光伏发电有限公司光伏扶贫项目可行性研究报告 229页

'光伏发电有限公司光伏扶贫项目可行性研究报告目录第一章综合说明............................................................................................................................11.1概述........................................................................................................................................11.2项目业主信息.......................................................................................................................21.3太阳能资源............................................................................................................................21.4工程地质..............................................................................................................................31.5工程任务和规模...................................................................................................................31.6光伏系统总体方案设计及发电量计算...............................................................................31.7电气设计...............................................................................................................................41.8土建.......................................................................................................................................41.9消防设计...............................................................................................................................51.10施工组织设计.....................................................................................................................51.11工程管理设计.....................................................................................................................51.12环境保护和水土保持设计.................................................................................................51.13劳动安全与工业卫生设计.................................................................................................61.14节能降耗分析.....................................................................................................................61.15设计概算.............................................................................................................................71.16财务评价与社会效果分析.................................................................................................71.17结论及建议.........................................................................................................................81.18附图、附表.........................................................................................................................8第二章太阳能资源和当地气象条件..........................................................................................142.1.太阳能资源分析..................................................................................................................142.2其他气象条件......................................................................................................................17第三章工程地质..........................................................................................................................183.1概述......................................................................................................................................183.2区域地质及构造稳定性......................................................................................................193.3场地工程地质条件..............................................................................................................203.4光伏发电工程站址工程地质评价......................................................................................203.5结论与建议.........................................................................................................................21第四章工程任务和规模..............................................................................................................224.1工程任务..............................................................................................................................224.2工程规模..............................................................................................................................234.3工程建设必要性..................................................................................................................24第五章系统总体方案设计及发电量计算..................................................................................275.1光伏组件选型......................................................................................................................275.2光伏阵列运行方式选择.....................................................................................................375.3逆变器选型.........................................................................................................................415.4光伏方阵设计.....................................................................................................................455.5方阵接线方案设计..............................................................................................................50 5.6光伏组件的清洗..................................................................................................................535.7光伏发电工程年上网电量计算.........................................................................................54第六章电气..................................................................................................................................596.1电气一次...........................................................................................................................596.2电气二次.............................................................................................................................75第七章土建..................................................................................................................................987.1工程等级和标准.................................................................................................................987.2基本资料和设计依据.........................................................................................................987.3电站总平面布置...............................................................................................................1007.4场地集电线路设计...........................................................................................................1037.5场内集电线路设计............................................................................................................1047.6升压站..............................................................................................................................1047.7地质灾害治理工程...........................................................................................................109第八章工程消防设计.................................................................................................................1108.1工程消防总体设计...........................................................................................................1108.2工程消防设计....................................................................................................................1118.3施工消防...........................................................................................................................113第九章施工组织设计.................................................................................................................1159.1施工条件...........................................................................................................................1159.2施工总布置.......................................................................................................................1179.3施工交通运输...................................................................................................................1189.4工程用地...........................................................................................................................1189.5工程施工...........................................................................................................................1199.6施工总进度.......................................................................................................................123第十章工程管理设计................................................................................................................12610.1管理方式.........................................................................................................................12610.2工程管理机构.................................................................................................................12610.3主要管理设施.................................................................................................................12610.4运营期管理设计.............................................................................................................12610.5检修管理设计.................................................................................................................12810.6电站运行维护、回收及拆除.........................................................................................130第十一章环境保护与水土保持设计........................................................................................13511.1环境保护.........................................................................................................................13511.2水土保持.........................................................................................................................144第十二章劳动安全与工业卫生................................................................................................15112.1设计总则.........................................................................................................................15112.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析.....................................................................15612.3工程安全卫生设计.........................................................................................................15812.4安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度.....................................................16612.5事故应急救援预案.........................................................................................................16912.6主要结论和建议.............................................................................................................169第十三章节能降耗....................................................................................................................171 13.1设计原则.........................................................................................................................17113.2工程应遵循的节能标准及节能规范.............................................................................17213.3施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析.............................................................17313.4运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析.............................................................17313.5主要节能降耗措施.........................................................................................................17413.6结论................................................................................................................................178第十四章工程设计概算.............................................................................................................17914.1项目概况.........................................................................................................................17914.2投资概算编制原则及依据.............................................................................................17914.3工程投资.........................................................................................................................180第十五章财务评价及社会效果分析........................................................................................18115.1概述.................................................................................................................................18115.2财务评价.........................................................................................................................18115.3社会效果分析.................................................................................................................183第十六章社会稳定风险分析.................................................................................................18516.1项目概况.........................................................................................................................18516.2编制依据.........................................................................................................................18516.3风险调查.........................................................................................................................18716.4风险识别.........................................................................................................................18816.5风险防范和化解措施.....................................................................................................18916.6风险防范、化解措施有效性分析.................................................................................19316.7风险分析结论.................................................................................................................195第十七章建设项目招标...........................................................................................................19617.1招标范围.........................................................................................................................19617.2标段划分及招标顺序.....................................................................................................19617.3招标组织形式和招标方式.............................................................................................196第十八章结论与建议............................................................................................................19718.1结论.................................................................................................................................19718.2建议.................................................................................................................................197附录.............................................................................................................................................199 226第一章综合说明1.1概述1.1.1项目概述项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期工程规划安装规模为35MWp（其中15MWp为指标集中式地面光伏电站，20MW为光伏扶贫地面集中电站），占地面积约1500亩。本项目充分利用当地的土地资源，和农业进行有机结合，有利于可再生能源的发展，有利于促进贫困群众增收就业，有利于贫困地区节能减排，是一项利国利民、一举多得的阳光工程。X县隶属于甘肃省平凉市，位于甘肃省中部，六盘山西麓，东邻华亭县，西依静宁县，北与宁夏隆德县、泾源县毗邻，南和张家川县、秦安县接壤。东西长56.37公里，南北宽46.60公里，总面积1553.14平方公里，辖1街道5镇13乡。1.1.2设计范围及编制依据设计的主要内容包括太阳能资源和当地气象条件、工程地质、工程任务与规模、系统总体方案设计及发电量计算、电气设计、土建设计、工程消防设计、施工组织设计、工程管理设计、环境保护和水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、节能降耗分析、工程设计概算、财务评价与社会效果分析、社会稳定风险分析、建设项目招标等。报告依据的主要规程、规范为：（各专业相关规程、规范详见各章节）1)《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）226 》（GD003-2011）；2)《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)；X县万泉农业光伏发电项目3)《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）；4)《光伏发电站施工规范》(GB50794-2012)。5)《光伏电站接入电力系统技术规定》（GB/Z19964-2005）；6)《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）；7)《光伏电站接入电网测试规程》（Q/GDW6178-2011）；8)《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）；9)《光伏发电工程施工组织设计规范》(GB/T50795-2012)；1.2项目业主信息拟建项目站址位于甘肃省平凉市X县高川村，业主为XX光伏发电有限公司。1.3太阳能资源甘肃省是我国太阳能资源较丰富的省份，各地年太阳能总辐射值在4700~6350MJ/m2，其地理分布有自西北向东南递减的规律。河西走廊大部分地区年太阳总辐射大6000MJ/m2，这里降水稀少，空气干燥，晴天多，非常有利于太阳能的利用，另外民勤武威一带也是太阳总辐射较高的地区。甘肃南部地区则是年总辐射量相对较低的区域，在4700~5200MJ/m2，这是由于该地区降水和云量多造成的，甘南州西南部略高于周围地区。本项目处于甘肃省太阳能资源中等地区，年太阳总辐射大约在5700MJ/m2。是良好的光能资源利用区域，226 适合光伏电站的开发建设。由于站区附近气象站无辐射观测数据，有辐射观测数据的气象站距离站区太远且气候状况差异较大，本阶段暂Meteonorm数据作为评价依据。根据Meteonorm提供的辐射数据得到，本项目光伏场区多年平均总辐射为5520.8MJ/m2。根据《太阳能资源评估方法》（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源很丰富”区。1.4工程地质拟建场区内构造活动较弱，近场区附近无全新活动断裂。拟建工程区区域构造稳定性相对较好，适宜光伏电站的建设。1.5工程任务和规模地面电站规划安装规模为20MWp，占地面积约800亩。本项目和农业进行有机结合，在光伏电池板下种植土豆、中草药等喜阴作物。分布式电站县里选定200户建档立卡贫困户，由选择的光伏企业负责设计、安装、指导、设备维修等服务。1.6光伏系统总体方案设计及发电量计算本工程光伏并网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。本工程采用分块发电，集中并网设计方案。系统分为20个发电单元，每1MW光伏组件组成1个发电单元，全部采用最佳倾角、固定式支架安装。本工程拟选用260Wp多晶硅光伏组件、500kW逆变器。升压系统主要由1000kVA/35kV就地箱变、110kV升压站等设备组成。226 所选电池组件为目前主流产品，所选逆变器容量适合本项目具体情况。25年发电量总和110943.709万kWh，年平均发电量4437.748万kWh。1.7电气设计因目前暂无接入系统报告审查意见，具体接入点及接入方案根据审定的接入系统方案进行调整。本工程一期采用分块发电，集中并网的设计方案将系统分成15个并网发电单元，其中每个1MW发电单元配一台1000kVA的箱式变。逆变器输出电压经箱式变升压至35kV，以35kV电压等级汇集接入升压站35kV侧，升压至110kV，光伏电站升压站出单回110kV线路T接李店至莲花中间110kV线路。本工程采用扶贫项目利用贫苦户屋面或屋前屋后空闲场地，安装3千瓦光伏发电系统，自发自用，余电上网。1.8土建本工程升压站主要建(构)筑物包括主控楼、35kV配电室、屋外配电装置等。主控楼：采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝凝土柱下独立基础。35kV配电室：钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础。主变基础采用现浇钢筋混凝土基础。油池侧壁采用素混凝土，油池内干铺粒径为50mm~80mm的卵石，内设钢篦子支撑。支架基础采用螺旋桩基础。光伏电池组件支架采用钢支架（热镀锌）。逆变器室、箱变：基础采用砌体或钢筋混凝土结构，墙下条形基础。226 2261.9消防设计本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未然，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散.1.10施工组织设计项目所在地区交通条件较为便利，主要安装材料可就近采购，施工用电引接自就近村内。光伏支架采用固定式支架安装。施工区拟布置在场区中部，主要包括施工生活区和材料堆场。本工程施工工期约6个月。1.11工程管理设计光伏电站的自动化程度较高，管理机构的设置应根据生产经营需要，本着高效、精简的原则，实行现代化的企业管理。在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。调整后，项目公司的组织机构设置运行检修部、财务部、综合管理部和安全质量部，四部以上设总经理2人。四部中财务部、综合管理部、安全质量部共4人，运行检修部设4人。光伏组件设计寿命25年，组件达到使用寿命后由专业公司回收。组件采用夹具固定方式，拆除方便。1.12环境保护和水土保持设计光伏发电的生产过程是将太阳光能直接转变为电能。在整个流程中，不需要消耗其他常规能源，不产生废气、废水、固体废弃物等污染物，也不会产生大的噪声污染。226 光伏发电的节能效益主要体现在光伏发电运行时不需要消耗其他常规能源，环境效益主要体现在不排放任何有害气体和不消耗水资源。综合采用绿化、撒播原地带性植被、路基路面排水及路面硬化等措施将工程带来的水土流失降低到最小。1.13劳动安全与工业卫生设计认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针。本工程不存在传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和劳动安全、职业卫生问题，劳动者的劳动安全、工业卫生条件较好。设计中针对防雷、接地、防火等方面采取相应的技术防范措施，尽可能将危害职工劳动安全的各种因素控制到最小或最低程度；针对防电磁辐射、防噪声、人体工效学等方面采取了必要且可行的技术防范措施，尽可能将危害职工身体健康的各种因素控制到最小或最低程度。1.14节能降耗分析本工程为并网型发电站，不需要配置储能蓄电池，从而减少了蓄电池的重放电损失。本工程没有煤炭、燃油消耗，是节能型、环保型、效益型电厂。项目本期建成投产后，每年发电约4437.746万kWh，折合节约标准煤约1.5万吨。本工程符合国家的能源政策及能耗准入标准。1.15设计概算(1）原则及依据226 依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，主要材料价格按当地最新价格水平计列。1）定额：执行国家能源局发布的《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011）。2）费用标准：国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）。报告编制依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011。（2）工程范围包括施工辅助工程、设备及安装工程、与工艺配套的建筑工程及租地等其他费用。（3）工程投资本工程静态投资15415.5万元，动态投资15716万元。单位静态投资8809元/kW，单位动态投资8998元/kW。（4）资金筹措资本金按照固定资产投资与铺底流动资金之和的20%计算，剩余部分向金融机构贷款解决，贷款利率暂取5.65%。1.16财务评价与社会效果分析项目全部投资税前财务内部收益率为10.10%，投资回收期为9.17年；税后财务内部收益率为8.85%，投资回收期为9.81年。226226 2261.17结论及建议本项目从项目场地太阳能资源、技术方案及经济分析、国家相关方针政策等几方面进行了分析，本项目的建设切实可行。1.18附图、附表1.18.1平凉110kV电网规划系统接线示意图1.18.2光伏电站地理位置示意图226 1.18.3光伏发电特性表226 一、光伏发电工程站址概况项目单位数量备注装机容量MWp35占地面积亩1500海拔高度m1460~1680经度（东经）105.88纬度（北纬）35.1 226 工程代表年太阳总辐射量MJ/m25520.8工程代表年日照小时数h2179二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温℃7.9多年极端最高气温℃35.3多年极端最低气温℃-24.3多年平均累计降水量mm547.8最大冻土深度mm0.83多年平均雷暴日数日16.3三、主要设备编号名称单位数量备注1、光伏组件1.1峰值功率wp2601.2开路电压（Voc）V37.71.3短路电流（Isc）A8.991.4工作电压V30.31.5工作电流A8.251.6峰值功率温度系数%/K-0.421.7开路电压温度系数%/K-0.291.8短路电流温度系数%/K0.0371.910年功率衰降%101.1025年功率衰降%20 226226 1.11外形尺寸mm1640×990×401.12重量kg19.11.13数量块1347501.14固定倾角角度（º）302、逆变器2.1输出额定功率kW5002.2最大交流侧功率kW5502.3最大交流电流A10082.4最高转换效率%98.72.5欧洲效率%98.52.6最大功率跟踪(MPPT)范围VDC450-8202.7最大直流输入电流A12002.8电网电压电压范围V252~3782.9输出频率范围Hz50~60HZ2.10宽/高/厚mm1950×1400×8502.11重量kg18002.12工作环境温度范围℃-30-+502.13数量台703、箱式升压变电站（型号：欧式）3.1台数台353.2容量kVA10003.3额定电压kV37±2X2.5%/ 226 0.315-0.315kV4、光伏电站出线回路数、电压等级和出线形式4.1出线回路数回14.2电压等级kV354.3出线形式架空线四、土建施工编号名称单位数量备注1光伏组件支架钢材量t15232钢筋t1353施工总周期月6五、概算指标编号名称单位数量备注1静态总投资万元308312动态投资万元359923单位千瓦静态投资元/kWp88094单位千瓦动态投资元/kWp8998六经济指标编号名称单位数量备注1装机容量MWp352年平均上网电量万kWh4437.7463上网电价(25年)元/kWp0.95/0.42含税4项目投资内部收益率%10.10税前 226226226 5项目投资内部收益率%8.85税后6投资回收期年9.81税后7资本金内部收益率%13.06税后 226226 第二章太阳能资源和当地气象条件2.1.太阳能资源分析2.1.1太阳能资源概况太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时，根据中国气象局风能太阳能评估中心推荐的国内太阳能资源地区分类办法，共分5类。图2.1.1-1我国太阳能资源分布一类地区：全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在6700～8370MJ/m2。相当于225～285kg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。二类地区：全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5860～6700MJ/m2，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。226 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2200～3000小时，辐射量在5020～5860MJ/m2，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。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1400～2200小时，辐射量在4190～5020MJ/m2。相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。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。五类地区：全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在3350～4190MJ/m2。相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。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，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。2.1.2甘肃省太阳能资源概况甘肃省是我国太阳能资源较丰富的省份，各地年太阳能总辐射值在4700~6350MJ/m2，其地理分布有自西北向东南递减的规律。河西走廊大部分地区年太阳总辐射大6000MJ/m2，这里降水稀少，空气干燥，晴天多，非常有利于太阳能的利用。另外民勤武威一带也是太阳总辐射高的地区。甘肃南部地区则是年总辐射量相对较226 低的区域，4700~5200MJ/m2，这是由于该地区降水和云量多造成的。甘南州西南部略高于周围地区。本项目处于甘肃省太阳能资源中等地区，年太阳总辐射大约在5700MJ/m2。是良好的光能资源利用区域，适合光伏电站的开发建设。图2.1.2-1甘肃省太阳能资源分布图(MJ/m2)226 2.1.3站区太阳能资源由于站区附近气象站无辐射观测数据，有辐射观测数据的气象站距离站区太远且气候状况差异较大，本阶段暂以Meteonorm提供的数据作为评价依据。根据Meteonorm提供的辐射数据得到，本项目光伏场区多年平均总辐5520.8MJ/m2。2.2其他气象条件X县属大陆性季风气候。冬寒半年，夏炎短暂，秋早春迟，光能丰富，降水偏少。1991~2010年，年平均气温8.53℃，2006年最高达9.7℃，1992年最低，仅7.7℃。南北差异较大，垂直差异显著，随海拔升高气温递减。年平均降水472.4毫米。雨季最早4月开始，最晚8月上旬，平均结束于9月中旬。大多年份降水集中在7、8、9月，占全年雨量的84.9%。受地势影响，自东北向西南随海拔高度降低而降水逐渐减少。年均降雪日数20~28天。降雪初日，平均在10月中旬至11月上旬，终雪平均在4月上旬和中旬。年平均日照时数2179小时，月均181.58小时，日均5.97小时。226 226第三章工程地质3.1概述项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期工程规划安装规模为35MWp，占地面积约1500亩。本工程主要建构筑物包括农用房屋顶、农用房墙院、光伏阵列、户外集装式逆变器室、箱变、升压站及综合管理区。一、勘察目的及任务根据任务书，本次勘察深度为可行性研究阶段，勘察目的和任务如下：1、收集工程区之区域地层岩性、构造地质、地震活动、水文地质资料，评价区域工程地质条件。2、初步查明场地地形地貌、地层结构及地基土性质，提供工程设计所需的岩土体物理力学性质指标，对基础影响深度内的岩土体的承载力和变性特征作出初步评价。3、初步查明影响工程稳定性的不良地质作用及其类型、成因、分布，分析其对场地稳定性的影响，提出整治方案。4、判定场地土类型及建筑场地类别，提供抗震设计参数，对场地和地基土的地震效应进行分析预测，并作出初步评价。5、初步查明地下水的埋藏条件，判定水和土对建筑材料的腐蚀性。6、提出场地土标准冻结深度。7、提出影响工程施工的不利地质因素。226 二、勘察依据1、《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）；2、《变电所岩土工程勘测技术规程》（DL/T5170-2002）；3、《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）；4、《建筑抗震设计设计规范》（GB50011-2010）；5、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）；6、《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）；7、《土工试验方法标准》（GB/T50123-1999）；8、《建筑工程地质勘探与取样技术规程》（JGJ/T87-2012）；3.2区域地质及构造稳定性根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2010年版）附录A，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，所属的设计地震分组为第三组。厂址稳定性是指厂址所在区域的地壳在地球内、外动力作用下，地壳及其表层的稳定程度。根据区域内断裂活动性、断裂与拟建厂址的距离、历史地震、新构造运动等资料，厂址区位于相对稳定区域。拟建厂址及附近区无泥石流、滑坡、大面积地表坍塌等危及厂址安全的潜在地质灾害发生的条件，并且工程的建设也不会引起次生的地质、地震灾害。拟建厂址处于相对较为稳定的区域。226 2263.3场地工程地质条件3.3.1地形地貌X县属黄土高原丘陵沟壑区，境内群山起伏，地势东高西低，六盘山耸峙于东，余脉分六支回环盘互，贯穿全境。基岩山地和丘陵沟壑占总面积的93.5%，境内海拔高度在1405~2857米之间。县境处于新生代以来地壳运动比较活跃的构造地区。喜马拉雅新构造运动中，隆起六盘山山脉，东北部成为基岩裸露的高山区，受孟家台（华亭县）至上店（郑河乡）断层控制，西南部成为低山丘陵区，低构成现代地貌骨架。后经线状侵蚀，切割成千沟万壑，河谷、丘陵、高山相间。东北高，西南低群山层峦。最高峰桃木山海拔高度2875米，最低处葫芦河下游张家大湾1045米，相对高度1452米。3.3.2不良地质作用场地内及附近地质环境相对稳定，未发现滑坡、崩塌、泥石流、洪水、采空区等影响场地稳定性的不良地质作用。3.3.3水文地质条件场地内未见地表水。地下水类型属潜水，主要补给来源为大气降水及地表水，可不考虑地下水对基础施工的影响。根据区域资料，地下水对建筑材料具微腐蚀性；对现场周边坏境调查，未发现影响土质化学成分变化的污染源，土对建筑材料具微腐蚀性。3.4光伏发电工程站址工程地质评价拟建场地未发现不良地质作用，场地相对稳定，适宜建筑226 拟建场地环境类型为Ⅱ类。地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均有腐蚀性。当基础坐落在不同地基土上时，设计时应考虑差异沉降问题。3.5结论与建议1）拟建场地未发现不良地质作用，场地相对稳定，适宜建筑。2）拟建建筑地基属非均匀地基。3）场地未见地表水，地下水类型属潜水，主要补给来源为大气降水。根据区域资料，地表水、地下水及土对建筑材料具腐蚀性。4）拟建厂址场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，所属的设计地震分组为第三组。5）地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均有腐蚀性。最终地质情况应以后续的地质勘查报告为准。226 第四章工程任务和规模4.1工程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，本项目位于甘肃省平凉市X县高川村。当地太阳能资源丰富。利用太阳能发电具有广阔的前景，项目开发利用当地比较丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家的产业政策。4.1.1地区经济与发展X县隶属于甘肃省平凉市，位于甘肃省中部，六盘山西麓，东邻华亭县，西依静宁县，北与宁夏隆德县、泾源县毗邻，南和张家川县、秦安县接壤。东西长56.37公里，南北宽46.60公里，总面积1553.14平方公里，辖1街道5镇13乡。X县资源富集，X县已发现铜、铅、锌、锰、铁、石灰石等矿藏带9处，探明储量2亿多吨的优质石灰石和铜、铅、锌等金属矿产。X县交通便捷，是平凉至天水、银川至武都中轴线上的中心接点，距离兰州323公里，距离西安355公里。省道304线、秦隆公路贯穿全境，庄静、韩社二级公路建成通车，即将开工建设的平天高速和庄静高速将大大缩短X至兰州、银川和西安的直线距离。全县公路总里程达到1444公里，实现了乡乡通油路、村村通水泥路，形成了贯通内外、连接城乡、方便快捷的交通网络。本工程任务为开发建设肃省平凉市X县35MWp农业光伏发电项目，充分利用当地丰富的太阳能资源，并有效的结合当地土地资源，改善当地的能源结构，具有较好的社会、经济和环境效益，可进一步促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，226 并对于研究光伏电站的设计、建设、管理、运营和维护具有重要意义。4.2工程规模本工程安装容量35MWp，本期全部上齐，场址位于甘肃省平凉市X县高川村，土地性质为设施农用地、牧草地。本项目和当地土地资源有机结合，对项目设施农用地进行适当场平，在光伏组件下种植土豆、红薯等喜阴植物；同时种植黄柏、厚朴、天麻等喜阴中草药；规划种植面积约400亩。示意如下图：2264.3工程建设必要性4.3.1根据可再生能源发展规划论证项目开发的必要性226 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，并制定出“开发与节约并存，重视保护环境，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”方针。在有序、按步骤开发一次能源的同时，积极开发建设利用清洁可再生能源，对改善当地的微观和宏观区域生态环境具有特殊的意义。4.3.2根据能源合理利用原则论证项目开发的必要性随国民经济的持续快速发展和人们生活水平的不断高，对能源的需求量也日渐膨大。从全国来看，由于我国人口众多，人均拥有的资源水平低于世界水平，能源问题已逐渐威胁到我国经济的正常发展。积极开发甘肃省的太阳能资源，对改善甘肃省的电源结构是十分必要的。4.3.3工程建设对地区经济社会发展的促进作用光伏电站的建设可发挥减排效益，减少温室气体的排放，从而保护自然和植被；通过吸收额外的资金和技术转让，从而帮助当地发展经济。该地区属于我国光照资源较丰富区，开发利用前景较为广阔，可创造较好的经济效益和社会效益。光伏电站的建设，同时种植土豆、红薯、黄柏、厚朴、天麻等喜阴植物，对当地经济社会发展起到很好的促进作用。4.3.4根据建设条件和环境论证项目开发的必要性必须着力调整能源结构，利用太阳能资源等可再生能源的优势，大力发展可再生能源，以提升甘肃省在全国的能源地位和结构，226 实现地区电力可持续发展，开展太阳能光伏发电是一种有益的尝试和探索。电站在可持续开发当地丰富的太阳能资源后，电力可以支援当地工农业生产需求和电网的电力外送。工程建设可节约能源、推动地区的经济建设，有着非常重要的意义。项目所在地，交通、通信便利，建设条件较好。该地区日照时段长，太阳能资源丰富，工程的建设可以充分的利用好当地的太阳能资源，增加当地的绿电供应，改善当地的能源结构；保护环境、减少污染；节约有限的煤炭资源和水资源。该工程的建设符合国家制定的能源战略方针，对甘肃省太阳能资源开发和利用起到示范作用，对太阳能光伏发电的开发建设推广也有较好的引导作用。226综上所述，从太阳能资源利用、电力系统供需、项目开发条件和根据甘肃省光伏发电项目总体规划，本项目建设35MWp规模是合适的，建成后可促进地区能源电力结构调整、改善生态、保护环境、促进当地经济可持续发展。226226 第五章系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型5.1.1光伏电池分类光伏电池是把太阳的光能直接转化为电能的基本单元，电池通过组合形成电池组件，电池的光伏性能决定了电池组件的发电特性，电池组件是光伏电站的基本发电设备。从第一块光伏电池问世到现在，光伏发电技术不断发展，电池种类众多，性能各异。商用的太阳电池主要有以下几种类型：单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。图5.1.1-1太阳能电池分类图5.1.1.1晶体硅太阳电池晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、带状硅太阳电池、球状多晶硅太阳电池等，其中单晶226 硅和多晶硅电池是目前市场上的主流产品。单晶硅太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料，是当前开发很快的一种太阳电池，它的结构和生产工艺已定型，产品广泛用于空间和地面。为了降低生产成本，现在地面应用的太阳电池大多采用太阳能级的单晶硅棒，材料性能指标有所放宽，也可使用半导体器件加工的头尾料和废次单晶硅材料，经过复拉制成太阳电池专用的单晶硅棒。单晶硅太阳电池片的光电转换效率可达15%～18%，试验室中的转换效率更高。单晶硅太阳电池的单体片制成后，经过抽查检验，即可按需要的规格组装成光伏电池组件，用串联和并联的方法构成一定的输出电压和电流，单晶硅光伏组件的转换效率一般在14%～17%。虽然单晶硅太阳电池转换效率高，但由于原材料的原因，电池片存在倒角，使得有效发电面积减小。单晶硅光伏组件更适合于建设场地面积有限而对工程发电功率要求高的发电项目，即通过提高电池组件的效率来实现整个工程的发电容量。另外，根据试验室和工程中的测试数据，单晶硅太阳电池在工程投产的前期，功率衰减较多晶硅太阳电池快。226 图5.1.1-2单晶硅太阳电池多晶硅太阳电池使用的多晶硅材料，多半是含有大量单晶颗粒的集合体，或用废次单晶硅材料和冶金级硅材料熔化浇铸而成，然后注入石墨铸模中，待慢慢凝固冷却后，即得多晶硅锭。这种硅锭可铸成立方体，以便切片加工成方形太阳电池片，可提高材料的利用率，组装较为方便。多晶硅太阳电池的制作工艺与单晶硅太阳电池差不多，多晶硅太阳电池片的光电转换效率可达13%～16%，多晶硅太阳组件的转换效率一般在11%～15%，稍低于单晶硅太阳电池，但其材料制造简便，电耗低，总的生产成本较低，226 组件价格略低于单晶硅太阳电池组件，因此得到广泛应用，尤其适合土地资源丰富地区的工程大面积应用。图5.1.1-3多晶硅太阳电池5.1.1.2薄膜太阳电池薄膜太阳电池包括硅薄膜太阳电池（非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等）、多元化合物薄膜太阳电池（硫化镉、硒铟铜、碲化镉、砷化镓、磷化铟、铜铟镓硒等）、染料敏化薄膜太阳电池、有机薄膜太阳电池等。226 非晶硅薄膜太阳电池与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作方法完全不同，硅材料消耗很少，生产电耗更低，规模生产前景很好。非晶硅太阳电池很薄，可以制成叠层式，或采用集成电路的方法制造，在一个平面上，用适当的掩模工艺，一次制作多个串联电池，以获得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10%～12%，电池组件的系统效率一般为6%～8%。图5.1.1-4非晶硅薄膜太阳电池多元化合物太阳电池指不是用单一元素半导体材料制成的太阳电池。现在各国研究的品种繁多，除碲化镉、硒铟铜、铜铟镓硒薄膜太阳电池在国外有规模生产外，组件的效率在8%～9%，其他多数尚未形成产业化。有机太阳电池以其材料来源广泛，制作成本低廉，耗能少，可弯曲，易于大规模生产等突出优势显示了其巨大开发潜力，但目前的光电转换效率较低，未形成产业化。染料敏化纳米薄膜太阳电池的性能主要是由纳米多孔TiO2薄膜、染料光敏化剂、电解质、反电极(光阴极)等几个主要部分决定的。226 通过优化电池各项关键技术和材料的性能，并通过小面积的系列实验和优化组合实验来检测各项参数对电池性能的影响，光电转换效率最高可达9%，明显低于晶硅太阳电池。非晶硅太阳能电池受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小得多。5.1.1.3聚光太阳电池聚光太阳电池组件由聚光太阳电池、聚光器、太阳光追踪器组成。聚光太阳电池，与普通太阳电池略有不同，因需耐高倍率的太阳辐射，特别是在较高温度下的光电转换性能要得到保证，故在半导体材料选择、电池结构和栅线设计等方面都要进行一些特殊考虑。最理想的材料是砷化镓，其次是单晶硅材料。一般硅晶材料只能吸收太阳光谱中400～1,100nm波长的能量，砷化镓可吸收较宽广的太阳光谱能量，三结面聚光型太阳电池可吸收300～1900nm波长的能量，相对其转换效率可大幅提升，其太阳能能量转换效率可达30%～40%。整个装置的转换效率为17%～25%。聚光器将较大面积的阳光聚在一个较小的范围内，以增加光强，克服太阳辐射能流密度低的缺陷，把太阳电池放置在这一位置，从而获得更多的电能输出。不过因聚光引起的温度上升会损伤太阳电池单元及发电系统，因此往往必须要抑制聚光率才可以使聚光器的倍率大于几十，其结构可采用反射式或透镜式。聚光太阳电池必须要在位于透镜焦点附近时才能发挥功能，因此为使模块总是朝向太阳的方位，必须配置太阳追踪系统，聚光器的跟踪装置一般采用光电自动跟踪。此设计虽然可以提高转换效率，226 但却存在透镜、聚光发热释放槽（散热方式可采用气冷或水冷）以及太阳光追踪系统的重量及体积较大等不足的特点。聚光装置可有效地减少晶体硅电池板的面积，从而降低成本，但跟踪装置将会使得造价有所增加，加上运行阶段传动装置的维护费用和能耗，工程造价反而会增加，目前在小范围内有示范性应用。同时，聚光装置不能利用散射光能量，不适合在散射辐射所占总辐射比例较高的地区使用。图5.1.1-5低倍聚光太阳电池226 图5.1.1-6高倍聚光太阳电池5.1.1.4太阳电池性能技术比较世界各国研发出了多种太阳电池，部分尚处于小范围尝试阶段，未进入产业化大面积推广阶段，目前硅基材料的太阳电池占据市场的主流，单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的90%以上，226 而非晶硅薄膜太阳电池近年来的发展非常快。下面对三类五种太阳电池组件进行比较。表5.1.1-1太阳电池组件比较表电池种类晶硅类薄膜类单晶硅多晶硅非晶硅碲化镉铜铟镓硒商用效率14%～17%13%～16%6%～8%5%～8%5%～8%试验室效率24%20.3%12.8%16.4%19.5%使用寿命25年25年25年25年25年组件层厚度厚层厚层薄层薄层薄层 226 电池种类晶硅类薄膜类单晶硅多晶硅非晶硅碲化镉铜铟镓硒规模生产已形成已形成已形成已形成已证明可行能量偿还时间2～3年2～3年1～2年1～2年1～2年主要原材料硅硅镉和碲化物材料多样都是稀有金铟是昂贵的属稀有金属生产成本高较高较低相对较低相对较低主要优点弱光效应好弱光效应好效率高效率较高弱光效应好成本相对较成本相对较技术成熟技术成熟成本较低低低 注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；实验室效率资料来源《SolarCellEfficiencyTables-2009-version34》1）多晶硅太阳电池和单晶硅太阳电池以其稳定的光伏性能和较高的转换效率，是光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛的应用，也是本工程的首选设备，其国内的市场供应量非常充足。同单晶硅太阳电池相比，多晶硅太阳电池转换效率稍低，但单瓦造价相对便宜，尤其是大功率组件价格要更便宜（采用大功率组件可以降低土建等费用，从而降低工程投资），适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅太阳电池更适合建设项目用地紧缺、更强调高转换效率的工程。另外，根据设备厂的资料，多晶硅太阳电池在工程项目投运后效率逐年衰减稳定，单晶硅太阳电池投运后的前几年电池的效率逐年衰减稍快，以后逐年衰减稳定。本工程太阳电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高（约65%以上），226 有必要降低太阳电池组件价格以节省工程投资。综合考虑本工程的建设用地情况，推荐选用大功率多晶硅电池组件。2）薄膜太阳电池组件相对晶体硅太阳电池组件而言，组件转换效率较低，建设占地面积大。我国大陆地区没有大规模性生产碲化镉薄膜太阳电池组件、铜铟镓硒薄膜太阳电池组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价格比非晶硅薄膜太阳电池组件高。根据本工程实际情况，不选用薄膜太阳电池。综合考虑以上各种因素，本工程拟选多晶硅光伏组件。5.1.2多晶硅光伏组件选型光伏组件是光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。光伏组件性能的各项参数主要包括：标准测试条件下组件峰值功率、峰值电流、峰值电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数等。多晶硅光伏组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程选用的多晶硅太阳电池组件总容量较大，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用大功率光伏组件，以减少占地面积，降低组件安装量。施工进度快；且故障机率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产应用于大型并网光伏发电系统的多晶硅光伏组件，其规格大多数在150Wp到300Wp之间，本文对市场上240Wp、250Wp、260Wp组件进行了技术参数和技术方案的比较，对比结果见表5.1.2-1及5.1.2-2。226 综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地、基础造价、占地面积、安装方便，本工程推荐选用多晶硅光伏组件规格为260Wp。表5.1.2-1各种组件的技术参数表开路电压V44.538.744.7短路电流A5.458.888.26峰值工作电压V36.030.635.1峰值工作电流A5.008.327.97外形尺寸mm1580×808×451650×990×401956×990×50重量Kg1819.127峰值功率温度系数%/℃-0.5-0.45-0.47开路电压温度系数%/℃-0.34-0.33-0.34短路电流温度系数%/℃0.050.060.045组件转换效率%14.0915.614.17226 226表5.1.2-2光伏电站采用不同型号方案比较组件参考方案(240Wp)(250Wp)(260Wp)串联数量(块)2222221MWp子方阵并联数量(路)1901821751MWp子方阵所需组件数量(块)41804004385035MWp子方阵所需组件数量(块)146300140140134750电站实际安装容量(MWp)35.11235.03535.035 5.2光伏阵列运行方式选择光伏方阵有多种安装方式，工程上使用何种安装方式决定了项目的投资、收益以及后期的运行、维护。大型并网光伏方阵的支架安装形式主要有固定式和跟踪式两种。固定式系统结构简单，安装调试和管理维护都很方便；跟踪式系统不仅需要配置自动跟踪机构，系统投资成本增加，而且安装调试和管理维护相对复杂，但可以增加发电量。因为太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与光伏方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8h或更长的时间。一般来说，采用自动跟踪装置可提高发电量20%～40%左右。目前实际工程采用的安装方式主要包括：固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）、双轴跟踪，每种安装方式有各自的特点。2261）固定式226 国内外的光伏组件安装，考虑其可安装性与安全性，目前技术最成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于北半球正午时分的太阳高度角在春分、秋分时等于本地的纬度，在冬至为纬度减去地轴偏角，在夏至为纬度加上地轴偏角，所以北半球最佳的组件固定安装方式为朝南，且倾角接近当地纬度。如果条件允许，可以采用人工调整倾角的安装方式，即根据太阳高度角的月季差异，一年调整方阵倾角2-6次，以提高发电量。图5.2-1固定式安装方式2）单轴跟踪单轴太阳自动跟踪器用于承载传统平板式太阳能电池组件，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，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定的角度，则为斜单轴跟踪。226 图5.2-2平单轴跟踪方式226图5.2-3斜单轴跟踪方式226 3）双轴跟踪双轴跟踪系统是方位角和高度角双向跟踪系统，双轴跟踪系统可以最大限度的提高太阳能设备利用太阳能的效率。双轴跟踪器在世界上不同地方，对于电量的增加是不同的：在多云并且有很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高年均发电量20%～25%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪可提高年均发电量35%～45%。因此双轴跟踪系统适用于空气透明度较好的区域。226 226226图5.2-3-4双轴跟踪方式跟踪系统的选型应结合安装的地点的环境情况、气候特征等因素，经技术经济比较后确定。水平单轴跟踪系统安装在低纬度地区（20°以内）最佳，低纬度地区全年太阳高度角相对较高，水平面上的直接辐照度较大，水平单轴跟踪系统提高的发电量比较明显。斜单轴和双轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。跟踪安装方式由于采用自动跟踪机构使得方阵的运行更为复杂，也因此而使得运行期间的维护、维修工作量加大，增加了运行难度。因此而增加的维护、维修费用消减了增加发电量所带来的效益。为减小投资，提高发电量，综合考虑以上因素，本工程的光伏组件安装方式推荐采用固定安装方式。根据本项目所在地纬度和当地太阳辐射资料，226 本阶段最佳安装倾角采用Meteonorm软件计算分析，下表为Meteonorm软件在不同倾角下倾斜面上的辐射量的计算结果：表5.2-1每隔1°倾角下倾斜面上的辐射量倾斜角度(°)2829303132辐射量6369.5(MJ/m2)6370.36373.46375.16372.2(MJ/m2)226226 从表5.2-1分析可以看出，方阵安装的最佳倾角为30°时，倾斜面上全年所接收到的太阳辐射量最大，为6375.1MJ/m2，比水平面上辐射量高出约15.5%，本工程的最佳倾角选为30°。5.3逆变器选型5.3.1逆变器技术指标逆变器选型主要对以下指标进行比较：逆变器输入直流电压的范围：由于太阳电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。要求逆变器能够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。逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在95%～98%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在90%以上。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。逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值、相位及频率等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于国家标准要求值。最大功率点跟踪：逆变器的输入终端阻抗应适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、226 环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到集控室，监控设备还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压，电流，电压调整率，总谐波畸变率等。5.3.2逆变器选型通过对逆变器产品的考察，现对各厂家逆变器做技术参数比较，如下表所示。表5.3.2-1不同逆变器主要技术参数对比226 生产厂商A厂B厂C厂D厂E厂F厂逆变器型TBEA-GC-号SS500LHSG500MXSSL500630KTLSMA500SMA1000推荐的最550kW560kW560kW693kW560kW1160kW大功率绝对最大输电压1000Vdc1000Vdc1000Vdc1000Vdc900Vdc900VdcMPPT输入电压范围450V-820V500V-850V300V-850V550V-820V450V-820V450V-820V峰值效率98.7%98.7%98.5%98.7%98.6%98.5% 226 226欧洲效率98.5%98.5%97.7%98.4%98.4%98.3%额定交流500kW500kW500kW630kW500kW1000kW输出功率额定交流1008A1008A720A1102A1070A2138A输出电流额定交流输出电压315Vac315Vac400Vac330Vac270Vac270Vac额定交流50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz50Hz频率功率因数0.8(超前)~>0.99>0.985>0.99>0.99>0.99(cosφ)0.8（滞后）电流波形<3%(额定<3%(额定<3%(额定<3%(额定<3%(额定<3%(额定畸变率功率)功率)功率)功率)功率)功率) 由上表可见，各厂家提供的逆变器技术参数均满足GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。且绝对最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。本工程系统容量为35MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统效率及运行可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。226 综合考虑工程总体布置、设备稳定性、发电系统效率、工程造价和运行维修等因素，结合目前主流参数选择，本阶段初选容量为500kW的逆变器。各项性能指标见下表。226 直流侧参数最大直流功率550kWp最大直流电压1000Vdc最大输入电流1200A最大功率电压跟踪范围450-820V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允许电网频率47-51.5HZ总电流波形畸变率<3%(额定功率)额定电网电压315V电网电压范围210-310V>0.99满功率，可调范围0.9超前~0.9功率因数范围滞后效率最大效率98.70%欧洲效率98.50%保护输入侧断路设备直流负荷开关输出侧断路设备交流负荷开关直流过压保护具备交流过压保护具备电网监测具备接地故障监测具备过热保护具备绝缘监测具备 226 常规数据尺寸（宽×高×深）2640×2200×800mm重量2100kg工作温度范围-25至+50℃夜间自耗电<100W冷却方式风冷防护等级IP54允许相对湿度0-95%无冷凝显示触摸式LCD通讯RS485/以太网 本设计选用的逆变器满足GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》的要求。5.4光伏方阵设计5.4.1设计原则及方阵布置方案在光伏方阵设计时，应遵循以下原则：（1）本工程总安装容量为35MWp，光伏组件采用多晶硅电池（260Wp）组件，采用固定式、最佳倾角安装。采用“分块发电、集中并网”的模块化技术方案，以1MW为1个光伏发电分系统（典型模块），电站共计35个1MW光伏发电分系统，每个1MW太阳电池子方阵由1台室外35KV箱变和2个500KW光伏发电单元构成。（2）光伏组件串联形成的组串，其工作电压及开路电压的变化范围必须在并网逆变器正常工作的允许输入电压范围之内。（3）每个光伏方阵的输出功率之和，不应超过与之匹配的并网逆变器的最大允许输入功率。226 （4）太阳能电池组件串联后，每组最高电压不允许超过光伏组件自身要求的最高允许系统电压。（5）冬至日真太阳时上午9:00至下午3:00时光伏阵列不被遮挡。（6）最佳倾角布置的光伏阵列必须保证系统全年发电量最高。（7）光伏阵列布置时必须合理利用现场地形，便于运营期生产管理及维护，便于电气接线，合理选择电缆敷设路径，尽量减少各部分电缆长度差，降低电能损耗。遵循以上设计原则，并结合本项目地形特点对方阵布置进行方案比选。本工程山体坡度较缓，地面植被稀少，无遮挡。根据地形条件由Meteonorm软件分析确定本项目组件布置原则为：固定倾角为30°，组件尽量保持面向正南布置。5.4.2光伏方阵的串并联设计考虑光伏组件的温度系数影响，随着光伏组件温度的增加，开路电压减小；相反，组件温度降低，开路电压增大。为了保证逆变器在当地极限低温条件下能够正常连续运行，在计算电池板串联电压时应考虑当地的最低环温进行计算，并得出串联的电池个数和直流串联电压（保证逆变器对光伏组件最大功率点MPPT跟踪范围）。每个方阵的串联组件个数计算：（1）根据《光伏发电站设计规范》GB50797-2012，光伏组件串联数量需要与并网逆变器相匹配，其计算取值和公式如下:N≤Vdcmax／[Voc×(1+(t－25)×Kv)]（式-1）226 Vmpptmin／[Vpm×(1+(t’－25)×Kv’)]≤N≤Vmpptmax／[Vpm×(1+(t－25)×Kv’)]（式-2）Kv─光伏组件的开路电压温度系数；Kv’─光伏组件的工作电压温度系数；N─光伏组件串联数(N取整数)；t─光伏组件工作下的极限低温(℃)；t’─光伏组件工作下的极限高温(℃)；Vdcmax─逆变器允许的最大直流输入电压(V)；Vmpptmin─逆变器MPPT电压最小值(V)；Vmpptmax─逆变器MPPT电压最大值(V)；Voc─光伏组件的开路电压(V)；Vpm─光伏组件的工作电压(V)；本项目选用的500kW并网逆变器的直流侧输入电压范围（MPPT）均为500Vdc～850Vdc，逆变器允许最大直流输入电压Vdcmax为1000V。冬季电池板工作时最低温度：-10℃，夏季电池板工作时最高工作温度为：70℃。本项目选用的260W多晶硅光伏组件技术参数：Kv=－0.30%；Kv’=－0.40%；226Voc=37.4V；Vpm=30.1V；226 由公式（式-1）计算得：N≤24由公式（式-2）计算得：20≤N≤24根据以上计算结果，本项目电池组串串联数取22。（2）方阵排布：电池组件每22个1串，并列16路汇入1个直流防雷汇线箱。由于场地条件限制，组件串布置形式按竖向2行11列布置。同时考虑整个方阵承载风压的泄风因素，组件串行间距为20mm，列间距为20mm。每个组串容量为22×0.26kW=5.72kW。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定功率及最大允许输入功率确定。本工程500KW逆变器并联数为88串，共1936块组件，共设有16路汇流箱5台，8路汇流箱1台。每台汇流箱布置于电池串中间。每两个500KW发电单元构成1MW光伏方阵。本工程总容量35MWp，组件个数为134750，组串个数为6160，实际安装容量35.035MWp。太阳电池方阵的间距计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，光伏组件间南北方向无阴影遮挡。226 226226计算当光伏方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：图5.4.2-1光伏阵列间距离示意图一般确定原则：冬至日当天早9：00至下午3：00光伏方阵不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：siná=sinösinä+cosöcosäcosù太阳方位角的公式：sinβ=cosäsinù/cosá式中：ö为当地纬度为35.1°；ä为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5°；ù为时角，上午9:00的时角为-45°。H为方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差。即226 固定式支架为2行11列布置，组件泄风间距为20mm。光伏方阵长度：1640mm×2+20mm=3300mm。光伏方阵宽度：992×11+20×10=11112mm方阵高度:H=3300mm×Sin30°=1650mm方阵投影到地面长度：L=3300mm×Cos30°=2858mm则：D≈5000mm。通过计算可得出，光伏阵列南北排的间距为5.0m，由于该项目所在地地面具有一定的坡度，光伏阵列布置时根据场址地形高程变化适当调整阵列间距。5.5方阵接线方案设计5.5.1汇流箱的设计为了减少光伏组件与逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在组件区域配置汇流箱，逆变器室内配置二级汇流箱。为减少串联回路工作电压的差异，把位置相近的串联回路进行并联，一级汇流箱在布置时，考虑设于串联回路中间。本工程属大型光伏电场，光伏电场电池组件数量庞大。为便于运行维护，光伏电场进入中央监视，监视范围深入到串联回路。为此，一级汇流箱输入输出回路，设电参数检测元件，配智能监控模块用通信方式送检测信号至监控中心。一级汇流箱具有以下特点：226 固定式支架为2行11列布置，组件泄风间距为20mm。光伏方阵长度：1640mm×2+20mm=3300mm。光伏方阵宽度：992×11+20×10=11112mm方阵高度:H=3300mm×Sin30°=1650mm方阵投影到地面长度：L=3300mm×Cos30°=2858mm则：D≈5000mm。通过计算可得出，光伏阵列南北排的间距为5.0m，由于该项目所在地地面具有一定的坡度，光伏阵列布置时根据场址地形高程变化适当调整阵列间距。5.5方阵接线方案设计5.5.1汇流箱的设计为了减少光伏组件与逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在组件区域配置汇流箱，逆变器室内配置二级汇流箱。为减少串联回路工作电压的差异，把位置相近的串联回路进行并联，一级汇流箱在布置时，考虑设于串联回路中间。本工程属大型光伏电场，光伏电场电池组件数量庞大。为便于运行维护，光伏电场进入中央监视，监视范围深入到串联回路。为此，一级汇流箱输入输出回路，设电参数检测元件，配智能监控模块用通信方式送检测信号至监控中心。一级汇流箱具有以下特点：226 1)防护等级IP65，防水、防灰、防锈、防晒、防盐雾，满足室外安装的要求；2)可同时接入10-16路电池串列，每路电池串列的允许最大电流16A；3)每路接入电池串列的开路电压值可达900V；4)每路电池串列的正负极都配有光伏专用中压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V；5)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用中压防雷器，其额定电流≥15KA，最大电流≥30KA；6)直流输出母线端配有可分断的直流断路器；一级汇流箱接线图如下图所示：2265.5.2汇流柜设计直流配电柜设计：一级汇流箱输出的直流电通过直流配电柜进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。本项目1MW多晶硅太阳电池子方阵共12路经汇流箱电缆分别接入2台500kW汇流柜，汇流柜到逆变器由4根YJV22-2×120mm2电缆连接。共配置70台直流汇流柜。直流配电柜安装在逆变器室内，主要性能特点如下：1)每台逆变器配置1面直流配电柜；2)每面直流配电柜具有6-8路输入接口，可接6-8台一级汇流箱；3)每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器和防反二极管；4)直流母线输出侧都配置光伏专用防雷器，其额定电流≥15KA，最大电流≥30KA；2265)直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表.直流配电柜接线图如下图所示：226 5)直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表.直流配电柜接线图如下图所示：226 5.6光伏组件的清洗根据X地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要以浮尘为主，也有雨后灰浆粘结物，组件板面结露后产生的灰尘粘结。由于组件表面一般采用了自洁涂层，经过雨水冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到组件表面的清洁度直接影响到光伏系统的输出效率，长时间不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程初步选定人工清洗的方案。光伏阵列的电池板面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两月进行一次，制定清洗路线。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，光伏组件上附着物主要是浮土和尘沙。为减少对组件发电效率的影响，每次大风或沙尘天气过后应及时清洗。雨雪后应及时巡查、对落在电池面板上的积雪予以清洗。季节性清洗主要是指春季位于候鸟迁徒线路下的电站区域，对候鸟粪便的清洗，在此季节应每天巡视，及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查电池板的清洁程度，不符合要求的应及时清洗，确保电池面板的清洁，电池面板清洗后应保持干燥。光伏组件的清洗采用洒水车人工移动冲洗，生活水管道上设置洒水栓，洒水车由洒水栓取水，组件冲洗速度为6m3/min，冲洗周期根据气候条件情况确定，平时可考虑20天冲洗一次，风沙天气情况下可适当缩短冲洗周期。每次冲洗用水量约为400m3/次，本工程设置8m3洒水车一辆，并配套冲洗软管、水枪、空气压缩机等。光伏组件清洗工作应选择在清晨、傍晚、夜间或阴雨天进行。226 目的是防止人为阴影带来光伏阵列发生热斑效应。早晚进行清洗作业须在阳光暗弱的时段内进行。阴雨天气也可进行清洗工作，因为有降水的帮助，清洗过程会相对高效和彻底，但此时应注意人员安全，防止漏电。在组件清理过程中，应避免使用硬质或尖锐的工具，防止组件表面刮伤。5.7光伏发电工程年上网电量计算5.7.1并网光伏系统转换效率发电量未计及光伏组件的效率逐年衰减、场地方位角等造成的发电量损失、光伏电站的汇流线路损耗等原因。因此光伏电站逐年发电量的预测值会有所降低，其计算公式为(不考虑组件衰减)：光伏发电站上网电量Ep计算如下：Ep==HA××PAZ××K226式中：HA——为倾斜面太阳能总辐照量(kW·h/m²)；Ep——为上网发电量(kW·h)；PAZ——组件安装容量(kW)；K——为综合效率系数。（注：K综合效率系数中不含水平面转化成倾斜面的系数。）5.6.2综合效率系数年发电量的修正系数主要考虑以下因素a、交流输电线路的能量损失修正通过初步估算输电线路损失约占总发电量的1%，即修正系数取99%。b、逆变器及变压器效率修正根据选取的逆变器和变压器产品参数，逆变器效率为98.7%，变压器效率为98%，因此，逆变器及变压器效率修正系数取96.7％。c、尘土覆盖修正由于气候原因，造成光伏发电组件表面覆盖了灰尘或积雪造成的发电量损失，取3％。d、工作温度损耗修正电池板工作温度可以由以下公式计算：226226NOCT=45°C，Kt晴朗指数0.7，Tc为电池板温度，Ta为环境温度,226 根据温度平均值及电池组件的温度效率因素，α为多晶硅的温度功率衰减因子，本电池板为-0.45%/℃。计算时考虑考虑各月根据辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为4%。e、组件串联不匹配产生的效率降低组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，取为2%f、直流部分线缆功率损耗根据项目的直流部分的线缆连接，直流部分的线缆损耗取2%g、沙尘、雾霾等恶劣天气影响修正由于沙尘、雾霾等天气原因，造成组件所接收的太阳能辐射量降低，取2%。h、其他因素修正除上述各因素外，影响光伏电站发电量的还包括不可利用的太阳辐射损失、近年来辐射量呈缓慢下降趋势、最大功率点跟踪精度影响及光伏发电系统可用率折减及组件方位角影响等因素，取4.5%。i、总体系统效率根据以上各部分的效率和损耗计算，得到系统总体平均效率为22622680%。5.7.2发电量计算根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据，可预测35MW并网光伏发电系统的年总发电量。多晶硅太阳电池单个组件容量260Wp，总容量35.035MW。226 根据太阳电池厂家提供的组件衰减参数，多晶硅太阳电池组件10年总衰减比例10%，20年总衰减比例为20%，中间区间采用线性插值。最终发电量详见下表。表5.7.2-125年光伏电站逐年发电量统计表年份年发电量（万kwh）15666.7225617.1335567.5545517.9755468.3865418.8075369.2285319.6395270.05105220.46115170.88125121.30134437.746145022.13154972.55164922.96174873.38184823.79194774.21204724.63214675.04 226 226224625.46234575.87244526.29254476.7125年总发电量126792.81年平均发电量4437.746年平均利用小时数1268 考虑衰减25年内平均每年发电量为4437.746万kWh，考虑衰减25年内平均等效满负小时数为1268h。226 第六章电气6.1电气一次6.1.1设计依据建设单位提供的原始资料及各相关专业提资，设计相关的法令、法规、标准及规程规范。《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行）GD003-2011《光伏发电站设计规范》GB50797-2012《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》（SJ/T11127）《交流电气装置的接地设计规范》(GB/T50065-2011)《电测量及电能计量装置设计技术规程》(DL/T5137-2001)《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285-2006《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）《3～110KV高压配电装置设计规范》（GB50060-2008）《66KV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-2010）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）。《建筑物防雷设计标准》GB50057-2010《35～110kV变电所设计规范》GB50059-2011《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设226 DL/T404-2007《低压配电设计规范》GB50054-2011《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008《外壳防护等级（IP代码）》GB4208-20086.1.2接入电力系统方案6.1.2.1接入系统方案原则根据国家电网公司发布的《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011），对光伏电站接入系统一般原则有以下规定：①光伏电站分类根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。a）小型光伏电站---通过380V电压等级接入电网的光伏电站。b）中型光伏电站---通过10kV～35kV电压等级接入电网的光伏电站。c）大型光伏电站---通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。②接入方式光伏电站接入公用电网的连接方式为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种方式。③接入容量a）小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域的最大负荷的25%。226 b）T接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的30%内。6.1.2.2接入系统方案光伏电站接入电力系统应根据自身安装容量、当地供电网络情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级。本项目本期安装容量35MWp，属于大型光伏电站。本工程暂计划以1回110kV电压等级线路送出。具体接入系统方案以最终的接入系统报告审查意见为准。6.1.2.3对太阳能光伏电站的要求(1)根据国家电网发展〔2009〕747号文件《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》规定，设计要求光伏电站接入电网的公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定。设计建议对光伏电站进行电能质量监测。(2)设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定。(3)设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即三相公共连接点电压偏差为标称电压的±7%。(4)设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪226变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。(5)设计要求光伏电站接入电网后，226 公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3％，短时不超过2.6％。(6)设计建议光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。(7)本电站装机容量为35MWp，属于大型光伏电站，应具备一定的电源特性。设计建议光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力，设计建议光伏电站装设有功功率控制系统。(8)在光伏电站的公共连接点背景谐波满足相应国标要求的情况下，光伏电站应能保持并网运行能力。(9)光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，当系统电压跌至20％额定电压时，光伏电站应能够维持并网运行1s的能力。当系统电压不低于额定电压的90％时，光伏电站必须具备不间断并网运行能力。(10)光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，当系统频率位于49.5Hz-50.2Hz间时要求光伏电站连续并网运行。(11)光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10s。设计要求当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。226226 因此光伏电站需具备一定的过电流能力，所以光伏电站需配置过流与短路保护。6.1.2.4关于无功补偿根据设计推荐的本期35MWp光伏电站升压站规模，设计建议本期光伏电站升压站加装容性动态无功补偿装置不低于10Mvar。6.1.3电气主接线6.1.3.1电气主接线方案选择本工程规划容量35MWp，建设40MVA主变压器，设110kV、35kV两级电压，110kV规划出线1回，35kV规划出线2回。本期光伏电站容量35MWp，建设1台容量40MVA主变压器，110kV出线1回，35kV出线2回。（1）逆变器与升压变压器的组合方式本光伏电站采用1MWp一个子方阵的设计方案，每500kWp太阳能电池与一台500kW逆变器接成一组，每两组与1台容量为1000kVA的分裂变构成一个太阳能发电单元，本电站共有40个发电单元。为了提高1MWp光伏方阵的效率，采用1台1000kVA双分裂绕组升压变压器（升压至35kV）的升压方式。本工程推荐采用箱式变电站。（2）本光伏电站升压方式选择本光伏电站交流并网电压为110kV，逆变器出口电压为270V，升压方式推荐270V直接升压至35kV，以35kV电压等级汇集接入升压站35kV侧，升压至110kV，光伏电站升压站出单回110kV线路T接李店至莲花中间110kV线路。（3）35kV箱式升压变电站的组合与进线回路方案在本工程35MWp光伏发电系统中，226 每20MWp容量在变压器高压侧并联后，通过1回35kV电缆线路接入升压站35kV配电装置。因此，本光伏电站拟建设2回35kV集电线路，接入新建110kV升压站。同时110kV升压站新建1回110kV出线T接李店至莲花中间110kV线路。具体接线形式以接入系统为准。（4）35kV侧接线本电站35kV侧进回路数少，因此采用单母接线。单母线接线方式的优点是接线清晰，运行维护方便，经济性较好。（5）结论综上所述，本阶段推荐的电气主接线为：本期工程共有40个发电单元，每个发电单元配置1台35kV箱式升压变电站，升压变压器容量为1000kVA。光伏组件方阵、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元形式就地布置。本期工程共40台35kV箱式升压变，每20台35kV箱式升压变电站在高压侧并联为1个联合单元，经35kV电缆直接接入110kV升压站35kV母线侧，通过主变升压至110kV，光伏电站升压站出单回110kV线路T接李店至莲花中间110kV线路。6.1.3.2关于无功补偿装置根据系统专业要求，本期工程35kV侧考虑一组10MVar容性的动态无功补偿装置，整套装置由一台SF6断路器控制。226226 6.1.3.3光伏区站用电源引接站用电系统采用380V/220V系统，中性点直接接地。变电站站用电配2路电源，一路引自升压站35kV母线，另一路将本工程施工电源作为变电站运行时的备用电源，电源由站外10kV系统引接。变电站内设置1台35/0.38kV站用干式变压器，1台10/0.38kV施工箱式变压器。变电站内380V/220V系统采用单母线接线。当一台站用变故障时另一台站用变投入运行，站用变之间的投切采用自动方式。6.1.4主要电气设备选择6.1.4.1短路电流计算由于现阶段本光伏电站接入系统设计尚未最终完成，因此35kV侧电气设备及导线、电缆热稳定截面校验暂按不小于25kA进行设计。最终的接入系统方案及对电气设备的要求以接入系统审查意见为准。6.1.4.2主要电气设备选择1）光伏部分（1）光伏电池组件本项目太阳能电池组件采用多晶硅光伏电池组件，峰值功率260Wp，采用固定式支架形式安装。（2）集中型逆变器容量：500kW最高效率：>98%输入电压形式：单极性输入226 MPPT电压范围：DC450V-820V输出电压：315VAC（3）光伏升压变压器光伏升压变压器采用三相户外箱式升压变压器型号：S11-1000/35；37±2x2.5％/0.315-0.315kV；Y，D11-D11；Ud=6.5%额定容量：1000kVA，箱变高压侧：负荷开关：Um=35kV，Ie=630A，Id=63kA，Ir=25kA，2s熔断器：XRNT-40.5/31.5A31.5kA避雷器：HY5WZ-51/134配带电显示器箱变低压侧：框架断路器额定1600A低压避雷器：Y1.5W-0.5/2.6电流互感器1500/1A塑壳断路器400A2）升压站部分本站35kV配电装置采用户内交流金属铠装移开式开关柜，内装真空一体化断路器，额定电流1250A，开断电流25kA。(1)主变压器选型主变压器采用户外三相铜芯双绕组(带平衡线圈)有载调226 压变压器，容量40MVA，电压115±8×1.25％/36.75kV/10.5kV(带平衡线圈)，接线组别Yn,yn0+d11，阻抗电压10.5%。（2）本站35kV配电装置采用手车式户内高压开关柜。①35kV真空断路器额定电压：35kV额定电流：1250A额定开断电流：25kA动稳定电流（peak）：80kA热稳定电流（R.M.S）：25kA，4s②35kV电流互感器额定电压：35kV（出线）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：200-400/1A（进线）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：200-400/1A（站用变、接地变）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：5P20/5P20，100-200-400/1A；0.5/0.2S100/1A（无功补偿）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：200-400/1A二次负担0.2S级10VA，其它等级为15VA，各准确等级CT均带二次中间抽头。（二次中间抽头的二次负担最低不能小于10VA）226 ③电磁式电压互感器(PT)350.10.10.1额定电压比：3／3／3／3准确级及额定输出：0.2/0.5（3P）/3P60VA/相④氧化锌避雷器型号：HY5WZ-51/134⑤关于中性点接地设备选型：根据规程规定：对于35kV配电装置，当单相接地故障电容电流达到10A时，为限制弧光过电压，中性点应采用经消弧线圈或小电阻接地方式。本工程暂按小电阻接地考虑，根据光伏电站总布置初步估计本光伏电站电缆电容电流为35.2A，大于10A，暂考虑设置1套容量为800kVA接地变及一套小电阻接地设备，接地电流为400A，接地电阻为53Ω，最终容量根据施工图的最终阵列布置及电缆长度确定。接地变压器二次负荷为200kVA，为站用电提供备用电源。最终容量根据施工图的最终阵列布置及电缆长度确定。⑥关于无功补偿装置选型：由于光伏发电输出功率不稳定，使得无功不是一个定值，需要根据光伏组件出力自动调整大小。在升压站35kV母线上配置常规的电容器组已无法满足工况需要，故35kV无功补偿须选用动态无功补偿装置。动态无功补偿装置的跟踪时间满足毫秒级跟踪才能满足光伏电站运行要求。目前满足光伏电站运行要求的动态无功补偿装置有两种：相控式（TCR型）动态无功补偿装置和SVG动态无功发生器。相控式动态无功补偿装置（TCR）226 相控式动态无功补偿装置（TCR）原理是：在普通的电容器组上并联一套相控电抗器（相控电抗器一般由可控硅、平衡电抗器、控制设备及相应的辅助设备组成）。相控式原理的可控电抗器的调节原理见下图所示。通过对可控硅导通时间进行控制，控制角（相位角）为á，电流基波分量随控制角á的增大而减小，控制角á可在0°~90°范围内变化。控制角á的变化，会导致流过相控电抗器的电流发生变化，从而改变电抗器输出的感性无功的容量。普通的电容器组提供固定的容性无功，感性无功和容性无功相抵消，从而实现总的输出无功的连续可调。i图6.1.4-1相控式原理图优点：响应速度快，≤30ms。一般年损耗在0.5%以下。缺点：晶闸管要长期运行在高电压和大电流工况下，容易被击穿，维护困难；晶闸管发热量大，一般情况采用纯水冷却，226 除了有一套水处理装置可靠的水源外，还需配监护维修人员。另外，其晶闸管产生的大量谐波电压污染电网，需配套滤波装置。整套装置占地面积很大，价格。SVG动态无功发生器静止无功发生器（SVG）的基本原理是将自换相桥式电路通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流就可使该电路吸收或者输送满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化，自动补偿系统所需的无功功率。可直接发感性或容性无功，补偿效果好。由于SVG响应速度极快，所以又称静止同步补偿器，其响应时间为5-10ms。12345图6.1.4-2静止无功发生器原理图该产品是动态无功补偿的装置的换代产品，其占地面积极小，免维护，一般年损耗在0.3%以下。且SVG设备紧凑，占地较小可布置在户内，适用于占地面积紧张或盐雾腐蚀严重的区域。其更能满足对电网无功补偿的各项要求，且随着近年的发展和应用，226 其价格已趋于合理。综上所述，本工程推荐使用SVG型动态无功补偿装置。本期所上每台主变下暂按10Mvar容性动态无功补偿装置配置，共一套。6.1.5防雷、接地及过电压保护设计考虑到太阳能电池板安装高度较低，面积较大，如采用避雷针或避雷线进行防护，不仅造价较高，而且对光伏板有很大遮挡。故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。箱变35kV侧进线装设避雷器以防雷电侵入波危害。光伏区域采用防雷直流汇流箱，直流防雷配电柜直流母线配置光伏专用防雷器，防护从低压配电线路浸入的雷电流及浪涌。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用热镀锌扁钢，垂直接地体采用热镀锌钢管。电池设备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及逆变器厂家要求为准(暂按R≤4Ω)，逆变器室、箱变接地装置与光伏组件区域接地网连接。光伏区采用以水平接地体为主的复合接地网。其中水平接地体采用－50x5热镀锌扁钢，垂直接地极采用长2.5米的DN50热镀锌钢管，水平接地体埋深约0.8m。主控楼采用在屋顶设置避雷带进行预防直击雷。室外配电装置设置避雷针进行预防直击雷。6.1.6站用电及照明站内设两台站用变压器为全站提供所用工作和备用电源，226 一台站用变由升压站外引接10kV或35kV电源，另一台备用变由站内35kV母线供电，容量均为200kVA。本站照明分为正常照明和事故照明，正常照明电源取自交流电源屏，事故照明电源取自直流电源屏。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供电。升压站及主控楼前厂区照明，采用节能型投光灯、庭院灯等，35kV配电室及SVG功能室采用节能荧光灯照明。主控楼及其它辅助生产用房间采用节能荧光灯照明。在35kV配电室、主控室及主要通道等处安装有事故照明，事故照明采用白炽灯，由应急照明切换箱供电。本期工程逆变升压单元正常照明由箱式变压器低压配电侧供电。配置如下：（1）主控楼的房顶上装设投光灯。（2）35kV综合配电室采用格栅荧光灯。（3）站内的办公室和标准房间均为直射配光，主要采用双管荧光灯。（4）楼梯通道层高比较低，采用壁灯；一层和二层的大厅的照明采用普通嵌入式吸顶灯。（5）在主控楼的主要疏散通道、均设置应急灯（事故照明）及疏散指示标志。（6）场地周边设太阳能路灯。6.1.7电气设备布置226 光伏方阵以每1MWp为一个方阵，共40个方阵。逆变器室布置在每1MWp方阵区域内，升压箱式变电站邻近逆变器室布置，逆变器室和升压箱式变电站均靠近道路布置，方便交通运输及检修维护。太阳能电池组件至汇流箱直流电缆沿电池组件背面的槽盒敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆采用先沿电池组件背面的槽盒敷设，再直埋汇入逆变器室的主电缆沟；直流配电柜至逆变器的直流电缆采用电缆沟内敷设；逆变器至箱变的交流电缆采用直埋敷设；箱变之间互连交流电缆采用直埋敷设，最后汇入35kV配电室的主电缆沟。6.1.8电缆敷设及防火6.1.8.1升压站电缆敷设及防火本站主控制室设活动地板，35kV配电室、站用电室及无功补偿装置室设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。高、低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电力电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。为了防止电缆着火延燃按国标《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）和电力行业标准《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993）具体落实以下主要措施：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；电缆沟及电缆隧道内每隔200m处设置阻火墙；屏、柜、箱底部1m长的电缆、户外电缆进入户内后1m长的电缆、226 阻火墙两侧各1m长的电缆采用电缆防火包带或阻火段；对靠近含油设备（如变压器、电流互感器）的电缆采用穿管或埋沙敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作密封处理；控制室电力电缆与控制电缆之间加装耐火隔板。6.1.8.2光伏场地电缆敷设及防火光伏场地部分：在光伏场区光伏组件至汇流箱的电缆主要采用太阳能板下敷设电缆桥架的方式；直流汇流箱至集中式逆变器间的电缆以及逆变升压单元至35kV配电装置的电缆主要采用电缆槽盒和直埋相结合的方式敷设。电缆壕沟采用小型挖掘机设备并辅以人工开挖，开挖深度为地面下1m左右。开挖出的土石就近堆放在埋沟旁边，待电缆敷设好后，经验收合格，先用软土或砂按设计厚度回填，然后覆盖保护板，上部用开挖料回填至电缆沟顶部。直埋敷设的电缆在采取特殊换土回填时，回填土的土质应对电缆外护套无腐蚀性，回填土应注意去掉杂物，并且每填200-300mm即夯实一次。直埋敷设的电缆与道路交叉时，穿保护管，且保护范围超出路基、道路面两边以及排水沟边0.5m以上，保护管的内径不应小于电缆外径的1.5倍；直埋敷设的电缆引入构筑物，在贯穿墙孔处应设置保护管，且对保护管实施阻水堵塞。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。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。226 6.2电气二次6.2.1设计依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》GD003-2011《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136－2001《继电保护和安全自动装置设计技术规程》GB/T14285-2006《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB/T50063-2008《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2013《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《光伏(PV)系统电网接口特性》GB/T20046-2006《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005《光伏电站接入电力系统的技术规定》GB/T19964-20056.2.2微机监控系统升压站监控与光伏场区监控合用一套微机监控系统，采集站内电气设备及光伏场区设备的信息，上传至电网调度，并接收调度端指令，实现对整个光伏电站的控制和调节。全站设一套GPS时钟同步系统，用于实现微机监控系统、保护装置、故障录波器、安全自动装置、远动工作站等的时间同步。6.2.2.1设计原则1）微机监控系统的设备配置和功能要求按升压站无人值班（少人值守）设计。2）微机监控系统采用开放式分层、分布式结构。226 站控层主要设备及网络设备采用双套配置，间隔层测控单元按电气间隔对应配置。3）站控层设备按远期规模配置，间隔层设备按本期规模配置。4）以微机监控系统为唯一监控手段，就地测控装置上保留对断路器的应急一对一后备操作手段。5）远动和当地监控信息统一采集，并通过远动工作站与各级调度通信。6）微机监控系统采用交流采样技术，取消常规变送器，减少中间变送环节，增加可靠性，并确保采样精度。7）保持继电保护独立性，供保护用电流互感器、电压互感器、直流电源独立，不受监控系统运行状况的影响。8）站内微机五防闭锁功能由微机监控系统实现。6.2.2.2系统结构微机监控系统采用全开放式的分层、分布式结构。1）设备结构：从纵向分为两层，即站控层设备和间隔层设备。2）网络结构：间隔层测控装置（智能装置）采用直接上站控层网络或通过通讯管理机间接上站控层网络的方式，通过站控层以太网直接与站控层设备通信。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。拓扑结构为物理上的星型结构（逻辑上的总线型）。6.2.2.3系统设备配置1）微机监控系统光伏场区设备配置站控层设备：网络设备（包括现场交换机、电缆和光缆等）和通讯管理机。226 间隔层设备：智能装置（包括汇流箱、逆变器、直流柜和箱变等成套的智能装置）。2）微机监控系统升压站设备配置站控层设备：主机兼操作员工作站、工程师站、五防工作站、远动通信设备、通讯管理机、网络设备（包括交换机、光纤以太网环网交换机、电缆和光缆等）和打印机等。间隔层设备：智能汇流箱、箱式逆变器、箱变监控单元，环境监测系统以及升压站的保护、测量、计量等二次设备。6.2.2.4系统功能微机监控系统能实现对光伏升压站运行设备可靠、合理、完善的监视、测量和控制。主要有以下功能：实时数据采集与处理、数据库的建立与维护、控制操作的同步检测、电压—无功自动调节、报警处理、事件顺序记录、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、时钟同步、人—机联系、系统自诊断与自恢复、与其它设备接口和运行管理功能等。1）微机监控系统光伏场区的功能①测量监测汇流箱每组电池串的电流；直流配电柜直流母线及支路的输入电压、输入电流、功率、绝缘阻抗；逆变器直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线、电压畸变率、电流畸变率等；箱变各低压侧电流、电压、功率和变压器温度。②信号226 监视汇流箱熔断器、直流断路器；直流配电柜的断路器；逆变器的交、直流断路器；箱变低压侧断路器、高压侧负荷开关、箱变高低压侧门等电气设备的运行状态信号。监视汇流箱熔断器熔断、断路器跳闸；直流配电柜断路器跳闸；箱变高压侧熔断器动作、非电量动作（包括轻瓦斯报警、重瓦斯动作、高温报警、超温跳闸、压力释放）、低压断路器动作信号、断路器故障信号及电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、电网电压不平衡、直流电压过高、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、光伏逆变器孤岛、通讯失败等报警及故障信号。③控制控制对象包括：逆变器、箱变高压侧负荷开关、箱变低压侧断路器。控制功能分为集中控制和分散控制。集中控制：运行人员经升压站内监控主机键盘或鼠标可对上述控制对象进行远方操作，系统将提供必要的操作步骤和足够的软、硬件校核功能，以确保操作的合法性，安全性，正确性和合理性。分散控制：可在就地单元中实现手动控制。④有功、无功自动调节功能能接收AGC、AVC的调节信号，自动调节逆变器的有功、无功输出，满足电网调度部门的有关要求。⑤与微机监控系统升压站的接口光伏场区35个逆变器集装箱内的35台现场交换机组成两个环网，通过光纤接入升压站内光纤以太网环网交换机，226 从而实现微机监控系统光伏场区与升压站之间的通讯。2）微机监控系统升压站的功能①测量监测35kV母线电压、频率；35kV各馈线有功功率、无功功率、电流、f、cosφ、有功电能量和无功电能量；UPS输出电压、电流和频率；直流系统蓄电池的电压、电流、充电装置直流输出的电压、电流和直流母线电压。②信号监视35kV各断路器等电气设备的运行状态信号；监视35kV综保装置的动作及报警信号、运行状态信号；监视光功率预测系统、数值天气预报系统、视频监视及安全警卫系统、功率自动控制系统、动态无功补偿系统、自动装置、直流和UPS系统等报警信号、运行状态信号。③控制监控系统控制对象包括：各电压等级断路器；380V站用电源断路器；站内重要电动机的启停。控制方式分为三级控制，即就地控制、站控层控制和远方遥控。操作命令的优先级为：就地控制——站控层控制——远方遥控，且同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。在测控柜上设“就地/远方”转换开关，可通过人工把手实现对断路器的一对一操作，任何时候只允许一种操作模式有效。“远方”226 位置，操作既可在操作员站上操作，又可由远方调度中心遥控。站控层控制即为操作员站上操作。④远动功能微机监控系统具有远动装置的功能。远动装置的主要技术指标及远动信息量应符合DL/T5003-2005的要求。满足系统调度端信息采集内容、采集精度、实时性、可靠性及实用化等要求。⑤时间同步功能监控系统具有接受站内时间同步系统的对时功能。全站配置1套时间同步系统，设置2台时钟源装置，分别接收GPS和北斗卫星时钟信号，同时配备时标信号扩展装置。上述装置放置在远动主机屏内，用于实现站内微机监控系统、保护装置及故障录波装置等设备的时间同步，满足站内设备对时要求。监控系统中间隔层的设备以屏为一个整体采用点对点IRIG-B(DC)接入作为主对，以网络软件对时为辅。监控系统中站控层的设备采用NTP协议网络对时或通过远动工作站RS-232串口对时。保护装置、故障录波装置等设备采用直流IRIG-B对时。⑥防误操作闭锁功能监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。同时，在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。6.2.3继电保护及安全自动装置本工程电气设备继电保护采用微机型保护装置，各种保护装置的配置应符合GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》。6.2.3.1光伏场区主要元件保护配置226 1）电池板监测及保护每个汇流箱内设置电压及电流检测装置，当回路电池组中出现电池板故障或接线故障时，通过检测电流及电压，向中控室发出报警信号，显示故障部位。2）汇流箱保护汇流箱配有熔断器及空气开关，当过载或相间短路时，将断开熔断器与空气开关；配有防反二极管及空气开关，防止极板极性反接，当过载或相间短路时，将断开熔断器与空气开关，因此不另配置保护装置。3）逆变器保护逆变器具有直流输入过/欠压保护、极性反接保护、输出过压保护、过流和短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、绝缘监察、过载保护、过热保护、孤岛检测保护等功能。此部分保护由逆变器厂家实现。226 4）35kV箱变保护箱式变压器高压侧配置熔断器和负荷开关，作为变压器过载及短路保护。当电气设备发生短路故障时，能在最小的区间内断开与电网的连接，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区设备的影响。箱变本体配置轻重瓦斯、油温高、压力释放等非电量保护。箱变低压侧装设断路器，低压断路器具备瞬时、短延时、长延时、反时限等，可实现速断、过流等保护功能。保护参数的整定范围延伸至低压侧逆变器出口处，作为箱变低压侧至逆变器出口之间的保护。6.2.3.2升压站内主要元件保护配置1）35kV母线保护本工程35kV建成单母线接线，配置1台35kV母线保护装置，组1面35kV母线保护屏，具备母差保护、充电保护等功能，放置于综合保护室内。2）35kV光伏线路保护本工程建设的2回35kV光伏发电集电线路均配置线路保护测控装置。根据小电阻接地35kV系统线路保护的配置原则，35kV线路配置微机型三段式相间电流保护及零序电流保护，集保护、控制、测量及远传功能于一体，安装在35kV线路开关柜内。3）35kV并网线路保护35kV并网线路暂考虑配置1套纵联光纤电流差动保护，带有完整的阶段式后备保护及三相一次重合闸功能，使线路发生的各种故障都能被快速切除，保证电力系统安全稳定运行。纵联光纤电流差动保护。采用专用光纤通道。226 35kV并网线路测控保护装置暂按放置于35kV开关柜内考虑。35kV并网线路保护最终配置方案需以接入系统审查意见为准。4）站用变压器保护本期设置2台站用变压器：10kV站变由站外10kV电源引入，10kV侧装设跌落式熔断器作为电流速断保护；35kV站变（兼接地变）由站内35kV母线电源引入。35kV站用（兼接地变）变压器保护配置如下：A.对于站用变压器引出线、套管及内部的短路故障，装设电流速断保护作为主保护。B.对于外部相间短路引起的站用变压器过电流装设过流保护。C.对低压侧单相接地短路装设了接于低压侧中性线零序电流互感器上的零序电流保护。另外，对于35kV侧单相接地短路，35kV站用变（兼接地变）35kV侧中性点零序电流互感器上装设了零序电流保护。35kV站用变（兼接地变）保护采用微机型产品，安装于相应的开关柜内。5）动态无功补偿装置保护本期35kV母线装设一组动态无功补偿装置（SVG型），动态无功补偿装置保护应满足GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中对相应设备的规范要求。根据一次设备配置情况应至少具备以下保护：动作信号可接入故障录波装置的外部触发点。故障录波信息通过调度数据网上传至调度端。226 6.2.4组屏方案6.2.4.1光伏场区二次设备组屏方案每个逆变升压单元设1面通讯柜，柜内包括1台现场交换机和1台通讯管理机；汇流箱、逆变器、直流柜、箱变等成套的智能装置安装于相应设备内。6.2.4.2升压站内二次设备组屏方案1）直流系统每套充电装置及附件组一面柜；直流馈线柜组一面柜；蓄电池组一面柜。2）微机监控系统站控层设备：监控系统主机，不组屏（柜）；远动通信设备，单独组一面柜；公用接口及网络设备，组一面柜，柜内包括智能接口设备、交换机、光电转换装置等。间隔层设备：设一面公用测控柜，柜内包括一套测控装置和两台交换机；35kV系统均采用保护测控一体化装置，安装在就地开关柜内；35kV（除并网线路）及10kV系统各间隔电度表安装在就地开关柜内。3）交流不停电电源系统（UPS）交流不停电电源系统（UPS）组一面柜。4）元件保护及自动装置故障录波装置组一面故障录波屏。5）计量系统除远动专业配置的计量电能表外，226 其余35kV及以下回路配置的多功能电能表均分散布置于对应的开关柜上。6）图像监视及安全警卫系统电站图像监视及安全警卫系统组1面柜，含视频监控服务器、网桥和电源设备等等。6.2.5系统调度自动化6.2.5.1调度关系根据光伏电站的建设意义以及电网实行统一调度分级管理的原则，最终调度关系以接入系统审查意见为准。6.2.5.2运动化范围根据DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、DL/T5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端的监控要求，远动信息需向调度端传送。本工程35kV升压站远动信息内容如下：1）遥测35kV线路的有功功率，无功功率，三相电流；35kV无功补偿回路无功功率，三相电流；35kV站用变兼接地变有功功率，无功功率，三相电流；35kV母线电压，频率；光伏电站辐照度和环境温度等。2）遥信全站事故总信号；35kV线路断路器双位置、隔离手车和接地刀闸位置信号；35kV无功补偿回路断路器双位置，隔离手车位置及接地刀闸位置信号；226 35kV线路主保护动作信号；站变兼接地变回路的断路器双位置、隔离手车和接地刀闸位置信号；故障录波器动作及故障信号；无功补偿装置的运行事件记录，包括无功补偿装置内断路器、隔离开关、接地刀闸位置信号、保护动作信号；无功补偿装置自动调整功能投退状态；光伏电站的运行事件记录，包括并网状态、单台逆变器投退状态、故障检修状态以及运行状态等。3）遥控35kV断路器分、合；预告信号复归。4）遥调AVC、AGC调节。6.2.5.3远动系统功能1）遥测、遥信功能：即模拟量、脉冲量、状态量等实时数据的采集、预处理和远传功能。2）遥控功能：遥控命令的接收、处理和执行功能。3）一发四收功能：遥测越死区传送，遥信变位优先传送，遥控具有返送校核功能；脉冲量应具有存储、记录功能。断电后，脉冲量信息可保留3天；事件顺序记录功能；设备自诊断和自恢复功能；通道监视和自动切换功能；226 参数的设定和修改功能（调度端和当地均可操作）。6.2.5.4远动设备1）升压站侧远动设备按照电网调度自动化的设计要求，光伏站区与升压站应实现自动化管理。升压站内应配置当地计算机监控系统，远动信息采集由计算机监控系统数据采集单元完成，远动与当地计算机监控系统实现信息共享，采用交流采样方式。为保证光伏站区与升压站的远动信息量向调度端实时传送，站内配置2台远动装置，具备双机切换功能。远动信息量直采直送由远动工作站传送。远动工作站应满足电网调度实时性、安全性、可靠性及通信方式和通信规约等要求，具有专线传输和网络传输接口，能够以不同规约向调度传送实时远动信息。为满足运行维护要求，按规程配置远动专用仪器仪表一套。2）调度侧远动设备根据工程需要为冀北调度中心和秦皇岛地调配置相应调度自动化接口设备及模拟屏元器件，修改相应的软件，并进行调试，以实现对升压站的调度职能。由此而引起的费用应列入本工程概算。6.2.5.5远方电量计费系统依据《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-2008）及《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000），各级电压母线PT二次侧电能计量专用回路，其导线截面应保证在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压降不大于0.2%Ue。本工程关口计量点暂设在升压站35kV出线，按I类设置计量装置，装设0.2S级双向多功能关口电能表2块（1+1配置），226 同时表计配置失压无流报警计时功能。35kV线路、35kV动态无功补偿和站变兼接地变35kV侧配0.2S级多功能双向有无功电度表，回路电流互感器设置0.2S级专用计量线圈，安装在相应的35kV线路开关柜内；站内380V侧配置0.5S级多功能双向有无功电度表，安装在380V配电柜内。35kV升压站内配置2台电能量采集器（省调、地调各1台），关口表及各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集器，可通过调度数据网或数字专线通道将计量信息上传至调度端计量主站，并可与本站监控系统连接。最终关口表计量点的设定、表计配置和电能量数据的传输方式均以接入系统审查意见为准。6.2.5.6有功功率控制系统根据GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求，光伏电站配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力、参与电力系统调频、调峰和备用的能力。光伏电站通过有功功率控制系统接受并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化（包含10min和1min有功功率变化）按照电力调度部门的要求运行。6.2.5.7无功功率控制系统根据GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求，光伏电站配置无功电压控制系统。无功功率和电压调节控制的对象包括逆变器无功功率、升压站无功补偿装置等，优先采用逆变器及无功补偿装置进行调节。光伏电站根据电力调度部门指令，自动调节其无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调节速度计控制精度应满足电力系统电压调节的要求。226 6.2.5.8电能质量在线监测根据GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求，本工程装设1面电能质量监测屏，放置于综合保护室内。采用A类电能质量在线监测装置，用于检测并网点电能的质量，对光伏电站可能引起的谐波、电压偏差、频率偏差、电压波动和闪变、三相不平衡度、注入电网直流分量进行在线监测。同时，装置具有通讯接口，具备远传电能质量数据功能，电能质量数据通过综合数据网上传至冀北电科院电能质量监测主站。测量的信息包括：35kV并网线路三相电压、三相电流；35kV母线电压。6.2.5.9光伏功率预测系统根据GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求，升压站配置光伏发电功率预测系统1套。配置光伏功率预测主机、数值天气预报处理及接口服务器、PC工作站、防火墙、反向物理隔离装置、网络交换机及环境监测系统等设备。环境监测系统包含气象温湿度、风向、风速、气压、太阳辐射等传感器、太阳能电池组件温度计、气象生态环境监测仪等。除传感器、温度计等设备安装在室外，其余设备组2面屏安装于综合保护室内。光伏发电功率预测系统通过采集数值天气预报数据、实时环境气象数据、光伏电站实时输出功率数据、光伏组件运行状态等信息，可按照电网调度技术要求，实现标准格式的短期功率预测、超短期功率预测（短期光伏功率预测预测光伏电站未来0h-72h226 的光伏输出功率，时间分辨率为15min。超短期光伏功率预测预测未来15min-4h的光伏输出功率，时间分辨率为15min），以及光伏电站实时气象数据、装机容量、投运容量、最大出力等信息的上报。根据《电力二次系统安全防护规定》的要求，光伏发电功率预测系统配置隔离装置、防火墙等安防设备以满足电力二次系统安全防护规定的要求。6.2.5.10电力调度数据网接口装置本工程配置两套电力调度数据网接口设备，每套包括1台路由器和2个络交换机等，将电能量信息通过电力调度数据网络通道及时、可靠传送到调度部门。其具体配置原则应与甘肃省数据网的建设保持一致。参照“电力二次系统安全防护规定”要求，为保证调度自动化系统安全稳定运行和调度实时数据的安全性，本工程开列二次安全防护设备两套，设备型号应与调度端要求相一致。6.2.5.11二次系统安全防护设备参照“电力二次系统安全防护规定”要求，为保证调度自动化系统安全稳定运行和调度实时数据的安全性，本工程开列二次安全防护设备两套，设备型号应与调度端要求相一致。6.2.5.12并网电厂运行管理系统、调度报表管理系统光伏发电厂升压站内配置一套并网电厂运行管理系统、调度报表管理系统，并配置相应接口设备。6.2.6二次接线6.2.6.1光伏场区二次接线设计每台汇流箱内自带一个汇流箱智能测控装置，用于采集汇流箱每组电池串的电流量、熔断器熔断信号、226 直流断路器跳闸及状态信号；每台直流配电柜自带一个直流柜智能测控装置，用于采集直流母线及支路的输入电压、输入电流、绝缘阻抗和直流断路器跳闸及状态信号；每台直流逆变器自带一个逆变器智能测控装置，用于采集逆变器相关的交流量、保护动作及运行状态信号和控制逆变器的启停机；每台箱变自带一个箱变智能测控装置，用于采集箱变测量电气量、运行状态及保护信号和控制箱变高低压侧开关。上述各智能测控装置均通过通讯电缆接至所属逆变升压单元通讯柜内通讯管理机。光伏场区40个逆变升压单元通讯柜内的40台现场交换机组成两个环网，通过光纤接入升压站内光纤以太网环网交换机。6.2.6.2升压站内二次接线设计35kV各回路测量和保护信号的采集、35kV断路器运行状态信号的采集和35kV断路器的控制通过各自回路的综合保护测控装置实现。35kV综保装置通过网线接至开关柜上的现场交换机。光功率预测系统、数值天气预报系统、视频监视及安全警卫系统、功率自动控制系统、动态无功补偿系统、直流和UPS系统等报警及运行状态信号的采集由各自系统配套智能装置实现。上述各智能装置通过通讯电缆接至通讯管理机。各智能测控装置及自动装置重要状态/报警信号的采集、站用变380V侧电压电流量的采集、380V站用电源断路器分合闸控制及站内重要电动机的启停控制由公用测控装置实现。公用测控装置通过网线接至站控层交换机。6.2.6.3电流互感器、电压互感器主要配置1）电流互感器(1)保护用电流互感器的配置避免出现主保护死区；226 (2)对中性点有效接地系统（35kV、380V）按三相配置；226(3)测量、计量分别使用不同的二次绕组，故障录波装置与保护共用1个二次绕组；(4)电流互感器额定二次电流选用5A；(5)测量用电流互感器准确度等级为0.5级，计量用电流互感器准确度等级为0.2S级，保护用电流互感器准确度等级为5P级。2）电压互感器(1)35kV及以下电压等级在主母线三相上装设电压互感器。在35kV出线侧的一相上装设电压互感器，用以需要监视和检测线路侧有无电压上装设电压互感器；(2)对于I、I类计费用途的计量装置，设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器设有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压；(3)计量用电压互感器的准确级选0.2级；测量用电压互感器的准确级选0.5级；保护用电压互感器的准确级选3P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。6.2.7控制电源系统6.2.7.1直流系统本站采用220V直流电源作为全站各安装单位的控制、保护、信号、综合自动化装置以及事故照明等负荷的供电电源，并留有接口与微机监控系统进行通信，将直流系统的异常信号发至监控系统。226 经初步统计直流负荷，本工程蓄电池容量按2h事故放电考虑，装设一组容量为200Ah的阀控式密封铅酸蓄电池，每只浮充电压2.25V，单体额定电压2V，共104只，不设端电池，组1面屏，安装在综合保护室内。同时，为了检测蓄电池单体的运行工况，配置一套蓄电池巡检仪，对蓄电池充、放电进行动态管理。直流系统采用单母线接线，在直流母线上装设一套直流绝缘在线监察装置，实时在线监测直流母线的电压，过高或过低时均发出报警信号，还包括监测直流馈线的接地情况。直流系统采用辐射方式供电，由2面屏组成：1面直流充电屏和1面馈线屏，安装在综合保护室内。另外，设置1套DC/DC转换模块，接于升压站220V直流母线上。6.2.7.2不间断电源系统（UPS）本站考虑配置一套容量为8kVA的UPS作为微机监控系统、远动设备、视频监视系统、火灾报警系统及远方电量计费等装置的交流用电，以实现交流220V不间断输出。UPS为静态整流逆变装置，采用单相输出，配电屏（柜）馈线采用辐射方式供电；UPS正常运行时由站内电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由升压站220V直流系统供电；226 UPS装置具有标准通信接口，能将装置运行状态、主要数据等信息上传至监控系统。该装置与直流系统共用蓄电池，放置于综合保护室UPS逆变电源屏内。6.2.8火灾自动报警系统本光伏电站为无人值班，少人值守的方式运行，按照国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2013的有关规定，应装设一套火灾自动报警系统，由控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮及联系电缆等组成。在主控制室、综合保护室、35kV配电装置室等容易发生火灾处装设火灾报警探头。当发生火灾后，报警区域内任意一个火灾探测器或手动报警按钮报警后,将感烟、感温、手动报警按钮的报警信号送至火灾报警控制器。火灾报警控制器设置于主控室侧墙上，保证火灾发生初期就能迅速准确将信号传送至主控室。同时，发出控制信号控制相关区域联动设备，并启动本报警区域和相邻报警区警报装置进行报警。6.2.9视频安防监控系统为了监控并记录升压站的安全以及设备的运行情况，及时发现、处理事故情况，并提供事后分析事故的有关图像资料，保障升压站空间范围内的建筑、设备的安全、防盗、防火等，本工程设置一套图像监控及安全警卫系统（工业电视系统）。监视范围主要包括：全站主要电气设备、建筑物和主要道路口等。图像监控及安全警卫系统设备主要包括视频服务器、多画面切割器、录像设备、摄像机、终端监视器、云台、防护罩、编码器及沿升压站围墙四周设置的安全警戒系统等。其中，视频服务器等后台设备需留有远方监视的接口。226 6.2.10电工实验室1）试验电源屏为了给现场继电保护试验工作提供可靠、稳定、方便的交直流试验电源，全站配置一面继电保护试验电源屏，布置在综合保护室内。2）仪器、仪表226根据光伏发电工程管理原则和需要，配置相应试验仪器、仪表，对新安装或已投运的电气设备进行调整、试验以及维护和校验。6.2.11电气二次设备布置本升压站设置独立的继电保护室，集中安装的保护测控设备屏柜、故障录波器柜、视频监控系统柜、直流系统柜、UPS电源柜、GPS对时屏、远动及通讯屏等均布置在综合保护室内；35kV线路、所用变等测控保护装置及电能表等设备分散布置于相应的开关柜内；逆变升压单元测控柜布置于对应的逆变器集装箱内。226 第七章土建7.1工程等级和标准工程地基基础的设计级别为丙级。工程建筑物结构安全等级为二级。根据工程所处区域和地基基础级别，确定场区洪水标准为30年一遇洪水。7.2基本资料和设计依据7.2.1主要技术数据7.2.1.1依据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）：1）设计使用年限：光伏支架25年，建、构筑物50年。2）抗震设防烈度：8度。7.2.1.2建筑材料1）现浇混凝土：C15～C40。2）钢筋：HPB300、HRB400。型钢：Q235-B。7.2.1.3工程地质根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）（2010年版）附录A，拟建厂址场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，所属的设计地震分组为第三组。7.2.2设计依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》GD003-2011《风电场工程等级划分及设计安全标准》226 FD002-2007《民用建筑设计通则》《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》《建筑设计防火规范》《建筑内部装修设计防火规范》《宿舍建筑设计规范》《办公建筑设计规范》《建筑结构可靠度设计统一标准》《建筑工程抗震设防分类标准》《建筑结构荷载规范》《建筑抗震设计规范》《建筑地基基础设计规范》《混凝土结构设计规范》《砌体结构设计规范》《构筑物抗震设计规范》《建筑地基处理技术规范》《电力工程地基处理技术规程》《防洪标准》《公路工程技术标准》《公路路基设计规范》《公路水泥混凝土路面设计规范》《公路排水设计规范》GB50352-2005226 GB/T18479GB50016-2014GB50222-95GBJ36-2005GBJ67-2006GB50068-2001GB50223-2008GB50009-2012GB50011-2010GB50007-2011GB50010-2010GB50003-2011GB50191-2012JGJ79-2012DL/T5024-2005GB50201-2014JTGB01-2014JTGD30-2015JTGB40-2011JTG/TD33-2012226《钢结构设计规范》GB50017-2003《光伏发电站设计规范》GB50797-2012《变电所给水排水设计规程》DL/T5143-2002《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003(2009年版)《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003《小型火力发电厂设计规范》GB50049-2011226 《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-2002《工业建筑防腐设计规范》GB50046-2008《工业建筑节能设计标准》GB50189-2005《民用建筑热工设计规范》GB50176-93其他相关的国家、地方、行业规范、规程。7.3电站总平面布置7.3.1站址场地条件项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期为一期工程，规划安装规模为35MWp，占地面积约1500亩。本工程山体坡度较缓，地面植被稀少，无遮挡。X县隶属于甘肃省平凉市，位于甘肃省中部，六盘山西麓，东邻华亭县，西依静宁县，北与宁夏隆德县、泾源县毗邻，南和张家川226 县、秦安县接壤。东西长56.37公里，南北宽46.60公里，总面积1553.14平方公里，辖1街道5镇13乡。站址所处地域拐点坐标（本坐标系为1980西安坐标系）见表7.3.1表7.3.1项目拐点坐标拐点编号1980西安坐标系XY13886127.31435578037.7523885786.59035578050.8433885828.82835578277.79643885745.14635578285.70553885774.85235578769.91563885836.17935578887.20173885829.46335578980.15383886251.54135579057.29293886261.85935579086.172103886138.39535579106.768113886020.60435579258.654123886015.21735579868.667133886001.68435580007.713143886057.10135580054.844153886095.57735580166.137163886100.38435580237.659173885999.66235580610.061183886013.09035580683.987193885943.13335580690.949203886004.55435580927.608213886190.62535580913.394223886234.75635580576.017233886406.96535580476.079243886319.19635580209.981253886181.41235580013.749263886386.47735579929.133273886356.82735579728.606283886434.84135579353.548293886324.78535578778.436303886117.21335578161.693 226 7.3.2总平面布置7.3.2.1光伏区总平面布置1）电池组件方阵布置太阳能电池方阵阵列的布置原则是：合理利用现场地形，利于运营生产管理及维护，便于电气接线，并尽量减少电缆长度，减少电能损耗。结合本工程的太阳能资源条件、地形条件、交通运输条件，本工程由40个自然分区组成，每个分区容量为1MWp，每个分区包括176组光伏支架，一座箱变一座逆变器工程，新建110kV升压站一座。2）竖向布置光伏区竖向布置不改变自然地面现状，不进行大面积场平，局部坑沟就地填平即可。尽量减少对自然地面的破坏，减少水土流失，节省投资。3）站区道路布置光伏区外有村村通道路，进入光伏区的道路充分利用现有土路，采用分散就近引接的方式，尽量减少新建道路工程量。光伏电站内的施工检修道路主要考虑各逆变器室之间的接，检修通道充分利用了光伏支架之间的间距，满足运行要求。站内道路路面宽度为4.0m。道路采用砂石路面，路基在原地面基础上整平夯实。道路的纵向坡度结合地形设计，横向坡度为1.5%，满足设备运输及运行管理的需要。226 4）光伏电站站区围栏光伏电站站区围栏采用1.8m高，浸塑钢网围栏围合，总长度约为3900m。5）光伏电站用地面积光伏电站站区总用地面积1500亩。7.3.2.2升压站总平面布置根据系统要求，本期建设35MWp，新建一座110kV升压站。升压站进站道路引接原有村村通公路。升压站长89m，宽58m，呈东西长南北短布置，主入口向南，出线向北；站内布置有35kV配电室、主控室、SVG、主变压器等设施，布置间距满足防火规程要求，建筑物之间设有道路，满足消防和运行要求。站内道路采用4m宽混凝土路面，公路型，转弯半径7m。围墙采用实体砖围墙，高2.3m。竖向布置：竖向布置采用平坡式。7.4场地集电线路设计7.4.1光伏阵列基础设计及地基处理7.4.1.1光伏组件支架太阳能支架采用钢支架作为直接支撑结构，并与支架基础共同形成太阳能方阵的支撑结构体系。本工程每组支架布置22块光伏组件，分上下两行布置，每行11块。钢结构支架直接承担太阳能阵列所负荷的自重、风荷载、活荷载、雪荷载等荷载，并将以上荷载传至支架基础。226 支架主要是由冷弯薄壁型钢构成，各型钢之间通过螺栓连接或焊接形成稳定的结构体系。钢支架采用热浸镀锌防腐，镀锌层厚度不小于80μm。7.4.1.2光伏组件基础光伏发电工程支架基础工程量在整个工程造价中占较大比重，基础选型直接影响工程投资、施工组织和施工工期。该场地表层土以中、高压缩性土层为主，地基承载力低，变形大，因此建议采用螺旋桩基础。7.4.2逆变器及箱变基础设计本工程光伏电站共需35个逆变升压单元，逆变器及箱变采用集装箱式，基础采用钢筋混凝土基础。7.5场内集电线路设计设计中通过对线路走径进行调查研究并按逆变器布置选择路径及杆位，综合考虑运行施工交通条件和路径长度等因素，统筹兼顾全面安排，以做到经济合理、安全实用。7.6升压站7.6.1建筑设计原则站内建筑物的布置在结合站区的总体规划、自然条件及满足工艺要求前提下，充分考虑安全、防火、运行检修等诸方面的因素，统一布置，使其利于生产，方便管理，尽可能的创造舒适的工作环境。在满足生产要求和合理利用投资的前提下，尽可能的采用当地出产的建筑材料，节约造价降低成本。建筑物平面布置合理紧凑，交通组织简洁顺畅、立面处理色彩明快。226 表7.6.1主要建筑物一览表见下表序建筑物名称占地建筑层建筑长x宽x高位于场号面积面积数高度（轴线）地1主控楼660m2660m214.5m40m×16.5m×4.5m235kV配电室241.6m2241.6m214.5m30.2m×8m×4.5m 7.6.2主要建筑物的建筑设计1）主控楼建筑设计主控楼为管理人员的生活、办公、生产场所，主控楼为地上单层砖混结构，建筑面积为660m2。外墙厚250mm，内墙厚240mm，内设办公室、会议室、宿舍、餐厅、卫生间等服务管理用房和综合保护室、主控室等生产用房，层高为4.5m。室内外高差为300mm。门窗采用中空玻璃塑钢窗，外门采用防盗门，内门采用中级木门，外窗需装设防盗装置。外墙墙面为白色乳胶漆，蓝色线条墙面；内墙均为白色涂料；控制室采用地砖地面，宿舍、办公室地面采用铺贴瓷砖面层，电子设备间采用自流平地面；控制室、卫生间吊顶采用铝合金条形扣板，电子设备间、宿舍、办公室等房间采用白色乳胶漆顶棚。2）35kV配电室建筑设计35kV配电室为地上单层砖混结构，建筑面积241.6m2。外墙厚370mm。主要用于放置35KV配电设施，耐火等级为二级。门窗采用中空玻璃塑钢窗；外门采用防盗门；内门为防火门或中级木门；外窗设防盗装置。外墙墙面为白色乳胶漆，蓝色线条墙面；内墙均为白色226 涂料，地面采用自流平地面，顶棚采用白色乳胶漆顶棚。7.6.3主要建筑物结构形式1）主控楼主控楼采用框架结构，基础采用钢筋混凝凝土柱下独立基础。2）35kV配电室35kV配电室采用框架结构，基础采用条形基础，埋深-2.0m。3）SVG室基础SVG采用集装箱式，基础采用条形基础，埋深-2.0m。4）主变基础采用现浇钢筋混凝土基础。油池侧壁采用素混凝土，油池内干铺粒径为50mm~80mm的卵石，内设钢篦子支撑。7.6.4生产、生活供水及污水处理方式1）概述站内供排水系统分为给水及排水2大系统。给水系统分生活消防给水、生产给水2个子系统。排水系统分为污水和雨水2个子系统。2）给水系统简述（1）水源及补水根据对变电站周边地区已有供水设施情况的调查分析，拟采用深井取水。深井的井位、管井尺寸、动水位等资料需要建设方在施工图设计阶段之前确定。深井的出水量按照不小于15t/h设计。本阶段按水质满足饮用水标准设计。226 若管井供水系统发生故障时，变电站的生活用水及消防补水拟用水车到站外运水。（2）生活给水系统站内的运行人员按6人考虑。用水包括站内职工的生活用水（包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等）、淋浴用水及其它冲洗用水，用水量约为2.0m3/d。直接从输水管线接管至各建筑物用水点。（3）生产给水系统为保证发电效率，需定期（视当地实际情况确定）对电池组件进行清洗，以保证电池组件的清洁度。电池组件的污物主要是沙尘，采用清水冲洗即可。本期工程全厂设置1辆清洗车，清洗车储水罐容量5m3。供水主干管留供水点做为冲洗水水源。3）排水系统简述排水系统主要包括污水、雨水排放系统。（1）污水排放生活污水排放系统包括：污水收集管网、化粪池及生活污水处理设施。各用水点的生活污水经过化粪池沉淀后进入污水池，定期外运。（2）雨水排放变电站的区域很小，站内的设计标高高出站外地面，因此站内的雨水按照沿地面坡度自然排放至站外的方案设计。226 7.6.5采暖通风方式1）设计依据《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003《地源热泵系统工程技术规范》GB50366—2005《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004《城市热力网设计规范》CJJ34-2002《城镇供热管网工程施工及验收规范》CJJ28-20042）设计范围本工程暖通专业的设计范围包括变电站内各建筑物的供暖、通风、空调。3）设计资料房间名称冬季夏季温度℃相对湿度%温度℃相对湿度%控制室、继电保护室20±160±1026±160±10办公室，资料室、宿舍18通信室18≤30 4）采暖光伏电站内的主控楼办公室、主控室等建筑物设置采暖。采暖采用新型电暖器，采暖热负荷约为61kW。226 采用新型的电暖器，将电能直接转化为热能，不需要用水，节约了宝贵的水资源。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。符合国家环保要求，运行无烟尘、废气、噪音。运行安全可靠，彻底杜绝水暖系统的跑、冒、滴、漏等头痛的问题。美观大方，舒适安全，重量轻，安装简单方便等优点。5）通风（1）电气建筑物通风35kV配电装置室采用自然进风，机械排风的通风方式，夏季按排风温度不超过40℃，进风和排风温差不超过15℃计算，兼作事故排风用。换气次数根据配电设备散热量和通气次数不小于10次/h进行比较计算。当35kV配电装置室发生火灾时，通风机自动切断电源。（2）主控楼通风主控楼内设有厨房操作间，通风采用自然进风，机械排风的通风方式。厨房的灶台是产生油烟的地方，此处设有机械排风，通风量的确定，按规定执行。主控楼内卫生间采用卫生间通风器通风。6）空气调节主控楼的办公室、主控室、会议室及餐厅等房间设置空调，为了节约用水，采用分体式冷暖空调，各房间制冷量的确定，按规定执行。7.7地质灾害治理工程根据岩土专业现场实地踏勘、调查了解及已掌握的有关勘测资料，拟建场地地质环境较简单，未发现不良地质作用，区域构造稳定，判定场地和地基稳定，适宜本工程的兴建。226 第八章工程消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1工程总体布置本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。本工程在主控楼、逆变器室及箱变构（建）筑物设置移动式灭火器。8.1.2设计依据设计中执行的主要的消防设计规范、规程有：《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《建筑设计防火规范》GB50016-2014《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-20058.1.3设计原则8.1.3.1一般设计原则贯彻“预防为主、防消结合”的方针，立足自救，结合实际情况设置消防系统，加强站区自身的防范力量。设计严格遵从国家消防条例、规范，采用行之有效的先进的防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。8.1.3.2机电消防设计原则226 在箱变处设置磷酸铵盐干粉灭火器8.2工程消防设计8.2.1主要建筑物火灾危险性分类及耐火等级站区建筑物与构筑物在生产过程中的火灾危险性分类及最低耐火等级详见下表。序号建筑物、构筑物名称火灾危险性类别耐火等级1主控楼戊类二级235kV配电室戊类二级3水泵房戊类二级4SVG室戊类二级 8.2.2主要场所和主要机电设备消防设计1）在综合用房屋顶安装避雷带对光伏电站内的建筑物进行防直击雷保护。2）升压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，接地电阻应满足规范要求。3）高、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。防止电缆着火延燃措施按国标《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007），电力行业标准《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）具体落实以下主要措施：a、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。b、电缆沟内每隔60m处设置阻火墙。c、屏、柜、箱底部1m长的电缆、户外电缆进入户内后1m长的226电缆、阻火墙两侧各1m长的电缆采用电缆防火包带或阻火段。226 d、控制室电力电缆与控制电缆之间加装耐火隔板。e、对靠近含油设备（如电流互感器）的电缆采用穿管或埋沙敷设，邻近的电缆沟盖板用水泥沙浆作密封处理。4）主要建筑的安全疏散出口不少于两个，最远工作地点到外部出口距离将不超过40m。升压站内道路沿建（构）筑物四周布置，呈环状布局，当为尽端式车道时，设有回车场地，各个主要建筑物均有直通外部的安全通道。其中，主要道路宽度不小于4m，各建筑物间的防火间距满足规范要求。8.2.3移动灭火器消防各建筑物内根据规范要求设置移动灭火器。8.2.4消防电气设计1）火灾应急照明应按二级负荷供电。消防用电设备采用独立的双电源或双回路供电，分别由所用电和UPS供给，两路电源可以自动切换。2）控制室、配电装置室、所用电室、疏散通道设置疏散应急照明，疏散应急照明采用荧光灯，事故时由蓄电池电源通过逆变器供电。应急灯放电时间应按60min计算，最低照度不低于0.5lx。升压站内重要场所均设有通信电话。3）站内主要建（构）筑物和设备采用火灾探测报警系统。火灾报警系统设计按照国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2013的要求，在升压站内设置一套火灾自动报警系统。火灾报警系统由226226 火灾报警控制器、感烟探测器、感温探测器、手动报警按钮、声光报警器、各类模块及消防电话等组成，在消防系统中起侦测火情的作用，当发生火灾后，报警区域内任意一个火灾探测器或手动报警按钮报警后,将感烟、感温、手动报警按钮的报警信号送至火灾报警控制器，同时发出控制信号控制相关区域联动设备，并启动本报警区域和相邻报警区警报装置进行报警。8.2.5暖通防火及排烟1）35kV配电室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。根据消防报警信号，切断风机电源，防止火灾扩大或蔓延。待火灾后，手动打开排风机进行事故后排烟。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。4）防火风口性能要求：70℃时阀片自动关闭，手动复位，防火极限为1.5h。8.3施工消防建筑工程开工前编制施工组织设计、施工现场消防安全措施及消防设施平面图。施工现场必须配备消防器材，做到布局、选型合理。要害部位应配备不少于4具灭火器材，要有明显的防火标志，并经常检查、维护、保养，保证灭火器材灵敏有效。施工现场设置明显的防火宣传标志。组织施工现场的义务消防队226226员，定期组织教育培训及演练。在每个施工期变压器附近各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具，推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。226226 226第九章施工组织设计9.1施工条件9.1.1地理位置及自然条件X县属大陆性季风气候。冬寒半年，夏炎短暂，秋早春迟，光能丰富，降水偏少。1991~2010年，年平均气温8.53℃，2006年最高达9.7℃，1992年最低，仅7.7℃。南北差异较大，垂直差异显著，随海拔升高气温递减。年平均降水472.4毫米，雨季最早4月开始，最晚8月上旬，平均结束于9月中旬。大多年份降水集中在7、8、9月，占全年雨量的84.9%。受地势影响，自东北向西南随海拔高度降低而降水逐渐减少。年均降雪日数20~28天，降雪初日，平均在10月中旬至11月上旬，终雪平均在4月上旬和中旬。年平均日照时数2179小时，月均181.58小时，日均5.97小时。9.1.2对外交通运输条件及工程可以利用的条件9.1.2.1对外交通条件X县交通便捷，是平凉至天水、银川至武都中轴线上的中心接点，距离兰州323公里，距离西安355公里。省道304线、秦隆公路贯穿全境，庄静、韩社二级公路建成通车。全县公路总里程达到1444公里，实现了乡乡通油路、村村通水泥路，形成了贯通内外、连接城乡、方便快捷的交通网络。该场地的对外联系交通较便利，故本项目新建进场道路及场地内的施工检修环路即可，故本工程对外交通较便利。2262269.1.2.2建筑材料226 本工程施工所需的砂石料、水泥、钢材、木材、油料、砖等建材可从就近的县市购进，通过村村通方便的运至施工现场。施工修配和加工系统也可考虑当地解决，施工区只需设置必要的小型修配系统。9.1.2.3施工用电用水及施工通讯本项目施工用水初步考虑在升压站内打深井取水。本项目施工高峰期用水量约为40t/h，且生活水质必须符合国家《生活饮用卫生标准》。本项目施工高峰用电总负荷约250kW。施工供电可从附近村庄引接，用10kV架空线引至施工现场，作为光伏电站施工用电电源，可满足施工、生活用电需求。另外备用2台50kW移动式柴油发电机作为施工备用电源。光伏电站施工现场的对外通信应配备20台对讲机，升压站投入使用后可使用正式通讯。内部联络使用对讲机和移动通讯。9.1.2.4施工消防（1）在施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车的通行。将危险品库布置在远离其它建筑的区域，并设置明显的标志。（2）在35kV升压站内的施工现场设置多处移动式灭火器。所有安放灭火器的位置要有明显的标志。并在施工现场设置消防器具架。（3）易燃易爆物物品应设置专用的堆放场地，同时堆放场地应做好通风。用电应符合防火规范，指定防火负责人，配备消防器材，严格防火措施，确保施工安全。226226 9.2施工总布置9.2.1施工总布置原则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，本着充分利用土地又方便施工的原则进行施工场地布置。施工总平面布置按以下基本原则进行：（1）施工场地临建设施布置应紧凑合理，符合工艺流程。方便施工，保证运输，尽量避免施工材料及机具的二次搬运。同时应充分考虑各阶段的施工过程，做到前后协调，左右兼顾，达到合理紧凑的目的。（2）路通为先，首先应开通光伏电站通往外界的主干路，然后按工程需要修建场内施工道路。（3）施工机具合理布置。充分考虑施工用电符合，合理确定其服务范围，做到既满足施工需求又不浪费。（4）施工总平面尽可能做到永临结合，节约投资，降低造价。9.2.2施工总布置本工程主要施工工程量为35kV升压站工程及太阳能电池基础工程和太阳能电池支架安装工程。为节约投资及便于工厂化生产管理，在施工期间集中设置一个施工生活区，它紧邻光伏电场35kV升压站。在施工生活区域集中设置一个混凝土搅拌站、砂石料堆放场、钢筋加工场等。生产用办公室和生活临时住房等也集中布置在施工生活区域。混凝土拌和后，用混凝土搅拌运输车运至每个光伏电池基础处。光伏电池钢支架就地组装，不集中设堆放场地。226 9.3施工交通运输9.3.1交通运输条件光伏电站太阳能电池均由国内生产，推荐采用公路直接运至施工场地的方式，可省却其他运输方式中途吊卸作业的麻烦和不必要的物损。在采用公路汽车运输方案时，建设单位应对道路路况做全面的了解，发现有不宜直接通过的情况时，提前做好应对措施。9.3.2大件设备运输本工程主要设备为太阳能电池板的运输。太阳能电池板和逆变器等设备考虑从现有道路运输至现场，下阶段待设备厂商确定后再确定具体运输线路。9.3.3光伏电站内道路规划站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。光伏组件周围修建环形道路。为方便巡视检修，场区内巡视道路路面宽4m，道路转弯半径不小于7m。为节省投资，场区内巡视道路做简易泥结碎石道路。场区电缆沿线做标识砖，以避免人为损坏。9.4工程用地本工程规划装机容量为35MWp，不涉及基本农田，共计约1500亩。场址处无军事设施，无压矿。本工程用地除管理区围墙内占地为永久用地外，光伏场区围墙内以及道路等占地按临时用地考虑。为使本工程尽量少占地，光伏阵列紧凑布置。9.5工程施工9.5.1升压站施工226 35kV升压站主要建构筑物：主控楼、35kV配电室、无功补偿设备及电缆沟等。土建施工应本着先地下后地上的顺序进行。在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。升压站内接地网及地下管线及沟道宜同步进行施工。9.5.2光伏场区施工1）光伏阵列基础施工主体工程为光伏阵列基础施工，基础采用螺旋桩基础。使用螺旋机开挖，之后进行混凝土施工，施工需绑扎钢筋笼并浇筑混凝土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表面出现开裂。回填土要求压实，填至与地面水平。一般尽量避免冬季施工。确需冬季施工时，一定要采取严格保温措。施工过程中，待混凝土强度达到28天龄期以上方可进行安装。2）光伏阵列安装—支架安装（1）支架倒运将支架所用的零件按每组配比数量分别搬运到指定安装位置。（2）前、后立柱安装226将前后立柱插入螺旋地桩用地桩上的三颗螺栓顶住立柱同时调节立柱高度，立柱的连接时要保证立柱在同一水平高度上，保证同一组的同一种立柱高差不得大于2cm。调平后通过螺旋地桩上的螺母用一颗M16螺栓贯穿固定在螺旋地桩上，并侧边紧定调节好需要的高度。226 （3）斜梁的固定斜梁上两端各有一个连接铰链通过一套M16螺栓分别固定在前、后立柱上。（4）横梁的固定对准斜梁上的预设孔位，通过一套M10的螺栓螺母将横梁固定在斜梁上。后立柱与斜梁用一方管进行连接，以支撑斜梁并与形成三角形稳定结构。3）主设备安装—太阳电池组件安装本工程太阳电池组件全部采用固定式安装，待太阳电池组件基础验收合格后，进行太阳电池组件的安装，太阳电池组件的安装分为两部分：支架安装、太阳电池组件安装。光伏阵列支架表面应平整，固定太阳电池组件的支架面必须调整在同一平面，各组件应对整齐并成一直线，倾角必须符合设计要求，构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。将太阳电池组件支架调整为设计倾角进行太阳电池组件安装。安装太阳电池组件前，应根据组件参数对每个太阳电池组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流等。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内，应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串连。安装太阳电池组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与基架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。226 太阳电池组件电缆连接按设计的串接方式连接太阳电池组件电缆，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。组件到达现场后，应妥善保管，且应对其进行仔细检查，看其是否有损伤。必须在每个太阳电池方阵阵列支架安装结束后，才能在支架上组合安装太阳电池组件，以防止太阳电池组件受损。4）逆变器安装逆变器及相关配套电气设备安装于逆变升压配电间内，基础为槽钢，进出电缆线配有电缆沟。逆变器和配套电气设备通过汽车运抵配电间附近，采用吊车将逆变器吊到配电间门口，再采用液压升降小车推至配电间安装位置进行就位。基础槽钢固定在配电间基础预埋件上，焊接固定。调整好基础槽钢的水平度，逆变器采用螺栓固定在槽钢上，并按逆变器安装说明施工，安装接线须确保直流和交流导线分开。由于逆变器内置有高敏感性电气设备，搬运逆变器应非常小心，用起吊工具将逆变器固定到基226226 9.6施工总进度9.6.1编制依据根据实际施工现场情况按施工顺序流水作业，以确保工程能够按期完成。现场光伏阵列所用支架部件，均为厂家按技术方案要求尺寸提前预制，减少施工现场的加工时间，方便运输与安装，大大降低了施工难度，提高了支架安装的施工精度，对光伏组件安装和调整提供了很好的前提和空间，是实现施工进度的有利保障。支架安装前对安装场地进行放线，确定支架安装位置与间距，然后逐排放线，进行校准调整，满足设计要求后进行支架的基础安装、调整，确保支腿在一条直线上，保证支架的横梁安装在同一水平上，从而保证的太阳能电池板安装。9.6.2施工总进度参考类似工程经验并根据本工程的具体情况，项目实施进度安排如下：项目实施进度表226 序号项目1月2月3月4月5月6月1前期工作2工程设计3设备招标采购226 4设备安装5设备调试6竣工验收2269.7工期保障措施和安全文明施工措施为了保证工期及安全文明的施工，施工现场应采取以下措施：1）做好现场布置2）现场围档3）封闭管理4）施工现场现场地面门口主干道、办公室前进行硬化，做到畅通、平坦、整洁无散落物。同时沿硬化地坪边做好场地内的临给排水系统，使场地排水畅通、无积水，在工地设置吸烟室，严禁随意吸烟，并在空旷处进行绿化布置。5）材料堆放现场建筑垃圾集中堆放整齐，强调各工种施工人员每天必须做好落手清工作。6）现场防火施工现场严格执行防火责任制。防火和易燃易爆物由专人管理，配备足够数量且符合要求的消防器材（灭火器和消防箱等），做到布局合理。木工房、仓库及存有易燃易爆物处严禁吸烟并采取特殊的安226 全措施。7）施工现场标牌工地内办公区旁设五牌一图，工地内张挂统一的安全标语、横幅、各种禁令标志，设置宣传栏、读报栏等。226 第十章工程管理设计10.1管理方式项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏电站及其配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站监控系统设在主控楼控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。10.2工程管理机构本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。本期光伏发电项目定员6人，负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作。项目公司将根据专业化、属地化原则组建，运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员具备全能值班员水平。10.3主要管理设施光伏电站自动化程度很高，本光伏电站微机监控系统安装在控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对太阳能电池组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。10.4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226 管理制度等，严格遵守调度纪律，服从电网的统一调度，依据《并网调度协议》组织生产。2）运行当中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、遵章守纪、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。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。交接班前后三十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，226 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。10.5检修管理设计1）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。2）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。3）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。4）对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，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。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，宜编制三年滚动规划。226 为保证检修任务的顺利完成，三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。22622610.6电站运行维护、回收及拆除10.6.1运行维护基本要求太阳能电站运行应以设备厂家提供的运行操作手册为依据，结合太阳能实际，编制便于操作的运行规程，并对运行管理人员进行培训。太阳能电站的运行维护人员应能熟练进行设备的运行和维护，并能准确判断、处理设备发生的一般事故，对太阳能电站运行过程中发生的特殊情况具有一定的分析和处理能力。10.6.2维护方案及设施配备1）维护方案太阳能电站定期对光伏组件进行清洗，226 同时对电气设备定期进行维护检查，除了维护厂家提出的对设备定期维护内容外，还要定期对线路和配套电器设备巡视检查，以便及时发现隐患，及早处理，并对输变电设备进行定期测试和保养。2）必备的维护设施和工具光伏电站配置必要的维护设备和工具，包括检修工具、测量工具、常用仪器仪表等。3）备品备件的储备为了保障设备发生故障后能及时修复，提高设备的利用率，需储备相应的备品备件，在运行维护的过程中还需做好各种备品备件的使用寿命和更换频率的统计工作，制定科学合理的备品备件消耗和储备定额。22610.6.3拆除和清理方案1）项目拆除要求经营期或延长期结束后应尽可能使光伏电站范围内的环境与功用恢复建设前状态。光伏组件、支架、汇流箱、逆变器、电站维护围栏、变电站设备等需要拆除并运出电站，并在规定时间内使电站所在区域恢复建设前状态。如本省发展和改革委员会或电网公司提出要求，项目公司应将升压站无偿提供，否则将由项目公司负责拆除。2）土建拆除方案施工准备：办好各种相关手续，并组织机械、工人熟悉施工场地，备齐所需材料设备。搭建脚手架防护网，封闭施工区域，226 在周边设安全警示牌，通往拆除区道路边界处设安全警示，并排专人进行看护，以保证行人车辆的安全通行。清理现场：施工准备工作完毕后，开始进行现场清理，检查通往各种水、电、气及通讯等管路和线路封堵工作是否完成，组织人工对可处理的物资进行回收。拆除施工：根据建筑周边现场情况，施工过程中注意保护树木绿化，洒水降尘，防止粉尘污染。渣土整理及外运：建筑物拆除完毕，事先及时办理好渣土清运及消纳等有关手续。然后进行渣土现场整理，将渣土集中堆放，再由装载机配合运输车辆联合作业进行清运。清运过程中，保持渣土装车不外溢，运输不泄洒，保持环境卫生。在出入口指派二人专职清洁人员清刷车轮和车身上的尘渣，以保证非施工场地清洁卫生。平整场地及清理现场：按照甲方的具体要求，对拆除后的现场及时平整处理，做到文明施工。积极配合甲方做好现场局部建筑的保护工作和其他零散施工。甲方验收：经过上述施工后，双方以合同中规定标准到现场验收，不合格的及时返工直达验收达标。3）电气系统拆除方案（1）设备拆除设备拆除主要包括箱式变、高低压开关柜、控制盘柜、逆变器、直流箱柜、盘台柜、照明灯具、开关面板、线缆保护管等，由专业公司执行，拆除后分类整理好并集中到指定地点运走。（2）系统线路拆除方案226 除非电网公司或其他部站有要求保留线路或者变电站部分继续使用，否则由项目公司进行拆除并以备再利用。4）光伏组件拆除方案光伏组件在运行寿命期（25年）后，衰减不大于20%，组件本身仍有可利用回收价值，所以对光伏组件的拆除方案本着对安全，防护的原则进行的。按每1MWp配置拆卸人员，配备专用的防护手套，初步按10天左右完成。光伏组件拆卸工作必须在无压力，无外力和无变形的环境下完成。光伏组件必须采用专用拆卸工具进行拆卸。在系统线路电线、电缆的拆卸过程中，小心防护组件外边缘，小心碰裂、划痕。在螺栓或卡块的拆卸中，尽可能小心组件的边缘受到损坏。必须避免过度负载造成的组件弯曲，使组件不超过允许的最大弯曲/变形。将拆下的组件轻拿轻放，每个组件之间用纸板隔开，搁放地点保证地面无积水。最后，将光伏组件安全装载在运输工具上运到组件回收地。将拆除的电线、电缆集中处理。5）电站围墙及厂区道路、管网拆除方案为拆除作业的人员办理意外伤害保险，为拆除作业人员准备齐全安全防护用品。拆除工程施工区域应设置硬质封闭围挡及醒目警示标志，围挡高度不应低于1.8m，非施工人员不得进入施工区。当拆除工程对周围相邻建筑安全可能产生危险时，226 必须采取相应保护措施。在拆除作业前，施工单位应检查建筑内各类管线情况，确认全部切断后方可施工。在拆除工程作业中，发现不明物体，应停止施工，采取相应的应急措施，保护现场，及时向有关部门报告。226226项目经理必须对拆除工程的安全生产负全面领导责任。项目经理部应按有关规定设置安全员，检查落实各项安全技术措施。根据拆除工程施工现场作业环境，应制定相应的消防安全措施。施工现场应设置消防车通道，保证充足的消防水源，配备足够的灭火器材。清运渣土的车辆应封闭或覆盖，出入现场时应有人专门指挥。清运渣土的作业时间应遵守工程所在地的有关规定。拆除工程施工时，应有防止扬尘和降低噪声的措施。拆除工程完工后，应及时将渣土清运出场。站区围栅采用人工拆除。拆除前应做好安全教育，防止坠落体对人员的伤害。站区道路主要采用机械拆除，配合人工清理。站区管线主要采用人工拆除。226 第十一章环境保护与水土保持设计11.1环境保护11.1.1环境保护总体目标本工程的环境保护设计将按照国家相关环境保护要求，根据不同的环境影响因素提出相应的环境保护措施来降低工程对环境的影响，将工程建设对环境的影响控制在国家环保标准要求的范围内，使本工程建设对环境的影响满足国家相关标准的要求。11.1.2项目概况项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期规划安装规模为20MWp，占地面积约1500亩。11.1.3环境现状11.1.3.1气候特征X县属大陆性季风气候。冬寒半年，夏炎短暂，秋早春迟，光能丰富，降水偏少。1991~2010年，年平均气温8.53℃，2006年最高达9.7℃，1992年最低，仅7.7℃。南北差异较大，垂直差异显著，随海拔升高气温递减。年平均降水472.4毫米，雨季最早4月开始，最晚8月上旬，平均结束于9月中旬。大多年份降水集中在7、8、9月，占全年雨量的84.9%。受地势影响，自东北向西南随海拔高度降低而降水逐渐减少。年均降雪日数20~28天，降雪初日，平均在10月中旬至11月上旬，终雪平均在4月上旬和中旬。年平均日照时数2179小时，月均181.58小时，日均5.97小时。226 11.1.3.2水文地质X县属黄土高原丘陵沟壑区，境内群山起伏，地势东高西低，六盘山耸峙于东，余脉分六支回环盘互，贯穿全境。基岩山地和丘陵沟壑占总面积的93.5%，境内海拔高度在1405~2857米之间。县境处于新生代以来地壳运动比较活跃的构造地区。喜马拉雅新构造运动中，隆起六盘山山脉，东北部成为基岩裸露的高山区，受孟家台（华亭县）至上店（郑河乡）断层控制，西南部成为低山丘陵区，低构成现代地貌骨架。后经线状侵蚀，切割成千沟万壑，河谷、丘陵、高山相间。东北高，西南低群山层峦。最高峰桃木山海拔高度2875米，最低处葫芦河下游张家大湾1045米，相对高度1452米。11.1.3.3环境质量现状通过对项目区的调查，分别从大气环境、水环境、声环境、生态环境等方面对项目区的环境现状进行了解，环境质量状况如下。（1）空气环境质量现状项目区周边无工矿、企业，当地其他生产活动对空气污染较小，环境空气质量现状较好。（2）地表水环境质量现状周边人口较少，人为污染极其轻微，周边水环境质量良好。（3）声环境质量现状项目所处位置没有明显噪声源，声环境质量现状良好。11.1.4设计依据11.1.4.1法律法规(1)《中华人民共和国环境保护法》(2015年1月1日起226 施行）;(2)《中华人民共和国水土保持法》（2011年3月1日起修订版施行）;(3)《建设项目环境保护管理条例》（1998年11月29日起施行）；(4)《全国生态环境保护纲要》（国务院国发[2000]38号）；(5)《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国务院国发[2005]39号）。11.1.4.2国家规范范及技术标准(1)《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》(GD003-2011)；(2)《环境空气质量标准》(GB3095-2012)；(3)《声环境质量标准》(GB3096-2008)；(4)《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)；(5)《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)；(6)《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)；(7)《污水综合排放标准》(GB8978-1996)。11.1.5环保标准本地区没有相关的环境功能区规划资料，根据对项目区的现场调查以及类似工程执行的相关环保标准，本工程拟采取以下环保标准：1）大气环境：执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准。2）声环境：226 施工期执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）；运行期执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准，《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。3）水环境：执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准。11.1.6环境影响评价报告表的主要结论及有关部门审批意见目前，由于本工程的环境影响报告表尚未编制完成，最终的环保标准以当地环保部门批复的执行标准为最终依据。下阶段将根据批复的环境影响报告书及其批复文件落实本工程环境保护的相关措施。11.1.7施工期环境影响分析及防治措施1）大气环境项目区施工期间对大气环境产生影响的污染物主要为扬尘，施工扬尘主要来自土方的挖掘扬尘及堆放扬尘；建筑材料(白灰、水泥、石子、砖等)的现场搬运及堆放扬尘；施工垃圾的清理及堆放扬尘；人来车往造成的现场道路扬尘。施工期间针对扬尘采取的防治措施如下：施工期应对开挖、骨料破碎等采取湿式作业操作，土方回填后的剩余土石方及时清运，尽快恢复植被，减少风蚀强度；基坑开挖严禁大爆破，以减少扬尘及振动对周围环境的影响；施工区的上风向设置围挡，定期洒水，料场堆放物料采用篷布遮盖、围挡等措施；运输车辆进入施工场地限速行驶；场地内运输通道及时清扫、洒水；运载建筑材料及垃圾的车辆加盖蓬226 布减少洒落；加强施工管理，提倡文明施工，避免在大风天施工，尤其是引起地面扰动的作业。随着项目施工的完成，大气的环境污染源也将随之消失，不会对周围空气环境产生影响。2）声环境项目区施工期间的主要噪声源为各类施工机械噪声和运载物料车辆的交通噪声。施工期间针对噪声须采取的防治措施如下：选用低噪声设备和工艺，可从根本上降低源强；加强施工管理，合理施工布置，尽可能将高噪声设备设在远离敏感点的地方；加强设备的维护和保养，保持机械润滑，减少运行噪声；分时段的限制车流量及车速，施工车辆途径村庄，应尽量降低车速，禁止鸣喇叭；做好施工人员的个人防护，合理安排工作人员轮流操作施工机械，减少接触时间并按要求规范操作，使施工机械的噪声维持在最低水平；对高噪声设备的工作人员，应配戴防护用具、耳罩等。通过以上的措施，可以有效的减低施工期间的噪声对区域环境的影响，使施工期间满足《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-2011）中的相应标准（昼间70dB（A），夜间55dB（A））。3）水环境项目区施工期间对水环境的影响主要是施工污水和生活污水。施工废水主要包括土方阶段排水，结构阶段混凝土养护排水，以及各种车辆冲洗水；生活污水主要是施工人员产生的生活污水。226 施工过程中土方阶段排水、混凝土养护废水及施工机械的清洗废水等施工废水由于污染物主要是砂石，并且分部分散不宜收集，对此采用临时沉淀措施后浇洒路面和绿化。而施工人员的生活污水由于其中还有大量的有机污染物质及病原体，需要对其进行分区集中处置消毒后利用，此部分污水拟通过分区设置防渗旱厕处理后消毒利用，定期清淘外运或用作肥料。总体而言，项目施工期间生产的污废水量较小，通过以上措施不会对地下水及周围的水系环境和工作人员的饮用水安全产生影响。4）固体废物施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随时产生随时清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。其中建筑垃圾包括废弃土石及建筑垃圾等，生活垃圾主要是场区内工作人员产生的厨余和拆除的废包装物。本工程产生的固体废弃物虽然均为一般固体废物，但若不妥善处置也会破坏区域环境。施工弃渣必须堆放至规定的渣场，施工中严禁随意弃渣。为了避免堆渣场的新增水土流失，采取工程措施与植物措施相结合方法，对施工弃渣进行防护。同时对施工废弃土石及建筑垃圾在土地整理和回填过程时采取就地填埋以实现场地内平衡或外运至当地垃圾处理站集中处理；安排专职工人集中收集并定期及时清运，以避免垃圾中的有机物的腐烂及蚊子、苍蝇和鼠类的孳生。通过上述措施后施工期间产生的固体废弃物对场址区域环境不会产生影响。5）生态环境项目建设过程中破坏了原地貌和地表植被，对区域内现有的植被生态环境和景观生态将产生一定的影响，226 如不采取积极有效的措施，必然引发和加剧区域水土流失，而且对周边生态环境造成不良影响。为遏制工程建设施工期间对生态环境的破坏须采取的措施如下：合理规划和设计，使项目对土地的占用达到最少程度；严格按设计规划制定位置来放置各施工机械设备，并尽量减少大型机械施工，有效保护植被；施工结束后，对临时占地采取植被恢复措施和相应的绿化，以减少水土流失面积，降低对区域内生态环境的不利影响；加强对工作人员关于野生动植物保护的宣传教育，并做好生态环境保护的监督工作。总之，在实施上述措施的同时，坚持预防为主、因地制宜和因害设防的原则，能够将工程对生态环境的影响减少到最低程度。11.1.8运行期环境影响分析及防治措施光伏发电项目为清洁能源项目，运行期间没有大气污染物，主要污染因子为电磁辐射、无线电干扰、噪声影响、水环境影响、光污染和固体废弃物影响。1）电磁场项目运营期的电磁场主要产生于新建的高压变电设备中的主变压器及送出线路。光伏发电站的接入系统运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，且距离居民区较远，不会对居民身体健康产生危害。对当地无线电、电视等电器设备不会产生干扰影响。2）无线电干扰无线电干扰源主要来自35kV升压站和输电线路，防治措施主要是对其设备提出技术要求，将配电装置产生的无线电干扰限制在规定的数值以下，并符合现行的《高压交流架空送电线无线电干扰限值》的有关规定。另外据调查，226 所区附近没有对无线电干扰较敏感的军事和通讯设施。3）声环境光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，项目运行期的主要噪声是逆变器以及升压器等电器产生的噪声，但产生的噪声源强小，必要时采取隔声屏障的降噪措施来降低噪声影响，使升压站厂界排放噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。4）水环境项目运营期废水主要为生活污水、光伏组件冲洗水和事故油池废水。生活污水：站址区域内设置独立的生活污水排水管网，各建筑物生活排水就近排入生活污水管网，经处理达标后的收集于站内集水池全部用于站区绿化回用。清洗废水：本工程所处地区会受到沙尘、强风影响，电池组件表面很容易积尘，影响发电效率，因此需要定期清洗电池组件。本工程清洗光伏组件的清洗废水主要污染因子为SS，除少量自然蒸发，其余可直接渗入地表或用作绿化和抑尘。由于本工程产生的污水量有限，且回用不外排，因此不会对地表水环境造成不良的影响。5）光污染分析光污染指影响自然环境，对人类正常生活、工作、休息和娱乐带来不利影响，损害人们观察物体的能力，引起人体不舒适感和损害人体健康的各种光。本工程光伏电池组件内的晶硅板片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，226 使晶硅板片对阳光反射以漫反射为主，会产生一定的光污染影响。本工程针对光污染须采取的措施如下：对有光污染较重的场区采取必要的安全防护措施，主要是戴防护眼镜和防护面罩。工程光伏组件方阵全部采用以固定式安装，根据居民区所处的位置调整光伏板的反射角度，尽量使反射光背离居民区。光伏场区南侧距离场界最近的村庄距离约为1500m，光污染影响较小。本期工程对周围环境的光污染影响以最终批复的环境影响报告书为准。6）固体废物本项目运行期间的固体废物排放主要为废旧储能装置和生活垃圾。储能装置的使用寿命在10-15年之间，在储能装置报废后，由生产厂家负责回收，损坏的光伏组件原件也采用厂家直接回收的方式处置；本工程应针对生活垃圾的排放设置专门收集桶，待收集到一定量后，用汽车运至城镇生活垃圾卫生集中处理点进行处理。226 11.1.9环保投资本工程的环保措施投资暂按50万元计列。鉴于目前阶段本工程环境影响报告书尚未完成，本工程的环保投资以环境影响报告书及其批复文件为最终依据。11.1.10小结与建议1）小结本项目的建成可充分利用当地丰富的光能资源，满足当地的电力需求，对节约常规能源和保护生态环境也具有积极的作用。本工程的建设对当地水环境、大气环境、电磁环境、声环境影响很小或无影响，对生态环境的影响可通过采取相应环保措施及环境管理措施予以最大程度的减缓。从环境保护角度来看，无制约工程建设的环境问题。2）建议建设单位尽快委托相关资质单位完成本期工程的环境影响报告书的编制工作；建设单位施工过程中要严格按照环境影响报告书的要求，采取相应的环境保护防治措施；施工结束后，及时恢复植被，加强绿化。11.2水土保持11.2.1水土保持总体目标本项目拟建场地不属于国家级和省级水土流失防治区。项目的建设过程将会扰动地表，堆置大量弃土弃渣，破坏原地貌，毁坏地面植被和水土保持设施，加剧水土流失的发生和发展。本工程的水土保持设计主要以国家和地方颁布的水土保持及相关法律法规为基础，226 以相关的行业规范和技术资料为依据，本着“预防为主，因地制宜，生态优先，综合防治，加强管理，注重效益”的水土保持方针，科学布设水土保持措施体系，从而有效控制项目建设过程中产生的水土流失，保护和改善项目区生态环境，达到生态环境建设和项目开发建设双赢的目标。11.2.2设计依据11.2.2.1法律、法规（1）《中华人民共和国水土保持法》（2011年3月1日起施行）；（2）《中华人民共和国防洪法》（1998年1月1日起施行）；（3）《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》（1998年1月7日起实施）；（4）《中华人民共和国水土保持法实施条例》（1993年8月1日起实施）；11.2.2.2国家规范及技术标准（1）《国务院关于加强水土保持工作的通知》（国发[1993]5号）；（2）《关于划分国家级水土流失重点防治区的公告》（中华人民共和国水利部令2006第2号）；（3）《开发建设项目水土保持设施验收管理办法》（2002年10月14日起实施）；（4）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》226 （GD003-2011）；（5）《开发建设项目水土保持技术规范》（GB50433-2008）；（6）《开发建设项目水土流失防治标准》（GB50434-2008）；（7）《水土保持监测技术规程》（SL277-2002）。11.2.3水土保持防治目标及标准本工程为建设类项目，项目区位置不属于国家级和省级水土流失防治区。根据《开发建设项目水土流失防治标准》（GB50434-2008）的规定，本工程水土保持防治标准执行建设类项目水土流失防治标准中的三级标准。本工程水土保持措施实施后，扰动土地整治率大于90%，水土流失总治理度大于80%，土壤流失控制比大于0.4，拦渣率大于90%，林草植被恢复率大于90%，林草覆盖率大于15%。11.2.4水土保持报告的主要结论及有关部门审批意见目前，本工程的水土保持方案报告尚未编制完成，下阶段将根据批复的水土保持方案报告书及其批复文件落实本工程的水土保持相关防治措施。11.2.5水土流失预测及防治措施1）水土流失预测本工程的水土流失产生时段主要集中在施工期，水土流失产生区域为光伏场区、升压站区、施工生产生活区和场外道路区。这些区域在建设过程中由于扰动原地貌、破坏土壤结构、土石方临时堆积、破坏地表植被等情况的发生，可能造成水土流失，226 破坏周边生态环境，引发一系列的环境问题。因此，应当通过相应的水土保持措施及时恢复项目区内被破坏的水保设施，有效控制因工程建设而新增的水土流失量。经过对本项目建设内容、施工工序、生产工艺等技术资料的分析，本项目新增水土流失的特点主要有：施工期得生产活动主要集中在光伏电场区域，新增侵蚀活跃，施工结束后，侵蚀活动随之减弱，呈现先强后弱的特点；太阳能光伏电场占地面积比较大，土壤侵蚀影响区域较广；施工扰动形成的加速侵蚀，建设期临时堆土的堆积物侵蚀，是工程建设过程中产生水土流失的主要形式。2）水土流失防治措施结合工程实际和项目区水土流失现状，因地制宜、因害设防、总体设计、全面布局、科学配置。本工程在施工过程中必须严格落实相关的水土保持措施，最大程度减少项目区内水土流失的发生。（1）工程措施本工程的水土保持工程措施主要有：光伏场区内对工程扰动地表区域进行表土剥离保护，施工完毕后将剥离的表层土返还；对光伏方阵基座扰动地表区域，施工完毕后进行土地整治，返还表土；场区内基础开挖及场地平整等土石方开挖工程应尽量做到挖方、填方基本平衡；将开挖土石就近作为场地平整土石或将弃土、石、渣运往灰场堆存，不得在场区内或其它地点随意堆放。以免环境，避免因工程建设造成大量水土流失；场外道路在施工时最大限度利用挖方路段的弃土，尽量做到挖、填方的平衡，减少土、石方的外运量，同时在道路两侧修建排水沟，防止道路排水引发新的水土流失。（2）水土流失防治植物措施226 根据工程自身特点和所处地区气候特点，结合项目工程工艺选择适合生长的具有防治水土流失作用的农业物种，以乡土物种为主，适当引进适宜本地区生长的优良作物；在发挥设施农业功能的前提下，尽可能结合生产做到美观、防污染，并取得一定的经济效益。植物措施布设的主要原则有：保持植物措施与原地貌景观相协调；临时占地区域应根据原地貌的植被类型进行乔、灌、草的恢复植被；光伏场区的每列光伏板之间适当种植具有固土作用的农作物，以充分利用光热资源和水资源；水土保持树种选择以乡土树种为主，除考虑其综合防护作用外，还应符合防尘降噪、美观大方和经济适用的要求。（3）临时措施根据不同水土流失防治区的特点和水土流失状况，确定各区的临时措施配置。按照项目建设的水土流失防治分区，结合项目的特点提出该工程水土保持临时防治措施详细如下：根据本工程土建施工的特点，主要建(构)筑物的基础开挖和表土剥离时，有一定的临时挖方不能及时回填，为了减少土石方的重复搬运，在各施工区域应设置临时堆土场。在汛期或大风季节，预先采取密目网对临时堆土进行苫盖，避免造成土方的大量流失；在临时堆土场四周设排水沟，将水排入周围临时沉砂池；针对临时堆土场采用临时围挡措施，避免产生水土流失；施工期间配洒水车，在易产生扬尘的场地和道路洒水降尘；对于场外道路应加强施工期间的管理措施，路基施工要做到随挖随填随夯实，不留松土面；大量的土石方作业，尽量避免在雨季施工，做好地表排水系统，防止水土流失。11.2.6水土保持投资水土保持专项投资概算是工程总概算的组成部分，226 水土保持投资的费用构成包括工程措施费、植物措施费、临时措施费、独立费用、预备费用等。相关费用按照水土保持方案的相关规定计列，本工程的水土保持投资暂按80万计列。本工程水土保持方案报告书应作为水保投资的最终据，鉴于目前阶段本工程水保方案报告书编制尚未正式完成，水土保持投资概算以水土保持方案报告书及其批复文件为最终依据。11.2.7小结与建议1）小结本期工程水土保持设计对产生水土流失的区域采取了工程措施、植物措施和临时措施相结合的水土流失综合治理措施，按照本设计的目标和要求，各项措施实施后，因工程建设产生的水土流失将得到科学有效地控制。2）建议建议建设单位尽快协助相关资质单位完成本工程的水土保持方案226226编制工作；建设单位施工过程中要严格按照水土保持方案报告书及其批复的要求，采取相应的防治措施。226 第十二章劳动安全与工业卫生12.1设计总则12.1.1设计任务和目的贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，依据有关法律法规，对工程投产后在生产过程中可能存在的危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以保障光伏发电站职工在生产过程中的安全与健康，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和发电站的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产的安全。12.1.2基本原则为了保护劳动者在项目建设中的安全和健康，改善劳动条件，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、综合治理”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。226 根据《中华人民共和国安全生产法》的要求，编制劳动安全及工业卫生篇章，着重反映工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。12.1.3设计依据12.1.3.1国家法律a)《中华人民共和国安全生产法》b)《中华人民共和国劳动法》c)《中华人民共和国电力法》d)《中华人民共和国防洪法》e)《中华人民共和国建筑法》f)《中华人民共和国气象法》g)《中华人民共和国消防法》h)《中华人民共和国可再生能源法》i)《中华人民共和国道路交通安全法》j)《中华人民共和国防震减灾法》12.1.3.2国家行政法规a)《中华人民共和国防汛条例》（国务院令第086号）b)《电力设施保护条例》（国务院令第239号）c)《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）d)《地质灾害防治条例》（国务院令第394号）226 e)《中华人民共和国道路交通安全法实施条例》（国务院令第405号）f)《劳动保障监察条例》（国务院令第423号）g)《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）12.1.3.3政府部门规章a)《国家电力监管委员会安全生产令》（国家电力监管委员会第1号令）b)《关于加强建设项目安全设施"三同时"工作的通知》（国家发展改革委、国家安全生产监督管理总局发改投资[2003]1346号）c)《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》（国发[2010]23号）d)《关于加强重大工程安全质量保障措施的通知》（发改投资[2009]3183号）e)《关于做好建设项目安全监管工作的通知》（安监总协调[2006]124号）f)《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安全生产监督管理总局令[2009]第17号）g)《防雷装置设计审核和竣工验收规定》（中国气象局令第[2005]11号）h)《电力安全生产监管办法》(国家电力监管委员会令第2号)i)《特种设备作业人员监督管理办法》（国家质量监督检验检疫总局2005年第70号令）j)《气瓶安全监察规定》（国家质量监督检验检疫总局令[2003]226 46号）k)《防雷减灾管理办法》（中国气象局令第8号）12.1.3.3国家标准a)《安全色》（GB2893-2008）b)《安全标志及其使用导则》（GB2894-2008）c)《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）d)《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）e)《防止静电事故通用导则》（GB12158-2006）f)《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）g)《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）h)《建筑结构荷载规范》（GB50009-2001）i)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010j)《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）k)《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）l)《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）m)《建筑照明设计标准》（GB50034-2013）n)《低压配电设计规范》（GB50054-2011）o)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010p)《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-1997）q)《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-2013）r)《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）226 s)《二氧化碳灭火系统设计规范》（GB50193-1999）t)《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）u)《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）v)《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》（GB50242-2002）w)《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）x)《建筑内部装修防火验收规范》（GB50354-2005）12.1.3.4安全行业标准a)《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）。12.1.3.5发电行业技术标准a)《电缆防火措施设计和施工验收标准》（DLGJ154-2000）b)《接地装置特性参数测量导则》（DL/T475-2006）c)《电力变压器运行规程》（DL/T572-1995）d)《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）e)《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）f)《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）g)《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995-2006）h)《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993）226 i)《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）j)《变电站总布置设计技术规程》（DL/T5056-2007）12.1.3.5其他标准、规范a)《冻土地区建筑地基基础设计规范》（JGJ118-1998）b)《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2002）c)《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）d)《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国电电源[2002]49号）e)《安全生产工作规定》（国家电网总[2003]407号）以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。12.2工程劳动安全与工业卫生危害因素分析12.2.1工程施工期危害安全与卫生的主要因素分析光伏电站建设施工过程中最可能发生事故的类型主要包括：1）坍塌本工程坍塌危险主要存在于施工期的基础开挖过程中，施工中若基坑支护不当，地质情况不良等可能造成基坑壁坍塌。施工材料堆放过高、管理不当也存在坍塌的危险，能导致设备或材料损坏，人员伤残、死亡。2）触电伤害本工程施工中使用的用电设备多，存在触电伤害因素，能导致人员伤残、死亡。单个太阳电池组件的直流输出电压为40V左右，但是226 若串联一定数量的太阳电池组件，则输出电压能达到600V以上。因此，在施工中应予以特别重视。施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，故应设置明显警示标识；如需进行改线和引接线操作，应由专人负责。3）机械伤害本工程施工中使用的机械设备多，存在机械伤害因素，能导致人员伤残、死亡。4）物体打击和挤压伤害本工程的各类施工作业活动中，均存在操作人员受到坠落物的打击、运动着的重型设备的打击（如吊车、吊臂等）等危险因素，能导致人员伤残、死亡。5）交通事故本工程施工中运输车辆多，可能由于施工现场内视野不良、疲劳作业、违章驾驶、车辆机械故障等因素引起的交通事故伤害危险，能导致设备损坏或人员伤残、死亡。6）传染性疾病本工程施工过程中，施工人员数量较多，且集体生活、集体用餐，存在发生传染性疾病的隐患。12.2.2工程运行期危害安全与卫生的主要因素分析1）太阳能电池阵列太阳能电池阵列是光伏电站的主要发电设备，正常工作交流电压一般在315V左右，如人员不慎触碰到绝缘不良的导线、电缆等部位，存在触电伤害的危险。226 2）变压器、变电站配电设备触电伤害、火灾及爆炸伤害本工程布置有35kV升压变压器40座及若干其它电气设备。这些设备的带电部位均存在触电伤害的危险，也存在火灾及爆炸的危险，能导致人员窒息、烧伤、死亡。3）电气设备及电缆火灾及中毒伤害本工程布置有若干电气设备，还有一些充油设备，易于着火。特别是布置有大量的电力电缆及控制电缆、光缆等，而且连接到工程各个部位，电缆易燃，着火后产生大量有害烟气，能导致设备损坏或人员窒息、烧伤、死亡。4）风机等设备的噪声污染本工程配电室布置有一些通风机，这些设备的低频噪声会引起运行人员的听力伤害，严重时甚至导致耳聋等职业病。12.3工程安全卫生设计12.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施根据有关法律、法规、规章和标准，落实《生产安全事故应急预案管理办法》（第17号）及国家发展改革委等部门《关于加强重大工程安全质量保障措施的通知》（发改投资[2009]3183号）等文件精神要求，加强施工期劳动安全与工业卫生的管理。1）科学确定并严格执行合理的工程建设周期合理的工程建设周期是保证工程安全质量的重要前提。有关方面对此要高度重视，科学确定并严格执行合理工期。2）充分做好工程开工前的准备工作226 工程开工前的准备工作是保证工程安全质量的基础环节。要充分做好规划、可行性研究、初步设计、招标投标、征地拆迁等各阶段的准备工作，为有效预防安全质量事故打下坚实基础。3）切实加强工程建设全过程安全质量管理工程的实施是项目建设的中心环节。建设、勘察、设计、施工、监理单位等有关方面应认真贯彻执行《建设工程质量管理条例》和《建设工程安全生产管理条例》，切实提高安全质量意识，强化安全质量管理，确保工程质量安全。4）严格落实安全质量责任在工程施工期间，建设单位必须遵守"生产经营单位新建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用"三同时的安全规定。要切实提高安全质量责任意识，严格落实有关各方责任，建立各负其责、齐抓共管的工程安全质量责任约束机制，有效保障工程安全质量。5）建设单位应认真学习，严格对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按照相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。6）防塌方对策措施226基坑按基坑安全施工方案做好支护防护，现场设专人监护，模板工程按模板安装方案要求进行施工，拆模要申请技术负责人审批后方可施工。7）防触电伤害对策措施226 施工现场临时用电采用TN-S系统，执行三级配电、二级保护的用电原则，电源线、电闸箱、电器及外电防护防雷击、防火等按经过审批的临时用电施工组织设计（方案）中的要求进行采购、制作、架设、安装、操作。8）防传染性疾病对策措施施工现场保证食品卫生，配备常用急救药品及用品，并设专人负责，加强办公室、休息室环境卫生管理，发现有传染病的马上隔离、就医。9）防交通事故对策措施驾驶员不准酒后上岗，不准擅离岗位；横越道路时必须做到“一看，二慢，三确认，四通过”；凡是制动，方向盘，照明设备不全的车辆禁止使用；卡车的车帮低于1米时严禁载人；车辆行走时严禁装卸工具或材料；驾驶室内严禁超员，严禁将车交给非驾驶人员或技术不熟练的驾驶人员驾驶。12.3.2运行期期劳动安全与工业卫生对策措施12.3.2.1防火及防爆1）工程防火设计工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。本光伏电站建筑物防火设计完全满足现行有关防火设计规范的要求，设计具体内容详见可研报告第八章“消防设计”。2）工程防爆安全设计设备的选型和采购均符合现行相关规范。226 3）防静电设计通风设备等均接地：防静电接地装置接入工程中的电气接地装置。场外独立设置的易燃、易爆材料仓库，在直击雷保护范围内，其建筑物或设备上严禁装设避雷针，而用独立避雷针保护，并采取防止感应雷和防静电的技术措施。12.3.2.2防电气伤害1）所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。2）对于可能遭遇雷击的建筑物屋顶、设备等采取避雷带或避雷针保护。3）配电装置的电气安全净距应符合《3～110kV高压配电装置设计规范》及其它相关规范的有关规定。当裸导体至地面的电气安全净距不满足规定时，设防护等级不低于IP2X的防护网。4）用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。5）所用干式变压器与配电柜布置在同一房间，该变压器设不低于IP2X的防护外罩。226 6）屋外开敞式电气设备，在周围设置高度不低于1.5m的围栏。7）在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故的发生。8）高压开关柜具有“五防”功能即：（1）防带负荷分、合隔离开关；（2）防误分、合断路器；（3）防带电挂地线、合接地开关；（4）防带地线合隔离开关和断路器；（5）防误入带电间隔。9）对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电气联锁或机械联锁装置，或采取其它防护措施。10）供检修用携带式作业灯，符合《特低电压（ELV）限值》（GB/T3805-93）的有关规定。11）单芯电缆的金属护层、封闭母线外壳以及所有可能产生感应电压的电气设备外壳和构架上，其最大感应电压不大于50V。否则，采取相应防护措施。12）电气设备的外壳和钢构架在正常运行中的最高温升；（1）运行人员经常触及的部位不应大于30K；（2）运行人员不经常触及的部位不应大于40K；（3）运行人员不触及的疗位不应大于65K，并设有明显的安全标志。13）电气设备的防护围栏应符合下列规定：226 （1）栅状围栏的高度不应小于1.2m，最低栏杆高地面静距不应大于0.2m；（2）网状围栏的高度不应小于1.7m，网孔不应大于40mm；（3）所以围栏的门均应装锁，并有安全标志。12.3.2.3防机械及防坠落伤害1）采用的机械设备的布置，设计中满足有关国家安全卫生有关标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合《生产设备安全卫生设计总则》、《机械防护安全距离》、《机械设备防护罩安全要求》、《防护屏安全要求》等有关标准的规定。2）所有机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护犀的安全要求，以及扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。3）需上人巡视的屋面设置净高不小于1.05m的女儿墙或固定式防护栏杆。12.3.2.4防噪声及防振动光伏电站按“无人值班”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全厂集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所布置在生产综合配电室的中控室内，其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》规定，结合本电场的特点，限制在60～70dB。1）为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、风机、水泵、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。中控室等主要办公场所选用室内机噪声值小于60dB的空调机，并采取必要的隔振、减振处理。226 2）在噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施，如采取吸声、隔声或更为有效的消音屏蔽以及相应的隔振、减振和阻尼措施。3）选用噪声的振动水平符合国家有关标准规定的设备，必要时，对设备提出允许的限制值，或采以相应的防护措施，如在建筑上采用降噪材料等。4）管道设计及其支吊架合理选择，以避免或减少流体高速流动及管道振动所产生的噪声。5）为运动人员配备临时隔声的防护用具。12.3.2.5采光与照明本光伏电站的综合配电室中的控制室等主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层，根据相关照明设计规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度满足《建筑照明设计标准》的要求。在控制室等重要工作场所设有事故照明。在综合配电室内主要疏散通道及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。12.3.2.6防尘、防污染、防腐蚀、防毒1）配电室屋内地面采用坚硬的、不起尘埃的材料（高标号混凝土或水磨石），清扫时采用吸尘装置。2）本光伏电站机械通风系统的避风口位置，设置在室外空气比较洁净的地方，并设在排风口的上风侧。3）本光伏电站辅助生产建筑相关部位按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。226 4）设备支撑构件、水管、气管、油管和风管根据不同的环境采取经济合理的防腐蚀措施。除锈、涂漆、镀锌、喷塑等防腐处理工艺符合国家现行的有关标准的规定。电缆桥架采用热镀锌处理。5）建筑材料的毒性、放射性均符合国家有关卫生标准规定，不得超标。12.3.2.7防电磁辐射在接触微波（频率为300Hz～300GBz的电磁波）辐射的工作场所，对作业人员的辐射防护要求要满足《作业场所微波辐射卫生标准》的规定，选用满足防护微波辐射要求的产品。12.3.2.8安全色和安全标志对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识别意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产效率、降低事故发生率的目的。根据《安全色》和《安全标志》的规定，充分利用红（禁止、危险）、黄（警告、注意）、蓝（指令、遵守）、绿（通行、安全）四种传递安全信息的安全色，使人员能够迅速发现或分辨安全标志、及时受到提醒，以防止事故、危害的发生。安全色和安全标志设置的场所及类型见表12.3.2-1。表12.3.2-1安全色和安全标志设置的场所及类型226 标志名称安全色设置场所标志内容禁止标志红色1.电缆密集处禁止烟火警告标志黄色1.电气设备的防护围栏当心触电2.温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人3.吊物孔周围的防护栏杆当心坠落4.超过2.0m的钢直梯上端5.机修间、修配厂车间入口处当心机械伤人6.超过55º的斜坡当心滑跌7.主要交通道口当心车辆提示标志绿色1.消防设施消火栓灭口器消防水带2.安全疏散通道安全通道、太平门 12.4安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度为贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强工程安全与工业卫生设施和技术措施的实施，以保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，保障财产不受损失，就必须建立、健全安全生产责任制度；健全安全技术操作规程和安全规章制度；健全特种作业人员持证上岗和建档制度；完善安全生产条件，确保安全生产。实行全员，全方位，全过程的管理；根据法律法规制定相关职业安全卫生制度。制度的主要内容包括：目标、责任、承诺、奖惩规定、监督考核、总结等内容。12.4.1安全卫生机构设置、人员配备及管理制度安全卫生管理机构必须和整个电站生产管理组织机构及人员配备统一考虑。工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，负责劳动安全与工业卫生方面的宣传教育和管理工作，保障电站顺利运行，达到安全生产的目的。从“226 安全生产、安全第一”的角度出发，管理和监测机构负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常的检测、劳动安全及职业卫生教育等，并设置医务室。其机构人员的配置为1人～2人，可以为兼职人员，归口生产运行部管理。光伏电站运行人员在开始工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行人员有一个良好的身体条件，为电站的安全运行创造一个较好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。建立巡回检查制度、工作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表和器材进行安全的日常维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置监测仪器设备和必要的安全宣传设备。12.4.2安全生产监督制度工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，并制定有效的安全生产监督制度，以保证电站顺利运行，达到安全生产的目的。12.4.3消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度1）消防管理制度主要内容包括：（1）设备防火安全规定；（2）防火检查制度；（3）备品间防火安全制度；2）防电气误操作管理制度主要内容包括：（1）落实责任制，明确防误工作负责人，形成防误工作226 网络；（2）贯彻执行“五防措施”；（3）熟练掌握相关设备的现场布置、系统联系、结构原理、性能作用、操作程序。（5）严格执行《电业安全工作规程入《电力事故调查规程入《运行规程》和运行部的各种规章制度等。3）防高空作业坠落管理制度主要内容包括：（1）对实行高空作业的人员采取安全保护措施；（2）对实行高空作业人员进行安全教育，提高人员的安全意识和自我保护意识等。12.4.4工业卫生与劳动保护管理规定各级行政正职是本单位（部门）的安全第一责任人，对安全生产负全面的领导责任。各级行政副职是自己分管工作范围内的安全第一责任人，对分管范围内的安全工作负有领导责任。各类人员必须认真落实规定中各自的安全职责，认真贯彻落实执行国家有关安全生产的方针、政策、法律及法规，并对所属部门人员履行安全职责的情况进行检查、考核。严禁违章指挥，违章作业，违反现场劳动纪律现象的发生。坚持“管生产必须管安全”的原则，做到计划、布置、检查、总结、考核生产工作和安全工作同步进行，落实好有关职业安全卫生制度的执行。226 22612.4.5事故调查处理与事故统计制度事故调查处理与事故统计制度按照国家电力监管委员会颁布的《电力生产事故调查暂行规定》（自2005年3月1日起施行）进行编制。12.5事故应急救援预案根据国家有关规定及相关职能部门的要求，结合《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安全生产监督管理总局令第17号）、《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）和《关于印发<电力突发事件应急演练导则>（试行）等文件的通知》（电监安全[2009]22号）的规定，落实《国家发展改革委等部门关于加强重大工程安全质量保障措施的通知(发改投资[2009]3183号)》，对发电站的突发事故，有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在电站投产前经有关部门的审批。预案对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。12.6主要结论和建议由于光伏发电在我国还处在一个起步阶段，相关的安全措施和防护措施没有一个较全面的了解，也就无法深入的研究生产运行当中所面临的安全和卫生问题，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事226 故。因此，我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前光伏发电安全生产和运行的防范工作。建设单位、施工单位、监理单位在施工中严格执行监督规程，材料在使用前应查验合格证及材质化验单，材料在存放时，应进行分类保管，避免混淆，防止错用。应采取有效措施保证施工的质量。建议本电站建设全过程建立职业安全健康管理体系，以利于促进企业长效安全生产，创造最佳经济效益。226226 226第十三章节能降耗13.1设计原则1）贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。2）通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。3）运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。4）严格控制光伏电站用地指标、节约土地资源。5）光伏电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平。6）贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。7）提高光伏电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高光伏电站运行的安全性、经济性、减员增效、节约投资为实现现代化企业管理创造条件。8）满足国家环保政策和可持续发展的战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。226 22613.2工程应遵循的节能标准及节能规范本项目在建设和营运中，将遵循如下用能标准和节能设计规范：（1）《中华人民共和国节约能源法》（2）《中华人民共和国建筑法》（3）《机械行业节能设计规范》（4）GB50189-2005《公共建筑节能设计标准》（5）GB50176-93《民用建筑热工设计规范》（6）GB50019-2003《采暖通风与空气调节设计规范》（7）建设部令第76号《民用建筑节能管理规定》（8）建设部令第81号《实施工程建设强制性标准监督规定》（9）建科【2004】74号《关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知》（10）国务院国发【2006】28号文件《国务院关于加强节能工作的决定》（11）国务院《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》（12）国家发展和改革委员会会发改投资【2006】2728号文件《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》。（13）国家发展和改革委员会会发改环资【2007】21号文件《国家发展改革委关于引发固定资产投资项目节能评估和审查指南（2006）的通知》。226 13.3施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析光伏电站施工期主要能耗种类有电能、水、汽油和柴油等。电能主要用于支架焊接，现场用电施工机械的供电和施工区生活办公用电。汽油、柴油主要是现场施工机械和运输车辆使用。13.4运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析光伏电站按工程建设划分一般可分为六部分，即：光伏发电设备、系统工程、光伏发电设备平面布置、光伏电站道路规划、变电工程、集电电缆工程。机组设备由投资方招标购买，光伏发电技术已较成熟稳定，设备在设计时已考虑节能降耗。光伏发电节能降耗主要围绕系统工程、光伏发电设备平面布置、光伏电站道路规划、变电工程、集电电缆展开。本项目以国家电网作为项目电网，通过太阳能发电代替国家电网中的化石燃料发电，从而减少CO2排放。本项目本身不排放温室气体，即项目排放量为零，项目的减排量就等于基准线的排放量。基准线排放因子（EF）由组合边际排放因子（CM）表示，即电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）的加权平均。本电站建成后预计每年可为电网提供电量4437.746万kWh，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标1.5万吨(以平均标准煤煤耗为335g/kWh计)。22622613.5主要节能降耗措施13.5.1系统工程电力从光伏送至用户过程中，226 在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本期光伏电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑光伏电站建设规模、地区电网规划、光伏发电有效运行小时数较低等情况。13.5.2光伏发电设备平面布置根据本项目的规模和技术经济对比，光伏并网逆变器采用500kW容量。光伏发电设备的平面布置按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小前后排阵列之间的遮挡、提高整体系统的效率、减少线损、视觉上要尽量美观。采取上述原则可提高光伏电站的发电效益，减少占地面积，充分利用土地，，充分利用地区太阳能资源，在同样面积的土地上安装更多的光伏发电设备；其次，集中布置还能减少电缆和场内道路长度，降低工程造价，降低场内线损。226226 13.5.3变电工程光伏电站变电工程主要为升压站及1MWp光伏逆变升压成套装置。13.5.3.1综合部分光伏电站主设备规范“通用性”和“经济性”。通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。13.5.3.2电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过推广主设备规范，明确统一各级配电装置的间隔宽度及布置尺寸，节省了钢芯铝绞线等材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：1）1MWp光伏逆变升压成套装置等设备选用节能产品，降低变压器损耗。2）有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。3）严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。226226 4）采用节能灯具，可节省电能；实施绿色照明。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。13.5.3.3土建部分1）总图站区设计的合理与否关键在规划，在本站的规划中着重抓总体规划，规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了光伏电站集电线路、送出线路的分布。结合站址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。考虑到光伏电站所在地区，无霜期较短，冬季较长且气温较低，生活条件相对较差。基于此，尽可能减少单体建筑，不仅降低了由于单体建筑冬季采暖所带来的能源消耗的增加，而且还紧凑了布置，节省了土地占用。与工艺专业配合，优化站区的道路、电缆沟及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。2）结构在结构设计过程中，严格按照国家标准设计，采用了先进的空间结构计算软件，进行结构体系的方案比选，努力做到三材耗量最优。3）建筑建筑物维护材料避免使用实心粘土砖，积极推广新型建筑材料，采用能耗低的空心砌块、粉煤灰砌体。在设计过程中，重视建筑节能设计，降低了建筑能耗，减少采暖负荷，在保证室内热环境及卫生标准的前提下，做好建筑采暖、空调以及照明系统的设计，充分利用自然采光和自然通风，大力推广节能型门窗，提高建筑物的保温、隔热性能，确保单位建筑面积的能耗达标。226 4）暖通（1）采暖建筑均按照节能建筑进行设计，满足建筑节能设计标准的规定。逆变升压配电室采用电暖气采暖，采暖设备按设计热负荷合理选取，房间为20℃。（2）通风在满足电气设备散热要求的前提下，通风系统的设计充分利用自然通风，处理好室内气流组织，提高通风效率。风机通风量的计算可根据电气设备的散热量和设备房间换气次数进行比较后选择其中最大值。逆变器室通风，采用自然进风，机械排风的通风方式。通风量按逆变器厂家提供的散热量计算。事故排风机兼作正常通风用。通风系统与消防系统连锁，当发生火灾时，自动关闭通风设备，等确认火灾被扑灭，手动开启通风设备。进风设备选用防风沙的百叶窗，且配保温阀板，进可能做到既防风沙又保温的效果。一般电气房间温度不得超过40℃。13.5.4集电电缆集电电缆设计过程中根据负荷情况合理选择电缆截面以减少电能损失；优化电缆路径，通过比较选择最短的电缆路径。13.6结论本工程采用绿色能源——太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，226 设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为光伏电站的长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。对周围环境影响很小，因此本项目社会风险较小。226226 第十四章工程设计概算14.1项目概况本工程建设地址位于甘肃省平凉市X县高川村，工程建设规模35MWp，本项目建成后，年均上网电量为4437.746万kWh。本工程的设计概算按此规模编制。14.2投资概算编制原则及依据（1）依据《太阳能发电工程技术标准（GD003-2011）.光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》及《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）进行项目划分和编制。（2）定额执行风电场工程技术标准《陆上风电场工程（3）概算定额》（NB/T31010-2011）。不足部分参照当地相应的工程单位造价指标进行编制。（3）工程设计概算按当地2015年第二季度价格水平编制。（4）工程量根据可研设计说明及设备材料清册计列。（5）人工单价按《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）执行。（6）安装主要装置性材料及消耗性价格执行当地造价管理部门公布的市场价格。（7）机电设备及安装工程、建筑工程单价的计算以《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）为计算标准和依据。226226 226（5）设备价格：主要设备进行询价，其它设备参考近期同类工程中的价格。（9）基本预备费：基本预备费按3%计列。（10）价差预备费：根据国家计委《关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知》（计投资[1999]1340号）规定，投资价格指数按零计算。14.3工程投资本工程静态投资1541.55万元，动态投资15716万元。单位静态投资8809元/kW，单位动态投资8998元/kW。226226 226第十五章财务评价及社会效果分析15.1概述15.1.1项目规模及计算期（1）项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期为一期工程，规划安装规模为35MWp，本项目建成后，年均上网电量为4437.746万kWh。本工程的财务评价按此规模编制。（2）根据光伏发电项目主要设备寿命期确定计算期为25年。15.1.2项目财务评价依据（1）国家发展改革委员会和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》第三版。（2）根据国家现行的财务、税收法规。15.2财务评价15.2.1项目投资和资金筹措资本金按照固定资产投资与铺底流动资金之和的20%计算，剩余部分向金融机构贷款解决，贷款利率暂取5.65%。15.2.2分析和评价（1）基础数据表226 定员15人工资水平80000元/人年所得税25%（按三免三减半考虑）增值税17%材料费用（包含水电费）10元/kW其他费用15元/kW法定公积金,任意公税金提取率10%年均上网电量4437.746万kWh 财务评价主要计算参数项目经营期25年装机容量35MWp折旧年限25年残值率5%维修费率0.5% （2）总成本费用计算光伏电站运行成本主要包括：折旧费、维修费、材料费、职工工资及福利费、保险费、土地租金、其他费用和财务费用。折旧采用直线折旧法，折旧年限按25年，残值率为5%。（3）发电效益计算由于光伏电池输出功率逐年衰减，发电量呈现递减趋势，财务评价根据每年的发电量进行分析计算，运营期第1年发电量为2833.36万kWh，逐年呈现衰减，第25年的发电量为2238.35226 万kWh，平均年发电量为4437.746万kWh。具体见财务评价附表。（4）盈利能力分析通过项目财务现金流量计算、资本金财务现金流量计算，税后项目投资财务内部收益率为8.85%。15.2.3财务评价结论财务评价结果表明，本项目在财务上可以被接受，且有一定的盈利能力。综上所示，本工程在财务上可行，经济上有利，同时可带动当地的经济发展，故其社会效益也是十分显著的。226226 22615.3社会效果分析15.3.1节能和减排效益《中华人民共和国可再生能源法》已明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能是清洁的、可再生的能源，建设太阳能电站代替了燃煤电厂的建设，将大大减少对周围环境的污染，同时可有效的减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，符合国家环保、节能政策。本电站建成后预计每年可为电网提供电量4437.746万kWh，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤1.5万吨(以平均标准煤煤耗为335g/kWh计)。还可节省大量的水资源，同时还避免产生噪声影响。15.3.2其他社会效益随着平凉地区经济的快速发展，本工程的建设将为该地区工业发展提供一定的电力保障，光伏电站所发电力就地消化，减少长距离输送的网损，减少系统电力缺额，对当地经济发展会起到积极的推动作用。与此同时，本项目的建立响应了国家对光伏产业的一系列扶持政策，拉动了甘肃省光伏产业及经济发展。新能源对优化能源结构、促进节能减排、保障经济社会发展的作用进一步体现。本项目的建立，进一步加大了甘肃省可再生能源的比例，改善了能源结构。15.3.3社会稳定风险分析(1)项目可能造成环境破坏的风险226该工程建设对生态环境的影响施工期主要来自扬尘、施工固体废弃物和施工噪音，运行期无任何污染。226 生活污水和垃圾由于产生数量少，对环境影响甚微。光伏电站的建设对周围环境影响很小。(2)群众对生活环境变化的不适风险本项目不会引起居民拆迁，无移民安置问题，项目实施后发生群体性事件的可能性极小。建成后运营无废气等的排放，少量生活废水采取相应措施治理后均可达标排放，引起公众危害的可能性很小。序号风险因素持续时间可能导致的后果措施建议1移民安置问题无无2民族矛盾、宗教问题无无3弱势群体支持问题无无4受损补偿问题无无 社会风险分析表本项目没有占用耕地，无征地拆迁及移民安置问题，项目生产过程中对周围环境影响很小，因此本项目社会风险较小。226 第十六章社会稳定风险分析16.1项目概况项目位于甘肃省平凉市X县高川村，本期为一期工程，规划安装规模为35MWp，占地面积约1500亩。采用多晶硅固定式光伏组件，新建一座35kV升压站。16.2编制依据16.2.1法律、法规1）《中华人民共和国电力法》2）《中华人民共和国安全生产法》3）《中华人民共和国清洁生产促进法》4）《中华人民共和国可再生能源法》5）《中华人民共和国突发事件应对法》6）《中华人民共和国消防法》7）《中华人民共和国建筑法》8）《中华人民共和国道路交通安全法》9）《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）10）《地质灾害防治条例》（国务院令第394号）11）《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）12）《森林防火条例》（国务院令第541号）13）《生产经营单位安全培训规定》（国家安全生产监督管理总局令[2006]年第3号）226 14）《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（国家安全生产监督管理总局令[2010]年36号）15）《关于做好建设项目安全监管工作的通知》（安监总协调[2006]124号）16）《国家电力监管委员会安全生产令》（电监会第1号）17）《电力安全生产监管办法》（电监会第2号令）18）《电力业务许可证管理规定》（电监会第9号）19）《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（电监会第28号）20）《电力建设安全生产监督管理办法》（电监安全[2007]第38号）21）《风电场工程前期工作管理暂行办法》（发改委2005年5月）22）《国务院安委会关于开展安全生产标准化建设的指导意见》（安委[2011]第4号）23）《风电场工程规划报告编制办法》（发改委2005年5月）24）《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》（公安部第61号）25）《关于加强应急管理工作的意见》（国发[2006]第24号）26）《关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》（国能新能[2011]285号文）16.2.2公共安全类标准和依据226 1）国家发展改革委重大固定资产投资项目社会稳定风险评估暂行办法（发改投资[2012]2492号）2）国家突发公共事件总体应急预案3）特别重大、重大突发公共事件分级标准4）国家安全生产事故灾难应急预案5）国家自然灾害救助应急预案6）国家突发环境事件应急预案16.3风险调查16.3.1风险调查的内容和范围风险调查根据拟建项目的实际情况，通过资料搜集、现场公示、公众调查等方法，围绕项目建设的合法性、合理性、可行性和可控性等方面进行风险调查，调查的内容主要包括拟建项目的合法性、拟建项目所在地周边的自然环境现状和社会环境现状、群众、利益相关者对拟建项目的意见和诉求、拟建项目所在地政府及其有关部门、基层政府和基层组织、社会团体的态度、媒体对拟建项目的态度、同类项目曾引发的社会风险等。风险调查的范围包括项目建设、运行过程中，与其发生利益相关、容易引发社会稳定风险的全部因素。16.3.2风险调查的方式和方法风险调查的方法采用资料收集、现场公示和公众调查等方法。其中，涵盖全面调查、抽样调查和个案调查等方式。资料收集包括收集当地社会环境资料、工程资料等。本报告通过226 资料查阅、现场调查，收集与项目建设相关的政策法规资料、当地社会经济、自然环境、文化、生活方式、宗教信仰等方面的资料。通过查阅项目可行性研究报告、项目申请报告、环境影响评价报告等报告，收集了本项目建设区域、建设规模、内容、主要技术方法、项目建设对环境的影响等方面的资料。现场公示指采用在工程所在地张贴公示、在当地媒体上发布公告等形式，征求公众对项目建度的意见和建议。公众调查采用问卷调查的形式，在当地向与项目建设相关的个人、团体中发出调查问卷，征求其对工程的看法、意见等。16.4风险识别16.4.1风险因素识别通过风险调查成果，采用风险因素对照表法，进行风险因素的排查识别，找出本项目涉及的社会稳定风险因素。根据本项目性质、建设地点、建设内容等实际情况，对照风险因素对照表，以及相关参考评价指标，判别各风险因素是否适用本项目。16.4.2主要风险因素识别根据上述风险识别，本项目社会稳定风险因素为土地征用及补偿过程中发生的农户等利益相关者对补偿结果的不满；项目施工和运行期中发生噪声污染使农户的利益受到损失；项目施工期因违反文明施工和质量管理的相关规定，造成环境污染或对周边设施产生影响，使周边利益相关者受到损失；项目施工期间流动人口增多，对流动人口管理不当，可能使周边居民不满；项目施工期间，修筑道路时，造成水土流失，影响当地的自然环境；建设和运行期间，管理不当，引起草原大火；项目施工期施工车辆较多，226 可能使周边交通拥堵或发生交通事故，对周边群众交通带来影响；出现施工安全事故，处理不当可能引起事故当事人或家属不满。16.5风险防范和化解措施16.5.1综合性防范和化解措施项目综合性风险防范和化解措施，首先需深入细致地开展实地调查研究，走访公安、医院、卫生、交通等部门，收集社会稳定风险处理的国家和当地政策，以及当地社会处理相关风险的程序，和需要注意的问题，同时也要与项目利益相关方接触，倾听公众的建议、意见，为及时主动化解矛盾提供资料和素材；其次强化组织领导，高度重视社会稳定风险预测和防范化解工作，成立专业的应急机构，确保重大事项组织实施相关信息灵敏、快捷、畅通，一旦出现重要情况能够超前防范、迅速处置；再次，项目的建设和运行过程中，加强宣传教育工作，使周边村民等公众了解项目建设的必要性、对当地社会经济的贡献，使公众了解项目可能产生的负面影响及建设单位采取的措施，使公众理解并支持项目建设；根据张北县地区的社会经济实际情况，结合光伏工程的特点，制定应急预案，落实应急措施，发生突发事件时保证得到及时有效的处理，避免事件扩大；最后，与相关协调单位加强协调配合，避免信息不对称或出现推诿现象；严格考核奖惩，对公司内部处理不力的部门及有关人员进行处理。2261）强化组织领导高度重视社会稳定风险预测和防范化解工作，把它作为源头防范工作的重要抓手，作为维护稳定的重要基础性工作切实抓紧抓好。226 在对重大事项进行可行性研究论证时，将稳定风险评估化解工和作为其中一项重要内容，纳入计划，一并进行。设立维稳信息直报点，确保重大事项组织实施相关信息灵敏、快捷、畅通，一旦出现重要情况能够超前防范、迅速处置。2）全面掌握情况，主动化解矛盾深入细致地开展调查研究，通过查阅资料、走访群众、问卷调查、民意测评、召开座谈会等形式，倾听公众的建议、意见，了解掌握公众的期望和诉求，确定风险对象的相关情况，全面掌握准确、可靠的第一手资料，及时主动化解矛盾。3）加强宣传教育工作项目建设前期，就启动对公众开展正面的宣传教育工作，使公众了解项目建设的必要性、对当地社会经济的贡献，使公众了解项目可能产生的负面影响及建设单位采取的措施，使公众理解并支持项目建设，从而保证项目顺利推进。4）制定应急预案，落实应急措施针对光伏场工程中的风险因素，多角度分析，研究制定预防和处置应急预案。预案应体现周密、具体、清晰、可行、实操的原则，内容包括：组织领导、职责分工及其联络方式；预防和处置的具体流程和措施；对因重视不够、工作不力而酿成影响稳定重大问题的责任追究办法；并且根据实际情况的变化，定情调整，保证预案紧贴社会实际，遭遇突发事件，具有很好的操作性；定期举行应急预案的演练，让协作单位充分参与进来，在演练中，验证相关措施的实操性。如果有问题，及时修编应急预案，需保证项目应急措施能够很好的操作性，并且反映时间满足实际需要。5）多部门协作配合226 社会稳定风险处理单靠建设单位一方，很难满足要求。正确处理好建设单位与当地相关政府职能部门之间的关系，既要让政府职能部门风险化解中的带头和领导，避免某些情况下，直接面对利益相关方产生过激冲突，又要坚持建设单位主动深入一线有重点地了解、掌握真实情况，及时化解矛盾。要正确处理好民意主流和少数人意见的关系，既体现绝大多数的意愿，又重视反对意见，并做好教育引导工作，防止产生过激行为。6）严格考核奖惩将重大事项社会稳定风险预测评估化解工作列入本工程建设工作目标管理，制订考评方法。同时要加大责任追究力度，对不认真履职尽责而酿成涉稳重大问题的，坚决按照有关规定追究当事人的责任，切实维护制度的严肃性，促进源头防范工作取得实效，确保地区社会政治和谐稳定。如未经评估或经评估制定预案后仍擅自做主，造成重大纠纷、群众性事件、人员伤亡事故等严重后果的，追究有关人员责任，情节严重的按照有关规定给予党纪政纪处分，触犯法律的依法追究责任。22622616.6风险防范、化解措施有效性分析16.6.1综合性措施有效性分析1）强化组织有效性分析建设单位主管领导高度重视社会稳定风险预测和防范化解工作，把维护稳定的重要基础性工作切实抓紧抓好，对于落实防范措施具有重要的作用。在对重大事项进行分析时，226 将稳定风险评估化解工作为其中一项重要内容，纳入计划，一并进行，设立维稳信息直报点，确保重大事项组织实施相关信息灵敏、快捷、畅通，一旦出现重要情况能够超前防范、迅速处置。2）全面掌握情况的有效性分析只有深入、全面、细致地开展调查研究、查阅资料、走访群众、问卷调查、民意测评、召开座谈会等，倾听公众的建议、意见，了解掌握公众的期望和诉求，是开展社会风险评估的基础，也是开展工作、制定应急预案的前提。只有这样才能够确定风险对象的相关情况，全面掌握准确、可靠的第一手资料，保证执行相关措施有效。3）宣传教育工作的有效性分析宣传教育工作，是从另一个侧面减少或降低社会风险的必要手段。光伏在我国还是一个新型事物，公众对其还不是了解，宣传教育，能够使公众了解本光伏场项目建设的必要性、对当地社会经济的贡献，使公众了解项目可能产生的负面影响及建设单位采取的措施，使其理解并支持项目建设，从而保证项目顺利推进。宣传教育，能够降低社226226会风险发生的概率和程度，对于风险的防范和化解有很重要的作用。4）应急预案的有效性分析完备的应急预案体系，明确了事前、事发、事中、事后的各个过程中相关部门和有关人员的职责。对于突发事件的处理有很好的作用，能够大大降低事件带来的负面影响。建设单位已经制定了火灾、溺水，交通事故、人身伤亡等相关应急预案，有丰富的经验，积极准备，有能力能够编制满足要求的社会风险等应急预案。5）协作配合的有效性分析226 社会稳定风险事件，大部分都不是单一事件，牵涉的面广，利益相关方较多，需要多部门、多单位协作工作处理。光伏项目建设运营区域广阔，自然环境恶劣，发生社会风险因素较多，多部门的协作配合，才能够有效降低风险发生的概率和影响程度。协作配合，是能否有效防范和处理好风险的关键。建设单位与当地各级部门和村委建立了有很好的关系。只要通力配合，肯定能够降低风险发生的概率，增强社会的稳定。6）奖惩考核有效性分析奖惩考核制度是防范和化解措施落地的有力保障，没有严格的奖惩制度，管理办法、条例、预案都是纸上谈兵，不能够提供有关人员的警惕性和积极性。有奖有罚，有力地保证相关措施正在能够落到实处。16.6.2专项性措施有效性分析落实专项性防范和化解措施后，将大大提高公众对于本项目的认识，制定并严格实施补偿方案，补偿款项及时到位，避免截留现象，避免出现补偿不公平现象，使公众理解支持项目建设，有力保障项目涉及的利益相关方的诉求得到满足，避免产生不满情绪，进而影响社会稳定。项目建设阶段是发生社会不稳定事件的主要阶段，认真落实每项措施，保证实际操作中，及时有效将不稳定因素消灭在萌芽中。16.7风险分析结论本项目落实风险防范和化解措施后，充分收集资料，调查研究，强有力的组织保证，通过倾听群众的建议和意见，并对其加强宣传教育工作，提高对项目认识，使公众理解并支持项目建设，226 避免产生不满情绪。制定了周密、具体、清晰、可行的应急预案、各单位需加强协调配合，避免信息不对称或出现推诿现象；严格考核奖惩，落实了应急措施，发生突发事件时保证得到及时有效的处理，避免事件扩大，把事件的负面影响降至最低。226 226226第十七章建设项目招标依据《中华人民共和国招投标法》的有关规定，对光伏电站工程建设所需的光伏组件和逆变器设备、相关电气设备等采购方式应采用公开招标形式，对光伏电站工程内配套的土建施工及设备安装等子项目也需采用公开或邀请招标等形式。具体招标方式和标段的划分，根据光伏电站工程实施程序可在完成初步设计审查修订后的基础上合理安排相应的采购招标、设计服务招标、施工服务和监理服务招标，并形成较为详细的招标计划。本阶段仅就光伏电站工程建设内容对招标范围、标段划分等进行初步拟定。17.1招标范围本项目勘察、设计、施工、监理、设备和重要材料（包括光伏组件、逆变器和升压箱变等）采购全部招标。17.2标段划分及招标顺序本工程分为光伏组件、逆变器等标段。光伏组件标段招标顺序依次为组件、支架、逆变器和箱式变压器、汇流箱、电缆、设备安装、土建及运输工程等。17.3招标组织形式和招标方式光伏电站工程的各类设备采购，应由业主单位委托有相应资质的公司或招标代理机构组织招标，或由新组建的光伏电站运营公司组织招标委员会进行招标。招标方式可选择公开招标。226226 226第十八章结论与建议18.1结论本项目的建设符合可再生能源发展规划和国家能源产业发展方向，有利于当地电源结构的优化；能充分利用当地的太阳能资源，缓解当地的能源压力；可增加当地的可再生能源比例，减轻环保压力。项目的建设具有良好的示范效应，可带动光伏产业技术进步，促进地方国民经济的可持续发展。本项目的建设具有良好的环境效益和社会效益。本项目所在地场址太阳能资源较丰富，开发前景好，交通便利、并网条件、建设条件良好，同时地质构造基本稳定，可作为光伏电站的工程场地。电气并网方案经济、可行，施工建设条件良好。经工程设计概算和财务分析，如所发电量能全额收购，项目具有良好的经济效益。因此，本项目的建设从经济和技术上是可行的。18.2建议1、建议业主加强并网光伏电站工程前期工作的管理力度，将光伏电站前期工作统一筹划、科学管理、节约时间和成本，加速工程开发进度。2、建议业主应加紧与电网公司、国土部门等职能部门和机构联系，尽快办理接入系统等支持性文件的批复工作。3、建议业主在光伏站内设置气象监测仪，并配合光伏功率预测系统对总辐射、倾角辐射和背板温度等参数进来监测。226226 4、建议业主采用少量的斜单轴跟踪式、双轴跟踪式进行对比试验，为公司后续的项目积累经验。总之，建议尽快批准立项，以便抓紧开展后续的工作，使项目尽早发挥效益。226 附录表B1总投资估算表表B2总投资使用计划与资金筹措表表B3总成本费用估算表表B4利润与利润分配表表B5项目投资现金流量表表B6借款还本付息计划表表B7项目资本金现金流量表表B8财务计划现金流量表表B9资产负债表表B10营业收入、营业税金及附加和增值税估算表表B11固定资产折旧费估算表图1总平面布置图图2升压站平面布置图图3电气主接线图图41MWp多晶硅光伏方阵系统接线图图5光伏支架及基础平面图图6光伏电站监控系统示意表226 226 序号工程和费用名称建筑工程设备购安装工其他费总值占投资（%）置费程费用1工程费用424322395588103251990.351.1设备费02239558810282760.001.1.1发电设备及安装工程186522611212631.1.2电气设备及安装工程228332026031.1.3通信和控制设备及安装工程96613511011.1.4电缆及安装工程274627461.1.5其他设备及安装工程122171391.1.6接入系统设备及安装工程372524241.2建安工程424342431.2.1光伏支架基础309030901.2.2总图工程7677671.2.3建筑工程2862861.2.4其他工程1001002工程建设其他费用169016904.702.1建设单位管理费6076072.2工程建设监理费1841842.3工程项目前期费1511512.4工程勘察费设计费3703702.5环境影响评价费20202.6劳动安全与工业卫生1001002.7联合试运转费40402.8临时设施费25252.9工程保险费40402.10生产准备费1061062.11土地流转承租费46463预备费102610262.853.1基本预备费102610264静态投资合计42432239558812716308315建设期利息7577572.106动态投资合计4243223955881347335992100单位千瓦的静态投资（元/千瓦）8809单位千瓦的动态投资（元/千瓦）89987流动资金1201208总投资合计4243223955881359336112比例(%)11.7962.2216.349.65100 226 226 表2总投资使用计划与资金筹措表226 年份计算期序号项目合计1234567891项目投入总资金36112359921201.1建设投资30831308311.2建设期利息7577571.3流动资金1201202资金筹措36112359921202.1自筹资金731871981202.1.1用于建设投资719871982.1.2用于铺底流动资金1201202.1.3用于建设期利息2.2债务资金28794287942.2.1用于建设投资28037280372.2.2用于建设期利息7577572.2.3用于流动资金 单位：万元226 表3总成本费用估算表序年份合计计算期号项目12345678910111213141516171819202122232425261生产成本0169416941694183518351835183518351835183518351835183518352011201120112011201120114304304304304301.1直接材料费700282828282828282828282828282828282828282828282828281.2工资及福利费1250505050505050505050505050505050505050505050505050501.3制造费用37537161616161616175717571757175717571757175717571757175717571933193319331933193319333523523523523521.3.1折旧费3161815811581158115811581158115811581158115811581158115811581158115811581158115811581000001.3.2修理费59193535351761761761761761761761761761761763523523523523523523523523523523522管理费用31611261261261261261261261261261261261261261261261261261261261261261261261261262.1其它费用（含管理费）200080808080808080808080808080808080808080808080808080226 2.2土地使用费1161464646464646464646464646464646464646464646464646463财务费用950201559142212801134998860719582441298150444444444444443.1利息支出950201559142212801134998860719582441298150444444444444443.1.1长期借款利息939601555141812761129994856715578437293146000000000000003.1.2流动资金借款利息107044444444444444444444444444保险费22500909090909090909090909090909090909090909090909090905总成本费用合计（1+2+3+4）54400034693332319131853049291227702633249323492202205620562056223222322232223222322232651651651651651其中：固定成本47040031753038289628912755261724762339219820551907176117611761193819381938193819381938357357357357357可变成本736102942942942942942942942942942942942942942942942942942942942942942942942942946经营成本132800330330330471471471471471471471471471471471647647647647647647647647647647647226 表4利润与利润分配表单位：万元226 序号年份计算期项目合计12345678910111213141516171819202122232425261营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516072营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333323总成本费用54400346933323191318530492912277026332493234922022056205620562232223222322232223222326516516516516514补贴收入00005利润总额36638113212291330125213011399150115991699180419122018197919391724168416451605156615279949769599419246弥补以前年度亏损07应纳税所得额36638113212291330125213011399150115991699180419122018197919391724168416451605156615279949769599419248所得税77430001571631753754004254514785054954854314214114013923822482442402352319净利润288951132122913301096113812241126119912751353143415141484145512931263123412041175114574573271970669310可供分配利润288951132122913301096113812241126119912751353143415141484145512931263123412041175114574573271970669311提取法定盈余公积金2889113123133110114122113120127135143151148145129126123120117114757372716912可供投资者分配的利润26005101911061197986102411021013107911471218129113621336130911641137111010841057103067165964763562413提取任意盈余公积金14455761675557615660646872767473656362605957373736353514各投资方利润分配015未分配利润245619621044113193196710409571019108311501219128712621236109910741049102399897363362261160058916息税前利润（利润总额+利息支出）461402691265026102386229922592220218021412101206220231983194417281689164916101570153199898096394592817息税折旧摊销前利润（息税前利润+折旧+摊销）7775842724231419139673880384038013761372236823643360335643525330932703230319131513112998980963945928226 226 表5项目投资现金流量表序年份合计计算期号项目12345678910111213141516171819202122232425261现金流入97838053795332528448794440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162541481.1营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.2设备进项税额抵扣271007777717643980000000000000000000001.3回收固定资产余值242124211.4回收流动资金1201202现金流出50184352354503303305145615605595585575565565555545537297287277267257246806806806796792.1建设投资3523535235002.2流动资金1200120002.3经营成本1328003303303304714714714714714714714714714714716476476476476476476476476476476472.4营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333322.5维持运营投资03所得税前净现金流量（1-2）47654-352354929500249554365388038403801376137223682364336033564352533093270323031913151311299898096394534694累计所得税前净现金流量-35235-30306-25304-20349-15984-12105-8265-4464-703301967011034413948175122103624345276153084534036371874029941296422774324044185476545调整所得税86790000298287282555545535525516506496486432422412402393383249245241236232226 6所得税后净现金流量（3-5）38975-352354929500249554067359235583246321631873157312730983068303928772847281827882759272974873572270932377累计所得税后净现金流量-35235-30306-25304-20349-16283-12690-9133-5887-267151636736800989812966160051888221729245472733530094328233357134307350293573838975计算指标：项目投资财务内部收益率（%）（所得税前）10.10%项目投资财务内部收益率（%）（所得税后）8.85%项目投资财务净现值（所得税前）（ic=8%)5005万元项目投资财务净现值（所得税后）（ic=8%)1909万元项目投资回收期（年）（所得税前）9.17年项目投资回收期（年）（所得税后）9.81年单位：万元226 226元序号项目合计计算期12345678910111213141516171819202122232425261现金流入97081053795332528448794440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162533911.1营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.2设备进项税额抵扣271007777717643980000000000000000000001.3回收固定资产及1664无形资产余值16641.4回收流动资金1201202现金流出681877198455143774321431642694216419141404088403638831064105310421164115311421132112111109339289249199142.1项目资本金73187198120002.2借款本金偿还28794025432625271125122548262125382600266427312700000002.3借款利息支付95021559142212801134998860719582441298150444444444444442.4经营成本1328003303303304714714714714714714714714714714716476476476476476476476476476476472.5营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333322.6所得税774300001571631753754004254514785054954854314214114013923822482442402352312.7维持运营投资03净现金流量（1-2）28895-719882795596356317118416918019120331530953065303528742844281527852755272674573271970624774累计所得税后净-7198-6371-5416-4453-3890-3720-3536-3367-3187-2996-2793-247861736826717959112435152501803520790235162426124993257122641828895现金流量计算指标：226 226序号项目合计计算期123456789101112131415161718192021222324251借款期初借款余额1739922879426251236262091418402158541323210695809554302700当期贷款28037280370当期还本付息4093275740984043398736423542347734773477347734773477其中：还本28794025432625271125122548262125382600266427312700建设期付息757757生产期付息93961555141812761129994856715578437293146期末借款余额287942625123626209141840215854132321069580955430270002还款资金来源254326252711251225482621253826002664273128002.1未分配利润96210441131931967104095710191083115012192.2折旧及摊销费15811581158115811581158115811581158115811581还款期：11.96年226 2.2现金流出36112359921200000000000000000000000002.2.1建设投资30831308310002.2.2维持运营投资02.2.3流动资金12001200000000000000000000000002.2.4其他流出757757000筹资活动净现金3流量（3.1-3.2）-218435992-3982-4047-3991-3646-3546-3482-3257-3182-3106-3028-2850-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-43.1现金流入36112359921200000000000000000000000003.1.1项目资本金投入731871981200000000000000000000000003.1.2建设投资借款287942879400000000000000000000000003.1.3流动资金借款0000000000000000000000000003.1.4债券03.1.5短期借款03.1.6其他流入03.2现金流出38296041024047399136463546348232573182310630282850444444444444443.2.1各种利息支出950201559142212801134998860719582441298150444444444444443.2.2偿还债务本金2879402543262527112512254826212538260026642731270000000000000000应付利润（股利分3.2.3配）03.2.4其他流出0净现金流量4（1+2+3）3442909479559635631711841691801912033153095306530352874284428152785275527267457327197066935累计盈余资金09471902286534283599378239514131432245254840793511000140361690919753225682535328108308343157932311330303373634429 226 2.1.4其他2.2建设投资借款28794262512362620914184021585413232106958095543027000000000000000002.3流动资金借款000000000000000000000000002.4负债小计(2.1+2.2+2.3)2879426251236262091418402158541323210695809554302700000000000000002.5所有者权益71988450967911009121041324214466155921679118066194192085322366238502530526598278612909530299314733261833364340963481535520362132.5.1资本金719873187318731873187318731873187318731873187318731873187318731873187318731873187318731873187318731873182.5.2累计盈余公积金0170354554718889107212411421161218152030225724802698289230813266344736233795390740174124423043342.5.3累计未分配利润09622006313740685035607670338052913510285115041279114052152891638817461185101953320532215052213822761233722397224561计算指标：资产负债率0.00(%)80.0075.6570.9465.5160.3254.4947.7740.6832.5323.1112.210.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00位：万元226 序年份合计计算期号项目12345678910111213141516171819202122232425261现金流入97838053795332528448794440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162541481.1营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.2设备进项税额抵扣271007777717643980000000000000000000001.3回收固定资产余值242124211.4回收流动资金1201202现金流出50184352354503303305145615605595585575565565555545537297287277267257246806806806796792.1建设投资3523535235002.2流动资金1200120002.3经营成本1328003303303304714714714714714714714714714714716476476476476476476476476476476472.4营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333322.5维持运营投资03所得税前净现金流量（1-2）47654-352354929500249554365388038403801376137223682364336033564352533093270323031913151311299898096394534694累计所得税前净现金流量-35235-30306-25304-20349-15984-12105-8265-4464-703301967011034413948175122103624345276153084534036371874029941296422774324044185476545调整所得税867900002982872825555455355255165064964864324224124023933832492452412362326所得税后净现金流量（3-5）38975-352354929500249554067359235583246321631873157312730983068303928772847281827882759272974873572270932377-35235-30306-25304-20349-16283-12690-9133-5887-267151636736800989812966160051888221729245472733530094328233357134307350293573838975226 累计所得税后净现金流量计算指标：项目投资财务内部收益率（%）（所得税前）10.10%项目投资财务内部收益率（%）（所得税后）8.85%项目投资财务净现值（所得税前）（ic=8%)5005万元项目投资财务净现值（所得税后）（ic=8%)1909万元项目投资回收期（年）（所得税前）9.17年项目投资回收期（年）（所得税后）9.81年226 序号项目合计计算期12345678910111213141516171819202122232425261现金流入97081053795332528448794440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162533911.1营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.2设备进项税额抵扣271007777717643980000000000000000000001.3回收固定资产及无形资产余值166416641.4回收流动资金1201202现金流出681877198455143774321431642694216419141404088403638831064105310421164115311421132112111109339289249199142.1项目资本金73187198120002.2借款本金偿还28794025432625271125122548262125382600266427312700000002.3借款利息支付95021559142212801134998860719582441298150444444444444442.4经营成本1328003303303304714714714714714714714714714714716476476476476476476476476476476472.5营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333322.6所得税774300001571631753754004254514785054954854314214114013923822482442402352312.7维持运营投资03净现金流量（1-2）28895-719882795596356317118416918019120331530953065303528742844281527852755272674573271970624774累计所得税后净现金流量-7198-6371-5416-4453-3890-3720-3536-3367-3187-2996-2793-247861736826717959112435152501803520790235162426124993257122641828895计算指标：资本金财务内部收益率（%）13.06%226 226 表格8借款还本付息计划表序号项目合计计算期123456789101112131415161718192021222324251借款期初借款余额1739922879426251236262091418402158541323210695809554302700当期贷款28037280370当期还本付息4093275740984043398736423542347734773477347734773477其中：还本28794025432625271125122548262125382600266427312700建设期付息757757生产期付息93961555141812761129994856715578437293146期末借款余额287942625123626209141840215854132321069580955430270002还款资金来源254326252711251225482621253826002664273128002.1未分配利润96210441131931967104095710191083115012192.2折旧及摊销费15811581158115811581158115811581158115811581还款期：11.96年226 表格9财务计划现金流量表序年份合计计算期号项目12345678910111213141516171819202122232425261经营活动净现金流量（1.1-1.2）727250504950024955420937173665342533623297323131653099306930402878284828192789276027307497367237106971.1现金流入111037061616107605356405195514851015054500749594912486548184771472446774630458345354488196419431922190118801.1.1营业收入92587046014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.1.2增值税销项税额1574007827757697627557487417347277217147077006936866806736666596522852822792762731.1.3设备进项税额抵扣271007777717643980000000000001.1.4其他流入01.2现金流出38312011121105109814321478148316751692171017281747176617491731184618281811179317761758121412061199119111831.2.1经营成本1328003303303304714714714714714714714714714714716476476476476476476476476476476471.2.2增值税进项税额282907827757694035555555555555555555551.2.3营业税金及附加15490000439089888887868584838382818079797834333333321.2.4增值税1291100003597507437367307237167097026956886826756686616546472812782742712681.2.5所得税774300001571631753754004254514785054954854314214114013923822482442402352311.2.6其他流出02投资活动净现金流量（2.1-2.2）-36112-35992-1200000000000000000000000002.1现金流入02.2现金流出36112359921200000000000000000000000002.2.1建设投资35235352350002.2.2维持运营投资0流动资金1200120000000000000000000000000226 2.2.32.2.4其他流出7577570003筹资活动净现金流量（3.1-3.2）-218435992-3982-4047-3991-3646-3546-3482-3257-3182-3106-3028-2850-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-4-43.1现金流入36112359921200000000000000000000000003.1.1项目资本金投入731871981200000000000000000000000003.1.2建设投资借款287942879400000000000000000000000003.1.3流动资金借款0000000000000000000000000003.1.4债券03.1.5短期借款03.1.6其他流入03.2现金流出38296041024047399136463546348232573182310630282850444444444444443.2.1各种利息支出950201559142212801134998860719582441298150444444444444443.2.2偿还债务本金28794025432625271125122548262125382600266427312700000000000000003.2.3应付利润（股利分配）03.2.4其他流出04净现金流量（1+2+3）3442909479559635631711841691801912033153095306530352874284428152785275527267457327197066935累计盈余资金09471902286534283599378239514131432245254840793511000140361690919753225682535328108308343157932311330303373634429表格10资产负债表序年份合计计算期号项目1234567891011121314151617181920212223242526226 1营业收入9258746014561452144804440440043604319427942394199415841184078403839973957391738763836167816601643162516071.1年发电收益（万元）925874601456145214480444044004360431942794239419941584118407840383997395739173876383616781660164316251607电价(元/度)0.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.810.360.360.360.360.36年发电量（万度）12679356675617556855185468541953695320527052205171512150725022497349234873482447744725467546254576452644772营业税金与附加1549000439089888887868584838382818079797834333333322.1营业税02.2消费税02.3城市维护建设税904000255352525151505049494848474746464520191919192.4教育费附加646000183837373636363535353434343333333214141414133增值税129110003597507437367307237167097026956886826756686616546472812782742712683.3销项税额157407827757697627557487417347277217147077006936866806736666596522852822792762733.2材料进项税额11955555555555555555555555553.3设备进项税额271077777176439800表格10固定资产折旧估算表序年份合计计算期号项目12345678910111213141516171819202122232425261房屋、建筑物原值424300226 当期折旧费202202202202202202202202202202202202202202202202202202202202净值40413840363834373235303428322631242922282026182416231421122010188176154142122122122122122122生产设备原值2827600当期折旧费12141214121412141214121412141214121412141214121412141214121412141214121412141214净值26284242992232120708194941828017065158511463613422122081099397798565735061364921370724931278127812781278127812783其他资产原值178300当期折旧费165165165165165165165165165165165165165165165165165165165165净值330831432978281326482483231821531988182316581493132811639988346695043391741741741741741744合计原值3430200当期折旧费1581158115811581158115811581158115811581158115811581158115811581158115811581158100000净值336343128228938269582537723797222162063519054174731589214311127301114995697988640748263245166416641664166416641664226'