20MW光伏电站项目可行性研究报告

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第一章 总则

1.1 项目概况 1.1.1 地理位置

本工程厂址位于江苏省响水县。江苏省响水县位于东经119°29′51″－120°05′21″，北纬33°56′51″－34°32′43″。在盐城、淮阴、连云港三市交汇处。东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。204国道、通榆大运河和沿海高速公路贯穿响水县境南北，响水县城距连云港机场仅70 多公里、盐城机场100 公里。素有“苏北黄浦江”之称的灌河流经县境直入黄海，国家二类开放口岸陈家港位于灌河入海口处，是我国东部天然良港，现已建成大小码头30 多座，距连云港仅23 海里。 1.1.2 项目投资与执行公司

本项目投资与执行公司为江苏金宇新能源科技有限公司，法人代表张人水。江苏金宇新能源科技有限公司，位于响水县沿海经济开发区。成立于2010年6月7日，公司类型为有限公司(自然人控股)，许可经营项目光伏发电系统、研发、安装等,经营期限为25年。该公司项目10WMP太阳能光伏并网发电，2010年4月经江苏省发改委(苏发改能源发[2010]477号文)核准，同年8月开工建设，可望2010年12月竣工并网发电。该项目由国电太阳能科技（上海）有限公司设计，设计标准为“金太阳示范工

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程”，设计起点高、新颖，技术参数标准有国内国际先进水平。该公司管理团队技术力量雄厚，工程师3名，专业技术人员聘用国电设计院郑雪驹高级电气工程师为企业技术、质量控制全面管理；团队人员管理经验丰富，组织机构设置合理。根据当地规划部门提供的项目用地规划，已满足20WMP项目用地，并具备风光互补条件。企业的宗旨：以质量求生存，诚信求发展；阳光无限,追求无限.金宇太阳能立足于发展太阳能光伏事业,为使这一取之不尽,用之不竭的太阳能环保新能源产品,进入千家万户不懈努力。 1.1.3 建设规模

本项目建设规模为规划容量20MWp，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。 1.1.4 可行性研究报告编制原则、依据及内容 1.1.4.1 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）结合江苏金宇新能源科技有限公司发展规划，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。 1.1.4.2 编制依据

（1）关于同意响水县太阳能光伏并网发电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。 1.1.4.3 编制内容

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受江苏金宇新能源科技有限公司委托，信息产业电子第十一设计研究院有限公司承担江苏省响水县20MWp 太阳能光伏并网发电项目的可行性研究工作。主要工作内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，工程管理，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。 1.2 项目所在地气象条件

本工程站址所在区域气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3 毫米，年平均日照2399.7 小时。根据盐城市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56 MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。 1.3 工程地貌

拟建场地位于响水县陈家港镇沿海经济区，北靠灌河，东濒南潮河；场地地貌单一，属滨海平原地貌。现有地形大部平坦，局部有堤坝、沟渠和水塘分布。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 项目任务和规模

开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，响水县年平均年总辐射在5101.56 MJ/m2 左右，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件和广阔的前景，符合国家产业政策。

根据当地光能资源以及业主的初步开发规划，本期建设容量为 20MWp，占地约37万平方米。

1.5 太阳能光伏系统的选型和发电量估算

本光伏电站计算依据盐城市气象站提供的气象资料。结合本工程实

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际情况，本工程全部采用固定式安装。全年平均日照时数为2399.7小时，初步估算年均上网电量为2117.09万kWh。 1.6 电站整体设计

本工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20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。

系统按照20个1MWp 的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp 单元采用2 台 500kW 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、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV 升压变压器升压为10KV。为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出2 回路10kV 线路接入当地公共电网。

本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在综合楼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。

本工程在综合楼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、太阳总辐射等。 1.7 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，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。建筑物主要有综合楼、门卫。

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。

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1.8 施工组织设计

本期工程总装机容量20MW，全部采用固定式光伏阵列，基本布置为20个光伏单元，整个光伏阵列沿场地规划排列。每个发电单元按1MW考虑，为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的10kv出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏发电站的光伏气综合楼，经10KV配电装置两回路线路送出。光伏电气综合楼布置于整个光伏电站西南侧区域。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3000m，选用成品铁艺。

经计算，本期工程方案永久占地区37万平方米。本工程从项目核准后至工程竣工建设总工期为12个月。 1.9 环境保护与水土保持

本次规划的光电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可以有效地防治工程建设引起的水土流失，达到预定的防治目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。

建议本工程应尽快委托有资质的单位编制环境保护及水土保持方案报告书，并按有关规定报批。 1.10 劳动安全与工业卫生

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光伏电站运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。

光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。 1.11 投资估算

工程静态投资41391.6 万元，静态单位造价 20695.8 元/kW。工程动态投资为41763.6 万元，动态单位造价 20881.8 元/kW。

工程动态投资为 41763.6 万元，其中：政府扶持资金为 20881.8 万元，申请银行长期贷款 12529.1 万元，贷款利率按5.94%计算，其余8352.7万元为企业自筹。 1.12 财务评价

发电站装机总容量：20MWp，年平均上网电量：2117.09 万 kWh。 经营期平均不含税电价为 1.7 元/kWh 时，总投资收益率：5.10% 资本金净利润率：3.89% 。

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第二章 项目申请的背景

2.1 我国电力供需的现状及未来供需的预测

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2010～2020 年电力装机容量增速在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

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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。 2.2 我国国内目前的能源形式

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。长远来看，能源资源及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。

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2.3 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2－1。

图2－1

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2－2。

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图2－2

2.4 世界光伏发展的目标和发展前景

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2－1 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 日本（日元/kw.h） 欧洲（欧元/kw.h） 美国（美元/kw.h） 中国（元/kw.h） 2004 30 0.25 0.182 5.0 2010 23 0.18 0.136 3.0 2020 14 0.10 0.10 1.4

表2－2 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 日本 欧洲 美国 中国 其他 世界 2004 1.2 1.2 0.36 0.065 1.195 4.0 2010 4.8 3.0 0.3 3.0 3.8 14 2020 30 41 36 1.8 91.2 200

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表2－3 世界光伏市场主要国家的政策

国家 电价政策形式 电价水平 德国 日本 固定 静电表 42.73－30－35 日53.67 欧元/kw.h 分/kw.h 优惠电价年限 20-21 无限制 其他财税政策 投资补贴无 10%-15% 太阳能资源（系900-1000 900-1000 统年有效满发小时浸透） 西班牙 固定/溢价 46.78－25.22 欧分/kw.h 25以上 无 1200-1500 意大利 配额制 11－13 欧分/kw.h 20 美国 静电表 10－15 美分/kw.h 无限制 投资补贴、投资补贴 税收、贷款 南部为主南部为主1200-1500 1100-1500 从长远看，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。 2.5 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。 2.6 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

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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15.5MWp。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 55 MWp。2003～2005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。 2.7 中国光伏产业发展现状 2.7.1 多晶体硅原材料产业状况

2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1, 000t，预计到2008年，我国硅材料的生产能力将达到15, 000吨，能满足1, 100MW太阳电池的生产。实际生产量与需求存在巨大差距，多晶体硅原材料基本依赖进口。 2.7.2 晶体硅太阳能光伏电池制造业状况

中国2004年太阳能光伏电池的年产量超过50MWp，是前一年的4倍；2005年产量达到140MWp，2006年为369.5MWp，如果不是受到原材料短缺的制约，发展速度还将更快。到2006年底，中国太阳能电池的生产企业已有39家，总的年生产能力已经达到1.6GWp。2007年，中国多晶体硅

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的年生产量突破1000t。2008年，我国硅材料的生产能力达到15000吨，能满足1100MW太阳能电池的生产。 2.7.3 非晶硅太阳能光伏电池制造业状况

截止到2006年中国非晶硅太阳能电池生产能力约为45.5MWp。同时还有一些企业正在投资建设新的生产线，产业发展势头良好。 2.7.4 组件封装产业状况

目前，光伏电池组件封装产业，是整个光伏产业链中生产工艺发展最为成熟的环节，也是产业量最大的一个环节。但由于技术和资金门槛低，属于劳动密集型产业，造成目前国内封装能力过剩，企业利润微薄，发展空间不足。

2.7.5 太阳跟踪装置产业状况

根据目前一些跟踪装置生产场的经验，采用自动跟踪装置可提高发电量20-40%左右，从而相对降低投资20%。因国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置的大型高压交网光伏电站上的使用。 2.7.6 并网逆变器产业状况

我国从上世纪80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为：10kW、20 kW、30 kW、50 kW、100 kW、250 kW、500 kW。目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式：

工频变压器绝缘方式：用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维

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护量小，开关频率低，电磁干扰小。

高频变压器绝缘方式：用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。

无变压顺非绝缘方式：为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换为单击变换。实际使用中出现一系列问题。无变压器非绝缘方式逆变器不能是输入的太阳能电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳能电池矩阵正、负极都不能直接接地。太阳能电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其他用电设备工作。这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。

正激变压器绝缘方式：是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后发出的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。

2.8 世界光伏技术发展趋势 2.8.1 电池片效率的不断提高

单晶硅电池片的实验室最高效率已经从50年代的65提高到目前的24.7%，多晶硅电池片的实验室最高效率也达到20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了极大成功，非晶硅薄膜电池、化镉、铜的实验室效率也分别在到了13%、16.4%、和19.5%。

随着实验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得以不断提升。

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目前单晶硅电池片的效率可达到16%-20%，多晶硅电池片可达到14%-16%。

2.8.2 商业化电池厚度持续降低

30多年来，太阳能硅片厚度从20世纪70年氏的450-500微米降低到目前的180-280微米，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计2010年硅片厚度将降至150-200微米，2020年降低到80-100微米。 2.8.3 产规模不断扩大

生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单场生产规模已经从20世纪80年代的1-5MWp/a发展到90年代的5-30MWp/a和目前的50-500MWp/a生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR-20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。 2.9 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50×1018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335～826kJ／cm2•a，中值为586kJ／cm2•a。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

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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816kJ／cm2•a，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24.7 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22°～35°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30°～40°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。

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 1 2 地区 年日照时数 年辐射总量千卡/cm2·年 西藏西部、新疆东南部、青海西3200-3300 160-200 部、甘肃西部 西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙3000-3200 140-160 古、山西北部、河北西北部 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、2200-3000 120-140 广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、四川西南部 湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、1400-2200 100-120 江苏南部、安徽南部、黑龙江 四川、贵州 1000-1400 80-100 3 4 5

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— 一类地区

全年日照时数为3200～3300 小时，辐射量在670～826×104kJ／cm2•a。相当于225～285kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、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921kJ／cm2•a，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3000～3200 小时，辐射量在586～670×104kJ／cm2•a，相当于200～225kg 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2200～3000 小时，辐射量在502～586×104kJ／cm2•a，相当于170～200kg 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1400～2200 小时，辐射量在419～502×104kJ／cm2•a。相当于140～170kg 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

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全年日照时数约1000～1400 小时，辐射量在335～419×104kJ／cm2•a。相当于115～140kg 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。

一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于586kJ／cm2•a，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2／3 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3.35×103 ～8.40×103MJ/m2 之间，其平均值约为5.86×103MJ/m2。该等值线从大兴安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4.46×103MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86×103MJ/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130～150 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110～130 千卡／平方公分。

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第三章 项目建设的必要性

3.1 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。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。

“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

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10%，2020 年争取达到16%。

2007 年国家发改委发布的《可再生能源的中长期发展规则》提出，在2006～2020 年期间，全国需要新增加太阳能发电约173 万kWp，按每千瓦50,000 元测算，需要总投资约865 亿元。 3.2 改善生态、保护环境的需要

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70％～80％，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。响水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。

经计算，本项目20MWp 光伏并网发电建成后年均发电量约2117.09万kW·h。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kW·h 计，每年可节约标准煤约8256.7t，减排CO2: 29639.26t 。

综上所述，电场建设完工投入运行后，可提高江苏省响水县电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重。太阳能光伏发电场的建

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设符合国家能源政策，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，也是江苏电力工业发展的需要。 3.3 可再生能源中长期规划，符合能源产业发展方向

国家发展改革委向全社会公布了《可再生能源中长期发展规划》。其中提到，太阳能是2010 年和2020 年可再生能源发展的重点领域之一。

发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，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100 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

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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。 3.4 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

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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13～20 亿t，中国人均碳排放水平控制在0.9－1.3t/a。

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200MW 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。 3.5 我国发展新能源的需要

能源是经济发展的物质基础，为保证国民经济的可持续发展，必须有可持续供应的能源作为支撑。随着我国经济的快速增长，能源需求逐

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年上升，能源进口也逐年增加。我国能源结构是以煤为主，这对国家经济发展带来的能源安全和环境问题已日益突出。从能源安全、减少污染、改善生态环境和立足于本国等方面来考虑，我国开发利用安全、可靠的清洁能源提高其在能源结构中的比重，将是实现经济社会可持续发展的重要保证。

太阳能是最清洁、安全的可再生能源，不产生任何污染。太阳能光伏发电作为太阳能源利用的方式，其相关的技术已基本成熟。随着太阳能电池制造成本的下降，太阳能光伏发电将会得到广泛的利用，并在未来社会新能源的发展中起到重要作用。

因此，本项目建设具有资源丰富、并网条件好的条件下，开发和利用江苏省响水县丰富的太阳能资源符合国家新能源的需要。 3.6 改善生态、保护环境的需要

保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。合理开发和使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。

在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。

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太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 3.7 合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展

江苏省响水县的年平均日照2399.7 小时，太阳总辐射值全年为5101.56 MJ/m2，根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，太阳能开发利用潜力巨大。该太阳能光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。

综上所述，本项目的建设，对我国和江苏电力可持续发展的发展具有极大的促进作用，对提高我国大型光伏电站的设计水平、项目建设管理水平、运行管理水平，对激励国家大型光伏并网逆变器的开发和产品性能的提高，均具有极大的意义。

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20MWp，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 建设目标

为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，江苏金宇新能源科技有限公司决定兴建此20MWp 光伏电站。本电站的光伏电池组件采用固定安装形式。针对20MWp 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10 个并网发电单元，每个发电单元输出0.27kV 电压后，经过1 台1250kVA 升压变压器升压至10KV，最后整个20MWp 光伏发电系统以10kV 接入电网。 4.3 区域内的电力系统现状

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响水县共有220 千伏变电所1 座，110千伏变电所3 座，35千伏变电所10 座，主变压器25 台，总容量55.29万千伏安；35千伏以上输电线路26 条，总长度346.67 公里，10千伏配电线路64条，总长度2186公里。

陈家港沿海经济区现有110KV 的陈家港变和化工园变二座，以及220KV 金港变，110KV 银海变各一座。 4.4 目前区域内电网存在的问题

存在问题：

1） 电力负荷不能满足陈家港沿海经济区经济发展需求； 2） 电力线铺设率不足； 3） 电网建设系统性不强； 4） 电力线路大部分为架空敷设。 4.5 电网规划目标及原则

4.5.1 规划目标

电压质量须满足国家标准GB12325《电能质量—供电电压允许偏差》，电压合格率达到100%。

4.5.2 电力规划 1、用电负荷预测 表4－1 用电负荷预测

用地类别 居住用地 公共设施 工业用地 其

负荷指标 （千瓦/公顷） 100 300 200 1

用地面积 （公顷） 405.67 334.49 2342.43 915.54 负荷预测 （千瓦） 39535 122112 690084 183108 一类工业用地 20MW光伏电站项目可行性研究报告

二类工业用地 三类工业用地 仓储用地 道路广场用地 市政公用设施用地 公共绿地

中 300 400 80 0.2 0.8 0.1 637.8 789.09 229.3 825.33 201.66 306.62 191340 315636 18344 195 163 37 负荷预测施供电规划的主要依据及前提，规划区负荷预测参考有关地区的经验。综合用电同时系数取0.7，规划区用电负荷预测为：60万kW。

110 千伏容载比取2.0，本规划地区总变电容量需求为120 万KVA。 2、电源规划

规划区电源以大电网为主，现状主要由陈家港变和化工园变。 根据《响水县城总体规划(2005－2020年)》，规划在陈家港建设火力发电厂和风力电场，其中火力发电厂陈家港电厂规划总容量为3600MW，一期装机容量达到120 万千瓦，为2 台60 万千瓦机组；风力电场规划装机容量为20 万千瓦，投运后年上网电量可达4.5 亿千瓦时。它们建成后将成为盐城地区的主力发电厂之一。

规划在黄海八路与观海三路交叉口处建一座秸杆直燃发电厂，规划装机容量为24 万千瓦，为2 台6+1 台12 万千瓦凝汽式发电机组，年发电量为14400 万千瓦时，发电直接并入110KV 电网。该电厂建成后不仅可以保障经济区用电量，还增加了农民的收入。

规划区内220 千伏变电站共需要3 座，其中规划区外一座，为220千伏金港变，已选址，直接为规划区服务。规划区内两座，分别为位于工业五大道和工业二大道与环城东路的交叉口，每座占地面积30000平方米左右，设计容量为3×180 兆伏安。规划区内110 千伏变电站共需要8

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座；其中规划区外5KM 处一座，可直接为化工集中区服务。规划区内7 座，其中保留现有的两座110 千伏的陈家港变和化工园变，新建5 座110 千伏变电站，每座占地面积3000 平方米左右，设计容量为3×50 兆伏安。

3、电网电压和层次

规划区内不再发展公共的35kV 等级的变电站（35kV 用户专用变除外）。拟定电网电压等级为四级分别为：220kV、110kV、10kV、380V/220V 。

4、配电网规划

高压配电网——规划高压配电网以电力电缆组网的高压配电环网。规划新建110 千伏及以下线路采用电力电缆或近期架空远期采用电力电缆，沿道路北侧、东侧铺设。下地敷设应符合管线间距要求，保证输配电线路安全可靠。

低压配电网——规划区10KV 配电网采用环网柜、开闭所/高压分支箱、配电所相结合的方式。10kV主网络成单环手拉手式，达到N－1安全准则。开闭所/高压分支箱至用户采用放射式供电。10KV开闭所根据地块开发情况设置。大企业可自行设置10KV开闭所，小企业可由公共10KV 开闭所提供电源。10KV配电所是以220KV、110KV 变电站或10KV 开闭所的10千伏出线为电源。10千伏配电所供电半径取300米。10千伏配电设置采用箱式或建设在建筑楼内。

5、高压走廊规划和高压线路

高压走廊：在规划区范围内规划高压走廊和电缆通道，树立先有走廊后有线路的概念，走廊应合理占用建设用地，并满足景观要求。规划充分利用组团绿地和沿河、沿路绿带作为高压走廊。

高压线路：线路敷设考虑安全实用，美化环境，节约用地和经济承

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受能力，长远规划，远近结合，线路应在走廊里敷设。

高压架空电力线路采用占地较少的窄基杆塔和多回同杆架设紧凑型线路结构，高压架空电力线路走廊宽度综合考虑气象条件、导线最大风偏、边导线与建筑物之间安全距离、导线最大弧垂、导线排列方式及杆塔形式、杆塔档距等因数确定。各级输电线通道宽度如下：

（1）500KV 线路采用架空敷设，高压线路走廊不小于60 米。 （2）220KV 线路采用架空敷设，高压线路走廊不小于34 米。 （3）110KV 线路采用架空敷设，高压线路走廊不小于26 米。 （4）35KV 线路采用架空敷设，高压线路走廊不小于15 米。 6、线路敷设原则和敷设方式

架空线路虽然比较简单、常用，使用也较成熟，然而在有限的城区空间无法设置大量的架空线路走廊，考虑市容的美观、整洁、进出线方便、安全可靠等多种因素，220 千伏和生活区外部的110 千伏采用架空布设，在生活区内部尽量采用电缆。 4.6 光伏电站与电网系统连接方案

太阳能发电站接入系统电压等级选择：

太阳能光伏发电站装机容量为10MWp，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 线路接入陈家港沿海经济区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0.27kV，经1 台1250KVA 变压器升压至10KV，10MWp 光伏发电系统共需10 台1250KVA 升压变压器。最后整个系统通过10KV 配电装置以10KV 出线1 回路接入电网。

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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。

第五章 光伏发电系统设计

5.1 项目所在地的自然环境概况 5.1.1 地理概况

本工程厂址位于江苏省盐城市响水县陈家港镇沿海经济区。响水位于东经119°29′51″－120°05′21″、北纬33°56′51″－34°32′43″，地处盐城、淮安、连云港3 市交汇处，属黄淮冲积平原。东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。北枕灌河，与连云港市以灌河为界。 5.1.2 项目所在地太阳能资源概况

该地区的气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3 毫米，年平均日照2399.7 小时。根据盐城市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56 MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。 5.2 项目所在地气象资料

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响水县地处暖温带南缘，属湿润季风气候区。东濒黄海，具有海洋性气候的特点，温和温和温润，雨水适中，日照充沛，无霜期长。四季分明，雨热同季。

气温

历年最高气温： 38.7℃ （1967 年8 月27 日） 历年最低气温： －17.0℃ （1969 年2 月6 日） 年平均气温： 13.9℃ 月平均最高温度： 18.8℃

月平均最低温度： －0.5℃ （响水县城） 港口全年无封冻。 风况

历年主导风向为： NNS（北北南），频率为14.6%

ENE（东北东），频率为9.7% ESE（东南东），频率为9.7%

历年最大风速： 24 米/秒 历年平均风速： 3.0 米/秒

年大于8 级风最多日数： 54 天（1966 年） 年大于8 级风最多日数： 3 天（1984 年） 降雨

历年平均降水量： 912.0 毫米

历年最大降水量： 1756.6 毫米（2000） 历年最小降水量： 572.9 毫米（1995）

历年日最大降水量： 699.7 毫米（2000 年8 月31 日） 三日最大降水量： 814.6 毫米（2000 年8 月29 日～31

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日）

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降水多集中在每年7、8、9 三个月，占全年降水的50%左右。常年年平均降水日为96 天，全年平均雷暴日27 天。

气压和雾况

平均大气压： 1016.9hpa

最高气压： 1046.8hpa（1970 年1 月15 日） 最低气压： 989.5hpa（1983 年7 月21 日） 平均水汽压： 14.4hpa

最大水汽压： 42.8hpa（1988 年7 月5 日） 最小水汽压： 0.3hpa（1968 年2 月9 日） 本地区经平流雾为主，一般是凌晨发雾，日出即散。 历年最多雾日： 61 天 历年最少雾日： 14 天 历年平均雾日： 27 天 相对湿度

历年最小相对湿度： 6% 历年平均相对湿度： 75.5% 台风（含热带风暴）灾害

响水县建县以来，共有30 次台风及外围影响，平均每年1.1 次，还有15 年没有台风，影响最为严重的有三次，分别为：1965 年8 月21日，13 号强台风经盐城市附近港口入海，风力12 级；1981 年8 月31日，14 号强台风沿海北上，风力12 级，伴高潮；2000 年8 月30－31日强台风。 5.3 太阳能光伏发电场场址建设条件 5.3.1 水文气象

北枕灌河，与连云港市以灌河为界。灌河是江苏省唯一没有闸坝碍

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航的天然入海潮汐河道，全长74.5 公里，在响水境内流程达46.5 公里，平均潮位水面宽820－1100 米，水深8－12 米，可兴建万吨级码头13座、千吨级码头百座，且岸线陆域腹地广阔，具备发展造船、码头物流等产业的优越条件；位于灌河入海口的陈家港是国家二类开放口岸，可以和国内各大港口及日本、韩国和东南亚直接通航，距离连云港仅有29 海里，是连云港的最佳配套港； 5.3.2 地形地貌

拟建场地位于响水县陈家港镇沿海经济区，北靠灌河，东濒南潮河；场地地貌单一，属滨海平原地貌。现有地形大部平坦，局部有堤坝、沟渠和水塘分布。陆域地面高程在0.98～3.34m 之间，水域勘察期间地面标高在0.02～－12.2m 之间。 5.3.3 工程地质

（1） 岩土层分布及其特征

项目拟建地尚无地质详勘资料,根据中冶集团武汉勘察研究院对邻近江苏响水三佳船舶重工有限公司2007 年5 月编制的《岩土工程勘察报告》中揭示各层土特性如下：

第①1 层冲填土、黄褐～灰黄色，主要由粘性土组成，夹少量植物根茎、粉土和粉细砂，顶部为根植土，切面不光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应，在沟塘、水渠处缺失。在河堤处分布有人工素填土。呈湿的、松散状态，厚度为 0.50 ～5.00 m，平均厚度为 1.73 m，层底标高为3.09～－1.08m。

第①2 层淤泥，灰～灰黄色，含少量腐植物、贝壳碎片，夹薄层粉土、粉砂，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈饱和、流塑状态。厚度为 0.30～4.70m，平均厚度为2.21m，层底标高为－2.20～

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－13.29m。

第②1 层淤泥质粘土，灰色、局部黄灰色，含少量腐植物、贝壳碎片，夹薄层粉土、粉砂，切面光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈饱和、流塑状态。厚度为0.60～18.00m，平均厚度为7.52m，层底标高为0.34～－18.43m。

第②2 层粉土，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土及大量粉砂，局部地段呈互层状，土质不均匀，摇震反应中等。呈饱和、稍密状态，厚度为0.70～6.20m，平均厚度为4.11m，层底标高为－2.55～－7.37m。

第②3 层粉质粘土，灰～褐灰色，夹薄层粉土，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈透镜体状分布，为饱和、软塑～可塑状态，厚度为 1.00～ 4.70 m，平均厚度为 2.32 m，层底标高为－15.44～－18.80m。

第③1 层砂质粉土，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土和粉细砂，局部地段呈互层状，土质不均匀，摇震反应中等。呈饱和、稍密～密实状态，厚度为0.80～8.40m，平均厚度为4.01m，层底标高为－16.38～－23.88m。

第③2 层粉质粘土夹粉土，灰～褐灰色，含少量腐植物、夹较多粉土，局部地段为粉质粘土与粉土互层，切面较光滑，干强度低，韧性低，具摇震反应，呈透镜体状分布。为饱和、软塑～可塑状态，厚度为1.50～6.00m，平均厚度为3.18m，层底标高为－18.99～－24.78m。

第③层粉细砂，灰～褐灰色，局部地段为草黄色，主要矿物成分为长石、石英，含少量云母、贝壳碎片，夹粉质粘土和粉土，摇震反应迅速，局部地段含较多姜结石。呈饱和、极密实状态，厚度为6.00～16.20m，

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平均厚度为10.26m，层底标高为－27.85～－34.73m。

第④层粉质粘土，灰褐色，含少量云母片，夹薄层粉土和粉细砂，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈湿的、软塑～可塑状态，厚度为 2.10～18.70 m，平均厚度为 6.41m，层底标高为－29.95～－54.89m。

第④1 层粉质粘土与粉土互层，灰～褐灰色，含少量腐植物、夹较多粉土，局部地段为粉质粘土与粉土互层，呈透镜体状分布，土质不均匀，干强度中等，韧性中等，具摇震反应，呈饱和，可塑状态。灰褐色，含钙质结核，云母片及少量有机质，夹薄层粉土和粉细砂，切面较光滑。呈饱和，可塑～硬塑状态，厚度为1.50～13.20m，平均厚度为6.61m，层底标高为－31.45～－49.01m。

第⑤层粉砂，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土和粉土，摇震反应迅速。呈饱和、极密实状态，本次钻探未钻穿该层，其厚度不详，揭露厚度为12.20～13.00m，平均厚度为12.47m。

第⑤1 层粉质粘土，暗绿色，含少量腐植物、夹粉土切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈透镜体状分布，为饱和硬塑状态，厚度为3.20m，层底标高为－55.84～－56.25m。

各层土桩基设计参数指标 表4-2

预制混凝土挤土桩 桩侧极限摩阻层号 土层名称 力(qf) kpa ①1 ①2 ②1

钻孔灌注桩 桩侧极限摩阻力(qf) kpa 10 5 12 桩端极限阻力标准值(qk) kpa 桩端极限阻力标准值(qk) kpa 冲填土 淤泥 淤泥质粘土 12 6 13 1

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②2 ②3 ③ ③1 ③2 ④ ④1 ⑤ ⑤1 粉土 粉质粘土 粉细砂 粉土 粉质粘土夹粉土 粉质粘土 粉质粘土与粉土互层 粉砂 粉质粘土 22 20 40 32 30 35 37 43 40 2000 2500 20 18 35 30 28 33 35 40 38 600 700 （2）地震

根据勘察土层资料，按国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001）的有关条文判别，场地的抗震设防烈度为6 度，设计基本地震加速度0.05g，所属的设计地震分组为第二组。拟建物抗震设防类别为丙类，场地内存在较厚层的软弱地层，可判定本场区属对建筑抗震不利地段。

5.3.4 交通优势

该区域具有水陆空三位一体的空间交通优势。

水路：被称为“苏北黄浦江”的灌河，是苏北地区唯一没有建闸碍航的天然潮汐通道，流经陈家港境内直入黄海，为天然二级河道，形成苏、鲁、沪三省市海河联运水系。在《江苏省干线航道网规划》（2005.8）中，灌河被纳入省干线航道网中，从而进一步提升了陈家港在全省水运中的地位。

航空：北距连云港机场70 公里，南距盐城机场100 公里，南京禄口国际机场350 公里，上海虹桥机场400 公里。

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陆路：距离沿海高速公路15 公里，区内现有省道226 线穿境而过，与宁连、京沪高速公路和204 国道相连。226 省道为沿海高速等级公路的重要组成部分纵穿东西。 5.4 光伏部分 5.4.1 光伏系统发电原理

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。

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光伏并网发电原理图

● 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72 片太阳能电池片，正常输出工作电压约35V 左右。当应用领域需要较高的电压和电流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。

本项目采用浙江创宇太阳能科技有限公司生产的高效多晶硅太阳能电池组件, 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。

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单晶硅和多晶硅电池片

多晶硅电池组件

光伏电池组件的主要技术参数见表5－4：

表5－4 光伏组件技术参数表

组件类型 开路电压(Voc) 短路电流(Isc) 最佳工作电压(Vmp) 最佳工作电流(Imp) 峰值功率(Pmax) 最大系统电压 抗风压强 短路电流温度系数 开路电压温度系数 功率温度系数 额定工作温度 使用温度范围 接线盒特性说明 组件尺寸 组件重量 多晶硅组件 44.8V 8.33A 35.2V 7.95A 280Wp 1000V DC 2400Pa 0.045%/℃ －0.34%/℃ －0.47%/℃ 45℃±2℃ （－40）℃～（+85）℃ BOX07 接线盒 1956×992×50 27Kg STC：辐照度1000W/m2，组件温度25℃，AM=1.5

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● 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DC-DC和DC－AC 两级能量变换的结构，DC－DC 变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC－AC 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。

本项目拟采用合肥阳光生产的500kW 集中型逆变器, 具有如下特 点:

● 采用了新型高效IGBT 和功率模块，降低了系统的损耗，提高了系 统的效率。

● 使用全光纤驱动，可靠避免了系统的误触发并大大降低了电磁干扰对系统的影响，从而增强了整机的稳定性与可靠性。

● 重新优化的结构和电路设计，减少了的系统的构成元件，降低了系统的成本，提高了系统的散热效率，增强了系统的稳定性。

● 采用新型智能矢量控制技术，可以抑制三相不平衡对系统的影响，并同时提高直流电压利用率，拓展了系统的直流电压输入范围。 ● 设计了新型智能人机界面，采用国际流行的触摸屏技术，大大增加了监控的系统参数，图形化的界面特地经过人机工程学设计，方便了用户及时掌握系统的整体信息。特别增强的数据采集与存储功能，可以记录最近100 天以内的所有历史参数、故障和事件并可以方便导出，为进一步的数据处理提供基础。

● 增强的防护功能，相比教于普通逆变器，增加了直流接地故障保护，紧急停机按钮和开/关旋钮提供了双重保护，系统具有直流过压、直流欠

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压、频率故障、交流过压、交流欠压、IPM 故障、温度故障、通讯故障等最为全面的故障判断与检测。

● 具有多种先进的通讯方式，RS485/GPRS/Ethernet 等通讯接口和附件，即使电站地处偏僻，也能及时通过各种网络及时获知系统运行状况。 ● 经过多次升级的系统监控软件，可以适应多语种windows 平台，集成环境监控系统，界面简单，参数丰富，易于操作。

● 专为光伏电站设计的群控功能，可以即时监控天气变化，并根据实时信息决定多台逆变器的关断或开通，试验结果表明，该种群控器可以有效提高系统效率1%－2%,从而给用户带来更多的收益。 ● 系统的电路与控制算法使用国际权威仿真软件

（SABER,PSPICE,MATLAB）进行过严格的仿真和计算，所有的参数均为多次优化设计的结果，整机经过实验室和现场多种环境（不同湿度，温度）的严酷测试，并根据测试结果对系统进行二次优化，以达到最优的性能表现。

● 完善的国内售后服务体系，强大的售后服务能力，反应快，后期运 维成本低。

● 工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；

● 具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关；

● 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

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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。

500kW 集中型光伏并网逆变器技术参数表

生产厂家 逆变器型号 输出额定功率 最大直流侧功率 最高转换效率 欧洲效率 输入直流侧电压范围 最大功率跟踪（MPP）范围 最大直流输入电流 交流输出电压范围 输出频率范围 要求的电网形式 待机功耗/夜间功耗 输出电流总谐波畸变率 功率因数 >0.99 自动投运条件 断电后自动重启时间 隔离变压器（有/无） 接地点故障检测（有/无） 过载保护（有/无） 反极性保护（有/无） 过电压保护（有/无） 其它保护 工作环境温度范围 相对湿度 满功率运行的最高海拔 噪音 ≤60dB 电网监控 按照 UL1741 标准 防护类型/防护等级 IP20（室内） 散热方式 风冷 重量 械尺寸（宽×高×深）

逆变器技术参数 合肥阳光 SG500kTL 500kW 550kW 98.5% 98.3% 480V － 880V 480Vdc～820Vdc 1200A 270V 50Hz － 60Hz IT系统 <100W <3%（额定功率时） 功率因数 >0.99 直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行 5min(时间可调) 无 有 有 有 有 孤岛效应保护,过热保护等 －20℃～＋40℃ 0～95%，不结露 高度 ≤2000 米(超过2000 米需降额使用) ≤60dB 按照 UL1741 标准 IP20（室内） 风冷 1800kg 2800×2180mm×850 1

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5.4.2 电站整体设计 5.4.2.1 概述

本期工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20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。

系统按照20个1MWp 的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp 单元采用2 台500kW 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、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV 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 油浸变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以1MW 单元为单位就地布置，出线经10kV 电缆接至10KV 配电室。

太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，所有支架全部为固定支架。本工程在综合楼楼顶安装一套环境监测系统，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。 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，

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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27 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：冬至当天9:00～15:00 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：

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图5－5 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5－6 阵列阴影示意图

一般确定原则：冬至当天9:00～15:00 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阵底边垂直距离应不小于D。 计算公式如下：

式中：φ 为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度取北纬33°56′；

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

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如果根据上式计算，27°倾角倾斜安装时，为保证在9:00～15:00 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4.0米，如下图示意所示：

图5－7 安装倾角为27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18 块组件，即：每个单支架上安装36 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（18.706mx3.962m）。 5.4.2.4 方阵布置说明

本项目每一个1MWP光伏发电单元组成一个1MWP光伏发电单元系统，在1MWP 光伏发电单元方阵中间设置1 台箱式变电站，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102 个支架, 共有204 个组件串。 5.4.3 光伏电站发电量估算

太阳能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

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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: Rβ = S×[sin(α－β)/sinα] + D

图5－8倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图

式中： Rβ—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； β—方阵倾角；α— 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：

其中： E q 为多年平均年辐射总量， η1 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。

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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

① 光伏组件效率η1: 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%；

② 逆变器的转换效率η2 : 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。

③ 交流并网效率η3: 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。

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: η=η1×η2 ×η3

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= Sarea×Rβ×ηmodule×ηsystem； 式中：

Sarea——方阵总面积；

Rβ——Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；

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ηsystem——并网光伏系统发电效率； ηmodule——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，根据以往工程经验，本项目对应的光伏发电总效率约为75%。

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盐城市气象局提供资料：该地区年平均日照2399.7 小时，近十年年均总辐射量为5101.56MJ/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。故所需计算的为太阳电池组件的最佳倾角。到达在面的太阳能辐

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射量，太阳能方阵的倾角直接影响光伏发电系统的发电量。

对于并网型光伏发电系统只需合理选择太阳能电池组件的位置和倾角，以获得最大的太阳能辐射量使得全年发电量最大化即可。 5.4.5 系统发电量测算

依据气象数据和软件计算得知当太阳电池组件的倾角为27 度时，电池组件年接受太阳能辐射量最大，为每年5585.76MJ/M2。根据太阳辐射量，系统总功率等数据估算20MWP 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RETSCREEN。RETSCREEN 与许多政府机构和多边组织共同合作，由来自工业界、政府部门和学术界的专家提供技术支持进行开发工作。经计算整个20MWP 并网光伏发电系统的年均发电量为2117.09万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5－8 25年衰减及平均年发电量测算表：(单位：万kWh/年)

年 限 系统衰减率 发电量 年限 系统衰减率 发电量 年限 系统衰减率 发电量 年限 系统衰减率 发电量 年限

1 0.8% 2327.40 6 0.8% 2235.7 11 0.8% 2147.77 16 0.8% 2063.22 21 2 0.8% 2308.78 7 0.8% 2217.90 12 0.8% 2130.59 17 0.8% 2046.72 22 1

3 0.8% 2290.31 8 0.8% 2200.15 13 0.8% 2113.54 18 0.8% 2030.34 23 4 0.8% 2271.99 9 0.8% 2182.55 14 0.8% 2096.63 19 0.8% 2014.10 24 5 0.8% 2253.81 10 0.8% 2165.09 15 0.8% 2079.86 20 0.8% 1997.99 25 20MW光伏电站项目可行性研究报告

系统衰减率 发电量 总发电量 25年平均发电量 0.8% 1982.00 0.8% 1966.15 0.8% 1950.42 0.8% 1934.82 0.8% 1919.34 52927.25（万kWh） 2117.09（万kWh） 5.4.6 结论:

由以上计算可得，本工程25 年总发电量约为52927.25万kWh，25年年平均发电约2117.09万kWh。 5.4.7 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。SBC 为数据采集控制器，时时读取每台逆变器的测量数据（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac 、Pac），SBC 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，SBC 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SBC 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。

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每台逆变器运行参数

（2） 数据通讯

在光伏发电系统中，在每台逆变器和SBC 数据采集控制器中都配有RS485通讯适配器，SBC和每台逆变器通过通讯适配器都挂在RS485总线上，SBC 通过RS485 与各逆变器实时通讯，SBC 实时读取逆变器的各项运行参数和故障信息。

SBC 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。

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SBC 与各逆变器通讯系统原理图

SBC 与逆变器通讯（RS485）

5.4.8 光伏发电数据显示系统

本光伏发电项目是国内大型光伏发电项目，为充分发挥示范作用，并直观的展现光伏发电项目的运行状况和关键运行参数，本项目在综合

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楼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 电气部分

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20MWp。

根据光伏发电系统装机容量和响水地区电网实际情况，就近接入10KV 电网。为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出1 回路10kV线路接入当地公共电网。

光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按10kV 标准设计。电站共使用10 台升压变压器，单台容量1250kVA，升压变变比为10/0.27kV。 6.1.2 电气主接线 1、光伏电站电气主接线

本期工程10MW 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10kV 配电室出线1 回接入当地电网。接入系统最终以接入系统审查意见为准。

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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 油浸变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以1MW 单元为单位就地布置，经10kV 电缆接至10kV 配电室。

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 15543－1995）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 母线引接一路，10kV（施工电源）引接一路，两路电源互为备用，以提高站用电的可靠性。本期设置1 台200kVA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）升压变

10KV 升压变选用三相油浸式配电变压器。型号S11－1250/10 ，额定容量1250kVA。电压比10.5±2x2.5%/0.27kV，接线组别DYN11，短路阻抗Ud=4.5%。

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，

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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。 （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500kW级别逆变器作为全站主要逆变装置。逆变器的技术参数详见表6－1。

表6－1 500kW 逆变器技术参数

生产厂家 合肥阳光 逆变器型号 SG500kTL 输出额定功率 500kW 最大直流侧功率 550kW 最高转换效率 98.5% 欧洲效率 98.3% 输入直流侧电压范围 最大功率跟踪（MPP）范围 最大直流输入电流 交流输出电压范围 输出频率范围 要求的电网形式 待机功耗/夜间功耗 输出电流总谐波畸变率 功率因数

逆变器技术参数 合肥阳光 SG500kTL 500kW 550kW 98.5% 98.3% 480V － 880V 480Vdc～820Vdc 1200A 270V 50Hz － 60Hz IT系统 <100W <3%（额定功率时） >0.99 1

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自动投运条件 断电后自动重启时间 隔离变压器（有/无） 接地点故障检测（有/无） 过载保护（有/无） 反极性保护（有/无） 过电压保护（有/无） 有 其它保护 工作环境温度范围 相对湿度 满功率运行的最高海拔高度 噪音 电网监控 防护类型/防护等级 散热方式 重量 机械尺寸（宽×高×深） 直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行 5min(时间可调) 无 有 有 有 有 孤岛效应保护,过热保护等 －20℃～＋40℃ 0～95%，不结露 ≤2000 米(超过2000 米需降额使用) ≤60dB 按照 UL1741 标准 IP20（室内） 风冷 1800kg 2800×2180mm×850

（5）直流汇流箱和直流配电柜

每个逆变器都连接有若干串光伏组件，这些光电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6 路以上的太阳电池串列，每路电流最大可达10A，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6－2。

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图6－2 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6－3。

图6－3 直流防雷配电柜电气原理框图

6.1.4 光伏组件串并连设计 （1）组件串联方式设计

在本系统中，使用浙江创宇太阳能科技有限公司生产的高效多晶硅

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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880V，最小MPPT 电压为480V，多晶硅组件的开路电压为44.8V，峰值工作电压为35.2V，组件开路电压温度系数为－0.34%/℃，经过计算，组件串联数在15－18 比较合适。为了保证发电效率和方阵的合理排列，采用18 件组件为1 个组件串。 （2）组件并联方式设计

整个光伏发电系统总计20MWp，共使用上述太阳能电池组件73440块，采用18 串6 并的组件串并联方式。根据方阵排列方式，以及组件峰值工作电流大小，多晶硅光伏组件光伏方阵接线箱采用6路汇1路比较合适，整个系统共需680个光伏直流汇流箱。 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

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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。

光伏综合楼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综合楼一座，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。 6.2.1 综合自动化系统

光伏电气综合楼设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控

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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。

本站配置通讯管理机1 台，主屏安装于集控室，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控室的监控后台，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》（GB14285－93）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

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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。

270V 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 不停电电源系统

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综合楼，初步考虑接入20 门电话网络，采用综合布线系统。 6.2.6 站内安保系统

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设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼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 土建工程

本工程10MWP 光伏电站，对建筑方案进行设计。新建两座建筑物：光伏电气综合楼和门卫。 7.1 设计概述

项目建设内容 — 光伏电气综合楼 层数： 一层 耐火等级： 二级； 生产类别： 民用； 层高： 4.2m局部3.3m 建筑占地面积： 1049.04m2 建筑面积： 1049.04m2

结构形式： 钢筋混凝土框架结构 外形尺寸(长×宽)(m)： 37.2×28.2 柱网尺寸： 7.2m×7.2m

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室内外高差为0.3m — 门卫

层数： 一层 耐火等级： 二级； 生产类别： 民用； 层高： 3.0m 建筑占地面积： 30.4 m2 建筑面积： 34.37 m2

结构形式： 钢筋混凝土框架结构 外形尺寸(长×宽)(m)： 7.5×4.2 柱网尺寸： 7.5m×4.2m 室内外高差： 0.15m 7.2 平面设计

本工程拟建场地地震参数：

拟建场地设计基本地震动峰值加速度为0.20g，抗震设防烈为8 度，设计地震分组为第一组，设计地震动反应谱特征周期0.40s。

综合楼为单层的钢筋混凝土框架结构，包括控制室，配电室，夜班休息室、办公室等。建筑物因其功能不同分为工作单元和休息单元两大部分，通过半封闭的中庭来过渡，端部通过门厅相联系。达到既有机联系又相对独立的效果。主入口位于东侧，通过入口门庭组织工作和休息两个单元，利用中央庭院进行联系，交通便捷通畅。 7.3 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。综合楼围护墙采用外墙外

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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。综合楼正立面朝向为东向。主入口部分作重点处理，采用玻璃幕墙，注重细节，使人能在不同距离、不同尺度感上领略到高尚的建筑品位。 7.4 维护结构 1）外墙

本着节能、节约耕地资源的原则，综合楼、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

钢筋砼结构屋面防水做法:

40 厚C20 细石混凝土内配￠6＠200 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

综合楼：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。

门卫：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

综合楼、门卫：办公室复合木地板地面；门厅花岗岩地面；设备区

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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。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）综合楼通风、采光

综合楼以天然采光为主，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)防水、排水

中央庭院设置集水井，以利排水。屋面Ⅱ级防水，均采用有组织排水。屋面的雨水接入雨水系统。雨水管采用UPVC 管。 10）综合楼防火

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。

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第八章 采暖、通风、空调

8.1 采暖、通风、空调

8.1.1 设计依据

《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019－2003

《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035－2004 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053－1996 《工业企业设计卫生标准》GBZ1－2002 《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2－2002 《建筑设计防火规范》GB50016－2006

《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229－2006 《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072－1997 《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264－97 《锅炉房设计规范》GB50041－92 《钢制压力容器》GB150－1998 《公共建筑节能设计标准》GB50189－2005

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《城市热力网设计规范》GJJ34－2002

《城镇直埋供热管道工程技术规范》CJJ/T81－98 8.1.2 设计范围

本次暖通设计范围详见下表：

系统（设计的●，不设计的○） 建筑号 名称 采暖 1 2 综合楼 门卫 ● ● 通风 ● ● 空调 ● ○ 备注

8.2 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。

8.3 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。8.4 空调

在10KV 配电室，低压配电室，继电器室，集控室设置了风冷分体柜机，以保证夏季设备的安全运行和值班人员的舒适性要求。

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第九章 给排水及消防

9.1 设计标准及规范

(1)火力发电厂水工设计规范（DL/T 5339－2006） (2)室外给水设计规范（GB50013－2006） (3)室外排水设计规范（GB50014－2006） (4)建筑给水排水设计规范（GB50015－2003） (5)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229－2006) (6)220kV～500kV 变电所设计技术规程（DL/T5218－2005） (7)《给水排水管道工程施工及验收规范》（GBJ50268－97） 9.2 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洗用水等。给水水源为响水县的城市自来水。

（2）站区内设生活污水管网，污水排入附近的污水管网。 9.3 给排水系统设计

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9.3.1 给水系统

（1）给水水源

给水水源为响水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、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。 9.3.2 排水系统

本工程排水系统采用合流制排水系统，用综合污水管网收集站区生活污水排入附近响水县的污水管网，由响水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 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。 9.3.3 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；

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b) 口径小于50mm 的阀门均选用球阀； 9.3.4 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(F531－1)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. 9.4 控制与运行

（1） 在进入厂区围墙后的给水管上，设置流量测量装置。 9.5 消防

9.5.1 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。建筑和结构专业根据防火要求，进行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）综合楼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。 9.5.2 消防给水系统

本工程消防给水接自电厂消防给水管网，综合楼按规范设有室内消

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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。

第十章 项目运营管理

本太阳能电场由江苏金宇新能源科技有限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[1992]64 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[1996]572 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。 10.1 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综合楼控制室内，值班人员通过微机

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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。 10.2 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；

总经理 综 合 管 理 部 财 务 部 运 行 检 修 部 质 量 安 全 部 1

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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 6 人，负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作， 设运行值长 3 人，运行值班员 3 人，实行三值两运转。 各部门职责如下：

人员 序号 部门名称 编制 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。 负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、信息、二 综合管理部 1人 党务工团、纪检监察等各项事务的管理 会计工作。 三 四 五 财务部 安全质量 运行检修 1人 1人 6人 负责光伏电站运行期间的出纳工作。 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 部门职责

10.3 光伏电站运营期管理设计

（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。

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（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。

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（8）建立并实施经济运行指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。

10.4 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

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合作攻关等工作。

（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。 10.5 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。

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第十一章 环境保护和水土保持综合评价

11.1 设计依据及标准 11.1.1 设计依据

《中华人民共和国环境保护法》（1989 年12 月26 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) 11.1.2 评价标准

《环境空气质量标准》（GB3095－96）及修改单通知中的二级标准； 《地下水质量标准》 （GB/T14848－93）中的Ⅲ类标准； 《声环境质量标准》 （GB3096－2008）中的3 类标准； 《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348－2008)中的Ⅲ类标准；

《建筑施工场界噪声标准》（GB12523－90）。 11.2 环境现状

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11.2.1 自然环境

江苏省响水县位于东经119°29′51″－120°05′21″，北纬33°56′51″－34°32′43″。在盐城、淮阴、连云港三市交汇处。东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。年平均气温13.6℃，最高气温38.7℃，最低气温－17℃。年平均降水量895.3毫升，年平均日照2399.7小时。气候温和湿润，四季分明。204 国道、通榆大运河和沿海高速公路贯穿响水县境南北，响水县城距连云港机场仅70 多公里、盐城机场100 公里。素有“苏北黄浦江”之称的灌河流经县境直入黄海，国家二类开放口岸陈家港位于灌河入海口处，是我国东部天然良港，现已建成大小码头30 多座，距连云港仅23 海里。

该地区的气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3 毫米，年平均日照2399.7 小时。根据盐城市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56 MJ/m2。 11.2.2 水环境质量现状

本工程由响水县市政管网提供标准用水，满足《地表水质量标准》（GB3838－2002）中的IV 类标准的要求。 11.2.3 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。 11.3 环境影响预测评价

11.3.1 太阳能电站土地利用的影响

拟建江苏省响水县太阳能电场所在区域整个场址地势平坦。本工程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，工程总用地约21 万平方米。

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江苏省响水县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。 11.3.2 太阳能电场建设期的影响 11.3.2.1 大气影响 1）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，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。 2）大气污染影响

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，对该区域大气环境质量的影响较小。

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11.3.2.2 水环境影响

本工程施工期拟从响水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。 11.3.2.3 噪声影响

施工中的噪声主要来源于施工机械，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11－3－2。

表11－1 主要施工接卸设备的噪声声级 单位：dB（A）

施工阶段 噪声源 装载机 土石方 挖掘机 铲土机 压路机 自卸上车 风钻 混凝土搅拌机 混凝土振捣器 木工圆锯 升降机 声级 85 79 75 72 70 81 79 80 83 72 打桩 结构 装修 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

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据类比调查，叠加后的噪声增值约3~8dB（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。 11.3.2.4 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。

11.4 环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析

由于太阳能光伏电站以吸收太阳辐射进行光电转换的，因此电站运行受到周围环境的影响因素角度，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：

1）周围有无遮光障碍物。电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如树木的阴影，楼房的阴影，电线杆的阴影等落在太阳能能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。还要调查周围的建筑物和水木的落叶等有无影响。同时应考虑沙尘暴的影响。

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树木因品种不同，每年可长高0.3~0.5m，如果电站周围树木遮挡住了太阳光，必须修剪或伐去。

2）冬季的积雪、结冰再喊状态。太阳能电池阵列的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大积雪厚度。本项目发电单元电池组件采 用固定安装方式，阵列倾斜角度27°，积雪可采用人工清扫。

3）鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板上一弹有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围楼房屋顶和地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。 11.5 绿化及水土保持 11.5.1 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。 11.5.2 水土保持

拟建项目区位于江苏省响水县，项目区地势比较平坦。本项目建设

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过程水土流失主要表现在前期的场地平整，综合楼、门卫等建筑物地基开挖、回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。 11.6 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。拟建江苏省响水县太阳能电场，规划装机容量为

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20MWp，年均发电量约2117.09 万kW·h。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）390g/kW·h 计，每年可节约标准煤约4128.35t，减排CO2: 14819.7t 。

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。 11.7 综合评价与结论

拟建设江苏省响水县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，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，将为响水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，拟建江苏省响水县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。

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第十二章 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

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电气部分)DL408—1991 、《电业安全工作规程》( 电力线路部分)DL409—1991，电力工业部（电安生[1994]227 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。 12.1 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》GB50229－2006 执行。建（构）筑物最小间距等按《建筑设计防火规范》（GB 电力工业部 50016－2006）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229－20066）等国家标准的规定执行。

设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电室装有移动式灭火栓。

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。 12.2 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入的列点浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷原件予以

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应对；必要时在交流电源侧安装耐雷变压器。 12.3 防电伤

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；

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；

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； 12.4 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》（GBJ87－1985）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

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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》（GB10436－1989）及其它有关标准、规范的规定。 12.5 防暑、防寒及防潮

在10KV 配电室等场所，按照《工业企业设计卫生标准》（GBZ1－2002）、《采暖通风与空气调节设计规范》（GBJ10－87）、《火力发电场采暖通风与空气调节设计技术规定》（DL/T5035－94）等有关规定进行设计。 12.6 其他安全措施

各建筑物、工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，单元中央控制室采取格栅照明，照度充足，灯光柔和，以保护运行人员的视力；

所有设备及材料均满足太阳能电场运行的技术要求，保护在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的作用。

所有设备均座落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性。设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能；

其他防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施，均应符合国家的有关劳动安全与工业卫生规定的要求。

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第十三章 工程进度计划

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13 元/瓦，逆变器按2.5 元/瓦计算。

工程建设其他费用：包括无形资产和其他资产，前期咨询费、设计费、建设单位管理费、生产准备费、培训费等其他费用

土地买断费用：按照6000 元/亩的价格买断运行期内土地的使用。

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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12529.1 万元，银行贷款利率按当地优惠利率3%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372.1 万元。 13.4 项目总投资

本项目工程总投资41763.6 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13－1。

表13－1 投资按费用构成划分估算表

序号 1 2 3 4 项目名称 工程费用 其他费用 预备费 建设期利息 合计 估算投资（万元） 37785.9 1634.6 1971.0 372.1 41763.6 占投资比例（%） 90.48% 3.91% 4.72% 0.89% 100.00% 13.5 资金筹措

本项目总投资41763.6 万元，其中：政府扶持资金为20881.8 万元，申请银行长期贷款12529.1 万元，贷款利息按5.94％计算，其余8352.7万元为企业自筹。

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第十四章 经济评价

14.1 工程进度设想

本工程设想项目计算期为26 年，其中建设期1 年，生产期为25年进行计算。

14.2 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。 14.3 成本中的有关问题说明

— 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 据进行计算，60000 元/人.年，福利费及保险系数按14%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 10％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

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摊销计算详见附表。

— 保险费用：按照每年总投资额的0.1%计算。 14.4 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7%，教育费附加为增值税的1%。 14.5 所得税

企业所得税按25%计算。 14.6 盈余公积金

提取法定盈余公积金按税后利润的10%提取。 14.7 清偿能力分析

本项目申请银行贷款12529.1 万元，建设资金贷款按照5.94%计算，以该项目的折旧摊销费和未分配利润偿还，采用5 年等额本金还款方式。 14.8 销售收入

本项目第一年发电量为2327.4 万千瓦时，电价按照1.7 元/kWh（不含税）计算。 14.9 经济评价 1）盈利能力分析

上述各项经济效益指标的计算结果表明，本项目的盈利能力较弱。但是作为一个示范性工程，对于企业及行业都有较大的示范作用。同时能满足6 年内还清贷款的要求，表明项目在财务上是可以考虑接受的。 2）偿债能力分析

根据工程进度及资金需求状况借入，采用本金等额还贷方式，还贷的资金来源有折旧费、推销费、财务费用及税后利润。总体来看，项目在其经营期内能够偿还贷款。

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3）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14－1 敏感性分析表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 方案 基本方案 电价+5% 电价-5% 电价+10% 电价-10% 组件+5% 组件-5% 组件-10% 组件+10% 因素 组件价格 13 13 13 13 13 12.4 13.7 11.7 14.3 电价 1.7 1.79 1.62 1.87 1.53 1.3 1.3 1.3 1.3 内部收益率 与基本方案比较 5.10% 5.72% 4.45% 6.33% 3.79% 5.42% 4.78% 5.77% 4.48% 0.63% -0.64% 1.24% -1.30% 0.33% -0.31% 0.68% 0.61%

可见电价下降，对项目的盈利能力有较大的影响，如果没有电价的补贴政策将使本项目盈利状况不佳。 14.10 结论

根据以上电价测算可知，在上网电价（不含税）约1.7 元/kwh，企业应在努力控制建设成本的同时向当地政府申请一定的电价补贴和税收政策优惠，提高项目的经济效益、

表14－2 财务指标汇总表

序号 1 2 名称 建设投资 年销售收入 单位 万元 万元 数据和指标 41763.62 3584.2 备注 运营期平均

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3 4 5 6 7 8 利润总额 销售利润率 投资利润率 财务内部收益率 财务净现值 投资回收期 万元 % % % 万元 年 1623.9 45.3 3.89 5.10 370 14.80 运营期平均 运营期平均 达产年平均 所得税后 I=5% 所得税后

第十五章 项目建中存在问题与建议

15.1 项目建中存在问题

光伏电站的太阳能电池价格一般占总投资的60%左右。在本项目投资匡算中，太阳能电池组件价格按13元/Wp计算，根据市场调查，转换效率16%以上的多晶硅电池组件国内售价基本在12—17元/瓦之间，此价格是合理的。

15.2 发挥减排效益，申请CMD

CMD（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

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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198 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CMD 合作的市场前景广阔，为主要的发达国家所看好。我国在CMD 项目开发上具有巨大的潜力，据专家估算，中国的CMD 开发潜力占全球总量的50％以上。

2010 年以前，大约有30～50 亿美元的CMD 交易将来自中国，并可以产生150～250 亿美元的项目投资。

由此看来，在我国实施CMD 项目将会带来诸多积极的效果： 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

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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CMD 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CMD（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。

江苏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20MWp并网光伏电站为江苏发展太阳能事业前进了一步。 15.3 综合建议

电站工程装机容量为20MWp。本期工程每年减排温室效应气体约29639.26 吨二氧化碳。江苏金宇新能源科技有限公司可以申请CMD，随着电站工程的实施，如果有先进的技术或额外资金的支持，加之如果可以申请到CMD 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177.8 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（CMD）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CMD 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

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积极考虑用政府低息或贴息贷款，目前江苏电力公司原则上同意该项目接入江苏电力系统，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。

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