1、长治市屯能光伏发电科技有限公司光伏发电场建设项目目 录第一章 项目概况11.1项目概况11.2报告编制原则及依据11.3工作范围和内容31.4总论3第二章 工程建设的背景及必要性52.1项目背景52.2项目建设的必要性17第三章 项目任务与规模243.1工程任务243.2工程建设规模24第四章 太阳能资源254.1山西地区光资源评价254.2屯留县光资源资料及计算264.3光资源综合评价27第五章 工程地质285.1地理地貌285.2场地结论29第六章 太阳能光伏发电系统设计306.1太阳能光伏发电系统设计306.2 主要设备选型316.3 太阳能阵列的布置386.4太阳电池方阵支架的要求和间2、距计算446.5太阳能光伏组件表面清理466.6发电量测算47第七章 电气537.1 长治电网概况537.2 一次接入系统537.3 电站电气主接线原则意见547.4光伏组件电气设计557.5电气接线设计567.6主要电气设备选型577.7电气设备布置587.8电气二次597.9直流系统647.10不停电电源系统657.11照明系统657.12过电压保护667.13接地667.14电缆敷设及电缆防火677.15火灾报警68第八章 建筑、暖通、给排水工程设计698.1建筑698.2 暖通空调728.3水工及消防部分72第九章 电站总平面布置及施工组织设计779.1总平面布置779.2 施工条件73、79.3 施工总布置789.4 主体工程施工799.5 施工总进度80第十章 环境影响评价8210.1 编制依据及采用标准8210.2环境影响评价8310.3节能及减排效益分析8710.4综合评价87第十一章 投资估算及资金筹措8911.1 编制说明8911.2 编制原则及依据8911.3 问题说明8911.4 投资估算9011.5 资金筹措91第十二章 财务效益初步分析9212.1 评价说明9212.2 评价指标9212.3效益计算9212.4结论93第十三章 社会影响与风险分析9413.1 社会影响效果分析9413.2风险及对策分析95第十四章 招标方案9914.1编制依据9914.2相关4、规定9914.3招投标基本情况101第十五章 结论与建议10315.1结论10315.2建议1034第一章 项目概况1.1项目概况1.1.1项目概述项目名称：光伏发电场建设项目承办单位：长治市屯能光伏发电科技有限公司法人代表：左小云项目建设地点：长治市屯留县张店镇上立寨村邮政编码：0461001.2报告编制原则及依据1.2.1编制原则1、严格贯彻执行国家与行业的法律、法规、政策和标准，选择优良的技术方案和确定合理的工程造价。2、正确处理国家与地方、主体设施与辅助设施的关系，努力提高本期工程项目的社会效益和经济效益。3、贯彻节约用地、节约用水、以及节约能源的原则。4、认真执行环境保护政策。5、对5、系统选型进行优化比较，选用符合我国国情的技术先进、性能可靠、价格合理的产品。6、厂址规划、厂区布置和地基处理等，应紧密结合本工程特点，进行方案优化和比选。1.2.2编制依据1、中华人民共和国可再生能源法2006年1月1日实施；2、可再生能源发电有关管理规定中华人民共和国国家发展和改革委员会2006年1月5日；3、可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法发改价格20067号 ；4、可再生能源中长期发展规划中华人民共和国国家发展和改革委员会2007年9月；5、光伏发电工程预可行性研究报告编制办法（试行）GD002-2011；6、产业结构调整指导目录2011（2013年修订）国家发改委2011年9号6、令；7、项目企业提供的基础资料。1.2.3编制采用技术标准1、光伏系统中的系统平衡部件设计鉴定（IEC62093）；2、光伏器件第一部分：光伏电流电压特性的测量（IEC60904-1）；3、光伏器件第二部分：标准太阳电池的要求（IEC60904-2）；4、光伏电站技术条件（DB37/T729-2007）；5、光伏（PV）发电系统过电保护导则（SJ/T11127-1997）；6、太阳光伏电源系统安装工程设计规范（CECS：8496）；7、太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范（CECS：8596）；8、太阳光伏能源系统术语（GB2297-89）；9、电气设备安全设计导则（GB/T 252957、-2010）；10、半导体逆变器 应用导则（GB 3859.2-1993）；11、电能质量 公用电网谐波（GB/T 14549-1993）；12、晶体硅光伏方阵I-V特性的现场测量（GB/T 18210-2000）；13、地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（GB/T 18479-2001）；14、光伏系统并网技术要求（GB/T 19939-2005）；15、光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）；16、光伏（PV）系统电网接口特性（GB/T 20046-2006）；17、光伏系统功率调节器效率测量程序（GB/T 20514-2006）。1.3工作范围和内容长治市屯能8、光伏发电科技有限公司光伏发电场建设包括：30MWp光伏发电系统；35kV开关站、电站办公及控制楼；光伏电站站内道路、围墙等辅助设施。本报告设计范围仅限于长治市屯能光伏发电科技有限公司光伏发电场建设项目，工程建设包括太阳能光伏发电及其配套辅助系统和设施。发电系统界面从光伏发电组件开始，到35kV开关站35kV出线断路器为止，包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统等子系统以及与电网接入配套的保护设备等。项目的主要内容包括建设场址的太阳能资源分析、光伏发电工程的建设条件、接入系统方案推荐、光伏发电系统配置方案设想、主设备选型和布置设想、环保效益分析、项目投资估算和经济评价等。1.4总论山西长治屯留39、0MW光伏电站是一个大型荒山地再利用的固定式光伏并网电站，具有重要的示范意义。本报告在设计过程中，围绕“太阳能”为主题，贯彻国家关于节能减排的大政方针，主要采用以下设计要点：1、光伏电站是建设在已废弃的荒山地上，充分利用宝贵的土地资源和周边的环境优势为长治县提供绿色电力，与长治的“节能、环保”的主题一致。2、本项目从设备的采购、安装、调试，以及运行试验等，符合国家及山西省产业政策的要求，规模合理。3、项目占地1200亩，为项目提供了土地保障。综上所述，该项目符合国家及山西省政策，建设方案合理，光伏发电项目的建设能够创造良好的企业竞争力，并考虑到建立节约型社会和环保型社会的要求，发展潜力较大，建10、设条件良好。项目建设可行，应抓紧实施。第二章 工程建设的背景及必要性2.1项目背景2.1.1目前我国的能源形势我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2012年能源消费总量增至2735.2（百万吨油当量/Mote），比2011年增长4.7%。2012年各种一次能源比例为：煤炭占68.5%、原油占17.7%、天然气占4.7%、水力发电占7.1%、核能占0.8%、再生能源占1.2%。预测到2020年，中国一次能源需求量为33亿吨，煤炭供应量为29亿吨，石油为6.1亿吨，然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿吨左右，石油的最高产量也只有2.011、亿吨，供需缺口分别为7亿吨和4.1亿吨。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需求，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资源浪费大。我国能源供应面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。显然，从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此，在大力提高能效的同时，积极开发和利用可再生资源，特别是资源12、量最大，分布最普遍的太阳能资源将是我国的必由之路。2.1.2我国的电力供需现状及预测2011年，全国新增发电装机容量9041万千瓦，连续6年超过9000万千瓦。其中，新增水电1225万千瓦、火电5886万千瓦（其中，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组5202万千瓦，分别占新投产燃煤机组和火电机组容量的95.3%和88.4%）、核电175万千瓦、并网风电1585万千瓦、并网太阳能发电169万千瓦，并网太阳能发电进入大规模投产阶段。年底全国发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电2.31亿千瓦（包括抽水蓄能1836万千瓦），火电7.65亿千瓦，核电1257万千瓦，并网风电4505万千瓦，太阳能发电13、214万千瓦，全国电力供应能力进一步增强。2011年底，全国水电、核电、并网风电、并网太阳能发电等非化石能源发电装机容量达到2.9亿千瓦，占全部发电装机的比重达到27.5%，比上年提高0.9个百分点。全国发电装机容量增速比发电量增速低2.5个百分点，而火电设备容量增速比火电发电量增速低6.2个百分点，说明火电装机增长相对缓慢，火电等常规能源机组保障电力平衡的压力加大。发电装机向西部转移的趋势较为明显，年底西部、东北、中部、东部地区装机容量分别增长14.5%、7.8%、7.3%和6.4%，东部和中部装机增速分别低于相应用电量增速3.2和4.8个百分点，在电网跨区资源配置能力不强的情况下，东部电力14、供需更加紧张。2.1.3我国各种一次能源储量我国的一次能源储量远远低于世界水平，大约只有世界总储量的10%，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展；煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的；我国的环境问题日益显现，发展煤电和大水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电将在未来中国能源供应中占据主要地位。下图是我国各种一次能源储采与世界比较表。我国各种能源储采比与世界比较图2.1.4世界光伏发展15、现状世界光伏产业发展迅速，最近10年太阳能电池组件生产的年平均增长率达到33%，最近5年的年平均增长率达到43%，2011年中国太阳能电池产量达到13018.4MWp，占全球光伏市场的47.8%，已成为世界光伏电池生产大国。世界光伏产业和市场的另一个突出特点是：光伏发电在能源中的替代功能越来越大，主要表现在并网发电的应用比例增加非常快，并成为光伏发电的主导市场。并网发电在光伏市场中的主导地位在人类能源变革中具有重要意义，它标志着光伏发电由边远地区离网和特殊应用向电网电源发展、由补充能源向替代能源转变、人类社会开始建设可持续发展的能源体系。2.1.5世界光伏发展目标和发展前景世界上一些主要国家都16、制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：世界主要国家光伏发电成本预测一览表光伏发电成本预测年份200420102020日本（日元/KW.h）302314欧洲（欧元/KW.h）0.250.180.10美国（美元/KW.h）0.1820.1340.10中国（元/KW.h）5.03.01.4世界主要国家光伏发电装机预测一览表光伏发电装机预测/GWp年份200420102020日本1.24.830欧洲1.23.041美国0.342.136中国0.0650.31.8其它1.1953.891.2世界4.014200从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位置，不但要替代部分常规能源，而17、且成为世界能源供应的主体。根据欧盟联合研究中心（JRC）的预测，到2030年世界可再生能源在总能源结构中将占到30%以上，太阳能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；2040年可再生能源占总耗能50%以上，太阳能发电将占电力的20%以上；到21世纪末可再生能源在能源结构中占到80%以上，太阳能发电占到60%以上，显示出重要战略地位。2.1.6世界光伏技术发展趋势技术进步是降低成本、促进发展的根本原因。几十年来围绕着降低成本的各项研究开发工作取得了辉煌的成就，表现在电池效率的不断提高，硅片厚度的持续降低和产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。1、 电池效率的不断提18、高单晶硅电池的实验室最高效率应经从50年代的6%提高到目前的24.7%，多晶硅电池的实验室最高效率也达到了20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了很大成功，非晶硅薄膜电池、碲化镉、铜铟硒的实验室效率也分别达到了13%、16%和19.5%。2、商业化电池厚度持续降低降低硅片厚度是减少硅材料消耗、降低晶体硅太阳能电池成本的有效技术措施，是光伏技术进步的重要方面。30多年来，太阳能电池硅片厚度从70年代的450500m降低到目前的180200m，降低一半以上，硅材料用量大大减少，对太阳能电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计到2020年硅片厚度将降低至80100m，届时19、成本将相应大幅降低。3、生产规模不断扩大生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳能电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳能电池单厂生产规模已经从20世纪80年代的15MWp/a发展到目前的50500MWp/a。4、太阳能电池组件成本大幅降低光伏组件成本30年来降低2个数量级。2003年世界重要厂商的成本为22.3美元/Wp，售价2.53美元/Wp，最近因材料紧缺有所提升。当供求关系越过平衡点后成本会比前一个供求关系对应点更低，这是30年来经验曲线中曾经出现过的现象。2.1.7中国光伏发展现状1、中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏商品，包括太阳能路灯20、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本很高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。光伏产业包括多晶体硅原材料制造、硅锭/硅片生产、太阳电池制造、组件封装和光伏系统应用等，还有一些与整个产业链相关联的产业，如各环节的专用材料制造、专用设备制造，专用检测设备制造以及光伏系统平衡部件制造等。2002年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏发电和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.5MWp。该项目大大刺激了光伏工业，国内建起了几条太阳电池的封装线，使太阳电池的年生产量迅速达到100MWp（200221、年当年产量20MWp）。为了促进我国太阳能光伏发电产业的发展，实现可再生能源中长期规划提出的发展目标，2007年国家发改委启动了“大型并网光伏示范电站建设计划”，加快解决日照资源丰富的西部八省（内蒙古、云南、西藏、新疆、甘肃、青海、宁夏、陕西）无电乡用电问题，明确要求并网光伏示范电站建设规模应不小于5兆瓦，同时明确了大型并网光伏电站的上网电价通过招标确定。中国太阳能电池年装机容量图自2002至2008年，中国大陆的太阳能电池组件的产能以每年3位数(即年增长率超过100%)的速度不断增长。值得注意的是，中国2007年太阳能电池/组件生产能力达到2900MWp，太阳能电池年产量达到1088MWp，22、超过日本和德国，已跃居世界第一大光伏电池生产国。2008年中国太阳能电池生产能力已达到5GWp，太阳能电池年产量达到2000MWp。但是生产的太阳电池98%以上用于出口。截止到2008年底，2008年中国太阳能电池生产能力已达到5000MWp，中国太阳电池的累计装机已经达到140MWp。2008年全国电力装机800GW，而光伏累计装机只有0.14GW(140MW)，仅占全国全年装机量的0.0175%。图2和表4给出了自1990年以来中国光伏年装机和累计装机的现状。中国2008年当年光伏发电装机量仅占全球当年装机容量的0.7，与光伏电池生产大国的身份极不相符。中国光伏年装机和累计装机图2、太阳能23、电池通常有晶体硅和薄膜材料制造，前者由切割、铸锭或者锻造的方法获得，后者是一层薄膜附在低价的衬背上。目前，世界上85%以上的市场份额是晶体硅太阳能电池，包括单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池，其他类型的太阳电池所占比例很小，因此在考虑太阳电池产业链是主要分析晶体硅太阳能光伏电池的产业链。光伏发电系统光伏阵列光伏组件单晶硅电池/多晶硅电池硅矿冶金硅（工业硅）高纯多晶硅/SOG硅单晶硅棒/多晶硅锭光伏发电产业链的构成见下图：2.1.8太阳能光伏发电在我国能源电力供应中的地位1、我国太阳能资源分布情况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日24、照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。我国太阳能资源分布图我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区全年日照时数为32003300小时，年辐射量在75009250MJ/m2。相当于225285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区全年日照时数为30003200小时，辐射量在58507500MJ/m2，相当于200225kg25、标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。 三类地区 全年日照时数为22003000小时，辐射量在50005850MJ/m2，相当于170200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。四类地区全年日照时数为14002200小时，辐射量在41505000 MJ/m2。相当于140170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、江苏和广东的一部分地区，春夏26、多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。五类地区全年日照时数约10001400小时，辐射量在33504190MJ/m2。相当于115140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数不小于2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的23以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。山西省全年日照时数（绝对日照）平均为1627.9h，大于等于0的日照时数平均为1342h。全省各地日照时数以夏季最多，冬季最少，各占全年的29.5、20.4，全省全年太阳天文辐射总量527、860.44MJ/m2a，由南向北递增。2、我国主要电力可再生能源资源总量对比我国目前以及今后3050年内，具有实际发电应用能力的集中可再生能源的资源量和潜力如下表。再生能源分类资源总量（GW）理论可开发量（GW）开发度（%）年发电量（h）最大装机容量（GW）当量装机容量（GW）小水电1251156530007550风力发电10000100010200010044生物质发电3001003050003033太阳能发电9600000109000011500109003633合计96104525109121545001110537613、各种发电方式的碳排放生命周期分析结果大多数新能源和可再生能源属28、于低碳和非碳能源，在能量转换过程中基本不消耗化石资源，因此不会对环境构成严重威胁。下表给出了各种发电方式每发1KW电的碳排放量的生命周期分析结果，数据证明，新能源和可再生能源是一种高度清洁的能源技术，是减少室温气体排放，防治全球环境恶化的一种科学选择。各种发电方式的碳排放生命周期分析结果发电方式碳排放量（g-c/kWh）煤发电275油发电204天然气发电181太阳热发电92光伏发电55波浪发电41海洋温差发电36潮汐发电35风力发电20地热发电11核能发电8水力发电64、光伏发电同煤电成本对比分析光伏发电发展的主要障碍是目前成本最高。但是在科学技术快速发展的支持和规模市场的驱动下，光伏发电的成29、本正在快速下降，预计在35年左右的时间可达到煤电成本的水平。（1） 我国煤电成本发展趋势2005年我国煤电发电的平均成本为0.232元/KWh，燃料占成本的45.6%。根据世界银行的预测，我国未来几年的物价上涨率大约为3%。假定煤价在20052020年按每年3%增长，在20212040年按年均2.5%增长，20412050年按年均2.0%增长，经测算全国平均燃煤发电成本变化如下表。全国平均燃煤发电成本表年份2005201020152020202520302035204020452050煤电成本0.230.250.270.290.320.340.360.400.420.46（2） 光伏发电成本接30、近燃煤发电成本预计成本高在目前和今后相当长时间内都是制约光伏市场发展的根本瓶颈。以科学发展观分析这个问题，目前成本高是可以通过政策扶持得到解决的，理由是太阳能光伏发电是全球的战替代电力资源，对于化石能源和水资源十分紧缺的我国来说在未来有决定性的意义。即使对目前的边远地区离网供电、改善能源结构、减少排放等方面也有不可替代的重要意义。按照光伏发电发展的经验分析，到2030年，光伏系统价格有望达到2.6$/Wp（组件价格0.651.63$/Wp）；光伏系统的可靠性和寿命从现在的1520年增长到3035年；系统效率从现在的1215%增加到1820%；光伏发电成本可以降到68美分/KWh，基本达到届时的31、计入外部成本的煤电成本。只要保证规模市场，即使不计入外部成本，光伏发电成本也将在2040年达到届时的煤电成本。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是保护环境、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。2.2项目建设的必要性2.2.1光伏电场建设符合我国能源发展战略的需要开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，近年来陆续出台了多项鼓励政策，并在2007年可再生能源中长期发展规划中提出了到2020年全国建设180万千瓦太阳能光伏电安装容量的32、目标，并在（2005）2517号文件中将并网型的光伏发电列为可再生能源产业发展指导目录，本项目利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，符合国家产业政策。在2009年国家新能源和可再生能源司在全国能源工作会议太阳能开发利用状况及下作思路中提出：“结合太阳能资源及光伏电站建设特点，以及已建成光伏项目和敦煌示范项目实践经验，拟在全国范围内开展大型并网光伏电站建设前期工作，在资源较好的省份，选择若干个l0MW以上的大型并网光伏发电场”，“全国安排电站项目拟综合考虑资源特点及地区布局，发电场址主要选择资源丰富地区的沙漠、戈壁、荒地等非耕用地”。太阳能是一种取之不尽、用之不竭的自然能源，而我国拥有非常丰富33、的太阳能资源亟待开发，青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部和山西北部等地，是太阳能较丰富的地区。太阳能资源丰富，对环境无任何污染，是满足可持续发展需求的理想能源之一。在广阔的乡镇、边远地区广泛利用，可以说是一种永续利用、对环境影响极小的能源，不论是现在或是未来，如果开发利用太阳能资源，完全可以减少对化石能源的依赖以致达到替代部分化石燃料的目标，这对全国经济发展、改善环境和满足人民生活用电要求，将会起到越来越重要的作用。项目30MWp光伏发电工程的建设，符合我国能源发展战略的需要，体现了我国各级政府对新能源利用的高度重视。2.2.2优化能源结构的需要开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，34、我国政府对此十分重视，国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知（计基础199944号）、国家经贸委1999年11月25日发布的关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见、1998年1月1日起施行的中华人民共和国节约能源法，2005年2月28日全国人大通过中华人民共和国可再生能源法，并自2006年1月1日起施行，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。随着2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，各省市人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用当地的可再生35、能源，替代部分煤电，适当减轻能源对外依靠的压力，对改善当地的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。2.2.3响应国家号召，支持政府完成“十二五”节能目标开发新能源代替常规能源，以实现节能目标，是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，1998年1月1日起施行的中华人民共和国节约能源法，2006年1月1日起施行的中华人民共和国可再生能源法，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。随着2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，各级人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。另外，36、经济全球化进程加快给中国带来资源、环境问题已引起党中央、国务院高度重视，随着国家“十二五”的节能减排任务的下达，需要全社会共同努力。因此开发利用太阳能是对政府完成“十二五”节能目标的有力支持，具有重要意义。2.2.4保护环境，减少温室气体排放随着我国经济发展，国家综合实力的提升，特别是2008 年北京奥运会的成功举办，标志着我国国际地位和形象已得到全世界的瞩目。我国环境保护和可再生能源的开发利用的力度，直接关系到我国在国际上的形象和地位。目前的能源结构中以燃煤为主的火力发电产生大量的CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等污染物，对环境和生态造成不利的影响。为提高环境质量，创造良好的国家形象和国际37、影响力，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用太阳能等清洁可再生能源是十分必要的。同时，国际社会为了鼓励发展中国家推广可再生能源，在京都议定书中提出了“清洁发展机制”（CDM），本项目建成后，还可据此申请相应的CO2减排额度补贴。2.2.5推广太阳能利用、推进光伏产业发展我国太阳能光伏技术开始于20世纪70年代，开始时主要用于空间技术，而后逐渐扩大到地面并形成了中国的光伏产业。80年代末我国开始安装地面光伏电站，主要为边远地区居民供电。近二十年来，我国太阳能的开发利用取得了巨大成就，太阳能光伏发电的技术水平与实用化程度有了显著提高，应用范围和规模不断扩大，并网光伏技术也获得了相当大的发展。38、2009年，我国光伏发电新增安装容量130MW，累积装机容量达到270MW，同比增长92.9%。根据2007年发布的可再生能源中长期发展规划，到2010年，太阳能光伏发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。目前国际上对太阳能资源已经十分重视，20世纪70年代以来，世界上许多国家掀起了开发利用太阳能和可再生能源的热潮。20世纪80年代，美国建成抛物面槽太阳能发电站，俄罗斯、澳大利亚、瑞士也相继建立了太阳能发电厂，1992年日本太阳能发电系统和电力公司电网联网，2000年有7万家庭安装了太阳能家庭发电设备，光伏发电比例占到全世界的一半以上。2007年总安装量为230MW，预计到2039、10年日本国内安装太阳能组件容量将达482万千瓦，到2030年累计安装太阳电池组件容量将达1000万千瓦，届时预计日本所有住宅所消耗的电力中的半数将来自太阳能。2004年德国首次超过日本成为世界太阳能发电第一大国，截止2009年底德国太阳能总装机容量达380万千瓦，居世界第一。2007年2月5日，美国能源部公布了美国太阳能先导计划（SAI），对太阳能光伏电池的技术研发、产品生产和系统应用三个方面进行重点支持。计划到2010年累计安装的太阳能发电装置所能达到的容量超过4.6GW。其中太阳能光伏发电预计到2020年将占美国发电装机增量的15%左右，预计安装量达到20GW。近年来，世界范围内太阳能光40、伏技术和光伏产业发展很快，光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电逐步转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，并且发展十分迅速。美国、德国、日本、加拿大、荷兰等国家纷纷制定了雄心勃勃的中长期发展规划推动光伏技术和光伏产业的发展，世界光伏产业以56.8的平均年增长率高速发展。2009年，全球太阳能电池产量突破了10GW，达到10400MW，较2008年同比增长57.6%。近年来我国光伏产业的增长速度也较快，截止2009年底的光伏电池产量超过4000MW，约占世界总量的40%，雄居世界首位。据资料预测显示，到2010年，全世界光伏产业将累计达到1415GW，这表明世界光伏产业发展有着远大的发展空间41、。勿容置疑，开发太阳能资源，已经成为全球解决能源紧张的战略性计划。虽然我国在太阳能应用和技术产品开发方面已经取得了一定成就，但是受技术、经济发展水平的限制，目前太阳能光伏产品并没有走进千家万户：如太阳能产品的使用受天气因素的影响较大；太阳能发电装置造价贵，每千瓦的平均成本偏高等。但是在常规能源短缺已经成为制约我国经济发展瓶颈的今天，清洁、无穷的太阳能利用应有更大空间，太阳能光伏发电也有更大的市场潜力可挖。全球金融危机下，能源产业作为实体经济的基础产业，不可避免的受到冲击。石油等传统能源的价格下跌及各个发达国家在太阳能项目上资金支持方面的捉襟见肘，导致全球光伏组件需求不足，已使得光伏组件价格从最42、高时的5美元/Wp下降到目前的不足2美元/Wp，建设成本的降低，为企业投资光伏发电项目提供了新机遇。因此实施本工程对推广太阳能利用、推进光伏产业发展是十分必要的。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是保护环境、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。第三章 项目任务与规模3.1工程任务山西长治屯留30MWp光伏发电工程建设包括：30MWp光伏发电系统；35kV开关站、电站办公及控制楼；光伏电站站内道路、围墙等辅助设施。本报告设计范围仅限于山西长治屯留30MWp43、光伏发电工程，工程建设包括太阳能光伏发电及其配套辅助系统和设施。发电系统界面从光伏发电组件开始，到35kV开关站35kV出线断路器为止，包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统等子系统以及与电网接入配套的保护设备等。研究的主要内容包括建设场址的太阳能资源分析、光伏发电工程的建设条件、接入系统方案推荐、光伏发电系统配置方案设想、主设备选型和布置设想、节能和环保效益分析、项目投资估算和经济评价等。3.2工程建设规模本项目太阳能光伏电站总规划30MWp。考虑电站的装机容量（30MW）与接入点距离这两个因素，初步拟定光伏发电接入附近35KV变电站，通过其并入山西省电网下属的长治市电网。第四章 太阳能资源44、4.1山西地区光资源评价山西南北长约550km，东西宽约290km，属于黄土高原的一部分，境内海拔多在1000m左右。地形复杂，山区丘陵占全省总面积的86%，地处中纬度大陆性季风气候区，日照时间长，总辐射量较多。山西省的光能资源十分丰富。从全国来看，除青藏高原和西北地区光能最丰富外，在华北地区是一个高值区。全省年日照数在22003000h之间，年日照百分率为5167%。其中绝大部分地区全年日照数在2600h以上，有约1/3的地区在2800h以上，属于日照充足的地区。一年中，以5、6月份为最多，北部地区平均日照数达270290小时，南部地区一般也达到230260小时。11月份，山西大部分地区日照45、时数最少，一般都在200小时以内。7、8月份正值雨季，云量最多，日照时间相对减少。全省年总辐射量介于502611KJ/平方厘米以上。在每平方厘米面积上一年内接受的太阳辐射能总量平均为130万千卡，相当于186kg标准煤燃烧所发出的热量。虽不及西藏、青海、新疆、甘肃等地，但高于同纬度的河北、北京、东北和山西以南各省市，是我国太阳能资源较丰富的地区之一。由于省内地形复杂，年总辐射量的等值钱不规则，其分布特点是由南向北逐渐增加，总辐射最高的地方是北部的左权县为613KJ/平方厘米南部的垣曲最低为484KJ/平方厘米。吕梁地区的方山县以至左云、右玉一带和五台山及其西北部的繁峙、应县的部分地区，年总辐射46、量在586KJ/平方厘米以上。临汾地区的晋城市沁源县在502544KJ/平方厘米之间。运城地区大部分在502KJ/平方厘米以下，是本省辐射的低值区。其余，约占全省60%的地区年总辐射量介于544572KJ/平方厘米之间。由此说明山西开发利用太阳能有相当丰富的资源优势。4.2屯留县光资源资料及计算屯留县属于暖温带半湿润大陆性季风气候，四季分明，日照充足，昼夜温差较小，光热资源丰富，日照和太阳总辐射量属于全国高值区，年平均日照时数在2485.1小时以上，年平均有效利用日照时数1580.45小时，年平均太阳辐射总量5689.62MJ/m2，年均气温9，1月零下6.2，7月22.9，年降水量411毫米47、，霜冻期10月上旬至次年4月中旬，无霜期160天，另外当地风小，小于2m/s的风占59.39%，绿化好空气干净灰尘少，适于建设大型太阳能光伏电站。光伏可研通常以美国宇航局（NASA）提供的卫星观测资料作为本阶段设计的参考。NASA提供的屯留县各月平均峰值日照时数（1983年7月2005年6）见下表。通过美国NASA的气象数据查询，屯留县的主要气象参数如下表：屯留县主要气象参数月空气温度相对湿度大气压力风速0厘米地温摄氏度%百帕米/秒摄氏度一月-4.754913.81.5-4.3二月-0.658910.71.70.4三月4.650909.32.17.3四月12.248905.82.116.8五月48、17.853903.6222.9六月21.759900.71.726.9七月23.175900.21.527.6八月21.578903.71.425.0九月16.677908.61.319.3十月10.966912.31.512.5十一月3.461912.81.64.1十二月-2.655913.61.5-2.7年平均数10.461907.91.713从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的，实际光伏电池组件在安装时通常会有一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。4.3光资源综合评价通过以上分析计算可以看出场址所在地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社49、会、环境和经济效益。第五章 工程地质5.1地理地貌长治市位于长治盆地东部，第四系覆盖厚度总的趋势东厚西薄，西部浊漳河南源厚180200m，中部为240275m，壶口一带为276m，市区绝大部分建筑位于二级阶地亚区（），其地表分布多为全新统堆积物及上更新统亚粘土、轻亚粘土，市区东部的山前斜坡亚区（）主要分布为上更新统黄褐色亚粘土， 局部有中更新统红褐色亚粘土出露。西部浊漳河南源一级阶地及河漫滩亚区（）多为全新统河流相沉积， 岩性主要为亚砂土、轻亚粘土及砂。浊漳河西岸骨埚村附近见有下更新统湖相地层出露， 岩性多为灰绿、灰黄等杂色粘土、亚粘土 第四系下伏地层， 西部为石炭一二叠系含煤地层，东部为奥陶50、系灰岩。构造剥蚀低中山区（I）出露地层为奥陶系灰岩长治盆地属新生界断陷盆地。主要构造为长治大断层，也是长治盆地的东部边界，长治大断层为阶梯状断层，主断层线经壶口、嶂头，走向NE2035，断距280m；另有安城断层， 经市区东至4328厂，走向NE57，断距4070m 褶皱在市区主要表现为宽缓的背、向斜，两翼倾角一般13，最大的45，走向多为近东西向及北东向。基岩顶面西高东低，坡角1左右， 而碳酸盐岩总体倾向北西西，倾角12。屯留县位于长治盆地东南部边缘。东与南部均系山地高原，占全县面积三分之二左右，原面平整，海拔均在1200米以上，以老雄山为最高，海拔1419米。西北部为平川，是主要农作区。县51、内水源较缺，主要河流浊漳河的支流淘清河和荫城河遍布南部山地，出平川后沿西界北流入漳泽水库。5.2场地结论屯留县地区年平均日照为2485.1小时，多年平均太阳辐射量5689.62MJ/m2a，属我国第三类太阳能资源区域。屯留县气候干燥，交通运输等条件较好，并网接入条件优越，适合建设大型太阳能光伏并网电站。第六章 太阳能光伏发电系统设计6.1太阳能光伏发电系统设计光伏发电系统按照应用的基本形式可分为三类：独立发电系统、微网发电系统和并网发电系统。未与公共电网连接的太阳能光伏发电系统称为独立发电系统；与偏远地区独立运行的电网相连接的太阳能光伏发电系统称为微网发电系统；与公共电网相连接的太阳能光伏发电52、系统称为并网发电系统。并网光伏发电系统按照系统功能又可以分为两类：不含蓄电池环节的“不可调度式并网光伏发电系统”和含有蓄电池组的“可调度式并网光伏发电系统”。根据当地电力分布的情况，本工程选择为不可调度式并网光伏发电系统。太阳光通过太阳能电池组件转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网要求的交流电，直接接入公共电网。本工程光伏发电系统主要由太阳能电池（光伏组件）、逆变器及升压系统三大部分组成。本项目30MWp光伏并网发电系统由30个1MWp光伏并网发电单元组成，每个1MWp发电单元由1MWp光伏方阵、2台500kW光伏并网逆变器，1台10053、0kVA升压变压器以及相应的配电监控单元等相关设备组成，除光伏方阵外，其它设备均安装在一个电气室内（以下称分站房）。30个1MWp太阳能产生的直流电经光伏并网逆变器逆变成交流电后就地升压成35kV，通过高压电缆送到变电站35kV侧母线送入电网。6.2 主要设备选型6.2.1 太阳能电池选型目前市场上成熟的太阳能电池产品主要是单晶硅、多晶硅和非晶硅三种类型。单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；多晶硅电池比非晶硅转换效率高且性能稳定，但是价格稍贵。本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。根据日本太阳能光伏发电系统2004年度54、报告中太阳电池的种类使用情况来看，2003年与2002年相比，单晶硅的输出容量从30.5%减到17.8%；多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变化。6.1.2太阳电池组件主要技术参数光伏电池组件的特点如下：（1）高效的多晶电池片组成。 （2）优质牢固的铝合金边框可以抵御强风、冰冻及变形。 （3）新颖特殊的边框设计进一步加强了玻璃与边框的密封。 （4）铝合金边框的长短边都备有安装孔，满足各种安装方式的要求。 （5）高透光率的低铁玻璃增强了抗冲击力 （6）优质的EVA材料和背板材料 太阳能电池组件参数太55、阳电池种类多晶硅太阳能电池生产厂家CSI阿特斯太阳能电池组件生产厂家CSI阿特斯太阳能电池组件型号CS6P-230PX组件效率14.3%指标单位数 据峰值功率Wp230开路电压（Voc）V36.8短路电流（Isc）A8.63工作电压（Vmppt）V29.6工作电流（Imppt）A7.77尺寸mm164099245重量kg19.5峰值功率温度系数%/K-0.46%/开路电压温度系数%/K-0.33%/短路电流温度系数%/K0.06%/10年功率衰降%1025年功率衰降%206.1.3逆变器选型及参数光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。1、逆变56、器的选型技术指标对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：（1）可靠性和恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、顺势过载能力及各种保护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列；（2）逆变器输出效率：大功率逆变器价在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在 85%或95%以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变额定功率10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率；（3）逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须使逆变器的输出电压波形、幅位及相位等于公共电网一致，实现无扰57、动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值；（4）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，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。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;（5）最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特点，保证光伏发电系统运行在最大功率点；（6）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。逆变器主要技术指标还有：低电压穿透能力、额定容量、输出功率58、因数、额定输入电压、电流、电压调整率、负载调整率、谐波因数、总谐波畸变数、畸变因子、峰值子数等。2、逆变方案的选择太阳电池的输出为直流电能，需转换为交流电能后才能对交流负载供电。逆变器就是将太阳电池方阵输出的直流电能转换成交流电能的电力设备。因逆变器采用了电力电子技术，与发电机相比，无转动部件，所以又称为静态变换器。目前世界上最主流的并网光伏逆变技术均以DSP作为处理器，采用IGBT桥式逆变电路，利用PWM（脉宽调制）技术实现“直流交流”的逆变功能。（1）按拓扑结构分类按并网逆变器主电路拓扑结构的不同，可分为高频变压器、工频变压器和无变压器三种。与同容量的带高频变压器或工频变压器的逆变器相比，59、无变压器的逆变器具有体积小、重量轻的优点，其缺点表现在直流输入和交流输出之间无“电气隔离”，太阳电池方阵的短路故障等可能会对电网造成不利影响，此外，注入电网的直流电流略大。（2）按输出相数分类按并网逆变器的额定输出功率、输入光伏支路数量、输出为三相或单相，无蓄电池的并网光伏发电系统的逆变方案可分为集中型逆变方案和支路型逆变方案两种。集中型逆变方案集中型逆变方案是指并网光伏发电系统通过集中型并网逆变器（Central Inverter）将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同，且三相平衡的三相交流电能。集中型逆变器的单机容量一般由10千瓦至几百千瓦不等。在采用集中60、型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路来增加系统直流电压，提高逆变效率；多路太阳电池支路在集中型光伏接线箱中经熔断器后并联成一路直流输出；多台集中型光伏接线箱的直流输出汇集到集中型逆变器的直流输入端，再经IGBT三相桥式逆变电路转换为三相交流电能。集中型逆变器具有功率大、体积大、重量重、发热量大、IP防护等级不高的特点，一般设计成标准电气柜体或箱体，室内安装。支路型逆变方案支路型逆变方案是指并网光伏发电系统通过支路型并网逆变器（String Inverter）将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同的单相交流电能。支路型逆变器的单61、机容量一般由几百瓦至10千瓦不等。在采用支路型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路；几条太阳电池支路（通常为13条）在支路型光伏接线箱中经断路器后送入支路型逆变器的直流输入侧，再经IGBT单相桥式逆变电路转换为单相交流电能；将组成并网光伏发电系统的多台支路型逆变器按输出功率情况，组成基本平衡的三相交流，并入低压电网。支路型逆变器具有功率小、体积小、重量轻的特点，按安装条件的不同可分为IP防护等级高、室外安装，或IP等级较低、室内安装两种类型。集中型与支路型逆变方案的比较集中型逆变方案接入的太阳电池支路数较多，适用于：太阳电池方阵由同一规格、型号的太阳电池组成；各62、太阳电池的安装倾角、方位角，及受光情况均一致；控制室内有足够空间安装集中型逆变器等应用场合。单台支路型逆变方案接入的太阳电池支路较少，通常为13条，适用于：太阳电池方阵由两种以上型号、规格的太阳电池组成；太阳电池的受光情况略有差异（如部分太阳电池可能受到阴影遮蔽）；控制室面积有限、无法安装集中型逆变器等应用场合。集中型逆变方案的优点还体现在逆变效率略高于支路型逆变器、单位额定功率的成本略低，非常适合于地面空旷的兆瓦级电站上。而支路型逆变方案的优点体现在系统组成方式灵活、冗余性好（单台支路型逆变器发生故障停机后，对整个并网光伏发电系统的能量输出影响很小）。3、逆变器的选型本工程系统容量为30MW63、p，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程选用容量为500kW的逆变器。合肥阳光的500kW逆变器和SMA的500kW逆变器，两者的电气参数基本接近，而且初选的三种组件也均能与这两种逆变器良好匹配。但SMA的500kW逆变器相对价格较高，因此本工程选用合肥阳光的500kW逆变器，各项性能指标见下表。500kW逆变器技术参数序号逆变器技术参数1生产厂家合肥阳光2逆变器型号64、SG500KTL3输入（直流）3.1最大直流功率（cos=1时）560kW3.2最大输入电压1000V3.3启动电压470V3.4最低工作电压450V3.5最大输入电流1200A3.6MPPT电压范围450820V3.7输入连接端数164输出（交流）4.1额定功率500kW4.2最大交流输出功率550kVA4.3最大输出电流1176A4.4最大总谐波失真3%（额定功率时）4.5额定电网电压270V4.6允许电网电压范围210310V（可设置）4.7额定电网频率50/60Hz（自适应）4.8额定电网频率范围4752Hz/5762Hz（可设置）4.9额定功率下的功率因数0.994.10隔离变压器不65、具备4.11直流电流分量0.5%额定输出电流4.12功率因数可调范围0.9（超前）0.9（滞后）5效率5.1最高转换效率98.7%（无隔离器的效率）5.2欧洲效率98.5%（无隔离器的效率）6保护6.1输入侧断路设备断路器6.2输出侧断路设备断路器6.3直流过压保护具备6.4交流过压保护具备6.5电网监测具备6.6接地故障监测具备6.7绝缘监测具备7常规数据7.1机械尺寸（宽高深）28002180850 mm7.2重量2288kg7.3运行温度范围-25+507.4夜间自耗电100W7.5运行时最大损耗1700W7.6外部辅助电源电压230V，10A7.7冷却方式温控强制风冷7.8防护等级IP66、207.9相对湿度（无冷凝）095%，无冷凝7.10最高海拔6000m（超过3000m需降频）7.11排风需求量6885m3/h7.12显示屏触摸屏本项目选用的SG500KTL型逆变器，其谐波电流含量小于3%，满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。6.3 太阳能阵列的布置6.3.1太阳能电池组件布置方式选择对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不但要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件最大限度的利用太阳光发电。安装方式主要有：固定式、单轴跟踪和双轴跟踪等。1、固定式光伏组件的安装，考虑其经济性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最67、低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取每年两次调节倾角的方式，也就是说在春分夏至秋分采用较小的倾角，在秋分东至春分采用较大的倾角。2、单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高2035%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬3040度的地区，采用水平单轴跟踪提高发电量约20%，采用极轴单轴跟踪提高发电量约35%。但与水68、平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。3、双轴跟踪双轴跟踪足方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高太阳能电池对太阳光的利用率，双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高太阳能电池发电量的程度也是不同的；在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量20%25%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量35%45%。对于跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射最，从而增加了发电量，但考虑：（1）跟踪系统自动化程度高，但目前技术尚不成熟，尤其是在沙尘天气时，其传动部件会69、发生沙尘颗粒入侵，增加故障率，加大运营维护成本，使用寿命非常短，不及固定支架寿命的1/4;（2）跟踪系统装置复杂，国内成熟的且有应用验证的产品很少，并且其初始成本较固定式安装高很多，发电量的提高比例低于成本的增加比例，性价比较差。因此本工程光伏组件方阵推荐采用固定式安装。6.3.2太阳能电池阵列子方阵设计1、太阳能电池阵列子方阵设计的原则（1）太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。（2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）太阳能电池组件串联后，其最高输出电压70、不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。（4）各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。2、太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程所选500kw逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为1000V，输入电压MPPT工作范围为450820V。230Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压Voc为36.8V ,最佳工作点电压Vmp为29.6V，开路电压温度系数为-0.30%/。电池组件串联数量计算公式:INT（Vdcmin/Vmp71、）NINT（Vdcmax /Voc）式中:Vdcmax逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin逆变器输入直流侧最小电压； Voc电池组件开路电压; Vmp电池组件最佳工作电压; N电池组件串联数。经计算得出，串联多晶硅太阳能电池数量N为15N27。太阳能电池组件输出可能的最低电压条件：（1）太阳辐射强度最小;（2）组件工作温度最高。这种情况一般发生在夏季日出、日落时。太阳能电池组件输出可能的最高电压条件：（1）太阳辐射强度最大;（2）组件工作温度最低。这种情况一般发生在冬季中午至下午时段。根据工程所在地及附近地区多年气象数据及太阳辐射数据，该地区多年极端最高气温为37.4。夏季日出及日落时的太72、阳辐射强度最小，随着太阳高度角的增大，辐射强度逐渐增强。因此，当采用20组串联时，多晶硅太阳能电池组串的开路电压为778V，此电压值大于逆变器的初始工作电压470V，逆变器可以启动。当采用21组串联时，单个多晶硅电池组件可能达到的最高开路电压为38.9V，此时太阳能电池组串的开路电压为778V，此电压值小于逆变器的直流侧最高工作电压1000Vdc，逆变器可以正常工作。综上所述，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定多晶硅太阳能电池组件的串联组数为N=21（串)。按上述最佳太阳能电池组件串联数计算，则每一路多晶硅组件串的额定功率容量=230Wp20=4600Wp。对应73、于所选500kW逆变器的额定功率计算，至少需要并联的路数N=500000/4600=108.7路，取109路。考虑逆变器效率及系统损失后，最终确定每个500kW逆变器所配多晶硅太阳能电池组串并联路数为112路。本项目30MW光伏并网发电系统，需要230wp的多晶硅光伏组件130800块，20块为一个串联支路，7组太阳能电池串联支路汇入一个汇流箱，共需汇流箱约420组。6.3.3光伏阵列倾角设计太阳总辐射等于直接辐射与散射辐射之和。而倾斜安装的太阳能电池组件表面上所接收到的辐射量包括接辐射、散射辐射及地面反射分量。本工程项日计算光伏电池方阵最佳倾角以全年接受太阳能辐射量最大为目标，在0 90 范74、围按1 间隔加密进行编程计算，计算出不同角度下辐射量的总值，确定以接受最大辐射量角为光伏电池阵列最佳倾角。1、根据长治气象资料水平面太阳辐射月总量，计算出每月日出水平面太阳辐射量。2、代表日太阳赤纬角式中：n代表日从元旦之日算起的天数（天）3、日出日落时间及太阳日照时间式中：当地地理纬度式中可取正、负两个解，其中负值对应日出角，正值对应日落时角，由此即可推断出当天日出、日落的具体时刻（用当地太阳，即当地太阳在正南上空为正中午12时）。由于日出和日落相对于当日正午是等时间间隔的，而地球每小时自转15 ，由此计算出当天的太阳日照时数N。4、光伏电池阵列正南放置，根据长治近10年气象资料查出水平面每75、日直接辐射量总辐射比例，假设每天辐射量按余弦规律分布，如下图：太阳每天辐射量余弦分布图式中:N当天的日照时数。根据上式计算出日每一时段所对应的辐射量，分别计算出这一时段内直接辐射量。和散射辐射量。5、光伏阵列倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量和反射辐射量式中: 倾斜面上直接辐射量（kWh/m2）；倾斜面上和水平面上时直接辐射的比值，根据下式进行计算。对于向南的倾斜面式中：倾斜面上散射辐射量（kWh/m2）；倾斜面上反射辐射量（kWh/m2）；地面反射率（查表） 根据上式求出的、求和，即为这一时刻此倾角太阳总辐射量，依次计算全天日照时所对应每一时刻的太阳总辐射量并且相加即为该天太阳能辐射量。通过以76、上计算程序建立寻优数学模型，编程对每一倾角下太阳能辐射量进行试算，得出全年获得辐射量最大的角度即为光伏阵列最佳倾角。通过计算，该并网光伏电站光伏阵列安装最佳倾角为当地纬度35 。6.4太阳电池方阵支架的要求和间距计算方阵场安装地的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。光伏方阵支架采用钢结构，支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固，组件距地面0.3米。 支架采用钢结构，钢结构支架符合GB 50205的要求。方阵紧固螺栓连接符合GB 50205-2001中6.2的要求。光伏方77、阵阵列间距垂直距离应不小于D：如下图所示。光伏方阵阵列间距示意图在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina = sinf sind+cosf cosd coswsin = cosd sinw/cosaLs/L=cosH/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf) 其中：f当地纬度d太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度w时角，上午9:00的时角为45度a太阳高度角太阳方位角本案中太阳电池方阵倾角为35度，根据上述公式计算得当地冬至上午9：00影子的倍率为：2.478、3。本项目固定系统太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排。示意图如下，阵列前后排间距为5000mm。固定系统阵列安装示意图如下图：固定系统阵列安装示意图6.5太阳能光伏组件表面清理6.5.1组件特点根据当地的气候情况，降雪天气较少，而光伏组件又有以下特点：（1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。（2）组件朝向正南方向，且有35度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会79、在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。6.5.2组件表面清洁为保证电池发电效率，每3个月定期对组件进行清洗。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。为了不影响发电，在傍晚清洗3小时，2辆清洗车约需要10天完成。6.6发电量测算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电站年发电量估算。 以下按1个固定式单元安装系统计算。6.6.1光伏阵列倾角设计光伏阵列效率1：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: 组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设80、计、精心施工的系统,约有4.2%的损失； 太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失, 根据相关文献，采用相对保守的数值，取值3.8%； 直流线路损失: 根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=3%；得: 1 = 95.6% 96.2% 97% = 89.4%6.6.2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。对于500kW无变压器型并网逆变器,可取2= 98.7%。6.6.3温度对发电量的影响光伏电池组件只有在标准测试条件下，即：电池温度25、垂直入射日照强度1000W/m、太阳光谱等同于大气质量1.5 的情况功率才能达到标定值。多晶硅81、电池随着温度的升高，功率会有所下降。本项目所用230Wp 的峰值功率系数为-0.47%/，NOCT（标准运行条件下的电池温度）为45。电池板工作温度可以由以下计算公式：NOCT=45C, Kt 晴朗指数0.7, Tc 为电池板温度，Ta 为环境温度。根据屯留的温度平均值及电池组件的温度效率因素，为多晶硅的温度功率衰减因子，本电池板为-0.45%/。计算时考虑考虑各月根据辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为5.06%。6.6.4 其它功率损耗以上的系统损耗尚不能囊括所有，如不可用的太阳光辐照效率、相关电气设备功率损耗等，在此不做一一分析，根据具体系统配置来决定。该影响所对应的综合修正系82、数估算可取96%。综上，光伏系统总效率：=1*2*（1-5.06%）*96%=89.4%*97.7%*94.94%*96%=80.4%6.6.5系统发电量计算利用RETScreen软件计算发电量，基础数据如下：（1）10年平均月总辐射数据（水平面和35度倾斜面）（2）10年平均月环境温度（3）光伏系统各部分效率（4）固定式安装，方位为正南。114RETScreen 能源模型 - 电力项目显示可选择单位提议方案电力系统初始增量成本分析类型方法 1方法 2资源评估太阳追踪方式固定窗斜度35.0方位角0.0显示数据月每日的太阳辐射 - 水平线每日的太阳辐射 - 倾斜的上网电价上网电量度/平方米/日度83、/平方米/日/兆瓦时兆瓦时一月3.055.131000.04,106二月3.835.341000.03,798三月4.685.481000.04,233四月5.845.981000.04,328五月6.115.661000.04,160六月5.965.311000.03,736七月5.314.831000.03,505八月4.804.671000.03,405九月4.314.681000.03,357十月3.834.931000.03,719十一月3.094.771000.03,586十二月2.704.661000.03,716年平均数4.465.121000.0045,648每年的太阳辐射 84、- 水平的兆瓦时/平方米1.63每年的太阳辐射 - 倾斜的兆瓦时/平方米1.87光电类型多晶硅电力容量千瓦30,000.00 800,000参见产品数据库制造商Canadian Solar模型多晶硅CS6P-230PX1 单位效率%14.3%太阳能电池正常的运行温度摄氏度45温度系数% / C0.40%太阳能收集器的面积平方米209,790杂项损失%11.0%变频器效率%98.7%容量千瓦500.0杂项损失%5.0%概要总结容量要素%17.4%上网电量兆瓦时45,648第一年发电量为456480MWh。剩下24年按照每年0.8%递减计算。25年总发电量为1038078.21MWh，年平均发电量85、为45123.13MWh。第七章 电气7.1 长治电网概况长治市目前正在运行的各类电厂有59座，现有装机容量2166.37 MW，占全国总装机容量508410 MW的0.43%，占全省总装机容量23030 MW的9.41%。全市燃煤电厂11个，装机容量1910MW，占到88.2%，大的火电厂主要是漳泽、漳山电厂，装机分别为1040MW和600MW；燃气及余热发电厂有20座，总装机容量为221.5MW，占到10.2%；水电站28座，总装机容量为34.87MW，占到1.6%。（装机容量200KW及以上的小水电站16座）。在火电厂装机容量中，公用电厂20座，发电机59台，装机容量1725.37MW，86、企业自备电厂11座，发电机25台，装机容量456.63MW。接入220KV及以上系统的电厂2座，电源容量1440MW，接入110KV系统电源容量为236MW，其余电厂全部接入35KV及以下系统。太阳能电站建成后，不仅可以有效的利用当地丰富的太阳能资源，还可节省常规能源、保护环境，对电网末端起到电源补充、改善能源结构的积极作用。7.2 一次接入系统7.2.1 接入电压等级分析光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级。根据国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）国家电网发展（2009）747号，装机容量200kWp以上的光伏电站一般应接87、入10kV及以上电压等级电网。本工程本期装机容量为30MWp，本报告考虑以35kV电压等级接入系统。7.2.2 一次接入系统方案考虑电站的装机容量（30MW）与接入点距离这两个因素，本电站拟采用35kV 级电压，出线为1 回，经架空铝绞线送入附近35KV变电站的35kV母线侧。本期工程30MW发电容量的光伏组件采用30个光伏发电单元，每个光伏发电单元安装2台500KW并网逆变器，1台1000kVA 分裂升压变，每6个发电单元组合，共用1 台35kV开关接入新建1 座35kV分配电室，通过高压电缆送到变电站35kV侧母线送入电网。具体方案详见本工程一次接入系统报告。7.3 电站电气主接线原则意见88、对于本报告提出的接入系统设想方案，本工程建设1回35kV送出线路送至对侧变电站35kV母线，电站内电气主接线见下图。电气主接线示意图7.4光伏组件电气设计在光伏并网发电系统中，系统直流侧的最高工作电压主要取决于逆变器直流侧最高电压，以及在直流回路中直流断路器额定工作电压。但设备的工作电压与设备所处的工作环境和海拔高度有关，长治市处于亚热带地区, 空气相对比较潮湿，根据GB311.1高压输变电设备的绝缘配合、GB/T16935低压系统内设备的绝缘配合及直流开关、并网逆变器的资料，电站现场设备的绝缘水平应与正常使用条件基本相当。组件串联方式设计：在本系统中，多晶硅电池组件，在计算组件串联数量时，必89、须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。本项目所选逆变器，功率均为500kW，直流输入电压约为880V，最大功率点跟踪范围约450V850V，根据计算，晶体硅组件串联数量设计为20块较适合。组件并联方式设计：本工程晶体硅固定安装系统一级并联接线由一级汇流箱实现。对于本工程大型光伏电场，串联回路较多，为简化接线，降低成本，按16汇1设计。每个固定式单元共配置14个一级汇流箱。7.5电气接线设计本工程光伏电站站址位于屯留县张店镇上立寨村的荒山，是一个大型荒山地再利用的固定式光伏并网电站。光伏电站区域属山西电网下的长治电力公司。本工程总装机100MW，本期装90、机容量为30MW。根据国家有关可再生能源并网的规定，光伏电站就近接入山西电网下属的长治电网。考虑电站的装机容量（30MW）与接入点距离这两个因素，本电站拟采用35kV 级电压，出线为1 回，经架空铝绞线送入附近35KV变电站的35kV母线侧。本期工程30MW发电容量的光伏组件采用30个光伏发电单元，每个光伏发电单元安装2台500KW并网逆变器，1台1000kVA 分裂升压变，每3个发电单元组合，共用1 台35kV开关分别接入新建1 座35kV分配电室。具体方案详见本工程一次接入系统报告。35kV电气接线拟采用变压器-线路组接线的方式。光伏电站以1MWp为一个光伏发电单元，每个单元通过逆变器整流91、逆变后输出270V三相交流电，再通过一台1000kVA 变压器升压后与相邻几组光伏发电单元并联接至35kV母线。全站共安装30台1000kVA，每台变压器和2个逆变器组合成一个箱式变电站，通过电缆线路送至站内35kV配电装置。集中变电站为35kV开关站，35kV为单母线接线，进线8回，出线1回，1回容量为4Mvar的动态无功补偿装置，并配有母线压变、避雷器设备。无功补偿装置的型式和容量最终以接入系统审查意见为准。站内设35kV站用变一台，10kV站用变一台。其中35kV站用变接在35kV母线上，作为站内工作电源；另外一台10kV站用变由站外引入，作为站内备用电源，10kV站用变进线电源可利用临92、时施工电源，以节省费用。7.6主要电气设备选型1、子站升压变升压变容量按1000kVA 考虑，一期30MWp共30台，为了增加上网电量和节能，选用低损耗油浸式分裂电力变压器，型号参数暂定如下：型 号：S11-1000/500-500/35容 量：1000kVA型 式：三相变 比：38.522.5%/0.27-0.27kV阻抗电压：Uk=6.5%接线方式：D,yn11- yn112、子站升压变：升压变容量按1000kVA 考虑，一期30MWp共30台。采用油浸式变压器。3、所用变：本工程设两台所用变，一台所用工作变为35kV，400 kVA，一台所用备用变为10kV，400 kVA。共两台，采用93、干式变压器，配温控仪。4、35kV高压开关柜：选用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜，外壳采用敷铝锌板经折弯成型，是柜体精度高、机械强度高，同时采用了组装时结构，使部件通用性强。柜内采用高压真空断路器，分段能力达25kA，额定电流630A，总出线为630A。在高压柜出口处配置带电显示器、避雷器。5、低压进线柜：选用MNS 型低压抽出式开关柜。额定开断电流为40kA。7.7电气设备布置本太阳能光伏发电工程总装机容量约为30MWp，分为30个的光伏发电单元。每个光伏发电单元装机容量为1000kWp，设一个逆变升压子站。每个发电单元就地设置一个逆变升压子站，就地安装汇流箱、逆变器、交直流开关柜、升压箱94、变等电气设备。汇流箱布置在组件方阵中，户外安装。组件与汇流箱、汇流箱与直流配电柜之间的电缆通过开沟直埋方式相连。直流配电柜与逆变器就地布置，布置在同一间箱体内。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，柜前柜后均留有走廊。电缆通过电缆沟敷设。升压箱变贴着逆变器房间布置。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，布置时需考虑到电缆弯曲半径的问题。升压箱变与逆变器、升压箱变与开关站之间的电缆通过电缆沟敷设。根据本工程的建设规模，30个逆变升压子站分别布置于太阳能电池方阵中，通过35kV 电缆汇集至综合楼35kV配电室内。全站设有综合楼一座。综合楼设有控制室、继电保护室、所用电室、35kV 屋内配电装置室、95、通信机房、通信蓄电池室等生产用房间。7.8电气二次本工程采用光伏发电设备集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。变电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程（GB142851-93）配置。1、计算机监控系统综合楼配置计算机监控系统一套，全面监控全站运行情况。监控系统采集系统电流、电压、功率、开关状态及逆变升压站及其电池组件、汇流箱、直流系统、变压器的温度等信息，采集各支路的发电量。监控系统具有远动功能，根据调度运行的要求，本变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班。96、计算机监控范围有：35kV逆变升压站及其电池组件、35kV进线开关、35kV馈线开关、35kV母线PT、所用电和直流系统等。每个35kV 逆变升压站设子监控一套，并通过网络交换机与综合楼计算机监控系统相连。子监控系统的功能如下：光伏电场设置计算机监控系统一套，采集各台逆变器的运行情况。监控系统将所有重要信息远传至相关部门。监控系统可连续记录运行数据和故障数据：（1）要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。（2）要求监控主机至少可以显示下列信息：可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97、CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。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I、功率因数J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计CO2减排量N、每天发电功率曲线图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，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：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、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失98、败；（3）要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和组件温度等参量。（4）要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。（5）要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。（6）要求至少提供中文和英文两种语言版本。（7）要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000，XP 操作系统（8）要求使用高可靠性工业PC作为监控主机（9）要求提供多种远端故障报警方式，至少包括： SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。（10）监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。2、逆变器采99、用微机监控，对各太阳能电池组件及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。3、太阳能电池组件及逆变升压子站设有就地监控柜，可同样实现微机监控的内容。太阳能电池组件、直流汇流箱、35kV逆变升压站均设置保护和监测装置，可以实现就地控制控，同时向监控中心发出信号。如：温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号的。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。计算机监控系统可通过群控器实现逆变器的并列运行。群控100、器控制逆变器的投入与退出，具备同步并网能力，具有均分逆变器负载功能，可降低逆变器低负载时的损耗，并延长逆变器的使用寿命。监控系统通过群控器采集各台逆变器的运行情况。4、保护干式变设置速断、过流保护、零序过流保护、过负荷保护、高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。子站升压变设置速断、过流保护、零序过流保护、方向保护。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。系统保护以接入系统设计和审查意见为准。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。低压开关具备速断、过电流保护、接地保护功能。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。开关站35kV101、装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护、总出线柜带故障录波功能。测控保护装置将所有信息上传至开关站监控系统。高压部分设集中无功补偿。5、计量为了支付的需要，计算输送给电力公司的上网电量和电力公司输送给光伏电站的用网电量需设置计量点，计量点原则上设在产权分界点，即高压出线处。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网电量的电能表。同一计量点安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表均有明确标志。光伏电站所用备用电源用网电量的计量点设在备用电源输入到开关站的低压配电柜一侧。升压箱变及逆变器的遥信、遥测、遥控信号均通过光缆与35kV开关站监控系统和光伏电场102、计算机监控系统交互。系统通信是为上级主管部门对光伏发电场生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。本期光伏发电场以一回35kV线路出线至对侧35kV变电所。对外通信即光伏发电场通过地方电信部门与外界的通信联系，主要是光伏发电场至当地县电话局的中继通信线路和直通用户线路。根据光伏发电场布置规模和交换机容量以及通信业务量大小，现阶段暂考虑在光伏发电场与当地县电话局之间敷设一条30对市话电缆，以满足对外通信的需要。6、技防遥视光伏电场周围围墙设置红外线报警和视频监控。技防遥视系统纳入35kV开关站总体系统中。7.9直流系统为了给控制、信号、综合自动化装置103、和继电保护等装置提供电源，综合楼设置220V直流系统。直流系统采用单母线分段接线，设一组200Ah的阀控式铅酸免维护蓄电池，充电器采用高频开关电源。直流成套设备布置于综合楼，且直流屏应配有数据接口与综合自动化连接,并配置直流接地检测装置。7.10不停电电源系统为了保障计算机系统在停电之后继续工作一段时间以使用户能够存盘，不至于因停电而影响工作或丢失数据，故使用UPS作为不间断电源。UPS配置蓄电池，容量为10kVA，持续时间30min。7.11照明系统本工程照明系统分为正常交流照明系统和应急照明系统。站内正常照明用电源引自站用变低压侧。正常照明电压为交流220V。配电室、控制室设置应急灯照明，104、应急照明正常不投入运行。在配电室、控制室出入口处装设应急指示灯，其电源接至正常照明网络，当正常照明网络失电时，应急指示灯由自备的蓄电池供电。光伏组件设备可靠，故障率低，维修简单，且夜间光伏阵列不发电，故光伏场区夜间不需要巡视检修，故不设置照明。逆变器单元及就地升压箱变内，均由开关站引入的交流电源提供照明电源，以供需要时使用。进站道路及综合楼附近区域需要加装照明设施。考虑到光伏电场区太阳辐射资源好，建议安装太阳能路灯照明。这样能体现整个光伏场区太阳能清洁能源的直接应用。起到良好的示范效果。另外，路灯比较分散，安装太阳能路灯，能节省电缆铺设和增加的工程量。本初步设计不对场区照明进行设计。施工图设计105、时进行具体设计。7.12过电压保护主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）的规定设置。项目所在地为中雷区，考虑到太阳能电池板安装高度较低，考虑到避雷针或避雷线的阴影对太阳能电池发电的影响，本项目太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定，并按海拔高度进行修正。电气设备绝缘配合按交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）的规定执行，按照系统出现的各种电压和保护装置的特性来确定设备的绝缘水平，即进行绝缘配合时，应全面106、考虑设备造价、维修费用以及故障损失三个方面，力求取得较高的经济效益。这样，既不因绝缘水平取得过高，使设备尺寸过大及造价太贵，造成不必要的浪费，也不会由于绝缘水平取得过低，使设备在运行中的事故率增加，导致停电损失和维护费用大增，造成经济上的浪费。7.13接地接地装置按交流电气装置的接地DL/T621-1997 的规定进行设计。接地网以水平接地体为主，水平接地体截面按最大短路电流下的热稳定校验。全站接地网设计原则为水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。站区接地需结合场地地质条件，选用经济合理的接地方案。水平接地体采用热镀锌扁钢，垂直接地体采用热镀锌角钢，主接地网要求接地电阻不大于1/20107、00。站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，站区内箱式变压器及逆变器等设备通过接地扁钢与地网连接。接地电阻以满足电池厂家要求为准，且不应大于4 欧。7.14电缆敷设及电缆防火高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式；汇流箱至箱变间的电缆采用电缆槽盒和电缆沟相结合的敷设方式；箱式变电站至35kV 配电装置的电缆主要采用电缆沟的方式敷设。根据电力工程电缆设计规范的规定，本工程35kV电力电缆采用108、交联聚乙烯绝缘电缆。1kV 动力电缆和控制电缆选用聚氯乙稀绝缘电缆，部分重要回路如消防、直流、计算机监控等回路采用耐火电缆。电缆载流量应考虑敷设环境因素的影响。低压动力和控制电缆拟采用ZRC 级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，35kV 配电室、所用电室及箱式变电站设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。本工程采用阻燃电缆和电缆构筑物分区封堵相结合的防火原则。并采取如下防火措施：动力电缆与控制电缆分层敷设；在109、电缆沟的进入房间的位置设置防火墙；对电缆孔洞采取封堵措施。电缆界面选择多层多根的敷设条件进行载流量校验。装设适应现场环境条件，性能可靠的火灾检测及报警装置。通过热稳定校验、载流量校验、经济电流密度校验等计算，电缆选择如下：电池组串至汇流箱的直流电缆选用光伏专用电缆2PFG 1169 14mm型，正负极分开，沿支架檩条敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用YJV22-1.0 270型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆ZA-YJV22-1.0 270型，十拼敷设；逆变器至升压变压器的交流电缆选用三芯电缆ZA-YJV22-1.0 370型，十拼敷设；7.15火灾报警在本项目设计范围内的110、电气配电间、电缆夹层内均设置火灾报警探测器，在综合楼设置消防控制中心，由消防控制中心发出警报并进行相关联动。第八章 建筑、暖通、给排水工程设计8.1建筑8.1.1建筑设计原则变电站为光伏电站的配套工程，站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境，在此前提下，尽可能创造好的工作环境。本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电场及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。8.1.2建筑物一览表主要建筑物一览表序号项 目占地面积m2建筑面积 m2备注一主要工程3138.00 1方阵支架基础2控制室216.00 216.00 3综合办公楼500.00 1000.00 4111、低压配电室1620.00 1620.00 5高压配电室54.00 54.00 6值班室50.00 50.00 7备品备件库108.00 108.00 8检修车间72.00 72.00 9消防水泵房18.00 18.00 10消防水池135.00 405.00 二辅助工程1绿化2道路3电缆沟4围墙5厂区土石方三合计2638.00 3138.00 8.1.3 布置 按工艺要求，电场主要由太阳能光伏电池板及高低压配电间、检修间、水泵房等设施构成。太阳能光伏阵列靠北侧布置，高低压配电间、检修间、水泵房靠南侧布置。进场道路由电场南侧现有县乡公路引接。 场区竖向布置：该场地自然地形相对较为平坦，场区竖向宜112、采用平坡式布置形式较为合理，场地周边宜采用植草护坡防护。场区雨水通过地而坡度散排至场区外。8.1.4结构部分8.1.4.1工程地质条件本项目建设场地所在地位于山西省长治市。长治市位于长治盆地东部，第四系覆盖厚度总的趋势东厚西薄，西部浊漳河南源厚180200m，中部为240275m，壶口一带为276m，市区绝大部分建筑位于二级阶地亚区（），其地表分布多为全新统堆积物及上更新统亚粘土、轻亚粘土，市区东部的山前斜坡亚区（）主要分布为上更新统黄褐色亚粘土，局部有中更新统红褐色亚粘土出露。西部浊漳河南源一级阶地及河漫滩亚区（）多为全新统河流相沉积，岩性主要为亚砂土、轻亚粘土及砂。浊漳河西岸骨埚村附近见有113、下更新统湖相地层出露，岩性多为灰绿、灰黄等杂色粘土、亚粘土第四系下伏地层，西部为石炭一二叠系含煤地层，东部为奥陶系灰岩。8.1.4.2 抗震设防根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）建筑场地抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第三组。8.1.4.3 太阳能光伏阵列支撑结构基础根据太阳能板荷载资料和参考的地质初步勘察资料，经分析计算，太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，基础埋深1.5米。考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高1m左右。8.1.4.4逆变箱房、箱式变压器基础逆变箱房、箱式变压器的重量相对较轻，采用114、天然地基浅基础。基础拟采用箱形基础，C30现浇钢筋混凝土结构，基础下设100mm厚C15素混凝土垫层，基础埋深1.5m。底板平面尺寸为184m2。在后续设计阶段将根据招标确定的逆变箱房、箱式升压型号，由生产厂家提供的逆变箱房、箱式升压变压器的外型具体尺寸后再进行更为详细的设计。8.1.4.5开关站及监控中心光伏电站35kV开关站土建部分需满足本期生产、生活设施需要。站内布置有办公综合楼、控制室、配电室、消防泵房及备品备件库等建构筑物，建筑物总建筑面积约3138m2。在升压站内根据国家及行业的有关规定，设有相应的生活设施，同时还设置有消防水池、化粪池及蓄水池等相关构筑物。建筑物均为钢筋混凝土框架115、结构，丙类建筑，按6度抗震设防，框架抗震等级为四级。户外电容器基础为钢筋混凝土结构。一般情况采用天然地基，若遇不良地质情况，则考虑采用人工地基。8.1.4.6 地基处理方案太阳能光伏阵列支撑结构基础支墩荷载较轻，原则上天然地基可满足要求，考虑采用以层为持力层的天然地基设计方案，局部地区根据现场情况可采用换填，水泥搅拌桩等地基处理方案，减小沉降。逆变升压站及光伏电站综合楼为单层结构，原则上天然地基可满足要求，局部地基处理拟采用换填，水泥搅拌桩等地基处理方案。8.2 暖通空调按火力发电厂设计技术规程（DL50002000）规定，本工程属采暖区。所以电站控制室、办公楼、职工宿舍等有人停留房间均采用冷116、暖空调。高低压配电室、站用电配电室的通风采用自然进风、机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。综合水泵房采用自然通风。8.3水工及消防部分8.3.1 设计原则8.3.1.1 主要设计原则（1）生活用水考虑采用地下水或自来水。（2）排水系统采用分流制，雨水自然散排，生活污水经处理达标后外排，废物定期清掏后外运。（3）全站消防采用灭火器灭火。8.3.1.2 设计采用的主要标准及规范设计采用的主要标准及规范如下：建筑给水排水设计规范（GB50015-2003（2009年版）室外给水设计规范（GB50013-2006）室外排水设计规范2001年版（GB50014-2006）建筑设计防火规范（GB50117、016-2006）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）8.3.1.3 设计范围站区内生活给水、生活污水及雨水排水设计和消防设计。8.3.2 给水部分站区生活用水考虑采用地下水或自来水。如采用地下水，拟在厂区内新建一座深井泵房，井深60m，水量20m3/h以上，泵房内安装深井泵及隔膜式气压给水装置，用于厂区生活饮用水；深井水需满足生活饮用水卫生指标要求，水样水质需定期送检。考虑太阳能电池的定期清洗，道路、植物喷洒及车辆冲洗等用水采用站内养殖场池塘水。站内移动潜污泵两台，用潜污泵供各用水点的冲洗及浇洒用水。生活热水由家用太阳能热水器提供，带电辅热功能。8.3.3 排水部分站区内的排水118、系统采用分流制。（1）生活污水排水全站设污水排放口1个，并设排污标志。本工程考虑采用设地埋式生活污水处理装置一座，处理能力为0.5t/h，生活污水处理流程为：生活污水生活污水管污水调节池潜水排污泵生活污水处理装置达标生活污水排水提升井就近外排至市政污水管或河沟。生活污水一体化处理设备的废物定期清掏后外运。（2）雨水排水根据站区总平面规划，本站占地较大，自然地势相对较低，设计场地标高低于2内涝水位。雨水排水系统考虑两个排水方案，方案1为有组织排水、升压强排方案；方案2为无组织排水、自流散排方案。方案1：需要在站区有序置雨水排水管（沟）系统，将雨水收集并自流汇至雨水泵站，再用雨水泵升压后外排。该方119、案优点是雨水能及时排放，缺点是工程量大，投资高，且雨水泵功率较大，大量占用了站用电负荷，同时设置雨水泵站还需要占用部分场地。方案2：站区雨水完全自然散排，无需设置雨水管沟及雨水泵站；但宜在站址围墙外设置一圈排水沟，以免破坏原有水系。该方案优点是投资省，缺点是暴雨时站区可能短时积水，维护巡视不便；不过，因该区雨涝直排附件河流，排水较快，条件优越，所以积水也只是短时现象；另采用自流散排方案时，本工程拟采取相应措施将积水影响降低，如将建筑物室内地坪抬高至内涝水位之上以杜绝室内积水，将站区道路部分抬高以减少路面积水，将场地内生产设备基础抬高以不影响设备使用。综合比较以上两个排水方案，鉴于光伏电站重要性120、较低，对电网冲击影响微小，经与业主协商，本工程设计采用自流散排方案。8.3.4 消防部分本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。根据站区电气设备较多的特点，设计的重点是防止电气火灾。本工程为30MWp光伏工程，共计配置30个逆变升压子站，每个逆变升压子站设有1个电气间，室内设1台1000kVA变压器及相应电气装置，变压器容量较小，按规范可不设水喷雾灭火系统或其它固定灭火设施；室内按建筑灭火器配置设计规范的要求配置手提式灭火器和推车式灭火器121、。全站设一座主控楼，为单层建筑，建筑面积约216m2，参火力发电厂与变电站设计防火规范，火灾危险性按戊类、耐火等级按二级设计，可不设消防给水。太阳能电池板为非易燃物，不考虑配置灭火器具。本工程设1套火灾探测报警控制系统，以及时预报火灾、发出报警信号和显示火警部位，从而达到迅速灭火的目的；此外，全站应配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶、砂箱等作为站内公用消防设施。由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应，本工程消防设计除参照国家现行消防设计规范外，还应征得当地消防部门的同意。第九章 电站总平面布置及施工组织设计9.1总平面布置1、场址概况本项目位于长治市屯留县张店镇上立寨村，122、该区域为荒山，组件安装在朝南山坡。2、电场总体规划本工程以35kV电压接入系统，向南出线，出线走廊开阔。3、电站道路布置进场道路为村级公路，路面宽5m二右。站内道路分主要道路、人行道二级。主要道路顺接进场道路布置在场区建构筑物前面，路宽6m；人行道布置在每排电池板的前侧，并每隔五列与纵向人行道形成路网，路宽1.5m。4、电站管线布置电站内附属设施的水、电，可就近从变电站接入。太阳能电池板阵列组中的电流由电缆从电缆沟引入电气设施。9.2 施工条件1、施工用水本项目施工生产、生活用水拟采用现场打井取水。井位选取在办公生活区附近。2、施工用电本项目按照永临结合的原则规划施工用电，施工结束后施工电源作123、为办公的备用电源永久保留。施工电源由的10kV线路就近引接，用10kV架空线引至施工现场。3、施工通信本项目施工现场内部通信采用无线电对讲机通信方式，施工对外通信采用当地电信通信网络上提供通信线路的方式解决。4、建筑材料水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在当地购买。5、机械维修必要的部件加工机机械维修可在屯留附近相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。9.3 施工总布置9.3.1 施工总平面布置原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：1、施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活，方便管理，安全可靠、经济适用的原则。2、充分考虑太阳能电池组件的布置特点。3、根据工程区域124、地质条件及施工布置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施。4、结合当地的条件，合理布置施工供水与施工供电。5、施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。9.3.2 施工布置为了节约投资及便于生产管理，施工期间在电站中央设置一个施工生活区，集中设置一个混凝土搅拌站，混凝土搅拌后，用混凝土搅拌车运输至每个太阳能电池组件基础处。相应在搅拌站旁边设置砂石存放厂、钢筋加工厂、水泥、仓库等临时建筑。生产用办公室、生活用临时住房等临时建筑也集中布置在搅拌站附近，形成一个集中的施工生活管理区。本工程施工总平面包括太阳能电池组件的组装场地布置，建材、钢筋等材料临时堆放场地的布置，设备临时堆放场125、地的布置，施工临时办公、生活的场地布置。9.4 主体工程施工本项目主体工程施工主要包括：太阳能电池组件设备安装、箱式变压器安装、电力电缆和光缆敷设、建筑土建施工与设备安装等。9.4.1 太阳能电池组件设备安装太阳能电池组件采用汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离，确保施工安全及安装质量。吊装就位后要即时调整加固，方阵支架安装完毕后，将太阳能电池组件基础槽钢与预埋件焊接。敷设场内集电线路电力电缆。敷设场内太阳能电池组件间及太阳能电池组件至控制室间通信光缆。9.4.2 站前区主要建筑物施工和电气设备安装1、主要建(构)筑物施工主要建筑物：高低压配电室、控制室、办公楼、水泵房等。主要建（构）筑物126、施工方案：（1）场地平整，土方施工前应做好下列各项工作障碍物清理；地表土的清理；土方量测量及站区内控制放线；在场地平整时，采用推土机、挖掘机、自卸汽车、压路机等机械，回填土要分层夯实碾压，施工要求按照相关规范执行。（2）站内建筑物施工方案基础开挖及基础施工；脚手架工程；主体砌筑工程及封顶；屋面及防水工程；内外装修工程；变电架构施工方案；施工准备，对钢管、钢梁等加工件进行验收；排杆及连接；构架组立；二次灌浆；架构、设备支架的测量定位及高程控制。在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。2、电气设备安装及调试（1）电气设备安装变压器127、安装；开关柜安装；电容器关安装等设备安装；二次设备安装及接线；电缆敷设；接地网施工。（2）电气设备调试一次设备试验；继电保护试验；监控系统调试；远动、通讯系统调试；配合系统调试。9.4.3 特殊季节施工要求在气温较低季节施工时应做好防寒、防冻、防火等冬季施工准备。搅拌站、施工厂房等要供暖，保温材料、抗冻剂要备足。冬季混凝土施工采用热搅拌和蒸汽养护。9.5 施工总进度9.5.1 施工进度编制原则1、控制室、办公楼等土建工程，电气设备安装及调试等，应相互协调安排工期，尽量缩短工期。2、太阳能电池组件使用吊车安装，根据其施工方法，包括安装设备组装、拆卸、移位等。3、施工期间应根据施工单位的实际能力调128、整加快施工速度，尽量减短工期。9.5.2 分项施工进度安排本项目总工期为12个月，从2014年8月起开始施工至2015年7月施工结束。2014年8月日8月为施工进场前准备期，主要完成进场物资准备，临时生活设施，以及部分场地的平整。2014年9月12月完控制室、办公楼等工程主体施工。2015年1月5月为太阳能电池组件支架安装。2015年6月完成输电电缆、通信及监控光缆施工安装结束。2014年7月可进行电气设备安装调试。变电站完工，设备调试完毕后，太阳能电池组件具备向外输电的条件。第十章 环境影响评价10.1 编制依据及采用标准10.l.l 编制依据1、中华人民共和国环境保护法，1989年22月2129、6日；2、中华人民共和国大气污染防治法，2000年4月29日；3、中华人民共和国水污染防治实施细则，2000年3月20日；4、中华人民共和国固体废物污染环境防治法(主席令第三十一号)（2013年修正本）；5、中华人民共和国环境噪声污染防治法，1996年10月29日；6、中华人民共和国国务院令第253号建设项目环境保护管理条例， 1998年11月29日;7、中华人民共和国国务院国发1996331号文件关于环境保护若干问题的决定，1996年8月;8、建设项目环境保护设计规定，（87）国环字第002号;9、山西省大气污染防治条例，1996年12月3日；10、山西省环境保护条例，1997年7月30日；130、11、山西省工业固体废弃物污染防治条例，1999年7月30日.10.1.2 设计采用的标准1、环境空气质量标准（GB095-2012）二级标准；2、声环境质量标准（GB3096-2008）中的三类标准;3、工业企业厂界环境噪音排放标准（GB12348-2008）中的类标准；4、地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准；5、建筑施工场界环境噪声排放标准（GB 12523-2011）。10.2环境影响评价10.2.1项目区域自然环境1、位置境域屯留县位于东经112281133、北纬36133630之间。地处山西省东南部、上党盆地西侧，东越太行直达冀鲁，南经晋城可探中原，西连临汾能通陕甘，北131、跨晋中可依太原，屯留县国土总面积1142平方公里。2、地貌屯留地处太岳山东侧，地势西高东低，西有盘秀山、摩河岭、田石山、瓷城山、南屏山；北有老爷山、磨盘垴、白云山；东北有浮山、良村山；南有嶷山、凤凰山。最高峰为盘秀山，海拔1573米。中部丘陵地形破碎。东部平原，为上党盆地的组成部分。3、地质屯留县西部地区为古生界三迭系长石砂岩、石英砂岩及泥岩；中西部丘陵区为古生界二迭系页岩、砂岩，底部夹煤层；东部平川区为新生界第四系细砂、泥灰岩、红色土、黄土及近代冲积层。4、气候屯留县气候四季分明，年均气温10，一月零下7.5，七月 23.5。年降雨量540毫米，霜冻期九月下旬至次年四月下旬，无霜期160天。132、5、矿产资源至2012年，屯留县已发现的有煤炭资源、紫砂页岩、泥炭、粘土等。煤田面积约为330平方公里，总储为146亿吨，已探明储量为54.6亿吨。6、土壤资源屯留县西部丘陵区为褐土性土，山区分布有山地褐土、粗骨性褐土、红土母质褐土性土，河川地带有浅色草甸土及盐化浅色草甸土；南东部平川区为褐土。10.2.2建设施工期环境影响评价1、大气影响项目施工期对大气的影响主要表现为施工作业扬尘、运输车辆扬尘、运输及动力设备运行产生的燃油废气。采取措施：（1）施工扬尘的防治措施土建施工时，场地周边必须的1.8m以上防尘屏应保留继续使用，并定期检查发现破损及时补修。工程开挖防尘：工程开挖土方应集中堆放，缩小133、粉尘影响范围，及时回填，减少粉尘影响时间。开挖弃土堆存时遇干燥、大风季节要及时洒水，避免产生扬尘。砂石与混凝土等扬尘消减与控制：施工中使用商品混凝土，禁止现场搅拌，混凝土运输应采用密封罐车。防止物料飘失，避免运输过程产生扬尘。（2）物料及土方运输的污染防治问题施工单位或土石运输单位必须按照交通部门核准的运输路线运行，物料运输车辆应加盖密闭篷布，本项目建设单位有责任对运输车辆的线路进行监督，不得图便利自行选择其他线路。施工工地道路要铺设石渣路面，工地出口处要设置清除车轮泥土的设备，确保车辆不带泥土驶出工地；装卸渣土严禁凌空抛散；要指定专人清扫工地路面。2、废水污染影响施工期废水主要是来自暴雨的地134、表径流、施工废水及施工人员的生活污水。采取措施：（1）石料冲洗废水：其悬浮物含量大，需建沉降池，悬浮物进行沉淀后，部分澄清后废水可用于建筑工地洒水防尘，或回用于泥砂搅拌用水。（2）混凝土养护废水：封闭混凝土中水分不在蒸发外逸，水泥依靠混凝土中水分完成水化作用，因水量较小，故废水排放量小，可以不需专门处理。（3）施工人员生活污水：建设与市政下水管道连通的临时厕所，施工人员产生的生活污水经化粪池处理后排入市政下水道。3、固废影响施工期固体废弃物包括建筑垃圾、施工人员的生活垃圾和弃土，采取措施：（1）施工建筑垃圾施工过程中残余泄漏的混凝土，断砖破瓦，破残的瓷片、玻璃、钢筋头、金属碎片、塑料碎片、抛弃135、在现场的破损工具、零件、废机油、废润滑油和含有废棉纱以及装修时使用剩下的有机溶剂废物和废涂料等。废机油、废润滑油和含油废棉纱以及装修时使用剩下的有机溶剂废物和废涂料必须按照危险废物处理，即交由危险废物处置资质的单位进行回收，不得同一般固体废物一样处理。（2）施工人员生活垃圾施工人员的生活垃圾由当地环境卫生部门收集，送入生活垃圾处理场。4、噪声影响施工期噪声主要为各类机械设备噪声及物料运输的交通噪声。机械设备噪声：推土机、压路机、打桩机、挖掘机、搅拌机等机械设备，这些突发性非稳态噪声源对施工人员、周围居民产生较大的影响。交通运输车辆噪声：大型载重车、水泥灌车噪声较大，对沿途关心点影响较大。采取措136、施：（1）制定严格合理的施工计划，集中安排高噪声施工阶段，便于合理控制，施工区应实施严格的隔离措施，降低施工噪声影响；（2）尽可能利用噪声距离衰减措施，在不影响施工的条件下，将强噪声设备尽量移至距场界较远的地方，保证施工场界达标。尽量将强噪声设备分散安排，同时相对固定的机械设备尽量入棚操作，最大限度减少施工噪声对周围居民的影响。10.2.3建设运营期环境影响评价太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地动植被分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。太阳能光伏发电部产生废水、废气等污染物。工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源，从而减少工程建设投运后，对区域大气、生态环境的影响及破坏。职工137、的生活燃料是用电或液化气，没有拉煤运输、堆放，以及燃烧排放大气污染对区域环境空气质量的影响。10.3节能及减排效益分析太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不尽用之不竭的可再生资源，早开发早受益。本工程装机容量为30MW，年均上网电量4152.31万kwh，与同容量燃煤发电厂相比，以发电标煤煤耗350g/kwh计，每年可节约标煤1.45吨。根据预测，相应可减排燃煤所产生的SO2约0.006吨，NOX约0.004吨，可有效减少有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，对改善环境具有积极的作用。10.4综合评价拟建30MW138、并网光伏发电工程利用清洁的、可再生的太阳能资源，节约了不可再生的煤炭或石油、天然气资源，对于减少大气污染排放，保护环境具有重要作用，社会效益及环境效益良好。拟建电场工程建成投运后，将成为屯留镇有一新的旅游景观，对当地旅游发展具有一定的促进作用。此外，每个太阳能电池支架基础占地面积较小，不会对当地的生态环境有所影响，电场的建设不会影响当地土地利用；电场施工期只要加强管理，采取切实可行的措施，可有效控制施工期间粉尘、噪音、水土流失等方面的影响。总之，拟建30MW并网光伏发电工程的建设对当地环境不会产生不良影响，而且太阳能电场工程是一个节能降耗的环保项目。因此该项目的建设从环保的角度分析是可行的。第139、十一章 投资估算及资金筹措11.1 编制说明针对项目设计标准、规模和范围，按照电力工程建设项目的有关规定和现行政策文件，结合工程实际情况和特点，按专业和系统编制了投资估算。项目估算范围包括厂内各工艺系统，投资估算费用包括建筑工程、设备安装工程、附属生产工程、工程建设其他费用和预备费等。11.2 编制原则及依据1、火力发电工程建设预算编制与计算标准（2006版）；2、电力建设工程概算定额（2013年版）；3、电力建设工程预算定额（2013年版）；4、电力建设工程装置性材料预算价格（2013年版）；5、电力工业基本建设预算管理制度及制度；6、山西省建设工程计价依据（2011年）；7、山西省工程建设140、其他费用标准（2009年）；8、山西省建筑安装工程概算定额(2011年)；9、省计委、省物价局（晋价房字2000第17号）转发和印发我省建设项目前期工作有关咨询收费标准的通知；10、参与可研的设计人员提供的各有关工种技术资料；11、依据项目实施企业提供的有关资料。11.3 问题说明1、工程量：依据各设计专业提供的方案及工程量，并参考同期同类工程设计概算（或投资估算），应估算工程量并算足各系统工程费用。2、投资估算指标及装置性材料综合预算价格：采用电力建设工程装置性材料综合预算价格华北地区山西价目部分，不足部分使用“电力建设装置性材料预算价格”（山西价目部分），并进行调整。3、根据国家“财税字（141、1999）299号”文规定，固定资产投资方向调节税为零。4、价格指数按当地价格信息测算。11.4 投资估算1、项目工程静态投资估算为32588.07万元，其中（1）主要生产工程费：27674.62万元，占工程静态总投资的84.92%；太阳能光伏发电系统工程费：17453.76万元；电气系统工程费：8555.35万元；附属生产工程费：1665.51万元。（2）与厂址有关单项工程费：84.0万元，占工程静态总投资的0.26%；（3）编制年价差：211.20万元，占总投资的0.65%；（4）工程建设其他费用：2226.18万元，占总投资的6.83%；项目建设管理费：449.05万元；项目建设技术服务142、费：1175.73万元；分系统调试及整套启动试运费：47.10万元；生产准备费：554.30万元；（5）基本预备费：为2392.06万元，占总投资的7.34%。2、本项目建设资金全部由企业自筹，暂不考虑银行贷款，无建设期贷款利息，因此项目工程动态投资为32588.07万元。3、项目铺底流动资金为27.08，计划总资金为32615.14万元。11.5 资金筹措本项目总投资为32615.14万元，资金来源全部由企业自筹。第十二章 财务效益初步分析12.1 评价说明1、电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编、建设项目经济评价方法与参数（第三版）所确定的评价模式进行评价。2、效益和费用估算按照国家143、现行财税制度规定执行。3、成本参照目前国内同类公司生产成本。12.2 评价指标（1）项目盈利能力评价指标总投资收益率（ROI）资本金净利润率（ROE）财务内部收益率（FIRR）项目投资回收期（Pt）财务净现值（FNPV）（2）财务生存能力指标资金利润率（）资金利税率（）累计盈余资金（万元）12.3效益计算（1）根据国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知中2011年地面光伏上网电价1000元/MWh，外售电量为4152.31万kWh/a，销售收入4152.31万元。（2）生产总成本为3109.27万元/年。（3）电站所需动力燃料费用为9.26万元/年，详见附表。（4）员工工资按每144、月平均3500元计，工资及福利总额为63.00万元；养老保险按工资及福利总额23%，计算为14.49万元/年。（5）固定资产折旧按照平均年限法，不计残值，折旧年限为15年，年折旧费用为2158.46万元/年。（6）其他资产（员工配培训费和办公设施及家具购置费）年摊销费为：4.01万元/年。（7）正常生产时总成本费用为3109.27万元/年，可变成本为117.57万元/年；固定成本为2991.70万元/年，年经营成本为946.01万元/年，详见附表。12.4结论本项目再生能源发电项目，其经济效益和社会效益是非常显著的，有利于降低企业经营成本，增强企业的竞争力。第十三章 社会影响与风险分析13.1145、 社会影响效果分析本项目实施后具有明显的社会效益。1、促进新能源产业的发展项目实施后，充分利用当地闲置的山坡土地资源和丰富的太阳能资源进行光伏发电，可极大的促进当地新能源产业的发展，提高可再生能源利用率，促进节能减排，为当地政府和国家的可持续发展做出贡献。2、保护生态，促进环境保护在全球能源形势紧张、生态气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。我国的环境状况已经警示我国所能拥有的污染排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。本项目太阳能光伏发电以其清洁、源源146、不断、安全等显著优势，在太阳能产业的发展中占有重要地位，是改善生态、保护环境的有效途径。3、发挥减排效率，申请CDM（清洁能源机制），扩大我国在国际上的环保宣传影响我国是联合国气候变化框架公约（1992）和京都议定书（1997）的签字国，为努力减缓温室气体排放的增长率，承担“共同但有区别的责任”。在2002年约翰内斯堡全球可持续发展峰会上，中国政府已核准京都议定书，中国将坚定不移地走可持续发展的道路。CDM作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转让。本项目不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清147、洁机制的范围，能够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，如果有先进的技术或额外资金的支持，不但大大降低太阳能光伏发电的投资压力，促进项目的实施和建设，尤其重要的是可以扩大我国和山东省环境保护的宣传影响，从而扩大我国在国际上的环保宣传影响。本项目的建设，符合国家产业政策和行业规划要求，项目工艺技术先进、设备选择及建设地点选择合理。项目的建设不仅可以满足宁阳县及周边城市电力和环保发展的要求，促进经济的发展，还可起到拉动效益，带动周边经济的快速发展，扩大在国际上的环保宣传影响，具有良好的经济和社会效益。因此，该项目具有显著的社会效益。13.2风险及对策分析148、项目投资大、专业性强，在工程建设和营运过程中，经常要受到多种因素的影响与干扰，而这些因素又大多具有相当的不确定性。因此，项目投资必须认真识别风险、设法控制风险，以提高投资的成功率。1、项目风险分析（1）项目初始投资阶段项目初始投资阶段的风险主要是大量资金投入到基础设施和各种硬件设备的配备带来的。企业需要拥有雄厚的实力，能够提供包括技术、设备等一系列的综合服务，这种高标准的服务对企业的硬件资源提出了很高的要求。同时项目初期资金很大比例的用于基础设施的投放建设，由于这笔巨额资金投放进行的建设具有很强的针对性，资金投入后，如果发生意外事件导致风险的出现，企业进行或者资产变现的能力就会较差。（2）项目149、服务营运阶段营运阶段是项目投资成败的关键阶段。企业营运过程涉及很多环节，任何一个环节出现差错都会直接影响整个系统的顺利运行，该阶段的风险主要表现在以下几个方面：政策的原因带来的风险在项目营运过程中，国家政策的变化直接影响到项目的经济风险。目前虽然可再生能源利用鼓励政策在国家各种规划中有所提及，但缺少具体的费率补贴措施和执行策略，政策方面存在一定的不确定性。硬件设备的原因带来的风险在营运过程中，完善的硬件设备是企业提供高效率、低成本的产品的前提。在企业运营过程中，除了会出现一些经常发生的设备故障而带来的风险外，还会出现一些事先难以预料的事情，这些风险构成营运过程中的重要风险。管理人员的原因带来的150、风险如果管理人员在工作中存在疏忽和失职，会导致效率的降低，甚至会出现造成财产重大损失的事故。这种风险在项目实施过程中产生的影响应给予足够重视，因此对此类风险控制是整个项目顺利运行的保障。2、项目风险防范策略项目开展过程中会面临很多的风险，这些风险都将直接或间接地威胁到项目开展的结果。在项目的建设和营运过程中，充分认识相关风险，并在实施过程中加以控制，大部分风险又是可以降低和防范的。（1）积极研读国家政策导向，充分利用政策优势随着国家对光伏发电行业的高度重视，未来还将会有更多的有利法律法规出台，光伏产业发展的环境将会得到不断的改善。企业要积极研读国家政策导向的变化，充分利用政策优势。（2）深入调151、查、科学预测，建立科学有效的决策机制该项目投资大、周期长、风险多，因此要深入调查研究分析市场需求，科学确定投资计划，对项目的各种可能方案进行可行性论证，评估方案风险发生的概率和损失程度，权衡利弊，选出最优投资方案。此外，要提高决策者的决策，建立科学有效的决策机制，杜绝和减少决策失识。（3）加强项目投资管理，增强抵御经营风险能力该项目投资方案一经选用，就应付诸实施。项目经营风险大小取决于项目获利能力和投资回收能力。防范项目经营风险，一是应加快项目建设进度，节约项目投资，优质高效建好项目。二是加强项目经营管理，增强其投资回收能力。三是加强项目财务收支管理，增强其投资回收能力，通过增加财务收入，节约152、财务支出，实现经营现金净流量最大化，以达到尽快回收项目投资目的，从而有利于防范经营风险。（4）严格的制度管理企业在营运过程中，通过严格的制度管理可以避免大部分风险。因此，要有严格的规章制度，将工作中出现的责任落实到个人，并结合相关的奖惩机制，将人为原因造成的失误降到最低。对于可能出现问题的地方，应制订专门的审核制度，将操作流程进行标准化处理，实行制度化管理。一方面要对硬件设备进行专门的检修和保养，避免硬件的故障造成差错；另一方面流程尽量标准化，有章可循，减少人为原因造成的风险。（5）建立稳定的合作伙伴关系项目开展初期，可以考虑强强联合，降低风险，与有丰富管理经验的相关行业的大型企业合资或合伙投153、资建设项目，这样既可以降低投资风险，又能够在合作中学习大型企业先进的管理经验。然后根据自身实力对目标客户进行定位，积极寻找服务需求企业，定期进行沟通，不断改进工作中存在的不足，提高服务质量，以巩固合作模式的稳定性。同时可以考虑采取与合作伙伴利益一体化的方式保证客户的稳定性，密切关注客户的资信状况，对于资信状况好、发展能力强的客户，可考虑通过合资、相互控股的方式将项目的发展与生产企业紧密联系起来，两者相互依存，共同发展。第十四章 招标方案14.1编制依据 1、中华人民共和国招标投标法中华人民共和国主席令第21号；2、工程建设项目招标范围和规模标准规定国家发展计划委员会令第3号；3、山西省工程建设154、项目勘察设计招投标实施细则（晋计设计发200116号）；4、山西省基本建设物资采购招投标实施细则（晋计生资2000753号）；5、工程建设项目自行招标试行办法国家发展计划委员会令第5号。14.2相关规定1、中华人民共和国招标投标法第三条规定：在中华人民共和国境内进行下列工程建设项目包括项目的勘察、设计、施工、监理以及与工程建设有关的重要设备、材料等的采购，必须进行招标。（1）大型基础设施、公用事业等关系社会公共利益、公众安全的项目；（2）全部或者部分使用国有资金投资或者国家融资的项目；（3）使用国际组织或者外国政府贷款、援助资金的项目。2、国家发展委员会令第3号工程建设项目招标范围和规模标准规155、定第五、七条规定：使用国家政策性贷款的项目，包括项目的勘察、设计、施工、监理以及与工程有关的重要设备、材料等的采购，达到下列标准之一的，必须进行招标：（1）施工单项合同估算价在200万元人民币以上的；（2）重要设备、材料等货物的采购，单项合同估算价在100万元人民币以上的；（3）勘察、设计、监理等服务的采购，单项合同估算价在50万元人民币以上的；（4）单项合同估算价低于第（一）、（二）、（三）项规定的标准，但项目总投资额在3000万元人民币以上的。3、山西省工程建设项目勘察设计招投标实施细则第二、三条规定：所有在我省境内进行下列工程建设项目其勘察费单项合同估算价20万元（人民币）以上、设计费单156、项合同估算价30万元以上或工程建设项目总投资在2000万元以上时必须进行招投标：（1）大型基础设施、公用事业等关系社会公共利益、公众安全的项目；（2）全部或部分使用国有资金投资或者国家融资的项目；（3）使用国际组织或者外国政府贷款、援助资金的项目。4、山西省基本建设物资采购招投标实施细则第二、三条规定：与产生结构调整相关的高新技术项目、潜力产品项目及计划部门审批的其它生产性建设项目重要物资的采购、且规模标准为：单项合同估算价达到50万元以上(含50万元)，或单项合同估算价低于50万元，但项目总投资县属达到300万元(含300万元)以上，并使用国家政策性贷款，其物资采购必须按照山西省基本建设物资157、采购招投标实施细则进行招标。5、工程建设项目自行招标试行办法第三、四条规定：招标人是指依照法律规定进行工程建设项目的勘察、设计、施工、监理以及与工程建设有关的重要设备、材料等招标的法人。招标人自行办理招标事宜，应当具有编制招标文件和组织评标的能力，具体包括：（1）具有项目法人资格(或者法人资格)；（2）具有与招标项目规模和复杂程度相适应的工程技术、概预算、财务和工程管理等方面专业技术力量；（3）有从事同类工程建设项目招标的经验；（4）设有专门的招标机构或者拥有3名以上专职招标业务人员；14.3招投标基本情况项目总投资32615.14万元，其中建筑工程费3290.88万元，设备购置费18749.158、90万元，安装工程费5633.84万元，勘察费26.77万元，设计费784.30万元，工程监理费176.71万元。山西省建设项目招标方案和不招标申请表项目名称光伏发电场建设项目建设单位长治市屯能光伏发电科技有限公司单位负责人及电话左小云联系人及电话刘福文建设内容工程建设包括太阳能光伏发电及其配套辅助系统和设施。发电系统界面从光伏发电组件开始，到35kV开关站35kV出线断路器为止，包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统等子系统以及与电网接入配套的保护设备等。建设地点和起止年限长治市屯留县张店镇上立寨村2014年8月至2015年7月总投资额32615.14万元资金来源及构成全部企业自筹合同估算额159、（万元）招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式全部招标部分招标委托招标自行招标公开招标邀请招标勘察26.77设计784.30建筑工程3290.88设备购置18749.90监理176.71安装工程5633.84拟选择的招标公告发布媒介山西招投标网(http:)拟选择的招标代理机构 情况说明： 建设单位（盖章）年 月 日注：情况说明在表内填写不下，可附另页。本表由项目建设单位填写(详见填表说明)。第十五章 结论与建议15.1结论（1）本项目属于国家鼓励发展的新能源和可再生能源产业，是我国近期重点发展项目，其产品属于国家高新技术产业目录中的鼓励发展产品，符合国家产业导向有限责任公司在太阳能产业上160、已创造了一定的有利条件，且项目具有良好的投资效益、社会效益和抗风险能力，项目建设是可行的。（2）项目所在地场址地势开阔、地形平缓、交通便利，并网条件、建设条件良好，同时地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。（3）项目具有良好的经济效益，平均每年可向电网提供4152.31万kWh的绿色能源，在国家相关政策扶持下，若电网公司能够按预算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） 建议在屯留县并网光伏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161、依据。 销售收入和销售税金及附加估算表 附表1 单位：万元序号 项目单位产量单 价 (元)投产期达产期2345678-25生产负荷80%100%100%100%100%100%100%1销售收入3321.85 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 1.1发电量万kwh/a4152.31 13321.85 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 4152.31 2销售税金及附加30.11 37.64 37.64 37.64 37.64 37.64 37.64 2.1城市建设维护税7.0%16.86 162、21.08 21.08 21.08 21.08 21.08 21.08 2.1教育费附加3.0%7.23 9.03 9.03 9.03 9.03 9.03 9.03 2.2价格调控基金1.5%3.61 4.52 4.52 4.52 4.52 4.52 4.52 2.4河道管理费1.0%2.41 3.01 3.01 3.01 3.01 3.01 3.01 3增值税240.92 301.15 301.15 301.15 301.15 301.15 301.15 3.1进项税0.82 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 3.2销项税482.66 603.33 603.33 6163、03.33 603.33 603.33 603.33 设备投资估算表 附表2 单位：万元序号设备名称型号数量单位单价(万元)总费用一主要生产设备22757.00 1多晶硅电池组件CS6P-230PX130800块0.09 11772.00 2太阳能组件支架30000000W0.0001 3000.00 3逆变器SG500KTL60个20.00 1200.00 4汇流箱420组3.50 1470.00 5直流配电单元60台3.20 192.00 6低压开关柜60台2.80 168.00 7升压变压器S1130台19.50 585.00 8升压馈线柜8台10.00 80.00 9升压出线柜1台10164、.00 10.00 10升压PT柜1台10.00 10.00 11无功补偿柜1台10.00 10.00 12无功补偿装置1套45.00 45.00 13监控系统1套100.00 100.00 14直流、UPS系统1套45.00 45.00 15通信系统1套18.00 18.00 16电费计量、调度网接入系统1套20.00 20.00 17线路保护1套6.00 6.00 18频率电压控制保护装置1套8.00 8.00 19阵列输出电缆2PFG 1169 14mm型803600m0.01 4018.00 20汇流箱输出电缆YJV22-1.0 2*703000m0.01 15.00 21直流配电单元165、输出电缆ZA-YJV22-1.0 2*70型3600m0.01 18.00 22逆变器输出电缆ZA-YJV22-1.0 3*70型6000m0.01 30.00 23升压变电站输出电缆ZA-YJV22-35-3*50/95/120型3000m0.01 15.00 二辅助设备12.90 1水泵3台3.50 10.50 2空调6台0.40 2.40 三合计22769.90 土建工程费用表附表3 单位：万元序号项 目数量层数占地面积m2建筑面积 m2单价元/m2总价万元备注一主要工程3138.00 1760.88 1方阵支架基础1500.00 2控制室11216.00 216.00 90019.44166、 3综合办公楼12500.00 1000.00 90090.00 4低压配电室3011620.00 1620.00 750121.50 5高压配电室1154.00 54.00 7504.05 6值班室1150.00 50.00 7503.75 7备品备件库11108.00 108.00 7508.10 8检修车间1172.00 72.00 7505.40 9消防水泵房1118.00 18.00 7501.35 10消防水池11135.00 405.00 1807.29 二辅助工程1530.00 1绿化500.00 2道路800.00 3电缆沟30.00 4围墙20.00 5厂区土石方180.0167、0 三合计2638.00 3138.00 3290.88 总投资估算表附表4 单位：万元序号工程或费用名称估 算 价 值占总投资比例%备注建筑工程设备购置安装工程其他费用 合 计一主要生产工程3290.88 18749.90 5633.84 27674.62 84.92%1太阳能光伏发电系统1500.00 14772.00 1181.76 17453.76 53.56%2电气系统144.99 3967.00 4443.36 8555.35 26.25%3附属生产工程1645.89 10.90 8.72 1665.51 5.11%二与厂址有关的单项工程84.00 84.00 0.26%1交通运输168、工程0.00 0.00%2储灰场、防浪堤、填海、护岸工程0.00 0.00%3水质净化系统0.00 0.00%4补给水工程0.00 0.00%1地基处理工程64.80 64.80 0.20%2厂区、施工区土石方工程3.60 3.60 0.01%3临时工程15.60 15.60 0.05%三编制年价差92.97 118.23 211.20 0.65%四 其他费用 2226.18 2226.18 6.83%1建设场地征用及清理费2项目建设管理费 449.05 449.05 1.38%2.1项目法人管理费143.69 143.69 1.61%2.2招标费27.67 27.67 0.10%2.3工程监169、理费176.71 176.71 1.98%2.4设备监造费30.00 30.00 0.16%2.5工程保险费70.98 70.98 由基本预备费支出，不计入项目建设管理费中2.5.1工业建筑5.35 5.35 0.06%2.5.2设备安装65.62 65.62 0.35%3项目建设技术服务费1175.73 1175.73 3.61%3.1项目前期工作费81.11 81.11 10.00%3.2规划设计费0.00 0.00 3.3设备成套技术服务费93.75 93.75 0.50%3.4勘察设计费811.07 811.07 3.4.1勘察费26.77 26.77 0.30%3.4.2设计费784170、.30 784.30 3.5设计文件评审费17.84 17.84 3.6项目后评价费13.39 13.39 3.6.1发电工程13.39 13.39 0.15%3.7工程建设监督检测费13.99 3.7.1工程质量监督检测费13.39 13.39 0.15%3.7.2特种设备安监测费0.60 0.60 0.5元/kW3.8电力建设标准编制管理费133.87 133.87 1.50%3.9电力工程定额编制管理费10.71 10.71 0.12%4分系统调试及整套启动试运费47.10 47.10 0.14%4.1分系统调试费0.00 4.2整套启动试运费0.90 0.90 4.3施工企业配合调试费171、46.20 46.20 5生产准备费554.30 554.30 1.70%5.1管理车辆购置费187.50 187.50 1.00%5.2工器具及办公家具购置费52.66 52.66 0.59%5.3生产职工培训及提前进厂费314.15 314.15 3.52%6大件运输设施费五基本预备费2392.06 2392.06 7.34%1基本费用2392.06 2392.06 合计3467.85 18868.13 5633.84 4618.25 32588.07 100.00%六特殊项目工程静态投资3467.85 18868.13 5633.84 4618.25 32588.07 各类费用单位投资(172、元/kW)2889.88 15723.44 4694.87 3848.54 27156.72 各类费用占静态投资的(%)10.64%57.90%17.29%14.17%100.00%七价差预备费八建设期贷款利息工程动态投资3467.85 18868.13 5633.84 4618.25 32588.07 九铺底流动资金27.08 十项目计划总资金3467.85 18868.13 5633.84 4618.25 32615.14 外购燃料及动力成本估算表附表5 单位：万元序号项 目单位年用量单价(元)投产期达产期23456789-25生产负荷80.0%100.0%100.0%100.0%100.173、0%100.0%100.0%100.0%1电104kWh7.061.307.349.179.179.179.179.179.179.172水104m30.033.100.070.080.080.080.080.080.080.083合计7.419.269.269.269.269.269.269.26进项税0.821.031.031.031.031.031.031.03项目定员表附表6 序号部门名称每班人数班次定员比例一厂级管理1320.0%二生产车间640.0%2.1控制室236三职能部门640.0%3.1采供部12113.2生产技术部1113.3财务部2123.4办公室212四合 计1510174、0.0%总成本费用估算表附表7 单位：万元序号年 份项 目合计生 产 经 营 期2345678-25生产负荷80%100%100%100%100%100%100%1外购原材料0.000.000.000.000.000.000.000.002外购燃料动力137.007.419.269.269.269.269.269.263工资及福利费1146.8561.9977.4977.4977.4977.4977.4977.494修理费11180.81604.37755.46755.46755.46755.46755.46755.465折旧费31945.171726.772158.462158.462158175、.462158.462158.462158.466无形资产摊销费0.000.000.000.000.000.000.000.007递延资产摊销费20.064.014.014.014.014.010.000.008土地费用72.004.804.804.804.804.804.804.809管理费用307.2716.6120.7620.7620.7620.7620.7620.7610销售费用1229.0866.4483.0583.0583.0583.0583.0583.0511总成本费用46038.252492.393113.283113.283113.283113.283109.273109.27其中:固定成本44297.222397.372995.712995.712995.712995.712991.702991.70可变成本1741.0395.02117.57117.57117.57117.57117.57117.5712经营成本14001.02756.81946.01946.01946.01946.01946.01946.01