1、丘陵地形新建20MWp农光互补分布式光伏发电系统项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月丘陵地形新建20MWp农光互补分布式光伏发电系统项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月161可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 综合说明141.1 概述141.2 太阳能资源161.3 工程地质161.4 工2、程任务和规模171.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算171.6 农业设计171.7 电气设计171.8 土建工程181.9 消防设计191.10 施工组织设计191.11 工程管理设计201.12 建设项目招标201.13 环境保护和水土保持设计201.14 劳动安全与工业卫生设计201.15 节能降耗211.16 工程设计投资概算211.17 财务评价与社会效果分析221.18 风险分析231.19 结论和建议231.20 光伏发电工程附表232 太阳能资源22.1 区域太阳能资源概况22.2 安徽省太阳能资源概述32.3 xx县气象条件32.4 特殊气候影响分析42.5 太阳能资源分析3、52.6 当地太阳能综合评价93 工程地质113.1 场地岩土工程条件113.2 场地岩土工程分析与评价123.3 地基基础方案分析与论证133.4 结论及建议154 工程任务及规模174.1工程任务174.2 建设必要性175 系统总体方案设计及发电量计算195.1光伏组件选型195.2 光伏阵列运行方式选择235.3 逆变器选型285.4 光伏方阵设计305.5 年发电量计算356 电气部分386.1并网方案386.2电气一次386.3 电气二次467 土建工程597.1 设计安全标准597.2 基本资料和设计依据597.3 光伏阵列基础及逆变器室设计607.4 给排水设计617.5 道路4、工程及其他627.6 工程量628 工程消防设计638.1 工程消防总体设计648.2 通风消防设计659 施工组织设计669.1设计原则669.2 施工条件669.3 施工总布置669.4 主要施工方案679.5工期保障措施739.6主要施工机械7410 工程管理设计7410.1 工程管理机构7410.2 主要管理设施7510.3 电站运行维护、回收及拆除7510.4 防雪、抗风沙及防尘方案7710.5 电站回收及拆除7811 环境保护与水土保持设计7812 劳动安全与工业卫生8112.1 编制依据、任务与目的8112.2 工程安全与卫生的危害因素分析8312.3 劳动安全与工业卫生对策措施5、8312.4 运行期措施8312.5 安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度8412.6 事故应急救援预案8512.7 各类事故的预防及其应急预案8612.8 预期效果评价8712.9 存在的问题与建议8713 节能降耗8713.1设计原则及依据8713.2 施工期能耗分析8813.3运行期能耗分析8913.4主要节能降耗措施9013.5节能降耗效益分析9213.6结论和建议9314工程设计投资概算9314.1 编制说明9314.2 概算表9715 财务评价与社会效果分析9815.1 概述9815.2 财务评价9815.3 财务评价表10016 结论和建议10016.1 结论10016.2 建6、议10117农光互补优越性10217.1农业生产与发电相得益彰10217.2提高土地利用率，降低光伏产业成本10217.3为当地经济创收，带动地区创旅游，为农民创收益102符合国家产业政策与导向102解决就业，增加农民收益102增加地方税收收入，打造生态农业闭环10317.4光伏农业发展前景10317.5该项目农光互补方案10318 附图及附表1121 综合说明1.1 概述1.1.1 项目背景安徽省日照时数大致呈纬向分布,分布形式为北高南低;各地总辐射量在4540-5460兆焦耳/平方米之间，淮北年总辐射量在5030-5460兆焦耳/平方米之间，最大值出现在亳州，江淮4950-5210兆焦耳/7、平方米之间，江南4540-4930兆焦耳/平方米之间。总辐射的时间分布是夏季最多，春秋次之，冬季最少，全省各地最大值出现在6月份或7月份，最小值在12月份。全省年总日照时数在1600-2300小时之间，空间分布于总辐射相似，倍多男少，平原、丘陵多，山区少。沿淮北年日照小时数超过2000小时，江淮1900-2000小时，江南大多在1900小时以下，荒山周围是最少区。xx县位于安徽省东北部，淮河中游南岸，北纬3237-3303、东径11719-11757。北濒淮河与五河县相望，东、南部与嘉山县、定远县毗连，西部和西北部与淮南市、蚌埠市接壤。东西长74.64千米，南北宽49.6千米，总面积1949.8、5平方千米。总人口73万人（2004年）。xx县境古为淮夷之地，春秋时为钟离子国，后有钟离、蚕富、燕（yn）、中立等县名。明洪武三年（1370年）改中立县为临淮县。洪武七年，割临淮县四个乡设置xx县。清乾隆十九年（1754年）临淮县并入xx县。现属滁州市。xx地形南高北低，南部为山区，中部为倾降平缓的岗丘，北部为沿淮冲积平原。海拔一般为15-17米。境内最大湖泊是花园湖，正常水位下湖面约30平方千米。最高山峰为狼窝山，海拔340.3米。淮河流经县境北部52.5千米，其它主要河流有小溪河、板桥河、濠河、天河、窑河，均由南向北注入淮河。气候属北亚热带江北区亚湿润季风气候，年平均气温14.9，年降雨9、量904.4毫米，年蒸发量1609.7毫米。xx能源控股有限公司(纽交所代码：JKS)成立于2006年，是全球为数不多的拥有垂直一体化产业链的光伏制造商，业务涵盖了优质的硅锭，硅片，电池片生产以及高效单多晶光伏组件制造。经过数年的开拓与发展，其已经成为全球最大的光伏材料供应商之一；并在全球范围拥有多家大型光伏电站，拥有丰富的光伏电站运营管理经验。xx能源控股有限公司拟在xx市xx境内建设一座光伏电站，装机容量为20MW，共安装255wp光伏组件79200块，同期新建一座35kV开关站，一期一次建成。项目计划于2015年间建成投运。我公司受工程建设单位委托，担任xxxx光伏发电有限公司20MW地10、面分布式光伏电站项目可行性研究的编制工作，设计的内容包含太阳能资源分析，工程任务和规模、太阳能光伏发电系统设计、电气、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、节能设计、投资概算和财务效益初步分析。在此期间我公司协同建设单位对该区域太阳能资源、电网情况、光伏站址等情况进行了多次调研和统计分析。本工程依照光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD 003-2011)要求的深度进行编制。1.1.2 地理位置xxxx光伏发电有限公司20MW地面分布式光伏电站项目位于xx县xx镇。项目利用当地未利用地，新建20MWp分布式光伏发电系统。站11、址地貌为丘陵地形，海拔高度为15-17m之间，场址内现有的道路经过拓宽改造可做为光伏场区进场道路。光伏电站位置示意如图1.1-1所示。 图1.1-1 项目位置示意图一1.2 太阳能资源该区域内太阳能资源非常丰富，而且 项目场址海拔较高，大气层薄，透明度好，日照充分，年水平面总辐射总值可达 1412kWh/，26倾斜面年辐射总量可达 1559kWh/m2，可利用小时数可达 1481 小时。 发利用潜力非常广阔。根据我国在 1983 年出版的太阳能资源区划标准，该区域属 于 III类“很丰富带”，太阳能资源较丰富,具有良好的开发远景，较适合大型光伏电站的建设。1.3 工程地质1) xx镇位于xx西12、南部 10km 处，所在区域地貌单元属中低山区或黄土丘陵区，地形较开阔平坦，场址内公路由东向西南穿境而过，附近省道、县道四通八达，交通便利。 2) xx电力安徽xxxx20MW地面电站发电项目工程拟选各场址位于xx县xx镇内，各场地范围内地形起伏较大，冲沟发育。 3) 各场址处于相对稳定的地质构造单元，无断裂构造通过，建光伏场址可行。 4) 根据中国地震动参数区划图GB181006-2001，拟选场址地震动峰值加速 度为 0.1g，相对应地震烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s。 5) 拟选各场址区出露地层主要为第四系上、中更新统冲洪积黄土（粉质粘土）、 黄土（粉质粘土）。其中上13、部黄土状粉土，黄土（粉质粘土）具有湿陷性。为湿陷性 黄土场地，场地湿陷性土层厚度为 3.0-10.0m 不等。各场址的上部黄土状粉土具有湿 陷性，建议采用碾压、夯击或换土垫层法处理。 6) 拟选各场址场地地下稳定水位埋深一般大于 10.0m，可不考虑地下水对基础 的腐蚀性。 7)据气象资料，场址土壤最大冻深 83cm。 8)根据已有资料和现场调查，矿区的局部地带出现地表裂缝，但综合考虑采空区近 几年基本无沉陷发展、基础设计时加强支架基础整体性等，目前阶段认为在该区域建 设光伏电站基本上是可行的。但要充分认识到在采空区进行建设存在的风险，可在下 阶段对在采空区进行光伏电站运行进行进一步论证减小风14、险性，在建设期和电站运营 后应持续加强采空区沉陷观察和测量，工程建设和电站运营期间要建立关于采空区 塌陷的应对措施的各类应急机制，为光伏电站的持续发展和效益增长提供坚强保证。1.4 工程任务和规模 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，本工程充分利用闲置土地建设光伏发电项目，符合光伏项目规划，项目具备建立的基础。项目开发利用当地比较丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。根据项目所在地的地区经济发展状况及电力等其他产业的发展规划，以及太阳能资源开发建设的要求和委托人的意见，该电站项目的开发任务以发电为主。根据当地太阳能资源以及结合业主的初步开发规划，本工程本期建设容量为215、0MWp，共安装 79200块功率为 255wp 的多晶硅光伏组件。本工程占地约 600亩，土地性质为荒山、荒坡及未利用地。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算 太阳能电池组件的选择在技术成熟度高、光电转换效率高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。本工程推荐选用255wp 多晶硅电池组件。结合本工程规模，以及设备的可靠性、输出效率、运行维护等因素，选用500kW逆变器。 电池组件采用固定式支架安装，组件串联普遍采用 2 行 11 列 22 块电池板构成 1 个电池组，组件倾角为 25、方位角为0。 光伏电站的发电量受多种16、因素的影响，主要与太阳能组件光伏发电系统的发电量、当地的太阳辐射能量、电池组件的功率、系统效率等因素有关。本阶段根据多年逐月日辐射量计算电站年理论发电量为3049.4万 kWh，考虑系统综合效率，电站建成后，年平均上网电量为2212.63万kWh。1.6 农业设计项目建设单位结合当地实际以及农业种植特点，经过专家论证，在光伏支架下选择高品质的经济作物进行种植：设计 支架高度不低于1.5米，高度到3米，种植叶类和果实类有机蔬菜，安装 255Wp 晶硅光伏组件，行与行之间的间距在2.5米，光照条件可以保证作物的正常生长和产量。1.7 电气设计本工程装机规模为 20MWp。为并网电站项目，目前暂定以17、35kV电压等级接入220kV变电站。光伏电站每1MWp为一单元模块进行设计，每1MWp光伏发电单元经逆变器转变为交流电后，通过一台1000kVA箱式升压变压器，将电压升至35kV；每10个1MWp光伏发电单元并联后经一回35kV电缆线路接入35kV开关站，本期共设有2回35kV电缆线路接入35kV开关站。再通过1回35kV架空线路与系统并网。本期建设 1 座35kV 开关站，站外经1 回35kV 架空线路(长约4km)接入220kV 官塘变的35kV 母线，官塘变扩建1 个35kV 间隔。1.8 土建工程1）工程项目规模本工程光伏电站规划总装机容量为20MW，推荐采用单块容量为255wp的多18、晶硅光伏组件，20 MWp共 79200 块。2）总体布置方案由于地形及土地性质的所限，整个光伏区布置较为分散，本工程由20 个1MW光伏阵列单元组成，每个方阵包括180组固定式支架及一个逆变器室和1个箱变，逆变器、箱变靠近道路布置，方便安装检修。光伏电站内的施工检修道路主要沿逆变器、箱变修建。站内道路宽度为4.0m。道路采用级配碎石路面。道路的纵向坡度结合地形设计，满足设备运输及运行管理的需要。本期建设 1 座35kV 开关站，站外经1 回35kV 架空线路(长约4km)接入220kV 官塘变的35kV 母线，官塘变扩建1 个35kV 间隔。进站道路从南侧乡间路（经拓宽、改造后）就近引接，混19、凝土路面宽4m，满足运输要求。35kV开关站联合建筑长25.2m，宽7.5m，坐北朝南布置，主入口向南，室内布置有35kV高压配电装置室室、保护室、中央控制室等设施，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。开关站站内道路采用4m宽混凝土路面，公路型，转弯半径9m。3）光伏支架及基础设计根据本地区气象、地质条件及光伏厂家提供的资料，光伏支架采用钢结构形式，光伏支架基础采用混凝土灌注桩基础。桩成孔直径176mm，钢管采用764，桩长2.04.0m，桩基础采用C30细石混凝土浇筑，20MW共28800根。 4）光伏发电场主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型式光伏发电场开关20、站内主要建筑物包括：35kV开关站联合建筑、综合楼等。35kV开关站联合建筑为单层框架结构，建筑面积282.36m2。主要有布置35kV高压配电装置室室、保护室、中央控制室。1.9 消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行，分别进行了对主要场所和主要机电设备的消防设计、消防电气设计、移动灭火器设计、通风消防设计等。在施工区及施工生活区内按照有关部门消防安全的要求，配备足够的灭火器材。对所有的施工上岗人员进行上岗前的消防安全教育。并指定专人（安全员）进行消防安21、全监督，定期对施工中存在的消防安全隐患进行排查和整改。 本工程电缆防火根据电力工程电缆设计规范（GB50217）和火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229）的规定进行设计，其具体设计原则如下： （1）电力电缆和控制电缆型号均选用阻燃型电缆。 （2）电力电缆各层间和电力电缆与控制电缆、通信电缆间均加设耐火隔板。1.10 施工组织设计本工程主要包括光伏电站场区内太阳能电池板、开关站、站内道路等项目。1）运输条件场址南侧现有的道路经过过拓宽改造可做为光伏场区进场道路。附近还有省道S221及S303接引，交通运输条件较好。 2）施工用水光伏电站用水包括建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等。根据22、工程情况，经计算，确定本工程施工高峰期用水量为50m3/d。施工期供水可由附近村庄购买，通过运水车运水解决生产、生活、消防水。3）施工用电施工电源考虑由施工临建场地附近现有6kV架空线路（李家荒支线）就近引接，即可满足施工、生活用电的需求。并考虑移动柴油发电机，由施工单位自行解决。4）通信施工现场的对外通信，拟采用由当地通信网络上提供通信线路的方式，其内部通信则采用无线电通信方式解决。6）施工进度本工程光伏电站规划总装机容量为20MW,从项目核准至工程竣工总工期为6个月。工程筹建准备期1个月。施工于第2月开始，第5月底完工。工程于第6月底投产运行。1.11 工程管理设计项目公司将对光伏电站实施23、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，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置和光伏场区的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。在完成光伏电站建设后，项目公司主要设置四部-运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部。项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行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。1.12 建设项目招标建设项目的招标内容主要包括：1）招标范围为光伏场场内部分，包括光伏组件、逆变器和升压箱变、开关站设备、工24、程安装及土建工程等。2）招标方式。由项目投资方委托有资质的招标代理机构，按照招投标法以及相关管理规定，进行公开招标。1.13 环境保护和水土保持设计光伏发电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，主要影响集中在施工期，施工场地平整对地表原地貌的扰动、植被破坏、固体废弃物、污废水排放等造成土地水土保持功能的下降，对周围环境产生污染影响；光能为清洁能源，营运期不会排放废气废渣，主要影响表现在光伏板折射光线产生的光污染及线路产生的部分电磁辐射问题，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可有效防治工程建设引起的水土流失，达到预定防治目标，具有一定的25、生态效益、社会效益和经济效益。本项目在采取必要的措施后对生态环境基本无不良影响，从环境保护和水土保持的角度考虑，项目建设时可行。1.14 劳动安全与工业卫生设计光伏发电站在施工和运行期间可能存在的直接危害人身安全和身体健康的危害因素有：火灾、电气伤害、机械伤害、车辆伤害、粉尘等，对上述危害因素应提早预防，加强施工及运营期的安全管理，加强巡视、监督，消除事故隐患。通过对不同时期的危害因素分析，提出预防和防护措施设施设计，可有效保障施工、运行人员的人身健康和安全。1.15 节能降耗本工程技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，在施工期和项目运行期均能有效地减少能源的消耗，并26、本工程的设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想。本光伏电站装机容量 20MWp，年平均上网电量2212.63万kWh，如以火电为替代电源，按火电每度电耗标准煤 355g/kWh 计算，则可节约标准煤约 80198t，减少二氧化碳排放约102911t，减少二氧化硫排放约 80.2t。1.16 工程设计投资概算 1）原则及依据 依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，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/T 31010-2011）。（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/T 3101127、-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。（3）工程量：按各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册计算。（4）主设备价格参考近期招标价格，太阳能电池板按4.50元/Wp计算；集装箱式逆变器按0.5元/W计算。箱变（S11-1000/35）20万元/台。 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征地等其他费用，工程估算中未计列送出线路投资。3）工程投资工程静态投资15806.29万元，单位投资7903.145元/kW。建设期贷款利息363.21万元。工程动态投资15599.50万元，单位投资8084.752元/kW。4）资28、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6.15 %。正常运营后，长期贷款采用等额还本利息照付的方式、15年还清贷款之本息。1.17 财务评价与社会效果分析资金筹措包括资本金和银行贷款两部分。本工程暂按资本金占总投资的 20%考虑，80%使用商业银行贷款，年利率采用现行长期贷款利率 6.15%，估算建设期利息为363.21万元，贷款偿还期限暂定为 15 年。 生产成本按固定资产投资1.5%计算，劳动定员10人，每人年工资6万元。项目全部投资财务内部收益率所得税前为9.04%、所得税后为8.04%，高于项目投资基准内部收益率5%，故该项目盈29、利能力及清偿能力较强，在财务评价上可行。1）项目财务评价指标财务评价综合技术经济指标经济指标单位 数值项目投资财务内部收益率（所得税后）%8.04项目投资回收期（所得税前）年8.95项目投资财务净现值（所得税后）(Ic=5%)万元1006.51资本金财务内部收益率(Ic=5%)%12.40资本金财务净现值万元/标杆上网电价元/kWh12）社会效果评价 积极的正面影响是主流。 国家层面，实现国民经济的可持续发展。 地区层面：（1）当地丰富的太阳能资源得到了开发与利用。（2）为当地经济注入新的活力。直接地效益体现在：建设项目的增加，带动当地建筑业、建材业的发展；装机容量的增加，带来发电收入的增加，30、地方税收增加。间接效益将体现在：光伏电站的建设，优化了电网电源结构，增加了能源供给，势必建立起良好的经济发展硬环境；良好的硬环境下，必将促进相关产业的快速发展。（3）改善和提高当地居民的物质生活。 新的活力注入：将增加居民就业，就业的增加使收入提高；当地财税增加，公共设施完善，生活福利提高；还将促进城市化的进程，进而提高当地居民的物质和精神文明的生活水平。（4）社会风险极小。 光伏电站项目不占用农田，避开村庄和现有设施。因而，不会发生村庄的拆迁问题和移民安置问题，当然也就不会诱发当地居民与项目之间的矛盾。1.18 风险分析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31、，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，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。1.19 结论和建议本期光伏发电项目日照资源较好，交通运输满足设备运输的要求，地质条件稳定，具有光伏发电场综合建设条件。光伏发电等效满负荷1170小时，平均每年可向电网提供2212.63万kWh的绿色电能。电站的建设具有良好的社会、环境等综合效益。1.20 光伏发电工程附表光伏发电工程特32、性表2 太阳能资源2.1 区域太阳能资源概况我国幅员广大，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射能约为 501018kJ，全国各地太阳年辐射总量达 335kJcm2a837kJcm2a，中值为 586kJcm2a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在 4000m 以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。 我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能33、的高值中心和低值中心都处在 N22N35这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在 N30N40地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区，详见表 2.1-1。 表 2.1-1 全国太阳能辐射地区划分表分类年日照时数（h）年总辐射量（MJ/m2）年总辐射量（kWh/m2）一类地区3200330067008370青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部34、等二类地区3000320058606700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三类地区2200300050205860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四类地区1400220041905020长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区五类地区1000140033504190四川、贵州 一、二、三类地区，年日照时数大于 2200h，辐射总量高于 5020MJ/m2，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的 2/3 以上，具有利用太阳能的35、良好条件。安徽省处于三类地区，太阳能资源较为丰富，具有开发利用价值。 我国的太阳能资源分布见图 2.1-1。 图 2.1-1 中国太阳能资源分布图2.2 安徽省太阳能资源概述安徽省日照时数大致呈纬向分布,分布形式为北高南低;各地总辐射量在4540-5460兆焦耳/平方米之间，淮北年总辐射量在5030-5460兆焦耳/平方米之间，最大值出现在亳州，江淮4950-5210兆焦耳/平方米之间，江南4540-4930兆焦耳/平方米之间。全省年总日照时数在1600-2300小时之间，空间分布于总辐射相似，倍多男少，平原、丘陵多，山区少。沿淮北年日照小时数超过2000小时，江淮1900-2000小时，江南36、大多在1900小时以下，荒山周围是最少区。2.3 xx县气象条件 境内处于中国东部湿润季风区内，淮河以南属北亚热带，淮河以北属于暖温带，这样两种气候之间除地理位置上有一河之隔外，并无截然不同的界线。处在北亚热带向暖温带渐变的过渡带内，在气候上就具有明显的过渡性特点，其表现为终年气候温和，四季分明，光照充足，水热同季，干冷同期，无霜期较长，但雨量季节分配不均且略显不足。年平均气温14.9，年降雨量904.4毫米，年蒸发量1609.7毫米。具体气象数据见表 2.3-1。 表 2.3-1 xx气象数据1年平均风速3.7m/s2历史最大瞬时风速14.7m/s3年平均气温14.94极端最高气温42.3537、极端最低气温-15.56年平均降雨量810-10027平均相对湿度69.35%8全年无霜期220d9全年日照时数2000h10年平均蒸发量1609.111年雷暴日数22.6d2.4 特殊气候影响分析2.4.1 气温条件影响分析极端最高气温为 42.3、极端最低气温为-15.5，本项目主要在光伏组件串并联方案、电气设备选择以及系统效率折减等方面考虑温度对真个光伏电站的影响。 1）在进行光伏组件串并联方案设计时，要考虑在极端温度下，组件串联后的最大开路电压不能超过组件的最大系统电压，不能超过逆变器的最大允许电压；工作电压要在逆变器工作电压的跟踪范围之内。 2）光伏组件的设计温度一般为25，温度过高38、会造成组件输出功率降低，本项目选用多晶硅光伏组件，其峰值功率的温度系数为-0.45%/，由温度带来的折减按3%考虑；同时，对于布置在配电室内的逆变设备，控制其工作温度保持在允许工作温度范围内。2.4.2 大风影响分析 多年最大风速为 14.7m/s，年平均风速为3.7m/s，当太阳能电池组件周围的空气处于低速风状态时，可增强组件的强制对流散热，降低电池组件板面工作温度，从而在一定程度上提高电池组件的发电量。等风速过高时，电池板组件由于迎风面积较大，将对光伏板运行造成一定影响，组件支架设计应充分考虑风载荷，并采取一定防风措施。2.4.3 雨、雪天气影响分析 该地区年均降雨量为904.4mm，降水39、季节分布不均，多集中在夏季，6-9四月降水量一般可达全年总降水量的70-80%。多年平均降雪日数为5.0天，最大积雪深度为39.5cm（2009年）。降雨对电池组件的发电效率影响不大，对电池组件发电效率造成影响的主要是降雪。在降雪天气时应及时清扫电池板，同时组件支架设计根据建筑结构荷载规范考虑雪荷载的影响。冰雹日时主要对组件面板影响较大，本工程太阳能电池组件选用时应充分考虑其抗冰雹能力。2.4.4 雷暴影响分析 多年平均雷暴日为 22.6d，该地区雷电对光伏电站有一定的危害。电池组件及电气装置、建筑物等应采取相应的防雷措施。2.4.5 沙尘影响分析沙尘暴天气时空气污浊，大气透明度降低，相应的太40、阳辐射量也降低，会直接影响光伏阵列的发电量，故在系统设计中用采取相应的防风沙措施和方便可行的日常清洗方法。总之，本项目将通过设备选型和相关设计技术的优化，将气象因素对光伏电站的负面影响降低到最低程度。2.5 太阳能资源分析2.5.1 辐射数据分析 拟建场区太阳能辐射量采用于北纬 32.81、东经117.2，海拔高度约为15-17m。厂址周边没有观测辐射数据的气象站。本次太阳能辐射数据分析采用 PVsyst 软件，同时查询Meteonorm 数据。分析结果如下： 图2.5-1 项目所在地多年平均月辐射量（Meteonorm7.0） 根据Meteonorm7.0数据统计结果，绘制出xx多年平均月辐41、射量柱形图：多年平均月辐射量柱形图柱形图01002003004005006007001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月月份多年平均月辐射量辐射量 MJ/m2柱形图 图 2.5-2 多年平均月辐射量图 从图中可知，月辐射值从 3 月开始迅速增加，到 5月达到峰值，然后在6月、 7 月、8 月略有下降，进入到 9 月开始迅速下降，在 12 月份达到最低点。考虑 PVsyst 软件误差、空气污染等因素影响，光资源折减 5%，折减后项目所在地多年平均年辐射总量为5114.16MJ/m2。 太阳辐射年内变化趋势为单峰型，季节变化非常明显，太阳能资源年内变化稳定，最佳利用时间集中。以542、6月份最大，12月、1月份最小。 图 2.5-3 多年平均平均月辐射直射比 其中夏季辐射量最大，约占全年辐射设量33.4%，春季为30.49%，秋季为20.66%，冬季为15.45%。2.5.2 日照时数分析 根据现有的xx气象局20032012年的各月日照时数数据，20032012年平均日照时数为2411.8h小时，月平均日照时数为201.0h，平均日照时数为6.6h，日照条件优越，详见下表： 表2.5-2 xx20032012年各月日照时数月份123456日照时数 h153.30152.00189.30221.70252.10239.70月份789101112日照时数 h214.502043、3.90197.50189.50158.90147.40 由数据绘制出xx近 10年间的各月平均日照时数月际变化图。 图 2.5-4 多年平均月日照小时 图 2.5-5 多年平均月日照时数比 从图中可以看出，日照时数整体呈现夏季长、冬季短的趋势。15 月日照时数逐月递增，5月最大，从 6月开始逐渐递减，进入到 9 月日照时数开始迅速下降，在 12 月到达最低点。除12月、1月、2月、3月光照条件较差外，其余月份光照资源均较为丰富。其中春季占占可照时数28.5%，夏季占30.4%，秋季占23.8%，冬季占17.3%。变化与太阳辐射量略有不同，基本趋势一致，春季和秋季为高值期，夏季和冬季为低值期。44、2.5.3 峰值日照小时数分析峰值日照是在晴天时地球表面的大多数地点能够得到的最大太阳辐射照度，即1000w/。一个小时的峰值日照为峰值日照小时。本工程峰值日照采用Meteonorm7.0数据。 表2.5-6 项目所在地平均峰值日照时数（Meteonorm）由以上数据可知，xx市项目所在地日平均峰值日照小时数约为3.89kWh/m2，日照资源较为丰富。全年峰值日照小时数为1420.6kWh/m2。2.6 当地太阳能综合评价对照xx地区太阳辐射量和日照时数的变化趋势图（见图 2.6-1），可以发现其变化规律基本一致，这符合大量的实际观测数据揭示的太阳辐射量和日照时数之间的关系，这说明本工程采用的45、太阳辐射量的数据是可信的，可以作为本工程设计计算的数据。 图 2.6-1 太阳能辐射量和日照时数变化趋势图 因此由上述资源情况分析可知，站区多年平均总辐射值为 5114.16MJ/m2。多年平均日照时数约为2431.8h，全年峰值日照小时数为1420.6kWh/m2。 表 2.6-1 太阳能资源丰富程度等级 太阳总辐射年总量资源丰富程度1750kWh/(m2a)资源最丰富6300MJ/(m2a)14001750kWh/(m2a)资源很丰富50406300MJ/(m2a)10501400kWh/(m2a)资源丰富37805040MJ/(m2a)1050kWh/(m2a)资源一般 3 工程地质3.46、1 场地岩土工程条件3.1.1气象及地形地貌条件xx县位于安徽省东北部，淮河中游南岸，北纬3237-3303、东径11719-11757。北濒淮河与五河县相望，东、南部与嘉山县、定远县毗连，西部和西北部与淮南市、蚌埠市接壤。xx县地形南高北低，南部为山区，中部为倾降平缓的岗丘，北部为沿淮冲积平原。海拔一般为15-17米。境内最大湖泊是花园湖，正常水位下湖面约30平方千米。最高山峰为狼窝山，海拔340.3米。淮河流经县境北部52.5千米，其它主要河流有小溪河、板桥河、濠河、天河、窑河，均由南向北注入淮河。境内处于中国东部湿润季风区内，淮河以南属北亚热带，淮河以北属于暖温带，这样两种气候之间除地理47、位置上有一河之隔外，并无截然不同的界线。处在北亚热带向暖温带渐变的过渡带内，在气候上就具有明显的过渡性特点，其表现为终年气候温和，四季分明，光照充足，水热同季，干冷同期，无霜期较长，但雨量季节分配不均且略显不足。年平均气温14.9，年降雨量904.4毫米，年蒸发量1609.7毫米。3.1.2地基土分层描述据场地勘察结果，最大10.0m深度范围内根据其岩性和物理力学性质的不同，将地基土划分为3个工程地质单元层，现由上而下分层描述如下：第层：砾岩全风化层：褐黄色，大部分已风化成砂状、土状，松散。含大量卵石，直径0.52cm，大者可达10cm以上。本层层底埋深0.905.20m。第层：砾岩强风化层：48、灰褐色，较破碎，砂质胶结。岩芯长度525cm，含大量卵石，直径28cm，大者可达15cm以上。本层层底埋深4.909.50m。第层：砾岩中风化层：青灰、灰白色，砂质胶结，胶结程度较好，硬度较高。含大量卵石，卵石主要成分为石英、长石，直径28cm，大者可达15cm以上。在勘察深度范围内未揭穿此层，最大揭露厚度5.10m。场地各勘探点地层厚度，层底标高详见钻孔柱状图。3.1.3岩石单轴饱和抗压强度统计本次勘察共在钻孔中取中等风化新鲜岩样20件，并送实验室做了单轴饱和抗压强度试验，统计结果见表3.1-1。表3.1-1 单轴饱和抗压强度frk(Mpa)统计表层号统计个数最大值最小值平均值标准差变异系数49、标准值2043.433.538.720.70.18936.13.1.4 重型动力触探试验统计为利用重型动力触探试验成果确定地基土的承载力等力学参数，对各孔实际重型动力触探试验击数进行杆长修正后，分层进行统计计算，统计结果见表3.1-2。 3.1-2 重型动力触探试验统计表 层号统计个数最大值最小值平均值标准差变异系数标准值46未修正值4.02.03.100.620.1512.90修正值3.82.02.900.590.1212.7050未修正值14.09.012.400.820.18911.80修正值7.9011.5010.200.790.1469.203.1.5 场地水文地质条件钻孔揭穿深度范50、围内未见地下水，可不考虑其对基础的影响。3.1.6地震根据建筑抗震设计规范（GB50012010）附录A.0.14，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第二组。3.1.7不良地质现象、不利埋藏物本次勘察，场地未发现古河道、暗滨、暗坑（塘）、古井、古墓等不利于工程建设的地下埋藏物和不良地质作用。3.2 场地岩土工程分析与评价3.2.1工程环境分析及场地适宜性评价拟建工程场地为空地，地形开阔，场地距周围建筑较远，施工相互影响较小，建筑施工环境较好，适宜拟建建筑物的兴建。3.2.2各层土承载力特征值及压缩性评价根据室内试验、原位测试的结果，并结合地区建筑经验，经综51、合分析提出各地基土层的承载力特征值见表3.2-1。 表3.2-1 各地基土层承载力特征值fak（kPa） 层 号岩 性砾岩全风化砾岩强风化砾岩中等风化建议值fak(kPa)1103351000压缩模量Es1-2(Mpa)6.40压缩性评价中低低3.2.3场地稳定性评价进入新生界以来，构造活动稳定，山体仍以上升剥蚀为主，从有地震史记录以来，未发生有地震记录。因此，宏观上判定区域稳定性较好，建筑场地属稳定场地。3.2.4场地土类别及建筑场地类别根据场地岩土层覆盖厚度和xx地区经验,场地岩土属中硬土，场地类别为类，特征周期值为0.40s。属抗震有利地段。根据建筑工程抗震设防分类标准（GB50223252、008）的规定，本工程属标准设防类工程丙类。3.2.5场地和地基土液化评价本场地不存在可液化土层，所以本场地可不考虑液化问题。3.2.6地基土冻胀性评价根据建筑地基基础设计规范附录F：“中国季节性冻土标准冻深线图”，勘察场地冻土深度小于0.6m，一般为3050cm,在基础设计时可不考虑地基土冻胀和融陷的影响。3.3 地基基础方案分析与论证3.3.1地基均匀性评价场地地层岩性在水平方向变化不大，垂直方向上成层稳定，判定场地土属均匀性地基土，该场地为适宜工程建设的一般场地。3.3.2天然地基方案分析与论证3.3.2.1 开关站 根据拟建开关站工程特征，基础埋深约为整平地面以下2.03.0m；设备基53、础埋深约为整平地面以下2.02.50m。第层砾岩全风化层层底埋深在1.201.80m，开关站拟建工程持力层为第层砾岩强风化层。 第层砾岩强风化层承载力特征值为335kPa，承载力较高，可采用天然地基方案。3.3.2.2光伏场 根据拟建工程特征，光伏场分布区域大，光伏支架基础埋深1.502.0m。光伏场第层砾岩全风化层层底埋深0.905.20m，光伏支架基础持力层为第层砾岩全风化层（承载力特征值为110kPa）或第层砾岩强风化层（承载力特征值为335kPa）。由于第层砾岩全风化层承载力较低，不能满足光伏支架荷载要求，可考虑地基土换填方案（砂石或三七灰土换填）或采用灌注桩方案。第层砾岩强风化层承载54、力特征值为335kPa，承载力较高，光伏支架可采用天然地基方案。3.3.3.3灌注桩方案根据场地地层条件和地区施工经验，光伏支架可采用灌注桩方案。由于场地地层无地下水，若桩端持力层选择第层砾岩强风化层可采用人工挖孔桩方案；若桩端持力层选择第层砾岩中风化层可采用机械钻孔灌注桩（嵌岩桩）方案。根据建筑桩基技术规范（JGJ942008）第5.3.55.3.6，按机械钻孔灌注桩或人工挖孔灌注桩综合分析，提供各岩土层桩的极限侧摩阻力标准值（qsik）和极限端阻力标准值（qpk），见表4.3.1。表3.3-1 极限侧摩阻力标准值（qsik）和极限端阻力标准值（qpk）表 桩型层号人工挖孔桩qsik（kpa55、 ）60180qpk（kpa ）2000机械钻孔桩qsik（kpa ）60180110qpk（kpa ）1800根据试验结果，第层中风化砾岩单轴饱和抗压强度标准值frk=36.1MPa。若选择第层中风化砾岩作为桩端持力层,则：1、机械钻孔桩身嵌岩段中侧阻、端阻综合系数r应根据嵌岩深径比hr/d按建筑桩基技术规范（JGJ942008）第5.3.9条取值，嵌岩段侧阻和端阻综合系数r取值见表4.3.2。 表3.3-2 嵌岩段侧阻和端阻综合系数r表 hr/d00.51.02.03.04.05.06.07.08.0砾岩0.450.650.810.901.001.042、人工挖孔桩的桩侧阻、端阻尺寸地基土56、及强风化岩层地段效应系数si、p取值应按建筑桩基技术规范（JGJ942008）表5.3.6-2采用；嵌岩段侧阻和端阻综合系数r取值依据表5.3.9取值。3.4 结论及建议3.4.1结论1、本次勘察，场区地段未发现古河道、暗滨、暗坑（塘）、古井、古墓等不利于工程建设的地下埋藏物和不良地质作用。2、场地地层稳定，地基均匀，适宜拟建建工程的兴建。3、拟建建筑属标准设防丙类工程，场地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第二组。场地土类型为中硬土，建筑场地类别为类，特征周期值为0.40s。建筑场地属可进行建筑的抗震有利场地，地震作用和抗震措施均应符合本地区抗震设防烈度的要57、求。4、钻孔揭穿深度范围内未见地下水，可不考虑其对基础的影响。场地环境类别为类环境。场地土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。5、根据场地地层情况，结合地区经验，各地基土层电阻率建议取值如下：第层砾岩全风化层电阻率0.057.m ；第层砾岩强风化层电阻率0.125.cm；第层砾岩中等风化层电阻率0.242.cm。6、拟建开关站可采用天然地基方案。7、拟建光伏场地的光伏支架持力层为第层砾岩强风化层时可采用天然地基方案；持力层为第层砾岩全风化层时承载力较低，不能满足光伏支架荷载要求，可考虑地基土换填方案（砂石或三七灰土换填）或采用灌注桩方案。按机械钻孔灌注桩或人工挖孔灌注桩综合分析。3.458、.2建议1、人工挖孔桩的桩侧阻、端阻尺寸地基土及强风化岩层地段效应系数si、p取值应按建筑桩基技术规范（JGJ942008）表5.3.6-2采用；机械钻孔灌注桩嵌岩段侧阻和端阻综合系数r取值依据表5.3.9取值。采用灌注桩方案，应做好孔底沉渣厚度控制。2、若采用地基土换填方案（砂石或三七灰土换填）基础施工前应按规范要求进行地基土重夯或压实处理，以避免引起建（构）筑物的不均匀沉降。3、基坑开挖为保证安全，应采用放坡开挖，放坡比例为1：1，基坑上缘周边35m范围内不得过量堆载。4、基坑开挖前应建立变形观测系统，施工过程中对基坑开挖及各加荷阶段应进行严格监测，发现问题及时处理。5、做好验槽工作，发现59、异常地质情况，及时采取处理措施。4 工程任务及规模4.1工程任务 本项目可行性研究报告就以下方面进行论证： 确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性； 对光伏电站太阳能资源进行评估； 初步拟定光伏组件、逆变器型号； 提出光伏组件的布置方案，确定组件安装方式，并预测发电量； 提出技术可行、经济合理的光伏电站主接线方案和并网方案； 确定光伏组件支架结构及荷载的校核计算； 拟定光伏电站定员编制，提出工程管理方案； 进行环境保护和水土保持设计； 拟定劳动安全与工业卫生方案； 编制工程投资估算，项目财务评价和社会效果评价。4.2 建设必要性4.2.1 合理开发利用光能资源，符合能源产业发展方向 60、我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四中五中全会上通过的中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的中华人民共和国借阅能源法明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的1996-2010年新能源和可再生能源发展纲要则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的可再生能源法要求中国的发电企业必须用可再生能源（主要是太阳能和风能）生产一定比例的61、电力。近期，国家陆续出台了一系列鼓励太阳能发展的政策。2012年，国家发改委、国家能源局、工信部和科技部相继出台了太阳能发电科技发展“十二五”专项规划。国家电网出台了分布式光伏发电接入配电网技术规定（暂行）、关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）以及关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见（暂行）。 太阳能作为最有发展潜力的新能源，是一种取之不尽、用之不竭的自然能源，而安徽省拥有丰富的太阳能资源亟待开发，气候多晴天，日照时数长，太阳能资源丰富，对环境无任何污染，是满足可持续发展需求的理想能源之一。目前太阳能的广泛利用，可以说是一种永续利用、对环境影响极小的能源，不论是现在或是未来，开62、发利用太阳能资源，完全可以减少对化石能源的依赖以致达到代替部分化石燃料的目标，这对区域经济发展、改善环境和满足人民生活用电要求，将会起到重要的作用。 xx市日照时间长，太阳辐射时间长，具有发展太阳能发电的优势。在建设太阳能光伏用户侧并网电站，可提高新能源在xx电网能源结构中的比例。促进当地新能源的利用和节能减排事业的发展。4.2.3 地区国民经济可持续发展的需要 随着国家加大对新能源事业的扶持力度，为安徽省的经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。把发展太阳能产业的发展做为带动当地经济发展的动力，充分利用清洁、丰富的太阳能资源。同时以电力发展带动矿产资源开发，可促进人民群众物质文化生活水平的63、提高，推动全区经济以及各项事业的发展。4.2.4 改善地区能源供应的需要 国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例。我国太阳能资源比较丰富，大力发展太阳能发电，将一定程度上促进能源结构的改善。本项目的施设，可以对xx市的新能源电力的发展起到很好的促进作用。 项目实施的示范作用 1、实用性。光伏发电系统在正常条件下，可以为基地供应部分电力，在突发的供电中断时又可以作为一个备用的电源，在电力紧张时作为调峰使用，供应基本的照明和办公用电。同时光伏系统又是一个永久性的展示； 2、环保性。本项目中我们所采用的晶体硅太阳能发电并网系统，不使用蓄电池，不会造成对环境的污染。本系统在使用过程中不需要64、任何原材料的补充，只要有阳光就会发电；同时，也不会产生任何的废气、废水和噪音。这对于节能减排，减轻环境压力而言，是一个很大的促进；4、示范作用。本项目的建设对推动分布式光伏发电的规模化应用、推动当地地区国民经济可持续发展的需要、改善能源结构、扶持我国光伏产业健康持续发展、展示企业产品优势、降低企业用电成本具有重要的示范意义。5 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分类有基本分类、结构分类、用途分类，工作方式分类等四大类分类方法。 晶体硅光伏电池单晶硅多晶硅硅基薄膜光伏电池非晶硅微晶硅纳米硅化合物光伏电池有机半导体光伏电池1）光伏电池基本分类2）按结构分65、类：同质结光伏电池、异质结光伏电池。3）按用途分类：空间光伏电池、地面光伏电池。4）按工作方式分类：平板光伏电池，聚光光伏电池。几种主要的光伏电池板见图5.1-1。单晶硅太阳电池多晶硅太阳电池非晶硅薄膜太阳电池高倍聚光太阳电池图5.1-1 几种光伏电池板图5.1.1 光伏电池选择 几种光伏电池板光电转换效率如表5.1-1。表5.1-1 光伏电池板光电转换效率电池种类实验室最高效率商业化批量生产效率多晶硅光伏电池20.3% 16%单晶硅光伏电池24.7% 17%非晶硅薄膜光伏电池12.8%6-8%碲化镉（CdTe）19.5%12-14%铜铟镓硒（CIGS）16.5%9-11%高倍聚光光伏电池4266、.7%薄膜光伏电池多用于附着建筑物表面，其柔性好，但光电效率比晶体硅低。本工程厂址虽荒地，所以应选取转换效率较高的光伏电池，此处暂不推荐薄膜电池。化合物光伏电池包括砷化镓电池；硫碲化镉电池；铜铟镓硒电池等。碲、铟、硒地壳中含量少。同时砷、镉、铟都是有毒物质，对人身体有害。所以本工程不推荐化合物光伏电池。有机半导体电池正在发展阶段，国内没有规模使用的实例，发电效率不详暂不推荐。聚光光伏电池光电转换效率高，但需要配备一套包括聚光器，散热器，跟踪器及机械传动等的聚光系统。因为聚光使电池板变热，而在同样的光照下，电池的输出功率随温度升高而降低，每升高1效率下降0.110%0.45%，所以必须有散热器。67、不跟踪太阳光聚光器聚光效果不理想，发电量提高有限，与加入聚光器的价格相比不合算，所以要加入跟踪系统，有跟踪系统就要有传动系统。如此一来系统维护也是一笔开销。聚光电池很早就开始研究，是研究的一种方向，但与硅电池在商业运营的经济效益上的较量还有很长的路，有很多技术难关要攻克。晶体硅光伏电池以绝对优势占据着光伏电池市场，主要是由于地球上硅原材料贮量丰富，晶体结构稳定，硅半导体器件工艺成熟，对环境的影响很小，而且有希望进一步提高光电效率降低生产成本。目前晶体硅电池占各种形式的光伏电池总量的93%。综上所述，本工程推荐使用晶体硅电池。晶体硅光伏电池中，单晶硅比多晶硅转换效率高。单晶硅电池单片光电转换效率68、约为17%左右，多晶硅电池单片光电转换效率约为16%。单晶硅比多晶硅光电转换效率高约1%。但在制成组件后，由于单晶硅单片倒角形状的空隙效应，比较单位面积组件的效率，单晶硅与多晶硅相差不大。以某公司生产的组件为例，容量190W单晶硅组件，规格1580808mm，每平米组件148.8W；容量240W单晶硅组件，规格15751082mm，每平米组件140.8W；容量260W多晶硅组件，规格1650992mm，每平米组件158.8W；容量280W多晶硅组件，规格1957992mm，每平米组件144.2W。可见，在单位面积发电容量上单晶硅组件并无明显优势，从而在降低直流系统投资、降低基础和支架投资和工程69、量、减少占地等方面，单晶硅组件也无明显优势。因此根据上述分析可知，本工程拟选用xx电力的产品。本项目采用xx电力的太阳能电池多晶硅组件，多晶硅太阳电池组件采用了新型EVA及层压封装技术，改变了以往传统的PVC封装方式，增强了产品的稳定性能，提高了户外安装抵抗恶劣环境侵蚀的能力，因此有效地提高了产品使用寿命。该产品的最大优势在于其较高的性价比。 由于采用了能够抵抗恶劣天气的接线盒，因此多晶硅太阳电池组件可以适合于从单个组件到大型网状连接的各种应用。在户外较高的环境温度下，多晶硅太阳电池性能会发生变化，取决于当时的温度，光谱以及其他相关因素。但可以肯定的是：多晶硅较之单晶硅或非晶硅性价比更高。多晶70、硅太阳能电池组件实物图255wp多晶硅透光型太阳能组件参数如下表所示：255wp多晶硅透光型太阳能组件参数表序号参数名称性能参数1.峰值功率255W2.工作电压30.8V3.工作电流8.28A4.开路电压38.0V6.外形尺寸1650mm*992mm*40mm7.工作温度-40858.寿命25年以上结构图如下所示：多晶硅电池结构图 图5.5 光伏组件板外形图5.2 光伏阵列运行方式选择5.2.1 安装方式选择对光伏电池的支撑分为固定，单轴跟踪，双轴跟踪等方式，单轴跟踪，双轴跟踪等跟踪系统可大大提高电池板的利用率，单轴水平跟踪：提高40%；单轴跟踪倾纬度角：提高51%；双轴高精度跟踪：提高56%71、。但其跟踪系统目前并未十分完善，转动系统出错或机械故障都会使发电量大大降低，同时需要技术人员维护，投入较大，收益风险大。固定支架结构简单，安装维护方便，收益稳定。图5.2-1 各种组件安装方式图 表5.2-1 光伏系统安装方式对比表项目发电量提高成本提高占地面积支架故障维护量固定式111基本没有水平单轴1.21少量斜单轴(倾纬度角)1.22较多双轴跟踪1.32-3较多综上所述，本工程推荐使用固定支架安装。5.2.2 最佳安装倾角的选择太阳能电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响很大，通过对工程所在地太阳总辐射、直射辐射、散射辐射数据的分析，确定固定式安装的最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时72、的倾角。 倾斜面辐射分析倾斜面辐射量计算模型为增加光伏组件表面接受的太阳辐射量，在赤道以外地区，工程设计中通常将光伏组件朝向地球赤道方向倾斜一定角度。确定朝向赤道倾斜面上的太阳辐射量，通常采用Klein提出的计算方法：倾斜面上的太阳辐射总量Ht由直接太阳辐射量Hbt、天空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分组成。其计算公式为：Ht=Hbt+Hdt+Hrt因此，对于确定的地点，在已知全年各月水平面上的平均太阳辐射资料（总辐射量、直接辐射量或者散射辐射量）后，便可以计算出不同倾角的倾斜面上的全年各月的平均太阳辐射量。相关计算参数的确定太阳赤纬的确定赤纬角是指地心和太阳中心的连线与其天赤道平73、面投影之间的夹角，也可以理解为太阳光线与地球赤道面的交角。赤纬度是反映地球绕太阳公转规律的角度变量，用来表示。太阳赤纬度随季节变化，按库珀（cooper）方程计算，见下式：式中：n为一年中的天数，如在1月1日，n=1，以此类推。根据此公式，计算得到一年各天的太阳赤纬角。各月倾斜面日落太阳时角的计算太阳时角是指太阳中心点到地心的连线与天子午线之间的夹角，简称时角。太阳正午时刻的时角为0，上午时角为负值，下午为正值，太阳时角是反映一天内日照时间长短的指标。水平面、倾斜面上的日落时角可依据如下计算公式：hscos1（tantan）hsminhs，cos-1（-tan（-s）tan）式中：hs：水平面74、上的日落时角；hs：倾斜面上的日落时角；：当地纬度；：太阳赤纬度；s：太阳能电池板倾角。根据以上公式，根据当地的地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，便可计算出水平面上的日落时角和某一倾角s倾斜面上的日落时角。大气层外太阳水平辐射量的确定大气层外太阳水平辐射量是指在没有地球大气影响的情况下，水平面上的太阳辐射量。其计算公式如下：H0式中：H0：大气层外水平面上辐射量；n：一年中的天数；Isc：为太阳常数，指的是在平均日地距离时，地球大气层上界垂直于太阳光线表面积上单位时间内所接受到的太阳辐射能量，其参考值1420w/m2h。根据已确定的相关参数和上述计算公式，可计算出本光伏电站所在地各月大气层外太阳75、水平面上辐射量平均值。5.2.2.2 倾斜面辐射分析倾斜面上直接辐射量的确定在工程设计中，倾斜面直接辐射量常采用以下公式进行计算：RbRb式中：Rb：倾斜面与水平面上直接辐射量的比值；Hbt：倾斜面上太阳直接辐射量；Hb：水平面上太阳直接辐射量；hs：水平面上的日落时角；hs：倾斜面上的日落时角。依据以上公式，根据当地地理纬度、太阳赤纬度等相关参数，可计算出某一倾角s倾斜面上直接太阳辐射量。倾斜面上天空散射辐射量的确定对于天空散射辐射量采用Hay模型计算。Hay模型认为倾斜面上天空散射辐射量是由太阳光盘的辐射量和其余天空均匀分布的散射辐射量两部分组成，其计算公式为：Hdt式中：Hb：水平面上直76、接辐射量，气象站原始观测数据；Hd：水平面上散射辐射量，气象站原始观测数据；H0：大气层外水平面上太阳辐射量，其计算方法见第5.2.2.4章节。根据当地地理纬度、太阳赤纬角等相关参数，依据上述公式，可计算出某一倾角s倾斜面上天空散射辐射量。 地面反射辐射量的确定： 对于朝向赤道的倾斜面，其辐射量总量除了来自太阳的直接辐射量和来自天空的散射辐射量外，还应包括来自地面本身的反射辐射量，其计算公式为：式中：H为水平面上总辐射量，为水平面上的直接辐射量与散射辐射量之和是气象站原始观测数据；为地面反射率，一般计算时，可取。地面反射率的数值取决于地面状态。不同地面状态的反射率可参照下表执行。表5.2-2 77、不同地表状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.240.28干湿土0.14湿草地0.140.26干燥地带0.10.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸地0.080.09干草地0.150.25冰面0.695.2.2.3 光伏组件最佳倾角及辐射总量的确定 通过上述分析可知，对于确定的地点，在已知该地区各月水平面上太阳直接辐射量和散射辐射量之后，倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量均为以倾斜面倾角s为自变量的函数。其函数关系可表达为下式：HtHbt（s）+Hdt（s）+Hrt（s），因此，对于固定式阵列的并网光伏发电系统，应选择光伏组件阵列最佳倾角s，使倾斜面上的辐射78、总量Ht 达到最大，从而达到光伏电站年发电量最大的目标。5.2.2.4 本工程的光能利用分析xx县位于安徽省东北部，淮河中游南岸，北纬3237-3303、东径11719-11757。本区域内太阳能资源非常丰富，而且项目场址海拔较高， 大气层薄，透明度好，日照充分，年水平面总辐射总值可达 1412kWh/，26倾斜面 年辐射总量可达 1559 kWh/m2，可利用小时数可达 1481 小时。开发利用潜力非常广 阔。根据我国在 1983 年出版的太阳能资源区划标准，该区域属于 III 类“很丰富带”。本工程太阳辐射量资料见图5.2-2。 图5.2-2 太阳辐射量资料依据倾斜面太阳辐射量的计算方法，79、通过xx地区太阳辐射资料，可得出本工程不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量，见表5.2-3。 表5.2-3 不同倾角情况下电池组件上太阳辐射量（kWh/m2）倾角s242526272829全年155815591561156115621562从上表可以看出，光伏组件倾角为28时，倾斜面上所接受的太阳辐射量最大，相应的年发电量也就最多。当电池组件采用25度倾角时，倾斜面接受的辐射量为1559kWh/m2，仅比最佳倾角损失0.2%，由于工程所处地形及征地面积限制，结合辐射量并考虑到场地布置的利用率,采用25度倾角可减少占地，节约土地资源，经与建设单位协商，本工程建议采用25度倾角设计，依山势铺设电池组80、件，方位角0。5.3 逆变器选型并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：1）性能可靠，效率高：光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。 欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。2）要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电81、池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。3）具有保护功能：并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。4）波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。5）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远控室，其控制器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，便于整个电站82、数据处理分析。经向厂家了解，单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，但是单台逆变器容量过大，在故障情况下对整个系统出力的可靠性影响较大。经过对逆变器型式进行深入的技术经济比较，选择目前技术成熟的国产500kW逆变器。所以，本项目推荐使用合肥阳光生产的500kW的大型逆变器，每个1MWp发电分系统采用两台500kW逆变器，以分组模式运行。这样不仅能够提高运行的可靠性和灵活性，还可避免每500kWP发电单元之间高次谐波的传递与叠加，提高了输出电能的质量。通过市场调查，本项目逆变器拟采用优质高效500kW型光伏并网逆变器，额定交流输出功率500kW。优质高效500kW型光伏并网逆变器产品特点：高效率，83、达98%；冗余设计，高可靠性；扩容方便，可降低初始投资；MPPT效率大于99%；超宽MPPT电压范围450-820VDC；315V输出电压，无需低压变压器；智能化管理，接口多样化；维护简易；功率密度高，体积小，重量轻。 表5.3-1 500kW型逆变器的主要技术参数表 序号名 称供货方提供值生产厂家合肥阳光逆变器型号SG 500MX1逆变器输出功率(1)逆变器输出额定功率500KW(2)逆变器最大交流侧功率560KW2逆变器效率(1)最高转换效率98.7%(2)*欧洲效率（加权平均效率）98.5%(3)10%额定交流功率下95.0%(4)整机效率（考虑配电柜、变压器等损耗）95.0%3逆变器输84、入参数(1)输入电压范围DC460880V(2)MPPT电压范围DC460820V(3)最大直流输入电流1220A4逆变器输出参数(1)额定输出电压315V(2)输出电压范围(3)输出频率要求47-52HZ(4)功率因数0.99(5)最大交流输出电流1070A(6)总电流波形畸变率10年10要求的电网形式 TN-C-S5.4 光伏方阵设计5.4.1 光伏电站总体技术方案设计本工程总安装容量20MWp，均采用多晶硅光伏组件。推荐采用分块发电、集中并网方案。组件选用255wp多晶硅组件，共安装光伏组件79200块，22块电池组件串联为一个基本汇流单元，以2台500kW逆变器为单位进行区域划分，共分85、为20个区域，一个区域布置容量约为1MW，光伏组件按单元串输入汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经逆变器接入35kV箱变升压后送至新建的35kV开关站联合建筑。35kV配电室出一回架空线路接入xx电网。光伏组件方阵推荐采用固定式安装。在支架上双片纵向布置。电池组件采用螺栓安装固定在支架上。每单元内组件间留20mm过风缝。通过对工程所在地太阳总辐射、直射辐射、散射辐射数据的分析，结合光伏板布置，确定本工程光伏阵列的固定倾角为25。在平地布置时为避免前排组件对后排组件遮阴，布置原则为保证在冬至日的午前9 时至午后3 时期间南部的电池组件及建筑物对北部的电池组件不形成阴影。组件支架依照山势铺设，根据不86、同地势采取适当间距，减少遮挡。各配电室（逆变器）的布置尽可能使电池组件经汇流箱汇流后到逆变器的线路损失减小，有效的提高各发电单元的上网电量。本项目场址地形平坦、开阔，太阳电池方阵布置条件好。为了方便电站运行管理，结合项目文件及业主要求本工程设计采用单一的多晶硅太阳电池组件。5.4.2 光伏电池方阵电池组件的串、并联设计 按光伏发电站设计规范的计算公式，首先应满足逆变器最大输入直流电压的条件，即串联光伏板的数量Vdcmax/Voc1+(t-25)Kv=25；其次应满足逆变器Mppt电压最大值的条件，即串联光伏板的数量Vmpptmax/Vnp1+(t-25)Kv=26.33；还要满足逆变器Mppt87、电压最低值的条件，即串联光伏板的数量Vmpptmin/Vnp1+(t-25)Kv=14.9；从以上计算结果看，串联光伏板的数量在1526之间选取均可以。本投标设计串联光伏板的数量选取22块。按上述最佳光伏电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量P1单块电池板的容量22 。对应于不同容量的逆变器内的额定功率P2计算，需要并联的最多回路数N1P2/P1。每块电池的短路电流I 1，不同逆变器允许的最大输入电流 I 2，对应于不同容量的逆变器内的最大输入电流计算，需要并联的最多回路数N2I 2/ I 1 。取N1和N2两者之间的较小数，即为最大并联串数N。通过计算分析，本工程1MWp多晶硅电池88、组件的串、并联数量如下：组件串联数量：22块。组件并联数量：180串。即：22块255wp多晶硅太阳电池组件组成1个组串。共180串。本工程组件安装支架采用纵2方式布置，1MW光伏发电单元需要180组光伏支架，每组光伏支架上布置22块光伏组件，22块光伏组件串联为1路。30MWp的容量布置79200块光伏组件。 500kW光伏发电单元由180路光伏组串经光伏汇流箱并联汇流，再经1台直流配电柜汇总输入500kW光伏逆变器，输出315V 50Hz交流电送至10kV升压变低压侧。根据对1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件串联数量及组串并联数量设计计算，1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：89、发电容量：1.009MWp（标称容量为1MWp）；本期20MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：255wp国产多晶硅太阳电池组件数量：79200块；发电容量：20.98MWp（标称容量为20MWp）。5.4.3 光伏电站直流发电系统设计太阳电池方阵的直流系统是指太阳电池组件、汇流箱、直流防雷配电柜与逆变器输入直流侧所构成的系统。1MWp直流发电系统中，太阳能电池组件数量为79200块，每块255wp；汇流箱12个；直流防雷配电柜2个；500kW逆变器2个；1000kVA的箱式分裂升压变1个。直流系统主要设备安装方式：汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒90、，满足室外安装使用要求；直流防雷配电柜、逆变器均安装在逆变配电室内，箱式升压变布置在户外。5.4.4 方阵间距计算在安装方阵时，如果方阵前面有树木或建筑物等遮挡物，其阴影会挡住方阵的阳光，所以必须首先计算遮挡物阴影的长度，以确定方阵与遮挡物之间的最小距离。对于多排安装的方阵，必须在前后排方阵之间保持一定的距离，以免前排方阵挡住后排方阵的阳光，因此需要确定前后排方阵之间的最小距离。本工程规划容量为20MW，全部使用255wp多晶硅太阳电池组件。本工程电池组件阵列倾角按最佳倾角25设计，电池组件双片纵向布置。确定光伏电池组件阵列间距，以避免南部的方阵对北部方阵形成遮阴，计算原则为保证在冬至日的午前91、9 时至午后3 时期间南部的阵列对北部的阵列不形成阴影。其计算公式为： 式中：L阵列倾斜面长度；D两排阵列之间距离；阵列倾角；当地纬度。 图5.4-1 水平地面方阵示意图电池组件布置时，采用25固定倾角，经计算电池组件前后排间距D为6.5m。因为有些组件依照山势铺设，山体自身存在一定角度，所以前后排组件不在同一水平面，而是存在一定的高度差，如图5.4-2。 图5.4-2 山地光伏方阵示意图根据山体倾角、组件倾角和间距D，运用几何知识可以求出组件前后排间距。见表5.4-1。 表5.4-1 各坡向间距一览 编号坡向间距（米）1平地6.52北坡123东西坡6.55.4.5辅助技术方案5.4.5.1 92、光伏组件清洗光伏发电区及附近地区的尘土及杂物和一些腐蚀物质等，将随空气的流动，会附着在太阳能电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能。灰尘、杂物附着在光伏电池组件的表面58个月后，其转换效率将降低到810；树叶、鸟粪粘在光伏电池组件表面还会引起太阳电池局部发热而烧坏太阳能电池组件。为此，需对太阳能电池组件表面进行定期清洗，通过人工清洗太阳能电池组件的方式，减少灰尘、杂物对太阳电池组件发电的影响。为保证发电效率，需定期对光伏组件进行清洗，计划采用局部清洗和整体清洗相结合的方式，保证光伏组件的清洁。光伏阵列的电池板面的清洗，根据发电量的减少情况确定。当发电量减少10%15%时，就应该清93、洗组件。清洗时间安排在日出前或日落后。日常维护主要是每日巡视检查电池板的清洁程度，不符合要求的光伏板应及时清洗，确保电池面板的清洁，电池面板清洗后应保持干燥。光伏组件的清洗用水由蓄水池系统供水。光伏方阵排水设施主要为排水沟，建筑排水为雨水管道和排水沟。由于本地气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现积雪情况，故无需采取特殊的融雪措施。5.4.5.2 站区内其他设备运行要求 （1）箱式变压器等设备放置在室外，容易受到风沙雨水侵蚀，应具有一定的防护等级，防护等级应满足要求。配电室、保护室、监控室等室内电气设备较多，尤其是计算机等设备洁净要94、求较高，防风设计必不可少，因此外门应增加门斗，门窗加防风密封毛条。 （2）组件支架的设计使用年限应为25年，安全等级为3级，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求并符合抗震、抗风和防腐等的要求。5.5 年发电量计算5.5.1 系统效率计算建设在开阔地的并网光伏发电站基本没有朝向损失，影响光伏发电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、光伏组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低由于xx市年95、平均扬沙天气较多，考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，采用数值：97%。2）温度引起的效率降低光伏组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时已考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点范围内，考虑0.31%/K 的MPP功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为97%。3）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，选择该效率为96%。4）组件方位角功率损耗因场址为山地，地势较为96、复杂，组件顺着山势敷设会产生轻微的方位角，造成倾斜面接受的太阳辐射量降低，选择该效率为99%。5）直流部分线缆功率损耗根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗3%，选择该效率为97%。6）逆变器的功率损耗本项目采用高效并网逆变器，功率损耗可取2%，选择该效率为98%。7）交流线缆的功率损耗根据项目的交流部分的线缆连接，计算得交流部分的线缆损耗效率2.5%，选择该效率为97.5%。8）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98.5%。9）天气、雾霾因素及人为烟雾对系统效率的影响近年来因环境污染导致气候、气象极不稳定，xx地区雾霾现象较为严重，场址位于农村，焚烧秸秆也可能产生97、烟雾对系统效率影响，降低系统效率，选择该效率为98.5%。10）总体系统效率测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，取0.99的修正系数，则系统综合效率：=97979699%979897.598%98.50.9979.2%因此，光伏电站整体效率为79.2%。 表5.5-1 系统效率估算修正系统统计表序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低9779.22温度引起的效率降低973组件串并联不匹配产生的效率降低96%4组件方位角功率损耗99%5直流部分线缆功98、率损耗97%6逆变器的功率损耗98%7交流部分线缆功率损耗97.5%8变压器的功率损耗98%9天气、气候因素及烟雾对系统效率的影响98.5%10修正系数0.99不同坡面组件的方位角不通，因此组件方位角功率损耗取值不同，见下表5.5-2。 表5.5-2 各区域容量分布及折损效率坡面分类北坡东坡西坡南坡及平地合计组件数量（块）99882901830866932879200各区域容量（KW）2546.947399.597870.832378.6420196方位角折损（%）99.50%98.80%98.80%100.00%99.00%各区域效率（%）79.60%79.04%79.04%80.00%7999、.20%5.5.2发电量计算本工程按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%，至25年末，衰减率为20%。根据计算，采用安装角度25时，电池组件接受的年辐射量为1559kWh/m2。南坡及平地1-25年发电量年 份发电量（万kwh）年 份发电量（万kwh）第01年2449.700352第14年2192.876928第02年2429.944704第15年2173.12128第03年2410.189056第16年2153.365632第04年2390.433408第17年2133.609984第05年2370.67776第18年2113.854336第06年2350.9221100、12第19年2094.098688第07年2331.166464第20年2074.34304第08年2311.410816第21年2054.587392第09年2291.655168第22年2034.831744第10年2271.89952第23年2015.076096第11年2252.143872第24年1995.320448第12年2232.388224第25年1975.5648第13年2212.63257625年总发电量55315.8144按25年运营期考虑，总上网电量为55315.81万kWh，年均上网电量约为2212.63万kWh。年均有效可利用小时数为1106.32h。6 电气部分101、6.1并网方案6.1.1 电网现状及规划安徽省电力公司xx供电公司是安徽省电力公司所属中型供电企业，担负着xx四县一区以及周边地区工农业生产及居民生活的供电任务。现有员工817人，固定资产3.43亿元，直供部分拥有35KV及以上输电线路767公里，变电所26座，其中220KV变电所3座，220kV变电所11座。6.1.2 光伏电站接入系统方案本期建设 1 座35kV 开关站，站外经1 回35kV 架空线路(长约4km)接入220kV 官塘变的35kV 母线，官塘变扩建1 个35kV 间隔。本方案通过1 回35kV 线路接入220kV 官塘变，官塘变站内实施方便，网架清晰简单。经初步设想，本工程102、线路路径长度约4km，沿途多为农田，路径开辟难度不大。6.2电气一次6.2.1 光伏发电区域电气一次6.2.1.1 光伏发电系统电气主接线xxxx光伏发电有限公司20MW地面分布式光伏电站项目，本工程20MW 光伏并网系统布置为20 个独立的1MW 分系统，每个1MW分系统由2 个500kW 子系统组成，每个500kW 子系统由500kW 太阳电池方阵和500kW 并网逆变器组成，每个1MW 分系统通过一台1MVA 的变压器升压到35kV，然后相邻10 台升压变为一组，汇集为一条集电线路，共2 组接至xx埇桥光伏厂内建设35kV 母线。建设 1 座35kV 开关站，站外经1 回35kV 架空线103、路(长约4km)接入220kV 官塘变的35kV 母线，官塘变扩建1 个35kV 间隔。 图6.2-1 光伏电站开关站主接线示意图6.2.1.2 光伏发电区域短路电流计算根据接入点的系统容量、系统阻抗和电气主接线，35kV侧的短路水平，以此作为站内电气设备选择及导线、电缆热稳定截面校验的依据。 最大短路电流计算条件：（1）计算水平年为2015年；（2）故障形式为三相接地短路故障； 根据xx供电局提供的资料计算可知，由系统侧提供的最大短路电流： 220kV官塘变35kV母线为3.9kA。光伏电站35kV母线最大短路电流为3.2kA。 由光伏电站提供的短路电流按1.5倍的额定电流进行估算，则： 并104、网点的短路电流（光伏电站35kV母线）： 其中In为光伏电站额定电流，约为329A。 可知： 光伏电站35kV母线最大短路电流为3.53kA。 考虑到xx电网规划、系统扩容及其它可能性，本工程35kV电气设备暂按31.5kA设计。6.2.1.3 光伏发电区域电气设备选择1）光伏组件本项目太阳电池组件经进行综合技术经济比较后，全部采用国产的多晶硅光伏电池组件，峰值功率255wp，采用固定支架形式。2）逆变器本项目逆变器经进行综合技术经济比较后，本项目逆变器拟采用优质高效500kW型光伏并网逆变器，额定交流输出功率500kW。逆变器室用电：本工程每个逆变器室的电源由箱式升压变压器自用电取得，主要为105、满足逆变器室内的通风、暖通、照明、通信及设备正常运行供电。3）升压变压器升压变压器采用三相户外箱式升压变压器（带高压负荷开关熔断器组合）型号：S11-1000/35，Y，D11-D11，Ud=6 %额定容量：1000kVA，3722.5%/0.315/0.315kV箱变高压侧：真空负荷开关：Ie=630A, Ir=20kA，4s熔断器： XRNT3A-40.5/31.5A配带电显示器箱变低压侧：1600A框架断路器、低压浪涌保护器、电流互感器1500/5A。4）光伏汇流箱 为了减少光伏组件与逆变器之间的连接线，方便维护，提高可靠性，在光伏组件与逆变器之间增加光伏汇流箱。本项目选用16进1出光伏106、防雷汇流箱。具体技术参数和功能特点如下： 汇流箱配有光伏专用防雷器，正极负极均具备防雷功能； 具备防雷器失效报警功能； 采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值 小于DC1000V； 汇流箱对温度、每一支路电流等实时监控； 对内部元器件及部件，进行防腐处理； 适宜独立或并网光伏系统使用； 适应多种通讯模式：RS-485、无线（zigbee）。 5） 直流配电柜 直流配电柜是将光伏汇流箱的送入直流电缆与逆变器的连接柜，柜内设直流保护开关及避雷器，具有防止雷电及操作过电压功能，过流和速断保护功能。柜内设有数字式电流电压表，可在现场或集中监控室监视每个汇流箱回路工作状况。6.107、2.1.4 光伏发电区域电气布置光伏发电区域：直流防雷配电柜和逆变器放置在逆变室内，箱式升压变压器布置在户外，1MWp光伏发电分系统的逆变室沿场内道路布置，便于光伏区电缆沿道路直埋和接地沿道路敷设，节省土方开挖量，接线清晰。6.2.1.5 光伏发电区域防雷接地1）直击雷防护 （1）太阳电池方阵区域直击雷防护：在光伏阵列区域不设置避雷针，利用在电池支架金属框，设置环形扁钢（避雷带），作为直击雷防护设施。 （2）其他区域直击雷防护：在逆变升压配电室屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合进行。2）感应雷防护在太阳能组件的不同控制部分，分108、别设置二次防雷模块，避免其受感应雷和操作过电压冲击。3）接地光伏发电区域的接地网采用水平地网与垂直接地极相结合的复合接地网方式。整个水平地网做成“田字格模式”。对太阳电池方阵，将每排的电池支架连为一体，并就近与水平地网相连（连接点不小于2点）。保护接地、工作接地采用共网接地方式；接地电阻值按不大于4考虑。6.2.1.6 光伏发电区域照明本工程拟采用成品逆变器室，室内的照明由设备厂家配套提供。6.2.1.7 光伏发电区域绝缘配合本站设备外绝缘按III级污秽区进行设计：35kV单位爬电比距选为2.5cm/kV，设备涂防污涂料。6.2.1.8 光伏发电区域电缆设施与电缆防火1）电缆敷设： a. 电池109、组串至汇流盒、汇流箱的连接电缆，垂直和水平方向沿电池组件安装支架敷设，并经电缆通道汇总后沿户外电缆沟进入箱式逆变器室。 b. 光伏电池区所有35kV电缆通道根据光伏发电方阵的布置位置和间隔距离等，采用电缆直埋敷设方式，然后在逆变器室预留适当进线位置穿入。电缆过道路部分埋管敷设。 c. 逆变器室内设有电缆通道，通往各主要电气设备附近，基础内部电缆通道设电缆支架，动力电缆和控制电缆敷设时分层；电缆在无电缆支吊架的地方穿管暗敷。 2）电缆防火及阻燃措施： a. 在电缆主要通道上，设置防火阻燃分隔措施，设置耐火隔板、阻火包等； b. 墙洞、盘柜箱底部开孔处、电缆管两端、电缆沟进入建筑物入口处等采用防火110、封堵； c. 电缆防紫外线照射措施：本工程所有室外电缆敷设，将沿太阳电池板下、埋管或沿电缆沟敷设，以避免太阳直射，提高电缆使用寿命。6.2.2 35kV开关站部分电气一次6.2.2.1 35kV开关站电气主接线35kV开关站采用单母线接线。380/220V所用电接线：采用单母线接线方式。6.2.2.2 35kV开关站短路电流计算35kV电气设备短路水平按31.5kA设计，电气设备均采用普通型产品，不需要进行高海拔系数修正。6.2.2.3 35kV开关站电气设备选择 本站35kV配电装置采用手车式户内高压开关柜。 1）35kV真空断路器 额定电压： 35kV 额定电流： 1250A 额定开断电流111、： 31.5kA 动稳定电流（peak）： 80kA 热稳定电流（R.M.S）：31.5kA，4s 2）35kV电流互感器 额定电压：35kV （出线）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S 5P20/5P20 额定电流比：600-1200/5A （汇流进线）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S 额定电流比：200-400/5A （接地变及所用电）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S 额定电流比：5P20/5P20：100-300/5A；0.5/0.2S：50/5A （无功补偿）二次组合：5P20/5P20/0.5/0.2S 额定电流比：200/5A 抽头处二次负担112、：0.2S级 10VA 5P20/0.5级 15VA 3）电磁式电压互感器 额定电压比：kV 准确级：0.2/0.5（3P）/3P 60VA/相 4）氧化锌避雷器 型号：HY5W-51/134 6）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。在升压站低压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。 a 相控式动态无功补偿113、装置（TCR） 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，电流基波分量随控制角的增大而减小，控制角可在090范围内变化。控制角的变化，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。 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114、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，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，价格较贵。 b SVG动态无功发生器（SVG） 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。115、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510ms。 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，其价格已趋于合理。 综上所述，故本工程使用SVG型动态无功补偿装置。 根据系统资料，本工程35kV动态无功补偿部分，35kV开关站配置不低于3Mvar的容性和不低于1Mvar的感性动态无功补偿装置。本期建设1套4Mvar SVG型动态无功补偿116、装置，可实现1Mvar的感性到4Mvar容性连续平滑调节。6.2.2.4 35kV开关站电气布置 35kV配电室、中央控制室联合建筑，布置在项目的西南角；联合建筑内设有35kV配电室、继电器室、中央控制室及无功补偿设备室等。35kV配电装置采用户内开关柜单列布置。汇流进线采用电缆进线方式，出线采用架空方式，开关柜至穿墙套管间采用共箱封闭母线。35kV无功补偿采用SVG型户内装配式。6.2.2.5 35kV开关站防雷接地 对直击雷的保护通过在开关站屋顶设置避雷带来实现，保护范围的计算采用现行过电压保护规程的计算方法。在线路终端塔上设避雷针，作为进线档防直击雷保护。对侵入雷，在各级电压母线、线路出117、口、变压器出口处均设置了避雷器。本站采用606的热镀锌扁钢作为水平接地体，60热镀锌钢管作为垂直接地体，设备接地引下线采用-606热镀锌扁钢，经计算满足热稳定要求。35kV开关站地网敷设完毕后要进行实测接地电阻值，若不满足接触电势和跨步电压的安全要求，需进行降阻。一般降阻措施有：扩网、外引接地体、换土、加降阻剂、接地深井、爆裂深井、离子棒、离子模块等。本工程采用扩网或接地深井特殊处理方式。6.2.2.6 35kV开关站设备绝缘配合本站设备外绝缘暂按III级污秽区进行设计：35kV单位爬电比距选取为2.5cm/kV。6.2.2.7 站用电 站用电工作电源从35kV母线上引接，备用电源从施工完工后118、保留的施工电源引接，选用一台容量为250kVA的变压器，在工作电源失去后，站用电从地区取得备用电源，维持全站动力负荷正常供电。站用电系统为0.4kV单母线接线，由交直流一体化电源组成。6.2.2.8 35kV开关站照明 建筑物照明：继电器室及中央控制室采用嵌入式荧光灯，一般工作间和休息室采用荧光灯。配电装置室采用吊灯壁灯相结合的方式，光源为节能荧光灯。泵房等处设置必要的防水防尘灯。 室外照明：屋外配电装置区采用投光灯和草坪灯相结合的照明方式，检修时采用投光灯，巡视及一般照明采用庭院灯。这样能有效地利用电源，节省照明容量。 事故照明：在继电器室、中央控制室、配电室等处设置事故照明。6.2.2.9119、 35kV开关站电缆设施与电缆防火 电缆采用电缆沟、埋管、直埋等方式敷设。 严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆相连接处的进出口，均设置阻火墙。对高、低压电缆采用分沟敷设。封堵材料采用无机速固硬质堵料和有机软质堵料。防火墙的耐火极限为4h。6.3 电气二次6.3.1光伏发电区监控系统及保护 本工程光伏发电系统由20个1MWp的发电单元构成。每个发电单元包括光伏阵列、汇流箱、直流防雷柜、2台500kW的逆变器、分裂变压器、开关柜及相应的监控、保护设备组成。 在光伏区域每1MWp发电单元逆变器室内配置光纤环网交换机等设备，沿集电线路路由，根据集电线路数量组成若干120、光纤环网。每1MWp光伏发电单元配置1台就地数据采集器，安装于逆变器室内，通过RS485总线获取逆变器、汇流箱的运行参数、故障状态和发电参数；并在每1MWp光伏发电单元箱变内配置箱变测控装置。数据采集器、箱变测控装置通过光纤环网接入35kV开关站内光伏监控系统，实现各光伏发电单元运行参数的监视、报警、历史数据储存等统一管理，以及对各光伏发电单元分裂变运行的远程监控。光伏发电系统的控制 本光伏发电工程及其配套的35kV开关站均按无人值班、少人值守的原则设计。光伏发电区和35kV开关站各配置1套计算机监控系统，系统对侧计算机监控系统进行扩容，系统具有保护、控制、通信、测量等功能。 就地监控逆变器、121、数据采集器采用显示屏幕、触摸式键盘方式进行人机对话，运行人员可就地对逆变器进行参数设定、控制等功能。每1MWp光伏发电逆变器室设有就地监控装置，可通过装置的液晶显示器和键盘实现光伏发电单元的监测与控制。 集中监控 光伏发电监控系统对各光伏发电单元设备进行监控，并能够单独对每台逆变器进行启停操作、参数设置、故障报警和电能量累加等功能。上述控制操作需相互闭锁，同一时间只接收一种控制指令。 6.3.1.2 光伏发电系统的保护、测量和信号运行人员可就地通过数据采集器的人机对话界面，对每台汇流箱和逆变器的参数、设备状况、事故记录进行查看，还可在主控室操作员站上连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据122、，其中包括电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量、每天发电功率曲线图、逆变器的输入输出的运行参数和相关故障报警信号。逆变器具有直流输入过、欠压保护，输出过压，过载保护，过流和短路保护，过热保护，孤岛检测保护功能。逆变器出口升压变压器考虑采用箱式分裂变压器。箱变高压侧配置负荷开关和插入式熔断器，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，油温高保护，压力释放等非电量保护。箱变低压侧装设断路器，并自带断路器就地控制元件，低压断路器具备瞬时、短延时、长延时、123、反时限、接地故障保护等，可实现速断、过流、单相接地等保护功能，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。并在箱变内配置箱变测控装置，以实现对分裂变压器高低压侧开关的远方合分闸控制，变压器绕组温度、高压侧负荷开关位置、熔断器熔断、低压侧断路器位置等信号由箱变测控装置采集，经光纤组网上传至光伏监控系统。6.3.1.3 环境监测工程中配置1套环境监测系统。该系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头及配套支架组成，可测量风速、风向、环境温度和太阳光辐射强度等参量，通过RS485总线或光缆传输方式将数据上传至光伏功率预测系统，实时显示、记录环境数据。环境124、监测仪监测数据如下：表 6.3-1 环境监测数据一览表6.3.1.4 光伏电站信号上传根据国家电网公司文件Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定。监控系统将以下信号上传至调度部门。正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应包括：a. 光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；b. 光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c. 光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流。6.3.2 35kV开关站计算机监控系统开关站二次设备，包括控制、保护、测量、信号、故障录波、远动等均采用微机装置，各装置通过网络传递信息并实现资源共享。开关站中35kV测控保护装置及电度表分散安装在相应的125、35kV开关柜内，其它监控、保护、计量装置布置于继电器室及中央控制室内。各测控保护装置通过RS485口或以太网口接入监控系统，保护动作及装置故障信息等重要信号通过硬接点接入公用测控屏。6.3.2.1系统结构和功能 系统纵向分两层，站控层和间隔层。采用分层分布的网络结构，实现与所有通讯能力的智能设备通信。 间隔层介绍： 间隔层功能分两部分：一、继电保护功能配置与常规站相同，只是增加了与站内通信网连接的接口；二、测控功能，包括数据（电流、电压、有功、无功、温度、直流、各种开关量信息等）的采集并上送以及接收并执行来自就地监控或调度端的控制操作。间隔层设备按站内一次设备配置。站控层介绍：按照功能分散布126、置、资源共享、避免设备重复原则设计，考虑配置如下设备：两台远动主机（集中组屏），两台监控主机（其中一台兼作五防主机）。网络通信媒体采用对称双绞线电缆和光缆，站内主网采用单以太网。主网与间隔层网络连接采用光缆。各主要断路器可以在调度端、站内监控主机、就地三处控制，相互之间有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。监控系统软件配置满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。整个系统完成的功能主要包括：A. 实时数据采集和处理对开关站的运行状态和参数自动定时进行采集，并作必要的预处理，存于实时数据库，供实时画面127、显示、制表打印及完成各种计算。B. 限值监视和报警处理实时监视开关站各类设备的运行参数，当它们发生异常、运行状态发生变更或参数超越设定限值时，应及时发出告警信号，同时进行实时记录，包括事件顺序记录（SOE）、故障报警记录、参数越限报警与记录、电气主设备操作记录、事故追忆等。C. 画面显示及汉字制表打印D. 控制操作在中央控制室室通过监控主机键盘对断路器进行控制操作，也可接收调度端的命令实现断路器的跳合闸，在应急状态下，还可以通过控制/保护屏或开关柜上的控制开关或跳合闸按钮操作。E. 与微机保护装置和其它智能设备通信功能。F. 与调度部门的通信功能。G. 对时功能。H. 在线自诊断功能系统具有在128、线自诊断能力，可以诊断出通信通道、计算机外设、I/O模块、电源等故障，并进行报警。I. 自恢复功能当出现供电电源故障时，系统能有序的停止工作，当供电电源恢复正常时应具有自动重新启动功能。J. 监控系统同时具备VQC功能。6.3.2.2 防误闭锁系统不设置独立的五防主机，将其中一套计算机监控主机兼做“五防”工作站，五防工作站与监控系统共享采集的各种实时数据，就地操作时由电脑钥匙和锁具实现。6.3.2.3全站时钟同步系统时间同步系统由时钟源装置、时标信号扩展装置组成。时标信号扩展装置包括脉冲、时间报文、B码扩展装置，扩展装置可根据实际需要组合。全站配置1套时钟同步系统，设置2台时钟源装置，分别接收129、GPS和北斗卫星时钟信号，同时配备时标信号扩展装置，上述装置放置在时钟同步系统屏内。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。6.3.2.4 监控系统与其它智能设备的通讯对于重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，配置智能型公用接口装置，通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。6.3.1.5 35kV开关站信号上传根据国家130、电网公司文件DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程、工程招标技术文件和相关调度端的监控要求。监控系统将以下信号上传至调度部门。正常运行情况下，35kV开关站向电网调度机构提供的信号至少应包括：a. 35kV线路电流、有功功率、无功功率、有功电能 35kV/母线电压 35kV无功补偿的电流、无功功率、无功电能 直流母线电压、站用交流母线电压b. 所有断路器位置信号 隔离开关位置信号 接地开关位置信号 所有保护、自动装置动作信号及装置异常信号c . 35kV断路器的分、合d. 电容器动态调节信号6.3.3 系统调度自131、动化6.3.3.1 调度关系 本期光伏发电工程位于xx市境内，地处xx电网的覆盖下，根据电网调度规程，该光伏发电工程应由xx地调和安徽省中调两级调度管理。光伏电站及35kV开关站远动信息通过各自的远动装置直接送往xx地调和安徽省中调两级调度管理。6.3.3.2 远动信息 光伏电站及升压站远动信息向调度端传送。具体远动信息内容满足DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程、工程招标技术文件和相关调度端的监控要求。6.3.3.3 远动系统功能及技术指标 a. 远动功能 1）遥测、遥信功能： 即模拟量、脉冲量、状态量等实时132、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）一发二收功能： 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。 参数的设定和修改功能（调度端和当地均可操作）。 b. 技术指标： 1）站控层系统可用率不小于99.9%； 2）站控层平均故障间隔时间(MTBF)不小于20000h； 3）间隔层平均故障间隔时间(MTBF)不小于30000h； 4）主机正常负荷率宜低于30%，事故负荷率宜低于50%；网络正常负荷率宜低于20%，133、事故负荷率宜低于40%； 5）模数转换分辨率不小于12位，最大误差应满足DL/T630-1997的要求； 6）模拟量越死区传送时间不大于2s（至站控层显示屏）； 7）开关量变位传送时间不大于1s（至站控层显示屏）； 8）遥控操作正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%； 9）开关量信号输入至画面显示的响应时间不大于2s； 10）事件顺序记录分辨率(SOE)不大于2ms； 11）动态画面响应时间不大于2s； 12）整个系统对时精度误差应不大于1ms。6.3.3.4 设备配置方案按照电网调度自动化的设计要求，光伏电站实现自动化管理。在光伏电站内配置当地计算机监控系统，远动信息采集由计算134、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。为保证光伏站区的远动信息量向调度端实时传送，35kV开关站内均配置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。远动装置组1面屏放置于35kV开关站联合建筑继电器室内。6.3.3.5 电能量计量系统光伏站内配置电能量采集终端1台，关口表及各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集终端，可通过调135、度数据网或2M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。本工程关口计量点定于接入系统线路关伏电站侧，在关口点配置关口计量表，精度0.2s，主副双表配置，双RS485接口，详细参数及要求，待接入系统报告论证后依据当地调度部门要求进一步补充。 本站配置1台电能量采集终端设备及关口表组于关口屏放置于35kV开关站联合建筑继电器室内。6.3.3.6 电能质量在线监测光伏电站内装设电能质量监测装置1台，采用A类电能质量在线监测装置，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，装置具有通讯接口，136、具备远传电能质量数据功能。测量的信息包括：35kV母线电压；35kV线路三相电流； 本站配置1台电能质量监测装置组于关口屏放置于35kV开关站联合建筑继电器室内。6.3.3.7 有功功率控制系统 光伏电站配置有功功率控制系统一套。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。6.3.3.8 无功功率控制系统 光伏电站配置无功电压控制系统一套。无功功率和电压调节控制的对象包括逆变器无功功137、率、开关站无功补偿装置、主变分接头等，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满足电力系统电压调节的要求。6.3.3.9 光伏发电功率预测系统光伏电站配置光伏发电功率预测系统一套。光伏发电功率预测系统收集气象资料，研究并积累天气对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测，有助于电力系统调度部门统筹安排常规能源和光伏发电的协调配合，及时调整调度计划，合理安排电网运行方式，一方面有效地降低光伏接入对电网的影响，提高电网运行的安全性和稳定性，另一方面减少电138、力系统的旋转备用和运行成本，以充分利用太阳能资源，获得更大的经济效益和社会效益。6.3.3.10 电力调度数据网接入设备配置电力调度数据网络接口装置一套，包括路由器2台，网络交换机2台。 6.3.3.11 二次系统安全防护站内在调度数据网与远动信息、电能量信息、功角测量信息及继电保护信息网络接口安装纵向加密认证装置。6.3.3.12 调度端自动化系统为接收相关的远动、继电保护故障信息和电能量计量信息，需为调度端配置相应的接口设备和模拟柜元器件等设备，并进行数据库软件修改和系统联调，具体所需配合费用列入本工程投资。6.3.4 继电保护及安全自动装置6.3.4.1 系统继电保护根据接入系统方案光伏139、电站以一回35kV架空线路接入220kV变35kV侧。本工程在35kV接入线路配置含1套纵联光纤电流差动保护，具有完整的阶段式后备保护及三相一次重合闸功能。纵联光纤电流差动保护采用专用光纤通道。在光伏电站35kV开关站联合建筑继电器室内配置35kV线路保护测控屏1面，包含纵联光纤电流差动保护、线路测控装置、操作箱、打印机。在220kV官塘变原继电器室配置35kV线路保护测控屏1面，包含纵联光纤电流差动保护、线路测控装置、分相操作箱、打印机。6.3.4.2 元件保护 1）35kV开关站保护 a. 35kV汇流线路保护根据小电流接地35kV系统线路保护的配置原则，35kV线路配置电流速断保护、过流140、保护及零序电流保护。采用微机型装置，集保护、控制、测量及远传功能于一体。 b.站用变压器保护 35kV母线装设1套站用变压器柜，配置电流速断保护、过流保护、零序电流保护及本体保护。 c. 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满足GB/T 14285-2006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： 整套无功补偿系统具备输出电流过流、供电过压、欠压、失压保护等；SVG厂家负责整套动态无功补偿装置的保护及测控，并提供相应保护及测控设备。SVG回路开关柜至SVG设备之间的保护、控制由安装141、在35kV动态无功补偿回路开关柜内测控保护装置实现。6.3.4.3 安全自动装置 1）频率电压紧急控制装置在光伏电站配置1套频率电压紧急控制装置，组屏安装于35kV开关站继电器室内，具备低周、低压、高周、高压解列功能，装置动作与光伏电站低电压穿越能力及系统频率异常时光伏电站的响应能力相匹配，解列点设置在35kV出线开关。6.3.5 二次设备组柜及布置1）光伏电站组屏方案本站按无人值班站设计，35kV开关站联合建筑内设继电器室及中央控制室。全站自动化设备、系统保护测控装置及远动装置集中于继电保护室内，35kV站内保护测控设备布置在就地开关柜内。全站控制系统包含：光伏发电控制单元主机、主机/操作员142、工作站（集成五防系统）、工程师工作站安装布置于中央控制室操作台，继电保护室与中央控制室按终期规模建设。2）二次设备接地、防雷、抗干扰设计方案根据反措要求，所有静态保护屏柜及端子箱内设截面不小于100mm2接地铜排。静态保护屏柜的接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连；端子箱内的接地铜排应用截面不小于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网相连。计算机系统应由良好工作接地。监控系统不设单独的接地网，遵照“一点接地”原则，接地线接于建筑的主接地网的一个点上，接地电阻小于0.5欧姆。防雷方案：本站考虑为时钟同步系统天线馈线，调度数据网设备及远传通道加装防雷器。保护室内143、的二次设备通信采用屏蔽以太网或屏蔽双绞线，二次设备与保护室外设备采用光纤通信。6.3.6 二次接线1）CT、PT二次要求 （1）每台主变两侧应各装设1组电流互感器，电流互感器至少应有3个保护级、1个测量级、1个计量级二次绕组，用于两套主变保护、母线保护及故障录波、测量、计量等。 （2）每个35kV系统间隔装设1组电流互感器，电流互感器至少有2个保护级、1个测量级、1个计量级二次绕组，用于本间隔保护、母线保护及故障录波、测量、计量等。 （3）35kV母线装设一组三相电压互感器，准确等级0.2/0.5 (3P）/3P，用于保护、测量及计量。2）电能量计量系统依据电力装置的电测量仪表装置设计规范（G144、B/T 50063-2008）及电能计量装置技术管理规程（DL/T 448-2000），各级电压母线电压互感器二次侧电能计量专用回路，其导线截面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；并网点设在35kV出线侧。升压站内主变低压侧装设0.2S级双向多功能关口计量表（1+1配置），光伏电站侧配置0.2S级双向多功能关口计量表（1+1配置），同时表计具备失压无流报警计时功能；35kV开关站线路、站用变380V侧、和动态无功补偿回路作为考核计量点，电流互感器设置0.2S级专用计量线圈。主变高压侧配0.2S级多功能双向有无功电度表；35kV开关站线路、站用变380V侧和动态无功补145、偿回路配0.5S级多功能双向有无功电度表；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。6.3.7 电源系统 光伏电站交直流电源采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据通过监控单元接入开关站监控系统。 1）交流系统开关站配置一台35kV，500kVA站用变压器；为开关站站用负荷供电。系统采用380/220V 中性点接地系统，单母线接线，由站用变提供的380V 电源经电缆引入本期新上站用交流屏，并采用ATS自动开关实现主备切换及互锁功能，同时电源柜内配置微机监控装置监测交流母线电压146、进线电流及给馈线断路器的状态，并通过485通信接口与计算机监控系统相连。 2）直流系统 直流系统额定电压为DC220V，单母线接线；直流系统配置一套310A高频开关电源充电装置，N1冗余配置，配置微机直流系统监控装置、微机电池巡检装置及微机绝缘监察装置各1套。 直流系统由一面微机高频开关充电柜、一面直流馈电柜、及一组蓄电池组成。组屏布置于主控室内。直流负荷统计及蓄电池容量选择： 本站按无人值班运行管理模式设计，根据相关规程要求，蓄电池应采用阀控式密封铅酸蓄电池，本期不配置通信蓄电池及UPS蓄电池，全站共配置一组蓄电池。蓄电池容量按满足以下条件选择：(a) 控制、保护等经常负荷按照2h事故放电147、时间考虑；(b) UPS电源负荷及事故照明负荷按照2h事故放电时间考虑；(c) 通信设备经常负荷按照4h事故放电时间考虑；经计算本站配置1套100Ah蓄电池即可满足供电要求。蓄电池单体电压2V，共104只。 3）不停电电源系统 本期工程在开关站配置2套交流不停电电源（UPS）系统，容量为5kVA，输出AC220V，50HZ，主机和馈线等设备组屏安装在主控二次设备室内。UPS系统由一路交流和一路直流输入：正常工作由交流输入，经整流、逆变部件后向负载供电；交流消失时直流经逆变部件供电；当逆变部件输入异常或故障时，由静态切换开关转至旁路供电，须保证完备的旁路、检修切换等运行功能。UPS系统输出的馈线148、采用辐射式供电方式。 4）通信电源通信电源采用2块DC220V/DC48V直流电源变换模块为规划中站内通信设备及数据交换设备提供直流电源，不设单独通信电源蓄电池组，直流变换模块额定电流选择20A。6.4.8 辅助系统6.4.8.1 火灾报警系统在35kV开关站联合建筑装设火灾报警系统，系统由控制器、探测器及联系电缆等组成。消防报警控制主机容量30点；智能感烟报警探测器12个；智能感温报警探测器2个；手报按钮（带插孔）10个；声光报警器5个；消火栓直启按钮1个。在光伏发电区域逆变器集装箱内装设控制器、探测器及联系电缆等，在发生火灾时控制器输出硬接点信号通过逆变器采集器将火灾报警信号送至主控室，实149、现对逆变器集装箱内火灾情况进行监控。6.4.8.2 安全监视系统35kV开关站区配置一套图像监控系统，主要监视点配置如下：A. 站区围墙 室外球机4台B. 动态无功室 室内球机1台C. 继电器室 室内球机1台D. 中央控制室 室内球机1台E. 35kV开关室 室内球机1台联合建筑大门、中央控制室安装门禁控制系统。6.4.9通信 （1）系统通信 光伏电站侧系统通信部分按光纤通信方式设计考虑。光伏电站配置1套622Mb/s光传输设备，1套PCM终端设备，1套综合配线柜（含光纤48芯、数字632M系统、音频500回）及其附属设施。2）通信设备机房站内通信设备、系统通信设备组屏安装在继电器室内。3）通150、信设备接地站内所有通信设备接地按联合接地的原理设计，即各通信设备的工作接地、保护接地合用1组接地体，接至该开关站总接地网。 具体接入站点及通道要求，在接入系统进一步论证后进行完善。7 土建工程7.1 设计安全标准1）工程等别和建筑物级别、结构安全等级根据建筑地基基础设计规范（GB50007-2011）、混凝土结构设计规范（GB50010-2010 ），光伏电站内建筑物、构筑物设计等级为丙级，光伏电站内建筑物、构筑物的结构安全等级均为二级。工程设计潮洪水位按50 年一遇。2）抗震设计标准35kV开关站联合建筑、综合楼抗震设防类别均为丙类。根据中国地震动参数区划图和建筑抗震设计规范,拟建场地位于设151、计基本地震加速度值为0.20g，对应抗震设防烈度为8度，抗震设计分组第二组。7.2 基本资料和设计依据7.2.1 基本资料本工程建设包括35kV开关站联合建筑、综合楼、20 个光伏方阵、20 间逆变器室、20座箱式变压器及SVG、接地变压器、消弧线圈等设备基础。35kV开关站联合建筑及综合楼布置于场址中心偏南，光伏方阵布置于场地地面，逆变器室分别布置于各光伏方阵区域内，20 个箱式变压器布置于各逆变器室附近。本工程土建工程设计的主要内容为35kV开关站联合建筑、综合楼、组件基础、逆变器室、箱变基础、SVG、接地变压器、消弧线圈等电气设备基础。1）工程地质概况场区内场地主要由低山丘陵及山前冲、洪152、积倾斜平原组成，高程在15-17m。场地不存在崩塌、滑坡、泥石流、地震液化等不良地质作用，为可进行建设的一般场地，适宜光伏发电项目建设。拟建工程场地为空地，地形开阔，场地距周围建筑较远，施工相互影响较小，建筑施工环境较好，适宜拟建建筑物的兴建。2）荷载风荷载按建筑荷载设计规范风压区设计，50 年一遇极大风速校核。7.2.2 设计依据（1）光伏发电站设计规范 GB50797-2012（2）建筑抗震设计规范 GB50011-2010（3）混凝土结构设计规范 GB50010-2010（4）建筑地基基础设计规范 GB50007-2011（5）建筑地基处理技术规范 JGJ79-2012（6）建筑结构可靠153、度设计统一标准 GB50068-2001（7）建筑工程抗震设防分类标准 GB502232008（8）钢结构设计规范 GB500172003（9）建筑设计防火规范 GB50016-2006（10）民用建筑设计通则 GB50352-2005（11）办公建筑设计规范 JGJ67-2006（12）公共建筑节能设计标准 GB 50189-2005（13）建筑桩基技术规范 JGJ 94-2008（14）建筑结构荷载规范 GB50009-2012（15）砌体结构设计规范 GB50003-20117.3 光伏阵列基础及逆变器室设计7.3.1 场地平整场地占地面积约600 亩，地面标高最高处约17m，最低处约为154、13m，多低山丘陵，根据建设要求基础施工前场地内的局部地形需要平整。平整应避免大开挖、大回填，须基本满足挖填平衡。对场地小土包进行开挖，回填场地高程较低处。平整工程量约5000m3，填方基本与挖方平衡。场地平整前应调查场地周围环境及既有地下工程布置情况等，对于有用的地下管道、电缆等应采取措施并加以保护。7.3.2 光伏阵列基础设计及地基处理 本工程太阳电池组件采用固定式支架，安装倾角为25 度，总安装容量20MWp，共分成20 个光伏方阵，建于陆地地面。光伏阵列建设于地面之上，拟采用钢管混凝土灌注桩做为荷载基础，上部连接镀锌钢太阳能支架，为太阳能电池组件负载。钢管混凝土灌注桩暂定长2.0m，露155、出地面0.3m。7.3.3 35kV开关站联合建筑设计 本工程建设35kV开关站联合建筑一座。开关站联合建筑耐火等级为二级，丙类厂房，屋面防水等级为二级。开关站联合建筑采用柱下独立基础，单层框架结构，占地面积为197m2。35kV开关站联合建筑包括35kV配电装置室、保护室、中央控制室。墙体：外墙采用蒸压灰砂砖，内墙采用蒸压加气混凝土砌块。 屋面：钢筋混凝土屋面板。 门窗：所有门为乙级防火门，窗为铝合金窗。 地面：35kV配电装置室采用混凝土地面，继电器室采用防静电地板，中央控制室采用地砖地面。 消防：在房间靠门边配置手提式磷酸铵盐灭火器。 通风：采用自然进风，辅以机械排风。配备通风设备，轴流156、风机及进风百叶窗相对布置在35kV配电装置室外墙，门、窗口进行防虫、鼠设计。7.3.4 综合楼设计本工程建设综合楼一座。综合楼耐火等级为二级，屋面防水等级为二级。综合楼采用天然地基条形基础，双层砌体结构，占地面积为325m2。综合楼包括值班、运行人员办公室、宿舍、活动室、厨房、卫生间等。 墙体：外墙采用蒸压灰砂砖，内墙采用蒸压加气混凝土砌块。楼面：钢筋混凝土楼面板。屋面：钢筋混凝土屋面板。 门窗：卫生间门采用铝塑门，其他门为木门，窗为铝合金窗。 地面：采用陶瓷地砖地面。 消防：在房间靠门边配置手提式磷酸铵盐灭火器。 通风：采用自然进风。7.3.5 箱变基础设计 本工程建设20个箱式变压器，分别157、布置于各逆变器室附近。箱变基础采用砖砌体结构，基础顶部设0.3m 厚的混凝土压顶，并设安装平台。混凝土强度等级为C30。基础采用矩形，边长5.1m2.39m，埋深1.7m，基底铺设100mm厚C15 素混凝土垫层。7.4 给排水设计 xx市年降雨量为810-1001毫米，光伏方阵露天铺设，需考虑排水设计。光伏方阵的排水设计按xx历年最大降雨量设计。7.4.1 供水系统本工程场区内设置1 座储水池，容量为200m3，安装供水泵供应全场用水。7.4.2 排水系统包括排雨水设施和排污水设施 排雨水设施主要包括雨水管道和排水沟。场内污水主要指生活污水，包括场区内各卫生器具的排水，污水经废水收集池处理后158、达到排放标准要求，排入场区附近污水灌渠。 场区室外给水管道采用PE管；室外污水排水管采用UPVC双壁波纹管。场区室内生活给水管采用PPR 给水管道；室内污水排水管采用UPVC排水管。在室外安装阀门井，阀门选用手动闸阀；口径小于50mm的阀门选用球阀。生活给水管道阀门选用铜质截止阀。光伏组件表面污浊会对其发电效率产生显著影响，因此需要建设给水系统方便光伏组件的定期清洗。光伏组件的清洗用水由蓄水池系统供水。光伏方阵排水设施主要为排水沟，建筑排水为雨水管道和排水沟。7.5 道路工程及其他光伏电站内设置进场道路和检修道路，采用沥青混凝土路面。进场道路宽4m，长度1200m，进入光伏电站；检修道路宽4m159、，长度1950m，沿光伏电站外围修建环形道路，同时光伏方阵密集处设道路与环形道路连通。进场道路做法为：压实的天然地基，水泥混凝土路面。检修道路做法为：压实的天然地基，碎石路面。光伏电站周边设置高铸铁围栅，长4000m，高约2.5m。7.6 工程量 本工程土建包括光伏组件基础和箱变基础、逆变器室基础、35kV开关站联合建筑及综合楼、厂区道路道路等工程量，推荐方案主要工程量见下表： 7.6-1 主要工程量表序号项目单位工程量备注1土地平整挖方m35000填方m350002光伏阵列基础工程钢管混凝土桩根288003箱变基础工程箱变基础台20土方开挖m350每台土方回填m315每台C30 混凝土m31160、0每台垫层C15 混凝土m31.5每台M10 砖m315每台预埋钢板m10.5宽160mm，厚10mm4逆变器基础工程逆变器基础台20土方开挖m330每台土方回填m313每台C30 混凝土m312每台垫层C15 混凝土m31.3每台预埋件t0.3每台5建筑工程综合楼m2325两层砖混结构35KV配电室建筑面积m2197单层框架结构SVG室m239.3单层砌体结构6交通工程进场道路m1200250厚水泥稳定碎石基层，200厚C30水泥混凝土面层，宽4m，长100m检修道路m1950200厚级配碎石，宽4m，长1950m7主要构筑物主变基础m335C30 混凝土主变压器基础钢筋t5架支构基础m32161、.5C25 混凝土消弧组合柜基础m340C30 混凝土，两台预埋件t38其他储水池m31001 座光伏支架组3600镀锌钢光伏电站周边围栏m4000高铸铁围栅，高2.2米8 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 本工程位于位于xx市xx境内荒坡、荒地上。装机容量20MWp，共20个光伏子系统，每个子系统按照太阳光伏阵列、直流汇流箱、三相并网光伏逆变器以及升压并网装置组合而成。 本工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个1MWp的光伏并网发电单元。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、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能162、，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）厂区消防通道 通过对外交通公路，消防车可到达场区，场区内生产配电室四周均设消防通道，消防通道宽度满足规范要求。 2）灭火设施 配电室按规范配置手提式磷酸铵盐灭火器。 3）消防监控系统 本光伏电站设置一套火灾自动报警系统，布置在中央控制室内。8.1.2 设计依据 1998年9月1日 中华人民共和国消防法 GB50016-2006 建筑设计防火规范 GB50140-2005 建筑灭火器配置设计规范 GB50229-1996 火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50217-1994 电力工程电缆设计规范 163、DL 5027-1993 电力设备典型消防规程 GB50059-1992 35220kV 变电所设计规范 GB50013-2006 室外给水设计规范 GB50222-1995 建筑内部装修设计防火规范 GB50019-2003 采暖通风与空气调节设计规范 GBJ116-08 火灾自动报警系统设计规范8.1.3 设计原则 本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积级采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。 （1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。164、 （2）工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道 、防火间距、安全出口等各项要求。 （3）光伏电站消防通道均按照有关消防规定执行。 本工程主要的建筑物为35kV配电室等生产设施，以及综合楼等生活设施。需按照规范配备磷酸铵盐手提式灭火器。场内建筑体积小于3000m3，可以不设消防给水系统。主控室设置一套火灾报警系统。8.2 通风消防设计1）通风系统35kV配电室、SVG电容器室各处设机械排风系统，加强通风换气。2）通风系统防火设计35kV配电室等设置事故排风系统，用来排除可能产生的气体，可兼做通风用，凡是有消防检测系统的配电装置，当发生火灾时，应能自动切断通风机的电源，停止相关部位的通风系165、统的运行。事故通风系统 事故通风设计事故通风系统的布置尽量与正常通风系统相结合，排风系统兼作事故通风系统。火灾时，关闭通风系统，当确认火灾扑灭后自动启动排烟风机进行事后排烟。9 施工组织设计9.1设计原则（1）严格执行基本建设程序和施工程序。（2）应进行多方案的技术经济比较，选择最佳方案。（3）应尽量利用永久性设施，减少临时设施。（4）重点研究和优化关键路径，合理安排施工计划，落实季节性施工措施，确保工期。（5）积极采用新技术、新材料、新工艺，推动技术进步。（6）合理组织人力物力，降低工程成本。（7）合理布置施工现场，节约用地，文明施工。（8）应制定环保措施，减少对生态环境的影响。（9）根据工166、程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地。9.2 施工条件 xx电力xx20MW分布式电站项目拟建在位于xx市xx境内的中荒山、荒坡，工程规划总容量为 20MWp。施工场地全部位于地面，施工条件较好。9.3 施工总布置9.3.1 施工总体布置原则根据光伏项目部分建设投资大、工期紧、建设地点集中及质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：1）路通、电通、水通为先2）以点带面，由近及远的原则以某一区域一定数量的太阳能电池板的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步从该区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加快基础工程施工和设备的安装。3）质量167、第一，安全至上的原则在全部工程实施的始终，都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。4）节能环保、创新增效的原则光伏发电项目本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源太阳能的一项社会实践，但是，在建设中，对于具体的工程项目的实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个项目建成运营后，更能显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。9.3.2 施工交通运输拟建场区所在地公路网建全，交通运输条件便利。9.3.3 施工材料来源本工程所需主要建筑材料来源充足，钢筋、水泥、砂石料等建材均可从xx市及附近采购。厂区周围公路交通便利，本工程各设备及组件体积小、重量轻，168、汽车运输即可满足要求。9.3.4 施工用水光伏电站用水包括建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等。根据工程情况，经计算，确定本工程施工高峰期用水量为50m3/d。用水按永临结合考虑，施工时可对消防蓄水池进行先期建设，作为施工用临时蓄水池，待施工完毕后整修作为本工程的消防蓄水池。9.3.5 施工用电本项目可从附近10kV 线路上T 接电源，作为光伏电站施工用电电源，并安装降压设施，可满足施工、生活用电需求。另备用2台50kW 柴油发电机作为施工备用电源。9.3.6 施工通信施工现场的对外通信，拟采用由当地通信网络上提供通信线路的方式，其内部通信则采用无线电通信方式解决。9.4 主要施工方案9.4169、.1 光伏阵列基础施工和安装要求 1）光伏阵列基础施工本工程光伏阵列基础采用灌注桩基础。订轴线，桩位 机械开挖循环集水坑钻机就位成孔第一次清孔注浆机安装安装下放钢管细石填充安装注浆管拌制水泥浆注水泥浆二次加压注浆三次加压注浆直至上口翻浆成桩钻机移位。2）光伏阵列安装要求 光伏阵列支架表面应平整，固定太阳能板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。将光伏组件支架调整为水平角度进行光伏组件安装。安装光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，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170、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。安装太阳光伏组件时，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。光伏组件电缆连接按设计的串接方式连接光伏组件电缆，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。9.3.2 电缆敷设电缆在171、安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆敷设程序表，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头。对电缆容易受损伤的部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离制作标识。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地172、方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.3.3 35kV开关站联合建筑及综合楼土建施工 1. 35kV开关站联合建筑 （1）施工顺序： 整体施工顺序为先地下、后地上；先结构、后装修；先土建、后配套；先样板、后整体。 （2）基础工程施工工序： 放线复核土方方格网土方开挖人工清底验收垫层钢筋混凝土基础地沟回填土基础工程验收。 （3）主体工程施工顺序： 放线复核柱钢筋绑扎预留预埋验收柱支模板复核柱砼梁、板模板支设复核梁板钢筋绑扎预留预埋验收、梁板浇砼养护主体工程验收。（4）装饰工程施工工序：清理门窗安装砖墙面抹灰、地面顶棚、墙面涂料外墙装饰竣工验收。2. 综合楼 （1）施工顺序：173、 整体施工顺序为先地下、后地上；先结构、后装修；先土建、后配套；先样板、后整体。 （2）基础工程施工工序： 放线复核土方方格网土方开挖人工清底验收垫层定位放线绑扎底板钢筋水电预埋管件支模隐蔽验收浇筑混凝土隐蔽验收砌砖绑扎圈梁钢筋钢筋隐蔽验收浇筑混凝土回填土基础工程验收。 （3）主体工程施工顺序： 楼层放线复核构造柱钢筋绑扎验收墙体砌筑、预留预埋验收构造柱支模复核浇筑混凝土圈梁、板钢筋绑扎预留预埋验收支模梁板浇砼养护主体工程验收。（4）装饰工程施工工序：清理门窗安装砖墙面抹灰、地面顶棚、墙面涂料外墙装饰竣工验收。9.3.4 箱式变压器的安装 （1）安装前的准备电缆应在箱变就位前敷设好，并且经过检174、验是无电的。开箱验收检查产品是否有损伤、变形和断裂。按装箱清单检查附件和专业工具是否齐全，在确认无误后方可按安装要求进行安装。 （2）箱式变压器的安装靠近箱体顶部有用于装卸的吊钩，起吊钢缆拉伸时与垂直线间的角度不能超过30，如有必要，应用横杆支撑钢缆，以免造成箱变结构或起吊钩的变形。箱变大部分重量集中在装有铁心、绕组的变压器，高低压终端箱内大部分是空的，重量相对较轻，使用吊钩或起重机不当可能造成箱变或其附件的损坏，或引起人员伤害。在安装完毕后，街上试验电缆插头，按国家有关试验规程进行试验。由于箱变的具体型号和厂商需在施工阶段招标后才能最终确定，其安装方法在施工阶段应当按照厂商的要求和说明进行修175、正。9.3.5 特殊气象条件下的施工措施 特殊条件主要指冬季寒冷条件。本工程冬期施工中，主要考虑地基、混凝土、钢筋焊接工程与常温下施工不同，是主要控制项目，由于自然气温已降低到0以下，从整个施工过程的各个环节，都要采取相应保温、防冻、防风、防失水等措施，防止地基冻胀、保证混凝土强度能正常增长及防止钢筋焊接脆断等。 1）地基防冻胀技术措施（1）及时与当地气象站联系，了解掌握近期气象变化状况，以及时采取相应的技术措施，防止地基冻胀。（2）清槽完毕后，当气温下降至10以下时，地基表面应覆盖棉被一层；当气温下降至15以下时，地基表面应覆盖棉被两层，以防止地基因气温骤降造成地基冻胀。（3）基础垫层施工时176、应尽可能缩短施工期，防止地基长时间裸露造成地基冻胀。（4）基础混凝土模板拆除完毕后，及时进行土方回填土，防止地基长时间裸露造成地基冻胀。 2）混凝土防冻技术措施 保证水泥水化反应是混凝土冬期施工的关键。使混凝土受冻前尽快达到混凝土抵抗冻害的临界强度是至关重要的。风速不仅对混凝土的冷却有明显影响，还会使混凝土结构裸露面的水分蒸发加速。该厂地处多风地带。因此冬期混凝土的浇筑必须防风，避免混凝土养护期间的失水，同时防气温突然骤降出现的寒流使混凝土出现冻害。 .基础垫层混凝土防护措施（1）当气温在5-5变化区间内变化时，采用覆盖保温法。基础垫层混凝土浇筑完毕初凝后，在基础垫层表面上覆盖塑料布一层，然后177、再将棉被覆盖在塑料布上作为保温层，棉被外侧最后覆盖一层彩条布作为防风层，最后将混凝土垫层四周用浮土压实。（2）当气温在-5-20变化区间内变化时，仍然采用覆盖保温法。具体做法将保温层加厚至两层，其它做法同。 .基础混凝土防护措施（1）当气温在5-5变化区间内变化时，基础混凝土与垫层混凝土防护措施基本相同。棉被覆盖时将棉被自柱脚底端斜向覆盖至基础底部，外侧包裹一层彩条布防风层。（2）当气温在-5-20变化区间内变化时，在的做法上将保温层加至两层，并在基础四周用脚手管垂直搭设一道防风棚，顶面高于基础顶面1.5m，四周用彩条布维护，顶部四角假设1000W碘钨灯四盏加温。（3）当气温低于-20时，在做178、法的基础上，适当调整碘钨灯盏数，以提高防护棚温度。 .基础短柱混凝土防护措施 基础短柱混凝土浇筑完毕后，用棉被（双层）将短柱包裹后，外层再包裹一层彩条布作为防风层。 3）混凝土生产防护措施（1）技术要求 .冬期浇筑混凝土受冻临界强度的规定：普通混凝土采用硅酸盐水泥或普通硅酸盐水泥配制时，为设计的混凝土强度标准值的30%。混凝土等级强度为C15及以下时，不得小于5.0N/mm2，掺用防冻剂的混凝土，当室外最低气温不低于-15时不得小于4.0N/ mm2，当室外最低气温不低于-30时不得小于5.0N/mm2。 .冬施混凝土在设计强度的基础上提高一个等级。同时水泥强度不得低于42.5R，最小水泥用量179、不少于300kg/m3，水灰比不应大小0.6。 （2）技术措施 .当气温低于-10时，混凝土生产采用“蓄热法”，优先采用拌合水加热的方法，当加热水仍不能满足时，再对骨料进行加热。拌合水加热采用炭火加热的方法。拌合水温度根据气温而定，最高温度80。如混凝土出罐温度达不到15时应对粗骨料进行加热，具体方法根据具体施工条件确定。骨料场还应搭设全封闭大棚，骨架采用483.5钢管，立杆间距4m，高6m，棚顶加盖一层毡布用123铅丝与棚顶钢管固定。并在四角增设拖拉绳。保证大棚有足够的稳定性。.混凝土搅拌袋装水泥要存放在保温库内，提前保温预热，散装水泥按每次混凝土浇筑量，在浇筑混凝土前一天运到现场，并喷入罐180、内储存。混凝土搅拌站采用=100mm彩板全封闭，骨架采用483.5钢管，内设火炉升温，使混凝土搅拌环境温度控制在15。投料顺序：先投骨料和水，待搅拌一定时间后，水温降低到40左右时，再投入水泥继续搅拌，要绝对避免水泥假凝，混凝土搅拌时间不得小于90s，保证混凝土有良好的和易性，并符合配合比坍落度要求。.混凝土运输和浇筑混凝土运输采用混凝土罐车运至暖棚内，混凝土浇筑采用37m泵车或拖式泵进行，并做好罐车和泵车的保温措施。大体积混凝土分层浇筑时，已浇筑的混凝土被上一层混凝土覆盖前，温度不得低于按热工计算的温度且不得低于2。.混凝土养护浇筑完毕裸露的混凝土表面必须及时覆盖加厚塑料薄膜一层，棉被12层181、，最外侧履盖一层彩条布进行保温、养护，防止边角受冻及减小混凝土内外温差，必须保证混凝土表面湿润，浇筑混凝土测温孔的留设：对于大体积混凝土按热工控制好内外温度必要时可适当淋水，按冬期施工要求进行测温并做好记录。4）钢筋工程为防止钢筋在低温条件下焊接产生脆断现象，确保施工进度，本工程钢筋主筋搭接全部采用直螺纹连接方法,并根据具体要求试验合格。9.3.6 施工总进度9.3.6.1施工总进度目标根据目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，主控楼、光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械能同时满足两项工程施工要求。本工程计划建设期6个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏阵列并网182、发电。9.3.6.2 施工总进度设计依据及原则依据光伏电站建设特点和经济条件对光伏电站主要工程的施工进度作原则性的安排，为工程的施工招标及设备招标提供依据，为编制工程施工组织设计指定基本方向。（1）本光伏电站工程主体和临建工程量及布置。（2）国内外同类工程的施工组织设计资料。（3）坚持以人为本的原则。在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员全身心地投入到工程建设之中，同时可以提高工作效率降低管理费用。（4）电池阵列支架基础工程先期开工建设由于本期工程建设期6个月，为尽早产生经济效益，根据电池组件分批到货、电站土建开工至183、全部设备安装调试完时间短的特点，配套工程应有合理的顺序并优先考虑施工，以便每一部分电池组件安装完后既可调试，保证工程的连续性。因此应先进行光伏阵列基础施工。（5）其他工程项目的施工在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项目的施工可以同步进行，平行建设。其分部分项工程可以流水作业，以加快进度，保证工期。9.3.6.3 施工控制点本工程施工进度控制点为逆变器室、主控楼、配电设备室、电池组件支架及其基础施工、电池组件安装工程。9.3.6.4施工进度安排 （1）结合当地气候条件。第一个月安排开始施工，主要完成水、电、场地平整、临时设施等准备工程。 （2）计划土建开工第二个月初184、开始施工，于第二月后完成开关站、光伏站区基础工程、电缆沟、及场内道路工程。（3）安装工程从第二月中旬开始进行，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装以及35kV开关站的施工。（4）并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间至3个月后完成。（5）并网试运行，计划第六个月全部机组并网发电，投入试运行。总工期为6个月。9.5工期保障措施根据本工程设计特点与施工现场情况，为保证工程按期竣工，特制定以下工期保证措施。（1）强化项目管理，实行项目经理负责制，项目经理根据总体进度计划，提前编排合理的月计划，并及时做好施工机具、人力、资金、材料等进场计划，提前送到各185、有关部门，以避免因材料、机械、人力不能及时到位而造成的工期延误。（2）建立和执行例会、报表、行政管理制度。定期召开项目例会，由项目副经理主持，及时协调理顺各专业工种的作业关系，解决施工中存在的矛盾，明确下达的生产计划，并落实管理人员的责任。（3）严格按照计划安排生产，定期开一次协调会，由项目经理主持，检查落实上周生产计划的完成情况，总结调整后安排本周的计划，以周保月，以月保季确保总工期的实现。（4）对所有现场施工人员，除进行必要的进场培训外，还要使其明确完成的任务的期限和各阶段的进度计划。项目部将拨出一定数额的奖金，分阶段奖励施工质量好、按期完成计划的班组和个人，以鼓励先进，督促后进。（5）采186、用流水作业和分班次倒班作业的方法缩短工期。（6）挑选技术好、质量意识强的工人组织施工，并加强对质量的跟踪检查，提高产品一次成活率，避免因工程质量事故的出现而造成返工，延误工期。（7）充分发挥技术装备优势，提高机械化施工程度，减轻劳动强度，提高工效，缩短工期。利用科学的施工技术和手段，提高劳动生产率，加快施工进度。（8）加强同建设单位、设计单位、政府主管部门的合作和监督，顺利完成各施工阶段的转换，确保施工的顺利进行。9.6主要施工机械根据光伏电站施工集中的特点，本期工程规模20MWp，施工期6个月，施工采用集中与分散相结合原则。其施工主要机械见下表。序号设备名称型号及规格单位数量备注1混凝土搅拌187、站50m3/h1座搅拌站2混凝土罐车10m35台3装载机501台4钢筋调直机4台5钢筋切断机4台6钢筋弯曲机4台7柴油发电机200KW1台8柴油发电机100KW6台9汽车式洒水车2台10运水车4台10 工程管理设计工程装机容量为 30MWp，为便于后期运行维护，设立工程管理机构。10.1 工程管理机构10.1.1 工程管理机构的组成和编制 管理机构的设置根据生产经营需要，本着精干、统一、高效的原则，体现现代光伏电站运行特点，实行企业管理。根据原能源部颁发的能源人（1992）64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”及原电力部颁发的电安生（1996）572 号文件“关于颁发电力行188、业一流水力发电厂考核标准（试行）的通知”的精神，结合工程具体情况，本光伏电站按无人值班、无人值守的原则进行设计，当光伏电站进入稳定运行状态后，可按无人值班、少人值守的方式管理光伏电站。由于目前尚未颁布光伏电站运行人员编制规程，结合本光伏电站的特点进行机构设置和人员编制，本光伏电站建议定员标准为 12人，详见图 10.1-1。总经理（站长1人）总工程师（1人）办公室（1人)总会计(1人）值班长（2人）会计（1人）出纳（1人）运行值班（4人） 图 10.1-1 工程管理机构示意图10.1.2 工程管理范围 本光伏电场工程光伏面板及配套电气设备。总经理（1 人）总工程师（1 人）办公室（1 人）总会189、计师（1 人）会计（1 人）出纳（1 人）值班长（2人）运行值班（4人）10.2 主要管理设施为了工程管理的需要，配备工具车 2辆。10.3 电站运行维护、回收及拆除10.3.1 运行期管理 （1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度，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）运行人员应及时全面的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190、。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。交接班人员要依据各自的职责，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，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，运行191、人员及时向调度部门汇报并申请改变运行方式，之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，有针对性的做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。（9）建立安全巡查制度，加强保卫工作。192、10.3.2 检修管理（1）坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。（2）认真分析设备状况，科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。（3）对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，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。（4）年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括工程单位名称、主要检修项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进193、度计划、工时和费用等。（5）应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。（6）在编制下一年度检修计划的同时，宜编制 3 年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，3 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194、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。10.4 防雪、抗风沙及防尘方案（1）防雪方案太阳能支架方阵倾斜角度较大，靠自重滑落，不做专门的防雪措施。（2）抗风沙和防尘方案根据场地所在地区的最大风速、风向及场址所在区域的情况，195、抗风沙采取以下措施： 控制光伏阵列高度以增强抗强风破坏能力。光伏电池组件支架及基础按最大风速进行设计，支架的金属表面进行热镀锌处理，以防止风沙的冲刷和生锈腐蚀。另外，安排专人定期对电池组件表面灰尘进行清理。（3）光伏组件清洁方案建议电站配置人员定期扫尘清洁维护组件面板。10.5 电站回收及拆除电站运行期（25 年）满后，电池组件由厂家负责回收及再利用。组件支架等钢材由物质再生公司回收。所有的建（构）物及其基础由拆迁公司拆除、清理。电站的地面由电站运营商负责恢复。11 环境保护与水土保持设计通过对本工程太阳能光伏电场工程建设施工对环境的影响分析，本期工程主要影响来自施工扬尘、施工噪声、生活污、废196、水、固体废物、光污染、电磁辐射等。1）大气环境影响光伏发电是将太阳能转换为电能，转换过程没有废气排放，对环境没有影响。主要的大气污染物是施工过程中产生的扬尘。故仅需在施工期加强管理，在有风天气做好防护措施，如洒水或覆布等，将施工扬尘对环境的影响降至最低。2）水环境影响施工期的生产废水主要包括各种施工机械设备安装、运转时的冷却及洗涤用水，含有大量的泥砂和一定量的油污。本项目施工期废水产生量不大，施工期间，在排污工程不健全的情况下，尽量减少流失和溢流现象。施工现场必须建造集水池、沉砂池、排水沟等水处理构筑物，对建筑施工中产生的泥浆水应先沉淀，后与车辆冲洗水和生活污水等干化处理项目运行过程中无工艺废197、水产生，仅电站电池组件定期维护需要少量用水清洗产生的清洗废水及光伏电站运营人员的日常生活污水。3）噪声对环境的影响施工期噪声分为机械噪声、施工作业噪声和施工车辆噪声。机械噪声主要由施工所造成，如挖土、混凝土搅拌等，多为点声源；施工作业噪声主要指一些零星的敲打声、装卸车辆的撞击声、吆喝声、拆装模板的撞击声，多为瞬间噪声；施工车辆的噪声属于交通噪声。本项目主体工程施工设备噪声主要来自挖掘机、振捣棒、混凝土搅拌机、升降机、自卸卡车等。根据建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）的规定，不同施工阶段作业噪声限值及主要噪声源声源强度及不同距离的影响预测值统计如下： 表11-1 建筑施工场198、界噪声限值 等效声级LeqdB(A)施工阶段主要噪声源噪声限值昼间夜间土石方堆土机、挖掘机、装载机等7055打桩各种打桩机等结构混凝土搅拌机、振捣棒、电锯等装修吊车、升降机 表11-2 不同施工机械噪声几何衰减值情况表施工设备近场声级dB（A）不同距离噪声值 dB（A）5m10m20 m40m55 m65 m80m挖掘机907670645855.253.752装载车887468625653.251.750搅拌机857165595350.248.747振捣棒887468625653.251.750切割机907670645855.253.752通过以上分析，如果只在白天施工，在项目区边界外10m处199、基本能达到建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）相应的昼间标准。本工程建设在原有厂区内进行，施工噪声影响人群主要为施工人员，项目区距离居民区最近距离为3km左右，不会对其环境产生影响。同时，施工材料运输交通噪声也对施工区域周边及区内环境敏感点造成较大影响，可选择主要运输道路尽可能远离居住区等敏感点，合理调配车辆交通，交通高峰时间停止或减少施工运输车辆运行，以减少运输交通噪声的影响。运营期光伏发电组件本身没有机械传动或运动部件，不存在机械噪声，项目运营期的噪声源主要为电站设备运行噪声。电站设备运行噪声主要为变压器、逆变器运行时产生的设备噪声，一般在50dB(A)左右，同时逆变器200、布置在室内，室外噪音水平较低，变压器、逆变器噪声经过建筑物阻隔后，噪声有所降低，并且运行人员均在室内工作，设备运行噪声不会对站内及周围环境造成影响。4）固体废物对环境的影响工程产生的固体废物主要为施工期的施工弃渣、施工人员生活垃圾以及运行期光伏组件破损产生的固体废物。施工产生的土方用于场地平整，多余土方弃渣运至场外处置，场内不设置弃渣场。运营人员的生活垃圾设置集中收集站，定期运往生活垃圾集中处理站。光伏组件破损产生的废弃物设置专用收集箱，定期由厂家回收或运至具有相关资质处置单位进行处理。因此，本期产生的固体废物不会对当地环境产生影响。5）电磁辐射对环境的影响光伏发电场运行时产生的电磁辐射主要来201、自于输电线路及站内的电气设备，太阳能光伏发电系统中逆变器、变压器等电气设备容量小，电压较低不会产生电磁辐射。大量输变电系统实测资料表明，工频电磁辐射的影响范围有限，产生的工频磁场值都很小，通常不到国家推荐值的1/10，并且光伏电站距离居民有一定的距离，因此，不会对居民及运行维护人员的身体健康产生危害。根据同类电站建成运行后的调查，太阳能光伏电站的运行不会对当地的无线电、电视信号等产生影响。6）光污染对环境的影响本项目采用太阳能光伏板作为能量采集装置，在吸收太阳能的过程中，会反射、折射太阳光。不同地面状况的反射率。 表11-3 不同地面状况的反射率(%) 地面类型反射率地面类型反射率地面类型反射202、率积雪7085浅色草地25浅色硬土35沙地2540落叶地面3338深色硬土15绿草地1627松软地面1220水泥地面3040由于发电效率对太阳能光伏板生产技术的要求，国内外生产厂家为降低反射，对太阳能电池表面进行了绒面处理技术或者是采镀减反射膜技术。目前采用以上技术的太阳能电池可使入射光的反射率减少到10%以内，如果采用镀两层减反射模或绒面技术与反射膜技术同时使用，则入射光的反射率将降低到4%以下。因此，通过以上各类地面反射率与太阳能电池板反射率的对比情况，结合国内外已建成的太阳能光伏电站可以看出，只要选择新型光伏板，本项目运营期将不会存在光污染问题。7）生态影响分析施工期由于光伏组件基础及站203、区构筑物地基开挖、场地平整、车辆碾压等活动，破坏了地表植被，使表层土壤松散，暴雨天气容易引起水土流失，对施工区附近的生态环境有一定影响。因此，在施工过程中，采用机械施工与人工施工相结合的方法，施工单位应根据本工程特点，确定最佳施工工序和施工方法；施工时，严格遵守施工组织措施，地下电缆沟设施、排水管沟施工应分区、分片、分段展开，不宜全面铺开；对临时堆场，采取覆盖围护措施，防止大风和大雨时造成水土流失。只要合理安排施工组织设计，认真执行管理制度即可减轻施工过程中对周围生态环境的破坏。光伏组件基础安装完毕后，对场区内进行平整，选择适宜植物撒播种植，并注意维护，设立警示牌，禁止人员踩踏，使地表植被尽快204、恢复。12 劳动安全与工业卫生12.1 编制依据、任务与目的12.1.1 编制依据的法律法规 中华人民共和国劳动法 中华人民共和国安全生产发 中华人民共和国职业病防治法 建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定1997年1月1日起施行 工业企业设计卫生标准GBZ1-2010 工业场所有害因素职业接触限值GBZ2-2002 放射卫生防护基本标准GB4792-84 建筑设计防火规范GBJ 16-87及局部修订条文（2001年版） 工业企业总平面设计规范GB 50187-93 辐射防护规定GB 8703-88 建筑物防雷设计规范GB 50057-94 工业与民用电力装置的过电压保护设计规范（试行）GBJ205、 64-83 工业企业噪声控制设计规范GBJ 87-85 高压配电装置设计技术规程SDJ 5-85 安全标志GB2894-1996 安全标志使用导则GB16179-1996 安全色GB2893-88 工作场所职业病危害警示标识GBZ158-2003 生产过程安全卫生要求总则GB12801-9112.1.2 技术规范与标准 1）工程设计应考虑劳动者在劳动工程中的安全与卫生等因素；工程设计方案阶段，应有劳动安全与工业卫生的专项文件，阐述安全与卫生的设计原则、设计方案和措施，并作出论证评价；招标设计和施工图设计阶段，应对安全与卫生各项设施和措施予以落实。 2）扩建和改建工程设计时，对原工程项目中的劳206、动安全与工业卫生状况进行评述，并提出改进方案。 3）工程设计中所选用的设备和材料均符合国家现行的劳动安全与工业卫生有关标准的规定。 4）从国外引进的设备，应从本规范提出安全卫生设施和技术装备的要求，对达不到要求的部分应由国内设计配套。 5）在有关场所应设置安全标志。安全标志的制作、几何图形及颜色等应符合GB2894安全标志的要求。12.1.3 劳动安全与工业卫生预评价报告的主要结果 通过劳动安全与工业卫生预评价报告的论证，本工程的建设能够遵循国家现行的劳动安全与工业卫生有关标准的规定要求进行各项制度的建立，以满足劳动安全与工业卫生所涉及的各项要求。12.1.4 劳动安全与工业卫生设计任务和目的207、 1）对工程投产后在生产过程中可能存在的直接危害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，以保障电站职工在生产工程中的人身安全、身体健康等要求，同时确保建筑物和设备本身的安全。 2）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。12.2 工程安全与卫生的危害因素分析12.2.1 施工期危害因素 1）在运输吊装作业时因运输机械体积较大，容易看不到前面的情况且没有相应的保护措施，易发生人身伤亡事故。 2）施208、工过程中用电量大，易引起火灾等事故。12.2.2 运行期危害因素 1）由于有大型高速转动机械，需防止机械伤害和机械噪音。 2）光伏电站中有大量的高、低压带电设备，需防止触电伤害。 3）润滑油、电气设备等均易引起火灾，故需防火、防爆。12.3 劳动安全与工业卫生对策措施12.3.1 防摔伤、碰伤及因爆破产生的危害 在施工期间，应对施工人员进行劳动安全的教育，在进行高工作业等危险作业时对施工人员采取保护措施。如需要爆破，在爆破前需疏散周围所有人员以避免伤害。12.3.2 防电伤、火灾 施工期间应将所有电气设备及其电气接线用耐火材料保护完好，防止触电并确定楼梯、门符合疏散要求。12.3.3 防粉尘 209、在进行道路施工、钢结构焊接、涂油漆、使用散装水泥工序时，会产生大量粉尘、有害气体，要求佩戴口罩、防护面具等防护用具。12.4 运行期措施12.4.1 防火、防爆 控制室人员集中处，维护结构和装饰材料设计选材均满足耐火等级要求：楼梯、门等满足疏散要求；穿墙，穿楼板电缆孔洞采用非燃烧材料封堵。12.4.2 防电伤 电站所有带电设备的安全净距不小于各有关规程规定的最小值。为保证人身安全，所有电气设备均接地或接零。光伏电站照明系统考虑有防电伤措施。高低压开关柜均选用“五防”功能产品。12.4.3 防机械伤害 各种机械转动部分的防护设计均按照现行机械设备防护罩安全要求的规定进行。各转动机械装置设就地事故210、按钮。楼梯、钢梯、钢平台均采取防滑措施。所有楼梯、钢梯、平台、走台、坑池和吊装孔洞周围均设置栏杆或盖板。12.4.4 防噪声 降低生产环境的噪声是保证光伏电站安全运行、改善工作人员工作环境的重要措施，因此对于主建筑物内经常有人的工作场所所选用隔声性能良好的固护结构。合理布置各建筑（构）物及设施的相对位置，选用性能优良的主变压器及冷却风扇；通过采取以上措施降低、防治噪声的措施后使工作场所的噪声级均低于50dB，可满足规程、规范的要求。12.4.5 防暑、防寒 配电室、监控室等选用分体柜式空调机；各建筑物均选用密闭性能较好的门窗，并设置相应通风设备。12.5 安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度211、12.5.1 安全卫生机构及专项设施配置 按照现行的建筑设计有关标准规范的规定，本工程新建劳动保护基层监测站和安全教育室，并配备必要的仪器设备如消防与救护设施、火灾报警系统和灭火设施、安全供水系统、安全供电系统、隔声降噪操作室、控制室、值班室、防暑、降温与防寒、防冻设施。12.5.2 安全生产监督 电站需设立安全卫生管理机构负责生产过程中职业安全与卫生防范措施的实施与监督，设立安监办并设专职管理人员，实行生产班组级兼职制度，各生产班组均设有兼职安全员负责监督各项安全卫生措施的实施。12.5.3 消防、电气操作、高空作业相关制度 据规范规定危险区域，在危险区域内的所有电气设备均选用防爆型。贮存、212、处理和输送易燃易爆物料的设备和管道采取静电接地，以防静电积累和雷击引起火灾。同时设置防雷、接地系统和应急安全指示灯，建筑内布设烟温感应器和可燃气体超浓度声光报警器。中央控制间或电气设备按规范均设置灭火器。电气设备开关均需设置开关保护。对于高空作业人员应给予足够的保护措施，并在有人监督情况下方可进行作业。12.5.4 工业卫生与劳动保护管理制度 本电站运行期间由安监部门不定期地对职工进行劳动保护与安全卫生教育以及劳动安全检查，劳动安全大检查要形成制度。每一周要有一次日常检查，每一月要有一次全面的检查，每一季度要有一次全面的检查。对检查过程中发现的问题要提出相应的整改措施，并要在规定的时间内整改。213、一切生产活动按照电力生产安全规定执行。12.6 事故应急救援预案 为保证电站在发生安全事故时，及时有效地开展应急救援等工作，最大限度的减少损失，根据有关规定，制定本预案。预案包括事故应急的4个逻辑步骤：预防、准备、响应、恢复。 设立应急救援指挥部，主要负责收集、核实安全事故信息，并按照事故报告的有关规定统一向安全生产监督管理部门报告；协调电站安全事故应急救援过程中的各种关系；统一协调救助力量，实行救援行动，保证应急通信网络畅通；组织实施电站安全事故应急救援演练；负责及时总结救援经验和教训；决定预案的启动、调整和终止。12.6.1 应急响应中必须遵循的原则 1）紧急事故发生后，发现人应立即向有关214、部门报案。 2）在接到报警后，应立即组织自救队伍，按事先制定的应急方案立即自救；若事态情况严重，难以控制和处理，应立即在自救的同时向专业救援队伍求救，并密切配合救援队伍。 3）疏通事故发生地的现场道路，保证救援工作顺利进行并疏散人群到安全地带。 4）在急救过程中，遇到威胁人身安全情况时，应首先确保人身安全，迅速组织脱离危险区域或场所后，再采取急救措施。 5）切断电源、可燃气体（液体）的输送，防止事态扩大。 6）项目设紧急联络员一名，负责紧急事务的联络工作，明确联络地址和电话。 7）紧急事故处理结束后，部门负责人应填写记录，并召集相关人员研究防止事故再次发生的对策。12.6.2 重大事故报告及报215、警原则 1）工地现场任何人发现发生重大事故时，必须立即报告工地负责人，工地负责人接到报告后，应立即通知公司总部，并组织现场应急救援小组开展现场抢救工作，如发生人员伤亡或火警等，应分别第一时间直接打电话报120急救中心或119报火警救助，同时以最快的方式报告公司工程总部及公司领导。 2）公司领导接到事故报告后，应立即组织公司应急救援小组赶赴施工现场，组织指挥现场抢救工作，同时将事故的概况（包括伤亡人员、发生事故时间、地点、原因等）分别用电话和快报的办法报告上级主管部门以及政府有关部门。12.6.3 救援器材及设备 1）通讯设备：包括固定电话、移动电话、对讲机。 2）交通工具：供指挥、联系、救援的216、用车。 3）急救药品及器材：止血带、颈托、担架等救援器材及灭火器等。12.6.4 应急救援演练及事故应急预案 由救援指挥中心选定一个项目实施安全生产事故应急救援预案的演练，并组织其他项目有关人员参与演练。项目部应根据施工现场实际情况定期、不定期演预案，定期检查施工现场内的设施、机具及消防器材。演戏或事故发生后，对应急预案的实际效果进行评价，必要时进行修订。12.7 各类事故的预防及其应急预案12.7.1 触电事故的预防及其应急预案 触电事故和其它事故比较，其特点是事故的预兆性不直观、不明显，而事故的危害性非常大。当流经人体电流小于10mA时，人体不会产生危险的病理生理效应，但当流经人体电流大于217、10mA时，人体将会产生危险的病理生理效应，并随着电流的增大、时间的增长将会产生心室纤维颤动，乃至人体窒息（“假死”状态），在瞬间或在3min内就夺去人的生命。因此，在保护设施不完备的情况下，人体触电伤害事故是极易发生的，所以，施工中必须做好预防工作，发生触电事故时要正确处理，抢救伤者。 1）防止触电伤害的基本安全要求 根据安全用电“装得安全，拆得彻底，用得正确，修得及时”的基本要求，为防止发生触电事故，在日常施工（生产）用电中要严格执行有关用电的安全要求。 2）发生触电事故的应急措施 触电急救的要点是动作迅速，救护得法，切不可惊慌失措，束手无策。要贯彻“迅速、就地、正确、坚持”的触电急救八字218、方针。发现有人触电，首先要尽快使触电者脱离电源，然后根据触电者的具体症状进行对症施救。12.7.2 火灾和爆炸事故应急预案 施工需要一定数量的可燃板材，这些材料如果处理不妥，防火措施不力，极易发生火灾。因此，加强对可燃物和易燃易爆物品的管理师有效防止火灾和爆炸事故的发生，保护员工生命安全，企业利益和国家财产不受损失的有效措施。12.8 预期效果评价12.8.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期评价 对于光伏电站触电等主要劳动安全问题，在采取了可靠的预防性措施后可达到最低事故率，最少损失和最优的安全投资效益，达到了预期的目的。12.8.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果 对于光伏电站本219、身所具有的噪音、高温等不良作业环境对作业人员的伤害，在采取了综合性预防措施后，可使潜在的有害因素危害降低到最低程度，作业人员的职业健康得到了保障。12.9 存在的问题与建议 1）安全生产是个永久的话题，在执行过程中往往会被执行者忽视，得不到生产者的足够认识，习惯性违章得不到控制，使生产过程中人为的不安全因素加大，甚至导致事故的发生。加之生产管理者对安全生产的理解较为肤浅，对安全生产的投入资金不能落到实处，影响安全设施的建设和投入，都将给安全生产带来极大的隐患。 2）针对上述问题首先要加强对生产管理者及生产人员的安全意识教育，提高安全意识，作到人人要安全，将安全设施的投入落实到位，加强安全设施的220、建设。从人的不安全因素和物的不安全状态两个方面严格控制不安全状态，将不安全的因素源头控制住，使劳动生产在安全的氛围下进行，这样才能确保投资方的利益得到保证。13 节能降耗13.1设计原则及依据13.1.1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221、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）严格控制太阳能光伏发电站用地指标、节约土地资源。5）太阳能光伏发电站水耗、污染物排放、太阳能光伏发电站定员、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）提高太阳能光伏发电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高太阳能光伏发电站运行的安全性、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，确保将该太阳能光伏发电站222、建成环保绿色发电企业。13.1.2设计依据本工程设计执行的用能标准及节能设计规范如下：1）国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源【864】号）；2）国家发改委令第40 号产业结构调整指导目录（2005 年本）；3）火力发电厂设计技术规程DL5000；4）取水定额第一部分火力发电（GB/T189161-2002）；5）公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）；6）国家、行业其它有关节能设计标准及控制指标。13.2 施工期能耗分析 1）光伏场内节能对策措施（1）电气设备选型应注意选用新型节能低损耗电气设备/节能灯具等等。光伏场内的电缆线路采用辐射状方式连接，这样可以使223、光伏场区的电缆长度最短，从而减少线路损耗和线路材料。汇流箱、逆变升压配电室应尽可能放置在各自单元的中心位置，节省大量的电力电缆。（2）逆变器、升压变压器损耗变压器是光伏场主要耗能设备，无论运行在满载还是欠载状态，每组变压器均需消耗空载损耗电能，因而变压器选型时将对空载损耗提出严格要求，逆变器和变压器将选用新型节能低损耗变压器。 2）升压站内节能对策措施（1）合理选取场用变压器容量和低损耗场用变压器在场用电的设计上，将严格按照光伏电站的实际用电负荷及相关同时率计算场用电负荷，并依此选取相应容量的新型节能型低损耗变压器。（2）降低光伏电站用电的各类负荷的耗能指标光伏电站中用电量较大的经常性负荷主要224、有控制室和配电室的空调用电、设备操作机构中的防露干燥加热、夜间照明用电。控制室和配电室空调除满足运行人员工作条件外，主要为大量采用的微电子设备提供适合的工作环境。考虑目前微机保护等电子设备技术日益成熟，对环境温度要求基本能适应大多自然温度条件，综合考虑室内环境温度控制和因环境温度变化引起相对湿度变化对设备的影响，合理配置空调容量。从节约能源角度，提高设备环境适应能力要求是首先需考虑的。对户内安装电气设备如SVG、电抗器等，常规运行条件下一般采用自然对流通风散热，尽可能减少机械通风，既有利节能，也能减少维护工作和噪声污染。3）光伏电站的室内外照明设计，尽量做到小范围的开灯控制方式，根据建筑对照明225、的要求及不同电光源的特点，选择合理的照明方式，并选用光效高、显色性好的光源及配光合理、安全高效的灯具，工作场所的照度标准值应符合建筑照明设计标准（GB50034-2004）、工业企业采光设计标准（GB50033-2001）等有关标准。13.3运行期能耗分析光伏电站中用电量较大的经常性负荷主要有控制室和配电室的空调用电、设备操作机构中的防露干燥加热、夜间照明用电。控制室和配电室空调除满足运行人员工作条件外，主要为大量采用的微电子设备提供适合的工作环境。考虑目前微机保护等电子设备技术日益成熟，对环境温度要求基本能适应大多自然温度条件，综合考虑室内环境温度控制和因环境温度变化引起相对湿度变化对设备的226、影响，合理配置空调容量。从节约能源角度，提高设备环境适应能力要求是首先需考虑的。对户内安装电气设备如SVG、电抗器等，常规运行条件下一般采用自然对流通风散热，尽可能减少机械通风，既有利节能，也能减少维护工作和噪声污染。本工程用水包括升压站内生活消防用水及生产用水等。1）生活用水：包括升压站工作人员生活用水(包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等)及淋浴用水等。升压站运行维护人员数量按照10人考虑，根据变电所给水排水设计规程DL/T 5143-2002及建筑给水排水设计规范GB50015-2003（2009版）规定，经计算，全站最大日需水量约为2m3/d，最大小时需水量为0.5m3/h。2）生产用水：227、包括光伏板冲洗水、洗车用水、绿地用水、道路冲洗用水等，本工程升压站浇洒及绿化用水量标准采用2.0L/(m2/日)。冲洗水量采用2L/(m2次)。经计算，升压站浇洒及绿化用水量约为1m3/d，光伏发电区冲洗用水量为400m3/次。13.4主要节能降耗措施13.4.1电气节能1）电气设备选型应注意选用新型节能低损耗电气设备/节能灯具等等。光伏场内的电缆线路采用辐射状方式连接，这样可以使光伏场区的电缆长度最短，从而减少线路损耗和线路材料。汇流箱、逆变升压配电室应尽可能放置在各自单元的中心位置，节省大量的电力电缆。2）变压器是光伏场主要耗能设备，无论运行在满载还是欠载状态，每组变压器均需消耗空载损耗电228、能，因而变压器选型时将对空载损耗提出严格要求，逆变器和变压器将选用新型节能低损耗变压器。3）在场用电的设计上，将严格按照光伏电站的实际用电负荷及相关同时率计算站用电负荷，并依此选取相应容量的新型节能型低损耗变压器。4）光伏电站的室内外照明设计，尽量做到小范围的开灯控制方式，根据建筑对照明的要求及不同电光源的特点，选择合理的照明方式，并选用光效高、显色性好的光源及配光合理、安全高效的灯具。5）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，提高光伏电站的运行的安全性、经济型、减员增效、节约投资为实现现代化企业管理创造条件。6）优化设备布置，有效减少控制电缆使用量、减少导体的截面，在有效229、降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。7）使用先进型、节能型、稳定可靠型设备，如直流系统充电模块由风冷型改为采用自冷型等，降低设备运行损耗，减少运行维护工作量。8）为满足电站内内各项通信网络业务的需求，光伏电站配置经济合理、高效灵活的网络布线系统，在总体布局上优化各种通信线缆的路径，并为以后的系统升级改造提供了便利，从而提高了通信网络的安全性、可靠性和经济性。9）站内不再单独设立通信机房和蓄电池室，通信蓄电池组屏与站内通信设备、系统通信设备一起安装在主控楼综合保护室内，减少通信设备的占地面积，从而降低升压站的建设总成本。13.4.2工艺节能1）采暖建筑物围护结构的热工性能应符合国家颁布230、的建筑节能设计标准，同时增强采暖建筑保温措施，减少冬季采暖耗电量。2）提高门窗的气密性，防止空气对流传热。尽量使用新型保温节能门窗，在保证室内采光通风的前提下合理控制窗墙比。3）过渡季节利用室外自然空气通风换气。4）用水单位应对站区内用水进行严格管理，并按要求配备相应的计量仪器仪表进行定量管理。企业在严格用水管理的同时，还应对工艺生活废水进行处理会用，提高水的消耗利用率。13.4.3节水措施水是人类赖以生存和发展的最重要资源，是不可缺少、不可替代的特殊资源。我国水资源十分缺乏，而且分布不均，在北方地区气候干旱少雨，水资源尤为匮乏，随着工农业生产的发展和人民生活水平的提高，用水量不断增加，水资源231、供需矛盾日益加剧，已严重制约了工农业的发展和人民群众的正常生活。“保护和合理利用水资源”已列为我国的基本国策，建立节水型经济结构，使有限的水资源发挥更大的经济效益，并作为可持续发展战略被放在更突出的位置。因此节约用水，降低水耗指标是我国经济持续发展的必然选择。用水单位应对站区内用水进行严格管理，并按要求配备相应的计量仪器仪表进行定量管理。企业在严格用水管理的同时，还应对工艺生活废水进行处理会用，提高水的消耗利用率。13.4.4主要耗能设备水泵评估：对水泵的评估主要依据清水离心泵能效限定值及能效等级(GB19762-2009)对水泵能效限定值及节能评价值的规定。通过对比可知本项目使用水泵功效均达232、到国家节能评价值。序号设备参数依据能效等级达到水平1消防泵Q=90m3/h，=76%GB19762-200975.6%达到节能评价值2冲洗水泵Q= 36m3/h，=74%GB19762-200971%达到节能评价值13.4.5 土建节能1）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。2）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。3）拟建光伏电站冬季严寒漫长。因此，建筑物的平面位置，主要空间朝向南、或向南偏东、或向南偏西，历来被认为是合理的设计，这是最基本的节能意识在建筑设计中的233、应用。本站内的所有建筑物均采用南北向放置，主要空间争取良好朝向，满足冬季的日照要求，充分利用天然能源，改善建筑物室内热环境的设计，是最基本的节能措施。4）墙体是建筑物外围护结构的主体，其所用材料的保温性能直接影响建筑的耗热量。我国以烧结普通砖为墙体材料，保温性能不能满足设计标准，为保证节能效果达50%以上的标准，本设计采用加气块与苯板保温层的复合节能墙体。5）外门窗是建筑能耗散失的最薄弱部位，其能耗占建筑总能耗的比例较大，其中传热损失为1/3，冷风渗透为1/3。所以，在保证日照、采光、通风、了望要求的条件下，尽量减小建筑物的外门窗洞口的面积，提高外门窗的气密性，减少冷风渗透，提高外门窗的保温性234、能。减少外门窗本身的散热量，其节能措施有：控制建筑物的窗墙比，设置保温封条，使用新型密闭性能良好的保温门窗，改善门窗的保温性能。6）在改进建筑外墙、外门窗的保温性能后，还必须进一步加强屋面保温隔热的措施，选用密度较小，导热系数较低的保温材料，既避免屋面重量、厚度过大，又易于保温节能。13.5节能降耗效益分析中国以煤为主的能源结构导致了我国二氧化碳排放的减排任重道远，中国将面临国际社会施加的更大的压力，本项目的减排也可直接产生一定的经济效应。计算太阳能光伏并网发电站的减排量，需要有一个比较的基准，这个基准在CDM执行理事会批准的方法学中称为基准线。所谓基准线，是指在没有该清洁发展机制项目的情况下235、，为了提供同样的服务，最可能建设的其它项目（即基准线项目）所带来的温室气体的排放。本项目建成后，由于其不排放任何温室气体，对于同一个项目电网而言，可减少CO2 的排放量，其减排量等于基准线排放量减去项目排放量。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。基准线排放量的计算见下式：BE = EGEF；式中：BE为基准线排放量，t CO2/年；EG为该项目活动每年提供给电网的净电量，MWh；EF为该项目活动替代电网电量的基准线排放因子，tCO2/MWh。本项目年平均发电量约为2212.63万kWh。，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236、排放因子（OM）和容积边际排放因子（BM）的加权平均。根据国家发改委公布的2011中国区域电网基准线排放因子：西北电网OM为1.0001t CO2/MWh，BM为0.5851 t CO2/MWh。太阳能发电项目取OM权重为0.75， BM权重为0.25。如以火电为替代电源，本光伏电站装机容量 20MWp，年平均上网电量2212.63万kWh，如以火电为替代电源，按火电每度电耗标准煤 355g/kWh 计算，则可节约标准煤约 7036.1t，减少二氧化碳排放约22870.1t，减少二氧化硫排放约 89.3t。13.6结论和建议太阳能光伏发电是我们目前可以使用的能源中最经济、最清洁、最环保的可持续237、能源。工程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，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，节约土地资源，并能够适应远景年太阳能光伏发电站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，为太阳能光伏发电站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。14工程设计投资概算14.1 编制说明14.1.1 工程概况本工程为新建20MWp并网型太阳能光伏发电装置，暂按采用255wp多晶硅太阳能光伏组件考虑，逆变器暂按单台500kW考虑，1个单元配置238、2台逆变器布置，变压器暂按单台1000kVA双分裂变压器考虑，就近接入周边电网，电压等级按35kV考虑。本工程计划2015年初投产。本项目工程动态投资15599.50万元，静态投资为15806.29万元（单位造价7903.145元/kW），其中建设期贷款利息363.21万元，项目资本金占总投资的20%，国内银行贷款占总投资的80%。14.1.2 编制依据 14.1.2.1 根据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）。14.1.2.2 国家发改委文件发改办能源【2005】899号国家发展改革委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知。14.239、1.2.3 国家和行业管理部门有关的法规和标准、规范和规定。14.1.3 编制原则14.1.3.1 项目及费用划分根据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）进行项目及费用性质划分。14.1.3.2 工程量根据设计人员提供的建安工程量和设备材料清册。14.1.3.3 定额选用执行国家能源局发布的陆上风电场工程概算定额（NB/T31010-2011）：机电设备安装工程概算定额、建筑工程概算定额、风电场工程施工机械台时费定额；不足部分采用中国电力企业联合会电力建设工程概算定额（2006年版）-建筑工程、电气设备安装工程。14.1.3.4 设备价格及运240、杂费取定设备价格参照近期同类型机组订货价或询价。设备运杂费：太阳能电池组件、逆变装置按1.5%计取，其他设备按5.5%计取。14.1.3.5 材料价格建筑材料：对主要建筑材料按当地建筑材料信息价格计取。14.1.3.6本概算工程静态投资价格水平基准年为2014年。14.1.4 基础单价、取费标准14.1.4.1 主要设备价格（1）200Wp多晶硅电池组件： 4.5元/Wp ，1147.5元/片；（2）集装箱式逆变器（2台500kW逆变器和2台直流配电柜）：57万/台；（3）35kV箱变 1000kVA：20万/台；（4）高压动态无功补偿装置-44Mvar： 100万/台。14.1.4.2 人工241、预算单价人工预算单价标准 序 号定额人工名称工资标准（元/工时）1高级熟练工9.462熟练工6.993半熟练工5.444普工4.4614.1.4.3 主要材料预算价格依据2014年1月份当地地区信息价格，主要工程建设材料预算价见下表：主要工程建设材料预算单价表序 号材 料 名 称预 算 单 价1普通硅酸盐水泥（32.5袋装）430元/t2普通硅酸盐水泥（42.5袋装）510元/t3中砂70元/m34碎石70元/m35混凝土（C15泵送）320元/m36混凝土（C30泵送）360元/m37钢筋4030元/t8机砖410元/千块9乳化炸药10元/kg10电价1元/kWh14.1.4.4 取费标准工242、程单价费率指标表编号费用名称计 价 基 数建筑工程费率%安装工程费率%1直接费直接工程费+措施费1.1直接工程费人工费+材料费+机械费人工费材料费机械使用费1.2措施费建筑工程人工费+机械费14.16机组、塔筒设备人工费+机械费线路工程人工费+机械费其他设备人工费+机械费10.682间接费2.1土方工程人工费+机械费21.282.2石方工程人工费+机械费19.562.3混凝土工程人工费+机械费40.982.4钢筋工程人工费+机械费39.932.5基础处理工程人工费+机械费28.862.6砌体砌筑工程人工费+机械费32.8122.7安装工程人工费1083利润人工费+机械费+措施费+间接费1010243、4税金直接费+间接费+利润3.4133.413单价合计直接费间接费利润+税金14.1.5 其他费用计算指标执行根据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）。14.1.6 勘察设计费勘察费、设计费、以及竣工图编制费按国家能源局发布的风电场工程勘察设计收费标准（NB/T31007-2011）和国家计委、建设部关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知（计价格200210号）及相应释义的规定计算。14.1.7 其他说明14.1.8 基本预备费 按陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T31011-2011）规定计算，以施工辅助工程投资、设备及安装244、工程投资、建筑工程投资、其他费用4部分费用之和及相应费率计算，可研投资概算基本预备费费率按2%计取。14.1.9 建设期贷款利息： 按中国人民银行最新发布的金融机构人民币存贷款基准利率执行，按五年期以上固定资产投资贷款年利率6.15%计算，注资20%，贷款80%。14.1.10 投资概况本项目工程静态投资为15806.29万元（单位造价7903.145元/kW），建设期贷款利息363.21万元，工程动态投资为15599.50万元（单位造价8084.752元/kW），其中：施工辅助工程投资为40万元；设备及安装工程投资为10434.67万元；建筑工程投资为4428.73万元；其他费用为539.6245、8万元；基本预备费为363.21万元；15.1.11 投资分析本工程为新建20MWp太阳能光伏电站工程，依据2009年5月中国电力网统计的行业信息，本工程静态单位千瓦造价为7903.145元/kW，单位造价合理。14.2 概算表（1） 工程总概算表（附后）（2） 施工辅助工程概算表（附后）（3） 设备及安装工程概算表（附后）（4） 建筑工程概算表（附后）（5） 其他费用计算表（附后）15 财务评价与社会效果分析15.1 概述本工程项目资本金按20%，其余80%按银行贷款，贷款利率暂按国内现行五年期及以上贷款利率6.15%考虑。15.2 财务评价15.2.1 评价依据国家发展改革委、建设部发改投246、资20061325号文颁布实施的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、风电场经济评价软件；国家现行建设项目的财税政策及相关规定。15.2.2基础数据15.2.2.1投资概算：详见总估算表。15.2.2.2主要原始数据本期工程成本费用计算的主要参数按已建项目的统计值、设计计算值或行业规定考虑。生产期：25年定员：10人人工年平均工资：6万元折旧年限：15年基准收益率：5%15.2.3 发电效益计算15.2.3.1 发电收入本项目作为电网内独立核算的发电项目进行财务评价。发电收入=上网电量电价本项目按照含增值税上网电价1.0元/kWh测算各项财务指标。本项目为内资项目，按照2009年1月1日实施的247、中华人民共和国增值税暂行条例（国务院令第538号）和相关增值税实施细则的规定，本项目企业采购固定资产缴纳增值税可从销项税中抵扣。根据条例规定实际可抵扣金额按实际发生增值税发票额计算，由于本阶段工程投资存在较大不确定性，暂按设备购置费总价作为计算基数，税率按17%进行测算。经计算，本项目可抵扣金额约为1667万元。15.2.3.2 税金及税收优惠该工程缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。根据财税2001198号关于部分资源综合利用及其它产品增值税政策问题的通知该项目增值适应税率为17%，销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别按增值税的7%和3%计征，所得税税率为25%。根据公共248、基础设施项目企业所得税优惠目录（2008年版）“由政府投资主管部门核准的太阳能发电新建项目”条件的，自项目取得第一笔生产经营收入所属年度起，第一至第三年免征所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。15.2.4.3 利润及分配发电利润=发电收入-发电成本-销售税金及附加税后利润=发电利润-所得税税后利润提取法定公积金10%，剩余部分为可分配利润，再扣除应付利润即为未分配利润。经计算，年平均利润总额为676.88万元，年平均所得税165.08万元。年平均息税前利润为1015万元。15.2.5 清偿能力分析偿债能力分析采用等额还本利息照付的还款方式，还款期为15年，宽限期2年。15.2.5.1 偿249、债能力指标具体指标见附表15.2.5.2 资产负债率由资产负债表可见，项目在期初资产负债率较高，最高达到80%，此后逐年递减，负债呈逐年下降趋势，该项目具有较强的偿债能力。各年的资产负债情况详见附表资产负债表。15.2.6财务生存能力分析项目计算期内的净现金流量及累计盈余资金基本均为正值，具有足够的净现金流量维持项目的正常运营，结果表明，自工程投运后资金收支保持平衡且有盈余，可以保证项目财务的可持续性。详见附表财务计划现金流量表。15.2.7 盈利能力分析本项目生产期为25年，计算期内基准收益率按5%，上网电价按1元/kWh测算财务指标。测算得：本项目全部投资财务内部收益率（所得税后）为8.0250、4%，项目资本金财务内部收益率12.40%，全部投资财务净现值（所得税后）为1006.51万元，投资回收期（所得税后）为8.95年（含建设期）。详见附表项目投资财务现金流量表及项目资本金财务现金流量表。15.2.8敏感性分析根据本工程的具体情况，对投资、发电量（负荷）和运行成本3个因素在10%变化幅度下单因素敏感性分析，计算结果详见附表敏感性分析表。15.2.9潜在的经济收益1997年12月，160个国家在日本京都签署通过了联合国气候变化框架公约京都议定书。京都议定书同时约定了三个基于市场的弹性机制，其中之一即为清洁发展机制（Clean Development Mechanism 简称CDM）251、。本工程为利用可再生能源发电，符合京都议定书约定的条件，如能在联合国CDM执行理事会成功注册，就可以将二氧化碳的减排量以10欧元/吨的价格出售给发达国家，粗算此项收入约为400万元（人民币）/年。15.2.10综合经济评价 从本项目的财务评价看，具有较好的盈利能力和偿债能力，总的财务指标较好，财务评价可行。15.3 财务评价表（1） 财务指标汇总表（附后）（2） 投资计划与资金筹措表（附后）（3） 总成本费用表（附后）（4） 利润和利润分配表（附后）（5） 借款还本付息计划表（附后）（6） 财务计划现金流量表（附后）（7） 项目投资现金流量表（附后）（8） 项目资本金现金流量表（附后）（9） 252、资产负债表（附后）（10） 敏感性分析表（附后）16 结论和建议16.1 结论 1）本项目为新能源光伏发电项目，拟建站址位于位于xx市xx境内，利用荒山荒坡等闲置土地建设，占地面积约600亩。拟建容量为20MW。为大型并网光伏电站。 2）根据Meteonorm软件获取项目所在地太阳辐射数据，项目所在地多年平均的总辐射量为5083.2MJ/m2，根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2008）种太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度输III类区（37805040MJ/m2a），具有一定开发潜力。 3）本项目以35kV电压等级接入xx电网，通过对该区域电网，电力负荷情况的统253、计分析，项目的实施具备有利的电网和电力符合条件。 4）根据总装机容量、倾斜面辐照量、系统效率以及光伏组件标称效率衰减等，计算出光伏电站年均发电量为2212.63万kWh，年均利用小时1106.32h，25年总发电量为55315.81万kWh。 5）光伏发电是国家鼓励的可再生能源的利用项目，既没有燃料消耗，又没有“三废”的排放，电站建成后装机容量 20MWp，年平均上网电量2212.63万kWh，如以火电为替代电源，按火电每度电耗标准煤 318g/kWh 计算，则可节约标准煤约 7036.1t，减少二氧化碳排放约20810.1t，减少二氧化硫排放约 72.3t。 6）工程静态投资15806.29254、万元，单位投资7903.145元/kW；工程动态投资15599.50万元，单位投资8084.752元/kW。本概算中不含接入系统部分费用。 本工程财务评价计算期采用26年，其中建设期12个月，生产经营期25年，在电价1元/kWh（均含增值税）的情况下，测算项目的各项财务指标，项目投资税前内部收益率为9.04%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目投资基准内部收益率5%，项目投资税后内部收益率为8.04%，高于项目投资基准内部收益率5%。本项目盈利能力较好，经济上可行。16.2 建议 1）建议建设单位应根据光伏发电项目相关要求，取得电力接入、环评等支持性附件，及时报发改部门核准。 2255、）根据光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GDO03-2011），在进行光伏发电工程太阳能资源分析时，须取得长期观测站多年逐月辐射资料、多年逐月日照资料，以及现场太阳观测站1年以上的测光数据，建议业主进行现场测光1年，下阶段工作中将依据光伏并网电站太阳能资源评估规划（征求意见稿）的相关要求，进行实测数据检验、处理和订正，以进一步论证站址太阳能资源情况。 3）建议业主在下一阶段继续优化设计、控制项目投资，选用性价比较高的光伏组件和逆变器，优化光伏系统和主接线方案设计，使光伏所发电量尽量在用户侧消耗，提高光伏电站利用率发，进而提高项目经济效益。17农光互补优越性17.1农业生产与发电相得益256、彰农作物生长需要的光与光伏发电需要不同的光波，农光结合能够实现发电种植两不误。由于太阳能电池组件会造成一定的遮光，每个方阵可根据不同农作物对光的需求，采用不同的装机容量设计，满足植物光合作用对光的需求。如苦瓜，生长过程中对透光度要求不高，可使用晶硅太阳能电池组件，多安装电池组件，提高装机容量多发电；光照要求高的五彩椒、番茄等茄果类蔬菜，则覆盖透光性好的改良太阳能电池组件，降低装机容量，增强透光性。太阳能电池组件还能阻隔部分紫外线，反射昆虫繁殖需要的蓝紫光，可有效减少蔬菜病虫害，减少农药使用量，提高蔬菜品质和产量，是利用高新科技打造绿色生态农业的新模式。夏季，受高温影响，大部分保护地蔬菜在6-9257、月份无法正常成长。农光结合的优势在这里进一步体现：由于光伏发电板减少了紫外线对作物的破坏，蔬菜品质和产量也优于露天种植。如果是做成光伏大棚，光伏蔬菜在冬季能防止棚内热量向外辐射，减缓夜间温度下降，达到保温的效果，免去了草帘覆盖这一工序，节省了人力和物力。同样，合理的遮光也为养殖业提供了良好的生长环境。17.2提高土地利用率，降低光伏产业成本传统方式建设光伏电站，一般为工业用地，成本高且不符合政府合理利用资源的方针。而农光互补建设光伏电站，不额外占用土地资源，提高了土地利用率，符合国家倡导的绿色环保农业趋势。太阳能发电是一种环保发电方式，目前，国家大力支持发展，在配套基础设施、贷款等方面提供扶持258、。17.3为当地经济创收，带动地区创旅游，为农民创收益17.3.1符合国家产业政策与导向近几年国家频繁颁布了与光伏发电有关的政策，从这一系列政策内容来看，国家扶持光伏行业发展的政策导向明确，且随着各项优惠政策的出台，包括规划发展目标、补贴标准、补贴期限、资金来源在内的一系列扶持光伏发电行业发展的政策体系已基本完善，为大力发展光伏发电提供有力的政策保障。17.3.2解决就业，增加农民收益农光结合建设要大规模向农民流转土地，农户按照折合500kg麦子的价格获得土地流转收入，农民除了获得流转土地的租金以外，公司可以为当地农民提供工作岗位，解决“40、50、60”年龄段劳动力的就业问题，使农民不用远出259、打工并有较好的收入。光伏支架及电池板可以抵抗10级大风，经受暴雨、冰雹等恶劣气候条件，经久耐用，使用寿命达25 年，农光结合发的电可并入国家电网出售，使产量和效益提高一倍以上。如果是光伏大棚，恒温效果好，尤其是夏季，光伏板遮荫情况下，可以比普通大棚多种一茬，有效提高蔬菜的质量和产量，保证蔬菜的四季生产和周年供应，收益比露天种植翻番。17.3.3增加地方税收收入，打造生态农业闭环光伏电站对地方经济的发展做出了贡献。首先，建设农光互补，600亩地投入约2亿元（20MW投资2亿元左右）；其次，20MW的电站发电后年可形成税收约500万元；再次，在生态旅游上，一望无际泛着蓝光的太阳能发电装置蔚为壮观，260、本身就是一个观光景点，光伏板下可种植高档花卉苗木、打造生态餐厅或养鱼种植水生植物等，可与周边生态旅游圈形成一条新的生态旅游线。17.4光伏农业发展前景从梳理我国光伏应用市场发展脉络来看，早期从最初单一的西部地面电站开发，已经延伸到东南部经济发达地区对分布式光伏电站的推广。国内从未停止探索光伏应用领域的步伐，而光伏农业无疑是我国在光伏应用领域的又一新的突破。发展农光互补引领了低碳环保的绿色能源潮流，代表了未来农业发展的新方向，既播种了绿色有机农业，又收获了清洁能源，大大提高了土地利用率，通过开发大棚的潜在资源，实现了农民企业政府多赢，农光互补的发展必将掀起中国光伏农业史上的第二次革命。17.5该261、项目农光互补方案初步确定将通过提高光伏支架的高度，达到光伏组件离地最低2.51米，最高可达到3.5米的设计，解决光伏板对其下的农业种植的影响。农业种植：与安徽省农学院交流，并接受安徽省农技站总工的设计，结合植物的特性和安徽及周边农贸市场的需求，可种植白菜、卷心菜，主要可利用散射光原理，可种植蘑菇、平菇等喜阴植物。16.6 平菇种植技术江苏省射阳县食用菌栽培从上世纪60年代初开始起步，至今已有近50年的历史。栽培品种基本上以平菇为主，栽培方式为生料栽培。目前，全县食用菌产业从业人员有2.5万人。2009年，平菇投料量19.5万吨，产量达30万吨，年创产值12亿元，人均获纯利3万元以上。该产业目前262、位列全国县级之首，全球之冠。现将平菇生料栽培的管理技术整理如下，供广大菇农参考。 一、平菇品种的分类： 平菇品种不同，其子实体正常发育时所需适温范围也不相同，生产上常用平菇品种，按温型分类，详细可分为高温型中高温型、广温偏低型、中低温型。按菇体色泽分类，可分为乳白色、纯白色、灰白色、浅白色；深灰色灰黑色，黑色。而气温的变化又决定着品种的色泽，如平菇江都9745在8左右是深黑色，在25左右时呈深灰色或灰白色。一般来说，气温越高，色泽越浅；气温越低，色泽越深。 1、高温型。高温型品种按色泽可分为两大类： (1)乳白色类，子实体发育温度为15-34，最适出菇温度为22-28，主要品种有苏引6号伏源1263、号、高温908、海南2号，这类品种大多安排在春季3-6月投料播种，4-9月高温季节产菇，但因高温白色品种春夏栽培病虫发生频繁，杂菌污染率高，如经验不足，管理不善，易发生黄菇病。夏季种植尽管卖价高，但产生经济效益并不高，因此，乳白色高温型品种总投料量并不多，销售竞争者也少。笔者建议，用户如要种高温型乳白色品种，可多种海南2号，该种和国内几十个白色高温品种对照比较，其抗霉性、抗黄菇病、早熟性、商品性均名列前茅。 （2）灰褐色类，主要品种有江都71号；基因2005，这两个品种出菇温度12-36，菇体与凤尾菇相似，单生型，鲜菇肉质细嫩、口感好，市场较抢手，幼菇提早采收，可作秀珍菇上市，售价高。实践证明264、：这两个品种经多年推广，尤以抗杂菌，抗黄菇病能力特强，长势长相突出，后劲足，最多可出8潮菇，又因商品价值、口感均超过乳白色品种，因此，市场前景更广阔。 2、中高温型。子实体发育温度12-30，适温20-26，主要品种有特大风尾，大叶凤尾、风尾5号等，菇体色泽灰褐色，单生型多，这类品种大多安排在春季5-6月和秋季9-10月上市，因出菇周期短，产量偏低，只有少数南方地区种植。 3、广温偏高型。按色泽可分为两大类： （1）灰白色类，子实体发育温度为2-34，最适温度10-29，常用品种有：复壮109、1016、F803，这类品种从早秋出菇至次年6月结束，因生产周期长，产量能完全发挥出来，又因早秋菇价265、高，头潮菇就能收回成本，避开了“烂市”风险。缺陷是，抗黄菇病能力较差，如管理不善，头潮菇后易发生黄菇病，冬季虽能出菇，但出菇量及菇形美观度均稍次。 （2）灰黑色类，出菇温度633，常用品种：早秋615、科大杂优、锡平1号、春栽1号。其共同特点，抗黄菇病能力特强，属硬柄，菌袋发菌结实，不生菌皮。突出优点：早秋8月底产菇持续到11月底，春季产菇可持续到6月。当中不发生黄菇死菇。广温偏高型菌株被菇农称为早秋菇价卖得最高、经济效益最明显的品种。 4、广温偏低型。 （1）黑色类，子实体发育温度为2-32，适温10-26，常用品种有超强581、江都9745、江都5178、江都3912等，均属软柄，菇色均为266、黑色，黑色品种因韧性强、味鲜、菇质厚，已被众多消费者所喜爱，但这类品种出菇温度不能太高或太低，温度过高，易产生菌皮，菌袋不现蕾；温度过低，虽然出菇，但柄长、盖小商品价值降低。黑色品种最大缺点是，连茬栽培抗病能力和适应性没有深灰色品种强，因此，推广种植一定要精细管理。 （2）深灰色类，如特抗650、抗病265、江都2002、杂交201、2026，出菇温度2-32，均属硬柄，子实体丛生柄短，菇色随气温变化而变化，15以上色浅，12以下色深，这类品种抗黄菇病能力特强，能稳出6-7潮菇，加之菇形好，菌褶纹细,产量又高，所以深受消费者喜爱. (3)纯白色类，常用品种有：变异40、雪美F2,910,前三潮267、均为洁白色，柄短，丛生，其中以变异40更为艳丽美观，盖径大，后劲足。 （4）浅白色类，子实体发育温度为2-30，适温8-25，常用品种有：天达7350、天达85天达85，天达300；新侬1号；冠平1号；高抗1号、高抗48，这类品种产菇适塭范围广，种植时间回旋余地大，华东地区最早出菇时间力9月上旬，出菇期历经秋、冬春三季，且每个季节的菇质菇型均优，虫害又少。又因浅白色品种在自然生态条件下具有极强的抗病和适应性，因此是目前使用最普遍或最有发展前途的菌种。 5、中低温型。子实体发育温度为2-26，适温8-16，26以上菇体发生量少，优点是特耐低温，o以上菇体均可生长，且肉厚质佳，尤其在北方地区更为适268、应；常用浅白色品种为：天达1349；超寒1号、江都792等：灰黑色品种为：冻菌1号、特大平菇低黑H-1；新冬黑平。 6、姬菇品种。姬菇出菇密集，菇盖灰色菌柄长，每丛有30-70个小菇向四周辐射，市场销售看好。常用品种有：姬菇王；姬菇1007；冀农11号等，出菇6-33，属广温偏高型，为正宗姬菇品种。其种植方式和平菇基本相同。但正宗姬菇品种有一缺点，冬季出菇很少或者低温季节菇盖上生瘤，影响了市场销售，为了促使冬季市场有大量姬菇销售，菇农常把广温偏高型偏低型灰色或灰黑色平菇品种充当姬菇销售，如本所新选育的姬菇53号；姬菇57号，若通风量加大，可长成大平菇，若通风量减少，在幼菇期采收其效果充当小姬菇269、极好为菇农带来了极高的经济效益。 要获得平菇优质高产，选准当家品种很重要。在引种时必须根据市场菇色需要和当地气候而定，以市民喜爱白色菇的上海地区为例，必须选择浅白色类型的高产菌株；以市民喜爱黑色菇的青岛地区为例，必须选择灰黑色类高产品种；以市民喜爱灰色菇的保定地区为例，应选择深灰色高产品种。 二、平菇栽培培养料的种类 1、主要原料。主要原料又称主料，是指以粗纤维为主要成分，能为平菇菌丝生长提供碳素营养和能量，且在培养科中所占数量比较大的营养物质。 （1）棉籽壳。棉籽壳是脱绒棉籽的种皮，为油料加工厂的下脚料。棉壳占棉籽总重量的32-40，我国年产棉籽壳约1200万吨，绝大部分用于食用菌生产据研究270、，棉籽壳不仅营养丰富，且质地疏松，吸水性强，具有良好的物理性状，加水浸透或加压力时，不板结，透气性好，含有一定空气，可提供菌丝生长所需要的氧气，是适宜平菇栽培的最理想原料。棉籽壳也有好多种，有粗壳；中粗壳、细壳之分，有绒多、少之分，有含棉籽仁多少之分。一般粗壳、绒少壳，仁少壳发菌好于细壳绒多壳，仁多壳。但细壳、绒多、仁多壳产量又高于粗壳、绒少、仁少壳：建议用户在购买时要两者兼顾，灵活机动。 （2）玉米芯。脱去玉米粒的王米棒，称玉米芯，也称穗轴我国玉米播种面积居粮食作物的第三位，年产玉米芯及玉米秸杆约9000万吨。干玉米芯含水分8.7，有机质913，其中租蛋白2.0，粗脂肪07，粗纤维28.2%271、，o，可溶性碳水化合物58.4%，粗灰分2%，钙O.1%，o，磷0.08，经粉碎发酵，加其他氮源和辅料，可袋栽平菇。 (3)木屑。锯木加工厂产生的下脚料称木屑，也可用树枝加工粉碎而成。适合平菇生长的以阔叶树木屑为佳。木屑的粗细，因加工工具和木质而异。用带锯加工的木屑比圆盘锯加工的细，硬质木材的木屑比软质木材的木屑好。栽培平菇用的木屑粗的比细的好，硬质木材的木屑比软质木材的木屑好。宜栽培平菇树种的干木屑，一般含粗蛋白15，粗脂肪11%，粗纤维71.2%，可溶性碳水化合物25.4%，实践证明，松、杉木屑也能进行平菇生产，一般从锯木场收集的木屑，常夹有松、杉、柏、樟等木屑。因此，在使用前应放置半年至272、一年时间，以自然挥发驱除芳香等物质就可正常使用。用于塑料袋栽培的木屑，均要过孔径4毫米的筛，以清除杂物及尖刺木片以免刺破料袋。 (4)其它。稻草，甘蔗渣，黄豆秸、花生壳经粉碎成小颗粒状作为碳源，添加氮源等，也是栽培平菇的培养料，但这类原料种植产量并不高，本资料中不再详细介绍其栽培方法、如有这些原料，笔者建议，只能以5比例少量添加到以棉籽壳、玉米芯为主的培养料中。 2、辅助原料与药剂。辅助原料又称辅料，是指能补充培养料中的氮源、无机盐和生长因子，且在培养料中比例较少的营养物质。辅料除能补充营养外，还可改善培养料的理化性状。常用的辅料可分两大类：一类是天然有机物质，如麸皮、玉米粉等，主要用于补充主273、料中的有机态氮、水溶性碳水化合物以及其他营养成分的不足。另一类是化学物质，以补充营养为主，如尿素、复合肥等。 （1）麦麸。麦麸是小麦籽粒加工面粉时的副产品；含有16种氨基酸，尤以谷氨基酸含量最高(占46)，营养十分丰富，而且质地疏松，透气良好。但易滋生霉菌，故用作培养基，需经严格挑选，变质发霉的不宜采用 （2）玉米粉。玉米粉也称玉米面，是玉米籽粒的粉碎物，般含水分122，有机质878，由于营养丰寓，维生素B2含量又高于其他谷类作物。在食用菌培养料中，加入5-10，可以增强菌丝活力并显著提高产量。 （3）尿素。尿素是一种有机氮素化学肥料，白色晶体，含氮量为4246，在食用菌生产中，常用作菌体培养274、料的补充氮素营养，其用量一般为0.1-04，添加量不宜过大，以免引起氨气对菌丝的毒害。 (4)石灰。在平菇生产中，培养料中添加适量的石灰，主要作用是提高培养料的酸碱度，杀死杂菌或抑制杂菌的生长，防止杂菌的污染。其次是增加培养料中的钙质，改善培养料的营养状况，促进平菇菌丝的旺盛生长，对提高产量有一定的作用。一般用量为14。 （5）复合肥。复合肥是指氮、磷；钾三种元素高含量的复合肥料，呈灰色颗粒状，增产潜力大，一般进口复合肥要比国产复合肥营养含量高，如进口复合肥磷酸二铵，每50公斤170元，用于平菇培养料配制，使用量力02%-0.4，国产复合肥品种很多，如“三元牌”、“红光牌”，因含量低，50公斤275、160元，用于平菇培养料配制使用量可加大到0.8%-1.2，本资料配方中汲及到的复合肥都指国产复合肥。 （6）多菌灵。是一种广谱型的内吸性杀菌刑，对人畜低毒。多菌灵虽不能直接杀菌，但有很强的抑菌作用，其杀菌机制是干扰病原物质细胞分裂。多菌灵化学性质稳定，在酸性或碱性环境中不易失效，在300-312条件下才能被分解。多菌灵用量偏大，虽然栽培成功率高，但菇体内有毒物质的残留量会相应增加，低毒并不等于无毒，使用量必须慎重。本资料配方中汲及到的多菌灵均为江苏镇江农药厂生产的含量为25的多菌灵。 （7）克霉灵，又名二氯异氰尿酸钠。因长期使用一种杀菌药剂，杂菌易产生抗药性，有个别用户反映因多年使用多菌灵作276、抗菌剂，现在无论发酵料还是熟料栽培，杂菌总是控制不住。因此，在此情况下，建议改用克霉灵试试，克霉灵作为防霉剂药效成份、作用基理均相似，按0.1的用量拌入培养料中，对氯霉、黄曲霉、链孢霉等有极强的预防和消杀功能。缺点是遇到70以上的高温会容易分解。 3、配套材料 （1）筒袋。平菇原种和栽培种的容器可选用高压聚丙烯袋，规格为原种选用15 cm *33 cm *5.5丝聚丙烯筒膜。栽培种容器可选用17cm*40 cm*5.2丝的聚丙烯筒膜。用于平菇生产出菇的容器是低压聚乙烯筒膜，规格为：长为43-45 cm，宽20-25cm，厚度1.5-3丝厚度不等，一头把口扎好或者烫好(目前市场上已经有封好口的成277、品袋子出售)。栽培筒膜质量好坏，不仅关系到菌袋制作成品率高低，还会给菌袋培养和产菇管理带来影响，因此，要向专业厂家或经销单位购买优质筒料。 （2）套环或无棉盖体。塑料袋制种无虫化封口方式有两种：一种是用套圈塞棉花；另一种是无棉盖体。有人要问，是用套圈塞棉花好，还是塞海棉盖好? a；用套圈塞棉花，在消毒锅里灭菌时，堆放要得体，以防受潮，优点是透气性充足，菌丝发得快，且不易受虫害； b,用海绵盖封口，缺点是发菌初期较好，发菌后期菌丝易延伸到盖内，造成菌丝缺氧使生长变得缓慢.近来发现个别厂家生产的无棉盖体内海绵密度不够，空隙较大，易引起螨虫侵染。笔者建议还是用套圈塞棉花较为靠实，有的菇农最怕棉塞受潮278、，其实要得到干燥的棉塞很简单，只要在锅内将菌种铁筐叠起堆放，在筐顶部用一层薄膜或铁皮覆盖，让锅顶下滴的冷凝水顺薄膜或铁皮表面流下边沿，再往下流到锅底。切注意：薄膜或铁皮周围边沿要和锅壁相距2cm左右。 （3）出菇套环。熟料袋栽出菇套环的常用规格为：直径4cm；环圈高2cm、环壁厚1.2-15mm，套环可直接向专业厂家或者专业门市订购；也可以自制，方法是：将宽左右的硬塑打包带剪成1315cm长，将其两头交叠，用灼红的锯条热焊即可。 (4)气雩消毒剂.该产品对食用菌中常见的杂菌和病原菌，杀伤率达100，且使用方便，毒副作用小，气雾消毒剂用于接种箱消毒，每立方米2克作用半小时，即可杀灭箱体内全部杂菌279、，无气味和刺激性，是替代甲醛和高锰酸钾熏蒸消毒最理想的药刑，且操作方便，用火柴点燃即可(不必倒出药剂)，就会喷出大量气雾，从而达到杀菌目的。 （5）万消灵。出菇后防治黄菇病必需药品。强力快速杀灭各类细菌、芽孢，治疗平菇因各种病源菌引起的发黄、发软，褐班病等现象，效果奇特。使用方法，预防发病用量：每片兑水15公斤，在出菇后无论有菇或无菇每隔三天对菌袋、幼菇、周围环境喷一次，可确保从头潮到尾潮不易发生黄菇病。治疗用量：每片兑水5-6公斤，发病初期，即喷施病菇，每天1次，三天可治愈，治愈率98以上。 （6）菇虫净，又名虫立杀。制种期和发菌期驱虫、防虫专用特效药，夏、秋春气温较高季节，生产袋装菌种或熟280、料栽培扎口处，害虫最易进入袋内咬食菌丝或产卵生蛆；每袋粉剂兑水1-2.5公斤喷洒到接种口和透气孔处，药粉即可吸附在袋口，可长时间起到驱虫和触杀效果，喷药一次三个月无害虫进入，对菇蚊、菇蝇、跳虫等杀灭率100，具有卓越的杀虫、防虫效果，对菌丝生长无副作用。 （7）大丰激素，又叫802激素。对平菇生长有三大奇效功能(每瓶兑水120公斤):1,出菇前喷施可提早出菇，对平菇菌丝满袋迟迟不出菇，划破袋头菌皮，喷施12次，即可大量现蕾。2出菇后喷施，幼菇期每天喷一次，连喷三次，平菇叶片均可明显增大、增厚，增加产量10-20；3；采收前一天喷施，平菇菌盖边缘更趋于内卷，色泽更鲜嫩，并可推迟开伞时间。 (8）281、三十烷醇转潮王。本品由三十烷醇和食用菌生长所需的各种微量元素复配而成，和以往推广的粉剂相比，便于溶解，易于菌丝及子实体对营养的吸收，能提高食用菌生长发育及抗霉能力，特别适用于平菇生长，能促进菇体形成与肥大；改善品质；缩短转潮时间，增产幅度20-30。使用方法：1幼菇期喷施，每袋兑水75-100公斤，每2-3天对菇体喷一次，连喷三次。2菌袋补水，每袋兑水配合其它营养，通过补水器输入袋科内可以补500棒左右。 （9）平菇专用肥。本品为浓缩、高效复合营养素，每袋1500克，内含食用菌生长所需的各种营养元素，配方全面、合理，适合生料、发酵料、熟料栽培。添加本品后能促进平菇菌丝生长，适合生料、发酵科、熟282、科栽培，每吨干料添加2-3袋，即可代替其它所有肥料，增产幅度最高可达20 （10）铜补水针。系采用紫铜管制成，不易弯曲，不生锈。可重复使用多年。16.7 平菇种植的通风和湿度控制 1、通风 平菇是好气性菌类，子实体生长发育要不断从环境中吸收氧气。如果菇棚内空气中二氧化碳含量过高时，菌柄发育快，菌盖发育慢，因此会形成柄粗长、菌盖小的长柄菇。但通风要和保湿、保温相结合，实践中常出现通风影响温度和湿度的现象。因此，在春、夏、秋季要保持每天日夜24小时空气对流。气温高于20，要把大棚两边薄膜全部支起，以加大空气对流。在冬季只要气温在5以上，都要使空气缓慢对流，除非气温处于4以下或结冰天气应停止对流，白283、天气温如回升到5以上后，仍要在中午进行通风换气实践证明，只要保持棚内空气新鲜菇盖上不常积水，黄菇病等细菌性病毒就很难滋生。 2、保湿 平菇子实体生长发育阶段，菇棚内空气湿度低于70时，菌盖表面粗糙，易产生龟裂，长时间干燥还会消耗袋内水份。但喷水过多，湿度在95以上，由于缺氧，极易造成子实体发病或腐烂。因此菇棚内在子实体发育生长期间，要保持85-95的空气湿度。调整空气湿度的办法是：湿度低时，采取向地面喷水或对袋两头喷雾来调节；湿度高时，采用加大通风量釆调节。 对平菇子实体喷雾状水很重要，因为可以避免菇体表面积水现象，应加以提倡。但是，现阶段有的菇农随着平菇种植面积加大，已粗放到用潜水泵或自来水284、龙头引出水源，通过小塑料水管，直接喷浇棚内菇袋及菇体。这种粗放管理极易造成菇体积水。笔者建议，一定要在塑料水管口接一个喷雾头，使用雾状水，否则，将会给黄菇病的发生埋下后患! 大面积栽培时，为省工省力及高效管理，可用水幕喷带进行雾状水喷雾，效果极佳。使用时，首先将喷水带安装到菇棚铺设好，将喷水带一头连接潜水泵出水口处(也可安装在自来水龙头上)，另一头顺着大棚中央人行道延伸，或吊扣在棚顶，凡有喷水带经过的地方，都能形成雾状水幕。 用喷水带喷雾有下列好处：(1)节水。使用时，只要打开水泵开关，几分钟时间水雾就会均匀弥漫整个菇棚。使空气相对湿度迅速达到85-95，用水量为原喷水量的15。(2)省工省力285、省时间。不需要操作者在大棚内来回走动，几分种就喷一遍水，非常方便。(3)防病。因为是雾状水喷湿菇体，菌盖表面不会积水，能有效防治病害的发生。如需药物防病，可在进水口的水中加入药物，再通过喷水带，可对菇棚内全方位消毒灭菌。在采菇前喷雾几分钟，还使空气中孢子随雾滴沉积地面，能够有效防止孢子过敏症。 (4)省钱省事。100米长的喷水带投资不过150元。可以用5年左右，一次性投资，长期受益。(5)降温。在夏末高温发菌阶段，为防烧袋，可将喷水带平铺在棚外顶部，作为辅助降温措施。如中午气温最高时使用，可降低棚内温度6-9。 16.8 产量与效益一般来说，有机蔬菜农业大棚的种植种类和管理方法不同，其产量和收286、益也不同。根据市场调研和种植经验，每亩年产平菇约 0.5 万公斤，按每公斤平均 4 元计算，年产值为 2 万元，去除成本和人工费用年纯收入可达1万元。本项目建设占地600亩，年纯收入约 600 万元，经济效益可观。按照一般情况下，原地大约仅收入500元，600亩一共才收入30万元。显然，通过实施农光互补项目后，单位面积的土地产值增加了20倍以上。18 附图及附表附表1：主要电气设备材料清册一、电气一次部分序号名称型号、规格及技术数据单位数量备 注光伏发电部分一光伏发电部分1光伏组件固定支架，多晶硅太阳能电池板，峰值功率：255W 工作电压：30.8V 工作电流：8.28A块79200（配正、负287、极连接线）2智能光伏防雷汇流箱每个汇流箱16路输入，1路输出台2403光伏专用直流电缆PV1-F-0.9/1.8-1x4mmkm280光伏串到汇流箱4低压直流电缆ZR-YJY-0.6/1-2x70mmkm32汇流箱至直流配电柜5正负极连接器每套包含一正一负套72006阻燃铠装屏蔽双绞线ZR-DJYJP2YP2-22-2*2X1.0km10汇流箱间及汇流箱至直流配电柜7汇流箱安装支架L=3400mm根480用于将汇流箱固定在光伏支架上8高强度PE管DN30m800用于屏蔽双绞线进出地面和过道路部分9高强度PE管DN50m1400用于汇流箱出线电缆保护二逆变升压部分11MW集装箱式逆变器台20每台288、含：500kW集装箱式逆变器额定输出功率500kW 含交流输出侧配套主断路器，输出电压315V台2直流防雷配电柜每面直流配电柜8路输入面2低压配电箱台1户内6回路235kV箱式升压变压器台20每台含：1）、35kV部分：变压器S11-1000/35 Y，d11,d11 阻抗：6.5%3722.5%/0.315/0.315kV台1负荷开关40.5kV 630A 20kA（2S）台1熔断器40.5kV 31.5A 台1升压变压器0.315/0.4kV 容量5kVA台1用于为箱变及逆变器室提供照明及动力电源低压配电箱台1户内10回路，安装于箱变内避雷器YH5WZ-51/134只3带电显示DSN-DM289、Z只12）、0.315kV部分：断路器3P 1600A台2可进行速断、过流、零序、缺相等多重保护定值设定电流互感器BH-0.661500/5A 0.5级只6熔断器100A套2浪涌保护器套2装于箱变低压侧3高压交流电缆ZR-YJV22-26/35-3x70km1.6山地曲折系数取1.44高压交流电缆ZR-YJV22-26/35-3x95km1.6山地曲折系数取1.45低压交流电缆ZR-YJV22-0.6/1-3x240km1.2逆变器至箱变6高压交流电缆终端配电缆ZR-YJV22-26/35-3x95个24户内7高压交流电缆终端配电缆ZR-YJV22-26/35-3x70个16户内8低压交流电缆290、终端配电缆ZR-YJV22-0.6/1-3x240个240户内9电缆保护管150 高强度的聚乙烯PE管m300钻越道路，在道路两侧各余0.51m三防雷接地1热镀锌接地扁钢60X6km262热镀锌接地钢管60 L=2500根1803铜线2.5mm2km30用于组件边框与光伏支架连接接地4等电位接地铜排30*4m240四电缆及防火材料1WSZD无机速固防火堵料t62RZD软质阻火堵料t43角钢 50X5km2用于防火封堵4防火涂料t435kV开关站部分一35kV配电装置1进线柜（电缆进线，汇流线）台2金属铠装移开式开关柜每台含：真空断路器1250A 31.5kA台1电流互感器200-400/5A 291、0.2S/0.5/10P20/10P20组1避雷器YH5WZ-51/134组1接地刀1250A 31.5kA组1带电显示套12出线柜（电缆出线）台1金属铠装移开式开关柜每台含：真空断路器1250A 31.5kA台1电流互感器400-800/5A 0.2S/0.5/10P20/10P20组1避雷器YH5WZ-51/134组1接地刀1250A 31.5kA组1带电显示套13接地变柜台1金属铠装移开式开关柜每台含;真空断路器1250A 31.5kA台1电流互感器50-100/5A 0.2S/0.5/10P20/10P20组1避雷器YH5WZ-51/134组1接地刀1250A 31.5kA组1带电显示292、套14母线设备柜台1金属铠装移开式开关柜每台含：高压熔断器XRNT-40.5kV/0.5A组1避雷器YH5WZ-51/134组1电压互感器35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV组1一次消谐RXQ-35套15无功补偿柜台1金属铠装移开式开关柜每台含：真空断路器1250A 31.5kA台1电流互感器50-100/5A 0.2S/0.5/10P20/10P20组1避雷器YH5WZ-51/134组1接地刀1250A 31.5kA组1带电显示套1二35kV动态无功补偿装置135kV动态无功补偿装置额定电压35kV 容量:4MvarSVG套1SVG成套装置235kV高压电缆YJV22-26/35293、-3X95米30开关柜至动态无功补偿装置335kV冷缩高压电缆头配YJV22-26/35-3X95电缆套2户内外各1套三35kV接地变成套装置1、35kV接地变成套装置套1带外壳户外每套含：接地变压器DKSC-1100-500/35台1避雷器HY5WZ2-42/134只1隔离开关GN19-40.5/630组1消弧线圈XHDCZ-550/35台1真空接触器JCZ1-40.5只1并联电阻器ZX18-58只8阻尼电阻RNK-35套1电流互感器LQZJ4-0.66 只1电压互感器JDZX9-35只1真空有载分接开关BPKI200-35/80台12低压电力电缆ZR-YJV22-0.6/1kV 3x300294、+1x150米80站变3电缆终端配ZR-YJV22-0.6/1kV 3x300+1x150套2户内435kV高压电缆YJV22-26/35-3X95米40535kV冷缩高压电缆头配YJV22-26/35-3X95电缆套2户内四接地部分1镀锌扁钢-606米3002镀锌角钢505，L=2500mm根20五防火封堵1耐火隔板ZBR-YJ 10mmm 2152有机防火堵料2003无机防火堵料kg8004防火涂料5005阻火包t1二、电气二次部分序号设备名称型号及规范单位数量备注一、光伏发电监控系统（配电站）：1光伏发电控制单元主机含主机（工控机）、显示器台1安装于中央控制室值班台，光伏监控主机可与变电295、站监控合一2光伏发电接入交换机不小于4光口台1组屏于35kV配电房远动通信屏3光伏系统配套监控软件套14有功功率控制系统套15无功电压控制系统套16光伏功率预测系统套1二、光伏发电控制单元就地设备1逆变器室数据采集柜柜体尺寸2260800600mm包含：面20每个逆变房1面光伏系统数据采集器台20环网交换机台20不小于4光口光缆终端盒4012芯，包含熔纤单元UPS电源装置台20自带蓄电池，至少满足市电丢失后运行1小时2箱变测控装置变压器测控装置台20每个箱变1台，就地安装于箱变，随箱变配置3铠装12芯单模光缆GYFTZY，12 芯km204屏蔽双绞线km35环境监测仪IP65防护等级，满足室外296、应用条件套1辐射传感器支持水平倾斜安装三、35kV开关站监控系统（一）站控层设备：1主机/操作员工作站含主机（工控机）、显示器及软件（系统软件、支持软件、应用软件、加固软件）含电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具及五防主机软件，A3，A4网络打印机各一套台1集成五防系统、安装于中央控制室值班台2工程师工作站含主机（工控机、显示器及软件（系统软件、支持软件、应用软件、加固软件）台1安装于中央控制室值班台3维护用便携终端套13远动通信屏柜体尺寸2260800600mm包含：面1安装于继电器室远动主机台2调制解调器台2智能接口装置台1工业级网络交换机（24 电口、4 光口）台14调度数据网屏柜体尺寸2260800600mm包含路由器台1交换机台25屏蔽双绞线米5006超五类网络通信线米500（二）间隔层设备：1公用测控屏柜体尺寸2260800600mm包含： 面1安装于继电器室公用测控装置套2GPS 对时设备台1主时钟双套配置视屏监控主机套1235kV线路保护屏（并网线路）柜体尺寸2260800600mm包含：面1安装于继电器室纵联光