50MW光伏并网电站项目可行性研究报告 106页

'50MW光伏并网电站项目预可行性研究报告-106- 目录一、综合说明-6-1.1、概述-6-1.2、太阳能资源-8-1.3、工程地质-9-1.4、项目任务及规模-9-1.5、光伏系统总体方案设计及发电量计算-10-1.6、电气及接入系统方式-10-1.7、消防设计-11-1.8、土建工程-12-1.9、施工组织设计-12-1.10、工程管理设计-13-1.11、环境影响评价-13-1.12、劳动安全与工业卫生-14-1.13、投资概算及财务评价-15-二、太阳能资源-16-2.1、我国太阳能资源分布-16-2.2、山西省太阳能资源概况-17-2.3、X太阳光辐射量-18-三、工程地质-20-3.1、地理地貌-20-3.2、地质水文状况-20--106- 3.3、场地结论-21-四、项目任务与规模-22-4.1、项目任务-22-4.2、建设规模-26-4.3、项目建设的必要性-26-五、光伏发电系统总体方案设计及发电量计算-29-5.1、光伏发电系统的分类及构成-29-5.2、光伏组件选型-30-5.3、光伏阵列运行方式的设计-35-5.4、逆变器的选择-38-5.5、光伏阵列设计及布置方案-42-5.6、年上网电量估算-46-六、电气-50-6.1、电气一次-50-6.2、电气二次-53-七、消防设计-56-7.1、消防设计依据-56-7.2、消防设计原则-56-7.3、消防总体设计方案-57-7.4、施工消防规划-61-八、土建工程-62-8.1、电站总平面布置-62--106- 8.2、土建工程设计-62-九、施工组织设计-67-9.1、施工条件-67-9.2、施工总布置-68-9.3、主要工程项目的施工方案-69-9.4、施工综合进度-75-十、工程管理设计-78-10.1、工程概况管理机构设置-78-10.2、工程管理范围-79-10.3、质量验收标准-82-十一、环境影响评价-84-11.1、评价依据-84-11.2、评价标准-84-11.3、环境影响分析及治理措施-85-11.4环境保护措施-88-11.5、节能及减排效益分析-89-11.6、综合评价-89-十二、劳动安全和工业卫生-91-12.1、编制任务与目的-91-12.2、设计依据-91-12.3、工程安全与卫生危害因素分析-93-12.4、劳动安全设计-94--106- 12.5、工业卫生设计-95-12.6、安全与卫生机构设置-97-12.7、事故应急救援预案-97-12.8、劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算-101-12.9、安全培训与制定规程-102-十三、投资估算-103-13.1、编制原则-103-13.2、投资匡算-103-13.3、项目财务指标-103-附录：公司简介-114-X发有限公司-114--106- 一、综合说明1.1、概述1.1.1、地理位置XX50MW光伏并网电站项目由X发有限公司投资建设，位于XX破鲁堡乡栗恒窑村，规划面积约2000亩。X地处黄土高原东北边缘。地理坐标为东经112°34′~114°33′,北纬39°03′~40°44′之间。北以外长城为界，与内蒙古自治区丰镇、凉城县毗邻，西、南与本省朔州市、忻州地区相连，东与河北省阳原、涞源、蔚县相接。大同最高峰是阳高县六棱山主峰黄羊尖2420米，最低处为灵丘县冉庄河558米，市区海拔1000米。境内地貌类型复杂多样，山地、丘陵、盆地、平川兼备。X位于山西省最北端，地处北纬40°07′一40°24′，东经112°52′一113°′之间。北部、西北部以长城为界与内蒙古自治区的丰镇市和凉城县毗连，东与阳高县、东南与大同县、西与左云县接壤，南与X南郊区为邻。是内蒙古通往山西的咽喉，也是北京和华北平原的侧背，自古以来战略、经济位置十分重要。本项目建设拟选地块为一片开阔荒地，工程场地开阔、平坦、交通便利、地理位置优越。项目所在地地理位置示意图1.1.2、场址-106- 本项目场址南起栗恒窑，北至助马堡，东起四道梁，西至砖楼沟，场址整体较为平坦，项目区规划面积约2000亩，拟装机容量为50MW。场址的拐点坐标见下表：边界拐点坐标NE140°17"35""112°53"05""240°16"17""112°52"39""340°15"49""112°53"48""440°16"46""112°54"02""540°17"30""112°55"01""场址范围示意图1.1.3、工程任务项目名称：XX50MWp光伏并网电站项目。建设地点：XX。建设规模：项目一期建设规模为50MW，安装单机容量1MW的太阳能光伏发电子方阵（电池组件及逆变器）50套。建设性质：新建。建设期：12个月。1.2、太阳能资源大同地处中温带大陆性半干旱季风气候区，四季鲜明。春季里气温回升很快，平均气温7-9℃-106- ，多大风，降雨较少，平均降水量仅为50mm左右，占年降水量的15%。夏季气候温和，平均气温在19-22℃之间，雨水集中，平均降水量近250mm，占全年降水量的60%以上。秋季来临后气温便逐渐下降，平均气温在6-8℃之间。冬季较为寒冷，长达四个多月，盛行西北风，日短天寒。平均气温在零下7-12℃之间。X年日照时数较长，约为2800小时，光能利用潜力十分可观。根据我国太阳能资源区划标准，该区属“较丰富带”，比较适合建设大型光伏电站。1.3、工程地质X属黄土丘陵区，山脉呈东北一西南走向，主要山脉有：采凉山、马头山、雷公山、弥驼山等。季节性河流主要有：北部的涓子河，中部横贯东西的淤泥河，东部纵贯南北的饮马河、万泉河。境内的破鲁、堡子湾和郭东盆地，平均海拔1178~1724米。场址区域地势比较平坦，平均海拔为1350m。参考区域地质资料，地质结构为灰黄色粉土夹薄层砾卵石，地下水位埋藏很深，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。1.4、项目任务及规模太阳能光伏发电站的建设有利于促进当地电网的电源结构调整，优化资源的合理配置，可以对地区局部气候环境的改善起到一定的促进作用，同时还可以与周边旅游景点结合起来，成为新的旅游景点。-106- 开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分。X年平均日照时间在2800小时左右，开发利用太阳能资源具有较好的条件和前景，符合国家产业政策。根据当地的光能资源以及初步开发规划，本项目建设规模为50MW，初步推荐安装50套单机容量为1MW太阳能光伏方阵（电池组件及并网逆变器）。1.5、光伏系统总体方案设计及发电量计算太阳能电站光伏阵列单元由太阳能电池板、阵列单元支架组成。阵列单元按平板固定倾角式方案进行经济技术比较分析。以优化阵列单元间布置间距，降低大风影响，减少占地面积，提高发电量为布置原则。通过技术与经济综合比较，电池组件选用245Wp多晶硅电池组件，电站安装206000块电池板，光伏电站总容量为50.47MWp。安装方式为全固定式支架安装，支架倾角42°，方位角0°。逆变器选用500kW逆变器，共计100台。50MWp由50个独立的1MWp系统组成，每20个电池板一串，每16串接入1个汇流箱，每7个汇流箱接入一组500kW逆变器。XX50MWp光伏并网电站项目发电系统25年的总发电量约为180671.09万kW.h，年平均发电量7226.84万kW.h，年等效利用小时数为1430h。-106- 1.6、电气及接入系统方式综合考虑光伏电站装机规模及当地电网电压等级，本项目并网电压选用110kV。同时在项目场地内建设110kV升压站，变电所按无载升压变压器设计，电压等级为35/1155%/110kV。根据本项目规划容量及附近电网规划情况，本项目接入系统方案考虑如下：在光伏电站内建设110kV升压站，光伏电站以一回110kV线路接入云冈110kV站，线路长度约1×25km。上述接入系统方案仅是本阶段工作的初步设想，光伏电站最终接入系统方案需在光伏电站接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。本项目推荐采用分块发电、集中并网方案，将50MWp光伏系统分成50个1MWp的并网发电单元，每个并网发电单元分别经1台35kV就地变压器升压后接入升压站35kV母线，再通过升压站主变器升压至110kV，最终并入110kV电网实现并网发电。同时光伏电站内设2台站用变压器为全站提供站用电源，一台由站外10KV配电网引接，另一台站用变由站内母线供电，作为备用电源。项目采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。1.7、消防设计消防设计是依据“预防为主，防消结合”-106- 的消防工作方针。针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以安全、方便、经济、合理为宗旨，对重点设备采用重点对待的消防措施。各部分均严格按照有关规程、规范设计，不设消防机构，配备一名消防人员。除设有消防水泵，消防水池外，室内外均配有灭火器灭火器。发生重大火灾，可由地方消防队支援共同扑灭火灾。1.8、土建工程本工程装机总容量为50MWp，共建设单机容量为1MW的太阳能光伏发电电池组件方阵50套，根据《风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)》（FD002-2007），按照装机容量划分，其工程等别为Ⅱ等，工程规模为大（2）型。本项目场址地面平坦开阔，拟建场址规划区内为荒废土地，总占地面积约2000亩。场区所有太阳能光伏电池组件方阵发的电能通过就地配电室升压后送入太阳能光伏发电站110kV升压站。新建110kV升压站是整个太阳能光伏发电站的控制中心，也作为工作人员生活办公的场所。站内设综合楼、35KV配电间等建筑物以及各项辅助构筑物，太阳能光伏发电站主变和配电装置采用屋外敞开式布置，站内未利用空地均设计为绿地,道路宽及转弯半径满足运输及消防要求，消防车可直通站内各建筑物。1.9、施工组织设计本项目工程光伏阵列布置相对集中，场址地势开阔施工布置条件较好。光伏电站距离X城区不远，且当地有不少企业，可提供加工、修配及租用大型设备等能力，施工修配和加工系统可在当地解决。-106- 场区内施工临建工程主要有综合加工厂、材料及设备仓库、混凝土拌和站、等临时生产设施和生活建筑设施。本太阳能光伏发电站工程施工主要包括太阳能光伏电池组件方阵基础的开挖和混凝土浇筑、升压站内建筑物及构筑物施工、太阳能光伏电池组件方阵设备的安装以及电气设备的安装、线缆的安装及升压变电设备的安装。1.10、工程管理设计建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人[1992]64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合新建电站工程具体情况，本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。光伏电站运营公司编制10人，设经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设3个部门，综合管理部（2人）、财务部（2人）、生产运行部（5人）。-106- 1.11、环境影响评价本项目主要的施工活动是建造太阳能光伏电池组件方阵基座，太阳能光伏电池组件方阵安装和并网逆变器安装，铺设集电线路，建立升压站，建设施工道路和其他辅助设施。工程施工期和运行期对周围环境的影响不大，如土地利用、水土流失、噪音、污水、电磁干扰、生态景观等的影响，采取一定措施后就可以避免。施工生活区设污水一体化处理设备，生活污水经处理达标后排水最终渗入地下或自流汇入附近季节性河流中；施工生活区设垃圾，生活垃圾收集后，清运至附近生活垃圾处理厂处理；施工区物料堆放和运输遮盖毡布，封闭混凝土拌合，道路洒水，避免大面积开挖；施工机械采用技术先进的设备，燃料采用优质燃料，加强对施工机械和施工运输车辆的维护保养；对太阳能光伏发电站进行绿化美化，太阳能光伏电池组件方阵安装施工结束后，及时对施工碾压过的的土地进行人工洒水使土地自然疏松，按原来的地貌选择合适的草种或树木进行恢复性种植。1.12、劳动安全与工业卫生保护劳动者在电力建设和运行生产中的安全和健康，改善劳动者在其工作中的劳动条件，太阳能光伏发电站设计必须贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。-106- 在太阳能光伏发电站劳动安全和工业卫生工程设计中，要认真地贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，重视安全运行。对于劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施，必须与主体工程建设三同时：同时设计、同时施工、同时投产，并要达到安全可靠，要保证劳动者在劳动过程中的安全与健康。1.13、投资概算及财务评价本项目装机总容量50MWp，工期为12个月。本项目主要由太阳能光伏电池组件及逆变器、升压站、交通工程、施工辅助工程等组成。本工程静态投资49000.00万元，单位静态投资9800.00元/kW；动态投资50123.00万元，单位动态投资1002.46元/kW。本项目采取30%自有资金，70%银行贷款的形式完成建设资金的筹措；贷款参照最新银行长期贷款项目利率6.55%计算，贷款年限15年。太阳能光伏发电站计算期25年，经营期内上网电价按0.95元/kW·h（含税）测算，则项目自有资本金内部收益率（IRR）为14.2%，收益较好。-106- 二、太阳能资源2.1、我国太阳能资源分布我国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.35×103～8.40×103MJ/m2之间，其平均值约为5.86×103MJ/m2。图2、我国太阳能资源分布图按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：一类地区：全年日照时数为3200～3300h，年辐射量在6700～8370MJ/m2。相当于228～285kgce(标准煤)燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区。二类地区：全年日照时数为3000～3200h，年辐射量在5860～6700MJ/m2，相当于200～228kgce燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。三类地区：全年日照时数为2200～3000h，年辐射量在5020～5860MJ-106- /m2，相当于171～200kgce燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。四类地区：全年日照时数为1400～2200h，年辐射量在4190～5020MJ/m2。相当于142～171kgce燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以，属于太阳能资源可利用地区。五类地区：全年日照时数约1000～1400h，年辐射量在3350～4190MJ/m2。相当于114～142kgce燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，年辐射总量高于5860MJ/m2，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。2.2、山西省太阳能资源概况山西地处华北西部的黄土高原，全省年辐射量介于5020MJ/m2～6130MJ/m2，高于同纬度的河北、北京、东北和山西以南各省市。由于省内地形复杂，年总辐射量的等值线不规则，其分布特点是由南向北逐渐增加，总辐射最高的地方是北部的左云县，为6130MJ/m2，其次是右玉、五寨等地，约为5980MJ/m2。中部地区的方山县以至左云、右玉一带和五台山及其西北部的繁峙、应县的部分地区，年总曝辐射量在5860MJ/m2以上。临汾地区的部分及晋城市、沁源县在5020-106- MJ/m2～5440MJ/m2之间。运城地区大部分在5020MJ/m2以下，垣曲约为4840MJ/m2，是本省太阳辐射的最低的地方。山西省约60％的地区年总辐射量介于5440MJ/m2～5720MJ/m2之间。2.3、X太阳光辐射量国内大部分光伏电站项目采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。大同地处中温带大陆性半干旱季风气候区，四季鲜明，年日照时数较长，约为2800小时，光能利用潜力十分可观。本项目建设地位于XX境内。X属温带大陆性季风气候。春季干燥多风，夏季短暂较热，秋季温润凉爽，冬季漫长寒冷而少雪。光照充足，温差较大，年降水量为400毫米左右，集中在七、八、九三个月，约占全年降水量的60%，年均无霜期115天左右。以下是美国国家航天气象局NASA监测到的场址地区气象资料：X气象资料MonthAirtemperatureRelativehumidityDailysolarradiation-horizontalAtmosphericpressureWindspeedEarthtemperature °C%kWh/m2/dkPam/s°CJanuary-18.377.50%2.6186.23.1-17.5February-13.272.70%3.586.13.3-12.4March-3.253.40%4.7285.83.9-1.7-106- April6.836.00%6.0585.64.69.7May14.336.20%6.4385.54.418.1June19.143.10%6.4885.33.722.8July20.556.90%5.8785.33.223August18.162.20%5.3385.6320.2September12.560.40%4.76863.114.4October4.559.60%3.7986.33.26.2November-5.262.80%2.7886.33.4-4December-14.574.20%2.2686.33.2-13.7 Annual3.457.90%4.5585.83.55.4Measuredat(m)    10.00.0从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的，实际光伏电池组件在安装时通常会有一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。通过以上数据分析，水平面平均年辐照量为1660.75kWh/m2/year，属于太阳能资源比较丰富地区，比较适合建设大型光伏电站。-106- 三、工程地质3.1、地理地貌X在大地构造上处于华北地台的山西台背斜与阴山隆起的交接部位。北为北口隆地，西南为大同──静乐凹陷，东南为桑干河新断陷。本区域在多期的地壳构造变动中形成了一系列的构造形迹，尤其以燕山运动和喜马拉雅山运动的影响最为明显，新构造运动相当发育、地震活动也较为频繁。X属黄土丘陵区，山脉呈东北一西南走向，主要山脉有：采凉山、马头山、雷公山、弥驼山等。季节性河流主要有：北部的涓子河，中部横贯东西的淤泥河，东部纵贯南北的饮马河、万泉河。境内的破鲁、堡子湾和郭东盆地，平均海拔1178~1724米。场址区域地势比较平坦，平均海拔为1350m。3.2、地质水文状况本项目场址主要位于XX境内，均利用荒地等国有土地。由于目前阶段还未做地勘，地质情况参考一些以前的调查报告。拟选光伏场址地基土(1)层黄土状粉土，具湿陷性，湿陷性等级暂按一级非自重考虑属，力学性质较差，不宜作为天然地基的持力层。（2）层黄土（粉土），具湿陷性，湿陷性等级暂按Ⅱ-Ⅲ-106- 级自重考虑，需按湿陷性黄土地区建筑规范（GB50025-2004）处理后方可作持力层。(3)层泥岩，承载力特征值为fa=300kPa，力学性质较好，为场地内较好的下卧层。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306－2001）图A1、《中国地震动反应谱特征周期区划图》（GB18306－2001）图B1，场地地震动峰值加速度为0.10g，对应的抗震设防烈度为7度，地震动反应普特征周期为0.40s。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），地基土类型为中硬场地土，场地类别为Ⅱ类。3.3、场地结论根据现阶段掌握的资料，场址范围内自然保护区和其他环境敏感点；无明显的地上文物遗存；无地下矿藏及采空区；无电台、机场及通讯设施；无军事设施。项目区总体上讲，场地地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小，不会对建筑物基础构成较大影响。就场址地区的地震地质和岩土工程条件而言，不存在影响电场建设的颠覆性问题，适宜建设太阳能光伏电站。-106- 四、项目任务与规模4.1、项目任务开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分。XX年平均日照时间在2800小时左右，开发利用太阳能资源具有较好的条件和前景，符合国家产业政策。4.1.1、地区经济与发展X未来的奋斗目标是：紧紧围绕“转型发展、绿色崛起”的主题，强力推进工业化转型、城市化提升、生态化崛起、国际化拓展、科学化发展，加快建设全国重要的新型能源基地、先进制造业基地、现代服务业基地，精心打造世界文化遗产旅游城市、国家历史文化名城、国家风景名胜区三大品牌，努力建设现代化区域中心城市。到2012年，地区生产总值突破1000亿元，年均增长15.3%；城乡居民收入实现翻番，年均增长14.9％；空气质量达到国家二级标准。X重点行业及高耗能项目规划主要有：煤炭行业：根据国家煤炭产业规划，建设晋北煤炭大型煤炭基地，支持同煤集团做大做强，整合左云、南郊等地的小型矿井，提高煤炭机械化装备水平，逐步关闭年产量不达30万吨的煤矿，同煤集团本部产量达到1亿吨，地方煤矿产量稳定在5000万吨左右。主要建设项目有：塔山煤矿1500万吨及选煤厂、同忻煤矿1000万吨及选煤厂、新东周窑煤矿1000万吨及选煤厂、马道头煤矿1000-106- 万吨及选煤厂、国投云峰煤矿240万吨、浑源下韩煤田150万吨。机械制造业：同车集团与法国阿尔斯通公司共同开发八轴大功率交流传动电力机车，到2012年销售收入突破100亿元；建造以大齿集团为龙头的大同汽车零部件产业集群，大力推进大齿集团与东风公司战略重组；推动山柴由军品主导向军民协调发展转型，加强与德国MTU公司的国际合作。冶金行业：根据《钢铁产业发展政策》到2010年，钢铁冶炼企业数量较大幅度减少，国内排名前十位的钢铁企业集团钢产量占全国产量的比例达到50%以上；2020年达到70%以上。华北地区水资源短缺，产能低水平过剩，应根据环保生态要求，重点搞好结构调整，兼并重组，严格控制生产厂点继续增多和生产能力扩张。水泥建材行业：根据《水泥工业产业发展政策》，重点支持在有资源的地区建设日产4000吨及以上规模新型干法水泥项目，限制新建日产2000吨以下新型干法水泥生产线，2008年底前，各地要淘汰各种规格的干法中空窑、湿法窑等落后工艺技术装备，关停并转规模小于20万吨环保或水泥质量不达标的企业。规划建设项目有大同水泥集团与冀东水泥重组建材年产500万吨水泥生产线，广灵富成水泥新建日产4000t/d水泥生产线、阳高龙腾水泥公司新建日产2500t/d电厂渣水泥生产线。医药化工行业：强力实施同药战略，培植医药工业的支柱地位。主要项目有山纳合成橡胶公司3万吨氯丁橡胶达产，山纳合成橡胶20万吨PVC,威奇达药业、阿拉宾度公司搬迁。-106- “十二五”期间，X实施“一三六”（做大做强煤炭产业，做大做优电力、冶金、煤化工主导产业，培育壮大机械、医药、建材、旅游、商贸、特色农产品替代产业）产业战略，招商引资进展顺利，以十大工业园区为平台，一些大型项目先后入驻大同。2011年，X煤炭资源整合工作全面完成。煤矿复工复产进程加速。塔山、同忻等千万吨级煤矿建成达产，东周窑、马道头等千万吨级煤矿基本完工。大部分煤矿有望在2012年底达产；同煤钢铁在灵丘复星工业园区投产年产300万吨钢厂，目前已进入前期阶段，预计2013年投产；煤制甲醇以及中海油煤制天然气项目取得重大进展，预计在2013年先后投产，2014年全部达产；依托塔山、装备制造产业、医药工业园区，冀东水泥、云中水泥等大型建材企业，将近25家包含大齿、陕汽重卡等大型装备制造企业以及国药集团阿拉宾4.1.2、电力系统规模大同电网地处华北500kV环网的西部，山西电网北部，是山西电网与京津唐电网相连的枢纽，分别通过大房Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ回和神雁双回与华北主网、山西省网相连。大同电网在保证华北电网安全稳定运行、负荷指标控制方面，占有较为重要的地位。雁同500kV与大同二电厂500kV升压站之间通过大雁双回相互连接形成了大同电网的骨干，220kV主干网架主要以双环网为主，阳高、天镇、浑源、灵丘和广灵等区域220kV网架为链式供电结构。110、35kV网架结构以直配为主。目前，110kV以各220kV-106- 电源点为核心在网络接线上分别形成7个相对独立的分区供电系统：①西万庄、三井系统向市区南部、口泉、矿区供电；②北郊、马军营系统向市区中部、北部、新荣供电；③开源路系统向市区东、南部供电；④高山系统向矿区、左云供电；⑤官堡、御东系统向市区东部、大同县供电；⑥阳高系统向阳高、天镇供电；⑦浑源、灵丘系统向浑、灵、广供电。截至2012年底，大同电网共拥有500kV变电站1座，主变2台，主变容量为1500MVA；220kV公用变电站12座，主变26台，容量3810MVA；110kV公用变电站35座，主变75台，容量2952.5MVA。220kV输电线路38条，长度956.71km；110kV输电线路96条，长度1228.18km。截至2012年底接入X电网总装机9180.6MW，其中网调电厂：大同二电厂2×600+2×660+6×200MW；内蒙京隆电厂2×660MW；省调电厂装机4064.5MW，地区小电厂装机76.1MW。X地处X北部，全区总面积1018平方公里，总人口为10.88万人。X矿产资源丰富，主要有煤、石墨、花岗岩、大理石、珍珠岩、高岭土等，其中煤炭蕴藏最为丰富。X目前没有220kV电源布点，仅有甘庄、宏赐、前井3座110kV变电站和新荣、破鲁、花园屯3座35kV变电站，上级电源来自北郊、御东和马军营220kV变电站。35、10kV均呈辐射状供电。其中马军营220kV变电站出1回110kV线路经云冈110kV变电站接入甘庄110kV变电站，北郊220kV变电站出2回110kV线路接入宏赐110kV变电站。-106- 该项目靠近主干电网，可以方便地进行并网设计和施工。4.2、建设规模本项目预选站址占地约2000多亩，规划建设容量50MW。4.3、项目建设的必要性4.3.1、符合国家产业政策要求我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四届五中全会上通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议》要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的《中华人民共和国节约能源法》明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的《1996～2010年新能源和可再生能源发展纲要》则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》要求中国的发电企业必须用可再生能源（主要是太阳能和风能）生产一定比例的电力。-106- 我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。为调整能源结构、保护环境和应对气候变化，我国提出了2020年非化石能源占能源消费15％、单位GDP二氧化碳排放量比2005年降低40％~45％的目标。同时，为转变经济发展方式，实现可持续发展，国家正在部署战略性新兴产业，新能源已作为了战略性新兴产业的重要内容。国家“十二五”规划中也将太阳能发电装机容量确定为1500万千瓦。根据电力科学院的预测，到2050年中国可再生能源发电将占到全国总电力装机的25%，其中光伏发电占到20%。4.3.2、改善生态、保护环境的需要我国能源消费占世界的10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到70%左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的70%～80%，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。-106- 光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物排放及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。大规模光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出秀美的旅游胜地。4.3.3、加快能源结构调整的需要我国太阳能理论总储量为147×108GWh/年。从理论上讲除去农田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件。山西具有丰富的太阳能资源，且太阳能资源丰富地区多数未利用荒地，地势平坦开阔，可作为“大型光电工程”实施的重点和理想地区。搞光伏发电，不同于其他工业项目，是一个完全无污染的生态项目。国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定比例。在山西的可再生能源中，除风电外，相对于其他可再生能源，发展太阳能具有得天独厚的优势。项目的建设对于推动太阳能发电实现产业化，改善当地的能源结构，增加再生能源的比例具有非常重要的长远意义。-106- 五、光伏发电系统总体方案设计及发电量计算5.1、光伏发电系统的分类及构成光伏发电系统按照应用的基本形式可分为三大类：独立发电系统、微网发电系统和并网发电系统。未与公共电网连接的太阳能光伏发电系统称为独立发电系统；与偏远地区独立运行的电网相连接的太阳能光伏发电系统称为微网发电系统；与公共电网相连接的太阳能光伏发电系统称为并网发电系统。并网光伏发电系统按照系统功能又可以分为两类：不含蓄电池环节的“不可调度式并网光伏发电系统”和含有蓄电池组的“可调度式并网光伏发电系统”。根据当地电力分布的情况，本工程选择为不可调度式并网光伏发电系统。太阳光通过太阳能电池组件转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网要求的交流电，直接接入公共电网。本工程光伏发电系统主要由太阳能电池（光伏组件）、逆变器及升压系统三大部分组成。本项目50MWp光伏并网发电系统根据分成若干个1MWp光伏并网发电单元。每个1MWp发电单元由1MWp光伏方阵、2台500kW光伏并网逆变器、1台1000kVA升压变压器以及相应的配电监控单元等相关设备组成，除光伏方阵外，其他设备均安装在一个就地配电-106- 室内。每个就地配电室1MWp太阳能产生的直流电经光伏并网逆变器逆变成交流电后就地升压成35kV，通过高压电缆送到主控室35kV母线，经升压站主变压器升压后接入并网点。5.2、光伏组件选型商用的太阳能电池主要有以下几种类型：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。上述各类型电池主要性能参数。各类电池比较电池原料转换效率制造能耗成本资源可靠性公害技术壁垒单晶硅13-20%高高中高小中多晶硅10-18%中中中中小高非晶硅8-12%低低丰富中低小高而目前国内已经实现工业化生产的且工艺比较成熟的太阳能电池有：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。1)单晶硅太阳能电池-106- 单晶硅太阳能电池是最早发展起来的，技术也最为成熟，主要用单晶硅片来制造。单晶硅材料的晶体完整，光学、电学和力学性能均匀一致，纯度较高，载流子迁移率高，串联电阻小，与其它太阳能电池相比，性能稳定，光电转换效率高，其商业化的电池效率为16%~18%。单晶硅太阳能电池曾长期占领最大的市场份额，只是在1998年后才退居多晶硅电池之后，位于第二位，但其现在仍在大规模应用和工业生产中占据主导地位。今后，单晶太阳能电池将继续向超薄、高效发展。受到材料价格及相应复杂的电池工艺影响，单晶硅成本价格居高不下，与此同时在加工过程中还伴随着高耗能、高污染的不利影响。2)多晶硅太阳能电池随着铸造多晶硅技术的发展和成本优势，多晶硅太阳能电池逐渐抢占了市场份额。从多晶硅电池表面很容易辨认，多晶硅片是由大量不同大小、不同取向的晶粒构成，在这些结晶区域（晶粒）里的光电转换机制完全等同于单晶硅电池。由于硅片由多个不同大小、不同取向的晶粒组成，而在晶粒界面（晶界）光电转换容易受到干扰，因而多晶硅电池的转换效率相对单晶硅略低，其商业化的电池效率为14%~17%。同时多晶硅的光学、电学和力学性能的一致性也不如单晶硅。随着技术的发展，多晶硅电池的转换效率也逐渐提高，尤其做成组件后，和单晶硅组件的效率已相差无几。3)非晶硅薄膜太阳能电池自1976年第一个非晶硅薄膜太阳能电池被研制出，1980-106- 年非晶硅太阳能电池实现商品化，直到今天，非晶硅太阳能电池以其工艺简单，成本低廉，便于大规模生产的优势，取得了长足的进展，被称为第二代太阳能电池。非晶硅薄膜太阳能电池具有弱光性好，受温度影响小等优点，但非晶硅太阳能电池换效率相对较低，商业化的电池效率也只有6%左右，而且非晶硅薄膜太阳能电池在长时间的光照下会出现衰减现象（S-W效应），组件的稳定性和可靠性相对晶体硅组件较差。各种太阳能电池市场份额（资料来源《2007年中国光伏发展报告》）年中国光伏发展报告》图中显示了各类光伏组件的市场占有份额，市场占有率情况反映了产品的成熟度和其性能的稳定性，可见单晶硅和多晶硅太阳能电池仍占据光伏发电市场的主流，而同等的稳定性和发电量情况下，多晶硅组件价格更有优势。综上所述，各种太阳能组件都有其优势和弊端，但随着技术的发展及同类产品的竞争，单晶硅、多晶硅组件的价格也在逐渐降低，目前光伏发电还是晶体硅组件占主导地位，所以本项目采用CSI阿特斯生产多晶硅电池组件CS6P-245P。该组件系列产品既经济又可靠，保质期可达20-25年。可以被广泛应用于各种环保工程领域，从大型长期太阳能项目到中小型独立及并网系统太阳能电站。它已经获得IEC61215第二版的证书，TUV二级安全认证和北美UL1703安全认证，同时也是严格按照CE，ISO9001及ISO16949等质量认证体系加工生产。太阳能光伏组件CS6P-245P光伏电池组件的特点如下：²60片高效的多晶电池片组成。-106- ²优质牢固的铝合金边框可以抵御强风、冰冻及变形。²新颖特殊的边框设计进一步加强了玻璃与边框的密封。²铝合金边框的长短边都备有安装孔，满足各种安装方式的要求。²高透光率的低铁玻璃增强了抗冲击力²优质的EVA材料和背板材料-106- 太阳电池组件技术参数太阳电池组件技术参数太阳电池种类多晶硅太阳电池生产厂家CSI阿特斯太阳电池组件生产厂家CSI阿特斯太阳电池组件型号CS6P-245P组件效率14.9%指标单位单位峰值功率WpWp开路电压（Voc）VV短路电流（Isc）AA工作电压（Vmppt）VV工作电流（Imppt）AA尺寸mmmm安装尺寸MmMm重量kgkg峰值功率温度系数-0.43%/℃-0.43%/℃开路电压温度系数-0.34%/℃-0.34%/℃短路电流温度系数0.06%/℃0.06%/℃10年功率衰降多晶硅多晶硅25年功率衰降CSI阿特斯CSI阿特斯-106- 5.3、光伏阵列运行方式的设计5.3.1、阵列安装方式选择对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不但要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件最大限度的利用太阳光发电。安装方式主要有：固定式、单轴跟踪和双轴跟踪等。1)固定式光伏组件的安装，考虑其经济性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分—冬至—春分采用较大的倾角。固定式安装2)单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高20~35%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬30~40-106- 度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约20%，采用极轴单轴跟踪可提高发电量约35%。但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。水平单轴跟踪极轴单轴跟踪3)双轴跟踪双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高太阳能电池对太阳光的利用率。双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高太阳能电池发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量20~25%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量35%~45%。双轴跟踪对于跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量，但考虑：1)跟踪系统自动化程度高，但目前技术尚不成熟，尤其是在沙尘天气时，其传动部件会发生沙尘颗粒侵入，增加了故障率，加大运营维护成本，使用寿命非常短，不及固定支架寿命的1/4；2)跟踪系统装置复杂，国内成熟的且有应用验证的产品很少，并且其初始成本较固定式安装高很多，发电量的提高比例低于成本的增加比例，性价比较差。-106- 因此本工程光伏组件方阵推荐采用固定式安装。5.3.2、光伏阵列最佳倾角的计算光伏阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式安装的光伏阵列最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。通过计算，当倾角等于42°，全年所接收到的太阳辐射能最大，约为1990kWh/m2。倾角在35～45°间时，全年太阳辐射量差别不大。所以太阳能电池组件安装倾角暂定为42°朝正南方向。5.4、逆变器的选择光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。逆变器的技术指标1)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或-106- 90%以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须使逆变器的输出电压波形、幅值及相位与公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。4)逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。输出电流同步跟随系统电压。我国光伏发电等可再生能源发电技术研究起步比较晚，对于核心器件并网逆变器的研究相对国外某些产品有一定的差距，但近几年国内也有多家生产并网逆变器的厂家也生产出了大功率，较为先进的并网逆变器。目前国内逆变器市场，比较成熟的逆变器产品单台容量最大已可做到1000kVA。本项目系统总容量为50MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备台数较多，会增加后期建设的维护工作量，在投资系统的条件下，应尽量选用容量较大的逆变设备，在一定程度上也能降低投资，并提高系统的可靠性；但单台逆变器容量过大，则会导致一台逆变器故障时，发电量损失过大，因此本工程拟选用容量为500kW的逆变器。-106- 逆变器外形图工程拟选用的逆变器主要性能参数如表所示。逆变器主要性能参数逆变器主要性能参数直流侧参数最大直流电压880Vdc最大功率电压跟踪范围450~820Vdc最大直流功率550kWp最大输入电流1200A最大输入路数16交流侧参数额定输出功率500kW额定电网电压270Vac允许电网电压210-310Vac额定电网频率50Hz/60Hz允许电网频率47~51.5Hz/57~61.5Hz总电流波形畸变率<3%(额定功率)功率因素≥0.99（额定功率）系统最大效率98.7%（含变压器）欧洲效率98.5%（含变压器）-106- 防护等级IP20（室内）夜间自耗电<100W允许环境温度-25℃～55℃使用环境湿度0～95%，无冷凝冷却方式风冷允许最高海拔6000米显示与通讯显示触摸屏标准通讯方式RS485可选通讯方式以太网/GPRS机械参数宽x高x深/重量2800x2180x850mm/1800kg集中型逆变器需满足如下性能：Ø采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高；Ø提供人机界面及监控系统；Ø具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。Ø交直流均具有防浪涌保护功能；-106- Ø完全满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。5.5、光伏阵列设计及布置方案5.5.1、太阳能电池组件的串、并联设计1)太阳能电池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、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。2)本项目所选500kW逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为880V，输入电压MPPT工作范围为450～820V。230Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压Voc为36.8V，最佳工作点电压Vmp为29.8v，开路电压温度系数为－0.34%/K。3)电池组件串联数量计算计算公式：INT(Vdcmin/Vmp)≤N≤INT(Vdcmax/Voc)式中：Vdcmax——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：得出串联多晶硅太阳能电池数量N为：16≤N≤23。-106- 4)太阳能电池组件输出可能的最低电压条件n太阳辐射强度最小，这种情况一般发生在日出、日落阴天、大气透明度低时。n组件工作温度最高。5)太阳能电池组件输出可能的最高电压条件n太阳辐射强度最大；n组件工作温度最低，这种情况一般发生在冬季中午至下午时段。综上所述，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为N=20（串）。每一路组件串联的额定功率容量=245Wp×20=4900Wp。对应于所选500kW逆变器的额定功率计算，需要并联的路数N=500/4.90=102.04路，取103路，1MWp需206路，4120块组件。本工程项目50MWp光伏并网发电系统，需要245Wp的多晶硅光伏组件206000块，20块为一个串联支路，16组太阳能电池串联支路汇入一个汇流箱，总共大约需汇流箱700组。5.5.2、单元光伏阵列排布设计每个太阳电池光伏阵列支架的纵向为2排、每排20块组件，即：每个单支架上安装40块多晶硅太阳电池组件，构成2个组串。每一支架阵面平面尺寸约为（20m×3.27m），如图所示。单支架方阵面组件排列5.5.3、光伏阵列间距设计-106- 光伏阵列阵列间距计算，应按太阳高度角最低时的冬至日仍保证组件上日照时间有6小时的日照考虑。其阵列间距计算示意见下所示。dLβ光伏阵列间距计算示意图HS图示说明：d：组串在南北向上的投影距离，单位：mm。L：太阳电池阵列面宽度，单位：mmH：电池组件与地面高差，单位：mmβ：电池阵列面倾角，单位：度α：太阳高度角，单位：度。γ：太阳方位角，单位：度。φ：纬度（北半球为正、南半球为负），单位：度，本项目场地为40.45度。支架间最小列间距计算公式：d=H×cosγ/tgα由以上计算公式可知：本工程支架间最小列间距约为6.5米。-106- 5.5.4、方阵布置设计本项目每2个500KWp光伏发电单元系统组成1个1MWp光伏发电分系统，以此形成一个1MWp光伏发电分系统方阵，设一间逆变升压配电室。为了减少至逆变器直流电缆数量、尽量少占土地及布置的规整性。即每1MWp方阵有206个组串，每列布置14个支架，每行布置8个支架。同时为了最大限度节约直流电缆和减少线损，应将两台逆变器放在每1MWp分系统的正中央位置。同时应考虑逆变器今后的检修通道。1MWp太阳能方阵布置示意图5.6、年上网电量估算5.6.1、并网光伏发电系统的总效率进行发电量的估算首先要算出并网光伏发电系统的总效率，并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。（1）光伏阵列效率η1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。综合各项以上各因素，取η1=88.6%（2）逆变器的转换效率η-106- 2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。对于大型并网逆变器，取η2=95％。（3）交流并网效率η3：即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。一般情况下取η3=94~96%，本次测算采用95%。系统的总效率等于上述各部分效率的乘积，即：η=η1×η2×η3=88.6%×95%×95%=80%5.6.2、光伏电站发电量的测算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，太阳电池组件采用42°固定倾角，估算50MWp并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。计算软件采用联合国环境规划署（UNEP）和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETScreen。RETScreen与许多政府机构和多边组织共同合作，由来自工业界、政府部门和学术界的大型专家网络提供技术支持，进行开发工作。经计算50MWp并网光伏发电系统的第一年发电量为7944.75万kWh/年。模拟结果如下：发电量模拟考虑到晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算，至25年末，衰减率为20％。在光伏系统寿命期内各年发电量如下表所示。-106- 25年各年发电量测算表（单位：万kWh/年）年份发电量（万kWh）年份发电量（万kWh）17944.75147157.0227881.19157099.7637818.14167042.9647755.60176986.6257693.55186930.7367632.01196875.2877570.95206820.2887510.38216765.7297450.30226711.59107390.70236657.90117331.57246604.63127272.92256551.80137214.74合计180671.0950MWp并网光伏发电系统的25年总发电量为180671.09万kWh。年均发电量约为7226.84万kWh/年。-106- 六、电气6.1、电气一次6.1.1、电气主接线太阳电池组件通过电缆串联达到额定电压，回路连接至汇流箱，汇流箱内实现多回路并联达到额定功率后接至逆变器，逆变器容量按500kW配置，每500KW的光伏方阵接入一台500KW逆变器。逆变器三相输出270V，按单母线接线，每2台逆变器共用1台双分裂升压变压器，变压器容量为1000kVA，35/0.27kV，变压器就地升压为35kV，接入升压站汇流母线，经升压站主变压器再次升至110kV后，由高压电缆将功率送入附近变电站并网点。本项目每个太阳能光伏方阵配置一台容量匹配的箱式变压器，箱式变压器布置在每个方阵附近。直接安装在地面基础上。采用直埋电缆与太阳能电池板和直埋线路联接。每个项目场地内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用电由站内35kV母线供电，另一台由站外10kV配电网引入，作为备用电源。正常供电时由35kV母线提供，事故或者停运时，由站外电网供电。6.1.2、电气设备选型及布置（a）升压变：本工程光伏发电系统安装容量为50MWp，每个1MW-106- 发电单元逆变器后最大交流输出功率约为800kW，升压变容量按1000kVA考虑。采用干式变压器。（b）所用变：本工程设两台所用变，一台所用工作变为10kV，250kVA，一台所用备用变为10kV，250kVA。共两台，采用干式变压器，配温控仪。（c）低压进线柜：选用MNS型低压抽出式开关柜。额定开断电流为50kA●1MW单元低压总开关柜额定电流计算：800/（1.732×0.3）=1540（A）（800kW为远景实际输出最大交流功率）●低压进线柜额定电流计算：800/3/（1.732×0.3)=513A低压进线柜额定电流选择600A。（d）高压开关柜：选用中置式空气绝缘开关柜；35kV开关柜额定电流按630A选择。6.1.3、一次电气设备布置本太阳能光伏发电项目总装机容量约为50MWp，将整个光伏发电系统分成若干个1MWp的子系统，同时每个1MW子系统设一个就地配电室。就地配电室由汇流柜、逆变器、交直流开关柜等组成。根据本工程的建设规模，就地配电室分别布置于太阳能电池方阵中-106- 。光伏阵列产生的直流电能，先经过逆变器逆变成交流电，然后再经过单元变压器升压后，通过35kV电缆汇集至110kV升压站内的35kV配电间。各个单元变压器均放置于就地配电室附近。110kV升压站内再设一座综合楼，设有35kV配电间、蓄电池室、电容器室、二次设备室、控制室、接待室等。35kV配电间内布置35kV开关柜，所用变、380V所用电配电装置、直流屏。二次设备室内布置系统保护柜、故障录波器柜、系统远动及通信装置。6.1.4、照明和检修本所照明分为正常照明和事故照明，正常照明电源取自所用电交流电源，事故照明电源取自事故照明切换箱，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至直流蓄电池经逆变器供电。综合楼内，在主控室采用栅格灯作为正常照明，其他房间采用节能灯。为了避免路灯对太阳能组件产生遮挡的影响，屋外主干道路沿线使用草坪灯照明。在主控室、配电室及主要通道处设置事故照明，事故照明也采用荧光灯或节能灯，由事故照明切换箱供电。6.1.5、过电压保护及接地所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定，并按海拔高度进行修正。考虑到太阳能电池板安装高度较低，且项目所在地为少雷区，本次太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将电池支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，接地电阻以满足电池厂家要求为准，且不应大于4欧。-106- 6.1.6、电缆敷设及电缆防火本期工程设电缆沟，局部采用电缆埋管。本期工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线采用屏蔽双绞线。高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式；汇流箱至箱变间的电缆采用电缆槽盒和电缆沟相结合的敷设方式；箱式变电站至35kV配电装置的电缆主要采用电缆沟的方式敷设。低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，35kV配电室、所用电室及箱式变电站设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。6.2、电气二次6.2.1、电场监控系统-106- 本工程监控系统采用基于MODBUS协议的RS485总线系统，整个监控系统分成站控层和现场控制层。RS485的总线虽然存在效率相对较低（单主多从），传输距离较短，单总线可挂的节点少等缺点,但其成本较低，在国内应用时间长，应用经验丰富。考虑到本工程容量较小，监控点少，故选用RS485总线系统。通过设在现场控制层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：模拟量（交流电流和电压）、开关量、脉冲量及其它来自每一个电压等级的CT、PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等，显示在LCD上。开关量包括报警信号和状态信号。对于状态信号，微机监控系统能及时将其反映在LCD上。对于报警信号，则能及时发出声光报警并有画面显示。电度量为需方电度表的RS485串口接于监控系统，用于电能累计，所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确。报警信号应该分成两类：第一类为事故信号（紧急报警）即由非手动操作引起的断路器跳闸信号。第二类为预告信号，即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身，包括测控单元不正常状态的出现。控制对象为各电压等级断路器、逆变器等。控制方式包括：现场就地控制：电场控制室内集中监控PC操作。站控层配置一台用于集中监控的后台主机，并做为操作员站,配打印机和LCD。6.2.2、计量及同期-106- 利用出线断路器侧PT、CT进行计量，设置智能电度表，以适应白天供电，夜间用电的发电方式。逆变器本体内部具有同期功能，可自动投入/退出逆变器。6.2.3、元件保护主变压器保护采用综合保护测控装置，安装在高压开关柜上。逆变器本体配置内部保护装置。6.2.4、直流系统项目设置一套220V/100Ah直流系统，布置在控制室。蓄电池采用阀控铅酸蓄电池。用于开关柜操作电源、监控系统电源、事故照明等。-106- 七、消防设计7.1、消防设计依据消防设计遵循的国家有关法律、技术规范及标准：1.《建筑设计防火规范》(GB50016—2006)；2.《水利水电工程设计防火规范》SDJ278-903.《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；4.《建筑给水排水设计规范》GB50140-20035.《室外给水设计规范》GB50013-20066.《电力工程电缆设计规范》GB50217-20077.《变电站给水排水设计规范》DL/T5143-20028.《火灾自动报警系统设计规范》GB50016-989.《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50084-20017.2、消防设计原则消防设计要认真贯彻“预防为主,防消结合”的方针,消防设计要达到立足自防自救目的。对于不同建(构)筑物和设施，采取多种有效且满足其要求的消防措施，采用先进合理、经济可靠的防火技术。在平面布置、工艺设计、材料选用等中要严格执行有关消防标准、规定和规范。-106- 7.3、消防总体设计方案消防设计是依据“预防为主，防消结合”的消防工作方针，针对工程具体情况，采用先进的防火技术，达到使用安全、方便，经济合理的目标。对重要设备采用重点对待的消防措施。7.3.1、建筑物火灾危险性分类及耐火等级本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与升压站设计防火规范》和《建筑设计防火规范》执行。建筑物火灾危险性分类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2110KV室内配电装置丙类二级335KV配电装置丙类二级4水泵房戊类二级5生活楼戊类二级主变压器布置在室外。生产综合楼靠主变侧为混凝土防爆墙。其他建筑物的墙体屋顶、门窗楼梯等均按防火要求设计，按所规定防火等级材料设置。7.3.2、消防设计方案及灭火设施、器材-106- 1、本升压站不设消防机构，只配备一名消防人员。初期火灾由本升压站自行扑灭，若发生重大灾情，可由地方消防队支援共同扑灭火灾。同时，考虑本期和后期太阳能光伏发电站联合运营。2、升压站内配置消防栓、砂箱、手提式灭火器等消防设备。3、疏散通道：生产主控楼设置有三个直通室外的安全出口。消防车道：站内道路沿建筑物四周布置，呈环状布局。进厂道路宽度为8.5m,站内主道路宽度为4.0m。4、消防电源采用独立的双回路供电，一回路由系统供电，另一回路接当地电源，两路电源在配电箱处自动切换。5、室内消防水源由站内的消防水池供水，供水量按20L/S，灭火时间为2小时计。6、消火栓系统：依照规范要求，设室外消火栓，按15L/S，储存2小时消防栓用水量。泵房内设地下消防水池，储存总水量200立方，同时配备两台消防水泵。7、灭火设施与器材：主变压器室外布置，变压器下设置卵石和主变油坑，主变油坑尺寸大于主变压器外廓各1m。另在主变外侧布置事故油池，满足任何一台主变事故状态下的200%排油量。主变事故状态下需排油时，经主变下部的储油坑排至事故油池。8、消防电气设计：升压站的电力负荷为二级负荷，消防电源由所用电供给，备用电源由太阳能光伏发电站的外来备用电源供给。9、电缆的防火要求：电缆进出建筑物入口处采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。7.3.3、消防配电-106- 升压站消防配电主要包括火灾自动报警及联动控制系统、事故照明、消防水泵、风机等。1、火灾自动报警及联动控制系统：火灾自动报警及联动控制系统电源引自动力配电箱，同时该系统自身配备1套DC24V的备用电源。2、事故照明：升压站照明分为工作照明及事故照明。电缆层主要通道、35kV开关柜室、中控室、控制室等设置事故照明，事故照明采用220V交流供电，当失去工作照明电源时，由逆变器交流电源供电，逆变器屏系统能维持事故照明1h。在安全通道、楼梯、出入口等处设置灯光显示的疏散指示标志。3、消防水泵：电源引自场变配电母线分段（双路供电末端切换）。4、风机：消防风机电源采用双路末端切换供电。5、消防配电线路均暗敷于非燃烧结构内，或采用金属管保护，电缆均采用阻燃型电缆。7.3.4、升压站火灾自动报警系统根据《火灾自动报警系统设计规范》（GBJ50116-98）的有关要求进行升压站火灾自动报警及联动控制系统设计。-106- 在控制室设置1套壁挂式火灾报警控制器（联动型），监测各火灾探测器场所的火警信号，并可根据消防要求对消防水泵、太阳能光伏电池组件方阵、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控设备的运行状态指示和手动操作按钮。升压站火灾监测对象为重要的电气设备、电缆层等场所。根据环境条件以及不同的火灾燃烧机理，分别选用感烟、感温探测器。探测器主要安装在中控室、开关室、电缆层等场所；在各防火分区设置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信号并显示报警点的地址，并打印报警时间和报警点的地址等相关信息。同时，按预先编制好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控制器上远方手动操作。各消火栓箱处设有消火栓按钮，按下按钮即能启动消防水泵，火灾报警控制器可接收并显示启泵按钮地址以及消防泵工作状态信号。火灾报警控制器正常工作电源为交流220V，由动力配电箱供给，火灾报警控制器自带备用电源。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电线。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。7.3.5、暖通空调防火及排烟1、中控楼所有风机均兼事故后排烟。2、房间进风口采用防火风口。通风机均自带自垂式百叶，风机关闭时，百叶同时自动关闭。3、通风系统空气均不做循环，各个房间均为独立的通风系统。-106- 4、防火风口性能要求：70℃时阀片自动关闭，手动复位，阀片，可在0～900范围内无级调节，防火极限为1.5h。7.4、施工消防规划1）工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于4.0m，并有充足的回转场地，场内通道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。2）消防电源从施工专用35kV施工电源获取。施工用电电缆电线导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。3）消防泵房采用非燃材料建造，设在安全位置，消防泵采用专用配电线路，引自施工现场总断路器的上端，以保证供电的可靠性。4）材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火拴按每个消火拴保护半径不超过150m的要求配置，并配备有足够的水龙带，其周围3m内，没有其他杂物堆放。消防供水管路，进水干管直径不小于200mm。消防用水量不小于15L/s。5）临建区域内，每200㎡配备2只20L灭火器。大型临时设施总面积超过1200㎡，备有专供消防用的太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25㎡配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品，阻塞通道。6）施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝土硬底、砖砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等型式的活动房屋。-106- 八、土建工程8.1、电站总平面布置本项目场址地面平坦开阔，拟建场址规划区内为荒废土地，非农业用地。本项目50MW场地总占地面积约2000多亩。项目的就地配电室靠近每个子系统分散布置于太阳能电池方阵中，通过35kV电缆汇集至110kV升压站内的综合楼35kV配电间内。太阳能电池方阵内部设至每个子单元和就地配电室的检修通道。综合楼占地面积500m2。为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每块太阳能板，站内设置主干道和支路两种道路。主干道成环型布置，连接到每座逆变器室，路面为砂石路面，路面宽度为4.0m，拐弯半径不小于6m；支路是为了便于每块太阳能板的检修和清洗，路面为砂石路面，路面宽度为3.0m，拐弯半径不小于6m。光伏电站位于道路周边上，考虑到运行安全，要在站区四周设置围墙。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，围墙采用钢制格栅围墙，围墙高度1.7m。8.2、土建工程设计8.2.1、建筑设计本工程建筑设计应满足光伏电站生产、办公及生活需要，建筑造型与周围环境相协调，并体现新能源发展的特色。-106- 每个光伏发电单元，每1MW为一个单元，采用一座就地配电室，由直流汇流柜、逆变器、交直流开关柜等组成，尺寸15m×4m，面积60㎡，采用成品装配式彩钢板轻型板房。同时还需建设电气室、监控室、值班室、接待室、储藏室等房间，以上设计为一个单层组合建筑，建筑面积约500㎡，是集生产、办公、生活一体综合建筑。8.2.2、结构设计8.2.2.1、工程地质条件根据本地区相邻地块的地质报告分析，该地区表层土为软弱土，其下为砂页岩，承载力中等，可作为荷载较小的建构筑物的地基。8.2.2.2、抗震设防根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2008)建筑场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第一组，地震动反应谱特征周期为0.35s。8.2.2.3、结构方案光伏组件支架采用三角形钢支架，支架布置结合电池板大小布置，基础为混凝土独立基础。基础埋置深度根据桩基位置确定。由于地基土及周围水环境对混凝土和钢结构有腐蚀性，混凝土和设备支架采取防腐措施。基础外层涂防腐涂料一层，设备钢支架采用热镀锌构件。8.2.2.4、太阳能光伏阵列支撑结构基础基础采用混凝土独立基础，基础埋深根据场地情况调整（相对于自然地面）。桩的强度等级按国标规范的环境类别的要求选用。-106- 8.2.2.5、就地配电室本工程光伏电站1MW均配置一座就地配电室，采用成品装配式彩钢板轻型板房，局部地基处理。8.2.2.6、综合楼综合楼为单层钢筋混凝土框架结构，拟采用现浇钢筋混凝土结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。8.2.3、给排水设计8.2.3.1、给水部分由于厂址相对比较偏僻，附近没有自来水管网，拟在厂区内新建一座深井泵房，打一深井取深层地下水，井深80m，水量20m3/h以上，泵房内安装深井泵及隔膜式气压给水装置，用于厂区生活饮用水；深井水需满足生活饮用水卫生指标要求，水样水质需定期送检。考虑太阳能电池的定期清洗，道路、植物喷洒及组件冲洗等用水采用站内收集的废水，拟在站内建一座地下废水收集水池，水池容积为100m3，主要收集的废水由雨水组成。站内设潜污泵两台，一用一备，用潜污泵共各用水点的冲洗及浇洒用水。生活热水由家用太阳能热水器提供，带电辅热功能。8.2.3.2、排水部分站区内的排水系统采用分流制。（1）生活污水排水全站设污水排放口1个，并设排污标志。-106- 本工程考虑采用设地埋式生活污水处理装置一座，处理能力为0.5t/h，生活污水处理流程为：生活污水→生活污水管→污水调节池→潜水排污泵→生活污水处理装置→达标生活污水→排水提升井→就近外排至市政污水管或河沟。生活污水一体化处理设备的废物定期清掏后外运。（2）雨水排水根据站区总平面规划，本站占地较大，自然地势相对较低，设计场地标高低于10％内涝水位。雨水排水系统考虑两个排水方案，方案1为有组织排水、升压强排方案；方案2为无组织排水、自流散排方案。方案1：需要在站区有序置雨水排水管（沟）系统，将雨水收集并自流汇至雨水泵站，再用雨水泵升压后外排。该方案优点是雨水能及时排放，缺点是工程量大，投资高，且雨水泵功率较大，大量占用了厂用电负荷，同时设置雨水泵站还需要占用部分场地。方案2：站区雨水完全自然散排，无需设置雨水管沟及雨水泵站；但宜在站址围墙外设置一圈排水沟，以免破坏原有水系。该方案优点是投资省，缺点是暴雨时站区可能短时积水，维护巡视不便；另采用自流散排方案时，本工程拟采取相应措施将积水影响降低，如将建筑物室内地坪抬高至内涝水位之上以杜绝室内积水，将站区道路部分抬高以减少路面积水，将场地内生产设备基础抬高以不影响设备使用。综合比较以上两个排水方案，鉴于光伏电站重要性较低，对电网冲击影响微小，本工程设计采用自流散排方案。8.2.4、采暖通风设计8.2.4.1、采暖系统-106- 本工程综合控制楼均采用空调采暖。与传统供暖系统相比，减少了锅炉房的占地及一整套相关设备。将电能直接转化为热能。同时可提供分室供暖，使用灵活方便，人们可根据不同的需求设定温度，暂不使用的时候可调至值班温度，真正实现经济运行,节约能源的目的。8.2.4.2、通风系统逆变器室的通风采用自然进风，机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。-106- 九、施工组织设计9.1、施工条件9.1.1、交通运输本项目主要场址位于XX。大同公路交通发展迅猛，境内目前已建成有京大（北京—大同）、大运（大同—运城）、大呼（大同—呼和浩特）、得大（得胜堡—大同）、灵山（灵丘—山阴）、环城等高速公路，大浑（大同—浑源）、天大（天镇—大同）、广浑（广灵—浑源）等高速公路正在建设中。X交通便利,通信发达。京包、大准铁路穿越东部,与大秦线配套的15公里运煤专用铁路直通区上深涧煤炭集运站。主要公路有208、109国道、云丰公路和新同公路，得大高速公路。项目地交通较发达，乡、村级公路已基本油路化，为本项目提供了良好的交通运输条件。9.1.2、施工用水本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工和生活供水采取打井方式，在升压站址区域打一口井，永临结合，施工结束后作为升压站水源，井深约80～90米，并安装净水装置，满足生活用水供给。水源附近施工用水可直接用管道输送。9.1.3、施工电源和建材-106- 施工电源从就近10kV电源点接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工等生产、生活房屋建筑的用电。本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等，可在附近地区购进。主要建筑材料来源充足，可通过公路运至施工现场。9.2、施工总布置1)根据光伏电站工程建设投资大、工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置。既要形成施工需要的生产能力，又要力求节约用地。2)施工总平面布置按以下基本原则进行：施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地、节约用地的目的。n路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按工程建设的次序，修建本电站的厂内道路。n施工机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生机械的浪费。n总平面布置尽可能做到永久、临时相结合，节约投资，降低造价。n-106- 分区划片，以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站划分为生产综合区、光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样即可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。9.3、主要工程项目的施工方案9.3.1箱变基础工程施工基础施工程序为：基础的放线定位及标高测量→机械挖土→清底钎探→验槽处理→混凝土垫层→架设钢筋混凝土基础模板→绑扎钢筋、预埋底法兰段→钢筋及预埋件的隐蔽验收→浇灌基础钢筋混凝土→基础回填机械配合人工分层夯填。1、基础开挖基础开挖过程中，首先采用小型反铲挖掘机，配合132kW推土机进行表层土的清理，人工修整基坑边坡；1m3反铲挖掘机配合2m3装载机开挖，沿坑槽周边堆放，部分土石方装10t自卸汽车运输用于整理场地，人工修整开挖边坡。开挖完工后，应清理干净，进行基槽验收，根据不同地质情况分别采取措施进行处理。2、基础混凝土浇筑-106- 清理基坑，蛙夯机夯实后，先浇筑100mm厚C15混凝土垫层，待混凝土凝固后，再进行钢筋绑扎，然后立模浇筑钢筋混凝土。在混凝土施工过程中，降雨时不宜浇筑混凝土，并尽量避免冬季施工，若需在冬季施工，应考虑使用热水拌和、掺用混凝土防冻剂和对混凝土进行保温等措施。混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿养护14天。待基础混凝土强度达到75%以上方可安装太阳能光伏电池组件方阵支撑结构。在太阳能光伏电池组件方阵基础混凝土浇筑过程中，应一次浇筑完成，对可能存在的施工缝应采取相应的处理措施。3、基础土方回填土方回填应在混凝土浇筑后进行。回填时应分层回填，电动打夯机分层进行夯实，并预留沉降量。剩余土石方就近平整场地。9.3.2太阳能光伏电池组件方阵的安装1、太阳能光伏电池组件方阵支撑结构安装基础的检查太阳能光伏电池组件方阵安装应在厂家专门技术人员的指导下进行。严格按厂家安装图纸进行安装。安装前应清除基础上的尘土及浇筑混凝土的剩余物，尤其是预埋螺栓及各连接部位，不允许有任何锈蚀存在。太阳能光伏电池组件方阵支撑结构最高安装高度为3.5米。太阳能光伏电池组件方阵支撑结构中单件最长为6米。根据太阳能光伏电池组件方阵支撑结构中单件最大吊重、安装高度以及现场的安装条件等，太阳能光伏电池组件方阵支撑吊装设备选用：吊重为30t汽车吊，即可满足本工程的起吊要求。2、太阳能光伏电池组件方阵支撑结构安装的施工准备安装工作由吊车作业，吊装现场应保证起重机吊装时有足够的吊装工作空间，在每一个太阳能光伏电池组件方阵旁边应有存放零配件或小型吊车的足够临时场地。3、太阳能光伏电池组件方阵支撑结构的安装-106- 太阳能光伏电池组件方阵支撑结构安装应在厂家专门技术人员的指导下进行。严格按厂家安装图纸进行安装。保证安装后横平竖直，使太阳能光伏电池组件方阵的倾斜角满足设计要求。达到最佳发电量。4、太阳能光伏电池组件太阳能光伏电池组件方阵安装应在厂家专门技术人员的指导下进行。严格按厂家安装图纸进行安装。太阳能光伏电池组件在安装时要轻拿轻放，严禁碰撞、敲击、划痕，以免破坏封装玻璃，影响性能，缩短寿命。太阳能光伏电池组件的内部接线在出厂时已盘整好，在安装过程中不允许拆动,会有触电危险。太阳能光伏电池组件的安装确保在整个安装过程中的施工安全及施工质量。遇有大风、暴雨、冰雹、大雪等情况，应停止太阳能光伏电池组件的安装确保在整个安装过程中的施工安全及施工质量。5、汇流箱安装汇流箱安装在太阳能光伏电池组件方阵支撑结构上。在太阳能光伏电池组件方阵支撑结构安装完毕后进行。汇流箱的防护等级为IP65.在安装时严禁碰撞、敲击、划痕，以免破坏防护，降低防护等级。汇流箱的安装，需2名装配人员配合进行。并清理安装现场。6、太阳能光伏电池组件的连线-106- 单个太阳能光伏电池组件方阵的太阳能光伏电池组件全部安装完毕，且汇流箱安装完毕。方可进行太阳能光伏电池组件的连线工作。太阳能光伏电池组件的连线工作必须在厂家专门技术人员的指导下进行。严格按厂家接线图纸进行接线。错误的接线会导至短路、过压，损坏太阳能光伏电池组件。7、35kV变压器的安装（1）安装前的准备变压器开箱验收，检查产品是否有损伤、变形和断裂。按装箱清单检查附件和专用工具是否齐全，在确认无误后，方可按厂家技术要求进行安装。（2）变压器的安装变压器采用汽车吊吊装就位。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，确保施工安全及安装质量。在安装完毕后，按国家有关试验规程进行交接试验。8、架空线及电缆安装从每一套光伏发电系统到升压站的输电线路均为电缆线路，电缆沟道土建施工结束后，即可分区安装输电线路。所有动力电缆、控制电缆和光缆安装，应按设计要求和相关规范施工。分段施工，分段验收。每段线路要求在本段箱变安装前完成，确保机组的试运行。9.3.3升压站施工本工程升压变电站的主要建(构)筑物综合控制楼、进线架构、主变压器基础及避雷针等。9.3.3.1电气设备基础施工-106- 升压站的设备基础施工。施工顺序大致为：施工准备→场地平整、碾压→基坑开挖→混凝土基础施工→基坑回填→电气设备安装。先清理场地、碾压后进行设备基础施工。按设计图要求，人工开挖设备基础，进行钢筋绑扎和支模。验收合格后，可进行设备基础混凝土浇筑。混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿养护7天。柱脚与基础连接采用杯口插入式。构架就位后，用缆绳找正固定，然后进行混凝土二次灌浆。待混凝土达到一定强度后，才能拆除临时固定措施及横梁吊装。然后交付安装施工。9.3.3.2升压变电站建筑施工1、升压站建筑基础施工升压站场地清理，采用推土机配合人工清理。然后用10t振动碾，将场地碾平，达到设计要求。升压站内所有建筑物的基础开挖，均采用小型挖掘机配人工开挖清理（包括基础之间的地下电缆沟）。人工清槽后、经验槽合格，方可进行后序施工。-106- 基础混凝土浇筑和地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填施工。施工时要同时做好各种沟、管及预埋管道的施工及管线敷设安装，重点是主控楼的地下电缆、管沟等隐蔽工程。在混凝土浇筑工程中，应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时处理，以保证施工质量。混凝土浇筑后须进行表面洒水保湿养护7天。在其强度未达到7天强度前，不得在其上踩踏或拆装模板及支架。所有建筑封顶后再进行装修。2、建筑施工(1)综合楼施工顺序为：施工准备→基础开挖→地基处理→基础混凝土浇筑→墙体砌筑→混凝土柱→梁、楼板浇筑→室内外装修及给排水系统施工→电气设备就位安装调试。(2)35kV配电间施工顺序为：施工准备→基础开挖→地基处理→基础混凝土浇筑→墙体砌筑→混凝土柱→梁、楼板浇筑→室内外装修及给排水系统施工。9.3.3.3升压变电站电气施工电气设备基础施工结束后，进行构架吊装安装。柱脚与基础连接采用杯口插入式。构架就位后，用缆绳找正固定，然后进行混凝土二次灌浆。待混凝土达到一定强度后，才能拆除临时固定措施及横梁吊装。主变压器较重，大型平板车运输至升压站后，采用1台100t履带吊车吊装就位。吊装时索具必须检查合格，钢丝绳必须系在油箱的吊沟上。主变压器的安装程序为：施工准备→基础检查→设备开箱检查→起吊→就位→附件安装→绝缘油处理→真空注油试验→试运行。电气设备的安装必须严格安设计要求、设备安装说明、电气设备安装规程及验收规范进行，及时进行测试、调试，确保电气设备的安装质量和试车一次成功。9.3.3.4施工场地及施工生活区-106- 本工程为光伏电站，所需的生产辅助项目少，且主要设备以整体运输安装为主，施工用地较少。施工生产、生活用地均在场地内安排。9.3.3.5地方材料供应情况（1）黄砂：由本地区供应；（2）水泥：由当地水泥厂供应；（3）石料：在本地采购；（4）石灰：由本地供应；（5）砖、空心砖或砌块：由附近砖瓦厂供应。9.3.3.6电力供应本期工程施工临时用电负荷按500kVA考虑，考虑从当地变电所接线。本工程为光伏电站，施工安装工程量小，其用水量少。施工通信：施工现场拟配5路外线，施工单位自行安装内部总机。氧气、氩气、乙炔等施工用气可在当地就近购买。9.4、施工综合进度根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，生产综合楼与光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。本项目计划建设期12个月。9.4.1、编制原则-106- 1．设计进度以开工后“实际工期”排序，实际有效总工期为12个月。（如遇冬季停工期，依次顺延）。2．太阳能光伏电池组件方阵安装用吊车安装，根据其施工方法，并参照已有工程的经验，安装一套太阳能光伏电池组件方阵机组（包括安装设备组装、拆卸、移位等），工期约3～5天。3．太阳能光伏电池组件方阵的安装，应在基础混凝土浇筑完工后1个月后开始实施。4．每个太阳能光伏电池组件方阵的电气设备安装、就地配电间和输电线路的施工在太阳能光伏电池组件方阵安装前完成，以满足太阳能光伏电池组件方阵安装后即可并网发电的要求。5．太阳能光伏电池组件方阵安装完工后，太阳能光伏电池组件方阵及逆变器的调试期约5～10天。6.施工期可根据施工单位实际能力调整加快施工进度。7.施工进度应考虑太阳能光伏电池组件制造厂生产能力因素。9.4.2、分项施工进度安排1、从第1月第1日开始到第1个月底为施工进场前准备工作期，主要完成进场物资准备，场地平整。2、施工供水、供电系统及临时辅助设施建设，是本工程施工的必备前提，从第1月第15日到第2月底完成。场内交通公路的施工为第2月第1日到第4月底，不作为约束条件，可以根据施工进程适当调整。-106- 3、本工程太阳能光伏电池组件方阵基础和箱式变基础施工从第2月第15日到第8月底。从第5月第1日到第8月15日进行光伏发电站110kV升压站的土建工程及电气设备安装及调试。4、太阳能光伏电池组件方阵的安装工程从第4月第1日到第10月底，光伏发电系统全部安装结束。箱式变安装由第4月第15日到第10月底，箱式变全部安装结束。5、太阳能光伏电池组件方阵、逆变器及箱变调试于第10月第1日到第11月底全部完工。6、输电电缆、通信及监控光缆第11月第1日到第12月15日底全部安装结束。9.4.3、施工控制进度本工程施工控制进度为：1、第4月第1日起进行太阳能光伏电池组件方阵基础施工到第10月底完工。2、太阳能光伏电池组件方阵的安装及调试工程从第4月第1日到第11月底，太阳能光伏电池组件方阵及逆变器全部安装及调试结束。3、从第5月第1日到第8月15日进行太阳能光伏发电站110kV升压站的土建工程及电气设备安装及调试。4、第12月第底，光伏电站并网发电。-106- 十、工程管理设计10.1、工程概况管理机构设置10.1.1、工程概况X天X50MW光伏并网电站项目装机容量为50MWp。项目拟安装50单套容量为1MW太阳能光伏电池组件及逆变器，并配备安装50台35KV变压器。同时场区内新建110KV升压站。在项目建成后，场内太阳能光伏电池组件方阵及逆变器和电气设备与110KV升压站统一管理。10.1.2、管理机构设置建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人[1992]64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合新建电站工程具体情况，本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。-106- 光伏电站运营公司编制10人，设经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设3个部门，综合管理部（2人）、财务部（2人）、生产运行部（5人）。10.2、工程管理范围10.2.1、太阳能光伏发电项目生产区、生活区规划升压站内总体布置分生产区和生活区，生产区主要布置中央控制楼、升压变压器及配电输出装置；生活区主要布置综合楼、配电房、绿地广场、围栏等建筑，站内未利用空地均设计为绿地。结合总体的功能分区和交通流线组织，将生活区和生产区分隔，升压站分为相对独立的部分。10.2.2、太阳能光伏发电项目生产区、生活区用水、用电1、现场施工供水可直接在场内打井，设置蓄水池，用水泵取水，由管道输送至蓄水池。施工高峰期，施工日用水量大约为30t/d深井可满足要求。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点可用水罐车或水箱运输。2、本工程施工用电采用从场区外部10kV线路接来，太阳能光伏发电站内太阳能光伏电池组件方阵施工电源采用75kW柴油发电机发电。10.2.3、工程管理区绿化-106- 在升压站内总体布置分生产区和生活区，站内未利用空地均设计为绿地，种植草皮，草皮外围植长绿树。场地入口两侧要种植草皮，再搭配一些绿树。10.2.4、通信1、发电场内通信：在发电场内部设IP电话，在每个逆变器配电房现地控制交换机上挂一门IP电话，语音信号通过光纤环网传输，实现场内通信。2、发电场开关站内设数字程控用户交换机一台，用于行政通信，满足生产和行政管理通信需要。3、厂内行政和调度交换机具有数字中继和各类模拟中继接口，可与电力系统、邮电公网及三仓变之间实现通信联网，满足电网运行调度和管理的通信需要。4、系统通信：根据接入系统设计，初步考虑电网调度之间的通信采用SDH光纤传输。5、通信电源：为保证通信畅通，通信交流电源采用经双回路取自厂用电的不同母线段的交流电源。直流供电的通信设备选用由通信高频开关电源（包括直流配电单元和交流配电单元）和两组免维护蓄电池组成的电源系统对通信设备浮充供电。10.2.5、运行和维护1、运行与维护人员的培训-106- 太阳能光伏发电站设有运行管理部，负责太阳能光伏发电站的日常运行管理工作。项目运营公司将对上岗运行和维护的人员进行严格的培训。第一年对运行和维护成员的专题培训：在上岗之前，进行16小时太阳能光伏发电设备基础课程教育和80小时施工工地实习。工作了6－12个月之后，进行38小时高压设备和升压站专业课程、38小时控制系统专业课程、劳动风险防范专业课程、太阳能光伏发电设备的安全专业课程。以后各年要进行必要培训，从根本上提高各方面的知识水平，其中包括：设备维护、设备组装厂和施工工地实习中未设的专业课程。2、运行与维护（1）、现行国家有关太阳能光伏发电站运行、维护内容和方法的电力行政法规和法规性文件可参考如下：GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则DL/T666–1999风力发电场运行规程DL/T796–2001风力发电场安全规程DL/T797–2001风力发电场检修规程这些规程给出了对太阳能光伏发电站设备和运行人员的要求，规定了正常运行、维护的内容和方法以及事故处理的原则和方法。本项目严格执行国家有关安全运行管理的规定，并根据本项目特点制定更加具体的运行和维护的操作规程。（2）、太阳能光伏发电站运行管理部的两个主要机构，以及这两个主要机构承担的主要职能性工作：-106- 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、成本、备品备件、误差校正等评价；根据收到报警和现有文件资料进行初步判断和对进行技术判断的运行设备人员提供技术支持。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、对显露问题的分析判断，在其对问题的初步判断的基础上，准备一个故障列表，交给故障检修组，运行和维护经理，远程控制组。10.3、质量验收标准完善以总工程师为核心的包括业主方、设计、监理、施工、调试在内的质量保证、质量控制网络，确保工程质量按照ISO9000标准受控进行。太阳能光伏发电站的建设、和拆除应主要采用规范和标准见表。太阳能光伏发电站建设和拆除规范和标准ICEA绝缘电缆工程师学会GL德国劳埃德船级社NEC全国电气规程UBC统一建筑规程IEC国际电气委员会GB50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范-106- DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程DL5003电力系统调度自动化设计技术规程-106- 十一、环境影响评价11.1、评价依据国家环境保护行政法规和法规性文件1、《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》（2008.2）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》（1996.20）6、《中华人民共和国环境影响评价法》（2002.20）7、《国务院关于环境保护若干问题的决定》[国发（1996）31号]8、《建设项目环境保护管理条例》[国发（1998）]9、GHZB1-1999《地面水环境质量标准》的Ⅲ类标准10、山西省环境保护条例11、山西省建设项目环境保护管理办法实施细则11.2、评价标准1、GB3095-1996《环境空气质量标准》的二级标准2、GB3838-2002《地面水环境质量标准》的Ⅲ类标准3、GB3838-2002《地下水环境质量标准》的Ⅲ类标准-106- 4、GB5084-1992《农田灌溉水质标准》中的水作物标准5、GB12348-2008《工业企业厂界噪声标准》6、GB15618-1995《土壤环境质量标准》中二级标准7、GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》11.3、环境影响分析及治理措施本工程对环境的影响包括施工期和运行期两方面，主要还是施工期对周围的环境影响较大，但施工期的环境影响将随着工程的结束而消失。11.3.1、工程施工期对环境的影响及防治11.3.3.1、噪声影响及防治本工程施工内容主要包括厂房基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、光伏设备运输和安装等，施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声，如混凝土搅拌车等。根据其它工程对作业场所噪声源强的监测资料，小型混凝土搅拌车的作业噪声一般为91-102dB（A）。根据几何发散衰减的基本公式计算出施工噪声为距声源250m处噪声即降到55dB（A）以下，本工程施工大部分安排在白天，且场址周围环境大多为盐碱地，基本没有居民和工矿企业，在施工工艺选择时，将施工噪音控制在标准范围内；同时在施工过程中严格遵守作业时间，故施工噪声对周围环境不会造成扰民影响。11.3.3.2、扬尘、废气-106- 在施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。因此，在施工过程中需保持场地清洁并采取经常洒水等措施，可减轻工程施工对周围环境的影响。施工结束影响即消失。11.3.3.3、运输车辆对交通干线附近居民的影响光伏发电工程运输量不大，因此运输车辆对交通干线附近居民的影响较小。11.3.3.4、污染物排放施工期的污染物排放主要包括废水和固体废弃物。工程施工废污水主要来自于土建工程施工、材料和设备的清洗，以及雨水径流。施工废污水的主要成分是含泥沙废水，可在现场开挖简易池，收集泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部回用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。施工区的生活污水收集后经化粪池沉淀后，定期清掏，对环境影响极小。施工期的固体废物主要有建筑垃圾及生活垃圾，要求及时清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。11.3.2、运行期的环境影响太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能，在生产过程中不消耗矿物燃料，不产生大气污染物，因此运行期间对环境的影响主要表现有以下几个方面，通过采取一定的措施后，可将环境影响降低至最小。11.3.2.1、噪声影响-106- 太阳能光伏发电运行过程中产生噪声的声源只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小（小于65dB（A））；同时变压器布置在室内，电站厂界噪声将远低于《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的3类标准。11.3.2.2、废水影响本工程建成后基本无生产废水。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，仅需少量人员值班，生活污水量极少，生活污水经沉淀处理达到新港污水处理厂的接管标准后，排入工业区的污水管网，对环境基本无影响。11.3.2.3、潜在电磁辐射影响专题研究表明当高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。光伏发电系统本身不会产生电磁辐射，太阳能光伏发电站运行时会可能产生电磁辐射的主要场所是交直流配电房，但其强度较低且本太阳能光伏发电站距离居民区非常远，可以认为太阳能光伏发电站产生的电磁辐射不会对其附近居民身体健康产生危害。根据类比的电磁辐射和无线电干扰源强，通过对太阳能光伏电场附近居民的调查，目前已运行的太阳能光伏发电站对当地的无线电、电视等电器设备没有影响，变电站（升压站）和输电线路运行期产生的工频电场、磁场均能满足《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24-1998）的工频电场4kV/m、工频磁场0.1Mt的推荐标准。11.3.2.4、雷击-106- 本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电站建成后将安设警示牌。根据相应设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接地方式，以满足防雷保护的要求。11.3.2.5、污染物排放总量分析本工程无废气、废水排放，少量的生活污水经化粪池处理后排入工业区污水管网，经污水处理厂进一步处理后排放。生活垃圾由环卫部门统一处理。因此本项目无需申请污染物排放总量指标。11.3.3、光污染及防治措施电池板内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能电池板对阳光的反射以散射为主。其镜面反射性要远低于玻璃幕墙，故不会产生光污染。11.4环境保护措施项目建设期环境保护防治理措施见下表:太阳能光伏发电站建设期环境保护防治措施一览表类别环境保护措施水机械冲洗集中收集检查井格栅井地埋式一体化污水处理设备（接触氧化、沉淀、消毒）生活废水气扬尘物料堆放和运输遮盖毡布、封闭混凝土拌合、道路洒水、避免大面积开挖、加强施工管理，协调施工季节废气施工机械采用技术先进的设备、燃料采用优质燃料、避免超负荷工作、加强对施工机械和施工运输车辆的维护保养声噪声项目附近数km内无住户，施工噪声影响有限，且随施工结束而消失固废建筑垃圾用于生活区建设中的道路建设等生活垃圾统一收集后委托当地清官所统一清运并进行卫生填埋-106- 生态土地利用绿化、生态恢复项目运营期环境保护防治理措施见下表:太阳能光伏发电站运营期环境保护防治措施一览表类别环境保护措施水机械冲洗隔油池预处理后与生活污水一起集中收集生活废水集中收集检查井格栅井地埋式一体化污水处理设备（接触氧化、沉淀、消毒）气扬尘物料堆放和运输遮盖毡布封闭混凝土拌合道路洒水避免大面积开挖加强施工管理，协调施工季节废气施工机械采用技术先进的设备燃料采用优质燃料避免超负荷工作加强对施工机械和施工运输车辆的维护保养声噪声项目附近数km内无住户，施工噪声影响有限，且随施工结束而消失固废污水处理污泥自行推肥，用于厂区的绿化和生态恢复生活垃圾委托当地统一收集清运后卫生填埋生态土地利用绿化、生态恢复11.5、节能及减排效益分析太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可在生能源，早开发早受益。本项目拟装机50MWp，年均上网电量7226.84万kWh。按照火电煤耗平均350g标煤/kWh，每年可节约标准煤2.5万吨，二氧化碳约10.1万吨。11.6、综合评价拟建50MW-106- p并网光伏发电工程利用清洁的、可再生的太阳能资源，节约了不可再生的煤炭或石油、天然气资源，对于减少大气污染排放，保护环境具有重要地作用，社会效益及环境效益良好。此外，每个太阳能电池板支架基础仅占用较小的面积，不会对当地的生态环境有所影响，电场的建设不会影响当地土地利用规划；电场施工期只要加强管理，采取切实可行的措施，可有效地控制施工期间粉尘、噪声等方面的影响。总之，拟建50MWp并网光伏发电工程的建设对当地环境不会生产不良的影响，而且太阳能电场工程是一个节能降耗的环保项目。因此该项目的建设从环保的角度分析是可行的。-106- 十二、劳动安全和工业卫生12.1、编制任务与目的1、为了保护劳动者在太阳能光伏发电站建设中的安全和健康，改善劳动条件，太阳能光伏发电站设计必须贯彻执行国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在太阳能光伏发电站劳动安全和工业卫生工程设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，重视安全运行。在贯彻执行国家及部已经颁布的法令、标准及规定的前提下，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。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施，必须与主体工程同时设计，同时施工，同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。2、根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规(DL5061-1996)》及其它有关规定的要求，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。12.2、设计依据1、国家、地方政府及项目主管部门有关规定-106- （1）中华人民共和国劳动法；（2）建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定；（3）建设项目(工程)职业安全卫生措施和技术措施验收办法（劳动部劳安字[1992]1号文）；2、设计采用的主要技术规范、规程、标准水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范(DL5061-1996)；变电站总布置设计技术规程(DL/T5056-2007)；电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)；火力发电厂和变电站照明设计技术规定(DL/T5390-2007)；继电保护和安全自动装置技术规程(GB14285-2006)；关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则的通知（国电调2002-138号）；火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程(DL/T5136-2001)；3~110KV高压配电装置设计规范（GB50060-2008）；高压配电装置设计技术规程DL/T5352-2006；交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T620-1997)；电力设备过电压保护设计技术规程SDJ7-79交流电气装置的接地(DL/T621-1997)；导体和电器设备选择设计技术规定(SDJ14-86)；火灾自动报警系统设计规范(GB50116-98)；建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；建筑设计防火规范GB50016-2006；-106- 火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006建筑内部装修设计防火规范GB50222-95(2001年修订版);工业企业设计卫生标准GBZ1-2002；电力职工生活福利管理和设施标准（90-11-02）；水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程（DL/T5165-2002）；采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)12.3、工程安全与卫生危害因素分析12.3.1、施工期危害因素1、在施工期实行爆破作业的时候因爆破用炸药危害性较大以发生事故。施工过程中不可避免用电量大，易引起火灾等事故。2、施工期不可避免在高空作业，在高空时易发生高空坠落事件。3、在运输吊装作业时因运输机械体积较大，容易看不到前面的情况且没有相应的保护措施，容易发生人身事故。4、加强对施工人员的安全教育，对于每个人要进行上岗前的安全教育。5、本太阳能光伏发电站地处我国西北部地区，夏季紫外线较强，冬季温度较低，要求对施工人员制定防晒、防冻措施。12.3.2、运行期危害因素-106- 1、太阳能光伏发电站内有大量的高、低压带电设备，需防止触电伤害。2、太阳能光伏电池组件方阵及逆变器运行过程中要考虑低温对其带来的危害。3、逆变器运行过程中产生一定的噪音污染。4、太阳能光伏发电站内有变压器，变压器内部故障时会引起电弧，有燃烧和爆炸的可能。5、对运行管理和维修工人必须进行安全教育和上岗职业教育，对于太阳能光伏电池组件方阵及逆变器维修必须要由专业人员进行。12.4、劳动安全设计12.4.1、防火、防爆对于消防设计将考虑消防给水、灭火设施、消防配电、事故照明、电缆防火、自动报警、通风排烟等系统：1、对于各建筑物、构筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《火力发电厂与变电站设计防火规范》执行。2、建筑物、构筑物最小间距等按《建筑设计防火规范》、室内建筑材料的选用要满足《建筑内部装修设计防火规范》、升压站应满足《火力发电厂与变电站设计防火规范》等国家标准的规定。3、110KV升压站内控制室、电缆夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料封堵严密。4、主要通道、楼梯间等疏散走道均要设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。-106- 5、所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。6、110KV升压站均设室外消火栓系统，并配置移动式灭火器。7、对于防爆安全设计主要是主变压器等，主变压器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。12.4.2、防电气伤害1、依据现行的《高压配电装置设计技术规程》中的要求进行屋外配电装置的设计，防止触电伤害。2、依据现行的《建筑防雷设计规范》中的要求进行防直击雷保护装置的设计，建筑物屋顶设置避雷带。3、根据现行的《电力设备接地设计技术规程》和《电力工程接地设计规范》规定进行全场安全接地设计，并据《电力设备过电压保护设计技术规程》进行带电设备安全净距的设计，以保证人身及设备安全。4、升压站设有接地网，其接地电阻，接触电势和跨步电势均符合《交流电气装置的接地》（DL/T621）的要求，能确保设备及操作人员的人身安全。5、闭合断路器；防带电挂地线、合接地开关；防带地线合隔离开关和断路器；防误入带电间隔。12.5、工业卫生设计-106- 12.5.1、防噪声及振动太阳能光伏发电项目按无人值班少人值守的方式设计，采用以计算机为基础的全太阳能光伏发电站集中监控方式，并设置图像监控系统，因而仅有少量的职守人员的在中控继室内，其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》的规定，结合本电场的特点，限制在60～70dB。根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动保护措施，尽量降低各种危害及电磁辐射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，应首先从振动源上进行控制并采取减振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合《动力机器基础设计规范》、《作业场所局部振动卫生标准》及其他有关标准、规范的规定。12.5.2、防寒、防冻及其它在控制室、休息室、值班室、办公室等场所设置采暖系统，按照《工业企业设计卫生标准》、《采暖通风与空气调节设计规范》、《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》等有关规定进行设计。1、各建筑物、工作场所、站内道路照明满足生产及安全要求，单元控制室采用格栅照明，照度充足，灯光柔和，以保护运行人员的视力。2、所选设备及材料均满足电厂运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的作用。-106- 3、所有设备均座落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。4、其它防火、防机械伤害、防寒等措施均符合国家的有关规定。5、安全卫生管理机构必须和整个太阳能光伏发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，以保证太阳能光伏发电站顺利运行，达到安全生产的目的。12.6、安全与卫生机构设置安全卫生管理机构，必须和整个太阳能光伏发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，以保证太阳能光伏发电站顺利运行，达到安全生产的目的。根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》要求，太阳能光伏发电站设置安全卫生管理机构，由太阳能光伏发电站主管领导负责亲自抓，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，其兼职人员为1名，负责日常的劳动安全与工业卫生工作。XX50MWp并网光伏发电项目工程场区靠近城镇，不需要配备专门的卫生机构，太阳能光伏发电站职工可以就近到市区医院看病就诊。12.7、事故应急救援预案-106- 根据国家有关规定及相关职能部门的相关要求，对太阳能光伏发电站的突发事故，应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在太阳能光伏发电站投产前经有关部门的审批。预案应对太阳能光伏发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作出反应，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。12.7.1、应急预案的目的1、在遇到突发事件时，采取有效的应急措施，使太阳能光伏发电站各项活动过程中的人、财、物得到充分保护；2、控制事故险情的升级，最大限度减少损失；3、预测各项活动过程中所存在的风险、隐患，制定出相应的应急程序和控制措施，指导本太阳能光伏发电站各部门组织学习和应用，提高太阳能光伏发电站整体应变能力。12.7.2、应急抢险原则1、总体原则先抢救遇险人员，后抢救国家财产；在扑救初起火灾时，必须遵循：先控制后灭火，救人第一，先重点后一般的原则。应急抢险时，各部门协调，服从应急指挥部的统一调动。-106- 2、应急处置原则（1）疏散无关人员，最大限度减少人员伤亡；（2）阻断危险物源，防止二次事故发生及事态蔓延；（3）保持通讯畅通，随时掌握险情动态；（4）调集救助力量，迅速控制事态发展；（5）正确分析现场情况，果断决定采取应急行动；（6）处理事故险情时，首先考虑人员安全，其次应尽可能减少财产损失和环境污染，按有利于恢复生产的原则组织应急行动。12.7.3、应急设备器材1、通讯系统（1）由太阳能光伏发电站值班人员负责应急通讯设备的配置和维护，应急状态下负责通讯设施故障的处理；（2）为了保障应急信息的快速传递，太阳能光伏发电站值班室应设置应急专用电话，在日常工作中不得使用应急配备的专用电话。2、物资供应系统应急物资由太阳能光伏发电站副总经理负责协调、组织及落实，确保应急物资准备充足、供应及时。3、交通运输系统太阳能光伏发电站内车辆由太阳能光伏发电站值班班长负责协调、组织，下属各部门必须服从太阳能光伏发电站应急指挥部统一调动。-106- 4、消防系统由太阳能光伏发电站值班班长负责协调、组织及落实消防设备和人员，应急时服从太阳能光伏发电站应急指挥部调动。5、医疗救护系统太阳能光伏发电站配备常用的医疗救护设备及药品，应急状态下可向就近医院求助，服从太阳能光伏发电站应急指挥部和应急办公室调动。6、义务消防队太阳能光伏发电站全体职工为义务消防队队员。应急时，所有义务消防队及其成员必须严格服从太阳能光伏发电站应急指挥部和应急办公室调动。12.7.4、应急组织职责1、制定太阳能光伏发电站应急工作计划，各种重大应急的措施和方案。2、为应急行动配备、协调各种设备、器材以及其他应急物资。3、负责太阳能光伏发电站二级应急行动的实施，发生一级事故险情时，及时向上级组织汇报，并迅速调动全厂应急力量采取应急救援行动。4、负责太阳能光伏发电站的生产动态，发生事故险情时，及时做出判断并采取相应的应急措施。-106- 5、负责收集每天的气象信息、上级和有关部门的险情通报，有异常情况时上报应急指挥部，并立即通知各单位做好应急准备。6、在上级应急组织下达应急指令时，执行上级应急指令，调动太阳能光伏发电站的应急力量，参加上级应急组织应急行动。12.7.5、应急预案太阳能光伏发电站在建设阶段和建成投产运营阶段险情分为两类：一类是自然环境造成的险情称为自然灾害险情，包括：暴风雪、地震、洪水等；另一类是工业事故引起的险情称为工业事故险情，主要包括：火灾、爆炸、触电、中毒、急性传染病、高空坠落、机械损伤、等。发现险情后，当事人首先判明险情的级别，如果是三级险情，立即向值班班长汇报（施工过程中向项目部汇报），由太阳能光伏发电站值班班长向太阳能光伏发电站副总经理汇报；如果是二级险情及以上，立即就近按响火灾自动报警按钮（火灾或爆炸事故险情），立即向太阳能光伏发电站值班班长汇报，由太阳能光伏发电站值班班长上报地调调度，并同时上报公司领导。12.8、劳动安全与工业卫生专项工程量、投资概算-106- 太阳能光伏发电站运行人员在工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入现场工作。按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，为太阳能光伏发电站的安全运行有一个好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致事故。建立巡回检查制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器进行安全的日常维护。本项目建设和运营过程中劳动安全和工业卫生专项投资概算为15万元。12.9、安全培训与制定规程1、在太阳能光伏发电站运行之前，须确定正式的培训计划，保证运行人员能安全、有效地操作设备正常运行。2、培训一支能安全和正确检修设备的人员队伍，制定一个包括日常技术和特殊技术的维修规程，各种安全因素均应包括在内。-106- 十三、投资估算13.1、编制原则（1）本投资估算静态投资水平年为2012年。（2）工程量：工程量由设计人员根据工艺系统设计方案提供，不足部分参照同类型光伏电站的工程量。（3）定额、取费及项目划分：参照执行水电水利规划设计总院风电标委[2007]0001号文关于发布《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》（2007版）和《风电场工程概算定额》（2007版）的通知及其附件。（5）设备及建筑工程：光伏设备及其他设备价格参照近期各厂家市场价，按照多晶硅4.6元/W计算。（6）通货膨胀率按照4%，折现率按照8%考虑；（7）上网电价按照国家规定以及政策，取0.95元/kWh；建设期贷款利息按最新的中国人民银行颁发的固定资产5年期以上贷款年利率6.55%（按季结息）计算。13.2、投资匡算本工程静态投资49000.00万元，单位静态投资9800.00元/kW；动态投资50123.00万元，单位动态投资1002.46元/kW。13.3、项目财务指标本项目采取30%自有资金，70%银行贷款的形式完成建设资金的筹措；贷款参照最新银行长期贷款项目利率6.55%计算，贷款年限15-106- 年。项目期间通货膨胀率4%，折现率按8%计算，则本项目全部资本金内部收益率为8.8%，自有资本金内部收益率为14.2%，投资回收期为9.4年。-106- 项目投资成本估算表-106- 利润表-106- 现金流量表-106- 附录：公司简介X发有限公司X发有限公司是阿特斯集团在大同设立的项目开发公司，成立于2012年6月，注册资本1亿元，承担集团在X及周边地区的光伏电站开发职能。阿特斯是一家由归国科学家瞿晓铧博士于2001年11月创办的太阳能光伏公司，并于2006年在美国纳斯达克成功上市，是中国第一家登陆美国纳斯达克的光伏企业。阿特斯专业从事硅锭、硅片、太阳能电池片和太阳能组件及应用产品的研发、生产和销售。产品主要销往德国、西班牙、意大利、美国、加拿大、韩国、日本、中国等国家和地区。阿特斯光伏组件可以应用于商业、家用和工业的离网、并网的太阳能供电系统，及光伏发电站等不同领域。同时也为全球客户提供光伏玻璃幕墙及太阳能发电应用产品。-106- 自2002年投产至今，阿特斯六年实现销售收入增长50倍。2006、2007和2008年，连续3年增长率为1552%。2007和2008连续两年蝉联德勤年度高科技、高成长中国50强，08年度阿特斯名列前十。2008年，阿特斯销售额达7.09亿美元，比2007年增长134%，成为世界光伏产业发展最快的企业之一。阿特斯致力于持续的技术创新。2009年阿特斯成功建立省级太阳能电池片工程技术研究中心。该研究中心的主要目标是建立国内领先，国际先进的太阳能电池研发中试线及太阳电池测试分析中心，研发方向为高效太阳能电池及利用精炼冶金硅制作的低成本新型硅电池。阿特斯将投入1000万美元研发费用，建立38人组成的强大研发团队，其中包括四名博士，公司总裁瞿晓铧博士亲自担任负责人。阿特斯研发项目上的合作伙伴包括杜邦中国公司、上海交通大学太阳能研究所、荷兰ECN和加拿大多伦多大学等国际知名公司和院校研究机构。阿特斯自成立之日起，就制定并执行了严格的质量管理体系和内部控制体系，长期以来，始终坚持“协同开发、超前科技、持续改进、精工运营”的方针，坚持把“质量、品牌、诚信”作为企业的生存之道，发展之道。阿特斯全面通过了德国莱茵(TUVRheinland)的DINENISO9001:2000、QC080000，是业界第一家通过ISO/TS16949:2002质量保证体系认证的企业。阿特斯太阳能电池组件已获得IEC61215和IEC61215第二版认证、TUV二级安全认证和北美UL1703安全认证。阿特斯先后评为-106- “双优”企业、“先进企业”、“外贸出口先进企业”、“十大外向型企业”、苏州“名星华资企业”、苏州市“先进技术企业”、江苏省高新技术企业等荣誉称号。-106-'