1、江西师范大学2.5MW分布式光伏发电绿色校园示范项目（一期）可行性研究报告二一四年十月146目 录前 言1第一章 工程概况21.1 项目基本情况21.2 编制依据31.3 编制范围31.4项目承办企业概况41.5 项目进度计划与安排41.6 结论与建议5第二章 太阳能资源72.1 中国能源现状和发展趋势72.2 中国的环境现况和发展趋势72.3 开发利用可再生能源是必由之路82.4 光伏发电的重要性和发展预测92.4.1太阳能将成为未来世界的主要能源92.4.2我国太阳能资源和光电发展潜力102.4.3技术发展的主流方向142.4.4 清洁能源的推动及示范效应152.5 南昌市太阳能资源1522、.5.1 南昌市自然条件152.5.1.1 地理位置152.5.1.2 地质地貌162.5.1.3 气候162.5.2 南昌市太阳能资源分析172.5.3 最佳倾斜角计算202.5.4 南昌市太阳能发展现状24第三章 项目选址及周边设施253.1 项目建设地点253.2 建设条件253.3 输配电网基础情况263.31.电网结构263.3.2.电压等级273.3.3.变电情况273.3.4.输电网情况273.3.5.无功补偿设施273.3.6.用电状况。283.4 选址结论28第四章 项目示范目标及建设内容304.1 项目目标304.2 示范内容314.3 主要建设内容32第五章 2.5MW分3、布式光伏发电示范项目设计方案345.1 太阳能发电原理及系统特点和方式345.1.1 太阳能电池发电原理345.1.2太阳能发电系统特点345.1.3 并网太阳能系统发电方式355.2 设计说明和依据375.2.1设计说明375.2.2 设计依据375.2.3 系统设计原则405.3 建设类型415.4 建筑面积和安装容量435.4.1建筑面积435.4.2安装容量435.5 系统方阵布置及结构设计方案495.5.1自然条件495.5.2抗震设防495.5.3荷载确定原则495.5.4 电池组件倾角铺设方式的支架结构和安装设计515.5.5安装注意事项595.6.电力系统设计615.6.1接入4、系统方案615.6.2 光伏方阵电气设计625.6.3 系统设备选型设计635.7 主要产品部件清单及性能参数695.7.1主要产品清单695.7.2 产品性能参数715.8 节能设计775.9 防雷接地保护系统设计785.9.1 采用的标准785.9.2 系统防雷785.9.3 系统接地795.10 电能计量795.10.1 数据采集与监控装置81第六章 土建工程916.1 工程地质条件916.2 主要技术参数916.3 主要建筑材料916.4 单轴跟踪太阳能支架基础916.4.1 太阳能板支架基础及地基处理91第七章 消防工程947.1 消防设计主要原则947.1.1主要设计原则947.15、.2 本工程依据的主要法律、规范和规定947.2 工程消防设计957.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级957.2.2主要场所及主要机电设备消防设计957.2.3安全疏散通道和消防通道967.2.4 消防给水977.2.5消防电气977.2.6消防监控系统977.2.7 建筑消防设计987.3 施工消防997.3.1工程施工场地规划997.3.2 施工消防规划997.3.3易燃易爆仓库消防100第八章 环境保护与水土保持1018.1 设计依据1018.2 评价保准1018.3.1环境和水土保持现状1018.3.2水土保持现状1028.4 评价区生态环境影响分析1038.4.1 可能造成的生态6、环境影响1038.4.2可能造成的水土流失危害1048.4.3 可采取的措施1048.5结论104第九章 劳动安全与工业卫生1069.1 设计依据、任务与项目1069.1.1编制任务与项目1069.1.2设计依据1069.2 光伏电站总体安防布置1089.3 劳动安全设计1089.3.1防火防爆1089.3.2防电器伤害1089.3.3防机械伤害、防坠落伤害1099.4 工业卫生设计1109.4.1防噪声及防振动1109.4.2温度与湿度控制1109.4.3采光与照明1119.4.4防尘、防污、防腐蚀、防毒1119.5 安全与卫生机构设置1129.6 劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实7、施计划1129.7 预期效果评价1139.7.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价1139.7.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价1139.7.3 存在的问题和建议113第十章 系统建设及施工11410.1 施工顺序11410.2 施工准备11410.2.1技术准备11410.2.2现场准备11510.3 设备安装部分11510.3.1太阳电池组件安装11510.3.2逆变器安装11610.3.3连接要求11610.4 检查和调试11610.5 检测预留方案11710.6 运行维护方案11810.6.1光伏发电系统监控11810.6.2运行维护11910.7 太阳能光伏发电系8、统群控12110.8 进度计划与安排12210.9 试运行与交付使用122第十一章社会经济效益分析12311.1 年发电量分析12311.2 发电量12511.3 技术经济分析12611.3.1建设概况12611.3.2投资估算范围12611.3.3估算编制依据12611.3.4 资金筹措方式12711.3.5投资估算结果127第十二章效益及风险分析12812.1 财务评价12812.1.1评价指标12812.1.2财务风险风险分析12812.2 社会效益分析12812.3 环境影响分析12912.3.1环境和生态现状12912.3.2生态环境影响分析12912.4 项目推广前景分析130129、.4.1对城市污染优化影响13012.4.2对地区居民就业的影响13012.4.3项目对当地文化、教育的影响13012.5评价结论131第十三章 保障措施13213.1 组织协调措施13213.2 监督管理措施133第十四章 结论138前 言随着国家加快产业结构调整步伐，走经济可持续发展道路，太阳能等新能源应用已经成为中国可持续发展的基本国策。本项目以新能源应用，节能环保技术为示范核心，在全国大中专院校率先把“可再生能源技术应用、节能减排绿色环保理念”纳入师生培训教学大纲，并设立实践课堂。项目实施内容及特点如下： 利用校园建筑屋顶，安装2.5MW分布式光伏并网发电系统，建设校园光伏发电技术实验10、实训平台。在光伏发电系统集成的基础上，以学生（学员）现场培养培训为目标，从设计的角度突出系统的教育、培训功能。光伏系统集成后具有广泛的实验性、可观测性、可手工操作性、可重新组装性、可模拟性等功能 。可为学校新设光伏专业，培训培养光伏发电工程师，光伏建筑工程师，光伏电站维护人员等新能源行业紧缺型技能人才。为江西省光伏人才培训培养提供平台，为江西大中小学生及社会各界新能源发电及节能减排科普教育提供平台，扩大学院的社会影响力，提高学院的知名度。 同时，开设光伏发电技术，节能减排科普课堂及实验实训课堂。率先建设“绿色大讲堂”， 开设“节能减排综合应用示范”培训课程，实践课堂，与相关单位建立流动课堂，结11、合学员的深度参与和实践，使理论、实践及管理获得同步提高。项目建成后，必将为我省新能源紧缺人才培养做出贡献，为新能源，节能减排科普宣传做出贡献。引导和带动社会广泛使用新能源、新技术。第一章 工程概况1.1 项目基本情况 项目名称：江西师范大学2.5MW分布式光伏发电项目 项目承建单位： 项目所在地区、地点：江西省南昌市紫阳大道99号江西师范大学，惟义楼、先骕楼、名达楼、方荫楼建筑屋顶 建设内容：建造0.4KV并网，自发自用，余电上网太阳能发电工程 投资规模：项目总投资2250万元 资金构成：项目建设总投资为2250万元。 经济效益：根据计算得出本系统25年的总发电量约为6726 万KWh，年平均12、发电269万KWh。按江西师范大学0.6元/KWh用电电价，计算得出平均每年可节省电费为161.4万元，系统25年可节约电费4035万元。项目还可申请国家分布式度电补贴0.42元/度、江西省地区分布式度电补贴0.2元/度，同时作为绿色能源发电工程，整个系统每年可带来节能减排效益： 每年可节约煤：1020（吨） 每年减排二氧化碳：2115（吨） 每年减排二氧化硫：20（吨） 每年减排氮氧化物：6（吨） 每年减排粉尘：13（吨） 项目建设期 ：6个月 1.2 编制依据 国家发展和改革委员会、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）。 国家发展和改革委员会产业结构调整指导目录（2005年本）13、。 分布式示范项目实施纲要 国家环境保护总局关于印发国家先进污染防治技术示范名录（2007年度）和国家鼓励发展的环境保护技术目录 南昌市人民政府南昌市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要 南昌市人民政府南昌市国家科技股份示范城规划建设方案 国家有关技术标准及规范。 建设单位提供的其它有关资料 科技股份有限公司关于可行性研究报告编制的委托书。 1.3 编制范围受项目承办单位的委托，我司会同上级有关部门和相关单位，对项目涉及的有关问题进行了认真的调查和分析，并在企业已有工作的基础上，根据当地的发展规划，按照建设项目经济评价方法与参数以及国家和行业的有关规定，编制了本项目的可行性报告。本项目可行性14、报告编制范围包括： 项目建设的背景和必要性 市场分析及建设规模 建设条件与厂址 工程设计方案 项目实施进度 投资估算与资金筹措 经济效益分析 环境以及社会效益分析 1.4项目承办企业概况科技股份有限公司由国家“千人计划”特聘专家杨旸博士创办。公司是国内较早开拓太阳能光伏应用市场的企业之一。公司总资产3亿余元，占地面积200余亩，有工程技术人员近100人，公司主营业务为太阳能光伏发电及太阳能农林应用产品的研发、生产及项目工程建设。公司为国家首批金太阳示范工程业主单位，已经完成多个大型光伏电站工程的开发建设。公司拟于2014年年底在新三板上市。1.5 项目进度计划与安排本示范项目工程总共6个月完工15、，工程进度安排如下所示： （1）建设前期工作阶段（2014.102014.11） 0.4KV侧并网发电可行性论证； 对南昌地区地理位置、气象数据、太阳能辐射量进行分析； 搜集相关资料。 （2）设计阶段（2014.112014.12） 根据当地太阳能辐射情况和负载容量分析设计太阳能光伏发电系统容量配置及具体分布情况； 根据江西师范大学要求设计太阳能阵列布置； 设计太阳能电池板的架设位置。 （3）建设准备阶段（2014.122015.1） 技术准备：熟悉审查施工图纸，编制工图预算，施工预算； 物资准备：施工所需设备、材料、加工件、施工机具等； 施工现场准备：搭建生产用临时设施，解决施工所需的水、电16、道路。 （4）建设实施阶段（2015.12015.2） 土建施工，开建2.5MW分布式示范工程发电项目； 建设项目的配套设施； 进行配电室及太阳电池支架的基础制作，基础及配电室土建施工，太阳电池支架制作安装、太阳能电池方阵的安装； 布线、安装电缆。 （5）施工验收阶段（2015.22015.3） 充放电试验； 根据不同用途进行太阳电池方阵安装调试，电气设备的安装调试，系统的并网运行调试，试运行； 竣工验收。 1.6 结论与建议江西师范大学2.5MW分布式光伏发电示范项目是一个非常适合我国及南昌市实际情况的民间资本投资新能源的示范实践发电工程，不仅具有良好的社会经济效益，对国内大功率光伏并网发17、电有着深远的影响意义。 第二章 太阳能资源2.1 中国能源现状和发展趋势在经济快速增长的拉动下，我国能源的生产和消费高幅度增长，2006年能源生产总量22.11亿吨标准煤，比上年增加1.52亿吨标准煤，增长7.4%；2007年能源生产总量23.7亿吨标准煤，与2006年相比增加了1.59亿吨标准煤，增长7.2%，中国已经成为世界第二大能源消费国和第三大能源生产国。由于我国人口众多，而我国的能源却相对贫乏，人均资源占有量不足世界人均值的1/2；按照这样的能耗，我国将在全球率先面临化石能源枯竭的挑战。为了缓解能源紧缺现状，发展可再生能源越来越紧迫。 中国可再生能源发展的总目标是：提高转换效率，降低18、生产成本，逐步以市场为导向，大力推进产业化，并使多数可再生能源技术接近或达到世界先进水平，部分实现商品化大规模应用，增大可再生能源在国家能源结构中所占比例。截止2013年，中国太阳能光伏发电总装机容量超过20GW。2.2 中国的环境现况和发展趋势大规模、无节制的开发利用化石能源不仅加速了资源的枯竭，而且造成日益严重的环境问题。我国目前的能源将近70%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经构成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量燃烧煤炭所产生的不良后果；包括空气污染对居民健康的危害，酸雨对农作物和自然环境的破坏，以及二氧化碳排放对气候变化；已经越来越引起全社会的关注。我国电力约90% 19、的燃料来自煤炭，2008年发电用煤量达到10.4亿吨。2008年新投产火电机组达2000万KW，增加煤炭需求6000万吨。煤炭的大量开采和发电，对我国的环境已经造成了极大的破坏。截至2008年火电废水排放量40.3亿吨，火电CO2排放量占全国总量的25%。SO2排放量为1654万吨。初步估算煤炭发电造成的污染的经济损失以及由此产生的环境污染治理成本高达1606亿元。大力发展可再生能源保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。2.3 开发利用可再生能源是必由之路我国探明的煤炭资源将在81年内采光，石油资源将在15年左右枯竭，天然气资源也将在30年用尽，因此必须加速开发新能源和可再生能源取代日益20、减少的化石能源，2001年以后，电力需求以每年超过20%的速度增长，2003年全国出我现电力供应严重不足的现象，2004年缺电形势更加严峻。根据中国电力科学院预测，我国电力供应缺口2010年约为37GW，2020年预计为102GW。按照目前的经济发展趋势和中国的资源情况，我国电力供应单靠传统的煤炭、水、核是不够的，存在的缺口只能由可再生能源填补。因此可再生能源发电到2010年必须达到6%左右，到2020年达到11%左右。年煤水核总计缺口2010 400 135 12.5 584.5 37 2020 592 220 36 950 102 2010 和2020年中国发电装机预测（GW）到本世纪中期21、，电力需求的25%要靠可再生能源提供。2010、2020和2050年中国总电力发展需求预测如下：年装机容量（亿KW） 发电量（亿度）20023.571654220105.852710020209.544000205021927002010、2020 和2050 年中国总电力发展需求预测2.4 光伏发电的重要性和发展预测2.4.1太阳能将成为未来世界的主要能源从十七世纪至今，全球人口从5亿增长到60亿，翻了12番；人类的能源消耗也从每年1亿吨标准煤增长到150亿吨标准煤，翻了150番。世界能源委员会预测，按照资源探明储量和这样的发展速度，石油将在43 年之后枯竭，天然气将在66年用尽，煤炭也只够22、169年开采。而地球表面所接受的太阳能约为1.0741014GWH/年，是全球能量需求的35000倍，取之不尽用之不竭。世界能源构成的发展趋势。能源构成的发展趋势2.4.2我国太阳能资源和光电发展潜力我国属于世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射量在91.7 2333KWh/m2年之间。全国总面积2/3 以上地区年日照时数大于2000 小时。中国年太阳能分布图如下。中国年太阳能分布图按接受太阳总辐射量的多少，全国大致上可分为五类地区：（1）一类地区全年日照时数为32003300 小时，辐射量在670837x104kJ cm2a 。相当于225285kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高23、原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJcm2a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。（2）二类地区全年日照时数为30003200 小时，辐射量在586670x104kJ cm2a ，相当于200225kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。（3）三类地区全年日照时数为22003000 小时，辐射量在502586x124、04kJcm2a ，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、江苏北部和安徽北部等地。（4）四类地区全年日照时数为14002200 小时，辐射量在419502x104kJcm2a 。相当于140170kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。（5）五类地区全年日照时数约10001400小时，辐射量在335419x104kJcm2a 。相当于115140kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州、重庆等25、地。此区是中国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于586kJcm2a，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。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属于太阳能资源丰富地区之一。我国辐射年总量分布由图表可以看出年总辐射的1625kWh/m2这条等直线，自大兴安岭西麓向西南，穿黄河沿青藏高原东侧到西藏东南，将全国分为东西两大部分，西部在1625kWh/m2以上，东部在其以下。西部远离海洋，受海洋潮湿气流26、影响很弱，全年气候干燥，中低云量较少，所以总辐射较大；东部以内蒙东部和华北较大，在16251611kWh/m2年之间，长江中下游与东北的总辐射量相当，约在16111153kWh/m2年；广东沿海和台湾、海南沿海总辐射量都较大，在1611kWh/m2年以上；在台湾和海南的西部可达到1625kWh/m2a以上，是东部总辐射量大区之一。在东部川黔地区为低值中心，这一中心于世界上太阳能随纬度的分布规则相反，一般随纬度增高总辐射在减少。但这一地区出现在川黔中心，使总辐射随着纬度在增加。这种南低北高的现象是因为该地区处于青藏高原的东麓背风坡，是南北两股气流扰流交汇的地方，天气系统互动频繁，云量较多，影响直27、接辐射。2.4.3技术发展的主流方向分布式是未来太阳能技术和建筑技术发展的主流方向，太阳能分布式是将太阳能发电利用与建筑有机结合，利用太阳能发电组件替代建筑物的某些材料，既消除了太阳能对建筑物形象的影响，又避免了重复投资，降低了成本。太阳能分布式是未来太阳能技术和建筑技术发展的主流方向。把太阳能的利用纳入环境的总体设计，把建筑、技术和美学融为一体，太阳能设施成为建筑的一部分，相互间有机结合，取代了传统太阳能的结构所造成的对建筑的外观形象的影响。利用太阳能设施完全取代或部分取代传统的玻璃幕墙，既可减少成本，又可提高附加经济效益。分布式建设，就近就地分散发电、供电，进入和退出电网灵活，既有利于增强28、电力系统抵御战争和灾害的能力，又有利于改善电力系统的负荷平衡，降低线路损耗，还可起调峰作用。随着太阳能光伏利用与太阳能分布式不断完善，采用太阳能分布式设计的太阳能建筑将来必定成为我国乃至世界今后几年里建筑业发展的主流方向，并从一些试点工程迅速向全国进行普及，太阳能分布式的大规模出现已经成为一种时代的必然。我国光电一体化建筑在正常发展和生态驱动发展两种模式下发展，2010 年左右其显著的经济和社会效益将会逐渐显现出来，届时太阳能利用量占社会总能耗的比例将不断的提高，CO2 及氮氢化合物的排放将大幅减少。2.4.4 清洁能源的推动及示范效应本项目在江西师范大学屋顶安装太阳能光伏并网发电系统既能达到29、节能环保的目标，也将提高校园整体节能环保形象，以及对太阳能发电起到很好的推动和示范效应。2.5 南昌市太阳能资源2.5.1 南昌市自然条件2.5.1.1 地理位置 南昌市位于江西省中部偏西，连接我国东西部地区的重要走廊，也是珠江三角洲、长江三角洲和闽东南三角地区扇形经济圈的交点，东部、南部沿海经济发达地区向中西部地区梯度转移的跳板和必经之地。地处北纬27332805，东经1142911524。全境东西最长处101.9 公里，南北最宽处65 公里，东距省会南昌市150 公里，东临樟树市、新干县，西接宜春市袁州区，南连吉安市青原区、安福县、峡江县，北毗上高县、高安市。南昌交通区位优势明显，国内铁路30、大动脉沪昆线贯穿全境，沪瑞、赣粤、武吉三条高速公路穿境而过，在南昌境内连成“工”字型，使南昌成为全国680 多个城市中少有的高密度高速公路通过的城市。横贯东西的浙赣铁路经过电气化改造后，列车时速达200 公里。便捷的交通，构建了南昌与“长珠闽”对接的5 小时经济圈。2.5.1.2 地质地貌南昌市处于九岭、武功山、峰顶山交接地带，地跨扬子准地台、华南褶皱系两大构造单元，地质构造较为复杂。南部褶皱基底由元古界变质岩系组成，局部有多期花岗岩、基性岩、超基性岩浆侵入，构造线方向呈北北东、北东和北东东，构造的干扰作用十分强烈。境内多数山地，是由变质岩系、花岗岩、石灰岩、砂质岩组成。北面蒙山由花岗岩组成，31、山峭谷深。西北边境山地为石灰岩，由北向西呈现鹄山、人和、欧里、界水等乡镇一带的山峦，南面的高丘陵区，如九龙山、良山和百丈峰，均为变质岩组成。中部是新生代红土层，以红壤、砂质岩为主，因冲刷、流失的长期作用，形成地势起伏较平缓的低丘陵，河谷宽展，发育着小范围的冲积平原。 南昌市地貌，根据江西省地貌图划分，隶属于赣西中低山与丘陵区（大区）之“萍乡-高安侵蚀剥蚀丘陵盆地（亚区）和赣抚中游河谷阶地与丘陵区”（大区）中段，南北高，中间低平，袁河横贯其间，东部敞开。地貌基本形态有低山、高丘陵、低丘陵、岗地、阶地、平原6种类型。地貌成因类型有侵蚀构造地形、侵蚀剥蚀地形、溶蚀侵蚀地形和堆积地形。2.5.1.3 32、气候全市总面积3178 平方公里（占全省总面积的1.9%）,其中渝水区面积1785.92 平方公里,分宜县面积1391.76 平方公里。南昌市属亚热带湿润性气候，具有四季分明、气候温和、日照充足、雨量充沛、无霜期长、严冬较短的特征。3 月下旬初至5 月下旬中为春季，气温回升，雨水增加，冷暖多变，常有低温阴雨天气。5 月下旬中至9 月下旬中为夏季，初夏（5 月下旬中至6 月底）温度适宜，雨水充沛；盛夏（78 月）天气炎热，常有干旱。9 月下旬中至11 月下旬初为秋季，晴天多雨天少，有干旱，9 月下旬多秋寒（寒露风）。11 月下旬初至3 月下旬初为冬季，严冬多霜雪，冻害常发生。气候温和，年平均气温33、17.7，年平均地温值20.1，年平均相对湿度80。年平均降雨量1594.8 毫米，第二季度占46，年平均蒸发量1497.8 毫米。历年平均日照时数为1655.4 小时，年平均日照百分率为38。19862003 年平均总辐射量为4279.02 兆焦耳/平方米。2.5.2 南昌市太阳能资源分析江西省气象资源十分丰富，科学的开发利用太阳能、风能等可再生气象资源，不仅环保，而且对经济、社会的发展都有促进作用。目前，因为电煤等资源紧缺，江西省正面临用电难题，而太阳能作为一种最干净最环保的可再生发电资源，正在全省受到推崇。江西省太阳能资源分布见图表。 江西省太阳能资源分布图江西省太阳能资源较丰富，开发潜34、力巨大。江西地区全年日照时数为14002200h。年累计太阳辐照量达到41905016MJ/m2，相当于140170kg标准煤燃烧所发出的热量。2.5.2.1 南昌市太阳能资源南昌位于江西中部，位于北纬28333005，东经1142911524,属亚热带湿润性气候，具有四季分明、气候温和、日照充足、雨量充沛、无霜期长、严冬较短的特征。南昌气象局提供的各月气象资料。年月 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199660101.168.772.298.3131.9194.5186.7216178.792.3157.91558.3199784.164.981.383.9165.35、3143.1149.6153115.1145.211733.41335.9199816.274.738.6147.814165.8236.5279.1216207.5166.5127.41717.1199986.6115.958114.6146.2118.7164.3166.3221.4105160.2224.41681.6200074.525.97687.9199.8194.7306196.1168.891.5117.195.11633.4200171.467.2120.8101.1169.3150.4297.1173.6257.6187.8176.296.11868.62002119.5736、4.497.6145.9140189.5207.4206.2160.5178110.150.916802003139.568.4120.1138136.6187.4331.7229.5208.1180.3157.6194.32091.5200444.6125.5104.6158.5172.4134.7251.2196.7190.6231.2152.3145.31907.6200528.338.680170.3100.7178.7277.9200181144.176.3118.41594.320067126.580.2157142.6167.7243.7283166.8106.5106.713237、.9684.6南昌地区个月日照时数年月123456789101112总值平均值244.4177.2282.5371.9449.7445.5614526.8465361.7261.3220.34420.21999191.4276.8212.7318.8450.9392.5452.4439.9524.3332.3290.8332.74215.42000667.4150.3266.5303.2529.6486.9678.7513.9450.3281.2244.7210.247832001184.8195.7333.1325.2453.6439.6677.9454.5582.9389.9283.41738、3.84494.42002230.8218.4270.2325.2372.1478.5572.4514.2428.7361.6272.5135.94180.42003256192.7301.1358.0457.8437.7726.5589.7492.4378.2263.8281.74735.52004178.726.5280.4442.4463.49434.0603.2509.5421.1425.7261.22144260.2200589.4131.2287.1429.3355.5448579.6513.4466.5369.9191.0231.94092.92006195.8131.3291.39、1431.9428.3454.5570.5667.6454.3327.8223.8246.84423.42007205.2271.8300.6413.4536.1437.7664.3538.3364.5388.4320.4156.4596.82008130.9280.7314.6348.6508.27417.5631.4513.3454.4357.6262.0273.44492.7南昌地区个月日照时数我们得到1999-2008年南昌地区的每个月的平均水平面辐射总量及平均温度：单位月份123456kWh/m267.8949.2278.48103.31124.92123.75MJ/m2244.3940、177.19282.53371.92449.71445.49气温6.619.2012.3418.5723.1326.36单位月份789101112kWh/m2170.54146.33129.17100.4672.5861.20MJ/m2613.95526.78464.99361.65261.27220.34气温29.5628.4825.3420.4414.168.59总辐射量1,227.84kWh/m2年均气温18.564,420.21MJ/m2 江西省南昌地区近10年气象及水平总辐射(平均值)2.5.3 最佳倾斜角计算由于气象站提供的辐射数据中没有太阳能直接及散射辐射量，因次选择地理位置最近41、的气象站武汉站的1993-2000年太阳辐射数据分析，见图表台站月总辐射散射辐射水平面直接辐射散射量比例直射量比例574941201421259962.55%752837.37%574942222071417163.81%803636.19%574943283401837064.82%997035.18%574944372022291361.59%1428938.41%574945440402589658.80%1818141.28%574946460102661057.84%1940042.16%574947536792527747.09%2847553.05%57494852390260242、449.67%2646450.51%574949399482109552.81%1886547.22%5749410317121652352.10%1518947.90%5749411251641310552.08%1205947.92%5749412218521170653.57%1013546.38%合 计42268623428955.43%18859144.62% 注:辐射量单位为0.01MJ/m2南昌地区总辐射量、散射量及直接辐射量统计数据根据上表，此地区散射辐射量占总比重的55.43%，据此，推算出南昌市的散射即直接辐射数据见图表月水平面总辐射量地面直接辐射量地面散射辐射量1244.43、3991.34153.052177.1964.12113.073282.5399.39183.134371.92142.85229.075449.71185.66264.066445.49187.84257.657613.95325.68288.278526.78266.10260.699464.99219.59245.4110361.65173.22188.4311261.27125.21136.0712220.34102.19118.14总值4420.211983.182437.03南昌地区直接、散射辐射推算统计表从上表中得知1999 -2008年太阳能地面水平平均总辐射量为4420.2144、MJ/m2，推算地面平均直接辐射量为1983.18MJ/m2，推算地面平均散射辐射量为2437.03MJ/m2。对于某一固定倾角安装的光伏阵列，其倾斜面所接受的太阳总辐射量与倾角有关，较简便的倾角辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量；S 地面太阳直接辐射量；D 地面散射辐射量；中午时分的太阳高度角；光伏阵列倾角。根据表3-6的太阳能辐射数据，结合上述公式计算南昌市市不同倾斜面的太阳辐射量，具体数据见图表：月倾角22232425262728293031321277.06278.14279.18280.19281.16282.08282.97245、83.82284.63285.40286.132193.31193.78194.22194.64195.03195.40195.74196.06196.35196.62196.863296.78297.04297.26297.45297.61297.73297.82297.87297.89297.87297.824378.99378.79378.55378.25377.91377.53377.10376.63376.11375.54374.945447.18446.42445.59444.72443.78442.80441.75440.66439.51438.30437.056437.374346、6.35435.28434.16432.98431.75430.46429.13427.74426.30424.807603.66602.06600.37598.58596.70594.72592.65590.49588.23585.89583.458531.80531.07530.26529.37528.40527.34526.21524.99523.69522.32520.869486.94487.10487.19487.21487.16487.03486.83486.55486.20485.78485.2810396.70397.59398.42399.19399.89400.5340147、.10401.61402.06402.44402.7511301.23302.51303.73304.91306.03307.10308.12309.08310.00310.86311.6712260.31261.67262.98264.25265.48266.66267.80268.89269.93270.93271.88总量4611.34612.54613.054612.94612.14610.74608.64605.784602.34598.244593.48图表 不同倾角辐射量计算（单位MJ/m2）从上表的计算可以看出，建设地纬度2849，光伏支架倾角等于20时全年接受到的太阳能辐射能48、量最大。因此确定太阳能光伏阵列安装倾角为20。2.5.4 南昌市太阳能发展现状南昌市太阳能资源利用在全国名列前茅。南昌是科技部授予的全国惟一的国家科技股份城，又被列入全国首批节能减排示范城市，全国可再生能源建筑应用示范城市，全国光伏发电集中示范区，开发利用太阳能等清洁能源是南昌的一项长期工作任务。南昌市积极发挥世界级光伏产业基地优势，在做大做强光伏产业的同时，加快太阳能推广应用步伐。 第三章 项目选址及周边设施3.1 项目建设地点江西师范大学2.5MW分布式光伏发电示范项目工程建设地点为江西师范大学屋顶。其地理位置优越，交通便利。厂区地势开阔平坦，无高层建筑，四周无公害和污染，环境空气质量满足49、环境空气质量标准二级标准，地下水质量良好，满足地下水质量标准类标准。3.2 建设条件屋面载重符合要求，完全可以在屋顶架设太阳能光伏组件。建筑主体朝向为正南方向，朝向佳，太阳能开发利用资源条件较好。具备了良好的软硬件建设条件。（1）平坦的地形、地貌情况；（2）良好的气候条件，富集的太阳光照资源，保证较稳定的发电量；（2）靠近主干电网，有利于减少相关输变电基改建工程的综合投资；（3）主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；（4）便利的交通、运输条件和生活条件；（5）能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；（6）良好的示范条件，让公众认识和接受光伏50、发电技术，具有一定的社会影响力。根据本次勘察结果可知：拟建地址地形地貌较为简单，底层层次较少，无特殊性岩土层；地质结构简单，地层产状稳定，不良地质作用不发育；地震动峰值加速度为0.2g，抗震设防裂度为8度；地质环境基本未受破坏。厂址周围无任何障碍遮挡，不存在阴影影响，厂区规划3000KVA变压器，方便电力接入，为本次光伏系统提供了稳定的后备电源，因此该拟建场地非常适合建立太阳能并网电站。3.3 输配电网基础情况3.31.电网结构 南昌电业局成立于1978年，是国家电网公司所属、由江西省电力公司直管的大型供电企业，主要职能是：在江西省电力公司的领导下，依法经营南昌电网，实现国有资产保值增值；规范51、管理南昌电网，保障电力供应和电网安全，为客户提供优质服务；以科学发展观规划和建设电网，满足南昌经济建设和社会发展需求；统一管理南昌电网调度，实现电网安全、可靠、高效运行。全局供电范围覆盖南昌六区三县，供电面积1.19万平方公里、人口650余万。2011年全局累计售电量达到166.08亿千瓦时，城市综合电压合格率99.912%，供电可靠率RS3 99.976%，同业对标在全国27个大型供电企业中综合排名第9。经济要发展，电力要先行。近年来，南昌电业局广大干部员工始终坚持“四个服务”企业宗旨，以为南昌经济社会发展提供安全、经济、清洁、可持续的电能为己任，励精图治，开拓创新，安全生产形势稳定，电网建52、设成绩斐然，优质服务水平不断提升，文明建设硕果累累，先后荣获全国一流供电企业，全国文明单位、全国五一劳动奖章、全国创建文明行业示范点、全国模范职工之家、抗冰救灾保供电先进集体、抗冰救灾先进集体等荣誉称号。3.3.2.电压等级南昌市公用输变配电网络电压等级已形成500/220/35/10/0.4KV的合理层次，个别用户内部为6KV配电。3.3.3.变电情况截至2011年底，全局有35千伏及以上变电站140座，主变压器容量1368.29万千伏安，其中220千伏变电站20座、容量696万千伏安，110千伏变电站80座、容量629.75万千伏安；35千伏及以上输电线路198条、3747.221公里，153、0千伏配电主干线路1338条、14751.374公里; 10千伏电力电缆线路2561条，总长2554.7千米；10千伏配电变压器23452台,总容量801.29万千伏安。建成了全国单条最长的220千伏芙蓉电缆隧道、中南地区首座地下变电站和全室内变电站、国家电网公司第一批智能化变电站试点站110千伏等一批有代表性的工程。3.3.4.输电网情况截止2005年底，南昌市地网共拥有公用35KV及以上输电线路123条/1922.27KM，其中：220KV线路22条/509.071KM；110kV线路61条/863.325KM；35KV线路40条/549.87KM。3.3.5.无功补偿设施至2005年底系54、统全网无功容量1058.16Mvar，其中330Mvar,系统内电容器容量619.73Mvar,用户108.73Mvar。3.3.6.用电状况。2005年南昌市地区局售电量为53.64亿千瓦时，比1995年30.16亿千瓦时增加了23.48亿千瓦时。“八五”年均速度为6.15%，“九五”为4.89%，2000年至2005年6.97%。地区一市五县（市），炎陵县为小水电自供区，工业重点在市区，用电分布结构近期不会发生大的变化，预计市区用电量占全社会用电量78%左右；醴陵市8%9%；攸县8%9%；茶陵县3%3.55%；南昌市县3%3.5%。 3.4 选址结论1）由以上资料可以看出南昌市属于太阳能资55、源分布较丰富地区，因此无论从气象角度还是地理角度，南昌市非常适合太阳能并网系统的安装和应用。2）拟建场址附近断裂均为非全新活动断裂，所以可以不考虑其对拟建场的稳定性影响。因此拟建区域地址结构稳定，适宜建造太阳能10KV侧并网发电项目。3）根据建筑抗震设计规范GB 500112001，项目拟建场址场地土类型为中硬坚硬场地土，建筑场地类型为类。4）根据中国地震动参数区划图GB183062001，拟选场址地震动峰值加速度为0.25g ，地震特征周期分区为一区，地震动反映谱特征周期为0.35s。5）根据建筑抗震设计规范GB500112001，拟选场址抗震设防震度为8 度，设计基本加速度为0.2g，设计56、地震分组为一组。6）拟选场址周围规划有3000KVA 变电器，十分有利于光伏项目侧并网的接入；而且周围无障碍遮挡，不受阴影影响，从而使整个太阳能发电项目发电量得以保证。第四章 项目示范目标及建设内容4.1 项目目标本示范项目以一体化程度较高的普通型光伏构件应用为主，达到光伏系统与建筑的良好结合，为建筑物隔音，隔热，智能化与人性化，调解光线，方便舒适，有效抵御外界环境侵扰，使得建筑物具有更高强度，抗风，抗冲击，更安全；同时为既有建筑提供一种新的美学装饰效果。光伏发电，为建筑物提供清洁电力能源，本项目建筑本体达到国家节能标准。分布式光伏发电示范项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划；也57、是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现；同时对推进太阳能利用及光伏电池组件产业的发展进程具有非常重大的示范意义，可充分促进硅矿、硅提炼、电池片生产、组件生产、系统集成应用整条产业链的发展，大规模带动就业，其社会政治、经济、环保等效益显著。（1）利用清洁干净、可再生的自然能源太阳能发电，不耗用不可再生的、资源有限的含碳化石能源，使用中无温室气体和污染物排放，与生态环境和谐，符合经济社会可持续发展战略。（2）所发电能馈入电网，以电网为储能装置，省掉蓄电池，比独立太阳能光伏系统的建设投资可减少达35一45，从而使发电成本大为降低。省掉蓄电池并可提高系统的平均无故障时间和蓄电池的二次污染。（3）光58、伏电池组件与建筑物完美结合，既可发电又能作为建筑材料和装饰材料，使物质资源充分利用发挥多种功能，不但有利于降低建设费用，并且还使建筑物科技含量提高、增加“卖点”。（4）分布式建设，就近就地分散发供电，进入和退出电网灵活，既有利于增强电力系统抵御战争和灾害的能力，又有利于改善电力系统的负荷平衡，并可降低线路损耗。（5）可起调峰作用。联网太阳能光伏系统是世界各发达国家在光伏应用领域竞相发展的热点和重点，是世界太阳能光伏发电的主流发展趋势，市场巨大，前景广阔。 （6）配合设计院等相关单位，通过实体工程建设，制定行业的设计、施工、质量标准和相关的规程和图集，引导行业的健康有序发展。江西师范大学2.5M59、W分布式光伏发电示范项目总装机容量为2.5MW,安装位置为建筑屋顶。该项目经过精心设计使太阳能发电系统与建筑最佳结合为一体，将成为南昌市分布式示范项目的经典案例。本项目所定年均发电量目标为269万千瓦时，25年累计发电量约为6726 万千瓦时。本项目设定节能环保目标为25年共节约25491吨标准煤，减排52866吨二氧化碳，511吨二氧化硫，粉尘316吨和141吨氮氧化物。4.2 示范内容（2）研究南昌市相关资源状况（太阳能辐照度、有效光照时间及能量、理论与实际运用的偏离及纠偏等），为后续进行太阳能光伏发电提供基础数据；（1）光伏发电系统数据采集及通讯接口、显示设备的研究，数据上网的安全性、准60、确性、抗干扰能力、防入侵性能研究；（3）研究系统转换过程中的功率损失情况，使系统优化设计后达到不小于80% 的转换效率；（4）研究并网发电系统的并网保护、输出电压、相位、频率、谐波（保持在3% 内）和功率因数（大于0.99 ）等参数的采集与电网的同步运行等；（5）并网系统的兼容性研究、并网接口的预留及电量上网的计量系统探索；（6）为屋顶光伏电站的运营政策和投资政策提供依据；（7）为商业及民用建筑与太阳能光伏发电系统工程技术规范编写提供依据；（8）提供商业化上网电价成本依据；（9）采用先进的数据采集系统，记录并显示太阳能发电系统实时发电量、总发电量、及太阳辐照度、风速等参数。运用先进的通讯设备及61、数据接口将系统运行数据在互联网上发布，相关人员在全球随时随地都可以对光伏发电系统的运行数据进行全面的监测和诊断，为并网发电系统提供参考依据。4.3 主要建设内容本工程项目建设所选用厂房屋顶，屋顶周围均无明显的高大近距离障碍物对房屋屋顶的光照有遮挡，屋面载重符合要求，完全可以在屋顶架设太阳能光伏组件。本项目总装机容量2.5MW，实际占用面积为2.5万平方米，安装位置为学院建筑屋顶。本系统共使用5台500kWp并网逆变器，5台并网柜，5台直流柜，若干汇流箱等。对于彩钢板屋面结构采用屋面平铺安装方式，将光伏支架系统的檩条透过屋面彩钢板与建筑物钢结构的次梁相结合；对于混凝土可上人屋面采用屋面支架倾角安62、装方式，并安装预埋件，使本太阳能发电系统与建筑物紧密结合融为一体；对于草坪空地采用单轴跟踪支架系统的安装方式，空地上需添加设备混凝土基础。第五章 2.5MW分布式光伏发电示范项目设计方案5.1 太阳能发电原理及系统特点和方式5.1.1 太阳能电池发电原理太阳能电池是利用光伏效应将太阳能直接转换成电能的装置。当 N 型和 P 型两种不同型号的半导体材料接触后，由于扩散和漂移作用，在界面处形成由 P 型指向 N 型的内建电场。太阳能电池吸收一定能量的光子后，半导体内部产生电子空穴对，电子带负电，空穴带正电。在 P-N结内建电场的作用下，电子和空穴被分离，产生定向运动，并被太阳能电池的正、负极收集，63、在外电路中产生电流，从而获得电能。太阳能电池结构原理5.1.2太阳能发电系统特点（1）简单方便、安全可靠、无噪音、无空气污染、不破坏生态、能量随处可得、无需消耗燃料、无机械转动部件、维护简便、使用寿命长、建设周期短、规模大小随意、可以无人值守、也无需架设输电线路。（2）系统中的太阳能电池组件，使用寿命长具备良好的耐候性，防风，防雹。有效抵御湿气和盐雾腐蚀，不受地理环境影响。具有稳定的光电转换效率，且转换效率高。并保障系统在恶劣的自然环境中能够长期可靠运行。（3）在项目用地面积充足的情况下，为追求光伏组件最大发电效率，方阵支架都有一定的倾斜角度，该角度和方阵所处的地理位置有关。5.1.3 并网太64、阳能系统发电方式太阳能并网发电示意图太阳能电池组件通过合适的串并联，满足并网逆变器要求的直流输入电压和电流。每块组件接线盒都配有旁路二极管，防止热斑效应，将组件由于部分被遮荫或电池片故障而导致的失效对系统效率的危害降到最低。同时，太阳能方阵的直流汇流箱内设置防反二极管，以防止各并联组件串之间形成回路，造成能源浪费和缩减组件的寿命。并网逆变器采用双环控制系统，实时检测电网状态，取得电网电压、电流、频率、相位等关键变量，通过计算分析，使输出电力与电网同步运行。且在运行期间，并网逆变器按工频周期检测电网状态，一旦电网异常如突然停电，压降幅度超标，并网逆变器立即触发内部电子开关，实现瞬时与电网断开。同65、时，并网逆变器不断检测电网状态，一旦其恢复正常并通过并网逆变器的计算分析，并网逆变器将重新并网。总之，作为并网系统的控制核心和直流变交流的枢纽，并网逆变器高度的自动化和精密的检测控制功能从根本上保证了系统并网的安全性和可靠性。光伏组件边框及其支撑结构均与建筑现有的接地系统连接，并网逆变器开关柜等设备外壳接地，防止直击雷及触电危险。另外，直流和交流回路中均设有防雷模块，防止感应雷击波伤害。系统配有完善的通讯监控系统，全面检测环境和系统的状态，将光照强度、环境温度、太阳能板温度、风速等环境变量和系统的电压、电流、相位、功率因数、频率、发电量等系统变量通过RS485 或以太网或GPRS 传输直控制中66、心，实现远程监控；同时如将同一地区多个并网电站的信息传输直同一控制中心，可方便区域的电网调度管理。并网系统可作为一种补充性能源，而不能作为后备或主要电力；这是因为其发电量相对安装场所的用电量而言，一般比重不超过20%，而且由于其孤岛保护功能，即电网停电时，并网逆变器要与电网断开，以防止太阳能系统所发电力在电网停电检修时引发安全事故。并网系统不可按照系统的发电量而将并网系统与特定的负载挂钩，即将并网系统与特定负载实现一对一供电和用电。这是因为并网系统的发电量依赖于系统的装机容量和天气条件（主要是光照和气温），其有效输出不是恒定的而是随机波动的；另一方面，负载的耗电量也会随负载特性（功耗的大小变化67、，如待机和工作时功耗明显不同）、负载投入使用的频次、使用时间而随机变化，因此如将并网系统和特定负载挂钩，将很难在不同时点上实现供需平衡。理想的做法是将并网系统的输出直接连接在当地供电母排上，实现系统即发即用，就近使用，不足部分可从电网索取补充。5.2 设计说明和依据5.2.1设计说明本技术方案严格按照相关工程技术说明书规定组织设计，以说明书中所述规范、规定和标准为根本，同时考虑国内、国外规范要求。除非另作说明，所有相关标准均为现行标准。当设计与技术说明书中规定之规范出现差异或矛盾时，采用较为严格的规范。方案中个别部分在允许的范围内，即经相关政府部门审定及认可后，采纳本地类似规范或标准。在此情况68、下，我方会与有关部门等提出论证，说明所采纳规范与所要求的规范的性质相同性，获认可后组织设计。5.2.2 设计依据配电系统设计遵循标准：地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 GB/T9535 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 GB/T18479 低压配电设计规范 GB50054 低压直流电源设备的特性和安全要求 GB17478 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范 GB50171 光伏器件 GB6495 电磁兼容试验和测量技术 GB/T17626 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T620 交流电气装置的接地 DL/T621 电气装置安装工程施工及验收规范 GB5025469、-96 高层民用钢结构技术规程 JGJ99-98 建筑设计防火规范 GB50016-2006 高层民用建筑设计防火规范 GB50045-2001 建筑物防雷设计规范 GB50057-2000 建筑抗震设计规范 GB50011-2001(2008 版)民用建筑电气设计规范 JGL/T16-92 电力工程电缆设计规范 GB50217-94 智能建筑设计标准 GB/T50314-2000 并网接口参考标准：光伏并网系统技术要求 GB/T 19939-2005 光伏发电接入电力系统技术规定 GB/Z 19964-2005 光伏系统电网接口特性 GB/T 20046-2006 地面用光伏（PV）发电系统70、 GB/T 18479-2001 太阳能光伏系统术语 GB/T 2297-1989 电能质量供电电压允许偏差 GB/T 12325-2003 安全标志（neq ISO 3864:1984） GB/T 2894-1996 电能质量公用电网谐波 GB/T 14549-1993电能质量三相电压允许不平衡度 GB/T 15543-1995 电能质量电力系统频率允许偏差 GB/T15945-1995 安全标志使用导则 GB/T16179-19956 地面光伏系统概述和导则 GB/T18479-2001 光伏发电系统的过电压保护导则 SJ/T11127-1997 光伏电站接入电网技术规定 Q/GDW 6171、7-2011围护结构设计依据标准：钢结构工程施工质量及验收规范 GB 502052001 建筑结构荷载规范 GB50009-2001 (2006 年版) 建筑玻璃应用技术规程 JGJ1132003 钢结构设计规范 GB50017-2003 冷弯薄壁型钢结构设计规范 GB50018-2002 中国地震烈度表 GB/T17742-1999 建筑抗震设计规范 GB50011-2001(2008 版) 建筑抗震设防分类标准 GB50223-2004 混凝土结构设计规范 GB50010-2002 公共建筑节能设计标准 GB50189-2005 建筑结构可靠度设计统一标准 GB50068-2001 建筑装72、饰工程施工质量验收规范 GB50210-2001建筑钢结构焊接技术规程 JGJ81-2002 多、高层民用建筑钢结构节点构造详图 （01SG519） 钢结构防火涂料 GB14907-2002 铝合金建筑型材 GB/T5237-2000 混凝土接缝用密封胶 JC/T881-2001 硅酮建筑密封胶 GB/14683-2003 建筑用硅酮结构密封胶 GB16776-2003 5.2.3 系统设计原则本工程设计在遵循技术先进、科学合理、安全可靠、经济实用的指导思想和设计原则下，着重考虑以下设计原则：（1）先进性原则：随着太阳能技术的发展，太阳能电源设计必须考虑先进性，使系统在一定的时期内保持技术领先73、性，以保证系统具有较长的生命周期。（2）安全可靠原则：作为公共建筑，安全是首要考虑的因素；针对本工程的特点，公司选用的结构充分考虑了风荷载、温度应力和地震作用对光伏系统的影响，设计安全系数保证满足国家规定及本工程的要求。（3）结构轻巧而稳定原则：结构稳定可以保证结构的安全，同时也会产生一种结构稳定所特有的美感，失稳的结构会给人带来危机感，造成人的紧张，使人很不愉快。但过于保守、粗放的设计则又显得笨拙、累赘，缺乏灵气，也会使人不愉快。（4）环保节能原则：本工程光电技术的应用主要体现为光伏屋顶的应用。其主要功能是发电，特别是太阳能电池发电不会排放二氧化碳或产生对温室效应有害的气体，也无噪音，是一种74、净能源，与环境有很好的相容性。其对于整个建筑的环保节能性能的影响，已经到了至关重要的地步。（5）可拆卸更换、维修方便原则：当太阳能屋顶的某个局部受损、更新时，组件板块能否灵活方便地进行拆卸更换，直接关系到系统的功能是否能得到保持，结构能否受到影响等因素，因此在结构设计时要求必须可更换、并且要很方便，且不能影响发电系统正常使用。（6）经济性原则：在以上原则得到充分保证的基础上，要充分考虑经济实用性、效益性，提高发电系统的经济与实用价值。保证资金投向合理，在确保满足国家规范的基础上，合理地使用材料至关重要，只有巧妙地、合理地发挥各种材料的特性，才能产生极佳的经济效益。对于本工程，集中优势、精心研究75、，创造精品工程。5.3 建设类型工程选择在学校建筑屋顶，光伏组件安装坐北朝南，其方位有利于日光的采集，大大提高了光电转换效率。光伏工程安装位置位于北纬28。彩钢板屋面结构采用屋面平铺安装方式，可上人混凝土现浇屋面结构采用20倾角安装方式，光伏组件安装方向与建筑物轴向一致。本项目中的太阳能光伏电站安装类型包含屋面平铺支架系统、屋面倾角铺设支架系统。对于倾角铺设光伏系统支架特点包括：（1）大规模整齐铺设（2）多种稳固牢靠的与基础连接方式（本项目中采用支架与女儿墙预埋铁件连接方式固定系统）对于彩钢板屋面结构采用屋面平铺方式，其光伏系统支架特点包括：（1）适合瓦屋面不同厚度可调高度配件灵活满足客户应用76、。（2）连接板等配件采用多开孔设计，灵活有效实现支架位置调整。（3）光伏支架不破坏屋面自防水系统。（4）对于混凝土可上人屋面采用屋面倾角铺设方式。对于厂区东南侧草坪空地采用单轴跟踪支架系统，其特点包括：（1）在早晨和傍晚采用先进的控制策略，防止东西方向相互遮挡，从而达到节省占地和提高发电量的最优平衡（2）发电量提高比例最高达35%，可与双轴跟踪光伏支架媲美（3）与双轴系统相比，更少的旋转部件意味着更长的寿命和更少的维护（4）采用连杆驱动，单个电动推杆最多可推动50kW 光伏方阵（5）搭积木方式，无论是中小型还是MW 级系统均能快速实现（6）采用最优离散跟踪策略减少了机械传动部件的运动次数，从而77、大幅提高机械系统寿命并降低系统自用电量。5.4 建筑面积和安装容量5.4.1建筑面积经实地测量计算，本项目光伏建筑面积为2.5万平方米，建设地点为江西师范大学屋顶。本系统共使用5台500kWp并网逆变器，5台0.4kV交流并网柜，5台直流柜柜，汇流箱若干台等。太阳能电池板采用YL250P-29b型号多晶硅组件；逆变器选用SG-500K3型号光伏并网逆变器。5.4.2安装容量本项目总装机容量为2.5MW, 预计年均发电269万千瓦时。江西师范大学电站安装分布位置序号安装位置面积单位设计装机容量单位备注1惟义楼11081 平方米838 KW2先骕楼7688 平方米582 KW3名达楼6750 平方78、米511 KW4方荫楼7519 平方米569 KW江西师范大学Googl地图屋顶太阳能光伏组件安装效果图 屋顶太阳能光伏组件安装效果图 屋顶太阳能光伏组件安装效果图屋顶太阳能光伏组件安装效果图5.5 系统方阵布置及结构设计方案5.5.1自然条件（1）基本风压W 0=0.45kN/m2 （2）基本雪压S 0=0.4kN/m2 （3）设计基本地震加速度值为0.20g 5.5.2抗震设防（1）根据中国地震烈度区划图南昌市基本烈度8度。（2）根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，适于一般性工业及民用建筑。（3）抗震设施方案的选择原则及要求79、建筑的平、立面布置宜规划对称、建筑的质量分布和刚度变化均匀，楼层不宜错层，建筑的抗震缝按建筑结构的实际需要设置，结构设计中根据地基土质和结构特点采取抗震措施，增加上部结构及基础的整体刚度，改善其抗震性能，提高整个结构的抗震性。5.5.3荷载确定原则在作用于光伏组件上的各种荷载中，主要有风、雪荷载、地震作用、结构自重和由环境温度变化引起的作用效应等等，其中风荷载引起的效应最大。在节点设计中通过预留一定的间隙，消除了由各种构件和饰面材料热胀冷缩引起的作用效应。在进行构件、连接件和预埋件承载力计算时，必须考虑各种荷载和作用效应的分项系数，即采用其设计值。（1）荷载标准值计算1恒荷载：太阳能板：q1=80、0.2KN/块 Q2=0.12KN/ m2 2风荷载：风荷载标准值Wk = w0zsz 南昌市基本风压：w0 = 0.45KN/m2 标高30 米位置B 类地区：z = 1.42 体型系数：S = 0.7 （正风压）S = -1.4 （负风压）Wk (+) = w0z sz = 0.45 1.42 0.7 = 0.45KN/m2Wk (-) = w0z sz = 0.45 1.42 (-1.4) = -0.89KN/m2 3雪荷载：雪荷载标准值Sk = rS0 南昌市基本雪压：S0 = 0.40KN/m2 体型系数：r = 0.8 （太阳能板倾角为30 度）Sk = rS0 =0.8x0.4=81、0.32 KN/m2 （2）荷载组合：1）1.2 恒 + 1.4 风（+）=1.2x0.12+1.4x0.45=0.774 KN/m2 2）1.2 恒1.4 雪+0.6x1.4 风（+）=1.2x0.12+1.4 x 0.32+0.84x0.45= 0.97 KN/m2 3) 1.0 恒 + 1.4 风（-）=1.0x0.12 -1.4x0.89=-1.126KN/m2 4）1.2 恒1.4 风+0.98x 雪（+）=1.2x0.12+1.4 x 0.35+0.98x0.32= 0.95KN/m2最不利组合为：正压：1.2 恒1.4 风+0.98x 雪（+）=1.2x0.13+1.4 x 0.82、55+0.98x0.24= 0.97 KN/m2 负压：1.0 恒 + 1.4 风（-）=1.0x0.13 -1.4x1.09=-1.126KN/m2 每块电池板所承受荷载： S=1.126x1.7x0.99=1.9KN 作用到次梁上的节点处荷载：S1=2.73/4=0.47 KN/ 块5.5.4 电池组件倾角铺设方式的支架结构和安装设计5.5.4.1 电池组件屋面倾角铺设方式的支架倾角计算设计依据：方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。该项目所处地理纬度为北纬27度，设计最佳倾角不应超过该纬度值。根据当地83、的阳光照射条件，每年5月9月是阳光照射强度最大的时间段，日照辐射总量约占全年辐射总量的75%，该时间段的阳光垂直入射所对应的平均安装倾角约为20度。为了更好的接受全年辐照量，最大的提高发电量，我们采用20倾角。与独立光伏发电系统需要照顾冬天发电量不同，并网光伏发电系统只需考虑全年总发电量最大。综合考虑上网电量、可实现装机容量、发电效率、安装成本等主要因素，该光伏发电系统主要安装方式为：太阳能电池组件以20度安装角度倾斜安装，即所有可利用屋面面积太阳能光伏组件的安装方式为光伏组件电池表面与地面水平方向呈20度的倾角朝阳倾斜安装，组件的底边为水平方向。5.5.4.2 电池组件倾角铺设方式的支架间距84、测算当光伏电站功率较大，需要前后排布太阳电池方阵，或当太阳电池方阵附近有高大建筑物或树木的情况下，需要计算建筑物或前排方阵的阴影，以确定方阵间的距离或太阳电池方阵与建筑物的距离。一般确定原则：冬至当天9:0015:00 太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算公式如下：D=0.707H/tanarcsin(0.648cos0.399sin) 式中：为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度取北纬27度，为光伏方阵阵列或遮挡物与可能被遮挡组件底边高度差，该项目如果根据上式计算，18度倾角倾斜安装时，为保证在9:0015:00 时段内前排电池板不会85、对后排产生影响，水平屋顶前后排电池组件之间、电池板与屋顶遮光障碍物之间最小预留前后间距为前排垂直高度的2倍。水平屋顶组件最小间距示意图折合标准光照条件下，项目建设所在地全年平均日有效日照时数3.8小时，组件朝向与建筑朝向一致，组件按前后排设置。为减少屋顶安装太阳能光伏组件所增加的荷载对建筑结构强度的影响，组件支架将生根在女儿墙上。固定倾角支架系统参见结构示意图：固定倾角支架系统正视图图表511 固定倾角支架系统侧视图固定倾角支架系统檩条槽钢示意图5.5.4.3 电池组件屋面平铺方式支架系统屋面平铺方式支架系统示意图倾角支架系统主梁受力分析1倾角支架系统主梁受力分析2倾角支架系统次梁受力分析1倾86、角支架系统次梁受力分析25.5.5安装注意事项5.5.5.1电池组件安装防触电措施每个多晶硅组件开路电压为37.5V,但是若串联一定数量的太阳能电池组件，则会输出很高的直流电压，以下安全措施是防触电的有效对策： 作业时在太阳能电池组件表面铺设遮光板，遮挡太阳光。戴好低压绝缘手套。 使用已有绝缘处理的工具。 不要在雨天作业（不但存在触电隐患，而且会因湿滑导致坠落事故）。5.5.5.2 组件串联电缆的连接注意事项一般的布线是指交流布线，而且负载并联接线工程占一半以上，而太阳能光伏发电系统的电气工程主要以直流布线工程为主，而且串联、并联的接线场合很多，因此对于极性要特别注意。施工必须符合相关的标准。87、电气施工前，请注意以下几点: 5.6.电力系统设计5.6.1接入系统方案本系统共用5台500kW逆变器。根据国家电网公司2009 年7 月光伏电站接入电网技术规定（试行），小型光伏电站接入电压等级为0.4kV；中型光伏电站接入电压等级为1035kV；大型光伏电站接入电压等级为66kV 及以上电网。根据国家电网公司光伏电站接入电网技术规定，本项目新建光伏发电系统总装机容量为2.5MW ，采取就地消纳，故采用0.4kV并网点，不同电压等级接入电网。满足本工程接入系统需求。建议本期光伏发电系统低压侧并网，具体以本项目的接入系统审查意见为准，最终接入系统方案以电网主管部门的接入系统报告审批意见为准。 88、5.6.2 光伏方阵电气设计5.6.2.1 系统直流侧最高工作电压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，南昌市处于北亚热带和暖温带过渡地带地区, 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。5.6.2.2 组件串联方式设计在计算组件串联数量时，必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。89、并网逆变器SG500K3为例，最大阵列开路电压880V，MPPT 范围450V-820V。多晶240Wp组件开路电压为37.5V，峰值工作电压30V。设串联组件数为S，最多为Smax，Smax=UDCmax/VOC=880V/37V=23.8(块) ,选取23块，结合厂家推荐的最佳MPPT范围560V-620V，则S=600/30=20(块)。每支路的太阳电池组件功率为20240Wp=4800Wp。SSmax，每支路串联20块组件满足系统耐用及最大功率跟踪的要求。SG250K3，SG500K3同样可以选择20组件串联排列方阵。 组件串联的最大功率点电压=2030V=600V880V。故设计符合90、要求。5.6.2.3 电气系统防孤岛效应设计孤岛效应是指光伏系统并网逆变器在并入的电网失压时或电网断电时，逆变器仍然保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态，这样电力孤岛效应区域会发生电压和频率不稳定现象，有可能对外部设备造成损坏或发生触电安全事故。根据光伏系统并网技术要求GB/T199392005 对于防孤岛效应的规定：当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时间内（2s 内）将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。为此，在该发电项目孤岛效应设计时，接入交流接触器对孤岛效应进行防护，即当电网电压断电时并入电网的接触器线圈失电，连接在并网回路的接触器常开触点断开，使并网回路断开逆变器停止91、工作，起到整体对于孤岛效应的防护作用。5.6.2.4 电气系统构成选型设计太阳能光伏发电系统由光伏组件、直流汇流箱、并网逆变器、计量装置、上网配电系统及监控系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流汇流箱汇集至并网型逆变器，将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流。直流逆变为380V 交流后并入厂内电网。5.6.3 系统设备选型设计5.6.3.1 光伏组件选型设计对于该并网发电系统电池组件选型遵循以下原则： 在兼顾易于搬运条件下，选择大尺寸，高效的电池组件； 选择易于接线的电池组件； 组件各部分应能抗强紫外线（符合GB/T189502003 橡胶和塑料管静态紫外线心能测定）；92、线缆等应抗扭折和摩擦；目前，世界光伏市场上，主要产品为多晶硅及单晶硅太阳电池组件。英利公司具备生产多晶硅及单晶硅电池组件的技术能力，之所以选择多晶硅技术的太阳电池组件。因为较之单晶技术，具有下述优势：低成本、工业规模化生产多晶硅技术为采用铸锭、切片技术进行工业化生产，随着切片技术的进步，硅片已经达到180uM厚度，故相较于单晶及其他太阳能电池产品，多晶硅电池更适于大规模生产，通过大规模的工业化生产，实现成本降低，从而有利于太阳能光伏发电的推广应用。高效率本项目选用多晶硅组件的转换效率14%-达每平方米138瓦，代表了目前世界上商业化多晶硅组件产品的最高水平。虽然目前商业化生产的单晶硅电池的转换93、效率要比多晶硅高约1%，但考虑相同效率的多晶硅电池与单晶硅电池封装成组件时，由于单晶硅组件的有效发电面积少于多晶硅组件（受单晶棒直径限制，为了充分利用原材料，切割的单晶硅片的四个边角为小圆形否则将会更加提高单晶硅片的成本，从而减少了组件的有效采光面积），所以，在相同效率的上述两种电池封装成组件之后，多晶产品的组件效率要高于单晶产品，因此，即使单晶电池效率比多晶电池要高，但在封装成组件之后，组件效率差距要小于1%。低衰减、长寿命。多晶电池组件拥有与单晶电池组件相同的寿命-长达25年，且衰减很小，20年衰减不高于20%，10年衰减不高于10%。在遵循以上组件选型原则的前提下，本项目太阳能电池组件选94、用235瓦高效多晶硅产品。该组件具有高转换效率、高质量，25 年的使用寿命，组件安装方便、快捷，被广泛应用在BIPV 等并网发电系统等领域。5.6.3.2 逆变器选型设计参照标准：光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/Z 199642005 光伏系统并网技术要求 GB/T 19939-2005 光伏电站接入电网技术规定 Q/GDW 617-2011光伏（PV）系统电网接口特性 GB/T 20046-2006 400V 以下并网光伏专用逆变器技术条件和试验方法CGC/GF001:2009 根据以上规范要求，本项目选择规格为SG500K3三相并网逆变器。之所以选择此产品，有如下考虑：技术先进，研发95、力量雄厚选取一家专注于太阳能、风能等可再生能源电源产品研发、生产和销售的高新技术企业。主要产品有光伏逆变器和控制器、风机变流器、回馈式节能负载、电力系统电源等，并提供系统解决方案的设计及技术服务，是我国最大的光伏电源产品的研发生产企业，也是我国光伏和风力发电行业为数极少的掌握多项核心技术并拥有完全自主知识产权的企业之一。 并网逆变器具有如下功能特点。 电能质量保障。 电压偏差保护。 谐波和小型畸变。 电压不平衡度保护。 过/欠电压保护。 过/欠频率保护。 防孤岛效应。根据光伏系统并网技术要求GB/T19939-2005对于防孤岛效应的规定：当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时间内（S内）96、将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。5.6.3.3 电线、电缆选型设计电气连接应有牢固的机械强度使热循环引起的松动减小到最小并提供足够的电源线扣。在光伏组件和逆变器器间采用防水、机械良好和表皮防紫外线的光伏系统专用电缆连接。导线连续通过的最大电流额定值不小于总阵列短路电流的 125%，并且不小于导线过电流保护器件的额定值。逆变器直流侧采用耐候性好的光伏发电系统专用铜芯软电缆（导线），电缆（导线）能够在-50+100的环境温度下正常工作，导线耐压不小于 1000V，太阳电池组件的串并联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，电缆（导线）经过紫外线长期照射后不会97、发生硬化、绝缘降低，满足不少于 20 年室外使用的要求。逆变器的交流侧使用阻燃铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆。 采用标准： IEC 60512 Part 3 IEC 60364-7-712 IEC 60512 Part 3直流电源导线应根据允许压降选择适当的截面，其计算公式如下：U=IL/SS:导线的截面积（mm2）I:导线通过的最大电流AL: 导线长度 m:导电系数铝的为=34 铜=57U ：允许电压降 交流电源导线应根据最大负荷和电力电缆的安全载流量（即导线最大容许持续负荷）选择截面。选择导线截面，应符合下列要求：l 线路电压损失应满足用电设备正常工作及起动时端电压的要求；l 按敷98、设方式确定的导体载流量，不应小于计算电流；l 导体应满足动稳定与热稳定的要求；沿不同冷却条件的路径敷设绝缘导线和电缆时， 当冷却条件最坏段的长度超过5m，应按该段条件选择绝缘导线和电缆的截面，或只对该段采用大截面的绝缘导线和电缆。导体的允许载流量，应根据敷设处的环境温度进行校正，温度校正系数可按下式计算：K(t1-t2)/(t0-t0) 式中K温度校正系数；t1：导体最高允许工作温度（）：t0：敷设处的环境温度（）；t2：导体载流量标准中所采用的环境温度（）。导线敷设处的环境温度，应采用下列温度值：直接敷设在土壤中的电缆，采用敷设处历年最热月的月平均温度；敷设在空气中的裸导体，屋外采用敷设地区99、最热月的平均最高温度；屋内采用敷设地点最热月的平均最高温度（均取10年或以上的总平均值。）5.7 主要产品部件清单及性能参数5.7.1主要产品清单序号名称规格数量单位备注一主材设备费多晶硅太阳能电池板250Wp(1650*990)10000块并网逆变器500KW5台固定倾角支架系统热镀锌2500KW交流配电柜GNC 交流隔离/AC400V/IP215台直流汇流箱IP6550台光伏线缆SOL-4.0SN/4mm230000米光伏专用户外型直流电缆2*35mm28000米线缆ZR-YJV22-1KV-3*70+1*352300米ZR-YJV22-10KV-3*705500米高压电缆ZR-YJV22100、-1KV-3*240+1*1203000米镀锌线槽100501.5mm22000米3001001.5mm9500米防水接头串联/并联800对IP67 防水户外型光伏数据采集器1套与并网逆变器配套兼容环境传感器1套光强、环境及组件温度监控系统监控微机2台含液晶显示器监控软件2套光伏系统配套专用RVVP-4*0.52000米通信电缆单色LED 显示屏2套光伏电站主要产品清单5.7.2 产品性能参数5.7.2.1 电池组件技术参数250Wp 太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅指标单位数据峰值功率Wp 250 开路电压（Voc） V 37.5 短路电流（Isc） A 8.64 工作电压（Vmppt101、） V 29.5 工作电流（Imppt） A 8.14最大系统电压V1000尺寸 mm 1560*990*40 250Wp 多晶硅太阳能电池组件参数图表 I-V曲线5.7.2.2 并网逆变器技术参数本项目所选用三相并网光伏逆变器电气参数序号名称技术指标1逆变器型号SG500KTL3隔离方式隔离3直流侧参数3.1最大直流电压900Vdc3.2最大功率电压跟踪范围450Vdc820Vdc3.3推荐最大直流功率550kWp3.4最大直流输入电流1200A3.5最大输入路数16路4交流侧参数4.1额定输出功率500kW4.2额定输出电压和频率三相270Vac、50Hz4.3允许电网电压210Vac31102、0Vac4.4输出频率范围47Hz51.5Hz4.5输出电流波形畸变率3%（额定功率）4.6功率因数自动运行模式：0.99（额定功率）调节控制模式：-0.95+0.954.7最大交流电流1176A5系统参数5.1最大转换效率98.7%5.2欧洲效率98.5%5.3防护等级IP205.4夜间自耗电（待机功耗）100W5.5运行自耗电2kW5.6允许环境温度运行-30+55（含加热器）存储-40+705.7散热方式风冷5.8允许相对湿度095%，无凝露6要求的电网形式IT电网7自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器将自动运行8断电后自动重启时间5min9逆变器的降容系数海拔1000m1海拔20103、00m1海拔3000m1海拔3500m0.95海拔4000m0.910低电压穿越有11显示与通讯触摸屏/RS485通讯接口12机械参数12.1外形尺寸(深宽高)850*2800*2180mm12.2重量2288Kg13相关认证金太阳认证、TUV认证、KEMA认证逆变器电气参数表500KW逆变器机壳外形5.7.2.3 交、直流配电设备交直流配电设备指的是并网逆变器交流侧和直流侧相衔接的配电设备，包括了直流防雷汇流箱、直流配电柜和交流配电柜等。（1）直流防雷汇流箱 直流汇流箱安装在屋顶，作为连接光伏方阵与直流配电柜、并网逆变器之间重要的连接装置，起着汇流和保护的作用，通过将多路输入的光伏组件汇流成104、一路，并加装光伏防雷模块与直流保险，防止由于雷电流引起的过电压对设备的侵害。直流汇流箱直流防雷汇流箱的技术参数名称参数光伏阵列电压范围200900最大光伏阵列并联输入路数20每路光伏阵列的最大电流10A 直流总输出空开有光伏专用防雷模块有输出端子大小MC4防护等级IP65环境温度-2560环境湿度095%宽/高/深（mm）400600200外壳材料聚碳酸酯（2）直流配电柜 直流配电柜是直流接线箱汇流输出接到并网逆变器之前的起着保护与计量的作用，通过计量装置可以直观的观察方阵的电流、电压等参数，如果那部分有问题可以马上查询出大概位置，并加装光伏专用防雷模块，防止由于雷电流引起的过电压对设备的侵害105、。（3）交流配电柜交流配电柜是安装在并网逆变器之后，并入电网之前的起着保护与计量的作用，通过计量装置可以直观的观察整个系统的发电量和每个逆变器输入的电流等参数，并加装防雷模块，防止由于雷电流引起的过电压对设备的侵害。交流配电柜参考图5.8 节能设计本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本电站建成后预计每年可为电网提供电量269万kWh，与相同发电量的火电相比，相当于每106、年可节约标煤1020t (以平均标煤煤耗为360g/kWh 计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）排放量2115吨，减少二氧化硫（SO2）排放量约20t、氮氧化物（NOX）6t、粉尘13t。可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。5.9 防雷接地保护系统设计5.9.1 采用的标准 工业与民用电力装置的接地设计规范 GBJ 6107、5建筑物防雷设计规范 GB 50057-2000 防雷保护 IEC 62305-2006 太阳能发电系统的过压保护 IEC 61173-245.9.2 系统防雷 光电场的防雷分为直击雷的防护和感应雷的防护，由于电池板平铺在屋顶上，所以直击雷防护主要是针对屋顶的光电场。1、直击雷的防护l电池方阵防雷。根据标准GB50057-94电池方阵按照第三类防雷建筑物（或根据建筑物等级分类）进行防雷，采用装设避雷网（带）。这部分的设计主要结合建筑物本身的外部防雷设计。2、感应雷的防护l 直流侧的防雷：在方阵直流接线箱和直流配电柜内部均有光伏专用避雷模块，避免因感应雷引入建筑内的造成电池组件和并网逆变器的损坏108、。l 交流侧的防雷:在交流配电柜内部也安装有交流避雷模块，避免因交流侧的过电压损坏太阳能系统内的设备。 低压防雷主要防止低压设备受到过压干扰(过压类别III依据DIN VDE 0110-1:1997-04)；C级过压保护器，依据EDIN VDE 0675-6:1989-11，-6/A1:1996-03和-6/A2:1996-10标准）。防雷模块的特点：l标准组件，包括底座和保护模块l高速电流泄放l电热敏元件控制的隔离装置l由窗口红色标志反映的故障显示l多功能连接端子5.9.3 系统接地 具体实施方法：（1）配电盘与控制台的金属框架必须接于地网。（2）控制室内逆变器、配电柜、出线柜的金属框架及靠109、近这些设备的带电体的金属遮栏和金属门必须接于地网。（4）装于外部的高压断路器等其他设备必须接于地网。（5）建筑物的钢筋混凝土的构架及屋顶的防雷线必须接于地网。5.10 电能计量 遵循相关标准、规程要求：电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137电能计量装置技术管理规程DL/T52020.5s和0.55级静止式交流有功电度表 GB/T17883多功能电能表 DL/T614多功能电能表通信协议 DL/T645 光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用电量计量点，计量点原则上设置在电站与电网设施的产权分界处或合同协议中规定的贸易结算点；光伏发电站自用电取自外网时，应在高压引入线高压侧设置计量点110、。每个计量点均应装设电能计量装置。电能计量装置应符合电能计量装置技术管理规程DL/T5202，电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137的规定。本光伏发电系统，电能表采用静止式多功能表，电能表具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，采集信息接入电网调度机构的电能信息采集系统。电站的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、副表有明确标志。推动光伏发电常常需要政府激励政策支持，以及伴随公众环保意识和适用的市场机制模式等。各地政府如德国、西班牙、日本及中国等国家都纷纷推出补助政策以推动太阳能111、光伏的发展，例如采用电费双向计量方法，供电公司会以较高的电价收购用户以太阳能光伏系统所产生的电量，并与用户从供电公司消耗的电量作比较，最后将两者费用相减就是用户所需缴付的电费，有关的原理图可见(图4-15)。2011年7月，我国已正式出台太阳能光伏发电上网电价政策（发改价格20111594号），除西藏执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。今后，国家发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。1太阳能电池组件 2保护装置 3太阳能能电池组件直流侧4并网逆变器 5电度表（两个电度表之差为需要缴纳的电费） 光伏发电计量系统配置 可逆流低压并网发电112、系统计量示意图5.10.1 数据采集与监控装置一、数据采集器性能介绍数据采集器使用光伏专业采集模块，可与光伏并网逆变器和光伏阵列防雷汇流箱进行通讯，获取多台并网逆变器和光伏阵列防雷汇流箱（最多30台）的运行参数和工作状态，并可将相关设备信息通过RS485或Ethernet（以太网）上传到后台监控系统。可以实现远程监控、分析、采集实时数据，其特点如下： 能够即时检测运行故障 记录电站的发电量 可使用第三方软件进行数据诊断和系统配置 设定周期可以自动上传数据 安装方便，体积小，运行稳定 储存、通讯方式多样化，可通过485 数据线、以太网传输和记忆卡存储。数据采集器本设备采用标准的数据通讯接口，遵循113、modbus协议，包括RS485/232标准串、USB、网络通讯等多种方式。数据采集器需外接供电电源AC220V，50Hz。数据采集器的应用示意图如下：二、环境监测仪性能介绍环境监测仪如下图所示，在户外安装，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，适用于气象、军事、船空、海港、环保、工业、农业、交通等部门测量水平风参量及太阳辐射能量的测量。可监测环境温度、风速、风向和辐射强度等数据，并配有RS485通讯接口，可接入并网监控装置的监测系统，实时监测环境数据。环境环境监测仪三、监控显示装置本工程的光伏并网发电系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，配置光伏并114、网系统专用网络版监测软件，采用RS485或Ethernet(以太网)远程通讯方式，可以连续每天24小时对所有的并网逆变器运行状态和数据进行监测。（一）电站直流侧的监测要求直流侧测量在直流配电柜中实现，测量参数如下： 各汇流箱的电压 各汇流箱的电流 直流配电柜输出电压 直流配电柜输出电流， 故障判定：1）任一汇流箱的电压超过配电柜输出电压的10%； 2）任一汇流箱的电流超过平均电流的10%。 需要计算的数据：1）各汇流箱直流功率（kW）；2）各直流配电柜的输出功率（kW）； 3）电站总直流功率（kW）。 需要存储的数据：1）每半小时电站直流总功率（kW）； 2）故障记录（kW）。（二）逆变器的监115、测要求 逆变器的直流输入电参数在直流配电柜内测量； 逆变器的交流输出电参数在交流配电柜内测量。（三）交流输出的监测要求交流电参数在交流配电柜中测量： 各台逆变器的相电流，单相电流 交流输出总相电流，单相电流 交流输出相电压，单相电压 输出频率测量 输出谐波测量，范围：奇次谐波：333 次，偶次谐波：232 次； 直流分量测量； 输出功率因数测量 故障判定：1）任一相电压超出逆变器额定输出交流电压的10%； 2）各台逆变器任一相电流超出平均相电流的10%； 3）任一相频率超出额定频率的1Hz； 4）各台逆变器任一相电流谐波畸变超出5%； 5）功率因数小于0.9； 6）各台逆变器任一相直流电流分量116、超过1A； 7）发生逆流； 8）任何一台逆变器该输出时无输出； 9）电网失电。 需要计算的数据：1）各逆变器的输出功率（kW）； 2）电站输出交流总功率（kW）； 3）各逆变器的当日输出电量（kWh）； 4）各逆变器的各月输出电量（kWh）； 5）各逆变器的年输出电量（kWh）； 6）各逆变器的累计输出电量（kWh）； 7）电站总的当日输出电量（kWh）； 8）电站总的各月输出电量（kWh）； 9）电站总的年输出电量（kWh）； 10）电站总的累计输出电量（kWh）； 11）累计节约能源（吨标煤Tce） 12）累计温室气体减排（吨二氧化碳） 需要存储的数据：1）每半小时各逆变器交流输出功率（k117、W）； 2）每半小时电站交流总功率（kW）； 3）每日最大功率输出（kW）; 4）各月最大功率输出（kW）； 5）年最大功率输出（kW）； 6）计算出的所有电量数据（kWh）； 4）累计节约能源（吨标煤Tce） 5）累计温室气体减排（吨二氧化碳）6）故障记录（kW）。（四）气象环境数据的监测要求 水平面总辐射强度（kW/m2）； 方阵面总辐射强度（kW/m2）； 环境温度（C） 风速、风向 雨量（可选） 需要计算的数据：1）水平面日总辐射量（kWh/m2）； 2）水平面月总辐射量（kWh/m2）； 3）水平面年总辐射量（kWh/m2）； 4）方阵面日总辐射量（kWh/m2）； 5）方阵面月总辐118、射量（kWh/m2）； 6）方阵面月总辐射量（kWh/m2）； 7）每日平均环境温度（C）； 8）各月平均环境温度（C）； 9）每日平均风速（m/s）； 10）各月平均风速（m/s）； 11）全年降水总量（mm）； 需要存储的数据：1）每半小时水平面总辐射强度（kW/m2）； 2）每半小时方阵面总辐射强度（kW/m2）； 3）所有辐射量的计算值（kWh/m2）； 4）各月环境最高温度、最低温度和平均温度（C）； 5）全年环境最高温度、最低温度和平均温度（C）； 6）各月最大风速和平均风速（m/s）； 7）全年最大风速和平均风速（m/s）； 8） 故障记录（kW）。（五） 监测数据的显示和传输要119、求 现场数据采集、存储1) 上述所有测量数据每5 分钟采集一次；2) 上述需要计算的数据每5 分钟计算一次；3) 上述需要存储的数据每5 分钟存储一次。 现场公开层面的数据显示对各种开放的显示数据在室外一般以LED 大屏幕进行显示，在室内也可以采用大屏幕液晶屏显示，显示的内容是一般大众所关心的：1) 日期、时间；2) 当时方阵倾斜面上的辐射强度（kW/m2）；3) 环境温度（C）；4) 光伏电站当时的发电功率（kW）；5) 当日的发电量（kWh）；6) 累计发电量（kWh）；7) 累计节能（吨标煤）；8) 累计温室气体减排（吨二氧化碳）；9) 风速/风向、项目描述等可选。（六）现场技术层面的数120、据显示在控制室内的计算机上显示：1) 运行状态显示：水平面辐射强度显示；方阵面辐射强度显示；环境温度显示；风速/风向显示；各汇流箱的直流电压、电流、功率显示；各逆变器输入（即直流配电柜的输出）直流电压、电流和功率显示；各逆变器的输出电压、电流、功率显示；电站总的输出电压、电流、功率显示；日/月/年/累计发电量显示；累计节能/减排参数显示；电能质量显示（可选）。要求图形化/形象化显示；2) 历史数据显示：可追溯到电站开始发电的每一天的数据，包括每日辐射曲线，每日功率曲线，每日发电量，每日极端气象数据，每日极端电参数数据。辐射和功率曲线以表格和图形2 中国方式显示。其它以表格形式显示；3) 故障记121、录：故障时间、故障类型、故障原因、处理结果。以表格形式显示。 远程数据传输和远端显示1) 要求可以通过门户网站登录方式进入电站界面；2) 要求可以显示所有现场计算机可以显示的内容。发电侧并网的光伏电站的监测要求发电侧并网的大型电站与分布式电站的不同之处： 不需要逆流检测和防逆流控制； 直流侧测量路数增多，如2MW 的电站，如果选用250kW 逆变器，则直流配电柜的数量增加到4 台； 太阳电池方阵绝缘性能监测（测量泄露电流，不得超过300mA）； 防雷接地电阻的监测，一般不得大于10 欧姆； 电站安装视频摄像，图像的传输； 占地面积大大增加（500KW 占地约0.8 万平方米，即12.1 亩），122、需要1套气象监测，安装在电站不同位置； 电力公司对于电站监测数据的要求。监控显示界面如下： 主画面 逆变器监测画面 发电量电监测画面供配电监测画面第六章 土建工程6.1 工程地质条件江西师范大学分布式示范项目工程建设地点为江西师范大学屋顶。其地理位置优越，交通便利，紧临京津塘高速，距南昌市城区中心仅10公里，厂区地势开阔平坦，无高层建筑，四周无公害和污染，环境空气质量满足环境空气质量标准二级标准，地下水质量状况较好，满足地下水质量标准III 类标准。根据本次勘察结果可知：拟建地址地形地貌较为简单，地层层次较少，无特殊性岩土层；地质结构简单，地层产状稳定，不良地质作用不发育。6.2 主要技术参数123、1、地震设防烈度为8度，地震加速度值为0.20g.。2、标准冻土深度：1.5米6.3 主要建筑材料1、现浇混凝土C25，预制混凝土C30 2、型钢Q235B 3、Mu10烧结多孔砖6.4 单轴跟踪太阳能支架基础6.4.1 太阳能板支架基础及地基处理1、光伏方阵基础单轴跟踪太阳能支架基础为现浇筑钢筋混凝土基础。基础为长方柱，以最大载荷组合状态下基础的反力不脱开为原则，经计算固定式基础尺寸为1.21.22.0 （m），基础埋深2.0m，单个钢筋混凝土基础体积2.88m3。2、地基处理基坑开挖边坡比例采用1：0.5。基坑回填时应在混凝土基础底板上铺设不小于200mm厚的砂料或砾石，上部填入土石料。基124、础钢筋混凝土暂定为C25，采用现浇混凝土。基坑开挖完成后先辅垫200mm砾石垫层，其上浇筑100mm厚的混凝土垫层，待垫层凝固后，再绑扎钢筋并浇筑基础。基础的结构设计及地基处理方式最终以施工设计方案为准。基坑开挖、回填及基础混凝土的施工也应遵循相关技术规范要求。（1）电缆沟根据该场址的工程地质条件，本工程采用浅开挖电缆沟，沟底部采用混凝土100mm垫层，根据沟的断面尺寸决定采用混凝土结构或砖结构。（2）主变基础工程主变压器采用钢筋混凝条形基础，主变压器下设钢筋混凝土贮油池，池内上部满铺卵石层，满足消防要求。混凝土体积69m3，开挖土方230 m3，回填120m3 ， 钢筋2.8t。（3）站区管125、沟布置根据工艺要求站区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。地下管沟与建（构）筑物或其它管沟的距离则根据有关规程、规范要求，确定管沟间距及埋深。全站电缆沟均按考虑排水设计，电缆沟内积水排至沟内低点处设置的集水坑，集水坑内的积水定期由移动泵抽出。站区其它地下管线均采用直埋，包括暖气管、给水管、排水管、消防水管和事故油管。（4）站前区场地及屋外配电装置场地地面的处理站前区广场采用预制混凝土方砖。沿广场周边种植低矮灌木进行绿化。配电装置区内检修小道路宽1.0m，采用混凝土方砖铺砌。第七章 消防工程7.1 消防设计主要原则7.1.1主要设计原则a） 本设计惯彻“预防为主126、，消、防结合”的方针；严格执行国家现行的有关消防设计规范和规程，采取防火措施，防止和减少火灾危害，保障安全，方便使用，经济合理。b） 根据周围环境和不同的服务对象，在设备与器材的选择及布置时均考虑预防为主的措施，预防火灾的发生与阻止火灾的蔓延。设计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员和机械的通行。c） 对重要的建筑物及设备，设计安装火灾监测自动报警装置和自动灭火设施。对容易发生火灾的部位除上述措施外，还考虑了分隔、封堵等阻燃措施，防止火灾向邻近蔓延。d） 针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害积极采用先进的防火技术和新型防火材料127、，做到保障安全、使用方便、经济合理。e） 消防设计将符合中华人民共和国有关消防标准和规范、规定的要求。7.1.2 本工程依据的主要法律、规范和规定a）中华人民共和国消防法b）建筑设计防火规范 GB500162006c）火力发电厂与变电站设计防火规范 （GB 502292006） e）电力设备典型消防规范 GB502292006 f）建筑灭火器配置设计规范 GB 501402005g）火灾自动报警系统设计规范 GB5011619987.2 工程消防设计7.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级根据火力发电厂与变电站设计防火规范确定的各建筑物与构筑物的火灾危险性及耐火等级见下表。序号建（筑）物名称火128、灾危险性最低耐火等级1惟义楼丁二2先骕楼丁二3名达楼丁二4方荫楼丁二建（构）筑物的灾危险性及耐火等级表7.2.2主要场所及主要机电设备消防设计7.2.2.1 变压器主变压器布置在室外，变压器下设置主变压器油枕，主变压器油坑设置钢格删，钢格删上铺设厚度不小于250mm 的直径5080 卵石，主变压器油坑尺寸大于主变压器外廓每边各1m。另设事故油池，事故油池的容积为50m3，满足主变压器在事故状态下的100%排油量。主变压器在事故状态下需排油时，经下部的储油坑排至事故油池。在主变压器区域设置推车式干粉灭火器和手提式干粉灭火器。7.2.2.2 光伏组件配置移动式消防车3台为光伏组件区域的消防使用。7129、.2.2.3 箱变每台变压器配40 只MLY4 手提式灭火器和1 0个装满沙的消防铝桶。7.2.2.4 电缆1）电缆选用C 级阻燃交联乙烯电线，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。2）将穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜、开关柜等处的电缆孔洞，进行严密封堵。3）电缆沟中考虑通风。配电室0.4kV 屋内配电装置室配MF4 型手提式干粉灭火器10台。7.2.3安全疏散通道和消防通道根据现行国家标准建筑设计防火规范GB500162006 及火力发电厂与变电站设计防火规范（GB 502292006）的有关规定，综合楼及配电室安全出口应不少于两个，门的开启方向朝疏散方向，综合楼最远130、工作地点到外部出口或楼梯距离将不超过50m；当屋内配电装置长度超过60m 时，设置中间安全出口。电缆沟两端均设置通往地面的安全出口，当电缆沟长度超过100m 时，增加中间安全出口，其间距不超过75m。其他建筑物的安全疏散设计也应符合国家有关规定。7.2.4 消防给水根据主建筑的体积及耐火等级，站内室内外均设置消防栓。其中，室内外消防设计用水量为20L/s。室内外消防给水量合计30L/s 即108m3/h。消防水系统引自原厂房消防水管网。消火栓系统管网在站内沿道路形成环管，在变压器附近、16 号建筑附近设地下消防栓，管道采用焊接钢管。7.2.5消防电气7.2.5.1 消防供电消防用电设备采用独立131、的双电源或双回路供电，均由站用电供给，两路电源可以自动切换。7.2.5.2 照明及疏散指示生产房和疏散通道应设置火灾应急照明。火灾应急照明可采用蓄电池作为备用电源，其连续供电时间不应小于20min。7.2.5.3 通风空调系统的防火排烟设计1）控制室设置空调系统，空调设备采用分体柜式空调机。空调系统与消防系统连锁运行，发生火灾时自动切断空调系统电源，空调系统停止运行，在确定火灾被完全扑灭后，空调系统人工启动投入运行。2）屋内配电装置设置事故排风系统，可兼做通风机用，凡是有消防检测系统的配电装置，当火灾发生时，应能自动切断通风机的电源。3）控制室设置排烟风机。7.2.6消防监控系统本光伏电站火灾132、自动报警及消防控制系统是根据火灾自动报警系统设计规范（GB501161998）要求进行设计。在中控室设置壁挂式火灾报警器（联动型）一台，主要监测设置在各火灾探测器场所的火警信号，并根据消防要求对相关部位如风机、防火风口、防火阀等实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被监控设备运行状态指示和手动操作按钮。火灾监测对象是重要的电气设备、电缆夹层等场所。根据环境不同的火灾燃烧机理，分别选择感烟、感温探测器。探测器主要安装在中控室、35KV 开关柜室、通讯机房、电缆层等场所；在各防火分区设置了手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警器动作时，火灾报警器发出声光报警并显示报警点的地址、打印报警时间和报133、警点地址，同时按预先编制的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的风机、关闭防火风口和防火阀、启动声光报警器，也可由值班人员在火灾报警器上远方手动操作。 火灾报警控制器自带备用电源，正常工作电源交流220V 由动力配电箱供给，当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。电缆（线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞线。电缆敷设在电缆桥架上和电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。7.2.7 建筑消防设计建筑消防设计：建筑消防根据建筑设计防火规范（GB500162006）设计，符合下列条件：防火墙为现浇钢筋混凝土墙200 厚，耐火极限按4 小时设计；其余承重墙，楼梯间134、的耐火极限按3 小时设计；非承重墙，现浇混凝土梁及楼板耐火极限按2 小时设计；在建筑物最高点和站区周围，依据相关规范要求设置避雷针，防止雷击引起火灾。7.3 施工消防7.3.1工程施工场地规划工程施工场地规划要考虑工程规模、施工方案、工程造价等因素和按照方便施工、易于管理、减少耕地占用的原则。除此之外还要考虑到施工的安全，防止施工期间发生火灾。做好施工消防规划，明确生活办公区、料场区、施工区在冬季和雨季施工的消防管理要求。施工准备阶段是建设工程施工的初期阶段，主要进行“三通一平”即通路、通水、通电、平整土地，并开始设置料场，搭建临时办公室、住宿、仓库等配套设施。施工组织设计方案以施工现场平面图135、和文字形式表示，消防设施、器材安装计划和方案。7.3.2 施工消防规划制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程、安全检查制度和火灾隐患整改制度，对施工人员进行消防安全教育和培训。按照有关规定配置消防器材。凡是在施工配电场所，如：混凝土搅拌站、施工照明、电焊接切割机、施工工厂、供电供水等场所均设置MF4 型手提式干粉灭火机1 台。施工临时宿舍内要有防火措施；办公室、宿舍区设置应急照明和疏散指示标志。照明及电气设计按国家规定安装。炉火应凭证启用并设专人看管，烟囱与可燃物不应小于0.7m，定点清理废弃物。7.3.3易燃易爆仓库消防落实料场仓库区14 项基本消防安全要求：1） 不得在工程内设仓库，应专136、设料场和周转场。2） 按规定配备足够的消防器材仓库。3） 按规程安装电气设备。4） 不得使用电热器具。5） 不得动用明火。6） 设专人负责消防安全工作。7） 材料堆放应满足消防安全要求。库区堆垛安全距离不应小于以下距离要求：垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间距0.5m，垛与墙间距0.5m， 垛与垛间距1m，垛与柱间距0.1m。8） 管理室不得设在库内。9） 夏季应有放暴晒措施。10） 雨季应有防雨淋、防雷击措施。11） 库房应确保通风、降温、泄压面积。12） 防止静电危害。第八章 环境保护与水土保持8.1 设计依据为加强本建设项目的环境保护和水土保持管理，在工程设计文件中应有相应的环保和水保137、设计内容，以落实各项保护措施。在设计中应遵循一下法律法规。1中华人民共和国环境保护法（198912）2中华人民共和国大气污染防治法（20044） 3中华人民共和国水污染防治法（20086）4中华人民共和国固体废物污染环境防治法（20054） 5中华人民共和国环境噪声污染防治法（19973） 6 建设项目环境保护管理条例 （199811） 8.2 评价保准1中华人民共和国环境影响评价法（200210） 2环境空气质量标准（GB309596）二级标准3建筑施工场界噪声极限（1252390） 4工业企业场界噪声标准（GB1234890）2 类标准5污染综合排放标准（GB89781996） 6地表水环138、境质量标准（GB38382002）3 类标准8.3.1环境和水土保持现状厂区地势开阔平坦，无高层建筑，四周无公害和污染，环境空气质量满足环境空气质量标准二级标准，地下水质量状况较好，满足地下水质量标准III 类标准。南昌近三十年平均年日照时数为2778.7 小时，平均年太阳辐射量4824MJ/m2。属我国太阳能资源较为丰富的区域，较适合建设太阳能光伏发电项目，是我国比较适合发展太阳能光伏发电的地区之一。南昌位于、东经，地处华北大平原北端，是我国的首都，政治、文化的中心，也是国际交往中心之一。南昌市土地面积16410 平方公里，其中山地10072 平方公里，占总面积的61。南昌的西、北和东北，群139、山环绕，东南是缓缓向渤海倾斜的大平原。南昌平原的海拔高度在2060 米，山地一般海拔10001500 米，与河北交界的东灵山海拔2303 米，为南昌市最高峰。境内贯穿五大河，主要是东部的潮白河、北运河，西部的永定河和拒马河。南昌的地势是西北高、东南低。西部是太行山余脉的西山，北部是燕山山脉的军都山，两山在南口关沟相交，形成一个向东南展开的半圆形大山弯，人们称之为南昌弯，它所围绕的小平原即为南昌小平原。综观南昌地形，依山襟海，形势雄伟。8.3.2水土保持现状随着南昌市经济社会的发展，城市（镇）化进程加快，各类基础设施建设规模不断扩大，开山采石、挖沙取土等活动大量增加，对地貌植被和自然景观的破坏加140、剧，造成了严重水土流失，直接加剧了洪涝灾害和生态退化，严重制约了经济社会的可持续发展，影响了群众的生产和生活。为做好“五个”统筹、深入贯彻科学发展观的要求，落实水土保持法“预防为主、保护优先” 的方针，进一步加强水土保持工作，根据水利部、国土资源部关于进一步加强土地及矿产资源开发水土保持工作的通知要求以水源保护为中心，强化保护水土资源意识。要从坚持全面、协调、可持续的科学发展观、维护全市生态安全和经济社会可持续发展的高度重视土地和矿产资源开发中的水土保持工作，绝不能以牺牲环境为代价获取一时的经济利益。8.4 评价区生态环境影响分析8.4.1 可能造成的生态环境影响光伏电站对土地使用的影响评价区141、光伏电站工程占地为原有场区用地，而且在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用，不随便践踏、占用土地，施工完成后及时采取恢复措施。所以对当地人民的生产。生活影响很小。9.4.1.2 电磁辐射（1） 对居民身体健康的影响一切电器设备在运行时都会产生电磁辐射，这种辐射叫做人工工频型辐射，辐射源包括发电机、电动机、输电线路、变电所等。就太阳能电站而言，辐射源有变电所、输电线路两部分。根据1997 年1 月27 日国家环保局颁布的电磁辐射环境保护管理办法中规定：变电所及输电线路电压在100kV 以上的送变电系统属电磁辐射项目造成环境污染危害的必须依法对直接收到损害的单位或个人赔偿损失。另外，专题研究表142、明：当大强度的电磁辐射长期作用于人体时，可使其健康状况受到危害。光光伏电站电站运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且建设与居民区较远，可以认为本光伏电站产生的电磁辐射不会对附近居民身体将康产生危害。（2） 对无线电、电视的影响通过对光伏电站附近居民的调查，我们了解到目前已运行的太阳能电站对当地的无线电、电视等电器设备没有影响，因此认为评价区光伏电站不会对其附近居民身体健康产生危害。（3） 光伏电站的噪声指施工噪声光伏电站离居民区较远，不会对周围环境产生不利影响。8.4.2可能造成的水土流失危害光伏电站建设工程中破坏了原地貌和地表植被，如不采取及有效的水土保持措施，可能引发和加剧区域水143、土流失，并且对周边生态环境造成不良影响。主要表现在工程施工一方面破坏了地表植被，另一方面破坏了土地结构，使土壤变得疏松，极易产生风力侵蚀，从而产生夹沙风，夹风沙的土壤侵蚀能力成倍增加，加速工程所在区域及周边地区植被的退化。8.4.3 可采取的措施光伏电站建设过程中，要注意防止毁坏征地以外的草场植被，处理好多余土方和废弃物，做好场内的绿化，美化和净化。建成后的光电站不仅可为电网提供绿色电量，且将成为当地的一大人文景观，为旅游业创造条件，使社会经济效益与环境效益双丰收。在单轴跟踪光伏方阵的每个发电单元的间隔地带，采用人工种植牧草和灌溉技术，达到防沙固沙的目的，确保光伏方阵不被吹蚀和损害。8.5结论144、本次规划的光伏电站的环境影响有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理检测，本项目、可以有效地防止工程建设引起的水土流失，达到预定的防止目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。第九章 劳动安全与工业卫生9.1 设计依据、任务与项目9.1.1编制任务与项目遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳145、动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康，根据工业企业设计卫生标准等要求，编制劳动安全及工业卫生篇，着重反映工程投产后职工及劳动者的人人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。9.1.2设计依据9.1.2.1国家、地方政府及项目主管部门有关规定中华人民共和国劳动生产法中华人民共和国劳动法中华人民共和国职业病防治法安全生产许可条例建筑工程安全生产管理条例建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定建设项目（工程）安全卫生预评价管理办法关于加强建设项目安全措施“三同时”工作通知“关于引发水电水利建设项目（工程）安全卫生评价工作管理规定的通知9.1.2146、.2设计采用的主要技术规范、规程、标准工业企业设计卫生标准 GBZ12002 工业场所有害因素职业接触限值 GBZ22002建筑照明设计标准 GB5000342004生产设备安全卫生设计总则 GB819687生产设备安全卫生设计总则 GB122951990机械防护安全距离 GB122951999机械设备防护罩安全要求 GB819687防护屏安全要求 GB81971987工业企业噪声控制设计规范 DL502793电力设备典型消防规程 DL502793火力发电厂与变电站设计防火规范 GB502292006建筑设计防火规范 GBJ16872001 年版建筑灭火器配置设计规范 GBJ14090火灾自动147、报警系统设计规范 GB5011698变电所总布置设计技术规程 DL/T50561996高压配电装置设计规范 GB5006092电力工程电缆设计规范 GB5021794继电保护和安全自动装置设计技术规程 GB 14285933110kV 高压配电装置设计技术规范 DL/T53522006交流电器装置的过电保护和绝缘配合 DL/T601997交流电器装置的接地 DL/T6211997电力职工生活福利管理和设施标准采暖通风与空气调节设计、规范 GB500192003建筑给排水设计规范 GB5001520039.2 光伏电站总体安防布置光伏电站网阵、逆变器和升压变电所主要建筑物的布置原则及主要安全防范148、措施；主要建筑物内疏散通道，消防通道和消防水源的布置情况见工程消防设计部分。9.3 劳动安全设计9.3.1防火防爆9.3.1.1 工程防火设计消防设计将统盘考虑设备、消防供电、事故照明、自动报警、通风排烟、电缆防火等系统，具体实施方案见工程消防设计部分。本光伏电站建筑物均为钢筋混泥土结构和钢筋混泥土框架填充墙的非燃烧体结构，其各项主要构件均已达到一、二级的要求。9.3.1.1 工程防爆安全设计根据生产运行和总平面布置，电站设有一个出入口均能满足消防要求，所内生产区和所前设施区均设有道路，主通道形成环状。消防车可顺利通行并到达各建筑物附近。变压器和开关等设备均选用防爆电气。上述设计能够保证电站的149、防爆措施的有效值。9.3.1.3 防静电设计主要设备外壳等均接地，并与电器接地装置公用，确保防静电接地电阻小于30，同时装设接地端子以供移动式检修设备临时接地。9.3.2防电器伤害电器设备的布置均满足了3 110kV 高压配电装置设计规范（GB500602008）及高压配电装置设计技术规范（DL/T53522006）规定的电气安全净距要求。建筑物屋顶设置避雷带，在10.5kV 屋内配电装置设置1 组避雷器作为雷电侵入波过电压和其他过电压保护。对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路均设置了电器连锁装置或机械联锁装置以确保安全。10.5kV 屋内配电装置内所有高压开关柜均具有五防护功能即150、：（1） 防带负荷分、合隔离开关；（2） 防误分、合隔断器 （3） 防带电挂地线、合接地开关；（4） 防带地线合隔离开关和断路器 （5） 防误入带电间隔工作照明及事故照明设计中的各工作场点的照度均满足建筑照明标准（GB5000342004）的要求，危险场所的照明灯具均采用防爆型，中控继保室等重要工作场所设有事故照明，正常工作时由交流电源供电，当交流系统故障时能自动切换到由直流系统逆变成的交流电源供电；生产综合楼及生活综合楼内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处，均设置疏散指示标志。9.3.3防机械伤害、防坠落伤害机械设备的布置设计中满足有关标准规定的防护安全距离要求，在设备采购中要求制造厂家提供的151、设备符合生产设备安全卫生设计总则（GB819687）、防护屏安全要求（GB81971987）等有关标准的规定。 建筑物屋面均按要求设置了护栏，以防巡视人员以外坠落。 本光伏电站设置的室外楼梯，均考虑了意外坠落的影响，设置防护栏杆 与扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。 防洪、防淹。 防洪、防淹设施均有二路独立电源供电。 在电站大门口设有集水井，用以汇集全站排水，并通过潜水泵引至站外低处排放。9.4 工业卫生设计9.4.1防噪声及防振动光伏电站按“无人值守”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全站集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所布置在生产综合楼的中控继152、保室内，其噪声均要求根据工业企业噪声控制设计规范（GBJ871985）的规定，结合本电站的特点，限制在6070dB。为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。中控继保室等主要办公场所选用室内机噪声小于60dB 的空调机，并采取必要的减振措施。在噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施。9.4.2温度与湿度控制控制室、办公室、通信机房、值班室和计算机室等设置空调系统，其它各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工作环境。9.4.3采光与照明本光伏电站的生产综合楼等主要153、工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层根据建筑照明设计标准（GB5000342004）的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源。在10.5kV 屋内配电装置室等重要工作场所设有事故照明。在综合楼内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处设有火灾事故照明与疏散标志。9.4.4防尘、防污、防腐蚀、防毒屋内配电装置室：地面采用坚硬的、不起尘埃得材料（高标号混凝土或水磨石），清扫时采用吸尘装置；机械通风系统的进风口位置，均设置在屋外空气比较洁净的地方，并应在排风口的上风侧。光伏电站现场生活区污水，根据工业企业设计卫生标准（GBZ12002）的有关规定，经必要处理合格后，才可排放154、。本光伏电站生产综合楼有关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。蓄电池室是选用免维护型密封铅酸蓄电池，该蓄电池为全密封型，在使用时无需维护。设备的支撑构件、水管、气管、油管和风管等在安装中采取除锈、涂漆或镀锌或喷塑等防腐处理，并符合国家现行的有关标准的规定。在电缆沟入口处，配备有防毒面具，以防万一。本光伏电站的最高电压为10.5kV，因而不需考虑放电磁辐射。在接触微波辐射的工作场所，按作业场所微波辐射卫生标准（GB1043601989）的规定设置辐射防护措施。9.5 安全与卫生机构设置安全卫生管理机构必须和整个光伏电站生产管理组织机构及人员配置统一考虑，在工程运行发电投产后，必须建立一套155、完整的安全卫生管理机构、制度和措施，以保证光伏电站顺利运行，达到安全生产的目的。根据规程要求，其光伏电站设置的安全卫生管理机构，由光电站主管领导亲自负责，负责本工程投产后的安全卫生方面的教育、培训和管理工作，在生产部门确定安全员1 名，负责日常的劳动安全和工业卫生工作。事故应急救援预案根据国家有关规定及相关职能部门的相关要求，对光伏电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在光伏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较全面的处理手段，在事故发生的第一时间内及时做出反应，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156、人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。9.6 劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划光伏电站运行人员在上岗前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入生产现场工作，同时按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，为光伏电站的安全运行提供一个较好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。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、仪表和器材进行日常安全维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置声级计、微波测量仪等监测仪器设备和必要的安全宣传设备。落实生产运行人员的安全157、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。9.7 预期效果评价9.7.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对光伏电站的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致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的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。9.7.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价由于光伏电站的特殊性，对生产人员的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，降低158、了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。9.7.3 存在的问题和建议由于光伏发电在我国还处在一个起步阶段，相关的安全措施和防护措施还没有一个较全面的了解，因此也就无法深入的研究生产运行当中所面临的安全和卫生问题，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前光伏发电安全生产和运行的防范工作。第十章 系统建设及施工项目的施工包括：0.4kV 屋内配电装置室及太阳电池支架的基础制作、0.4kV 屋内配电装置室，太阳电池支架制作安装、太阳能电池方阵的安装，电气设备的安装调试、系统的运行调试。10.1 施工顺序基础和配电室土建施159、工太阳电池支架制作安装太阳电池方阵安装调试电气仪表设备安装调试系统运行调试试运行竣工验收。10.2 施工准备10.2.1技术准备技术准备是决定施工质量的关键因素，它主要进行以下几方面的工作：（1）先对实地进行勘测和调查，获得当地有关数据并对资料进行分析汇总，做出切合实际的工程设计。（2）准备好施工中所需规范，作业指导书，施工图册有关资料及施工所需各种记录表格。（3）组织施工队熟悉图纸和规范，做好图纸初审记录。（4）技术人员对图纸进行会审，并将会审中问题做好记录。（5）会同建设单位和设计部门对图纸进行技术交底，将发现的问题提交设计部门和建设方，并由设计部门和建设方做出解决方案（书面）并做好记录。160、（6）确定和编制切实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表。10.2.2现场准备（1）物资的存放准备一座临时仓库：主要贮存发电系统的逆变器、太阳电池、太阳电池支架和线缆及其它辅助性的材料。（2）物资准备施工前对太阳能电池组件、太阳能方阵支架、逆变器等设备进行检查验收，准备好安装设施及使用的各种施工所需主要原材料和其他辅助性的材料。10.3 设备安装部分10.3.1太阳电池组件安装预埋太阳电池阵列架基柱，检查其横列水平度，符合标准再进行铁架组装。检测单块电池板电流、电压，合格后进行太阳电池组件的安装。最后检查接地线、铁架紧固件是否紧固，太阳电池组件的接插头是否接触可靠，接线盒、接插头须进行防水161、处理。检测太阳电池组件阵列的空载电压是否正常，此项工作应由组件提供商技术人员完成。太阳电池方阵的安装位置应保证在日照所有时间内，没有任何物体或阴影遮蔽太阳电池板。在地面安装的太阳电池方阵与地面之间的最小间距应在l.2 m 以上。底部必须牢固地连接在基础上，以便能够承受太阳电池方阵的重量和抵抗大风。太阳电池方阵可以安装在屋顶上，但太阳电池方阵与屋顶材料之间的最小间距应在10 cm 以上。安装支架应与建筑物的主体结构相连接，而不能连接在屋顶材料上。安装在屋顶上的太阳电池方阵应采取防雷措施。如安装在人畜经常经过的地方则应设护栏。10.3.2逆变器安装逆变器安装应符合相应电气设备安装规范和遵守生产企业162、制定的操作规程。逆变器、宜安装在同一个配电柜中，安放在室内人员不易接触且通风良好的地方。应有防止儿童误入或手伸入柜中的措施。10.3.3连接要求系统内各部件之间电路的连接应是固定式可靠连接，部件之间不允许使用插头、插座方式互联。系统输出端与外电路的连接应当是固定连接，或者系统输出端使用插座。不应使用双向插头连接系统输出端与用户的外电路。于系统以外的永久性电路的安装，所有可能由于暴露而受损的导线都应用导线管保护；对于已经被牢固地固定在房屋结构上的导线，可以不用穿线管；穿过屋顶、墙体和其他结构的导线应用穿线管加以保护，穿过屋顶的导线应进行防水密封。现场安装用导线的连接，应用接线端螺旋紧固，螺帽紧固163、方式只允许在室内并且在专门设计的接线盒内使用。连接处允许的额定电流不得低于电路允许的额定电流。所有的连接部分都要在接线盒内。照明灯、开关和输出插座等的连接盒也可以视为接线盒。10.4 检查和调试（1）根据现场考察的要求，检查施工方案是否合理，能否全面满足要求。（2）根据设计要求、供货清单，检查配套元件、器材、仪表和设备是否按照要求配齐，供货质量是否符合要求。对一些工程所需的关键设备和材料，可视具体情况按照相关技术规范和标准在设备和材料制造厂或交货地点进行抽样检查。（3）现场检查验收：检查太阳电池组件方阵水泥基础、配电室施工质量是否符合要求，并做记录。此项工作应由组件提供商技术人员完成。（4）调164、试是按设备规格对已完成安装的设备在各种工作模式下进行试验和参数调节。系统调试应该按设备技术手册中的规定和相关安全规范进行，完成后须达到或超过设备规格所包含的性能指标。如在调试中发现实际性能和手册中的参数不符，设备供应商须采取措施进行纠正，达标后才具备验收条件。10.5 检测预留方案对于屋顶部分，太阳能电池组件的检测，可根据系统逆变器的发电量记录情况进行比较分析。对于光伏组件功率等电气参数的测试数据，可在公司产品出厂测试报告中查询或重新进行测试样板。对于逆变器系统的测试，可验收察看产品出厂测试报告和安装后运行记录。系统整体发电量情况考核，可通过各部分计量装置记录数据获得。各部分并网系统分多路并接165、和多台逆变器并列运行发电，直流接线箱内各路正极和负极均装有保险、断路器；交流输出部分计量装置和避雷器均有断路器等断开点设计。在检测或维护过程中，可对任一路输入进行操作而不影响系统其它部分的正常工作，既可以保证操作人员安全，又可以保证系统的发电量。光伏屋顶部分，每路之间均留有50cm 维护和检测通道，以保证安装施工和后期维护方便。10.6 运行维护方案10.6.1光伏发电系统监控光伏发电监控系统图光伏电站监控系统分为在就地设置数据采集器单机控制、保护、测量和信号及在控制室设置对各逆变器进行集中监控；也可以在远离光伏电站的项目公司所在地的办公室通过网络对光伏发电系统进行遥测和遥信。集中监控系统的对166、象包括逆变器及其附助设备。10.6.1.1光伏系统监控通讯方式本系统采用以太网通讯方式实现远程通讯功能，这种一种非常通用可靠的通讯方式，支持多种通讯协议，可与电力监控进行通讯。用户可以通过上位机监控软件，方便直观地查看当前逆变器的运行数据和运行状态，同时可以查询历史数据和故障数据。综合控制室分别配置1 台数据采集器和1 套环网设备，数据采集器通过RS485 总线获取支路型逆变器及跟踪装置控制器的运行参数、故障状态和发电参数，每台数据采集器通过环网设备链接，最后转接入二次系统的通讯管理机光伏系统检测接口，设置在综合楼内的监控装置即可实时获取电站信息。10.6.1.2环境监测装置及技术参数本系统配167、置1 套环境监测仪(如下图所示)，用来监测现场的环境情况。该装置由日照辐射表、环境温度、组件温度传感器组成，可测量环境温度、组件温度和辐射强度等参量，其RS485 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。环境检测装置10.6.2运行维护屋顶光伏发电项目光伏并网设备的安全、正常运行，规范设备操作和维护人员的工作行为，提高太阳能光伏发电并网的安装技术水平，根据国家相关规范的要求特制订了一系列相关手册。手册涉及太阳能光伏并网发电设备的日常维护及阶段检修，是指导工程人员操作的指南，工程人员可以根据该手册及时向专业技术人员提出可能出现的故障问题，必须指出的是设备的调试及操作必须经过培训的168、专业人员进行。对于并网逆变系统各供电设备运行中出现的事故和告警，操作人员除有权将并网开关断开外不得私自对故障进行处理，应及时向相关部门反馈；不得私自对供电系统的线路进行任意的更改，并网系统线路上不得搭接临时用电，不得连接其它用电设备；禁止更改并网逆变设备内部软件的功能和参数设置；考虑并网系统的发电效益和成本回收，除有事故或检修等特殊原因外，任何人不得将并网系统与电网的连接断开。太阳能光伏并网发电系统均为全自动运行，具有晴朗白天工作，阴雨、雾雪天气及晚上不工作的特点，所以设备的日常维护工作主要为光伏组件的清洗、组件支架系统的防腐和防锈维护、并网逆变设备的运行监测和配电系统的年检。10.6.2.1169、 光伏组件的维护对于太阳能光伏发电，其影响因素包括：天气状况、大气质量、太阳能光伏组件表面的灰尘及空气中的油渍颗粒等。所以，一般情况下，太阳能电池板表面有灰尘和树叶、鸟粪等遮挡物附着，会使发电量减少，要求必须对组件进行表面清洁。由于太阳能光伏组件存在热斑效应，会大大降低系统的发电量，同时也会缩短光伏组件的使用寿命。太阳能光伏组件表面油渍颗粒的清洗，一般用清水加特定清洁剂进行冲洗，其中清洁剂禁止选用化学用品和对玻璃有腐蚀性的碱性试剂，以防对组件表面的玻璃及组件周围其它涂料层的腐蚀，清洗同时要避免太阳能电池板接线盒进水而引起短路和接地故障，由于光电幕墙为垂直立面，其它的灰尘等小颗粒污垢的清理，自然170、雨水的冲洗就足够。10.6.2.2机械结构的维护机械结构的维护主要为：组件支架的维护；并网系统路由桥架和钢管的维护。在每年春秋末期雨雪季节来临前，要求对支架固定系统进行防腐和防锈养护，同时要检查紧固件是否松动和脱落。防腐和防锈主要为在钢材表面及紧固件防锈粉剂的涂抹，钢材表面一般要除锈并涂抹防锈漆，紧固件一般要涂抹黄油等油物以防锈并方便日后维修的拆卸。10.6.2.3 逆变器的维护逆变器的维护，用户可以根据逆变器的监测显示是否有错误的显示信息来判断其工作正常与否。逆变器的维护和维修须通知设备生产或安装厂家，任何非授权人员不得进行操作。保修人员在开始之前，应仔细观察逆变器及全部设备的工作情况。10171、.6.2.4 配电系统的检修配电系统的检修包括： 配电线路的检修，检测线路是否存在绝缘套皮破损漏电现象；检查线路端线接线是否存在松动现象； 配电电器的检测，检测配电系统直流断路器、交流断路器、避雷器和保险是否有烧毁损坏现象，并对应其说明书对其各项电气参数进行检测。 检测系统接地，检测直流系统、交流系统和逆变器系统是否可靠接地，系统及箱体接地电阻不得小于3 欧姆。10.7 太阳能光伏发电系统群控光伏逆变器的转换效率与输入功率有关，在输入功率比逆变器额定功率Pn小很多时（如：20%Pn），逆变器的转换效率开始大幅下降。另外，光伏逆变器的输出谐波畸变率（THD）随输入功率的增加而减小，在逆变器轻载时172、，谐音波会明显度大。10.8 进度计划与安排项目实施进度本项目建设工期为6个月。建设期实施进度规划如下：1、项目前期资料准备及批复（1个月）；2、工程设计测量、调整（1个月）；3、设备采购（1个月）；4、土建施工（1个月）；5、设备安装（1个月）；6、设备调试（0.5个月）7、验收（0.5个月）；10.9 试运行与交付使用安装现场应作以下检查：a）系统布局合理，安装牢固可靠，符合安装规范；b）各部件连接正确，牢固，应符合GB4705.1 电器安全要求。去除太阳电池遮蔽物，系统各显示功能及逆变器上各种工作状态显示灯或电压表、电流表均指示正常。开启逆变器，指示正常后，接通负载，开启各种电器工作正常173、。系统交付用户使用前应向用户提供使用说明书，讲解使用方法和维护要点。第十一章社会经济效益分析11.1 年发电量分析本项目地处南昌市城南平原地区，日照最大值为2600 小时以上，年总辐射量：4428 兆焦/平方米，太阳能资源比较丰富，有很好的开发利用价值，适合安装光伏发电系统。下表为南昌市光伏工程相关气象资料: 月 空气温度相对湿度每日的太阳辐射-水平线大气压力风速土地温度摄氏度 % 度/平方米/日千帕 米/秒 摄氏度 一月5.771.20%2.41100.72.85.8二月7.570.50%2.53100.438.1三月1174.00%2.86100.12.911.8四月16.976.10%3174、.6699.52.718五月21.375.50%4.0899.12.622.5六月24.479.30%4.2698.72.525.4七月26.581.50%4.9398.52.627.4八月25.783.00%4.5198.72.526.6九月22.777.20%3.8599.32.723.5十月18.269.50%3.061002.719十一月12.967.90%2.82100.52.813.3十二月7.867.10%2.53100.82.87.9年平均数16.774.40%3.4699.72.717.4南昌市光伏气象资料下表为光电组件在水平面及20度安装倾角时表面上各月所接收的日照峰值时数175、如下：月份 每日的太阳辐射 -水平线 (度/平方米/日) 每日的太阳辐射 - 20 度倾斜的 (度/平方米/日) 一月 2.08 3.59 二月 2.89 4.17 三月 3.72 4.39 四月 5.00 5.15 五月 5.44 5.05 六月 5.47 4.87 七月 4.22 3.84 八月 4.22 4.11 九月 3.92 4.33 十月 3.19 4.19 十一月 2.22 3.53 十二月 1.81 3.22 年平均数3.68 4.20 10 年平均地面水平辐射、20度倾角辐射资源平均值本项目电池组件采用250Wp 的多晶硅，电池转换效率为14.7，电池衰减率按0.8%/ 年；176、太阳能电池的温度系数为0.45，逆变器的欧洲效率95.4。损失详见下表：损耗项目 参数 交直流线路损耗 2.00% 尘土覆盖损耗 8.00% 逆变器平均损耗 3.60% 早晚不可利用辐射损失 2.40% 组件工作温度损耗 4.50% 其它损耗(故障等) 1.00% 损耗项目表 太阳能光伏系统效率=（12%）（18%）（13.6%）（12.4%）（14.5%）（11%）80.2% 11.2 发电量系统总安装容量为2.5MW、每天平均太阳标准辐照度折算到20倾斜面约为3.9小时。根据人工设计系统经验公式：系统的年发电量=系统总安装容量（峰值总功率）每天平均太阳标准辐照度系统总转换效率365 天本光177、伏电站使用寿命按25 年计，考虑太阳能电池板的衰减，列出25 年的光伏系统发电量列表如下：第1年发电量(万度)第2年发电量(万度)第3年发电量(万度)第4年发电量(万度)第5年发电量(万度)297.5 294.5 291.6 288.6 285.8 第6年发电量(万度)第7年发电量(万度)第8年发电量(万度)第9年发电量(万度)第10年发电量(万度)283.5 281.2 278.9 276.7 274.5 第11年发电量(万度)第12年发电量(万度)第13年发电量(万度)第14年发电量(万度)第15年发电量(万度)272.3 270.2 268.1 266.0 263.9 第16年发电量(万178、度)第17年发电量(万度)第18年发电量(万度)第19年发电量(万度)第20年发电量(万度)261.9 259.8 257.8 255.9 254.1 第21年发电量(万度)第22年发电量(万度)第23年发电量(万度)第24年发电量(万度)第25年发电量(万度)252.3 250.4 248.6 246.8 245.1 光伏系统25年发电量表系统采用多晶硅光伏电池组件构组成总容量2.5MW的光伏发电站，年等效满负荷运行小时数为1470h，首年发电量297.5 万千瓦时，按每年衰减0.8%计算，年均发电量269万千瓦时，25 年发电总量为6726万千瓦时, 系统平均效率80%以上。11.3 技术179、经济分析11.3.1建设概况江西师范大学2.5MW分布式光伏发电示范项目, 工程建设工期预计6个月，生产运营期25年。工程利用已有建筑屋顶约2.5万平方米，土建工程甚少。主要安装工程量包括：250Wp 多晶硅太阳能电池组件10000块； 5台500 kWp 并网逆变器；直流汇流箱50台；低压交流配电柜5台；工控电脑（含UPS 及显示软件）1台；单色LED 户外显示屏2套等。主要设备运输方式及运距：采用陆路运输，运距预计在50km 以内。并网接入系统方式待定。11.3.2投资估算范围该项目建设工程包括：设备及安装工程；极少量土建工程；工程其他费用和预备费。工程投资含并网接入系统暂列金额。11.3180、.3估算编制依据1）本投资估算价格水平年为2014年第一季度。2）主要设备价格：3）土建及安装辅助材料价格：执行2014年第一季度南昌市建筑工程材料及安装材料市场信息价。4）平均人工费用水平：13元/工时。5）建安工程税率：3.41%。6）建设单位管理费：建安工程费2.5%+设备费0.45%。7）基本预备费按工程费的3%估算。8）其他取费标准及计算办法：参考2006 版电力工程建设的相关概算定额及预规。11.3.4 资金筹措方式本项目计划总投资2250万元，业主拟自筹2250万元，建设总装机容量为2.5MW分布式太阳能光伏并网发电系统。11.3.5投资估算结果工程总投资（静、动）2250万元，181、单位造价9元/W。详见总估算表。第十二章效益及风险分析12.1 财务评价12.1.1评价指标1）测算依据：生产经营期限：25 年；预计年均发电量：269万kWh； 固定资产折旧法及折旧年限：直线折旧法，25 年；2) 计算结果：详见附表12.1.2财务风险风险分析1）盈亏平衡分析按0.6元/kWh 的含税电价测算，该项目盈亏平衡产量为1850万kWh； 按269 万kWh 的年均发电量测算，该项目的盈亏平衡电价（含税）为0.45元/kWh。2）敏感性分析年均发电量不变，投资额降低5%，含税电价下降19.99%、为1.205 元/kWh； 投资额不变，年均发电量增加5%，含税电价下降19.79%182、为1.208 元/kWh 。可见，该项目建设投资额的变化是对电价水平影响更为敏感的因素。12.2 社会效益分析光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。本项目节能量分析如下：减排项目年平均减耗或减排（t）年平均减耗或减排量效益（万元）年总减耗或减排量效益（万元）标准煤1020 56.1 77.4 二氧化碳2115 16.9 二氧化硫20 2.6 氮氧化物6 1.1 粉尘13 0.7 减排项目25年总减耗或减排（t）25年总减耗或减排量效益（万元）25年总减耗183、或减排量效益（万元）标准煤25491 1402.0 1935.0 二氧化碳52866 422.9 二氧化硫511 64.4 氮氧化物141 28.2 粉尘316 17.4 节能减排效益分析表综上所述，本项目25年共节约25491吨标准煤，减排52886吨二氧化碳，511吨二氧化硫，粉尘316吨和141吨氮氧化物。如果在此类光伏发电项目的带动下，大量发展同等规模的光伏工程，与传统的火电厂相比其节煤、节能环保效益非常可观。12.3 环境影响分析12.3.1环境和生态现状本项目建于南昌市，周围大气、土壤、植物等自然环境状况良好。12.3.2生态环境影响分析本项目为利用太阳能光伏发电，项目运营过程中无184、三废排放。太阳能光伏发电不会排放二氧化碳或产生对温室效应有害的气体，也无噪音，是一种净能源，与环境有很好的相容性。12.4 项目推广前景分析随着太阳能光伏利用与太阳能户侧并网不断完善，采用太阳能户侧并网设计的太阳能建筑将来必定成为我国今后几年里建筑业发展的主流方向，并从一些试点工程迅速的向全国进行普及，太阳能户侧并网的大规模出现已经成为一种时代的必然。我国光电一体化建筑在正常发展和生态驱动发展两种发展模式下发展，2010 年左右其显著的经济和社会效益将会逐渐显现出来，届时太阳能利用量占社会总能耗的比例将不断的提高，CO2 及氮氢化合物的排放将大幅减少。项目建设符合国家、南昌市相关政策要求；项目185、建成后有利于推动当地经济结构调整，提高当地居民收入。12.4.1对城市污染优化影响太阳能发电安全可靠、无污染、无噪声、环保美观、故障率低、寿命长。太阳能光伏发电每发一万度电就可以替代3.39 吨标准煤，这样就避免了3.39 吨标准煤的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放。12.4.2对地区居民就业的影响本项目在建设期间，将有大量安装工人参与工程建设，间接解决部分农民工问题。项目完成后运营需安排少量固定人员，促进当地居民就业。12.4.3项目对当地文化、教育的影响本太阳能屋顶并网发电系统项目，必将促进南昌市可再生能源利用的发展，对于南昌市太阳能产业建设和发展也将起着推动作用。这一项目的建成，186、带动当地文化、教育的发展，使能源综合利用，节约能源深入民心。12.5评价结论通过项目的财务评价可以看出，当项目的建设工程造价在9元/W，项目在运营期平均电价为1.12元/kWh 时（含税、含补贴），项目的自有资金内部收益率为9.5%，基本符合国家对太阳能项目的经济效益评价标准。序号名称单位数值1 装机容量kW2500 2 首年发电量万度297.48 3 25年年均发电量万度269.04 4 总投资万元2250.00 5 建设期利息万元23.92 6 流动资金万元0.00 7 发电销售收入总额(不含增值税)万元6134.15 8 总成本费用万元2570.16 9 销售税金附加总额万元27.31 187、10 发电利润总额万元3090.85 11 电价11.1 经营期平均电价(不含增值税)2015年12月31日之前元/kW.h1.10 11.2 经营期平均电价(不含增值税)2015年12月31日之后元/kW.h0.99 11.3 经营期平均电价(含增值税)元/kW.h1.12 12 维护成本万/年7.00 13 屋顶租赁费用万/25年574.16 14 投资回收期年9.50 15 内部收益率%9.57 16 总投资收益率(ROI)%76.40 第十三章 保障措施13.1 组织协调措施一、加强光电太阳能分布式光伏发电项目组织工作为了加强对我市光电太阳能分布式光伏发电项目申报工作的领导，确保我市光188、电太阳能分布式光伏发电项目顺利实施，经市政府同意，成立了南昌市光电太阳能分布式光伏发电项目工作领导小组，负责对全市光电太阳能分布式光伏发电项目申报和实施工作的组织、协调、调度和监督。领导小组由市财政、发改、科技、经贸、国土资源、建设、环保、规划、市光伏办、供电及有关县区政府等部门和单位组成。领导小组办公室设在市光伏办，牵头负责制定光电太阳能分布式光伏发电项目实施方案，协调有关申报和实施工作，监督促进光电太阳能分布式光伏发电项目的规范建设和实施进度。二、建立协调机制定期召开全市光电太阳能分布式光伏发电项目申报和实施工作调度会议，及时调度工作进展情况，协调解决有关项目申报和实施中遇到的困难和问题，189、遇重大事项及时向领导小组汇报。领导小组办公室负责各项目单位与各职能部门的日常沟通联系，建立畅通有序的联系渠道，协商项目申报和实施过程中有关工作。三、明确工作职责各项目建设单位要组建专门班子，具体负责本单位项目的编制、申报和实施工作。领导小组办公室负责牵头制定实施方案，财政、科技、发改部门联合行文向上级部门申报，领导小组各成员单位根据各自职能，做好项目申报、立项、规划、用地、环评、并网等工作，各县区政府跟踪督导本区域内示范工程的实施。13.2 监督管理措施按照国家的有关规定，对获得国家支持的光伏发电项目实行全过程管理。加强资金使用情况和施工进度情况的监督检查，坚持每月调度一次，协调解决项目建设、190、施工中存在的问题。一、总 则为推进分布式光伏发电应用，规范分布式光伏发电项目管理，中国国家能源局发布了关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知，这日前，为推进分布式光伏发电应用，规范分布式光伏发电项目管理，中国国家能源局发布了关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知，这份政策通知成为分布式光伏发电最新利好政策，涉及总则、规模管理、项目备案、建设条件、电网接入和运行、计量与结算、产业信息监测及违规责任等细则。1、为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据中华人民共和国可再生能源法、中华人民共和国电力法、中华人民共和国行政许可法以及国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见，制定191、本办法。2、分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以分布式自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。 3、鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。4、国务院能源主管部门负责全国分布式发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。5、分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电192、网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。二、 规模管理6、国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目部纳入年度指导规模管理范围。 7、省级能源主管部门依据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规划申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视193、各地区实施情况进行微调。8、国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。9、鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准，优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。三、项目备案10、省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级人民政府制定。11、项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审194、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。12、对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案，不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。13、各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。14、在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。15、鼓励地市级或县级政府结合当地实际建设与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补195、贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程、提高管理效率。四、 建设条件16、分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。17、分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。18、分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入196、电网的技术要求。五、电网接入和运行19、电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。20、以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。21、以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。22、接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网197、企业投资建设，接入分布式光伏发电项目，分布式的配套工程由项目单位投资建设，因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。23、电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件，在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、公寓预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。六、计量与结算24、分布式光伏项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请，电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收，电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入198、和并网运行验收办法。25、电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行灯所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。26、享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。 27、在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。第十四章 结论本工程的建设对优化能源结构、保护环境，减少温室气体排放、推广太阳能利用和推进光伏产业发展具有非常积极的示范意义，城市太阳能屋顶并网199、发电系统更是目前国内光伏组件与建筑完美结合的典范，具备良好的社会和环境效益。本项目采用分布式光伏发电技术，项目的实施将提高光伏技术和光伏设备在国内的应用及展示效果，推动光伏产业的发展。项目完成后，运行维护费用低，可为业主单位带来一定的经济效益。表B1 总成本费用表1 单位：万元序号项目 年份合计建设期正常运行期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 发电成本1 折旧费1576.9 0.0 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 2 维修费70.2 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 200、2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 3 工资福利176.2 1.2 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 4 保险费83.5 1.0 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 5 土地租用费574.2 0.0 28.1 27.8 27.6 27.3 27.0 26.8 26.6 26.4 26.2 25.9 25.7 25.5 6 利息费23.9 23.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7 摊销费0201、.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8 其他费用65.2 0.2 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 固定成本0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 总成本2570.2 29.1 106.8 106.5 106.2 106.0 105.7 105.5 105.3 105.0 104.8 104.6 104.4 104.2 可变成本0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0202、 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 其中：经营成本993.2 29.1 43.7 43.4 43.2 42.9 42.6 42.4 42.2 42.0 41.8 41.5 41.3 41.1 表B1 总成本费用表2 单位：万元序号项目 年份合计正常运行期14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 发电成本0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1 折旧费1576.9 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1 63.1203、 63.1 2 维修费70.2 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 3 工资福利176.2 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 4 保险费83.5 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 5 土地租用费574.2 25.3 25.1 24.9 24.8 24.6 24.4 24.2 24.0 11.3 11.3 11.2 11.1 11.0 6 利息费23.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.204、0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7 摊销费0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9 其他费用65.2 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 固定成本0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 总成本2570.2 104.0 103.8 103.6 103.4 103.2 103.0 102.9 102.7 90.0 89.9 89.8 89.8 89.7205、 可变成本0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 其中：经营成本993.2 40.9 40.7 40.5 40.4 40.2 40.0 39.8 39.6 26.9 26.9 26.8 26.7 26.6 表B2 利润表1 单位：万元序号项目 年份合计建设期正常运行期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 上网电量(MW.h)67259.4 0.0 2974.8 2945.0 2915.6 2886.4 2857.5 2834.7 2812.0 2789.5 2767.2 2745.0 2723.1 2206、701.8 含增值税电价(元/kW.h)0.00 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 税前电价(元/kW.h)0.00 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1 发电销售收入(不含增值税)6134.2 0.0 300.4 297.4 294.5 291.5 288.6 286.3 284.0 281.7 279.5 277.2 275.0 272.9 2 销售税金附加27.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0207、 1.2 4.5 7.8 3.3 3.2 3.2 2.1 城市维护建设税19.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 3.2 5.6 2.3 2.3 2.3 2.2 教育费附加7.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 1.3 2.2 0.9 0.9 0.9 3 总成本费用2570.2 29.1 106.8 106.5 106.2 106.0 105.7 105.5 105.3 105.0 104.8 104.6 104.4 104.2 4 补贴收入(节能减排，CDM)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0208、 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 固定资产处理损失(187.2)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6 利润总额(1-2-3+4)3723.9 (29.1)193.6 190.9 188.2 185.6 182.9 180.8 177.6 172.2 166.9 169.3 167.4 165.4 7 所得税633.1 0.0 28.0 32.5 32.0 31.5 31.1 30.7 30.2 29.3 28.4 28.8 28.5 28.1 8 税后利润(6-7)3090.9 (29.1)165.7 158.5 156209、.2 154.0 151.8 150.1 147.4 142.9 138.5 140.6 138.9 137.3 9 盈余公积金309.1 (2.9)16.6 15.8 15.6 15.4 15.2 15.0 14.7 14.3 13.8 14.1 13.9 13.7 10 公益金154.5 (1.5)8.3 7.9 7.8 7.7 7.6 7.5 7.4 7.1 6.9 7.0 6.9 6.9 11 可供分配利润(8-9-10)2627.2 (24.7)140.8 134.7 132.8 130.9 129.0 127.6 125.3 121.5 117.7 119.5 118.1 116.210、7 表B2 利润表2 单位：万元序号项目 年份合计正常运行期14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 上网电量(MW.h)67259.4 2680.8 2659.9 2639.1 2618.5 2598.1 2577.8 2559.3 2540.9 2522.6 2504.4 2486.4 2468.5 2450.7 含增值税电价(元/kW.h)0.0 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 1.18 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 税前电价(元/kW.h)0.0 1.01 1.01 1.01 1.01 1.0211、1 1.01 1.01 1.01 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 1 发电销售收入(不含增值税)6134.2 270.7 268.6 266.5 264.5 262.4 260.4 258.5 256.6 121.1 120.2 119.4 118.5 117.6 2 销售税金附加27.3 0.0 0.1 0.2 0.3 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.1 0.1 0.1 2.1 城市维护建设税19.5 0.0 0.0 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.5 0.6 0.1 0.1 0.1 2.2 教育费附加7.8 0.0 0.0 0.0 212、0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.0 0.0 0.0 3 总成本费用2570.2 104.0 103.8 103.6 103.4 103.2 103.0 102.9 102.7 90.0 89.9 89.8 89.8 89.7 4 补贴收入(节能减排，CDM)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 固定资产处理损失(187.2)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 (187.2)6 利润总额(1-2-3+4)3723.9 166.7 164.7213、 162.8 160.8 158.8 156.9 155.1 153.3 30.4 29.5 29.4 28.6 215.1 7 所得税633.1 28.3 28.0 27.7 27.3 27.0 26.7 26.4 26.1 5.2 5.0 5.0 4.9 36.6 8 税后利润(6-7)3090.9 138.4 136.7 135.1 133.4 131.8 130.2 128.7 127.2 25.2 24.5 24.4 23.8 178.5 9 盈余公积金309.1 13.8 13.7 13.5 13.3 13.2 13.0 12.9 12.7 2.5 2.4 2.4 2.4 17.9214、 10 公益金154.5 6.9 6.8 6.8 6.7 6.6 6.5 6.4 6.4 1.3 1.2 1.2 1.2 8.9 11 可供分配利润(8-9-10)2627.2 117.6 116.2 114.8 113.4 112.0 110.7 109.4 108.2 21.4 20.8 20.8 20.2 151.8 表B3 项目投资现金流量表1 单位：万元序号项目合计建设期正常运行期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 现金流入7556.5 0.0 351.5 348.0 344.5 341.1 337.7 335.0 332.3 329.6 327.0 32215、4.4 321.8 319.3 1.1 发电销售收入(含增值税)7177.0 0.0 351.5 348.0 344.5 341.1 337.7 335.0 332.3 329.6 327.0 324.4 321.8 319.3 1.2 补贴收入(节能减排，CDM)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 回收固定资产余值379.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 回收流动资金0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0216、 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2 现金流出4128.9 2108.6 72.2 76.4 75.6 74.9 74.2 73.6 90.7 140.3 189.5 120.7 119.8 118.9 2.1 固定资产投资1752.1 1752.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.2 增值税支出723.2 327.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 17.1 64.6 111.6 47.1 46.8 46.4 2.3 经营成本993.2 29.1 43.7 43.4 43.2 42.9 42.217、6 42.4 42.2 42.0 41.8 41.5 41.3 41.1 2.4 销售税金附加27.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 4.5 7.8 3.3 3.2 3.2 2.5 调整所得税633.1 0.0 28.0 32.5 32.0 31.5 31.1 30.7 30.2 29.3 28.4 28.8 28.5 28.1 2.6 维持运营投资0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 税后净现金流量3427.6 (2108.6)279.4 271.6 268.9 266.2 263218、.5 261.4 241.6 189.3 137.5 203.6 202.0 200.4 4 累计净现金流量3427.6 (2108.6)(1829.2)(1557.6)(1288.7)(1022.5)(759.0)(497.6)(256.0)(66.7)70.8 274.4 476.4 676.8 表B3 项目投资现金流量表2 单位：万元序号项目 年份合计正常运行期14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 1 现金流入7556.5 316.8 314.3 311.9 309.4 307.0 304.6 302.4 300.2 141.7 140.7 139219、.6 138.6 517.2 1.1 发电销售收入(不含增值税)7177.0 316.8 314.3 311.9 309.4 307.0 304.6 302.4 300.2 141.7 140.7 139.6 138.6 137.6 1.2 补贴收入(节能减排，CDM)0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 回收固定资产余值379.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 379.5 1.4 回收流动资金0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0220、 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2 现金流出4128.9 69.5 69.8 70.7 71.6 72.5 73.3 74.2 75.1 42.8 43.8 33.1 32.8 64.4 2.1 固定资产投资1752.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.2 增值税支出723.2 0.2 1.0 2.3 3.7 5.0 6.3 7.5 8.8 10.0 11.2 1.2 1.2 1.2 2.3 经营成本993.2 40.9 40.7 40.5 40.4 40.2 40.0 39.8 39.6 2221、6.9 26.9 26.8 26.7 26.6 2.4 销售税金附加27.3 0.0 0.1 0.2 0.3 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.1 0.1 0.1 2.5 调整所得税633.1 28.3 28.0 27.7 27.3 27.0 26.7 26.4 26.1 5.2 5.0 5.0 4.9 36.6 2.6 维持运营投资0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 税后净现金流量3427.6 247.3 244.5 241.1 237.8 234.5 231.3 228.2 225.2 98.222、9 96.8 106.6 105.8 452.8 4 累计净现金流量3427.6 924.1 1168.6 1409.7 1647.5 1882.1 2113.3 2341.5 2566.7 2665.6 2762.4 2869.0 2974.8 3427.6 表B4 应交税金表1 单位：万元序号项目 年份合计建设期正常运行期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 销项税额597.8 0.0 51.1 50.6 50.1 49.6 49.1 48.7 48.3 47.9 47.5 47.1 46.8 46.4 2 进项税额333.1 327.4 0.5 0.5 0.5 223、0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 3 本月应交增值税390.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 16.7 64.1 111.2 46.7 46.3 45.9 4 累计应交增值税390.1 (327.4)(276.8)(226.7)(177.1)(128.0)(79.4)(31.1)16.7 64.1 111.2 157.8 204.1 250.1 5 应交城建税19.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 3.2 5.6 2.3 2.3 2.3 6 应交教育费附加7.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0224、.0 0.0 0.0 0.3 1.3 2.2 0.9 0.9 0.9 表B5 应交税金表2 单位：万元序号项目 年份合计建设期正常运行期1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 销项税额14.9 (0.2)1.4 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 2 进项税额0.2 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 本月应交增值税59.3 0.0 1.0 2.3 3.7 5.0 6.3 7.5 8.8 10.0 11.2 1.2 1.2 1.2 4 累计应交增值税59.3 (0.4)1.0 2.3 3.7 5.0 6.3 7.5 8.8 10.0 11.2 12.4 13.6 14.7 5 应交城建税3.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.5 0.6 0.1 0.1 0.1 6 应交教育费附加1.2 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.0 0.0 0.0 公司简介