1、江苏省20000kW大型并网光伏电站发电项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月江苏省20000kW大型并网光伏电站发电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58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 录前 言11 概述和项目背景21.1 概述21.2 国际现状41.3 国内现状61.4 徐州市区域状况介2、绍71.5 在徐州建设大型光伏电站的必要性和可行性82 站址选择和气象条件102.1 徐州市基本情况及“十一五”国民经济发展规划102.2 站址的选择152.3 徐州的太阳能资源163 当地电网和变电站条件213.1 徐州电网现状213.2 徐州市电网“十一五”发展规划213.3 电站接入系统224 建设规模和总体方案235 光伏电站框图和设备选型245.1 光伏组件及其阵列设计245.2 固定光伏组件模块265.3 各子系统组件安装方式及数量265.4 太阳电池方阵间距计算275.5 带向日跟踪系统的光伏发电系统295.6 光伏电站系统构成总结346 电气设计366.1 电气一次部分366.3、2 电气二次部分406.3 通信部分417 土建设计427.1 20MW光伏电站围栏设计427.2 方阵支架基础设计428 采暖通风设计438.1 设计原则438.2 采暖438.3 通风438.4 空调439 消防部分449.1 设计原则449.2 消防措施4410 环境保护4510.1 产业政策及规划符合性4510.2 施工期环境影响分析及污染防治对策4510.3 运行期的环境影响4610.4 场址合理性4711 节约能源4812 社会和环境效益评价4912.1 技术创新4912.2 社会及经济效益4912.3 环境效益4913 劳动安全与工业卫生5113.1 工程概述5113.2 工程安4、全与卫生潜在的危害因素5113.3 劳动安全与工业卫生对策措施5114 施工组织设计5414.1 施工条件5414.2 电池板安装5514.3 施工总平面规划布置5514.4 施工用地5514.5 施工总体布置的原则5514.6 施工水、电供应5614.7 地方建筑材料5614.8 雨季施工5714.9 项目实施综合控制轮廓进度5715 项目的投资估算和经济性分析5815.1 项目概况总结5815.2 投资估算5815.3 经济评价6615.4 经济评价结果6915.5 经济评价结论7016 结论、问题和建议71附件一：名词解释72附件二：编制依据75附件三：规范和标准76前 言太阳能作为一种5、可永续利用的清洁能源，有着巨大的开发应用潜力。人类赖以生存的自然资源几乎全部转换自太阳能，人类利用太阳能的历史更是可以追溯到人类起源时代，太阳能是人类得以生存发展的最基础的能源形式，从现代科技的发展来看，太阳能开发利用技术的进步有可能决定着人类未来的生活方式。太阳能光伏发电技术的开发始于上世纪50年代。随着全球能源形势趋紧，太阳能光伏发电作为一种可持续的能源替代方式，于近年得到迅速的发展，并在世界范围内得到广泛应用。大型并网光伏电站是光伏发电迈向电力规模应用的必然结果，国际能源机构（IEA）特别将超大规模光伏发电（VLS-PV）列为其第8项任务（Task8），主要研究、追踪超大规模光伏发电的技6、术和信息，并在此领域开展国际间的交流和合作。光伏电站正在从小规模（100kW以下）、中规模（100kW1MW）向大规模（1MW20MW）和超大规模（20MW以上）发展。我国可再生能源中长期发展规划已于2007年8月31日正式发布，温总理的政府工作报告中提到要支持和推进新能源、节能环保等技术研发和产业化，为我们发展可再生能源产业指明了前进方向。为了响应国家可再生能源发展规划，探索大型并网光伏电站的技术，特就在徐州建设大型并网光伏发电工程提交此可行性研究报告。 xx工程有限公司 2009年9月1 概述和项目背景1.1 概述 项目简况（1）项目名称：徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目（2）7、建设单位：徐州xx光伏电力有限公司（筹）（3）投资主体：江苏xx科技发展有限公司（4）设计单位：xx工程有限公司、xx光伏系统有限公司（5）建设规模及发电主设备：20000kW，晶体硅太阳能光伏组件（6）选址：江苏省徐州市xx区xx泉镇xx山（7）占地面积：20MW占地约678亩（8）项目动态投资估算：41842万元1.1.2 工程咨询设计单位xx工程有限公司前身是江苏xx工程有限公司，于2003年1月20日正式注册成立，注册资本人民币5000万元。主要从事环境化学、新能源、水业等领域的技术研发、咨询、工程设计、工程总承包及项目运营等业务。xx工程具有发电工程和环境工程设计暨总承包甲级、电力行8、业设计暨总承包乙级、环保设施运营甲级、工程咨询和对外工程总承包等资质，是AAA级金融信誉单位，已连续多年通过ISO9001、ISO14001、OHSAS18001质量、环境与职业健康安全三合一管理体系外部认证。xx工程致力于能源环境技术的研发和创新，是国家重点高新技术企业，拥有能源环境领域多项发明与实用新型技术专利，承担了国家863火炬计划及江苏省重大科技成果转换专项资金项目等多个科技攻关项目，参与制订电力环保工程行业多项国家标准，凭借自主研发核心技术及专业工程设计、科学项目管理的能力，xx工程在国内外的能源环境工程总承包、设计与技术服务等领域取得了卓越业绩。先后荣获2006年国家科技进步二等9、奖、国家环境保护科学技术一等奖、2008年国家工程银质奖等。xx光伏系统有限公司是xx工程有限公司的全资子公司，专业从事大中型并网光伏电站、BIPV及BAPV的系统集成和EPC总承包业务，并致力于逆变器、跟踪器等光伏系统关键设备的研发和制造。公司拥有来自光伏行业和电力系统的研发、设计、生产、采购、施工、安装、调试和运营的全方位人才队伍。xx光伏还引进美国、西班牙等国先进的逆变器、跟踪器技术和生产线。为广大客户提供大中型光伏发电系统总体解决方案。1.2 国际现状世界能源形式紧迫，是世界10大焦点问题（能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口）之首。全球人口2008年是610、6亿，能源需求折合成装机是16TW；到2050年全世界人口至少要达到100110亿，按照每人每年GDP增长1.6%,GDP单位能耗按照每年减少1，则能源需求装机将是3060TW，届时主要靠可再生能源来解决。可是，世界上潜在水能资源4.6TW，经济可开采资源只有0.9TW；风能实际可开发资源2TW；生物质能3TW。只有太阳能是唯一能够保证人类能源需求的能量来源，其潜在资源120000TW，实际可开采资源高达600TW。由于光伏发电能为人类提供可持续能源，并保护我们赖以生存的环境，世界各国都在竞相发展太阳能光伏发电，尤其以德国、日本和美国发展最快。在过去的10年中，世界光伏发电的市场增长迅速，连续11、8年年增长率超过30，2007年当年发货量达到733MW，年增长率达到42%。图1-1给出了1990到2007年的世界太阳电池发货量的增长情况：图1-1 世界太阳电池发货量（PVNET2007）数据来源PVNewsPaulMaycock光伏组件成本30年来降低了2个多数量级。根据So1arbuzzLLC年度PV工业报告，2007年世界光伏系统安装量为2826MW，比2006年增长了62，2006年世界光伏发电累计装机容量已经超过8.5GW，2007年年底，世界光伏系统累计装机约12GW，其中并网光伏发电约10GW，占总市场份额的83%。发电成本50美分/度；预计2010年世界光伏累计装机容量将12、达到15GW，发电成本达到15美分/kWh以下；2020年世界光伏发电累计装机将达到200GW，发电成本降至5美分/度以下；到2050年，太阳能光伏发电将达到世界总发电量的1020，成为人类的基础能源之一。光伏发电的应用形式包括：边远无电农牧区的离网发电系统、通信和工业应用、太阳能应用产品、与建筑结合的并网发电系统以及大型并网电站。国际能源机构（IEA）特别将超大规模光伏发电（VLS-PV）列为其第8项任务（Task8），主要研究、追踪超大规模光伏发电的技术和信息，并在此领域开展国际间的交流和合作。光伏电站正在从小规模（100kW以下）、中规模（100kW1MW）向大规模（1MW20MW）和超13、大规模（20MW以上）发展。在20世纪80年代美国就首先安装了大型光伏电站。发展至今，已有数十座大型光伏电站在全世界应运而生。德国是世界上发展大型光伏电站最领先的国家，迄今已经建成了14座大型光伏并网系统，2004年7月份建成5MW并网光伏电站。在希腊克里特岛计划建造的太阳能电站规模达到50MW。澳大利亚计划在其沙漠中先期建设一座10MW的高压并网光伏电站，并以此为基础建设GW级光伏电站。葡萄牙最近公布了一项建造世界最大太阳能电站的计划，用四到五年的时间，在一个废弃的铁矿附近建造116MW的太阳能光伏电站。以色列计划在内盖夫沙漠建设占地面积达400公顷的太阳能光伏电站，该电站在5年内的发电能力14、将达100MW，在10年内整个工程全部完工，发电能力将达到500MW。预计该电站的发电量将占以色列电力生产量的5%。世界光伏产业的技术发展：技术进步是降低光伏发电成本、促进光伏产业和市场发展的重要因素。几十年来围绕着降低成本的各种研究开发项工作取得了显著成就，表现在电池效率不断提高、硅片厚度持续降低、产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。(1)商业化电池效率不断提高先进技术不断向产业注入，使商业化电池技术不断得到提升。目前商业化晶硅电池的效率达到1520(单晶硅电池1620，多晶硅1518)；商业化单结非晶硅电池效率57，双结非晶硅电池效率68，非晶硅/微晶硅的迭层电15、池效率810，而且稳定性不断提高。电池效率的提高是光伏发电成本下降的重要因素之一。(2)商业化电池硅片厚度持续降低降低硅片厚度是减少硅材料消耗、降低晶硅太阳电池成本的有效技术措施，是光伏技术进步的重要方面。30多年来，太阳电池硅片厚度从70年的450500微米降低到目前的180200微米，降低了一半以上。硅材料用量的大幅度降低是技术进步促进成本降低的重要范例之一。预计到2010年硅片厚度降低到160180微米，硅用量降到7吨/MW以内。(3)产业化规模不断扩大生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的重要因素。太阳电池单厂生产规模已经从上世纪80年代的15MW/年发展到90年16、代的530MW/年，2006年25500MW/年，2007年251000MW/年。生产规模与成本降低的关系体现在学习曲线率LR(LearningCurveRate，即生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比)上。对于太阳电池来说，30年统计的结果，LR20(含技术进步在内)，是所有可再生能源发电技术中最大的，是现代集约代经济的最佳体现者之一。1.3 国内现状2007年，我国光伏发电设备新增装机容量26MW，我国到2007年底，光伏发电的累计装机为100MW，2008年中国共计安装约20MW光伏系统，累计安装量达到120MW。主要应用在如下几个方面：通信和工业应用：l 微波中继站；l 光缆通信系统17、；l 无线寻呼台站；l 卫星通信和卫星电视接收系统；l 农村程控电话系统；l 部队通信系统；铁路和公路信号系统；l 灯塔和航标灯电源；l 气象、地震台站；l 水文观测系统；l 水闸阴极保护和石油管道阴极保护。农村和边远地区应用：l 独立光伏电站（村庄供电系统）；l 小型风光互补发电系统；l 太阳能户用系统；l 太阳能照明灯 ；l 太阳能水泵 ；l 农村社团 (学校、医院、饭馆、旅社、商店等)光伏并网发电系统并网光伏发电系统包括城市与建筑结合的并网光伏发电系统（BIPV）和大型光伏电站。目前这类应用尚处于试验示范阶段，到2007年底，此类应用的全国装机容量大约已有约7MW。其它太阳能商品l 太阳18、能路灯；l 太阳能草坪灯；l 太阳能信号标识；l 太阳能广告灯箱等；l 太阳能充电器；l 太阳能电动汽车；l 太阳能游艇等。目前我国大型并网光伏电站刚刚起步，安装量还很少，全国只有深圳绿博园1MW并网光伏项目、上海崇明岛前卫村1MW并网光伏电站等为数不多的几座。1.4 徐州市区域状况介绍徐州交通发达，基础设施较完备，素有“五省通衢”之称。是中国第二大铁路枢纽，京沪、陇海两大铁路干线在此交汇。境内公路四通八达，有国道5条，省道20条，正在建设中的京沪、霍连高速公路通过徐州。京杭运河穿境而过，沿岸建有四个内河大港。行政区划徐州市自1983年起实行市管县的行政新体制，现下辖丰县、沛县、铜山县、睢宁县19、四县，邳州市、新沂市二市，以及鼓楼区、云龙区、xx区、泉山区、九里区五区。至2005年1月，共有镇、办事处157个。 气候徐州属暖温带半湿润季风气候。主要气候特点是：四季分明，光照充足，雨量适中、雨热同期。四季之中春秋季短、冬夏季长、春季天气多变、夏季高温多雨、秋季天高气爽、冬季寒潮频袭。历年日照时数为2268.2小时，日照时数以夏季最多，冬季最少，各占全年的290328、20.121.3。光能优于苏南。位置徐州位于东经116.22,北纬33.43-34.58。在江苏省的西北部，地处苏、鲁、豫、皖四省交界。距南京、济南、郑州、合肥皆为300余公里。徐州市地貌大都为平原，面积占全市总面积的90。20、丘岗山地约占10，主要分布在市域中部和东部，海拔高度大都在100360米之间，多属顶平坡缓地侵蚀残丘。1.5 在徐州建设大型光伏电站的必要性和可行性我国属世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射总量在91.72333kWh/年之间。全国总面积 2/3 以上地区年日照时数大于 2000 小时。我国西藏、青海、新疆、海南西部和南部，甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一。在这些地方发展大型光伏电站有很好的条件。徐州日照时间长，日照强度高，空气透明度好。年平均日照时数为2268个小时，非常适宜发展太阳能产业。光伏发电规模化应用将会有效地降低成本，使得应用21、规模进一步扩大。还可以实现电力的可持续发展，生态的可持续发展和社会的可持续发展。大型并网光伏电站的建成一方面能缓解该地区电力短缺的问题，另一方面按照依法取得的合理上网电价，通过电量出售还可以取得可观的经济效益。目前，我国尚无10MW及以上级并网光伏发电项目建成，国家能源局组织了敦煌10MW光伏发电项目的招投标工作，该电站的建设将是一个较长的工作过程。如果徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目能率先建设并投产运行，将为我国填补大型并网光伏电站建设领域的工程、研究空白，缩短与世界先进水平的差距起到积极的推动作用。2 站址选择和气象条件2.1 徐州市基本情况及“十一五”国民经济发展规划徐州市概22、况（一）位置徐州位于东经116.22,北纬33.43-34.58。在江苏省的西北部，地处苏、鲁、豫、皖四省交界。距南京、济南、郑州、合肥皆为300余公里。徐州市地貌除中部和东北为丘岗山地外，大都为平原、平原面积占全市总面积的90。平原总地势由西北倾向东南。根据成因大致可分为剥蚀平原、堆积平原和黄泛冲积平原。地势低平、海拔高度在2050米之间。丘岗山地约占10，主要分布在市域中部和东部，海拔高度大都在100360米之间，多属顶平坡缓地侵蚀残丘。（二）地形与地貌徐州地区地貌大势为西北高、东南低，由西北向东南缓缓倾斜，地面坡度在1/30001/10000之 间，境内中东部有低山丘陵。境内平原分为黄泛23、冲积平原、沂沭冲积平原和丘陵相间平原，有全新统沉积物、上更新统沉积物和岩体共三种工程地质特性的下垫面地质条件，其中全新统沉积物以砂泥质为主，上部为新近沉积的粘性土和松散砂性土，粉沙、粉土占很大比例，下部则以粘性土为主。该类土壤的防渗抗冲能力很差， 在雨水和地表径流的作用下，粉沙土坡面很容易被破坏，水土易流失。根据中华人民共和国行业标准土壤侵蚀分类分级标准（SL190-1996），徐州地区地属以水力侵蚀为主的一级区的第三类北方土石山区，被江苏省列为水土流失重点防治区和平原沙土防护区范围。（三）气候徐州属暖温带半湿润季风气候。主要气候特点是：四季分明，光照充足，雨量适中、雨热同期。四季之中春秋季短24、冬夏季长、春季天气多变、夏季高温多雨、秋季天高气爽、冬季寒潮频袭。由于受季风气候影响，降水充沛，年降水量724-1210毫米,但地区差异明显，年蒸发力为9001050毫米，年平均风速为3.5米秒，灾害气象主要有干旱、雨涝、霜冻、冰雹等。历年平均气温14.5，历年平均降水量841.2毫米，无霜期209天。历年日照时数为2268.2小时，日照时数以夏季最多，冬季最少，各占全年的290328、20.121.3。热量多于华北，光能优于苏南。（四）矿产资源徐州是全国重要的煤炭产地、华东地区的电力基地，拥有煤炭、井盐、铁、钛、大理石、石灰石等30多种矿产，储量大、品位高。煤炭已探明储量达39亿吨以上，预25、测储量69亿吨,年产量2500多万吨；井盐储量为220亿吨、且品位很高，发展煤化工、盐化工的资源条件十分优越；石膏年开采能力500万吨，为华东地区之首。境内有中国中煤能源集团公司所属的国有大型企业大屯煤电(集团)有限责任公司。徐州还是国家粮棉生产基地，优质农副产品生产加工出口基地，秸秆养畜示范区、林业科技开发试验示范区和五大蔬菜产区之一，是中国银杏之乡、苹果之乡，全国四大胶合板加工基地之一，农副产品资源十分丰富。（五）交通徐州交通便捷发达，陇海、京沪两大铁路干线纵横交会，已经开工建设的京沪高铁、徐兰高铁和规划中的京福高铁在徐州贯通；5条国道、20条省道、5条高速公路在徐州纵横成网，高速公路通车26、里程达350公里，在中国地级市中位居前列；市区距离连云港国际港口只有200公里，并与高速公路相连，运河及海上运输均较为便利；徐州观音机场已开通北京、上海、广州、深圳、香港等国内10多条航线；鲁宁地下输油管道纵贯境内，已经形成了铁路、公路、水运、航空、管道“五通汇流”的现代化立体交通体系。经过中铁十局建设者历时三年的建设，中铁十局第一个BT项目、徐州市和平路东延工程徐州和平大桥于08年6月6日上午正式通车。这座跨37股铁路，也是目前国内跨铁路最多的大桥，成为徐州连接新老城区的“黄金通道”，和平大桥为徐州第一座高架桥。 公路全国地级城市罕见的22条主干、四环线和90条县乡公路格局（在所有的地级市只27、有徐州一个城市）。国道：1、311国道（徐州西峡）全长：1748公里 ；2、104国道（北京福州）全长：2024公里 ；3、205国道（山海关广州）全长：3160公里 ；4、206国道（烟台汕头）全长：2375公里； 5、310国道（连云区天水）全长：1613公里 。高速公路：1：连霍 2：京沪 3：京福 4：徐宁 5：徐济（建设中）。铁路京沪铁路、陇海铁路、新长铁路（哈三铁路）交点，及在建京沪高铁，徐兰高铁和规划的京福高铁交点。“徐州通，则全国通”。作为“中国铁路之咽喉”，南来北往徐州，乘火车极为方便。1：徐州是全国第二大铁路枢纽；2：徐州站是中国第七大火车站（前六名分别是：1.北京 2.郑28、州 3.上海 4.广州 5.深圳 6.武汉）； 3：徐州北是中国最高等级编组站（双向三级六场）之一，全国八个（其分别是徐州北、哈尔滨南、沈阳南、丰台西、石家庄、郑州北、株洲北、南仓）； 4：徐州是中国京沪铁路的重要中心站点； 5：徐州是中国陇海铁路的重要中心站点；6：新沂是中国哈三铁路的重要中心站点；7：徐州是中国最高等级高速铁路京沪线（建设中）中心站点及徐兰高铁的东起点（规划中）。航空徐州观音机场简介绍-是淮海经济区最大的民用机场。航站楼建筑面积为2.3万平方米，可满足年旅客吞吐量100万人次，高峰小时客流量800人次的需要。飞行区技术等级4D级，拥有全天候航管、导航、气象、通讯、灯光等配套29、设施。在全国142个营运机场中，可起降747大型客机以上的空港只有17个，观音机场 就是其中之一排名约12。 观音机场现已开通北京、上海、香港、深圳、广州、昆明、海口、成都、大连、厦门、温州等城市的航班。航运1：徐州京杭大运河港口是全国内河十大港口之一；2：万寨港是国家级内港；3：邳州港、双楼港、孟家沟港担负国家北煤南运的中转重任，是华东能源的重要集散地，年吞吐能力为2000万吨； 4：徐州城内共有河流213条，其中已定级航道51条，总里程1065.2公里，其中国家级、省级航道各1条。（六）经济概况由中国社会科学院发布的中国城市竞争力报告显示：2006年，徐州在中国200个城市中排名第42位，30、处于江苏省北部各城市领先位置。这份报告还显示 徐州在“文化竞争力”、“区位竞争力”、“环境竞争力”等方面排名比较靠前，其中文化竞争力排名全国第10位。有关专家指出，徐州竞争力稳定增强，预示了较大的发展潜力。徐州区位优势明显，资源丰富，工业基础雄厚，科教实力较强，招商引资环境优越，经济社会发展正焕发着勃勃生机。在中国区域经济格局中，徐州处于东部沿海开发和中部崛起、西部开发的连接带，是长江三角洲与环渤海湾两大经济板块的结合部，具有显著的东靠西移、南北对接、双向开放、梯度推进的区位战略特征。同时，徐州也是江苏省沿东陇海线产业带开发建设的重点地区，江苏省将沿东陇海线产业带的建设作为江苏区域经济发展的重31、大战略，正在采取一系列强有力的措施加速推进，努力把沿东陇海线产业带建设成为江苏区域经济新的增长极，让徐州成为沿东陇海线上具有承东启西、沟通南北战略优势的经济发展“活力之城”。2008年，徐州实现GDP2007.36亿元，增长13.5%，人均GDP实现23069元。在中国社科院公布的内地城市综合竞争力排名中，徐州名列第33位，比2003年前进了17位，与北京、沈阳等15个城市一起被评为综合竞争力稳步提升的城市。 徐州工业已经基本形成了机械、建材、化工、食品为四大支柱产业，新医药、电子信息、环保设备为新兴产业，煤炭、电力、建材、轻纺、冶金等传统产业加快发展的具有比较鲜明特色的产业体系，3家企业名列32、中国最大500家企业，10家企业进入全国同行业百强，50余种产品产量位居中国或江苏省第一，徐工集团、天宝集团、维维集团是中国同行业生产规模最大的企业。徐州传统服务业起步较早、基础扎实，现代服务业业态健全、层次较高，沃尔玛、家乐福、金鹰国际、中央百货、王府井百货等国内外知名商家纷纷入驻，形成了淮海经济区规模最大、门类最全、档次最高的“商贸中心圈”。近年来，徐州市充分利用江苏省加快苏北振兴和开发建设沿东陇海线产业带的有利时机，按照“点线面推进、大项目带动、城市间协调发展”的思路，着力实施“大工业支撑、大项目带动、大商贸流通、大城市建设”四大战略，使全市经济社会快速发展。徐州目前 已基本形成了以工程33、机械、建材、化工、食品为支柱产业，新医药、电子信息、环保设备为新兴产业，煤炭、电力、建材、轻纺、冶金等传统产业加快发展的具有比 较鲜明特色的产业体系。（七）徐州光伏产业概况徐州市新能源产业发展势头强劲，产业规模迅速壮大，技术水平日益提升，一批骨干和龙头企业快速成长，为未来新能源产业发展奠定了坚实的基础。体现三个特点：一是新能源产业发展迅猛，成为新的经济增长点。2008年，全市光伏产业、风电产业、生物质等新能源产业已发展成为新的经济增长点，仅光伏产业总产值规模由2007年的6.2亿元增加到2008年的47.5亿元，同比增长666.1。二是产业链不断延伸，产业配套体系初现端倪。太阳能光伏产业从上游34、的江苏xx到下游的江苏艾德、强茂电子，初步形成了从高纯多晶硅、拉棒、切片、电池板、电池组件，到太阳能发电系统较为完整的产业链。上游制造企业江苏xx到2009年8月份已形成具有18000吨年生产能力的大型制造企业。三是产业技术水平大幅提高，产学研体系日趋完善。依托中国矿业大学学科实力与科技优势，全市初步形成了以中国矿业大学为主体的知识创新体系，以徐矿集团和大屯煤电集团为主体的技术创新体系。目前全市共有能源领域国家级研发平台4个，省部级研发平台10个，市级研发平台14个，其中太阳能光伏和节能技术等方面的技术水平国内领先，江苏中能引进和自主研发的最新三氯氢硅及四氯化硅回收技术，处于国际领先水平。xx35、区概览xx区位于徐州市主城区东北部，地处苏、鲁两省结合部。2007年全区总人口48.35万人。全区设7个镇2个办事处、1个经济开发区。城区面积约26.25平方公里，城市总人口约9.5万。xx地区历史悠久，汴塘、大泉、江庄等地远在商周之前就有人类定居。清光绪六年夏，洪水剥蚀地面，xx境内出现煤苗。中华民国17年xx建镇，属江苏省铜山县管辖。1948年11月8日，xx解放后，为山东省铜山县人民政府驻地，xx为铜山县第一区。1953年1月1日，山东省徐州市划归江苏省管辖，徐州市xx矿区随之归属江苏省管辖。此后区名历经变更，先后为徐州市郊区xx镇、徐州市xx镇、徐州市xx矿区，直至1965年11月始定36、为徐州市xx区，沿称至今。1993年12月27日，原铜山县大泉乡、大吴乡、xx泉乡、鹿庄乡、汴塘乡、紫庄乡、耿集乡、塔山乡及徐州矿区的xx泉、董庄、旗山；权台4个办事处划归xx区管辖，始有现辖区。1995年经江苏省人民政府批准，xx区享有县级管理职能和权限。xx区南部为黄泛冲击平原，地势平坦；北部为丘陵山区。境内有京杭大运河、不牢河、大寨河、屯头河等主要河流。xx物产丰富，区内盛产小麦、水稻、山芋、大豆、花生、棉花、干鲜果、林木等，名优产品有大洞山石榴、宗庄蜜桃等；矿产资源有煤、镁、钛、铝、磷矿石、石灰岩、大理石、白云岩、耐火土等。xx交通便利，京杭大运河、不牢河横贯东西，为水运枢纽；铁路交通37、有xx至徐州专线，前亭至xx专线和夏桥、韩桥、旗山等煤运专线；206国道、310国道纵横交错，京福高速公路穿境而过，区、镇、村公路四通八达。xx境内名胜古迹较多，有朱古山钓台子、泉旺头古土墩等古文化遗址，有大洞山、马头山、督公湖等风景名胜。2.2 站址的选择徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目位于徐州市xx区xx泉镇xx山地区，该地区不适合耕种、植树及商业地产开发，其坡度较缓、岩土状况较为简单，是易于平整的荒山。交通较为方便，距离徐州市区大约20公里，紧邻京福高速公路。图2-1 项目选址示意图2.3 徐州的太阳能资源 中国的太阳能资源下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国38、日照资源分布图：项目所在地图2-2 我国太阳能资源分布图我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区 全年日照时数为32003300小时，年辐射量在75009250MJ/。相当于225285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区 全年日照时数为30003200小时，辐射量在58507500MJ/，相当于200225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。 三类地区 全年日照时数为22003039、00小时，辐射量在50005850 MJ/，相当于170200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。 四类地区 全年日照时数为14002200小时，辐射量在41505000 MJ/。相当于140170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。 五类地区 全年日照时数约10001400小时，辐射量在33504190MJ/。相当于115140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我40、国太阳能资源最少的地区。 一、二、三类地区，年日照时数不小于2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的23以上，具有利用太阳能的良好资源条件。徐州属于我国日照资源的三类地区，适合建设光伏发电项目。 徐州的太阳能资源及光伏发电量预测利用加拿大自然资源部面向全球发布的评价可再生能源项目的工具软件RETScreen及其气象数据库，对徐州日照资源情况进行计算：朝向正南方向（方位角为0），与地面成28倾角的倾斜平面上全年接受日照辐射量最大，年日照峰值小时数1672小时。以该数据为基础对本项目年可利用小时数及发电量进行估算。图2-3、2-4分别为RETScreen数据库中徐41、州当地的气象测量数据界面和日照辐射量计算列表界面，测量地点为北纬34.3，东经117.2，可以代表项目实施地气候数据。表2-1将图2-4的计算结果转换为两个不同平面上每个月所接受的日照辐射总量，单位为兆焦/平方米。如图2-4所示，徐州地区水平面年平均日照辐射量4.12kWh/d，全年日照辐射总量约1502kWh/，即5410MJ/。该区域，朝向正南28度倾斜平面年平均日照辐射量4.58kWh/d，全年日照辐射总量约6020MJ/,折合标准日照条件（1000W/）下日照峰值小时数为1672小时。2-3 RETScreen软件气象资料显示界面2-4 RETScreen软件发电量计算界面表2-1 徐42、州水平面和28度朝向正南倾斜平面上的近年日照辐射量统计水平面28度倾斜面当月太阳辐射量当月太阳总辐射量当月太阳辐射量当月太阳总辐射量kWh/MJ/kWh/MJ/一月90.83 326.99 137.01 493.22 二月99.96 359.86 130.92 471.33 三月130.82 470.95 148.05 532.98 四月152.10 547.56 154.08 554.70 五月168.95 608.22 157.94 568.59 六月163.20 587.52 147.68 531.63 七月152.21 547.96 140.17 504.60 八月143.53 51643、.71 139.95 503.83 九月125.70 452.52 134.74 485.07 十月106.02 381.67 128.85 463.88 十一月87.90 316.44 125.66 452.38 十二月81.53 293.51 127.23 458.01 年总数1502.75 5409.90 1672.28 6020.22 建立在开阔地的并网光伏发电系统基本没有朝向损失，总体运行综合效率大约80，其中逆变器效率约97，变压器效率约97，灰尘及雪遮挡损失约4%，弱光损失约5%，其它杂项损失约5%。第一年可利用小时数为：日照峰值小时数综合效率目前大型并网光伏发电项目系统设计效率44、约为80%，上述日照峰值小时数与光伏发电系统效率相乘，得到光伏发电系统的首年可利用小时数为：167280%=1337h，整个20MW中有规划有2MW双轴向日跟踪系统和2MW联动单轴跟踪系统，按照徐州当地纬度计算，综合考虑各种环境因素，双轴向日跟踪系统的全年平均发电效率比固定倾角安装要高出15%，单轴跟踪系统发电效率比固定倾角安装要高出10%， 因此整个20MW光伏发电项目的实际平均可利用小时数为：133716+1337（1+15%）2+1337（1+10%）2201370h本项目拟采用的光伏电池组件的光电转换效率衰减速率为10年衰减不超过10%、25年衰减不超过20%，。如项目运营期为25年，45、25年运营期内发电量逐年递减小时数为1370（20%25）11h。25年运营期中平均年发电小时数为1238h该20MW并网光伏发电项目年发电量为：1238小时20MW=2476万kWh 徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目可行性研究报告表2-2 徐州xx20MW光伏发电项目年可利用小时数、发电量预测（万度）第一年第二年第三年第四年第五年发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量1370274013592718134826961337267413262652第六年第七年第八年第九年第十年发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电46、利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量1315263013042608129325861282256412712542第十一年第十二年第十三年第十四年第十五年发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量1260252012492498123824761227245412162432第十六年第十七年第十八年第十九年第二十年发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量1205241011942388118323661172234411612322第二十一年第二十二年第二47、十三年第二十四年第二十五年发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量发电利用小时数发电量11502300113922781128225611172234110622123 当地电网和变电站条件3.1 徐州电网现状徐州电网的供电范围包括市区、丰县、沛县、大屯矿区、xx、邳州、新沂、铜山、睢宁共9 个区县。2008年全社会用电量1892209万千瓦时，同比增长7.44%。最大用电负荷293.5万千瓦，同比下降0.44。从产业分类情况看，2008年第一产业用电量22698万千瓦时，同比下降0.02%；第二产业用电量1515330万千瓦时，同比增长5.57%；第三48、产业用电量153535万千瓦时，同比增长13.64%；全市城乡居民用电为200643万千瓦时，同比增长19.48%，其中城市居民用电量同比增长15.83%，乡村居民用电量同比增长22.91%。至2008年末，徐州地区共有各种类型的电厂37家，装机总容量704万千瓦。电网拥有500千伏变电站2座，开关站1座，主变4台，容量250万千伏安。220千伏变电站18座，开关站1座，主变32台，容量468万千伏安。110千伏变电站66座，主变122台，容量457.4万千伏安。35千伏变电站101座，主变190台，容量153.215万千伏安。3.2 徐州市电网“十一五”发展规划徐州地区电网“十一五”发展规划49、的编制，本着电网与经济、社会、环境协调发展和适度超前的方针，总结徐州电网“十五”建设成果，预测徐州地区及各分区电力需求水平，规划城市电网结构和布局。该规划实现了与全省电网规划、与全市“十一五”规划有机衔接。规划为徐州“十一五”电网建设勾画了一幅蓝图:“十一五”期间徐州供电公司将完成投资65亿元,新建500千伏开关站1座,线路151公里;新建 220千伏变电站11座、扩建220千伏变电站6座,增加变电容量276万千伏安,线路525公里;新建、扩建110千伏变电容量305万千伏安,线路 906公里;新建、扩建35千伏变电容量44万千伏安,线路962公里;新建、改造10千伏配变容量182万千伏安,线50、路3532公里,把徐州电网建设成 网络结构坚强、安全可靠、运行灵活、经济合理的电网,为经济发展提供有力支撑。3.3 电站接入系统本工程装机容量为20MW，地址位于徐州市xx区xx泉镇后寺庄村xx山京福高速以西，东南侧3km有220kV庞洼变电站一座，内有220kV、110kV、35kV三种电压等级。本工程拟设置1台20MW的主变压器，以1回35kV线路接入电力系统。本工程将另行委托编制接入系统报告。具体接入系统方案将在接入系统报告评审后确定。4 建设规模和总体方案徐州有着较为丰富的太阳能资源和适合的土地资源，有条件建设大规模的太阳能电站。本项目拟在徐州建设20MW（含一定装机容量双轴向日跟踪系51、统和单轴跟踪系统），系统没有储能装置，太阳电池将日光转换成直流电，通过逆变器变换成交流电，通过升压变压器升压并将电力输送到电网。有阳光时，光伏系统将所发出的电输入电网，没有阳光时不发电。当电网发生故障或变电站由于检修临时停电时，光伏电站也会自动停机不发电；当电网恢复后，光伏电站会检测到电网的恢复，而自动恢复并网发电。5 光伏电站框图和设备选型5.1 光伏组件及其阵列设计根据徐州当地的纬度和不同倾角方阵面全年所接受的日照辐射量分布情况，本工程光伏组件16MW采取最佳倾角固定安装方式，2MW采用双轴向日跟踪系统安装，2MW采用单轴跟踪系统。根据不同上述不同光伏组件类型、型号和安装方式的不同，将整个52、20MW光伏发电系统在并入电网之前分成不同的子系统，即独立模块，每个模块根据自身安装功率选择相应的逆变器或逆变器组合将光伏组件所输出直流电逆变为交流电，并最终通过升压变压器升压，接入当地公共电网。光伏电站系统框图如图5-1所示。图5-1 光伏电站系统框图5.1.1 太阳电池选型为对比不同材料光伏组件的各项性能指标，本20MW并网光伏发电工程拟采用单晶硅光伏组件和多晶硅光伏组件等多种类型产品。徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目使用的光伏组件拟采用国内外知名厂家的常规系列产品，各个厂家的技术参数如表5-1所示。标准测试条件（STC）为标准条件下：AM1.5、1000W/的辐照度、25的电53、池温度： 徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目可行性研究报告项目A公司B公司C公司D公司E公司组件种类单位单晶硅多晶硅单晶硅多晶硅非晶硅峰值功率W18018020020040开路电压V4544.733.032.861.0短路电流A5.205.238.198.241.0工作电压V36.035.826.726.946工作电流A5.005.037.497.440.87外形尺寸mm1580808451580808451494100045149410004512456357重量kg1515181813峰值功率温度系数%/-0.4-0.4-0.4-0.4-0.19开路电压温度系数%/-0.38-054、.38-0.38-0.38-0.28短路电流温度系数%/0.040.040.040.040.0910年功率衰降%101010101525年功率衰降%2020202025组件效率%14.114.113.413.45.15.2 固定光伏组件模块由于太阳能电池组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，整个20MW光伏发电项目可采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：20MW太阳能电池组件由37个子系统组成，其中29个子系统采用固定倾角安装，4个子系统采用双轴向日跟踪系统安装，4个子系统采用单轴跟踪系统。每个子系统主要由光伏阵列、相应功率的逆变器以及各级配电装置构成。这样设55、计有如下好处： 各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率； 每个子系统是单独的模块，由于整个20MW光伏系统是多个模块组成，各模块该又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成组成，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； 有利于工程分步实施； 便于进行各种不同元器件设备、不同技术设计的技术经济性能评估，如国产设备和进口设备；晶体硅，以及不同安装方式(固定式、单轴跟踪及全跟踪)等。5.3 各子系统组件安装方式及数量根据本项目所在当地纬度，在纬度角附近的朝向正南倾斜面上全年所接受日照辐射总量最多，本工程所在地56、纬度为34.3度，对固定支架安装部分，本工程拟采用朝向正南（方位角0度）28度固定倾角安装，此外本工程选用2MW光伏组件采用双轴向日跟踪方式安装，2MW光伏组件采用单轴跟踪系统。 各子系统光伏组件布置图见附图。l 13号子系统：（1）1号子系统为双轴向日跟踪系统，装机容量为2MW；（2）2号子系统中以28度倾角布置光伏组件，容量为16MW；（3）3号子系统为单轴跟踪系统，装机容量为2MW。下图为系统总平面布置示意图：图5-2 20MW项目总平面图5.4 太阳电池方阵间距计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的光伏组件要据此角度倾57、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或人工季节性调整。固定光伏组件方阵的支架采用镀锌角钢，根据本项目的岩土性质，阵列安装基座采用凝土基础，如下图所示：图5-3 混凝土基座计算当光伏组件方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：图5-4 阵列阴影示意图一般确定原则：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：D=cosL，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind+58、cosfcosdcosw)，即等于：D=cosH/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf)太阳高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太阳方位角的公式：sin=cosdsinw/cosa式中：f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。光伏组件排布方式为：本项目实施地当地纬度为34.3，经计算，在当地光伏组件倾角为纬度角1范围内的平面上所接受太阳辐射量最大，本工程拟以28倾角朝向正南固定安装光伏组件。组件倾斜28后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本项目选址地处，冬至日59、上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡，经计算，各类型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：图5-5 子系统的阵列安装示意图5.5 带向日跟踪系统的光伏发电系统5.5.1 向日跟踪系统总体介绍向日跟踪功能是通过支架系统的旋转达到对太阳入射方向进行跟踪，从而达到使光伏电池板接收到尽量多的阳光辐射量。向日跟踪系统主要有：水平东西向跟踪、倾纬度角极轴跟踪和全方位跟踪。l 单轴水平跟踪：根据一天当中太阳在纬度方向（东西方向）入射方位角度的变化，通过水平轴的旋转而使得光伏组件东西向跟踪太阳的支架系统。该类型跟踪系统不对一年中不同季节太阳高度角的变化进行跟踪。图5-6 60、水平东西向跟踪系统（南北轴东西向）l 斜单轴跟踪系统：在水平极轴跟踪系统的基础上，将旋转轴朝向赤道倾斜一定角度（一般为纬度角）。图5-7 斜单轴跟踪系统l 全方位跟踪：可同时在纬度方向（东西方向）和经度方向（南北方向）进行旋转，实现全天跟踪太阳入射方位角和全年跟踪太阳高度角，从而保持光伏电池表面朝向始终与太阳入射角度完全垂直的跟踪模式。图5-8 全方位地坪坐标跟踪系统跟踪光伏系统可以有效提高光伏电池的发电量。如果当地的直射分量超过70%，则发电量的增益甚至超过40%。美国Arizona气象站根据1961-1990年的实测太阳辐射量得到如下统计结果，包括了各种平板收集器不同运行方式下所收集到的太61、阳辐射量的对比。当地条件和实测辐射数据图标如下：表5-6 不同运行方式各月平均日辐射量对比（kWh/m2/天）气象台站：美国亚利桑那州，凤凰城，WBAN，No.：23183纬度：33.43oN，经度：112.02oW,海拔：339米，气压：947毫帕月份123456789101112平均水平面3.24.35.57.18.08.47.67.16.14.93.63.05.7固定倾纬度角5.16.06.77.47.57.36.97.17.06.55.64.96.5单轴水平跟踪4.76.27.89.911.011.410.09.68.67.16.34.48.0单轴倾纬度跟踪6.27.58.710.3162、0.710.89.69.69.38.46.85.88.6双轴全跟踪6.67.78.710.41.211.610.19.89.38.57.16.38.9图5-9 不同安装和运行方式下，全年辐射量曲线对比由上图可看出，发电量随不同安装方式不同，带向日跟踪的系统的发电量明显比固定安装（包括水平固定安装和固定倾角安装）有明显提高。例如，双轴向日跟踪系统的发电量将比固定倾角安装方式高30%40%，实际发电量提高会因为各个地方的太阳直射分量与散射分量差异而不同。综合考虑徐州地区的各种太阳能资源及气候条件等因素，双轴跟踪系统的全年平均发电量按固定倾角的115来计算。双轴全跟踪装置比水平轴东西向跟踪装置复杂得63、多，但水平轴东西向跟踪适合于低纬度（30度）地区，因此，具体采用何种跟踪方式应当依地点条件来确定。5.5.2 技术原理如下：自动跟踪系统分为赤道坐标跟踪和地平坐标跟踪，赤道坐标系是以地球的赤道平面为参照系，跟踪的变量是太阳赤纬角和地球自转时角；地区平坐标系是以地平面为参照系，跟踪的变量是太阳高度角和太阳方位角。图5-11 赤道坐标示意图23.5Sin360(284+N)/365图5-12 地平坐标示意图光伏电池的安装可以分为地平坐标和赤道坐标。地平坐标以地平面为参照系，如果是跟踪系统，则跟踪太阳的高度角和方位角；赤道坐标以地球贯穿南极和北极的地轴和地球的赤道平面为参照系，光伏电池必须安装在一根64、与地轴平行的主轴上（主轴的倾角调整到当地纬度即与地轴平行），如果是跟踪系统，则跟踪太阳的赤纬角和时角。跟踪是靠调节光伏电池方阵与主轴的夹角和主轴的旋转来实现的。按照赤道坐标系安装的光伏电池方阵示意图如下图所示：图5-13 按照赤道坐标系安装的光伏电池方阵示图图5-13中左侧的光伏电池板与主轴的夹角Z可以根据太阳赤纬角进行调整，春分至秋分，太阳照射在北半球，光伏电池板向北倾斜，与主轴的北向夹角等于太阳赤纬角；秋分至春分，太阳照射在南半球，光伏电池板向南倾斜，与主轴的南向夹角等于太阳赤纬角；主轴旋转跟踪时角，可以进行全跟踪；图5-13中右图的光伏电池板固定在主轴上，不能进行赤纬角调整，仅仅旋转主轴65、对时角进行跟踪，这样的系统称作极轴跟踪系统。无论是全跟踪还是极轴跟踪，主轴均朝向正南，主轴与地面的夹角Z都等于当地纬度：Z国内此类系统的开发研究工作起步较晚，投入商业运行的成熟产品较少，更无长时间运行的实验观察数据。跟踪系统对提高光伏组件的发电量有显著作用，必将在将来的光伏发电系统，特别是荒漠光伏电站系统中大规模应用。理论上，不同的纬度，不同气候下，带有全方位向日跟踪系统的光伏发电系统的发电量相对固定支架的光伏发电系统提高的幅度也不相同，精确的数据，本工程拟在系统实际运行一年后根据与固定倾角安装阵列数据进行综合对比，分析得出。5.5.3 向日跟踪支架系统构成带有向日跟踪系统的支架系统单元主要构66、成如下：支架、旋转动作机构、旋转控制器。其中，旋转机构和旋转控制器是该系统的最重要组成部分，也导致光伏发电系统成本提高。由于向日跟踪光伏发电系统的旋转动作机构主要是机械结构，需要在控制器的控制下对阳光进行精确跟踪，因此，其机械旋转部分的每个元件必须为高精度机械元件。同时该跟踪支架系统要与光伏系统20-25年的运行寿命相匹配，这也对跟踪支架系统的运行稳定性提出了极高的要求。本工程拟采用双轴向日跟踪系统2MW，由xx光伏系统有限公司与西班牙埃菲玛集团共同研制的GCL-Apolo 112 Solar Tracker向日跟踪支架系统，其技术参数如下：表5-7 GCL-Apolo 112 Solar T67、racker向日跟踪支架系统技术参数双轴伺服系统型号GCL-Apolo 112 Solar Tracker接收平台最大面积80平方米（10,000 mm8,000mm）跟踪器组件能接受的功率直至11.2kW（可调接收平台）垂直和水平旋转角度 垂直轴：220；水平轴：70东-西运行通过天文减速器和齿轮最大抗风速（m/s） 42 m/s 跟踪技术星球编程PLC旋转按齿轮电机功率0.25kW跟踪速度0.016rpm结构电镀钢。按MV103和CTC标准设计。保护性电柜金属，密封带锁柜，具有全部线路，包括电路保护装置总重和无组件重量4,700kg带组件和3，600kg不带组件跟踪器高度-接收平台5,1668、4mm 地基基座尺寸3,5003,5001000；固定螺栓1220mm。维护每年对所有部件进行检查以保持保修有效故障保修部件和人工10年其它部件CSP-112：高压保护装置CIMM-112：显示ETH-112：Ethernet和中央监控系统通讯CAV-112：风力和风向控制 5.6 光伏电站系统构成总结本20MW并网光伏发电系统由太阳能电池组件、方阵防雷接线箱、并网逆变器、配电保护系统、电力变压器和系统的通讯监控装置组成。徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电系统主要组成如下： 20MW晶体硅太阳能电池组件及其支架； 直流监测配电箱； 光伏并网逆变器； 配电装置（交流配电和升压变压器）； 系69、统的计算机监控装置； 系统的防雷及接地装置； 土建、配电房等基础设施；6 电气设计6.1 电气一次部分 电气主接线1、光伏电站电气主接线本工程装机容量为20MW，拟采用单机容量为500kW的逆变器，将整个发电系统分为37个子系统，每个子系统配置1台逆变器和1台升压变压器。其中29个子系统由固定安装的晶体硅组件组成，4个子系统由双轴向日跟踪系统构成， 4个子系统由单轴跟踪系统构成。升压变容量分别按500kVA考虑，电压比为10/0.4kV。整个电站共配置37台升压变。各子系统通过10kV电缆将电能输送至综合控制楼，综合控制楼内设置10kV配电装置及35kV配电装置，主变压器露天布置。10kV配电70、装置采用单母线接线，各子系统升压变37回，10kV母线设备1回，主变压器1回。本工程中光伏电站的总装机容量在电网系统中所占比例较小，并网时在电压偏差、频率、谐波和功率因数方面应满足实用要求并符合标准。光伏电站运行时，选用的逆变器装置产生的谐波电流的总谐波畸变率控制在5%以内，符合电能质量 公用电网谐波（GB 14549-1993）的规定。光伏电站并网运行时，并网点的三相电压不平衡度不超过电能质量 三相电压允许不平衡度（GB 15543-1995）规定的数值，该数值一般为1.3。本工程选配的逆变器装置输出功率因数能达到0.99，可以在站内升压至10kV电压等级，汇流后接入主变压器，升压至35kV71、接入电力系统。本工程10kV配电装置预留无功补偿装置的接口，以补偿升压变、线路等消耗的无功功率。具体容量（或者不设置）待接入系统设计确定。2、光伏电站站用电因光伏电站无人值守，用电负荷非常少，站用电源考虑从附近的380V线路引接。 主要电气设备选择1、短路电流计算因系统短路容量资料暂缺，无法计算35kV母线短路电流。根据工程经验，并考虑远景发展，本工程35kV短路电流水平暂时按照25kA设计，在系统容量给定后将重新进行短路电流计算。2、主要电气设备选择：（1）主变压器主变压器选用双绕组有载调压变压器。主变容量建议定为20MVA。型号：SZ1020000/35kV，额定容量20000kVA，短路72、阻抗暂定为Ud7电压比：3522.5%/10，接线组别 YN，d11。（2）升压变子系统升压变选用环氧树脂浇铸的SCB10型干式变压器。升压变压器选用接线组别为Dyn11的变压器。型号SCB10-500/10，额定容量500kVA，电压比10.522.5%/0.4kV，接线组别Dyn11，短路阻抗Ud=4%，冷却方式AN/FN。变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。跳闸信号接至35kV高压开关柜和变压器低压侧进线开关，动作于跳闸。温度信号接至综合自动化监控系统。（3）35kV配电装置35kV高压开关柜选用铠装型金属封闭手车式开关柜，内配真空断路器，柜内配置微机综合保护装置。真空断路器额定开断电73、流25kA。（4）10kV配电装置10kV开关柜选用铠装型金属封闭手车式开关柜，出线回路配置真空断路器，变压器回路选用F-C装置。柜内配置微机综合保护装置。（5）0.4kV配电装置低压开关柜与干式变压器集成在箱式变电站内。进线断路器选用框架断路器，配置智能脱扣器，额定开断电流为50kA。（6）逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动检测功能，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74、拟选用的逆变器功率为500kW，输入直流电压范围为DC420-850V，输出交流电压为400V，功率因数大于0.99，谐波畸变率小于3%THD。（6）汇流箱和直流配电柜每个逆变器都连接有若干串光伏组件，这些光电组件通过汇流箱和直流配电柜连接到逆变器。汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP54，同时可接入6路以上的太阳电池串列，每路电流最大可达10A，接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V，熔断器的耐压值不小于DC1000V，每路光伏串列具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能，采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC175、000V。汇流箱内置组串电流监测单元，具有监测各组串电流的功能，并以通讯模式将电流监测信息传输至综合自动化监控装置。汇流箱和直流配电柜还装设有浪涌保护器，具有防雷功能。汇流箱的电气原理图如图6-1。图6-1 汇流箱电气原理框图 过电压保护及接地1、防雷以组件边框作为接闪器即可保护到整个组件表面。应将边框与光伏电池方阵支架牢靠连接，并将支架接地。线路防雷，要求光伏发电系统直流侧的正负极均悬空、不接地，将光伏电池方阵支架接地。直流监测配电箱内设置电涌保护器，防止雷电引起的线路过电压。35kV变压器、35kV线路、10kV线路及10kV母线装设氧化锌避雷器，防止雷电侵入波过电压。本工程电气配电装置大76、部分采用户内布置，在各配电室、综合控制楼顶设置避雷带，防止直击雷过电压。本工程电气配电装置大部分采用户内布置，在各配电室、综合控制楼顶设置避雷带。2、接地为保证人身和设备的安全，所有电气设备都装设接地装置，并将电气设备外壳接地。本工程采用以水平接地体为主，以垂直接地体为支撑的接地网。接地电阻值按小于4考虑。 全站照明本站照明分为正常照明和事故照明，正常照明电源取自所用电交流电源，事故照明采用带蓄电池的应急灯照明。综合控制楼内，在集控室采用阻燃栅格灯作为正常照明。其他房间采用节能荧光灯。为了避免路灯对太阳能组件产生遮挡的影响，屋外主干道路沿线使用草坪灯照明。 电气设备布置本工程各子系统采用模块化77、的设计方式，每个子系统均采用类似的配置，每个子系统内部配置1台逆变器和1台变压器，位于各子系统中部，使得组件至逆变器的线路短，电能损耗小，电能输送方便。在电站中部规划设置综合控制楼一座，单层布置。内设置10kV配电室、35kV配电室、电子设备室、集控室等，楼外设置主变一台。电子设备室内布置站用直流电源屏、UPS屏、线路保护屏、计量屏、综合自动化系统等。35kV和10kV配电装置采用户内成套开关柜，双列布置。 电缆敷设及电缆防火本站集控室设活动地板，各屋内配电装置、逆变器室、电子设备室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用桥架槽盒沿组件板子背面敷设。电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部78、位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处，配电室、逆变器室、控制室入口处均应实施阻火封堵。6.2 电气二次部分本工程采用一体化的集中控制方式，在综合控制楼设集控室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信。 综合自动化系统综合控制楼设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控系统，并具有远程操控功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班。计算机监控范围有光伏电站各子系统内的逆变器、升压变以及站用配电装置、直流系统、10kV配电装置、35kV配电装置等。全站设置通讯管理机若干，采集各子系统内的逆变器、0.4kV配79、电装置、升压变的运行数据。综合自动化系统通过光纤与各通讯管理机联系，采集分析各子系统上传的数据，同时实现对各子系统的远程控制。该综合自动化系统还采集综合控制楼内10kV配电装置、35kV配电装置、电子设备间各设备的运行数据，能够分析打印各种报表。综合自动化系统将所有重要信息传送至监控后台，便于监控人员对各逆变器及光伏阵列进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。项目公司总部亦可通过该系统实现对光伏电站的遥信、遥测。 综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程（GB1428593）配置。干式升压变压器设置高温报警和超80、温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器留有通讯接口以便上传信息。35kV、10kV高压开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、差动保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。380V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。35kV并网联络线按接入系统设计和审批文件要求配置保护。 站用直流系统为了给控制、信号、综合自动化装置和继电保护等提供可靠电源，设置220V直流系统1套。直流系统采用单81、母线接线，设一组阀控式铅酸免维护蓄电池，10小时放电容量100Ah，正常时以浮充电方式运行。设一组充电器，充电器采用高频开关电源，高频开关电源模块采用N+1的方式配置作为充电和浮充电电源。直流成套设备布置于综合楼电子设备间。 不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量为10kVA。 火灾报警灭火系统本工程设置一套区域火灾报警装置，在集控室、电子设备室、高低压配电室等处设置火灾探测报警装置和自动喷雾灭火装置。6.3 通信部分 工程概述本光伏电站工程建设规模20MW，占地面积约670亩。设置综合控制楼1座。该综合楼既是电站与当地电网82、的接入点，又是整个光伏电站的管理控制中心。本设计为光伏电站站内通信部分，系统通信属于接入系统设计范围，将在接入系统设计中考虑。 站内通信本光伏电站为无人值守，面积巨大，站内通信考虑采用公共无线通讯网络。7 土建设计本工程土建设计内容包括：光伏电站围栏设计、光伏电站场地及道路设计、方阵支架基础及结构设计、光伏电站建筑设计、地基处理、光伏电站抗风防护设计。本光伏发电项目需在站区内新建配电间。配电间采用混合结构，条形基础，现浇钢筋混凝土屋面，屋顶设有防水保温层。本工程支架设计分为三类：固定支架、向日跟踪支架和单轴支架。按现行的国家规范进行基础和结构设计，强度满足最大的风力所产生的水平荷载作用。7.183、 20MW光伏电站围栏设计光伏电站为了防止围栏遮挡太阳光及从安全、美观、经济、实用考虑，采用铁栅栏,总高为2.5m，围栏顶部设防盗网。光伏方阵与四周围栏距离为10m。围栏在道路出入口处设置钢管栅栏门。7.2 方阵支架基础设计方阵支架基础采用混凝土现浇,预埋安装地脚螺栓。基础型式和大小根据上部支架形式确定。8 采暖通风设计8.1 设计原则本光伏发电项目工程暖通专业的设计包括：光伏电站内各个建筑采暖、通风与空气调节的设计。8.2 采暖本工程不采用集中供暖，各建筑根据工艺要求设局部采暖措施。8.3 通风综合控制楼内配电室采用自然进风，机械排风的通风方式，通风换气量按排除室内电气设备余热所需通风量选取84、，并应考虑每小时不小于12次的事故通风，事故排风机兼作夏季正常通风使用。就地配电间采用自然进风，机械排风的通风方式，风机风量按每小时不小于12次的通风换气量计算。8.4 空调综合控制楼内电子设备室、会议室内设分体立柜式空调机调节室内温度，并设新风换气机提供新风。9 消防部分9.1 设计原则本工程依据国家有关消防条例、规范，本着以“预防为主，防消结合”的消防工作方针，并结合本工程的具体情况进行消防部分的设计。各工艺专业根据光伏电站工艺系统的特点，在设备与器材的选择和布置上采取防火措施。总图、建筑和结构专业根据防火要求，进行厂区总平面布置及建（构）筑物的设计。从积极的方面预防火灾的发生及其蔓延扩大85、，做到“防患于未然”。重要的建筑物、设备采用的主要消防设施如下：a厂房内主要设置灭火器，并配备其他必要的灭火器材。b本工程容量小，不设水喷雾灭火系统。全厂易燃及重要装置部分设火灾监测、报警系统。9.2 消防措施 光伏电站不设消防机构，但需配备一名兼职消防人员，初期火灾由站内运行人员自行组织灭火，同时通知当地消防队支援共同扑灭火灾； 本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散； 光伏电站消防控制装置设在综合控制楼内； 根据生产重要性和火灾危86、险性程度配置消防设施和器材； 光伏电站内重要场所均设有消防电话。站内主要建筑包括综合控制楼、配电室室等。其中综合控制楼室内按规范要求设置消火栓系统，用水量按5L/s 计算，室外消火栓系统用水量按15L/s 计算。 消防给水系统包括室内外消防栓系统。由消防蓄水池、2 台消防泵（一用一备）、配套的消防稳压装置、消防给水管道组成。消防水泵为自灌式引水。综合水泵房有2条出水管与室外消防环状管网连接。10 环境保护10.1 产业政策及规划符合性本项目的建设符合我国能源产业政策和环境保护政策，符合江苏省可再生能源发展规划和徐州总体发展规划、土地利用规划。符合当地环境保护要求，符合清洁生产原则。10.2 施87、工期环境影响分析及污染防治对策 生态和水土保持本工程对环境的影响大部分是由于在施工过程中带来的环境影响，本工程利用现有荒地，土建部分只有土地平整、光伏组件支架混凝土基础、配电房部分，施工量极少，故对环境影响极小。施工造成的环境影响将随着工程的结束而消失。施工过程中土石方的挖填，因此，应作好规划和施工管理，避免植被破坏和水土流失。本工程建设对当地植物的总体影响较小，只在施工期间对地表杂草有所影响，施工完成后次年即可自然恢复。施工可通过避让现有树木而不对现场的树木有所影响，风电场周围设围栏。采取生态保护和水土保持措施，使本工程对生态环境的影响和工程造成的土壤侵蚀影响减少到最小。 噪声防治本工程施工88、内容主要包括土地平整、配电房和升压站基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、光伏设备运输和安装等。施工噪声主要来自于振捣器等施工机械以及运输车辆。根据预测结果施工噪声达标衰减距离最大为100m，不会对附近各村庄居民产生影响。 尘、废气 工程在施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。因此，在施工过程中需保持场地清洁并采取经常洒水等措施，以减轻工程施工对周围环境的影响。 运输车辆对交通干线附近居民的影响光伏电站工程运输量不大，因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小，运输过程应注意对于居民区尽量绕道而行，避免或减轻对居民造成的噪声影响。施89、工车辆的运行应尽量避开噪声敏感区域和噪声敏感时段，文明行车。 废、污水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，不可任其随地漫流，污染周围环境，应对废水进行收集，方法是在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用，可用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。10.3 运行期的环境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不直接消耗矿物燃料，不产生污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现为以下几个方面： 噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声声源的只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生90、的噪音较小；同时变压器布置在室内，室外噪音水平远低于国家标准。逆变器是由电子元器件组成，其运行中的噪声也可以忽略。 电磁场的影响该光伏发电项目电气综合楼远离生活区，且逆变器、变压器等电气设备容量小，且室内布置，因此可认为基本无电磁场的影响。 对电网的影响太阳能光伏电站运行时，选用的逆变器装置产生的谐波电压的总谐波畸变率控制在3%以内，远小于GB 14549-1993电能质量 公用电网谐波规定的5%。光伏电站并网运行（仅对三相输出）时，电网公共连接点的三相电压不平衡度不超过GB 15543-1995电能质量 三相电压允许不平衡度规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.391、%。因此可认为本工程对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。 光污染及防治措施光伏组件内的晶硅板片表面涂覆有防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过防反射处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射以散射为主。其总反射率远低于玻璃幕栏，无眩光，故不会产生光污染。 生态平衡的影响除尽量避免野生动物进入厂区外，本项目的建设不影响野生动物的自由活动，光伏电站运行后，采取生态恢复措施，生态环境与建场前基本相同，对野生动物基本没有影响。光伏电站投入运行后，为当地增添一处优美的景点。在保证电站安全正常发电的前提下，可作为本区一个很好的高科技生态环保主题旅游景点，将有助于当地旅游项目的发展。该项目的升压设备投运后，四侧围92、栏外的电场强度和磁感应强度将远低于居民区电磁场评价标准限值，距围栏外20m处产生的无线电干扰强度将符合评价标准。升压站对周边电磁环境无影响。10.4 场址合理性本项目所选场址从日照资源、环境敏感性、地方规划等方面均说明选址较合理。综上所述，本项目是清洁能源开发利用项目，符合国家能源产业发展政策，符合当地环境保护要求，符合清洁生产原则。该工程建设对当地环境的影响较小，除工程占地造成土地利用状况不可逆改变外，其他影响经采取报告表中提出的污染治理和生态恢复措施后，不会影响区域生物多样性和区域生态环境。本项目具有明显的节能和污染物减排效果，场址选择合理。从环境保护角度，徐州xx光伏电力有限公司20MW93、光伏发电项目建设是可行的。11 节约能源1）合理配置光伏系统直流电压等级，降低线路铜损。2) 根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，以减低变压器损耗。3）各电气设备间尽量采用自然通风，减少空调设备使用，通风设备应能够根据室内温度自动启停；照明灯具采用高效节能灯具，以降低站用电率。4）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。12 社会和环境效益评价12.1 技术创新可以在如下多个方面获得技术创新：l 20MW 级并网光伏电站的设计；l 2501000kVA 大型光伏并网逆变器的引进和消化吸收；l 20MW 并网光伏电站的优化运行和群控技术；l 20MW 并网光伏电站的94、保护和安全运行研究；l 20MW 并网光伏电站的接地和防雷；l 20MW 光伏电站的数据采集和监控系统的设计和开发；l 无人值守或少人值守并网光伏电站的智能管理系统；l 并网光伏发电系统成本分析和电价测算方法；l 并网光伏电站的技术经济评价。12.2 社会及经济效益在徐州建设20MW光伏电站，能够大力推广使用太阳能，扶植一批太阳能生产、组装、工程和服务企业，其社会效益将体现在如下方面：l 增加就业，创造税收太阳能产业的发展有利于增加就业机会，创造税收。l 缓解电力不足的压力通过建立MW级并网光伏电站，可以有效地缓解徐州电力紧张的局面，利用当地丰富的太阳能来发电，不消耗燃料，不污染环境，还能够改95、善供电质量，调节峰电，保证电力供给。12.3 环境效益光伏发电是一种清洁的能源，建成投产后既不消耗燃料资源和水资源，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。徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目新增装机容量为20MW级别，该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SO2、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305g，排放6.2克的硫氧化96、物(SOx)（脱硫前统计数据）和2.1克的氮氧化物(NOx)（脱氮前统计数据），对环境和生态造成不利的影响。徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目整个25年经济寿命期内，平均年平均上网电量约2476万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305g/kWh计，每年可为电网节约标煤约7552多吨。在其经济使用寿命25年使用期内，该类光伏发电项目总共节省标煤18.88万多吨。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CO97、2约20155吨；每年减少排放大气污染气体SOx约154吨、NOx约52吨。此外还可节约用水，减少相应的废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，光伏电站有明显的环境效益。13 劳动安全与工业卫生13.1 工程概述本工程场址位于江苏省徐州市，利用现有荒地建设20MW光伏发电项目，项目推荐方案：拟采用晶体硅组件，最佳倾角固定支架安装方式、向日跟踪安装方式和单轴跟踪方式。主体工程占地面积及附属配套设施占地约678亩。13.2 工程安全与卫生潜在的危害因素本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾98、等。运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸危害；噪声及电磁辐射的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。13.3 劳动安全与工业卫生对策措施 设备运输的安全措施在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求，落实运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织设施、技术设施，经审查批准后方开始施工。安装现场应成立安全监察机构，并设安99、全监督员。 施工时电力作业该光伏发电项目配电间、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。 施工时用电作业及其他安全措施：1) 施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。2) 施工时应准备常用的医药用品。3) 施工现场应配备对讲机。 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。防火、防爆的措施各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006执行。建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火100、规范（GB电力工业部 50016-2006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-20066）等国家标准的规定执行。1) 设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。2) 电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。3) 主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。4) 所有穿越防火栏的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。防噪声、振动及电磁干扰根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。电伤、防机械伤害、101、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) 在有日照条件下施工时，光伏组件会产生电压，串联后电压升高，对其进行接线等操作容易引起电伤事故，因此需要对所有受光电池组件进行严格的临时遮光处理。3) 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。4) 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。5) 场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板，以防工作人员滑倒。13.3.5 其它安全措施1) 建筑物工作场所、设备及站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102、使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。3) 所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。4) 其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。13.3.6 劳动组织及管理该项目投产后的运行管理由项目建设单位安排人员兼职负责。设备检修采用市场化运作模式，由专业检修公司负责。13.3.7 安全卫生机构设置光伏电站项目为无人值守或少人值守设计，运行及管理人员按3人考虑，因此不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作。14 施工组织设计14.1 施工条103、件1 工程条件.1 光伏电站概况徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目建于徐州市xx区xx泉镇xx山。地理坐标为东经116.22,北纬33.43-34.58。在江苏省的西北部，地处苏、鲁、豫、皖四省交界。距南京、济南、郑州、合肥皆为300余公里。.2 工程的突出特点及场地现有条件（1）施工地点集中，无须大型吊装设备。（2）光伏发电组件数量多、重量轻，可模块化组装，不同模块可同时施工安装。（3）土建工程为各方阵模块的电气控制楼，和组件支架的基础，最大吊装高度为5m，场地施工难度小。（4）施工检修通道可以在原有地面情况的基础上做简单平整和硬化处理，施工对施工检修通道的要求较低。（5）该工程地104、形为黄土台地，地形较为平坦，有利于工程施工。.3 建筑工程由于光伏电场施工较为简单，建筑工程主要有电气控制室（楼）、35kV线路、光伏组件支架基础及施工检修道和与道路有关的边沟、护坡等。.4 安装工程光伏电场安装较为简单，包括电气控制室（楼）的设备安装、光伏组件安装、35kV线路安装等。.5 施工单位应具备的技术条件本工程安装工艺简单，但技术要求高。设备安装单位应为专业施工队伍。要求施工队伍机械装备、施工管理现代化。 光伏电场施工临时用地所有施工临时用地皆为材料设备临时堆放场地及安装场地，可以从永久性用地内提供，因此不涉及永久性用地之外的临时性用地占地面积。14.2 电池板安装电池板组件单件重105、量在1020kg，重量较轻，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。电池板采用螺栓与支架相连接固定，支架采用焊接的方式与混凝土支墩相连接。混凝土支墩基础采用埋地混凝土基础的方式。14.3 施工总平面规划布置施工总平面应本着“节约用地、文明施工、方便运输、保证安全”的原则，进行合理规划布置，力求适用、紧凑、经济。综合进度按先土建、后安装、再调试的顺序进行安排。随着建筑工程项目交付安装，其施工场地也同步交给安装。处理好施工准备与开工、土建与安装、等方面的关系。14.4 施工用地本期工程场地位于郊区，可供使用的临时用106、地较多。施工过程不考虑建设临时生活设施，以利用附近城镇现有条件。14.5 施工总体布置的原则根据光伏电站建设投资大、工期紧、建设地点集中、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，采用优选法和运筹学，施工总布置需按以下基本原则进行：(1) 路通为先，线路跟进的原则首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按组件方阵分布同时修建个光伏组件方阵之间的支路。在修路的同时，为线路的敷设做好准备工作。(2) 以模块化施工为主，将整个20MW工程分成37个施工模块，各模块同时施工。(3)质量第一，安全至上的原则光伏组件及其支架系统安装质量要求高，为此，在全部工程实施的始107、终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。(5) 节能环保、创新增效的原则光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境的一项社会实践活动，在光伏电站的建设中，对于具体的工程项目的实施，要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个光伏电站建成运营后，更能充分显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。(6) 高效快速、易于拆除的原则关伏电站的全部建（构）筑物，除地下基础工程采用钢筋砼外，地面以上的承重支撑体系及围护结构尽量设计成易于加工、易于拆装的标准化构件，除能达到快速施工、节约能源的目的外，还能达到易于拆除、易于清理的目的。14.6 施工水、电供应 电源鉴于整个光伏108、电站的工程量及工期情况，在同一时间内至少有10处现场同时施工，总用电负荷为210kVA，考虑施工时可能额外增加用电设施及增加施工现场场地等因素，为此，选用一台250kVA变压器，输入电压为10kV，输出电压为380V。施工区设置施工用电总配电柜一台。 水源选址方案中，临时用水（施工期土建用水和人员用水）和永久性用水（建成后）皆可利用项目所在地附近500米范围内的现有供水设施。在建设起，如某阶段土建工程需要大量用水，须提前于周围用水村庄协调水量，以保证周围居民的用水为优先。14.7 地方建筑材料施工所需碎石、石灰、粘土砖、砂、水泥等地方建筑材料,在施工现场周围地区采购。施工临时用水：总用水量为1109、0t/h。施工临时用电：总用电量为200kVA考虑。14.8 雨季施工雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水和防洪。设备防雨遮盖，并做好接地工作。基础开挖，防止灌水。对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。14.9 项目实施综合控制轮廓进度由于本工程主要利用现有开阔地，新建建筑物面积较小，施工周期相对短。整个20MW工程周期为4.5个月，其中：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；土建施工：2个月；设备安装：2个月；单体调试、联合调试：0.5个月。项目实施初步进度见下表：表14-1 徐州xx电力有限公司2110、0MW光伏发电项目实施初步进度表进度项目建设周期（月）123451. 可行性研究及审查2. 主设备招标3. 初步设计、施工图设计4. 设备、材料采购5. 土建6. 设备安装7. 调试假设本工程20MW如于2009年8月开始启动，2009年12月中旬完成安装、调试并投入运行。15 项目的投资估算和经济性分析15.1 项目概况总结本项目为徐州xx光伏电力有限公司20MW光伏发电项目。本工程拟采用晶体硅光伏组件作为将太阳辐射能转换为电能的设备，通过以最佳固定倾角安装，双轴向日跟踪系统安装方式和单轴跟踪方式安装光伏组件，所发出电能通过逆变器逆变为交流电，经过升压变压器高压并入公共电网。光伏电站主要设备111、包括光伏组件、并网逆变器等，配电房、升压主要设备包括变压器、开关柜设施等，主要材料有电力电缆、电缆桥架等。15.2 投资估算 编制原则及依据（1） 工程量按设计各专业估算工程量及设备材料清册计算。（2） 费用构成及取费标准：参考中电联技经2007139号文电网工程建设预算编制与计算标准和火力发电工程建设预算编制与计算标准。（3） 定额指标：中电联技经2007138号文电力建设工程概算定额(2006年版)和中电联技经200715号文电力建设工程预算定额(2006年版)。（4） 安装材料按中电联技经2007140号文电力建设工程装置性材料预算价格。（5） 主要设备的安装费参照以往工程实际发生的结算112、价格,其他设备的安装费采用电力工程建设概算定额设备安装工程分册和建筑工程分册。 其他（1） 设备价格主要参考同类型工程招投标价格计算。（2） 占（借）用场地按征地考虑，土地划拨手续费为1.3万元/亩。（3） 基本预备费按1计取。 主要设备价格表15-1 项目方案基本信息总结表序号项 目数据1所用发电组件类型晶体硅光伏组件2光伏光伏组件使用寿命25年经济使用期，光电转换效率衰减不超过20%3安装容量20MW4安装方式最佳倾角固定安装、单轴跟踪安装和全跟踪系统安装5年有效发电利用小时数第一年1370小时，以后每年递减11小时本工程发电主要设备有：光伏光伏组件和并网型逆变器，价格如表15-2。表15113、-2 主要设备价格表序号设 备 名 称价 格1光伏光伏组件（含税）12.5元/W2并网型逆变器 （含税）2.2元/W 工程建设进度假设本工程20MW计划于2009年8月开始启动，2009年12月投入运行。 工程投资表15-3 总 估 算 表表一甲 金额单位：万元序号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 计各项占总计(%)单位投资(元/W)一太阳能发电工程1499 35187 2212 38898 93.9%19.45 (一)主、辅生产工程1499 35187 2212 38898 93.9%19.45 1太阳能光伏发电系统630 29540 650 30820114、 74.4%15.41 2电气系统52 5647 1562 7261 17.5%3.63 3附属生产工程817 817 2.0%0.41 (二)与厂址有关的单项工程二其 他2103 2103 5.1%1.05 1其他费用2103 2103 5.1%1.05 2编制年价差三基本预备费(1%)410 410 1.0%0.21 工程静态投资1499 35187 2212 2513 41411 100%20.71 各类费用单位投资(元/kw)749 17594 1106 1257 20705 各类费用占静态投资(%)3.6%85.0%5.3%6.1%100%四建设期贷款利息431 0.22 发电工程动115、态投资41842 20.92 表15-4 安装部分汇总估算表表二甲 金额单位：万元序号工程或费用名称建 筑工程费设 备购置费安装工程费其 他费 用合 计技术经济指标主材安装小计单 位数 量指 标一主辅生产工程(一)太阳能光伏发电系统29540.0 650.0 650.0 30190.0 元/W2000000015.1 1太阳光伏发电组件25000.0 150.0 150.0 25150.0 元/W2000000012.6 2太阳光伏发电组件支架(固定)3040.0 160.0 160.0 3200.0 元/W200000001.6 3太阳光伏发电组件支架(单轴跟踪)500.0 20.0 20.116、0 520.0 元/W200000000.3 4太阳光伏发电组件支架(全跟踪)1000.0 320.0 320.0 1320.0 元/W200000000.7 (二)电气系统5647.0 1163.6 398.7 1562.3 7209.3 元/W200000003.6 1升压变670.0 18.2 18.2 688.2 元/W200000000.3 主变压器20000kVA 35kV/10kV190.0 5.0 5.0 195.0 箱式变压器500kVA480.0 13.2 13.2 493.2 2逆变器及汇流箱4484.0 31.2 31.2 4515.2 元/W200000002.3 逆117、变器4400.0 20.0 20.0 4420.0 直流汇流箱84.0 11.2 11.2 95.2 3高低压配电装置395.0 24.5 24.5 419.5 元/W200000000.2 35kV开关柜80.0 7.0 7.0 87.0 10kV开关柜315.0 17.5 17.5 332.5 4控制及直流系统98.0 14.7 14.7 112.7 元/W200000000.1 直流屏15.0 0.6 0.6 15.6 UPS15.0 0.6 0.6 15.6 电度表屏8.0 0.5 0.5 8.5 综合自动化系统50.0 5.0 5.0 55.0 火灾报警系统10.0 8.0 8.0 118、18.0 5电缆及桥架1087.5 243.5 1331.0 1331.0 元/W200000000.7 电力电缆,ZRC-YJV-0.6/1kV 14mm254.0 60.0 114.0 114.0 电力电缆,ZRC-YJV-0.6/1kV 24mm255.0 50.0 105.0 105.0 电力电缆,ZRC-YJV-0.6/1kV 250mm275.0 22.5 97.5 97.5 电力电缆,ZRC-YJV-0.6/1kV 2120mm2320.0 30.0 350.0 350.0 电力电缆,ZRC-YJV-0.6/1kV 36+14mm222.5 13.5 36.0 36.0 电力电缆119、,ZRC-YJV-0.6/1kV 3150+170mm2100.0 22.5 122.5 122.5 电力电缆,ZRC-YJV-10kV 370mm2360.0 12.0 372.0 372.0 控制电缆20.0 6.0 26.0 26.0 光纤15.0 3.0 18.0 18.0 电缆桥架及安装材料66.0 24.0 90.0 90.0 6防雷及接地76.1 66.6 142.7 142.7 元/W200000000.1 表15-5 建筑部分汇总估算表表二乙 金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其 他费 用合 计技术经济指标主材安装小计单 位数 量指 标一主辅生产工120、程(一)太阳能光伏发电系统1设备基础630.1 630.1 (二)电气系统51.5 51.5 1控制楼51.5 51.5 (三)附属生产工程816.9 816.9 1电缆沟88.0 88.0 2道路10.0 10.0 3绿化50.0 50.0 4大门围墙(铁丝网)94.0 94.0 5场区土石方500.0 500.0 6场区消防水系统74.9 74.9 表15-6 其 他 费 用 估 算 表表四 金额单位:万元序 号工 程 或 费 用 名 称 编 制 依 据 及 计 算 说 明 总价1建设场地征用及清理费1.1土地征用费政府划拨土地678亩,划拨使用手续费1.3万元/亩881.4 2项目建设管121、理费2.1建设项目法人管理费（建筑工程费安装工程费）2.72100.9 2.2招标费无2.3工程监理费（建筑工程费安装工程费）2.6598.3 2.4设备监造费（建筑工程费安装工程费）0.3211.9 3项目建设技术服务费3.1项目前期工作费可行性研究报告编制51.0 安全评价14.0 地质灾害评估18.0 环境评价报告表18.0 接入系统设计25.0 水土保持16.0 选址规划17.0 土地预审45.0 规划审查15.0 其他32.0 3.3勘测设计费勘察费60.0 设计费基本设计费157.0 施工图设计费192.0 施工图预算编制费35.0 竣工图编制费28.0 3.4设计文件评审费可行性122、研究设计文件评审费8.0 初步设计文件评审费27.0 3.5项目后评价费用（建筑工程费安装工程费）0.157.0 3.6工程建设监督检测费工程质量监督检测费（建筑工程费安装工程费）0.165.9 特种设备安全监测费0.5元/KW1.0 环境监测验收费当地规定,估50.0 3.7电力建设标准编制管理费(勘测费+基本设计费)1.56.0 3.8电力工程定额编制管理费（建筑工程费安装工程费）0.124.5 4分系统调试和整套启动试运费4.1分系统调试费暂估35.0 4.2整套启动试运费整套启动调试费暂估35.0 售出电费发电机组容量(kw)额定容量系数0.75带负荷试运小时(h)试运售电价4.3施工123、单位配合调试费安装工程费0.8218.1 5生产准备费6接入系统工程费90.0 其他费用小计2103.1 15.3 经济评价 经济评价方法经济评价方法采用电规经（1994）2号文颁发的电力建设项目经济评价方法细则（试行）、建设项目经济评价方法与参数(第三版)、国家发展计划委员会计价格（2001）701号文国家计委关于规范电价管理有关问题的通知，以及现行的有关财务、税收政策等。 项目经营模式、资金来源本项目注册资本金为动态总投资的20%，其余80%资金从商业银行融资，融资部分贷款利率按中国人民银行2008年12月23日发布的最新利率上浮10%，五年期以上长期贷款利率6.534%（按年结息）。 经124、济评价原始数据有关原始数据及主要评价参数，包括成本类及损益类数据详见“经济评价原始数据表”。表15-7 经 济 评 价 原 始 数 据 表序号项 目单 位原始数据备 注序号项 目单 位原始数据备 注1装机容量MW2015所得税率%252设备平均年利用小时数h/a第一年1370，每年递减11小时16法定公积金%103发电厂用电率%17公益金%4建设期月418基准收益率%85机组服役期年2519注册资本占总投资比例%206人民币贷款年利率6.534按年结息20流动资金周转天数天307贷款还款期年1521水费元/MWh8流动资金贷款利率%5.4按年结息22平均材料费元/MWh9大修提成%123其他费125、用元/MWh2010折旧年限年2024增值税%1711发电燃料消耗率g/kWh25城乡维护建设税%512电站定员人426教育税附加%313人工工资元/年400002714福利%3028 成本与费用.1 生产成本由工资及福利费、修理费、折旧费及其他费用等构成。工资及福利：电站设计为无人值守，安排4名安保人员（不占定员编制，委托当地物业管理公司管理）巡逻值班，人员工资4万元/人年；大修提成：大修提成为固定资产的1%；其他费用：其他费用按20元/MWh计算。.2 固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的5%计取，折旧年限取20年，折旧还贷率100%。.3 财务费用：项目资本金比例20%，其余126、为银行贷款，贷款利率按6.534%。贷款偿还年限为15年，按等额还本、利息照付的方式偿还。建设期贷款利息形成固定资产，流动资金贷款利息和投产期内发生贷款利息等财务费用计入当年损益。.4 增值税率为17%，城乡维护建设税率为5%，教育费附加率为3%。.5 企业所得税率为25%。.6 法定公积金10%，公积金提取不超过注册资本50%。.7 企业固定资产进项税抵扣：根据修订后的中华人民共和国增值税暂行条例，固定资产进项税可在运营期前7年内全部抵扣。.8 发电时间：第一年发电时间为1370小时，以后每年递减11小时。.9 本项目特许经营权经营，特许经营年限为25年，特许经营期内电价为2.15元/kWh127、。15.4 经济评价结果15.4.1 财务评价指标一览表15-8 财务评价指标一览表序号项目名称单位指标1工程静态总投资万元414112建设期利息万元4313工程动态总投资万元418424财务内部收益率（全部投资）%8.785财务净现值（全部投资）万元2280.756投资回收期（全部投资）年10.27财务内部收益率(自有资金)%11.848财务净现值(自有资金)万元4323.339投资回收期(自有资金)年13.0310投资利润率（%）%5.1111资本金净利润率(%)%19.1912投资利税率（%）%6.49从上表中可以看出，电价为2.15元/kWh时，全部投资财务内部收益率为8.78%，大于128、基准内部收益率8%。财务净现值为2280.75万元，大于零。项目经济上是可行的。并且投资利润率为5.11%，资本金净利润率为19.19%，从该参数可以看出本项目经济效益好。 敏感性分析为了考察各因素对经济效益的影响，对静态投资、年发电量和上网电价作单因素敏感性分析，其计算结果详见下表。表15-9 敏感性分析汇总表变化因素%全部投资内部收益率(%)自有资金内部收益率(%)投资利润率(%)投资利税率(%)资本金净利润率(%)静态投资 107.638.864.125.3615.43静态投资 58.1810.254.595.917.22静态投资 08.7811.845.116.4919.19静态投资 129、-59.4313.75.697.1421.36静态投资 -1010.1415.886.337.8723.78电量 1010.0215.556.247.7623.41电量 59.413.655.677.1221.3电量 08.7811.845.116.4919.19电量 -58.1410.134.555.8517.08电量 -107.58.53.995.2214.97电价 1010.0215.556.247.7623.41电价 59.413.655.677.1221.3电价 08.7811.845.116.4919.19电价 -58.1410.134.555.8517.08电价 -107.58.130、53.995.2214.97从上表的敏感性分析结果可以看出，本项目具有较强的抗风险能力。15.5 经济评价结论 全部投资财务内部收益率为8.78%，大于基准内部收益率8%；财务净现值为2280.75万元，大于零。项目经济上是可行的。 投资利润率为5.11%，资本金净利润率为19.19%，本项目经济效益好。 本项目对静态投资、发电量、电价三个敏感因素，抗风险能力较强。16 结论、问题和建议16.1 本项目为徐州xx光电力有限公司20MW光伏发电项目，本工程的建设对优化能源结构、保护环境，减少温室气体排放、推广太阳能利用和推进光伏产业发展具有非常积极的示范意义。16.2 本工程按初定的工程场址为开131、阔地，拟以固定倾角方式，全跟踪系统安装和单轴跟踪安装，发电组件为晶体硅光伏组件，装机总容量为20MW，。16.3 由于选址尚未进行详细地勘，最终确定选址需要进一步从接入系统条件、用地价格、示范效应、土地详堪报告等因素综合考虑。附件一：名词解释1、太阳高度角：太阳光线与观测点处水平面的夹角，称为该观测点的太阳高度角。2、太阳方位角：太阳方位角即太阳所在的方位，指太阳光线在地平面上的投影与当地子午线的夹角，可近似地看作是竖立在地面上的直线在阳光下的阴影与正南方的夹角。方位角以正南方向为零，由南向东向北为负，由南向西向北为正，如太阳在正东方，方位角为负90，在正东北方时，方位为负135，在正西方时方132、位角为90，在正北方时为180。3、辐射度：照射到面元上的辐射通量与该面元面积之比（W/）。4、散射辐射（散射太阳辐射）量：系指在一段规定的时间内，除去直接太阳辐射外，照射到单位面积上来自天空的辐射能量。5、直接辐射（直接太阳辐射）量：系指在一段规定的时间内，照射到单位面积上来自天空太阳圆盘及其周围对照射点所张的半锥角为8的辐射能量。6、总辐射（总的太阳辐射）量：在一段规定时间内（根据具体情况而定为每小时、每天、每周、每月、每年）照射到水平表面的单位面积上的太阳辐射能量。7、倾斜面总辐射（倾斜面太阳总辐射）量：在一段规定时间内（根据具体情况而定为每小时、每天、每周、每月、每年）照射到某个倾斜表133、面的单位面积上的太阳辐射能量。8、总辐射度（太阳辐射度）：系指入射于水平表面单位面积上的全部的太阳辐射通量（W/）。9、倾斜面总辐射度（倾斜面太阳总辐射度）：系指入射于倾斜表面单位面积上的全部的太阳辐射通量（W/）。10、直接辐射度：系指照射到单位面积上的、来自天空太阳圆盘及其周围对照射点所张的半锥角为8的辐射通量11、散射辐射度：系指去除直接太阳辐射的贡献外，来自整个天空并照射到单位面积上的辐射通量。12、组件（太阳电池组件）：系指具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置。13、太阳电池组件表明温度：系指太阳电池组件背表面的温度。14、组件效率：系指按组件134、外形（尺寸）面积计算的转换效率。15、组件实际效率：按组件中所有单体电池几何面积之和计算得到的转换效率。16、板（太阳电池板）：由若干个太阳电池组件按一定方式组装在一块板上的组装件叫板（太阳电池板），通常作为方阵的一个安装单元。17、方阵（太阳电池方阵）：由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。地基、太阳跟踪器、温度控制器等类似的部件不包括在方阵中。18、子方阵（太阳电池子方阵）：如果一个方阵中有不同的组件或组件的连接方式不同，其中结构和连接方式相同部分称为子方阵。19、光伏系统：包含所有逆变器（单台或多台）和相关的BOS（平135、衡系统部件）以及具有一个公共连接点的太阳电池方阵在内的系统。20、额定电压：在规定的工作条件下，依据同一类型光伏发电器的特性选择确定其输出电压，使这一类光伏发电器的输出功率都接近最大功率，这个电压叫额定电压。21、额定功率：在规定的工作条件下，光伏发电器在额定电压下所规定的输出功率。22、额定电流：在规定的工作条件下，光伏发电器在额定电压下所规定的电流。23、峰瓦：指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。24、电网：输电、配电的各种装置和设备、变电站、电力线路和电缆的组合。它把分布在广阔地域内的发电厂和用户联接成一个整体，把集中生产的电能配送到众多个分散的电能用户。25、电网保136、护装置：监测光伏系统电力并网的技术状态，在指标越限情况下将光伏系统与电网安全解列的装置。26、电网接口：在光伏系统与电网配电系统中间的相互联接。泛指发电设备与电网之间的并解列点。27、孤岛效应：电网失压时，光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。28、防孤岛效应：当光伏系统并入电网失压时，29、逆变器：将直流电变换为交流电的器件。将光伏系统的直流电变换成交流电的设备。用于将电功率变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电功率的电气设备。30、应急电源系统：当电网因故停电时能够为特定负载继续供电的电源系统，它一般含有逆变器、保护开关、控制电路、储能装置（如蓄电池）和带有充电控制电路137、的充电装置等。31、并网方式：根据光伏系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流的并网方式。必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。32、电能质量：光伏系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在电压偏差、频率、谐波和功率因数方面应满足实用要求并符合标准。出现偏离标准的越限状况，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开。除非另有要求，应保证在并网光伏系统电网接口处可测量到所有电能质量参数（电压、频率、谐波等）33、电压偏差：为了使当地交流负载正常工作，光伏系统中逆变器的输出电压应与电网相匹配。正常运行时，光伏系统和电网接口处的电138、压允许偏差应符合GB/T12325的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的7，单相电压的允许偏差为额定电压的7、10。34、频率：光伏系统并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏系统并网后的频率允许偏差应符合/T15945的规定，即偏差值允许0.5Hz。35、谐波和波形畸变：谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载/设备，以及电网的现行规定。光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接到电网的其它设备不造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5。36、功率因数：当光伏系统中逆变器的输出大于额定输出的50时，平均功率因数应不小于0.9（超前或滞后）。139、37、直流分量：光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1（逆变电源系统和电网宜通过专用变压器隔离连接）38、防雷和接地：光伏系统和并网接口设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127中的规定。39、逆向功率保护：系统在不可逆流的并网方式下工作，当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5时，逆向功率保护应在0.5s2s内将光伏系统与电网断开。附件二：编制依据本预可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的：（1）中华人民共和国可再生能源法，2006年1月1日（2）可再生能源发电有关管理规定，国家发改委2006年1月5日（3）可再生能源发电价格和费用分摊管140、理试行办法，国家发改委2006年1月4日（4）可再生能源电价附加收入调配暂行办法，国家发改委2007年1月11日（5）可再生能源发展专项资金管理暂行办法，财政部2006年5月30日（6）国家发展改革委关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复，国家发改委发改价格20081868号（7）中华人民共和国环境保护法（1989.12.26）；（8）中华人民共和国环境影响评价法（2002.10）；（9）中华人民共和国水土保持法（1991.6.29）附件三：规范和标准本工程所有设备、材料、建筑、工具、配件的设计、制造、试验和材料满足中国国家标准（GB系列）、电力行业标准（DL系列）及其它行业141、标准的要求。对于进口设备可采用所在国最新标准，但保证不低于国家标准。对国家强制性法律法规保证执行。承包商在投标文件中补充列举工程整个过程所采用的标准和规范名称，并根据业主方要求提供标准和规范供审查确认。本工程承包商遵循和采用的标准和规范如下，并不限于此；招标书各章节使用的标准和规范如有矛盾之处，以最新版本和较高标准执行；招标书所使用的标准如遇与承包商所执行的标准不一致时，按较高标准执行；如承包商拟采用与下列标准不同的其它规范和标准，承包商将提出其拟用规范和标准并经业主方审查批准。光伏系统并网技术要求(GB/T-19939-2005)光伏(PV)系统电网接口特性(GB/T-20046-2006)142、光伏电站接入电力系统的技术规定(GB/Z-19964-2005)电力工程制图标准(DL5028-93)火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-1996)电力设备典型消防规程(DL5027-1993)工业与民用建筑灌注桩基础设计与施工规程（JGJ4-80）建筑桩基技术规范（JGJ94-94）灌注桩基础技术规程（YSJ212-92）建筑结构荷载规范（GB50009-2001）混凝土结构设计规范（GB50010-2002）湿陷性黄土地区建筑规范（GBJ25-90）钢结构设计规范（GB50017-2003）砌体结构设计规范（GB50003-2001）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）143、构筑物抗震设计规范（GB50191-93）建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）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（GB50108-2001）动力基础设计规范（GB50040-1996）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/T11263-1998）焊接H型钢（冶金部YB3301-92）压焊钢格栅板（冶金部YB4001-91）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144、统一标准（GB/T50001-2001）建筑结构制图标准（GB/T50105-2001）继电保护和安全自动装置技术规程（DL400-91）火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程（DL/T5136-2001）发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程（SDJ26-89）火力发电厂和变电所照明设计技术规定（DLGJ56-95）3110kV高压配电装置设计规范（GB50060-92）电能质量监测设备通用要求（GB/T19862-2005）供配电系统设计规范（GB50052-1995）低压配电设计规范（GB50054-1995）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）电测量及电能计量装145、置设计技术规程（DL/T5137-2001）电力工程电缆设计规范（GB50217-94）旋转电机外壳防护分级（IP代码）（GB/T4942.1-2001）发电厂、变电所电缆选择与敷设设计技术规程（SDJ26-89）电力工程电缆设计规范（GB50217-94）火力发电厂采暖、通风与空气调节设计技术规程（DL/T5035-2004）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）建筑设计防火规范（GB50016-2006）工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）通风与空调工程施工质量验收规范（GB50243-2002）建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范（GB50242-20146、02）建筑给水排水设计规范（GB50015-2003）火力发电厂生活.消防给水和排水设计技术规定（DLGJ24-91）室外排水设计规范（GB50014-2003）埋地硬聚氯乙烯（PVC-C）给水管道工程技术规程（CECS17-2000）建筑排水硬聚氯乙烯管道工程技术规程（CJJ29-1998）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）电力设备典型消防规程（DL5027-1993）建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范（GB50242-2002）惰性气体IG541灭火系统技术规程（DG/TJ08-306-2001）水喷雾灭火系统设计规范（GB50219-95）火灾自动报警系统设计规范（G147、B50116-98）施工现场临时用电安全技术规范（GBJ46-88）建设工程施工现场供用电安全规范（GB50194-93）建筑电气安装工程质量检验评定标准（GBJ303-88）土方及爆破工程施工验收规范（GBJ201-83）地基与基础工程施工验收规范（GBJ20283）砖石工程施工及验收规范（GBJ203-83）地下防水工程施工验收规范（GBJ208-83）预制混凝土构件质量检验评定标准（GBJ321-90）钢结构工程质量检验评定标准（GB50221-95）装饰工程施工及验收规范（GBJ210-93）钢结构施工及验收规范（GBJ205-95）给水、排水管道工程施工及验收规范（GB50268-9148、7）钢结构高强度螺栓连接设计、施工技术规范（JGJ82-91）混凝土结构工程施工及验收规范（GB50204-92）屋面工程质量验收规范（GB50207-2002）建筑地面工程施工及验收规范（GB50209-95）建筑防腐蚀工程施工及验收规范及条文说明（GB50212-91）给水排水构筑物施工及验收规范（GBJl41-90）采暖与卫生工程施工及验收规范（GBJ242-82）通风及空调工程施工及验收规范（GB50243-97）火灾自动报警系统施工及验收规范（GB50166-92）气体灭火系统施工及验收规范（GB50263-97）发电企业设备检修导则（DL/T838-2003）给水排水管道工程施工及149、验收规范（GB50268-1997）钢结构工程施工及验收规范（GB50205-95）电力建设施工及验收技术规范(建筑施工篇)（SDJ69-87）电力建设施工及验收技术规范(管道篇)（DL5031-94）电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范（GB50168-92）电气装置安装工程接地线路施工及验收规范（GB50169-92）电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范（GB50170-92）电气安装工程盘柜二次接线施工及验收规范（GB50171-92）电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范（GB50172-92）电气装置安装工程高压电器施工及验收规范（GBJ147-90）电气装置安装工程变压器、互感器150、电抗器施工及验收规范（GBJl48-90）电气装置安装工程母线装置施工及验收规范（GBJl49-90）电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范（GB50257-96）电气装置安装工程电气照明施工及验收规范（GB50259-96）钢结构、管道涂装技术规程（HGJ209-83）机械设备安装工程施工及验收通用规范（GB50231-98）工业管道工程施工及验收规范（GBJ235-82）建筑钢结构焊接规程（JGJ8l-91）焊条质量管理规定（JBl-3223-96）电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)电建(1996)671电力建设安全施工管理规定DL55894电业生产事故调查规程151、电业建设事故调查规程电安生(1995)687电力生产安全工作规定建设工程施工现场管理标准（JGJ59-99）国电办(2000)3号关于颁发国家电力公司的通知电建(1995)543号电力建设文明施工规定及考核办法电建(1995)36号电力建设工程质量监督规程机械设备安装工程施工及验收通用规范（GB50231-98）电气装置安装工程施工及验收规范（GB50254GB50259-96）电气装置安装工程母线装置施工及验收规范（GBJ149-90）国务院369号令排污费征收使用管理条例国务院四部委31号令排污费征收标准管理办法建设项目环境保护管理条例（1998.11）污水综合排放标准（GB8978-96152、）二级标准；环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准；开发建设项目水土保持技术规范GB50433-2008建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）工业企业总平面设计规范（GB50187-1993）建设项目环境保护管理条例（1998.11）。污水综合排放标准（GB8978-96）二级标准；环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准；城市区域环境噪声标准（GB3096-93）3类标准；建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）建筑物防雷设计规范（GB500572000）工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2002）工业企业厂内铁路、道路运输安全规程（GB4387-1994）建筑照明设计标准（GB50034-2004）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-1991）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）