光伏发电项目计划书

XX有限公司光伏发电项目计划书
2020年8月
第一章概述
1.1项目设计依据
1)依据XX有限公司厂区建筑总图资料及现场勘察情况；
2)《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）；
3)太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定；
4)《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）；
5)《铝合金结构设计规范》GB50429-2007；
6)《铝合金建筑型材》GB/T5237-2008
7)《建筑结构荷载规范》GB50009-2012
8)《建筑抗震设计规范》GB50012-2010
9)《钢结构设计规范》GB50017-2017
10)《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205-2012
11)《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法》GB/5T13921-2002
12)《建筑设计防火规范》GB50016-2014
13)《电能质量公用电网谐波》（GB24337－2009）；
14)《分布式光伏发电系统接入电网技术规定》（FSGF6-2014）；
15)《分布式并网光伏发电系统设计规范》（FSGF1-2014）；
16)《分布式并网光伏发电系统施工与验收规范》（FSGF2-2014）
17)《光伏发电站施工规范》GB50794-2012
18)《光伏发电工程验收规范》GB50796-2012
19)《电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006
20)《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2016
21)《施工现场临时用电安装规范》JGJ46-2005
22)《屋面工程质量验收规范》GB50207-2002
1.2项目概况
项目名称：XX有限公司分布式光伏发电项目
项目所在地：
该项目位于浙江省杭州市余杭区钱江工业园5号，地理坐标为东经109.66度，北纬89.75度。

全域气候属东亚副热带季风区，温暖湿润，四季分明，夏秋
高温，冬春偏寒，梅雨伏旱明显。

兼具盆地气候和垂直分布特征。

年平均气温17.6℃，年平均降水1476.5毫米，年日照总时数1301.7小时，年平均风速1.6
米/秒，年平均蒸发量1388.6毫米，年平均相对湿度76%，年平均无霜期264天。

水平面上年峰值日照时数约为1301.7小时，太阳辐射总量为4811.9MJ/㎡。

余杭市气候22年平均值数据，数据来源：美国NASA能源网
表1-1余杭区太阳辐射量22年平均值数据
根据行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）划定的等级，可知余杭区属于太阳能资源较丰富地区，适合开发太阳能的利用，日照辐射量满足光伏系统设计要求，发展与推广区域性光伏电站具有光照资源很丰富的较大优势。

1.3项目场地情况
根据XX有限公司前期勘察情况，企业共计初步拟在企业彩钢瓦屋面面积共计约3500m²（具体以最终实际面积为准）拟安装840块475Wp单晶硅组件，装机容量为399kW（以最终设计容量为准），项目安装场地见下图所示。

屋面屋面面积(m²）组件功率（Wp）组件数量(块）装机容量（kW）1#3500475840399
合计3500840399
图1-1拟安装光伏屋顶照片
图1-2拟安装光伏排布图
第二章主要设备选型
2.1光伏组件选型
目前市场主流单晶硅组件主要有435Wp～500Wp等级，本工程以环晟475Wp 单晶硅组件为例，主要参数如下所示:
2.2光伏组串选择
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一致，根据《光伏电站设计规范》GB50797-2012规范计算串联数：
N≤（Vdcmax）/（Voc*[1十(t-25)*Kv]）（1）
（Vmpptmin：）/（Vpm*[1十(t’-25)*K’v]）≤N≤（Vmpptmax）/（Vpm *[1十(t-25)*K’v]）（2）公式（1）、（2）中：
Kv：光伏组件的开路电压温度系数；
K’v：光伏组件的工作电压温度系数；
N：光伏组件的串联数（N取整）；
t：光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；
t’：光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；
Vdcmax：逆变器允许的最大直流输入电压（V）；
Vmpptmax：逆变器MPPT电压最大值（V）；
Vmpptmin：逆变器MPPT电压最小值（V）；
VOC：光伏组件的开路电压（V）；
Vpm：光伏组件的工作电压（V）。

结合项目实际情况，选择光伏组件工作条件下的极限低温t=0℃，选择光伏组件工作条件下的极限高温t’=70℃，80kW逆变器最大直流输入电压Vdcmax=840Vdc，逆变器MPPT电压最大值Vmpptmax=1000Vdc，逆变器MPPT 电压最小值Vmpptmin=200Vdc，选取光伏组串输出端至逆变器的直流压降为2%来计算光伏组串的组件数量，计算结果为：
8（块）≤N≤20（块）
根据屋面组件方阵排布有规律性分布，本项目选取光伏组串的组件数量
N=20块。

2.3逆变器选型
并网光伏逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏组件输出的直流电转换为交流电。

太阳能并网光伏系统使用的并网光伏逆变器必须具有高品质的电能输出。

目前，先进的光伏逆变器都配置有高性能滤波电路，使得并网光伏逆变器交流输出的电能质量很高，能够满足各项国家标准对公共电网的电能质量的各项要求，不会对公共电网质量造成污染。

在运行过程中，并网光伏逆变器还可以实时进行电网检测使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一致，因此功率因数能保持在相当高的水平，接近1.0左右。

具体标准参见GB/T
19939《光伏系统并网技术要求》。

根据项目装机容量，预计项目使用古瑞瓦特MAX80KTL3LV为例，逆变器主要参数如下：
2.4交/直流电缆
光伏专用直流电缆结构根据CEEIA B218.1的规定及UL1581.1200-2008电线电缆和软线参考标准。

本项目采用高品质阻燃型光伏专用铜芯软电缆，光伏专用电缆的对地耐压不低于DC1000V，正常运行温度不低于范围不低于-40℃~+125℃，电缆截面选择宜按照直流电压降不超过2%选择。

其中，组串支路光伏专用电缆PV1-F1*4mm²。

逆变器至并网柜电缆预计采用ZRC-YJV-0.6/1kV
3*70+1*35mm²铜芯。

具体的工艺要求如下：
（1）为了确保敷设后的电缆整齐美观，应逐根敷设，在敷设时同层同方向电缆应尽可能一次敷设完毕，并遵循先长电缆后短电缆、先大截面后小截面电缆的敷设原则。

（2）敷设过程中及时做好电缆敷设记录，主要是电缆的实际敷设长度、时间、电缆编号(电缆的起终点规格路径在电缆清册中开列)，在剩余电缆盘中应标出剩余电缆数量，便于下次电缆敷设时合理选用，电缆终端应有防潮密封措施。

（3）按照电缆的弯曲半径，整理排列好电缆，凡在转弯处，竖井处一般按间隔1.2m固定电缆，敷设过程中用临时绑带，严禁用铁丝固定电缆。

（4）敷设中，任何情况下都不允许直接在地上拖电缆，防止电缆损坏。

（5）敷设电缆穿保护管时，在管口应加橡皮进行保护。

（6）放完、整理好一根电缆后要进行全程检查，确保正确无损并挂好电缆临时号牌(在转弯处、电缆竖井处挂上正式号脾)，待接线时一并换成正式号牌。

2.5并网柜
光伏并网柜，作为光伏电站的总出口存在于光伏系统中，是连接光伏电站和电网的配电装置，其主要作用是作为光伏发电系统与电网的分界点。

对于低压并网的光伏电站，光伏并网柜中还可以加装计量、保护等功能性器件。

根据
GB7251.1-2013《低压成套开关设备和控制设备第1部分》、GB7251.12-2013《低压成套开关设备和控制设备第2部分规定，本项目光伏并网柜采用1套GGD型光伏并网柜。

该型产品具有以下特点：
（1）容量涵盖范围广，可涵盖2000A以下用户并网需求；
（2）重量轻、安装方便，外观美观大气；
（3）可选配检有压合闸、失压跳闸等功能，实现无人化管理；
（4）可预留独立铅封计量室，光伏发电一目了然；
（5）具有RS485通讯接口，使用ModBus-RTU通讯协议；
（6）可根据客户需求配用国内外知名品牌厂家元件。

技术参数如下：
电气参数
额定工作电压AC400V 额定冲击耐受电压 2.5kV
结构特性防护等级不超过IP54颜色RAL7035(可按客户要求定制)
环境条件工作温度-20℃～50℃贮存温度-25℃～65℃相对湿度≤95%，无凝露海拔≤2000m
外形尺寸（W*H*D）：800*600*2200（mm）,用于容量400kW以下光伏并网：
首先要土建安装好柜轨即柜底槽钢，槽钢要按照图纸的尺寸拼焊好，打磨好槽钢的外部焊缝。

槽钢安装的方式是将槽钢焊接在预埋铁上，这需要校验好位置、调整好水平、牢靠地焊接。

每一根槽钢要有两处与接地体可靠的连接，槽钢间的距离和水平度不能有误差。

槽钢的安装一般是成合面立式即“［］”，上平面以高出地坪位1公分为宜。

柜体就位主要是柜体的垂直度不可有偏差，要在一个平面上；柜体安装方向应符合设计规定，柜体与基础槽钢之间固定应牢固可靠。

柜体与柜轨槽钢的连接可以焊接，但不能直接焊接，要采用搭桥式，即用8～10公分长的40×4扁铁一头焊在柜体上，另一头焊在柜轨槽钢上，以便特殊情况下柜体的移位。

在就位安装中不要敲击柜体，不要拆卸柜门，因为柜门上安装有铭牌，铭牌中包含有与产品相关的重要参数信息。

要保护好各类开关把手、按钮和仪表，柜内专用接地线或铜排要与接地体单独可靠地连接。

接线时需按一定顺序连接，电缆正负极极性要正确、绝缘要良好。

在进行逆变器交流侧电缆接线前应严格检查电缆绝缘，校对电缆相序。

在所有接线完毕后要进行严密地防火封堵。

第三章施工方案
3.1夹具、导轨安装
根据《铝合金结构设计规范》GB50429-2007、《铝合金建筑型材》GB/T5237-2008，本项目铝型材材料支架选用和技术要求如下：
（1）材料选用6063-T5/T6，表面阳极氧化AA15级，氧化膜平均厚度≥15μm，局部≥12μm；
（2）轨道外侧壁厚和内部壁厚≥1.2mm，公差±0.1mm，截面不小于30x40mm；
（3）夹具壁厚≥3.5mm，公差±0.15mm，采用粘胶方式固定，粘贴面积≥45cm²；
（4）轨道连接件长度≥120mm，轨道连接件单侧连接，用2颗M8*12紧定螺栓固定；
（5）夹具内侧和彩钢瓦贴合度好，单个夹具抗拉拔力≥1.5KN;
（6）彩钢瓦夹具里组件边缘不大于350mm；
（7）紧固件采用SUS304不锈钢。

彩钢瓦屋顶采用组件平铺在屋面的方式，利用夹具与彩钢瓦连接，组件安装布置示意图如下：
图3-1支架夹具示安装意图
图3-2彩钢瓦屋面间距示意图
夹具安装完毕后，根据图纸所示安装铝合金轨道，如下图所示，采用不锈钢螺栓将铝合金龙骨固定于夹具上。

图3-3铝合金轨道轨道安装示意图
图3-4夹具放线定位
3.2光伏支架安装
彩钢板屋顶光伏支架(夹具型)安装步骤说明：
（1）按图纸指定位置，将彩钢瓦夹具两个组成部分卡在彩钢板上，并使用内六角螺钉固定（尽量一次性固定所有彩钢瓦夹具，如果不行则一次固定两行方便安装光伏组件）
（2）使用内六角螺栓穿过夹具通过滑块螺母将横梁固定在夹具上，调整位置后用螺帽拧紧。

（同1，尽量一次固定所有横梁，如果不行则一次固定两行方便安装光伏组件）
（3）将光伏组件按照图纸指示放置于横梁上（按顺序放置，通常第一块位于侧边）
（4）第一块光伏组件放置完毕后，使用单侧压块固定。

（5）单双侧压块固定方式：a、将内六角螺栓穿过压块安装孔连接滑块螺母，在需要安装中压块或边压块的位置滑入横梁（最好预先组装好所有压块和螺丝组合方便安装），使用单、双侧压块贴紧光伏组件，并用螺钉固定紧。

图3-5支架安装实物图
（6）重复1-4步骤，直至安装完毕。

3.3光伏组件安装
（一）光伏组件安装前应做下列准备工作：
1、宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串。

2、光伏组件的外观及各部件应完好无损。

（二）光伏组件的安装应符合下列要求：
1、光伏组件应按照设计图纸的型号、规格进行安装。

2、光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定。

3、光伏组件安装允许偏差应符合表3-1规定。

表3-1光伏组件安装允许偏差
项目允许偏差
倾斜角度偏差±1°
光伏组件边缘高差相邻光伏组件间≤2mm 同组光伏组件间≤5mm
（三）光伏组件的安装程序
1、光伏组件宜整箱、按量倒运至安装位附近，倒运工程中禁止机械冲撞、剧烈的颠簸。

2、安装时根据安装进度逐个开箱，对已开箱未能及时安装的组件，可利用光伏组件底托垫底将组件水平叠放，但需理顺组件引线，防止压伤引线绝缘，并做好防护防止上层组件划伤。

3、组件安装逐片搬运时宜两人抬运，严禁搬运时抵、扛板面。

4、在组件安装时需设置高登或简易脚手架的措施，方便安装人员进行组件就位及紧固，安装时严禁人员倚靠、拄压组件等可能造成组件隐裂的行为。

5、组件搬运及安装过程中要护组件面板及背板防止划伤。

（四）光伏组件之间的接线应符合下列要求：
1、光伏组件连接数量和路径应符合设计要求。

2、光伏组件间接插件应连接牢固。

3、光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试。

4、光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐。

5、同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。

（五）固定方法
光伏组件首先根据定位线初步调整到位，然后用铝合金中压块或边压块进行初步定位，再次检查组件是否与其它组件位置协调无误后拧紧压块螺栓将组件固定于铝合金龙骨。

图3-6支架安装示意图
图3-7屋顶组件安装实物图
3.4逆变器安装
逆变器安装位置一般选择靠女儿墙附近安装，利用墙体打膨胀螺栓使逆变器的固定更为牢固。

如屋顶无女儿墙或女儿墙过低，则需要在屋顶做好支架以固定逆变器，具体注意如下：
1）逆变器运抵现场后应仔细检查箱体及其附件有无损坏，特别要检查配件是否齐全，如与清单或设计不符或有缺陷，应及时写相应的报告。

2）逆变器开箱检查后，如不立即进行安装，须储存于干燥、通风良好室内，用塑料覆盖物罩住，防止灰尘。

3）按照施工图纸在屋顶标记逆变器的具体安装位置，利用支架使箱体与屋顶有效结合，保证设备安装牢固。

4）逆变器安装好后，为更好的保护逆变器，还需要为逆变器制作挡雨雨棚。

图3-8逆变器安装实物图
3.5电缆桥架制作安装
根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012），本项目电缆敷设方式采用电缆桥架，具体制作要求如下：
1）制作电缆支架时，材料的平直、下料尺寸、焊接要求都应遵照规范、设计图纸及相应工艺要求。

2）不能用电火焊进行焊接和切割下料。

3）凡切割和拉孔处应挫平毛刺，在现场制作电缆支架弯头时，要充分考虑电缆弯曲半径，便于电缆敷设。

4）电缆支架制作完成后，可根据设计要求，防腐处理。

5）根据设计布置进行安装，焊接部位需及时进行补刷防腐漆及面漆。

图3-9电缆桥架安装实物图
3.6光伏交/直流电缆敷设
直流电缆采用高品质阻燃型光伏专用铜芯电缆，交流电缆采用铜芯交联聚乙烯绝缘阻燃电力电缆。

交直流电缆均沿桥架敷设，具体的施工工艺要求如下：1）为了确保敷设后的电缆整齐美观，应逐根敷设，在敷设时同层同方向电缆应尽可能一次敷设完毕，并遵循先长电缆后短电缆、先大截面后小截面电缆的敷设原则。

2）敷设过程中及时做好电缆敷设记录，主要是电缆的实际敷设长度、时间、电缆编号(电缆的起终点规格路径在电缆清册中已经开列)，在剩余电缆盘中应标出剩余电缆数量，便于下次电缆敷设时合理选用，电缆终端应有防潮密封措施。

3）按照电缆的弯曲半径，整理排列好电缆，凡在转弯处，竖井处一般按间隔1.2m固定电缆，敷设过程中用临时绑带，严禁用铁丝固定电缆。

4）敷设中，任何情况下都不允许直接在地上拖电缆，防止电缆损坏。

5）敷设电缆穿保护管时，在管口应加橡皮进行保护。

6）要在放完、整理好一根电缆后要进行全程检查，确保正确无损并挂好电缆临时号牌(在转弯处、电缆竖井处挂上正式号脾)，待接线时一并换成正式号牌。

图3-10电缆敷设实例图
3.7动力电缆头制作
1）制作电缆头之前，一定要把距接线箱5m内的电缆整理、排列好。

并用电缆绑带，按间距为800mm加以固定，转弯处以500mm间距加以固定，绑扎带在支架上要求成一条线，间距相等。

2）电缆在盘柜内的芯线一定要排列整齐，剥线芯绝缘时不能伤及导体，只能切割至2/3深度的绝缘层，然后用钳子撕掉，接线端子与电缆芯线接触长度不能太短或太长，要符合规定的要求，电缆芯线剥去绝缘层后的裸露导体长度应吻合线鼻子的深度，当鼻子压接好之后，线鼻子与电缆芯线的护层之间的导体不能裸露。

3）电缆头制作结束后，每根电缆要挂正式电缆号牌，所有号牌应统一标准。

3.8电缆封堵
1）电缆封堵所用材料须符合标准、满足设计要求，防火材料涂刷要按设计规定的间距进行，防火包堆砌要严密、坚固。

2）户外端子箱与电缆沟的封堵，不但要采用防火包，而且必须将保护管由电缆沟配至端子箱，箱内采用堵泥封堵。

3）电缆敷设、整理、接线完毕，即需进行电缆的正式封堵工作。

采用堵泥进行封堵施工时，最终应用刮刀修理堵泥平面，保证平面光滑，不含手指印。

3.9防雷和接地
光伏系统设备的安全性和稳定性主要涉及到防雷和接地的专项措施。

1、为使光伏电池组件和相关电器设备受到直击雷和感应雷的雷击时能有可靠的保护，光伏方阵支架防雷使用建筑原有防雷系统。

为保证人身安全，所有电气设备都接入建筑的防雷接地系统，并将电气设备外壳接地。

2、所有的机柜要有良好的接地。

3、使用推荐的连接端子并将接地电缆良好地连接，固定到组件框架上，使用经过电镀处理的支撑框架，以保证电路导通良好。

4、本工程低压配电系统接地型式采用TN-S系统。

其中性线和保护地线（PE）在接地点后要严格分开。

凡当绝缘破坏有可能呈现电压的一切电气设备金属外壳均应可靠接地。

整个系统通过多种保护如过/欠压，过流，过载，防雷等保护功实现安全、稳定运行。

图3-11防雷接地实物图
3.10电气方案
光伏发电系统主要由光伏组件、直流配电系统、并网逆变器、计量装置及交流配电系统组成。

太阳能通过光伏组件转化为直流电能，再通过并网型逆变器将
直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，最后并入电网。

图3-12光伏系统示意图
XX有限公司399kWp分布式光伏发电项目，采用“自发自用、余电上网”。

光伏发电单元与原电网的供电单元并列运行，当光伏发电单元投入或退出运行时，不影响原电网及场区内供电系统的正常运行。

典型光伏发电单元的并网系统
如图3-13所示。

图3-13380V接入系统方案示意图
本工程光伏发电系统位于XX有限公司厂区彩钢瓦屋顶。

本期工程建设容量预估为399kWp，接入厂区变压器低压母线侧，拟采用1个并网点接入。

3.11并网调试
1.并网整套启动试验前必须具备的条件：
1)与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的安装工作应全部结束。

2)与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的静态调试、试验工作应全部结束，均应符合有关验收标准的要求。

3)与并网整套启动试验有关设备的继电保护,已按整定值要求调试整定完毕,并可投入运行。

4)与并网整套启动试验有关的各系统控制、保护、音响信号等二次回路均已逐项传动试验完毕，正确可靠，符合要求。

5)与并网整套启动试验有关的带电房间应锁门，带电区域应有遮栏，并设警告标志牌。

6)与并网整套启动试验有关的带电体周围应无杂物，道路畅通平整，电缆沟及管道沟盖板均应盖好。

7)与并网整套启动试验有关的设备编号清楚、着色正确。

8)PT回路一、二次熔丝，直流控制回路熔丝需备齐并备有备品。

9)所有一次设备的接地线要明显，并应和接地网可靠联接，接地网的接地电阻应合格。

10)所有电气一次、二次设备全部通过验收，并有验评表。

11)消防设施完善，低压配电室等处应有足够的电气灭火器。

12)通讯设备应畅通，照明应充足,事故照明试验正常、通风良好。

13)所有参加启动人员要持证才能进入现场，无关人员一律不准进入。

2.在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试；
1）合上逆变器电网侧前端断路器，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。

并观察液晶显示与测量值是否一致。

2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意接入一至两路太阳能组串至逆变器，并合上相应的配电柜开关及逆变器开关，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。

3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。

注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。

4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能；
5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过接入不同组串数量进入改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。

6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。

图3-14并网前调试
3.12监测系统
本项目采取集中式监测控制方案。

由于各光伏并网逆变器都自带数据采集模块和RS485接口，而且采用同一厂家的产品，所以可以很方便地通过数据信号线、光伏专用监控软件，进行单点集中监测和控制。

对于运行的光伏电站系统，需要监测的数据有太阳辐射量、光电池电压及电流、电池组件温度、逆变器输入/输出电压及电流、控制室温度等。

由于采集参数的多样性和分散性，系统采用了分布式数据采集的结构模式。

图3-15光伏系统数据采集和监测控制架构图
第四章发电量及发电收益预估
4.1发电量预估
本项目运营期为25年，运营期内光伏组件的功率呈非线性衰减。

光伏系统综合效率按照80%计，采用NASA数据库所提供的余杭地区水平面平均总辐射值作为基础数据进行分析预测本项目25年内的发电量结果如下表4-1。

表4-1399kWp项目25年发电量预估
4.2经济效益分析
浙发改价格〔2020〕364号文件通知：浙江电网输配电价和销售电价自2021年1月1日起执行。

表4-2
浙江电费网销售电价表
浙江电网销售电价表（自2021年1月1日起执行）
单位：元/千瓦时（含税）
用电分类
电压等级
电度电价
分时电价
容（需）量电价尖峰电价
高峰电价低谷电价变压器容量
最大需量7、8月
其他月份
7、8月
其他月份元/千伏安·月
元/千瓦·月
大工业用电
1-10伏0.6217 1.03970.87290.85290.33390.35393040
根据企业用电电压等级（10kV）及预估企业全年法定假日及其它休息时间生产线停机休息共计约30天，其他光伏发电时间段基本全部消纳自用。

待光伏电站建成并网发电后，光伏所发电能，预计企业消纳比例：
（（365-30）/365）*100%=91.7%，按92%计，剩余8%余量上网。

同时结合光伏发电特性，光伏发电时段企业综合电价计算：1）本项目光伏电站所发电量上网模式为“自发自用，余电上网”；2）浙江省标杆燃煤上网电价为0.4153元/kWh；3）光伏全年发电时间段以8:00-17:00计；按各时段加权计算综合电价，计算结果如下：
表4-3光伏发电时间段企业用电加权平均电价
光伏发电时间段（8:00-17:00）
小时数（h）电价(元/kWh）
加权平均电价（元/kWh）
光伏发电小时数9/
0.7439高峰（8:00-11:00，13：00-17:00）7
0.8729（7、8月份）0.8529（其他月份）
低谷（11:00-13:00）
2
0.3339（7、8月份）0.3539（其他月份）。