光伏 充电桩可行性研究报告

综合智慧能源项目（光伏+新能源汽车充电桩）可行性研究报告2021年05月综合智慧能源项目（光伏+新能源汽车充电桩）批准:审核:编写:目录TOC\o"1-2"\h\u第一章工程概况 5项目背景 5项目概况 5第二章工程任务和规模 72.1场址现状 72.2工程建设必要性 82.3站址选择 92.4工程任务 102.5工程规模 11第三章资源分析 123.1区域气候概况 123.2区域太阳能资源概况 123.3太阳能资源评价 163.4太阳能资源分析结论 16第四章综合智慧能源系统方案 184.1光伏发电系统方案 184.2辅助技术方案 324.3新能源汽车充电桩 334.4综合智慧能源管理平台系统 344.5项目送出和消纳状况 35第五章投资及经济效益分析 375.1工程投资 375.2经济评价 39第六章结论及建议 41

第一章工程概况项目背景由于光伏发电产业显要的战略地位和巨大的市场潜力，近年来我国加大了对该产业的扶持力度，表明我国发展光伏发电产业正逢其时。这不仅是扩大内需、拉动投资、增加就业的需要，也是应对气候变化、调整能源结构、实现可持续发展的内在要求，更是抢占未来经济发展的制高点、提升我国光伏发电产业国际竞争力的战略之举。因此，本项目因地制宜利用****水务集团市区净水厂的闲置屋顶和空地建设分布式光伏是符合当前政策的。项目概况****市区净水厂位于***榆树路，设计供水规模为18万m3/日，2013年建成投产，现由水务集团控股的中法供水有限公司运营;2020年供水量为7.9万m3/日，水源为大伙房地表水，出厂水水质符合国家《生活饮用水卫生标准》。本次综合能源智慧项目拟选址在****市区净水厂，利用厂区内厂房混凝土结构的闲置屋顶和清水池上方闲置地面建设分布式光伏电站，并利用厂区内停车厂区域建设新能源充电桩设备。该净水厂年均用电负荷可达600万度电，且用电设备负荷运行具有规律性、稳定性等特点。并且同时得到了当地的XX等相关部门的认可和支持。对于****，通过该项目的建成及运行可以起到探索综合智慧能源管理相关经验并且同时可以获得一定的发电利润收益。对于净水厂，通过该项目可以为工业厂区的综合智慧能源项目增加丰富的先进理念，可以为****其他企业起到良好的示范带头作用，并且可以节省一定的电费成本，达到双向利好的示范效果。第二章工程任务和规模2.1场址现状***，辽宁省下辖地级市，位于辽宁省中南部，地处辽河三角洲中心地带，是辽河入海口城市;地势地貌特征是北高南低，由北向南逐渐倾斜;地理坐标处在东经121°25'至122°31'、北纬40°39'至41°27'之间。全市总面积4102.9平方公里。***地处北温带，属暖温带大陆性半湿润季风气候。气候的主要特征是:四季分明，雨热同季，干冷同期，温度适宜，光照充裕。春季风大雨少，气候干燥，夏季高温多雨，秋季晴朗，降温快，冬季严寒，降雪少。

本项目建设地点位于辽宁省****市区净水厂，市区净水厂坐标N:122.1469°E:41、1650°，项目地理位置详见下图2-1所示。本工程利用净水厂现有厂房屋顶及清水池上方空地新建分布式光伏电站，厂区内可利用屋顶面积约10000平米，清水池上方空地可利用面积约10800平米，***地区太阳能资源丰富，场址总体开阔，周边无大的遮挡物，阳光接收条件好，有利于光伏阵列的布置，适宜建设分布式光伏电站。市区净水厂现实施大工业电价，实行峰谷平分时电价，峰:0.7122元/kWh;平:0.4748元/kWh;谷:0.2374元/kWh。市区净水厂现每月电费约为32万元。厂区共有4台变压器，两台变压器容量为1000kVA，两台变压器容量为315kVA。本项目光伏发电规划接入厂区10kV配电系统。图2-1项目规划地理位置2.2工程建设必要性\o"十四五新闻专题"\t"/news/20210208/_blank"2.3站址选择2.3.1选址原则场址的影响。2.3.2选址依据的标准NB∕T32046-2018《光伏发电工程规划报告编制规程》GB50797-2012《光伏发电站设计规范》GB/T31155-2014《太阳能资源等级-总辐射》GB/T33699-2017《太阳能资源测量-散射辐射》GB∕T33698-2017《太阳能资源测量-直接辐射》（6）NB∕T32012-2013《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》2.3.3选址依据的条件优先选择太阳能资源丰富且日照时数稳定的地区;可利用面积较大，屋顶荷载满足建设条件且厂区白天用电量较大用电成本较高的场址。如果不能满足上述全部或部分条件，需要对项目进行初步技术经济分析。如太阳能资源不太丰富的地区，需分析发电量的影响。屋顶荷载不满足建设条件的建（构）筑物，应考虑加固及由此引起的费用增加等。厂区/园区用电量较小或用电成本较低，应分析电价的影响等。2.4工程任务部分替代峰、平电能，自发自用，余电上网，增加发电收益。2.5工程规模第三章资源分析3.1区域气候概况***地处北温带，属暖温带大陆性半湿润季风气候。气候的主要特征是:四季分明，雨热同季，干冷同期，温度适宜，光照充裕。春季风大雨少，气候干燥，夏季高温多雨，秋季晴朗，降温快，冬季严寒，降雪少。全市平均气温10.9℃，总降水量748.2毫米。3.2区域太阳能资源概况辽宁省是我国太阳能资源比较丰富的省份之一，年太阳总辐射量为4400~6900MJ/m2,其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。朝阳、锦州的部分地区年太阳总辐射值最大，在4800MJ/m2以上的，其中朝阳市建平县太阳总辐射在5000MJ/m2以上的，全省最高。辽宁省太阳能资源分布见下图3-1所示。图3-1辽宁省太阳能资源分布图本项目位于大洼区，位于辽宁省西南部、大辽河及双台子河下游的入海口、辽东弯的东北岸。地形单一以平原为主，多滩涂湿地，地势低洼平坦，平价海拔2.7m。本次根据Meteronorm7.2、NASA等使用较普遍的气象数据（1996~2015年）进行分析，见表3-1所示:表3-1场址区域年平均各月太阳总辐射量时段123456789101112年1996~2015237.2314.3442.1523.1616.3574.6527.0522.0459.4345.6229.0199.14988.5（1）****地区近30年的年平均日照时数为2521、3h，年日照百分率为57.5%。图3-2每月平均日照小时数柱状图从图3-3和图3-4中的辐射量年内变化图可以看出，站区年辐射量为4988.9MJ/m²，即1385.8kWh/m2左右。，直接辐射占比约为43.5%。其中5月辐射量最大，为167kWh/m2，12月最小，53kWh/m2。参照GB/T31155-2014《太阳能资源等级总辐射》，评估项目所在地太阳总辐射等级为很丰富，具有较好的开发优势。图3-3平均每月太阳总辐射量柱状图图3-4***地区太阳能年平均各月辐射柱状图图3-5日均水平总辐射量折线图3.3太阳能资源评价MeteonormMeteonorm数据判断太阳能资源。具体如下:站址全年总辐射量为;根据气象行业标准《太阳能资源评估方法》QX/T89-2008的划分标准，表明该区域太阳能资源属于“资源丰富”地区。表3-2我国太阳能区域划分标准年总辐射量（MJ/m²）年总辐射量（kWh/m²）资源丰富程度≥6300≥1750资源最丰富5040～63001400～1750资源很丰富3780～50401050～1400资源丰富＜3780＜1050资源一般3.4太阳能资源分析结论得出以下结论:（1）光伏电站所在地太阳能资源丰富，为全国太阳能资源“丰富”地区，具有良好的开发前景。（2）太阳辐射量年内变化幅度较大5月~8月份较大，9月~4410.4，年内变化幅度较大。（3）太阳能资源以春季和夏季总辐射较强，冬季较弱为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强、12月份辐射最弱。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31、7%、32.5%、20.8%和15%。（4）从日平均状况看，10～14时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的79.1%，是最佳太阳能资源利用时段，11～12时辐射最强。（5）场址区域日照时数以7.5h/天左右的天数最多，全年可达到48.2天，占13.2%;5.1～11、0h/天区间的天数较多，总天数为216.3天，可占全年的59.3%。太阳能资源稳定程度为稳定等级。（6）根据行标QT/T89-2018太阳能资源区划结果，该区域的年均总辐射量在5040~6300MJ/m2之间，属于太阳能资源很丰富地区。（7）场址区域太阳能辐射年最佳倾角为38°，最佳倾角面年太阳总辐射量约为5824.8MJ/m²。综上所述，本场区太阳能资源分布特点较适合建设分布式光伏电站。第四章综合智慧能源系统方案4.1光伏发电系统方案4.1、1光伏组件选型规模使用，也不适合本项目。晶硅光伏组件。表4-1主要光伏组件性能比较表单晶硅组件多晶硅组件非晶硅薄膜组件多元化合物薄膜组件聚光型组件制造水平工艺成熟，型号多样能够大规模生产大规模生产尚不能商业化大规模生产技术成熟度成熟成熟成熟成熟不成熟光电转换率商用效率14%～18%商用效率13%～17%5%～9%13%～28%25%～30%衰减率25年衰减约20%25年衰减约20%25年衰减约40%——环境适应性适宜于直射辐射量较大的地区;高温时性能下降适宜于直射辐射温时性能下降适应于散射辐射适宜于外空间或其它较特殊使用场合适应于总辐安装方式多种安装方式多种安装方式多种安装方式多种安装方式须安装追日跟踪系统，跟踪精度要求较高占地面积固定式安装占地面积相对较小;其它安装方式占地面积较大固定式安装占地面积较大40%—占地面积较大维护要求定安装方式不需维固定安装方式不机械维护表面需定期清洗;固定安装方式不机械维护—表面需定期较长，约25年较长，约25年较短较长较长价格相对较低，比多晶硅组件略高相对较低相对最低相对较高相对较高21、5%19.5%。表4-272片量产单多晶硅组件主要性能特征多晶硅电池单晶硅电池效率18.1%-19.6%19.0%-20.0%LID1、5%1、5%年衰减率0.5%～0.7%0.5%～0.7%附加峰值功率1%～3%1%～3%峰值功率误差-3%～+3%-3%～+3%全面保值期4～10years4～10years10年效率保障值90%～92.5%90%～92%25年效率保障值80.7%～85.5%80.2%～85%优缺点效率高、技术成熟效率高、技术成熟、成本高温度系数0.36～0.41Pmax%/°C0.37～0.39Pmax%/°C峰值功率温度系数、输出功率公差等。较小。综上所述，组件种类单位单晶组件峰值功率Wp540开路电压V50.01短路电流A3.61工作电压V42.45工作电流A12.84外形尺寸MM2256×1136重量kg32.8峰值功率%/℃-0.35温度系数开路电压%/℃-0.275温度系数短路电流%/℃0.045温度系数首年功率衰降%2次年功率衰降%0.55组件效率%214.1、2逆变器选型目前应用于光伏系统的逆变器主要有组串式逆变器和集中式逆变器两种，本部分将定性分析并比选两种方案。1）集中式逆变器系统依次包括:光伏组件，直流电缆，汇流箱，直流电缆，直流汇流配电，直流电缆，集中逆变器，隔离变压器，交流配电，电网。一般用于荒漠电站，地面电站等大型发电系统中，系统总功率大，一般是兆瓦级以上的。它主要优势有:(a)逆变器数量少，可以集中安装，便于管理;(b)逆变器元器件数量少，故障点少，可靠性高;(c)谐波含量少，直流分量少，电能质量高;(d)逆变器集成度高，功率密度大，成本低;(e)逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高;(f)有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。主要缺点有:(a)直流汇流箱故障率较高，影响整个系统。(b)集中式逆变器MPPT电压范围窄，一般为500-820V，组件配置不灵活。在阴雨天，雾气多等光资源一般的地区，发电时间短。(c)逆变器机房需要专用的机房和设备、安装部署困难。(d)逆变器自身耗电及机房通风散热耗电，系统维护相对复杂。(e)集中式并网逆变系统中，组件方阵经过两次汇流到达逆变器，逆变器最大功率跟踪功能(MPPT)不能监控到每一路组件的运行情况，因此不可能使每一路组件都处于最佳工作点，当有一块组件发生故障或被阴影遮挡，会影响整个系统的发电效率。(f)集中式并网逆变系统中无冗余水平，如果有发生故障停机，整个系统将停止发电。2）组串式逆变器系统依次包括:组件，直流电缆，逆变器，交流配电，组串式逆变器，电网。适用于中小型屋顶光伏发电系统，小型地面电站。它主要优势有:(a)组串式逆变器用模块化设计，每个光伏串对应一个逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是不受组串间模块差异，和阴影遮挡的影响，同时减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大程度增加了发电量。(b)组串式逆变器MPPT电压范围宽，一般为200-800V，组件配置更为灵活。在阴雨天，雾气多等光资源一般的地区，发电时间长。(c)组串式并网逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装都非常方便，不需要专业工具和设备，也不需要专门的配电室，在各种应用中都能够简化施工、减少占地，直流线路连接也不需要直流汇流箱和直流配电柜等。组串式还具有自耗电低、故障影响小、更换维护方便等优势。主要缺点有:(a)电子元器件较多，功率器件和信号电路在同一块板上，设计和制造的难度大，可靠性稍差。(b)使用分立功率器件的逆变器电气间隙小，不适合高海拔地区(使用功率模块的逆变器不受影响)。户外型安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化。(c)不带隔离变压器设计，电气安全性稍差，(薄膜组件负极接地系统要外加隔离变压器)，直流分量大，对电网影响大。(d)多个逆变器并联时，总谐波高，单台逆变器THDI可以控制到2%以上的，但如果超过100台逆变器并联时，总谐波会迭加，而且较难抑制。(e)逆变器数量多，总故障率会升高。综上所述，根据跟工程规模及布置情况，本工程适合用组串式逆变器。厂区屋顶规划选用9台100KW的逆变器，容配比为1、198,。地面选用6台100KW的逆变器，容配比为1、15。其谐波电流含量小于3%，满足GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。型号100直流输入最大输入电压（V）1100每路最大输入电流（A）26额定输入电压（V）585VMPPT跟踪范围（V）550V~850VMPPT数量9交流输出额定交流输出功率（kW）100最大交流输出功率（kW）110额定输出电压（V）380工作频率范围（Hz±%）50Hz中国效率（%）98.30%最大效率（%）98.70%功率因数0.8（超前）~0.8（滞后）尺寸宽×高×厚（MM）1051×660×362.5重量（Kg）894.1、3光伏方阵运行方式选择项目经济效益。综合以上的因素，本项目在混凝土屋顶铺设角度约为15度，地面铺设角度约为38度。图4-1平屋面光伏板布置示意图图4-2地面固定倾角光伏板布置示意图4.1、4光伏系统总体方案设计本项目利用市区净水厂屋顶区域和地面区域拟建分布式光伏系统，屋顶光伏组件用15°固定倾角的方式，方位角-10°。通过行业通用光伏发电系统计算软件PVsyst，对固定倾角15°进行计算，综合接收面辐射量、间距及组件方位角等要素，得出接收面上所接收到的年总辐射量是5461、2MJ/m²，如图4-3所示。图4-3PVsyst辐射量计算地面光伏组件用38°固定倾角的方式，方位角南偏西10°。通过行业通用光伏发电系统计算软件PVsyst，对固定倾角38°进行计算，综合接收面辐射量、间距及组件方位角等要素，得出接收面上所接收到的年总辐射量是5803.2MJ/m²，如图4-4所示。图4-4PVsyst辐射量计算组件规格540Wp，尺寸2256*1133*35MM，组件重量32.3kg，屋顶共布置1998块光伏组件，装机容量为1、079MWp，地面共布置1278块光伏组件，装机容量为0.69MWp。光伏方阵通过组件串、并联组合而成，光伏组件的串联须满足逆变器的直流输入电压、输入功率的要求。本工程拟用540Wp单晶硅光伏组件，在计算组件串联数量时，需要考虑组件的开路电压温度系数。随着光伏组件温度的增加，开路电压减小;相反，组件温度降低，开路电压增大。为了保障逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，在计算电池板串联电压时应考虑当地的最低环境温度进行计算，并得出串联的电池个数和直流串联电压（保障逆变器对光伏组件最大功率点MPPT跟踪范围）。光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持相同，光伏组件串的串联数量应按下列的公式计算:式中:Voc——光伏组件的开路电压（V）;Vpm——光伏组件的工作电压（V）;t——为光伏组件工作条件下的极限低温（℃）;t′——为光伏组件工作条件下的极限高温（℃）;Kv——光伏组件的开路电压温度系数;Kv′——光伏组件的工作电压温度系数;N——光伏组件的串联数（S向下取整）;VdCMax——逆变器的最大直流输入电压;Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）;Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）;从公式中可以看出，组串的光伏组件串联数量由组件电气参数、光伏逆变器直流输入电压参数、气象条件确认。设计原则是:组串开路电压应小于组件最大系统电压，并小于光伏汇流直流升压一体机最大直流输入电压;组串最低工作电压应大于光伏逆变器最低直流输入电压，并小于光伏逆变器MPPT电压范围的上限;系统启动时，组串最低工作电压应大于光伏逆变器启动电压，启动时的光照强度要求尽可能较小，工作温度要求尽可能较高。将单晶硅光伏组件的数据代入计算得到地面组件串为18块/串，共1278块。屋顶计算得到屋顶组件串为18块/串，共1998块。屋顶与地面共计3276块。地面光伏发电系统设置6个发电单元，每个发电单元由213块光伏组件构成，功率为115.02kWp，18块光伏组件串联成一路光伏组件串，11路或12路光伏组件串接入一台100kW的逆变器作为一个发电单元。屋顶光伏发电系统设置9个发电单元，每个发电单元由222块光伏组件构成，功率为119.88kWp，18块光伏组件串联成一路光伏组件串，12路或13路光伏组件串接入一台100kW的逆变器作为一个发电单元。与净水厂10kV配电系统连接，并具体接网方案以通过审批的接入系统意见为准。4.1、5系统效率系数计算根据太阳辐射资源分析所确认的光伏电场多年平均年直射辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，按《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）计算方法进行光伏电场年发电量估算。光伏发电站第一年上网电量Ep计算如下:式中:HA——水平面太阳能直射辐照量（kWh/m2）;ES——标准条件下的辐照度（常数=1kWh/m2）;PAZ——光伏系统的安装容量，是光伏系统中太阳能组件标准输出功率的总和(kWp)。K——综合效率系数。根据光伏发电系统的构成及光伏组件的光电转换特性，电站的发电量主要取决于太阳总辐射量及逆变器的转换效率，同时又受到多种因素影响。综合效率系数K是考虑了包括:光伏组件类型、光伏方阵的倾角、方位角、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染、光伏组件转换效率偏离等各种因素后的综合性的光电转换效率。综上所述，系统的效率K=K1K2K3K4K5K6K7=1×99%×98.5%×98.3%×96.53%×96.5%×93.73%=0.836考虑到光伏方阵的倾角和方位角修正系数，得出光伏发电站综合修正系数见表4-4。表4-5综合修正系数序号修正系数名称数据1光伏组件类型修正系数1、02光照利用率0.993光伏发电系统可用率0.9854逆变器效率修正系数0.9835集电线路损耗修正系数0.96536光伏电池组件表面污染修正系数0.9657光伏组件转换效率修正系数0.9373综合修正系数0.8364.1、6光伏系统发电量计算光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，根据组件供货厂家提供的质量保障:10年衰减不超过10%，25年衰减不超过20%。本项目工程按1、769MW，25年年上网电量计算结果如下:表4-6光伏电场全寿命上网电量计算表年份发电量年利用小时年份发电量年利用小时（MWh）数（h）（MWh）数（h）第1年2294.21951300.577948第14年2085.04151181、99631第2年2282.05221293.680385第15年2070.90771173.98395第3年2268.85691286.200057第16年2057.61351166.44756第4年2254.63281278.136508第17年2044.89291159.23633第5年2239.39551269.498583第18年2031、78061151、80306第6年2222.43431259.88339第19年2017.88681143.92675第7年2203.95531249.407766第20年2002.85791135.40697第8年2185.02831238.678175第21年1984.7741125.15532第9年2166.0111227.897392第22年1963.69291113.20459第10年2147.27051217.273526第23年1941、57031100.66343第11年2130.07351207.52466第24年1918.78781087.74818第12年2114.51221198.703061第25年1895.72991074.67681第13年2099.54271190.21695本工程25年的总发电量约为52623.5205MWh，其25年平均年发电量2104.94MWh，平均年等效利用小时数为1193h。4.2辅助技术方案4.2.1光伏组件清洗本项目所在地区对光伏电站影响较大的大气污染物主要是颗粒物，包括粉尘、雾、飞灰、悬浮颗粒物等，另外鸟粪及其它杂物也会造成面板污染，雨后、结露造成的灰尘粘结对面板的污染较为严重。要求组件用自洁涂层表面，以充分利用雨水冲洗保持清洁。行不定时冲洗。清洗方案可考虑在春、夏、秋季约45～60天清洗一次，冬季因气温较低，为防止结冰，不进行清洗。4.2.2积雪清理光伏组件表面发生积雪所将严重影响发电效率，因此应采取措施防止组件表面长时间积雪。要求项目所用光伏组件上表面应为玻璃表面，并涂敷自洁涂层，以保障高光滑度，不易积雪。本项目光伏组件用38°，15°安装倾角，倾角较大，有一定的防积雪功能。另外倾角较大使得组件冬季接受太阳辐射量也较大，组件运行后表面升温较快，也不易积雪。由于以上的气候情况及光伏组件自身特点，及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面一般不会出现长时间积雪情况。一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪、清雪措施。4.3新能源汽车充电桩4.4综合智慧能源管理平台系统智慧能源综合服务解决方案包括智慧能源综合服务平台、云节点网关机、智能监测终端、移动app等，主要如下:图4-6系统组网图1、智慧能源综合服务平台解决方案由智慧用能云平台、智慧能效云平台、智慧能源（光伏发电）云平台、配套APP及云节点网关机、多功能智能表计组成。2、智慧用能云平台是智慧能源综合服务平台的组成单元（平台包括用电管理、能效管理、发电能源管理等单元），该管理系统单元即可作为单独的应用提供给客户，也可以与其它单元组合为客户提供综合服务。用能管理作为单独应用主要是给客户提供全面的用电信息、用电分析和便捷的运维，提高用电安全性和经济性;配用电管理与智慧能源云平台结合，可为智慧能源提供整体（分时用电信息，光伏能量流向）用电信息。3、能效管理系统是智慧能源综合服务平台的组成单元（平台包括智慧能源、配用电管理、智慧能效管理等组成单元），该管理系统单元即可作为单独的应用提供给客户，也可以与其它单元组合为客户提供综合服务。智慧能效云平台作为单独应用主要是给客户提供全面的用能信息（能耗、能源花费等）及节能建议（设备节能、工艺节能等），提高能源利用效率;能效管理系统与电子商城结合，可为电子商城提供不同客户的用能特性（电量、容量、需量信息等及用能时段信息）与不同分布式发电单元的分时段可用电量信息，为发电单元合理匹配负荷提供参照。智慧能源平台作为单独应用主要是给客户提供光伏（风电、储能等）发电监测（发电量、逆变器状态、告警等），提高光伏发电效率，降低客户运维成本，帮助客户提高光伏发电收益。配套APP实现移动化办公管理，进入互联网+时代。4.5项目送出和消纳状况本项目暂规划光伏发电接入厂区10kV配电系统。最终接入系统方案以电网公司审查意见为准。由于本项目为分布式能源自发自用，余电上网，因此不存在限电情况。负荷曲线如图所示。通过对比，在全天发电时段，光伏分时发电量远低于负荷用电量。经济评价时需考虑光伏发电与负荷用电同时概率问题，故按自发自用电量比例为85%，上网电量比例为15%测算收益情况。典型日用电负荷曲线及PVsyst典型日光伏分时发电量曲线，如图4-7所示。图4-7负荷曲线由于本项目自发自用比例较好，对于公司该板块产业布局、技术及经验储备起到一定的作用，下一步工作计划如下:（一）建议尽快与地方XX签订《项目开发协议》，并开展工作。（二）鉴于地方XX对我公司在该地区发展新能源给予大力支持，建议尽快开展项目前期工作。第五章投资及经济效益分析5.1工程投资光伏按单晶硅光伏组件1、82元/瓦（根据市场行情估算价格，最终以实际价格为准），逆变器0.18元/瓦，工程静态投资787.74万元，动态投资791、40万元。详见工程估算表。01工程总概算表编号工程或费用名称设备购置费(万元)建安工程费(万元)其他费用(万元)合计(万元)占总投资比例（%）一设备及安装工程478.65117.10595.7575.281发电设备及安装工程396.10104.72500.822变电站设备及安装工程42.506.3848.883控制保护设备及安装工程34.005.1039.104其它设备及安装工程2.550.382.935充电桩3.500.53二建筑工程51、0051、006.441其它工程51、0051、00三其他费用125.55125.5515.861项目建设用地费0.000.002项目建设管理费77.6177.613生产准备费12.9412.944勘察设计费30.0030.005其他5.005.00一至三部分投资合计772.3097.59四基本预备费15.451、95工程静态投资（一～四）部分合计787.7499.54五价差预备费建设投资787.7499.54六建设期利息3.660.46七工程总投资合计791、40100.00单位千瓦的静态投资