农光互补可行性报告 111页

'**县**镇50兆瓦农光互补项目可行性研究报告 第一章综合说明1.1项目概述1.1.1项目概况位于****低山丘陵区。地貌分区特征比较明显，自西而东依次为低山区、平原、丘陵。西部为低山区，属**的一部分，面积1029.68平方千米，占全县总面积的58%，海拔400~762.8米，相对高程200~400米。山间沟壑纵横，山下有小块平地。中部为平原区，位于**两岸和***河下游地带，为洪、冲积平原。海拔88~100米之间，面积412.73平方千米，占全县总面积的23.3%。该区地势平坦，土层深厚。县境东部为丘陵区，海拔100~240米之间。丘陵连绵起伏，丘顶多呈浑圆状。丘冈间有小块洼地、平原。丘陵区面积331.67平方千米，占全县总面积的18.7%。目前查看的土地位于**镇**庄西侧。土地性质为一般农田，需要建设约2公里的进场道路。当地政府规划将该地建设为油用牡丹基地。距离国家电网清泉110kV变电站9公里。110 附图1光伏项目地理位置图110 1.1.2工程建设的必要性1.1.2.1《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出：大力发展节能环保、新一代信息技术、生物、高端装备制造、新能源、新材料、新能源汽车等战略性新兴产业。积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源。促进分布式能源系统的推广应用。1.1.2.2符合《可再生能源中长期发展规划》根据国家《可再生能源中长期发展规划》，要大力推广应用小功率光伏系统，建立分散型和集中型兆瓦级联网光伏示范性电站。《可再生能源中长期发展规划》提出在经济较发达、现代化水平较高的大中城市，建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施，首先在公益性建筑物上应用，然后逐渐推广到其它建筑物，同时在道路、公园、车站等公共设施照明中推广使用光伏电源。“十一五”时期，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电试点。到2020年，全国建成2万个屋顶光伏发电项目，总容量100万千瓦（1000MW）。1.1.2.3项目建设符合山东省发展规划《山东省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》指出：培育发展战略性新兴产业。立足优势领域，以重大建设项目为载体，强化科技人才资金支撑，重点发展新能源及节能环保、新材料、新信息、新医药及生物、海洋开发及高端装备制造等五大战略性新兴产业，加快形成先导性、支柱性产业。能源建设：大力发展核电、风电、太阳能、地热能、海洋能、生物质能等新能源，积极接纳省外来电；110 《山东省高技术产业发展“十二五”规划》指出：培育发展战略性新兴产业。立足优势领域，以重大建设项目为载体，强化科技人才资金支撑，重点发展新能源及节能环保、新材料、新信息、新医药及生物、海洋开发及高端装备制造等五大战略性新兴产业，加快形成先导性、支柱性产业。大力发展核电、风电、太阳能、地热能、海洋能、生物质能等新能源，积极接纳省外来电。《山东省“十二五”太阳能产业发展规划》指出发展重点：太阳能光伏发电。支持在引进消化吸收基础上，自主研发太阳能电池大面积薄片化技术、规模化生产技术和新型工艺制造高效晶硅以及非晶硅薄膜电池技术、太阳能发电存储设备、建筑用太阳能电池组件等。鼓励太阳能电池并网发电技术、晶硅和非晶硅光伏发电技术产品的研发与生产。积极研发推广太阳能自清洁技术和低辐射玻璃等太阳能建筑节能产品。充分利用沿海滩涂、未利用荒地、盐碱地、矿区塌陷地以及城乡建筑屋顶、南立面墙，实施地面光伏电站、屋顶光伏电站和建筑一体化光伏电站工程，支持建设兆瓦级大规模太阳能光伏并网示范电站，带动太阳能光伏产品、设备规模化生产。该项目为太阳能发电项目，符合上述相关规划要求。1.1.2.4优化能源结构我国是世界上为数不多的几个以煤炭为主的能源消费国家，煤炭消费的比重虽然这几年有一定程度的下降，但目前还是超过了65％，能源消费结构不合理。同时中国的能源消费从整体上讲还属于粗放型能源利用方式，与现代集约经济发展的要求存在很大的差距。因此，从长远来看，包括太阳能在内的新能源和可再生能源将大力发展，以逐步改善以煤炭为主的能源结构，促进常规能源资源更加合理有效地利用，使我国能源、经济与环境的发展相互协调，实现可持续发展目标已成为国家战略。110 2011－2015年，我国将大规模推广应用新能源和可再生能源技术，使新能源和可再生能源的开发利用量达到4300万吨标准煤，占我国当时商品能源消费总量的2%。国家能源法也明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。因此，积极开发利用可再生能源，替代部分煤电，减轻能源对外依靠的压力，对改善我国能源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。沂南县蒲汪镇50MWp并网光伏发电项目的实施则是诠释优化能源结构的一个很好的实例。1.1.2.5保护环境，节约能源、减少温室气体排放保护环境保护的力度直接影响到我国在国际上的形象和地位。根据目前我国的能源结构，纯煤电的电力系统，燃煤产生大量的CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等，对环境和生态造成不利的影响。与其它传统发电方式相比，太阳能发电可节省一定量的发电用煤。目前我国二氧化碳排放量已位居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。为提高我国的环境质量，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用太阳能等清洁可再生能源是十分必要的，因为太阳能光伏发电场在运行过程中不会产生任何有害物质，同时还节约能源，保护环境，减少温室气体排放。1.1.2.6推广太阳能利用、促进光伏产业发展110 由于不合理地过度使用煤炭、石油、天然气等石化能源，造成能源储备日益减少。为了实现能源的可持续发展，世界上许多国家将光伏发电作为发展的重点，我国也正在朝这个方向努力。国家不断出台的政策、法规也有效支持了我国太阳能光伏产业的发展。我国的太阳能光伏制造业在我国的长三角和珠三角地区迅速崛起，其产品大多出口到欧美等发达国家。最近10年以每年平均30%的速度递增，最近3年更是以每年50%以上的速度高速增长。太阳能光伏发电已经成为可再生能源领域中继风力发电之后产业化发展最快、最大的产业，我国已经是全球最大的光伏产业国家之一。1.1.3研究范围和内容本工程建设容量50MWp。研究范围为光伏发电组件到35kV升压变电站墙外第一基杆塔。包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统等所有子系统。研究的主要内容包括建设场址的太阳能资源分析、光伏发电工程的建设条件、光伏发电系统配置方案、主设备选型和布置、节能和环保效益分析、项目投资估算和经济评价等光伏发电工程的建设条件。编制工程投资概算并进行财务评价。1.1.4主要设计原则1、项目主设备选型要具有先进性，同时要立足于国产化，要充分展示中国先进的可再生能源开发利用的最新技术。2、优化系统配置，在保证示范项目实用性功能的同时，兼顾新能源技术的展示功能。3、光伏发电系统逆变系统采用单机容量500kW逆变器，接入电网系统采用35kV高压集中并入公用电网。4、采取有效的清洁方案，保证电站设备在运营期内不因风沙、尘土而损坏。1.2主要技术特点1.2.1光伏组件选型及安装容量目前常用的太阳能电池有：单晶硅、多晶硅太阳能电池；非晶硅薄膜太阳能电池；数倍聚光太阳能电池等，从技术经济比较结果来看：晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。商业用化使用的太阳能电池组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。110 晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短，只有10-15年。因此本工程拟选用晶体硅太阳能电池。在单晶硅电池和多晶电池选择上：由于多晶硅电池组件的价格要比单晶硅低，从控制工程造价的方面考虑，本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。本工程采用的多晶硅太阳能电池组件的详细技术参数见下表太阳能电池组件性能参数表序号项目内容1组件型号250Wp2组件类型多晶3组件效率>15.29%4使用寿命≥25年4.12年降容保证≤2%4.210年降容保证≤10%4.325年降容保证≤20%5峰值功率250Wp6开路电压Voc37.66V7短路电流Isc8.92A8最佳工作电压Vm29.94V9最佳工作电流Im8.35A10功率温度系数-0.45%/℃11开路电压温度系数-0.37%/℃12短路电流温度系数0.06%/℃13组件封装形式Glass+EVA+Cell+EVA+Backsheet14长×宽×高1650×991×40mm15组件净重18.2kg项目采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个容量为1MWp的光伏并网发电单元，每个1MW发电单元实际装机容量110 1000kWp。组件总的安装数量为200000块，总容量为50MWp。1.2.2光伏组件布置本系统按照50个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp发电单元采用2台500kW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.27kV/35kV变压配电装置。1.2.3电气部分1、并网逆变器选型并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到630kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，转换效率越高，且单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，100kVA和250kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，但考虑到光伏发电系统中，线损最大的部分就是直流损耗，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，不仅转换效率底，而且会产生较大大的直流损耗，影响投资收益，故本方案拟配置500kVA并网逆变器。2、升压变型式的选择本工程中，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零，空载损耗尤为突出。不论发电装置是否输出功率，只要变压器接入系统，变压器始终产生空载损耗。因此降低变压器空载损耗对于本工程的实际节能效果意义重大。本项目1000110 kWp单元设一间低压配电室，逆变器与变压器合用配电室（或户外逆变器及箱式变）。选用分裂变压器SCB0.27/351000/500-500kVA,20台。3、电气系统方案本项目安装总容量为50MW，配500kVA逆变器，共100台，每两台500kVA逆变器配一台升压变，组成一个逆变升压单元，共有50个逆变升压单元，直接将逆变产生的270V交流电升压至35kV。为了尽量减少低压直流线缆长度，有效降低低压直流输电损失，50个逆变升压单元分别就地布置在场区的50个点。升压变高压侧采用T接方式，每5台升压变压器通过一回35KV电缆汇集后送入场内35KV开关站，汇集线共10回，35kV出线1回，送至电网。站用变共2台，一台接在35kV光伏系统母线上，作为站内备用电源，型号SG11-100/35/0.4，变比35±2.5％/0.4KV；另一台站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。另配压变、避雷器设备等等。1.2.4组件表面水清洗，废水再生利用组件表面洁净度对光伏系统的输出效率影响非常大，为保证组件出力，必须对组建表面进行气力吹扫或水清洗，而后者效果更佳。本报告提出采用水清洗组件表面，可以使光伏发电系统输出效率至少提高3～5%。本工程水清洗系统由给水管路系统、可调整阀门、特殊喷嘴等设备组成，配合运行维护人员，采用专用工具对组件表面进行清洗。对整个电站组件表面清洗一遍的用水量只有320m3，每月清洗一遍（冬季4个月不进行清洗），全年的用水量2560m3。1.3太阳能资源山东省目前仅有济南、福山和莒县3个日射站，项目所在地**县目前无日射观测站。110 本阶段以美国宇航局（NASA）卫星遥感数据联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种：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。此卫星测量数据所组成的数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。**县太阳能资源较为丰富程度，可以进行光伏发电项目建设。该项目拟利用****镇一般农田布置太阳电池方阵和逆变器等设施农业，充分利用区域太阳能资源进行发电。项目所在地水平面年辐射总量5545.9兆焦耳/平方米。太阳能电池组件最佳倾角32°，倾斜面年辐射总量为6260.46兆焦耳/平方米，即1739.02kWh/m2。按系统效率79%，运营期25年效率衰减小于20%，则该项目利用太阳能发电年均发电量2473万kWh。项目的建设符合国家大力发展可再生资源的政策要求，有利于缓解目前我国能源紧张的现状，对于国家能源结构调整具有积极的示范带动作用。1.4工程地质1、地貌**县位于****，属低山丘陵区。地貌分区特征比较明显，自西而东依次为低山区、平原、丘陵。西部为低山区，属山东地台的一部分，面积1029.68平方千米，占全县总面积的58%，海拔400~762.8米，相对高程200~400米。山间沟壑纵横，山下有小块平地。中部为平原区，位于**河两岸，为洪、冲积平原。海拔88~100米之间，面积412.73平方千米，占全县总面积的23.3%。该区地势平坦，土层深厚。县境东部为丘陵区，海拔100~240米之间。丘陵连绵起伏，丘顶多呈浑圆状。丘冈间有小块洼地、平原。丘陵区面积331.67平方千米，占全县总面积的18.7%。2、地层110 场区内地层仅发育第四系(QD)，面积较小，分布在北部、西南部、南部。第四系大站组：为冲洪积层，岩性一般为浅褐色粘土及粗砂砾石层，也有部分坡积层和残坡积层，其岩性主要是青灰色、暗红色粉砂质粘土、亚粘土，含少量角砾，厚0-3.60m。3、构造**县大地构造分属鲁西断块鲁中块隆起与鲁西南块陷的交接地带，以峄山断裂为界，市区东部属鲁中块隆，峄山断裂以西属鲁西南块陷场区内无断裂。4、岩浆岩场区内前寒武纪岩浆岩体呈大面积分布，主要有四个单元类型：新太古代阜平期万山庄超单元赵家庄单元，新太古代阜平期蒙山超单元东近台单元，新太古代阜平期蒙山超单元上港单元，古元古代吕梁期傲徕山超单元岩马单元。3、冻土深度冻土与地温度的变化有密切的关系。当地温降到0℃以下时，土壤开始冻结。一般12月就偶尔出现夜冻日消现象。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在1月下旬或2月上旬。最大冻土深度0.4m。4、区域地壳稳定性及地质灾害情况根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本地区的地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为Ⅵ度，属区域地壳稳定区。区内无活动性断裂通过，区内无岩溶、滑坡、崩塌、泥石流等影响本建设项目安全的不良地质作用和地质灾害。5、矿产资源及文物拟建站址区域内不压覆具有开采价值的矿产资源。拟建站址区域内无文物保护单位和文物遗存分布。6、不良地质作用110 拟建站址区内无诸如：岩溶、滑坡、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质作用发育。7、结论场地地形平坦，地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小，不适合农作物生长，但适宜种植耐干旱的油用牡丹。场址区未发生大面积的盐渍化，地基土仍保持原状土层较高的物理力学性质，不会对建筑物基础构成较大影响，适宜建设大型光伏发电项目。1.5项目任务和规模1.5.1地区自然经济**县农业基础较好，保持平稳发展，工业生产保持较快增长，工业生存效益显著提高，金融业形势良好，国内外贸易不断扩大。2011年**县全年实现生产总值150.7亿元，与2010年相比增长13.5%。其中，与2010年相比第一产业增加值28.85亿元，增长3.8%;与2010年相比第二产业增加值65.04亿元，增长15.1%;与2010年相比第三产业增加值56.81亿元，增长17.2%。与2010年相比三次产业增加值占比为19.1:43.2:37.7，第三产业所占比重同比提高1.6个百分点。2013年**县全县实现地区生产总值193.2亿元，与2012年相比增长12.8%。其中，与2012年相比第一产业增加值32.3亿元，增长3.2%;与2012年相比第二产业增加值84.1亿元，增长16%;与2012年相比第三产业增加值76.8亿元，增长13.5%。与2012年相比三次产业增加值占比为16.7:43.5:39.8，第三产业所占比重同比提高0.7个百分点。1.5.2电力系统概要经过多年不断发展和壮大，**110 电网形成了以500千伏和220千伏为主网架，30万千瓦和60万千瓦机组为主力机型，发、输、配网协调发展，超高压、大容量、高参数、高自动化的大型电网，500千伏电网形成覆盖全省14个市域的单回大环网结构，220千伏电网网架结构比较坚强，潮流分布比较均衡合理，输电网与配电网协调发展，为优化资源配置、保证和促进国民经济和社会发展做出了积极贡献。1.5.3项目规模项目太阳能光伏组件采用晶硅组件的装机容量为50MWp，实现并网发电，25年总的发电量为154555万度。光伏电站所发电量全部送入**省电网。1.6消防本工程消防设施由一般室内外消火栓系统、灭火器的配置、火灾报警构成。配电装置及主控楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。主控楼设二个安全出口。楼内疏散走道宽度大于1.4m。隔墙耐火极限不小于4h。办公楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。楼内设二个安全出口，疏散走道宽度大于1.4m，以满足人员疏散的要求。各房间隔墙耐火极限不小于4小时。逆变器室的火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在主控楼及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。各种开关柜在内的电器设备及建筑物均配置适当数量的手提式或手车式化学灭火器。变电站内修建消防贮水池一个，容积270m3。1.7暖通本工程采用以天然气为能源的1台50kW热水锅炉，负责整个站址区域配电装置室、中控室、生活、办公区域的冬季采暖需求。110 10kV配电装置室、主控室、办公区域，生活区域均设置分体风冷空调机。1.8施工组织设计本工程光伏电站厂址位于项目位于沂南县蒲汪镇，距清泉110KV变电站9km。1.8.1交通运输方案为确保本工程最大部件，如大功率并网逆变器，进入光伏电站内，修建光伏电站与场外主路相接的进场道路，道路全长为1000米，按四级公路标准设计。本工程设备及材料运输主要以汽车公路运输为主，其中光伏组件采用集装箱卡车运输为主，电气设备采用中型卡车运输。1.8.2主要工程项目的施工方案1.8.2.1建筑工程施工过程应注意对开挖基坑和沟槽的保护，防止坍塌；验槽合格后，用混凝土及时封闭。基础开挖的土石方应集中堆放于施工区指定位置。零米以下基础、沟道和设备基础一次施工完毕，以利回填夯实。回填应分层夯实，密实度应达到设计要求。开挖时如遇基坑积水，应加强排水，不得让水浸泡地基。1.8.2.2安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。光伏组件支架由设备分包商在工厂内加工成成品，先在工厂内预组装试样，验收合格后运至现场再进行螺栓组装。交光伏发电流升压系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。1.8.3施工总平面规划110 因太阳能光伏工程相对较为简单，同时本着节约用地的精神，本期施工生产用地考虑为10000m2。其他生活用地考虑为2000m2。本工程施工生产场地考虑利用场地内不布置设备的空地，其中施工生产用地主要安排在光伏阵列内布置电气设备房后两侧剩余的空置场地上。施工生活区安排在厂区中东靠围墙区域。1.8.4施工力能供应施工临时用电从附近10千伏变电线路出线位置，新建出线间隔一个。沿厂区架设一条10kV输电线路进入光伏发电场内，架设长度4公里。施工临时用水从场区水泵站接出供水管网接入光伏电站内，用于施工及生活供水，主干管道铺设长度1公里，主干管线均应采用钢套管引至光伏电站内，供水管出口管径不小于150mm。供水管网支网采用PE80给水管，管道外径50mm，接入光伏电站用水处。1.9工程管理设计项目成立相应的项目公司，负责本光伏电场工程建设、运行维护、管理等工作。全公司定员标准8人，其中，管理人员2人，运行人员3人，太阳能电池板清洗工、保安、勤杂工等社会化人员10人（折算成标准编制3人）。1.10环境保护与水土保持设计1.10.1工程环境影响通过对**县**镇太阳能光伏电场工程环境影响分析，该工程建设对生态环境的影响主要来自施工期，运行期无任何污染。1、噪声110 光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施如下：①采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主要噪声源为：逆变器，噪声值65dB(A)；变压器，噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。②运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。2、电磁环境影响光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，对信号产生干扰等危害。拟采取的措施如下：①合理设计并保证设备及配件加工精良，对于变电站设备的金属附件，减少因接触不良而产生的火花放电，在安装高压设备时，保证所有的固定螺栓都可靠拧紧，导电元件尽可能接地或联结导线电位。②值班室应采取屏蔽措施；除非有紧急情况，凡电磁辐射超过50μm/cm2的区域，不允许人员在未采取防护措施的情况下进入。3、光污染为了高效利用太阳能，太阳能电池板本身生产工艺也要求尽量减少光的反射。太阳能电池板主要是多晶硅电池和钢化玻璃压制而成，多晶硅电池呈深蓝色，制造时加入了防反射材料，对光线的反射率极低；钢化玻璃表面进行了磨砂处理以减少对光线的反射。站址北高南低周围较为空旷，无高大建筑和设施。电池板安装时要选择最佳阳光入射角度以最大限度利用太阳能，电池板倾角向上，不会对地面居民生活及交通产生影响。4、生活污水及固体废物①生活污水处理措施光伏发电是清洁能源，运行期没有生产废水，只有少量的现场运行维护与管理人员的生活污水110 。生活污水经处理达标后回用于项目区洒水、绿化等，建设中水水池用于非绿化期生活污水的暂存，不外排。②固体废物处理措施达到使用寿命的太阳能电池由厂家进行回收安全处置，不得随意丢弃。光伏电站一般只有少数运行人员，生活垃圾少，设立垃圾桶，定点收集后，由当地环卫部门定期清运。1.10.2水土保持本工程施工对土壤的扰动包括永久占地和临时占地，但两者均可采取不同措施大大降低土壤侵蚀量。本工程对不同的施工项目采取相应的水土保持措施如下：（1）对于光伏发电组件施工与安装采取平衡施工和控制作业场地面积的水土保持措施；（2）对于电缆沟施工采取及时回填挖出的土方的水土保持措施；（3）对于临时占地，施工结束后，对地面采取分层回填方式进行恢复。1.11劳动安全与工业卫生本期光伏发电项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：高空作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种。在光伏电场完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电场应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出规定。110 1.12节能方案分析1.12.1节能措施方案本工程主要在设备选型、建筑方面采取节能措施，其中设备节能主要包括：根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，并采用非晶合金变压器，以减低变压器铁损。合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损。逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。建筑节能主要包括：（1）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置，以提高容积率和建筑密度，节约土地资源。（2）建筑物外维护结构，如外墙、屋面采用保温构造，外门窗采用密闭构造的节能门窗，外窗玻璃采用双层中空玻璃，提高建筑物的保温隔热性能。（3）控制室及办公用房内考虑采用分体式空调，功能布局上将空调房间集中布置在一起。空调设备选用自动控制，空调管道采取保温处理。（4）各电气设备间尽量采用通风，减少空调设备使用，通风设备能够根据室内温度自动启停，以降低站用电率。（5）建筑物体型紧凑，不过多地凹凸。采用环保型的建筑材料，在满足电气设备要求的情况下，尽量降低建筑层高，压缩建筑空间，节约建筑材料，减少能源损耗。1.12.2项目节能效果分析110 太阳能是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，更不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，太阳能发电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，有利于空气质量和环保标准的提高。本期光伏发电项目装机容量为50MWp，年平均上网电量约6182.5万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约20155吨（火电煤耗按2012年全国平均值326g/kWh计），光伏发电项目有明显的节能效益。1.13建设项目招标方案1、项目招标内容招标范围包括：勘察、设计、监理、建筑工程、设备购置及安装等。2、发包方式承包方式有总承包和单项工作内容承包二种，相应的发包方式也有两种。该项目发包方式根据工程建设实施阶段的工作内容分别采取单项工作内容发包方式。3、招标组织形式招标的组织形式有自行招标和委托招标两种形式。该项目业主拟委托具有相应资质证书的招标代理机构代理招标。4、招标程序根据有关规定，项目工程招标应按下列程序进行：（1）建设单位向招标主管部门提出招标申请，经批准后，委托经建设行政主管部门批准的具有相应资质的招标代理机构编制招标文件。（2）发布招标公告或招标通知书。（3）工程开标：由招标单位主持，在招标管理部门的监督下进行。当众启封标书，宣布标价，进行评标、定标。（4）签订合同：中标企业确定后，由招标单位发出经招标管理部门签证的中标通知书，招、投标双方在一个月内签订承发包合同，并经招标管理机构审定。110 （5）招标方式根据国家有关要求和项目特点，该项目拟全部采用公开招标方式进行。1.14工程设计概算1、工程静态投资：41867.5万元，其中施工辅助工程202.5万元，设备购置安装费33850万元，建筑工程费用4095万元，其他费用2387.5万元，基本预备费用1332.5万元。单位千瓦静态投资：8373.5元；1.16结论本光伏电站工程建设条件优越，太阳能资源丰富、交通运输便利、施工条件良好，接入系统条件较好，具有大规模开发太阳能资源的条件。本项目全部投资财务内部收益率为11.74%。投资回收期为8.5年（含建设期），总投资利润率为7.49%，资本金净利润率（ROE）为37.45%。根据以上分析，本项目在技术上和经济是均可行，并且具有良好的社会效益，具有较好的开发价值，应加快安排项目的实施。110 第二章太阳能资源和当地气象地理条件2.1太阳光能利用条件2.1.1太阳光能辐射量分析太阳是一个炽热的气态球体，太阳内部温度达4×107K，不断地进行核聚变反应，并以辐射电磁波和粒子流的形式向宇宙空间发射出巨大的能量，亿分之一的能量（约173万亿kW）来到地球大气高层，到达地球大气高层的太阳能，其中约30%被大气层反射到宇宙空间，约23%被大气层吸收，约47%（81万亿kW）到达地球表面。到达地球表面的太阳辐射中包括紫外线、可见光和红外辐射。由于地球以椭圆形轨道绕太阳运行，因此太阳与地球之间的距离不是一个常数，而且一年里每天的日地距离也不一样，日地平均距离为1.495×108km。通常某一点的辐射强度与距辐射源的距离的平方成反比，这意味着地球大气上方的太阳辐射强度会随日地间距离不同而异。然而，由于日地间距离太大，因此地球大气层外的太阳辐射强度几乎是一个常数。因此人们就采用所谓“太阳常数”来描述地球大气层上方的太阳辐射强度。它是指平均日地距离时，在地球大气层上界垂直于太阳辐射的单位表面积上所接受的太阳辐射的全谱各个波长能量。世界气象组织推荐的太阳常数的标准值为1367±7W/m2。2.1.2太阳光能辐射的分类110 太阳照射到地平面上的辐射或称“日射”由两部分组成—直接日射和散射日射。太阳辐射穿过大气层而到达地面时，由于大气中空气分子、水蒸气和尘埃等对太阳辐射的吸收、反射和散射不仅使辐射强度减弱还会改变辐射的方向和辐射的光谱分布。实际到达地面的太阳辐射通常是由直射和散射两部分组成。直射是指直接来自太阳其辐射方向不发生改变的辐射，散射则是被大气反射和散射后方向发生了改变的太阳辐射。散射由三部分组成－太阳周围的散射、地平圈散射以及其它的天空散射辐射。另外，非水平面也接收来自地面的反射辐射。直接日射、散射日射和反射日射的总和即为总日射。到达地面的太阳辐射主要受大气层厚度的影响。大气层越厚，对太阳辐射的吸收、反射和散射就越严重，到达地面的太阳辐射就越少。此外大气的状况和大气的质量对到达地面的太阳辐射也有影响。显然地球上不同地区、不同季节、不同气象条件下到达地面的太阳辐射强度都是不相同的。2.2我国太阳能资源分布我国是世界上太阳能资源最丰富的地区之一，陆地表面每年接受的太阳能辐射相当于1.7万亿t标准煤，对1971～2000年的近30年辐射资料进行统计，我国太阳年总辐照量基本上在3780～8820MJ/m2之间，大于3780MJ/m2的地区占国土面积的96%以上。按太阳年总辐照量的空间分布我国可以划分为四个区域，如下图所示。四个区域的太阳能资源量及分布见下表。我国太阳能资源等级区划表名称符号指标（MJ/m2·年）占国土面积（%）地区最丰富带Ⅰ≧630017.4西藏大部分、新疆南部以及青海很丰富带Ⅱ5040～630042.7甘肃和内蒙古的西部、昆明及北京山东等地丰富带Ⅲ3780～504036.3新疆北部、东北地区及内蒙古东部一般带Ⅳ﹤37803.6川110 我国太阳能资源区域分布等级图据统计，我国太阳能理论总储量为147×108GWh/年，从全国太阳能资源空间分布来看，我国绝大多数地区年平均辐射量在5000MJ/m2·年以上，其中西藏最高达9200MJ/m2·年，且太阳能Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区约占全国总面积的2/3以上，年太阳辐射总量高于5000MJ/m2·年，日照时数大于2000h，与同纬度的其他国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。2.3山东省太阳能资源分布情况山东省太阳能资源较为丰富，年总辐射在4480～5800MJ/m2之间，处于Ⅱ类区（很丰富区）和Ⅲ类区（较丰富区），分布情况见图3.2.2-4和表3.2.2-5所示。山东省位于N34°25′～38°23′、E122°43′～144°36′，南北最大长度约420km，东西最大宽度约700km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形，110 使之太阳辐射的差异较大。从分布图可以，山东省年太阳总辐射量分布呈现南少北多的趋势，其中，低值出现在鲁西南，在4650MJ/m2以下，高值出现在鲁北和黄河三角洲，在5550MJ/m2以上。可以看出，**县处于山东省西南地区，太阳能资源较为丰富。沂南山东省年太阳总辐射量分布图（单位MJ/m2）2.4场址自然环境概况2.4.1阳辐射观测概况山东省境内目前拥有三个国家级太阳总辐射观测站，分别为是济南（N36°36′E117°03′）、烟台市福山（1992年之前在烟台36°30′121°15′）、日照市莒县（35°35′118度50′辐射观测站。沂南县没有辐射观测站。本阶段采用美国宇航局（NASA）卫星遥感数据联合开发的软件RetScreen全球气象数据库数据为准。1、主要资料气象资料信息表月份平均气温平均相对湿度水平总辐射风速单位°C%kWh/m2/dm/s一月0.7254.4%2.943.34二月4.2651.9%3.623.52三月10.849.9%4.563.82110 四月19.345.9%5.354.08五月24.550.1%5.673.62六月27.857.5%5.633.18七月27.974.3%4.892.80八月26.176.3%4.732.61九月23.362.7%4.252.73十月18.154.3%3.452.82十一月9.7554.9%2.923.22十二月2.7255.4%2.623.23全年平均16.357.4%4.223.24年均太阳辐射总量（MJ/㎡）年均水平面月辐射量折线图太阳最大辐射强度分析的目的是为了测算光伏发电系统逆变器后交流输出功率的大小，为后面的交流升压系统选择合理的设计容量，以降低工程造价，同时减少交流升压系统损耗，提高电站输出电量，以提高光伏发电项目运行经济性。2、相关的气象情况沂南县2004～2010年逐年最大24小时降水量年份年最大日降水量（mm）年最大日降水量月份年最大日降水量日期2004140.4728200566.87242006125.055200748.6711110 200888.65172009106.076201070.889**县2004～2010年逐年最大积雪深度年份年最大积雪深度（cm）年最大积雪深度月份年最大积雪深度日期20041011262005312312006413120070-（有降雪无积雪）-（有降雪无积雪）20084225200912111320104211**县2004～2010年逐年极端最低气温年份年极端最低气温（℃）年极端最低气温月份年极端最低气温日期2004-11.412312005-10.1112006-9.012172007-6.812天2008-12.212222009-11.91232010-13.115基本风压（只提供2004-2010年历年最大风速）年代实测10min最大风速（m/s）观测时距（min）观测次数风速仪距离地面高度（m）20049.02410.9200510.0102410.9200611.7102410.920078.9102410.920088.7102410.9200915.6102411.1201017.0102411.1环境温度**县气象站近25年多年月平均气温：1986-2010年110 月份123456789101112月平均气温（℃）-0.72.78.315.521.126.127.425.921.615.67.61.3近50年最大积雪厚度：1961-2010年年份年最大积雪深度（cm）年最大积雪深度月份年最大积雪深度日期199314112天20011417近25年月平均降水：1986-2010年（单位：mm）月份123456789101112月降水量（mm）5.58.914.726.060.775.9165.4149.146.031.516.25.9雷暴日1986-2010年近25年平均雷暴日天数：22天/年灾害性气候条件：²1949-2000年台风总次数：根据1949-2000年《台风年鉴》，直接影响山东省造成大风或降雨的热带气旋总共为106个，其中直接登陆或登陆后移至山东的年平均仅0.75个，相当于每4年3遇；而中心进入山东境内的热带气旋为3年一遇。²1960-2010冰雹总日数：28天。²1960-2010暴雨总日数：122天。110 第三章总体设计方案及发电量计算3.1太阳能光伏组件选型3.1.1选型标准：1、《太阳光伏能源系统术语》（GB2297-1989）2、《地面用太阳能电池标定的一般规定》（GB6497-1986）3、《地面用太阳能电池电性能测试方法》（GB6495-1986）4、《光伏电池组件的测试认证规范》（IEEE1262-1995）5、《陆地用太阳能电池组件总规范》（GB/T14007-1992）6、《单晶硅太阳电池总规范》（GB/T12632-1990）7、《太阳能电池组件参数测量方法》（GB/T14009-1992）8、《光伏器件第1部分：光伏电流－电压特性的测量》（GB/T6495.1-1996）9、《光伏器件3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据》（GB/T6495.3-1996）10、《晶体硅光伏器件的I－V实测特性的温度和辐照度修正方法》（GB/T6495.4-1996）11、《光伏器件第8部分：光伏器件光谱响应的测量》（GB/T6495.8-2002）12、《光伏器件第5部分：开路电压法确定PV器件等效电池温度》（GB/T6495.5-1997）13、《在地面不同接收条件下的太阳光谱辐照度标准》（GB/T17683.1-1999）14、《光电器件.第6部分：标准太阳能量参数要求》（IEC60904-6-1994）15、110 《地面用晶体硅光伏电池组件设计鉴定和定型》（IEC61215）16、《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》（GB/T18210-2000）17、《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（GB/T18479-2001）18、《光伏组件盐雾腐蚀试验》（GB/T18912-2002）19、《光伏（PV）组件紫外试验等》（GB/T19394-2003）20、《光伏系统安全鉴定－第一部分结构要求》（IEC61730-1）21、《光伏系统安全鉴定－第二部分测试要求》（IEC61730-2）同时还必须满足IEC61730及IEC61215对于光伏组件及产品的安全规范要求。3.1.2单晶硅光伏组件与多晶硅光伏组件的比较单晶硅太阳能光伏组件具有较高的转换效率，商业化电池的转换效率在15%左右，其稳定性好，同等容量太阳能电池组件所占面积相对较小，但是价格较高，目前每瓦售价约为4.8元左右。多晶硅太阳能光伏组件生产效率高，转换效率略低于单晶硅，商业化电池的转换效率在13%-15%，但价格相对较低。目前每瓦售价约为4.5元左右。两种组件使用寿命均能达到25年，其功率衰减均小于20%。3.1.3晶体硅光伏组件与非晶硅薄膜光伏组件的比较晶体硅太阳能光伏组件具有较高的电池转换效率，商业化电池的转换效率在13-15%左右，其稳定性好，同等容量太阳能电池组件所占面积相对较小，但是价格较高，目前每瓦售价约为3.5-6.0元左右；110 非晶硅薄膜太阳能光伏组件起步时间较晚，国内外厂家较少，生产效率较低，转换效率明显低于晶体硅，商业化电池的转换效率在6%-9%，并且存在光致衰减效应。但价格相对较低，由于其较低的转换效率，建设相同装机容量的光伏电站，使用非晶硅光伏薄膜组件会占用更大的土地面积，使用更多的线缆、支架钢材，并增加相应的工程量。目前国内外使用非晶硅薄膜组件建设的光伏发电项目明显少于使用晶体硅组件建设的项目。3.1.4电池组件的确定通过对国内外光伏组件的调研和比选，根据光伏并网电站的设计特点及相关政策的规定，考虑到组件性能的稳定性和技术的成熟性，初步选定250Wp多晶硅太阳能光伏组件，全部为国内封装组件，其主要技术参数见下表：太阳能电池组件性能参数表序号项目内容1组件型号250Wp2组件类型多晶3组件效率>15.29%4使用寿命≥25年4.12年降容保证≤2%4.210年降容保证≤10%4.325年降容保证≤20%5峰值功率250Wp6开路电压Voc37.66V7短路电流Isc8.92A8最佳工作电压Vm29.94V9最佳工作电流Im8.35A10功率温度系数-0.45%/℃11开路电压温度系数-0.37%/℃12短路电流温度系数0.06%/℃13组件封装形式Glass+EVA+Cell+EVA+Backsheet14长×宽×高1650×991×40mm110 15组件净重18.2kg250Wp太阳能电池组件实物图3.2光伏阵列运行方式选择1、太阳能电池组件的放置形式太阳能电池组件的放置形式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。对于固定式光伏系统，一旦安装完成，太阳能电池组件倾角就无法改变，因此合理的倾角选择对于固定式光伏发电系统显得尤为重要。自动跟踪式可分为水平单轴、斜单轴和双轴跟踪三种形式。各种组件安装方式图110 自动跟踪式光伏发电系统的光伏组件可以随着太阳运行而跟踪移动，使太阳组件一直朝向太阳，增加了接受的太阳辐射量。但跟踪装置比较复杂，初始成本和维护成本较高，详见下表。光伏系统安装方式对比表项目发电量提高成本提高占地面积支架故障维护量固定式111基本没有水平单轴1.1-1.21.21少量斜单轴(倾纬度角)1.2-1.31.22较多双轴跟踪1.3-1.41.32-3较多由上表可以看出，跟踪系统虽然发电量有较为明显的提高，但成本、占地面积、支架故障维护率相比于固定式系统将会大大增加，同时鉴于跟踪技术的不成熟，很难保证整体系统发电的稳定性和运行的连续性。因此本工程的太阳能电池组件的放置形式采用固定式。2、光伏组件阵列最佳倾角计算（1）倾斜面辐射分析1）倾斜面辐射量计算模型为增加光伏组件表面接受的太阳辐射量，在赤道以外地区，工程设计中通常将光伏组件朝向地球赤道方向倾斜一定角度。确定朝向赤道倾斜面上的太阳辐射量，通常采用Klein提出的计算方法：倾斜面上的太阳辐射总量Ht由直接太阳辐射量Hbt、天空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分组成。其计算公式为：Ht=Hbt+Hdt+Hrt因此，对于确定的地点，在已知全年各月水平面上的平均太阳辐射资料（总辐射量、直接辐射量或者散射辐射量）后，便可以计算出不同倾角的倾斜面上的全年各月的平均太阳辐射量。110 2）相关计算参数的确定A太阳赤纬的确定赤纬角是指地心和太阳中心的连线与其天赤道平面投影之间的夹角，也可以理解为太阳光线与地球赤道面的交角。赤纬度是反映地球绕太阳公转规律的角度变量，用δ来表示。太阳赤纬度随季节变化，按库珀（cooper）方程计算，见下式：δ＝式中：n为一年中的天数，如在1月1日，n=1，以此类推。根据此公式，计算得到一年各天的太阳赤纬角。B各月倾斜面日落太阳时角的计算太阳时角是指太阳中心点到地心的连线与天子午线之间的夹角，简称时角。太阳正午时刻的时角为0°，上午时角为负值，下午为正值，太阳时角是反映一天内日照时间长短的指标。水平面、倾斜面上的日落时角可依据如下计算公式：hs＝cos−1(−tanφtanδ)hs′＝min{hs,cos－1(－tan(φ－s)tanδ)}式中：hs：水平面上的日落时角；hs′：倾斜面上的日落时角；φ：当地纬度；δ：太阳赤纬度；s：太阳能电池板倾角。根据以上公式，根据当地的地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，便可计算出水平面上的日落时角和某一倾角s倾斜面上的日落时角。C大气层外太阳水平辐射量的确定110 大气层外太阳水平辐射量是指在没有地球大气影响的情况下，水平面上的太阳辐射量。其计算公式如下：H0＝式中：H0：大气层外水平面上辐射量；n：一年中的天数；Isc：为太阳常数，指的是在平均日地距离时，地球大气层上界垂直于太阳光线表面积上单位时间内所接受到的太阳辐射能量，其参考值1367w/m2.h。根据已确定的相关参数和上述计算公式，可计算出本光伏电站所在地各月大气层外太阳水平面上辐射量平均值。(3)倾斜面上各辐射量的确定1)倾斜面上直接辐射量的确定在工程设计中，倾斜面直接辐射量常采用以下公式进行计算：Hbt＝HbRbRb＝式中：Hbt：倾斜面上太阳直接辐射量；Hb：水平面上太阳直接辐射量；Rb：倾斜面与水平面上直接辐射量的比值；hs：水平面上的日落时角；hs′：倾斜面上的日落时角；110 依据以上公式，根据当地地理纬度、太阳赤纬度等相关参数，可计算出某一倾角s倾斜面上直接太阳辐射量。2)倾斜面上天空散射辐射量的确定对于天空散射辐射量采用Hay模型计算。Hay模型认为倾斜面上天空散射辐射量是由太阳光盘的辐射量和其余天空均匀分布的散射辐射量两部分组成，其计算公式为：Hdt＝式中：Hb：水平面上直接辐射量，气象站原始观测数据；Hd：水平面上散射辐射量，气象站原始观测数据；H0：大气层外水平面上太阳辐射量；根据当地地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，依据上述公式，可计算出某一倾角s倾斜面上天空散射辐射量。3)地面反射辐射量的确定对于朝向赤道的倾斜面，其辐射量总量除了来自太阳的直接辐射量和来自天空的散射辐射量外，还应包括来自地面本身的反射辐射量，其计算公式为：式中：H为水平面上总辐射量，为水平面上的直接辐射量与散射辐射量之和是气象站原始观测数据；ρ为地面反射率，一般计算时，可取错误！未找到引用源。110 。地面反射率的数值取决于地面状态。不同地面状态的反射率可参照下表执行。不同地表状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.24～0.28干湿土0.14湿草地0.14～0.26干燥地带0.1～0.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸岩石砾地0.08～0.09干草地0.15～0.25冰面0.69(4)光伏组件阵列最佳倾角及辐射总量的确定通过上述分析可知，对于确定的地点，在已知该地区各月水平面上太阳直接辐射量和散射辐射量之后，倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量均为以倾斜面倾角s为自变量的函数。其函数关系可表达为下式：Ht＝Hbt(s)+Hdt(s)+Hrt(s)因此，对于固定式阵列的并网光伏发电系统，应选择光伏组件阵列最佳倾角s，使倾斜面上的辐射总量Ht达到最大，从而达到光伏电站年发电量最大的目标。(5)本工程的光能利用分析拟选场址位于沂南县蒲汪镇。属暖温带大陆性季风气候，气候温和，四季分明。根据水文气象专业提供资料，本工程太阳辐射量资料见下表。水平面太阳辐射量资料月份MJ/㎡1328.1042364.8963508.8964577.85632.7726608.047545.7248527.8689459110 10385.0211315.3612292.392总计5545.872依据倾斜面太阳辐射量的计算方法，通过沂南县太阳辐射资料，可得出本工程不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量，见下表。不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量（kWh/m2）倾角°各月平均日辐射量（kwh/㎡）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月28142.41135.82163.65163.63165.25153.91140.56143.38137.16131.23127.33130.8329143.76136.60163.91163.22164.40152.96139.80142.84137.07131.67128.33132.1730145.08137.34164.12162.77163.51151.99139.01142.28136.94132.08129.29133.4731146.36138.05164.30162.29162.59150.98138.20141.68136.79132.45130.22134.7332147.59138.72164.44161.77161.64149.96137.36141.06136.60132.79131.12135.9633148.79139.35164.54161.21160.67148.90136.50140.41136.39133.10131.98137.1634149.95139.95164.60160.62159.66147.82135.62139.74136.14133.38132.81138.3135151.07140.52164.62159.99158.62146.72134.72139.03135.87133.63133.61139.4336152.15141.05164.61159.33157.55145.59133.79138.30135.56133.84134.37140.5137153.19141.54164.55158.63156.45144.43132.84137.55135.22134.02135.09141.56倾角°年均辐射量kwh/㎡*aMJ/㎡*a281735.186246.64291736.726252.19301737.876256.34311738.646259.10321739.026260.46331739.016260.42341738.616258.98351737.826256.15361736.646251.92371735.086246.29110 从上表来看及曲线可得，光伏组件倾角在32°时，可以使倾斜面上所接受的太阳辐射量最大，相应的年发电量也就最多。3、太阳能光伏电池组件阵列间距设计该项目阵列采用2块组件竖着排放，为了避免阵列之间遮阴,需进行方阵间距计算，计算原则为保证在冬至日的午前9时至午后3时期间方阵前后阵列不形成阴影。其计算公式为：110 经计算，本光伏电站行间距最小间距（含组件投影）应为6898mm，取整7m，可以达到便于施工，又能最大化的利用安装面积的效果。本工程电池组件阵列倾角按最佳水平倾角32°设计，电池组件双片纵向布置，以20片为最小单元进行设计，电池组件双片纵向布置。3.3逆变器选型逆变器是太阳能光伏并网发电系统中的一个重要元件，其主要功能是将太阳能电池板发出的直流电逆变成交流电，并送入电网，同时实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护功能，保证系统能够安全可靠地运行。逆变器的核心部件从晶闸管SCR开始，历经可关断晶闸管GTO、电力晶闸管BJT、功率场效应管MOSFET、绝缘栅极晶体管IGBT、MOS控制晶闸管MCT等取得极大的发展，随着电力电子器件的发展，逆变器便向着功率更大、开关频率更高、效率更高、体积更小发展，微处理器的诞生和发展，使逆变器采用数字式控制，效率更高、可靠性更高、谐波失真更低、精度大大提高。110 随着光伏电站容量、规模越来越大，对逆变器容量、效率也要求更大、更高。从目前生产情况来看，国外制造的逆变器的容量比国内大，效率比国内高。一般逆变器效率随着容量的增加而提高，即容量越大，其效率也越高。并网逆变器是光伏并网发电系统的重要设备之一，光伏电池组件是把太阳能量转化为直流电能，经并网逆变器转变为与交流电网同频率、同相位的正弦波交流电，馈入电网实现并网发电功能。本工程每1000kWp作为1个发电单元。对于逆变器的选型，本工程按容量提出三种方案进行比选：方案一选用500kW逆变器；方案二选用250kW逆变器；方案三选用100kW逆变器。方案一：选用500kW逆变器，每个1000kWp单元配2台逆变器，整个工程配100台500kW逆变器。目前国内外厂家都可以提供该容量的逆变器，设备选择范围广，该方案的优点是单台逆变器容量大，整个系统效率较高，施工维护工作量小。缺点是单台逆变器容量大，在运行过程中如果发生故障，则故障影响的范围大。在国外大容量逆变器的使用已经非常普遍，而我国光伏发电行业处于高速发展阶段，国内使用500kW容量逆变器的工程越来越多，已经成为逆变器选择的一个趋势。方案二：选用250kW的逆变器，每个1000kWp单元配4台逆变器，整个工程配200台250kW逆变器。现在SMA、SolarMax、Power-one、Conergy、Xantrex、Sungrow等品牌都能够生产250kW逆变器，在产品选择上不存在问题，生产运行经验110 也非常丰富，但每瓦价格相对于500kW偏高。方案三：选用100kW逆变器，每个1000kWp单元配10台100kW逆变器，整个工程共配500台逆变器。该方案的优点是逆变器容量相对较小，一旦单台逆变器发生故障，故障影响的范围小。该方案缺点是逆变器数量多，施工量大，运行维护量大，并且由于逆变器容量小数量多，使整个系统的效率降低。以上可以得出，方案一投资最小，方案二次之，方案三投资最大。综合以上内容，本工程选用500kW逆变器，整个工程配40台500kW逆变器。1、光伏逆变器性能特点：光伏并网逆变器采用美国TI公司专用DSP控制芯片，主电路采用国际知名品牌IGBT/IPM功率模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术，可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。逆变器的主要性能特点如下：◆采用32位数字信号处理器作为控制CPU，运用带模糊控制的SPWM调制策略，经过优化的最大功率点跟踪技术可以保证设备的高效输出；◆自主研发的无差拍电流控制技术，最大程度保证输送到电网的电能质量；◆采用新型矢量控制技术，可以抑制三相不平衡对系统的影响，并同时提高直流电压利用率，拓展了系统的直流电压输入范围；◆采用国际先进的优质的IGBT/IPM功率模块，有效地降低了开关损耗与导通损耗，提高系统的效率；◆使用全光纤驱动技术，可靠避免了系统的误触发并大大降低了电磁干扰对系统的影响，从而增强了整机的稳定性与可靠性；110 ◆具有直流输入手动分断开关、交流电网手动分断开关和紧急停机操作按钮，便于维护和操作；◆按照IEEE1547、UL1741等国际标准要求进行产品设计，具有先进的孤岛效应检测方案、完善的保护功能和监控功能，提供RS485通讯接口，并遵循Modbus通讯协议；◆对逆变器的技术参数进行特殊的设计，适应中网波动较大的特点；◆优化的工艺结构和电路设计，减少了系统的构成元件，降低了系统的成本，提高了系统的散热效率，增强了系统的稳定性；◆友好的人机操作界面，中文显示菜单，包含全面而又丰富的参数显示与控制功能，其中500kW的并网逆变器采用国际流行的触摸屏技术，显示语言可以中英文相互切换，大大增加了监控的系统参数，图形化的界面特地经过人机工程学设计，方便了用户及时掌握系统的整体信息；◆系统的电路与控制算法使用国际权威仿真软件（SABER，PSPICE，MATLAB）进行过严格的仿真和计算，所有的参数均为多次优化设计的结果，整机经过实验室和现场多种环境（不同湿度，温度）的严酷测试，并根据测试结果对系统进行二次优化，以达到最优的性能表现；◆具有中国权威检测机构——电力科学研究院出具的检测报告，以及德国TUV认证证书和意大利DK5940入网证书。110 500kW逆变器主电路拓扑结构2、并网逆变器主要参数：规格型号500kW直流侧参数最大直流电压900Vdc启动电压470V满载MPPT电压范围450-820Vdc最低电压450V最大直流功率550kWp最大输入电流1200A交流侧参数额定输出功率500kW最大交流输出电流1070A额定电网电压270Vac允许电网电压210-310Vdc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）直流电流分量＜0.5%功率因数0.9（超前）-0.9（滞后）系统最大效率98.70%欧洲功率98.50%防护等级IP20（室内）夜间自耗电<100W允许环境温度-25-+55℃冷却方式风冷允许相对温度0-95%，无冷凝允许最高海拔6000米（超过3000米需降额使用）显示和通讯显示触摸屏标准通讯方式RS485可选通讯方式以太网机械参数外形尺寸（长×宽×高）2800×2180×850mm重量2288kg110 根据以往工程设计经验，北方地区电池组件功率与逆变器额定输出功率配置比率一般为1:1；山东地区由于辐照度低于西北地区，可按1.05~1.1:1配置。综合考虑山东地区逆变器工作环境平均温度较高，叠加高负荷率运行时的温升对逆变器寿命影响程度将加大，本工程采用1:1的配置比率，即每个500kW发电单元的并联路数为100路。2、光伏阵列直流防雷汇流箱的设计汇流箱是光伏发电系统中的重要组成部分，其主要作用是按照一定的方式将光伏电池板连接到一起，达到便于联接、简化接线和降低线路成本等目的。智能汇流箱配置有监测和网络通讯功能，可以实现对光伏阵列状态更准确的监视。本项目设计采用16路智能汇流箱，使用其中14路，剩余2路为预留，16路智能汇流箱主要技术指标如下：v16路直流输入，1路输出；v最大输入电压：1000V；v最大输入电流（每个支路）：20A；110 v每个支路均设置二极管防反保护功能；v对温度、每个支路电流等实时监控；v配备光伏专用高压防雷器，正负极都具备防雷功能；v防护等级IP65。汇流箱实物图（1）输入接线输入端位于机壳的下部，从图中可以看出汇流箱最多允许16路输入，需注意汇流箱与光伏组件输出正极连线的输入端子位于底部的左侧，而与光伏组件输出负极的连线位于底部的右侧，用户接线时需要拧开防水端子，然后接入连线至保险丝插座，拧紧螺丝，固定好连线，最后拧紧外侧的防水端子。（2）输出连线输入端位于机壳的下部，从图中可以看出输出包括汇流后直流正极、直流负极与接地；接地线为黄绿线。用户接线时需要拧开防水端子，然后接入连线，然后拧紧螺丝，固定好连线，最后拧紧外侧的防水端子。3、直流配电柜设计在光伏并网发电单元中，直流配电柜输入端与直流汇流箱相连，其输出端与逆变器相接。直流配电柜主要是将光伏组件输入的直流电源进行汇流后接入逆变器。110 每台直流配电柜按照500kW的直流配电单元进行设计，1MW光伏并网单元需要2台直流配电柜。每个直流配电单元可接入8路光伏方阵防雷汇流箱，50MWp光伏并网系统共需配置100台直流配电柜。每台直流配电柜分别接入1台500kW逆变器，如下图所示：1MWp单元直流汇流原理图直流配电柜特点：（1）性能特点：◆系统布线简单；◆操作维护简单方便；◆系统可靠性高，安全性能好；◆选用光伏专用直流断路器；◆采用光伏专用防雷模块；◆根据客户需求定制系统配置。（2）直流配电柜参数：◆直流输入电压：＜800Vdc；◆直流输出电压：＜800Vdc；◆直流输入电流：≤160A/路（回路数可选）；◆直流输出电流：≤160A/路（回路数可选）；◆额定绝缘电压：1000Vdc。110 直流防雷配电柜安装在设备房，柜内设有光伏专用防雷器、断路器及操作开关（每路直流输入侧应配有可分断的直流断路器），以便于维护人员运行操作及检查。4、交流防雷配电柜设计按照每个500kWp的并网单元配置2台交流防雷配电柜进行设计，系统共需配置100台交流防雷配电柜。每台逆变器的交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入升压变压器的0.315kV侧，并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。接至升压变压器三相空开低压侧交流配电单元5、系统组成方案原理框图110 55.5就地升压设备1、就地升压模式方案对比（1）隔离变压器的配置与否1）不配置隔离变压器本方案需要配置分裂升压变压器，分裂变低压侧为两个独立绕组，每个绕组对应一只逆变器，根据逆变器容量，分裂变容量选为1000kVA。2）配置隔离变压器本方案需要对应逆变器配置，每只逆变器配置一台隔离变压器，多台并列后经过升压变压器升压。根据逆变器容量，隔离变压器容量选为550kVA。每台隔离变压器额定电流为917A，电流相当大，如果多台并列，则要求电池阵列的直流电缆加长或者隔离变出口电缆（铜排）加长，这两种方式均会较大的增加直流线损或是交流线损。另外隔离变与升压变均会产生空载损耗和负载损耗，其中空载损耗常年存在，与不配置隔离变相比，投资和线损均较大。故不推荐本方案。由上述内容，推荐不配置隔离变的方案，即配置分裂升压变压器。（2）升压系统配置1）一级升压本方案只需要在就地配置一级分裂升压变压器，由270V直接升压到35kV，再在集中变电站配置开关站，就地升压变高压侧环接后两路送至开关站，35kV母线汇流后直接送至电网。2）两级升压本方案需要在就地配置分裂升压变压器，由270110 V直接升压到10kV，再在集中变电站配置升压站，10kV母线汇流后由集中变电站站内的升压变压器升压至35kV送至电网。本方案与一级升压方案相比，增加了一台升压变压器，且增加了一次空载损耗和负载损耗，场内的35kV电缆降至10kV电缆，但线损由于跟电流的平方成正比而大大增加。综合比较后，比一级升压方案经济性差。故不推荐本方案。由上述内容，推荐一级升压的方案，即由就地升压变直接升压至35kV。（3）升压变型式的选择1000kWp单元设一间低压配电室，逆变器与变压器合用配电室（或户外逆变器及箱式变）。选用分裂变压器SCB0.27/351000/500-500kVA50台，SG500KTL（不带隔离变）型逆变器100台。变压器技术参数表项目单位参数额定容量kVA1000额定电压高压kV35±5%低压kV0.27损耗空载kW1.77负载kW8.13空载电流%1短路阻抗%6主机重量T2.53外形尺寸长×宽×高（有防护罩）mm1840×1270×1600轨距mm820×820由于逆变器的峰值输出功率仅为500kW，系统效率为77%左右，且逆变器在峰值输出状态下，功率因数近似为1，满足变压器功率通常不高于其额定功率90%的基本要求，本工程所配变压器的容量选择是合理的。（4）升压变设备110 就地升压设备采用箱式变电站模式，箱变内配置高压、低压设备、自用变及非晶合金升压变压器。箱变进出线均采用电缆方式。1）高压柜设备1台限流熔断器+负荷开关，三相，额定电流630A，40.5kV。在升压变出口处配置带电显示器。电网侧配置避雷器。高压柜采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。系统中采用的负荷开关，通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，以保护设备。熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性（可提供精确的始熔曲线和熔断曲线）；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。对于35kV线路保护，《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》要求：除极少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求速动保护快速切除故障。110 通过选用性能优良的熔断器，能够大大提高线路在故障时的反应速度，降低事故跳闸率，更好地保护整个光伏并网发电系统。2）低压柜设备2台电动型断路器，三相，额定电流2000A，400V。电流互感器，三相，额定电流1500/5A，5P20（0.5），15VA。另外配置浪涌装置、电流表、电压表等。3）自用变压器1台自用变压器，三相，BK-3kVA0.27/0.38/0.22kV。供给箱变内部操作回路及照明回路电源。4）升压变压器1台升压变，容量1000kVA，型号SCB0.27/351000/500-500kVA，联结组别为Dyn11，阻抗电压为6.5%。（5）就地电缆选择YJV-1.0型电缆耐受直流电压为1500V，因此直流电缆选择YJV-1.0型电缆。就地电缆敷设环境为户外环境，电缆需选择铠装型式，即选择YJV22-1.0型电缆。电缆选择如下：电池组串至汇流箱的直流电缆选用YJV22-1.02*10型，单拼敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用YJV22-1.02*95型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用单芯电缆YJV22-1.02*70型，多拼敷设；逆变器至升压变压器的交流电缆选用单芯电缆YJV22-1.03*70型，十拼敷设；升压变压器至开关站的交流电缆选用三芯电缆YJV22-10-3*50（70）型，单拼敷设。（6）布置情况110 1）汇流箱布置在电池板方阵中，户外安装。电池板与汇流箱、汇流箱与直流配电柜之间的电缆通过直埋方式相连。2）直流配电柜与逆变器就地布置，布置在同一间建筑物房间内。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，考虑到电缆弯曲半径的问题，直流配电柜与逆变器柜面对面布置，柜前柜后均留有走廊。电缆通过电缆沟敷设。3）升压箱变贴着逆变器房间布置。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，布置时需考虑到电缆弯曲半径的问题。升压箱变与逆变器、升压箱变与开关站之间的电缆通过电缆沟敷设。3.6开关变电站电气部分1、二次部分（1）开关站计算机监控系统开关站设置计算机监控系统一套，全面监控升压站运行情况。监控系统采集35kV进出线的三相电流、电压、功率、开关状态以及就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息，控制开关站35kV开关、10kV开关的投退。采集各支路的发电量。（2）光伏电场计算机监控系统光伏电场设置计算机监控系统一套，监控系统通过群控器实现多路逆变器的并列运行。群控器控制多台逆变器的投入与退出，具备同步并网能力，具有均分逆变器负载功能，可降低逆变器低负载时的损耗，并延长逆变器的使用寿命。监控系统通过群控器采集各台逆变器的运行情况。监控系统将所有重要信息远传至相关部门。监控系统可连续记录运行数据和故障数据：①要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）110 远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。②要求监控主机至少可以显示下列信息：（a）可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。（b）可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压B、直流电流C、直流功率D、交流电压E、交流电流F、逆变器机内温度G、时钟H、频率I、功率因数J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计CO2减排量N、每天发电功率曲线图监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；110 F、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败；③要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。④要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。⑤要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。⑥要求至少提供中文和英文两种语言版本。⑦要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统⑧要求使用高可靠性工业PC作为监控主机⑨要求提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。⑩监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。（3）保护开关站35kV及10kV开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护。测控保护装置将所有信息上传至开关站监控系统。110 升压箱变设置高温报警、超温跳闸保护、过流保护，动作后跳低压侧开关。箱变高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息通过电缆硬接点方式上传至开关站监控系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。2、站用电（1）升压箱变交流用电箱变内设置自用变压器一台，三相，BK-3kVA0.27/0.38/0.22kV。供给箱变内部操作回路及照明回路电源。（2）开关站站用电本站设有二台250kVA的站用变压器，35kV、10kV各一台，35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。两台站用变装有失压自切装置，以保证站用电源的可靠性。当全站消防报警时，站内空调和风机的电源回路将被自动切除。本站站用变压器为单独小间布置，采用油浸式变压器，由单独的熔断器及负荷闸刀进行保护及操作。站用电屏布置在中控室内，采用GK屏。（3）直流电本站直流系统电压为110V，选用100Ah蓄电池和高频开关电源装置，蓄电池免维护，采用GK屏，布置在中控室内。且直流屏应配有数据接口与综合自动化连接，并配置直流接地检测装置。3.7辅助技术方案1、环境测量装置安装方案测量的气象要素及所用仪表序号气象要素所用仪表备注1太阳总辐射热电式天空辐射表110 2风速、风向仪EL型电接风向风速仪地面5m3环境温度温度仪4板面温度计自动补偿热电偶温度计在太阳能光伏发电场内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。环境监测仪示意图该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。2、光伏组件表面清洁根据沂南县的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。尽管组建表面采用了自洁涂层，没有较大雨水冲洗，组件表面的清洁度难以保证，这将直接影响到光伏系统的发电效率，因此本工程设计时必须考虑设置组件表面清洗设施。（1）组件表面清洁根据沂南地区气候特点，组件板面污染物主要是以浮灰为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结110 。雨后灰浆粘结物基本不能靠雨水自洁冲洗。根据组件板面污染物的情况，可以有两种清理方案可供选择：（a）方案一：气力吹扫；（b）方案二：水清洗系统。两个方案的技术经济性比较见下表。组件表面清理方案比较表序号比较项目气力吹扫水清洗比较结果1板面污染物针对性可对浮灰进行有效清理。可对浮灰、灰浆、灰尘粘结物有效清理水清洗针对污染物广2清洗效果会留存泥浆灰渍，清洗效果一般。清洗彻底，效果好水清洗可有效提高组件板面洁净度。3初始投资3万左右200万左右水清洗系统初始投资大4主要消耗材料及使用费吹风机、汽油，费用2.5万/年水、电，费用0.5万/年水清洗系统年使用费较低。5清洗效果差别带来的发电量的差值根据已建光伏发电项目的运行经验，组件表面洁净度对光伏系统的输出效率影响非常大，不带清洗系统的光伏发电系统，每次中雨后，输出功率可以提高10%，运行半年后，组件初次人工清洗，清洗前后输出功率可以提高15%。因为中雨冲刷的也主要是浮灰，与气力吹扫的效果相似，所以可以认为微水清洗系统至少可以使光伏发电系统输出效率提高3～5%。如果年发电量1234万kWh，采用水清洗系统每年至少可以增加电量34万kWh。从比较表中可以看出，采用水清洗系统可有效提高组件板面洁净度。虽然初始投资较大，但是每年带来的发电量的增加值较为可观，经济效益较好，故本工程采用水清洗系统。水清洗系统由给水管路系统、可调整阀门、特殊喷嘴等设备组成，配合运行维护人员，采用专用工具对组件表面进行清洗。整个电站组件表面清洗一遍的用水量约为320m3，拟每月清洗一遍，全年的用水量约为2560m3（冬季4个月不清洗，组件表面结冰将影响效率）。（2）积雪处理根据沂南地区的气候情况，每年冬季1、2、12月份的降雨量4-12厘米，因此积雪量较多，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南方向，且有32110 度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。3.8光伏发电工程年上网电量计算本工程按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。1、并网光伏系统效率计算效率计算要考虑组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、电缆传输损失、逆变器效率、升压变压器的效率等。系统效率分析如下：多晶硅系统效率分析分析项损耗系数可利用率组件串并联失配损失5.0%96.0%电池组件温度系数耗损4.0%96.0%太阳辐照损失4.5%95.5%灰尘积雪遮挡损失2.0%98.0%电缆传输损失（直流、交流）2.0%98.0%逆变器转换效率1.5%98.5%变压器升压效率4.0%96.0%维护期检修发电损失1.0%99.0%计算结果79%系统总效率为：η总＝79%2、发电量计算110 根据太阳辐照量、装机容量、系统总效率等数据，可预测40MW光伏电站的发电量。光伏电站发电量计算公式：L=W×t×η式中：L——光伏并网电站年发电量；（单位：kWh）W——光伏并网电站装机容量；20000kW；t——年峰值日照小时数；η——光伏系统总效率；倾角为32°时，斜面上的年总太阳能辐射量为HT=1739.02kWh/㎡·a。由此可计算出年峰值日照小时数t：t=HT/T0=1739.02kWh/㎡·a÷1000W/㎡=1739.02hHT——倾斜面年总太阳辐射，kWh/㎡；T0——标准太阳辐射强度，1000W/㎡（电池组件标准测试条件）根据优化计算，方阵安装的最佳倾角为32°，全年所接收到的太阳辐射量最大，根据总装机容量，系统效率及倾斜面辐照量以及光伏组件运行25年后达到标称效率的80%以上的情况下，计算首年发电量为6870万KWh，25年总发电量为154555万KWh，平均年发电量为6182万千瓦时，年均利用小时1236h。第四章土建工程4.1工程等级和工程地质条件4.1.1工程等级由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）、并参照《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行）（FD002-2007），本工程的主要建（构）筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。110 1、工程等别和建筑物级别：①本工程等别为IV等，工程规模为小型；②建筑物级别为2级；2、建筑物结构安全标准：①建筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0；②太阳能支架地基基础结构安全等级为2级，结构重要性系数取1.0。3、洪水设计标准：35kV电压等级的变电站防洪设计标准为50年一遇，站址标高还应高于当地历史最高内涝水位。4、抗震设计标准：①主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类；②太阳能支架基础的抗震设防类别为丙类。5、地基基础的设计等级：①主要的建筑物地基基础的设计等级为丙级；②太阳能支架基础的设计等级为丙级。4.1.2工程地质站址场地开阔、平坦，周围无高大建筑和遮挡物，土质为砂砾岩土。本设计阶段未对拟建场地进行详细的地质勘查，本阶段采用的拟建场地的工程地质条件、岩土特性和水文地质条件的数据均来自相关地质资料。1、地质状况站址地段属山区，由于地势较高且降水较少，土质以砂岩土为主，储水能力差，不适合植被生长。站址无洪水侵扰威胁，地域十分开阔。2、冻土深度110 冻土与地温度的变化有密切的关系。当地温降到0℃以下时，土壤开始冻结。一般12月就偶尔出现夜冻日消现象。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在1月下旬或2月上旬。最大冻土深度0.4m。3、场地结论场地地形平坦，地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小，不适合农作物生长。场址区未发生大面积的盐渍化，地基土仍保持原状土层较高的物理力学性质，不会对建筑物基础构成较大影响，适宜建设大型地面并网光伏发电项目。4.2总平面布置本项目安装总容量为50MWp，拟安装200000块250MW多晶硅电池组件。整个太阳能光伏发电场总占地面积1500亩。光伏发电系统采用地面上安装的阵列布置形式，整个光伏发电场分东西两个区域，两个区域之间有35m的空地，以便于布置逆变器升压室。逆变器升压室根据工艺要求分50个点分别布置在光伏发电场地两个相邻区域之间的空地上。场内主要建筑物有配电装置及主控楼、办公楼，其他辅助配套的建筑物还有逆变器室、车库及备品备件库、门卫室、消防泵房。建筑物总建筑面积约2200m2。光伏发电场控制中心布置在场区的中东部，主要由配电装置及主控楼和生产生活区组成，控制室设在配电装置及主控楼内。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在控制中心内，以方便生产运行人员的管理。在总平面布置上，控制中心与光伏阵列场地间设置铁丝网围栏，使控制中心即与光伏阵列场地相对独立、又紧密联系。110 办公楼布置在主控制楼北侧；消防泵房和消防水池、车库布置在办公楼的北侧；配电装置及主控楼布置在办公楼南侧的空地上；活动场地布置在办公楼的东侧。场区设一个永久出入口，设置在场区的南侧，通过进站道路与场区外的道相连。场区大门由5.4m宽车行电动推拉大门和1.2m人行小门组成，在场区大门旁设一间门卫室，方便有效管理进出光伏发电场的人员。场区东、西、北侧围墙采用2.3m高实体围墙，南侧采用2.3m高铸铁花式镂空围墙。东、西、北三侧实体围墙可有效减少地面风砂对光伏发电场的侵蚀。在场区东、西、北侧光伏发电场地与围墙间的空地上种植低矮灌木，适当绿化。4.3建筑、结构1、主要建筑物主要建筑物有配电装置及主控楼、办公楼，其他辅助配套的建筑物还有逆变器室、车库及备品备件库、门卫室、消防泵房。建筑物总建筑面积约2200m2。配电装置及主控楼为一幢地上一层的现浇钢筋混凝土框架结构建筑。地上一层布置有10kV开关柜室、10kV站用变室、中控室、办公室、男女卫生间。室内外高差为0.30m，建筑面积830m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。办公楼为一幢一层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，办公及生活用房均布置在本建筑物内，室内外高差为0.30m，建筑面积240m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。逆变器室、车库及备品备件库、门卫室均为单层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，室内外高差0.30m，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。消防泵房为全地下钢筋混凝土箱形结构。2、主要构筑物110 主要构筑物有消防水池、化粪池、箱式变压器基础等。消防水池、化粪池均为全地下钢筋混凝土结构。箱式变压器基础为半地下钢筋混凝土结构。3、建筑装修（1）配电装置及主控楼窗采用静电喷涂铝合金窗或彩钢窗，门采用彩钢板门，底层窗内侧加装同质材料防盗栅，百叶窗内侧加装可脱卸式铝合金防护网，网眼规格为10mm见方。卫生间窗采用磨砂玻璃，磨砂玻璃厚度为6mm；设备房间窗采用中空双层夹丝玻璃，其余房间窗均采用中空双层安全钢化玻璃，其规格为6mm+7mm（空）+6mm。外墙采用面砖或外墙涂料。屋面形式为平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。主控室地面采用防静电架空地板，墙面和顶棚采用防静电涂料；卫生间地面采用地砖，墙面采用优质内墙面砖，顶棚采用铝合金龙骨PVC扣板吊顶；其他房间及门厅、走廊、楼梯均采用耐磨水泥地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。屋面、外墙均考虑保温措施设置保温层。（2）办公室窗采用彩钢窗，门为模压门。卫生间窗采用磨砂玻璃，其余房间窗均采用中空双层安全钢化玻璃，其规格为6mm+7mm（空）+6mm。外墙采用外墙涂料。屋面采用平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。办公室、宿舍地面采用复合地板，墙面和顶棚采用乳胶漆。卫生间、厨房地面采用防滑地砖，墙面采用优质内墙面砖，顶棚采用铝合金龙骨PVC扣板吊顶；展厅、餐厅及门厅、走廊均采用玻化砖地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。屋面、外墙均考虑保温措施设置保温层。4、建筑安全措施110 站内坑、池和孔洞等周围，均设置栏杆或盖板。地面均采取防滑措施。5、抗震设计根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）与《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（2008年版），本工程拟建场地抗震设防烈度为7度，场区地震加速度值为0.10g（g为重力加速度），设计地震分组为第二组。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（2008年版）、《电力设施抗震设计规范》（GB50260-96）等有关规定，建筑物按丙类（二类）建筑采取抗震措施。建筑物框架抗震等级均为三级。4.4太阳能支架基础1、太阳能支架布置本方案太阳能光伏阵列的为固定式单元。太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础。场址自然地面较平坦，考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高0.85m左右。2、太阳能支架基础计算（1）太阳能支架基础荷载作用在太阳能支架基础顶面的风荷载、太阳能板及支架的自重组合后的荷载值列表如下。固定式单元前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx（kN）竖向力Fy（kN）水平力Fz（kN）电池组件及支架自重0-1.110顺风荷载1.764.56±0.5逆风荷载-2.34-6.03±0.5固定式单元后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx（kN）竖向力Fy（kN）水平力Fz（kN）电池组件及支架自重0-1.360110 顺风荷载3.52-4.56±0.5逆风荷载-4.706.03±0.5（2）荷载工况与荷载效应组合：根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002），按地基承载力确定基础底面积及埋深时，传至基础底面的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的标准组合，荷载采用标准值，地基承载力采用特征值。基础抗滑稳定、抗倾覆验算的荷载效应采用基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数，荷载分项系数均为1.0。（3）分项系数基础结构安全等级为二级的结构重要性系数为1.0。①基本组合：（a）永久荷载分项系数：1.2（不利）/1.0（有利）；（b）可变荷载分项系数：1.4（不利）/0.0（有利）；（c）偶然荷载：1.0。②标准组合和偶然组合：荷载分项系数均为1.0。3、支架基础结构形式光伏阵列支架采用钢支架（热镀锌），依据工艺专业要求的电池组件倾斜角度确定前后两排支架柱的高度。基础采用柱下独立基础，下一阶段会根据详堪报告对基础的尺寸、埋深等方面进行多方面的经济比较，综合优化基础设计。根据组件阵列布置方案，结合地面坡度及实际土层分布状况，优化支架基础设计方案。例如遇到岩石地基，坡度较大，局部区域不方便输送混凝土，可尽量减少混凝土的用量，采取在岩石上化学植筋或者采用锚杆等方式，满足支架承载力的要求。另外根据电池组件的厂家提资确定电池的固定方式位置，优化支架的布置。110 4.5暖通和给排水4.5.1暖通本项目分散布置于总平面图中的逆变器室发热量较大，如采用自然进风机械排风方式每年也有不小的能耗，因此设计在原逆变器室上部增加通风气楼，将逆变器室变为自然进风自然排风的通风方式，有效节省了排风风机的能耗。电缆层采用自然进风机械排风的通风方式。本项目采用以天然气为能源的1台50Kw热水锅炉，负责整个场址区域配电装置室、中控室、生活、办公区域的冬季采暖需求。10kV配电装置室、主控室、办公区域，生活区域均设置分体风冷空调机。4.5.2给排水本工程生活生产给水包括主控楼、办公楼内生活用水和太阳能板冲洗用水及其它杂用水。水源包括新水水源和再生水水源。新水水源接自站区水泵房。再生水引自场内回用水池，管径为DN50，主要用于场内太阳能板冲洗以及场地绿化、浇洒。室外排水采用雨污水分流。站区附近无市政污水管，生活污水排入化粪池，由市政环卫部分定期外运处理。考虑当地土质情况，场地及建筑屋面雨水采用散排方式，场地内太阳能发电板的冲洗废水及汇集的雨水采用集中收集储存、处理再生回用方式。在每组太阳能发电板下方设置明沟，收集板上流下的冲洗废水或雨水，就近排入雨水窨井进行自然沉淀。沉淀后上清液作为再生水，主要回用为太阳能板的冲洗水，还可以用于站区道路冲洗、绿化浇灌和补充消防水池。110 在本工程中考虑采用再生水回用技术。由于在工程中采用了不透水的玻璃太阳能反射板。由于太阳能反射板上有积尘会影响其集光效率，从而影响整个工程的发电效率，所以要对其进行定期冲洗。该冲洗废水不含有机杂质，和当地雨水水质相差不大，均可进行物化沉淀处理，故考虑将此部分废水和站区雨水进行回收利用处理，以节约水资源、辅助提高太阳能板的发电效率。4.6场地地基处理措施1、防水措施：①做好竖向设计，防止大气降水、地表水体、工业及生活用水、施工用水侵入地基及结构物周围的场地。②室外散水应适当加宽，一般不小于1.5m，散水下部应做不小于150mm的沥青砂或厚度不小于300mm的灰土垫层；③绿化带与结构物距离应适当放大；严格控制绿化用水，严禁大水漫灌。2、施工措施：①做好现场的排水、防洪等措施，防止施工用水、雨水侵入地基或基础周围，各用水点均应与基础保持10m以上距离；防止施工排水及突发性山洪侵入地基；②先施工埋置较深、荷载较大或需采取地基处理措施的基础。基坑开挖至设计标高后应及时进行基础施工，然后及时回填，认真夯实填土；③先施工排水管道，并保证其畅通，防止管道漏水；110 第五章消防设计5.1工程概况和消防总体设计5.1.1工程概况**镇50兆瓦农光互补发电工程由配电装置及主控楼、逆变压器室、办公室及场地光伏发电组件构成。5.1.2消防设计依据（1）《中华人民共和国消防法》（2）《建筑设计防火规范》（GB50016—2006）（3）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229－2006）（4）《220kV~500kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-2005）（5）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140—90）（6）《电力工程典型消防规程》（DL5027—93）5.1.3一般设计原则消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，使用方便、经济合理为宗旨。配电装置及主控楼、逆变压器室及生活楼设置消火栓、手提式灭火器等消防设备，以遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。同时在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。5.1.4机电消防设计原则110 太阳能光伏发电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路，在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据太阳能发电自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。电气系统的消防措施：本工程根据《220—500kV变电所设计规范》、《高压配电装置设计技术规程》，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离。5.1.5消防总体设计方案（1）太阳能光伏发电场消防总体设计原则要保证安全运行的要求。消防是太阳能光伏发电场管理工作的一项首要任务，一方面要考虑太阳能光伏发电场工程自身的安全；另一方面要考虑太阳能光伏发电场工程对周围环境的安全。在总体设计时，应按危险品火灾危险程度分区分类隔离，做到安全运行。（2）太阳能光伏发电场消防总体设计满足适用要求，太阳能光伏发电场总体设计要遵循适用的原则。所谓适用就是总体设计要满足各种区域的使用要求。太阳能光伏发电场内部的建筑物、构筑物以及电气设备之间的防火距离要满足防火设计规范。各种区域尽管功能不一样，在使用上都有一个共同的要求：保证太阳能光伏发电场发电组件的正常运行。（3）太阳能光伏发电场消防总体设计满足经济性的要求。经济性体现在以下几个方面：总体设计应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要的防火间距，又能节省用地，以减少建设投资；总体设计要有利于各种设施、设备效能的充分发挥，保证各种设施设备的有效利用，提高劳动效率和太阳能光伏发电场的经济效益。5.2工程消防设计5.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级110 配电装置及主控楼、办公室、泵房、车库等建筑物的火灾危害性为戊类，最低耐火等级为二级；逆变器室火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级。5.2.2主要场所及主要机电设备消防设计配电装置及主控楼消防设施由下列部分构成：常规消火栓给水系统、灭火器的配置、火灾报警。配电装置及主控楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。主控楼设二个安全出口。楼内疏散走道宽度大于1.4m。隔墙耐火极限不小于4h。办公楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。办公楼内主要布置有办公室、资料室、会议接待室，宿舍、活动室、餐厅等。楼内设二个安全出口，疏散走道宽度大于1.4m，以满足人员疏散的要求。各房间隔墙耐火极限不小于4小时。逆变器室的火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在配电装置及主控楼及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。对于设备本身，绝大多数电气设备均为无油设备，从设备本身来讲，大大降低了火灾发生的可能性。主变压器防火设计：（1）主变压器在安装后必须进行检查，清除焊渣、铜丝、油泥等杂物，主变压器保护装置必须完善可靠。（2）主变压器与周围建筑物的防火间距为10m。（若防火间距小于10m，主变压器应与建筑物间设置防火墙，防火墙应在设备总高加1m及两侧各1m的范围内不设门窗不开孔洞）（3）主变压器旁边放置装备可靠的专用消防设备磷酸铵盐灭火器2套。110 （4）在主变压器附近设置消防砂箱一个。5.2.3安全疏散通道和消防通道变电站内交通通道净宽不小于4m，进站道路宽应为4m，满足消防车道要求。变电站内主要建筑物均直通外部的安全通道，控制中心内形成环闭消防通道，满足消防要求。5.2.4消防给水设计设计参数：室外消防用水量15L/s室内消防用水量10L/s总消防水量25L/s消防用水由室外270m3消防水池抽取，在泵房内设置室内外消火栓泵组，包括两台消火栓主泵（一主一备）、两台稳压泵（一主一备）和一台气压罐（120L）。消火栓主泵的技术参数为：Q=90m3/h，H=75m，N=45kW。稳压泵的技术参数为：Q=18m3/h，H=81m，N=13.5kW。消火栓泵组出水管在变电站内形成DN150室外消防给水环状管网，并在环网上适当位置设置DN100出口地上式室外消火栓。配电装置及主控楼和生活楼内设置室内消火栓箱，每个消火栓箱设消防按钮，发生火灾时直接启动消防水泵。5.2.5电气消防本光伏电场非常重要，因此配置火灾报警控制系统。火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、声光报警器等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出报警信号。110 主控制器设在中控室内，它负责全站消防系统的监控。电缆层拟采用智能感温及感烟探测器或空气采样探测器，35kV及10kV开关室、站用变室、中控室、逆变器室、拟采用智能感烟探测器，滤波室拟采用智能感温及感烟探测器。一旦发现火灾，主控制器能联动站内的风机及空调，并将火警信号送入站内监控系统实现远传。另外在变电站的各个楼层均设置了消火栓，消火栓按钮的状态信号需接入站内消防系统，一旦发生火情可以通过消火栓按钮启动消火栓进行灭火。火灾报警控制装置由站用电屏上空气开关供电，且装置本身带有蓄电池作为交流电源的备用电源供电。消火栓泵由站内两台站用变供电，末级进行自切。5.2.5.1报警及控制方式火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、警铃、电缆等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出声光报警信号。主控制器设在控制室内，它负责全站消防系统的监控。即能显示各台变压器火警情况并报警。5.2.5.2报警及控制范围考虑在全站布置设备的房间内安装火灾报警探测器，在主变周围敷设线型定温探测器作为报警装置。同时将火警信号送入站内监控系统实现远传。5.2.6建筑消防设计（1）配电装置及主控楼、办公楼的火灾危险性类别为戊类，建筑耐火等级为二级。（2）按建筑防火规范分防火分区。（3）配电装置及主控楼、办公楼地面均为一层，疏散走道宽度不小于1.4m，满足人员疏散要求。（4）消防控制中心设在建筑底层。110 （5）建材与墙体：框架结构外墙与隔墙采用轻质加气混凝土块砌筑，各类防火门采用甲级防火门。（6）配电装置及主控楼结构采用现浇钢筋混凝土非燃烧体。5.3施工消防5.3.1工程施工场地规划施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要性的防火间距，又能节省用地。5.3.2施工消防规划施工现场成立以项目经理为首的消防领导小组，设专职和兼职安全消防人员形成保证体系，对整个工地进行每周一次的安全消防大检查，教育现场工作人员认真执行各项消防安全管理措施，消除隐患。严格执行现场使用明火制度，电焊时要有专人看火，看火人员应携带水桶及石棉布，焊接前，应检查周围的环境，清理周围的易燃物。1、对易燃易爆材料、器材要严格管理，重点部位（仓库、油漆库、易燃物间等）按要求设置警告标志，存放在远离现场的专门仓库内。2、气压焊用的氧气钢瓶、乙炔钢瓶在作业过程中，必须间隔5m。两瓶与明火作业距离不小于10m。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。3、施工现场使用的安全网、密目式安全网、保温材料，必须符合消防安全规定，不得使用易燃、可燃材料。4、现场设消防高压水泵（扬程大于100m）及专用消防管道。5、施工现场要保持消防通道畅通，地面设消防栓，消防栓要有明显标志，其周围不得堆放材料及工具。110 6、雨季要做好防雷电。7、机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。8、全部电器必须安装漏电保护装置，禁止用电灯取暖或烘衣服。下班后，由电工切断施工现场的全部电源。9、生活区的用电要符合防火规定，用火要经保卫部门审批，食堂使用的燃料必须符合使用规定。110 第六章施工组织设计6.1概述项目装机总容量约为50MWp。工程拟采用多晶硅光伏组件，由大功率逆变器将直流电能转化为交流电，升压至35kV后送入当地的公共电网。光伏发电系统采用分散逆变集中上网方式布置，主要的建（构）筑物有光伏阵列支架、逆变升压房、电气开关房、运行控制综合房以及生活实施等；主要的设备有：太阳能光伏组件、逆变器、变压器、电容补偿器、开关柜等。工程施工涉及：办公室、生活设施的基础结构施工、建筑装潢，设备基础施工、道路沟道施工；设备安装，包括：太阳能光伏组件及支架安装、电气设备安装等；管线施工，包括：交直流电缆敷设、给排水管道等。6.2交通运输方案6.2.1交通运输条件该项目位于**镇，项目占地面积为1500亩。项目地点交通十分便利。为确保本工程最大部件，如大功率并网逆变器，进入光伏电站内，将修建光伏电站与场外附近相接的进场道路，道路全长为1000米，按四级公路标准设计。6.2.2交通运输方案本工程设备及材料运输主要以汽车公路运输为主，其中光伏组件采用集装箱卡车运输为主，电气设备采用中型卡车运输。6.3主要工程项目的施工方案6.3.1建筑工程110 由于本期工程建设物基础以采用条形基础为主，根据场地为砂砾地质条件，施工过程应注意对开挖基坑和沟槽的保护，防止坍塌；验槽合格后，用混凝土及时封闭。基础开挖的土石方应集中堆放于施工区指定位置。零米以下基础、沟道和设备基础一次施工完毕，以利回填夯实，有条件的情况下，尽可能将地面垫层施工好，以利于钢管排架支撑的搭设。回填应分层夯实，密实度应达到设计要求。开挖时如遇基坑积水，应加强排水，不得让水浸泡地基。为保证工程施工质量，本工程混凝土应按当地的建设行业的规定，报请相关的职能部门对混凝土等建筑材料进行检验。6.3.2安装工程1、光伏发电直流系统光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。光伏组件支架由设备分包商在工厂内加工成成品，先在工厂内预组装试样，验收合格后运至现场再进行螺栓组装。2、交流升压系统交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。由于太阳能光伏发电设备安装场地较为分散，一般不存在交替施工，为加快施工进度，安装可以按区域同步进行，各系统之间相互配合、有条不紊进行。6.4施工总平面规划因太阳能光伏工程相对较为简单，同时本着节约用地的精神，本期施工生产用地考虑为10000m2。施工生活用地考虑为2000m2。110 施工总平面规划的原则为：在保证施工顺利进行的前提下，本着节约用地的精神，布置紧凑，充分利用场地内不布置设备的空地；按照先土建，后安装的原则，各施工单位要密切配合，一旦土建施工完毕，要尽快撤出，为安装进入创造条件；施工单位应在满足施工进度的前提下，统一规划使用施工场地。本工程施工生产场地考虑利用场地内不布置设备的空地，其中施工生产用地主要安排在光伏阵列内布置电气设备房后两侧剩余的空置场地上。施工生活区安排在厂区东北角靠围墙区域。由于工程场地较为宽广，空余场地较为丰富，为了便于设备安装，实际施工时候应尽量将设备、材料的交货期与施工安装周期相协调，将设备靠近安装位置就近堆放，以减少场内搬运的工作量。6.5施工力能供应6.5.1施工临时用电从附近沿场地架设一条10kV输电线路进入光伏发电场内，架设长度4公里。供电公司在光伏电站设计位置安装250KVA配电台区1座，配变采用S9-10.5节能型配变；低压侧选用计量、分合保护装置一体的低压配电箱或电容补偿，有分段开关、计量装置一处，施工用电按当地非工业用电标准收费。6.5.2施工临时用水从区域供水管网接入光伏电站内，用于施工及生活供水，主干管道铺设长度2公里，主干管线均应采用钢套管引至光伏电站内，供水管出口管径不小于150mm。供水管网支网采用PE80给水管，管道外径50mm，接入光伏电站用水处。6.5.3施工临时通讯施工单位内部总机由施工单位自行解决。6.6施工综合控制进度由于本项目主要利用地面布置太阳能光伏电池板，所需房间建筑面积较小，施工周期相对短。整个工程周期为5个月。项目实施进度表时间阶段内容月份123456789101112可研报告批复110 初步设计及审批施工图设计设备定货土建施工设备安装人员培训试运行、投产110 第七章工程管理设计7.1工程管理机构7.1.1工程管理机构的组成和编制成立相应的项目公司，负责本光伏电场工程建设、运行维护、管理等工作。根据生产和经营的需要，结合光伏电场运行特点，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。结合本光伏电场的具体情况，按少人值班的原则设计。由于目前尚无可遵照执行的光伏电场运行人员编制规程，本光伏电场结构设置和人员编制推荐如下方案：全公司定员标准8人，其中，管理人员2人（包括总经理1人、总工程师1人）；运行人员3人；社会化人员（包括太阳能电池板清洗工、保安、勤杂工等）10人（折算成标准编制3人）。7.1.2工程管理范围光伏电场工程有生产基地和管理与生活基地两个区域。生产基地有光伏电池板、箱式变压器等生产设备设施；生活基地设有办公室、会议室以及宿舍等。7.2主要生产生活设施7.2.1生产区主要设施光伏电场场区内设配电装置及主控楼一栋，总建筑面积830m2；消防泵房一栋、车库及备品备件库一栋，总建筑面积100m2；办公楼一栋，总建筑面积240m2。7.2.2管理及生活区主要设施110 本光伏电场自动化程度很高。管理及生活基地内的值班人员可直接在办公室通过微机监控系统，实现控制和监测，并通过远动传输系统将数据及时发送至电网公司。7.2.3生产、生活电源及备用电源本光伏电场生产、生活电源来自站外的10kV系统电源，备用电源取自35kV升压站的母线。7.2.4生产、生活供水设施本光伏电场生产、生活用水水源，由当地政府负责铺设供水管道至生产、生活区解决。7.2.5工程管理内部和外部通信方式和设施光伏电场内部和外部通信方式和设施详见本报告有关通信的章节。7.3运行维护方案7.3.1光伏电站运营期管理设计1、建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格道守调度纪律，服从电网的统一调度，依据《并网调度协议》组织生产。2、)运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组织协调光伏电站安全、稳定、经济地运行。3、建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核严明。值班期内生产人员应举止文明、道章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。110 4、严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交接班前后一十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。5、加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。6、保证光伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值长应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。7、建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。8、建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。7.3.2检修管理设计1、坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。2、认真分析设备状况,科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。110 3、对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附屑设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和光伏电站太阳能资源特征提出建议，该建议应递交地区电力调度通讯中心并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。4、年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。5、应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。6、在编制下一年度检修计划的同时，宜编制一年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，一年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。7、建立和健全设备检修的费用管理制度。8、严格执行各项技术监督制度。9、严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能;熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准;熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。7.4项目招标方案110 根据《中华人民共和国招标投标法》、山东省实施《中华人民共和国招标投标法》办法和原国家发展计划委员会第9号令（2001年6月18日）等有关文件的要求，确保该项目建设质量，缩短工期，节省投资，提高效益，防范和化解工程建设中的违规违法行为，保护国家利益，该项目的各主要实施环节应通过招标方式进行，提出招标方案如下：1、项目招标内容招标范围包括：勘察、设计、监理、建筑工程、设备购置及安装等。2、发包方式承包方式有总承包和单项工作内容承包二种，相应的发包方式也有两种。该项目发包方式根据工程建设实施阶段的工作内容分别采取单项工作内容发包方式。3、招标组织形式招标的组织形式有自行招标和委托招标两种形式。该项目业主拟委托具有相应资质证书的招标代理机构代理招标。4、招标程序根据有关规定，项目工程招标应按下列程序进行：（1）建设单位向招标主管部门提出招标申请，经批准后，委托经建设行政主管部门批准的具有相应资质的招标代理机构编制招标文件。（2）发布招标公告或招标通知书。（3）工程开标：由招标单位主持，在招标管理部门的监督下进行。当众启封标书，宣布标价，进行评标、定标。（4）签订合同：中标企业确定后，由招标单位发出经招标管理部门签证的中标通知书，招、投标双方在一个月内签订承发包合同，并经招标管理机构审定。（5）招标方式110 根据国家有关要求和项目特点，该项目拟全部采用公开招标方式进行。详见下表：招标基本情况表招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式招标估算金额(万元)备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标建筑工程√√√安装工程√√√设备√√√重要材料√√√其它√√√情况说明：招标范围包括本工程项目的施工、监理以及与工程建设有关的重要设备、材料等的采购，本工程招标组织采用自行招标形式。为加快项目进度，降低招标费用，采取邀请招标方式进行招标，采用邀请招标可以比较准确了解投标方技术力量情况，方便择优、快捷省时，也利于节省招标费用、降低工程造价等。本工程建设项目审批前没有已经进行招标的项目。110 第八章环境保护与水土保持设计8.1评价依据和标准8.1.1本工程环境影响评价依据的环境保护主要法律法规有：1、《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26）；2、《建设项目环境保护管理条例》（1998.12）；3、《中华人民共和国水污染防治法》（1996.5.15）；4、《中华人民共和国大气污染防治法》（2000.4.29）；5、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996.10.29）；6、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（1996.5.15）；7、《中华人民共和国水土保持法》（1991.6）；8.1.2本工程执行的主要环境保护标准有：1、《污水综合排放标准》（GB8978-93）；2、《环境空气质量标准》（GB3095-1996）；3、《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）；4、《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）。5、《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；6、《大气环境质量标准》的二级标准（GB3095-1996）；7、《地面水环境质量标准》的Ⅲ类标准（GHZB1-1999）；8、《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）；9、《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）。8.2工程环境影响分析8.2.1环境影响分析本工程主要环境影响分析分为运营期和施工期两个阶段。运营期不产生工业废气，也无工业废水、废110 渣产生。运营期环境影响主要包括变压器、逆变器运行产生的噪声、电磁环境影响、太阳能电池板产生的光污染等。施工期环境影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声；场地开挖、汽车运输产生的扬尘、施工弃渣；施工生产废水和施工人员生活垃圾、施工作业对生态环境的影响等。8.2.2运营期环境保护措施1、噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施如下：①采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主要噪声源为：逆变器，噪声值65dB(A)；变压器，噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。②运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。2、电磁环境影响光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，对信号产生干扰等危害。这种电磁环境影响的强弱与变压器等级选型和距变压器的距离等因素有关。拟采取的措施如下：①合理设计并保证设备及配件加工精良，对于变电站设备的金属附件，减少因接触不良而产生的火花放电，在安装高压设备时，保证所有的固定螺栓都可靠拧紧，导电元件尽可能接地或联结导线电位。②值班室应采取屏蔽措施；除非有紧急情况，凡电磁辐射超过50μm/cm2的区域，不允许人员在未采取防护措施的情况下进入。110 3、光污染为了高效利用太阳能，太阳能电池板本身生产工艺也要求尽量减少光的反射。太阳能电池板主要是多晶硅电池和钢化玻璃压制而成，多晶硅电池呈深蓝色，制造时加入了防反射材料，对光线的反射率极低；钢化玻璃表面进行了磨砂处理以减少对光线的反射。站址北高南低周围较为空旷，无高大建筑和设施。电池板安装时要选择最佳阳光入射角度以最大限度利用太阳能，电池板倾角向上，不会对地面居民生活及交通产生影响。由此可见，太阳能电池板对光线的反射是有限的，远不及水面对光的反射造成的影响，基本不会对人的视觉以及飞机的运行产生不利影响，也不会对居民生活和地面交通产生影响。4、生活污水及固体废物①生活污水处理措施光伏发电是清洁能源，运行期没有生产废水，只有少量的现场运行维护与管理人员的生活污水。生活污水经处理达标后回用于项目区洒水、绿化等，建设中水水池用于非绿化期生活污水的暂存，不外排。②固体废物处理措施达到使用寿命的太阳能电池由厂家进行回收安全处置，不得随意丢弃。光伏电站一般只有少数运行人员，生活垃圾少，设立垃圾桶，定点收集后，由当地环卫部门定期清运。8.2.3施工期环境保护措施1、施工噪声110 施工机械的噪声和振动是主要的噪声源。同时，施工车辆也会带来一定的交通噪声。施工单位应尽量选用低噪声设备和施工工艺。尽量缩短高噪声机械设备的使用时间，特别是高噪声施工机械应控制在昼间工作时间运行。如需24小时施工，必须在工程所在地环保部门办理夜间施工许可证，同时做好与附近居民的沟通工作。施工中加强各种机械设备的维修和保养，使设备性能处于良好状态，减少运行噪声。以保证施工场地边界线处的噪声限值满足《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）标准的要求，减轻或避免对周围敏感点的影响。加强道路交通管理，运输车辆经过村庄点时应适当减速行驶，并禁鸣高音喇叭。加强道路养护和车辆的维修保养，降低机动车辆行驶速度。同时，加强对施工人员的环保教育，提高全体施工人员的环保意识，坚持文明施工、科学管理。2、施工扬尘施工期大气污染源主要是各类施工机械与车辆运输产生粉尘和飘尘等。为了减少工程扬尘对周围环境的影响，施工中遇到连续晴好天气又起风的情况下，对施工作业面洒水防止扬尘。对施工区道路进行管理、养护，使路面平坦、清洁，处于良好运行状况，一旦有建材洒落应及时清扫。本工程施工期对环境空气质量的影响是短期的和局部的，随施工结束，影响随之消失。3、施工废水施工期间，基础工程、混凝土工程会产生少量灰浆水、冲洗水等建筑废水，项目施工场地需设置废水沉淀池，废水经简易沉淀池处理后回用于施工场地喷洒，不外排，对水环境影响较小。施工单位临时厕所等生活设施产生少量生活污水。工程施工期间应建设临时旱厕，生活污水排入临时旱厕，定期清掏用作农肥。4、施工固体废物固体废物主要是施工弃土、建筑垃圾和施工人员生活垃圾。110 工程产生的所有弃土和建筑垃圾全部回填以调整工程场地标高及用于厂区绿化，无外运弃土和建筑垃圾。施工期应做到工程弃土及时回填，并对渣土堆场采取防护措施，以减少水土流失。运输沙石和建筑材料时，应选择对城镇环境影响最小的运输路线，运输车集中运输，运输车上路前加强车体、车胎冲洗，装土适量，防止沿路抛洒以及道路扬尘，适当洒水，检验合格后方可上路。运输加盖蓬布或使用密闭车体运输。施工期产生的生活垃圾储存于施工厂区垃圾桶内，由环卫部门定期清运至垃圾处理场集中处置，不外排。5、生态环境保护措施在施工建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放等措施，尽量减少施工占地及临时占地，最大限度的减少对地表原貌的生态破坏。施工结束后，应根据地域条件以适时适地的原则，采取散撒草籽、种植小灌木等措施进行绿化。施工活动要控制在征地范围内，尽量减少对周边的影响。场内连接各发电机组的道路尽量利用原有生产土路，以便减少对原有耕地的破坏，对坡度较大的边坡应采用砌体护坡、对裸露地面应绿化以防止水土流失。8.2.4环境保护投资估算环境保护投资包括：固体废弃物处理费、水环境保护费、大气污染防治费、生态保护费、环境监测和建设管理费等。初步估算工程环境保护投资费为30万元。投资概算详见下表：编号类别费用（万元）备注一、光伏电场主体工程1.固体废弃物处理1.1建设期固体垃圾3.22垃圾定点清运1.2运行期固体垃圾3.28包括垃圾填埋场征地和处理费用小计6.5110 2.水环境保护2.1施工期混凝土水3.82.2施工期机械设备清洗水4.62.3施工期生活污水3.42.4运行期生活污水3.7小计15.53.大气污染防治主要为施工期，已在施工阶段考虑。4.生态保护5.0主要为土层恢复。小计5.05环境监测3.0小计3合计308.3水土保持8.3.1水土保持设计标准工程建成后人类活动程度将加强，应做好环境生态保护及建设。同时，在开展水土保持设计时应遵守下列标准：（1）《中华人民共和国水土保持法》全国人大（2）《土壤侵蚀分类分级标准》SL190-96（3）《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1~6-1996（4）《水土保持监测技术规程》SL277-20028.3.2水土流失预测及危害分析1、扰动原地貌范围本工程总征地面积为630亩。场址现状为山坡荒地，施工对土壤的扰动包括光伏发电组件基础占地、地上永久性建筑占地、电缆沟占地、场内道路、排水沟渠等永久占地，以及临时堆放建筑材料占地、临时生活区占地、场内临时道路、设备临时储存场地等临时占地。这些占地均有可能造成土壤侵蚀，从而加大工程区土壤侵蚀强度。2、措施110 施工结束后，永久占地内除电缆沟占地可恢复外，其它永久占地基本为水泥硬覆盖，不会再发生土壤的侵蚀；临时占地均可恢复土壤。在采取植树等措施后，土壤侵蚀模数可降至施工前水平甚至更低，从而大大降低土壤侵蚀量。8.3.3水土保持措施1、光伏发电组件基础施工与安装的水土保持措施（1）有计划地按土方平衡的原则开展施工。光伏发电组件基础场地平整、土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须遵照土方平衡的原则，按计划进行。光伏发电组件场地平整和土石方开挖的数量，以不影响混凝土浇筑进度为准，不宜大面积、大数量的进行，导致土石方暴露时间过多、过长。平整的场地土层已遭破坏，表层土壤疏松，暴露时间过多、过长，势必遭受当地大风侵蚀的频率增大，加大风蚀的危害和扬尘等。（2）严格控制作业场地面积。无节制扩大作业场地，将造成更多的土壤表层的破坏。（3）施工过程中，如果产生土石方暴露时间较长，或遇大风，应对暴露的土石方及时采取措施，进行防风蚀处理。（4）施工完成后，开挖土方应及时回填，回填土要按从地表向下颗粒由粗到细的原则分层回填、逐层夯实，避免扬沙。植被恢复采用种树形式，在场地适宜处种植当地树木：白杨、沙柳及柏树等。2、电缆沟的水土保持措施（1）开挖电缆沟时，挖掘沟槽的土方应堆放在沟槽走向的迎风一侧。（2）开挖电缆沟时，应按照及时开挖、及时回填的原则处理。建议按施工能力采取分段敷设的办法。110 （3）电缆铺设完后，开挖土方应及时回填，回填土要分层回填、逐层夯实。3、临时占地的水土保持措施为减少对原土层的破坏。根据施工的要求，施工临时场地应尽可能减少土石方的开挖和回填，无论是开挖和回填均对原土层产生破坏。对于临时施工用地，应尽可能不对原场地的进行大面积处理，可采用局部的平整等临时措施，以满足施工的要求，同时减少对原土层的破坏，以达到对水土保持的最佳效果。施工结束后，施工单位应及时拆除临时建筑物，清理和平整场地，对已发生土石方开挖和回填的裸露地面应及时种植原地带性树种的方式进行恢复。4、工程弃土的水土保持措施场内主要土石方开挖：建筑基础、电池组件支架、箱变基础以及明沟和电缆等，土石方总开挖量大约28000m3，总回填量约为28500m3，多余土方用于场内平整，光伏电场内土方基本可做到平衡。5、控制中心和生活区的水土保持措施光伏电场控制中心位于光伏电场场址的中东部，主要由配电装置及主控楼和生产生活区组成，控制室设在配电装置及主控楼内。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在控制中心内，以方便生产运行人员的管理。在总平面布置上，控制中心与光伏阵列场地间设置铁丝网围栏，使控制中心即与光伏阵列场地相对独立、又紧密联系。控制中心除建筑物、已硬化的道路和场地等，其余部分应进行绿化，采取植树的方式，种植白杨等适宜当地气候条件的树木。8.3.4水土保持投资110 水土保持的投资费用主要由水土流失防治费、水土保持设施补偿费、监测费组成。其中水土保持防治费由工程措施费和植物措施费组成；而水土保持监测费根据有关规定结合实际工程量计列。水土保持设施补偿费按开挖面积列支，一次性缴纳。根据以上各项的统计，工程需列支相应的水土保持专项投资费用30万元。110 第九章劳动安全与工业卫生9.1设计依据、任务与目的9.1.1法律法规、技术规范及标准：1、《中华人民共和国劳动法》2、《中华人民共和国消防法》3、《中华人民共和国安全生产法》4、《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》5、《工业企业设计卫生标准》（GBZ2-2002）6、《建筑设计防火规范》（GB50016，2006）7、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）8、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）9、《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）10、《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-91）11、《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）12、《电气设备安全设计导则》（GB4064-83）9.1.2劳动安全与工业卫生设计任务与目的为适应我国太阳能发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障建设和生产运行过程中劳动人员的安全和健康要求。110 光伏电场建成投产后，火灾危险性主要来自于储存可燃介质、材料的设施或场所。如变压器、储油仓库都有发生火灾的可能性；地下电缆可能在散热、隔热条件不好时发生火灾或因其他原因发生火灾。变压器有潜在的爆炸危险。为降低发生以上危害的风险，在设计中应采取以下措施：（1）本工程各主要生产建筑物、构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行的《发电厂与变电所防火规范》和《建筑设计防火规范》的规定，保持安全防火距离。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不能超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。（3）建筑物和构筑物的设计，严格按照国家现行的防火消防设计规范执行，做好消防设计。在设计中做好防火、防爆等安全措施，在室内通道设计中，要满足消防和人员疏散的要求。并设置足够的消火拴和消防水龙头。（4）电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检验，以避免因电缆质量问题引起火灾事故。经检验合格后，电缆敷设按防火要求进行封、堵、隔，重要地段设置灭火和消防报警装置。（5）场区内各主要建筑物周围应设有消防通道。光伏电场在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑坍塌、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好各种施工防护措施，严格执行施工安全技术要求。为避免以上事故发生，建议采取以下措施：（1）项目业主应选择有丰富光伏电场建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时排除工程建设过程中的安全隐患。（2）工程承包商应制定详细的安全生产管理条例，对工作人员进行安全生产教育。（3）应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。110 （4）为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有必要的防寒措施。（5）工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题时，要及时进行解决。（6）监理单位应随时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。9.2工程安全与工业卫生因素分析9.2.1施工期危害因素本期光伏发电项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：高空作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种，下面对这四个工种存在的危害因素分别进行确认。（1）高空作业存在的潜在危害因素有：保护措施不当、大风作业、器械脱落等潜在危害因素。（2）运输吊装作业存在的潜在危害因素有：无证操作、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、操作失误、限位保护器失灵、指挥不当、大风起吊等潜在危害因素。（3）用电作业存在的潜在危害因素有：无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（4）基坑开挖存在的潜在危害因素有：放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等。9.2.2运行期危害因素110 在光伏电场完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。9.3劳动安全和工业卫生对策9.3.1施工期劳动安全和工业卫生对策针对上述施工期危害因素，采取以下5条必要措施，以预防施工期危害和预防传染性疾病的发生，保证工程建设的正常开展。（1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备进行定期检修或更换。（2）高空作业和起吊作业严禁在大风和雷雨天气进行。起吊作业时，注意绳索等捆绑物是否符合起吊要求，严禁吊车超载作业。（3）用电作业应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围禁止堆放易燃物品。（4）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止跌落。9.3.2运行期劳动安全与工业卫生对策对运行期中存在的火灾、爆炸、电击、机械损伤、雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素，要加强安全管理，制定安全生产监督制度。（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（参见消防章节）。110 （3）根据现行的《建筑防雷设计规范》中的要求进行防止保护装置的设计。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》规定进行全厂安全接地设计。根据《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）进行光伏发电设备检修时，应严格执行厂商技术要求进行，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作不宜超过8小时。（6）职工食堂卫生应达到国家相关标准。9.4光伏电场安全卫生机构设置、人员配备及管理制度9.4.1光伏电场安全与卫生机构及专项设施配置本光伏电场不需要配备专门的卫生机构，光伏电场职工可以就近到附近的医院看病就诊。光伏电场设置专门的安全生产监督机构（由行政管理兼），定期对光伏电场内生产设施进行安全检查，并对工人进行安全教育。9.4.2光伏电场安全生产监督制度为了监督与安全生产有关的各项规章制度、反事故措施和上级有关安全生产指示的贯彻执行，对违章违规作业进行检查，光伏电场应结合光伏电场的实际情况制定安全生产监察制度。安全生产监察制度应规定安全生产监察的内容、安全监察人员的职权及职业标准、安全监察例行工作、事故调查、事故分析、事故预防、安全监察通知书等内容。9.4.3消防、防止电气误操作、防高空坠落等管理制度110 消防和防火是变电站安全工作的重点，为保证严格执行消防法规，正确使用变电站的消防设备，加强员工防火意识，防止火灾事故的发生，变电站应制定详细的消防工作制度。消防工作制度规定消防管理的内容、消防管理的职责和权利、消防设备检查、定期消防知识和技能培训等内容，具体消防管理制度如下：（1）消防管理人员全面负责变电站内和太阳能光伏发电场防火、消防工作。（2）消防工作人员应对变电站内存在火灾危害因素的场所进行定期检查，对检查过程中发现的问题及时上报和处理。（3）按照消防设备使用及保养要求，对变电站内消防设备进行定期检查，损坏的设备要及时维修，过期设备从新购置，以保证设备的正常使用。（4）定期对变电站内工作人员进行消防培训，培训内容包括消防设备的使用、变电站防火常识、紧急情况逃生自救等内容。电气误操作可造成重大的生产事故和人体伤害事故，为保证光伏电场工作人员和设备的安全，变电站应制定防止电气误操作的管理制度，规定电气操作、检修作业的程序及要求、防止误操作管理、防止误操作培训等内容，具体防止电气误操作制度如下：（1）依据国家有关规定和行业规范的规定，制定电气操作票制度、严格管理电气操作、加强电气操作人员培训。（2）结合太阳能光伏发电场具体情况对电气设备检修制定检修票制度，以防止检修期间发生触电事故。（3）制定员工培训制度，定期对员工进行安全教育，组织员工学习电气误操作相关规定。9.4.4工业卫生与劳动保护管理规定为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电场应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出规定。9.4.5事故调查处理与事故统计制度110 本光伏电场工程应按照国务院《特别重大事故调查程序暂行规定》等法规要求，建立调查、事故上报和事故统计制度，以保证事故发生后及时处理。事故纪录采用计算机技术进行记录，以方便统计。妥善利用事故统计资料，从中吸取总结经验教训，避免同类事故再次发生。9.4.6其它劳动安全、工业卫生管理制度按照国家和地方有关法律法规规定，变电站和光伏发电场还应制定机动车辆的安全管理制度，结合光伏电场具体情况可制定安全培训制度，安全奖罚制度，临时工的安全管理规定，安全生产例会等制度。通过以上制度，使安全生产达有制可依，保障光伏电场的正常运行和职工的人身安全与健康。9.5事故应急救援预案9.5.1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，使全场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）保护场区环境。（4）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，指导本厂各单位组织学习和应用，提高全场整体应变能力。9.5.2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：先控制后消火，救人第一，先重点后一般的原则。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。110 （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，及时划定危险范围，果断决定采取应急行动。（6）正确分析风险损益，在尽可能减少人员伤亡的前提下，组织物资抢险。（7）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。（8）现场抢险时，不能少于两人。9.5.3应急设备器材1、通讯系统（1）由光伏电场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，光伏电场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光伏电场总经理负责协调、组织及落实，确保应急物资准备充足、供应及时。3、交通运输系统光伏电场内车辆由光伏电场值班班长负责协调、组织，各单位必须服从光伏电场应急指挥部统一调动。4、消防系统由光伏电场值班班长负责协调、组织及落实消防设备和人员，应急时服从光伏电场应急指挥部调动。5、医疗救护系统光伏电场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，服从光伏电场应急指挥部和应急办公室调动。110 6、义务消防队光伏电场全体职工为义务消防队队员。应及时，所有义务消防队成员必须服从光伏电场应急指挥部和应急办公室调动。9.5.4应急组织职责（1）制定光伏电场应急工作计划，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）负责光伏电场二级应急行动的实施，发生一级事故险情时，及时向上级应及组织汇报，并迅速调动全场应急力量采取应急救援行动。在上级应急组织下达及应指令时，执行上级应急指令所有的程序和内容，组织全光伏电场的人力、物力参加应急救援活动。（4）负责全场的生产动态，发生事故险情时，及时做出判断，采取相应的应急措施。（5）负责收集每天的气象信息、上级和有关部门的险情通报，有异常情况时上报光伏电场应急指挥部，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，调动全场的应急力量，参加上级应急组织应急行动。（7）负责起草本光伏电场有关应急工作的文件、简报等。9.6预期效果评价本光伏电场施工期劳动安全问题为物体打击、车辆伤害、触电、坍塌、机械损伤等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法运行，可有效预防危害事故的发生，最大限度保护工作人员。110 光伏电场在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、放触电、防静电和机械损伤等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。根据国家对工程建设项目的有关规定，本光伏电场在施工期和运行期列估劳动安全卫生费用35万元。110 第十章油用牡丹种植方案10.1、油用牡丹选种育苗方案10.1.1、选地与整地　　选地：牡丹是肉质深根系植物，在选地时应选地势高燥、易排水的地块。土壤以肥沃的沙质壤土为好，忌粘重、盐碱、低洼地块。PH值6.5～8.0适合栽植。要有一定的排灌条件。　　整地：土壤深翻30～40cm，耙细整平。每亩施用150～200kg饼肥，40～50kg复合肥做为底肥，有条件的每亩可以增施腐熟的厩肥1500～2000kg。同时施入8～10kg/亩辛硫磷颗粒剂和4～5kg/亩土菌灵等做为土壤杀虫杀菌剂，前茬作物病虫害严重时，可以加倍使用。10.1.2、选种与种子处理　　选种：应选“育苗移栽”定植四年以上的牡丹植株做采种株，宜当年采当年播。种籽一般在7月底至8月初成熟。当牡丹角果呈熟香蕉皮黄色时采摘，阴干勿曝晒，并经常翻动；种子在壳内后熟，并由黄绿色渐变为褐色至黑色。待果角开裂，种籽脱出即可播种。　　种子处理：牡丹种子皮黑质硬，难以透水，播种前要用40～50℃110 的温水浸种24-48小时左右，使种皮软化，易于吸水萌发；生产中可用常温水浸种3～4天，每天换水一次；用200PPm赤霉素浸种也有利于种子萌发。结合浸种首先对种子进行水选，浸泡1-2小时，把水面漂浮的不实种子弃去。浸种后，若不能立即播种，可用等量细沙拌匀后沙藏，但沙藏时间不宜超过20天。　　选好的种子要进行消毒，可结合浸种用300倍的甲基托布津或多菌灵浸泡消毒；播种前，可再用杀菌剂（多菌灵、甲基托布津等）拌种。育苗前如墒情差要先造墒，然后进行播种。10.1.3、育苗时间　　我市育苗时间一般在8月下旬开始，9月下旬结束。过晚当年发根短而少，翌年春苗木生长细弱。因牡丹种子有上胚轴休眠特性，当年秋播后，只生幼根，须经冬季低温破眠后，翌年春幼芽才萌发出土。如当年入冬前不能萌生幼根，即使翌年春温度升高，牡丹种子也不会再萌发。10.1.4、播种方法　　小面积育苗可进行畦播。播种覆土后，畦面宽80～100cm、高10～15cm，畦间距20～30cm。　　按6～9cm的行距，开5cm深的沟，将种子均匀撒入沟内，种子间相距1～2cm，覆土盖平，稍加镇压；也可以将种子撒播于畦面，然后覆3～5cm厚的土。种子用量每亩100～150kg。　　大面积育种，应采用播种机播种，种子用量每亩70～90kg左右，可省时省工，降低生产成本，注意播种深度勿大于5cm。　　待气温下降后，可覆盖地膜，提高地温，能够延长牡丹种子生根时间，提高出苗率，第二年也易发壮苗。10.1.5、育苗田管理　　110 播种后30～40天即可长出0.5cm左右的幼根，90天后幼根可达7～10cm；一般此时开始封冻，没有覆盖地膜的可在畦面上盖3～5cm厚的土或厩肥保温。　　第二年开春解冻后，应及时揭去地膜及去除部分覆土等；如墒情过差要及时补充水分。苗期要经常拔草、松土、保墒，适时追肥浇水。地温上升到4～5℃时，种子幼芽开始萌动，牡丹苗在春季气温18～25℃时，生长迅速，结合春耕除草，可进行叶面喷肥，喷施可选磷酸二氢钾等，浓度一般要控制在0.3%以内。10.1.6、主要病虫害及其防治方法　　牡丹叶斑病（红斑病、轮班病等）发病症状、发生条件、防治方法相似，危害叶部，常常造成牡丹早落叶。防治叶斑病可用70%甲基托布津500倍液或50%多菌灵1000倍液喷防。其它病虫害参照“油用牡丹栽培技术”部分有关防治。10.2油用牡丹栽培技术方案10.2.1、地块选择　　油用牡丹栽植，宜选地势高燥、易排水的地块。以沙质壤土为好，要求土壤疏松透气，适宜pH值6.5-8.0,总盐含量在0.3%以下。10.2.2、品种选择　　以结籽量大、出油率高、适应性强、生长势强的“凤丹”牡丹品种为主。10.2.3、整地施肥　　110 土壤深翻30～40cm，打破犁底层,耙平搂细,每亩施用150～200kg饼肥，40～50kg复合肥做为底肥，有条件的每亩可增施腐熟的厩肥1000～1500kg。同时施入8～10kg/亩辛硫磷颗粒剂和4～5kg/亩土菌灵等做为土壤杀虫杀菌剂。前茬作物病虫害严重时，可以加倍使用。10.2.4、栽植时间　　在临沂市，油用牡丹栽植时间以9月中旬至10月中旬为佳，最迟不超过10月底。10.2.5、种苗处理　　可以选用1～3年生“凤丹”实生苗，现生产中多用1～2年生苗。栽植前首先要对种苗进行分级：一年生苗，苗径达到0.5cm以上、苗长不低于20cm为一级苗，苗径0.3～0.5cm、苗长达到15～20cm为二级苗。二年生苗要求长度不低于20cm。苗径不低于0.8cm为一级苗，苗径0.6cm-0.8cm为二级苗。苗径在0.3cm以下或病苗、虫苗、弱苗不要栽植；要尽量选用新鲜苗，不用储藏苗，尤其是储藏后，根部明显失水或又萌生新根的苗不要选用。　　将一级苗和二级苗分开，用50%福美双800倍液或50%多菌灵800～1000液浸泡5～10分钟，晾干后分别栽植。栽前要将过细过长的尾根剪去，以栽植后根部舒展为准。10.2.6、栽植密度　　油用牡丹定植的密度一般不低于3000株/亩。株距一般为30～40cm,行距一般为50～80cm.株行距一般可以选择40cm×50cm或30cm×70cm，或35×（80+40）cm宽窄行栽植等。为有效利用土地，对1～2年生种苗，栽植密度也可以暂定为每亩5555株，株行距为20cm×110 60cm。1～2年后，可以隔一株剔除一株，剔除苗可用作新建油用牡丹园，也可用作观赏牡丹嫁接用砧木，剩余部分作为油用牡丹继续管理。10.2.7、栽植方法　　1～2年生种苗，可用铁锨或间距与株距等同的带柄2-3股专用叉插入地面，别开宽度为5～8cm、深度为25～35cm的缝隙，在缝隙处各放入一株牡丹小苗，使根茎部低于地平面2～3cm左右，并使根系舒展，然后覆土踩实使根、土紧密结合。3年生以上种苗根系较大，需挖穴栽植。根据不同株龄种苗，也可用专用开沟机开沟栽植，可提高栽植效率。栽植后均需封土10～15cm，以利保墒越冬。10.2.8、田间管理　　锄地：油用牡丹生长期内，需要勤锄地，一是灭除杂草，二是改善土壤透气性、增温保墒。在降雨或浇水后要及时松土，松土深度视根系深浅而定，幼苗期要松土浅一些，不要伤及根系；开花前需深锄，开花后要浅锄。　　追肥：牡丹喜欢有机肥与磷钾肥。栽植后第一年，一般不需要追肥。第二年开始追肥，可追2次肥，第一次在春分前后，每亩施用40～50kg复合肥；第二次在落叶后，每亩施用150～200kg饼肥加40～50kg复合肥。开始结籽后，每年以三次追肥为好，即开花后增追一次复合肥。　　2年生地块可采用穴施或沟施法追肥。进入结籽期的大苗可采用普施方法，将有机肥与复合肥混合，撒施后进行浅掘松土，以确保第二年足量开花结籽。　　110 浇水：牡丹为肉质根，不耐水湿，应保证排水疏通，避免积水，不宜经常浇水。但在以下情况下仍需适量浇小水：一是1-2年生小苗在土壤干旱时；二是在特别干旱的炎热夏季；三是大苗在严重干旱的年份；四是在追肥后土壤过分干旱时。浇水可用河水、坑塘水、沟渠水。严禁用含盐碱量高或污染的水浇灌。可采取喷灌、滴灌、开沟渗灌等方式。　　清除落叶：10月下旬叶片干枯后，及时清除，并带出牡丹田，焚烧或深埋，减少来年病虫害的发生。　　整形修剪：1～2年生苗栽植时不用修剪，栽植3～4年生苗需先“平茬”后栽植。定植后可视其牡丹苗生长情况，在第二年秋或第三年秋进行平茬，以促从植株基部多生分枝，提高开花量及产量。三年生以后的修剪主要是去除“回缩枝”或过密枝，根据管理水平确定每亩地的留花量。整形措施根据枝叶分布空间在春季萌动时和秋末落叶后两次进行。10.2.9、种籽采收　　种籽成熟期因地区不同而存在差异，临沂一般在7月下旬至8月初成熟。育苗用种籽采收时间是：当蓇葖果呈熟香蕉皮黄色时即可进行采收，过早种籽不成熟，过晚果荚开裂种子掉落，种皮变黑发硬不易出苗。制种方法采收果壳褐黄色或褐色的果荚，摊放于阴凉通风的室内，摊放厚度在20cm左右，使其后熟。经过10～15天，果荚大多数自行开裂，爆出种籽。后熟过程中，每隔2～3天翻动一次，以防发霉。可用脱粒机进行制种。110 第十一章结论本项目将光伏支架抬高0.6米，以保障油用牡丹可以吸收阳光，且本项目使用土地为荒沙地，油用牡丹可以防风固沙，减少水土流失。投产后，可减少火力发电对环境造成的污染，有助于改善环境，最大限度的发挥环保效益。节约能源，具有积极的社会效益和环境效益。本项目利用当地丰富的太阳能资源发电，有利于社会资源的优化配置，对当地的经济发展将起到促进作用，因此，本项目的建设是经济、合理的。110'