1、江苏尚慧4.95MW分布式光伏发电可行性研究报告 批 准： 校 核： 编 制：目 录1 综合说明.11.1 概述. .11.2 遵守的规程规范.11.3 太阳能并网发电系统原理框图.52. 项目任务与规模.52.1建设的必要性.52.1.1节能减排的需要.5 2.1.2加快能源电力结构调整的需要.62.1.3改善生态、保护环境的需要.72.2项目任务与规模.73太阳能资源和当地气象地理条件.83.1气候条件.83.2太阳能辐照强度分析.83.2.1 我国太阳能资源分布.83.2.2江苏省太阳能资源概况.93.2.3仪征市太阳能资源条件分析与评价.103.3交通运输.104总体设计方案.114.2、1场址选择.114.2主要设计原则.114.3总体设计系统总图.135 电站的技术设计.145.1太阳能电池组件.145.1.1太阳电池组件.145.1.1.1单晶硅太阳电池.145.1.1.2多晶硅太阳电池.145.1.1.3硅基薄膜太阳电池 .145.1.1.4太阳电池组件的应用和比较.155.1.1.5组件技术参数.165.1.2太阳电池阵列设计.175.1.3光伏组件支架.185.2电气.205.2.1 主要设备参数及功能.205.2.1.1汇流箱.205.2.1.2直流配电柜.205.2.1.3逆变器.215.2.1.3.1性能特点.225.2.1.3.2电路结构.235.2.1.43、低压交流配电柜.245.2.1.5干式变压器 .255.2.1.6 10kv和35kv系统.255.2.1.7防雷接地.255.2.2太阳能发电系统电气接线方式及设备布置.265.2.3站用电.265.2.4监控系统.275.2.4.1系统结构.275.2.5直流系统及UPS电源.325.2.6防盗保安系统.325.3接入系统.325.3.1接入一次及电气主接线.335.3.2继电保护.335.3.2.1设计依据.335.3.2.2系统继电保护装置.345.3.3远动及自动化.345.3.3.1设计依据.345.3.3.2调度自动化配置.345.3.4系统通信.355.3.4.1概述.355.4、3.4.2业务需求.355.3.4.3通信建设方案.355.3.4.4通信设备配置.365.3.5无功补偿及谐波控制.366 消防.376.1主要设计标准和规范.376.2消防设计.377 运行期间的环境保护.387.1 光污染控制.387.2 电磁影响的控制.387.3 环境效益.398施工综合控制进度.399劳动安全与工业卫生.409.1遵循的法律、法规和标准.409.2 防火.419.3 设备运输和起吊的安全措施.419.4 防机械伤害和高空坠落.429.5 防电伤.429.6 防雷击.439.7 通风和空调.4310 上网电价预算与财务评价.4410.1投资分析.4410.2财务评价.5、4410.3偿还能力分析10.4附表11结论与建议11.1结论11.2 主要技术经济指标11.3建议1综合说明1.1概述 仪征位于江苏省中西部，地处长江三角洲顶端，是宁、镇、扬“银三角”地区的几何中心，西接南京，东接扬州，南濒长江，与镇江隔江相望，北部与安徽省天长市接壤。仪征属北亚热带湿润气候区，兼有海洋性和大陆性气候特征，具有春秋短、冬夏长、四季分明的特点，季风特征明显，雨量充沛、日照充足、气候温暖，为发展农副业提供了很好的自然环境。沿江大片圩区土地肥沃，河网密布，历来是鱼米之乡。仪征市年日照时间在1700小时2400小时之间，是我国日照资源比较丰富的地区，扬州地区年平均气温为15，年均降水6、1020mm。其中仪征市的日照时数在2000小时左右。光伏发电关键设备是太阳能电池板和逆变器，现在我国生产的太阳能电池板、逆变器都能满足使用要求。建设光伏发电站自然气候条件要求是：1、太阳辐射强；2、晴天多，阴天少；3、空气洁净、灰尘少；4、酸雨少（酸雨可以腐蚀设备）；5、雷击天气少。根据仪征长期的气候情况对光伏发电设备选型没有特殊的要求， 是开发太阳能资源较为理想的区域。1.2遵守的规程规范江苏尚慧4.95MW分布式光伏发电项目遵守的主要规程规范如下：l GB/T18479-2001地面用光伏（PV)发电系统导则l GB/T20046-2006光伏（PV)系统电网接口特性l GB/T19937、9-2005光伏系统并网技术要求l GB/T19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定l SJ/T11127-1997光伏（PV)发电系统过电保护-导则l CECS84-96太阳光伏电源系统安装工程设计规范l CECS85-96太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范l DB37/T729-2007光伏电站技术条件l GB2297-89太阳光伏能源系统术语l GB50013-2006室外给水设计规范l GB50014-2006室外排水设计规范l GB50015-2003建筑给水排水设计规范l GB50016-2006建筑设计防火规范l GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防8、火规范l GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范l GB50222-95建筑内部装修设计防火规范l DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程l GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程l GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求l GB8978-1996污水综合排放标准l GB3096-2008声环境质量标准l GB12523-90建筑施工场界噪声限值l GB8702-88电磁辐射防护规定l GB50011-2001建筑抗震设计规范l GB50057-1994建筑物防雷设计规范l GB4064-1984电气设备安全设计导则l GB50034-19、992工业企业照明设计标准l GBZ1工业企业涉及卫生标准l DL5053火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程l DL5027-1993电力设备典型消防规程l GB/T18210-2000晶体硅光伏方阵-特性的现场测量l GB/T20514-2006光伏系统功率调节器效率测量程序l GB/T20513-2006光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则l l GBT20047.1 2006光伏（PV）组件安全鉴定 第一部分 结构要求l IEC 61730 2光伏（PV）组件安全鉴定 第二部分 试验要求l GB/T2423.1-2001电工电子产品基本环境试验规程 试验A:低温试验方法l GB/10、T2423.2-2001电工电子产品基本环境试验规程 试验B:高温试验方法l GB/T2423.9-2001电工电子产品基本环境试验规程 试验Cb:设备用恒定湿热试验方法l GB3859.2-1993半导体变流器 应用导致l GB/T14549-1993电能质量 公用电网谐波l GB/T15543-1995电能质量 三相电压允许不平衡度l EN61000-6-2电磁兼容性（EMC)第6-2部分：通用标准 工业环境的抗扰度l EN61000-6-4电磁兼容性（EMC)第6-4部分：通用标准 工业环境用辐射标准l EN50178用于电力安装的电气设备l 中华人民共和国劳动法l 中华人民共和国职业病11、安全生产法l 中华人民共和国职业病防治法l 中华人民共和国消防法l 电力监管条例（国务院令【2005】第432号）l 国务院关于特大安全事故行政责任追究的规定（国务院令第302号）l 中华人民共和国环境保护法l 中华人民共和国环境影响评价法l 中华人民共和国水土保持法l 中华人民共和国电力法l 中华人民共和国防沙治沙法l 中华人民共和国文物保护法l 建设项目环境保护管理条例（国务院令第253号）1.3太阳能并网发电系统原理框图3. 项目任务与规模2.1建设的必要性2.1.1节能减排的需要 我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源结构中将近76%由煤炭供给，这种过度依赖石化燃料的能源结构已经造成12、了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的生态环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和实现国民经济可持续发展的必然选择。我国在能源领域实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。提出了“十一五”节能减排20%的重要目标，以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规模化”为目标，可快可再生能源的开发。积极鼓励和推动全社会的科技创新活动。我国已将科学发展观作为治国理念，通过制订、颁布和实施可再生能源法，大力推动可再13、生能源的利用。太阳能光伏发电系统由于其能源来自太阳，取之不尽，用之不竭，获得了人们的青睐。同时由于太阳能光伏发电系统没有转动部件，没有噪音污染，基本无故障，比其他常规发电方式都要环保。根据计算，本光伏电站的运行，可替代燃煤电厂年发电量减少1023*104KWh。考虑到制造单晶硅时的耗能和引起的CO2排放等因素，本工程实际可节省燃煤3585.8t/a；减少温室气体CO2排放量7536.9t/a；减少SO2排放26.1t/a；减少NOX排放18.4t/a（燃煤电厂烟气中的NOX浓度按450mg/Nm3计）；减少灰渣排放537.9t/a，其节能减排效果是十分显著的，显示较高的环境效益。到2008年，14、我国太阳能光伏电池的年产量已达到了2GWp，光伏产业就业人口二十多万。我国已成为世界上太阳电池组件的第一生产大国，但遗憾的是我国生产的98%以上的太阳能电池组件是出口到欧美和其他国家，国内的太阳能发电项目较少。2008年全年全国装机不到40MWp，而同期全球装机已达到了5.6GWp。2008年我国已接入国家电网并进入商业运营的兆瓦级大型光伏并网发电项目仅有两个，即上海崇明前卫村兆级太阳能光伏发电项目和上海临港新城兆瓦级太阳能光伏发电项目。这和我国世界第一太阳电池组件的生产能力是很不相称的。2.1.2加快能源电力结构调整的需要2007年，江苏电网火电装机比重过大，每年耗用大量的燃煤，CO2、SO15、2等排放量造成生态环境的破坏和严重污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。根据我国可再生能源中长期发展规划，提出了未来15年可再生能源发展的目标：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16%。江苏省的可再生能源中，除水电外，相对于其他能源，太阳能发电技术已日趋成熟，从资源以及太阳能产品的发展趋势来看，在江苏省开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域限制，所发电力稳定，可与其它清洁能源互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻环保压力。2.1.3改善生态、保护环境的需要在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，16、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。环境状况已经警示我国所能拥有的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。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。2.2项目任务与规模 按江苏尚慧科技发展有限公司的要求，江苏尚慧4.95MW光伏太阳能电站项目的建设规模为4.95MWp（全部太阳电池组件稳定效率下标称功率的代数和不低于4.95MWp）。本期单晶硅电池组件稳定效率下标称功率的17、代数和不低于 4.95 MWp; 规划全部太阳电池组件在稳定效率下标称功率的代数和不低于 4.55MWp。3. 太阳能资源和当地气象地理条件3.1气候条件仪征为北亚热带湿润气候区，兼有海洋性和大陆性气候特征，具有春秋短、冬夏长、四季分明的特点，季风特征明显，雨量充沛、日照充足。春季阴湿多雨，冷暖交替；夏季梅雨明显，湿热的高湿期长；秋季受台风地势影响，秋旱及连日阴雨相间出现；冬季干燥寒冷，严寒期短。年平均气温15左右，夏季最高达40以上，冬季最低气温可达-20。最冷月为1月，月平均气温1.8；最热月为7月，月平均气温为27.5。全年无霜期平均212天；全年平均日照2140小时；全年平均降水量1018、20mm。由于受季风气候的影响，年降水量的季节变化较大，汛期（69月）降水量约占全年降水量的60%70%。3.2太阳能辐照强度分析3.2.1 我国太阳能资源分布我国太阳能资源丰富程度的等级划分标准及分布区域见表1图1。表3.2.1-1 全国太阳能资源丰富程度等级太阳年总辐射量资源丰富程度等级单位：千瓦时/平方米单位：兆焦/平方米17506300资源最丰富1400175050406300资源很丰富1050140037805040资源丰富10503780资源一般图3.2.1-2全国太阳能资源丰富程度等级分布图3.2.2江苏省太阳能资源概况 江苏省大部分地区太阳能资源较贫乏地区（年均太阳辐射总量为419、2005400MJ/（m2.a），太阳总辐射呈北丰南贫趋势。相对来说，连云港地区、盐城北部、徐州东北部及宿迁北部地区的太阳资源相对较丰富，年均总辐射可达5000MJ/（m2.a）,年均日照时数在2300h以上属于资源丰富区；苏南地区及中部地区年均总辐射相对较少，日照时数在19002300h，属于资源贫乏区。研究区的太阳能总辐射与日照时数都存在自北向南逐渐减少的趋势，可以认为江苏省太阳能资源北丰南贫。3.2.3仪征市太阳能资源条件分析与评价仪征市太阳能资源丰富，全年辐射总量4521.5兆焦/平方米，年均日照2039.8小时。参照太阳能资源评估方法（QX/T89-2008),仪征太阳能资源属于级地20、区。仪征市属于亚热带湿润气候区，是全国太阳辐射和日照时数较多的地区之一，平均10年太阳能月辐射总量及日照时数分布见图2。图3.2.3-1全国太阳能资源丰富程度等级分布图通过上图可以看出，仪征太阳能辐射总量和日照时数在时间分布上较为集中，主要分布在4-9月份，与当地用电负荷高峰时间分布一致，可利用性较好。根据仪征市太阳能资源特点，综合考虑当地可利用土地资源等客观情况，仪征适宜采用与建筑结合的屋顶太阳能光伏发电、太阳能公共照明等多种形式，以此实现太阳能资源的综合化和规模化利用，达到与城市建筑完美融合的效果。3.3交通运输仪征西接南京，东连扬州，南濒长江，与镇江隔江相望，北部与安徽省滁州天长市接壤。21、长江岸线27公里，直顺稳定、深泓临岸是理想的建港岸线，宇宁通高速公路、沿江高等级公路、宁启铁路共同组成了仪征四通八达的水陆交通网，随着润扬大桥的建成，仪征与上海、南京、扬州、镇江等大中城市的距离近在咫尺。4. 总体设计方案4.1场址选择 江苏尚慧新能源科技发展有限公司，利用其现有厂房屋顶建设分布式光伏电站，光伏电站所发的电主要供该企业使用，属于用户侧并网自发自用，多余上网的分布式光伏电站，具有良好的经济效益。江苏尚慧新能源科技发展有限公司的厂房建筑结构及屋顶承载能力能够满足铺设太阳能电池板的要求 4.2主要设计原则（1） 设计寿命为25年（不含建设期）。（2） 采用单晶硅电池。这是考虑到太阳电22、池的应用目前是以晶体硅电池为主， 。（3） 单晶硅电池组件在稳定效率下标称功率的不少于4.55 MWp。（4） 为降低造价和扶持国产设备，本项目单晶硅电池组件、逆变器等主要设备全部选用国产设备，国产化率为99.92%。（5） 根据仪征地区多年的太阳能辐射为计算依据，对单晶硅电池组件进行年发电量计算。（6） 系统方阵的倾角设计以获取全年最大太阳能辐射为基准。（7） 光伏发电系统以 1 MWp为一个基本单元，每个基本单元是配置2 台500kw逆变器，还是 4 台250kw逆变器，待项目批准后通过技术经济分析决定。从逆变器的投资看， *250kw要比 *500kw大，但逆变器故障对发电的影响比较小。23、（8） 逆变器的工作方式是各不自独立并网，采用群控方式。（9） 并网逆变器与输电网（10kv）的连接通过升压变压器完成，逆变器自身不带变压器，逆变后直接通过升压变完成升压。（10） 太阳电池方阵采用固定安装方式，不采用自动向日跟踪系统。这是考虑到目前国外自动向日跟踪装置的价格较高，而国产向日跟踪装置的性能还有待长期运行验证。（11） 优化方阵支架和基础的设计，在满足安全运行的前提下尽量降低造价和方便施工。（12） 每兆瓦太阳电池方阵配置一个逆变器室，将交流配电柜、直流配电柜、逆变器和10kv/0.27kv变压器安置其中。逆变器室布置在每兆瓦的太阳电池方阵近中间的位置以减少电缆的长度，并且不遮蔽24、布置在其北面的太阳电池组件上的阳光。（13） 对每一串太阳电池组件的电性能参数进行检测，及时发现故障并检修和更换。（14） 对电站的输出电压、频率、功率因数和谐波进行监测和记录，以确保电站输出的电能质量符合电网要求。4.3总体设计系统总图1MWp组件的接线图如图4.3-1所示：5. 电站的技术设计5.1太阳能电池组件5.1.1太阳电池组件 太阳能电池按材料可分为晶体硅太阳电池、。晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池两种，是目前PV(Photovoltaic）市场上的主导产品。 晶体硅电池的结构有很多种，最常见的是在p型基体上高温掺杂扩散，形成n型区也叫扩散层，形成p-n结。扩散层上25、有与它形成欧姆接触的银质上电极，它是由两条主栅线和若干条副栅线组成，副栅线通过主栅线连接起来。而基体下面有与它形成欧姆接触的下电极，一般由铝背场和银电极组成。 为了便于使用，具有足够的机械强度，确保电池的耐候性，匹配负载的电压电流要求，在实际使用中需要把单独的太阳电池片进行串联封装成太阳电池组件，比较常见的晶体硅太阳电池组件的结构为正面用超白低铁钢化玻璃，背面用耐候绝缘性良好的TPT或PET复合膜，中间填充EVA，一般还会在这种三明治结构四周加装既结实耐用又轻巧美观的铝合金边框。 优质的、经过预衰减的太阳电池组件，可以正常使用保证20年功率衰减不超过20%，能抵御2400Pa的阵风和5400P26、a的雪压，各式各样的新型组件也正不段涌现出来，这些都有利于清洁的太阳能应用技术推广与普及。5.1.1.1单晶硅太阳电池在所有电池种类中 ，单晶硅太阳电池转换效率较高，技术也最为成熟，使用最为广泛。在实验室里最高的转换效率可达24.7%，规模生产时的效率可达17%左右。目前在大规模应用和工业生产中仍占据主导地位。5.1.1.2多晶硅太阳电池多晶硅太阳电池与单晶硅比较，其效率高于非晶硅薄膜电池而低于单晶硅电池，其实验室最高转换效率可达18%，工业规模生产的转换效率为15%左右。因此，多晶硅电池在效率和价格方面能够继续扩大其优势的话，将会在太阳能电池市场上占据重要位置。5.1.1.3硅基薄膜太阳电池27、 与晶体硅太阳电池相比，就硅基薄膜太阳电池最重要的是成本优势，具有弱光响应好和温度系数小的特性，便于大规模生产，有极大的发展和应用潜力。通常，硅基薄膜太阳电池的最主要问题是效率相对较低，效率目前为6-9%，每瓦的电池面积会增加约一倍，在安装空间和光照面积有限的情况下限制了它的应用。通过在不同经纬度、辐照量地区的年发量对比，硅基薄膜电池比晶体硅电池年发量约高6-15%。在日照条件特别好的地区或者阴雨天较多的地区均具有明显的发电优势。5.1.1.4太阳电池组件的应用和比较上述三大类电池产品的价格从目前市场上来看是多晶硅和单晶硅价格接近。硅基薄膜比多晶硅和单晶硅便宜，单太阳能转换效率单晶硅多晶硅硅基28、薄膜，占地面积单晶硅与多晶硅差不多，硅基薄膜较大。产品的成熟程度是单晶硅比多晶硅更加成熟，硅基薄膜稍差。但是价格并不是固定不变，随着供需状况的变化而改变。据目前国内厂家报价的情况，单晶硅与多晶硅的价格基本一致。通过设计方案比较，采用单晶硅的技术经济指标要好于采用多晶硅。按照江苏尚慧的汇报材料，本次项目按单晶硅电池组件设计。项目本期建设容量为4.95MW。5.1.1.5组件技术参数单晶硅电池组件供应商由江苏尚慧新能源科技发展有限公司自己提供。单晶硅太阳能电池组件型号 200w 。本项目太阳电池组件采用的单晶硅电池组件的主要参数如下：单晶硅太阳电池组件指标单位数据峰值功率Wp200开路电压（Voc29、）V45.6短路电流（Isc）A5.89工作电压（Vmppt）V36.9工作电流（Imppt）A5.42尺寸Mm1580*808*40功率误差范围+-3重量Kg15.5峰值功率温度系数%/K-0.44%开路电压温度系数%/K-0.33%短路电流温度系数%/K0.055%10年功率衰降%8%20年功率衰降%15%组件效率%18.1%5.1.2太阳电池阵列设计为了统一和一致起见，现对以下概念作如下定义：u 方阵：由全部相同类型组件构成的一个总体的发电排列系统。由晶体硅电池组件构成的排列定义为晶硅方阵；由硅基薄膜电池组件构成的排列定义为薄膜方阵。u 串：由若干块组件串联而成的一个直流回路。u 组：由30、若干串并联输入至汇流箱的直流回路。u 单元：由若干个汇流箱输出至逆变器（或直流配电柜）输入端的直流回路。单个逆变器容量500kw，单块单晶硅组件标称功率200Wp。单晶硅电池组件的工作电压,其每一串的最大功率点电压是由逆变器的最佳工作电压决定的。其太阳电池最大功率点跟踪范围（VOC）在DC400VDC 900 V,最佳工作电压设在DC 800 V左右。因此，每一串的组件数量为22每一串的组件数量=逆变器的最佳工作电压/每个电池组件的工作电压=811/900每一串的功率=每个组件标称功率*串联组件数量 =200*22每组（汇流箱A)的功率=每一串的功率*并联组件数量=每一串的功率*汇流箱的输入端31、口数每台500kw需要汇流箱的数量为：因此，每一台500kw的逆变器需要18/12台“汇流箱”构成一个单元。每一单元的功率为 0.5 mw 。 4.95MWp晶硅方阵共需配置500kw逆变器 18 台，汇流箱共 180台，共需 200Wp组件数量25000块，总功率5wwp 。5.1.3光伏组件支架地面支架图5.1.3-15.2电气5.2.1 主要设备参数及功能5.2.1.1汇流箱图5.2.1.1-1 汇流箱示意图用于户外，防护等级IP65。对于单晶硅电池组件，实际每回路工作电流 A，短路电流 A。汇流箱为12路输入，输出直流电流78.7/86.4A(工作电流/短路电流）。最大开路电压为85032、V，熔断器的耐压值不少于1000Vdc，每路输入具有防反充保护功能，配有光伏专用高压防雷器，具备防雷功能，具有高直流耐压值，可承受的直流电压不小于DC1000V。5.2.1.2直流配电柜直流配电柜按照500kw的逆变器进行设计，500kw的逆变器配置1台直流配电柜。直流配电柜的每路输入都配有电压和电流监测。输入/输出有防雷保护。其接地电阻小于5欧姆。对于单晶硅方阵，共有65A直流输入18 路接入500kw逆变器。直流配电柜的输出直流开关电流65A, 18回路。本期4.95MWp光伏电站共配置逆变器10台，规划4.95MWp光伏电站共配置直流配电柜10 台。5.2.1.3逆变器逆变器具有较好的人33、机界面和监控通信功能，便于监控中心远端控制。配有合适的独立的交直流防雷元件，实现过电压保护。具有自动同期功能。250kw并网逆变器性能参数表容量500kw隔离方式工频变压器最大太阳能电池阵列功率550kwp最大阵列开路电压850Vdc太阳电池最大功率点跟踪（MPPT)450Vdc880Vdc最大阵列输入电流1200AMPPT精度99%额定交流输出功率500KW总电流波形畸变率0.99效率94%允许电网电压范围（三相）320V440AC允许电网频率范围4751.5hz夜间自耗电50W保护功能极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、欠压及过压保护等通讯接口（选配）RS434、85或以太网使用环境温度-20+40使用环境湿度095%尺寸（深*宽*高）mm800*1200*2260噪音50dB防护等级IP20(室内）电网监控按照UL1741标准电磁兼容性EN50081，part1；EN50082，part1电网干扰EN61000-3-45.2.1.3.1性能特点光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP(LF2407A)控制芯片，主路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器，可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正玄波电流、无谐波污染供电等特点。该并网逆变器的主要技术性能特点如下：（1） 采用美国TI35、公司32位专用DSP芯片进行控制；（2） 采用日本三菱公司第五代智能功率模块（IPM);（3） 太阳电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）；（4） 50Hz工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；（5） 具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关；（6） 有先进的孤岛效应检测方案；（7） 有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；（8） 直流输入电压范围（450880V)，整机效率高达94%；（9） 人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏（LCD）；（10） 逆变器支持按照群控模式运行，并具有完善的监控功能；（11） 可提供包括RS485或者Ether36、net远程通讯接口，（12） 逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。5.2.1.3.2电路结构系统电路结构图5.2.1.3.2-1250kw逆变器主电路的拓扑结构如上图所示，并网逆变器电源通过三相半桥变换器，将光伏阵列的直流电压变换为高频的单相斩波电压，并通过滤波器滤波变成正弦波电压接着通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧加入了先进的MPPT算法。逆变器是太阳能光伏并网发电系统中的一个重要元件，其主要功能是将太阳能电池板发出的直流电逆变器变成交流电，并送入电网，同时实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护37、功能，保证系统能够安全可靠地运行。逆变器的核心部件从晶闸管SCR开始，历经可关断晶闸管GTO、电力晶闸管BJT、功率场效应管MOSFET、绝缘栅极晶体管IGBT、MOS控制晶闸管MCT等取得极大的发展，随着电力电子器件的发展，逆变器便向着功率更大、开关频率更高、效率更高、体积更小发展，微处理器的诞生和发展，使逆变器采用数字式控制，效率更高、可靠性更高、谐波失真更低、精度大大提高。随着光伏电站容量、规模越来越大，对逆变器容量、效率也要要求更大、更高，一般逆变器效率随着容量的增加而提高，综合适用、价格、支持国产画、受损影响面等综合考虑按250kw逆变器设计，具体宜在招标比选的基础上，选用更经济合理38、的逆变器。5.2.1.4低压交流配电柜 按常规380V低压交流配电柜，每台逆变器配1台开关柜，包括63001250A空气断路器（热稳定电流20kA）、电流/电压互感器、母线、交流防雷接地保护设备、参数输出通信接口（可用于监控）等。交流开关柜出线接升压变压器，升至10kV。开关柜型号GCK。 逆变器室设置1台电源柜，内含7.5kVA隔离调压变压器（距离较远）及进出线断路器，低压交流放浪涌装置5.2.1.5干式变压器 干式变压器将逆变器输出的低压交流电升至10kV，每1MWp光伏方阵配1台变压器，容量1000kVA，变压器采用三绕组，高压侧10kV，配置10kV开关柜。两个低压侧电压按逆变器输出电39、压确定。输出经10kV铠装交联电缆接入光伏电站的10kV配电室。 10kV开关柜型号为KYN，真空断路器1250A，短路电流25kA，JN-10型接地开关，RN-10型熔断器，JDZ型电压互感器，LMZ-10型电流互感器，FZ避雷器。5.2.1.6 10kv和35kv系统 10kV配电装置采用屋内开关柜设备，设备有：1回接10/0.27kV升压变压器出线，10回光伏系统10kV进线（开关柜型号同6.2.1.5节所述），共计14面开关柜，采用单母线接线。 35kV系统设置1台10/0.27kV干事升压变压器，容量10000kVA,型号SC9，开关柜型号JYN1，短路电流暂按9.5kA。1回出线开40、关（配有真空断路器，IC2-10电流互感器、JN-10接地开关、FZ-10避雷器及二次测量、保护设备等），JDJJ2-10电压互感器，3面开关柜。5.2.1.7防雷接地 根据光伏电站的地质条件，大地的电阻率较高，采用降阻剂以满足接地电阻、接触电势和跨步电势要求。材料可选用热浸镀锌扁钢，规格根据地质资料计算后确定。 太阳电池组件支架避雷。所有的组件支架通过避雷带在电气上与大地导通。 电路部分避雷。汇流箱内设置了压敏电阻和避雷器两种避雷装置，在直流配电柜和逆变器的箱柜内均设置避雷装置。 防雷的设计标准遵守GB50057-94(2000年版）建筑物防雷设计规范。防雷接地点的接地电阻均小于5欧姆。5.41、2.2太阳能发电系统电气接线方式及设备布置 直流汇流箱布置在电池组件的方阵的支架上。接入汇流箱的电缆放置在沿支架布置的电缆桥架内。每1MWp的支架方阵设置1间逆变器室，布置直流配电柜、逆变器、交流配电柜、10kv干式变压器。进入逆变器室的直流电缆和至10kv配电室的电缆采用直埋敷设方式，35kv出线采用铠装电缆直埋置接口的架空门架。逆变器室的布置位置应考虑到不影响其后排太阳电池组件的光照。5.2.3站用电考虑光伏电站用电，设置1套站用电系统。该系统配置1台10kv/0.4kv、400KVA（暂定）变压器，2面10kv开关柜，6面400V开关柜，建立380/220V三相四线系统，供站内控制系统电42、源、直流充电、空调、照明、辅助设施、检修等用电。同时与电站10kv母线互联，提高站用电的可靠性。在各逆变器室设1个电源柜，包括7.5KVA变压器，有载调压。5.2.4监控系统光伏电站采用集电站运行数据采集、显示、数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线（现场总线）为通讯载体，将太阳电池组件，并网逆变器，站级0.38/10/35kv电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，并可在特定条件下对站内电气电源部分进行控制。同时，以采集的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完43、成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。5.2.4.1系统结构 光伏电站综合监控系统采用分层分布式网络结构，即为间隔层，通信控制层和站控层。（1） 间隔层有权分散式的智能汇流箱数据采集处理装置、并网逆变器监控单元、环境参数采集仪以及厂站一次设备所用的保护、测量、计量设备等二次设备组成。按基本功能分为二组子系统；太阳电池组件/并网逆变器监控制子系统和太阳能电站站级控制子系统。光伏电站综合监控系统为集以上二系统为一体的新兴光伏电站综合监控系统。u 太阳电池组件/并网逆变器监控子系统u 本子系统与汇流箱等设备采用通信连接。汇流44、箱具有对光伏组件的实时数据进行测量采集，通过通信连接将信号传输到太阳电池组件/并网逆变器监控子系统的功能。太阳能电池组件/并网逆变器监控子系统对系统信号进行分析处理，对太阳电池组件进行故障诊断和报警并及时发现汇流箱自身存在的问题，这些数据和处理结果通过通信控制层直接传输到站控层。 本子系统与逆变器控制系统等设备采用通信连接，完成并网逆变器实时参数的采集和运行状态的监视，通过通信管理层和站控层对这些数据进行分析和处理。 本子系统与逆变器出口交流汇流，10kv/0.27kv升压变压器等智能设备通信连网。数据通过网络传送给站控层，间隔单元由全分散式微机保护测控装置、厂站内其他智能装置以集资控制后台软45、件组成。u 太阳能电站站级监控子系统u 本子系统与10kv配电装置、10kv/0.27kv升压变压器、10kv/0.27kv升压变压器、10kv配电装置以及其他辅助系统内综保测控装置、智能仪表和温控设备等智能设备、以及环境参数采集系统通信联网。u 站内少量非智能设备，由子系统配置智能I/O测控装置，硬接线接入。(2) 通信控制层u 通信控制层是系统数据采集通讯和网络部分。网络系统符合国标准化组织OSI模型。传输速率为10M/100M自适应方式，网络采用嵌入式以太网，将监控主机和间隔层设备互联，实现资源共享。通信网络安全、可靠，传输速度满足计算机监控系统的要求。能自动监测网络自身各个环节的工作状46、态，自动选择、协调各个节点的工作。通信控制层硬件配置采用技术先进、可靠的设备和装置，作为系统关键设备的通讯管理及采用全固态设计，并采用高冗余度的双机双网结构，确保任何情况下主要功能可靠执行。系统故障检出能力强、主备机故障切换快。 通信控制层配置液晶，可在就地配电间内查询所有的现场信息。配置专门的后台处理软件，组成班级监控子系统，完成所有智能汇流箱等的数据采集和处理。u 通信控制层设备配置 对于太阳电池组件/并网逆变器键控制子系统，按照每1M光伏设备【配置相关的通讯控制层设备，对立组屏，布置在就地配电间。对于太阳能电站站级监控子系统，按照10kv、 配电装置以及辅助系统（包括直流、USP等）配置47、通讯控制层设备，布置在控制室内。(3) 站控层 站级控制层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过网络传输，接受现场采集的开关量、模拟量与电度量信息，以及向现场发布控制命令，并通过运动通讯装置与调度中心进行远方数据通讯。站级控制层主要设备包括一套网络设备、可选冗余配置的两台全固态通讯管理机、监控主机，以及一套卫星时钟接收和同步系统等。站控监控层主要完成全站信息的收集与综合处理，并负责与调度端通信。站控监控层扩展方便、组态灵活，适应各种不同的硬件配置，可配置为一体机，也可组成局域网，配置为操作员工作站、运行工作站及操作票工作站等，以及用户需要的其它功能的工作站。(4) 网络连接系统主干网络是48、采用高速冗余以太网，选用光纤介质联网，主要完成分散的通信控制层和站控层之间的数据交换。（5） 系统配置1） 系统功能光伏电站监控系统软件按一次设备间隔分散配置，监控软件面向对象编程配置；系统模块化，接口变成标准化，以高性能的子系统构成优异的光伏电站监控系统，系统扩展方便、组态灵活，支持光伏电站设备的扩展和系统功能的增加。u 数据采集与处理采集所有子系统所有设备的数据，包括设备运行状态，报警，交直流电流，电压，功率，功率因数，谐波量，发电量等信息。u 控制操作功能 控制各电气间隔的断路器、电动隔离刀闸的合闸/分闸操作等。控制操作可由站控层工作站实现，也可以通信控制层设备上完成。u 操作权限具有操49、作权限等级管理，当输入正确操作口令和监护口令才有权进行操作控制，参数修改，并将信息给予记录。并具有记录操作修改人，操作修改内容的功能。u 报警功能及事件记录对所有子系统的所有设备进行全面的数据分析，快速判断故障信息，进行报警。将遥测越限、正常遥信变位、事故变位、SOE、保护信息、遥控信息、操作记录等信息集中统一管理，分类记录并处理。u 历史记录定期地将处理后的数据保留入历史库，以供趋势分析、统计计算之用。u 界面显示功能 可实时显示所有子系统的所有设备传来的各种数据，各种运行状态和报警信息。包括各种设备的实时运行状态，电压、电流、有功功率、无功功率、谐波量、发电量和外界环境的风速、风向、温度、50、湿度、光照强度等参数，各种告警信息、计算机监控系统的运行状态信息等。 支持多窗口、分层显示各种接线图、地理图、系统图、曲线、潮流图、事件列表、保护信息、报表、棒图等，可人工、自动后定时打印各种报表、曲线、事件等。u 数据统计管理功能 格根据时数据进行分析、计算和统计。汇总所有子系统的所有设备的运行时间、有功功率、无功功率、可利用率、发电量和功率曲线、设备的温度、压力等参数、电量日/月/年最大值/最小值及出现的时间、日期、负荷率、电能分时段累计值。设备的故障报警统计和故障统计。发电量与外界环境参数的关系，以及进行节能减排信息数据计算和评估，并进行保护监控设备库管理，对系统参数和定制进行统计和管理51、。u 故障录波分析功能 对系统采集的扰动数据处理保存，并进行波形显示、故障分析、打印等。u 打印功能 能够打印所需的各种数据报表。包括：定时打印运行数据；根据运行人员的要求打印相应画面；打印报警的时间及内容，各种设备的运行状态变化、控制系统异常和报警的时间及内容。2) 布置 本期工程新建控制室，用于布置直流屏、UPS屏、光伏电站综合监控系统、保护、远动、通讯等设备。通信管理层设备分散布置在就地配电间内和控制室内。5.2.5直流系统及UPS电源 站内配置2套300AH的直流系统，包括蓄电池、充电屏、配电柜、向站内各电气开关操作、直流不停电（UPS）电源的直流备用电源供电。 设置2套UPS电源，作52、为控制系统电源。5.2.6防盗保安系统设置1套报案笔录电视监控系统（CCTV)，包括液晶显示屏、摄像头、控制开关等，监视重要设备和区域，可发出报警信号。5.3接入系统5.3.1接入一次及电气主接线本工程规划总装机容量为4.95MWp，通过1回10kv线路接入江苏尚慧的变电站。具体接入点、接入方案以电网部门审定的接入系统方案为准。本设计暂按接入35kv电网考虑。本工程总装机4.95MWp，由10个500KWp的单元组成，每2个单元的输出通过1台变压器第一次升压至10kv，之后10台一次升压编的输出通过1台10kv/0.27kv变压器二次升压后接入10kv中压交流电网。电站无功补偿设备接入35kv53、侧。本工程一次电气主接线见图5.3.1-1。5.3.2继电保护5.3.2.1设计依据系统保护专业设计依据主要参照继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-2006）、光伏系统并网技术要求（GB/T19939-2005）等规程、规定。5.3.2.2系统继电保护装置考虑到本工程光伏发电容量较低，而且根据光伏发电部向系统提供短路电流的特性，可以将光伏发电站及并网35kv变电站视为单侧电源系统。因此，系统保护可以按照35kv单测电源系统进行配置。本设计仅在系统测的35kv变电站配置一段或两段式电流电压速断保护。装置采用微机型保护装置，装置费用在对侧35kv变电站相关工程中考虑，不列入本工程。54、5.3.3远动及自动化5.3.3.1设计依据系统调度自动化专业设计依据主要参照电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T5003-2005）等规程、规定。5.3.3.2调度自动化配置调度关系本工程太阳能发电站调度关系建议为地调调度，也即由扬州地调负责调度。远动信息采集运输太阳能电站配置一套计算机监控系统采集远动信息，远动系统与监控系统合用I/O测控单元。监控系统需完成对10kv侧电压、电流、频率、谐波等信息的监测。信息传输采用点对点专线通道的方式。电能量采集系统考虑在太阳能电站配置一套电能量采集系统。电能量采集系统分别对上网电量和用网电量进行采集，计量点电度表采用主、副双表配置的原则。5.3.455、系统通信5.3.4.1概述 本投标文件只考虑光伏电站内的系统通信设备配置，通信部分的最终建设方案根据电站接入系统的审查意见确定。5.3.4.2业务需求 (1) 调度电话通道 光伏电站需要组织1路或2路调度电话至扬州地调。 (2) 自动化通道 光伏电站需要组织1路64kbit/s点对点专线通道至扬州地调。5.3.4.3通信建设方案 (1) 光缆建设方案 电站相关的通信光缆建设方案由相关送出工程确定。 (2) 光通信设备 本工程光伏电站考虑光通信方式接入电力通信网来组织业务通道，电站需配置一台SDH155M光传输设备，就今年接入地区电力光传输网，电网侧新增设备由送出工程考虑配置。 (3）调度交换设56、备 考虑到电站调度电话用户较少，本工程考虑采用调度端方小号的方式组织调度电话业务。5.3.4.4通信设备配置 光伏电站调度电话采用调度端放小号的方式，调度端需要相应增加用户接口板。 电话需配置1台SDH155M光传输设备，电站和调度端需分别配置一台PCM终端复用设备用来传送自动化专线业务。 由于光伏电站的直流-48伏电源符合不大，本工程考虑采用站内UPS交流电源整流为-48伏直流电源的方式为通信设备供电，不在配置专用的直流电源和蓄电池设备。电站需要配置1台一体化直流电源屏；此外，还需要配置1套配线系统设备。5.3.5无功补偿及谐波控制 光伏系统本身的功率因数接近1。光伏电站的功率因数变化范围在57、-0.95+0.95之间能够连续变动，按照送出无功考虑（即光伏电站的功率因数为+0.95），则需要配置约3.2MVar的容性无功补偿。考虑光伏电站两级升压变的阻抗共约15%18%，相应无功损耗约1.51.8MVar。同时再考虑运行时的一定无功备用，考虑配置6.4MVar的容性无功补偿，按4*1.6MVar装设。 根据国家标准电能质量 公用电网谐波，对于35kv系统，其总谐波畸变率不得高于3%，根据目前并网型逆变器的样本资料，其总谐波畸变率可控制在3%以下。但是并网时与系统接入点的背景谐波相叠加后，有可能超过其限值，因此还必须在并网时进行实际测量。如测量不满足规定，需加装滤波装置，滤波装置可考虑58、与无功补偿设备配合安装。6 消防6.1主要设计标准和规范建设设计防火规范（GB50016-2006）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）6.2消防设计 光伏电池板为难燃烧物，因此光伏电池组件场地不设水消防系统。站前区35kv变电室、站内电源室和综合楼内布置手提式灭火器，可采用磷酸铵盐干粉灭火器，数量须符合规范要求，另外配置适量的沙箱和消防铲。电站内不设消防站，由该地区消防部门统一考虑。本工程设置火灾探测报警系统，综合楼内各房间根据规范要求，配置火灾探测器。当火灾发生初时，探测器将火灾信号经报警回路送至消防控制盘，发出声、光59、报警信号，通知有关人员进行检查并利用手提式灭火器手动灭火。消防控制盘布置在有人值班的控制室内。表6.2-1火灾探测及灭火系统汇总表序号保护对象及建（构）筑物名称火灾探测报警设施消防灭火设施灭火设施启动方式火灾危险物1光伏电站综合监控系统控制室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备2光伏电站综合监控系统电子室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备3交直流配电间感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备4继电器室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备5远动机房感烟火灾探测器手提式灭火器手动电气设备6通讯机房感烟火灾探测器手提式灭火器手动电气设备7 运行期间的环境保护太阳能光伏发60、电是一种情节的绿色能源，发电过程中既不消耗资源，又不会产生废水、废气、噪声和固体废物。运行期的主要环境保护措施是光污染控制、电磁影响控制。7.1 光污染控制本工程光伏电池组件表面积达到60000m2.由于太阳光被光伏电池镜面反射，形成光污染。为防治光污染，单晶硅芯片表面镀有吸光材料，组件表面采用专用的超白玻璃，此种玻璃的透光率可达91.5%，反射率低于4%,对阳光的反射以散射为主，减少光污染的发生。 站址200m范围内无居民点，采取上述光污染控制措施后，不会出现光污染扰民的问题。7.2 电磁影响的控制本光伏电站送出电压水平为10kv。由于电压水平较低，加上与线路和设备（如逆变器、高压变压器、高61、压开关柜等）之间保持适当的安全防护距离，能使工频电场强度远低于4kv/m，磁感应强度低于0.1mT。由于站址地处未开发的山区，周围人烟稀少，站界200米之内无居民点，电站的存在不会对居民造成电磁影响。7.3 环境效益 降本太阳能光伏发电与其他的进行比较，以显示本工程的节能减排的效果。本光伏电站的运行，可替代燃煤电厂年发电量减少1025*104。考虑到制造单晶硅时的耗能和引起的CO2排放等因素，本工程实际可节约燃煤3585.8t/a；减少温室气体CO2排放量7536.9t/a；减少SO2排放26.1t/a；减少NOx排放1834t/a（燃煤电厂烟气中的NOx浓度按450mg/Nm3计）；减少灰渣62、排放537.9t/a，其节能减排效果是十分显著的，显示出较高的环境效益。8施工综合控制进度施工综合控制进度参考火力发电工程施工组织设计导则和电力部电建1997253 号文的规定和已投产同类太阳能工程的施工实绩，并充分考虑当地气候条件的影响，安排本工程从施工准备至全部机组并网发电的具体编制如下：（1) 施工准备 2 个月（2) 设备采购及运输 0.5 个月（3) 太阳能组件系统安装 1个月（4) 配电系统设备安装 0.5 个月（5) 电气电缆安装 0.5 个月（6) 升压系统安装 0.1个月（7) 安装完成至并网调试 0.05个月（8) 并网调试至投产 0.05 个月9 劳动安全与工业卫生 太阳63、能光伏电站在施工和运行中会出现某些危险有害因素，其中包括火灾、电击伤、机械伤害和高空坠落伤害等。为保障施工和运行人员的生命安全，防止伤害的发生，业主应尽快委托有资质的单位编制安全与评价报告和职业病危害预评价报告，并报相关行政主管部门审批，审批意见作为下阶段设计的依据。9.1遵循的法律、法规和标准本工程项目的劳动安全与工业卫生应遵循以下的法律、法规和标准（1） 中华人民共和国劳动法（2） 中华人民共和国安全生产法（3） 中华人民共和国职业病防治法（4） 中华人民共和国电力法（5） 中华人民共和国消防法（6） 电力监管条例（国务院令【2005】第432号）（7） 国务院关于特大安全事故行政责任追究64、的规定（国务院令第302号）（8） 建筑设计防火规范（GB50016-2006)（9） 建筑防震设计规范（GB50011-2001）（10） 建筑物防雷设计规范（GB50057-1994)（11） 电气设备安全设计导则（关闭064-1984）（12） 工业企业照明设计标准(GB50034-1992)（13） 工业企业设计卫生标准(GBZI)（14） 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053)（15） 电力设备典型消防规程（DL5027-1993)9.2 防火 本太阳能光伏电站的建筑物防火设计及防火间距应满足建筑设计防火规范（GB50016-2006)的规定要求。本工程应配备完整的水消65、防系统，火灾自动报警系统及特殊灭火装置（如气体灭火装置），要根据各消防对象的具体情况，合理布置消防设施。 电气设备的防火设计应满足电力设备典型消防规程（DL5027-1993)的规定要求。主变压器为干式变压器，布置在室内。控制室、逆变器室和电缆层内配有气体灭火系统。电缆应是阻燃型的，电缆穿墙孔口以及电气盘柜底部开孔处应用防火材料封堵，电缆层内每隔100m设阻火段，防止电缆着火后火灾蔓延。9.3 设备运输和起吊的安全措施 由于光伏电池组件表面覆盖了玻璃，属于易碎品，为防止光伏组件在运输和吊装过程中遭受破坏，引发伤人事故，应采取必要的安全防护措施。设备是江苏尚慧新能源发展有限公司本公司自己生产的，66、不存在运输的问题。在吊装设备前，要制定周密的起吊方案，报相关安全管理部门审查批准后方可作业。 起吊工具应满足电业安全工作规程（DL408-1991）的要求现场起吊时应由专人指挥，北调物件应捆扎牢靠，吊钩应系牢，以防吊物坠落。由于光伏组件是易碎品，起吊过程中应轻吊轻放，防止玻璃破碎伤人。9.4 防机械伤害和高空坠落本工程共安装23810块光伏组件，安装工作量十分庞大，加之光伏组件又是易碎品，要加强对施工和检修人员的安全教育，防止作业过程中发生机械伤害。阵列最高处离开地面约3m，为防止高空坠落，应设置移动式工作平台和梯予供施工和检修人员使用，平台四周应设高度不低于1.2m的栏杆、梯子与地面的倾角不67、得大于38。9.5 防电伤 正常运行时，光伏阵列、逆变器、升降变压器和开关都是带电设备，为确保电气设备维修和人员的安全，电气设备的设计和选择应满足电气设备安全设计导则（GB4064-1984）的要求，开关柜应是“五防”产品。电气设备布置应保持必要的安全防护距离，并配备防止误操作的隔离和保护措施。电气设备应保持良好的接地。 操作带电设备时应严格执行“两票工作制，即工作票、操作票合格率达到100%”。为防止误操作，操作人员应在监护人的监护下进行带点操作。9.6 防雷击 本光伏电站位于未开发黄山山坡上，呈阶梯型不止，占地面积达到越20平方千米。光伏阵列都是带电体，为防止雷暴损坏设备和给人员带来伤害，68、本光伏电站应设计良好的防雷接地系统，具体设备应满足建筑物防雷设计规范（GB50057-1994）的要求。9.7 通风和空调 计算机房、电子设备间和中央控制室应装设空调。逆变器室和高压开关时应采取机械通风。10上网电价预算与财务评价 本项目系统采用多晶硅发电系统，总装机容量为4.95MW。分布式光伏电站完全采取自发自用多余电量上网的方式运行。10.1基础数据10.1投资分析经初步估算，本工程静态投资4950万元，单位投资:10元/Wp；动态投资：5022.85万元，单位投资： 10.147.元/Wp。资金来源：企业自筹40%，银行贷60%。10.2财务评价本项目为自发自用、多余电量上网的光伏，自69、用比例为70%，国家财政补贴暂按0.42元/kWh，用户电价按0.8元/kWh，扬州地区的脱硫标杆上网电价为0.455元/kWh。自发自用、多余电量上网光伏的财政补贴期限为20年。年均利用小时按1050小时。投资方的内部收益率按8.11%。A) 项目投资所得税后财务盈利能力指标：财务内部收益率8.11%投资回收期（含建设期）7.94年B)总投资收益率、资本净利润率总投资收益率：5.74%资本净利润率：13.93%从以上财务评价指标来看，项目投资的内部收益率为8.11%，大于设定的财务指标收益率（8.11%），项目投资财务净值均大于0，表明本项目除能满足行业的最低要求外，还有盈余，项目在财务上是70、可行的。10.3财务清偿能力分析本项目长期借款占公司总投资的 ，还款期限 年，长期借款偿还的原则为各还款年应付利息计入总成本费用中的财务费用，还款资金的来源为折旧费和摊销费及税后利润。经过计算分析项目的还款资金来源可以充分保障贷款在偿还期内归还全部贷款本息，说明本项目具有较强的贷款偿还能力。经过资金来源与应用的分析计算，得出项目在计算期内各年收支平衡，并有盈余。说明项目的财务状况良好。以及对资产负债的计算也表明项目的财务资产负债率、流动比率、速动比率较好，有利于银行考虑贷款。10.4附表总估算表；设备及安装工程估算表；建筑工程估算表；其他费用估算表；投资使用计划与资金筹措总表；投资使用计划与资71、金筹措明细表；借款还本付息计划表；流动资金估算表；折旧及摊销估算表；项目投资现金流量表；项目资本金现金流量表；投资各方现金流量表(投资方1）；利润与利润分配表；财务计划现金流量表；资产负债表；财务一览表；45江苏尚慧新能源科技发展有限公司4.95MW光伏财务评价指标一览表财务评价指标一览表江苏尚慧太阳能 4.95 MW项目 机组总容量:（MW)4.95工程静态投资4950.00万元单位投资8000.00元/KW工程动态投资5022.85万元单位投资8117.60元/KW流动资金2.74万元铺底生产流动资金0.82万元总投资收益率5.74%资本净利润率13.93%融资前分析（项目投资现金流量分析72、）基准收益率7% 内部收益率(%)净现值（万元）投资回收期（年）所得税前9.8121692.829.98所得税后8.6611848.0010.47融资后分析 内部收益率（%）项目资本金14.09投资方8.3811. 结论与建议11.1 结论对一个光伏电站而言，丰富的光照资源关系到光伏电站是否成功的先决条件，江苏尚慧4.95MW分布式光伏电站项目的地理环境和条件为建设光伏电站提供了有效的保证。本可研报告在遵循各项规程规范基础上，经过大量计算，对本项目的技术和经济方案做了详细的设计，我们认为，江苏尚慧4.95MW光伏并网发电项目是完全可行的。依赖于我国在最近数年间发展起来的光伏行业，本设计在国产化73、率方面已经达到99.92%，在此基础上建设的光伏电站，将为我国的可再生能源的发展提供有益的借鉴，打下坚实的基础。11.2主要技术经济指标（4.95MW)(1) 工程静态投资4950万元，单位投资:10元/Wp；(2) 工程动态投资：5022.85万元，单位投资：10.147元/Wp；(3) 单晶硅电池组件数量：25000 块；(4) 500KW逆变器数量：10 台；(5) 平均年发电量：519.75万kWh；(6) 年总标准辐射时数：1800h/年；(7) 贷款偿还年限：7 年；(8) 投资回收年限：10.47年；(9) 总投资收益率：5.74%；(10) 资本净利润率：13.93%；(11) (12) 内部收益率：8.66%(13) 上网电价：1.2元/KWh；11.3建议（1） 屋顶上建设光伏电站，在下设计阶段获得更详细资料后，进一步优化设计方案。（2） 待项目正式批准后，补上电网主管部门对电厂接入系统方案审查意见等支持性文件。 最后，仪征市月塘镇和江苏尚慧投资公司为建设电站进行了大量的和卓有成效的前期工作，提供了宝贵和详尽的设计资料，作为设计单位，我们向他们表示衷心感谢。