分布式光伏發(fā)電項目投標方案（技術(shù)方案）

分布式光伏發(fā)電項目投標技術(shù)方案 81.1.光伏系統(tǒng)工程 8 8 1.1.3.光伏方陣設(shè)計 1.1.4.逆變器選擇 20 22 221.2.2.接入電力系統(tǒng)方案 22 1.2.6.繼電保護與安全自動裝置 26 281.2.8.火災(zāi)報警 28 281.3.建筑工程 291.3.1.總圖布置 291.3.2.基礎(chǔ)設(shè)計概述 1.4.發(fā)電量估算 331.4.1.光資源分析 1.4.2.發(fā)電量仿真模擬 2.1.項目概況及投資方簡介 2.2.設(shè)計依據(jù)、設(shè)計范圍、設(shè)計原則 2.2.1.設(shè)計依據(jù) 2.2.2.設(shè)計范圍和設(shè)計原則 2.3.XX市電網(wǎng)現(xiàn)狀 2.4.XX市電力負荷預(yù)測 2.5.電力平衡及建設(shè)必要性 2.5.1.xxx市電力平衡 412.5.2.建設(shè)必要性及其在系統(tǒng)中的作用 2.6.接入系統(tǒng)方案 422.6.1.工程概況 422.6.2.周邊電網(wǎng)及光伏電站概況 452.6.3.接入系統(tǒng)方案 2.6.4.潮流計算分析 2.6.5.短路計算 2.6.6.技術(shù)經(jīng)濟分析及投資估算 2.6.7.電氣主接線及電氣設(shè)備選擇 492.6.8.本工程對電力系統(tǒng)的影響 2.7.系統(tǒng)繼電保護 2.7.1.接入系統(tǒng)方案 2.7.2.系統(tǒng)繼電保護配置方案 2.7.3.相關(guān)專業(yè)的配合 2.7.4.對側(cè)變電站系統(tǒng)繼電保護配置方案 2.7.5.系統(tǒng)繼電保護設(shè)備及投資估算 2.8.調(diào)度自動化 2.8.1.調(diào)度關(guān)系 2.8.2.遠動信息的傳送方式和通道要求 2.8.3.調(diào)度自動化系統(tǒng) 2.8.4.遠動信息 2.8.5.電量計費系統(tǒng) 542.8.6.光伏發(fā)電功率預(yù)測系統(tǒng) 2.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置 2.8.8.網(wǎng)絡(luò)及二次系統(tǒng)安全防護設(shè)備 2.8.9.電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置 2.8.10.調(diào)度運行管理系統(tǒng) 2.8.11.調(diào)度端配合費 2.8.12.調(diào)度自動化設(shè)備及投資估算 2.9.系統(tǒng)通信 2.9.1.接入系統(tǒng)概況及調(diào)度組織關(guān)系 2.9.2.通信系統(tǒng)現(xiàn)狀 2.9.3.各專業(yè)對通道的要求 2.9.4.系統(tǒng)通信方案 2.9.5.投資估算 2.10.結(jié)論 2.10.1.接入系統(tǒng)推薦方案 2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術(shù)要求 2.10.3.系統(tǒng)繼電保護 2.10.4.調(diào)度自動化 2.10.6.接入系統(tǒng)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(zhì) 3.1.5.總體方案設(shè)計 3.1.6.電氣設(shè)計 3.1.7.土建工程設(shè)計 3.1.8.工程消防設(shè)計 3.1.9.發(fā)電量預(yù)測 3.1.10.施工組織設(shè)計 3.1.11.工程管理設(shè)計 3.1.12.環(huán)境保護與水土保持 3.1.14.工程設(shè)計概算 3.1.15.財務(wù)評價 3.2.太陽能資源 3.2.1.區(qū)域太陽能資源概況 3.2.2.光伏電站所在地區(qū)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(tǒng)方案設(shè)計及發(fā)電量計算 3.3.1.光伏電站總體方案 3.3.2.光伏系統(tǒng)設(shè)計 3.3.3.發(fā)電量預(yù)測 3.4.環(huán)境保護與水土保持 3.4.1.環(huán)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(jù) 3.5.3.基礎(chǔ)資料 3.5.4.工程總投資概算 3.6.財務(wù)評價與社會效果分析 3.6.1.概述 3.6.2.財務(wù)評價 3.6.3.社會效果評價 3.6.4.結(jié)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(jié)構(gòu) 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(xié)調(diào)程序 4.3.項目實施要點 4.3.1.勘查設(shè)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(zhì)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(zhì)量安全管理要點 4.4.7.職業(yè)健康管理要點 4.4.8.環(huán)境管理要點 4.4.9.溝通協(xié)調(diào)管理要點 4.4.10.財務(wù)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(shè)計方案 4.5.1.系統(tǒng)方案 4.5.2.板陣系統(tǒng)設(shè)計 4.5.3.太陽能支架系統(tǒng)設(shè)計 4.5.4.集電線路方案 4.5.5.電氣系統(tǒng)配置方案 4.5.6.二次部分設(shè)計 4.5.7.線纜設(shè)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(fā)電量估算 4.5.10.開關(guān)站及管理站區(qū)設(shè)計方案 2091)離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)2)(不蓄電)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)3)蓄電并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)1.1.1.3.本項目建設(shè)規(guī)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(dǎo)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(dǎo)體電池如Cr203和Fe203有機半導(dǎo)體太陽電池：其中有機半導(dǎo)體主要有分子晶體、電荷轉(zhuǎn)移絡(luò)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(dǎo)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(yīng)用范圍晶硅電池效率高技術(shù)成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)民用消費品市場多晶硅效率較高技術(shù)成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)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(fā)電系統(tǒng)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(nèi)市場應(yīng)用的主流。單晶硅電池是發(fā)展最早，工藝技術(shù)也最為成熟的光伏電池，也是大規(guī)模生產(chǎn)的硅基光伏電池中，效率最高的電池，目前規(guī)?；a(chǎn)的商用電池效率在14%～20%,曾經(jīng)長期占多晶硅電池商用轉(zhuǎn)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(zhuǎn)換效率一般能達到10-12%,電池組件的系統(tǒng)在9%-12%,其他多數(shù)尚未形成產(chǎn)業(yè)化。率最高可達9%,沒有形成產(chǎn)業(yè)化。1.1.2.3.光伏組件國內(nèi)生產(chǎn)應(yīng)用現(xiàn)況1.1.2.4.光伏組件技術(shù)規(guī)格擬定單晶硅組件效率不低于17%,輸出功率保證率線性質(zhì)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(huán)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(yè)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(luò)現(xiàn)象。對組件施加500V的直流電壓，測量其絕緣電阻應(yīng)不小于50兆歐姆，漏電電流小于小追溯，制造日期與產(chǎn)地應(yīng)標在組件上或通過序列號查詢。產(chǎn)品包裝卸方式、儲運注意標識等內(nèi)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(shù)規(guī)格如下表。12%3V4A5V6A7V8度9電流溫度系數(shù)電壓溫度系數(shù)組件尺寸(長x寬x厚)二12EVA(抗PID)3框架結(jié)構(gòu)陽極氧化鋁合金45電池片類型6電池片轉(zhuǎn)換效率%71.1.3.光伏方陣設(shè)計1.1.3.1.光伏方陣設(shè)計原則1)根據(jù)逆變器工作電壓范圍、環(huán)境溫度等數(shù)據(jù)，選2)根據(jù)組件串聯(lián)數(shù)量、風速、坡度、支架基礎(chǔ)方案等因素，確定合適的電池架規(guī)模3)根據(jù)太陽變化規(guī)律，結(jié)合地形地勢，經(jīng)障礙物陰影計算，確定適合的電池架布置4)根據(jù)電池架規(guī)模及尺寸，電池架布置間距，結(jié)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(shè)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(shè)計，與檢修通道、防護欄設(shè)計，與逆變器、變壓器、匯流箱設(shè)備布置1.1.3.2.光伏組件串聯(lián)方案1)電池工作溫度范圍2)組串中組件數(shù)量選擇根據(jù)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(shù)Kv(-0.33%/度),計算組串數(shù)量N必須大于19小于23。組串數(shù)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(shù)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(wǎng)逆變器常用技術(shù)結(jié)構(gòu)1)大型地面光伏電站場和廠區(qū)屋頂分布式光伏電站地往往比較平整，光伏組件、電池架聯(lián)時適配性高、損耗低。因此，在系統(tǒng)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(wǎng)逆變器具有獨立的最大功率跟蹤單元，遮擋不一)時，可適應(yīng)各組串的實際工況統(tǒng)一逆變成規(guī)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(wǎng)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(diào)節(jié)能力(有/無)根據(jù)本工程特點，綜合考慮技術(shù)及經(jīng)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(wǎng)系統(tǒng)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(shè)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(lián)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(qū)可利用且離升壓變與匯流箱集中區(qū)域。1塊2臺938匯1臺416匯1臺3)國家相關(guān)設(shè)計規(guī)范根據(jù)光伏電場技術(shù)方案，光伏電場以1MWp為發(fā)電單元，分散布置有9個逆變單元。1.2.3.2.10kV開關(guān)站電氣接線10kV配電裝置按招標文件及供電局接入系統(tǒng)要求，擬分2個接入點接入原廠區(qū)10kV配電系統(tǒng)，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(tǒng)單相接地故障電容電流小于1.2.3.4.無功補償《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定(試行)》要求，大型和中型光伏電站的功率因數(shù)應(yīng)能夠在0.9(超前)～0.9(滯后)范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)。參考類似工程無功容量根據(jù)計算，光伏電站配置2組1Mvar的動態(tài)無功補償裝置，調(diào)節(jié)范圍從感性1Mvar至1.2.3.5.站用電源額定短路關(guān)合電流(峰值):63kA額定動穩(wěn)定電流(峰值):63kA熱穩(wěn)定電流(有效值):25kA(4s)型式：靜止同步無功補償器SVG調(diào)節(jié)范圍：±(5%-100%)動態(tài)連續(xù)可調(diào)型式：組合式箱變(歐變)監(jiān)測系統(tǒng)、遠動通訊屏、公用測控屏、調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)及后臺監(jiān)控屏、AGC/AVC控制服務(wù)屏。光伏電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)通過雙絞線或光纖將二次設(shè)備聯(lián)結(jié)構(gòu)成以太網(wǎng)或現(xiàn)場總線1)數(shù)據(jù)采集與處理功能2)安全檢測與人機接口功能3)運行設(shè)備控制、斷路器及隔離開關(guān)的分合閘操作、站用系統(tǒng)的控制功能4)數(shù)據(jù)通訊功能5)系統(tǒng)自診斷功能6)系統(tǒng)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(tǒng)根據(jù)計算機監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)視范圍，可分為光伏發(fā)電設(shè)備的監(jiān)控和0.4/35kV和10kV開1)光伏發(fā)電設(shè)備的計算機監(jiān)控2)0.4/10kV和10kV開關(guān)站電氣系統(tǒng)的計算機監(jiān)控0.4/10kV和10kV開關(guān)站電氣系統(tǒng)的計算機監(jiān)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(shù)規(guī)程》、GB50062-2008《電力裝置的繼電保護和自動化裝置設(shè)計規(guī)范》的技術(shù)要求，參考本工程接入系統(tǒng)設(shè)計報告和《“防止電力生產(chǎn)重大事故2)并網(wǎng)逆變器保護。并網(wǎng)逆變器為制造廠成套供貨設(shè)備，應(yīng)具有防孤島效應(yīng)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(zhì)量在線監(jiān)測裝置，用于實時監(jiān)測并網(wǎng)點的各項電能指標。擬在10kV線路設(shè)置關(guān)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(nèi)一、二次及通信設(shè)備提供直流電源，全站事直流系統(tǒng)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(diào)立的分體柜式空調(diào)機，以維持夏季室內(nèi)溫度18℃,冬季可適當提高室內(nèi)溫度，另設(shè)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(shè)用地?？傉嫉孛娣e約24.4萬平米，站址南側(cè)及西側(cè)有光伏發(fā)電方陣的逆變升壓設(shè)備盡量置于靠近光伏方陣及并網(wǎng)后與業(yè)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(fā)電站的兩個開關(guān)站內(nèi)，然后經(jīng)兩個開關(guān)站由2回10kV線路并入廠區(qū)內(nèi)部10kV電網(wǎng)。電場管線以工藝要求主要是直埋電纜和電纜溝，結(jié)合光伏方陣，按照工藝要求合理規(guī)劃布置管線，盡量使管線短截、順暢。箱逆變及開關(guān)站占用地見表2.1-1,共計占用面積640m2。站內(nèi)占用地一覽表編號名稱基礎(chǔ)占面積(m2)基礎(chǔ)高(m)1磚混結(jié)構(gòu)22磚混結(jié)構(gòu)2照國家的有關(guān)規(guī)范、規(guī)程進行設(shè)計，以保證滿足功能使用要求。基礎(chǔ)為開挖型基礎(chǔ)，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(chǔ)并設(shè)置積水坑，構(gòu)造柱上做圈梁，基礎(chǔ)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(yīng)結(jié)合現(xiàn)場場地條件，與建筑、設(shè)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(fā)電項目EPC總承包招標文件本工程結(jié)構(gòu)除光伏支架設(shè)計使用年限為25年外，其余建(構(gòu))筑物的結(jié)構(gòu)設(shè)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(jié)構(gòu)設(shè)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(jié)構(gòu)的安全等級為二級，結(jié)構(gòu)重要性系數(shù)取1.0。●抗震設(shè)防烈度為7度，設(shè)計基本地震加速度值為0.10g,設(shè)計地震分組為第一組。建筑場地類別：按照Ⅱ類，設(shè)計特征周期為0.40s。地基基礎(chǔ)承載力特征值按照100kPa計算混凝土：門式剛架及鋼網(wǎng)架結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)混凝土為C35,設(shè)備基礎(chǔ)混凝土為C30,墊層混凝土為C15;鋼材：門式剛架及鋼網(wǎng)架主體結(jié)構(gòu)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(nèi)，受場地條件限制，氧化溝區(qū)域的門式剛架結(jié)構(gòu)主要采用植筋式基礎(chǔ)，沉淀池區(qū)域的鋼網(wǎng)架結(jié)構(gòu)主要采用柱下鋼筋混凝土獨立基礎(chǔ)。1、沉淀池區(qū)域鋼網(wǎng)架結(jié)構(gòu)根據(jù)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(qū)域可以布置1個鋼網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，東北區(qū)域由于地形及池子直徑太大且交錯布置，該區(qū)域分成多個網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。網(wǎng)架柱頂標高距離池壁頂面垂直凈高4m,網(wǎng)架高度3.8m;采用實腹鋼柱，柱下擬采用鋼筋砼獨立基礎(chǔ)，地基承載力特征值按照100kPa估算基礎(chǔ)截面及配筋，基礎(chǔ)位于綠化帶內(nèi)?？紤]使用耐久性，鋼構(gòu)件表面除銹后涂防銹漆及防腐涂料。2、氧化池區(qū)域門式剛架結(jié)構(gòu)根據(jù)總平圖中氧化池位置、寬度大小以及最大化門式剛架結(jié)構(gòu)，二期氧化溝布置3個門式剛架結(jié)構(gòu)。門式剛架結(jié)構(gòu)跨度根據(jù)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(gòu)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(shè)計?？紤]使用耐久性，光伏支架鋼構(gòu)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(wǎng)架的檢修通道、護欄及爬梯等輔助設(shè)施的設(shè)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(cè)設(shè)置鋼梯；鋼網(wǎng)架東西向通道南側(cè)設(shè)置護欄，護欄高度不低于組件上沿高度，北側(cè)在不遮擋組件的情況下，設(shè)置100mm混凝土強度等級獨立基礎(chǔ)采用C30,其余均為C25基礎(chǔ)墊層C10鋼材：采用國產(chǎn)鋼材1.4.發(fā)電量估算陽能資源豐富或較豐富的地區(qū)，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(qū)長豐縣蜀山區(qū)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(jù)不同地區(qū)的日照條件設(shè)計本期工程場址位于北緯31.9度，東經(jīng)117.2度，海拔21米。HoizontalglobalNovermberMeteonorm的太陽能資源數(shù)據(jù)一期氧化池二期氧化池西側(cè)氧化池東側(cè)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(fā)電量仿真結(jié)果分析得首年各月發(fā)電量數(shù)據(jù)如下：首年各月發(fā)電量，單位：萬度一期氧化池二期氧化池西側(cè)氧化池東側(cè)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(fā)電量發(fā)電量(萬度)發(fā)電量(萬度)25年總發(fā)電量25年發(fā)電量情況25年發(fā)電量情況模擬結(jié)論：本項目綜合考慮旁邊高樓陰影遮擋，結(jié)合水廠區(qū)域組件布置，通過Pvsyst6.6.2仿真結(jié)果為：二期氧化池79.47%,綜合發(fā)電效率為：80.7%;25年發(fā)電總量為：21269.4萬度；年平均發(fā)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(shè)，項目利用屋頂面積18萬平方米，標稱裝機容量12MW,為并網(wǎng)型光伏電站，由xxx投資建設(shè)。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報告設(shè)計水平年取2016年。2.2.設(shè)計依據(jù)、設(shè)計范圍、設(shè)計原則xx電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃報告(2015年版)xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)xx市xx村民屋頂2×6MWp分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)設(shè)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(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產(chǎn)。本報告設(shè)計水平年取2016年。本報告根據(jù)《山東電網(wǎng)“十三五”發(fā)展劃報告(2015年版)》、《泰安電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃》,通過分析泰安xxx的負荷發(fā)展，結(jié)合泰安電網(wǎng)規(guī)劃，提出本工程合理的接入電壓等級及接入系統(tǒng)方案。根據(jù)接入系統(tǒng)方案，進行相應(yīng)的系統(tǒng)繼電保護、調(diào)度自動化及系統(tǒng)通信的方案設(shè)計，并進行投資估算?！豆夥l(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》《分布式電源接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》《光伏發(fā)電站無功補償技術(shù)規(guī)范》《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定》《電力系統(tǒng)通信系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定》xx電網(wǎng)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(wǎng)。目數(shù)為11座，主變臺數(shù)為19臺，變電容量為87.9萬kVA,線路的條數(shù)為20條，總長度為226.56km;35kV變電站座數(shù)為12座，主變臺數(shù)為23臺，變電總?cè)萘繛?6.64萬kVA,線路的條數(shù)為28條，總長度為248.43km;10kV配變?nèi)萘?9.21萬kVA,線路條數(shù)共142年發(fā)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(chǎn)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(yù)計2020年網(wǎng)供最大負荷將達到971MW;”十三五”期間遞增率為6.76%?！笆濉边f增2.5.電力平衡及建設(shè)必要性年發(fā)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(jié)構(gòu)以常規(guī)能源(煤、石油和天然氣)為主，由于常規(guī)能源的不可(2)優(yōu)化山東省能源結(jié)構(gòu)，保護環(huán)境，符合可持續(xù)發(fā)展的需要斷增加。目前山東省96%左右的發(fā)電量均來自燃煤電站，40%左右的電煤供應(yīng)依靠其他省(3)對電網(wǎng)供電能力形成有益的補充xxx12MW分布式光伏電站利用當?shù)靥柲苜Y源，所發(fā)電力全部在xxx電網(wǎng)及泰安電網(wǎng)設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)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(qū)為太陽能輻射資源三類地區(qū)，全年日照時數(shù)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(shù)2482.7小時，年無霜期日數(shù)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(fā)電專業(yè)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(qū)年平均日照數(shù)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(qū)太陽能資源較好的區(qū)域之一，適宜建設(shè)太陽能電光伏組件選型根據(jù)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(shù)如下：260Wp多晶硅光伏組件技術(shù)參數(shù)電學(xué)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(shù)Tk(Wp)Power電壓溫度系數(shù)Tk(Voc)電流溫度系數(shù)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(shù)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(tǒng)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(diào))極性反接保護、短路保護、孤島效應(yīng)保護、通訊接口使用環(huán)境溫度使用環(huán)境濕度(超過3000米需降額使用)噪音防護等級IP20(室內(nèi))電網(wǎng)監(jiān)控2.6.2.周邊電網(wǎng)及光伏電站概況單母線分段接線，現(xiàn)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(guī)劃出線22回，單母線分段接線，現(xiàn)有出線6回，有備用間隔。2016年xxx站最大10kV規(guī)劃出線24回，單母線分段接線，現(xiàn)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(chǎn)，與UPC風電 項目名稱況以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復(fù)以1回35kV線路接入220kV高余站已批復(fù)以1回35kV線路接入110kV米山站已批復(fù)根據(jù)xxx12MW分布式光伏電站周邊電網(wǎng)情況，相關(guān)變電站最大接入容量的計算結(jié)果如2016年相關(guān)變電站光伏發(fā)電最大接入容量公共連接點母線名稱110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)注：分布式電源并網(wǎng)點的系統(tǒng)短路電流與電源額定電流之比按10計算(下同)。經(jīng)計算，牛山站10kV側(cè)和xxx站10kV側(cè)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(jù)xxx12MW分布式光伏電站工程建設(shè)規(guī)模、擬選站址及周邊電網(wǎng)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(cè)由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。由開關(guān)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(dǎo)線，光伏電站出線側(cè)和牛山站進線側(cè)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(cè)間隔：110kV牛山站10kV規(guī)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(tǒng)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(cè)光伏電站新建12MWp光伏發(fā)電裝置，組成12個發(fā)電單元，經(jīng)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(guān)站。由開關(guān)站新建1回10kV線路接至站進線側(cè)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(chǎn)，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(cè)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(cè)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?nèi)萘?20+150MVA,220kV高余站主變?nèi)萘?×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(cè)110kVxxx站10kV側(cè)方案2110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)方案2110kV牛山站10kV側(cè)110kVxxx站10kV側(cè)xxx12MW分布式光伏電站以10kV電壓等級接入電網(wǎng)，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(jié)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(dǎo)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(dǎo)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(cè)間隔已有間隔一次設(shè)備，本工程不再計列已有間隔一次設(shè)備，本工程不再計列160萬元2.6.7.電氣主接線及電氣設(shè)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(chǎn)，取2016年為設(shè)計水平年。根據(jù)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(tǒng)共需安裝-0.02Mvar~34號)的規(guī)定，"容性無功容量不小于光伏電站總?cè)萘康?25%,感性無功容量不小于光伏電站總?cè)萘康?12.5%”。本工程光伏電站容性無功容量不小(1)孤島效應(yīng)孤島效應(yīng)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(wǎng)停電),并④孤島狀態(tài)意味著脫離了電力管理部門的監(jiān)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(yīng)在并網(wǎng)運行后6個月內(nèi)向電網(wǎng)企業(yè)提供有關(guān)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(guān)系特性)測試；2.7.系統(tǒng)繼電保護線，規(guī)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(wǎng)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(guān)專業(yè)的配合2.7.4.對側(cè)變電站系統(tǒng)繼電保護配置方案護1套。護各1套。2.7.5.系統(tǒng)繼電保護設(shè)備及投資估算設(shè)備名稱總價(萬元)光伏電站側(cè)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(cè)1110kV線路保護柜面2三110kV牛山站側(cè)1110kV線路保護柜面1212四110kV尚莊站側(cè)1110kV線路保護柜面2224五220kV肥東站側(cè)1110kV線路保護柜面12.8.調(diào)度自動化中心(以下簡稱泰安地調(diào))調(diào)度。遠動信息送泰安地調(diào)主、備調(diào)，信息可通過地調(diào)轉(zhuǎn)發(fā)至信規(guī)約。與地調(diào)主、備調(diào)數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通信方式采光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備，每套接入路由器配置1路2Mbps數(shù)字通道，光伏電站配置1路2Mbps數(shù)字通道接至山東電力調(diào)度管理信息網(wǎng)的地調(diào)節(jié)點，傳送管中的位置，本工程在光伏電站安全區(qū)I設(shè)綜合通信管理終端1套，冗余配置，具備遠動通并將實時數(shù)據(jù)和歷史數(shù)據(jù)通過電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)上傳到主站系統(tǒng)，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(qū)IⅡ設(shè)電能量遠方終端1臺。本工程在光伏電站安全區(qū)II配置功率預(yù)測系統(tǒng)1套，功率預(yù)測系統(tǒng)接收氣象部門的數(shù)值天氣預(yù)報信息(或直接接收調(diào)度主站系統(tǒng)下發(fā)的數(shù)值天氣預(yù)報信息)和調(diào)度主站系統(tǒng)全區(qū)II與主站系統(tǒng)通信；功率預(yù)測系統(tǒng)與光伏電站安全區(qū)I監(jiān)控等系統(tǒng)通信經(jīng)過硬件防2.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置光伏電站應(yīng)配置1套全站統(tǒng)一的公用時間同步系統(tǒng)，高接口(IRIG-B(DC)碼)監(jiān)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(jiān)測裝置通過網(wǎng)絡(luò)方式(NTP協(xié)議)實時監(jiān)測功率預(yù)方終端等設(shè)備與系統(tǒng)的時間信息并上傳主站系統(tǒng)。時間監(jiān)測裝置通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)安全區(qū)2.8.8.網(wǎng)絡(luò)及二次系統(tǒng)安全防護設(shè)備本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備1套，包括路由器1臺、交換機1臺，配置相應(yīng)的二次安全防護設(shè)備，1套路由設(shè)備共計配置縱向加密認證裝置1臺。在光伏電站內(nèi)安全區(qū)I與安全區(qū)Ⅱ之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內(nèi)生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護設(shè)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(zhì)量在線監(jiān)測裝置本工程在光伏電站配置1套電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置，實現(xiàn)2.8.10.調(diào)度運行管理系統(tǒng)本工程在光伏電站安全區(qū)III配置調(diào)度運行管理系統(tǒng)的終端設(shè)備1套，用于調(diào)度生產(chǎn)2.8.11.調(diào)度端配合費2.8.12.調(diào)度自動化設(shè)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(tǒng)1電能量遠方終端具備網(wǎng)絡(luò)功能套172智能電能表0.2S級，關(guān)口考核點塊163電能表柜柜體面1三電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)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(diào)度管理信息網(wǎng)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(zhì)量在線監(jiān)測裝置套1六時間監(jiān)測裝置套16七套13八山東省調(diào)軟硬件接口費套15九泰安地調(diào)軟硬件接口費套15十0.2S級，關(guān)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(tǒng)概況及調(diào)度組織關(guān)系設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)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(qū)已基本建成了以ADSS、OPGW光纜為主的地區(qū)級電力通信網(wǎng)。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(huán)。光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備，每套接入路由器配置1路2Mbps數(shù)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(shè)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(shè)方案圖(2)設(shè)備配置方案在光伏電站配置1套155MSDH光傳輸設(shè)備，帶2個155M光口。牛山站SDH設(shè)備上增加2塊155M光口，結(jié)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(shè)備，帶2個GE光口。220kV桃園站PTN設(shè)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(qū)電力通信網(wǎng)。光伏電站配置2個IP電話，通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)同時注冊至地調(diào)和地調(diào)備調(diào)已運行的調(diào)度軟交換系統(tǒng)。光伏電站內(nèi)配置配線設(shè)備，包含1套綜合配線柜，內(nèi)置12芯ODF模塊6塊、16單元DDF模塊2塊。對側(cè)牛山站內(nèi)增加4塊ODF模塊，置于站內(nèi)已有配線柜內(nèi)。調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)路由器至泰安地調(diào)的通道為：光伏電站～牛山～桃園～肥東～天平～徐樓～泰城～泰安地調(diào)。至泰安備調(diào)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(cè)59.5萬元，電網(wǎng)側(cè)45.9萬元。光伏電站側(cè)1155M光設(shè)備套1含雙光口2套1含雙光口3套1334套1555輔助設(shè)備及其它套l6二電網(wǎng)側(cè)152管道光纜43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14設(shè)。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)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(tǒng)推薦方案由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關(guān)站。由開關(guān)站新建1回10kV線路接至110kV線側(cè)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(cè)間隔：110kV牛山站10kV規(guī)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(xù)調(diào)節(jié)的動態(tài)無功補償2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術(shù)要求2.10.3.系統(tǒng)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(tǒng)失步時實現(xiàn)解列、切機、壓出力、切負(5)光伏電站10kV并網(wǎng)線路對側(cè)110k動保護1套。桃園~牛山T接尚莊站線路三側(cè)配置光纖電流差動保護各1套，桃園~尚莊站線路兩側(cè)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(cè)配置光纖電流差動保護各1套。(2)與地調(diào)主、備調(diào)數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通信方式采用DL/T634.5104規(guī)(3)光伏電站配置1套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備。(4)在光伏電站安全區(qū)I設(shè)綜合通信管理終端1套。(5)在并網(wǎng)線路對側(cè)110kV牛山站設(shè)關(guān)口計量點；在光伏電站并網(wǎng)線路出線側(cè)設(shè)關(guān)(6)本工程在光伏電站安全區(qū)Ⅱ配置1套時間監(jiān)測裝置。(7)本工程在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備1套，在光伏電站內(nèi)安全區(qū)I與安全區(qū)II之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內(nèi)生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間配置反向隔離裝置1臺，在光伏電站側(cè)設(shè)調(diào)度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護設(shè)備1套。(8)在光伏電站配置1套電能質(zhì)量在線監(jiān)測裝置。(9)在光伏電站安全區(qū)III配置調(diào)度運行管理系統(tǒng)的終端設(shè)備1套。資299.9萬元(包括：系統(tǒng)一次部分160萬元、系統(tǒng)繼電保護78萬元、調(diào)度自動化部分16萬元、系統(tǒng)通信部分45.9萬元),光伏電站側(cè)投資246萬元(包括：系統(tǒng)繼電保護部分53萬元、調(diào)度自動化部分133.5萬元、系統(tǒng)通信部分59.5萬元)。詳見表。投資估算(萬元)電網(wǎng)側(cè)光伏電站側(cè)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(dǎo)線，新建電纜線路長度\1、系統(tǒng)繼電保護3、系統(tǒng)通信2015年底xxx市電網(wǎng)地理接線圖光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案1)要光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案2)rf里來自市電白由宏照習日全站無功：功單因數(shù)：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(fā)電項目技術(shù)方案xxx是專業(yè)從事新能源終端產(chǎn)品研發(fā)與生產(chǎn)，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(fā)展規(guī)劃和能源產(chǎn)業(yè)發(fā)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(gòu)成的75%,已成為我國大氣污染的主要來煤炭、交通、環(huán)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(tài)、保護環(huán)境的需要度0.10g(對應(yīng)地震基本烈度VII度),地震動反應(yīng)譜特征周期為0.35s。根據(jù)本項目屬于太陽能光伏發(fā)電與建筑相結(jié)合的綜合利用項目，太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)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(fā)電系統(tǒng)可原地發(fā)電，原地使用，減少了電串聯(lián)，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(fā)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(fā)電量為31.59萬KWh,25年總發(fā)電量為718.32萬KWh,平均年發(fā)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(jié)構(gòu))加工等用電。施工用水及將來的光伏電站場址位于經(jīng)濟開發(fā)區(qū)不存在電站施工噪聲及設(shè)備運行噪聲對附近人員只有1人，對水環(huán)境不會產(chǎn)生不利影響。本項目建設(shè)于已有建筑物工程總投資131.4萬元，靜態(tài)投資130.54萬元，單位靜態(tài)千瓦投資4599元/kW。動態(tài)投資130.55元，單位動態(tài)千瓦投資4600元/kW。本項目為自發(fā)自用，余電上網(wǎng)項目，本電站經(jīng)營期內(nèi)，工商業(yè)平均電價為0.7671元/kW·h,廠區(qū)自動消納比例為56.3%,其余電量上網(wǎng)。預(yù)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(wù)內(nèi)部收益率所得稅后為9.85%。資本金收益率10.32%。電網(wǎng)能夠按測算電價全額收購本項目全部發(fā)電量，則該3.2.太陽能資源發(fā)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(qū)。全省多年平均年日照時數(shù)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(qū)域，三分之二以上的面積年日照時數(shù)在2200小時以上，各地年日照時數(shù)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(qū)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(qū)在2400—2500小時之間。目前在泰安市境內(nèi)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(xiàn)于1966年7月19日。極端最低氣溫：-17.9℃,出現(xiàn)于1957年1月20日。3.2.3.2.區(qū)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(qū)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(shù)據(jù)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(qū)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(jù)場址區(qū)域經(jīng)緯度查出區(qū)域各月22年水平面平均太陽輻射量數(shù)據(jù)(NA從圖中可見，廈門市太陽總輻射量的月際變化市地區(qū)，晴好天氣較多，造成太陽總輻射最大值出現(xiàn)在5月份而不是天文輻射的最大的7月份，廈門市地區(qū)冬季降雨偏少，太陽總輻射值的變化規(guī)律與天文場址內(nèi)平均總輻射平均年太陽總輻射量為4920MJ/m2,根據(jù)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(wǎng)光伏電站，如果在25年內(nèi)能夠產(chǎn)生更多的電能將發(fā)電、低壓并網(wǎng)方案"的"模塊化”技術(shù)方案。本項目標稱裝機容量為280kWp,實際裝機容量283.8kW。組聯(lián)，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(cè)運行參數(shù)，電網(wǎng)的電壓、頻率、逆變器輸出電流、功率、功率因數(shù)等交流側(cè)運行參數(shù)，以及太陽輻射、風速、溫度等環(huán)境參數(shù)。將光伏電站中的逆變器通訊接口用數(shù)據(jù)總線連接，逆變器運行數(shù)據(jù)通過配套的監(jiān)控設(shè)備的匯總和存標準號標準名稱光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則太陽光伏能源系統(tǒng)圖用圖形符號光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電保護一導(dǎo)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(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)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(guī)模生產(chǎn)中效率最高的。大規(guī)模生產(chǎn)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(yè)規(guī)模生產(chǎn)的轉(zhuǎn)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(tài)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(zhuǎn)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(yōu)點市場份額晶硅電池技術(shù)成熟多晶硅技術(shù)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(zhuǎn)換不到1%。也就是說，對于同等容量的發(fā)電系統(tǒng)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(chǔ)、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(guī)格為330Wp,性價比3)安裝方式對比跟蹤系統(tǒng)。單軸跟蹤(東西方位角跟蹤和極軸跟蹤)系統(tǒng)以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡，雙軸跟蹤系統(tǒng)(全跟蹤)可以隨著太陽軌跡的季節(jié)性位置的變單軸自動跟蹤器用于承載傳統(tǒng)平板光伏組件，可將日均發(fā)電量提高20~35%。如果單軸的轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(qū)，采用水平單軸跟蹤可提高發(fā)電量約15～20%,采用極軸霧氣的地方，采用雙軸跟蹤可提高發(fā)電量30～35%。雙軸跟蹤光伏板15%～20%,若采用極軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高25%～30%,若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)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(tǒng)實際發(fā)電量可提高約25%。在此比較內(nèi)容固定方式式發(fā)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(diào)節(jié)，較好自動調(diào)節(jié)，較好傾角最優(yōu)固定相比有較大的提高(發(fā)電量提高的比例高于直接投資增加的比例),1)并網(wǎng)逆變器選型2)結(jié)論(1)多晶硅組件電學(xué)性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpAAV電壓溫度系數(shù)Tk(Voc)電流溫度系數(shù)Tk(Isc)最大系統(tǒng)電壓V組件效率工作溫度℃(2)并網(wǎng)逆變器并網(wǎng)逆變器是并網(wǎng)光伏電站中的核心設(shè)備，它的安全性、可靠性、高效性，會影響到整個光伏系統(tǒng)。逆變器需具有如下功能特點：采用Eupec最新IGBT模塊，使系統(tǒng)效率更高。●基于DSP的全數(shù)字控制技術(shù)實現(xiàn)多種智能化控制功能。系統(tǒng)采用先進的波形控制技術(shù)，降低并網(wǎng)電流總諧波畸變率?！窬哂型晟频谋Ｗo功能，系統(tǒng)的可靠性更高?？蓪崿F(xiàn)多臺逆變器并聯(lián)組合運行，簡化發(fā)電站設(shè)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(shù)降低太陽輻照強度快速變化條件下逆變器非正常關(guān)機概率，有效提高系統(tǒng)發(fā)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(tǒng)夜間自耗電自動投運條件通訊接口使用環(huán)境溫度使用環(huán)境濕度智能冗余風冷噪音防護等級(1)設(shè)計原則光伏組件串聯(lián)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(wǎng)逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍之內(nèi)。每個光伏方陣的輸出功率之和，不應(yīng)超過與之匹配的并網(wǎng)逆變器的最大允許太陽能電池組件串聯(lián)后，每組最高電壓不允許超過光伏系統(tǒng)自身要求的最高電池組件至并網(wǎng)逆變器的直流部分通路應(yīng)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(lián)數(shù)量需要與并網(wǎng)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(shù)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(huán)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(huán)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(huán)境溫度變化);由330Wp太陽能電池組件的技術(shù)參數(shù)，電壓值均在逆變器的直流側(cè)輸入電壓范圍(MPPT)之內(nèi)，同時考慮對組件串聯(lián)后的最大開路電壓進行驗算后，最終確定選用串聯(lián)數(shù)為20。20塊330Wp組件串聯(lián)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(fā)電系統(tǒng)支架的設(shè)計原則為不破壞建筑物屋頂原有結(jié)構(gòu)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(yīng)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(shù)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(tǒng)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(shè)想在各建筑物附近設(shè)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(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量預(yù)測與當?shù)氐奶栞椛淞俊㈦姵亟M件的總功率、系統(tǒng)的總效率等因素有關(guān)。首先根據(jù)太陽輻射量、環(huán)境溫度以及項目所在地經(jīng)緯度，利用設(shè)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(jù)電池組件總功率、輸出衰減、系統(tǒng)總效率等求出電站的年發(fā)電量及各月發(fā)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(tǒng)效率光伏發(fā)電系統(tǒng)效率分析分析項組件串并聯(lián)失配損失電池組件溫度系數(shù)耗損電纜傳輸損失(直流、交流)維護期檢修發(fā)電損失3.3.3.3.發(fā)電量計算根據(jù)總裝機容量，系統(tǒng)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(yù)測首年發(fā)電量為31.59萬KWh,25年總發(fā)電量為718.3萬KWh,平均年發(fā)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(fā)電量預(yù)測(單位：萬kwh)《中華人民共和國環(huán)境保護法》(1989-12-26)。《中華人民共和國環(huán)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(huán)境防治法》2004年12月修訂；《中華人民共和國環(huán)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(wù)院第253號令《建設(shè)項目環(huán)境保護管理條例》(1995-12-18)。3.4.1.2.環(huán)境影響分析(1)項目選址的環(huán)境合理性(2)環(huán)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(huán)境影響分析3)施工期對大氣環(huán)境質(zhì)量的影響4)施工污、廢水對水環(huán)境的影響5)施工期固體廢物對環(huán)境的影響分析等，若隨丟隨扔，對環(huán)境可產(chǎn)生一定的污染。施工期產(chǎn)生生活垃圾約0.8t。(4)運行期的影響分析1)生態(tài)環(huán)境2)聲環(huán)境3)光污染影響高架橋兩側(cè)設(shè)立的玻璃幕墻，應(yīng)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(xiàn)象，4)廢、污水對環(huán)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(huán)境對項目的影響廈門地區(qū)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(huán)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(huán)境保護措施(1)生態(tài)環(huán)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(nèi)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(shè)招標單位將投標方的低噪聲、低振動施工設(shè)備和相應(yīng)技術(shù)作為中標2)施工單位應(yīng)設(shè)專人對施工設(shè)備進行定期保養(yǎng)和維護，并負責對現(xiàn)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(xiàn)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(tài)：施工期產(chǎn)生的噪聲、振動、揚塵，施工單位需嚴格執(zhí)行環(huán)保(4)項目可行性結(jié)論(4)建議3.4.2.水土保持3.4.2.1.水土保持設(shè)計依據(jù)3.4.2.2.項目區(qū)水土保持現(xiàn)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(jié)合，以防為主的方針，落實“三同時”首年發(fā)電量為31.58萬KWh,25年總發(fā)電量為718.3萬KWh,平均年發(fā)電量28.73材料預(yù)算價格按當?shù)?016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?shù)亟ㄖこ滩牧项A(yù)算價格以及當?shù)仄渌淹旯こ虒嶋H設(shè)備安裝及建筑工程單價計算費率標準根據(jù)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(shè)期利息按中國人民銀行現(xiàn)行3年以上貸款利率7.5%計算，建設(shè)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(wǎng)柜、光伏電纜等，工程總投資131.4萬元，靜態(tài)投資130.54萬元，單位靜態(tài)千瓦投資4599元/kW。動態(tài)投資130.55萬元，單位動態(tài)千瓦投資4600元/kW。在財務(wù)上的可行性。本工程建設(shè)期4個月，財務(wù)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(tài)總投資130.54萬元，工程動態(tài)總投資130.55萬元。項目國內(nèi)融資貸款實行統(tǒng)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(guī)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(nèi)銀行貸款解決。折舊費=固定資產(chǎn)價值×綜合折舊率維修費=固定資產(chǎn)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(chǎn)期固定資產(chǎn)貸款利息電站職工人數(shù)按8人計，人均年工資及福利按每年40000元估算。固定資產(chǎn)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(yè)，無形資產(chǎn)攤銷年限為10年，遞延資產(chǎn)攤銷年限為5維修費前5年按固定資產(chǎn)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(guī)定>的決定》,本項目城市建設(shè)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(yè)所得稅法實施條例》年發(fā)電收入=年發(fā)電量×工商業(yè)電價(不含增值稅)②發(fā)電利潤=發(fā)電收入+補貼收入一發(fā)電總成本費用一發(fā)電稅金，光伏發(fā)電款條件還貸，預(yù)定償還期為15年。本項目用于還貸的資金主要為發(fā)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(shè)期負債率最高，資產(chǎn)負債率為80%,但隨著光伏項目投產(chǎn)發(fā)電，資產(chǎn)負債率即開始逐年下降，還清固定資產(chǎn)投資借款本息后，資產(chǎn)負債率為0,由此分析，財務(wù)指標匯總表見附表，項目資本金內(nèi)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(xiàn)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(wù)內(nèi)部收益率所得稅后為電量為28.73萬kWh,按火電網(wǎng)供標煤耗326g/kW·h計，年可節(jié)約標準煤約為比例為56.30%,其余電量上傳電網(wǎng)。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(wù)是發(fā)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?cè)萘繛槔ǖ幌抻陧椖糠秶鷥?nèi)的現(xiàn)場勘察、工程設(shè)計、設(shè)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(shè)獨立計量點，根據(jù)項目現(xiàn)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(chǔ)4.2.1.項目目標分項合格率為100%;工程建設(shè)期間不發(fā)生人身傷亡事故；不發(fā)生因工程建設(shè)引家施工驗收規(guī)范；工程進度確保按照發(fā)包人規(guī)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(jīng)理項目經(jīng)理項目技術(shù)負責人實驗員材料員保管員主要職責1.施工生產(chǎn)的指揮者，對施工質(zhì)量、施工工期、安全生產(chǎn)負直接領(lǐng)導(dǎo)責任，貫徹執(zhí)行項目的各類生產(chǎn)計劃方案；2.負責工程各項目標的落實；協(xié)調(diào)各工程專業(yè)、分包專業(yè)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(lián)系和對內(nèi)協(xié)調(diào)，對工程施工全過程進行有效監(jiān)6.項目經(jīng)理具有同類工程建設(shè)管理經(jīng)驗、并熟悉工程建設(shè)級職稱的技術(shù)人員作為項目施工經(jīng)理。生產(chǎn)副經(jīng)理1.分管項目安全文明施工、生產(chǎn)協(xié)調(diào)工作。2.組織安全和環(huán)境管理方案和專項方案的編3.組織設(shè)備、材料的進場，協(xié)調(diào)施工現(xiàn)場內(nèi)各分包方之間的關(guān)項目技術(shù)負責人1.分管生產(chǎn)技術(shù)的日常工作，對工程技術(shù)、質(zhì)量負有第一責任。2.負責四新技術(shù)的推廣應(yīng)用，組織新技術(shù)應(yīng)用的總3.定期或不定期地組織對工程的施工技術(shù)、質(zhì)4.組織編制施工組織設(shè)計、方案、措施，并進行6.組織圖紙自審，參加圖紙會審，負責設(shè)計變更和洽商并傳遞7.技術(shù)負責人具有同類工程設(shè)計經(jīng)驗、并熟悉工程建設(shè)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(shè)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(zhì)量關(guān)，收試驗工程師1、負責施工現(xiàn)場各種原材料、構(gòu)配件的見證取樣、送檢及過程試驗工作。4.負責現(xiàn)場電氣設(shè)備的調(diào)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(fā)、匯集、編目、核查和安全工程師1.負責施工現(xiàn)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(jiān)督、檢查各分承包方的執(zhí)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(shè)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?cè)萘繛?.083MWp,設(shè)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(shè)備選型，包括光伏組件、逆變器、10kV配電設(shè)備、防雷匯流箱；視頻監(jiān)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(tǒng)、光伏接線系統(tǒng)、匯流系統(tǒng)、結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)系統(tǒng)、站保護系統(tǒng)、二次監(jiān)控系統(tǒng)、升壓站、送出線路等做出詳細設(shè)計。并在中標之后盡快委托專業(yè)地質(zhì)勘察機構(gòu)進行現(xiàn)場地質(zhì)勘察和地形測繪，并根據(jù)勘察、測繪結(jié)果出具設(shè)計圖紙并分期分批向施工現(xiàn)場提供施工圖、設(shè)備圖紙及資料。2、設(shè)計總的要求系統(tǒng)應(yīng)滿足國網(wǎng)公司2012年下發(fā)的《光伏電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》要太陽能并網(wǎng)光伏電站總的要求是：安全可靠、系統(tǒng)優(yōu)化、功能完整。我司提供的設(shè)計、設(shè)備以及施工，必須滿足本合同附件規(guī)定的技術(shù)要求。3、設(shè)計遵循的標準與規(guī)范3.1配電系統(tǒng)《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》《太陽能光伏能源系統(tǒng)術(shù)語》《陸地用太陽能電池組件總規(guī)范》《低壓配電設(shè)計規(guī)范》《火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計技術(shù)規(guī)定》《火力發(fā)電廠、變電所二次接線設(shè)計規(guī)程》《火力發(fā)電廠和變電所照明設(shè)計技術(shù)規(guī)定》《電力工程制圖標準》《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范》《交流電氣裝置的接地設(shè)計規(guī)范》《戶外、防腐電工產(chǎn)品油漆》《火力發(fā)電廠與變電所設(shè)計防火規(guī)范》《火災(zāi)自動報警系統(tǒng)組件兼容性要求》《建筑設(shè)計防火規(guī)范》《電力設(shè)施抗震設(shè)計規(guī)范》《采暖通風與空氣調(diào)節(jié)設(shè)計規(guī)范》《變電站給排水設(shè)計規(guī)程》《建筑給水排水設(shè)計規(guī)范》《建筑給水排水及采暖工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范》《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》《發(fā)電廠、變電所電纜選擇與敷設(shè)設(shè)計規(guī)程》《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準》《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路結(jié)線施工及驗《高壓開關(guān)設(shè)備通用技術(shù)條件》《高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合》《交流高壓電器在長期工作時的發(fā)熱》《交流高壓電器動熱穩(wěn)定試驗方法》《高壓開關(guān)設(shè)備常溫下的機械試驗》《高壓開關(guān)柜閉鎖裝置技術(shù)條件》《3~110kV高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范》《3-35kV交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備》《外殼防護等級(IP標志)》擇標準》《高壓電力設(shè)備外絕緣污穢等級》《高壓架空線路和發(fā)電廠變電所污區(qū)分級及外絕緣選《高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合》《隔離開關(guān)(隔離插頭)和接地開關(guān)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(shù)參數(shù)和要求》《電力變壓器選用導(dǎo)則》《高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性》《高壓套管技術(shù)條件》《電力裝置的繼電保護及安全自動裝置設(shè)計規(guī)范》《繼電保護設(shè)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(tǒng)繼電保護柜、屏通用技術(shù)條件》《地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》《基本遠動任務(wù)配套標準》《交流采樣遠動終端技術(shù)條件》《