分布式光伏发电可行性报告 186页

'6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告目录第一章综合说明31.1概述31.2编制依据31.3项目任务与规模31.4太阳能资源31.5工程地质31.6发电单元设计及发电量预测31.7电气设计31.8总平面布置及土建设计31.9工程消防设计31.10施工组织设计31.11工程管理设计31.12环境保护与水土保持设计31.13劳动安全与工业卫生31.14节能分析31.15工程设计概算31.16财务评价与社会效果分析3 第二章项目任务与规模32.1地区现状及发展规划32.2工程建设的必要性32.3开发光电，促进当地旅游业发展32.4工程建设规模3第三章太阳能资源分析33.1我国太阳能资源分布33.2xx省太阳能资源分析33.3参考气象站选择33.4场址区域的太阳辐射量33.5特殊气象条件对光伏电站的影响33.6太阳能资源评价结论3第四章工程地质34.1设计理念34.2结论及建议3第五章发电单元设计及发电量预测35.1太阳能光伏发电系统的分类及构成35.2太阳电池组件选择35.3太阳电池阵列的运行方式设计35.4逆变器的选择35.5太阳电池阵列设计35.6年上网电量预测3 第六章电气设计36.1电气一次36.2电气二次36.3通信部分3第七章总平面布置及土建设计37.1项目所在地概况37.2设计安全标准及设计依据37.3光伏阵列支架及逆变器-升压变单元基础设计37.4地基处理37.5主要建筑材料37.6防风沙设计3第八章工程消防设计38.1设计依据38.2设计原则38.3消防总体设计方案38.4建筑消防设计38.5消防车道设计38.6建筑灭火器设计38.7采暧通风消防设计38.8给排水消防设计38.9消防电气设计38.10施工期消防设计3 第九章施工组织计划39.1编制依据39.2编制原则39.3施工条件39.4施工总布置39.5主体工程施工39.6施工总进度39.7工期保障措施39.8安全文明施工措施3第十章工程管理设计310.1管理模式310.2管理机构310.3主要生产管理设施310.4维护管理方案310.5拆除、清理方案3第十一章环境保护和水土保持设计311.1设计依据及目的311.2环境影响分析311.3环境和水土影响评价结论及建议3第十二章劳动安全与工业卫生312.1设计总则312.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析3 12.3劳动安全与工业卫生对策措施312.4劳动安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度312.5事故应急救援预案312.6预期效果评价312.7可能存在的问题和建议3第十三章节能分析313.1设计原则和依据313.2施工期能耗种类、数量分析和能耗指标313.3运行期能耗种类、数量分析和能耗指标313.4主要节能降耗措施313.5节能降耗效益分析313.6结语3第十四章工程设计概算314.1编制说明314.2机电设备及安装工程314.3建筑工程314.4其他费用314.5投资主要指标314.6工程设计概算表3第十五章财务评价与社会效果分析315.1概述315.2项目投资与资金筹措3 15.3分析和评价315.4财务评价附表3第十六章结论、问题和建议3 第一章综合说明1.1概述xx市位于xx省北部xx三角洲地区，中华民族的xx河--xx，在xx市境内流入渤海。xx市地理位置为北纬xx，东经xx。东、北临渤海，西与xx市毗邻，南与xx市、xx市接壤。南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里。xx市地处中纬度，背陆面海，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，基本气候特征为冬寒夏热，四季分明。春季，干旱多风，早春冷暖无常，常有倒春寒出现，晚春回暖迅速，常发生春旱；夏季，炎热多雨，温高湿大，有时受台风侵袭；秋季，气温下降，雨水骤减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，多刮北风、西北风，雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰雹、干旱、涝灾、风暴潮灾等。境内南北气候差异不明显。多年平均气温12.8°C，无霜期206天，不小于10°C的积温约4300°C，可满足农作物的两年三熟。年平均降水量555.9毫米，多集中在夏季，占全年降水量的65%，降水量年际变化大，易形成旱、涝灾害。本项目地处太阳能资源较为丰富的xx市xx经济开发区xx市xx工程有限公司厂房屋顶上，厂房总面积76780平方米。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目屋面以固定倾角17°设计安装24000块标准功率255Wp多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp143 ，预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。xx市位于xx省北部xx三角洲地区，区域太阳能资源丰富，具有利用太阳能的良好条件，根据我国太阳能资源区域划分标准，该地区为资源很丰富地区，适合建设大型光伏发电项目。1.1.1建筑类型项目总可利用面积约76780平方米，集中于xx市xx工程有限公司的厂房屋顶。建筑形式及承重结构完全满足屋顶太阳能光伏电站建设要求。1.1.2峰值功率本工程设计容量6.12MWp。利用厂房屋顶安装太阳能光伏组件。本工程运行期年平均上网电量744.12万kWh。本项目按6MW装机容量设计，计划总投资为5296万元人民币，包含设备供给、设计、安调、培训、消缺、质保等。本工程计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8314.85元。上网电价1.47元（含税），在此电价下，投资回收期为（所得税后）6.73年，总投资收益率为12.71%，项目资本金利润率为49.01%，项目财务内部收益率（全部投资）15.37%;就财务报表显示，项目具有一定的盈利能力。xx设计院有限公司受xx工程委托，承担xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究阶段的设计工作。143 设计的主要内容包括项目任务与规模、太阳能资源、工程地质、发电单元设计及发电量预测、电气设计、电站总平面布置及土建设计、工程消防设计、施工组织设计、工程管理设计、环境保护和水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、节能分析、工程设计概算、财务评价与社会效果分析等。1.2编制依据1、《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》国发【2013】24号2、《xx省人民政府关于贯彻落实国发【2013】24号文件促进光伏产业健康发展的意见》鲁政发【2014】16号3、本工程可行性研究技术咨询合同4、业主提供的其他资料及附件1.3项目任务与规模本工程的主要任务是发电。从可再生能源资源利用分析，xx市太阳能资源较为丰富，开发潜力巨大。xx市平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2，属于太阳光能资源很丰富的地区，适宜建设太阳能电站。从项目开发建设条件方面分析，本电站场址选择在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新使用土地，有效地节约土地的使用。项目所在的经济开发区已经形成了由公路、铁路构成的交通网络，内外交通便捷，有利于建设期间所需设备材料的运输。综合分析，建设xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目是合适的。143 本项目利用xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新占用土地，项目建设用地符合国家有关土地利用政策。通过对场址所在地区各方面条件的分析，该处场址在技术上是可行的，具备建设太阳能光伏电站的条件。1.4太阳能资源xx市太阳能资源较为丰富，开发潜力巨大。xx市平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2，属于太阳光能资源很丰富的地区，在场址区建设并网太阳能光伏电站是可行的。1.5工程地质本项目建设在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，需要对屋顶的结构做好防水处理。1.6发电单元设计及发电量预测xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW，设计安装24000块标准功率255Wp多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp，预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，太阳电池组件并联后的直流电采用电缆送至汇流箱；经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，逆变器输出的交流电由1台500kVA升压变压器将电压从270V升至0.4kV接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网。太阳能光伏阵列效率指在1000W/m2143 太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。(1)太阳电池老化系数n1：太阳电池由于老化等因素的影响，使太阳能光伏系统运行期发电效率逐年衰减。多晶硅组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率不高于2.5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%;(2)系统综合效率^2:太阳电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及老化综合效率取85.11%。在运营期25年内的年平均上网电量为744.12万KWh。1.7电气设计1.7.1接入电力系统方案考虑电站装机容量、系统输电损失和接入点地理位置，该电站宜采用0.4kV电压等级接入电网。1.7.2电气接线方案本项目共12个光伏发电单元系统。每0.5MW太阳电池经串并联后发出直流电，经汇流箱汇流至各自的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧。通过逆变器将直流电转变成交流电。(1)新建设光伏发电单元逆变器与箱式变压器的组合方式逆变器容量为500kW。每1台500kW逆变器输出的交流电由1台500kVA升压变压器将电压从270V升至0.4kV。(2)集电线路方案143 本工程集电线路采用0.4kV电缆接线方式连接至0.4kV配电装置。根据光伏阵列的布置情况，6MWp光伏阵列逆变器组成一个集电单元，共敷设12回集电线路至0.4kV配电装置。(3)并网方案通过12回0.4kV线路接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网。1.7.3主要电气设备的选型和布置(1)太阳电池组件：太阳电池组件是通过光伏效应将太阳能直接转变为直流电能的部件，是光伏电站的核心部件。在电站直流发电系统中，太阳电池组件通过合理的连接，形成电站所需的太阳电池方阵，并与逆变器构成直流发电系统。在项目电站中，由众多的单件峰值功率为255Wp的晶体硅太阳电池组件构成了整个电站6MW的太阳电池方阵。(2)并网逆变器：逆变器采用MPPT(最大功率跟踪）技术最大限度将直流电（DC)转变成交流电（AC)，输出符合电网要求的电能。具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。此外，逆变器带有多种通讯接口进行数据采集并将数据发送到远控室，其控制器带有模拟输入端口与外部传感器相连，可测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。(3)电气设备布置：143 本项目共建设5个逆变配电室及5个箱变，每个逆变配电室及箱变布置对应0.5MW电池方阵每方阵设有1台500kW逆变器以及高、低压开关柜，升压变压器等设备。本项目6MW电池方阵通过电缆集电线路连接至0.4kV配电装置。1.7.4控制系统设计光伏发电监控系统采用分布式网络结构，监控范围包括太阳电池方阵、并网逆变器、总配电室及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度，以及站用电气系统的各种参数等。计算机监控系统实现对电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥目、遥调、遥控全部的远动功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。1.8总平面布置及土建设计1.8.1电站总平面布置项目占地约76780平方米，集中于xx市xx工程有限公司的厂房屋顶。建筑形式及承重结构完全满足屋顶太阳能光伏电站建设要求。1.8.2土建设计本期土建工程包括：太阳能光伏电站、箱式变压器、逆变器室等。太阳电池组件支架采用热镀锌防腐。由于该项目和xx市xx工程有限公司143 项目在一个厂区，则该项目用水和排水都依附于该项目。本期工程逆变器室设机械排风系统，排除室内余热。1.9工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。逆变器室配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器等消防器材。严禁采用明火采暖。本工程采用发热电缆和电辐射板的采暖方式。消防电源采用两路供电，场内重要场所设有通信电话。1.10施工组织设计拟选场址区地势平坦（建筑屋顶），交通便利，运输方便。主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从市区采购。本工程高峰期施工用电负荷约为200kW。施工电源从市电电网接入。施工高峰日用水量为70m3/d。本期工程施工期生产用水均引自市政管网。工程总工期为5个月，其中施工准备0.5个月，土建、太阳能光伏电池组件安装、电缆敷设等4个月，缺陷处理及验收等1个月。1.11工程管理设计本项目建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，成立项目公司。建设期计划设置5143 个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、定期维护。1.12环境保护与水土保持设计太阳能光伏发电是可再生能源，主要是利用太阳能转变为电能，项目不排放任何有害气体。在施工中由于混凝土搅拌、钢结构的切割与焊接和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气和噪音污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度，同时避免夜晚施工，减少施工噪音对居民生活影响。太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，电场运行和管理人员较少，少量的生活污水经化粪池处理后定期清掏外运，对水环境不会产生不利影响。本项目不存在水土流失等特点。本工程建成后对当地的地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新的城市景观，具有明显的社会效益和环境效益。143 1.13劳动安全与工业卫生劳动安全与工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，参照GB50706-2011《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》的要求，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。设计着重反映工程投产后，职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。劳动安全设计包括防火防爆、防电气伤害、防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等内容。工业卫生设计包括防噪声及防振动、采光与照明、防尘、防污、防腐蚀、防毒、防电磁辐射等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配备，事故应急救援预案等，在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对太阳能光伏电站的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.14节能分析本工程采用绿色能源-143 太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤）每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。1.15工程设计概算工程设计概算参照《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》，结合国家、部门及地区现行的有关规定、定额、费率标准进行编制。材料预算价格按xx市2015年第四季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。本工程运行期年平均上网电量744.12万KWh。本项目按6MW装机容量设计，总投资为5296万元人民币，包含设备供给、设计、安调、培训、消缺、质保等。143 1.16财务评价与社会效果分析1.16.1财务评价财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。本工程计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。上网电价1.47元（含税），在此电价下，投资回收期为（所得税后）6.73年，总投资收益率为12.71%，项目资本金利润率为49.01%，项目财务内部收益率（全部投资）15.37%;就财务报表显示，项目具有一定的盈利能力。1.16.2社会效果分析xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目的建设与其他化石能源发电方式相比，可使有害物质排放量明显减少，大大减轻了对环境的污染。还可以促进当地能源电力结构调整以及当地经济和旅游业的发展。第二章项目任务与规模本项目地处太阳能资源很丰富的xx经济开发区xx市xx工程有限公司厂房屋顶上，厂房总面积约76780平方米。xx县经济技术开发区始建于1992年，1994年被xx省政府批准为省级经济开发区。2009年成功跨入省级开发区30强，被评为“xx143 十大最具经济活力的园区”和“xx省十佳最具投资潜力开发区”。xx县与东青高速、东港高速、威乌高速相邻，距济南、青岛、天津、北京分别为2、3、4、5小时的路程，距机场、火车站和海港仅1-1.5小时路程。公路交通四通八达，海、陆交通十分便利。本项目装机容量6MW，年平均上网电量为744.12万KWh。工程任务是发电。2.1地区现状及发展规划2.1.1xx市xx市位于xx省北部xx三角洲地区，中华民族的xx河--xx，在xx市境内流入渤海。xx市地理位置为北纬xx，东经xx。东、北临渤海，西与xx市毗邻，南与xx市、xx市接壤。南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里。xx市公路交通十分便利。南北方向以东青高速公路和东港高速公路、S310、S240省道为主干，东西方向以G220国道（南二路）以及S319、S228、S315等省道为支路，高速公路、省道纵横交错，构成发达的公路交通运输网络。xx143 市地处中纬度，背陆面海，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，基本气候特征为冬寒夏热，四季分明。春季，干旱多风，早春冷暖无常，常有倒春寒出现，晚春回暖迅速，常发生春旱；夏季，炎热多雨，温高湿大，有时受台风侵袭；秋季，气温下降，雨水骤减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，多刮北风、西北风，雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰雹、干旱、涝灾、风暴潮灾等。境内南北气候差异不明显。多年平均气温12.8°C，无霜期206天，不小于10°C的积温约4300°C，可满足农作物的两年三熟。年平均降水量555.9毫米，多集中在夏季，占全年降水量的65%，降水量年际变化大，易形成旱、涝灾害。2.1.2xx经济开发区xx县地处泰沂山北麓山前冲积平原和xx冲淤积平原的交迭地带，地势由西南倾向东北，西南部最高程海拔28米，东北部最低为2米，绝大部分地区的地面高程在3.5-15米之间，坡降为0.48%。xx县地处暖温带，属季风型气候，境内气候无明显差异。气候特征是雨、热同季，大陆性强(大陆度66.4)，寒暑交替，四季分明。春季为3-5月，气温回暖快，降水少，风速大，气候干燥。夏季为6-8月，气温高，湿度大，降水集中，气候湿热。秋季为9-11月，气温急降，雨量骤减，天高气爽。冬季为12-2月，雨雪稀少，寒冷干燥。境内历年平均日照时数为2234.0小时，年日照极值2881.4小时。历年平均气温12.3°C，年平均最高气温18.8°C，年平均最低气温6.8°C。降水量历年平均587.4毫米，多集中在6-9月。全年主导风向为东南风。风向随季节有明显变化。冬季多吹西北风，春、夏季多吹东南风，初秋多吹东南风，晚秋多吹西北风。常年始霜期为10月21日前后，常年终霜日在4月6日前后，年平均无霜期为198天。143 2.2工程建设的必要性2.2.1符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成75%，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等xx工程和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。根据《中国应对气候变化国家方案》和《可再生能源中长期发展规划》，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到15%。今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以光电、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，加快可再生能源开发。近几年，国际太阳能光伏发电迅猛发展，太阳能光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展。本太阳能光伏电站选址在xx省，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在xx开发太阳能光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。2.2.2地区国民经济可持续发展的需要本太阳能光伏电站处在xx经济开发区。为促进该地区经济持续143 快速发展，做好能源保障工作至关重要。要以充足的电力供应保障经济发展带来的用电需求，要以电力的发展带动产业的发展。在化石能源日益枯竭的情况下，确立发展xx工程为战略目标，不仅符合当地生态环境的要求，也顺应了国家节能减排的要求，同时可为xx市经济社会可持续、快速发展奠定坚固基础。xx市太阳能资源丰富，充分利用该地区清洁的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，可带动该地区清洁能源的发展，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动城镇和农村经济以及各项事业的发展。2.2.3促进能源电力结构调整的需要国家要求每个省（区）常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。目前xx能源结构中火电占较大比重，可以考虑充分利用当地丰富的太阳能资源，大力开发太阳能，将会促进xx清洁能源多元化发展，并且在一定程度上促进xx能源电力结构的改善。2.2.4改善生态，保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。143 太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，太阳能光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤）每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。2.3开发光电，促进当地旅游业发展科技旅游是新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。太阳能光伏电站是新的绿色能源项目，本太阳能光伏电站建成后，将会成为城市新景观，也是科普旅游的一个新亮点，有力促进当地旅游产业的发展。2.4工程建设规模太阳能光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、电力系统需求情况、项目开发建设条件等因素。从地区能源资源来看，xx市太阳能资源很丰富。从电力系统需求方面分析，项目建成后，向整个厂区提供电力电量，减小电网负担可促进地区经济可持续发展。143 从项目开发建设条件方面分析，场址选择在xx市xx工程有限公司厂房屋顶，不重新占地。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目，建成后接入厂区电网。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件等方面综合分析，本阶段装机规模拟为6MW是合适的。第三章太阳能资源分析3.1我国太阳能资源分布我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，太阳能资源丰富地区占国土面积96%以上，每年地表吸收的太阳能相当于1.7万亿吨标准煤的能量。按太阳能总辐射量的空间分布，我国可以划分为四个区域，见表3.1-1。我国1978-2007年平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如图3.1-1所示。表3.1-1我国太阳能资源等级区划表名称等级指标（MJ/㎡·a）占国土面积（％）地区最丰富Ⅰ≧630017.4西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部很丰富Ⅱ5040～630042.7新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华北及江苏北部（包括xx地区）、黄土高原、青海和甘肃东部、四川西部至横断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛。丰富Ⅲ3780～504036.3143 东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、广西西部等地区。一般Ⅳ﹤37803.6川黔区图3.1-1我国太阳能资源分布从图3.1-1中可以看出：143 新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”，其中西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源“很丰富带”；中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。年总直接辐射量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7以上。年总日照时数的空间分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h左右，“很丰富带”的年日照时数在2400-3000h之间，“较丰富带”的年日照时数在1200-2400h左右，“一般带”的年日照时数在1200h以下。从全国太阳能资源空间分布来看，项目所在地xx经济开发区的太阳能资源较好，属于很丰富带适合建设光伏电站项目。3.2xx省太阳能资源分析xx省太阳能资源较为丰富，年总辐射在4480-5800M」/m2之间，处于II类区（很丰富区）和III类区（丰富区），分布情况见表2.2-1所示。xx省位于东经22.9"-38°24.01"、北纬114°47.5"-122°42.37，南北最大长度约420km，东西最大宽度约700km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形,使之太阳辐射的差异较大。从下表可以看出，xx省年太阳总辐射量分布呈现南少北多的趋势，其中，低值出现在鲁西南，在4650M」/m2以下，高值出现在鲁北和xx三角洲，在5550M」/m2以上。可以看出，xx市位于xx省北部xx三角洲地区，太阳能资源丰富程度为丰富，适合建设光伏电站项目。表3.2-1xx省太阳能资源分布表序号区域区域经纬度年总辐射量MJ/㎡143 1德州庆云与xx无棣交界区域北纬37.7°～37.9°东经117.3°～117.6°56002xx中部北纬37.4°～37.8°东经118°～119°56003济南最北部与德州和xx之间北纬37.2°～37.5°东经116.8°～117.5°55004烟台西北部沿海北纬37.6°～37.8°东经120.2°～120.8°55005济南中南部与泰安交界处（泰山区域）北纬36.2°～36.5°东经117°～117.2°55006xx北半部北纬37.5°以上东经117.3°～117.6°54007xx其它区域北纬37°～38.2°东经117.5°～118.5°54008xx北部沿海北纬37°以上53009德州大部分530010烟台其它区域530011xx中上部北纬36.4°以上520012青岛北部530013济南中、北部520014青岛其它地区520015青岛市区、崂山、黄岛510016聊城大部分500017莱芜全部500018泰安大部分500019威海大部分500020xx大部分500021日照、临沂北部北纬35.5°以上490022xx、xx南部与临沂交界区域北纬35.7°～36.3°490023日照中部480024济宁北部480025临沂中部470026菏泽西部470027日照西南部470028菏泽东部460029济宁南部460030临沂西南部460031枣庄全部460032全省平均5074143 3.3参考气象站选择本工程场址位于xx经济开发区，地理中心坐标为东经118°23^，北纬37°03^。离场址所在地较近的气象站为xx气象站，该站只有太阳能辐射一般观测记录，但可作为场址区域的太阳能观测数据；通过与场址相对较近的济南和福山两个基准气象站的综合分析比较，最终选福山太阳能辐射观测站作为本工程太阳能资源分析的参考气象站，主要依据如下：1)地理位置对比：福山气象站地理中心位置为东经121°12"，北纬37°28"，观测站海拔高度7.1m;济南气象站地理中心位置为东经117°03"，北纬36°36"，观测站海拔高度170.3m;场址中心位置地理中心坐标为东经118°23"，北纬37°03"，场址区域海拔高度约10m。通过比较可知，福山气象站的海拔高度和纬度与场址更接近，从太阳能辐射量关系密切的纬度来说，福山气象站与场址基本属于同纬度地区，故从地理位置的比较来看，福山气象站比较适合作为本工程的参考气象站。2)局部气候对比：虽然两个气象站均位于xx省内，同属暖温带季风型大陆性气候，但从周边环境来说福山与xx更为接近，故从气候条件的比较来看，福山气象站比较适合作为本工程的参考气象站综上所述，福山气象站与场址处纬度接近，地表自然现状相近，局部气候特征相似，所以选取济南气象站作为本工程太阳资源分析的参考气象站比较合适。143 3.4场址区域的太阳辐射量3.4.1参考气象站太阳辐射的资料统计分析照时数历年变化情况见图3.4-1、图3.4-2和图3.4-3。图3.4-1福山气象站历年太阳总辐射量变化直方图图3.4-2福山站多年逐月平均总辐射量变化直方图143 图3.4-3福山气象站历年日照时数变化直方图从上面两图中可以看出根据福山日射站近10年的太阳辐射资料进行统计分析，近10年福山站年总辐射量在4916.95-5360.4MJ/m2之间，日照小时数在2286.4-2601h之间；年总辐射量最低值出现在2006年，为4916.95MJ/m2，年总辐射量最高值出现在2004年，为5360.4MJ/m2；年日照时数最低值出现在2005年，为2286.4h，年日照时数最高值出现在2007年，为2601h。其中有个别年份二者年际变化有所波动外，从总体来看二者都呈下降趋势，这与全国大部分地区太阳能资源的变化趋势一致。3.4.2实测气象站太阳辐射的资料统计分析根据近2001-2010年福山日射站和xx多年观测资料统计得到多年日照时数特征见图3.4-4、图3.4-5。-143 图3.4-4xx多年逐月日照时数变化直方图图3.4-5福山站多年逐月平均日照时数变化直方图从上图可看出，两站多年逐月平均日照时数年内变化趋势基本-致，3-6月份日照时数相对最多，12-2月份日照时数相对最少。依据《太阳能资源评估方法》中太阳总辐射计算公式（具体见公式1和公式2)，根据近10年（2001-2010年）福山日射站资料计算得到模型参数a、b，然后利用xx143 气象站多年观测资料参照计算公式统计得到xx多年太阳总辐射量特征。式中：Q为太阳总辐射量；Q天文为太阳天文辐射量；S为日照百分率，a、b为模型参数。结合xx气象站多年辐射资料，根据计算公式与福山气象站的太阳资源对xx气象局多年太阳资源进行修正。本项目选取修正后的143 图3.4-6场址多年逐月太阳总辐射量变化直方图3.5特殊气象条件对光伏电站的影响根据收集到的xx气象站多年实测气象要素资料，结合本项目场址的实际情况，具体分析以下气象条件对光伏电站运行的影响。(1)气温的影响：本工程选用光伏组件的工作温度范围为-40°C-85°C。正常情况下，光伏组件的实际工作温度可保持在环境温度加30°C的水平。本工程场区的多年平均气温12.3°C，多年月极端最高气温42.2C，多年月极端最低气温-22.4°C。143 因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器在采取措施后，其工作温度可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安全性没有影响。另外，本工程太阳能电池组件运行环境温度年平均温度适宜，在太阳能电池组件的串并联组合设计中，应根据当地的实际气温情况进行温度修正计算，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。(2)风速的影响：本工程设计支架的抗风能力在33m/s风速下应不损坏，并按此设计光伏组件的安装支架。(3)沙尘暴影响分析沙尘暴天气时空气混浊，大气透明度大幅降低，辐射量也相应降低，会直接影响太阳能电池组件的工作，对光伏电站的发电量有一定影响，本工程厂址区年平均沙尘暴基本较少，故本工程实施时基本不需要考虑采取防风沙措施。(4)雷暴的影响本工程场址区年平均雷暴发生次数为32.2d。应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统。3.6太阳能资源评价结论综上所述，本项目场址区域属暖温带大陆性季风气候区，气温温和，四季特征分明，光照充足。经计算，场址区域全年平均年太阳辐射量5186.10MJ/m2。根据我国太阳能资源等级区划表得知，场址区域太阳能资源很丰富，适宜建设太阳能电站。143 第四章工程地质4.1设计理念按照建设节约型社会要求，本项目安装在建筑屋顶，不需要做地质勘测，但需要做好建筑顶部的防水处理。太阳能光伏电站范围内不存在滑坡、泥石流、移动沙丘等不良物理地质现象。4.2结论及建议从地址情况角度来说，在拟建场址建设太阳能光伏电站是可行的。第五章发电单元设计及发电量预测5.1太阳能光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在一起的太阳能光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千瓦5.2太阳电池组件选择143 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，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，经技术经济综合比较选用适合并网太阳能光伏电站使用的太阳电池组件类型。5.2.1太阳电池组件类型的选择5.2.1.1太阳电池技术现状从1839年法国科学家E.Becquerel发现光生伏特效应以来，经过170多年的发展，太阳电池无论是在基础研究还是生产技术上都取得了很大的进步。现在商用的太阳电池主要有：单晶硅电池、晶体硅电池、非晶硅薄膜电池、铜铟硒和碲化镉薄膜电池等。⑴单晶硅电池：单晶硅电池是最早发展起来的太阳电池，与其他电池相比，单晶硅电池的效率最高，目前的商业效率在16-20%之间。现在，单晶硅电池的技术发展动向是向超薄、高效发展，不久的将来，借助改进生产工艺实现超薄单晶硅电池的工业化生产，并可能达到已在实验室达到的效率。(2)多晶硅电池：多晶硅电池由多晶硅晶体硅片制造。硅片由众多不同大小、不同方向的晶粒组成，而在晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能的一致性不如单晶硅，目前的商业效率在15-18%之间，与单晶硅电池组件的效率相差1-2%。(3)非晶硅薄膜电池：143 非晶硅薄膜电池是采用化学沉积的非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。非晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化的非晶硅薄膜电池稳定的转换效率在8-11%左右，保证寿命为10年。非晶硅薄膜电池的市场份额从最早的1996年12%降到2013年的5%。目前，非晶硅薄膜电池之所以没有大规模使用，主要原因是光致衰减效应相对严重。(4)铜铟硒薄膜电池：铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一种I-III-VI族化合物半导体，铜铟硒薄膜太阳电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。(5)碲化镉薄膜电池：碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50%的光能，10微米厚几乎可吸收100%143 的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效太阳电池的理想材料，碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。从太阳电池技术现状分析，本项目拟采用单晶硅或多晶硅太阳电池组件。5.2.1.2太阳电池组件选型5.2-1各类电池主要性能对比表电池类型商用效率实验室效率使用寿命优点单晶硅16%-20%23%25年效率高，技术成熟多晶硅15%-18%20.3%25年效率高，技术成熟非晶硅8%-11%13%25年弱光效应好，成本较低碲化镉8%-12%15.8%25年弱光效应好，成本相应较低铜铟8%-12%15.3%25年弱光效应好，成本相应较低太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能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。多晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到310Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本项目多晶硅电池装机容量为6MW143 ，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。采用较大功率组件可减少设备的安装时间，减少了设备的安装材料，同时也减少了系统连线，降低线损，可获得较高的发电系统效率。xx市xx工程有限公司主要从事子午线轮胎用钢丝帘线项目。所以本项目6MW太阳电池组件选用xxxx工程光电科技股份有限公司生产的型号为XX-255P多晶硅光伏组件。其主要技术参数如表5.2-2。表5.2-2太阳电池组件主要技术参数序号项目内容1型式多晶硅光伏电池组件2型号XX—255P3尺寸结构1640X992X30MM4使用粘合胶体内容中性密封硅胶5AM1.5、1000W/m2的辐照度、25°C的电池温度下的峰值参数：5.1标准功率255W5.2峰值电压31.8V5.3峰值电流8.02A5．4短路电流8.68A5.5开路电压37.5V5.6系统电压最大系统电压1000V6最大开路电压(在AM1.51000W/m2的辐照度、-10°C时的开路压）42.0V7峰值功率温度系数-0.47%/C8短路电流温度系数0.065%/C9开路电压温度系数-0.36%/C10温度范围-40C—+85C11功率误差范围+3%12表面最大承压5400帕13承受冰雹直径25MM,速度23M/S14接线盒类型密封防水15接线盒防护等级IP6716接线盒连接线长度正极900MM，负极900MM17组件效率15.67%18组件的填充因子0.74143 19框架结构阳极氧化铝合金20边框和电池距离最小处12.5mm5.3太阳电池阵列的运行方式设计5.3.1太阳电池阵列的运行方式选择在光伏并网系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳能辐射量有很大的影响，从而影响系统的发电能力。光伏组件的安装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统和双轴跟踪系统。单轴跟踪系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统可以随着太阳轨迹的季节性升高而变化。自动跟踪系统增加了光伏方阵接受的太阳能辐射量，与固定支架相比，不同跟踪系统对发电量的影响不同，主要受当地的纬度、气象条件、跟踪系统的类型、跟踪系统的跟踪精度等因素的影响。不同安装方式的技术优劣性比较如下表5.3-1所示:支架形式固定式平单轴跟踪斜单轴跟踪双轴跟踪技术成熟度成熟一般处于示范阶段处于示范阶段运行经验具有大规模的运行经验国内已有运行经验国内以有运行经验国内有小规模运行经验运行可靠性可靠性高，支架故障维修量基本没有一般，比固定式增加一定维护成本一般，比固定式增加一定维护成本可靠性差，维护成本增加较快由于跟踪式支架的运行经验较少，且从已有的运行项目来看故障率相对较多，后期的运营维护成本较高。同时，跟踪式运行方式占地面积大于固定式，本项目的场址面积有一定的局限。因此，本项目建议组件安装形式全部采用固定式支架。5.3.2太阳电池阵列最佳倾角的计算设计原则143 (1)太阳电池方阵排列布置需要考虑地形、地貌的因素，要与当地自然环境有机地结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。(2)尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐、规范、美观，接受太阳能辐照的效果最好，土地利用更紧凑、节约。(3)每两列组件之间的间距设置必需保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有太阳能组件上仍有6小时以上的日照时间。(4)所有太阳电池方阵的方位角控制为0度。注：本报告中以在东西方向上的组件为一行，在南北方向上的组件为一列安装方式设计本项目太阳电池方阵阵列的安装全部为固定倾角式。(1)安装角度的确定：从福山气象站得到的资料，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：Rp=SX[sin(a+P)/sina]+D式中：Rp——倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S—一水平面上太阳直接辐射量D—一散射辐射量143 a—一中午时分的太阳高度角p一一光伏阵列倾角综合考虑安装难易度、抗风安全性和结构稳定性等因素，故本工程屋面推荐采用固定倾角17°光伏阵列的安装方向为正南方向。5.3.4光伏方阵间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的光伏组件要据此最佳角度倾斜安装。方阵倾角确定后，要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00(此时间为太阳时间），光伏组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当光伏方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：143 一般确定原则：冬至当天早9:00至下午3:00光伏方阵不应被遮挡。5.4逆变器的选择5.4.1逆变器的选型原则作为太阳能光伏发电系统中将直流电转换为交流电的逆变设备，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合《国家电网公司太阳能光伏电站接入电网技术规定》的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：(1)单台容量大143 对于大中型并网太阳能光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kW~1.5MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为6MW，从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网太阳能光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，考虑本工程实际情况确定选用500kW的逆变器。(2)转换效率高逆变器转换效率越高，太阳能光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于96%，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而太阳能光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。(3)直流输入电压范围宽143 太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。(4)输出电流谐波含量低，功率因数高太阳能光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，太阳能光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于1。(5)具有低电压穿越能力《国家电网公司太阳能光伏电站接入电网技术规定》中要求大型和中型太阳能光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压穿越能力，具体要求如下：a)太阳能光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s;b)太阳能光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，太阳能光伏电站必须保持并网运行；c)太阳能光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，太阳能光伏电站必须不间断并网运行。(6)系统频率异常响应143 《国家电网公司太阳能光伏电站接入电网技术规定》中要求大型和中型太阳能光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证太阳能光伏电站在表5.4-1所示电网频率偏离下运行。表：5.4-1大型和中型太阳能光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz视电网要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟49.5Hz-50.2Hz连续运行50.2Hz-50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，太阳能光伏电站应具备能够连续2分钟的能力，同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的太阳能光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的太阳能光伏电站并网。(7)可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如：过电压情况下，太阳能光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向太阳能光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。143 系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。(8)具有保护功能根据电网对太阳能光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护、防孤岛保护、短路保护、交流及直流的过流保护、过载保护，反极性保护、高温保护等保护功能。(9)监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。5.4.2逆变器的参数本工程6MW多晶硅阵列采用500kW逆变器。其主要技术参数见表5.4-2。表5.4-2：逆变器主要技术参数表技术参数直流侧参数最大直流功率（COS＆=1时）702KW最大直流电压1000Vdc最大直流输入电压1400A最低工作电压500V满载MPPT电压范围500-820V输入连接端数16交流侧参数143 额定输出功率500kW最大输出功率700kVA最大交流输出电流1283A额定电网电压315V允许电网电压250～362Vac额定电网频率50Hz/60Hz允许电网频率范围47～52Hz/57～62Hz(可设置)最大总谐波失真<3%(额定功率时）直流电流分量<0.5%(额定输出电流）功率因数0.9(超前）～0.9(滞后）效率最大效率98.7%欧洲效率98.5%5.5太阳电池阵列设计5.5.1太阳能光伏并网发电系统分层结构(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而成，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143 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)太阳能光伏发电单元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太阳能光伏发电单元。(4)太阳电池子方阵由一个或若干个太阳能光伏发电单元组合形成一个太阳电池子方阵。5.5.2系统方案概述xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW。屋面以固定倾角17°,设计安装24000块标准功率255Wp多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp，预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。5.5.3太阳电池阵列子方阵设计5.5.3.1太阳电池阵列子方阵设计的原则(1)太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。(2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。(3)太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。(4)各太阳电池组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。5.5.3.2太阳电池组件的串、并联设计143 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。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程所选500kWp逆变器的最高允许输入电压Vdcma为1000V，输入电压MPPT工作范围为500-820V。255Wp多晶硅太阳电池组件的开路电压Voc为37.5V，最佳工作点电压Vmp为31.8V，开路电压温度系数为-0.36%/K。太阳电池组件串联数量计算计算公式：INT(Vdcmin/Vmp)≤NINT(Vdcmax/Voc)……(5.1)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；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：255Wp多晶硅串联太阳电池组件数量N为：15≤N≤21，根据逆变器最佳输入电压以及太阳电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳电池组件的串联数为20。按上述最佳太阳电池组件串联数计算，多晶硅电池每一路组件串联的额定功率容量为255WpX20=5100Wp。电池所需实际并联的路数应考虑逆变器效率及系统损失，根据方阵具体布置确定。5.5.3.3太阳电池组串单元的排列方式143 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，但是为了接线简单，线缆用量少，施工复杂程度低。系统组件排布及安装方式为固定支架安装，系统方阵选用255Wp组件24000块系统总计安装容量6.12MWp。5.5.4太阳电池阵列汇流箱设计本工程6MW多晶硅太阳电池方阵需设置16路汇流箱76台，8路汇流箱10台。汇流箱具有以下特点（以16路汇流箱为例）：(1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；(2)同时可接入16路输入，每回路设12A直流熔断丝保护，其耐压值为1000V;(3)配有太阳能光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；(4)直流输出母线端配有可分断的直流断路器；(5)汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流；(6)配有标准RS485通讯口，可与电站计算机监控系统通讯。5.5.5逆变器室的设计逆变器室是整个电站的重要部位。太阳电池组件产生的直流电通过室内的逆变器转换成交流电。为了降低直流线路损耗，结合现有场地地形及交通道路，逆变器室布置在建设光伏电站屋顶就近位置。逆变器室内设有直流柜、逆变器。143 直流柜是室外汇流箱送入的电缆与逆变器的连接柜，柜内设直流保护开关及避雷器，具有防止雷电及操作过电压功能，过流和速断保护功能。柜内设有数字式电流电压表，可在现场或中控室监视每个汇流箱回路工作状况。5.5.6太阳电池阵列设计太阳电池方阵阵列的布置原则：合理利用屋顶，利于运营期生产管理及维护，便于电气接线，并尽量减少电缆长度，减少电能损耗。5.6年上网电量预测5.6.1太阳能光伏发电系统效率分析太阳能光伏发电系统效率包括：太阳电池老化效率、交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率、逆变器效率、变压器及电网损耗效率。(1)太阳电池老化系数η1：太阳电池由于老化等因素的影响，使太阳能光伏系统运行期发电效率逐年衰减。多晶硅组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%;(2)系统综合效率η2：太阳电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及老化综合效率取85.11%。5.6.2年理论发电量计算本项目6MW太阳能光伏发电工程根据相关计算软件得出具体发143 电量情况如下：表5.6-1各年平均上网电量年份上网电量（万KWh）年份上网电量（万KWh）1828.7115730.372818.9816723.553812.1617716.744805.3418709.925798.5319703.116791.7120696.297784.8921689.478778.0822682.669771.2623675.8410764.4524669.0311757.6325662,。2112750.82平均每年上网电量744.1213744.025年上网电量总和18602.9214737.18经估算：本项目年均上网电量为744.12度，25年总上网电量为1860.92143 万度。第六章电气设计6.1电气一次6.1.1设计依据(1)《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》（发改办能源〔2007〕2898号）(2)光伏发电站有关设计规程规范《太阳光伏能源系统术语》（GB—T—2297-1989)《地面用光伏(PV)发电系统导则》（GB/T18479-2001)《光伏（PV)系统电网接口特性》（GB/T20046-2006)《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》(CECS85-96)《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-96)(3)其它国家及行业设计规程规范《外壳防护等级（IP代码）GB4208-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008《电能质量电压波动和闪变》GB12326-2008《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008143 《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008《低压系统内设备绝缘的配合》GB/T16935-2008建筑设计防火规范》GB50016-2006《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《交流电气装置的接地设计规范》（GB50065-2011)《35-110kV变电所设计规范》GB50059-1992《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《火力发电厂与变电站设计防火规范》G50299-2006《3.6kV-40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000《箱式变电站技术条件》DL/T537-2002《多功能电能表》DL/T614-2007《交流电气装置的过压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《交流电气装置的接地》DL/T621-1997《低压电器外壳防护等级》GB/T4942.2-1993《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《35kV-110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001国家电网公司Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》143 以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。6.1.2电气主接线本项目采用“分区发电、集中并网”方案，本项目装机容量6MWp，共12个光伏发电单元。接入方式采用一级升压的方式，即0.27kV—0.4kV。(1)逆变器与箱式变压器的组合方式逆变器容量为500kW，每1台逆变器配1台500kVA箱式变压器，将电压从270V升至0.4kV。该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其他光伏设备正常运行等特点。箱变就近布置在逆变器旁，箱变高压侧采用并联接线方式。(2)集电线路方案本工程集电线路采用0.4kV电缆接线方式连接至0.4kV配电装置。根据光伏阵列的布置情况，6MW光伏阵列组成一个集电单元，共敷设12回集电线路至0.4kV配电装置。(3)0.4kV侧接线方式通过12回0.4kV线路接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网，最终以接入系统审查意见为准。6.1.3发电单元接线本项目前期共12个光伏发电单元共安装6.12MWp光伏组件，每20块255Wp光伏组件串联为一个光伏组件串；各光伏发电单元的光伏组件串平均分配接入直流汇流箱，若干直流汇流箱接入1143 台直流汇流柜，再由直流汇流柜接入逆变器，每个光伏发电单元配置1台500kW逆变器。逆变器输出0.27kV三相交流电接入0.4kV就地升压变压器低压侧。6.1.4主要电气设备的选择因系统短路水平暂没有明确数据，0.4kV侧电气设备额定短路开断电流水平应与原0.4kV配电室设备一致，400V侧按40kA设计。由于本工程所处海拔高度小于1000m，所以在选择主要电气设备时无需考虑海拔对电气设备性能的影响。6.1.4.1并网逆变器选用原则光伏并网逆变器是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电（DC)逆变为三相正弦交流电（AC)，输出符合电网要求的电能。逆变器满足以下要求：(1)单台逆变器的额定容量为500kW。(2)并网逆变器的功率因数和电能质量满足中国电网要求，各项性能指标满足国网公司Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》要求。(3)逆变器设备能在本工程海拔高度使用，逆变器额定功率满足用于本项目海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。(4)逆变器的安装简便，无特殊性要求。(5)逆变器采用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。(6)143 逆变器能够自动化运行，运行状态可视化程度高。显示屏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，总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。(7)逆变器具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于10年。(8)逆变器本体具有直流输入分断开关，紧急停机操作开关。(9)逆变器本体具有交流输出断路器，能够接受远方跳闸命令。(10)逆变器具有极性反接保护、短路保护、非计划孤岛现象保护、低电压穿越、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、功率调节、光伏方阵及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等）等功能。(11)逆变器按照CNCA/CTS0004:2009A认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。(12)逆变器平均无故障时间不低于5年，使用寿命不低于25年。(13)逆变器整机质保期不低于25年。6.1.4.2直流配电柜光伏并网发电系统配置的直流配电柜安装在室内，主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。其主要性能和特点如下（以500kW10回路直流配电柜为例）：1)每台直流防雷配电柜的容量为500kW;2)每台直流防雷配电柜具有8路直流输入接口，可接8台汇流箱；3)每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器；4)直流母线输出侧都配有光伏专用防雷器。143 每台直流配电柜按照500kWp的直流配电单元进行设计，1个光伏并网单元需要1台直流配电柜。每个直流配电单元可接入8路光伏方阵防雷汇流箱。6.1.4.3汇流箱选用原则直流防雷汇流箱的工作模式为把相同规格的多路电池串列输入经汇流后输出1路直流。汇流箱具有以下特点（以16路汇流箱为例）：1)防护等级IP65，满足室外安装的要求；2)可同时接入16路电池串列，每路电池串列的允许最大电流12A；3)每路接入电池串列的开路电压值可达1000V;4)每路电池串列的正负极都配有光伏专用中压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V;5)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用中压防雷器，选用知名品牌防雷器，其额定放电电流为20kA，最大电流为40kA;6)直流输出母线端配有可分断的国外品牌直流断路器；7)采用智能汇流箱；8)汇流箱的外壳不锈钢涂防腐漆汇流箱的主要参数见表6.1-1。表6.1-1汇流箱的主要技术参数直流输入路数16路（16路正极、16路负极）143 直流输出路数1路正极、1路负极直流输入的正负极线径4直流输出的正负极线径30～70地线线径16末路直线输入的保险丝12A直流输出的最大电流225A防护等级IP656.1.4.4升压变压器就地升压变压器为将逆变器输出的交流0.27kV电源升至0.4kV的设备，采用箱式变室外布置方式。光伏单元就地升压变参数：型式：三相无励磁调压干式变压器型号：YD11-500KVA-0.27KV/0.4KV容量：500kVA额定电压：0.4±2.5%/0.27/0.27kV额定短路阻抗：Ud=6%联结组别：D,YN11箱式变低压侧配1kV框架开关。箱式变低压侧设500KVA变压器，0.27/0.4kV，作箱变附近照明、检修、加热及光伏区等低压负荷电源。6.1.5光伏发电站站用电接线及布置6.1.5.1光伏发电站站用电接线143 箱式变低压侧设1500VA变压器，0.27/0.4kV，作箱变附近照明、检修、加热及光伏区等低压负荷电源。6.1.5.2光伏发电站电气系统中性点接地方式0.4kV系统的中性点接地方式由0.4kV系统综合考虑；0.4kV系统为中性点直接接地系统。6.1.6电气设备的布置直流防雷汇流箱按区域划分，安装在光伏模块的支架上。直流配电柜、逆变器一体化装置与箱式升压变压器配合，分散布置在光伏组件安装现场。0.4kV开关柜、补偿装置的保护控制屏等设备布置在中心控制室内。6.1.7过电压保护、防雷及接地6.1.7.1防雷太阳能光伏并网电站防雷主要是防直击雷、感应雷和侵入雷电波侵害。1)直击雷保护考虑到光伏组件安装高度较低，光伏方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。将光伏组件边框与支架可靠连接，然后与接地网可靠连接。为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。143 逆变器、就地升压变外壳与主接地网可靠连接。在动态无功补偿装置附近设置独立避雷针。为防腐蚀，全站接地材料统一选用热镀锌材料。2)感应雷保护感应雷电过电压的接地线、接地极的布置方式应符合DL/T620一1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的要求；防雷电感应的接地电阻不应大于30Q。为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护，汇流箱内配置防雷器。3)侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在0.4kV线路、升压变压器高低压侧、0.4kV段母线各处装设氧化锌避雷器。配电室内的并网设备在0.4kV开关柜内装设无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。6.1.7.2接地电站监控系统及计算机系统接地网形成独立接地网再与主接地网4点连接。系统各设备的保护接地、工作接地（也称逻辑接地）均不得混接，工作接地实现一点接地。所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体可靠接地。装设敏感电子装置的屏柜设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100平方毫米，并列布置的屏柜体间接地铜线直接连通。当屏柜上布置有多个系统插件时，各插件的工作接地点均与插件箱体绝缘，并分别引至屏柜内专用的接地铜排母线。接地电阻不大于1Q。143 接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地设计规范》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。垂直接地体采用热镀锌的钢管或角钢。光伏组件支架及组件外边金属框与站内地下接地网可靠相连，逆变器、升压变接地装置与光伏组件区域接地网连接。6.1.8照明及检修网络6.1.8.1照明网络(1)照明网络电压照明系统分正常照明与事故照明两大类。正常照明网络电压为交流380/220V。直流事故照明直流电压为220V，一般移动式检修用照明电压采用交流24V。(2)照明供电方式本工程照明及动力系统采用TN-C-S系统。交流正常照明系统为光伏发电站正常运行时供全厂运行，维护，检修，管理等使用。对于配电房距离事故照明电源较远的出入口、通道的事故照明采用应急灯。(3)灯具及光源灯具：监控室内采用嵌入式灯具照明。其它场所根据工艺要求分别采用荧光灯具、配照型、广照型、防水防尘型等型式的灯具以及其它建筑灯具。光源：全厂照明尽量采用高效节能的气体放电灯。6.1.8.2检修网络143 设置移动的低压检修供电网络，采用380/220V三相四线中性点接地系统，设置固定检修电源箱，由380/220V低压厂用电系统供电。电源插座加漏电保护。6.1.9消防报警火灾报警系统由一个火灾报警控制器和若干个火灾探测器、手动报警装置、火灾报警扬声器组成。6.1.10电缆设施6.1.10.1电缆敷设及构筑物从太阳能电池组件串联单元至汇流箱电缆敷设采用沿支架横梁、穿管与桥架相结合的敷设方式。汇流箱至逆变器间电缆采用桥架与电缆沟相结合的敷设方式敷设，变压器之间及至配电室间电缆采用电缆沟敷设。0.4kV配电室及无功补偿装置室设电缆沟及电缆隧道。6.1.10.2电缆选型根据《电力工程电缆设计规范》（GB50217—2007)及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对电缆选型的要求，本工程对光伏发电站内电缆均采用C类阻燃电缆，对特别重要的回路，如消防系统、站用直流系统、事故照明系统采用耐火电缆。对1kV及以下动力、控制电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆或光伏专用电缆。连接微机设备的控制电缆选用聚氯乙烯绝缘屏蔽控制电缆。计算机网络电缆采用网络五类线。发电子系统至集中控制室之间通讯采用4-8芯铠装光纤传输。143 6.1.10.3电缆防火措施本工程电缆防火主要采用以下措施：采用阻燃和耐火电缆；在适当的地方设置防火隔墙，在隔墙两侧的电缆表层涂防火涂料；采用架空桥架敷设方式时，当电缆通过高温、易燃场所时采用带盖板的耐火槽盒；电缆设施遵循《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007)的要求。电缆从室外进入室内的入口处、电缆接头处、长度超过100m的电缆沟、电缆通过的孔洞，均应进行防火封堵。6.2电气二次6.2.1设计依据和原则6.2.1.1设计依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行)》GD003-2011《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2012《电力装置的电测量仪表装置设计技术规范》GB/T50063-2008《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003-2005《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202-2004143 《电力系统微机继电保护技术导则》DL/T769-2001《远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准》DL/T667-1999《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》DL/T720-2000《电安生[1994]191号电力继电保护及安全自动装置反事故措施要点》《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求上述设计标准、规程及其他相关规程按照现行最新版本执行。6.2.1.2二次设计原则光伏发电系统及配套的0.4kV升压开关站按“少人值守”的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。整个光伏电站安装一套综合自动化监控系统，负责整个电站的电力监控、调度、故障报警、光伏方阵的视频监视等功能；每组500kWp光伏阵列的运行数据及工作状态，通过通讯口连接到主监控室进行实时监控、故障报警、电力监测等功能。6.2.2监控系统6.2.2.1监控室布置143 监控室内设有微机监控系统操作台、工程师站及主机工作站，总共分12个光伏发电单元通讯管理机进行电气微机监控。6.2.2.2计算机监控系统功能本工程监控系统的设备配置和功能要求按少人值守设计。本工程的计算机监控系统采用分层分布开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按工程远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。站控层设备主要包括：主机兼操作员站、远动通信设备、公用接口设备等，其中主机兼操作员站和远动通信设备均按单套配置，本工程不设置系统工程师维护工作站，预留系统维护接口。间隔层设备包括两部分：并网逆变测控装置和电力系统测控。并网逆变测控装置主要是采集光伏电站逆变器的运行数据和工作状态，以及现场的日照强度、风速、风向和环境温度；电力系统测控装置包括站内电气设备的测控、保护。(1)太阳能电池方阵和逆变器测控太阳能电池方阵和逆变器的控制系统布置在逆变器室内，主要监视并网逆变器的运行状态。数据采集系统包括数据采集控制器、显示终端、就地测量仪表等设备。并网逆变器及电网的数据信息通过通讯的方式传输至数据采集控制器，再上传至监控系统站控层。逆变器配置防孤岛保护。逆变器本体实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护功能，保证系统能够安全可靠地运行。(2)站内电气设备的测控143 400V设备的测控功能则由低压开关柜内的控制保护装置实现，不再单独设保护测控柜，电气设备的参数以通信的方式上传至监控系统站控层。6.2.2.3继电保护6.2.2.3.1保护装置的选型本电站采用微机型数字综合保护装置。微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口。6.2.2.3.2保护配置方案根据GB50062-2008《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本电站保护配置如下：-并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。-安全自动装置本站配置故障录波装置用于电力故障数据记录分析。本站配置电能质量检测装置。6.2.3交流不停电电源系统（UPS)原设备若配UPS电源可以接入本期装置使用。UPS143 采用静态逆变装置，容量为5kVA。当光伏发电站交流停电时，由220V蓄电池供给直流电源，经逆变后向负荷供电。交流电源消失情况下连续供电时间为2小时。6.2.4直流系统原设备的直流电源本期装置可以接入使用。直流系统采用单母线接线，电压220V，配置一组阀控式密封免维护铅酸蓄电池，蓄电池组容量按2h放电时间考虑，单组容量为150Ah，并配置一套高频开关充电电源。6.2.5安防系统本工程设置一套安保系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池阵列、控制室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置监控主机、数字硬盘录像机、前置摄像机及相关附件。安全防范系统包括：视频监视和报警两部分功能。系统应采用基于数字技术、结构化设计的设备，便于安装，具有环境适应性强，视直接用水冲洗。控制室运行人员可至少在控制室监视器上同时监视多幅现场画面，其画面能根据需方要求在监视器上进行分割和切换。6.3通信部分6.3.1工程概述本设计为光伏发电站站内通信部分，将光伏发电站调度信息传送至地方地调，预留当地县调接入信息接口；最终以系统接入意见为准。143 6.3.2站内通信光伏电站内通讯采用对讲机加座机方式。调度、行政电话布置在控制室内，同时还在控制室内预留网线。第七章总平面布置及土建设计7.1项目所在地概况项目位于太阳能资源很丰富的xx市。总厂房面积约为76780平方米。太阳能光伏阵列的安装位置是在xx市xx工程有限公司厂房上。7.2设计安全标准及设计依据《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《砌体结构设计规范》GB50003-2011《建筑结构荷载规范》GB50009-2001(2006年版)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-95《建筑设计防火规范》GB50016-2012《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012《钢结构设计规范》GB50017-2003《钢一混凝土组合结构设计规程》DL/T5085-1999《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010143 《屋面工程质量验收规范》GB50207-2012《屋面工程技术规范》GB50345-2012《建筑地面设计规范》GB50037-2013《电力工程制图标准》DL5028-93《砼结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205-2001《建筑基粧检测技术规范》JGJ106-2014《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2008以上未列规范按国家现行的其它有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定等。7.3光伏阵列支架及逆变器-升压变单元基础设计本项目太阳电池组件采用固定式支架，光伏发电场容量6MW共分12个固定式支架单元安装；逆变器及箱式变电站为室外布置，采用钢筋混凝土基础。基础设计和建设施工要符合《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011)、《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010)、《建筑地基基础施工质量验收规范》（GB50202-2002)的要求。1个逆变器-升压变单元由1台500kW逆变器，1台500kVA变压器组成，采用室外布置。逆变器-升压变单元采用钢筋混凝土块状基础，设有预埋件，砖墙封堵，天然地基。143 7.4地基处理逆变器室、箱变等基础均采用天然地基。7.5主要建筑材料由于前期不确定因素，暂按以往项目经验选用以下建筑材料，后期根据实际需要再做调整，材料的选用、检验必须满足国家标准和有关规范。7.5.1混凝土现浇混凝土构件：C25，C30，素混凝土垫层：C10，C157.5.2钢材型钢和钢板：一般采用Q235B，特殊处采用Q345系列钢。钢檩条：冷弯薄壁型钢钢筋：HPB300级、HRB335和HRB400级-0.4-0.6mm厚7.5.3水泥普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥及抗硫酸盐水泥等。7.5.4砖及砂浆砖：MU10多孔砖、砌块砂浆：一般为M7.5混合砂浆及M7.5水泥砂浆7.6防风沙设计7.6.1设备支架143 抗风沙对设备支架主要是保证在最大风速下支架安全可靠。根据气象资料提供的数据，本地区最大风速5.6m/s。参考GB50009-2012《建筑结构荷载规范》提供公式换算基本风压W0，将所得的基本风压W0按照GB50009-2012《建筑结构荷载规范》要求计算出风荷载标准值。将风荷载标准值、雪压及恒载进行荷载组合，计算出弯矩、剪力。按照GB50017-2003《钢结构设计规范》及GB50018-2002《冷弯薄壁型钢结构技术规范》要求进行计算，直到满足规范要求7.6.2太阳电池组件的清洗电池组件表面容易积尘，影响发电效率。故应经常对太阳电池组件表面进行清洗，保证太阳电池组件的发电效率。太阳能光伏阵列的太阳电池组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在太阳电池组件表面上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迀徙线路下的太阳电池阵列，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，有太阳电池组件表面被污染时应及时清洗。143 日常维护主要是每日巡视检查太阳电池组件表面的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保太阳电池组件表面的清洁。太阳电池组件表面清洗后应保持干燥。由于太阳能光伏电站占地面积较大，采用人工清洗耗时耗水，故本电站的清洗方式考虑主要采用节水型机械式清洗，辅助人工清洗。机械清洗分为粗洗和精洗两种方式。在每次大风或沙尘天气之后采用移动式空气压缩机吹洗电池组件表面进行粗洗，将电池组件表面的灰尘沿组件表面吹落，控制其力度，以确保不产生二次扬尘。随后，采用移动式喷水设施进行精洗，废水应随机回收。定期清洗、季节性清洗及日常维护时可根据实际情况确定清洗方式。第八章工程消防设计8.1设计依据(1)《中华人民共和国消防法》（2009年版）(2)GB50016-2012《建筑设计防火规范》(3)GB50222-95(2001年版）《建筑内部装修设计防火规范》(4)GB50140-2010《建筑灭火器配置设计规范》8.2设计原则贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项消防要求。143 8.3消防总体设计方案本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。8.4建筑消防设计8.4.1建筑概况本工程的建（构）筑物为逆变器室。8.4.2建筑物的火灾危险性分类和耐火等级本工程建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分详见表8.4-1。房间名称火灾危险性类别耐火等级房间名称火灾危险性类别耐火等级逆变器室丙二表8.4-1：火灾危险性类别和耐火等级划分表8.4.3防火间距逆变器室间的间距均大于4m，满足规范要求。8.4.4安全疏散逆变器室设两个直接对外的出口，满足规范要求。8.5消防车道设计楼顶太阳能光伏阵列设置检修和消防通道，满足规范要求。143 8.6建筑灭火器设计根据GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》的相关规定，在每个逆变器室均配置1辆推车式磷酸铵盐干粉灭火器、2具手提式磷酸铵盐干粉灭火器。8.7采暧通风消防设计8.7.1通风系统防火设计火灾发生时，应停止相关部位的通风系统的运行。8.7.2采暖系统防火设计严禁采用明火采暖。各房间采用安全、可靠、绝缘性能好的辐射式电加热器采暖。8.8给排水消防设计本工程消防水池由电站外引来给水管道补水。8.9消防电气设计(1)消防电源：电站消防电源采用两路供电。(2)逆变器室内部连接电缆、电线均采用阻燃型。(3)消防照明：逆变器室、升压变室均设充电式应急灯，应急时间不小于30min。143 8.10施工期消防设计8.10.1生活区消防本工程生活区临时设施建筑包括管理人员办公室、管理人员宿舍、施工人员宿舍、食堂等，根据GB50140-2010《建筑灭火器配置设计规范》的相关规定，在管理人员办公室、管理人员宿舍、食堂各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具，在施工人员宿舍配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器六具。8.10.2电气设备消防(1)施工期变压器消防在施工期变压器附近配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。(2)柴油发电机消防本工程施工期备用电源采用柴油发电机发电，在柴油发电机附近配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。第九章施工组织计划9.1编制依据(1)现行国家标准、规范、规程；(2)工程文件：包括招标文件、补充通知、答疑纪要；(3)类似工程的设计和施工经验。143 9.2编制原则(1)严格遵守国家和当地政府的有关法令、法规及有关规定。(2)严格执行中华人民共和国国家标准和现行设计、施工规范，安全操作规程及招标文件中的有关规定，切实响应招标文件的要求。(3)根据工程实际情况，围绕工程重点周密部署，合理安排施工顺序。(4)采用平行流水及均衡生产组织方法，坚持对工程施工全进程严密监控，运用网络技术控制施工进度，确保工期目标实现。(5)合理配置生产要素，优化施工平面布置，减少工程消耗，降低生产成本。(6)严格遵守安全防护规程、安全操作规程，定期组织安全会议，进行安全防护教育，健全安全管理体系，落实安全责任制。(7)制定施工方案时，首先考虑安全、环境保护措施，注重文明施工，把确保交通畅通、不污染周围环境作为施工组织的前提。(8)严格执行IS09001质量标准，对施工过程进行有效控制，建立健全工程质量保证体系，完善质量管理制度，建立质量控制流程，抓住关键施工工序，把本标段建成精品工程。(9)根据当地的水文地质、气象条件及施工工期要求，优化施工组织方案，严格控制施工工艺水平及管理水平，合理配置人、材、机等要素，确保工程的顺利实施。143 9.3施工条件本项目地处xx经济开发区的xx市xx工程有限公司厂房屋顶。9.3.1工程施工条件本项目安装太阳能光伏阵列位置为建筑屋顶，无需进行平整处理，也无需考虑植被等影响。9.3.2主要建筑材料来源本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等。主要建筑材料来源充足，砂石料可以从附近砂石料场采购；水泥和钢材可从附近地区购买，运至施工现场。生活及小型生产物资，其它建筑材料（木材、油料）等可在附近购买。9.3.3施工用水、用电条件(1)施工水源太阳能光伏电站施工用水由建筑施工用水，施工机械用水，生活用水等组成。施工用水及生活用水采用从市政管网取得。(2)施工电源a)根据太阳能光伏电站施工集中的特点，拟在公司设一个施工电源，设在生产逆变器旁边，供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生产、生活房屋建筑等各项用电。太阳能光伏电站建筑工程施工电源利用就近电源，通过动力控制箱、照明箱和施工电缆送到施工现场的用电设备上。b)现场施工用电设施要求：现场提供380V143 电源，场内用电线路的设计、安装、运行和维护按有关规程和规定进行，要加强施工用电的安全管理工作，从配电装置引出的低压回路，以敷设电缆为主，在施工区域的合理部位布下级配电设施，室外布置的配电设备要有防雨设施，确保施工用电安全。现场配电盘、相应形式统一，颜色一致，并有明显的警示标志和定期检验合格标识，接地系统应符合标准。做好现场施工电源冬、雨季巡检工作，消除用电隐患。用电单位要采取措施节约用电。9.3.4施工特点(1)本工程属于分布式光伏发电项目，建成后意义重大。(2)各类设备支架和安装工作量较大，工期紧，土建与安装需紧密配合。(3)施工和验收没有国家或行业的标准，需要协调解决的问题较多。(4)施工检修通道可以在原有地面情况的基础上做简单平整和局部硬化处理。9.4施工总布置143 根据太阳能光伏电站工程建设投资大、工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置，合理地布置施工现场不但可以满足施工需要，加速工程进度，减少现场混乱，还可以促进文明施工目标的实现，减少临时设施，节省施工费用，对办公区、生活区、施工现场加工区、原材料及半成品堆放场地、大型设备等科学合理的进行布置，以规范标准布置体现出一流的管理，以一流的现场布置创出一流的工程产品。因此，布置施工现场需遵循的原则是：(1)施工现场内临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便快捷，尽量做到运输距离短，减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地，节约用地的目的。(2)施工机械布置合理，充分考虑每道工序的衔接，使加工过程中材料运输距离最短。施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生浪费。(3)材料堆放场地应与加工场保持合理距离，既方便运输又要考虑防止施工过程带来的火险可能性。(4)总平面布置尽可能做到永久与临时相结合，节约投资，降低造价。9.5主体工程施工主体施工可考虑采用工程招标的方式，选择有类似工程施工经验的施工企业承建本工程，施工企业资质应不低于施工总承包三级(含三级）。设备安装应在设备制造厂家技术人员指导下进行。143 施工方案合理与否，将直接影到工程施工的安全、质量、工期和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素，制定科学、合理、经济的施工方案。本节施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项，对一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述。对于技术要求较高的施工部分，坚持公平、公开、公正和择优定标原则，打破地域限制，积极引进全国优秀电力施工单位和外系统业绩、能力、信誉等各方面较好的队伍，通过引进竞争机制达到控制质量及造价的目的。各施工承包商应在此方案的基础上，选用更合理优化的方案，详细编制相关施工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件的针对性、科学性和可靠性。9.5.1施工前的准备(1)施工技术准备技术准备是决定施工质量的关键因素，它主要进行以下几方面的工作：a)做好调查工作b)做好与设计的结合工作c)认真编制施工组织设计d)确定和编制切实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表。(2)物资条件准备a)建筑材料的准备。b)公司物资部门按照设备到场先后次序，组织物资设备的运输。c)143 根据设计物资清单以及施工过程中要用到的每个小部件、小工具，需编制《施工所需物料明细表》、《施工所需工具清单》、《安全措施保护工具清单》等，制定《现场施工手册》指导施工。根据物料明细表进行物料准备，外协外购件应考虑供货周期等，提前准备申购、联系厂家，以免耽误工期。(3)工程设备及材料总体进场计划a)材料的出厂检验。b)设备和材料的入库。由材料员办理材料和设备的入库手续。c)材料和设备的准备。d)材料的进场检验。e)根据每个施工点和发货地点的距离，编制发货计划。f)做好施工材料和设备的入库保护工作。(4)施工机械准备根据施工组织设计中确定的施工方法、施工机具、设备的要求和数量以及施工进度的安排，编制施工机具设备需用量计划、组织施工机具设备需用量计划的落实，确保按期进场。(5)现场准备为保证施工控制网的精确性，工程施工时设置测量控制网，各控制点均应为半永久性的坐标粧和水平基准点粧，必要时应设保护措施，以防破坏。(6)施工队伍准备143 根据确定的现场管理机构建立项目施工管理层，选择高素质的施工作业队伍进行该工程的施工。进场后，到当地劳动部门、公安部门及时办理有关手续。(7)通讯准备与当地通讯部门取得联系，建立高效率的通讯指挥系统。电站内部施工人员建立小型集团号或者配备必要数量的对讲机以便于联系。(8)生活设施准备工程正式开工时，在现场布置的生活临建建设完毕，并提供满足工作人员生活需求的必需品。现场设置职工宿舍、食堂及厕所等。9.5.2土建工程总体施工方案(1)土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工逆变器室基础施工以及±0.00以下设施。(2)接地网、地下管道与相应的地下工程设施同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。(3)基础施工完后即回填，原则上要求起重设备行走的部位先回填。起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其下部的设备基础及预埋件。9.5.3太阳电池组件支架制造安装太阳能光伏组件支架制造、安装工程包括固定支架的制作及安装施工。支架制作的关键问题是控制其焊接变形和连接螺栓孔的精度。保证单个构件工作的直线度、扭曲及装配、加工后各构件连接的准确性等。要在下料、校正、组装、焊接、构件校正、加工等各道工序的制造工艺上加以保证。9.5.3.1总体施工顺序143 测量（标高）就位准备一安装夹具一安装横梁等。9.5.3.2材料(1)支架的钢材应按施工图纸规定的品种和规格进行采购，钢材的材质应符合现行国家标准。(2)钢材应分类堆放，挂牌注明品种、规格和批号，搁置稳妥，防止变形和损伤。(3)焊接材料应按施工图纸的要求选用，并应符合国家标准。(4)按施工图纸要求采购的普通螺栓及其它零件、部件应符合现行国家标准。9.5.3.3支架的制作及安装(1)钢构件的制作应符合国标《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018-2002中第11.1.1及11.1.2的规定。(2)钢材和构件的矫正应符合GB50018-2002第11.1.3的规定。(3)支架的制孔应符合GB50018-2002第11.1.4的规定。(4)支架的组装和工地拼装应符合GB50018-2002第11.1.6的规(5)支架的焊接应符合GB50018-2002第11.1.6的规定。(6)支架的安装应符合GB50018-2002第11.1.8的规定。(7)支架和安装的质量应符合钢结构现行规范要求。(8)支架防腐应满足GB50018-2002第11.2的要求。(9)支架外形尺寸的允许偏差应满足施工图纸要求，并应符合《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的规定。(10)支架倾斜角度应符合设计要求。143 9.5.4太阳电池组件安装本工程太阳电池组件全部采用固定式安装，待太阳电池组件支架基础验收合格后，进行太阳电池组件的安装，太阳电池组件的安装分为两部分：支架安装、太阳电池组件安装。太阳电池阵列支架表面应平整，固定太阳电池组件的支架面必须调整在同一平面；各组件应对齐并成一直线。安装太阳电池组件前，应根据组件参数对每个太阳电池组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串连。安装太阳电池组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在支架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与支架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。太阳电池组件电缆连接采取串接方式，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。9.5.5电缆敷设电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。143 电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的《电缆敷设程序表》，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头。对电缆容易受损伤的部位，应采取保护措施。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.5.6逆变器室土建施工(1)施工顺序：整体施工顺序为先地下、后地上；先结构、后装修；先土建、后配套；先样板、后整体。(2)基础工程施工工序：放线--复核--土方方格网--土方开挖--人工清底--验收--垫层--钢筋混凝土基础--地沟--回填土--基础工程验收。9.5.7特殊气象条件下的施工措施9.5.7.1雨季节施工措施(1)现场总平面布置，应考虑生产、生活临建设施、施工现场、基础等排水措施。(2)雨季前，应做好排洪准备，施工现场排水系统应完整畅通。(3)做好道路维护，保证运输畅通。(4)143 加强施工物资的储存和保管，在库房四周设排水沟且要疏通，准备足够量的防雨材料，满足施工物资的防雨要求及雨天施工的防雨要求，防止物品淋雨浸水而变质。(5)雨季施工砼工程时，应随时调整施工配合比，并避开雨天，在浇筑中遇到下雨应设挡雨棚后覆盖塑料薄膜以免雨水冲刷砼，雨较大时应停止砼施工并合理留置施工缝。(6)雨期施工砌体时，砂浆的稠度应适当减小，每天砌筑高度不宜超过1.2m，收工时覆盖砌体上表面，若雨较大时则停止施工。(7)脚手架等要安装避雷装置，接地电阻不大于10欧。雨过后要复工先检查现场临时用电线路、机电设备、外脚手架的安全情况，无隐患后方可复工作业。(8)堆放水泥的仓库四周应用防水砂浆抹面，地面铺一层油毡，并将水泥用架板支垫；屋面保温材料不得露天放置，进场堆放应有防水措施，保温层不得雨天施工。(9)加强雨期质量安全意识教育，制定有效的值班制度，责任落实到人。9.5.7.2冬季施工措施连续5天日平均气温稳定在5°C以下，或日最低气温低于0°C时，即进入冬期施工，拟采取冬期施工措施。(1)143 钢筋负温下闪光对焊宜采用：预热一闪光焊工艺，焊接参数宜采用弱参数，保证一定长度的见红区，减小温度梯段和延缓冷却速度，焊接时应严防地热、烧伤、咬口和裂纹等缺陷。焊接时应注意：焊接前必须清除焊接部位及电极和钢筋接触部位的铁锈、污物，端部若有弯曲应予以切断或校正；焊接在室外时应搭设棚子，焊后接头严禁接触冰雪、冷水，应用干砂使其缓慢冷却。(2)砼工程进入冬季施工后，砼要按新配合比添加防冻剂，另外根据现场实际情况对原材料加热，一般为对水加热，采用一次投料顺序，水温不超过80°C，适当延长搅拌时间，避免水泥与水直接接触，混凝土从搅拌站集中搅拌、运输直至入模需要一段时间，为减少混凝土在浇筑及运输过程中的热量损失，应尽量缩短混凝土的运输时间及空气中停放时间，保证砼的入模温度不低于10°C。浇筑后立即进行覆盖，先覆盖一层塑料布，再覆盖两层草袋。(3)砌体工程中的砂浆宜用普通硅酸盐水泥拌制，石灰膏等掺合料应有防冻措施，如遇冻，必须融化后方可使用。砂中不得含有大于10mm的冻块。砖应清除冰霜，冬期不浇水，应适当增大砂浆的稠度。砌砖一般采用掺盐砂浆，砌体加筋按有关规定应进行防腐处理。(4)钢结构工程的冬期施工钢结构施工时除编制施工组织设计外，还应对取得合格焊接资格的焊工进行负温下焊接工艺的培训，经考试合格后，方可参加负温下钢结构施工。在负温下焊接时，针对不同的结构，焊接用的焊条、焊缝在满足设计强度前提下，普通结构应选用屈服强度较低，冲击韧性较好的低氢型焊条，重要结构可采用高韧性超低氢型焊条。(5)钢结构安装143 编制安装工艺流程图，构件运输时要清除运输车箱上的冰、雪，注意防滑垫稳；构件外观应检查与矫正，负温下安装使用的机具及设备等使用前应进行调试，必要时需低温下试运转，发现问题应及时修整。负温下安装用的吊环必须用韧性好的钢材制作，防止低温脆断。9.5.8主要施工机械本期工程规模6MW，根据太阳能光伏电站施工集中的特点，施工期预计5个月，施工采用集中与分散相结合原则。9.6施工总进度9.6.1施工总进度目标根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，逆变器室、太阳能光伏阵列先期开工，同时要求施工机械能同时满足两项工程施工要求。本工程计划建设期5个月。工期总目标是：太阳能光伏电站全部设备安装调试完成，全部太阳能光伏阵列并网发电。9.6.2施工总进度设计依据及原则依据太阳能光伏电站建设特点和经济条件对太阳能光伏电站主要工程的施工进度作原则性的安排，为工程的施工招标及设备招标提供依据，为编制工程施工组织设计指定基本方向。(1)设计依据及原则1)电站主体和临建工程量及布置图；2)国内外同类工程的施工组织设计资料。143 3)坚持以人为本的原则在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员全身心地投入到工程建设之中，同时可以提高工作效率降低管理费用。(2)太阳电池阵列支架基础工程先期开工建设由于本期工程建设期5个月，为尽早产生经济效益，根据太阳电池组件分批到货、电站土建开工至全部设备安装调试完时间短的特点，配套工程应有合理的顺序并优先考虑施工，以便每一部分太阳电池组件安装完后既可调试，保证工程的连续性。因此应先进行太阳能光伏阵列基础施工。(3)其他工程项目的施工在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项目的施工可以同步进行，平行建设。其分部分项工程可以流水作业，以加快进度，保证工期。9.6.3施工准备期施工准备期从建设期的第1个月开始安排，工期5个月。施工准备期主要完成水、电、场地平整及临时房屋等设施的修建，准备工程完成后，进行有关各项分项工程施工。9.6.4施工控制点本工程施工进度控制点为逆变器室建设、太阳电池组件支架施工、太阳电池组件安装工程。9.6.5施工图交付计划143 施工图是计划实现的先决条件。施工图交付进度的原则是：先总体后单项，先主体后辅助，先土建后工艺，先地下后地上，先深层后浅层，先季节性影响大的后季节性影响小的。9.6.6主要设备交付计划设备的按期交付是里程碑计划实现的重要保证，及时跟踪设备的实际交付时间，并根据现场工程进度的具体进展，对设备的交付进度作一定的调整和完善，以确保交付设备能够完全满足工程进度的需要。9.6.7分项施工进度计划根据当地的气候条件，首先进行土建工程施工，于此同时进行设备采购，随设备到货情况进行安装及调试工作。9.7工期保障措施根据本工程设计特点与施工现场情况，为保证工程按期竣工，特制定以下工期保证措施。(1)强化项目管理，实行项目经理负责制，项目经理根据总体进度计划，提前编排合理的月计划，并及时做好施工机具、人力、资金、材料等进场计划，提前送到各有关部门，以避免因材料、机械、人力不能及时到位而造成的工期延误。(2)建立和执行例会、报表、行政管理制度。定期召开项目例会，由项目副经理主持，及时协调理顺各专业工种的作业关系，解决施工中存在的矛盾，明确下达的生产计划，并落实管理人员的责任。(3)143 严格按照计划安排生产，定期开一次协调会，由项目经理主持，检查落实上周生产计划的完成情况，总结调整后安排本周的计划，以周保月，以月保季确保总工期的实现。(4)对所有现场施工人员，除进行必要的进场培训外，还要使其明确完成的任务的期限和各阶段的进度计划。项目部将拨出一定数额的奖金，分阶段奖励施工质量好、按期完成计划的班组和个人，以鼓励先进，督促后进。(5)采用流水作业和分班次倒班作业的方法缩短工期。(6)挑选技术好、质量意识强的工人组织施工，并加强对质量的跟踪检查，提高产品一次成活率，避免因工程质量事故的出现而造成返工，延误工期。(7)充分发挥技术装备优势，提高机械化施工程度，减轻劳动强度，提高工效，缩短工期。利用科学的施工技术和手段，提高劳动生产率，加快施工进度。(8)加强同建设单位、设计单位、政府主管部门的合作和监督，顺利完成各施工阶段的转换，确保施工的顺利进行。9.8安全文明施工措施9.8.1安全施工措施安全管理目标：该工程杜绝重大伤亡事故、火灾事故、交通事故，一般事故频率控制在2%。以内。(1)143 安全生产是企业的头等大事，生产必须安全是施工企业必须遵守的准则，安全生产的方针是“安全第一、预防为主”，生产活动中必须坚持全员、全过程、全方位、全天侯的“四全”动态安全管理。(2)建立以项目经理为首的安全保证体系和检查监督机构，严格实行安全生产责任制，保证安全措施的落实。(3)施工队伍进场后，及时进行安全教育，针对工程各阶段的施工特点，教育全体施工人员自觉遵守规章制度，特别是特殊工种的人员必须有上岗证，新工人入场前完成三级安全教育。(4)加强安全管理标准化，即坚持“五同时”、“三不放过”的原则;坚持班前安全交底，班后安全讲评活动；坚持安全周和“百日无安全事故”活动，每周安排一晚开展施工安全教育活动；建立定期检查制度，项目经理部每半月、作业班组每周各检查一次，施工现场设置安全标语，危险区域设立安全标志。(5)公司安全部每一星期对该工程进行一次安全检查。检查的主要内容是查思想、查管理、查制度、查现场、查隐患、查事故处理，检查的重点以劳动条件、生产设备、现场管理、安全卫生设施以及生产人员的行为为主，发现危及人的安全因素时，必须果断消除。对检查出的问题，项目部要指定具体整改责任人、确定具体整改措施、整改时间。(6)加强施工现场临时用电管理，现场用电必须符合《施工现场临时用电安全技术规程》的规定和要求。(7)施工人员进入施工现场必须戴好安全帽，充分利用“三宝”的作用，加强“四口、五临边”的防护。(8)143 各种脚手架、操作台和大型施工机械设备安装完毕后，应经有关部门人员的验收，符合要求后方可使用，各种设备、电动机具要有可靠的防、接地和漏电保护装置，并做到“一机、一箱、一闸、一保护”。(9)加强施工现场的防火工作，建立用火申请制度，现场消防器材4米范围内不得堆放物资，并保持跑道畅通，凡是用火场所必须设有消防器材，现场严禁随意点火烧火，易燃物附近不得吸烟，做到人走火灭。(10)夜间施工配置足够亮度的照明设施，活动灯具电压不超过36V。(11)做好施工用水及雨水的排向工作。(12)注意加强对地基及基础施工的安全管理。基础开挖按规定进行放坡，并时刻注意边坡的稳定性，必要时加支撑维护。(13)及时收听当地当日天气预报，根据大风、大雨及时采取相应的防护措施，防止意外事故的发生。9.8.2文明施工措施(1)施工现场管理的根本任务是推进施工现场标准化管理，提高施工现场综合水平。加强项目管理的考核评比，促进现场管理制度的转化：现场形象规范化；平面规划网络化；物资堆放定置化；工作岗位标准化；施工管理程序化；基础工作档案化。(2)项目部每月至少组织两次综合检查，按专业、标准全面检查，按规定填写表格，算出结果，制表张榜公布。制定奖惩制度，坚持奖、惩兑现。143 (3)施工现场实行封闭式管理，人员不得随意出入工地，设专业保卫人员进行值班。(4)施工现场机械设备必须经有关人员验收后，方可使用，并设岗位职责和安全操作规程标牌。(5)施工现场材料堆放应做到砂石成方，砖成垛，钢筋成条，堆放整齐，标识明确。(6)建立卫生包干区，场区外无建筑料具，并及时打扫卫生，保持清洁，建筑垃圾随时清理，做到工完场院清，料完具洁，建筑垃圾统一外运。(7)保证现场通道的畅通，现场消防设施要齐全，定期检查并保证使用方便。(8)严格按程序组织施工，确保在施工过程中统一调度，统一管理指挥，平衡土建、安装、装饰之间的关系，保持良好的施工程序。(9)严格遵守社会公德、职业道德、职业纪律，妥善处理施工现场周围的公共关系，争取有关单位和群众的理解和支持。第十章工程管理设计10.1管理模式为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目建设管理由建设方对工程实施全面管理。143 10.2管理机构10.2.1工程建设管理机构及人员定编根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，太阳能光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。项目公司的主要权限及职责为：(1)负责向政府及有关部门的请示汇报，取得项目建设批准文件；(2)负责协调项目建设安全、质量、进度、造价控制工作；(3)负责合同的签订和履行；(4)负责协调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；(5)负责项目建设资金的筹措，并按工程建设合同向合同方及时拨付工程款;(6)负责生产准备工作；(7)负责组织太阳能光伏电站投产后工程的竣工决算、竣工验收和项目后评价；(8)负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。10.2.2工程运营管理机构及人员定编根据生产和经营需要，结合现代化太阳能光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源部[1992]64143 号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合新建电站工程具体情况，本太阳能光伏电站按少人值班的原则进行设计。建设期结束后太阳能光伏电站项目公司职能转变为项目运营，运营公司做好电站运行和日常维护及定期维护工作，电站的大修、太阳电池板的清洗、太阳电池组件钢支架油漆的维修养护、绿化养护、卫生保洁等工作均采用外委方式进行，以减少管理成本，提高经济效益。10.3主要生产管理设施根据太阳能光伏电站的特点及电站的布置情况，将整个电站分为生产区和管理区两大区域布置。10.3.1管理区、生产区电源及备用电源生产、生活电源从就进电网接入。备用电源引自电站0.4kV母线。10.3.2管理区、生产区供水设施本工程生产用水均由市政管网提供。10.4维护管理方案太阳电池组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。电池组件定期进行除尘和清洗，每月清洗一次。遇到恶略天气，应及时清洗。春、夏、秋三个季节采用先除尘再用水洗。冬季不能水洗。每次清洗完成后应保持组件干燥。太阳电池组件钢支架的油漆，每隔五年刷一次。其余钢构件的油漆每隔三年刷一次。143 10.5拆除、清理方案电站运行期(25年)满后，考虑太阳电池组件由厂家负责回收及再利用。第十一章环境保护和水土保持设计11.1设计依据及目的11.1.1设计依据(1)《《中华人民共和国环境保护法》（1989-12-26);(2)《《中华人民共和国环境影响评价法》（2003-09-01)；(3)《《中华人民共和国水污染防治法》（2008-02-28);(4)《《中华人民共和国水土保持法》（2011-3-1);(5)《《中华人民共和国可再生能源法》（2009-12月修订）;(6)《中华人民共和国野生动物保护法》2004年8月修订；(7)《中华人民共和国水污染防治法》2008年2月修订；(8)《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月修订；(9)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2013年6月修订;(10)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1996年10月；(11)《中华人民共和国传染病防治法》2004年8月修订。(12)《环境影响评价技术导则》（HJ2.1-2011);143 (13)(HJ19-2011)《环境影响评价技术导则非污染生态影响》；(14)(HJ/T2.3-93)《环境影响评价技术导则地面水环境》；(15)(HJ2.2-2008)《环境影响评价技术导则大气环境》；(16)(HJ2.4-2009)《环境影响评价技术导则声环境》；(17)《环境监测技术规范》国家环境保护局，1989年；(18)国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》(1998-12-18)11.1.2设计目的本工程的场址选择及建设与当地林业规划、城市建设发展、电力规划、能源开发、土地利用等方面是一致的，且受到国家及当地各部门的大力支持。经过对本工程的环境保护和水土保持设计，分析环境与本工程间的相互影响要素，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，使环境和水土在本工程建设与运行期内都得到很好的保护，进而使工程与其周围环境之间达到相互和谐发展的目的。11.2环境影响分析11.2.1施工期环境影响简要分析本项目施工期主要施工内容为厂房建筑屋顶安装太阳能光伏系统（太阳电池组件），施工期对环境的影响分述如下：①施工期噪声影响分析本项目施工期噪声源主要为太阳能光伏组件和支架安装等过程中产生的噪声，各安装设备产生的噪声很低，噪声源强均在65dB(A)143 以下，项目安排施工时间均在昼间，因此组件和支架安装等过程产生的噪声可达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011)限值标准要求。为尽可能地减缓施工噪声对环境的影响，在施工过程中施工单位将严格采取如下污染控制措施：a.制定合理的施工计划和合理的施工位置，尽可能避免大量噪声设备同时作业，施工作业禁止夜间（晚上十点至次日早晨六点）进行产生噪声污染的施工作业和建筑材料的运输。b.尽量采用低噪设备，对动力性机械定期保养、维护。c.施工过程中，施工单位应积极与受影响的居民进行沟通。综上所述，只要建设单位严格按照《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011)的有关规定，可把施工期的噪声污染影响控制在最低水平。②施工期固体废物影响分析本项目施工期仅是设备安装过程，因此施工期对环境的影响仅为支架、太阳能光伏组件废弃外包装。经收集后暂时存放在施工现场的指定地点，最后统一回收后综合利用，综合利用率100%。因此，不会对当地的环境产生二次影响。11.2.2营运期环境影响分析本项目属于清洁能源利用项目，项目营运期没有废气、废水、噪声和固体废物产生，基本无对外环境的影响。143 本项目使用的太阳电池组件达到使用年限时，由太阳电池生产厂家回收处理。项目建成后，不会对外部环境有明显影响。11.3环境和水土影响评价结论及建议11.3.1环境和水土影响评价结论(1)生态：场区处于建筑顶部，施工单位需严格执行环保部门有关规定，加强施工期的管理，控制施工扬尘、噪声污染，做到文明施工。施工期结束后，应及时对施工现场进行清理，恢复原貌。施工场地没有环境敏感点，对当地的自然生态系统基本无影响。(2)该项目投入运行后，采取的治理措施及对环境的影响分析如下：a)废水：本工程无生活污水排放。b)噪声：电站无明显噪声设备，对区域声环境略有噪声影响。c)固体废弃物：本期工程场地内无生活垃圾产生。(3)场址选择可行性分析结论本工程地处建筑屋顶，太阳能资源丰富，所以本工程选址可行。(4)项目环境效益分析结论开展太阳能发电，可以充分利用丰富的可再生资源，节约宝贵的一次能源，避免因电力发展造成的环境污染问题。发展太阳能发电是实现能源、经济、社会可持续发展的重要途径，具有良好的环境效益。(5)项目可行性结论143 光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏产业的重视程度，标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。因此，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。11.3.2建议(1)做好施工期的环境管理工作，做到文明施工，避免施工期扬尘、噪声对周围环境产生污染，施工结束后施工场地应尽量恢复原貌。(2)加强对设备的维护，确保其正常运转，避免设备带病运行产生高噪声对环境造成影响。(3)在下一步设计中，优化施工道路设计，合理安排施工工序，减轻对场地原屋顶的破坏。第十二章劳动安全与工业卫生12.1设计总则为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，做到电站投产后符合劳动安全与工业卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康，为建设项目的设计、施工、监理、运行提供科学依据，推动工程项目安全程度的提高，根据国家有关设计标准、规程规范进行本工程劳动安全与工业卫生专项设计。143 本工程劳动安全与工业卫生专项设计，必须遵循国家的有关方针、政策，并应结合工程的具体情况，积极采用先进的技术措施和设施，做到安全可靠、经济合理，设施符合国家规定的标准，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和并网太阳能光伏电站的安全运行管理提供参数依据，确保施工人员生命与财产的安全。12.1.2设计范围和主要内容本项目的劳动安全与工业卫生设计范围是对主要建（构）筑物、生产设备及其太阳能光伏作业岗位和场所的劳动安全及工业卫生进行分析评价，主要包括太阳能光伏阵列、逆变器室、室外箱变等。电站劳动安全与工业卫生设计的重点：分析评价电站运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或减免措施；提出劳动安全与工业卫生建议。对施工过程中的主要危险有害因素只作一般性分析，不作具体评价说明。12.1.3主要依据文件华人民共和国主席令第65号；(2)《中华人民共和国安全生产法》（2002年11月1日起施行)中华人民共和国主席令第13号；(3)《中华人民共和国消防法》（2009年5月1日起施行）中华人民共和国主席令第6号；(4)《中华人民共和国职业病防治法》（2011年12月31日施行）中华人民共和国主席令第52号；(5)《中华人民共和国电力法》修正（2009年8月27日施行)中华人民共和国主席令第18号；143 (6)《建设工程安全生产管理条例》（2004年2月1日起施行)中华人民共和国总理令第393号；(7)《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（1996年10月）原劳动部第3号令。12.1.3.2设计采用的主要技术规范、规程和标准(1)GB18218-2014《危险化学品重大危险源辨识》；(2)GB12158-2006《防止静电事故通用导则》；(3)GB/T8196-2003《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》；(4)GB/T12801-2008《生产过程安全卫生要求总则》；(5)GB5083-1999《生产设备安全卫生设计总则》；(6)GB7231-2003《工业管道的基本识别色、识别符号和安全标识》；(7)GB2893-2008《安全色》；(8)GB2894-2008《安全标志及使用导则》；(9)关于电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点的通知（电安生1994-191号）；(10)关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则的通知（国电调2002-138号）(11)GBZ1-2010《工业企业设计卫生标准》；（2010)(12)GBZ2-2002《工业场所有害因素职业接触限值》；(13)GB/T50087-2013《工业企业噪声控制设计规范》；143 (14)GBJ122-1988《工业企业噪声测量规范》；(15)LD80-1995《噪声作业分级》；(16)(GB/T25295-2010)《电气设备安全设计导则》；(17)GB/T3805-2008《特低电压(ELV)限值》;(18)(GB50033-2013)《建筑采光设计标准》；(19)DL/T5056-2007《变电站总布置设计技术规程》；(20)DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》；(21)GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》(22)DL/T5352-2006《高压配电装置设计技术规程》；(23)DL/T5222-2005《导体和电器选择设计技术规定》；(24)GB50058-2014《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规(25)GB4387-2008《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》;(26)GB50046-2008《工业建筑防腐蚀设计规范》；(27)GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》；(28)GB50060-2008《3-110KV高压配电装置设计规范》；(29)GB50052-2009《供配电系统设计规范》；(30)GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》；(31)GB50260-2013《电力设施抗震设计规范》；(32)GB50057-2010《建筑防雷设计规范》（2000年版）；(33)GB50016-2014建筑设计防火规范》;(34)GB6566-2010《建筑材料放射核素限量》（2010)(35)GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》；143 (36)GB50116-2013《火灾自动报警系统设计规范》；(2013)(37)GB50034-2014《建筑照明设计标准》；(38)GB50011-2010《建筑抗震设计规范》；(2010)(39)GB50015-2010《建筑给水排水设计规范》；（2010)(40)GB50019-2012《采暖通风与空气调节设计规范》；以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。12.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析12.2.1工程施工期主要危害因素分析(1)高处坠落厂房屋顶设备安装施工时存在高空坠落危险因素，可能导致人员伤残、死亡。(2)物体打击和挤压伤害本工程的各类施工作业活动中，均存在操作人员受到坠落物的打击、运动着的重型设备的打击（如吊车、吊臂等）等危险因素，可能导致人员伤残、死亡。(3)机械伤害本工程施工中使用的机械设备多，存在机械伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。⑷触电伤害本工程施工中使用的用电设备多，存在触电伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。143 (5)交通事故本工程施工中运输车辆多，可能由于施工现场内视野不良、疲劳作业、违章驾驶、车辆机械故障等因素引起的交通事故伤害危险，可能导致设备损坏或人员伤残、死亡。(6)传染性疾病本工程施工过程中，施工人员数量较多，且集体生活、集体用餐，存在发生传染性疾病的隐患。12.2.2工程运行期主要危害因素分析(1)太阳电池阵列太阳电池阵列是太阳能光伏电站的主要发电设备，正常工作电压一般在500V~800V之间，如人员不慎触碰到绝缘不良的导线、电缆等部位，存在触电伤害的危险。(2)变压器、变电站配电设备触电伤害、火灾及爆炸伤害本工程布置有箱式变电站及若干其他电气设备。这些设备的带电部位均存在触电伤害的危险，也存在火灾及爆炸的危险，可能导致人员窒息、烧伤、死亡。(3)电气设备及电缆火灾及中毒伤害本工程布置的若干电气设备，易于着火。特别是布置有大量的电力电缆及控制电缆、光缆等，而且连接到工程各个部位，电缆易燃，着火后产生大量有害烟气，可能导致设备损坏或人员窒息、烧伤、死亡。(4)风机等设备的噪声污染143 本工程逆变器室布置有一些通风机，这些设备的低频噪声可能会对运行人员的听力造成伤害。(5)高处坠落及机械伤害本工程有较高的建筑物等设施，这些部位在维护时存在高处坠落及机械伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。(6)雷击太阳电池阵列布置位置地势平坦，且占地面积较大，遇雷暴发生时，存在雷击危险因素，能导致设备损坏，引起运行事故或人员伤残、死亡。(7)大风及沙尘暴太阳能光伏电站建设在屋顶上，当大风或沙尘暴天气出现时，由于大风引起的扬尘或沙尘暴可能引起发电量下降，对电站运行不利。(8)雪灾雪灾发生时，大雪有可能覆盖太阳能光伏电池组件板面，严重影响发电，造成运行事故。输电线积冰可能导致电线断裂，影响电力送出。12.3劳动安全与工业卫生对策措施12.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施(1)在工程施工期间，建设单位必须遵守“生产经管单位新建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。143 (2)建设单位应认真学习，严格贯彻执行《建设工程安全生产管理条例》（国务院393号令，2004年2月1日施行），并对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。(3)加强施工监理，施工过程应严格按照相关规程、规范要求执行。(4)加强施工单位资质管理。(5)加强施工组织设计编制与审查管理，试运阶段的安全管理。(6)加强施工营地生活设施建设，完善施工卫生建制，保障施工人员的安全与健康。12.3.2.1防火及防爆(1)工程防火设计工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。本太阳能光伏电站建筑物防火设计完全满足现行有关防火设计规范的要求。(2)工程防爆安全设计变压器等都设有泄压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位，以防止在设备故障保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时，伤害工作人员。设备的选型和采购均符合现行相关规范。(3)防静电设计143 通风设备等均接地，防静电接地装置与工程中的电气接地装置共用时，其接地电阻不大于300。场外独立设置的易燃、易爆材料仓库，在直击雷保护范围内，其建筑物或设备上严禁装设避雷针，而用独立避雷针保护。并采取防止感应雷和防静电的技术措施。12.3.2.2防电气伤害(1)所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。(2)对于可能遭遇雷击的建筑物屋顶、设备等采取避雷带或避雷针保护。(3)配电装置的电气安全净距应符合《3-110KV高压配电装置设计规范》（GB50060-2008)及其它相关规范的有关规定。当裸导体至地面的电气安全净距不满足规定时，设防护等级不低于IP2X的防护网。(4)高压开关柜具有“五防”功能即：①防带负荷分、合隔离开关；②防误分、合断路器；③防带电挂地线、合接地开关；④防带地线合隔离开关和断路器；⑤防误入带电间隔。(5)所用干式变压器与配电柜布置在同一房间，该变压器设不低于IP2X的防护外罩。(6)屋外开敞式电气设备，在周围设置高度不低于1.5m的围栏。143 (7)在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故的发生。(8)用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。(9)对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电气联锁或机械联锁装置，或采取其它防护措施。(10)供检修用携带式作业灯，符合《特低电压（ELV)限值》(GB/T3805-2008)的有关规定。(11)单芯电缆的金属护层、封闭母线外壳以及所有可能产生感应电压的电气设备外壳和构架上，其最大感应电压不大于50V。否则，采取相应防护措施。(12)电气设备的外壳和钢构架在正常运行中的最高温升：①运行人员经常触及的部位不应大于30K;②运行人员不经常触及的部位不应大于40K;③运行人员不触及的部位不应大于65K，并设有明显的安全标志。(13)电气设备的防护围栏应符合下列规定：①栅状围栏的高度不应小于1.2m，最低栏杆离地面静距不应大于0.2m;②网状围栏的高度不应小于1.7m，网孔不应大于40mmX40mm;③所以围栏的门均应装锁，并有安全标志。12.3.2.3防机械及防坠落伤害(1)143 采用的机械设备的布置，设计中满足有关国家安全卫生有关标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999)、《机械安全避免人体各部位挤压的最小间距》（GB12265-1997)、《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》（GB/T8196-2003)、《防护屏安全要求》(GB8197-87)等有关标准的规定。(2)所有机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均符合国家有关标准的规定。(3)需上人巡视的屋面设置净高不小于1.05m的女儿墙或固定式防护栏杆。(4)本太阳能光伏电站设置的室外楼梯，均考虑了意外坠落的影响，设置防护栏杆与扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。12.3.2.4防噪声及防振动太阳能光伏电站按“无人值班”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全厂集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所布置在生产的中控室内，其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》（GB/T50087-2013)规定，结合本电场的特点，限制在60dB-70dB。(1)为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、风机、水泵、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。(2)在噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施，房间内并采取吸声、隔声或更为有效的消音屏蔽以及相应的隔振、减振和阻尼措施。143 (3)选用噪声和振动水平符合国家有关标准规定的设备，必要时，对设备提出允许的限制值，或采取相应的防护措施，如在建筑上采用降噪材料等。(4)管道设计及其支吊架合理选择，以避免或减少流体高速流动及管道振动所产生的噪声。(5)为运行人员配备临时隔声的防护用具。12.3.2.5温度与湿度的控制(1)通风设计逆变器室内设置风机，采用机械通风系统。(2)采暖设计在逆变器等电气设备间内采用电辐射板采暖方式。12.3.2.6采光与照明本太阳能光伏电站的逆变器等主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层，根据相关照明设计规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度满足《建筑照明设计标准》（GB50034-2013)的要求。建筑内主要疏散通道及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散12.3.2.7防尘、防腐蚀(1)本太阳能光伏电站机械通风系统的进风口位置，设置在室外空气比较洁净的地方，并设在排风口的上风侧。(2)143 设备支撑构件、水管等根据不同的环境采取经济合理的防腐蚀措施。除锈、涂漆、镀锌、喷塑等防腐处理工艺符合国家现行的有关标准的规定。电缆桥架采用热镀锌处理。12.3.2.8防电磁辐射在接触微波（频率为300MHz-300GHz的电磁波）辐射的工作场所，对作业人员的辐射防护要求要满足《作业场所微波辐射卫生标准》(GB10436—1989)的规定，选用满足防护微波辐射要求的产品。12.3.2.9防大风、防沙尘暴、防雪灾(1)在选择太阳电池组件、逆变设备、输电线路及其辅助设备时，充分考虑这些设备在低温、超强大风荷载和沙尘暴、积雪覆冰等气象灾害状态下的工作情况。(2)在太阳电池支架设计时充分考虑风荷载，在设备基础设计施工(3)大风、沙尘暴、雪灾天气结束后，尽快组织清理太阳电池组件表面灰尘、积雪覆冰等。(4)在人员经常停留的室内场所或有防冻要求的设备间内设置采暖系统。(5)室外主要发电设备防护等级满足防沙尘暴的要求。(6)施工完后，尽快进行环境绿化，植树种草，防止水土流失和沙尘对作业环境的影响。(7)做好大风、沙尘暴、雪灾等的事故应急预案。12.3.2.10安全色和安全标志143 对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识别意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产效率、降低事故发生率的目的。根据《安全色》（GB2893-2008)和《安全标志及使用导则》(GB2894-2008)的规定，充分利用红（禁止、危险）、黄（警告、注意）、蓝（指令、遵守）、绿（通行、安全）四种传递安全信息的安全色，使人员能够迅速发现或分辨安全标志、及时受到提醒，以防止事故、危害的发生。安全色和安全标志设置的场所及类型见表12.3-1。标志名称安全色设置场所标志内容禁止标志红色1.电缆密集处禁止烟火警告标志黄色1.电气设备的防护围栏当心触电2.温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人3.集水井、吊物孔周围的防护栏杆当心坠落4.超过2.0m的钢直梯上端5.机修间、修配厂车间入口处当心机械伤人6.超过55°的钢斜梯当心滑跌7.主要交通道口当心车辆提示标志绿色1.消防设施消火栓灭火器消防水带2.安全疏散通道安全通道、太平门表12.3-1：安全色和安全标志设置场所及类型标志名称安全色设置场所标志内容红色1.电缆密集处禁止烟火143 禁止标志警告标志黄色1.电气设备的防护围栏当心触电2.温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人3.集水井、吊物孔周围的防护栏杆当心坠落4.超过2.0m的钢直梯上端5.机修间、修配厂车间入口处当心机械伤人6.超过55°的钢斜梯当心滑跌7.主要交通道口当心车辆提示标志绿色1.消防设施消火栓灭火器消防水带2.安全疏散通道安全通道、太平门12.4劳动安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强工程安全与工业卫生设施和技术措施的实施，以保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，保障财产不受损失。143 就必须建立、健全安全生产责任制度；健全安全技术操作规程和安全规章制度；健全特种作业人员持证上岗和建档制度；完善安全生产条件，确保安全生产。实行全员，全方位，全过程的管理；根据法律法规制定相关职业安全卫生制度。制度的主要内容包括：目标、责任、承诺、奖惩规定、监督考核、总结等内容。12.4.1安全卫生机构设置、人员配备及管理制度安全卫生管理机构必须和整个电站生产管理组织机构及人员配备统一考虑。工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，负责劳动安全与工业卫生方面的宣传教育和管理工作，保障电站顺利运行，达到安全生产的目的。从“安全生产、安全第一”的角度出发，管理和监测机构负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常的检测、劳动安全及职业卫生教育等，并设置医务室。其机构人员的配置为1人-2人，可以为兼职人员，归口生产运行部管理。太阳能光伏电站运行人员在开始工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行人员有一个良好的身体条件，为电站的安全运行创造一个较好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。143 建立巡回检查制度、工作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表和器材进行安全的日常维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置监测仪器设备和必要的安全宣传设备。12.4.2安全生产监督制度工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，并制定有效的安全生产监督制度，以保证电站顺利运行，达到安全生产的目的。12.4.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度(1)消防管理制度主要内容包括：a)设备防火安全规定；b)防火检查制度；c)消防水泵管理规定；d)消防水池管理规定；e)材料仓库防火安全制度;f)厨房防火安全制度；(2)防电气误操作管理制度主要内容包括：a)落实责任制，明确防误工作负责人，形成防误工作网络；b)贯彻执行“五防措施”；c)熟练掌握相关设备的现场布置、系统联系、结构原理、性能作用、操作程序；d)建立防误工作的激励约束机制；e)严格执行《电业安全工作规程》、《电力事故调查规程》、《运行规程》和运行部的各种规章制度等。(3)防高空作业坠落管理制度主要内容包括：a)对实行高空作业的人员采取安全保护措施；143 b)对实行高空作业人员进行安全教育，提高人员的安全意识和自我保护意识等。12.4.4工业卫生与劳动保护管理规定各级行政正职是本单位（部门）的安全第一责任人，对安全生产负全面的领导责任。各级行政副职是自己分管工作范围内的安全第一责任人，对分管范围内的安全工作负有领导责任。各类人员必须认真落实规定中各自的安全职责，认真贯彻执行国家有关安全生产的方针、政策、法律及法规，并对所属部门人员履行安全职责的情况进行检查、考核。严禁违章指挥，违章作业，违反现场劳动纪律现象的发生。坚持“管生产必须管安全”的原则，做到计划、布置、检查、总结、考核生产工作和安全工作同步进行，落实好有关职业安全卫生制度的执行。12.4.5工作票、操作票管理制度编制太阳能光伏电站运行操作规程，建立工作票与操作票管理制度，保护运行人员在生产过程中的人身安全，保障设备财产不受损失。工作票与操作票管理制度的主要内容包括：(1)工作票与操作票的类别；(2)工作票与操作票的内容、格式及填写人员、签发人员资格规定；(3)工作票与操作票的执行；(4)工作票与操作票的终结；(5)工作票与操作票的考核等内容。143 12.4.6事故调查处理与事故统计制度事故调查处理与事故统计制度按照国家电力监管委员会颁布的《电力生产事故调查暂行规定》（自2005年3月1日起施行）进行编制。12.5事故应急救援预案根据《安全生产许可证条例》（中华人民共和国国务院令第397号）第六条规定，企业要取得安全生产许可证，应当具备的安全生产条件之一就是：有生产安全事故应急救援预案、应急救援组织（或者应急救援人员）、配备必要的应急救援器材、设备。对太阳能光伏电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在太阳能光伏电站投产前经有关部门的审批。制订事故应急救援预案的目的主要有两个方面：(1)采取预防措施使事故控制在局部，消除蔓延条件，防止突发性重大或连锁事故发生；(2)能在事故发生后迅速有效地控制和处理事故，尽力减轻事故对人、财产和环境造成的影响。12.5.1事故应急预案的制定原则、基本要求和主要内容太阳能光伏电站生产安全是“人一机一环境”系统相互协调、保持最佳“秩序”的一种状态。事故应急救援预案应由事故的预防和事故发生后损失的控制两个方面构成，其原则是“以防为主，防救结人”合。143 在编写预案时，应分类、分级制定预案内容，上一级预案的编制应以下一级预案为基础。其基本要求是：具体描述可能的意外事故和紧急情况及其后果；确定应急期间负责人及所有人员在应急期间的职责；确定应急期间起特殊作用的人员（如消防员、急救人员）的职责、权限和义务；规定疏散程序；明确危险源的识别及其处置的应急措施;建立与外部应急机构的联系（消防部门、医院等）定期与安全生产监督管理部门、公安部门、保险机构及相邻生产经营单位的交流；做好重要记录和设备（如装置布置图、危险物质数据、联络电话号码等)的保护。应急预案是针对可能发生的重大事故所需的应急准备和应急行动而制定的指导性文件，其核心内容应包括：对紧急情况或事故灾害及其后果的预测、辩识、评价；应急各方的职责分配；应急救援行动的指挥与协调；应急救援中可用的人员、设备、设施、物资、经费保障和其他资源，包括社会和外部援助资源等；在紧急情况或事故灾害发生时保护生命、财产和环境安全的措施；现场恢复。其他，如应急培训和演练规定，法律法规要求，预案的管理等。预案应对太阳能光伏电站在运行过程中出现的突发事故有一个较全面的处理手段，在事故发生的第一时间内及时做出反应，采取措施防止事故的进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故未查明之前，当班运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。12.5.2应急预案编制程序143 (1)成立应急预案编制工作组。⑵资料收集。(3)危险源与风险分析。(4)应急能力评估。(5)应急预案编制。(6)应急预案评审与发布。12.5.3主要事故应急救援预案项目根据太阳能光伏电站生产特点、危险因素情况，分析该工程可能发生的重特大事故类型、事故发生过程、破坏范围及事故后果，确定需要编制应急救援预案的类型。建议本工程对以下重特大事故编制应急救援预案：火灾、触电事故预案，恶劣天气事故预案，电气误操作事故预案，电池组件损坏事故预案，继电保护事故预案，变压器损坏和互感器爆炸事故预案，开关设备事故预案，接地网事故预案等事故预案。施工期基坑开挖、施工区内运输、施工及检修期大件吊装、高空作业、交叉作业等危险点的安全生产事故应急救援预案。12.6预期效果评价12.6.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价143 在采取了安全防范措施及对生产运行人员进行安全教育和培训后，对太阳能光伏电站的安全运行提供了一良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。12.6.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价由于太阳能光伏电站的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，低了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。12.7可能存在的问题和建议由于太阳能光伏电站在我国还处在一个初步发展阶段，缺乏成熟的建设及运行经验，对相关的安全防护措施还需要进一步全面深入研究，因此对生产运行当中所面临的安全和卫生问题的研究还存在一定的不足，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前太阳能光伏电站安全生产和运行的防范工作。建议本电站建设全过程建立职业安全健康管理体系（OSHMS)，以利于促进企业长效安全生产，创造最佳经济效益。第十三章节能分析13.1设计原则和依据13.1.1设计原则(1)143 贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。(2)通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。(3)运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。(4)严格控制电站用地指标、节约土地资源。(5)电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平。(6)贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。(7)提高电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高电站运行的安全性和经济性，为实现现代化企业管理创造条件。(8)满足国家环保政策和可持续发展的战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该太阳能光伏电站建成环保绿色发电企业。13.1.2设计依据本项目在建设和运行中，将遵循如下用能标准和节能设计规范：(1)《《中华人民共和国节约能源法》2008年4月1日起施行；(2)《《中华人民共和国建筑法》（2011年修订版）；143 (3)JB/J14-2004《机械行业节能设计规范》；(4)GB50189-2005《公共建筑节能设计标准》；(5)GB50176-93《民用建筑热工设计规范》；(6)GB50019-2003《采暖通风与空气调节设计规范》；(7)建设部令第76号《民用建筑节能管理规定》；(8)建设部令第81号《实施工程建设强制性标准监督规定》；(9)建科[2004]74号《关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知》；(10)国务院国发[2006]28号《国务院关于加强节能工作的决定》；(11)国家发展和改革委员会发改投资[2006]2787号《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》；(12)国家发展和改革委员会发改环资[2007]21号《国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南（2006)的通知》。13.2施工期能耗种类、数量分析和能耗指标本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、临时施工用地和建筑用材料等。13.2.1施工用电143 施工电源从附近已有电源点接入，供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工厂等生产、生活建筑的用电。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为200kW。13.2.2施工用水本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工用水及生活用水从已有水源取水。施工高峰日施工用水量为70m3/d。施工期用水量较小。13.2.3施工用油施工期车辆主要消耗柴油，工程用车约4辆，消耗量约为0.03t/辆*d，总消耗量约为0.12t/d;另有部分管理用车消耗汽油，但耗用量较少。建设期消耗总量据估算约18t油料。耗油总量相对较少，对当地油料供应市场影响较小。13.2.4施工临时用地本工程施工临建工程主要有综合加工厂、材料及设备仓库、混凝土拌和站、小型修配厂等临时生产设施和生活建筑设施。初步估算工程临时设施总占地约1600m2。施工总布置设计中，对场地利用、功能分区、以及工艺流程进行了优化布置，并采取了一定的防护措施，以期达到合理布局、减少用地、保护环境的目的。临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。13.2.5建筑用材料主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑物材料及生活用品可从附近采购。13.2.6能耗状况和能耗指标分析143 本工程施工期临时电源就近接引，变电站容量在满足当地用户用电的情况下，能满足本电站施工期最大日负荷200kw的要求。本工程高峰日施工用水量为70m3/d，施工用水取自市政管网，用水总量较小，对区域内地下水资源影响较小。施工期燃油就近购买，消耗量约为0.12t/d。耗油总量较小，对当地油料供应市场影响较小。本工程临时占地1600m2，施工期结束后，所有临时用地均要求做好善后恢复工作。故临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。本次计算按统一的热值标准进行能耗分析：本工程施工期5个月，消耗的一次能源电力折算成标准煤为7.3t。综上所述，本工程施工期各项能耗指标相对较低，当地能源供应容量和供应总量满足施工要求，且对当地能源供应不构成大的影响。13.3运行期能耗种类、数量分析和能耗指标本工程运行期能源消耗主要为电力、水资源、工程永久用地等。13.3.1电气损耗本工程发电设备及系统损耗总量约为69.75万kWh/a，该损耗在计算年平均发电量已经扣除。13.3.2建筑耗能143 本工程的建筑耗能主要是逆变器室的采暖、通风、供水、照明等的能源消耗。耗能极少可不做考量。13.3.3水资源消耗本工程运行期水资源消耗主要为浇洒道路用水及清洗电池组件用水。太阳能光伏阵列的太阳电池组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在太阳电池组件表面上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迀徙线路下的太阳电池阵列，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，有太阳电池组件表面被污染时应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查太阳电池组件表面的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保太阳电池组件表面的清洁。太阳电池组件表面清洗后应保持干燥。13.3.4油料消耗本工程运行期需生产生活用车约1辆，主要消耗汽油，耗油量约2.9t/a。13.3.5工程永久用地本工程永久占地为逆变器室、箱变等占用的土地面积约500m2。143 13.3.6能耗状况和能耗指标分析运行期年消耗油料就近购买，耗油总量相对较小，对当地油料供应市场基本无影响。本工程永久占地约500m2。电站运行期对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。本电站建成后预计每年可上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤）每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。综上所述，本电站运行期各项能耗指标相对较低，当地水资源、土地、燃料供应容量和供应总量满足运行要求，且对当地能源供应无不利影响。13.4主要节能降耗措施13.4.1电气设计节能降耗措施(1)系统工程电力从电站送至电网过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。143 本电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑电站建设规模、地区电网规划、电站有效运行小时数等情况，并且结合电站总体规模考虑送出。另外，本工程选用的逆变器功率因子>0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。(2)变电工程通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。(3)线路工程本电站线路工程指电站内集电线路。结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及绝缘配合等几个方面采取措施。a)路径方案送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。b)导线选型143 结合太阳能光伏电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗最低。c)绝缘配合及金具设计结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。d)基础设计结合场址工程地质条件及太阳能光伏电站的特点，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。(4)其它电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省材料用量；优化电缆沟布置，节省电缆的长度。主要措施如下：a)降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。b)有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。c)严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。d)采用节能灯具，节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。143 13.4.2土建设计节能降耗措施13.4.2.1电站布置中的节能降耗措施场区设计的合理与否关键在规划，在本电站的规划中着重抓总体规划。规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了电站集电线路、送出线路的分布。结合场址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。优化场区的综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。13.4.3水资源节约本项目运行期内用水主要为清洗用水。清洗过程中，应尽量节约用水，防止水资源的浪费。太阳能光伏阵列的太阳电池组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在太阳电池组件表面上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迀徙线路下的太阳电池阵列，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，有太阳电池组件表面被污染时应及时清洗。143 日常维护主要是每日巡视检查太阳电池组件表面的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保太阳电池组件表面的清洁。太阳电池组件表面清洗后应保持干燥。13.4.4建设管理的节能措施建议本工程的能源消耗主要为施工期的能源消耗和运行期的能源损耗。从节能的角度看，本工程已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能措施，但从太阳能光伏电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理措施。在施工期，应制订能源管理措施和制度、防止能源无谓消耗；应对进场施工人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制订和工程施工特点相符合的能耗指标和标准、严格控制能源消耗；应加强对能源储存的安全防护、防止能源损失；应合理安排施工次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。在运行期，应对各耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保养维修，降低能耗；应对管理人员和操作人员进行节能培训、操作人员要有节能上岗证，应制定用电等燃料使用指标或定额，强化燃料管理；要合理安排运行调度，充分利用太阳能资源条件，力争多发电。总之，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维修保养，提高运行人员技术水准，不断优化运行调度管理模式，以达到充分利用太阳能资源的目的。143 13.5节能降耗效益分析本电站建成后预计每年上网电量744.12万KWh，按照火电煤耗(标准煤)每度电耗煤328g，建设投运每年可节约标准煤约2440.70t，每年可减少碳粉尘排放量约1843.92t，SO2排放量约203.14t，氮氧化物排放量约101.72t，CO2排放量约6759.56t。可见太阳能光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。13.6结语本工程采用绿色能源--太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源。本工程各项设计指标达到国内先进水平，为太阳能光伏电站长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。太阳能是一种清洁的可再生能源，太阳能光伏发电不会产生大气、水污染问题和废渣堆放问题。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指针满足国家有关规定的要求。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。143 第十四章工程设计概算14.1编制说明14.1.1工程概况太阳能发电工程选用24000块255Wp多晶硅太阳电池组件，10台500kW逆变器。配套建设集电线路、辅助等工程。主要工程量：255Wp多晶硅组件24000块500kW逆变器-项目建设周期5个月。建设资金全部为自有资金项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8831.89元；铺地流动资金3.8万元。14.1.2编制原则及依据(1)编制办法及计算标准：水电规新【2011】27号《关于印发太阳能光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）的通知》。参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31011-2011《风电场工程可行性报告设计概算编制规定及计算标准（2011年版）》中有关风电场投资概算及财务评价的编制办法，国家能源局发布NB/T31007-2011《风电场工程勘察设计收费标准》。(2)概算定额：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011《风电场工程概算定额（2011年版）》。143 (3)人工预算单价：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31011-2011《风电场工程可行性报告设计概算编制规定及计算标准（2011年版）》，人工预算单价标准。(4)机电设备安装工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011《风电场工程概算定额（2011年版）》，风电场机电设备安装工程概算定额。(5)建筑工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011《风电场工程概算定额（2011年版）》，风电场建筑工程概算定额。(6)施工机械台时费：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011《风电场工程概算定额（2011年版）》，风电场工程施工机械台时费定额。(7)调试工程：参照国家能源局发布风电场工程技术标准NB/T31010-2011《风电场工程概算定额（2011年版）》中有关调试的规定。(8)建筑及安装材料：2014年二季度当地市场价格。(9)静态投资编制年价格水平为2014年二季度。14.1.3基础单价、取费标准人工预算单价标准：表14.1-1序号定额人工名称工资标准（元/工时）1高级熟练工9.462熟练工6.99143 3半熟练工5.444普工4.46工程单价费率指标:工程单价费率指标表14.1-2工程类别计算基础措施费间接费工程类别计算基础措施费间接费1、建筑工程：土方工程人工费+机械费14.16%21.28%石方工程人工费+机械费14.16%19.56%混凝土工程人工费+机械费14.16%40.98%钢筋工程人工费+机械费14.16%39.33%基础处理工程人工费+机械费14.16%28.86%砌体砌筑工程人工费+机械费14.16%34.02%2、安装工程机组、塔筒设备人工费+机械费6.9%108%(人工费）线路工程人工费+机械费12.19%108%(人工费）其他设备人工费+机械费9.98%108%(人工费）计划利润：（人工费+机械费+措施费+间接费）X10%税金：（直接费+间接费+利润）X3.284%工程量按设计人员所提资料及厂家设备样本计算。143 14.2机电设备及安装工程1、主要设备选型：主要设备：光伏发电池组件原价采用厂商提供的价格，包括运杂费、运输保险费、特大特重件运输增加费、采购及保管费；组件安装材料等型钢及铝合金支架按提供工程量及市场价计算。2、其他设备：采用近期类似工程订货价，现行出厂价，不足部分采用估价。3、主要材料预算价格根据现场调研和业主提供资料计算主要工程建设材料预算价为：二级螺纹钢：4250元/t普通硅酸盐水泥（32.5袋装）：385元/t河砂（中粗）：70元/m3碎石（5-lOcm)：66元/m3混凝土（C20泵送）：347元/m3混凝土（C30泵送）：388元/m314.3建筑工程光伏电站主要建（构）筑物为组件支架、逆变器室及箱变等。建构筑物按土建专业技术人员提供工程量计算。14.4其他费用143 参照《风电场可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》中有关风电场投资概算其他费用取费的规定执行。14.5投资主要指标项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。建设资金来源：建设资金由自有资金和银行贷款构成，其中：项目资本金1041.89万元，占计划总投资的20%，其余为银行贷款，长期贷款4152.37万元，占计划总投资的80%.项目资本金1041.89万元，其中：1、建设投资的资金1038.09万元2、铺底流动资金3.8万元。长期贷款4254.10万元，其中：1、建设投资借款4152.37万元（贷款利率4.9%，按年计息）2、建设期利息借款101.73万元。附表分年度投资概算表：14.5-1单位:万元序号工程或费用名称合计合计建设期一施工辅助工程40401施工交通工程10.510.52施工供电工程3.003.003施工供水工程1.501.50143 4其他施工辅助工程15155其它1010二设备及安装工程4039.394039.391发电设备及安装工程3690.673690.672升压变电设备及安装工程77.677.63通信和控制设备及安装工程139.76139.764其他设备及安装工程131.36131.36三建筑工程643.1643.11发电设备基础工程440.4440.42变配电工程63.763.73其他139139四其他费用366.2366.21建设用地费002建设管理费2012013生产准备费5959143 4勘察设计费106.2106.25其他1010一～四部分投资合计5088.695088.69五基本预备费(费率2%)101.77101.77静态投资5190.465190.46六涨价预备费建设投资5190.465190.46七建设期利息101.73101.73八电力接入系统工程动态投资5292.205292.20九铺底流动资金3.83.8工程计划总投资5296529614.6工程设计概算表具体投资情况见附表：1、总概算表2、施工辅助工程概算表3、建筑工程概算表4、设备及安装工程概算表143 5、其他费用概算表第十五章财务评价与社会效果分析15.1概述太阳能发电工程选用24000块255Wp多晶硅太阳电池组件，10台500kW逆变器。装机容量6MW，年上网电量744.12万kWh，上网电价1.47元（含税）。工程施工总工期5个月。财务评价系根据国家现行财税制度和现行价格，参照水电规新【2011】27号《关于印发太阳能光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）的通知》等要求，进行费用和效益计算，考察其获利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。15.2项目投资与资金筹措建设资金构成：项目总投资=固定资产投资（建设投资+建设期利息）+流动资金资金筹措项目计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位千瓦静态投资8650.77元。建设资金来源：建设资金由自有资金和银行贷款构成，其中：项目资本金143 1041.89万元，占计划总投资的20%，其余为银行贷款，长期贷款4152.37万元，占计划总投资的80%.项目资本金1041.89万元，其中：1、建设投资的资金1038.09万元2、铺底流动资金3.80万元。长期贷款4254.10万元，其中：1、建设投资借款4152.37万元（贷款利率4.9%，按年计息）2、建设期利息借款101.73万元。15.3分析和评价15.3.1总成本费用计算(1)固定资产价值计算固定资产价值由设备及工器具购置费用、建筑安装工程费用、其他费用、基本预备费、价差预备费和建设期利息构成。(2)成本计算总成本费用见“附表总成本费用估算表”，平均年生产成本为264.86万元。发电生产成本主要包括折旧、维修费、职工工资及福利费、其他费用支出等。折旧费=固定资产价值X综合折旧率维修费=固定资产价值X修理费率职工工资及福利费=职工人均年工资X定员X(1+福利费提取率）143 其他费用=装机容量X其他费用定额材料费=装机容量X材料费用定额保险费=固定资产价值X保险费率利息支出=流动资金贷款利息+生产期固定资产贷款利息固定资产折旧采用直线法，折旧年限为25年，综合折旧费率为3.8%，残值为5%，计算材料及其它费用参照同类企业，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为10年。维修费费率为0.150%(大修理费：前3年质保期内免费维修，以后各年0.15%)。建设期保险费已计入概算，正常运行期保险费，工程保险费率取0.25%，从计算期第二年开始计算。其他费用定额取40元/kW，材料费取30元/kW。(1)上网电价上网电价为含税为1.47元/kWh。(2)销售收入及销售税金工程缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。销售税金及附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别按增值税的5%和5%计征，所得税税率为25%。《企业所得税法》第二十七条第二款规定:143 从事国家重点扶持的公共基础设施项目投资经营的所得可以免征、减征企业所得税。《企业所得税法实施条例》第八十七条规定：国家重点扶持的公共基础设施项目，是指《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的港口码头、机场、铁路、公路、城市公共交通、电力、水利等项目。企业从事国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营的所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。根据国务院令第538号，《中华人民共和国增值税暂行条例》和财政部、国家税务总局令第50号《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》的相关规定，该项目采购固定资产发生的增值税可凭发票从销项税额中抵扣，按概算中设备购置费总价，税率按17%计算。经计算应税税金约493.68万元，在项目建成后作为该项目补贴收入，在运营期内分年抵扣完毕。项目年平均销售收入为934.92万元（不含税）。销售税金及附加为171.22万元。(3)利润及分配利润计算详见“附表利润与利润分配表”，年平均利润总额为644.74万元，年平均所得税134.11万元，年平均净利润510.63万元，。经计算总投资收益率为12.71%，资本金利润率为49.01%。15.3.3盈利能力分析从“附表全部投资现金流量表”和“附表资本金现金流量表”中可知项目财务内部收益率（所得税后）15.37%，项目财务净现值（所得税后）2980.47万元（ic=8%)，项目投资回收期（所得税后）6.73年；项目资本金内部收益率27.85%，项目内部收益率和投资回收期可接受。15.3.4财务生存能力分析143 项目计算期内各年的净现金流量及累计盈余资金均为正值，各年具有足够的净现金流量维持项目的正常运营，结果表明，自工程投运后第1年即开始各年资金收支保持平衡且有盈余，可以保证项目财务的可持续性。15.3.5敏感性分析经过对电价、电量、投资等因素在±10%变化幅度下单因素敏感性分析，可看出电价因素最敏感，其余因素次之。综上所述，本项目从财务上是可行的。15.4财务评价附表附表项目总投资使用计划与资金筹措表附表流动资金估算表附表固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表附表总成本费用计算表附表借款还本付息计算表附表利润与利润分配表附表资金来源与运用附表资产负债表附表项目投资现金流量表附表项目资本金现金流量表附表经济指标一览表附表单因素敏感性分析表143 第十六章结论、问题和建议1)为加快发展低碳经济，实现经济发展模式转型，打造清洁能源综合示范基地，建设xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目是十分必要的；2)xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目站址区域多年平均太阳辐射量为5186.10MJ/m2，太阳能资源很丰富，具有优良的开发前景；3)本项目地处太阳能资源较为丰富的xx经济开发区xx市xx工程有限公司的厂房屋顶上，厂房总面积76780平方米。xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目，分为12个单元，总装机容量为6.12MWp。预计电站运营期内平均年上网电量为744.12万kWh；4)本工程静态总投资为5190.46万元时，本项目的项目财务内部收益率（所得税后）15.37%，项目投资回收期（所得税后）6.73年，资本金利润率为49.01%，项目经济上可行。综上所述，本工程所在区域太阳能资源很丰富，对外交通便利，并网条件好，是建设光伏发电站的较为理想的站址。同时本工程的开发符合可持续发展的原则和国家能源发展政策方针，有利于缓解环境保护压力，带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，建议在xx工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究审查工作完成后，尽快开展其他准备工作，争取工程早日开工建设。143 143 01总概算表表一单位:万元序号工程或费用名称设备购置费建安工程费其他费用合计单位投资(元/kW)一施工辅助工程　40.00　40.0065.361施工交通工程　10.50　10.5017.162施工供电工程　3.00　3.004.903施工供水工程　1.50　1.502.454其他施工辅助工程　15.00　15.0024.515其它　10.00　10.0016.34_-设备及安装工程3397.70641.69　4039.396600.311发电设备及安装工程3114.00576.67　3690.676030.512升压变电设备及安装工程71.006.60　77.60126.803通信和控制设备及安装工程118.7021.06　139.76228.374其他设备及安装工程9437.36　131.36214.64二建筑工程　643.10　643.101050.821发电设备基础工程　440.40　440.40719.612变配电工程　63.70　63.70104.083其他　139.00　139.00227.12四其他费用　　366.20366.20598.371建设用地费　　　　　2建设管理费　　201.00201.00328.433生产准备费　　59.0059.0096.414勘察设计费　　106.20106.20173.535其他　　　　　　一〜四部分投资合计3397.701324.79366.205088.698314.85 01总概算表表一单位:万元序号工程或费用名称设备购置费建安工程费其他费用合计单位投资(元/kW)五基本预备费（费率2%)　　101.77101.77166.30　静态投资3397.701324.79467.975190.468481.15六涨价预备费　　　　　　建设投资3397.701324.79467.975190.468481.15　各类费用单位投资(元/KW)5551.802164.69764.668481.15　七建设期利息　　　101.73166.23　工程动态投资　　　5292.208647.38八铺底流动资金　　6.946.9411.34　工程计划总投资　　　5299.148658.72 02施工辅助工程概算表表二:单位:万元编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　施工辅助工程　　　40.00一施工交通工程项110500010.501公路工程　　　　2桥（涵）工程　　　　二施工供电工程项1300003.001供电线路　　　　2供电设施　　　　二施工供水工程项1150001.50i水源工程　　　　2水池座　　　3供水管路D125km　　　四其他施工辅助工程项115000015.001机组安装平台　　　　2施工围堰工程　　　　3大型吊装机械设备进出场费项1　　4其他　　　　五其它项110000010.00　　　　　　 03建筑工程概算表表三:单位:万元序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　建筑工程　　　643.10一发电设备基础工程　　　440.401组件支架基础　　　165.002组件安装材料Wp61200000.45275.40二变配电工程　　　63.701箱变基础　　　　　人工施工土方挖深2米以内m340016.50.66　钢筋混凝土基础m3100300030.00　混凝土垫层m3173400.58　地基处理换填毛石砼m314.31650.24　地基处理换填碎石m332.71780.582逆变器　　　　　人工施工土方挖深2米以内m330016.50.50　钢筋混凝土独立基础m370300021.00　混凝土垫层m3123400.41　混凝土面层地面m287.61451.27　逆变器基础槽钢t6.462003.973构筑物　　　　3.1无功补偿装置基础及其它设备基础　　　　　独立基础素混凝土基础m3495352.62　垫层m3103400.34　钢筋t2.561851.55 03建筑工程概算表表三:单位:万元序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）三其他　　　139.001环境保护与水土倮护工程　　　　1.1环境保护　　　　　环境影响评价费（含生态专题）项116000016.00　环境设施竣工验收费项115000015.001.2水土保持　　　　　水土保持监测费项110000010.00　水土保持方案编制费项114000014.00　水土保持设施验收费项1500005.00　水土保持设施补偿费项114000014.002生产区、施工区场地平整土方m31000505.003其他工程　　　　3.1结构改造及临建工程项1　60.00　　　　　　 04设备及安装工程概算表表四:单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费　设备及安装工程　　　　3397.70641.69一发电设备及安装工程　　　　3114.00576.671光伏电池组件　　　　　　1.1255Wp多晶硅太阳电池组件块240001020.0024.352448.0058.442组件配套电气设备　　　　　　2.1直流汇流箱16汇1台7616303.00974.00123.907.402.1直流汇流箱8汇1台108100.00924.008.100.923箱式逆变房　　　　　　3.1630MWp逆变器台10336000.0018850.00336.0018.854直流配电柜　　　　　　4.1直流配电柜台1018000.007020.0018.007.025机组变压器　　　　　　5.1箱式变电站台5360000.0033080.00180.0016.546集电线路（安装）km　　　　　6.1光伏电缆　　　　　　　电池组件串联电缆TUV认证，耐高温防紫外线，铜芯1x4mm2km84　6450.00　54.186.2电缆敷设　　　　　　　直流电缆ZRC-YJV22-l-2*35km5　53500.00　26.75 04设备及安装工程概算表表四:单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费　直流电缆ZRC-YJV22-l-2*50km10　73180.00　73.18　电力电缆ZRC-YJV22-8.7/10-3X240km1　625850.00　62.59　电力电缆ZRC-YJV22-8.7/10-3X120km1　431800.00　43.18　10kV电缆终端套12　2650.00　3.186.3电缆辅助设施　　　　　　　镀锌槽式桥架米14400　97.63　140.58　镀锌梯形桥架米600　172.50　10.35　电缆沟米2000　185.00　37.00　波纹软管DN25米720　21.00　1.51　镀锌管DN30米6000　25.00　15.00二升压变电设备及安装工程　　　　71.006.60i无功补偿系统　　　　　　　SVC无功补偿装置总容量1.5MVar套1400000.0052250.0040.005.232配电系统　　　　　　2.110kV系统　　　　　　　进线柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69　无功补偿柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69三通信和控制设备及安装工程　　　　118.7021.06 04设备及安装工程概算表表四:单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费1电厂监控系统　　　　　　1.1监控系统套11187000　118.7010.53　10kV开关柜综合保护装置套2　　　　　电度表柜电量采集装置1套块1　　　　　测控装置套1　　　　　故障录波套1　　　　　环境监测仪辐射日照测风测温仪共8台，通信模块1台套1　　　　　直流电池柜面4　　　　　UPS电源屏面1　　　　　逆变器监控系统套2　　　　　火灾报警系统设备套1　　　　　通信光（电）缆km16.2　6500.00　10.53四其他设备安装工程　　　　9437.361.2消防管道及设备套12500054002.50.54　手提式灭火器个32　　　　　推车式灭火器个16　　　　　无功补偿柜1面KYN28-12，630A，31.5KA台1155000.006875.0015.500.69三通信和控制设备及安装工程　　　　118.7021.06 04设备及安装工程概算表表四:单位:万元序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费　防火堵料吨1.2　　　　　　　　　　　　2劳动安全与工业卫生设备及安装工程项16500042006.50.42　建设安全技术措施费项1　　　　　安全设备、器材、装备、仪表日常维护项1　　　　　劳保用品费项1　　　　　劳动安全与工业卫生专项管理组织机构费项1　　　　3防雷接地　　　　　　　接地系统热镀锌扁钢米7800　35　27.3　黄绿接地线BVR-16mm2米2400　12　2.884远动及计费系统套185000062200856.22　远动系统套1　　　　　电量计费系统套1　　　　　PCM设备套1　　　　　电能质量检测装置套1　　　　　光伏发电功率预测系统套1　　　　　通信屏面4　　　　　调度数据网柜面1　　　　 05其他费用概算表表五:单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价（万元）　第三部分其他费用　366.20一建设用地费　　1土地占用费　　　厂房屋面租赁费用　　2林木补偿费　　3余物拆除清理费　　二建设管理费　201.001工程前期费项目基本设计收费X10%9.002建设单位管理费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X2.1%97.003建设监理费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0.65%30.004项目咨询服务评审费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0.65%30.005工程验收费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费）X0.75%35.006工程保险费1〜2部分投资合计x0.4%　二生产准备费　59.001生产人员培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)x1.75%23.002办公及生活家具购置费(建筑工程费+安装工程费）X0.38%5.003工器具及生产家具购置费设备购置费X0.25%8.004备品备件购置费设备购置费X0.3%10.00 05其他费用概算表表五:单位:万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价（万元）5联合试运转费设备购置费X0.4%13.00四勘察设计费　106.201勘察费、设计费计价格[2002]10号《工程勘察设计收费标准规定》　　勘察费工程勘查收费基价X实物工作量X附加调整系数　　设计费按《工程设计收费基价表》用插入法计算90.002其他　　　施工图预算编制费项目基本设计收费X8%7.20　竣工图编制费项目基本设计收费X10%9.00　其他　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 项目总投资使用计划与资金筹措表序号项目单位合计11总投资万元5304.865304.861.1建设投资万元5190.465190.46　其中：借款万元4152.374152.37　自有万元1038.091038.091.2建设期利息万元101.73101.731.3流动资金万元12.6612.66　　　　　2资金筹措万元5304.865304.862.1项目资本金万元1041.891041.892.1.1其中：用于建设投资万元1038.091038.092.1.2用于流动资金万元3.803.802.2债务资金万元4262.974262.972.2.1其中：用于建设资金万元4254.104254.102.2.2用于流动资金万元8.878.87　　　　　　　　　　 流动咨金估算表序号项目单位最低周转天数周转次数11流动资产万元　　12.661.1应收账款万元30124.461.2存货万元　　1.611.2.1原材料万元30121.611.2.2燃料万元3012　1.2.3在产品万元3012　1.2.4产成品万元3012　1.2.5其他万元3012　1.3现金万元6066.60　　　　　　2流动负债万元　　0.002.1应付帐款万元30120.00　　　　　　3流动资金(1-2)万元　　12.664流动资金本年增加额万元　　12.665自有流动资金万元　　3.806流动资金借款万元　　8.877利息万元　　0.39 固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计23456789101固定资产万元　5239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元　199.09398.18597.28796.37995.461194.551393.651592.741791.831.3固定资产净值万元　5040.184841.094642.004442.914243.814044.723845.633646.543447.44　　　　　　　　　　　　　2无形资产万元　　　　　　　　　　2.1摊销费万元　　　　　　　　　　2.2摊销费累计万元　　　　　　　　　　2.3无形资产净值万元　　　　　　　　　　3递延资产万元　　　　　　　　　　3.1摊销费万元　　　　　　　　　　3.2摊销费累计万元　　　　　　　　　　3.3递延资产净倌万元　　　　　　　　　　4无形及递延资产净倌万元　　　　　　　　　　5无形及递延资产摊销费合计万元　　　　　　　　　　2无形及递延资产万元　52.9252.9252.9252.9252.9252.9252.9252.9252.922.1摊销费万元52.925.295.295.295.295.295.295.295.295.292.2摊销费累计万元291.075.2910.5815.8821.1726.4631.7537.0542.3447.632.3净值万元238.1547.6342.3437.0531.7526.4621.1715.8810.585.29 固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计1112131415161718191固定资产万元　5239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元　1990.922190.022389.112588.202787.292986.393185.483384.573583.661.3固定资产净值万元　3248.353049.262850.172651.072451.982252.892053.801854.701655.61　　　　　　　　　　　　　2无形资产万元　　　　　　　　　　2.1摊销费万元　　　　　　　　　　2.2摊销费累计万元　　　　　　　　　　2.3无形资产净值万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　3递延资产万元　　　　　　　　　　3.1摊销费万元　　　　　　　　　　3.2摊销费累计万元　　　　　　　　　　3.3递延资产净倌万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　4无形及递延资产净倌万元　　　　　　　　　　5无形及递延资产摊销费合计万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2无形及递延资产万元　52.920.000.000.000.000.000.000.000.002.1摊销费万元52.925.290.000.000.000.000.000.000.000.002.2摊销费累计万元291.0752.920.000.000.000.000.000.000.000.002.3净值万元238.150.000.000.000.000.000.000.000.000.00 固定资产折旧费，无形递延资产及摊销费计算表序号项目名称单位合计202122232425261固定资产万元　5239.275239.275239.275239.275239.275239.275239.271.1折旧费万元4977.31199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.2折旧费累计万元　3782.763981.854180.944380.034579.134778.224977.311.3固定资产净值万元　1456.521257.431058.33859.24660.15461.06261.96　　　　　　　　　　　2无形资产万元　　　　　　　　2.1摊销费万元　　　　　　　　2.2摊销费累计万元　　　　　　　　2.3无形资产净值万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　3递延资产万元　　　　　　　　3.1摊销费万元　　　　　　　　3.2摊销费累计万元　　　　　　　　3.3递延资产净倌万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　4无形及递延资产净倌万元　　　　　　　　5无形及递延资产摊销费合计万元　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2无形及递延资产万元　0.000.000.000.000.000.000.002.1摊销费万元52.920.000.000.000.000.000.000.002.2摊销费累计万元291.070.000.000.000.000.000.000.002.3净值万元238.150.000.000.000.000.000.000.00 总成本费用计算表序号项目名称单位234567891011电电电电电电电电电电　生产成本万元257.94257.94257.94265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元0.000.000.007.867.867.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元15.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295.295.295.295.295.295财务费用万元208.84175.23140.15103.5269.1133.360.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元208.45174.85139.77103.1368.7232.980.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时346.64346.64346.64357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.207售电总成本万元466.78433.18398.09369.32334.91299.16266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时627.29582.13534.99496.32450.07402.04357.72357.72357.72357.729经营成本万元53.5653.5653.5661.4261.4261.4261.4261.4261.4261.42 总成本费用计算表序号项目名称单位12131415161718192021电电电电电电电电电电　生产成本万元265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元7.867.867.867.867.867.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元15.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295.295.295.295.295.295财务费用万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.390.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.20357.207售电总成本万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.72357.729经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.42 总成本费用计算表序号项目名称单位2223242526电电电电电　生产成本万元265.80265.80265.80265.80265.801材料费万元19.2819.2819.2819.2819.282基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.093大修理费万元7.867.867.867.867.864其他费用万元39.5739.5739.5739.5739.574.1其中:保险费万元15.6515.6515.6515.6515.654.2摊销费万元5.295.295.295.295.295财务费用万元0.390.390.390.390.395.1建设投资借款利息万元0.000.000.000.000.005.2流动资金借款利息万元0.390.390.390.390.396发电单位成本元/兆瓦时357.20357.20357.20357.20357.207售电总成本万元266.19266.19266.19266.19266.198售电单位成本元/兆瓦时357.72357.72357.72357.72357.729经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.42 借款还本付息计算表序号项目名称单位合计1234567891借款万元　　　　　　　　　　1.1年初借款本息累计万元　　4254.103568.352852.352104.781402.45673.02　　1.1.1本金万元　　4152.373568.352852.352104.781402.45673.02　　1.1.2利息万元101.73　101.73　　　　　　　1.2本年借款额万元4152.374152.37　　　　　　　　1.2.1融资万元4152.374152.374254.103568.352852.352104.781402.45673.02　　1.3本年应计利息万元727.90101.73208.45174.85139.77103.1368.7232.98　　1.3.1融资万元101.73101.73208.45174.85139.77103.1368.7232.98　　1.4本年偿还本金万元4254.10　685.75716.00747.57702.33729.43673.02　　1.4.1融资万元　0.00685.75716.00747.57702.33729.43757.58　　1.5本年支付利息万元829.63101.73208.45174.85139.77103.1368.7232.98　　1.5.1进固定资产部分万元101.73101.73　　　　　　　　1.5.2讲成本部分万元727.90　208.45174.85139.77103.1368.7232.98　　　　　　　　　　　　　　　2偿还借款资金来源万元12039.60　685.75716.00747.57702.33729.43757.58645.27　2.1利润万元8403.01　481.37511.61543.19497.95525.05553.19440.89　2.2基本折旧费万元3583.66　199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09　2.3摊销费万元52.92　5.295.295.295.295.295.295.29　3偿还本金后余额万元4479.86　　　　　　　　　4偿还年限年6.89　　　　　　6.89　　　利息备付率ICR(%)%　　356.77425.33532.10713.471070.772231.29　　　偿债备付率DSCR(%)%　　106.02106.42106.85106.92107.36120.74　　 利润与利润分配表序号项目名称单位合计23456789　上网电暈万千瓦时18603.00744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12　售电价（含税）元/千瓦时　1.471.471.471.471.471.471.471.47　售电价（不含税）元/千瓦时　1.261.261.261.261.261.261.261.26　售电收入万元23373.00934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92　补贴收入万元493.6882.2882.2882.2882.2882.2882.28　　1营业收入万元23866.681017.201017.201017.201017.201017.201017.20934.92934.922销售税金及附加万元4280.62171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元3891.47155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.662.2城建税万元194.577.787.787.787.787.787.787.787.782.3教育费附加万元194.577.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元7359.00466.78433.18398.09369.32334.91299.16266.19266.194利润总额万元16118.54534.86568.46603.54632.31666.73702.47653.17653.175所得税万元3352.73　　　79.0483.3487.81163.29163.296税后净利润万元12765.81534.86568.46603.54553.27583.39614.66489.88489.887可供分配的利润万元12765.81534.86568.46603.54553.27583.39614.66489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元1276.5853.4956.8560.3555.3358.3461.4748.9948.997.2应付利润万元　　　　　　　　　7.3未付利润万元11489.23481.37511.61543.19497.95525.05553.19440.89440.89　累计未分配利润万元153619.64481.37992.981536.172034.122559.163112.363553.253994.138息税前利润万元16856.08743.69743.69743.69735.83735.83735.83653.55653.559息税折旧摊销前利润万元21886.31948.08948.08948.08940.22940.22940.22857.94857.94 利润与利润分配表序号项目名称单位101112131415161718　上网电暈万千瓦时744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12　售电价（含税）元/千瓦时1.471.471.471.471.471.471.471.471.47　售电价（不含税）元/千瓦时1.261.261.261.261.261.261.261.261.26　售电收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92　补贴收入万元　　　　　　　　　1营业收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.922销售税金及附加万元171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.662.2城建税万元7.787.787.787.787.787.787.787.787.782.3教育费附加万元7.787.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.194利润总额万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.175所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.296税后净利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887可供分配的利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元48.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.997.2应付利润万元　　　　　　　　　7.3未付利润万元440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89　累计未分配利润万元4435.024875.915316.805757.686198.576639.467080.357521.247962.128息税前利润万元653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.559息税折旧摊销前利润万元857.94857.94852.65852.65852.65852.65852.65852.65852.65 利润与利润分配表序号项目名称单位1920212223242526　上网电暈万千瓦时744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12744.12　售电价（含税）元/千瓦时1.471.471.471.471.471.471.471.47　售电价（不含税）元/千瓦时1.261.261.261.261.261.261.261.26　售电收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92　补贴收入万元　　　　　　　　1营业收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.922销售税金及附加万元171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.22171.222.1增倌税万元155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.66155.662.2城建税万元7.787.787.787.787.787.787.787.782.3教育费附加万元7.787.787.787.787.787.787.787.783总成本费用万元266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.19266.194利润总额万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.175所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.296税后净利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887可供分配的利润万元489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.88489.887.1提取法定及任意盈余公积金万元48.9948.9948.9948.9948.9948.9948.9948.997.2应付利润万元　　　　　　　　7.3未付利润万元440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89440.89　累计未分配利润万元8403.018843.909284.799725.6810166.5610607.4511048.3411489.238息税前利润万元653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.55653.559息税折旧摊销前利润万元852.65852.65852.65852.65852.65852.65852.65852.65 资金来源与运用序号项目名称单位1234567891资金来源万元5304.86739.24772.84807.93836.70871.11906.85857.55857.551.1销售利润万元　534.86568.46603.54632.31666.73702.47653.17653.171.2基本折旧费万元　199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元　5.295.295.295.295.295.295.295.291.4建设投资借款万元4254.10　　　　　　　　1.5短期负债万元　　　　　　　　　1.5.1生产流动资金借款万元8.87　　　　　　　　1.5.2短期借款万元　　　　　　　　　1.6建设投资中自有资金万元1038.09　　　　　　　　1.7流动资金中自有资金万元3.80　　　　　　　　1.8回收固定及无形资产余值万元　　　　　　　　　1.9回收流动资金万元　　　　　　　　　2资金运用万元5304.86703.58734.94767.69799.81832.22781.32179.62179.622.1建设投资万元5190.46　　　　　　　　2.2流动资金万元12.66　　　　　　　　2.3所得税万元　　　　79.0483.3487.81163.29163.292.4应付利润万元　　　　　　　　　2.5偿还建设投资借款万元　685.75716.00747.57702.33729.43673.020.000.002.6偿还短期负债借款万元　　　　　　　　　2.6.1生产流动资金万元　　　　　　　　　2.6.2短期借款万元　　　　　　　　　2.7建设期利息万元101.73　　　　　　　　2.8奖金及福利基金(或公益金）万元0.0017.8318.9520.1218.4419.4520.4916.3316.332.9其它万元　　　　　　　　　3盈余资金万元0.0035.6637.9040.2436.8838.89125.54677.93677.934累计盈余资金万元0.0035.6673.55113.79150.68189.57315.11993.041670.97 资金来源与运用序号项目名称单位1011121314151617181资金来源万元857.55857.55852.26852.26852.26852.26852.26852.26852.261.1销售利润万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.171.2基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元5.295.290.000.000.000.000.000.000.001.4建设投资借款万元　　　　　　　　　1.5短期负债万元　　　　　　　　　1.5.1生产流动资金借款万元　　　　　　　　　1.5.2短期借款万元　　　　　　　　　1.6建设投资中自有资金万元　　　　　　　　　1.7流动资金中自有资金万元　　　　　　　　　1.8回收固定及无形资产余值万元　　　　　　　　　1.9回收流动资金万元　　　　　　　　　2资金运用万元179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.622.1建设投资万元　　　　　　　　　2.2流动资金万元　　　　　　　　　2.3所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.292.4应付利润万元　　　　　　　　　2.5偿还建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.6偿还短期负债借款万元　　　　　　　　　2.6.1生产流动资金万元　　　　　　　　　2.6.2短期借款万元　　　　　　　　　2.7建设期利息万元　　　　　　　　　2.8奖金及福利基金(或公益金）万元16.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.332.9其它万元　　　　　　　　　3盈余资金万元677.93677.93672.64672.64672.64672.64672.64672.64672.644累计盈余资金万元2348.903026.833699.474372.115044.755717.386390.027062.667735.30 资金来源与运用序号项目名称单位19202122232425261资金来源万元852.26852.26852.26852.26852.26852.26852.261126.891.1销售利润万元653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.17653.171.2基本折旧费万元199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.09199.091.3摊销费万元0.000.000.000.000.000.000.000.001.4建设投资借款万元　　　　　　　　1.5短期负债万元　　　　　　　　1.5.1生产流动资金借款万元　　　　　　　　1.5.2短期借款万元　　　　　　　　1.6建设投资中自有资金万元　　　　　　　　1.7流动资金中自有资金万元　　　　　　　　1.8回收固定及无形资产余值万元　　　　　　　261.961.9回收流动资金万元　　　　　　　12.662资金运用万元179.62179.62179.62179.62179.62179.62179.62192.292.1建设投资万元　　　　　　　　2.2流动资金万元　　　　　　　　2.3所得税万元163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.29163.292.4应付利润万元　　　　　　　　2.5偿还建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.000.002.6偿还短期负债借款万元　　　　　　　　2.6.1生产流动资金万元　　0.000.000.000.000.0012.662.6.2短期借款万元　　　　　　　　2.7建设期利息万元　　　　　　　　2.8奖金及福利基金(或公益金）万元16.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.332.9其它万元　　　　　　　　3盈余资金万元672.64672.64672.64672.64672.64672.64672.64934.604累计盈余资金万元8407.949080.589753.2210425.8511098.4911771.1312443.7713378.37 咨产负倩表序号项目名称单位合计1234567891资产万元207173.635304.865136.134969.654805.504638.004472.514393.664867.215340.751.1流动资产总额万元135366.4612.6648.3286.22126.46163.34202.23327.771005.701683.631.1.1应收账款万元116.044.464.464.464.464.464.464.464.464.461.1.2存货万元41.771.611.611.611.611.611.611.611.611.611.1.3现金万元171.476.606.606.606.606.606.606.606.606.601.1.4累计盈余资金万元135037.170.0035.6673.55113.79150.68189.57315.11993.041670.971.2在建工程投资万元5292.205292.20　　　　　　　　1.3固定资产净值万元66276.830.005040.184841.094642.004442.914243.814044.723845.633646.541.4无形及递延资产净倌万元238.150.0047.6342.3437.0531.7526.4621.1715.8810.58　　　　　　　　　　　　　2负债及所有者权益万元207173.635304.865136.134969.654805.504638.004472.514393.664867.215340.752.1流动负债总额万元230.508.878.878.878.878.878.878.878.878.872.1.1应付账款万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.1.2流动资金借款万元230.508.878.878.878.878.878.878.878.878.872.1.3其它短期借款万元0.00　　　　　　　　　2.2建设投资借款万元14855.064254.103568.352852.352104.781402.45673.020.000.000.00　负债小计万元15085.564262.973577.212861.222113.651411.32681.888.878.878.872.3所有者权益万元192088.081041.891558.922108.432691.853226.683790.624384.804858.345331.892.3.1资本金万元26990.411038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.092.3.2储备及发展基金万元11379.23　35.6673.55113.79150.68189.57230.55263.20295.862.3.3自有流动资金万元98.793.803.803.803.803.803.803.803.803.802.3.4累计未分配利润万元153619.64　481.37992.981536.172034.122559.163112.363553.253994.13　资产负债率LOAR(%)　　80.3669.6557.5743.9830.4315.250.200.180.17　流动比率（％)　　142.86545.06972.541426.391842.452281.153697.2111344.1718991.12　谏动比率（％)　　124.73526.94954.411408.271824.332263.033679.0911326.0418973.00 咨产负倩表序号项目名称单位101112131415161718191资产万元5814.306287.856761.397234.947708.488182.038655.589129.129602.6710076.211.1流动资产总额万元2361.563039.493712.134384.775057.415730.056402.697075.337747.978420.601.1.1应收账款万元4.464.464.464.464.464.464.464.464.464.461.1.2存货万元1.611.611.611.611.611.611.611.611.611.611.1.3现金万元6.606.606.606.606.606.606.606.606.606.601.1.4累计盈余资金万元2348.903026.833699.474372.115044.755717.386390.027062.667735.308407.941.2在建工程投资万元　　　　　　　　　　1.3固定资产净值万元3447.443248.353049.262850.172651.072451.982252.892053.801854.701655.611.4无形及递延资产净倌万元5.290.000.000.000.000.000.000.000.000.00　　　　　　　　　　　　　2负债及所有者权益万元5814.306287.856761.397234.947708.488182.038655.589129.129602.6710076.212.1流动负债总额万元8.878.878.878.878.878.878.878.878.878.872.1.1应付账款万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.1.2流动资金借款万元8.878.878.878.878.878.878.878.878.878.872.1.3其它短期借款万元　　　　　　　　　　2.2建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00　负债小计万元8.878.878.878.878.878.878.878.878.878.872.3所有者权益万元5805.436278.986752.537226.077699.628173.168646.719120.269593.8010067.352.3.1资本金万元1038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.092.3.2储备及发展基金万元328.52361.18393.84426.50459.15491.81524.47557.13589.79622.452.3.3自有流动资金万元3.803.803.803.803.803.803.803.803.803.802.3.4累计未分配利润万元4435.024875.915316.805757.686198.576639.467080.357521.247962.128403.01　资产负倩率LOAR(%)　0.150.140.130.120.120.110.100.100.090.09　流动比率（％)　26638.0734285.0341872.2849459.5457046.8064634.0672221.3179808.5787395.8394983.09　谏动比率（％)　26619.9534266.9041854.1649441.4257028.6864615.9372203.1979790.4587377.7194964.96 咨产负倩表序号项目名称单位202122232425261资产万元10549.7611023.3111496.8511970.4012443.9512917.4913391.041.1流动资产总额万元9093.249765.8810438.5211111.1611783.8012456.4413129.071.1.1应收账款万元4.464.464.464.464.464.464.461.1.2存货万元1.611.611.611.611.611.611.611.1.3现金万元6.606.606.606.606.606.606.601.1.4累计盈余资金万元9080.589753.2210425.8511098.4911771.1312443.7713116.411.2在建工程投资万元1.3固定资产净值万元1456.521257.431058.33859.24660.15461.06261.961.4无形及递延资产净倌万元0.000.000.000.000.000.000.002负债及所有者权益万元10549.7611023.3111496.8511970.4012443.9512917.4913391.042.1流动负债总额万元8.878.878.878.878.878.878.872.1.1应付账款万元0.000.000.000.000.000.000.002.1.2流动资金借款万元8.878.878.878.878.878.878.872.1.3其它短期借款万元2.2建设投资借款万元0.000.000.000.000.000.000.00负债小计万元8.878.878.878.878.878.878.872.3所有者权益万元10540.9011014.4411487.9911961.5312435.0812908.6313382.172.3.1资本金万元1038.091038.091038.091038.091038.091038.091038.092.3.2储备及发展基金万元655.10687.76720.42753.08785.74818.40851.052.3.3自有流动资金万元3.803.803.803.803.803.803.802.3.4累计未分配利润万元8843.909284.799725.6810166.5610607.4511048.3411489.23资产负倩率LOAR(%)0.080.080.080.070.070.070.07流动比率（％)102570.34110157.60117744.86125332.12132919.38140506.63148093.89谏动比率（％)102552.22110139.48117726.74125313.99132901.25140488.51148075.77 项目现金投资流进表序号项目名称单位合计1234561现金流入万元24141.310.001017.201017.201017.201017.201017.201.1销售收入万元23866.680.001017.201017.201017.201017.201017.201.2回收固定资产余值万元261.961.3回收流动资金万元12.660.002现金流出万元7104.125203.1369.1269.1269.1276.9876.982.1建设投资万元5190.465190.462.2生产流动资金万元12.6612.662.3经营成本万元1511.840.0053.5653.5653.5661.4261.422.4城建税及教育附加万元389.150.0015.5715.5715.5715.5715.572.5维持运营资金3调整所得税万元3380.310.000.000.0091.9891.984净现金流量万元13656.88-5203.13948.08948.08948.08848.24848.245累计净现金流量万元118658.21-5203.13-4255.05-3306.98-2358.90-1510.66-662.42 项目现金投资流进表序号项目名称单位789101112131415161现金流入万元1017.20934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921.1销售收入万元1017.20934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921.2回收固定资产余值万元1.3回收流动资金万元2现金流出万元76.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.982.1建设投资万元2.2生产流动资金万元2.3经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.422.4城建税及教育附加万元15.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.572.5维持运营资金3调整所得税万元91.98163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.394净现金流量万元848.24694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.555累计净现金流量万元185.82880.371574.922269.472964.013658.564353.115047.665742.216436.76计算指标：财务内部收益率财务净现值（ic=8%)投资回收期FIRR=15.37%年利润总额=644.74万元FNPV=2980.47万元总投资收益率R0I=12.71%Pt=6.73年资本金利润率R0E=49.01% 项目现金投资流进表序号项目名称单位171819202122232425261现金流入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921209.551.1销售收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921.2回收固定资产余值万元0.00261.961.3回收流动资金万元0.0012.662现金流出万元76.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.9876.982．1建设投资万元2.2生产流动资金万元2.3经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.422.4城建税及教育附加万元15.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.572.5维持运营资金3调整所得税万元163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.39163.394净现金流量万元694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.55694.55969.185累计净现金流量万元7131.317825.868520.419214.969909.5110604.0611298.6111993.1512687.7013656.88 项目资本金现金流量表序号项目名称单位合计123456781现金流入万元24141.310.001017.201017.201017.201017.201017.201017.20934.921.1销售收入万元23866.680.001017.201017.201017.201017.201017.201017.20934.921.2回收固定资产余值万元261．961.3回收流动资金万元12.662现金流出万元10647.301143.63772.71804.07836.81843.32876.89827.27186.492.1建设投资中自有资金万元1038.091038.090.000.002.2流动资金中自有资金万元3.803.800.000.002.3经营成本万元1511.840.0053.5653.5653.5661.4261.4261.4261.422.4建设投资借款本金偿还万元4254.100.00685.75716.00747.57702.33729.43673.020.002.5流动资金款本金偿还万元8.872.6偿还短期借款万元0.002.7借款利息偿还万元101.73101.730.000.002.8城建税及教育附加万元389.150.0015.5715.5715.5715.5715.5715.5715.572.9所得税万元2914.190.000.000.000.0045.5651.0356.7893.172.1奖金及福利基金万元425.530.0017.8318.9520.1218.4419.4520.4916.332.11其它万元0.000.003净现金流量万元13494.01-1143.63244.49213.13180.39173.88140.31189.93748.434累计净现金流量万元130379.75-1143.63-899.13-686.00-505.61-331.73-191.42-1.49746.94 项目资本金现金流量表序号项目名称单位910111213141517181现金流入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921.1销售收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921.2回收固定资产余值万元1.3回收流动资金万元2现金流出万元196.85207.67218.97230.77242.94250.00250.00250.00250.002.1建设投资中自有资金万元2.2流动资金中自有资金万元2.3经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.422.4建设投资借款本金偿还万元0.000.000.000.000.000.000.000.000.002.5流动资金款本金偿还万元2.6偿还短期借款万元2.7借款利息偿还万元2.8城建税及教育附加万元15.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.572.9所得税万元103.54114.36125.66137.45149.63156.69156.69156.69156.692.1奖金及福利基金万元16.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.332.11其它万元3净现金流量万元738.07727.25715.95704.15691.98684.92684.92684.92684.924累计净现金流量万元1485.012212.272928.223632.374324.355009.265694.187064.017748.93 项目资本金现金流量表序号项目名称单位19202122232425261现金流入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921209.551.1销售收入万元934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.92934.921．2回收固定资产余值万元0.000.000.00261.961.3回收流动资金万元12.662现金流出万元250.00250.00250.00250.00250.00250.00250.00258.872.1建设投资中自有资金万元2.2流动资金中自有资金万元2.3经营成本万元61.4261.4261.4261.4261.4261.4261.4261.422.4建设投资借款本金偿还万元0.000.000.000.000.002.5流动资金/款本金偿还万元8.872.6偿还短期借款万元2.7借款利息偿还万元2.8城建税及教育附加万元15.5715.5715.5715.5715.5715.5715.5715.572.9所得税万元156.69156.69156.69156.69156.69156.69156.69156.692.10奖金及福利基金万元16.3316.3316.3316.3316.3316.3316.3316.332.11其它万元3净现金流量万元684.92684.92684.92684.92684.92684.92684.92950.684累计净现金流量万元8433.849118.769803.6710488.5911173.5011858.4212543.3313494.01计算指标：财务内部收益率FIRR=27.85%财务净现值FNPV=3748.06万元投资回收期T=6.96年 单因素敏感分析表项目内部收益率(%)财务净现值(万元）投资回收期（年）总投资收益率(%)资本金利润率（％)年利润总额(万元）基准值15.372980.476.7312.7149.01644.74电量10%17.173738.346.0814.4456.24739.15-10%13.552222.617.5310.9841.78550.33电价10%17.173738.346.0814.4456.24739.15-10%13.552222.617.5310.9841.78550.33投资10%13.732536.687.4611.2042.70618.66-10%17.283408.576.0214.4856.42669.90 经济指标一表序号项目单位数量1机组装机容量MW62工程静态投资（基础价）万元5190.463单位投资元/千瓦8650.774建设期利息万元101.735铺底生产流动资金万元3.806总投资万元5296.007单位投资元/千瓦8826.668生产流动资金万元12.669财务内部收益率(全部投资）%15.3711投资回收期年6.7312总投资收益率%12.7113资本金利润率%49.0115年销售收入万元934.9216年销售税金万元171.22'