30MW光伏农业生态科技园电站项目可行性研究报告 126页

'第一章综合说明1.1概述1.1.1项目概况1）项目名称：冠县某某30MW光伏农业生态科技园电站项目；2）建设单位：冠县某某科技有限公司3）建设地点：山东省冠县某某镇，临莘路西侧，八支渠东侧，某某镇白官屯村、冯杜庄村、赵庄村、小夫人寨村、西骆驼山村4）建设内容与规模：建设以秋葵、中草药种植基地与太阳能光伏电站相结合的高效生态农业示范园。在种植基地铺设太阳能电池板，秋葵、中草药经济作物种植在电池板下或电池板之间的空地上，将光伏电站与农业种植完美结合，实现农业种植绿色、高产、高效；走农业产业化现代农业道路。以秋葵、中草药为主的种植基地项目属于农业示范项目，不改变土地性质。5）利用面积：约851亩；6）投资估算：项目总投资28818.06万元，其中建设投资28054.46万元，建设期利息733.60万元，流动资金30万元。1.1.2项目所在地简介冠县地处北纬36°22′-36°42′、东经115°16′-115°47′之间，隶属于聊城市，位于冀鲁豫三省交界处，东靠经济发达的沿海开放窗口，西临中西部地区，是省会城市群经济圈和中原经济区。全境地处黄河冲积平原，总面积1152平方公里，辖18个乡镇（街道），754个行政村，总人口81.2万。境内的地质构造属华北地台(Ⅰ)的一部分。构造形迹以断裂为主，褶皱次之。县境所处的鲁西北黄泛平原，系华北平原的一部分。其地势开阔平坦，但略有起伏。地形一般自西南向东北倾斜，地面坡降为1/6000—1/7000。海拔高程一般为42.5—35米，最高点在县西南部斜店乡樊楼村，高达54.8米；最低点在县东部史庄乡花园村，仅34.6米。境内历史上古黄河不断改道、决口，淤积沉淀了大量泥沙等物质，形成了岗、坡、洼相间的微地貌差异。境内河渠主要有漳卫河、马颊河、京杭运河（位山三干渠）及其漳卫河水系的长顺渠、一干渠、二干渠、三干渠、四干渠、鸿雁渠、青年渠等7条骨干渠道。另古黄河也从境内穿过。项目区的119 气候属于温带季风气候区，具有显著的季节变化和季风气候特征，属半干旱大陆性气候。年干燥度为1.7-1.9。春季干旱多风，回暖迅速，光照充足，太阳辐射强；夏季高温多雨，雨热同季；秋季天高气爽，气温下降快，太阳辐射减弱。聊城市年平均气温为13.1℃，无霜期平均为193—201天，年平均降水量578.4毫米，降水分布东南部多于西北部，全年降水近70%集中在夏季。聊城市光资源比较充足，年平均日照时数为2567小时，年太阳总辐射为120.1—127.1千卡/cm2，有效辐射为58.9—62.3千卡/cm2。冠县境内生物资源除人工繁育的家畜、家禽和农作物、树木外，尚有一些野生动物、野生植物、微生物和生物中性药材。境内70%的野生药材资源蕴藏在县西北部沙质土地里，集中在冠城镇、清水、甘官屯、万善、东古城等乡镇，县东南部较少。县内药材蕴藏量大，但开发利用少。冠县拥有馆陶古潜山油区和凹陷生油区，据华北第五地质普查大队于1977年10月—1978年3月在清水镇的汤村、文村钻探分析，馆陶古潜山油区在2408米以下有大量油层。因钻孔地点处于馆陶古潜山坡，在钻探过程中遇有断层，因受技术、设备、投资等原因所限，后停钻封闭钻孔。凹陷生油区位于马颊河以西，呈带状分布在冠县大部、临清中部、聊城市北端。南北长约75公里，东西宽约15公里，面积约1100平方公里。顶板埋深1688米，生油岩体厚度2000米左右，体积2117立方米。堂邑拥有一座煤炭预测区，该区沿马颊河呈西南－东北向带状分布，位于冠、莘、聊交界处，预测含煤7层，厚8.7米，贮煤14亿吨。另外，境内尚有天然气资源。图1-1冠县在山东省的位置冠县区位条件优越，是山东省西进内陆市场、东连沿海发达地区的“桥头堡”119 ，既背靠经济发达的东部沿海地区，又面向资源丰富、市场广阔的中西部内陆省份，处在东西部经济、技术、信息和文化交流的结合部，成长性较强，发展潜力较大。邯济铁路、青兰高速公路、309国道东西穿越县境，京九、京开公路纵贯南北，紧邻京广铁路、京九铁路、大广高速、德商高速等交通干线，可以1个小时到达济南机场和邯郸机场，3个小时到达北京和青岛港口、天津港口。邯济铁路扩能改造工程正在实施，明年底冠县将正式开通客运专列。本项目建设地点位于山东省冠县某某镇白官屯村、冯杜庄村、赵庄村、小夫人寨村、西骆驼山村。项目地址图1-2冠县某某项目所在地卫星图1.2太阳能资源山东省全年日照时数（绝对日照）平均为2000—2600h，大于等于0℃的日照时数平均为1800—2240h；日照百分率（相对日照）介于48—59%之间。全省各地日照时数以夏季最多，冬季最少，各占全年的29.0—32.8%、20.1—21.3%，全省全年太阳天文辐射总量5000—5800MJ/m2/a。冠县地处119 北纬36°22′-36°42′、东经115°16′-115°47′之间，属于暖温带季风气候区，半干燥大陆性气候。气候适宜，光照充足，全年光照时数在2463.0-2741.8小时之间；全市平均气温12.8-13.4℃，极端最高气温平均值为41.1℃，极端最低气温平均为-21.4℃。全年降水量为567.7-637.3毫米，年均相对湿度为56-68%，无霜期200天左右。全市光资源充足，年平均日照时数为2567小时，全年中以5月份最多为274小时，1月份最少为170小时。年太阳总辐射为120.1-127.1千卡/cm2，有效辐射为58.9-62.3千卡/cm2，是山东省太阳能资源属中高值区。从山东太阳能资源空间分布来看，项目所在地多年平均太阳辐射量为5000-5850MJ/m2/a，属我国第二类太阳能资源区域，太阳能资源良好，交通运输等条件较好，并网接入条件优越，适合建设大型地面太阳能光伏并网电站。1.3工程地质根据《岩土工程勘查规范》（GB50021-2001），拟建工程重要性等级为三级，场地等级为二级，地基等级为二级；岩土工程勘察等级乙级。根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002），地基基础设计等级为丙级。根据《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），拟建项目抗震设防类别为标准设防类（丙类）。根据现场踏勘和调查结果，站址区尚未发现具有开采价值的地质矿产资源，且不存在该市公布的文物保护单位，未发现文物和古墓。此外，未发现其它影响场地及地基稳定的不良地质作用。综上所述，拟建场地较为稳定，适宜本工程项目的兴建。1.4工程的任务和规模山东位于中国东部沿海，黄河下游，是我国的沿海经济发达省份，人口密度在全国各省份中最高，同时也是我国能源消费总量较多的省份之一，资源相对短缺，能源对外依存度较高，环境压力很大。山东电网目前仍基本是以燃煤电厂占主导地位的火电电网，比较单一的电源结构难以满足山东省用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。该工程项目的建设对于本地区经济发展，地区新能源建设发展具有重要意义。光伏农业属于设施农业示范项目，不改变土地性质。本工程建设于山东冠县某某镇，建设秋葵种植基地、中药材种植基地、敞开式示范棚，种植的作物以喜阴的经济作物为主，可种植在太阳能板底下或太阳能板之间的空地119 。生态农业示范园是新能源与农业生产的有机结合，融入低碳环保理念，结合最新的光伏发电技术，为园区提供照明、动力以及生产用电；通过电网向附近输送电力，解决电力紧缺的问题。在追求经济效益、社会效益与生态效益并举的基础上达到农业经济可持续发展的目的。光伏方阵采用32°倾角固定系统，分为15个光伏发电系统分区，每个光伏发电分系统容量为2MW，项目总装机容量是30MWp，25年年均发电量约为4898.82万kWh。项目采用255W多晶硅太阳能组件，共计铺设117647片，总占地面积约为851亩。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42108t的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算本项目发电容量为30MW，光伏电站分为15个发电单元。本工程拟建设30MWp容量的并网型光伏发电系统，采用多晶硅255Wp类型光伏组件，利用某某镇一般农田约851亩建设光伏电站，所有用地共计安装117647块组件，光伏组件以最佳倾角32°进行安装。本项目采用分布式集中并网系统。将系统分成15个并网发电单元，汇流后集中送至逆变升压站集中逆变升压为10kV交流后，经二次升压至110kV后接入公共电网。（最终接入系统以供电公司接入系统审查意见为准）。由光伏发电量计算软件计算出第一年发电量为54336600kWh。按第一年衰减2.5%，之后衰减率稳定为0.729%计算，25年总发电量为122470.55万kWh，年平均发电量为4898.82万kWh，年平均发电小时数为1609.66h。1.6电气1.6.1电气一次本光伏项目，推荐采用分块发电、就地升压、集中并网方案。综合考虑光伏电站装机规模及就地电网电压等级，本光伏电站并网电压选用110kV。光伏组件阵列经直流汇流、逆变、升压接入站内10kV配电装置，最终以一回110kV线路送至附近变电站。1.6.2电气二次本项目采用集中控制方式，在二次设备室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥调、遥信等功能。本项目受地方供电部门管辖，接受当地电力调度部门调度管理。本电站以110kV一级电压1119 回出线接入系统。本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。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。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏发电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及110kV电气配电房的全功能综合自动化管理，实现光伏发电站与地调端的四遥功能及电站的监测管理。光伏电站有功功率、无功功率控制调节由监控系统配合逆变器系统完成。1.6.3通信本期工程配套技术先进、配置灵活、易于扩展的计算机监控系统，具备四遥功能、调度数据网络接入功能等，可满足光伏监控系统、环境监测系统等信息接入。光伏发电站调度信息拟采用光缆传送至控制中心；最终以供电部门的意见为准。1.7土建工程本工程为地面光伏电站，设计发电容量30MW，全部采用固定支架安装方式。光伏发电站内布置60台逆变-升压单元，电站产生的电能经变压器升压至110kV后就近接入电网。本工程土建设计内容包括：逆变器小室设计、控制室设计、屋面固定支架压块及对已有结构承载力的复核。场地设计基本地震动峰值加速度为0.15g，抗震设防烈为7度，设计地震分组为第一组。其它设计参数：基本风压基本雪压支架设计使用年限0.50kN/m20.40kN/m225年1.8消防设计本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。光伏农业电站内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。本工程为30MW光伏工程，共计配置15个电气子站；同时每子站设有1台2000kVA变压器及4台500kV的逆变器室，变压器容量较小，按规范可不设喷雾灭火系统或其它固定灭火设施。太阳能电池板为非易燃物，不考虑配置灭火器具。全站应配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶、砂箱等作为站内公用消防设施。由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应，本工程消防设计除参照国家现行消防设计规范外，还应征得当地消防部门的同意。119 1.9施工组织设计冠县基础设施完善，冠县辖区范围内交通网络四通八达。建设地址位于冠县某某镇，场内道路既要满足临时施工要求，又要满足将来光伏电站的检修维护的要求。本工程为农业光伏电站，施工安装工程量一般，其用水量少。施工生产、生活用水由主体工程提供。本工程施工临时用电负荷按100kVA考虑，因本工程与主体工程同步建设、同时完工，故施工用电自主体工程施工用电引接。根据施工总进度要求，施工主要设施均布置在拟建配电室附近，主要包括：生产区、生活区、施工仓库、辅助加工厂、钢筋堆场、加工场地、施工临时设施和其他建材堆放用地等。工程用地面积为851亩。本工程建设总工期为10个月，其中工程准备期2月。1.10电站管理设计本项目投运后公司组织机构设置如下：�项目公司总经理，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。�综合管理/安全质量部，负责项目运营期间的财务、人力资源、文秘档案、信息；安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作。�运行检修部，负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作，设运行值长12人，运行值班员24人，实行三值两运转。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。1.11环境保护和水土保持设计本工程的建设对周围的自然环境和社会环境的影响有利有弊。有利的方面主要体现在光伏发电是清洁的可再生能源，与燃煤电厂相比，每年不仅可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善环境质量。同时光伏发电站的建设还可为当地增加一个旅游风景，促进当地旅游业的发展，带动第三产业发展，促进当地经济建设。项目建设对环境的不利影响主要体现在施工期，如施工粉尘、噪声、废水和生活垃圾对施工人员的影响等，但影响的范围小，时间短，可通过采取适当的防护措施以及加强施工管理，可将不利影响减小至最低程度。119 工程的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且光伏发电本身就是一个清洁能源项目，从环境角度分析，不存在制约工程开发的环境问题，本工程建设是可行的。1.12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，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，编制劳动安全及工业卫生篇。着重反映了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。通过对施工期存在的防雷防电等工作可能存在的危害因素，对运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。对光伏发电的施工和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。1.13节能本项目建成后新增装机容量约为30MWp，年平均发电量为4898.82万kWh。与相同发电量的新建常规燃煤电厂相比，采用《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）限值指标进行计算。按标煤煤耗为330g/kWh计，每年可为国家节约标准煤16166t，每年减少排放温室效应气体二氧化碳（CO2）约42108t。每年减少排放大气污染物SO2约1270t、NOX约632t、烟尘减排量约11492t。1.14项目的投资估算和经济性分析本投资估算静态投资水平年为2014年。工程量由设计人员根据工艺系统设计方案提供，不足部分参照同类型光伏电站的工程量。项目、费用性质划分及执行《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》，取费参照国家发展和改革委员会2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（2007-12-01实施）。定额参照中国电力企业联合会2007年发布的《电力建设工程概算定额》，并根据最新的文件对人工费、材料费、机械费进行调整。光伏设备及其他设备价格参照近期各厂家市场价，按照多晶硅3.8元/W，逆变器0.43元/W计算。其他费用参照《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（2007版）计算。基本预备费按5%计算（不计光伏组件、逆变器的设备价）。119 价差预备费执行国家发展计划委员会计投资（1999）1340号文，物价上涨指数为0。建设期贷款利息按最新的中国人民银行颁发的固定资产5年期以上贷款利率6.55%（按季结息）计算。本项目系统装机容量是30MWp，工程投资估算成果是工程静态投资为28023.20万元，以工程经营期内的恒定含税上网电价1.25元/kWh，满足基准收益率为12%时正算本工程经营期内的利润。全部投资内部收益率（所得税后）为18.05%，投资回收期（所得税后）为6.84年。1.15结论和建议1.15.1主要结论1)为加快发展低碳经济，响应山东省委、省政府“十二五”期间战略与发展规划，向建设“资源节约型、环境友好型”社会，促进新兴能源发展，建设冠县某某30MW光伏电站项目是十分必要的；2)冠县某某30MW光伏农业生态科技园电站项目站址区域多年平均太阳辐射量为5494MJ/m2/a以上，属全国太阳能资源二类地区，太阳能资源较丰富，具有良好的开发前景；3)本工程的光伏组件安装区域占地面积约为851亩，安装117647块255W多晶硅光伏组件，光伏发电站总输出发电容量30MW。运营期内平均年上网电量预计为4898.82万kWh，相应年等效满负荷发电小时数为1609.66h（25年内平均值）；4)以工程经营期内的恒定含税上网电价1.25元kWh，满足基准收益率为12%时正算本工程经营期内的利润。全部投资内部收益率（所得税后）为18.05%，投资回收期（所得税后）为6.84年。综上所述，本工程所在区域太阳能资源较丰富，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建设地点。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，对于促进地区旅游业，带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，建议在冠县某某30MW光伏农业生态科技园电站项目可行性研究审查工作完成后，尽快准备申请立项核准，同时积极开展施工前的其他准备工作，争取工程早日开工建设。1.15.2建议1）鉴于冠县某某30MW光伏农业生态科技园电站项目站址区域内没有太阳能测光站，本阶段在进行太阳能光伏发电设计时主要参考了美国宇航局NASA119 气象卫星数据，累计光照数据以对光伏电站实际效率进行实施监测。2）光伏发电站周围环境3km范围内不能有粉尘、化工等污染源，建议光伏发电站附近不得新建有粉尘、化工污染的工厂。且对已建好的污染源进行治理。表1-1冠县某某30MW光伏农业生态科技园电站项目特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数量备注发电容量MW30组件安装占地面积m²560000约840亩海拔高度m35经度（北纬）°36纬度（东经）°117工程代表年太阳总辐射量MJ/m²5494水平面工程满负荷发电小时数h1609.6625年内平均二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温℃0.6～26.9多年极端最高气温℃63.7多年极端最低气温℃-14.5多年平均风速m/s2.0～3.0多年极大风速m/s19.7三、主要设备编号名称单位数量备注1光伏组件（型号：255W）1.1峰值功率Wp2551.2开路电压VocV37.51.3短路电流IscA8.561.4工作电压VmpptV30.01.5工作电流ImpptA8.121.6峰值功率温度系数%/K-0.427119 1.7开路电压温度系数%/K-0.2871.8短路电流温度系数%/K0.0661.910年功率衰降%≤101.1025年功率衰降%≤201.11外形尺寸mm1650×990×401.12重量kg201.13数量块1176471.14安装方式固定倾角安装1.15固定倾角角度（°）322逆变器（型号：GSL0500）2.1输出额定功率kW5002.2最大交流侧功率kW5002.3最大交流电流A10082.4最高转换效率%98.12.5欧洲效率%982.6输入直流侧电压范围VDC9002.7最大功率跟踪（MPPT）范围VDC450V-850V2.8最大直流输入电流A12002.9交流输出电压范围V315V（-10%~+15%）2.10输出频率范围Hz49-51Hz2.11功率因数>0.992.12宽/高/厚mm1850x2370x9452.13重量kg13702.14工作环境温度范围℃-30~+502.15数量台803升压变（型号：S11-M-2000/10）3.1台数台203.2容量MVA13.3额定电压kV10.5±2×2.5%/0.315-0.3154升压变电站出线回路数、电压等级和出线形式4.1出线回路回1119 4.2电压等级kV110四、概算指标编号名称单位数量备注1项目总投资万元28818.061.1建设投资万元28054.461.2建设期利息万元733.601.3流动资金万元30.002资金来源万元28818.062.1项目资本金万元6418.06占比22.3%2.2银行贷款万元22400.00占比77.7%3静态总投资万元28054.464动态投资万元28788.065单位千瓦静态投资元/kWp9351.496单位千瓦动态投资元/kWp9596.02五、经济指标编号名称单位数量备注1发电容量MW302年平均上网电量MW·h4898.823年均发电收入万元6123.534年均利润总额万元3765.655年均净利润万元2929.796投资收益率%13.687财务内部收益率%18.05税后8财务净现值万元8947.3税后，i=12%9投资回收期年6.84税后10借款偿还期年5119 第二章太阳能资源分析2.1全国太阳能资源分析下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图：项目所在地图2-1我国太阳能资源分布图按照日照辐射强度上图中将我国分为四类地区。一类地区（最丰富带）全年辐射量在6300MJ/m2以上。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部等地。二类地区（很丰富带）全年辐射量在5040～6300MJ/m2。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。三类地区（较丰富带）全年辐射量在3780～5040MJ/m2。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。四类地区（一般带）全年辐射量在3780MJ/m2以下。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年辐射量不小于3780MJ/m2119 ，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。山东省聊城地区平均年总辐射在5494MJ/m2以上，根据我国太阳能资源区划标准，属于二类区，太阳能资源很丰富，具有良好的开发前景。2.2光伏发电项目所在地的自然环境概况山东省全年日照时数（绝对日照）平均为2000—2600h，大于等于0℃的日照时数平均为1800—2240h；日照百分率（相对日照）介于48—59%之间。全省各地日照时数以夏季最多，冬季最少，各占全年的29.0—32.8%、20.1—21.3%，全省全年太阳天文辐射总量5000—5800MJ/m2/a。从全国太阳能资源空间分布来看，项目所在地多年平均太阳辐射量为5000-5850MJ/m2/a，属我国第二类太阳能资源区域，太阳能资源良好，交通运输等条件较好，并网接入条件优越，适合建设大型地面太阳能光伏并网电站。图2-2山东省年太阳总辐射量分布图（单位：MJ/m2）2.3项目地太阳能资源分析本项目建设地点位于山东省聊城市冠县某某镇，冠县地处119 北纬36°22′-36°42′、东经115°16′-115°47′之间，属于暖温带季风气候区，半干燥大陆性气候。气候适宜，光照充足，全年光照时数在2463.0-2741.8小时之间；平均气温12.8-13.4℃，极端最高气温平均值为41.1℃，极端最低气温平均为-21.4℃。全年降水量为567.7-637.3毫米，年均相对湿度为56-68%，无霜期200天左右。全县光资源充足，年平均日照时数为2567小时，全年中以5月份最多为274小时，1月份最少为170小时。年太阳总辐射为120.1-127.1千卡/cm2,有效辐射为58.9-62.3千卡/cm2，是山东省太阳能资源属中高值区。美国宇航局（NASA）全球气象数据库的日照辐射数据，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。表2-3冠县地区辐照度（NASA卫星观测数据）山东冠县空气温度相对湿度每日的太阳辐射-水平线大气压力土地温度东经115.30北纬36.28℃%kWh/m2/daykPa℃一月-0.5553.85.63101-0.69二月2.1551.25.711012.79三月7.73495.721009.57四月15.745.25.9910018.3五月21.349.75.2999.623.8六月24.958.54.7199.127.1七月25.974.73.7498.927.4八月24.676.33.9799.325.6九月21.463.24.4710022.5十月15.8554.3610016.9十一月8.0155.65.011018.24十二月1.6855.25.031011.37平均14.157.34.9610015.32.3.1选定数据分析处理表2-5太阳辐射量月变化月份月平均辐射量(kWh/m²/d)月平均辐射量(MJ/m²)折合月平均发电小时数(h)119 一月5.63628.31174.53二月5.71575.57159.88三月5.72638.35177.32四月5.99646.92179.70五月5.29590.36163.99六月4.71525.64141.30七月3.74417.38115.94八月3.97443.05123.07九月4.47482.76134.10十月4.36486.58135.16十一月5.01541.08150.30十二月5.03561.35155.93年总量59.636537.351811.22年平均4.97544.78150.94200.00180.00160.00140.00120.00100.0080.0060.0040.0020.000.00123456789101112图2-3发电小时数月变化2.3.2太阳能资源评估结论山东冠县的太阳能资源丰富，利用前景广阔，有效年平均辐射量达到5494MJ/m²。各月平均辐射量详见表2-5。经过PVSYST软件计算分析，项目地最佳倾角为32°，组件斜面年总辐射量为7664MJ/m2，光伏方阵面上的各月平均辐射量如下：119 表2-6最佳倾角斜面上各月平均辐射量月份水平面组件斜面当月太阳辐射量（MJ/m²）当月太阳辐射量（kWh/h）当月太阳辐射量（MJ/m²）当月太阳辐射量（kWh/h）162817576621425761607031953638177778216464718078922055901647202006526141642172741711650914284431235401509482134588163104871355941651154115066018312561156374104年总数6536181176642123水平面与最佳倾角斜面上各月辐射量对比：水平面当月太阳辐射量（MJ/m²）组件斜面当月太阳辐射量（MJ/m²）9008007006005004003002001000123456789101112图2-4水平面与组件斜面上各月辐射量对比当光伏组件以32°倾角安装时，在1～4月份和8～12月份其表面接受到的太阳辐射量比水平面上接受到的太阳辐射量大。在5～7119 月份，光伏组件倾斜面比水平安装所接受到的辐射强度略小。从整年接受的太阳辐射量来说，光伏组件以32°倾角安装，其表面获取的太阳辐射量较大，且全年各月光伏组件表面获取的太阳辐射量比较均衡，各月的发电量也将会比较均衡；而水平安装的光伏组件各月获取的太阳辐射量差异比较大，各月的发电量也将会有很大的变化。下阶段在项目现场应设立太阳辐射观测系统以及包括风向、风速、温度、气压、能见度等观测的综合测站，并根据现场太阳能辐射观测资料，复核并实时监测本光伏发电站太阳能资源量。2.4气象条件影响分析（1）气温的影响：本工程选用光伏组件的工作温度范围为-40℃～85℃。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℃的水平。根据聊城气象站多年实测气象资料，本工程场区的多年月极端最高气温41.1℃，多年月极端最低气温-21.4℃。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目光伏组件的工作温度可控制在允许范围内。（2）风速的影响：本工程设计的固定支架的抗风能力在19.7m/s风速下应不损坏，同时需参考《建筑设计荷载规范》对于各地区荷载设计参考值的要求，并按此设计光伏组件的安装支架及基础等。（3）沙尘暴影响分析本工程场址区年平均扬沙天气发生次数约0d/a。但项目地处黄河冲击平原，宜产生扬尘，因此，因多注意组件清洗擦拭。（4）雷暴的影响本工程场址区年平均雷暴发生次数为28.3d/a。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。119 第三章工程地质3.1概述3.1.1拟建工程概况拟建冠县某某科技有限公司30MWp光伏科技农业生态科技园项目位于山东冠县某某镇，临莘路西侧，八支渠东侧，项目占地面积约851亩。场区交通便利，位置优越。根据《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），拟建项目抗震设防类别为标准设防类（丙类）。3.2区域地质概况3.2.1地形地貌拟建电站场地位于中原腹地、山东省西部。县境所处的鲁西北黄泛平原，系华北平原的一部分。其地势开阔平坦，但略有起伏。地形一般自西南向东北倾斜，地面坡降为1/6000—1/7000。海拔高程一般为42.5—35米，最高点在县西南部斜店乡樊楼村，高达54.8米；最低点在县东部史庄乡花园村，仅34.6米。境内历史上古黄河不断改道、决口，淤积沉淀了大量泥沙等物质，形成了岗、坡、洼相间的微地貌差异。3.2.2基岩地质境内地层岩性为灰黄色粘土质砂或砂质粘土。上部为灰黄—土黄色粘土质砂、粉砂；中部为灰黑色淤泥或淤泥质砂质粘土或粘土质砂、淤泥层等，下部为土黄色粉细砂。3.2.3区域地质构造地质构造受华北地台（Ⅰ）构造的控制，构造形迹以断裂为主，聊考断裂带又将全市分为2个二级构造单元，其西部为辽冀台向斜（Ⅱ1），东部为鲁西台背斜（Ⅱ2）。均为新生界第四系所覆盖，主要为黄河泛滥冲击物和洪积物。沉积厚度7～25米。3.3场地工程地质、水文地质条件3.3.1场地地形地貌山东冠县境内地形较为平坦，皆为黄河冲积平原，主要为黄河泛滥冲击物和洪积物。地势自西南向东北逐渐倾斜，坡度不足10米。根据现场踏勘和调查结果，且不存在该市公布的文物保护单位，未发现文物和古墓。119 3.3.2场地岩土工程地质性质（一）岩土分层描述：根据区域地质资料和沿线地区有关岩土工程勘测资料，沿线地基岩土主要为第四系全新统和上更新统冲积成因的粉质黏土、黏土。现将各工程地质区段地基土的组成、岩性特征等简述如下：1层粉质黏土（Q4al）：黄褐色，灰褐色，等级中，很湿，软塑为主，含少量氧化铁，稍有光泽，干强度及韧性中等，局部地段表层为素填土。2层粉质黏土（Q4al）：黄褐色，灰褐色，等级重，稍湿，硬塑为主，含少量氧化铁及氧化铝，混铁锰质结核，局部混少量姜结石颗粒，有光泽，干强度及韧性高。3层粉质黏土（Q4al）：黄褐色，灰褐色，稍湿～很湿，可塑～硬塑，含少量氧化铁及氧化铝，混铁锰质结核及姜结石颗粒，局部姜结石颗粒富集成层，有光泽，干强度及韧性高。4层粉质黏土（Q3al）：黄褐色，灰褐色，稍湿，硬塑～坚硬，含少量氧化铁及氧化铝，混铁锰质结核及姜结石颗粒，局部姜结石颗粒较富集，有光泽，干强度及韧性中等，局部地段下部见基岩风化物。（二）岩土层建筑性能评价：1层耕土：挖除；2层粉土夹粉质粘土：稍密，中压缩性，强度一般，可液化土层，为本工程的不良地质；3层粉质粘土夹粉土：软塑，中偏高压缩性土，强度低，工程地质条件较差；4层粉土：稍密-中密,中压缩性，强度一般，可液化土层，为本工程的不良地质；5层淤泥质粘土：流塑，高压缩性土，强度低，工程地质条件差；6层粘土：可塑偏软，中压缩性土，强度一般，工程地质条件一般；7层粘土：硬塑，局部可塑，中压缩性土，强度较高，工程地质条件较好。3.3.3水文地质条件根据收集的当地区域水文地质资料，沿线地下水类型主要为孔隙潜水，地下水水位主要受农田灌溉、大气降水及地表水体的影响，呈季节性变化。根据调查访问，沿线常年地下水水位埋深一般为80～250m，常年变化幅度较小，一般为0.50～1.50m。站址范围内地下水水位埋深较大，设计时可不考虑地下水对基础的影响。119 3.4地震效应3.4.1抗震设防烈度据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)附录A，拟建场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第一组。3.4.2液化判别场地可不考虑场地内粉土的地震液化影响。3.4.3场地类别站址区场地地表以下20.00m深度范围内的地基土主要由第四系全新统冲积成因的粉质黏土组成。根据试验结果，站址区20.00m深度范围内的等效剪切波速值Vse一般为198.1m/s～198.5m/s。根据《山东省环境水文地质图集》中“第四系地质图”中第四系等厚线及附近工程地质资料，站址区场地覆盖层厚度dov一般大于50m。根据土层等效剪切波速值（Vse）和场地覆盖层的厚度（dov），判定建筑场地类别为Ⅲ类。3.4.4特征周期场地设计特征周期0.45s。3.5工程地质评价及基础类型分析3.5.1场地稳定性评价（一）区域稳定性拟建场地位覆盖层厚度大于50m，故该场地满足《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）第4.1.7.1，从而可忽略发震断裂错动对地面建筑的影响，因而可认为拟建场地是相对稳定的。（二）场地稳定性及地基稳定性、均匀性评价场区地形较平坦，表层无滑坡、坍塌现象，地下无地面沉降及埋藏的河道、沟浜、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物；经勘察表明，拟建场地无岩溶、滑坡、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质作用。场区土层分布较稳定，性质较均匀。拟建场地适宜该建筑物的兴建。3.5.2水、土腐蚀性评价119 根据环境地质条件、已有工程资料、当地建筑经验，地下水水质一般对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性；地下水位以上的场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具强腐蚀性。3.5.3地基基础分析根据站址区地基土的组成、性状特征及分布特点，结合本工程建（构）筑物的特点，各建（构）筑物可考虑采用1层粉土为持力层的天然地基方案。场地内分布有一些灌溉用水沟，需进行清淤和回填平整工作。如果填土厚度较大，需采用压实填土地基作为基础持力层时，必须确保填土的质量满足设计要求并经检验合格后方可作为基础持力层。3.6基坑开挖与降水基坑开挖时需做好必要的降、排水措施，以防产生坍塌、滑移等。鉴于基坑的深度不大，一般可采用自然放坡的开挖形式，但应注意雨季施工时大气降水可能对基坑稳定所造成的不利影响，必要时应采取适当的支护措施。3.7结论与建议1、拟建场区虽位于华北地台、聊考断裂带分布区上，但经分析可忽略发震断裂错动对地面建筑的影响。经按本区抗震设防烈度采取抗震措施和其它结构加强等措施后，拟建场地适宜该工程的兴建。2、场区勘察深度范围内土体共分为4层。拟建场地类别为III类，抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，地震分组为第一组,设计特征周期为0.45s。3、勘察深度范围内场地地下水为第四系孔隙潜水。根据环境地质条件、已有工程资料、当地建筑经验，地下水水质一般对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性；地下水位以上的场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具强腐蚀性。4、根据站址区地基土的组成、性状特征及分布特点，结合本工程建（构）筑物的特点，各建（构）筑物可考虑采用1层粉土为持力层的天然地基方案。场地内分布有一些灌溉用水沟，需进行清淤和回填平整工作。如果填土厚度较大，需采用压实填土地基作为基础持力层时，必须确保填土的质量满足设计要求并经检验合格后方可作为基础持力层。119 5、基坑开挖时需做好必要的降、排水措施，以防产生坍塌、滑移等。鉴于基坑的深度不大，一般可采用自然放坡的开挖形式，但应注意雨季施工时大气降水可能对基坑稳定所造成的不利影响，必要时应采取适当的支护措施。119 第四章工程任务和规模4.1工程任务4.1.1冠县社会经济概况冠县位于冀鲁豫三省边界地区，是山东西部的省际边城，也是交通便利的生态小城，总面积1152平方公里，辖18个乡镇、街道办事处，754个行政村。冠县历史悠久，文化底蕴深厚，春秋时期系晋国冠氏邑，元升冠州，明定冠县至今，现有辽国千年兵城、武训祠、冉子墓等历史文化古迹26处,是著名平民教育家武训、清末农民起义领袖宋景诗的故乡。冠县是革命老区，抗日战争时期，邓小平、宋任穷、杨勇等一大批有影响、有威望的老干部均在这里生活战斗过，被誉为鲁西北的小延安。这里环境优良，风光秀美，是全国平原绿化先进县、造林绿化百强县和著名的“鸭梨之乡”，林木覆盖率达到40%。近年来，在各界朋友的关心支持下，冠县县委、县政府团结带领全县人民励精图治、奋发图强，经济社会实现了长足发展，已进入后发展优势的释放期。2010年全县生产总值增长13.4%，规模以上固定资产投资增长25.5%，地方一般预算收入增长26.5%、增幅列全市第一位。冠县区位条件优越。是山东省西进内陆市场、东连沿海发达地区的“桥头堡”，既背靠经济发达的东部沿海地区，又面向资源丰富、市场广阔的中西部内陆省份，处在东西部经济、技术、信息和文化交流的结合部，成长性较强，发展潜力较大。邯济铁路、青兰高速公路、309国道东西穿越县境，京九、京开公路纵贯南北，紧邻京广铁路、京九铁路、大广高速、德商高速等交通干线，可以1个小时到达济南机场和邯郸机场，3个小时到达北京和青岛港口、天津港口。邯济铁路扩能改造工程正在实施，明年底冠县将正式开通客运专列。119 冠县农业资源丰富。是国家重要的粮棉油生产基地县、全国粮食生产先进县和名特优果品生产基地，形成了林果、蔬菜、畜牧、油料、育种五大支柱产业。全县木材蓄积量160万立方米；无公害鸭梨、大樱桃、苹果等优质果园面积31万亩，果品年产22.6万吨；畜禽存栏量1007万头（只），肉类年产11万吨；蔬菜面积40万亩，蔬菜年产115万吨，斜店乡被誉为中国江北黄瓜第一乡，店子镇灵芝产量占全国的三分之一以上；花生种植面积40万亩，花生年产10万吨以上，是全国油料百强县。县域及周边地区丰富的农业资源为农副产品加工提供了广阔空间。冠县工业经济增势强劲。坚定不移地实施工业强县战略，培植壮大了纺织印染服装、精品钢板生产、机械机电制造、农副产品加工四大主导产业，初步形成了以主导产业为依托，以骨干企业为支撑，以重点项目为载体，中小企业协作配套、聚集发展的工业经济新格局。现有规模以上企业228家，各项主要经济指标年均增长40%以上。全县棉纺纱锭达到200万枚规模，冠星集团是纺织印染服装产业的龙头企业，荣列全国纺织企业50强、全国大企业集团竞争力500强，“冠星牌”棉纱为国家免检产品，纺织印染服装产业正向服装、家纺和产业用纺织等终端产品延伸；冷轧板、镀锌板、彩涂板等精品钢板年加工能力700万吨，龙头企业冠洲集团是中国民营企业500强、中国最具生命力十大民营企业；国家农业产业化重点龙头企业冠丰集团走出国门发展海外农业，近百万亩的油棕种植工程正在实施，“冠丰”牌玉米良种被评为“中国名牌产品”。以生物质发电、改性燃料、风电设备为代表的新能源产业发展迅速，一个新的发展潜力大、市场广阔、附加值高、科技含量高的稀土永磁材料加工产业今年完成规划和前期审批立项工作，明年开始设施。冠县旅游服务业发展迅速。是山东省旅游强县，有马颊河生态湿地、天沐温泉、万顷梨园、百里林海等天然旅游胜景，有辽国千年兵城、武训祠、中共鲁西北地委旧址等人文景观，有查拳、柳林花鼓、郎庄面塑等特色民俗文化。马颊河度假村风光独特，是国家4A级景区，有五星级温泉度假酒店一家；中华第一梨园有寒露寺、落樱湖、梨树王、观雪台等十几个各具特色的景观单元，是国家3A级景区；中共鲁西北地委旧址和武训纪念地是国家2A级景区。目前，总投资40亿元的马颊河世界运河之窗主题公园、20亿元的华屹动漫文化产业园、两个五星级酒店等一批旅游服务业项目正在建设，到明年在冠县就可以打高尔夫球、放马跑马场。冠县投资环境优良。土地、劳动力、电力和水利资源丰富，价格优势明显。县城基础设施完善，服务功能齐全。建有一处省级工业园区和三处工业聚集区，县工业园区规划面积16平方公里，全部实现了“七通一平”，目前入园企业已达100多家。冠县政策优惠、服务优良，工业项目出让金执行全国最低标准地价，新上企业办理注册登记手续实行零收费，新上工业项目除需缴纳土地征收手续费、建筑企业养老保障金外，其它14项行政事业性收费全部免除，让投资者享有多方面的优惠政策；严格执行重点项目分包责任制、项目代理制、限时办结制和重点项目“一单通”119 办理制，开通了政企交流网络平台，成立了经济环境110执法大队，对年纳税额500万元以上的企业家为其提供全国最好的医疗保健条件，全心全意营造“万物孕育，百花竞春”的投资发展环境，让所有来冠县的投资者安居在冠县、创业在冠县、成功在冠县。近年来，冠县与美、日、韩、新加坡、台湾、香港等20多个国家和地区，长三角、珠三角、京津唐等区域城市开展了广泛的交流与合作，吸引了一大批客商前来投资兴业。新瑞（美国）国际投资公司、希望集团、天沐集团、国电集团、澳门豆捞控股集团、乾宇集团、巨马集团、建安集团等一批知名企业相继来冠县发展，都取得了丰厚回报。我们将营造一流的创业环境，搭建一流的创业平台，提供一流的创业服务，竭诚为客商在冠县成就事业提供一切便利。4.1.2电力系统发展及规划截止2010年7月，聊城电网拥有500千伏变电站1座，容量150万千伏安，线路354.9千米。公司直属35千伏至220千伏变电站41座（其中220千伏变电站12座，110千伏变电站16座，35千伏变电站13座），变电容量510.42万千伏安，输电线路1313千米，初步形成了以500千伏网架为支撑、220千伏为主网架的供电网络，全市实现每县（市）建有220千伏变电站。2009年，全市全社会用电量206.65亿千瓦时。为聊城市经济社会发展提供安全、可靠、优质电力供应，优化全市电力资源配置的重要责任。4.2工程规模本工程建设于冠县某某镇，光伏方阵采用32°倾角固定系统，分为15个光伏发电系统分区，每个光伏发电分系统容量为2MW，项目总装机容量是30MWp，25年年均发电量约为4898.82万kWh。项目采用255W多晶硅太阳能组件，共计铺设117647片，总占地面积约为851亩。4.3电站建设的必要性我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经对环境、经济和社会造成较大的负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。119 山东省是农业发达，工业体系完备，国民经济位于全国前列省份，人口密度在全国各省份较高，同时也是我国能源消费总量最多的省份之一，资源相对短缺，能源对外依存度较高，环境压力很大。山东电网目前仍基本是以燃煤电厂占主导地位的火电电网，比较单一的电源结构难以满足山东省用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。光伏农业利用太阳能发的电能转化为植物生长需要的光合有效辐射能，既满足了植物生长的需要，又实现了光电转换，增加了电力。由于我国中东部地区是我国的主要粮食和农副产品的供应基地，“光伏农业”在不改变农用地性质的同时，使大规模太阳能发电成为可能，转变以往大规模太阳能发电的区域概念。这个现实有望改变人们对大规模太阳能发电区域布局的认识。“光伏农业的开发，对于农业结构的调整、升级和“三农”问题的解决也有重要作用。本光伏发电站是山东省利用太阳能发电的新能源项目之一，该工程的建设不仅为山东省乃至我国今后大力发展光伏发电站起到示范和积累经验的作用。所以该工程具有显著的社会效益、生态效益及环境效益。因此，冠县某某30MW光伏农业科技生态园电站项目建设是必要的。119 第五章光伏系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型光伏组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导光伏组件类型。再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算出光伏发电站的年发电量，最终选择出综合指标最佳的光伏组件。5.1.1晶体硅与非晶硅光伏组件之间对比选型商用的光伏组件主要有以下几种类型：单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、非晶硅光伏组件、碲化镉光伏组件、铜铟镓硒光伏组件等。上述各类型电池分类见图5-1，主要性能参数见表5-1。图5-1光伏组件分类119 表5-1光伏组件性能参数比较种类组件类型商用效率实验室效率使用寿命特点目前应用范围晶体硅组件单晶硅14~17%24.7%25年效率高技术成熟集中发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅13~15%20.3%25年效率较高技术成熟集中发电系统独立电源民用消费品市场薄膜组件非晶硅6~8%13%25年弱光效应较好成本相对较低民用消费品市场集中发电系统碲化镉9~11%16.5%25年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒9~11%19.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场少数独立电源注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；实验室效率资料来源《SolarCellEfficiencyTables-2009-version34》由表5-1可知，晶体硅组件由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏发电站项目。目前，全球光伏发电产业中，晶体硅材料是生产及应用技术最成熟的光伏发电材料。在可以预见的未来10年，晶体硅材料仍将为主流光伏发电材料。我国光伏组件商业化生产的光伏组件主要以晶体硅光伏组件为主。通过对比不同材料光伏组件的各项性能指标，晶体硅光伏组件全光照面积组件转换效率为15.7％左右，远远高于非晶硅的6.92％，且生产成本已经接近非晶硅。不同材料的光伏组件性能对比如表5-2所示。119 表5-2不同材料的光伏组件性能对比项目A公司B公司C公司组件种类单晶硅多晶硅薄膜薄膜峰值功率2552554646开路电压37.137.56262短路电流8.318.561.401.40工作电压30.1304141工作电流7.818.121.121.12外形尺寸1650×992×461638×982×401245×635×71245×635×7重量19.518.514.514.5峰值功率温度系数-0.4-0.43-0.22-0.2开路电压温度系数-0.38-0.34-0.33-0.33短路电流温度系数0.040.0650.090.0910年功率衰降≤10≤10≤10≤1025年功率衰降≤20≤20≤20≤20组件效率14.3614.615.85.8晶体硅光伏组件由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏发电站项目。同样尺寸的光伏组件，多晶硅与单晶硅组件标称峰值功率参数基本相同。同样的地面可利用面积，可认为选择多晶硅或单晶硅组件安装容量几乎没有差别。另本项目属于金太阳光伏发电项目，所选光伏组件性能要求需满足：1、晶体硅组件全光照面积的光电转换效率（含组件边框面积）≥14.5%，非晶硅薄膜组件≥7%，CIGS薄膜组件≥10%。2、工作温度范围为-40℃～+85℃，初始功率（出厂前）不低于组件标称功率。3、使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。晶体硅组件衰减率在2年内不高于2%，25年内不高于20%。非晶硅薄膜组件衰减率在2年内不高于4%，25年内不高于20%。119 4、晶体硅和非晶硅薄膜组件分别按照GB/T9535（或IEC61215）和GB/T18911（或IEC61646）以及GB/T20047(或IEC61730)标准要求，通过国家批准认证机构的认证，关键部件和原材料（电池片、封装材料、玻璃面板、背板材料、焊接材料、接线盒和接线端子等）型号、规格及生产厂家应与认证产品一致综合考虑以上各种因素，本工程采用拟全部选用多晶硅光伏组件。5.1.2光伏组件规格选型光伏组件的功率规格较多，从1Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统发电容量为30MW，光伏组件用量大，利用场区面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积容量大的光伏组件，以减少占地面积，降低光伏组件安装量。通过市场调查，在目前技术成熟的大容量光伏组件规格中，初选的光伏组件容量为180W、255W、275W，其各种技术参数比较如下：表5-3各种规格组件技术参数对比组件种类单位180W255W275W峰值功率W180255275开路电压V44.537.544.7短路电流A5.458.568.26工作电压V36.030.035.1工作电流A5.008.127.84外形尺寸mm1580×808×451650×991×401956×992×50重量kg1818.527峰值功率温度系数%/℃-0.5-0.45-0.47开路电压%/℃-0.34-0.33-0.34温度系数短路电流温度系数%/℃0.050.0620.045组件转换效率%14.0914.6814.17119 通过市场调查，国内光伏组件生产厂家年销售报表中，国内外买家选择使用255W板型（地面电站）和180W（屋面系统）较多，说明光伏组件生产厂家的主流产品为255W板型，如选择255W板型，其产品的互换性及一致性更加符合项目的远期利益及要求。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐采用255W型多晶硅光伏组件，最终光伏组件选型应根据招标情况确定。5.2支架选型光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。跟踪系统可以精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，使太阳入射的辐射强度最大。就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。5.2.1方阵倾斜角确定固定式光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。图5-2固定式安装5.2.2倾角可调式支架119 基于倾角可调式固定支架安装的光伏方阵年发电量比倾角固定式安装的方阵会有一定的提高。具体项目实施时，会根据电站所在地辐射量等气象条件考虑角度调节范围，以及调节形式（连续可调/间断可调），间断可调式稳定性较高，成本相对较低。但其成本相对于倾角固定式支架稍高，另外后期维护成本相对固定式较高，电站投产运营后，运营成本相对固定式也较高。图5-3倾角可调式安装5.2.3单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高20~35%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬30~40度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约20%，采用极轴单轴跟踪可提高发电量约35%。但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。119 图5-4水平单轴跟踪图5-5极轴单轴跟踪5.2.4双轴跟踪双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高光伏组件对太阳光的利用率。双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高光伏组件发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量20~25%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量35%~45%。图5-6双轴跟踪5.2.5各种支架形式对比分析119 下面以固定安装方式的占地面积、投资和发电量为基准1.0（其他安装方式，用其对比参数除以固定方式参数），结合本项目的太阳能资源情况，采用表格形式进行对比分析。分析多晶硅光伏组件方阵采用各种安装方式的可行性。投资分析结果如下：表5-4多晶硅光伏组件方阵不同安装方式对比表安装方式占地面积复杂程度维修量静态投资发电量固定安装小简单小1.01.0单轴跟踪较大较复杂大1.151.20双轴跟踪很大复杂大1.301.25手动可调固定安装小较简单大1.051.05从表中可以看到，跟踪安装方式的初期投资要比固定安装方式高15～30%，电站发电量要比固定安装方式高出20%～25%。在不考虑其他影响因素的情况下，采用跟踪安装方式有利于增加企业效益，可以提前收回工程投资，为企业赚取更多利润。同时，从上表可以发现，跟踪安装方式由于采用自动跟踪机构使得方阵的运行更为复杂，也因此而使得运行期间的维护、维修工作量加大，增加了运行难度。因此而增加的维护、维修费用消减了增加发电量所带来的效益。手动可调固定安装能够提高一定的发电量，但是由于支架成本会相应增高，另外此类型的支架在后期运营管理方面会增加额外费用（检修及调节支架人工费）。本项目采用固定倾角安装方式，且为减小初始投资，降低运行成本，使项目收益率达到最大，本工程的多晶硅光伏组件安装方式推荐采用固定倾角安装方式。固定支架结构设计应考虑当地最大风速的情况下支架结构仍能够保持稳定不被损坏（50年一遇基本风压：0.5kN/m2）。基本风压值与最大风速折算风压值两者取较大的进行支架设计。聊城地区多年极限风速为19.7m/s，折算成基本风压为0.243kN/m2，因此，支架设计时应以0.5kN/m2为计算依据。5.3逆变器选型并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/119 欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率满足国际规定要求，减少对电网的干扰。本项目逆变器应具有有功功率、无功功率调节控制功能。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。常用逆变器参数如下表：TL表5-5逆变器技术参数对比表逆变器型号pVI-CENTRAL-300-SG250KTLSG500KTLSATCON625SMA500SMA1000推荐的最大功率354kW275kW550kW650kW560kW1160kW绝对最大输电压900Vdc880Vdc880Vdc900Vdc900Vdc900VdcMppT输入电压范围465V-850V450V-820V450V-820V525-850V450V-820V450V-820V峰值效率97.41%98.1%98.5%98.1%98.6%98.5%欧洲效率97.14%97.6%98.3%97%98.4%98.3%额定交流输出功率336kW250kW500kW625kW500kW1000kW额定交流输出电流648A534A1070A1240A1070A2138A额定交流输出电压270Vac270Vac270Vac270Vac270Vac270Vac额定交流频率50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz防护等级IP20IP20IP20IP54IP20IP20功率因数(cosφ)>0.99>0.99>0.99>0.98>0.99>0.99电流波形畸变率<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求。且绝对最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。本工程系统安装容量为30MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；因此，本工程选用容量为500kW的逆变器。5.4光伏方阵的串、并联设计光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。119 5.4.1光伏方阵的串联设计本工程选用的并网逆变器功率为60台500kW，其最大方阵开路电压为900V，MPPT电压范围450V～850V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为S，最大串联数为Smax，最少串联数为Smin。本工程选用255W型多晶硅组件，其组件开路电压为37.3V，工作电压为29.38V，则：（暂不考虑温度变化引起的开路电压变化）Smax=UDCmax/Voc=900V/37.3V=24.1(块)，取24块；Smin=UDCmin/Voc=450V/29.38V=15.3(块)，取16块。则多晶硅组件的串联数需满足16≤S≤24要求，才可满足并网逆变器MPPT范围。选取光伏组件串联验算如下表：当地最低极端温度为：-23.1℃，当地最高极端温度为：39.3℃，计算选取光伏组串结温比标准状态（STC）降低35.4℃、升高13℃时（当地极端气温）下光伏组件开路电压。每串组件块数161718192021222324极端低温下开路电压（V）661703744785827868910951992极端高温下开路电压（V）564600635670705741776811846若选择每个支路的电池板数量较大，则最低温度时开路电压将突破极限，损坏系统；若选择每个支路的电池板数量较小，则组串工作电压虽可能在MPPT范围内，但是电压较低，损耗较大。综上所述，本工程选定的晶体硅组件为20块/串。5.4.2光伏方阵的并联设计并网逆变器直流输入功率为500kW，允许连接光伏组件最大功率为110%额定功率，由于光伏组件功率均为峰值功率，为提高系统效率，节约成本，拟将每台逆变器连接最大允许容量的光伏组件，因此，每台逆变器可连接光伏组件功率为550kW，多晶硅组件峰值功率为255W。假定可以并联的支路数为N，则：（1）多晶硅光伏组件20块255W多晶硅组件串联功率为255W×20＝5100W，500kW并联支路数N=550kW/5.1kW≈108，本工程每台500kW并网逆变器推荐采用每串20块255W多晶硅光伏组件，共108串。具体连接容量根据项目区域划分综合考虑。119 光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。5.5光伏方阵布置5.5.1方阵倾角、方位角设计项目所在地为山东冠县某某镇，利用PVSYST软件计算，该地区光伏组件面以32°倾角安装时，所接受到的辐射量最大，为1720kWh/m2，如图5-7所示。图5-7冠县某某30MW光伏电站项目光伏组件最佳倾角（PVSYST模拟）经过计算，项目现场水平面年辐射量为1526.0kwh/㎡，当光伏方阵支架倾角为32度时，光伏方阵所接受的辐射量最大，年辐射量为1720.0kwh/㎡。通过最佳倾角分析的数据对比可知，项目地区光伏组件安装倾角为32°时组件表面接收到的年辐射量为最大。利用PVSYST软件计算，项目地区光伏组件倾角32°，斜面上辐射量与水平面辐射量如下表所示：表5-7水平面与组件斜面辐射量对比表年总数水平面/kWh/m2/m组件斜面/kWh/m2/m251811.02123.0根据上表分析结果可知，本项目光伏组件以32°倾角安装斜面上辐射量为2123.0119 kWh/m2/m，比水平面辐射量提高了约12.7%。组件斜面辐射量折合成年峰值发电小时数为2123h。本项目子方阵安装最佳倾角32°。5.5.2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，固定安装的太阳电池组件要据组件支架倾斜角度安装，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列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，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。计算当太阳能电池组件方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示。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。计算公式如下：太阳高度角的公式：sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosω太阳方位角的公式：sinβ=cosδsinω/cosα式中：φ为当地纬度为36.19°；δ为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5°；ω为时角，上午9:00的时角为-43.24°。当地冬至日上午9:00的太阳高度角α=18.71°；当地冬至日上午9:00的太阳方位角β=-43.24°。119 D=cosβ×L，L=H/tanα，α=arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω)即：D=cosβ×Htan[arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω)]通过以上公式计算得到：本项目固定倾角支架的光伏组件排布方式为：光伏组件纵向单块放置，相邻东西两块光伏组件之间留有20mm的间隙，多晶硅固定支架单元倾斜面的宽为3320mm。H＝3320×sin31°≈1710mm（式中31°为安装倾角）则：D南北=cosβ×L≈3682mm光伏组件倾斜31°后，光伏组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下光伏组件产生阴影，为保证在本项目选址地处，冬至日上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡，经计算，光伏组件倾斜后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排安装距离，如下列图表所示：3682mm1710mm310310因此，当固定光伏方阵的南北中心间距为3682mm时可以保证南、北两排方阵在上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡，为节约成本，场地不做整体场平，考虑到场地局部凹凸不平会有高差，为了使就地安装的光伏方阵前后排仍不会有阴影影响，同时为便于施工及道路转弯半径的设置，取光伏组件方阵间距D为4152mm，此时光伏方阵前后排中心间距为7000mm。光伏组件最低点距地面距离H选取主要考虑当地最大积雪深度、当地洪水水位、防止动物破坏及泥和沙溅上光伏组件，因此，根据以往工程的设计经验及工程建设经验，确定本项目的光伏组件最低点距地面距离为0.3m～0.5m内较为合适。119 5.6模块化设计由于光伏组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：系统安装容量为30MWp，设置60台500kW逆变器。本电站设15个子系统，每子系统设有1台2000kVA变压器及4台500kV的逆变器室。15个发电单元升压变T接形成1回集电线路引至10kV进线柜。10kV光伏电站配电室进线1回（发电用），出线1回，就近接入电网。这样设计有如下好处：1）各发电单元各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2）每个发电单元是单独的模块，由于整个30MW光伏发电系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3）有利于工程分步实施；4）减少光伏组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的综合效率；5）每个发电单元的布置均相同，保证发电单元外观的一致性及其输出电性能的一致性。5.7系统效率计算冠县地区水平面年均日照辐射总量为5494MJ/㎡，属于太阳能资源二类地区，具有建设光伏发电项目较好的光照条件。利用PVSYST软件计算本项目光伏组件以32°倾角固定安装后，倾斜面年均辐射量为7664MJ/m²，折合年峰值日照小时数为2123小时。根据目前国内已经建成的光伏电站运行数据可知，我国常规光伏电站效率普遍在75%左右，通常修正系数如下表所示。119 表5-8系统效率估算修正系统统计表序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1太阳入射角损失97%72.98%2辐射强度损失96%3阴影损失96%4温度损失97%5组件质量损失99%6组件串并联不匹配损失98%7直流电缆线损97%8并网逆变器效率损失96%9变压器效率损失97%10交流电缆线损98%11其它损失（故障检修停机等）98%本工程暂不考虑气候极端变化等不可预见自然现象。5.8发电量估算（1）原始条件及数据：1）最佳倾角年发电小时数：2123h2）系统效率：72.98%3）组件年衰减率：第一年衰减2.5%，之后衰减率稳定为0.729%（组件厂家实测数据）。4）装机容量：30MWp（2）计算结果：119 表5-9发电量一览表年数发电量（MWh）发电小时（h）第1年543366001811.22第2年529781851793.11第3年525919741775.18第4年522085791757.42第5年518279781739.85第6年514501521722.45第7年510750801705.23第8年507027431688.18第9年503331201671.29第10年499661921654.58第11年496019381638.03第12年492403401621.65第13年488813781605.44第14年485250331589.38第15年481712851573.49第16年478201171557.75第17年474715081542.18第18年471254411526.76第19年467818961511.49第20年464408561496.37第21年461023021481.41第22年457662161466.6第23年454325811451.93第24年451013771437.41第25年447725881423.0425年总和122470545940241.4425年平均489882181609.66119 第六章电气6.1电气一次部分6.1.1设计依据1光伏发电站有关设计规程规范《太阳光伏能源系统术语》（GB/T2297-1989）《太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程》（DGJ32/J87-2009）《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》（CECS85-1996）《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-1996）《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》SJ/T11127-1997《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T19964-2012《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB/T20046-2006《光伏发电站接入电网技术规定》Q/GDW617-20112其它国家及行业设计规程规范《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-1995《35～110kV变电所设计规范》GB50059-1992《电力勘测设计制图统一规定》SDGJ42-1984《火力发电厂与变电站设计防火规范》G50299-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-1992《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-1996《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《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001《箱式变电站技术条件》DL/T537-2002119 《外壳防护等级（IP代码）》GB4208-2008《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007《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《多功能电能表》DL/T614-2007《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《电能质量电压波动和闪变》GB12326-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008《电能质量公用电网谐波》GB／T14549-1993《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。6.1.2接入电力系统方案本光伏项目，推荐采用分块发电、就地升压、集中并网方案。综合考虑光伏电站装机规模及就地电网电压等级，本光伏电站并网电压选用110kV。光伏组件阵列经直流汇流、逆变、升压接入站内10kV配电装置，最终以一回110kV线路送至附近变电站。6.1.3电气主接线1）本期光伏工程利用一般耕地在不改变土地性质和保证农业生产的情况下建设光伏电站，共安装117647块光伏组件，安装容量共30MWp，根据各光伏区域的位置及容量大小划分为15个光伏子方阵、15个光伏电气子系统。各子系统配置4台500kW光伏逆变器，共60台。本工程共设6000个光伏组件阵列，经直流汇流、逆变、升压接入站内10kV配电装置，最终以一回110kV线路送至附近变电站。2）光伏系统直流系统采用中性点不接地系统，10KV系统采用中性点不接地系统。电气主接线图详见附图：QHKJ-NC10011T-D01。6.1.4主要电气设备的选择与布置6.1.4.1短路电流计算119 由于缺少系统侧短路电流资料，电站10kV侧设备短路水平暂按25kA选择。6.1.4.2主要电气设备选择：（1）升压变升压变额定容量按2000kVA考虑，共15台。采用箱型干式变压器，配温控仪。变压器装设带报警及跳闸信号的温控装置。温度信号通过通讯接入监控系统，温度跳闸由监控系统对综合自动化保护装置进行遥控，10kV高压开关柜动作于跳闸。（2）10kV配电装置选用中置式空气绝缘开关柜。柜内断路器选用真空断路器，额定电流按1250A选择，开断电流按31.5kA选择。（3）0.4kV配电装置站用低压开关柜为抽屉式开关柜，额定电压为380V，低压系统为中性点直接接地系统，额定开断电流暂定65kA。（4）逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率满足国际规定要求，减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着光伏组件接收的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。逆变器具有有功、无功功率调节功能，且可通过监控系统远程控制。本工程拟选用60台逆变器，功率为500kW，输入直流电压范围均为DC450-850V，输出交流电压分别为AC270（+10%~-15%）V，功率因数大于0.99，谐波畸变率小于3%。（5）直流汇流箱每个逆变器都连接有若干光伏组件串，这些光伏组件串通过汇流箱连接到逆变器。根据光伏方阵安装组件容量设置多种规格的光伏直流汇流箱（按进线数量多少分为8路、12路、16路），光伏汇流箱采用智能光伏直流防雷汇流箱。汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP65，每路电流最大可达10A，接入最大光伏组件串的开路电压值可达DC900V，熔断器的耐压值不小DC1000V，每路光伏组串进线回路应具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避雷器，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。汇流箱具有每路进线电流监控功能，并通过RS485119 接口将其信息上传至监控系统，方便人员监视和进行维护。汇流箱布置图详见附图：QHKJ-NC10011T-D04。（6）电缆根据《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，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆。对1kV及以下动力、控制电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆：组件之间及组串至汇流箱采用PV1-F-1x4，汇流箱至逆变器采用ZRC-YJV-0.6/1kV-2x50及ZRC-YJV-0.6/1kV-2x70，逆变器至升压变采用ZRC-YJV-0.6/1kV-1x150。对10kV电力电缆选用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆：各逆变升压单元至10kV进线柜采用ZRC-YJV-8.7/15kV-3x50电缆。10kV出线（并网）采用ZRC-YJV-8.7/15kV-3x120电缆。计算机网络电缆采用网络五类线。发电子系统通讯系统至10kV控制室监控系统之间通讯采用光纤传输。6.1.5电气设备的布置本工程设置电气综合配电房，内设二次控制室、10kV开关室、逆变升压室、无功补偿器室等，详见10kV配电房平面布置图QHKJ-NC10011T-D03。其余区域设置的逆变升压单元，采用集装箱形式安装，内设逆变单元、升压单元、10kV负荷开关柜等。各逆变-升压单元及电气综合配电房在园区的布置位置详见光伏方阵总平面布置图：QHKJ-NC10011T-J016.1.6过电压保护及接地本电站的过电压保护及绝缘配合设计按DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准规范进行。6.1.6.1直击雷保护10kV配电房采用避雷带，以保护其免受直接雷的危害。光伏组件利用其金属边框与支架基础采用接地扁钢相连后与原避雷带相连构成防直击雷的防雷保护系统。集装箱式逆变升压站采用接地扁钢将金属箱体与防雷接地网可靠连接（不少于2点）。6.1.6.2侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，10kV进/出线柜内、升压变压器10kV出口、10kV119 段母线等处处装设氧化锌避雷器。逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设避雷器。6.1.6.3接地所有电气设备不带电的金属外壳均可靠接地。本光伏电站接地按楼面为单位，分若干个独立接地区域；屋面组件接地采用-50X5镀锌扁钢将组件支架的基础型钢相连(不少于两点）；再以-50X5镀锌扁钢与原有建筑物避雷带（不少于两点）连接，通过原建筑物防雷引下线与原地下主接地网相连。组件金属边框与金属支架采用1X4mm2编织铜线螺栓连接（导线两端加装接线鼻），连接点为组件金属边框预留接地螺栓孔处和支架螺栓孔处。20kV配电房与各个逆变—升压变单元设置以水平接地体为主，以垂直接地体为辅的人工接地网，水平接地体采用50x5镀锌扁钢，垂直接地体采用50×50×5，L=2500角钢。各组件区域及配电房接地电阻不大于4欧姆，二次设备不大于1欧姆，接地电阻不能满足要求时，增加垂直接地极。系统各设备的保护接地、工作接地均不得混接，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。接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。接地电阻以满足组件厂家要求为准。6.1.7站用电站用电系统用电负荷设备主要包括：照明设备、检修、空调设备、暖通风机、开关柜控制系统、监控系统、直流系统、UPS装置等。其中控制系统及监控系统为二类负荷，供电可靠性要求较高，需双回路供电。根据光伏电站所用电负荷初步统计，电气综合配电房厂用电负荷容量约为100kW。电气综合配电房内设置站用电配电柜。以双电源供电方式，电源由园区0.4kV配电段及柴油发电机配电段以电缆方式引接。布置在光伏方阵中的逆变-升压单元内用电负荷容量约为2kW,电源由就近380/220V配电装置引接，逆变-升压单元内设置站用电配电箱。6.1.8照明系统6.1.8.1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。直流事故照明电压为DC220V。6.1.8.2照明供电方式119 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电站正常运行时供全厂运行，维护，检修，管理等使用。正常照明由低压站用开关柜供电。配电室正常照明灯具采用节能荧光灯，事故照明由直流屏供电。在各疏散出口设置疏散指示灯。电气配电间内的高、低压配电柜和母线正上方不得安装灯具。对于配电房内距离事故照明电源较远的出入口、通道、楼梯间的事故照明采用应急灯。6.1.9电缆敷设及电缆防火本站10kV配电房等建筑均设电缆沟，全站室外部分电缆采用沿屋面穿管、垂直墙面桥架、穿管或直埋敷设的方式。光伏组件间连接电缆敷设采用沿组件支架敷设方式，跨越建筑物及由房顶引下部分采用热镀锌电缆槽盒进行敷设。电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处，配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。6.1.10消防报警系统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。通过RS458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。6.2电气二次6.2.1电站的调度管理本项目采用集中控制方式，在二次设备室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥调、遥信等功能。本项目受地方供电部门管辖，接受当地电力调度部门调度管理。本电站以110kV一级电压1回出线接入系统。本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。119 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。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏发电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及110kV电气配电房的全功能综合自动化管理，实现光伏发电站与地调端的四遥功能及电站的监测管理。光伏电站有功功率、无功功率控制调节由监控系统配合逆变器系统完成。6.2.2电站的综合自动化系统电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。下面介绍各个系统的功能特点。1、计算机监控系统（1）计算机监控系统的内容光伏发电站采用无人值班式电站运行数据采集﹑显示﹑数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线(现场总线)为通讯载体，将光伏组件，并网逆变器，电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集将的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检测等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。（2）计算机监控系统的结构计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备为并网逆变器监控单元、箱式变电站、环境参数采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计量设备、公用直流等二次设备组成。2、继电保护及自动化装置（1）保护装置的选型结合本电站自动化水平的要求，本期工程采用微机型综合保护装置。（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：119 a)10kV出线保护本期工程以专线送出，送出线路配置分相光纤差动保护，后备保护采用方向过流保护。b)10kV进线保护进线设电流速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸；装设过负荷保护、接地等动作于信号。c)10kV母线10kV汇流母线配置母线差动保护装置，以保证快速切除母线故障。d)10kV就地升压变压器保护由于就地升压变压器高压侧配套负荷开关柜，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧负荷开关熔断器与低压侧空气开关。不另配置保护装置。变压器温度信号通过就地的通讯装置接入监控系统，监控系统可对就地的综合自动化保护装置进行遥控。e)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。f)故障录波器根据国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》(2011版)相关规定：“大型光伏电站应装设专用故障录波装置。”本期工程属中小型光伏电站，可不配置专用故障录波器，相关信息可在站内监控系统查阅。j)安全自动装置根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》“对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站”的要求，需配置远方跳闸装置：系统站配置一套安全自动装置，在对应光伏电站接入的西湖变电源线或主变等发生故障时，联跳光伏专线，防止光伏电站孤岛运行。h)频率电压紧急控制装置119 本工程应属中型光伏电站，配套建设一套频率电压紧急控制装置，装置应具备滑差闭锁功能以及判断短路功能，能测量光伏电源10kV并网线路的三相电压、电流、有功和无功功率、频率等，进行过/欠压、过/欠频判别，在光伏电站的运行危及系统安全稳定时实施快速解列。安全自动装置整定范围和时间应与电网调度部门对大中型光伏电站的低电压穿越能力要求、频率响应特性及系统侧重合闸时限相配合。6.2.3直流系统直流控制电源系统电压为DC220V。本工程装设220V阀控密封式铅酸免维护蓄电池组。为控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和交流不停电电源等负荷提供直流电源。根据《小型火力发电厂设计规范》(GB50049-2011)及《电力工程直流系统设计技术规程》(DL/T5044-2004)规定，220V直流系统设一组阀控式密封铅酸蓄电池及1套充电装置(高频开关电源)。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏及DC220V/48V电源模块（供远动通信装置电源）等。电站直流控制电源系统拟配置1组容量为150Ah的蓄电池、1套充电/浮充电装置和1套充放电设备，采用单母线接线方式；蓄电池和充电/浮充电装置分别连接在控制母线上。在控制母线上装设一套微机型直流系统绝缘监测装置，以监视直流系统的绝缘水平。6.2.4不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量为3kVA。6.2.5安防系统安全防范系统安装在光伏区域用于监视场地的设备和装置，防止群体性抢劫、个体性偷窃、恶作剧性损毁设备和装置，在发生上述事件时及时报警并能对现场情况进行实时录像取证，为处理非常情况提供第一手图像资料，在有人靠近厂区围栏时，给予语音警示。安全防范系统包括：视频监视和报警两部分功能。本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，视场角大、使用寿命长、抗干扰能力强的特点。现场的设备免维护，可直接用水冲洗。本电站设置一套安保系统，实现对电站主要电气设备，光伏组件方阵、主控室、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。119 6.2.6环境监测系统在光伏发电站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。6.2.7电能质量监测根据《光伏电站接入电网技术规定》，光伏电站并网点应装设满足要求的A类电能质量在线监测装置。为了对本站的电能质量(电压偏差、频率、谐波、闪变等)进行实时监测，保证电网安全，本工程在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置，并要求电能质量数据能够远传到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。6.2.8GPS同步对时装置根据《电力系统的时间同步系统第1部分：技术规范》要求，本工程应设置卫星对时系统一套，时钟具备接收GPS系统与北斗卫星导航系统的时间信号，可切换运行。卫星对时系统接收单元双重化配置，互为热备用，正常情况下各时间信号接收单元应独立接收卫星发送的时间信号；当主单元发生故障时，应能自动接收备用单元标准时钟信号，同时有报警信号输出。6.3通讯部分6.3.1系统调度及通讯本期工程配套技术先进、配置灵活、易于扩展的计算机监控系统，具备四遥功能、调度数据网络接入功能等，可满足光伏监控系统、环境监测系统等信息接入。光伏发电站调度信息拟采用光缆传送至聊城地调；最终以供电部门的意见为准。按照电网计量系统配置原则要求，本期10kV出线设置关口计量，按主副表配置。关口表计及互感器精度要求：关口计量表精度为0.2S级，具备负荷曲线分析功能，电流互感器计量级次精度为0.2S级，电压互感器计量级次的精度为0.2级，将计量信息通过数据网送至地调。根据相关部门要求，光伏工程需采用双路调度数据网上传远动信息，需配置数据网接入设备2套。根据《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全〔2006〕34号）附件119 5“发电厂二次系统安全防护方案”要求，生产控制大区I区配置主备2台纵向加密认证装置；生产控制大区II区配置主备2台纵向防火墙。若光伏电站利用本体监控系统做WEB信息发布，则需按照电力系统二次安全防护的要求，在光伏电站中设置镜像服务器一台，由镜像服务器对外做WEB信息发布，镜像服务器需由光伏电站本体建设。镜像服务器与光伏电站监控主机之间需配置正向隔离、反向隔离设备，以保证安全I区中数据信息的安全。聊城地调光伏电站配置STM—4SDH设备一套、PCM复接设备一套、电源变换器一组、通信综合屏一块、一套数配、音配、光配单元模块和一部调度电话机；对侧系统站配置STM-4光支路板2块，调度部门配套一套PCM复接设备。6.3.2站内通信系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器、直流汇流箱、保护及测控装置、计量装置、直流屏等设备进行数据监测和控制功能。本次工程布置区域比较多且相对分散，且每栋楼之间的距离较远，监控系统的布置相对较繁琐，根据该项目的特点，监控系统布置方案如下：将光伏监控室设置在项目区一角的10kV配电室（最终以接入系统审查意见为准），在逆变器室分别配置1台通讯管理机和1台带光口的以太网交换机，各通讯管理机通过以太网连接到以太网交换机，每个逆变器室内、外的设备通过RS485119 通讯电缆连接到通讯管理机。根据现场逆变器室的布置位置，将#1、#3、#4逆变器室和#2、#5逆变器室分为2个光纤通道分别接到监控室，从而实现整个光伏系统的监控。119 第七章土建工程7.1建筑电气综合配电房建筑图：电气综合配电房规模为2350m2的单层建筑，平面轴线尺寸为210米×13米，层高3.9米，钢筋混凝土框架结构，耐火等级二级。电气综合配电房外观色彩清新明快，选用白色为主色调，局部辅以明亮的色块进行点缀，与太阳能光伏电池组件方阵相得益彰。外墙采用240厚多孔砖，外墙弹性涂料，具有良好的耐候性和自洁性，以适应基地的自然环境。屋面防水采用卷材防水。地面装饰材料：10KV开关室、无功补偿室采用水泥基自流平地面，满足运行检修等工艺要求。控制室采用防静电架空活动地板（200高）。内墙面装饰材料：采用内墙乳胶漆。室内装饰材料的选用以实用、美观、环保为原则。建筑装修材料根据使用要求确定，并符合环保、易施工等要求。所有门窗的型材、玻璃、配件等抗风压性能、空气渗透性能、雨水渗透性能均符合国家有关标准规范规定。建筑防火设计中严格执行国家现行的有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定。保证人员迅速安全疏散，有防火要求的房间均采用满足防火要求的装饰材料。7.2结构7.2.1标准、规范和抗震措施《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《砌体结构设计规范》GB50003-2001《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《构筑物抗震设计规范》GB50191-93《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《钢结构设计规范》GB50017-2003《建筑地面设计规范》（GB50037-97）119 《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）《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-93）场地设计基本地震动峰值加速度为0.15g，抗震设防烈为7度，设计地震分组为第一组。其它设计参数：基本风压基本雪压支架设计使用年限0.50kN/m20.40kN/m225年7.2.2主要建(构)筑物（一）电气综合配电房电气综合配电房为钢筋混凝土框架结构。（二）光伏支架本项目主要以地面上布置的组件为主，采取钢架混凝土柱下扩展基础，钢柱刚结于柱顶上，倾角为32度。大棚上的支架采取在构造柱顶部植筋生根的方式将太阳能组件安装在温室大棚上，钢架为单根钢柱，两端悬挑，倾角为32度。7.2.3建构筑物结构主要设计原则及要求（一）支架基础根据光伏工艺布置的需要，在地面或在大棚上设置组件支架。（二）主要建（构）筑物设计参数一览表全厂主要建（构）筑物安全等级及抗震设防原则序号建（构）筑物名称建筑结构安全等级地基基础设计等级抗震设计备注抗震设防烈度抗震措施设防烈度建筑物类别抗震等级1支架二丙级77丙类三级2支架基础二丙级77丙类二级3电气综合配电房二丙级77丙类二级7.2.4主要建筑材料（一）混凝土119 现浇混凝土构件：C30素混凝土垫层：C10（二）钢材型钢和钢板：Q235B钢筋：HPB300级、HRB335级和HRB400级（三）水泥普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥及抗硫酸盐水泥等。（四）砖及砂浆砖：地面以上采用Mu10多孔砖，地面以下采用Mu15普通砖砂浆：地面以上采用为M5混合砂浆，地面以下采用M7.5水泥砂浆7.2.5地基及基础（一）地基处理：根据站址区地基土的组成、性状特征及分布特点，结合本工程建（构）筑物的特点，各建（构）筑物可考虑采用1层粉土为持力层的天然地基方案。场地内分布有一些灌溉用水沟，需进行清淤和回填平整工作。如果填土厚度较大，需采用压实填土地基作为基础持力层时，必须确保填土的质量满足设计要求并经检验合格后方可作为基础持力层。（二）基础选型建（构）筑物基础均采用钢筋砼基础。7.3采暖通风7.3.1设计标准及规范《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019－2003《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035－2004《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》GB50229－20067.3.2设计范围本次暖通设计范围详见下表：建筑号名称系统（设计的●，不设计的○）采暖通风空调备注1#1逆变器室○●○119 2#2逆变器室○●○3#3逆变器室○●○4#4逆变器室○●○…………○●○15#15逆变器室16总站○●●7.3.3通风、空调本工程拟建的逆变器室室内通风应保证系统能排除室内设备散热量，亦应保证室内空气参数控制在规范要求的范围内，满足设备的运行条件以及室内工作人员的舒适度要求，同时考虑必要的排烟措施。119 第八章消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1设计依据1)《建筑设计防火规范》GB50016-2006；2)《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006；3)《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-95(2001年修订版)；4)《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98；5)《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；6)《电力设备典型消防规程》DL5027-93；7)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；8)《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004；9)《变电站总体布置设计技术规程》DL/T5056-2007。8.1.2设计原则本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。变电站内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。8.2工程消防设计8.2.1主要建筑物火灾危险分类及耐火等级本工程新建建筑有#1-15#逆变器室。#1-15#逆变器室由集装箱改造而成，总站为混凝土建筑，15个逆变器室均为单层建筑。本工程建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分详见表8.1。表8.1火灾危险性类别和耐火等级划分表建筑名称火灾危险性类别耐火等级#1分站丁二#2分站丁二#3分站丁二119 #4分站丁二……丁二#15分站丁二总站丁二8.2.2主要场所和主要机电设备的消防设计（1）通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。（2）电缆的防火措施按规程要求执行。控制室通往电缆沟和电缆槽盒的电缆孔洞及盘面之间缝隙采用非燃烧材料堵严。通向电缆竖井、电缆沟的孔洞也采用非燃烧材料堵严。（3）加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。（4）站区内升变压器附近设置灭火器。8.2.3消防介质设计根据《火力发电厂与变电所消防设计规范》，站区内设置的配电室体积不超过3000m3，耐火等级不低于二级，且火灾危险性为戊类，本工程不设固定式灭火设备。根据不同场所需要，配置移动式消防器材。8.2.4消防电气设计根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。在逆变器室等处设有手动报警器或警铃。探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息。本工程各连接电缆、电线均采用阻燃型。消防照明：配电室等建筑设充电式应急灯，放电时间不小于30min。控制值班室设对外直拨电话（直拨119电话）。在每个发电单元附近配置干粉灭火器，用于发电单元电气设备的灭火。8.2.5通风消防设计通风空调风管穿越防火墙。通风空调风道应采用不燃材料保温，穿过处的空隙采用不燃材料封堵。逆变器室等房间设事故通风系统，风机和电机直联。通风空调设备均与火灾报警联锁，火灾时关闭暖通设备电源，火灾扑灭后采用门窗自然排烟。119 8.2.6建筑装修防火设计站区内建构筑物均按相关规范规定的火灾危险性分类和最低耐火等级要求进行设计。耐火等级二级。建筑构造防火，如梁柱、楼板、吊顶、地面等构造设计，厂房防爆泄压、安全疏散等各方面的要求，均遵照《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)等国家现行的标准进行设计。8.3施工消防8.3.1工程施工场地规划工程施工现场主要场所包括临时生活区、机械修配及综合加工厂、水泥库、木材库、钢筋库、综合仓库、油库、机械停放场及设备堆场。综合仓库包括临时的生产、生活用品仓库等。油库主要是机械用柴油、汽油和各种特种油工地用油。8.3.2施工消防规划a)施工现场消防安全组织建设1)建立安全消防领导小组，组织职工建立义务消防队。2)对进入本工程现场施工的所有单位，不论总包分包形式如何，均应签订消防安全责任书，并加强对分包单位的监督作用。3)有专人定期检查、管理灭火器具，做好各类安全生产，如实反映现场安全生产管理状况，凡是检查中发现的问题，必须定人、定时间、定措施整改，整改后进行验证，消除事故隐患。b)现场防火要求1)现场四周道路必须保证消防边道畅通。2)配电室配置二氧化碳气体灭火器或干粉灭火器。3)木材库、综合仓库每25㎡面积配置不少于一具干粉灭火器。c)施工现场临时生活区防火安全管理1)临时生活区应与施工主体建筑保持足够的防火间距，在防火间距内严禁放材料。2)临时生活区内严禁使用电炉和乱拉乱接电线，禁用大功率灯泡照明或碘钨灯。3)临时生活区每幢配备2具干粉灭火器。d)灭火预案当本工程发生火灾时，项目防火领导小组成员要及时组织义务消防队员和施工人119 员，应进行灭火、疏散等应急措施。1)报警。当项目施工人员发现火灾时向周围人员大声呼喊报警，召集其他人员前来参加扑救。并及时拨打“119”报警。2)灭火。当项目义务消防队接到报警后，立即按事先指定分工及疏散计划实施人员疏散及灭火工作。义务消防队队员分组使用项目各种灭火设施及时灭火。3)断电。如发生电气火灾，或者火势威协到电气线路时，或电器设备和电气影响灭火人员安全时，首先要及时切断电源，再进行灭火。4)防爆。工地用油等易燃易爆物品处于或可能受到火灾威胁时，迅速转移到安全地带，并派人专管。5)救护。对受伤人员应立即送往医院抢救。8.3.3易燃易爆仓库消防易燃易爆仓库主要为油库。油库内工地用油包括机械用柴油、汽油和各种特种油，专库存放，专人负责。保持阴凉通风，夏季室内温度超过35℃必须采取降温措施。油库电气设备必须符合防爆要求。油库位置位于施工仓库附近且需保持一定距离。8.4附表序号名称规格单位数量备注1手提式干粉灭火器磷酸铵盐干粉，4kg/具具402推车式干粉灭火器磷酸铵盐干粉，20kg/具具408.5给排水设计8.5.1设计标准及规范（1）火力发电厂水工设计规范（DL/T5339－2006）（2）室外给水设计规范GB50013－2006）（3）室外排水设计规范（GB50014－2006）（4）建筑给水排水设计规范（GB50015－2003）（5）《给水排水管道工程施工及验收规范》（GBJ50268－97）8.5.2主要设计原则、功能及配置主要设计原则（1）站区内设给水管网，供站区光伏电池板定期擦洗用水。给水水源为河循环水。119 （2）擦洗过的水排入站区原有的生活污水管网。8.5.3给排水系统设计8.5.3.1给水系统（1）给水水源给水水源为周边池塘水。（2）给水系统设置给水系统为站区的光伏组件定期擦洗用水供水系统。8.5.3.2排水系统擦洗过的水排入原有下水道。119 第九章施工组织设计9.1工程概况本工程为冠县某某镇30MW光伏农业生态科技园电站项目，光伏农业电站占地面积约为851亩。组件安装在一般农田地面上、园区配套设施建筑上。9.2工程范围本工程包括设施农业大棚及光伏发电系统内的施工组织设计、设备制造、采购安装、调试并网发电和技术服务等。9.3工程实施目标9.3.1工期目标：本工程从设计到并网发电，总的工期控制在10个月以内。9.3.2质量目标：（1）设计：方案优化、工艺先进、严格评审、供图及时，设计优良品率﹥95％，设计变更率≯2%。（2）设备：选型合理、技术可靠、严格监造、准点供货、设备无缺陷（3）安装：安装工程合格率100％，安装工程优良率≥90％。（4）调试：试运项目验收优良率90%以上，主要仪表投入率100％、自动投入率100％；并网发电一次成功。9.3.3环境、职业健康安全目标：（1）人身死亡事故及人员责任事故、重大设备事故、职业病、火灾事故、员工重伤事故均为零；员工轻伤事故为零。（2）不因设计、采购、施工、调试运行等原因而导致工程建设、运行及影响主体锅炉安全生产运行的质量、环境和安全事故发生。（3）项目实施过程中不发生重大环境污染事故。9.4施工总平面规划布置119 9.4.1施工平面布置原则施工总平面布置合理与否，将直接关系到施工进度和施工安全，为保证施工顺利进行，具体施工平面布置原则如下：(1)在满足施工条件下，尽量节约施工用地，特别是尽量减少对道路的占用。(2)满足施工需要和文明施工的前提下，尽可能减少临时设施的投资。(3)在保证场内交通运输畅通和满足施工对材料要求的前提下，最大限度地减少场内运输，特别是减少场内二次搬运。(4)符合施工现场卫生、安全技术要求及防火规范要求。9.4.2现场平面布置方案为便于工程文明施工管理，结合本工程现场条件，将生产区、办公区及生活区严格分开，各区根据自身特点制定不同的管理制度，依据工程总体施工进度计划和各施工阶段的用地需求，进行布置。(1)施工临设办公区布置：办公区设有小五金及贵重物资仓库，办公室，会议室等，办公区的布置服从业主安排。生活区布置：现场不布置生活区，拟租用民房以解决工人住宿。构件拼装场地：5000平米工具房、仓库：1000平米设备、材料堆放场地：2000平米以上施工临设场地由业主协调提供。(2)平面管理办法施工平面管理由项目经理总负责，由施工主管、材料部门、机械管理部门、后勤组织部门实施，按平面分片包干管理措施进行管理。施工现场按照CI标准设置“六牌一图”。即质量方针、工程概况、施工进度计划、文明施工分片包干区、质量管理机械、安全生产责任制、施工总平面布置图。9.4.3力能供运考虑电量不大，不再另行设水电供给设施，在光电系统施工过程中的用水用电，由总包预留出接驳位置，提供施工用水及II级配电箱。用水用电量由我司经过计算确定。(1)用水计划119 由于施工区域比较分散，施工用水不多。光伏面板支架基础施工过用水拟通过总包方同业主方协调，就近接引。在光电系统安装完成后，进行淋水试验时采用消防用水管道供水。(2)用电计划现场施工时主要的机电设备是电焊机、电动切割锯、电钻等，用电量最大的是电焊机，电路布置应以电焊机的布置为主要考虑因素，总的用电负荷约200kW。在使用总包方供电、供水设施时，我司单独装表计量，按表交费。9.5主要工程项目的施工方案9.5.1安装前的准备工作安装组件前，应根据组件参数对每个光伏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装在同一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串联。组件接线盒上穿线孔应加工完毕。9.5.2光伏组件系统安装9.5.2.1支架底梁安装a.钢支柱的安装，钢支柱应竖直安装，与钢网架良好的结合。连接槽钢底框时，槽钢底框的对角线误差不大于±10mm，检验底梁（分前后横梁）和固定块。如发现前后横梁因运输造成变形，应先将前后横梁校直。具体方法如下：先根据图纸把钢支柱分清前后，把钢支柱底脚与基础预埋铁板连接，然后防腐处理。再根据图纸安装支柱间的连接杆，安装连接杆时应注意连接杆应将表面放在光伏站的外侧，并把螺丝拧至六分紧。b.根据图纸区分前后横梁，以免将其混装。c.将前、后固定块分别安装在前后横梁上，注意勿将螺栓紧固。d.支架前后底梁安装。将前、后横梁放置于钢支柱上，连接底横梁，并用水平仪将底横梁调平调直，并将底梁与钢支柱固定。e.调平好前后梁后，再把所有螺丝紧固，紧固螺丝时应先把所有螺丝拧至八分紧后，再次对前后梁进行校正。合格后再逐个紧固。9.5.2.2光伏组件杆件安装a.检查光伏组件杆件的完好性。119 b.根据图纸安装光伏组件杆件。为了保证支架的可调余量，不得将连接螺栓紧固。9.5.2.3光伏组件安装面的粗调a.调整首末两根光伏组件固定杆的位置的并将其紧固紧。b.将放线绳系于首末两根光伏组件固定杆的上下两端，并将其绷紧。c.以放线绳为基准分别调整其余光伏组件固定杆，使其在一个平面内。d.预紧固所有螺栓。9.5.2.4光伏组件的进场检验a.光伏组件应无变形、玻璃无损坏、划伤及裂纹。b.测量光伏组件在阳光下的开路电压，光伏组件输出端与标识正负应吻合。光伏组件正面玻璃无裂纹和损伤，背面无划伤毛刺等。9.5.2.5光伏组件安装机械准备：用叉车把光伏组件运到方阵的行或列之间的通道上，目的是加快施工人员的安装速度。在运输过程中要注意不能碰撞到支架，不能堆积过高（可参照厂家说明书）。a.光伏组件在运输和保管过程中，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动，不得横置重压。b.光伏组件的安装应自下而上，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固光伏组件螺栓。安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃；光伏组件的联接螺栓应有弹簧垫圈和平垫圈，紧固后应将螺栓露出部分及螺母涂刷油漆，做防松处理。并且在各项安装结束后进行补漆；光伏组件安装必须作到横平竖直，同方阵内的光伏组件间距保持一致；注意光伏组件的接线盒的方向。9.5.2.6光伏组件调平a.将两根放线绳分别系于光伏组件方阵的上下两端，并将其绷紧。b.以放线绳为基准分别调整其余光伏组件，使其在一个平面内。c.紧固所有螺栓。9.5.2.7光伏组件接线①根据电站设计图纸确定光伏组件的接线方式。②光伏组件连线均应符合设计图纸的要求。119 ③接线采用多股铜芯线，接线前应先将线头搪锡处理。④接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串光伏组件连接完毕后，应检查光伏组件串开路电压是否正确，连接无误后断开一块光伏组件的接线，保证后续工序的安全操作。⑤将光伏组件串与控制器的连接电缆连接，电缆的金属铠装应接地处理。9.5.2.8方阵布线组件方阵的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量布线方式应符合设计图纸的规定。应选用不同颜色导线作为正极（红）负极（蓝）和串联连接线，导线规格应符合设计规定。连接导线的接头应镀锡截面大于6㎜的多股导线应加装铜接头（鼻子），截面小于6㎜的单芯导线在组件接盒线打接头圈连接时线头弯曲方向应与紧固螺丝方向一致每处接线端最多允许两根芯线，且两根芯线间应加垫片，所有接线螺丝均应拧紧。方阵组件布线完毕应按施工图检查核对布线是否正确。组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲防雨水流入接线盒。组件连线和方阵引出电缆应用固定卡固定或绑扎在机架上。方阵布线及检测完毕应盖上并锁紧所有接线盒盒盖。方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。9.5.2.9方阵测试测试条件：天气晴朗，太阳周围无云，太阳总辐照度不低于700W/m2。在测试周期内的辐照不稳定度不应大于±1％，辐照不稳定度的计算按《地面用太阳电池电性能测试方法》中相关规定。被测方阵表面应清洁。技术参数测试及要求：方阵的电性能参数测试按《地面用太阳电池电性能测试方法》和《光伏组件参数测量方法（地面用）》的有关规定进行。方阵的开路电压应符合设计规定。方阵实测的最大输出功率不应低于各组件最大输出功率总和的60％。方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻不应低于50MΩ。9.5.3变配电系统逆变器、配电柜安装119 9.5.3.1逆变器、配电柜安装打开包装箱，分别检查逆变器及配电柜的完好情况；检查配电柜、逆变器各开关初始位置是否正确，断开所有输出、输入开关；将主接线盒的方阵输入电缆分别接至控制器各端子；将逆变器交流输出电缆接至交流配电箱的输入端；将逆变器直流输入电缆接至控制器负载输出端；将外电网电缆接至交流配电箱的输出端子。9.5.3.2电源馈线敷设方阵电缆的规格和敷设路由应符合设计规定。馈电线穿过穿线管后应按设计要求对管口进行防水处理。电缆及馈线应采用整段线料不得在中间接头电源馈线正负极两端应有统一红（正极）蓝（负极）标志，安装后的电缆剖头处必须用胶带和护套封扎。9.5.3.3通电检查通电试验电压表、电流表表针指在零位、无卡阻现象。开关、闸刀应转换灵活，接触紧密。熔丝容量规格应符合规定、标志准确。接线正确、无碰地、短路、虚焊等情况，设备及机内布线对地绝缘电阻应符合厂家说明书规定。通电试验步骤方阵输入回路应设有防反充二极管。应能测试方阵的开路电压、短路电流。输出电压的稳定精度应符合设计要求。能提供直流回路的电流监视信号。电源馈线的线间及线对地间的绝缘电坐应在相对湿度不大于80％时用500V兆欧表测量绝缘电阻应大于1MΩ。各电源馈线的电压降应符合设计规定。方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻、耐压强度应符合设计规定。9.5.4防雷接地安装施工顺序：接地极安装→接地网连接→接地网由接地体和接地扁钢组成。地网分布在立柱支架周围,接地体采用热镀锌角钢。接地极一端加工成尖头形状,方便打入地下。接地线应采用绝缘电线，且必须用整线，中间不许有接头。接地线应能保证短路时热稳定的要求，其截面积不得小于6mm2119 ，避雷器的接地线应选择在距离接地体最近的位置。接地体与接地线的连接处要焊接；接地线与设备可用螺栓连接。接地扁铁采用热镀锌扁钢,接地扁钢应垂直与接地体焊接在一起；以增大与土壤的接触面积。最后扁钢和立柱的底板焊接在一起.焊后应作防腐处理,应采用防腐导电涂料.回添土尽量选择碎土，土壤中不应含有石块和垃圾。9.5.5整体汇线①整体汇线前事先考虑好走线方向，然后向配电柜放线。光伏组件连线应采用双护套多股铜软线,放线完毕后可穿￠32PVC管。线管要做到横平竖直,柜体内部的电线应用色带包裹为一个整体，以免影响美观性。②关掉电池的空气开关。连接好蓄电池连线。线的颜色要分开。红色为正。黑色为负。③连接光伏组件连线。同样要先断开开关。④连接控制器到逆变器的电源连接线。负载线应根据光伏发电站和移动直放站的位置，去确定架空或地埋的方式。⑤电缆线敷设施工准备→放线→电缆沟开挖→预埋配管和埋件→电缆敷设→电缆沟回填→接线a、施工准备电缆穿越墙体、基础和道路时均应采用镀锌保护管，保护管在敷设前进行外观检查，内外表面是否光滑，线管切割用钢锯，端口应将毛刺处理。b、预埋配管暗配的线管宜沿最短的线路敷设并减少弯曲，埋入墙或地基内的管子，离表面的净距离不应小于15mm，管口及时加管堵封闭严密。c、管内穿线管路必须做好可靠的跨接，跨接线端面应按相应的管线直径选择。d、电缆敷设电缆敷设前电缆沟应通过验收合格；铠装电缆直接埋地敷设，电缆埋设段内严禁接头。9.5.6整体防腐施工完工后应对整个钢结构进行整体防锈处理，可用防锈漆进行涂装，但涂装次数不得少于二遍，中间间距时间不得少于8小时。9.5.7分部验收测试（调试工程师）9.5.7.1系统设置与接线119 并网光伏发电系统的系统接线和设备配置应符合低压电力系统设计规范和太阳能光伏发电系统的设计规范。并网光伏发电系统与电网间在联接处应有明显的带有标志的分界点，应通过变压器等进行电气隔离。检测方法：对系统设计图和配置设备清单进行检查。9.5.7.2安装、布线、防水工程检查光伏方阵、逆变器、并网保护装置等设备安装应符合设计施工图的要求，布线、防水等建筑工程应符合相关要求。检测方法：对光伏方阵、逆变器、并网保护装置等设备的安装对照设计施工图进行检查，验证是否一致；检查安装、布线、防水等工程的施工记录。9.5.7.3防雷接地光伏方阵必须有可靠的接地网防雷措施。检测方法：检查光伏方阵的接地线与防雷接地线是否牢固连接。9.5.7.4绝缘性能绝缘电阻光伏方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的用DC1000V欧姆表测量绝缘电阻应不小于1MΩ。试验方法：将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC1000V欧姆表测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。9.5.7.5绝缘耐压光伏方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的应能承受AC2000V，1分钟工频交流耐压，无闪络、无击穿现象。试验方法：将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘耐压。9.5.7.6工作特性试验并网光伏发电系统应在现场对其主要设计工作特性进行验证检测，以证明其符合性。并网光伏发电系统的起动和停止，应符合设计的功率（电压）值并经一定延时确认后动作，防止出现频繁起动和停止现象。119 试验方法：调整（模拟）光伏方阵的发电功率（电压）达到设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统起动并入电网运行；调整（模拟）光伏方阵的发电功率（电压）低于设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统停止与电网解列运行；起动/停止动作值应符合设计文件的要求。9.5.7.7交流电源跟踪当电网电压和频率在设定范围内变化时,并网光伏发电系统的输出应可跟踪电网电压和频率的变化，稳定运行。交流输出功率，交流输出电流(高次谐波)，功率因数应符合设计值。试验方法：调整（模拟）电网的电压和频率在规定范围内变化，观察并网光伏发电系统的输出可以跟踪这种变化，且稳定运行。9.5.7.8效率并网光伏发电系统在额定输出的25%、50%、100%时，转换效率应符合设计要求。试验方法：在并网光伏发电系统输出在额定值的25%、50%、100%，偏差±10%以内时，测量光伏组件方阵输出的直流功率和系统输出的交流功率，计算转换效率，应符合设计要求。9.5.7.9电压与频率为了使交流负载正常工作，并网光伏发电系统的电压和频率应与电网相匹配。电网额定电压为35kV，额定频率为50Hz。正常运行时，电网公共连接点（PCC）处的电压允许偏差应符合GB12325-90。三相电压的允许偏差为额定电压的±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。并网光伏发电系统应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏系统的频率允许偏差应符合GB/T15945-1995，即偏差值允许±0.5Hz。频率工作范围应在49.5Hz～50.5Hz之间。试验方法：在并网光伏发电系统正常运行时，测量解并列点处的电压和频率应符合上述要求。9.5.7.10电压电流畸变率并网光伏发电系统在运行时不应造成电网电压波形过度的畸变，和/或导致注入电网过度的谐波电流。在额定输出时电压总谐波畸变率限值5%，各次谐波电压含有率限值3%，在50%和100%额定输出时电流总谐波畸变率限值为5%，各次谐波电流含有率限值为3%。试验方法：用谐波测量仪在并网光伏发电系统输出50%和119 100%时，测量解并列点处的电压和电流总谐波畸变率和各次谐波含有率。9.5.7.11功率因数光伏系统的平均功率因数在50%额定输出时应不小于0.85，在100%额定输出时应不小于0.90。试验方法：用功率因数表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的功率因数应符合上述要求。9.5.7.12电压不平衡度(仅对三相输出)光伏系统（仅对三相输出）的运行，三相电压不平衡度指标满足GB/T15543－1995规定。即电网公共连接点（PCC）处的三相电压允许不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。试验方法：用电压表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的三相输出电压应符合上述要求。9.5.7.13安全与保护试验并网光伏发电系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，防止事故范围扩大，应设置相应的并网保护装置。过/欠压当并网光伏发电系统电网接口处电压超出规定电压范围时，过／欠电压保护应在0.2～2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠电压检测回路中施加规定的交流电压值，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。过/欠频当并网光伏发电系统电网接口处频率超出规定的频率范围时，过／欠频率保护应在0.2～2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠频率检测回路中施加规定的交流频率信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。防孤岛效应当并网光伏发电系统的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应，应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。防孤岛效应保护应在2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：并网光伏发电系统运行中，调整阻性负荷，使电网向负荷的供电功率接近于零（小于额定功率的5%），模拟电网失电，检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。电网恢复119 由于超限导致光伏系统离网后，光伏系统应保持离网，直到电网恢复到允许的电压和频率范围后150秒以上才可再并网。试验方法：在过/欠压、过/欠频、防孤岛效应保护检测时，恢复保护装置工作范围，并网光伏系统应在规定时间后再并网。短路保护光伏系统对电网应设置短路保护，电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1秒以内将光伏系统与电网断开。试验方法：在解并列点处模拟电网短路，测量逆变器的输出电流及解列时间。方向功率保护对无逆潮流光伏并网发电系统，当电网接口处逆潮流为逆变器额定输出的5%时，方向功率保护应在0.2～2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在方向功率保护检测回路中施加规定的交流信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。9.5.8系统调试9.5.8.1系统调试前准备工作系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试、充电蓄电池组的检测、光伏方阵输出电压的检测、控制器调试。光伏组件方阵的仰角方向宜保持一致，满足最大采光要求。光伏组件安装纵向中心线和支架纵向中心线应一致，横向水平线应与地面形成设计度角，倾斜方向应该是符合设计要求。紧固后目测应无歪斜。支架固定牢靠，可抵抗7-8级风。避雷设备符合所有安装要求。汇流盒及护线PVC管必须做到100%防水保护、安装牢固。系统安装使用的支架、抱箍、螺栓、压板等金属构件应进行热镀锌处理，防腐质量应符合现行国家标准《金属覆盖及其他有关覆盖层维氏和努氏显微硬度试验》（GB/T9700）、《热喷涂金属件表面预处理通则》（GB/T11373）、现行行业标准《钢铁热浸铝工艺及质量检验》（ZBJ36011）的有关规定。各种螺母紧固，宜加垫片和弹簧垫。紧固后螺出螺母不得少于两个螺距。安装完成后进行检查，确认无误，方可进行分项调试。各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。9.5.8.2调试流程9.5.8.2.1调试之前做好下列工作准备：119 （1）应有运行调试方案，内容包括调试目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；（2）按运行调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格；（3）熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握光伏组件，逆变器，光伏系统工作原理；（4）光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作；（5）检查太阳能光伏接线是否正确，逆变器、并网柜的接线是否正确；（6）检查光伏组件的二极管连接是否正确；（7）检查保护装置、电气设备接线是否符合图纸要求。9.5.8.2.2通信网络检测（1）检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；（2）检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；（3）检查计算机间的通信联接是否正常。9.5.8.2.3系统性能的检测与调试电站运行前，运行维护人员必须做好一切准备工作：检查送电线路有无可能导致供电系统短路或断路的情况；确认输配电线路无人作业，确认系统中所有隔离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确认光伏组件方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全启动的重要环节。逆变器并网前首先进行以下测试：①对太阳能发电系统进行绝缘测试，测试合格方可并网；②测试直流防雷箱输出（或逆变器进线端）电压，判断光伏组件输出是否正常；③测量并网点的电压，频率是否在逆变器的并网范围；④待以上测试完成并达到并网条件时，方可以进行并网调试；⑤将测试逆变器的输入输出隔离开关闭合，并将并网柜相应的断路器合上，观察并网电压及电流是否正常，查看逆变器各项参数是否正常，如此操作直到各个逆变器工作正常。将所有逆变器连接上通讯线，同时连接上数据采集器及传感器，通过通讯线将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电系统各项参数及指标是否正常，调整逆变器，数据采集器，监控软件的相关设置，使监控系统正常。119 启动系统设备，观察逆变器，并网柜是否正常工作；检查监控软件是否正常显示光伏系统发电量，电压，频率等系统参数。电能质量测试：上图所示电路是对光伏并网发电量系统测量的一个测试框图。如果电网的电压和频率的偏差可以保持在最高允许偏差的50%及以内，则“电压和频率可调的净化交流电源（模拟电网）”可以省略，直流将系统接入电网进行测试。（1）正常运行时，本光伏系统和电网接口处的电压允许偏差符合GB/T12325-1990的规定，三相电压的允许偏差为额定电压±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。（2）光伏系统与电网同步运行，电网额定频率为50Hz，光伏系统并网后的频率允许偏差符合GB/T15945-1995的规定，即输出频率允许偏差为额定频率±0.5Hz。（3）光伏系统工作时不应造成电网电压波形过度的畸变和导致注入电网过度的谐波电流。并网逆变器额定输出时，电流总谐波畸变限值小于逆变器额定输出的5%。（4）光伏系统的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数不小于0.9。（5）光伏系统并网运行时，电网接口处的三相电压不平衡度不超过GB/T15543规定的数值，允许值为2%，短时不超过4%。（6）光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不超过其交流额定值的1%。根据现场的具体情况，本司还将配备以下的测量仪器：兆欧表，精度等级不低于1.5级，500V；温度传感器或具有测温功能的万用电表，精度1℃；电流表，精度不低于0.5级；电压表，精度不低于0.5级；温度计，分度值不大于1℃；频率计；谐波仪；水平仪等。9.6项目实施综合控制轮廓进度9.6.1项目实施计划由于本工程主要利用现有开阔地、新建建筑物面积较小，施工周期相对较短。本工程采用连续建设，分期并网方案，整个工程周期控制在10个月内，其中：主设备招投标及采购：1.5个月；初步设计及施工图设计：2个月；其它设备、材料采购：1.5个月；土建施工：2个月；设备安装：1.5个月；119 单体调试、联合调试：0.5个月；9.6.2项目实施初步进度项目实施初步进度见表9-1。表9-1项目实施初步进度表进度建设周期10个月项目12345678910111.主设备招标2.初步设计及施工图设计3.其他设备、材料采购4.土建5.设备安装6.调试119 第十章工程管理设计10.1工程管理机构冠县某某镇30MW光伏农业生态园电站项目建成后，地面光伏方阵和电气设备拟实行统一管理，接受专门设立的运营机构集中管理。根据生产和经营需要，结合光伏发电站的运行特点，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人(1992)64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”，及原电力部颁发的电安生(1996)572号文件“关于颁发《电力行业一流水力发电厂考核标准》(试行)的通知”的意见，结合新建本光伏发电站的具体情况，本光伏发电站和综合楼按“无人值班，少人值守”的原则设计。本项目投运后公司组织机构设置如下：�项目公司总经理，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。�综合管理/安全质量部，负责项目运营期间的财务、人力资源、文秘档案、信息；安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作。�运行检修部，负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作，设运行值长10人，运行值班员40人，实行三值两运转。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生费用计入光伏电站运行成本。10.2主要管理设施冠县基础设施完善，全县辖区范围内交通网络四通八达。建设地址位于冠县某某镇，临莘路以西，场内道路既要满足临时施工要求，又要满足将来光伏电站的检修维护的要求。本工程为光伏电站，施工安装工程量小，其用水量少。施工生产、生活用水由主体工程提供。本工程施工临时用电负荷按500kVA考虑，因本工程与主体工程同步建设、同时完工，故施工用电自主体工程施工用电引接。10.3电站运行维护、回收及拆除10.3.1计划检修和维护119 项目公司应准备光伏发电站的检验与维护手册，内容应包括进行定期和年度检验、日常维护、大修维护和年度维护的程序和计划，以及调整和改进检验及维护的安排程序。项目公司对于其主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和太阳辐射年内变化规律提出建议，该建议应递交调度机构并经调度机构同意后纳入计划停运。10.3.2检修与维护管理10.3.2.1组织形式针对本工程规模大、光伏组件数量多，组织形式拟采用分散流水式作业。将整个维护工作根据工作性质分为若干阶段，科学合理地分配工作任务，实现专业分工协作，使各项工作之间最大限度地合理衔接，以更好的保证工作质量，提高劳动生产率。10.3.2.2组织管理1)坚持“质量第一”的思想，认真切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。2)认真分析设备状况，科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。3)对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和太阳辐射年内变化规律特征提出建议，该建议应递交调度机构并经确认后纳入计划停运。4)年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。5)应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。6)在编制下一年度检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。7)建立和健全设备检修的费用管理制度。8)119 严格执行各项技术监督制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好每组光伏组件的维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。10.3.3工程运行10.3.3.1日常维护计划编制光伏发电站的日常维护计划编制主要是方便日常维护人员对光伏系统进行日常检查，及时发现隐患并得以排除，日常维护的内容主要包括：a)光伏组件方阵1)检查表面有无污物、破损；2)检查支架是否腐蚀、生锈；3)检查外部布线是否破损；4)检查接地线的损伤，接地端是否松动。b)电气部分1)接线箱、功率调节器的外壳是否腐蚀、生锈；2)接线箱、功率调节器的外部布线是否损伤；3)功率调节器工作时声音是否正常，有否异味产生；4)功率调节器换气口过滤网是否堵塞；5)电缆接线端子的检查与紧固；6)模块式插件检查与紧固；7)防雷系统检查；8)接地装置检查；9)控制柜柜体密封情况检查；10)显示器及控制按键开关功能检查。10.3.3.2年度例行维护安排根据光伏发电系统的设计要求和本地区的气候、环境条件，在正常运行情况下，本光伏发电站的年度例行维护周期执行下列标准：新投运的光伏组件：运行240h(一个月试运行期后)例行维护；已投运的光伏组件：每2年例行维护3次。10.3.3.3光伏组件的维护方案119 光伏组件的年度例行维护计划的编制应以光伏组件制造商提供的年度例行维护内容为主要依据，结合光伏发电系统的实际运行状况，在每个维护年度例行维护周期到来之前进行整理编制。编制计划内容主要包括工作开始时间、工作进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。光伏组件的采光面应经常保持清洁，因此，本光伏发电站在进行光伏组件日常维护时应根据光伏组件采光面的清洁程度，先用清水冲洗光伏组件采光面，再用干净纱布轻轻擦干，切勿用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭。冬季组件清理，为防止结冰，应直接用抹布进行擦拭。10.3.4工程检修方案10.3.4.1检修时间安排根据本光伏发电站的光能资源年内分布特点，每年11月份至次年1月份光能资源相对较小，光伏发电站的维修可安排在每年的11月份、12月份或1月份，确保光伏发电站的电量损失最小和操作人员的安全。10.3.4.2检修计划1)大修计划：主要确定大修项目，解决大修设备检修时间、主要材料储备、备品配件供应来源等。2)检修准备：以书面形式编制实施计划方案、施工技术措施和组织措施及人员分工等，明确安全、质量、进度、节约等方面的要求。进行安全技术交底，并落实物资材料、技术、人员等方面的准备工作。3)检修计划内容：a)检修、消缺项目的施工内容、进度控制、工期。b)特殊检修项目、消除重大设备缺陷或技术改造项目的技术措施和组织措施。4)对主设备检修前一周，应组织检修人员学习，对项目、技术措施、质量标准、安全要求进行交底。明确各岗位责任，落实检修项目总负责人和技术负责人。指定在检修中做好工时、原始记录，材料消耗记录及技术记录图表。5)检修工作中，运行及检修人员都必须严格执行工作票制度。开工前要办理工作票手续，并认真检查与运行系统隔离的安全措施。10.3.4.3检修方案119 1)检修开始后，检修负责人应迅速组织设备解体检查和必要的测绘，并做好原始记录。及时平衡人力、物力和检修进度。2)交待安全注意事项，严格执行质量标准、工艺规程和岗位责任制。3)作好检修技术记录，并及时、真实、准确、详细、清晰的登记设备台帐。4)认真做好检修机具、配件、材料管理工作，经常保持检修工具、配件、材料摆放整齐、现场整洁。5)做好检修工时定额及材料消耗定额工作。不断积累资料，分析对比，使检修工时、材料消耗定额合理先进，节约工料，防止浪费。6)电气设备在进行关键性检修时，相关责任人员应到现场监护工作。7)设备检修要达到下列要求：a)检修质量要达到规定标准并完成计划检修项目。b)消除设备上存在的缺陷。c)保护与自动装置动作可靠，仪表指示正确，信号正确齐全。d)主要经济技术指标达到设计值，或比检修前有所提高。e)现场整洁，无油污、油迹。f)检修技术记录和设备台帐正确、齐全。g)通过检修校核了配件备用图纸，测绘了缺少的备品配件图纸h)凡设备变更部分，给运行人员交代清楚，有异动报告并存档。i)每天收工和检修工作结束时，均应撤出用具，并清扫现场。8)大修后设备不允许有不合格设备出现。10.3.5拆除、清理方案电站运行期满后，考虑光伏组件由厂家负责回收及再利用。119 第十一章环境保护与水土保持11.1产业政策本项目为太阳能光伏发电项目，在《产业结构调整指导目录》（2011年本）中，太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用属鼓励类，因此本项目符合国家产业政策。11.2项目选址（1）规划符合性本光伏电站位于冠县某某镇，项目性质为新建设施农业大棚与光伏发电站，项目选址符合城市总体规划（2001－2020）在该区域布置“无污染、低能耗的高科技项目”的要求。（2）环境敏感区项目为太阳能光伏发电地面项目，项目评价范围内不涉及国家和省级自然保护区、生态功能保护区和其他需特殊保护的环境敏感区域。（3）防护距离本项目周围无卫生防护距离等限制因素。11.3清洁生产本项目建成后新增装机容量约为30MWp，年平均发电量为4898.82万kWh。与相同发电量的新建常规燃煤电厂相比，采用《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）限值指标进行计算。按标煤煤耗为330g/kWh计，每年可为国家节约标准煤16166t，每年减少排放温室效应气体二氧化碳（CO2）约42108t。每年减少排放大气污染物SO2约1270t、NOX约632t、烟尘减排量约11492t。11.4达标排放本项目光伏电站在运行期厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）1类标准限值。119 11.5总量控制本项目不产生大气污染物，运行期采暖全部采用电暖，少量生活污水经地埋式污水处理设备处理后用于场地和绿化浇洒，不外排。因此，本项目不涉及总量控制问题。11.6对区域的环境影响（1）施工期本工程施工过程中土石方的挖填很少，在未采取任何措施的情况下可能造成的新增土壤侵蚀量较低。因此，需作好基本规划和施工管理减少原有植被破坏和水土流失。本工程建设对当地植物的总体影响很小。采取生态保护和水土保持措施，使本工程对生态环境的影响和工程造成的土壤侵蚀影响减少到最小。根据预测结果施工噪声达标衰减距离最大为100m，不会对附近村庄居民产生噪声影响，但是，在居民夜间休息期间应停止产生较强噪声影响的施工作业，并对施工机械设备作好维修检查，尽量减小噪声影响。（2）运行期预测结果表明，光伏电站厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中1类标准限值。电站距离附近居民生产、生活区较远，光伏发电项目对附近居民生产、生活的噪声影响均满足GB3096-2008的1类区标准要求。本项目运行期不会对附近居民生产、生活产生噪声影响。本工程为光伏发电站，项目建设时基本不对周边生态环境产生影响，项目运行期对周边生态环境没有影响。光伏电站运营期产生的生活污水经地埋式污水处理设施处理后汇入集水池，用于站内绿化和道路洒水，不外排。光伏电站产生的废旧电池组件统一送至生产厂家维修或专业的废旧组件回收单位集中处理。配电室运行期间产生的废旧铅蓄电池临时置于站内废旧电池暂存间，并有由专业的废旧电池回收处理单位统一回收处理。本光伏电站仅有10kV箱式变压器及配电装置，电场强度和磁感应强度将远低于居民区电磁场评价标准限值，产生的无线电干扰强度将符合评价标准。光伏电站对周边电磁环境无影响。119 综上所述，本项目是清洁能源开发利用项目，符合国家能源产业发展政策，符合国家和当地环境保护要求，符合清洁生产原则。该工程建设对当地环境的影响较小，影响经采取报告表中提出的污染治理和生态恢复措施后，不会影响生态环境。本项目具有明显的节能和污染物减排效果，场址选择合理，对生态环境破坏较小，用于环保的投资较少。从环境保护角度，本工程建设是可行的。119 第十二章劳动安全和工业卫生12.1设计依据12.1.1国家主要法规《中华人民共和国劳动法》（1994）中华人民共和国主席令第28号；《中华人民共和国安全生产法》（2002）中华人民共和国主席令第70号；《中华人民共和国消防法》（1998）中华人民共和国主席令第4号；《中华人民共和国职业病防治法》（2001）中华人民共和国主席令第60号；《中华人民共和国电力法》（1995）中华人民共和国主席令第60号；《建设工程安全生产管理条例》（2003）中华人民共和国主席令第393号；《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。12.1.2设计采用的主要规范、规程和标准《风电发电场安全规程》（DL796-2001）《变电所总布置设计技术规程》（DL/T5056-1996）《高压配电装置设计规范》（GB50060-92）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-94）《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）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）关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”（国电调2002-138号）《高压配电装置设计技术规范》（SL311-2004）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）《导体和电器设备选择设计技术规定》（SDJ14-86）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）《电力职工生活福利管理和设施标准》《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）《建筑给排水设计规范》（GBJ15-88（1997年版））119 《重大危险源辩识》（GB18218-2000）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-1998）《建筑设计防火规范》（GBJ16-1987（2001年版））《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）《工业场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）《建筑防雷设计规范》GB50057-1994（2000年版）《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046-1995）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992）《作业场所局部振动卫生防护标准》（GB10434-1989）《建筑材料放射卫生防护标准》（GB6566-1986）《生产过程安全卫生设计总则》（GB12801-1991）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）《工业企业照明设计标准》（GB50034-1992）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）《安全色》（GB2893-2001）《安全标志》（GB2894-1996）《特低电压（ELV）限值》（GB/T3805-1983）《电气设备安全设计导则》（GB/T4064-1983）《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》（GB4387-1994）《工业管路的基本识别色和识别符号》（GB7231-1987）《机械设备防护罩安全要求》（GB8196-1987）《防止静电事故通过导则》（GB12158-1990）《供配电系统设计规范》（GB50052-1995）《电力设施抗震设计规范》（GB50260-1996）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-1985）《工业企业噪声测量规范》（GBJ122-1988）《噪声作业分级》（LD80-1995）《3-110kV高压配电装置设计规范》（GB50060-1992）《火力发电厂劳动安全与工业卫生设计规范》（DL5053-1996）《水力水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》（DL5061-1996）119 12.1.3编制任务与目的为贯彻“安全第一，预防为主”的工作方针，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，根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》(DL5061-1996)要求，编制劳动安全及工业卫生篇，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，对生产工艺过程中的高压、易燃、易爆、火灾、尘埃、污水、电磁辐射、噪音、腐蚀、机械伤害等有害因素，采取综合规范、治理措施。12.2劳动安全和工业卫生设计12.2.1工程运行中危害安全与卫生的因素a.变压器、变电站配电设备-触电伤害，火灾及爆炸；b.蓄电池-有害气体及火灾爆炸伤害；c.电气设备及电缆火灾-窒息、烧伤、死亡；d.高空作业-坠落及机械伤害，致残、死亡；e.风机、通风机等设备的噪声污染-低频噪声引起的听力视觉伤害，甚至导致耳聋等职业病。12.2.2安全防范措施12.2.2.1工程防火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。12.2.2.2防静电设计通风设备和通风管等均接地，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10Ω。厂外独立设置的易燃、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。12.2.2.3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地面、设备等采取避雷带或避雷针保护。119 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》GB50060-92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)高压开关具有“五防”功能即：�防带负荷分、合隔离开关�防误分、合断路器�防带电挂地线、合接地开关�防带地线合隔离开关和断路器�防误入带电间隔5)厂用变压器与配电柜布置在同一房间时，变压器设防护围栏或防护等级不低于IP2X的防护外罩。6)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。7)用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。8)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。9)供检修用携带式作业灯，符合《特低电压（LEV）限值》GB/T3805-93的有关规定。10)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。11)电气设备的外壳和钢构架在正常运行中的最高温升：�运行人员经常触及的部位不应大于30K；�运行人员不经常触及的部位不大于40K；�运行人员不触及的部位不应大于65K，并有明显的安全标志。12)电气设备的防护围栏应符合下列规定：栅状围栏的高度不应小于1.2m，最低栏杆离地面净距不应大于0.2m网状围栏的高度不应小于1.7m，网孔不应大于200mm×200mm。所有围栏的门均应装锁，并有安全标志。12.2.2.4防机械及防坠落伤害1)119 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》GB5083-85、《机械防护安全距离》GB12295-90、《机械设备防护罩安全要求》GB8196-87、《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；4)本光伏发电站设置的室外楼梯，均考虑了意外坠落影响，设置防护栏杆与扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。12.2.3安全色和安全标志对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识意识，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》GB2893-2001和《安全标志》GB2894-1996的规定，充分使用红（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、危害发生。安全色和安全标志设置的场所及类型见表12-1。表12-1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禁止标志红色电缆入口等处禁止烟火警告标志黄色电力设备的防护围栏当心触电温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人吊物孔周围的防护栏杆当心附落机修间、修配厂车间入口处当心机械伤人超过55度的钢斜梯当心滑跌主要交通道口当心车辆指令标志蓝色压缩空气设备室带护耳器提示标志绿色消防设施消火栓灭火器消防水带安全疏散通道安全通道、太平门12.2.4工业防范措施119 12.2.4.1防噪声及防振动光伏发电站按“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在配电室的中控室内，其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-1985）规定，结合本电站的特点，限制在60dB～70dB。12.2.4.2温度与湿度的控制1)通风设计中控室、配电室、逆变升压小室等房间采用机械排风，其余房间采用自然通风，以保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境。2)采暖设计配电室，采用中温辐射式电辐射板进行采暖。12.2.4.3采光与照明本光伏发电站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，各场所的照度最低值见表12-2。表12-2工作场所采光、照明最低值序号生产场所规定照度的被照面工作照明照度事故照明照度Lx混合一般一辅助生产建筑1配电室离地面0.8m水平面10052电气试验室离地面0.8m水平面300100在重要工作场所设有事故照明。在辅助生产建筑内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。12.2.4.4防尘、防污染、防腐蚀、防毒1)配电室内地面采用坚硬的、不起尘埃的材料（高标号混凝土或水磨石），清扫时采用吸尘装置。2)本光伏发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。进风口装设过滤器。3)本光伏发电站辅助生产建筑相关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。蓄电池是选用免维护型密封铅酸蓄电池，该蓄电池为全密封型，在使用时无需维护。119 4)本光伏发电站现场生活污水，根据《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）的有关规定，经必要的处理合格后，才可排放。5)设备支撑件、水管、气管、油管和风管根据不同的环境采取经济合理的防腐蚀措施。降锈、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。6)建筑材料的毒性、施射性均符合国家有关卫生标准规定，不得超标。12.3劳动安全和工业卫生管理12.3.1劳动安全与工业卫生机构设置及人员配备安全卫生管理机构必须和整个光伏发电站建设管理组织机构及人员配备统一考虑。光伏发电站建设人员在开始工作前，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，减少和预防由于失误而导致的生产事故。建立巡回检查制度、操作监护制度、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相关监测仪器设备和必要的安全宣传设备。12.3.2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。对光伏发电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预须在光伏发电站投产前经有关部门的审批。预案应对光伏发电站在建设过程中出现的突发事故有较全面的应急处理手段，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，当值运行人员应保护现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。12.3.3施工时用电作业及其他安全措施：1)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。12.3.4运行期安全与工业卫生对策措施119 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。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。变压器室和配电室装有移动式灭火栓。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。12.3.5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。12.3.6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。12.3.7其它安全措施1)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。2)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。3)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。4)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。119 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)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，确保将该光伏发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》1998年3月1日起施行；(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》；119 (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)国务院《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》；(12)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》；(13)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施工期能耗种类本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑用材料等。13.2.1施工用电施工电源从附近已有电源点接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工厂等生产、生活建筑的用电。13.2.2施工用水工程施工用水通过厂区原有给水管网取水。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5200m2。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。13.3能耗种类、数量及能耗指标本项目运行主要能耗为电和水。项目所需能耗指标表序号能源种类单位年耗量折标煤指标（当量值）折标煤t1电力万kWh56.160.1229kgce/kWh69.02119 2水m35760.0857kgce/m30.053柴油t2.01.4571t/t2.91综合能耗   71.9812.2.1电气损耗本项目能源消耗主要为园区办公和照明用电，项目用电负荷为234kW，日用电时间按8小时计算，全年工作时间按300天，预计项目全年用电量为56.16万kWh。12.2.2水资源消耗项目用水主要为工作人员生活用水，项目需配备工作人员24人，按人均日用水量为80L计算，全年工作天数为300天计算，则项目全年生活用水量为576m3。12.2.3柴油消耗本项目中柴油消耗主要为检修运输和清洗用水车辆消耗柴油，根据类似项目柴油消耗情况来看，本项目预计全年柴油消耗量为2吨。13.4主要节能降耗措施13.4.1场址选择和电站布置（1）场址选择及电站布置本项目为新建光伏电站，电站布置形式需根据拟建设电站各区域可用面积具体考虑，电站分两个区布置：管理区和生产区，功能分区明确，方便运行管理。本电站布置根据可利用面积位置尽量做到紧凑，占地面积小，地面面积利用率高，电缆长度相对较小，有利于降低工程造价、降低场内线损。（2）道路规划本项目为地面光伏发电项目，施工期的临时便道利用原有道路，光伏电站施工完成后在区内修建道路做光伏电站道路。采取上述措施将极大的节省道路造价，达到节能降耗目的。13.4.2电气设计节能降耗措施（1）系统工程119 光伏组件输出电能送至电网的过程中，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。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)导线选型结合光伏发电站有效运行小时数、建设规模、接入点电压等级、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。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、拟建电站地面条件及光伏发电站的特点，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，节省了材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。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)箱式升压站变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。c)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，到降低电能损失的目的。119 d)严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。e)采用节能灯具，可节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。13.4.3土建设计节能降耗措施13.4.3.1建筑节能（1）建筑节能设计原则a)贯彻国家有关法律法规，改善公共建筑室内环境，提高居民生活质量，并提高能源利用效率，创造节约型社会。b)采用节能设计后，与未采用节能设计的建筑物相比，全年采暖、通风、空气调节和照明的总能耗减少约50%。c)根据本工程所处气候分区，建筑必须充分满足冬季保温要求。（2）建筑节能措施配电室、逆变器室等建筑设计采取节能措施，减少土方量，减少对原生态环境的破坏。选用绝热性能好的保温材料，对保温结构进行优化设计，减少散热损失。a)建筑总平面的布置和设计，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通风。建筑物的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向。b)根据本工程所处的建筑气候分区，围护结构的热工性能应达到国家节能标准的规定。围护结构的保温隔热材料宜选用高效环保型。c)为减少热量损失，每个朝向的窗墙面积比均不应大于0.7，并且符合国家节能标准的规定。外窗可开启的面积不小于窗面积的30%。d)外门窗应采用节能门窗。屋面保温材料采用50mm厚聚苯板保温。e)外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。f)在保证室内热环境及卫生标准的前提下，做好建筑采暖、空调以及照明系统的设计，充分利用自然采光和自然通风。13.4.3.2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、减少土方量等。优化场区的道路、电缆沟及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。119 13.4.4水资源节约本工程运行期水消耗较少，主要为站内运行人员生活用水、光伏组件清洗用水。考虑到我国是一个缺水的国家，在设计中要本着节约用水的原则，使用节水节能型卫生器具。根据场地设计，合理布置清洗管线，禁止大水漫灌以节约用水。本工程已将生活污水进行了处理，不会对环境造成危害。13.4.5油料节约施工期和运行期所需油料均可由市场采购解决，对项目所在地区的能耗负荷影响很小。13.4.6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，但从光伏发电站的运行特点看，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、用油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。13.5电站节能降耗效益分析根据国际能源署(IEA)《世界能源展望2007》，中国的CO2排放指数为：0.814kg/kWh，同时，我国火电厂每发电上网1kWh，需消耗标准煤330g，排放6.2克的硫氧化物(SOx)（脱硫前统计数据）和2.1克的氮氧化物(NOx)（脱氮前统计数据），对环境和生态造成不利的影响。本工程整个25年经济寿命期内，平均年平均上网电量约4898.82万kWh。与相同发电量的火电厂相比，按照当前主力发电机组600MW发电机组平均供电煤耗水平330g/kWh计，每年可为电网节约标煤约16166吨。在其经济使用寿命25119 年使用期内，该类光伏发电项目总共节省标煤40.42万吨。该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SOx、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体CO2约42108吨；每年减少排放大气污染气体SOx约1270吨、NOx约632吨。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。本工程各项设计指针达到国内先进水平，为光伏发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。119 第十四章项目的投资估算和经济性分析14.1编制说明14.1.1工程概况本项目位于山东冠县某某镇，为多晶硅光伏组件并网电站，建设规模为30MWp，光伏组件单元经汇流箱送至园区内直流配电柜，再经变压器升压后接入110kV开关站，最后并入附近220kV变电站110kV侧实现并网发电。本项目投资估算包括购置设备、新建配套建筑物、工程建设其他费用、预备费、建设期利息等。本项目总投资28818.06万元，其中建设投资28054.46万元，建设期利息733.60万元，流动资金30万元。本项目静态总投资为28054.46万元，动态总投资28788.06万元，单位千瓦静态投资9351.49元/kW，单位千瓦动态投资（不含接入系统）9596.02元/kW。资金来源：项目资本金6418.06万元，占总投资的比例为22.3%；其余为银行贷款，贷款金额为22400万元，占总投资的比例为77.7%。14.1.2编制原则及依据1编制原则依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，按2012年三季度价格水平编制。2编制依据（1）国家能源局发布的NB/T31011-2011《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（2011年版）；（2）国家能源局发布的NB/T31010-2011《陆上风电场工程概算定额》（2011年版）；（3）国家计委、建设部计价格[2002]10号文关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知；（4）本期光伏电站初步设计资料及工程量清单；（5）其他参考：当地相关政策、文件规定。119 14.1.3基础资料1、主要机电设备价格电池组件、逆变器等设备价格根据在建、已建工程的订货合同价和厂家报价确定，其他机电设备价格参考《电力建设工程常用设备材料价格信息（2011年）》及国内现行价格水平计算。主要设备价格如下：光伏组件255WP：3.8元/wp，并网逆变器500kW：22万元/台2、人工预算单价及主要材料预算价格人工预算单价根据《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（2011年版）进行计算。材料预算价格按《电力建设工程常用设备材料价格信息（2011年）》及当地价格信息确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。人工预算单价及主要材料预算价格见表3-1。表3-1人工预算单价及主要材料预算价格表名称单位预算价格高级熟练工元/工时9.46熟练工元/工时6.99半熟练工元/工时5.44普工元/工时4.46钢筋（综合）元/t4640普通水泥32.5袋装元/t264普通水泥42.5袋装元/t310汽油93#元/t9930柴油-10#元/t8520砂元/m365碎石元/m355施工用电元/kWh1施工用水元/m3214.1.4费率指标本光伏工程取费指标参考《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（2011年版）进行计算。14.1.5其他费用计算指标一、建设用地费本工程建设用地费用按实际发生金额计入。二、建设管理费1、工程前期费：工程前期费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×0.45%。119 2、工程建设管理费：工程建设管理费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×1.10%3、建设监理费：建设监理费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×0.35%4、项目咨询服务费：项目咨询服务评审费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×0.35%5、项目技术经济评审费：项目咨询服务评审费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×0.45%6、工程验收费：工程验收费＝(建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费)×0.8%7、工程保险费：工程保险费＝（建筑工程费+安装工程费）×0.5%三、生产准备费1、生产人员培训及提前进场费：生产人员培训及提前进厂费＝(建筑工程费＋安装工程费)×0.75%2、办公及生活家具购置费：办公及生活家具购置费＝(建筑工程费＋安装工程费)×1%3、工器具及生产家具购置费：工器具及生产家具购置费＝设备购置费×0.28%4、备品备件购置费：备品备件购置费＝设备购置费×0.15%5、联合试运转费：联合试运转费＝安装工程费×0.4%四、勘察设计费根据2002年国家计委、建设部计价[2002]10号文颁发的《工程勘察设计收费标准（2002年修订本）》计算，结合工程具体情况计列。五、其他环境保护及水土保持设施补偿费按专项设计方案投资计列。14.1.6基本预备费基本预备费＝一至四部分投资合计×5％。14.1.7涨价预备费涨价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。14.1.8建设期贷款利息本项目计划申请银行贷款22400万元，建设期贷款利息按中国人民银行现行5年以上贷款利率6.55％计算，从建设起点算起借款当年按半年计息。14.1.9其他本设计概算不含送出工程投资。119 14.2电站工程投资估算表表1总概算表表2施工辅助工程概算表表3设备及安装工程概算表表4建筑工程概算表表5其他费用概算表119 表1工程总概算表单位：万元序号工程或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占投资额（%）一施工辅助工程　　135.00　135.00　1施工供电工程　　75.00　75.00　2施工供水工程　　60.00　60.00　二设备及安装工程18917.892516.04　　21433.9318917.891发电设备及安装工程15367.84924.51　　16292.3415367.842升压变电设备及安装工程2176.77492.04　　2668.812176.773控制保护设备及安装工程672.58194.73　　867.30672.584其他设备及安装工程700.71904.77　　1605.47700.71三建筑工程　　3083.29　3083.29　1发电场工程　　565.52　565.52　2房屋建筑工程　　1782.77　1782.77　3其他　　735.00　735.00　四其他费用　　　　2066.31　1项目建设管理费　　　890.82890.82　2生产准备费　　　189.40189.40　3勘察设计费　　　986.09986.09　一至四部分投资合计　　　　26718.54　五基本预备费　　　　1335.93　工程静态投资（一～五）部分合计　　　　28054.46　六价差预备费　　　　　　建设投资　　　　28054.46　七建设期利息　　　　733.60　八工程总投资（一～七）部分合计　　　　28788.06　单位千瓦的静态投资（元/千瓦）　　　　9351.49　单位千瓦的动态投资（元/瓦）　　　　9596.02　119 表2施工辅助工程概算表序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180一施工供电工程项1100100二施工供水工程项18080119 表3设备及安装工程概算表编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　　　18917.892516.04一发电设备及安装工程　　　15367.84924.511光伏组件　　　11400.00100.001.1光伏组件块1176479698.511400.00100.002支架　　　1800.00600.002.1固定式组件安装支架及大棚钢架Wp300000000.60.21800.00600.003汇流设备　　　296.7020.013.1汇流箱16路台905700370.651.303.343.2汇流箱14路台3455500370.6189.7512.793.3汇流箱12路台1055300370.655.653.894逆变及配电设备　　　1470.0020.294.1500kW逆变器台602200002146.161320.0012.884.2500kW直流防雷配电柜台60250001236.21150.007.425集电线路工程　　　401.14184.205.1PV1-F1X4电缆Km423800208015.968.745.2ZRC-YJV22-0.6/1kV-2X50电缆Km13381801548049.6320.125.3ZRC-YJV22-0.6/1kV-2X70电缆Km15456301341068.4520.125.4ZRC-YJV22-0.6/1kV-3X300+1X150电缆Km1015500082540155.0082.545.5ZRC-YJV-0.6/1KV-1X300电缆Km6.51244606259080.9040.685.6电缆线槽带盖板Km486500250031.2012.00二升压变电设备及安装工程　　　2176.77492.041主变压器系统　　　390.0013.391.1主变压器　　　292.5010.051.1.1升压变压器110kV/0.27/0.272000kVA台151950003697.04292.505.551.1.2变压器调试2000kVA台15　30000.004.502配电装置设备系统　　　252.002.762.1高压开关柜台4120000986.6448.000.392.2高压交流进线柜台4125000986.6450.000.392.3高压交流出线柜台4135000986.6454.000.392.4电气室站用电配电柜面4500001259.2720.000.50119 2.5无功补偿出线柜面4120000986.6448.000.392.6110kVPT柜面4800001700.5732.000.683无功补偿系统　　　32.003.783.1无功补偿装置(SVG)1000kVA套4800009461.6532.003.784升压站用电系统　　　5.001.304.1站用电配电箱台2025006505.001.305电力电缆及母线　　　1497.77470.805.1ZRC-YJV-8.7/15-3X50Km5311504043380609.71229.915.2ZRC-YJV22-8.7/15-3X120Km408050030705.04322.00122.825.3ZRC-YJV-0.6/1KV-3X70+1X35Km4012055028705.04482.20114.825.4ZRC-YJV-0.6/1KV-3X10+1X6Km6.566710343.4243.360.225.5电缆保护管DN100Km27150001120.9740.503.03三控制保护设备及安装工程　　　672.58194.731计算机监控系统套1120000750012.000.752电能质量监控系统套180000543.838.000.053视频监控系统套180000200008.002.00410kV线路光纤电流差动保护柜面2785000543.83229.501.475公用测控及卫星对时柜面192000986.649.200.106环境监测仪套201200080024.001.607打印机A4激光HP台11500　0.150.008操作台套2020000543.8340.001.099UPS（含电池）2kVA/1h台208000543.8316.001.0910直流系统　　　27.503.3410.1直流屏面555000986.6427.500.4910.2直流电源系统调试项5　57000.002.8511远程自动控制及电量计量系统　　　20.700.3211.1远动通信设备柜面155000543.835.500.0511.2故障录波柜面142000543.834.200.0511.3调度数据网柜面175000543.837.500.0511.4频率电压紧急控制柜面125000986.642.500.1011.5电度表柜台110000543.831.000.0512以太网线219413-2(AMP)km26650013080.3516.9034.0113屏蔽双绞线BELDEN53265km341700013080.3557.8044.4714铠装光缆8芯室外单模km452835013292.55127.5859.82119 15控制电缆ZRC-KVVP2-0.5/0.754X4km35215001275075.2544.63四其他设备及安装工程　　　700.71904.771采暖通风及空调系统　　　83.7527.891.1轴流风机台3001500638.9345.0019.171.2不锈钢百叶窗扇42087520036.758.401.3单冷型空调台54000638.932.000.322照明系统　　　264.98739.652.1照明配电箱台20650801.300.162.2事故配电箱台40650802.600.322.3插座只3603.5100.130.362.4检修插座箱套3606008021.602.882.5荧光灯只360105503.781.802.6防水防尘灯只350225807.882.802.7安全指示灯只250150953.752.382.8铜芯塑料电线BV-0.5-3X2.5Km1201270011500152.40138.002.9铜芯塑料电线BV-0.5-3X4Km531350011150071.55590.953消防及给排水系统　　　195.8539.133.1手提式磷酸铵盐灭火器套300250307.500.903.2PPR管道PN0.6DN25φ32x2.5Km45355006800159.7530.603.3球阀PN0.6DN25套26050101.300.263.4橡胶发泡管壳δ=4mm内径d=31mmKm357800210527.307.374接地　　　156.134.764.1组件接地铜线4m2x600mm套385003.51.213.484.624.2接地扁铁L50X5Km601500015.0690.000.094.3安装槽钢#10Km8450004236.000.034.4角钢L50X50X4Km9185001316.650.015其他　　　0.0093.355.1微机监控系统调试项1　1750000.0017.505.2电气整套系统调试项5　476000.0023.805.3所用电系统调试项5　126000.006.305.4不停电电源系统调试项5　115000.005.755.5劳动安全与工业卫生设备项1　4000000.0040.00119 表4建筑工程概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）建筑工程3083.29一发电场工程565.521支架基础工程565.521.1土方开挖m31295013.2117.111.2钢筋混凝土基础m38160230.33187.951.3钢筋制安t29001242.98360.46二房屋建筑工程1782.771配电室1013.371.1土方开挖m3106613.211.411.2钢筋混凝土独立基础m3466315.4614.701.3钢筋混凝土框架m31340385.5851.671.4屋面现浇板m3147385.585.671.5地砖地面m223508018.801.6屋面保温防水三元乙丙m22300153.451.7砖砌墙m32460252.2362.051.8外墙饰面砖m27000150105.001.9内墙面粉刷涂料m21666203.331.10乙级防火门窗m2850.550042.531.11钢筋制安t56701242.98704.772逆变器室769.403土方开挖m3650013.218.594钢筋混凝土独立基础m32166315.4668.335钢筋混凝土框架m3787695.5854.746屋面现浇板m3926766.8371.017地砖地面m292611010.198屋面保温防水三元乙丙m2926302.789砖砌墙m37266252.23183.2710外墙饰面砖m27000150105.0011内墙面粉刷涂料m270002014.0012乙级防火门窗m24893500244.6513钢筋制安t551242.986.84三其他735.001环境保护及水土保持措施项14600000460.002劳动安全与工业卫生工程项12750000275.00119 表5其他费用概算表编号工程或费用名称单位费率（%）单价（万元）合计（万元）其他费用　　1080.22一项目建设管理费　　890.821工程前期费0.4524652.22110.942工程建设管理费1.124652.22271.173建设监理费0.3524652.2286.284项目咨询服务费0.3524652.2286.285项目技术经济评审费0.4524652.22110.946项目验收费0.824652.22197.227工程保险费0.55599.3328.00二生产准备费　　189.401生产人员培训及提前进厂费0.755599.3341.992管理用具购置费15599.3355.993工器具及生产家具购置费0.2818917.8952.974备品备件购置费0.1518917.8928.385联合试运转费0.42516.0410.06三勘察设计费　　986.091设计费124652.22246.522施工图预算编制费2.224652.22542.353竣工图编制费0.824652.22197.22119 第十五章财务评价与社会效果分析15.1概述本项目位于山东冠县某某镇，为多晶硅光伏组件并网电站，建设规模为30MWp，本工程经济评价主要为财务评价。工程项目财务评价主要根据国家现行财税制度和市场价格体系下，分析计算项目的盈利能力，偿债能力，通过对光伏电站的投入、产出分析计算，测算其各项财务指标，评价本工程的财务可行性。本项目建设规模为30MWp，采用多晶硅光伏组件，其运行期平均年上网电量4898.82万Wh，年均利用小时数1609.66h。按《光伏工程可行性研究报告编制办法》中有关规定，并参照《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)及现行的有关财税政策，对光伏电站工程进行财务评价。财务评价计算期采用26年，其中建设期1年，生产经营期25年。15.2财务评价15.2.1财务投资和资金筹措（1）固定资产投资根据工程投资概算，工程静态总投资为28054.46万元，动态总投资28788.06万元，单位千瓦静态投资9351.49元/KW，单位千瓦动态投资9596.02元/KW。（2）建设期利息项目建设期利息为733.60万元。（3）流动资金生产流动资金按每千瓦10元估算，共30万元，流动资金使用资本金。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。（4）项目总投资及建设资金来源项目总投资=固定资产投资+建设期利息+流动资金本项目总投资为人民币28818.06万元建设资金来源为资本金和银行贷款。其中项目资本金6418.06万元，银行贷款22400万元，资本金占总投资比例为22.3%，资本金不还本付息。贷款资金采用机组投产后按年返还贷款及利息的原则，年利率6.55%，贷款按复利计息。119 15.2.2财务分析和评价15.2.2.1总成本费用计算1、发电总成本费用本项目总成本费用主要包括：折旧费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、保险费、材料费、摊销费、财务费用、利息支出及其他费用。光伏电站的经营成本为：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、财务费用和其它费用。1）折旧费：折旧费＝固定资产价值×综合折旧率。综合折旧率取11％。折旧还贷比例按100%计。2）维修费：维修费用包括大修提存费及中小修理费用。维修费＝固定资产价值×修理费费率。根据光伏电站运行特点，对修理费率暂采用阶梯取费法，即：保修期（前两年）内不计维修费，从第三年开始，取0.4％的固定维修费率，在此费率基础上梯型取费，逐渐增多0.1%。3）职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金：根据工程管理设计，运营期间各类管理人员共40人，人均年工资按5万元计。职工福利费按职工工资总额的14%、劳保统筹和住房基金分别为职工工资的32％和12％。福利费、劳保统筹和住房基金共占工资总额的58％。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0.25%计算。5）材料费：材料费定额取为10元/kW取。6）境外贷款银行转贷费：本项目的贷款由国内银行提供，此部分费用在此次财务分析中不考虑。7）摊销费：摊销费包括无形资产和长期待摊费用的摊销，此部分费用在此次财务分析中不考虑。8）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。9）其它费用：其它费用暂定为10元/kW。2、经营费用发电总成本费用扣除折旧费、摊销费及利息支出即为经营成本，经计算电站正常生产年份平均每年的经营成本为701.79万元。119 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。根据国家财税政策规定，国家电力工程交纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中增值税按财政部、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），税率取17%，并且考虑光伏发电享受即征即退50%的政策，另外根据增值税转型相关政策，允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税金中抵扣，本项目抵扣的增值税额为00.00万元。根据《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》与《国务院关于修改<征收教育费附加的暂行规定>的决定》，本项目城市建设维护费率取7%，教育附加费率取3%。所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入与补贴收入（应税）的合计值扣除成本、增值税和销售税金附加的余额。参考风力发电新建项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发[2009]80号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》，其投资经营的所得，自该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（12.5%），六年后所得税按照25%征收。4、利润及分配发电收入与补贴收入的合计值扣除总成本费用、增值税和销售税金附加即为发电利润，发电利润扣除应交所得税即为税后利润。税后利润提取10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。计算期内发电利润总额为94141万元。15.2.2.2清偿能力分析1、借款还本付息(a)贷款偿还期及上网电价按当地上网电价1.25元/kW·h计算电价收入，并考虑中电联《电力工业“十二五”规划研究报告》预测到2020年中国电价年均增长3％因素，项目贷款偿还期为6年。(b)还贷资金：电场还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧费等。还贷期内未分配利润和折旧费全部用于还贷。(c)贷款还本付息：按当地补贴上网电价进行贷款还本付息计算。计算结果表明工程在开工后6年内可还清固定资产本息。2、资金来源与运用119 计算结果表明，项目从投产后第1年开始出现资金盈余，计算期内累计盈余资金为98912.1万元。(3)资产负债分析计算表明，本项目仅在建设期负债率较高（高峰值达77.7%），随着机组投产发电，资产负债率逐渐下降；还清固定资产本息后，资产负债率低至2.37%以下，说明该项目偿还债务的能力较强。15.2.2.3盈利能力分析本项目计算期26年，含建设期1年。1、根据全部税前投资财务现金流量表可计算出以下财务评价指标:项目投资内部收益率（税后）：19.72%；项目投资内部财务净现值（Ic=12.0%）：12688.5万元；项目投资的投资回收期：6.74年。2、根据全部税前投资财务现金流量表可计算出以下财务评价指标:项目投资内部收益率（税后）：18.05%；项目投资内部财务净现值（Ic=12.0%）：8947.3万元；项目投资的投资回收期：6.84年。3、根据损益表可计算以下指标：总投资收益率＝年平均税息前利润总额/总投资；资本金净利润率＝年平均净利润总额/资本金经计算，本项目总投资收益率、项目资本金净利润率分别为13.68%和45.65%。15.2.2.4敏感性分析项目财务评价敏感性分析，考虑电价不变，固定资产投资、发电量等不确定因素单独变化时，对财务内部收益率的影响。从本项目的实际建设资料看，电站固定资产投资增加幅度一般不超过5%，考虑到机组设备招标情况变化的可能性，本次对电价不变，投资变化±5%、±10%的情况均进行了分析；考虑发电量单独变化对财务内部收益率的影响时，上网电量变化幅度按±5%考虑，同时考虑利率变化±10%对财务指标的影响进行了敏感性分析。通过测算可以得到，在上网电价不变的情况下，投资及发电量变化均对财务内部收益率影响较大。建议下阶段进一步落实资金筹措计划，在建设中加强管理，控制投资，确保工程如期发电。15.2.3财务评价结论财务评价结果表明：按当地上网电价1.25元/kW·h计算电价收入，预计年均年均销售收入为6123.53万元，总投资收益率为13.68%，资本金净利润率为45.65%，全部投资税前财务内部收益率为19.72%，税后财务内部收益率为18.05119 %，项目具有一定的盈利能力。15.3财务评价报表表15.1投资计划与资金筹措表表15.2总成本费用表表15.3损益和利润表表15.4还本付息计算表表15.5项目财务现金流量表119 表15.1投资计划与资金筹措表单位：万元序号项目名称建设期生产期合计12总投资28788.0630.0028818.061.1固定资产投资（建设投资）28054.460.0028054.461.2固定资产投资方向调节税0.000.000.001.3建设期利息733.60733.601.4流动资金0.0030.0030.002资金筹措28788.0630.0028818.062.1项目资本金6388.0630.006418.062.1.1用于固定资产投资5654.460.005654.462.1.2用于流动资金0.0030.0030.002.1.3用于建设期利息733.600.00733.602.2债务资金22400.000.0022400.002.2.1用于固定资产投资22400.000.0022400.00银行借款0.000.000.002.2.2用于建设期利息0.000.000.00银行借款0.002.2.3用于流动资金28788.0630.0028818.06银行借款28054.460.0028054.462.3其他资金0.000.000.00119 表15.2总成本费用表单位：万元序号项目234567891011121314生产负荷100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1材料费30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.02工资及福利费237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.03修理费0.074.098.6123.3147.9172.6197.2221.9246.5271.2295.8320.5345.14保险费61.661.661.661.661.661.661.661.661.661.661.661.661.65其他费用30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.06经营成本358.6432.6457.2481.9506.5531.2555.8580.5605.2629.8654.5679.1703.87折旧费2711.72711.72711.72711.72711.72711.72711.72711.72711.7246.50.00.00.08财务费用1467.21172.5877.7583.0288.20.00.00.00.00.00.00.00.08.1长期借款的利息1467.21172.5877.7583.0288.20.00.00.00.00.00.00.00.08.2流动资金借款利息0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.09总成本4537.64316.84046.73776.63506.53242.93267.63292.23316.9876.3654.5679.1703.89.1可变成本30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.09.2固定成本4507.64286.84016.73746.63476.53212.93237.63262.23286.9846.3624.5649.1673.8119 表15.2总成本费用表（续）单位：万元序号项目151617181920212223242526合计生产负荷100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1材料费30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.07502工资及福利费237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.0237.059253修理费369.8394.4419.1443.7468.4493.0517.7542.3567.0591.7616.3641.085794保险费61.661.661.661.661.661.661.661.661.661.661.661.615415其他费用30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.07506经营成本728.4753.1777.7802.4827.0851.7876.3901.0925.6950.3974.9999.6175457折旧费0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0246528财务费用0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.043898.1长期借款的利息0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.043898.2流动资金借款利息0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.009总成本728.4753.1777.7802.4827.0851.7876.3901.0925.6950.3974.9999.6465859.1可变成本30.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.030.07509.2固定成本698.4723.1747.7772.4797.0821.7846.3871.0895.6920.3944.9969.645835119 表15.3损益和利润表单位:万元序号项目23456789101112131销售收入6792.16622.36574.06526.16478.56431.36384.46337.86291.66245.86200.26155.02销售税金及附加0.00.090.8601.9597.5593.1588.7584.4580.1575.9571.7567.53总成本4537.64316.84046.73776.63506.53242.93267.63292.23316.9876.3654.5679.14补贴收入0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.05利润总额2254.52305.52436.52147.62374.62595.32528.12461.22394.64793.64974.14908.46弥补以前年度亏损0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.07应纳税所得额2254.52305.52436.52147.62374.62595.32528.12461.22394.64793.64974.14908.48所得税0.00.00.0268.5296.8324.4632.0615.3598.71198.41243.51227.19净利润2254.52305.52436.51879.22077.72270.81896.01845.91796.03595.23730.63681.310盈余公积金（10%）225.4230.5243.6187.9207.8227.1189.6184.6179.6359.5373.1368.111累计盈余公积225.4456.0699.6887.61095.31322.41512.01696.61876.22235.72608.82976.912未分配利润2029.02074.92192.81691.31870.02043.81706.41661.31616.43235.63357.53313.213累计未分配利润2029.04104.06296.87988.19858.011901.813608.215269.516885.920121.523479.126792.314息税前利润3721.73477.93314.22730.62662.82595.32528.12461.22394.64793.64974.14908.4119 表15.3损益和利润表（续）单位:万元序号项目14151617181920212223242526合计1销售收入6110.26065.66021.45977.55933.95890.75847.75805.15762.85720.85679.15637.75596.61530882销售税金及附加563.3559.2555.1551.0547.0543.0539.0535.1531.1527.3523.4519.6515.7123613总成本703.8728.4753.1777.7802.4827.0851.7876.3901.0925.6950.3974.9999.6465854补贴收入0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.005利润总额4843.14778.04713.24648.84584.64520.74457.04393.74330.74267.94205.44143.24081.2941416弥补以前年度亏损0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.007应纳税所得额4843.14778.04713.24648.84584.64520.74457.04393.74330.74267.94205.44143.24081.2941418所得税1210.81194.51178.31162.21146.11130.21114.31098.41082.71067.01051.41035.81020.3208979净利润3632.33583.53534.93486.63438.43390.53342.83295.33248.03200.93154.13107.43060.97324510盈余公积金（10%）363.2358.4353.5348.7343.8339.0334.3329.5324.8320.1315.4310.7306.1732411累计盈余公积3340.13698.54052.04400.74744.55083.55417.85747.36072.16392.26707.67018.47324.512未分配利润3269.13225.23181.43137.93094.63051.43008.52965.82923.22880.82838.62796.62754.86592013累计未分配利润30061.333286.536467.939605.942700.445751.948760.451726.154649.357530.260368.863165.565920.378832914息税前利润4843.14778.04713.24648.84584.64520.74457.04393.74330.74267.94205.44143.24081.298530119 表15.4还本付息计算表单位:万元序号项目利率年度1234567　　　100%100%100%100%100%100%一借款及还本付息　　　　　　　1银行贷款　22400.00　　　　　　1.1年初借款6.55%22400.0022400.017900.013400.08900.04400.00.01.2本年借款　0　　　　　　2当年还本付息　　5967.25672.55377.75083.04688.20.02.1其中：还本　　4500.004500.004500.004500.004400.000.002.2付息　733.601467.201172.45877.70582.95288.200.003年末借款余额　22400.0017900.013400.08900.04400.00.00.04贷款利息　　　　　　　　二评价指标　　　　　　　　1利息备付率　　2.542.973.784.689.24　2偿债备付率　　1.081.091.121.021.08　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　119 表15.5项目财务现金流量表单位：万元序号项目12345678910111213　生产负荷(%)　1001001001001001001001001001001001001现金流入　6792.16622.36574.06526.16478.56431.36384.46337.86291.66245.86200.26155.01.1产品销售(营业)收入　6792.16622.36574.06526.16478.56431.36384.46337.86291.66245.86200.26155.01.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　　　1.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　　1.4其它现金流入　　　　　　　　　　　　　2现金流出28054.5388.6432.6548.11083.81104.01124.31144.61164.91185.31205.71226.11246.62.1建设投资28054.5　　　　　　　　　　　　2.2流动资金0.030.0　　　　　　　　　　　2.3经营成本0.0358.6432.6457.2481.9506.5531.2555.8580.5605.2629.8654.5679.12.4销售税金及附加0.00.00.090.8601.9597.5593.1588.7584.4580.1575.9571.7567.53所得税前净现金流量-28054.56403.46189.76025.95442.35374.55307.05239.85172.95106.35040.14974.14908.44累计所得税前净现金流量-28054.5-21651.0-15461.3-9435.4-3993.11381.46688.411928.217101.122207.527247.532221.737130.15调整所得税0.00.00.00.0268.5296.8324.4632.0615.3598.71198.41243.51227.16所得税后净现金流量-28054.56403.46189.76025.95173.95077.74982.64607.84557.64507.73841.73730.63681.37累计所得税后净现金流量-28054.5-21651.0-15461.3-9435.4-4261.5816.15798.710406.514964.119471.823313.527044.130725.4119 表15.5项目财务现金流（续）单位:万元序号项目14151617181920212223242526合计　生产负荷(%)1001001001001001001001001001001001001001现金流入6110.26065.66021.45977.55933.95890.75847.75805.15762.85720.85679.15637.75626.6153118.21.1产品销售(营业)收入6110.26065.66021.45977.55933.95890.75847.75805.15762.85720.85679.15637.75596.6153088.21.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　　　　1.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　30.030.01.4其它现金流入　　　　　　　　　　　　　　2现金流出1267.11287.61308.21328.81349.41370.01390.71411.41432.11452.91473.71494.51515.357990.62.1建设投资　　　　　　　　　　　　　28054.52.2流动资金　　　　　　　　　　　　　30.02.3经营成本703.8728.4753.1777.7802.4827.0851.7876.3901.0925.6950.3974.9999.617544.72.4销售税金及附加563.3559.2555.1551.0547.0543.0539.0535.1531.1527.3523.4519.6515.712361.43所得税前净现金流量4843.14778.04713.24648.84584.64520.74457.04393.74330.74267.94205.44143.24111.295127.64累计所得税前净现金流量41973.246751.251464.456113.260697.865218.469675.574069.278399.982667.886873.291016.395127.6　5调整所得税1210.81194.51178.31162.21146.11130.21114.31098.41082.71067.01051.41035.81020.320896.56所得税后净现金流量3632.33583.53534.93486.63438.43390.53342.83295.33248.03200.93154.13107.43090.974231.17累计所得税后净现金流量34357.837941.341476.244962.848401.251791.755134.558429.861677.864878.768032.771140.174231.1　119 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