1、公司2.0844MWp分布式光伏电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 概述11.1 项目概况11.2 研究范围与分工51.3 主要设计原则62 电力系统73 太阳能资源利用83.1浙江省太阳能资源概况83.2嘉兴市2、太阳能资源概况93.3参证气象站113.4太阳能资源分析123.5站址位置的NASA辐射数据173.6代表年太阳辐射数据订正183.7太阳能资源评价184 建厂条件204.1 厂址概述205 工程设想215.1 厂区总平面规划215.2总体方案设计225.3主要设备选型235.4 光伏阵列及倾角设计305.5 光伏阵列间距的计算315.6发电量测算335.7电气部分375.8建筑结构部分535.9 水工及消防部分566 环境保护和节能分析586.1 环境影响分析及治理措施586.2 环境效益及节能效益597 劳动安全与职业卫生617.1 工程概述617.2 设计依据、目的与任务617.3 劳动3、安全与职业卫生潜在危害因素分析617.4 劳动安全与工业卫生对策措施628 人力资源配置648.1 组织机构设置648.2 人员编制649 项目实施的条件和建设进度及工期659.1 工程项目实施的条件659.2 工程项目实施的轮廓进度6610 投资估算与财务分析6710.1 投资估算67表10.1 投资估算汇总表6710.2 财务评价6811 风险分析7011.1 市场风险分析7011.2 技术风险分析7111.3 工程风险分析7211.4 资金风险分析7311.5 政策风险分析7312 经济与社会影响分析7312.1 经济影响分析7312.2 社会影响分析7413 结论和建议741 概述1.4、1 项目概况1.1.1 项目所在地概况海宁市位于中国长江三角洲南翼、浙江省北部，东邻海盐县，南濒钱塘江，与绍兴上虞区、杭州萧山区隔江相望，西接杭州余杭区、江干区下沙，北连桐乡市、嘉兴秀洲区。东距上海100公里，西接杭州，南濒钱塘江。1986年撤县设市。海宁市是王国维、徐志摩、金庸、蒋百里等名人的故乡。气候四季分明，是典型的江南水乡，素有“鱼米之乡、丝绸之府、才子之乡、文化之邦、皮革之都”的美誉。海宁社会经济发达，乡镇区域民营经济特色鲜明，是全国的皮革、经编、家纺、太阳能、集成灶产业的基地之一。在2014年发布的福布斯中国大陆最佳县级城市名单中，海宁名列浙江省内第三，全国第八，是长三角地区最具发5、展潜力的县市之一，同时是钱塘江北岸实力最强的县市。市域地处长江三角洲杭嘉湖平原，内陆面积668平方公里，其中平原占87.94%，山丘占1.81%，水域占10.25%。地形狭长，东西长 51.65公里，南北宽28.94公里。地势平坦，自西南向东北倾斜，地面高程4米8米（吴淞高程。下同）。古陆残屿与低丘集中分布在境东北和东南部，高阳山最高，海拔253.3米，其他在200米以下海宁为亚热带季风气候区。暖季受热带海洋气团调节，盛行东到东南风，气候温润，降水较丰；冷季受副极地大陆气团控制，盛行北到西北风，气候干寒，降水偏少。四季分明，冬夏较长，春秋较短。降水季节变化明显，光温同步，雨热同季，光、温、水配6、合较好。境内除东南部丘地和沿江高地外，平原地域气候差异较小。无霜期较长，农业气候条件优越，唯气候多变，尚有旱、涝、风、雹等气象灾害出现。浙江XX新材料有限公司2.0844MW分布式光伏电站项目地理位置如图1-1：图1-1浙江XX新材料有限公司2.0844MW分布式光伏电站项目地理位置1.1.2 项目概况浙江XX新材料有限公司2.0844MW分布式光伏电站场址位于浙江省海宁市石泾路55号，工程利用厂房钢结构屋顶建设太阳能发电工程，项目规模为2.0844MWp。太阳能发电作为一种绿色可再生能源，与屋顶相结合，建设太阳能光伏电站示范项目，既可展示中国在可再生能源开发利用领域的先进技术和绿色环保的理念7、，又能充分体现节能环保特色。1.1.3 项目建设的必要性1.1.3.1 改善生态、保护环境的需要在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 1.1.3.2 开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方8、向我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的可再生能源法明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。在中国能源与环境形势相当严峻的情况下，该法将引导和激励国内外各类经济主体参与我国光伏技术的开发利用。2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改中华人民共和国可再生能源法的决定。修改后的法律明确，国务院能源主管部9、门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，同时还明确这项工作由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构督促落实。此次修改的可再生可能源法还规定了由国家财政设立可再生能源发展基金。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定将于2010年4月1日起施行。根据国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知（国发200715号）及财政部 建设部关于印发的通知（财建2006460号）精神，中央财政从可再生能源专项资金中安排部分资金，支持太阳10、能光电在城乡建筑领域应用的示范推广。为促进我国可再生能源产业的发展，根据中华人民共和国可再生能源法的要求，国家发展和改革委员会于2005年11月印发了可再生能源产业发展指导目录，涵盖风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能和水能等六个领域的88项可再生能源开发利用和系统设备/装备制造项目。对于该目录中具备规模化推广利用的项目，国务院相关部门将制定和完善技术研发、项目示范、财政税收、产品价格、市场销售和进出口等方面的优惠政策。为推动节能技术进步，提高能源利用效率，促进节约能源和优化用能结构，建设资源节约型、环境友好型社会，国家发展和改革委员会、科学技术部于2006年12月发布了新的中国节能技术政策11、大纲，强调可再生能源（含风能、太阳能、水能、生物质能、地热能和海洋能等非化石能源）是我国重要的能源资源，在满足能源需求、改善能源结构、建设资源节约型、环境友好型社会等方面发挥重要作用。中国节能技术政策大纲提出，在太阳能技术方面，研发太阳能光伏硅材料的生产技术，发展太阳能光伏发电技术，发展太阳能热利用技术；在节能新材料方面，研发新型高效能量转换与贮能装置及材料，推进燃料电池、太阳能电池、金属空气电池，超级电容器及相关材料的应用和发展。因此，本项目符合国家政策鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网的能源产业政策。1.1.3.3减轻环保压力光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家12、或地区对光伏产业的重视程度，标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。1.1.3.4提高公众对光伏发电技术的认识社会公众对光伏发电技术的认识直接影响着光伏发电系统的规模化应用，电站的建成后，在产业内合适的位置设置电站显示大屏一块，将向社会公众展示光伏发电的优越性，以直观数据扭转公众简单地以能源价格来评判其优劣的偏见。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。1.13、1.4 建设、投资主体XX电力有限公司是XX能源有限公司的全资子公司，XX能源控股有限公司（纽交所代码：JKS）是全球为数不多的拥有垂直一体化产业链的光伏产品生产、应用及光伏电站开发建设的综合性跨国企业。中国500强企业，全球第四大晶硅组件制造商。项目公司名称为庐江晶海光伏发电有限公司，负责项目投资建设和运营管理工作。公司员工总数超过10000余人，生产基地位于江西省上饶以及浙江省海宁，生产面积总占67万平方米。公司的全球营销中心位于中国上海浦东新区，此外公司建立了全球化的营销布局，在瑞士楚格，德国慕尼黑、意大利博洛尼亚、法国蒙彼利埃、美国旧金山、加拿大多伦多、澳大利亚昆士兰以及日本东京均设立14、了子公司。XX能源所生产的单多晶组件获得ISO9001, IEC, TÜV, VDE, UL, CSA, CEC, MCS等多项国际认证以及荣誉称号。公司自成立以来，大力引进国际先进生产设备，包括美国GT Solar多晶炉，日本NTC线切机，意大利Baccini电池片生产线以及伯格测试技术。组件生产引进日本NPC技术以及全自动生产线，代表了世界一流的先进生产工艺。我们业务营销网络涵盖欧洲，北美以及亚太，遍及20多个国家，包括了德国，意大利，比利时，美国，西班牙，法国，捷克，以色列，日本，澳大利亚以及中国等主要光伏县场。2013年垂直产能达到1.8GW、出货量全球第三；2014年垂直产15、能达到2.3GW，photon组件测试全球排名第二，普华永道太阳能产业可持续发展指数排名第四，彭博财经评定为全球一线光伏品牌，65家世界知名银行提供项目融资。1.2 研究范围与分工1.2.1 研究范围本项目建设2.0844MWp光伏并网电站。参考国家发改委发布的火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 53752008），该项目本阶段的主要研究范围包括：（1） 建设的必要性：论证本工程建设的必要性和接入系统方案的比选；（2） 按照有关政府部门颁发的规定和要求，由业主委托开展相应评价和评估工作，出具相应报告，并通过审查，落实有关建厂的人文、自然和环境等各方面的外部条件，完成建厂条件的可行性16、论证；（3） 落实本期工程的建设条件，太阳能资源、工程地质、水文气象及厂址稳定性等；（4） 对本期的生产与辅助生产等系统进行全面而初步的工程设想；为工程建设的合理性奠定初步的工作基础；（5） 论述电厂总体规划及总平面规划布置的合理性；（6） 拟定本期工程各主要工艺系统；（7） 论述电厂建成后对周围环境的影响及环境治理措施、落实劳动安全与工业卫生防治措施；（8） 论述本工程水土保持应有的有关章节；（9） 论述节约与合理利用能源措施、编制电厂定员、提出项目实施的条件和轮廓进度；（10） 对本工程进行投资估算和经济效益分析，提出影响造价的主要因素，论述造价水平的合理性，对本工程做出论据充分、科学合理17、实事求是的经济评价；（11） 通过综合技术经济比较提出总的评价及主要结论意见，并提出存在问题和建议；（12） 环境影响评价报告等其他必要的专题报告均不在本报告研究范围内，由建设方另行委托编制。1.2.2 可行性研究报告组成建设方委托江西XX电力设计有限公司编制的可行性研究报告包括以下部分：可行性研究报告1.2.3 外委专题由建设方另行委托编制的专题项目共有以下2项：专题名称编制单位环境影响报告表/一次接入系统设计说明书/1.3 主要设计原则1.3.1 设计指导思想（1） 严格贯彻执行国家与行业的法律、法规、政策和标准，选择优良的技术方案和确定合理的工程造价。（2） 正确处理国家与地方、主体设18、施与辅助设施的关系，努力提高本期工程项目的社会效益和经济效益。（3） 贯彻节约用地、节约用水、以及节约能源的原则。（4） 认真执行环境保护政策。（5） 对系统选型进行优化比较，选用符合我国国情的技术先进、性能可靠、价格合理的产品。（6） 厂址规划、厂区布置和地基处理等，应紧密结合本工程特点，进行方案优化和比选。1.3.2 主要设计技术原则1.3.2.1 国家、地区的产业政策和技术政策太阳能光伏发电属国家大力支持的可再生能源产业，具有明显的环保和节能效果。光伏发电是直接利用太阳能发电的一项高新技术，它具有许多优点，如：安全可靠、无噪声、无污染，能量随处可得，不受地域限制，无需消耗燃料，无机械转动19、部件，故障率低，维护简便，可以无人值守，建站周期短，规模大小随意，无需额外架设输电线路，可以方便地与建筑物相结合等。这些优点都是常规发电和其他发电方式所不可比拟的。本项目是国家财政部为贯彻实施可再生能源法，落实国务院节能减排战略部署，加强政策扶持，加快推进太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用，在条件适宜的地区，组织支持开展一批光电建筑应用示范工程，实施“太阳能屋顶计划”，在此背景下进行的一个项目。其目的是通过示范工程调动社会各方发展积极性，促进落实国家相关政策。加强示范工程宣传，扩大影响，增强市场认知度，形成发展太阳能光电产品的良好社会氛围。1.3.2.2 系统设计技术措施本可行性研究报告根据当20、地实际情况，充分考虑了方案的技术和经济的可行性，选取了性能价格比最优的光伏示范电站方案。在太阳能光伏电站的设计、设备选型方面，也遵循了如下原则：可靠性高：设备余量充分，系统配置先进、合理，设备、部件质量可靠；通用性强：设备选型尽可能一致，互换性好，维修方便。通信接口、监控软件、充电接口配置一致，兼容性好,便于管理；安全性好：着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题；操作性好：自动化程度高，监控界面好，平时能做到无人值守，设备做到免维护或少维护；直观可视性好：现场安装有显示屏，可实时显示电站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时功率以及二氧化碳减排量。性能价格比高21、：在设备选型和土建工程设计中，在保证系统质量、性能的前提下，尽量采用性价比最优的设备，注重经济性和实用性，以节省项目费用，减少投资。2 电力系统2.1接入系统方案本工程太阳电池组件总装机容量为2.0844MW。拟根据建筑分布及中心变电站位置情况，拟将本项目分为3个厂房发电子系统，每个发电系统由太阳电池组件、直流防雷汇流箱、并网逆变器、升压变压器等组合而成。输出接至中心变电站10kV用户配电系统，（具体接入系统方案在接入系统报告评审后确定）。3 太阳能资源利用3.1浙江省太阳能资源概况浙江属亚热带季风气候，季风显著，四季分明，年气温适中，光照较多，雨量丰沛，空气湿润，雨热季节变化同步，气候资源配22、制多样，气象灾害繁多。年平均气温1518，1月、7月分别为全年气温最低和最高的月份，5月、6月为集中降雨期。极端最高气温44.1，极端最低气温-17.4；浙江省年平均雨量在9802000毫米，年平均日照时数17102100小时。春季，东亚季风处于冬季风向夏季风转换的交替季节，南北气流交会频繁，低气压和锋面活动加剧。浙江春季气候特点为阴冷多雨，沿海和近海时常出现大风，浙江省雨水增多，天气晴雨不定，正所谓“春天孩儿脸，一日变三变”。浙江春季平均气温1318，气温分布特点为由内陆地区向沿海及海岛地区递减；浙江省降水量320700毫米，降水量分布为由西南地区向东北沿海地区逐步递减；浙江省雨日4162天23、。春季主要气象灾害有阴雨、倒春寒等。夏季，随着夏季风环流系统建立，浙江境内盛行东南风，西北太平洋上的副热带高压活动对浙江天气有重要影响，而北方南下冷空气对浙江天气仍有一定影响。浙江省各地雨日为3255天。夏季主要气象灾害有台风、暴雨、旱涝等。秋季，夏季风逐步减弱，并向冬季风的过渡，气旋活动频繁，锋面降水较多，气温冷暖变化较大。浙江省秋季平均气温1621，东南沿海和中部地区气温度偏高，西北山区气温偏低；降水量210430毫米，中部和南部的沿海山区降水量较多，东北部地区虽降水量略偏少，但其年际变化较大；浙江省各地雨日2842天。冬季，东亚冬季风的强弱主要取决于蒙古冷高压的活动情况，浙江天气受制于北24、方冷气团（即冬季风）的影响，天气过程种类相对较少。冬季气候特点是晴冷少雨、空气干燥。冬季平均气温39，气温分布特点为由南向北递减，由东向西递减；各地降水量140250毫米，除东北部海岛偏少明显外，其余各地差异不大；浙江省各地雨日为2841天。冬季主要气象灾害有寒潮、雨雪等。浙江省各地年太阳总辐射为40914604MJ/m2，最高值在浙东北地区，大部分地区都在4450 MJ/m2以上；浙中的金衢盆地和台州地区为次高区，均在43504450 MJ/m2之间；最低值主要分布在衢州西北部山区和丽温地区，大部分地区均不足4150 MJ/m2，最低值地区为遂昌地区，仅为4091.6 MJ/m2。浙江省日照25、时数多年均值在16002050h之间，其中浙东北、金衢盆地最多，在1850h以上；丽温地区最少，低于1650h。年晴天日数在120170d之间，基本呈浙东北向浙西南减小的走向。浙江省太阳能资源空间分布总体上呈现两大特点：北多南少，以丽温丘陵地区最为显著，中东部变化较小，中部金衢盆地中的平原地带是一个大值区；与同纬度地区相比，平原或沿海多，山区丘陵少。中国及浙江省太阳能资源分布见图2.1和图2.2。3.2海宁市太阳能资源概况海宁为亚热带季风气候区。暖季受热带海洋气团调节，盛行东到东南风，气候温润，降水较丰；冷季受副极地大陆气团控制，盛行北到西北风，气候干寒，降水偏少。四季分明，冬夏较长，春秋较短26、。降水季节变化明显，光温同步，雨热同季，光、温、水配合较好。境内除东南部丘地和沿江高地外，平原地域气候差异较小。无霜期较长，农业气候条件优越，唯气候多变，尚有旱、涝、风、雹等气象灾害出现。图2.1 中国太阳能资源分布图项目所在地海宁图2.2 浙江省太阳能总辐射空间变化分布图3.3参证气象站3.3.1参证气象站简况浙江省成立时间较长的太阳能观测站分别是杭州站（成立1961年01月）、慈溪站（成立1961.01，1990.12终止）、洪家站（成立1992.01）三个太阳能观测站。距离本项目场址最近的辐射站为杭州站，该观测场位于东经12112，北纬3019，观测场海拔7.2 m，位于海宁市西南侧约627、1km。杭州气象站与海宁市地理位置关系见图2.3。因本阶段暂未收集到杭州太阳辐射站和海宁市气象站的资料，暂采用平湖气象站的气象要素进行分析。平湖气象站始建于1954年1月，观测场位于东经12105，北纬3037，平湖气象站多年平均气象要素见表2.1，与场址地理位置关系见图2.3。表2.1 平湖气象站主要气象要素特征值项 目单 位指 标气温平均气温16.3极端最高气温38.7极端最低气温-9.3气压平均气压hPa1016.2多年平均水汽压hPa16.9相对湿度多年平均%80降水量多年平均mm1269.7风速多年平均m/s3.1风向多年平均N雷暴多年平均d28.2积雪深度多年评价cm16冰雹多年平28、均d0.1大风多年平均d10沙尘暴多年平均d0日照时数多年平均h1989.1日照百分率多年平均%45图2.3 气象站与项目场址地理位置关系示意图3.3.2参证气象站代表性分析距项目场址最近的太阳辐射观测站为杭州气象站，约为61km，本阶段暂未收集到杭州太阳辐射观测站的辐射数据，本阶段采用Meteonorm的气象数据进行太阳能资源分析。本阶段暂未收集到海宁气象站的长期气候观测数据，因此采用距海宁较近的平湖气象站（距离25km）的数据进行分析，平湖气象站无太阳辐射观测数据，与项目场址位于同一地域，地理环境相似，纬度、距离、海拔均相差较小，因此采用平湖气象站气象要素进行项目场址的气象条件分析，具有一29、定的代表性。3.4太阳能资源分析3.4.1逐月太阳辐射量分析浙江省成立时间较长的太阳能辐射观测站有2个，分别为杭州站和洪家站，距海宁市分别为61km和218km，在本阶段未收集到场区实测辐射资料和太阳能辐射观测站资料，本报告暂以METEONORM的太阳辐射数据和平湖市的日照时数对太阳能资源进行分析。全球气象数据库METEONORM软件的数据库中包含有全球8325个气象站的辐射数据，我国98个气象辐射观测站中的大部分均被该软件的数据库收录。通过该软件7.1版本可以查询到收录的气象辐射观测站的1991-2010年多年平均各月的辐射量。此外，该软件还提供其他无气象辐射观测资料的任意地点的通过插值方法30、获得的多年平均各月的辐射量。 通过软件计算得到海宁地区太阳辐射情况如下表所示：表2.2 Meteonorm场址辐射数据（MJ/m2）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年总辐射236.3 261.9 324.2 413.0 492.8 439.8 569.0 535.7 411.3 355.0 266.4 238.2 4543.6散射辐射159.4 189.3 238.6 286.4 353.8 321.9 333.5 318.6 271.5 231.3 167.1 151.3 3022.7图2.4 Meteonorm场址各月总辐射年变化趋势图从图2.4可以看出，月总辐射量31、全年变化呈双峰型，1月份开始逐渐增加，5月份达到第一个峰值（492.8MJ/m2），6月份略有减少，7月份达到第二个峰值（真峰值），8月份后逐渐降低，至12月份达到最低（238.2 MJ/m2），48月是站区总辐射量最充沛的六个月。该地区法向直接辐射如表2.3所示。表2.3 Meteonorm场址法向直接辐射数据（MJ/m2）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年法向直接辐射174.2 134.0 138.2 182.9 190.1 158.8 313.0 302.8 213.8 212.2 196.8 191.9 2408.6图2.5 Meteonorm场址各月法向直接辐32、射年变化趋势图从图2.5可以看出，月法向直接辐射量逐月变化差异较大，除7、8月份较大，其余月份均较小，最低值为134.0MJ/m2，出现在2月，最高为313.0 MJ/m2，出现在7月。各月平均法向直接辐射量为200.7 MJ/m2，年总法向直接辐射量为2408.6 MJ/m2。3.4.2逐时太阳辐射量分析通过Meteonorm数据计算出逐时辐射数据，绘制出各月典型日逐时太阳辐射强度分布曲线，如下图所示。图2.6 站址各月典型日逐时太阳辐照度分布曲线（W/m2）统计各月小时辐射数据，各月典型日太阳总辐照度变化过程见图2.5。每天的最大辐射强度出现在13-14点左右。7月份的日照时间最长，可观测33、到的太阳辐射从早上5点持续到晚20点，12月份可观测到的太阳辐射最短，从早上7点持续到下午17点。绘制该地区各月典型日逐时接收面接收到的直接辐射强度分布曲线。如图2.7，从图中可看出，在各月份中，上午9点至下午3点可包含一天中的绝大部分辐射量。图2.7 站址各月典型日逐时接收面接收到的直接辐照度分布曲线（W/m2）3.4.3 日照小时数分析（1）日照小时数年际变化分析根据平湖市气象站的日照时数资料，1984-2013年间平湖地区的年日照时数在 1743.2 h2256.9 h 之间，如图2.8所示。图2.8 19842013 年平湖地区年均日照时数直方图从图 2.8可以看出，平湖地区日照时数年34、际变化特点如下：1）1984-2013年间平湖地区年均日照小时数总体波动性较小，年均日照小时数在1999.9h左右；2）日照小时数最高值出现在1992年，达到2256.9 h，最低值出现在1988年，为1743.2 h。（2）日照小时数月际变化分析根据平湖市气象站的日照时数资料，1984-2013年间平湖地区的平均月日照时数如图 2.9所示。图2.9 1984-2013 年平湖地区日照时数逐月变化直方图3.5站址位置的NASA辐射数据利用RETScreen软件，以海宁地区NASA太阳辐射数据为基准，得到项目站址的NASA太阳辐射拟合数据。嘉兴地区19842005年的NASA多年平均总辐射量为435、497.3 MJ/m。海宁市NASA数据与METEONORM数据多年逐月太阳辐射对比见图2.10图2.10 海宁地区NASA数据与METEONORM数据逐月变化直方图3.6代表年太阳辐射数据订正根据图2.10海宁地区NASA数据与METEONORM数据对比图可以看出，NASA数据与METEONORM数据整体变化趋势一致，辐射量基本相同，METEONORM数据具有一定代表性，因此本阶段暂采用METEONORM的太阳能资源数据进行分析，见表2.4，年变化见图2.11。站址代表年太阳总辐射为4543.55MJ/m。表2.4 站址代表年各月太阳总辐射表月份123456总辐射量（MJ/m）236.3 236、61.9 324.2 413.0 492.8 439.8 月份789101112总辐射量（MJ/m）569.0 535.7 411.3 355.0 266.4 238.2 图2.11 站址代表年太阳总辐射年变化直方图3.7太阳能资源评价经计算，站址代表年平均全年总辐射量为4543.55 MJ/m；根据气象行业标准太阳能资源评估方法QX/T89-2008的划分标准(见表2.5)，表明该区域太阳能资源属于“资源丰富”地区。表2.5 我国太阳能区域划分标准年总辐射量（MJ/m）年总辐射量（kWh/m）资源丰富程度63001750资源最丰富5040630014001750资源很丰富378050401037、501400资源丰富37801050资源一般4 建厂条件4.1 厂址概述本项目所建2.0844MW光伏发电工程的主体建筑为浙江XX新材料有限公司厂房，位于海宁市石泾路55号。项目所在地经纬度为东经120.41，北纬30.36。图4.1 浙江XX新材料有限公司地理位置示意图5 工程设想5.1 厂区总平面规划5.1.1厂区总体规划本光伏电站装机容量 2.0844MWp，系统采用用户侧并网的方式，厂房屋顶的太阳电池组件方阵经过汇流由逆变器逆变后经升压变压器升压到10KV，并入用户侧电网。具体接入方案以系统接入报告为准。根据建筑物分布情况，分为两个电站，每个电站太阳电池组件分散布置在各个厂房上，所发电38、量通过逆变、升压就近接入附件10KV装置。5.1.2厂区总平面规划浙江澳森实业有限公司2.0844MWp分布式光伏电站项目场址位于浙江省海宁市，工程利用厂房屋顶屋顶建设太阳能发电工程。根据前期搜集资料，场站内可利用建筑物屋面面积约48000平方米，。项目规划安装容量2.0844MWp。5.2总体方案设计5.2.1系统组成该光伏并网系统主要由光伏阵列、并网逆变设备、数据采集及监控系统、阵列支架、交、直流电力网络、交流配电柜组成。系统示意图如下图。图5-1 系统示意框图5.2.2 整体系统设计光伏电站的系统整体设计由光伏发电系统和机电设计两个部分组成，其中光伏发电系统指从太阳电池组件至逆变器之间的39、所有电气设备，包括太阳电池组件、直流接线箱、直流电缆、直流汇流柜、逆变器等；机电部分指从逆变器交流侧至电站送出部分的所有电气、控制保护、通信及通风等。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的交流电，升压后并入电网。针对本项目实际情况，我们通过技术可行性和经济效益论证，提出如下具有针对性整体方案设计：本光伏电站装机容量2.0844MWp，拟采用10kV并网；为了防止光伏并网系统逆向发电，系统需要配置一套防逆流装置，通过实时监测配电变压器低压出口侧的电压、电流信号来调节光伏系统的发电功率（限功率、切断），从而达到光伏并网系统的防逆流功能。5.3主要40、设备选型5.3.1 太阳电池概述太阳能光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si）、非晶硅电池（a-Si）、非硅光伏电池（包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年占88左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。从产业角度来划分，可以把太阳能光伏电池划分为硅基电池和非硅电池，硅基电池以较佳的性价比和成熟的技术，占据了绝大多数的市场份额。未来随着光伏电池技术41、的发展，染料敏化太阳能光伏电池、聚合物太阳能光伏电池等有望取代硅基电池的优势地位。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影42、响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能43、源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。晶体硅电池片如图5.3-1，5.3-2所示：图5.3-1 单晶硅硅片图5.3-2 多晶硅硅片由电池片组成的电池组件的外形结构如图5.3-3所示。 图5.3-3多晶硅、单晶硅太阳能电池组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）（2）非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，44、加之晶硅电池价格大幅下降，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代。非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。目前正在研发中和已有产品出售的薄膜太阳能电池主要有以下几种:（1）非晶硅薄膜电池：是薄膜太阳能电池中最成熟的产品之一。（2）多晶硅硅薄膜电池：其转换效率高于非晶硅薄膜太阳能电池，又无效率衰退问题，并且有可能在廉价衬底材料上制备，但由于控制薄膜中硅晶粒大小的技术没有解决，尚未能制成有实用价值的太阳能电池。（3）有机染料敏化电池：它是一种光电化学电池。（4）铜铟硒（CIS）和锑化镉（CdTe45、）：两种化合物多晶薄膜太阳能电池，中试转换效率已经超过10。但是，由于元素镉的有毒性及其对环境的污染，这种太阳能电池技术均不具备长远的产业化生命力。据美国Miasole公司称，他们研制的铜铟硒（及其合金）电池样品转换效率可达19.5，试销产品的转换效率可达9。但由于铟和硒都是比较稀有的元素，因此，这类电池的发展必然受到限制。（5）砷化镓III-V化合物薄膜电池：在250的条件下，光电转换性能仍很良好，其最高光电转换效率约30，且能耐高温，特别适合做高温聚光太阳能电池。但生产成本高，产量受限，目前主要作空间电源用。在光伏利用中，相对于其它薄膜电池，由于硅材料储量丰富，且无毒、无污染，具有主导地位46、。目前，在硅基薄膜太阳能电池家族中，非晶硅薄膜电池占有主要地位。但非晶硅太阳能电池存在光致衰减效应的缺点，并且转化效率远低于晶体硅太阳能电池。目前又出现了各种叠层太阳能电池，转换效率达14.6%，接近多晶硅太阳能电池。近年来，另一种新型硅基薄膜材料纳米硅薄膜由于其优良的性能引起了人们广泛的关注。理论上其最大转换率为44%，如能产业化，则高于单晶硅电池。2006年单晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜这三种电池所占的份额分别为：43.40%、46.50%和10.10%。在这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅47、已经超过单晶硅占据最大的市场份额。表5.3-1对单晶硅、多晶硅和非晶硅这三种电池类型就转换效率、制造能耗、成本等方面进行了比较。表5.3-1 单晶硅、多晶硅和非晶硅的比较电池原料转换效率制造能耗成本资源可靠性公害技术壁垒单晶硅13-20%高高中高小中多晶硅10-18%中中中中小高非晶硅8-12%低低丰富中低小高5.3.2 太阳电池选型目前市场上成熟的太阳能电池产品主要是单晶硅、多晶硅和非晶硅三种类型。单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；多晶硅电池比非晶硅转换效率高且性能稳定，但是价格稍贵。本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势48、相符合。根据日本太阳能光伏发电系统2004年度报告中太阳电池的种类使用情况来看，2003年与2002年相比，单晶硅的输出容量从30.5%减到17.8%；多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变化。5.3.3太阳电池组件主要技术参数本工程拟选用高效300Wp多晶硅电池组件，组件效率为15.46。本期2.0844MWp光伏电站共采用6948块电池组件，每个支路由18块300Wp电池组件串联而成。300Wp电池组件的参数如下： 光伏组件产品型号/性能指标JKM300P电池片数量72峰值功率（Wp）300输出49、功率偏差(W)05最大功率工作电压(V)（标准测试条件）33.7最大功率工作电流(A)(标准测试条件)6.56开路电压(V)(标准测试条件)42.3短路电流(A)(标准测试条件)7.16组件效率(%)(标准测试条件)15.46最大系统电压(V)1000保险丝熔断电流(A)15组件工作温度范围()-4085额定电池工作温度()451峰值功率温度系数(%/)-0.41开路电压温度系数(%/)-0.31短路电流温度系数(%/)0.06最大静载荷(正面/背面)(Pa)5400/2400组件尺寸(mm)195699240重量(kg)26.5冰雹撞击(mm，m/s)25，23以上数据是在标准条件下测得的，50、即:电池温度为25，太阳辐射为1000W/m2、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。5.3.4逆变器选型及参数一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低，但是单台逆变器容量过大，在故障的情况下对整个系统出力影响较大。并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。每个逆变器都连接有若干串光伏电池组件，这些光电组件通过配电箱连接到逆变器。配电箱内置组串电流监测单元，具有监测各组串电流的功能，并以数据格式将电流监测信息传输至逆变器控制器。整个太阳能电池系统中每个集中型51、逆变器具有自动检测功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。本工程拟采用2台630kW集中型并网逆变器。集中型逆变器需满足如下性能： 采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高； 提供人机界面及监控系统； 具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。 交直流均具有防浪涌保护功能； 完全满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)52、的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。500kw逆变器的参数如下：序号指标性能1最大直流输入功率500kW2最大直流输入电压DC1000V3最大直流输入电流1200A4启动电压470V5最低工作电压450V6功率点跟踪(MPPT)电压范围DC450VDC820V7直流输入路数168额定交流输出功率500kW9最大交流输出功率550kW10最大交流输出电流1176A11额定电网电压AC270V12交流输出电压范围210310V(可设置)13额定电网频率50Hz14交流输出频率范围4752Hz15最大总谐波失真3%(额定功率时)16直流电流分量0.99(额定功率时)153、8最大效率98.7%19欧洲效率98.5%20隔离方式无变压器21夜间自耗电100W22自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行23断电后自动重启时间5min(时间可调)24保护功能输入侧断路设备、输出侧断路设备、直流过压保护、交流过压保护、电网监测、接地故障监测、绝缘监测25通讯接口RS485/Modbus，以太网（可选）26使用环境温度-255527使用环境湿度095%，无冷凝28满功率运行的最高海拔高度3000m(超过3000m需降额使用)29冷却方式强制风冷30排风需求量6885m/h31噪音60dB32防护等级IP20(室内)33电网监控按照 UL1741标准34体积(宽高54、厚)22002180850mm35重量2000kg5.4 光伏阵列及倾角设计5.4.1 阵列总体布置阵列总体布置原则：充分利用屋面资源，保证组件发电量，兼顾电站整体美观性。阵列总体布置原则采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构。这样设计有如下好处：1）各发电单元各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2） 每个发电单元是单独的模块，由于整个光伏系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3）有利于工程分步实施；4）减少光伏组件至并网逆变器的直55、流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的综合效率；5）每个发电单元的布置均相同，保证发电单元外观的一致性及其输出电性能的一致性。5.4.2 倾角设计5.4.2 倾角设计本项目倾角设计情况：由于前期提资有限，场站屋面情况了解有限，参考其它屋顶光伏发电实例，本次规划以混凝土屋面为主，考虑按一定倾角进行布置。利用meteonorm计算软件，根据海宁地区太阳能资源分析，如果组件方位角按照正南方向布置，考虑装机容量及抗风能力，本项目组件的安装倾角初定平铺和 15倾角，项目安装方向为正南方向。5.4.3 支架及组串单元设计 为提高发电量，本项目光伏方阵采用固定倾角安装方式，运行维护较简单，适宜采用较小的串56、列单元结构。较小的串列单元可以采用较为简单的支架结构，降低对支架基础的要求，便于场地布置及施工、安装。设计方案为：组串单元结构：单个组串由18块光伏组件构成；安装方式：将1块光伏组件横向放置，排成18列。支架结构：型材螺栓。5.4.4 方阵设计根据前述组串单元设计，每1个组串单元18片组件构成，每12或16个组串并联接入1台汇流箱，直流电通过共29台汇流箱汇流后并联接入直流配电柜整流，整流后接入4台500kW逆变器，逆变器输出交流电通过10kV升压变压器升压后接入用户侧10kV配电室并网点，峰值光伏方阵峰值功率2.0844MW。5.5 光伏阵列间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为57、朝向正南，与水平面夹角度数参考根据当地纬度计算出的倾斜平面，以固定方式安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当太阳能电池组件方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：图5-2 光伏阵列间距一般确定原则：冬至当天早9：00至下午3：00太阳能电池组件方阵不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：sina = sinf sind+cosf cosd cosw太阳方位角的公58、式：sin = cosd sinw/cosa式中：f为当地纬度为30.69；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5；w为时角，上午9:00的时角为-45。D = cosL，L = H/tana，a = arcsin (sinf sind+cosf cosd cosw)即：经计算，组件倾斜后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排安装距离，如下列图表所示：2400mm232950mm23因此，当固定式太阳电池组件阵列间距为2400mm时可以保证两排阵列在上午9 点到下午3 点之间前排不对后排造成遮挡。5.6发电量测算5.6.1 系统效率计算影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：59、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、跟踪系统的精度等等。1）灰尘、雨水遮挡引起的效率降低项目当地处在有人值守地区，灰尘较多，降水较多，同时考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，采用数值：95%2）温度引起的效率降低太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时已考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点范围内，考虑060、.31%/K 的MPP功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为97%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为97%。4）直流部分线缆功率损耗根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗98%。5）逆变器的功率损耗本项目采用高效并网逆变器，功率损耗可取97%。6）交流线缆的功率损耗根据项目的交流部分的线缆连接，计算得交流部分的线缆损耗效率98%。7）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98%。8）总体系统效率测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器61、效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，取0.99的修正系数，则系统综合效率： =959797989798980.9980%因此，光伏电站整体效率为80%。5.6.2 本项目25年发电量估算l 海宁地区水平面年辐射量为：1227.0 kWh/m2；l 15倾斜平面上年辐射量为：1281.4 kWh/m2；l 太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。l 具体发电量估算时组件按时间段逐年衰减，运行寿命周期内每年最少0.7%计算，保证25年后衰减不超过20%，则年发电量估算见下表：因此，该项目项目年发电量估算如下。25年总发电62、利用小时数：22862h，总发电量： 4774.51万度。项目25年年平均利用小时数：914 h，年均发电量： 190.98万度。本光伏电站在运行期25年的逐年上网电量直方图见图年份上网电量(万kWh)等效小时数（h）衰减幅度衰减率第1年214.10 1025 97.50%1.01%第2年207.25 992 96.80%1.01%第3年205.75 985 96.10%1.06%第4年204.26 978 95.40%1.06%第5年202.76 971 94.70%1.06%第6年201.26 964 94.00%1.06%第7年199.76 957 93.30%1.06%第8年198.263、6 949 92.60%1.06%第9年196.76 942 91.90%1.06%第10年195.26 935 91.20%1.06%第11年193.76 928 90.50%0.78%第12年192.27 921 89.80%0.78%第13年190.77 913 89.10%0.78%第14年189.27 906 88.40%0.78%第15年187.77 899 87.70%0.78%第16年186.27 892 87.00%0.78%第17年184.77 885 86.30%0.78%第18年183.27 878 85.60%0.78%第19年181.77 870 84.90%0.764、8%第20年180.28 863 84.20%0.78%第21年178.78 856 83.50%0.78%第22年177.28 849 82.80%0.78%第23年175.78 842 82.10%0.78%第24年174.28 835 81.40%0.78%第25年172.78 827 80.70%0.78%发电量总计（万kWh）4774.5125年平均（万kWh）190.98平均等效满负荷发电小时数(h)9145.7电气部分5.7.1 电气主接线浙江圣林包装有限公司拟装机容量为2.0844MW。拟根据建筑分布及变电站位置情况，拟将本项目分为3个发电子系统，每个发电系统由太阳电池组件、组65、串并网逆变器、交流防雷汇流箱、升压变压器等组合而成。输出接至变电站10kV用户配电系统，（具体接入系统方案在接入系统报告评审后确定）。动车所检修库光伏电站高压侧是否配置动态无功补偿装置，待接入系统方案告确定。5.7.2 10kV配电装置本期项目在中心变电站内接入用户侧10kV配电系统，进线采用电缆方式。10kV配电设备采用与中心变电站型号相同的设备。5.7.3 站用电接线如核算原10kV中心变电站厂用电容量不够时，考虑新增站用变压器，高压两路电源互为备用，以提高站用电的可靠性。5.7.4 直流系统如核算原10kV中心变电站直流系统容量容量不够时，本期装设一组220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为66、电站系统内新增设备的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和系统交流不停电电源等负荷提供直流电源。蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为65Ah。开关电源整流模块备用数量满足直流规程要求。直流系统采用辐射供电方式。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏等。5.7.5 二次线 采用数字化计算机监控系统的检测和控制，建立以操作员站为监控中心，运行人员在中央控制室里实现系统的启动、停止、正常运行和事故处理。5.7.5.1 控制室的布置本工程在办公楼内设一个集中控制室，能够实现全站的控制和监测。其中布置有操作员工作站、工程师站等。工程师站设置2套67、控制台，控制台尺寸：长1200mmX宽1000mmX高730mm，同时配套相应控制室其他办公柜、桌、椅。系统二次部分屏柜等布置在电子设备间。（接入系统二次部分屏柜的数量以接入系统二次部分审查意见为准）5.7.5.2 控制、信号、测量10kV配电装置控制、就地低压配电装置、站用电源系统控制均纳入电站控制系统。 5.7.5.3 站内配电系统数据采集系统10kV集中控制室内10kV设备运行参数及就地低压配电系统数据采集采用现场总线系统，电流量、控制回路断线、远方/就地位置等信号将通过装设在开关柜内的现场智能元件的通讯接口传送至控制系统。5.7.5.4 元件保护配置原则及选型10kV开关的保护装置安装68、在开关柜内。升压变压器保护装置利用装于10kV开关柜内的微机型综合保护，保护动作信号传至集控室。逆变器本体配置内部保护装置。5.7.6 电缆设施及防火5.7.6.1 电缆设施除10kV集中控制室及屋面外，其它部分电缆全部采用直埋方式。（直埋电缆必须按照国标等相关规范进行敷设，直埋电缆选型应充分考虑当地地质土壤对电缆的腐蚀性，做防腐处理）。5.7.6.2 电缆选用原则1电力电缆选项：10kV电力电缆拟选择型号为ZRC-YJV22-8.7/15kV；400V电力电缆拟选型号为ZRC- YJV22-0.6/1kV；UPS系统、直流系统及消防系统采用耐火电缆，拟选型号为NH-VV-1/1kV。 进入计69、算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆，拟选型号为ZRC-kVVP22-0.45/0.75kV。5.7.6.3 电缆防火电缆通道按发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程规定及火力发电厂与变电站设计防火规范设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜控制保护屏柜底部电缆孔洞等。5.7.7 过电压保护与接地5.7.7.1 过电压保护光伏组件安装场地内不设置独立防直击雷保护装置，光伏组件采用金属边框作为雷电接闪器，并利用金属边框及金属支架作为防雷引下线，。主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按交流电气装置的过电压保护设计技术规程（DL/T 620-199770、）的规定。逆变器自身要求配有与逆变容量相当的交直流防雷器件，防止感应雷和操作过电压。5.7.7.2 接地场地内以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，防雷引下线需与主接地网可靠相连。（接地网材料采用热镀锌扁钢、截面50mm5mm，对接口处必须做防腐处理）计算机接地系统将采用计算机系统（电站控制系统）接地网与主接地网合用接地网的形式。全站接地电阻值按不大于10，10kV配电室和综合楼接地电阻小于4。所以正常运行时外壳不带电，在故障时外壳有可能带电的设备外壳均需可靠接地。5.7.8 照明5.7.8.1 照明建构筑物正常照明网络电压为380/220V。采用照明与动力合并供电方式。照明箱灯具71、回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。插座回路容量按15A考虑。在综合楼走廊和出入口装设疏散引导照明，疏散引导照明采用应急灯。5.7.8.2 站区及道路照明照明部分充分利用原有照明设施，不满足要求的部分新增太阳能储能型照明设施。5.7.8.3 站内安保本项目各站内监控、控制设备、直流系统及低压配电柜等安装在相应的中心变电所内。5.7.9 电网接入与电能计量设计本项目总装机容量约2.0844MW，拟采用10kV并网；为了防止光伏并网系统逆向发电，系统需要配置一套防逆流装置，通过实时监测配电变压器低压出口侧的电压、电流信号来调节光伏系统的发电功率（限功率、切断），从而达到光伏并网系统的防逆流72、功能。光伏电站计量设在10kV并网处。示意图如下：5.7.10 通信监控设计5.7.10.1监控网络结构每个光伏发电子系统各设计1套独立的计算机监控系统，计算机监控系统包括站级控制层和间隔级控制层。网络结构为开放式分层、分布式结构。计算机监控系统组态灵活，具有较好的可维修性和可扩性。主控层网络结构采用双以太网，主控层网络应可扩展，以便和其他设备接口。5.7.10.2主要功能网络计算机监控系统具有如下的功能：(1) 实时数据采集与处理(2) 数据库的建立与维护(3) 控制操作 (4) 防误闭锁(5) 控制输出的接点要求 (6) 报警处理(7) 事件顺序记录(8) 画面生成及显示(9) 在线计算及73、制表(10) 电能量处理(11) 远控人-机联系(12) 系统自诊断与自恢复(13) 与其它设备接口(14) 运行管理功能实时数据的采集与处理实时数据的采集由保护测控装置完成，该装置采用面向间隔的设计思想，完成本间隔的遥测、遥控、遥信、遥脉、遥调。可作为本间隔保护装置的通信管理单元提供以太网、现场总线等接入发电电气监控系统。(1) 采集信号的类型采集信号的类型分为模拟量、脉冲量和状态量（开关量）。模拟量：电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数和温度量脉冲量：有功电能及无功电能。状态量（开关量）：断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信74、号码等。(2) 采集信号的处理(a) 模拟量的采集处理定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度检验及数据库更新等。越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息包括报警条文、参数值及报警时间等内容。追忆记录：对要求追忆的模拟量，追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。(b) 状态量（开关量）的采集处理定时采集：按快速扫描方式采集输入量、并进行状态检查及数据库更新等。设备异常报警：当被监测的设备状态发生变化时，出现设备变位指示或异常报警，其报警信息包括报警条文、事件性质及报警时间。事件顺序记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量按其75、变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。(c) 脉冲量的采集处理有分时段、分方向的脉冲累计功能，脉冲计数带时标存储。系统能按设定时间间隔对脉冲量累计值进行冻结、读取和解冻。(3) 信号输入方式模拟量输入：间隔层测控单元电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样，输入CT、PT二次值，计算I、U、P、Q、F、Cos；对于要作合闸同步检测的断路器，还采集同步电压。交流采样频率 36点/Hz，变送器电能量输入：对于智能电度表通过串口通讯采集；对于不能通过串口通信采集的电能量信号采用脉冲信号输入。状态量（开关量）输入：通过无源接点输入；断路器、接地开关等要进行控制的设备，取双位置接76、点信号。智能接口设备信号接入：如微机保护、直流系统等采用数据通信方式(RS232/RS485)等通讯口收集各类信息。 数据库的建立与维护(1) 网络计算机监控系统建立如下数据库：实时数据库：装入计算机监控系统采集的实时数据，其数值根据运行工况的实时变化而不断更新，记录着被监控设备的当前状态。实时数据库的刷新周期及数据精度满足工程要求。历史数据库：对于需要长期保存的重要数据将存放在历史数据库中。历史数据能存储5年，所有历史数据能转存至光盘作长期存档。(2) 网络计算机监控系统具有如下维护要求：(a) 数据库便于扩充和维护，应保证数据的一致性、安全性；可在线修改或离线生成数据库；用人机交互方式对数77、据库中的各个数据项进行修改和增删。可修改的主要内容有：各数据项的编号；各数据项的文字描述；对开关量的状态描述；各输入量报警处理的定义；模拟量的各种限值；模拟量的采集周期；模拟量越限处理的死区；模拟量转换的计算系数；开关量状态正常、异常的定义；电能量计算的各种参数；输出控制的各种参数；对多个开关量的逻辑运算定义等。(b) 方便地交互式查询和调用，其响应时间满足工程要求。历史数据能按用户的需要进行选择、组合，转储到光盘中长期保存。 控制操作控制方式为两级控制：即就地控制、站控层控制。操作命令的优先级为：就地控制站控层控制。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，保证只有在上一次操作步骤完成78、后，才能进行下一步操作。(1) 就地控制在间隔层控制柜上设“就地/远方”转换开关，任何时候只允许一种操作模式有效。“就地”位置：在间隔层控制柜通过人工按键实现对断路器的一对一操作。操作过程由计算机显示记录。间隔层根据操作需要具有防误操作闭锁和检同步功能。间隔层就地操作通过测控单元上的显示窗口，实现本单元主接线、I、U、P、Q显示。“远方”位置：操作在操作员站上操作。(2) 站控层控制站控层控制即为操作员站上操作，操作按“选择返校执行”的过程进行，具有防误闭锁及同步检测功能。一个任务要对多个设备进行操作，计算机监控系统在保证操作的安全性、可靠性的前提下，按规定的程序进行顺序控制操作。 防误闭锁(79、1) 每一操作经防误闭锁软件判断，若发现错误，闭锁该项操作并报警，输出提示条文。防误闭锁逻辑判断在站控层和间隔层分别进行。(2) 具有操作权限及优先级管理。(3) 对现场手动操作的隔离开关和接地刀闸，采用机械编码锁加电脑钥匙的方案进行防误操作闭锁。(4) 计算机若发生硬件故障、软件飞逸，以及操作命令错误，均不导致错误出口。具体的闭锁条件在设计联络会上确定。 控制输出的接点要求网络计算机监控系统控制输出时，提供的合闸或分闸接点数量如下：对10kV及10kV断路器提供1付合闸接点，2付分闸接点。对于10kV断路器，I/O单元除提供用于断路器分、合闸的控制命令输出接点外，还提供两付特殊接点：其中一付80、接点当I/O单元发出合闸命令时闭合并保持到I/O单元再发出跳闸命令后自动返回，另一付接点则当I/O单元发出分闸命令时闭合并保持到I/O单元再发出合闸命令后自动返回，同时这两付特殊接点能手动复归，并且这两付特殊接点当在控制命令撤消或超过等待时间时，能自动返回。I/O单元还能提供保护复归接点，以便远方复归保护信号。控制输出的接点为无源接点，接点的容量对直流为220V，5A，对交流为220V，7A。 报警处理设备状态异常、故障、测量值越限及传输通道故障等，计算机监控系统输出报警信息。报警分事故报警和预告报警两类。报警显示具有模拟光字牌分类告警画面和确认功能。报警发生时，立即推出报警条文，伴以声、光提81、示；对事故报警和预告报警其报警的声音不同，且音量可调。报警发生、消除、确认用不同颜色表示。报警点可人工退出/恢复，报警信息可分时、分类、分组管理。报警状态及限值可人工设置，报警条文可人工屏蔽，有消抖处理，避免误报、多报。报警信号可手动试验，试验信息不予传送、保存。事件顺序记录当10kV升压站一次设备出现故障发生短路时，将引起继电保护动作、开关跳闸，事件顺序记录功能将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询。系统保存1年的事件顺序记录条文。事件分辨率（SOE） 2ms。 画面生成及显示(1) 画面显示：10kV升压站电气主结线图(若幅面太大时可用漫游和缩放82、方式)；分区及单元结线图；实时及历史曲线显示；棒图(电压和负荷监视)；间隔单元及全所报警显示图；监控系统配置及运行工况(发电量，日照辐射、减少炭排放量等)图；报告显示（包括报警、事故和常规运行数据）；表格显示(如设备运行参数表、各种报表等)；日历、时间和安全运行天数显示。(2) 输出方式及要求：电气主接线图中包括电气量实时值，设备运行状态、潮流方向，开关、位置，“就地/远方”转换开关位置等；应用画面上显示的文字为中文；图形和曲线可储存及硬拷贝；用户可生成、制作、修改图形，在一个工作站上制作的图形可送往其它工作站；电压棒图及曲线的时标刻度、采样周期由用户选择；每幅图形均标注有日历时间；图形无级缩83、放；图形中所缺数据可人工置入。 在线计算及制表(1) 在线计算：交流采样后计算出电气量一次值I、U、P、Q、f、COSf以及Wh、Varh减少炭排放量，并算出日、月、年最大、最小值及出现的时间；电度累计值和分时段值（时段可任意设定）；日、月、年电压合格率；功率总加，电能总加；升压站送入、送出负荷及电量平衡率；断路器的正常及事故跳闸次数、停用时间、月及年运行率等；安全运行天数累计。供计算的值可以是采集量、人工输入量或前次计算量，计算结果返送数据库，并能方便调用。(2) 报表：实时值表；正点值表；电能量表；向电调汇报表；事件顺序记录一览表；报警记录一览表；微机保护配置定值一览表；主要设备参数表；自84、诊断报告。(3) 输出方式及要求：实时及定时显示；召唤及定时打印；在操作员站上定义、修改、制作报表；各类报表汉化；报表按时间顺序存储，存储数量及时间满足用户要求。正点值报表为每天的整点，日报表为每天，月报表为每个月。电能量处理电能量经由脉冲采样或RS485/RS232串口输入。自动按时段计算电能值。编制各种电能量表。电能值按时段带时标存储。所有电能数据至少按日统计电量保存24月。 远控人机联系人-机联系是远控监控人员与计算机对话的窗口，可借助鼠标或键盘方便地在CRT屏幕上与计算机对话。人-机联系包括：(1) 调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表。(2) 发出操作控制命令。(3) 数据库定义和修85、改。(4) 各种应用程序的参数定义和修改。(5) 查看历史数值以及各项定值。(6) 图形及报表的生成、修改。(7) 报警确认，报警点的退出/恢复。(8) 日期和时钟的设置。(9) 运行文件的编辑、制作。系统自诊断与自恢复网络计算机监控系统能在线诊断各软件和硬件的运行工况，当发现异常及故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行工况图上用不同颜色区分显示。 (1) 自诊断的内容包括：站控层设备、测控单元、I/O采集模件等的故障；外部设备故障；电源故障；系统时钟同步故障；网络通信及接口设备故障；软件运行异常和故障；与调度中心数据通讯故障；网控状态监视。(2) 设备自恢复的内容包括：当软件运行异常时，自86、动恢复正常运行；当软件发生死锁时，自启动并恢复正常运行；当设备有冗余配置时，在线设备发生软、硬件故障时，自动切换到备用设备上运行；当电源故障恢复时，系统自动恢复到故障前的运行状态。 此外，系统具有便于试验和隔离故障的断开点。通过公共电话网由卖方对系统进行远程维护。对于间隔层的测控单元，通过便携式计算机对其进行维护。与其它设备接口与微机保护测控装置的接口按下列方式：具有上网能力的保护可直接上网；通过串行口连接，经保护测控通信接口装置或间隔层通讯单元上网。运行管理功能网络计算机监控系统根据运行要求，实现如下各种管理功能：(1) 在线设备分析：对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备安全87、运行报告。(2) 管理功能满足用户要求，适用、方便、资源共享。各种文档能存储、检索、编辑、显示、打印。5.7.10.3 系统的开放性计算机监控系统站控层的操作员工作站和工程师站都是采用符合ISO开放系统要求的Windows NT或Windows XP操作系统和流行的网络通讯协议，使得站控层的计算机可以很方便的和以后新增加的功能系统通讯。间隔层的通讯管理机采用QNX实时多任务操作系统，装置本身具有数量足够的串口和以太网口资源，可以在不增加装置的前提下和新增加的保护装置或其它智能设备通讯。 主控层设备1）主机/操作员站采用主机兼操作员站设置。主机具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、88、存贮及发送的中心。操作员站是网络计算机监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。能实现对升压站生产设备的运行监测和操作控制。操作员站还可进行微机五防相关操作。操作员站设置1台21寸液晶显示器，并可外接54寸液晶电视，可以显示电站主接线及相关实时主要参数等。2） 工程师站工程师站负责全站的程序开发，系统诊断，控制系统状态，数据库和画面的编辑及修改， 间隔层设备间隔层设备按工程本期规模配置。间隔层采用交流采样直接采集现场原始数据，通过网络传送给厂级计算机，同时接收站控层发来的控制操作命令，经过有效性判断、闭89、锁检测、同步检测等，最后对设备进行操作控制。间隔层也可独立完成对断路器、隔离开关的控制操作。断路器、隔离开关的分合闸接点不能紧靠布置。间隔层由测控单元、通信单元、网络系统和微机保护通信接口单元等构成。测控单元按电气设备间隔配置，各测控单元相对独立，通过通信网互联。对间隔层设备的性能要求：(1) 单元封闭式结构设计，易于安装；(2) 所有器件均不低于工业级标准，整机工作的温度适应范围为 5 30。(3) 所有部件均采取紧锁措施，抗振性能好，并且更换拆卸方便；(4) 装置的抗干扰能力通过电磁兼容性测试，达到规定标准；(5) 带“远方/就地”切换开关，可选择控制操作方式；(6) 对要求同步合闸的断路90、器，合闸控制输出具有同步检测功能；(7) 采用带隔离的、可靠的、抗干扰能力强的网络结构；(8) 具有远方/就地切换，就地闭锁、控制功能。(9) 测控单元的插件可带电拨插；(10) 测控单元的输入/输出回路具有电气隔离；(11) 具有单元电气主接线图及实时参数值的显示，操作闭锁功能； 智能终端接口设备计算机监控系统应提供如下数字式或智能型设备的通信接口，数据可通过RS232/RS485串行通信方式，也可以采用以太网口通信。1）数字继电保护，向柜内综合保护装置发送修改定值、投/退保护等信息，并接受柜内综合保护装置的保警、动作、定值等信息。2）故障录波系统（如有，以接入系统二次部分审查意见为准）3）91、直流系统 4）智能型电度表及电能计量系统5）站用电系统6）电站安保系统7) 远动系统5.7.10.4 软件功能提供完整的满足本技术协议要求的软件系统包，包括系统软件、支持软件和应用软件。所配置的软件系统应为模块化结构，以方便修改和维护。承包方提供的所有软件应为经现场考验的成熟软件，并符合国标和国际公认的标准。软件系统的功能可靠性、兼容性及界面友好性等指标应满足系统本期及远景规划要求。软件应当支持用户开发新功能，开发后的软件应能在线装入系统。软件应能支持系统的扩充，当一次系统改变或计算机监控系统扩充时，不必修改程序和重新组装软件。所有的算法和系统整定参数应驻存在各处理器模件的非易失性存储器内，执92、行时不需要重新装载。系统软件系统软件应具有成熟的实时多任务操作系统Uni和操作系统Windwos 2000，完整的自诊断程序。操作系统应具有开放性，采用高级编程语言。查找故障的系统自诊断功能应能诊断至模件级故障。报警功能应使运行人员能方便的辨别和解决各种问题。 支撑软件支撑软件包括数据库管理系统、中文处理系统和网络软件系统。数据库满足如下功能：数据库的结构应适应分散分布控制方式的要求。允许不同程序对数据库内的同一数据集进行并发访问，保证在并发方式下数据库的完整性和一致性。具有良好的可扩性和适当性，满足数据规模的不断扩充及应用程序的修改。应便于用户在线生成、修改和维护，对任一数据库中的数据进行修93、改时，数据库管理系统应对所有工作站上的相关数据同时进行修改，保证数据的一致性。计算机系统故障消失后，数据库能恢复到故障前的状态。可以用同一数据库定义，生成多种数据集，如培训用、研究用、计算用等。数据应包括实时数据库和历史数据库，承包方应在陈述保证数据库的实时性、灵活性、数据一致性、可维护性和可恢复性的特征及历史数据库的存储能力。 应用软件应用软件应满足系统功能要求，具有良好的实时响应速度和可扩充性，并面向用户，便于操作使用。系统应配置各种必要的工具软件。 通信接口软件监控系统配置足够数量的通信接口驱动软件以满足工程实用要求。计算机监控系统与其它系统的通信规约执行国标、部标及IEC标准。承包方负94、责完成各种通信协议的转换和开通，使监控系统能获取和传送所需数据。5.7.10.5 站内通讯考虑采用市政通讯，站内不设程控交换机5.7.10.6 结构、外观及其他所有屏体应为户内立柜式，前后门结构，前门用玻璃单门，后门用双开门，前后门带锁，主要装置安装在的门架上，所有的维护操作均可通过前门完成，柜内应有AC220V多用插座。屏的外形尺寸为：8006002260（宽深高）mm。屏体颜色7032，开门方向：左开门（门轴在左面）。柜中内部接线应采用耐热、耐潮和阻燃的交联聚乙烯绝缘铜线，一般控制导线应不小于1.0mm2，CT和PT及断路器跳闸及合闸回路的控制导线不应小于2.5mm2。接到端子排上的导线应95、有标志条或标志套管标明。端子排应保证足够的绝缘水平，端子排应根据功能分段排列，至少应留有10%的备用端子，并可根据需要增加。所有端子的额定值为10A，1000V，压接型端子；电流回路的端子应允许用户接6mm2的电缆芯线；每个端子只允许接一根导线，断路器的跳闸及合闸回路、直流电源的正负极不能接在相邻的端子上；端子排前应保留足够空间，便于电缆连接。对所有装置的跳闸出口回路应提供连接片，以便必要时解除其出口回路。装置的模件应插拔灵活，接触可靠，互换性好。插箱应满足发热元件的通风散热要求，并应采取必要的防静电及电磁辐射干扰的防护措施，插箱的外露部分应在电气上连成一体，并可靠接地。5.7.10.7 微机96、综合保护微机综合保护装置采用国产优质产品。各个10kV开关柜内安装微机综合测控装置，实现10kV开关柜各个回路的保护、测量功能。微机综合保护装置由以下各个装置组成：变压器综合保护装置、变压器差动保护装置，以上微机综合保护装置根据10kV回路的性质分别配置（满足电网要求）。10kV综合保护测控装置主要具有以下功能： 装置具有独立性、完整性、成套性。成套装置为集保护、测量、计量功能于一体的智能前端设备。 保护测控采用CPU；功能上保护软件模块与测量软件模块独立。 装置具有高精度计量功能和事件追忆功能或故障录波功能。 装置具有420mA模拟量输出，替代变送器作为DCS测量接口。 装置自动实行顺序记录97、，并能及时处理和存储各保护的报警信息和动作信息，在主机失电时不丢失所存储信息。 运行数据监视：每台保护测控装置的管理系统可在线以菜单形式显示各保护的输入量及测量量和计算量。 装置中不同种类保护具有方便的投退功能。 装置具有自复位功能,当软件工作不正常时能通过自复位电路自动恢复正常工作。 综合保护测控装置分散安装在10kV开关柜仪表小室内，用于保护及数据采集。装置计算负荷率不大于60%。系统有内部时钟，同时可接受外部二进制GPS对时，对时精度误差不大于1ms。 变压器微机综合保护装置：相电流速断保护高压侧过流保护不平衡保护（反时限负序电流保护）高压侧接地保护（高压侧定时限零序过流保护）低压侧接地98、保护（低压侧零序过流保护）过负荷跳闸过负荷报警非电量保护（开关量输入）独立的操作回路和防跳回路故障录波 变压器微机差动保护装置：差动速断保护分相比率差动保护(采用二次湝波制动原理)CT断线闭锁差动并报警故障录波。5.8建筑结构部分5.8.1设计规范和标准建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）建筑结构荷载规范（GB50009-2006）混凝土结构设计规范（GB50010-2010）钢结构设计规范（GB50017-2003）砌体结构设计规范（GB50003-2011）建筑抗震设计规范（GB50011-2008）构筑物抗震设计规范（GB50191-1993）建筑地基基础设计规范（GB50007-299、011）建筑地基地基处理技术规范（附条文说明）（JGJ79-2002）地下工程防水技术规范（GB50108-2008）钢筋机械连接通用技术规程（JGJ107-2003）热轧H 型钢和部分T 型钢（GB/T11263-2005）焊接H 型钢（冶金部YB3301-2005）压焊钢格栅板（冶金部YB4001-2007）建筑内部装修设计防火规范(2001 年版)（GB50222-95）屋面工程质量验收规范（GB50207-2002）中华人民共和国工程建设标准强制性条文-房屋建筑部分房屋建筑制图统一标准（GB/T50001-2010）建筑结构制图标准（GB/T50105-2010）电力工程制图标准（DL100、5028-2005）5.8.2建筑部分本工程建筑设计应满足光伏电站生产、办公及生活需要，建筑造型与周围环境相协调，并体现新能源发展的特色。5.8.3结构部分5.8.3.1电气室、继保室电气室、继保室拟布置在高铁车站站房地下一层内，包括10kV开关室、继保室，该部分建筑面积为141m2。房门均为甲级防火门。房间顶棚均不做粉刷，继保室顶棚设轻钢龙骨矿棉板吊顶。继保室墙体表面刷防静电涂料，其他房间顶棚和墙体表面刷防霉涂料。继保室设300mm高耐磨贴面防静电架空地板，其他房间采用环氧树脂地坪。房间内的电缆沟布置在地下一层地坪内，盖板采用混凝土预制盖板或成品沟盖板。5.8.3.2 抗震设防根据建筑抗震设101、计规范(GB50011-2010)建筑场地抗震设防烈度为7度。5.8.3.3 太阳能光伏阵列支撑结构基础本工程拟在浙江XX新材料有限公司厂房屋顶建设大型并网太阳能光伏发电工程，光伏系统的组件在屋面为平铺结构，整个系统在屋面产生的恒荷载主要包括：组件为15kg/m2、组件固定支架为10kg/m2、检修走道、电缆及其他等为5kg/m2，总计可以按照30kg/m2 考虑；已建房屋屋面及站台钢结构雨棚考虑安装及检修活荷载为50kg/m2。由于原有屋顶分为轻钢屋面和混凝土屋面，考虑到阳光遮挡及充分利用现有空间，混凝土屋面上考虑再做轻型支架屋面，并在其上布置光伏组件；对于轻型屋面结构可采用专用紧固件固定光102、伏组件。以上两种布置方式可能涉及到对原有混凝土结构、轻钢屋面的加固，查阅结构图纸得知原有混凝土结构柱截面较大，可以满足屋面新增光伏组件的承载要求。对于原有钢桁架屋面，可采取合理控制光伏组件的布置间距来实现结构继续满足承载能力。5.8.4 暖通5.8.4.1 设计依据1) 采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；2) 建筑设计防火规范（GB50016-2006）；3) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程（DL/T5035-2004）；4) 火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）；5) 10kV及以下变电所设计规范GB 50053-94逆变升压子站、综合楼103、通风空调。5.8.4.2 暖通空调方案逆变升压子站内布置有逆变器、高低压开关柜、继电保护屏、直流屏、通讯设备屏、分裂变压器等电气设备。逆变升压子站采用自然进风，自然排风的通风方式。10kV开关室及继保室设置单元式风冷空调机组。5.9 水工及消防部分5.9.1 设计原则5.9.1.1 主要设计原则（1）生活用水考虑采用自来水。（2）排水系统采用分流制，雨水自然散排，生活污水经处理达标后外排，废物定期清掏后外运。（3）全站消防采用灭火器灭火。5.9.1.2 设计采用的主要标准及规范设计采用的主要标准及规范如下： 建筑给水排水设计规范(GB50015-2003) 室外给水设计规范(GB50013-2104、006) 室外排水设计规范(GB50014-2006) 建筑设计防火规范(GB50016-2006) 建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)5.9.1.3 设计范围站区内生活给水、生活污水及雨水排水设计和消防设计。5.9.2 给水部分站区生活用水取自车站既有自来水管网。5.9.3 排水部分由于本项目为屋顶项目，且光伏项目不会产生污水，由于站区已建有排水系统，所以无需设置雨水管沟及雨水泵站。5.9.4 消防部分本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面105、预防火灾的发生及蔓延。根据站区电气设备较多的特点，设计的重点是防止电气火灾。本工程设1套火灾探测报警控制系统，以及时预报火灾、发出报警信号和显示火警部位，从而达到迅速灭火的目的；此外，全站应配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶、砂箱等作为站内公用消防设施。由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应，本工程消防设计除参照国家现行消防设计规范外，还应征得当地消防部门的同意。6 环境保护和节能分析6.1 环境影响分析及治理措施本工程对环境的影响包括施工期和运行期两方面，主要还是施工期对周围的环境影响较大，但施工期的环境影响将随着工程的结束而消失。6.1.1 工程施工期对环境的影响及防106、治6.1.1.1 噪声影响及防治本工程施工内容主要包括屋顶光伏基座承台浇筑、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。根据其它工程对作业场所噪声源强的监测资料，本工程施工大部分安排在白天，在施工工艺选择时，将施工噪音控制在标准范围内；同时在施工过程中严格遵守作业时间，故施工噪声对周围环境不会造成扰民影响。6.1.1.2 扬尘、废气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，可减轻工程施工对周围环境的影响。施工结107、束影响即消失。6.1.1.3 运输车辆对交通干线附近居民的影响光伏发电工程运输量不大，因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小。6.1.1.4 污染物排放施工期的污染物排放主要包括废水和固体废弃物。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，以及雨水径流。施工废污水的主要成分是含泥沙废水，可在现场开挖简易池，收集泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部回用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。施工区的生活污水收集后经化粪池沉淀后，定期清掏，对环境影响极小。施工期的固体废物主要有建筑垃圾及生活垃圾，要求及时清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。6.1.2 运行期的环境影响108、太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不消耗矿物燃料，不产生大气污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现有以下几个方面，通过采取一定的措施后，可将环境影响降低至最小。6.3.2.1 噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声的声源只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小（小于65dB（A）；同时变压器布置在室内，电站厂界噪声将远低于工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中的3类标准。6.3.2.2 废水影响本工程建成后基本无生产废水。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，仅需少量人员值班（暂按6人考虑），生活污水量极少，生活污水经沉淀处109、理达到当地污水处理厂的接管标准后，排入当地的污水管网，对环境基本无影响。6.3.2.3 电磁场影响光伏电站升压站变压器容量小，电压较低，因此可认为无电磁场不利影响。6.3.2.4 雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的接地系统，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，光伏电站建成后将安设警示牌。根据相应设计规程的要求，全站主要电气设备均采取相应的接地方式，以满足防雷保护的要求。6.3.2.5 污染物排放总量分析本工程无废气、废水排放，少量的生活污水经化粪池处理后排入工业区污水管网，经污水处理厂进一步处理后排放。生活垃圾由环卫部门统一处理。因此本项目无需申请污染物排110、放总量指标。6.1.3 光污染及防治措施电池板内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能电池板对阳光的反射以散射为主。其镜面反射性要远低于玻璃幕墙，故不会产生光污染。6.2 环境效益及节能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。根据国际能源署(IEA)世界能源展望2007，中国的CO2排放指数为：0.814kg/kWh，同时，我国火电厂每发电上网1kWh，需消耗标准煤330g，排放3.06克的硫氧化物(SOx)（脱硫前统111、计数据）和2.664克的氮氧化物(NOx)（脱氮前统计数据），对环境和生态造成不利的影响。本光伏系统总装机容量2.0844MWp，工程整个25年经济寿命期内，平均年平均上网电量约190.98万kWh。与相同发电量的火电厂相比，按照当前主力发电机组600MW发电机组平均供电煤耗水平330g/kWh计，每年可为电网节约标煤约0.03万 吨。该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SOx、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体CO2约0.06万吨；每年减少排放大气污染气体SOx约4.63 吨、NOx约6.95 吨。7 112、劳动安全与职业卫生7.1 工程概述本项目所建2.0844MW光伏发电工程的主体建筑为浙江XX新材料有限公司厂房屋顶。站址周围没有危及电站安全的设施和装置。因此电站站址是安全的。7.2 设计依据、目的与任务本工程劳动安全与职业卫生部分设计依据有关法律法规及以下技术规范与标准：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（GB50011-2008）建筑物防雷设计规范（GB500572000）工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2010）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（GB4113、387-2008）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（GB12801-2008）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（DL5053-2005）为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，在设计中对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等做到早预防，防患于未然。7.3 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析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114、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。7.4 劳动安全与工业卫生对策措施7.4.1设备运输、吊装作业的安全措施设备的运输应特别注意交通安全。在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求，落实运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提115、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。吊装设备应符合电业安全工业规程的规定要求。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。7.4.2 施工时高空作业设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应116、同步衔接，防止荷载集中，屋（棚）顶垮塌。光伏电站升压站内电气一次、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。7.4.3 施工时用电作业及其它安全措施：（1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要的通讯设备，如对讲机等。7.4.4 运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全， 本工程考虑以下对策措施。7.4.4.1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（GB50117、229-2006）执行。建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火规范（GB 50016-2006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）等国家标准的规定执行。（1）设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。（2）电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。（3）主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。（4）所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。7.4.4.2 防噪声、振动及电磁干扰对运行中的噪声、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影响，降低噪音；对于振动剧烈的设备118、，从振源上进行控制，并采取隔振措施。7.4.4.3 防电伤、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。7.4.4.4 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站运行的技术要求，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119、在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。（4）其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。8 人力资源配置8.1 组织机构设置本项目投运后公司组织机构设置如下：l 项目公司总经理，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；l 综合管理部，负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察等工作；l 财务部，负责项目运营期间的财务工作；l 安全质量部，负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作；l 运行部，负责光伏电站安全生产运行管理，设运行值长3人，120、运行值班员3人，实行三值两运转。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。8.2 人员编制各部门人员编制如下：序号部门名称人员编制部门职责一总经理1人(兼职）负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。二综合管理部1人(兼职）负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、信息、党务工团、纪检监察等各项事务的管理。三财务部1人(兼职）负责光伏电站运行期间的财务管理四安全质量部3人(兼职）负责采购、仓库管理等工作五运行检修部6人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作9 项目实施的121、条件和建设进度及工期9.1 工程项目实施的条件9.1.1 交通运输条件本项目所建2.0844MW光伏发电工程的主体建筑为浙江XX新材料有限公司厂房屋顶，交通便利。 9.1.2 主要工程项目的施工方案9.1.2.1 电池板安装电池板单件重量为26.5kg，重量较轻，起吊、安装较为方便。安装前应先按电池板出厂前标定的性能参数，将性能较为接近的电池板成串安装，以保证电池板尽量在最佳工作参数下运行。9.1.2.2 大件安装、起吊本期项目基本无大件安装、起吊。电池板安装支架应以散件供货，先在施工现场将其组装成模块，然后逐件起吊就位安装。现场拼装时对组合模块的尺寸、高度，应根据现场条件加以控制。9.1.3122、 施工场地及施工生活区本工程为光伏电站，所需的生产辅助项目少，且主要设备以整体运输安装为主，施工用地较少。施工生产、生活用地均在场地内安排。9.1.4 地方材料供应情况（1）黄砂：由本地区供应；（2）水泥：由当地水泥厂供应；（3）石料：在本地采购；（4）石灰：由本地供应；（5）砖、空心砖或砌块：由附近砖瓦厂供应。9.1.5 力能供应本期工程施工临时用电负荷按160kVA考虑，考虑从当地变电所接线。本工程为光伏电站，施工安装工程量小，其用水量少。施工生产和生活采用开发区自来水。施工通信：施工现场拟配5路外线，施工单位自行安装内部总机。氧气、氩气、乙炔等施工用气可在当地就近购买。9.2 工程项目实123、施的轮廓进度由于本工程主要利用现有建筑屋顶，施工周期相对较短。采用总承包方式整个工程正常周期约为6个月，其中：项目建议书及申报：1个月可行性研究报告及审查：1个月；主设备招投标及采购：1个月；初步设计及施工图设计：1.5个月；其它设备、材料采购：1个月；土建施工：1个月；设备安装：1个月；单体调试、联合调试：0.5个月；项目实施初步进度见表6-1。表6-1 总包方式工程实施初步进度表进度项目建设周期6个月1234561. 项目建议书及申报2. 可行性研究及审查3. 主设备招标4. 初步设计及施工图设计5. 设备、材料采购6. 土建7. 设备安装8. 调试10 投资估算与财务分析10.1 投资估124、算本光伏电站项目设计装机容量为2.5454MWp，资金来源：资本金占总投资的20%，其余为银行贷款，贷款利率按中国人民银行现行5年以上贷款利率5.40计算。工程静态投资1724.12万元，建设期利息为9.30万元，工程动态总投资1733.41万元，单位千瓦静态投资6773.46元/kW，单位千瓦动态投资6809.99元/kW。表10.1 投资估算汇总表编号工程或费用名称设备购置费（万元）安装工程费（万元）建筑工程费（万元）其他费用（万元）合计（万元）占投资额（%）一施工辅助工程3.00 3.00 0.17 1施工交通工程2施工供电工程2.00 2.00 3施工供水工程1.00 1.00 4其他125、施工辅助工程二设备及安装工程1384.20 231.22 1615.43 93.19 1发电设备及安装工程1218.70 172.32 1391.03 2升压变电设备及安装工程86.50 30.00 116.50 3控制保护设备及安装工程40.00 5.50 45.50 4其他设备及安装工程39.00 23.40 62.40 三建筑工程5.00 5.00 0.29 1发电场工程2升压变电站工程5.00 5.00 3房屋建筑工程4交通工程5其他工程四其他费用66.88 66.88 3.86 1项目建设用地费3.00 3.00 2项目建设管理费46.34 46.34 3生产准备费4.74 4.74126、 4勘察设计费12.80 12.80 5其他税费一至四部分投资合计1384.20 231.22 8.00 66.88 1690.31 97.51 五基本预备费33.81 1.95 工程静态投资（一五）部分合计1724.12 99.46 六价差预备费建设投资1724.12 七建设期利息9.30 0.54 八工程总投资（一七）部分合计1733.41 100.00 单位千瓦的静态投资（元/kW）6773.46 单位千瓦的动态投资（元/kW）6809.99 10.2 财务评价10.2.1 财务评价边界条件表10.2 财务评价边界条件序号项目名称（单位）数值1建设工期3个月2资本金比例20%3流动资金3127、0元/kW4自有流动资金比例30%5长期贷款利率5.40%6流动资金贷款利率4.85%7还款期15年8还本付息方式等额本金9折旧年限20年10折旧方式直线折旧法，残值率为5%11维修费5年质保期内不计，质保期后为1%12人员数量及成本1人，工资8万元/年，福利63%13保险费率0.25%14材料费10元/kW15其他费用10元/kW16电价（含增值税）0.9653元/kWh（前3年）；0.8653元/kWh（第4年到第20年）；0.4453元/kWh（后5年）17企业所得税税率25%18城市维护建设税5%19教育费附加5%10.2.2 财务指标汇总表表10.3 财务指标汇总表序号项目单位数值1128、装机容量MW2.55 2年上网电量MWh2807.58 3总投资万元1741.06 4建设期利息万元9.35流动资金万元7.646销售收入总额(不含增值税)万元4259.22 7总成本费用万元2957.62 8营业税金附加总额万元52.29 9发电利润总额万元1249.30 10经营期平均电价（不含增值税）元/kWh0.6850 11经营期平均电价（含增值税）元/kWh0.8015 12项目投资回收期（所得税前）年9.76 13项目投资回收期（所得税后）年10.45 14项目投资财务内部收益率（所得税前）%8.80 15项目投资财务内部收益率（所得税后）%7.71 16项目投资财务净现值（所得129、税前）万元524.88 17项目投资财务净现值（所得税后）万元352.94 18资本金财务内部收益率%11.80 19资本金财务净现值万元126.79 20总投资收益率（ROI）%4.40 21投资利税率%3.13 22项目资本金净利润率（ROE）%11.97 23资产负债率（最大值）%83.49 24盈亏平衡点（生产能力利用率）%69.84 25盈亏平衡点（年产量）MWh1960.77 10.2.3 敏感性分析表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，其计算结果详见下表。表10.4 敏感性分析表方案类型变化幅度（%） 投资回收期(所得税后) (年)项130、目投资财务内部收益率(所得税前)(%)项目投资财务内部收益率(所得税后)(%)资本金财务内部收益率（%）项目投资财务净现值（所得税后）（万元）资本金财务净现值（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-10.009.29 10.45 9.21 17.23 499.86 256.17 5.35 4.09 15.78 83.55 -5.009.87 9.59 8.42 14.28 426.45 191.54 4.85 3.59 13.78 83.52 0.0010.45 8.80 7.71 11.80 352.94 126.7131、9 4.40 3.13 11.97 83.49 5.0011.04 8.08 7.05 9.58 279.43 56.69 4.00 2.71 10.33 83.47 10.0011.62 7.41 6.45 7.01 205.72 -36.79 3.63 2.33 8.80 83.45 产量变化分析-10.0011.92 7.08 6.16 6.04 149.04 -66.71 3.44 2.14 8.07 83.49 -5.0011.14 7.95 6.94 8.84 251.13 28.24 3.92 2.64 10.02 83.49 0.0010.45 8.80 7.71 11.80 132、352.94 126.79 4.40 3.13 11.97 83.49 5.009.84 9.63 8.46 14.44 454.75 206.43 4.88 3.62 13.90 83.49 10.009.29 10.45 9.21 17.28 556.53 286.03 5.36 4.10 15.83 83.49 电价变化分析-10.0011.92 7.08 6.16 6.04 149.04 -66.71 3.44 2.14 8.07 83.49 -5.0011.14 7.95 6.94 8.84 251.13 28.24 3.92 2.64 10.02 83.49 0.0010.45 8133、.80 7.71 11.80 352.94 126.79 4.40 3.13 11.97 83.49 5.009.84 9.63 8.46 14.44 454.75 206.43 4.88 3.62 13.90 83.49 10.009.29 10.45 9.21 17.28 556.53 286.03 5.36 4.10 15.83 83.49 利率变化分析-10.0010.45 8.80 7.70 13.24 352.74 165.68 4.41 3.28 12.61 83.37 -5.0010.45 8.80 7.70 12.50 352.84 146.25 4.41 3.20 12.2134、9 83.43 0.0010.45 8.80 7.71 11.80 352.94 126.79 4.40 3.13 11.97 83.49 5.0010.45 8.80 7.71 11.14 353.04 107.30 4.40 3.06 11.65 83.55 10.0010.45 8.80 7.71 10.50 353.14 87.79 4.39 2.98 11.33 83.62 从上表可以看出，投资减少，内部收益率增大；电量电价提高，内部收益率增大。11 风险分析11.1 市场风险分析从财务角度看，本项目的市场风险体现在产品的成本和收入上，成本包括项目的建设成本和运行成本，而该项目的运行135、成本很低，没有风险，不需特别分析；收入体现在电价和电量上，电量受光照时间制约，是自然条件决定的，从财务角度看也不需分析。所以市场风险分析主要从建设成本即总投资和电价两方面进行分析。本工程总投资主要有光伏电池组件决定，即多晶硅单价决定，随着多晶硅产量的增加和光伏电池组件加工技术的提高，光伏电池组件价格应逐渐走低，总投资呈下降趋势，风险应不大。电价是国家行为，由于节能减排的需要，光伏发电是国家扶持的项目，在电价上会有相应的优惠措施。从目前国家政策上看，投资和电价两者会选择其中一项给予优惠，即或给一次性投资补贴，或给予电价优惠。所以从大的趋势看这两方面的风险会随时间的推移而逐渐减少。11.2 技术风136、险分析11.2.1.1孤岛效应孤岛效应是包括光伏发电在内的分布式能源必须重视的一个重要问题。所谓孤岛效应(ISlanding)是指在分布式能源系统逆变器并网工作过程中，当电网输入被人为断开或出现故障而停止供电时，逆变器仍持续向局部电网供电从而使本地负载的供电电源继续处于工作状态。光伏发电系统并网运行时如果发生孤岛可能会造成设备的损坏和人身伤亡。因此发生孤岛时，光伏发电系统必须快速、准确地判断到电网出现故障，并迅速切断逆变器与电网的连接。如何准确、及时检测出孤岛效应解决该问题的关键。实际工作中孤岛效应检测方法主要有两大类:被动式检测和主动式检测。被动检测法简单，但非检测区域较大，在功率平衡的情况137、下存在严重的漏判情况。而主动检测方法在分布式能源系统孤岛效应检测中的准确性相对较高，对其相关的研究也更多，应用也更为普遍。它检测的基本思路是在逆变器工作中对其控制信号施加周期性的扰动进而控制逆变器输出电压、电流发生频率、相位或幅值变化。具体实施中可选择对逆变器输出电流频率、相位或逆变器输出功率施加周期性的扰动。在电网正常工作情况下，由于电网强大的平衡作用，这些扰动对负载影响较小，但一旦电网出现故障停止工作时，该扰动量对输出影响变大。当这种变化达到系统允许设定值，系统认定发生“孤岛”，即切断光伏发电系统与电网的连接，起到“孤岛”保护作用。目前主动式扰动检测法主要有:输出功率扰动法、输出频率扰动法138、及滑动频率移动方法。现在已有许多防止孤岛效应的的办法，在世界上已有16个专利，有些已获得，而有些仍在申请过程当中。其中的有些方法，如监测电网流过的电流脉冲被证明是不方便的，特别是当多台的逆变器并行工作时，会降低电网质量，并且因为多台逆变器的相互影响会对孤岛的探测产生负面影响。目前为止，规避孤岛效应仍是光伏研究的一个重要课题。11.2.1.2谐波影响谐波影响也是光伏电站系统设计中不容忽视的重要因素。太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。逆变器主要元器件是晶闸管或者整流二极管等, 而这些元器件具有非线性阻抗139、特性, 在其运行过程中会使原本正弦波的电压偏离, 即电压正弦波畸变, 也就是通常说的谐波。谐波对人、对设备都有不同程度的危害,随着大量非线性阻抗特性的电子电力设备投入运行, 谐波对电网的污染日趋严重，已经成了电力系统的公害。各国都投入大量力量对此进行研究,采取对策加以控制, 并纷纷制定了相关标准，我国国家标准GB /T14549 93电能质量公用电网谐波中规定10kV 电网总规定的THDu（电压总谐波畸变率）为4%。谐波的危害十分严重。谐波使电能的生产、传输和利用的效率降低，使电气设备过热、产生振动和噪声，并使绝缘老化，使用寿命缩短，甚至发生故障或烧毁。谐波可引起电力系统局部并联谐振或串联谐振140、，使谐波含量放大，造成电容器等设备烧毁。谐波还会引起继电保护和自动装置误动作，使电能计量出现混乱。对于电力系统外部，谐波对通信设备和电子设备会产生严重干扰。可以采取抑制谐波的办法一般有使用滤波设备消除谐波，达到净化电源的目的；还有就是将谐波源设备有效隔离，阻断谐波侵入电网，包括屏蔽，接地及隔离等手段。如何抑制逆变器谐波和消除谐波对电网的影响也是光伏系统的一项重要研究内容。11.3 工程风险分析11.3.1屋面条件工程风险分析11.3.1.1屋面荷载分析由于原有屋顶分为轻钢屋面和混凝土屋面，混凝土屋面上考虑再做轻型支架屋面，并在其上布置光伏组件；对于轻型屋面结构可采用专用紧固件固定光伏组件。原有141、建筑荷载针对以上两种布置方式可能遇到不足情况。11.3.1.2 应对地质条件工程风险措施针对屋面建设光伏项目涉及到对原有混凝土柱、轻钢屋面的加固，查阅结构图纸得知原有混凝土结构柱截面为600x700，经初步核算加固量较小。对于原有轻钢屋面加固可采用加密檩条、改变隅撑支撑形式、施加预应力等方式实现。11.4 资金风险分析对本项目而言，利率增减会引起动态投资和财务费用的增减，基准收益率和投资各方内部收益率也有可能会跟随调整。利率的增减会对资金筹措带来一定影响，利率的提高会给资金筹措带来一定的压力，利率降低会减少资金筹措的压力。当贷款利率提高时会引起动态投资和财务费用的增加，上网电价也相应增加，但在142、一定范围内，不会对上网电价构成大的风险。本工程的建设期较短，因此到本项目实际贷款时，预计贷款利率不会有大的变化。由于本项目未采用外汇贷款，且均以人民币作为单一结算币种，因此本项目不考虑汇率风险。11.5 政策风险分析我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的可再生能源法明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。在中国能源与环境形势相当严峻的情况下，该法将引导和激励国内外各143、类经济主体参与我国光伏技术的开发利用。由于国家政策鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，因此本项目总体政策风险较小。但对于本项目具体获得何种具体政策优惠或补贴尚不明确，还需密切关注。12 经济与社会影响分析12.1 经济影响分析工程静态投资1724.12万元，建设期利息为9.30万元，工程动态总投资1733.41万元，单位千瓦静态投资6773.46元/kW，单位千瓦动态投资6809.99元/kW。本项目项目资本金财务内部收益率为11.8%，具有较好的经济收益，项目经济上可行。光伏发电是新能源项目，投运后实际缴纳税费按照国家相关政策执行。由于本项目是绿色工程，所发电量自发自用对电网无影响，对环境没144、有任何不利的影响。12.2 社会影响分析本光伏电站项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。对于促进节能减排、打造低碳城市将产生积极的推动作用，同时对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着显著的社会效益，无不利的社会影响。13 结论和建议13.1 本工程建设的必要性在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和145、社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的可再生能源法明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代146、表大会常务委员会关于修改中华人民共和国可再生能源法的决定。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定已于2010年4月1日起施行。本项目采用光伏发电技术开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方向。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。建设本项目的必要性是充分的。13.2 本工程建设的可行性（1）本工程经过经济技术比较分析，为可行的。（2）嘉兴地区年属我国第三类太阳能资源区域，适合建设大型太阳能147、光伏并网电站。（3）本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。（4）本工程从光伏系统、电气、土建、水工、消防等方面均具备可行方案，各项风险较小，无不良经济和社会影响。综上所述，本项目的建设是可行的。13. 3 本工程建设的经济合理性本工程静态投资1724.12万元，建设期利息为9.30万元，工程动态总投资1733.41万元，单位千瓦静态投资6773.46元/kW，单位千瓦动态投资6809.99元/kW。从财务上看本工程具有较好的财务盈利能力和贷款偿还能力。本项目各项经济指标较好，财务内部收益率高于基准收益率，净现值大于零，项目的财务盈利能力和贷款偿还能力较强。