光伏电站可行性研究报告 116页

'甘肃X9MWp光伏并网发电项目可行性研究报告目录第一章综合说明11.1概述11.2太阳能资源11.3工程地质11.4项目的任务和规模21.5太阳能发电设备选型和布置21.6电气31.7工程消防设计31.8土建工程41.9施工组织设计41.10工程管理设计51.11环境保护和水土保持设计51.12劳动卫生与工业卫生设计61.13工程设计概算61.14经济与社会效果分析71.15结论9第二章太阳能资源和当地气象条件102.1地理条件102.2气象条件102.3太阳能资源分析12第三章工程地质条件133.1区域地质构造及地震动参数133.2场地工程地质条件133.3场区水文、气象工程条件143.4场地工程地质条件评价15第四章项目任务与规模164.1项目概况及任务164.2项目规模174.3地方发展规划分析174.4结论18第五章总体方案设计205.1光伏电站总体规划205.2太阳能资源分析205.3太阳能光伏方阵系统215.4逆变器系统265.5电气接入系统265.6监测、计量及数据采集系统26 5.7光伏电站运行维护275.8公用专业设计原则27第六章电站的技术设计286.1太阳电池方阵设计286.2电气部分326.3通风与空调设计406.4给水排水部分426.5防雷接地设计456.6环境检测装置466.7通讯476.8年发电量测算48第七章消防547.1工程概况547.2工程消防设计547.3施工消防55第八章土建工程608.1概述608.2场地自然条件608.3设计参数618.4设计采用的规范规程618.5采用的主要建筑材料628.6采用的标准图集628.7建筑设计628.8结构设计638.9地基基础设计638.10总体布置63第九章施工组织设计669.1施工条件669.2施工总布置679.3施工交通运输699.4工程征用地699.5主体工程施工699.6施工总进度709.7附表及附件72第十章工程管理设计7310.1工程管理机构7310.2主要管理设施7410.3运营期管理设计75第十一章节能分析及节能措施7911.1工程能耗标准、法规及能耗指标7911.2节能措施79第十二章环境保护与水土保持设计8212.1环保法律法规依据82 12.2环境影响分析及保护措施8212.3综合评价86第十三章劳动安全与工业卫生8713.1劳动安全与工业卫生设计概述8713.2工程安全与卫生潜在的危害因素8713.3劳动安全与工业卫生对策措施87第十四章项目投资估算与融资方案9014.1项目概况9014.2投资估算90第十五章财务评价9615.1概述9615.2财务评价9615.3建设投资9615.4经济评价结果9815.5经济评价结论9915.6财务评价表99第十六章社会影响分析11316.1社会影响效果分析11316.2社会适应性分析11316.3社会风险及对策分析113 第一章综合说明1.1概述本项目选址酒泉市X县，地处东经98°59ˊ～99°35ˊ，北纬39°59ˊ～40°00ˊ，场区海拔高度约1125米，地势平坦，地质构造稳定。距省道214线约3km，公路运输干线可利用312国道、214省道、酒航公路，对外交通十分便利。甘肃X9MWp光伏并网工程所处的戈壁滩行政隶属X县管辖，场地海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m。区域地质构造上为花海子盆地东部边缘地带，工程区位于X凹陷盆地，拟建区内未见地下水，地表排水畅通，地下水位埋藏较深，适合建造大型光伏并网电站。工程计划总装机容量为9MWp，采用35kV电压等级接入当地电网，整体工程占地约31.98万平方米，项目建设工期约6个月。1.2太阳能资源甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800～6400MJ/m2，年资源理论储量67万亿KWh，每年地表吸收的太阳能约相当于824亿吨标准煤燃烧所释放的能量，太阳能开发利用前景广阔。甘肃省太阳总辐射以夏季最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为560～740MJ/m2；1月为260～380MJ/m2；4月为480～630MJ/m2；10月为300～480MJ/m2，最大月与最小月的太阳能辐射量相差约2倍。甘肃省各地年日照时数在1700～3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数在3200小时以上，陇南南部在1800小时以下，其余地区在2000～3000小时之间。甘肃省酒泉市X县具有丰富的日照资源，优越的地理条件。根据X县气象局提供的数据，甘肃省酒泉市X县太阳能多年平均年日照小时数3280h，多年平均年日照辐射量为1753kW·h/m2。1.3工程地质1.3.1场址区域地质构造概况9 X9MWp光伏并网工程位于酒泉市X县戈壁滩上，行政隶属X县管辖。海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m，工程区内外交通便利。工程场址区地处大陆深部，北大河的山前扇形地带上，以戈壁滩为主，地势较为平坦开阔。场址区地势开阔，地形平缓，自然坡度约1.3％，起伏较小。地表为沙卵砾石戈壁，分布有低矮耐旱植物，滩上遍布大小冲沟，深度0.2m～1m不等，宽度0.5m～10m之间。工程场址区场地岩土体常年处于干燥状态，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，场地岩土体无振动液化问题。戈壁平原，地势平坦，场址区不存在泥石流、滑坡等不良地质现象。据工程厂址区域附近地的地质勘察资料类比分析，本工程场区内地基土层具有较好的物理力学性质，可满足建筑物基础要求。1.3.2场区基本工程地质条件1.3.2.1场区岩土工程条件出露的地层岩性主要为第四系砂砾碎石土层，青灰～灰白色，结构稍～中密，最大颗粒8～10cm，一般粒径1～3cm，砾石磨圆度较好，主要成分为砂岩、石英岩、灰岩、花岗岩等。该层在场地上分部较稳定，厚度大于10m。1.3.2.2场地地下水条件拟建区内未见地下水，工程施工时，可不考虑地下水对拟建建筑物的影响。1.4项目的任务和规模本项目地处酒泉市X县戈壁滩场址，场址拟装机规模为9MWp，运行期多年平均上网电量均为1462万kWh。工程任务为发电，建成后并入国家电网。该电站在甘肃酒泉市X县建设能有效利用当地丰富的太阳能资源和荒漠化土地资源，能够加快甘肃能源电力结构调整，并能够为酒泉市和周边地区提供清洁电力，满足当地的电力需求。同时，建设本大型太阳能光伏电站示范项目，可有效促进降低光伏发电电价水平，促使光伏发电技术在全国快速推广。1.5太阳能发电设备选型和布置9 光伏发电系统太阳电池有很多种，按常用方法主要分为三类，晶体硅太阳电池、薄膜太阳电池和聚光太阳电池。目前硅基材料的太阳电池占据市场的主流，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，非晶硅薄膜太阳电池近年来的发展迅速，应用范围也不断扩大。太阳电池方阵有多种安装方式，实际工程采用的安装方式主要包括：固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）、双轴跟踪。通过多方面经济技术比选，甘肃X9MWp光伏电站工程选用多晶硅太阳电池组件，组件安装方式推荐采用固定角度方式。光伏电站的另一个关键设备是逆变器，逆变器选择要可靠性高，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。甘肃X光伏电站系统总装机容量为9MWp，整个光伏电站共配置18台500kW光伏并网逆变器。1.6电气本期建设9MWp的规模，其接入系统电压等级以最终接入审查意见为准的规定，选择为1回35kV方案。接入方案为：自电站架设1回35kV线路接入当地110KV变电站。本期工程9MWp太阳能电池经逆变器后经0.27/35kV升压变压器后，并联至35KV母线，再经1回35KV线路接入当地110KV变电站。确定无功补偿容量选择原则：在光伏电站满发工况下时送出线路接入系统点的功率因素为0.99，即cosφ＝0.99。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、灭火器具形式做相关配置。户外箱变附近配置推车式ABC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ABC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。9 1.8土建工程1.8.1总平面布置本工程围墙内占地面积为31.98万m2，位于甘肃省X县。太阳能电池采用多晶硅电池，装机容量为9MWp，太阳能电池阵列由9个1MWp固定方阵组成。考虑交通运输及日后运行方便布置在光电站的东南，从遮挡角度出发，适当拉大建筑物与电池方阵的距离。光伏电站的围墙采用金属格栅围墙，围墙基础高度为0.3m，大门设在南围墙，太阳能电池方阵和集控站各设一座独立的大门，每个区域有道路连通，以便于检修巡视。1.8.2土建结构本工程为甘肃X9MWp光伏并网发电项目。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：l综合楼l分站房l35kV配电站l生活水泵房l太阳电池支架的基础l箱变基础l废水收集池1.8.3主要建筑物概述甘肃X9MWp光伏并网发电项目处于戈壁空旷地区，为适应当地环境，便于生产管理，建筑平面获得更高的使用效率，本工程主体建筑采用综合性建筑方案，设计为一栋综合楼。主体建筑综合楼划分为生产、生活两大功能分区。明确的功能分区，充分满足了工作人员办公、生活及接待外来人员等要求。1.9施工组织设计光伏电站工程对外交通运输道路主要有国道，本工程修建一条四级混凝土路作为进站道路与国道相连接，光伏电站集控站与外界道路连通，9 设备可运抵光伏电站。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，道路路由整体成环状，能保证到达每组太阳电池方阵，以便于施工和维护。本工程的施工场地开阔，交通便利。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。本期工程占地为沿海滩涂地，工程占地原则上以永久设施的基础边界划分，经计算，本期工程推荐方案永久占地31.98万平方米。1.10工程管理设计根据生产和经营需要，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“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，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计，项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行维护人员通过考试在项目当地选拔。根据光伏电站的特点及工程的总体布置情况，将整个光伏电站分为生产和生产管理两大区域布置。生产区包括太阳能电池方阵、箱式变电站。生产管理区主要为控制站，设置管理办公室以及设备用房，以满足现场对生产的管理要求。1.11环境保护和水土保持设计太阳能光伏发电建设属清洁能源工业，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。在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。本工程施工大部分安排在白天，且场址周围为荒滩，没有居民和工矿，故施工噪声对周围环境没有影响。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不会产生任何噪声，因此本项目运行对周围的声环境敏感点无影响。9 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，该部分废弃物要倒往指定地点，并定期集中处理，避免刮风时固体物飞扬，污染附近环境。光伏电站35kV升压站建成后，四侧围墙外的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，距围墙外20m处产生的无线电干扰强度符合评价标准，对周边电磁环境无影响。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。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2012年水平。9 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2012年价格水平计列。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28.5%，银行贷款71.5%；建设期贷款利率按固定资产贷款年利率5.895%计算，偿还期12年。2）工程静态投资、动态投资工程的静态投资11561.66万元，总投资为12187.22万元。1.14经济与社会效果分析1.14.1财务评价l项目规模：该项目总装机为9MWp。l年平均上网电量：1462万KWh；l建设工期：6个月；l财务评价期：26年（含建设期）；评价结论：年平均上网电量：1462万KWh；上网电价：（含增值税）1元/kWh的情况下，各项评价指标基本符合规定要求，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。表1-1财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）9.00992年上网电量（MWh）14623.06773总投资（万元）12187.014建设期利息（万元）248.955流动资金（万元）06销售收入总额(不含增值税)（万元）31245.847总成本费用（万元）16700.338销售税金附加总额（万元）289.679发电利润总额（万元）16066.289 10经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.854711经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）112投资回收期（所得税前）（年）10.0913投资回收期（所得税后）（年）10.214全部投资内部收益率（所得税前）（%）9.6715全部投资内部收益率（所得税后）（%）8.916全部投资财务净现值（所得税前）（万元）2735.6117全部投资财务净现值（所得税后）（万元）3046.8118自有资金内部收益率（%）11.1219自有资金财务净现值（万元）1498.1120总投资收益率(ROI)（%）6.3821投资利税率（%）4.7822项目资本金净利润率(ROE)（%）15.523资产负债率（%）75.3424盈亏平衡点（生产能力利用率）0.539525盈亏平衡点（年产量）（MWh）7888.91.14.2社会效益评价1.14.2.1节能和减排效益太阳能是清洁的可再生能源，是我国有待加强开发的新型能源资源。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，每年可为电网提供可再生的发电量，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。因此，节约煤炭资源和环境保护角度来分析，太阳能发电工程的建设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。9 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。1.15结论本项目的总体方案设计充分考虑了系统的维护和运营需具备的基本条件，建设和设计的内容符合国家的法律法规要求及当地的实际环境特点。9 第二章太阳能资源和当地气象条件2.1地理条件X9MWp光伏并网工程所处的戈壁滩行政隶属X县管辖，场地海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m。区域地质构造上为花海子盆地东部边缘地带，工程区位于X凹陷盆地，拟建区内未见地下水，地表排水畅通，地下水位埋藏很深，适合建设大型光伏并网发电项目。2.2气象条件X县位于河西走廊中端北部边缘。根据X县气象局提供资料统计，多年平均气温9.0℃，平均最高气温26.3℃，平均最低气温-14.2℃，年降水量67mm，平均风速2.1m/s，最大冻土深度103cm。气象情况详见X气象站气象要素表。9 表2-1X气象站气象要素统计表项目单位月份全年一二三四五六七八九十十一十二平均气温℃-8.9-3.63.411.417.922.724.422.516.411.30.3-7.29.0平均最高气温℃-5.5-0.55.814.419.824.226.324.118.28.33.3-426.3平均最低气温℃-14.2-8.81.48.915.62122.220.914.76.2-2.8-12.4-14.2降水量mm1.60.95.43.43.6619.513.87.32.71.91.067.0平均日照时数h232.7232.7262.9283.9317.4317.7307.5299.1283.6277.9241.1224.33280.8日照百分率%78777172737168717681817874最大积雪深度cm5451000000848最大冻土深度cm9810399817774718069868175103平均风速m/s2.12.12.42.62.3221.81.61.72.12.22.1最多风向WNWcWNWcENEcWNWcENEcENEcWNWcENEcENEcWNWcWNWcWNWcWNWc备注资料年限为1990～2008年。11 2.3太阳能资源分析2.3.1太阳辐射量甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800~6400MJ/m2，年资源理论储量67万亿KWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为每平方米5800MJ和6400MJ；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅4800～5200MJ；其余地区为5200~5800MJ。除陇南地区外，甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为每平方米560～740MJ；1月为260～380MJ；4月为480～630MJ；10月为300～480MJ。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在1700~3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在2000～3000小时之间。甘肃省酒泉市X县具有丰富的日照资源，优越的地理条件。根据X县气象局提供的数据，甘肃省酒泉市X县太阳能多年平均年日照小时数3280h，多年平均年日照辐射量为1753kW·h/m2。2.3.2当地太阳能资源综合评价通过以上分析可以看出场址所在地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量高，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。14 第三章工程地质条件3.1区域地质构造及地震动参数区域地质构造上为花海子盆地东部边缘地带，工程区位于X凹陷盆地，未见新构造运动，区内比较稳定。根据国家地震局2001年版《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001）（1400万），本区50年超越概率为10％时的地震峰值加速度为0.10g，反应谱特征周期0.40s，相应的地震基本烈度为Ⅶ度。3.2场地工程地质条件3.2.1场址区域地质构造概况X9MWp光伏并网工程位于酒泉市X县戈壁滩上，行政隶属X县管辖。海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m，工程区内外交通便利。工程场址区地处大陆深部，北大河的山前扇形地带上，以戈壁滩为主，地势较为平坦开阔。场址区地势开阔，地形平缓，自然坡度约1.3％，起伏较小。地表为沙卵砾石戈壁，分布有低矮耐旱植物，滩上遍布大小冲沟，深度0.2m～1m不等，宽度0.5m～10m之间。工程场址区场地岩土体常年处于干燥状态，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，场地岩土体无振动液化问题。戈壁平原，地势平坦，场址区不存在泥石流、滑坡等不良地质现象。据工程厂址区域附近地的地质勘察资料类比分析，本工程场区内地基土层具有较好的物理力学性质，可满足建筑物基础要求。3.2.2场区基本工程地质条件3.2.2.1场址区岩土工程条件出露的地层岩性主要为第四系砂砾碎石土层，青灰～灰白色，结构稍～中密，最大颗粒8～10cm，一般粒径1～3cm，砾石磨圆度较好，主要成分为砂岩、石英岩、灰岩、花岗岩等。该层在场地上分部较稳定，厚度大于10m。3.2.2.2场地地下水条件拟建区内未见地下水，工程施工时，可不考虑地下水对拟建建筑物的影响。14 3.3场区水文、气象工程条件3.3.1水文条件周边属于戈壁滩地形，没有河道流过。3.3.2气象条件X县位于河西走廊中端北部边缘。根据X县气象局提供资料统计，多年平均气温9.0℃，平均最高气温26.3℃，平均最低气温-14.2℃，年降水量67mm，平均风速2.1m/s，最大冻土深度103cm。14 3.4场地工程地质条件评价本工程拟选场址地处甘肃省X县，属于戈壁滩地区。项目区地貌为主要由戈壁滩组成，海拔一般在1125米左右。总体上讲，地势呈现西高东低之趋势。根据搜资调查结果，场址区无矿产、文物等埋藏。就场址地区的地质和土质条件而言，不存在影响电场建设的颠覆性问题，适宜建设太阳能发电场。但土质具有腐蚀性，需考虑地基处理，基础防腐处理及预防风、防沙对建设场地的影响。本报告的结论及建议均满足可研阶段的深度要求，对于报告中所涉及到的问题、结论及建议均应该在下个阶段按相关规范规定要求，进一步做工作。41 第四章项目任务与规模4.1项目概况及任务本项目选址酒泉市X县，地处东经98°59ˊ～99°35ˊ，北纬39°59ˊ～40°00ˊ，场区海拔高度约1125米，地势平坦，地质构造稳定。距省道214线约3km，公路运输干线可利用312国道、214省道、酒航公路，对外交通十分便利。甘肃X9MWp光伏并网工程所处的戈壁滩行政隶属X县管辖，场地海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m。区域地质构造上为花海子盆地东部边缘地带，工程区位于X凹陷盆地，拟建区内未见地下水，地表排水畅通，地下水位埋藏较深，适合建造大型光伏并网电站。X9MWp光伏并网发电工程主要开发任务是发电，用以满足甘肃省电网及酒泉市持续、高速增长的电力、电量需求。同时将场区建设成为旅游景点，促进当地旅游产业发展。根据甘肃省及酒泉市电力系统现状，X9WMp光伏并网发电工程主要供电范围为酒泉市电网，夏季多余电量供给甘肃电网，以满足甘肃省不断增长的电力需求。因此，电站供电范围为甘肃省电网。光伏发电系统设备造型：在遵循技术创新、经济环保、安全高效、科学实用的指导思想和设计原则下，选择电站总容量9MWp固定安装平板多晶硅组件。围墙内占地面积为31.98万平方米。固定安装双排支架方阵位于场区南侧，占地面积为29.2万平方米；集控区位于场区东北角，占地面积为0.82万平方米。建筑物在光伏电站北侧，对太阳能板无影响。多年平均年发电量1462万kW·h。通过PVSYST进行建模结构模型，利用RETSCREEFN模型进行太阳辐照强度的计算，并根据招标文件提供的资料信息进行理论电量计算。结果显示：在酒泉X项目所在地9MWp光伏电站，25年平均发电量预计为1462万kW·h，而光伏电站实际发电量还受到以下因素影响：A．灰尘影响：本项目建设所在地位于酒泉X41 近郊戈壁，属于比较干早的地区，风沙较大，年降水量较少，灰尘对组件发电的影响比较严重，再加上项目现场基础开挖、回填等土方施工，对植被产生破坏，可能需要两三年时间来恢复，这也会进一步加剧现场扬沙现象，影响发电量，因此电站所在地区，实际灰尘污染指数将比理论参考值增大。B．人为因素影响：a)主要指的是每年当地电网定期检修。b)光伏电站定期自检，以及有组织的对组件表面进行的定期清洁工作。c)调度对发电量的限制。C．气候不可预见因素：光伏电站运行前三年的气候条件不可能与招标提供的当地气候的平均理论值完全吻合，有可能出现大幅度低于平均理论值的实际情况。综合上述因素，25年平均年发电量预计为1462万kW·h。4.2项目规模该9MWp光伏并网电站采用35kV送出电压等级。整个9MWp光伏并网电站系统由9个lMwp光伏并网发电单元组成，单个1MWp发电单元由2台500kW光伏并网逆变器组成，每台逆变器输出380V三相交流电，通过1600A的断路器接到升压变压器的一个低压绕组上（每台升压变压器均有两个低压绕组），经l000KVA箱式变压器升压至35kV高压，将9台变压器经35kV电缆集电线路并联后，通过高压开关柜接入35kV配电室35kV母线上。本期安装35kV开关柜5面，其中包括进线柜1面、出线柜1面、站用电出线柜1面、SVG柜1面、PT柜1面。无功补偿：按照光伏电站满发工况下，时送出线路出口处功率因数为0.99，即cosф=0.99配置无功补偿装置。根据逆变器、箱式变压器及35kV线路等在空载、满发各种工况下初步确定选用一套1200kvarSVG无功补偿装置，具体无功补偿容量待接入系统报告完成后进行计算。本项目建设规模为规划容量9MWp并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。4.3地方发展规划分析甘肃省十分重视可再生能源的开发和利用，根据《甘肃省“十一五”41 能源工业发展规划》，到2010年全省可再生能源开发利用量达到138万吨标煤，其中电力容量200万kW（含小水电、风电），发电量60亿kW·h；新增节约和开发农村能源150万吨标煤，人均年生活用能达到435公斤标煤，综合热效率达到20%以上。为实现“十二五”能源工业发展规划目标，促进甘肃可再生能源资源优势转化为经济优势，提高可再生能源开发利用水平，加快能源结构调整，减少煤炭等化石能源消耗对环境产生的污染，甘肃省将利用各种途径来发展可再生能源。无论从安全性、环保性、普遍性等方面，太阳能作为取之不尽、用之不竭的可再生绿色能源，以其独具的优势受到各国尤其是发达国家的极大重视。太阳能发电还可以维持长远的可持续发展，丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽，用之不竭的无污染、廉价、人类能够自由利用的绿色能源。故此太阳能的研发利用也被列为新能源发展的重点。发达国家纷纷制定了光伏发展的战略规划，并采取了强制性措施和政策性补贴给予推广。到目前为止，太阳能光伏产业是世界上增长速度最快，最稳定的产业之一，随着太阳能利用技术的快速进步，发电成本将逐步降低，一太阳能光伏发电产业将以更快的速度发展。根据《西北电力工业“十一五”发展规划及2020年远景目标研究》，甘肃电网2015年需电量906亿kW·h，最高负荷为15500MW。2006～2015年尚需增加近6600MW的容量和约450亿kW·h电量，电力、电量缺口甚大。因此，甘肃电源项目建设将进一步加快，在火电、水电项目建设的同时，将大力提高太阳能、风电等清洁、高效的优质能源的比重。X县电力需求预计2010年全县用电量将会达到10亿kW·h，2015年达到30亿kW·h。而县境内只有鸳鸯池、解放村两座小水电站根据季节和水情变化进行补充性发电，年发电量只有1500万kW·h左右，本县供电能力难以满足用电需求，缺口电力需要全部外购，可以消化电站输出电力。4.4结论太阳能发电是清洁能源项目，属国家优先鼓励支持的领域。X县光热条件、土地供应、水电交通等条件完全满足项目建设要求。X9MW光伏并网电站建成后，将极大地缓解X县电力供需矛盾，有利于促进X县工业的快速发展。甘肃酒泉X县9MW光伏并网电站经多次方案比选与论证，确定选用9MW41 平板多晶硅组件，属于中型光伏并网电站，装机容量9MW，多年平均年发电量1462万kW·h。电站组件、并网逆变器效率达到国际和国内的先进水平，光伏电站的建设与当地电网电源建设、改造和负荷发展情况相符合，与接入系统审查意见的精神相一致。41 第五章总体方案设计并网型光伏发电系统由太阳能光伏方阵系统、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光伏电站总体规划5.1.1光伏电站总体布置本工程围墙内占地面积为26.6万m2，位于甘肃省X县。太阳能电池采用多晶硅电池，装机容量为9MWp，太阳能电池阵列由9个1MWp固定方阵组成。5.1.2光伏电站总体要求本项目为利用太阳能资源的可再生能源项目，要在设计中引入绿色、环保的理念，充分利用当地的光自然资源。（1）太阳能电池组件要选择效率高、性价比好的产品，尽量选用较大功率组件，降低配套支架、土建等费用。（2）逆变器尽量选用较大功率产品，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方式，减少维护工作，有利于建成后的生产运行。（4）采用计算机自动控制系统，方便生产运行和生产调度。（5）选择设备要技术先进、成熟，使用寿命有保证。5.2太阳能资源分析酒泉市是我国著名的卫星发射基地，地区属于甘肃省太阳辐射丰富区，根据据1997年～2006年当地10年平均气象资料显示，酒泉X地区年平均太阳总辐射为6310.8MJ/m2，根据X县气象局提供的数据，甘肃省酒泉市X县太阳能多年平均年日照小时数3280h，多年平均年日照辐射量为1753kW·h/m2，属于我国太阳能资源较丰富地区，极具开发价值。41 表5-1酒泉X地区太阳辐射数据表月份月辐射总量(MJ/m2)(MJ/㎡)月辐射总量(KWH/m2)日平均辐射量(KWH/m2)白天最高温度(℃)夜间最低温度(℃)1338.8294.123.045.5-182404.86112.464.0214.1-163560.00155.565.0224.8-11.84655.79182.166.0727.5-5.85721.17200.336.4635.55.66675.14187.546.2536.59.97664.71184.645.9639.713.68627.06174.185.6237.910.39541.94150.545.0231.63.210480.00133.334.3025.1-1.411348.3896.773.2314.3-8.312292.9381.372.6210-26.4合计6310.801753.004.80X地区有大量的荒漠戈壁地区，且地势比较平坦，又靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设大型荒漠光伏并网电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。5.3太阳能光伏方阵系统5.3.1太阳电池组件比选太阳能光伏电池是把太阳的光能直接转化为电能的基本单元，电池通过组合形成电池组件，电池的光伏性能决定了电池组件的发电特性，电池组件是光伏电站的发电设备。从第一块光伏电池问世到现在，太阳能光伏发电技术不断发展，电池种类众多，性能各异。光伏发电系统太阳电池有很多种，按常用方法主要分为三类，晶体硅太阳电池、薄膜太阳电池和聚光太阳电池。5.3.1.1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。41 单晶硅太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料，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，现在地面应用的太阳电池等采用太阳能级的单晶硅棒，材料性能指标有所放宽，也可使用半导体器件加工的头尾料和废次单晶硅材料，经过复拉制成太阳电池专用的单晶硅棒。单晶硅太阳电池片的光电转换效率可达15%～20%，试验室中的转换效率甚至更高。单晶硅太阳电池的单体片制成后，经过抽查检验，即可按需要的规格组装成太阳电池组件，用串联和并联的方法构成一定的输出电压和电流，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，但由于原材料的原因，组件价格较高（当单个组件的输出功率较大时，价格会更高），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。多晶硅太阳电池使用的多晶硅材料，多半是含有大量单晶颗粒的集合体，或用废次单晶硅材料和冶金级硅材料熔化浇铸而成，然后注入石墨铸模中，待慢慢凝固冷却后，即得多晶硅锭。这种硅锭可铸成立方体，以便切片加工成方形太阳电池片，可提高材料利用率和方便组装。多晶硅太阳电池的制作工艺与单晶硅太阳电池差不多，多晶硅太阳电池片的光电转换效率可达12%～16.5%，多晶硅太阳组件的转换效率一般在11～15%，稍低于单晶硅太阳电池。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。非晶硅薄膜太阳电池与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作方法完全不同，硅材料消耗很少，生产电耗更低，非常吸引人。非晶硅太阳电池很薄，可以制成叠层式，或采用集成电路的方法制造，在一个平面上，用适当的掩模工艺，一次制作多个串联电池，以获得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10~12%，电池组件的系统效率一般为6-8%。41 多元化合物太阳电池指不是用单一元素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、硒铟铜（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8-9%，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，没有形成产业化。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%，没有形成产业化。非晶薄膜太阳电池除了薄膜厚度非常薄、需少量的原料少等因素而使得电池组件的价格较晶体硅太阳电池便宜外，其弱光发电性能和功率温度系数较晶体硅太阳电池好，相比晶体硅电池同等条件下可多发电。根据目前世界各国薄膜太阳电池的应用情况来看，薄膜太阳电池为主流产品尤其在土地资源丰富地区的工程上得到了广泛应用。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。用于聚光太阳电池，与普通太阳电池略有不同，因需耐高倍率的太阳辐射，特别是在较高温度下的光电转换性能要得到保证，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波长之能量，砷化镓可吸收较宽广之太阳光谱能量，三结面聚光型太阳电池可吸收300～1900nm波长之能量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太阳电池单元及发电系统，因此往往必须要抑制聚光率才可以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）41 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电池组件选型世界各国的研发出了多种太阳电池技术，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近年来的发展非常快。下面对三类6种太阳电池组件列表比较。表5-2电池组件列表比较组件电池种类组件转换效率（%）性能稳定性生产规模20年效率衰减（%）主要产地单晶硅太阳电池14～17稳定规模化20国内、外多晶硅太阳电池11～15稳定规模化20国内、外非晶硅薄膜太阳电池6～8稳定规模化20国内、外碲化镉薄膜太阳电池8～9稳定规模化20国外铜铟镓硒薄膜太阳电池8～9稳定规模化20国外砷化镓聚光太阳电池17～25稳定示范20国外（1）多晶硅太阳电池和单晶硅太阳电池以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，是光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本光伏电站工程的首选电池设备，其国内的市场供应量非常充足。同单晶硅太阳电池相比，多晶硅太阳电池转换效率稍低，占地面积大，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，同时多晶硅太阳能电池较单晶硅太阳能电池更加广泛而成熟应用于国内外各大太阳能发电工程。综合以上因素，结合甘肃X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。41 （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。我国大陆地区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。因此，根据甘肃X项目实际情况情况，在工程中不选用非晶硅薄膜太阳电池。（3）聚光太阳电池与晶硅、薄膜太阳电池相比转换效率很高，但组件价格较贵，同时跟踪装置增加投资约15元/瓦，使得工程投资较高，运行维护量较大，主要在国外小范围示范性使用。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，X的散射辐射量约占水平总辐射量的30%，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：甘肃X9MWp光伏电站工程选用多晶硅太阳电池组件布置。5.3.2太阳电池方阵安装方式太阳电池方阵有多种安装方式，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。实际工程采用的安装方式主要包括：固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）、双轴跟踪，每种安装方式有各自的特点。固定安装方式是将太阳电池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。旋转轴可以是水平南北向放置、水平东西向放置、地平面垂直放置或按所在地纬度角倾斜布置等。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。综合考虑以上因素，本工程的太阳电池组件安装方式推荐采用9MWp太阳能电池阵列由9个1MWp固定方阵组成。41 5.3.4太阳电池方阵安装角度本模型计算的气象资料根据招标文件中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。9WMp多晶硅太阳能电池组件方阵采用南北方向固定38度倾斜角排布以获得最大发电量。5.4逆变器系统由于太阳电池所发出的电是直流的，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。X光伏电站系统总装机容量为9MWp，整个光伏电站共配置18台500kW光伏并网逆变器，全部布置在逆变器室内。逆变器用于单晶硅太阳电池组件，不带隔离变压器。本次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电气接入系统太阳能发电站装机规模为9MWp，其接入系统电压等级根据接入系统的规定为准，暂定为35kV方案。接入方案为：自电站架设1回35kV线路接入当地110KV变电站。本期工程9MWp太阳能电池经逆变器后经0.27/35kV升压变压器后分1回路，再用1回35KV线路直接送出。确定无功补偿容量选择原则：在光伏电站满发工况下时送出线路接入系统点的功率因素为0.99，即cosφ＝0.99。5.6监测、计量及数据采集系统在光伏电站内配置141 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光伏电站运行维护太阳能电池组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。太阳能电池组件的防尘在夏、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公用专业设计原则建筑方案设计时要考虑当地的建筑风格，建筑材料尽量考虑就地取材。同时，利用建筑墙体集热方式解决部分采暖负荷。方阵支架结构形式采用钢结构，并考虑飓风荷载工况，建筑结构形式采用砖混结构。41 第六章电站的技术设计6.1太阳电池方阵设计6.1.1太阳能光伏并网逆变器太阳能光伏并网发电系统总装机容量为9MWp，整个光伏电站共配置18台500kW光伏并网逆变器。本方案选用性能可靠、效率高的逆变设备：额定容量为500kW的逆变器用于多晶硅太阳电池组件，其不带隔离变压器。逆变器主要技术参数列于下表：(1)500kW并网逆变器技术参数：逆变器技术参数表6-1逆变器技术参数表特征500KW输入参数最大连续输出功率（KW）500最大允许输入电压(Vdc)900Vdc输入MPPT电压范围420V-850V最大输入电流A1628ADC失真因数<3%输入过电压保护1输出参数标称AC功率(kW)500标称AC电流(A)1090AC输出电压范围(Vac)265标称频率(Hz)50功率因素(cosφ)>0.99（在额定交流功率下）AC电流失真(THD%)<3%（在额定交流功率下）逆变器开关频率(kHz)18过电压保护，AC侧有总效率峰值效率%(@Vinnom)97.41%欧洲效率%(@Vinnom)97.14%环境数据保护类IP54运行环境温度-10°C到+50°C相对湿度（非冷凝）<95%常规数据能耗(W)额定交流功率的0.3%41 夜间耗电(W)<90W本地通信1xRS485+1xRS485（组串汇线箱专用）可选远程通信AuroraEasyControl(Dial-Up、ISDN、Ethernet、DSL、GSM)用户界面显示屏机械特征尺寸(WxHxD)（毫米）(*)不包括接线管道2350x3910(*)x109总重(kg)2676空气交换率8000立方米/小时认证EMCEN61000-6-2,EN61000-6-4CE符合性是并网标准Dk5940Ed.2.2、VDEW、UL1741、RD1663/2000（2）电路结构图：图6-1逆变器电气结构图6.1.3直流配电柜9MWp多晶硅固定式方阵子场共配置18台直流配电柜，每台直流配电柜按照500kW容量进行设计。具体接线参见附图：《全厂一次接线图》6.1.4光伏方阵直流防雷汇线箱41 图6-2直流防雷汇线箱接线原理图（按6路串列）如上图所示，光伏阵列防雷汇线箱具有以下特点：a.满足室外安装的使用要求；b.最多可接入8路太阳电池串列，每路电流最大可达10A；c.接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V；d.熔断器的耐压值不小于DC1000V；e.每路光伏串列具有二极管防反保护功能；f.配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；g.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。6.1.5太阳电池方阵的排布考虑太阳电池组件的温度系数影响，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，所以在计算电池板串联电压时应考虑当地的最低环境温度进行计算，并得出串联的电池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）。场内管理区北方向即为9MWp的电池阵列。是9MWp的电池阵列，主要包括电池方阵和逆变器室。9MWp太阳能电池阵列由9个1MWp固定方阵方阵组成，每个1MWp方阵由2个500kWp子方阵和一个逆变器室组成，使用固定支架的电池方阵每个子方阵由425641 个电池组件和一个分站房组成，逆变器室放置在阵列左边。每1MWp发电单元有6.4m宽的环形道路。6.1.5.1多晶硅固定安装式排布整个方阵场内布置一个总容量约9MWp的多晶硅固定安装式方阵子场，共配置18台500kW逆变器、18台500kW直流配电柜。本电站安装容量为9MWp，太阳能电池组件选型为235Wp多晶硅电池，逆变器容量选用500kW。在本系统中，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900V，最小MPPT电压为450V。通过技术与经济综合比较，经过计算，组件串联数在18~20比较合适。为了保证方阵的合理排列，我们采用20件235多晶硅组件为1个组件串。6.1.5.2组件并联方式设计1MWp使用固定支架安装的多晶硅光伏方阵共有4260件235Wp多晶硅组件（实际为1001.1kWp），经过计算，共有20件组件串联的组件串213个；根据方阵排列方式，以及组件峰值工作电流大小，固定光伏方阵接线箱采用4-8路汇1路比较合适，每1MWp光伏方阵共需30个光伏方阵接线箱。6.1.5.3光伏方阵电气连接光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，对于使用固定支架安装的多晶硅部分的光伏方阵，具体的电气连接为，通过组件自带的导线，将每个20件组件串联在一起，形成1个组件串，1MWp多晶硅光伏方阵共有213个组件串，根据组件并联方式设计，4~8个组件串经过光伏方阵接线箱汇流成1路，经过光伏方阵接线箱汇流后1MWp多晶硅光伏方阵共有30个方阵支路，30个方阵支路经过直埋电缆送入分站房的直流配电柜中，直流配电柜经过第二次汇流，将30个方阵支路汇流成8个支路接入逆变器的直流侧，每个逆变器接入4路支路。6.1.6方阵场总容量整个方阵场总容量为：9009.9kWp；多晶硅太阳电池组件个数：235Wp38340个6.1.7方阵间距离计算考虑当地纬度及太阳辐射角度，方阵的最佳倾斜角度为38度，为了避免方阵之间遮阴,光伏电池组件方阵间距（D）应不小于:41 D=cosβ*H/tan〔arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)〕其中，β为电站所在地冬至日上午9:00的太阳方位角；Φ为最佳倾斜角度38度，H为方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差。6.1.7.1多晶硅太阳电池组件固定式排布多晶固定式为2行20列布置，组件排列行间距为30mm，列间距为30mm。组件方阵长度：1652mm×2+30mm=3334mm。高度：H=3334mm×Sin38°=2053mm6.2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X县位于河西走廊中段北部边缘，总面积18830平方公里。X县电力局（供电公司）是X县供电辖区唯一的供电营业管理机构，成立于1970年4月，现有干部职工156人，肩负着全县3镇10乡，123个行政村、693个村民小组、15个居民委员会，共39125户13.8万人的供电管理工作。X农电建设从七十年代初办电开始，经过三十年的艰苦创业和不断发展状大，目前整个供电网络已具备一定规模和较强的供电能力，止目前全县境内共有110千伏“嘉大线”（嘉峪关变---大庄子变）线路100.2公里，10千伏变电站1座，主变2台，容量40000千伏安。有35千伏变电站9座，主变13台，容量29730千伏安（其中：上杰变主变2台，容量8000千伏安；城南变主变2台，容量8000千伏安；三上变主变2台，容量3500千伏安；鼎新变主变2台，容量3600千伏安；晨光变主变2台，容量2000千伏安；羊井子湾变主变2台，容量2000千伏安；芨芨变主变1台，容量1000千伏安；铜矿主变1台，容量630千伏安；石泉子主变1台，容量1000千伏安）。35千伏线路8条256公里，共有10千伏线路18条总长750公里，配变855台，总容量42350千伏安。共有0.22--0.4千伏线路1400公里。全县境内有小水电站2座，总装机容量4690千瓦，年发电量1600万千瓦时。全县各类用电设施完备，设备齐全，电气化程度较高。全县的供用电工作自改革开放以来有了长足的发展，年供电量以10%41 的速度递增，进入九十年代后，随着经济的发展、社会的进步和社会主义市场经济制度的建立完善，各业经济发展较为迅速，供电量逐年稳步增大，到1999年底，年供电量突破6000万千瓦时，全县人均年用电量达到435千瓦时，电力经营成效显著，总收入达到1200万元，实现电力销售工业产值280万元，拥有固定资产2400万元，供电实力不断增强。6.2.1.2目前区域内电网存在的问题1）对于新增大负荷不断出现，现有网架供电压力不断加大。应考虑加快地区内220kV变电站和配套线路建设，适当增加110kV变电站布点。2）受地区高耗能负荷性质影响，致使系统电压波动较大，出现电压极限、无功电压需要调整力度较大，需要进一步提高电压运行水平。6.2.1.3接入系统方案太阳能发电站装机规模为9MWp，其接入系统电压等级根据接入系统的审查为准，暂定为35kV方案。接入方案为：自电站架设1回35kV线路接入当地110KV变电站35KV侧。本期工程9MWp太阳能电池经逆变器后经0.27/35kV升压变压器后可并联，共分1回35KV线路送出。电气主接线方式：35kV采用双母线接线，按照每个分区共同通过1回35kV线路接入一母线，再通过1回35kV线路送至当地110KV变电站35KV侧。确定无功补偿容量选择原则：在光伏电站满发工况下时送出线路接入系统点的功率因素为0.99，即cosφ＝0.99。6.2.2电气设计6.2.2.1电气一次6.2.2.1.1接入系统方式本电站采用35kV为一级电压，接入当地110KV变电站，本期出线为1回。6.2.2.1.2电气主接线整个9MWp系统由9个1MWp光伏并网发电单元组成，由18台500kW光伏并网逆变器组成，每个逆变器带隔离变压器输出270V三相三线制交流，通过各种断路器引至低压母线，2台逆变器通过母线接到升压变压器的低压侧的绕组上，经1000kVA箱式变压器升压至35kV高压，9个变压器并接后，通过高压开关柜汇集成1回母线，通过1回35KV线路，接入当地110KV变电站。(具体方案见主接线图)41 6.2.2.1.4站用电接线站用电源采用1台630KVA的10KV外接站用变压器为主电源，另一回采用630KVA的35KV备用变压器为备用电源。6.2.2.1.4主要电气设备选择（1）主要电气设备选择a)箱式变电站为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本电站选用具有运行可靠、操作方便、价格性能比较优越的欧式箱式变电站。升压变压器的电压等级为10/0.3kV，接线组别为D，yn11yn11。欧式箱式变电站可将干式变压器、熔断器等设备均安装在同一个箱变柜内与外界环境完全隔离，不受外部环境的影响，其操作部分在高压室进行。箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。①升压变压器升压变压器选用油式三相双卷自冷式升压变压器，其主要参数如下；型号S10-1000/35额定容量：1000kVA额定电压：35kV(高压侧)，0.3kV(低压侧)短路阻抗：6%调压范围：35±2.5%/0.4kV联接组标号：Dyn11yn11②35kV负荷开关箱式变电站35kV高压侧装设负荷开关，负荷开关采用进口设备，具有快速弹簧操作机构，用于终端型变压器。采用绝缘操作杆来操作负荷开关，可免维护，也可以采用电操机构远动操作。③35kV熔断器每台箱式变的高压侧装设3只XRNT（STR10）-35kV型插入式全范围保护熔断器，作为箱变过载和短路故障的保护元件。采用绝缘操作杆钩住熔断器操作孔拉出熔断器管或插入熔断器管。b)35kV配电装置35KV配电装置选用户内成套装置KYN61N-41 40.5kV金属封闭开关设备，单母线接线。采用加强绝缘型结构，一次元件主要包括：真空断路器、操动机构、电流互感器、电压互感器等，真空断路器采用小车式。真空断路器型号：VS1-40.5额定电压：35kV额定电流：630A/25kA额定短路开断电流：25kA额定短路关合电流（峰值）：63kA额定短时耐受电流/时间：25kA/4s额定峰值耐受电流：63kA短时(min)工频耐受电压：36kV断路器断口耐受电压：42kV操作机构：弹簧操作机构②电流互感器（装设在柜内）型号：LZZB7-35GYW1额定电压：35kV出线柜变比：600/5A5P20/5P20/0.5/0.2Sf)35kV电缆35kV集电线路为直埋地电缆，1个箱式变电站连接为一个单元，用一根电缆将5台箱变并接后接入1台35KV高压柜。35kV集电线路采用ZRC-YJV22-35kV-3×70mm2直埋电缆。6.2.2.1.5过电压保护及接地（1）过电压保护a)直击雷保护本工程在配电系统安装避雷器；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41 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：在变电所的35kV出线侧、35kV母线、升压变压器35kV侧分别装设一组无间隙金属氧化物避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。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；电站形成一个接地网，接地电阻不大于4Ω。接地网采用60×8镀锌扁钢与DN50的镀锌钢管做接地极，60×8镀锌扁钢在子方阵中焊接成网状，各子方阵接地体相互连接。6.2.2.1.6照明系统照明系统电源从站用配电箱引来。照明系统电压为380/220V。主要部位照明配置如下：a)逆变器室采用格栅荧光灯。c)场地周边设投光灯。d)逆变器室检修插座。6.2.2.2电气二次6.2.2.2.1电站运行方式甘肃X光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。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。中央控制室仅设置计算机监控系统的值班员控制台和工程师管理站，不设常规监控控制台。6.2.2.2.2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41 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安全检测与人机接口功能：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光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流配电箱、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。（3）箱式变电站与出线站的控制本站有9座10kV箱式变电站，每座箱式变电站的逆变器的高压侧配置有负荷开关及高压插入式熔断器，低压侧配置有自动空气开关。35kV配电室设15回太阳能高压开关柜。高压开关柜采用户内成套金属封闭断路器13台。41 上述负荷开关、自动空气开关、断路器可以就地控制，也可以由计算机监控及远动操作。系统实施集中控制。此外，所有35kV箱式变及开关柜应具有五防能。6.2.2.2.3继电保护与自动装置（1）保护装置的选型与集成电路型模拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。（2）保护配置方案根据GB50062-92《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配置如下：a)35kV本期出线站送出线保护按如下方案因为场内线较短，所以采用三段式电流保护的速断段保护。b)35kV箱式变电站变压器保护由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧空气开关。因此不另配置保护装置。箱式变电站干式变压器过热信号、高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均经逆变器室光电适配器送至计算机监控系统。c)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。d)本电站送出线为35kV小电流接地系统，为监视系统是否发生单相接地，在35kV侧配置一套接地监测装置。f）本电站35KV出线回路距离较远，考虑设置光纤纵差保护，确保35KV出线回路安全。（3）自动装置a)自动重合闸：暂按不配置自动重合闸装置。b)电能质量检测装置全站可配置一台电能质量检测装置，以录取故障时35kV进出线、35kV母线的电流、电压等，供故障分析。41 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。（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在LCD上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）互感器的选择与配置a)互感器的配置①电流互感器的选择原则：电流互感器的额定一次电流应略大于安装处额定一次电流。电流互感器的准确度等级为：接带常测仪表的电流互感器，其准确等级为0.5级，继电保护用电流互感器采用5P20级。电流互感器的二次额定电流选5A。电流互感器的容量应不小于其实际负载。②电流互感器的配置见二次单线图。b)电压互感器的配置①电压互感器的选择原则：电压互感器的额定一次电压应不小于负荷安装处的额定一次电压。电压互感器的准确度等级为：接带常测仪表的电压互感器线圈其准确度等级为0.5级。接带保护用的电压互感器线圈其准确度等级为3P级。电压互感器的二次电压为100V/√3,辅助线圈为100V/3。电压互感器各线圈容量均应大于（或等于）其实际负载。②电压互感器的配置见二次系统图。（4）控制电源系统：41 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。（5）环境监测系统：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通风与空调设计6.3.1主要执行标准《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》（GB50242-2002）《通风与空调工程施工质量验收规范》（GB50243-2002）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）《民用建筑节能设计标准》（DBJ01-602-97）《暖通空调制图标准》（GB/T50114－2001）其它适用的规程规范或等效的国家标准6.3.2原始气象条件X县位于河西走廊中端北部边缘。根据X县气象局提供资料统计，多年平均气温9.0℃，平均最高气温26.3℃，平均最低气温-14.2℃，年降水量67mm，平均风速2.1m/s，最大冻土深度103cm。气象情况详见X气象站气象要素表。41 表6-2X气象站气象要素统计表项目单位月份全年一二三四五六七八九十十一十二平均气温℃-8.9-3.63.411.417.922.724.422.516.411.30.3-7.29.0平均最高气温℃-5.5-0.55.814.419.824.226.324.118.28.33.3-426.3平均最低气温℃-14.2-8.81.48.915.62122.220.914.76.2-2.8-12.4-14.2降水量mm1.60.95.43.43.6619.513.87.32.71.91.067.0平均日照时数h232.7232.7262.9283.9317.4317.7307.5299.1283.6277.9241.1224.33280.8日照百分率%78777172737168717681817874最大积雪深度cm5451000000848最大冻土深度cm9810399817774718069868175103平均风速m/s2.12.12.42.62.3221.81.61.72.12.22.1最多风向WNWcWNWcENEcWNWcENEcENEcWNWcENEcENEcWNWcWNWcWNWcWNWc备注资料年限为1990～2008年。41 6.3.3通风系统站用电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风量按不少于10次换气量计算。通风机采用防爆型低噪声玻璃钢轴流风机。平时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在门内、外便于操作的地点。35kV配电室设置通风装置，采用机械排风、自然进风的通风方式，通风量按不少于10次换气量计算。通风机采用防爆型低噪声玻璃钢轴流风机。平时通风兼事故通风。通风设备的开关应安装在门内、外便于操作的地点。分站室采用机械送风，机械排风系统，送风量比排风量大10%。室外新风经建筑风道送入室内，再经上部风机排出室外，室内空气循环达到最佳。卫生间内均设置吊顶型排气扇，厨房、餐厅、晒衣间采用强排风的机械排风措施。所有通风、设备均与消防连锁，当火灾发生时所有通风设备立即切断电源。6.3.4空气调节系统集控楼空调系统采用多联机空调系统，空调冷负荷约110kW，采用R410A环保冷媒。集控楼多联机空调室外机布置在屋面。集控楼内的宿舍、管理办公室等房间均设置风管式空调室内机。集控楼内的会议厅、厨房餐厅、门厅内设置四面出风嵌入式空调室内机。集控楼内的集控室内设置四面出风嵌入式空调室内机。空气调节系统风道的保温材料、冷水管道的保温材料、消声材料及粘结剂，应采用不燃烧材料或难燃烧材料。所有空调设备均与消防连锁，当火灾发生时所有空调设备立即切断电源。6.4给水排水部分6.4.1主要设计依据《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003《室外给水设计规范》GB50013-2006《室外排水设计规范》GB50014-2006《建筑中水设计规范》GB50336-2002《污水再生利用工程设计规范》GB50335-2002《埋地硬聚氯乙烯排水管道工程技术规程》CECS122:2001《建筑排水用硬聚氯乙烯内螺旋管管道工程技术规程》CECS94:200289 《建筑给水钢塑复合管管道工程技术规程》CECS125:20016.4.2水源及用水量本工程用水量主要包括生活用水、冲洗及绿地浇洒用水等。生活用水主要包括生活盥洗、淋浴用水、食堂用水等。本工程太阳能光伏并网发电试验示范项目全站定员为10人，建成后考虑参观、科研考察人员，生活用水定员按15人计,生活用水量标准为150L/人·d，最大日用水量为2.25m3/d。6.4.3给水系统6.4.3.1生活给水系统由于本地区自然条件较恶劣，生活饮用水拟采用桶装饮用水，定期采购。其余生活用水依靠水车定期运输，来水贮存于生活水泵房内的生活水箱中，依靠生活水泵将水送到各个用水点。采用次氯酸钠消毒，值守人员定期进行余氯检测，保证供水安全。6.4.3.2热水给水系统生活热水由家用太阳能热水器提供，每两间宿舍卫生间设一套家用太阳能热水器带电辅加热。6.4.3.3冲洗水系统本站考虑太阳能板的定期清洗，道路、绿植喷洒及车辆冲洗等用水采用站内收集的废水，拟在站内建一座地下废水收集水池，水池容积为300m³。主要收集的废水由三部分组成，第一部分是雨水，第二部分是生活水箱定期清洗排放的死水，第三部分是将生活污水经深度处理后达到道路、绿地植被的浇洒及车辆清洗用水要求的达标水。池内设潜污泵两台，一用一备，用潜污泵提供各用水点的冲洗及浇洒用水。6.4.3.4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。户外主变等设备附近配置推车式ABC干粉灭火器，用于主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ABC干粉灭火器。此外，站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。6.4.4排水系统6.4.4.1污水、废水排放系统89 集控站内生活污水由各室内排水点汇集后排室外污水管网，经室外污水管网输送至设在厂区内的化粪池，化粪池的出水统一汇集至生活污水一体化处理设备，经处理后达到GB50335-2002规范规定的城市杂用水水质控制标准。达标水用于厂区绿地喷洒等用水，富余水量经提升后排至厂区外。生活水泵房及站内废水（不含油）亦排入污水系统。化粪池及生活污水一体化处理设备的废物定期清掏后外运。6.4.4.2雨水排放系统本工程雨水排放采用散排方式，依据周边自然条件，通过站内地面和道路坡向将雨水排出。冲洗车辆等用水亦采用散排形式。6.4.5管材及接口6.4.5.1给水管材及接口1）室外生活给水管采用钢塑复合管或UPVC给水管，柔性卡箍管接头连接或粘接。2）室内生活给水管采用钢塑复合管，丝扣连接。3）冲洗水管采用焊接钢管，焊接或柔性卡箍管接头连接。室外给水管管顶覆土厚度不小于0.8m。6.4.5.2排水管材及接口1）室内排水管用UPVC，接口采用粘接或螺母挤压密封圈接口。2）室外排水管采用双壁波纹管，橡胶密封圈接口。管顶最小覆土厚度不小于0.8m。6.4.6中水处理系统工艺流程如下：图6-3工艺流程图89 本工程生活污水处理设备拟选用5m3/d，生活污水入口水质应以实际出水水质为准，处理后出水水质应达到如下标准。表6-3城市杂用水水质控制指标序号指标数值1PH6.0~9.02色度≤303嗅≤无不快感4浊度（NTU）≤55溶解性固体（mg/L）≤10006五日生化需氧量（BOD5）(mg/L)≤107氨氮（mg/L）≤108阴离子表面活性剂（mg/L）≤0.59铁（mg/L）≤0.310锰（mg/L）≤0.111溶解氧（mg/L）≤1.012总余氯（mg/L）≤接触前30min后≥1.0管网末端≥0.213总大肠菌群（个/L）≤36.5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，大型并网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。6.5.1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）设置在方阵子场的逆变器室在其屋顶设置避雷带。（4）20kV升压站建筑及构筑物屋顶设置避雷带。（5）根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中规定，35kV配电装置及箱变的高压单元设置无间隙金属氧化锌避雷器，对雷电侵入波和其他过电压进行保护。6.5.2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CECS84：96《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1Ω89 ，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。在电站围墙内1m敷设一圈闭合的接地体，并根据光伏方阵排布、电气设备布置，在接地网区内设置必要的纵横向均压带，形成一个总的闭合接地网。接地网以水平接地体为主，并采用部分垂直接地极组成复合接地网。水平接地体采用-60×8热镀锌扁钢，敷设在本地区冻土层以下（即1.1m以下），垂直接地极采用DN50，2500mm长的热镀锌管钢。查阅我国沙砾土壤电阻率为1000～2500Ω/m，若接地电阻没有达到要求，可增加外延接地或使用降阻剂等措施。6.5.2.1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。组件支架应保证良好的接地；太阳能光伏方阵直流防雷汇线箱可靠接地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：变压器和高压电器等的底座和外壳；互感器二次绕组；配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架；铠装控制电缆的外皮；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；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；箱式变电站的金属箱体。(3)设置在方阵子场的逆变器室做独立接地网，再与全站接地网至少有2点可靠连接。(4)每个单元的箱式变电站做独立接地网，再与全站接地网至少有2点可靠连接。(5)光伏电站控制站及辅助建筑及构筑物做独立接地网，再与全站接地网至少2点可靠连接。6.6环境检测装置6.6.1环境检测装置检测简介在光伏电站内配置189 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。6.6.2主要技术参数6.6.2.1风速、风向传感器技术参数表6-4风速、风向传感器技术参数表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≤1.5m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%RH6.6.2.2日照辐射表技术参数表6-5日照辐射表技术参数表灵敏度7-14uV/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2.5kg6.7通讯89 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。中控室内设行调合一数字式程控调度交换机一套（30门）。用于光伏电站内部的站内通信及对外通信。通信电源：通信电源采用高频开关式稳压稳流电源系统。取自站用电的交流220V作为主供电源，电源系统输出交流220V及直流48V供通信设备用。系统通信（1）光伏电站至调度部门之间的调度通信；（2）光伏电站至上级主管部门之间的生产管理通信。场内通信：（1）站内生产调度通信;（2）站内生产管理通信；（3）站内综合通信网。对外通信：（1）光伏电站至当地电话局之间的中继联络通信；（2）光伏电站与气象站之间的通信；（3）光伏电站与附近有关单位、部门之间的通信。6.8年发电量测算6.8.1场址地理位置和气候概况本项目拟建的9MWp光伏电站位于甘肃省X县。酒泉市是我国著名的卫星发射基地，地区属于甘肃省太阳辐射丰富区，根据据1997年～2006年当地10年平均气象资料显示，酒泉X地区年平均太阳总辐射为6310.8MJ/m2，根据X县气象局提供的数据，甘肃省酒泉市X县太阳能多年平均年日照小时数3280h，多年平均年日照辐射量为1753kW·h/m2，属于我国太阳能资源较丰富地区，极具开发价值。89 表6-6酒泉X地区太阳辐射数据表月份月辐射总量(MJ/m2)(MJ/㎡)月辐射总量(KWH/m2)日平均辐射量(KWH/m2)白天最高温度(℃)夜间最低温度(℃)1338.8294.123.045.5-182404.86112.464.0214.1-163560.00155.565.0224.8-11.84655.79182.166.0727.5-5.85721.17200.336.4635.55.66675.14187.546.2536.59.97664.71184.645.9639.713.68627.06174.185.6237.910.39541.94150.545.0231.63.210480.00133.334.3025.1-1.411348.3896.773.2314.3-8.312292.9381.372.6210-26.4合计6310.801753.004.806.8.2模型计算条件本模型计算的气象资料根据招标文件中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。9WMp多晶硅太阳能电池组件方阵采用南北方向固定38度倾斜角排布以获得最大发电量。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。6.8.3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/m289 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6%；灰尘影响组件功率损失小于6%；直流线路损失小于3%；太阳能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=90%。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=95%。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9MW容量，升压至35KV后再并入中高压公用电网，交流并网效率根据以往经验取η3=95%。系统的总效率等于上述各部分效率的乘积：η=η1×η2×η3=90%×95%×95%=81.23%6.8.49MWp固定方阵发电量计算本项目整体系统装机容量9MW，方阵采用0度方位角，南北固定38度倾斜角排列方式以获得最大发电量。表6-7月平均太阳辐射强度对比月份水平面月平均辐射量(MJ/m2)水平面月平均辐射量(kWh/m2)光伏阵列表面月平均辐射量(kWh/m2)一月339.2694.24189.90二月405.22112.56183.95三月560.23155.62198.57四月655.56182.10195.19五月720.94200.26190.32六月675.00187.50170.36七月665.14184.76171.31八月627.19174.22175.85九月542.16150.60176.35十月479.88133.30192.84十一月348.8496.90177.96十二月292.3981.22171.52全年6311.811753.282194.1189 在当地纬度条件下，采用了38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。表6-8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(kWh/m2)月辐射总量-阵列面(kWh/m2)每瓦发电量（kWh/Wp.M)一月339.2694.24189.900.154二月405.22112.56183.950.149三月560.23155.62198.570.161四月655.56182.10195.190.159五月720.94200.26190.320.155六月675.00187.50170.360.138七月665.14184.76171.310.139八月627.19174.22175.850.143九月542.16150.60176.350.143十月479.88133.30192.840.157十一月348.8496.90177.960.145十二月292.3981.22171.520.139全年6311.811753.282194.111.782由上表格可以看出，第一年每瓦年发电量为1.78度电/瓦。图6-6系统单位发电量89 由上图得知：各月的发电效率为3月最高，6月最低，第一年的单位发电量为：1.78度电/瓦。6.8.6系统全年发电量和25年发电量估算按照光伏组件25年衰减不超过20%，可以预测电站25年运营周期总发电量。表6-925年发电量估算表年数年平均发电量（万度）累计发电量（万度）11607.321607.3221594.463201.7831581.714783.4941569.056352.5251556.507909.0461544.059453.0971531.7010984.7981519.4412504.2391507.2914011.52101495.2315506.75111483.2716990.02121471.4018461.42131459.6319921.05141447.9521369.00151436.3722805.37161424.8824230.25171413.4825643.73181402.1727045.9191390.9528436.85201379.8329816.68211368.7931185.47221357.8432543.31231346.9733890.28241336.2035226.48251325.5136551.99由上表可以得知整个光伏系统在25年运营周期中可实现总发电量36551.99万度电，89 年平均发电量可达到1462万度电。89 第七章消防7.1工程概况7.1.1工程概况本项目选址酒泉市X县，地处东经98°59ˊ～99°35ˊ，北纬39°59ˊ～40°00ˊ，场区海拔高度约1125米，地势平坦，地质构造稳定。距省道214线约3km，公路运输干线可利用312国道、214省道、酒航公路，对外交通十分便利。甘肃X9MWp光伏并网工程所处的戈壁滩行政隶属X县管辖，场地海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m。区域地质构造上为花海子盆地东部边缘地带，工程区位于X凹陷盆地，拟建区内未见地下水，地表排水畅通，地下水位埋藏很深，适合建设大型光伏并网发电项目。7.1.2消防设计依据《建筑设计防火规范》GB50016-2006《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《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消防系统设计根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006，11.5.1条，变电站内建筑物满足耐火等级不低于二级，体积不超过3000m3，且火灾危险性为戊类时，可不设消防给水，本工程建筑物满足规范要求，可不设置水消防系统，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电气消防装设火灾自动探测报警设备，接入电场的集中报警控制盘；并与光伏电站的计算机监控系统接口。光伏电站的火灾报警系统主要由火灾自动报警控制器及消防联动控制装置，点式感烟、感温火灾报警、声光报警及联动模块等设备组成。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89 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、灭火器具形式做相关配置。户外主变、电抗器附近配置推车式ABC干粉灭火器，用于主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ABC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执行本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与变电所设计防火规范》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工程施工场地规划集控站占地面积约8200m²，包括控制站、生活污水处理设施等建筑物。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；89 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10m宽的消防车通道，并保持畅通；89 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；f.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；g.照明及电气设施应由电工按相关规定安装；h.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10m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。6)电气应有专人按相关规定安装，机电设备应使用电缆线。89 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；89 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。89 第八章土建工程8.1概述本工程为甘肃X9MWp光伏并网发电项目。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：l综合楼l分站房l35kV配电室l生活水泵房l太阳电池支架的基础l箱变基础l废水收集池8.2场地自然条件酒泉X县位于河西走廊中西结合部（中部偏西），河西走廊属于祁连山地槽边缘拗陷带。喜马拉雅运动时，祁连山大幅度隆升，走廊接受了大量新生代以来的洪积、冲积物。自南而北，依次出现南山北麓坡积带、洪积带、洪积冲积带、冲积带和北山南麓坡积带。走廊地势平坦，一般海拔1500~1800米左右。沿河冲积平原形成武威、张掖、酒泉等大片绿洲。其余广大地区以风力作用和干燥剥蚀作用为主，戈壁和沙漠广泛分布，尤以嘉峪关以西戈壁面积广大，绿洲面积更小。在河西走廊山地的周围，由山区河流搬运下来的物质堆积于山前，形成相互毗连的山前倾斜平原。在较大的河流下游，还分布着冲积平原。这些地区地势平坦、土质肥沃、引水灌溉条件好，便于开发利用，是河西走廊绿洲主要的分布地区。河西走廊气候干旱，许多地方年降水量不足200毫米，但祁连山冰雪融水丰富，灌溉农业发达。结论及建议：项目区地貌为主要由戈壁滩组成，海拔一般在1125米左右。总体上讲，地势呈现西高东低之趋势。根据搜资调查结果，场址区无矿产、文物等埋藏。89 就场址地区的地质和土质条件而言，不存在影响电场建设的颠覆性问题，适宜建设太阳能发电场。但土质具有腐蚀性，需考虑地基处理，基础防腐处理及预防风、防沙对建设场地的影响。本报告的结论及建议均满足可研阶段的深度要求，对于报告中所涉及到的问题、结论及建议均应该在下个阶段按相关规范规定要求，进一步做工作。8.3设计参数表8-1基本参数表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8-2风雪荷载参数风压地面粗糙度基本雪压0.40kN/m2A类0.35kN/m2表8-3抗震设防参数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8.4设计采用的规范规程《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-92）《3～110kV高压配电装置设计规程》（GB50060-92）《变电所建筑结构设计技术规定》（NDGJ96—92）《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）89 《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）8.5采用的主要建筑材料·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·国产普通热轧碳素钢钢筋HPB235HRB335·国产普通热轧碳素钢型钢Q235·国产普通螺栓及高强螺栓·砂浆·烧结普通砖8.6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8.7建筑设计建筑设计的总体指导思想是“以人为本”。设计强调站内建筑物风格统一。用现代建筑的设计理念，结合当地地形地貌，设计出与之和谐的建筑群体。建筑设计中对各项功能进行了合理整合，使之具备适宜的体量感和规模感。8.7.1综合楼建筑设计综合楼为单层砖混结构建筑物。建筑面积约420m2，建筑高度为4.5m。89 综合楼包含生产、生活两大功能分区，以门厅作为两大功能分区的分界并各成一体。生产区由集控室、资料室、传达室、会议室、办公室等生产用房组成。依据主工艺所提要求，结合总平面布置，生产区主要房间集控室设于西侧，其视野开阔满足监控需要。生活区包括员工宿舍（两套）、厨房、餐厅。员工宿舍设计为两室一厅一卫，每位员工均有独立房间，从而提高生活舒适度。考虑到餐厅厨房离宿舍较近，为避免气味干扰其设有前厅。建筑物安全出口位置的设置均满足防火规范要求。建筑物内装修为电力二级标准，主要房间的装饰面材，考虑防噪声、防尘等要求。色彩选择应与照明灯具、设备仪表相协调。地面选材除集控室为抗静电活动地板外其它均为防滑地砖。8.7.2建筑节能作为绿色环保、节能型建筑，考虑西部风沙较大，充分利用自然通风、采光，外窗设有遮阳处理。入口处设双道门，达到防风、保温、隔热、防沙的效果，最大限度地节约、利用了能源。8.7.3附属建筑附属建筑物设计主要以满足工艺要求，结合厂区总平面布置，与厂区整体建筑的协调，尽可能减少占地面积为原则。35kV配电室及站用电：单层砖混结构，建筑面积约420m2。分站室（9栋）：单层砖混结构，每栋建筑面积约39.1m2。生活水泵房：单层砖混结构，建筑面积约155m2。8.8结构设计综合楼、35kV配电室、生活水泵房、分站房为一层砖混结构，楼板、屋面板均为现浇钢筋混凝土板。8.9地基基础设计综合室、35kV配电室、生活水泵房、分站房采用墙下钢筋混凝土条基。太阳电池组件支架的基础为现浇钢筋混凝土基础。废水收集池为钢筋混凝土结构。考虑到地基持力层深度和冻土深度影响，基础的埋深暂定为-1.300m。8.10总体布置8.10.1光伏电站总体布置本工程围墙内占地面积为31.98万m2，位于甘肃省X89 县。太阳能电池采用多晶硅电池，装机容量为9MWp，太阳能电池阵列由9个1MWp固定方阵方阵组成；固定方阵占地面积为31.98万m2；集控站占地面积为0.82万m2，考虑交通运输及日后运行方便布置在光电站的东南，要考虑建筑物阴影对太阳能板的影响，最小距离为23m。多晶硅电池组件选用容量为235Wp的组件，9MWp全部采用固定安装方式，每个固定方阵组件竖向排布成2行20列形式，每两个固定方阵之间距离为6.4m；列间距为1.5m。本光伏电站共设9个单元升压站，每个单元设置一间分站室。箱式变电站布置于室内，电缆采用直埋形式。8.10.2光伏电站道路及围墙（1）进站道路进站道路引接至国道，进站道路为水泥路面，路面宽9.0m，长度为400m。最小拐弯半径为9m。（2）站内道路光伏电站场地平坦，无起伏。为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每块太阳能板，站内设置主干道和支路两种道路。主干道成环型布置，连接到每座逆变器室，路面为沙石路面，路面宽度为6.0m，拐弯半径不小于5m；支路是为了便于每块太阳能板的检修和清洗，路面为砂石路面，路面宽度为6.0m，拐弯半径不小于5m。（3）围墙光伏电站位于荒漠戈壁滩地带，考虑到运行安全，要在站区四周设置围墙。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，围墙采用钢制格栅围墙，围墙高度1.7m。考虑光伏电站的整体坡度，防止雨雪流入光伏电站，围墙的基础高出地面0.3m，与太阳能板之间的距离不小于5m。8.10.3集控站平面布置集控站总平面布置考虑到出线、进线、道路、建筑物朝向、占地面积等因素，设计进行了多方案比较。总布置为节省用地，建筑物尽量采用联合建筑，在满足防火和有关规程、规范要求的前提下，尽量压缩建、构筑物的距离，减少占地面积。考虑到变电所远离城市，环境较偏僻。为消除工作人员在此长期工作产生的寂寞、烦躁、不安定情绪，所前区重点进行绿化美化，以便创造一个较好的工作和生活环境，简述如下：集控站内主要建筑物有综合楼、35kV配电室及站用电室、综合泵房、化粪池、生活污水处理设备等，集控站内建筑以综合楼在南侧，综合楼北侧为综合泵房、10kV89 配电室及站用电室、化粪池、生活污水处理设备。集控站设置独立的围墙，围墙型式与光伏电站围墙一致为钢制格栅围墙。排雨水：站内排水采用散排式排水，不设排水管道。8.10.4集控站技术经济指标表8-4集控站技术经济指标表序号项目名称单位数量备注1集控站围墙内用地面积万平方米0.822建（构）筑物用地面积m218023建筑系数%22.024道路用地面积m210005广场用地面积m21134含停车场6场地利用地面积hm249167场地利用系数%59.958围墙长度m3609土石方工程量挖方m36550填方m3824010绿化面积m196811绿化系数%24.0089 第九章施工组织设计9.1施工条件9.1.1光伏电站自然条件X9MWp光伏并网工程位于酒泉市X县的戈壁滩上，行政隶属X县管辖。海拔高程1100～1150m，属内陆温带大陆性气候，具有冬季寒冷，夏季炎热，光照充足，季节性冬土深度约1.2m，工程区内外交通便利。工程场址区地处大陆深部，北大河的山前扇形地带上，以戈壁滩为主，地势较为平坦开阔。场址区地势开阔，地形平缓，自然坡度约1.3％，起伏较小。地表为沙卵砾石戈壁，分布有低矮耐旱植物，滩上遍布大小冲沟，深度0.2m～1m不等，宽度0.5m～10m之间。工程场址区场地岩土体常年处于干燥状态，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，场地岩土体无振动液化问题。戈壁平原，地势平坦，场址区不存在泥石流、滑坡等不良地质现象。据工程厂址区域附近地的地质勘察资料类比分析，本工程场区内地基土层具有较好的物理力学性质，可满足建筑物基础要求。光伏电站容量为9MWp，光伏电站内设一座集控站，9座单元式逆变器室等。9.1.2工程所在地点和对外交通运输条件本项目选址酒泉市X县，场址区内场地地势开阔，地形平缓，施工场地开阔，地表无植被分布，为较理想的光伏电站建站场址。电站距省道214线约3km，公路运输干线可利用312国道、214省道、酒航公路，对外交通十分便利。9.1.3光伏电站施工条件及力能供应本工程的施工场地开阔，交通便利。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：施工用电可由附近引接，架设10kV10km线路引至集控站南围墙外的搅拌站工地。光伏电站内太阳电池方阵施工电源采用30kW柴油发电机发电。2)施工用水：现场施工供水可现场打井，设置蓄水池，由管道输送至蓄水池。施工高峰期日用水量大约为40t/d，深井出水量满足要求。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点可用水罐车或水箱运输。3)通信线路：外部的通讯线路可就近引接至光伏电站内。其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。89 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。9.1.4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)施工场地为滩涂，地势平坦。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。9.2施工总布置9.2.1施工总布置的原则根据光伏电站建设投资大、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)路通为先，电缆跟进的原则：首先开通光伏电站区通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建太阳电池方阵之间的支路。在修路的同时，埋设35kV线路，在路面的内侧地下埋设好信号控制电缆，以便在施工时可能加以利用。2)分区划片，合理交叉的原则：由于光伏电站规模较大，为了达到太阳电池能分期分批投入运营，将整个光伏电站进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中，工程项目及内容又区分轻重缓急。为此，需要合理安排分部分项工程及工序交叉作业。3)以点带面，由近及远的原则：以场区周围一定区域为光伏电站项目的第一期工程，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发电。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)节能环保、创新增效的原则：光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源—光能的一项社会实践。但是,在光伏电站的建设中，对于具体的工程项目的实施，89 仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个光伏电站建成运营后,更能充分显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。6)高效快速、易于拆除的原则：光伏电站的全部建（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。9.2.2施工用电综合考虑整个光伏电站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9-1。表9-1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225kVA5OkVA13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箱式变电站，输入电压为10kV，输出电压为380V，施工完成后转入光伏电站的永久用变压器。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箱式变电站。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。9.2.3估算用水量，选定施工供水方案89 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40t/d，集控站内打深井，可作为施工生产和生活区的施工用水，另外在集控站内设置蓄水池，以备施工高峰期用水。各散用水点用水用水量不大，可采用拉水方式。9.3施工交通运输9.3.1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。本工程修建约546m四级混凝土路，光伏电站集控站就可以与风场检修道路连通，设备就可运抵光伏电站。9.3.2场内交通运输道路的选定、规划、布置标准及工程量光伏电站内交通线路规划：光伏电站内地势平坦，光伏电站附近南侧有G215公路通过，可作为进入光伏电站的主要干道使用。光伏电站的施工及检修道路可在场址原有地面上新建，主干道路设计路面宽度6.0m，砂石路面，最小转弯半径5.0m。支路道路设计路面宽度6.0m，砂石路面，最小转弯半径5.0m。施工所用搅拌站可设在集控站附近，并利用周围空地堆放砂石、钢筋、混凝土等建材。9.4工程征用地本期工程占地为国有未利用的滩涂，工程占地原则上以永久设施的基础边界划分，经计算，本期工程推荐方案永久占地31.98万m2。9.5主体工程施工9.5.1太阳电池方阵基础施工和安装的要求9.5.1.1太阳电池方阵基础开挖、混凝土浇筑的施工方法1）基础开挖前，按照图纸设计要求进行测量、放线，准确定位后进行土石方开挖。机组基础开挖土方用挖掘机，辅以人工修整基坑。基础土方开挖选用1.0m3/斗的反铲挖掘机，挖至距设计底标高0.3m处后，用人工清槽,避免扰动原状土。成形后须验槽，基础持力土层是否符合设计要求。根据情况进行加强处理。验槽合格后，方可进行下一道工序的施工。2）基坑清槽、绑筋、支模、预埋基础环，须经监理验收合格后，进行基础混凝土浇筑。在施工场地集中设立出力为30m3/h的临时混凝土搅拌站，进行混凝土搅拌。3）混凝土浇注用混凝土罐车运输，混凝土泵车浇灌，插入式混凝土振捣棒振捣（配一台平板振捣器用于基础上平面振捣），每点振捣20～30s89 ，直到混凝土不再显著下沉，不再出现气泡，表面泛出灰桨为止。每个基础的混凝土浇筑采取连续施工。4）基础混凝土浇筑完成，进行覆盖和运水车洒水养护，3d后可以拆模及回填。待混凝土达到设计强度后才允许设备吊装。冬季封冻停止混凝土施工。5）回填土用推土机分层覆盖灰土沙石料，并碾压密实。若填土潮湿需晾晒或回填级配砂石料。9.5.1.2太阳电池方阵运输方法、安装施工技术要求、施工方法、安装工程量1）本期大件运输可以参照其他光伏发电工程的运输经验，委托大件运输公司完成设备运输工作。2）支架安装：待基础养护期满后进行支架安装，支架连接采用螺栓连接或焊接型式，大件型钢采用10t吊车吊装。3）太阳电池方阵的安装：太阳电池方阵安装详见安装手册。4）太阳电池方阵安装安全措施详见安装手册。9.5.2集控站及主要建筑物的施工要求和方法集控站内建筑包括：集控楼、35kV配电室、综合泵房、宿舍楼等。站区建筑均为砖混结构，混凝土由现场混凝土搅拌站加工，建筑施工采用常规方法。基槽土方采用机械挖土（包括基础之间的地下电缆沟）。预留的30mm厚原土用人工清槽，经验槽合格后，进行基础险浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。施工时，同时要做好各种管沟及预埋管道的施工及管线敷设安装，尤其是与地下高低压电缆、管沟的隐蔽工程，以满足各种管线的排布及通行。在混凝土浇筑过程中应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。浇筑完毕后的12h内应对混凝土加以养护，在其强度未达到1.2N/mm2以前，不得在其上踩踏或折装模板与支架。集控楼为砖混结构，砌块墙、现浇楼板、铝合金门窗。房屋的施工顺序为：施工准备--基础开挖--基础混凝土浇筑--墙体砌筑--混凝土构造柱、梁板浇筑--室内外装修及给排水系统施工--电气设备入室安装调试。屋面设瞭望室为上人屋面，按上人屋面的设计要求及做法施工。9.6施工总进度9.6.1施工总进度安排89 初步设定6个月建设期限，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：四通一平施工—厂区建筑物施工—太阳电池方阵基础施工—支架安装—太阳电池方阵安装。以上六项要交错安排，有序进行，才能保证总进度按期完成，具体安排详见光伏电站工程总体进度计划。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。9.6.2工程总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）申请土地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。图9-1工程进度计划图89 9.7附表及附件9.7.1附表9.7.1.1施工辅助工程量表1）电气相关工程量参照电气章节部分内容；2）太阳电池方阵基础工程量及主要建筑材料需求量统计见下表。表9-2多晶固定支架及基础工程量表项目单位单基参数1MWp规模总量型钢支架（含埋铁）t11.45297.58C30混凝土m39.47246.25钢筋t757.1619.69土石方开挖m3455.67150838.00土石方回填m3301.49148140.009.7.1.2主要施工机械汇总表表9-3施工所需配备的主要施工机械汇总表序号设备名称型号单位数量备注1汽车起重机10t辆42自卸汽车8t辆63混凝土罐车辆104混凝土泵车辆45运水罐车辆46小型工具车辆87压路机辆28反铲式挖掘机WY80台60.8m3/斗9轮胎式挖掘装载机WY-60台410柴油发电机4OkW台311车载变压器10kV-380V台2100kW12移动电缆及支座380V台8电缆长1km13混凝土搅拌机5Om3/h台414插入式振捣棒ZN70条16备用4条15钢筋拉直机JJM-3台316钢筋切断机GQ-40台317钢筋弯曲机GJB7-40台318钢筋弯钩机GJG12/14台419蛙式打夯机H201D台103台20电焊机台244台89 第十章工程管理设计10.1工程管理机构工程项目是企业面向市场的窗口，工程管理是企业管理的基础。为了对工程项目施工企业全面负责，对工程管理进行如下设计。10.1.1管理机构的组成和编制本光伏电站容量为9MWp。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4人、生产运行部2人、财务部2人，合计10人。10.1.2工程管理范围和办法10.1.2.1施工项目管理规划对施工项目全过程中的各种管理职能、各种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。10.1.2.2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，提前完成合同工期。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.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。e.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（即5M）。生产要素管理的三项内容包括：(1)分析各项生产要素的特点。89 (2)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。(3)对施工项目的各项生产要素进行动态管理。10.1.2.3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。10.1.2.4施工项目的信息管理现代化管理要依靠信息。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。10.2主要管理设施10.2.1集控站主要设施规划集控站建（构）筑物主要有：集控楼、35kV配电室、综合泵房、宿舍楼等。10.2.2场内及进场道路10.2.2.1进场道路进场道路引自国道，进场道路为砂石路面，路面宽9.0m，长度为400m。最小拐弯半径为9m。10.2.2.2进站道路进站道路即为进场道路。10.2.2.3场内道路光伏电站场地平坦，无起伏。为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每块太阳能板，场内设置主干道和支路两种道路。主干道为砂石路面，路面宽度为6.0m，拐弯半径不小于5.089 m；支路是为了便于每块太阳能板的检修和清洗，路面为砂石路面，路面宽度为6.0m，拐弯半径不小于5.0m。10.2.3生产、生活所需电源所需电源可由当地政府提供，电压等级10kV，该电源可满足本工程施工电源，生活电源及变电所调试启动电源的使用。10.2.4生产、生活用水来源及供水方式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150t/d，光伏电站内自行打井，出水量能满足施工用水要求。10.2.5绿化规划光伏电池方场内不考虑绿化，只在集控站内做绿化，绿化面积1968m2，绿化系数24%。10.2.6通信方式及设施外部通信：由附近的通讯线路接至光伏电站边缘后预留接入点，根据实际情况安装固定电话。内部通信：由于场内受电磁干扰，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。10.3运营期管理设计根据生产和经营需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，成立项目运营公司。本光伏电站的35kV分布式升压站按无人值班设计，光伏电站控制按少人值班的原则设计。目前尚无可遵照执行的光伏电站运行人员编制规程，本光伏电站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。在建设阶段项目公司的基础上成立光伏电站项目运营公司，全面负责本光伏电站的生产和经营管理。全厂定员10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。总工程师1人，全面负责光伏电站的技术工作。10.3.1运营方案本光伏电站运营主要涉及运行生产、经营管理和生产辅助等项工作，光伏电站运行管理人员的生产管理和生活基地均设在光伏电站集控站内。89 10.3.1.1安全管理工作光伏电站厂长是光伏电站安全生产第一责任人，对光伏电站安全负全责。安全员负责日常安全培训，各项检修工作中安全措施检查。光伏电站在严格执行“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。10.3.1.2检修维护工作a在光伏电站各设备厂家提供的《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，而且把减小了电量损失。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，编制光伏电站《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，做到“应修必修、修必做好”。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，不仅能够做到巡视到位，而且变过去“以人管人”为“以科技手段管人”，敦促员工巡视到位，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。10.3.1.3采取的其他措施a借鉴其他已运行的光伏电站的运行经验，光伏电站最难处理的是逆变器的故障。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，尽早发现问题，“有备而战”，把事故消灭在萌芽状态。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，在光伏电站开展技术监督工作，保证所有设备的正常工作状态，避免恶性事件的发生。c定期清洗太阳电池受光面，增加电量水平。d在光伏电站主接线设计时，优化设计，厂用电从电网接入，增加上网电量。10.3.2运营标准10.3.2.1项目运营标准光伏电站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；89 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；DL516-93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；10.3.2.2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电站。a光伏电站运营管理的特点：（1）光伏电站地理位置相对偏远，自然环境较差，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。（2）我国光伏电站的运行管理工作，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，以期建立光伏电站科学的运行管理经济技术评估方法及标准。（3）备品备件是保证光伏电站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电站的经济运行管理非常重要。b光伏电站运营管理的模式光伏电机组日常运行维护由光伏电站运行维护人员负责，大修外委。c对运行人员的基本要求（1）光伏电站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。（2）熟悉太阳电池，逆变器的工作原理及基本构造。（3）掌握计算机监控系统的使用方法。（4）熟悉光伏电站各种状态信息，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。（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。（6）能统计计算光伏电站的利用时数、故障率等。d正常运行和维护(1)光伏电站在投入运行前应具备的条件：1）电源相序正确，三相电压平衡。2）逆变器系统处于正常状态。89 (2）光伏电站的定期巡视：1）运行人员应定期对光伏电站的环境监测装置、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。2）当气候异常、需要增加巡回检查内容及次数。e异常运行和事故处理光伏电站异常运行与事故处理基本要求：(1)当光伏电站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。(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。(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。(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，并写出书面报告，汇报上级领导。89 第十一章节能分析及节能措施11.1工程能耗标准、法规及能耗指标依据《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国可再生能源法》等国家有关部门法律、法规规定，工程建设从设计到建成运行各环节应采取技术可行、经济合理以及环境和社会可以承受的措施，减少资源的损失和浪费，更加有效、合理的利用资源。按暂定接入系统电压等级35kV划分，本工程属中型光伏并网电站。主要电气设备有电动机、变压器、变电设备、输电设备、站内配电设备等环节，在电站工程中大力开展节能降耗工作，采取有效措施降低电耗，降低工程运行成本大有可为。(1)本电站的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，是甘肃电网电力工业发展的需要，也是地区经济发展的需要。立项建设，使其尽早发挥效益，具有重要的现实意义，也是十分必要的。(2)工程建设从设计到建成运行各环节应采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，减少能源生产中的损失和浪费，更加有效、合理地利用能源。太阳能资源是一种可以重复利用的可再生能源，本电站不存在太阳能辐射量消耗问题。(3)本工程在工程运行期，多年平均年发电量为1462万kW·h。11.2节能措施本工程从工程设计、设计选型和运行中有关如何提高太阳能转换效率、发电效率及减少输变电损耗等方面加强措施以降低电能损耗，提高太阳能资源利用率，发挥出电站的应有效益。在设备选型、运行、变压器、建筑、采暖等各方面都考虑了节能措施。考虑到电站所在地拥有极其丰富的太阳能资源，为了充分利用这一优势，减少运营成本，做到绿色、环保，本站各场所的照明系统运行，以及运行、管理人员的采暖供热等问题均可通过太阳能路灯、太阳能集热管等实现。太阳能路灯是一种利用太阳能作为能源的路灯，因其具有不受供电影响，不用开沟埋线，不消耗常规电能，只要阳光充足就可以就地安装等特点，因此受到人们的广泛关注，又因其不污染环境，而被称为绿色环保产品。89 太阳能集热管是清华大学的一项专利技术，经清华阳光公司的产业化生产，目前其年产量为世界第一，其产品性能为世界领先。其工作原理是太阳能透过外玻璃照射到内管外表面吸热体上转换为热能，然后加热内玻璃管内的传热流体，由于夹层之间被抽真空，有效降低了向周围环境散失的热损失，使集热效率得以提高。经很多用户实践证明，该产品安全、可靠。11.2.1降低线损按照国家规定，用电单位必须降低受电端至用电设备的线损，本次设计线损率达到以下指标：一次变压，线损率<3.5%，二次变压，线损率<5.5%，三次变压，线损率<7%。11.2.2限制谐波电流对非线性的换流设备、整流设备，应对电网谐波情况进行测量分析，采取必要的措施将注入电网的谐波电流限制在国家允许值以下。11.2.3变压器选择与节能措施变压器在(60～100)%额定负载状态下运行效率最高，尽量采用铁损、铜损小的节能型变压器。本次设计采用的Sl0型节能变压器，节能效果较好。在运行期，当多台变压器并联运行可根据负荷的变化控制变压器的台数，也可将轻负荷变压器停止运行，将负荷集中起来，减少铁损、铜损。11.2.4电动机的选择与节能措施电动机必须在额定电压下工作，要在适当的负载下使用，电动机负载控制在60%～100%运行效率，负荷降低引起效率下降，电动机容量越小，下降越显著，当负荷小于50%，效率很低。11.2.5建筑节能措施(1)屋面：保温作采用水泥聚苯板，传热系数K=0.44W/㎡·K。(2)外墙：保温作法采用370mm厚粘土砖墙，外贴80mm厚聚苯乙烯泡沫塑料板，传热系数K=0.40W/㎡·K。(3)外窗：节能型塑钢单框双玻窗，传热系数K=2.7W/㎡·K。(4)地沟和不采暖房问采暖管道采用50mm厚岩棉保温。(5)楼梯间为不采暖楼梯间。(6)凡挑出板底贴50mm厚聚苯乙烯泡沫塑料板保温。11.2.6采暖方式逆变器房、升压站不设置全面的采暖系统，尽量利用逆变器、开关柜自带的加热装置，在局部设置采暖装置如电热器等，以保证工作地点设备的温度要求，同时也节约能耗。89 办公室楼：中控室、计算机室、通讯室等对温度要求较高场所配置冷热风空调器进行调节。其余工作地点，临时设置电加热器等采暖设备做局部采暖。项曰方案采用的能耗标准和节能设、计规范主要有《中华人民共和国节约能源法》《清洁生产促进法》《水土保持法》及相关规定。89 第十二章环境保护与水土保持设计12.1环保法律法规依据本工程环境影响分析依据的环境保护主要法律法规和标准有:《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26）；《中华人民共和国环境影响评价法》（2002.10）；《建设项目环境保护管理条例》（1998.11）。《中华人民共和国水土保持法》；《建设项目环境保护设计规定》；《中华人民共和国水土保持法实施条例》；《开发建设项目水土保持方案编制审批管理规定》本工程《建设项目环境影响报告表》及批复意见；本工程《水土保持方案报告书》及批复意见。《污水综合排放标准》（GB8978-96）二级标准；《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准；《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）3类标准；《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）《声环境质量标准》（GB3096-2008）中“2类”标准；《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类标准；《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）“2类”标准；《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）；12.2环境影响分析及保护措施通过对酒泉市X县太阳能光伏电场工程环境影响分析，该工程建设对生态环境的影响施工期主要来自扬尘和施工噪音，运行期无任何污染。生活污水和垃圾由于产生数量少，对环境影响甚微。主要是施工造成的环境影响，但将随着工程的结束而消失。12.2.1环境现状（1）自然环境本项目9MWp光伏电站选址酒泉市X县，地处东经98°59ˊ～99°35ˊ，北纬39°59ˊ～40°00ˊ，场区海拔高度约1125米，地势平坦，地质构造稳定。距省道214线约3km89 ，公路运输干线可利用312国道、214省道、酒航公路，对外交通十分便利。经勘测场址周围无地表水、河流湖泊，地下水埋藏较深。场址区域内未发现受保护的国家一、二级野生动物。（2）社会经济环境本项目建设所在的酒泉市X县位于东、北与蒙古额济纳旗毗连，西面与甘肃嘉峪关、玉门、肃北接壤，南与酒泉市和张掖地区的高台县为邻。海拔在1100米~1400米之间，属于我国典型的温带大陆性气候，年平均气温80摄氏度，平均日照总时数为3193.2小时，平均太阳辐射总量153千卡/平方厘米。X县是全国平原绿化达标县、全国商品粮基地县、甘肃省第二产业棉大县和甘肃省小城镇建设先进县，这里光热资源丰富，土地肥沃，林茂粮丰，六畜兴旺，被外国制种专家选定为制种基地。12.2.2工程施工期对环境的影响1）噪声防治本工程施工内容主要包括厂房基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、光伏设备运输和安装等，施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声，如混凝土搅拌车等。根据水电系统对作业场所噪声源强的监测资料，小型混凝土搅拌车为91-102dB。根据几何发散衰减的基本公式计算出施工噪声为距声源250m处噪声即降到55分贝以下，满足《城市区域环境噪声标准》中I级标准。本工程施工大部分安排在白天，且场址周围为戈壁荒滩，没有居民和工矿，在施工工艺选择时，将施工噪音降低到标准范围内；同时在施工过程中应严格遵守作业时间，故施工噪声对周围环境没有影响。2）尘、废气工程在施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。因此，在施工过程中需保持场地清洁并采取经常洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度，以减轻工程施工对周围环境的影响，其产生量小影响范围不大，施工结束影响即消失。3）运输车辆对交通干线附近居民的影响光伏电场工程运输量不大，因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小，运输过程应注意对于居民区尽量绕道而行，避免或减轻对居民造成的噪声影响。施工车辆的运行应尽量避开噪声敏感区域和噪声敏感时段，文明行车。4）污染物排放污染物排放包括废水排放和固体废物排放。89 工程施工废污水主要来自于土建工程施工、材料和设备的清洗，施工期内废水主要是施工污水和施工人员产生的生活污水。施工污水要按有关设计有序排放；生活污水量极少，且生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动挥发，对环境影响极小。施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随产生随清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。5）对生态环境及水土流失的影响太阳能光伏场址位于沙漠戈壁之中，地表植被很少，但地表土较松软，经长期大风吹刮，表层细小颗粒随风带走，留下颗粒较大，通常不会被风刮起。经施工机械扰动，细小颗粒重现表面，极易形成扬尘，影响环境。因此，施工道路应洒水碾压，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。基坑开挖严禁大爆破，以减少粉尘及震动对周围环境的影响。6）生态环境太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地的动植被分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。7）运行期的环境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不直接消耗矿物燃料，不产生污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现为以下几个方面：8）噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声声源的只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小。逆变器是由电子元器件组成，其运行中的噪声也可以忽略。9）电磁场的影响该光伏发电项目所用逆变器、变压器等电气设备容量小，因此可认为基本无电磁场的影响。10）对电网的影响太阳能光伏发电场运行时，选用的逆变器装置产生的谐波电压的总谐波畸变率控制在2.5%以内，远小于GB14549-1993《电能质量公用电网谐波》规定的5%。光伏发电场并网运行（仅对三相输出）时，电网公共连接点的三相电压不平衡度不超过GB15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3％。89 因此可认为本工程对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。11)雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电场建成后必须安设警示牌，雷雨季节，应注意安全，以防万一。根据设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，能满足防雷保护的要求。12.2.3光污染及防治措施光伏电池组件内的晶硅板片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能电池组件对阳光的反射以散射为主。其总反射率远低于玻璃幕墙，无眩光，故不会产生光污染。12.2.4环境效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。与其它传统火力发电方式相比。酒泉X9MWp太阳能光伏发电项目新增装机容量约为9MWp级别，年平均上网电量约1462万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年减轻排放温室效应性气体二氧化碳（CO2）约14608.3吨。每年减少排放大气污染气体SO2约437.4吨、NOX约219.7吨。此外还可节约用水，减少相应的废水排放等对水和环境的污染。由此可见，光伏发电场有明显的环境效益。12.2.5节电措施1）合理配置光伏系统直流电压等级，降低线路铜损。2)根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，以减低变压器铁损。3）各电气设备间尽量采用自然通风，减少空调设备使用，通风设备应能够根据室内温度自动启停，以降低站用电率。4）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。89 12.3综合评价综上所述太阳能光伏发电本身没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，电场位于郊外，周边5km范围内几乎没有大型单位和通信设施，场地上空无微波类信号传输通道。因此，电场设备运行对通信和电视信号不会电磁影响。光伏电场的建设既不会对周围环境产生负面影响，又能增添新的旅游景点，该光伏发电场的建设可减少大气污染，改善当地的生态环境，有利于环境和资源保护；由此可见，光伏发电场有明显的节能效益。89 第十三章劳动安全与工业卫生13.1劳动安全与工业卫生设计概述《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）13.2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。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。13.3劳动安全与工业卫生对策措施13.3.1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，路途达2000公里，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。89 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。13.3.2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35kV配电室内电气一次、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。13.3.3施工时用电作业及其他安全措施Ø施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。Ø施工时应准备常用的医药用品。Ø施工现场应配备对讲机。13.3.4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。13.3.5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。89 1.所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。13.3.6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。13.3.7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。13.3.8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。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。89 第十四章项目投资估算与融资方案14.1项目概况本项目为甘肃X9MWp光伏并网发电项目，拟采用多晶硅太阳电池组件作为将太阳辐射能转换为电能的设备，通过可调支架安装太阳电池组件，所发出电能通过逆变器逆变为交流电，经过升压变压器并入公共电网。光伏电站主要设备包括太阳电池组件、固定支架、并网逆变器、直流防雷汇流箱等，升压主要设备包括变压器、开关柜设施等，主要材料有电力电缆、电缆桥架等。14.2投资估算14.2.1编制原则及依据（1）工程量按设计各专业估算工程量及设备材料清册计算。（2）费用构成及取费标准：参考风电标委〔2007〕0001号文《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版）。（3）定额指标：中电联技经〔2007〕138号文《电力建设工程概算定额》(2006年版)和中电联技经〔2007〕15号文《电力建设工程预算定额》(2006年版)。（4）安装材料按中电联技经〔2007〕140号文《电力建设工程装置性材料预算价格》。（5）主要设备的安装费参照以往工程实际发生的结算价格，其他设备的安装费采用《电力工程建设概算定额》设备安装工程分册和建筑工程分册。14.2.2其他（1）设备价格主要参考同类型工程招投标价格计算。（2）基本预备费按1％计取。 14.2.3主要设备价格表14-1项目方案基本信息表序号项目方案1所用发电组件类型多晶硅组件2太阳电池组件使用寿命25年经济使用期，光电转换效率衰减不超过20%3安装容量9MWp4安装方式固定支架本工程发电主要设备有：太阳电池组件和并网型逆变器，价格如表15-2。表14-2主要设备价格表序号设备名称价格1太阳电池组件（含税）7.4/W2并网型逆变器（含税）1.10元/W14.2.4工程投资X9MWp光伏并网发电项目投产后平均年上网电量1462万度，经营期总上网电量36550万度。根据施工总进度安排，该项目建设期6个月。经投资概算（2011年价格水平）光伏并网发电项目建设投资为11938.55万元，建设期利息248.95万元，本项目总投资12187.5万元。工程财务评价依据国家发展和改革委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》以及国家、甘肃省和敦煌市现行有关财税规定的要求进行，本次分析所有价格均采用含税价格计算。施工总工期为6个月，资金来源：资本金占总投资的28.5%，其余71.5%为银行贷款。建设期贷款利率按固定资产贷款年利率5.895%计算。 表14-3投资总概算表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(万元)(万元)(万元)(万元)(万元)（%）1主辅生产工程8108.911231.6646.61　9987.1286.38%1.1辅助生产工程0181.17　181.171.57%2与站址有关的单项工程　　1.64　1.640.01%2.1与站址有关的单项工程　　1.64　1.64　3编制年价差　17.25121.31　138.561.20%3.1编制年价差　17.25121.31　138.56　4其他费用　　　848.17848.179.17%　一至四部分合计8108.911248.85950.73848.1711156.6696.50%　基本预备费　　　　1201.04%　接入系统费　　　　285　　建设期利息　　　　627.52　　光伏电场工程静态总投资　　　　11561.66100.00%　光伏电场工程动态总投资　　　　12187.18　　单位千瓦静态投资(元）　　　　12832.17　　单位千瓦动态投资(元）　　　　13526.43　 表14-4建筑专业汇总估算表单位：元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计装置性材料安装小计变电建筑82941448294144一主辅生产工程82787458278745(一)主要生产工程657453565745351主要生产建筑284023428402341.1综合楼213186221318621.1.1一般土建213186221318621.2配电楼7083727083721.2.1一般土建7083727083722屋外配电装置建筑373430037343002.3箱变基础8849318849312.4太阳能支架基础278662027866202.5无功补偿设备基础6274962749(二)辅助生产工程170421017042101辅助生产建筑3965383965381.1车库及备品备件库3965383965382所区性建筑113985111398512.1所区道路109354610935462.2围墙及大门46306463063所区绿化167820167820二与站址有关的单项工程16435164351所外道路16435164351.1混凝土道路1643516435合计：82941448294144 表14-5安装专业汇总估算表单位：元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计装置性材料安装小计1变电安装684636675122542329620984162166871.1主辅生产工程684636675122542329620984162166872配电装置875032014565145658895972.135kV配电装置706479012902129027193812.210kV配电装置1685530166316631702163无功补偿288948025524255243144724控制及直流系统12424780137441374412562224.1计算机监控或监测系统5297380148414845312234.2继电保护3274750234523453298204.3直流系统1444750148414841459594.4图像监视及安全防护系统1926320674467441993764.5火灾报警系统48158016861686498445所用电系统4045270196419644064915.1所用变压器3082110196419643101755.2所区照明96316000963166电缆及接地0995031168212163242163246.1电缆084157958681800251800256.1.1电力电缆0372675039287659876596.1.2控制电缆0344771910653583535836.1.3电缆辅助设施012413951021923219236.1.4电缆防火001685916859168596.2全站接地0153462095336299362997通信及远动系统3708180175817583725767.1远动及计费系统3708180175817583725768太阳能光伏发电场77900594355115022818625833012837336068.1太阳能光伏发电组件669783480432917432917674112658.2光伏组件支架01850723746860259758325975838.3冲洗水管道0525161723369749697498.4逆变装置及保护8649185013428113428187834668.5电缆及接地01647911950571259848225984828.5.1.电力电缆01552248768784232103223210328.5.2控制电缆0358602062756487564878.5.3电缆防火003371933719337198.5.4全站接地0598041274411872451872458.6控制及直流系统732003168595192220517540548.6.1计算机监控或监测系统732003168595192220517540548.7厂用电15410580337413374115748008.7.1厂用变压器1541058033741337411574800合计：81089142731816549985681231673393405875 表14-6其他费用计算表单位：万元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价一建设场地征用及清理费2500000二项目建设管理费2768436.72.1工程前期费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)×0.9%897764.12.2工程建设管理费(建筑工程费+安装工程费)×2%+设备购置费×0.3%653183.32.3建设监理费(建筑工程费+安装工程费)×1.2%+设备购置费×0.1%325038.72.4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%314144.62.5工程验收费(建筑工程费+安装工程费)×0.8%175966.42.6工程保险费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*0.4%402339.6三生产准备费项目建设技术服务费579166.73.1生产职工培训及提前进厂费(建筑工程费+安装工程费)×0.8%175966.43.2办公及生活家具购置费(建筑工程费+安装工程费)×0.5%1099793.3工器具及生产家具购置费设备购置费×0.1%81089.13.4备品备件购置费设备购置费×0.2%162178.23.5联合试运转费安装工程费×0.4%49954四勘察设计费勘察设计费12200004.1勘察费（含准备费）勘察费1200004.2设计费设计费11000004.2.1基本设计费基本设计费10000004.2.2施工图预算编制费基本设计费×5%500004.2.3竣工图编制费基本设计费×5%50000五其他3000005.1水土保持投资1500005.2劳动安全卫生150000六基本预备费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用+编制年价差)×1%1114066小计：8481669.4 第十五章财务评价15.1概述X光伏9MWp光伏项目共安装单机容量为500kW的逆变器18台；计划总装机容量为9MWp，多晶硅晶体组件9MW，单块功率为235W，共计为38340块，同时实现光伏系统35kV的并网架空线路至电网公司110KV变电站。投产后年上网电量：1462万度；建设工期：6个月；财务评价期：25年；工程财务评价依据国家发展和改革委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》以及国家、甘肃省和X市现行有关财税规定的要求进行，本次分析所有价格均采用含税价格计算。上网电价（含增值税）：为1元/kW•h；各项评价指标基本符合规定要求,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。本项目注册资本金为动态总投资的28.5%，其余71.5%资金从商业银行融资，融资部分贷款利率五年期以上长期贷款利率为5.895%。15.2财务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25年（不含6个月的建设期）。15.3建设投资总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。15.3.1建设投资建设投资由工程费用（设备购置费、建筑工程费、安装工程费）、工程建设其它费用和预备费（基本预备费和涨价预备费）组成，该工程的建设投资为11938.55万元。15.3.2建设期利息建设期利息是指筹措债务资金时在建设期内发生并按规定允许在投资产后计入固定资产原值的利息。根据投资分年使用计划，按现行5年以上贷款利率5.895%以复利计算，整个项目建设期利息为248.95万元。15.3.3发电总成本费用 发电总成本费用包括折旧费、经营成本、摊销费和利息支出，其中经营成本包括修理费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、材料费、管理费和其它费用。（1）折旧费折旧费按固定资产价值乘以综合折旧率计取，综合折旧率取10％，折旧年限25年。本项目除生产准备费形成待摊费用外，其他建设投资全部形成固定资产价值。（2）材料费及修理费太阳能光伏并网发电项目在正常运营期内的维护主要集中在太阳能电池板，项目修理费和材料费分别为7.6万元/年和4.5万元/年，其中维修费的80%为固定成本，20%为可变成本。（3）职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金项目定员10人，年工资6万元。职工福利费按工资总额的14%，劳保统筹按工资总额的17%，住房基金按工资总额的10%。职工福利费、劳保统筹和住房基金共占工资总额的50％。（4）保险费保险费是指固定资产保险和其他保险，保险费率按固定资产价值的0.5‰计算。（5）管理费用和其它费用管理费用100万元/年，其中包括土地使用税53万元/年；其他费用40万元/年。（5）摊销费摊销费包括无形资产和长期待摊费用的摊销。（7）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。发电总成本费用扣除折旧费、摊销费及财务费用即为经营成本，经计算光伏并网发电项目正常生产年份平均每年的经营成本为284.17万元。15.3.4发电场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。（1）增值税固定资产投资进项税按17%的综合税率计算，增值税参考风力发电，按减半征收计算。（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%。（3）企业所得税 所得税税率按15%执行。税后利润提取10％的法定盈余公积金。15.3.5发电效益计算（1）发电收入=上网电量×含税上网电价（2）发电利润=发电收入－发电总成本费用－发电税金(包括增值税)15.3.6盈利能力分析本项目评价期25年，不含6个月建设期。(1)根据全部投资财务现金流量表可计算以下财务评价指标:自有资金投资财务内部收益率为11.12％，全部投资税前回收期为10.02年。(2)根据损益表可计算以下指标：总投资收益率＝年平均息税前利润/总投资资本金净利润率＝年平均净利润/资本金总投资收益率、资本金净利润率分别为8％。15.3.7敏感性分析根据本项目的特点，测算固定资产投资、上网电量及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、资本金内部收益率及投资回收期的影响。（光伏并网发电项目25000小时以外上网电价不变）敏感性分析表明：（1）在上网电价不变的情况下，当总投资增减5%～10％时，资本金投资财务内部收益率在8.88%～14.05%之间变化。（2）在上网电价不变的情况下，当光伏并网上网电量增减5%～10%时，资本金投资财务内部收益率在8.56%～13.85%之间变化。通过以上分析，项目本身设定的内部收益率为11.12%，投资回收期(税收后)为10.2年，项目具有一定的不确定性，但中科科技股份有限公司作为具有丰富的可再生能源和节能环保项目投资、管理、运营经验；依托自身专业的系统集成技术，能够确保有效的在X项目实施过程中，防范光伏电场建设过程中的质量及成本投资风15.4经济评价结果15.4.1财务评价结论该项目，运营期25年不含增值税上网电价为1元/KW•h，投资资本金净利润率可达到11.12%。 光伏发电是清洁的可再生能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景。综上所述，光伏并网发电特许权项目的建设条件比较优越，财务指标基本满足要求，社会效益和经济效益显著。15.4.2敏感性分析为了考察各因素对经济效益的影响，对静态投资、年发电量和上网电价作单因素敏感性分析。从上表可以看出，投资减少，内部收益率增大；电价提高，内部收益率增大。如果保持内部收益率不变，可以通过电价补贴来提高项目的经济效益，保证项目经济上可行。15.5经济评价结论15.5.1本工程静态总投资为11938.55万元时，建设期利息为248.95万元，工程动态总投资为12187.5万元，资本金财务内部收益率为11.12%时，本项目含税电价为1元/kWh。15.5.2投资减少，内部收益率增大；电价降低，内部收益率减小。如果保持内部收益率不变，可以通过控制投资来降低电价，或通过电价补贴来提高项目的经济效益，保证项目经济上可行。15.6财务评价表1）基本参数表（附表一）；2）成本费用表（附表二）；3）投资计划与资金筹措表（附表三）；4）总成本费用表（附表四）；5）利润和利润分配表（附表五）；6）还本付息表（附表六）；7）财务计划现金流量表（附表七）；8）项目投资现金流量表（附表八）；9）项目资本金现金流量表（附表九）；10）资产负债表（附表十）；11）财务指标汇总表（附表十一）；12）敏感性分析表（附表十二）； 附表一基本参数表年限和装机容量计算期（年）26建设期（年）1装机容量（MW）9.0099建设期分年度投资第1年分年度投资（万元）11912.06无形资产（万元）0其他资产（万元）0可抵扣税金（万元）1690.9资本金投入资本金投入方式等比例投入比例（%）28.5资本金基准收益率（%）8行业基准收益率（所得税前）（%）7行业基准收益率（所得税后）（%）6流动资金及短期贷款单位千瓦指标（元/kW）0自有流动资金比例（%）0铺底流动资金比例（%）0流动资金贷款利率（%）0短期贷款利率（%）0长期借款利息预定还款期（年）12还本付息方式等额还本利息照付长期贷款利率（%）5.895 附表二成本费用表折旧费残值率（%）5折旧费计算方式综合折旧率综合折旧率（%）10维修费维修费计算方式各年相同维修费率（%）0.85人工工资及福利人员数量10人工年平均工资（万元）5福利费及其他（%）0保险费保险费率（%）0材料费材料费计算方式各年相同材料费定额（元/kW）0摊销费无形资产摊销（年）3其他资产摊销（年）4其他费用其他费计算方式各年相同其他费用定额（元/kW）0 附表三投资计划与资金筹措表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资12150.812150.801.1建设投资11912.0611912.0601.2建设期利息248.74248.7401.3流动资金0002资金筹措12150.812150.802.1资本金（资金筹措）3463.033463.030流动资金资本金0002.2借款8687.778687.7702.2.1长期借款8687.778687.770长期借款本金8439.038439.030建设期利息248.74248.7402.2.2流动资金借款000 附表四总成本费用表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1折旧费993701046104610461046104610461046104610465230000000000000002维修费2170086.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.886.83工资及福利12500505050505050505050505050505050505050505050505050504保险费0000000000000000000000000005材料费0000000000000000000000000006摊销费0000000000000000000000000007利息支出3329051246942738434129925621317112885.442.700000000000008其他费用000000000000000000000000000　固定成本###0169516521610156715241482143913961354788222179137137137137137137137137137137137137137　可变成本000000000000000000000000000　总成本费用###0169516521610156715241482143913961354788222179137137137137137137137137137137137137137　经营成本34200137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137137 附表五利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1营业收入31246012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501.1上网电量（mwh）3655770###########################################################################1.2电价（不含增值税）　0.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.850.851.3电价（含增值税）　111111111111111111111111112营业税金及附加289.67000000000.7117171717171717171717171717171717173总成本费用1668601695165216101567152414821439139613547882221791371371371371371371371371371371371371374补贴收入（应税）1810.5000000004.441061061061061061061061061061061061061061061061061065利润总额（1-2-3+4）160810-445-402-360-317-274-232-189-143-14.45511117116012021202120212021202120212021202120212021202120212026弥补以前年度亏损852.150000000000551301000000000000007应纳税所得额（5－6）1760500000000000816116012021202120212021202120212021202120212021202120212028所得税2640.8000000000001221741801801801801801801801801801801801801809补贴收入（免税）00000000000000000000000000010净利润（5－8）134400-445-402-360-317-274-232-189-143-14.4551995986102210221022102210221022102210221022102210221022102211期初未分配的利润　00-445-848-1207-1524-1799-2030-2219-2362-2376-1880-985-98.25451187183024733115375844015043568663296972761412提取法定盈余公积金1581.7000000000055.199.598.610210210210210210210210210210210210210213可供投资者分配的利润（11－12）　0-445-848-1207-1524-1799-2030-2219-2362-2376-1880-985-98.282214642107275033924035467853205963660672497891853414应付利润3601.6000000000000027727727727727727727727727727727727727715未分配利润　0-445-848-1207-1524-1799-2030-2219-2362-2376-1880-985-98.254511871830247331153758440150435686632969727614825716息税前利润（利润总额＋利息支出）19410067.167.167.167.167.167.167.170.815667912021202120212021202120212021202120212021202120212021202120217息税折旧摊销前利润2934701113111311131113111311131113111712021202120212021202120212021202120212021202120212021202120212021202 附表六还本付息表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年　长期借款　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额　08688796472406516579250684344362028962172144872400000000000001.2当期还本付息120170123611931151110810651023980.1937.4894.7852809.3766.70000000000000　本年还本868807247247247247247247247247247247247240000000000000　本年付息33290512.1469.5426.8384.1341.4298.8256.1213.4170.712885.3642.6800000000000001.3期末借款余额　0796472406516579250684344362028962172144872400000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　流动资金借款　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　000000000000000000000000002.2流动资金利息　000000000000000000000000002.3偿还流动资金借款本金　00000000000000000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　短期借款　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　3.1偿还短期借款本金0000000000000000000000000003.2短期贷款0000000000000000000000000003.3短期借款利息000000000000000000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　利息备付率（%）　013.0914.2815.7117.4619.6422.4426.1833.1791.55530.5140928170000000000000　偿债备付率（%）　090.0493.2696.72100.5104.5108.8113.6119.1134.4141.1133.4134.10000000000000 附表七财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1经营活动净现金流量28397013261326132613261326132613261320120212021080102810221022102210221022102210221022102210221022102210221.1现金流入36558014621462146214621462146214621462146214621462146214621462146214621462146214621462146214621462146214621.1.1营业收入31246012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501.1.2增值税销项税额53120212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.5212.51.1.3补贴收入（不含增值税优惠）0000000000000000000000000001.1.4其他流入0000000000000000000000000001.2现金流出81610136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8141.9260260382.4434440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.4440.41.2.1经营成本34200136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.8136.81.2.2增值税进项税额0000000000000000000000000001.2.3营业税金及附加289.7000000000.7117171717171717171717171717171717171.2.4增值税1810000000004.44106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.2106.21.2.5所得税264100000000000122.4173.9180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.3180.31.2.6其他流出0000000000000000000000000002投资活动净现金流量########00000000000000000000000002.1现金流入0000000000000000000000000002.2现金流出119021190200000000000000000000000002.2.1建设投资119021190200000000000000000000000002.2.2维持运营投资0000000000000000000000000002.2.3流动资金0000000000000000000000000002.2.4其他流出0000000000000000000000000003筹资活动净现金流量-371611902-1236-1193-1151-1108-1065-1023-980-937-895-852-809-767-277-277-277-277-277-277-277-277-277-277-277-277-2773.1现金流入119021190200000000000000000000000003.1.1项目资本金投入3463346300000000000000000000000003.1.2建设投资借款8439843900000000000000000000000003.1.3流动资金借款0000000000000000000000000003.1.4债券0000000000000000000000000003.1.5短期借款0000000000000000000000000003.1.6其他流入0000000000000000000000000003.2现金流出156180123611931151110810651023980.1937.4894.7852809.3766.72772772772772772772772772772772772772773.2.1各种利息支出33290512.1469.5426.8384.1341.4298.8256.1213.4170.712885.3642.6800000000000003.2.2偿还债务本金8688072472472472472472472472472472472472400000000000003.2.3应付利润（股利分配）36020000000000000277277277277277277277277277277277277277其他流出000000000000000000000000000 3.2.44净现金流量12779089.39132.1174.7217.4260.1302.8345.5383307.6350.3270.5261.7744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.9744.95累计盈余资金　089.39221.5396.2613.6873.7117615221905221325632833309538404585533060756819756483099054979910544112891203412779 附表八项目投资现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1现金流入###014621462146214621462146214621458135613561356135613561356135613561356135613561356135613561356135618791.1营业收入###012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501.2补贴收入350102122122122122122122122081061061061061061061061061061061061061061061061061061.3回收固定资产余值52300000000000000000000000005231.4回收流动资金0000000000000000000000000002现金流出######1371371371371371371371381541541541541541541541541541541541541541541541541542.1建设投资######00000000000000000000000002.2流动资金0000000000000000000000000002.3经营成本342001371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371372.4营业税金及附加　290000000000.7117171717171717171717171717171717172.5维持运营投资0000000000000000000000000003所得税前净现金流量（1－2）######13261326132613261326132613261320120212021202120212021202120212021202120212021202120212021202120217254累计所得税前净现金流量　###########################-10111012304350647085911711383159517########################5调整所得税2911010.110.110.110.110.110.110.110.623.41021801801801801801801801801801801801801801801806所得税后净现金流量（3－5）######13151315131513151315131513151310117911001022102210221022102210221022102210221022102210221022102215457累计所得税后净现金流量　###########################-20589519172939396149836005702780499071##################### 附表九项目资本金现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1现金流入###014621462146214621462146214621458135613561356135613561356135613561356135613561356135613561356135618791.1营业收入###012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501250125012501.2补贴收入350102122122122122122122122081061061061061061061061061061061061061061061061061061.3回收固定资产余值52300000000000000000000000005231.4回收流动资金0000000000000000000000000002现金流出###34631373133012881245120211601117107510481006108610943343343343343343343343343343343343343342.1项目资本金3463346300000000000000000000000002.2借款本金偿还8688072472472472472472472472472472472472400000000000002.3借款利息支付3329051246942738434129925621317112885.442.700000000000002.4经营成本342001371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371371372.5营业税金及附加290000000000.7117171717171717171717171717171717172.6所得税2641000000000001221741801801801801801801801801801801801801802.7维持运营投资0000000000000000000000000003净现金流量（1－2）###-346389.41321752172603033453833083502712621022102210221022102210221022102210221022102210221545 附表十资产负债表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1资产　####################################################1.1流动资产总额　089221396614874########################################1.1.1累计盈余资金　089221396614874########################################1.1.2流动资产　000000000000000000000000001.2在建工程　##00000000000000000000000001.3固定资产净值　0##################5235235235235235235235235235235235235235235235231.4无形及其他资产净值　000000000000000000000000001.5可抵扣增值税形成资产　0######8416294162040000000000000000002负债及所有者权益（2.4＋2.5）　####################################################2.1流动负债总额　000000000000000000000000002.1.1本年短期借款　000000000000000000000000002.1.2其他　000000000000000000000000002.2建设投资借款　######################724000000000000002.3流动资金借款　000000000000000000000000002.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）　######################724000000000000002.5所有者权益　####################################################2.5.1资本金　####################################################2.5.2资本公积　000000000000000000000000002.5.3累计盈余公积金　000000000055155253355458560662764866969############2.5.4累计未分配利润　0-445-848################-985-98545########################2.5.5资产负债率　72737374757575747267472200000000000000　资产负债平衡　00000000000000000000000000 附表十一财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）9.00992年上网电量（MWh）14623.06773总投资（万元）12150.84建设期利息（万元）248.745流动资金（万元）06销售收入总额(不含增值税)（万元）31245.847总成本费用（万元）16685.718销售税金附加总额（万元）289.679发电利润总额（万元）16080.910经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.854711经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）112投资回收期（所得税前）（年）10.0813投资回收期（所得税后）（年）10.1914全部投资内部收益率（所得税前）（%）9.6815全部投资内部收益率（所得税后）（%）8.9216全部投资财务净现值（所得税前）（万元）2745.817全部投资财务净现值（所得税后）（万元）3055.9818自有资金内部收益率（%）11.1519自有资金财务净现值（万元）1507.1820总投资收益率(ROI)（%）6.3921投资利税率（%）4.7922项目资本金净利润率(ROE)（%）15.5223资产负债率（%）75.2824盈亏平衡点（生产能力利用率）0.53925盈亏平衡点（年产量）（MWh）7881.99 附表十二敏感性分析表方案类型变化幅度投资回收期（所得税后）（年）全部投资内部收益率（所得税后）（%）自有资金内部收益率（%）全部投资财务净现值（所得税后）（万元）自有资金财务净现值（万元）总投资收益率(ROI)（%）投资利税率（%）项目资本金净利润率(ROE)（%）资产负债率（%）投资变化分析-10.00%9.3210.2314.054078.882528.337.565.8819.1371.66-5.00%9.759.5412.483562.842011.466.945.317.2172.740.00%10.28.911.123046.811498.116.384.7815.575.345.00%10.658.329.932529.15985.795.884.3113.9582.110.00%11.187.738.881967.46473.065.423.8912.5598.990.00%0000000000.00%000000000产量变化分析-10.00%11.367.568.561599.57277.845.283.7612.13106.27-5.00%10.78.269.832351.17888.445.834.2713.8183.110.00%10.28.911.123046.811498.116.384.7815.575.345.00%9.769.5312.463740.812108.926.935.317.1972.7610.00%9.3710.1513.854434.812722.647.485.8118.971.710.00%0000000000.00%000000000电价变化分析-10.00%11.367.568.561599.57277.845.283.7612.13106.27-5.00%10.78.269.832351.17888.445.834.2713.8183.110.00%10.28.911.123046.811498.116.384.7815.575.345.00%9.769.5312.463740.812108.926.935.317.1972.7610.00%9.3710.1513.854434.812722.647.485.8118.971.710.00%0000000000.00%000000000利率变化分析-10.00%10.28.911.73044.061729.66.44.9115.9273.17-5.00%10.28.911.413045.441613.836.394.8515.7174.10.00%10.28.911.123046.811498.126.384.7815.575.345.00%10.198.9110.843048.181382.196.374.7215.2977.0210.00%10.198.9110.573049.551266.066.364.6615.0779.240.00%0000000000.00%000000000 第十六章社会影响分析16.1社会影响效果分析酒泉X9MW光伏并网电站的建设不仅有利于建设单位经济效益的增长和当地地的财政收入，同时充分开发利用了当地资源，将本地区太阳能资源优势变成现实的经济优势，对于繁荣市场，提高人民生活水准，稳定社会都是十分有意义的，其社会影响效果主要体现在以下几个方面：（1）满足社会需求电站建成可满足地区工农业生产和人民生活用电增长的需要，缓解地区电网供电紧张局面，对当地能源结构的调整将起到积极作用。（2）促进相关产业的发展拟建项目建成后，将为周边地区矿产农副产品的加工和其他资源的开发利用提供有力的电力保障，从而对当地的经济发展和GDP总值的增长，对产业结构的改状况有推动作用。（3）促进社会主义精神文明建设，改善人民生活该电站的兴建将能改善人民生活条件、解决一批待业人员的就业问题、带动地方工业农业发展起到巨大作用，为地区经济发展提供了电力，而且呵以带动当地建材业、运输业、养殖业、旅游业等相关产业的蓬勃发展，带动当地人民脱贫致富，缓解地区电网供电紧张局面，满足地区工农业生产和人民生活用电增长的需要，推动和加快城乡电气化建设，对促进地区经济的持续发展和人民生活水平的提高有着重要意义。16.2社会适应性分析该工程无搬迁人口，对当地农户生产生活和社会的稳定没有影响。当地居民支持项目建设，绝大多数的人认为电站建设后对当地环境和经济有改状况和促进作用。各级政府及有关单位积极支持电站建设。16.3社会风险及对策分析无论是在工程建设过程中，还是在工程运行期，如果不能妥善处理好征地等问题，不能妥善处理好与当地村民的关系，可能会阻碍施工工作的开展，激化矛盾。应充分尊重当地居民，协调好项目建设和当地社会关系，确保工程顺利实施。'