分布式光伏发电项目投标方案（技术方案）

分布式光伏发电项目投标技术方案 81.1.光伏系统工程 8 8 1.1.3.光伏方阵设计 1.1.4.逆变器选择 20 22 221.2.2.接入电力系统方案 22 1.2.6.继电保护与安全自动装置 26 281.2.8.火灾报警 28 281.3.建筑工程 291.3.1.总图布置 291.3.2.基础设计概述 1.4.发电量估算 331.4.1.光资源分析 1.4.2.发电量仿真模拟 2.1.项目概况及投资方简介 2.2.设计依据、设计范围、设计原则 2.2.1.设计依据 2.2.2.设计范围和设计原则 2.3.XX市电网现状 2.4.XX市电力负荷预测 2.5.电力平衡及建设必要性 2.5.1.xxx市电力平衡 412.5.2.建设必要性及其在系统中的作用 2.6.接入系统方案 422.6.1.工程概况 422.6.2.周边电网及光伏电站概况 452.6.3.接入系统方案 2.6.4.潮流计算分析 2.6.5.短路计算 2.6.6.技术经济分析及投资估算 2.6.7.电气主接线及电气设备选择 492.6.8.本工程对电力系统的影响 2.7.系统继电保护 2.7.1.接入系统方案 2.7.2.系统继电保护配置方案 2.7.3.相关专业的配合 2.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案 2.7.5.系统继电保护设备及投资估算 2.8.调度自动化 2.8.1.调度关系 2.8.2.远动信息的传送方式和通道要求 2.8.3.调度自动化系统 2.8.4.远动信息 2.8.5.电量计费系统 542.8.6.光伏发电功率预测系统 2.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置 2.8.8.网络及二次系统安全防护设备 2.8.9.电能质量在线监测装置 2.8.10.调度运行管理系统 2.8.11.调度端配合费 2.8.12.调度自动化设备及投资估算 2.9.系统通信 2.9.1.接入系统概况及调度组织关系 2.9.2.通信系统现状 2.9.3.各专业对通道的要求 2.9.4.系统通信方案 2.9.5.投资估算 2.10.结论 2.10.1.接入系统推荐方案 2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求 2.10.3.系统继电保护 2.10.4.调度自动化 2.10.6.接入系统推荐方案投资估算 3.1.综合说明 3.1.1.概述 3.1.2.太阳能资源 3.1.3.工程地质 3.1.5.总体方案设计 3.1.6.电气设计 3.1.7.土建工程设计 3.1.8.工程消防设计 3.1.9.发电量预测 3.1.10.施工组织设计 3.1.11.工程管理设计 3.1.12.环境保护与水土保持 3.1.14.工程设计概算 3.1.15.财务评价 3.2.太阳能资源 3.2.1.区域太阳能资源概况 3.2.2.光伏电站所在地区太阳能资源分析 3.2.3.气象条件 3.2.4.太阳能资源分析 3.2.5.太阳能资源等级评估 3.3.光伏系统方案设计及发电量计算 3.3.1.光伏电站总体方案 3.3.2.光伏系统设计 3.3.3.发电量预测 3.4.环境保护与水土保持 3.4.1.环境保护 3.4.2.水土保持 3.5.工程投资概算 3.5.1.工程概况 3.5.2.编制原则及依据 3.5.3.基础资料 3.5.4.工程总投资概算 3.6.财务评价与社会效果分析 3.6.1.概述 3.6.2.财务评价 3.6.3.社会效果评价 3.6.4.结论 4.1.1.项目简要介绍 4.1.2.项目范围 4.1.3.项目特点 4.2.总体实施方案 4.2.2.项目实施组织形式 4.2.3.项目阶段划分 4.2.4.项目工作分解结构 4.2.5.各项目各阶段工作文件的要求 4.2.6.项目分包和采购计划 4.2.7.项目沟通与协调程序 4.3.项目实施要点 4.3.1.勘查设计实施要点 4.3.2.采购实施要点 4.3.3.施工实施要点 4.3.4.试运行实施要点 4.4.项目管理要点 4.4.1.合同管理要点 4.4.2.资源管理要点 4.4.3.质量控制要点 4.4.4.进度控制要点 4.4.5.费用估算及控制要点 4.4.6.质量安全管理要点 4.4.7.职业健康管理要点 4.4.8.环境管理要点 4.4.9.沟通协调管理要点 4.4.10.财务管理要点 4.4.11.风险管理要点 4.4.12.文件及信息管理要点 4.4.13.报告制度 4.5.设计方案 4.5.1.系统方案 4.5.2.板阵系统设计 4.5.3.太阳能支架系统设计 4.5.4.集电线路方案 4.5.5.电气系统配置方案 4.5.6.二次部分设计 4.5.7.线缆设计选型 4.5.8.光伏电站的防雷接地及过电压保护措施 4.5.9.发电量估算 4.5.10.开关站及管理站区设计方案 2091)离网光伏发电系统2)(不蓄电)并网光伏发电系统3)蓄电并网光伏发电系统1.1.1.3.本项目建设规划1.1.2.光伏电池组件选择1.1.2.1.选型原则1.1.2.2.光伏电池概述(Polycrystaline-Si)电池、非晶硅(Amorphous-Si)电池、微晶硅(uc-Si)电池以及HIT化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物电池如砷化镓(GaAs)电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒(CIGS)电池、碲化镉(CdTe)电池等、氧化物半导体电池如Cr203和Fe203有机半导体太阳电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池(a-Si)、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄上述各类型电池主要性能特点如表2-1所示。各类电池主要性能特点电池类型商用效率实验室效率使用特点目前应用范围晶硅电池效率高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场多晶硅效率较高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场薄膜电池价格相对较低民用消费品市场中央发电系统价格相对较低民用消费品市场铜铟硒价格相对较低民用消费品市场1)晶体硅光伏电池晶体硅光伏电池是当前国际国内市场应用的主流。单晶硅电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的光伏电池，也是大规模生产的硅基光伏电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%～20%,曾经长期占多晶硅电池商用转换效率目前在13%～15%,略低于单晶硅电池水平。多晶硅电池生薄膜太阳电池包括硅薄膜太阳电池(非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等)、多元化合物薄膜太阳电池(硫化镉、硒铟铜、碲化镉、砷化镓、磷化铟、铜铟镓硒等)、染料敏化薄膜得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10-12%,电池组件的系统在9%-12%,其他多数尚未形成产业化。率最高可达9%,没有形成产业化。1.1.2.3.光伏组件国内生产应用现况1.1.2.4.光伏组件技术规格拟定单晶硅组件效率不低于17%,输出功率保证率线性质保，第1年功率衰减不高于3%,第2年至第25年功率每年衰减不高于0.7%,工作环境温度范围-40℃到85℃。太阳能电池组碰伤，整个组件外表无残留的EVA、硅胶、胶带IP65。组件具备一定的抗潮湿能力，在雨、雾、露水或融雪的湿满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃铜芯电缆的截面积不小于组4平方毫米。组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于50兆欧姆，漏电电流小于小追溯，制造日期与产地应标在组件上或通过序列号查询。产品包装卸方式、储运注意标识等内容。组件与安装支架之间的连接全部采用螺栓连接(不采用为22片。拟选择的光伏组件技术规格如下表。12%3V4A5V6A7V8度9电流温度系数电压温度系数组件尺寸(长x宽x厚)二12EVA(抗PID)3框架结构阳极氧化铝合金45电池片类型6电池片转换效率%71.1.3.光伏方阵设计1.1.3.1.光伏方阵设计原则1)根据逆变器工作电压范围、环境温度等数据，选2)根据组件串联数量、风速、坡度、支架基础方案等因素，确定合适的电池架规模3)根据太阳变化规律，结合地形地势，经障碍物阴影计算，确定适合的电池架布置4)根据电池架规模及尺寸，电池架布置间距，结合本工程已给定的具体用地范围，5)单元子方阵可能有多种划设方案，各方案的电池容量、布置方案等各有不同。进6)光伏方阵设计，与检修通道、防护栏设计，与逆变器、变压器、汇流箱设备布置1.1.3.2.光伏组件串联方案1)电池工作温度范围2)组串中组件数量选择根据光伏组件开路电压Voc(38.65V)、标称工作电压Vpm(30.97V),光伏组件电压温度系数Kv(-0.33%/度),计算组串数量N必须大于19小于23。组串数量选择22片时，该电压范围贴近逆变器最佳功率点电压，有利于提升逆变器组串数量选择20片时，虽然逆变器效率相对22片时更高，但因直流电流较低、损耗逆变器按功率等级分有100kW、200kW、250kW、330kW、逆变器效率，最初随负载增加而增加，达到最大值(负载率约301.1.4.3.并网逆变器常用技术结构1)大型地面光伏电站场和厂区屋顶分布式光伏电站地往往比较平整，光伏组件、电池架联时适配性高、损耗低。因此，在系统集成方面考虑运用集中逆变器可行；2)大型地面维护及运行管理的需要，适合选用集中逆变器；3)降低投资的需台逆变器，即成为"组串逆变器"。每个组串并网逆变器具有独立的最大功率跟踪单元，遮挡不一)时，可适应各组串的实际工况统一逆变成规格相同的交1交流额定输出功率234欧洲效率56最大功率跟踪(MPP)范围78交流输出电压9<3%(额定功率时),并网点功率因素0.9(超前)~0.9(滞后)接地点故障检测(有/无)有过载保护(有/无)有反极性保护(有/无)有过电压保护(有/无)有其他保护有功功率调节能力(有/无)根据本工程特点，综合考虑技术及经济原因，可采用8汇1和16汇1型直流汇流箱。装机量共计8.882MWp并网系统需配置8汇1汇流箱22台，16汇1汇流箱80台。(2)可同时接入8路或16路光伏组串，设8路或16路熔断器回路，每路额定电流(3)每路输入回路配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V;(4)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，(5)直流输出母线端配有可分断的直流断路器。防雷汇流箱的电气原理框图如下图所示：汇流箱电气原理框图所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇流箱的电缆均采用1×4mm2的单芯直流1)汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满2)逆变器布置在水厂区可利用且离升压变与汇流箱集中区域。1块2台938汇1台416汇1台3)国家相关设计规范根据光伏电场技术方案，光伏电场以1MWp为发电单元，分散布置有9个逆变单元。1.2.3.2.10kV开关站电气接线10kV配电装置按招标文件及供电局接入系统要求，拟分2个接入点接入原厂区10kV配电系统，采用KYN28-12柜，各接入点按照1回线路出线、1回进线、1回PT、11.2.3.3.中性点接地方式本工程10kV集电线路电缆长度最长为300米。10kV系统单相接地故障电容电流小于1.2.3.4.无功补偿《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》要求，大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.9(超前)～0.9(滞后)范围内连续可调。参考类似工程无功容量根据计算，光伏电站配置2组1Mvar的动态无功补偿装置，调节范围从感性1Mvar至1.2.3.5.站用电源额定短路关合电流(峰值):63kA额定动稳定电流(峰值):63kA热稳定电流(有效值):25kA(4s)型式：静止同步无功补偿器SVG调节范围：±(5%-100%)动态连续可调型式：组合式箱变(欧变)监测系统、远动通讯屏、公用测控屏、调度数据网及后台监控屏、AGC/AVC控制服务屏。光伏电站计算机监控系统通过双绞线或光纤将二次设备联结构成以太网或现场总线1)数据采集与处理功能2)安全检测与人机接口功能3)运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、站用系统的控制功能4)数据通讯功能5)系统自诊断功能6)系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7)自动报表及打印功能8)时钟系统根据计算机监控系统的监视范围，可分为光伏发电设备的监控和0.4/35kV和10kV开1)光伏发电设备的计算机监控2)0.4/10kV和10kV开关站电气系统的计算机监控0.4/10kV和10kV开关站电气系统的计算机监控主要包括10kV箱式变压器、10kV线1.2.6.继电保护与安全自动装置元件继电保护按GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、GB50062-2008《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》的技术要求，参考本工程接入系统设计报告和《“防止电力生产重大事故2)并网逆变器保护。并网逆变器为制造厂成套供货设备，应具有防孤岛效应保护、欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位考虑配置2套电能质量在线监测装置，用于实时监测并网点的各项电能指标。拟在10kV线路设置关口计量点，采用有功0.2S级、无功2级的双向主/副电度表。用于向站内一、二次及通信设备提供直流电源，全站事直流系统电压为220V,采用单母线分段接线。蓄电池组容量为40Ah,共两组，每组1)逆变器室通风2)10kV配电室通风空调立的分体柜式空调机，以维持夏季室内温度18℃,冬季可适当提高室内温度，另设计每面上，东西向长600m,南北向长350m,海报21m。场地主要由一期3个氧化沟、二期3个氧化沟、东北角位置6个沉淀池、西北角6个沉淀池、绿化带及部分建筑组成。场址地形条件较好，土地属性主要为建设用地。总占地面积约24.4万平米，站址南侧及西侧有光伏发电方阵的逆变升压设备尽量置于靠近光伏方阵及并网后与业主方确定),逆变升压单元10kV出线电缆通过直埋电缆汇集到整个光伏发电站的两个开关站内，然后经两个开关站由2回10kV线路并入厂区内部10kV电网。电场管线以工艺要求主要是直埋电缆和电缆沟，结合光伏方阵，按照工艺要求合理规划布置管线，尽量使管线短截、顺畅。箱逆变及开关站占用地见表2.1-1,共计占用面积640m2。站内占用地一览表编号名称基础占面积(m²)基础高(m)1砖混结构22砖混结构2照国家的有关规范、规程进行设计，以保证满足功能使用要求。基础为开挖型基础，埋深约离地面1.5米，地上部分约0.5米，底部采用伐板式水泥基础并设置积水坑，构造柱上做圈梁，基础立面采用砌砖，里外两层均采用涂料防水。地氧化沟和沉淀池主要以混凝土水池为主，边缘位置为运维通道或绿化带。本工程应结合现场场地条件，与建筑、设备、施工和地方材料等因素相配合，遵循安xxx污水处理厂十点八兆瓦分布式光伏发电项目EPC总承包招标文件本工程结构除光伏支架设计使用年限为25年外，其余建(构)筑物的结构设计使用年限为50年；●基本风压：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙类别为B类。基本雪压：0.60kN/m2(n=50年);结构设计使用年限：光伏支架25年，建筑50年。除光伏支架外，其余建筑物建筑结构的安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。●抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组。建筑场地类别：按照Ⅱ类，设计特征周期为0.40s。地基基础承载力特征值按照100kPa计算混凝土：门式刚架及钢网架结构基础混凝土为C35,设备基础混凝土为C30,垫层混凝土为C15;钢材：门式刚架及钢网架主体结构采用Q345,其它未注明钢材均采用Q235B;本工程项目位于污水厂内，受场地条件限制，氧化沟区域的门式刚架结构主要采用植筋式基础，沉淀池区域的钢网架结构主要采用柱下钢筋混凝土独立基础。1、沉淀池区域钢网架结构根据总平图中沉淀池位置、直径大小以及最大化布置组件，西北区域可以布置1个钢网架结构，东北区域由于地形及池子直径太大且交错布置，该区域分成多个网架结构。网架柱顶标高距离池壁顶面垂直净高4m,网架高度3.8m;采用实腹钢柱，柱下拟采用钢筋砼独立基础，地基承载力特征值按照100kPa估算基础截面及配筋，基础位于绿化带内。考虑使用耐久性，钢构件表面除锈后涂防锈漆及防腐涂料。2、氧化池区域门式刚架结构根据总平图中氧化池位置、宽度大小以及最大化门式刚架结构，二期氧化沟布置3个门式刚架结构。门式刚架结构跨度根据氧化沟池壁平台位置确定，一期氧化沟长度约104米，二期氧化沟长度约84米，梁底标高距离池壁顶面垂直净高2.5m;采用实腹钢柱、钢梁，柱脚采用地脚螺栓铰接连接在池壁上(地脚螺栓采用植筋方式)。考虑使用耐久性，钢构件表面除锈后涂防锈漆及防腐涂料。3、光伏支架按倾斜角度15度设计。考虑使用耐久性，光伏支架钢构件均热镀浸锌。4、检修通道后期施工图阶段考虑门式刚架和钢网架的检修通道、护栏及爬梯等辅助设施的设置：门式刚架检修通道布置在组件下方，与组件下沿净高距离600mm,检修通道护栏顶部高度：检修通道在跨越污水处理厂原有检修通道时断开，并在两侧设置钢梯；钢网架东西向通道南侧设置护栏，护栏高度不低于组件上沿高度，北侧在不遮挡组件的情况下，设置100mm混凝土强度等级独立基础采用C30,其余均为C25基础垫层C10钢材：采用国产钢材1.4.发电量估算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2/3以上，具有利用太阳能年均总辐射安徽省太阳能资源分布图田家庵区长丰县蜀山区肥西县合肥市太阳能资源分布图因此，我国幅员辽阔，太阳能资源分布也十分不均匀，根据不同地区的日照条件设计本期工程场址位于北纬31.9度，东经117.2度，海拔21米。HoizontalglobalNovermberMeteonorm的太阳能资源数据一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池日均总计一月日均二月日均三月日均四月日均五月日均六月日均七月日均八月日均九月日均十月日均十一月日均十二月日均全年日均首年日平均发电量仿真结果分析得首年各月发电量数据如下：首年各月发电量，单位：万度一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池总计一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月首年各月发电量发电量(万度)发电量(万度)25年总发电量25年发电量情况25年发电量情况模拟结论：本项目综合考虑旁边高楼阴影遮挡，结合水厂区域组件布置，通过Pvsyst6.6.2仿真结果为：二期氧化池79.47%,综合发电效率为：80.7%;25年发电总量为：21269.4万度；年平均发电量为：850.776万度。xxxx,项目综合利用xxxx街道办事处西大中连片建设，项目利用屋顶面积18万平方米，标称装机容量12MW,为并网型光伏电站，由xxx投资建设。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。2.2.设计依据、设计范围、设计原则xx电网“十三五”发展规划报告(2015年版)xx电网“十三五”规划(2015年版)xx电网“十三五”规划(2015年版)xx市xx村民屋顶2×6MWp分布式光伏发电项目接入系统设计委托合同xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。本报告根据《山东电网“十三五”发展划报告(2015年版)》、《泰安电网“十三五”发展规划》,通过分析泰安xxx的负荷发展，结合泰安电网规划，提出本工程合理的接入电压等级及接入系统方案。根据接入系统方案，进行相应的系统继电保护、调度自动化及系统通信的方案设计，并进行投资估算。《光伏发电站接入电力系统设计规范》《光伏发电站接入电力系统技术规定》《光伏系统并网技术要求》《光伏发电系统接入配电网技术规定》《光伏电站接入电网技术规定》《分布式电源接入电网技术规定》《配电网规划设计技术导则》《电力系统安全稳定导则》《光伏发电站无功补偿技术规范》《继电保护和安全自动装置技术规程》《电力系统调度自动化系统设计内容深度规定》《电力系统通信系统设计内容深度规定》xx电网位于xxxx,通过220kV高余变、桃园变、五凤变和肥东变接入泰安电网。目数为11座，主变台数为19台，变电容量为87.9万kVA,线路的条数为20条，总长度为226.56km;35kV变电站座数为12座，主变台数为23台，变电总容量为26.64万kVA,线路的条数为28条，总长度为248.43km;10kV配变容量59.21万kVA,线路条数共142年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电2015年xxx市全社会用电量38亿kWh,全社会最大负荷700MW。至2015年全市生产总值2015年突破669.3亿元亿元，"十二五"年均增长11.36%以xxx市2015年全社会用电量、全社会最率为5.22%;预计2020年网供最大负荷将达到971MW;”十三五”期间递增率为6.76%。“十三五”递增2.5.电力平衡及建设必要性年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电当前，我国的能源结构以常规能源(煤、石油和天然气)为主，由于常规能源的不可(2)优化山东省能源结构，保护环境，符合可持续发展的需要断增加。目前山东省96%左右的发电量均来自燃煤电站，40%左右的电煤供应依靠其他省(3)对电网供电能力形成有益的补充xxx12MW分布式光伏电站利用当地太阳能资源，所发电力全部在xxx电网及泰安电网设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年xx省位于xx。xx地区为太阳能辐射资源三类地区，全年日照时数为2200～3000小年均降水量730.2毫米，年均风速1.6米/秒，年均日照时数2482.7小时，年无霜期日数总辐射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的国际通用计算倾斜面上月平均太阳辐照量。通过利用光伏发电专业软件计算，地面部分方阵安装的最佳倾角为33°,全年所接收到的太阳辐射量最大，为5383.16MJ/m2,比水平面高出约5.28%。xxx地区年平均日照数2482.7小时左右，年光照辐射强度达5383.16MJ/m2,年等效可用小时在1489小时左右，是山东地区太阳能资源较好的区域之一，适宜建设太阳能电光伏组件选型根据工程可行性研究报告，本工程拟采用260Wp多晶硅光伏组件，组件参数如下：260Wp多晶硅光伏组件技术参数电学性能峰值电压VmpV峰值电流ImpA短路电流IscA开路电压VocV峰值功率温度系数Tk(Wp)Power电压温度系数Tk(Voc)电流温度系数Tk(Isc)V工作温度℃元配2台逆变器，整个工程配24台500kW逆变器。逆变器的基本参数见表。隔离方式太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围总电流波形畸变率<3%(额定功率时)IT系统夜间自耗电自动投运条件断电后自动重启时间5min(时间可调)极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、通讯接口使用环境温度使用环境湿度(超过3000米需降额使用)噪音防护等级IP20(室内)电网监控2.6.2.周边电网及光伏电站概况单母线分段接线，现有出线24回，已出线20回，有备用间隔。2016年牛山站最大负荷10kV规划出线22回，单母线分段接线，现有出线6回，有备用间隔。2016年xxx站最大10kV规划出线24回，单母线分段接线，现为单母线接线，出线间隔12回，已有出线7xxx天辰40MWp光伏电站以1回110kV线路接入220kV五凤站，已建成投产，与UPC风电 项目名称况以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV高余站已批复以1回35kV线路接入110kV米山站已批复根据xxx12MW分布式光伏电站周边电网情况，相关变电站最大接入容量的计算结果如2016年相关变电站光伏发电最大接入容量公共连接点母线名称110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧注：分布式电源并网点的系统短路电流与电源额定电流之比按10计算(下同)。经计算，牛山站10kV侧和xxx站10kV侧2016年可接纳的光伏电站容量能够满足泰安xxx惠康10MW光伏电站项目的接入容量需求。根据xxx12MW分布式光伏电站工程建设规模、拟选站址及周边电网概况，提出如下接方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV牛山站，新建架空线路长度约6.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和牛山站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。对侧间隔：110kV牛山站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线20回，有备用间隔，本工程利用已有备用间隔，无需扩建，接入后仍为单母线分段接线。xxx12MW分布式光伏电站接入系统示意图见附图6.3-1。方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧光伏电站新建12MWp光伏发电装置，组成12个发电单元，经过逆变、升压、汇流后，由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。计算水平年：工程计划于2016年投产，潮流计算水平年取2016年。方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧母线电压为115.5kV,牛山站10kV母线电压为10.5kV线电压为10.3kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧母线电压为115.1kV,xxx站10kV母线电压为10.8kV;肥东站110kV母线电压为115.3kV;线电压为10.2kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~2×180MVA,220kV桃园站主变容量120+150MVA,220kV高余站主变容量2×180MVA,220kV厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧方案2110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧方案2110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站以10kV电压等级接入电网，对接入点方案1投资160万元，方案2投资220万元，方案1较方案2投资节省60万元，建方案1方案2架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-30C导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用路长度约9.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆，约220万元。对侧间隔已有间隔一次设备，本工程不再计列已有间隔一次设备，本工程不再计列160万元2.6.7.电气主接线及电气设备选择2.6.7.1.变压器选型容量比：100/50-502.6.7.2.电气主接线2.6.7.3.无功补偿xxx12MW分布式光伏电站于2016年投产，取2016年为设计水平年。根据工程可行性约0.2Mvar,充电功率0.04Mvar。因此本光伏电站工程接入系统共需安装-0.02Mvar~34号)的规定，"容性无功容量不小于光伏电站总容量的+25%,感性无功容量不小于光伏电站总容量的-12.5%”。本工程光伏电站容性无功容量不小(1)孤岛效应孤岛效应是指当电力公司的供电因故障或停电检修而跳闸时(例如大电网停电),并④孤岛状态意味着脱离了电力管理部门的监控而独立运行，具有不可控性和高隐患(2)谐波②光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试②有功输出特性(有功输出与辐照度的关系特性)测试；2.7.系统继电保护线，规划出线1回，本期出线1回，接入110kV牛山站10kV母线。1)线路保护牛山站并网线路具备光缆通道，线路保护要求四根光芯，主用2芯，备用2芯。2)母线保护3)失步解列柜4)故障录波器柜5)防孤岛保护2.7.3.相关专业的配合2.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案护1套。护各1套。2.7.5.系统继电保护设备及投资估算设备名称总价(万元)光伏电站侧110kV线路保护柜面18210kV母线保护柜面13失步解列装置柜面14故障录波器柜面15防孤岛装置220kV桃园站侧1110kV线路保护柜面2三110kV牛山站侧1110kV线路保护柜面1212四110kV尚庄站侧1110kV线路保护柜面2224五220kV肥东站侧1110kV线路保护柜面12.8.调度自动化中心(以下简称泰安地调)调度。远动信息送泰安地调主、备调，信息可通过地调转发至信规约。与地调主、备调数据网络通信方式采光伏电站配置1套调度数据网接入设备，每套接入路由器配置1路2Mbps数字通道，光伏电站配置1路2Mbps数字通道接至山东电力调度管理信息网的地调节点，传送管中的位置，本工程在光伏电站安全区I设综合通信管理终端1套，冗余配置，具备远动通并将实时数据和历史数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无要求电能表带双485输出，具备失压计时功能。本工程在光伏电站安全区IⅡ设电能量远方终端1台。本工程在光伏电站安全区II配置功率预测系统1套，功率预测系统接收气象部门的数值天气预报信息(或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息)和调度主站系统全区II与主站系统通信；功率预测系统与光伏电站安全区I监控等系统通信经过硬件防2.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置光伏电站应配置1套全站统一的公用时间同步系统，高接口(IRIG-B(DC)码)监测时间同步装置(主时钟及扩展装置等)的时间精度，时间同况的信息等。时间监测装置通过网络方式(NTP协议)实时监测功率预方终端等设备与系统的时间信息并上传主站系统。时间监测装置通过调度数据网安全区2.8.8.网络及二次系统安全防护设备本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，包括路由器1台、交换机1台，配置相应的二次安全防护设备，1套路由设备共计配置纵向加密认证装置1台。在光伏电站内安全区I与安全区Ⅱ之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信本工程在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套，包含路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台。2.8.9.电能质量在线监测装置本工程在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置，实现2.8.10.调度运行管理系统本工程在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套，用于调度生产2.8.11.调度端配合费2.8.12.调度自动化设备及投资估算序号(总价：万元)一1综合通信管理终端冗余配置，具备远动通信、有功功率控制、无功电压控制等功能套1二电量计费系统1电能量远方终端具备网络功能套172智能电能表0.2S级，关口考核点块163电能表柜柜体面1三电力调度数据网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、火墙1台，及反向隔离装置1台套1四调度管理信息网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台套1五电能质量在线监测装置套1六时间监测装置套16七套13八山东省调软硬件接口费套15九泰安地调软硬件接口费套15十0.2S级，关口计量点块16十一牛山站需配置电能量采集终端一套套152.9.1.接入系统概况及调度组织关系设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年接入牛山110kV变电站，新建10kV线路长度约6.8km。泰安地区已基本建成了以ADSS、OPGW光缆为主的地区级电力通信网。泰山～五凤~泰山～五凤～桃园～高余～佛山～李楼～金阳～汶口～泰山之间开通了10Gb/s骨干环。光伏电站配置1套调度数据网接入设备，每套接入路由器配置1路2Mbps数字通道，要求光伏电站～牛山站线路具备光缆通道，本期随光伏电站1回10kV出线架设1根24芯OPGW光缆至牛山站，线路光缆长约6.5km,管道光缆0.3km。新度光缆建设方案图(2)设备配置方案在光伏电站配置1套155MSDH光传输设备，带2个155M光口。牛山站SDH设备上增加2块155M光口，结合本期新建的2根光缆利用光伏电站～牛山的光缆通道，1+1开通光伏电站～牛山的155Mb/s光路。同时在光伏电站配置1套接入层PTN设备，带2个GE光口。220kV桃园站PTN设备增加2个GE光口，跳纤开通光伏电站～桃园的GE光路。通过开通SDH和PTN光路，使得光伏电站接入泰安地区电力通信网。光伏电站配置2个IP电话，通过调度数据网同时注册至地调和地调备调已运行的调度软交换系统。光伏电站内配置配线设备，包含1套综合配线柜，内置12芯ODF模块6块、16单元DDF模块2块。对侧牛山站内增加4块ODF模块，置于站内已有配线柜内。调度数据网路由器至泰安地调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～肥东～天平～徐楼～泰城～泰安地调。至泰安备调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～五凤～泰山～徐光伏电站～牛山站线路保护利用本期新建的1根光缆通道，专用光芯方式，每套线路保护主备用各2芯，主备用光芯分别使用不同的光缆。通信部分投资估算为105.4万元，其中光伏电站侧59.5万元，电网侧45.9万元。光伏电站侧1155M光设备套1含双光口2套1含双光口3套1334套1555辅助设备及其它套l6二电网侧152管道光缆43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年2.10.1.接入系统推荐方案由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。对侧间隔：110kV牛山站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线无功补偿：建议光伏电站本期1组-1.5Mvar～+2.5Mvar可连续调节的动态无功补偿2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求2.10.3.系统继电保护(2)在光伏电站10kV单母线接线配置一套独立的、快速的、灵敏的微机型母线差动(3)本期配置1面失步解列柜，在电力系统失步时实现解列、切机、压出力、切负(5)光伏电站10kV并网线路对侧110k动保护1套。桃园~牛山T接尚庄站线路三侧配置光纤电流差动保护各1套，桃园~尚庄站线路两侧配置光纤电流差动保护各1套，肥东~尚庄站T接桃园站线路三两侧配置光纤电流差动保护各1套。(2)与地调主、备调数据网络通信方式采用DL/T634.5104规(3)光伏电站配置1套调度数据网接入设备。(4)在光伏电站安全区I设综合通信管理终端1套。(5)在并网线路对侧110kV牛山站设关口计量点；在光伏电站并网线路出线侧设关(6)本工程在光伏电站安全区Ⅱ配置1套时间监测装置。(7)本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，在光伏电站内安全区I与安全区II之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信息大区之间配置反向隔离装置1台，在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套。(8)在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置。(9)在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套。资299.9万元(包括：系统一次部分160万元、系统继电保护78万元、调度自动化部分16万元、系统通信部分45.9万元),光伏电站侧投资246万元(包括：系统继电保护部分53万元、调度自动化部分133.5万元、系统通信部分59.5万元)。详见表。投资估算(万元)电网侧光伏电站侧1、光伏电站～牛山站10kV送出线路，新建架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长度\1、系统继电保护3、系统通信2015年底xxx市电网地理接线图光伏电站接入系统图(方案1)要光伏电站接入系统图(方案2)rf里来自市电白由宏照习日全站无功：功单因数：全站无功：控母电压A0牛山站主接线图0金站电流金站电流，位xxx站主接线图203.建筑屋顶283.8kWp分布式光伏发电项目技术方案xxx是专业从事新能源终端产品研发与生产，顶面积1.2万平方米，总标称装机容量283.8kW,选用860块峰值功率330Wp的1)符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75%,已成为我国大气污染的主要来煤炭、交通、环保等因素的制约，随着2000年9月1日开始实施《中华人民3)改善生态、保护环境的需要度0.10g(对应地震基本烈度VII度),地震动反应谱特征周期为0.35s。根据本项目属于太阳能光伏发电与建筑相结合的综合利用项目，太阳能光伏发电系统可以有效地利用闲置的建筑物屋顶，无源匮乏的城市尤为重要。太阳能光伏发电系统可原地发电，原地使用，减少了电串联，接入5台50kW逆变器后接入xxx配电房。所有太阳能电池组件采用随本期283.8kW分布式光伏发电项目采用5台50kW逆变器接入xxx配电房。以及光伏组件运行25年后达到标称效率的80%以上的情况下，计算首年发电量为31.59万KWh,25年总发电量为718.32万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋(钢结构)加工等用电。施工用水及将来的光伏电站场址位于经济开发区不存在电站施工噪声及设备运行噪声对附近人员只有1人，对水环境不会产生不利影响。本项目建设于已有建筑物工程总投资131.4万元，静态投资130.54万元，单位静态千瓦投资4599元/kW。动态投资130.55元，单位动态千瓦投资4600元/kW。本项目为自发自用，余电上网项目，本电站经营期内，工商业平均电价为0.7671元/kW·h,厂区自动消纳比例为56.3%,其余电量上网。预定贷款偿还期为3年，则投资回收期为8.09年，全部投资财务内部收益率所得税后为9.85%。资本金收益率10.32%。电网能够按测算电价全额收购本项目全部发电量，则该3.2.太阳能资源发展的意见的通知》中指出福建省太阳能资源理论总储量在全国排第17位，属于太阳能利用条件较好地区。全省多年平均年日照时数为2479小时，年每平方米太阳辐射总量相当于170千克标准煤，太阳能年总辐射值相当于731亿吨标资源较丰富区域，三分之二以上的面积年日照时数在2200小时以上，各地年日照时数在2099—2813小时之间，基本呈从东北向西南减少的分布趋势，其中半岛大部、闽西北大部、闽中部分地区在2500小时以上，闽西南、闽东南大部、闽西北局部在2400小时以下，其他地区在2400—2500小时之间。目前在泰安市境内没有开展太阳总辐射观测的台站，本阶段以美国宇航局 总辐射量为4910MJ/m²。极端最高气温：42.3℃,出现于1966年7月19日。极端最低气温：-17.9℃,出现于1957年1月20日。3.2.3.2.区域位置及气象条件影响分析(1)地形条件影响分析从电站场址区域地形上看，场址周边地势开阔、故(2)气温条件影响分析组件的工作温度范围为-40℃~65℃。从厦门市的气温数据可以看出，本工程太(3)风速影响分析厦门市多年平均风速5.9m/s,最大风速30m/s。该地区风速对光伏电站的(4)风沙和雷暴影响分析3.2.4.太阳能资源分析根据场址区域经纬度查出区域各月22年水平面平均太阳辐射量数据(NA从图中可见，厦门市太阳总辐射量的月际变化市地区，晴好天气较多，造成太阳总辐射最大值出现在5月份而不是天文辐射的最大的7月份，厦门市地区冬季降雨偏少，太阳总辐射值的变化规律与天文场址内平均总辐射平均年太阳总辐射量为4920MJ/m²,根据中华人民共和国阳总辐射年总量为指标，具体等级划分标准见表2.2,可判定本工程场址处太阳资源丰富程度资源最丰富资源很丰富资源丰富资源一般高效性：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发电、低压并网方案"的"模块化”技术方案。本项目标称装机容量为280kWp,实际装机容量283.8kW。组联，接入5台50kW逆变器后接入xxx配电房。所有太阳能电池组件采用随屋电流等直流侧运行参数，电网的电压、频率、逆变器输出电流、功率、功率因数等交流侧运行参数，以及太阳辐射、风速、温度等环境参数。将光伏电站中的逆变器通讯接口用数据总线连接，逆变器运行数据通过配套的监控设备的汇总和存标准号标准名称光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则太阳光伏能源系统图用图形符号光伏(PV)发电系统过电保护一导则《建筑物电气装置-特殊装置或场所的要求-太阳能光伏(PV)电源供电系国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)1)光伏组件对比池具有代表性的有硅电池(包括单晶硅Mono-si、多晶硅Multi-si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、化合物电池(砷化镓);薄膜电池具有代表性的有：硅基薄也是光伏组件大规模生产中效率最高的。大规模生产的单晶硅电池效率可达到代单晶硅硅棒生长工艺，成本低廉，工业规模生产的转换效率为014%～19%左右，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非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒弱光性好，受高温影响小的特性，但非晶硅光伏组件转化效率低于晶体硅太阳货量比例不断增加，从2002年的3%增加到2014年的19%。各类电池主要性能及电池类型商用效率实验室效率命优点市场份额晶硅电池技术成熟多晶硅技术成熟薄膜电池成本相对较低成本相对较低铜铟硒成本相对较低由前述可知，单晶硅太阳电池比多晶硅太阳电池具有稍高(约2%)的转换不到1%。也就是说，对于同等容量的发电系统而言，采用这两种组件无论从系目前多晶硅与非晶硅组件效率来看，多晶硅组件效率大约是非晶硅组件效率的2～3倍，非晶硅组件效率较低，使其基础、支架安装及土地成本增加。此外由同时2014年第四季度以来，晶硅组件价格不断下滑，目前晶硅组件厂商报价已定的困难，因此，本工程推荐选用多晶硅太阳能电池组件规格为330Wp,性价比3)安装方式对比跟踪系统。单轴跟踪(东西方位角跟踪和极轴跟踪)系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统(全跟踪)可以随着太阳轨迹的季节性位置的变单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高20~35%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0,则称为极轴单轴跟踪。对于北纬30～40度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约15～20%,采用极轴雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量30～35%。双轴跟踪光伏板15%～20%,若采用极轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%～30%,若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%-35%。然而系电量可提高约18%,若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约25%。在此比较内容固定方式式发电量(%)占地面积(万m2)支架造价(元/Wp)5支架费用(万元)估算电缆费用(万元)直接投资增加百分比(%)最小组件支撑点多点多点单点抗风能力自动调节，较好自动调节，较好倾角最优固定相比有较大的提高(发电量提高的比例高于直接投资增加的比例),1)并网逆变器选型2)结论(1)多晶硅组件电学性能峰值电压VmpV峰值电流ImpAAV电压温度系数Tk(Voc)电流温度系数Tk(Isc)最大系统电压V组件效率工作温度℃(2)并网逆变器并网逆变器是并网光伏电站中的核心设备，它的安全性、可靠性、高效性，会影响到整个光伏系统。逆变器需具有如下功能特点：采用Eupec最新IGBT模块，使系统效率更高。●基于DSP的全数字控制技术实现多种智能化控制功能。系统采用先进的波形控制技术，降低并网电流总谐波畸变率。●具有完善的保护功能，系统的可靠性更高。可实现多台逆变器并联组合运行，简化发电站设计。采用高准确度、变步长MPPT(最大功率点跟踪)算法，保证逆变器从光●直流母线电压直接反馈控制技术降低太阳辐照强度快速变化条件下逆变器非正常关机概率，有效提高系统发电量。型号隔离方式太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围IT系统夜间自耗电自动投运条件通讯接口使用环境温度使用环境湿度智能冗余风冷噪音防护等级(1)设计原则光伏组件串联形成的组串，其工作电压及开路电压的变化范围必须在并网逆变器正常工作的允许输入电压范围之内。每个光伏方阵的输出功率之和，不应超过与之匹配的并网逆变器的最大允许太阳能电池组件串联后，每组最高电压不允许超过光伏系统自身要求的最高电池组件至并网逆变器的直流部分通路应尽可能短，以减少直流损耗。(2)光伏组串计算光伏组件串并联数量需要与并网逆变器相匹配，匹配计算取值和公式如下：电池组件计算参数组件及线路损失损耗、尘埃遮挡等电压损失为4%。冬季电池板工作时最低环境温度为：-12℃,电池板表面温度为-20℃夏季电池板工作时最高环境温度为：40℃,电池板表面温度为：60℃Voc——电池组件开路电压(随环境温度变化);由330Wp太阳能电池组件的技术参数，电压值均在逆变器的直流侧输入电压范围(MPPT)之内，同时考虑对组件串联后的最大开路电压进行验算后，最终确定选用串联数为20。20块330Wp组件串联后容量为330Wp×20=6.6KWp。(3)太阳能电池组件安装方式屋顶光伏发电系统支架的设计原则为不破坏建筑物屋顶原有结构及材料防支架与电池板组成的方阵在单位面积上重量合计为12.22+3(5)(4)方阵间距计算方阵间距确定原则为：方阵间距应大于冬至日上午9:00和下午3:00时的(5)光伏阵列的布置3.3.2.6.辅助技术方案般是有保证的。但是考虑到组件表面的清洁度直接影响到光伏系统的输出效率，长时间的不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程设想在各建筑物附近设置临时的冲洗用水点，采用人工方式对组件进行不定时冲洗。并网光伏发电系统的发电量预测与当地的太阳辐射量、电池组件的总功率、系统的总效率等因素有关。首先根据太阳辐射量、环境温度以及项目所在地经纬度，利用设计软件计算倾斜面上的辐射量，并得出方阵安装的最佳倾角，再根据电池组件总功率、输出衰减、系统总效率等求出电站的年发电量及各月发电量。效率计算要考虑组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、电缆传输损失、逆变器效率、升压变压器的效率等。系统效率光伏发电系统效率分析分析项组件串并联失配损失电池组件温度系数耗损电缆传输损失(直流、交流)维护期检修发电损失3.3.3.3.发电量计算根据总装机容量，系统效率及倾斜面辐照量，以及该项目所选光伏组件25年效率衰减度不超过20%,因此可预测首年发电量为31.59万KWh,25年总发电量为718.3万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。月份辐射量kwh/m²123456789总计光伏电站25年发电量预测(单位：万kwh)《中华人民共和国环境保护法》(1989-12-26)。《中华人民共和国环境影响评价法》(2003-09-01);《中华人民共和国水污染防治法》(2008-02-28);《中华人民共和国水土保持法》(1991-06-29);《中华人民共和国可再生能源法》(2005-02-28);《中华人民共和国野生动物保护法))2004年8月修订；(7)《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月修订；;《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2004年12月修订；《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1996年10月；《中华人民共和国传染病防治法》2004年8月修订；国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》(1995-12-18)。3.4.1.2.环境影响分析(1)项目选址的环境合理性(2)环境影响因素识别1)施工期2)运行期(3)施工期的影响分析2)施工噪声环境影响分析3)施工期对大气环境质量的影响4)施工污、废水对水环境的影响5)施工期固体废物对环境的影响分析等，若随丢随扔，对环境可产生一定的污染。施工期产生生活垃圾约0.8t。(4)运行期的影响分析1)生态环境2)声环境3)光污染影响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。对比此标准，光伏阵列的反射率极少(小于5%),因此光伏电站的运行不存在眩光现象，4)废、污水对环境的影响分析5)固体废弃物影响分析6)电站潜在的电磁辐射影响7)电站对自然景观的影响8)环境对项目的影响厦门地区多年极端最低温度为1.5℃,极端最高温度为39.2℃。本工程选用逆变器的工作环境范围为-20~50℃,选用电池组件的工作温度范围为-40~85℃。3.4.1.3.环境保护措施(1)生态环境保护对策措施(2)废气和扬尘污染防治对策指施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)等机施工场地内运输通道及时清扫、洒水，减少汽车行驶扬尘。3)运输车(3)噪声污染防治对策措施1)建设招标单位将投标方的低噪声、低振动施工设备和相应技术作为中标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。(4)废污水处理对策措施(5)固体废物处置及人群健康对策措施(1)生态：施工期产生的噪声、振动、扬尘，施工单位需严格执行环保(4)项目可行性结论(4)建议3.4.2.水土保持3.4.2.1.水土保持设计依据3.4.2.2.项目区水土保持现状3.4.2.3.工程对水土流失的影响分析3.4.2.4.水土保持措施(1)在施工过程中要坚决贯彻防治结合，以防为主的方针，落实“三同时”首年发电量为31.58万KWh,25年总发电量为718.3万KWh,平均年发电量28.73材料预算价格按当地2016年2季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费次要材料价格参照当地建筑工程材料预算价格以及当地其他已完工程实际设备安装及建筑工程单价计算费率标准根据国家能源局2011年第5号公告5、其他费用投资之和的3%计算。本工程贷款按总投资的80%取值，建设期利息按中国人民银行现行3年以上贷款利率7.5%计算，建设期利息计息3个月。本工程项目投资估算包括光伏组件、逆变器、并网柜、光伏电缆等，工程总投资131.4万元，静态投资130.54万元，单位静态千瓦投资4599元/kW。动态投资130.55万元，单位动态千瓦投资4600元/kW。在财务上的可行性。本工程建设期4个月，财务计算期26年，运行期25年。3.6.2.1.项目投资和资金筹措工程总投资131.4万元，其中，静态总投资130.54万元，工程动态总投资130.55万元。项目国内融资贷款实行统一贷款利率，贷款期限在3年以上的贷款利率为7.5%,本项目按规定贷款条件还贷，偿还期为15年。项目资本金占总投资的20%,其余国内银行贷款解决。折旧费=固定资产价值×综合折旧率维修费=固定资产价值×修理费率其他费用=装机容量×其他费用定额材料费=装机容量×材料费用定额保险费=固利息支出=流动资金贷款利息+生产期固定资产贷款利息电站职工人数按8人计，人均年工资及福利按每年40000元估算。固定资产折旧采用直线法，折旧年限为15年，残值为5%,计算材料及其它费用参照同类企业，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为5维修费前5年按固定资产的0.1%计取，以后取值0.2%)。取0.25%,从计算期第二年开始计算。品增值税政策的通知》(财税[2008]156号),税率取17%。收教育费附加的暂行规定>的决定》,本项目城市建设维护费率取5%,教育附加费率取3%,地方其他取值3%。所得税按25%征收。另外本项目属于《中华人民共和国企业所得税法实施条例》年发电收入=年发电量×工商业电价(不含增值税)②发电利润=发电收入+补贴收入一发电总成本费用一发电税金，光伏发电款条件还贷，预定偿还期为15年。本项目用于还贷的资金主要为发电利润及折本次折旧还贷比例取100%,基本方案下折旧可以满足还本要求。建设期负债率最高，资产负债率为80%,但随着光伏项目投产发电，资产负债率即开始逐年下降，还清固定资产投资借款本息后，资产负债率为0,由此分析，财务指标汇总表见附表，项目资本金内部收益率为7.74%,项目盈利能力较年的累计盈余资金均大于等于0,说明本项目具有足够的净现金流量维持正常运15年，则投资回收期为8.09年，全部投资财务内部收益率所得税后为电量为28.73万kWh,按火电网供标煤耗326g/kW·h计，年可节约标准煤约为比例为56.30%,其余电量上传电网。该项目具有一定的盈利能力，说明工程方方案4.1.1.项目简要介绍本工程总装机容量为5.083MMp,工程的主要任务是发电。拟选光伏场址位xxx县2018年村级光伏扶贫电站项目EPC总承包施工，装机总容量为括但不限于项目范围内的现场勘察、工程设计、设备采伏组件、逆变器、支架、变压器(高压配电柜)电缆等)、建筑安装工程施工、涉及建档立卡贫困村17个，每个村需建设独立计量点，根据项目现场踏勘，该项目以梯田为主，缓坡坡度大概在15°左右，土地主要以黄土为主，支架基础4.2.1.项目目标分项合格率为100%;工程建设期间不发生人身伤亡事故；不发生因工程建设引家施工验收规范；工程进度确保按照发包人规定的工期进行，并确保投标文件4.2.2.项目实施组织形式项目经理项目经理项目技术负责人实验员材料员保管员主要职责1.施工生产的指挥者，对施工质量、施工工期、安全生产负直接领导责任，贯彻执行项目的各类生产计划方案；2.负责工程各项目标的落实；协调各工程专业、分包专业的配合工3.按照工程合同条款的要求，完成各项控制目标。4.负责对外联系和对内协调，对工程施工全过程进行有效监6.项目经理具有同类工程建设管理经验、并熟悉工程建设级职称的技术人员作为项目施工经理。生产副经理1.分管项目安全文明施工、生产协调工作。2.组织安全和环境管理方案和专项方案的编3.组织设备、材料的进场，协调施工现场内各分包方之间的关项目技术负责人1.分管生产技术的日常工作，对工程技术、质量负有第一责任。2.负责四新技术的推广应用，组织新技术应用的总3.定期或不定期地组织对工程的施工技术、质4.组织编制施工组织设计、方案、措施，并进行6.组织图纸自审，参加图纸会审，负责设计变更和洽商并传递7.技术负责人具有同类工程设计经验、并熟悉工程建设管理的具有中施工工程师2.负责所分管分项工程按照施工组织设计、方案和交底的3.负责所分管分项工程的“三检制”的落实和工程师2.按照分项工程的目标，严把质量关，收试验工程师1、负责施工现场各种原材料、构配件的见证取样、送检及过程试验工作。4.负责现场电气设备的调试、记录工作，试验员具有同类工程资料员1.负责项目文件与资料的收发、汇集、编目、核查和安全工程师1.负责施工现场的安全施工检查、控制，组织项目的安全教育2.负责编制项目安全管理和文明施工措施并监督、检查各分承包方的执行、落实情员核算师1.负责工程的成本核算，对项目月度工料进行分析，如实反映师保管员1、设计总综合说明xxx2018年村级光伏扶贫电站项目EPC总承包施工，装机总容量为5.083MWp,设计及施工范围主要包括工程总平面布置、管理站总平面布置；主要设备选型，包括光伏组件、逆变器、10kV配电设备、防雷汇流箱；视频监控、照明、消防、给排水、采暖通风及道路。对整个光伏电站的升压系统、光伏接线系统、汇流系统、结构基础系统、站保护系统、二次监控系统、升压站、送出线路等做出详细设计。并在中标之后尽快委托专业地质勘察机构进行现场地质勘察和地形测绘，并根据勘察、测绘结果出具设计图纸并分期分批向施工现场提供施工图、设备图纸及资料。2、设计总的要求系统应满足国网公司2012年下发的《光伏电站接入电力系统技术规定》要太阳能并网光伏电站总的要求是：安全可靠、系统优化、功能完整。我司提供的设计、设备以及施工，必须满足本合同附件规定的技术要求。3、设计遵循的标准与规范3.1配电系统《光伏系统并网技术要求》《太阳能光伏能源系统术语》《陆地用太阳能电池组件总规范》《低压配电设计规范》《火力发电厂厂用电设计技术规定》《火力发电厂、变电所二次接线设计规程》《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》《电力工程制图标准》《建筑物防雷设计规范》《交流电气装置的接地设计规范》《户外、防腐电工产品油漆》《火力发电厂与变电所设计防火规范》《火灾自动报警系统组件兼容性要求》《建筑设计防火规范》《电力设施抗震设计规范》《采暖通风与空气调节设计规范》《变电站给排水设计规程》《建筑给水排水设计规范》《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》《电力工程电缆设计规范》《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验《高压开关设备通用技术条件》《高压输变电设备的绝缘配合》《交流高压电器在长期工作时的发热》《交流高压电器动热稳定试验方法》《高压开关设备常温下的机械试验》《高压开关柜闭锁装置技术条件》《3~110kV高压配电装置设计规范》《3-35kV交流金属封闭开关设备》《外壳防护等级(IP标志)》择标准》《高压电力设备外绝缘污秽等级》《高压架空线路和发电厂变电所污区分级及外绝缘选《高压输变电设备的绝缘配合》《隔离开关(隔离插头)和接地开关标准》《交流高压断路器》《电流互感器》《变压器油国家标准(新来油)》《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》《电力变压器选用导则》《高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性》《高压套管技术条件》《电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范》《继电保护设备信息接口配套标准》《继电器及继电保护装置基本试验方法》《继电器、继电保护装置的振动(正弦)试验》《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》《地区电网调度自动化设计技术规程》《电力系统调度自动化设计技术规程》《基本远动任务配套标准》《交流采样远动终端技术条件》《