1、江苏省3.5MWp滩涂太阳能并网光伏跟踪电站工程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3.5MWp滩涂太阳能并网光伏跟踪电站工程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 3.5MWp并网光伏跟踪电站工程项目可行性研究报告目 录1.项目概况11项目概况及编制依据12、.2.自然地理概况1.2.1地理位置1.2.2.气候特征1.2.3.地形地貌1.3.工程任务1.3.1.业主介绍1.3.2.项目概述2.项目建设必要性2.1.缓解能源、电力压力2.2.太阳能光伏发电将是未来重要能源2.3.缓解环境压力2.4.符合国家和当地宏观政策2.5.充分利用当地资源2.6.促进我国光伏发电产业的发展2.7.促进当地经济的可持续发展3.项目规模和任务4.光伏电站地址的选择及布置4.1.选址原则4.2.场址描述4.3.所选场址条件4.4.场址选择综合评价5.太阳能资源分析5.1XX县气象站5.2. 多年气象资料统计5.2.1. 基本气象资料5.2.2.太阳能资源情况统计资料53、.2.3. 太阳能资源综合评价6.工程地质6.1概述6.2.结论与建议6.2.1结论7.并网光伏发电系统设计与发电量估算7.1.设备选型7.1.1.太阳电池组件的选型7.1.2. 并网逆变器选型7.1.3. 直流汇流监控箱7.1.4. 直流主配电箱7.1.5. 交流低压配电柜7.1.6. 发电系统主设备清单7.2. 光伏方阵安装设计7.2.1. 发电系统电气设计7.2.2. 光伏电池方阵的确定7.2.3. 光伏阵列间距的设计计算7.2.4. 电池方阵支架的设计7.2.5. 光伏阵列设计7.2.6.电池组件的清洗7.3. 系统年发电量的预测7.3.1. 光伏阵列的基础数据7.3.2. 系统发电效4、率分析7.3.3 光伏发电系统的发电量计算8. 电气8.1. 电气一次8.1.1. 接入电力系统方式8.1.2. 电气主接线方案8.1.3. 光伏电站厂用电8.1.4. 升压站电气设备的布置形式8.1.5. 控制开关室主要电气设备的布置形式8.2. 电气二次8.2.1. 监控、保护、通信系统8.2.2. 升压变电所主要电气设备选择8.2.3 并网光伏电站过电压保护及接地保护9. 消防9.1. 消防总体设计9.1.1. 消防设计依据9.1.2. 设计原则9.2. 工程消防设计9.2.1 建筑（构）物火灾危险性分类及耐火等级9.2.2.建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限9.3. 安全疏散通道和消5、防通道9.3.1. 升压变电所及中央开关、控制室安全出口9.3.2 建筑构件9.4. 消防给水9.5. 消防电气9.6.通风空调系统的防火设计9.7.消防监控系统9.8.消防工程主要设备9.8.1. 消防水系统9.8.2. 建（构）筑物移动灭火器设置9.8.3设置火灾检测及报警系统9.9建筑消防9.10.施工消防10.土建工程10.1.场区规划设计10.1.1.场区道路、绿化设计10.1.2场区照明及景观设计10.1.3.场区给排水设计10.2.电站房屋建设10.2.1房屋规划10.2.2.房屋供暖及太阳能利用10.2.3.阵列基础设计10.2.4.场区围栏10.2.5.电站的供水、供电11.6、施工组织计划11.1. 施工组织实施方案11.1.1.电站土建工程11.1.2.设备生产、采购及运输11.1.3.安装、测试、试运行及现场培训11.2. 施工进度安排11.3.设备及材料进场计划11.3.1.土建部分11.3.2.太阳能光伏发电设备部分11.4.劳动定员和人员培训11.4.1.劳动定员11.5.质量管理既安全措施11.5.1质量管理11.5.2.安全措施11.5.3管理措施12.环境影响的评价12.1.环境影响初步评价12.1.1评价标准12.1.2环境影响评价报告表12.1.3.对主要不利影响采取的对策措施和环境保护设计5912.2水土保持设计12.2.1工程区水土流失现状及7、其成因分析12.2.2工程区水土保持现状12.2.3工程可能造成的水土流失及其危害分析12.2.4水土流失主要产生地段的防治措施12.2.5水土保持设计的综合评价和结论12.3.社会影响评价13.投资估算13.1编制说明13.1.1.项目概况13.1.2. 投资主要指标13.1.3.编制依据13.1.4基础资料13.2.工程估价表14.财务效益初步评价14.1.概述14.2.基础数据14.2.1.本项目投资总额及资金筹措14.2.2.成本数据14.3.项目财务评价14.3.1盈利能力分析14.3.2.清偿能力分析14.3.3.盈亏平衡分析14.3.4.敏感性分析14.3.5.财务评价结论14.8、3.6.CDM分析分析15.结论与建议15.1.结论15.2.建议附录1.项目概况11项目概况及编制依据无论从世界还是中国来看，常规能源都非常有限，中国的一次能源储量远远低于世界平均水平，大约只有世界总储量的10%。图1给出了世界和中国主要常规能源储量的预测。从长远看可再生能源将是人类未来主要能源来源，因此世界上多数发达国家和部分发展中国家都十分重视可再生能源对未来能源供应的重要作用。在新的可再生能源中，光伏发电和风力发电是发展最快的，世界各国都把太阳能光伏发电的商业化开发和利用作为重要的发展方向。根据欧洲JPC的预测，到2030年太阳能发电将在世界电力供应中显示其重要的作用，达到10%以上，9、可再生能源在总能源结构中占到30%；2050年太阳能发电将占总能耗的20%，可再生能源占到50%以上，到本世纪末太阳能发电将在能源结构中起到主导作用。图2是欧洲JPC的预测。化石能源消耗日益严峻，能源短缺对经济发展的影响日益严峻。大部分化石能源将在本世纪内消耗结束。国际预测世界化石能源的消耗高峰将在20202030年之间到来，以后将逐步枯竭。能源危机和环境恶化已成为影响经济和社会发展的重大障碍，使用清洁的可再生能源减少环境污染成为越来越多老百姓的共识，作为能源消耗最多的城市地区利用可再生能源之一的太阳能已成为城市可持续发展的重要举措，在城市中推广利用太阳能所必须的面积只有建筑，因此城市中太阳能10、利用与建筑一体化设计是必由之路。我国自“十一五”开局以来，在经济快速增长的拉动下，能源的生产和消费持续高幅度增长。目前，我国能源消费总量已经位于世界第二，仅次于美国，约占世界能源消费的11%。由于我国是全球人口最多的国家，而化石能源资源相对贫凡，人均资源占有量低于世界平均水平；安装这样的能耗速度，我国将在全球率先面临化石能源严重不足的威胁。另外，大规模、无节制的开发利用化石燃料，已造成严重的环境污染问题。过量二氧化碳等废气的排放造成的温室效应、酸雨问题和疾病问题，已引起全球的关注。自“十一五”开局以来，国家出台并颁布了一系列关于新能源发展相关政策、法规和办法，其初衷是鼓励各级政府、主管部门和企11、事业单位加快新能源的开发利用，减轻我国目前对煤炭、石油等化石能源的依赖程度，从而调整我国能源结构，其具体颁布的法律、规划、办法如下：1）可再生能源法和国家发改委关于印发可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（实施细则）发改价格【2006】7号明确了全额收购、合理上网电价和全网分摊的三项原则；2）发改能源【2007】2174号：可再生能源中长期发展规划，2007年8月31日发布；3）国家电力监管委员会2007年第25号令：电网企业全额收购可再生能源电量监管办法，2007年9月1日生效；4）国务院办公厅2007年8月2日转发：国家发改委、国家环保总局、电监会、能源办节能发电调度办法（试行）（国办12、发【2007】53号）；5）国家发改委发布：可再生能源电价附加收入调配暂行办法（发改委价格【2007】44号）提出了配额交易的概念；6）发改办能源【2007】2898号：关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知，明确了大型并网光伏电站的上网电价通过招标确定；7）发改能源（2008）610号：可再生能源发展“十一五”规划，2008年3月3日发布；8）财建【2009】129号：太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法；9）财建【2009】128号：关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见；10）财建【2009】397号：关于实施太阳能示范工程的通知。11）苏发改高技发【2008】27号：关13、于印发江苏省“十一五”太阳能光伏产业发展规划的通知；12）苏政办发【2009】85号省政府关于转发省发展改革委江苏省光伏发电推进意见的通知；13）苏政发【2009】74号省政府关于印发江苏省新能源产业调整和振兴规划纲要的通知；14）现行国家有关的规程、规范、规定。1.2.自然地理概况1.2.1地理位置XX县位于江苏省东部的苏中地区，地处南通、盐城、泰州三市交界处。东临黄海，南望长江，是苏中水陆交通要道。县域地理坐标位于北纬3232至北纬3243，东经12012至12053之间，总面积1108平方公里。属北亚热带海洋季风性湿润气候区，气候温和，四季分明，气候宜人，冷热适中，日照充足，雨水充沛，无14、霜期长。春季天气多变，夏天高温多雨，秋季天高气爽，冬天寒冷干燥，年平均气温14.5。1.2.2.气候特征年均降水1025毫米，79%的年份在800毫米以上。全年水平面太阳辐射量约1329KWh/m2,太阳日照辐射年发电指数为1000KWh/KW1100KWh/KW。太阳资源分布属于三类地区，也是适合利用太阳资源的地区之一。据相关数据显示，全球推广面最大、效果最好、最成功的德国的太阳日照辐射指数仅为900 KWh/KW1000KWh/KW。XX县xx滩涂开发区空地面积210800平方米，地势平坦，无高大建筑物遮挡，交通便利，完全可以建设太阳能光伏电站。XX气候的最显著特征是：气温日差大,日照时间15、长,太阳辐射强,大部分地区昼夜温差一般可达1215C。气温变化起伏大，1月最冷，平均气温6C。全区年降水量在150毫米至600毫米之间。无霜期短。日照充足，蒸发强烈，昼夜温差大，全年日照达3000小时，无霜期260天左右，是中国日照和太阳辐射较为充足的地区之一。项目场址所属的大陆性高原气候，少雨、多风、干旱，夏季凉爽短促，降雨量年平均仅41.5mm，蒸发量却高达3000mm以上。日照时间长，年平均日照小时数高达3358h，太阳辐射强度大，光热资源充足年均温度15.3C，极端最高气温38.5C，极端最低气温-6.9C，多年平均的年降水总量仅42.8mm左右。平均风速2.8m/s，最大风速22.016、m/s，年大风日数19.1天。1.2.3.地形地貌xx镇是江苏省人民政府批准的沿海开放卫星镇之一，工业以海洋特色为一体、农副业以特种养殖为一优，三产服务业以海滨风情为一绝，精心打造出“紫菜之乡”、“渔网之乡”、“鳗鱼之乡”、“中国河豚之乡”四张名誉名片。作为XX县唯一的港口镇，xx拥有广袤的滩涂资源，丰富的海洋资源，距离开发中的洋口港15公里，沿海高速20公里、距新长铁路XX站30公里、距南通机场80公里，地理优势得天独厚。xx属典型的温带大陆性气候，全年日照充足，蒸发强烈，空气干燥，温差较大，无霜期短。夏热而短促，春暖而多风，秋凉而短早，冬寒而漫长。年平均气温18.429.9。年最低平均气温17、6.48.2，年最高平均气温35.438.1。1.3.工程任务xx建筑设计研究院组织了精干的团队，承担了XX县xx滩涂太阳能光伏跟踪电站工程预可行性研究报告的编制工作。在经过与业主充分沟通后，xx能源系统工程股份有限公司收集整理出大量可靠资料，参考国家相关规范，完成了本报告的编制工作。报告内容包括项目概述、项目建设必要性、项目规模和任务、场址选择及布置、太阳能资源分析、工程地质、光伏组件的选择与发电量估算、电气、消防、土建工程、施工组织设计、环境影响评价、投资估算、财务效益初步评价、结论与建议以及附表、附图及附录等章节。1.3.1.业主介绍xx能源系统工程股份有限公司是集太阳电池、组件、跟踪系18、统工程和应用产品的研发、制造、销售和服务于一体的高新技术企业，是最优化的光伏发电解决方案提供商。公司成立于2007年8月，由年销售20亿元欧贝黎科技股份有限公司、江苏省农业十强企业江苏海辰科技集团、王兴民、陈志峰四个股东发起投资，总投资3.2亿元人民币，注册资金6900万元，占地200余亩，位于江苏省南通市，地理位置优越，交通便利。公司奉行“以人为本，科技为先”的经营理念，坚持把科技兴企放在第一位，建立了自主开发与合作开发相结合的技术研发平台。公司专门成立了由数名博士和硕士人员组成的研发中心，并配置了一流的研发和实验检测设备，确保技术能力保持在业内先进水平。2007年与中科院电工所签订了技术开19、发合同书，在北京成立“中科院电工所xx能源系统工程技术开发中心”、“中科院电工所xx能源系统工程太阳光伏系统工程产业化中试基地”，公司的生产基地也是“中科院电工所xx能源系统工程高效节能太阳电池产业化基地”。2008年与中国航天xx科技有限责任公司合作，成立了“中国航天xx能源系统工程太阳能光伏跟踪系统工程生产基地”。，2008年公司余四祥等博士带领的团队被江苏省省委省政府授予“高层次创新创业人才团队”。2009年初人事厅批准设立博士后科研工作站，2009年6月，由中科院半导体所王占国院士领衔的院士工作站获得江苏省科技厅批准设立，为引进高层次专业技术人员搭建了良好的发展平台。2008年，公司自20、主研发的新产品获得38项专利。公司是江苏省建设厅授予三级资质企业之一，顺利通过ISO9001质量体系认证、CE认证,获得“江苏省重点新产品”、“江苏省民营科技企业”、“南通市太阳能光伏巡日发电系统工程技术中心”、 “江苏省太阳能光伏巡日发电系统工程技术中心”、“江苏省新能源协会单位”、“南通知识产权示范企业”、 “重合同守信用企业”、“建设科技成果推广企业”等荣誉称号。公司自成立以来多次被南通市政府评为工业技术创新先进企业。2007年“太阳能巡日控制光伏系统”项目被列为江苏省“火炬计划项目”；“太阳能新型发电系统”荣获“江苏省高新技术产品”称号；2008年荣获 “江苏省高新技术企业”称号。1.21、3.2.项目概述xx并网光伏跟踪电站项目位于江苏省XX县境内，并网光伏跟踪电站规划建设规模3.5MWp，拟设置电站场区东西长1000m、南北宽500m加上升压变电站，总占地面积为20万m。该场址地形由南缓坡向北，总体地势平坦、开阔，起伏不大。工程地质条件良好， 接入方便、交通便利，外部建设条件良好。光伏电站的具体位置详见图1-1项目场区的平均海拔高度为 3.5米，中心位置坐标位于北纬 32 度 6分,东经 120度 93 分。根据XX县气象站19712000年30年的统计数据，该地区的太阳能总辐射年总量在18062077kWh/m之间，属于太阳能最丰富的一类地区，非常适合建设太阳能发电项目。本22、项目建设规模为3.5MWp，拟安装 7个光伏子阵列，每个子阵列由 51串组成，共计 7个太阳能，按7排 5列布置。根据初步测算，综合考虑阵列损耗、逆变器效率、场内用电、线损、机组可利用率等影响因素，光伏电站系统发电总效率为81.59%，并网光伏电站25年寿命期内，共产生约 462.5 万kWh，平均年发电量为 18.5 万kWh。本项目所发电量经场内的110kV升压站升压后，以一回110kV线路送往110kV变电所。本项目所占地面积为20万m，均为未利用荒地和滩涂。土建工程主要包括场区道路、太阳能阵列基础、场内升压站。其中，机房及办公生活用房采用太阳能采暖房，占地面积为2000m；阵列基础混凝23、土量为9245m；场区基础土石平方整量为53655 m。本电站建设从项目立项到最终并网投运验收的建设周期拟分为二个阶段；即第一个半年完成全部土建工程及配套附属设施建设、50%的设备采购运输以及1.25MW并网，第二个半年完成50%的设备采购运输以及3.5MW并网，总工期拟控为12个月。本项目静态投资15056.26万元，单位千瓦静态投资为745.12 元；项目动态投资为3490.24万元，单位千瓦动态投资为745.12元。经过初步的财务评价，当电价为1.83元/kWh时，本工程项目全部投资税前的财务内部收益率为8.83 %，投资回收期为10.07年；全部投资税后的财务内部收益率为8.06%，投24、资回收期为10.35年。xx并网跟踪光伏电站工程项目特性详见表 1：并网光伏电站项目工程特性表名称单位（或型号）数量电站场址区域平均海拔高度m1117米经度东经120度93分纬度北纬32度06分装机容量MW3.5占地面积Km20.5资源与发电 量总辐射年总量kWh/m21944.5年满发小时数h1648.48平均年上网电量万kWh18.525年总上网电量万kWh462.5主要设备晶硅光伏组件块（Eptech156P-260/72）76800直流汇流监控箱台（SSM）300直流主配电箱台（SMB）40低压配电柜台（GGD2-03）7并网逆变器台（SC500HE）40升压变压器台(S9-M-50025、/10)7升压变压器台(SZ10-3150/110)2出现回路数回1电压等级kV110支架光伏组件钢结构支架t2630土建施工工程数量阵列基础混凝土m39245基础土石方平整m3253655设备基础钢筋t422混凝土路面道路m247167房屋建筑m22000直流电缆m13953110kV高压电缆m40000概算指标静态投资万元50956.26工程动态投资万元53490.24单位千瓦静态投资元/kWp74512单位千瓦动态投资元/kWp745.12机电设备及安装万元37941.63建筑工程万元6432.51其他费用万元6077.6基本预备费万元504.52经济指标平均上网电价（含增值税）元/kW26、h1.83盈利能力投资利润率%4.62投资利税率%5.43资本金净利润率%11.56总投资收益率%6.27全部投资税后财务内部收益率%8.06全部投资税后财务净现值（IC=5.346%）万元14,867.58全部投资税后投资回收期年10.352.项目建设必要性2.1.缓解能源、电力压力据有关资料报道，我国人均能源探明储量只有135t标准煤，仅相当于世界拥有量264t标准煤的51%。通过1999年中国一次能源资源储量和世界平均储量的对比情况看，中国的一次能源资源的储量远低于世界的平均水平。同时我国是一个能源产生和消费大国。2006年一次能源消费总量为24.6亿吨标准煤，比2005年增长9.3%。27、在经济快速增长的拉动下，中国能源的生产和消费高幅度增长，中国已经成为世界第二大能源生产国和消费国。根据中国电力科学院预测，我国电力供应缺口在2010年约为37GW，2020年预计为102GW。常规化石燃料资源在地球中的储量是有限的。随着大规模工业开采和不断增长的能源消费需求，全球的化石燃料资源正在加速枯竭，全世界都面临着化石能源资源日益枯竭的巨大压力。按照目前的经济发展趋势和中国的资源情况，2010年和2020年的电力供应单靠传统的煤炭、水、核能是不够的。目前我国探明的煤炭资源将在81年内采光，石油资源将在15年左右枯竭，天然气资源也将在30年用尽。根据近年来中国能源消费总量的增长情况分析，其28、增长速度大于2020年GDP翻两番、能源翻一番的规划速度，我国人口众多，人均能源资源占有量非常低。说明中国的能源形势比世界能源形势要严峻得多，同时也清楚的表明，中国可再生能源的替代形势比世界要严峻得多、紧迫得多。XX工业结构属中重型结构，高耗电工业占有较大比重。在XX电网工业用电占全部用电量的80%以上，中高耗电工业用电占工业用电量的90%。XX电源结构以火电为主。截止2007年底，XX电网总装机容量767.4万kW，大型滩涂并网光伏电站的建设能在一定程度上改善XX电源结构、缓解公共电网峰值压力。同时国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定比例。大力发展光伏发电，将有效的改善能源结构，增29、加可再生能源比例，优化电力系统电源结构，并减轻环保压力。XX生态地位非常重要，生态环境的保护和建设迫切要求为生产和生活提供清洁、高效的可再生能源。同时随着经济社会的快速发展，以传统能源为基础的能源供给因资源和环境而将受到很大的制约，代之以新兴能源的崛起是未来保持经济和社会可持续发展的必然趋势。2.2.太阳能光伏发电将是未来重要能源由于能源消费的快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况日益严重，影响经济发展和人民的生活健康。随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束越来越严重。因此，大力开发太阳能、风能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要30、措施，同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。太阳能是一种可利用的非常宝贵的可再生能源，相对于人类发展历史而言是一种取之不尽、用之不竭的清洁能源。在全球气候变暖、人类生态环境恶化、常规能源资源短缺并造成环境污染的形势下，太阳能光伏发电技术普遍得到各国政府的重视和支持。迄今为止，太阳能的开发和利用已经历了几十年的发展，逐渐成为绿色领域的前沿技术。在技术进步的推动和逐步完善的法规政策的强力驱动下，光伏产业自1990年代后半期起进入了快速发展时期。近几年，随着光伏组件成本的不断下降，光伏市场发展迅速，光伏发电由边远地区和特殊应用向城市应用过渡。由补充能源向替代能源过渡，人类社会向可持续发31、展的能源体系过渡。并网光伏发电在整个可再生能源技术中也是增长最快的技术，成为世界最关注的可再生能源之一，并成为电力工业的重要组成部分。2.3.缓解环境压力我国能源结构以煤炭为主，一次能源品种的消费构成比例为：煤炭占69.7%、石油占20.3%、天然气占3.0%、水电占6.0%、核电占0.8%、其他0.2%。可以看出，煤炭在我国能源结构中比例超过2/3，而比较清洁的化石燃料（如石油和天然气）比例较小，与世界能源结构形成鲜明对照。“十一五”开局以来，在经济快速增长的拉动下，煤炭消费约占商品能源消费构成的75%，已成为我国大气污染的主要来源。中国是世界SO2排放最为严重的国家，因而也是酸雨污染最严重32、的国家。煤炭燃烧排放的污染物占全国同类排放物的比例SO2为87%，CO2为71%，NOx为67%，烟尘为60%。2007年，除中国SO2排放持续为世界第一外，中国CO2排放也超过美国，成为世界第一。这给中国节能减排、改善能源结构以及能源可持续发展带来了巨大压力。加快可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室气体和有害气体排放是中国能源和环境可持续发展的当务之急。一期建设规模为3.5MWp，项目25年寿命期内年均发电量为462.5万Kwh，相当于每年大约减排二氧化碳32387.76吨。2.4.符合国家和当地宏观政策2007年9月4日，国家可再生资源中长期发展规划中，确定到20233、0年可再生能源占到能源总消费的15%的目标，并具体提出：到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万kW、太阳能热发电总容量5万kW；到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到20万kW，太阳能热发电总容量达到20万kW。2008年3月3日，可再生能源发展“十一五”规划中提到2010年，太阳能发电装机容量达到30万kW，到2020年达到180万kW装机容量，进行兆瓦级并网太阳能发电示范工程和万千瓦级太阳能热发电试验和试点工作。带动相关产业配套生产体系的发展，为实现太阳能发电技术的规模化应用奠定技术基础。为了确保上述目标的实现，国家从提高全社会的认识、建立持续稳定的市场需求、改善市场环境条件、制34、定电价和费用分摊政策、加大财政投入和税收优惠力度、加快技术进步及产业发展等多个方面，支持和保证可再生能源的发展。因地制宜建设大型光伏电站在今后较长时期符合国家大力发展光伏产业的宏观政策导向。基于我国干旱半干旱地区幅员广阔、太阳能资源丰富、建设条件优越、设备维护便利，在这些地区很适宜建设MW级甚至GW级的并网光伏电站，发展光伏电站潜力巨大。中国非常重视光伏高压并网示范电站的开发研究，2004年科技部利用与韩国产业资源部等单位的合作契机，在国家发改委和西藏自治区政府的支持下，选择在西藏羊八井地区建设一座100kWp光伏发电站该电站于2005年8月31日建成，并一次并网成功，而且为整个基地的发展建设35、提供必要配套设施。该电站是中国第一座直接与高压并网、也是海拔最高的并网光伏电站。项目的成功表明我国已经具备光伏发电高压并网的技术和设计能力，为各项关键技术的发展提供了良好的试验平台，为更大规模的高压并网光伏电站的开发奠定了良好的基础。2.5.充分利用当地资源太阳能光伏产业的发展方向是大规模并网电站及建筑一体化的分布式能源。XXxx具有丰富的太阳能资源，大面积荒漠滩涂土地，具备建设大型及超大型荒漠太阳能电站的资源条件。xx是我国光照资源最丰富的地区，年日照时数在32003600h之间，年总辐射量可达19452220kWh/,直接辐射量占总辐射量的60%以上。xx太阳辐射强，光照充足，一般地区的年36、太阳辐射量1775kWh/以上，高者达2060kWh/，年日照时数在3000h以上，高者达3532.3h，日照百分率70%以上，是我国光能资源丰富地区。XXxx滩涂幅员辽阔，空气稀薄、大气透明度好，加上这里地势平坦，无山峦遮挡。而且又不是荒漠，靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设大型滩涂并网光伏电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。在该地区建设超大型滩涂太阳能并网电站，能将大面积荒漠滩涂土地变废为宝，物尽其用。XXxx电力基础好，大电网基本覆盖全区，交通便利，是中国大陆建设大型荒漠滩涂并网电站的理想场所。特别是在当前，光伏发电的成本较以往大幅度下降，在XXxx地区建设大规模的荒漠并网37、光伏发电站的经济性将越来越好，光伏并网发电与常规能源发电的竞争力将越来越强。2.6.促进我国光伏发电产业的发展2008年全世界光伏发电完成装机容量超过4700MW，比上年增长约90。目前光伏发电装机主要集中欧洲、美国、日本，其中2008年欧洲装机占世界当年总装机的80。其中，并网发电用比例愈来愈大，并已成为光伏发电的主导市场。2006、2007年欧洲的并网光伏发电占光伏发电总量的95以上，世界平均达到80以上。中国1971年首次成功将太阳能电池用于我国发射的东方红二号卫星上，1973年开始将光伏电池用于地面。在上世纪80年代以前，由于受到价格和产量的限制，市场发展很缓慢；在19811990年期38、间，中国开始对光伏工业和光伏市场的发展给予支持，建设路一些示范项目；在上个世纪90年代末到世纪初，中国启动利用光伏解决无电人口用电问题；2003年以来，由于技术的成熟应用和光伏发电越来越得到人们的重视，中国光伏市场的重心从农村电力转移到通信、工业、光伏产品方面。2008年中国光伏装机40MWp，累计装机容量140 MWp，近年平均年增长率为21.75中国的光伏市场主要在通信和工业、农村和边远地区、光伏并网发电系统、太阳能光伏照明、太阳能商品及其他领域，主要采取BIPA（光伏建筑一体化）和大规模光伏地面电站两种模式。大型并网光伏电站的建设将有力地推动xx光伏产业的发展，并带动相关产业的技术进步。39、通过并网光伏示范电站技术的进一步研究，将为大规模开发建设太阳能并网光伏电站提供技术支持。光伏并网发电是太阳能发电进入大规模商业化应用的必由之路，示范电站的建设将提供光伏并网发电商业化管理模式，促进光伏产业的发展。2.7.促进当地经济的可持续发展新能源是国家积极鼓动投资的产业，光电的发展可以带动江苏光伏产业投资，促进地方经济的发展。作为一种新的旅游形式，科技旅游不仅能推动旅游产业的发展，而且有助于提高公众的科学文化素质，是弘扬科学精神、普及科学知识、传播科学理念和科学方法的有效途径。光伏电站的高科技理念和宏伟的规模，将会有力的促进当地旅游业的发展。综上所述，江苏省XX县xx3.5MWp并网光伏跟40、踪电站的建设，符合国家和当地的能源发展政策，能充分利用当地的可再生能源，对于当地的能源和经济的可持续发展、改善当地的能源结构、带动产业投资和促进我国光伏发电产业发展都有重要的意义，并具有重要的环境意义。江苏省具有发展太阳能产业得天独厚的优越条件，XX县电力基础好，大电网基本覆盖全区，交通便利，是国内建设大型荒漠太阳能并网电站的理想场所，而且项目的实施有助于拉动地方经济发展，具有一定的社会效益和经济效益，具有良好的示范和带动作用，因此建设此项目十分必要。3.项目规模和任务XXxx并网光伏电站项目位于江苏省南通市XX境内，根据当地的能源资源情况、电力供需情况、未来电力需求预测情况、电力系统状况等因41、素，初步推荐本项目一期建设规模为3.5MWp，安装7个光伏子阵列，每个子阵列有 51串 2并 13300块 260Wp 的太阳能电池组件组成，共计50个太阳能光伏跟踪系统。跟踪系统按 7排5列布置。4.光伏电站地址的选择及布置4.1.选址原则结合光伏电站建设的特点、场地地形、地貌、气候条件以及我国现行的政策进行场址选择。场址选择一般遵循一下原则：l 丰富的太阳光照资源，大气透明度较高，气候干燥少雨。l 靠近主干电网，减少新增输电线路的投资。主干电网具有足够的承载能力，有能力输送光伏电站的电力。l 场址处地势开阔、平坦、无遮挡物。l 距离用电负荷中心较近，以减少输电损失。l 便利的交通、运输条件42、和生活条件。l 能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本。l 当地政府的积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件。l 场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、居室设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。遵循以上原则，经过综合建设条件比对，最终确定xx为项目建设地，场址建设条件均满足项目选址要求。4.2.场址描述总占地面积20万。站址平均海拔 3.5m，地势较为平坦开阔，地形起伏不大，有南缓坡向北。4.3.所选场址条件（1）太阳能资源丰富XXxx并网跟踪电站场址内太阳辐射强，光照充足，一般地区的年太阳辐射量1775kWh/以上，高者达到2061kWh/，年43、日照时数在3000h以上，高者达3532.3h，日照百分率70%以上，是我国太阳能资源丰富地区。（2）地质构造稳定工程区松散堆积广覆，断裂在地表的迹象和证据较少，主要根据航磁异常及影响特征等综合分析推理。据遥感地质调查，区内主要断裂均为隐伏状的基底断裂，对工程建设无影响。场址区地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。（3）接入系统便利根据现场踏勘情况，拟建电站距离XX县xx滩涂变电所仅几公里，XX县内建有四座110 kV变电所，光伏电站出线接入条件便利。（4）场址内及周边环境条件经过实地踏勘，该处场址不存在洪水淹没问题，也无常年内涝和积水问题；场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、居室44、设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。（5）当地政府的支持力度江苏省、XX县等各级政府对光伏发电项目均大力支持，承诺提供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。4.4.场址选择综合评价综合考虑太阳能资源、工程地质条件、建设条件、交通条件、政策条件等多种因素，该处场址在技术上是可行的，具备建设大型光伏跟踪电站的条件，光伏发电场址拟定为XX县xx滩涂境内。5.太阳能资源分析气象专家根据年辐射总量指标，将全国太阳能划分为4个大带，分别为区太阳能最丰富带、区太阳能很丰富带、区太阳能较丰富带、区太阳能一般带，以便充分利用太阳能资源。表 2：太阳能45、资源区划表名称资源代号年辐射总量指标（kWh/）最丰富带1750很丰富带14001750较丰富带10501400一般带1050江苏太阳能丰富，太阳能年辐射总量大于1750 kWh/，为太阳能资源较丰富带，具有较好的开发前景。5.1XX县气象站XX县气象站地理位置坐标为东经12056.543、北纬3236.061 ，观测场海拔高度为 4.5 m，建站的时间为1955年4月。该站的主要业务由地面观测、沙尘暴、酸雨、农业气象、生态环境等基础观测。目前收集到19712000年的太阳辐射资料。由于工程拟建场址距离XX县城区东靠近黄海边，在本研究阶段，采用XX县气象站作为本工程太阳辐射的代表站，并将该站太46、阳辐射资料作为本阶段太阳辐射的研究和计算依据。5.2. 多年气象资料统计5.2.1. 基本气象资料根据XX县气象站30年实测气象资料，将各主要气象要素进行统计，见表 3：XX30年基本气象资料（根据19712000年气象资料统计）。表 3：XX30年基本气象资料（根据19712000年气象资料统计）月份123456789101112平均气温（）-6.1-441215.222.827.928.225.315.17.64极端最高气温（）9.11623.431.33131.738.637.530.224.11610极端最低气温（）-6.9-6.12.39.910.111.313.516.317.8947、.412.28.7平均降水量（mm）0.60.41.113.78.513.68.13.50.90.70.7蒸发量（mm）45.572.5145.6252.8358.3350.5357.3343.5267184.180.446.5平均风速（m/s）2.22.52.93.43.63.53.33.12.72.52.22大风日数（日）0.20.81.92.93.73.42.81.90.70.30.30.1日照时数（h）219.9210.9247.7274.3295.3273.4276.4284.6261.2277.7247.7227.3日照百分率（%）716967706863626870808176雷48、暴日数（日）0001271252000沙尘暴日数（日）3111726251712114321云量（成）475968656768615254423539相对湿度（%）393027242733373433293238气象站位置：北纬3236.061东经12056.543，场海拔高度为 3.5 m5.2.2.太阳能资源情况统计资料XX县xx日照强烈，阴雨天少、日照时间长、辐射强度高，大气透明度好，平均每天日照时间接近8.6h，年均日照时数3096.3h，日照百分率为70%，直接辐射量占总辐射量的60%以上，19712000年太阳能总辐射年总量在1805.9kWh/2077.1 kWh/之间，太阳能资49、源丰富。XX县19712000年30年太阳能总辐射年总量统计见表 4所示，做出XX县xx19712000年30年太阳能总辐射年总量折线图，如图 1所示。表 4：XX县xx19712000年30年总辐射年总量（单位：kWh/）年份1971197219731974197519761977197819791980年总量2027.21965.62028.11989.31942.22008.71956.12077.12008.31990.9年份1981198219831984198519861987198819891990年总量1869.11856.11805.91917.61993.91940.41950、86.61954.11901.92001.3年份1991199219931994199519961997199819992000年总量1966.21933.91915.91989.51998.51917.51974.31834.61900.51903图 1：XX县19712000年总辐射年总量折线图从上图中可以看出近30年间XX县太阳辐射分布年际变化较大，其数值区间在1805.9kWh/2077.1kWh/之间；最低值出现在1983年，为1805.9kWh/；最高值出现在1978年，达到2077.1 kWh/，第二极值高点出现在1973年，达到2028.1 kWh/。为了保证太阳辐射 对未来一51、段时间具有可靠的预测性，根据XX县太阳总辐射量年际变化趋势，本工程采用近期1985年2005年20年太阳辐射资料，作为本阶段研究和计算的依据，XX1985年2005年近20年太阳能资源变化分析如下： 太阳辐射年际变化1985年2005年间XX太阳辐射分布年际变化比较稳定。其数值多数在1889kWh/2000kWh/之间。期间年平均太阳辐射量为2430.63 kWh/：最大值出现在1990年，达到2001.3kWh/，最小值出现在1998年，达到1834.6kWh/。 太阳辐射月际变化根据XX县气象站提供的太阳总辐射资料，1985年2005年平均的年变化幅度较大，其数值在83.3kWh/222.52、2 kWh/之间，见表 5所示：月总量5月最大，达217.7kWh/；12月最小，为92.0kWh/。 就年际变化趋势来说，多数时间（3月10月）处于高值区，均在139kWh/以上；1月和12月相对较小，其值均在97.2kWh/左右。其年变化分布见图 2所示。表 5：XX地区1985年2005年平均的太阳总辐射月总量（kWh/）月份123456789101112月总量100.7116.5159.7196.7217.7211.8211.3204.8174.1149.1110.492图 2：XX1985-2005年总辐射月总量折线图5.2.3. 太阳能资源综合评价本工程在预可行性研究阶段采用XX气53、象站的气象资料作为研究的依据。XXxx滩涂太阳能资源丰富，太阳能利用前景广阔。1985年2005年20年XX太阳总辐射分布年际变化比较稳定，其数值多在1889kWh/2000kWh/之间，属于资源最丰富带。20年间平均太阳总辐射年总量为2430.63kWh/，并将该值作为本工程的设计标准值；20年的间太阳总辐射年总量最大值出现在1990年，达到了2001.3kWh/；最小值出现在1998年，1834.6Wh/。该地区空气干洁、大气透明度好，使得直接辐射量大于散射辐射量，总辐射量中直接辐射量的比重约在6169%之间，太阳辐射的这一特征对于开发利用太阳能最为有利，XX地区具有得天独厚的太阳能资源。54、6.工程地质6.1概述拟建的场址位于XX县xx境内，场址中心坐标位于北纬 36.26，东经 129.06。一期建设规模为3.5MWP，拟设置电站场区东西长1000m，南北宽500m，加上升压变电站，总占地面积为20万m2.该场址地形由南缓坡向北，总体地势平坦，开阔，起伏不大。场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。根据中国地震动参数区规划图，本区地震峰值加速度为0.10g。对应的基本地震烈度为VII度，特征周期为0.45s。6.2.结论与建议6.2.1结论1) 场址区地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。2) 场区建（构）筑物较轻，各建（构）筑物基础可按采用天然地55、基考虑。3) 本区地震峰值加速度为0.10g，对应的基本地震烈度为VII度，特征周期值为0.45s。4) 本工程场地为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。5) 场内标准冻土深度为1.20m。6) 初步查明区内无不良地质作用分布。7.并网光伏发电系统设计与发电量估算并网光伏发电主要由太阳能跟踪发电系统工程、并网逆变器、输配电系统和远程监测系统组成，包括太阳能电池组件、跟踪系统、探测系统、控制系统、直流电缆及汇流箱、并网逆变器、交流配电、升压设备等，其中，太阳能阵列到并网逆变器的电气部分成为光伏发电系统。7.1.设备选型7.1.1.太阳电池组件的选型（1）选型依据l 选择目前市场上流行的电池组件56、，以便于大批量采购；同时还应该兼顾在易于搬运条件下，选择大尺寸、高效的电池组件，目前工程应用中单块组件的功率多在180wp-280WP；l 组件各部分抗强紫外线（符合GB/TI18950-2003 橡胶和塑料管静态紫外线心能测定）；l 组件必须符合UL、IEC61215、TUV标准，保证每块组件的质量。（2）太阳能电池类型的选定 世界光伏产业从90年代后半期进入快速发展时期，近10年平均增长高达46.78%。2008年世界太阳能电池产量约为60000MWp,比2007年增长了50%。中国与1958年开始研究光伏电池，近10年平均增长率超过100%以上。2007年我国太阳能电池产量为1088MW57、p，超过日本（920MWp）和欧洲（1062.8MWp），成为世界第一大太阳能电池生产国；2008年我国太阳能电池产量2000MWp，占世界总量6000MWp的三分之一，居世界首位。目前市场上商用的太阳能电池主要有以下几种类型：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、碲化镉电池、铜铟硒电池等。上述各类电池主要性能见下表：表 6：太阳能电池分类汇总表种类电池类型商用效率实验室效率使用寿命优点市场份额（2007）晶硅电池单晶硅1620%23%25年技术成熟97%多晶硅1518%20.30%25年技术成熟薄膜电池非晶硅58%13%20年成本相对较低3%77.14%碲化镉810%15.858、0%20年成本相对较低21.14%铜铟硒1012%15.30%20年成本相对较低1.72%根据上表可知：单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转换效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳能电池由于其稳定性能差、光电转换效率相对较低、使用寿命相对较短的原因，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜太阳能电池在国内产量很小，目前没有大规模生产。而碲化镉、铜铟硒电池由于原材料剧毒或原材料稀缺，其规模化生产受到限制。光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转换效率较高、已规模化生产的且在国内有工程应用实例的太阳能组件作为光59、电转换的核心器件。因此，本工程选用晶体硅太阳能电池。（3）太阳能电池组件的选择太阳能电池组件事太阳能发电系统的核心部件，其光电转换效率、各项参数指标的优劣直接影响整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数有标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到280Wp国内均有厂商生产，且产品应用较为广泛。根据目前成熟的商品化电池组件规格，初选电池组件容量为200Wp、230 Wp、260 Wp，等各种技术参数比较如下表：60、表 7：各种组件的技术参数及性能比较电池组件型号规格Eptech156P-200/60Eptech125M-230/96Eptech156P-260/72峰值功率（Wp）200230260最佳工作电流（A）7.634.927.47最佳工作电压(V)26.246.834.8短路电流(A)8.125.37.9开路电压(V)33.458.643.6最大系统电压(V)100010001000填充因子0.740.720.73短路电流温度系数0.045%/（0.040.0015）%/0.045%/开路电压温度系数-0.34%/-（0.350.02）%/-0.34%/峰值功率温度系数-0.47%/-（0.561、0.05）%/-0.47%/输出功率公差3%5%3%组件尺寸（mm）1482992351596106546195699250重量（Kg）16.821.523初选电池组件建成3.5MWp光伏电站的方案比较见下表：表 8：不同电池组件的3.5MWp光伏电站的方案比较方案一方案二方案三组件型号Eptech156P-200/60Eptech125M-230/96Eptech156P-260/72串联数量（块）2012161MW子方阵并联数量（路）2503632401MW子方阵所需组件数量（块）35002904384020MWp方阵所需组件数量（块）666688712076800电站实际安装容量（MWp62、）135200219968从上表比较可以看出：260 Wp的最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压的综合指标较高。另外，采用260Wp组件组成3.5MWp光伏电站所使用的组件数量最少，组件数量少意味着组件间连接少，故障几率少，接触电阻少，线缆用量少，系统整体损耗也会降低。因此，本工程拟选用260Wp晶体硅电池组件。7.1.2. 并网逆变器选型并网逆变器是并网光伏电站中的核心设备，它的可靠性、高性能和安全性会影响整个光伏系统。对于大型光伏并网逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：l 光伏并网必须对电网和太阳能电池输出情况进行实时监测，对周围环境做出准确判断，完成相应的动作，如对电网63、的投、切控制，系统的启动、运行、休眠、停止、故障的状态检测，以确保系统安全、可靠的工作。l 由于太阳能电池的输出曲线是非线性的，受环境影响很大，为确保系统能最大输出电能，需采用最大功率跟踪控制技术，通过自寻优方法使系统跟踪并稳定运行在太阳能光伏系统的最大输出功率点，从而提高太阳能输出电能利用率。l 逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，在逆变器输入功率为额定功率10%时，也要保证90%以上的转换效率。l 逆变器的输出波形：为使光伏阵列所产生的直流逆变后向公共电网并网供电，就必须是逆变器的输出电压波形、幅值及相位与公共电网一致，实64、现无扰平滑电网供电。l 逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大，这就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定性。l 光伏发电系统作为分散供电电源，当电网由于电气故障、误操作或自然因素等外部原因引起的中断供电时，为防止损坏用电设备以及确保电网维修人员的安全，系统必须具有孤岛保护的能力。l 另外应具有显示功能：通讯接口；具有监控功能；宽直流输入电压范 围；完善的保护功能等。对于MW级的光伏发电系统，光伏阵列面积非常大，由于光伏电池组件电流、电压的性能参数不可能做到完全一致，因此光伏组件串并联时相65、互之间的影响可能会导致整体光伏发电系统的发电量下降。逆变器单机容量不宜过小，单机容量过小，接线复杂、汇线增多，同时也会造成系统效率的降低。通过对目前国内外技术及商业化比较成熟的大型并网逆变器进行分析，本方案中初选容量为200kW、250kW、500kW并网逆变器，其主要技术参数见下表：表 9：并网逆变器技术参数序号逆变器型号Eptech156P-200/60Eptech125M-230/96Eptech156P-260/721额定功率200kW250kW500kW2最大直流输入功率235kWp295kWp580kWp3输入光伏阵列电压范围（MPPT）450-820V450-820V450-8266、0V4最大直流输入电压900V900V900V5最大阵列输入电流472A591A2591A6直流过压保护有有有7防护等级IP20(室内)IP20(室内)IP20(室内)8最大功率97.30%97.50%98.50%9额定交流输出功率200kW250kW500kW10额定交流输出电流428A1069A1069A11电流谐波小于3%小于3%小于3%序号逆变器型号SC200HESC250HESC500HE12允许电压工作范围327010%327010%327010%13允许频率工作范围49.5-50.5HZ49.5-50.5HZ49.5-50.5HZ14功率因数0.990.990.9915体积20067、02120850240021208502800212085016重量1600Kg1070Kg2200Kg17过、欠电压保护功能有18过、欠频率保护功能有19防孤岛效应功能有20电网恢复并网功能有21电网短路保护功能有22通讯功能有23工作环境-20 +40由以上表可以得出, 500kW逆变器效率最高，逆变器转换效率直接影响到并网系统的发电功率，另外在3.5MWp并网发电系统中，选用200kW逆变器共需 2台，250kW逆变器需 4 台，500kW逆变器需 7 台。逆变器台数越多与其配套的电器设备也随之增多，这样不仅给接线带来不便，而且会提升整个发电系统的发电成本，故选择500kW的逆变器。7.68、1.3. 直流汇流监控箱可以直接对不同光伏阵列输入组串的电流进行测试和比较，可靠地检测出各路光伏组串可能发生的故障。内置输入组串过载和过电压保护装置。其主要技术参数见下表：表 10：直流汇流监控箱技术参数序号项目名称技术参数1输入光伏阵列电压范围250-880V2最大直流输入电压900V3直流保险数量84最大输入阵列电流16A5每个保险可连接光电组串数26电流测试通道数87最多并联输入路数168直流过电压保护有9防护等级IP6510通讯接口采用RS48511环境温度-25+5512湿度095%7.1.4. 直流主配电箱直流主配电箱主要功能是起汇流和直流配电作用，安装在直流汇流监控箱和逆变器之间69、，通常可以最多连接8台直流汇流监控箱。内置输入组串过载和过电压保护装置。采用IP65防护等级。7.1.5. 交流低压配电柜交流低压配电柜应具有汇流、开断、显示等功能，其主要技术参数见下表：表 11：交流低压配电柜技术参数表序号项目名称技术参数1额定工作电压660V2额定工作电流6300A3额定短路开断电流50kA4额定短时耐受电流50kA5额定峰值耐受电流105kA6防护等级IP407.1.6. 发电系统主设备清单表 12：主设备清单一览表序号名称型号及规格单位数量1太阳能电池组件eply260-24-Vb块768002并网逆变器SC500HE台403直流汇流监控箱SSM台3004直流主配电箱70、SMB台405低压配电柜GGD2-03台76变压器S9-M-2500/10 10.5/0.27V台27跟踪支架CC100-D0311台3508跟踪控制器CCPL-D1E3台359探测器CCPL-D1只3510防雷箱CCFL-22只357.2. 光伏方阵安装设计7.2.1. 发电系统电气设计根据所选光伏电池组件和并网逆变器性能参数，以及光伏电池组件在满足项目实施地气候环境的条件下，经计算确定光伏电池方阵的串并联数及发电单元容量，具体配置见下表：表 13：各分块阵列配置计算表发电子系统功率（kWp）组件型号子阵列组件串联数子阵列组件并联数需用组件个数（块）计算阵列功率（kWp）500Eptech171、56P-260/722*105138500设计方案中拟采用0.5MW作为一个独立并网发电子系统，共有 7 个独立并网发电子系统组成 3.5MWp并网系统。具体设计方案：光伏电池组件25串2并共50组，组成容量为500KW的发电子系统，先通过30台壁挂式直流汇流监控箱（16进1出）汇流，之后通过4台壁挂式直流主配电箱分别接入7台500kW逆变器，通过低压配电柜配电，经一级升压变（0.4/10.5kV500kVA）升至10kV，这样就形成了一个独立并网发电子系统，15个独立并网发电子系统经两台110kV二级升压变升至110kV后送入电网。并网光伏电站接线图详见附图EOPLLY-SZSDZ-090772、-02光伏电站系统接线图。7.2.2. 光伏电池方阵的确定根据我们长期跟踪测试双轴跟踪系统比固定的发电量提高的效益高达40%。故本工程采用双轴跟踪系统进行发电。7.2.3. 光伏阵列间距的设计计算并网光伏电站场区设计的原则是：尽量减少占地面积，提高土地利用率和光伏阵列之间不得相互遮挡。一年中冬至日太阳高度角最低，我们在设计中按照冬至上午9：00至下午16：38不遮挡为计算设计依据。项目建设场址：北纬=3236061，东经Lloc=12056.543 太阳赤纬角=23.4 =北京时+E-4(120-Lloc)h （10） 根据公式（10）计算得下午16：38时刻的真太阳时为下午3：00，可计算出73、时角=315=45计算冬至日下午3点（真太阳时）的太阳高度角hsinh=sinsin+coscoscos (11)根据公式（11）计算得到冬至日下午16：38的太阳高度角h=16.71计算冬至日下午16：38时刻的太阳方位角 sin= cossin/cosh （12）根据公式（12）计算得到工程建设场址冬至日下午16：38时刻太阳能方位角=42.65光伏阵列垂直净高度为2.4m，则通过计算为了保证冬至日下午16：38之前光伏阵列不遮挡，则光伏阵列之间的间距D为：D=2.4m/tan16.71cos=5.884m取整，即光伏阵列间距D设计为6m。图 3：光伏阵列支架前后安装示意图在光伏阵列间距设74、计中，保证场址在冬至日下午16：38之前不发生遮挡，则光伏阵列一年之中太阳能辐射较佳利用范围内就不会发生阴影遮挡。因为冬至日是一年中太阳高度最低的一天，下午16：38之后的太阳能辐射量已经很小，利用率很低。故按冬至日16：38之前不遮挡设计光伏阵列间距能保证一年之中在太阳能辐射较佳利用范围内不会发生阴影遮挡。7.2.4. 电池方阵支架的设计在光伏系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳能辐射量有很大的影响，从而影响系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定式安装式和自动跟踪式两种形式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟75、踪系统可以随着太阳轨迹的季节性升高而变化。自动跟踪系统增加了光伏方阵接受的太阳能辐射量。不同跟踪系统在当地条件对发电量（与固定支架相比）的影响不同，据测算和实际验证，双轴跟踪系统能使方阵能量输出提高3540%，单轴跟踪系统能使方阵能量输出提高1520%，斜轴跟踪系统能使方阵能量输出提高25%左右。因此本工程建议采用双轴跟踪系统。因此，本工程光伏组件方阵采用双轴跟踪系统安装。该形式阵列支架具有安装、维修、检修、更换光伏组件方便的优点，并能抗120km/h的大风，可按电站的地理位置在安装时保证最佳倾角。支架和紧固件表面做镀锌处理，并结合基础的设计使光伏组件离地面距离大于0.6m，以避免杂草的遮挡。76、l 支架结构形式采用传统的三角钢结构。l 材料型号必须按照设计计算书要求选用，要保证支架由足够的强度和刚度。l 在设计过程中严格执行有关标准和规范，主要考虑的参数和参考标准有：采用标准：建筑结构荷载规范GB50009-2001角钢：符合GB9787-1988槽钢：符合GB/T707-1988热轧扁钢：符合GB/T704-1988符合建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）混凝土结构设计规范（GB5001-2002）7.2.5. 光伏阵列设计光伏电站总装机容量3.5MW，由 7个光伏子阵列组成，总占地面积20万平方米。每个子阵列有19串2并38块260Wp太阳能电池组件组成，容量为9.877、8kW，组件按7排5列布置。光伏电站具体布置见附图E0PLLY-SZSDZ-0907-001:光伏子阵列平面布置图。阵列南北向跨距3m，光伏子阵列前后排间距6m，详见附图E0PLLY-SZSDZ-0907-003：光伏组件单元安装示意图。7.2.6.电池组件的清洗为保证电池发电效率，每一星期定期对组件进行清洗，如果遇到沙尘天气等恶劣气候，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，清洗物采用清水，为了工作效率采用2辆清洗车清洗。l 清洗车技术参数：l 罐体容量（L）：3500l 作业速度（km/h）：510l 泵压力（MPa）：1.52.5根据电池方阵宽度为1430m，共45排，清洗长度为1.43km45=78、64.35km，大约需要8小时，每隔1小时重新灌水，大约半小时，1辆清洗车共需要12小时完成清洗。为了不影响发电，在早晨和傍晚共清洗3个小时，2辆清洗车需要用2天完成。如遇到降雪时，在降雪停止后，及时用清洗车刮擦清除组件表面积雪，将损失降到最小程度。7.3. 系统年发电量的预测7.3.1. 光伏阵列的基础数据表 14：光伏阵列的基础数据光伏组件个数13300个总装机容量3500KW光伏组件有效面积电池组件尺寸195699250mm每块电池组件有效面积1.94每个光伏子阵列有效面积124.2电站光伏组件有效面积1489927.3.2. 系统发电效率分析（1）光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作79、时的温度变化而变化。当他们的温度升高时，不同类型的大多数电池效率呈现降低的趋势。光伏温度因子0.45%/度，根据统计光伏组件平均工作在高于气温25度下，折减因子取97.075%。（2）光伏阵列的损耗由于组件上有灰尘或积雪造成的污染，本项目所在地降水量少，多风沙，污染系数高，折减系数取5%，即污染折减因子取95%。（3）逆变器的平均效率并网光伏逆变器的平均效率取96%。（4）光伏电站内用电、线损等能量损失初步估算电站内用电、输电线路、升压站内损耗，约占总发电量的4%，其配电综合损耗系数为96%。（5）机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然会造成损失，其系数取4%，光伏80、发电系统的可利用率为96%。考虑以上各种因素通过计算分析光伏电站系统发电总效率：=97.075%95%96%96%96%=81.59%7.3.3 光伏发电系统的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，可预测3.5MWp并网光伏电站的年总发电量。光伏电站年发电量计算公式如下：L=WH式中L并网光伏电站年发电量，kWh W并网发电站装机总量，20MWp H年峰值日照小时数，2236.18h 光伏电站系统总效率，取81.59% H=Ih/I0=1944.51.15/1000=2236.18h Ih倾斜面年总太阳辐射量，kWh/m2 I0标准太阳辐射强度，1000W/ m2（电池组81、件标准测试条件） Ih水平面年总辐射量1.15（1.15为XX地区实际工程实践经验值）项目建设地19852005年20年平均太阳能辐射量，为2430.63k kWh/ m2,根据总装机容量、系统总效率；可计算得出电站建设期后第1年发电量为18.5万kWh，考虑系统25年输出衰减20%，即每年衰减0.8%，可计算出25年总发电量为462.5万kWh，平均年发电量18.5万kWh.8. 电气8.1. 电气一次8.1.1. 接入电力系统方式根据并网光伏电站的建设规模及XX县地区的电网现状，初步确定光伏电站升压至110kV后以一回110kV线路送往110kV变电所，线路总长约400km，按经济电流密度82、法计算选择导线型号为LGJ-150/20.并网光伏电站接入电力系统地理接线图见附图8.1.2. 电气主接线方案根据光伏电站的接线方式，110kV升压变电所高、中压侧拟定三个接线方案进行经济技术比较。表 15：技术方案比较方案一方案二方案三设计方案单母线接线单母线分段接线变压器线路组接线优点接线简单，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套装置供电可靠性高，运行灵活接线简单，继电保护配置简单，投资的，不需要高压配电装置缺点供电可靠性差继电保护配置较复杂，投资高、扩建较复杂供电可靠性差，运行不灵活经过对上述三个接线方案的经济技术方面的比较并结合光伏电站的发电特点，推荐方案一为110kV升压变电所高、中83、压侧的接线方式。110kV升压变电所安装两台容量为20000kVA的油浸式变压器，110kV出线一回。8.1.3. 光伏电站厂用电并网光伏电站的厂用负荷包括厂区的生活用电 、控制室的照明电、各断路器的操作电源、升压变电所综合自动化系统装置的用电等。并网光伏电站由于具有白天发电夜晚停发的特殊性，初步确定厂用电从电网取电。根据各用电设备的容量、数量及重要性，采用预装变电站形式，初选变压器量为315kVA，引自场区附近的10kV线路上。8.1.4. 升压站电气设备的布置形式升压站内电气设备布置采用中型布置形式，站内布置两台主变压器，110kV户外配电装置，110kV出线一回；升压站内母线构架、进出线84、构架采用钢构架，支柱及各设备支柱均用水泥杆；110kV母线间距为2.0m，出线间距为1.8m；主变压器与中压开关柜之间采用电缆连接，敷设在电缆沟内。升压站内电气设备也可考虑采用GIS组合电器设计。8.1.5. 控制开关室主要电气设备的布置形式为了使各设备之间的连接方便、电缆长度最短，控制室内低压配电柜、保护柜、计量柜、直流柜、光端机呈“一”字型布置，中压开关柜以“一”字型布置在单独的中压开关柜；控制室和中压开关室隔墙相邻，中压开关室和升压变电所隔墙相邻，厂用箱式变布置在控制开关室的左侧。8.2. 电气二次8.2.1. 监控、保护、通信系统（1）监控系统升压变电所采用目前技术已十分成熟且广泛使用85、的变电所危机综合自动化系统，分为监控层、通信层、间隔层。其中的监控层包括当地监控PC机、工程师站PC机、打印服务器、通讯服务器、UPS以及相应的配套软件。该系统的间隔层监控装置，能够实现以下功能：l 数据采用及处理功能l 控制操作功能l 报警及事件记录功能l 历史记录功能l 显示打印功能l 故障录波分析功能l 报表组态及图形分析功能（2）保护系统升压变电所采用的变电所综合自动化系统的间隔层保护装置主要有以下保护单元组成：l 主变压器主保护（纵联差动保护、瓦斯保护、轻瓦斯保护、温度保护）l 主变压器后备保护（复合电压启动过电流保护、过电压保护、零序电流保护）110kV线路保护（距离保护、电流速断86、过电流保护）l 一级升压变压器保护（复合电压启动过电流保护、过电压保护、零序电流保护）l 厂用变压器保护（过电流保护、过电压保护）（3）通信系统通信系统是保证电厂安全发电和经济运行的重要环节，是指挥生产运行的必须工具。根据电力发、供、用必须同时完成的特点，通信应做到迅速、准确、可靠地传递各种生产管理信息和生产调度命令，保证“中调”对本电站的生产调度和行政管理。本电站通讯拟采用光纤通信为主，有限通信方式为辅的方式。通过变电所综合自动或系统的通信层实现对并网光伏电站的“四遥”功能。8.2.2. 升压变电所主要电气设备选择由于并网光伏电站所在地海拔为 3.5 m左右，经计算其海拔修正系数为1.2587、，因此所选电气设备内绝缘均应按此值进行修正，采用高原型产品，以保证电气设备的安全运行。升压变电所110kV侧拟采用户外式电气设备，主要电气设备为主变压器、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等，10kV侧采用户外内式电气设备，主要电气设备为中压开关柜、保护柜、计量柜、直流柜、低压配电柜等，变电所拟采用微机综合自动化系统装置。根据设备选择原则及使用条件的要求，对主要设备的型号及参数选择如下：表 16：升压变电所主要设备清单序号名称型号及规格单位数量备注1变压器SZ10-20000/11012181.25%/10.5kV，YNd11Uk%=10.5台22高压断路器LW30-126/T288、00031.5kA台23高压断路器LW30-126/T315031.5kA台14高压隔离开关GW4A-126D组15高压隔离开关GW4A-126D组46电压互感器TYD110/3-0.01G只37电压互感器JDC6-10只38电流互感器LB6-110 2110/5A只49电流互感器LB6-110 100/5A只810中压开关柜KYN31-12/630-31.5台1511中压开关柜KYN31-12/1250-31.5台212低压配电柜GGDI-12 630A 20kA台213综自装置IPAS2000套18.2.3 并网光伏电站过电压保护及接地保护（1）过电压保护XX县xx地区的年平均雷暴日数为289、.9d，属于少雷区。为了保证在发生雷击时光伏电站的电池组件、各类电池设备、综合自动化系统装置的正常工作，在光伏电站本体设置了三级防雷保护装置来防止侵入雷、绕击雷对光伏组件、逆变器、交流配电柜等设备的危害，分别在分汇线盒内设置防雷模块作为第一级防雷保护，在总汇线盒内设置防雷模块作为第二级防雷保护，在并网逆变器内设置防雷模块作为第三级防雷保护；在一级升压室、控制开关室屋顶设置避雷带来防止直击雷对中压开关柜等电气设备的危害，在进、出线中压开关柜内装设性能优越的氧化锌避雷器来防止入侵雷、绕击雷的危害。为了保护变电所内的电气设备不受直击雷的侵袭，在变电所内布置4基30m高的避雷针对电器设备进行保护。（290、）接地保护全场除避雷针外拟设一总的接地网，本着“一点接地”的原则，将光伏组件及支架、各高低压电气设备的外壳、各防雷模块接地侧、屋顶避雷带的接地网进行可靠地电气连接。考虑升压变电所采用综合自动化系统，为满足微机监控、保护系统对接地电阻的要求，全场除避雷针接地外总接地电阻应达到规程规定不大于1的要求，以保证设备及人身安全，同时应满足接触电势及跨步电压的要求；避雷针接地系统应单独设置，和其他接地系统的地下距离不小于3m，接地电阻不大于4。若接地电阻不满足要求，可通过深埋于含水层或加降阻剂的方法进行处理。（3）光伏电站监控系统由于电站场区较大，为了保证电站的安全运行和方便值班人员对厂区的监视，及时发现91、存在的安全问题，在电站场区及升压站内安放监控系统，在电站及升压站四侧围墙安放红外线报警系统。9. 消防9.1. 消防总体设计9.1.1. 消防设计依据设计中执行的主要消防设计规模、规程由：l 电力设备典型消防规程（DL5027-93）l 火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）l 水喷雾灭火系统设计规范（GB50219-95）l 建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）l 灭火自动报警系统设计规范（GB50116-98）9.1.2. 设计原则贯彻“预防为主、防消结合”的方针，结合实际情况设置消防系统，加强光伏发电厂区自身的防范力量。严格遵从国家消防条例、规范进行设计92、，采用行之有效的防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。升压变电所总平面布置设置消防通道，保证建筑物间距满足防火规程要求。建筑物内设置疏通通道，装设事故照明、疏散标志指示灯，按规程设置消防栓、移动灭火器。主要高压气设备选用无油化设备，耐火电缆，并注意电缆设施防火。设置火灾检测报警系统。设置全站消防水系统。建筑物结构耐火等级满足规程要求。建筑装修时选用难燃材料。9.2. 工程消防设计9.2.1 建筑（构）物火灾危险性分类及耐火等级全场建筑物及构筑物在生产过程中的火灾危险性分类及最低耐火等级详见下表：表 17：主要建（构）筑物的火灾危险性分类及最低耐火等级序号建（构）物名称火灾危险性分类93、耐火等级1宿舍、办公楼丙二级2升压变电所丙二级3一级升压站丙二级4中央开关、控制室戊二级5值班室丙二级9.2.2.建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限主控楼、配电装置室及其它建筑物和承重墙均为非燃烧体，耐火极限不小于2.5h；柱、梁、楼板均为非燃烧体，耐火极限分别不小于2.0h、1.5h、1.0h；吊顶为难燃烧体，耐火极限不小于0.25h。9.3. 安全疏散通道和消防通道9.3.1. 升压变电所及中央开关、控制室安全出口安全出口不少于两个，安装防火门，门的开启方向朝疏散方向；当屋内配电装置楼的长度超过60m时，设置中间安全出口。电缆隧道两端均设置通往地面的安全出口，当电缆隧道长度超过100m时94、，增加中间安全出口，其间距不超过75m。其他建筑物的安全疏散，均应符合国家现行相关标准进行设计。9.3.2 建筑构件（1）建筑物室外疏散楼梯和每层出口平台，均采用非燃烧材料制作，平台耐火极限不小于1.0h；楼梯的耐火极限不小于0.25h，疏散门为乙级防火门。（2）控制楼室外疏散楼梯的净宽不小于0.8m，坡度不大于450，楼梯杆高高度不低于1.1m。（3）配电、控制室通向室内走廊的门，均采用向外开启的丙级防火门。9.4. 消防给水本规模为2台双绕组有载调压变压器，容量为20000kVA，小于火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-96）中规定的变压器大于125MVA应设水喷雾消防的要求。95、所以本次设计不考虑场区变压器水喷雾消防。根据主建筑的体积大于3000室内外消防设置消防栓。室外消防设计用水量为15L/S。室内消防设计用水量为10L/S。消防水系统采用独立的系统，有蓄水池（150m3）、消防水泵及管网等构成。消防水泵房布置综合泵房内。泵房内设消防泵2台，消防稳压泵2台，压力罐1个。消防稳压泵采用变频器控制，以满足消防管网的常规压力。消防栓系统管网在主变压沿站区道路形成环路（DN150），在变压器附近、服务楼附近、汽车库、屋外配电装置附近设地下消防栓，管道采用焊接钢管。9.5. 消防电气站内消防水系统电源由站内厂用变提供，厂用变设一台变压器由站外独立10kV系统引接。消防水系统96、选用NH耐火型电缆，电缆线槽采用金属线槽喷防火漆。站内载中央开光、控制室、主建筑主要通道，设事故照明，事故照明正常时由交流通电供电，事故情况下失掉交流电源时由事故照明切换至直流供电。在主建筑物主要通道、服务楼主要通道设有疏散标志指示灯。站内电缆设施主要采用电缆沟道。按有关规程、规定对电缆沟内设置电缆防火，阻燃设施；电缆敷设完成后，所以孔洞均使用防火涂料进行封堵。9.6.通风空调系统的防火设计站区内无空调系统，房间采用自然排烟，不设置机械排烟系统。控制室、所用电室内设置事故排风机兼作通风机使用。9.7.消防监控系统本工程设置一套火灾自动报警控制系统。控制系统采用总线制，报警与联动控制共线。在主控97、制室设置火灾报警区域控制器，火灾报警区域控制器上设有启动消防泵的后续手操：在主控制室、所用电室等处装设火灾报警探测装置，当火情发生时，火灾报警探测装置可自动向火灾报警区域控制器发出信号，火灾报警区域控制器探测到火情后，可根据预先设计好的逻辑，通过联动控制总线启动相关的联动设备，火灾报警区域控制器可显示发生火灾的区域、时间以及消防系统设备状态。在主要通道和重要场所设置声光报警设备，火情发生时，火灾报警区域控制器应能启动声光报警设备及时提醒及疏散人群。火灾自动报警控制系统具有自检功能，正常运行时，区域控制器可以对整个系统进行自诊断，当网络或探测器出现故障时，可以报警。9.8.消防工程主要设备9.898、.1. 消防水系统表 18：消防水系统设备参数消防水泵的性能参数消防稳压泵的性能参数隔膜式气压罐型号：XBD6.8/30-125D/3流量：108m3/h扬程：60m功率：30kW数量：2台 型号：65LG36-20X3流量：36m3/h扬程：60m功率：11kW数量：2台直径：1200mm 数量：1个9.8.2. 建（构）筑物移动灭火器设置依据有关消防规范，在服务楼里及各类房间配置干粉或CO2灭火器，在主变及高压电器旁边配备推车式干粉灭火器和砂箱及消防铲。详见下表：表 19：移动灭火器设置表设置位置灭火器型号数量（具）办公楼磷酸铵盐干粉灭火器（MF4）10办公楼手提（CO2）灭火器（MT7）99、10宿舍楼磷酸铵盐干粉灭火器（MF4）10宿舍楼手提（CO2）灭火器（MT710升压变电所手提（CO2）灭火器（MT76中央开关、控制室卤代烃“1211”灭火器（MT4）9主变压器推车式干粉灭火器（MFT50）6变压电容器推车式干粉灭火器（MFT50）29.8.3设置火灾检测及报警系统场区内设置火灾检测及报警系统1套。9.9建筑消防建筑物结构耐火等级满足规程要求。建筑物装修时采用难燃材料。9.10.施工消防施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车通行。将危险品库布置在远离其他建筑物的区域，并设置明显标志。施工现场设置移动式灭火器，所有安放有灭火器的位置均设有明显标志。在升压站施工现场设置消防工具100、架。施工单位需配有专业消防员，每天进行消防检查。施工人员进入施工现场禁止吸烟。10.土建工程10.1.场区规划设计一期建设规模为3.5MWp，拟设置电站场区东西厂1455m，南北宽481m，加上升压变电站，总占地面积为20万。场区以中央主入口道路分为东西两个半区，每个半区以环状道路环绕光伏阵列划分为15块。场区中央主入口两侧分别设置办公区和生活区，场区北侧正对中央主道路设置升压变电所及中央开关、控制室。详情见附图JPC-EI0903-GEM-07:场区总平面布置图。10.1.1.场区道路、绿化设计场区中央主道路宽为7m，其余为5m，阵列南北向道路宽3.5m。南向距围栏12m种植绿化草坪，北向距101、围栏16.5m种植绿化草坪。10.1.2场区照明及景观设计光伏阵列外围，道路外侧每隔30m设太阳能路灯一盏（高度4m内），光伏阵列范围内，道路两侧每隔5m设置太阳能脚灯一盏。10.1.3.场区给排水设计本工程生活用水及清洗用水取自场地内水源井。生活区内的生活污、废水排至室外粪池，化粪池内淤泥定期清理外运。在场区阵列中间及南北向道路设置排水明沟，场地雨雪水以及清洗用水经明沟收集后，按照场地自然坡度由南向北排至场区北侧沉淀池，经过自然沉淀可以进行二次利用。具体布置详见附图E0PLLY-SZSDZ-0907-08:场区排水平面图。10.2.电站房屋建设10.2.1房屋规划本电站房屋建筑由电站机房建筑102、和办公区建筑、生活区建筑三部分组成，其中电站机房建筑包括：一级升压室、中央控制、中压开关室等。其平面布置图详见附图E0PLLY-SZSDZ-0907-09:一级升压室平面布置图、附图E0PLLY-SZSDZ-0907-10中央控制、中压开关室。办公区建筑包括：备品备件间、会议室、办公室、餐厅、厨房等，生活区建筑主要是职工宿舍。根据当地的气候条件，夏季温度不高，不需要安装空调；冬季温度偏低，需采用取暖措施。表 20：20MWp并网光伏电站建筑规划表 （单位：m）生活区职工宿舍办公区一级升压式（15座）中央控制中压开关室值班室合计房屋类型长宽长宽长宽长宽长宽（）43.67.041.046.2423103、.045.9422.4410.746.66.02895砖混10.2.2.房屋供暖及太阳能利用机房采用被动式太阳房的采暖方式，即南向集热窗的采暖方式；生活用房采用主被动结合式的采暖方式，即南向集热窗，加屋顶太阳能集热器室内地面低温热水地板辐射采暖系统，并增加辅助电能加热太阳能循环用水作为辅助采暖方式。10.2.3.阵列基础设计太阳能电池支架基础采用混凝土现场浇筑，当场区地面平整完成后，即可根据场区平面布置定位、放线，挖坑、放置模具，校直、校平，依次浇入混凝土，在浇筑的过程中放入预埋M20430的整体镀锌螺栓。螺栓上端的螺纹应用胶带包裹保护，在浇筑过程中需用震动棒震动。混凝土标号为：C30并按规定104、程序养护。方阵基础符合GB-05202-2002的要求。详见附图E0PLLY-SZSDZ-0907-01光伏阵列基础图。10.2.4.场区围栏1. 围栏：长L=1455m 宽 W=481m2. 围栏总长度：（1455+481）2=3872m围栏采用高速公路用钢丝网围栏，不挡光，运输、安装方便，价格便宜。该种围栏具有如下特点：1) 采用防盗式热浸塑墨绿色钢焊接网。2) 防盗钢网围栏钢焊接网的设计符合GB/T7374-1998。3) 焊接网浸塑PE粉，单边厚度为0.40.45mm，质量符合GB/T8226-2000标准。焊接网用的钢丝为640800H/，实际直径为 4.5mm。10.2.5.电站的105、供水、供电（1）电站供水设施根据实地考察结果，考虑实际用水及光伏电站地下水质情况，可在光伏电站的附近打机井一口，并建一座水塔，以保证工作人员及光电场的绿化用水。（2）光伏电站的供电并网光伏电站的厂用负荷包括场区的生活用电、控制室的照明用电、各断路器的操作电源、升压变电所综合自动化系统装置的用电等。并网光伏电站由于具有白天发电夜晚停发的特殊性，初步确定厂用电从电网取电。根据各用电设备的容量、数量及重要性，初选厂区用电变压器一台，单台容量为315kVA，引自10kV母线上。11.施工组织计划鉴于3.5MWp并网光伏电站建设项目具有投资大、占地面积大、时间紧、工程量大的特点，参与设备厂家较多，相互配106、合协调工作较复杂，必须精心组织，保证工程顺利实施。11.1. 施工组织实施方案设备和安装、并网系统质量严格按照国家规范和项目合同的要求实施，保质保量地完成本项目的实施。11.1.1.电站土建工程土建工程包括被动式太阳能采暖机房、主动式太阳能采暖生活用房、PV 电池阵列基础、电缆沟、电站场区围栏及场地平整，必须严格按照施工图及国家有关规范、规程进行施工。机房、生活用房为主、被动式太阳能采暖房，施工中对各个结构部件优选，以保证太阳房的采暖效果。施工顺序为：机房、生活用房建设和方阵基础同时进行；电缆沟、设备基础、接地系统；并网系统建设；电站场区围栏及场地平整。11.1.2.设备生产、采购及运输包括太107、阳能电池板、支架、控制器、逆变器、交直流配电柜、方阵支架、防雷装置、电线电缆、通信电缆、附件材料等。太阳能电池板应采用经ISO-25认证测试机构鉴定的产品。逆变器应采用符合IEC801-3、805-3标准的合格产品。交直流配电柜应按国家标准生产加工。方阵支架应委托技术力量雄厚的加工企业按设计加工图进行加工生产，抽样检测，确保质量。防雷装置、电线电缆、通信电缆、附件材料需采用经过国家认证检测机构测试的适合本项目国家标准的合格产品。11.1.3.安装、测试、试运行及现场培训光伏方阵安装和机房内设备安装同时进行。光伏方阵安装顺序：首先对方阵基础进行校验，合格后进行方阵支架拼接、初校、安装、调校支架使108、光伏组件平面平整、横竖成线、间距均匀、紧固连接螺栓、紧固牢靠光伏组件、固定接线盒、连接光伏组件之间的接线。机房控制室安装顺序：逆变器、配电柜设备部分，设备就位，连接导线。光伏方阵与逆变器导线敷设，连通配电柜与并网电网。进行电站控制系统功能调试、实现输电运行，调试正常后系统投入试运行。现场培训与设备安装调试工作同步进行，即电站运行操作和管理人员参与现场安装全过程，调试正常后，技术人员做操作和运行程序及注意事项示范讲解，在技术人员指导下，使操作和管理人员熟悉操作工艺和系统原理，能对电站进行正常的运行操作、管理和维护。11.2. 施工进度安排根据本项目工程的实际特点，整个工程中电站设备的订货、生产、109、运输需统筹安排，土建、电气以及电站本体工程的施工必须环环相扣，紧密衔接；既要考虑工期的要求，还要考虑当地气候条件的限制，避开冬季不能施工时间段。本电站建设从项目立项到最终并网投入验收的建设周期拟分为三个阶段，即第一个半年全部土建工程及配套附属设施建设、50%的设备采购运输以及1.75MW并网，第二个下半年完成50%的设备采购运输以及3.5MW并网，总工期拟控制为12个月，具体安排如下：表 21：施工进度的具体安排工作内容时间（个月）前六个月前期3.5MWp并网光伏系统项目立项、审查等相关事宜2现场考察与勘测，落实光伏系统安装场地；完成项目的施工图设计；完成各分项工程的招标工作；签定总承包合同1110、完成光伏系统土建工程建设，包括主、被动式太阳能机房及生活用房、设备基础、太阳能电池阵列基础、场区电缆沟、围栏和其它土建工程4完成50%的光伏系统设备生产、采购及运输3（与上同时进行）完成光伏系统的现场安装调试2完成光伏系统试运行，现场操作和使用培训1后六个月工作内容时间（个月）完成50%的光伏系统设备生产、采购及运输2完成光伏系统的现场安装调试1完成光伏系统试运行，现场操作和使用培训1完成光伏系统的现场安装调试1完成光伏系统试运行，现场操作和使用培训1项目最终竣工验收13.5MWp并网光伏电站施工进度计划见下表：表 22：3.5MWp并网光伏电站施工进度计划表11.3.设备及材料进场计划11.111、3.1.土建部分由土建施工单位制定。土建施工单位应控制在9个月的时间内完成全部土建（含设备基础、机房、生活用房、场区建设等）工程，并要考虑xx地区气候条件的限制，避开冬季施工这个不利时间段。11.3.2.太阳能光伏发电设备部分由总投资商通过公开投标方式确立配套厂家并签署供货协议后，光伏组件、逆变器、交流配电柜等供货厂家应将各自设备运抵项目实施地，交付总投资商验货，合格后进入安装现场。太阳能电池支架可在XX当地当地加工并进入现场。11.4.劳动定员和人员培训11.4.1.劳动定员光伏电站的自动化程度较高，管理机构的设置应根据生产经营需要，本着高效、精简的原则，实行现代化的企业管理。并网光伏电站建112、设完成后，其后续工作主要是光伏阵列的清洗、电气设备检修、以及输变线路的检修等日常工作，工作量较小。维护管理工作按照两班运转考虑。高级管理人员2人，主要负责日常工作管理工作及人员工资结算；技术人员12人，主要负责电站设备的检修、维护工作；一般管理人员8人，主要负责后勤服务、安全等工作。所需人员配置见下表：表 23：岗位设置一览表序号岗位数量学历备注1输变电工2大专以上2机电维护、监控4大专以上3光伏阵列维护6高中以上4值班人员2初中以上5后勤人员3高中以上6管理人员5大专以上包含2名高管7合计22l 集中培训：电站运营维护等技术人员将接受为期一个月的理论教学和亲自动手实践。使这两类人员掌握电工基113、础供电、用电和安全知识；掌握各设备的工作原理和操作使用；学会安装、调试各个设备；学会各个设备的故障判断和故障排除；掌握设备的定期检查和登记；学会设备关键部件的更换；掌握常用电工仪表和工具的使用。通过培训，电站运营维护等技术人员必须掌握以下知识和技能：太阳和太阳能太阳能电池和太阳能电池方阵工作原理及使用维护并网逆变器的原理及使用低压配电线路高压输变电的原理及使用维护高压合闸回路原理及使用维护微机监控系统原理及使用维护接地、防雷和防雷设备原理及使用维护并网发电中的管理与售后服务并网发电的安全、放到、防火（3）培训时间对管理人员的培训，时间安排为5天；对电站运营维护等技术人员的培训，时间安排为30天114、。11.5.质量管理既安全措施11.5.1质量管理l 土建工程部分按照施工设计放线定位，严格遵守国家规范和规程，优化施工程序，进行文明施工。主、被动式太阳能机房及生活用房，依据放线、开挖、基础、主体、设备基础、地面、屋田、内外装饰的施工顺序，监理部门严把建筑材料、混凝土配合比、门窗料及全程施工按施工设计进行。投资商专人对工程负责技术质量现场监督。设备基础，校验开挖位置、深度、孔洞尺寸，保证混凝土配合比、预埋件材料及尺寸，混凝土机械振捣密实，草袋覆盖浇水养护5天之后，才允许上人，但仍要继续养护至7天，再转为自然养护28天。l 并网系统部分严格把好设备及导线器件的采购质量关，监督现场安装的质量技术115、，测试安装系统性能，做到无短路、断路、美观、优良。l 设备部分光伏组件、逆变器、交直流配电柜等的生产厂商应确保产品质量安全可靠，运输中轻装、轻放。安装中技术人员要熟悉并网系统的连接和技术要求，谨慎安放就位，精心安装并连接，文明施工。l 避雷和接地部分避雷设施应确保并网系统和光伏电站的运行安全，避雷范围包括并网所在系统和设备。接地体由土建方施工完成，按设计要求进行规范施工，接地网要满足设计接地电阻的要求，设备接地应连续、贯通、牢固，确保整个系统的接地安全。11.5.2.安全措施所有土建及安装应统一安排协调，按照单项工程的施工安全要求，做好安全措施。设立施工安全员对工程的施工单位单项进行安全监督和116、安全教育，施工中设置安全标识。并网系统高空作业应佩戴安全带。设备运输要考虑车辆及公路状况，确保人员和设备安全，要教育员工加强安全意识，谨慎驾驶，安全行驶。设备装车前要重新包装加固，撞车时应有序排放，合理分配装载量。11.5.3管理措施l 内部管理加强项目统一管理，统一组织，设立项目总负责、分项负责、单项工程负责，做到责任明确，分工细化，措施得力，使项目按照进度计划正常进行。项目部应严格执行ISO9000质量管理体系进行项目管理、实施。同时抽调专人组成现场质量检查小组，以巡查、抽查的形式进行质量自检，以确保施工质量达到优良。l 监理单位监督总投资方须委托或通过公开招标方式确定监理单位，分别对各部117、分、各项工程进行全方位、全过程的施工监理。12.环境影响的评价12.1.环境影响初步评价12.1.1评价标准中华人民共和国环境保护法（全国人大，1989年12月26日）中华人民共和国环境影响评价法（全国人大，2002年10月28日）建设项目环境保护管理条例（1998年11月29日国务院令第253号）生态保护法（水土保持法、野生动物保护法、防沙治沙法）江苏省XX县建设项目环境监理管理方法（试行）全国生态环境建设规划国发（1998）36号噪声污染防治条理辐射环境保护管理导则 电磁辐射监测仪器和方法HJ/T10.2-1996.辐射环境保护管理导则 电磁辐射环境影响评价方法与标准HJ/T10.3-19118、96.12.1.2环境影响评价报告表表 24：20mwp并网光伏电站环境影响评价报告表环境影响项目环境影响评价分析太阳能电站对社会经济的影响XX县xx3.5MWp并网光伏电站项目25年寿命期内年均发电量为18.5万Kwh，相当于每年大约减排二氧化碳185496吨。在整个工艺流程中，不产生大气、水、固定废弃物等污染物和噪声污染。起到节煤增电的良好经济效益。并可节省大量运力，发电用水和灰场占地。并网光伏电站的建设将会大大减少对周围环境的污染，节省大量淡水资源，特别是对缺少淡水资源的干旱地区更为重要，还可起到利用自然可再生资源保护生态环境的作用。太阳能电站对土地使用的影响XX县并网光伏跟踪电站本期项119、目3.5MWp工程占地面积20万m2。施工临时用地用地均在场内规划，不占用场外土地。因工程永久性占地属于荒漠戈壁，不占用耕地。光伏阵列采用固定式支架，光伏阵列区域的用地在施工期占用一年，加上恢复时间，最多占用两年，时间较短，而且在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用，不占用其他土地，不随便践踏、对以开挖基础的地方施工完成后及时采取恢复措施。所以对当地人民的生产、生活影响很小。太阳能电站对自然景观的影响光伏阵列采用固定式支架安装在xx，距XX县城约59km的荒漠滩涂上。光伏电站宏伟的规模和气势不仅不会破坏当地的自然景观，还会给当地增添一道亮丽的风景。在一片辽阔宏伟的海岸滩涂上，排列有序的光伏120、阵列在蓝天、白云的映衬下，构成了一副美丽的风景画。电磁辐射对当地居民身体健康的影响一切电气设备在运行时都会产生电磁辐射，辐射源包括发电机、电动机、输电线路、变电所等。就太阳能电站而言，辐射源有逆变器、输电线路、变电所等。根据1997年1月27日国家环保总局颁布的电磁辐射环境保护管理办法中规定：变电所及输电线路电压在100kV以上的送电系统属电磁辐射项目，造成环境污染危害的必须依法对直接受到损害的单位或个人赔偿损失。本并网光伏电站输电线路为110kV，光伏电站运行是会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且该电站距离居民区较远，可认为光伏电站的电磁辐射不会对其附近居民的身体健康产生危害。对无线电121、/电视的影响通过对光伏电站附近居民的调查，我们了解到目前已经运行的光伏电站对当地的无线电、电视、广播等电器设备没有影响，且该光伏电站据居民区较远，因此认为本光伏电站不会对其附近的无线电、电视等电器设备产生影响，污染物排放 施工期污废水主要来源于施工人员的生活污水、施工机械用水等，施工期施工用水量较小，可在施工现场临时设置施工蓄水池，循环使用。施工人员的洗漱等生活污水可设一沉淀池，沉淀物定期清理外运，设置临时卫生间，粪便污水收集后集中处理，定期清理外运，严禁乱排。施工期固定废弃物要求随产生随清运并处置。 光污染多晶硅电池组件最外层为特种钢化玻璃，这种钢化玻璃其透光率极高，达95%以上。光伏阵列的122、反射光极少，不会使附近公路上正在行驶的车辆的驾驶员产生眩晕感，不会影响交通安全，不会对周围工矿企业和居民造成光污染。对草地影响XX并网电站本期项目3.5MWp工程占地20万m2.本次规划的光伏电站所在地的植被属荒漠植被类型，类型单一，植株稀少，土地盐碱度高，植物呈现明显的水生形态，光伏电站不会影响光伏阵列周边的植物的生长。光伏阵列具有遮阴的作用，加之光伏阵列一部分清洗水的灌溉，对草地的生态恢复有一定的帮助。12.1.3.对主要不利影响采取的对策措施和环境保护设计并网光伏电站的建设对环境有利影响和不利影响，为尽量减少对环境的破坏，将对主要不利影响采取以下措施。（1）减少占地影响的措施l 在本项目123、设计中，考虑对检修道路与是公用道路进行一次性规划，施工用道路不再单独临时征用土地；l 运输道路等尽量在现有道路的基础上布置规划，尽量减少对土地、草原的破坏、占用；l 信号电缆和光伏电站发电系统内电力电缆的敷设均采用地下直埋方式，不再另占用土地；l 在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用土地、不随便践踏、占用；l 场外道路利用现有的简单土路面进行休整，路基均为填方路基。加宽的路基在填前首先采用推土机清楚原地表15cm土层及杂草木根系等，表土层分段集中堆放。场道路施工后表层剥离土地用于路基两侧植被种植土；l 光伏阵列施工时，先将地表15cm土层及杂草木根系人工挖掘放置在基础外边，施工后表层剥离124、土就用于基础面周围植被种植土。因基础基坑体积较小采用人工开挖，以减少对场地表面的破坏。基础施工中的废弃土60%回填于本基础，40%运至场外道路回填或回填总控制楼、变电站场地用土；l 车辆运输等必须沿规定的道路行驶，以免造成不必要的地表破坏；l 通过以上减少占地影响的措施，可以使本项目对土地的占用达到最小的程度，以便能有效控制占地面积，更好的保护草场。（2）临时占地的恢复措施光伏电站施工结束后，应及时对施工运输机械碾压过的土地进行恢复，视影响程度，轻的可采取自然恢复，破坏较重的应采取人工措施恢复植被。使土壤疏松，选择合适的草种进行播种，减少风沙化面积。需要特别注意的是，在土地、草原恢复期间，要对125、恢复的地区进行隔离，尽量不要在这个区域内进行其他活动，以减少人、牲畜对草原的践踏及车辆对草原的碾压。（3）施工环境的保护措施l 对工地人员进行文明施工及环保教育，环保交底，环保宣传；l 对施工阶段生活卫生的管理，要严格执行当地环卫部门的各种规章和要求，生活废弃物要集中堆放、统一处理，在现场设置生活垃圾池及施工垃圾池，垃圾分类堆放，集中的垃圾经处理后运至环卫部门指定的垃圾堆放点进行无害化处理，保持场容场貌的整洁。l 现场施工区域内设厕所，严禁大小便，违者罚款。l 施工现场的材料和大模板等存放场地必须平整坚实。水泥和其他易飞扬的细颗粒建筑材料应密存放或采取覆盖等措施。施工现场混凝土搅拌场所应采取密126、封、降尘措施。l 施工现场的机械设备、车辆的尾气排放应符合国家环保排放标准要求。l 所采用的材料应符合环保、消防要求。（4）污废水的处理生活污水经污水装置处理后达到一级排放标准后排放。12.2水土保持设计12.2.1工程区水土流失现状及其成因分析本建设项目位于江苏省XX县xx境内，地势较为平坦开阔。土壤侵蚀类型有风力侵蚀和水力侵蚀，以水力侵蚀为主。水力侵蚀遍及沿线各区域，水蚀主要出现在冬、夏季，移动性较大，侵蚀发展快。主要发生在雨季，表现出蚀、线状侵蚀和沟状侵蚀等侵蚀等侵蚀形式。12.2.2工程区水土保持现状据实地调查，建设项目区内，基本没有实施国家和地区的水土保持生态建设工程，现有水保设施均127、以半灌木为主的天然植被，为此，工程建设过程中必须保护好现有植被，尽量少占有和破坏原地貌，减少新增水土流失的发生和发展。12.2.3工程可能造成的水土流失及其危害分析（1）工程建设可能造成的水土流失及原因项目区水土流失比较严重，生态环境十分脆弱。本工程建设规模大，建设活动中可能造成不同地段的严重水土流失，从而加剧该区域水土流失的严重程度。建设项目导致水土流失的主要原因为自然因素（主要包括原地形、地貌、气象）水文、土壤植被等）和人为因素。其中自然因素的影响是具有一定的潜在性和区域性的，因人为因素是影响建设项目水土流失的主导因素。因为项目区水土流失主要是在强烈的人为活动下产生的。水土流失的形式属于一128、种典型的加速侵蚀，破坏了原生地表抗蚀能力与外应力之间的相对平衡，必将对建设区域及周边地区的生态环境产生不良影响和危害，如为进行基础建设、附属设施的建设产生的土石方开挖、回填、弃渣、运输等活动，均不同程度的扰动原地形地貌，破坏植被且形成不同区域的各种挖损、堆垫等地貌，改变外应力和土地抵抗力之间的自然相对平衡，从而加剧工程建设区以及周边地区的水土侵蚀。由于施工开挖、取土、填筑扰动原地貌，占压土地，破坏地表植被，造成土体结构疏松，水土保持功能降低或丧失，加剧了区域内水土流失的发生和发展。因此，必须采取周密的水土流失防止措施，完善的防治体系，有效控制因项目建设而引起的水土流失，将项目建设对水土资源产生129、的负面影响降到最低限度。合理准确地对工程建设过程中的水土流失类型、流失程度、空间分布及其可能给环境带来的影响进行预测，为合理布设水土保持措施、尽快恢复植被、改善生态环境提供依据。（2）可能造成的水土流失面积和土壤侵蚀期按水土流失区及其建设实际扰动土地面积，统计在工程建设期和运行期不同预测时段可能造成的水土流失面积约20万m2。各水土流失区土壤侵蚀期按照水力侵蚀和风力侵蚀的发生期结合施工进度具体确定。项目建设期水利侵蚀主要发生在6-10月，若施工时段跨越12-2月，该区域水力侵蚀期视为1年，若只经历期间为的2个月，水力侵蚀期应视为0.5年，如此类推。根据气象资料，水力侵蚀主要发生在每年的6-10130、月，风力侵蚀期的确定与水力侵蚀气的确定方法相同，其他月份侵蚀轻微。可忽略。（3）可能造成的水土流失危害项目建设过程中破坏了原地貌和地表植被，如不采取积极有效的水土保持措施，必然引发和加剧区域水土流失，而且对周边生态环境造成不良影响。l 破坏土地资源工程建设过程中占用、扰动土地面积约 200 m2，施工扰动区如不进行治理，这些区域地表植被破坏后极易引起土地退化和沙化。l 促使周边地区草地退化工程施工一方面破坏了地表植被。另一方面破坏了土地结构，使土壤变得疏松，极易产生风力侵蚀，从而产生夹沙风，已有试验证明，夹沙风的土壤侵蚀能力成倍增加，加速工程所在地域及周边地区植被的退化。l 加重扬尘天气对周边131、地区的危害项目建设区域年均平均风速2.8m/s，年平均最大风速22m/s，年平均沙尘暴日数13.2天，在这种自然条件下，遭受破坏的地表如没有任何保护措施可为扬尘等天气对周边地区的危害加重。l 预测结果及综合分析通过对项目建设中水土流失类型、分布及土壤侵蚀强度和水土流失量进行预、统计分析。得出预测结论如下：项目区水土流失类型为以风力侵蚀为主，伴有季节性水力侵蚀。水土流失的预测时段分为工程施工期、植被恢复期和工程运行期。工程建设对当地水土流失的影响主要表现在为施工过程中地面的扰动，在一定程度上改变、破坏了原有的地貌及植被，不同程度的对原有水土保持设施造成了一定的破坏，从而加剧建设区域的水土流失。工132、程建设扰动区如不进行有效地防治，遇到不利气象条件，便可产生较大扬尘和径流夹带泥沙，影响周边地区。12.2.4水土流失主要产生地段的防治措施（1）指导思想及原则该规划项目的实施可能会影响部分水土保持。为此要贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益“的水土保持方针。坚持”谁开发、谁保护、谁造成水土流失、谁负责治理“的总原则，开发建设和防治并重，边建设边防治，以防治保障开发建设，采取必要的工程和植被措施，提高区域水土保持能力，治理人为造成水土流失，保证主体工程安全运行。防治工程设计坚持技术可行、投资合理、效益显著的原则。（2）防治目标扰动土地治理率达到95%以上。水土流失治理133、程度达到90%以上。水土流失控制比为1.5以下。工程建设中产生的弃土、石渣总量的95%以上得到有效拦挡。植被恢复系数达到90%以上。林草覆盖率达到80%以上。（3）水土流失防治措施XXxx并网光伏跟踪电站本期项目水土流失防治措施实在分析评价主体工程中具有水土保持功能的基础上，把光伏电站施工区、弃渣土场、运输公路建设区作为水土流失防治重点。针对建设施工活动可能引发的水土流失的特点和危害程序，将水土保持工程措施和植物措施有机结合，合理确定水土保持措施的总体布局，以形成完整的水土流失防治措施体系。l 土地整治工程设计土地整治的重点是控制水土流失，充分利用土地资源，恢复和改善土地生产力，对施工建设中形134、成的控制地貌的整治，采取坑凹回填方式，如取土场、采砂场、路基两侧取土基坑等，主要回填（填埋）、推平或垫高、整平覆土工程。整治后的土地利用，应通过土地适宜性评价，确定土地利用方向。l 植物防护绿化工程设计项目建设区所采取的植物防护绿化工程应首先考虑水土保持的主体工程中具有水土保持功能工程的基础上，把光伏电站施工区、弃渣土场、运输公路建设区作为水土流失防治重点。针对建设施工活动可能引发的水土流失的特点和危害程度，将水土保持工程措施和植物措施相结合，合理确定水土保持措施的总体布局，以形成完整的水土流失防治措施体系。l 工程措施设计护坡工程设计：弃渣场的堆弃边坡、运输公路填方段护坡工程应根据非稳定边坡135、的高度、坡度、岩层结构、岩土力学性质、坡脚环境、防护要求等。必须进行充分的外业调查和分析论证，做到既符合实际，又经济合理。稳定性分析是护坡工程设计的最关键的问题。坡面排水沟工程防御降水强度标准为10年一遇24h最大雨量，护坡工程应在满足防护要求的前提下，充分考虑植被恢复重建，尽量把工程措施和植物措施很好的结合起来。土地整治工程设计：土地整治工程的重点是控制水土流失，充分利用土地资源，恢复和改善土地生产力，对施工建设中形成的控制地貌的整治，采取坑凹回填式,如取土场,采砂场,路基两侧取土基坑等,主要回填(填埋),推平或垫高,整平覆土工程.整治后工程的土地利用,应通过土地适宜性评价,确定土地利用方向136、.植物防护绿化工程设计:项目建设区所采取的植物防护绿化工程应首先考虑水土保持的要求,然后考虑绿化,美化需要,并应将二者结合起来,使之达到既保持水土,又美化环境的目的.场区的绿化美化必须以人工灌溉为前提,在灌溉条件下可选择树种范围较广。植物防护绿化工程设计必须与景观设计、土地整治工程设计紧密结合,通盘考虑,统一布局,从生态学要求和美学要求出发进行。植物防护、绿化工程的树、草种选择,应依据 适地适树(草) 的原则,通过植物多样性的选择。通过实地调查,进行综合分析,推荐当地适宜的树,草种、沙柳、沙棘、柠条、新疆杨、油松、沙篙、沙打旺、羊草。12.2.5水土保持设计的综合评价和结论水土流失预测结果表明137、，本工程建设期和运行期均不同程度地存在着扰动地表，破坏原地貌结构，加速土壤流失的问题。这遏制工程建设和运行期间的人为土壤流失，必须坚持预防为主，因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持护措进行预防和治理，严格按照环境保护和水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生与发展。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。本建设项目的水土保持防治工程设计技术可行。12.3.社会影响评价XXxx是江苏省沿海开发经济发展的重点地区，资源开发型企业是当地的支柱产业，资源开发型企业的发展离不开能源及电力的支持。项目的建设可以增加当地138、的电力供应，进而可以加大当地的资源开发力度，促进当地的经济发展，增加地方财政收入。l 项目建设地为未利用荒漠滩涂化土地，电站的所在地周围没有居民，不存在征地拆迁和移民安置等问题。l 项目建设可以做为当地的科普教育基地，为当地的群众和青少年提供太阳能科技知识的普及教育，可促进地区文化，教育事业的发展。同时也能为石嘴山地区增加新的科技旅游景点。l 当地政府对项目支持力度大，群众对项目接受程度高，互适性好。项目建设可增加就业，带动工业增加值、税收，促进当地经济发展。l 项目的建设和运营期间不会对当地基础设施，社会服务容量和城市化进程等造成不利影响。l 项目在用地规划，建设和运营期会充分考虑当地民族的139、风俗习惯，生活方式和宗教信仰，不会经影响当地社会安定团结。l 项目所在地区社会环境，文化状况能够满足和适应项目建设和发展需要，能够保证项目实施的既定目标。l 并网光伏跟踪电站是高科技工程项目，具有显著的节能减排效益，项目在运营期无噪音，无废物排放，是国家支持的环保产业，项目的建设可有效提高当地居民生活质量，促进地区社会发展。13.投资估算13.1编制说明13.1.1.项目概况XX县xx3.5MWp并网光伏电站工程场址位于江苏省XX县境内，场址中心坐标为北纬 3236.061东经 12056.543。该场地形由南缓坡向北，总体地势平坦，开阔，起伏不大，工程地质条件良好。G328从场址边经过，交通140、便利，外部建设条件良好。通过太阳能设备的技术经济比选和矩阵组成等方案设计，本光伏电站设计总装机容量3.5MW，由 7 个光伏子阵列组成，总占地面积20万m2 。每个子阵列由260Wp太阳能电池组件组成，容量为 500kW，组件按7排5列布置。工程建设期为1年。XX县xx3.5MW并网光伏跟踪电站工程项目主要有光伏阵列基础、支架工程，一级升压室，中央开关控制室、办公住宅区建筑、道路、110kV架空线路等工程组成。13.1.2. 投资主要指标本项目由欧贝黎新能源科技股份有限公司投资建设，项目资本金比例按40%计算，符合国务院关于固定资产项目试行资本金制度的通知（国发199635号）中电力行业资本金141、比例为20%及以上的规定。其余60%投资通过银行贷款获得。经计算：工程静态投资： 50956.26万元建设投资： 51670.09万元工程动态总投资： 18490.24万元单位千瓦静态投资： 745.12元/kWp单位千瓦动态投资： 745.12元/kWp其中工程静态投资中包括：设备购置及安装工程费：37941.63万元， 占工程静态投资的74.46%建筑工程： 6432.51万元， 占工程静态投资的12.62%其他费用： 6077.6万元， 占工程静态投资的11.93%基本预备费： 504.52万元， 占工程静态投资的0.99% 13.1.3.编制依据由于本工程为太阳能光伏电站建设工程，而目142、前无有关太阳能电站的标准工程建设定额和规范，故根据实际参考选用了不同的定额标准。1) 光伏电站本体工程安装部分参考2004年江苏省建设工程消耗量定额安装工程：2) 架空线路安装工程部份参照农网价格计列；3) 建筑工程部份参照相应工程的单方造价计列；4) 其他参考：当地相关政策，文件规定。5) 设计人员提供的图纸和工程量；6) 材料，设备等价格按2009年第一季度价格水平计列。13.1.4基础资料（1）主要工程量见下表：表 25：主要工程量表项目单位工程量备注电力变压器台2中压开关柜台17高压断路器台3高压隔离开关台5光伏组件MW20逆变器台40箱式变压器台1电力电缆Km243.93架空线路Km143、40一级升压室1368中央开关控制室161办公住宅楼400阵列基础个21734（2）主要设备价格 电池组件、并网逆变器、变压器的设备价格根据现行厂家询价确定，其他设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格如下：电池组件（260Wp/块）按13元/Wp计算；跟踪控制器探测器支架按7.3/Wp元并网逆变器（500kW）按151万元/台计算。（3）其他费用取费标准 其他费用取费标准：执行江苏省电力公司颁发的江苏电力公司电网建设工程建设预算管理办法，不足部分执行原电力部1997年颁发电力工业基本建设预算管理制度及规定，具体见附表3：其他费用表。本工程永久用地面积为20万，按121.25元/计算征地144、费用，共计2425万元。（4）预备费l 基本预备费：基本预备费=（建筑工程费+安装工程费+设备费+其他费用）*1%l 涨价预备费涨价预备费的建设期价格上涨指数按1%计列，分年度估算。（5）建设期贷款利息 本工程建设期贷款利息按现行贷款利息5.94%，下浮10%，即5.35%计算，电站投产前发生的贷款利息分年度全部计入工程建设投资，投产后发生的利息按投产容量转入生产成本。13.2.工程估价表 投资费用估算表见下表，工程估算表见附表1、附表2、附表3、附表4.表 26：投资费用估算编号工程名称工程总费用1设备购置及安装费37,941.632建筑工程费6,432.513其他费用6,077.604基本145、预备费504.525静态投资50,956.266涨价预备费713.837建设投资51,670.098银行贷款本金30,255.999建设期利息1,820.1610工程动态总投资18,490.2414.财务效益初步评价14.1.概述本光伏跟踪电站项目建设规模为3.5MWp，总上网发电量为462.5万kWh。参照国家发展改革委、建设部联合发布的建设项目财务评价方法与参数（第三版），并在国家现行的财税制度和价格体系下，以及合理的数据预测基础上进行财务评价，分析项目的效益与费用，考察项目的盈利能力和贷款和清偿能力等财务装框，判断项目在财务上的可能性。14.2.基础数据14.2.1.本项目投资总额及资金146、筹措 （1）根据项目记录，本项目建设期为1年，运行期25年，计算期取27年。 （2）项目投资总额 本项目建设期内总投资为18000.24万元，其中固定资产投资为15490.24万元，流动资金为150万元，铺底流动资金为45万元，流动资金贷款为105万元。 总投资=固定资产投资+流动资金。 （3）资金筹措 按照我国有关法规规定，国内电力项目投资资本金比例为20%及以上，本项目资本金比例按40%考虑，计算公式为：资本金=（固定资产投资+铺底流动资金）*40%，由此计算出本项目资本金为15414.1万元。 （4）资金筹措及贷款条件 本项目为利用国内银行贷款项目，贷款利率按现行利率5.94%下浮10%147、计算，项目总投资为18000.24万元，由自有资金和国内银行贷款组成，其中自有资金为11459.1万元。利用国内银行贷款额度为3181.15万元。长期借款还款期限暂定为14年（含建设期2年），宽限期为2年。14.2.2.成本数据 （1）发电成本 本项目发电成本主要包括修理费、职工工资及福利费、其他费用、利息支出、折旧和摊销费，各项成本计算如下：1） 折旧费=（固定资产价值-项目残值）/折旧年限本项目按照房屋及建筑物折旧年限按20年计算，净残值率为5%；机器设备折旧年限按10年计算，残值率为5%。2） 维修费：第一年按设备价值的0.2%计算，以后每年按5%递增。3） 职工工资及福利费=编制定员*148、职工年平均工资*（1+46%）。本工程编制定员按22人计算，职工年工资合计84.72万元。福利费包括职工福利费、劳保统筹费、医疗保险费、公伤保险费，其中主要有职工福利费14%，劳保统筹费、医疗保险费、公伤保险费等32%，费用合计估列为职工工资总额的46%。4） 保险费按设备价值的0.25%计算5） 利息支出为计算期内固定资产投资借款的利息6） 无形及递延资产分10年摊销。7） 本项目材料费按5元/MWh计算，其他费用按10元/MWh计算。发电经营成本指不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。 （2）发电收入和销售税金及附加的估算 1）发电的销售收入 发电收入=上网电量*上网电价 上网电量是指149、在设计电量中扣除各项损耗之后的电量。 本项目上网电价取1.83元/kwh（含税）。 2）销售税金 电力销售税金包括增值税、销售税金附加和所得税。增值税参照风力发电行业增值税8.5%计征，附加税有城市维护建设税附加费7%，教育与附加费3%，以上附加费以增值税为基础增收。所得税额=利润总额*所得税税率，税率取15%。 3）经营成本 经营成本=总成本费用-折旧费-摊销费-利息支出 4）利润发电收入=发电收入-总成本费用-销售税金及附加税后利润=利润总额-所得税额利润分配的原则是利润总额在弥补五年内的以前年度亏损，并交纳所得税后进行利润分配。14.3.项目财务评价14.3.1盈利能力分析 本工程项目融150、资前税前财务内部收益率为8. 83%，投资回收期为10.07年；本工程全部投资税后财务内部收益率为8.06%，投资回收期为10.35年。本工程项目资本金税后财务内部收益率为10. 69%，投资回收期为10.53年。 项目其他指标如下： 投资利润率=年平均净利润/总投资=4.62% 投资利税率=年平均利税总额/总投资=5.43% 资本金净利润率=年平均净利润/资本金=11.56% 总投资收益率=年平均息税前利润/总投资=6.27%14.3.2.清偿能力分析 （1）借款偿还期。本项目按约定长期贷款条件还贷，本项目国内长期贷款暂按偿还期14年进行计算。 （2）还贷资金。关伏电站的还贷资金主要包括还贷151、利润、还贷折旧和摊销。 （3）还贷平衡计算利息备付率=息税前利润/计入总成本费用的应付利息偿还备付率=（息税前利润+折旧+摊销）/应还本付息金额通过计算，本项目从第7年起，利息付率和偿债备付率均大于1。具体过程见附表C5借款还本付息计算表。（4）资产负债分析随着关伏电站项目投资发电，资产负债率逐年下降，整个计算期内资产负债比例适当，说明项目有偿还能力。14.3.3.盈亏平衡分析盈亏平衡分析是指项目达到设计生产能力的条件下,通过盈亏平衡点分析项目成本与收益的平衡关系。盈亏平衡点生产能力利用率=年固定成本/（年营业收入-年可变成本-年营业税金及附加）其中，第11年盈亏平衡点生产能力利用率=101.152、48%，第12年盈亏平衡点生产能力利用率=55.92%，通过计算生产能力利用率，在运营期的第11至12年之间，基本上达到盈亏平衡点，在运营期的第12年以后项目适应发电量变化的能力较大，抗风险能力较强。14.3.4.敏感性分析影响关伏电站项目的不确定因素主要有上网电价、发电量、建设总投资等，分局其可能变化的情况，分析其对项目投资融资前税前财务内部收益率、全部投资税后财务内部收益率及资本金税后财务内部收益率的影响。计算结果见下表：表 27：敏感性分析表项目变动幅度财务内部收益率（%）融资前税前全部投资税后资本金税后基本方案8.838.0610.69电价(1.83元/kW.h)-10.00%7.59153、6.938.55-5.00%8.227.59.625.00%9.438.6111.6910.00%10.029.1412.66总发电量（462.5万kW.h）-10.00%7.66.948.56-5.00%8.227.519.635.00%9.438.611.6810.00%10.019.1312.65建设投资（18000.00万元）-10.00%10.119.2212.81-5.00%9.448.6211.715.00%8.277.559.710.00%7.747.078.8上表可知，当变动幅度在10%时，发电量、电价和静态总投资变化对财务内部收益率影响较大。其中项目投资融资前税前财务部内部154、收益率变动范围为7.59%10.11%；全部投资税后财务内部收益率变动范围为6.93%9.22%；项目资本金税后财务内部收益率变动范围为8.55%12.81.因此，项目招投标及建设阶段控制好项目造价，争取较高的电价水平、加强项目的运营管理以提高项目发电量均能提高项目收益水平。14.3.5.财务评价结论由于光伏发电项目属于新兴产业，建设项目经济评价方法与参数（第三版）中没有规定光伏发电项目的基准收益率，因此本报告参考风力发电基准收益率进行财务评价。本财务评价，采用动态分析，按现行财务会计制度进行测算。项目投资融资前税前财务内部收益率为8.83%，高于风力发电基准收益率5%；资本金税后财务内部收益155、率为10.69%，高于风力发电基准收益率8%；全部投资税后财务内部收益率为未8.06%，高于风力发电基准收益率8%，说明该项目有一定的盈利能力。通过对本项目进行敏感性分析和方案分析可知，在项目建设运营过程中，如果业主能够充分考虑项目各敏感因素，充分利用项目的优惠政策，同时积极申请CDM收益，该项目的收益水平会有较大的提高。财务测算表详见附表C1附表C10.14.3.6.CDM分析分析清洁发展机制，简称CDM（Clean Dvelopment Mechanism）,是京都议定书中引入的灵活履约机制之一。CDM允许发达国家与发展中国家联合开展二氧化碳等温室气体减排项目。发达国家通过资金和技术的形式156、，支持发展中国家开展能实现温室气体减排的项目。这些项目产生的减排量经联合国的认证可以成为核证减排量（Certified Emission Reductions,CERS）,可以用于发达国家履行他们所承诺的减排任务。对发达国家而言，CDM提供了一种灵活的履约机制；而对于发展中国家，通过CDM项目可以获得部分资金援助和先进技术。我国时温室气体减排潜力较大的发展中国家，具有良好的投资环境，开展CDM项目合作的市场前景广阔。电力行业特别是光伏发电行业是CDM项目的一个重点区域，光伏发电领域实施开展CDM项目开发具有极大的潜力和优势。XX县xx3.5MWp并网光伏电站项目不但属于清洁能源，也属于京都议定157、书中规定的清洁机制的范围，并能获得减排义务的资助，随着项目建设和电力的发展，太阳能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有现金的技术和额外的资金支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，不但可以扩大xx环境保护的宣传影响，促进项目的事实和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。截止到2009年5月2日，全球已有20个太阳能光伏发电项目通过了所在国正负机构的审批并在UNFCCC网上公示，其中6个项目在联合国EB申请CDM注册成功，目前这些项目大部分来自韩国（14个）。XX县xx3.5MW并网光伏电站一起工程可以在再可行性研究阶段确定上网电价之后并且结合项目收益情况进行CDM项目的申请。如果申请成功，根据158、以下条件计算本项目每年可以获得的收益：以目前测算的发电量水平为基础，即年发电量为18.5万Kwh;以目前CDM交易市场上可能形成的较为保守的交易价格8欧元/TCO2e进行测算；以国家发改委国家气候变化对策协调小组办公室2008年7月18日更新的关于确定2008中国区域电网基准线排放因子的公告提供的数据，西北电网的减排因子为0.99685 tCO2/MWh。在上述条件下，经初步测算，本光伏电站项目每年大约减排二氧化碳32387.76吨，每年能够获得CDM收入25.91万欧元。由此可见，该项目如果能够注册成为CDM项目，将大幅改善收益状况。因此，建议项目建设方积极开展CDM项目申请，以最大限额获得159、CDM收益。15.结论与建议15.1.结论 本项目的建设符合可再生资源发展规划和国家能源产业发展方向，有利于xx的电源结构的优化；能充分利用当地的滩涂和太阳能资源，环节当地的能源压力；可增加当地的可再生能源比例，减轻环保压力。项目的建设具有良好的释放效应，可带动光伏产业技术进步，促进地方国民经济的可持续发展。因此，本项目的建设具有良好的 环境效益和社会效益。 本项目所在地场址处于地势开阔、地形平缓、交通便利、并网条件好建设条件良好，同事地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。 本项目具有良好的经济效益，平均每年可向大电网提供18.5 万Kwh的绿色能源，在国家相关政策扶持下，电网能过按测算160、电价全额收购全部发电量，本工程具有一定的盈利能力。15.2.建议（1）加强大型并网光伏电站工程前期工作管理力度。将光电前期工作统一规划、统一管理、使光电实现有序、科学、合理的开发。（2）建议在XX县xx并网光伏跟踪电站场址处进行一年的太阳能辐射观测，作为后续工作的研究依据。（3）实施本项目的关键在于各项扶持政策的落实。目前，我国已公布中华人民共和国可再生能源法和可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法，未改项目提供了法律上的保障。此外，建议将并网光伏电站纳入xx重点推荐旅游项目，大了发展“光伏科技旅游”。（4）建议本工程因减少温室气体排放量所获得的全部收益全部归实施项目的企业所有。政府在该项目161、中不参与分配，以便进一步降低上网电价。（5）研究制定促进光电发展的法规和政策，建立良好的可再生能源市场保障体系。在税收、信贷、投资、上网电价、光电并网等方面制定优惠扶持政策，并将具体措施落实到位。（6）构建以法律、法规为基础的市场运行机制，促进降低成本，实现可再生能源发展目标，推进光伏产业规模化和商业化。（7）制定适应光电发展的电网建设规划。根据xx并网光伏电站的发展、装机容量及开发时间等情况，及时调整电力规划，并与光伏电站并网接入，提高xx清洁能源的比例。（8）做好人才培养和相关科研工作。针对xx特殊气候特征对并网光伏电站输出性能等影响开展相关课题的研究工作，为今后大型并网光伏电站的建设做好162、技术支持。建议在下阶段工作中进行一下专题研究： 大型并网光伏发电系统对电网稳定性的影响分析； 中压、高压并网控制逆变技术研究； 高原特殊气候条件对大型并网光伏发电系统的影响分析； 大型并网逆变设备在高原的应用稳定性分析； 大型并网光伏电站系统性能检测技术（9）建议尽快批准立项，以便抓紧开展后续工作，使项目尽早发挥效益。附录附表 1：项目建设投资估算和明细表表1项目建设投资估算和明细表 （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基本预备费涨价预备费合计备注一电站本体工程（安装工程） 17,716.55 545.00 18,261.55 二电站本体工程（建筑工程）163、 6,432.51 6,432.51 三架空线路工程 1,800.00 1,800.00 四其他费用 3,933.59 3,933.59 五基本预备费 304.28 304.28 一至五项合计 30,731.93 六涨价预备费 307.32 307.32 合计 6,432.51 17,716.55 2,345.00 3,933.59 304.28 307.32 31,039.25 附表 2：电站本体设备及安装估算表表2-1电站本体设备及安装估算表升压变电所主要设备估算表序号名称型号及规格单位数量单价（元）合价备注（万元）1电力变压器SZ10-20000/110台110000001002电压开关164、柜KYN31-12(G)/630-31.5-01台5100000503中压开关柜KYN31-12(G)/1250-31.5-02台1100000104中压开关柜KYN31-12(G)-25台1100000105高压断路器LW30-126/T2000-31.5台1200000206高压断路器LW30-126/T3150-31.6台1200000207高压隔离开关GW4A-126IIG(GY)组1120000128高压隔离开关GW4A-126G(GY)组3120000369电压互感器TYG110/3-0.01G只330000910电压互感器JGC6-10只330000911电流互感器LB6-110165、(GY)2*100/5A10P10/10P10/0.5/0.2只330000912电流互感器LB6-110(GY)100/5A10P10/10P10/0.5/0.3只330000913单极隔离开关GY13-72.5/630(GY)个150000.514避雷器YIW5-73/200(GY)个150000.515电流互感器LQ(B)-40.5(GY)个150000.516避雷器Y10W5-100/260(GY)个350001.517避雷器Y10W7-100/260(GY)个350001.518电力电缆YJV-8.7/15-3*95米500035817919铜母线TMY-2X(120*10)米301166、5004.520光伏组件260W块38400338012979.221逆变器500KW0.27KV台2015111703022.3422直流汇流监控箱个15036728550.9223直流组配电箱个203423268.4624低压配电柜GGD2-03台5300001525变压器S9-M-2500/10 10.5/0.27KV台51500007526避雷器Y5W-12.7/42(GY)10KV台56000327单极隔离开关GY13-12/630(GY)台54000228电流互感器LQ(B)-12(GY)台154000629绝缘电线2*(BV-2.5)450/750V米200001.83.630绝167、缘电线2*(BV-4.0)450/750V米10002.70.2731绝缘电线2*(BV-4.0)450/750V米10002.70.2732电力电缆2*（YJV-1*400)0.6/1KV米20002705433电力电缆2*（YJV-1*1000)0.6/1KV米2007001434铜母线TMY-3X(120*10)米250150037.535数据记录器台690215.4136数据采集与传感器盒个163630.6437温度传感器个18380.0838风速传感器个123360.2339通讯线米200020.4040镀锌钢材吨20520010.4041钢芯铝绞线LGJ-150米500150.75168、42综自装置IPAS2000套160000060.0043避雷针30米基452002.08小计 17,393.56 场用箱式变设备估算表序号名称型号及规格数量单价（元）合价（万元）备注1箱式变压器YBM22-10.5/0.4(FR)/T-3151200000 20.00 2低压配电柜GGDI-12215000 3.00 3避雷器Y5W-12.7/42(GY)10KV36000 1.80 4电力电缆YJV-8.7/15-3*25100185 1.85 5电力电缆YJV-0.6/1.0-3*30030194 0.58 小计 27.23 接地系统估算表序号名称型号及规格数量单价（元）合价（万元）备注169、1接地扁铁-16055200 2.60 2接地扁铁-8035200 1.56 3钢管50100160 1.60 4降阻剂3030000 90.00 小计 95.76 合计 17,516.55 设备运费 200.00 设备安装费 545.00 合计 18,261.55 表2-2电站本体设备及安装估算表升压变电所主要设备估算表序 号合价（万元）名称型号及规格单位数量单价（元）备注1电力变压SZ10-20000/110台110000001002中压开关KYN31-12（G）/630-31.5-0.1台5100000503中压开关KYN31-12（G）/1250-31.5-0.1台1100000104170、高压断路LW30-126/T2000-31.5台1200000205高压断路LW30-126/T2000-31.5台1200000206高压隔离GW4A-126IID(GY)组1120000127电流互感器LB6-110(GY)100/5A只330000910P10/10P10/0.5/0.38单极隔离GW13-72.5/630/(GY)个150000.59避雷器YIW5-73/200(GY)个150000.510电流互感LQ(B)-40.5(GY)个150000.511电力电缆YJV-8.7/15-3*95米500035817912铜母线TMY-2X(120*10)米3015004.513光171、伏组件260W块38400338012979.214逆变器500KW0.27KV台2015111703022.3415直流汇流监控箱个15036728550.9216直流主配个203423268.46417低压配电GGD2-03台5300001518变压器S9-M-2500/10 10.5/0.27KV台51500007519避雷器Y5W-12.7/42(GY)10KV台56000320单极隔离GW13-12/630(GY)台54000221电流互感LQ(B)-12(GY)台154000622绝缘电线2*(BV-2.5)450/750V米200001.83.623绝缘电线2*(BV-2.5)4172、50/750V米10002.70.2724绝缘电线2*(BV-2.5)450/750V米10002.70.2725电力电缆2*(YJV-1*400)0.6/1KV米20002705426电力电缆2*(YJV-1*1000)0.6/1KV米2007001427铜母线TMY-3X(120*10)米250150037.528数据记录台690215.4129通讯录米150020.3小计 17,243.28 合计 17,243.28 设备运费 100.00 设备安装费 536.80 合计 17,880.08 附表 3：其他费用表3 其他费用序号项目名称代号费率%计算基础金额（万元）一、土地使用权出让金5173、00000*11.25元/m562.50二、项目建筑管理费587.411建设项目法人管理费1建筑工程费+安装工程费+设备费264.942前期工程费18勘测设计费181.223设备成套服务费0.5设备费88.584工程保险费0.6建筑工程费+安装工程费52.67三、项目建设技术服务费1,409.481工程监理费1.52建筑工程费+安装工程费+设备费402.712勘测设计费3.8建筑工程费+安装工程费+设备费1,006.77四、生产准备费247.961工器具、办公、生产及生活家具购置费1.27建筑工程费+安装工程费111.472生产职工提前进厂费1.4建筑工程费+安装工程费122.893试运行费0174、.58安装工程13.60五、其他费用1,126.241工程质量监督检测费0.15建筑工程费+安装工程费13.172运行网络建设费2建筑工程费+安装工程费+设备费529.883培训费1.8建筑工程费+安装工程费+设备费476.894保险费0.6设备费106.30六、小计3,933.59合计3,933.59附表 4：光伏电站建筑及架空线路估算表序号项目名称单位工程量单方造价(元)合价（万元）备注1一级升压室m13681700232.562中央开关、控制室m161170027.373办公住宅区m400170068.004厂区平整m5000001.470.005道路m1764471412,487.90175、6环境保护与水土保持m447202401,073.287厂区路灯个90500045.008太阳能脚灯个100722022.159围墙m258215038.7310木制花圃个524002.08小计4,067.089阵列基础（砼柱）个21734418908.4810阵列支架吨263052001,367.6011螺栓（M6*20）套3073330.39.2212螺栓（M16*55）套3853341.869.3613螺母、垫片等（M20）套769341.410.77小计2,365.4313110KV架空线路km404500001,800.00小计1,800.00合计8,232.51附表5C：财务测算表176、附表C 1：固定资产投资估算表 单位：万元第一年第二年合计第一部分 机电设备及安装工程20,061.5517,880.0837,941.63第二部分 建筑工程6,432.51-6,432.51第三部分 其他费用3,933.592,144.016,077.60一至三部分合计30,427.6520,024.0950,451.74基本预备费304.28200.24504.52涨价预备费307.32406.51713.83建设投资31,039.2520,630.8451,670.09建设期贷款利息492.541,327.621,820.16动态总投资31,531.7921,958.4553,490.2177、4附表C 2：投资计划与资金筹措表单位：万元序号项目建设期12合计1总投资31,531.7922,108.4553,640.241.1固定资产投资31,531.7921,958.4553,490.241.1.1建设投资31,039.2520,630.8451,670.091.1.2建设期利息492.541,327.621,820.161.2流动资金-150.00150.002资本金12,612.728,801.3821,414.103资金筹措31,531.7922,108.4553,640.243.1用于建设自筹资金12,612.728,801.3821,414.103.2铺底流动资金-45.178、0045.003.3借款总额18,919.0713,262.0732,181.153.3.1长期借款本金18,426.5311,829.4630,255.993.3.2建设期利息借款492.541,327.621,820.163.3.3流动资金借款-105.00105.00附表C 3：总成本费用估算表单位：万元序号 年份 项目 比率合计建营期正常运行期1234567891011121314151617发电成本73,447.57-2,960.976,888.856,749.616,610.586,471.776,333.196,194.856,056.765,918.945,781.393,24179、0.041,006.32869.69733.40740.36747.701折旧费45,042.01-2,316.284,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.662,187.92305.54305.54305.54305.54305.542维修费梯级取费3,954.06-42.3381.9686.0690.3694.8899.62104.60109.83115.33121.09127.15133.50140.18147.19154.55162.283大修理费用预提-4职工工资3,215.96-12180、3.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.695保险费0.25%2,614.17-52.91102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.456材料费5.00元/MWh422.37-9.1218.1718.0317.8817.7417.6017.4617.3217.1817.0416.9016.7716.6416.5016.3181、716.247摊销费6,077.60-393.36607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76214.40-8利息支出11,276.66-5.021,719.811,576.911,434.011,291.111,148.211,005.31862.42719.52576.62433.72290.82147.925.025.025.029其他费用10.0元/MWh844.74-18.2536.3436.0535.7635.4835.1934.9134.6334.3634.0833.8133.5433.2733.0032.7432.182、48固定成本68,226.40-2,891.276,752.376,609.476,466.576,323.676,180.776,037.875,894.975,752.075,609.183,062.18822.50679.60536.71536.71536.71可变成本5,221.17-69.70136.48140.14144.01148.10152.42156.97161.79166.86172.22177.86183.81190.09196.70203.66210.99总成本费用73,447.57-2,960.976,888.856,749.616,610.586,471.776,3183、33.196,194.856,056.765,918.945,781.393,240.041,006.32869.69733.40740.36747.70其中：经营成本11,051.30-246.30362.62366.28370.15374.24378.56383.12387.93393.00398.36404.00409.95416.23422.84429.80437.14单位：万元18192021222324252627755.42763.55772.12781.13485.07495.05505.55516.60528.22540.45305.54305.54305.54305.54-184、170.39178.91187.85197.25207.11217.46228.34239.76251.74264.33-123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69123.69102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.45102.4516.1115.9815.8515.7315.6015.4815.3515.2315.1114.99-5.025.025.025.025.025.025.025.025.025.0232.2231.9631.7131.4531.2030.185、9530.7030.4630.2129.97536.70536.70536.70536.70231.16231.16231.16231.16231.16231.16218.72226.85235.41244.42253.91263.89274.39285.44297.06309.29755.42763.55772.12781.13485.07495.05505.55516.60528.22540.45444.86452.99461.55470.56480.05490.03500.53511.58523.20535.43附表C 4：利润与利润分配表单位：万元序号年份项目合计建营期正常运行期123186、4567891011121314151617上网电量(万KW.h)84,474.25-1,824.503,634.403,605.333,576.493,547.873,519.493,491.343,463.403,435.703,408.213,380.953,353.903,327.073,300.453,274.053,247.85含增值税电价（元/KW.h）1.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.83税前电价（元/KW.h）1.691.691.691.691.691.691.691.691.6187、91.691.691.691.691.691.691.691.691总收入159,624.04-3,600.407,172.007,114.637,057.717,001.256,945.246,889.686,834.566,779.886,725.646,419.646,137.636,088.536,039.835,991.515,943.571.1发电销售收入154,587.87-3,338.846,650.966,597.756,544.976,492.616,440.676,389.146,338.036,287.336,237.036,187.136,137.636,088.53188、6,039.835,991.515,943.571.2补贴收入5,036.17-261.57521.04516.87512.74508.64504.57500.53496.53492.56488.62232.51-2销售税金及附加13,321.63-287.72573.15568.56564.01559.50555.03550.59546.18541.81537.48533.18528.91524.68520.48516.32512.192.1当年发生增值税12,110.57-261.57521.04516.87512.74508.64504.57500.53496.53492.56488.6189、2484.71480.83476.98473.17469.38465.632.2城市维护建设税847.74-18.3136.4736.1835.8935.6035.3235.0434.7634.4834.2033.9333.6633.3933.1232.8632.592.3教育费附加363.32-7.8515.6315.5115.3815.2615.1415.0214.9014.7814.6614.5414.4214.3114.1914.0813.973总成本费用73,447.57-2,960.976,888.856,749.616,610.586,471.776,333.196,194.85190、6,056.765,918.945,781.393,240.041,006.32869.69733.40740.36747.704利润总额72,854.84-351.71-289.99-203.54-116.88-30.0257.02144.24231.62319.13406.772,646.434,602.414,694.164,785.944,734.824,683.695弥补以前年度亏损551.72-57.02144.24231.62118.83-6应纳税所得额72,943.57-351.71-200.30406.772,646.434,602.414,694.164,785.944,7191、34.824,683.697所得税10,941.54-52.76-30.0561.02396.96690.36704.12717.89710.22702.558净利润61,913.31-298.95-289.99-203.54-116.88-30.0257.02144.24231.62289.09345.762,249.473,912.043,990.044,068.054,024.603,981.139期初未分配的利润-298.958.96-194.58-311.46-341.49-284.46-140.2268.24328.42639.602,664.126,184.969,775.991192、3,437.2417,059.3810可供分配的利润-298.958.96-194.58-311.46-341.49-284.46-140.2291.40357.32674.172,889.066,576.1610,175.0013,844.0417,461.8421,040.5111盈余公积金6,205.35-23.1628.9134.58224.95391.20399.00406.80402.46398.1112可供投资者分配的利润-298.958.96-194.58-311.46-341.49-284.46-140.2268.24328.42639.602,664.126,184.969193、,775.9913,437.2417,059.3820,642.4013应付利润-14未分配利润-298.958.96-194.58-311.46-341.49-284.46-140.2268.24328.42639.602,664.126,184.969,775.9913,437.2417,059.3820,642.4015息税前利润84,131.50-356.731,429.821,373.371,317.131,261.091,205.241,149.561,094.031,038.65983.393,080.154,893.224,842.084,790.964,739.844,688194、.7116息税折旧推销前利润135,251.11-3,066.376,236.246,179.786,123.556,067.516,011.665,955.975,900.455,845.075,789.815,482.475,198.775,147.635,096.515,045.394,994.2517盈亏平衡分析BEP盈亏平衡点生产能力利用率96.98%113.65%112.23%110.79%109.31%107.81%106.27%104.71%103.11%101.48%55.92%15.16%12.65%10.08%10.18%10.28%单位：万元18192021222324195、2526273,221.873,196.103,170.533,145.163,120.003,095.043,070.283,045.723,021.352,997.181.831.831.831.831.831.831.831.831.831.831.691.691.691.691.691.691.691.691.691.695,896.035,848.865,802.075,755.655,709.605,663.935,618.625,573.675,529.085,484.855,896.035,848.865,802.075,755.655,709.605,663.935,618.196、625,573.675,529.085,484.85-508.09504.03499.99495.99492.03488.09484.18480.31476.47472.66461.90458.21454.54450.90447.30443.72440.17436.65433.15429.6932.3332.0731.8231.5631.3131.0630.8130.5730.3230.0813.8613.7513.6413.5313.4213.3113.2113.1012.9912.89755.42763.55772.12781.13485.07495.05505.55516.60528.2197、2540.454,632.514,581.284,529.964,478.534,732.514,680.794,628.884,576.764,524.394,471.74-4,632.514,581.284,529.964,478.534,732.514,680.794,628.884,576.764,524.394,471.74694.88687.19679.49671.78709.88702.12694.33686.51678.66670.763,937.643,894.093,850.463,806.754,022.633,978.673,934.553,890.243,845.73198、3,800.9820,642.4024,186.2727,690.9531,156.3634,582.4438,202.8141,783.6145,324.7048,825.9252,287.0724,580.0328,080.3531,541.4134,963.1138,605.0742,181.4845,718.1649,214.9452,671.6556,088.05393.76389.41385.05380.67402.26397.87393.45389.02384.57380.1024,186.2727,690.9531,156.3634,582.4438,202.8141,783.199、6145,324.7048,825.9252,287.0755,707.95-24,186.2727,690.9531,156.3634,582.4438,202.8141,783.6145,324.7048,825.9252,287.0755,707.954,637.534,586.304,534.984,483.554,737.534,685.814,633.904,581.784,529.414,476.764,943.084,891.844,840.524,789.094,737.534,685.814,633.904,581.784,529.414,476.7610.38%10.49200、%10.59%10.70%4.66%4.71%4.76%4.81%4.86%4.92% 附表C 5：还本付息计算表单位：万元序号年份项目合计建营期正常运行期1234567891011121314151617181人民币借款及还本付息1.1年初借款本息累计-18,919.0732,076.1529,403.1326,730.1224,057.1121,384.1018,711.0916,038.0713,365.0610,692.058,019.045,346.022,673.01-1.1.1本金-18,426.5330,748.53-1.1.2建设期利息1,820.16-492.541,327201、.62-1.2本年借款30,255.9918,426.5311,829.46-1.3本年应计利息12,966.30492.541,327.621,714.791,571.891,428.991,286.091,143.191,000.29857.40714.50571.60428.70285.80142.90-1.4本年还本32,076.15-2,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.01-1.5本年付息11,146.14-1,714.791,571202、.891,428.991,286.091,143.191,000.29857.40714.50571.60428.70285.80142.90-2偿还本金的资金来源2.1净利润61,913.31-298.95-289.99-203.54-116.88-30.0257.02144.24231.62289.09345.762,249.473,912.043,990.044,068.054,024.603,981.133,937.642.2折旧45,042.01-2,316.284,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198203、.664,198.662,187.92305.54305.54305.54305.54305.54305.542.3摊销6,077.60-393.36607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76214.40-2.4其他资金-合计113,032.92-3,008.604,516.434,602.874,689.534,776.394,863.444,950.665,038.045,095.515,152.184,651.784,217.594,295.584,373.594,330.144,286.684,243.183偿还本金后余204、额80,956.77-3,008.601,843.411,929.862,016.522,103.382,190.432,277.652,365.022,422.492,479.161,978.771,544.581,622.574,373.594,330.144,286.684,243.184短期贷款融资额-5利息备付率71.060.830.870.920.981.051.141.271.441.717.1016.8332.73954.37944.19934.01923.816偿债备付率-610.831.421.451.491.531.571.621.671.721.781.761.751.205、821,015.241,005.06994.87984.68 单位：万元192021222324252627-3,894.093,850.463,806.754,022.633,978.673,934.553,890.243,845.733,800.98305.54305.54305.54-4,199.634,156.014,112.294,022.633,978.673,934.553,890.243,845.733,800.984,199.634,156.014,112.294,022.633,978.673,934.553,890.243,845.733,800.98-913.60903206、.38893.14943.73933.43923.09912.70902.27891.78974.47964.25954.00943.73933.43923.09912.70902.27891.78附表C 6：项目投资现金流量表单位：万元序号年份项目合计建营期正常运行期12345678910111213141516171现金流入162,144.68-3,600.407,172.007,114.637,057.717,001.256,945.246,889.686,834.566,779.886,725.646,419.646,137.636,088.536,039.835,991.515,94207、3.571.1总收入159,624.04-3,600.407,172.007,114.637,057.717,001.256,945.246,889.686,834.566,779.886,725.646,419.646,137.636,088.536,039.835,991.515,943.571.2回收固定资产余值2,370.63-1.3回收流动资金150.00-2现金流出76,193.0231,039.2521,314.87935.77934.84934.16933.74933.58933.70934.11934.81935.83937.18938.87940.91943.32946.1208、2949.322.1建设投资51,670.0931,039.2520,630.84-2.2流动资金150.00-150.00-2.3经营成本11,051.30-246.30362.62366.28370.15374.24378.56383.12387.93393.00398.36404.00409.95416.23422.84429.80437.142.4销售税金及附加13,321.63-287.72573.15568.56564.01559.50555.03550.59546.18541.81537.48533.18528.91524.68520.48516.32512.192.5调整后的所209、得税12,619.73-53.51214.47206.01197.57189.16180.79172.43164.11155.80147.51462.02733.98726.31718.64710.98703.312.6原所得税10,941.54-52.76-30.0561.02396.96690.36704.12717.89710.22702.553税前净现金流量- 31,039.25- 17,714.466,236.246,179.786,123.556,067.516,011.665,955.975,900.455,845.075,789.815,482.475,198.775,147.210、635,096.515,045.394,994.254税前累计净现金流量- 31,039.25-48,753.71-42,517.48-36,337.69-30,214.15-24,146.64-18,134.98-12,179.01-6,278.56-433.495,356.3210,838.7816,037.5521,185.1826,281.6831,327.0736,321.325税后净现金流量- 31,039.25- 17,767.976,021.765,973.785,925.985,878.345,830.875,783.545,736.355,689.275,642.305,0211、20.444,464.784,421.314,377.864,334.414,290.956税后累计现金流量- 31,039.25- 48,807.22- 42,785.46- 36,811.68- 30,885.70- 25,007.36- 19,176.49- 13,392.95- 7,656.60- 1,967.333,674.978,695.4113,160.1917,581.5121,959.3726,293.7830,584.72单位：万元181920212223242526275,896.035,848.865,802.075,755.655,709.605,663.935,61212、8.625,573.675,529.088,005.485,896.035,848.865,802.075,755.655,709.605,663.935,618.625,573.675,529.085,484.85-2,370.63-150.00-952.95957.02961.55966.56972.08978.12984.72991.89999.671,008.09-444.86452.99461.55470.56480.05490.03500.53511.58523.20535.43508.09504.03499.99495.99492.03488.09484.18480.31476.213、47472.66695.63687.94680.25672.53710.63702.87695.08687.27679.41671.51694.88687.19679.49671.78709.88702.12694.33686.51678.66670.764,943.084,891.844,840.524,789.094,737.534,685.814,633.904,581.784,529.416,997.3941,264.4046,156.2450,996.7655,785.8560,523.3865,209.1969,843.0974,424.8678,954.2785,951.664,214、247.454,203.904,160.274,116.564,026.903,982.943,938.813,894.513,850.006,325.8834,832.1739,036.0743,196.3447,312.9051,339.8055,322.7459,261.5563,156.0667,006.0673,331.93附表C 7：项目资本金现金流量表 单位：万元 序号年份项目合计建营期正常运营期12345678910111213141516171现金流入162,144.68-3,600.407,172.007,114.637,057.717,001.256,945.246,88215、9.686,834.566,779.886,725.646,419.646,137.636,088.536,039.835,991.515,943.571.1总收入159,624.04-3,600.407,172.007,114.637,057.717,001.256,945.246,889.686,834.566,779.886,725.646,419.646,137.636,088.536,039.835,991.515,943.571.2回收固定资产余值2,370.63-1.3短期货款融资-1.4回收流动资金150.00-2现金流出100,126.3712,612.729,438.195216、,328.595,184.775,041.194,897.874,754.814,612.034,469.544,357.394,246.484,440.874,593.064,465.961,666.231,661.361,656.902.1固定资产投资中资本金21,414.1012,612.728,801.38-2.2流动资金中资本金45.00-45.00-2.3国外借款本金偿还-2.4国内借款本金偿还32,076.15-2,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673217、.012,673.01-2.5国外借款利息支付-2.6国内借款利息支付11,146.14-1,714.791,571.891,428.991,286.091,143.191,000.29857.40714.50571.60428.70285.80142.90-2.7流动资金贷款利息130.52-5.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.025.022.8偿还短期融资额-2.9短期贷款利息-2.10经营成本11,051.30-246.30362.62366.28370.15374.24378.56383.12387.933218、93.00398.36404.00409.95416.23422.84429.80437.142.11销售税金及附加13,321.63-287.72573.15568.56564.01559.50555.03550.59546.18541.81537.48533.18528.91524.68520.48516.32512.192.12所得税10,941.54-52.76-30.0561.02396.96690.36704.12717.89710.22702.553净现金流量（CI-CO）- 12,612.72- 5,837.781,843.411,929.862,016.522,103.382219、,190.432,277.652,365.022,422.492,479.161,978.771,544.581,622.574,373.594,330.144,286.684累计净现金流量- 12,612.72- 18,450.50- 16,607.09- 14,677.22- 12,660.70- 10,557.32- 8,366.89- 6,089.25- 3,724.22- 1,301.731,177.433,156.214,700.786,323.3510,696.9515,027.0919,313.77单位：万元181920212223242526275,896.035,848.8220、65,802.075,755.655,709.605,663.935,618.625,573.675,529.088,005.485,896.035,848.865,802.075,755.655,709.605,663.935,618.625,573.675,529.085,484.85-2,370.63-150.001,652.851,649.231,646.061,643.361,686.971,685.261,684.071,683.431,683.351,683.87-5.025.025.025.025.025.025.025.025.025.02-444.86452.99461.5221、5470.56480.05490.03500.53511.58523.20535.43508.09504.03499.99495.99492.03488.09484.18480.31476.47472.66694.88687.19679.49671.78709.88702.12694.33686.51678.66670.764,243.184,199.634,156.014,112.294,022.633,978.673,934.553,890.243,845.736,321.6123,556.9527,756.5831,912.5836,024.8840,047.5144,026.1847,222、960.7351,850.9755,696.7062,018.31附表C 8：资金来源与运用表单位：万元 序号年份 项目合计运营期正常运行期12345678910111213141516171资金来源180,090.3331,531.7925,124.814,516.434,602.874,689.534,776.394,863.444,950.665,038.045,125.555,213.195,048.754,907.954,999.715,091.495,040.374,989.231.1利润总额72,854.84-351.71- 289.99- 203.54- 116.88- 30.223、0257.02144.24231.62319.13406.772,646.434,602.414,694.164,785.944,734.824,683.691.2折旧费45,042.01-2,316.284,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.664,198.662,187.92305.54305.54305.54305.54305.541.3摊销费6,077.60-393.36607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76607.76214.40-1.4长期224、借款32,076.1518,919.0713,157.07-1.5流动资金借款105.00-105.00-1.6其它短期借款-1.7资本金21,414.1012,612.728,801.38-1.8其它-1.9回收固定资产余值2,370.63-1.10回收流动资金150.00-2资金运用96,762.9231,531.7922,161.212,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,703.062,734.033,069.983,363.373,377.14717.89710.22702.552.1建设投资51,670.0225、931,039.2520,630.84-2.2建设期利息1,820.16492.541,327.62-2.3流动资金150.00-150.00-2.4所得税10,941.54-52.76-30.0561.02396.96690.36704.12717.89710.22702.552.5应付利润-2.6长期借款本金偿还32,076.15-2,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.012,673.01-2.7流动资金借款本金偿还105.00-2.8其它短贷偿还-3盈余资226、金83,327.41-2,963.601,843.411,929.862,016.522,103.382,190.432,277.652,365.022,422.492,479.161,978.771,544.581,622.574,373.594,330.144,286.684累计盈余资金-2,963.604,807.016,736.878,753.3910,856.7813,047.2015,324.8517,689.8820,112.3722,591.5324,570.3026,114.8827,737.4532,111.0436,441.1940,727.87单位：万元18192021227、2223242526274,938.064,886.824,835.504,784.074,732.514,680.794,628.884,576.764,524.396,992.374,632.514,581.284,529.964,478.534,732.514,680.794,628.884,576.764,524.394,471.74305.54305.54305.54305.54-2,370.63-150.00694.88687.19679.49671.78709.88702.12694.33686.51678.66775.76-694.88687.19679.49671.78709228、.88702.12694.33686.51678.66670.76-105.00-4,243.184,199.634,156.014,112.294,022.633,978.673,934.553,890.243,845.736,216.6144,971.0549,170.6853,326.6857,438.9761,461.6165,440.2869,374.8273,265.0777,110.7983,327.41附表C 9:资产负债表单位：万元序号年份项目建营期正常运行期12345678910111213141516171资产31,531.7953,894.2050,931.1948,0229、54.6445,264.7442,561.7139,945.7237,416.9534,975.5632,591.6330,264.3829,840.8331,079.8732,396.8936,464.9440,489.5444,470.671.1流动资产总值-3,113.604,957.016,886.878,903.3911,006.7813,197.2015,474.8517,839.8820,262.3722,741.5324,720.3026,264.8827,887.4532,261.0436,591.1940,877.871.1.1流动资产-150.00150.00150.00230、150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.001.1.2累计盈余资金-2,963.604,807.016,736.878,753.3910,856.7813,047.2015,324.8517,689.8820,112.3722,591.5324,570.3026,114.8827,737.4532,111.0436,441.1940,727.871.2在建工程-1.3固定资产净值27,598.2045,096.3640,897.7036,699.0432,500.3928,301.7231、324,103.0719,904.4215,705.7611,507.107,308.455,120.534,814.994,509.444,203.903,898.353,592.811.4无形及递延资产净值3,933.595,684.245,076.484,468.723,860.963,253.202,645.442,037.681,429.92822.16214.400.000.000.000.000.000.001.5其他-2负债及所有者权益31,531.7953,894.2050,931.1948,054.6445,264.7442,561.7139,945.7237,416.95232、34,975.5632,591.6330,264.3829,840.8331,079.8732,396.8936,464.9440,489.5444,470.672.1流动负债总额-105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.002.1.1应付账款-2.1.2流动资金借款-105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.001233、05.002.1.3其他短期借款-2.2长期借款18,919.0732,076.1529,403.1326,730.1224,057.1121,384.1018,711.0916,038.0713,365.0610,692.058,019.045,346.022,673.01-负债小计18,919.0732,181.1529,508.1326,835.1224,162.1121,489.1018,816.0916,143.0713,470.0610,797.058,124.045,451.022,778.01105.00105.00105.00105.002.3所有者权益12,612.7221234、,713.0521,423.0621,219.5221,102.6321,072.6121,129.6321,273.8821,505.5021,794.5822,140.3424,389.8128,301.8532,291.8936,359.9440,384.5444,365.672.3.1资本金12,612.7221,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414235、.102.3.2资本公积金-2.3.3盈余公积金-23.1652.0786.65311.59702.801,101.801,508.611,911.072,309.182.3.4未分配利润-298.958.96-194.58-311.46-341.49-284.46-140.2268.24328.42639.602,664.126,184.969,775.9913,437.2417,059.3820,642.40资产负债率（%）60.00%59.71%57.94%55.84%53.38%50.49%47.10%43.14%38.51%33.13%26.84%18.27%8.94%0.32%0.236、29%0.26%0.24%单位：万元1819202122232425262748,408.3152,302.4056,152.8659,959.6163,982.2467,960.9171,895.4675,785.7079,631.4383,432.4145,121.0549,320.6853,476.6857,588.9761,611.6165,590.2869,524.8273,415.0777,260.7981,061.77150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.00150.0044,971.0549,170.6853,3237、26.6857,438.9761,461.6165,440.2869,374.8273,265.0777,110.7980,911.77-3,287.262,981.722,676.182,370.632,370.632,370.632,370.632,370.632,370.632,370.630.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00-48,408.3152,302.4056,152.8659,959.6163,982.2467,960.9171,895.4675,785.7079,631.4383,432.41105.00105.00105.0010238、5.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00-105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00-105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.00105.0048,303.3152,197.4056,047.8659,854.6163,877.2467,855.9171,790.4675,680.7079,526.4383,327.4121,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,239、414.1021,414.1021,414.1021,414.1021,414.10-2,702.943,092.353,477.403,858.074,260.344,658.205,051.665,440.685,825.256,205.3524,186.2727,690.9531,156.3634,582.4438,202.8141,783.6145,324.7048,825.9252,287.0755,707.950.22%0.20%0.19%0.18%0.16%0.15%0.15%0.14%0.13%0.13%附表C 10：财务指标汇总表序号名称单位数值1装机容量MWp3.52发电量240、总数万KWh462.53总投资万元180004单位千瓦总投资元745.125建设期利息万元1,820.166流动资金万元150.007发电销售收入总额万元159,624.048总成本费用万元180009销售税金及附加总额万元13,321.6310增值税总额万元12,110.5711发电利润总额万元72,854.8412电价12.1上网电价（不含增值税）元/kWh1.6912.2上网电价（含增值税）元/kWh1.8313投资回收期13.1项目投资融资前税前10.07年13.2全部投资税后10.35年13.3资本金税后10.53年14内部收益率14.1项目投资融资前税前8.83%14.2全部投资税后8.06%14.3资本金税后10.69%15财务净现值15.1项目投资融资前税前（IC=5.346%）万元20,131.3615.2全部投资税后（IC=5.346%）万元14,867.5815.3资本金税后（IC=5.346%)万元16,832.1116投资利润率4.62%17投资利税率5.43%18资本金净利润率11.56%19总投资收益率6.27%