1、3.4MW屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告编制单位：*编制日期：2016年8月22日目 录1、概述11.1 概述11.1.1项目简述11.2太阳能资源11.3 工程任务和规模11.4技术要点与示范目标11.4.1 技术要点21.4.2 示范目标21.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算21.5.1光伏系统总体方案设计21.5.2发电量预测21.6 电气设计31.6.1 电气一次31.6.2电气二次31.7土建部分31.8 消防设计31.9 施工组织设计41.10 工程管理设计41.11 环境保护与水土保持设计41.12 劳动安全与工业卫生41.13 节能降耗分析51.14 工程设计概算512、.15 财务评价与社会效果分析62、太阳能资源概况和当地气象地理条件72.1 我国太阳能资源概况72.2 区域太阳能资源概况、分析92.3 气象数据112.4 气象条件影响分析112.5 光伏电站光资源计算122.5.1 计算原则122.5.2光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议133、项目建设规模和地址选择153.1 建设规模153.2 项目选址154、工程任务和规模164.1 工程任务164.2地区经济与发展164.2.1郑州概况164.2.2地区交通区位174.3项目建设的背景和必要性194.3.1项目建设的背景194.3.1.1能源背景194.3.1.2环境背景204.3.1.3太阳能3、发展背景214.3.2 项目建设的必要性224.3.2.1 建设是改变不合理能源结构的需要224.3.2.2 项目建设是合理利用资源的需要234.3.2.3 项目建设是国家节能减排的需要234.3.2.4 项目建设是环境保护的需要244.3.2.4 项目建设是厂房屋顶利用的需要245、系统总体方案设计及发电量计算265.1系统总体方案265.1.1设计原则265.1.2 设计概述265.1.3 设计方案的特点275.1.4 光伏电站系统组成275.2 光伏电站总平面布置275.3 光伏系统设计设计依据275.4 太阳能电池组件选型285.4.1太阳能电池概述285.4.2太阳能电池种类选择314、5.4.3 电池组件的技术指标335.4.4 电池组件的的选型345.5光伏阵列运行方式选择355.5.1 阵列倾斜角确定固定式355.6光伏电场光资源计算355.6.1倾角的确定355.6.2 方位角的确定375.7系统发电效率分析415.8发电量计算435.9 辅助技术方案455.9.1环境监测方案455.9.2 组件清洗方案455.10光伏方阵设计455.10.1系统方案概述455.10.2光伏阵列子方阵设计465.10.2.1太阳能电池阵列子方阵设计的原则465.10.2.2太阳能电池组件的串、并联设计465.10.3光伏组串单元排列方式475.10.4光伏方阵前后间距计算485.105、.5太阳能电池阵列汇流箱485.10.6光伏方阵平面布置485.10.7交流汇流箱平面布置486、电气系统496.1电气一次496.1.1设计依据496.1.2接入系统方案506.1.3 方案分析516.2逆变器的选择526.2.1逆变器的技术指标526.2.2逆变器的选型536.3 交流汇流箱选型566.3.1汇流箱的技术指标566.3.2汇流箱的选型566.4电缆566.4.1电缆的技术指标566.4.2电缆的选型596.5 400V侧接线606.6主要电气设备选择606.7防雷及接地设计616.8电气二次616.8.1 电站二次设计原则616.8.2光伏电站的测量616.8.3视频监测系6、统627、土建工程647.1设计安全标准647.1.1工程等级及主要建筑物等级647.2基本资料和设计依据647.2.1基本资料647.2.2自然条件647.2.3设计依据648、消防设计678.1 设计原则678.2 机电消防设计原则678.3 工程消防设计678.3.1 主要场所和主要机电设备的消防设计678.3.2 电气消防678.4消防车道688.5建筑灭火器688.6报警及控制方式688.6.1 报警及控制方式688.6.2 报警及控制范围698.7施工消防管理698.7.1 工程施工场地规划698.7.2 施工消防规划698.7.3 易燃易爆仓库消防709、施工组织设计719.1编7、制依据719.2编制原则719.3施工条件729.3.1 工程地理位置729.3.2 对外运输交通条件729.3.3 施工力能供应729.4施工总布置729.4.1 施工总平面布置原则729.4.2 施工管理及生活区布置739.4.3 施工工厂、仓库布置739.5施工交通运输739.6主体工程施工739.6.1 施工前的准备749.6.2 光伏发电组件安装749.6.3 电缆敷设759.6.4 特殊气象条件下的施工措施759.6.5 主要施工机械769.7施工总进度设计779.7.1 施工总进度设计原则779.7.2 主要设备交付计划789.7.3 分项施工进度计划789.7.4 主要土建项目8、交付安装的要求789.8安全文明施工措施799.8.1 安全施工措施799.8.2 文明施工措施8010、工程管理设计8210.1管理模式8210.2管理机构8210.2.1工程建设管理机构8210.2.2工程运营管理机构8210.3主要生产管理设施8310.3.2管理区、生产区电源及备用电源8310.3.3管理区、生产区供水设施8410.4维护管理方案8410.5光伏电站运行维护8410.5.1光伏阵列8410.5.2支架的维护应符合下列规定：8510.5.3光伏电站及户用光伏系统的运行与维护规定8510.5.4 接地与防雷系统8610.5.5 光伏系统与基础结合部分8611、环境保护设计89、811.1 编制依据与相关标准8811.1.1 相关法律、法规8811.1.2 相关标准8811.1.3 设计目的8911.2 环境和水土影响分析8911.2.1 项目选址的环境合理性8911.2.2 施工期的影响分析8911.2.4 运行期的影响分析9111.3 环境保护措施9211.3.1 废气和扬尘污染防治对策措施9211.3.2 噪声污染防治对策措施9311.3.3 废污水处理对策措施9311.3.4 固体废物处置及人群健康对策措施9312、劳动安全与工业卫生9512.1概述9512.2总则9512.2.1劳动安全与工业卫生编制的目的9512.2.2劳动安全与工业卫生编制的原则951210、.2.3劳动安全与工业卫生主要内容及涉及范围9612.2.4设计的主要依据9712.3主要危险、有害因素的分析9812.3.1施工期危害因素分析9812.3.2运行期危害因素分析9812.4工业卫生设计9812.5安全管理机构及相关人员配备情况10012.5.1安全管理机构及相关人员配备情况10012.5.2安全、卫生管理体系10012.5.3安全卫生检测及安全教育设施设计10112.5.3.1防雷电10112.5.3.2防电伤10112.5.3.3防噪声、振荡10212.5.4事故应急预案10212.5.4.1应急预案编制、评审、备案和实施10212.5.4.2主要事故应急预案项目1031211、.6安预评价报告建议措施采纳情况10312.7主要结论建议10413、节能降耗分析10513.1 项目节能效果分析10513.2 设计原则和依据10513.2.1 设计原则10513.2.2 设计依据10613.3 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标10613.3.1 施工用电10613.3.2 施工用水10713.3.3 施工用油10713.3.4 施工临时用地10713.3.5 建筑用材料10713.4 节能降耗效益分析10713.5 结论10814、投资概算及经济分析10914.1编制说明10914.1.1工程概况10914.1.2 编制原则及依据10914.1.3 总投资估算1091512、财务评价和社会效益分析11715.1概述11715.2项目投资和资金筹措11715.3 经济评价原始数据11715.4成本与费用11815.5 发电效益计算11815.6 财务评价指标11915.7 经济评价结论12015.8 社会效益分析12015.8.1 节能和减排效益12015.8.2 其它社会效益12015.9 社会效果分析12115.9.1 节能和减排效益12115.9.2 其它社会效益121第十六章、附表1221、概述1.1 概述（1） 项目名称：*（2） 承办单位：*（3）建设规模：3.42056MWp（4）建设地点：*1.1.1项目简述本项目位于河南省郑州市，规划总装机容量为13、3.42056MWp，由于厂区占地面积较大，屋顶较为分散，故采取分块发电模式，根据现场屋顶分布状况，逆变为交流400V后就近并入用户侧。本工程属于屋面改造工程即在屋顶安装分布式光伏组件，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套设施。1.2太阳能资源项目地址水平面年总辐射量约在1369.2KWh/m2左右。河南省郑州市区域内太阳能资源丰富，根据中华人民共和国气象行业标准QX/T89-2008太阳能资源评估方法，可判定本工程场址处太阳能资源丰富程度等级为“资源丰富”区域，有较好的开发利用价值，适宜建设并网光伏电站。1.3 工程任务和规模 *工程总装机容量为3.42056MWp。该并网型太阳能光伏发电系统14、，包括太阳能光伏发电系统及相应的逆变、配电设施，根据并网点相应设置汇集站，逆变为交流400V电压出线，就近并入用户侧。1.4技术要点与示范目标1.4.1 技术要点（1）采用分散式发电，集中并网供电方式的设计方案，将提高系统整体实际发电效率；（2）使用逆变器“群控”技术，既可以降低逆变设备低负载的损耗，同时逆变器可以适度得以“休息”，从而延长逆变设备的使用寿命。1.4.2 示范目标（1）我国能源消耗中，建筑能耗占了1/4的份额。与建筑结合的光伏发电系统是一种主动的节能方式，应当受到重视。该项目的实施也能反映出郑州市落实节能减排的决心；（2）探索通过对郑州市已有的屋顶进行适度改造后安装太阳能组件进15、行并网发电的可能性和合理性；（3）通过实际并网发电运行，积累各项数据，为测算太阳能并网电站实际费效比、节电、省煤、CO2减排等提供实际数据，为确定适合该地区实际情况的太阳能并网电站提供理论依据；（4）提供光伏并网发电示范教学基地，为广大民众树立节能减排的榜样，普及光伏发电知识，提高群众的环保意识；（5）作为促进河南省郑州市现有屋顶利用，发展低碳经济的方式和方法。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算1.5.1光伏系统总体方案设计本工程所建设的光伏发电系统采用固定式安装运行。装机容量为3.42056MWp，系统方案采取分散逆变，汇集后并网的方式。1.5.2发电量预测本项目屋顶分为水泥屋顶和彩钢16、瓦屋顶，水泥屋顶组件采用最佳倾角进行安装，彩钢瓦屋顶组件沿屋面平铺安装。考虑系统计算可得，本工程25年总发电量约为8394.68万kWh，25年平均发电量约为335.79万kWh。1.6 电气设计1.6.1 电气一次本阶段推荐的电气主接线为：本项目太阳电池组件经串、并联后发出的直流电通过逆变器将直流电转变成400V交流电，经交流汇流箱汇流，就近并入用户侧。最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。1.6.2电气二次本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警方式探测总线采用一条总线，控测报警17、和联动控制共用一条总线，火灾集中报警控制器能显示火灾报警区域和探测区域，可以进行联动控制。在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、温度等参数。 1.7土建部分建（构）筑物设计主要包括：400V并网点若干、光伏支架若干。本工程生活用水采用厂区供水。1.8 消防设计本工程贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散；18、根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材，本光伏电站按规范配置了室外消防砂箱、手提式灭火器；建筑结构材料、装饰材料等均须满足防火要求；本光伏电站内重要场所均设有通信电话。 根据建筑灭火器配置设计规范及电力设备典型消防规程的规定，本工程在配电室采用磷酸铵盐干粉灭火器。1.9 施工组织设计依据光伏电站建设、资源、技术和经济条件，编制一个基本轮廓的施工组织设计，对光伏电站主要工程的施工建设等主要问题，做出原则性的安排，为工程的施工招标提供依据，为单位工程施工方案指定基本方向。具体内容见下文施工组织设计中论述。1.10 工程管理设计根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设19、置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人199264号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计。1.11 环境保护与水土保持设计光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不产生有害物质及噪声，因此电站的建设和运行对周围环境无不利影响。本项目符合国家产业政策，用地符合当地总体规划，选址及平面布局合理，无制约本项目建设的重大环境因素，同时还需确保各项污染治理措施“三同时”和外排污染物达标。1.12 劳动安全与工业卫生为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项20、目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施与本期工程同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。（1）本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循工业企业设计卫生标准（GBZ12010）等电力标准、规范。（2）21、生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室设置空气调节系统。（3）在配电间设置轴流风机、排风扇及设备专用通风管道设施。1.13 节能降耗分析本分布式光伏发电站工程建成后装机容量3.42056MWp，经测算25年年平均发电量为335.79万kWh，同燃煤火电站相比，按标煤煤耗为350g/kWh计，每年可为国家节约标准煤1175.27t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少SO2排放量约为100.74t，NOX（以NO2计）排放量约为50.37t，CO2的排放量约为3347.83t。本项目逆变器、变压器等电器设备均采用高效节能产品，降低整个系统损耗。通过合理的外22、部环境设计，采用保温材料减少建筑围护结构的能量损失。1.14 工程设计概算工程设计概算参照风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准及光伏发电工程可行性研究报告编制办法等。结合国家、部门及地区现行的有关规定进行编制。本项目静态总投资为2106.72万元，单位千瓦静态投资为6158.99元/千瓦。 1.15 财务评价与社会效果分析表1-1 财务评价指标汇总表序号项 目数量单位备注1装机规模3.42056MW2静态总投资2106.72万元 3动态总投资2106.72 万元4自筹资金2106.72万元5银行贷款0万元6银行贷款利率4.90%7银行贷款年限10年8年均发电利用小时数979.5423、小时年均9年均发电量335.79 万kWh10系统运行时间25年11所得税25%1225年模拟税前利润6345万元1325年模拟所得税1586万元1425年模拟净利润4758万元15内部投资收益率所得税前13.92%所得税后12.38%16净现值NPV所得税前1942.25万元所得税后1552.56万元17全部投资静态回收期所得税前6.27年所得税后6.91年18全部投资动态回收期所得税前7.97年所得税后9.02年108 2、太阳能资源概况和当地气象地理条件2.1 我国太阳能资源概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照总时24、数标识。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。我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，太阳能资源丰富地区占国土面积96%以上，每年地表吸收的太阳能相当于1.7 万亿吨标准煤的能量。按太阳能总辐射量的空间分布，我国可以划分为四个区域，见表2-1。我国19782007 年平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如表2-1 所示。表2-1 我国太阳能资源特级区划表名称等级指标（MJ/m2*a）占国土面积（%）地区最丰富I630017.4西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部25、很丰富II5040630042.7新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华北及江苏北部（包括山东地区）、黄土高原、青海和甘肃东部、四川西部至横断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛。丰富III3780504036.3东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、广西西部等地区。一般IV37803.6川黔区根据中国气象局风能太阳能资源评估中心，利用700多个地面气象站，19782007年观测资料计算了总辐射和直接辐射，初步更新我国太阳能资源的时空分布特征，并进一步简要分析了云、气溶胶和水汽等相关要素的影响得到的数据如下：图2-1中国近30年总辐射分布图我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处26、在北纬2235这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬3040地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。图 2-2 我国太阳等效小时数分布图2.2 区域太阳能资源概况、分析图2-3 河南省太阳能资源分布河南省年平均总辐射量在107-124千卡/厘米2年（以下略去厘米2年）之间。年总辐射量分布的突出特点是从太行山前丘陵平原向南到伏牛城东麓山前丘陵平原（以下简称伏牛山前丘陵平原）折向西南到伏牛山27、南侧山地、南阳盆地西南部，形成一条东北西南向的年总辐射量低值带。这个低值带包括两个明显的低值区和一个相对低值区,即太行山及其山前平原低值区、伏牛山南侧山地及南阳盆地西南部低值区以及黄河沿岸和伏牛山前丘陵平原相对低值区。前两个低值区年总辐射量在115千卡以下,其中南召、内乡年总量仅为107千卡,，是全省年总辐射量最少之区。居于这两个低值区之间的黄河沿岸（郑州到开封）和伏牛山前丘陵平原，年总辐射量在115千卡左右，是一个相对低值区。低值带的东边是高值带,包括有豫北平原东部高值区、黄河平原（指黄河到沙颖河之间的平原,下同）高值区以及淮北平原高值区。低值带的西北边是豫西黄土丘陵山地高值区。这些高值区年28、总辐射量均在118千卡以上,其中三门峡、尉氏、商丘和兰考超过千卡,形成高值中心。本项目拟建于河南省郑州市。地理坐标为N3441,E11252。2.3 气象数据郑州市属北温带大陆性季风气候，冷暖适中、四季分明，春季干旱少雨，夏季炎热多雨，秋季晴朗日照长，冬季寒冷少雪。郑州市冬季最长，夏季次之，春季较短。处于西部浅山丘陵区的荥阳、巩义、新密和登封四市，年平均气温在1414.3之间。郑州年平均降雨量640.9毫米，无霜期220天，全年日照时间约2400小时。统计资料表明郑州市的平原和丘陵地区春季开始的时间大致在每年3月27日，终止于5月20日，历时55天；夏季开始于5月21日，终止于9月7日，历时129、10天；秋季开始于9月8日，终止于11月9日，历时63天；11月10日至次年的3月26日为冬季，长达137天。2.4 气象条件影响分析（1） 环境温度条件分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-2560，选用电池组件的工作温度范围为-4085。根据当地气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温为14。因此，按本工程厂区极端气温数据校核，本项目太阳能电池组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器布置在支架上，保证其自身正常工作。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安全性没有影响。同时，该场地气温相对温和，有利于光伏发电系统提高发电量。（2） 最大风速、风沙影响分析 本项目建30、设于屋顶，四周基本无遮挡，厂址区多年平均风速为2.83.2m/s。太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。并以太阳能电池组件支架及基础等的抗风能力在50m/s风速下不损坏为基本原则。（3）冰雹灾害光伏组件表面是钢化玻璃，均通过光伏组件耐冰雹冲击试验，可承受普通冰雹的撞击。（4） 地震根据国家地震局、建设部震发办（1992）160号关于发布中国地震烈度区划图（1990）和中国地震烈度区划图（1990）使用规定的通知，郑州地震烈度为7级。2.5 光伏电站光资源计算 2.5.1 计算原则 由于太阳辐射的随机性，无法事先确定光伏系统安装后方阵面上各个时段确切的太阳辐射量，只能根据31、气象站记录的历史资料作为参考，而且应用多年（在10 年以上）的太阳辐射数据取平均值。然而通常气象站提供的只是水平面上的太阳辐射量，而电池方阵一般是倾斜放置的，需要将水平面的太阳总辐射量转换成倾斜面上的辐射量。在光伏并网电站系统设计中，如果按天进行能量的平衡计算，即没有意义，也太烦琐，更不能按照小时计算，而按年进行计算又太粗糙，因此最合理的是按照月进行能量平衡，以年为周期。2.5.2光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议 由于本项目屋顶分为水泥屋顶和彩钢瓦屋顶，水泥屋顶组件采用最佳倾角进行安装，彩钢瓦屋顶组件沿屋面平铺安装。用国际现行通用光伏软件PVSYST软件进行倾斜角度的计算如下：meteon32、orm数据本工程站区辐射数由以上数据可知，站址太阳能每天平均总辐射量为3.8kWh/m2/d，年平均总辐射为1369.2KWh/m2，根据我国在2008年出版的QX/T-2008太阳能资源评估方法，该区域属于“资源丰富”区域，适合大型光伏电站的建设。表2-2 太阳能资源丰富程度等级资源丰富程度年总辐射量（kWh/m2）年总辐射量（MJ/m2） 资源最丰富17506300 资源很丰富1400175050406300资源丰富1050140037805040资源一般10503780本工程站区辐射数据依据meteonorm网络数据库中的多年各月日平均辐射数据作为基础资料。表2-3利用光伏软件PVSYS33、T 计算各倾角辐照量与对应发电量角度242526272829303132辐照（kwh/m2.a)151915221523152515261527152815281528最佳年发电量（Mwh.year）4348435143544355.8244356.4094355.931435443524348从比较的结果可以看出，当太阳能电池板的倾角在28时，太阳能电池板年发电量最大，此时倾斜面辐射为1526kWh/m2/a。另外，彩钢瓦屋面沿屋面平铺安装，倾斜角度0度，方位角为0度。此时倾斜面辐射为1369kWh/m2/a。如下图所示：建议本工程业主在电站区域内安装太阳辐射测量装置，取得一年的数据后，对本34、次分析的原始数据进行验证、订正等，并对发电量重新核算。3、项目建设规模和地址选择3.1 建设规模拟定此项目的建设总规模为3.42056MWp，在现有建成的鑫泰铝业厂区屋顶，有效使用面积约为45018平方米。在电站25年生命周期内共可发电约 8394.68万千瓦时。3.2 项目选址（1）丰富的太阳光照资源。（2）就近并入用户侧，同时，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。（3）具有便利的交通条件，便于建设和维护。项目地位于河南郑州巩义回郭镇（被誉为天下第一铝加工镇）民营科技工业园区内；周边基础建设齐全，道路通畅，公路交通网络建设完善。（4）公司主要从事35、铝板带箔加工生产。主要产品有铝圆片、钎焊板、铸轧铝板带、1系、3系、5系热轧铝板带、花纹板、PS板合金板、厚箔卷材、预辊涂铝板、铝单板，年产量30余万吨，用电量大，采用自发自用余电上网的方式，能够最大规模的满足企业内就地消纳。项目所在地用电企业众多，多位用电大户，能够满足区域内就地消纳。（5）各级政府对本项目大力支持并能提供优惠政策。4、工程任务和规模4.1 工程任务 *为装机容量3.42056MWp的项目，类型为多晶硅电池组件，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。该电站利用郑州丰富的太阳能资源发电，项目建成后25年年平均发电量为335.79万kWh，25年总发电量为8394.68万36、kWh。按照实际装机容量计算的年等效满发小时数为979.54h。项目建设内容包括太阳能光伏发 电系统及相应的配套上网设施。 本工程可行性研究报告就以下方面进行论证：（1）确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性；（2）对光伏电站太阳能资源进行评估； （3）选择太阳能电池板、逆变器型号，提出优化布置方案，计算上网电量； （4）提出技术可行、经济合理的光伏电站主接线，变压器系统，集电线路方案； （5）确定工程总体布置，包括太阳能电池板布置及主要建构筑物结构型式、尺寸； （6）拟定光伏电站定员编制，提出工程管理方案； （7）进行环境保护和水土保持设计； （8）拟定劳动安全与工业卫生方案；4.37、2地区经济与发展4.2.1郑州概况郑州是国家区域性中心城市之一，19201930年代由于铁路的建设而成为重要内陆商埠。如今郑州是中国中部地区的特大型大都会和主要经济中心之一，中原经济区的中心城市，长江以北经济发达的省会城市。1992年郑州跻身中国综合实力50强。2008年郑州将汽车产业、先进装备制造业和电子信息产业确立为三大战略支撑产业，成为重点发展的产业。2011年，郑州市经济总量进入中国20强，2011年郑州市完成生产总值4912.7亿元，位列中国大中城市第20位；人均可支配收入居中国省会城市第18位，地级以上城市65位；2011年地方财政一般预算收入突破达到502.3亿元，名列中国大中城38、市第17位；社会消费品零售总额达到1987.1亿元，名列中国大中城市第19位。2013年，郑州市地区生产总值完成6201.90亿元，年均增长12.1%，总量居河南省第一位、中西部第三位。地方财政总收入1116亿元，年均增长19.1%；公共财政预算收入723.6亿元，年均增长22.7%；固定资产投资4400亿元，年均增长23.8%；进出口总额422亿美元，年均增长76.1%，占河南省总量70%以上；社会消费品零售总额2586亿元，年均增长15.8%；城镇居民人均可支配收入26615元，农民人均纯收入14009元，年均分别增长11.1%和13.2%，城乡居民收入比由2.11缩小到1.91。201639、年4月，国务院关于同意郑州、洛阳、新乡3个国家高新技术产业开发区（统称郑洛新国家高新区）建设国家自主创新示范区，区域范围为国务院有关部门公布的开发区审核公告确定的四至范围。4.2.2地区交通区位郑州有一类航空、铁路口岸和公路二类口岸各1个，货物可在郑州联检封关直通国外。郑州邮政电信业务量位居中国前列。国家铁路货运中心，国家公路物流中心，中南邮政物流中心，国际航空货运中心等工程促使公路港、铁路港、航空港“三位一体”的物流体系逐步形成。郑州火车站新欧亚大陆桥-陇海铁路、京广铁路、京港高铁、郑西高铁、郑徐高铁、郑渝高铁（京昆高铁）、郑合高铁（京福高铁）多方交汇郑州，拥有亚洲最大的列车编组站郑州北站和40、中国最大的零担货物转运站郑州货运东站，以及亚洲唯一运行时速350公里的高速铁路十字枢纽站郑州东站。未来郑州将成为中国普通铁路和高速铁路网中唯一的“双十字”中心，形成以郑州为中心的中原城市群“半小时经济圈”、中原经济区“1小时经济圈”和全国“3小时经济圈”。郑州市是国家公路网主要枢纽之一，有多条国家和地区性高速公路连接省内所有城市和省外城市。郑州市的路网由环路和放射道路组成，以郑州为中心的中原城市群地区是中国高速公路网密度较大的区域之一。郑州地铁，规划分两步走，第一步由8条线路组成，第二步规划共17条线路，分为起步、发展、成熟完善3个建设阶段，预计总投资1000亿元。2009年6月，郑州地铁1号41、线一期工程动工，一期工程长26.2公里，设置20个站点；2010年12月，郑州地铁2号线一期工程动工，一期工程长18.27公里，设置15个站点。2013年12月26日郑州地铁一号线一期工程通车试运营，郑州成为中原地区第一个拥有轨道交通的城市，中部六省第二个拥有轨道交通的城市。规划到2020年，郑州地铁线网总规模达到202.35公里。1956年建立郑州航站，1997年8月28日，由省、市政府和民航总局联合投资新建郑州新郑国际机场（CGO），机场飞行区等级为4E级，是国家民航总局定位的中国八大航空枢纽港之一。2011年9月28日，国务院出台意见支持河南省建设中原经济区，中原经济区建设正式上升为国家42、战略，明确郑州建设国内大型航空枢纽，同时中国民航局把新郑国际机场确定为“十二五”期间中国综合交通枢纽建设试点。2011年11月21日，国家发改委批准郑州新郑国际机场二期扩建工程，工程按满足2020年旅客吞吐量2900万人次、货邮吞吐量50万吨的目标设计。2011年12月26日，郑州机场年旅客吞吐量突破千万人，跨入“千万级”大型机场行列。2012年郑州机场已通航国内外67个城市地区，开通航线90条，其中国内84条，国际和地区6条。2014年4月，郑州机场已开辟航线147条，国际和地区客运航线15条，全货运国际航线20条，已基本形成通达全国主要城市和欧美亚的航线网络。4.3项目建设的背景和必要性443、.3.1项目建设的背景4.3.1.1能源背景 世界能源形势紧迫，能源问题位居世界10大焦点问题（能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口）之首。全球人口2004年是65亿，能源需求折合成装机是14.5TW，每日能耗220106BOE（标准油当量）；到2050年全世界人口至少要达到100110亿，按照每人每年GDP增长1.6%，GDP单位能耗按照每年减少1%，则能源需求装机将是3060TW，每日能耗将高达450900106BOE，主要靠可再生能源来解决。中国已经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年内用尽。我国的经济又处在快速44、发展时期，而能源的生产和消耗也将高幅增长。2009年能源生产总量18.6亿吨标准煤，与2008年相比增长了7.01亿吨标准煤，增长23.27%。现在中国已经成为世界第二大能源消耗国和第三大能源生产国，预计国民生产总值到2020年比2000年翻两番，届时全国的能源消耗约为25亿吨标准煤。我国是全球人口最多的国家，而我国的化石资源却相对贫乏，人均资源占有量不足世界人均值的一半；按照现在的能耗速度，可以肯定我国将在全球率先面临化石能源枯竭的挑战。因此，在寻找未来替代能源方面中国比其他国家更迫切。粗略估算，世界上潜在的可再生能源有：1、水能资源4.6TW，可经济开采资源只有0.9TW；2、风能实际可开45、发资源2TW； 3、生物能3TW。4、 太阳能资源120000TW，实际可开发的资源高达600TW。能够完全满足世界未来装机容量3060 TW需求的可再生能源只有太阳能。4.3.1.2环境背景大规模、无节制地开发利用煤炭石化燃料不仅加速了这些资源的枯竭，而且造成日益严重的环境问题。过度的排放造成温室效应、酸雨问题、疾病问题，日益引起全球关注，解决这些问题已不再是各国自身的事情，控制和减少排放已经成为全球各国的目标和义务，责任的分担已经成为各国政府讨价还价的政治问题。随着全球能耗的快速增长，环境将进一步恶化，减少排放的纷争将更加激烈。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46、结构已经给环境带来了极大的破坏。初步估算煤炭发电造成对污染的经济损失以及由此引致的环境污染治理成本高达1606亿元。大力开发利用可再生能源是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。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。另外据统计资料显示，中国在2003年产煤16亿吨，每亿吨燃煤会排放115万吨二氧化硫，68万吨烟尘，5000万吨二氧化碳。中国去年温室气体二氧化碳排放量就超过亿吨，成为世界第二大排放国了；二氧化硫也排放了1927万吨，居世界首位，远超过自身净化能力，已使三分之一的国土在下酸雨。因此中国必须利47、用可再生能源来调整目前的能源结构。4.3.1.3太阳能发展背景 进入21世纪,随着可持续性发展理念的日益深入人心,以及煤炭等常规能源直接燃烧所带来的负面效应如大气污染、酸雨和温室效应等的加剧,可再生能源成为人们关注的焦点。而在可再生能源中,太阳能的总资源量占99.4%,且拥有多方面开发利用上的优势。因此,现在无论是发达国家还是发展中国家,都在大力研究与开发太阳能利用技术。如1990年德国政府推出了“一千屋顶计划”,至1997年已完成近万套屋顶系统,每套容量15kw,累计安装量已达3.3万KW；日本政府从1994年开始实施“朝日七年计划”,到2000年安装16.2万户屋顶系统,总容量达18.5万48、KW；意大利1998年开始实行“全国太阳能屋顶计划”,于2002年完成,总投入5500亿里拉,总容量达5万KW；印度也于1997年12月宣布,在2002年前推广150万套太阳能屋顶系统;美国也正在实施“百万太阳能屋顶计划”,到2010年安装太阳能设备总容量将达到302.5万KW；法国已经批准了代号为“太阳神2006”的太阳能利用计划,按照该计划,每年将投入3000万法郎资金,预计到2011年时,法国每年安装太阳能热水器的用户将达3万家。为了扶持光电产业的发展，欧、美、日等发达国家政府纷纷出台各种优惠政策，启动国家项目，营造光伏发电的规模市场，有力地推动光伏产业的发展，促进技术的进步。从200049、年到2009年期间太阳能电池年产量的增长率平均达到49%以上，特别是2009年,年增长速率达到82.2%。2009年世界太阳能电池产量达2200MWp。从世界范围来讲，光伏发电已经完成了初期开发和示范阶段，现在正在向大批量生产和规模应用发展，从最早作为小功率电源发展到现在作为公共电力的并网发电，其应用范围也已遍及几乎所有的用电领域。我国太阳能光伏发电应用始于70年代，真正快速发展是在80年代。在1983年1987年短短的几年内先后从美国、加拿大等国引进了七条太阳能电池生产线，使我国太阳能电池的生产能力从1984年以前的年产200千瓦跃到1988年的4.5兆瓦。目前太阳能电池主要应用于通信系统和50、边远无电县、无电乡村、无电岛屿等边远偏僻无电地区，年销售约1.1兆瓦，成效显著。同时，在“七五”期间，国内先后从国外引进了多条太阳电池生产线，除了一条1MW的非晶硅电池生产线外，其它全是单晶硅电池生产线，使得我国太阳电池的生产能力猛增到4.5MWp/年，晶硅电池售价也由“七五”初期的80元/Wp目前已下降到14元/Wp左右，这对于光伏市场的开拓起到了积极的推动作用。4.3.2 项目建设的必要性4.3.2.1 建设是改变不合理能源结构的需要 不合理的能源结构使我国经济的高发展只能建立在能源的高消耗基础之上。2006 年中国国内生产总值比上年增加10.7，与此同时，中国能源消耗总量达24.6亿吨标51、准煤；万元GDP能耗1.22吨标准煤，比“十五”计划指标上升了27%。万元GDP能耗水平大约是日本的4.55.7倍，是美国2.63.3倍，中国能源利用效率比发达国家整整落后20年。谋求低能耗、高产出、低污染、高效益是我国的重大课题。能源的短缺直接反映到与人们生活密切相关的电力供应上，让更多的人对“电荒”有深刻的体会。据目前全国的电力建设预测，2010年和2020年电力供应缺口将分别占到4和11，电力紧张的局面在今后一段时间内都不能得到缓解。此外，我国到2006年还有大约1100万人口没有用上电，主要是居住在西部地区，计划在2015年前要全部解决用电问题，解决的方法只能是：延伸电网、利用太阳能、52、发展小水电等。4.3.2.2 项目建设是合理利用资源的需要目前河南省主要是能源供应能力依然不足、能源安全保障体系不够完备、能源利用效率与国际先进水平相比还有较大差距、能源价格形成机制有待于进一步完善、环保治理措施相对滞后等。“十一五”期间，国际能源形势总体上比较复杂，能源价格波动的局面仍将持续。我国能源供应将面临着资源、环境、运输和安全生产等多重制约。从资源的潜力和长远来看，光伏发电是最具有潜力的可在生能源的发电技术；从资源的合理开发利用来说，在厂区屋顶修建太阳能电站进行发电具有得天独厚的优势，可以有效利用土地资源、合理的分配电力，实现可持续性发展。4.3.2.3 项目建设是国家节能减排的需要53、2009年12月18日在丹麦首都哥本哈根气候大会达成的哥本哈根协议，虽未明确各国在何时实现那些减排指标。但是我国在会议上的减排承诺和会议所倡导的低碳经济，已经深入人心，将对我国的经济发展模式起到引导作用。所谓的低碳经济指改变高碳排放的发展模式，实现绿色的低能耗、低污染、低排放的可持续健康发展。低碳经济实现方式可概括为两种：一是改变能源使用结构，二是提高能源使用效率。具体来讲，改变能源结构是指降低对化石能源的依赖，提高一次能源使用中太阳能、风能、核能、生物质能、水能等非化石能源的占比，达到减少碳排放的目的。其中，太阳能、风能和核能将是未来发展的重点。4.3.2.4 项目建设是环境保护的需要在全球54、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，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。该光伏电站最大的特点是源源不断将光能转化为电源，使用寿命过程中几乎不会排放出粉尘、气体等，对环境的影响微乎其微。从环境角度讲，太阳能发电被认为是目前排放量（二氧化碳）最少的一种发电技术之一。世界自然基金会的资料表明，太阳能发电是目前排放量最少的一种发电技术，在一个生命周期内它所排放的煤当量只有每瓦55克。4.3.2.4 项目建设是厂房屋顶利用的需要 郑州市是以煤为主要能源的城市, 在整个能源消耗结构中,煤占92%。因此，空气污染的主要原因是煤在燃烧后产55、生的燃料废气。据有关资料表明，郑州空气质量愈来愈趋于恶化。而郑州地区属于太阳能资源比较丰富的地区，大力发展太阳能利用技术，对于改善郑州地区的能源结构和生态环境具有特别重要的意义。 随着经济的高速发展，城镇工业开发区的建设，屋顶的空间利用十分必要。过去屋顶几乎没有利用，在现有结构的条件下，根据计算对屋顶增加相应的支撑体系，利用屋顶空间将会对资源的利用能够探索出全新的思路；同时在今后新屋顶的建设中，考虑利用太阳能进行建设也将对新能源产业是一个积极的推广意见。5、系统总体方案设计及发电量计算5.1系统总体方案5.1.1设计原则设计时必须充分考虑光伏系统的高效性、先进性、成熟稳定性和展示性。在系统设计56、过程中，将严格遵循以下原则：高效性：本工程属于并网光伏电站，如果在25年内能够产生更多的电能将带来更多的利益，因此系统在较高的效率下运行十分必要。设计过程中应对系统进行优化，最大限度降低损耗，提高系统发电效率。 先进性：光伏发电技术在国内属于新兴高新技术，在进行本工程系统设计的过程中，我们通过优化系统配置、优先选择国内先进的关键设备，实现智能控制，以保证系统的先进性。成熟稳定性：本工程为并网光伏系统，系统以400V接入用户侧，因此，系统并网运行的成熟稳定性至关重要。本系统将采用先进成熟的技术与设备，结合完善的保护措施，以保证系统稳定并网运行。 展示性：本项目是中型屋顶电站项目，光伏系统整体的运57、行数据，在主控室集中显示，将起到良好的展示效果，向观众直观展示绿色能源的有效利用，宣扬环保理念。5.1.2 设计概述根据本项目的建设规模、目前技术发展水平及建设场址布局，并综合考虑工程施工、以及电站的运行维护管理等方面，本项目总体技术设计采用“分块发电、集中并网方案” 的“模块化”技术方案。本项目建设一个3.42056MWp分布式光伏电站，电站装机容量为3.42056MWp。共含260Wp组件13156块，包括最佳倾角敷设264块，顺屋顶平铺12892块，每22块组件为一串，需要33KTL组串式逆变器约100台，每6台逆变器接入一台交流汇流箱，共需6汇1交流汇流箱17台，汇集后，根据项目现场屋58、顶分布状况，分别汇集就近并入用户侧。5.1.3 设计方案的特点（1）各个光伏发电单元系统之间没有直流和交流的直接电气联系，便于模块化设计和分步实施建设；（2）就近逆变并网，降低损耗，提高效率；（3）局部故障检修时不影响整个系统的运行；（4）便于电网的投切和调度；（5）方便运行维护。5.1.4 光伏电站系统组成本工程主要由光伏阵列、逆变、监控等几部分构成。5.2 光伏电站总平面布置组件安装在建设在鑫泰铝业厂区屋顶上，将光伏组件与建筑有机结合。5.3 光伏系统设计设计依据（1）GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求；（2）GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性；59、（3）GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则；（4）GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语；（5）SJ/T 10460-1993 太阳光伏能源系统图用图形符号；（6）SJ/T 11127-1997 光伏（PV）发电系统过电压保护导则；（7）GB/T 17478-2004 低压直流电源设备的性能特性；（8）DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合；（9）DL/T 621-1997 交流电气装置的接地；（10）GB/T16895.32-2008 建筑物电气装置-特殊装置或场所的要求-太阳能光伏(PV)电源供电系统；（11）GB 160、2801-2008 生产过程安全卫生要求总则；（12）国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）；（13）。5.4 太阳能电池组件选型太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。此外，根据的要求，“加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴61、的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。”本项目采购时需选用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。5.4.1太阳能电池概述 太阳能光伏系统中电池组件是重要的组成部分之一，是收集太阳能的基本单位。光伏电池主要有：多晶体硅电池、单晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。 太阳电池技术性能比较 ：受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳电池基本为晶硅类电池和薄膜类电池。 a）晶体硅太阳电池 单晶硅电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在19%20%，曾经长期占领62、最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在17%18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳电池低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。 晶体硅电池片如图5-1，5-2所示： 图5-1单晶硅硅片 图5-2多晶硅硅片 两种电池组件的外形结构如图5-3所示。 单晶硅组件 多晶硅组件图5-3 电池组件外形结构图b）薄膜类太阳电池 薄膜太阳能电池的优点在于弱光效应好，价格相对便宜；最大的缺点在于转换效率低，且有光感退化问题。其包括非晶硅薄膜太阳电池，硒铟铜和碲化63、镉薄膜电池，多晶硅薄膜电池等几种。在这几种薄膜电池中，最成熟的产品当属非晶硅薄膜太阳能电池，在世界上已经有多家公司在生产该种电池产品，其主要优点是成本低，制备方便。但也存在缺点，即非晶硅电池的不稳定性，其光电转化效率会随着光照时间的延续而衰减，另外非晶硅薄膜太阳能电池的效率也比较低，一般在1112%。硒铟铜和碲化镉薄膜电池的效率较非晶硅薄膜电池高，成本较单晶硅电池低，并且易于大规模生产，还没有效率衰减问题，是非晶硅薄膜电池的一种较好替代品，在美国已经有一些公司开始建设这种电池的生产线。但是这种电池的原材料之一镉对环境有较强的污染，与发展太阳能电池的初衷相背离，而且硒、铟、碲等都是较稀有的金属，64、对这样电池的大规模生产起到了很大的制约作用。 c）聚光光伏电池 采用廉价的聚光系统将太阳光会聚到面积很小的高性能光伏电池上，一方面电池芯片单位面积接收的辐射功率密度大幅度地增加，太阳电池光电转换效率得以提高；另一方面，对于给定的输出功率，可以大幅度降低太阳电池芯片的消耗，从而降低系统的成本。聚光光伏电池特点如下： 节省芯片 重量比功率、面积比功率大 电流随聚光倍数线性升高 电压随聚光倍数对数增加（一定聚光倍数下） 效率高太阳能聚光电池具有面积小、功率大、效率高的特点。虽然太阳能聚光电池具有突出的优点，但是，聚光电池必须采用跟踪系统才能发挥其优点。目前太阳能聚光电池没有得到广泛应用，其原因是太阳65、能聚光电池需要精确的跟踪太阳。精确跟踪系统技术有待提高，现有的跟踪系统价格高，故障率高。5.4.2太阳能电池种类选择 现阶段紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国均在进行各种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶硅类高效太阳电池和各类薄膜太阳电池是全球新型太阳电池研究开发的两大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、铜铟镓硒薄膜太阳电池。太阳电池主要特性如表5-1所示。 表5-1 太阳电池主要特性种类类别单晶硅电池多晶硅电池非晶硅薄膜电池聚光电池电池组件转换效率 1929% 1718% 1112% 3140.7% 功66、率温度系数 -0.45% -0.39% -0.20% -0.15% 对高温的敏感性 最敏感 最敏感 不敏感 较敏感 技术成熟度 最成熟 最成熟 较成熟 较成熟 优点 转换效率高 转换效率最高，成本低于单晶硅 成本低，功率对温度不敏感，弱光效应好转换效率最高 缺点 成本高，工艺复杂 效率低于单晶硅 转换效率较低，工艺复杂 成本高，工艺复杂 安装方式 固定/跟踪固定/跟踪固定较多 跟踪 应用范围 安装范围较广 安装范围较广 安装范围广，可安装在云层量较大地区 直射光分量较大地区效率保证年限 25 25 25 25 中国应用案例 多 多 较多 不多 根据上表可知，单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术67、成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳电池由于其稳定性较差、光电转化效率相对较低(其发电效率大约只有晶体硅电池的一半)、使用寿命相对较短的原因，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜电池在国内产量很小，目前大规模生产的厂商较少。而碲化镉、铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，其规模化生产受到限制。 聚光光伏系统分类如下：采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区；采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区；点聚焦聚光光伏系统宜安装在68、直射光分量较大地区。不管安装在什么地方的聚光电池都受当地太阳能直射光分量、地理环境的影响，同时直射光分量的采集也受精确的跟踪系统制约。 CPV组件的优势在于较高的转换效率，对于土地昂贵的地区，其成本可能较晶体硅组件有一定的降低，从而缩小与晶体硅组件的发电成本。根据目前的技术成熟度，CPV的维护成本会高于晶体硅配套双轴跟踪器。现阶段应用范围局限于较中小规模的电站或试验站。 光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转化效率较高、已规模化生产、市场供应充足且在国内有工程应用实例的太阳能电池组件作为光电转换的核心器件。因此，本工程选用晶硅类太阳能电池。 晶硅类电池又分为单晶硅电池组件和多晶硅电池组件。两69、种组件最大的差别是单晶硅组件的光电转化效率略高于多晶硅组件，也就是相同功率的电池组件，单晶硅组件的面积小于多晶硅组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同，但单晶硅组件的价格比多晶硅组件的价格高10左右。在工程实际应用过程中，单晶硅和多晶硅电池都可以选用。 因此综合考虑上述因素，本工程拟选用260Wp多晶硅太阳能电池组件。5.4.3 电池组件的技术指标太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压70、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。 5.4.4 电池组件的的选型太阳电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率和廉价。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料；同时也减少了系统连线，降低线损。本项目规模较大，项目太阳电池组件的选型应该优先考虑效率较高的大功率电池组件，以降低造价并提高系统效率。太阳能电池组件的功率规格较多，从50Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统容量为3.71、42056MWp，组件用量较大，组件安装量较大，所以选用单位面积容量合适的电池组件，可以降低组件安装量。260Wp系列组件是目前市场上出货量最大的组件之一，260Wp系列的组件功率在245Wp265Wp不等，不同厂家都各有侧重，但价格大体是一样的。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用260Wp多晶硅太阳能电池组件。 表5-2技术参数表太阳能光伏电池组件主要参数表序号项 目内 容1型式多晶硅光伏电池组件2尺寸结构1640mm*992mm*35mm3标准功率260Wp4峰值电压30.6V5峰值电流8.5A6短路电流9.0A7开路电压38.2V8系统电压最大系统电压1000V9峰值功率温度系数：-0.72、41%/10峰值电流温度系数0.05%/11峰值电压温度系数-0.32%/12温度范围-40 - +8513功率误差范围+3%14组件效率15.9%15重量18.65.5光伏阵列运行方式选择 5.5.1 阵列倾斜角确定固定式 光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、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于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。 光伏电站装机容量为3.42056MWp属于中规模光伏电站，并且光伏支架的造价在工程造价中的比重也相对较高。由于固定式初始投资较低，且73、支架系统基本免维护，因此本工程光伏组件方阵采用固定式安装。5.6光伏电场光资源计算 在光伏发电系统中，光伏组件方阵的放置形式和放置角度对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏系统的发电能力。与光伏组件方阵放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角，太阳电池组件方位角。 5.6.1倾角的确定 由于本项目屋顶分为水泥屋顶和彩钢瓦屋顶，水泥屋顶组件采用最佳倾角进行安装，彩钢瓦屋顶组件沿屋面平铺安装。用国际现行通用光伏软件PVSYST软件进行倾斜角度的计算如下：图5-4河南省郑州市原始气象数据角度242526272829303132辐照（kwh/m2.a)1519152215231574、2515261527152815281528最佳年发电量（Mwh.year）4348435143544355.8244356.4094355.931435443524348表5-3 利用光伏软件PVSYST 计算各倾角辐照量与对应发电量从比较的结果可以看出，当太阳能电池板的倾角在28时，太阳能电池板年发电量最大，此时倾斜面辐射为1526kWh/m2/a。5.6.2 方位角的确定 方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。本项目位于屋顶，在太阳能电池板的倾角为28时，方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。在太阳能电池板的倾角为28时，不同方位角的比较结果见下： 图5-5倾75、角为28，方位角为0、5、10时的辐射量：图5-5不同方位角的辐射量方位角（）-10-50510辐射量（kwh/m2.a)15241526152615261524最佳发电量（Mwh.year）434643534356.40943554348表5-4 不同方位角的辐射量及其发电量根据综合上述辐射量及其发电量、项目现场的施工情况考虑分析得到：光伏组件倾斜角度为28度，方位角为0度为最佳方案。此时，倾斜面辐射量为1526kwh/m2，年最佳发电量为4356.409MWh/yr。图5-6倾角为28，方位角为0时的太阳辐射量分布变化图：图5-6 倾角为28，方位角为0时太阳辐射量分布变化图由图5-6可以76、看出，当光伏组件以28倾角安装时，在14月份和912月份其表面接受到的太阳辐射量比水平面上接受到的太阳辐射量大。在58月份，光伏组件以28倾角安装比水平安装所接受到的辐射强度小。但从整年接受的太阳辐射量来说，光伏组件以28倾角安装，其表面获取的太阳辐射量较大，且全年各月光伏组件表面获取的太阳辐射量比较均衡，各月的发电量也将会比较均衡；而水平安装的光伏组件各月获取的太阳辐射量差异比较大，各月的发电量也将会有很大的变化。 综上所述，本工程水泥屋面组件支架采用固定安装方式，倾斜角度28度，方位角为0度。 另外，彩钢瓦屋面沿屋面平铺安装，倾斜角度0度，方位角为0度。此时倾斜面辐射为1369kWh/m277、/a，如下图所示：图5-7 倾角为0，方位角为0时太阳辐射量5.7系统发电效率分析建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，采用数值：4%2）温度引起的效率降低太阳电池组件会因温度变化而使输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是78、必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时已考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点MPPT电压范围内，考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为3%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低，由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的太阳电池组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑3%的损失。4）并网逆变器的功率损耗本工程采用无变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器的功率损耗远远低于3%，考虑气候条件因素，本工79、程按3%计算并网逆变器的功率损耗。5）交、直流线缆的功率损耗大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按2%的线路损耗设计。6）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为97%，即功率损耗计为3% 。7）其它杂项损失光伏电站在运行期间，会因为局部维修而停止该子系统工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用3%的损失。通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下：表5-5 系统效率估算修正系统统计序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低9680.792温度引起的效率降低973并网逆变80、器的功率损耗97%4变压器的功率损耗97%5组件串并联不匹配产生的效率降低97%6交、直流部分线缆功率损耗98%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）97%本工程考虑气候变化等不可遇见自然现象，设计系统效率修正为80%，并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。5.8发电量计算 （1）水平面总辐射量根据计算，水平面上年平均太阳辐射为1369.2kWh/m2。 （2）倾角 经计算，水泥屋面固定支架倾角为28；28斜面上的全年太阳辐射为 1526kWh/m2。彩钢瓦屋面组件组件沿屋面平铺，倾角为0，0斜面上的全年太阳辐射为 1369kWh/m2。（3）年发电小时数 根据斜面年总辐射量，计算出28斜81、面峰值日照小时为1526小时，0斜面峰值日照小时为1369小时。 （4）理论发电量 光伏电站理论年发电量=实际安装容量（kW）年发电小时数（h） 水泥屋面理论发电量=68.641526h1000010.47万度。 彩钢瓦屋面理论发电量=3351.921369h10000458.88万度。要估算项目上网电量，需在理论发电量上进行系统效率折减，根据上文，系统效率=80%。（5）衰减效率 由于太阳电池组件的转换效率呈逐年递减状态，因此随着时间的推移，实际发电量不断减少。根据光伏制造行业规范条件（2015年本）中要求：多晶硅电池组件衰减率在1年内不高于2.5%，25年内不高于20%即每年固定衰减不小于82、0.729%。根据以上要求，最终计算得25年发电量及各月发电量如表5-6、5-7所示。 表5-6 水泥屋面电池阵列的发电量统计1 2 3 4 5 6 7 8.17 8.11 8.05 7.99 7.93 7.87 7.82 8 9 10 11 12 13 14 7.76 7.70 7.65 7.59 7.54 7.48 7.43 15 16 17 18 19 20 21 7.37 7.32 7.26 7.21 7.16 7.11 7.05 22 23 24 25 25年总发电量平均7.00 6.95 6.90 6.85 187.26 7.49 考虑衰减25年内平均每年发电量为7.49万度，2583、年总发电量187.26万度。表5-7 彩钢瓦屋面电池阵列的发电量统计1 2 3 4 5 6 7 357.93 355.32 352.73 350.16 347.60 345.07 342.55 8 9 10 11 12 13 14 340.06 337.58 335.12 332.67 330.25 327.84 325.45 15 16 17 18 19 20 21 323.08 320.72 318.38 316.06 313.76 311.47 309.20 22 23 24 25 25年总发电量平均306.95 304.71 302.49 300.28 8207.42 328.30 考84、虑衰减25年内平均每年发电量为328.30万度，25年总发电量8207.42万度。综上，考虑衰减，本光伏项目25年内平均每年发电量为335.79万度，25年总发电量8394.68万度。5.9 辅助技术方案5.9.1环境监测方案在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。5.9.2 组件清洗方案电池组件很容易积尘，影响发电效率。必须对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列的电池组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙85、尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在电池面组件上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现电池组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查电池组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保电池面组件的清洁。5.10光伏方阵设计 5.10.1系统方案概述 本工程规划容量为3.42056MWp，共需260Wp光伏组件13156块，本项目推荐采用分块发电、就近并网方案。电池组件采用260Wp多晶硅电池组件，固定阵列采用倾角为28固定安装在支架上。3.42056MWp太阳能电池阵列由多86、晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、逆变设备、汇流设备构成。 5.10.2光伏阵列子方阵设计 5.10.2.1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。 5.10.2.287、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。 本项目3.42056MWpp光伏阵列由约100台33kW逆变器组成，该逆变器满载MPP电压范围：480-800Vdc，最大直流电压：1000Vdc。组件串应符合的逆变器直流输入参数保证在60时的逆变器MPPT电压满足条件，-25时的开路电压满足条件。1) 光伏组件的串联电压之和要小于光伏组件的耐受电压。初步计算，当组件串数26串时，满足逆变器输入耐压电压1000V。 SVoc组件的耐受电压，电池组件开路电压为3888、.2V，电池为22块/串，38.222=840.4V，小于组件耐受电压1000V。考虑到温度的影响,本项目光伏组件开路电压温度系数为-0.32%/：经计算，22块/串电池组件的开路电压为974.86V小于组件耐受电压1000V，满足设计要求。小于1000V，在逆变器的直流工作电压范围内。 2) 逆变器的最大输入电压UDCmax：低温状态下的光伏组件的串联电压之和不能超过光伏逆变器的最大允许直流电压UDCmax，电池组件工作电压为30.6V，SVmppt（STC）（1+（Tmin-25）UDCmax，经计算，22串电池组件，满足逆变器的MPP工作范围要求。 由22块太阳能光伏板组成一个串列，该串89、列功率是5.72kW，输出电压673.2V。考虑到33kTL光伏组串式并网逆变器最大输入路数为6路，所以本项目采用6路组串接一台组串式逆变器，6串组件功率为22260Wp6=34.3kW，考虑到实际情况中，组件功率衰减、直流电缆线损、灰尘及雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低，取修正系数95%，考虑损耗后功率为32.585kW33kW ,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数为N=22（块）。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联的额定功率容量=260Wp22=5720Wp。5.10.3光伏组串单元排列90、方式一个太阳能电池组串单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，为了接线简单，线缆用量少，节省组件支架的数量，降低施工难度，参考以往类似工程的基础上，确定多晶硅太阳能电池组件排列方式采用以下方案： 将1组多晶硅太阳能电池组串（每串22块）每块横向放置。5.10.4光伏方阵前后间距计算 为了避免阵列之间遮阴，需要在南北向前后阵列间留出合理的间距。一般确定原则是：冬至日当天9：0015:00太阳能光伏组件方阵不应有遮挡。本项目位于屋顶，按照最佳倾角敷设的组件，根据倾角28，确定前后间距为1.85米；顺屋面平铺组件的倾角为0，前后排无遮挡。5.10.5太阳能电池阵列汇流箱 本期容量3.42056MWp光91、伏发电系统共需要33KTL组串式逆变器约100台。每6台逆变器接入一台交流汇流箱，本项目共需交流汇流箱17台。 5.10.6光伏方阵平面布置每个太阳能电池组串单元由1组多晶硅太阳能电池组串（每串22块），水泥屋顶组件每块横向放置，彩钢瓦屋顶组件每块横向放置。同时考虑整个方阵承载风压的泄风因素，组件排列行间距为20mm。5.10.7交流汇流箱平面布置每个方阵按照22块组件为1串，每6台33KTL逆变器配置1台6汇1交流汇流箱。汇流箱布置以配电房位置为中心，尽量靠近配电房以减小电缆的损耗，电缆压降控制在2%以内。6、电气系统6.1电气一次6.1.1设计依据（1）光伏系统并网技术要求GB/T 19992、39-2005 （2）电力工程电缆设计规范GB 50217- 2007 （3）火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T 5390-2007 （4）导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005 （5）火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T 5153-2014 （6）3.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T 404-2007 （7）3400V高压配电装置设计规范GB 50060-92 （8）建筑物防雷设计规范GB50057-2010 （9）电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 50169-2006 （10）交流电气装置的接地DL/T 621-1997 （11）交93、流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 620-1997 （12）电子计算机场地通用规范GB 2887-2011 （13）电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列GB/T 7267-2015（14）电子设备雷击保护导则GB/T 7450-1987（15）电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件JB/T 9568-2000 （16）微机继电保护装置运行管理规程GB/T 5871996 （17）交流电气装置的接地DL/T 621-1997 （18）静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 478-2013 （19）火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T 5136-2012 （94、20）电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137-2001 （21）电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T 5147-2001 （22） 信息技术设备（包括电气事务设备）的安全GB 4943-1995 （23）监控、数据采集和自动控制系统所采用的定义规范和系统6.1.2厂区配电网概况厂区原有配电房中共有5台S9-2000/10 10/0.4kV变压器可用于本光伏项目并网，分别为：退火炉主变：接线组别Y,yn0，Uk%=3.3%，负载率100%，配电房空余柜位可放置2面并网柜；铸三(宿舍)主变：接线组别Y,yn0，Uk%=3.3%，负载率60%70%，配电房空余柜位可放置3面并网柜；#95、1拉矫主变：接线组别Y,yn0，Uk%=3.3%，负载率70%80%，配电房空余柜位可放置4面并网柜；#2拉矫主变：接线组别Y,yn0，Uk%=3.3%，负载率50%60%，配电房空余柜位可放置4面并网柜；热轧动力变：接线组别Y,yn0，Uk%=3.3%，负载率70%80%，配电房空余柜位可放置3面并网柜。6.1.3接入系统方案本项目总装机容量为3.42056MWp。考虑到本项目位于屋顶较为分散，集中并网电缆用量较大，电能损耗过高，因此建议本项目根据项目场地位置屋顶分布状况分块接入电网，每个模块装机容量相对较低，因此建议本项目以400V电压等级接入电网。本系统为分布式光伏发电系统，项目采用4096、0V电压等级并网，以“自发自用，余电上网”、用户侧并网方式接入电网系统，接入系统方案参照国家电网公司分布式光伏发电项目接入系统典型设计中的XGF380-Z-Z1设计，从光伏发电低压并网柜接入厂区原有10/0.4kV 变压器400V母线侧。本工程根据项目场地屋顶分布情况，接入系统方案初步规划为：#1、#5车间共0.4MWp，接入退火炉主变400V母线侧；#6车间分为6个0. 4MWp子阵，其中2个子阵接入铸三(宿舍)主变400V母线侧，1个子阵接入退火炉主变400V母线侧，1个子阵接入#2拉矫主变400V母线侧，2个子阵接入#1拉矫主变400V母线侧；#10车间分为2个0. 4MWp子阵，接入热97、轧动力变400V母线侧。公司主要从事铝板带箔加工生产。主要产品有铝圆片、钎焊板、铸轧铝板带、1系、3系、5系热轧铝板带、花纹板、PS板合金板、厚箔卷材、预辊涂铝板、铝单板，年产量30余万吨，用电量大，采用自发自用余电上网的方式，能够最大规模的满足企业内就地消纳。项目所在地用电企业众多，多位用电大户，能够满足区域内就地消纳。具体接入系统方案以本项目的接入系统审查意见为准。6.1.4 方案分析太阳能光伏发电系统由光伏组件、逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接入电网时对系统电网有一定的不利影响。本工程中发电装置的总装机容量在系统中所占比例较小，并网过程中对系统98、电网的影响主要考虑以下几个方面：由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生大量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。太阳能光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。(1)电压波动太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电99、场最大输出功率时突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据相关规定，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB12325的规定，光伏发电场接入系统时，应采取必要措施，使投切时系统电压波动满足国家有关标准，并以+5%-5%进行校核。6.2逆变器的选择6.2.1逆变器的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： a.可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时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。 b.逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，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90以上。在50W/的日照强100、度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率10的情况下，也要保证90（大功率逆变器）以上的转换效率。c.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，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。d.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。e.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性。保证光伏发电系统运行101、在最大功率点。f.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：额定容量；输出功率因数；额定输入电压、电流；电压调整率；负载调整率；谐波因数；总谐波畸变率；畸变因数；峰值子数等。6.2.2逆变器的选型本工程规划容量为3.42056MWp，采用分块发电、集中并网方案，考虑到本项目位于屋顶，在忽略组件及逆变器本身价格的情况下，从工程运行、维护及电站模块化设计考虑，使用组串式逆变器使得本工程整体造价更低，此外，使用组串式逆变器更易于安装，无需额外修建逆变器室，综合102、考虑，本项目使用组串式逆变器。逆变器具有如下功能特点：a.智能：6路智能组串检测，可减少组串故障定位时间80%；多机并联智能电网自适应，电能质量优，更好地满足电网接入要求；专用无线通信技术，无需专用通讯线缆；b.高效最高效率 98.6 %；欧洲效率 98.3 %；多达3路MPPT，适应复杂的屋顶环境，提升发电量；c.安全安全的规避PID效应，主动防止触电并隔离；无熔丝设计，避免直流侧故障引起的火灾隐患；噪音29dB、电磁辐射小，不影响人体健康；d.可靠25年设计使用寿命；自然散热，无需外接风扇，IP65防护等级；业界最高防雷等级，内置交直流防雷模块；逆变器主要技术指标如下表所示：表6-1组串式103、逆变器主要技术参数表输入最大输入功率33800 W最大输入电压1000 V启动电压200 V额定输入电压620 V满载MPP电压范围480V800 V最大输入组串数6MPPT数量3最大输入电流69A（3*23A） 输入端子最大允许电流25A输出额定输出功率30000 W最大输出功率33000 W最大输出视在功率33000VA最大输出电流48A额定电网电压220V230V, 3W+N+PE / 380V400V, 3W+N+PE额定电网频率50 Hz / 60 Hz总电流波形畸变率3%功率因数范围 0.8 超前-0.8 滞后保护孤岛保护具备低压穿越具备直流反接保护具备交流短路保护具备漏电流保护具104、备直流开关具备直流保险丝具备过压保护具备系统最大效率98.6%欧洲效率98.3%隔离方式无变压器防护等级IP65夜间自耗电 1 W 工作温度-25 C 60 C 相对湿度0100%冷却方式自然对流最高工作海拔4000 m通讯RS485/以太网直流端子MC4交流端子螺丝压接端子机械尺寸 （宽高厚） 550770270 mm安装方式壁挂式重量50kg本工程使用多晶260Wp太阳能电池组件，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工作电压温度系数、开路电压温度系数，合理确定最佳串联数，以便各种情况下系统均能工作在最大功率电压跟踪范围内，从而获得最大发电105、量输出。综上所述，本工程选用容量为33kTL的逆变器。本设计选用的逆变器，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 交流汇流箱选型6.3.1汇流箱的技术指标（1）交流汇流箱应为箱前操作，防护面板可打开，以便输入和输出接线。（2）进出线方式为：下进线下出线。（3）箱体表面喷涂颜色均匀一致、整洁美观，不得有起泡、裂纹、流痕等缺陷。（4）柜体内应设有接地装置，并应符合所引用的相关标准；（5）柜体背部布置安装孔，具体布置位置及孔径应与支架配合确定，以保证顺利安装固定。6.3.2汇流箱的选型 从经济及技术角度考虑，本项目采用6汇1的交流汇流箱，并应满足以上指标要求。106、6.4电缆 6.4.1电缆的技术指标 根据电力工程电缆设计规范的规定，本工程0.4kV 动力电缆和控制电缆选用阻燃型聚氯乙稀绝缘电缆，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。该项目所涉及的电线电缆涉及依照项目招标文件和电力工程电缆涉及规范GB50217-2007及相关的电线电缆技术、规格参数。选择方法：根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电源损失及热稳定要求的电缆截面。(1)考虑系统运行中影响载流量的因素绝缘材料的最高运行温度电线、电缆载流量与绝缘材料的最高运行温度有关，导体的107、负荷在正常持续运行中产生的温升不应超过表6-2规定的温度极限。对电线的最高运行温度，是指导体的温度，不是绝缘材料表面的温度，绝缘材料表面的温度低于导体的温度，而且和通风条件有关，通风越好，绝缘材料表面的温度越低。电缆的最高运行温度与电线不同，是指护套的温度，护套主要是起保护绝缘作用，因此电缆绝缘护套材料的最高运行温度比电线的绝缘材料高。电线电缆的温升与施加在电线电缆上的电压无关，只与通过的电流有关。在相同的截面下，通过的电流越大，电线电缆的温升越高。(2)环境温度校正系数显然温度越高，电线电缆的允许载流量越小。各种手册提供的载流量是假定空气温度为30的；对直埋在地中或敷设在地下管道中的电缆，则108、是假定温度为20的情况下给出的。如果环境不同时，要乘上校正系数。校正系数与环境温度、绝缘材料的最高运行温度有关。空气温度超过30后，校正系数变小，即电缆的允许载流量减少，空气温度低于30后，校正系数变大，即电缆的允许载流量增加。电缆所处的环境温度应以一年中温度最高的月份计算。当整根电缆各段所处的环境温度不同时，应以最高处的温度计算。在大楼内敷设电缆，电缆所处的环境温度通常比人活动的场所温度高得多，而且通风条件也差，作为物业管理人员发现某区域电缆普遍温升较高时，必须立即采取通风措施；若个别电缆温升特别高，则对此电缆要减少负荷。(3)电缆敷设方式校正系数电缆敷设方式非常多，以桥架为例，可敷设在无孔109、托盘内、有孔托盘内、托架上、梯架上，有盖或无盖。敷设方式不同，校正系统也不同，这里不再列举。工程中发现大量采用有盖无孔托盘式桥架，这对电缆散热是不利的。在不需要电磁屏蔽、不需要防小动物的场所，建议采用无盖有孔托盘式桥架；当电缆垂直敷设时，则应采用梯架式桥架。(4)电缆的经济截面电缆制造厂只提供电缆截面的数据，不提供电缆的额定电流数据，是正确的因为电缆的额定电流与环境、负载的工作持续率、电缆绝缘材料的允许工作温度、电缆的允许压降等参数有关，所以应该由电气设计人员做全面考虑后，选用合适的电缆截面。对电缆的经济截面至今有人误解。有些设计人员和业主认为：在温升不超过标准规定的情况下，电缆的最小截面即为110、经济截面，这是错误的观点，因为他忽略了电缆本身能耗产生的经济损失。在相同负荷下，电缆截面越大，即电缆的电流密度越小，电流的能耗越小。电缆的温升和电流密度有关，电流密度越大，则温升越高。绝缘材料的寿命又与绝缘材料的工作温度有关。绝缘材料的工作温度越高，则其寿命越短。电缆的经济截面是一个综合参数，涉及电缆的初期投资费用、电缆使用年限内的能耗费用、电缆的寿命等。表6-2电缆主要技术参数表。6.4.2电缆的选型 (1)直流电缆选择直流电线电缆的选择与光伏电站使用的环境、光伏方阵串并联方式、直流电线电缆的长度以及使用方式息息相关。本项目直流侧系统最高工作电压为1000V左右，所以组件串使用耐候性好，耐压111、1000V的导线，经过查询，交联聚烯烃导线是最佳的选择，其额定工作电压为1000V，额定工作温度-60180，光伏方阵直流线缆为PV1-F-14mm线缆。(2)交流电缆选择光伏并网发电系统交流电缆的选择必须遵循电力工程电缆涉设计规范的要求，逆变器交流输出到交流汇流箱、交流汇流箱到并网柜采用0.6/1kV交联聚乙烯绝缘电力电缆。(3)电缆敷设本工程大部分电缆采用槽盒保护，引入建筑内沿建筑柱、角、墙敷设。本工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线采用屏蔽双绞线，为抗干扰和保护通讯线112、，通讯线全程穿钢管。本工程动力及控制电缆均选用阻燃型电缆，动力电缆选用交联聚乙烯电缆，控制电缆采用屏蔽电缆。6.5 400V侧接线 本项目每个子方阵经交流汇流箱汇流后再经光伏低压并网柜，接入用户侧变压器低压侧400V母线。各个接入点增加一台低压并网柜。6.6主要电气设备选择 厂区400V配电室配电装置在各个接入点分别配置光伏低压并网柜1台，GGD柜型，1000*800*2200（宽*深*高），按照独立一台单柜放置，电缆进出线采用下进下出方式，柜内设有计量CT，隔离开关和并网开关等设备。光伏低压并网柜内所选一级浪涌保护器须经当地雷电防御管理办公室备案。计量柜中电能表采用静止式多功能电能表，至少应113、具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。 6.7防雷及接地设计本工程电气配电装置在各配电室以及屋顶设置避雷带，防止直击雷过电压。 电池板边框作为接闪器经计算在保护范围内，可保护到整个组件表面，因此不另设其他防雷措施。应将边框与光伏电池方阵支架牢靠连接，并将支架接地。线路防雷，要求光伏发电系统直流侧的正负极均悬空、不接地，将光伏电池方阵支架接地。按照第三类防雷建筑114、设计要求，在屋顶设女儿墙设置一圈404接地扁钢，屋顶组件每个光伏方阵有2点与避雷带可靠连接，四周采用12热镀锌圆钢引下至水平接地网。6.8电气二次6.8.1 电站二次设计原则（1）电站按“无人值班”（少人值守）的方式进行设计。（2）电站监控系统采用以计算机监控系统为基础的集中监控方案。（3）综合自动化系统采用开放式分层分布系统结构。（4）计算机监控系统必须满足中国国家标准计算机信息系统安全等级划分准则及电监会5号令电力二次系统安全防护规定和“关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知”的要求。并按国家电力监管委员会“关于印发电力行业信息系统等级保护定级工作指导意见的通知”确定电站115、信息安全保护等级。6.8.2光伏电站的测量计量系统：本工程暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构，不配置独立的远动系统。本电站电气测量仪表根据DL/TDLT5137电测量及电能计量装置设计技术规程和DL/T 448电能计量装置技术管理规程设置，在专用开关中串接并网电能表，并在产权分界点设置双向关口计量电能表。计费关口具体分布如下 1）产权分界点的双向关口计量电能表，其设备选型由当地供电部门认可，采取400V低压计量，自发自用，余电上网。 2）厂区内的用户配电柜的光伏低压接入柜内，在专用开关中串接并网电能表，可计量用户光伏电站实际发电量，含电能质量监测功能。电能表精度要求不低于1.0级，有关电流116、互感器、电压互感器的精度分别达到0.2S、0.2级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。 6.8.3视频监测系统本光伏项目配置视频检测系统。数字监控系统是当今多媒体、图像处理、计算机等各项最新技术高度结合的产品，它利用最新的图像数字处理技术将模拟声音、视频型号转化为数字信号，在计算机显示器上实时显示多路（1-64路）活动图117、像的同时将各路音频的信号以数据流方式同步存储于计算机硬盘内。在计算机上实现音视频信号的监视、记录、回放。与模拟监控系统以录像机、录像带为主的模拟记录方式和庞大的控制设备相比，数字视频监控系统具备图像监视系统的小型化、高清晰度化、自动化和网络化等优点。同时数字视频监控系统具有比模拟监控系统更低的造价，数字视频监控系统必将在图像监控工程中完全取代传统的模拟监控。图像监视系统，应包括监视上述范围及对象的图像监视系统的全套设备，主要有：图像监视控制设备、各种类型的摄像机以及相应的辅助设备、材料（包括全部连接缆线）等，其中连接电缆数量由卖方根据需要决定。整个系统应由监控终端进行控制；当发生报警时，站端嵌118、入式硬盘录像机可传送报警信息，并能联动相关设备。系统还应具有与监控中心或各监控终端进行接口和远传的功能。7、土建工程7.1设计安全标准7.1.1工程等级及主要建筑物等级 本期工程装机总容量为3.42056MWpp。根据光伏发电站设计规范（GB50797-2012）可知，本工程规模为小型。按建筑抗震设计规范（GB50011-2010），场址区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组第一组。该场区属现代地质构造活动的基本稳定区，可进行本工程的建设。土建材料：铝合金压块及热浸镀锌导轨。基础方案：组件采用铝合金压块与屋面压型钢板波谷处连接及热浸镀锌导轨安装。7.2基本资料和设计119、依据7.2.1基本资料1）地形地貌项目位于鑫泰铝业厂区屋顶。2）场地地震效应按建筑抗震设计规范（GB50011-2010），抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。该场区属现代地质构造活动的基本稳定区，可进行本工程的建设。7.2.2自然条件 1）基本风压：（50年基准期）0.35kN/m2。2）基本雪压：（50年一遇）0.35kN/m2。7.2.3设计依据该拟建太阳能光伏发电站的主要建构筑物为太阳能光伏电池组件方阵和逆变器室，设计依据的规范主要有：1)房屋建筑制图统一标准GB/T50001-20102)总图制图标准GB/T50103-20103)建筑制图标准GB/T50104-20120、104)建筑结构制图标准GB/T50105-20105)民用建筑设计通则GB50352-20056)建筑地基基础设计规范GB50007-2011 7)建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-20088)砌体结构设计规范GB50003-2011 9)建筑结构荷载规范GB50009-201210)建筑抗震设计规范GB50011-201011)建筑给水排水设计规范GB50015-2003（2009年版）12)采暖通风与空气调节设计规范GB50019-200313)建筑钢结构焊接规程JBJ81-200214)钢结构设计规范GB50017-200315)光伏发电站设计规范（GB50797-2012）7121、.3 光伏阵列基础彩钢瓦屋顶光伏支架材质为铝合金。铝合金材质6063-T5，表面阳极氧化层须符合GB5237-2008铝合金建筑国家标准的要求，不小于15m。1紧固件及螺栓采用304不锈钢材质；安装用压块为铝合金压块，表面阳极氧化处理，氧化膜厚度不低于15um。2光伏组件固定式支架的设计风载抵抗当地25年一遇的基本风压。3支架应满足最大变形量不超过1/200。4支座与支架的连接必须安全、可靠。5为保证防腐质量满足25年工程使用周期及工程进度，光伏支架的所有构件须在供应商工厂内生产，可在施工现场组装支架系统。构件之间的连接全部为螺栓连接，不允许现场焊接。6支架应预留接地用螺栓孔。混凝土屋面安装光122、伏支架时，基础采用混凝土配重块。其截面大小按支架产生的上拔力确定。8、消防设计8.1 设计原则消防设计要认真贯彻“预防为主，防消结合”的方针，达到“以自主灭火为主，外援为辅”的目的。在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全、经济合理为宗旨，遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。8.2 机电消防设计原则电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置、主控室等。消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。 电缆及其他电气设备的消防设置按火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229、电力设备典型消防规程DL5027、电力工程电缆设计规123、范GB50217进行设计。设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。电缆电线的导线截面选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备采用阻燃电缆。开关站内重要场所均设有通信电话。8.3 工程消防设计8.3.1 主要场所和主要机电设备的消防设计（1）本项目位于厂房屋顶，通过厂房对外交通公路，消防车可到达厂区。厂区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，道路上应无障碍物，满足规范要求。（2）电缆的防火措施按规程要求执行。（3）加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。8.3.2 电气消防装设火灾自动探测报警设备，接入电场的集中报警控制盘；并与光伏电站的计算机监控系124、统接口。光伏电站的火灾报警系统主要由火灾自动报警控制器及消防联动控制装置，点式感烟、感温火灾报警、声光报警及联动模块等设备组成。电缆采取防火封堵措施。电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求。8.4消防车道通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足 GB50016-2014建筑设计防火规范规范要求。8.5建筑灭火器根据现行国家标准GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的相关规定，本工程各建筑物室内均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。8.6报警及控制方式本光伏125、电站相对重要，因此配置火灾报警控制系统。火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、声光报警器等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出报警信号。并网柜拟采用智能感烟探测器。一旦发现火灾，主控制器将火警信号送入站内监控系统实现远传。8.6.1 报警及控制方式火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、警铃、电缆等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出声光报警信号。主控制器设在主控室内，它负责全站消防系统的监控。即能显示各处火警情况并报警。 8.6.2 报126、警及控制范围考虑在全站布置设备的房间内安装火灾报警探测器，将火警信号送入站内监控系统实现远传。 8.7施工消防管理8.7.1 工程施工场地规划施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要性的防火间距，又能节省用地。 8.7.2 施工消防规划 （1）施工现场成立以项目经理为首的消防领导小组，设专职和兼职安全消防人员形成保证体系，对整个工地进行每周一次的安全消防大检查，教育现场工作人员认真执行各项消防安全管理措施，消除隐患。 （2）严格执行现场使用明火制度，电焊时要有专人看火，看火人员应携带水桶及石棉布，焊接前，应检查周围的环境127、，清理周围的易燃物。 （3）对易燃易爆材料、器材要严格管理，重点部位（仓库、油漆库、易燃物间等）按要求设置警告标志，存放在远离现场的专门仓库内。（4）气压焊用的氧气钢瓶、乙炔钢瓶在作业过程中，必须间隔 5m。两瓶与明火作业距离不小于10m。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。（5）施工现场使用的安全网、密目式安全网、保温材料，必须符合消防安全规定，不得使用易燃、可燃材料。 （6）施工现场设手提式或推车式干粉灭火器。 （7）施工现场要保持消防通道畅通，灭火器要有明显标志，其周围不得堆放材料及工具。（8）雨季要做好防雷电。（9）机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。 （10）全部电128、器必须安装漏电保护装置，禁止用电灯取暖或烘衣服。下班后，由电工切断施工现场的全部电源。 （11）生活区的用电要符合防火规定，用火要经保卫部门审批，食堂使用的燃料必须符合使用规定。 8.7.3 易燃易爆仓库消防光伏电站现场施工中，易燃易爆仓库用于储存油漆、汽油、柴油等易燃易爆物品。在设计仓库时采取下列措施： （1）仓库内的电源装置、照明灯具采用相应的防暴、隔离或封闭的安全电气设备。开关、插座严禁设在仓库内。 （2）仓库具有良好的通风条件和隔热、降温、防潮、防汛、防雷。（3）仓库采用高窗。（4）仓库应利用早晚气温比较凉爽的时候，打开门窗进行通风。夏季施工时避免打开库房门窗，以防室外大量热空气进入。129、 （5）仓库内配置手提式干粉灭火器。9、施工组织设计9.1编制依据（1）现行国家标准、规范、规程；（2）工程文件：包括招标文件、补充通知、答疑纪要；（3）类似工程的设计和施工经验。9.2编制原则（1）严格遵守国家和当地政府的有关法令、法规及有关规定。（2）严格执行中华人民共和国国家标准和现行设计、施工规范，安全操作规程及招标文件中的有关规定，切实响应招标文件的要求。（3）根据工程实际情况，围绕工程重点周密部署，合理安排施工顺序。（4）采用平行流水及均衡生产组织方法，坚持对工程施工全进程严密监控，运用网络技术控制施工进度，确保工期目标实现。（5）合理配置生产要素，优化施工平面布置，减少工程消耗，130、降低生产成本。（6）严格遵守安全防护规程、安全操作规程，定期组织安全会议，进行安全防护教育，健全安全管理体系，落实安全责任制。（7）制定施工方案时，首先考虑安全、环境保护措施，注重文明施工，把确保交通畅通、不污染周围环境作为施工组织的前提。（8）严格执行IS09001质量标准，对施工过程进行有效控制，建立健全工程质量保证体系，完善质量管理制度，建立质量控制流程，抓住关键施工工序，把本标段建成精品工程。（9）根据当地的水文地质、气象条件及施工工期要求，优化施工组织方案，严格控制施工工艺水平及管理水平，合理配置人、材、机等要素，确保工程的顺利实施。9.3施工条件9.3.1 工程地理位置 本项目位于131、郑州市鑫泰铝业厂区屋顶，均位于市区，交通环境良好。 9.3.2 对外运输交通条件太阳能发电主要运输设备为太阳能电池板和各种建材，无大型设备，因此采用汽车运输，厂址周围道路网能够满足设备运输要求，未来需对进厂道路进行改造，以满足日常交通需求。9.3.3 施工力能供应（1）施工用电：本工程施工用电由业主提供至一级盘，其余由施工单位自行施工。（2）施工用水：施工期用水由施工单位自行解决。（3）施工通信：现场施工的通讯用对讲机或手机联络业务，指挥施工。9.4施工总布置9.4.1 施工总平面布置原则根据光伏组件建设投资大、工期紧、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施132、工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行:（1）分区划片，合理交叉的原则由于地面面积较大及场区地形特点，本工程光伏组件布置范围较广，为了达到光伏阵列分批投入运营，将整个现场进行方位分区，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区中，根据施工难易及道路施工情况，需要合理安排工序交叉作业。（2）质量第一，安全至上的原则光伏支架的安装工程量、安装高度及吊装重量都相当大，而且安装质量要求高。为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。（3）文明施工、创新增效的原则现场的施工建设中，注意对施工场地撒水，防止扬尘;施工噪音不能扰民等。（4）高效快速、易于拆除的原则现场的133、建设，要求快速施工、节约能源，对于临时建筑要求，易于拆除、易于清理。9.4.2 施工管理及生活区布置施工临时生活区布置在厂区内，新建临时办公生活设施，布置在厂区空地。9.4.3 施工工厂、仓库布置根据太阳能电站的地势条件，初步考虑按集中与分散相结合的原则，把施工工厂和仓库等设施和建筑布置在厂区内，厂区内主要布置辅助加工工厂、材料设备仓库、临时房屋等。9.5施工交通运输光伏组件和支架等设备尺寸重量均不大，进场道路应满足设备运输转弯半径、坡度、路面承载力等要求。9.6主体工程施工建议采用工程招标的方式，选择有类似工程施工经验的施工企业承建本工程，施工企业资质应不低于二级(含二级)。设备安装应在设备134、制造厂家技术人员指导下进行。施工方案合理与否将直接影响到工程施工的安全、质量工期和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素制定科学、合理、经济的施工方案。本节施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项，对一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述。对于技术要求较高的施工部分，坚持公平、公开、公正和择优定标原则，打破地域限制，积极引进全国优秀电力施工单位和外系统业绩、能力、信誉等各方面较好的队伍，通过引进竞争机制达到控制造价的目的。各施工承包商应在此方案的基础上，或者选用更合理更优化的方案，详细编制相关施135、工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件的针对性、科学性和可靠性。9.6.1 施工前的准备根据设计物资清单以及施工过程中要用到的每个小部件、小工具，需编制施工所需物料明细表、施工所需工具清单、安全措施保护工具清单等，制定现场施工手册指导施工。根据物料明细表进行物料准备，外协外购件应考虑供货周期等，提前准备申购、联系厂家，以免耽误工期。9.6.2 光伏发电组件安装本工程光伏发电组件全部采用固定式安装，待光伏发电组件基础验收合格后，进行光伏发电组件的安装，光伏发电组件的安装分为两部分：支架安装、光伏组件安装。光伏阵列支架表面应平整，固定太阳能板的支架面必须调整在同136、一平面；各组件应对整齐并成一直线；倾角必须符合设计要求；构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。 将光伏组件支架调整为水平角度进行光伏组件安装。安装太阳光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串连。安装太阳光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与基架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。光伏137、组件电缆连接按设计的串接方式连接光伏组件电缆，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。9.6.3 电缆敷设电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆敷设程序表，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头。对电缆容易受损伤的部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距138、离制作标识。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.6.4 特殊气象条件下的施工措施（1）暴雨季节施工措施现场总平面布置，应考虑生产、生活临建设施、施工现场、基础等排水措施。雨季前，应做好排洪准备，施工现场排水系统应完整畅通。做好道路维护，保证运输畅通。加强施工物资的储存和保管，在库房四周设排水沟且要疏通，配置足够量的防雨材料，满足施工物资的防雨要求及雨天施工的防雨要求，防止物品淋雨浸水而变质。（2）冬季施工措施冬季施工要做好防滑防冻措施。为保证本工程的工程质量，拟尽量避免冬季施139、工。如无法避免，拟采用下列措施。 钢结构工程的冬期施工：钢结构施工时除编制施工组织设计外，还应对取得合格焊接资格的焊工进行负温下焊接工艺的培训，经考试合格后，方可参加负温下钢结构施工。在焊接时针对不同的负温下结构焊接用的焊条、焊缝，在满足设计强度前提下，应选用屈服强度较低，冲击韧性较好的低氢型焊条，重要结构可采用高韧性超低氢型焊条。钢结构安装：编制安装工艺流程图，构件运输时要清除运输车箱上的冰、雪，应注意防滑垫稳；构件外观检查与矫正，机具、设备，负温下安装作业使用的机具，设备使用前就进行调试，必要时低温下试运转，发现问题及时修整。负温下安装用的吊环必须用韧性好的钢材制作，防止低温脆断。9.6.140、5 主要施工机械根据光伏电站施工集中的特点，施工采用集中与分散相结合原则。9.7施工总进度设计根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，开关站变电所与光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。本工程工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏组件并网发电。9.7.1 施工总进度设计原则根据光伏电站建设投资大、施工作业面广、安装质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：路通为先，电缆跟进的原则：首先开通光伏电站区通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建组件阵列之间的支路。在修路的同时，埋设线路，在路141、面的内侧地下埋设好信号控制电缆，以便在施工时可能加以利用。分区划片，合理交叉的原则：由于光伏电站规模较大，为了达到组件阵列分期投入运营，将整个光伏电站进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中工程项目及内容又区分轻重缓急。为此，需要合理安排分部分项工程及工序交叉作业。以点带面，由近及远的原则：以场区周围一定区域为光伏电站项目的第一期工程，以一定数量的第一批组件阵列的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步从中心区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基础工程施工和组件阵列的安装，在此之前要相应完成部分或全部的集中控制室控制设备的安装和输电外电网的连接，以保障第一批组件阵列142、尽快投入运营发电。安全第一、质量至上的原则：组件阵列的安装工程量相当大，而且安装质量要求高，为此在全部工程实施的始终，都要贯彻执行安全第一、质量至上的原则。节能环保、创新增效的原则：光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源光能的一项社会实践；但是在光伏电站的建设中，对于具体的工程项目的实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个光伏电站建成运营后，更能充分显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。高效快捷、易于拆除的原则：光伏电站的全部建（构）筑物，除地下基础工程采用钢筋混凝土外，地面以上的承重支撑体系及维护结构尽量设计成易于加工、143、易于拆装的标准化构件，除能达到快速施工、节约能源的目的外，还能达到易于拆除、易于清理的目的。9.7.2 主要设备交付计划设备的按期交付是里程碑计划实现的重要保证，及时跟踪设备的实际交付时间，并根据现场工程进度的具体进展，对设备的交付进度作一定的调整和完善，确保交付设备能够完全满足工程进度的需要。9.7.3 分项施工进度计划根据当地的气候条件，光伏发电组件基础尽量避开冬季施工，缩短光伏电站施工总工期。9.7.4 主要土建项目交付安装的要求土建项目交付安装时，以尽量减少交叉和相互干扰为原则，并应满足下列要求：(1)现场道路进场道路由光伏电站临近的公路主干道进入光伏电站的道路完成，能够满足现场设备运144、输的要求。(2)光伏组件基础光伏组件基础施工完毕，达到设计及规范要求，并经监理公司等单位的专业人员验收合格。9.8安全文明施工措施9.8.1 安全施工措施安全管理目标：该工程杜绝重大伤亡事故、火灾事故、交通事故，一般事故频率控制在2%以内。（1）安全生产是企业的头等大事，生产必须安全是施工企业必须遵守的准则，安全生产的方针是“安全第一、预防为主”，生产活动中必须坚持全员、全过程、全方位、全天候的“四全”动态安全管理。（2）建立以项目经理为首的安全保证体系和检查监督机构，严格实行安全生产责任制，保证安全措施的落实。（3）施工队伍进场后，及时进行安全教育，针对工程各阶段的施工特点，教育全体施工人员145、自觉遵守规章制度，特别是特殊工种的人员必须有上岗证，新工人入场前完成三级安全教育。（4）加强安全管理标准化，即坚持“五同时”、“三不放过”的原则；坚持班前安全交底，班后安全讲评活动；坚持安全周和“百日无安全事故”活动，每周安排一晚开展施工安全教育活动；建立定期检查制度，项目经理部每半月、作业班组每周各检查一次，施工现场设置安全标语，危险区域设立安全标志。（5）公司安全部每一星期对该工程进行一次安全检查。检查的主要内容是查思想、查管理、查制度、查现场、查隐患、查事故处理，检查的重点以劳动条件、生产设备、现场管理、安全卫生设施以及生产人员的行为为主，发现危及人的安全因素时，必须果断消除。对检查出的146、问题，项目部要指定具体整改责任人、确定具体整改措施、整改时间。（6）加强施工现场临时用电管理，现场用电必须符合施工现场临时用电安全技术规程的规定和要求。（7）施工人员进入施工现场必须戴好安全帽，充分利用“三宝”的作用，加强“四口、五临边”的防护。（8）各种脚手架、操作台和大型施工机械设备安装完毕后，应经有关部门人员的验收，符合要求后方可使用，各种设备、电动机具要有可靠的防雨、接地和漏电保护装置，并做到“一机、一箱、一闸、一保护”。（9）加强施工现场的防火工作，建立用火申请制度，现场消防器材4米范围内不得堆放物资，并保持跑道畅通，凡是用火场所必须设有消防器材，现场严禁随意点火烧火，易燃物附近不得147、吸烟，做到人走火灭。（10）夜间施工配置足够亮度的照明设施，活动灯具电压不超过 36V。（11）做好施工用水及雨水的排向工作。（12）注意加强对地基及基础施工的安全管理。基础开挖按规定进行放坡，并时刻注意边坡的稳定性，必要时加支撑维护。（13）及时收听当地当日天气预报，根据大风、大雨及时采取相应的防护措施，防止意外事故的发生。9.8.2 文明施工措施（1）施工现场管理的根本任务是推进施工现场标准化管理，提高施工现场综合水平。加强项目管理的考核评比，促进现场管理制度的转化：现场形象规范化；平面规划网络化；物资堆放定置化；工作岗位标准化；施工管理程序化；基础工作档案化。（2）项目部每月至少组织两次148、综合检查，按专业、标准全面检查，按规定填写表格，算出结果，制表张榜公布。制定奖惩制度，坚持奖、惩兑现。（3）施工现场实行封闭式管理，人员不得随意出入工地，设专业保卫人员进行值班。（4）施工现场机械设备必须经有关人员验收后，方可使用，并设岗位职责和安全操作规程标牌。（5）施工现场材料堆放应做到砂石成方，砖成垛，钢筋成条，堆放整齐，标识明确。（6）建立卫生包干区，场区外无建筑料具，并及时打扫卫生，保持清洁，建筑垃圾随时清理，做到工完场院清，料完具洁，建筑垃圾统一外运。（7）保证现场通道的畅通，现场消防设施要齐全，定期检查并保证使用方便。（8）严格按程序组织施工，确保在施工过程中统一调度，统一管理指149、挥，平衡土建、安装、装饰之间的关系，保持良好的施工程序。（9）严格遵守社会公德、职业道德、职业纪律，妥善处理施工现场周围的公共关系，争取有关单位和群众的理解和支持。 10、工程管理设计10.1管理模式为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目建设管理由建设方对工程实施全面管理。10.2管理机构10.2.1工程建设管理机构 *建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，*将成立项目公司。项目公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共10人，组织机构采用直线职能150、制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。项目公司的主要权限及职责为：负责向政府及有关部门的请示汇报，取得项目建设批准文件；负责协调项目建设安全、质量、进度、造价控制工作；负责合同的签订和履行；负责协调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；负责项目建设资金的筹措，并按工程建设合同向合同方及时拨付工程款；负责生产准备工作；负责组织*公司投产后工程的竣工决算、竣工验收和项目后评价。负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。10.2.2工程运营管理机构根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人199264号文“151、关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合新建电站工程具体情况，本光伏电站按无人值班的原则进行设计。建设期结束后*公司职能转变为项目运营，项目建设人员和新补充人员承担项目运营管理工作，成立*运营公司。运营公司做好电站运行和日常维护及定期维护工作，大修采用外委方式进行，以减少管理成本，提高经济效益。*运营公司设经理一人，全面负责公司的各项目常工作。经理助理一人，协助经理开展工作。运营公司主设五个部门，财务部(2人)、生产运行部(4人)、设备管理部(4人)及后勤人员等。经理办公、文档管理主要由经理助理负责；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安152、全管理；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。10.3主要生产管理设施根据光伏电站的特点及电站的布置情况，将整个电站分为生产区和管理区两大区域布置。生产区包括电池组及分站房。管理区主要设置管理办公室和会议室，以满足现场对生产的管理要求，并配备适量的休息及活动用房，方便生产人员生活。10.3.2管理区、生产区电源及备用电源生产、生活电源从外部接入。10.3.3管理区、生产区供水设施本工程生产、生活用水均由厂区供水。10.4维护管理方案太阳能电池维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。太阳能电池的防尘在夏、秋季采用移动喷水机械装置清洗，冬季、春季的沙尘和雪采用人工清理。10.5光伏电站运行153、维护10.5.1光伏阵列（1）光伏组件表面应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：a.应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；应该做到一掸二刮三清洗。b.应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；c.严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件；（2）光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件：a.光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；b.光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡；c.光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。（3）光伏组件154、上的带电警告标识不得丢失。（4）使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4。（5）使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地。（6）在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。10.5.2支架的维护应符合下列规定：（1）所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠。（2）支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷。10.5.3光伏电站及户用光伏系统的运行与维护规定（1）光伏建材和光155、伏构件应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护，若发现下列问题应立即调整或更换：a.中空玻璃结露、进水、失效，影响光伏幕墙工程的视线和热性能；b.玻璃炸裂，包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂；c.镀膜玻璃脱膜，造成建筑美感丧失；d.玻璃松动、开裂、破损等。（2）光伏建材和光伏构件的排水系统必须保持畅通，应定期疏通。（3）采用光伏建材或光伏构件的门、窗应启闭灵活，五金附件应无功能障碍或损坏，安装螺栓或螺钉不应有松动和失效等现象。（4）光伏建材和光伏构件的密封胶应无脱胶、开裂、起泡等不良现象，密封胶条不应发生脱落或损坏。（5）对光伏建材和光伏构件进行检查、清洗、保养、维修时所采用的机具设备（清洗机、吊156、篮等）必须牢固，操作灵活方便，安全可靠，并应有防止撞击和损伤光伏建材和光伏构件的措施。（6）在室内清洁光伏建材和光伏构件时，禁止水流入防火隔断材料及组件或方阵的电气接口。（7）隐框玻璃光伏建材和光伏构件更换玻璃时，应使用固化期满的组件整体更换。10.5.4 接地与防雷系统（1）光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。（2）光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。（3）光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。（4）光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。（5）光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷157、雨季节到来之前、雷雨过后及时检查。10.5.5 光伏系统与基础结合部分（1）光伏系统应与建筑主体结构连接牢固，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角，使其符合设计要求。（2）光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。（3）用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动；采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。（4）光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。（5）光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施；光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。11、环境保护设计158、11.1 编制依据与相关标准11.1.1 相关法律、法规（1）中华人民共和国环境保护法；（2）中华人民共和国环境影响评价法；（3）中华人民共和国水污染防治法；（4）中华人民共和国水土保持法；（5）中华人民共和国可再生能源法；（6）中华人民共和国野生动物保护法；（7）中华人民共和国水污染防治法；（8）中华人民共和国大气污染防治法；（9）中华人民共和国固体废物污染环境防治法；（10）中华人民共和国环境噪声污染防治法；（11）中华人民共和国传染病防治法；（12）（HJ/T2.1-93）环境影响评价技术导则；（13）（HJ/T19-1997）环境影响评价技术导则非污染生态影响；（14）（HJ/T2.3159、-93）环境影响评价技术导则地面水环境；（15）（HJ/T2.2-93）环境影响评价技术导则大气环境；（16）（HJ/T2.4-95）环境影响评价技术导则声环境；（17）环境监测技术规范国家环境保护局；（18）国务院第253 号令建设项目环境保护管理条例（1998-12-18）。11.1.2 相关标准（1）污水综合排放标准（GB8978-1996）；（2）环境空气质量标准（GB3095-2012）；（3）声环境质量标准（GB3096-2008）；（4）建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）。（5）地表水环境质量标准（GB3838-2002）；（6）环境空气质量标准（GB309160、52012）；（7）农田灌溉水质标准中的水作物标准（GB50842005）；（8）工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）；（9）工业企业设计卫生标准（GBZ12010）。11.1.3 设计目的 本工程场址位于屋顶，对周边影响不大。经过对本工程的环境保护和水土保持设计，分析环境与本工程间的相互影响要素，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，使环境和水土在本工程建设与运行期内都得到很好的保护，进而使工程与其周围环境之间达到相互和谐发展的目的。11.2 环境和水土影响分析11.2.1 项目选址的环境合理性本工程为清洁、可再生能源的利用项目，受到国家和地方政府的大力支持。项目选址无161、环境限制因素，且与该市有关土地利用、新能源开发等规划相一致。本项目对环境的影响大部分是由于在施工过程中带来的环境影响。施工造成的环境影响将随着工程的结束而消失。11.2.2 施工期的影响分析（1）施工噪声环境影响分析施工期噪声主要为施工机械设备所产生的作业噪声，施工机械如推土机、挖掘机和混凝土搅拌机等。根据类比调查和有关资料：这些建筑施工机械的声源噪声强度大多在80dB100dB左右，上述噪声仅对施工现场区域范围和周围250m内的地区有影响。本电站位于屋顶，对周边有一定的影响，但是随着施工期的结束，噪声污染也随之结束。（2）施工期对空气质量的影响太阳能发电本身不产生有毒有害的废气污染物，也不新162、增大气污染源。但施工期汽车尾气和地面扬尘污染可能对区域环境空气产生影响。施工扬尘主要来自电池组件基础、箱式变、进场公路、逆变器室等工程建设时施工开挖、粉状建筑材料（如水泥、石灰等）的装卸、拉运粉状材料及土石方、施工粉状材料的随意堆放和土方的临时堆存、车辆在道路上行走等过程。施工扬尘产生量主要取决于风速及地表干湿状况。考虑本工程施工区布置分散，污染源减小，加之施工区地形开阔，当地风速也较大，地形及气象条件有利于污染物的扩散，这在一定程度上可减轻扬尘的影响。施工扬尘造成的污染仅是短期的、局部的影响，施工完成后就会消失。对于汽车尾气，在施工作业中应注意施工机械保养，加强施工机械的使用管理和保养维修，163、合理降低使用次数，提高机械使用效率，降低废气排放，减轻燃油动力机械排放的废弃对环境空气的影响。（3）施工污、废水对环境的影响本工程施工几乎没有生产废水排放，生产用水主要为混凝土拌料用水，全部消耗在拌料中，所以几乎不产生废水。废水主要来自现场施工人员日常生活所产生的生活污水。生活污水如不经处理直接排放，将对环境造成污染。因此，对施工人员生活污水严禁乱排，通过集中处理达标后定期清理外运。所以施污、废水对环境影响很小。（4）施工期固体废物对环境的影响分析施工期的固体废物主要是施工弃土石和施工人员生活垃圾。施工弃土石是一种临时性的短期行为，至工程建成投入运行而告终。因此只要加强固体废物管理，及时、安全164、处理施工垃圾，就不会对环境产生污染。此外还有少量建筑垃圾和弃渣，其中有部分建筑材料可回收利用，剩余部分均用汽车运走。施工期施工人员多而且较为集中，生活垃圾主要为废旧塑料袋、剩饭菜、废包装材料、烂水果、果皮、果核等，若随丢随扔，对环境可产生一定的污染，对公共卫生及公众健康会带来不利影响。生活垃圾应集中收集后外运。（5）对人群健康的影响对人群健康产生的影响主要在施工期。施工期基础设施可能相对简陋，如果饮食卫生、生活用水、环境卫生等管理措施不利，可能增大一些传染病流行的可能性。综上所述，施工期间虽然会对环境产生一些不利的影响，但施工时间较短，因而整个施工期对环境所产生的不利影响很小。（6）环境对项目165、的影响项目场址区恶劣天气相对较少，但仍有大风、积雪、雷暴及极端温度等恶劣天气的出现。施工期时间较短，因此恶劣天气对本工程的建设基本没有影响。11.2.4 运行期的影响分析由于太阳能发电过程中不产生废气、废水、废渣等污染物，本项目运行期对环境可能产生影响的主要因素有：电池组件及金属构件的噪光、生活污水、生活垃圾等。（1）生态环境本电站位于屋顶，不会对当地生态环境造成不好的影响。（2）声环境光伏发电本身没有机械传动机构或运动部件，运行期没有噪音污染，因此几乎没有噪声污染。（3）光伏电站噪光的影响本工程的主体构筑物是太阳能电池阵列，该电池组件在太阳光的照射下可能会对其附近的交通形成光污染。本工程采用166、多晶硅太阳能电池，这种电池组件最外层均为特种钢化玻璃。根据现行国家标准玻璃幕墙光学性能GB/T18091-2000的相关规定，在城市主干道、立交桥、高架桥两侧设立的玻璃幕墙，应采用反射比小于0.16 的低辐射玻璃。依据此标准，光伏阵列的反射光极少，不会使电站附近公路上正在行驶车辆的驾驶人员产生眩晕感，不会影响交通安全。（4）电站潜在的电磁辐射影响太阳能发电运行产生的电磁辐射强度较低，且距离居民区较远（大于300m），不会对居民身体健康产生危害，周围无线电、电视等电器设备较少，不会对其产生影响。11.3 环境保护措施11.3.1 废气和扬尘污染防治对策措施在采取必要的生态保护措施和水土保持措施情167、况下，运行期基本不会产生二次扬尘和废气，本项目废气和扬尘主要产生于施工期。施工期的废气主要为运输车队、施工机械（推土机、搅拌机、吊车等）等机动车辆运行时排放的尾气。由于拟建项目所在地为较开阔的土地，空气流通较好，汽车排放的废气能够较快的扩散，不会对当地的空气环境产生较大影响，但项目建设过程中仍应控制施工车辆的数量，使空气环境质量受到的影响降至最低。施工扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放、土方的临时堆存以及车辆运输等过程。11.3.2 噪声污染防治对策措施电站运行期无噪声污染，但施工期施工作业噪声不可避免。为减小施工噪声对周围环境的影响，建设单位必做好施工期间的环境保护工作。（1）建设招标单位168、将投标方的低噪声、低振动施工设备和相应技术作为中标的重要内容考虑。（2）施工单位应设专人对施工设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训，以便使每个员工严格按操作规范使用各类机械，减少由于施工机械使用不当而产生的噪声。（3）施工尽量安排在白天进行，尽量缩短工期。（4）严格施工现场管理，降低人为噪声。项目施工区域距离声环境敏感目标较远，采取上述措施，可避免施工噪声对周边环境的明显影响，满足建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）的要求。11.3.3 废污水处理对策措施工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗以及机械修配、汽车保养等产生，但总量很小。施工169、布置较为分散，范围也较广，可用于施工场地洒水。电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、检修等工作，污水主要为生活污水。生活污水经化粪池处理后定期清掏外运。11.3.4 固体废物处置及人群健康对策措施对于施工过程中产生的土石处理：此外对于少量建筑垃圾和开挖块石弃渣，其中有部分建筑材料可回收利用，剩余部分均用汽车运走，同生活垃圾一并运到附近指定的垃圾填埋点。在施工期，施工生活区设垃圾桶，垃圾应及时收集并集中清运至附近指定的垃圾卫生填埋点进行填埋处理。同时还应当加强饮食卫生、生活用水、环境卫生等方面的管理，防止传染病的流行，保护人群健康。12、劳动安全与工业卫生12.1概述本工程是利用光伏组170、件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。光伏电站作为清洁能源发电技术，与火电相比，在生产过程中无需燃煤、轻柴油、氢气等易燃、易爆的物料，无需盐酸、氢氧化钠等化学处理药剂，无需锅炉、汽轮机、大型风机、泵类、油罐、储氢罐等高速运转或具有爆炸危险的设备，也不产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物、一氧化碳等污染性气体，工作人员也无需在高温、高尘、高毒、高噪声、高辐射等恶劣的环境下工作。由此可见，光伏电站劳动安全条件较好。12.2总则12.2.1劳动安全与工业卫生编制的目的为了适应我国太阳能发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯171、彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障建设和生产运行过程中劳动人员的安全和健康要求。12.2.2劳动安全与工业卫生编制的原则为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在按照国家相关政策、法规的前提下，满足光伏电站施工的各项要求，本着“安全生产、预防为主”的172、方针， 保障施工人员的人身安全和健康要求。12.2.3劳动安全与工业卫生主要内容及涉及范围光伏电站建成投产后危险主要来自于储存可燃介质、材料的设施或场所。为了降低发生危险，在设计中应采取以下措施：（1）本工程主要生产建筑物、构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行的发电厂与变电所防火规范和建筑设计防火规范的规定，保持安全防火距离。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不得超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。（3）建筑物和构筑物的设计，严格按照国家现行的防火消防设计规范执行，做好消防设计。（4）电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检查，以避免因电缆质量问题引起的危险173、。经检验合格后，电缆敷设按防火要求进行封、堵、隔，重要地段设置灭火器和消防报警装置。（5）厂区内各主要建筑物周围应设有消防通道。光伏电站在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑塌落、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在 施工中应明确事故责任人，做好以下措施：（1）项目业主应选择有丰富光伏电站建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时牌数工程建设过程中的安全隐患。（2）工程承包商应制定详细的安全生产理条例，对工作人员进行安全生产教育。（3）应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理174、。（4）为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有 必要的防寒措施。（5）工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题是，要及时进行解决。（6）监理单位应随时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。12.2.4设计的主要依据国家有关主要法规：中华人民共和国劳动法（1994）中华人民共和国主席令第28号；中华人民共和国安全生产法（2002）中华人民共和国主席令第70号；中华人民共和国职业病防治法（2001）中华人民共和国主席令第60号；建设工程安全生产管理条例（2003）中华人民共和国主席令第 393号；设计采用175、的主要规范、规程和标准：3-110kV高压配电装置设计规范（GB50060-2008）电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90）建筑设计防火规范（GBJ16-1987（2001年版）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）工业场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）建筑防雷设计规范（GB50057-2010）工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-2008）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）建筑材料放射性核素限量（GB6566-2010）12.3主176、要危险、有害因素的分析12.3.1施工期危害因素分析施工期主要危害安全的因素是由于光伏电池组件引起的触电事故和施工用电安全。太阳能电池组件串联到一定数量，输出电压能达到800V以上，因此在施工中需要特别重视。施工用电箱可能存在漏电问题，导致现场人员触电，故应设置明显的警示标识。设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发生。安装时须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中。光伏电站开关站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制 定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施177、，并配备有相应的现场安全监 察机构和专职安全监督员。应采取措施：（1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要的通讯设备，如对讲机等。12.3.2运行期危害因素分析在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、震动、电磁辐射等危害因素。12.4工业卫生设计针对上述施工期危害因素，采取以下4条必要措施，以保证工程建设的正常开展。（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备进行定期检修或更换。（2）高空作业和起吊作业严禁在大风和雷雨天气进行。起吊作178、业时，注意绳索等捆绑物是否符合起吊要求，严禁电车超载作业。（3）用电作业应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围禁止堆放易燃物品。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止跌落。运行期劳动安全和工业卫生对策措施对运行期存在的火灾、爆炸、电击、机械损伤、雷击、噪声、震动、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火179、灾预防工作。（3）根据现行的建筑防雷设计规范中的要求进行防治保护装置的设计。根据现行的电力设备接地设计技术规程和电力工程接地设计规范规定进行全厂安全接地设计。根据电力设备过压保护设计技术规程进行带电设备安全经距的设计，以保证人身及设备安全。（4）进行光伏发电设备检修时，应严格执行厂商技术要求进行，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作不宜超过8小时。（6）职工食堂卫生应达到国家相关标准。12.5安全管理机构及相关人员配备情况12.5.1安全管理机构及相关人员配备情况光伏电站不需要配备专门的卫生机构，光伏电站施工人员可以就近到附近医院看病180、就诊。光伏电站设置专门的安全生产管理机构，定期对光伏电站内生产设备进行安全检查，并对施工人员进行安全教育。施工现场应建立以项目经理为第一责任人，专职安全员为第二责任人的安全检查小组，其中项目经理负责安全生产全局工作，专职安全员及其小组成员具体负责现场施工人员的安全工作，对违反相关规定的施工人员进行教育，对存在安全隐患的设备、机械等做到提前整改，防患于未然。电站设备的日常保养、维修 等需要有通过相关专业资格证书的人员进行，无证人员严禁对设备、机械的维修、 保养。12.5.2安全、卫生管理体系根据生产过程安全卫生要求总则（GB/T12801-2008）和国家有关规定的要求，制定光伏电站安全生产监督181、制度；消防、防止电气误操作、防高空坠落等管理制度；劳动安全和工业卫生管理规定；事故调查处理与事故统计制度等相关 制度、规定。光伏电站安全生产监督制度：为了监督与安全生产有关的各项规章制度、反事故措施和上级有关安全生产指示的贯彻执行而制定。安全生产监督制度应规定检查的内容、安全人员从业资格、安全检查的工作、事故调查、分析、预防等内容。消防和防火是电站安全工作的重点，为保证严格执行消防法规，加强施工人员防火意识，防止火灾事故的发生，应制定详细的消防工作制度。电气误操作可造成重大的生产事故和人身伤害事故，为保证光伏电站工作人员和设备安全，应建立防止电气误操作的管理规定。为了保护运行人员的健康，防止人182、身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。本光伏电站工程应按照国务院特别重大事故调查程序暂行规定等法规要求，建立调查、事故上报和事故统计制度，以保证事故发生后及时处理。事故记录采用计算机技术进行记录，以方便统计。12.5.3安全卫生检测及安全教育设施设计12.5.3.1防雷电由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也可安装在接线箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器183、。12.5.3.2防电伤（1）所有电气设备均按照现行的电气设备安全设计导则（GB4064-1993）要求进行设计；（2）所有电气设备的接地均按照现行电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006）要求进行设计，电气设备均接地或接零；（3）按规定配置过载保护器、漏电保护器；（4）为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接 零防护措施；（5）电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配 电装置设计技术规程规定的要求；（6）为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的 防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋184、等；（7）检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修；同时尽量避免雨天作业；12.5.3.3防噪声、振荡（1）噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等设置隔声措施，使其噪声满足工业企业噪声控制设计规范（GB/T 50087-2013）的要求。（2）站区布置建筑设计应考虑防噪措施。（3）防振动危害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合作业场所局部振动卫生标准（GB10434-1989）及其它有关标准、规范的规定。12.5.4事故应急预案12.5.4.1应急预案编制、评审、备案和实施按照生产经营单位安全生产事185、故应急预案编制导则和生产安全事故应急预案管理办法等相关规定，编制本项目事故应急预案。 事故应急预案编制原则：先抢救遇险人员，后抢救国家财产；在扑灭火灾时，必须遵循：先控制后消火，救人第一，先重点后一般的原则。 事故应急预案需要通过相关专家（业主方安全总工程师、施工方安全总工程师、监理单位安全总工程师及相关单位负责安全的相关人员）评审复议，给出事故应急预案的评审意见，专家评审通过后方可执行。编制好的事故应急预案应由业主，施工，监理等相关单位归档备案。12.5.4.2主要事故应急预案项目类别三级事故险情二级事故险情一级事故险情火灾爆炸不在生产厂区内的 小范围火灾，现场消防设施完好，没有涉及易燃易爆186、装置，容易扑救在生产区外发生大面积火灾，没有涉及易燃易爆装置，不容易控制；只要在生产区内发生火灾；只要发生爆炸发生大面积火灾、爆炸，涉及易燃易爆装置，有人员伤亡或受伤严重，现场消防设施损坏泄露可燃物小面积泄露，本单位能够容易控制可燃物小面积泄露，本单位不能够控制或难 控制；可燃物大面积泄露，本厂（施工项目）能够控制可燃物大面积泄露，本光伏电站(施工项目)不能控 制触电有人员触电但无伤亡有人触电受伤有人触电死亡或触电受重伤记性传染病 中毒个别人，能够治疗，能够控制疫情发展需要送医院救护，现场 无法控制局面疫情发展不断扩大，无法控制局势交通事故发生交通事故，无人员伤亡有人员伤亡或受重伤，经济损失巨187、大高空坠落发生坠落事故，有人受伤有人员伤亡或重伤，经济损失巨大12.6安预评价报告建议措施采纳情况本光伏电站施工期劳动安全问题为物体打击、车辆伤害、触电、塌落、机械损伤、火灾爆炸等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法 运行，可有效预防危害事故的发生，最大限度保护工作人员。光伏电站在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火爆炸、放触电、防静电和机械损伤等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关 安全生产的规定，对可能采取的事故拟定预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进188、行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。12.7主要结论建议（1）加强对施工的管理，明确职责和责任区，用分区管理的方式明确文明施工的责任。坚决执行和实施电力工程施工安全设施规定，施工机械、机具电源 使用配电盘集装箱、低压配电盘、安全隔离电源。（2）高空吊装作业，全面使用空中布道。电焊机、把线布置时使用走线卡子。（3）项目施工主要场所为屋面，屋面工程施工及安装时，需装设围栏，屋面设备堆放及作业人员施工都必须按规范及施工设计方案施工，禁止集中堆放和集中施工。（4）通过推行安全防护设施“标准化”和充分使用“标准化”安全防护设施，同时进行严格的管理和维护等措施，确保施工现场安全文明。（5）建立治安189、综合管理机构，做到目标管理，制度落实，责任到人。施工现场治安防范有力，重点部门防范设施到位。13、节能降耗分析 13.1 项目节能效果分析本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量3.42056MWp，经测算25年年平均发电量为335.79万kWh，同燃煤火电站相比，按标煤煤耗为350g/kWh计，每年可为国家节约标准煤1175.27t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少SO2排放量约为100.74t，NOX（以NO2计）排放量约为50.37t ，温室气体CO2的排放量约为3347.83t。 本项目逆变器、变压器等电器设备均采用高效节能产品，降低整个系统损耗。通过合理的外部环境设计，采用190、保温材料减少建筑围护结构的能量损失。13.2 设计原则和依据13.2.1 设计原则（1）贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。（2）通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。（3）运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。（4）严格控制电站用地指标、节约土地191、资源。（5）电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平。（6）贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。（7）提高电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高电站运行的安全性和经济性，为实现现代化企业管理创造条件。 （8）满足国家环保政策和可持续发展的战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排放，珍惜有限资源。设计满足各项环保要求，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。13.2.2 设计依据本项目在建设和运行中，将遵循如下用能标准和节能设计规范：（1）中华人民共和国节约能源法2008年4月1日起施行；（2）JB/142004机械行业节能设计规范；（192、3）GB501892005公共建筑节能设计标准；（4）GB5017693民用建筑热工设计规范；（5）GB500192003采暖通风与空气调节设计规范；（6）建设部令第76号民用建筑节能管理规定；（7）国务院国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要；（8）国家发展和改革委员会发改投资20062787号国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知；13.3 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑用材料等。13.3.1 施工用电施工电源从附近已有电源点接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工厂等生产建筑的用电。193、13.3.2 施工用水本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工用水为厂区供水。 13.3.3 施工用油施工期车辆主要消耗柴油，工程用车约5辆，消耗量约为0.04t/辆.d，总消耗量约为0.2t/d；另有部分管理用车消耗汽油，但耗用量较少，施工期消耗量总计54t。则油料消耗总量数据估算约54t 油料。耗油总量相对较少，对当地油料供应市场影响较小。 13.3.4 施工临时用地本工程施工临建工程主要有综合加工厂、材料及设备仓库、混凝土拌和站、小型修配厂等临时生产设施和生活建筑设施。本工程施工总布置设计中，对场地利用、功能分区、以及工艺流程进行优化布置，并采取了一定的防护措施，194、可以达到合理布局、减少用地、保护环境的目的。临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。13.3.5 建筑用材料主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑物材料及生活用品可从附近采购。 13.4 节能降耗效益分析本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量3.42056MWp，经测算25年年平均发电量为335.79万kWh，同燃煤火电站相比，按标煤煤耗为350g/kWh计，每年可为国家节约标准煤1175.27t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少SO2排放量约为100.74t，NOX（以NO2计）排放量约为50.37，温室气体CO2的排放量约为3347.83195、t。 光伏电站的建设替代燃煤电厂的建设，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。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。 13.5 结论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，设计中严格贯彻了节能、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，减少了线路投资，节约了土地资源。本工程各项设计指针达到国内先进水平，为光伏电站长期经济高效运行奠定了基础，符合国196、家的产业政策，符合可持续发展 战略，节能、节水、环保。太阳能是一种清洁的可再生能源，太阳能光伏发电不会产生大气、水污染问题和废渣堆放问题。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指针满足国家有关规定的要求。14、投资概算及经济分析14.1编制说明14.1.1工程概况拟建的*装机容量为3.42056MWp，总占地面积约45018平方米。在运行期25年内的年平均发电量为335.79万kWh。本工程对外交通已形成。工程由数回400V送出线分别并入对应用户侧。14.1.2 编制原则及依据（1）工程量按设计各专业估算工程量及设备材料清册计算。（2）费用构成及取费标准：参考水电水利规划设计总院陆上风电场工程设197、计概算编制规定及费用标准（2011版）。（3）定额指标：中电联技经2007138号文电力建设工程概算定额(2006年版)和中电联技经200715号文电力建设工程预算定额(2006年版)。（4）安装材料按中电联技经2007140号文电力建设工程装置性材料预算价格。主要设备的安装费参照以往工程实际发生的结算价格，其他设备的安装费采用电力工程建设概算定额设备安装工程分册和建筑工程分册。14.1.3 总投资估算* *总 估 算 表表一单位：万元序号工程或费用名称建筑工程设备购置安装工程其 他合 计单位投资费 用费 用费 用费 用(元/Wp)一太阳能发电工程119.72 1799.26 97.56 20198、16.54 1太阳能光伏发电系统1299.81 30.27 1330.08 2电气系统119.72 454.50 47.00 621.21 3附属生产工程44.95 20.29 65.24 二其 他90.19 90.19 1其他费用90.19 90.19 2编制年价差三基本预备费（1%）工程静态投资119.72 1799.26 97.56 90.19 2106.72 四建设期贷款利息发电工程动态投资2106.72 6.16 125安装部分汇总估算表表二序号工程或费用名称单位数量单价（元）合价（万元）设备费安装费设备费安装费一太阳能光伏发电系统1多晶硅组件260Wp块13156.00 988.0199、0 23.01 1299.81 30.27 合计(光伏系统)1299.81 30.27 二电气系统10.4kV电气配电房设备1.1400V进线柜台9.00 150000.00 15000.00 135.00 13.50 2发电子系统设备2.1组串式逆变器 33kW台100.00 14025.00 2000.00 140.25 20.00 2.2交流汇流箱6进1出台17.00 8000.00 500.00 13.60 0.85 3电气二次部分设备3.1二次监控系统项1.00 80000.00 8000.00 8.00 0.80 3.2直流系统3.2.1充电、馈线屏面1.00 80000.00 3200、097.18 8.00 0.31 3.2.2蓄电池屏面1.00 50000.00 1733.79 5.00 0.17 4通信设备屏面1.00 70000.00 7000.00 7.00 0.70 5电缆5.1低压交流电缆ZRC-YJV22-0.6/1kV-4x16mm2km5.85 45800.00 5000.00 26.79 2.93 5.2低压交流电缆ZRC-YJV22-0.6/1kV-3x25+1x16mm2km3.27 65290.00 2000.00 21.36 0.65 5.3低压交流电缆ZRC-YJV22-0.6/1kV-3x150+1x70mm2km0.48 320410.00201、 30000.00 15.33 1.44 5.4低压交流电缆ZRC-YJV22-0.6/1kV-3x300+1x150mm2km0.54 446300.00 40000.00 24.02 2.15 5.5光伏专用电缆 PV1-F 1x4mm2km24.64 4000.00 400.00 9.86 0.99 5.6电缆桥架100*200km3.35 30000.00 10.05 5.7钢索km0.36 115000.00 4.13 5.8通讯电缆RVVP22-2*2*0.75km5.02 52000.00 5000.00 26.12 2.51 合计454.50 47.00 三其他附属工程1防火封202、堵材料1.1有机防火堵料t0.24 4587.00 1751.27 0.11 0.04 1.2无机防火堵料t0.84 4587.00 1751.27 0.38 0.15 1.3无机耐火隔板m229.90 110.00 5848.10 0.33 17.49 1.460涂料t0.24 16350.00 9293.70 0.39 0.22 2电缆敷设及设备安装材料2.1PVC管20km0.72 7000.00 0.50 2.2PVC管50km0.72 11000.00 0.79 2.3镀锌钢管DN20t2.03 4600.00 0.94 2.4镀锌钢管DN50t9.81 4600.00 4.51 2203、.5镀锌钢管DN100t2.75 4600.00 1.27 2.6塑料波纹管 32HDPEm90.00 400.00 3.60 3防雷及接地材料3.1热镀锌扁钢 -404t8.73 4000.00 400.00 3.49 0.35 3.2绝缘铜绞线 BVR-1x16mm2m239.20 80.00 8.00 1.91 0.19 3.3绝缘铜绞线 BVR-1x4mm2m1794.00 50.00 5.00 8.97 0.90 3.4铜排-30*4m0.60 75000.00 4.49 3.5铜缆BVR-1*50mm2m478.40 20.78 0.99 3.6铜缆BVR-1*120mm2m299204、.00 25.00 0.75 3.7临时接地端子套12.00 46.92 0.06 3.8接地装置组12.00 220.00 0.26 4视频监控系统套1.00 55000.00 5000.00 5.50 0.50 5火灾报警系统项1.00 25000.00 2500.00 2.50 0.25 6清洗消防6.1手提式灭火器 磷酸铵盐（MF/ABC4）组14.00 250.00 0.35 6.2给水管道 PPR-DN25米300.00 22.60 0.68 6.3截止阀 DN20个20.00 80.00 0.16 6.4排气阀 DN20个6.00 120.00 0.07 7全站动力照明7.1照明205、配电箱只6.00 1870.00 187.45 1.12 0.1125 7.2双管荧光灯 2x28W 220V套18.00 26.00 9.51 0.05 0.0171 7.3总等电位端子箱只1.00 30.00 0.00 7.4单联开关套6.00 7.30 1.77 0.00 0.0011 7.5双联开关套6.00 16.00 1.60 0.01 0.0010 7.6单相风扇插座套12.00 9.90 1.05 0.01 0.0013 7.7单相三眼插座（挂式空调）套12.00 19.80 1.98 0.02 0.0024 7.8单相三眼插座（柜式空调）套6.00 19.80 1.98 0.206、01 0.0012 7.9单相插座（安全型）套58.00 10.90 1.09 0.06 0.0063 7.10 安全出口指示灯套12.00 241.37 24.14 0.29 0.0290 7.11 应急照明灯(自带电源)套15.00 240.00 24.00 0.36 0.0360 合计44.95 20.29 总合计1799.26 97.56 其他费用估算表 表五编号工程或费用名称单位计算公式费率合价（万元）其它费用一建设用地费1永久用地项12拆迁补偿费项1二建设管理费1前期工作费%(建筑工程费+安装工程费)*1%+设备购置费*0.5%11.17 2工程建设管理费%(建筑工程费+安装工程费207、)*1.5%+设备购置费*1.5%30.25 3工程建设监理费%(建筑工程费+安装工程费)*1.0%+设备购置费*0.2%5.77 4工程咨询及评审费%(建筑工程费+安装工程费)*1.0%+设备购置费*0.5%11.17 5工程验收费%(建筑工程费+安装工程费)*费率1.0 2.17 6工程保险费%(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*费率0.36.05 三生产准备费1生产人员培训及提前进厂费%(建筑工程费+安装工程费)*费率0.51.09 2办公及生活家俱购置费%设备购置费*费率0.23.60 3工器具及生产家具购置费%设备购置费*费率0.23.60 4备品备件购置费%设备购置费*费率0.208、43.60 5联合试运转费%安装工程费*费率1.51.46 6勘察设计费10.26 五其它 1送出工程项12其它 项1合 计元90.19 * *15、财务评价和社会效益分析15.1概述本工程建设地位于郑州，装机容量3.42056MWp，电池组件安装方式为水泥屋面光伏支架固定式安装，彩钢瓦屋面顺屋面平铺，项目占地面积45018平米。项目年均上网电量335.79万kWh。财务评价计算期26年，生产期25年。本报告按照建设项目经济评价方法与参数（第三版）、投资项目可行性研究指南及现行的有关财税政策，对该并网光伏发电工程进行财务评价。15.2项目投资和资金筹措(l) 固定资产投资工程静态总投资2106209、.72万元，单位千瓦静态投资6158.99元/kW。(2) 建设资金来源电站总投资全部为自筹资金。15.3 经济评价原始数据有关原始数据及主要评价参数，包括成本类及损益类数据详见“经济评价原始数据表”。表15-1 经济评价原始数据表序号项 目数量单位备注1装机规模3.42056MW2静态总投资2106.72 万元 3动态总投资2106.72 万元4自筹资金2106.72 万元5银行贷款0 万元6银行贷款利率4.90%7银行贷款年限10年8年均发电利用小时数979.54小时年均9年均发电量335.79 万kWh10系统运行时间25年11所得税25%15.4成本与费用1）生产成本由工资及福利费、修210、理费、折旧费及其他费用等构成。工资及福利：3名电站维护管理人员，人员工资8.55万元/人年；大修提成：大修提成为固定资产的0.4%；保险费用：保险费用为固定资产的0.3%；其他费用：其他费用按40元/MWh计算。2）固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的10%计取，折旧年限取25年，折旧还贷率100%。3）法定公积金10%，公积金提取不超过注册资本50%。15.5 发电效益计算(1) 发电收入本项目为“自发自用，余电上网”项目，所发电量用于厂区内部消耗，根据河南省郑州市用电电价表，郑州市地区用电电价为0.6292元/度。此外，“自发自用，余电上网”项目国家财政补贴0.42元/度。(2211、) 税金本项目应交纳的税金包括销售税金附加和所得税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。(a) 增值税增值税可抵扣：依据中华人民共和国增值税暂行条例及中华人民共和国增值税暂行条例实施细则规定，对购进固定资产部分的进项税额允许可以从销项税额中抵扣； 购进固定资产按工程设备购置费考虑，产生的进项税额分年从销项税额中抵扣。 (b) 销售税金附加：销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。本项目城市维护建设税税率取5，教育费附加费率取3，地方教育费附加费率取2。(c) 所得税所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金附加后的余额，所得税按25征212、收。 (3)利润及分配总收入扣除总成本费用和销售税金附加后即为利润总额，再扣除应交所得税后即为税后利润。 税后利润提取10的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。15.6 财务评价指标表15-2 财务评价指标汇总表序号项 目数量单位1装机规模3.42056MW2静态总投资2106.72 万元3动态总投资2106.72 万元4自筹资金2106.72 万元5银行贷款0 万元6银行贷款利率4.90%7银行贷款年限10年8年均发电利用小时数979.54 小时（年均）9年均发电量335.79 万kWh10系统运行时间25年11所得税25%1225年模拟税前213、利润6345万元1325年模拟所得税1586万元1425年模拟净利润4758 万元15内部投资收益率所得税前13.92%所得税后12.38%16净现值NPV所得税前1942.25 万元所得税后1552.56 万元17全部投资静态回收期所得税前6.27 年所得税后6.91 年18全部投资动态回收期所得税前7.97 年所得税后9.02 年15.7 经济评价结论（1）本工程静态总投资为2106.72万元时，资本金财务内部收益率税前为13.92%，项目经济上可行。（2）投资减少，内部收益率增大；电价降低，内部收益率减小。如果保持内部收益率不变，可以通过控制投资来降低电价，或通过电价补贴来提高项目的经济214、效益，保证项目经济上可行。15.8 社会效益分析15.8.1 节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。2005年2月28日通过的中华人民共和国可再生能源法己明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。光能是清洁的、可再生的能源，开发光能符合国家环保、节能政策，光伏电场的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。15.8.2 其它社会效益(1)可加快能源电力结构调整本光伏发电站所处的地区电网属郑州电网的一部分，随着近几年郑州经济的215、飞速发展，电力需求不断增加，火电装机比例逐年增加，每年耗用大量燃煤、二氧化碳、二氧化硫等排放量，造成生态环境的破坏和严重的污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例，除水电外，相对于其它再生能源，光伏电开发已日趋成熟，因此，大力发展光伏发电，将改善能源结构，有利于增加再生能源的比例。(2) 可促进当地经济的发展本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着光伏电场的相继开发，光电将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发216、展，加快实现小康社会起到积极的作用。15.9 社会效果分析15.9.1 节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。中华人民共和国可再生能源法已明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。15.9.2 其它社会效益(1)可促进能源电力结构调整随着近几年的发展，电网火电装机在能源结构占据主要位置，每年耗用大量燃煤，二氧化碳、二氧化硫等排放量造成生217、态环境的破坏和严重的污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。适当发展太阳能发电，将改善能源结构，有利于增加可再生能源比例。(2)发展旅游光伏电站不但可给地区电网提供电力，而且电场本身也可成为旅游景点，促进当地旅游业的发展。(3)可促进当地经济的发展*的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通、设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将有一定的促进作用，从而带动和促进地区国民经济的发展和社会进步。第十六章、附表 *项目 年限12345678910111213141516171819202122232425销售收入3,011,204.002,981,091.962,951,281.042,921218、,768.232,892,550.552,863,625.042,834,988.792,806,638.902,778,572.512,750,786.792,723,278.922,696,046.132,669,085.672,642,394.812,615,970.872,589,811.162,563,913.052,538,273.922,512,891.182,487,762.262,462,884.642,438,255.802,413,873.242,389,734.512,365,837.16应交增值税-416,555.55477,128.62472,357.33467,6219、33.75462,957.42458,327.85453,744.57449,207.12444,715.04440,267.89435,865.21431,506.56427,191.50422,919.59418,690.39414,503.48410,358.45406,254.86402,192.32附加税及土地使用税-41,655.5647,712.8647,235.7346,763.3846,295.7445,832.7845,374.4644,920.7144,471.5044,026.7943,586.5243,150.6642,719.1542,291.9641,869.04220、41,450.3541,035.8440,625.4940,219.23折旧费1,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.581,140,391.58-偿还本金-利息支出-土地租金-运营费用51,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.221、4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.4051,308.40成本小计1,191,699.981,191,699.981,191,699.981,191,699.981,191,699.981,191,699.981,233,355.541,239,412.841,238,935.711,238,463.361,237,995.72222、1,237,532.771,237,074.441,236,620.691,236,171.4995,335.1994,894.9294,459.0694,027.5593,600.3693,177.4492,758.7592,344.2491,933.8991,527.63税前利润1,819,504.021,789,391.981,759,581.061,730,068.251,700,850.571,671,925.061,601,633.251,567,226.061,539,636.801,512,323.431,485,283.201,458,513.361,432,011.231,223、405,774.121,379,799.382,494,475.972,469,018.132,443,814.862,418,863.632,394,161.902,369,707.202,345,497.052,321,529.002,297,800.622,274,309.53所得税272,925.60268,408.80263,937.16259,510.24255,127.59250,788.76240,244.99235,083.91230,945.52226,848.52222,792.48218,777.00214,801.68210,866.12206,969.91374,1224、71.40370,352.72366,572.23362,829.54359,124.29355,456.08351,824.56348,229.35344,670.09341,146.43税后利润1,546,578.421,520,983.181,495,643.901,470,558.011,445,722.981,421,136.301,361,388.271,332,142.151,308,691.281,285,474.921,262,490.721,239,736.361,217,209.551,194,908.001,172,829.482,120,304.572,098,665225、.412,077,242.632,056,034.092,035,037.622,014,251.121,993,672.491,973,299.651,953,130.531,933,163.10现金流入现金流出3,523,108.683,487,877.593,452,998.823,418,468.833,384,284.143,350,441.303,316,936.893,283,767.523,250,929.843,218,420.543,186,236.343,154,373.983,122,830.243,091,601.933,060,685.913,030,079.052226、,999,778.262,969,780.482,940,082.682,910,681.852,881,575.032,852,759.282,824,231.692,795,989.372,768,029.48税前现金净流量-21,067,233.94324,234.00319,717.20315,245.56310,818.64306,435.99302,097.16749,764.49811,233.79801,846.98792,554.04783,354.04774,246.03765,229.11756,302.35747,464.86909,774.48901,112.8589227、2,537.85884,048.59875,644.23867,323.91859,086.79850,932.04842,858.84834,866.38税后现金净流量-21,067,233.943,471,800.283,436,569.193,401,690.423,367,160.433,332,975.743,299,132.902,807,417.382,707,617.642,680,028.382,652,715.012,625,674.782,598,904.952,572,402.812,546,165.702,520,190.972,494,475.972,469,018228、.132,443,814.862,418,863.632,394,161.902,369,707.202,345,497.052,321,529.002,297,800.622,274,309.53税前累计现金净流量-21,067,233.943,198,874.683,168,160.403,137,753.263,107,650.193,077,848.163,048,344.142,567,172.392,472,533.732,449,082.862,425,866.502,402,882.302,380,127.942,357,601.132,335,299.582,313,221.229、062,120,304.572,098,665.412,077,242.632,056,034.092,035,037.622,014,251.121,993,672.491,973,299.651,953,130.531,933,163.10税前累计净现金流量-总投资额3,471,800.286,908,369.4710,310,059.8913,677,220.3217,010,196.0620,309,328.9623,116,746.3425,824,363.9828,504,392.3531,157,107.3733,782,782.1536,381,687.0938,954,089230、.9141,500,255.6044,020,446.5746,514,922.5448,983,940.6751,427,755.5353,846,619.1656,240,781.0658,610,488.2760,955,985.3263,277,514.3165,575,314.9467,849,624.46税前累计净现金流量/总投资-21,067,233.94(17,595,433.66)(14,158,864.47)(10,757,174.05)(7,390,013.62)(4,057,037.88)(757,904.98)2,049,512.404,757,130.047,437231、,158.4210,089,873.4312,715,548.2115,314,453.1617,886,855.9720,433,021.6722,953,212.6325,447,688.6027,916,706.7330,360,521.5932,779,385.2335,173,547.1337,543,254.3339,888,751.3842,210,280.3744,508,081.0046,782,390.53税后累计现金净流量0.000.000.000.000.006.270.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00232、0.000.000.000.000.000.00税后累计净现金流量-总投资额3,198,874.686,367,035.079,504,788.3312,612,438.5215,690,286.6818,738,630.8221,305,803.2123,778,336.9426,227,419.8028,653,286.3031,056,168.6033,436,296.5435,793,897.6738,129,197.2540,442,418.3042,562,722.8844,661,388.2946,738,630.9248,794,665.0150,829,702.6252,84233、3,953.7454,837,626.2456,810,925.8858,764,056.4260,697,219.51税后累计净现金流量/总投资-21,067,233.94(17,868,359.26)(14,700,198.86)(11,562,445.61)(8,454,795.41)(5,376,947.26)(2,328,603.12)238,569.272,711,103.005,160,185.867,586,052.369,988,934.6612,369,062.6014,726,663.7317,061,963.3119,375,184.3721,495,488.9423,234、594,154.3525,671,396.9827,727,431.0729,762,468.6931,776,719.8133,770,392.3035,743,691.9537,696,822.4839,629,985.58税前现金净流量现值0.000.000.000.000.006.910.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00累计税前现金净流量现值-21,067,233.943,309,628.483,123,015.332,946,919.842,780,749.432,62235、3,944.902,475,978.572,008,531.131,846,645.061,742,448.691,644,128.331,551,352.761,463,809.421,381,203.371,303,256.291,229,705.531,160,303.261,094,815.611,033,021.87974,713.79919,694.84867,779.60818,793.06772,570.08728,954.84687,800.31累计税前现金净流量现值-总投资额3,309,628.486,432,643.829,379,563.6512,160,313.081236、4,784,257.9817,260,236.5519,268,767.6821,115,412.7422,857,861.4324,501,989.7726,053,342.5227,517,151.9428,898,355.3130,201,611.6031,431,317.1332,591,620.4033,686,436.0034,719,457.8735,694,171.6536,613,866.5037,481,646.1038,300,439.1539,073,009.2339,801,964.0840,489,764.38税前的动态投资回收期-21,067,233.94(17,237、757,605.45)(14,634,590.12)(11,687,670.29)(8,906,920.86)(6,282,975.96)(3,806,997.39)(1,798,466.26)48,178.801,790,627.493,434,755.834,986,108.596,449,918.007,831,121.379,134,377.6610,364,083.1911,524,386.4612,619,202.0613,652,223.9314,626,937.7215,546,632.5616,414,412.1617,233,205.2218,005,775.2918,73238、4,730.1419,422,530.45税后现金净流量现值0.000.000.000.000.000.007.970.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00累计税前现金净流量现值-21,067,233.943,049,451.552,879,096.252,718,268.332,566,434.442,423,091.142,287,763.181,836,650.901,686,313.511,592,297.031,503,529.711,419,718.131,340,585.271239、,265,869.641,195,324.351,128,716.35986,257.77930,593.27878,068.59828,506.72781,740.62737,612.66695,974.10656,684.57619,611.62584,630.26累计税前现金净流量现值-总投资额3,049,451.555,928,547.808,646,816.1311,213,250.5713,636,341.7115,924,104.8817,760,755.7919,447,069.3021,039,366.3222,542,896.0423,962,614.1725,303,19240、9.4426,569,069.0827,764,393.4328,893,109.7829,879,367.5530,809,960.8131,688,029.4032,516,536.1233,298,276.7434,035,889.4034,731,863.4935,388,548.0636,008,159.6836,592,789.94税后的动态投资回收期-21,067,233.94(18,017,782.39)(15,138,686.13)(12,420,417.81)(9,853,983.37)(7,430,892.23)(5,143,129.05)(3,306,478.15)(1241、,620,164.64)(27,867.61)1,475,662.102,895,380.234,235,965.505,501,835.146,697,159.497,825,875.848,812,133.619,742,726.8810,620,795.4611,449,302.1812,231,042.8012,968,655.4613,664,629.5614,321,314.1214,940,925.7415,525,556.00现金流入0.000.000.000.000.000.000.000.009.020.000.000.000.000.000.000.000.000.000242、.000.000.000.000.000.000.00 收入及税金 年度 单位 12345678910111213141516171819202122232425 发电量 度 10,667,100.00 10,560,429.00 10,454,824.71 10,350,276.46 10,246,773.70 10,144,305.96 10,042,862.90 9,942,434.27 9,843,009.93 9,744,579.83 9,647,134.03 9,550,662.69 9,455,156.07 9,360,604.50 9,266,998.46 9,174,328.243、47 9,082,585.19 8,991,759.34 8,901,841.74 8,812,823.33 8,724,695.09 8,637,448.14 8,551,073.66 8,465,562.93 8,380,907.30 上网电价 元/度 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 1.16 发电收入 含税 12,388,769.94 12,264,882.24 12,142,233244、.42 12,020,811.08 11,900,602.97 11,781,596.94 11,663,780.97 11,547,143.16 11,431,671.73 11,317,355.02 11,204,181.47 11,092,139.65 10,981,218.25 10,871,406.07 10,762,692.01 10,655,065.09 10,548,514.44 10,443,029.30 10,338,599.00 10,235,213.01 10,132,860.88 10,031,532.27 9,931,216.95 9,831,904.78 9,73245、3,585.73 发电收入 不含税 10,588,692.26 10,482,805.33 10,377,977.28 10,274,197.51 10,171,455.53 10,069,740.98 9,969,043.57 9,869,353.13 9,770,659.60 9,672,953.00 9,576,223.47 9,480,461.24 9,385,656.63 9,291,800.06 9,198,882.06 9,106,893.24 9,015,824.31 8,925,666.06 8,836,409.40 8,748,045.31 8,660,564.86 8,5246、73,959.21 8,488,219.62 8,403,337.42 8,319,304.05 增值税-销项税 1,800,077.68 1,782,076.91 1,764,256.14 1,746,613.57 1,729,147.44 1,711,855.96 1,694,737.40 1,677,790.03 1,661,012.13 1,644,402.02 1,627,958.00 1,611,678.41 1,595,561.62 1,579,606.01 1,563,809.95 1,548,171.85 1,532,690.13 1,517,363.24 1,502,189247、.60 1,487,167.70 1,472,296.02 1,457,573.06 1,442,997.33 1,428,567.36 1,414,281.68 累计增值税销项税 1,800,077.68 3,582,154.59 5,346,410.73 7,093,024.30 8,822,171.75 10,534,027.71 12,228,765.11 13,906,555.15 15,567,567.28 17,211,969.30 18,839,927.29 20,451,605.70 22,047,167.33 23,626,773.34 25,190,583.29 26,7248、38,755.14 28,271,445.27 29,788,808.50 31,290,998.11 32,778,165.81 34,250,461.83 35,708,034.89 37,151,032.22 38,579,599.59 39,993,881.27 增值税-进项税 2,996,187.13 - 585,967.46 2,350,223.60 4,096,837.18 5,825,984.62 7,537,840.58 9,232,577.99 10,910,368.02 12,571,380.15 14,215,782.17 15,843,740.16 17,455,41249、8.58 19,050,980.20 20,630,586.21 22,194,396.16 23,742,568.01 25,275,258.14 26,792,621.38 28,294,810.98 29,781,978.68 31,254,274.70 32,711,847.77 34,154,845.10 35,583,412.46 36,997,694.14 应交增值税 - 585,967.46 1,764,256.14 1,746,613.57 1,729,147.44 1,711,855.96 1,694,737.40 1,677,790.03 1,661,012.13 1,6250、44,402.02 1,627,958.00 1,611,678.41 1,595,561.62 1,579,606.01 1,563,809.95 1,548,171.85 1,532,690.13 1,517,363.24 1,502,189.60 1,487,167.70 1,472,296.02 1,457,573.06 1,442,997.33 1,428,567.36 1,414,281.68 税金及附加 - 58,596.75 176,425.61 174,661.36 172,914.74 171,185.60 169,473.74 167,779.00 166,101.21 251、164,440.20 162,795.80 161,167.84 159,556.16 157,960.60 156,381.00 154,817.19 153,269.01 151,736.32 150,218.96 148,716.77 147,229.60 145,757.31 144,299.73 142,856.74 141,428.17 土地使用税 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 附加税及土地使用税合计 - 58,596.75 176,425.61 174,661.36 172,914.74 171,185.60 252、169,473.74 167,779.00 166,101.21 164,440.20 162,795.80 161,167.84 159,556.16 157,960.60 156,381.00 154,817.19 153,269.01 151,736.32 150,218.96 148,716.77 147,229.60 145,757.31 144,299.73 142,856.74 141,428.17 应交税费合计 1,883,041.56 1,864,211.14 1,845,569.04 1,827,113.35 1,808,842.22 1,790,753.79 1,772,253、846.25 1,755,117.79 1,737,566.61 1,720,190.95 1,702,989.04 1,685,959.14 1,669,099.56 1,652,408.56 1,635,884.47 1,619,525.62 1,603,330.37 1,587,297.06 1,571,424.10 1,555,709.85 留抵进项 1,196,109.45 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 资产负债表序号项目经营期1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年1254、9年20年21年22年23年24年25年1资产20,064,665.95 22,092,434.77 24,089,796.44 26,057,055.05 27,994,511.63 29,902,464.19 31,329,245.00 32,661,387.15 33,970,078.43 35,255,553.34 36,518,044.06 37,757,780.42 38,974,989.97 40,169,897.97 41,342,727.45 43,463,032.02 45,561,697.43 47,638,940.07 49,694,974.15 51,730,011.255、77 53,744,262.89 55,737,935.38 57,711,235.03 59,664,365.56 61,597,528.66 1.1流动资产总额3,198,874.68 6,367,035.07 9,504,788.33 12,612,438.52 15,690,286.68 18,738,630.82 21,305,803.21 23,778,336.94 26,227,419.80 28,653,286.30 31,056,168.60 33,436,296.54 35,793,897.67 38,129,197.25 40,442,418.30 42,562,722.256、88 44,661,388.29 46,738,630.92 48,794,665.01 50,829,702.62 52,843,953.74 54,837,626.24 56,810,925.88 58,764,056.42 60,697,219.51 1.1.1应收账款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.1.2存货0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 257、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.1.3其他流动资产0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.1.5累计盈余资金3,198,874.68 6,367,035.07 9,504,788.33 12,612,438.52 15,69258、0,286.68 18,738,630.82 21,305,803.21 23,778,336.94 26,227,419.80 28,653,286.30 31,056,168.60 33,436,296.54 35,793,897.67 38,129,197.25 40,442,418.30 42,562,722.88 44,661,388.29 46,738,630.92 48,794,665.01 50,829,702.62 52,843,953.74 54,837,626.24 56,810,925.88 58,764,056.42 60,697,219.51 1.3固定资产净值16259、,865,791.3 15,725,399.69 14,585,008.11 13,444,616.53 12,304,224.95 11,163,833.37 10,023,441.79 8,883,050.21 7,742,658.63 6,602,267.05 5,461,875.47 4,321,483.88 3,181,092.30 2,040,700.72 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,309.14 900,260、309.14 1.4无形资产净值0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2负债及所有者权益20,064,665.95 22,092,434.77 24,089,796.44 26,057,055.05 27,994,511.63 29,967,856.73 31,329,245.00 32,661,387.15 33,970,078.43 35,255,553.34 36,518,044261、.06 37,757,780.42 38,974,989.97 40,169,897.97 41,342,727.45 43,463,032.02 45,561,697.43 47,638,940.07 49,694,974.15 51,730,011.77 53,744,262.89 55,737,935.38 57,711,235.03 59,664,365.56 61,597,528.66 2.1流动负债总额-2,549,146.41 -2,042,360.77 -1,540,642.99 -1,043,942.40 -552,208.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0262、0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.1.1应付账款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.1.2其他流动负债-2,549,146.41 -2,042,360.77 -1,540,642.99 -1,043,942.40 -552,208.80 0.00 2.1.3263、银行借款0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 负债小计-2,549,146.41 -2,042,360.77 -1,540,642.99 -1,043,942.40 -552,208.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00264、 2.2所有者权益22,613,812.35 24,134,795.54 25,630,439.44 27,100,997.45 28,546,720.43 29,967,856.73 31,329,245.00 32,661,387.15 33,970,078.43 35,255,553.34 36,518,044.06 37,757,780.42 38,974,989.97 40,169,897.97 41,342,727.45 43,463,032.02 45,561,697.43 47,638,940.07 49,694,974.15 51,730,011.77 53,744,262.265、89 55,737,935.38 57,711,235.03 59,664,365.56 61,597,528.66 2.2.1自有资金21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,2266、33.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 21,067,233.94 2.2.2资本公积金0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.3.3盈余公积金154,657.84 306,756.16 456,320.55 603,376.35 747,948.65 890,062.28 1,026,201.11 1,159,415.32 1,290,284.45 1,418,831.94 1,545,081267、.01 1,669,054.65 1,790,775.60 1,910,266.40 2,027,549.35 2,239,579.81 2,449,446.35 2,657,170.61 2,862,774.02 3,066,277.78 3,267,702.89 3,467,070.14 3,664,400.11 3,859,713.16 4,053,029.47 2.2.4累计未分配利润1,391,920.57 2,760,805.44 4,106,884.95 5,430,387.16 6,731,537.85 8,010,560.52 9,235,809.96 10,434,737.89 11,612,560.04 12,769,487.47 13,905,729.11 15,021,491.84 16,116,980.43 17,192,397.63 18,247,944.16 20,156,218.27 22,045,017.14 23,914,535.51 25,764,966.19 27,596,500.05 29,409,326.05 31,203,631.30 32,979,600.98 34,737,418.46 36,477,265.25