分布式光伏發電項目投標技術方案 81.1.光伏系統工程 8 8 1.1.3.光伏方陣設計 1.1.4.逆變器選擇 20 22 221.2.2.接入電力系統方案 22 1.2.6.繼電保護與安全自動裝置 26 281.2.8.火災報警 28 281.3.建筑工程 291.3.1.總圖布置 291.3.2.基礎設計概述 1.4.發電量估算 331.4.1.光資源分析 1.4.2.發電量仿真模擬 2.1.項目概況及投資方簡介 2.2.設計依據、設計范圍、設計原則 2.2.1.設計依據 2.2.2.設計范圍和設計原則 2.3.XX市電網現狀 2.4.XX市電力負荷預測 2.5.電力平衡及建設必要性 2.5.1.xxx市電力平衡 412.5.2.建設必要性及其在系統中的作用 2.6.接入系統方案 422.6.1.工程概況 422.6.2.周邊電網及光伏電站概況 452.6.3.接入系統方案 2.6.4.潮流計算分析 2.6.5.短路計算 2.6.6.技術經濟分析及投資估算 2.6.7.電氣主接線及電氣設備選擇 492.6.8.本工程對電力系統的影響 2.7.系統繼電保護 2.7.1.接入系統方案 2.7.2.系統繼電保護配置方案 2.7.3.相關專業的配合 2.7.4.對側變電站系統繼電保護配置方案 2.7.5.系統繼電保護設備及投資估算 2.8.調度自動化 2.8.1.調度關系 2.8.2.遠動信息的傳送方式和通道要求 2.8.3.調度自動化系統 2.8.4.遠動信息 2.8.5.電量計費系統 542.8.6.光伏發電功率預測系統 2.8.7.全站時間同步系統與時間監測裝置 2.8.8.網絡及二次系統安全防護設備 2.8.9.電能質量在線監測裝置 2.8.10.調度運行管理系統 2.8.11.調度端配合費 2.8.12.調度自動化設備及投資估算 2.9.系統通信 2.9.1.接入系統概況及調度組織關系 2.9.2.通信系統現狀 2.9.3.各專業對通道的要求 2.9.4.系統通信方案 2.9.5.投資估算 2.10.結論 2.10.1.接入系統推薦方案 2.10.2.系統一次對電站的主要技術要求 2.10.3.系統繼電保護 2.10.4.調度自動化 2.10.6.接入系統推薦方案投資估算 3.1.綜合說明 3.1.1.概述 3.1.2.太陽能資源 3.1.3.工程地質 3.1.5.總體方案設計 3.1.6.電氣設計 3.1.7.土建工程設計 3.1.8.工程消防設計 3.1.9.發電量預測 3.1.10.施工組織設計 3.1.11.工程管理設計 3.1.12.環境保護與水土保持 3.1.14.工程設計概算 3.1.15.財務評價 3.2.太陽能資源 3.2.1.區域太陽能資源概況 3.2.2.光伏電站所在地區太陽能資源分析 3.2.3.氣象條件 3.2.4.太陽能資源分析 3.2.5.太陽能資源等級評估 3.3.光伏系統方案設計及發電量計算 3.3.1.光伏電站總體方案 3.3.2.光伏系統設計 3.3.3.發電量預測 3.4.環境保護與水土保持 3.4.1.環境保護 3.4.2.水土保持 3.5.工程投資概算 3.5.1.工程概況 3.5.2.編制原則及依據 3.5.3.基礎資料 3.5.4.工程總投資概算 3.6.財務評價與社會效果分析 3.6.1.概述 3.6.2.財務評價 3.6.3.社會效果評價 3.6.4.結論 4.1.1.項目簡要介紹 4.1.2.項目范圍 4.1.3.項目特點 4.2.總體實施方案 4.2.2.項目實施組織形式 4.2.3.項目階段劃分 4.2.4.項目工作分解結構 4.2.5.各項目各階段工作文件的要求 4.2.6.項目分包和采購計劃 4.2.7.項目溝通與協調程序 4.3.項目實施要點 4.3.1.勘查設計實施要點 4.3.2.采購實施要點 4.3.3.施工實施要點 4.3.4.試運行實施要點 4.4.項目管理要點 4.4.1.合同管理要點 4.4.2.資源管理要點 4.4.3.質量控制要點 4.4.4.進度控制要點 4.4.5.費用估算及控制要點 4.4.6.質量安全管理要點 4.4.7.職業健康管理要點 4.4.8.環境管理要點 4.4.9.溝通協調管理要點 4.4.10.財務管理要點 4.4.11.風險管理要點 4.4.12.文件及信息管理要點 4.4.13.報告制度 4.5.設計方案 4.5.1.系統方案 4.5.2.板陣系統設計 4.5.3.太陽能支架系統設計 4.5.4.集電線路方案 4.5.5.電氣系統配置方案 4.5.6.二次部分設計 4.5.7.線纜設計選型 4.5.8.光伏電站的防雷接地及過電壓保護措施 4.5.9.發電量估算 4.5.10.開關站及管理站區設計方案 2091)離網光伏發電系統2)(不蓄電)并網光伏發電系統3)蓄電并網光伏發電系統1.1.1.3.本項目建設規劃1.1.2.光伏電池組件選擇1.1.2.1.選型原則1.1.2.2.光伏電池概述(Polycrystaline-Si)電池、非晶硅(Amorphous-Si)電池、微晶硅(uc-Si)電池以及HIT化合物半導體太陽電池：主要包括單晶化合物電池如砷化鎵(GaAs)電池、多晶化合物電池如銅銦鎵硒(CIGS)電池、碲化鎘(CdTe)電池等、氧化物半導體電池如Cr203和Fe203有機半導體太陽電池：其中有機半導體主要有分子晶體、電荷轉移絡合物、高聚物三薄膜太陽電池：主要有非晶硅薄膜電池(a-Si)、多晶硅薄膜電池、化合物半導體薄上述各類型電池主要性能特點如表2-1所示。各類電池主要性能特點電池類型商用效率實驗室效率使用特點目前應用范圍晶硅電池效率高技術成熟價格大幅降低中央發電系統民用消費品市場多晶硅效率較高技術成熟價格大幅降低中央發電系統民用消費品市場薄膜電池價格相對較低民用消費品市場中央發電系統價格相對較低民用消費品市場銅銦硒價格相對較低民用消費品市場1)晶體硅光伏電池晶體硅光伏電池是當前國際國內市場應用的主流。單晶硅電池是發展最早，工藝技術也最為成熟的光伏電池，也是大規模生產的硅基光伏電池中，效率最高的電池，目前規模化生產的商用電池效率在14%～20%,曾經長期占多晶硅電池商用轉換效率目前在13%～15%,略低于單晶硅電池水平。多晶硅電池生薄膜太陽電池包括硅薄膜太陽電池(非晶硅、微晶硅、納米晶硅等)、多元化合物薄膜太陽電池(硫化鎘、硒銦銅、碲化鎘、砷化鎵、磷化銦、銅銦鎵硒等)、染料敏化薄膜得較高的電壓。目前非晶硅太陽電池光電轉換效率一般能達到10-12%,電池組件的系統在9%-12%,其他多數尚未形成產業化。率最高可達9%,沒有形成產業化。1.1.2.3.光伏組件國內生產應用現況1.1.2.4.光伏組件技術規格擬定單晶硅組件效率不低于17%,輸出功率保證率線性質保，第1年功率衰減不高于3%,第2年至第25年功率每年衰減不高于0.7%,工作環境溫度范圍-40℃到85℃。太陽能電池組碰傷，整個組件外表無殘留的EVA、硅膠、膠帶IP65。組件具備一定的抗潮濕能力，在雨、霧、露水或融雪的濕滿足IEC標準的電氣連接，采用工業防水耐溫快速接插，防紫外線阻燃銅芯電纜的截面積不小于組4平方毫米。組件在外加直流電壓1150V時，保持1分鐘，無擊穿、閃絡現象。對組件施加500V的直流電壓，測量其絕緣電阻應不小于50兆歐姆，漏電電流小于小追溯，制造日期與產地應標在組件上或通過序列號查詢。產品包裝卸方式、儲運注意標識等內容。組件與安裝支架之間的連接全部采用螺栓連接(不采用為22片。擬選擇的光伏組件技術規格如下表。12%3V4A5V6A7V8度9電流溫度系數電壓溫度系數組件尺寸(長x寬x厚)二12EVA(抗PID)3框架結構陽極氧化鋁合金45電池片類型6電池片轉換效率%71.1.3.光伏方陣設計1.1.3.1.光伏方陣設計原則1)根據逆變器工作電壓范圍、環境溫度等數據，選2)根據組件串聯數量、風速、坡度、支架基礎方案等因素，確定合適的電池架規模3)根據太陽變化規律，結合地形地勢，經障礙物陰影計算，確定適合的電池架布置4)根據電池架規模及尺寸，電池架布置間距，結合本工程已給定的具體用地范圍，5)單元子方陣可能有多種劃設方案，各方案的電池容量、布置方案等各有不同。進6)光伏方陣設計，與檢修通道、防護欄設計，與逆變器、變壓器、匯流箱設備布置1.1.3.2.光伏組件串聯方案1)電池工作溫度范圍2)組串中組件數量選擇根據光伏組件開路電壓Voc(38.65V)、標稱工作電壓Vpm(30.97V),光伏組件電壓溫度系數Kv(-0.33%/度),計算組串數量N必須大于19小于23。組串數量選擇22片時，該電壓范圍貼近逆變器最佳功率點電壓，有利于提升逆變器組串數量選擇20片時，雖然逆變器效率相對22片時更高，但因直流電流較低、損耗逆變器按功率等級分有100kW、200kW、250kW、330kW、逆變器效率，最初隨負載增加而增加，達到最大值(負載率約301.1.4.3.并網逆變器常用技術結構1)大型地面光伏電站場和廠區屋頂分布式光伏電站地往往比較平整，光伏組件、電池架聯時適配性高、損耗低。因此，在系統集成方面考慮運用集中逆變器可行；2)大型地面維護及運行管理的需要，適合選用集中逆變器；3)降低投資的需臺逆變器，即成為"組串逆變器"。每個組串并網逆變器具有獨立的最大功率跟蹤單元，遮擋不一)時，可適應各組串的實際工況統一逆變成規格相同的交1交流額定輸出功率234歐洲效率56最大功率跟蹤(MPP)范圍78交流輸出電壓9<3%(額定功率時),并網點功率因素0.9(超前)~0.9(滯后)接地點故障檢測(有/無)有過載保護(有/無)有反極性保護(有/無)有過電壓保護(有/無)有其他保護有功功率調節能力(有/無)根據本工程特點，綜合考慮技術及經濟原因，可采用8匯1和16匯1型直流匯流箱。裝機量共計8.882MWp并網系統需配置8匯1匯流箱22臺，16匯1匯流箱80臺。(2)可同時接入8路或16路光伏組串，設8路或16路熔斷器回路，每路額定電流(3)每路輸入回路配有光伏專用高壓直流熔絲進行保護，其耐壓值為DC1000V;(4)直流輸出母線的正極對地、負極對地、正負極之間配有光伏專用高壓防雷器，(5)直流輸出母線端配有可分斷的直流斷路器。防雷匯流箱的電氣原理框圖如下圖所示：匯流箱電氣原理框圖所有太陽電池組件串并聯接入至直流防雷匯流箱的電纜均采用1×4mm2的單芯直流1)匯流箱可直接安裝在電池組件支架上，戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿2)逆變器布置在水廠區可利用且離升壓變與匯流箱集中區域。1塊2臺938匯1臺416匯1臺3)國家相關設計規范根據光伏電場技術方案，光伏電場以1MWp為發電單元，分散布置有9個逆變單元。1.2.3.2.10kV開關站電氣接線10kV配電裝置按招標文件及供電局接入系統要求，擬分2個接入點接入原廠區10kV配電系統，采用KYN28-12柜，各接入點按照1回線路出線、1回進線、1回PT、11.2.3.3.中性點接地方式本工程10kV集電線路電纜長度最長為300米。10kV系統單相接地故障電容電流小于1.2.3.4.無功補償《國家電網公司光伏電站接入電網技術規定(試行)》要求，大型和中型光伏電站的功率因數應能夠在0.9(超前)～0.9(滯后)范圍內連續可調。參考類似工程無功容量根據計算，光伏電站配置2組1Mvar的動態無功補償裝置，調節范圍從感性1Mvar至1.2.3.5.站用電源額定短路關合電流(峰值):63kA額定動穩定電流(峰值):63kA熱穩定電流(有效值):25kA(4s)型式：靜止同步無功補償器SVG調節范圍：±(5%-100%)動態連續可調型式：組合式箱變(歐變)監測系統、遠動通訊屏、公用測控屏、調度數據網及后臺監控屏、AGC/AVC控制服務屏。光伏電站計算機監控系統通過雙絞線或光纖將二次設備聯結構成以太網或現場總線1)數據采集與處理功能2)安全檢測與人機接口功能3)運行設備控制、斷路器及隔離開關的分合閘操作、站用系統的控制功能4)數據通訊功能5)系統自診斷功能6)系統軟件具有良好的可修改性，可增減或改變軟件功能及升級7)自動報表及打印功能8)時鐘系統根據計算機監控系統的監視范圍，可分為光伏發電設備的監控和0.4/35kV和10kV開1)光伏發電設備的計算機監控2)0.4/10kV和10kV開關站電氣系統的計算機監控0.4/10kV和10kV開關站電氣系統的計算機監控主要包括10kV箱式變壓器、10kV線1.2.6.繼電保護與安全自動裝置元件繼電保護按GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》、GB50062-2008《電力裝置的繼電保護和自動化裝置設計規范》的技術要求，參考本工程接入系統設計報告和《“防止電力生產重大事故2)并網逆變器保護。并網逆變器為制造廠成套供貨設備，應具有防孤島效應保護、欠壓/過壓保護、過載保護、過熱保護、過頻/欠頻保護、三相不平衡保護及報警、相位考慮配置2套電能質量在線監測裝置，用于實時監測并網點的各項電能指標。擬在10kV線路設置關口計量點，采用有功0.2S級、無功2級的雙向主/副電度表。用于向站內一、二次及通信設備提供直流電源，全站事直流系統電壓為220V,采用單母線分段接線。蓄電池組容量為40Ah,共兩組，每組1)逆變器室通風2)10kV配電室通風空調立的分體柜式空調機，以維持夏季室內溫度18℃,冬季可適當提高室內溫度，另設計每面上，東西向長600m,南北向長350m,海報21m。場地主要由一期3個氧化溝、二期3個氧化溝、東北角位置6個沉淀池、西北角6個沉淀池、綠化帶及部分建筑組成。場址地形條件較好，土地屬性主要為建設用地。總占地面積約24.4萬平米，站址南側及西側有光伏發電方陣的逆變升壓設備盡量置于靠近光伏方陣及并網后與業主方確定),逆變升壓單元10kV出線電纜通過直埋電纜匯集到整個光伏發電站的兩個開關站內，然后經兩個開關站由2回10kV線路并入廠區內部10kV電網。電場管線以工藝要求主要是直埋電纜和電纜溝，結合光伏方陣，按照工藝要求合理規劃布置管線，盡量使管線短截、順暢。箱逆變及開關站占用地見表2.1-1,共計占用面積640m2。站內占用地一覽表編號名稱基礎占面積(m2)基礎高(m)1磚混結構22磚混結構2照國家的有關規范、規程進行設計，以保證滿足功能使用要求。基礎為開挖型基礎，埋深約離地面1.5米，地上部分約0.5米，底部采用伐板式水泥基礎并設置積水坑，構造柱上做圈梁，基礎立面采用砌磚，里外兩層均采用涂料防水。地氧化溝和沉淀池主要以混凝土水池為主，邊緣位置為運維通道或綠化帶。本工程應結合現場場地條件，與建筑、設備、施工和地方材料等因素相配合，遵循安xxx污水處理廠十點八兆瓦分布式光伏發電項目EPC總承包招標文件本工程結構除光伏支架設計使用年限為25年外，其余建(構)筑物的結構設計使用年限為50年；●基本風壓：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙類別為B類。基本雪壓：0.60kN/m2(n=50年);結構設計使用年限：光伏支架25年，建筑50年。除光伏支架外，其余建筑物建筑結構的安全等級為二級，結構重要性系數取1.0。●抗震設防烈度為7度，設計基本地震加速度值為0.10g,設計地震分組為第一組。建筑場地類別：按照Ⅱ類，設計特征周期為0.40s。地基基礎承載力特征值按照100kPa計算混凝土：門式剛架及鋼網架結構基礎混凝土為C35,設備基礎混凝土為C30,墊層混凝土為C15;鋼材：門式剛架及鋼網架主體結構采用Q345,其它未注明鋼材均采用Q235B;本工程項目位于污水廠內，受場地條件限制，氧化溝區域的門式剛架結構主要采用植筋式基礎，沉淀池區域的鋼網架結構主要采用柱下鋼筋混凝土獨立基礎。1、沉淀池區域鋼網架結構根據總平圖中沉淀池位置、直徑大小以及最大化布置組件，西北區域可以布置1個鋼網架結構，東北區域由于地形及池子直徑太大且交錯布置，該區域分成多個網架結構。網架柱頂標高距離池壁頂面垂直凈高4m,網架高度3.8m;采用實腹鋼柱，柱下擬采用鋼筋砼獨立基礎，地基承載力特征值按照100kPa估算基礎截面及配筋，基礎位于綠化帶內。考慮使用耐久性，鋼構件表面除銹后涂防銹漆及防腐涂料。2、氧化池區域門式剛架結構根據總平圖中氧化池位置、寬度大小以及最大化門式剛架結構，二期氧化溝布置3個門式剛架結構。門式剛架結構跨度根據氧化溝池壁平臺位置確定，一期氧化溝長度約104米，二期氧化溝長度約84米，梁底標高距離池壁頂面垂直凈高2.5m;采用實腹鋼柱、鋼梁，柱腳采用地腳螺栓鉸接連接在池壁上(地腳螺栓采用植筋方式)。考慮使用耐久性，鋼構件表面除銹后涂防銹漆及防腐涂料。3、光伏支架按傾斜角度15度設計。考慮使用耐久性，光伏支架鋼構件均熱鍍浸鋅。4、檢修通道后期施工圖階段考慮門式剛架和鋼網架的檢修通道、護欄及爬梯等輔助設施的設置：門式剛架檢修通道布置在組件下方，與組件下沿凈高距離600mm,檢修通道護欄頂部高度：檢修通道在跨越污水處理廠原有檢修通道時斷開，并在兩側設置鋼梯；鋼網架東西向通道南側設置護欄，護欄高度不低于組件上沿高度，北側在不遮擋組件的情況下，設置100mm混凝土強度等級獨立基礎采用C30,其余均為C25基礎墊層C10鋼材：采用國產鋼材1.4.發電量估算陽能資源豐富或較豐富的地區，面積較大，約占全國總面積的2/3以上，具有利用太陽能年均總輻射安徽省太陽能資源分布圖田家庵區長豐縣蜀山區肥西縣合肥市太陽能資源分布圖因此，我國幅員遼闊，太陽能資源分布也十分不均勻，根據不同地區的日照條件設計本期工程場址位于北緯31.9度，東經117.2度，海拔21米。HoizontalglobalNovermberMeteonorm的太陽能資源數據一期氧化池二期氧化池西側氧化池東側氧化池日均總計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發電量仿真結果分析得首年各月發電量數據如下：首年各月發電量，單位：萬度一期氧化池二期氧化池西側氧化池東側氧化池總計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發電量發電量(萬度)發電量(萬度)25年總發電量25年發電量情況25年發電量情況模擬結論：本項目綜合考慮旁邊高樓陰影遮擋，結合水廠區域組件布置，通過Pvsyst6.6.2仿真結果為：二期氧化池79.47%,綜合發電效率為：80.7%;25年發電總量為：21269.4萬度；年平均發電量為：850.776萬度。xxxx,項目綜合利用xxxx街道辦事處西大中連片建設，項目利用屋頂面積18萬平方米，標稱裝機容量12MW,為并網型光伏電站，由xxx投資建設。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。2.2.設計依據、設計范圍、設計原則xx電網“十三五”發展規劃報告(2015年版)xx電網“十三五”規劃(2015年版)xx電網“十三五”規劃(2015年版)xx市xx村民屋頂2×6MWp分布式光伏發電項目接入系統設計委托合同xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建設。規劃容量12MWp,為并網型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。本報告根據《山東電網“十三五”發展劃報告(2015年版)》、《泰安電網“十三五”發展規劃》,通過分析泰安xxx的負荷發展，結合泰安電網規劃，提出本工程合理的接入電壓等級及接入系統方案。根據接入系統方案，進行相應的系統繼電保護、調度自動化及系統通信的方案設計，并進行投資估算。《光伏發電站接入電力系統設計規范》《光伏發電站接入電力系統技術規定》《光伏系統并網技術要求》《光伏發電系統接入配電網技術規定》《光伏電站接入電網技術規定》《分布式電源接入電網技術規定》《配電網規劃設計技術導則》《電力系統安全穩定導則》《光伏發電站無功補償技術規范》《繼電保護和安全自動裝置技術規程》《電力系統調度自動化系統設計內容深度規定》《電力系統通信系統設計內容深度規定》xx電網位于xxxx,通過220kV高余變、桃園變、五鳳變和肥東變接入泰安電網。目數為11座，主變臺數為19臺，變電容量為87.9萬kVA,線路的條數為20條，總長度為226.56km;35kV變電站座數為12座，主變臺數為23臺，變電總容量為26.64萬kVA,線路的條數為28條，總長度為248.43km;10kV配變容量59.21萬kVA,線路條數共142年發電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電2015年xxx市全社會用電量38億kWh,全社會最大負荷700MW。至2015年全市生產總值2015年突破669.3億元億元，"十二五"年均增長11.36%以xxx市2015年全社會用電量、全社會最率為5.22%;預計2020年網供最大負荷將達到971MW;”十三五”期間遞增率為6.76%。“十三五”遞增2.5.電力平衡及建設必要性年發電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電當前，我國的能源結構以常規能源(煤、石油和天然氣)為主，由于常規能源的不可(2)優化山東省能源結構，保護環境，符合可持續發展的需要斷增加。目前山東省96%左右的發電量均來自燃煤電站，40%左右的電煤供應依靠其他省(3)對電網供電能力形成有益的補充xxx12MW分布式光伏電站利用當地太陽能資源，所發電力全部在xxx電網及泰安電網設。規劃容量12MWp,為并網型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年xx省位于xx。xx地區為太陽能輻射資源三類地區，全年日照時數為2200～3000小年均降水量730.2毫米，年均風速1.6米/秒，年均日照時數2482.7小時，年無霜期日數總輻射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的國際通用計算傾斜面上月平均太陽輻照量。通過利用光伏發電專業軟件計算，地面部分方陣安裝的最佳傾角為33°,全年所接收到的太陽輻射量最大，為5383.16MJ/m2,比水平面高出約5.28%。xxx地區年平均日照數2482.7小時左右，年光照輻射強度達5383.16MJ/m2,年等效可用小時在1489小時左右，是山東地區太陽能資源較好的區域之一，適宜建設太陽能電光伏組件選型根據工程可行性研究報告，本工程擬采用260Wp多晶硅光伏組件，組件參數如下：260Wp多晶硅光伏組件技術參數電學性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpA短路電流IscA開路電壓VocV峰值功率溫度系數Tk(Wp)Power電壓溫度系數Tk(Voc)電流溫度系數Tk(Isc)V工作溫度℃元配2臺逆變器，整個工程配24臺500kW逆變器。逆變器的基本參數見表。隔離方式太陽電池最大功率點跟蹤(MPPT)范圍總電流波形畸變率<3%(額定功率時)IT系統夜間自耗電自動投運條件斷電后自動重啟時間5min(時間可調)極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、通訊接口使用環境溫度使用環境濕度(超過3000米需降額使用)噪音防護等級IP20(室內)電網監控2.6.2.周邊電網及光伏電站概況單母線分段接線，現有出線24回，已出線20回，有備用間隔。2016年牛山站最大負荷10kV規劃出線22回，單母線分段接線，現有出線6回，有備用間隔。2016年xxx站最大10kV規劃出線24回，單母線分段接線，現為單母線接線，出線間隔12回，已有出線7xxx天辰40MWp光伏電站以1回110kV線路接入220kV五鳳站，已建成投產，與UPC風電 項目名稱況以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV高余站已批復以1回35kV線路接入110kV米山站已批復根據xxx12MW分布式光伏電站周邊電網情況，相關變電站最大接入容量的計算結果如2016年相關變電站光伏發電最大接入容量公共連接點母線名稱110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側注：分布式電源并網點的系統短路電流與電源額定電流之比按10計算(下同)。經計算，牛山站10kV側和xxx站10kV側2016年可接納的光伏電站容量能夠滿足泰安xxx惠康10MW光伏電站項目的接入容量需求。根據xxx12MW分布式光伏電站工程建設規模、擬選站址及周邊電網概況，提出如下接方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至110kV牛山站，新建架空線路長度約6.5m,采用JL/G1A-300導線，光伏電站出線側和牛山站進線側采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。對側間隔：110kV牛山站10kV規劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線20回，有備用間隔，本工程利用已有備用間隔，無需擴建，接入后仍為單母線分段接線。xxx12MW分布式光伏電站接入系統示意圖見附圖6.3-1。方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側光伏電站新建12MWp光伏發電裝置，組成12個發電單元，經過逆變、升壓、匯流后，由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至站進線側采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。計算水平年：工程計劃于2016年投產，潮流計算水平年取2016年。方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側母線電壓為115.5kV,牛山站10kV母線電壓為10.5kV線電壓為10.3kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側母線電壓為115.1kV,xxx站10kV母線電壓為10.8kV;肥東站110kV母線電壓為115.3kV;線電壓為10.2kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~2×180MVA,220kV桃園站主變容量120+150MVA,220kV高余站主變容量2×180MVA,220kV廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側方案2110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側方案2110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側xxx12MW分布式光伏電站以10kV電壓等級接入電網，對接入點方案1投資160萬元，方案2投資220萬元，方案1較方案2投資節省60萬元，建方案1方案2架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-30C導線，新建電纜線路長度約0.3km,采用路長度約9.5km,采用JL/G1A-300導線，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜，約220萬元。對側間隔已有間隔一次設備，本工程不再計列已有間隔一次設備，本工程不再計列160萬元2.6.7.電氣主接線及電氣設備選擇2.6.7.1.變壓器選型容量比：100/50-502.6.7.2.電氣主接線2.6.7.3.無功補償xxx12MW分布式光伏電站于2016年投產，取2016年為設計水平年。根據工程可行性約0.2Mvar,充電功率0.04Mvar。因此本光伏電站工程接入系統共需安裝-0.02Mvar~34號)的規定，"容性無功容量不小于光伏電站總容量的+25%,感性無功容量不小于光伏電站總容量的-12.5%”。本工程光伏電站容性無功容量不小(1)孤島效應孤島效應是指當電力公司的供電因故障或停電檢修而跳閘時(例如大電網停電),并④孤島狀態意味著脫離了電力管理部門的監控而獨立運行，具有不可控性和高隱患(2)諧波②光伏電站應在并網運行后6個月內向電網企業提供有關光伏電站運行特征的測試②有功輸出特性(有功輸出與輻照度的關系特性)測試；2.7.系統繼電保護線，規劃出線1回，本期出線1回，接入110kV牛山站10kV母線。1)線路保護牛山站并網線路具備光纜通道，線路保護要求四根光芯，主用2芯，備用2芯。2)母線保護3)失步解列柜4)故障錄波器柜5)防孤島保護2.7.3.相關專業的配合2.7.4.對側變電站系統繼電保護配置方案護1套。護各1套。2.7.5.系統繼電保護設備及投資估算設備名稱總價(萬元)光伏電站側110kV線路保護柜面18210kV母線保護柜面13失步解列裝置柜面14故障錄波器柜面15防孤島裝置220kV桃園站側1110kV線路保護柜面2三110kV牛山站側1110kV線路保護柜面1212四110kV尚莊站側1110kV線路保護柜面2224五220kV肥東站側1110kV線路保護柜面12.8.調度自動化中心(以下簡稱泰安地調)調度。遠動信息送泰安地調主、備調，信息可通過地調轉發至信規約。與地調主、備調數據網絡通信方式采光伏電站配置1套調度數據網接入設備，每套接入路由器配置1路2Mbps數字通道，光伏電站配置1路2Mbps數字通道接至山東電力調度管理信息網的地調節點，傳送管中的位置，本工程在光伏電站安全區I設綜合通信管理終端1套，冗余配置，具備遠動通并將實時數據和歷史數據通過電力調度數據網上傳到主站系統，同時從主站接收有功/無要求電能表帶雙485輸出，具備失壓計時功能。本工程在光伏電站安全區IⅡ設電能量遠方終端1臺。本工程在光伏電站安全區II配置功率預測系統1套，功率預測系統接收氣象部門的數值天氣預報信息(或直接接收調度主站系統下發的數值天氣預報信息)和調度主站系統全區II與主站系統通信；功率預測系統與光伏電站安全區I監控等系統通信經過硬件防2.8.7.全站時間同步系統與時間監測裝置光伏電站應配置1套全站統一的公用時間同步系統，高接口(IRIG-B(DC)碼)監測時間同步裝置(主時鐘及擴展裝置等)的時間精度，時間同況的信息等。時間監測裝置通過網絡方式(NTP協議)實時監測功率預方終端等設備與系統的時間信息并上傳主站系統。時間監測裝置通過調度數據網安全區2.8.8.網絡及二次系統安全防護設備本工程在光伏電站側設調度數據網接入設備1套，包括路由器1臺、交換機1臺，配置相應的二次安全防護設備，1套路由設備共計配置縱向加密認證裝置1臺。在光伏電站內安全區I與安全區Ⅱ之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內生產控制大區與管理信本工程在光伏電站側設調度管理信息網接入及二次安全防護設備1套，包含路由器1臺、交換機1臺、硬件防火墻1臺。2.8.9.電能質量在線監測裝置本工程在光伏電站配置1套電能質量在線監測裝置，實現2.8.10.調度運行管理系統本工程在光伏電站安全區III配置調度運行管理系統的終端設備1套，用于調度生產2.8.11.調度端配合費2.8.12.調度自動化設備及投資估算序號(總價：萬元)一1綜合通信管理終端冗余配置，具備遠動通信、有功功率控制、無功電壓控制等功能套1二電量計費系統1電能量遠方終端具備網絡功能套172智能電能表0.2S級，關口考核點塊163電能表柜柜體面1三電力調度數據網接入及二次安包括路由器1臺、交換機1臺、火墻1臺，及反向隔離裝置1臺套1四調度管理信息網接入及二次安包括路由器1臺、交換機1臺、硬件防火墻1臺套1五電能質量在線監測裝置套1六時間監測裝置套16七套13八山東省調軟硬件接口費套15九泰安地調軟硬件接口費套15十0.2S級，關口計量點塊16十一牛山站需配置電能量采集終端一套套152.9.1.接入系統概況及調度組織關系設。規劃容量12MWp,為并網型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年接入牛山110kV變電站，新建10kV線路長度約6.8km。泰安地區已基本建成了以ADSS、OPGW光纜為主的地區級電力通信網。泰山～五鳳~泰山～五鳳～桃園～高余～佛山～李樓～金陽～汶口～泰山之間開通了10Gb/s骨干環。光伏電站配置1套調度數據網接入設備，每套接入路由器配置1路2Mbps數字通道，要求光伏電站～牛山站線路具備光纜通道，本期隨光伏電站1回10kV出線架設1根24芯OPGW光纜至牛山站，線路光纜長約6.5km,管道光纜0.3km。新度光纜建設方案圖(2)設備配置方案在光伏電站配置1套155MSDH光傳輸設備，帶2個155M光口。牛山站SDH設備上增加2塊155M光口，結合本期新建的2根光纜利用光伏電站～牛山的光纜通道，1+1開通光伏電站～牛山的155Mb/s光路。同時在光伏電站配置1套接入層PTN設備，帶2個GE光口。220kV桃園站PTN設備增加2個GE光口，跳纖開通光伏電站～桃園的GE光路。通過開通SDH和PTN光路，使得光伏電站接入泰安地區電力通信網。光伏電站配置2個IP電話，通過調度數據網同時注冊至地調和地調備調已運行的調度軟交換系統。光伏電站內配置配線設備，包含1套綜合配線柜，內置12芯ODF模塊6塊、16單元DDF模塊2塊。對側牛山站內增加4塊ODF模塊，置于站內已有配線柜內。調度數據網路由器至泰安地調的通道為：光伏電站～牛山～桃園～肥東～天平～徐樓～泰城～泰安地調。至泰安備調的通道為：光伏電站～牛山～桃園～五鳳～泰山～徐光伏電站～牛山站線路保護利用本期新建的1根光纜通道，專用光芯方式，每套線路保護主備用各2芯，主備用光芯分別使用不同的光纜。通信部分投資估算為105.4萬元，其中光伏電站側59.5萬元，電網側45.9萬元。光伏電站側1155M光設備套1含雙光口2套1含雙光口3套1334套1555輔助設備及其它套l6二電網側152管道光纜43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14設。規劃容量12MWp,為并網型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年2.10.1.接入系統推薦方案由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至110kV線側采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。對側間隔：110kV牛山站10kV規劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線無功補償：建議光伏電站本期1組-1.5Mvar～+2.5Mvar可連續調節的動態無功補償2.10.2.系統一次對電站的主要技術要求2.10.3.系統繼電保護(2)在光伏電站10kV單母線接線配置一套獨立的、快速的、靈敏的微機型母線差動(3)本期配置1面失步解列柜，在電力系統失步時實現解列、切機、壓出力、切負(5)光伏電站10kV并網線路對側110k動保護1套。桃園~牛山T接尚莊站線路三側配置光纖電流差動保護各1套，桃園~尚莊站線路兩側配置光纖電流差動保護各1套，肥東~尚莊站T接桃園站線路三兩側配置光纖電流差動保護各1套。(2)與地調主、備調數據網絡通信方式采用DL/T634.5104規(3)光伏電站配置1套調度數據網接入設備。(4)在光伏電站安全區I設綜合通信管理終端1套。(5)在并網線路對側110kV牛山站設關口計量點；在光伏電站并網線路出線側設關(6)本工程在光伏電站安全區Ⅱ配置1套時間監測裝置。(7)本工程在光伏電站側設調度數據網接入設備1套，在光伏電站內安全區I與安全區II之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內生產控制大區與管理信息大區之間配置反向隔離裝置1臺，在光伏電站側設調度管理信息網接入及二次安全防護設備1套。(8)在光伏電站配置1套電能質量在線監測裝置。(9)在光伏電站安全區III配置調度運行管理系統的終端設備1套。資299.9萬元(包括：系統一次部分160萬元、系統繼電保護78萬元、調度自動化部分16萬元、系統通信部分45.9萬元),光伏電站側投資246萬元(包括：系統繼電保護部分53萬元、調度自動化部分133.5萬元、系統通信部分59.5萬元)。詳見表。投資估算(萬元)電網側光伏電站側1、光伏電站～牛山站10kV送出線路，新建架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-300導線，新建電纜線路長度\1、系統繼電保護3、系統通信2015年底xxx市電網地理接線圖光伏電站接入系統圖(方案1)要光伏電站接入系統圖(方案2)rf里來自市電白由宏照習日全站無功：功單因數：全站無功：控母電壓A0牛山站主接線圖0金站電流金站電流，位xxx站主接線圖203.建筑屋頂283.8kWp分布式光伏發電項目技術方案xxx是專業從事新能源終端產品研發與生產，頂面積1.2萬平方米，總標稱裝機容量283.8kW,選用860塊峰值功率330Wp的1)符合可再生能源發展規劃和能源產業發展方向我國是世界上最大的煤炭和消費中，煤炭約占商品能源消費構成的75%,已成為我國大氣污染的主要來煤炭、交通、環保等因素的制約，隨著2000年9月1日開始實施《中華人民3)改善生態、保護環境的需要度0.10g(對應地震基本烈度VII度),地震動反應譜特征周期為0.35s。根據本項目屬于太陽能光伏發電與建筑相結合的綜合利用項目，太陽能光伏發電系統可以有效地利用閑置的建筑物屋頂，無源匱乏的城市尤為重要。太陽能光伏發電系統可原地發電，原地使用，減少了電串聯，接入5臺50kW逆變器后接入xxx配電房。所有太陽能電池組件采用隨本期283.8kW分布式光伏發電項目采用5臺50kW逆變器接入xxx配電房。以及光伏組件運行25年后達到標稱效率的80%以上的情況下，計算首年發電量為31.59萬KWh,25年總發電量為718.32萬KWh,平均年發電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。變壓器降壓后供混凝土攪拌站、鋼筋(鋼結構)加工等用電。施工用水及將來的光伏電站場址位于經濟開發區不存在電站施工噪聲及設備運行噪聲對附近人員只有1人，對水環境不會產生不利影響。本項目建設于已有建筑物工程總投資131.4萬元，靜態投資130.54萬元，單位靜態千瓦投資4599元/kW。動態投資130.55元，單位動態千瓦投資4600元/kW。本項目為自發自用，余電上網項目，本電站經營期內，工商業平均電價為0.7671元/kW·h,廠區自動消納比例為56.3%,其余電量上網。預定貸款償還期為3年，則投資回收期為8.09年，全部投資財務內部收益率所得稅后為9.85%。資本金收益率10.32%。電網能夠按測算電價全額收購本項目全部發電量，則該3.2.太陽能資源發展的意見的通知》中指出福建省太陽能資源理論總儲量在全國排第17位，屬于太陽能利用條件較好地區。全省多年平均年日照時數為2479小時，年每平方米太陽輻射總量相當于170千克標準煤，太陽能年總輻射值相當于731億噸標資源較豐富區域，三分之二以上的面積年日照時數在2200小時以上，各地年日照時數在2099—2813小時之間，基本呈從東北向西南減少的分布趨勢，其中半島大部、閩西北大部、閩中部分地區在2500小時以上，閩西南、閩東南大部、閩西北局部在2400小時以下，其他地區在2400—2500小時之間。目前在泰安市境內沒有開展太陽總輻射觀測的臺站，本階段以美國宇航局 總輻射量為4910MJ/m2。極端最高氣溫：42.3℃,出現于1966年7月19日。極端最低氣溫：-17.9℃,出現于1957年1月20日。3.2.3.2.區域位置及氣象條件影響分析(1)地形條件影響分析從電站場址區域地形上看，場址周邊地勢開闊、故(2)氣溫條件影響分析組件的工作溫度范圍為-40℃~65℃。從廈門市的氣溫數據可以看出，本工程太(3)風速影響分析廈門市多年平均風速5.9m/s,最大風速30m/s。該地區風速對光伏電站的(4)風沙和雷暴影響分析3.2.4.太陽能資源分析根據場址區域經緯度查出區域各月22年水平面平均太陽輻射量數據(NA從圖中可見，廈門市太陽總輻射量的月際變化市地區，晴好天氣較多，造成太陽總輻射最大值出現在5月份而不是天文輻射的最大的7月份，廈門市地區冬季降雨偏少，太陽總輻射值的變化規律與天文場址內平均總輻射平均年太陽總輻射量為4920MJ/m2,根據中華人民共和國陽總輻射年總量為指標，具體等級劃分標準見表2.2,可判定本工程場址處太陽資源豐富程度資源最豐富資源很豐富資源豐富資源一般高效性：本工程屬于并網光伏電站，如果在25年內能夠產生更多的電能將發電、低壓并網方案"的"模塊化”技術方案。本項目標稱裝機容量為280kWp,實際裝機容量283.8kW。組聯，接入5臺50kW逆變器后接入xxx配電房。所有太陽能電池組件采用隨屋電流等直流側運行參數，電網的電壓、頻率、逆變器輸出電流、功率、功率因數等交流側運行參數，以及太陽輻射、風速、溫度等環境參數。將光伏電站中的逆變器通訊接口用數據總線連接，逆變器運行數據通過配套的監控設備的匯總和存標準號標準名稱光伏系統性能監測測量、數據交換和分析導則太陽光伏能源系統圖用圖形符號光伏(PV)發電系統過電保護一導則《建筑物電氣裝置-特殊裝置或場所的要求-太陽能光伏(PV)電源供電系國家電網公司光伏電站接入電網技術規定(試行)1)光伏組件對比池具有代表性的有硅電池(包括單晶硅Mono-si、多晶硅Multi-si、帶狀硅Ribbon/Sheet-Si)、化合物電池(砷化鎵);薄膜電池具有代表性的有：硅基薄也是光伏組件大規模生產中效率最高的。大規模生產的單晶硅電池效率可達到代單晶硅硅棒生長工藝，成本低廉，工業規模生產的轉換效率為014%～19%左右，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所非晶硅電池和薄膜光伏電池非晶硅電池是在不同襯底上附著非晶態硅晶粒弱光性好，受高溫影響小的特性，但非晶硅光伏組件轉化效率低于晶體硅太陽貨量比例不斷增加，從2002年的3%增加到2014年的19%。各類電池主要性能及電池類型商用效率實驗室效率命優點市場份額晶硅電池技術成熟多晶硅技術成熟薄膜電池成本相對較低成本相對較低銅銦硒成本相對較低由前述可知，單晶硅太陽電池比多晶硅太陽電池具有稍高(約2%)的轉換不到1%。也就是說，對于同等容量的發電系統而言，采用這兩種組件無論從系目前多晶硅與非晶硅組件效率來看，多晶硅組件效率大約是非晶硅組件效率的2～3倍，非晶硅組件效率較低，使其基礎、支架安裝及土地成本增加。此外由同時2014年第四季度以來，晶硅組件價格不斷下滑，目前晶硅組件廠商報價已定的困難，因此，本工程推薦選用多晶硅太陽能電池組件規格為330Wp,性價比3)安裝方式對比跟蹤系統。單軸跟蹤(東西方位角跟蹤和極軸跟蹤)系統以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡，雙軸跟蹤系統(全跟蹤)可以隨著太陽軌跡的季節性位置的變單軸自動跟蹤器用于承載傳統平板光伏組件，可將日均發電量提高20~35%。如果單軸的轉軸與地面所成角度為0度，則為水平單軸跟蹤；如果單軸的轉軸與地面成一定傾角，光伏組件的方位角不為0,則稱為極軸單軸跟蹤。對于北緯30～40度的地區，采用水平單軸跟蹤可提高發電量約15～20%,采用極軸霧氣的地方，采用雙軸跟蹤可提高發電量30～35%。雙軸跟蹤光伏板15%～20%,若采用極軸跟蹤方式，系統理論發電量可提高25%～30%,若采用雙軸跟蹤方式，系統理論發電量可提高30%-35%。然而系電量可提高約18%,若采用雙軸跟蹤方式，系統實際發電量可提高約25%。在此比較內容固定方式式發電量(%)占地面積(萬m2)支架造價(元/Wp)5支架費用(萬元)估算電纜費用(萬元)直接投資增加百分比(%)最小組件支撐點多點多點單點抗風能力自動調節，較好自動調節，較好傾角最優固定相比有較大的提高(發電量提高的比例高于直接投資增加的比例),1)并網逆變器選型2)結論(1)多晶硅組件電學性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpAAV電壓溫度系數Tk(Voc)電流溫度系數Tk(Isc)最大系統電壓V組件效率工作溫度℃(2)并網逆變器并網逆變器是并網光伏電站中的核心設備，它的安全性、可靠性、高效性，會影響到整個光伏系統。逆變器需具有如下功能特點：采用Eupec最新IGBT模塊，使系統效率更高。●基于DSP的全數字控制技術實現多種智能化控制功能。系統采用先進的波形控制技術，降低并網電流總諧波畸變率。●具有完善的保護功能，系統的可靠性更高。可實現多臺逆變器并聯組合運行，簡化發電站設計。采用高準確度、變步長MPPT(最大功率點跟蹤)算法，保證逆變器從光●直流母線電壓直接反饋控制技術降低太陽輻照強度快速變化條件下逆變器非正常關機概率，有效提高系統發電量。型號隔離方式太陽電池最大功率點跟蹤(MPPT)范圍IT系統夜間自耗電自動投運條件通訊接口使用環境溫度使用環境濕度智能冗余風冷噪音防護等級(1)設計原則光伏組件串聯形成的組串，其工作電壓及開路電壓的變化范圍必須在并網逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍之內。每個光伏方陣的輸出功率之和，不應超過與之匹配的并網逆變器的最大允許太陽能電池組件串聯后，每組最高電壓不允許超過光伏系統自身要求的最高電池組件至并網逆變器的直流部分通路應盡可能短，以減少直流損耗。(2)光伏組串計算光伏組件串并聯數量需要與并網逆變器相匹配，匹配計算取值和公式如下：電池組件計算參數組件及線路損失損耗、塵埃遮擋等電壓損失為4%。冬季電池板工作時最低環境溫度為：-12℃,電池板表面溫度為-20℃夏季電池板工作時最高環境溫度為：40℃,電池板表面溫度為：60℃Voc——電池組件開路電壓(隨環境溫度變化);由330Wp太陽能電池組件的技術參數，電壓值均在逆變器的直流側輸入電壓范圍(MPPT)之內，同時考慮對組件串聯后的最大開路電壓進行驗算后，最終確定選用串聯數為20。20塊330Wp組件串聯后容量為330Wp×20=6.6KWp。(3)太陽能電池組件安裝方式屋頂光伏發電系統支架的設計原則為不破壞建筑物屋頂原有結構及材料防支架與電池板組成的方陣在單位面積上重量合計為12.22+3(5)(4)方陣間距計算方陣間距確定原則為：方陣間距應大于冬至日上午9:00和下午3:00時的(5)光伏陣列的布置3.3.2.6.輔助技術方案般是有保證的。但是考慮到組件表面的清潔度直接影響到光伏系統的輸出效率，長時間的不下雨，會影響到組件的出力，所以本工程設想在各建筑物附近設置臨時的沖洗用水點，采用人工方式對組件進行不定時沖洗。并網光伏發電系統的發電量預測與當地的太陽輻射量、電池組件的總功率、系統的總效率等因素有關。首先根據太陽輻射量、環境溫度以及項目所在地經緯度，利用設計軟件計算傾斜面上的輻射量，并得出方陣安裝的最佳傾角，再根據電池組件總功率、輸出衰減、系統總效率等求出電站的年發電量及各月發電量。效率計算要考慮組件的匹配損失、表面塵埃遮擋損失、不可利用的太陽輻射損失、溫度影響、電纜傳輸損失、逆變器效率、升壓變壓器的效率等。系統效率光伏發電系統效率分析分析項組件串并聯失配損失電池組件溫度系數耗損電纜傳輸損失(直流、交流)維護期檢修發電損失3.3.3.3.發電量計算根據總裝機容量，系統效率及傾斜面輻照量，以及該項目所選光伏組件25年效率衰減度不超過20%,因此可預測首年發電量為31.59萬KWh,25年總發電量為718.3萬KWh,平均年發電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。月份輻射量kwh/m2123456789總計光伏電站25年發電量預測(單位：萬kwh)《中華人民共和國環境保護法》(1989-12-26)。《中華人民共和國環境影響評價法》(2003-09-01);《中華人民共和國水污染防治法》(2008-02-28);《中華人民共和國水土保持法》(1991-06-29);《中華人民共和國可再生能源法》(2005-02-28);《中華人民共和國野生動物保護法))2004年8月修訂；(7)《中華人民共和國大氣污染防治法》2000年4月修訂；;《中華人民共和國固體廢物污染環境防治法》2004年12月修訂；《中華人民共和國環境噪聲污染防治法》1996年10月；《中華人民共和國傳染病防治法》2004年8月修訂；國務院第253號令《建設項目環境保護管理條例》(1995-12-18)。3.4.1.2.環境影響分析(1)項目選址的環境合理性(2)環境影響因素識別1)施工期2)運行期(3)施工期的影響分析2)施工噪聲環境影響分析3)施工期對大氣環境質量的影響4)施工污、廢水對水環境的影響5)施工期固體廢物對環境的影響分析等，若隨丟隨扔，對環境可產生一定的污染。施工期產生生活垃圾約0.8t。(4)運行期的影響分析1)生態環境2)聲環境3)光污染影響高架橋兩側設立的玻璃幕墻，應采用反射比小于0.16的低輻射玻璃。對比此標準，光伏陣列的反射率極少(小于5%),因此光伏電站的運行不存在眩光現象，4)廢、污水對環境的影響分析5)固體廢棄物影響分析6)電站潛在的電磁輻射影響7)電站對自然景觀的影響8)環境對項目的影響廈門地區多年極端最低溫度為1.5℃,極端最高溫度為39.2℃。本工程選用逆變器的工作環境范圍為-20~50℃,選用電池組件的工作溫度范圍為-40~85℃。3.4.1.3.環境保護措施(1)生態環境保護對策措施(2)廢氣和揚塵污染防治對策指施施工期的廢氣主要為運輸車隊、施工機械(推土機、攪拌機、吊車等)等機施工場地內運輸通道及時清掃、灑水，減少汽車行駛揚塵。3)運輸車(3)噪聲污染防治對策措施1)建設招標單位將投標方的低噪聲、低振動施工設備和相應技術作為中標2)施工單位應設專人對施工設備進行定期保養和維護，并負責對現場工作3)施工盡量安排在白天進行，盡量縮短工期。4)嚴格施工現場管理，降低人為噪聲。(4)廢污水處理對策措施(5)固體廢物處置及人群健康對策措施(1)生態：施工期產生的噪聲、振動、揚塵，施工單位需嚴格執行環保(4)項目可行性結論(4)建議3.4.2.水土保持3.4.2.1.水土保持設計依據3.4.2.2.項目區水土保持現狀3.4.2.3.工程對水土流失的影響分析3.4.2.4.水土保持措施(1)在施工過程中要堅決貫徹防治結合，以防為主的方針，落實“三同時”首年發電量為31.58萬KWh,25年總發電量為718.3萬KWh,平均年發電量28.73材料預算價格按當地2016年2季度市場價格水平確定，并計入材料運雜費次要材料價格參照當地建筑工程材料預算價格以及當地其他已完工程實際設備安裝及建筑工程單價計算費率標準根據國家能源局2011年第5號公告5、其他費用投資之和的3%計算。本工程貸款按總投資的80%取值，建設期利息按中國人民銀行現行3年以上貸款利率7.5%計算，建設期利息計息3個月。本工程項目投資估算包括光伏組件、逆變器、并網柜、光伏電纜等，工程總投資131.4萬元，靜態投資130.54萬元，單位靜態千瓦投資4599元/kW。動態投資130.55萬元，單位動態千瓦投資4600元/kW。在財務上的可行性。本工程建設期4個月，財務計算期26年，運行期25年。3.6.2.1.項目投資和資金籌措工程總投資131.4萬元，其中，靜態總投資130.54萬元，工程動態總投資130.55萬元。項目國內融資貸款實行統一貸款利率，貸款期限在3年以上的貸款利率為7.5%,本項目按規定貸款條件還貸，償還期為15年。項目資本金占總投資的20%,其余國內銀行貸款解決。折舊費=固定資產價值×綜合折舊率維修費=固定資產價值×修理費率其他費用=裝機容量×其他費用定額材料費=裝機容量×材料費用定額保險費=固利息支出=流動資金貸款利息+生產期固定資產貸款利息電站職工人數按8人計，人均年工資及福利按每年40000元估算。固定資產折舊采用直線法，折舊年限為15年，殘值為5%,計算材料及其它費用參照同類企業，無形資產攤銷年限為10年，遞延資產攤銷年限為5維修費前5年按固定資產的0.1%計取，以后取值0.2%)。取0.25%,從計算期第二年開始計算。品增值稅政策的通知》(財稅[2008]156號),稅率取17%。收教育費附加的暫行規定>的決定》,本項目城市建設維護費率取5%,教育附加費率取3%,地方其他取值3%。所得稅按25%征收。另外本項目屬于《中華人民共和國企業所得稅法實施條例》年發電收入=年發電量×工商業電價(不含增值稅)②發電利潤=發電收入+補貼收入一發電總成本費用一發電稅金，光伏發電款條件還貸，預定償還期為15年。本項目用于還貸的資金主要為發電利潤及折本次折舊還貸比例取100%,基本方案下折舊可以滿足還本要求。建設期負債率最高，資產負債率為80%,但隨著光伏項目投產發電，資產負債率即開始逐年下降，還清固定資產投資借款本息后，資產負債率為0,由此分析，財務指標匯總表見附表，項目資本金內部收益率為7.74%,項目盈利能力較年的累計盈余資金均大于等于0,說明本項目具有足夠的凈現金流量維持正常運15年，則投資回收期為8.09年，全部投資財務內部收益率所得稅后為電量為28.73萬kWh,按火電網供標煤耗326g/kW·h計，年可節約標準煤約為比例為56.30%,其余電量上傳電網。該項目具有一定的盈利能力，說明工程方方案4.1.1.項目簡要介紹本工程總裝機容量為5.083MMp,工程的主要任務是發電。擬選光伏場址位xxx縣2018年村級光伏扶貧電站項目EPC總承包施工，裝機總容量為括但不限于項目范圍內的現場勘察、工程設計、設備采伏組件、逆變器、支架、變壓器(高壓配電柜)電纜等)、建筑安裝工程施工、涉及建檔立卡貧困村17個，每個村需建設獨立計量點，根據項目現場踏勘，該項目以梯田為主，緩坡坡度大概在15°左右，土地主要以黃土為主，支架基礎4.2.1.項目目標分項合格率為100%;工程建設期間不發生人身傷亡事故；不發生因工程建設引家施工驗收規范；工程進度確保按照發包人規定的工期進行，并確保投標文件4.2.2.項目實施組織形式項目經理項目經理項目技術負責人實驗員材料員保管員主要職責1.施工生產的指揮者，對施工質量、施工工期、安全生產負直接領導責任，貫徹執行項目的各類生產計劃方案；2.負責工程各項目標的落實；協調各工程專業、分包專業的配合工3.按照工程合同條款的要求，完成各項控制目標。4.負責對外聯系和對內協調，對工程施工全過程進行有效監6.項目經理具有同類工程建設管理經驗、并熟悉工程建設級職稱的技術人員作為項目施工經理。生產副經理1.分管項目安全文明施工、生產協調工作。2.組織安全和環境管理方案和專項方案的編3.組織設備、材料的進場，協調施工現場內各分包方之間的關項目技術負責人1.分管生產技術的日常工作，對工程技術、質量負有第一責任。2.負責四新技術的推廣應用，組織新技術應用的總3.定期或不定期地組織對工程的施工技術、質4.組織編制施工組織設計、方案、措施，并進行6.組織圖紙自審，參加圖紙會審，負責設計變更和洽商并傳遞7.技術負責人具有同類工程設計經驗、并熟悉工程建設管理的具有中施工工程師2.負責所分管分項工程按照施工組織設計、方案和交底的3.負責所分管分項工程的“三檢制”的落實和工程師2.按照分項工程的目標，嚴把質量關，收試驗工程師1、負責施工現場各種原材料、構配件的見證取樣、送檢及過程試驗工作。4.負責現場電氣設備的調試、記錄工作，試驗員具有同類工程資料員1.負責項目文件與資料的收發、匯集、編目、核查和安全工程師1.負責施工現場的安全施工檢查、控制，組織項目的安全教育2.負責編制項目安全管理和文明施工措施并監督、檢查各分承包方的執行、落實情員核算師1.負責工程的成本核算，對項目月度工料進行分析，如實反映師保管員1、設計總綜合說明xxx2018年村級光伏扶貧電站項目EPC總承包施工，裝機總容量為5.083MWp,設計及施工范圍主要包括工程總平面布置、管理站總平面布置；主要設備選型，包括光伏組件、逆變器、10kV配電設備、防雷匯流箱；視頻監控、照明、消防、給排水、采暖通風及道路。對整個光伏電站的升壓系統、光伏接線系統、匯流系統、結構基礎系統、站保護系統、二次監控系統、升壓站、送出線路等做出詳細設計。并在中標之后盡快委托專業地質勘察機構進行現場地質勘察和地形測繪，并根據勘察、測繪結果出具設計圖紙并分期分批向施工現場提供施工圖、設備圖紙及資料。2、設計總的要求系統應滿足國網公司2012年下發的《光伏電站接入電力系統技術規定》要太陽能并網光伏電站總的要求是：安全可靠、系統優化、功能完整。我司提供的設計、設備以及施工，必須滿足本合同附件規定的技術要求。3、設計遵循的標準與規范3.1配電系統《光伏系統并網技術要求》《太陽能光伏能源系統術語》《陸地用太陽能電池組件總規范》《低壓配電設計規范》《火力發電廠廠用電設計技術規定》《火力發電廠、變電所二次接線設計規程》《火力發電廠和變電所照明設計技術規定》《電力工程制圖標準》《建筑物防雷設計規范》《交流電氣裝置的接地設計規范》《戶外、防腐電工產品油漆》《火力發電廠與變電所設計防火規范》《火災自動報警系統組件兼容性要求》《建筑設計防火規范》《電力設施抗震設計規范》《采暖通風與空氣調節設計規范》《變電站給排水設計規程》《建筑給水排水設計規范》《建筑給水排水及采暖工程施工質量驗收規范》《電力工程電纜設計規范》《發電廠、變電所電纜選擇與敷設設計規程》《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路結線施工及驗《高壓開關設備通用技術條件》《高壓輸變電設備的絕緣配合》《交流高壓電器在長期工作時的發熱》《交流高壓電器動熱穩定試驗方法》《高壓開關設備常溫下的機械試驗》《高壓開關柜閉鎖裝置技術條件》《3~110kV高壓配電裝置設計規范》《3-35kV交流金屬封閉開關設備》《外殼防護等級(IP標志)》擇標準》《高壓電力設備外絕緣污穢等級》《高壓架空線路和發電廠變電所污區分級及外絕緣選《高壓輸變電設備的絕緣配合》《隔離開關(隔離插頭)和接地開關標準》《交流高壓斷路器》《電流互感器》《變壓器油國家標準(新來油)》《三相油浸式電力變壓器技術參數和要求》《電力變壓器選用導則》《高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性》《高壓套管技術條件》《電力裝置的繼電保護及安全自動裝置設計規范》《繼電保護設備信息接口配套標準》《繼電器及繼電保護裝置基本試驗方法》《繼電器、繼電保護裝置的振動(正弦)試驗》《電力系統繼電保護柜、屏通用技術條件》《地區電網調度自動化設計技術規程》《電力系統調度自動化設計技術規程》《基本遠動任務配套標準》《交流采樣遠動終端技術條件》《