏发电系统中，太阳电池组串数量大、电流小，因此需在阵列中设置汇流箱进行一次汇流，以减少直流电缆用量，降低直流损耗，提高系统效率，降低发电成本。并且通过汇流箱可以对接入汇流箱的每个电池组串进行实时监测，以便精确检测出各路可能发生的故障。

本工程选用16路规格的汇流箱，支路输入电流为10A，共需配置140台16路汇流箱。

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2.5 辅助技术方案

2.5.1 环境监测

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、风向、温度等参数。

2.5.2 组件清洗方案

电站所处环境的沙尘较大，电池组件容易积尘，影响发电效率。必须对电池组件进行除尘，保证电池组件的发电效率。光伏组件的除尘可分为定期除尘和不定期除尘。定期除尘一般每两个月进行一次，时间安排在日出前或日落后。不定期除尘分为恶劣天气后的除尘和季节性除尘。

由于光伏电站占地面积大，采用人工除尘劳动强度大、效率低，故本电站可以考虑机械除尘。在每次扬尘天气后采用移动式空气压缩机吹洗组件表面，但由于二次扬尘问题，细小的灰尘仍会落在电池板表面，因此在机械吹洗后采用人工擦拭的办法。

2.6 年上网电量预测

2.6.1 太阳能光伏发电系统效率分析

光伏温度因子：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。本项目所在地年平均气温6.4℃，极端日夜温差为69℃，估算折减系数为4%，折减因子取96%。

光伏阵列的灰尘损耗：由于光伏组件上有灰尘或积水造成的污染，经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在2~4%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在8~10% 之间。本项目所在地降雪、降雨量少，多风，春季多发沙尘暴，污染系数高，折减系数取6%，即污染的折减因子取94%。

逆变器的平均效率：目前500kVA 容量的并网光伏逆变器的平均效率为98%。

光伏电站能量损失：初步估算光伏阵列直流配电损耗约为1.5%；35kV电气设备平均损耗1. 5%；光伏电站厂用电从其他线路输入，不计损耗，其配电综合损耗系数为97%。

组件可利用率：虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然造成一定的损、失，固定安装方式其系数取1%，光伏发电系统的可利用率为99%。

太阳能电池板差异性损耗2%，利用率98%。 早晚不可利用辐射损失2%，利用率98% 。

综合以上各折减系数，固定式多晶硅电池阵列系统的综合效率为81.56%。 2.6.2 年理论发电量计算

根据所选工程代表年最佳倾斜面上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月

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及年峰值日照小时数。将太阳电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为1kW/m2条件下的等效小时数称峰值日照小时数（数值上等于以kWh/m2为单位的辐射量）。

由于太阳电池组件的峰值功率均在1kW/m2条件下标定，因此采用峰值日照 小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。 电站建成后各运行年计算年发电量An，可采用下式计算： An=逐年理论发电量×η式中： η—系统效率。

上网电量=理论发电量*综合效率。

本工程安装10MWp光伏组件，月峰值日照小时数及第一年发电量统计见下 表。

表2-3 本工程电池阵列峰值日照小时数及第一年发电量统计表 月份 日均辐射量( kWh/m2d ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 合计 数1785.4h。

本工程25年每年发电量及上网电量详见下表：

表2-4 本工程逐年发电量计算表 年份 1 2 3 4 5 衰减系数 1 0.991 0.982 0.973 0.964 14

月理论发电量(MWh) 月发电量(MWh) 1618.2 1604.4 1962.3 1953.0 1943.7 1815.0 1863.1 1956.1 1920.0 2011.9 1779.0 1590.3 1319.80 1308.55 1600.45 1592.87 1585.28 1480.31 1519.54 1595.40 1565.95 1640.91 1450.95 1297.05 17957.07 5.22 5.73 6.33 6.51 6.27 6.05 6.01 6.31 6.40 6.49 5.93 5.13 由表2-3可知，本工程第一年上网电量为17957.07MWh，年峰值日照小时

年发电量(MWh) 17957.07 17795.46 17633.84 17472.23 17310.62 等效利用小时数 1785.4 1769.3 1753.2 1737.1 1721.1

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 总和 平均 0.956 0.947 0.939 0.930 0.922 0.914 0.905 0.897 0.889 0.881 0.873 0.865 0.858 0.850 0.842 0.835 0.827 0.820 0.812 0.805 17166.96 17005.35 16861.69 16700.08 16556.42 16412.76 16251.15 16107.49 15963.84 15820.18 15676.52 15532.87 15407.17 15263.51 15119.85 14994.15 14850.50 14724.80 14581.14 14455.44 403621.09 16144.84 1706.8 1690.7 1676.4 1660.4 1646.1 1631.8 1615.7 1601.5 1587.2 1572.9 1558.6 1544.3 1531.8 1517.5 1503.3 1490.8 1476.5 1464.0 1449.7 1437.2 1605.2 15

3 项目经济可行性分析

3.1 工程设计概算

项目建设投资为12972.6万元，建设期利息363.52万元，固定资产价值为13336.12万元。单位千瓦静态投资12897.79元，单位千瓦动态投资13259.22元。

项目资金来源：本项目总投资为13366.29万元，其中资本金占总投资的20%，其余由国内银行贷款筹集，长期贷款利率为7.05%。

本项目运营期年平均上网电量为16144.84MWh，年平均等效利用小时数为1605.2小时。根据《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）规定，本项目运营期上网电价为1.0元/kWh（含增值税，不含增值税上网电价为0.8547元/kWh）。在计算期内，按不含税上网电价计算，项目第一年上网电量为17957.07MWh，发电收入为1534.79万元，25年累计收入为34497.49万元。[2]

表3-1 财务评价指标汇总表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 项目名称（单位） 装机容量（MW） 第一年上网电量（MWh） 总投资（万元） 建设期利息（万元） 流动资金（万元） 销售收入总额(不含增值税)（万元） 总成本费用（万元） 销售税金附加总额（万元） 发电利润总额（万元） 经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh） 经营期平均电价(含增值税)（元/kWh） 投资回收期（所得税后）（年） 全部投资内部收益率（所得税前）（%） 全部投资内部收益率（所得税后）（%） 全部投资财务净现值（所得税前）（万元） 全部投资财务净现值（所得税后）（万元） 自有资金内部收益率（%） 自有资金财务净现值（万元） 总投资收益率(ROI)（%） 投资利税率（%） 16

数值 10.058 17957.0704 13366.29 363.52 30.17 34497.49 21278.15 471.1 12748.24 0.8547 1 11.02 9.52 7.83 2540.37 756.41 10.67 912.78 5.63 3.96 备注 I=7.05% I= 7.05% I=8%

21 22 23 24 项目资本金净利润率(ROE)（%） 资产负债率（%） 盈亏平衡点（生产能力利用率） 盈亏平衡点（年产量）（MWh） 14.28 80.05 0.6226 11179.23 由上表可知：

（1）内部收益率：在计算期内所得税前全部投资财务内部收益率为9.52 %，所得税后全部投资财务内部收益率为7.83%，自有资金财务内部收益率为10.67%。

（2）财务净现值：在计算期内所得税前全部投资财务净现值为2540.37万元，所得税后全部投资财务净现值为756.41万元，自有资金财务净现值为912.78万元。

（3）投资回收期：在计算期内全部投资回收期为11.02年。

（4）总投资收益率为5.63%，投资利税率为3.96%，资本金利润率为14.28%。 以上数据表明，本项目具有一定的盈利能力。

3.2 财务评价结论

本项目财务评价按照现行财务会计制度，《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）规定，本项目运营期上网电价为1.0元/kWh（含增值税，不含增值税上网电价为0.8547元/kWh）。项目所得税前全部投资财务内部收益率为9.52%，所得税后全部投资财务内部收益率为7.83%，自有资金财务内部收益率为10.67%，投资回收期为11.02年。以上数据表明，本项目具有一定的盈利能力。

该项目的投资和发电量的变动对项目收益影响都比较大。因此，建议业主应切实落实资金筹措计划，在建设中加强管理和成本控制，严格控制投资的增加和成本的增加。同时当地政府如能在征地、施工用水、用电、所得税等各方面给予进一步的优惠政策和支持政策，则本项目的经济性会有更大的提高。

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4 结论和建议

本文从企业项目投资分析的实际出发，对项目技术、财务进行可行性分析可以得出：

1、项目电池组件综合技术、经济等多方面比较，选择合理经济可行。系统方案设计科学合理，建设技术成熟。

2、项目所得税前全部投资财务内部收益率为9.52%，所得税后全部投资财务内部收益率为7.83%，自有资金财务内部收益率为10.67%，投资回收期为11.02年，项目具有一定的盈利能力。项目的投资和发电量的变动对项目收益影响都比较大，建议业主应切实落实资金筹措计划，在建设中加强管理和成本控制，严格控制投资的增加和成本的增加。

综上所述，项目技术方案成熟可靠，经济效益和社会效益均显著，特别是我国是一个能源相对紧缺的国家，大力发展以太阳能为基础能源的太阳能电站项目，能有效解决未来有机生物体能源枯竭后能源危机，对于节约日益紧缺的石油能源，改善能源结构意义深远。该项目有着极大的市场空间和较高的投资效益，项目投资极具可行性。

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