自动生成4KW光伏离网家用小系统可行性研究报告 118页

'自动生成4KW光伏离网家用小系统科研报告目录第1章综合说明1.1概述及申报单位情况1.2太阳能资源1.3建设条件1.4项目任务与规模1.5太阳光能利用条件1.6太阳能电池组件的选择与布置1.7电气部分1.8消防设计1.9工程管理设计1.10环境保护1.11劳动安全与工业卫生1.12节能降耗1.13工程设计概算1.14财务评价与社会效果分析1.15结论和建议第2章太阳能资源2.1自然地理概况2.2气候特征2.3太阳能资源 第3章工程地质3.1概述第4章项目任务与规模4.1工程任务4.2工程规模4.3工程建设必要性第5章光伏电站总体设计及发电量计算5.1太阳能电池组件的选择与布置5.2光伏阵列运行方式选择5.3本工程年发电量计算5.4辅助技术方案第6章电气部分6.1并网配置方案6.2高压配电装置6.3站用电6.4防雷接地6.5其它技术方案6.6主要设备配置第7章土建工程7.1建筑部分7.2结构部分第8章消防设计 第9章施工组织设计9.1施工条件9.2施工总布置9.3施工交通运输9.4工程征用地永久占地面积9.5主体工程施工第10章工程管理设计10.1项目法人10.2劳动定员10.3建设工期10.4工程管理机构10.5主要管理设施10.6运行维护方案10.7项目招标方案第11章环境保护11.1站址概况11.2自然及社会环境概况11.3主要环境影响分析11.4环境保护措施11.5环保投资11.6结论第12章劳动安全与工业卫生 第13章节能降耗13.1设计依据13.2施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析13.3运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析13.4节能降耗措施13.5节能降耗效益分析13.6结论第14章工程设计概算14.1投资概算14.2投资分析14.3资金筹措第15章财务评价与社会效果分析15.1经济效益分析依据15.2.评价条件15.3纳税15.4财务评价结果15.5潜在的经济收益15.6综合经济评价15.7社会效果分析15.8附表 第1章综合说明1.1概述及申报单位情况1.1.1项目背景太阳能是取之不尽、用之不竭的清洁能源。开发利用太阳能，对于节约常规能源、保护自然环境、促进经济可持续发展具有极为重要的意义。近年来我国太阳能产业突飞猛进，其中太阳能光伏发电技术更是备受瞩目，太阳能光伏发电技术产业化及市场发展经过近二十年的努力已经奠定了一个良好的基础，但受国内光伏发电成本制约，我国光伏发电产业还没有得到大面积推广。太阳能光伏发电的关键部件－太阳能电池组件的生产，已在我国形成很大的产能，并重点出口到欧美国家；同时制约太阳能组件生产成本的硅原料，也于2008年在我国形成产能，从而使得硅原料的价格从2008年的最高价500美元/kg直泄到目前价格约70～80美元/kg，并还有下降空间。据业内人士预测，到2015年，随着硅原料价格的下降，光伏发电成本有望与火电成本相当。我国是太阳能资源非常丰富的国家，随着光伏发电成本的降低，太阳能光伏发电是新能源和可再生能源的重要组成部分。由于它集开发利用绿色可再生能源、改善生态环境、改善人民生活条件于一体，被认为是当今世界上最有发展前景的新能源技术，因而越来越受到人们的青睐。随着世界光伏市场需求持续高速增长它的广泛应用是保护生态环境、走经济社会可持续发展的必由之路。家庭太阳能发电系统及推广是关于推广家庭太阳能发电系统的新型模式。家庭太阳能发电系统就是将一个太阳能发电站的发电规模和容量缩小到一个家庭用电水平，并应用到家庭的发电系统。由于在现在的技术条件下太阳能电池板的发电能力还较小，如果要想大规模利用太阳能的话，就必须将太阳能电池板大面积的呈矩形排列在空旷且日照充足的地方，这样要建造太阳能发电站的条件就变得相当苛刻，很难满足太阳能行业的发展。所以家庭太阳能发电系统这一产业就应运而生。对于家庭来言，用电负荷一般较小。而一般家庭有也足够的场地（比如阳台、屋顶）可以安装太阳能发电系统。并且一个小型的太阳能发电系统发出的电能也足够一个家庭使用，甚至有富余。 1.1.2地理位置工程位于北京北京市内，北纬39.93°，东经116.28°，海拔55m。通过国际通用卫星数据库得到以下气象信息，作为系统设计的依据。月份水平面上的平均日辐射风速大气压力月平均温度(kWh/m²/日)(米/秒)(KPa)(℃)一月2.152.8102.15-4.3二月32.9101.98-1.9三月3.943.2101.475.1四月4.93.4100.8113.6五月5.482.9100.2720六月5.192.599.8624.2七月4.591.999.6625.9八月4.381.6100.0524.6九月3.931.9100.7819.6十月3.12.1101.4212.7十一月2.232.6101.884.3十二月1.822.7102.09-2.2年平均3.732.54101.0311.81.1.3建设规模和工作成果建设规模：本项目为4kw家用光伏发电离网方案。项目名称(暂定)：4kw户用太阳能发电系统建设内容：4kw家用光伏发电离网方案 参照《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》，结合本工程项目实际情况，确定本阶段的研究工作范围如下：1）研究项目所在地区的能源结构，根据国家能源产业政策和环境保护有关法规，论述本项目建设的意义及必要性。2）根据光伏发电技术的发展现状，结合本工程建设条件，初步拟定适合本工程的主要技术方案，并提出项目实施计划措施和投产后运行管理组织方案。3）预测工程项目建成投产后对周围环境和劳动场所可能造成的不利影响，提出必要的防范与治理措施。4）根据初步拟定的工程技术方案和项目实施计划，估算本工程项目建设投资并进行经济评价。5）进行资源利用与节能分析、风险分析、经济与社会影响分析，为项目决策提供科学依据。6）综合各项研究成果，对本项目建设的可行性和下一步工作提出结论意见和建议。1.1.4简要工作过程及主要参加人员宇泰安能（北京）光电科技有限公司为4kw家用光伏发电离网提供设计方案。有关支持性文件和投资方资料由业主单位负责提供。1.1.5申报单位情况简述申报单位情况（略）1.2太阳能资源太阳能资源丰富，开发潜力巨大。北京地区年日照时数达到2600-3000小时，年累计太阳辐照量达到5000-6000兆焦/平方米，接受太阳能辐射总量约折合26亿吨标准煤。总体上看，北京市太阳能资源较丰富，。其中，生态涵养区的延庆、密云、怀柔、昌平等区（县）太阳能资源条件最为优越。 根据我国太阳能资源丰富程度等级表得知，项目所在地太阳能资源丰富程度丰富，可以进行光伏发电项目建设。1.3气象条件 1.4项目任务与规模项目名称：4kw家用光伏发电离网光伏发电系统建设性质：新建生产规模：该项目建设规模为4kw，年发电量约为1072.9kWh。1.5光伏电站总体设计及发电量计算1.5.1设备选型及主要技术参数现阶段本工程拟采用山东宇泰光电科技有限公司生产的YT240-72P240W太阳能电池组件进行光伏发电的系统设计和发电量预测。1.5.2光伏电站布置方案本项目建设规模为4kw，实际布置容量为?，共采用YT240-72P240W型多晶硅太阳能电池?片。 本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式，阵列倾角35°。组件布置方式为竖置，横向(H1)组件布置?块，竖向(H2)组件布置?块，每排间距(D1)?m，每列间距(D2)?m。共布置?台逆变器，一次升压变压器采用双分裂变压器，每?台逆变器接入一台一次升压变压器，每?台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器?台，低压开关柜?台，一次升压变压器?台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。二次设备包括电站综合自动化、直流、UPS、无功补偿等设备。电站综合自动化系统包括微机保护、数据采集、事件记录和故障录波、站控层远程控制、同期功能、数据记录和处理、调度通信等功能。微机保护功能包括线路保护、变压器保护、电容器保护、低频减载等功能。1.5.3年上网发电量计算对发电量进行统计计算，系统的总效率取78.68%，每年衰减0.8%，则25年总发电量约为26685万千瓦时，年平均发电量约为1067.4万千瓦时。1.6电气部分共布置20台逆变器，一次升压变压器采用双分裂变压器，每 2台逆变器接入一台一次升压变压器，每4台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器20台，低压开关柜20台，一次升压变压器10台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。1.7土建工程根据场地条件和太阳能发电工程的特点，支架采用固定式钢结构支架。另外，站内设置主控室1座，逆变室共10座。1.8消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防方针，各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。建筑物与构筑物的防火间距满足消防规范要求。本期工程建（构）物消防间距执行《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50084-2001。各建（构）筑物灭火器的配置按《建筑灭火器配置设计规范》的规定执行。生产楼、变压器等处配置移动式灭火设施。1.9施工组织本工程逆变器、电池组件、蓄电池均可选用公路运输方案。场内道路应紧靠光伏电池组件旁边通过布置，以满足设备一次运输到位、支架及光伏组件安装需要。电站内运输按指定线路将大件设备按指定地点一次到位，尽量减少二次转运。 施工用水、生活用水、消防用水可考虑在就近管网直接引接。建筑材料均由当地供应，可通过公路运至施工现场。1.10工程管理设计根据太阳能电场生产经营的需要，本着精干、统一、高效的原则，本期工程拟定定员标准为10人，主要负责电场的建设、经营和管理。本项目初步运营期25年，建设期1个月。1.11环境保护光伏发电是清洁、可再生能源。光伏电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。本光伏电站工程总装机容量4KW，每年可为电网提供电量约1067.4万kW·h。与燃煤电厂相比，每年可节约标煤3714t。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善大气环境质量。光伏电站建设促进当地经济建设。因此，本工程的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。1.11劳动安全与工业卫生本工程是利用光伏组件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。 光伏作为清洁能源发电技术，在生产过程中无需燃煤、轻柴油、氢气等易燃、易爆的物料，无需盐酸、氢氧化钠等化学处理药剂，无需锅炉、汽轮机、大型风机、泵类、油罐、储氢罐等高速运转或具有爆炸危险的设备，也不产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物、一氧化碳等污染性气体，工作人员也无需在高温、高尘、高毒、高噪声、高辐射等恶劣的环境下工作，由此可见，劳动安全与职业卫生条件较好。1.12节能降耗光伏内设备运输、施工较为便利。基于此，并结合项目业主方的意见，太阳能光伏电池组件选用国产高效多晶硅电池组件。选址按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小光伏阵列前后遮挡影响、避开障碍物的遮挡影响、满足光伏组件的运输条件和安装条件、视觉上要尽量美观。采取上述原则可提高光伏发电效益，在同样面积上安装更多的组件；其次，集中布置还能减少电缆长度，降低工程造价，降低场内线损。1.13工程设计概算发电工程静态投资为：11855万元，单位造价为：11855元/KWp。建筑工程费：1303万元，单位千瓦造价：1303元/kWp；设备购置费：9796万元，单位千瓦造价：9796元/kWp；安装工程费：451万元，单位千瓦造价：451元/kWp；其他费用：304万元，单位千瓦造价：304元/kWp。1.14财务评价与社会效果分析1.14.1融资后分析项目资本金内部收益率：7.67%全部投资内部收益率：7.41%上网电价（含税）：1.2元/KWh项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。 1.14.2社会效果分析该项目利用太阳能资源建设地面光伏电站工程，属于国家和省相关产业政策鼓励发展的项目。1.15结论和建议从本项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。 第2章太阳能资源2.1自然地理概况昌平为北京市辖区，位于北京市西北部。自古为军事重镇，军事必争之地，是北京的北大门，素有“京师之枕”、“甲视诸州”之称。区域地理坐标东经115°50′17″～116°29′49″、北纬40°2′18″～40°23′13″，北与延庆县、怀柔区相连，东邻顺义区，南与朝阳区、海淀区毗邻，西与门头沟区和河北省怀来县接壤。全区总面积1352平方公里，耕地面积28万亩。全区地处温榆河冲积平原和燕山、太行山支脉的结合地带，地势西北高、东南低，北倚燕山西段军都山支脉，南俯北京小平原，山区、半山区占全县总面积的2／3。山地海拔800米至1000米，平原高度海拔30米至100米。主要河流属温榆河水系。2.2气候特征全县处在温带季风区，属暖温带大陆性季风气候。年平均日照时数2684小时，年平均气温11.8℃，年平均降水量550.3毫米。2.3太阳能资源2.3.1我国太阳能资源分布及区划标准我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，太阳能资源丰富地区占国土面积96%以上，每年地表吸收的太阳能相当于1.7万亿吨标准煤的能量。我国1978～2007年平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如图2.3.1-1所示。表2.3.1-1我国太阳能资源等级区划表 光伏发电工程以太阳总辐射量为指标，进行太阳能资源丰富程度评估。我国太阳能资源丰富程度等级表1978～2007年平均的太阳能资源空间分布 从图中可以看出：新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源带；川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的一般带。年总直接辐射量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7以上。年总日照时数的空间分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h左右，“很丰富带”的年日照时数在2400～3000h之间，“较丰富带”的年日照时数在1200～2400h左右，“一般带”的年日照时数在1200h以下。2.3.2项目所在地太阳能资源分布情况太阳能资源丰富，开发潜力巨大。北京地区年日照时数达到2600-3000小时，年累计太阳辐照量达到5000-6000兆焦/平方米，接受太阳能辐射总量约折合26亿吨标准煤。总体上看，北京市太阳能资源较丰富，。其中，生态涵养区的延庆、密云、怀柔、昌平等区（县）太阳能资源条件最为优越。气象资料如下表：月份水平面上的平均日辐射风速大气压力月平均温度(kWh/m²/日)(米/秒)(KPa)(℃)一月2.152.8102.15-4.3二月32.9101.98-1.9三月3.943.2101.475.1四月4.93.4100.8113.6五月5.482.9100.2720六月5.192.599.8624.2七月4.591.999.6625.9八月4.381.6100.0524.6九月3.931.9100.7819.6十月3.12.1101.4212.7十一月2.232.6101.884.3十二月1.822.7102.09-2.2年平均3.732.54101.0311.8 第3章建设条件3.1工程气象3.1.1气候特点概述描述项目所在地气候特点（略）累年最热月（月）平均最高气温：℃；累年最热月（月）平均最低气温：℃；累年极端最高气温：℃，出现日期：；累年极端最低气温：℃，出现日期：；累年平均相对湿度：％；累年平均气压：hpa累年最大瞬时风速：m/s，出现年份：年。累年平均风速：m/s；累年最大冻土深度：出现年份：年。累年一般冻土深度：cm。累年最多雷暴日数：天，出现年份：年。3.2区域地质及构造条件（根据地勘报告填写）3.2.1区域地质概况3.2.1.1区域地层3.2.2.1历史地震3.2.2.2场址地震动参数3.2.4场地稳定性评价3.3场地工程地质条件3.3.1地形地貌 3.3.2地层结构3.3.3地下水3.3.4地震效应3.3.4.1场地土类型3.3.4.2建筑场地类别3.3.4.4建筑抗震地段划分3.3.5地基评价3.3.7矿产及文物3.4光伏发电工程站址地质评价 第4章项目任务与规模4.1工程名称：10MW太阳能光伏电站项目4.2工程规模：本期光伏电站项目工程规模10MWp，占地350亩。4.3工程建设必要性4.3.1符合我国能源发展战略的需要当前，我国的能源结构以常规能源（煤、石油和天然气）为主，由于常规能源的不可再生性，势必使得能源的供需矛盾日益突出。作为可再生能源的太阳能，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，是我国能源发展战略和调整电力结构的重要措施之一。4.3.2优化能源结构，保护环境一方面资源条件直接影响到当地经济和社会的可持续健康发展；另一方面以煤炭为主的能源结构又使社会经济发展承受着巨大的环境压力。积极调整优化能源结构、开发利用清洁的和可再生的能源，是保持经济可持续发展的能源战略。大力发展太阳能发电，替代一部分矿物能源，对于降低的煤炭消耗、缓解环境污染和交通运输压力、改善电源结构等具有非常积极的意义，是发展循环经济、建设节约型社会的具体体现。本项目在生产全过程中，不产生或排出有害废气、废渣、废液，系无三废工业生产项目，不会造成环境污染，太阳能电站的建设必将会给该地区带来良好的社会效益。4.3.3符合国民经济发展的需要 在建设太阳能光伏电站，积极开发利用太阳能资源符合国家的能源战略规划，是社会经济可持续发展的需要，太阳能光伏电站作为清洁能源将会对电网供电能力形成有益的补充，符合国民经济的发展需要。 第5章光伏电站总体设计及发电量计算5.1光伏组件选型5.1.1太阳电池分类及比较当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率单晶硅已超过18%，多晶硅15～16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。薄膜电池分为非晶硅薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，非晶硅薄膜电池为5～8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。非晶硅薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。目前在MW级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳能电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳能电池光电转换效率比单晶硅略低，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低。非晶硅薄膜太阳能电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。从工业化发展来看，太阳能电池的重心已由单晶硅向多晶硅方向发展，主要原因为：（1）可供应太阳能电池的头尾料愈来愈少； （2）对太阳能电池来讲，方形基片更合算，通过浇铸法和直接凝固法所获得的多晶硅可直接获得方形材料；（3）多晶硅的生产工艺不断取得进展，全自动浇铸炉每生产周期（50小时）可生产200公斤以上的硅锭，晶粒的尺寸达到厘米级；（4）由于近十年单晶硅工艺的研究与发展很快，其中工艺也被应用于多晶硅太阳能电池的生产，例如选择腐蚀发射结、背表面场、腐蚀绒面、表面和体钝化、细金属栅电极，采用丝网印刷技术可使栅电极的宽度降低到50微米，高度达到15微米以上，快速热退火技术用于多晶硅的生产可大大缩短工艺时间，单片热工序时间可在一分钟之内完成，采用该工艺在100平方厘米的多晶硅片上作出的电池转换效率超过14％。多晶硅太阳能电池组件具有以下特点:（1）具有稳定高效的光电转换效率；（2）表面覆深蓝色氮化硅减反膜,颜色均匀美观；（3）高品质的银和银铝浆料，确保良好的导电性、可靠的附着力和很好的电极可焊性；（4）高精度的丝网印刷图形和高平整度，使得电池易于自动焊接和激光切割。综上所述，多晶硅太阳能电池具有其独特的优势，本阶段拟采用多晶硅太阳能电池组件。5.1.2电池组件的确定通过对国内外光伏组件的调研和比选，根据光伏并网电站的设计特点及相关政策的规定，初步选定常州天合太阳能有限公司生产的 TSM-200DC80200W太阳能电池组件。（1）本工程太阳能电池组件参数如下表5.1-1。表5.1-1太阳能电池组件组件参数组件参数最大额定功率Wp200功率公差%±3最大功率时电压V37.80组件转化效率%15.64最大功率时电流A5.30开路电压温度系数%/℃-0.35开路电压V45.80功率温度系数%/℃-0.45短路电流A5.68短路电流温度系数%/℃0.05系统最大电压V1000标准组件发电条件℃46±2长*宽*厚mm1581*809*40附图I——V曲线附图：P——V曲线 5.2光伏阵列运行方式选择5.2.1太阳能电池组件的放置形式太阳能电池组件的放置形式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。对于固定式光伏系统，一旦安装完成，太阳能电池组件倾角就无法改变，因此合理的倾角选择对于固定式光伏发电系统就显得尤为重要了。自动跟踪式光伏发电系统的光伏组件可以随着太阳运行而跟踪移动，使太阳组件一直朝向太阳，增加了接受的太阳辐射量。但跟踪装置比较复杂，初始成本和维护成本较高。通过综合考虑，本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式。5.2.2光伏组件阵列倾斜面辐射量及阵列倾角5.2.2.1、各月倾斜面上的平均辐射量Ht任意倾角任意方位的光伏阵列倾斜面月平均辐射量采用Klein和Theilacker(1981)提出的天空各向异性模型，此种计算方法是国际上公认及最常用的计算方法，模型做以下简述，详细请查阅相关文献。公式1、Ht=Hbt+Hdt+Hrt公式2、Ht1=f(β，γ，ρ，N，E，Hbt，Hdt)公式3、Ht2=f(β，γ，ρ，N，E，Hbt，Hdt)公式4、Ht3=f(ρ，N，E，Hbt，Hdt)注：公式1为计算倾斜面上月平均辐射量的基础公式公式2、3、4为各种跟踪方式倾斜面上月平均辐射量的简式Ht——倾斜面上的月平均辐射量 Ht1——固定式倾斜面上的月平均辐射量Ht2——单轴跟踪倾斜面上的月平均辐射量Ht3——双轴跟踪倾斜面上的月平均辐射量Hbt——直接太阳辐射量Hdt——天空散射辐射量Hrt——地面反射辐射量β——倾斜面与水平面之间的夹角γ——倾斜面的方位角ρ——地面反射率，取值为0.2(见附表)N——当地纬度E——当地经度不同地表状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.24～0.28干湿土0.14湿草地0.14～0.26干燥地带0.1～0.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸地0.08～0.09干草地0.15～0.25冰面0.695.2.2.2、最佳的阵列倾角βbest 最佳阵列倾角共列出了两种计算方法，第一种为全年接受辐射量最大原则，第二种为全年最大发电量原则。公式1、βbest=f(ΣHt，β)公式1的描述：1、设定方阵倾角为0°2、计算出方阵倾角为0°时全年各月阵列倾斜面平均日辐照度平均值。3、增大方阵倾角，重复2步操作，直到方阵倾角增大为90°，得到91组P1，与最大值相对应的倾角即最优倾角。公式2、βbest=f(ΣEp，β)公式2的描述：1、确定光伏阵列倾斜面上的平均辐照度、组件透风状况、组件类型、组件功率温度系数、当地全年各月环境温度等。2、得到全年各月方阵温度损耗。3、设定方阵倾角为0°。4、计算全年各月阵列倾斜面平均日辐照度。5、假定一定容量的方阵，考虑温度损耗计算各月发电量的平均值。6、增大方阵倾角，重复4、5步操作，直到方阵倾角增大为90°，得到91组结果，与最大值相对应的倾角即最优倾角。 公式3、ΣEp=ΣHt*(1+(f–T)*γ)注：公式1为循环β，得到ΣHt最大值的最佳倾角计算简式公式1为循环β，得到ΣEp最大值的最佳倾角计算简式公式3为ΣEp的计算简式Ht——倾斜面上的月平均辐射量βbest——最佳的阵列倾角Ep——各月发电量β——阵列倾角f——组件的工作温度T——标准测试条件下组件工作温度25℃γ——功率温度系数根据上述公式计算及综合考虑，阵列倾角为35°，阵列方位为0°。5.3逆变器的选型对于逆变器的选型，本工程按容量提出三种方案进行比选：方案一选用500kw逆变器；方案二选用250kW逆变器。方案一：选用500kW逆变器，整个工程配20台500kW逆变器。目前国内外厂家都可以提供该容量的逆变器，设备选择范围广，该方案的优点是单台逆变器容量大，主变压器数量少，整个系统效率较高，施工维护工作量小。缺点是单台逆变器容量大，在运行过程中如果发生故障，则故障影响的范围大。在国外大容量逆变器的使用已经非常普遍，而我国光伏发电行业处于高速发展阶段，国内使用500kW 容量逆变器的工程越来越多，已经成为逆变器选择的主流。方案二：选用250kW的逆变器，整个工程配40台250MW逆变器。现在SMA、SolarMax、Power-one、Conergy、Xantrex、Sungrow等品牌都能够生产250kW逆变器，在产品选择上不存在问题，生产运行经验也非常丰富。以下对二种方案的逆变器经济性进行比较，见下表（逆变器按照国产设备报价）。逆变器经济比较序号项目方案一（万元）方案二（万元）1250kW逆变器25*4002500kW逆变器045*203总计10009004差价0+100综合以上内容，本工程选用户外型500kW逆变器，整个工程配20台。逆变器基本参数如下：逆变器参数直流侧参数交流侧参数最大直流电压V900额定输出功率W500k满足MPPT电压范围450～820最大交流输出电流A793最大直流功率W550k额定电网电压V400最大输入电流A1200允许电网电压V310～450 最大接入路数总电流波形畸变率<3%MPPT路数1功率因数0.95(超前)～0.95(滞后)其它最大效率0.973宽度欧洲效率0.967高度防护等级IP20深度隔离含变压器重量5.4光伏方阵设计本工程设计容量为10MWp，按最大功率计算，实际布置为9.98MWp,共采用TSM-200DC80200W型太阳能电池49920片。本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式，分为10个单元进行布置，1MWp一个单元。每个单元设置一个逆变器室，配置2台500kW的逆变器，全场分散布置。考虑检修，东西向每隔50m左右设一个宽1m的检修通道。5.5方阵接线方案设计5.5.1电池串并联数电池组件串并联数的确定主要依据其组件的电性能参数、逆变器的参数、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压及功率的影响来分析。1）本工程10MWp单元太阳能光伏电池组件选用TSM-200DC80 200W组件，逆变器容量选用500kW,以下对相关公式及原则做简要介绍：公式1、Vmp(f)=Vmp(1+γ△T)㏑(e+β△S)公式2、Voc(f)=Voc(1+γ△T)㏑(e+β△S)公式3、△T=T–T(f)公式4、△S=S/S(f)–1公式5、PYmax=(Sti，fe，Vmp(S，f)，Voc(S，f))公式6、Sti=(RH，ρ，hPa，YN，JD,WD,ti，β，γ)原则1、逆变器最大直流输入功率＞PYmax*Ns*Np原则2、逆变器最小MPPT电压＜Vmp(f)*Ns原则3、逆变器最大直流开路电压＞Voc(f)*Ns原则4、组件系统最大电压＞Voc(f)*Ns注：公式1、2为计算组件任意温度下Vmp(f)和Voc(f)，Voc(f)主要应用为冬季组件工作温度，Vmp(f)夏季组件工作温度公式5为循环一年计算每个时刻相对理想状态下组件的瞬时输出功率的简式，其中的最大值定义为组件全年最大输出功率PYmax公式6为任意时刻相对理想状态下阵列倾斜面上的辐照度的简式Ns——每台逆变器接入组件串联数Np——每台逆变器接入组件并联数Imp——组件最大功率时电流f——为组件的工作温度fe——为任意的环境温度 S——为倾斜面辐照度K——0.025℃㎡/WPymax——组件全年最大输出功率Vmp(f)——任意温度及辐照度时组件最大功率时电压Vmp——标准测试条件下的最大功率时电压Voc(f)——任意温度及辐照度时组件开路电压Voc——标准测试条件下的组件开路电压T——标准测试条件下组件工作温度25℃T(f)——任意组件工作温度S——标准测试条件下的辐照度1000W/㎡S(f)——f温度下相应辐照度γ——开路电压温度系数e——常数β——0.5Imp——STC下组件最大功率时电流β——阵列倾角γ——阵列方位PYmax——组件全年最大输出功率RH——相对湿度YN——云量ρ——地面反射率hPa——大气压 ti——任意时刻Sti——任意时刻相对理想状态下阵列倾斜面上的辐照度JD——当地经度WD——当地纬度附表：组件串并联计算列表串联数并联数逆变器数量总安装容量计划安装容量171482010.06MW10MW171472010MW10MW17146209.93MW10MW17145209.86MW10MW17144209.79MW10MW17143209.72MW10MW17142209.66MW10MW161572010.05MW10MW16156209.98MW10MW16155209.92MW10MW16154209.86MW10MW16153209.79MW10MW16152209.73MW10MW151672010.02MW10MW15166209.96MW10MW15165209.9MW10MW15164209.84MW10MW15163209.78MW10MW15162209.72MW10MW 根据上表，最终确定组件串联数=16，组件并联数=156。5.5.2光伏阵列直流防雷汇流箱的设计由于逆变器的输入回路数量有限以及为了减少光伏组件到逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统可采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在户外配置光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱”），采用汇流箱将多串电池组件进行汇流，然后再输入直流配电柜，再至逆变器，使逆变器的输入功率达到合理的值，同时节省直流电缆，降低工程造价。本工程汇流箱回路数量主要根据电池板布置确定选用16路电池串并列。光伏阵列防雷汇流箱的性能特点如下：户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；可同时接入6～16路电池串列，每路电池串列输入的最大电流为10A；电池串列的最大开路电压为DC1000V；每路电池串列配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V；直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器；直流输出母线端配有可分断的直流断路器； 汇流箱参数光伏阵列输入路数16汇流箱输出路数1每路熔丝额定电流A10防雷器有最大接入开路电压V1000防雷失效检测无防护等级IP65监控单元有5.5.3直流配电柜设计汇流箱输出的直流电通过直流配电柜进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。直流单元的设计主要是确定直流单元数量及选择合适的直流单元，以下对直流单元数量计算及直流单元选择的原则做简要介绍。公式1、Nz=Ni*M公式2、Imp(f)=Imp*S/Sf(1+α(T-T(f)))原则1、Pzi＞Ns*Np/M原则2、Izi＞Np/M*Imp(f)注：公式1为计算直流单元数量公式2为夏季阵列输入直流单元的最大电流原则1、2为选择直流单元的基本原则Nz——直流单元数量Ni——逆变器数量M——每台逆变器MPPT个数Ns——每台逆变器接入组件串联数Np——每台逆变器接入组件并联数 Imp——组件最大功率时电流Imp(f)——任意温度及辐照度时组件最大功率时电流f——为组件的工作温度S——为倾斜面辐照度Pymax——组件全年最大输出功率S——标准测试条件下的辐照度1000W/㎡S(f)——f温度下相应辐照度α——短路电流温度系数T——标准测试条件下组件工作温度25℃T(f)——任意组件工作温度确定如下参数的直流单元数量20台。直流单元参数接入直流路数10输出直流路数1最大输入直流功率KW550直流电压表有最大输入输出总电流A1200防雷器有绝缘强度V2500防雷失效检测有最大接入开路电压V1000监控单元有防护等级IP205.7光伏发电工程年上网电量计算本工程按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。采用安装角度35时，电池组件接受的年辐射量为1554.5kWh/m2。系统发电效率分析结果见下表5.7-1。 表5.7-1系统发电效率分析项目损耗系数可利用率失配损失4.5%95.5%温度损耗4.86%95.14%线路损耗4.96%95.04%设备损耗4%96%组件表面清洁度损耗3%97%未定义损耗0%100%合计21.3278.68%由以上数值计算得出，第1年各月实际发电量和第一年到第25年的年发电量。第1年各月发电量第一年各月实际发电量月份发电量(kWh)月份发电量(kWh)一月946106.05七月956053.33二月1042100.79八月979396.95三月1186601.26九月983350.2四月1189844.1十月970654.64五月1205470.03十一月852017.4六月1039372.8十二月815892.1第1－25年年末发电量各年全年发电量统计(kWh) 第1年12166859.65第2年12006859.1第3年11882791.81第4年11758725.78第5年11669238.93第6年11510593.38第7年11386526.71第8年11262460.98第9年11171618.84第10年11014327.97第11年10890262.22第12年10766196.19第13年10673998.44第14年10518063.48第15年10393997.43第16年10269931.4第17年10176378.34第18年10021798.38第19年9897732.33第20年9773666.6第21年9678757.32第22年9525533.28第23年9401467.22第24年9277401.19第25年9181137.22 第6章电气部分6.1电气一次6.1.1设计依据和原则《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》GD003-2011《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352-2006《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《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《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《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390-2007《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求上述设计标准、规程及其他相关规程按照现行最新版本执行。6.1.2接入系统方案6.1.3电气主接线本工程暂按35kV电压等级接入电网，接入方式采用二 级升压的方式，即0.4kV→10kV→35kV。一次升压变压器采用双分裂变压器，每2台逆变器接入一台一次升压变压器，每4台一次升压变压器接入一台馈线柜，整个工程共布置逆变器20台，低压开关柜20台，一次升压变压器10台，10KV馈线柜3台，10KV出线柜一台，10KVPT柜一台，35KV馈线柜一台，35KV出线柜一台，35KVPT柜一台，无功补偿柜一台。接入电网电压等级为35KV，采用二次升压方式，出线方式为35KV。配电装置采用单母线接线，3回进线、1回出线，1回无功补偿，1回站用电。出线采用电缆的方式与35kV线路连接。根据接入系统要求，本工程在母线设置动态无功补偿装置，容量暂定为2000kVar。6.1.4主要电气设备选择1、短路电流水平根据系统资料并参考工程经验，35kV侧电气设备短路水平按25kA设计，400V侧按40kA设计。由于本工程所处海拔高度小于1000m，所以在选择主要电气设备时无需考虑海拔对电气设备性能的影响。2、主要电气设备2.1低压开关柜设计根据设计要求，共需如下参数的低压开关柜共20台。低压开关柜接入逆变器型号SG500K3接入逆变器数量1 额定交流输入输出功率500KW最大输入输出总电流793A输入输出接线方式铜排/线缆防雷器高压防雷器，完备的防雷功能防雷失效有防雷失效功能监控单元有监控功能绝缘强度1000V机壳防水等级IP20 2.2变压器设计根据设计要求，共需如下参数的一次升压变压器共10台，二次升压变压器1台。一次升压变压器类型干式变压器变压器绕组形式双分裂变压器额定频率50Hz额定容量1MVA额定电压11/0.38-0.38KV额定电流16.496A空载额定变比11±2*5%/0.38-0.38KV半穿越阻抗电压8%调压方式无载调压调压范围11±2*5%中性点接地方式高压侧中性点不接地系统，低压侧中性点不接地系统极性负极性联接组标号D,yn11-yn11二次升压变压器类型干式变压器变压器绕组形式双绕组变压器额定频率50Hz额定容量10MVA额定电压38.5/10KV额定电流164.962A空载额定变比38.5±2*5%/10KV半穿越阻抗电压8% 调压方式有载调压调压范围38.5±2*5%中性点接地方式高压侧中性点不接地系统，低压侧中性点不接地系统极性负极性联接组标号D,yn11 2.3高压开关柜设计根据设计要求，共需如下参数的一次升压馈线柜3台，二次升压馈线柜1台，一次升压出线柜1台，二次升压出线柜1台，一次升压PT柜1台，二次升压PT柜1台，无功补偿柜1台。一次升压馈线柜柜体参数额定电压12kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-12额定电压12kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电流互感器额定电压12kV额定电流比300/5A(抽头50/5A)准确级及二次负荷0.5S/5P20/5P20接地刀开关额定电压40.5kV短路电流20kA 避雷器零序互感器综合保护装置 二次升压馈线柜柜体参数额定电压40.5kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-40.5额定电压40.5kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电流互感器额定电压40.5kV额定电流比300/5A(抽头50/5A)准确级及二次负荷0.5S/5P20/5P20接地刀开关额定电压40.5kV短路电流20kA避雷器零序互感器综合保护装置 一次升压出线柜柜体参数额定电压12kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-12额定电压12kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电流互感器额定电压12kV额定电流比600/5A(抽头200/5A)准确级及二次负荷0.5S/0.2S/5P20/5P20接地刀开关额定电压12kV短路电流20kA避雷器零序互感器综合保护装置(当有母线保护功能可省去) 二次升压出线柜柜体参数额定电压40.5kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-40.5额定电压40.5kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电流互感器额定电压40.5kV额定电流比600/5A(抽头200/5A)准确级及二次负荷0.5S/0.2S/5P20/5P20接地刀开关额定电压40.5kV短路电流20kA避雷器零序互感器综合保护装置(当有母线保护功能可省去) 一次升压PT柜柜体参数额定电压12kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-12额定电压12kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电压互感器额定电压12kV电压比（35/3^0.5）/(0.1/3^0.5)/(0.1/3^0.5)/(0.1/3kV)准确级0.2/3P/3P二次负载（VA）30/50/50接地刀开关额定电压12kV短路电流20kA避雷器消谐装置熔断器零序互感器 二次升压PT柜柜体参数额定电压40.5kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-40.5额定电压40.5kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电压互感器额定电压40.5kV电压比（35/3^0.5）/(0.1/3^0.5)/(0.1/3^0.5)/(0.1/3kV)准确级0.2/3P/3P二次负载（VA）30/50/50接地刀开关额定电压40.5kV短路电流20kA避雷器消谐装置熔断器零序互感器 无功补偿柜柜体参数额定电压40.5kV额定电流630A动稳定电流50kA（峰值）额定开断电流20kA外壳及隔室防护等级IP4X真空断路器参考型号ZN85-40.5额定电压40.5kV额定电流630A额定开断电流20kA(有效值)额定关合电流50kA（峰值）额定热稳定电流（4S）20kA(有效值)额定动稳定电流50kA（峰值）电流互感器额定电压40.5kV额定电流比300/5A(抽头50/5A)准确级及二次负荷0.5S/5P20/5P20接地刀开关额定电压40.5kV短路电流20kA避雷器零序互感器综合保护装置6.1.5防雷、接地及过电压保护设计 (1）防雷太阳能光伏并网电站防雷主要是防直击雷和雷电侵入波两种，防雷措施依据《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)中有关规定设计。直击雷保护光伏电池组件边框为金属材质，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。在动态无功补偿装置附近设置独立避雷针，以实现直击雷保护。电气室屋顶设置避雷带，以实现对户内设备的直击雷保护。配电装置的雷电侵入波保护为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电室内的并网设备，其防雷措施主要采用避雷器来保护。在开关柜内装设无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。(2）接地充分利用每个光伏电池组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求。保护接地的范围根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997) 规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。接地电阻电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤4Ω。本电站拟敷设50*5mm接地扁钢，光伏电池组件支架均可靠连接到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m。6.1.6站用电及照明本工程站用电母线引接，白天使用自发电，晚上从母线倒送电为配电室、集控室照明、检修、空调风机、UPS以及直流充电等厂用负荷供电。逆变器控制负荷电源由逆变器内部解决。照明系统采用TN-C-S系统，所有灯具外壳接有专用地线。应急照明采用灯具内自带蓄电池供电，应急照明时间不少于60分钟。在配电室内设检修箱，电源取自380V配电柜。6.1.7电气设备布置直流防雷汇流箱按区域划分，安装在光伏模块的支架上。直流配电柜、逆变器一体化装置与箱式升压变压器配合，分散布置在厂区中。 开关柜、补偿装置、站用变及保护屏等设备布置在综合楼内及综合楼周围。电缆敷设采用槽盒与穿管方式：从太阳能电池组件串联单元至汇流箱。汇流箱至逆变器间电缆采用直埋，变压器之间串联及于配电室之间采用直埋或电缆沟进行敷设。电力电缆选用交联聚乙烯或聚氯乙烯绝缘电缆；连接微机设备的控制电缆选用聚氯乙烯绝缘屏蔽控制电缆。电缆设施遵循《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）的要求。电缆从室外进入室内的入口处、电缆接头处、长度超过100m的电缆沟、电缆通过的孔洞，均应进行防火封堵。6.2电气二次6.2.1设计依据和原则《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》GD003-2011《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001《电力装置的电测量仪表装置设计技术规范》GB/T50063-2008《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004 《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003-2005《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202-2004《电力系统微机继电保护技术导则》DL/T769-2001《远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准》DL/T667-1999《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》DL/T720-2000《电安生[1994]191号电力继电保护及安全自动装置反事故措施要点》《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求上述设计标准、规程及其他相关规程按照现行最新版本执行。6.2.2监控系统6.2.2.1调度自动化注：调度自动化系统最终配置以接入系统审查意见为准。（1）远动信息的传送方式电厂与地调通信采用数据网络方式。电厂的微机远动终端装置与省调、地调通信应采用符合省调、地调主站要求的通信规约。（2）远动通道要求电厂配置两路2Mbps数字通道分别接至电力调度数据网地调接入网的不同节点，传送生产控制大区业务。 电厂配置一路2Mbps数字通道接至电力调度管理信息网的地调节点，传送管理信息大区业务。（3）远动信息电厂远动信息按照电力系统调度自动化要求和《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)及各调度端的要求设定采集量。（4）调度自动化系统根据电网调度自动化系统要求，考虑本厂的装机容量、电压等级及其在电网中的位置，本期工程设计综合通信管理终端1套，冗余配置，具备远动通信、有功功率控制、无功电压控制等功能。综合终端与光伏电站监控系统、无功补偿装置等设备通信，读取实时运行信息，对实时信息进行定时采样形成历史数据存储在终端中，并将实时数据和历史数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无功的调节控制指令，转发给光伏电站监控系统、无功补偿装置等进行远方调节和控制。光伏电站应实现通过综合终端模式与主站进行实时数据的通信要求。根据电力调度数据网双平面双设备的建设原则，以及光伏电站二次系统安全分区的要求，本工程在光伏电站侧设计调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备各1套，包括路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台，及硬件防火墙1台。本工程在光伏电站侧设计调度管理信息网接入设备及二次系统安全防护设备1套，包含路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台。6.2.2.2电厂监控系统 本工程监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。本工程的计算机监控系统采用分层分布开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按工程远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。站控层设备主要包括：主机兼操作员站、远动通信设备、公用接口设备等，其中主机兼操作员站和远动通信设备均按单套配置，本工程不设置系统工程师维护工作站，预留系统维护接口。间隔层设备包括两部分：并网逆变测控装置和电力系统测控。并网逆变测控装置主要是采集光伏电站逆变器的运行数据和工作状态，以及现场的日照强度、风速、风向和环境温度；电力系统测控装置包括站内电气设备的测控、保护。（1）逆变器测控太阳能电池方阵和逆变器的控制系统布置就地箱式变电子设备室内，主要监视并网逆变器的运行状态。数据采集系统包括数据采集控制器、显示终端、就地测量仪表等设备。并网逆变器及电网的数据信息通过通讯的方式传输至数据采集控制器，再上传至监控系统站控层。逆变器配置防孤岛保护。逆变器本体实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护功能，保证系统能够安全可靠地运行。（2）站内电气设备的测控本工程配电装置、变压器、线路的测控功能由配电装置内微机型综保测控装置实现。400V 设备的测控功能则由低压开关柜内的控制保护装置实现，不再单独设保护柜，电气设备的参数以通信的方式上传至监控系统站控层。6.2.3继电保护及安全自动装置（1）站内电气设备的继电保护本工程35kV配电装置、变压器、线路的保护功能由配电装置内微机型综保测控装置实现。400V设备的保护功能则由低压开关柜内的控制保护装置实现，不再单独设保护柜，电气设备的参数以通信的方式上传至监控系统站控层。（2）系统继电保护及安全自动装置系统继电保护最终配置以接入系统审查意见为准。线路保护35kV并网线路两侧均配置光纤电流差动主保护，含有完整的三段相间距离保护、四段可选相间低电压和方向闭锁的过流保护作为后被保护，配置三相重合闸及三相操作箱。要求并网线路具备光缆通道，线路保护要求四根光芯。母线保护对应35kV单母线，配置一套独立的、快速的、灵敏的微机型母线差动保护。保护装置就地安装于箱式变电子设备室内。母线保护应适应母线吸出电流影响，母线差动保护设复合电压闭锁回路，母线保护特性应满足内部故障快速动作，外部故障CT严重饱和不会误动作。失步解列装置 为适应当电力系统失步时实现解列、切机、压出力、切负荷或启动其它使系统再同期的控制措施，和线路保护装置合并组屏。6.2.4二次接线（1）本工程操作电源为DC220V。本工程测量仪表配置按《电力装置的电测量仪表装置设计技术规范》（GB/T50063-2008）执行。（2）本工程配电装置具备防止电气误操作的五防机械闭锁及电气闭锁，并符合SD318《高压开关柜闭锁装置技术条件》的要求。进线柜手车与母线TV柜接地开关之间有防误电气和机械联锁装置。（3）本工程电量计费系统的计量点设置及表计配置原则如下：计量关口点设置：线路侧，单表配置（0.2S级）。相应设计精度为0.2S级的多功能电能表1块,设电能表屏1面。电能表选用高精度电子式电能表，带独立双RS485输出，具备失压计时功能，并能引出单相/三相失压报警接点。在电厂侧设电能量远方终端1台，负责采集电量、向主站系统发送电量信息。电能量远方终端与省调、地调电量主站系统的通信方式均采用数据网络与电话拨号互备，通信规约为SCTM或DL/T719。数据网络接入设备与远动共用。6.2.5控制电源（1）直流本工程设一套220V蓄电池组（组屏安装），2组高频开关电源充电装置，高频开关电源充电装置为整套备用方式。直流系统采用单母线接线。（2）交流不间断电源系统(UPS) 本工程设置一套交流不间断电源系统，对监控及保护系统提供必要的电源。UPS主要包括整流器、逆变器、静态转换开关、旁路变压器、手动旁路开关、交流配电屏等。UPS不带蓄电池，由直流系统供电。附主要设备表：继电保护线路保护设备配置柜体差动保护装置打印机调试软件其它辅材保护配置光纤差动过流保护光纤距离推荐型号WXH-823PSL646NDP715频率电压控制保护设备配置柜体解列装置打印机调试软件其它辅材保护配置低频高频低压过压控制推荐型号WJE-821SSD540NSP787变压器保护变压器保护变压器保护使用安装在高压开关柜上的综合保护装置 故障录波设备配置故障录波装置打印机其它辅材母线保护设备配置保护配置推荐型号无功补偿保护设备配置保护配置推荐型号监控系统操作员工作站工控机显示器通信工作站远动通信装置远动通道防雷器柜体其它辅材运动工作站远动通信装置通道切换装置远动通道防雷器卫星时钟系统柜体其它辅材网络设备柜共用接口装置 共用测控装置(以太交换机、转换器、隔离器、光收发器、光纤、双绞线等)柜体其它辅材电能质量检测装置电能质量在线检测装置直流、UPS系统直流充电柜柜体充电模块监控器交直流采样调压硅链其它辅材直流馈电柜柜体绝缘监测互感器其它辅材电池柜柜体蓄电池220V直流系统电池巡检单元其它辅材UPS系统馈线回路变送器和分流器整流器逆变器静态切换开关保护测控设备 通信系统通信柜柜体光传输设备PCM接入设备网管、时钟、公务单元其它辅材通信配线柜柜体ODF单元DDF单元MDF单元其它辅材通信电源柜柜体蓄电池其它辅材电量计费、调度网接入系统电量计费系统电能表屏屏体0.2S级有功、无功双向三相四线电能表电能量远方终端网络、拨号通道防雷器交、直流电源防雷器当地功能系统调度数据网接入设备调度数据网屏调度数据网接入路由器调度数据网接入交换机 纵向加密认证装置其它辅材无功补偿装置无功补偿装置并联电容器电抗器同期调相机静止型动态无功补偿装置(一般可设成－15%～+15%) 第7章土建工程7.1设计依据7.1.1设计参数基本风压kN/m2；基本雪压kN/m2。最大冻土深度为m。7.1.2设计参照执行的规程、规范:《建筑结构制图标准》GB/T50105-2001《建筑地基基础设计规范》GB5007-2002《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001《混凝土结构设计规范》GB50010-2002《建筑结构设计规范》GB50009-2001(2006年版)《建筑抗震设计规范》GB50011-2001(2008年版)《钢结构设计规范》GB50017-2003《冷弯薄壁型钢钢结构技术规范》GB50018-2002《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2008《建筑地基地基处理技术规范》JGJ79-2002《建筑结构荷载规范》GB50009-2001《砌体结构设计规范》GB5003-2001《建筑设计防火规范》GB50016-20067.2建筑部分站内设置单层主控楼1座、逆变器室10座和传达室一处。 主控楼包括材料设备仓库、办公室、集控室、电子设备间、配电室及卫生间设施。主控楼内装修按照电力二级标准，主要房间的装饰面材料色彩选择应与照明灯具、设备仪表相协调，并考虑防噪声、防尘等要求。内墙均为普通内墙乳胶漆。集控室、配电室采用乙级防火门，其他房间采用塑钢门。窗均为单框双玻塑钢窗。7.3结构部分（略） 第8章消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1工程总体布置新建1套10MWP并网型太阳能光伏发电装置，规划容量为10MWp。8.1.2设计依据《中华人民共和国消防法》《建筑设计防火规范》（GBJ-16-87）（2001年版）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ-140-90）（1997年版）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）《火灾自动报警设计规范》（GB50116-98）《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-95）其他相关的现行法律法规、技术规范与标准8.1.3设计原则根据规范的有关规定。设计时按以下原则考虑：（1）变电所内建筑物、设备的耐火等级应符合规范要求；（2）按规范设计开闭所、堆场、储罐之间，以及内部设备之间，建筑物之间的防火净距；（3）根据容量大小和重要性，选择灭火器；（4）防止电缆火灾蔓延的阻燃或分隔措施。（5）采用化学灭火器作为消防的主要设备。（6）选用的灭火器在灭火后，不会引起污损。（7 ）消防设备采用技术先进、结构合理、操作方便、规格统一、节省能源的优质国内产品。8.1.4消防总体设计方案建筑物与构筑物的防火间距满足消防规范要求。本工程建（构）物消防间距执行《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50084-2001。各建（构）筑物灭火器的配置按《建筑灭火器配置设计规范》的规定执行。根据太阳能电站的特点及相关规范要求，太阳能电池板区域消防措施为移动式CO2灭火器，主控楼室内设置手提式磷酸铵盐干粉灭火器和CO2灭火器。8.2工程消防设计8.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级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-66-电站设计防火规范》和《建筑灭火器配置设计规范》执行。本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与变电站设计防火规范》和《建筑灭火器配置设计规范》执行。8.2.2主要消防设计（1）太阳能电池板区域消防措施为移动式CO2灭火器。（2）逆变器室设砂箱、手提式灭火器。（3）站用变压器设砂箱、手提式灭火器。（4）站内、外交通道净宽均大于3.5m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。（5）消防电源采用独立的双回路供电。分别由当地地区外来电源供电（施工电源）。（6）火灾危险性分类及耐火等级 （7）灭火系统太阳能光伏发电站内应根据容量大小及其重要性，对站内变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。因此，在主控制室的走廊设手提式灭火器。在室外配置砂箱以及移动灭火器。（8）消防电气设计电站消防电源采用独立的双回路供电，分别来自外来的备用电源（一路为原施工电源）10kV，经降压至380/220V。本期变电站为非有效接地系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，接地电阻按不大于4欧姆。（9）电缆敷设的防火要求电缆从室外进入室内的入口处，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。（10）防火是变电站的重要组成部分，本站设备选型尽量采用无油设备，如采用干式箱变等，户内设备实现无油化；电缆尽量采用阻燃电缆，以减少升压站的火灾隐患。电缆沟进行防火封堵。（11）消防设施的管理与使用考虑值班人员与消防专业人员相结合，消防设施的维护与监视及建筑内早期火灾的扑灭以值班人员为主。8.3施工消防 在施工过程中，在场区中部位置临时搭建仓库和木材、钢材加工厂，作为生产区。在施工现场附近找空地搭建临时宿舍，作为生活区用地；进场道路宽度应大于3.5m。 第9章施工组织设计9.1施工条件9.1.1交通运输简述项目所在地交通运输情况（略）9.1.2施工条件施工用水、生活用水、消防用水可考虑在就近管网直接引接。施工用电可以从就近的配电网架引接至工地。砼工程：现浇砼工程采用现场机械搅拌。9.1.3施工特点工程施工范围大，施工点多，需频繁移动施工力量，特别是吊装设备；支架分布较多，属高空作业，检修及施工道路路线长，工程工作量大；场区安装时，受气候影响较大。9.2施工总布置根据光伏组件建设投资大、工期紧、高空作业多、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：（1）分区划片，合理交叉的原则由于地面面积较大及场区地形特点，本工程光伏组件布置范围较广，为了达到光伏阵列分批投入运营，将整个现场进行方位分区，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区中，根据施工难易及道路施工情况，需要合理安排工序交叉作业。（2）质量第一，安全至上的原则 光伏支架的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高，高空作业难度大。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。（3）文明施工、创新增效的原则现场的施工建设中，注意对施工场地撒水，防止扬尘；施工噪音不能扰民等。（4）高效快速、易于拆除的原则现场的建设，要求快速施工、节约能源，对于临时建筑要求，易于拆除、易于清理。9.3施工交通运输光伏组件和支架及逆变器和变压器等设备尺寸重量均不算大，进场道路应满足设备运输转弯半径、坡度、路面承载力等要求。 第10章工程管理设计10.1项目法人简述业主概况（略）10.2劳动定员关于太阳能光伏并网电站定员，目前国家无相关标准规定，根据电站的实际运行情况和业主的意见，本工程定员设置见表11-1。电站各类人员配置表序号项目人员配置备注一生产人员41运行22保管和维修2二管理2合计610.3建设工期10.3.1项目建设期本项目初步运营期25年，建设期12个月，建设规模10MWp。10.3.2项目进度安排项目的实施按照国家关于基本建设程序和太阳能光伏电池的安装有关规定。具体项目进度如下：（略）10.4工程管理机构10.4.1工程管理机构的组成和编制本期工程装机容量为30MWp ，并配备安装逆变升压变电站。根据光伏发电工程管理机构设置原则：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。本工程定员标准6人。其中管理人员2人，主要负责光伏电站和变电站的管理工作。10.4.2工程管理范围工程管理范围包括：（一）、施工项目管理规划（二）、施工项目的目标控制（三）、对施工项目的生产要素进行优化配置和动态管理（四）、施工项目的合同管理（五）、施工项目的信息管理。10.5主要管理设施10.5.1厂区占地本工程为太阳能光伏发电项目，占地面积为项目征地范围内的区域。10.5.2施工用电施工用电可以从附近的配电网架引接至工地。10.5.3施工用水施工用水、生活用水、消防用水可考虑在现有管网引接。10.5.4通信线路外部通信：根据实际情况安装固定电话。内部通信：配6部对讲机（3对），用于场内联系。10.5.5绿化在综合楼两侧及后面要种植草皮，草皮外围种植绿树。 第11章环境及生态保护与水土保持11.1环境保护11.1.1设计依据（1）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（GD003-2011）；（2）国家发展改革委员会关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知（发改能源[2006]13号）；（3）本工程可研咨询合同；（4）业主提供的原始资料及相关文件。11.1.2地方环境保护部门的审批意见本期工程前期工作开展以来得到当地相关部门的大力支持，环境影响评价报告表已取得地方环境保护部门的批复，批复文号为X号。11.1.3环境概况11.1.3.1站址区域环境概况（略）11.1.3.2站址区域环境质量现状本工程主要环境影响分析分为运营期和施工期两个阶段。运营期不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。运营期环境影响主要包括变压器、逆变器运行产生的噪声、电磁环境影响，以及太阳能电池板产生的光污染等。施工期环境影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声，场地开挖、汽车运输产生的扬尘，施工弃渣和施工人员生活垃圾，以及施工作业对生态环境的影响等。 11.1.3.3厂址及周围环境保护目标概况（略）11.1.4环境影响分析及环境保护措施11.1.4.1环境保护设计标准（1）《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准；（2）《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准；（3）《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）；（4）《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。11.1.4.2主要环境影响分析本工程主要环境影响分析分为运营期和施工期两个阶段。运营期不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。运营期环境影响主要包括变压器、逆变器运行产生的噪声、电磁环境影响，以及太阳能电池板产生的光污染等。施工期环境影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声，场地开挖、汽车运输产生的扬尘，施工弃渣，施工生产废水和施工人员生活垃圾，以及施工作业对生态环境的影响等。11.1.4.3运营期环境保护措施（1）噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施为：采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主 要噪声源为：逆变器，噪声值65dB(A)；变压器，噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。②逆变器采用室内布置，房屋墙壁可起到一定的隔挡降噪作用。变压器与逆变器紧邻，也为室内布置。经过预测可知，电站周围噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）和《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准要求。③运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。（2）电磁环境影响光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，以及信号干扰等种危害。这种电磁环境影响的强弱与变压器等级选型和距变压器的距离等因素有关。拟采取的措施为：合理设计并保证设备及配件加工精良，对于变电站设备的金属附件，减少因接触不良而产生的火花放电，在安装高压设备时，保证所有的固定螺栓都可靠拧紧，导电元件尽可能接地，或联结导线电位。②值班室应采取屏蔽措施；巡检员巡检时应穿防护衣，戴防护帽和眼镜等。除非有紧急情况，凡电磁辐射超过50μm/cm2的区域，不允许人员在未采取防护措施的情况下进入。（3）光污染 为了高效利用太阳能，太阳能电池板本身生产工艺也要求尽量减少光的反射。太阳能电池板主要是多晶硅电池和钢化玻璃压制而成的，多晶硅电池呈深蓝色，制造时加入了防反射材料，对光线的反射率极低；钢化玻璃表面进行了磨沙处理以减少对光线的反射。站址周围较为空旷，无高大建筑和设施。电池板安装时要选择最佳阳光入射角度以最大限度利用太阳能，电池板倾角向上，不会对地面居民生活及交通产生影响。由此可见，太阳能电池板对光线的反射是有限的，远不及水面对光的反射造成的影响，基本不会对人的视觉以及飞机的运行产生不利影响，也不会对居民生活和地面交通产生影响。（4）运营期其他环境保护措施生活污水处理措施光伏发电是清洁能源，运行期没有生产废水，只有少量的现场运行维护与管理人员的生活污水，这部分污水经站内生活污水管道汇集后至化粪池处理，出水排至站外1m，由业主负责接入市政污水管网，化粪池内污泥定期由市政污泥车运走。②生活垃圾处理措施光伏电站一般只有少数运行人员，生活垃圾少，应设立垃圾桶，定点收集后，由当地环卫部门定期清运。11.1.4.4施工期环境保护措施（1）施工噪声 施工机械的噪声和振动是主要的噪声源。同时，施工车辆也会带来一定的交通噪声。施工单位应尽量选用低噪声设备和施工工艺。尽量缩短高噪声机械设备的使用时间，特别是高噪声施工机械应控制在昼间工作时间运行。施工中加强各种机械设备的维修和保养，使设备性能处于良好状态，减少运行噪声。以保证施工场地边界线处的噪声限值满足《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）标准的要求，减轻或避免对周围敏感点的影响。加强道路交通管理，运输车辆在居民聚居点时应适当减速行驶，并禁鸣高音喇叭。加强道路养护和车辆的维修保养，降低机动车辆行驶速度。（2）施工扬尘施工期大气污染源主要是各类施工机械与车辆运输产生粉尘和飘尘等。为了减少工程扬尘对周围环境的影响，施工中遇到连续晴好天气又起风的情况下，对施工作业面洒水防止扬尘。对施工区道路进行管理、养护，使路面平坦、清洁，处于良好运行状况，一旦有建材洒落应及时清扫。本工程施工期对环境空气质量的影响是短期的和局部的。（3）施工废水由于拟建项目建设场地为大部分在地面进行，因此要格外重视施工期生产废水和生活污水对水库水质的影响。项目施工前期在护坡南侧（面水面）工程场地南端设置厂内护堤，该护堤可有效的避免施工期间、厂内废水、固废落入水库中。②严格限制护坡南侧（面水面）工程场地内人员活动，该场地内仅严禁施工人员进行生活、休憩等于施工无关的行为，其目的在于确保护坡南侧（面水面）工程场地内不产生生活生活污水。 ③施工期所用混凝土材料，为当地搅拌站提供的成品混凝土制品，因此该项目生产废水产水量较小。同时生产废水、生活污水产生环节，全部布置平地上，因此避免量生产废水、生活污水的直接影响。厂内生产废水采用集中沉淀澄清处理后回用于施工用水，生活污水必须在护坡外定点排放，严禁无序排放。（4）施工固体废弃物固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。本工程开挖和填筑工程量都较小，且经平衡后弃渣量较少，对环境影响较小。按照《城市环境卫生设施设置标准》的要求，在施工区设计垃圾桶(箱)。施工期间生活垃圾集中定点收集，不得任意堆放和丢弃，由当地环卫部门定期清运。（5）生态环境保护措施在施工建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放等措施，尽量减少施工占地，最大限度的减少对地表原貌的生态破坏。施工结束后，应根据地域条件以适时适地的原则，采取散撒草籽、种植小灌木等措施进行绿化。11.1.5环保投资环保投资的重点是噪声防治措施、电磁防治措施及污水处理设施，符合本项目环境保护的重点，能够满足污染治理措施的要求。11.2水土保持11.2.1设计依据（1）国务院[2000]38号文《全国生态环境保护纲要》； （2）国务院[1993]5号文《关于加强水土保持工作的通知》；（3）《开发建设项目水土保持技术规范》（GB50433-2008）；（4）《开发建设项目水土流失防治标准》（GB50434-2008）；（5）《水土保持综合治理技术规范》（GB/T16453.1～16453.6-2008）；（6）《水土保持监测技术规程》（SL277-2002）；（7）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（GD003-2011）；（8）国家发展改革委员会关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知（发改能源[2006]13号）；（9）本工程可研咨询合同；（10）业主提供的原始资料及相关文件。11.2.2水土流失和水土保持现状水土流失的形式主要有风蚀和水蚀两种。为了减轻水土流失，保护水土资源，改善生态环境，促进可持续发展，近年来，单县市针对水土流失区农业资源丰富，而田间工程不配套、林草覆盖率低、土地瘠薄、生态环境恶劣、群众生活贫困的特点，加大了水土流失治理和生态建设的力度。围绕搞好粮、棉、油生产，营造防护林带、完善农田林网，有计划发展经济林果；整治土地，建设好畦田；健全水利工程设施，搞好田间发展多种经营；对沟、河、路、渠的坡面，布设生物防护或工程防护措施等有效措施，使水土流失及风沙危害得到有效控制，初步改善了环境条件，植被覆盖率大大提高。11.2.3水土流失防治责任范围 按照的原则和《开发建设项目水土保持方案技术规范》有关规定，本工程水土流失防治责任范围包括工程建设区（永久征地、临时占地）和直接影响区。11.2.4水土流失预测及危害分析根据工程建设的特点及完工后运行情况，水土流失主要发生在工程建设期和自然恢复期。施工期间，伴随光伏组件基础开挖、施工道路开挖填筑等施工活动，将扰动原地表、破坏地表形态，导致地表裸露和土层结构破坏，遇降雨或大风天气将产生水土流失；工程运行期间，地表开挖、回填、平整等扰动活动基本结束，水土流失程度将大幅度降低，但因扰动后的区域自然恢复能力降低，并具有明显的效益发挥滞后性，仍将会产生一定的水土流失。通过水土流失预测可知，如不采取水土保持防治措施，将会对生态环境带来影响，并有可能造成危害。主要表现在工程施工中道路修筑、施工机械碾压及基础开挖等活动，将对原有地表产生扰动，重塑地形地貌，形成裸露地表，导致水土流失，破坏了生态环境和原区域自然景观的协调性。11.2.4水土流失防治措施（1）光伏组件基础、场内道路施工的水土保持措施平衡施工，光伏组件基础土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须按比例进行。先期进行的场内道路、土石方开挖光伏组件基础数量，以不影响混凝土浇筑为准，不能预留过多。因为表层土壤疏松，预留时间过长，势必遭受当地大风侵蚀的频率增大，加大风蚀的危害。 作业场地面积应控制在一定的范围内。因为作业场地扩大会造成更大面积的土壤表层的破坏，造成风沙侵蚀的增强。采取路基路面排水及路面混凝土硬化等工程措施，防止路基路面受雨水、地表径流冲刷而失稳。（2）临时占地的水土保持措施施工结束后，施工单位应及时拆除临时建筑物，清理和平整场地，对裸露的地面采用撒播原地带性植被的方式进行恢复。（3）绿化、美化措施控制楼内可绿化部位均应进行绿化，可采取灌木与草坪相结合的方式，不宜栽植高大乔木。11.2.5水土保持投资本项目水土保持投资为10万元，水土保持投资的主要是土地硬化、绿化及恢复临时占地原有植被等。实施水土保持工程措施后，工程区土壤流失量得到有效控制，建设期土壤加速侵蚀量和弃土弃渣流失量基本消失；工程区各项水土保持评价指标均高于建设前，可有效地改善生态环境，同时有效地控制水土流失、提高土地资源利用率，进而促进区域社会经济的可持续发展。11.3结论光伏发电是清洁、可再生能源。光伏电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。本光伏电站工程装机容量30MWp，每年可为电网提供电量约3984.3万kW标煤13347t。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰 渣的排放，改善大气环境质量。光伏电站建设还可成为当地的一个旅游景点，带动当地第三产业的发展，促进当地经济建设。因此，本工程的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。从环境角度分析，本工程建设是可行的。 第12章劳动安全与工业卫生12.1概述12.1.1概述本工程是利用光伏组件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。光伏电站作为清洁能源发电技术，与火电相比，在生产过程中无需燃煤、轻柴油、氢气等易燃、易爆的物料，无需盐酸、氢氧化钠等化学处理药剂，无需锅炉、汽轮机、大型风机、泵类、油罐、储氢罐等高速运转或具有爆炸危险的设备，也不产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物、一氧化碳等污染性气体，工作人员也无需在高温、高尘、高毒、高噪声、高辐射等恶劣的环境下工作。由此可见，光伏电站劳动安全条件较好。12.1.2设计依据12.1.2.1国家、行业主管部门的有关规定（1）《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令九届第70号）（2）《中华人民共和国劳动法》（中华人民共和国主席令八届第28号）（3）《中华人民共和国电力法》（中华人民共和国主席令八届第60号）（4）《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令九届第 4号）（5）《中华人民共和国职业病防治法》（中华人民共和国主席令第60号，2002年5月1日实行）（6）《建设项目职业病危害分类管理办法》卫生部第49号令（7）《职业健康监护管理办法》卫生部[2002]第23号（8）《职业病危害因素分类目录》卫法监发[2002]63号（9）《关于加强建设项目安全设施家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局文件发改投资[2003]1346号）（10）《关于贯彻落实加强建设项目安全设施求的通知》（国家安全生产监督管理局文件安监管司办字[2003]92号）12.1.2.2标准与规范（1）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）（2）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）（3）《建筑设计防火规范》（GBJ16-87〈2006年版〉）（4）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）（5）《安全标志》（GB2894-1996）（6）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-97）（7）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）（8）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）（9）《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2007）（10）《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158-2003） 12.2主要危险、有害因素分析（1）引起电气伤害的部位主要是电气设备以及高压配电设备，有造成触电伤害事故的可能。（2）可能产生电磁环境影响的场所主要是逆变器、变压器、配电设备等。（3）可能产生噪声的部位主要在逆变器、变压器运行时产生的电磁噪声。12.3工程安全卫生设计12.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施（1）在工程建设期间，加强安全管理，遵守建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用全第一、预防为主、综合治理。（2）加强对施工人员的安全教育，尤其对参加施工的工人进行培训。特种作业必须持证上岗，施工过程必须选用质量合格的施工机械（具）。（3）施工场所符合施工现场的一般规定：施工总平面布置符合国家防火、工业卫生等有关规定；施工现场排水设施全面规划，以保证施工期场地排水需要；施工场所做到整洁、规整。垃圾，废料及时清除，坚持文明施工。在高处清扫的垃圾和废料，不得向下抛掷，进入施工现场的人员必须正确佩戴安全帽，严禁酒后进入施工现场。（4）施工现场的道路坚实、平坦，双车道宽度不得小于6m，单车道宽度不得小于3.5m，载重汽车的弯道半径一般不得小于15m。 （5）施工期用电符合施工用电的一般规定：施工用电的布设按已批准的施工组织设计进行，并符合当地供电局的有关规定，不得任意接线、施工用电设施竣工后经过验收合格后方可投入使用。施工用电明确管理机构并由专业班组负责运行及维护；严禁非电工拆装施工用电设施；施工用电设施投入使用前，制定运行、维护、使用、检修等管理制度。（6）施工过程中工程运输量大，周围道路交通繁忙，施工单位充分考虑运输对施工进度和安全的影响，设置安全标志，合理安排工作时间和工作任务。（7）施工场地在夜间施工或光线不好的地方加装照明设施。（8）各种机械设备定期进行检查，发现问题及时解决，机械设备在使用时严格遵照操作规程操作，尽量减少误操作以防止机械伤害的发生，另外，各种机械设备的安全防护装置做到灵敏有效。（9）做好现场的防火工作，配备必要的消防器材，如干粉灭火器、CO2灭火器、泡沫灭火器等，保证施工现场消防通道畅通无阻。非火警严禁动用拆除现场消防器材。（10）用电焊机等设备时，带好防护眼镜，周围严禁火种或可燃物，防止火花飞溅，防止火灾发生。（11）施工过程中所有孔、洞、井、池等均加盖或设防护栏杆。12.4.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施。12.4.2.1防火防爆（1）建筑物防火设计 本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与变电站设计防火规范》和《建筑灭火器配置设计规范》执行。配电室及主控室等建筑物火灾危险性分类属于丙级；耐火等级属于二级，由于站内的建筑为钢筋混凝土结构，分隔结构均为实砌体墙，因此站内的建筑物构件都已达到一级耐火等级。其他建筑物的墙体屋顶、门窗楼梯等均按防火要求设计，按规定防火等级材料设置。（2）主要场所及主要机电设备消防设计太阳能电池板区域消防措施为移动式CO2灭火器；箱式逆变器和箱式变电站设砂箱、手提式灭火器；站用变压器设砂箱、手提式灭火器。②站内、外交通道净宽均大于3.5m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。③消防电源采用独立的双回路供电。分别由当地地区外来电源供电（施工电源）。④太阳能光伏发电站内应根据容量大小及其重要性，对站内变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。因此，在主控制楼的走廊设手提式灭火器。在室外配置砂箱以及移动灭火器。⑤电站消防电源采用独立的双回路供电，分别来自外来的备用电源（一路为原施工电源）10kV，经降压至380/220V 。本期变电站为非有效接地系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，接地电阻按不大于4Ω。⑥电缆从室外进入室内的入口处，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。⑦本站设备选型尽量采用无油设备，如采用干式箱变等，户内设备实现无油化；电缆尽量采用阻燃电缆，以减少升压站的火灾隐患。电缆沟进行防火封堵。⑧消防设施的管理与使用考虑值班人员与消防专业人员相结合，消防设施的维护与监视及建筑内早期火灾的扑灭以值班人员为主。12.4.2.2防雷接地（1）防雷措施太阳能光伏并网电站防雷主要是防直击雷和雷电侵入波两种，防雷措施依据《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》（SJ/T11127）、《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)中有关规定设计。直击雷保护直击雷保护分光伏电池组件和交、直流配电系统的直击雷保护。光伏电池组件边框为金属材质，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。②配电装置的雷电侵入波保护为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电室内的并网设备，其防雷措施主要采用避雷器来保护。在主变10kV 进线开关柜内装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。（2）接地措施充分利用每个光伏电池组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求。保护接地的范围根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。②接地电阻电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤4Ω。本电站拟敷设50到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m。12.4.2.3防电磁辐射光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工 频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，以及信号干扰等种种危害。这种电磁环境影响的强弱与变压器等级选型和距变压器的距离等因素有关。本工程正常工作频率为50Hz，属于工频和低压，不属于《电磁辐射防护规定》(GB8702-88)中的适用频率范围（100kHz～30GHz），电磁环境影响较小。根据以往电磁环境资料分析，本项目建成后，四侧围墙外的电场强度和磁感应强度以及距围墙外20m处产生的无线电干扰强度均较低，对人体和环境不会造成危害。12.4.2.4防噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施为：（1）采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主要噪声源为：逆变器噪声值65dB(A)；变压器噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。（2）逆变器采用室内布置，房屋墙壁可起到一定的隔挡降噪作用。变压器与逆变器紧邻，也为室内布置，距各厂界均有一定距离，经过预测可知，厂界噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。（3）运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。12.4.2.5安全警示标识（1 ）在有较大危险因素的生产场所和有关设施、设备上，设置明显的安全标志、警告标志、防误操作警示标志。（2）安全疏散通道设疏散照明设施和设置明显的疏散指示标志。（3）在可能造成触电伤害的场所，设置当心触电标识。12.4.2.6其他防护措施（1）合理调节视频作业人员办公环境，使工作人员尽可能在比较舒适的环境中工作，既可以使精神得到放松，又可以提高工作效率。（2）为视频作业人员配备可调式的电脑桌椅，加强坐姿的人体工效学宣传，纠正不良的坐姿习惯。（3）视频作业人员在连续工作过程中，应有一定的工间休息，尽量避免连续视频操作。（4）适当增加空调办公环境的自然通风次数。（5）设计应选用环保型无放射性、无毒性的建筑装修材料，要求其性能均应符合国家有关卫生标准规定。12.5事故应急救援预案为了加强对电厂生产过程中事故的控制，抑制事故蔓延扩大，减少人员伤亡和财产损失，根据事故的性质和特点编制事故应急救援预案。事故应急救援预案包含以下主要内容：（1）参加事故救援预案的人员组成、分工、通知方法和顺序等。（2）可能发生事故地点的自然条件、生产条件以及预计事故的性质、原因和预兆。（3）处理各种事故的具体措施，以及为实现措施所需要的工程、设备、材料等的数量，使用地点和方法。 （4）通讯联络方法。（5）现场人员的行动准则。（6）可能影响范围内的非现场人员的行动准则。（7）设施关闭程序。12.6劳动安全与工业卫生投资本项目劳动安全与工业卫生投资共计5万元。12.7结论本工程不存在传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和劳动安全问题，劳动者的劳动安全条件较好。本工程设计中对防雷、接地、防火、防电磁辐射、防噪声、人体工效学等方面采取了相应的技术防范措施，力图做到避免事故，尽可能将危害职工劳动安全的各种因素控制到最小或最低程度，为电厂安全生产、减少事故发生以及保障职工的安全创造了较好的条件。为使上述设计的各项技术措施、防范设施得以实施，在施工中要确保工程质量，保证劳动安全设施与主体工程同时施工、同时投产。电厂投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本工程将在劳动安全和工业卫生方面达到良好的效果。 第13章节能降耗光伏发电是将太阳能转换为电能，在转换过程中没有污染物排放。与相同容量的燃煤电厂相比，可节约煤炭资源和减少污染物排放。本光伏电站工程装机容量10MWp，每年可为电网提供电量约1067万kWh，每年可节约标煤3714t。每年可减排SO2约为89吨，CO2约为9657吨，烟尘约为3.7吨。因此在增加发电量的同时，对当地的大气环境质量不产生任何影响。 第14章投资概算及经济分析14.1投资概算14.1.1工程规模：新建1套10MWp并网型太阳能光伏发电装置。14.1.2投资概算编制依据：编制水平年为2012年。编制方法执行国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。14.1.2.1项目及费用性质划分：根据中华人民共和国发展和改革委员会发布的2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》进行项目及费用性质划分。14.1.2.2工程量：根据设计人员提供的设备材料清册及建安工程量。14.1.2.3定额选用：执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布实施的《电力建设工程概算定额》（2006年版）：《建筑工程》、《热力设备安装工程》、《电气设备安装工程》；中国电力企业联合会2007年2月8日发布实施的《电力建设工程预算定额》（2006年版）：《调试工程》。14.1.2.4取费标准：执行中电联技经[2007]139号文及2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。14.1.2.5设备价格：设备价格：询价或参考近期同类工程定货的合同价及《全国电力工程建设常用设备》； 设备运杂费率：设备价格均为到现场价格，主要设备按0.7％计列，其他设备按3.7%计列。14.1.2.6材料价格及机械费调整定额材料、机械费调整：按当地电力建设工程概预算定额水平调整办法对定额材料及机械进行调整，仅计取税金，列入总估算表“编制年价差”栏中。建筑材料：采用《电力建设工程概算定额》_建筑工程（2006年版）价格，对主要材料与当地2012年一季度信息价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。装置性材料：执行《发电工程装置性材料综合价格》（2006年版）。按电力规划设计总院编制的《火电工程限额设计参考造价指标》（2010年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。14.1.2.7人工费调整工资性津贴调整：电定总造[2007]12号文《关于公布各地区工资性补贴的通知》，按照3.03元/工日，超出规定0.63元/工日，作为人工费调整金额，计入取费基数，列入各单位工程。14.1.3其他说明基本预备费:无。14.1.4投资概况：本工程静态投资为2011年价格水平。发电工程静态投资为：11855万元，单位造价为：11836元 /KWp；建设期贷款利息497万元。工程动态总投资12353万元。发电工程静态投资按投资性质划分：建筑工程费：1304万元，单位千瓦造价：1304元/kWp，占静态总投资的33.56%；设备购置费：9796万元，单位千瓦造价：9796元/kWp，占静态总投资的51.16%；安装工程费：451万元，单位千瓦造价：451元/kWp，占静态总投资的3.35%；其他费用：304万元，单位千瓦造价：304元/kWp，占静态总投资的11.93%。13.1.5投资分析依据2009年5月中国电力网统计的行业信息，本工程静态单位千瓦造价为1.18万元，投资水平是比较低的。13.1.6投资估算表（见附表）13.2资金筹措本工程资金，30%由建设单位自有资金支持，其余70%为银行贷款13.3经济效益分析13.3.1经济效益分析依据：电力部电力规划设计总院电规经（1994）2号文颁发的《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》及国家现行的财务、税收法规。13.2.2评价条件 主要评价数据：机组的年初始发电电量按1217万KWh进行经济评价，此后逐年衰减。13.2.2.1投资估算：按静态投资11855进行评价。13.2.2.2工程进度及资金使用计划本工程计划201X年X月X日开工，201X年X月X日投产。13.2.2.3还本付息：静态投资30%自有资金，70%银行贷款。13.2.2.4成本费用计算的主要参数以电厂提供的统计值、设计计算值或行业规定值、限额值。详见成本原始数据表。13.2.3纳税13.2.3.1增值税比例：6%13.2.3.2城市维护建设税比例：5%13.2.3.3教育附加税比例：4%13.2.3.4所得税：25%13.2.4电价确定本工程电价（含税）最终确定为1.2元/KWH。13.2.5财务评价结果13.2.5.1全部投资分析：全部投资内部收益率：7.41%现值：2915万元（按照5%计算）投资回收期：11年13.2.5.2资本金分析：项目资本金内部收益率：7.67% 现值：1952万元（按照5%计算）13.2.5.3电价情况上网电价（含税）：1200元/MWh13.2.6潜在的经济收益1997年12月，160个国家在日本京都签署通过了联合国气候变化框架公约《京都议定书》。《京都议定书》同时约定了三个基于市场的弹性机制，其中之一即为清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism简称CDM）。本工程为利用可再生能源发电，符合《京都议定书》约定的条件，如能在联合国CDM执行理事会成功注册，就可以将二氧化碳的减排量以≥10欧元/吨的价格出售给发达国家，粗算此项收入约为60万元（人民币）/年。13.2.7综合经济评价从本项目的财务评价看，各项指标符合行业规定，本项目的建设在经济效益上是可行的。13.2.8附表l总估算表项目工程或费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计(万元)一主、辅生产工程(一)太阳能发电工程1太阳能光伏发电系统998.47288.3259.98346.622电气系统199.682507.76376.163083.63附属生产工程105.83014.98120.81小计1303.919796.08451.0411551.03二与厂址有关的单项工程1临时工程00000 小计00000三编制年价差00000四其他费用1建设场地征用及清理费2项目建设管理费127.37127.373项目建设技术服务费160.53160.534分系统调试和整套启动试运费-3.64-3.645生产准备费10106大件运输措施费007基本预备费9.989.988其它费用00小计304.24304.24五特殊项目工程静态投资1303.919796.08451.04304.2411855.27各类费用单位投资(元/kw)1301.829780.41450.32303.7511836.3各类费用占静态投资(%)1182.633.82.57100六动态费用1价差预备费002建设期贷款利息497.92497.92小计工程动态投资1303.919796.08451.04802.1612353.19各类费用单位投资(元/kw)1301.829780.41450.32800.8812333.42各类费用占动态投资(%)10.5679.33.656.49100主要设备价格表序号设备名称数量单位单价(元)总价(万元)1太阳光伏发电组件49920块12606289.922太阳光伏发电组件支架9984000W1998.43逆变器20台4320008644汇流箱200台8040160.85直流配电单元20台31000626低压开关柜20台2880057.67一次升压变压器10台2200002208二次升压变压器1台22000002209一次升压馈线柜3台1400004210一次升压出线柜1台1400001411一次升压PT柜1台14000014 12二次升压馈线柜1台1400001413二次升压出线柜1台1400001414二次升压PT柜1台1400001415无功补偿柜1台1400001416监控系统1套150000015017直流、UPS系统1套1800001818通信系统1套4500004519电量计费、调度网接入1套2000002020无功补偿装置1套4500004521线路保护1套60000622频率电压控制保护1套80000823故障录波1套60000624站内线缆、线缆敷设及其它1项1996800199.6825出线线缆1项2996800299.68合计9796.08安装部分汇总估算表序号工程或费用名称设备费安装工程费安装工程费安装工程费安装工程费合计序号工程或费用名称设备费装置材料费安装费其中人工费小计合计一主辅生产工程9796.08209.6241.4476.43451.0410247.12(一)太阳能光伏发电系统7288.32059.9059.97348.221太阳光伏发电组件6289.92059.9059.96349.822太阳光伏发电组件支架998.40000998.4(二)电气系统2507.76200.61175.5575.23376.162883.921逆变器86469.1260.4825.92129.6993.62汇流箱160.812.8611.264.8224.12184.923直流配电单元624.964.341.869.371.34低压开关柜57.64.614.031.738.6466.245一次升压变压器22017.615.46.6332536二次升压变压器22017.615.46.6332537一次升压馈线柜423.362.941.266.348.38一次升压出线柜141.120.980.422.116.19一次升压PT柜141.120.980.422.116.110二次升压馈线柜141.120.980.422.116.111二次升压出线柜141.120.980.422.116.112二次升压PT柜141.120.980.422.116.113无功补偿柜141.120.980.422.116.1 14监控系统1501210.54.522.5172.515直流、UPS系统181.441.260.542.720.716通信系统453.63.151.356.7551.7517电量计费、调度网接入201.61.40.632318无功补偿装置453.63.151.356.7551.7519线路保护60.480.420.180.96.920频率电压控制保护80.640.560.241.29.221故障录波60.480.420.180.96.922站内线缆、线缆敷设及其它199.6815.9713.985.9929.95229.6323出线线缆299.6823.9720.988.9944.95344.63(三)附属生产工程08.995.991.214.9814.98建筑部分汇总估算表项目工程或费用名称设备费建筑费建筑费合计技术经济指标技术经济指标技术经济指标项目工程或费用名称设备费金额其中人工费合计单位数量指标一主辅生产工程27.161276.75157.051303.91(一)太阳能光伏发电系统0998.4119.81998.41太阳光伏发电组件支架0998.4119.81998.4元/W99840001(二)电气系统20.97178.7121.96199.681控制室0000元/m2998.410002逆变室0000元/m2998.41000(三)附属生产工程6.1999.6415.28105.831环境保护设施010.312消防系统4.99004.993厂区性建筑1.298.6414.9899.84其他费用估算表序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价(万元)1建设场地征用及清理费1.1土地征用费根据当地实际情况填写2项目建设管理费127.372.1建设项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）*3.1%54.42.2招标费19.99 （建筑工程费+安装工程费+除电池板外的设备购置费）*0.38%2.3工程监理费（建筑工程费+安装工程费）*2.26%39.662.4设备监造费除电池板外的设备购置费*0.38%13.323项目建设技术服务费160.533.1项目前期工作费11.983.2规划设计费03.3设备成套技术服务费03.4勘测设计费129.793.4.1勘察费11.983.4.2设计费117.813.4.2.1基本设计费99.843.4.2.2施工图设计费基本设计费*10%9.983.4.2.3竣工图编制费基本设计费*8%7.993.5设计文件评审费73.5.1可行性研究设计文件评审费23.5.2初步设计文件评审费53.6项目后评价费用23.7工程建设监督检测费6.253.7.1工程质量监督检测费（建筑工程费+安装工程费）*0.2%*0.51.753.7.2特种设备安全监测费《火力发电工程建设预算编制与计算标准》2007版0.5元/KW0.53.7.3环境监测验收费23.7.4水土保持项目验收及补偿费23.7.5桩基检测费03.8电力工程技术经济标准编制管理费（建筑工程费+安装工程费）*0.2%3.514分系统调试和整套启动试运费-3.644.1分系统调试和整套启动试运费-8.874.1.1分系统调试费90工作日*370元/工作日3.334.1.2发电工程整套启动试运费-12.24.1.2.1整套启动调试费20工作日*400元/工作日0.84.1.2.2售出电费每日售电量*带负荷运行天数（5天）*试运售电价（0.8元）-134.2施工单位配合调试费安装工程费*1.16%5.235生产准备费105.1管理车辆购置费05.2工器具及办公家具购置费55.3生产职工培训及提前进厂费56大件运输措施费07基本预备费9.988其它费用0合计304.24 财务评价指标一览表指标名称计量单位指标值一、基本指标1、光伏系统安装容量MW9.982、资本金万元3556.583、贷款万元8298.694、资本金比例％305、建设期年16、运营期年257、总计算期年268、年均发电量万KW*h1106.759、实际上网电量％9810、上网电价（含税）元／千瓦时1.211、增值税税率％6二、造价指标1、项目总投资万元12353.19固定资产投资万元11855.27建设期利息万元497.92流动资金万元0价差预备费万元02、单位投资元／千瓦12377.95三、盈利能力指标1、年平均税后利润万元440.512、投资利润率(是指全部投资、税前利润)％4.623、投资利税率(是全部投资、利润、各种税)％5.274、全部投资财务内部收益率％7.415、全部投资财务净现值(按5%计算)万元2915.426、投资回收期年117、税前资本金投资利润率(利润总额/资本金)％16.048、税后资本金投资利润率(净利润/资本金)％12.399、资本金财务内部收益率％7.6710、资本金财务净现值(按5%计算)万元1952.94四、清偿能力指标1、借款偿还期年13 原始数据一览表项目单位参考数据还贷原则还贷期间不分配利润光伏系统安装容量MW9.98固定资产投资(不含建设期利息）万元11855.27资本金比例%30资本金万元3556.58贷款万元8298.69建设期年1运营期年25项目总投资(含建设期利息）万元12353.19利润分配比例%8年初始发电量万KW*h1216.69实际上网电量%98含税上网电价元/千瓦时1.2增值税比例%6城建税比例%5教育费附加比例（含地方附加）%4定员人10年人均工资万元3工资附加占工资总额的比例%50贷款年利率%6所得税率%25修理费占固定资产价值的比例%0.5保险费占固定资产价值的比例%0.25每千瓦容量材料费定额元/千瓦5每千瓦容量其他费用定额元/千瓦5固定资产残值率%30折旧用于还贷的比例%90享受所得税减免政策两免三减半总成本费用估算表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561216.21206.471196.821187.251177.75上网电量(万千瓦时)27104.371191.881182.341172.881163.51154.19一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.88 材料费124.754.994.994.994.994.99工资7503030303030工资附加3751515151515其他费用124.754.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.410.420.420.420.43单位经营成本(元/千瓦时)0.140.120.120.130.130.13项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561168.331158.981149.711140.511131.391122.34上网电量(万千瓦时)27104.371144.961135.81126.711117.71108.761099.89一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.430.430.440.440.450.45单位经营成本(元/千瓦时)0.140.130.130.130.130.130.13项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561113.361104.451095.611086.851078.161069.53上网电量(万千瓦时)27104.371091.091082.361073.71065.111056.591048.14一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.450.460.460.460.470.47 单位经营成本(元/千瓦时)0.140.140.140.140.140.140.14项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561060.971052.481044.061035.711027.421019.2上网电量(万千瓦时)27104.371039.751031.431023.181014.991006.87998.82一、电站运营成本：12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89345.89345.89345.89345.89修理费1544.2561.7761.7761.7761.7761.7761.77保险费77230.8830.8830.8830.8830.8830.88材料费124.754.994.994.994.994.994.99工资750303030303030工资附加375151515151515其他费用124.754.994.994.994.994.994.99总成本费用12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.470.480.480.490.490.49单位经营成本(元/千瓦时)0.140.140.140.140.150.150.15项目合计第25年第26年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.98发电量(万千瓦时)27657.561011.051002.96上网电量(万千瓦时)27104.37990.83982.9一、电站运营成本：12338493.52493.52折旧费8647.25345.89345.89修理费1544.2561.7761.77保险费77230.8830.88材料费124.754.994.99工资7503030工资附加3751515其他费用124.754.994.99总成本费用12338493.52493.52其中：经营成本3690.75147.63147.63单位成本(元/千瓦时)0.460.50.5单位经营成本(元/千瓦时)0.140.150.15利润表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年 光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371191.881182.341172.881163.51154.19含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21349.31338.51327.791317.171306.63二、销售税金附加165.737.297.237.177.117.06其中：城市维护建设税92.094.054.023.983.953.92教育费附加73.643.243.213.193.163.14三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55527.8491.8454.44418.16380.66五、利润总额14261.92320.69345.95372.66398.38425.39六、所得税3249.2846.5849.853.17七、税后利润11012.64320.69345.95326.08348.58372.22八、盈余公积金1101.2732.0734.632.6134.8637.22九、可供分配利润9911.37288.62311.35293.47313.72335十、应付利润3414.36十一、未分配利润6497.01288.62311.35293.47313.72335项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371144.961135.81126.711117.71108.761099.89含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21296.181285.811275.521265.321255.21245.16二、销售税金附加165.7376.956.896.846.786.73其中：城市维护建设税92.093.893.863.833.83.773.74教育费附加73.643.113.093.063.043.012.99三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55341.88304.82266.68227.41186.96145.28五、利润总额14261.92453.78480.52508.43537.55567.94599.63六、所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91七、税后利润11012.64340.34360.39381.32403.16425.95449.72八、盈余公积金1101.2734.0336.0438.1340.3242.644.97九、可供分配利润9911.37306.31324.35343.19362.84383.35404.75十、应付利润3414.36十一、未分配利润6497.01306.31324.35343.19362.84383.35404.75项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371091.091082.361073.71065.111056.591048.14含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21235.21225.311215.511205.781196.141186.57二、销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.41其中：城市维护建设税92.093.713.683.653.623.593.56教育费附加73.642.962.942.922.892.872.85 三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55102.3258.0212.32五、利润总额14261.92632.69667.15703.1705.75696.16686.64六、所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66七、税后利润11012.64474.52500.36527.32529.31522.12514.98八、盈余公积金1101.2747.4550.0452.7352.9352.2151.5九、可供分配利润9911.37427.07450.32474.59476.38469.91463.48十、应付利润3414.36284.53284.53284.53284.53十一、未分配利润6497.01427.07450.32190.06191.85185.38178.95项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.989.989.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.371039.751031.431023.181014.991006.87998.82含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.21.21.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21177.081167.661158.321149.051139.851130.74二、销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.1其中：城市维护建设税92.093.533.53.473.453.423.39教育费附加73.642.822.82.782.762.742.71三、总成本12338493.52493.52493.52493.52493.52493.52四、财务费用3918.55五、利润总额14261.92677.21667.84658.55649.32640.17631.12六、所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78七、税后利润11012.64507.91500.88493.91486.99480.13473.34八、盈余公积金1101.2750.7950.0949.3948.748.0147.33九、可供分配利润9911.37457.12450.79444.52438.29432.12426.01十、应付利润3414.36284.53284.53284.53284.53284.53284.53十一、未分配利润6497.01172.59166.26159.99153.76147.59141.48项目合计第25年第26年光伏系统安装容量(MW)9.989.989.98上网电量(万千瓦时)27104.37990.83982.9含税上网电价(元/千瓦时)1.21.21.2一、发电销售收入(不含税)30684.21121.691112.72二、销售税金附加165.736.066.01其中：城市维护建设税92.093.373.34教育费附加73.642.692.67三、总成本12338493.52493.52四、财务费用3918.55五、利润总额14261.92622.11613.19六、所得税3249.28155.53153.3七、税后利润11012.64466.58459.89八、盈余公积金1101.2746.6645.99九、可供分配利润9911.37419.92413.9 十、应付利润3414.36284.53284.53十一、未分配利润6497.01135.39129.37借款还本付息计算表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计8796.618196.697574.046969.276344.252.本年借款8298.698298.693.本年应计利息4416.47497.92527.8491.8454.44418.16380.664.本年还本付息12715.161127.721114.451059.211043.181026.965.年末借款本息累计08796.618196.697574.046969.276344.255697.95二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37288.62311.35293.47313.723352.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55527.8491.8454.44418.16380.665.其它偿还贷款资金小计13295.681127.721114.451059.211043.181026.96项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计5697.955080.344444.693790.23116.062421.412.本年借款8298.693.本年应计利息4416.47341.88304.82266.68227.41186.96145.284.本年还本付息12715.16959.49940.47921.17901.55881.61861.335.年末借款本息累计05080.344444.693790.23116.062421.411705.36二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37306.31324.35343.19362.84383.35404.752.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55341.88304.82266.68227.41186.96145.285.其它偿还贷款资金小计13295.68959.49940.47921.17901.55881.61861.33项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计1705.36966.99205.37000 2.本年借款8298.693.本年应计利息4416.47102.3258.0212.324.本年还本付息12715.16840.69819.64217.695.年末借款本息累计0966.99205.370000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37427.07450.32474.59476.38469.91463.482.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.55102.3258.0212.325.其它偿还贷款资金小计13295.68840.69819.64798.21项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计0000002.本年借款8298.693.本年应计利息4416.474.本年还本付息12715.165.年末借款本息累计0000000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37457.12450.79444.52438.29432.12426.012.还贷折旧7782.5311.3311.3311.3311.3311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.555.其它偿还贷款资金小计13295.68项目合计第25年第26年一、借款及还本付息1.年初借款本息累计002.本年借款8298.693.本年应计利息4416.474.本年还本付息12715.165.年末借款本息累计000二、偿还借款资金来源1.还贷利润9911.37419.92413.92.还贷折旧7782.5311.3311.33.还贷摊销4.计入损益的利息支出3918.555.其它 偿还贷款资金小计13295.68现金流量表项目合计第1年第2年第3年第4年第5年第6年一、现金流入34240.781349.31338.51327.791317.171306.631.发电销售收入30684.21349.31338.51327.791317.171306.632.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.0311855.27154.92154.86201.38204.54207.861.固定资产投资11855.2711855.272.流动资金投入003.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.737.297.237.177.117.065.所得税3249.2846.5849.853.17三、全部投资净现金流量15279.75-11855.31194.381183.641126.411112.631098.77累计全部投资净现金流量15279.75-11855.3-10660.9-9477.25-8350.84-7238.21-6139.44四、资本金财务现金流出23377.53556.581282.641269.311260.591247.721234.821.资本金3556.583556.582.还本付息12715.161127.721114.451059.211043.181026.963.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.737.297.237.177.117.065.所得税3249.2846.5849.853.17五、资本金财务净现金流量10863.28-3556.5866.6669.1967.269.4571.81累计资本金净现金流量10863.28-3556.58-3489.92-3420.73-3353.53-3284.08-3212.27项目合计第7年第8年第9年第10年第11年第12年一、现金流入34240.781296.181285.811275.521265.321255.21245.161.发电销售收入30684.21296.181285.811275.521265.321255.21245.162.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03268.07274.71281.63288.86296.4304.271.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.7376.956.896.846.786.735.所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91三、全部投资净现金流量15279.751028.111011.1993.89976.46958.8940.89累计全部投资净现金流量15279.75-5111.33-4100.23-3106.34-2129.88-1171.08-230.19四、资本金财务现金流出23377.51227.561215.181202.81190.411178.011165.61.资本金3556.58 2.还本付息12715.16959.49940.47921.17901.55881.61861.333.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.7376.956.896.846.786.735.所得税3249.28113.44120.13127.11134.39141.99149.91五、资本金财务净现金流量10863.2868.6270.6372.7274.9177.1979.56累计资本金净现金流量10863.28-3143.65-3073.02-3000.3-2925.39-2848.2-2768.64项目合计第13年第14年第15年第16年第17年第18年一、现金流入34240.781235.21225.311215.511205.781196.141186.571.发电销售收入30684.21235.21225.311215.511205.781196.141186.572.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03312.47321.04329.98330.58328.13325.71.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.415.所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66三、全部投资净现金流量15279.75922.73904.27885.53875.2868.01860.87累计全部投资净现金流量15279.75692.541596.812482.343357.544225.555086.42四、资本金财务现金流出23377.51153.161140.68547.67330.58328.13325.71.资本金3556.582.还本付息12715.16840.69819.64217.693.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.676.626.576.516.466.415.所得税3249.28158.17166.79175.78176.44174.04171.66五、资本金财务净现金流量10863.2882.0484.63667.84875.2868.01860.87累计资本金净现金流量10863.28-2686.6-2601.97-1934.13-1058.93-190.92669.95项目合计第19年第20年第21年第22年第23年第24年一、现金流入34240.781177.081167.661158.321149.051139.851130.741.发电销售收入30684.21177.081167.661158.321149.051139.851130.742.回收固定资产余值3556.583.回收流动资金0二、全部投资现金流出18961.03323.28320.89318.52316.17313.83311.511.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.15.所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78三、全部投资净现金流量15279.75853.8846.77839.8832.88826.02819.23 累计全部投资净现金流量15279.755940.226786.997626.798459.679285.6910104.92四、资本金财务现金流出23377.5323.28320.89318.52316.17313.83311.511.资本金3556.582.还本付息12715.163.经营成本3690.75147.63147.63147.63147.63147.63147.634.销售税金附加165.736.356.36.256.216.166.15.所得税3249.28169.3166.96164.64162.33160.04157.78五、资本金财务净现金流量10863.28853.8846.77839.8832.88826.02819.23累计资本金净现金流量10863.281523.752370.523210.324043.24869.225688.45项目合计第25年第26年一、现金流入34240.781121.694669.31.发电销售收入30684.21121.691112.722.回收固定资产余值3556.583556.583.回收流动资金00二、全部投资现金流出18961.03309.22306.941.固定资产投资11855.272.流动资金投入03.经营成本3690.75147.63147.634.销售税金附加165.736.066.015.所得税3249.28155.53153.3三、全部投资净现金流量15279.75812.474362.36累计全部投资净现金流量15279.7510917.3915279.75四、资本金财务现金流出23377.5309.22306.941.资本金3556.582.还本付息12715.163.经营成本3690.75147.63147.634.销售税金附加165.736.066.015.所得税3249.28155.53153.3五、资本金财务净现金流量10863.28812.474362.36累计资本金净现金流量10863.286500.9210863.28敏感性分析项目电站本身电站本身电站本身项目内部收益率（％）内部收益率（％）年均税后利润(万元）项目全部投资资本金年均税后利润(万元）基本方案7.417.67440.511、固定资产投资+10%6.536.18405.95 固定资产投资-10%8.59.37469.392、发电量+10%8.449.28552.86发电量-10%6.395.93321.693、上网电价+10%8.459.29553.53上网电价-10%6.395.92320.94投资回收期图债务偿还期图 '