165KW分布式光伏发电项目可行性研究报告

PAGE\*ROMANI165KW分布式光伏发电项目可行性研究报告吴家沟165KW分布式光伏电站可行性方案PAGE\*ROMANXVI目录1总论 11.1概述 11.1.1项目名称、业主与编制单位 11.1.2可行性研究编制依据与原则 11.1.3项目提出的背景 21.1.4项目建设的必要性 51.1.5研究范围 71.2研究结论 71.2.1研究的简要综合结论 71.2.2存在的问题和建议 102市场预测 112.1国内外市场预测 112.1.1产品现有品种、质量标准情况和用途 112.1.2产品国内、外市场供需情况的现状和主要消费去向 132.1.3近几年产品进出口情况 132.2产品价格分析 142.2.1国内、外产品价格的现状 142.2.2产品价格的稳定性及变化趋势预测 143产品方案及生产规模 153.1产品方案的选择与比较 153.2论述产品方案是否符合国家产业政策和产品结构的要求 153.3生产规模和各装置的规模确定的原则和理由 163.4产品、中间产品和副产品的品种、数量、规格及质量指标 173.4.1产品品种、规格及质量指标 174工艺技术方案 224.1工艺技术方案的选择 224.1.1原料路线确定的原则和依据 224.1.2国内、外工艺技术概况 224.1.3工艺技术方案的比较和选择理由 254.2工艺流程和消耗定额 284.2.1工艺流程简述 284.2.2装置原材料、辅助材料和燃料、动力消耗定额 354.3自控技术方案 374.3.1自控水平和主要控制方案 374.3.2仪表类型的确定 384.4主要设备的选择 394.4.1工艺设备选择原则 394.4.2装置主要设备表（名称、规格、参数、数量、材质） 395原料、辅助材料及燃料的供应 455.1原、辅材料供应 455.1.1主要原、辅材料的品种、规格，年需用量、来源及运输条件 455.1.3阐明原、辅材料来源的可靠性 465.3燃料供应 465.3.1使用燃料的品种、规格、年需用量情况 465.3.2来源及运输条件 466建厂条件和厂址方案 486.1建厂条件 486.1.1厂址的地理位置、地形、地貌概况 486.1.2工程地质、地震烈度、水文地质情况 496.1.3当地气象条件 506.1.4地区和城镇社会经济的现况及发展规划 506.1.5厂区交通运输条件和运输量的现况及发展规划 536.1.6水源、水质、供排水工程、防洪等情况 536.1.7电源、供电、电讯等情况和发展规划 546.1.8供热工程情况 546.1.9目前厂内土地使用状、厂区拟占地面积、需征土地情况等 546.2厂址方案 547公用工程和辅助设施方案 557.1总图运输 557.1.1总平面布置 557.1.2工厂运输 567.1.3排渣场 577.2给排水 577.2.1工厂给水 577.2.2工厂排水 577.3供电及电讯 587.3.1全厂供电 587.3.2电讯 597.4供热或热电车间 597.5贮运设施及机械化运输 597.5.1各种物料贮存天数、贮存量的确定 597.5.2物料的装卸、贮运、处理等方案的确定 607.6厂区外管网 617.6.1装置外部工艺及供热管道 617.6.2管道敷设的原则及敷设方式 617.7采暖通风及空气调节 627.7.1采暖、通风、除尘及空气调节设置原则的确定 627.7.2采暖、通风、除尘及空气调节方案的选择 627.8空压站、氮氧站、冷冻站 627.9维修 627.10土建 627.11生活福利设施 638节能 649环境保护与劳动安全 669.1环境保护 669.1.1执行的环境质量标准和排放标准 669.1.2厂址与环境影响 689.1.3主要污染源与污染物 709.1.4综合利用与治理方案 719.2劳动保护与安全卫生 739.2.1劳动保护执行标准 739.2.2建设项目生产过程中职业危害因素的分析 749.2.3职业安全卫生防护的措施 759.2.4劳动保护设施费用 769.3消防 769.3.1消防执行的标准规范 769.3.2工程的消防环境现状 779.3.3工程的火灾危险性类别 779.3.4消防设施和措施 779.3.5消防设施费用 7910工厂组织和劳动定员 8010.1工厂体制及组织机构 8010.1.1工厂体制及管理机构的设置和确定原则 8010.1.2生产和辅助生产车间（装置）的组织机构 8010.2生产班制和定员 8010.2.1全厂的生产、辅助车间及行政管理部门的班制划分 8010.2.2全厂总定员和各类人员的比例 8010.3人员的来源和培训 8210.3.1概述工人、技术人员和管理人员的来源 8210.3.2人员培训规划 8211项目实施规划 8311.1建设周期的规划 8311.2实施进度规划 8311.2.1实施进度规划 8311.2.2项目实施规划进度表 8312投资估算和资金筹措 8512.1总投资估算 8512.1.1建设投资估算 8512.1.2固定资产投资方向调节税估算 8512.1.3建设期贷款利息计算 9012.1.4固定资产投资估算 9012.1.5流动资金估算 9012.1.6项目总投资 9012.2资金筹措 9012.2.1资金来源 9012.2.2资金运筹计划 9012.3投资规模。 90TOC\o1概述1.1项目概况沈阳工程学院坐落于辽宁省沈阳市道义经济开发区。学院校园规划用地86万平方米，现有占地面积60余万平方米，规划建筑面积35万平方米，现有建筑面积27万平方米，学院校园设计理念先进、结构布局时尚、功能设施完善，校园内可铺设太阳能电池方阵的建筑楼顶总面积为58336平方米，计划可安装电池组件的规划容量为2.2MW，实际装机容量为2286.78kWp，辽宁太阳能研究应用有限公司负责电站的设计及施工安装。本工程按照“就近并网、本地消耗、低损高效”的原则，以建筑结合的分布式并网光伏发电系统方式进行建设。每个发电单元光伏组件通三相并网逆变器直接并入三相低压交流电网（AC380V，50Hz），通过交流配电线路给当地负荷供电，最后以10kV电压等级就近接入，实现并网。由于分布式电源容量不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%，所有光伏发电自发自用。以保障安全、优化结构、节能减排、促进和谐为重点，努力构建安全、绿色、和谐的现代电力工业体系。1.2编制依据国家、地方和行业的有关法律、法规、条例以及规程和规范。1.3地理位置本项目位于辽宁省沈阳市道义经济开发区，东经123°、北纬41°，年日照数在2200-3000小时，年辐射总量达到5000-5850MJ/㎡，太阳能资源较好，属于三类光伏发电区域。由于交通运输等条件较好，并网接入条件优越，可以建设屋顶太阳能分布式光伏并网电站。1.4投资主体本项目由辽宁能源投资（集团）有限责任公司投资兴建。辽宁能源投资（集团）有限责任公司（简称辽宁能源），是经辽宁省人民政府批准设立的大型国有独资公司，隶属于辽宁省国有资产监督管理委员会，是省政府授权的投资主体和国有资产经营主体，是经营省本级电力建设基金和管理省级电力资产的出资人。目前拥有13家全资及控股子公司。

辽宁能源的投资领域主要是以电力能源为主。“十一五”期间，辽宁能源逐步向节能环保和低碳经济领域拓展，着力发展风电、太阳能发电等业务。“十二五”期间，公司将大力拓展在可再生能源和循环经济的投资。2工程建设的必要性2.1国家可再生能源政策我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面，并纳入了国家能源发展的基本政策之中。已于2006年1月1日正式实施的《可再生能源法》明确规范了政府和社会在光伏发电开发利用方面的责任和义务，确立了一系列制度和措施，鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，优惠上网电价和全社会分摊费用，并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种优惠。2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持，该决定将于2010年4月1日起施行。本项目采用光伏发电技术开发利用太阳能资源，符合能源产业政策发展方向。《国家能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》（国能新能[2012]298号）为契机，积极发展分布式光伏发电，形成整体规模优势和示范推广效应。依托沈阳太阳能资源丰富的优势，充分利用建筑物空间资源，发挥削峰填谷作用。通过利用学校的建筑物屋顶，积极开发建设分布式光伏发电低压端并网自发自用项目。2.2地区能源结构、电力系统现状及发展规划辽宁省是我国重工业和原材料工业基地之一，在现代化建设中发挥着举足轻重的作用。2003年辽宁省全社会用电量占东北电网的50.2%，而辽宁省电源装机容量占东北地区的39.5%；2004年用电负荷极不相称，一直处于缺电状态。随着国家支持东北地区等老工业基地加快调整和改造政策的实施，辽宁省作为我国的老工业基地，一大批国有骨干企业生产规模不断扩大，社会经济全面复苏，全社会用电量和用电负荷在“十五”后两年将有一个跳跃式的发展。因此“十五”后两年和“十五”期间，辽宁省经济将伴随工业的振兴，占全社会用电量比重较大的第二产业用电量将会有较大幅度的攀升，相应的会带动第一产业和第三产业用电量的全面回升，人民生活水平也会随着社会经济的发展将有较大的改善，用电量和用电负荷将大幅度增长。2001年、2002年、2003年2004年全社会用电量分别比上年增长2.1%、5.84%、12.16%、12.32%，全省用电量呈现加速增长趋势。2005年最大电力缺额2578MW，到2010年电力缺额为5711MW。为了改变这种用电紧张的局面，除了正常受入黑龙江省、吉林省的盈余电力外，“十五”期间应适当考虑在辽宁本省加强电源点建设的工作。因此，建设光伏发电站，探索新能源发电，对于满足辽宁地区负荷增长的需要，振兴东北老工业基地是非常必要的。2.3地区环境保护光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在，它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏产业的重视程度，标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定数量的CO2，在一定程度上缓解了环保压力。3项目任务与规模本工程建设于沈阳工程学院现有建筑的楼顶屋面上。项目总装机容量是2.2MWp，25年年均发电量约为230.68万kWh。采用多晶硅光伏组件，光伏组件分别铺设在学校内的各个楼顶上，可铺设太阳能电池方阵的屋顶总面积约为58336平方米。4太阳能资源辽宁省太阳资源具体的分布如下：图4.1辽宁省太阳能资源分布图根据上图，可以看出辽宁沈阳为太阳能资源中等地区，年日照数在2200-3000小时，年辐射总量达到5000-5850MJ/㎡，相当于日辐射量3.8～4.5KWh/㎡。沈阳市属北温带大陆季风气候区，由于北部蒙古高原的干燥冷空气经常侵入，形成了半干旱半湿润易旱地区。主要气候特点为四季分明，雨热同季，日照充足，日温差较大，降水偏少。春季少雨多旱风，夏季炎热雨集中，秋季晴朗日照足，冬季寒冷降雪稀。全年平均气温5.4℃～8.7℃，最高气温37℃，最低气温-36.9℃。年均日照时数2850～2950小时,日照率63—68%。沈阳地区太阳能辐射量年际变化较稳定，其数值区间稳定在3828.69～5507.17MJ/㎡之间，年平均辐射总量为5154.68MJ/㎡。年降水量450～580mm,平均614.7mm，多集中在7～9月份,无霜期120～155天。属太阳能资源较丰富区，位于全省前列。4.1太阳能资源分析项目所在地多年平均太阳辐射量5200.48MJ/m²/a，属我国第三类太阳能资源区域，但从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的，实际光伏组件在安装时通常会有一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。混凝土屋顶选择南向倾角41度。1、沈阳地区的年太阳总辐射为5200MJ/m2左右，即1444kW·h/m2左右；近6年（2004～2009年），年平均太阳总辐射量偏低，为5101.8MJ/m2，即1417.2kW·h/m2。该地区的年日照时数为2800h左右，年日照百分率为63%左右，太阳能资源处于全省前列。2、太阳能资源以春季和夏季较好、冬季最差为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强，可达到620MJ/m2左右，12月份辐射最弱，为206MJ/m2左右。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31.31%、33.25%、21.01%和14.43%左右。3、从日平均状况看，11~14时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的53%左右，是最佳太阳能资源利用时段，12时前后辐射最强。4、日照时数以7.5h左右的天数最多，全年可达到60天左右，占14%以上；6.1~12.0h区间的天数较多，总天数为250天以上，可占全年的69%，年可利用率较高。综上所述，沈阳市太阳能资源丰富，属辽宁省太阳能资源丰富区，可以开展太阳能发电和太阳能资源热利用项目。4.2太阳能资源初步评价项目所在地太阳能资源条件较好，由于交通运输等条件较好，并网接入条件优越，可以建设屋顶太阳能光伏并网电站。光伏电站角度的选取采用“四季均衡，保证弱季”的原则。本项目太阳能电池板采用按最佳倾角41°的方式安装在楼顶屋面上，系统年平均峰值日照时间为4.5小时，年日照总量为1600小时。5网架结构和电力负荷5.1电力负荷现状沈阳工程学院配电服务范围内2011年最大用电负荷为2400千瓦，最小用电负荷为0.2千瓦。配电区内输电电压为10/0.4千伏，变电站容载比为1.25。变压器7台，其中2*1600kVA有1台，2*630kVA共6台，总容量1.07万千伏安。表5.1沈阳工程学院变电站基本负荷资料汇总表5.2.电站厂址选择沈阳工程学院分布式光伏发电项目拟选址在工程学院现有的建筑物楼顶上建设太阳能电站，在开发利用太阳能资源的同时节省了土地资源。根据光伏电站的区域面积、太阳能资源特征、安装条件、交通运输条件、地形条件，结合沈阳气象站的相关资料等，同时考虑光伏电站的经济性、可行性，初步规划出分布式光伏发电项目。该项目建设地点完全按照国家有关规定规划建设，经实际考察，无遮挡现象，具有以下特点：（1）富集的太阳光照资源，保证很高的发电量；（2）靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资；（3）主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；（4）离用电负荷近，以减少输电损失；（5）便利的交通、运输条件和生活条件；（6）能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；（7）良好的示范性，国家电网启动分布式光伏发电支持政策。6太阳能光伏发电系统设计6.1光伏组件选择6.1.1标准和规范(1)IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型(2)IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求(3)IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求(4)GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》(5)SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》(6)GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》(7)EN61701-1999光伏组件盐雾腐蚀试验(8)EN61829-1998晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量(9)EN61721-1999光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验)(10)EN61345-1998光伏组件紫外试验(11)GB6495.1-1996光伏器件第1部分:光伏电流－电压特性的测量(12)GB6495.2-1996光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求(13)GB6495.3-1996光伏器件第3部分:地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据(14)GB6495.4-1996晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法。(15)GB6495.5-1997光伏器件第5部分:用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池温度(ECT)。(16)GB6495.7-2006《光伏器件第7部分：光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》(17)GB6495.8-2002《光伏器件第8部分:光伏器件光谱响应的测量》(18)GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量(19)GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验(20)GB/T19394-2003光伏（PV）组件紫外试验(21)GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件(22)GB/T191-2008包装储运图示标志(23)GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》(24)GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》(25)GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法；(26)GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；(27)GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总规范；(28)GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；(29)GB/T9535-1998地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；(30)GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；(31)GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；(32)GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；(33)IEEE1262-1995太阳电池组件的测试认证规范；(34)SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法；(35)SJ/T9550.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；(36)SJ/T9550.30-1993地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；(37)SJ/T10173-1991TDA75单晶硅太阳电池；(38)SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；(39)SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；(40)DGJ32/J87-2009《太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程》；上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。6.1.2主要性能、参数及配置6.1.2.1主要性能光伏组件为室外安装发电设备，是光伏电站的核心设备，要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率。本工程采用245Wp组件。6.1.2.2设备主要参数表6.1太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅指标单位数据峰值功率Wp245功率偏差w0/+3组件效率%14.7开路电压（Voc）V37.2短路电流（Isc）A8.37工作电压（Vmppt）V30.4工作电流（Imppt）A7.89系统最大耐压Vdc1000尺寸mm1650*992*40重量kg19.5峰值功率温度系数%/K-0.43开路电压温度系数%/K-0.32短路电流温度系数%/K0.047运行温度范围℃-40～+85最大风/雪负载Pa2400/5400注：上述组件功率标称在标准测试条件（STC）下：1000W/m2、太阳电池温度25℃6.2光伏阵列的运行方式设计6.2.1光伏电站的运行方式选择本项目计划于沈阳工程学院楼顶斜屋安装面铺设光伏发电系统，楼顶可铺设电池板面积约为58336平方米，可安装太阳能电池板2286.78kWp，装机容量约2.2MW。本工程按照“就近并网、本地消耗、低损高效”的原则，以建筑结合的分布式并网光伏发电系统方式进行建设。每个发电单元光伏组件通三相并网逆变器直接并入三相低压交流电网（AC380V，50Hz），通过交流配电线路给当地负荷供电，最后以10kV电压等级就近接入，实现并网。由于分布式电源容量不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%，所有光伏发电自发自用。为了减少光伏阵列到逆变器之间的连接线及方便日后维护，建议配置光伏阵列汇流箱，该汇流箱可直接安装在电池支架上，汇流箱的输出经直流线缆接至配电房内直流配电柜，经直流配电后接至并网逆变器，逆变器的交流输出经交流配电柜接至防逆流控制柜，输出0.4KV,50Hz三相交流电源，实现用户侧并网发电功能。6.2.2倾角的确定根据本项目的实际情况，结合沈阳本地太阳辐射资源情况，保持原有建筑风格，学校楼顶屋面采用41度倾角布置。6.3逆变器选型光伏并网发电系统由光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成。太阳能能量通过光伏组件转换为直流电力，在通过并网逆变器将直流电转换为电网同频率、同相位的正弦波电流，一部分给当地负载供电，剩余电力馈入电网，本系统逆变器采用合肥阳光电源有限公司生产的型号为SG100K3，功率为100KW的逆变器。这样根据光伏组件的电压变化和温变化范围，可保证绝大多数直流输出电压范围均在MPPT范围内，汇流后进入一台逆变器可保证输出电压变化不超出设备最大功率跟踪范围内（450V-820V），并不超过设备安全电压1000V。阳光电源生产的光伏并网逆变器具有根据天气变化自动启停及最大功率跟踪控制功能。当系统出现异常时可以使逆变器自动停止工作并安全与系统脱离。逆变器的控制选用电压型电流控制方式，输出基波功率因数大于等于95%，电流各次谐波不得大于3%。图6-2SG100K3逆变器外观图SG100K3逆变器具有以下特点：和谐电网•零电压穿越功能•有功功率连续可调（0～100%）功能•无功功率可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9高效发电•含变压器最高转换效率达97.0%•高精度电能计量装置方案灵活•25℃～＋55℃可连续满功率运行•适用高海拔恶劣环境，可长期连续、可靠运行•加热除湿功能（可选）其主要技术参数列于下表：表6-2SG100K3并网逆变器性能参数表型号

SG100K3直流侧参数最大直流电压900Vdc最大直流功率113kWp满载MPP电压范围450~820V最大输入电流250A交流侧参数额定输出功率100kW额定电网电压400Vac允许电网电压310~450Vac

额定电网频率50Hz/60Hz允许电网频率47~51.5Hz/57~61.5Hz总电流波形畸变率<3%（额定功率）功率因数>0.99（额定功率）系统最大效率97.0%（含变压器）欧洲效率96.4%（含变压器）防护等级IP20（室内）

允许环境温度-25~+55℃冷却方式风冷允许相对湿度0~95%,无冷凝

允许最高海拔6000米

显示与通讯显示触摸屏标准通讯方式RS485可选通讯方式以太网/GPRS机械参数外形尺寸（宽x高x深）1015x1969x785mm净重

925kg选择使用的阳光电源的SG50K3电站型光伏逆变器；转换效率高达98.7%；户内型、户外型、集装箱型产品设计；适用于大中型电站项目，具有适应各种自然环境、符合各项并网要求、发电量高、可靠稳定的特点。图6-3SG50K3逆变器外观图其主要技术参数列于下表：表6-3SG50K3并网逆变器性能参数表型号SG50K3输入数据最大直流输入功率（W）57kWp直流输入电压范围，MPPT（V）450-820允许最大直流输入电压（V）900允许最大直流输入电流（A）130输出数据额定交流输出功率（W）50kW额定电网电压(V)440Vac最大交流输出电流（A）80电网工作频率范围（Hz）50/60功率因数0.95电流总谐波畸变率THD（%）<3%效率最大效率（%）96.6%欧洲效率（%）95.7%保护功能过/欠压保护，过/欠频保护，防孤岛效应保护，过流保护，防反放电保护，极性反接保护，过载保护，过温保护防护等级及环境条件外壳防护等级IP20工作环境温度(℃)-25~+55最高海拔(m)2000相对湿度<95%,无冷凝冷却方式风冷显示和通讯显示LCD液晶触摸显示屏标准通讯方式RS-485、以太网电网监测具备接地故障监测具备认证情况金太阳认证（鉴衡CGC认证）体积和重量宽/高/深（mm）820/1984/646重量（kg）6436.4光伏阵列设计及布置方案6.4.1光伏方阵容量以教学楼D座为例进行设计，D座楼顶并网发电系统将采用分布式并网的设计方案，单台并网逆变器装机容量为100KW，容量103.6kW的太阳能电站通过1台SG100k3并网逆变器接入0.4kV交流电网实现并网发电。下面以单机100KW光伏组件汇入并网逆变器为例，进行并网电站的设计。本项目的电池组件可选用英利公司自产的功率245Wp的多晶硅太阳电池组件，其工作电压约为30.2V，开路电压约为37.8V。根据SG100k3并网逆变器的MPPT工作电压范围（450V～820V），每个电池串列按照20块电池组件串联进行设计，100kW的并网单元需配置20个电池串列，逆变器装机容量为100KW，需太阳能电池板共400块。为了减少光伏电池组件到逆变器之间的连接线，以及方便维护操作，建议直流侧采用分段连接，逐级汇流的方式连接，即通过光伏阵列防雷汇流箱（简称“汇流箱”）将光伏阵列进行汇流。此系统还要配置直流防雷配电柜，该配电柜包含了直流防雷配电单元。其中：直流防雷配电单元是将汇流箱进行配电汇流接入SG100k3逆变器；经三相计量表后接入电网。另外，系统应配置1套监控装置，可采用RS485或Ethernet（以太网）的通讯方式，实时监测并网发电系统的运行参数和工作状态。100KW光伏并网发电示意图如图6-1所示。D座项目将1台逆变器并联接入0.4KV电网。图6-4并网发电示意图本项目光伏组件铺设在工程学院的各个楼顶的屋面上。各区域面积及装机容量如表6.4所示：吴家沟165KW分布式光伏电站可行性方案PAGE\*Arabic40表6.4沈阳工程学院分布式光伏电站项目汇总表名称名称楼顶面积（m2）装机容量(kW)国际交流中心136853.6256大学生活动中心3786148.4112行政楼2667104.5464教学楼A座2636103.3312教学楼B座110543.316教学楼C座3038119.0896教学楼D座2966116.2672实训A座2556100.1952实训B座226588.788实训C座2660104.272实训D座2642103.5664实训E座2887113.1704实训F座2568100.6656图书馆223887.7296科技园145256.9184综合服务中心108042.336宿舍楼*1112419486.8248独身公寓109242.8064外教公寓160062.72教工食堂169866.5616学生1食堂90035.28学生2食堂48519.012学校医院69127.0872学校浴池60523.716学校变电所32012.544学校物业办公室61223.9904总计583362286.77126.4.2光伏子方阵设计6.4.2.1光伏子方阵容量考虑到房屋的实际情况每个光伏方阵容量、汇流箱、直流汇流屏及逆变器等因素，经技术经济比较后确定光伏子方阵的容量为100kW和50kW。6.4.2.2光伏组件布置方式根据选定的光伏组件和逆变器形式与参数，结合逐时太阳能辐射量与风速、气温等数据，确定晶硅光伏组件组串数为：20，汇流形式为：12进1出。6.4.2.3光伏组件支架设计本项目光伏组件直接安装在支架上。6.4.3汇流箱布置方案汇流箱安装在支架或钢构上，具有防水、防灰、防锈、防晒，防雷功能，防护等级IP65及以上，能够满足室外安装使用要求；安装维护简单、方便、使用寿命长。直流汇流箱为12路输入1路输出，带防雷模块。柜体可采用的不锈钢板，不锈钢板的厚度≥1.2mm；框架和外壳具有足够的刚度和强度，除满足内部元器件的安装要求外，还能承受设备内外电路短路时的电动力和热效应，不会因设备搬运、吊装、运输过程由于受潮、冷冻、撞击等因数而变形和损坏。柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜体采用封闭式结构，柜门开启灵活、方便；元件特别是易损件安装便于维护拆装，各元件板应有防尘装置；柜体设备要考虑通风、散热；设备应有保护接地。汇流箱进线配置光伏组件串电流检测模块，模块电源自供；功耗小于15W；串行通讯接口1个，RS485方式；采样处理12路光伏电池板电流（0～12A），采样精度不低于0.5%。可根据监控显示模块对每路电流进行测量和监控，可远程记录和显示运行状况，无须到现场。6.5年上网电量估算6.5.1光伏发电系统效率分析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。根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站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，进行光伏电站年发电量估算。光伏系统总效率暂按75%计算。6.5.2年上网电量估算多晶硅组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，光伏组件的光电转换效率衰减速率为第2年不超过2％，10年不超过10％，25年衰减不超过20%。按沈阳地区年平均有效发电日辐照量为4.606(kWh/m2.a)，平均年有效发电辐照量1681.28(kWh/m2.a)计算。平均年有效发电小时数1681.28小时计算。沈阳工程学院分布式光伏电站项目装机容量为2286.78kWp。全年发电量约等于：2286.78×1681.28＝33844702.68kWh=384.5万kWh光伏电站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取2%。大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取3%；考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取5%；光伏并网逆变器的效率（无隔离变压器，欧洲效率）约为98%～98.5%，干式变压器的效率达到98.7%。考虑到光伏电厂很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器效率按98%计算，升压变压器效率按98%考虑（两级升压，损耗需考虑两次）；早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%，光伏电池的温度影响系数按2%考虑，其它不可预见因素损失系数2%。系统效率为：98%×97%×95%×98%×98%×98%×97%×98%×98%=79.18%全年上网电量约等于：33844702.68×79.18%＝3044235.58kWh=304.4万kWh按照实际装机容量2286.78kWp计算的上网年等效利用小时数为：195691.91kWh÷2286.78kW=1331.23小时组件使用10年输出功率下降不得超过使用前的10%：组件使用20年输出功率下降不得超过使用前的20%：组件使用寿命不得低于25年。在计算发电量时，需要主要考虑以下损失：交、直流线路损失3%；光伏组件表面尘土遮盖损失8%-10%；逆变器损失5%-10%；环境温度造成的发电量损失2%；折合以上各折减系数，光伏系统总效率为75％。根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测2286.78kWp光伏发电系统的年总发电量。预测发电量＝系统容量×光伏组件表面辐射量×系统总效率。按以上公式计算，将水平面的太阳辐射折算到单轴跟踪系统的光伏阵列平面上进行仿真计算，沈阳工程学院校园内可铺设太阳能电池方阵的建筑楼顶总面积为58336平方米，计划可安装电池组件的规划容量为2.2MW，实际装机容量为2286.78kWp，得出首年发电量为288.35万kWh,则整个并网发电系统的25年总发电量为7208.8万kWh，考虑系统25年输出衰减20%，则年平均发电量为230.68万kWh。7电气7.1电气一次7.1.1设计依据SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB／T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15945-1995《电能质量电力系统频率允许偏差》GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程7.1.2接入电网方案接入特点与方式：※就近低压并网，降低损耗，提高效率；※局部故障检修时不影响整个系统的运行；※用电高峰时提供大量电力，有助于城市电网调峰；※便于电网的投切和调度；※方便运行维护；国家电网在《分布式电源接入电网技术规定》中指出：“分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%”。①采用低压接入模式的DGPV，建议其容量小于所接入中压配电变压器最大负荷40%。以配电变压器的容量为400kVA计，若其负载率为50%，则建议采用低压接入模式的DGPV容量小于80kVA。②采用中压分散接入模式的DGPV，建议其容量要小于所接入中压馈线最大负荷的40%。以YJY22-3×300为例，若采用单环网接线，则建议采用中压分散接入模式的DGPV容量小于1.5MVA。③采用专线接入模式的DGPV，建议其容量要小于所接入主变压器最大负荷的25%。其中，若考虑容载比为2.0，则容量为20MVA和31.5MVA的35kV主变所能接入的最大DGPV容量分别为2.5MVA和3.9MVA，而2.5(3.9)～10MVA的DGPV只能采用35kV专线接入更高等级的变电站中低压侧母线。本系统采用的三相并网逆变器直接并入三相低压交流电网（AC380V，50Hz），使用独立的N线和接地线，适应的电网参数如表所示：表7.1电网参数表序号项目内容1配电系统模式TN-S母线（独立的N线和PE线）2系统电压AC380/220V3额定频率50Hz4系统接地方式中性点直接接地并网系统接入三相400V或单相230V低压配电网，通过交流配电线路给当地负荷供电，由于分布式电源容量不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%，所有光伏发电自发自用。7.1.3直流防雷配电柜光伏阵列汇流箱通过电缆接入到直流防雷配电柜，按照100KW并网逆变发电单元进行设计，需要配置1台直流防雷配电柜PMD-D100K（100KW），主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后，经直流断路器和防反二极管汇流、防雷，再分别接入1台SG100k3并网逆变器，方便操作和维护。图7-1直流防雷配电柜系工作原理图直流防雷配电柜的性能特点如下：1）每台直流防雷配电柜按照100KW配电单元设计，与100KW并网逆变器匹配；2）每台直流防雷配电柜可接入15台汇流箱；3）直流输入回路都配有可分断的直流断路器和防反二极管，防反二极管的目的是防止汇流箱之间出现环流现象，断路器选用ABB品牌；4）直流输出回路配置光伏专用防雷器，选用菲尼克斯品牌；5）直流输出回路配置1000V直流电压显示表；。7.1.4防雷及接地为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。用户可根据整个系统情况合理设计交流防雷配电、接地装置及防雷措施。系统的防雷接地装置措施有多种方法，主要有以下几个方面供参考：（1）地线是避雷、防雷的关键，在进行太阳电池方阵基础建设的同时，采用40扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用10mm2铜芯电缆，在光伏板周围敷设一以水平接地体为主，垂直接地体为辅，联合构成的闭合回路的接地装置，供工作接地和保护接地之用。该接地采用方孔接地网，埋深在电池支架基础的下方，接地电阻按《交流电气装置的接地》DL/T6211997中的规定进行选择应不大于4Ω。接地网寿命按30年计算。接地装置符合《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1-1997和《电气装置安装工程施工及验收规范》中的规定。（2）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，光伏电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内已含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏；（3）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷配电柜接入电网（用户自备），可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏；（4）所有的机柜要有良好的接地。7.1.5继电保护、绝缘配合及过电压保护本项目考虑在主线路上配置1套光纤电流纵差保护作为本线路的主保护。以带方向的电流电压保护作为后备保护，并要求具备自动重合闸。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。本工程各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1-1997选取。对于大气过电压和操作过电压采用氧化锌避雷器进行保护。金属氧化物避雷器按《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB11032-2000中的规定进行选择。7.1.6电气设备布置根据本工程规模，结合沈阳工程学院校区内总体规划设置配电室，配电室内设置10kV配电装置、二次设备室、监控室等。变压器就地布置于现有的学校变电所内。7.2电气二次7.2.1电站调度管理与运行方式本项目采用集中控制方式，在二次设备室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥调、遥信等功能。本项目受地方供电部门管辖，接受当地电力调度部门调度管理。7.2.2电站自动控制光伏电站设置综合自动化系统一套，该系统包含计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班，并能够分析打印各种报表。该项目在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。通讯管理机布置在电子设备间网络设备屏上，采集各逆变器及公用设备的运行数据。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遥信、遥测。7.2.3继电保护及安全自动装置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。开关柜上装设微机保护，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、低电压穿越、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。本工程系统保护配置最终应按照相关接入系统审批意见执行。7.2.4二次接线光伏发电、汇流箱、逆变器、就地升压变压器等设备，通过计算机监控系统完成相关电气测量、操作等要求。7.2.5控制电源系统（1）直流电源为了供电给控制、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，一套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。(2)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，其交流电源由配电网提供。7.2.6火灾自动报警系统在本工程设计范围内的电气配电间、二次设备室等设置火灾报警探测器，火灾报警探测器纳入到整个厂区的火灾自动报警系统中，一旦房间内发生火灾，该区域内的火灾报警探测器能判别火灾并发信号至当地消防控制中心，由消防控制中心发出警报并进行相关联动。7.2.7视频安防监控系统在站内较重要的位置装设彩色固定式工业红外电视摄像头，设置闭路电视监视系统。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，实现全站监视。7.2.8电工实验室根据光伏发电工程管理原则和需要，在二次设备室内设置电工实验室小间，配备一定数量的仪器仪表等设备，以便对新安装或已投运的电气设备进行调整、实验以及维护和校验。7.2.9电气二次设备布置本工程二次设备较少，主要有直流配电屏、UPS配电屏、监控系统屏，以及环境监测设备、火灾报警屏等。二次设备考虑统一布置于二次设备室内。7.3通信市政通讯纳入校园通信系统，初步考虑接入2门电话网络，采用综合布线系统。7.4计量计量关口设置原则为资产分界点。本项目系统接入侧设立计量表计。8工程消防设计本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，重点是防止电气火灾。园区已有建筑物包括车间、配电房、仓库、办公楼等，有完善消防设施；本期工程建设时，仅新增1个配电室，其余均利用厂区已有建筑物屋顶布置本期光伏设施。新增的配电室，火灾危险性均按戊类、耐火等级均按二级设计，参《火力发电厂与变电站设计防火规范》，室内不设消防给水。本工程配置手提式灭火器和推车式灭火器，太阳能光伏组件为非易燃物，不考虑配置灭火器具。站内设1套火灾探测报警控制系统，以及时预报火灾、发出报警信号和显示火警部位，从而达到迅速灭火的目的；此外，配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶、砂箱等作为公用消防设施。由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应，本工程消防设计除参照国家现行消防设计规范外，还应征得当地消防部门的同意。9劳动安全与工业卫生9.1工程概述本工程光伏组件安装在原有屋顶，周围没有危及工程安全的设施和装置。地面（下）设施和装置的地坪将按照防洪、防涝和防渗的要求设计。因此本工程站址是安全的。9.2设计依据、目的与任务本工程劳动安全与职业卫生部分设计依据有关法律法规及以下技术规范与标准：《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）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2000）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）《工业企业总平面设计规范》（GB50187-1993）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-2008）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999） 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，在设计中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、坠落伤害等做到早预防，防患于未然。9.3劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。运行期主要可能发生安全事故的环节包括：太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火灾、爆炸危害；噪声及电磁场的危害；电气伤害、坠落和其它方面的危害。9.4劳动安全与职业卫生对策措施9.4.1设备运输、吊装作业的安全措施设备的运输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、组织措施、技术措施，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《电业安全工业规程》的规定要求。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，防止散件物坠落.9.4.2施工时高空作业设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中，造成屋（棚）顶垮塌。光伏电站升压站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。9.4.3施工时用电作业及其它安全措施（1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要的通讯设备，如对讲机等。9.4.4运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本工程考虑以下措施。9.4.4.1防火、防爆的措施本工程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》（GB50016-2006）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）等国家标准的规定执行。（1）设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火设施。（2）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。（3）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。（4）所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。9.4.4.2防噪声、振动及电磁干扰对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁影响，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。9.4.4.3防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害（1）高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。（2）所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。（3）易发生危险平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员行走安全。（4）场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板，以防工作人员滑倒。9.4.4.4其它安全措施（1）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，照明度充足。（2）所选设备及材料均满足光伏电站运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。（3）所有设备均坐落在牢固的基础上，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。（4）其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。10施工组织设计10.1施工条件10.1.1主要工程项目的施工方案10.1.1.1光伏组件安装本工程使用的光伏组件单件质量在19.5kg左右，质量较轻，起吊、安装较为方便。安装前应先按光伏组件出厂前标定的性能参数，将性能较为接近的光伏组件成串安装，以保证光伏组件尽量在最佳工作参数下运行。10.1.1.2光伏组件安装、起吊光伏组件安装支架应以散件供货，先在施工现场将其组装成模块，然后逐件起吊就位安装。现场拼装时对组合模块的尺寸高度，应根据现场条件加以控制。10.1.2施工场地及施工生活区本工程为光伏电站，所需的生产辅助项目少，且主要设备以整体运输安装为主，施工用地较少。施工生产用地利用生产厂房周边现有空地安排。施工生活设施依托沈北新区和沈阳工程学院的基础设施由施工单位自行解决。10.1.3地方材料供应情况（1）黄砂：由本地区供应；（2）水泥：由当地水泥厂供应；（3）石料：在本地采购；（4）石灰：由本地供应；（5）砖、空心砖或砌块：由附近砖瓦厂供应。10.1.4动力能源供应本期工程施工临时用电负荷按200kVA考虑，因本工程与主体工程同步建设、同时完工，故施工用电自主体工程施工用电引接。本工程为光伏电站，施工安装工程量小，其用水量少。施工生产、生活用水由主体工程提供。施工通信：施工现场拟配5路外线，施工单位自行安装内部总机。氧气、氩气、乙炔等施工用气可在当地就近购买。10.2工程项目实施的轮廓进度本项目为在现有屋顶上进行施工，施工周期较短。整个工程周期为6个月。11环境影响评价11.1工程施工期对环境的影响及防治11.1.1噪声影响及防治本工程施工内容主要包括光伏设备运输和安装等，施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声等。11.1.2扬尘、废气本工程光伏组件安装在屋顶，建设、运行过程基本上无扬尘、废气产生。11.1.3运输车辆对交通干线附近居民的影响本工程所在地区交通十分便利。光伏发电工程运输量不大，因此运输车辆对附近居民的影响较小。11.1.4污染物排放施工期的污染物排放主要包括少量废水和固体废弃物。工程施工废污水主要来自于土建工程施工、材料和设备的清洗。废水的主要污染物成分泥沙，可在现场开挖简易池，收集泥浆水进行沉淀处理。施工区的生活污水经收集后，排至施工区污水管网。不会对环境造成直接影响。施工期的固体废物主要有建筑垃圾及生活垃圾，要求及时清运并处置。11.2运行期的环境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不消耗矿物燃料，不产生大气污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现有以下几个方面，通过采取一定的措施后，可将环境影响降低至最小。11.2.1噪声影响太阳能光伏发电运行过程中产生噪声的声源为变压器和逆变器，其中变压器安置在配电间内，逆变器运行中产生的噪声较小（小于60dB（A））。经过各种隔声、防护措施后，不会对周围环境造成影响。11.2.2废水影响本工程建成后基本无生产废水。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，运行人员极少，基本无生活污水产生。11.2.3电磁场影响光伏电站升压站变压器容量小（10kV），因此可认为无电磁场不利影响。11.2.4雷击根据相应设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，以满足防雷保护的要求。屋顶光伏组件均已可靠接地，并纳入了原建筑物的防雷保护范围内。11.2.5污染物排放总量分析本工程无废气、废水排放，因此本项目无需申请污染物排放总量指标。11.2.6光污染及防治措施光伏组件内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射以散射为主。其镜面反射性要远低于玻璃幕墙，故不会产生光污染。11.3环境效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不排放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也没有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。.12节能降耗光伏发电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。工程本期装机容量为2286.78kWp，每年可为电网提供电量230.68万kWh，与相同发电量的燃煤电厂相比，按标煤煤耗为330g/kW·h计，每年可为国家节约标准煤761.2t，每年减少温室效应气体二氧化碳(CO2)排放2299.8万t。每年减少排放大气污染物SO2约69.2t、NOX约34.6t，烟尘减排量14.3t。13投资估算与经济分析13.1投资估算13.1.1编制依据及原则（1）本投资估算静态投资水平年为2012年。（2）工程量：工程量由设计人员根据工艺系统设计方案提供，不足部分参照同类型光伏电站的工程量。（3）项目、费用性质划分及执行《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》，取费参照国家发展和改革委员会2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》(2007-12-01实施)。定额参照中国电力企业联合会2007年发布的《电力建设工程概算定额》，并根据最新的文件对人工费、材料费、机械费进行调整。（4）其他费用：参照《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（5）其他：基本预备费按5％计算。价差预备费执行国家发展计划委员会计投资（199）1340号文，物价上涨指数为0。建设期贷款利息按最新的中国人民银行颁发的固定资产5年期以上贷款年利率6.55%（按季结息）计算，估算上浮5%计算。13.1.2工程系统配置本工程系统装机总容量是约2.2MWp,项目投资总额约为2058.1万元。电池组件根据现行市场价格确定，按6.5元/Wp(含税价)含运费计算；其他机电设备按2011年第四季度价格水平估列；主要材料按当地市场价加运杂费计算。其他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价格等有关资料分析取定。表13.1100kW系统配置单材料数量备注太阳能电池板245W/30.2V400块英利100KW直流配电柜1台晟瑞PVS-6M汇流箱4台晟瑞太阳能电池板固定式支架100kW1套晟瑞逆变柜SG100k31台阳光交流配电柜100kW1套晟瑞提前放电式避雷针LDY-A30003套雷尔顿监控系统1套阳光防雷接地系统1套晟瑞辅材及备件电缆光伏专用线4mm²1000米YJV2×16mm²600米YJV4×50mm²100米13.2经济技术分析沈阳工程学院分布式光伏电站项目建设规模总计为2286.78kWp，项目投资总额约为2058.1万元。光伏系统建设期为1年，运行期25年。本项目优先采用用户侧并网方式，实现光伏发电自发自用，提高光伏发电对现有电网条件的适应能力。按照国家对分布式并网电站补贴规定，上网电价暂按1元/千瓦时标准执行，同时执行辽宁省光伏电价补贴2013年标准0.27元/千瓦。发电量计算方法：峰值日照定义：100mW/cm2＝0.1W/cm2的辐射强度下的日照小时数。1J=1Ws,1h＝3,600s100mW/cm2＝0.1W/cm2＝1,000W/m2=1,000J/sm2＝3.6MJ/hm2由此得出将太阳能资源（MJ/m2）换算为峰值日照时数的系数为3.6。根据太阳能电池方阵面上的辐射量5907.755MJ/m2/a，可以计算出年峰值日照时数＝5907.755÷3.6=1641.04kWh/m2/a(注：3.6为单位换算系数)按沈阳地区年平均最佳倾角为41度，平均年有效发电辐照量1681.28kWh/m2.a)。组件使用10年输出功率下降不得超过使用前的10%：组件使用20年输出功率下降不得超过使用前的20%：组件使用寿命不得低于25年。在计算发电量时，需要主要考虑以下损失：交、直流线路损失3%；光伏组件表面尘土遮盖损失8%-10%；逆变器损失5%-10%；环境温度造成的发电量损失2%；折合以上各折减系数，光伏系统总效率为75％。可计算全年上网电量约等于：2286.78×1681