并网光伏发电可行性研究报告 108页

'2MWp光电建筑示范项目可行性研究报告目录第一章综合说明11.1项目概述11.2太阳能资源21.3工程地质条件51.4项目任务和规模61.5太阳能光伏系统配置和布置61.6电气61.7工程消防设计71.8土建工程71.9项目施工组织设计71.10工程管理设计81.11环境保护和水土保持设计91.12劳动卫生与工业卫生设计91.13工程设计概算101.14经济与社会效益分析10第二章太阳能资源和当地气象条件122.1地理条件122.2气象条件122.3太阳能资源分析15第三章其它必要的背景条件183.1工程简介183.2区域地质构造及地震动参数183.3场地工程地质条件19 3.4场区气象工程条件203.5场地工程地质条件结论及建议21第四章项目任务与规模224.1项目任务224.2项目规模22第五章总体方案设计235.1光伏系统总体规划235.2太阳能辐照资源分析235.3太阳能光伏系统配置245.4逆变器系统315.5光伏方阵接线方案325.6监测、计量及数据采集系统325.7光伏电站运行维护325.8公用专业设计原则32第六章电站的技术设计346.1太阳能光伏方阵设计346.2电气部分406.3土建工程456.4防雷接地设计476.5环境监测装置486.6通讯设计496.7年上网发电量测算50第七章消防567.1工程概述567.2工程消防设计567.3施工消防57第八章施工组织设计628.1项目施工条件62 8.2施工总布置638.3施工交通运输658.4工程征用土地658.5主体工程施工658.6施工进度65第九章工程管理设计689.1工程管理机构689.2主要管理设施699.3运营期管理设计70第十章环境保护与水土保持设计7410.1项目区环境概况7410.2主要污染源和主要污染物7410.3设计依据及采用的标准7610.4控制污染的措施与作用7710.5环境条件对光伏发电效率的影响分析7910.6本章结论79第十一章劳动安全与工业卫生8111.1工程概况8111.2设计规范8111.3工程安全与卫生潜在的危害因素8111.4劳动安全与工业卫生对策措施82第十二章工程设计概算8512.1编制说明8512.2工程设计概算表88第十三章财务评价9013.1工程概述9013.2经济效益评价9013.3社会效益评价104 X第一章综合说明1.1项目概述金跃集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目（以下简称本项目）由金跃集团有限公司投资建设，属于光电建筑一体化工程，以节能发电为主要目的，同时起到科研、示范的效果，推动地方新能源产业技术的发展。项目投资方金跃集团有限公司，拥有员工千余人，总资产达20亿元人民币，下设16个子公司。是以高科技、新能源为核心产业，集房地产、商贸物流、军品生产、酒店业于一体的企业集团。项目拟建于牡丹江市中在汽车城有限公司厂房屋顶，场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理坐标东经130.5°,北纬44.7°附近。本项目装机容量2MW，建设面积20373m2，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案，项目建设工期6个月。105 X1.2太阳能资源牡丹江是中国黑龙江省辖市。位于黑龙江东南部，地处中、俄、朝合围的“金三角”腹地，区位优势明显。是黑龙江省第三大城市、黑龙江省东南部区域中心城市。牡丹江市位于东经128°02′～131°18′、北纬43°24′～45°59。位于黑龙江省、东南部，西与哈尔滨市接壤，东与俄罗斯远东接壤，南与吉林省延边自治州接壤。地处长白山北部，西部为张广才岭东部为老爷岭。牡丹江自南向北纵贯全境。中部是牡丹江河谷盆地，整个地区凸现山势并且连绵起伏，亦纵横河流，被称为“九分山水一分田”。地形则是以山地，丘陵为主，呈现出中山、低山、丘陵、河谷盆地四种地质形态。全市平均海拔高度230米，牡丹江地区的海拔最高处位于张广才岭的白突山，其海拔高度为1686.9米；而海拔最低地区则是位于绥芬河市与俄罗斯的边境地区，为86.5米。黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。下图为黑龙江省太阳总辐射空间分布图。105 X本工程场址图1.1黑龙江省年太阳总辐射分布图太阳能热发电主要利用的是太阳直接辐射资源。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。105 X图1.2黑龙江省太阳直接辐射空间分布黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。图1.3黑龙江省年日照时数分布图项目地点气候资料：年平均气温5.3℃,最冷月平均温度-16.2℃,最热月平均温度22.0℃,极端最高温度37.5℃,极端最低温度-45.2℃,年平均总降水量651.6mm,年日照时数2400-2800小时,年辐射总量在44000-50000焦耳/平方米。105 X图1.4中国太阳能资源分布1.3工程地质条件1.3.1场址区域地质构造概况场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。1.3.2场区基本工程地质条件1.3.2.1场区岩土工程条件场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。105 X本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。1.3.2.2场地地下水条件场地所有钻孔均未见地下水。1.4项目任务和规模本工程建设容量为2MWp，建设面积20373m2，工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp，项目建设工期6个月。建设范围包括光伏发电系统，升压系统，并网设备、控制室、监控系统及配电装置室等设施。1.5太阳能光伏系统配置和布置本项目总装机容量为2MWp，分为3个子阵，其中库房屋顶方阵1020kWp，厂房屋顶方阵420kWp，车库屋顶方阵560kWp，采用多晶硅电池组件。采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。本工程光伏组件方阵全部采用以朝南屋顶平铺式安装，每个子方阵充分利用屋顶的有效面积布置。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。1.6电气本项目选用250Wp规格多晶硅电池组件，组件数量共计8000块。选用1MW逆变器1台、630kW逆变器1台、500kW逆变器1台。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组件串联后的直流电送至汇流箱；经汇流箱汇流后引至逆变器室，逆变后的三相交流电经电缆引至低压配电柜，再集中引至升压变压器，通过一级升压后接入新建的配电装置室，然后利用新建输电线路接入电网。考虑现场实际情况，项目共设2个集中逆变升压区，车库集中逆变升压区布置在车库附近，内设逆变器、低压开关柜、升压变压器等设备，库房、厂房105 X集中逆变升压区布置在库房附近，内设逆变器、低压开关柜、升压变压器、高压配电装置、监控设备等。1.7工程消防设计站内须按GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》设置灭火器。根据配置点的火灾类别、危险等级和灭火器具形式进行相关配置。户外箱变附近配置推车式干粉灭火器，用于箱变等电器带油设备的灭火；其它户外配电装置及公用设施根据规范配备手提式干粉灭火器。此外，室内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材。1.8土建工程1.8.1光伏阵列支架本项目分三个子阵建设与在厂区的库房、厂房及车库屋面，占用屋顶总面积20373m2。太阳能支架使用专用夹具固定在彩钢瓦屋面或檩条上。1.8.2站主要建筑物总配电房布置在车库的东南边，距厂房垂直距离2米，内设高低压配电装置室、逆变器室、控制室、SVG室和休息室等。总配电房拟采用钢筋混凝土框架结构，按6度抗震设防，框架抗震等级为四级。逆变器室布置在库房的西北侧，距厂房垂直距离8米。逆变器室拟采用砌体结构。场内建筑物一般情况采用天然地基，若遇不良地质情况，则考虑采用人工地基。1.9项目施工组织设计本工程采用项目法施工，工程将以项目经理负责制为核心，以分工合作为依托，认真贯彻执行ISO9001及ISO14000国际标准，组建精干高效的项目经理部，下设专项管理机构，建立质量保证体系，，健全管理制度，全面实行对项目从材料采购直至工程交工的全方位、全过程的控制管理，项目部做到对公司负责。105 X项目管理全部由项目经理负责。项目经理部由项目经理、生产经理、项目总工程师及各部室的专业技术和管理人员组成。项目经理代表公司全面负责对工程的领导、决策、指挥、协调、管理，对工程质量的进度、成本、安全和文明施工负全部责任。项目经理对公司负责，项目部所有人员对项目经理负责。严格按照业主指定的取水口，合理布置用水管线，以满足现场施工需求。现场采用TN-S三相五线制接零保护系统供电。现场用电线路沿场地周边敷设，总配电箱至分配电箱的线路采用地埋方式敷设。施工用电由总配电柜引至各楼层的分配电柜，再经分配电箱引至操作部位。按机械用电量考虑：序号设备名称单位数量1电焊机：台22切割机（切割铝合金、铁）台23台钻台84手枪钻：把55云石切割机：台51.10工程管理设计本光伏电站容量为2MWp。参照类似工程管理机构设置原则成立项目公司，充分适应光伏发电的行业特点，做到机构精干、指挥有力、工作高效。在建设期间项目公司组织机构：部门设置：综合办公室、工程部、生产准备部、财务部。岗位设置：经理1人、总工程师1人、综合办公室3人、工程部10人（包括：质控经理1人、设计经理1人、施工经理1人、采购经理1人、安全经理1人）、生产准备部3人（含调试经理1人）、财务部2人，合计20人。在建设阶段项目公司的基础上成立项目运营公司，全面负责本光伏电站的生产和经营管理。全厂定员5人，光伏电站采用运行检修分开的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应有全能值班员水平；设备运行实行集中控制管理，设备检修实行点检定修制管理。项目公司设总经理一人，全面负责公司的生产、经营管理工作。公司内部将设立财务部1人（会计一人，出纳由生产人员兼职）、生产3人，总定员5人。105 X1.11环境保护和水土保持设计太阳能光伏发电属清洁能源工业，工程的建设及投运总体对区域环境影响较小。工程建设过程中对生态环境有一定影响；建成投运后，光伏电站对周围环境无任何影响，生活污水和垃圾由于产生数量少，对环境影响甚微。光伏电站土建施工过程中将采取洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随时产生随时清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。太阳能光伏发电系统在发电过程中无噪声无污染，因此本项目运行对周围的声环境敏感点无影响。在光伏电站建成投运后，主要固体废弃物为生活及检修垃圾，设置集中存放点，并定期集中处理，对环境无不良影响。按照水土保持防治分区，根据工程建设可能造成的水土流失和危害情况，布置水土流失防治措施。太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可再生能源，早开发早受益。1.12劳动卫生与工业卫生设计光伏电站的建设和生产运行应符合我国目前的有关政策，以及电力行业的设计规程和设计规定，充分考虑保障施工、运行人员安全健康的因素，并符合国家有关标准和规定。电站的设计将遵循劳动部劳字（1988）48号《关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定》和《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053—1996）等规定的要求，有重点地采取防护措施，以确保工作人员的人身安全和身体健康。按照现行的建筑设计有关标准规范的规定，并配备必要的仪器设备如消防与救护设施、火灾报警系统和灭火设施、安全供水系统、安全供电系统、隔声降噪操作室、控制室、值班室等、防暑、降温与防寒、防冻设施。105 X电站需设立安全卫生管理机构，对生产过程中职业安全与卫生防范措施的实施进行监督。安监办专职安全管理人员应编制相应的安全管理制度，各生产班组均设有兼职安全员负责监督各项安全卫生措施的实施、劳动防护用品的采购、发放以及对事故应急预案的编制与执行等工作。1.13工程设计概算1.13.1编制原则和依据1.13.1.1价格水平年静态投资为2013年一季度水平。1.13.1.2定额的选用及费用标准a）主要编制原则依据国家、部门及省和当地现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料、设备等价格按该地区2013年一季度价格水平计列。b）主要编制依据及参考依据国家现行文件及规定。1.13.2投资主要指标1）本工程投资比例：资本金21.32%，国家政策补助进78.68%，无银行贷款。基本预备费按2%计算。2）工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp1.14经济与社会效益分析1.14.1财务评价r项目规模：本项目总装机为2MWp。r年平均上网电量：2164.57MW•h；r建设工期：6个月；r财务评价期：26年（含建设期）；评价结论：在年平均上网电量：2164.57MW•h，含税上网电价0.65元/kWh的条件下，各项评价指标符合规定要求，对于清洁能源发电项目来说本项目在经济上可行，且具有较好的经济效益。1.14.2社会效益评价1.14.2.1节能和减排效益105 X太阳能取之不尽无之不竭，属于清洁的可再生能源，是我国发展迅速的新型替代能源。开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保护。太阳能电站建成后，源源不断的为电网提供电量，每年可为国家节约不少标煤。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，如二氧化硫、二氧化碳排放量，减少烟尘排放量、一氧化碳和碳氢化合物等。太阳能发电可以节约煤炭资源，保护人类生存环境，所以建设太阳能光伏电站具有明显的社会效益及环境效益。1.14.2.2其他社会效益太阳能发电本质是半导体结器件的工作，通过光生伏特效应将太阳能转化为电能，不产生任何废弃污染物，建设太阳能电站代替煤电场，将大大减少燃煤电厂对周围环境的污染，充分利用可再生的、清洁的太阳能资源，节约不可再生的化石能源，减少污染、保护人类赖以生存的生态环境，其社会效益是非常明显的。太阳能工程突出的优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物，不需要移民，对人类生活居住干扰小。本工程所在地区均为滩涂，整个范围不大，对土地产生的影响非常小。因此，开发和利用太阳能既有利于提高中国能源供应的安全性，也能取得减排温室气体和解决中国能源供应不足的现状。105 X第二章太阳能资源和当地气象条件2.1地理条件场址位于穆棱市下城子镇，地理高程475米,地处东经130度3分2秒至130度3分11秒，北纬44度41分5秒至44度41分12秒，此地块为旱地，坡度15度，占地面积40万平方米。2.2气象条件2.2.1气象概况黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。下图为黑龙江省太阳总辐射空间分布图。本工程场址图2.1黑龙江省年太阳总辐射分布图105 X太阳能热发电主要利用的是太阳直接辐射资源。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。图2.2黑龙江省太阳直接辐射空间分布黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。105 X图2.3黑龙江省年日照时数分布图项目地点气候资料：年平均气温5.3℃,最冷月平均温度-16.2℃,最热月平均温度22.0℃,极端最高温度37.5℃,极端最低温度-45.2℃,年平均总降水量651.6mm,年日照时数2400-2800小时,年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。2.2.2气象资料表2-11999年至2008年穆棱市各月日照时数年份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年1999158.716.6208.3229.3226.1219.5255.1243.6236.1197.8174.7135.82449.62000139.919222168.3209.6309.8222.2231.4202.5205.5180.5130.82420.52001163.9201.9190.2214.5240.4276.8229.24261.8211.1210.2190.92638.52002122.7190.1238.6160.6271.7215.1171163233.6138151.4153.12208.92003133.9192.3236.1215232.8198.7161.6238.6235154.8155.4160.22314.42004133.4136.9238.4232.8216.4311.6192.2273.7223.8189.9129.1137.32415.52005140.7148228.7170.4212.6236171197.2202.6208.3163.3134.222132006164.4183.4215.3166.5239.3186.4250213234.7219.6168.7145.72387105 X2007171.9172.4209.2219.9197.4272.3265.1241.5193.6216.5186.213924852008212.1222.5166.2230189.5315.4207.8187.1237.5156.6170165.82460.5合计1541.61810.1215320072235.82541.62125.82236.12261.21898.11689.51492.823992.9平均日154.16181.01215.3200.7223.58254.16212.58223.61226.12189.81168.95149.282399.29照时数表2-2哈尔滨1996-1999年太阳日照辐射单位：(0.01MJ/m2)编号台站名称(*)采集年份(*)1月总辐射2月总辐射3月总辐射4月总辐射5月总辐射6月总辐射7月总辐射8月总辐射9月总辐射10月总辐射11月总辐射12月总辐射年总辐射哈尔滨台站代码5095319961948329393457634799959226622945612250887447493187219530144184622531997171492483142509609036374470803701535119351142297342104215183501237199817495260594871054866670626666861383495694398626685176251400947662219991804226761456615458963344665886255350550466262943019399145374800384年月总辐射721691070441826432183572533762663532502112021991865031177217759658147月平均总辐射180422676145660.854589.36334466588.362552.850549466252943019399145364年总辐射19201504年年平均辐射480038太阳电池方阵面上的平均日总辐射 千卡/平方厘米139.23228.65352.375435.321488.841531.007482.735390.105371.816227.12154.7112.18314.634年平均峰值日照小时为H1.61512.65234.087555.049725.670556.159685.599724.525214.313072.63461.7941.30133.64976（因为穆棱当地没有日照辐射采集站点因此整个系统计算参照离项目地点最近的哈尔滨站点的数据计算）2.3太阳能资源分析2.3.1太阳能测站资料的整理和分析表2-3太阳能资源地区分类区域划分丰富区较丰富区可利用区贫乏区备注年总辐射量千焦/厘米2年≥580500-580420-500≤420丰富区为一类地区全年日照时数≥3000H2400-3000H1600-2400H≤1600105 X地域内蒙西部、新疆南部甘肃西部、青藏高原新疆北部、东北、内蒙东部、华北、陕北、宁夏、甘肃部分、青藏高原东侧、海南、台湾东北北端、内蒙呼盟、长江下游、两广、福建、贵州部分、云南、河南、陕西重庆、川、贵、桂、赣部分地区较丰富区为二类地区特征日照时数≥3300小时日照时数2600-3300小时太阳能丰富区到贫乏区的过度带日照时数≤1800小时年日照百分率≤0.4建议不使用太阳能的地区可利用区为三类地区年日照百分率≥0.75年日照百分率≥0.6-0.75贫乏区为四类地区表2-4哈尔滨地区日照总辐射量数据月份月总辐射量(0.01MJ.m-2平均日总辐射量(0.01MJ.m-21180.45.822267.69.563456.614.734545.918.205633.320.436665.922.207625.520.188505.516.319466.215.5410294.39.49111946.4712145.364.69合计48002.3.2太阳能资源综合分析与评价105 X图2-5全国各地区日照辐射分布图图2-6中国各地区日照时数图根据上当地气象数据，穆棱地区的年总辐射量为480千焦/厘米2，年日照时数为2400小时，可划分为太阳能资源三类地区，为可利用区。105 X第三章其它必要的背景条件3.1工程简介3.1.1项目概况拟建项目位于穆棱市下城子镇，地理高程475米，地处东经130°3′2”至130°3′11”，北纬44°41′5”至44°41′12”，地块为旱地，坡度15度，占地面积40万m2。穆棱市有着优越的地理位置。东与俄罗斯接壤，有44公里的边境线；南连绥芬河、东宁等国家一级口岸，西接闻名遐迩的牡丹江市、风光秀丽的镜泊湖；北靠煤城鸡西市。既处在东北亚“金三角”之中，又位于对俄出口的黄金通道上。国际经贸大通道301国道和滨绥铁路贯穿全境，形成了纵横交错、四通八达的交通网络。3.1.2执行规范及勘察依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）《黑龙江省建筑地基基础设计规范》（DB23/902-2005）《黑龙江省岩土工程勘察技术规程》（DB23/497-99）3.2区域地质构造及地震动参数本项目在区域地质上位于吉～黑陆块的东南部延边槽地褶带，自西向东分别为松辽拗陷（Ⅲ1）、小兴安岭～张广才岭槽地褶带（Ⅲ2）、佳木斯台隆（Ⅲ3）、乌苏里槽地褶带（Ⅲ4）、延边槽地褶带（Ⅲ5）。项目拟建场地从构造划分的角度看，隶属新华夏系第二隆起带，张广才岭与老爷岭褶皱系之偏北部位。由于受晚近时期各形造构迹之间的相互联合与复合，使得该区构造复杂而零乱。105 X工程拟建场地所在的区域，属于东北地震区东部，该区是我国地震活动频次相对低、强度较弱的地区。该区地震少，且成带不明显。东北地震区的地震活动受构造环境控制，该区的敦密断裂带有深源地震（宁安附近），属太平洋地震带俯冲带地震震源深300-600km。据地质、地形、地貌特点，本场地为对建筑抗震有利地段，按国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）规定，本区地震分组为第一组，场地类别为Ⅱ类，抗震设防烈度为6度，设计基本加速度值0.05ɡ，设计特征周期0.35s。拟建场地区域是构造相对稳定区，适宜进行光伏电场工程建设。工程场地不压重要矿产和文物。拟建场地所在地区最大冻结深度为1.91m，标准冻结深度为1.86m。综上所述：场地是处于地质构造相对稳定区域；无泥石流及滑坡等不良地质作用，无人为地质破坏现象，适宜进行光伏发电场的建设。3.3场地工程地质条件3.3.1场址区域地质构造概况301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内。所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。3.3.2场区基本工程地质条件3.3.2.1场址区岩土工程条件场址区地层以第四系松散堆积物为主，现将各岩土层工程地质特征自上而下、由新至老分述如下：第四系松散堆积物（Q42al）:1层：杂填土：为近代地表人工填土，各钻孔均有分布，厚度0.50米，底层面标高99.97～101.15米，底层面较平坦，比差1.18米，灰黄色，由粘性土、砂、碎石等残土组成。105 X2层：粉质粘土：只见于该场地2号钻孔中，厚度0.70米，底层面埋深1.20米，底层面标高99.27米。灰黄色，湿，硬可塑状态，以粘粒为主，含砂及砾，粘性一般，具铁锰质斑点，无光泽及摇震反应，干强度中等，中等韧性。由于该层粉质粘土中砂砾石含量较多，厚度较薄0.70米，没有采取到合格的原状样品。本层属中压缩性土，做标准贯入测试1个点，击数为7.5击，综合标准贯入测试、按《黑龙江省建筑地基基础设计规范》（DB23/902-2005）表4.3.2-6，结合现场观察及本地区工作经验确定承载力特征值180KPa。白垩系基底岩石（K1x）：3层：全风化砂岩：分布普遍，层位稳定，厚度2.50～2.70米，顶层面埋深0.50～1.20米，顶层面标高99.27～101.15米，顶层面较平缓，比差1.88米；底层面埋深3.10～3.70米，底层面标高96.77～97.95米，底层面较平缓，基本随原始地形变化而变化，比差1.18米。灰黄色，全风化，原岩结构不明显，手捻易碎，呈松散砂状，砂颗粒由石英、长石等组成，风化程度自上而下逐渐减弱，本层做标准贯入测试6个点，击数26～41击，平均为35.33击，岩体基本质量等级为Ⅴ，岩石质量指标RQD<25，属于极差岩石，按软质岩石，结合现场观察及本地区工作经验，确定承载力特征值350KPa。4层：强风化砂岩：各钻孔均有分布，灰黄色，强风化，块状构造，岩芯呈碎块状，部分碎块手捻不动，部分碎块手捻呈砂状，砂颗粒由石英、长石等组成，风化程度自上而下逐渐减弱，本层做标准贯入测试6个点，击数56～81击，平均为66.33击。已控制强风化砂岩厚度2.60～3.50米，顶层面埋深3.10～3.70米，顶层面标高96.77～97.95米，顶层面较平缓，基本随原始地形变化而变化，比差1.18米。岩体基本质量等级为Ⅴ，岩石质量指标RQD<25，属于极差岩石，按硬质岩石，结合现场观察及本地区工作经验，确定承载力特征值500KPa。3.3.2.2场地地下水条件场地所有钻孔均未见地下水。3.4场区气象工程条件3.4.1气象条件105 X穆陵市属中温带大陆季风气候，地处盆地，四面环山，四季分明。西部山脉阻挡沙尘暴的入侵，使得穆陵地区免受沙尘天气。年平均气温5.3℃，最冷月平均温度-16.2℃,，最热月平均温度22.0℃，极端最高温度37.5℃，极端最低温度-45.2℃，年平均总降水量651.6mm，年日照时数2400-2800小时，年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。3.5场地工程地质条件结论及建议（1）场址区地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度小于0.05g，抗震设防烈度为6度，工程区属构造稳定区。（2）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基；场地环境类别为Ⅰ类。（3）场址区杂填土层、粉质粘土层、全风化砂岩层、强风化砂岩层，建议进行适当的工程处理，以满足工程需要。（4）场地土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋无腐蚀性；场地水对钢结构不具有腐蚀性，对混凝土结构具有弱腐蚀性，需采取防护措施。（5）区内多年季节性标准冻土深度为地面以下1.8m~2m。（6）建议下阶段对场地进行勘察试验，进一步查明地基土的物理力学性质和建筑物地基的工程地质性质，进行工程地质评价。105 X第四章项目任务与规模4.1项目任务常规能源资源的有限性和环境压力的增加，使世界上许多国家加强了对新能源和可再生能源技术发展的支持。近几年，国际光伏发电发展迅速，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。金跃集团有限公司为相应国家号召，结合当地实际情况，决定建设本光电建筑一体化项目。4.2项目规模本工程建设容量为2MWp，建设面积20373m2，工程总投资1779.40万元，单位投资8.90元/Wp，项目建设工期6个月。建设范围包括光伏发电系统，升压系统，并网设备、控制室、监控系统及配电装置室等设施。105 X第五章总体方案设计太阳能光伏并网发电系统由太阳能电池组件方阵系统、逆变器系统、电气接入系统、监控系统等部分组成，各部分的设备选型和合理的系统设计是工程的关键。5.1光伏系统总体规划5.1.1光伏系统总体布置本项目总装机容量为2MWp，分为3个子阵，其中库房屋顶方阵1020kWp，厂房屋顶方阵420kWp，车库屋顶方阵560kWp，采用多晶硅电池组件。采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。5.1.2光伏系统总体要求本项目为利用太阳能发电的可再生能源项目，在设计中渗透绿色、环保的理念，充分利用当地丰富的阳光资源。总体要求如下：（1）太阳能电池组件要选择效率高、性价比好、衰减小、技术成熟的产品，尽量选用较大功率组件，降低配套支架、土建和安装费用；（2）逆变器尽量选用性能可靠，欧洲效率高，额定功率较大产品，降低设备能耗，提高发电效率；（3）电池方阵安装方式选用简单可靠的固定方式，减少维护工作，省去复杂跟踪支架成本且有利于建成后的高可靠生产运行；（4）采用计算机自动控制系统，方便生产运行和生产调度；（5）系统其它设备及平衡元件，遵照技术先进、成熟，使用寿命有保证的原则。5.2太阳能辐照资源分析黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。黑龙江省太阳直接辐射年总量为2526～3162MJ/m2105 X，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，大部分地区太阳直接辐射都在2800MJ/m2以上。黑龙江省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电。黑龙江省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少，春、夏季日照时数较多。5.3太阳能光伏系统配置5.3.1太阳电池组件比较太阳能电池是把太阳光直接转换为电能的半导体器件，是光伏发电的基本单元。由于单体电池的电压只有620～640mV，因此需要将其串联以达到一定的使用电压。组件制造也即是单体电池的封装，除了提高电压外，另一个目的是通过各种辅料保护单体电池。组件制造厂通过选择电性能良好、功率偏差小、电流一致性好的单体电池和各种通过认证的原辅料来生产组件，以便生产出来的组件能够在野外长期可靠的工作。从1954年美国贝尔实验室制得的第一块光电转换效率5.4%的晶体硅光伏电池到现在，太阳能电池技术发展迅速，效率持续提高成本不断降低，实现了从军用到民用的转变。太阳能电池根据不同的分类标准有多种分类方式，按电池材料的形式可以分为，块体材料电池和薄膜材料电池。块体材料太阳电池主要是晶体硅太阳电池；薄膜材料太阳电池有硅薄膜太阳电池、多元化合物薄膜太阳电池、染料敏化薄膜太阳电池、有机薄膜太阳电池等。根据电池受光状况可分为单位光电池和聚光电池。5.3.1.1块体材料电池太阳电池块体材料太阳电池主要是晶体硅太阳电池。晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、带状硅太阳电池、球状多晶硅太阳电池，而单晶硅和多晶硅电池是目前市场上的主流产品。单晶硅太阳电池以高纯单晶硅为原料，是当前开发很快的一种太阳电池，它的结构和生产工艺已定型，产品已广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，地面应用太阳电池采用太阳能级硅原料，也可使用半导体105 X单晶硅棒的头尾料、边皮料以及半导体器件生产过程中的废弃品，经过清洗后回炉生长成太阳电池制造所需的单晶硅棒。国内产业化的单晶硅太阳电池，光电转换效率可达16.5%～17.5%，美国Sunpower产业化的背接触单晶硅太阳电池效率可达22.1%。试验室中单晶硅电池的最高效率达24.7%。单晶硅太阳电池制成后，经过检验合格后，即可按需要的规格组装成太阳电池组件，单晶硅太阳组件的转换效率一般在14～17%。虽然单晶硅太阳电池转换效率高，但由于生产高纯硅以及在单晶生产过程中消耗较多的电能，而且在单晶切方过程中也会产生较多的边皮料，原料利用率比多晶低，与多晶硅电池组件价格相比较高，更适合于建设场地面积有限而对工程发电功率要求高的发电项目，即通过提高电池组件的效率来实现整个工程的发电容量。另外，根据试验室和工程中的测试数据，单晶硅太阳电池在工程投产的前期，功率衰减较多晶硅太阳电池快。多晶硅电池的原材料比单晶硅要求低，一块浇铸的方形多晶硅锭质量可达400～600Kg，多晶硅锭比单晶硅棒单位生产能耗小，生产效率高，切方过程中边皮料少。多晶硅太阳电池的制作工艺与单晶硅太阳电池相近，多晶硅太阳电池的光电转换效率可达15.5%～16.5%。多晶硅太阳组件的转换效率一般在13～16%，略低于单晶硅太阳电池，但综合成本低。因此，大面积电站采用多晶硅太阳电池比单晶硅太阳电池更适合。5.3.1.2薄膜太阳电池薄膜太阳电池包括硅薄膜太阳电池（非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等）、多元化合物薄膜太阳电池（硫化镉、硒铟铜、碲化镉、砷化镓、磷化铟、铜铟镓硒等）、染料敏化薄膜太阳电池、有机薄膜太阳电池等。非晶硅薄膜的核心制造工艺是化学气相沉积，不同于太阳电池与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作工艺，通常采用硅烷作为原材料，消耗的硅烷少，生产电耗低，非常吸引人。非晶硅太阳电池器件区很薄，也可以制成叠层式，采用激光切割实现电池串联，以获得较高的电压。目前非晶硅薄膜电池组件稳定后的效率一般为6.2-8.5%。非晶硅薄膜电池组件有如下几个问题：第一是效率比晶体硅组件效率低许多，对土地利用率低；另二是需要两年的时间电性能才趋于稳定，不利于设计时设备选型；第三是长期的户外暴晒可能导致非晶硅薄膜与导电玻璃脱落105 X，使得单块组件损坏或发电量远低于其他组件。多元化合物太阳电池指由两种或两种以上的元素所形成的半导体材料制成的太阳电池。现在各国研究的品种繁多，除碲化镉、铜硒铟（铜铟镓硒）薄膜太阳电池在国外有规模生产外，组件的效率在8-10%，其他多数尚未形成产业化规模。有机太阳电池以其材料来源广泛，制作成本低耗能少，可弯曲易于大规模生产等突出优势显示了其巨大开发潜力，但目前的光电转换效率较低，尚未产业化。染料敏化纳米薄膜太阳电池的性能主要是由纳米多孔TiO2薄膜、染料光敏化剂、电解质、反电极(光阴极)等几个主要部分决定的。通过优化电池各项关键技术和材料的性能,并通过小面积的系列实验和优化组合实验来检测各项参数对电池性能的影响,光电转换效率最高可达9%，尚未产业化。非晶硅薄膜太阳电池器件区非常薄、消耗的原料少，整个生产过程较块体硅太阳电池能耗小，因则其价格较晶体硅太阳电池低，其弱光发电性能和功率温度系数较晶体硅太阳电池有一定优势，相比晶体硅电池同等条件下可多发电。其缺点是光电转换效率较晶体硅太阳电池低，薄膜与导电玻璃可能脱落导致的长期使用可靠性也稍低。根据目前世界各国薄膜太阳电池的应用情况来看，薄膜太阳电池主要应用在土地资源丰富的地区，应用量也相对较小。5.3.1.3聚光太阳电池聚光太阳电池组件由聚光太阳电池、聚光器、太阳光追踪器组成。多倍光照条件下使用的太阳电池，与普通太阳电池略有不同，需要耐高倍率的太阳辐射，特别是在较高温度下光电转换效率下降要小，故在半导体材料选择、电池结构和栅线设计等方面都要进行一些特殊考虑。最理想的材料是砷化镓，其次是单晶硅材料。一般硅晶材料只能够吸收太阳光谱中400～1100nm波长的光子，砷化镓可吸收较宽广之太阳光，三结面聚光型太阳电池可吸收300～1900nm波长的光子相对其转换效率可大幅提升，其太阳能能量转换效率可达30%～40%。整个装置的转换效率为17～25%。聚光器将较大面积的阳光聚在一个较小的范围内，以增加光强，克服太阳辐射能流密度低的缺陷，把太阳电池放置在这一位置，从而获得更多的电能输出。不过因聚光引起的温度上升会损伤105 X太阳电池单元及发电系统，因此必须要抑制聚光率，通常聚光器的倍率大于几十，其结构可采用反射式或透镜式。聚光型太阳电池必须要在位于透镜焦点附近时才能发挥功能，因此为使模块总是朝向太阳的方位，必须配置使用太阳追踪系统，聚光器的跟踪装置一般采用光电自动跟踪。此设计虽然可以提高转换效率，但却存在透镜、聚光发热释放槽（散热方式可采用气冷或水冷）以及太阳光追踪系统的重量及体积较大等不足的特点。聚光装置可有效地减少硅晶体电池板的面积，从而降低电池片成本，但跟踪装置将会使得造价有所增加，加上运行阶段传动装置的维护费用和能耗，工程造价反而会增加，目前在小范围内有示范性应用。同时，聚光装置不能利用天空中的散射光能量，在散射辐射所占总辐射比例较高的地区不适合。5.3.1.4电池组件选型太阳电池的新技术多种多样，国内有中电光伏的选择性发射极、尚德电力公司的冥王星电池、林洋的双面受光电池；国外的有美国SunPower的全背接触电池，荷兰ECN的激光钻孔背接触电池，日本三洋的HIT电池，京瓷的激光钻孔背接触电池。有些已经小规模产业化但价格相对高些，有些部分尚处于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段，目前硅基材料的太阳电池板占据市场的主流，单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的90%以上，而非晶硅薄膜太阳电池组件近年来的发展非常快。下面对三类6种产业化的太阳电池组件列表比较。表5.1各种组件性能比较太阳能电池组件种类光电转换效率（%）性能稳定性经过认证的单块组件最大功率25年效率衰减（%）供货情况单晶硅太阳电池组件14～17稳定18020国内大量供货多晶硅太阳电池组件13～15稳定28020国内大量供货非晶硅薄膜太阳电池组件6～8稳定12020国内较大量供货碲化镉薄膜太阳电池组件8～10稳定8020国外供货铜铟镓硒薄膜太阳电池组件9～12稳定8520国外供货105 X砷化镓聚光太阳电池组件17～25稳定/20国外供货（1）多晶硅太阳电池组件和单晶硅太阳电池组件以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，占据光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程2MWp光伏电站工程的首选发电设备，其国内供应量非常充足。多晶硅太阳电池组件同单晶硅太阳电池组件相比，转换效率相当，但成本有优势；单块多晶硅电池组件功率大，可以减少支架、土建费用；适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅太阳电池更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。当前多晶硅太阳能电池较单晶硅太阳能电池更加广泛的应用于国内外各大太阳能电站。综合以上因素，结合本项目的建设用地情况和成熟应用情况，推荐选用多晶硅太阳电池组件。（2）薄膜太阳能电池组件相对晶体硅太阳电池组件而言，太阳电池组件转换效率较低，建设占地面积大，但价格比晶体硅太阳电池组件便宜。国内没有大规模性生产碲化镉薄膜太阳电池组件、铜铟镓硒薄膜太阳电池组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价格同比非晶硅薄膜太阳电池组件高。非晶硅薄膜电池也由于其光电转换效率低，长期使用可靠性低于晶体硅电池组件，本项目不考虑使用。因此，根据本项目实际情况，本工程不选用薄膜太阳电池组件。（3）聚光太阳能发电系统与单倍光太阳能发电系统相比转换效率高，但系统价格高，使得工程投资较高，另外跟踪和聚光系统可靠性低，运行维护量较大，主要在国外小范围示范使用。由于组件旋转时互相之间不能遮挡使得大范围布置组件之间的间距很大，占地面积要大得多大，更适合于小规模分散布置使用。另外，聚光装置不能利用天空中的散射光能量，穆棱的散射辐射量约占水平总辐射量的40%，因此不可利用太阳能资源较多，不建议在本工程中选用。选型结论:本项目选用常规多晶硅太阳电池组件布置，不配置聚光系统。105 X图5.1多晶硅太阳电池组件5.3.2太阳电池组件方阵安装方式组件的安装方式可分为固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）和双轴跟踪，每种安装方式有各自的特点。工程上使用何种安装方式决定了项目的投资、收益以及后期的运行、维护。固定安装方式是将太阳电池组件方阵按照一个固定的对地角度和固定的方向安装。单轴跟踪安装方式是将太阳电池方阵安装在一个旋转轴上，运行时方阵只能够跟踪太阳运行的方位角或者高度角中的一个方向。双轴跟踪太阳电池方阵沿着两个旋转轴运动，能够同时跟踪太阳的方位角与高度角的变化，理论上可以完全跟踪太阳的运行轨迹以实现入射角为零。根据国际、国内光伏电站的运行经验，在太阳电池性能等同等条件下，一般方阵平单轴安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.1～1.2倍,成本约为1.05～1.2倍；方阵双轴跟踪安装方式的发电量约是固定式安装方式的1.3～1.4倍,成本约为1.15～1.35倍。综合考虑电站的可靠性和经济性，本工程的太阳电池组件推荐采用固定安装方式。目前光伏建筑一体化主要有八种形式（如下表）我项目采用其中第7种方式。BIPV形式光伏组件建筑要求类型105 X1光电采光顶（天窗）光伏玻璃组件建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨集成2光电屋顶光伏屋面瓦建筑效果、结构强度、遮风挡雨集成3光电幕墙（透明幕墙）光伏玻璃组件（透明）建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨集成4光电幕墙（非透明幕墙）光伏玻璃组件（非透明）建筑效果、结构强度、遮风挡雨集成5光电遮阳板（有采光要求）光伏玻璃组件（透明）建筑效果、结构强度、采光集成6光电遮阳板（无采光要求）光伏玻璃组件（非透明）建筑效果、结构强度集成7屋顶光伏方阵普通光伏组件建筑效果结合8墙面光伏方阵普通光伏组件建筑效果结合采用镀锌角铁做支架，把光电板安装在支架上，这样光电板也起到了对屋顶的防雨作用。考虑到原有建筑的屋顶的情况和美观，拟按照以下示意图进行安装。实际安装时用的支架说明厂房屋顶安装光伏板阵列时，因考虑到通风冷却，美观，除尘等，特设计成如下结构。105 X固定安装方式的支架及安装后的效果如图。5.3.4阵列安装倾角本工程光伏组件方阵全部采用以朝南屋顶平铺式安装，经过计算确定太阳能电池方阵布置倾角为6度。利用RETScreen清洁能源分析软件计算倾斜面的日照辐射量，截图如下5.3.4阵列间距由于是朝南屋顶平铺式安装，不会发生前排组件阴影遮挡后排组件的情况。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。5.4逆变器系统105 X太阳能电池组件发出的是直流电，在接入电网时必须使用并网型逆变器将直流电转换成交流电。要求所选择逆变器可靠性高，保护功能齐全，且具有有功功率控制调节能力（控制范围0～100%）、电网侧高功率因数、正弦波电流、无谐波污染供电、防孤岛效应、带监控功能等特点。同时，逆变器选型时应尽量选用大功率、性能可靠的产品，减少系统损耗。本项目分3个子阵，根据子阵规模选用1MW逆变器、630kW逆变器、500kW逆变器各1台。本项目逆变器运行方式采用单机自动并网。即任意一台逆变器当其太阳电池组件侧电压及功率满足逆变器启动要求时，逆变器自动投入运行。5.5光伏方阵接线方案太阳能发电站装机规模为2MWp，分为3个子阵。其中库房屋顶方阵，装机容量1020kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台1MW逆变器；厂房屋顶方阵，装机容量420kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台500kW逆变器；车库屋顶方阵，装机容量560kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台630kW逆变器。直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流电缆接到就地箱变。5.6监测、计量及数据采集系统在光伏电站内配置1套环境监测仪，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架等组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据，为发电量核算提供实时依据。在出线开关柜设电能计量关口表。5.7光伏电站运行维护总体来说太阳能光伏电厂的维护、维修工作量比火电和水电厂小得多。电站维护主要是组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。组件的防尘在夏、秋季采用移动喷水机械装置清洗，冬季、春季的沙尘和雪采用人工清理。5.8公用专业设计原则105 X方阵支架结构形式采用钢结构，并考虑飓风荷载工况，建筑结构形式为砖混结构。105 X第六章电站的技术设计6.1太阳能光伏方阵设计6.1.1光伏并网逆变器本项目总装机容量为2MWp，整个光伏电站共配置3台光伏并网逆变器。本方案选用性能可靠、效率高的逆变设备，额定容量分别为1MW、630kW和250kW，带隔离变压器。（1）逆变器技术参数：表6.1逆变器技术参数GH-1000KH：隔离方式无变压器隔离额定功率（KW）1000允许最大电池方阵功率（KW)1100最大输入电压(Vdc)1000最大输入电流(A)2500MPPT范围(Vdc)400～850额定交流输出功率(KW)1000电网额定电压(Vac)270允许电网电压范围（Vac)210～310额定电网频率（Hz）50最大效率98.60%欧洲效率98.20%显示方式触摸屏（彩屏）额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能（W）<400直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP54(室外)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）使用环境湿度0～95%（不结露）允许海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）2700×7640×2900参考重量(kg)8700GSG-630KTT-TV：隔离方式工频变压器隔离额定功率(KW)630允许最大电池方阵功率(KW)693最大输入电压(Vdc)900105 X最大输入电流(A)1386MPPT范围(Vdc)500～850额定交流输出功率(KW)630电网额定电压(Vac)400允许电网电压范围（Vac)310～450额定电网频率(Hz)50最大效率98.30%欧洲效率98.00%显示方式触摸屏额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能<100（W）直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP20(室内)/IP44(室外)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）使用环境湿度0～95%（不结露）海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）950×3400×2140参考重量(kg)9680GSG-500KTT-TV：隔离方式工频变压器隔离额定功率(KW)500允许最大电池方阵功率(KW)550最大输入电压(Vdc)900最大输入电流(A)1250推荐组件开路电压(Vdc)720MPPT范围(Vdc)440～850额定交流输出功率(KW)500电网额定电压(Vac)400允许电网电压范围(Vac)310～450额定电网频率（Hz）50最大效率97.70%欧洲效率97.00%显示方式触摸屏额定功率下总谐波电流<3%功率因数≥0.99（额定功率）MPPT精度99%通讯接口RS485电磁兼容性IEC61000-6-2/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测符合VDE0126-1-1：2010过载运行自动调整运行峰值设备夜间自消耗电能<80（W）直流电压纹波Vpp<10%防护等级IP20(室内)孤岛效应保护Vac；Fac冷却方式强制风冷使用环境温度—20℃～55℃（>45℃降额）105 X使用环境湿度0～95%（不结露）海拔高度6000m，>3000m时，开始降额参考尺寸mm（深×宽×高）950×3400×2140参考重量(kg)4196（2）逆变器电路结构图和实物图：图6.1逆变器电路结构图图6.2逆变器实物图6.1.2太阳能电池组件性能参数太阳电池所标参数均在STC标准下，其条件是:光谱辐照度：1000W/m2；大气质量：AM1.5；电池温度：25℃。太阳电池组件参数如下：表6.4250Wp多晶硅组件性能参数105 X6.1.3光伏方阵直流防雷汇线箱图6.3直流防雷汇线箱接线原理图如上图所示，光伏阵列防雷汇线箱具有以下特点：满足室外安装的使用要求；105 X每路最多可接入13路太阳电池串列，每路电流最大可达20A；接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V；熔断器的耐压值不小于DC1000V；每路光伏串列具有二极管防反保护功能；配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。6.1.4组件方阵的排布太阳电池组件的电性能受温度影响，随着太阳电池组件温度的增加，开路电压减小；相反，组件温度的降低，开路电压增大。为了保证逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，所以在计算太阳电池组件串联电压时应考虑当地的最低环境温度进行计算，并得出串联的太阳电池组件个数和直流串联电压（保证逆变器对太阳电池最大功率点MPPT跟踪范围）。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。6.1.5多晶硅电池组件排布每个方阵的串联组件个数计算：N=900/[(-10℃-25℃)×(-0.0037)×72+37]=20（个），这里取为20个，即单列组件串联个数为20个组件。此时，单列串联功率为：20×250Wp=5000W；直流串联工作电压为：20×29V=580V，满足250KW逆变器最大功率点MPPT跟踪范围440～800V；不同温度时组件串的开路电压和峰值功率见表6.3和表6.4。低温时（-10℃）组件串的开路电压为869.2V小于900V，满足设计要求。低温时（-10℃）逆变器的直流输入功率为4.661KWp×8×7=261KW<逆变器的最大直流输入功率275KW，满足设计要求。本电站安装容量为2MWp，太阳能电池组件选型为250Wp多晶硅电池，逆变器容量选用250KW105 X规格，在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。本系统逆变器最高电压为850V，最小MPPT电压为440V，250Wp多晶硅组件的开路电压为37V，峰值工作电压为29V，组件开路电压温度系数为-0.37%/℃，经过计算，组件串联数在20串比较合适。考虑到安全余量，我们采用20块250Wp多晶硅组件为1个组件串。表6.2不同温度下组件串开路电压值组件串联数量20块-10℃时组件串开路电压822V20℃时组件串MPPT电压632V60℃时组件串MPPT电压560V表6.3不同温度下组件串的峰值功率组件串联数量20块-10℃时组件串功率4.661KWp25℃时组件串功率4.14KWp50℃时组件串功率4.354KWp6.1.6光伏方阵电气连接其中库房屋顶方阵，装机容量1020kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台1MW逆变器；厂房屋顶方阵，装机容量420kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台500kW逆变器；车库屋顶方阵，装机容量560kWp，每20个光伏组件串联组成一个组件串，组件串通过汇流接入1台630kW逆变器。直流电经逆变器逆变后变为交流电，再通过交流电缆接到就地箱变。6.1.7方阵场总容量整个方阵场总容量为：2MWp；多晶硅太阳电池组件：250Wp，8000块6.1.8方阵间距计算本项目由于是朝南屋顶平铺式安装，不会发生前排组件阴影遮挡后排组件的情况。库房屋顶方阵及厂房屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距为1m；车库屋顶方阵的阵列布置列间距为25mm，行间距1.6m。间距可保证足够的电缆敷设空间及组件散热空间，便于将来运行维护。105 X6.2电气部分6.2.1接入系统方案及目前存在的问题6.2.1.1电力系统现状根据省电网公司统计数据，截至2007年末，黑龙江省并网运行的电厂197座，总装机容量1518万千瓦。其中，风电厂7座，装机容量22.9万千瓦。占总容量的1.5%。黑龙江省电网共有500kV变电所7座，运行容量为805万kVA；220kV变电所73座，运行容量为1446.9万kVA；500kV线路19条，总长度为3223.8km；220kV线路189条，总长度为9522.6km。省网与东北主网间由4回500kV线路和4回220kV线路相联。穆棱电网是隶属于牡丹江地区的县级地方电网，供电范围为穆棱县，现有66kV、10kV、380/220V三种电压等级。6.2.1.2目前区域内能源发展状况黑龙江石油资源丰富，开采量占全国石油总产量的43%，黑龙江煤炭远景储量也很大，现在的年实际开采量已达8000多万t。黑龙江有黑龙江、松花江、乌苏里江和绥芬河四大水系，有兴凯湖、镜泊湖和五大连池三处湖泊，以及星罗棋布的泡沼。全省入境水量为2113亿m3，其中通过界河入境，水量为1640亿m3。全省河流水利资源理论储藏量为84万kW•h，可开发利用的水利资源为612.3万kW•h。按照黑龙江省电力公司“十五”电力发展规划及对开发与建设风力发电规划的要求，以及电力市场预测分析，到2015年全省需电量将达到840亿kW•h，装机容量达到17294MW。穆棱市电力产业处在起步阶段，本项目的建设将进一步推动穆棱地区电力网的发展。6.2.1.3建设的必要性本项目是太阳能光伏并网发电示范项目，太阳能发电是清洁，无污染的可再生一次能源，是我国鼓励和支持开发的清洁能源。为鼓励光伏发电的发展，我国出台一系列优惠政策。光伏发电生产过程利用太阳能电池的光伏效应而将太阳光能直接转化为电能过程，不会损害和污染环境。105 X从资源的潜力和长远来看，光伏发电时最具有潜力的可再生能源发电技术；从资源的合理开发利用来说，开发太阳能可以带动当地的经济发展和就业，给当地人民以及全国人民谋福利，实现经济可持续性发展。此外，太阳能是清洁的、可再生的资源，开发太阳能综合示范项目符合国家环保、节能政策，项目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，项目本身也可以成为一个独特的旅游景点，促进当地旅游业的发展。。黑龙江省煤炭资源较丰富，历史上形成了以燃煤机组为主的电力生产格局，能源结构不合理。因此，加大新能源建设，不但是电源结构调整的需要，也是环境保护和实现经济可持续发展的需要，因此，本光伏并网发电工程的建设具有较大的经济、社会和环境效益，是必要的。6.2.1.3接入系统方案为了满足光伏电站的送出需求，在中在汽车城厂区内，建设10kV配电装置一座。车库屋顶方阵的逆变器输出的交流电由1台升压变压器将电压400V升至10kV，并经1条10kV电缆引至高压配电装置处；厂房、库房屋顶方阵的逆变器输出的交流电由2台升压变压器将电压从400V升至10kV，与车库屋顶进线电缆汇至一组10kV母线后经一回电缆接入电网入园的线杆上，送出线路为LGJ-的导线，线路长度为待定。实际接入系统方案以接入系统报告批复为准。6.2.2电气设计6.2.2.1电气一次6.2.2.1.1接入系统方式本太阳能发电站装机规模为2MWp，其接入系统电压等级为10kV，为分散逆变、一级升压、集中并网方案。6.2.2.1.2电气主接线太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、就地升压变及进线开关等设备组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，升压后并入电网。本工程光伏发电功率约2MW，直流逆变为400V交流后，升压至10kV再接入10kV配电装置室。10kV为单母线接线，进线2回，出线1回，根据系统容量，设-1~1Mvar105 X的动态无功补偿装置，并配有母线电压互感器、避雷器设备。本工程不设站用变，工作电源由1600kVA变压器400V侧引接，备用电源由厂区原低压配电系统引接。6.2.2.1.3无功补偿拟利用用户侧原有的无功补偿系统，不再添加新的无功补偿装置。6.2.2.1.4过电压保护及接地（1）过电压保护a)直击雷保护根据气象资料，穆棱地区平均雷暴日数为32.3天，属于多雷区。本工程在输出线路上安装避雷接地盒；太阳能电池组件支架均与场区接地网连接。b)侵入雷电波保护根据DL/T621-1997《交流电气装置的接地》和DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中规定：进出厂区的埋地电缆必须带金属屏蔽层；低压系统经绝缘配合逐级加避雷器或其他保护设备；建筑物内的弱电穿管采用金属管（2）接地本工程接地的种类包括：a)防雷接地；b)工作接地；c)保护接地；接地网利用原建筑物的接地网，接地电阻不大于5Ω。6.2.2.1.5照明系统照明系统电源从用户侧380母线引来，照明系统电压为380/220V。配电室、中控室采用格栅荧光灯。6.2.2.2电气二次6.2.2.2.1电站的管理与运行方式金跃集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目分为3个子阵，电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。105 X6.2.2.2.2电站的自动控制（1）计算机监控系统A)计算机监控系统结构：本电站采用电站一级控制，以安全可靠、先进实用、经济合理为基本原则。电站控制级为电站实时监控中心，负责整个电站的控制、管理和对外部系统的通信等。B)计算机监控系统的主要功能①数据采集与处理功能：系统对电站主要设备的运行状态和运行参数实时自动采集，对所采集的数据进行分析、处理、计算以形成电站监控与管理所需要的数据，对主要的数据作为历史数据予以整理、记录、归档，按调度要求传送必要的实时数据。②安全监测与人机接口功能：系统能实时监视电站各类电气设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、事故顺序记录、事故追忆等任务。系统可通过LCD、键盘等人机接口设备实现人机对话。③控制功能：系统能自动完成对电站设备的实时控制，主要包括运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制与操作。④数据通信功能：能实现计算机监控系统与调度中心的数据通信。⑤系统自诊断功能：计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线自诊断和离线自诊断。⑥系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。⑦自动报表及打印功能：包括运行参数、运行曲线、工作状态、运行方式、保护及断路器动作时间次数等的定时打印与召唤打印。⑧时钟系统：通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与系统调度之间时间的同步。C)计算机监控系统的构成：选用两台工控计算机做为站级控制设备，每台工控机的人机联系设备选用标准键盘、鼠标各一个，高分辨率大屏幕监视器一台，另外配置打印机两台、语音报警音响等。（2）光伏发电设备的控制105 X光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流汇流箱、直流柜、并网逆变器。并网逆变器有群控功能，当光伏电池发电量较小而逆变器可能处于不正常工作状态或工作效率太低，这时群控器会自动选择关闭部分逆变器，以避免逆变器在低负荷状态下工作。6.2.2.2.3并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，设备中包含有欠电压保护、过电压保护、低频保护、孤岛保护、短路保护等功能。6.2.2.2.4二次接线（1）测量系统本电站电气测量仪表根据SDJ-87《电测量仪表装置设计技术规程》设置。由于配置了计算机监控系统，所有电气测量将全部进入计算机监控系统，根据设备运行需要在现地配置必要的常测仪表，常测仪表的精度可按一级考虑。计费用的关口使用电能计量装置，其设备选型由当地供电部门认可，相应的电流互感器和电压互感器，准确度等级为0.2s级，且电流、电压线圈专用。（2）信号系统本站采用全计算机监控系统，不再设独立的中央音响系统，各类信号全部送入计算机监控系统。全站所有故障信号及事故信号均能显示并发出语音报警和音响信号。另外，在现地设备上也应有必要的运行状态和故障信号。（3）控制电源系统：本站选用直流控制电源，电压等级为220V。直流系统配置一组100Ah的阀控密闭蓄电池组，一台由高频开关电源模块组成的充电/浮充电充电装置。系统装设一套微机型直流绝缘监测装置，以便及时发现直流系统绝缘降低或接地情况。（4）工业电视系统：本电站设置一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备，主控室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件。网络视频服务器、视频监视主机及网络输出设备、视频信号通过电网调度通信网络可实现视频信号的远传。（5）环境监测系统：105 X在太阳能光伏发电场内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。该装置安装在分站房屋顶。6.3土建工程6.3.1工程概况本工程为金跃集团绿色科技和研发展示2MWp光电建筑示范项目。土建工程的范围为光伏电站围栏内所有土建设施，包括如下主要建（构）筑物：r10kV配电装置室r电缆沟槽通道6.3.2场地自然条件场地位于三零一国道南侧中在汽车城厂区。所处地貌单元为一级阶地，场地较平坦，西部高、东部低，南部高、北部低，比差1.18米。场地地基土为冲积而形成的第四系松散堆积物，已控制松散堆积物最大厚度1.20米，基底为白垩系下统下城子组砂岩。场址区地层以第四系松散堆积物为主，主要由杂填土（0.5米）、粉质粘土（0.7米）、全风化砂岩（2.5~2.7米）、强风化砂岩组成。场址场地所有钻孔均未见地下水。本区标准冻深1.80～2.00米，参照相邻场地给出冻胀等级为Ⅱ级，冻胀类别为弱冻胀。6.3.3设计参数表6.4基本参数设计使用年限地基基础设计等级抗震设防类别50年丙级丙类建筑表6.5基本参数风压地面粗糙度基本雪压0.40kN/m2A类0.35kN/m2表6.6基本参数105 X震设防烈度设计基本地震加速度值设计地震分组7度0.10g第一组6.3.4设计采用的规范规程《建筑结构荷载规范》（GB50009-20012006年版）《混凝土结构设计规范》（GB50010—2002）《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2002）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2002）《建筑抗震设计规范》（GB50011-20012008年版）《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）《建筑设计防火规范》（GBJ16-872001年版）《火力发电站与变电所设计防火规范》（GB50229-96）《砌体结构设计规范》（GB50031-2001）《砌体工程施工质量验收规范》（GB50203-2002）6.3.5采用的主要建筑材料1)普通混凝土，采用国产普通硅酸盐水泥、尽量采用地方蕴藏比较丰富的粗细骨料、采用各种国产添加剂2)国产普通热轧碳素钢钢筋，HPB235、HRB3353)国产普通热轧碳素钢型钢，Q2354)国产普通螺栓及高强螺栓5)砂浆6)烧结普通砖6.3.6采用的标准图集《地沟及盖板》（02J331）《混凝土结构施工图整体表示方法制图规则和构造详图》（03G101-1）其它有关的国家标准图集105 X6.3.7地基基础设计组件支架的基础为现浇钢筋混凝土基础。6.3.8总体布置6.3.8.1光伏电站总体布置2MWp光伏电站，共需8000块250Wp多晶硅组件，分3个子阵在穆棱经济开发区中在汽车城工业厂房顶层安装。其中库房屋顶方阵1020kWp，厂房屋顶方阵420kWp，车库屋顶方阵560kWp，采用多晶硅电池组件。采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。本项目2MWp工程占用面积20373m2，项目建设工期6个月。6.3.8.2冲洗水系统本站考虑太阳能板的定期清洗，利用用户侧厂区建筑原有的水系统定期冲洗电池板。6.3.8.3消防系统站内应按GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》设置灭火器。根据配置点的火灾类别、危险等级、灭火器具形式做相关配置。其它配电装置及公用设施根据规范配备手提式干粉灭火器。6.4防雷接地设计为保证电力系统的安全运行和光伏发电及附属设施的安全，大型光伏电站必须有良好的避雷、防雷及接地保护装置。避雷、防雷装置及接地符合相关标准要求。6.4.1过电压保护（1）太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱具有防雷保护装置。（2）并网逆变器内部直流侧设有电涌保护器。（3）设置在方阵子场的屋顶设置避雷带。6.4.2接地装置光伏电站对保护接地、工作接地和过电压保护接地采用联合接地方式。参照中国工程建设标准化协会标准CECS105 X84：96《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》4.3.2.4规定：方阵接地电阻不应大于10Ω，联合接地电阻值不大于1Ω，接地形式应按《通信局站接地设计暂行技术规定》的相关规定执行。根据光伏方阵排布、电气设备布置，在屋顶支架之间设置必要的横向均压带，形成一个总的闭合接地网。此接地网连接到用户侧建筑物原有的接地系统中，两者结合起来起到防雷的效果。6.6.2.1保护接地的范围（1）整个方阵场中的所有电气装置和设施的下列金属部分，均应可靠接地。r组件支架应保证良好的接地；r太阳能光伏方阵直流防雷汇线箱可靠接地；r并网逆变器金属外壳可靠接地。（2）根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997规定，电气装置和设施的下列金属部分，均应接地：r铠装控制电缆的外皮；r屋内外配电装置的金属架构以及靠近带电部分的金属围栏和金属门；r电力电缆接线盒、终端盒的外壳，电缆的外皮，穿线的钢管和电缆桥架等；6.5环境监测装置6.5.1环境监测装置简介在光伏电站内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。6.5.2主要性能参数6.5.2.1风速、风向传感器性能参数表6.7向速、风向传感器性能参数项目风速风向起动风速≤0.5m/s≤0.5m/s测量范围0-75m/s0～360°精确度±(0.3+0.03V)m/s±3°分辩率0.1m/s2.8125°距离常数≤3m≤1.5m105 X阻尼比≥0.4输出信号形式脉冲(频率)七位格雷码(或电位器)工作电压DC5VDC5V工作电流5mA70mA加热器功率100W10W抗风强度＞80m/s＞80m/s最大高度270mm252mm最大回转半径113mm440mm重量0.69kg0.92kg环境温度-40℃～+55℃-40℃～+55℃环境湿度100%RH100%RH6.5.2.2日照辐射表性能参数表6.8日照辐射表性能参数灵敏度7-14mV/Wm-2时间响应≤30s内阻350Ω稳定性±2%余弦≤+10%光谱范围0.3-3.0温度特性±2%(-20℃C～+40℃)重量2.5kg6.6通讯设计通信系统是光伏电站正常生产运行的必要条件；是生产管理的必备手段，主要完成各生产环节的有效控制，使电站成为协调运作的整体；也是光伏电站与外界联系的高效手段。电站通信系统从功能上可以分为系统通信、站内通信和对外通信三个部分。由于系统设计单位尚未确认最终的接入系统设计资料，所以暂按光纤通信传输方式设计，作为系统调度通信的主、备用通道。最终设计应按接入系统设计（二次部分）的要求为准。（1）系统通信光伏电站至上级主管部门之间的生产管理通信；105 X站内所有信息可通过网络上传至新能源监测中心。（2）场内通信：站内生产调度通信；站内生产管理通信；站内综合通信网。（3）对外通信：光伏电站至当地电话局之间的中继联络通信；光伏电站与气象站之间的通信；光伏电站与附近有关单位、部门之间的通信。6.7年上网发电量测算6.7.1场址地理位置和气候概况场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理高程475米,地处东经130度3分2秒至130度3分11秒，北纬44度41分5秒至44度41分12秒，此地块为旱地，坡度15度，占地面积40万平方米。项目地点气候资料：年平均气温5.3℃,最冷月平均温度-16.2℃,最热月平均温度22.0℃,极端最高温度37.5℃,极端最低温度-45.2℃,年平均总降水量651.6mm,年日照时数2400-2800小时,年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。6.7.2气象资料表6.91999年至2008年穆棱市各月日照时数年份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年1999158.7164.6208.3229.3226.1219.5255.1243.6236.1197.8174.7135.82449.62000139.9198222168.3209.6309.8222.2231.4202.5205.5180.5130.82420.52001163.9201.9190.2214.5240.4276.8229.8247261.8211.1210.2190.92638.52002122.7190.1238.6160.6271.7215.1171163233.6138151.4153.12208.92003133.9192.3236.1215232.8198.7161.6238.6235154.8155.4160.22314.42004133.4136.9238.4232.8216.4311.6192.2273.7223.8189.9129.1137.32415.52005140.7148228.7170.4212.6236171197.2202.6208.3163.3134.222132006164.4183.4215.3166.5239.3186.4250213234.7219.6168.7145.723872007171.9172.4209.2219.9197.4272.3265.1241.5193.6216.5186.21392485105 X2008212.1222.5166.2230189.5315.4207.8187.1237.5156.6170165.82460.5合计1541.61810.1215320072235.82541.62125.82236.12261.21898.11689.51492.823992.9平均日154.16181.01215.3200.7223.58254.16212.58223.61226.12189.81168.95149.282399.29照时数6.7.3模型计算条件本模型计算的气象资料根据项目牡丹江国家基本气象站提供的项目当地的气象资料；支架建模、排布采用PVSYST软件实现，阵列发电量采用RETSCREEN能源模型进行计算分析。2MWp多晶硅太阳能电池组件方阵建设在当地光电场之中，方阵的排布采用正南方位角，固定6度倾斜角排布。本模型分段计算各个部分的功率输出，太阳能电池板输出，逆变器输出，变压器输出，最后计算并网的输出到电网的电量。系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗等等。6.7.4系统总体效率分析并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率，逆变器效率和交流并网效率三部分组成。光伏阵列效率η1：系指光伏阵列在1000W/m的太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换和传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪（MPPT）精度以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于3%；旁路二极管压降小于2%;灰尘影响组件功率损失小于5%；直流线路损失小于3%；电池组件温度影响系数：-0.38%/k；除去以上损失，光伏阵列效率η1=87%。逆变器转换效率η2：指的是逆变器输出的交流电功率与直流输出功率之比。对于高效并网逆变器可取η2=96%。交流并网效率η3：即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中是升压变压器的效率。对于本系统2MWp容量,升压至35KV105 X后再并入公用电网,交流并网效率根据以往经验取η3=96%。系统的总效率等于上述各部分效率的乘积：η=η1×η2×η3=87%×96%×95%=79.34%6.7.5固定方阵2MWp发电量计算本项目整体系统装机容量2MWp，方阵采用正南方位角，南北固定6度倾斜角排列方式以获得最大发电量。月平均太阳辐射强度对比如下：表6.10月平均太阳辐射强度对比月份月总辐射量(0.01MJ.m-2平均日总辐射量(0.01MJ.m-21180.45.822267.69.563456.614.734545.918.205633.320.436665.922.207625.520.188505.516.319466.215.5410294.39.49111946.4712145.364.69合计4800在当地纬度条件下,采用了6度固定倾角进行光伏方阵排布后，光伏组件表面所接受的辐射量得到了大幅提升，年辐射总量由1416.82kW•h/m2提高到1783.34kW•h/m2。每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日2.164.953.255.844.365.924.985.245.374.95105 X5.644.944.734.244.514.424.134.833.084.622.204.501.834.223.854.88根据上述模型及月平均辐照量，可求得各月平均发电量。表6.11各月平均发电量计算值月份组件阵列能量输出（MW•h）逆变器输出（MW•h）并网点计量输出（MW•h）一月145.3993139.5833134.0二月183.9193176.5625169.5三月260.4167250.0000240.0四月268.7717258.0208247.7五月295.6814283.8541272.5六月283.6371272.2917261.4七月250.1085240.1041230.5八月237.9557228.4375219.3九月223.1988214.2708205.7十月184.2448176.8750169.8十一月139.9739134.3750129.0十二月108.7239104.3750100.2全年2582.032478.702379.6上图可以看到第一年各月份组件阵列、逆变器交流输出、并网计量点各处的发电量。第一年月平均发电效率计算：表6.12第一年月平均发电效率计算（每瓦发电量）月份月辐射总量(MJ/m2)月辐射总量-水平面(kW•h/m2)月辐射总量-阵列面(kW•h/m2)每瓦发电(kW•h/(Wp•Month)-1)一月180.42.164.951,466二月267.63.255.841,523三月456.64.365.921,656105 X四月545.94.985.241,374五月633.35.374.951,316六月665.95.644.941,246七月625.54.734.241,099八月505.54.514.421,140九月466.24.134.831,229十月294.33.084.621,255十一月1942.204.501,234十二月145.361.834.221,238全年48003.854.8815,776由上图得知：方阵单元各月的发电量为3月最高，7月最低，2MWp固定单元第一年的单位发电量为1.5776kW•h/Wp。6.7.6系统全年发电量和25年发电量估算项目使用组件按照25年衰减20%的标准,可以估算出组件在25年发电周期内每年平均衰减0.6-0.8%，在这个项目上我们取保守值0.8%进行估算，由此可以计算出电站运行25年的发电量。表6.13系统25年发电量估算表年数年平均发电量（MW•h）累计发电量（MW•h）12379.602379.6022360.564740.1632341.687081.8442322.959404.7852304.3611709.1562285.9313995.0772267.6416262.7182249.5018512.2192231.5020743.71102213.6522957.36112195.9425153.30122178.3727331.68132160.9529492.62142143.6631636.28152126.5133762.79105 X162109.5035872.29172092.6237964.91182075.8840040.79192059.2742100.07202042.8044142.87212026.4646169.32222010.2548179.57231994.1650173.73241978.2152151.94251962.3854114.33根据RETScreen提供的光伏发电模型进行上网电量的计算；对整体系统中影响效率的因素进行了分析和计算，对某些不确定影响因素（灰尘影响情况）进行了合理的假定；根据穆棱国家气象站给出的项目所在地的气候、光照情况，并结合美国宇航局在当地的地理数据，对本项目的发电量进行了模拟计算。该计算结果显示，本项目第1年预计上网电量约为2379.6MW•h。25年平均发电量预计2164.57MW•h。105X105 X第七章消防7.1工程概述7.1.1工程概况项目拟建于牡丹江市中在汽车城厂房屋顶，场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理坐标东经130.5°,北纬44.7°附近。本项目装机容量2MW，建设面积20373m2，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案，项目建设工期6个月。7.1.2消防设计依据《建筑设计防火规范》GB50016-2006《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-94《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《气体灭火系统设计规范》GB50370-20057.1.3消防系统设计项目采用原有建筑物内的变配电设施，消防系统根据《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-94，只根据规范设置灭火器及一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材。7.2工程消防设计7.2.1电气消防电缆采取防火封堵措施。电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求。7.2.2水消防系统站内水消防须按GB50140-2005《建筑灭火器配置设计规范》设置灭火器。根据配置点的火灾类别、危险等级、灭火器具形式做相关配置。其它户外配电装置及公用设施根据规范配备手提式干粉灭火器。此外，所内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材。7.2.3建筑消防7.2.3.1执行105 X本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《10kV及以下变电所设计规范》和《建筑设计防火规范》执行。7.2.3.2安全疏散通道和消防通道建筑物设置通向室外的安全出口为二个，位于袋形走道尽端的房间门与外部出口的最大距离不大于22m。疏散通道：建筑物设置通向室外的安全出口为二个，位于袋形走道尽端的房间门与外部出口的最大距离不大于22m。7.2.3.3建筑装修消防设计建筑装修设计满足《建筑内部装修设计防火规范》的规定，针对不同建(构)筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。建筑物的墙体、屋顶、门窗楼梯等均按防火要求设计，按规定防火等级材料设置。7.3施工消防7.3.1工程施工场地规划项目采用原有建筑物内的变配电设施。7.3.2施工消防规划7.3.2.1施工单位的消防安全职责建设工程施工现场的消防安全由施工单位负责，施工单位应当履行下列职责：1)制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程；2)对施工人员进行消防安全教育和培训；3)制定并落实消防安全检查制度和火灾隐患整改制度；4)制定易燃易爆化学物品使用与储存的防火、灭火制度和措施；5)按照有关规定配置消防器材；6)建立并落实消防设施、设备和器材的定期检查、维修、保养制度；7)建立消防档案。7.3.2.2施工现场的消防安全组织105 X建立消防安全组织，明确各级消防安全管理职责任务，是确保施工现场消防安全的主要条件。1)建立消防安全领导小组，负责施工现场的消防安全领导工作。2)成立消防安全保卫组(部)，负责施工现场的日常消防安全管理工作。3)成立义务消防队，负责施工现场的日常消防安全检查，消防器材维护和初期火灾扑救工作。4)项目经理是施工现场的消防安全责任人，对施工现场的消防安全工作全面负责；同时确定一名主要领导为消防安全管理人，具体负责施工现场的消防安全工作；配备专、兼职消防安全管理人员（消防干部、消防主管），负责施工现场的日常消防安全管理工作。7.3.2.3施工准备阶段的消防安全管理要求施工准备阶段主要进行“四通一平”，即通路、通水、通电、通讯、平整场地，并开始设置料场，搭建临时办公、住宿、仓库等配套设施。此阶段消防安全管理的重点主要是做好基础工作、完善基础设施，为实施有效管理打实基础。1)制定完善的“施工组织设计”，并将消防设施配置、消防技术措施纳入“施工组织设计”之中。2)制定详细的“施工现场消防安全保卫方案(措施)”，方案中应包括：工程概况、平面布置图、消防安全领导小组、消防保卫组、义务消防队等消防组织及职责；生活办公区、料场区、施工区、冬季施工、雨季施工、消防设施等的消防管理要求；电气焊、用火用电、木工、油漆及防水作业等专项消防安全制度。3)明确消防安全责任，学习消防安全知识。甲、乙方及各分包单位应签订《消防安全责任书》，施工单位对全体施工人员进行消防知识普及教育率达到100%，对电气焊工等重点工种人员的消防专项教育培训率达到100%。4)严格落实生活及办公区八项基本消防安全要求：a.不得支搭可燃建筑或用可燃材料做隔墙；b.不得在建设工程内设置宿舍；c.生活区应设置不小于4m宽的消防车通道，并保持畅通；d.应设置满足消防用水量的消防给水管网及消火栓，并配备足够的消防器材；e.宿舍内吸烟要有防火措施，不得卧床吸烟；105 Xa.办公室、宿舍区应设置应急照明和疏散指示标志，并不得使用电热器具；b.照明及电气设施应由电工按相关规定安装；c.炉火应凭证启用，距床不应小于1.5m，烟窗与可燃物不应小于0.7m，设专人看管，定点倒炉灰并浇水。5)落实料场仓库区10项基本消防安全要求：a.不得在工程内设仓库，应专设料场和周转库；b.料场仓库区应设置不小于4m宽消防车通道，并保持畅通；c.应按规定设置消防给水，配备足够的消防器材设施；d.按相应规定安装电气设备；e.不得使用电热器具；f.不得动用明火；g.应设专人负责消防安全工作；h.材料码放应满足消防安全要求，库内堆垛安全距离不应小于五距要求，垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间脚0.5m，垛与墙间距0.5m，垛与垛间距1m，垛与柱间距0.1m；i.化学性质相抵触物品不得混存；j.防止静电危害。7.3.2.4基础施工阶段的消防安全管理要求施工的开始阶段主要进行主体工程的地下基础施工，工程配套的临时暂设设施继续搭建，相关施工机械设施架设并部分投入使用，少数建筑材料进入场地，这一阶段的消防安全管理应侧重防火间距、消防车通道、消防临时给水、用火、用电等。并落实以下八项消防安全要求：1)大型设备安装不得占用消防通道；2)应有满足用水量的临时消防给水；3)暂设支搭不得使用可燃材料；4)应设立禁烟标志；5)动用明火应履行用火手续。开具用火证，持有操作证，配备灭火器材，设置看火人；105 X6)电气应有专人按相关规定安装，机电设备应使用电缆线；7)保温养护材料应使用难燃或非燃材料；8)应设立消防管理台账，强化消防安全管理。7.3.2.5结构施工阶段的消防安全管理要求结构施工阶段是建设项目施工的关键阶段，用火、用电大量增加，职工人数增多，可燃材料进场，如遇冬季保温材料也将进场，工程废料、包装料大量产生，配合单位及分包单位增加，消防安全管理应全面加强，并落实以下十五项消防安全要求：1)大型设施安装应符合消防要求；2)建筑高度超过24m的建设工程施工应安装临时消防竖管，设置并配备消防设施、器材；3)应严格控制用火，履行用火手续；4)严禁现场吸烟；5)保温养护应使用难燃材料；6)易燃易爆化学物品、易燃可燃材料等不得在工程内存放；7)可燃包装拆除后应及时清出现场；8)不得在工程内住人；9)大型设备要有避雷措施；10)电气应按规程安装，使用电缆线，并采取防雨措施；11)坚持定期组织义务消防队训练；12)消防安全检查每日应不少于三次；13)保持消防通道畅通；14)防水作业要建立并落实专项消防安全措施；15)定期召开消防安全领导小组会议，落实消防安全措施。7.3.2.6装修施工的消防安全管理要求105 X装修施工是建设项目施工的最后阶段，改造施工比装修施工又增加了拆除原有装修装饰材料,或更换设备等施工项目。在此施工中，施工人员多集中在工程内，交叉作业多，使用火源，电源集中，设备，可燃材料，大量进入工程；油漆作业，废包装、施工废料增多，参观人员增多，极易造成管理混乱，是消防安全管理的最关键阶段，必须采取切实有效的消防安全措施并严格落实以下十七项消防安全要求：1)严格用火管理；2)严禁现场吸烟；3)施工现场严禁存放易燃材料；4)应每班清理可燃物；5)不得在工程内设加工间；6)严禁易燃作业与用火作业交叉；7)易燃作业要有通风、排风、防静电、防电气火花措施，特别是油漆作业；8)电气安装必须符合(规程)，不得乱拉电源线；9)成品保护，每层应派专人看管；10)应根据需要设立现场巡逻队；11)应发放并使用“出入证”，不得随意参观；12)应配备足够的轻便灭火器材；13)不得在工程内住人、办公；14)冬季施工不得生明火保温；15)应随时检查、发现并消除火险隐患；16)确保疏散通道和消防车道畅通；17)施工未完不得将设备及家具等存放在工程内。7.3.3易燃易爆仓库消防易燃易爆化学物品的储存应当遵守《仓库防火安全管理规则》，还应当符合下列条件：1）专用仓库、货场或其他专用储存设施，必须由经过消防安全培训合格的专人管理。2）应根据GB12268－90《危险货物品名表》分类，分项储存。化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一库房内储存。3）不得超量储存。105 X第八章施工组织设计8.1项目施工条件8.1.1光伏建筑自然条件本项目拟建的2MWp光电建筑并网发电项目位于黑龙江省穆棱市经济开发区内，地处黑龙江省牡丹江市、鸡西市和绥芬河市黄金三角区域间。场址内301国道、206省道、滨绥铁路、城鸡铁路在此交汇，与绥芬河铁路、绥芬河公路、东宁公路、密山公路、虎林公路和牡丹江航空港6个全天候通关国家一类口岸紧密联结，形成了口岸环抱的独特优势，发展空间和潜力十分巨大。场址地理坐标130.5°，北纬44.9°。8.1.2项目场址和交通条件项目利用园区内分布厂房及办公楼建筑屋顶平面布置光伏列阵。光伏阵列间为通行便道，宽度为光伏阵列之间的净距。场区内部通道的布置既能满足生产和消防要求，也能满足场区内太阳能电池板的维护（包括电池板的清洗）和更换要求。8.1.3光伏建筑施工条件及力能供应本工程场址位于黑龙江省穆棱市经济开发区内，交通便利，运输方便。施工所需水源、电源、通讯以及工程所需建材，当地可以满足供应。1)施工用电施工电源从原有建筑物变配电设备房接入，设施工临时配电箱。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为5kW。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、生活用水用水直接从市政管网取用。施工高峰日施工用水量为10m3/d。3)通信线路：利用原有光伏建筑内第通讯线路。其施工场区内部通信则采用无线电通信方式解决。各太阳电池方阵施工现场的相互通信，拟采用10部无线电对讲机的通信方式。4)地方建筑材料：施工所需碎石、石灰、粘土砖、砂、混凝土、钢材等建筑材料均可在当地及其周围地区采购，可以满足供应。105 X8.1.4工程的施工特点1)本工程施工范围大、施工面积广，需频繁移动施工力量，特别是吊装设备；2)检修道路路线长，工程工作量大；3)施工场地为建筑物楼顶，高空作业风险大；4)太阳电池方阵数量多，属于易碎设备，因此对太阳电池方阵的运输及安装要求较高；5)此地区夏季日照强，对防暑降温要求较高。8.2施工总布置8.2.1施工总布置原则根据光伏建筑建设投资大、施工作业面广、安装质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：1)分区划片，协调管理的原则：共分为4个方阵区，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中，工程项目及内容有区分轻重缓急。因此，需要合理安排工程及工序交叉作业。2)以点带面,由近及远的原则：以一定区域为光伏建筑项目的工程,以一定数量的第一批太阳电池方阵的安装为试点,通过经验的总结和积累,逐步从中心区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基础工程施工和太阳电池方阵的安装,在此之前要相应完成部分或全部的集中控制室控制设备的安装和输电外电网的连接,以保障第一批太阳电池方阵尽快投入运营。4)安全第一、质量至上的原则：太阳电池方阵的安装工程量相当大，而且安装质量要求高,为此,在全部工程实施的始终，都要贯彻执行安全第一、质量至上的原则。5)高效快速、易于拆除的原则：105 X本项目的全部建(构)筑物，除地下基础工程采用钢筋混凝土外，地面以上的承重支撑体系及围护结构尽量设计成易于加工、易于拆装的标准化构件，除能达到快速施工、节约能源的目的外，还能达到易于拆除、易于清理的目的。8.2.2施工用电综合考虑整个光伏建筑的工程量及工期情况，在同一时间内多个作业面同时施工。为此，施工用电设备及用电负荷见表8-1。表8.1施工设备用电一览表序号设备名称型号单位数量用电功率(kW)备注1混凝土搅拌站50m3/h台133332插入式振捣棒ZN700台81.5123平板振捣器ZF22台82.5204钢筋拉直机JJM-3台17.57.55钢筋切断机GQ-40台27.5156钢筋弯曲机GJB7-40台2367钢筋弯钩机GJG12/14台22.24.48蛙式打夯机H201D台101.5159无齿砂轮锯台431210电平刨台42811消防水泵台1171712电焊机台225kVA50kVA13合计199.9K1：电动机需用系数取0.6；K2：电焊机需用系数取0.6；COSФ：功率系数取0.75；动力用电P动=1.1×(0.6×199.9/0.75+0.6×100)=241.9kVA；照明用电（室内外及生活用电）取动力用电的20%，即P照明+生活=241.9×20%=48.38kVA。105 X总用电负荷为290.28VA，考虑施工时可能额外增加用电设施及增加施工现场场地等因素，为此，选用一台400kVA箱式变场区，输入电压为10kV，输出电压为380V，施工完成后转入光伏建筑的永久用变压器。施工用电电源由最近的变电所接入10kV输电线路至施工区400kVA箱式变场区。施工区设置施工用电总配电柜一台。因太阳电池方阵布置分散，可以在施工时利用10kV电缆接一台10kV/380V100kVA移动变压器供380V机塔处施工电源使用，也可由承包商自备移动式柴油发电机供机塔施工用电。8.2.3估算用水量，选定施工供水方案施工生产和生活区的施工用水量（包括直接生活用水、机械用水、生活用水、消防用水）约为1t/d，直接取之建筑物内给水管网。8.3施工交通运输8.3.1本工程对外交通运输方案本工程发电设备的最重部件为逆变器，太阳电池属于易碎设备，根据目前的场外交通条件，满足设备运输要求。8.3.2场内交通运输道路的选定、规划、布置标准及工程量光伏建筑的施工及检修道路可在原有建筑屋面上规划。8.4工程征用土地本期工程利用建筑物的屋顶，经计算，本期工程利用屋面约4.5万m2。8.5主体工程施工8.5.1太阳电池方阵支架施工和安装的要求目前太阳电池方阵支架系统已经可以应用于所有类型的彩钢瓦屋面，常见的彩钢瓦支架有直立锁边式彩钢瓦支架、角驰Ⅲ式彩钢瓦支架和波纹夹芯板式彩钢瓦支架三种。三种类型的太阳电池方阵支架均通过夹具固定在彩钢瓦屋面，不破坏原屋面防水系统。8.6施工进度8.6.1施工进度安排初步设定6个月105 X建设期，要抓住控制性关键项目，合理周密安排。下列为控制性关键项目：施工控制进度为：太阳电池方阵基础施工--支架安装--太阳电池方阵安装。以上三项要交错安排，有序进行，才能保证总进度按期完成，具体安排详见光伏建筑工程总体进度计划。进度里程碑：表8.2项目节点日期完成项目核准及前期准备工作完成：2013年01月31日支架安装开工日期：2013年04月11日太阳电池方阵安装开始日期：2013年05月11日发电日期：2013年06月11日全部建成竣工移交：2013年06月25日工程如遇到其它因素（设备生产、研发的延误等），影响到工程的进度，可增加施工机械、施工人员以确保工期。8.6.2工程进度安排根据本项目建设期限的要求，时间较紧，要抓住控制性关键项目，合理周密安排。下列为控制性关键项目：1）申请屋面使用权保留及可行性报告编写批复；2）设计与设备合同、施工合同签定，施工准备；3）设备制造与运输；4）土建施工；5）设备安装、调试、运行。以上五项要交错安排，同时进行，才能保证总进度按期完成，具体安排详见下页施工实施进度计划图。表8.3工程进度安排序号施工项目时间跨度1项目核准及前期准备2010年10月16日---2013年01月31日2施工图设计2013年02月01日---2013年03月31日3主设备采购2013年03月01日---2013年03月31日4支架安装2013年04月11日---2013年05月10日5太阳电池方阵安装2013年05月11日---2013年05月31日6逆变器安装2013年05月21日---2013年05月31日105 X7集电电缆敷设2013年05月21日---2013年06月10日8光伏建筑整体试运行2013年06月11日---2013年06月25日9竣工验收整体移交2012年06月01日---2012年06月30日105 X第九章工程管理设计9.1工程管理机构本部分就光伏建筑建设管理和运管管理加以优化设计。9.1.1管理机构的组成和编制本光伏建筑装机容量为2MWp。参照类似工程管理机构设置原则成立项目公司，充分适应光伏发电的行业特点，做到机构精干、指挥有力、工作高效。在建设期间项目公司组织机构：部门设置：综合管理、计划部、生产运行部、财务部。岗位设置：总经理1人、副总经理1人、计划部2人、综合管理部2人、生产运行部2人、财务部2人，合计10人。9.1.2工程管理范围和办法9.1.2.1施工项目管理规划对施工项目全过程中的各种管理职能、管理过程以及各种管理要素进行全面、完整、总体的计划，其作用是：制定施工项目管理目标；规划实施项目目标的组织、程序和方法，落实责任；作为相应项目的管理规范，在项目管理过程中贯彻执行。9.1.2.2施工项目的目标控制A）进度控制：使施工顺序合理，衔接关系适当，均衡、有节奏施工，实现计划工期，按时完成合同工期；B）质量控制：使分部分项工程达到质量检查评定标准的要求，实现施工组织中保证施工质量的技术组织措施和质量等级，保证合同质量目标等级的实现；C）成本控制：落实施工组织设计的降低成本措施，降低每个分项工程的直接成本，实现项目经理部制定的成本目标，实现公司利润目标及合同造价；D）105 X安全控制：落实施工组织设计的安全设计和措施，控制劳动者、劳动手段和劳动对象，控制环境，实现安全目标，使人的行为安全，物的状态安全，断绝环境危险源；A）对施工项目的生产要素进行优化配置和动态管理：施工项目的生产要素是施工项目目标得以实现的保证，主要包括：劳动力、材料、设备、资金和技术。生产要素管理的三项内容包括：r分析各项生产要素的特点；r按照一定原则、方法对施工项目生产要素进行优化配置，并对配置状况进行评价；r对施工项目的各项生产要素进行动态管理。9.1.2.3施工项目的合同管理由于施工项目管理是在市场条件下进行的特殊交易活动的管理，这种交易活动从投标开始，并持续于项目管理的全过程，因此必须依法签订合同，进行履约经营。合同管理的好坏直接涉及项目管理及工程施工的技术经济效果和目标实现。因此要从招投标开始，加强工程承包合同的签订、履行管理。合同管理是一项执法、守法活动，市场有国内市场和国际市场，因此合同管理势必涉及国内和国际上有关法规和合同文本、合同条件，在合同管理中应予高度重视。为了取得经济效益，还必须注意搞好索赔，讲究方法和技巧，提供充分的证据。9.1.2.4施工项目的信息管理先进的管理要依靠信息。施工项目管理是一项复杂的现代化的管理活动，更要依靠大量信息及对大量信息的管理。而信息管理又要依靠计算机进行辅助。所以，进行施工项目管理和施工项目目标控制。动态管理，必须依靠信息管理，并应用计算机进行辅助。需要特别注意信息的收集与储存，使本项目的经验和教训得到记录和保留，为以后的项目管理服务，因此认真记录总结，建立档案及保管制度是非常重要的。9.2主要管理设施9.2.1场内道路光伏阵列间为通行便道，宽度为1m。场区通到的布置既能满足生产和消防要求，也能满足场区内太阳能电池板的维护（包括电池板的清洗）和更换要求。9.2.2生产、生活所需电源105 X生产、生活用电分别引自原建筑物变配电房。根据估算用电负荷容量约为5kW，用电电压等级采用380V/220V三相四线制。9.2.3生产、生活水源及废水排放生产、生活洗用水取自建筑物内给水管网，生产、生活污、废水归入建筑物排水管网。9.2.4通信方式及设施外部通信：利用原建筑物内的通行网络。内部通信：受场内受电磁干扰，无线通讯会受到影响，故需配十部对讲机，用于场内联系。另需接入宽带用来收发邮件及查找必要的资料。9.3运营期管理设计根据生产和经营需要，结合现代光伏建筑运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，成立项目运营公司。本光伏建筑的用户端并网按无人值班设计，光伏建筑控制按少人值班的原则设计。目前尚无可遵照执行的光伏建筑运行人员编制规程，本光伏建筑工程机构设置和人员编制暂参照同类工程和本工程实际条件确定方案。成立光伏建筑项目运营公司，全面负责本光伏建筑的生产和经营管理。定员10人，光伏建筑采用运行检修分开的生产模式。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应有全能值班员水平；设备运行实行集中控制管理，设备检修实行点检定修制管理。项目运营公司设总经理1人，全面负责公司的生产、经营管理工作。总工程师1人，全面负责光伏建筑的技术工作。公司内部将设立总经理1人、副总经理1人、计划部2人、综合管理部2人、生产运行部2人、财务部2人，合计10人。9.3.1运营方案本光伏建筑运营主要涉及生产运行、经营管理和生产辅助等项工作，光伏建筑运行管理人员的生产管理和生活基地单独设置。9.3.1.1安全管理工作105 X光伏建筑总经理是光伏建筑安全生产第一责任人，对光伏建筑安全负全责。总工程师负责日常安全培训，各项检修工作中安全措施检查。光伏建筑在严格执行“两票三制”的同时，积极推选“危险点预控”和“工序卡”制度，把安全生产工作做严做细。逐步规范检修程序，实现程序化作业，杜绝违章作业。9.3.1.2检修维护工作a在光伏建筑各设备厂家提供的《维护手册》基础上，结合项目所在地的具体情况，增加相应维护内容，并把例行维护安排在光照较弱的时间，不仅利于维护工作的开展，而且减小了发电量损失。b在消化吸收《检修手册》、《运行手册》等内容的前提下，从实践出发，编制光伏建筑《作业指导书》、《现场运行规程》，从检验型检修向程序化检修迈进，制定检修标准、规范检修步骤。c在故障检修中，提高检修质量，缩短故障时间，减少故障停机时数。并采用“条形码”巡视方法，不遗漏巡检项，及时掌握设备的运行状况，及早发现隐患，及时处理，有效避免故障的扩大。9.3.1.3采取的其它措施A光伏建筑逆变器的故障。原因其一是这些设备占用资金较大，不易常备；其二是一旦故障，电量损失大。针对这一问题，我们采用定期检查法，防止问题的出现。b推广技术监督在光伏发电行业中的运用。依据电力行业的9项技术监督标准，在光伏建筑开展技术监督工作，保证所有设备的正常工作状态，避免恶性事件的发生。c定期清洁组件受光面，提高系统效率。9.3.2运营标准9.3.2.1项目运营标准光伏建筑和变电所电气设备的运行；DL/T572-95电力变压器运行规程；电力电缆运行规程；高压断路器运行规程；微机继电保护装置运行管理规程；DL/T547-94电力系统光纤通信运行管理规程；105 XDL516-93电网调度自动化系统运行管理规程；DL/T546-94电力系统载波通信运行管理规程；DL/T545-94电力系统微波通信运行管理规程；9.3.2.2运营方案项目运营公司保证在整个运行期内始终按谨慎工程和运营惯例运营光伏建筑。A光伏建筑运营管理的特点：A.1光伏建筑，发电时间集中在白天日照较强的时间段，发电量受直接太阳辐射影响；A.2我国光伏建筑的运行管理工作，尚无科学、系统的理论及方法。需要不断地探索、创新、积累经验，以期建立光伏建筑科学的运行管理经济技术评估方法及标准；A.3备品备件是保证光伏建筑可持续运营发展的重要保证，解决备品备件及备品备件的优化供应及储备对光伏建筑的经济运行管理非常重要。B光伏建筑运营管理的模式日常运行维护由光伏建筑运行维护人员负责，大修外委。C对运行人员的基本要求C.1光伏建筑的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，并且健康状况符合上岗条件；C.2熟悉太阳电池组件，逆变器的工作原理及基本构造，熟悉常见问题及处理；C.3掌握计算机监控系统的使用方法；C.4熟悉光伏建筑各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理方法；C.5熟悉操作票、工作票的填写以及有关运行检修规程的基本内容；C.6能统计计算光伏建筑的利用时数、故障率等。D正常运行和维护D.1光伏建筑在投入运行前应具备的条件：r电源相序正确，三相电压平衡；105 Xr逆变器系统处于正常状态。D.2光伏建筑的定期巡视：r运行人员应定期对光伏建筑的环境监测装置、箱式升压变、逆变器室进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。E异常运行和事故处理E.1当光伏建筑设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上；E.2事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损坏的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意；E.3当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，由交接双方值长决定，是否继续交接班；E.4事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交接班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，制定措施防止下次出现。105 X第十章环境保护与水土保持设计10.1项目区环境概况10.1.1自然环境牡丹江市是中国黑龙江省政府直属的一个地级市，中国大陆最大的边贸城市之一，亦是北方的一个著名旅游城市，享有“中国雪城”“鱼米之乡”“塞北江南”等美誉。位于黑龙江省东南部与吉林省交界地区，与俄罗斯接壤，境内的绥芬河和东宁等四个口岸是中国与俄罗斯进行贸易的重要口岸。因松花江上最大支流之一的牡丹江横跨市区因而得名。穆陵市属中温带大陆季风气候，地处盆地，四面环山，四季分明。西部山脉阻挡沙尘暴的入侵，使得穆陵地区免受沙尘天气。年平均气温5.3℃，最冷月平均温度-16.2℃,，最热月平均温度22.0℃，极端最高温度37.5℃，极端最低温度-45.2℃，年平均总降水量651.6mm，年日照时数2400-2800小时，年辐射总量在44000~50000焦耳/平方米。10.1.2社会环境牡丹江市是黑龙江省东部和吉林省东部最大的城市和政治、文化、交通、科技、经济、旅游中心。总面积4.06万平方公里，人口280万人，其中市区人口92万人。穆棱经济开发区于2006年9月经省政府批准、国家发改委确定的省级经济开发区，规划面积20平方公里，已开发建设5平方公里，是黑龙江省沿边开放带的重要组成部分。目前，穆棱经济开发区以烟、牛、电三大主导产业为依托，林木、建材、农副产品、轻工四个对俄进出口加工基地蓬勃发展，现承载项目134个，其中超亿元项目25个，超千万元项目88个，总投资额达90.5亿元。2009年，实现销售收入28.9亿元、工业增加值11.9亿元、税收1.67亿元，已成为哈牡绥东对俄贸易加工区上的战略节点，跻身全省省级开发区前列，连续三年被评为黑龙江省先进开发区。10.2主要污染源和主要污染物10.2.1大气污染源及其污染物105 X拟建项目在整个建设期产生大气污染物主要为施工扬尘，施工扬尘的作业有建材运输、露天堆放、装卸和搅拌等过程，如遇干旱无雨季节，加上大风，施工扬尘将更严重。水污染源及其污染物拟建项目施工期间产生的污水主要包括：含泥沙的施工污水；机械设备的冲洗水；一般生活污水等。拟建项目施工人员按30人计，施工人员每月生活用水按1m3/人计，生活污水按用水量的70%计，则生活污水的排放量为21m3/月，工程施工5个月，则施工期共排放生活污水231m3。10.2.2固体污染源及其污染物拟建项目建设期所排放固体污染物主要为施工垃圾。施工垃圾主要来自施工场所产生的建筑垃圾(主要指材料运输、基础工程和房屋建筑等工程施工期间产生的大量废弃的建筑材料，如砂石、石灰、混凝土、木材和土石方等)以及由于施工人员活动带来的生活垃圾等。根据类比工程计算，生活垃圾以人均每天产生0.2kg计算，施工人数30人，则施工期产生的生活垃圾约1.98t。10.2.3噪声建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。不同的施工设备产生的机械噪声声级。主要施工机械设备的噪声声级，单位：dB(A)表10.1主要施工机械设备的噪声声级施工阶段噪声源声级混凝土振捣器80电锤83注：测点距离15m在多台机械设备同时作业时，各台设备产生的噪声会互相叠加。根据类比调查，叠加后的噪声增值约3～8dB(A)，一般不会超过10dB(A)。在这类施工机械中，噪声最高的为风钻，达到81dB(A)。另外，混凝土振捣器也较高，在80dB(A)以上。拟建项目运营期的噪声源主要为汽车进出时产生的噪声。汽车噪声与汽车车型与运行状况有关，项目建成投入使用后进出车辆主要是小型车，各类车型的噪声值。105 X表10.2主要施工机械设备的噪声声级车型运行状况噪声值(dB)备注小型车怠速行驶59～70距离7.5m处的等效噪声正常行驶61～70级鸣笛72～80中型车怠速行驶62～76距离15m处的等效噪声级正常行驶62～72鸣笛75～85大型车怠速行驶65～78正常行驶65～80鸣笛75～8510.3设计依据及采用的标准10.3.1设计依据(1)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DLGJ118—2008(2)《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》GB/T18479-2001(3)《太阳光伏能源系统术语》GB2297-1989(4)《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》CECS84-96(5)《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》CECS85-9610.3.2环境保护标准拟建项目采用的大气、水体、噪声标准如下：(1)大气环境保护标准本拟建项目设计中采用的大气环境保护标准，见下表。表10.3大气环境保护标准标准名称内容《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及修改单的通知中二级标准项目SO2TSPNO2PM101小时平均0.50/0.24/日平均0.150.300.120.15105 X年平均0.060.200.080.10(2)水环境保护标准本拟建项目设计中采用的水环境保护标准，见下表。表10.4水环境保护标准评价水体评价范围执行的环境质量标准与级别及排放标准与级别地表水项目区地表水《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅳ类标准生活污水项目区生活污水《污水综合排放标准》(CJ8978-1996)(3)噪声环境保护标准本拟建项目设计中采用的噪声环境保护标准，见下表。表10.5噪声环境保护标准功能区名称评价范围执行的标准与级别场界围墙外1m处《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12368-2008)中的Ⅲ类标准扩建场区场区及附近区域《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)场界围墙外1m处《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的3类标准10.4控制污染的措施与作用10.4.1扬尘治理及其排放与影响分析据有关调查显示，施工工地的扬尘主要由运输车辆的行驶产生，约占扬尘总量的60%，并与道路路面及车辆行驶速度有关。一般情况下，施工场地、施工道路在自然风作用下产生的扬尘所影响的范围在100m以内，如果在建设期间对车辆行驶的路面实施洒水抑尘，每天洒水4～5次，可使扬尘减少70%左右，施工场地洒水抑尘的试验结果，见下表。表10.6施工场地洒水抑尘试验结果距离（m）52050100TSP小时平均浓度（mg/Nm3）不洒水10.142.891.150.86洒水2.011.400.670.60105 X结果表明实施每天洒水4～5次进行抑尘，可有效地控制施工扬尘，可将TSP污染距离缩小到20～50m范围。另外，为控制车辆装载货物行驶对施工场地外的影响，可在车辆开离施工场地时在车身相应部位洒水清除污泥与灰尘，以减少粉尘对外界的影响。施工扬尘的另一种情况是建材的露天堆放和搅拌作业，这类扬尘的主要特点是受作业时风速度影响。因此，禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。此外，在建筑材料运输、装卸、使用等过程中做好文明施工、文明管理，尽量避免或减少扬尘的产生，防止区域环境空气中粉尘污染。在采取施工扬尘的防治措施后，可有效的减轻扬尘污染，改善施工现场的作业环境。本工程冬季需采暖，夏季采用自然通风。施工周期是短暂的，通过做好防范措施可使扬尘危害降到最低。10.4.2废水治理及其排放与影响分析本拟建项目施工期主要道路将采用砂石硬化路面，含SS、微量机油的雨水以及进出施工场地的车辆清洗废水全部排入临时污水处理场，避免各类污水随意乱排，污染周围环境。拟建项目运营期的生活废水水质较为简单，无特殊的污染因子，生活污水水质满足《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的要求；加之排放量较小，可集中收集后运往开发区污水处理站。10.4.3噪声治理及其影响分析主要施工设备噪声随距离衰减情况见下表。结果对比，在一般情况下，施工噪声在施工场界不会超标。昼间本项目施工期场界噪声在距施工机械50m达标，夜间则需距施工机械300m左右才能达标。就项目保护目标而言，拟建项目区周围均为其他工业企业，无任何环境敏感区。因此，施工噪声对区域环境影响很小。运营期间的噪声源主要为进入场区的车辆，通过类比发现，只要控制车速，进入场区禁止鸣笛，即可减轻车辆噪声对周围环境的影响。10.4.4固体废物控制及影响分析105 X施工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，而且在遇大风干燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。因此，工程在施工期间要坚持对施工垃圾及时清理、清运至指定的垃圾堆场堆放，使施工垃圾对环境的影响减至最低。运营期间由于场区职工人员较少，生活垃圾排放量很小，只要集中处理即可消除生活垃圾对周围环境的影响。10.5环境条件对光伏发电效率的影响分析由于太阳能光伏建筑以收集太阳辐射能为能源进行光电转化的，因此场区运行受到周围环境的影响因素较多，在场区设计中必须考虑各种环境制约条件，使场区发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：(1)周围有无遮光障碍物。场区在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如树木的阴影，楼房的阴影，电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。本项目位于开发区内，为保证最大发电效率，场区正南、正西方向具备开阔的采光场地，周围不可建高大建筑和任何遮光设施。(2)冬季的积雪、结冰灾害状态。太阳能电池阵列的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大积雪厚度。(3)鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围地面上有无附着的飞禽或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。10.6本章结论（1）项目区域周围地区空旷，噪声主要为施工噪声，车流量少，通过降低车速后，不够成对环境影响。（2）施工期有生活、生产污废水及建筑、生活垃圾产生。经过定期处理，定点处理，也不会影响环境；105 X（3）运行期本工程在运行期对环境的影响只是少量的生活污废水及垃圾。生活污水排入建筑物的化粪池，集中收集后运往开发区污水处理站，生活垃圾被集中收集后送往垃圾处理场，因此生活垃圾、生活废水不会对环境产生较大影响。由以上的分析结论可以看出：本项目拟采取的污染防治措施是积极、合理的，同时也是可行的。本项目的建设符合国家清洁能源综合利用的环保政策，工程的建设从环保角度分析是可行的。105 X第十一章劳动安全与工业卫生11.1工程概况本项目由金跃集团有限公司投资建设，属于光电建筑一体化工程，以节能发电为主要目的，同时起到科研、示范的效果，推动地方新能源产业技术的发展。项目拟建于牡丹江市中在汽车城有限公司厂房屋顶，场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理坐标东经130.5°,北纬44.7°附近。本项目装机容量2MW，建设面积20373m2，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案，项目建设工期6个月。11.2设计规范《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2000）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）《工业企业总平面设计规范》（GB50187-1993）《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》（GB4387-1994）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-1991）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）11.3工程安全与卫生潜在的危害因素本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。105 X运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸危害；噪声及电磁辐射的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。11.4劳动安全与工业卫生对策措施11.4.1设备运输、吊装作业的安全措施设备的运输需要通过场址所在的市区，途径比较密集的人口区，应特别注意交通安全。在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求，落实运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织设施、技术设施，经审查批准后方开始施工。安装现场应成立安全监察机构，并设安全监督员。吊装设备应符合电力工业部《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分)DL408—1991、《电业安全工作规程》(电力线路部分)DL409—1991，电力工业部（电安生[1994]227号）《电业安全工业规程》（热力和机械部分）的规定。吊装前，吊装指挥和起重机械操作人员要共同制定吊装方案。吊装现场必须设专人指挥，指挥必须有安装经验，执行规定的指挥手势和信号。吊装人员必须检查吊车各零部件，正确选择吊具。起吊前应认真检查被吊设备，防止散件物品坠落。11.4.2施工时高空作业设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中，屋（棚）顶垮塌。该光伏发电项目集中控制室内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。11.4.3施工时用电作业及其他安全措施105 X1)施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。2)施工时应准备常用的医药用品。3)施工现场应配备对讲机。11.4.4运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本工程考虑以下对策措施。11.4.5防火、防爆的措施各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006执行。建（构）筑物最小间距等按《建筑设计防火规范》（GB电力工业部50016-2006）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-20066）等国家标准的规定执行。1)设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。2)电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。3)主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。4)所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。11.4.6防噪声、振动及电磁干扰根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。11.4.7电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害1)高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置；2)所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害；3)易发生危险的平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员行走安全；4)场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板，以防工作人员滑倒。11.4.8其它安全措施105 X建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，照明度充足。所选设备及材料均满足光伏电场运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。105 X第十二章工程设计概算12.1编制说明12.1.1工程概况本项目由金跃集团有限公司投资建设，属于光电建筑一体化工程，以节能发电为主要目的，同时起到科研、示范的效果，推动地方新能源产业技术的发展。项目拟建于牡丹江市中在汽车城有限公司厂房屋顶，场址位于穆棱市下城子镇老301国道与桦林路交叉口，301国道南侧15米，桦林路西侧10米，中在汽车城厂区内，地理坐标东经130.5°,北纬44.7°附近。本项目装机容量2MW，建设面积20373m2，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案，项目建设工期6个月。12.1.2主要编制原则及依据（1）主要编制原则依据国家、部门及省和当地现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料、设备等价格按该地区2013年第一季度价格水平计列。编制范围为光伏发电系统及相关设施，不含原有建筑加固费用。（2）主要编制依据及参考依据①改能源[2003]1403号文《风电场工程投资估算编制办法》；②风电标委[2007]0001号文关于发布《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》（2007年版）和《风电场工程概算定额》（2007年版）的通知；（3）人工预算单价的编制人工预算单价按：水电水利规划设计总院《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》(FD001-2007)。具体见下表：表12.1人工预算单价标准表序号工程项目工资标准(元/工时)1高级训练工8.142熟练工5.883半熟练工4.52105 X4普工3.58（4）费用构成及计算标准执行水电水利规划设计总院《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》(FD001-2007)。各项费用的取费费率如下表：表12.2建筑工程各项费用费率序号费率名称工程类别计算基础费率一直接费(一)措施费1人工土方人工费+机械费4.73%2机械土方人工费+机械费4.10%3人工石方人工费+机械费4.92%4机械石方人工费+机械费5.19%5混凝土人工费+机械费13.41%6钢筋人工费+机械费14.35%7基础处理人工费+机械费9.06%二间接费1人工土方人工费+机械费47.18%2机械土方人工费+机械费10.68%3人工石方人工费+机械费46.33%4机械石方人工费+机械费17.36%5混凝土人工费+机械费41.69%6钢筋人工费+机械费52.74%7基础处理人工费+机械费23.72%三利润人工费+机械费+措施费+间接费10.00%四税金直接费+间接费+利润3.38%表12.3安装工程各项费用费率序号费率名称计算基础费率一直接费105 X(一)措施费人工费+机械费7.04%二间接费人工费93.00%三利润人工费+机械费+措施费+间接费10.00%四税金直接费+间接费+利润3.38%12.1.3基础资料（1）主要机电设备价格表12.4主要机电设备价格多晶硅电池组件3.7元/Wp1MW逆变器45万元/台630kW逆变器30万元/台500kW逆变器23万元/台（2）主要工程量表12.5主要工程量多晶硅电池组件2,000,000Wp1MW逆变器1台630kW逆变器1台500kW逆变器1台（3）主要材料预算价格表表12.6主要材料预算价格表名称单位预算价格钢筋元/t4284.5硅酸盐水泥(42.5）元/t470.25红机砖元/千块303.05中粗砂元/m328.512.1.4费率指标（1）费率指标其它费用的计算标准及原则执行水电水利规划设计总院《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》(FD001-2007)。表12.7预备费率及贷款利率基本预备费率2.0%长期贷款利率6.55%12.1.5其他费用105 X按水电水利规划设计总院《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》(FD001-2007)编制，见下表：表12.8其他费用费率表序号费率名称计算基础费率一建设用地费1土地占用费暂不计取2旧有设施迁移补偿费3余物拆除清理费二建设管理费1工程前期费一至二部分合计0.9%2建设单位管理费建筑工程费＋安装工程费2%设备购置费0.3%3建设监理费建筑工程费＋安装工程费1.2%设备购置费0.1%4项目咨询服务评审费建筑工程费＋安装工程费0.8%设备购置费0.2%5工程验收费建筑工程费＋安装工程费0.5%6工程保险费设备购置费+安装工程费+建筑工程费0.4%三生产准备费1生产人员培训及提前进厂费建筑工程费＋安装工程费0.8%2办公及生活家具购置费建筑工程费＋安装工程费0.5%3工器具及生产家具购置费设备购置费0.1%4备品备件购置费设备购置费0.5%5联合试运转费安装工程费0.4%四勘察设计费依据《工程勘察设计收费标准》五其他12.1.6价差预备费价差预备费根据国家计委计投资(1999)1340号文精神，工程总投资中暂不计列。12.2工程设计概算表表12.9总概算表105 X序号工程及费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计单位指标元/Wp1设备及安装工程1035.68473.870.000.001509.557.551.1发电设备及安装工程870.00417.401287.406.44光伏组件740.0040.00780.003.90组件支架0.00164.00164.000.82机组配套电气设备130.003.40133.400.67集电线路0.00210.00210.001.051.2升压变电设备及安装工程125.4831.37156.850.781.3通讯和控制设备及安装工程28.008.9036.900.181.4其他设备及安装工程12.2016.2028.400.142建筑工程0.000.00122.430.00122.430.612.1发电设备基础工程14.8014.800.072.2变配电及构筑物工程67.9467.940.342.2房屋建筑工程39.6939.690.202.5交通工程0.000.002.6辅助工程0.000.002.7其他0.000.00一至二部分合计1035.68473.87122.430.001631.988.163其他费用108.61108.610.543.1建设用地费0.000.000.003.2建设管理费63.7963.790.323.3生产准备费18.0518.050.093.4勘察设计费26.7826.780.133.5其他0.000.000.00一至三部分合计1035.68473.87122.43108.611740.598.70基本预备费34.810.17静态投资1775.408.88价差预备费0.000.00建设期贷款利息0.000.00动态投资1775.408.88流动资金4.000.02工程总投资1779.408.90105 X第十三章财务评价13.1工程概述本项目装机容量2MW，建设面积20373m2,投产后平均年上网电量2164.57MW•h，经营期总上网电量54114MW•h。经投资估算（2013年一季度价格水平）本项目总投资1779.40万元，其中流动资金4万元。本项目财务评价依据国家计委颁发的《建设项目经济评价方法与参数》、《风电场工程可行性研究报告编制办法》、水电水利规划设计总院《CFD风电工程软件－经济评价软件》2.0版以及国家新近颁发的有关财税规定的要求进行。13.2经济效益评价财务评价主要是根据国家现行财税制度，分析测算项目的实际收入和支出，考察其获利能力，清偿能力等财务状况，以评价项目的财务可行性。评价期26年，其中运营期25年。13.2.1资金筹措本项目总投资1779.40万元，其中21.32%为资本金，379.40万元，其余78.68%为国家政策补助金（补助标准7元/Wp），为1400.00万元。13.2.2总成本费用发电总成本费用包括折旧费、经营成本和利息支出，其中经营成本包括维修费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、材料费、保险费和其它费用。本项目经营期发电总成本费用为1894.66万元，年均经营成本13.39万元。13.2.2.1折旧费折旧费按固定资产价值（原值）乘以综合折旧率计取。采用直线折旧法，折旧年限为16年，残值4%。13.2.2.2维修费维修费按固定资产原值乘以修理费系数计取，保修期5年内减半。维修费系数为0.2%，保修期后按年增长5%计算。13.2.2.3职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金本项目由企业原有电工负责运营管理，不新增人员。105 X13.2.2.4保险费保险费是指固定资产保险和其它保险，保险费率按固定资产价值的2.3‰计算。13.2.2.5材料费及其他费用材料费取15元/kW，其他费用18元/kW。13.2.2.6利息支出利息支出为固定资产和流动资金在生产期应从成本中支付的借款利息，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。长期贷款利率按现行5年期商业贷款基准利率6.55%计算。13.2.3税金国家一般税收政策：电力工程交纳的税金包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、企业所得税。13.2.3.1增值税根据财政部、国家税务总局《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》财税[2008]156号，对利用风力生产的电力，“增值税实行即征即退50%的政策”，目前光伏发电适用此政策，故本项目按“即征即退50%”计算。依据《中华人民共和国增值税暂行条例》国务院令第538号规定，纳税人销售货物或者提供应税劳务，应纳税额为当期销项税额抵扣当期进项税额后的余额。应纳税额计算公式：应纳税额=当期销项税额－当期进项税额当期销项税额小于当期进项税额不足抵扣时，其不足部分可以结转下期继续抵扣。另由于光伏发电项目生产所需的原材料较少，本次测算暂忽略运营期购电及维修购买原材料所产生的当期进项税额。13.2.3.2城市维护建设税和教育费附加城市维护建设税和教育费附加以增值税税额为基础计征，按规定分别取5%和3%。另计取地方教育费附加2%。13.2.3.3企业所得税企业所得税税率为25%。105 X根据2008年1月1日起施行的《中华人民共和国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。企业从事上述规定的国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营所得，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。税后利润提取10%的法定盈余公积金。13.2.4发电收入13.2.4.1上网电价本项目通过节约电费获益，上网电价应按企业实际购电价计算，暂按含税电价0.65元/kWh，即不含税电价0.556元/kWh考虑。13.2.4.2发电量系统各年发电量参照上文6.7.6估算数据，详见下表。年数年平均发电量（MW·h）累计发电量（MW·h）12379.602379.6022360.564740.1632341.687081.8442322.959404.7852304.3611709.1562285.9313995.0772267.6416262.7182249.5018512.2192231.5020743.71102213.6522957.36112195.9425153.30122178.3727331.68132160.9529492.62142143.6631636.28152126.5133762.79162109.5035872.29172092.6237964.91105 X182075.8840040.79192059.2742100.07202042.8044142.87212026.4646169.32222010.2548179.57231994.1650173.73241978.2152151.94251962.3854114.3313.2.4.3发电收入发电收入=上网电量×上网电价（不含税）本项目25年发电收入总额3006.35万元，年均发电收入120.25万元。13.2.5盈利能力分析财务评价其26年，其中第一年为建设期，25年为运营期。（1）根据财务现金流量表可计算以下财务评价指标：全部投资财务内部收益率为3.64%，资本金投资财务内部收益率为33.34%，投资回收期为3.91年。（2）根据利润和利润分配表可计算以下指标：总投资收益率＝运营期内年平均息税前利润/项目总投资=2.48%投资利税率=运营期内年平均利税/项目总投资=3.66%项目资本金利润率＝运营期内年平均利润/项目资本金=11.63%13.2.6项目清偿能力分析本项目无贷款。13.2.7敏感性分析根据本项目的特点，测算项目投资、上网电量、上网电价等不确定因素单独变化时，对全部投资财务内部收益率及资本金财务内部收益率的影响。敏感性分析表明，各种情况下项目投资财务内部收益率均为正，且资本金财务内部收益率均大幅超过行业基准收益率，具备一定的风险承受能力。不过项目周期较长，不确定性较大，实施过程中仍应切实注意对各项风险的控制。105 X13.2.8结论当含税电价为0.650元/kWh，不含税上网电价为0.556元/kW·h时，本项目资本金内部收益率为33.34%，全部投资内部收益率为3.64%，经济效益良好。且光伏发电是清洁能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景，社会效益显著。建议尽快列入开工项目，推动本项目早日投产。105 X13.2.9附表表13.1投资计划与资金筹措表序号项目合计前期建设期运营期0121总投资1779.4015.671759.734.001.1建设投资1775.4015.671759.730.001.1.1内资1775.4015.671759.730.001.1.2外资0.000.000.000.001.2建设期利息0.000.000.000.001.2.1内资利息0.000.000.000.001.2.2外资利息0.000.000.000.001.3流动资金4.000.000.004.00　　　　　　2资金筹措1779.4015.671759.734.002.1自有资金379.4015.67359.734.00　其中：用于流动资金4.000.000.004.002.2借款0.000.000.000.002.2.1长期借款0.000.000.000.00　内资借款0.000.000.000.00　外资借款0.000.000.000.00　建设期利息借款0.000.000.000.002.2.2流动资金借款0.000.000.000.002.3补助金1400.000.001400.000.00105 X表13.2财务指标评价汇总表序号项目单位数值1装机容量kW2000.002年上网电量万kw·h216.463总投资万元1779.404建设期利息万元0.005流动资金万元4.006发电销售收入总额万元3006.357总成本费用万元1894.668销售税金及附加总额万元8.409发电利润总额万元1103.2910电价　　　上网电价（不含税）元/kW·h0.56　上网电价（含税）元/kW·h0.6511贷款偿还期年—12投资回收期年3.9113财务内部收益率　　　全部投资%3.64　自有资金%33.3414财务净现值　　　全部投资（Ic=5%）万元-202.82　自有资金（Ic=8%）万元778.4815投资利润率%2.4816投资利税率%3.6617资本金利润率%11.6318最高资产负债率%0.00105 X表13.3总成本费用表序号年份项目比率合计建设期运营期1234567891011121折旧费82%1559.920.0097.5097.5097.5097.5097.5097.5097.5097.5097.5097.5097.502维修费4%76.300.001.621.621.621.621.623.253.273.283.303.323.333工资福利等0%0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.004保险费5%93.430.003.743.743.743.743.743.743.743.743.743.743.745材料费4%75.000.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.006摊销费0%0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.007利息支出0%0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.008其他费用5%90.000.003.603.603.603.603.603.603.603.603.603.603.609总成本费用100%1894.660.00109.46109.46109.46109.46109.46111.08111.10111.11111.13111.15111.16　其中：经营成本18%334.740.0011.9611.9611.9611.9611.9613.5913.6013.6213.6413.6513.67序号年份项目运营期13141516171819202122232425261折旧费97.5097.5097.5097.5097.500.000.000.000.000.000.000.000.000.002维修费3.353.373.383.403.423.433.453.473.483.503.523.543.563.573工资福利等0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.004保险费3.743.743.743.743.743.743.743.743.743.743.743.743.743.745材料费3.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.003.006摊销费0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.007利息支出0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.008其他费用3.603.603.603.603.603.603.603.603.603.603.603.603.603.609总成本费用111.18111.20111.21111.23111.2513.7713.7913.8013.8213.8413.8613.8713.8913.91　其中：经营成本13.6913.7013.7213.7413.7513.7713.7913.8013.8213.8413.8613.8713.8913.91105 X表13.4利润和利润分配表（1）序号年份项目合计建设期运营期123456789101112　上网电量(万kW·h)5411.43　237.96236.06234.17232.30230.44228.59226.76224.95223.15221.37219.591营业收入3006.350.00132.20131.14130.09129.05128.02127.00125.98124.97123.97122.98122.001.1发电销售收入3006.350.00132.20131.14130.09129.05128.02127.00125.98124.97123.97122.98122.001.2CDM收益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00　增值税销项税255.540.0011.2411.1511.0610.9710.8810.7910.7110.6210.5410.4510.37　增值税进项税抵扣150.48　11.2411.1511.0610.9710.8810.7910.7110.6210.5410.4510.372销售税金及附加8.400.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.1城市维护建设费5.250.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2教育费附加3.150.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003总成本费用1894.660.00109.46109.46109.46109.46109.46111.08111.10111.11111.13111.15111.164补贴收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.005利润总额1103.290.0022.7421.6820.6419.6018.5615.9114.8813.8612.8411.8310.836弥补亏损0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.007应纳税所得额1103.290.0022.7421.6820.6419.6018.5615.9114.8813.8612.8411.8310.838所得税252.800.000.000.000.002.452.321.993.723.463.212.962.719税后利润850.490.0022.7421.6820.6417.1516.2413.9211.1610.399.638.878.1210盈余公积金85.050.002.272.172.061.711.621.391.121.040.960.890.8111可供分配利润765.440.0020.4719.5218.5715.4314.6212.5310.059.358.677.997.3112应付利润0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0013未分配利润765.440.0020.4719.5218.5715.4314.6212.5310.059.358.677.997.3114累计未分配利润　0.0020.4739.9858.5673.9988.61101.14111.18120.54129.21137.19144.51105 X表13.4利润和利润分配表（2）序号年份项目运营期1314151617181920212223242526　上网电量(万kW·h)217.84216.10214.37212.65210.95209.26207.59205.93204.28202.65201.03199.42197.82196.241营业收入121.02120.05119.09118.14117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90109.021.1发电销售收入121.02120.05119.09118.14117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90109.021.2CDM收益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00　增值税销项税10.2910.2010.1210.049.969.889.809.729.659.579.499.429.349.27　增值税进项税抵扣10.2910.2010.121.090.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002销售税金及附加0.000.000.000.720.800.790.780.780.770.770.760.750.750.742.1城市维护建设费0.000.000.000.450.500.490.490.490.480.480.470.470.470.462.2教育费附加0.000.000.000.270.300.300.290.290.290.290.280.280.280.283总成本费用111.18111.20111.21111.23111.2513.7713.7913.8013.8213.8413.8613.8713.8913.914补贴收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.005利润总额9.848.867.886.195.15101.70100.7599.8298.8997.9897.0696.1695.2694.376弥补亏损0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.007应纳税所得额9.848.867.886.195.15101.70100.7599.8298.8997.9897.0696.1695.2694.378所得税2.462.211.971.551.2925.4225.1924.9624.7224.4924.2724.0423.8223.599税后利润7.386.645.914.643.8676.2775.5774.8774.1773.4872.8072.1271.4570.7810盈余公积金0.740.660.590.460.397.637.567.497.427.357.287.217.147.0811可供分配利润6.645.985.324.183.4868.6468.0167.3866.7566.1365.5264.9164.3063.7012应付利润0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0013未分配利润6.645.985.324.183.4868.6468.0167.3866.7566.1365.5264.9164.3063.7014累计未分配利润151.15157.12162.44166.62170.10238.74306.75374.13440.88507.02572.54637.44701.74765.44105 X表13.5项目财务现金流量表（1）序号年份项目合计建设期运营期1234567891011121现金流入3225.830.00143.44142.29141.15140.02138.90137.79136.69135.59134.51133.43132.371.1营业收入3006.350.00132.20131.14130.09129.05128.02127.00125.98124.97123.97122.98122.001.2CDM收益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.3回收固定资产余值65.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.4回收流动资金4.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.5增值税抵扣150.480.0011.2411.1511.0610.9710.8810.7910.7110.6210.5410.4510.372现金流出2122.541775.4015.9611.9611.9611.9611.9613.5913.6013.6213.6413.6513.672.1建设投资1775.401775.400.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2流动资金4.000.004.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3经营成本334.740.0011.9611.9611.9611.9611.9613.5913.6013.6213.6413.6513.672.4销售税金及附加8.400.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.5维持运营投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003所得税前净现金流量1103.29-1775.40127.47130.33129.19128.06126.94124.20123.08121.98120.87119.78118.704累计所得税前净现金流量　-1775.40-1647.93-1517.60-1388.41-1260.35-1133.41-1009.21-886.12-764.15-643.27-523.49-404.795所得税252.800.000.000.000.002.452.321.993.723.463.212.962.716所得税后净现金流量850.49-1775.40127.47130.33129.19125.61124.62122.21119.36118.51117.66116.82115.997累计所得税后净现金流量　-1775.40-1647.93-1517.60-1388.41-1262.80-1138.18-1015.96-896.60-778.09-660.43-543.60-427.61105 X表13.5项目财务现金流量表（2）序号年份项目运营期13141516171819202122232425261现金流入131.31130.26129.22119.23117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90178.021.1营业收入121.02120.05119.09118.14117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90109.021.2CDM收益0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.3回收固定资产余值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0065.001.4回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.004.001.5补贴收入10.2910.2010.121.090.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002现金流出13.6913.7013.7214.4514.5514.5614.5714.5814.5914.6114.6214.6314.6414.652.1建设投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3经营成本13.6913.7013.7213.7413.7513.7713.7913.8013.8213.8413.8613.8713.8913.912.4销售税金及附加0.000.000.000.720.800.790.780.780.770.770.760.750.750.742.5维持运营投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003所得税前净现金流量117.62116.55115.50104.78102.64101.70100.7599.8298.8997.9897.0696.1695.26163.374累计所得税前净现金流量-287.17-170.62-55.1249.65152.30253.99354.75454.57553.47651.44748.51844.66939.921103.295所得税2.462.211.971.551.2925.4225.1924.9624.7224.4924.2724.0423.8223.596所得税后净现金流量115.16114.34113.53103.23101.3676.2775.5774.8774.1773.4872.8072.1271.45139.777累计所得税后净现金流量-312.45-198.11-84.5918.64120.00196.27271.84346.70420.87494.36567.15639.27710.72850.49105 X表13.6资本金财务现金流量表（1）序号年份项目合计建设期运营期1234567891011121现金流入3225.830.00143.44142.29141.15140.02138.90137.79136.69135.59134.51133.43132.371.1营业收入3006.350.00132.20131.14130.09129.05128.02127.00125.98124.97123.97122.98122.001.2补贴收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.3回收固定资产余值65.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.4回收流动资金4.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.5增值税抵扣150.480.0011.2411.1511.0610.9710.8810.7910.7110.6210.5410.4510.372现金流出975.34375.4015.9611.9611.9614.4114.2815.5817.3217.0816.8516.6116.382.1项目资本金379.40375.404.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3借款利息支付0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.4经营成本334.740.0011.9611.9611.9611.9611.9613.5913.6013.6213.6413.6513.672.5营业税金及附加8.400.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.6所得税252.800.000.000.000.002.452.321.993.723.463.212.962.712.7维持运营投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003净现金流量2250.49-375.40127.47130.33129.19125.61124.62122.21119.36118.51117.66116.82115.994累计净现金流量　-375.40-247.93-117.6011.59137.20261.82384.04503.40621.91739.57856.40972.39105 X表13.6资本金财务现金流量表（2）序号年份项目运营期13141516171819202122232425261现金流入131.31130.26129.22119.23117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90178.021.1营业收入121.02120.05119.09118.14117.19116.26115.33114.40113.49112.58111.68110.79109.90109.021.2补贴收入0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.001.3回收固定资产余值0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0065.001.4回收流动资金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.004.001.5增值税抵扣10.2910.2010.121.090.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002现金流出16.1515.9215.6916.0015.8439.9839.7639.5439.3239.1038.8838.6738.4538.242.1项目资本金0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.2借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.3借款利息支付0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002.4经营成本13.6913.7013.7213.7413.7513.7713.7913.8013.8213.8413.8613.8713.8913.912.5营业税金及附加0.000.000.000.720.800.790.780.780.770.770.760.750.750.742.6所得税2.462.211.971.551.2925.4225.1924.9624.7224.4924.2724.0423.8223.592.7维持运营投资0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.003净现金流量115.16114.34113.53103.23101.3676.2775.5774.8774.1773.4872.8072.1271.45139.774累计净现金流量1087.551201.891315.411418.641520.001596.271671.841746.701820.871894.361967.152039.272110.722250.49105 X表13.7敏感性分析成果表序号项目财务内部收益率（%）上网电价（元/kW·h）项目投资资本金不含增值税含增值税1基本方案3.63833.3430.5560.6502投资变化10%2.81022.1330.5560.6505%3.20826.6840.5560.650-5%4.10544.0990.5560.650-10%4.61664.4920.5560.6503电量变化10%4.56936.9760.5560.6505%4.10735.1550.5560.650-5%3.16031.5390.5560.650-10%2.66929.7350.5560.6504电价变化10%4.56936.9760.6110.7155%4.10735.1550.5830.683-5%3.16031.5390.5280.618-10%2.66929.7350.5000.58513.3社会效益评价13.3.1节能减排效益太阳能是清洁的可再生能源，我国有完整的产业链，也是世界上最多的太阳能组件生产国。开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保护。太阳能电场建成后，为电网提供电能，每年可为国家节约标煤。相应每年可减少多种有害气体和废气排放：如二氧化硫、二氧化碳排放量，减少烟尘排放量、一氧化碳和碳氢化合物等。每年可为电网提供2164.57MW•h，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤779t(以发电平均标煤煤耗为360g/kW·h计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化硫（SO2）排放量约23.66t/a，二氧化碳（CO2）约1235.34t/a，一氧化碳（CO）约0.17t/a，氮氧化物（NOX）6.72t/a，同时还可节约大量淡水资源，减少向空气中排放的固体颗粒。因此，节约煤炭资源和环境保护角度来分析，太阳能电场工程的建设具有很好的社会效益及环境效益。13.3.2清洁发展机制的意义105 X环境保护一直以来就是我国的基本国策。借鉴国外的经验教训，引进和吸收国外先进的技术和资金，走新型工业化道路，实现经济、社会和环境的协调和可持续发展是我国政府长期坚持的战略目标。近年来，由于二氧化碳等温室气体的大量排放，全球气候变暖，这一趋势威胁着人类的生存和发展。清洁发展机制(CleanDevelopmentMechanism，CDM)是《京都议定书》中规定的三种灵活机制之一，它提出了一个在发达国家和发展中国家之间开展的温室气体减排合作机制，是国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制，在有减排义务国家和没有减排义务国家之间进行。这是一个“三赢”的机制。通过CDM项目，发达国家可以通过帮助发展中国家建设具有温室气体减排效应的项目，用比较低廉的成本抵消部分减排义务，另一方面，发展中国家可以获得有利于自身可持续发展的资金和先进技术。同时，项目合作双方还为全球气候环境做出了各自的贡献。国家发改委、科技部、外交部和财政部于2005年10月12日联合发布第37号令《清洁发展机制项目运行管理办法》并开始实施。该办法对项目许可条件、管理和实施机构、实施程序等做出明确规定，是目前开展CDM项目的指导性文件。13.3.3其他社会效益太阳能电站的生产过程是将太阳能转化为电能，不产生任何污染物，因此太阳能电站的建设代替煤电场的建设，将大大减少对周围环境的污染，充分利用可再生的、清洁的太阳能资源，节约不可再生的化石能源，减少污染、保护人类赖以生存的生态环境，其社会效益是非常明显的。太阳能工程突出的优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物，不需要移民，对人类生活居住干扰小。该工程所在地区均为滩涂，整个范围不大，对土地产生的影响非常小。总之，发展太阳能有利于提高中国能源供应的安全性，更是减排温室气体排放和解决中国能源供应不足的有效途径，我们应该积极推进太阳能光伏发电产业的发展。105'