1、材料科技公司30MWp用户侧光伏发电集中连片建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月材料科技公司30MWp用户侧光伏发电集中连片建设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138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 录目 录- 1 -第1章综合说明- 6 -1.1概述- 6 -1.2太阳能资源- 6 2、-1.3工程地质- 7 -1.4项目任务和规模- 8 -1.5总体方案设计- 8 -1.6开闭所与接入系统设计- 9 -1.7 土建施工设计- 9 -1.8工程消防设计- 10 -1.9 施工组织设计- 10 -1.10 工程管理设计- 10 -1.11环境保护与水土保持设计- 11 -1.12 劳动安全与工业卫生设计- 11 -1.13 项目设计概算- 11 -1.14 节能减耗- 12 -1.15 财务评价- 12 -1.17 结论及建议- 12 -第2章 太阳能资源评估.-13-2.1 我国太阳能资源区划与分布- 14 -2.1.1 资源区划- 14 -2.1.2 资源分布- 16 -23、.2 光伏电站区域气象条件及太阳能资源- 17 -2.2.1 *地区气象条件- 17 -2.2.2 太阳能资源条件- 17 -2.3 太阳能资源综合分析与评价- 18 -第3章 工程地质- 20 -3.1 概述- 20 -3.2 区域构造稳定性- 20 -3.2.1 区域地质构造- 20 -3.2.2 区域地震- 20 -3.2.3 场址稳定性- 22 -3.3 地形地质条件- 23 -3.3.1 地形、地貌- 23 -3.3.2 岩土地层结构- 23 -3.3.3 地下水条件- 23 -3.3.4 地基岩（土）承载力特征值- 24 -3.4工程地质评价与建议- 25 -第4章 项目任务和规模4、- 27 -4.1 建设的必要性和项目任务- 27 -4.1.1 建设的必要性- 27 -项目任务- 29 -4.2 负荷预测及电力平衡- 29 -4.3 工程建设规模- 30 -第5章 电站总体布置及年发电量估算315.1 概述31太阳能发电概述31太阳电池分类31太阳电池组件选择33太阳电池方阵布置设计34逆变器系统35电气接入系统38监测、计量及数据采集系统385.2 电站布置39太阳能电池组件选型39太阳能光伏并网逆变器选型40太阳电池组件的串、并联设计41直流汇流及直流配电设计44太阳能光伏电站直流系统设备汇总47太阳电池方阵的排布475.3 发电量估算48第6章电气设计496.1 5、电气系统496.1.1 电气主接线496.1.2 电缆敷设及电缆防火496.1.3 电能计量506.1.4 电气监控系统50火灾自动报警系统566.2防雷接地设计56设计规程规范56直击雷防护56感应雷防护576.3电气主要设备表60第7章 土建施工设计627.1设计范围627.2逆变器室基础设计627.3总平面规划布置设计原则62第8章 消 防638.1 工程概况和消防总体设计638.1.1 工程概况63消防设计依据638.1.3 一般设计原则638.1.4 机电消防设计648.1.5 消防总体设计648.2 工程消防设计648.2.1 建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限648. 3 安全6、疏散通道和消防通道65主控制楼及屋内配电装置楼安全出口658.3.2 建筑构建658.4消防给水658.5消防电气668.6防火设计668.7消防监控系统668.8建筑消防678.9施工消防67第9章 施工组织设计689.1施工条件68概述68交通运输方案689.2 施工总布置原则689.3主体工程施工69光伏组件安装69箱式变压器安装69逆变器和配电柜的安装70电力电缆和光缆敷设70主要建筑施工709.4施工总体进度70第10章 工程管理设计7210.1管理机构72管理机构及职能7210.1.2 管理定员编制7210.2 运行管理和定期检修72光伏发电人员培训72运行、维护与检修7310.37、防尘、防雪和清理7410.4主要管理设施7510.4.1.工程管理范围7510.4.2 工程保护范围75管理任务和办法7510.5工程管理区规划75生产、生活区及主要设施的规划75生产、生活区给排水7610.5. 3工程管理区绿化7610.5. 4工程管理区电源7610. 5.5工程管理通信76交通设施7610.6工程调度运用76第11章 环境保护与水土保持7811.1 环境保护7811.2 项目区水土保持现状7811.3 工程对水土流失的影响分析7811.4 水土保持措施7911.5 水土保持结论80第12章 劳动安全与工业卫生8112.1 设计依据、任务与目的8112.1.1 设计依据818、12.1.2 设计任务和目的8212.2 工程概述与光伏电站总体布置8212.2.1 工程概述8212.2.2 光伏电场总体布置8212.3 劳动安全设计8312.3.1 工程安全危害因素分析8312.3.2 劳动安全对策措施8312.4 工业卫生设计8312.5 安全与卫生机构设置8512.5.1 制定安全生产管理监督制度8512.5.2 制定消防、防止电气误操作等管理制度8512.5.3 制定工业卫生与劳动保护管理规定8512.5.4 制定安全生产管理标准8512.6 事故应急救援预案8612.7实施计划8612.8 预期效果评价8712.8.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价9、8712.8.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果综合评价87第13章 工程投资估算8813.1 编制说明8813.1.1 项目概况8813.1.2 投资主要指标88编制原则及依据8813.1.4 投资分析8913.1.5 主要技术经济指标90第14章 节能减耗设计9114.1 设计依据9114.2 施工期和运营期能耗种类9114.3 光伏电场节能措施9114.3.1 工程设计节能措施9114.3.2 电气节能措施9214.4 节能效果分析9314.5 结论93第15章 财务评价9415.1 项目概况及评价依据9415.2 基本方案财务评价计算94经济附表第1章综合说明1.1概述*材料科10、技有限公司是一家专业从事新能源产业的高科技股份制企业，公司由业内多位资深人士联合发起，立足*，面向全国，以新能源，特别是对太阳能光伏行业进行产业链投资为主导方向。*材料科技有限公司拥有国内一流的光伏行业专家顾问团队和技术顾问团队，其中所涉及的专业包括光伏材料、光伏电池制造、行业政策研究、光电建筑一体化研究及系统集成与电站运营等方面。公司项目发展定位于晶硅材料、铸锭、拉单晶、切片、太阳能电池及组件的生产加工与销售以及太阳能电站、风电互补电站的建设等纵向一体化的产业链延伸模式。*材料科技有限公司现拟利用*经济开发区内既有厂房、住宅等建筑屋顶和xx乡xx和华林山之间山体，进行用户侧光伏发电项目集中连11、片建设，本工程建设规模30MWp。开发区利用现有建筑屋顶面积30万平方米，建设30MWp，xx乡利用山体建设10MWp，24年年均上网发电量约36956.4MWh，年利用小时数为1250h。本项目总投资概算86401.16万元；动态总投资86311.16万元，单位千瓦动态投资43155.57元/kW；静态总投资84253.85万元，单位千瓦静态投资28084.562元/kW。 1.2太阳能资源*县境内无地形影响的大部分地区日照丰富，太阳辐射能量较高，空气透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，年内月太阳总辐射值变化基本平稳，工程开发利用价值较高，有利于太阳能能源的稳定输出，是*省太阳辐射资源最好12、的地区之一。根据NASA的气象数据，*县年平均日照小时数为2733.6h，年平均太阳总辐射为6184.17MJ，日照时间长，太阳辐射强。1.3工程地质*县地处华北平原，地势平坦开阔。工程地质特征自上而下分述如下： （1）粉质粘土：层厚1.01.6m，平均厚0.75米，棕褐色，可塑，以粉质粘土为主，含腐植根毛系、砖瓦片、砂粒，属中等压缩性土。（2）粉土：层厚1.22.3m，平均厚1.65米，黄色，可塑，含云母片、虫孔、贝壳、腐植物，属中等压缩性土。（3）粘土层厚0.20.9m，平均厚0.7米，灰黑色黑色，可塑，含有机质、腐植物、虫孔、贝壳，属中等偏高压缩性土。（4）粉质粘土层厚1.32.4m，平13、均厚1.82米，灰黄色，可塑，含姜石、虫孔、贝壳、铁质氧化物、砂粒，属中等压缩性土。（5）粉质粘土：层厚02.4m，平均厚2.16米，黄色，可塑硬塑，含铁质氧化物、砂粒、贝壳、姜石0.53.0cm，含量约10，属中等压缩性土，局部夹（5）1层细砂，黄色，中密。（6）中砂：层厚3.66.4m，平均厚5.2 米，黄色，中密密实，以长石石英为主，颗粒级配良好，含云母片，砂粒自上而下逐渐由细变粗，可按中等压缩性土考虑。（7）粉质粘土层厚4.5m，褐黄色棕黄色，可塑，含灰斑、砂粒、铁锰质氧化物、姜石0.52.5cm，属中等压缩性土。该区域地质构造稳定，无滑坡等不良地质现象，各层地基岩（土）承载力较高，根14、据周边已建项目的地质勘察情况，本项目所在区域地貌单一，地层岩性均一且层位稳定，对基础无任何不良影响，适宜本项目工程建设。1.4项目任务和规模开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向。*具有丰富的太阳能资源，建设光伏发电站可以满足能源需求，促进经济发展，增加财政收入，提高当地人民的生活水平，同时有利于保护自然环境。我国能源结构是以煤为主，随着国民经济的快速发展，温室气体减排和能源安全问题已日益突出，面临的压力很大。另一方面，我国太阳能资源非常丰富，全国2/3以上地区的年平均日照数大于2000h、年平均辐射总量约为5900MJ/。因此，太阳能光伏电站的建设已成为国家温室气体减排和能源安全的必然需要15、。然而，太阳能并网光伏电站的工程投资很大，电价成本高。2007年的电价成本均大于4元/kwh，高电价制约了我国太阳能光伏电站的发展。太阳能光伏电站的建设在我国刚开始，急需掌握和完善相关的技术。因此，通过建设本太阳能光伏发电示范项目，努力降低光伏发电电价水平，促使光伏发电技术在全国快速推广是非常必要的。我国光伏发电设备发展很快，但主要面对国外市场，市场风险大。需要通过国内大型光伏电站的建设来支持国内光伏发电设备产业的稳步发展。本项目选择在*建设符合当地太阳能资源丰富的条件，有效利用现有资源，加快当地能源电力结构调整，并能够提供清洁电力，满足当地的电力需求，促进当地经济发展。*材料科技有限公司光伏16、发电项目装机容量30MWp。1.5总体方案设计*材料科技有限公司30MWp光伏发电项目根据所利用的区域建筑面积和山体面积，由多个光伏发电分系统组成。每个光伏发电单元系统主要由1个250kWp太阳电池方阵和1台250kW逆变器组成；项目共130个250kWp光伏发电单元系统。在1个光伏发电单元系统中，250kWp太阳电池组件经串并联后发出的直流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆变器将直流电转变成交流电。光伏发电系统在投产后24年的发电量和利用小时测算结果如下，预计投产后24年间年均发电量为36956.4MWh，24年运行期间的平均利用小时为1250h。1.6开闭17、所与接入系统设计本工程30MWp光伏发电系统经30台0.4/10kV箱式变压器升压至10kV后，分成四路汇流，接入光伏电站10kV开闭所，再经2回10kV线路送入宝利集团内部66kV变电所10kV侧母线。根据本工程发电性质（仅白天发电），光伏电站所发电量基本可由宝利集团内部工厂直接消纳，如有剩余电量，可经66kV变电所送入电网。太阳能电站集控站设在10kV开闭所内。集控站内设置监控系统和远动工作站，通过远动工作站向调度部门传送远动信息，并接受调度部门的远方监视。太阳能电站采用计算机监控，太阳电池组件及逆变器监控系统由厂家配套提供，对太阳电池组件及逆变器进行自动监视和控制，并接入整个中控室监控系18、统。1.7 土建施工设计本工程土建设计主要包括逆变器室、开闭所及其他辅助工程等。根据实际条件，本工程逆变器室一般布置在太阳能方阵靠近开闭所区域，以节约连接电缆。开闭所的主要建筑物和构筑物有配电装置室、进出线构架和设备支架、主变压器基础、泵房及消防水池、避雷针等。布置方案采取利于生产、便于管理以及适应当地环境的原则设计。1.8工程消防设计本项目的消防系统以水消防系统及移动式化学灭火器为主。利用开发区内各厂家原有消防设施，并相应增加室外消火栓，配置相应数量及类型的移动式化学灭火器。功能区域装设火灾自动探测报警设备，接入电场的集中报警控制盘；并与光伏电站的计算机监控系统接口。光伏电站的火灾报警系统主19、要由火灾自动报警控制器及消防联动装置，点式感烟、感温火灾探测器、声光报警及联动模块等设备组成。电缆采取防火封堵措施。电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求。1.9 施工组织设计本工程土建设计主要为逆变器室基础、开闭所基础等。逆变器室及开闭所基础按设计等级为丙级设防。*经济开发区交通十分便利，所用设备及建筑材料可通过汽车直接运抵施工现场。主要建筑材料如水泥、砂石、钢材等可就近采购。根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理、安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏阵列布置的特点，统筹规划，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施20、工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染，严格按设计施工图施工。1.10 工程管理设计本工程按“无人值班、少人值守”及对光伏电站实施计算机集中监控的原则编制定员，人员的构成由生产人员和管理人员组成。光伏发电项目建成后，运行管理及日常维护等由项目公司统一负责。对于光伏发电的调度运行，除开发区内各企业自用电外，上网部分由电网统一调度，按照优化后的调度原则运行和管理。光伏电站的调度运行应执行电网的统一调度，以满足电网的运行要求。 1.11环境保护与水土保持设计本工程符合我国2005年出台的可再生能源法。实现了开发与节约并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现了可持续发展的能源战略方针。不仅21、满足了*地区经济发展带来的用电负荷的增加，而且将加快经济和社会发展，并有力地拉动当地以及周边地区各产业的蓬勃发展。工程建设对当地区域环境质量及敏感目标影响较小，符合国家相应环保法规要求。本工程符合我国 “十一五”节能减排的总体目标和能源产业政策，具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。从环境保护和发展循环经济的角度来讲，是科学、合理、可行的。1.12 劳动安全与工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际情况，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程建设中和投产后符合劳动安全以及工业卫生要求，保障劳动者在施工和运行过程中的安全与健康。1.13 22、项目设计概算依据国家、电力部门及当地有关规定、定额、费率标准等，并结合光伏发电站工程建设的特点，按当地价格水平计算。*材料科技有限公司30MWp光伏发电项目发电系统经30台0.4/10kV箱式变压器升压至10kV后，分成四路汇流，接入光伏电站10kV开闭所，再经2回10kV线路送入宝利集团内部66kV变电所10kV侧母线。本项目动态总投资86311.16万元；静态总投资84253.85万元，项目总投资概算86401.16万元。1.14 节能减耗本太阳能光伏发电项目的开发、建设充分利用该地区现有的建筑物纵向空间和山体空间以及清洁、丰富的太阳能资源，有效减少常规能源，尤其是煤炭资源的消耗，减少各类23、污染物的排放量，对生态环境的保护起到一定作用，随着项目的建设，该地区出现新的人文景观，改善了区域的面貌，美化了环境，节约了能源。1.15 财务评价本项目全部发电量用于厂内生产，原则上自发自用。本项目实施运行后，每年可为工厂节省购电费用1404.48万元。太阳能发电是清洁能源，随着太阳能光伏产业的发展可以进一步改善环境，此项目有深远的社会效应。1.17 结论及建议2009年11月9日，国家财政部、科技部、国家能源局下发了关于做好“金太阳”示范工程实施工作的通知，要求加快实施“金太阳”示范工程，以推进我国太阳能光伏发电产业的发展。本项目的实施，响应国家政策，得出以下结论及建议：*材料科技有限公司324、0MWp光伏发电项目能够起到很好的工程示范作用，推动国家太阳能光伏发电产业和设备产业的发展和温室气体减排和能源安全有重要的影响，同时，可充分利用纵向空间，解决周边地区用电困难，对城市容灾提供帮助。*市是*省太阳能资源较丰富的地方，交通方便，场地等工程建设条件满足项目建设的工程要求。太阳电池组件和逆变器选型合理。太阳电池组件选用190wp单晶硅太阳电池组件；逆变器选用250kW逆变器。总体技术方案结构组成合理，符合太阳能光伏电站的系统特点，对保证光伏发电的系统效率有重要作用。根据太阳能辐射数据及规模容量、光伏发电系统效率等数据测算出本项目工程24年的平均年发电量为：36956.4万kWh/年。本25、项目属于节能减排的环保项目，光伏发电过程不会产生工业废气、废水、烟尘等，基本上不会产生环境污染。由于太阳能光伏发电一次投资大，虽然运行费用很低，但发电成本仍然较高，需要国家按照可再生能源法金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法及相关的政策给予成本补贴。第2章 太阳能资源评估准确地评估不同地区太阳辐射能的分布，对太阳能的合理开发利用是十分必要的。太阳能资源一般以太阳总辐射量来表示，太阳总辐射量可直接用辐射仪器观测，也可以根据气象资料间接计算。我国太阳辐射观测站稀少，且空间分布不均匀，实际观测数据远不能满足对太阳能资源时空分布评估的需求。国家气象局所属业务观测系统中有辐射观测的共98个站，其中：一26、级站17个，观测项目为总辐射、直接辐射、散射辐射、净辐射和反射辐射五项；二级站33个，观测项目为总辐射和净辐射两项；三级站48个，仅观测总辐射一项。建站时间大部分为20世纪50年代和60年代，资料序列长度大部分有40年以上，但中间曾有过部分站点及观测项目的调整，并且在1981年进行了测量基准的变更。2.1 我国太阳能资源区划与分布 资源区划按1971至2000年我国太阳能资源的分布，资源区划分：第一级区划，按年太阳辐照量分区。第二级区划是利用个月日照时数大于6h的天数这一要素为指标的。一年中，各月日照时数大于6h的天数最大值与最小值之比值，可看作当地太阳能资源全年变幅大小的一种度量，比值越小说27、明太阳能资源全年变化越稳定，就越有利于太阳能资源的利用。此外，最大值与最小值出现的季节也说明了当地太阳能资源分布的一种特征。第三级区划，是利用太阳能日变化的特征值作为指标的。其规定为，以当地真太阳时9至10时的年平均日照时数作为上午日照情况的代表，同样以11至13时代表中午，以14至15时代表下午。哪一段的年平均日照时数长，则表示该段有利于太阳能利用。第三级区划指标，说明了一天中太阳能利用的最佳或不利的时段。为了便于太阳能资源的开发与利用，按年太阳总辐照量空间分布，也是第一级区划的方法。我国对太阳能资源可以划分为四个区域。如图2.1所示。四个区域的太阳能资源见表2.1。图2-1 我国太阳能资源28、分布图（一）表2-1 太阳能资源区划名称符号指标(KWH/M2A)占国土面积地区最丰富带I175017.4%西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部很丰富带II1400175042.7%新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华北及江苏北部、黄土高原、青海和甘肃东部、四川西部至横断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛丰富带III1050140036.3%东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、广西西部等地区一般带IV10503.6%川黔区说明：我国太阳能资源的丰富地区（即、带）共占国土面积96以上。 资源分布我国太阳能资源的年分布，总的来看具有高原大于平原、内陆大于沿海和气候干燥区大于气候湿润区等特29、点。青藏高原为一稳定的辐射高值区，高值中心在雅鲁藏布江流域一带，我国太阳年总辐照量最大值可达到2450kWh(相当于280W)以上。高值带由此向东北延伸，内蒙古高原也为一相对的高值区，等值线在高原东部边缘密集。与青藏高原东部紧邻的四川盆地辐照量很快下降，为我国辐射资源相对较低的地区。其中： 太阳能资源极丰富带的地区：西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部，这些地区的年太阳辐照量超过1750kWh/（a），而且月季最大与最小可利用日数的比值较小，年变化较稳定，是太阳能资源利用条件最佳的地区。 太阳能资源很丰富带的地区：新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华北及江苏北部、黄土高原、青海和甘肃30、东部、四川西部至横断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛，该区仅次于资源最丰富带，年太阳辐照量为14001750kWh/（a）。本区可利用日数的年变化还比较稳定，但在横断山区和东南沿海区，最大与最小值可利用日数之比值已大于2.0，不利于太阳能利用的季节明显地增加了。 太阳能资源丰富带的地区的年太阳辐照量为10501400kWh/（a），它主要分布在我国东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、广西西部等地区。在这个区域中，月季最大与最可利用日数之比值均大于2.0，也就是说，一年中可利用日数出现了明显的变化，而且其中最小值出现的季节已不利于太阳能的利用。 太阳能资源一般带，川黔区为太阳能资源一般带，此区31、年太阳辐照量为不足1050kWh/（a），是我国太阳辐射资源最小的地区。此区域中的重庆，冬季日照时数大于6h的天数仅为12d，除夏季7、8两个月日照时数大于6h的天数平均为18d外，其余月份均小于9d。2.2 光伏电站区域气象条件及太阳能资源 *地区气象条件*县气候属于暖温带季风型大陆性气候，其特征是春季风大干旱，夏季炎热多雨，秋季秋高气爽，冬季寒冷少雨雪，春季短，冬夏长，四季分明。根据地区历年统计资料气象显示：年平均气温 13.5；极端最高气温41.6；极端最低气温 19.4；年平均最高气温 19.4；年平均最低气温8.6；冬季采暖室外计算温度 -7；年平均降水量676.7mm；年最大降水量32、1186.0mm；全年平均风速3.1m/S；最大风速22.7m/S；最大冻土深度370mm；全年主导风向 东南，冬季主导风向西北，夏季主导风向东南；年平均日照数2733.6h，年平均太阳总辐射为6184.17MJ。2.2.2 太阳能资源条件*县境内无地形影响的大部分地区的日照丰富，太阳辐射能量较高，空气透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，年内月太阳总辐射值变化基本平稳，工程开发利用价值较高，有利于太阳能能源的稳定输出，是*省太阳能辐射资源最好的地区之一。表2-2 光伏电站区域日照总辐射量数据（NASA数据）月份月平均值MJ/日平均值MJ/1325.13.812465.44.623603.7533、.414650.36.105697.26.356687.84.527650.83.938484.44.349437.34.0510386.83.4711387.83.5912398.13.57年总值5771.32.3 太阳能资源综合分析与评价图2-2 我国太阳能资源分布图（二）图2-3 我国太阳能年日照时数分布图根据NASA的气象数据，*市有着较丰富的太阳能资源，可划分为太阳能资源三类地区。第3章 工程地质3.1 概述*材料科技有限公司30MWp光伏发电项目位于*省*县经济技术开发区和xx乡。*县位于中国东部，*省西南部，隶属“孔孟之乡”、*省经济强市、文化名市、组群结构大城市济宁市管辖，总面34、积971.6平方公里。东临济宁市中区，南接金乡县，西靠菏泽市的巨野和郓城县，北依梁山县，东北隔梁济运河与汶上县相望。新石铁路、京福高速公路日荷支线、327国道穿城而过，西邻“京九”铁路60公里，东邻“京沪”铁路40公里；*港水运码头经京杭大运河可转运苏、沪、浙一带，距日照港300公里，距青岛港300公里，距连云港300公里；济宁曲阜机场位于*南部纸坊镇，现已开通北京、上海、沈阳、广州、成都、青岛航班，现辖八镇七乡，人口81万人。3.2 区域构造稳定性 区域水文地质构造*县属淮河流域南四湖水系，流经的主要河流有梁济运河、老赵王河、洙水河和洙赵新河。梁济运河起源于黄河南岸的路那里村，流经梁山、汶上35、*、任城区，于任城区李集西南流入南阳湖。老赵王河是一条古老河道，属于季节性河流，发源于马村乡，经万张乡及*镇，于xx乡的秦村东出境。洙水河西起巨野县十里铺，流经巨野、*、任城区，于任城区路口村入南阳湖，属于季节性河，县境内长36.4km，流域面积422km2，有老赵王河、洙水河、小王河、前进河、牛官屯河、马庄河、护山河和黄庄河8条一级支流。洙赵新河起源于东明县宋寨，流经菏泽、郓城、巨野、*、任城区和微山县，于微山县候楼村附近流入南阳湖，县境内长27.8km，流域面积73km2。*县地形南高北低，西高东低，南部主要为低山丘陵、山间谷地，平原区次之；北部以平原区为主，丘陵区次之。低山丘陵区地面标36、高多在90170m之间，纸坊镇孟良山为最高点，海拔标高为243m，相对高度300m；平原区标高一般在3638.5m之间。地貌按成因类型可分为构造剥蚀丘陵山区、侵蚀构造山间谷地和冲洪积平原三种类型。前两种类型主要分布在县城南至满硐一带；后一种类型主要分布在北部、东部、西部及东南部、西南部。*县境内分布的地下水类型主要有第四系孔隙水和奥陶系、寒武系裂隙岩溶水。第四系孔隙水分布广泛，是最为主要的地下水资源。根据赋存介质的埋藏深度和物质来源，将其分为浅层和中深层孔隙水两种类型。浅层孔隙水赋存介质成分主要为黄河冲积物，一般由粉质粘土、粘土、粉土、粉砂、细砂以及残坡积碎石等组成，厚度一般在3580m。含水37、层由24层粉砂、细砂构成，单层厚0.402.30m，总厚度一般48m；顶板埋深812m，底板埋深山前地带一般2535m，平原地带一般5080m。水位埋深一般在3.505.50m，井（孔）单位涌水量100300m3/（dm）。地下水的补给来源有大气降水入渗、农田灌溉回渗和侧向径流三种途径。中深层孔隙水赋存介质主要由灰绿色、黄褐色粘土、粉质粘土、粗砂、中砂和细砂组成，厚度一般65150m。含水层为粗砂、中砂和细砂，一般地区12层，单层厚26m，总厚度412m；其顶板埋深一般在56106m，顶板之上覆有1030m厚的粘土或粉质粘土，其结构致密，隔水性较好；底板埋深65130m。水位埋深4.607.538、0m。单位涌水量75309m3/（dm）。地下水的来源为东部、东北部和北部边界的侧向径流补给；由东、东北方向缓慢地向西和西南方向流动；排泄则以自然径流排泄为主。奥陶系裂隙岩溶水主要分布于兖（州）兰（考）公路以北，马村大山头断裂以东地区，含水层岩性主要为三山子组中上部糖粒状白云岩，其次为马家沟组北庵庄灰岩、豹皮状灰岩等，地下水赋存于溶隙、溶洞和洞孔中。含水层顶板埋深一般3090m，底板埋深80150m。水位埋深67.5m，井（孔）单位涌水量501000m3/（dm）。地下水的补给主要为上覆第四系浅层孔隙水的越流补给。寒武系裂隙岩溶水主要分布于县城以南xx、纸坊、满硐一带，地下水主要赋存于张夏组和39、炒米店组灰岩、鲕状灰岩的裂隙及溶洞中，含水层顶板埋深一般在3050m，底板埋深150300m。水位埋深46m，单位涌水量一般100300 m3/（dm）。大气降水是该类地下水的主要补给来源。 区域地震工程拟建所在的区域，位于于黄河下游地震带和郯城-营口地震带之间，该区是我国地震活动频次相对低、强度较弱的地区。该区地震少，且成带不明显。根据对区域构造运动特点、断裂、历史地震、地震活动带的综合分析，可以认为，本期工程拟建场地附近地质构造较简单，区域内没有高度集中的区域应力场，无突发性应变及能量释放，本身没有发生6级以上地震的可能，而本区受地震的危害主要来自邻区地震的波及，既使有地震发生，对该区域的40、影响强度也不会超过度。拟建场地区域是构造相对稳定区，适宜进行工程建设。根据本区历史地震和中国地震动参数区划图（GB 18306-3001），工程区50年超越概率10%的抗震设防烈度为度。工程拟建场地土类型为中软土，建筑场地类别为III类。根据中国地震动参数区划图（GB 18306-3001），青冈地区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，地震动反映谱特征周期为0.35s。 场址稳定性综上所述，该区域位于黄河下游地区。地质构造属新华夏构造体系。在新构造运动上，表现为以下降为主的升降运动。东北部冲沟较为发育，属近期仍处于缓慢上升的局部隆起部分。地势平坦开阔，地表经流不发育。地质形志41、属堆积类型。属构造稳定区。区内新构造活动较弱，场址附近发育大量断层，但属于非全新活动断裂，从工程地质条件来看，可不考虑断裂错动对地面建筑的影响。场址附近地震活动微弱。该区域地势平坦，综合考虑各方面的条件，认为区域稳定性较好，适宜本项目工程建设。建议在施工图阶段对建筑物屋顶进行载荷计算验证。3.3 地形地质条件 地形、地貌该区域位于华北平原东部，*省西南部，黄河下游地区，境内地势平坦，高山丘陵。由东北向西南逐渐倾斜，地势由东向西依次为川岗、平岗、低岗。通背河为主要河流。东部海拔较高区域多为耕地，西部海拔较低区域多为盐碱洼地及草原。全县海拔平均249.2m，海拔最高程293.6m。最低程156.742、m，高低间差136.9m。 岩土地层结构根据本阶段勘探和地质调查资料，结合所收集的地质资料，该场区的地层主要由粉质粘土、粉土、粘土。工程地质特征自上而下分述如下： （1）粉质粘土：层厚1.01.6m，平均厚0.75米，棕褐色，可塑，以粉质粘土为主，含腐植根毛系、砖瓦片、砂粒，属中等压缩性土。（2）粉土：层厚1.22.3m，平均厚1.65米，黄色，可塑，含云母片、虫孔、贝壳、腐植物，属中等压缩性土。（3）粘土层厚0.20.9m，平均厚0.7米，灰黑色黑色，可塑，含有机质、腐植物、虫孔、贝壳，属中等偏高压缩性土。（4）粉质粘土层厚1.32.4m，平均厚1.82米，灰黄色，可塑，含姜石、虫孔、贝壳、43、铁质氧化物、砂粒，属中等压缩性土。（5）粉质粘土：层厚02.4m，平均厚2.16米，黄色，可塑硬塑，含铁质氧化物、砂粒、贝壳、姜石0.53.0cm，含量约10，属中等压缩性土，局部夹（5）1层细砂，黄色，中密。（6）中砂：层厚3.66.4m，平均厚5.2 米，黄色，中密密实，以长石石英为主，颗粒级配良好，含云母片，砂粒自上而下逐渐由细变粗，可按中等压缩性土考虑。（7）粉质粘土：层厚4.5m，褐黄色棕黄色，可塑，含灰斑、砂粒、铁锰质氧化物、姜石0.52.5cm，属中等压缩性土。 地基岩（土）承载力特征值根据现场踏勘，结合当地建筑经验等，推荐各层地基岩（土）的承载力特征值fak的结果列于表3-1。44、表3-1 地基（岩）土承载力特征值地层编号岩性 名称物理力学指标标贯试验静力触探fo（KPa）建议采用特征值fak（KPa）W（%）R(kn/m3)eILfak（KPa）fak（KPa）粉 土19.130.60.5670.29280190115170粉细砂155230160粉质粘土31.518.80.9010.92115122137130粉质粘土25.319.80.7250.43230175155170粘 土24.830.00.7080.172702401832401粘 土26.230.20.7350.33240190162190粘 土27.319.60.7710.3222919516019045、粘 土23.030.20.6660.113003003002601粘 土26.019.70.7390.40230190砂质粘性土14.221.20.462-0.19330300粗 砂3603001粉细砂2603303.4工程地质评价与建议1该区域位于于黄河下游地震带和郯城-营口地震带之间。地质构造属新华夏构造体系。在新构造运动上，表现为以下降为主的升降运动。东北部冲沟较为发育，属近期仍处于缓慢上升的局部隆起部分。地势平坦开阔，地表经流不发育。地质形志属堆积类型。属构造稳定区。区内新构造活动较弱，附近发育大量断层，但属于非全新活动断裂，从工程地质条件来看，可不考虑断裂错动对地面建筑的影响。区域附46、近地震活动微弱。综合考虑各方面的条件，认为该区域稳定性较好，适宜建设本项目工程。2根据建筑抗震设计规范（GB500113001），丘陵顶部及地势较高处，区域土主要以粉、细砂组成，该建筑场地划分为对建筑抗震有利地段。根据区域地基土类型属于中软土，区域覆盖层厚度普遍小于5m的基本条件进行划分，判定该建筑场地类别为III类。按中国地震动参数区划图（GB18306-3001），该区域50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g（相应的地震基本烈度为度），地震动反应谱特征周期0.35S。根据建筑抗震设计规范（GB500113001）第条：当抗震设防烈度为6度时，一般情况下可不进行液化判别和处理。故47、本区域可不考虑饱和砂土及饱和粉土的地震液化问题。3区域属中国潜水分区第区温带湿润、半湿润季风气候潜水区。气候较湿润，大气降水量丰富，年降水量400600毫米。雨水沿砂土裂隙和孔隙渗入地下，为地下水的主要来源。区域地下水埋深约10m。在本次勘察中，取井水试样1 件，根据水文地质环境及岩土工程勘察规范（GB50021-3001）中表判断，综合评价区域内地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均无腐蚀性。4区域内厂家均已取得建筑不压覆有开采价值矿床和有保护价值文物的相关证明，所以本次项目工程不涉及该问题。第4章 项目任务和规模4.1 建设的必要性和项目任务 建设的必要性1.国家温室气体减排和能源安48、全的需要随着世界工业的发展，大气中温室气体的浓度逐年增加，C02气体的增加尤为明显。世界工业温室气体的过量排放，破坏了自然生态平衡，过量温室气体的温室效应己逐渐成为地球生命生存的严重威胁。近年来，C02等温室气体导致的全球变暖趋势已经成为世界十大环境问题之首。为了减少C02等温室气体的排放，减缓全球气候变暖趋势，世界各国作出了许多努力，并在1997年12月日本京都召开的联合国气候变化框架公约第三次缔约方大会(COP3)上，通过了具有历史意义的京都议定书。作为第37个签约国，中国政府承诺到3030年中国CO2的年排放总量将控制在1330亿t，中国人均碳排放水平控制在0.9-1.3t/a。目前，我49、国二氧化硫(S02)年排放总量居世界第一，C02年排放总量居世界第二，其增长速度远高于美国。预计至3009年，我国的CO2年排放总量将超过美国而位居世界第一。我国以煤为主的一次能源结构使我国C02年排放量的减排任务变得任重道远、压力巨大。 面对压力和困难，我国政府为世界温室气体的减排做出了积极的努力。3006年1月1日可再生能源法颁布实施以来，全国各类可再生能源增长迅速，可再生能源的年利用总量己超过2亿t标准煤(不包括传统方式利用的生物质能)，其中水电约为1.5亿t标准煤、风电(含太阳能、现代技术生物质能利用等)约为0.5亿t标准煤。计划到3010年，全国将关停单机容量为300Mw及以下的总规50、模为50000Mw的中小型常规燃煤火力发电机组，与同规模的高效清洁的大型燃煤机组相比，届时每年可节约标准煤将超超过3000万t。能源是经济发展的物质基础，为保证国民经济的可持续发展，必须有可持续供应的能源作为支撑。随着我国经济的快速增长，能源需求逐年上升，能源进口也逐年增加。我国能源结构是以煤为主，这对国家经济发展带来的能源安全和环境问题己日益突出。从能源安全、减少污染、改善生态环境和立足于本国资源等方面来考虑，我国开发利用安全、可靠的清洁能源，并提高其在能源结构中的比重，将是实现经济社会可持续发展的重要保证。因此，为了满足国家对温室气体减排和能源安全的需要，根据太阳能光伏发展的现状，需要项目51、的工程示范建设来推动我国大型光伏电站的发展，从而使我国丰富的太阳能资源能在温室气体减排和能源安全方面起到重要的作用，项目的建设非常必要。2.我国大型光伏电站项目工程建设示范的需要目前，国内外光伏电站的建设规模相对较小，大多数项目的建设规模在1MWp内，直接接入地区电网的并网光伏电站项目更少。虽然目前光伏并网发电的技术水平已基本满足大型光伏电站的建设要求，但仍需要进一步提高。为了降低工程造价和提高光伏电站运行的可靠性和安全性，还有较多的问题需要通过工程示范进一步认识和更完善的处理，如：大型并网光伏电站对电网的影响、大型光伏电站的调度管理、大型并网光伏电站系统集成的效率问题、不利工程条件对大型并网52、光伏电站系统效率的影响、太阳电池组件及逆变器等关键设备在大型并网光伏电站中运行的可靠性等。因此，为了大力促进我国大型并网光伏电站的建设，急需通过大型并网光伏电站的建设示范和科学实践，进一步检验和暴露更多的问题，为未来更多的大型并网光伏电站项目的建设提供有效的建设示范和经验，使大型并网光伏电站项目的建设在技术上更规范合理，投资上更节省、经济和社会效益更好。本项目的建设满足我国大型光伏电站项目工程建设示范的需要。3.我国太阳能产业发展的需要自2000年以来，我国太阳能电池产业迅猛高速发展。2007年，我国太阳能电池的总产量已达到1000MWp，位居世界第一；太阳能电池产品的性能己达到国际水平，主要53、产品销往国外市场。目前，我国国内太阳能电池的应用份额相对很小，国内太阳能电池的应用市场与其产量或生产能力极不匹配。在国际市场变化或各国进行自我保护的情况下，我国的太阳能电池产业将受到极大的打击。积极开发我国的太阳电池应用市场，扩大我国太阳电池组件的安装量，对促进和保护我国光伏太阳能产业的发展具有极其重要的战略意义。项目任务国家“十一五”，规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则，并规划确定可再生能源发电包括风能、太阳能、生物质能等发电项目。在可再生能源中，太阳能取之不尽、清洁安全，是最理想的可再生能源。我国的太阳能资源丰富且分布范围广，太阳能光伏发电的发展潜力巨大。国家“十一五”54、规划纲要提出：2010年，我国太阳能发电规模要达到30万千瓦，到2030年要达到180万千瓦。本项目的建设具有资源丰富、并网条件好的条件，开发和利用黑龙江省丰富的太阳能资源符合国家新能源的需要。4.2 负荷预测及电力平衡*经济开发区负荷主要是工业负荷特点，负荷峰谷差不大，负荷日、年变化较为平稳。开发区负荷预测表 单位：MW20082009201020152030负荷3135404866大负荷电力平衡表 单位：MW年 度200820092010201520301、最大负荷（MW）31354048662、发电容量合计（MW）3030303030其中：木兰发电1212121212大顶子山水电011655、666663、厂用电（热电厂12%）0.120.234.384.384.384、可供出力（MW）30303030305、电力盈亏（MW）-11-15-30-28- 40从电力平衡可以看出，开发区用电负荷大，开发区2010年需要从系统最大受电30MW，2015年需要向系统送出电力28 MW。系统小负荷，待开发区企业设备检修时需向系统送出电力11.5MW。电厂建成后不仅可以解决一部分缺电问题，还可以减少长距离输电损耗，使电力系统更加稳定。4.3 工程建设规模本项目建设规模为30MWp。光伏并网发电系统采用分块发电、集中并网方案，每个光伏并网发电单元的电池组件采用串、并联的方式组成多个太阳电池阵列，56、太阳电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入10kV，在经宝利集团内部66kV变电所变压器升压66kV，与系统联网。第5章 电站总体布置及年发电量估算5.1 概述太阳能发电概述大型并网光伏电站主要由光伏方阵、并网逆变器、输配电系统及远程监测通信系统组成，包括太阳电池组件、直流电缆、汇流箱、直流防雷配电柜、逆变升压设备或逆变加升压设备、交流电缆、10kV升压变等。其中，电池组件到逆变器的电气系统称为光伏发电单元系统； 10kV输配电交流系统是常规输配电系统。光伏方阵将太阳能转化为电能(直流电)，并通过汇流箱及直流防雷配电柜传递到与之相连的逆变器上，57、逆变器采用MPPT(最大功率跟踪)技术最大限度将直流电(DC)转变成交流电(AC)，输出符合电网要求的交流电能，再经过升压站与中压电网(10kV)连接。其中光伏发电系统的核心设备是太阳电池组件和并网逆变器。太阳电池组件是通过光伏效应将太阳能直接转变为直流电能的部件，是光伏电站的核心部件。在电站直流发电系统中，太阳电池组件通过合理的连接，形成电站所需的太阳电池方阵，并与逆变器构成直流发电系统。对大型光伏电站而言，太阳电池组件是光伏电站最基本的发电部件。太阳电池分类从1839年法国科学家EBecquerel发现光生伏特效应以来，经过160多年的发展，太阳电池无论是在基础研究还是生产技术上都取得了很58、大的进步。现在商用的太阳电池主要有：单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅薄膜电池、铜铟硒和碲化镉薄膜电池等。单晶硅电池单晶硅太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料，是当前开发很快的一种太阳电池，它的结构和生产工艺已定型，产品已广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，现在地面应用的太阳电池等采用太阳能级的单晶硅棒，材料性能指标有所放宽，也可使用半导体器件加工的头尾料和废次单晶硅材料，经过复拉制成太阳电池专用的单晶硅棒。单晶硅电池是最早发展起来的太阳电池，与其他电池相比，单晶硅电池的效率最高，目前的商业效率在15-17之间。现在，单晶硅电池的技术发展动向是向超薄、高效发展，不久的将来，可有100um甚至更薄的单晶59、硅电池问世。德国的研究已经证实40um厚的单晶硅电池的效率可达到30，今后借助改进生产工艺实现超薄单晶硅电池的工业化生产，并可能达到已在实验室达到的效率。多晶硅电池多晶硅电池由多晶硅片制造。硅片由众多不同大小、不同方向的晶粒组成，而在晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能的一致性不如单晶硅，目前的商业效率在1416之间，与单晶硅电池组件的效率相差12。非晶硅薄膜电池非晶硅薄膜电池是采用化学沉积的非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。非晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化的非晶硅薄膜电池稳定的转换效率在57左右，保证寿命60、为10年。非晶硅薄膜电池是至今最为成功的薄膜电池，尽管从最早的1996年12的市场份额降到2004年的4，但由于目前晶体硅电池供应短缺，人们试图通过非晶硅薄膜电池补充。目前，非晶硅薄膜电池之所以没有大规模使用，主要原因是光致衰减效应相对严重。铜铟硒薄膜电池铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一种I-族化合物半导体，铜铟硒薄膜太阳电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率61、电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。碲化镉薄膜电池碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50的光能，10微米厚几乎可吸收100的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效太阳电池的理想材料，碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加62、以克服。从太阳电池技术现状分析，本项目应采用单晶硅或多晶硅太阳电池组件。目前，单晶硅或多晶硅太阳电池组件是我国的主流产品，其产量已超过1000MWp，位列世界前列。太阳电池组件选择世界各国的研究发出了很多种太阳电池技术，部分尚处于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段，目前硅基材料的太阳电池板占据市场的主流，单晶硅太阳电池，多晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的90%以上，而非晶硅薄膜太阳电池近年来的发展非常快。下面对太阳电池组件列表比较。表5-1 太阳电池组件列表比较组件电池种类组件转换价格性能生有效年数主要产地单晶硅太阳电池14171214稳定规模化30国内，外多晶硅太63、阳电池11151214稳定规模化30国内，外非晶硅薄膜太阳电池68911稳定规模化30国内，外碲化镉薄膜太阳电池89911稳定规模化30国外铜铟镓硒薄膜太阳电池89911稳定规模化30国外单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池以其稳定的光伏性能和较高的转化效率，是光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本项目工程的首选电池设备，其国内市场的供应量非常充足。结合本项目的建设用地情况，推荐选用大功率单晶硅太阳电池组件。（2）薄膜太阳电池组件对晶体硅太阳电池组件而言，太阳电池组件转换效率较低，建设占地面积大，但价格比晶体硅太阳电池组件便宜。我国大陆地区没有大规模性生产碲化镉薄膜太阳电池组件，64、铜铟镓硒太阳电池组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价格同比非晶硅薄膜太阳电池组件高。 非晶硅薄膜太阳电池组件比其他原料的薄膜太阳电池组件的价格更低，适合在建设项目用地充足的工程大面积选用。 在工程设计需要特别注意，薄膜太阳电池组件由于占地面积大，导致用地费用，道路，支架，基础等土建费用，电缆费用有所增加。 鉴于本项目可利用面积悠闲地实际情况，因此不建议在本工程中选用。（3）聚光太阳电池与晶硅，薄膜太阳电池相比转换效率很高，单组件价格较贵，同时跟踪装置增加投资约15元/瓦，使得工程投资较高，运行维护量较大，主要在国外小范围示范性使用。由于组件转换时互相之间不能遮挡使得大范围布置组件之间的间65、距很大，占地面积要大得多大，更适合小规模分散布置使用，不建议在本工程中选用。太阳电池方阵布置设计本工程共130个250kWp光伏发电单元系统，全部采用国产单晶硅太阳电池组件，所有支架全部固定支架。太阳电池方阵的布置设计包括阵列安装方式设计、方位角设计、阵列间距设计。需根据总体技术要求、地理位置、气候条件、太阳辐射能资源、建筑屋顶条件等具体情况来进行。由于利用现有建筑屋顶，所以太阳电池方阵的阵列间距和布置位置需根据位置变化情况确定，尽量节省电缆。尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐、规范、美观，接受太阳能辐照的效果最好。每两列组件之间的间距设置必需保证在太阳高度角最低的66、冬至日时，所有太阳能组件上仍有6小时以上的日照时间。本项目每4个250kWp光伏发电单元系统组成1个1MWp光伏发电系统，设一间逆变升压配电室。逆变器系统逆变器分类：光伏并网发电系统使用的逆变器结构大体分为几类：(1)集中逆变器：在大于10kWp的光伏发电站系统中，很多并行的光伏组串被连接到同一台集中逆变器的直流输入侧，如图5-1所示。该类型的逆变器在很多情况下，使用与大型电机或UPS中使用的相似的三相IGBT功率模块。这类逆变器的最大特点是效率高，成本低。目前，世界上大规模产业化、市场化的集中逆变器的额定功率最大为1MW。图5-1 集中逆变器接线图大型集中逆变器(250kW、700kW、1M67、W)可直接通过一个中压变压器与中压电网(10kV、30kV或35kV)连接，省去低压变压器，减少逆变器输出交流侧电缆损耗，提高发电效率。lOOkW及以下中小型集中逆变器输出交流380V，需外设中压升压变压器与中压电网(10kV、30kV或35kV)连接。由于部分太阳电池组件易受阳光遮影影响造成各光伏组串最佳工作点与逆变器的不正确匹配，将影响逆变器的效率和整个系统的发电量。为解决以上问题，大型集中并网逆变器一般采用输入分组并接(群控)的模式。两台并排安装的逆变器可实现直流侧的自动相互连接。日照较差、辐射量较低的情况下，一台逆变器停止运行，相应的光伏组串就会连接到第二台逆变器上，继续运行的逆变器会68、处理来自停止工作的逆变器连接的组串所产生的电力，这台逆变器会自动寻找新的最大功率点。分组并接方案最大的优点在于：只有处于工作状态的逆变器承担逆变工作，而其他逆变器可以停止工作，这就大大提高一在日照较弱的低功率输入状态下的系统效率。如果其中一台逆变器皆现故障，其他的逆变器仍然正常运行，输出电力。分组并接模式示意图由图5-2所示。图5-2分组并接(群控)模式示意图(2)模块化逆变器模块化逆变器从划分上来说属于集中型逆变器的一种。它的特点是采用了模块化架构，在同一个机架上采用多个小功率的核心逆变模块组成一台集中性逆变器。以美国Power-One公司为例，1台330kW逆变器由6台55kW的逆变模块组69、成，每个模块可以独立工作，互不影响。由于每个模块都有独立的MPPT，可以配置成主一从模式，也可以配置成多主模式。当其中任何一个模块失效时，其他5个模块继续工作，不受任何影响，提高了整个电厂的可靠性。也就是说，模块化逆变器故障点的影响小，影响范围可以控制在单个模块范围内，而传统集中型逆变器的故障影响为整个接入的组件容量范围。目前，世界上大型光伏并网工程一般都采用集中型逆变器，例如美国Nellis空军基地l5MWp光伏发电项目采用了52台GT250(250kW)逆变器，德国莱比锡6MWp光伏项目采用了11台GT500E（250kW)逆变器，美国Alamosa8.22MWp太阳能光伏发电项目采用1270、台GT500E(250kW)逆变器，德国Laimering 1MWp光伏电站采用了SClOOOMV(1MW)逆变器。而模块化逆变器具有较高的转换效率，容易维护，可以快速拔插逆变器模组，且其电子部件集中，和机械部分分离，备品备件的灵活性很大等优势，但其控制点较单机集中型逆变器多几倍，控制较复杂；且多个模块化逆变器交流侧并联时增加一级低压隔离变，增加了损耗。逆变器选型：并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：(1)性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多或逆变失效，必71、然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率(MPPT)。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。光伏逆变器的工作范围很宽，欧洲效率(按照在不同功率点效率根据加权公式计算)更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性。(2)要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。(3)具有保护功能：并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护72、功能。(4)波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5，高次谐波含量小于3，功率因数接近于1。(5)监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，但是单台逆变器容量过大，在故障情况下对整个系统出力影响较大。所以，本项目推荐使用250kw逆变器，本设计阶段暂以各逆变器独立模式运行，施工图阶段可根据实际订货的情况进一步研究采用(群控)模73、式的必要性。本项目光伏电站系统总装机容量为30MWp，整个光伏电站共配置130台250kW光伏并网逆变器，全部分散布置在阵列区域内。 电气接入系统本光伏电站系统总容量为30MWp，采用集中并网发电。30MWp光伏发电系统由30个1 MWp单晶硅光伏发电分系统组成；每个1MWp光伏发电分系统由4个250kWp光伏发电单元系统组成；每个光伏发电单元系统主要由1个250kWp太阳电池方阵和1台250kW逆变器组成。光伏发电单元升压至10kV后，接入10kV开闭所，后接入宝利集团内部66kV变电所，最终升压至66kV与系统联网。最终接入系统方案应以“接入系统设计”及相关部门批复为准。监测、计量及数据采74、集系统在光伏电站内配置1套环境监测仪，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架等组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据，为发电量核算提供实时依据。5.2 电站布置太阳能电池组件选型采用较大功率组件可减少设备的安装时间，减少了设备的安装材料，同时也减少了系统连线，降低线损，可获得较高的发电系统效率。经过市场调查，本项目30MWp太阳电池组件拟采用标称功率为190Wp的产品，单块组件的技术参数如下表5-1：表5-1 190Wp单晶硅电池组件具体参数序号参数名称具体参数1型号单晶硅电池2型式带边框3尺寸结构75、1580*808*404使用粘合胶体类型EVA5在AM1.5、1000W/的辐照度、25的电池温度下的峰值参数5.1标准功率190Wp5.2峰值电压36.5V5.3峰值电流5.2A5.4短路电流5.6A5.5开路电压45.2V6峰值电流温度系数0.028%7峰值电压温度系数-0.347%8短路电流温度系数0.028%9开路电压温度系数-0.347%10温度范围-40-8511功率误差范围3%12表面最大承压5400Pa13承受冰雹25mm直径的冰球以23m/s的速度撞击11个位置14接线盒类型PPO15接线盒防护等级IP6516接线盒连接线长度900mm17组件效率14.88%18组件的填充因76、子70%以上19框架结构铝材30重量15.5kg21电池组件边框宽度40*3522通过的认证及测试VDE CE IEC61215/73023标准及规程规范VDE CE IEC61215/730太阳能光伏并网逆变器选型本项目拟选用250kW型逆变器，其主要技术参数如表5-2所示：表5-2逆变器主要技术参数型号技术参数直流侧参数最大直流电压880Vdc最大功率电压跟踪范围450-830Vdc最大直流功率275kWp最大输入电流600A最大输入路数8交流侧参数输出功率250kW额定电网电压400Vac允许电网电压310-450Vac额定电网频率50Hz-60Hz允许电网频率47-51.5Hz/57-77、61.5Hz总电流波形畸变率3%（额定功率）功率因素0.99（额定功率）系统最大效率97.1%（含变压器）欧洲功率96.5%（含变压器）防护等级IP30（室内）夜间自耗电100W允许环境温度-2555冷却方式风冷允许相对湿度095%，无冷凝允许最高海拔6000米显示与通讯显示液晶触摸屏标准通讯方式RS485可选通讯方式以太网/GPPS机械参数宽*高*深2400*2180*850mm重量1700kg太阳电池组件的串、并联设计设计原则：大型光伏并网电站是由很多光伏发电单元系统叠加而成的，通过对光伏发电单元系统的优化设计，可达到整个光伏电站系统的优化设计。光伏发电单元系统是指一台逆变器与对应的n组太78、阳电池组串所构成的最小光伏发电单元，它可以实现“太阳能太阳电池(光生伏特)直流电能逆变器(直流变交流)交流电能用户或升压并网”的完整发电过程。 在光伏发电单元系统设计时，应遵循以下原则： (1)太阳电池组件串联形成的组串，其输出端电压的变化范围必须与逆变器的输入电压范围相符合。太阳电池组串的最高输出电压必须小于逆变器允许的最高输入电压，太阳电池组串的最低输出电压必须大于逆变器允许的最低输入电压。 逆变器能承受的太阳电池组串最高输出电压发生在温度较低时，组串开路且阳光辐照最大的情况。在本工程设计中，确定阳光辐照在1000W/、组件电池工作温度为-3.8时的开路电压为太阳电池组串的最高输出电压。 79、逆变器工作所需的太阳电池组串最低输出电压发生在阳光辐照最大(极端工作温度)、太阳电池组串产生最大峰值功率时。在本工程设计中，确定阳光辐照在1000W/、组件电池工作温度为70、太阳电池组件产生最大峰值功率时的输出电压为太阳电池组串的最低输出电压。(2)并联连接的全部太阳电池组串的总功率应大于逆变器的额定功率。(3)太阳电池组件串联形成光伏组串后，光伏组串的最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身要求的最高允许系统电压。太阳电池组件的串、并联设计：光伏方阵由太阳电池组件经串联、并联组成，一个光伏发电单元系统包括1台逆变器与对应的n组太阳电池组串、直流连接电缆等。太阳电池组件串联的数量由并网逆变器的80、最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为太阳电池组串。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。太阳电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的太阳电池组串的输出电压进行温度校验。根据工程所在地区的气象条件，本工程确定：逆变器的最小输入电压是太阳电池组串在1000Wm2光照条件下、组件最高工作温度为70V、组件输出最大峰功率值时的输出电压；逆变器的最高输入电压是太阳电池组串在1000Wm2光照条件下、环境温度为-3.8时的开路电压。 本工程设计了80个250kWp单晶硅光伏发电单元系统，这些发电单元采用190Wp固定式单晶硅太阳电池组81、件配置250kW并网逆变器。 250kW并网逆变器的最高允许输入电压Udcmax为880V，输入电压MT工作范围为450830V。190Wp单晶硅太阳电池组件的开路电压Voc为45.2V，其电压温度系数为-0.157V/；峰值功率电压Ve 为36.5v，其电压温度系数为-0.127V/。最大允许系统电压为1000V。(1)太阳电池组件串联的数量及输出电压验算：A、计算串联数量： 在考虑太阳电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该方阵太阳电池组件在标准测试条件下(光照1000W/,工作温度为25)，允许的最大串联数(Smax)及最小串联数(smin)分别为： Smax=UdcmaxVoc=88082、45.2=19 (块) Smin=UdcminVe=45036.512 (块)B、输出电压验算： 考虑太阳电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该方阵太阳电池组最高输出电压(Vmax)及最低输出电压(Vmin)验算 Vmax=121945.2+12190.157(25+3.8)=596.7914.9V (条件：辐照强度1000W/。、组件环境工作温度-3.8) Vmin=121936.5-12190.127(70-25)=369.42584.92V (条件：辐照强度1000W/、组件工作温度70) 考虑组件串联数越大，所需汇流箱数量越少，组串间并联所需电缆长度应减少，因此设计中在满足逆变器最高83、输入电压的前提下，应尽量选择最大的组件串联数。根据上述，组件的串联数在17块时的计算数据如下： Vmax=1745.2+170.157(25+3.8)=845.27V (条件：辐照强度1000W/、组件环境工作温度-3.80) Vmin=1736.5-170.127(70.25)=523.34V (条件：辐照强度1000W/、组件工作温度70) 经上述综合计算分析，本可研技术报告确定的组件串联数为17块。(2)太阳电池组串的并联路数计算：按上述最佳太阳电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量=190Wp17=3230Wp。对应于250kW逆变器的额定功率计算，需要并联的路数N=250/84、（0.9713.23）=79.7路，取79路。 因此，该方阵组件的串联数为17块、并联的组串数为79路，是安全的和合理的，具体计算结论见表6-3。表6-3 190Wp单晶硅组件串并联计算数据名称单位计算组件串联数个17组串并联数串79组件总数个1343光伏阵列额定功率kWp255.17逆变器在70时的MPPT电压V523.34逆变器在-3.8时的开路电压V845.27太阳电池组件的串、并联设计方案： 根据以上计算，本方案设计确定：190Wp单晶硅太阳电池组件的串联数量为17块，配250kW国产并网逆变器时的组串并联路数为79路，并以此组成一个250kWp光伏发电单元系统，共计80个250kWp85、光伏发电单元系统。按此设计，对于250kWp光伏方阵而言，共需要190Wp晶硅太阳电池组件17x79=1343块，额定总容量为1343190=255.17kWp，标称容量为250kWp。80个250kWp光伏发电单元系统共接入光伏组件功率30.413MWp。直流汇流及直流配电设计在大型光伏发电系统中，直流系统的设计非常重要，选择合适的汇流箱、优化直流系统设计可提高系统效率，降低发电成本。在采用250kW集中逆变器的光伏发电系统中，光伏组串到逆变器的距离较远，如果全部光伏组串都直接与逆变器相连，电缆量很大，电缆布线困难，且线损很高，会大大降低系统效率。1)直流汇流箱：本项目光伏电池组串的最大功率86、电流为5.30A，选用汇流箱输入最多为16路，输入电流为14A。每个250kWp光伏发电单元需配置5台汇流箱，全站30MWp并网系统需配置400台光伏阵列防雷汇流箱。图5-1 汇流箱电气原理框图 光伏阵列防雷汇流箱的性能特点如下： A、户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求； B、可同时接入16路光伏阵列，8路组串电流监测，每路额定电流30A；C、每路输入回路配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DCl000V； D、直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器； E、直流输出母线端配有可分断的直流断路器。2)直流防雷配电柜：太阳电池阵列通过光伏阵列87、防雷汇流箱在室外进行汇流后，通过直流电缆接至布置在逆变升压配电房内的直流防雷配电柜，再进行一次总汇流。每个250kWp并网光伏发电单元配置1台直流防雷配电柜，每台直流防雷配电柜接入5台光伏阵列防雷汇流箱，汇流后接至250kW逆变器。全站30MWp并网光伏发电系统需配置80台直流防雷配电柜。 本工程拟在直流防雷配电柜内对每回进线加设电流监测元件，在有效控制成本的前提下，实现对单台光伏阵列汇流箱的输出电流进行监测。 直流防雷配电柜主要性能特点如下： A、每台直流防雷配电柜最大容量为250kW； B、每个直流防雷配电柜具有8路直流输入接口，可接8台汇流箱； C、每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器88、和防反二极管； D、直流母线输出侧都配置光伏专用防雷器；E、直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表；图5-2直流防雷配电柜电气原理框图所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇流箱的电缆均采用14mm2的单芯直流光伏电缆，汇流箱的出线电缆采用125mm2的单芯直流电缆，接入至逆变升压配电室内的l台直流防雷配电柜。3)直流系统主要设备安装方式：A、汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求。 B、直流防雷配电箱安装在逆变升压配电室内。 C、逆变器安装在逆变升压配电室内。太阳能光伏电站直流系统设备汇总本项目30MWp并网光伏发电系统包括130个250k89、Wp固定安装的单晶硅发电单元系统，系统总容量共30630kWp，标称容量30MWp。 本项目电池组件、汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器数量及各个光伏发电单元系统容量见表5-4。 表5-4 电池组件、逆变器及系统容量汇总表序号名称规格单位250kWp单系统数量30MWp总计1晶硅电池组件190Wp/块，耐压1000VDC块13431611602逆变器室内型，250KW/台台11303汇流箱户外型，16路直流输入浪涌保护器，耐压1000VDC个54004直流防雷配电柜8路输入台1805系统容量kWp255.17306306标称容量MWp0.2530太阳电池方阵的排布本方案整个方阵场总容量为30MWp90、，根据太阳电池组件串、并联计算结果，本站共划分为30个独立的单元升压站，每个单元升压站布置在光伏发电方阵的趋近中心位置。1#30#单元升压站容量均为1MWp，每个单元接入4台250kW逆变器，选用一台1000kVA变压器，将电压从400V升压至10kV，并形成一个1MWp光伏发电分系统。每个1MWp光伏发电分系统发出电能经逆变升压至10kV后，由10kV电缆送至10kV开关站内，10kV采用单母线分段接线形式。5.3 发电量估算1)并网光伏发电系统的总效率发电量的估算首先要算出并网光伏发电系统的总效率，由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。(1)光伏阵列效率1：光伏阵列在1091、00 W/太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。综合各项以上各因素，取1=8891(2)逆变器的转换效率2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪(MPPT)精度损失等。对于大型并网逆变器，取2=96。(3)交流并网效率3：即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。一般情况下取3=9496，本次测算采用96。系统的总效率等于上述各部分效率的乘积，即：=123=81.992、4%2)系统发电量的衰减晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，根据本项目所使用的光伏电池组件性能，最大极限按系统25年输出衰减30计算。 3)并网光伏电站发电量的测算 本工程共采用190Wp晶硅太阳电池组件系统，系统总容量30MWp，据此计算并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年水平辐射kWh/m2118.11129.36167.71183165.85135.6121.83134.54121.5107.57107.7110.671603.4425度倾斜面kWh/m2151.55153.47181.23180.96154.93、57124.51113.68129.65124.29118.34132.79145.331710.37测算发电量MWh2482.32478.92878.42836.62435.51972.51813.73056.01975.81902.32154.62787.027375.2考虑系统24年最大输出衰减30%，可算出光伏发电系统24年的总发电量为591302.4MWh，由此计算得年平均发电量为24637.6MWh计算软件采用联合国环境规划署(UNEP)和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETScreen。第6章电气设计6.1 电气系统 电气主接线根据本工程项目规模及，拟建设一94、座10kV开闭所。光伏电站共设二级电压：0.4kV、10kV。其中0.4kV为逆变器交流输出电压，10kV为太阳能电池方阵逆变升压电压。逆变器交流输出电压0.4kV，四台250kW逆变器交流输出接入一台1000kVA变压器，将电压从0.4kV升至10kV，并形成一个1MWp光伏发电分系统。每个1MWp光伏发电分系统发出电能经逆变升压至10kV后，在10kV箱式变电站高压侧T接，每5台箱式变电站T接后，经一回10kV线路送至10kV开闭所。再经2回10kV线路送出至宝利集团内部66kV变电所10kV侧母线，与系统联网。开闭所内设置一台SG10-315kVA 355%/0.4kV，D,yn11干式95、变压器作为所用变压器。10kV开闭所主接线图见附图D-01。 电缆敷设及电缆防火电缆选型本工程依据光伏电站方阵的最终排布情况及变电站电气设备布置情况，进行电缆型号及界面的选择，具体如下：所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇流箱的电缆均采用14mm2的单芯交联聚乙烯铠装电缆，汇流箱的出线电缆采用125mm2的单芯交联聚乙烯铠装电缆，接入至逆变升压配电室内的直流防雷配电柜。直流防雷配电柜引接至逆变器的直流电缆采用1130mm2的单芯交联聚乙烯电缆。逆变器至10kV升压变采用2根3130mm2的三芯交联聚乙烯绝缘电缆，10kV升压变至10kV开闭所采用3185mm2三芯交联聚乙烯绝缘铠装电缆。电缆96、敷设所有配电室、逆变器设电缆沟，其余采用电缆穿管或直埋敷设。防火封堵构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的空洞处，均应实施防火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均应实施阻火隔墙封堵。 电能计量根据电网电量计费点设置有关规定以及DL/T448-3000电能计量装置技术管理规定的有关规定，在产权分界点设置电量计费点。根据一次系统接线方式，光伏电站的10kV开关柜作为电量计费考核点，电能计量装置应接于电流互感器和电压互感器的专用二次绕组，电流互感器准确级次为0.2S级，电压互感器准确级次为0.2级，计量专用的电流、电压互感器二次绕组及其二次回路不得接入与计量无97、关的设备。计量装置按照I类计量装置要求配置，分别安装计量上网电量和用电量的电能表，电流互感器均选用0.2S级。同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表有明确表示。电能表配有标准通信接口、失压计时、对时、事件记录功能，具备数据本地通信和远传的功能，并接入电力公司电能量主站管理系统。 电气监控系统概述对大型并网光伏发电系统而言，需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，不但确保日常维护简易、高效和低成98、本，还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。本监控系统的监控范围包括太阳能电池方阵、并网逆变器、开闭所及用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度，以及0.4/10kV升压变电的各种参数等，并实现对0.4/10kV升压变电的常规控制、保护和报警等。控制水平和控制室布置1)控制水平：(1)本光伏电站监控采用集中控制方式，采用计算机网络监控系统(NCS)、微机保护自动化装置和就地检测仪表等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，实99、现少人值班。中控室内设置有：开闭所操作员站、微机五防工作站、工程师站、主变压器、10kV、0.4kV线路、所用变、电容器的测控保护屏、故障录波屏、电度表屏、直流屏、系统自动装置屏和计算机网络通讯屛等设备。本光伏电站在中控室内置一套光伏电站操作员站及一套光伏电站监控系统即可。(2)计算机监控系统可实现与电力系统调度中心的遥测、遥信、遥调和遥控等功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息通过Internet网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控。(3)为了防止通讯线路出现故障或其它原因，导致主控室监控系统无法获取电站每台逆变器的运行状态和工作数据，因此每MW逆变单元内，均由逆变器厂100、家自行配置一套小型就地信息采集系统，该系统可在一段时间内存储本单元内逆变器、直流汇流箱和实时环境等信息，并自带小型液晶显示屏作为人机界面。小型就地信息采集系统通过工业以太网的接口将所有信息上送至电站监控系统。(4)整个光伏电站内设一个主控制室，主控制室设在10kV开闭所内。在主控室内的运行人员以大屏幕、操作员站LCD为主要监控手段，完成整个光伏发电系统(包括开闭所电气设备)的运行监控。主控室还设有工业电视监视墙，墙上布置大屏幕、闭路电视监视屏。(5)在开闭所及各逆变器房内拟设置一套火灾报警系统，火灾报警控制机柜布置在主控制室内，与风电场共用。2) 现场设备的布置本工程项目每1MWP光伏发电分系101、统设置1个(共30个)逆变升压配电室，在每个逆变升压配电室内配置1套就地信息采集装置，装置包括监控软件、存储设备和显示设备。控制系统的总体结构本工程并网光伏发电系统由太阳电池阵列、汇流箱、直流配电柜和集中型并网逆变器组成。每1MWp光伏发电设备组成1个独立的光伏发电分系统，共有30个1MWp晶体硅光伏发电分系统。每个光伏发电分系统配置一台数据采集处理装置。该装置通过RS485总线获取本单元逆变器的运行参数、故障状态和发电参数以及每个直流汇流箱内各接入回路的电流量信号并进行储存，同时数据采集处理装置通过工业以太网的传输方式将数据上传至光伏电站计算机监控系统(NCS)，在开闭所主控制室内通过计算机102、监控系统操作员站实现上述运行参数的监视、报警、历史数据储存，同时还可在大屏幕上显示。在10kV开闭所主控室操作员站上可连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据具体如下：(1)实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计C02总减排量以及每天发电功率曲线图。 (2)可查看每台逆变器的运行参数，主要包括： A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计C02减排量 N、每天发电功率曲线图(3)监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备 出现故障，可查看103、故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容： A、电网电压过高； B、电网电压过低； C、电网频率过高； D、电网频率过低； E、直流电压过高； F、逆变器过载； G、逆变器过热； H、逆变器短路： I、散热器过热； J、逆变器孤岛； K、DSP故障； L、通讯失败；(4)监控所有水平单轴跟踪系统的运行状态及其方向角。此外，本工程还设置了一套环境参数监测装置，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，通过RS485总线传输方式将数据上传至附近的某个光伏发电分系统数据采集处理装置上，最终通过该装置将信号送至电站计算104、机监控系统(NCS)，实时记录并显示环境数据。自动化控制功能1)计算机监控系统的控制功能：本工程计算机监控系统的控制功能覆盖范围包括太阳能光伏发电单元和10kV开闭所，其监控功能主要包括：(1)数据采集与显示： 采集光伏方阵、并网逆变器和升压站运行的实时数据和设备运行状态，并通过当地或远方的显示器以数据和画面反映运行工况。工频模拟量采用交流采样，状态量采用空接点方式接入监控系统。 (2)安全监视： 对采集的模拟量、状态量及保护信息进行自动监视，当被测量越限、保护动作、非正常状态变化、设备异常时，能及时在当地或远方发出音响，推出报警画面，显示异常区域。事故信息应可存储和打印记录，供事后分析故障原105、因使用。 (3)事件顺序记录： 光伏发电站系统或设备发生故障时，应对异常状态变化的时间顺序自动记录、存储、远传，事件记录分辨率小于1ms。 (4)电能计算： 可实现有功和无功电度的计算和电度量分时统计、运行参数的统计分析。 (5)控制操作： 对升压站断路器的跳、合闸的控制具有防误操作功能，并可实现对主变分接头的调整控制。 可以单独对每台光伏并网逆变器进行参数设置，根据实际的天气情况设置逆变器系统的启动和关断顺序。 (6)与保护装置遥信、交换数据： 向升压站保护装置发出对时、召唤数据的命令，传送新的保护定值；保护装置向监控系统报告保护动作参数(动作时间、动作性质、动作值、动作名称等)；响应召唤命106、令、回报当前保护定值；以及修改定值的返校信息等。 (7)对自动化装置的管理具有三种方式： (a)通过各装置的液晶显示器和键盘实现人机交互； (b)通过升压站当地监控管理系统实现人机交互； (c)通过远方调度主站实现人机交互。 (8)控制具有三种方式： (a)设备安装处就地人工控制； (b)升压站当地监控管理系统的人机交互画面的按键控制； (c)调度远方主站遥控。 (9)远动功能： 本工程的计算机监控系统设有远动工作站，通过远动工作站实现与省中调或地调的遥测、遥信、遥控等功能。 (10)其它功能： 本工程计算机监控系统具有时间记录远传功能，可由GPS进行时钟校时。具有标准的通信规约，具有多个远方107、接口，必要时服从主站端的通信规约进行非常规的数据通信。2)微机保护及自动化装置的功能：10kV线路采用微机型成套保护装置，组屏布置于主控室内。10kV馈线采用微机型综合保护装置，分散布置于高压开关柜上。本工程电气设备的保护装置装设原则按电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB50062-92）及25条反措有关规定执行，保护选型采用微机型保护装置。 操作电源系统为了给控制、继电保护、信号、综合自动装置和事故照明等装置提供可靠的电源，操作电源系统配置了直流和交流系统两部分。1)直流系统：直流电压为220V。根据DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程中推荐的阶梯负荷计算法计算，事故108、持续放电时间按2h考虑，在计算中蓄电池的浮充电压取2.23V，均充电压取2.33V。220V蓄电池组为GFMD-300Ah，104只。充电浮充电设备的额定电流按事故放电后进行充电的要求选择，充电设备（兼做浮充电用）的额定电压应满足均衡充电要求。经计算充电装置的额定电流为50安培。每组蓄电池组装设一套充电装置（高频开关电源）。模块数量及电为:6块10安培,电压220V。全站设置2面直流馈线屏、2面高频开关电源屏。2)交流电源：需交流电源供电的监控设备可由集中逆变电源供电，逆变电源的直流来自于变电所直流系统。初步选用1套5kVA的逆变电源。火灾自动报警系统升压站内中控室、高、低压配电室等建筑物的火109、灾危险等级为丙级，全站设一套火灾自动报警系统。根据升压站规模，本工程采用集中报警系统,并安装一台火灾报警控制器。火灾自动报警系统采用二总线制，系统与消防泵联动，可通过消火栓按钮直接起泵。系统包含消防电话主机及消防电话插孔。当有火灾发生时，由值班人员通过现场的电话插孔与集中报警控制中心取得联系。区域火灾报警控制器及其配套不间断直流电源采用立柜式结构，安装于中控室中。火灾时，在中控室切断非消防电源。火灾集中报警控制盘应接入光伏电站的计算机监控系统，接口协议应在设备订货时协商确定。光伏电站的火灾报警系统主要由火灾自动报警控制器及消防联动控制设备、点式感烟探测器、点式感温探测器、声光报警器及联动模块等110、设备组成。6.2防雷接地设计设计规程规范 (1)GB5005794 2000版建筑物防雷设计规范 (2)GB50169 2006电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 (3)DLT 6211997交流电气装置的接地 (4)DLT 6201997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合直击雷防护 (1)太阳电池方阵区域直击雷防护： 根据项目场地的地形特征和地质特点，在光伏阵列区域设置独立避雷针用于直击雷防护。 (2)其他区域直击雷防护： 在各逆变升压配电室、高低压配电室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合进行，在10k111、V开闭所内设置独立避雷针实现对10kV配电装置、主变压器等的直击雷防护；在10kV线路上设置避雷线。 感应雷防护 采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法对感应雷进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。 (1)太阳电池方阵接地措施： 对太阳电池方阵，拟设置水平接地带和垂直接地极相结合的接地网。将安全接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于4欧姆考虑。 沿太阳电池方阵四周采用-606热镀锌扁钢设置一圈水平接地带，接地体埋设深度不小于0.60.8米。太阳电池生产厂家在太阳能电池板铝合金外框上留有用于安装疾地线的螺栓孔位置，安装时用接地线将电池板铝合金外框和电池板支架可靠导通，所有支架112、采用等电位与水平接地带连通，并根据现场土壤情况，选择合适的位置，采用热镀锌角钢或其他导电性能良好的材料设置垂直接地极，垂直接地极埋设深度不小于2.5米。 接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电压满足规程要求，尽可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。 (2)其余设备的接地措施： (a)逆变升压配电室的主筋与接地网可靠连通。(b)对所有交、直流电力电缆的接头盒、终端头和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管应可靠接地；电缆槽盒、支架、桥架、给排水管道、各级直流汇流箱、高低压配电柜外壳等金属物用热镀锌扁钢接入接地网。(c)低压配电柜、高压配电柜、UPS屏、主变压器、升压站交流侧的接地按照电力系统行业标113、准交流电气装置的接地进行。 (3)分流措施： 目前，在感应雷的防护中，电涌保护器的使用已日趋频繁，它能根据各种线路中出现的过电压、过电流及时做出反应，在最短时间内将线路上因感应雷产生的大量浪涌电流释放到地网，使设备各点之间电位差大致不变，从而达到保护电气设备的目的。针对感应雷瞬时能量较大的特点，根据IEC国际标准对能量逐级吸收的理论，需要做多级防护，应在供电线路的各部位(防雷区交接处)逐级安装电涌保护器，以消除雷击过电压。 对于沿直流输入线侵入的感应雷，在太阳能电池方阵的各级直流汇流箱内，分别在正极对地、负极对地间安装电涌保护器；在逆变器直流输入端的正极对地、负极对地、正极对负极之间安装电涌保114、护器，实现共模和差模保护； 电站交流侧雷击感应过电流均采用避雷器的方式进行分流，在电站10kV配电段及出线侧均装设氧化锌避雷器。 (4)屏蔽措施： 从雷电的入侵途径可知，雷电会产生强大的电磁波，在周围的导体上产生感应雷电流，也会构成对电子设备的直接冲击损坏。屏蔽是减少电磁波破坏的基本措施，包括外部屏蔽措施、适当的布线措施、线路的屏蔽措施。国际电工委员会IECl312雷电电磁脉冲的防护对雷电保护区的划分问题，提出了原则性的建议。如下图6-5所示。 图6-5雷电保护分区 一个欲保护的区域，从EMC(电磁兼容)的观点来看，由外到内可分为几级保护区，最外层是O级，危险性最高；电站内的逆变升压机房，与O115、区仅一墙之隔，即只有一层屏蔽，成套机房内空间定义为1区；机房内各电气设备(包括逆变器、升压变压器等)的外壳为一层屏蔽层，电气设备内的空间定义为2区。越往内部，危险程度越低，保护区的界面通过外部防雷系统(避雷器、电涌保护器等)、钢筋混凝土及金属管道等构成的屏蔽层面形成。 将建筑物的基础钢筋(包括桩基、承台、底板、地梁等)，梁柱钢筋、金属框架、建筑物防雷引下线等连接起来，形成闭合良好的法拉第笼式接地；再建筑物各部分的接地(包括交流工作地、安全保护地、直流工作地、防雷接地)与建筑物法拉第笼良好连接，从而避免各接地线之间存在电位差，以消除感应过电压产生，这就是外部屏蔽措施。在太阳能光伏电站，逆变升压机116、房通过以上方法形成一个法拉第笼后，就能减弱雷电电磁波的破坏。 适当的布线措施：为了使太阳能电池方阵直流输出电缆尽量短，减少电能损耗，同时也减少沿线的分布电容和分布电感，从而减少雷电干扰的容性、感性耦合，各电池单元的逆变升压机房应尽量与各光伏发电单元相邻布置，且布置在方阵的中心位置，便于电缆的连接。 线路的屏蔽措施：光伏电站场地开阔，占地面积大，控制电缆、直流、交流电缆在整个太阳能电池方阵之间穿插布置，大量裸露在户外，容易遭受直击雷和成为雷电感应的耦合通道，因此，电缆尽量沿电缆槽盒、桥架敷设，槽盒和桥架盖板能对电缆起到很好的屏蔽作用；在局部采用电缆埋地敷设的地方，应采用穿电缆保护管的方式。 (5117、)等电位连接： 等电位连接的目的，在于减少需要防雷的空间内各金属部件和各系统之间的电位差。穿过各防雷区交界的金属部件和系统，以及在一个防雷区内部的金属部件和系统，都应在防雷区交界处做等电位连接；应采用等电位连接线、扁钢和螺栓紧固的线夹做等电位连接。为了避免太阳电池方阵、供配电系统和电缆、架空输电线路之间的地电位反击，减少各系统之间的电位差，电站内按上述雷电分区的原则，在同一个防雷分区和分区的交界处做等电位连接。6.3电气主要设备表表6-1 电气主要设备表序号名称规格单位250kWp单系统数量30MWp总计一电气一次部分1晶硅电池组件190Wp/块，耐压1000VDC块13431611602逆变118、器室内型，250KW/台台11203汇流箱户外型，16路直流输入浪涌保护器，耐压1000VDC个54004直流防雷配电柜8路输入台1120510kV升压变压器SG10-1000kVA105%/0.4kV D,yn11台13061kV电力电缆YJV22-14mm2km35YJV22-125mm2km50YJV-1130mm2km1.7YJV-3150mm2km2.1710kV电力电缆YJV22-3185mm2km238接地装置各种钢材吨10二电气二次部分1太阳能发电监控系统太阳能发电机组厂家配套套12监控光缆km3远方监控终端套14工程师站含键盘等外设套1三10kV开闭所部分135kV进线柜KY119、N28-10面4235kV出线柜KYN28-10面2335kV站用变柜KYN28-10面1435kV母线PT柜KYN28-10面2535kV母线电容补偿出线柜KYN28-10面2635kV分段柜KYN28-10面2735kV预留柜KYN28-10面18照明配电箱只59灯具各种型号套15010插座及开关各种型号套6011电缆桥架各种型号t512各种钢材各种型号t1013电气防火材料各种型号t214并联电容补偿装置3Mvar 10kV组115低压配电屏GGD3面41610kV线路保护及测控屏 微机型面2送出线路1710kV故障录波屏微机型面2送出线路18远方电能量计量装置套11910kV电度表屏面120、1配置1套电能表处理器10kV保护及测控装置微机型套9直流系统高频开关电源装置套1直流负荷屏及联络屏面230阀控铅酸免维护蓄电池220V，300Ah组12122UPS电源装置5kVA套223控制电缆ZR-kVVP22km以实际为准24光缆km以实际为准25电工试验设备套1第7章 土建施工设计7.1设计范围本工程土建设计主要包括：逆变室基础、电源机房基础、中控楼、开闭所等。本期使用建筑屋顶面积约20万平方米和山体面积10万平方米。 7.2逆变器室基础设计考虑现场实际地基情况比较好，箱式变压器基础无需处理地基，其基础可采用天然地基上的浅埋基础，基础形式为钢筋混凝土条形基础二条。箱变基础底部为100121、厚C15混凝土垫层，基础采用C30混凝土，基础顶部预埋槽钢用于支撑和固定设备。具体尺寸根据变压器厂家提供的箱式变压器外形尺寸确定。并网逆变器和直流接线箱基础为钢筋混凝土板式基础，基础顶部预埋槽钢用于支撑和固定设备。具体尺寸根据厂家提供的外形尺寸确定。逆变器室：砖混结构，一层。7.3总平面规划布置设计原则 (1)为了控制工程投资，尽量避免在坡度大于10度及以上的北向建筑屋顶布置太阳能电池方阵。 (2)光伏发电站配电及升压设施等位置尽量缩短电缆长度，降低投资，减少损耗。(3)根据周边环境特点，与周围环境的自然和谐，充分利用自然环境条件，使建筑物及道路与整个电站的景观效果融为一体。第8章 消 防8.122、1 工程概况和消防总体设计8.1.1 工程概况根据系统布置和匹配，本期工程计划总安装容量30MWp，采用66kV电压等级接入电网。整体工程占建筑屋顶面积约30万平方米和山体面积10万平方米，项目建设期15个月。8.1.2消防设计依据设计中执行的主要消防设计依据有：中华人民共和国消防法（1998年版）；建筑设计防火规范（GB50016-2006）；建筑内部防火设计规范（50222-95）（2001年版）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）水喷雾灭火系统设计规范（GB50219-95）；建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；火灾自动报警系统设计规范（GB5011123、6-98）。8.1.3 一般设计原则贯彻“预防为主、防消结合”的方针，立足自救，结合实际情况设置消防系统，加强光伏发电站自身的防范力量。严格遵从国家消防条例、规范进行设计，采用行之有效的先进防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。在设计过程中，需要对建筑物可能发生的火灾进行量化分析，并对典型火灾场景下火灾及烟气的发展蔓延过程进行模拟计算。按性能化消防设计运用消防安全工程学的原理与方法，根据建筑物的结构、用途和内部可燃物等方面的具体情况，根据建筑的各个不同空间条件、功能条件及其它相关条件，选择为达到消防安全目的各种防火措施，并将其有机地组合起来，构成该建筑物的总体防火安全设计方案，从而124、得到最优化的防火设计方案，为建筑结构和设备提供最合理的防火保护。8.1.4 机电消防设计主要高压电器设备选择时，选用无油化设备。断路器选择六氟化硫断路器、真空断路器，所用变压器选用干式变压器。重要回路电缆选用耐火电缆。在电缆设施设计中考虑防火设施，电缆敷设完成后对空洞进行封堵，加装防火墙、防火隔板。光伏组件的接线盒和出线电缆及插接头均采用防火材料。8.1.5 消防总体设计 设置消防通道，保证建筑物间距满足防火规程要求。建筑物内设置疏散通道，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。逆变器室设置火灾检测报警系统。设置全站消防水系统。按规程设置移动式灭火器。火灾检测报警系统电源由125、不停电源引接，消防水系统由双路电源供电。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。8.2 工程消防设计8.2.1 建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限按建筑设计防火规范GB50016-2006、火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006等国家现行的标准进行设计。逆变器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。8. 3 安全疏散通道和消防通道 8.3.1主控制楼及屋内配电装置楼安全出口安全出口不少于两个126、，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，增加中间安全出口，其间距不超过75m。8.3.2 建筑构建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。控制楼室外疏散楼梯的净宽度不小于0.8m，坡度不大于45，楼梯栏杆高度不低于1.1m。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。8.4消防给水 根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50299-2006）中规定的变压器大于125127、MVA应设水喷雾消防的要求。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,室内外均设置消火栓。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，由蓄水池、沙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1台，消防稳压泵1台，压力罐1个。消防稳压泵采用变频控制，以满足消防管网的常规压力。消火栓系统管网在主变区沿站区道路形成环管（DN150），在变压器附近、汽车库、屋外配电装置附近设地下消火栓，管道采用焊接钢管。8.5消防电气 变压器, 一台由本站配电装置引接，另一台由站外独立系统引接。消防水系统电缆选用NH耐火性电缆，电缆线槽采128、用金属线槽喷防火漆。在主控制室、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屏切换至直流供电。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。区域电缆设施主要采用电缆沟道。按照有关规程、规定对电缆电缆沟内设置电缆防火，阻燃设施；电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。8.6防火设计区域内无空调系统，只设置单独的立柜式空调机，空调房间采用自然排烟，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。8.7消防监控系统火灾检测及报警系统，根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50299-2006）及火灾自动报警系129、统设计规范（GB50116-98）的有关规定，本工程设置一套火灾自动报警控制系统。控制系统采用总线控制，报警与联动控制共线。在主控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东消防泵的后续手操；在主控制室、配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，可根据预先设定好的逻辑，通过联动控制总线启东相关的联动设备，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东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130、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。8.8建筑消防建筑结构耐火等级满足规程要求。建筑装修时采用难燃材料。8.9施工消防在工程施工过程中，应制定并落实施工现场的消防安全制度、消防安全操作规程；对施工人员进行消防安全教育和培训；制定并落实消防安全检查制度和火灾隐患整改制度；制定易燃易爆化学物品使用和存储的防火、灭火制度和措施；按照有关规定配置消防器材；建立并落实消防设备，并对设备和器材进行定期检查、维修和保养；建立完善的消防档案。在施工组织报告中应对施工现场可能存在火灾隐患的问题进行专门论述，并提供合理的预防措施和紧急事件处理预案。制定详131、细的施工现场消防安全防护措施。第9章 施工组织设计9.1施工条件9.1.1概述*材料科技有限公司拟利用*经济开发区厂房、住宅等建筑屋顶和xx山体，进行用户侧光伏发电项目集中连片建设，工程建设规模30MWp。*县气候属于暖温带季风型大陆性气候，年平均气温13.5；最高气温41.6；最低气温 19.4；年平均最高气温 19.4；年平均最低气温8.6；年平均降水量676.7mm；最大降水量1186.0mm；年平均风速3.1m/S；最大风速22.7m/S；最大冻土深度370mm；年平均日照数2733.6h，年平均太阳总辐射为6184.17MJ。9.1.2交通运输方案*经济开发区交通十分便利，项目建设所132、用设备及建筑材料可通过汽车直接运抵施工现场。主要建筑材料如水泥、砂石、钢材等可就近在*采购。9.2 施工总布置原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理、安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏阵列布置的特点，统筹规划，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间，施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。各组光伏阵列既不能互相影响又不能过于分散，必须严格按设计施工图施工。9.3主体工程施工主体工程施工主要包括：光伏组件安装；防雷接地体施工；箱式变压器安装；逆变器和配电柜的安装；电力电缆敷设；主要建筑物施工与设备安装等。9.3.1133、光伏组件安装安装太阳光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内，挑选额定工作电流相等或想接近的组件进行串联。安装太阳能光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。光伏组件电缆连接按设计的串接方式连接光伏组件电缆，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。9.3.2箱式变压器安装箱式变压器安装施工包括基础土石方开挖和基础混凝土浇筑。 基础施工基础开挖土方采用小型反铲挖掘机或人工开挖。开挖土方沿坑槽周边堆放，以备回填。先浇134、筑混凝土垫层，后浇筑基础混凝土。随时监督控制砂、碎石、水泥的清洁和准确的配合比。同时，浇筑混凝土时防止其中钢筋和预埋槽钢变位、变形，不允许基础中固定预埋件移位或倾斜。混凝土浇筑后洒水保湿养护14天。土方回填应在混凝土浇筑7天后进行，回填时一分层、打夯机分层夯实，并预留沉降量。箱式变压器安装箱式变压器采用汽车吊装就位。施工吊装要考虑到安全风速。吊装就位后要及时调整加固，将箱式变压器基础槽钢与预埋件焊接，箱式变压器两点接地螺栓与接地网可靠连接，并测试接地网接地电阻满足设计要求。确保施工安全及安装质量。9.3.3逆变器和配电柜的安装逆变器和配电柜的安装包括基础土石方开挖和基础混凝土浇筑，基础土石方开135、挖和基础混凝土浇筑方法同箱式变压器基础施工。基础形式为钢筋混凝土板式基础。9.3.4电力电缆和光缆敷设线缆选择符合设计要求和国家标准规定。导管或线槽内不得有污物或积水。同一交流回路的导线应穿入同一导管内。不同回路、不同电压及交流与直流线缆不得穿入同一导管或同一线槽内。穿入导管内的线缆或线槽内的线缆不准有接头现象，接头要在器具或接线盒、箱内进行，线缆绝缘层不得破损。进户管在线缆敷设后，要在外侧做防水处理。线缆在过变形缝处，应留有适当长度。同一电源的不同回路无抗要求的线路可敷设于同一线槽内；敷设于同一线槽内有抗干扰要求的线路用隔板隔离，或采用屏蔽电线且屏蔽护套一端接地。9.3.5主要建筑施工逆变器136、室基础采用小型挖掘机和推土机进行开挖，辅以人工修整基础边坡。基础开挖后，先进行地基处理。砖砌工程采用人工搭设脚手架，人工码砌。9.4施工总体进度（1）准备工程安排为2个月，主要完成水、电、临时设施等工程。（2）电缆沟、逆变器室从第2个月开始施工。第4个月底结束，工期为1个月。（3）太阳能光伏组件、变压器、逆变器的安装从第4个月开始进行，第12个月底结束，工期8个月。（4）并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间第9个月底完成。（5）计划15个月底全部机组并网发电，投入试运行。第10章 工程管理设计10.1管理机构10.1.1管理机构及职能根据国内已有项目的开发经验，太阳能光137、伏电站开发应成立专门机构，负责策划、建设、经营和管理。本项目的建设管理由龙源电力集团公司对工程实施全面管理。项目建设期，公司的主要职责是搞好项目计划、建设、资金、合同的管理以及生产准备等工作，按照现代企业管理模式，充分发挥设计、施工、监理、会计和律师事务所等单位的作用，逐步配备生产管理和维护人员，使其能及时了解和参与工程建设、设备检验、设备安装和电池组件调试等工作，并进行生产培训。10.1.2 管理定员编制根据供电劳动定员标准2000499号文件编制本电站定员，人员的构成由生产人员和管理人员组成。生产人员包括光伏电池组运行集中监控、太阳能电池板维护和机电运行维护、通信、车辆等所需人员；管理人员138、担负生产、经营、服务性管理工作工作；本项目生产与管理机构的总人数为30人。人员编制中只考虑光伏电池组日常维修所需人员，未考虑电站的电池组和电气设备大修需要，大修所需增加的人员可考虑临时外聘或将大修任务外委的方法来解决。10.2 运行管理和定期检修10.2.1光伏发电人员培训 本发电站要对全部各类人员进行定期的培训，并制定可行的培训计划及考核制度。为了光伏电站的顺利建设和可靠运行，拟聘请光伏行业专家和富有光伏电站设计、建设、运营经验的专家进行下述培训。并网光伏电站的基本工作原理并网光伏电站的设备配置系统图纸的查阅太阳能电池组件及其电气连接并网逆变器及电气连接变电站及其综合自动化监控系统光伏电站的139、操作和管理光伏电站的一般故障诊断光伏电站的维修和保养对培训人员的培训时间应从项目获得核准后开始并及时参与工程建设，熟悉设备性能，掌握处理事故技能等，确保项目顺利投产运行。10.2.2运行、维护与检修1） 必备的维修设备和工具 光伏发电站需配备必要的维修设备和工具，包括检修工具、测量工具、常用仪器仪表、安全器具等。其中专用维修设备和工具可以按光伏组件和其他电气及控制设备制造商的推荐配备。维修设备、工具以及安全器具要求按期进行检查、校验，以保证使用的安全性和准确性。2） 备品配件的储备 为了保证设备发生故障后能及时修复，提高设备的利用率，需储备相应的备品配件。设备厂家会根据本期装机容量及设备价值提140、供专用工具、备品备件和耗材。而在运行维护的过程中，还需作好各种备品备件的使用寿命和更换频率的统计分析工作，制定科学合理的备品备件消耗和储备定额，保证可靠且经济的备品备件库存量，确保设备的利用率。3） 运行、维护和检修 光伏发电站的运行、维护和检修，依据电力行业的的规程、规范和本项目的现场运行管理规程进行。规程的主要内容包括：设备概况、电气系统调度范围的划分和运行方式、现场设备异常运行及事故处理方案等。引用标准：GB14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程。DL408- 91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)DL409- 91 电业安全工作规程(电力线路部分)DL/T572-9141、5 电力变压器运行规程DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T620-97 交流电气装It的过电压保护和绝缘配合DL5027 -93 电力设备典型消防规程SD292 -88 架空配电线路及设备运行规程(试行)电力工业部(79)电生字53号电力电缆运行规程本发电站采取集中检修的运行模式，即保证项目质保期结束前3-6个月完成相关检修维护人员的培训实习工作，熟悉设备及制订检修工作方案、计划，以保证设备质保期结束后检修工作的平稳过渡。电站的运行维护人员应能熟练地进行运行和维护，并能准确判断、处理站内设备发生的一般事故，对电站运行过程中发生的特殊情况具有一定的分析和处理能力。发电站维护除142、了按厂家提出的对设备定期维护的内容外，还要定期对线路和配套电器设备（重点为电缆头、熔断器、低压开关等）巡视检查，以便及时发现隐患，及早处理，并对输变电设备进行定期测试和保养。检修人员应对所有设备进行编号并建立设备台帐，对设备进行档案式管理。为了确保发电站的安全生产，本项目将始终坚持“安全第一、预防为主”的方针，及时排除安全生产隐患，为建立、健全安全生产网络夯实基础。10.3防尘、防雪和清理光伏电站的防尘、防雪和清理方案为：定期采用风力灭火机进行清理和吹扫；聘请当地环卫队伍清洗和擦拭。10.4主要管理设施10.4.1.工程管理范围工程管理范围包括工程区和生产、生活区。工程区管理范围包括光伏电池组143、开闭所、观测设施、专用通信及交通设施等各类建筑物周围和土地征用线以内的地区。10.4.2 工程保护范围工程保护范围：在工程管理范围边界线外延，主要建筑物不小于30m。10.4.3管理任务和办法（1）管理任务光伏电站建设期的管理任务是：组织实施工程设计、监理、施工的招投标工作，有效控制资金流程，确保工程施工期的质量、进度和安全，检查隐蔽工程、单元工程、分项工程、分部工程、工程竣工的验收等日常工作；全面负责工程初期运行安全，对工程进行全面监控、检查、维护。工程运行期的管理任务是：负责工程的调度、维护、运用等。（2）管理办法在工程建设中，应实行项目法人制，工程招投标制、项目监理制及终身负责制，选用144、有资质的施工单位，在施工中要严把质量关，随时抽查工程质量，对于不合格的工程坚决不能验收，确保工程质量达到要求，使工程顺利完成。10.5工程管理区规划10.5.1生产、生活区及主要设施的规划本工程主要生产区在光伏电池组件区和逆变器室附近。10.5.2生产、生活区给排水生活给水和消防用水均来自市政管网，消防设置单独的消防水池。生活污水排入化粪池，定期用吸粪车抽走。生活区室外设有树形消防水管，并设一定数量的室外消火栓，以满足消防要求。10.5. 3工程管理区绿化在工程管理区范围内，在防风固沙、改善生态环境的前提下，以植树措施为主，遵循“适地植树，适地种草”的原则，结合园林艺术的特点，开展“绿化、美化145、园林化”建设，为企业创造一流环境。10.5. 4工程管理区电源工程管理区施工期间电源由接入点接入。10. 5.5工程管理通信电站通信系统包括接入系统通信、生产调度通信系统、通信电源系统。电站通信可满足系统的调度通信要求、行政通信要求、计算机监控系统通道的要求、图像传输、IP宽带传输的通道要求及综合业务数字网（ISDN）的要求。10.5.6交通设施工程区可通过现有的公路与市区相连，路况良好。电池组件、逆变器、电气设备等外来物资可通过铁路、公路运至施工现场，对外交通条件极为便利。施工运行管理期工程配备的交通设备主要有小轿车、载重汽车、工具车等。10.6工程调度运用光伏电站建成后，电站的运行管理及146、日常维等由公司统一负责。对于光伏电站的调度运行，除去自用电以外，由电网统一调度，按照优化后的调度原则运行和管理。光伏电站的调度运行应执行电网的统一调度，以满足电网的运行要求。第11章 环境保护与水土保持11.1 环境保护太阳能光伏发电利用清洁无污染的太阳能资源，发电过程可以实现污染物零排放。电场建设在积极做好各项保护措施条件下，可以将环境及生态的影响降低到最低水平，环境影响在可接受范围之内。本项目的实施，节约了不可再生的煤炭、石油、天然气资源，对于减少大气污染物排放，保护环境具有重要作用。11.2 项目区水土保持现状 本期工程建筑屋顶占地约20万平方米，山体面积10万平方米，项目建设过程中不存147、在成规模的水土流失现象。11.3 工程对水土流失的影响分析 (1)逆变器室及开闭所 逆变器室及升压站施工前主要是对场地进行平整，对堆放的临时堆土进行临时拦挡，开闭所因此地表将被破坏，使地表裸露，易产生水土流失。同样伴随着开挖、回填等施工活动，地表将被扰动，易产生水土流失。还有施工结束后，临时堆土、石料及设备材料均已清理运走，己开始进行场地平整，该时段仍有少部分裸露地容易造成水土流失，但流失强度已大大降低。 (2)管线工程 管线和电缆以随地面和桥架形式布设，相对于直埋式可以减少土石方量开挖，减少水土流失。项目区管线和电缆较多，施工时有一定的开挖量，不合理的临时堆放会增加大量的水土流失，地表及植被148、将被损坏。结论：在本工程建设中，由于太阳电池组件安装在已有建筑物屋顶，所以没有水土破坏的问题，仅逆变器室、开闭所等建筑以及管线等工程的施工活动，破坏了原地貌，导致土壤结构破坏，降低表层土壤的抗蚀性，造成新的水土流失。因此需要对这些因素引起的水土流失有针对性地预防和治理。11.4 水土保持措施 本项目建成后，少量的建筑用地可以通过工程绿化将使区域场区水土保持的情况得到巩固。 根据项目的工程建设特点，拟采取如下水土流失防治措施： 1)工程措施： 工程措施主要是必要的挡沙墙和排水沟。挡沙墙主要是防风挡沙，减少水土流失，排水沟是为了组织站区内雨水的汇流和排放。 2)植物措施： 选择易存活的低矮植物在站149、区绿化，起到防风固尘的作用。 3)施工单位的水土保持措施： (1)在施工过程中要坚决贯彻防治结合，以防为主的方针，落实“三同时”制度，项目法人在同承包商签订施工合同时，明确水土流失防治责任，施工单位在施工过程中避免随意扩大扰动面积。 (2)在施工过程中落实各项水土保持措施，使其充分发挥水土保持功能，并与水土保持方案措施紧密结合，形成综合防护体系，同时节约水土保持工程投资。施工过程中应当加强对施工场所的临时防护措施，并且在施工中加强对施工单位的管理。 (3)在施工建设过程中，需要进一步补充设计或明确说明各项水土保持临时防护措施。 (4)临时堆土(料)严禁占压沟道，尽量利用规划占地，减少扰动。 (150、5)施工单位外购砂、石料时，首先应选择有当地行政部门批准核发、具有土石料开采资证的料场，并在购销合同中明确供购双方水土流失防治责任，并报当地行政部门备案。 (6)施工单位应划定项目区永久占地、临时占地界限，设置警示标牌，避免施工中任意扰动地表面积，对表土造成破坏。施工时合理安排施工时序，应尽量避免阴雨、大风天气施工，以减少水土流失。采取隔音棚、洒水防尘、收集处理废水等有效的防护措施，减少对当地村民生活的影响。4)工程监理的水土保持措施： 监理单位应加强施工过程中的水土保持监理，规范施工单位施工，避免重复施工造成水土流失破坏。监督检查施工单位临时防护措施的实施，计量工程量，建立临时措施影响等档案151、资料。施工结束后，水土保持监理工程师依据批复的水土保持方案对水土保持工程措施、植物措施和临时防护措施的落实情况进行检查验收，确保项目区各项防治措施的数量和质量，并编制水土保持监理报告，为水土保持设施竣工验收提供。 5）水土保持监测措施： 本工程水土保持监测单位要依据批复的水土保持方案，进一步细化和落实监测范围、监测时段、监测频次、监测方法等内容，对各监测点进行水土流失量、水土流失防治目标等指标的监测，对容易造成水土流失的边坡、道路、施工场地等采取重点监测。11.5 水土保持结论 项目实施后，区域的绿化将使植被得到巩固，能起到区内的固尘美化作用，水土流失将得到良好的预防。本项目设计对水土保持进行152、了初步规划，对主体工程设计中不完善和缺漏的措施，有待本项目水土保持方案设计单位进行修补及新增设计。第12章 劳动安全与工业卫生12.1 设计依据、任务与目的 遵循国家已经颁布的政策，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际情况，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程建设中和投产后符合劳动安全以及工业卫生要求，保障劳动者的在施工和运行过程中的安全与健康。12.1.1 设计依据 （1） 国家、地方政府及相关主管部门有关规定: 中华人民共和国劳动法 中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国职业病防治法 中华人民共和国电力法 建设工程安全生产管理条例 电力安全生产监管办法（2）设计153、采用主要技术规范、规程、标准: 重大危险源识辨（GB18218-2000） 生产过程安全卫生要求总则（GB12801-1991） 工业企业设计卫生标准（TJ36-79） 环境电磁波卫生标准（GB9175-88） 建筑防雷设计规范（GB50057-1994）（2000版） 生产设备安全卫生设计总则（GB50083-1995） 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）(DL/T408-1991) 电业安全工作规程（电力线路部分）(DL/T409-1991) 电业生产事故调查规程（DL558-1994） 高压配电装置设计规范(GB50060-92) 工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-95） 154、电力工程电缆设计规范（GB50217-94） 建筑设计防火规范（CBJ16-87）( 2001版） 工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）12.1.2 设计任务和目的 对施工过程中可能存在的主要危害因素，对建设单位和工程监理部门提出安全生产管理要求，为工程招标管理、工程竣工验收和光伏电站的安全运行管理提供科学性的参考依据，确保工程施工过程中的人员生命及财产的安全。 对工程投产后可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以保障光伏电站员工在生产过程中的安全与健康要求，同时为确保工程建筑物及设备本身的安全制定防范措施和管理决策提供科学155、依据。从而达到寻求最低事故率、最少损失和最优的安全投资效益的目的。12.2 工程概述与光伏电站总体布置12.2.1 工程概述 本光伏并网发电工程装机容量30MWp，主要工程及建筑有：光伏组件及支架、直交流输变电线路、逆变器、升压变电、逆变器室等。12.2.2 光伏电场总体布置本方案整个方阵场总容量为30MWp，根据太阳电池组件串、并联计算结果，本工程30MWp光伏发电系统经30台0.4/10kV箱式变压器升压至10kV后，分成四路汇流，接入光伏电站10kV开闭所，再经2回10kV线路送入宝利集团内部66kV变电所10kV侧母线。最终接入系统方案以电力部门批复为准。12.3 劳动安全设计12.3156、.1 工程安全危害因素分析施工期危害因素: 土建运输安装作业机械伤害； 施工用电作业触电伤害。运行期危害因素: 逆变器、变压器、开闭所等电气设备运行维护工作触电伤害； 变压器等充油电气设备火灾爆炸危害； 光伏组件维护及检修作业机械伤害危害；12.3.2 劳动安全对策措施施工期劳动安全: 在与施工单位签订施工合同的同时签订安全施工管理协议，并预留安全保证金。施工单位根据工程的实际情况，结合施工过程中可能出现的危害因素，制定切实可行的施工安全措施、组织措施、技术措施，经审查批准后，方可开始施工，并在整个施工过程中严格执行。安装现场成立安全监察机构，并设安全监督员，定期进行检查，发现问题及时整改。运157、营期劳动安全:对运营期间可能发生触电危害的设备周围加设安全防护栏和规范的安全标识警示牌；所有人行通道均设照明；在中控楼内主要疏散通道，楼梯间及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。主要建筑物均有通向外部的安全通道，特别是在开闭所、主控制室、电缆等重点防火部位，应悬挂“禁止烟火”标识警示牌，定点配备消防器材，定期巡回检查。制定出防火防爆、防电气伤害、防机械伤害等管理标准，并严格执行，避免运营期间事故的发生。12.4 工业卫生设计 施工期间要注意生活、饮食卫生，并及时清理施工现场的生活垃圾，预防传染性疾病的发生。为确保各工作场所的噪音在规定值内，要求各种设备的电动机、变压器等主要噪音、振动源设备158、符合国家规定标准。办公室、机房、值班室等工作场所采用机械排风，保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适环境。屋内配电房地面采用坚硬的，不起尘埃的材料。光伏电场的生活污水，经必要的处理合格后，才可排放。12.5 安全与卫生机构设置安全卫生管理机构必须和整个光伏发电站生产管理组织机构及人员配备统一考虑，在工程运行发电投产后，必须建立健全的光伏电站安全监督管理体系，设立专责的安全监察管理人员，全面负责安全监察工作。全面落实安全生产责任制，光伏电站主管领导亲自负责本工程投产后的安全卫生方面的教育，培训和管理，生产部门确定安全员，负责日常的劳动安全和工业卫生工作。12.5.1 制定安全生产管理监督159、制度制定安全生产管理制度，明确安全监察人员的职责、安全活动及内容、参加人员和时间等；实行安全生产管理的检查、考核、整改和总结等。12.5.2 制定消防、防止电气误操作等管理制度制度中要明确防火责任制、防火职责及防火措施，包括消防器材的检查、维护及考核等相关内容；制定防止电气误操作管理标准，标准中规定运行值班人员对防误闭锁装置的操作、日常维护、检查与考核等内容。12.5.3 制定工业卫生与劳动保护管理规定应使劳动保护与安全生产管理相统一，要明确各工种配发的劳动保护用品的种类、使用年限、增补以及管理等相关内容。12.5.4 制定安全生产管理标准“标准”中应包含事故定性、事故报告、事故调查、事故处理160、与考核、事故统计等内容。12.6 事故应急救援预案 根据国家有关规定和对施工期、运营期劳动安全与工业卫生因素的分析结果，制定内部事故应急救援预案，建立应急救援组织，配备应急救援器材。应急救援预案须在光伏发电站投产前经有关部门的审批。预案应对光伏电站在运行过程中出现的突发事故有一个比较全面的处理手段，在事故发生的第一时间做出反应，采取措施防止事故进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故未查明之前，当班运行人员应保护现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。 事故应急救援预案主要包括应急救援组织及其职员、应急救援启动程序、紧急处置措施方案、应急救援组织的训练及定期演练、应急救援设备器材的161、储备和经费保障。事故应急救援预案项目内容除了考虑防火、防触电事故预案、电气误操作事故预案、太阳能组件损坏事故预案、继电保护事故预案、逆变器和变压器损坏事故预案、开关设备事故预案、接地网事故预案等，还应考虑施工期防火器材管理、施工区内运输、施工及检修期等危险点的应急救援预案措施要求。12.7实施计划 光伏电站运行人员开始工作前，需要进行必要的安全教育和培训，并经过考试合格后方能进入生产现场工作，同时按照国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行人员有一个良好的身体条件，为太阳能电站的安全运行有一个较好的基础。建立巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表162、和器材进行安全的日常维护。落实生产运行人员的安全教育和培训的相关经费，以及其他有关生产安全和预防事故的相关费用。12.8 预期效果评价12.8.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价在采用了安全防范措施及对施工生产运行人员的安全教育和培训后，对光伏发电站的安全运行提供良好的条件。有助于减少施工生产过程中误操作而导致的安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故进一步扩大，降低经济损失，保障生产的安全运行。12.8.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果综合评价按照工业企业设计卫生标准等相关标准和规定要求，工程投产运行后， 能满足生产设备正常运行的要求，并使工作人员在生163、产过程中的安全与健康得到有效保证。第13章 工程投资估算13.1 编制说明13.1.1 项目概况本工程装机总容量30MW，161160块190Wp/块，耐压10000VDC晶硅电池组件组成，建设工期为15个月。本工程主要工程量包括：光伏组件及其组件支架安装、电力电缆敷设、设备基础工程、配电机房、逆变器工程、变电站施工及辅助工程。本期项目总投资概算86311.16万元，单位投资28.77元/W。13.1.2 投资主要指标表13-1 主要技术经济指标表项目名称单位数量项目名称单位数量装机规模MW30单位瓦动态投资元/W28.77晶硅电池组件规格190Wp/块，耐压1000VDC 年利用小时数h12164、50 数量块161160 年均发电量万kWh2463.76动态投资万元86311.16总工期月1513.1.3编制原则及依据.1 主要编制依据（1）风电场工程技术标准FD001-2007风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准、FD004-2007风电场工程概算定额(3007年版)（2）国家计委、建设部计价格（2002）10号文工程勘察设计收费管理规定。（3）工程设计有关资料。（4）其他有关规定。13.1.3.2 基础资料（1）主要设备价格光伏组件根据现行市场价格确定，按13.58元/W（含运费）计算。 光伏组件支架根据现行市场价格确定，按3.0元/W计算。逆变器按1.6元/W计算。165、箱式变压器按13.51万元/台（含运费）计算。（2）人工工资水平高级熟练工： 8.14元/工时；熟 练 工： 5.88元/工时；半熟练工： 4.52元/工时；普 工： 3.58元/工时；（3）主要材料预算价格根据现场调研和信息价计算主要材料预算价为：钢 筋：4400元/t水 泥： 480元/t砂： 65元/m3碎 石： 68元/m3 投资分析13.1.4.1工程单价费率指标表13-2工程单价费率指标表工程类别计算基础措施费间接费计划利润人工土方工程人工费+机械费4.73%47.18%10.00%机械土方工程人工费+机械费4.10%10.68%10.00%人工石方工程人工费+机械费4.92%46166、.33%10.00%机械石方工程人工费+机械费5.19%17.36%10.00%混凝土工程人工费+机械费13.41%41.69%10.00%钢筋工程人工费+机械费14.35%52.74%10.00%基础处理工程人工费+机械费9.06%23.72%10.00%安装工程人工费+机械费7.04%93.00%10.00%税金：（直接费+间接费+利润）3.35%13.1.4.2 其他费用计算指标按照风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准计算13.1.4.3 其他指标基本预备费费率取1%；贷款利率取6.14%。13.1.5 主要技术经济指标根据以上原则和依据。经计算本工程静态投资为84253.167、85万元，其中机电设备及安装工程投资77949.05 万元，建筑工程投资1042.55万元，其他费用4428.06万元，基本预备费834.20万元。本工程单位千瓦静态投资28084.62元/ kW；动态总投资86311.16万元，单位千瓦动态投资43155.57元/ kW。第14章 节能减耗设计14.1 设计依据中华人民共和国节约能源法机械行业节能设计规范工业企业能源管理导则 GB/T15587-1995公共建筑节能设计标准 GB50189-2005民用建筑热工设计规范 GB50176-93采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003建筑照明设计标准GB50034-2004建筑采光设计标168、准GB/T50033-2001空调通风系统运行管理规范 GB50365-200514.2 施工期和运营期能耗种类本项目施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑用材料等。本项目运营期消耗主要能源为电力、水资源、油料、工程永久用地等。14.3 光伏电场节能措施14.3.1 工程设计节能措施本项目送出设计是根据负荷容量，地区电网规划，供电距离及分布等因素考虑的，并结合电站总体规模考虑的。做到系统尽量简单可靠，操作方便。本项目设计本着减少线路损耗和占地面积，提高土地利用率为原则。同时，增加照明节能设计。 照明节能设计就是在保证不降低作业面视觉要求、不降低照明质量的前提下，力求减少照明169、系统中光能的损失，从而最大限度的利用光能，具体节能措施为：充分利用自然光，在设计中电气设计人员应多与建筑专业配合，做到充分合理地利用自然光使之与室内人工照明有机地结合。照明设计规范规定了各种场所的照度标准、视觉要求。在满足照明质量的前提下，一般房间优先采用高效发光的荧光灯及紧凑型荧光灯。根据照明使用场所采取分区控制灯光；走道采用节能灯，楼梯采用声光开关。14.3.2 电气节能措施优化设计，减少占地面积，节省材料用量。集电线路设计方案应以减少线路损耗和电压损失为原则。尤其是减少直流侧电缆长度。降低子电路导线的电位梯度，要求导体光滑，避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。14.3.3 建筑节能措170、施节能建筑规划设计（1）开闭所内建筑物选用节能型建筑材料、保证建筑外维护结构的保温隔热等热工特性；（2）针对开闭所内建筑物的使用功能及性质，其空间布局开敞，利用自然通风，减小单位建筑空间的热散失面积，降低能耗；（3）在本期电场开闭所设计绿化带，有助于改善开闭所微小气候，改善建筑室内环境，是节约建筑能耗的有效措施。增强建筑维护结构的保温隔热性能（1）外墙使用环保、节能型建筑材料，可有效减少通过围护结构的传热，达到显著的节能效果；在进行经济性、可行性分析的前提下,在墙体内外侧敷设保温隔热的新材料。（2）本电站建筑尽量减少门窗的面积，减少能耗散失。提高门窗的气密性，防止空气对流传热。尽量使用新型保温171、节能门窗，在保证室内采光通风的前提下合理控制窗墙比。14.3.4 运行管理节能措施加强对管理人员的专业培训，提高管理人员的专业素质，加强运行管理，节约能耗。14.3.5 项目用地节约措施根据场地及工艺流程和功能分区，合理布置。在满足防护要求的前提下，充分利用好边角地带，并尽量压缩各种管线、道路的长度和宽度，严格控制道路、 面积，尽量采用综合管沟，并将性质相同或相近管线及管沟相邻布置，以节约用地。14.4 节能效果分析利用太阳能发电无大气环境污染和水环境污染的问题，不存在废渣的堆放问题，有利于保护周围环境，并可改善当地的能源结构，使之逐步向多元化方向发展。本项目的建设对于保护环境、减少大气污染具172、有积极的作用，符合清洁生产原则，具有明显的环境和社会效益。14.5 结论本太阳能电站工程的开发、建设充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，有效减少常规能源，尤其是煤炭资源的消耗，减少各类污染物的排放量，对生态环境的保护起到一定作用。设计中，严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料的选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源。随着太阳能电站的建设，该地区出现新的人文景观，改善了区域的面貌，美化了环境。第15章 财务评价15.1 项目概况及评价依据本工程财务评价依据国家计委颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、风电场工程可行性研究报告设计概算编制173、办法及计算标准以及国家新近颁发的有关财税规定的要求进行财务评价。本工程建设总工期为15个月，生产期为24年，计算期25年。15.2 基本方案财务评价计算项目投资1、静态投资， 项目概算中的静态投资，包括机电设备购置费和安装费、建筑工程费、其他费用及基本预备费（按一至三部分投资合计的1%计取）等，共计为84253.85万元。2、建设期利息建设期利息为本项目建设期需支付的固定资产投资贷款利息。按规定的贷款利率以复利计算，整个项目建设期利息为2057.31万元。资金筹措及贷款条件1、资金筹措本项目动态总投资86311.16万元：资本金11493.71万元，占项目总投资的30 %，其余由国内银行贷款（174、含利息）为46047.06万元，流动资金60万元。其它数据具体见财务附表。2、贷款条件项目贷款年利率为6.14%，贷款偿还期为15年。发电量根据本机组选型和总体布置，预计发电量为2463.76万kWh/年。成本及税金1、成本计算本项目发电总成本费用包括经营成本、折旧费、摊销费和利息支出，其中经营成本包括修理费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房公积金、材料费、保险费和其他费用。 折旧费：工程折旧费按风电场的固定资产价值乘以综合折旧率计取。综合折旧率取3.96%。 修理费：由于太阳能发电项目维修费较少，考虑投入运行的第1年修理费较正常年份少，本阶段按0考虑，随着运行年份增加，机组老化将导致修理费增175、加。本阶段财务评价按运行期第2年开始至计算期末第25年均按照1%计取。 职工工资及福利费、劳保统筹和住房公积金：本工程项目定员8人，人均年工资3万元，职工福利费、劳保统筹和住房公积金占工资总额54%。 保险费：保险费是指固定资产保险和其他保险，保险费率按固定资产价值的0.2%计算。 材料费和其他费用：材料费定额取为6元/kW，其他费用定额取为30元/kW。 利息支出：利息支出为固定资产和流动资金在生产期应从成本中支付的借款利息，依各年还贷情况而不同，还贷期年平均为3314.35万元。经计算本项目正常生产年份年均经营成本为700.40万元，年均总成本为6301.30万元。2、税金根椐国家税收政策176、，增值税率为17%，销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，按规定分别取5%和3%。财务评价结论根据关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知，本项目用户侧光伏发电项目补贴为所用光电关键设备价格的50%，其他费用定额补贴为发电项目4元/瓦，本项目预算合计补贴30010.39万元。具体补贴额度待设备采购合同而定。光伏发电项目有效利用太阳能资源并能够提供清洁电力，社会效益显著。附表表一 总概算表 单位：万元序号工程或费设备安装建筑其他合计占投资额（%）用名称购置费工程费工程费费用12345678一设备及安装工程44431.34 7534.69 77177、949.0587.51(一)发电设备及安装工程43935.39 7338.74 51274.12 (二)变电设备及安装工程173.83 6.09 179.92 (三)通信和控制设备及安装工程234.13 129.86 363.99 (四)其他设备及安装工程87.99 60.00 147.99 二建筑工程1042.551042.553.21(一)太阳能发电设备基础工程68.8768.87(二)房屋建筑工程337.16337.16(三)施工辅助工程289.00289.00三其他项目4428.064428.067.32(一)建设用地费(二)建设管理费1321.511321.51(三)生产准备费403178、.72403.72(四)勘察设计费1300.001300.00(五)其他26.8126.81四一至三部分投资合计55613.1098.04五基本预备费834.2001.96六静态投资84253.85100七价差预备费八建设投资84253.85九建设期利息1371.54十工程总投资86311.16十一单位千瓦的静态投资（元/千瓦）28084.62十二单位千瓦的动态投资（元/千瓦）43155.57表二 设备及安装工程概算表 序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费12345678设备及安装工程44431.34 7534.69 一太阳能电池设备及安装工程43935.39 179、7338.74 1晶硅电池组件27746.38 5952.18 1.1晶硅电池组件本体块1611602582.57927746.38 848.78 1.2电池组件支架套1611604755103.40 2汇流箱230.00 23.15 2.1汇流箱台4005500578.77230.00 23.15 3逆变器15300.00 65.60 3.1逆变器台8040000083003300.00 65.60 3.2系统集成MW30600000013000.00 0.00 410KV升压变压器270.17 31.23 4.1电力变压器台3013508715066270.17 30.13 4.2变压器系180、统调试项111004.51.10 5直流防雷配电柜498.83 8.53 5.1直流防雷配电柜台80623541065.98498.83 8.53 6集电线路1258.05 6.1电力电缆项1125805001258.05 二升压变电设备及安装工程173.83 6.09 1配电装置项1106530016700106.53 1.67 2无功补偿系统项1543000654654.30 0.65 3所用电系统项1130000330013.00 0.32 4电力电缆项1345003.45 三通信和控制设备及安装工程234.13 129.86 1太阳能发电监控系统及光缆套1172260012194001181、72.26 121.94 2直流系统项11900003600019.00 3.60 3通信系统项12603002560026.03 2.56 4远动及计费系统项11684001760016.84 1.76 表二 设备及安装工程概算表 序号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费12345678四其他设备及安装工程87.99 60.00 1采暖通风及空调系统项110000010.00 2照明系统项1500005.00 3消防系统项1500005.00 4给水系统项1500005.00 5生产车辆购置项130.00 5.1生产车辆购置项130000030.00 6劳动安全与182、工业卫生设备及安装工程67.99 6.1劳动安全与工业卫生设备安装项167990067.99 7全场接地35.00 7.1全场接地项135000035.00 表三 建筑工程概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）123456建筑工程1042.55一太阳能发电设备基础工程68.87110kv箱式变压器14.691.1场地平整651.361.760.111.2机械挖土堆放一边888.302.820.251.3人工土方98.709.110.091.4人工装载自卸汽车土方251.0724.830.621.5土方回填736.278.960.661.6垫层素砼C1511.58353.550.183、411.7基础砼C35122.47435.865.341.8钢筋t11.085924.366.561.9混凝土运输134.0548.580.652逆变器基础26.092.1场地平整871.301.760.152.2人工土方2116.079.111.932.3人工装载自卸汽车运土211.5324.830.532.4土方回填1904.538.961.712.5垫层素砼11.53353.550.412.6基础砼300.00435.868.722.7柱12.80694.470.892.8钢筋18.005924.3610.662.9混凝土运输224.3348.581.093配电设备基础工程2852.09184、3.1土方开挖39.009.110.043.2土石方回填30.8014.420.033.3人工装载运输卸除土方18.3024.830.053.4混凝土18.30529.150.963.5钢筋t1.565924.360.923.6混凝土运输18.3048.580.094直埋电缆26.004.1直埋电缆土方项1.00260000.0026.00二房屋建筑工程337.161综合楼工程111.614.7柱m3.84694.470.274.8钢筋m5.405924.363.30表三 建筑工程概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）1234561.1建筑面积730.041550.00111.185、612无功补偿装置室工程29616.212.1建筑面积104.601550.0016.213门卫室、水泵房3054.933.1门卫室建筑面积22.001050.002.313.2水泵房建筑面积25.001050.002.624化粪池项1.005600.000.565蓄水池项1.00110000.0011.006所内回车坪及道路m1699.66160.0027.197其他165.667.1铁艺围墙m312.00450.0014.047.2大门项1.00150000.0015.007.3环境保护工程项1.001259000.00125.907.4绿化工程1179.9040.004.727.5避雷针186、基础座4.0015000.006.00三施工辅助工程289.001其他辅助工程289.001.1施工电源项1.00100000.0010.001.2施工水源项1.0060000.006.001.3路面拆除及恢复项1.001130000.00112.001.4房屋加固费用项1.001610000.00161.00表四 其他费用概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）/费率%合价（万元）123456其他项目4428.06一建设用地费二建设管理费1321.511工程前期费%0.9052661.06473.952建设单位管理费297.882.1（建筑工程费安装工程费）费率1%2.008229.721187、64.592.2设备购置费费率2%0.3044431.34133.293建设监理费143.193.1（建筑工程费安装工程费）费率1%1.308229.7298.763.2设备购置费费率2%0.1044431.3444.434项目咨询服务评审费154.704.1（建筑工程费安装工程费）费率1%0.808229.7265.844.2设备购置费费率2%0.3044431.3488.865工程验收费%0.508229.7241.156工程保险费%0.4052661.06210.64三生产准备费403.721生产人员培训及提前进厂费%0.808229.7265.842办公及生活家具购置费%0.50822188、9.7241.153工器具及生产家具购置费%0.1044431.3444.434备品备件购置费%0.5044431.34222.165联合试运转费%0.407534.6930.14四勘察设计费1300.001勘察设计费1.0013000000.001300.00五其他26.811工程质量监督检测费%0.058229.724.112工程定额测定费%0.138229.7210.703技术标准编制费0.0113000000.0012.00附表一 财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量 （MW）302年上网电量 （MWh）246403总投资 （万元）86401.164建设期利息 （万元）13189、71.545流动资金 （万元）606节电费用总额22471.687总成本费用 （万元）155032.458销售税金附加总额 （万元）305.619投资回收期 （年）25 附表二 投资计划与资金筹措表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资86401.1686311.16601.1建设投资84253.8584253.8501.2建设期利息1371.541371.5401.3流动资金600602资金筹措86401.1686311.16602.1资本金（资金筹措）11511.7111493.7118流动资金资本金180182.2借款46089.0646047.0642长期借款4604190、7.0646047.060长期借款本金44675.5244675.520建设期利息1371.541371.540流动资金借款42042附表三 项目投资现金流量表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年1现金流入55419.11030946.71936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.1节电费用总额22471.680936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.2补贴收入30010.191、39030010.390000000001.3回收固定资产余值2877.04000000000001.4回收流动资金60000000000002现金流出74044.9384253.85264.03765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.722.1建设投资84253.8584253.8500000000002.2流动资金600600000000002.3经营成本17510.090191.3752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.992.4营业税金及附加305.61012192、.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.732.5维持运营投资0000000000003所得税前净现金流量（12）-18625.82-84253.8530682.68170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.64累计所得税前净现金流量-84253.85-25486.55-25315.96-25145.36-24974.77-24804.17-24633.58-24462.98-24292.39-24121.79-23951.195调整所得税7116.2607116.260000000006所得税后193、净现金流量（35）-25742.08-84253.8523566.42170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.67累计所得税后净现金流量-84253.85-32602.81-32432.21-32261.62-33091.02-31930.43-31749.83-31579.24-31408.64-31238.05-31067.45附表三 项目投资现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年1现金流入936.32936.32936.32936.32936.32936.3194、2936.32936.32936.32936.321.1节电费用总额936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.2补贴收入00000000001.3回收固定资产余值00000000001.4回收流动资金00000000002现金流出765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.72765.722.1建设投资00000000002.2流动资金00000000002.3经营成本752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.997195、52.99752.99752.992.4营业税金及附加12.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.732.5维持运营投资00000000003所得税前净现金流量（12）170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.64累计所得税前净现金流量-23780.6-23610-23439.41-23268.81-23098.22-22927.62-22757.03-22586.43-22415.84-22245.245调整所得税00000000006所得税后净现金流量（35）170.6170.617196、0.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.67累计所得税后净现金流量-30896.86-30726.26-30555.66-30385.07-30214.47-30043.88-29873.28-29702.69-29532.09-29361.5附表三 项目投资现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第22年第23年第24年第25年1现金流入936.32936.32936.323873.361.1节电费用总额936.32936.32936.32936.321.2补贴收入00001.3回收固定资产余值0002877.041.4回收流动资金000602现金流出76197、5.72765.72765.72765.722.1建设投资00002.2流动资金00002.3经营成本752.99752.99752.99752.992.4营业税金及附加12.7312.7312.7312.732.5维持运营投资00003所得税前净现金流量（12）170.6170.6170.63107.634累计所得税前净现金流量-23074.65-21904.05-21733.46-18625.825调整所得税00006所得税后净现金流量（35）170.6170.6170.63107.637累计所得税后净现金流量-29190.9-29030.31-28849.71-25742.08附表四 项198、目资本金现金流量表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年1现金流入55419.11030946.71936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.1节电费用总额22471.680936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.2补贴收入30010.39030010.390000000001.3回收固定资产余值2877.04000000000001.4回收流动资金6000000000000199、2现金流出164683.9511493.7112530.316476.676288.186099.76091.166195.066305.076421.576544.926675.542.1项目资本金11511.7111493.71180000000002.2借款本金偿还46089.0603069.83069.83069.83069.83069.83069.83069.83069.83069.83069.82.3借款利息支付82858.6302829.622641.142452.652264.172255.632359.532469.552586.042709.392840.012.4经营成本200、17510.090191.3752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.992.5营业税金及附加305.61012.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.732.6所得税6408.8506408.850000000002.7维持运营投资0000000000003净现金流量（12）-109264.84-11493.7118416.4-5540.35-5351.86-5163.38-5154.84-5258.74-5368.75-5485.25-5608.6-5739.22附表四 项目资201、本金现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年1现金流入936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.1节电费用总额936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.2补贴收入00000000001.3回收固定资产余值00000000001.4回收流动资金00000000002现金流出6813.846960.297115.357279.557453.424386.9202、84590.144805.255033.035274.212.1项目资本金00000000002.2借款本金偿还3069.83069.83069.83069.83069.8000002.3借款利息支付2978.313124.763279.833444.023617.893621.263824.414039.524267.34508.492.4经营成本752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.992.5营业税金及附加12.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.732.6所203、得税00000000002.7维持运营投资00000000003净现金流量（12）-5877.52-6023.97-6179.03-6343.23-6517.1-3450.66-3653.82-3868.93-4096.71-4337.89附表四 项目资本金现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第22年第23年第24年第25年1现金流入936.32936.32936.323873.361.1节电费用总额936.32936.32936.32936.321.2补贴收入00001.3回收固定资产余值0002877.041.4回收流动资金000602现金流出5529.65800.026086.36204、6434.042.1项目资本金00002.2借款本金偿还000422.3借款利息支付4763.875034.35330.645626.312.4经营成本752.99752.99752.99752.992.5营业税金及附加12.7312.7312.7312.732.6所得税00002.7维持运营投资00003净现金流量（12）-4593.28-4863.7-5150.04-2560.68附表五 财务计划现金流量表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年1经营活动净现金流量28257.52024333.83170.6170.6170.61.1现金流入56302.26031205、105.881095.491095.491095.49节电费用总额22471.680936.32936.32936.32936.32增值税销项税额3830.190159.17159.17159.17159.17补贴收入（不含增值税优惠）30010.39030010.39000其他流入0000001.2现金流出28044.7406772.06924.9924.9924.9经营成本17510.090191.3752.99752.99752.99增值税进项税额000000营业税金及附加305.61012.7312.7312.7312.73增值税3830.190159.17159.17159.1715206、9.17所得税6408.8506408.85000其他流出0000002投资活动净现金流量-56229.23-84253.85-600002.1现金流入0000002.2现金流出56229.2384253.8560000建设投资84253.8584253.850000维持运营投资000000流动资金60060000其他流出0000003筹资活动净现金流量27971.7184253.85-5954.55-5826.06-5637.57-5449.093.1现金流入1138680.1984253.8560000项目资本金投入11511.7111493.7118000建设投资借款44675.5244207、675.520000流动资金借款42042000债券000000短期借款1082450.9600000其他流入0000003.2现金流出1110708.4806014.555826.065637.575449.09各种利息支出82858.6302829.622641.142452.652264.17偿还债务本金1027389.3803069.83069.83069.83069.8应付利润（股利分配）460.470115.12115.12115.12115.12其他流出0000004净现金流量0018319.28-5655.46-5466.98-5278.495累计盈余资金018319.2812208、663.827196.841918.35附表五 财务计划现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年1经营活动净现金流量170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.61.1现金流入1095.491095.491095.491095.491095.491095.491095.49节电费用总额936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32增值税销项税额159.17159.17159.17159.17159.17159.17159.17补贴收入（不含增0000000其他流入00000001.2209、现金流出924.9924.9924.9924.9924.9924.9924.9经营成本752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99增值税进项税额0000000营业税金及附加12.7312.7312.7312.7312.7312.7312.73增值税159.17159.17159.17159.17159.17159.17159.17所得税0000000其他流出00000002投资活动净现金00000002.1现金流入00000002.2现金流出0000000建设投资0000000维持运营投资0000000流动资金0000000其他流出00000003筹资活210、动净现金-3088.94-170.6-170.6-170.6-170.6-170.6-170.63.1现金流入3236.498495.2313863.9819349.2324957.8330697.0536574.57项目资本金投入0000000建设投资借款0000000流动资金借款0000000债券0000000短期借款3236.498495.2313863.9819349.2324957.8330697.0536574.57其他流入00000003.2现金流出5325.438665.8214034.5819519.8325128.4330867.6436745.16各种利息支出2255.6211、32359.532469.552586.042709.392840.012978.31偿还债务本金3069.86306.2911565.0316933.7922419.0428027.6433766.85应付利润（股利分0000000其他流出00000004净现金流量-1918.350000005累计盈余资金0000000附表五 财务计划现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第13年第14年第15年第16年第17年1经营活动净现金流量170.6170.6170.6170.6170.61.1现金流入1095.491095.491095.491095.491095.49节电费用总额936.32212、936.32936.32936.32936.32增值税销项税额159.17159.17159.17159.17159.17补贴收入（不含增值税优惠）00000其他流入000001.2现金流出924.9924.9924.9924.9924.9经营成本752.99752.99752.99752.99752.99增值税进项税额00000营业税金及附加12.7312.7312.7312.7312.73增值税159.17159.17159.17159.17159.17所得税00000其他流出000002投资活动净现金流量000002.1现金流入000002.2现金流出00000建设投资00000维持运营213、投资00000流动资金00000其他流出000003筹资活动净现金流量-170.6-170.6-170.6-170.6-170.63.1现金流入42598.5348777.5755130.861637.965088.56项目资本金投入00000建设投资借款00000流动资金借款00000债券00000短期借款42598.5348777.5755130.861637.965088.56其他流入000003.2现金流出42769.1348948.1655291.461808.4965259.16各种利息支出3124.763279.833444.023617.893621.26偿还债务本金39644214、.3745668.3451847.3758190.661637.9应付利润（股利分配）00000其他流出000004净现金流量000005累计盈余资金00000附表五 财务计划现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第18年第19年第30年第21年1经营活动净现金流量170.6170.6170.6170.61.1现金流入1095.491095.491095.491095.49节电费用总额936.32936.32936.32936.32增值税销项税额159.17159.17159.17159.17补贴收入（不含增值税优惠）0000其他流入00001.2现金流出924.9924.9924.992215、4.9经营成本752.99752.99752.99752.99增值税进项税额0000营业税金及附加12.7312.7312.7312.73增值税159.17159.17159.17159.17所得税0000其他流出00002投资活动净现金流量00002.1现金流入00002.2现金流出0000建设投资0000维持运营投资0000流动资金0000其他流出00003筹资活动净现金流量-170.6-170.6-170.6-170.63.1现金流入68742.3872611.3176708.0181045.9项目资本金投入0000建设投资借款0000流动资金借款0000债券0000短期借款68742.216、3872611.3176708.0181045.9其他流入00003.2现金流出68912.9772781.976878.6181216.5各种利息支出3824.414039.524267.34508.49偿还债务本金65088.5668742.3872611.3176708.01应付利润（股利分配）0000其他流出00004净现金流量00005累计盈余资金0000附表五 财务计划现金流量表 人民币单位：万元序号项目计算期第22年第23年第24年第25年1经营活动净现金流量170.6170.6170.6170.61.1现金流入1095.491095.491095.491095.49节电费用总额217、936.32936.32936.32936.32增值税销项税额159.17159.17159.17159.17补贴收入（不含增值税优惠）0000其他流入00001.2现金流出924.9924.9924.9924.9经营成本752.99752.99752.99752.99增值税进项税额0000营业税金及附加12.7312.7312.7312.73增值税159.17159.17159.17159.17所得税0000其他流出00002投资活动净现金流量00002.1现金流入00002.2现金流出0000建设投资0000维持运营投资0000流动资金0000其他流出00003筹资活动净现金流量-170.218、6-170.6-170.6-170.63.1现金流入85639.1890502.8895652.92101150.64项目资本金投入0000建设投资借款0000流动资金借款0000债券0000短期借款85639.1890502.8895652.92101150.64其他流入00003.2现金流出85809.7890673.4895823.52101321.23各种利息支出4763.875034.35330.645626.31偿还债务本金81045.985639.1890502.8895694.92应付利润（股利分配）0000其他流出00004净现金流量00005累计盈余资金170.6170.6219、170.6170.6附表六 借款还本付息计划表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年长期借款1.1年初借款余额046047.0642977.2539907.4536837.6533767.8430698.0427628.2324558.4321488.6318418.821.2当期还本付息68665.3705897.095708.615530.125331.645143.154954.664766.184577.694389.214300.72本年还本46047.0603069.83069.83069.83069.83069.220、83069.83069.83069.83069.83069.8本年付息22618.3102827.292638.82450.322261.833073.351884.861696.371507.891319.41130.921.3期末借款余额042977.2539907.4536837.6533767.8430698.0427628.2324558.4321488.6318418.8215349.02流动资金借款2.1流动资金借款累计0424242424242424242422.2流动资金利息02.342.342.342.342.342.342.342.342.342.342.3偿还流动资金借221、款本金00000000000短期借款3.1偿还短期借款本金981300.320000003236.498495.2313863.9819349.2324957.833.2短期贷款1082450.96000003236.498495.2313863.9819349.2324957.8330697.053.3短期借款利息60184.2700000179.95472.33770.841075.821387.661706.76利息备付率（%）01005.96-79.78-85.91-93.06-93.41-89.3-85.32-81.48-77.77-74.19偿债备付率（%）0412.482.993222、.093.23.21.971.220.870.680.55附表六 借款还本付息计划表 人民币单位：万元序号项目计算期第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年长期借款1.1年初借款余额15349.0212279.229309.416139.613069.8000001.2当期还本付息4012.233823.753635.263446.783258.2900000本年还本3069.83069.83069.83069.83069.800000本年付息942.43753.94565.46376.97188.49000001.3期末借款余额12279.229309223、.416139.613069.8000000流动资金借款2.1流动资金借款累计424242424242424242422.2流动资金利息2.342.342.342.342.342.342.342.342.342.342.3偿还流动资金借款本金0000000000短期借款3.1偿还短期借款本金30697.0536574.5742598.5348777.5755130.861637.965088.5668742.3872611.3176708.013.2短期贷款36574.5742598.5348777.5755130.861637.965088.5668742.3872611.3176708.0224、181045.93.3短期借款利息3033.552368.482712.033064.723427.073618.923822.084037.194264.974506.15利息备付率（%）-70.75-67.43-64.24-61.18-58.2400000偿债备付率（%）0.460.40.350.310.2800000附表六 借款还本付息计划表 人民币单位：万元序号项目计算期第22年第23年第24年第25年长期借款1.1年初借款余额00001.2当期还本付息0000本年还本0000本年付息00001.3期末借款余额0000流动资金借款2.1流动资金借款累计424242422.2流动资金利息225、2.342.342.342.342.3偿还流动资金借款本金00042短期借款3.1偿还短期借款本金81045.985639.1890502.8895652.923.2短期贷款85639.1890502.8895652.92101150.643.3短期借款利息4761.545031.965318.35623.98利息备付率（%）0000偿债备付率（%）0000附表七 利润和利润分配表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年1节电费用总额22471.680936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.329226、36.32936.321.1发电量（mwh）59136002464024640246402464024640246402464024640246402营业税金及附加305.61012.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.733总成本费用155032.4505298.585671.785483.35294.815286.285390.185500.195616.695740.044补贴收入（应税）30010.39030010.39000000005利润总额（1-2-3+4）-102855.99025635.4-4748.2-4559.71-4371.2227、3-4362.69-4466.59-4576.61-4693.1-4816.456弥补以前年度亏损000000000007应纳税所得额（56）25635.4025635.4000000008所得税6408.8506408.85000000009补贴收入（免税）0000000000010净利润（58）-109264.84019226.55-4748.2-4559.71-4371.23-4362.69-4466.59-4576.61-4693.1-4816.4511期初未分配的利润0017188.7812325.467650.633164.29-1198.4-5664.99-10241.6-149228、34.712提取法定盈余公积金1922.6501922.650000000013可供投资者分配的利润（1112）017303.8912440.587765.753279.4-1198.4-5664.99-10241.6-14934.7-19751.1514应付利润460.470115.12115.12115.12115.120000015未分配利润017188.7812325.467650.633164.29-1198.4-5664.99-10241.6-14934.7-19751.1516息税前利润（利润总额利息支出）-19997.36028465.02-2107.06-2107.06-21229、07.06-2107.06-2107.06-2107.06-2107.06-2107.0617息税折旧摊销前利润34666.37030742.68170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6附表七 利润和利润分配表 人民币单位：万元序号项目计算期第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年1节电费用总额936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.32936.321.1发电量（mwh）2464024640246402464024640246402230、4640246402464024640246402营业税金及附加12.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.7312.733总成本费用5870.656008.966155.46310.476474.676648.536651.916855.067070.177297.957539.134补贴收入（应税）000000000005利润总额（1-2-3+4）-4947.07-5085.37-5231.82-5386.89-5551.08-5724.95-5728.32-5931.47-6146.58-6374.36-6615.556弥补以前年度亏损231、000000000007应纳税所得额（56）000000000008所得税000000000009补贴收入（免税）0000000000010净利润（58）-4947.07-5085.37-5231.82-5386.89-5551.08-5724.95-5728.32-5931.47-6146.58-6374.36-6615.5511期初未分配的利润-19751.15-24698.22-29783.59-35015.41-40402.29-45953.38-51678.33-57406.64-63338.12-69484.7-75859.0612提取法定盈余公积金0000000000013可供投232、资者分配的利润（1112）-24698.22-29783.59-35015.41-40402.29-45953.38-51678.33-57406.64-63338.12-69484.7-75859.06-82474.6114应付利润0000000000015未分配利润-24698.22-29783.59-35015.41-40402.29-45953.38-51678.33-57406.64-63338.12-69484.7-75859.06-82474.6116息税前利润（利润总额利息支出）-2107.06-2107.06-2107.06-2107.06-2107.06-2107.06-2233、107.06-2107.06-2107.06-2107.06-2107.0617息税折旧摊销前利润170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6170.6附表七 利润和利润分配表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第22年第23年第24年第25年1节电费用总额22471.68936.32936.32936.32936.321.1发电量（mwh）591360246402464024640246402营业税金及附加305.6112.7312.7312.7312.733总成本费用155032.457794.528064.948351.288656234、.964补贴收入（应税）30010.3900005利润总额（1-2-3+4）-102855.99-6870.93-7141.36-7427.7-7733.376弥补以前年度亏损000007应纳税所得额（56）25635.400008所得税6408.8500009补贴收入（免税）0000010净利润（58）-109264.84-6870.93-7141.36-7427.7-7733.3711期初未分配的利润-82474.61-89345.54-96486.9-103914.612提取法定盈余公积金1922.65000013可供投资者分配的利润（1112）-89345.54-96486.9-103235、914.6-111647.9714应付利润460.47000015未分配利润-89345.54-96486.9-103914.6-111647.9716息税前利润（利润总额利息支出）-19997.36-2107.06-2107.06-2107.06-2107.0617息税折旧摊销前利润34666.37170.6170.6170.6170.6附表八 资产负债表 人民币单位：万元序号项目计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年1资产86311.1673642.465709.2857964.6450408.4946212.4943934.8441657.18393236、79.5337101.8734824.211.1流动资产总额018379.2812723.827256.841978.35606060606060累计盈余资金018319.2812663.827196.841918.35000000流动资产0606060606060606060601.2在建工程86311.1600000000001.3固定资产净值055263.1152985.4650707.848430.1546152.4943874.8441597.1839319.5337041.8734764.211.4无形及其他资产净值000000000001.5可抵扣增值税形成资产000000000237、002负债及所有者权益（2.42.5）86311.1673642.465709.2857964.6450408.4946212.4943934.8441657.1839379.5337101.8734824.212.1流动负债总额000003236.498495.2313863.9819349.2324957.8330697.05本年短期借款000003236.498495.2313863.9819349.2324957.8330697.05其他000000000002.2建设投资借款46047.0642977.2539907.4536837.6533767.8430698.0427628.2238、324558.4321488.6318418.8215349.022.3流动资金借款0424242424242424242422.4负债小计（2.12.22.3）46047.0643019.2539949.4536879.6533809.8433976.5336165.4638464.4140879.8643418.6646088.072.5所有者权益11493.7130623.1425759.832108516598.6512235.967769.373192.77-1500.33-6316.79-11263.85资本金11493.7111511.7111511.7111511.711151239、1.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.71资本公积00000000000累计盈余公积金01922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.65累计未分配利润017188.7812325.467650.633164.29-1198.4-5664.99-10241.6-14934.7-19751.15-24698.22资产负债率80.0358.4260.863.6267.0773.5282.3292.34103.81117.03132.34附表八 资产240、负债表 人民币单位：万元序号项目计算期第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年1资产32546.5630268.927991.2525713.5923435.9421158.2818880.6316602.9714325.3213047.661.1流动资产总额60606060606060606060累计盈余资金0000000000流动资产606060606060606060601.2在建工程00000000001.3固定资产净值32486.5630308.927931.2525653.5923375.9421098.2818830.6316542.971241、4265.3211987.661.4无形及其他资产净值00000000001.5可抵扣增值税形成资产00000000002负债及所有者权益（2.42.5）32546.5630268.927991.2525713.5923435.9421158.2818880.6316602.9714325.3213047.662.1流动负债总额36574.5742598.5348777.5755130.861637.965088.5668742.3872611.3176708.0181045.9本年短期借款36574.5742598.5348777.5755130.861637.965088.5668742.242、3872611.3176708.0181045.9其他00000000002.2建设投资借款12279.229309.416139.613069.80000002.3流动资金借款424242424242424242422.4负债小计（2.12.22.3）48895.7851849.9454959.1858232.661679.965130.5668784.3872653.3176750.0181087.92.5所有者权益-16349.22-21581.04-26967.93-32519.01-38243.96-43972.28-49903.75-56050.33-62424.69-69040.243、24资本金11511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.7111511.71资本公积0000000000累计盈余公积金1922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.651922.65累计未分配利润-29783.59-35015.41-40402.29-45953.38-51678.33-57406.64-63338.12-69484.7-75859.06-82474.61资产负债率150.23171.3196.34226.47244、263.19307.83364.31437.59535.76673.06附表八 资产负债表 人民币单位：万元计算期第22年第23年第24年第25年1资产97707492.355214.692937.041.1流动资产总额60606060累计盈余资金0000流动资产606060601.2在建工程00001.3固定资产净值97107432.355154.692877.041.4无形及其他资产净值00001.5可抵扣增值税形成资产00002负债及所有者权益（2.42.5）97707492.355214.692937.042.1流动负债总额85639.1890502.8895652.92101150.245、64本年短期借款85639.1890502.8895652.92101150.64其他00002.2建设投资借款00002.3流动资金借款42424202.4负债小计（2.12.22.3）85681.1890544.8895694.92101150.642.5所有者权益-75911.18-83052.53-90480.23-98213.6资本金11511.7111511.7111511.7111511.71资本公积0000累计盈余公积金1922.651922.651922.651922.65累计未分配利润-89345.54-96486.9-103914.6-111647.97资产负债率876.246、981308.51835.13443.97附表九 总成本费用表 人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年1折旧费54663.7302277.662277.662277.662277.662277.662277.662277.662277.662277.662277.662维修费12918.9200561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.693工资及福利887.04036.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.964保247、险费2696.120112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.345材料费2880121212121212121212126摊销费0000000000007利息支出82858.6302829.622641.142452.652264.172255.632359.532469.552586.042709.392840.018其他费用730030303030303030303030固定成本154024.4505256.585629.785441.35252.815244.285348.185458.195574.695698248、.045828.65可变成本1008042424242424242424242总成本费用155032.4505298.585671.785483.35294.815286.285390.185500.195616.695740.045870.65经营成本17510.090191.3752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99附表九 总成本费用表 人民币单位：万元序号项目计算期第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第30年第21年1折旧费2277.662277.662277.662277.662277.66249、2277.662277.662277.662277.662277.662维修费561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.69561.693工资及福利36.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.9636.964保险费112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.34112.345材料费121212121212121212126摊销费00000000007利息支出2978.313124.763279.833444.023617.89362250、1.263824.414039.524267.34508.498其他费用30303030303030303030固定成本5966.966113.46268.476432.676606.536609.916813.067028.177255.957497.13可变成本42424242424242424242总成本费用6008.966155.46310.476474.676648.536651.916855.067070.177297.957539.13经营成本752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99752.99 附表九 总成本费251、用表 人民币单位：万元序号项目计算期第22年第23年第24年第25年1折旧费2277.662277.662277.662277.662维修费561.69561.69561.69561.693工资及福利36.9636.9636.9636.964保险费112.34112.34112.34112.345材料费121212126摊销费00007利息支出4763.875034.35330.645626.318其他费用30303030固定成本7752.528022.948309.288614.96可变成本42424242总成本费用7794.528064.948351.288656.96经营成本752.99752.99752.99752.99