最新版光伏发电技术项目解决方案.pdf

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1、 1 最新版 光伏发电技术项目 解决方案 2 目录 1 概述 1.1 工程概述 1.2 设备使用环境条件 1.3 交通运输条件 2 设计依据 3 整体方案设计 3.1 并网逆变器选型 3.2 组件选型 3.3 光伏阵列设计 3.4 交流汇流箱设计 3.5 并网接入柜设计 3.6 电缆选型设计 4 防雷及接地 5 设备清单 6 发电量计算 6.1 理论发电量 6.2 逐年衰减实际发电量 6.3 年发电量估算 7 项目管理机构 8 施工组织设计 8.1 技术准备 3 8.2 现场准备 8.3 项目管理、沟通与协调 8.4.工程施工流程 8.5.实施进度计划 4 1 概述 1.1 工程概述 本项目位

2、于*市新区九大街，东京大道以北，九大街以西，*汴西湖以西，区位条件十分优越。周围有高大建筑，遮挡阳光。道路四通八达，交通便捷，*置业屋顶项目，六层建筑，每层建筑面积为3464.33 平方米。屋顶为常规水泥屋顶，屋顶集中单建筑屋顶可以完成 200kWp 容量的光伏组件固定倾角式安装，该项目属低电压并网分布式光伏电站。该光伏发电系统采用“分散逆变，集中并网”的技术方案，该太阳能光伏电站建成后，与厂区内部电网联网运行，可解决该厂区部分电力需求,实现了将一部分清洁能源并入用户电网,为该地区的节能减排作出贡献。1.2 设备使用环境条件*市地理气候概况 *市处于黄河中下游平原东部，太行山脉东南方，地处河南

3、省中东部，东经 1135215，北纬 341101，东与商丘市相连，距离黄海 500 公里，西与省会郑州毗邻，南接许昌市和周口市，北依黄河，与新乡市隔河相望。*身处内陆平原，周边无山，城中多水，气候暖和，属暖温带亚湿润气候，冬季寒冷干燥，春季干旱多风沙，夏季高温多雨，秋季天高气爽，四季分明，光照充足。常年平均气温 14，年平均降水 650 毫米左右，年平均 5 最高气温 19，年平均最低气温 9：7 月平均温度 26.5，极端高温 39.9。1.3 交通运输条件 本项目位于*市新区九大街，东京大道以北，九大街以西，*汴西湖以西，区位条件十分优越。南接郑开大道，交通便利，便于运输与 6 维护。2

4、 设计依据 GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 IEEE 1547:2003 分布式电源与电力系统进行互连的标准 IEEE 1547.1:2005 分布式电源与电力系统的接口设备的测试程序 IEC 62116 光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法 IEEE 1262-1995 光伏组件的测试认证规范 JGL/T16-92 民用建筑电气设计规范 JGJ203-2010 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范 GB 50057-94 建筑物防雷设计规范 GB/T 20046-2006 光伏(PV)系统电网接口特性 GB/T 19939-

5、2005 光伏系统并网技术要求 GB/T50797-2012 光伏发电站设计规范 GB/T50795-2012 光伏发电工程施工组织设计规范 GB/T50796-2012 光伏发电工程验收规范 GB/T50794-2012 光伏发电站施工规范 GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定 GB/T12325-2008 电能质量供电电压偏差 7 GB/T12326-2008 电能质量电压波动和闪变 GB/T14549-93 电能质量公用电网谐波 GB/T15543-2008 电能质量三相电压不平衡 GB/T2433

6、7-2009 电能质量公用电网间谐波 GB 50052-2009 供配电系统设计规范 GB 50053-1994 10kV 及以下变电所设计规范 GB 50054-2011 低压配电设计规范 GB 50613-2010 城市配电网规划设计规范 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则 DL/T 5221 城市电力电缆线路设计技术规定 DL 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 825 电能计量装置安装接线规则 DL/T516-1993 电网调度自动化系统运行管理规程 Q/GDW 156-2006 城市电力网规划设计导则

7、 Q/GDW 212-2008 电力系统无功补偿配置技术原则 Q/GDW 370-2009 城市配电网技术导则 Q/GDW 382-2009 配电自动化技术导则 Q/GDW 480-2010 分布式发电接入电网技术规定 Q/GDW 564-2010 储能系统接入配电网技术规定 8 Q/GDW 617-2011 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定GC/GF001-2009 400V 以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验 方法 CGC/GF020:2012 用户侧并网光伏电站监测系统技术规范 Q/GDW 11147-2013 分布式电源接入配电网设计规范 Q/GDW 11148-2013

8、 分布式电源接入系统设计内容深度规定 Q/GDW 11149-2013 分布式电源接入配电网经济评估导则 国家电网公司输变电工程典型设计（2006 年版）国发201324 号 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 3 整体方案设计 集中式水泥屋顶，电池组件选用 250Wp 多晶硅电池组件，共铺设800 块组件，共 40 个光伏串列，装机容量为 200kWp，通过原有 400V低压配电母线并网。总体方案如下图所示：9 20一串，10串，共200块组件逆变器150kW交流汇流箱四进一出200kW并网接入柜200kW400V并网接入点20一串，10串，共200块组件逆变器250kW20一串，10

9、串，共200块组件逆变器350kW20一串，10串，共200块组件逆变器450kW 光伏组件采用 250Wp 多晶硅电池组件，采用固定倾角安装方式，每 20 块一串，共 40 串 800 块光伏组件组成光伏阵列。逆变器选用 50kW 组串式逆变器，共 4 台，每台 50kW 逆变器具备4 路 MPPT 功能功能，每路 MPPT 最大输入组串数为 3 路，逆变器就近安装于水泥屋顶。交流汇流箱配置在水泥屋顶，满足四进一出接入需求，出线通过交流电缆连接至在原有低压配电室。低压并网接入柜安装于原有 400V 低压配电室，并将光伏发电量的计量电度表以及并网负荷开关等设备安装于此 400V 低压并网接入柜

10、内。10 3.1 并网逆变器选型 1.并网逆变器选型 并网逆变器是光伏并网发电系统的核心转换设备，它连接直流侧和交流侧，需具有完善的保护功能、优质的电能输出。对逆变器的选型需满足如下要求：（1）高转换效率高 逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。（2）直流输入电压范围宽 太阳电池组件的端电压随日照强度

11、和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。（3）优质的电能输出 逆变器应具有高性能滤波电路，使得逆变器交流输出的电能质量很高，不会对电网质量造成污染。在输出功率50额定功率，电网波动5的情况下，逆变器的交流输出电流总谐波畸变率（THD)3。并网型逆变器在运行过程中，需要实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使得逆变器的交流输出电流与电网电压的相位保持一 11 致，所以功率因数能保持在 1.0 附近。（4）有效的“孤岛效应”防护手段 采用多种“孤岛效应”检测方法，确保电网失电时，能够对电压、频率、相位

12、等参数进行准确的跟踪和检测，及时判断出电网的供电状态，使逆变器准确动作，确保电网的安全。（5）系统频率异常响应 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力。（6）通信功能 光伏并网逆变器须提供通信接口能够将逆变器实时运行数据、故障信息、告警信息等上传至电站监控系统。根据现场实际情况，光伏组件铺设区域屋顶条件限制，推荐使用组串式逆变器，相对于集中式逆变器，组串式逆变器的优势如下。高转换效率，欧效达 97.5%；多路 MPPT 最终确保高系统转换效率；发电收益明显高于集中式逆变器；无需直流汇流；安装简单，因地制宜，节约空间；维护方便，缩短平均维护

13、时间；输入范围宽，发电时效更长；12 综合考虑，逆变器选用组串式逆变器。技术参数如下：输入 最大输入功率 56200W 最大输入电压 1000V 启动电压 300V 额定输入电压 620V MPP 电压范围 300950V 满载 MPP 电压范围 500850V MPPT 数量 4 每路 MPPT 最大输入组串数 3 最大输入电流 104A（26A/26A/26A/26A）输入端子最大允许电流 12A 输出 额定输出功率 50000W 最大输出功率(PF=1)55000W 最大输出视在功率 55000VA 最大输出电流 80A 额定电网电压 3/N/PE,230/400Vac 13 电网电压范

14、围 310480Vac 额定电网频率 50Hz/60Hz 电网频率范围 4555Hz/55Hz65Hz 总电流波形畸变率 3%（额定功率）直流分量 0.99满功率,(可调范围 0.8 超前0.8 滞后)保护 孤岛保护 具备 低电压穿越 具备 直流反接保护 具备 交流短路保护 具备 漏电流保护 具备 直流开关 具备 直流保险丝 具备 过压保护 2 级防雷器(40KA)系统 最大效率 98.9%欧洲效率 98.5%隔离方式 无变压器 防护等级 IP65 夜间自耗电 1W 14 工作温度范围-2560 相对湿度 0100%冷却方式 智能强制风冷 最高海拔 4000m(3000m 降额)显示 动态图形

15、液晶 通讯 RS485(RJ45 端子)直流端子 MC4 交流端子 压线框端子 认证 VDE0126-1-1,EN62109-1,EN62109-2,G59/3,BDEW,金太阳认证,GB/T 19964,GB/T 29319 机械 尺寸（宽高深）665906256mm 安装方式 壁挂式 重量 70kg 2.逆变器的安装（1）安装之前请检查货物包装外部是否损坏。打开包装以后，请检查逆变器是否损坏或者缺少配件。（2）确保金属支架或墙面的承重能力(50kW 逆变器重 70kg)，金属框架结构或墙面应该能够长时间支撑逆变器重量。（3）安装地点必须符合逆变器的尺寸(50kW逆变器宽665 mm/高90

16、6 mm/厚 256 mm)，易于电气连接、操作和维护。安装高度利于显示屏的观看和按钮的操作，逆变器可以安装在垂直或向后倾斜的平 15 面上，倾斜面与垂面夹角不超过 30。（4）若几台逆变器安装在一起时，为了保证机器能正常运行和人员操作方便，需要给逆变器留有足够的间隙，逆变器上下左右间隙不小于 100cm，离墙距离不少于 60cm。（5）不要把逆变器安装在易燃或者不耐热材料建成的建筑物上。（6）不要把逆变器安装在电视机天线，其他天线或者天线电缆旁边。（7）不要把逆变器安装在空气流通不好或者多尘的环境，避免逆变器受到直接日晒，直接淋雨、积雪与灰尘，必要时在逆变器上方安装遮挡板。（8）避免逆变器水

17、平安装、倾斜安装或者倒置安装：（9）逆变器周围的环境温度应当在-2560 之间，湿度应当在0 95%之间。（10）安装壁挂架，在金属支架上安装需要在支架上对应壁挂架螺丝孔位置打孔，然后固定壁挂架。在墙面上安装需在对应壁挂架螺丝孔位置打膨胀螺栓。墙上安装示意图：16 框架结构安装示意图 （11）将逆变器挂在壁挂架上，悬挂时保持逆变器平衡。（12）支架形式可以根据现场实际情况合理设计。具体安装参考组串式逆变器的用户手册。3.2 组件选型 选用250Wp多晶硅电池组件，相关参数如下：序号 项目名称 参数指标 1 峰值功率 250Wp 2 峰值电压 30.2V 3 峰值电流 8.29A 4 开路电压

18、37.3V 5 短路电流 8.84A 6 温度功率系数-0.40%/7 开路电压温度系数-0.30%/17 8 短路电流温度系数 0.04%/9 额定电池工作温度 452 10 工作温度-40+85 11 最高系统电压 1000V 12 重量 19kg 13 外形尺寸 1640mm992mm40mm 3.3 光伏阵列设计（1）光伏组串串并联设计 光伏组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及光伏组件允许的最大系统电压所确定。光伏组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。电池组件串联数量计算如公式（1）所示，对应参数详见本工程所选 250Wp 组件和逆变器规格参数表。计算公式：)/()

19、/(maxminVocVdcINTNVmpVdcINT （1）式中：Vdcma：逆变器输入直流侧最大电压；Vdcmin：逆变器输入直流侧最小电压；Voc：电池组件开路电压；Vmp：电池组件最佳工作电压；N：电池组件串联数。经计算得 10N22 18 根据气候环境，极端最高气温为42，极端最低气温为-13.7。假定在最低辐照度 100W/m2时逆变器开始工之作，同时结合 PV Designer 软件中最热月的平均辐照度情况，假定最大辐照度 1000W/m2。可以通过公式（2）来计算组件的温度变化范围。Tc=Ta+C2*Ga （2）Tc：光伏组件温度；Ta：环境温度；C2：系数，单位（K*m2）/

20、W，通常取为 0.03；Ga：光照强度。经计算得组件极端最高温度为72，极端最低温度为10.7。结合电池组件开路电压温度系数以及逆变器最佳输入电压等，对极端温度下组件工作电压和开路电压进行修正。72时组件工作电压 30.2*（1+（72-25）*（-0.33%）=25.5-10.7组件开路电压 37.3*（1+（-10.7-25）*（-0.33%）=41.7 经计算电池组件的串联数为 1022（块）,考虑在满足逆变器最大输入功率的情况下尽可能充分利用逆变器，同时考虑到现场最大化布置光伏组件，区域每一路组件串联数选择为 20，每串额定容量为5kW。对应于所选 50kW 逆变器的额定功率计算，并联

21、路数 10。(2)水泥屋顶组件固定倾角安装。根据当地的纬度，选择方位角0 度，倾角 27 度进行固定倾角安装布置，光伏组件横向安装。经计算约需要南北方向宽度为 35 米，东西方向长度约 80 米，共计 2800平方米的屋顶即可完成 200kW 光伏组件的安装 19 组件排布图如下：光伏支架整列图 3.4 交流汇流箱设计 交流汇流箱选用交汇流箱，IP65，户外使用。光伏交流防雷汇流箱的作用是对逆变器的输出进行汇流，汇流箱应具有以下功能：1.满足室外安装的使用要求，防水、防锈、防晒，防护等级为 IP65。2.输入路数可定制，每路输入电流最大可达 80A。3.最高输入、输出电压最高达 660VAC。

22、4.配有防雷器。20 5.输出回路采用高品质断路器,容量根据输入路数确定。6.挂壁式安装，体积小、重量轻，降低工程施工成本。光伏防雷汇流箱的电气原理框图如图所示：交流汇流箱的安装可以参考逆变器壁挂架的安装方式，可以利用膨胀螺栓固定在墙面上，也可以固定在金属支架上。3.5 并网接入柜设计 并网接入柜安装在光伏发电的并网点，主要由主断路器、分断路器、电流互感器、测控表计、关口计量等设备组成。故障隔离功能，短路瞬时、长延时保护功能和欠压脱扣功能 光伏发电量计量功能 关口计量设备铅封功能 具备防雷功能 通讯接入、规约转换功能 带电显示功能 柜体防护等级：IP20 关口计量需铅封 21 根据用户原柜体型

23、式设计，400A kWh1电网汇流箱kWh2断路器用户计量校核关口计量（铅封）400A400A分断路器防雷器 一进一出交流配电柜电气原理图 3.6 电缆选型设计 1.电缆载流量计算 参考GB50217-2007：电力工程电缆设计规范敷设在空气中的电缆载流量按：KIXUIJS选择。IJS计算工作电流，单位 A；IXU电缆在标准敷设条件下的额定载流量，单位 A；K不同敷设条件先综合校正系数。2.电压校验 逆变器电压输出相电压范围 184-275，线电压范围为 318-476。通常并网点电压为 400V，为了保证逆变器能够正常并网运行，不同截面电缆在对应允许电流下电压降最大不超过 76V。3.温升校

24、验 光伏电站，环境温度较高，特别是屋顶夏天温度高达 70以上，选用电缆时，应进行校验。4.电缆直径校验 22 根据交流汇流箱的进出线电缆孔允许最大电缆直径、数量，端子排运行接入最大电缆直径，应进行校验。5.载流量校验 根据电缆允许的载流量，根据“直流侧选取电缆的额定电流为计算所得电缆中最大连续电流的 1.56 倍，交流侧选取电缆的额定电流为计算所得电缆中最大连续电流的 1.25 倍”进行校验。6.功率损耗校验 电缆功率损耗计算根据公式，P=ULIL=IL2R P-电缆功率损耗，单位 W；UL-电缆线电压；IL-电缆线电流；R-电缆电阻。7.电缆线损校验：用户低压配电系统居多采用 TN-S 系统

25、，N 与 PE 线分开。故暂选用三相五线制电缆。（1）光伏组串工作电流为 8.29，短路电流为 8.73；组件至逆变器电缆选用 ZC-YJVR-0.6/1KV-1*4（2）50kW 组串逆变器输出最大电流为 80A，逆变器至交流汇流箱电缆采用在桥架内敷设;若选用 YJV-0.45/0.75-4*25（3）200kW（3 进一出）汇流箱输出最大 320A。交流汇流箱至并网接入柜:1 根 YJV-0.45/0.75-3*185+1*95 23（4）并网接入柜输出电缆型号也与输入容量有关，200kW 交流配电柜输出最大 320A。200kW 并网接入柜至接入点：1 根 YJV-0.45/0.75-3

26、*185+1*95 4 防雷及接地 光伏发电系统的雷电入侵路径，除光伏组件外，还有配电线路、接地线以及它们的组合。为了保证电力系统的安全运行和光伏发电及电力设施的安全，并网光伏电站必须有良好的避雷、防雷及接地保护装置。防雷击的主要措施是安装避雷针，本项目户外设备安装位置在整个环境中不是最高建筑物，所以设计为：把所有钢结构与整个建筑的防雷网相连，以达到防雷的目的。本项目采取以下防雷措施：组件的铝合金边框以及金属支架通过接地扁钢与屋顶防雷扁钢带可靠焊接；交流汇流箱内采用交流防雷模块，最终与防雷带连接；在交流配电柜内采用交流防雷模块，与电气防雷带连接。对于系统防雷和安全用电来说，可靠的接地是至关重要

27、的。本设计中，支架、光伏组件边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接，并于接地网就近可靠连接，各连接点的接地电阻应小于 4 欧姆。逆变器的交流输出经交流汇流箱（内含防雷保护装置）、交流配电柜后接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地，各连接点接地电阻应小于 4 欧姆。24 5 设备清单 序号 名称 单位 数量 一 光伏组件 1 多晶硅光伏组件（每 20 块组件一串（5kWp），每块 250Wp，共 800 块）每串列配置 1 套 MC4 公母插头与组件一致，共 40 套（组件间也存在采用MC4 公母插头，建议

28、50 套 MC4 头）kWp 200 二 光伏支架 1 平面屋顶固定倾角支架（倾角 32 度、方位角 0度）kWp 200 三 组串逆变器 1 50kW，输出：AC380V（出线 4*25），带 MC4 公母插头 台 4 四 交流汇流箱 1 4 进 1 出（出线断路器：400A,进线断路器 100A）台 1 五 并网接入柜 1 1 进 1 出(含 1 块用户校验表，1 块计量表，1 台固定式 400A 塑壳断路器，1 台 400A 抽出式框架断路器)台 1 六 线缆 25 序号 名称 单位 数量 1 组件至逆变器电缆 1*4 米 3000 2 组串式逆变器至交流汇流箱YJV-0.45/0.75

29、-4*25 米 200 3 交流汇流箱至接入柜/并网接入柜至接入点 YJV-0.45/0.75-3*185+1*95 米 100 七 桥架及接地 1 桥架 50*50 米 150 2 桥架 100*100 米 100 3 接地线 1*4 黄绿线 米 400 4 接地扁钢 4*40 米 200 5 屏蔽双绞线（4 芯）M 400 6 发电量计算 6.1 发电量 根据工程所在地各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。峰值日照小时数：将太阳能电池组件所在平面上某段时间段内所能接收到的 太阳辐射量，转换为辐照强度1000W/m2 标准工况下条件下的等效小时数称峰值日照小时数。26 若太阳

30、能电池组件在1h 中接收到的太阳辐射量为1 kWh/m2.a，由以上峰值日照小时定义，可得其峰值日照小时数t：t=（1 kWh/m2.a）/（1000W/m）=1(h/a)由于太阳能电池组件的峰值功率均在1000W/m 条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。本工程中水泥屋顶固定倾角安装，安装容量200kW，倾角32度。如表1为该地区的日照小时数及系统发电量。表 1 *地区峰值日照小时数及系统理论发电量统计表 27 经计算，得出本工程年理论发电量为24.1106万kWh，年峰值日照小时数为1205h，每日的峰值日照小时数平均值约3.45(h)。考虑

31、失配损耗4.5%，温度损耗6.81%，线路损耗1.08%，设备损耗4%，组件表面清洁损耗3%，等综合损耗情况计算得到各月的实际发电量如下表所示：28 表 2*地区实际发电量统计表 月份 理论发电量 kWh 1 月份 15795 2 月份 15335 3 月份 20262 4 月份 20954 5 月份 17985 6 月份 20407 7 月份 18930 8 月份 14175 9 月份 14407 10 月份 21357 11 月份 22538 12 月份 14193 合计 239177 从表2看出，考虑系统发电损耗及设备转换效率后，首年全年的实际发电量约23.9177万度。29 6.2 逐

32、年衰减实际发电量 光伏电站的第一年发电量为光伏电站的最大发电量乘太阳电池组件第一年的衰减系数。本工程所选多晶硅太阳电池组件第一年的衰减系数为8，故光伏电站的第一年发电量为年发电量*组件衰减系数。表3 逐年实际发电量 年份 逐年理论发电量（kWh）第 1 年 239177 第 2 年 237263 第 3 年 235365 第 4 年 233482 第 5 年 231614 第 6 年 229761 30 第 7 年 227963 第 8 年 226100 第 9 年 224291 第 10 年 222497 第 11 年 220717 第 12 年 218951 第 13 年 217199 第

33、 14 年 215462 第 15 年 213738 第 16 年 212028 第 17 年 210332 第 18 年 208649 第 19 年 206980 第 20 年 205324 第 21 年 203682 第 22 年 202052 第 23 年 200436 第 24 年 198832 第 25 年 197242 6.3 发电量估算 电站建成后，本工程所获得的25年总发电量分别为5482998kWh，31 25年年平均实际发电量为21.93万度。主要数据摘要 1.本项目总投资额 本项目总投资额为 170 万元，投资资金企业自筹。2.投资效益分析 本项目为 200KWp 多晶硅

34、太阳能光伏并网电站项目，由于光伏发电时间与电价峰值段吻合，*地区工商业商业用电的电价为 0.85元人民币。发电收入（节约电费）:按年发电量 21.93 万度（保守值），如果从*电网采购，商业用电每度电的价格为约 1.04 元，这样相当于节约电费 22.8092 万元。国家度电补贴 20 年，每年电费收益 184.2120 万元。3.利润测算 经测算，项目实施后 5.6 年内左右即可收回投资，纯受益时间不小于 20 年。4.发电量计算：安装角度为 32 度面向南方，该电站全年有效日照时间为 2200 小时，考虑电站损耗，折合满功率运行时间为 1205 小时。32 电站整体转换效率=80%全年发电

35、量：1205 小时/年200 千瓦91%(效率)=21.93 万度/年。总计全年发电量为 21.93 万度。根据省政府有关文件规定，采用太阳能光伏发电，每发一度电补贴 0.42 元，全年一共可获得补贴 9.21102 万元。本项目建成后，不仅不需要向国家电网缴纳电费，而且每年还可获得国家补贴 9.21102万元。经计算，项目实施后 6 年内左右即可收回投资。5.节约能源 本项目利用太阳能发电，符合国家 再生能源法 的要求。200KW容量太阳能电站建成投产后,年发电 21.93 万度电。(1)按一度电能平均消耗 334 克标煤（按 2007 年全国 6000kW 及以上机组发电标准煤耗计算），相

36、当于每年节省标煤约 73.246 吨。.每燃烧一吨标煤排放二氧化碳约 2.6 吨，减少排放二氧化碳约 190.4396 吨。.每燃烧一吨标煤排放二氧化硫约 24 公斤，氮氧化物约 7 公斤计算，减少排放二氧化硫约 1.758 吨，氮氧化物约 0.513 吨，此外，还减少粉尘和烟尘。(4).每燃烧一吨标煤排放 260 公斤煤渣计算，减少排放煤渣19.0436 吨。33 7 项目管理机构 本工程主要技术及管理人员安排如下：项目经理 1 名，电气工程师 1 名，产品工程师 1 名，质量员 1 名，安全员 1 名，材料员 1 名。8 施工组织设计 8.1 技术准备 技术准备是决定施工质量的关键因素，本

37、项目在施工前主要进行以下几方面的准备工作：（1）先对实施工现场进行勘测和调查，考查建筑结构、位置及环境,配电情况等有关数据并对资料进行分析汇总，做出切合实际的工程方案。（2）准备好施工中所需的各种规范，作业指导书，施工图册有关资料及施工所需各种记录表格。（3）组织施工队熟悉图纸和规范，做好图纸初审记录。（4）技术人员对图纸进行会审，并将会审中问题做好记录。（5）确定和编制切实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表。8.2 现场准备（1）物资的存放 与用户方沟通,在施工区域附近准备一座安全性较好的临时仓库：34 主要贮存微电网一次设备、二次设备、线缆及其它辅助性的材料。（2）主要设备及工程材料

38、准备 施工前由质量员对并网逆变器、网络通讯等设备进行检查验收，确保所有设备质量满足设计要求，准备好各种工程用具、施工所需的各种主要原材料和辅助 性材料。（3）建设单位现场管理人员办公场所 与用户方沟通,在施工区域附近准备一间办公场所,以便建设单位现场管理及技术人员办公。8.3 项目管理、沟通与协调 项目因合作单位较多,为保障整个工程的质量及进度,成立项目建设协调小组,由用户方牵头,各相关合作单位安排专人共同组成。8.4.工程施工流程 工程施工主要流程为：项目组件安装电气设备安装设备调试并网运行调试试运行竣工验收。如下所示：35 8.5.实施进度计划 8.5.1 施工质量管理 1）施工质量符合规

39、范要求。2）严格按*置业制定的工程质量管理制度实行自检，互检和复检，具有实测数据和签证手续。3）设备及安装施工材料均需有质量合格证，并对品种、数量、外观、出厂日期等进行验收，如有异议应会同有关部门签定后方能发放施工。4）严格操作规程，按工艺要求施工。5）对参加施工人员进行质量教育，增强施工人员的质量意识。36 6）工地定期进行质量安全例会和坚持自检制度。7）施工过程中，应做好施工日记，安装原始记录，整理好有关技术资料并保存完好。8.5.2 安全文明施工措施 1）建立安全作业教育，检查制度，强化安全意识，加强施工人员的安全技术教育，认真执行电力安全作业有关规程；2）建立施工现场管理制度；3）建立机械、电气安全作业管理制度，所有施工、用电设备均作好接地保护，手持电动工具要设漏电保护开关，使用前应检查机具是否良好，以防发生意外事故；4）遵守电力施工管理制度，施工队及现场管理人员进出现场须遵循现场管理制度；施工建设单位进场前须提前联系并征得同意方可进场施工，工地每天收工时与相关现场管理人员交代清楚，完成一个阶段的任务后，离场须通知现场工程负责人；5）现场工具和材料堆放要排列整齐；6）施工建设单位在施工中保持良好沟通，工程施工中服从相关管理部门安排。