铁路客站光伏发电设计与计算

铁路客站光伏发电的模式选择与计算http://www.hbcas.com.cn 2010-8-27 0:00:00 冯星明 汪隽 （中南建筑设计院，武汉市 430071）摘 要： 通过工程设计实例对光伏发电在新建铁路客运站房中的应用进行技术和经济性分析， 主要内容包括国家新能源政策的理解分析、新建铁路客站项目如何应用光伏建筑物一体化模式（ BIPV）进行光伏发电系统的设计、并网发电系统的设计方法、发电量计算和经济性分析。关键词： 光伏发电、铁路客站、光伏建筑物一体化模式（ BIPV）、并网发电、非晶硅薄膜太阳能电池、太阳能年发电量、节能减排。1. 前言随着太阳能光伏系统在北京南站、上海站和青岛站的成功运用，标志着太阳能光伏技术在火车站中的应用已基本走向成熟，武汉火车站、西宁火车站等一批新建客站也正在进行光伏发电系统的设计，本文通过西宁火车站的光伏系统设计探索光伏建筑一体化模式（ BIPV）在铁路客站设计中应采用的最佳方式，并阐述国家新能源政策对光伏发电系统设计中的指导意义，介绍并网发电系统的组成、年发电量的计算方法和经济性分析。2. 国家新能源政策我国财政部、住房和城乡建设部自 2006 年起组织的《可再生能源建筑应用示范项目》，截止 2008 年底已立项 363 项，其中有 71 项为太阳能光电应用项目，这也是太阳能光电建筑应用示范性的开端。2009 年 3 月 26 日，国家财政部、住房和城乡建设部出台了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》（财建 [2009] 128 号）及《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》 （财建 [2009]129 号，以下简称《补助办法》），对我国太阳能光电建筑的规模化推广起实质性的推动作用。2009 年 7 月 16 日 , 国家财政部、科技部和国家能源局再次出台《关于实施金太阳示范工程的通知》（财建 [2009]397 号，以下简称《金太阳》），进一步促进了光伏发电产业技术进步和规模化发展。2.1 补助资金的支持范围：根据《补助方法》，财政补助资金支持范围包括：（一）城市光电建筑一体化应用，农村及偏远地区建筑光电利用。（二）太阳能光电产品建筑安装技术标准规程的编制。（三）太阳能光电建筑应用共性关键技术的集成与推广。根据《金太阳》，财政补助资金支持范围包括：（一）利用大型工矿、商业企业以及公益性事业单位现有条件建设的用户侧并网光伏发电示范项目。（二）提高偏远地区供电能力和解决无电人口用电问题的光伏、风光互补、水光互补发电示范项目。（三）在太阳能资源丰富地区建设的大型并网光伏发电示范项目。（四）光伏发电关键技术产业化示范项目。（五）光伏发电基础能力建设。显然，铁路客站，特别是边远地区和太阳能丰富地区客站，采用 BIPV 和并网发电模式，符合国家财政补助支持范围。2.2 补助资金支持项目的符合条件：根据《补助方法》，补助资金支持项目的符合条件为：单项工程应用太阳能光电产品装机容量应不小于 50kWp；应用的太阳能光电产品发电效率应达到先进水平， 其中单晶硅光电产品效率应超过 16％， 多晶硅光电产品效率应超过 14％， 非晶硅光电产品效率应超过 6%； 优先支持太阳能光伏组件应与建筑物实现构件化、一体化项目；优先支持并网式太阳能光电建筑应用项目；优先支持学校、医院、政府机关等公共建筑应用光电项目。根据《金太阳》，纳入金太阳示范工程的条件；单个项目装机容量不低于 300kWp；建设周期原则上不超过 1 年，运行期不少于 20 年；并网光伏发电项目的业主单位总资产不少于 1 亿元，项目资本金不低于总投资的 30％；独立光伏发电项目的业主单位，具有保障项目长期运行的能力。2.3 财政补助标准：根据《补助方法》， 2009 年补助标准原则上定为 20 元 /Wp，具体标准将根据与建筑结合程度、光电产品技术先进程度等因素分类确定。根据《金太阳》，由财政部、科技部、国家能源局根据技术先进程度、市场发展状况等确定各类示范项目的单位投资补助上限。并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的 50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的 70%给予补助。2.4 铁路客站的光伏发电项目符合政策支持的条件：根据以上国家政策，铁路客站的光伏发电系统应按下列要求设计：（ 1）采用光电建筑一体化（ BIPV）模式。（ 2）采用并网发电方式。（ 3）装机容量不低于 300KWp（峰值功率）。（ 4）多晶硅光电产品效率应超过 14％，非晶硅光电产品效率应超过 6%。运行期不少于 20 年。3. 光伏建筑物一体化模式（ BIPV）太阳能光伏建筑一体化（简称 BIPV， 即 Building Integrated Photovoltaics ）是将光伏发电与建筑相结合的应用形式。它既是具有建筑功能的电站，又是具有发电功能的建筑。系统主要包括光伏建筑构件、并网逆变器、控制器、配电箱等。3.1 BIPV 的优越性：（ 1）可原地发电、原地使用，减少电流运输过程的费用和能耗，最有可能使光伏发电成本接近煤炭发电成本。（ 2）避免了放置光电阵板的额外占用宝贵的建筑空间，与建筑结构合一，省去了单独为光电设备提供的支撑结构。（ 3）使用新型建筑维护材料，节约了昂贵的外装饰材料（屋顶、玻璃幕墙等），减少建筑物的整体造价，不影响建筑外观。（ 4） 因日照处在电网用电高峰期， BIPV系统除保证自身建筑内用电外， 还可以向电网供电， 舒缓了高峰电力需求， 解决电网峰谷供需矛盾，具有极大的社会效益；（ 5）由于光伏陈列安装在屋面和墙面上，并直接吸收太阳能，避免了墙面温度和屋顶温度过高，降低了空调负荷，并改善了室内环境。3.2 BIPV 两种主要应用形式：（ 1）并入公共电网（ 2）独立网 (BIPV 与半导体照明系统结合 ) 可应用于建筑幕墙、屋顶、遮阳棚、采光天窗、景观回廊等位置。3.3 太阳能光电建筑一体化 (BIPV) 主要安装类型包括：（ 1）建材型，指将太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为不可分割的建筑构件或建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材、玻璃光伏幕墙、光伏采光顶等；（ 2）构件型，指与建筑构件组合在一起或独立成为建筑构件的光伏构件，如以标准普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成雨蓬构件、遮阳构件、栏版构件等（ 3）与屋顶、墙面结合安装型，指在平屋顶上安装、坡屋面上顺坡架空安装以及在墙面上与墙面平行安装等形式。铁路客站由于有大面积的屋顶，非常适合采用太阳能电池板直接作为屋面材料使用，节省大量的建筑材料费用。目前常用的且已商业化的太阳能电池是晶体硅（单晶硅和多晶硅）太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池等硅系列太阳能电池。由于晶体硅电池造价高，对光强要求较高，需要合适的安装角度，在 BIPV 应用中，非晶硅薄膜电池无疑具有更大的优势。4. 非晶硅薄膜太阳能电池目前已经能进行产业化大规模生产的薄膜电池主要有 3 种：硅基薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池 (CIGS)、碲化镉薄膜太阳能电池 (CdTe)。其中 CdTe电池由于材料有毒，不宜推广， CIGS电池需要消耗稀有金属元素 In 和 Ga，同时生产稳定性控制较难，因此，硅基薄膜太阳能电池是目前最为成熟的薄膜电池产品，随着其转换效率的逐步提高和光衰控制的完善（可稳定控制在 15%以内），已发展至第三 ~五代，有望成为未来薄膜太阳能的主流产品。硅在地球中的含量占到 26%，仅次于氧，为地球上储量第二位的元素。因此，没有一种薄膜电池在长远来看可以和硅基薄膜电池相比。非晶硅薄膜太阳能电池的成本低，便于大规模生产，普遍受到人们的重视并得到迅速发展。非晶硅作为太阳能材料 , 虽然目前电池转化效率一般在 6%-9%。但由于其具有高温性能好、弱光响应好 ( 非晶硅材料的吸收系数在整个可见光范围内，在实际使用中对低光强光有较好的适应性 ) 、充电效率高等特点 , 有着很大的潜力。4.1 非晶硅电池具有的优势（ 1）非晶硅具有较高的光吸收系数，特别是在 0.3-0.75um 的可见光波段，它的吸收系数比单晶硅要高出一个数量级。因而它比单晶硅对太阳能辐射的吸收率要高 40 倍左右 , 用很薄的非晶硅膜 ( 约 1um厚 ) 就能吸收 90%有用的太阳能。这是非晶硅材料最重要的特点。也是它能够成为低价格太阳能电池的最主要因素。（ 2）制备非晶硅的工艺和设备简单，淀积温度低，时间短。适于大批生产 . 制作单晶硅电池一般需要 1000 度以上的高温，而非晶硅电池的制作仅需 200 度左右。因而造价较晶硅低。（ 3）由于非晶硅没有晶体硅所需要的周期性原子排列，可以不考虑制备晶体所必须考虑的材料与衬底间的晶格失配问题。因而它几乎可以淀积在任何衬底上 , 包括廉价的玻璃衬底，并且易于实现大面积化。（ 4）制备非晶硅太阳能电池能耗少 , 约 100 千瓦小时，能耗的回收年数比单晶硅电池短很多。（ 5）与晶体硅太阳电池比较，非晶硅薄膜太阳电池具有弱光响应好，充电效率高的特性。使得非晶硅太阳电池无论在理论上和实际使用中都对低光强有较好的适应。越来越多的实践数据也表明，当峰值功率相同时，在晴天直射强光和阴雨天弱散射光环境下，非晶硅太阳能电池板的比功率发电量均大于单晶硅、 多晶硅太阳电池。 更有数据表明， 在相同环境条件下， 非晶硅太阳电池的每千瓦年发电量要比单晶硅高 8%，比多晶硅高 13%。（ 6） 非晶硅玻璃更易于与建筑物结合， 直接作为建筑物的一部分， 其薄膜特性可以做出多种形式， 因而可用作屋顶瓦、 采光顶和玻璃幕墙，美观实用。同时节省建筑造价。4.2 非晶硅薄膜太阳电池在火车客站的应用非晶硅薄膜太阳电池的光电转换效率低于晶体硅电池，因而同样的发电功率，需要更大的电池板面积，这一弱点在火车客站项目中相反变成了优点，一方面，火车客站站房具有较大的顶棚面积，如西宁火车站就有 11 万平方米的屋顶面积，非常适合采用非晶硅薄膜电池，另一方面，非晶硅电池取代了大面积的屋面建筑材料，节省的建筑材料费用无疑大大超过采用晶体硅太阳电池所节省的建筑材料，降低了光伏系统成本。非晶硅薄膜电池具有半透明特性，可以用作采光顶和采光窗，其透光率和颜色根据建筑效果需要可有多种选择性，这也是晶体硅电池所不具备的优点。因此，火车客站的 BIPV 设计宜优先采用非晶硅薄膜太阳能电池。5. 西宁火车站工程设计实例5.1 基础数据从全国太阳年辐射总量的分布来看，西部和北部的西藏、青海、新疆、宁夏、甘肃、内蒙等地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。西宁市为青海省会城市，位于北纬 36.75 度，地处青藏高原河湟谷地南北两山对峙之间，统属祁连山系。市区海拔 2261 米，年平均降水量 380 毫米，蒸发量 1363.6 毫米，年平均日照为 2473 小时，年平均气温 6 摄氏度，最高气温 34.6 摄氏度，最低气温零下 18.9 摄氏度，属大陆高原半干旱气候。太阳能年平均日辐射量 16777MJ/m2.a。5.2 设计概述西宁火车站位于青海省西宁市市区，站房最高聚集人数 5000 人。为大型铁路站，分为出站层、站台层、高架候车层、商业夹层等，站房建筑面积为 81394m2，雨棚建筑面积为 77575m2。西宁火车站太阳能发电项目采用 BIPV 并网发电方式，在车站南站房屋顶上安装非晶硅薄膜光伏电池构件（光伏玻璃瓦），代替原来的屋面压型钢板瓦，光伏瓦总面积为 6700 平方米，形成 375KWp总功率的光伏发电系统，光伏系统发出的电力通过光伏专用逆变器引入南站房变电所，并网运行。5.3 太阳能电池板设计5.3.1 电池选型本工程采用非晶硅薄膜太阳能电池玻璃瓦（电池片来自德国 Ersol Thin Film 公司）。单片光伏玻璃参数为：光电转换效率： 6.8% 单板峰值功率： 90Wp 峰值电流： 0.89A 短路电流： 1.1A 峰值电压： 100.8V 开路电压： 135.1V 尺寸： 1336*1136mm 厚度： 22mm 重量： 54.6kg 颜色：自然色（薄膜电池原片本色为茶红色，可使产品向冷色调作不同程度调整）透光率： 21% 寿命： 20 年以上降噪：～ 30dB 可抗风压： 3.84KN/m2 传热系数：～ 2.5W/m2K 安装方式：隐框工作温度： -40℃～ 85℃5.3.2 结构设计本项目主要利用薄膜型太阳能电池产品以光伏瓦的形式来进行光电建筑一体化设计；在南站房两侧屋顶水平面上将薄膜型太阳能电池以光伏瓦的形式，用隐框玻璃幕墙的施工安装方式进行设计安装。具体设计施工规范参考《屋顶工程技术规范》（ GB50345-2004）与《玻璃幕墙工程技术规范》（ JGJ102-2003）。在满足其功能性和结构行要求的同时提高建筑整体的节能指标，美化建筑形象。另外一体化光电产品取代原屋面瓦，大大节约了光电系统的造价。系统风荷载及雪荷载标准值按 ω k＝ β Zμ Zμ SＷ O的标准计算公式进行计算和审核， 选择合适的钢材和主要受力铝合金型材。 由结构专业进行复核，结构设计使用年限为 70 年。5.4 并网系统设计5.4.1 基本并网系统设计本项目形成的 375KWp太阳能光电建筑一体化电站并网系统，主要根据不同的建筑结构形式，由光伏建筑构件、光伏逆变器、配电箱等设备构成多种形式的子系统，本电站的总并网系统设计即是由这些子系统组合而成。硅薄膜电池集中逆变器子系统见图 5-2 。5.4.2 并网系统配置方案根据不同的建筑特点，针对建筑进行专门的并网系统设计。根据选用的光电建筑一体化产品种类及数量，配置并网逆变器的类型与数量。电路设计采用先串联再并联的方式组成合适的并网系统。根据 5.3.1 节中电池板单板参数，设计结果如下：根据工作电压选择串联数：电池板串联数 =500V／ 100V=5（串），根据分组电流选择并联数：电池板并联数 =6／ 1=6（并）根据总峰值功率选择组数：电池板组数 =(375000／ 90) ／ 30=140（组）电池板总片数 =140× 30=4200（片）实际总峰值功率为 4200× 90=378KWp 55KW 逆变器数量 =378／ 55=7（台）屋面电池板总面积 =4200×（ 1.336 × 1.136 ）× 1.05=6700（ m2）具体设计方案和系统配置表如下：并网系统配置表实施地点单元分布装机容量 (Wp) 串并联情况开路电压工作电压最大电流逆变器选择西宁火车站站顶左右两侧 378000 5 串 6 并分 70组 675V 500V 30A 55KW*7 5 串 6 并分 70组 675V 500V 30A 综合目前国内外逆变器技术经济指标，本项目初步确定选用国际知名厂家 Power-one 的并网逆变器设备。其主要技术指标如下：5.4.3 电网接入情况根据不同太阳电池阵列选用不同类型、功率并网逆变器就近接入公共电网。接入电网设备就是光伏并网逆变器本身，它是一种用于光伏电源和电网接口之间的静态功率变换器。光伏并网逆变器通过适当的隔离电器跨接在光伏直流系统与市电电网之间。并网逆变器自动跟踪电网电压、频率、相位，将光伏系统的直流电变换成适合于电网使用的交流电。光伏系统通过并网逆变器向当地交流负载和向电网发送电能的质量必须受控，在电压偏差、频率、谐波、和功率因素方面必须满足使用要求并符合相关标准。出现偏离标准的越限情况，光伏并网逆变器必须能检测到偏差并将光伏系统与电网安全断开。除非另有要求，光伏并网逆变器应保证在电网接口处可测量到电能质量参数（电压、频率等）。（ 1）电压偏差：为了使当地交流负载正常工作，光伏并网逆变器输出电压必须与电网相匹配。正常运行时，电网接口处的电压允许偏差符合 GB/T12325标准的规定：三相电压的允许偏差为额定电压的± 7%，单相电压允许偏差为额定电压的 +7%、 -10%。（ 2）频率：光伏并网逆变器并网时，其输出交流电必须与电网同步运行。电网额定频率为 50Hz，光伏并网后的逆变器输出频率允许偏差应符合 GB/T15945标准的规定，即偏差值允许± 0.5Hz。（ 3）谐波和波形畸变：光伏并网逆变器的输出具有较低的电流畸变，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。其总谐波电流小于额定输出的 5%。各次谐波限制在 GB/T19939标准 5.3 节规定的范围之内。（ 4）功率因素：当光伏并网逆变器输出大于其额定输出的 50%时，平均功率因素不小于 0.9 （超前或滞后）。（ 5）电压不平衡度：光伏并网逆变器并网运行（仅对三相输出），电网接口处的三相电压不平衡度不超过 GB/T15543规定的数值，允许值为 2%，短时不超过 4%。（ 6）直流分量：光伏并网逆变器并网运行时逆变器向电网馈送的直流分量不超过其交流额定值的 1%。5.4.4 接入系统其他设施光伏并网发电采用就近并网的原则，就近选择交流电网低压输电线缆、配电开关箱的接入点接入电网。为了保证接入电网的安全性，除了光伏并网逆变器所具有的电能质量和安全保护功能外，系统还设置了如下保护功能措施（ 1） 隔离开关： 为方便维护、 测试、 和检修并网系统， 光伏系统与电网的连接处， 按 GB/T50054标准第 2.1.3 、 2.1.4 、 2.1.5 、 2.1.6 、 2.1.7 、2.1.8 条要求选用设置隔离电器。绝对禁止采用电子式开关。（ 2）防雷和接地：光伏系统和并网接口设备的防雷措施选用电涌保护器，具体按 GB/T50057标准的规定设计。（ 3）隔离变压器：为了更可靠地将系统交、直流隔离。防止光伏并网逆变器的电子开关元器件将交流电串入太阳光伏阵列、将光伏阵列的直流电串入市电电网，常常在光伏并网逆变器与市电接口处设计一个 1： 1 的工频变压器，可以提高系统的安全性。当然由于变压器的接入会给系统带来一定的能量损失。5.5 能量管理与实时监控及数据远传系统本项目采用先进的能量管理及数据监测与远传技术，对每个发电组串单元的运行状态及发电质量进行有效监控，同时对整个光伏建筑一体化系统总体运行情况进行实时监控和数据远程传输，系统运行数据通过 LED显示屏实现实时发电情况展示，可显示当前系统总发电量、系统电压、电流、系统效率等重要系统数据，并可通过总控计算机实现能量调度和管理。能量管理和数据远传系统主要由智能控制系统、计量系统、总控计算机、电子显示屏和能量管理软件等组成。监控系统通过获取电站的运行数据，对发电系统各环节进行性能评估和故障检测，为进一步优化光伏并网发电技术提供依据；同时，为维持系统内部能量供需平衡和电压频率稳定提供决策依据，以保证系统稳定可靠运行。在建设光伏系统时，在每组光伏组件和每个逆变器安装传感器，将有关的电信号，如电压、电流、电量传至中心控制室的计算机，对光伏系统进行监测。能够对系统运行状态，日 / 月 / 年发电量，每日最大功率输出等指标的监控和计量，通过网络实现数据远传。采集的数据通过 485 接口传输到 PC机上，然后 PC机通过 GSM 模块或以太网网卡传输到专门的数据记录网站进行保存，无论在何地只要能上网就可以对以上数据进行数据查询和数据分析。5.6 系统安全与保护系统除在具有安全隐患的电力设施及发电部位等设置明显的安全标识和在明显位置设置安全规范和维护手册外，在光伏并网逆变器在电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，系统具有相应并网保护功能。（ 1）过 / 欠电压保护：当电网接口处电压超出 GB/T12325的规定（三相电压的允许偏差为额定电压的± 7%，单相电压允许偏差为额定电压的 +7%、 -10%）时。并网逆变器能停止向电网送电（此要求适用于多相系统中任何一相）。并网逆变器能检测到异常电压并作出反应，其对异常电压的响应能满足 GB/T19939标准 6.1 节规定。（ 2）过 / 欠频率保护：当电网接口处频率超出 GB/T15945的规定（偏差值允许± 0.5Hz）时。过 / 欠频率保护能在 0.2S 内动作，将光伏系统与电网断开。（ 3）防孤岛效应保护：光伏并网逆变器并入的电网失压时，能在规定时间内将光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。（ 4）恢复并网保护：由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的 5 分钟内，光伏并网逆变器不向电网送电。（ 5） 短路保护： 光伏并网逆变器具有短路保护功能， 当电网短路时逆变器的过电流应不大于额定值的 150%， 并在 0.1 秒以内将光伏系统与电网断开。5.7 年发电量计算已知：西宁市太阳能数据：年平均日辐射量 Ht =16777MJ/m2.a ( 单位面积的水平面测量值 ) 。太阳能电池板峰值总功率 Pp=378kWp（太阳电池模板在标准状况下，即模板温度 25℃、标准光强 1000W/m2下的发电功率）则： 峰值日照时数 Tp=Ht× 2.778 ／ 10000= 4.66065 （ h）式中： 2.778 ／ 10000（ h?m2/MJ）为将日辐射量换算为标准光强（ 1000W/m2）下的平均日辐射时数的系数。太阳能年发电量 Ep=Cz× Pp× Tp× 365=0.76× 378× 4.66065× 365= 488703（ kWh）式中： Cz为综合修正系数。 Cz=C1× C2× C3× C4， Cz=0.65~0.85 C1 ：安装系数（水平 C1=1，南向垂直 C1=0.8，正斜面 C1=1.1）C2 ：利用系数（衰减、温度、灰尘等影响， C2=0.8）C3 ：逆变器效率（ C3=0.97）；C4 ：输配电损失（ C4=0.98）5.8 经济分析5.8.1 综述本项目是在西宁火车站建筑物之上建设的太阳能光电建筑一体化系统。其主要发电单元为太阳电池材料，设备主要由逆变器、配电箱及其他辅助性装置组成，投资的重点是在太阳电池材料和逆变器等设备配置上。太阳电站建设完成后，只存在日常管理维护费用及设备的更新维护费用，并不需要其他流动资金的投入，可谓一次投资，寿命期内受益。项目正式运营之后产生的电量全部为自用，节省电费产生收益。5.8.2 投资估算经估算，本项目发电系统需用太阳电池材料约 750 万元，电力控制设备约 240 万元，能量管理与控制系统需约 50 万元，工程安装费用约300 万元 （包括人工成本 140 万元和其他安装材料约 160 万元） ， 其他费用约 160 万元， 为项目基本管理费用和安全维护费及其他项目必备费用。合计 1500 万元。折合单位发电功率指标为 1500 万元 /375 kWp =40 元 /Wp。5.8.3 成本分析设备投资为 1500 万元。太阳能玻璃瓦取代建筑物 6700 m2 屋顶钢板（单价取为 600 元 /m2，未含安装费用）节省造价 400 万元。则成本为 1100 万元。成本未考虑借款利息和维护费用。若获得政府补贴，按照 20 元 / Wp 补贴标准，补贴金额为 20× 375000 元 =750 万元，则成本为 1100－ 750=350（万元）。5.8.4 总成本费用下的费效比 ( 单价 ) 分析本项目在 20 年的计算期内，总成本费用为 1100 万元，则费效比 ( 电价 ) 为 1.12 元 /KWh；若考虑国家财政补贴，则费效比（电价）为 0.36元 /KWh。同理，在固定资产投资在 1200 万元的情况下，若计算期为 25 年，则费效比（电价）为 0.90 元 /KWh；若考虑财政补贴，费效比（电价）为 0.29 元 /KWh。电价按 1 元 / 度计算，政府财政补贴，则投资回收期为 7.2 年，若当地有上网电价补贴，则投资回收年限会更短。具体数据如下表：5.9 结论经以上分析可知，在国家未予建设补贴前提下，本项目的运营期电价与市场平均价格基本一致，在运营期为 25 年时，总成本费用下的费效比（价格）更低，与市电价格持平。在国家予以建设补贴 750 万元的前提下，已经低于市场平均价格，投资回收期为 7.2 年，只有寿命期的三分之一。另外，若当地出台有关补充的太阳能建设补贴政策，或对上网电能按量进行补贴。则投资回收年限会更短。根据以上不同运营期下的总成本费用估算和单价分析可知，本项目建设完成之后满足业主的经济利益需求，因此，此项目是可行的。5.10 节能减排分析项目总装机容量为 378KWp，年平均发电量为 48.9 万度，其节能减排指标如下：名称 数量 单位 备注电池板总功率 378000 Wp 年平均发电量 488703 KWh（度）每年可节约电费 488703 元（按 1.0 元 /度）每年可节约标煤 195 吨 0.4kg/ 度每年可节约水 977 吨 2kg/ 度每年可减少 CO2（二氧化碳）排放量 487 吨 0.997kg/ 度每年可减少 SO2（二氧化硫）排放量 14.7 吨 0.03kg/ 度每年可减少 NO2（二氧化氮）排放量 7.3 吨 0.015kg/ 度每年可减少粉尘排放量 133 吨 0.272kg/ 度