2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目可行性研究报告 117页

'2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目可行性研究报告6 目录l综合说明-1-1.1概述-1-1.2太阳能资源-1-l.3工程地质-2-1.4项目任务和规模-2-1.5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算-3-1.6电气-4-1.7工程消防设计-4-1.8土建工程-5-1.9施工组织设计-5-1.10工程管理设计-6-l.11环境保护与水土保持-6-1.12劳动安全与工业卫生-7-1.13工程概算-8-2太阳能资源-9-2.1概况-9-2.2太阳能资源-11-3工程地质-13-3.1工程地质条件-13-3.1.1地形地貌-13-3.1.2水文条件-14-3.1.3地层结构及不良地质作用-14-3.2场地地震效应-15-3.3建议及说明-15-4项目任务和规模-15-4.1东北电网电力系统概况-15-4.2赤峰市电网现状-18-4.3赤峰市电力电量预测-19-4.4光电站建设必要性-19-5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算-20-5.1太阳能光伏系统的选型-20-5.1.1光伏组件的选型-20-5.1.2单晶硅太阳能电池组件的参数及外形-22-5.1.3光伏系统方阵支架的类型-24-5.1.4逆变器的选择-25-5.2光伏电站的系统设计与布置-27-5.2.1光伏阵列的布置-27-6 5.2.2光伏电站的系统设计-27-5.3系统年发电量的估算-28-5.3.1太阳能电场发电量计算的基础数据-28-5.3.2年发电量的估算-29-6电气-31-6.1电气一次-31-6.1.1接入电力系统方式-31-6.1.2电气主接线-31-6.1.3主要电气设备选择-32-6.1.4过电压保护及接地-33-6.1.5照明-33-6.1.6升压变电所电气设备布置-34-6.2电气二次-34-6.2.1光伏电站控制、保护、测量和信号-34-6.2.2升压站（35kV）控制、保护、测量和信号-35-6.2.3直流系统-41-6.2.4通信调度-42-6.3主要电气设备统计表-42-7工程消防设计-45-7.1消防设计主要原则-45-7.1.1一般原则-45-7.1.2设计采用的主要技术规范、规程-45-7.2工程消防设计-46-7.2.l建筑物火灾危险性分类及耐火等级-46-7.2.2主要场所及主要机电设备消防设计-46-7.2.3安全疏散通道和消防通道-49-7.2.4消防给水-49-7.2.4消防电气-49-7.2.5消防监控系统-50-7.2.6消防工程主要设备-51-7.2.7建筑消防设计-53-7.3施工消防-54-7.3.1工程施工场地规划-54-7.3.2施工消防规划-55-7.3.3易燃易爆仓库消防-55-8土建工程-57-8.1工程地质条件-57-8.2主要技术指标-58-8.3主要建筑材料-58-8.4太阳能板支架基础及箱式变电站基础-58-8.4.1太阳能板支架基础及地基处理-58-6 8.4.2箱式变压器基础-60-8.4.3电缆壕沟-60-8.4.4主变基础工程-60-8.4.5光电站场地平整-61-8.5升压站的总体布置-61-8.5.1总体规划-61-8.5.2站区总平面布置-61-8.5.3站区管沟布置-62-8.5.4道路及场地处理-62-8.5.5站前区场地及屋外配电装置场地地面的处理-63-8.5.6光伏电站内检修道路-63-8.6主要建筑物-63-8.6.1综合办公服务楼-63-8.6.210kV屋内配电室：-64-8.6.3仓库及汽车库-65-8.6.4升压站内屋外配电装置-65-8.6.5给排水-66-8.6.6暖通-66-9施工组织设计-67-9.1施工条件-67-9.1.1光电站自然条件-67-9.1.2对外交通运输条件-67-9.1.3光电站施工条件-68-9.2施工总布置-69-9.2.1施工总平面布置原则-69-9.2.2施工总平面布置方案-69-9.3通信-71-9.4主要施工设备-71-9.5施工交通运输-72-9.5.1对外交通运输方案-72-9.5.2进场和场内交通线路的规划和布置-72-9.6工程征用地方案-73-9.7主体工程施工-73-9.7.1光伏方阵和箱式变电站基础施工和安装-73-9.7.2升压变电所主要建筑物的施工和电气设备安装-74-9.8施工总进度-77-9.8.1施工总进度的设计原则-77-9.8.2施工进度安排-77-10工程管理设计-78-10.1工程管理机构的设置和职责-78-10.1.1工程管理机构的组成和编制-78-10.1.2工程管理范围-78-6 10.2主要管理设施-78-10.2.1光伏电站工程生产区、生活区的主要设施的规划-78-10.2.2生产、生活所需电源及备用电源-79-10.2.3生产、生活供水设施及供水方式-79-10.2.4生产、生活区绿化规划-79-10.2.5工程管理内部通信和外部通信的方式和设施-79-10.3运行与维护-80-10.3.1运行与维护人员的培训-80-10.3.2运行与维护-80-11环境保护与水土保持-81-11.1设计依据-81-11.2评价标准-81-11.3环境和水土保持现状-82-11.3.1自然环境现状-82-11.3.2水土保持现状-82-11.4评价区生态环境影响分析-83-11.4.1可能造成的生态环境影响-83-11.4.2可能造成的水土流失危害-85-11.4.3可采取的措施-86-11.4.4环保与水土保持投资概算-86-11.5结论-87-12劳动安全与工业卫生-88-12.1设计依据、任务与目的-88-12.1.1编制任务与目的-88-12.1.2设计依据-88-12.2光伏电站总体安防布置-90-12.3劳动安全设计-91-12.3.1防火防爆-91-12.3.2防电气伤害-92-12.3.3防机械伤害、防坠落伤害-93-12.3.4防洪、防淹-94-12.4工业卫生设计-94-12.4.1防噪声及防振动-94-12.4.2温度与湿度控制-94-12.4.3采光与照明-95-12.4.4防尘、防污、防腐蚀、防毒-96-12.4.5防电磁辐射-96-12.5安全与卫生机构设置-96-12.6事故应急救援预案-97-12.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划-97-12.8预期效果评价-98-12.8.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价-98-6 12.8.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价-98-12.8.3存在的问题和建议-98-13工程估算-99-13.1编制说明-99-13.1.1工程概况-99-13.1.2编制原则和依据-100-13.1.3基础单价、取费标准-101-13.1.4其他费用-103-13.1.5预备费、建设期贷款利息、铺底流动资金-103-13.2工程投资概算表-103-6 l综合说明1.1概述赤峰2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目位于内蒙古赤峰市元宝山经济转型试验区。本项目远期规划装机规模4.6MW，本期建设装机规模2.0MW。本次光伏电站的主要任务是：为我国今后大力发展光伏电站起到示范和建设经验积累的作用。本次主要的工作内容包括：资源分析、工程地质评价、项目任务和规模、主要设备选型和布置、发电量估算、工程投资概算和财务评价等内容。在内蒙古地区大规模建设光伏并网电站具有非常好的自然条件。充分利用这些资源大力发展并网光伏电站，对改善我国能源结构、保护环境、减少污染、节约资源非常必要。本期赤峰太阳能光伏发电示范工程项目建设规模为2.0MW，主要任务满足内蒙古美科能源高纯硅提纯工业用电、周围经济转型试验区的工业用电，多余电量并网。1.2太阳能资源内蒙古赤峰市元宝山太阳能资源较丰富，具有经济开发利用价值。据NASA数据库数据显示，赤峰市元宝山年日照时数约3168h，太阳能辐射总量约为1558[kWh/m2·Y]。-111- l.3工程地质拟建场区基本为荒地，地势较为平坦，地面标高在450m左右。宏观地貌上属于山前冲洪积平原。1、场地地基稳定，岩土工程条件较好，适宜本工程的建设。2、根据本工程的工程特性及土层的埋藏分布条件，该场地无不良工程地质现象，具有较好的建筑稳定性。3、根据本工程的建设特点及结构类型，场地可采用天然地基。4、场地土对建筑材料无腐蚀性，设计时也不用考虑场土的液化问题。5、场地处于抗震的有利地段，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。1.4项目任务和规模1、赤峰市电网现状赤峰地区电网位于东北电网的西部，目前赤峰地区电网以220kV电压等级电网为主干网架，赤峰地区现有220kV变电站12座。地区电网通过500kV元董两回线和220kV宁建线与辽宁西部电网相连。-111- 在赤峰北部，以新建成的大板开关站为核心，形成热水～大板开关站～乌丹～热水和天山～林东～大板～大板开关站～天山的2个220kV环网结构；赤峰南部电网负荷密度较大，其电力负荷为赤峰总计算负荷的五分之四；同时也是赤峰地区的能源中心，元宝山～赤峰～西郊～乌丹～元宝山发电厂～元宝山形成了南部地区的供电环网，还有元宝山～平庄～宁城～建平（辽宁）的供电线路。目前赤峰供电区域内的常规电源中，直接接入220kV及以上电网的发电厂2座，其中元宝山发电厂主要为东北电网供电，装机容量达到2100MW，除部分满足本地负荷外，大部分电力通过500kV元董两回线送入辽宁电网；赤峰热电厂在扩建了2台135MW的供机组后装机容量为349MW，通过2回220kV线路接入赤峰一次变。接入地区66kV及以下电网的电厂有21座，还有一些小水电厂分布在赤峰地区西北部。2、光伏电站规模本期规划建设容量为2.0MW的光伏电站，主要采用的太阳能光电池为单晶硅组件，支架采用常规的固定式。1.5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电场的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量，最后通过技术比较分析后择优选型，初步推荐晶体硅太阳能电池组件，型号为CNPV-180W。太阳能支架采用固定形式。2.0MW光伏并网系统的布置为2个独立的1MW分系统，每个1MW分系统由10个100kW子系统组成，每个100kW子系统由100kW太阳电池方阵和100kW并网逆变器组成，每个1MW分系统通过一台1.25MVA的变压器升压到10kV，2.0-111- MW光伏并网系统再通过5MVA的变压器升压到35kV，并入66kV的高压输电网。光伏系统的发电量是通过RETScreenInternational软件计算，其年平均发电量约为289万kWh。1.6电气本项目发电量大部分自用，余量上网。拟选厂址亦选择并入美科高纯硅提纯工业园区变电站的用户侧并网方案。在赤峰市元宝山区光伏发电站建设35kV升压站一座，本期2.0MW光伏发电系统以10kV电压等级接入光伏发电站升压站，光伏发电站升压站出单回35kV线路至站址附近66kV变的35kV侧。升压变电站装设一台6.3MVA双绕组有载调压变压器。35kV规划出线1回，10kV规划出线1回，电气接线采用单母线接线。在10kV侧安装2Mvar动态电容补偿装置。升压变压器电压比为35±8×1.25%/10.5kV；在10kV母线侧安装过电压消弧装置。35kV配电装置布置在站区西南侧，向南出线，采用屋外普通中型断路器单列布置。10kV配电装置布置在站区西北侧，采用屋内开关柜单列布置。10kV电容器布置在10kV配电装置西北侧，主变压器布置在站区中部。继电保护间、所用配电室和蓄电池室均布置在综合楼内，综合楼布置在站区北侧。1.7工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为住，防消结合”-111- 的消防工作方针，设计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员和机械的通行。设备选型（包括电缆选型）要选择防火型设备。针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对消防部位中央控制采取专门防火措施，安装消防监测自动报警装置。1.8土建工程太阳能板固定式共布置714个单元，电池板型号为CNPV-180W。每个单元方阵与地面有4个支撑点，支架为角钢，支架基础为现浇筑钢筋混凝土基础。基础为长方柱，以最大载荷组合状态下基础的反力不脱开为原则，经计算固定式基础尺寸为0.8×0.8×1.8（m），基础埋深1.8m，单个钢筋混凝土基础体积1.2m3。施工前在四周及底面铺设200mm的中粗砂。太阳能支架地基需钢筋混凝土基础总方量为3427.2m3，钢筋172t。变电站为光电站的配套工程，站区总布置在满足生产要求的前提下，尽量减小占地面积。考虑到该工程属于发电厂，需要在升压站内建设生活、服务性建筑。本工程建筑平面布局本着合理，功能分区明确，形体简单中求变化，形体高低错落，整个建筑简洁明快的原则。1.9施工组织设计-111- 根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏电池板布置的特点，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。光伏电池板和箱变基础混凝土浇筑：先浇筑混凝土垫层，后浇筑基础混凝土。光伏阵网和箱式变压器安装采用20t汽车吊装就位。根据工程所在地区的气候条件、建设期限的要求、控制性关键项目及工程量制定的分项施工。1.10工程管理设计光电站的自动化程度较高，管理机构的设置应根据生产经营需要，本着高效、精简的原则，实行现代化的企业管理。结合本光电站的特点进行机构设置和人员编制，定员标准为8人。其中管理人员2人，负责光伏电站的生产经营和日常管理工作，维护人员6人，负责电站设备巡视、设备定期检查、日常维护及安全和技术管理等工作。l.11环境保护与水土保持本次规划的太阳能电站的环境影响初步评价，是在对赤峰元宝山区太阳能电站地区环境现状现场资料调查的基础上进行的，并对主要环境要素做了初步的分析、识别和筛选，确定了主要环境要素。在此基础上，得出主要有利影响和不利影响，本次规划的太阳能电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护的角度来考虑，建设本项目是可行的，不存在环境制约因素。-111- 水土流失预测结果表明，本工程建设期和运行期均不同程度地存在着扰动地表、破坏原地貌结构，加速土壤流失的问题。为遏制工程建设和运行期间的人为土壤流失，必须坚持预防为主、因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持防护措施进行预防和治理，严格按照环境保护及水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生与发展。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。建设本项目的水土保持防治工程设计技术可行、投资合理，从水土保持设计的角度来考虑，是可行的。1.12劳动安全与工业卫生遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康，分析生产过程中的危害因素，提出以下防范措施和对策：1、建立以项目总经理负责的劳动安全与工业卫生组织机构，配备兼职的管理人员，明确责任，建立完善的管理体系。2、建立建设单位和施工单位两级组织机构，确定主要负责人，具体管理人。3、确定工程建设期及建成运营期的管理点。4、按照国家法律、法规针对本工程制定相关规章制度。-111- 5、制定有关执行规章制度的具体办法。6、对规章制度的执行情况定期检查。1.13工程概算工程概算依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料价格按2009年内蒙古赤峰市第一季度价格水平计算。本工程动态投资为8209.47万元，工程动态单位千瓦投资4.11万元。表1-12.0MW光伏电站工程特性表名称单位数量备注电站场址海拔高度m450经度纬度年日照小时数h3168年辐射量kWh／m2Y1558主要设备电站设备太阳电池组件型号CNPV-180功率W175数量块11429总功率MW2.0机电设备并网逆变器台20100kW箱式变压器台20.4kV/10kV系统支架套714变主变压器台数台l-111- 电所容量MVA5额定电压kV10/35出线回路数及电压等级出线回路数回l电压等级kV35土建组件支架基础个个2856固定型式矩形变压器基础台数个2型式矩形混凝土m33427.2基础钢筋t172概算指标静态投资万元8109.47动态投资万元8209.47单位千瓦静态投资万元4.06单位千瓦动态投资万元4.11经济指标装机容量MW2.0年平均上网电量万kWh289年等效满负荷小时数h14452太阳能资源2.1概况-111- 太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能利用得天独厚的优越条件。中国国土面积从南到北、自西向东的距离都在5000公里以上，总面积达960万平方公里，为世界陆地总面积的7%。在我国有着十分丰富的太阳能资源。全国各地太阳辐射总量为3340～8400[MJ/（m2·y）]，中值为5852[MJ/（m2·y）]。从中国太阳辐射总量分布来看，西藏、新疆、青海、内蒙古等地的辐射量较大（见图2－1），分布的基本特点是:西部多于东部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）。内蒙古海拔较高（见图2-2），晴天多，太阳辐射强，日照时数也较多。全区总辐射量在4830～7014[MJ/（m2·y）]之间，仅次于青藏高原，居全国第2位。日照时数在2600～3200小时，是全国的高值地区之一，太阳能资源异常丰富。全区太阳能资源的分布自东部向西南增多，以巴彦淖尔盟西部及阿拉善盟最多。一年之中，4～9月的辐射总量与日照率都在全年的50％以上。特别是4～6月，东南季风未到内蒙古境内，所以空气干燥，阴云天气少，日照充足。-111- 2.2太阳能资源赤峰市地处内蒙古自治区东南部、蒙冀辽三省区交汇处，与河北承德、辽宁朝阳接壤。地处燕山北麓、大兴安岭南段与内蒙古高平原向辽河平原的过渡地带。总面积90021平方公里，东西最宽375公里、南北最长458公里。东与通辽市毗邻，东南与辽宁省朝阳市接壤，西南与河北省承德市交界，西北与锡林郭勒盟相连，地理坐标为北纬41°17’-45°24’、东经116°21’-120°58’之间。-111- 赤峰市位于内蒙古的东南部，地处温带季风区，属于大陆性干旱气候。季风显著：冬季盛行西北、东北和北风；到夏季盛行西南、南和东南风。四季分明，温度适中。水热同期。春季太阳辐射增强，气温升高较快，日差较大，少雨风大、气候干旱；夏季主要为降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受极地大陆气团控制，降水较少，易发生秋旱；冬季，受蒙古冷高压控制，盛行偏北风。全年气候基本规律是：冬季干冷，春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱。赤峰市区位优势明显，交通条件便利，居于东北、华北两大经济区之间，东南和西南分别靠近辽中南和京津唐两个发达经济区域。正南临近渤海，距北京、天津、沈阳、大连几大中心城市和锦州、秦皇岛均在500公里左右，是连接关内外的重要通道。赤峰境内有8条国省公路干线与市外相通，南部京通、叶赤两条铁路与关内、东北和辽宁沿海相连。北部集通铁路横贯内蒙古腹地。民用航空拥有通往北京、赤峰市的定期航班。内蒙古赤峰市元宝山太阳能资源较丰富，具有经济开发利用价值。据NASA数据库数据显示，赤峰市元宝山年日照时数约3168h，太阳能辐射总量约为1558[kWh/m2·Y]，太阳能直辐射量约为2089[kWh/m2·Y]，太阳能散辐射量约为513[kWh/m2·Y]，环境温度6.78℃，10米高度风速4.81m/s。主要气象条件：累年极端最高气温40℃，出现日期：1955年7月20日；累年极端最低气温-30℃，出现日期：1951年12月1日；-111- 累年平均降雨量616.0mm；累年最大降雨量950mm，出现于1964年；累年最小降雨量210mm，出现于1968年；累年全年主导风向为SSW，相应频率为15%；累年冬季主导风向为SSW，相应频率为13%；累年夏季主导风向为SSW，相应频率为14%；累年最大积雪厚度为45cm，出现日期为1073年3月1日；累年一般积雪厚度为11cm；累年最大冻土深度82cm，1968年2月12、13日累年一般冻度土深48cm。3工程地质3.1工程地质条件3.1.1地形地貌拟建站地区地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为平地，地形平坦。站址自然地面高度约为450m。场地东西方向可利用长度1km，南北方向约为0.5km，可满足规划容量2.0MW的太阳能建设及施工场地需要，扩建条件较好。-111- 3.1.2水文条件站址地处赤峰市元宝山经济转型开发区，开发区水源保障充足，内蒙古丘陵地形的特征雨水较少，站址50年内未遇洪涝灾害，可确保项目安全运行。3.1.3地层结构及不良地质作用拟建站址区地层为第四系全新统冲积层（Q4al），岩性主要为粉土、粘性土及砂土地层。①粉土：黄褐、褐黄色，稍密，干~微湿，具触变性。该层厚度一般不大于10m。②粘性土：黄褐色，可塑~软塑状态，微湿。该层厚度不均，厚度一般为5.00~10.00m。③砂土：浅黄、褐黄色，松散~稍密，微湿。地基的承载力特征值建议采用：①粉土：fak=100~130kpa;②粘性土：fak=110~130kpa；③砂土：fak=150~200kpa。站址范围内无矿产资源及文物分布。站址范围内无滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝等不良地质现象。-111- 站址土对混凝土结构具有弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性，对钢结构具有弱腐蚀性。3.2场地地震效应根据《中国地震动参数区划图》，赤峰市元宝山区的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。3.3建议及说明1、场地地基稳定，岩土工程条件较好，适宜本工程的建设。2、根据本工程的工程特性及土层的埋藏分布条件，该场地无不良工程地质现象，具有较好的建筑稳定性。3、根据本工程的建设特点及结构类型，场地可采用天然地基。4、场地土对建筑材料无腐蚀性，设计时也不用考虑场土的液化问题。5、场地处于抗震的有利地段，本地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.15g。6、累年最大冻土深度82cm。4项目任务和规模4.1东北电网电力系统概况-111- 目前，东北电网已初步形成500kV主网架，覆盖全区绝大部分的电源基地和负荷中心。黑龙江与吉林省间500kV输电线路2回，220kV线路4回；吉林与辽宁省间500kV输电线路2回，220kV线路5回；同时，通过绥中电厂至华北姜家营变电站，实现东北电网与华北电网跨区域交流联网。东北电网共有500kV输电线路31回，总长5035km；220kV输电线路473回，总长23545km。500kV变电站16座（包括梨树、永源开闭所），变电容量为14560MVA；220kV变电站226座，变电容量为42680MVA。截至2006年底，东北电网区域已建成并网发电的风电场总装机容量为974.88MW，主要分布在辽宁沿海一带以及吉林西部、黑龙江东部和内蒙古赤峰、通辽地区，总装机台数1236台，其中内蒙古赤峰、通辽地区320MW。根据东北地区电力工业中长期发展规划预测，“十一五”用电量年均增长7％，最大负荷年均增长7％，到2010年东北地区用电量将达到2956亿kW·h，最大负荷将达到45820MW。其中辽宁、吉林、黑龙江省和内蒙古东部地区用电量分别占全区的54.1％、17.6％、23.6％和4.7％。2011年～2020年用电量预计年均增长5.5％，最大负荷年均增长5.7％。到2020年东北地区用电量将达到5050亿kW·h，最大负荷79770MW。“十一五”-111- 期间东北电网新开工电站规模20320MW，其中，常规水电100MW，抽水蓄能800MW，火电16940MW，核电2000MW，风电480MW。投产电站规模17540MW，其中，常规水电835MW，抽水蓄能750MW，火电15470MW，风电480MW。新增500kV交流线路5336km，变电容量20000MVA，直流输电线路952km，换流容量6000MW。到2010年底，发电装机总量达到59410MW，结转“十二五”17200MW。500kV线路达到11470km，变电容量39060MVA，直流输电线路952km，换流容量6000MW。预计到“十一五”期末，东北电网基本形成“西电东送、北电南送”的网架结构。黑龙江东北部电源基地形成向黑龙江中部地区输电的双通道3回线路，黑龙江东南部电源基地形成向吉林东部送电的单通道2回线路，黑龙江与吉林、吉林与辽宁省间形成中部的北电南送的双通道4回路输电网结构，内蒙古呼伦贝尔电源基地形成向辽宁负荷中心的直流输电通道。黑龙江省中部负荷中心形成哈南～永源～绥化～大庆的环网结构，吉林省中部负荷中心形成合心～长春南～东丰～包家的环网结构，辽宁省中部负荷中心形成沙岭～沈北～沈东～徐家～南芬～王石～鞍山～辽阳的双回路环网结构，大连受端电网形成三角环网结构。到2010年，东北区域电网电力供需基本平衡，“西电东送”、“北电南送”的输电网架结构和大庆、哈尔滨、长春、沈阳、大连等负荷中心500kV受端环网基本形成，黑龙江东部煤电基地已经形成，内蒙古东部呼伦贝尔煤电基地开始建设，霍林河及周边、锡林郭勒盟白音华煤电基地初具规模，电源布局和电网结构更加优化，优化配置电力资源的能力进一步加强。2011年至2020年预计投产发电装机规模41000MW，到2020年全区发电装机总容量将达到1亿kW。到2020-111- 年，东北电网系统将形成“西电东送、北电南送”的输电通道和负荷中心500kV受端环网，结构合理、技术先进、运行灵活、安全可靠的电网。4.2赤峰市电网现状赤峰地区电网位于东北电网的西部，目前赤峰地区电网以220kV电压等级电网为主干网架，赤峰地区现有220kV变电站12座。地区电网通过500kV元董两回线和220kV宁建线与辽宁西部电网相连。目前赤峰供电区域内的常规电源中，直接接入220kV及以上电网的发电厂2座，其中元宝山发电厂主要为东北电网供电，装机容量达到2100MW，除部分满足本地负荷外，大部分电力通过500kV元董两回线送入辽宁电网；赤峰热电厂在扩建了2台135MW的供机组后装机容量为349MW，通过2回220kV线路接入赤峰一次变。接入地区66kV及以下电网的电厂有21座，还有一些小水电厂分布在赤峰地区西北部。近年来，赤峰市国民经济逐年加速增长，2008年在国际金融危机的背景下，全市仍然完成生产总值123亿元，同比增长17.1%。赤峰市重视改造提升传统产业，积极发展新兴产业，逐步形成了功能糖、生物制药、机械制造、羊绒精深加工、木材加工、精细化工等一批优势产业群。根据赤峰城市发展规划，未来两年将有通裕集团特钢等36个用电负荷较重的项目陆续在赤峰工业园区投产。预计2009年赤峰网供负荷将达到245MW，全社会用电量将达16亿kWh，2010年网供负荷达260MW，全社会用电量18亿kWh。-111- 4.3赤峰市电力电量预测表4-1赤峰市电力电量预测单位：亿kWh、MW年份2008（实际）2009年2010年十一五递增2011年2012年2015年十二五递增全社会用电量11.915.91816%20.222.52910%网供最大负荷23224526011%2853104009%4.4光电站建设必要性太阳能是一种清洁能源，是取之不尽、用之不竭的可再生能源，与传统能源相比，太阳能发电不依赖外部能源，没有燃料价格风险，发电成本稳定。正是因为有这些独特的优势，太阳能发电逐渐成为我国可持续发展战略的重要组成部分，发展迅速。开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》和1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。同时，国家发展与改革委员会提出了到2020年全国建设1800MW太阳能发电装机的目标。由此可见，开发新能源特别是太阳-111- 能资源将成为我国改善能源危机、调整电力结构的重要措施之一。因此，建设赤峰2.0MW太阳能光伏发电示范工程项目，不仅符合我国的能源开发战略、优化能源结构、改善生态环境、节约煤炭资源，减少各类污染物的排放量，同时对当地的工业和旅游业发展起到积极的促进作用。5太阳能光伏系统的选型、布置和发电量的计算5.1太阳能光伏系统的选型在光伏电站的建设中，光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电场的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量，最后通过技术比较确定机型。5.1.1光伏组件的选型光伏组件种类有很多，如“单晶硅”，“多晶硅”，“非晶硅”等。选择的原则可参照供货商的价格、产品供货情况、保障、效率等。一般地面应用“晶体硅”是首选，且“单晶硅”比“多晶硅”有更好的性价比。当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率为单晶硅16-17%，多晶硅15--111- 16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。2008年我国已能规模化生产硅原料，使得硅原料价格大幅下滑，由最高价500美元/kg降到当前的70-80美元/kg，并还有继续下降的空间，从而使晶硅电池组件的价格形成了大幅下滑的局面。当前国际上已建成的大型光伏并网电站基本上采用晶硅电池。薄膜电池分为硅基薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，硅基薄膜电池为5-8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。硅基薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。通过多方面的调研，目前在兆瓦级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳电池光电转换效率一般，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低。非晶硅薄膜太阳电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。单晶硅太阳电池组件在光伏发电行业有其他电池所无法比拟的优势。（1）单晶硅太阳电池组件作为目前技术最为成熟，应用最广的电池组件。其光电转换效率方面的优势非常明显。先进的生产技术其光电转换效率可达到16%—17%，而多晶硅太阳电池光电转换效率最高可达15%—-111- 16%左右，非晶硅薄膜太阳电池实验室最先进的技术光电转换效率也不大于10%。（2）单晶硅太阳电池组件可靠性高，厂家都能保证25年内，光电转换效率衰减不小于稳定效率的80%。（3）单片电池组件在封装过程中采用先进的扩散技术，保证片内各处转换效率的均匀性。运用先进的PECVD成膜技术，在电池表面镀上深蓝色的氮化硅减反射膜，颜色均匀美观。应用高品质的金属浆料制作背场和电极，确保良好的导电性、可靠的附着力和很好的电极可焊性。（4）单晶硅太阳电池组件可做到较大的功率，目前主流产品Pm为180W左右，最大可做到Pm接近300W左右。而非晶硅薄膜电池目前Pm较大的也就100W左右。在同等外部条件下，若使用180W的单晶硅电池组件的数量比使用100W非晶硅薄膜电池组件少50%。而180W的单晶硅电池组件和100W非晶硅薄膜电池组件外形尺寸相差不大。因此，使用单晶硅电池组件的占地面积约为非晶硅薄膜电池一半，在考虑土地成本的前提下，可节省大量的投资。本工程太阳能电池组件拟采用单晶硅太阳能电池组件。5.1.2单晶硅太阳能电池组件的参数及外形本工程拟采用单晶硅太阳能电池组件型号为CNPV-180W。组件参数如下：a最大功率（Pmax）：180Wp-111- b开路电压（Voc）：43Vc短路电流（Isc）：5.77Ad最大功率点电压（Vmp）：35Ve最大功率点电流（Imp）：5.14Af组件尺寸（mm）：1580×808×35g电池片转换效率：16.89%h组件转换效率：14.10%158035FRONTVIEW808图5-1CNPV-180M正面详图-111- 图5-2CNPV-180M背面详图5.1.3光伏系统方阵支架的类型1、太阳能电池阵列用支架光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂跟踪系统。跟踪系统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，以使太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大。光伏跟踪器可分为如下类型：单轴跟踪器、方位角跟踪器、双轴跟踪器，不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）的影响不同，双轴跟踪器能使方阵能量输出提高约29％，单轴跟踪器能使方阵能量输出提高25％，方位角跟踪器能使方阵能量输出提高21％。但系统成本将明显增加（双轴跟踪器＞单轴跟踪器＞方位跟踪器），但就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵其性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。所以本项目安装固定形式的支架系统。2、太阳能阵列的倾斜角和方位角确定1）固定的太阳能阵列的倾角大多数情况下，太阳能并网发电系统的方阵倾角一般等于当地纬度的绝对值，这个倾角通常使全年在方阵表面上的太阳辐射能达到最大，适于全年工作系统使用。本项目中固定安装系统的方阵倾角经过RETScreen能源模型—光伏项目软件优化，以及综合考虑节约用地的原则，本次固定的太阳能支架方阵斜角为45度。-111- 2）太阳能阵列的方位角固定的太阳能支架方位角是指输入垂直照射到方阵表面上的光线在水平地面上的投影与当地子午线间的夹角，一般正南方向定为零点，故太阳能阵列的方位角为0°。5.1.4逆变器的选择并网逆变器具有最大功率跟踪功能，该设备用来把光伏方阵连接到系统的部分。最大功率跟踪器（MPPT）是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能使方阵工作在输出功率最大的状态，实现方阵的最佳工作效率。逆变器型号采用SG100K3。本项目拟采用100kW/50kW光伏直流/交流并网逆变器，该类型光伏直流/交流电能转换器采用美国TI公司32位专用DSP芯片LF2407A控制，主电路采用日本最先进的智能功率IGBT模块（IPM）组装，采用电流控制型PWM有源逆变技术和优质环行变压器。该逆变器克服了晶闸管有源逆变的一切弊病，可靠性高，保护功能全，且具有电网侧高功率因子正弦波电流、无谐波污染供电等特点。该类型逆变器提供液晶LCD+按键的人机界面，同时提供RS485通讯接口，可以方便地与系统运行指示牌和上位机进行实时通讯，实现远程监控。保护功能：-111- 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；系统通讯：通讯接口：RS485或CAN总线；电网监测：按照UL1741标淮。表5-1逆变器特性参数值1直流输入1.1最大直流电压880Vdc1.2最大功率电压跟踪范围450-820Vdc1.3最大直流功率110kWp1.4最大输入电流250A1.5最大输入路数42交流输出2.1输出功率100kW2.2额定电网电压400Vac2.3额定电网频率50/60Hz2.4总电流波形崎变率﹤3%(额定功率)2.5功率因素≥0.99(额定功率)3机械参数3.1宽/高/深1020/1964/770(mm)3.2重量800kg-111- 5.2光伏电站的系统设计与布置5.2.1光伏阵列的布置太阳能阵列的列间与行间距离的确定太阳能阵列的行间距离与日照和阴影有关，由于厂址内无障碍物的遮挡，而且又比较平坦，所以只考虑阵行间阴影的影响即南北方向。行间距离的计算要相对复杂一些，通常阵列的影子长度因安装场所的经度、季节、时间不同而异，如果在最长时间的冬至，从上午9时至午后3时之间，影子对阵列没有遮挡，那么光伏输出功率就不会有影响。通过查询冬至太阳位置图，得出当地纬度下的太阳高度，算出影子倍率。经过计算得光伏网阵平面布置时CNPV-180W组件行间距离为5.3m。5.2.2光伏电站的系统设计CNPV-180W的系统设计：首先由16块太阳能板组成一个2.8kW的光伏阵网，每36个网阵构成一个100kW的子系统。每十个子系统组成一个1MW分系统。根据项目地块特点，考虑系统的可靠性和灵活性，将2.0MW并网发电系统分为2个系统，其中两个系统分别为1MW，直流输出电压为568V。各区之间用维修道路分开，区内再以100kW作为子系统划分。每个子系统独立地通过并网逆变器转换为380V/50Hz交流电，-111- 每个分系统通过各区的0.4kV/10KV箱式变压器升压到10kV，进入项目变电所经过10kV/35kV变压器送出并网。见示意图5-3、图5-4。图5-32.0MW光伏电站系统原理图图5-4100kW子系统示意图5.3系统年发电量的估算5.3.1太阳能电场发电量计算的基础数据1、光伏组件的基础数据型号：CNPV-180W数量：11429-111- 2、光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，不同类型的大多数电池效率呈现出降低趋势。光伏温度因子取0.4％/℃3、其他光伏阵列的损耗由于组件上有灰尘或积雪造成的污染，污染的折减系数取95％。4、电力调节系统的损耗（1）逆变器的平均效率逆变器是用来控制太阳电池方阵和把直流输出变为交流输出的仪器。逆变器的平均效率取96％。（2）光伏电站内用电、线损等能量损失初步估算电站内用电、输电线路、升压站内损耗。约占总发电量的2％，故损耗系数为98％。5、机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然会造成损失，其系数取1％，机组可利用率为99％。5.3.2年发电量的估算光伏系统的发电量是通过RETScreenInternational-111- 软件计算，该软件是已标准化和集成化清洁能源分析软件，在世界范围内都可应用。太阳能日照数拟采用NASA数据库提供的22年间太阳辐射数据的平均值。各月水平面上的平均辐射量、各月平均温度见下表5-4、5-5。表5-4各月水平面上的平均辐射量月123456辐射量（kWh/m2/day）2.473.424.595.496.125.82月789101112辐射量（kWh/m2/day）5.445.164.593.382.462.13表5-5各月平均温度月123456温度（℃）-17.2-11.3-0.1211.52023.2月789101112温度（℃）23.722.217.38.55-3.98-13.7本工程光伏组件选用单晶硅太阳电池组件，可按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%，至25年末，衰减率为20%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。最佳安装角度45°时，电池组件接受的年辐射量为1582.43kWh/m2，单晶硅太阳电池组件的受光面积为35520m2，通过第1年到第25年的年发电量计算，总发电量为7225万kWh，平均年发电量约289万kWh。-111- 6电气6.1电气一次6.1.1接入电力系统方式本项目发电量大部分自用，余量上网。拟选厂址亦选择并入通裕集团工业园区变电站的用户侧并网方案。在赤峰市元宝山区光伏发电站建设35kV升压站一座，本期2.0MW光伏发电系统以10kV电压等级接入光伏发电站升压站，光伏发电站升压站出单回35kV线路至站址附近110kV变的35kV侧。6.1.2电气主接线l、光伏电站集电线路方案本期工程共装2.0MW光伏组件，每100kW为一个子系统，经过100kVA逆变器逆变成电压为0.40kV的三相交流电，每十个子系统接入一台1.2MVA非晶合金箱变至35kV侧。本工程安装的2.0MW光伏电池组件采用每1MW一变，共2台1.2MVA相变，以2回35kV线路通过地埋电缆接入光伏电站35kV开关站的35kV母线上。光伏发电站的接入系统方案经主管部门审查确定后，再最终确定。2、升压变电站主接线方式升压变电站装设一台6.3MVA双绕组有载调压变压器。35kV规划出线1回，10kV规划出线l回，电气接线采用单母线接线。在10kV侧安装2Mvar动态电容补偿装置。升压变压器电压比为35±3×2.5％-111- /10.5kV；在10kV母线侧安装过电压消弧装置。自用电源分别通过0.4/35kV、0.4/10kV两台变压器来实现；所用电压为380/220V，为中性点直接接地系统，变电所设2台容量为200kVA、互为备用的站用变压器，一台电源由站内10kV母线引接，电压10±2×2.5％/0.4kV，接线组别Y，yn0；另一台由10kV线路引接，电压10±2×2.5%/0.4kV，接线组别Y，yn0。所用电采用单母线分段接线，两段之间设联络断路器。所用变压器拟采用干式变压器，380/220V配电装置选用GCS型抽屉式开关柜。6.1.3主要电气设备选择1、短路电流计算表6-1短路电流计算计算值短路点短路点基准电压（kV）短路点基准电流（kA）短路电流起始值（kA）冲击电流（kA）10kV线路10.55.4992.0211.8712、主要电气设备10kV升压变压器：选用ZGSBH15—1250/10，Ud＝4.5％，箱式变压器，接线组别Y，yn035kV升压变压器：选用SLZ7—5000/35，Ud=7.5％，35±3×2.5％/10.5kV，YN，d11断路器：选用ZN-35/630-12.5-35型真空断路器。-111- 隔离开关：选用ZN-35T/400。避雷器：选用Y10W-42／126W。电缆：逆变器与变压器低压侧选用VLV22。6.1.4过电压保护及接地l、变电站污秽等级按III级考虑，配电装置外绝缘按海拔高度修正。2、变电站采用架构避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护。在35kV、10kV母线、主变35kV进线装设氧化锌避雷器以防止雷电侵入波及操作过电压危害。10kV屋内配电装置，为防止雷电侵入波及操作过电压，在进、出线均装设过电压保护器。3、接地装置及设备接地，按《交流电气装置的接地》和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定进行设计。变电站接地装置采用以水平接地体为主的复合接地装置。4、光伏发电系统支架及基础，利用支架基础作为自然接地体，再敷设人工接地网，接地电阻不大于10Ω。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，按小接地短路电流考虑，接地装置的接地电阻值不大于4Ω。6.1.5照明-111- 变电所屋外配电装置采用泛光灯照明，道路采用庭院灯照明，主建筑、继电保护室、各屋内配电室采用荧光或白炽灯照明。照明设正常照明和事故照明。主控制室、建筑主要通道、继电保护室、蓄电池室、所用电室、10kV配电装置室等处设事故照明，事故照明正常时由交流电供电，事故情况下失掉交流电源时由事故照明切换屏切换至直流供电。主控制室、建筑主要通道、继电保护室、蓄电池室、所用电室、10kV配电装置室设置疏散指示灯。6.1.6升压变电所电气设备布置35kV配电装置布置在站区西南侧，向南出线，采用屋外普通中型断路器单列布置。10kV配电装置布置在站区西北侧，采用屋内开关柜单列布置。10kV电容器布置在10kV配电装置西北侧，主变压器布置在站区中部。继电保护间、所用配电室和蓄电池室均布置在主控制楼内，主控制楼布置在站区北侧。6.2电气二次6.2.1光伏电站控制、保护、测量和信号l、光伏阵列及逆变器的电气控制系统以可编程控制器为核心，控制电路由PLC中心控制器及其功能扩展模块组成。主要实现光伏发电系统正常运行控制和安全保护、故障检测及处理、运行参数的设定、数据记录显示以及人工操作，配备有多种通讯接口，能够实现就地通讯及远程通讯。电气控制系统由配电柜、控制柜、传感器和连接电缆等组成，其包含正常运行控制、运行状态监测和安全保护三个方面的职能。2、光伏发电系统应设防反二极-111- 管及直流侧熔断器，对逆变器设有过载、短路、过压、欠压等保护，保护装置动作后同时发出保护装置动作信号。10/0.4kV升压变压器高压侧采用负荷开关及熔断器，利用熔断器作为变压器的短路保护。6.2.2升压站（35kV）控制、保护、测量和信号l、35kV升压站控制采用微机监控的变电所自动化系统，将变电所的二次设备（包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动终端等）应用自动控制技术、微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工对变电所执行监控、保护、测量、运行操作管理，信息远传及其协调。本变电所自动化系统的结构配置采用分层分布式结构。分层即设置全所控制级和现地控制级二层结构，二层之间通过网络互联；分布即现地控制级的保护与测控相互独立。全所控制级由全所的通用设备组成，包括主机、前置机、工程师站、通讯网络、GPS时钟设备等组成，这些设备在硬件上各自独立，数据库各自独立，并共享所内的所有信息。现地控制级设备主要由测控设备和保护设备组成，保护设备独立，测控装置采用面向设备，单元化设计。2、本变电所自动化系统的主要功能如下：（1）控制功能对断路器的控制操作：所有35kV-111- 断路器的控制操作具有四层操作可供选择。第一层控制设置在站内监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，作为在站内操作控制的主要操作方式。第二层控制设置在微机测控柜上，是完全独立于计算机通讯网络，通过选择开关和控制开关直接面向对象的操作方式，采用传统的二次接线对断路器实施控制。当计算机通讯网络完全失效，而不能通过远动通道在调度中心和站内人机界面工作站上对断路器控制操作时，测控柜控制是主要的后备控制方式。第三层控制设置在远方调度控制中心，远方调度中心运行值班人员可通过远动通道对变电站断路器实施控制操作。第四层控制在断路器就地操作机构箱上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。所有10kV断路器的控制操作具有三层操作可供选择。第一层控制同上第一层；第二层控制同上第三层：第三层控制设置在10kV开关柜上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。对隔离开关的控制操作：倒闸操作的电动隔离开关的控制操作具有三层方式可供选择。第一层控制设置在站内监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，是在站内操作控制的主要方式。第二层控制设置在远方调度控制中心，远方调度中心运行值班人员可通过远动通道对变电站的隔离开关实施控制操作。第三层控制在隔离开关就地操作机构箱上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修，调试时用，也是控制操作的最后后备方式。自动控制功能：-111- 可根据系统电压实现变压器分接头调整控制及电容器的自动投切。（2）监测功能·数据采集及处理·事件顺序记录及故障处理·异常报警·历史数据记录·运行监视及运行管理（3）远动功能本自动化系统具备远动功能，能以不同规约向中调及地调远传数据。遥测功能：包括中调、地调所需要的交流电流，交流电压，频率、有功、无功功率、直流系统母线电压等模拟量以及有功、无功电度量。遥信功能：包括中调、地调所需的断路器，隔离开关、主变中性点接地刀，主变调压开关接头位置等开关量，此类开关量变位优先传送。此外，还有反映运行设备异常的告警信号，同时设置事故总信号。遥控功能：对35kV断路器在中调进行遥控操作，变压器有载调压分接头在中调进行遥控操作，主变中性点的电动隔离开关可以在控制室遥控，所有遥控操作必须具有操作权限和保护闭锁限制。遥调功能：-111- 能对保护定值进行修改，能对变压器分接头进行调节。同样，上述操作也必须有操作权限和闭锁限制。3、本变电所采用少人值班的运行方式，主控制室与继电保护室分开。主变压器、35kV线路的测控屏及相应的保护屏安装于继电保护室，电表选用智能电度表，能与监控系统接口，以上设备集中组屏、集中布置于继电保护室。10kV线路、10kV电容器、10kV分段及所用变的测控保护装置下放，安装在10kV开关柜内。10kV开关柜内配智能温湿度控制器。4、保护及自动装置保护及自动装置均按《继电保护和自动装置设计技术规程》设置，主变压器、35kV线路、10kV线路、l0kV电容器、l0kV分段及所用变保护均采用微机保护。（1）主变压器保护二次谐波原理差动保护主变35kV侧复压过流保护主变35kV侧过负荷保护主变35kV侧中性点零序过流保护主变中性点间隙过流保护及零序过电压保护-111- 主变10kV侧复合电压过流保护主变10kV侧过负荷保护主变10kV侧中性点零序过流保护非电量保护包括本体轻重瓦斯、调压开关轻重瓦斯、压力释放、温度等。（2）10kV线路保护电流速断保护三相二段式过电流保护单相接地保护过负荷保护（3）所用变保护速断过流保护低压零流保护高压单相接地保护非电量保护。（4）10kV电容器保护短延时电流速断保护过流保护。-111- 过负荷保护。过压保护欠压保护差压保护所内设置一套微机防误闭锁装置，用于全所隔离开关的操作闭锁。全所设置一套火灾报警系统。在主控制室、继电保护室、蓄电池室、10kV配电装置室、所用电室、主变压器等处装设火灾报警探测装置。火灾报警系统由不间断电源引接。根据《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》本工程设置主变压器故障录波装置，根据《电测量及电能计量装置设计技术规程》，10kV线路设置谐波监测装置。10kV每段母线设一套PT消谐装置。（5）保护及故障信息远传系统根据生产运行管理工作的需要，本工程在光伏电站升压变配置一套保护及故障信息远传系统子站，将所有保护装置及录波器的各种状态信息收集整理，根据需要传送至调度端，便于调度部门对设备的各种运行情况能够有及时正确的了解，有利于生产运行管理，对电网安全稳定运行提供强有力的支持。保护及故障信息远传系统子站与站内各保护装置通过RS-485接口进行通信，采用IEC60870-5-103-111- 规约，收集保护运行人员关心的保护装置及故障录波器的故障报告，进行事故分析，并对装置运行情况进行评价，以及监视这些装置的运行状况，并及时报告装置告警信息，将所有保护信息收集整理，通过以太网接口接入电力调度数据网，将数据上传至中调。本工程在35kV侧配置一台微机故障录波测距装置，对相应的各种模拟量及开关量进行录波，用于系统各种事故情况的记录分析。该装置应具有精确测距功能。由于光伏电站升压变二次控制采用微机监控系统，并配置有保护及故障信息远传系统，本工程配置的线路保护应配置标准的RS-485通信接口，使用IEC60870-5-103规约，以便保护接入微机监控装置和保护及故障信息远传系统，进行信息传送。故障录波器采用硬件与监控装置连接，与保护及故障信息远传系统采用串口通信。各保护装置及故障录波器均应具有GPS卫星时钟同步对时功能，具有软硬对时接口，以保证站内设备时钟的统一。6.2.3直流系统直流系统采用240Ah密封阀控铅酸蓄电池成套直流装置，作为断路器合闸、保护、自动装置、信号和事故照明的直流电源。蓄电池组采用恒压浮充方式运行。本变电所设置一套交流不间断电源（UPS），UPS-111- 系统包括整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、手动旁路开关等，对主控制室内的主机／操作员站、工程师站、火灾报警控制器及继电保护室内的远动主站、网络通信柜、远方电量计费屏等负荷供电。容量暂定为10kVA。UPS总的静态切换时间≤4ms。UPS机柜布置在继电保护室内。6.2.4通信调度光伏电站的调度通信以光纤通信为主，中央控制室的收发机接收各个发电单元的实时信息或转发运行人员的命令。6.3主要电气设备统计表表6-2光伏电站工程主要电气设备统计表序号名称规格型号单位数量备注一主变系统1主变压器SLZ7-6300/35台12中性点隔离开关GW13-35/630台13中性点避雷器Y1.5W-72/176台14零序电流互感器LQJ-10100/510P20台15中性点电阻柜台1二35KV配电系统1真空断路器ZN-35/630-12.5组1-111- 2双接地隔离开关GN2－35T/400组23单接地隔离开关GN2－35T/400组14电流互感器LGBW－35W22×400/5台35电压互感器TYD35/√3台46避雷器Y10W－42/126W台3三10kV配电系统1KYN开关柜台8210kV母线通道箱面1310kV隔离手推车面14避雷器Y5W－12.7/44台3四10kV无功补偿2Mvar电容器SVC高压动态无功补偿套1五10kV变压器箱式变压器ZGSB10－1250/10台5六所用变系统序号名称规格型号单位数量备注1所用变压器SCB10－200/10台1-111- 2备用变压器SCB10－200/10台1七保护及控制设备1光伏电站监控系统微机型与主机成套套12变电站监控系统微机型单保护套13继电保护系统套1八通信系统1系统通信套12行政及通信调度套13通信光缆km3九起动系统1电费计量系统套12安防遥视系统套1十直流系统1高频开关电源套16个10A模块2220V蓄电池组免维护，240Ah组13直流配电屏PED型，配直流开关面14故障照明屏PED型面1-111- 十一UPS系统1UPS主机5kVA台12UPS馈电柜面13所用变压器SCB10-200/10台17工程消防设计7.1消防设计主要原则7.1.1一般原则本工程消防设计贯彻“预防为住，防消结合”的消防工作方针，设计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员和机械的通行。设备选型（包括电缆选型）要选择防火型设备。针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对消防部位中央控制采取专门防火措施，安装消防监测自动报警装置。7.1.2设计采用的主要技术规范、规程电力设备典型消防规范(DL5027-93)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)建筑设计防火规范(GB5016-2006)建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)-111- 火灾自动报警系统设计规范(GB50116-98)7.2工程消防设计7.2.l建筑物火灾危险性分类及耐火等级变电站建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级表7-1。表7-1建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级序号建筑物名称生产过程中的火灾危险性最低耐火等级1综合楼戊类二级2主控制楼及屋内配电装置间丁类二级3屋外配电装置丙类二级4事故油池丙类二级5材料库丙类二级6汽车库丁类二级7生活消防水泵房戊类二级7.2.2主要场所及主要机电设备消防设计1、变压器主变压器布置在室外，变压器下设置主变压器油坑，主变油坑设置钢格栅，钢格栅上铺设厚度不小于250mm的直径50-80卵石，主变压器油坑尺寸大于主变压器外廓每边各1m。另设事故油池，事故油池的容积为50m3，满足主变压器在事故状态下的100%排油量。主变压器在事故状态下需排油时，经下部的储油坑排值食物油池。在变压器区域配置推车式干粉灭火器和手提式干粉灭火器。-111- 2、光伏组件配置移动式消防车一台为光伏组件区域的消防使用。3、箱变每台变压器配四只MLY4手提式灭火器和一个装满沙的消防铝桶。4、电缆1）电缆选月C级阻燃交联乙烯电线，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。2）将穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜、开关柜等处的电缆孔洞，进行严密封堵。3）综合楼中的电缆竖井在底部入口处严密封堵。4）电缆沟中考虑通风。5、综合楼综合楼为现浇框架砖混合结构。楼内布置有计算机监控室（中控室）、继电器室、通讯室、值班室、资料室、办公室、会议室、传达室等办公场所、厨房、餐厅、宿舍、标准间、活动室、卫生间等生活设施。综合楼靠主变压器侧位混凝土防爆墙，其余均为钢筋混凝土框架填充墙结构，建筑物及主要承重构件的耐火等级均在二级以上。-111- 综合楼靠两部楼梯，楼梯宽度均为1.3m。户外楼梯外挂于主楼一侧，一层设三个对外出口中。电费层、35KV开关柜室、中控继电保护室等主要防火区域均设二个或二个以上的出口，门为乙级防火门，电费层设甲级防火门，所有门均向疏散方向开启。根据各房间内使用性质不同，适量配备手提式1211灭火器材。办公室、值班室、员工宿舍等，设有采暖系统，采暖系统供热介质温度为95。C，符合防火要求。锅炉房为独立建筑，内设泡沫灭火器，50m2/只。6、高低压配电室高压配电室配置MFT35推车式干粉灭火器一台、MLY4手提式灭火器四只和消防铝桶六只装满沙。10KV屋内配电装置室配MF-4型手提式干粉灭火器八台。7、泵房泵房提供电场工作生产、生产用水泵房配备MLY4手提式灭火器二只和装满干砂的消防铝桶一只。7.2.3安全疏散通道和消防通道根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016-2006及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006的有关规定，综合楼及配电室安全出口应不少于两个，门的开启方向朝疏散方向，综合楼最远工作地点到外部出口或楼梯距离将不超过50m-111- ；当屋内配电装置长度超过60m时，设置中间安全出口。电缆沟两端均设置通往地面的安全出口，当电缆沟长度超过100m时，增加中间安全出口，其间距不超过75m。其他建筑物的安全疏散设计也应符合国家有关规定。7.2.4消防给水根据主建筑的体积及耐火等级，站内室内外均设置消防栓。其中，室内外消防设计用水量为20L/s。室内外消防给水量合计30L/s暨108m3/h。消防水系统采用独立的系统，由面积为150m3蓄水池、消防水泵及管网构成。消防水泵布置在消防水泵房内，设消防泵2台，消防稳压泵2台，压力罐1个。消防稳压泵采用变频控制，以满足消防管网的常规压力。消火栓系统管网在站内沿道路形成环管，在变压器附近、综合楼附近、仓库及汽车房、屋外配电装置附近设地下消防栓，管道采用焊接钢管。7.2.4消防电气l、消防供电消防用电设备采用独立的双电源或双回路供电，均由所用电供给，两路电源可以自动切换。2、照明及疏散指示-111- 生产房和疏散通道应设置火灾应急照明。火灾应急照明可采用蓄电池作为备用电源，其连续供电时间不应少于20min。3、通风空调系统的防火排烟设计（1）控制室设置空调系统，空调设备采用分体柜式空调机。空调系统与消防系统连锁运行，发生火灾时自动切断空调系统电源，空调系统停止运行，在确定火灾被完全扑灭后，空调系统人工启动投入运行。（2）屋内配电装置设置事故排风系统，可兼做通风机用，凡是有消防检测系统的配电装置，当发生火灾时，应能自动切断通风机的电源。（3）控制室设置排烟风机。7.2.5消防监控系统本光伏电站火灾自动报警及消防控制系统是根据《火灾自动报警系统设计规范》（GBJ50116-98）要求进行设计。在中控室设置壁挂式火灾报警器（联动型）一台，主要监测设置在各火灾探测器场所的火警信号，并根据消防要求对相关部位如风机、防火风口、防火阀等实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被监控设备运行状态指示和手动操作按钮。-111- 火灾监测对象是重要的电气设备、电缆层等场所。根据环境不同的火灾燃烧机理，分别选择感烟、感温探测器。探测器主要安装在中控室、35KV开关柜室、通讯机房、电缆层等场所；在各防火分区设置了手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警按钮动作时，火灾报警控制器发出声光报警并显示报警点的地址、打印报警时间和报警点的地址，同时按预先编制号的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的风机、关闭防火风口和防火阀、启动声光报警器，也可由值班人员在火灾报警器上远方手动操作。火灾报警控制器自带备用电源，正常工作电源交流220V由动力配电箱供给，当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。电缆（线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞线。电缆敷设在电缆桥架上或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。7.2.6消防工程主要设备消防工程主要设备见表7-2和表7-3。表7-2灭火器材配置表序号灭火器材类型地点数量1MLY3型1211灭火器手提式综合楼内14台21301灭火器推车式综合楼外1套3MF-4型灭火机手提式干粉10KV电配8台4MFT35灭火机推车式干粉高压变配1台5MLY4灭火器手提式4只-111- 6MLY4灭火器手提式4只7消防铝桶装满砂6只8MFA4灭火器手提式箱变20只9MFA4灭火器装满砂5只10MFA4灭火器移动式光伏组件1辆11移动式消防车手提式磷酸铵盐干粉中控继保室、通信机房、场用变室等3只12MFA4灭火器手提式磷酸铵盐干粉电缆层、出入口6只13砂箱及防毒面具装满砂2个14MLY4灭火器手提式泵房2只15消防铝桶装满砂1只16砂箱2m3干砂室外消防小间内1个17MFT35灭火器推车式干粉2台18消防铲5把19消防斧2把20消防桶5只表7-3消防水系统主要设备配置表-111- 序号消防水设备流量（M3/H）扬程（M）功率（KW）数量1消防水泵10840222台2消防稳压泵3654152台3隔膜式气压罐直径1000mm1个7.2.7建筑消防设计建筑物消防设计：建筑消防根据《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）设计，符合下列条件：防火墙为现浇钢筋混凝土墙200厚，耐火极限按>4小时设计。其余承重墙，楼梯间，电梯井墙的耐火极限按>3小时设计。非承重隔墙，现浇混凝土梁及楼板耐火极限按>2小时设计。外承重墙为360厚砖墙，内承重墙为240砖墙，均满足相应的耐火极限要求。综合楼为钢筋混凝土框架填充墙结构，配电装置室韦一层结构，层高4.2米。主楼建筑为二层结构，建筑物及主要承重构件的耐火等级均在二级以上。在建筑物最高点和变电站周围，依据相关规范要求设置避雷针，防止雷击引起火灾。-111- 建筑装修防火设计：综合楼、电缆层和蓄电池室采用水泥砂浆地面，10KV配电室采用低档花岗岩地面，中控继电保护室和通讯机房采用架空地板，办公室采用瓷砖地板，综合楼门厅、一层走廊采用大理石地面，厨房、餐厅、卫生间等采用防滑地砖地面，其余办公和生活用房均采用瓷砖地板，装修材料均用防火阻燃材料。7.3施工消防7.3.1工程施工场地规划工程施工场地规划要考虑工程规模、施工方案、工程造价等因素和按照方便施工、易于管理、减少耕地占用量的原则。除此之外还要考虑到施工的安全，防止施工期间发生火灾。作好施工消防规划，明确生活办公区、料场区、施工区在冬季施工和雨季施工的消防管理要求。施工准备阶段是建设工程施工的初期阶段，主要进行“三通一平”即通路、通水、通电、平整土地，并开始设置料场，搭建临时办公、住宿、仓库等配套设施。施工组织设计方案以施工现场平面图和文字形式表示，消防设施、器材安装计划和方案。7.3.2施工消防规划（1）制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程、安全检查制度和火灾隐患整改制度，对施工人员进行消防安全教育和培训。-111- （2）按照有关规定配置消防器材。凡是在施工配电场所，如：混凝土搅拌站、施工照明、电焊接切割机、施工工厂、供电供水等场所均设置MF-4型手提式干粉灭火机1台。（3）施工临时宿舍内要有防火措施；办公室、宿舍区设置应急照明和疏散指示标志。（4）照明及电气设施按规定安装。（5）炉火应凭证启用并设专人看管，烟囱与可燃物不应小于0.7m,定点清理废弃物。7.3.3易燃易爆仓库消防落实料场仓库区14项基本消防安全要求:（1）不得在工程内设仓库，应专设料场和周转库。（2）按规定配备足够的消防器材设施。（3）按《规程》安装电气设备。（4）不得使用电热器具。（5）不得动用明火。（6）设专人负责消防安全工作。（7）材料堆放应满足消防安全要求。库内堆垛安全距离不应小于以处距离要求：垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间距0.5m，垛与墙间距0.5m，垛与垛间距1m，垛与柱间距0.1m.。-111- （8）管理室不得设在库内。（9）夏季应有防暴晒措施。（10）雨季应有防雨淋、防雷击措施。（11）库房应确保通风、降温、泄压面积。（12）防止静电危害。（13）化学性质相抵触物品不得混存。表7-4建筑及材料堆垛防火间距表类别最大间距类别永久性建筑办公室、福利建筑、职工宿舍贮存非易燃物品的库房或堆场贮存易燃材料的库房（油料、乙炔）锅炉房、厨房及其他固定火源木料堆（方木、圆木、成品、半成品）废料堆、草帘、芦席等贮存非易燃物品的库房和堆场15m6m6m15m15m10m20m20m20m15m20m25m20m30m-111- 贮存易燃材料的库房（油料、乙炔）木料堆（方木、圆木、成品、半成品20m15m10m20m25m30m废料堆、草帘、芦席等30m30m20m30m30m30m　办公室、福利建筑、职工宿舍20m5m6m20m15m15m20m8土建工程8.1工程地质条件拟建站地区地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为平地，地形平坦。站址自然地面高度约为450m。场地东西方向可利用长度1km，南北方向约为0.5km，可满足规划容量2.0MW的太阳能建设及施工场地需要，扩建条件较好。本工程场地土类型均为中软场地土，建筑场地类别为Ⅲ类。地震基本烈度为Ⅶ度，地震动峰值加速度为0.15g；地震动反应谱特征周期为0.40s（对应于中硬场地土），按中软场地调整后的地震动反应谱特征周期为0.55s。拟建站址区地层为第四系全新统冲积层（Q4al），岩性主要为粉土、粘性土及砂土地层。-111- 站址范围内无矿产资源及文物分布。站址范围内无滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝等不良地质现象。8.2主要技术指标1、地震设防烈度7度，设防地震加速度值为0.15g2、冻土深度0.82m8.3主要建筑材料1、现浇混凝土C10、C20、C30、C35、C40预制混凝土C30、C402、钢筋HPH235、HRB335及冷拔低碳钢型钢2235B3、砖Mul0烧结多孔砖，Mμ3.5陶粒混凝土空心砖快8.4太阳能板支架基础及箱式变电站基础8.4.1太阳能板支架基础及地基处理l、光伏方阵基础太阳能板固定式共布置714个单元，电池板型号为CNPV-180W。每个单元方阵与地面有4个支撑点，支架为角钢，支架基础为现浇筑钢筋混凝土基础。基础为长方柱，以最大载荷组合状态下基础的反力不脱开为原则，经计算固定式基础尺寸为0.8×0.8×1.8（m-111- ），基础埋深1.8m，单个钢筋混凝土基础体积1.2m3。施工前在四周及底面铺设200mm的中粗砂。太阳能支架地基需钢筋混凝土基础总方量为3427.2m3，钢筋172t。基础施工设计、建设施工要符合《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）要求。2、地基处理在基坑开挖完毕后应先浇筑100mm厚素混凝土垫层，待垫层混凝土凝固后，再绑扎钢筋并浇注基础混凝土。坑基回填时，考虑到本地区冻深，为防止冻切力对基础侧面的作用，可在基础侧面回填粗砂、中砂等非冻胀性散粒材料。基础基坑开挖边坡比例采用1：0.5。基坑回填时应在混凝土底板上铺设不小于200mm厚的砂料或砾石，上部填入土石料。基础钢筋混凝土暂定为C25（初拟基础混凝土28天强度为30MPa）采用现场浇筑混凝土。基坑开挖完成后先辅垫200mm砾石垫层，其上浇筑100mm厚的混凝土垫层，待垫层凝固后，再绑扎钢筋并浇筑基础。基础的结构设计及地基处理方式最终以施工设计方案为准。根据施工样图进行基础施工。基坑开挖、回填及基础混凝土的施工也应遵循相关技术规范要求。8.4.2箱式变压器基础光伏发电站共计2台1.2MVA升压变压器，分散布置在2-111- 处，箱式变压器基础包括变压器一台，逆变器控制柜、低压开关柜一个，跌式熔断器一组，避雷器一组，隔离开关一组，升压站变压器高压侧接入10kV线路。箱式变压器重量小于3.5吨，体积L×B×H=3.4m×2.4m×2.4m，箱式变压器基础采用天然地基上的浅基础设计，变压器基础形式为钢筋混凝独立基础。基础形式为混凝土条形基础，基础顶部预埋槽钢用于支撑箱式变压器，基础埋深600mm，基坑开挖深度750mm，开挖边坡1:0.5，基坑底部铺设200mm砾石层，其上浇筑100mm混凝土垫层，然后浇筑混凝土（C8）基础。逆变器控制柜和低压开关柜基础采用板式基础，基础厚度0.3m，平面尺寸2×3m2。每台箱式变压器基础钢筋混凝基础15m3，开挖48m3，回填20m3，钢筋1.5t。8.4.3电缆壕沟根据该场址的工程地质条件，本工程采用浅开挖电缆壕沟。挖深2m矩形壕沟，在壕沟底部采用混凝土垫层，垫层厚度为100mm。后回填至原高程。8.4.4主变基础工程主变压器钢筋混凝基础69m3，开挖230m3，回填120m3，钢筋2.8t。8.4.5光电站场地平整由于场地不平整，需要对场地做大体的平整。-111- 8.5升压站的总体布置8.5.1总体规划本期按2.0MW进行设计。光电站升压站部分总体考虑了进站道路、进出线走廊、电池组件布置、站址地形条件等各方面因素进行统筹安排、统一布局。站区总布置在满足生产要求的前提下，尽量减小占地面积。考虑到该工程属于发电厂，需要在升压站内建设生活、服务性建筑。全站总体规划：35kV屋外配电装置向南出线，10kV进线由北进入10kV配电室，综合办公服务楼布置在站区东南侧，进站道路由站区南侧进入站区。8.5.2站区总平面布置全站的总平面布置结合站区的总体规划及电气工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等各方面因素。站区西侧区域由南向北依次布置：综合办公服务楼、高低压配电、主变压器、电容器。汽车库及仓库布置在站区东侧。该区域作为站区的主要生产区域，相应布置了广场和绿化用地。站区内主要生产及附属建筑与升压站电气设备之间用围栅隔开，构成两个相对独立的区域。站区大门向南，进站道路由站区南侧引入。站前区大门入口处，结合绿化统一布置。站区大门采用电动大门。-111- 总平面布置方案完全按照《变电所总布置设计技术规程》规定执行，在满足规范及工艺要求的前提下，尽量压缩站区用地。8.5.3站区管沟布置根据工艺要求站区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。地下管沟与建（构）筑物或其它管沟的距离则根据有关规程、规范要求，确定管沟间距及埋深。全站电缆沟均按现场考虑排水设计，电缆沟内积水排至沟内低点处设置的集水坑，集水坑内的积水定期由移动泵抽出。站区其它地下管线均采用直埋，包括暖气管、给水管、排水管、消防水管和事故油管。8.5.4道路及场地处理8.5.4.1站内道路的布置站内道路采用混凝土路面，道路宽度均为4.0m，转弯半径为7m。站区道路根据消防和工艺需求，按环行布置，电器设备的安装、检修及消防均能满足要求。8.5.4.2站外道路的布置该路拟采用泥结碎石路面，路面宽4.0m，其它技术标准按国家四级公路标淮执行。8.5.5站前区场地及屋外配电装置场地地面的处理站前区广场采用预制混凝土方砖。沿广场周边种植低矮灌木进行绿化。配电装置区内检修小道路宽1.0m，采用混凝土方砖铺砌。35kV-111- 屋外配电装置场地采用局部铺设绿化方砖的方法进行处理。在各类断路器、隔离开关、电压电流互感器、端了箱及单个布置的设备四周铺设1.0m宽的混凝土方砖，在设备集中处成片铺设，有围栏保护的设备铺砌到围栏边缘，在其它空余地带及有裸土处均铺绿化方砖。8.5.6光伏电站内检修道路光伏电站由升压站至每台箱变组设连接检修道路，道路长为2km，路面宽为4m，为三级碎石路面。8.6主要建筑物8.6.1综合办公服务楼综合办公服务楼建筑面积420m2，层高3.3m，一层砖混结构，屋面和楼层的地方设抗震圈梁，墙角和中间墙体连接处设抗震构造柱，由主变及线路保护室、变所控制盘、蓄电池室、所用电室、中控室、办公室等组成。建筑装修：1、（楼）地面：继电保护室、主控制室采用防静电活动地板，蓄电池室和所用电室为耐酸地砖，卫生间、厨房为防滑地砖，其余房间均为普通地砖地面。2、内墙面：继电保护室、控制室、所用电室刷白色乳胶漆，蓄电池室刷防腐蚀涂料，卫生间、厨房贴普通瓷砖，其余房间均刷内墙涂料。-111- 3、顶棚：门厅、办公室、值班室、餐厅、走廊、会议室、多功能厅、继电保护室、主控制室为石膏板吊顶，卫生间及厨房为塑料条板吊顶，其余房间刷内墙涂料。4、门窗：继电保护室、主控制室、蓄电池室和所用电室采用防火门，其余外门窗采用塑钢门窗，内门窗均为木门窗。建筑结构：基础采用毛石条形基础及钢筋混凝土独立基础，屋面、楼面为钢筋混凝土现浇板及钢筋混凝土梁板结构，内外墙均为烧结多孔砖。8.6.210kV屋内配电室：10kV屋内配电装置室面积163.7m2，建筑体积867m3，为单层砖混结构，层高为5.30m，成“一”字形布置。建筑装修：1、地面：水磨石地面。2、内墙面：刷内墙涂料。3、顶棚：喷涂顶棚。4、门窗：门窗采用塑钢窗、防火门。建筑结构基础采用毛石条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板，外墙及内隔墙均为烧结多孔砖。-111- 8.6.3仓库及汽车库仓库及汽车库建筑面积207m2，建筑体积807m3为一层砖混结构，由汽车库、检修间和仓房组成。层高均为3.90m。建筑装修：1、地面：混凝土地面。2、内墙面：刷内墙涂料。3、顶棚：均为喷涂顶棚。4、外装修：600mm高剁斧石勒脚，其余均刷外墙涂料。5、门窗：外门采用电动上翻门，内门采用木门，窗采用塑钢窗。建筑结构：基础采用毛石条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板及钢筋混凝土井字梁楼板结构，外墙及内隔墙均为烧结多孔砖。8.6.4升压站内屋外配电装置屋外配电装置主要包括：主变基础及油坑、主变架构、35KV进线架构、35KV断路器、35KV隔离开关、35KV电流互感器支架、35KV避雷器支架、35KV电压互感器支架、10KV电容器、30m独立避雷针等。变电架构均采用Φ300钢筋混凝土环形杆、人字柱。地线支架及避雷针支架用型钢三角形断面焊接结构。设备支架采用Φ300钢筋混凝土环形杆。架构及设备支架基础均采用杯口式混凝土基础。架构横梁采用三角形截面钢桁架，设备支架横梁采用“C”型钢梁，材料均为Q235B，焊条为E43或E50。所有钢构件均采用整体热镀锌防腐。-111- 8.6.5给排水l、水源和给水系统给水水源拟采用城市自来水，室内生活给水采用由净化水装置处理后，引至各用水点。热水采用电热水器供水。2、室内污、废水合流，室外污、雨水分流。室内污、废水最高日排水量约为4.5m3／d。室内污废水出户后排放至城市管网内。3、管材室内：给水管采用钢塑复合给水管，螺纹连接；排水管采用硬聚氯乙烯管，承插粘接。室外：埋地给水管采用球墨铸铁给水管，沟槽连接；排水管采用增强聚丙烯加筋管，橡胶圈承插连接。8.6.6暖通l、采暖综合考虑到全站采暖面积和采暖的自动化程度，选用电辐射器采暖，设置一套中央控制系统，根据不同的房间、不同时段的不同温度要求，编程设置，自动运行。2、通风35KV升压站通风设计均以自然通风为主，机械通风为辅，排风与排烟相结合的通风系统。-111- 事故排风，按规范采用双速混流风机台数，排风量为房间全部容积的12次/小时（事故）换气量以排除室内的有毒气体。排除有毒气体（平时排风兼事故排烟）所设的机械排风系统采用上部排三分之一，下部排三分之二。管理楼采用自然通风。9施工组织设计9.1施工条件9.1.1光电站自然条件赤峰市位于内蒙古的东南部，地处温带季风区，属于大陆性干旱气候。季风显著：冬季盛行西北、东北和北风；到夏季盛行西南、南和东南风。四季分明，温度适中。水热同期。春季太阳辐射增强，气温升高较快，日差较大，少雨风大、气候干旱；夏季主要为降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受极地大陆气团控制，降水较少，易发生秋旱；冬季，受蒙古冷高压控制，盛行偏北风。全年气候基本规律是：冬季干冷，春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱。9.1.2对外交通运输条件项目所在地区交通便利，国铁叶赤线、沙通线穿境而过，省道205线（赤峰至辽宁省朝阳市）纵贯全境，为电站的建设创造了良好条件。-111- 9.1.3光电站施工条件9.1.3.1建筑材料主要建筑材料如水泥、砂石骨料、钢材等可就近在元宝山区采购。9.1.3.2施工用电光电站施工用电负荷60kW，拟采用由光电站附近元宝山开发区引接。用10KV架空线引至施工现场。在施工区设一台100KVA的变压器，降压至380V以架空线送至各用电处。9.1.3.3施工用水光电站施工现场生产、生活用水量为60t/d。拟采用现场打井取水。井位选取在施工生活区附近。9.1.3.4光电站施工特点本工程施工地区地面平坦，交通比较方便可多利用机动车辆来提高施工速度。工程基础较多，所以施工时应注意各基础的合理施工顺序。工程的主要部件是太阳能电池板，由于其外部材料为玻璃所以施工时应注意不可损坏。9.2施工总布置9.2.1施工总平面布置原则-111- 根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏电池板布置的特点，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。施工总布置须按下面基本原则进行。1、质量第一、安全至上的原则光电池组件的安装工程量安装质量要求高，为此，在全部工程实施始终都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。2、节能环保、创新增效的原则光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生能源——太阳能的一项社会实践。但是在光伏电站的建设中，对于具体的工程项目实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在光电站建成运营后，更能充分显示出开发新能源对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。9.2.2施工总平面布置方案本次光电站装机容量2.0MW，占地范围约为50000m2，全部为永久占地，布置2.8kW固定的光伏方阵714个，每1MWp系统设箱式变压器一个，共计两个箱式变压器，一回接入35KV升压站。-111- 为了节约投资及便于生产管理，施工期间在光伏电站中央设置一个施工生活区，集中设置一个混凝土搅拌站，混凝土搅拌后，用混凝土搅拌车运输至每个光伏电池组基础处。相应在拌和站旁边设置沙石存放厂、钢筋加工厂、水泥仓库等临时建筑。生产用办公室、生活用临时住房等临时建筑也集中布置在拌和站附近，形成一个集中的施工生活管理区。本工程施工总平面包括光伏电池组件的组装场地布置、设备材料临时堆放场地的布置、施工临时办公生活、建材、钢筋等场地布置。整个光伏电站为矩阵排列，行与行之间的通道考虑安装和检修。由于太阳能电池阵列之间会有影子的影响所以按影子倍率的公式：R＝LS/L＝cot（h）cos（α）h—太阳高度角；α—太阳方位角；L—物高；Ls—影长由上式可以得到CNPV-180行间距为2896mm+（3364×cos（45°）≈5.3m，本电站由于占地范围难能满足2.0MW阵网的优化布置要求。9.3通信光电站施工现场的对外通信，拟采用当地电信通信网络上提供3对通信线路的方式，其内部通信采用无线电通信方式解决。施工现场的对外通信，拟采用无线电对讲机通信。-111- 9.4主要施工设备表9-1主要施工设备表序号设备名称型号单位数量备注1轮胎式起重机QUY20辆12自卸汽车8吨辆23加长货车8吨辆14混凝土车辆15混凝土泵车辆16小型工具车辆27反铲式挖掘机WY80台20.8m3/斗8履带式推土机132kW台19轮胎是挖掘装载机WY-60台110手扶振动压实机1吨台111柴油发电机40kW台212车载变压器10kV-380V台2100kW13移动电缆及支座380V台2电缆长1km14混凝土搅拌机50m3/h台15插入式振捣棒ZN70条4备用两条16平板混凝土振捣棒ZF22台2备用1台17钢筋拉直机JJM-3台118钢筋切断机GQ-40台1-111- 19钢筋弯曲机GJB7-40台120钢筋弯钩机GJG12/14台121蛙式打夯机H20ID台2备用1台22无齿砂轮锯台123电平刨台124砂浆搅拌机UJ100台125套丝机台126空气压缩机台127消防水泵台128电焊机台2备用1台9.5施工交通运输9.5.1对外交通运输方案本工程设备重量不大，拟定电站的对外交通以公路为主，进站道路长25m，进行铺砂处理，修建成简易道路即可满足运输条件。现场的施工和安装运输道路需重新设计和施工后才能满足施工条件。9.5.2进场和场内交通线路的规划和布置工程占地范围内地形较为平坦，在施工中采取方便施工的原则在光伏电站的光伏方阵中修建临时通道。9.6工程征用地方案-111- 光伏电站太阳能光伏电池布置区、箱式变电站、场内电缆或架空线、道路、升压变电所、送出工程及其它建筑物等永久用地面积约0.05km2。9.7主体工程施工光伏电站主体工程施工主要包括：太阳能光伏组件基础的开挖和混凝土浇筑，光伏组件的安装，箱式变压器的安装，电力电缆和光缆敷设，升压变电站土建施工与设备安装等。9.7.1光伏方阵和箱式变电站基础施工和安装9.7.1.1光伏方阵箱式变电站基础施工光伏组件基础共714个，开挖深度为2.1m，箱变基础2个，开挖土方采用小型反铲挖掘机开挖。开挖渣料沿坑槽周边堆放，以备回填。为保护草原，减少水土流失，应尽量减小对原土的扰动。光伏组件基础混凝土浇筑：先浇筑混凝土垫层，后浇筑基础混凝土。施工中严格要求，对所有砂、碎石和水泥作好工前化验，并作多个试块进行强度试验，必须达到规范要求指标。工程实施时一定要对工人进行上岗前培训考核，随时监督控制砂、碎石、水泥的清洁和准确的配比。同时，浇筑混凝土时防止其中钢筋变位、变形，不允许基础中固定预埋件移动或倾斜。混凝土浇筑后洒水保湿养护14天。土方回填应在混凝土浇筑7天后进行，回填时分层回填、打夯机分层夯实，并预留沉降量。-111- 9.7.1.2光伏方阵和箱式变压器安装箱式变压器采用20t汽车吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离及安全风速。吊装就位后要即时调整加固，方阵支架安装完毕后，箱式变压器基础槽钢与预埋件焊接，箱式变压器两点接地螺栓与接地网可靠连接，并测试接地网接地电阻满足设计要求。确保施工安全及安装质量。敷设光伏电站内集电线路电力电缆。敷设光伏电站内光伏系统至中央控制室的通信光缆。9.7.2升压变电所主要建筑物的施工和电气设备安装9.7.2.1升压变电所主要建筑物施工升压站主要建筑物：综合办公及服务楼、10kV屋内配电装置室、汽车库、仓库、综合水泵房等。升压站主要构筑物：35kV屋外配电装置变电架构、设备支架、主变压器基础、10kV电容器基础、屋外电缆隧道、屋外电缆沟、围墙、道路等。主要建（构）筑物施工方案：1、场地平整，土方施工前应做好下列各项工作（1）障碍物清理（2）地表土的清理，去掉风积沙-111- （3）土方量测量及站区控制放线（4）在场地平整时，采用推土机、挖掘机、自卸汽车、压路机等机械，回填土要分层夯实碾压，碾压标准按《土石方验收规范》执行。2、站内建筑物施工方案：（1）基础开挖及基础施工（2）脚手架工程（3）主体砌筑工程及封顶（4）屋面及防水工程（5）内外装修工程（6）变电架构施工方案（7）施工准备，对钢管、钢梁等加工件进行验收（8）排杆及连接（9）构架组立（10）二次灌浆（11）架构、设备支架的测量定位及高程控制在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。-111- 9.7.2.2升压站电气设备安装及调试l、升压站电气设备安装（1）主变压器安装（2）SF6断路器安装（3）互感器、避雷器等设备的安装（4）二次设备安装及接线（5）电缆敷设（6）接地网施工（7）升压站电气设备调试（8）一次设备试验（9）继电保护试验（10）监控系统调试（11）通讯系统调试（12）配合系统调试9.8施工总进度9.8.1施工总进度的设计原则-111- 本工程所在地地势较为平坦，考虑到施工的方便，在中部集中布置施工设施。输变电工程先期开工建设。各组光伏组件分批安装调试并投入运行。因此，应在各组光伏组件安装调试前完成输变电工程建设。完成部分或全部基础施工工程。9.8.2施工进度安排根据工程所在地区的气候条件、建设期限的要求、控制性关键项目及工程量制定的分项施工进度安排工程起止时间为2009年8月～2010年8月。①场地三通一平。②建围场、施工人员临时住处、材料存放处等临时建筑。③光电站光伏方阵、混凝土基础所需材料的准备与运输。④太阳能组件基础的开挖、箱式变压器基础的开挖。升压变电站包括综合楼、10kV屋内配电装置室、仓库等永久建筑。⑧光伏方阵基础浇筑。⑦变电站的建设。⑧箱式变压器的安装与线路架设。送变电站设施安装与调试。⑨电池板光伏支架、光伏方阵的安装、布线。⑩与电网的并网调试。-111- 10工程管理设计10.1工程管理机构的设置和职责10.1.1工程管理机构的组成和编制光电站的自动化程度较高，管理机构的设置应根据生产经营需要，本着高效、精简的原则，实行现代化的企业管理。结合本光电站的特点进行机构设置和人员编制，定员标准为8人。其中管理人员2人，负责光伏电站的生产经营和日常管理工作，维护人员6人，负责电站设备巡视、设备定期检查、日常维护及安全和技术管理等工作。10.1.2工程管理范围工程除建造生产用建筑外，还要建造生活用建筑如宿舍、餐厅等，分别设专人进行管理。生产区由值班人员进行严格管理，每日认真填写工作日志，各仪表的记录要妥善保存，有问题要及时处理。生产区的各设备要每日检查其完好性，不得挪做它用。生活区内要保证无灾害隐患，保证人身生命财产的安全。10.2主要管理设施10.2.1光伏电站工程生产区、生活区的主要设施的规划-111- 光伏电站生产区、生活区的主要设施设在升压变电站内。生产区包括主控制楼、车库、仓库、消防泵房等设施。主控制楼内设继电保护小间、主控制室、站用电室、蓄电池室、资料室、办公室、维修车间、会议室等。生活区主要为员工生活楼，楼内设有餐厅、宿舍、多功能会议室等。10.2.2生产、生活所需电源及备用电源生产区、生活区的电源由升压变电站内l0kV配电装置引接，备用电源由站外10kV电源引接，设有380V/220V站用配电室。10.2.3生产、生活供水设施及供水方式站内生产、生活用水采用就地打深井，设深井泵房、变频给水设备、储水罐等供水设施。10.2.4生产、生活区绿化规划在升压变电站进站道路两侧及围墙周围种植油松，在员工生活楼及主控制楼前广场布置花坛，沿广场种植低矮灌木。35kV屋外配电装置场地采用局部铺设绿化方砖的方法进行，在其它空余地带及有裸土处均铺设绿化方砖。10.2.5工程管理内部通信和外部通信的方式和设施光伏电站升压变电站内配置组网型程控机l台，容量按40门设置。安装l部当地邮电局的电话分机，以解决升压站对当地邮电局的通信。各控制室、办公室、维修车间、会议室、食堂、宿舍安装厂内固定电话，外出时用对讲机通讯。采用数据载波作为系统通信，市话作为备用方式。-111- 10.3运行与维护10.3.1运行与维护人员的培训本光伏电站运行管理部负责光电站的日常运行管理工作，项目运营公司应对上岗运行和维护人员进行严格的培训，要进行光伏电站设备基础课程教育和施工专题培训、变电站及控制系统专业课程、劳动风险防范专业课程、光伏电站设备的安全专业课程的培训。以后每年要对员工进行必要的培训，从根本上提高员工各方面的知识水平，其中包括：设备维护、计算机工具应用、设备组装和施工工地实习中未设的专业课程。10.3.2运行与维护本光电站运行管理部设两个组：1、远程控制组：远程控制组将在一年365天，每天24小时轮流值班。远程控制组的人员将承担职能性工作，其中包括：对潜在风险发出警报；密切关注设备、人力资源和材料的利用效率，以达到最高水平；改进远程控制组的工作状况和监测通讯系统的质量，编制故障和损失等的报告，对生产产量、所使用资源的效率、材料、人力、成本、备品备件、误差校正等进行评价；根据收到的报警和现有文件资料进行初步的判断和对进行技术判断的运行设备人员提供技术支持。-111- 2、巡视工作组：将承担监管、防护性保养、故障检修等任务，这些任务将由工作组里成员根据各自不同专业承担。工作组都由熟练技术工人组成，工作组人员注意机械设备和系统的复位，用简单的备品备件修复小故障，在对显露问题的初步判断的基础上,填写故障列表报相关部门。11环境保护与水土保持11.1设计依据为加强本建设项目的环境保护和水土保持管理，在工程设计文件中应有相应的环保和水保设计内容，以落实各项保护措施。在设计中应遵循以下法律法规。l、《中华人民共和国环境保护法》（1989-12）2、《中华人民共和国大气污染防治法》（2000-4）3、《中华人民共和国水污染防治法》（2008-6）4、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005-4）5、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1997-3）6、《建设项目环境保护管理条例》（1998-11）11.2评价标准l、《中华人民共和国环境影响评价法》（2002.10）2、《环境空气质量标准》（GB3095—96）二级标准3、《建筑施工场界噪声极限》（12523-90）4、《工业企业厂界噪声标准》（GBl2348—90）2类标准-111- 5、《污染综合排放标准》（GB8978-1996）6、《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）3类标准11.3环境和水土保持现状11.3.1自然环境现状1、地形地貌拟建站地区地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为平地，地形平坦。2、气候条件赤峰市位于内蒙古的东南部，地处温带季风区，属于大陆性干旱气候。季风显著：冬季盛行西北、东北和北风；到夏季盛行西南、南和东南风。四季分明，温度适中。水热同期。春季太阳辐射增强，气温升高较快，日差较大，少雨风大、气候干旱；夏季主要为降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受极地大陆气团控制，降水较少，易发生秋旱；冬季，受蒙古冷高压控制，盛行偏北风。全年气候基本规律是：冬季干冷，春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱。11.3.2水土保持现状"十五"期间，赤峰-111- 市充分发挥生态的自我修复能力，加快植被恢复，进行"大封禁、小治理"，普遍开展了封山禁牧工程，完成治理面积1121.03万亩，特别是大流域示范区建设的开展，形成了一大批几十万亩集中连片的超大规模工程。目前已治理万亩以上的流域204条，5000亩至10000亩的流域387条。进行了水土保持大示范区建设，治理面积100平方公里以上的流域20多处。"十五"期间，以地理信息系统、全球定位系统、遥感技术为代表的水土保持新技术在全市普遍推广，风沙源科技支撑项目的实施也有力地推动了治理工程科技水平的提高。截止2005年底，全市已完成风沙源小流域治理130.68万亩。加大了"四荒"资源治理开发力度，充分调动广大人民群众、社会团体和个休工商业者治理"四荒"的积极性。以社会团体、企事业单位、个体大户为主体治理；利用封禁、封育等保护措施，依靠生态自我修复能力，大面积恢复保护植被等治理方式，加快了"四荒"治理步伐。　　"十五"期间赤峰市水土保持治理方面取得了突破性工作，极大地改善了当地的生态环境，使植被迅速得以恢复，天然牧场产草量明显增加，天然林和人工生态林得到有效的保护，草牧场沙化、退化现象得到遏制，特别是常年禁牧区的生态效益尤为明显，亩均牧草产量比禁牧前增加了1至2倍。项目区植被覆被率由35%增加到80%，季节性休牧区的植被覆盖度也由原来的12%提高到了41%，改善了动植物生态环境。11.4评价区生态环境影响分析11.4.1可能造成的生态环境影响1、光伏电站对土地使用的影响评价区光伏电站工程占地范围约0.05km2。-111- 项目所占土地全部为未利用地，包括太阳能光伏组件支架基础占地、变电站占地及检修道路占地；因工程永久性占地属于荒漠化草原，不占用耕地，而且在施工过程中严格按规划设计的区域、面积使用，不随便践踏、占用土地，施工完成后及时采取恢复措施。所以对当地人民的生产、生活影响很小。2、电磁辐射（1）对居民身体健康的影响一切电气设备在运行时都会产生电磁辐射，这种辐射叫做人工工频型辐射，辐射源包括发电机、电动机、输电线路、变电所等。就太阳能电站而言，辐射源有变电所、输电线路两部分。根据1997年1月27日国家环保总局颁布的《电磁辐射环境保护管理办法》中规定：变电所及输电线路电压在100kV以上的送变电系统属电磁辐射项目，造成环境污染危害的必须依法对直接受到损害的单位或个人赔偿损失。另外，专题研究表明：当大强度的电磁辐射长期作用于人体时，可使其健康状况受到危害。光光伏电站电站运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且建设于荒漠化草原距离居民区较远，可以认为本光伏电站产生的电磁辐射不会对附近居民身体健康产生危害。（2）对无线电、电视的影响通过对光伏电站附近居民的调查，我们了解到目前已运行的太阳能电站对当地的无线电、电视等电器设备没有影响，因此认为评价区光伏电站不会对其附近居民身体健康产生危害。3、噪声-111- 光伏电站的噪声指施工噪声。光伏电站离居民区较远，不会对周围环境产生不利的噪声影响。4、对草地的影响安装光伏组件，面积约0.05km2。会减少地面植物的光照时间，影响植物的生长，但评价区光伏电站所在地的天然植被属草原化荒漠植被，类型比较单一，植物呈现明显的旱生形态，光伏电站不会影响周边植物的生长。11.4.2可能造成的水土流失危害光伏电站建设过程中破坏了原地貌和地表植被，如不采取积极有效的水土保持措施，可能引发和加剧区域水土流失，并且对周边生态环境造成不良影响。1、破坏土地资源光伏电站建设过程中占用、扰动土地面积约0.05km2。施工扰动区如不进行治理，这些区域地表植被破坏后极易引起土地退化和沙化。2、促使周边地区草地退化工程施工一方面破坏了地表植被，另一方面破坏了土地结构，使土壤变得疏松，极易产生风力侵蚀，从而产生夹沙风，已有试验表明，夹沙风的土壤侵蚀能力成倍增加，加速工程所在区域及周边地区植被的退化。11.4.3可采取的措施-111- 为遏制工程建设和运行期间的人为土壤流失，必须坚持预防为主、因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持防护措施进行预防和治理，严格按照环境保护及水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生与发展。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。1、光伏电站建设过程中，要注意防止毁坏征地以外的草场植被，处理好多余土方和废弃物，做好场内的绿化，美化和净化。建成后的光电站不仅可为电网提供绿色电量，且将成为当地的一大人文景观，为旅游业创造条件，使社会经济效益与环境效益双丰收。2、在光伏方阵的每个发电单元的间隔地带，采用人工种植牧草和灌溉技术，达到防沙固沙的目的，确保光伏方阵不被吹蚀或损害。11.4.4环保与水土保持投资概算工程环境保护与水土保持投资概算见表12—l。表12-1环保与水土保持投资估算一览表序号项目费用备注“枢纽建筑物”部分13.471水环境保护工程3.471）水质保护1.672）环境空气质量控制0.433）污废水处理0.50-111- 4）固体废弃物处理0.705）其他临时措施0.172水土保持工程8.001）监测设备及安装工程5.002）水土保持方案编制费2.333）施工临时措施0.673生态保护2.001）工业场址围墙内侧（防护林）0.832）植物措施0.673）其他措施0.50合计13.4711.5结论-111- 评价区光伏电站的生态环境影响评价是在对评价区规划的光伏电站地区环境现状现场资料调查的基础上进行的，并对主要环境要素做了初步的分析、识别和筛选，确定了主要环境要素。在此基础上，得出主要有利影响和不利影响，本次规划的光伏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。12劳动安全与工业卫生12.1设计依据、任务与目的12.1.1编制任务与目的遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康，根据《工业企业设计卫生标准》等要求，编制劳动安全及工业卫生篇，着重反映工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。12.1.2设计依据12.1.2.1国家、地方政府及项目主管部门有关规定《中华人民共和国劳动生产法》《中华人民共和国劳动法》《中华人民共和国职业病防治法》《安全生产许可条例》《建筑工程安全生产管理条例》《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》-111- 《建设项目（工程）安全卫生预评价管理办法》《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作通知》“关于印发《水电水利建设项目（工程）安全卫生评价工作管理规定》的通知”12.1.2.2设计采用的主要技术规范、规程、标准工业企业设计卫生标准（（GBZ1-2002）；工业场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）建筑照明设计标准（GB500034-2004）;生产设备安全卫生设计准则（GB5083-1999）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）机械防护安全距离（GB12295-1990）机械设备防护罩安全要求（GB8196-87）防护屏安全要求（GB8197-1987）工业企业噪声控制设计规范（GB50229-2006）电力设备典型消防规程（DL5027-93）火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）建筑设计防火规范（GBJl6-872001年版）；建筑灭火器配置设计规范（GBJl40-90）；-111- 火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）；变电所总布置设计技术规程（DL/T5056-1996）；高压配电装置设计规范（GB50060-92）；电力工程电缆设计规范（GB502l7-94）；继电保护和安全自动装置技术规程（GBl4285-93）：3-110kV高压配电装置设计技术规范（DL/T620-1997）高压配电装置设计技术规范（DL/T5352-2006）；交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）；交流电气装置的接地（DL/T621-1997）；电力职工生活福利管理和设施标准；采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；建筑给排水设计规范（GB50015-2003）。12.2光伏电站总体安防布置光伏电站网阵、逆变器和升压变电所主要建筑物的布置原则及其主要安全防范措施；主要建筑物内疏散通道、消防通道和消防水源的布置情况；施工场地布置和施工总进度等见附图表。-111- 12.3劳动安全设计12.3.1防火防爆1、工程防火设计消防设计将统盘考虑设备、消防供电、事故照明、自动报警、通风排烟、电缆防火等系统，具体实施方案详见第7章《工程消防设计》。本光伏电站建筑物均为钢筋混凝土结构和钢筋混凝土框架填充墙的非燃烧体结构，其各项主要构件均已达到一、二级耐火等级的要求。2、工程防爆安全设计主变压器及压力油罐等都设有泄压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位以防止在设备故障保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时，伤害工作人员。设备采购时，要求压力容器的设计与制造必须符合《压力容器安全技术监察规程》、GBl50—1998《钢制压力容器》等的规定，并执行《压力容器安全技术监察规程》进行申报和办理使用登记手续。运行中应按《在用压力容器检验规程》要求进行定期检验。3、防静电设计透通风设备和风管等均接地，并与电气接地装置共用，确保防静电接地电阻小于30Ω-111- ，同时装设接地端子以供移动式油处理设备临时接地。12.3.2防电气伤害l、电气设备的布置均满足了《3～110kV高压配电装置设计规范》（GB50060—2008）及《高压配电装置设计技术规范》（DL/T5352-2006）规定的电气安全净距要求。2、变电站采用户内布置，即采用室内GIS布置，户外设一台35kV主变压器。3、建筑物屋顶设置避雷带，在35kV开关站设置1组避雷器作为雷电侵入波过电压和其它过电压保护。4、开关站设有接地网，其接地电阻，接触电势和跨步电势均符合《水力发电厂接地设计导则》及《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）的要求，能确保设备及操作人员的人身安全。5、对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路均设置了电气联锁装置或机械联锁装置以确保安全。6、厂房内所有高压开关柜均具有五防功能即：①防带负荷分、合隔离开关；②防误分、合断路器；③防带电挂地线、合接地开关；④防带地线合隔离开关和断路器；-111- ⑤防误入带电间隔。7、用于接零保护的零线上不装设熔断器和断路器。8、工作照明及事故照明设计中的各工作场点的照度均满足建筑照明设计标准（GB500034-2004）的要求，危险场所的照明灯具均采用防爆型，中控继保室等重要工作场所设有事故照明，正常工作时由交流电源供电，当交流系统故障时能自动切换到由直流系统逆变成的交流电源供电；生产综合楼及生活综合楼内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处，均设置疏散指示标志。9、电气设备外壳和钢构架正常运行时的最高温升，满足以下要求。①通行人员经常触及的部位不大于30K；②运行人员不经常触及的部位不大于40K；③运行人员不触及的部位不大于65K，并设有明显的安全标志。12.3.3防机械伤害、防坠落伤害l、机械设备的布置设计中满足有关标准规定的防护安全距离要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083—1999）、《机械防护安全距离》（GBl2295—1990）、《机械设备防护罩安全要求》（GB8196—87）、《防护屏安全要求》（GB8197—1987）等有关标准的规定。2、厂房屋面均按要求设置了护栏，以防巡视人员意外坠落。-111- 3、本光伏电场设置的室外楼梯，均考虑了意外坠落的影响，设置防护拦杆与扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。12.3.4防洪、防淹1、在变电站大门口设有集水井，用以汇集全厂排水，并通过潜污泵引至所外低处排放。2、防洪、防淹设施均有二个独立电源供电。12.4工业卫生设计12.4.1防噪声及防振动太阳能电场按“无人值班”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全厂集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所布置在生产综合楼的中控继保室内，其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87—1985）的规定，结合本电场的特点，限制在60～70dB。为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。中控继保室等主要办公场所选用室内机噪声值小于60dB的空调机，并采取必要的减振措施。在噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施。12.4.2温度与湿度控制-111- 中控继保室、办公室、通信机房、值班室和计算机室等设置空调系统，其它各工作场所采用机械排风，保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境。12.4.3采光与照明本光伏电站的生产综合楼等主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层根据《建筑照明设计标准》（GB500034-2004）的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度最低值见表12-l。表12-1工作场所采光、照度最低值序号生产场所规定照度的被照面工作照明照度Lx事故照明照度Lx混合一般1生产综合楼（1）中控继保室离地面0.8m水平面20030（2）配电室离地面0.8m水平面1005（3）排水泵室离地面0.8m水平面30（4）电气实验室离地面0.8m水平面300100（5）机修间离地面0.8m水平面20075（6）电缆室电缆夹层20（7）主要楼梯和通道地面100.52室外（1）主要道路和车道地面1（2）警卫照明地面0.5-111- 在中控继保室等重要工作场所设有事故照明。在综合楼内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。12.4.4防尘、防污、防腐蚀、防毒屋内配电装置室：地面采用坚硬的、不起尘埃的材料（高标号混凝土或水磨石），清扫时采用吸尘装置；机械通风系统的进风口位置，均设置在屋外空气比较洁净的地方，并应在排风口的上风侧。光伏电站现场生活区污水，根据《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）的有关规定，经必要处理合格后，才可排放。本光伏电站生产综合楼有关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。蓄电池是选用免维护型密封铅酸蓄电池，该蓄电池为全密封型，在使用时无需维护。设备的支撑构件、水管、气管、油管和风管等在安装中采取除锈、涂漆或镀锌或喷塑等防腐处理，并符合国家现行的有关标准的规定。在电缆室入口处，配备有防毒面具，以防万一。12.4.5防电磁辐射本光伏电站送变电的最高电压为35kV，因而不需考虑防电磁辐射。在接触微波辐射的工作场所，按《作业场所微波辐射卫生标准》（GB10436-1989）的规定设置辐射防护措施。12.5安全与卫生机构设置-111- 安全卫生管理机构必须和整个光伏电站生产管理组织机构及人员配备统一考虑，在工程运行发电投产后，必须建立一套完整的安全卫生管理机构、制度和措施，以保证光伏电站顺利运行，达到安全生产的目的。根据规程要求，其光伏电站设置安全卫生管理机构，由光电站主管领导负责亲自负责，负责本工程投产后的安全卫生方面的教育、培训和管理工作，在生产部门确定安全员1名，负责日常的劳动安全与工业卫生工作。12.6事故应急救援预案根据国家有关规定及相关职能部门的相关要求，对光伏电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在光伏电站投产前经有关部门的审批。预案应对光电站在运行过程中出现的突发事故有一个较全面的处理手段，在事故发生的第一时间内及时做出反应，采取措施防止事故的进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故未查明之前，当班运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。12.7劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算和实施计划光伏电站运行人员在上岗前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试-111- 合格后方能进入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行人员有一个良好的身体条件，为光伏电站的安全运行提供一个较好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。建立巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表和器材进行日常安全维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置声级计、微波测量仪等监测仪器设备和必要的安全宣传设备。落实生产运行人员的安全教育和培训的相关经费，以及其他有关于生产安全和预防事故的相关费用。12.8预期效果评价12.8.1劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对光伏电站的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。12.8.2工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价由于太阳能光伏电场的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，降低了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。12.8.3存在的问题和建议-111- 由于光伏发电在我国还处在一个起步阶段，相关的安全措施和防护措施没有一个较全面的了解，因此也就无法深入的研究生产运行当中所面临的安全和卫生问题，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前光伏发电安全生产和运行的防范工作。13工程估算13.1编制说明13.1.1工程概况建设规模和建设地点，赤峰市2.0MW光伏发电示范项目位于内蒙古赤峰市元宝山区，平均海拔约为450m。场外交通方便，电网接入条件较好。光伏电站总装机容量2.0MW，由2个lMW光伏方阵组成。1MW光伏方阵由10组100KW的子系统组成。每个子系统配备一台l00kVA的并网逆变器，每个光伏方阵配备一台箱式变压器。本项目主要由光伏发电系统、集电线路、场内交通工程、土建工程和施工辅助工程等组成。本工程主要工程量见下表：表13-12.0MW光电站主要工程量表序号项目单位数量备注1主要设备1.1光电池板块114291.2太阳能板支架套7141.3逆变器台201.3箱式变压器台2-111- 1.4主变压器台12光伏设备、箱变设备的土建工程2.1基础混凝土m23526.22.2钢筋t177.8本工程动态投资为8209.47万元，工程动态单位千瓦投资4.11万元。13.1.2编制原则和依据依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，材料价格按2009年内蒙古赤峰市第一季度价格水平计列。1、光伏发电工程设计的有关资料；2、参照国家发展和改革委员会2005年5月颁发的《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》；3、建筑工程定额执行水电规造价（2004）0028号文《水电建筑工程预算定额》；4、设备安装工程定额执行国家经贸委（2003）38号文《水电设备安装工程概算定额》；5、施工机械台班费执行水电规造价（2004）0028号文《水电工程施工台时费；-111- 6、其它的参考内蒙古自治区和当地有关文件规定。13.1.3基础单价、取费标准l、主要机电设备单价单晶硅光电池板：18元/W；光电池板支架：4.5元/w；并网逆变器：45万元/台；箱式变压器：30万元/台；主变压器：82万元；设备运杂费按设备均为到场现价。2、人工预算单价根据编制办法规定，人工预算单价选取为：高级熟练工：8.14元/小时熟练工：5.88元/小时半熟练工：4.52元/小时普工：3.58元/小时3、主要建筑材料预算价格：水泥32.5325元/t钢筋4500元/t-111- 汽油6510元/t柴油5770元/t砂60元/m3碎石58元/m34、措施费、间接费表13-2措施费、间接费费率工程类别项目计算基础措施费费率%间接费费率%建筑工程人工土方人工费+机械费4.7347.18机械土方人工费+机械费4.1010.68人工石方人工费+机械费4.9246.33机械石方人工费+机械费5.1917.36混凝土人工费+机械费13.4141.69钢筋人工费+机械费14.3552.74基础处理人工费+机械费9.0623.72安装工程人工费；人工费+机械费7.0493.005、企业利润企业利润在按直接工程费、间接费两项之和的7%计算。6、税金：税金按直接工程费、间接费和企业利润三项之和的3.25%。-111- 13.1.4其他费用l、永久占地约50000万平方米，征地费按60元/m2。乘征地面积计算；2、其它的依据参照《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》计算。13.1.5预备费、建设期贷款利息、铺底流动资金1、基本预备费：按2%计列。2、铺底流动资金：100万元。13.2工程投资概算表1总估算表；2设备及安装工程估算表；3建筑工程估算表；4其他费用估算表。-111- 编号工程/费用名称建安工程费设备购置费其他费用合计1机电设备及安装工程379.496150.976530.461.1发电设备及安装工程218.115505.75723.811.2升压变电设备及安装工程38.64218.78257.421.3通信和控制设备及安装57.19313.49370.681.4其他设备及安装工程65.55113178.552建筑工程463.05463.052.1发电设备基础工程229.17229.172.2变配电工程3.953.952.3房屋建筑工程136.46136.462.4交通工程3131.002.5辅助工程88.002.6其他54.4754.473其他费用956.95956.953.1建设用地费300.00300.003.2建设管理费212.02212.023.3生产准备费57.5557.553.4勘察设计费383.2383.23.5其它4.184.18一至三部分合计7950.46基本预备费159.01光伏电站静态投资8109.47铺底流动资金100.00光伏电站工程动态总投资8209.47单位千瓦静态投资4.06单位千瓦动态投资4.11送出工程400.00项目总投资8609.47-111- 表13-3机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价（元）合价（万元）设备购置费安装费设备购置费安装费合人民币一、机电设备及安装工程6150.97379.496530.461.1发电设备及安装工程5505.70218.115723.811.1.1光伏发电组件36363636光伏组件（到现场价）千瓦20001800036003600采购及保管费%1.036361.1.2支架90050.54950.54固定支架千瓦20004500900支架安装费台71455039.2739.27采购及保管费%1.211.2711.271.1.3逆变器及单元变压器969.709.60979.30逆变器（到现场）台204500004000900.008.00908.00箱式变压器（到现场）5300000800060.001.6061.60采购及保管费%1.09.709.701.1.4集电线路138.47138.47组件连接电缆km3029008.708.70网阵联结电缆km83850030.8030.80网阵电缆送出电缆km98830079.4779.471.1.5接地工程项119500019.5019.50-111- 编号设备名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备购置费安装费设备购置费安装费合人民币1.2升压变电所设备及安装工程　　　　218.7838.64257.421.2.1主变压器系统　　　　93.5815.62109.20　主变压器SFPZ7-16000/110台1820000　82.00　82.00隔离开关GW13-110/630A台16000　0.60　0.60110KV中性点雷器Y1W5-60/144台12000　0.20　0.20电流互感器LJW1-10W100/5台12000　0.20　0.20中性点电阻柜套170000　7.00　7.00运杂费、保险费、特大运输增加%4.378200003.583.58安装费项1　1562000.0015.6215.621.2.2配电装置（屋内）　　　　73.709.8583.55　配电装置　　　　　　35KV短路器LW36/126台1110000　11.00　11.0035KV隔离开关GW4-126DW/1250A台233000　6.60　6.6035KV隔离开关GW4-126DW/1250A　131000　3.10　3.5035KV电压互感器TYD-110台432000　12.80　12.8035KV避雷器组170000.70.7KYN开关柜面215000　3.00　3.00安装费套　1　　985009.859.85KYN开关柜面101200012.0010KV进线通道箱面130000　160.00　3.0010KV避雷器台350003.001.5010KV隔离平推车面120000020.0020.00-111- 编号设备名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备购置费安装费设备购置费安装费合计人民币1.2.3无功补偿系统　　　　45.002.2547.25　10KV电容器2MVar台1450000　45.00　45.00安装费台1　22500　2.252.251.2.4所用电系统　　　　6.500.476.97　所用变压器SCB10-200/10台120000　2.00　2.00所用变压器SCB10-200/10台120000　2.00　2.00所用配电装置套125000　2.50　2.50安装费147000.470.471.2.5电力电缆　　　　0.0010.4510.45　10kV电力电缆km1　75000　7.507.5010kV电力电缆终端套5　1500　0.750.75电缆辅助设施套1　12000　1.201.20电缆防火项1　10000　1.001.001.3通信和控制设备及安装　　　　313.4957.19370.681.3.1监控系统　　　182275　139.0929.26168.35　发电场监控系统套1　25220　2.522.52变电所监控系统套165419710513065.4210.5175.93继电保护套23683502635573.675.2778.94监控光缆km5　16420　8.218.21控制电缆km3　9150　2.752.75-111- 编号设备名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备购置费安装费设备购置费安装费合计人民币1.3.2通信系统　　　　39.988.2148.19　行政通信套12480004426024.8044329.23调度通信套11517853785015.183.7918.961.3.3远动系统　　　73.007.1680.16　电量计费系统套13800007157038.007.1645.16RTU套350000　35.000.0035.001.3.4直流系统　　　　61.4212.5673.98　充电系统套2136500　27.200.0027.20直流屏套1155000　15.50　15.50蓄电池套293600　18.72　18.72安装费　1　12.5612.561.4其他设备及安装工程　1　　113.0065.55178.551.4.1采暖通风及空调系统套　　46.508.0054.50　照明系统套11500055001.500.552.05消防系统项180000　200008.002.0010.00移动式消防车台112000012.0012.00生产车辆购置项2200000　40.0040.00全所接地项1　30000030.0030.00其他（调试及检测）项50000　2500005.0025.0030.00-111- 表13-4建筑工程估算表编号工程/费用名称单位数量单价（元）合计（万元）二、建筑工程463.052.1光伏网阵设备基础工程229.172.1.1光伏网阵（架）基础220.74土石方开挖m316283.207.7612.64土石方回填m312760.008.6911.09混凝土m33427.20349119.61钢筋t172.00450077.402.1.2箱式组变压器基础2.51土石方开挖m396.007.760.075土石方回填m340.008.690.035混凝土m330.003491.047钢筋t3.0045001.352.1.3电缆沟5.92土石方开挖m336007.762.79土石方回填m336008.693.132.2变配电工程3.952.2.1主变压器基础工程3.95土石方开挖m3230.007.760.18土石方回填m3120.008.690.10混凝土m369.003492.41钢筋t2.8045001.262.3房屋建筑工程136.462.3.1综合服务办公服务楼m3420.00180075.602.3.2配电装置室m3163.7150024.56-111- 表13-4建筑工程估算表编号工程/费用名称单位数量单价（元）合计（万元）2.3.3辅助管理生产建筑36.30车库及仓库m2207.001000.0020.70传达室m220.008001.60事故油池项1.0080000.008.00消防泵房项1.00600006.00消防水池150m21.00800008.002.4交通工程31.002.4.1进站道路（沙石路面）km0.20350000.007.002.4.2场内检修道路整修项2.00120000.0024.002.5辅助工程8.002.5.1施工电源项1.0050000.005.002.5.2施工水源项1.0030000.003.002.6其他54.472.6.1环境保护工程项1.00134700.0013.472.6.2劳动安全与工业卫生项1.0030000.003.002.6.3光电站场地平整工程3.00场地平整m312000.002.53.002.6.4其他35.00围墙及大门项1.00150000.0015.00厂区道路广场及绝缘草1.00200000.0020.00-111- 表13-5其他费用估算表编号工程/费用名称单位数量费率合价（万元）三、其他费用　　956.953.1建设用地费%　　300.003.1.1建设场地征用费m2　　300.00永久占地m25000060300.003.1.2旧有设施迁移补偿费项3.1.3余物拆除清理费项3.2建设管理费%　　171.023.2.1工程前期费%271.602054.323.2.2建设单位管理费%1494.404.567.253.2.3工程建设监理费%1494.401.2518.683.2.4工程咨询及评审费%1494.401.2518.683.2.5工程保险费%10617.650.353.093.3生产准备费%　57.553.3.1生产人员培训及提前进厂费%1494.401.116.443.3.2办公及生活家具购置费%1494.401.116.443.3.3工/器具及生产家具购置%10617.650.110.623.3.4备品备件购置费%10617.650.110.623.3.5联合试运转费%491.220.73.433.4勘察设计费　383.203.4.1勘察设计费　340.00勘察费%　100设计费%　240.003.4.2其他　43.20竣工图编制费%240.00819.20施工图预算编制费%240.001024.003.5其他　4.183.5.1工程质量监督检测费%1494.400.152.243.5.2工程定额测定费%1494.400.131.943.5.3其他%-111-'