1、太阳能电站应用示范项目可行性研究报告： 目录第一章总论11.1项目概况11.2 项目所在地气象条件21.3 工程地貌21.4 方案概述21.5光伏系统发电量估算31.6主要经济指标3第二章项目申请的背景52.1 世界光伏发电发展的现状和趋势52.2 中国光伏发电市场的现状及发展72.3 我国能源形式和电力供需的现状及发展82.4中国的太阳能资源分布状态10第三章项目建设的必要性143.1国际社会温室气体减排的要求143.2符合国家太阳能发展规划153.3改善生态、实现地区电力可持续发展17第四章工程建设规模及目标194.1工程建设规模194.2地区电力系统状况及接入方案194.3建设目标19第2、五章 光伏系统215.1 项目所在地的自然环境概况215.2 项目所在地气象资料215.3 光伏电场建设条件215.4 光伏部分21第六章电气系统396.1 电气一次部分396.2 电气二次部分46第七章公用辅助工程497.1土建工程497.2采暖、通风、空调517.3 给排水53第八章消防558.1设计主要原则558.2消防给水系统55第九章环境保护569.1设计依据及标准569.2环境现状569.3环境影响因素分析579.4环境保护措施599.5环境效益分析619.6结论62第十章劳动安全与工业卫生6310.1防火、防爆6310.2防雷电、防电伤6410.3防噪声、振荡及电磁干扰65第十一3、章项目运营管理6611.1管理方式6611.2 管理机构6611.3 光伏电站运营期管理6811.4 检修管理6911.5 防尘和清理方案71第十二章工程进度计划72第十三章投资估算7313.1投资估算范围7313.2投资估算依据7313.3投资估算办法及说明7313.4项目总投资7313.5资金筹措74第十四章经济评价7514.1基本数据7514.2财务评价7514.3经济分析主要结果77第十五章建议与结论7815.1发挥减排效益，申请CDM7815.2建议8015.3结论80附表：表B1、建设投资估算表表B2、设备及建安工程明细表表B3、项目总投资使用计划与资金筹措表表B4、总成本费用估算4、表表B5、利润与利润分配表表B6、项目投资现金流量表表B7、自有资金现金流量表表B8、借款还本付息计划表表B9、固定资产折旧费估算表表B10、无形资产和其他资产摊销估算表表B11、营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附图：1、2MWp光伏并网发电系统组件布置平面图2、2MWp光伏并网发电系统原理图3、2MWp光伏并网发电系统计量原理图第一章总论1.1项目概况本项目建设规模为规划容量2MWp，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。本项目厂址位于ssAA县桂兴村，投资与执行公司为桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司。1.1.1可行性研究报告编制原5、则、依据及内容1.1.1.1编制原则（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。（2）结合桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司发展规划，制定切实可行的方针、目标。（3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。（4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。1.1.1.2编制依据（1） 关于同意ssAA县桂兴村2MWp太阳能光伏发电并网项目开展前期工作的函。（2） 太阳能光伏发电及各专业相关的设计规范规定。1.1.1.3编制内容受桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司委托，WW承担ssAA县桂兴村2MWp太阳能光伏发电并网项目的可行性研究工作。主要工作内6、容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布置，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，施工组织，工程管理设计，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资匡算，财务评价等。1.1.2项目投资与执行公司桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司是2007年11月27日经AA县工商局核准登记成立的国有企业，公司的经营范围为工业园区内基础设施建设，土地储备，土地开发。1.2 项目所在地气象条件ssAA县地处低纬，境内属中亚热带季风气候，四季分明，气候温和，雨量充沛。年平均温度为17.8，极端最高气温38.5，最低气温-5.8，年平均降水量1842毫米，7、年无霜期293天以上。年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96 MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，AA县为太阳能资源第四类地区，具有一定的利用价值，适合建设光伏电站。1.3 工程地貌拟建场地为荒山，走向为坐东朝西，在该方向上有一定的坡度，且土质较好，场地主要为碎石。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。1.4 方案概述1.4.1 电气方案本工程总装机容量为2MWp，组件全部采用固定式安装。根据光伏发电系统装机容量和AA地区区域电网实际情况，就近新建10KV变电站，设计容量为2500KVA。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按10kV标准设计。8、本期工程2MWp发电系统以太阳能发电单元升压变压器接线方式接入站内10KV配电室。10kV配电室本期进线2回，出线1回，为单母线接线接入电网。光伏电气室布置于整个光伏电站北侧中间区域。本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在光伏电气室设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。本工程在光伏电气室楼顶安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：风速、 风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。1.4.2土建工程本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，建筑物主要有光伏电气室。太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及混凝土基础支墩组成，由于荷载较轻，原则上天然地基可满9、足要求，故不用作地基处理。变电站内的建（构）筑物因荷载较小，可采用天然地基。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高 1.8m，围栏总长约800m，选用成品铁艺。经计算，本期工程方案永久占地3.27万平方米。1.5光伏系统发电量估算本光伏电站计算依据AA县的气象资料，全年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96 MJ/m2，初步估算年均上网电量为218.584万kWh。1.6主要经济指标1.6.1投资估算工程静态投资 5274.3万元，静态单位造价 26218.9元/kW。 工程动态投资为 5304.9 万元，动态单位造价 26524.3元/kW。工程动态投资为53010、4.9万元，其中 30%为自有资金，50%为政府补贴，20%为银行贷款，贷款利率（3-5年以上）为5.76% ，贷款偿还期为4.49年。1.6.2 财务评价发电站装机总容量：2MWp，年平均上网电量：218.58万 kWh。 经营期平均不含税电价为 1.84元/kWh 时，总投资收益率：5.23% 资本金净利润率：5.29% 。1.6.3 研究结果表11主要数据一览表序号指标名称单位数量备注1占地面积万m23.273装机容量MW23年均发电量万kWh218.584建设投资万元5304.865年销售收入万元400.0运营期平均6利润总额万元175.0运营期平均7销售利润率%43.8运营期平均8投11、资利润率%3.30运营期平均9财务内部收益率%5.23所得税后10财务净现值万元105所得税后11投资回收期年14.16所得税后13 第二章项目申请的背景2.1 世界光伏发电发展的现状和趋势 2.1.1世界光伏发电发展的现状 近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业迅速发展，最近5年世界太阳电池产量年平均增长率为56.11，最近10年年平均增长率为46.62%。2008年全球光伏年产量达6.845GW,累计用量达19.49GW。见图21。图21光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，逐步发挥替代能源的作用，并且发展十分迅速。在2002年至2008年各种12、可再生能源中，并网光伏的增长速度最快，年平均增长率达84.35%。2008年全球并网光伏市场占光伏市场的份额已达96.3%。见图22。图222.1.2世界光伏发展趋势 世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：表21世界主要国家光伏发电成本预测一览表光伏发电成本预测年份200420102020日本（日元/kw.h）302314欧洲（欧元/kw.h）0.250.180.10美国（美元/kw.h）0.1820.1360.10中国（元/kw.h）5.03.01.4表22世界主要国家光伏发电装机预测一览表光伏发电装机预测/GWp年份200420102020日本1.24.830欧13、洲1.23.041美国0.360.336中国0.0653.01.8其他1.1953.891.2世界4.014200表23世界光伏市场主要国家的政策国家德国日本西班牙意大利美国电价政策形式固定静电表固定/溢价配额制静电表电价水平42.7353.67欧分/kw.h3035日元/kw.h46.7825.22欧分/kw.h1113欧分/kw.h1015美分/kw.h优惠电价年限2021无限制25以上20无限制其他财税政策无投资补贴10%50%无投资补贴投资补贴、税收、贷款太阳能资源（系统年有效满发小时数）9001000900100012001500南部为主12001500南部为主11001500从长远14、看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位置，不但要替代常规部分能源，而且将成为世界能源供应的主体。2.2 中国光伏发电市场的现状及发展2.2.1中国光伏发电市场的现状 中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。2007年中国成为全球最大光伏电池生产国，产量达1088MW，占全球光伏电池产量的27.2%，2008年产量超过2000MW。中国在整个光伏产业链上，以及在光伏相关和支持性产业也取得了快速发展，已形成较大的产业集群。与此同时，中国在15、短短的时间内也诞生了一批较具国际竞争力的光伏企业， 截止2007年底中国已成功在境外上市融资的光伏企业达10家，2008年电池产量排名全球前20名以内大陆企业有5家。2.2.2中国光伏发电市场的发展中国的光伏发电市场目前由于成本高，并网发电目前还处在示范阶段。在所有的应用领域中，大约有53.8属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的46.2则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。2002年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.516、MWp。该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳能电池的封装线，使太阳能电池的年生产量迅速达到100MWp（2002年当年产量20MWp）。截止到2003年底，中国太阳能电池的累计装机容量已经达到55MWp。20032005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到2007年底，中国太阳能电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳能电池组件出口欧洲，2006年国内安装容量只有10MWp，2007年为20MWp。2.3 我国能源形式和电力供需的现状及发展我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2007年能源消费总量17、增至26.5亿tce（吨标准煤），比2006年增长了7.72。2007年各种一次能源比例为：煤炭占76.6，石油占11.3，天然气占3.9，水电、核电和风电共占8.2。预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce，煤炭供应量为29亿吨，石油为6.1亿吨；然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿吨，石油的最高产量也只有2.0亿吨，供需缺口分别为7亿吨和4.1亿吨。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资料浪费大。我国能源供应18、面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。2007年，全国发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长14.36。其中，水电达到1.45亿千瓦，约占容量20.36；火电达到5.54亿千瓦，约占容量77.73；2007年全国发电量达到32559亿千瓦时，同比增长14.44。2008年，全国发电装机容量达到7.93亿千瓦，同比增长10.34。其中，水电达到1.72亿千瓦，约占总容量21.64；火电达到6.01亿千瓦，约占总容量74.87；2008年全国发电量达到34334亿千瓦时，同比增长5.2。根据专家预计20102020年电力装19、机容量增速在8左右，到2020年，中国电力总装机容量将突破12亿千瓦，发电量将超过6万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。我国的一次能源储量远远低于世界平均水平大约只有世界总储量的10，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的。我国的环境问题日益显现，发展煤电和水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。长远来看，能源资源及20、其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需求量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此在大力提高高效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大、分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。2.4中国的太阳能资源分布状态我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射量约为501018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335826kJcm2a，中值为586kJcm2a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南21、部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。例如被人们称为“日光城”的拉萨市，1961年至1970年的平均值，年平均日照时间为3005.7h，相对日照为68，年平均晴天为108.5天，阴天为98.8天，年平均云量为4.8，太阳总辐射为816kJcm2a，比全国其它省区和同纬度的地区都高。全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最，那里雨多、雾多，晴天较少。例如素有“雾都”之称的成都市，年平均日照时数仅为1152.2h，相对日照为26，年平均晴天为222、4.7天，阴天达244.6天，年平均云量高达8.4。其它地区的太阳年辐射总量居中。 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。 按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区： 类型地区年日照时数年辐射总量千卡/cm2年1西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部3223、0033001602002西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部300032001401603新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、四川西南部220030001201404湖南、ss、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江140022001001205四川、贵州1000140080100 一类地区 全年日照时数为32003300小时，辐射量在670826104kJcm2a。相当于225285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高24、原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJcm2a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。 二类地区 全年日照时数为30003200小时，辐射量在586670104kJcm2a，相当于200225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。 三类地区 全年日照时数为22003000小时，辐射量在502586104kJcm2a，25、相当于170200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部和四川西南部等地。 四类地区 全年日照时数为14002200小时，辐射量在419502104kJcm2a。相当于140170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。 五类地区 全年日照时数约10001400小时，辐射量在335419104kJcm2a。相当于115140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区26、。 一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于586kJcm2a，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的23以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。 中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.351038.40103MJ/m2之间，其平均值约为5.86103MJ/m2。该等值线从大AA岭西麓的内蒙古东北部开始，向南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南27、部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46103MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86103MJ/m2。 太阳能丰富区:在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在150千卡平方公分以上。 太阳能较丰富区:北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130150千卡平方公分。 太阳能可利用区:分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110130千卡平方公分。 第三章项目建设的必要性3.1国际社会温室气体减排的要求大气中二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）等温室气体的含量原本处于自然生态系统所能承受的范围内，正常水平温室气体产生的温室效应，使28、地球有了生命的存在。随着世界工业的发展， 大气中温室气体的浓度逐年增加，CO2气体的增加尤为明显。世界工业温室气体的过量排放，破坏了自然生态平衡，过量温室气体的温室效应已逐渐成为地球生命生存的严重威胁。近年来，CO2等温室气体导致全球变暖趋势已经成为世界十大环境问题之首。为了减少CO2等温室气体的排放，减少全球气变暖趋势，世界各国做出了许多努力，并在1997年12月在日本京都召开的联合国气候变化框架公约第三次缔约方大会（COP3）上，通过了具有历史意义的京都议定书。作为第37个签约国，中国政府承诺到2020年中国CO2的年排放总量控制在1320亿t，中国人均碳排放水平控制在0.91.3t/a。29、目前，我国二氧化硫（SO2）年排放总量居世界第一，CO2年排放总量居世界第二，其增长速度远高于美国。预计，最迟至2009年，我国的CO2年排放总量将超过美国而位居世界第一。我国以煤为主的一次能源结构，经我国CO2年排放量的减排任务变得任重道远、压力巨大。面对压力和困难，我国政府为世界温室气体的减排做出了积极的努力。2006年1月1日可再生能源法颁布实施以来，全国各类可再生能源增长迅速，可再生能源的年利总量已超过2亿t标准煤（不包括传统方式利用的生物质能），其中水电约为15000万吨标准煤、风电（含太阳能、现代技术生物质能利用等）约为5000万吨标准煤。计划到2010年，全国将关停单机容量为2030、0MW及以下的总规模为50000MW的中小型常规燃煤火力发电机组，与同规模的高效清洁的大型燃煤机组相比，届时每年可节约标准煤将超过2000万吨。我国是世界上太阳能最丰富的地区之一，全国2/3以上地区的年平均日照时数大于2000h、年平均辐射总量约为5900MJ/m2，具有良好的太阳能利用条件。综上所述，本项目的建设遵循了国家对温室气体减排的要求，符合太阳能资源丰富的自然条件，表明了中国政府积极推进新能源应用的决心，项目的建设必将为世界温室气体减排做出应有的贡献。3.2符合国家太阳能发展规划国家“十一五”规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则,国家“十一五”规划确定的可再生能源发31、电包括风能、太阳能、生物质能等发电项目。在可再生能源中，太阳能取之不尽、清洁安全，是最理想的可再生能源。我国的太阳能资源丰富且分布范围广，太阳能光伏发电的发展潜力巨大。“十一五”期间，国家将实行优惠的财政税收政策和强制性的市场份额政策，以鼓励生产和消费可再生能源。中华人民共和国可再生能源法实施以来，可再生能源的发展步伐明显加快，2007年底我国可再生能源在一次能源生产总量中的所占比例已达到7%，2010年争取达到10%，2020年争取达到16%。国家“十一五”规划纲要提出：到2010年，我国太阳能发电规模要达到30万千瓦，到2020年要达到180万千瓦。建设重点如下：发挥太阳能光伏发电适宜分散32、供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站。到2010年，太阳能发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。建设重点如下：采用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决偏远地区无电村和无电户的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省（区、市）。建设太阳能光伏发电约10万千瓦，解决约1033、0万户偏远地区农牧民生活用电问题。到2010年，偏远农村地区光伏发电总容量达到15万千瓦，到2020年达到30万千瓦。在经济较发达、现代化水平较高的大中城市，建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施，首先在公益性建筑物上应用，然后逐渐推广到其它建筑物，同时在道路、公园、车站等公共设施照明中推广使用光伏电源。“十一五”时期，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电试点。到2010年，全国建成1000个屋顶光伏发电项目，总容量5万千瓦。到2020年，全国建成2万个屋顶光伏发电项目，总容量100万千瓦。建设较大规模的太阳能光伏电站和太阳能热发电电站。“十一五”时期，在甘34、肃敦煌和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目；在内蒙古、甘肃、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万千瓦、太阳能热发电总容量5万千瓦。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到20万千瓦，太阳能热发电总容量达到20万千瓦。光伏发电在通讯、气象、长距离管线、铁路、公路等领域有良好的应用前景，预计到2010年，这些商业领域的光伏应用将累计达到3万千瓦，到2020年将达到10万千瓦。3.3改善生态、实现地区电力可持续发展我国能源消费占世界的10以上，同时我国一次能源消费中煤占到70左右，比世界平均水平高出40多35、个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量7080，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重的影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和监控损失将达到GDP总量的13。光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。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。AA县具有丰富的太阳能资源，地广人稀，比较适合建设大规模高36、压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有助于环境能源危机，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。AA地区的年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96 MJ/m2。经计算，本项目2MWp光伏并网发电建成后年均发电量约218.584万kWh。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kWh计，每年可节约标准煤约1008.48t，减排CO2约3060.17t 。综上所述该太阳能光伏电站建成后，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，减少CO2的排放，保护生态环境。与当地电网联网运行可提高当地电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重，对我国37、和南方电力可持续发展的发展具有极大的促进作用，促进地区经济可持续发展。55第四章工程建设规模及目标4.1工程建设规模本项目建设规模为规划容量2MWp，类型为并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统以及相应的配套并网设施。4.2地区电力系统状况及接入方案4.2.1区域内电力系统现状桂林电网有变电站30座，其中220千伏变电站5座，变电容量780兆伏安；110千伏变电站25座，变电容量1103.5兆伏安。其中，220千伏输电线路681.29公里，110千伏输电线路806.92公里，35千伏输电线路131.67公里，10千伏配电线路1381公里。4.2.2光伏电站与电网系统连接方案太阳能发电38、站接入系统电压等级选择：太阳能光伏发电站最终装机规模为2MWp，初步确定其接入电力系统的电压等级选择为10kV。方案：自电站架设1回10kV线路接入该地区10KV变电站，导线采用LGJ电缆。太阳能电池发电单元经逆变器后输出电压0.3kV，经2台1250KVA变压器升压至10KV。10kV配电室出线1回为单母线接线接入当地公共电网。从技术而言，该系统接入方案能满足要求，具体接入系统的设计方案将在以后的接入系统专题设计中进行进一步深入细致的论证，以当地电力部门最终审定的方案为准。4.3建设目标为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，桂林凯创光伏科技有限公司决定兴建此2MWp光伏电站。本电站的光伏39、电池组件采用固定安装形式。针对2MWp太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成2个并网发电单元，每个发电单元输出0.3kV电压后，经过1台1250kVA升压变压器升压至10KV，最后整个系统以10kV单母线接线接入电网。第五章 光伏系统5.1 项目所在地的自然环境概况本工程厂址位于ss东北部的湘桂走廊AA县桂兴村。AA县地处北纬2518 2655、东经1101411056之间，属桂林市辖县，是湘漓二水之源，也是世界上最古老的运河灵渠的所在地，自古以来即是楚越文化交汇之区。湘桂铁路和国道322线一级公路斜贯全境，县城南距“山水甲天下”的桂林市区57公里。AA县地处低纬，境内40、属中亚热带季风气候，四季分明，气候温和，雨量充沛。5.2 项目所在地气象资料AA县年平均温度为17.8，极端最高气温38.5，最低气温-5.8，年平均降水量1842毫米，年无霜期293天以上。年平均日照时数为1670小时，平均气压为9949百帕。年太阳总辐射量约为4224.96 MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，AA县为太阳能资源第四类地区，具有一定的利用价值，适合建设光伏电站。5.3 光伏电场建设条件拟建场地为荒山，走向为坐东朝西，在该方向上有一定的坡度，且土质较好，场地主要为碎石。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。5.4 光伏部分5.4.1 光伏系统发电原41、理光伏发电系利用半导体材料的光生伏打效应原理直接将太阳辐射能转换为电能的技术。通过光伏电池进行太阳能电能的直接转换，并与测量控制装置和直流交流转换装置相配套，就构成了光伏发电系统。太阳能光伏发电具有许多其它发电方式无法比拟的优点：不消耗燃料、规模灵活、无污染、安全可靠、维护简单、寿命较长等等，所以自从实用性硅太阳能电池问世以来，世界上很快就开始了太阳能光伏发电的应用。光伏并网发电系统主要由太阳能组件方阵和并网逆变器两部分组成。太阳能组件将光能转化为直流电能，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能供负载使用或传输到电网。如下图所示:白天有日照时，太阳能组件方阵发出的直流电经过逆变器转换成交流电供给负42、载使用或传输到公共电网。当光照不足或电网异常时，系统自动停止运行。同时不断检测电网和光照条件，当光照充足且电网正常时，系统再次并网运行。光伏并网发电原理图l 太阳能组件通过导线连接的太阳能电池被密封成的物理单元被称为太阳能电池组件，具有一定的防腐、防风、防雹、防雨的能力，广泛应用于各个领域和系统。每片太阳能电池只能产生大约0.5V的直流电压，远低于实际使用所需电压，为了满足实际应用的需要，需要把太阳能电池串联成组件。太阳能电池组件包含一定数量的太阳能电池，这些太阳能电池通过导线连接。每件组件通常封装36片或72片太阳能电池片，正常输出工作电压约17V或35V左右。当应用领域需要较高的电压和电流43、而单个组件不能满足要求时，可把多个组件串、并联组成太阳能电池方阵，以获得所需要的电压和电流。本项目采用晶澳太阳能有限公司生产的高效单晶硅太阳能电池组件JAM5-180，组件电池按照严格的电池检验程序，依靠国内国外最先进的光伏检测机构，保证电池的效率和稳定性处于世界先进水平。防水接线盒和集成旁路二极管，以减少太阳能电池组件因表面被遮挡造成的热斑效应从而引起的组件损伤通过IEC61215性能测试和UL1703的安全测试，保障了晶澳的组件可以在各种恶劣的环境条件下正常工作提供五年的产品质量保证和10-25年的产品功率保证。 单晶硅和多晶硅电池片光伏电池组件的主要技术参数见表5：表5光伏组件技术参数表44、名称 分类JAM5-180组件类型单晶组件开路电压(Voc)44.6V短路电流(Isc)5.4A最佳工作电压(Vmp)36.5V最佳工作电流(Imp)4.93A峰值功率(Pmax)180Wp最大系统电压1000V DC抗风压强2400Pa短路电流温度系数0.036%/开路电压温度系数0.33%/功率温度系数0.47%/额定工作温度472使用温度范围（40）（+85）组件尺寸158080846组件重量15.5KgSTC：辐照度1000W/m2，组件温度25，AM=1.5l 并网逆变器并网逆变器为跟随电网频率和电压变化的电流源，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能。目前并网型逆变器的研究主要集中于D45、CDC和DCAC两级能量变换的结构，DCDC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DCAC逆变环节主要使输出电流与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。本项目拟采用POWER ONE公司生产的300KW集中型逆变器, 型号为PVI-CENTRAL-300-TL，具有如下特点:灵活的系统架构，6个功能独立的55kW模组，配置成“主从” 模式（并联模式）或者“多主”模式（独立模式）。音频噪音低。开关频率在可听频率之外（18kHz）。模块化配置。每个55kW模块相互独立。高转换效率。容易维护，因为可以快速拔插逆变器模组。可以增加层数，扩大容量和应用范围，使配线最少（一个机架最多可以扩容到346、30kW）。减少单模组故障敏感度：如果一个模组出错，系统保持55kW降额运转。人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议 ，支持动态(DHCP)或静态获取IP 地址。 300kW集中型光伏并网逆变器技术参数表特点PVI-CENTRAL-300-TL输入参数推荐的最大PV 功率kWp354每模组输入功率kWp5947、绝对最大输入电压Vdc900MPPT 输入电压范围Vdc465V850V(550V 额定)最大输入电流（Idc）738A（总）；123A（单模组）输入反射纹波电压0.99（在额定交流功率下）AC 侧电流谐波THD4%（在额定交流功率下）开关频率kHz18交流侧过压保护有转换效率峰值效率（额定输入电压）97.41%欧洲效率（额定输入电压）97.14%环境参数环境保护等级IP20工作温度范围-10+50相对湿度（不结露）95%一般参数辅助电源功耗（W）额定交流功率的0.3%夜间损耗90W近距离通讯两个RS485 端口（一个RS485 专门用于连接接线盒）远距离通讯（可选）AEC（拨号，以太网，IS48、DN，DSL，GSM）用户界面2 行显示（每个模组）尺寸（宽高深）（mm）1250 x 2100 x 810全部重量（kg）110050kW 模组重量（kg）65需要的通风量6000 立方米/小时认证EMCEN61000-6-2, EN61000-6-4CE 认证是并网认证DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000光伏并网逆变器技术参数表 5-25.4.2 电站整体设计5.4.2.1概述本期工程采用多支路上网的“积木式”技术方案，分块发电、集中并网方案，将系统分成2个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入1049、kV电网进行并网发电的方案。系统按照2个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp单元采用3台 300KW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、次级直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入升压变压器，升压为10kV接入电网。每个太阳能发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA干式变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱以1MW单元为单位就地布置，逆变器及升压变压器等安装在光伏电气室。太阳能电池组件全部采用国产单晶硅组件，所有支架全部为固定支架。本工程在光伏电气室楼顶安装一套环50、境监测系统，主要监测的参数有：风速、 风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。5.4.2.2设计原则（1）太阳能电池方阵排列布置需要考虑地形，地貌的因素，要与当地自然环境有机的结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。太阳电池方阵的布置设计包括阵列倾角设计，方位角设计，阵列间距设计，需根据总体技术要求，地理位置，气候条件，太阳辐射能资源，场地条件等具体情况来进行。（2）尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐，规范，美观，接受太阳能幅照的效果最好，土地利用更紧凑，节约。（3）每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日51、时，所有组件仍有6小时以上的日照时间。5.4.2.3安装方式设计（1）太阳电池阵列倾角的确定方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置，全年太阳辐射分布，直接辐射与散射辐射比例，负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。光伏组件排布方式为：组件倾斜后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本项目选址地冬至日上午九时到下午三时光伏组件方阵之间接受的辐射量最大，根据计算，本工程确定太阳电池方阵支架倾角均为21度。（2）太阳电池阵列间距的设计计算：光伏组件布置一般确定原则：冬52、至当天9:0015:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距应不小于D。 在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，组件之间南北方向无阴影遮挡。固定光伏组件方阵的支架采用镀锌角钢，根据本项目的岩土性质，阵列安装基座采用凝土基础，如下图所示：图51混凝土基座计算光伏组件方阵安装的前后最小间距D，如下图所示：图52阵列阴影示意图一般确定原则：冬至当天9:0015:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方53、阵底边垂直距离应不小于D。 计算公式如下：式中：为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度取北纬2518；H为光伏方阵阵列或遮挡物与可能被遮挡组件底边高度差，该项目如果根据上式计算，21倾角倾斜安装时，为保证在9:0015:00时段内前排电池板不会对后排产生影响，前后排电池组件之间间距为2.0米，如下图示意所示：图53安装倾角为21度（3）单支架电池组串的排列设计：每个晶体硅太阳组件串支架的纵向为2排，每排17块组件，即：每个单支架上安装34块晶体硅太阳电池组件，构成2个组串。每一个支架阵面平面尺寸为（14.536mx3.120m）。5.4.2.4方阵布置说明本项目每一个1MWP光伏发电单54、元组成一个1MWP光伏发电单元系统，同时考虑预留一定的检修通道。为了减少至逆变器直流电缆数量，尽量少占土地及布置的规整性，即每1MWP方阵布置165个支架, 共有330个组件串。5.4.3 光伏电站发电量计算方法根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。从气象站得到的资料，一般为水平上的太阳辐量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行光伏系统发电量的计算。对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列,所接受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，其中较为简便的计算日辐射量的公式如下: R = Ssin()/sin + D 图54倾斜55、方阵面上的太阳总辐射量计算图 式中： R倾斜方阵面上的太阳总辐射量； D散射辐射量,假定D 与斜面倾角无关； S水平面上的太阳直接辐射量； 方阵倾角； 午时分的太阳高度角。根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型。单位面积电池板的年发电量g简化计算如下： kWh/m2其中：为多年平均年辐射总量， 为光伏电池的光电转换效率。代入上计算公式，得出单位面积光伏组件年发电量。理论发电量是在理想情况下得出太阳能电池组件输出的直流发电量计算。 并网光伏系统的效率是指:系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能量损失56、的情况下理论上的能量之比。标称容量1kWp的组件，在接受到1kW/m2太阳辐射能时理论发电量应为1kWh。 并网光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率等三部分组成。 1）系统损耗和效率分析 光伏组件效率1: 光伏阵列在1000W/太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于5%；灰尘影响组件功率损失小于5%；直流线路损失小于2%； 逆变器的转换效率2 : 逆变器输出57、的交流电功率与直流输入功率之比。 交流并网效率3: 即从逆变器输出至接入电网的传输效率,其中最主要的是升压变压器的损耗。对于本系统为升压至10kV并入公用电网的损耗。2）太阳能辐射数据分析及发电量模拟系统的总效率等于上述各部分效率的乘积: =123经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下： 预测发电量= SareaRmodulesystem； 式中： Sarea方阵总面积； RR倾斜方阵面上的太阳总辐射量； system并网光伏系统发电效率； module太阳能组件转化效率；在光伏理论年发电量的基础上，实际上网电量还会受安装倾角、方位角等综合因素影响。这里不一一列举，根据以往工程58、经验，本项目对应的光伏发电总效率约为85%。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料, 专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算,求出系统的年总发电量。.这里仅根据有关气象资料预测并网光伏发电系统的年总发电量，实际发电量会有一定偏差，这是正常现象。5.4.4系统发电量测算本项目光伏电站场址太阳能发电量分析采用了AA地区气象站提供的资料，该地区年平均日照时数为1670小时，太阳总辐射量全年为4224.96 MJ/m2。 由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度对组件接受到的太阳辐射有很大的影响。与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角和太阳能电59、池组件方位角。太阳能电池组件的倾角是电池组件与水平地面的夹角。太阳电池组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。一般在北半球，太阳能电池组件朝向正南方布置，即组件方位角为0度时，发电量最大。本工程设计原则上保证太阳能电池组件朝正南方向布置。故所需计算的仅为太阳电池组件的最佳倾角。依据气象数据和软件计算得知当太阳电池组件的倾角为21度时，电池组件年接受太阳能辐射量最大，为每年5039.28MJ/M2。根据太阳辐射量，系统总功率等数据估算2MWp并网光伏发电系统的年总发电量。计算软件采用联合国环境规划署和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETSCREE60、N。RETSCREEN与许多政府机构和多边组件共同合作，由来自工业界，政府部门和学术界的大专家提供技术支持进行开发工作。经计算2MWp并网光伏发电系统的年均发电量为218.584万kWh。晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算。表53 25年衰减及平均年发电量测算表：(单位：万kWh/年)年限12345系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量240.30238.37236.47234.58232.70年限678910系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量230.84228.99227.16225.34223.5461、年限1112131415系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量221.75219.98218.22216.47214.74年限1617181920系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量213.02211.32209.63207.95206.28年限2122232425系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量204.64203.00201.37199.76198.16总发电量5464.602（万kWh）25年平均发电量218.584（万kWh）结论：由以上计算可得，本工程25年总发电量约为5464.602万kWh，25年年平均发电约218.5862、4万KWh。5.4.5 数据采集监控方案（1） 数据采集在每台光伏并网逆变器内设有电流传感器和电压传感器，可以实时测量太阳电池方阵的峰值电压和峰值电流，交流输出电压和交流输出电流。数据采集器，时时读取每台逆变器的测量数据（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac 、Pac），数据采集器可以同时监测50台不同功率级别的逆变器，同时监测每台逆变器各种运行参数，数据采集器通过计算可以得到整个光伏并网系统的累积发电量，当天累积发电量以及整个系统瞬时功率。同时数据采集器通过RS485协议，读取环境检测仪采集到各种模拟量数据，这些模拟量数据包括太阳辐射强度、太阳电池方阵的温度、现场环境温度、风速等。每台逆变63、器运行参数（2） 数据通讯在光伏发电系统中，在每台逆变器和数据采集器中都配有RS485通讯适配器，数据采集器和每台逆变器通过通讯适配器都挂在RS485总线上，数据采集器通过RS485与各逆变器实时通讯，实时读取逆变器的各项运行参数和故障信息。数据采集器读取的测量数据以RS232通讯方式与上位机时时通讯，上位机读取每台逆变器的测量的参数，通过专业监控软件可以计算出太阳能电池方阵的峰值功率和交流输出功率，同时可以积分计算每天累计发电量，同时变换格式可供外部显示。数据采集器与各逆变器通讯系统原理图数据采集器与逆变器通讯（RS485）5.4.6 光伏发电数据显示系统为充分发挥示范作用，并直观的展现光伏64、发电项目的运行状况和关键运行参数，本项目在光伏电气室集控室安装一套数据显示系统。该系统主要由彩色显示器、工控机、控制机显示软件及通信线路组成，显示参数可通过对工控机的操作进行不同监控画面间的切换，显示内容包括：系统自带环境监测仪的环境监测参数（日照辐射强度、环境温度、风速等）、光伏发电实时功率、系统效率、累计发电量、当天发电量、过去N天运行参数曲线等。第六章电气系统6.1 电气一次部分6.1.1 接入系统方案本工程在空旷的土地上安装太阳能光伏发电系统，拟定总装机容量为2MWp。根据光伏发电系统装机容量和AA地区区域电网实际情况，就近新建10kV变电站，设计容量为2500KVA。光伏电站相关配电65、设施（含接入电缆）按10kV标准设计。电站最终使用2台升压变压器，单台容量1250kVA，升压变变比为10/0.3kV。为满足可靠性要求，从升压站母线出1回路10kV线路接入地方公共电网。6.1.2 电气主接线1、光伏电站电气主接线 本期工程2MWp发电系统以太阳能发电单元升压变压器接线方式接入站内10KV配电室。整个发电系统经变电站升压为10kV，经过站内10kV配电装置，出线1回为单母线接线接入电网。接入系统最终以接入系统审查意见为准。每个太阳能发电单元设1台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA干式变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器以1MW单元为单位就地布置，经电缆接至升压变66、电站升压为10kV，最后整个发电系统经10kV配电室最终接入当地10kV变电站。光伏电站并网运行时，并网点的三相电压不平衡度不超过电能质量三相电压允许不平衡度（GB 155431995）规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3%。因本工程无大规模的旋转设备，消耗无功功率很小，本工程按装机容量设置250kVar的自动投切的无功补偿装置，为电站的升压变、线路等提供无功功率补偿。2、光伏电站站用电本站站用电源由10kV（施工电源）引接一路。本期设置1台400kVA降压变压器作为站用变压器，站用电用于供给本站内各处照明、暖通、检修等负荷。6.1.3 主要电气设备选择（1）升67、压变10KV升压变选用三相干式配电变压器。型号SCB1250/10 ，额定容量1250kVA。电压比10.52x2.5%/0.3kV，接线组别DYN11，短路阻抗Ud=6.0%。 变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。跳闸信号接至10kV高压开关柜和变压器低压侧进线开关，动作于跳闸，温度信号接至综合自动化监控系统中。（2）10kV配电装置10kV配电装置单母线接线，选用铠装型金属封闭手车式开关柜，采用真空断路器，配置升压变、电容器的综合保护装置。按10kV电压等级设计，真空断路器额定开断电流暂定25kA。10kV配电装置单母线接线，采用真空断路器、隔离开关，配置升压变、电容器的综合保护装置。（68、3）低压配电装置低压开关柜选用MNS型低压抽出式开关柜。进线断路器选用框架断路器，配置智能脱扣器，额定开断电流为50kA。（4）逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动检测功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。本工程选用单台输出功率300kW级别逆变器作为全站逆变装置。逆变器的技术参数详见表61。表61300kW逆变器技术参数特点PVI-CENTRAL-300-TL输入参数推荐的69、最大PV 功率kWp354每模组输入功率kWp59绝对最大输入电压Vdc900MPPT 输入电压范围Vdc465V850V(550V 额定)最大输入电流（Idc）738A（总）；123A（单模组）输入反射纹波电压0.99（在额定交流功率下）AC 侧电流谐波THD4%（在额定交流功率下）开关频率kHz18交流侧过压保护有转换效率峰值效率（额定输入电压）97.41%欧洲效率（额定输入电压）97.14%环境参数环境保护等级IP20工作温度范围-10+50相对湿度（不结露）95%一般参数辅助电源功耗（W）额定交流功率的0.3%夜间损耗90W近距离通讯两个RS485 端口（一个RS485 专门用于连接接70、线盒）远距离通讯（可选）AEC（拨号，以太网，ISDN，DSL，GSM）用户界面2 行显示（每个模组）尺寸（宽高深）（mm）1250 x 2100 x 810全部重量（kg）110050kW 模组重量（kg）65需要的通风量6000 立方米/小时认证EMCEN61000-6-2, EN61000-6-4CE 认证是并网认证DK5940Ed.2.2,VDEW,UL1741,RD1663/2000（5）直流汇流箱和直流配电柜每个逆变器都连接有若干组串光伏组件，这些光伏组件通过直流汇流箱和直流配电柜连接到逆变器。直流汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP65，同时可接入10路的太阳电池串列71、，每路电流最大可达20A，接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V，熔断器的耐压值不小于DC1000V，每路光伏串列具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能，采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。直流汇流箱还装设有浪涌保护器，具有防雷功能。直流汇流箱的电气原理图如图61。图61直流汇流箱电气原理框图直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。该配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏防雷器。方便操作和维护。直流防雷配电柜的电气原理图如图62。图62直流防雷配电柜电气原理框图6.1.472、 光伏组件串并连设计（1）组件串联方式设计在本系统中，使用晶澳太阳能有限公司生产的高效单晶硅组件JAM5-180, 在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。根据以上得知，本系统逆变器最高电压为900V，最小MPPT电压为465V，MPPT范围为465V850V。 JAM5-180单晶硅组件的开路电压为44.6V，峰值工作电压为36.5V，组件开路电压温度系数为0.33%/，经过计算组件串联数在1618比较合适，组件为17件/串时组件串电压为620.5V在MPPT范围内。为了保证系统发电效率采用17件组件为1个组件串。（2）组件并73、联方式设计整个光伏发电系统总计2MWp，共使用上述太阳能电池组件11220块。根据组件工作电流大小和逆变器最大允许输入电流，以短路电流计算得5.4Ax10x11=594A738A，满足逆变器要求。单晶硅光伏组件光伏方阵接线箱采用10路汇1路比较合适。6.1.5 过电压保护及接地1、防雷光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。将光伏电池组件支架连接扁钢接到接地端子作为防雷保护。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。直流汇流箱内设置电涌保护器，防止雷电引起的线路过电压。本工程升压变压器、10kV线路及10kV母线装设氧化锌避74、雷器，防止雷电侵入波过电压。电气配电装置大部分采用户内布置，在各配电室设置避雷带，防止直击雷过电压。2、接地为保证人身安全，所有电气设备外壳都应接至专设的接地干线，全站接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。6.1.6 全站照明本站照明分为正常照明和应急照明，照明电源取自站用电交流电源，应急照明灯具自带蓄电池。应急时间不小于30分钟。光伏光伏电气室内采用节能荧光灯作为正常照明的光源。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。6.1.7 电气设备布置在光伏电站设置光伏光伏电气室一座，单层布置。分别布置配电室、继电器室、集控室。布置直流屏、计量屏、UPS屏、综75、合自动化屏等。10kV配电装置采用户内成套开关柜，10kV馈线均采用电缆。6.1.8 电缆敷设及电缆防火本站各屋内10KV配电室、继电器室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用桥架槽盒沿光伏组件背面敷设，电缆出直流汇流箱沿电缆沟敷设。电缆通道按发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程规定及火力发电厂与变电站设计防火规范设置防止电缆着火延燃措施。建筑中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、集控室入口处均应实施阻火封堵。6.2 电气二次部分本工程采用一体化的集中控制方式，在发电站的集控室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信。6.2.176、 综合自动化系统光伏电气室设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。该项目通过升压至10kV并入地区公共电网。在10kV线路并网侧设置电能计量装置，通过专用电压互感器和电流互感器的二次侧连接到多功能电度表，通过专用多功能电度表计量光伏电站的发电量，同时设置电流、电压、有功、无功和功率因数等表计以监测系统运行参数。计量用专用多功能电度表具有通讯功能，能将实时数据上传至本站综合自动化系统。升压站线路侧的信号接入地区公共电网调度自动化系统。本站配置77、通讯管理机1台，主屏安装于电子设备室，采集各逆变器、10kV配电装置、升压变的运行数据。综合自动化系统通过通讯管理机与站内各电气设备联络，采集分析各子系统上传的数据，同时实现对各子系统的远程控制。综合自动化系统将所有重要信息传送至集中控制室的监控后台，便于值班人员对各逆变器及光伏阵列进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。项目公司亦可通过该系统实现对光伏电站的遥信、遥测。6.2.2 综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程（GB1428593）配置。变压器设置高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器78、留有通讯接口以便上传信息。10kV高压开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。300V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。10kV并网联络线在相应的线路上配置微机型电流保护装置，具体配置还应在施工图设计时按接入系统设计和审批文件要求配置。6.2.3 站用直流系统为了供电给控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和机组交流不停电电源等动力负荷提79、供直流电源，设置220V直流系统。直流系统采用动力、控制合并供电方式，本期装设一组220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为机组的每组蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为100Ah。蓄电池以10小时放电容量，正常时以浮充电方式运行。6.2.4 不间断电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。6.2.5 站内通信市政通讯接入在光伏电站光伏电气室，初步考虑接入10门电话网络，采用综合布线系统。6.2.6 站内安保系统设置闭路电视监视系80、统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及光伏电气室内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。第七章公用辅助工程7.1土建工程 本工程2MWp光伏电站，对建筑方案进行设计，新建一座光伏电气室。7.1.1设计概述项目建设内容 光伏电气室层数： 一层耐火等级： 二级；生产类别： 民用；层高： 4.2m建筑占地面积： 315m2建筑面积： 315m2结构形式： 钢筋混凝土框架结构外形尺寸(长宽)(m)： 359室内外高差为0.3m7.1.2 平面设计光伏电气室为单层的钢筋混凝土框架81、结构，包括集控室，配电室，夜班休息室、办公室等。7.1.3 立、剖面设计建筑是实用艺术，是技术与艺术的结合体。在满足功能的前提下，追求形式上的变化，并力图表现建筑的个性。光伏电气室围护墙采用外墙外保温，仿石贴面及外饰涂料，内墙为内墙涂料；其他建筑均采用内墙涂料、外墙涂料。全厂建筑以白为主调，点缀浅色仿石贴面 ，在蓝天绿地的衬托下，将营造出一个自然清新环保的电厂。7.1.4 维护结构1）外墙本着节能、节约耕地资源的原则，光伏电气室、门卫采用200厚加气混凝土砌块加挤塑剧苯板保温外墙，外墙饰面采用仿石贴面及外饰涂料，灰白色为主色调。2）内墙内隔墙构造：200厚蒸压加气混凝土砌块。3）屋面钢筋砼结构82、屋面防水做法: 40厚C20细石混凝土内配6200双向，粉平压光80m厚挤塑聚苯乙烯保温板1.2厚三元乙丙防水卷材。20厚1:3水泥砂浆找平层现浇钢筋砼屋面板,随捣随抹。4）吊顶光伏电气室：T型铝合金烤漆龙骨矿棉板吊顶，主龙骨间距1200mm；卫生间和类似的潮湿区域，采用铝合金微孔板板吊顶。5）地面光伏电气室：办公室复合木地板地面；门厅花岗岩地面；设备区水泥砂浆地面；卫生间和类似的潮湿区域，采用防滑地砖楼地面。6）踢脚、墙裙所有建筑物踢脚、墙裙均需与所在房间楼、地面、墙面做法协调统一。7）门有关防火等级和关闭要求，均按照现行规范、规定执行。门高根据使用要求确定。有特殊要求的门使用感应联动装置。83、原则上所有门均使用自动闭门器。全厂门锁系统将依据业主的要求执行。所有门及门框均采用1.2mm厚镀锌钢板制成，表面喷漆。采用保温防盗门、铝合金平开窗（中空玻璃）、木门及各种等级的防火门窗。8）光伏电气室通风、采光光伏电气室以天然采光为主，人工照明为辅。通过中央庭院组织自然通风，并尽量利用天然采光。9）光伏电气室防火 配电室，控制室隔墙耐火极限不小于1h，隔墙上的门采用乙级防火门。防火满足建筑内部装修设计防火规范、建筑设计防火规范要求。集中控制室室内装饰，采用规范要求等级的防火材料。7.2采暖、通风、空调7.2.1 设计依据采暖通风与空气调节设计规范GB500192003火力发电厂采暖通风与空气调84、节设计技术规程DL/T50352004火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL50531996工业企业设计卫生标准GBZ12002工作场所有害因素职业接触限值GBZ22002建筑设计防火规范GB500162006火力发电厂与变电站设计防火规范GB502292006火力发电厂保温油漆设计规程DL/T50721997工业设备及管道绝热工程设计规范GB5026497锅炉房设计规范GB5004192钢制压力容器GB1501998公共建筑节能设计标准GB501892005城市热力网设计规范GJJ342002城镇直埋供热管道工程技术规范CJJ/T81987.2.2设计范围本次暖通设计范围详见下表：建筑号名85、称系统（设计的，不设计的）采暖通风空调备注1光伏电气室7.2.3 采暖在光伏电站综合楼和门卫设置采暖系统。采暖方式采用电暖器采暖。该系统简洁，避免了日常的维护，可以实现一室一控。7.2.4通风卫生间采用嵌入式卫生通风器排风，换气次数为15次/小时；备餐间采用百叶窗换气扇排风，换气次数为4次/小时。卫生间和备餐间采用自然补风。10KV配电室，低压配电室，继电器室设计了防爆屋顶轴流风机进行排风，换气次数不小于12次。补风采用铝合金防雨百叶风口（附G3无纺布过滤网）自然补风。补风采用铝合金防雨百叶风口（附G3无纺布过滤网）自然补风。7.2.5 空调在10KV配电室，低压配电室，继电器室，集控室设置了86、风冷分体柜机，以保证夏季设备的安全运行和值班人员的舒适性要求。7.3 给排水7.3.1设计依据(1)火力发电厂水工设计规范（DL/T 53392006）(2)室外给水设计规范（GB500132006）(3)室外排水设计规范（GB500142006）(4)建筑给水排水设计规范（GB500152003）(5)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB502292006)(6)220kV500kV变电所设计技术规程（DL/T52182005）(7)给水排水管道工程施工及验收规范（GBJ5026897）7.3.2主要设计原则、功能及配置主要设计原则（1）站区内设生活给水管网，供站区生活用水及光伏电池板定期擦87、洗用水等。给水水源为AA县的城市自来水。（2）站区内设生活污水管网，污水排入附近的污水管网。7.3.3给排水系统设计7.3.3.1 给水系统（1）给水水源给水水源为AA县水厂的城市自来水。（2）给水系统设置给水系统为站区的生活杂用水供水系统，供水对象为日常生活饮用、淋浴、采暖热网补水、以及光伏电池板的擦洗用水等。最高平均时用水量约为0.5m3/h，最高日最大时水量约为8m3/h。根据给水管网的水量和水压要求，给水主管的管径为DN80。站区生活热水采用太阳能热水器提供。太阳能热水器一台，规格为 V=200L F=2.73m2辅助电加热功率N=2.0Kw。7.3.3.2排水系统本工程排水系统采用合88、流制排水系统，用综合污水管网收集站区生活污水排入附近AA县的污水管网，由AA县污水处理站统一处理。站内污水主要由站区生活点各洗手盆、大便器、小便器、淋浴器及采暖系统换热间等的排水。站区地表雨水排水，采用场地、路面、雨水明沟的综合排水方式，站区不设雨水排水系统，地表雨水随道路及场地竖向坡度排向站区道路边雨水明沟。管道材质：（1）厂区给水管道采用PE管；（2）室内生活给水管地上部分采用PPR给水管道，埋地部分采用PE管，污水下水管采用UPVC塑料排水管道；（3）厂外雨水管采用焊接钢管。阀门型式选择的统一规定：a) 安装在室外阀门井阀门，选用手动闸阀；b) 口径小于50mm的阀门均选用球阀；7.3.89、3.3 管道的防腐a)室内明露部分上下水道(塑料管除外)的防腐：管外壁涂刷红丹酚醛防锈漆(F5311)两道,银粉面漆两道。b)本工程对各类管道的防腐等级：直埋钢管的外壁采用加强防腐。c)室内明露及地上部分钢管及各种管件支吊架等,经表面除锈后，涂红丹酚醛防锈漆两道,醇酸磁漆两道.7.4控制与运行在进入厂区围墙后的给水管上，设置流量测量装置。第八章消防8.1设计主要原则（1）本工程依据国家有关消防条例、规范，本着以“预防为主，防消结合”的消防工作方针，并结合本工程的具体情况进行消防部分的设计。各工艺专业根据发电厂的特点，在设备与器材的选择和布置上采取防火措施。总图、建筑和结构专业根据防火要求，进行90、厂区总平面布置及建（构）筑物的设计。从积极的方面预防火灾的发生及其蔓延扩大，做到“防患于未然”。（2）本工程在同一时间内的火灾次数按一次计。（3）光伏电气室内采用消火栓灭火系统，并配备必要的灭火器材。（4）易燃及重要装置部分设火灾监测、报警系统。（5）电厂设有完善的消防系统，消防由城市消防大队承担，电厂设置业余消防队。8.2消防给水系统本工程消防给水接自电厂消防给水管网，光伏电气室按规范设有室内消火栓，室内消火栓的布置保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何部位。同时参照相关规范在室内配置灭火器。第九章环境保护9.1设计依据及标准9.1.1 设计依据中华人民共和国环境保护法（1989年12月291、6日起实施）；（98）国务院令第253号建设项目环境保护管理条例；风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法（2005年8月17日）；9.1.2 评价标准环境空气质量标准（GB309596）及修改单通知中的二级标准；地下水质量标准 （GB/T1484893）中的类标准；声环境质量标准 （GB30962008）中的3类标准；工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）中的类标准；建筑施工场界噪声标准（GB1252390）。9.2环境现状9.2.1自然环境本工程厂址位于ss东北部的湘桂走廊AA县桂兴村。AA县地处北纬2518 2655、东经1101411056之间，属桂林市辖县，是湘漓二水92、之源，也是世界上最古老的运河灵渠的所在地，自古以来即是楚越文化交汇之区。湘桂铁路和国道322线一级公路斜贯全境，县城南距“山水甲天下”的桂林市区57公里。AA县年平均日照时数为1670小时，年太阳总辐射量约为4224.96 MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，AA县为太阳能资源第四类地区，具有一定的利用价值，适合建设光伏电站。9.2.2水环境质量现状本工程由AA县市政管网提供标准用水，满足地表水质量标准（GB38382002）中的IV类标准的要求。9.2.3噪声环境质量现状本项目所在区域空旷，目前区域内噪声主要为交通噪声，由于车流量较少，区域噪声现状较好。9.3环境影响因素分析9.3.1光93、伏电站对土地利用的影响拟建设ssAA县桂兴村太阳能电场占地主要为太阳能电池板支墩、逆变器及部分配电设施建筑用地。拟建设ssAA县桂兴村太阳能电场工程的建设符合当地政府的土地利用规划。工程建成期间由于施工使少量植被生长遭到破坏，将对局部区域的水土保持有一定的影响。工程建设后期，施工单位应按建设项目水土保持的有关要求进行施工现场的回填、平整，采用适当的抚育措施，以利于自然植被的恢复。工程建成投运后，随着自然植被的逐步恢复，本工程建设不会对当地的土地利用产生不良影响。9.3.2光伏电站对大气影响由于本工程施工建设规模较小，且污染源单一，排放量较少。因此，在本工程施工期间严格按照环保的要求进行施工，对94、该区域大气环境质量的影响较小。9.3.3光伏电站对水环境影响本工程施工期拟AA县市政管网接引水管，供施工及生活使用。施工期间产生的污水主要包括：含泥沙的施工污水；机械设备的冲洗水；施工工地的食堂含油污水；一般生活污水等，主要污染物CODCr、氨氮、BOD5和SS类等。根据工程类比资料，施工期施工人员排放的废水中CODCr 100mg/L，氨氮15mg/L。在施工中设备冲洗废水排放较少，且水中污染因子较少，主要为悬浮颗粒物，少量排水被蒸发，因此对区域地下水不会产生影响。另外，施工阶段使用旱厕所，少量生活废污水就地泼洒、蒸发，不会对该区域地下水产生影响。9.3.4噪声影响施工中的噪声主要来源于施工95、机械，建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。不同的施工设备产生的机械噪声声级，见表91。表91主要施工接卸设备的噪声声级 单位：dB（A）施工阶段噪声源声级土石方装载机85挖掘机79铲土机75压路机72自卸卡车70打桩风钻81结构混凝土搅拌机79混凝土振捣器80装修木工圆锯83升降机72注：测点距离15m在多台机械设备同时作业时，各台设备产生的噪声会相互叠加。根据类比调查，叠加后的噪声增值约38dB（A），一般不会超过10 dB（A）。在这类施工机械中，噪声最高的为风钻，达到81dB（A）。另外，混凝土振捣器也较高，在80 dB（A）以上。由于太阳能电站位于开发区，场址附近人烟稀少，施工过程96、中产生的噪声虽然较大（在85dB（A）左右），但随着距离的增加，噪声不断地衰减，对场址所在区域不会产生不良影响。9.3.5固废物影响拟建太阳能电站区域人烟稀少，属自然生态环境，环境状况较好。在施工中将各类固体废弃物妥善出之后（即：有污染的公关业垃圾，手机对方，并挖坑掩埋），并将施工中的弃土及时清理，平整场地，回复原有制备，保护自然景观少受破坏，施工队该区域局部自然生态环境的破坏可控制在较低的程度，不会因施工队该区域的自然景观产生明显影响。9.4环境保护措施9.4.1绿化本工程绿化重点应在电站空地及建筑物周围。建筑物四周绿化以不影响生产、不妨碍交通，采光通风为原则，综合考虑生产工艺和箭镞布局，在97、乔、灌、草合理布局的原则以实用、美观为主。阵列区的绿化，以种草为主，在不影响采光的前提下，可以种植低矮植物篱。为了提高石虎木的复活绿，在栽植过程中易带土球移植，以穴状栽植。草坪的种植方式主要有草籽播种、草茎撒播、草皮移植等方法。在草坪长成后要经常修剪，修剪能控制草坪的高度，促进分蘖，增加叶片密度，移植杂草生长，使草坪平整美观。为了使草坪保持良好的生长，其土壤保持适宜的水分是重要的植保措施。微喷灌溉方式需水力时时间短、灌水次数多、灌溉均匀，是草坪较理想的灌溉技术。9.4.2水土保持拟建项目区位于ssAA县桂兴村。本项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，光伏电气室、门卫等建筑物地基开挖、回98、填过程造成的土壤扰动及太阳能电池阵列单元支架和通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。本项目建设区域制备系数，无任何乔、灌木，植被类型主要是丛生野草，建设期间中无树木砍伐。本拟建项目建设时应减少地表大量对方弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的大量破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。为了防止临时堆土，砂石料对方场由于风蚀产生新的水土流失，堆土场周围进行简易防护，采用彩钢板防护的措施，在堆土周围进行部分拦挡，彩钢板高度99、为2m，钢板地步埋入地表以下0.2m，地表以上拦挡高度为1.8m，挡板外侧采取钢支架支撑措施。另外，在大风天气在场区临时堆土表面覆盖防尘网。在防止临时堆土风蚀产生水土流失对堆土场表面及时洒水，使表面自然固化。要求施工时的挖方要及时回填，尽量减少堆土场的堆土量。施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往工业区垃圾场对方，避免产生新的水土流失。9.4.3大气污染防治措施（1）按照预定的道路行驶施工，避免随意行车破坏局部地表植被，造成扬尘降低大气环境质量；（2）由于太阳能电场所在区域较干燥，且多大风。因此，在电池板基础及主要建（构）筑物开挖、回填，100、以及输电线路各塔架、电杆、电缆沟施工时，应尽量避免在大风天气施工，减少施工扬尘对环境的影响；（3）对施工材料的运输及堆放要严格管理，避免水泥、砂石等材料随意堆放。对基础施工中的弃土要妥善处理，可用于修筑道路，避免随意堆放，造成扬尘。（4）施工期间按照环保的要求，采用清洁能源，避免大气污染物的排放污染周围环境。9.5环境效益分析太阳能建设项目为清洁能源工程，利用光能资源发电，每年可节约大量地煤炭资源。拟建ssAA县桂兴村太阳能光伏发电并网项目，规划装机容量为2MWp，年均发电量约218.584万kWh。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kWh计，每年可节约标准煤约1008101、.48t，减排CO2约 3060.17t 。太阳能发电是清洁、无污染的可再生能源，太阳能光伏发电的过程是将太阳能转变成电能的过程。在整个运行过程中，不会产生大气、水、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护的角度分析，太阳能点成的建设代替燃煤电场的建设，将大大减少对周围环境的污染，并起到利用清洁自然可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用。具有明显的社会效益及突出的环境效益。并可节约煤电，同时也具有良好的经济效益。9.6结论拟建设ssAA县桂兴村太阳能电场工程项目利用清洁的、可再生的太阳能资源，节约了不可再生的煤炭、石油、天然气等资源，102、对于减少大气污染排放，保护环境具有重要的作用，社会效益及环境效益良好。拟建电场工程建成投运后，将为AA县增添又一新的旅游景观，对当地旅游发展具有一定的促进作用。此外，本期每个太阳能电池板支架基础仅占用较小的面积，不会对当地的生态环境有所影响，电场的建设不会影响当地土地利用规划；电场施工期间要加强管理，采取写实可行的措施，可有效地控制施工期间粉尘、噪声、水都流失等方面的影响。总之，拟建设ssAA县桂兴村太阳能电场工程的建设对当地环境不会产生不良的影响，并且太阳能电场工程是一个节能降耗项目。因此该项目的建设从环保的角度分析是可行的。84第十章劳动安全与工业卫生为了保护劳动者在建设生产过程中的安全与103、健康，改善劳动条件，太阳能电池设计必须贯彻执行国家及行业颁布现行的有关劳动和工业卫生法令、法规、标准及规定，以提高工程建设项目劳动安全和工业卫生的设计水平。设备的运输需要通过项目所在地，在通过人员比较密集区域，应特别注意交通安全。在实施运输前，必须对运输路线的道路、桥梁等进行全面的调查，以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求，落实运输加固措施，并配套足够的运输装卸工具，以确保运输过程的安全。应制定严格的施工吊装方案，施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定，并进行必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织设施、技术设施，经审查批准后方开始施工。安装现场104、应成立安全监察机构，并设安全监督员。吊装设备应符合电力工业部电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)DL4081991、电业安全工作规程(电力线路部分)DL4091991，电力工业部（电安生1994227号）电业安全工业规程（热力和机械部分）的规定。吊装前，吊装指挥和起重机械操作人员要共同制定吊装方案。吊装现场必须设专人指挥，指挥必须有安装经验，执行规定的指挥手势和信号。吊装人员必须检查吊车各零部件，正确选择吊具。起吊前应认真检查被吊设备，防止散件物品坠落。10.1防火、防爆各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按火力发电厂与变电所设计防火规范GB502292006执行。建（构）筑物最小105、间距等按建筑设计防火规范（GB电力工业部 500162006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB5022920066）等国家标准的规定执行。设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。10.2防雷电、防电伤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压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷原件要分散安装在阵列的回路内，也安装在接线箱内，对于从低压配电线侵106、入的列点浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷原件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷变压器。所有电气设备均按照现行的电气设备安全设计导则（GB40641993）要求进行设计；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（GB501692006）要求进行设计，电气设备均接地或接零；按规定配置过载保护器、漏电保护器；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；电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小距离符合配电装置设计技术规程规定的要求；为确保工作人员自生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107、全防护鞋或轻便运动鞋等；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；10.3防噪声、振荡及电磁干扰噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等噪声设备隔声限制要求，对于变压器、逆变器等噪声设备隔音措施使其噪声满足工业企业噪声控制设计规范（GBJ871985）的要求。站区布置建筑设计应考虑防噪措施。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（GB104361989）及其它有关标准、规范的规定第十一章项目运营管理本太阳能电场由桂林AA县工业集中区建设开发有限责108、任公司负责运营和管理。根据太阳能电场生产经营的需要，本着精干、统一、高效的原则，按照现代化太阳能电场运行特点，设置电站的管理机构。根据原能源部颁发的能源人199264号文“关于印发新型电场实行新管理办法的若干意见的通知”，原电力工业部颁发的电安生1996572号文“关于颁发电力行业一流水力发电场考核标准（试行）的通知”精神，考虑到太阳能电场工程具体情况，本期工程按少人值班、多人维护的原则进行设计，当电场的电气设备和机械进入稳定运行状态后，由于积累了一定运行经验，可按无人值班（少人值守）方式管理太阳能电站。11.1管理方式项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏109、电站及其升压变电站等配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站监控系统设在光伏电气室控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压站的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。11.2 管理机构本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。调整后，项目公司的组织机构设置如图所示：四部运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部组 织 机 构 图项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能； 主要运行岗位值班110、员具备全能值班员水平。调整后的项目公司人员的构成如下：项目公司总经理 1 人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；综合管理部 1 人，负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察等工作；财务部 1 人，负责项目运营期间的出纳工作；会计工作由综合管理部兼；安全质量部 1 人，负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采 购、仓库管理等工作；运行检修部 1人，负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作 各部门职责如下：序号部门名称人员编制部门职责一总经理1人负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。二综合管理部1人负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、 信息、党务工111、团、纪检监察等各项事务的管理会计工作。三财务部1人负责光伏电站运行期间的出纳工作。四安全质量部1 人负责光伏电站运行期间的经营管理、计划统计、物资采购、仓库管理等工作 五运行检修部2 人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作11.3 光伏电站运营期管理（1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、 交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格遵守调度纪律， 服从电网的统一调度，依据并网调度协议组织生产。（2）运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组112、织协调光伏电站安全、稳定、经济地运行。（3）建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核 严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。（4）严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交接班前后三十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。（5）加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设113、备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。（6）保证光伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值班人员应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指114、标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标 进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。11.4 检修管理（1）坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。（2）认真分析设备状况,科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。（3）对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和光伏电站太阳能资源特征提出建议，该建议应递交地区电力调 度通讯中心115、并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。（4）年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。（5）应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、 技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材 料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。（6）在编制下一年度检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等116、工作。（7）建立和健全设备检修的费用管理制度。（8）严格执行各项技术监督制度。 （9）严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修 后应做好维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术 文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷， 故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。11.5 117、防尘和清理方案灰尘冲洗为保证电池发电效率，每3个月定期对组件进行清洗，如果遇到沙尘天气等恶劣气候，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，为了节约宝贵的水资源，清洗主要采用负压吸尘的方式。为了不影响发电，清洗工作主要应在早晨和傍晚。第十二章工程进度计划本工程整个工程周期为12个月，其中：申请报告及审查：1个月；主设备招投标及采购：2个月；初步设计及施工图设计：2个月；设备、材料采购：1个月；土建施工：2个月；设备安装：3个月；调试：1个月；详见表121。表121 项目实施初步进度表进度项目建设周期12个月1234567891011121.申请报告及审查2.主设备招标及采购3.初步设计及施工图设计4.设备118、材料采购5.土建6.设备安装7.调试招标采购：对光伏发电系统的主要设备如逆变器等需要公开招标。其他设备采用议标或直接发包的形式。第十三章投资估算13.1投资估算范围本项目投资估算包括购置设备、新建配套建筑物、工程建设其他费用、预备费、建设期利息等。13.2投资估算依据国家发展改革委和建设部共同发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）工程勘察设计收费标准（2002年修订本）拟建项目各单项工程的建设内容及工程量13.3投资估算办法及说明工程费用：包括建筑工程费和设备及安装工程费用，其中主要设备价格，太阳能电池组件按14元/瓦，逆变器按522万元计算。工程建设其他费用：包括无形资产和其他资产，前119、期咨询费、设计费、建设单位管理费、生产准备费、培训费等其他费用预备费基本预备费：按工程费用加工程建设其他费用之和的5%计算。建设期利息本项目建设投资申请银行贷款1061万元，银行贷款利率按5.76%计算。根据方法与参数从建设起点算起借款当年按半年计息，建设期利息共计30.6万元。13.4项目总投资本项目工程总投资5304.9万元 其中：具体明细详见总投资估算表（附表1），投资按费用构成划分的估算表见表131。表131投资按费用构成划分估算表序号项目名称估算投资（万元）占投资比例(%)1工程费用4777.6 90.06%2其他费用245.6 4.63%3预备费251.2 4.73%4建设期利息3120、0.6 0.58%合 计5304.9 100.00%13.5资金筹措本项目总投资5304.9万元，其中：申请银行长期贷款1061.0万元，贷款利息按5.76计算；政府补贴2652.4万元，企业自筹1591.5万元。 第十四章经济评价14.1基本数据14.1.1项目计算期本工程设想项目计算期为26年，其中建设期1年，运营期为25年进行计算。14.1.2财务评价依据依照建设项目经济评价与参数（第三版），参考原电力规划设计总院电规经（1994）2号文关于印发电力建设项目经济评价办法实施细则（试行），有关现行法律、法规、财税制度。14.1.3成本直接工资及福利：根据企业提供的工资标准及人员安排计划为依121、据，按5万元/年.人进行计算。固定资产折旧费按平均年限法计算，按25年折旧，残值率5%。修理费：含大修理费及备品备件费用等，按每年设备费折旧费的8提取。摊销费：无形资产按10年平均摊销，其他资产按5年摊销。各年摊销计算详见附表。14.2财务评价14.2.1销售收入本项目第一年发电量为240.3万千瓦时，电价按照1.84元/kWh（不含税价）计算。14.2.2产品销售税金及附加该项目增值税按17%计算，城市维护建设税为增值税的5%，教育费附加为增值税的1%。其中总投资中设备增值税在生产期计入进项税进行抵扣。14.2.3所得税企业所得税：按三免三减半优惠，按照高新企业税率15%计算。14.2.4财122、务盈利能力分析财务内部收益率：5.23%(全部投资/所得税后)财务净现值： 105万元(全部投资/所得税后)投资回收期： 14.16(全部投资/所得税后)资本金财务内部收益率 5.29%14.2.5贷款偿还能力分析本项目申请银行贷款1061万元，建设资金贷款按照5.76%计算，以该项目的折旧摊销费和未分配利润偿还。借款偿还期为4.49年。14.2.6敏感性分析本项目电价及组件价格作为关键因素制约着盈利能力，这里对电价及组件价格进行变化时，对财务内部收益率的影响进行分析。表141敏感性分析表序号方案因素内部收益率与基本方案比较组件价格电价1基本方案141.845.23%2电价+5%141.935123、.81%0.58%3电价5%141.754.63%-0.59%4电价+10%142.116.93%1.70%5电价10%141.654.02%-1.21%6组件5%13.30 1.845.52%0.30%7组件+5%14.70 1.844.94%-0.28%8组件10%12.60 1.845.83%0.61%9组件+10%15.40 1.844.67%-0.56%可见电价下降，对项目的盈利能力有较大的影响。14.3经济分析主要结果表142 财务指标汇总表序号名称单位数据和指标备注1建设投资万元5304.862年销售收入万元400.0运营期平均3利润总额万元175.0运营期平均4销售利润率%43124、.8运营期平均5投资利润率%3.30达产年平均6财务内部收益率%5.23所得税后7财务净现值万元105I=5%8投资回收期年14.16所得税后，含建设期9资本金财务内部收益率%5.2910借款偿还期年4.49含建设期第十五章建议与结论15.1发挥减排效益，申请CDMCDM（清洁发展机制）作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低的成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转移。根据京都议定书的规定，清洁发展机制应该有双重目的：既帮助发展中国家实现可持续发展及公约的目标，又帮助发达国家实现其在议定书下的减限排承诺。清洁发展机制是一项“双赢”机125、制：一方面，发展中国家通过这种项目级的合作，可以获得技术和资金甚至更过的投资，从而促进国家的经济发展和环境保护，实现可持续发展的目标；另一方面，通过这种合作，发达国家将以低于其国内的减排成本实现其在“京都议定书”规定下的减排指标，节约大量的资金，并通过这种方式将技术、产品甚至观念输入到发展中国家。对发达国家来讲，要实现其在京都议定书规定下的减排指标，就需对其能源结构进行调整，对高能耗产业进行技术改造和设备更新，或通过大面积的植树造林活动来实现 ，但都需要高昂的成本，甚至要付出牺牲发展量为代价。根据日本经济模型测算，在日本内减少1吨二氧化碳的边际成本为236美元，美国153美元，欧洲国家为198126、美元；当日本要达到在1990年基础上减排6温室气体的目标时，将损失发展量的0.25。如果发达国家在中国进行项目合作，减排的成本每吨二氧化碳可降到20美元。中国经济正处于高速增长阶段，实施可持续发展战略已经成为中国实现社会经济发展目标的重要考虑，中国是温室气体减排潜力交大的发展中国家之一，加之具有良好的投资环境，开展CDM合作的市场前景广阔，为主要的发达国家所看好。我国在CDM项目开发上具有巨大的潜力，据专家估算，中国的CDM开发潜力占全球总量的50以上。2010年以前，大约有3050亿美元的CDM交易将来自中国，并可以产生150250亿美元的项目投资。由此看来，在我国实施CDM项目将会带来诸多127、积极的效果：有助于地方经济的发展通过技术转让和额外的资金投入，开发出新的项目和新的就业机会，从而带动地方经济的发展，培养出地方的可持续发展能力。有助于提高资源和能源的利用效率，并充分利用和开发可再生资源，以实现可持续发展和循环型社会的目的。通过开发可再生能源，并提高能源利用效率，从而减少污染物的排放，保护环境，并提高经济效益。通过开发项目，减少温室气体的排放，从而保护自然和森林植被；通过吸收额外的资金和技术转让，从而帮助我国发展经济。因此，我们应最大限度地利用CDM项目所带来的商机和挑战，通过国际合作争取我国经济发展所需要的资金和技术，以实现我国环境、经济和社会效益的可持续发展。光伏发电不但属128、于清洁能源，也属于京都议定书中规定的清洁机制范围，获得减排义务国的自主可能性也很大，随着京都议定书的正式生效，许多具有减排义务的国家表现出购买二氧化碳减排量的积极态度，通过CDM（清洁发展机制）项目购买承担国内的温室气体排放量来履行其在京都议定书下的义务。ss对发展光伏发电十分重视，为加快开发利用太阳能资源，进行电力结构调整和优化资源配置，实施可持续发展战略，选定的2MWp并网光伏电站为ss发展太阳能事业前进了一步。15.2建议电站工程装机容量为2MWp。本期工程每年减排温室效应气体约3060.17吨二氧化碳，桂林AA县工业集中区建设开发有限责任公司可以申请CDM。随着电站工程的实施，如果有先129、进的技术或额外资金的支持，加之如果可以申请到CDM项目，按减排每吨二氧化碳价格为60元计算，本项目每年可获得18.36万元的减排资金。对今后此项目减轻投资压力和生产运行的成本都有着积极的促进作用。鉴于清洁发展机制（CDM）项目对本工程的经济效益有一定的影响，建议业主尽快开展CDM项目的相关工作。由于太阳能光伏发电是一项新型产业，项目初投资较大，建议业主积极考虑用政府低息或贴息贷款，业主方应与政府有关部门及当地电力公司协商确定上网电价。15.3结论（1）本项目的建设规模及其建设区域的地形特点，可提高大型光伏电站的设计、施工、项目建设管理水平，可促进光伏电站建设向更系统化、专业化、规范化的方向发展130、。（2）建设规模及容量分配符合场址的建设条件，满足科学研究和工程示范的需要。（3）太阳能光伏发电符合当前的国家能源政策，是一种清洁可再生能源，光伏发电应用的发展有利于环境及生态保护，实现能源可持续发展。这不仅是当地经济可持续发展、人民物质文化生活水平提高的需要，也是ss乃至国家电力工业发展的需要。（4）本项目2MW光伏电站的建设，有利于调整当地电网的电源结构，可提高可再生能源在能源结构中的比重，提高ssAA县电网供电能力，缓解当地电网用电的负荷紧张局面，可对负荷中心电网提供电源支撑，减少外区送入本地电网的电力，在一定程度上可优化电网结构。（5）太阳能建设项目为清洁能源工程，利用光能资源发电，每131、年可节约大量地煤炭资源。拟建ssAA县2MWp光伏并网发电系统，经计算，光伏电站发电建成后年均发电量约218.584万kWh。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kWh计，每年可节约标准煤约1008.48t，减排CO2约3060.17t 。从节约煤炭资源和环境保护的角度分析，太阳能点成的建设代替燃煤电场的建设，将大大减少对周围环境的污染，并起到利用清洁自然可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用。具有明显的社会效益及突出的环境效益。目录第一章总论11.1项目概况11.2 项目所在地气象条件21.3 工程地貌21.4 方案概述21.5光伏系统发电量估132、算31.6主要经济指标3第二章项目申请的背景52.1 世界光伏发电发展的现状和趋势52.2 中国光伏发电市场的现状及发展72.3 我国能源形式和电力供需的现状及发展82.4中国的太阳能资源分布状态10第三章项目建设的必要性143.1国际社会温室气体减排的要求143.2符合国家太阳能发展规划153.3改善生态、实现地区电力可持续发展17第四章工程建设规模及目标194.1工程建设规模194.2地区电力系统状况及接入方案194.3建设目标19第五章 光伏系统215.1 项目所在地的自然环境概况215.2 项目所在地气象资料215.3 光伏电场建设条件215.4 光伏部分21第六章电气系统396.1 133、电气一次部分396.2 电气二次部分46第七章公用辅助工程497.1土建工程497.2采暖、通风、空调517.3 给排水53第八章消防558.1设计主要原则558.2消防给水系统55第九章环境保护569.1设计依据及标准569.2环境现状569.3环境影响因素分析579.4环境保护措施599.5环境效益分析619.6结论62第十章劳动安全与工业卫生6310.1防火、防爆6310.2防雷电、防电伤6410.3防噪声、振荡及电磁干扰65第十一章项目运营管理6611.1管理方式6611.2 管理机构6611.3 光伏电站运营期管理6811.4 检修管理6911.5 防尘和清理方案71第十二章工程进度134、计划72第十三章投资估算7313.1投资估算范围7313.2投资估算依据7313.3投资估算办法及说明7313.4项目总投资7313.5资金筹措74第十四章经济评价7514.1基本数据7514.2财务评价7514.3经济分析主要结果77第十五章建议与结论7815.1发挥减排效益，申请CDM7815.2建议8015.3结论80目 录1 总 论11.1 项目概况11.2 建设单位概况31.3 项目提出的理由与过程31.4 可行性研究报告编制依据41.5 可行性研究报告编制原则41.6 可行性研究范围51.7 结论与建议62 项目建设背景和必要性92.1 项目区基本状况92.2 项目背景112.3 135、项目建设的必要性113 市场分析143.1 物流园区的发展概况143.2 市场供求现状163.3 目标市场定位173.4 市场竞争力分析174 项目选址和建设条件194.1 选址原则194.2 项目选址194.3 场址所在位置现状194.4 建设条件205 主要功能和建设规模225.1 主要功能225.2 建设规模及内容266 工程建设方案276.1 设计依据276.2 物流空间布局的要求276.3 空间布局原则286.4 总体布局296.5 工程建设方案306.6 给水工程336.7 排水工程356.8 电力工程386.9 供热工程466.10 电讯工程477 工艺技术和设备方案517.1 136、物流技术方案517.2 制冷工艺技术方案678 节能方案分析738.1 节能依据738.2 能耗指标分析738.3 主要耗能指标计算748.4 节能措施和节能效果分析769环境影响评价839.1 设计依据839.2 环境影响评价应坚持的原则839.3项目位置环境现状849.4项目建设与运营对环境的影响849.5项目建设期环境保护措施849.6 项目运行期环境保护措施8610 安全与消防8710.1安全措施8710.2消防8811 组织机构和人力资源配置9211.1 施工组织机构9211.2 基建项目部的主要职责9211.3 运营管理9311.4 人员来源、要求及培训9412 工程进度安排961137、2.1 建设工期9612.2 工程实施进度安排9613 投资估算与资金筹措9813.1 投资估算98投资估算包括建设项目的全部工程，主要内容有：主体建筑工程、道路硬化工程、绿化工程、其他费用及基本预备费。9813.2 资金筹措9914 财务评价10214.1 评价依据及方法10214.2 基础数据与参数选取10214.3 营业收入及总成本费用估算10314.4 利润总额估算10514.5 盈亏平衡分析10514.6 财务评价10615 综合效益评价10716 招投标管理10816.1 编制依据10816.2 招标原则10816.3 招标方案10916.4 评标要点11017 结论及建议11117.1 结论11117.2 建议112