1、地面固定式阵列安装255wp多晶组件及50MW农光互补光伏电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月地面固定式阵列安装255wp多晶组件及50MW农光互补光伏电站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 录第一章 综合说明11 综合说明11.1 概 述11.2 太阳能资2、源11.3 场址现状及建设条件21.4 项目的任务与规模21.5光伏组件的选型、布置及光伏电场发电量计算31.6电气31.7消防31.8 土建工程设计41.9施工组织51.10工程管理51.11环境保护和水土保持51.12劳动安全与工业卫生61.13节能与减排61.14工程投资概算71.15财务评价分析81.16结论与建议81.17附图、附表9第二章 太阳能资源22 太阳能资源22.1 国内太阳能资源概况22.2 工程地理位置及太阳能资源概况42.3 所在地区气象站资料分析42.4太阳能资源分析52.5太阳能资源分析6第三章 场址现状及建设条件73 场址现状及建设条件73.1 场址现状7第四章3、 项目规模和任务114 项目规模和任务114.1 工程任务114.2 工程规模124.3 项目建设的意义与必要性13第五章 系统总体方案设计及发电量计算155 系统总体方案设计及发电量计算155.1太阳能电池阵列设计155.1光伏组件选型155.2 逆变器选型265.3光伏直流防雷汇流箱设计325.4交流升压变压器355.5系统组成方案原理框图365.6 系统接入电网设计365.7发电量43第六章 电 气466 电气466.1 电气一次466.2 电气二次536.3通信616.4计量系统616.5电气主设备材料62第七章 土建工程717.土建工程717.1 概述717.2 设计安全标准717.4、3 基本资料和设计依据717.4 光伏电站场区的总体规划727.5场内集电线路设计747.6 110KV升压站747.7 给水、排水系统设计767.8 采暖通风及空气调节777.9 地质灾害治理787.10附表79第八章 工程消防设计808. 工程消防设计808.1 工程消防总体设计808.2 工程消防设计818.3 施工消防868.4附表92第九章 施工组织设计929. 施工组织设计929.1 施工条件929.2 施工总布置949.3 交通运输959.4 工程占地959.5 工程施工组织设计969.6 施工进度控制989.7附表101第十章 工程管理设计11010. 工程管理设计11010.5、1 工程管理机构的组成和编制11010.2 工程管理范围11110.3 主要管理设施11110.4 电站运行维护、回收及拆除112第十一章 环境保护和水土保持设计11511. 环境保护和水土保持设计11511.1 环境保护11511.2 水土保持125水土保持监测技术规程SL277-2002；125土壤侵蚀分类分级标准SLl90-2007。12511.3 结论12811.4附表128第十二章 劳动安全与工业卫生设计13012. 劳动安全与工业卫生设计13012.1 总则13012.2 建设项目概况13212.3 主要危险、有害因素分析13212.4 工程安全卫生设计13412.5 工程运行期安6、全管理及相关设备、设施设计13612.6 事故应急救援预案13812.7 劳动安全与工业卫生专项工程量和专项投资概算14112.8 安全预评价报告建议措施采纳情况14212.9 主要结论和建议14312.10附表、附图143第十三章 节能降耗分析14413 节能降耗分析14413.1 设计依据14413.2 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标14613.3 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标14713.4 主要节能降耗措施14813.5 节能降耗效益分析15313.6 结论与建议153第十四章 工程设计概算15514 工程设计概算15514.1 编制说明15514.2 工程投资概算表见附表157、8第十五章 财务评价与社会效果分析15915财务评价与社会效果分析15915.1 概 述15915.2 财务评价15915.3 社会效果评价16216农光互补优越性16316.1农业生产与发电相得益彰16316.2提高土地利用率，降低光伏产业成本16316.3为当地经济创收，为地区创旅游，为农民创收益16416.3.1符合国家产业政策与导向16416.3.2解决就业，增加农民收益16416.3.3增加地方税收收入，打造生态农业闭环16416.4光伏农业发展前景16416.5该项目农光互补方案165第一章 综合说明1 综合说明1.1 概 述场址位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离8、xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。本光伏发电项目位于xx市xx镇，工程规划总装机容量为50MWpxx能源控股有限公司(纽交所代码：cc)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镇境内建设一座光伏电站，装机容量为50MW，共安装29、55wp光伏组件196050块，项目计划于20xx年间建成投运。我公司受工程建设单位委托，担任xx电力xxxx镇50MWp农光互补光伏发电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。1.2 太阳能资源 xx市x10、x镇50MWp地面电站场址位于安徽省滁州xx市xx镇xx和xx庄。xx属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。全年日照时数为2100-2300小时，光能资源较丰富，是全国光能资源较丰富地区之一。xx市xx镇属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽11、；冬季寒冷、干燥。xx市xx镇阳光资源充足，日照较长，多年平均年日照时数为2100小时-2300小时左右，多年平均太阳辐射量在4801MJm2a左右，属我国太阳能资源较丰富区域，适合建设太阳能光伏发电项目。1.3 场址现状及建设条件场址位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。1.4 项目的任务与规模1.4.1 工程任务根据项目工程所在地区的太阳能光伏电场的辐照条件、资源特征、建设条件等，以及太阳能资源开发建设的要求和委托人的意见，该光12、伏电站项目的开发任务以发电为主。1.4.2 工程规模本光伏发电项目位于xx市xx镇，工程规划总装机容量为50MWp。项目总共安装196050块255wp多晶硅太阳能电池组件。根据项目所在地电网及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线路长度约6km。本工程预计20xx年4月申报，20xx年6月开始施工，20xx年9月完成主体施工，工程施工工期约6个月，预计地面光伏电站可研申报资料审批1.5个月，设计阶段约1个月，设备采购1个月，即完成光伏发电系统预计10个月完成。1.5光伏组件的选型、布置及光伏电场发电量计算本项目采用地面固定式阵列安装255wp多13、晶硅太阳能光伏组件组件196050块，装机容量50MWp。本系统按照总共50个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，每个1MW发电单元采用2台500KW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.315kV/10kV变压配电装置，最终通过10kV/110kV升压至110kV并入电网。由于该项目光伏阵列安装倾角设计为25，固定倾斜角方式安装。项目建成后，预计首年发电量为6136.063万KWh，25年总共可发电138555.6万KWh，平均每年可发电554214、.23万KWh。1.6电气1.6.1 电气一次在xx市xx镇50MWp光伏电站场内新建一座110kV升压站，初步设计该光伏电站以一回110kV线路接入附近xx110kV变电所110kV侧，线路长度约6km。xx10KV变电站预留有2个间隔。 最终接入系统方案以审查通过的接入系统设计为准。1.6.2 电气二次光伏列阵及逆变器的电气控制系统以可编程控制器为核心，控制电路由DSP中心控制器及其功能扩展模块组成。主要实现光伏发电系统正常运行控制和安全保护、故障检测及处理、运行参数的设定、数据记录显示以及人工操作，配备有多种通讯接口，能够实现就地通讯及远程通讯。电气控制系统由配电柜、控制柜、传感器和连接15、电缆等组成：其包含正常运行控制、运行状态监测和安全保护三个方面的职能。1.7消防消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，针对不同的建筑物和设施，采取不同消防设施，加强光伏电站场区自身的防范力量。在工艺设计、材料选用、平面布置中，严格遵从国家消防条例、规范进行；采用行之有效的防火灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置、主控室等。 电气系统的消防措施：本工程根据35l10kV变电所设计规范和高压配电装置设计技术规程，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求。 本工程主变压器设置了变压器油池和事故油池，在火灾情况下可将油及时 排入事故油池建筑物与16、构筑物的防火间距应满足消防规范的要求。本工程建(构)筑物消 防间距执行 GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范，其中丙、丁、 戊类一级及二级建筑物消防间距均大于12m，各建(构)筑物灭火器的配置按 GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的规定执行，管理室、逆变器室、变压器等处配置移动式灭火设施。站内道路设环形消防通道，路面宽4.0m，最小转弯半径不小于6m。路面结构为砼路面，净空高度不小于 4.5m。 1.8 土建工程设计本项目建设规模为50MW，拟安装196050块单位容量为255wp 的太阳能光伏组件。根据项目总体规划，接入系统设计初步考虑为：根据项目所在地电网及本17、项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线路长度约6km。最终接入系统方案以审查通过的接入系统设计为准。根据勘察时钻探揭露：除深度为6.7米（相对标高94.5米）以上填土层外，下部为相对稳定的沉积土层。考虑到光伏组件板重量较轻，土建基础较小，故基础开挖的余土量相对较少，另外鉴于建设前的原生态环境，施工中尽量不予以破坏，维持原状，经综合考虑，本工程施工设计按自然地坪标高，适当处理平整为原则。1.9施工组织施工总布置应综合考虑工程规模、施工方案及工期、造价等因素，按照因地制宜、因时制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、少占耕地的原则，在满足环保与水18、保要求的条件下布置生产生活区、施工工厂、供电供水、堆场等。 本工程主要设备为光伏发电组件、逆变器、升压变和交直流开关柜，尺寸和 重量方便汽车运输。电站位于滁州xx，交通比较便利，工程设备运输、进场方便。这些设备经公路运输运抵现场。为了使本工程尽量少占用土地，光伏阵列成矩形布置，经计算本工程永久占地面积为1850亩，施工临时用地均在永久用地范围内，不另征地。土建工程主要包括：综合办公楼、10KV配电室、逆变器室、变配电基础工程。 本工程具有施工面广、工序多、各工序、工种穿叉施工多的特点，因些应该必须进行总体布局、合理安排工序，以减少交叉作业，同时综合办公楼、10KV配电室、逆变器室、变配电基础工19、程可同时进行。 本工程预计在20xx年4月申报，20xx年6月开始施工，20xx年9完成主体施工，工程施工工期约6个月，预计地面光伏电站可研申报资料审批1.5个月，设计阶段约1个月，设备采购1个月，即完成光伏发电系统预计10个月完成。1.10工程管理本项目位于滁州市xxxx镇，距离长公路约6公里，交通比较便利，装机容量为50MWp。根据生产和经营需要，遵循精简、高效、合理等原则，对运营机构的设置实施企业管理。运营机构设立五个部门，分别为运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部、农业部门。整个光伏电站的定员15人，其中站长1 人，财务部2 人，安全质量部1 人，运行部6人，农业部门1人。其中，20、运行部设运行值班长2 人。1.11环境保护和水土保持太阳能光伏发电是一种清洁的再生能源。此地面太阳能光伏发电项目建成运行后，对当地经济社会发展具有较大的促进作用，经济效益、社会效益和环境效益明显。工程建设对当地大气环境、声环境、电磁环境无影响，对生态环境影响很小，对水环境等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。因此，从环境保护角度来看，无制约工程建设的环境问题，工程建设是可行的。环保投资主要包括：水环境保护、噪声防治、固体废弃物处理等投资和独立费用以及基本预备费等。1.12劳动安全与工业卫生遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实21、际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。根据水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范(DL5061-1996)要求，编制劳动安全及工业卫生有关章节。 为适应我国太阳能光伏发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在光伏电站的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身损害的发生。以保障光伏电站建设过程中劳动人员和光伏电站职工生产过程中的安全和健康要求。 22、1.13节能与减排本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑材料等。 施工电源从附近已有电源点接入，经变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋( 结构)加工厂等生产、生活建筑的用电，另外选择使用一台30kW 柴油发电机作为备用电源。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为50kW。施工期4.5个月耗电量估算约7.2 万 kWh。 本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工、生活用水均采用已打井的水，场区内设临时储水设施。施工高峰日施工用水量为21m3/d。施工期用水量较小，对区域内地下水资源基本无影响。 本项目25年寿命期内共产生约138555.6万KWh的23、电能，平均每年产生5542.23万KWh电能。与同等电量火电厂相比，相当于节约标准煤约444490.5848吨（火电煤耗每度电耗标煤350g计），减排二氧化碳1033758.101吨，二氧化硫9524.800061吨，氮氧化物2793.936692吨。1.14工程投资概算1.14.1编制依据：1）与本项目有关的设计图纸、工程量、施工组织设计及其他有关资料；2）定额：按风电场工程概算定额，不足部分参照电力工程建设概算定 额以及设施农业定额3）其他费用项目划分及取费按风电场工程概算编制规定及费用标准；4）有关厂家提供的主要设备、材料报价和同类工程设备及建筑安装工程价格等。1.14.2设备及安装工程24、由屋面建筑工程、发电设备及安装工程两项组成。1）主要机电设备价格：光伏发电机组件本体取开发商和厂家签订的合同价，为4元/Wp（到工地价）；其他设备费参考同类工程合同价确定且均为到工地价，其价内已含运杂费、采购及保管费等；2）逆变设备费按0.4元/W（到工地价）计算；3）其余设备安装费均执行风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计 算标准（2007年版）。4）农光互补增加设备和工程造价按0.4元/W。表1-1 主要数据一览表序号 指标名称单位 数量 备注 1利用面积亩18502装机容量 MW503年均发电量万 kWh 5542.234动态总投资 万元 38141.575静态总投资 万元 3725、284.425静态投资单价元/W7.4591.15财务评价分析该项目投产后平均年发电量5542.23万KWh。动态总投资为38141.57万元；静态总投资37284.42万元, 建设期利息857.15万元，资本金占总投资的20，项目自有资金投资财务内部收益率为15.85，投资回收期8.21年，具备有良好的盈利能力。本项目按照国家发展改革委和建设部发布的建设项目经济评价方法与参数和电网工程建设预算编制与计算标准（2006年版），国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的清偿能力、盈利能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。1.16结论与建议通过对太阳能光伏电场的太阳26、能能资源分析、项目任务和规模论证、工程地质条件评价、光伏发电系统的选型与排布优化、土建工程和电气设计以及工程设计概算等得出以下结论和建议：1）本工程所处场地太阳能资源良好，年平均发电量约5542.23万kWh。2）本工程所处场地内，工程屋面条件良好，交通运输和用水用电条件具备， 适宜于本项目的建设。3）本太阳能光伏发电项目，工程的动态总投资为38141.57万元；静态总投资37284.42万元, 建设期利息857.15万元，资本金占总投资的30，项目自有资金投资财务内部收益率为10.81，投资回收期8.21年,具有较好的经济效益。4）该项目，年平均发电量约5542.23万kWh，如以火电为替代27、电源，按火电每度电耗标准煤350g，假定电站的运营期为25年，则电站全生命周期内可减少燃煤消耗444490.5848t，污染物减排量分别为：CO2：1033758.101t；SO2：9524.800061t；NOx：2793.936692t。同时可以为当地节省电费支出，具备较好的社会和环境效益。5）光伏与农业的结合，为当地经济创收，带动地区创旅游，为农民创收益；提高土地利用率，降低光伏产业和农业的成本。1.17附图、附表工程特性表第二章 太阳能资源2 太阳能资源2.1 国内太阳能资源概况太阳能对人类来说是取之不尽、用之不竭、广泛存在、平等给予、可以自由利用的能源。太阳能利用将是2l世纪的重大课28、题。我国地处北半球，土地辽阔，幅员广大，国土总面积达960万平方公里。南从北纬4的曾母暗沙，北到北纬52.5的漠河，西自东经73的帕米耳高原，东至东经135的黑龙江与乌苏里江汇流处，距离都在5000公里以上。在我国广阔富饶的土地上，有着丰富的太阳能资源。根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2008），以太阳能总辐射的年总量为指标，对太阳能的丰富程度划分为4 个等级，如下表所示。表 2-1 中国太阳辐射资源区划标准等级资源带号年总辐射量（MJ/m2）年总辐射量（kWh/m2）平均日辐射量最丰富带630017504.8很丰富带5040-63001400-17503.84.8较丰富带37805029、401050-14002.93.8一般378010502.9我国的太阳能资源丰富。其中，年总辐射量在8602080kWh/m2 之间，年直接辐射量在2301500 kWh/m2 之间，年平均直射比在0.240.73 之间，年日照时数在8703570h 之间。中国19782007 年平均的总辐射年总量的空间分布情况如图2-1 所示。图2-1 19782007 年平均的太阳能资源空间分布图（单位：kWh/m2）从图中可以看出，我国太阳能资源空间分布特点为自西北到东南呈先增加再减少然后又增加的趋势。新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最30、丰富带”，其中西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源“很丰富带”；我国中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。直接辐射年总量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7 以上。年总日照时数的空间分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h 左右，“很丰富带31、”的年日照时数在24003000h 之间，“较丰富带”的年日照时数在12002400h 左右，“一般带”的年日照时数在1200h 以下。2.2 工程地理位置及太阳能资源概况 xx市xx镇50MWp地面电站场址位于安徽省滁州xx市xx镇xx和xx庄。xx属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。全年日照时数为2100-2300小时，光能资源较丰富，是全国光能资源较丰富地区之一。2.3 所在地区气象站资料分析xx市x32、x镇属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。根据xx市提供的气象资料统计，当地气象资料情况如下表所示：表2-1 xx市主要气象要素统计表序号项 目数 值备 注l平均气温 ()16.12极端最高气温()40.83极端最低气温()-12.54年平均降水量（mm）12005年最大降水量（mm）15606最大积雪深度(cm)467平均风速(m/s)2.88最大风速(m/s)25.89年均日照时数（h）2100-230033、10年均太阳能辐射量（MJ/m2）48012.4太阳能资源分析xx市xx镇目前为止未建有太阳辐射监测站。距离xx市xx镇50MWp地面电站场址区最近的太阳辐射监测站是滁州市气象站。滁州市气象站直线距离65公里，具有一定的参考价值。根据滁州太气象站19712003 年的实测气象数据得到如下数据，表2-2 滁州太气象站各月辐照度月份123456月总辐射(MJ/m2)255.3 296.1 381.1 474.8 552.5 510.6月份789101112月总辐射(MJ/m2)533.3 507.4 427.3 354.8 263.7 244.1 图2-2 滁州太气象站典型年月总辐射图从表2-2和34、图2-4可以看到，实测各月月平均总辐射变化曲线近似的正态分布，从各月的辐射量来看，辐射量从3月份开始显著增加，到5月份达到最高，为552.5MJ/，8月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，310月为太阳能资源比较最充沛的8个月，此后开始明显减少，12月降到全年最低，为244.1MJ/。该地区典型年月总辐照度为4801MJ/m2，属我国太阳能资源三类区域，较适合建设太阳能光伏发电项目。2.5太阳能资源分析xx市xx镇阳光资源充足，日照较长，多年平均年日照时数为2100小时-2300小时左右，多年平均太阳辐射量在4801MJm2a左右，属我国太阳能资源较丰富区域，适合建设太阳能光伏发电项目。第35、三章 场址现状及建设条件3 场址现状及建设条件3.1 场址现状3.1.1 场址地理位置场址位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。用于本项目的建设场址面积约为1850亩，如下图标识所示。图3-1 场址位置示意图3.1.2 场址地理地貌（1）本光伏电站岩土工程重要性等级为三级，场地复杂程度为三级（简单场地），地基复杂程度为三级（简单地基）。（2）根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），xx市抗震设防烈度为 7 度，设计基本36、地震加速度值 0.10g,设计地震分组为第一组。（3）根据附近区域的地质勘探资料，本工程场址的地基土层按地质时代、成因类型 层棕红色粘土及粉质粘土；层 褐红色细砂棕红色粘土及粉质粘土；层褐红色细砂；层褐红色砾岩；层褐红色砾岩。（4）场地地下水主要有孔隙水、裂隙水，地下水埋藏较深，基础开挖很难遇到，可以不考虑地下水对基础的影响。 （5）根据建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）3.0.1 条规定，拟建工程地基基础设计等级为丙级。 （6）无冻土层。 场址现状见图3-2图3-4。图3-2 场址地形地貌照片（1）图3-3场址地形地貌照片（2）图3-4 场址地形地貌照片（3）图3-5 场址地形37、地貌照片（4）图3-6 场址地形地貌照片（5）第四章 项目规模和任务4 项目规模和任务 本光伏发电项目位于xx市xx镇，工程规划总装机容量为50MWp，首年上网电量约6136.063万度。该电站以1MWp为一个子单元并网发电，共50个单元。项目总共安装196050块255wp多晶硅太阳能电池组件。根据项目所在地电网及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线路长度约6km。4.1 工程任务 4.1.1 地区经济与电力状况 （1）xx市经济发展状况2011年，全市完成地区生产总值81.6亿元，同比增长11.2%；规模以上工业增加值14.2亿元，增长2138、.9%；固定资产投资57.3亿元，增长35.2%；财政收入7.16亿元，增长39%；社会消费品零售总额33.4亿元，增长16.4%；城镇在岗职工年平均工资26162元，农民人均纯收入6565元，分别增长15.6%和20.9%。2012年，全年实现地区生产总值93亿元，比上年增长12%；财政收入8.6亿元，增长20.1%；规模以上工业增加值17亿元，增长19.7%；固定资产投资74.5亿元，增长26.9%；社会消费品零售总额39亿元，增长16.2%；在岗职工年平均工资30925元、农民人均纯收入7590元，均增长18.0%；城镇登记失业率3.2%，低于滁州市下达的4%控制目标；万元GDP能耗下降39、和COD、二氧化硫、氨氮、氮氧化物等主要污染物削减量完成上级下达任务。2013年，全年实现地区生产总值105亿元，增长10.5%；财政收入10.07亿元，增长16.1%；规模以上工业增加值22.8亿元，增长15.2%；固定资产投资93亿元，增长25.8%；社会消费品零售总额44.2亿元，增长14.1%；城镇非私营单位从业人员年平均工资35563元，增长15%；农民人均纯收入8533元，增长15%。4.1.2 电力系统现状（1）滁州市电力情况滁州电网拥有500千伏变电站 1 座、220千伏变电站 9 座、110千伏变电站 32 座，主变压器总容量6502兆伏安，35千伏及以上线路2074.59公40、里；35万千瓦风电通过滁州电网接入系统；2014年用电量16.43亿千瓦时，同比增长13.57%；滁州电网最大负荷157兆瓦，日最大用电量3205万千瓦时。4.1.3 地区太阳能规划发展近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式，世界光伏发电装机以年均20%以上的速度增长，光伏电池组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，单机容量不断增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措，本项目充分利用当地丰富的太阳能资源建设光伏电站，发出绿色无污染电力，可有效改善当地电力系统的能源结构，实现电力41、供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。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，结合光伏电站的自然条件、资源特征、建设条件等，以及太阳能辐射资源开发建设的要求，本电站建设规模50MWp。4.2 工程规模 4.2.1 电站场址场址位于xx市xx镇，xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。用于本项目的建设场址面积约为1850亩。场址范围内无遮挡，适合建设50MWp地面电站。根据项目所在地电网42、及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电所，线路长度约6.5km。4.2.2 工程建设规模本项目拟建设并网光伏电站50MWp项目，以促进当地经济的发展。电站建成后，首年上网电量约6136.063万度。该电站以1MWp为一个子单元并网发电，共50个单元，总共安装196050块255wp多晶硅太阳能电池组件。每个1MWp发电单元安装255wp多晶硅太阳能电池组件3920块，采用地面固定式阵列安装，装机容量999.6kWp，接入2台500kW光伏并网逆变器，所发出的交流电接入1台1000kVA升压变压器，升压至10kV电压等级，再集中升压至110kV接入附近43、xx110kV变电站。4.3 项目建设的意义与必要性 4.3.1 能源和环境可持续发展的需要 我国能源资源是“富煤、缺油、少气”多元化的结构，作为我国主要的能源资源的煤炭在一次能源品种的消费构成中占到了总量的 69.7%，而据统计煤炭燃烧排放的污染物占全国同类排放物的比例SO2 为 87%，CO2为71%，NOx 为 67%，烟尘为60%。显然，煤炭消费已成为我国大气污染的主要来源。由于能源消费的快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况日益严重，既影响经济发展，也影响人民生活和健康。随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束越来越严重。因此，大力开发太阳能、风44、能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施，同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。 4.3.2 符合国家和安徽省能源发展战略和可再生能源规划 经济要发展，电力必先行。特别是随着时代进步和工业化、电气化、信息化水平的不断提高，国民经济和人民生活对电力的依赖程度日益增强，安全、可靠、充足的电力供应，已经成为经济社会发展的生命线。多年来，安徽省政府高度重视电力基础设施建设，尤其是近年来电网建设取得了显著成绩。4.3.3 促进当地经济发展，扩大当地就业 xx市具有较丰富的太阳能资源太阳能资源的开发利用，可以利用当地的自然资源和人力资源，推动相关产业的发展。 新能源45、是国家积极鼓励投资的产业，光伏电站的发展能够带动安徽省电力和光伏产业投资，进而促进地方经济的发展。光伏产业是资金和技术密集型产业，涉及装备制造、交通运输等多个领域，需要大量资金的投入，以及大量的技术、管理和劳动人员，能为相关装备制造和原材料业提供很大的市场空间，对经济发展和社会就业具有重要的带动效应。本期项目建设规模50MWp，同时还将拉动当地就业，带动社会间接投资。 另外，光伏并网电站将成为当地一个重要的科技旅游景观，作为一种新的旅游形式，科技旅游不仅能推动旅游产业的发展，而且有助于提高公众的科学文化素质，是弘扬科学精神、普及科学知识、传播科学理念和科学方法的有效途径。光伏电站的高 科技理念46、和宏伟的规模，将会有力的促进当地旅游业的发展。 总之，发展光伏发电，能够带动当地就业，促进地方经济的发展；有效的开发光 伏电站的旅游资源可以为当地创造更多的就业岗位，提高当地居民的收入。综上所述，xx市xx50MWp地面电站项目的建设在政策、资源、环境保护方面均十分必要。第五章 系统总体方案设计及发电量计算 5 系统总体方案设计及发电量计算xx市xx50MWp地面光伏并网发电系统，推荐采用分块发电、集中并网方案，将系统分成50个发电区域，每个区域个1MWp的光伏并网发电单元，分别经过0.315kV/10kV及10kV/110kV变压配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入110kV交流47、电网进行并网发电的方案。本系统按照总共50个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，每个1MW发电单元采用2台500KW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.315kV/10kV变压配电装置，最终通过10kV/110kV升压至110kV并入电网。5.1太阳能电池阵列设计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48、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49、镓硒（CIGS）16.5%9-11%高倍聚光光伏电池42.7%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50、升高1效率下降0.110%0.45%，所以必须有散热器。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51、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52、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。53、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5.1-5 光伏组件板外形图5.1.3 光伏阵列运行方式选择 通常，光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和相对复杂的跟踪系统。太阳跟踪系统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上54、的入射角最小。这样太阳入射辐射(即收集到的太阳能)最大。光伏跟踪器可分为“单轴跟踪”、“双轴跟踪”和“斜轴跟踪”等几种类型。图5-7 安装方式示意图固定式安装：按最佳倾斜角度将太阳能电池固定到地面上，前后排太阳能电池已不相互遮挡为宜。单轴跟踪器：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以在任意方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于地轴的方向。只能进行一种跟踪，或者方位角，或者高度角。斜轴跟踪器：它将高度角固定（一般为当地的纬度角），在一个相对垂直的轴上转动，跟踪方位角。双轴跟踪器：它通过旋转两个轴使方阵表面始终和太阳光垂直。既能跟踪方位角也能跟踪高度角。太阳能跟踪装置有被动55、式或电驱动式两种。被动式的跟踪装置适用规模较小的光伏系统。电驱动式在国外已经有大规模的应用，国内这两年也做了大量的应用示范，技术基本成熟。不同跟踪系统在当地条件下对发电量(与固定支架相比)的影响不同。据测算和实际验证，双轴跟踪器能使方阵能量输出提高3540，单轴跟踪器能使方阵能量输出提高1520，斜轴跟踪器能使方阵能量输出提高25左右。跟踪系统在提高发电量的同时，使系统的建设成本明显增加(双轴跟踪器斜单轴跟踪器单轴跟踪器)，与固定式阵列系统相比，双轴跟踪系统建设造价增加约20，斜单轴跟踪系统建设造价增加约12，单轴跟踪系统建设造价增加约5。本项目50MWp光伏电站，由于场址选择地形相对平整，没56、有制约工程实施的因素，综合考虑环境和经济效益，选择固定支架光伏系统安装。 5.1.4 并网光伏系统效率计算（1）光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。光伏温度因子为0.4度。（2）光伏阵列的损耗由于组件串并联有效率损失，同时有灰尘或积雪造成的污染，光伏阵列的折减因子取93。（3）逆变器的平均效率输入电子设备的综合效率()，该电子设备(最大功率跟踪器和逆变器)是用来控制太阳电池方阵和把直流输出变为交流输出的仪器。具有代表性的效率值是在9098之间。并网光伏逆变器的平均效率取96。（4）光伏电站内用电、线损等能量损失57、初步估算电站内用电、输电线路、升压站内损耗。约占总发电量的2，故损耗系数为98。（5）机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然造成的损失，其系数取5，光伏发电系统的可利用率为95。综合以上各种因素，光伏系统的综合效率取79.2%。5.1.5 倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算xxxx镇50MWp地面光伏发电站项目拟建场址位于滁州xx市xx镇xx和xx庄，中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。xx市xx区目前为止未建有太阳辐射监测站。距离xx市xx镇50MWp地面电站场址区最近的太阳辐射监测站是滁州市气象站。滁州市气象站直线距离65公里，具有一定58、的参考价值。根据滁州太气象站19712003 年的实测气象数据得到如下数据，表5-2 滁州市气象站各月辐照度月份123456月总辐射(MJ/m2)255.3 296.1 381.1 474.8 552.5 510.6月份789101112月总辐射(MJ/m2)533.3 507.4 427.3 354.8 263.7 244.1 图5-8 滁州太气象站典型年月总辐射图从表2-2和图2-4可以看到，实测各月月平均总辐射变化曲线近似的正态分布，从各月的辐射量来看，辐射量从3月份开始显著增加，到5月份达到最高，为552.5MJ/，8月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，310月为太阳能资源比较最59、充沛的8个月，此后开始明显减少，12月降到全年最低，为244.1MJ/。该地区典型年月总辐照度为4801MJ/m2，属我国太阳能资源三类区域，较适合建设太阳能光伏发电项目。从气象站得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D图5-9 倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S 水平面上太阳直接辐射量D 散射辐射量中午时分的太阳高度角光伏阵列倾角根据当地气象局提供的太阳能辐射数据，按上述公式计算，60、倾角等于25时全年接受到的太阳辐射能最大，因此光伏阵列安装倾角设计为25，固定倾斜角方式安装。该项目作为农光互补项目，为了满足植物生长的需求，组件支架最低端高度至少1.5米，最高端至少3.5米.5.1.6 太阳能光伏组件串并联方案500KWp逆变器直流部分工作电压范围为：450Vdc880Vdc。考虑到255wp多晶硅太阳能光伏组件的温度变化系数，取太阳能电池组件20块串联,单列串联功率P=20255wp=5200Wp；单台500KW逆变器需要配置太阳能电池组件串联的数量Np=500000520096列，1MWP太阳能光伏电伏阵列单元设计为192列支路并联，共计3920块太阳能电池组件，实际功61、率达到999.6KWp。整个50MWp系统所需255wp电池组件的数量M1=503920=196000（块），实际功率达到49.98MWp。该工程光伏并网发电系统需要255wp的多晶硅太阳能电池组件196000块,20块串联,9800列支路并联的阵列。5.1.7 太阳能光伏阵列的布置（1）光伏电池组件阵列间距设计年中冬至日太阳高度角最低，在光伏阵列间距设计中，保证在场址冬至日真太阳时上午9：00至下午15：00不发生阴影遮挡，则光伏阵列一年之中太阳能辐射较佳利用范围内就不会发生阴影遮挡。因此，根据当地的经纬度，在本设计当中，将冬至日上午10：49至下午 16：49（真太阳时为 9：0015：062、0）不遮挡作为计算设计依据。图5-10 阵列间距计算示意图计算太阳电池方阵间距D，可以从下面4个公式求得：D=LcosL=H/tan= arcsin(sin*sin+cos*cos*cos)=arcsin(cos*sin/cos)首先计算冬至上午9:00 太阳高度角和太阳方位角，冬至时的赤纬角是-23.45度，上午9:00的时角是45度，于是有：=arcsin (0.648cos-0.399sin)=arcsin（0.9170.707/cos）求出太阳高度角后和太阳方位角后，即可求出太阳光在遮挡物后面的投影长度L，再将L折算到前后两排方阵之间的垂直距离D：D =Lcos= Hcos/tan经计63、算D=2.847米，取光伏电池组件前后排阵列间距=3米。本项目太阳能电池板布置图如下图所示：图5-11 阵列间距布置示意图图5-12 阵列布置图5.1.8 土建设计 1、50MWp光电场总占地面积约1233950平方米 2、光伏阵列占地约1200000，电站房屋建筑面积约33950。其中：（1）办公室、展厅、食宿楼：7000；（2）机房、控制室：7000；（3）工作间、库房及其它：13000；3、光电场周围需安装高度2.5米防护围栏，围栏总长度：7400m；5.2 逆变器选型5.2.1 光伏系统并网逆变器的选型原则逆变器作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的64、转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标： （1）单台逆变器容量 对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kW1MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程装机容量为50MWp，从初期投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大。在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高65、系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综合考虑。 （2）转换效率 逆变器转换效率越高，光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时最大效率不低于98.2；欧洲效率不低于97.7%；在逆变器额定负载5的情况下，也要保证最大效率不低于94%。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度 不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。（66、3）直流输入电压范围 太阳能电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在落日余晖下，辐照度小，电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。 （4）最大功率点跟踪 太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应 光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统 的高效运行。 （5）输出电流谐波与功率因数 光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足 GB/T 14549-167、993电能质量公用电网谐波的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，谐波含量应低于3%，逆变器功率因数大于0.99，且0.9（超前）0.9（滞后）可调。 （6）具有低电压穿越能力 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压穿越能力（包括零电压穿越能力），具体要求如下： a）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s；b）光伏发电站并网点电压低至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。（7）系统频率68、异常响应 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表5-4所示电网频率偏离下运行。表5-3光伏电站在不同电力系统频率范围内的运行规定频率范围运行要求低于 48Hz根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率而定48Hz49.5Hz频率每次低于49.5Hz ，光伏发电站应能至少运行10min49.5Hz50.2Hz连续运行50.2Hz 50.5Hz频率每次高于50.2Hz，光伏发电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略；不允许处于停运状态的光伏发电站并网。高于50.5H69、z立即终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏发电站并网（8）可靠性及可恢复性 逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，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。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。（9）具有保护功能 根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护， 超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直70、流的过流保护，过载保护， 反极性保护，高温保护等保护功能。 （10）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主控室，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，便于整个电站数据处理分析。 5.2.2 逆变器的选型比较根据以上选型原则，结合电气系统特性对逆变器要求，对国内外具有 CGC 或 CQC认证的 1MW的集装箱式逆变器各种参数进行对比分析，见表 5-4 逆变器型号输入功率（kW）最大直流电压 （V）最大输入电流(A)额定输出功率（kW）输出电压（V）输出频率（Hz）MPPT范围（V）最大效率 （%）欧洲效率 （%）功率因素谐波畸变率（%）工作海拔71、（m）SG1000TS1120kW1000V2240A1000kW315V50Hz500850V98.7%98.5%0.9(超前)0.9(滞后)可调3%6000m（大于3000m降额）SP 1000KTL1157kW1000V2400A1000kW270505Hz450820V98.5%98%0.9(超前)0.9(滞后)可调3%CP1000Station1120kW1000V2240A1000kW315V50Hz450850V98.7%98.5%0.9(超前)0.9(滞后)可调3%6000m（大于3000m降额）GC-1000KS1100kW1000V2200A1000kV315V50Hz4572、0820V98.7%98.5%0.9(超前)0.9(滞后)可调3%3000m（大于3000m降额）SP1000K-B1100kW1000V2400A1000kV315V4850.5Hz500850V98.7%98.4%0.9(超前)0.9(滞后)可调3%3000m以上降额运行注：表中参数均来自厂家样本。由表5-3-2比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电 站接入电网技术规定的要求。 根据前述选型原则，经仔细分析对比，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹 配性，本工程选用1MW集装箱式逆变器，各项性能指标，见表5-5。表5-5 逆变器技术参数1MW集装箱式逆变器技73、术参数（合肥阳光）规格型号SG 1000TS输入 （直流）最大直流功率（cos =1 时）1120kW最大输入电压1000V启动电压500V最低工作电压460V最大输入电流2240AMPPT电压范围460850V输入连接端数16/32输出 （交流）额定功率1000kW最大交流输出功率1100kVA最大输出电流2016A最大总谐波失真0.99直流电流分量0.5%额定输出电流功率因数可调范围0.9（超前）0.9（滞后）效率最大效率98.80%欧洲效率98.50%保护直流侧断路设备负荷开关加熔断器交流侧断路设备负荷开关加熔断器直流过压保护 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74、绝缘监测具备常规数据尺寸(宽高深)2991*2591*2438mm本设计选用的逆变器，其谐波电流含量小于3%，满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。逆变器主电路结构： 图5-13 1MW集装箱式逆变器主电路图如图5-3-1所示，并网逆变器通过三相桥式变换器，将光伏阵列输出直流电压变换为高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波交流电，接着通过外置的双分裂三相干式变压器隔离升压（根据接入电网的要求，变压器另配后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧使用了先进 的 MPPT 算法。 5.3光伏直流防雷汇流箱设计（1）对于大型光伏并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间连75、接线，方便维护，提高可靠性，一般需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置。光伏阵列汇流箱就是为了满足高效能、高可靠性而特别设计的，可与光伏逆变器相配套组成完整的光伏发电系统解决方案。根据逆变器输入的直流电压范围，把一定数量的规格相同的光伏组件串联组成一个光伏组件串列，再将若干个串列接入光伏阵列汇流箱进行汇流，通过防雷器与断路器后输出，方便了后级逆变器的接入，保证了系统的安全，大大缩短了系统安装时间。因此本项目采用16回路直流防雷汇流箱（型号：PVS-16）。图5-14 直流防雷汇流箱实物图（2） 性能特点：户外壁挂式安装，防水、防灰、防锈、防晒、防盐雾，能够满足室外安装使用要求；可同时接入多76、路（16路）太阳电池串列，每路串列的电流不大于16A；每路可接入最大太阳电池串列的开路电压不小于DC1000V；每路太阳电池串列配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值不小于DC1000V；若干路太阳电池串列进行直流汇流后，直流母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，本系统配置菲尼克斯品牌防雷器（型号:VAL-MS 500ST），其额定电流15KA，最大电流30KA。直流母线的输出端配有可分断的直流断路器，本系统配置ABB品牌断路器，采用正、负极分别串联的四极断路器以提高直流耐压。其耐压值不小于DC1000V，额定电流值125A。按照逆变器直流输入电压范围的要求，将一定数77、量的相同规格的电池组件串联而成即为1个太阳电池串列。（3）产品参数：表5-6 直流防雷汇流箱参数表型号PVS-16最大光伏阵列电压1000Vdc最大光伏阵列并联输入路数16每路熔丝额定电流10A/15A输出端子大小PG21防护等级IP65环境温度-25+60环境湿度095宽x高x深720x590x170mm重量31kg标准配件直流总输出空开是光伏专用防雷模块是可选只能监控组件PV电池板供电是组串电流监测是防雷器失效监测是通讯接口RS485可选特殊监控功能配件断路器状态监控是（4） 原理框图:图5-15 防雷汇流箱原理框图按照每16路太阳电池串列单元需要配置1台光伏方阵防雷汇流箱，500KW并网78、逆变器需配置7个汇流箱，本工程50MWp光伏并网发电系统共需配置700台光伏方阵防雷汇流箱。5.4交流升压变压器并网逆变器输出为三相0.315kV电压，考虑到当地电网情况，需要先采用10kV电压汇集至场区内110kV升压站。由于低压侧电流大，考虑线路的综合排布，选用50台额定容量1000kVA双分裂绕组升压变压器升压至10kV，10kV变压器技术参数如下：表5-7-1 10kV变压器技术参数表变压器选用型号 S11M(SCB10)-1000/500/500kVA 10.54*2.5%/0.315/0.315kV 额定电压高压侧10kV低压侧0.315kV短路阻抗6.50%连接组标号D/Yn1179、结合拟接入的xx110KV变电站主变压器110KV侧的标称电压等参数，选择的50MW地面电站场内升压站的110KV变压器参数如下表所示：表5-7-2 110kV变压器技术参数表变压器选用型号SF Z11-50000/1101218*1.25%/10kV额定电压高压侧110kV低压侧10kV短路阻抗6%连接组标号YNd115.5系统组成方案原理框图图5-16 系统原理框图5.6 系统接入电网设计本电站分成50个1MWp的光伏并网发电单元，分别经过0.315kV/10kV及10kV/110kV变压配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入110kV高压交流电网进行并网发电。系统需要配置50套80、10kV/0.315kV的变压及配电系统，1套10kV/110kV的变压及配电系统。5.6.1 系统概述10kV中压交流电网接入方案图如下：图5-17电网接入方案示意图5.6.2 重要单元的选择（1）10kV/0.315kV配电变压器的保护10kV/0.315kV配电变压器的保护配置采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。系统中采用的负荷开关, 通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。（81、2）高遮断容量后备式限流熔断器的选择由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，以保护设备。熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性（可提供精确的始熔曲线和熔断曲线）；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。对于10kV线路保护，3-110kV电网继电保护装置运行整定规程要求：除极少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间以保护电力设备的安全和82、满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求速动保护快速切除故障。通过选用性能优良的熔断器，能够大大提高线路在故障时的反应速度，降低事故跳闸率，更好地保护整个光伏并网发电系统。（3）中压防雷保护单元该中压防雷保护单元选用复合式过电压保护器，可有效限制大气过电压及各种真空断路器引起的操作过电压，对相间和相对地的过电压均能起到可靠的限制作用。 该复合式过电压保护器不但能保护截流过电压、多次重燃过电压及三相同时开断过电压，而且能保护雷电过电压。过电压保护器采用硅橡胶复合外套整体模压一次成形，外形美观，引出线采用硅橡胶高压电缆，除四个线鼻子为裸导体外，其他部分被绝缘体封闭，故用户在安装时，无需考虑它的相间83、距离和对地距离。该产品可直接安装在高压开关柜的底盘或互感器室内。安装时，只需将标有接地符号单元的电缆接地外，其余分别接A、B、C三相即可。设置自控接入装置对消除谐振过电压也具有一定作用。当谐振过电压幅值高至危害电气设备时，该防雷模块接入电网，电容器增大主回路电容，有利于破坏谐振条件，电阻阻尼震荡，有利于降低谐振过电压幅值。所以可以在高次谐波含量较高的电网中工作，适应的电网运行环境更广。另外，该防雷单元可增设自动控制设备，如放电记录器，清晰掌控工作动作状况。可以配置自动脱离装置，当设备过压或处于故障时，脱离开电网，确保正常运行。（4）中压电能计量表中压电能计量表是真正反应整个光伏并网发电系统发电84、量的计量装置，其准确度和稳定性十分重要。采用性能优良的高精度电能计量表至关重要。为保证发电数据的安全，建议在高压计量回路同时装一块机械式计量表，作为IC式电能表的备用或参考。该电表不仅要有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该电表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗（ZV）、状态信息、警报、参数等。 此外，显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改。通过光电通讯口，还可以处理报警信号，读取电表数据和参数。5.6.3 监控装置系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器进行运行数据的监测。监控主机的照片85、和系统特点如下：3.5”嵌入式低功耗Intel ULV 酷睿2400MHz CPU，带LCD/CRT VGA，双网络，USB2.0，数字输入/输出和音频2G 内存 （可升级）320G 笔记本硬盘 （可升级）工控机和所有光伏并网逆变器之间的通讯可采用RS485总线或Ethernet（以太网）。光伏并网系统的监测软件使用本公司开发的大型光伏并网系统专用网络版监测软件SPS-PVNET（Ver2.0）。该软件可连续记录运行数据和故障数据：要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。要求监控主机至少可以显示下列信息：86、可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计CO2减排量 N、每天发电功率曲线图监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备。出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、直流电压过低；G、逆变器过载；87、H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败；（1）要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。（2）要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。（3）要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。（4）要求至少提供中文和英文两种语言版本。（5）要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000，XP 操作系统。（6）要求使用高可靠性工业PC作为监控主机。（7）要求提供多种远端故障报警方式，至少包括： SMS（短信）方式，E_88、MAIL方式，FAX方式。（8）监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。5.6.4 环境监测装置在太阳能光伏发电场内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。5.6.5 系统防雷接地装置为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。（1）地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择电89、厂附近土层较厚、潮湿的地点，挖12米深地线坑，采用40扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用35mm2铜芯电缆，接地电阻应小于4欧姆。（2）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。（3）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。5.7发电量根据以上数据，考虑系统25年输出衰减20%，该项目25年发电量详情见下表：表5-8 项目25年90、发电量估算该电站装机容量（kWp）500001MW电站首年发电量（万度）113该电站首年发电量（万度）6136.063年份衰减系数年发电量（万度）10.9926136.063.0000 20.9845599.1500 30.9765548.8650 40.9685498.5800 50.965449.4250 60.9525400.2700 70.9445351.6800 80.9365303.6550 90.9285255.6300 100.925208.7350 110.9125161.8400 120.9045114.9450 130.8965069.1800 140.8885023.491、150 150.884978.2150 160.8724933.5800 170.8644888.9450 180.8564844.8750 190.8484801.3700 200.844758.4300 210.8324715.4900 220.8244673.1150 230.8164630.7400 240.8084589.4950 250.84547.6850 25年来总发电量（万度）138555.6 平均每年发电量（万度）5542.23 本工程的建设，不仅具有明显的环境效益和节能效益，而且随着工程的建设，该区域将出现新的人文景观，改善区域的面貌，美化环境。项目建设也将推动节能技术进92、步，促进当地节约能源和建设资源节约型、环境友好型社会。该项目建成后，不仅提供电力，减少污染，节约资源，有着积极的社会、环境意义，而且具有偿债能力，项目在经济效益、社会效益和环境效益诸方面均可行。按照目前火电每发一度电消耗0.35kg标准煤，3.15kg水，排放0.814kg二氧化碳、0.0075kg二氧化硫、0.0022kg氮氧化物、0.0053kg烟尘、0.135kg煤渣的标准计算，项目25年环保效益详细如下：表5-9 项目25年节能减排量25年发电量（万度）138555.625年节省标准煤（T）444490.584825年节约用水（T）3936916.60725年减排二氧化碳（T）103393、758.10125年减排二氧化硫（T）9524.80006125年减排氮氧化物（T）2793.93669225年减排粉尘（T）6730.8527825年减排灰渣（T）171446.3693第六章 电 气6 电气6.1 电气一次 6.1.1电力系统现状及发展规划滁州电网拥有500千伏变电站 1 座、220千伏变电站 9 座、110千伏变电站 32 座，主变压器总容量6502兆伏安，35千伏及以上线路2074.59公里；35万千瓦风电通过滁州电网接入系统；2014年用电量16.43亿千瓦时，同比增长13.57%；滁州电网最大负荷157兆瓦，日最大用电量3205万千瓦时。6.1.2 光伏电站在系统中94、的地位和作用 滁州xx市xx50MWp并网光伏电站占滁州地区电力总装机容量的比例较小，对滁州地区电力电量平衡影响较小。光伏电站电力可在本地消纳。 6.1.3 电站接入系统方案在xx市xx镇50MWp光伏电站场内新建一座110kV升压站，初步设计该光伏电站以一回110kV线路接入附近xx110kV变电所110kV侧，线路长度约6km。xx110KV变电站预留有2个间隔。 最终接入系统方案以审查通过的接入系统设计为准。6.1.4 升压站场址选择 根据光伏电站所征地位置、50MWp电站规模、接入系统设计等，110kV升压变电站布置在50MWp电站北侧，此位置有利于后期的发展，110kV出线较顺畅。695、.1.5 电气主接线（1）光伏区汇集线路电压等级选择方案分别对选用10kV或35kV电压等级进行比较，结果如下表所示：电缆规格单价（元/米）数量（米）总价（万元）ZR-YJV22-8.7/15-3*502038000162.4ZR-YJV22-8.7/15-3*9527816400455.92ZR-YJV22-26/35-3*503068000244.8ZR-YJV22-26/35-3*9539516400647.8箱变规格单价（万元/台）数量（台）总价（万元）10kV美式箱变 1000kVA2050100035kV美式箱变 1000kVA25501250无功补偿对于电压等级来说差别还有50万96、，电压降至10kV再进行SVG补偿。若采用35kV方案：244.8+647.8+1250+50=2192.6万元若采用10kV方案 162.4+455.92+1000=1618.32万元从上表可知，设备及电缆投资方面35kV电压等级比10kV电压等级投资高。综合经济及技术分析，推荐汇集线路电压等级为10 kV 。（2）光伏电站集电线路方案1）光伏阵列箱变组合方案方案一：500kW逆变器+500kVA箱变单元接线方案二：2台500kW逆变器+1000kVA双分裂绕组箱变单元接线各方案特点：方案一：选用500kVA双绕组箱变，逆变器与箱变容量匹配，接线简明清晰，运行操作灵活；元件故障或检修影响范围97、小，如箱变故障或检修，仅影响0.5MWp的光伏阵列电量送出；但是箱变及高压侧出线回路较多，本期需100台箱变及出线，布置场地及设备投资大。方案二：选用1000kVA 双分裂箱变，组成同一扩大单元的两逆变器相互影响小；与单元接线相比本期只需50台箱变及出线，减少了箱式变电站台数及相应的高压设备，减小场地布置，因此一次性投资相对节省，单台变压器容量增大，但是，箱变故障或检修时，1MWp光伏阵列电量不能送出。经过比较，方案一比较灵活，方案二高压侧电气设备投资相对较少且分裂变不易出现故障，供电的可能性比较高，考虑本光伏电站采用子方阵的设计思路，为了提高光伏方阵的效率，本工程采用方案二：即2台500kW98、 逆变器接入一台1000kVA双分裂升压箱变的升压组合方案。2）箱变高压侧接入升压站接线方式的选择方案一：每1台1000kVA箱变汇集后接入升压站10kV开关柜，集电线路汇集容量1MW，共50回；方案二：每2台箱变汇集后接入升压站10kV开关柜，集电线路汇集容量2MW，共25回；方案三：每10台箱变汇集后接入升压站10kV开关柜，集电线路汇集容量10MW，共5回；经济技术比较：方案一可靠性高，但电气设备及电缆初期投资较高；方式三系统简单，10kV设备较少，但可靠性较差，方案二每2台箱变汇集后接入升压站，可靠性较方案三高，且投资较方案一少。兼顾可靠性和经济性，本工程采用方案二，即每2台箱变汇集后99、接入升压站。（3）升压变电站主接线方案根据光伏电站容量的建设，升压变电站终期规模为50MVA,本期建设一台50MVA双绕组有载调压变压器。110kV侧按照线路与变压器组合方式建设。变电站 10kV 侧本期电缆出线25回， 本升压站110kV侧中性点经隔离开关接地。10kV 侧为单母线接线， 10kV母线装设动态无功补偿装置。10kV 电容器无功补偿成套装置采用高压动态无功补偿装置（SVG），无功补偿装置容量6000kVar。6.1.6 主要电气设备选择6.1.6.1 短路电流计算：由于暂无系统的详细资料，暂按无限大系统计算。本工程短路电流计算取基准容量Sj=100MVA， 110kV 升压变电100、站按一台主变运行考虑。计算110kV升压变电所高、低压侧母线处的短路电流。110kV主变高压侧短路电流8.9kA。10kV母线短路电流12kA。6.1.6.2 主要电气设备主要电气设备选择按电气设备长期额定工作条件选择，按短路条件下的动、热稳定校验选择电气设备，主要对本工程高压断路器、主母线、电力电缆等进行了选择。1、主变压器型式：三相油浸双绕组铜芯有载调压、风冷、升压电力变压器，型号：SFZ11-50000/110额定容量：50MVA额定电压：12181.25%/10.5接线组别：YN,d11，阻抗电压：Ud10.5污秽等级：级2、110kVGIS全封闭组合电器型式：户外式、主母线三相共箱，101、其余三相分箱式结构额定工作电压： 110kV系统最高工作电压： 126kV额定电流： 2000A额定频率： 50Hz额定开断电流： 42kA额定关合电流（峰值）： 80kA额定动稳定电流： 80kA额定热稳定电流（2s）： 42kA110kV主要设备表 表6-1设 备 名 称型 式 及 主 要 参 数GIS断路器126kV,2000A,42kA/3S,80kA(峰值)隔离开关主变回路:126kV,2000A,42kA/3s接地开关110kV, 50kA/3s电流互感器主变回路: 126kV, 150/5A,42kA/3s 10P30/10P30/10P30/0.5/0.2S；电压互感器126k102、V,110/3：0.1/3：0.1/3：0.1kV避雷器Y10W-100/260kV3、110kV电压互感器型式：电容式电压互感器，型号：TYD110/3-0.01H（线路型）额定电压：110kV，额定电压比：110/3：0.1/3：0.1kV准确级： 0.2/0.5/3P4、氧化锌避雷器型号：HY10W-100/260W 额定电压：100kV，持续运行电压：78kV，雷电冲击电流残压峰值：260kV注：附漏电监测仪5、10kV电容补偿装置型式：高压动态无功补偿（SVC）额定电压：10kV，额定容量：6000kvar，注：含配套的氧化锌避雷器、电抗器、无功补偿装置、控制保护屏、围栏等。6、10103、kV高压开关柜型式：10kV铠装移开式交流金属封闭开关设备型号：KYN28-12额定工作电压：10kV额定工作电流：主变进线2500A；馈线630A额定短路开断电流：31.5kA, 控制回路额定电压：DC220V7、电缆：所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇线箱的电缆均采用截面为4mm2的单芯硅橡胶防紫外线直流电缆，跨方阵连接至汇线箱的电缆穿管埋至汇线箱；直流防雷汇线箱的出线电缆选截面为50mm2的单芯YJV22-1-1*50直流电缆，最终直埋接入至逆变器及单元配电室内的直流汇流柜。直流汇流柜引接至逆变器的直流导线以及逆变器至变压器的交流导线需根据采购的逆变器两端电压来最终确定（因为各家逆变104、器电压参数不同）。变压器至升压站之间的10kV交流电缆采用截面为90mm2的3芯YJV22交联聚乙烯绝缘电力电缆。110kV线路采用截面为240mm2的LGJ架空线,母线采用LGJ-240。8、单元升压变压器：各单元升压变压器均用SCB系列干式变压器，容量为1000kVA的变压器。型号为SCB10-1000/10，电压比为10.52x2.5%/0.315/0.315kV,接线组别为D,y11,y11。升压变压器和负荷开关柜组合在1个箱式变电站内，布置于逆变器室右侧。本工程电气设备均属常规设备，无运输、吊装等特殊问题。9、无功补偿成套装置根据35110kV变电所设计技术规程和电力系统电压和无功电105、力技术导则中的电网无功补偿应按分层分区平衡的原则，110kV变电所应根据需要配置无功补偿设备，其容量按主变压器容量的10%20%确定。本工程根据初拟的接入系统方案，送电距离约6km，本升压站考虑装设一定容量的容性无功容量，以补偿光伏发电方阵10kV升压箱变、集电系统及光伏出力满法时110kV接网线路一半的感性无功损耗。即在升压站10kV母线上设置1套6000kVar高压电容器无功补偿成套装置，最终是否设置无功补偿装置及如何设置以接入系统审查意见为准。无功补偿投切方式分为动态补偿和分组投切补偿两种。TCR-SVC动态无功补偿装置具有技术先进，连续无功功率控制响应时间约为30ms左右，能够保持母线106、电压平稳，减少谐波干扰和传输损耗等特点，能满足发电场对无功补偿和平滑调节的要求。综上所述，TCR-SVC装置能较好实现动态连续无功调节，其自动化程度较高，技术成熟，可提高系统功率因数、抑制谐波、提高电网质量。本工程无功补偿方式推荐TCR-SVC动态无功补偿装置。6.1.7 过电压保护及接地 （1）变电站污秽等级按级考虑，配电装置外绝缘建议采用全封闭设计。（2）变电站采用架构避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护。在10kV母线、主变110kV进线装设氧化锌避雷器以防止雷电侵入波及操作过电压危害。10kV屋内配电装置为防止雷电侵入波及操作过电压，在进、出线均装设过电压保护器。（3）接地装置及设备107、接地的设计按交流电气装置的接地和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的有关规定进行设计。变电站接地装置采用以水平接地体为主的复合接地装置。（4）光伏发电系统支架及基础，可利用支架基础作为自然接地体，再敷设人工接地网。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，按小接地短路电流考虑，接地装置的接地电阻值不大于0.5。根据站址的岩土工程勘察报告，地基土对钢结构有弱中等腐蚀性。因此，本工程采取加大热镀锌扁钢的截面方案，主接地网采用606 的热镀锌扁钢和 50 镀锌钢管构成的复合接地网, 接地网寿命按 30年计算，所选材料满足热稳定的要求。本工程设计要求在避雷器周围加集中接地装置，108、以利散流。6.1.8厂用电接线 根据电力行业标准35kV110kV变电所设计规范（GB 50059-1992）、35kV110kV无人值班变电所设计规程（DL/T5103-1999）等，本工程升压站经统计计算升压站、管理房负荷容量为242kW，选用2台315kVA变压器，互为备用。光伏区负荷按每个逆变室5kW考虑，共300kW负荷，光伏区选用两台160KVA、电压为10KV/0.4KV箱变。站用变及低压配电柜放置在箱内置于升压站南侧，电源由10kV母线引接；另一台油变置于户外，电源由10kV施工线路引接。站用变高压侧进线采用电缆进线方式，低压侧采用低压电缆敷设。6.1.8.1 厂用电接线方案交109、流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由7面交流低压配电柜组成。站用电系统采用单母线分段接线。采用380/220V中性点直接接地系统向所区内动力、检修、照明、采暖等用电负荷供电。交流低压配电柜选用GCS型低压抽式开关柜，布置于箱式变电站内。总进线开关选用框架式智能断路器，带RS485、RS232通讯接口，配带延时脱扣动作的智能型脱扣器，具备实现断路器遥控操作、遥信功能；馈线开关选用带复式脱扣动作的塑壳式断路器。6.1.8.2 照明照明设正常照明和事故照明。工作照明系统电源从厂用电箱式变电站0.4kV母线引来。照明系统电压为380/220V。事故照明正常时由交流电供电，事故情况下失掉交流110、电源时由事故照明切换屏切换至直流供电。户外装设高效投光灯作为站区照明；主控室等采用防炫目格栅灯作为工作照明；10kV高压配电室内设置防炫目壁灯照明；其他房间采用荧光灯照明；通道内设置壁灯和吸顶灯照明；主控室、配电装置室、进出口通道等重要场所应装设事故照明。6.1.9升压变电所电气设备布置 （1）110kV配电装置布置在本期50MWp站区的北侧，向北出线，采用屋外中式布置。10kV配电装置布置在站区南侧，采用屋内开关柜单列布置。主变压器布置在站区中部。继电保护设备、蓄电池均布置在主控制室内，主控制楼布置在站区南侧。（2）10kV配电装置布置于10kV配电室内，金属铠装开关柜采用单列布置，与110111、kV变压器连接采用架空硬母线连接方式，主变110kV侧至户外设备连接采用架空线连接方式，厂内光伏单元接线均采用电缆接线方式。（3）所用电配电设备采用箱式变电站型式布置。（4）光伏单元电气设备布置，各单元配电室内单列布置直流汇流柜、逆变器柜和交流配电柜，1000kVA变压器隔开安全距离后同向布置。 6.2 电气二次 6.2.1 系统调度自动化与运行方式6.2.1.1 调度管理关系及远动信息传输原则根据统一电网，分级管理原则，该升压站 110kV电压等级及以下的设备由滁州地调进行调度管理。 6.2.1.2 远动信息采集远动信息采取“直采直送”原则，直接从 I/O 测控单元获取远动信息并向调度端传送112、。 6.2.1.3 远动信息内容信息采集应考虑完整性和实时性。具体内容如下：遥测: 110kV、10kV线路侧：一相电流、有功功率、无功功率； 1#主变压器高、低压侧：有功功率、无功功率、一相电流； 110kV、10kV母线电压； SVC无功补偿装置侧：无功功率、三相电流； #1主变压器上层油温。遥信： 全站事故总信号； 所有断路器位置信号；反应运行方式的隔离开关位置信号； 1#主变压器有载分接开关位置； 断路器控制回路断线信号； 断路器操作机构故障信号； 110kV线路保护动作信号和重合闸动作信号； SVG无功补偿装置保护动作信号； 10及110kV线路、主变交流电压回路断线信号； 10kV113、系统接地信号； 1#主变压器保护动作信号； 1#主变压器轻、重瓦斯动作信号； 1#主变压器油温过高信号； 1#主变压器冷却系统故障信号； 1#主变压器过负荷信号； 充电装置故障信号； 安全自动装置动作信号； 远方监控通道故障信号。遥控 所有断路器的分合； 主变高压侧的中性点接地闸刀分合。遥调 ：主变有载调压分接头调整。 6.2.1.4 远动信息传输远动通信设备应能实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。网络通信应采用DL/T634.5104-2002 规约，专线通信DL/T634.5101-2002规约及CDT。6.2.1.5 配置原则114、：每套电力数据网接入设备包含路由器1台和交换机2台。 6.2.2 110kV升压站的控制、保护、测量和信号 （1）升压站采用无人值班、少人值守的监控方式。升压变电站电气二次采用微机综合自动化系统，计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层由计算机网络连接的计算机监控系统主机/及操作员站和各种功能站构成，提供了所内运行的人机联系界面，站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，并可与调度通信中心通信。变电站层采用分布式结构，就地监控和远动接口相互独立。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元划分，110kV部分以相对独立的方式布置于主控制室中，10kV部分115、的测控单元或保护测控单元就地安装在开关柜上。间隔层在横向按变电所一次设备分布布置，包括：后台监控系统、主变保护及测控单元、110kV线路、10kV线路、10kV所用电测控单元、小电流接地选线装置、电能计量装置等。该系统基于微机开放式设计，可以和任意第三方智能化设备及上级调度管理网对接，做到真正意义上的综合自动化系统，能保证在无人值班的条件下安全可靠运行，采集数据与监视、就地与远方控制操作、保护及保护信息采集与监视、中央信号、电能计量、直流电源系统的就地与远方调节、事故记录、管理、打印报表、调度通讯、远动、自检等功能，采用双以太网结构，微机综合自动化系统包括变电站的数据采集与监视、微机保护信息采116、集与监视和变电站开关的就地与远方操作，主变有载调压开关的就地与远方监视控制，模拟量输入方式采用交流采样。全所控制级由全所的通用设备组成，包括主机、前置机、工程师站、通讯网络、GPS时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库各自独立，共享所内的所有信息。现地控制级设备主要由测控设备和保护设备组成，保护设备独立，测控装置采用面向设备，单元化设计。6.2.3系统继电保护与自动装置 6.2.3.1 110kV线路保护配置原则 (1) 110kV线路应配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。 (2)110kV线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。 (3) 根据系统117、稳定计算要求及采用全线速动保护后，能够改善整个电网保护的性能时，应配置一套纵联保护为主保护和完整的后备保护。 (4) 电厂联络线、长度低于10km短线路，宜配置一套光纤纵联差动保护为主保护和完整的后备保护。 (5) 对电缆线路以及电缆与架空混合线路，宜配置光纤电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。 (6) 当条件具备时，宜选用保护测控一体化装置。 (7)母线保护光伏电站升压站的110kV电气主接线为单母线接线，配置一套微机母差保护。6.2.3.2故障录波器配置原则 (1) 为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，110kV升压站内，宜按电压等级配置故障录波118、装置分别记录线路电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。 (2) 在分散布置的升压站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨小室接线，适当考虑远景要求； (3) 每套线路故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量。 (4) 故障录波装置应具备单独组网功能，并具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。 6.2.3.3 故障录波器技术要求 (1) 故障录波器应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。 (2)119、 故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms 到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。 (3) 故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。 (4) 事件量记录元件的分辨率应1.0ms。 (5) 故障录波器应具备对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的 IRIG-B（DC）时码作为对时信号源，对时精度小于1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序以及实现双端测距。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。 (6) 故障录波器应具有故障测距功能，故障测距的测量误差应小于线路长度的3%。 6.2.3.120、4 安全自动化装置配置原则按照电力系统安全稳定导则建立三道防线。采用分层分区控制，尽可能避免大规模的区域性安全稳定控制系统。简单、实用、就地化原则。稳定装置应具有独立的闭锁功能，以防止误动。对已运行的厂站应考虑与现有安全稳定装置的接口，充分利用现有装置的功能。 6.2.4二次接线6.2.4.1光伏电场控制、保护、测量和信号（1）光伏列阵及逆变器的电气控制系统以可编程控制器为核心，控制电路由DSP中心控制器及其功能扩展模块组成。主要实现光伏发电系统正常运行控制和安全保护、故障检测及处理、运行参数的设定、数据记录显示以及人工操作，配备有多种通讯接口，能够实现就地通讯及远程通讯。电气控制系统由配电柜121、控制柜、传感器和连接电缆等组成：其包含正常运行控制、运行状态监测和安全保护三个方面的职能。（2）光伏发电系统应设防反二极管及直流侧熔断器，对逆变器设有过载、短路、过压、欠压等保护，保护装置动作后同时发出保护装置动作信号。逆变器10kV升压变压器高压侧采用负荷开关及熔断器，利用熔断器作为变压器的短路保护。6.2.4.2 电能量计量系统配置方案 (1) 设备配置升压站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置和电能量远方终端（或传送装置）等。计量点设置： 110kV、10kV线路侧； 1#主变压器高、低压侧。所有计量点均作为考核侧，按单表配置。关口电能表应为电子式多功能电能表，精度为有功122、0.2S级，无功2.0级，并具备电压失压计时功能，电压互感器准确度应选为0.2级，电流互感器准确度应选为0.2S级。电能计量信息传输接口设备可采用以下方案：全站配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信息；具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能、同步对时功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量远方终端通信，采集各电能计量表信息。 (2) 电能量信息采集内容电能量信息采集内容如下：计量信息内容：主变压器高、低压侧有功、无功电量； 110kV、10kV线路侧有功、无功电量（双向）。 6.2.4.3 电能量信息传输电能量计123、量系统子站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心，通信应采用 DL/T 719 或 DL/T645 通信规约和TCP/IP 网络通信协议。 6.2.4.4电流互感器二次参数选择原则 (1) 电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足测量、计量、继电保护、自动装置的要求； (2) 保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区； (3)110kV、10kV按三相配置； (4) 110kV线路及主变主保护的电流回路分别取自电流互感器互相独立的绕组。110kV及10kV单套配置的保护使用专用的二次绕组；测量、计量应分别使用不同的二次绕组，故障录波装置可与保护共用一个124、二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。 (5) 110kV、10kV电压等级选用二次额定电流为1A的电流互感器。二次额定电流为1A的电流互感器，其额定二次负荷一般为15VA。(6) 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。电流互感器二次绕组所接入负荷，应保证实际二次负荷在25% 100%额定二次负荷范围内，额定二次负荷宜选取为实际二次负荷的2倍。 (7) 保护用的电流互感器准确级：本站各电压线路采用5P级电流互感器。P类保护用电流互感器应考虑满足复合误差要求的准确限值倍数。 6.2.4.5电压互感器二次参数选择原则 (1) 电压互感器二次绕组的数量、准确125、等级应满足测量、计量、保护、同步和自动装置的要求； (2)110kV及以下电压的单母线分段接线，在主母线三相上装设电压互感器。需要监视和检测线路侧的电压，要求在出线侧的单相上装设电压互感器，电压互感器宜采用电容式电压互感器。 (3) 110kV 线路及主变主保护的电压回路接入电压互感器的保护用二次绕组。保护用电压互感器一般设有剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。技术上无特殊要求时，保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，电压互感器不再配置保护用剩余电压绕组。 (4) 计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级选用 0.2 级；测量与保护共用一个二次绕组，准确级选用0.5级；保护 II126、采用独立的电压互感器二次绕组，准确级选用3P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为3P。电压互感器配置两个主二次绕组。计量、测量、保护，保护 分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P. (5) 电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次实接负荷在额定输出的 25100范围，以保证电压互感器的准确度。当 110kV 线路保护用电压取自110kV主母线的电压互感器时，110kV主母线的电压互感器的二次绕组负载应不小于50VA。电压互感器下限负荷按2.5VA选取。 (6)计量用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的 1%3%；I、II类计费用途的电能计量装置127、用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的 0.2%，其他电能计量装置用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的 0.5%；保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定电压的 3。 6.2.4.6 图像监视 （1）升压站内设置一套图像监视及安全警卫系统，其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。（2）图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器、沿升压站围墙四周设置的电子栅栏等。（3）视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口，就地摄像头按本期建设规模配置。（4）电子围栏装128、置应取得当地公安部门认证。6.2.4.7监视范围（1）监视范围：对全站主要电气设备、建筑物及周边环境进行全天候的图像监视，满足生产运行对安全、巡视的要求。（2）设备监视：利用安装在监视目标区域的摄像机，如主变压器、110kV 、 35（10）kV配电装置，对升压站内主设备进行全方位监视。（3）环境监视：通过目标区域的被动高压脉冲电子围栏，对升压站围墙、大门进行全方位布防监视，不留死角和盲区。如有翻越围墙，则报警处理；大门有人、车出入，则发出铃声通知运行人员。（4）主控制楼和二次设备室：监视主控制楼、二次设备室等设备运行及周边环境情况，每室装设户内摄像机。（5）图像信息传输：图像分辨率应达到 C129、IF 格式（352288）以上（包括CIF格式），传输、存储格式采用ISO/IEC14496-2（MPEG-4）VisualSimpleProfile Level3,兼容VisualSimpleScalableProfile、H.264或更高版本的成熟视频编解码标准。（6）当摄像机要实现联动功能时，要求摄像机具备预置位功能。（7）电子围栏应根据围墙边界划分防区，一般按围墙每边100米左右设一个防区。（8）电子围栏采用五线制，当发生短路或断路时，脉冲主机应能发出报警信号，并通过TS-485通信方式将报警信号传至辅助系统综合监控平台，平台能自动联动站内摄像机启动录像。（9）在电子围栏醒目处，每隔一130、定距离（810m）安装一块警示牌，警示牌悬挂在合金线上。（10）门禁装置具备多种开门方式，如刷卡开门、密码开门、卡和密码开门、多卡开门、远程控制开门等；（11）门禁装置具备安全、休眠、常开、常闭等多种工作状态；具有多路输入、输出接口及 RS232/RS485/RJ45通信接口。 6.2.4.8电力调度调度数据网接入原则电力调度数据网若具备第一平面、第二平面，对每一个平面，升压站均宜一点就近接入，条件具备时也可两点不同路由就近接入。电力调度数据网若只具备第一平面，升压站宜两点不同路由就近接入。数据传送协议为 TCP/IP，其应用层协议采用 DL/T634.5104-2002，宜采用10M/100131、M以太网接口（带宽可调）传输链路与相应电力调度数据网节点连接。6.3通信光伏电场110kV升压变电站是按“无人值班”（少人值守）的原则设计。根据电力系统关于“总调度所、中心调度所与其管辖的下一级调度所、大(中)型发电厂和枢纽变电所之间应设立两个以上独立通道的调度通信电路”的设计原则，光伏电场110kV升压变电站的接入系统主要通信方式采用光纤通信，备用通信市话方式。光伏发电场的调度通信以光纤通信为主，每2MWp发电单元通过通信电缆串行连接。中央控制室的线路转发机接收各个发电单元的实时信息或转发运行人员的命令。整个光伏发电站受区调调度，光伏发电场的信号通过光伏发电场的通信系统传到区调度所的计算机，132、由区调度所提供调度信息。6.4计量系统光伏发电场与电网的关口计量点设置在光伏发电场110kV升压站110kV出线侧。依据电力装置的电气测量仪表装置设计规范（GBT63-90）及电能计量装置技术管理规程（DL/T448-20000），各级各段母线电压互感器二次测设电能计量专用回路，其回路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，并设置专用电压计量装置。110kV侧出线电流互感器设专用计量线圈，0.2S级，配用0.2S级智能型多功能电能表，可双向测量，并设主、副表两套同时计量。主变压器及110kV馈出线电流互感器设置专用计量线圈，0.2级，110kV进线及所用电配0133、.2级智能型多功电能表，双向计量，主变高低压侧配0.5级智能型多功电能表，双向计量。对于外部电源供所用电采用高压0.2级计量，此计量不上传。所用电能表均通过串口送入集中的电能量采集装置，电能量数据采用网络和电话拨号方式上传至滁州地调和安徽省调。线路对侧计量装置配置原则与关口点相同。本电站设置远方电能计量柜1面及电能表柜1面。远方电能计量柜设主副表各一套及电能采集终端1套。电度表均具有两个485接口，通信规约为DL645规约。电能采集终端采集表计送出的各种电量数据，如正反向有功、无功，电压，电流，峰、谷、平、尖电量，欠压等各种数据。电量采集终端能够对各路电能表的数据进行处理，能够分时段、日统计各134、路电能量数据，并存储。时段及间隔可根据需要设定，最小时间间隔为5分钟。电能表柜为站内计量，主变高压侧、主变低压侧各设置1套三相四线式电度表，电能表具有两个485接口，通信规约为DL645规约。10kV开关柜的电度表装在开关柜内，三相三线式电度表具有两个485接口，通信规约为DL645规约。6.5电气主设备材料表6-1 电气一次主要设备表序号及名称型号及规格单位数量备注1.光伏区电气一次部分1.1多晶硅光伏组件255wp块1960501.2直流防雷直流进线柜台1001.3直流防雷汇流箱（室外型）带防雷装置 1kV台70016回路1.4并网逆变器500kW台1001.5 升压变压器SCB-1000135、/500/500kVA 10.5/0.315/0.315kV台501.6 低压交流柜台1001.3 电缆穿管32km151.4 接地扁铁406km521.5电力电缆10kV高压电缆YJV22-10-350mm2km9YJV22-10-395mm2km191kV低压电缆YJV-1kV 14mm2km750YJV22-1kV-250mm2km250YJV22-1kV 270mm2km25ZR-YJV22-1kV 316+10km381.6 10kV高压电缆头冷缩套8002. 110kV升压站电气一次部分2.1 主变部分2.1.1主变压器SF Z11-50000/110台112181.25%/10.136、5kV50000kVAUd=10.5%接线组别YNd112.1.2主变中性点氧化锌避雷器HY1.5W-72/186只172kV，残压186kV附漏电监测仪2.1.3主变中性点隔离刀GW13-72W只1附CJ电动机构2.1.4主变中性点放电间隙间隙CT 300/1A套12.1.5主变中性点零序电流互感器300/1A只12.2 110kVGIS间隔个3主变进线间隔110kV六氟化硫断路器126kV2000A40kA电动弹簧，直流220V台1110kV电流互感器200400/1AP/P/P/P/0.5/0.2S只6110kV隔离开关126kV，2000A，40kA附CS-14G操动机构组2SF6/空137、气套管只3出线间隔110kV六氟化硫断路器126kV2000A40kA电动弹簧，直流220V台1110kV电流互感器LVB2-110400800/1AP/P/P/0.5/0.2S只6110kV隔离开关110kV，2000A，40 kA组2110 kV快速接地开关组1避雷器100/260 kV只3SF6/空气套管只3110kV电压互感器1103:0.1/3: /0.1kV台3PT间隔110kV隔离开关110kV，2000A，40kA组1避雷器100/260kV只3110kV电压互感器110/3:0.1/3: 0.1/3: 0.1/3:0.1kV台32.3高压带电闭锁装置套2户外悬式绝缘子FXBW138、-126/100串9钢芯铝绞线LGJ-185米3003. 10kV高压开关柜3.1.电缆馈线柜KYN28-12面25630A，Ik=31.5 kA3.2主变进线柜KYN28-12面13150A，Ik=31.5 kA附封闭母线筒3.3电压互感器柜KYN28-12面110/：0.1/：0.1/：0.1/3kV:3.4电容器馈线柜KYN28-12面2630A，Ik=31.5 kA3.5所用电源柜KYN28-12面1630A，Ik=31.5kA3.6户外母线桥TMY-(100*10)米80备用手车12kV ，630A台1630A, Ik=31.5kA3.7 10kV氧化锌避雷器只33.8 无功补偿装置139、SVC 5000kVar套13.9户外端子箱户外检修动力箱XDW1个1带底座主变端子箱XW2-1个1带底座电压互感器端子箱XW2-1个1带底座2.10户外支柱绝缘子20/400只3610kV所用变压器SC10-500，10/0.4kV台14其它部分4.1 0.4kV低压配电柜GCS面84.2动力电缆ZR-YJV22-1-3240+1120米300ZR-VV22-1-316+110米500ZR-VV22-1-310+16米420ZR-VV22-1-46米620ZR-VV22-1-26米1700ZR-VV22-1-24米7304.3屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-41.5米1600ZR-KVVP2-140、71.5米780ZR-KVVP2-101.5米330ZR-KVVP2-161.5米650ZR-KVVP2-241.5米550ZR-KVVP2-42.5米1860ZR-KVVP2-72.5米710ZR-KVVP2-122.5米620ZR-KVVP2-162.5米630ZR-KVVP2-44米5520接地扁钢-660米3000安装钢材吨5高效低电阻接地模块MSD-II套95表6-2 电气二次主要设备表序号及名称型号及规格单位数量备注1.操作员站主机：工控（酷睿双核，主频：2.8G，内存：2G，硬盘：160G，DVD光驱：16倍速）22寸液晶LCD显示彩显，分辨率18001440， 套1系统软件、支141、持软件、应用软件、通信接口软件、鼠标、键盘、网卡、声卡、以太网口、音箱、调制解调器、打印机等2.工程师主站主机：商用（酷睿双核，主频：2.8G，内存：2G，硬盘：160G，DVD光驱：16倍速）22寸液晶LCD显示彩显，分辨率18001440， 套1系统软件、支持软件、应用软件、通信接口软件、鼠标、键盘、网卡、声卡、以太网口、音箱、调制解调器、打印机等光伏监控系统监控主机及其监控软件套13.远动屏含远动通信服务器、网络交换机、2M切换装置、调制解调器、通道防雷器、GPS时钟校时装置等面14.公用测控柜含1台测控装置FCK-801A面15.110kV线路保护测控柜每面含1台线路距离保护装置1台测142、控装置、1台打印机面16.主变保护柜含1台主变差动保护、1台高低压后备保护1台打印机、面17.主变测控柜含1台测控装置面18.110kV母差保护柜含1台110kV母线保护装置1台打印机面19.110kV母线测控柜含1台110kVPT切换装置、1台测控装置面110.10kV母线测控柜含1台10kVPT切换装置、1台测控装置面111.同步相量测量柜面112.小电流接线选线柜小电流接地选线装置一台面113.故障录波柜含96路模拟量、128路开关量、4路高频量、4路直流量，MODEM、80G硬盘面114. 10kV测控保护装置10kV线路保护测控装置台19安装在开关柜上10kV电容器保护测控装置台2安143、装在开关柜上10kV所变保护测控装置台1安装在开关柜上含DSSD-331、TH3X57.7/100V/,有功0.2S级、无功2.0级（三相三线、双向）块22安装在开关柜上15.高频开关直流电源柜200Ah,DC220V套116.逆变电源柜10kVA面116.远方电能量计量系统柜含电能量采集远方终端一套CH1034-11C面1含DSSD-341有功0.2S级、无功2.0级（三相四线、双向）用于110KV1Y出线， 块2失压计时装置套118.多功能电能表柜远程抄表器块1DSSD-341有功0.2S级、无功2.0级（三相四线、双向）块219.微机五防装置系统按全站终期规模配置，锁具按本期规模配置，套144、120.电力调度数据网接入设备柜面121.二次系统安全防护设备套122.同步相量测量柜面123.控制台（八工位）套124.GIS风机控制箱台125.屏顶小母线支架双层，24根套126.光纤及通信电缆满足要求米100027.6铜棒米40028安稳装置套129保护信息子站套130.电能质量检测屏套1表6-3 通信系统主要设备表 序号及名称型号及规格单位一期备注1. 光伏电场通信1.1光缆km62.变电所通信2.1光端机及PCM设备SDH STM-1/4 1+1 ADM套1光伏电场2.2光端机及PCM设备套12.3 PCM设备套1省调2.4光端机及PCM设备SDH STM-1 ADM套1电信2.5程145、控调度交换机40线套12.6普通非金属导引光缆km0.62.7高频开关电源48V/100A/200Ah套12.8仪器仪表套1第七章 土建工程7.土建工程7.1 概述本项目位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。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，结合光伏电站的自然条件、资源特征、建设条件等，以及太阳能辐射资源开发建设的要求，本电站建设规模50MWp。7.2 设计安全标准本项目场地土类型属中硬场地土，建筑场地类别146、为II类，属可进行建设的一般场地，依据建筑抗震设计规范）（GB50011-2010）及变电站抗震设防类别的划分，66KV升压站主要建筑（构）物抗震设防类别为丙类，其他次要建筑抗震设防标准为乙类，主要建筑物结构安全等级为二级。其他设计安全标准均参考风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD002-2007）执行。本阶段光伏支架基础、逆变站、66KV升压站的洪水位设计标准按50 年一遇考虑。7.3 基本资料和设计依据7.3.1 地质条件各层地基土层特性归纳简述如下：（1）本光伏电站岩土工程重要性等级为三级，场地复杂程度为三级（简单场地），地基复杂程度为三级（简单地基）。（2）根据中国地震动参数147、区划图（GB18306-2001），xx市抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值 0.10g,设计地震分组为第一组。（3）根据附近区域的地质勘探资料，本工程场址的地基土层按地质时代、成因类型 层棕红色粘土及粉质粘土；层 褐红色细砂棕红色粘土及粉质粘土；层褐红色细砂；层褐红色砾岩；层褐红色砾岩。（4）场地地下水主要有孔隙水、裂隙水，地下水埋藏较深，基础开挖很难遇到，可以不考虑地下水对基础的影响。 （5）根据建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）3.0.1 条规定，拟建工程地基基础设计等级为丙级。 （6）无冻土层。7.3.2 设计依据场区的饱和砂土在地震液化评价中地震设放烈度8度，148、设计地震分组为第二组设计地震加速度为0.2g 特征周期为0.35s,标准贯入锤击基准值取10,场区饱和砂土为不液化土层，场地土为中硬土，其建筑场地类别为II类，无不良地质现象，现场总体工程地质良好，适宜本工程建设。主要设计规范及标准：房屋建筑制图统一标准GB/T50001-2001总图制图标准GB/T50103-2001建筑制图标准GB/T50104-2001建筑结构制图标准GB/T50105-2001民用建筑设计通则GB50352-2005建筑地基基础设计规范GB5007-2002建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001混凝土结构设计规范GB50010-2002砌体结构设计规范GB149、50003-2001建筑结构荷载规范GB50009-2001建筑抗震设计规范GB50011-2010建筑给水排水设计规范GB50015-2003采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003钢结构设计规范GB50017-20037.4 光伏电站场区的总体规划7.4.1 光伏电站总平面布置本项目建设规模为50MW，拟安装196050块单位容量为255wp 的太阳能光伏组件。根据项目总体规划，接入系统设计初步考虑为：根据项目所在地电网及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线路长度约6km。最终接入系统方案以审查通过的接入系统设计为准。根据勘察时钻150、探揭露：除深度为6.7米（相对标高94.5米）以上填土层外，下部为相对稳定的沉积土层。考虑到光伏组件板重量较轻，土建基础较小，故基础开挖的余土量相对较少，另外鉴于建设前的原生态环境，施工中尽量不予以破坏，维持原状，经综合考虑，本工程施工设计按自然地坪标高，适当处理平整为原则。7.4.2 光伏阵列基础设计（1）光伏基础在进行太阳电池阵列的基础上设计时，首先要综合考虑风荷载，按30年一遇的标准，设计风载荷和地基，主要考虑的是抗拔、抗倒伏；另外还要考虑电池板的重量、抗震、雪荷载等因素。组件截面大小按照现行设计规范满足其计算结果要求。基础配重保证整体支架及光伏板在最大风压下不会倾覆位移。根据场区内的地151、质情况，初步拟定基础采用钢筋混凝土条形基础，强度等级为C30。（2）光伏支架光伏组件支架采用固定支架系统。 设备支架主要是保证在最大风速下支架安全可靠和基础不会倾覆。根据气象资料提供的工程场地最大风速 20m/s，参考GB5009-2001(06 版)建筑结构荷载规范提供的公式换算基本风压 W0，将所得的基本风压 W0 按照规范要求计算出风荷载标准值。将风荷载标准值、雪压及恒荷载进行荷载组合计算，得出弯矩、剪力值。 固定支架系统组件截面大小按照现行设计规范满足其计算结果要求。基础配重保证整体支架及光伏板在最大风压下不会倾覆位移。 7.4.3逆变站光伏电站发电场内的建筑物仅有逆变站，逆变站采用砖152、混结构，长为 8.7m，宽为 7.2m，外墙为 300mm。高为 3.8m，满足设备的需求。逆变站基础采用独立基础。整个场区共有 30 座逆变站，其具体位置见光伏发电站总平面布置图。7.4.4箱式变电站基础光伏发电子系统与箱式变电站组合方式采用单元接线方式：即一个单元发电子系统连接一台升压箱式变压站。根据逆变器安装布置要求初步考虑将逆变器和箱变布置在同一室内。根据地质资料，初步拟定箱变基础为天然地基。箱式变电站基础平面上呈“口”字形，拟采用C30现浇混凝土。7.4.5 场区围栏整个光伏电站外围四周做成简易铁丝铁艺网式围栏，围栏高2.5m，围栏总长：4800m。围栏采用高速公路用钢丝网围栏，该种153、围栏具有如下特点：（1）不挡光，运输及安装方便，价格便宜。（2）采用防盗式热浸塑墨绿色钢焊接网。（3）防盗钢网围栏钢焊接网的设计符合GB/T7374-1998（4）焊接网浸塑PE 粉，单边厚度为0.4-0.45mm，质量符合GB/T8226-2000 标准。（5）焊接网用的钢丝为640-800H/mm2，实际直径为 4.5mm。7.5场内集电线路设计全场集点线路均采用直埋敷设的方式。直埋电缆铺设应按现行国家规范进行开挖与回填，电缆上下均铺设细沙或细土，过路及出入户时均设保护套管。7.6 110KV升压站7.6.1 110KV升压站布置根据并网要求在该光伏电站需配置110KV升压站。升压站分为管154、理站区和升压站区，管理站内设置一座综合办公楼、10kV配电室及相应消防水泵房的等设施，升压站区主要设置主变设备等。110KV升压站为整个光伏电站的控制中心。各光伏矩阵的10kV电缆通过站内电缆沟道汇集到110KV升压站内，然后通过1 回110KV电缆送出。110KV 升压站综合办公楼南北向布置，北侧作为整个光伏电站的主入口。综合办公楼北侧采用混凝土场地，周围设有10KV配电室、水泵房、停车场、车库。110KV升压站作为管理人员的生产、生活区域，按照规定设置绿化区域，不仅美化110KV升压站还可以改善人员的工作条件，使110KV升压站在整体上达到安全、适用、美观的要求。7.6.2 建筑工程1）建155、筑设计原则总体原则：升压站为光伏电站的配套工程，站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境。功能性原则：本工程建筑物的功能应满足升压站内生产、办公的需要，造型及外观与电场及当地的环境相协调。2）综合办公楼总平面布置综合办公楼为二层建筑，是集生活、生产、办公于一体的综合性建筑。按工艺生产需求设置有：控制室、继电保护室、所用电室、通信机房及通信蓄电池室。为了满足办公生活需要，楼内还设置有办公室、会议及活动室、宿舍、餐厅、厨房以等。3）建筑材料及装修66KV升压站为钢筋混凝土框架结构，内外填充墙均采用加气混凝土砌块。装修标准采用中等装修。外墙装修采用铝塑板，内墙涂刷普通内墙涂料，顶棚采用石膏板吊顶，156、地面铺亚光地面砖。控制室、通讯机房采用铝合金板吊顶，地面铺设防静电活动地板。窗采用中空玻璃铝合金密闭窗，外门采用复合保温钢板门，综合办公楼入口拟采用玻璃门。7.6.3 结构工程1）工程地质条件项目位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。拟建建筑物应按8度进行抗震设防，设计基本地震加速度为0.20g，设计地震分组为第二组。根据拟建（构）筑物的结构特点及荷载情况，结合场地各地层的分布特征，建议拟建建筑物采用天然地基形式。宜选取粉砂层或粉质粘土层作为天然地基持力层，可采用条形基础。2）设计安全标准升157、压站内建筑物结构的安全等级为二级。3）升压站内主要建筑物结构光伏电站的升压站内有综合办公楼、配电室、消防水泵房等主要建筑物结构形式。表7-2 升压站内主要建筑物结构名称结构形式层数基础形式建筑面积（m2）综合办公楼框架2独立基础500010KV配电室砖混1独立基础244消防水泵房砖混1独立基础1204）综合办公楼 综合办公楼为二层现浇钢筋混凝土框架结构，独立基础，建筑面积为 5000m2。 7.7 给水、排水系统设计7.7.1 概述站内给排水系统分为给水及排水2大系统。给水系统分为生活给水、生产给水及消防给水3个子系统。排水系统分为生活污水和雨水2个子系统。7.7.2 给水系统简述1）水源及补158、水场区地下水储量及地下水质均能满足生产及生活用水要求。因此， 在光伏电站的 66KV 开关站内打机井一口，并建一座水塔。光伏电站的66KV升压站与水塔连接，以保证光伏电站建设期、生产运营期生产、生活及消防用水及光伏电场的绿化用水。2）生活给水系统升压站内的运行人员按照15人考虑，用水主要为站内职工的生活用水。供水管线从生活消防水泵房中接出一根DN65的生活给水干管，负责向站内建筑物供水。3）生产给水系统为了保证发电效率，需定期对光伏组件进行清洗，以保证光伏组件的清洁度。按光伏组件成排布置，光伏组件组件清洗用水量取1（L/m2次），经计算每区域光伏组件总用水量约为6.21 m3，本期项目共需清洗159、水量约186m3。本工程拟全站设置2辆清洗车，该车储水罐容量为8m3，光伏组件清洗用水拟采用地下，从水塔处取水。7.7.3 排水系统1）生活污水排放 生活污水排放系统包括：化粪池、污水收集管网、生活污水处理设备。各用水点的生活污水经过化粪池沉淀后，排放至生活污水处理设备，处理合格后送到厂外排水沟。 污水处理设备为处理量 1t/h 的地埋式污水处理设备。处理流程为：格栅井初沉池调节池氧化池二沉池排放。 2）雨水排放及生产用水排放 场区主要排水为电池板清洗用水，场内道路两旁设置排水边沟用于排放生产用水。7.8 采暖通风及空气调节本工程暖通专业设计范围包括电场内的各个建筑物的供暖、通风及空调。7.8160、.1 采暖系统办公室、值班室及10kV 配电室等建筑物内均采取电暖器采暖。光伏电场内的建筑仅有逆变站，逆变站内无人居住，设备没有特殊保温要求，不设采暖设施。7.8.2 通风系统1）升压站通风升压站采用自然进风、机械排风的通风方式，事故排风机兼做正常通风用，其开关应安装在门口便于操作的地点，室内安装电源插座，作为检修临时通风电源之用。所用电间及通讯蓄电池室均采用自然进风、机械排风的通风方式。控制室及继电保护室等房间采用自然排烟系统，房内周围均设置有向外开的窗户，当发生火灾时，确认无火花后即可打开窗户进行排烟。逆变站采用自然进风、机械排风的通风方式。7.9 地质灾害治理根据勘察资料，场地无不良地质161、作用破坏影响，工程地质条件简单。场地和地基岩土体稳定，地质灾害等发生的可能性较小，但仍有以下几项需予以重视并采取措施： （1）建设过程中需进行挖方工程，开挖深度和坡度应控制在合理的范围内， 对开挖较深的边坡采取放坡或者必要的支护措施。 （2）建设过程中的废弃物应堆置在指定的地点，不可堆放过高过陡。 （3）建设工程的土石料挖方、废弃物堆置和临时占用土地应依照内蒙古自治区地质环境保护条例进行恢复治理。 （4） 在本工程施工时，应尽量减少对周边环境的破坏，如对生活垃圾进行 填埋。 （5）同时在工程建设中，应加强对周边环境影响的监测工作。7.10附表表7-3 土建工程量表序号名称单位数量备注1电池阵列162、支架及基础工程支架钢材量t2012.1混凝土m310522.3土石方开挖m3141000土石方回填m3144000钢筋t2872箱变工程混凝土m33621.4土石方开挖m31043土石方回填m3803钢筋t6.73配电设备基础工程C30混凝土m3403.3槽钢t8.34直埋电缆土石方开挖m362124土石方回填m362232铺砂盖砖m2325室外工程钢筋混凝土化粪池座1主变事故油池座1消防水池座1水源井座1第八章 工程消防设计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xx市xx镇50MWp地面电站场址位于安徽省滁州xx市xx镇xx和xx庄。xx属亚热带季风气候，雨量充沛163、，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。全年日照时数为2100-2300小时，光能资源较丰富，是全国光能资源较丰富地区之一。xx市xx镇阳光资源充足，日照较长，多年平均年日照时数为2100小时-2300小时小时左右，多年平均太阳辐射量在4801MJm2a左右，属我国太阳能资源较丰富区域，适合建设太阳能光伏发电项目。xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，164、地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。用于本项目的建设场址面积约为1850亩，适合50MW光伏发电站。本光伏发电项目，工程规划总装机容量为50MWp，首年上网电量约6136.063万度。该电站以1MWp为一个子单元并网发电，共50个单元。项目总共安装196050块255wp多晶硅太阳能电池组件。根据项目所在地电网及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线路长度约6km。8.1.2 设计依据本项目的消防设计主要依据有：建筑设计防火规范GB50016-2006水利水电工程设计防火规范SDJ278-90建筑灭火器配置设165、计规范GB 50140-2005建筑给水排水设计规范GB50015-2003室外给水设计规范GB 50013-2006电力工程电缆设计规范GB50217-94火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006中华人民共和国消防条例及其实施细则8.1.3 一般设计原则消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，针对不同的建筑物和设施，采取不同消防设施，加强光伏电站场区自身的防范力量。在工艺设计、材料选用、平面布置中，严格遵从国家消防条例、规范进行；采用行之有效的防火灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。8.1.4机电消防设计原则电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置、主控室等。 电166、气系统的消防措施：本工程根据35l10kV变电所设计规范和高压配电装置设计技术规程，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求。 本工程主变压器设置了变压器油池和事故油池，在火灾情况下可将油及时 排入事故油池8.1.5 消防总体设计方案建筑物与构筑物的防火间距应满足消防规范的要求。本工程建(构)筑物消 防间距执行 GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范，其中丙、丁、 戊类一级及二级建筑物消防间距均大于12m，各建(构)筑物灭火器的配置按 GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的规定执行，管理室、逆变器室、变压器等处配置移动式灭火设施。站内道路设环形消防通道，路面宽4.0167、m，最小转弯半径不小于6m。路面结构为砼路面，净空高度不小于 4.5m。 8.2 工程消防设计8.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按GB 50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范和 GB50016-2010建筑设计防火规范执行，各建筑物的火灾危险性及耐火等级表8-1。表 8-1 建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级表 序号建（构）筑物名称生产过程中的火灾危险性最低耐火等级生产区1综合办公楼戊类二级2主变压器场丙类一级3逆变器室丙类二级4水泵房及水池戊类二级5配电室丙类二级生活区1综合办公楼戊类二级备注：其它建筑物的墙体、屋顶、门窗等均按168、防火要求设计，按规定防火等级材料设置。表8-2 建筑物、构筑物的燃烧性能和耐火极限耐火等级燃烧性能和耐火极限构件名称 二级墙防火墙非燃烧体4.00承重墙非燃烧体2.50非承重外墙、疏散走廊两侧的墙非燃烧体1.00房间隔墙非燃烧体0.50防火隔墙非燃烧体2.00柱支承多层的柱非燃烧体2.50支承单层的柱非燃烧体2.00梁非燃烧体1.50屋顶承重构件非燃烧体0.50吊顶非燃烧体0.258.2.2主要场所及主要机电设备消防设计消防设施由下列部分构成：常规灭火器的配置、火灾报警。 综合办公楼建筑面积约900m2，二层框架结构，建筑高度为6.4m。其火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级，隔墙耐火极限不小169、于4h。 10kV配电室建筑面积244m2，一层框架结构，建筑高度为3.4m。其火灾危险性为丙类，设计耐火等级为二级，隔墙耐火极限不小于4h。 疏散通廊：建筑物设置直通室外的安全出口为二个，位于带形走道尽端的房间门与外部出口的最大距离不大于22m。建筑装修消防设计应满足GB50222-95建筑内部装修设计防火规范的规定，使用不同级别的防火材料。 电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面应满足负荷电流和短路热稳定满足要求，对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏的开孔部位，电缆穿墙、楼板的孔洞，均应设防火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口均应设置防170、火封堵。 从设备本身来讲，设备中除主变压器外，所有电气设备均为无油设备，10kV开关采用真空开关，均不具有燃烧性。从系统来讲，配电室基础建设和太阳电池方阵采用地线是避雷，整个系统中设有直流侧防雷和交流侧防雷措施，监控设备对系统中时时监控，故障报警，从而大大降低了火灾发生的可能性和火灾的破坏性。8.2.3安全疏散通道和消防通道疏散通道：综合办公楼设置有两个直通室外的安全出口。 消防车道：电站的大门布置在北侧，站内道路沿建(构)筑物四周布置，呈环状布局，其中进厂道路宽度为6m, 站内道路宽度为4.0m。 8.2.4消防给水设计8.2.4.1消防水量根据GB50016-2010规范建筑设计防火规范，171、消防最大用水量的建筑物为综合办公楼，其中室内消防用水为5L/s，室外消防用水量为10L/s，消防总用水量为25 L/s，同时火灾次数按一次计，火灾延续时间为2h，一次消防用水量为108m3，10分钟消防水量为3m3，贮存在综合楼顶的生活、消防水箱中，消防水补水量按48小时补入考虑，小时补水量为1.5m3。8.2.4.2消防水系统设计消防给水采用独立给水系统，为临时压制消防系统，消防主管网在室外成环，主管径为DN150，室外设置地下室消火栓，需要设置室内消防的建筑物为管理站。10分钟消防水量贮存在水塔内，由水塔处接出一支路，送至室内消防主管道上，提供消防用水，同时在输出官道上设置倒流防止阀防止污172、染生活用水，室内消火栓箱内设启动消防水泵的按钮，信号传至消防水泵值班配电室内，同时启动消防水泵，并伴有声光警报。8.2.5消防电气消防供电：消防灭火系统的供电电源按一级负荷供电。 消防水泵、电动阀门、火灾探测报警装置、火灾应急照明应按丁二级负荷供电。 消防用电设备采用双电源或双回路供电时，在最后一级配电箱处自动切换。 当火灾发生时，在升压站内的生产、生活用电被切断的情况下，仍能保证消防设备的用电。 配电室、控制室、电子设备间、消防控制室等处设连续工作照明，水泵房和疏散通道应设置火灾应急照明，火灾应急照明可采用蓄电池作为备用电源，其主要通道及出口处设疏散及安全出口指示标志及照明。 本升压站内电力173、电缆均采用阻燃型电缆，各电压等级的配电装置均设有通向主控室的电缆沟。电缆沟内设有角钢制作的电缆支架，沿电缆沟壁设有通长扁钢，通长扁钢即作电缆支架固定用，又作接地引线用。 为了防止电缆火灾事故，电缆施工需采取措施： （1）电缆引至各电气屏、柜的开孔部位，电缆贯穿楼板、孔洞处，均应采用阻燃耐火材料进行分堵。 （2）在电缆沟中按照电缆敷设要求设置防火墙。 （3）在电缆沟开口处应进行防水处理，室外电缆沟中电缆必须由支架支撑。 （4）为满足微机综合自动化系统对抗干扰的要求，须采用屏蔽控制电缆，屏蔽层在开关场及控制室一点接地，保护用控制电缆与电力电缆分层敷设。 8.2.6 通风空调系统的防火排烟设计火灾通174、风排烟系统，配电室通风系统的排风电机组可兼做事故排风电机组。 8.2.7 消防监控系统 设消防控制室，消防控制室内设灭火自动报警及联控装置设备，消防电话机、火灾自动报警系统应有自动和手动两种触发装置，该工程为火灾自动报警，人工确认，手动灭火。 主要设备间、电子设备间和控制楼内的所用电室、配电室和控制室内设置火灾探测报警装置，集中控制室设有火灾报警的显示。 电缆沟、电缆夹层、桥架等电缆交叉密集处设缆式感温探测器。主变压器敷设缆式感温探测器。 消防控制室设消防电话主机，主要设备间、变配电室等处设消防电话分机。消防控制室内设消防广播机，其他主要设备间、变配电室等重要部门及人员集中部位设消防广播扬声器175、，对消防灭火及防排烟设备实施监控。 在消防控制室内能够检测、显示厂区设备部位的火灾探测情况，并在火灾确认后自动启动消防设备，并可通过消防电话进行消防通讯联系，通过消防广播进行疏散指挥。 8.2.8 防火工程主要设备 8.2.8.1 灭火器的配置 各建（构）筑物灭火器的配置按 GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范 的规定执行，管理站房、变压器等处配置移动式灭火设施。 8.2.8.2 电气消防系统 （1）火灾探测报警装置； （2）火灾应急照明。 8.2.9 建筑消防设计 本期工程66KV升压站主变压器容量31.5MVA，不设水喷雾消防。在管理站、电缆室、升压站屋内配电装置等较易发生火灾处176、设置感温、感烟探测器，在集控室内报警。 变电所室内消防采用移动式灭火器，灭火器配置按 GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的有关规定设计。 户外主变、电抗器附近配置推车式ABC干粉灭火器，用于主变等大型带油。设备的灭火；其它户外配电装置及公用设施配备一定数量的手提式ABC干粉灭火器。此外，所内还应配有一定数量的消防铲、消防斧及消防铅桶等消防器材。 在中控室、10kV 屋内配电装置、所用电室、电容器室设置事故照明，在人员出入口、走廊和楼梯处设置应急疏散标志灯。 所有消防设施的电源均取自所用电室内两路切换的公用段。 建筑装修消防设计按照 GB50222-95建筑内部装修设计防火规范的规定177、使用不同级别的防火材料。 8.3 施工消防8.3.1 工程施工场地规划电站场区占地面积约1850亩，采用区域拼块，矩形布置。功能分区明确，道路“田”字状分布，便于运行管理。1）施工场地规划原则 本工程的施工场地布置须考虑下述施工设施的合理布置：临时生产设施、施工用材料堆放场地、施工场地的水平运输和垂直运输，临时生活设施，施工临时道路、施工用水电管路和施工场地排水等。具体的布置原则为： 适应各施工阶段的生产需要，利于施工作业。 交通运输畅顺，尽量减少材料的二次运输。 避免或减少对周围环境和市政设施的影响。 符合安全生产要求，利于创造一个整洁文明的施工环境。 遵循节约原则，降低生产成本。2）施工设178、施规划说明（1）工地围蔽本工地位于无人区，基本不存在扰民问题，业主围墙可作为围蔽，做好合理规划、美观。（2）工地出入口位于施工场地北面，直通进场道路。出入口处为主要运输车辆出入口。（3）施工用水在光伏电站内打机井一口，并建一座水塔，以保证光伏电站建设期、生产运营期生产、生活及消防用水及光伏电场的绿化用水。（4）施工用电从附近已有电源点接入，经变压器降压后供生产、生活用电，另外选择使用一台30kW 柴油发电机作为备用电源。表8-3 设施规划表序号土地计划用途所需面积m2备注1生产设施用地1.1办公室1001.2停车场3001.3工具间501.4仓库1501.5砂、石堆放1001.6钢筋制作区15179、01.7模版区501.8搅拌区1001.9材料库1001.10修理间1502生活设施用地2.1工房3002.2盥洗室202.3厕所202.4食堂603施工临时道路用地10004其他临时设施用地800合计34508.3.2 施工消防规划8.3.2.1 施工单位的消防安全职责 建设工程施工现场的消防安全由施工单位负责，施工单位应当履行下列职 责： （1）制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程； （2）对施工人员进行消防安全教育和培训； （3）制定并落实消防安全检查制度和火灾隐患整改制度； （4）制定易燃易爆化学物品使用与储存的防火、灭火制度和措施； （5）按照有关规定配置消防器材； （6）建立并180、落实消防设施、设备和器材的定期检查、维修、保养制度； （7）建立消防档案。 8.3.2.2 施工现场的消防安全组织 建立消防安全组织，明确各级消防安全管理职责任务，是确保施工现场消防安全的主要条件。 （1）建立消防安全领导小组，负责施工现场的消防安全领导工作。 （2）成立消防安全保卫组(部)，负责施工现场的日常消防安全管理工作。 （3）成立义务消防队，负责施工现场的日常消防安全检查，消防器材维护和初期火灾扑救工作。 （4）项目经理是施工现场的消防安全责任人，对施工现场的消防安全工作全面负责；同时确定一名主要领导为消防安全管理人，具体负责施工现场的消防安全工作；配备专、兼职消防安全管理人员(消防181、干部、消防主管)，负责施工现场的日常消防安全管理工作。 8.3.2.3 施工准备阶段的消防安全管理要求 施工准备阶段主要进行“四通一平”，即通路、通水、通电、通讯、平整场地，并开始设置料场，搭建临时办公、住宿、仓库等配套设施。此阶段消防安全管理的重点主要是做好基础工作、完善基础设施，为实施有效管理打实基础。 （1）制定完善的“施工组织设计”，并将消防设施配置、消防技术措施纳入“施工组织设计”之中。 （2）制定详细的“施工现场消防安全保卫方案(措施)”，方案中应包括：工程概况、平面布置图、消防安全领导小组、消防保卫组、义务消防队等消防组织及职责；生活办公区、料场区、施工区、冬季施工、雨季施工、消182、防设施等的消防管理要求；电气焊、用火用电、木工、油漆及防水作业等专项消防安全制度。 （3）明确消防安全责任，学习消防安全知识。甲、乙方及各分包单位应签订消防安全责任书，施工单位对全体施工人员进行消防知识普及教育率达到100，对电气焊工等重点工种人员的消防专项教育培训率达到 100。 （4）严格落实生活及办公区八项基本消防安全要求： 不得支搭可燃建筑或用可燃材料做隔墙； 不得在建设工程内设置宿舍； 生活区应设置不小于 3.5m 宽的消防车通道，并保持畅通； 应设置满足消防用水量的消防给水管网及消火栓，并配备足够的消防器材； 宿舍内吸烟要有防火措施，不得卧床吸烟； 办公室、宿舍区应设置应急照明和疏183、散指示标志，并不得使用电热器具； 照明及电气设施应由电工按相关规定安装； 炉火应凭证启用，距床不应小于1.5m，烟窗与可燃物不应小于0.7m，设专人看管，定点倒炉灰并浇水。 （5）落实料场仓库区10项基本消防安全要求： 不得在工程内设仓库，应专设料场和周转库； 料场仓库区应设置不小于3.5m宽消防车通道，并保持畅通； 应按规定设置消防给水，配备足够的消防器材设施； 按相应规定安装电气设备； 不得使用电热器具； 不得动用明火； 应设专人负责消防安全工作； 材料码放应满足消防安全要求，库内堆垛安全距离不应小于五距要求，垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间脚0.5m，垛与墙间距0.5m，垛与垛间距1184、m，垛与柱间距0.1m； 化学性质相抵触物品不得混存； 防止静电危害。 8.3.2.4 基础施工阶段的消防安全管理要求 施工的开始阶段主要进行主体工程的地下基础施工，工程配套的临时暂设设施继续搭建，相关施工机械设施架设并部分投入使用，少数建筑材料进入场地，这一阶段的消防安全管理应侧重防火间距、消防车通道、消防临时给水、用火、用电等。 落实以下八项消防安全要求： （1）大型设备安装不得占用消防通道；（2）应有满足用水量的临时消防给水； （3）暂设支搭不得使用可燃材料；（4）应设立禁烟标志； （5）动用明火应履行用火手续。开具用火证，持有操作证，配备灭火器材，设置看火人； （6）电气应有专人按相关185、规定安装，机电设备应使用电缆线；（7）保温养护材料应使用难燃或非燃材料； （8）应设立消防管理台账，强化消防安全管理。 8.3.2.5 结构施工阶段的消防安全管理要求结构施工阶段是建设项目施工的关键阶段，用火、用电大量增加，职工人数增多，可燃材料进场，如遇冬季保温材料也将进场，工程废料、包装料大量产生，配合单位及分包单位增加，消防安全管理应全面加强，并落实以下十五项消防安全要求： （1）大型设施安装应符合消防要求； （2）建筑高度超过24m 的建设工程施工应安装临时消防竖管，设置并配备消防设施、器材； （3）应严格控制用火，履行用火手续； （4）严禁现场吸烟； （5）保温养护应使用难燃材料； 186、（6）易燃易爆化学物品、易燃可燃材料等不得在工程内存放； （7）可燃包装拆除后应及时清出现场； （8）不得在工程内住人； （9）大型设备要有避雷措施； （10）电气应按规程安装，使用电缆线，并采取防雨措施； （11）坚持定期组织义务消防队训练； （12）消防安全检查每日应不少于三次； （13）保持消防通道畅通； （14）防水作业要建立并落实专项消防安全措施； （15）定期召开消防安全领导小组会议，落实消防安全措施。 8.3.2.6 装修施工的消防安全管理要求 装修施工是建设项目施工的最后阶段，改造施工比装修施工又增加了拆除原有装修装饰材料,或更换设备等施工项目。在此施工中，施工人员多集中在工程187、内，交叉作业多，使用火源，电源集中，设备，可燃材料，大量进入工程；油漆作业，废包装、施工废料增多，参观人员增多，极易造成管理混乱，是消防安全管理的最关键阶段，必须采取切实有效的消防安全措施并严格落实以下十七项消防安全要求： （1）严格用火管理； （2）严禁现场吸烟； （3）施工现场严禁存放易燃材料；（4）应每班清理可燃物； （5）不得在工程内设加工间； （6）严禁易燃作业与用火作业交叉； （7）易燃作业要有通风、排风、防静电、防电气火花措施，特别是油漆作业； （8）电气安装必须符合(规程)，不得乱拉电源线； （9）成品保护，每层应派专人看管； （10）应根据需要设立现场巡逻队； （11）应发放188、并使用“出入证”，不得随意参观； （12）应配备足够的轻便灭火器材； （13）不得在工程内住人、办公； （14）冬季施工不得生明火保温； （15）应随时检查、发现并消除火险隐患； （16）确保疏散通道和消防车道畅通； （17）施工未完不得将设备及家具等存放在工程内。 8.3.3 易燃易爆仓库消防易燃易爆化学物品的储存应当遵守仓库防火安全管理规则还应当符合下列条件： （1）专用仓库、货场或其他专用储存设施，必须由经过消防安全培训合格的专人管理； （2）应根据 GB122682005危险货物品名表分类，分项储存。化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一库房内储存； （3）不得超量189、储存。8.4附表表8-4 消防设备序号名称规格数量1灭火器干粉（手提式）902火灾自动报警13联动控制系统1第九章 施工组织设计9. 施工组织设计该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。用于本项目的建设场址面积约为1850亩，适合50MW光伏发电站。本光伏发电项目，工程规划总装机容量为50MWp，首年上网电量约6136.063万度。该电站以1MWp为一个子单元并网发电，共50个单元。项目总共安装196050块255wp多晶硅太阳能电池组件。根据项目所在地电网及本项目最终建设规模等情况，本电站拟以一回110kV线路接至附近xx110kV变电站，线190、路长度约6km。9.1 施工条件9.1.1 自然条件光市xx镇50MWp地面电站场址位于安徽省滁州xx市xx镇xx和xx庄。xx属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。全年日照时数为2100-2300小时，光能资源较丰富，是全国光能资源较丰富地区之一。xx市xx镇阳光资源充足，日照较长，多年平均年日照时数为2100小时-2300小时小时左右，多年平均太阳辐射量在4801MJm2a左右，属我国太阳能资源较丰富区域191、，适合建设太阳能光伏发电项目。9.1.2 对外交通条件xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。机场、铁路、高速公路为园区的发展提供了便利的交通条件。9.1.3 地形地质 各层地基土层特性归纳简述如下：（1）本光伏电站岩土工程重要性等级为三级，场地复杂程度为三级（简单场地），地基复杂程度为三级（简单地基）。（2）根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），xx市抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值 0.10g,设计地震分组为第一组。（3）根据附近区域的地质勘探资料，本工程场址的地基土层按地质时代、成因类型 层棕192、红色粘土及粉质粘土；层 褐红色细砂棕红色粘土及粉质粘土；层褐红色细砂；层褐红色砾岩；层褐红色砾岩。（4）场地地下水主要有孔隙水、裂隙水，地下水埋藏较深，基础开挖很难遇到，可以不考虑地下水对基础的影响。 （5）根据建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）3.0.1 条规定，拟建工程地基基础设计等级为丙级。 （6）无冻土层。9.1.4工程施工条件地面电站场区在地貌上平原地带，勘察深度内地层结构简单，分布稳定、均匀、无不良地质作用。适合本地电站建设。9.1.5 施工现场特点1）本太阳能光伏发电站建筑场地场地无不良工程地质作用。其台面开阔，有足够的施工场地，施工点集中。因此从管理方便及经济角度193、考虑，施工临建宜集中布置。2）在此多风地区，安装太阳能光伏组件应防止被风吹落损坏组件。3）太阳能光伏发电场区冬季漫长而寒冷，冬季施工困难，全年可利用施工期较短，实际工期相应也会延长。4）施工宜加大机械投入，增加工作面，加快施工进度，以利缩短工期，提前并网发电，提高经济效益。5）本期工程太阳能光伏发电站设有太阳能光伏组件及逆变器，施工重点是太阳能光伏组件方阵的安装及箱变、逆变器的吊装问题，施工中要注意配备合适的起吊设备和合适的装配流程。9.2 施工总布置施工总布置应综合考虑工程规模、施工方案及工期、造价等因素，按照因地制宜、因时制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、少占耕地的原则，在满足194、环保与水保要求的条件下布置生产生活区、施工工厂、供电供水、堆场等。 9.2.1 建筑材料供应钢筋、水泥等建材可在滁州市或南京市采购。9.2.2 施工用水用电本项目施工用水可从66KV 升压站内的打井取水。以保证光伏电站建设期、 生产运营期生产及生活用水及光电场的绿化用水。本工程可从附近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。另备用一台30kW 柴油发电机作为施工备用电源。9.2.3 施工通讯本工程施工现场的对外通讯，可由建设单位向当地电话局申请一对外线，工程建成后作为光伏电站对外通讯设施，施工现场配备4对对讲机以满足场内通讯使用，当对讲机的195、信号传送距离不能满足通信要求时，则采用手机通信。9.2.4 施工临时设施本工程主要施工工程量为光伏组件基础工程及光伏组件钢支架安装工程。为节约投资及便于生产管理，在施工期间集中设置一个施工生产生活区，布置在紧邻光伏电站管理站的位置，在施工生产区设置一个混凝土搅拌站、砂石料堆放场、钢筋加工场，生产用办公室及生活临时住房等布置在施工生活区范围。混凝土拌合后，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，不设置集中堆放地。9.3 交通运输9.3.1 交通运输条件本工程主要设备为光伏发电组件、逆变器、升压变和交直流开关柜，尺寸和 重量方便汽车运输。电站位于滁州xx，交通比较便利，工196、程设备运输、进场方便。这些设备经公路运输运抵现场。9.3.2 大件设备运输本工程主要设备为光伏组件板、箱式变电站及逆变器等。根据生产厂家选择所在地选择合适的运输线路。 9.3.3 光伏电站内道路及沟道规划场内交通运输道路采用与电站场内永久道路同线，整个光伏电站场区道路呈环形设计，施工期，洒水碾压后作为场内交通运输道路使用，施工完成后，对永久道路进行施工。站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的设计原则进行修建。站内电缆沟道由各个场内箱式变电站沿站内道路平行布置，最终引至10kV配电室。9.4 工程占地9.4.1 工程征地本工程征地包括永久性用地。根据土地现状及本工程规划涉及用地为非农业197、用地。9.4.2建设征地方案为了使本工程尽量少占用土地，光伏阵列成矩形布置，经计算本工程永久占地面积为1800亩，施工临时用地均在永久用地范围内，不另征地。9.4.3 施工临时设施用地本工程临时占地面积较少。施工期结束后，所有临时设施要求做好善后恢复工作。故临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。施工临时用地均非农用耕地，不另征地。表 9-1 施工临时设施建筑、占地面积一览表 序号项目名称建筑面积占地面积备注1综合加工厂3008002综合仓库1501503机械停放场3004临时生活区40022005合计8503450表 9-2 工程施工用地表 单位：m2序号项目名称永久征用地临时征用地198、备注2变电区22000含变电区道路3光伏区778400含逆变室、含光伏区道路4场内道路437525临时施工场地3450利用永久征地9.5 工程施工组织设计9.5.1 主体工程施工主体工程为光伏阵列基础施工，基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深为1.2m。开挖出地基地面后先洒少量水，进行夯实、找平，垫3：7 灰土20cm 进行夯实。在其上进行钢筋混凝土施工，施工需要架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝土，混凝土在施工中需经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面应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。一般情况尽量避免冬季施工，若确需冬季施工时，应采取严199、格保温措施。待混凝土强度达到28天龄期以上方可进行安装。9.5.2 土建工程 土建工程主要包括：综合办公楼、10KV配电室、逆变器室、变配电基础工程。 本工程具有施工面广、工序多、各工序、工种穿叉施工多的特点，因些应该必须进行总体布局、合理安排工序，以减少交叉作业，同时综合办公楼、10KV配电室、逆变器室、变配电基础工程可同时进行。 土建工程施工要点： 1)工程定位测量：场内道路定位、各区划分、逆变器室定位、电缆沟定位、埋地接地定位、其它建筑物定位。其中场内道路定位、各区划分和埋地接地网预留点的定位测量是重点。 2）场地平整应先平整管理区场地及场内道路，其它区域场地平整待埋地接地网及电缆沟施工200、完毕后或安装组件支架前再行平整。 3）土方开挖应先施工埋地接地网及电缆沟的施工，其它土方开挖可同时进行。4）房屋建筑为框架结构，设备基础为钢筋混凝土基础，房屋建筑及设备基础均无特殊要求，施工应满足现行的施工工艺标准，检验结果应满足国家及行业 现行的相关规范及标准。 土建工程施工应遵循先施工地下后地上的原则合理安排工序，并做到准确定 位、工序合理、严格管理。9.5.3 光伏组件板安装（1）施工准备：对场地进行细平，以达到支架安装要求，进场道路通畅，安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的基础位置。（2）阵列支架安装：支架系统拼装前，应检查所有部件是否完整，是否符合规范要求，所以证201、明材料齐全，支架组装后，支架系统应当稳定牢固，并检查安装角度是否达到要求。支架按照安装图纸要求采用镀锌螺栓连接。安装完成后进行整体支架水平调整，之后进行螺栓紧固。（3）光伏组件组件安装：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。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。禁止单片组件叠搁，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。（4202、）光伏组件串接线：光伏组件连接时，确保独立开关处于关闭状态。连接导线不应使接线盒端子 受机械应力，连接牢固，极性正确。电缆及馈线应采用整段线料，不得有中间接头，导线应留有适当余量，布线方式和导线规格应符合设计图纸的规定。所有接线螺丝均应拧紧，并应按施工图检查核对布线是否正确。电源馈线连接后，应将接头处电缆牢靠固定。组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲，防止雨水流入接线盒。方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。9.5.4 箱式变电站安装每个逆变电站内有逆变器和变压器，箱式变电站混凝土基础由现场浇筑完成。箱式变压器由汽车运至现场，采用50t 汽车吊吊装就位，箱式变圧器出入线应做好防水措施203、。9.5.5 冬季雨季施工措施冬、雨季施工时应编制专项施工方案，针对不同季节提出相应的专项施工措施方案。冬季施工时混凝土浇筑应采取草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，对于大体积混凝土浇筑时应做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。雨季施工重点做好防雷、防塌、防风措施。场地施工应注意排水及防洪。设备防雨遮盖，做好接地工作。基础开挖时应防止灌水。9.6 施工进度控制本工程预计在2014年12月申报，20xx年5月开始施工，20xx年12竣工，工程施工工期约7个月，预计地面光伏电站可研申报资料审批1.5个月，设计阶段约1个月，设备采购1个月，即完成光伏发电系统预计10个月完成204、。工程进度安排如下所示：（1）可行性研究阶段 可行性论证； 对滁州地区地理位置、气象数据、太阳能辐射量进行分析； 搜集相关资料。（2）设计阶段 根据当地太阳能辐射情况和负载容量分析设计太阳能光伏发电系统容量配置及具体分布情况； 设计太阳能阵列布置； 确定太阳能电池板的架设位置。（3）施工准备阶段 技术准备：熟悉审查施工图纸，编制工图预算，施工预算； 物资准备：施工所需设备、材料、加工件、施工机具等； 施工现场准备：搭建生产用临时设施，解决施工所需的水、电、道路。（4）施工实施阶段 升压站建设； 光伏系统安装；（5） 系统调试（6） 竣工验收。施工进度图如下。图9-1施工进度计划表9-3 劳动力205、计划表工种级别按工程施工阶段投入劳动力情况升压站土建升压站电气光伏土建光伏结构 光伏电气 光伏调试 测工510105电焊工1051010电工5102020钢筋工20520305起重工42552安装工352010202010力工202050502010合计99629512582409.7附表 表9-4 主要工程量汇总表建筑工程工程量编号工程名称单位数量备注一发电设备基础工程1光伏阵列基础工程1.1基础土方开挖m31440001.2基础土方回填m31410001.3光伏板支架基础m32012.11.4钢筋t2872集电线路2.1直埋电缆沟土方开挖m3621242.2直埋电缆沟土方回填m362232206、2.3电缆沟铺砂盖砖m2323逆变器基础3.1基础土方开挖m39603.2基础土方回填m37143.3现浇基础m34803.4基础防腐m31080二变配电工程1主变压器基础及油坑工程1.1土方开挖m31841.2土方回填m3161.3C30混凝土基础m3281.4主变油坑m31401.5主变油坑池镀锌格栅栏t0.61.6主变油坑铺卵石m3201.7事故油池个12配电设备基础工程2.1土方开挖m32972.2土方石回填m3902.3混凝土m38703配电设备构筑物3.1构架 离心杆构架柱m310203.2支架 离心杆设备支架柱m360.63.3构支架钢结构附件t356.33.4电缆沟m33.5避207、雷针座44围墙及大门4.1围墙m4004.2大门m2205 栅栏及地坪m2800三房屋建筑工程1综合办公楼m25000210kV配电室m22243水泵房m21204逆变器室m22525门卫室m250四交通工具1光伏场区施工道路1.1砂石路面m245001.2混凝土路面m243652操作地坪m21600五施工辅助工程1施工电源1.1施工电源项12施工水源2.1打井取水眼13进场道路3.1砂石面层m218000六其他1场区给排水1.1场区给水管道套11.2事故油池排水管道套11.3场区给排水设施套11.4场区排水管套12消防设施2.1消防水池（含设备）m32003电站场地平整工程3.1场地平整亩1208、2004其他4.1钢丝网围墙m2120004.2化粪池个1设备安装工程工程量编号名称及型号单位数量备注一电气一次主要设备1光伏区电气一次部分1.1多晶硅光伏组件 255wp块1960501.2直流防雷直流进线柜台1001.3直流防雷汇流箱（室外型） 带防雷装置 1kV 台70016回路1.4并网逆变器 500kW台1001.5升压变压器SCB-1000/500/500kVA 10.5/0.315/0.315kV台501.6低压交流柜台1001.7 电缆穿管 32Km151.8接地扁铁 406Km521.9电力电缆1.9.110kV高压电缆YJV22-10-350mm2Km91.9.210kV高209、压电缆YJV22-10-395mm2Km191.9.31kV低压电缆YJV-1kV 14mm2Km7501.9.41kV低压电缆YJV22-1kV-250mm2Km2501.9.51kV低压电缆YJV22-1kV 270mm2Km251.9.61kV低压电缆ZR-YJV22-1kV 316+10Km381.1010kV高压电缆头 冷缩套8002.110KV升压站电气一次部分2.1主变部分2.1.1主变压器 SF Z11-30000/110台12.1.2主变中性点氧化锌避雷器 HY1.5W-72/186只12.1.3主变中性点隔离刀 GW13-72W只12.1.4主变中性点放电间隙 CT 300210、/1A套12.1.5主变中性点零序电流互感器 300/1A只12.2110KVGIS间隔个32.3主变进线间隔2.3.1110KV六氟化硫断路器126kV 2000A 40kA台12.3.2110KV电流互感器200400/1AP/P/P/P/0.5/0.2S只62.3.3110KV隔离开关126kV，2000A，40kA组22.3.4SF6/空气套管只32.4出线间隔2.4.1110KV六氟化硫断路器126kV 2000A 40kA台12.4.2110KV电流互感器LVB2-110400800/1AP/P/P/0.5/0.2S只62.4.3110KV隔离开关 110KV，2000A，40 k211、A组22.4.4110 kV快速接地开关组12.4.5避雷器 100/260 kV只32.4.6SF6/空气套管 只32.4.7110KV电压互感器1103:0.1/3: /0.1kV台32.5PT间隔2.5.1110KV隔离开关 110KV，2000A，40kA组12.5.2避雷器 100/260kV只32.5.3110KV电压互感器110/3:0.1/3: 0.1/3: 0.1/3:0.1kV台32.6高压带电闭锁装置套22.7户外悬式绝缘子 FXBW-126/100串92.8钢芯铝绞线 LGJ-185m3003.10kV高压开关柜3.1电缆馈线柜 KYN28-12面253.2主变进线柜 212、KYN28-12面13.3电压互感器柜 KYN28-12面13.4电容器馈线柜 KYN28-12面23.5所用电源柜 KYN28-12面13.6户外母线桥 TMY-(100*10)m803.7备用手车12kV ，630A台13.810kV氧化锌避雷器只33.9无功补偿装置 SVC 5000kVar套13.10户外端子箱3. 10.1户外检修动力箱 XDW1个1带底座3. 10.2主变端子箱 XW2-1个1带底座3. 10.3电压互感器端子箱 XW2-1个1带底座3.11户外支柱绝缘子 20/400只363.1210kV所用变压器SC10-500，10/0.4kV台14其它部分4.10.4kV低213、压配电柜 GCS面84.2动力电缆4.2.1动力电缆ZR-YJV22-1-3240+1120m3004.2.2动力电缆ZR-VV22-1-316+110m5004.2.3动力电缆ZR-VV22-1-310+16m4204.2.4动力电缆 ZR-VV22-1-46m6204.2.5动力电缆 ZR-VV22-1-26m17004.2.6动力电缆 ZR-VV22-1-24m7304.3屏蔽控制电缆4.3.1屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-41.5m16004.3.2屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-71.5m7804.3.3屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-101.5m3304.3.4屏蔽控制电缆ZR-KVV214、P2-161.5m6504.3.5屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-241.5m5504.3.6屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-42.5m18604.3.7屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-72.5m7104.3.8屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-122.5m6204.3.9屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-162.5m6304.3.10屏蔽控制电缆ZR-KVVP2-44m55204.4接地扁钢 -660m30004.5安装钢材吨54.6高效低电阻接地模块套95二电气二次主要设备1操作员站套12工程师主站套13光伏监控系统套14远动屏面15公用测控柜面1666KV线路保护测控柜面17主变保护柜面18主变测控柜215、面1966KV母差保护柜面11066KV母线测控柜面11110kV母线测控柜面112同步相量测量柜面113小电流接线选线柜面114故障录波柜面11510kV测控保护装置台1916高频开关直流电源柜200Ah,DC220V套117逆变电源柜 10kVA面118远方电能量计量系统柜面119多功能电能表柜块1 20微机五防装置套121电力调度数据网接入设备柜面122二次系统安全防护设备套123同步相量测量柜面124控制台套125GIS风机控制箱台126屏顶小母线支架 双层，24根套127光纤及通信电缆m1000286铜棒m40029安稳装置套130保护信息子站套131电能质量检测屏套1三通信系统主要216、设备1.光伏电场通信1.1光缆km62.变电所通信2.1光端机及PCM设备SDH STM-1/4 1+1 ADM套1光伏电场2.2光端机及PCM设备套12.3 PCM设备套12.4光端机及PCM设备SDH STM-1 ADM套1电信2.5程控调度交换机 40线套12.6普通非金属导引光缆km0.62.7高频开关电源 48V/100A/200Ah套12.8仪器仪表套1表9-1 主要工程设备表序号机械名称规格型号单位数量备注1挖掘机1m3台4基础开挖2装载机2m3台43推土机132kW台4平整场地4自卸汽车10t台8土方运输5手扶式振动碾压机台66吊罐6m3个67光轮压路机25t YZ25台48混217、凝土搅拌站60m2/h座29插入式振捣器1.1-1.5kW台1810混凝土搅拌运输车8m3台611空压机9m3/min台212汽车吊车50t台4吊装逆变器13汽车式起重机20t台214水车8m3台515移动式柴油发电机30kW台116平板拖车台2设备运输第十章 工程管理设计10. 工程管理设计10.1 工程管理机构的组成和编制本项目位于滁州市xxxx镇，距离长公路约6公里，交通比较便利，装机容量为50MWp。根据生产和经营需要，遵循精简、高效、合理等原则，对运营机构的设置实施企业管理。运营机构设立四个部门，分别为运行检修部、财务部、综合管理部和安全质量部，各部组织结构图如下所示。总经理综合管理218、部财务部运行维修部质量安全部图 10-1 组织机构图整个光伏电站的定员15人，其中总经理1 人，综合管理部1 人，财务部2 人，安全质量部1 人，运行部6人。其中，运行部设运行值班长2 人。各部门具体工作职责如下：表 10-1 光伏电站组织机构职责表序号部门名称编制部门职责1总经理1负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作2综合管理部2负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察等各项事务的管理工作3财务部2负责光伏电站运行期间的会计和出纳工作4运行检修部6负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作5安全质量部2负责光伏电站运行期间的经营管理、计划统计、物资采购、仓库管理等工作6219、司机210.2 工程管理范围本项目的工程管理范围包括生产区和生活区，生产区包括光伏子阵列，逆变器，箱式变电站、光伏子阵列到升压站的电缆等，生活区包括办公室、会议室、宿舍、食堂等生产区采取每天巡视的办法管理，采取24 小时值班的制度来及时处理对内对外的各项事务，如遇异常情况，需及时上报、及时维修。建立健全各项管理制度，主要包括运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等。通过制定各项管理制度，主要包括办公室管理制度、卫生管理制度、用电管理制度等对生活区进行管理，主要方式采取定期检查制度，对违反制度的要求的行为，进行处罚，甚至220、开除。10.3 主要管理设施光伏电站采用自动化控制，在控制室内安装计算机监控系统，值班人员通过计算机监控装置实现对光伏组件组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至相关的电网调度和公司总部。光伏电站的主要管理设施为生活区和生产区、供电电源、生产及生活供水设施、场区内绿化和工程管理内部通信和外部通信。10.3.1 生产供水设施及供水方案光伏组件清洗用水拟采用地下，从与水塔连接的预留点处取水。10.3.2 工程管理区绿化工程管理区的绿化主要布置在光伏电站四周围栏内，主要配置一些耐旱植物，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。10.3.3 工程管理内部通信和外部通信本工程配置 l221、 台小型行政程控电话交换机，安装在通信机房，以实现各岗位间生产办公电话系统的电话交换业务以及和互联网连接的功能。同时办公区内的各房间均设置用于电话连接的语音端口和用于计算机连接的数据端口。10.4 电站运行维护、回收及拆除 10.4.1 定期检修管理 设备的检修是运行管理的重要工作之一，搞好设备检修是提高设备的完好率，确保安全运行的重要措施。检修中切实做到应修必修，修必修好，按时完成检修任务，为新安全发电提供可靠的保障。光伏电站主要检修设备有光伏组件、直流汇流箱、逆变器、变压器、高低压配电柜、电缆线路等电气设备及辅助设备。检修时间按设备使用手册的规定内容的检修要求进行。检修前必须提前做好备品配222、件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作。 在实施定期检修的同时，采用设备状态检修，状态检修是一种先进的检修管理方式，能有效地克服定期检修造成设备过修或失修的问题，提高设备的安全性和可用性。根据先进的状态监视和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行检修的方式，即根据设备的健康状态来安排检修计划，实施设备检修。状态监测是状态检修的基础，而对监测结果的有效管理和科学应用则是状态检修得以实现的保证。在实施设备状态检修的过程中，应以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的检修。 10.4.1.1 设备检修质量的要求： (1) 设备检修质量标准，由设备管理部门按223、国家电力公司颁发的发供电设备 检修工艺标准制定实施细则。 (2) 对非标设备，由设备管理部门按设备制造设计说明书编制检修工艺标准 及检修设备质量实施细则。 (3) 设备检修过程中，检修工作人员必须不折不扣的贯彻执行设备管理部门制定的检修工艺标准。 (4) 设备管理部门技术负责人不定期的到检修现场检查设备检修情况，抓好设备检修质量的把关。 (5) 严格实行设备检修三级验收管理，把好设备各个检修环节的技术、质量 关。 10.4.1.2 设备检修工作程序： (1) 设备按规定时间需要检修时，设备检修单位（含光伏发电维修组）接到通知后，及时按相关检修项目、设备，编制检修方案和安全技术措施送生产管理部审224、批。检修方案和安全技术措施方案一经批准后，方可进行检修。 (2) 设备检修工作开始前，设备检修工作负责人、应会同工作许可人共同对已采取的安全措施进行检查确认。 (3) 参与检修工作的人员，必须正确佩戴公司发给的胸卡，穿戴本单位统一发给的劳保服装。 (4) 检修用电气工器、具的电源线、插头（开关）必须齐全，绝缘良好（有一年一度的校验合格证）。 (5) 检修工作的人员，在工作中做到“三不伤害”的同时，认真贯彻执行安全文明生产管理规定。 (6) 检修工作负责人应加强安全文明检修工作管理和检修质量技术管理，自始至终对检修作业人员执行安规、安全技术纠正违规和不安全不文明的检修行为和不良的检修工艺方法。 225、设备检修现场，必须坚持每天收工时的清理整治工作，养成安全文明检修的良好习惯。 检修工作完毕后，检修工作人员应将被检修设备擦拭干净，做到设备见本册，铺垫材料、检修机具、检修材料、检修用的安全设施回收到统一工具室、柜保管。 10.4.2 人员培训管理 为了保证光伏发电站的正常运行，在光伏发电站交付验收前，对电站管理技术人员进行必要的培训。培训的目的是为本太阳能发电系统培养一批技术娴熟的运行维护人员，使达到能够保证系统的日常运行维护、故障消除、通讯系统数据保存等得，充分发挥产品的功能和正常运行。 采用理论课堂培训和实际操作现场培训方式。理论课堂培训计划为10天，实际操作现场培训计划为8天。培训时间在226、光伏发电站交付验收前进行。 10.4.3 光伏组件的防尘、防雪及清理方案 光伏组件安装于室外环境中，长时间光伏组件面层会积累一定数量的灰尘，因而降低光伏组件的发电效率。为提高电站的发电效率，电池板面层，应根据灰尘程度不定时用水进行清洗。一般情况可以每半年清洗一次，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。如果遇到沙尘等恶劣天气，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，清洗可采用清水，为了不影响发电，应在日落后清洗组件。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。按光伏组件成排布置，光伏组件清洗用水量取1（L/m2次），本工程拟全站设227、置2 辆清洗车，该车储水罐容量为8m3，水源从66KV升压站内给水系统取水。当降雪量比较少时，固定式支架倾角比较大，利用太阳光照射自然融化滑落。如遇大规模降雪时，在降雪停止后，需及时刮擦清除组件表面积雪，将损失降低到最小程度。第十一章 环境保护和水土保持设计11. 环境保护和水土保持设计11.1 环境保护 11.1.1 环境现状 场址位于xx市xx镇，在xx国道旁边，交通比较便利。距离xx110kV变电站直线距离约6km，路由距离约6.5km。该地地质比较硬，地层较为稳定。中心坐标为东经1175659.03，北纬325923.96。场区在地貌上属温带平原地带，无不良工程地质作用。根据勘察时钻探228、揭露：除深度为6.7米（相对标高94.5米）以上填土层外（主要是沙堆或沙坡地形所致），下部为相对稳定的沉积土层（也为砂性土，但界限不是很明确）。勘察深度内地层结构简单，分布稳定、均匀、无不良地质作用。适合本地电站建设。11.1.1.1 施工期环境影响 (1)对声环境的影响 本工程施工作业均安排在昼间。施工过程中会产生施工机械设备运行噪声，主要噪声源是振动棒和混凝土搅拌机。太阳能光伏电场场址周围没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，施工噪声主要对现场施工人员产生影响。 (2)固体废弃物对环境的影响 固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。本工程无施工弃渣，开挖回填的剩余量就近229、选凹地摊平。 工程施工工期7个月，施工平均人数150人，生活垃圾按0.7kg(人.天)计，则施工期生活垃圾总量约为16t。生活垃圾成分比较复杂，有以生活燃煤炭渣为主的无机物和其它各种生活有机废弃物，还含有大量病原体。垃圾中的有机物容易腐烂，垃圾中有害物质也可能随水流渗入地下或随尘粒飘扬空中，污染环境，传播疾病，影响人群健康。因此，应对其进行妥善处置。 (3)对环境空气的影响 施工期大气污染源主要是施工开挖、交通运输等，其中开挖属间歇性污染源，交通运输属流动性污染源。产生的大气污染物主要是粉尘。由于施工区布置分散，污染源源强小，且是间歇性和流动性的，加之施工区地形开阔，当地风速也较大，地形及气象230、条件有利于污染物的扩散，因此，施工对该地区环境空气质量不会产生质的影响。 (4)施工废污水对环境的影响 施工污水主要来自施工机械产生的油污水和施工人员生活污水。工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗以及机械修配、汽车保养等产生，但总量很小。对当地水环境影响甚小。通过加强施工环保管理，要求将机械油污水全部收集处理，不得直接排放。 施工期施工高峰人数200人、平均人数150人，施工期5个月，生活用水按50m3/d 考虑，生活污水排放系数取0.8，则施工期生活污水总量6083m3。生活污水中污染物的浓度参照国内生活污水实测资料：悬浮物250mgL，CODCr 为250mgL，此外231、，微生物指标也较差。生活污水如不经处理直接排放，将对环境造成污染。 11.1.1.2 营运期环境影响 （1）噪声 光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，运行期没有噪声产生。该地区人烟稀少，车流量很小，交通噪声几乎不构成噪声污染。 变电站选用低噪声变压器，噪声约 70dB(A)，经计算，变电站运行时，其厂界噪声满足工业企业厂界噪声标准(GBl2348-2008)I类标准要求。光伏发电场址周围数十公里内内没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，机组运行基本不存在噪声影响问题。 （2）工频电磁场及无线电干扰 太阳能发电运行时产生的电磁辐射强度较低，且太阳能光伏电场场址周围没有工业企业232、学校、医院、居民点等环境敏感目标，因此，光伏电场产生的电磁辐射不会对环境产生不利影响。 （3）污废水及固废 光伏电场总定员15人，其中总经理1 人，综合管理部2人，财务部2 人，安全质量部2人，运行部6人，司机2人，平均每人每天工作按8小时计。生活废水按200L(人.天)计，排放系数取80，则人均污水排放量为160L(人.天)，合计0.8m3/天，全年产生量为547m3/年。鉴于生活废水量较少，生活废水经化粪池处理装置处理后用于附近的绿地灌溉，做到废水不外排，不对周围环境产生影响。 升压站内设置事故油池，变压器发生事故和检修时，将变压器油排入事故油池油水分离装置处理后，变压器油全部回收不外排233、，不会污染周边环境。 运行期的固体废物主要为管理人员的生活垃圾。垃圾产生量按每人0.7kg/ 天计，则产生垃圾量为4.2kg/天，合1.5t/年，收集后外运统一处理，对当地环境没有影响。 （4）生态影响光伏电场占地范围内存在的植被稀少，以沙漠戈壁植被为主。除永久占地外，施工临时占地在施工结束后将采取植被恢复措施，因此，工程施工对当地植被影响很小。 11.1.1.3 防治措施 污废水：生活污水采用化粪池处理后用于绿化；油污水设置事故油池不排放。 固体废物：集中后外运。 生态：恢复植被，绿化。 工程建设主管部门和地方环保行政主管部门按有关法律法规对工程环境保护工作进行监督和管理。工程设兼职环境监理234、人员，负责施工期监督检查承包商就施工区环保措施的实施情况及质量，并接受有关部门的监督和管理；营运期负责光伏电场的环境管理工作。一旦发生环境纠纷应及时向地方环保部门申报，并采取相应的控制措施。 11.1.1.4 综合评价结论 太阳能资源是一种清洁的再生能源，符合国家产业政策。电站建成运行后，对当地经济社会发展具有较大的促进作用，经济效益、社会效益和环境效益明显。工程建设对当地大气环境、声环境、电磁环境无影响，对水环境影响很小，可通过采取相应环保措施及环境管理措施予以减缓。 11.1.2 编制依据 11.1.2.1 法律、法规 (1)中华人民共和国环境保护法，1989年12月26日； (2)中华人235、民共和国水土保持法，1991年6月29日； (3)中华人民共和国大气污染防治法，2000年9月1日； (4)中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2005年4月1日； (5)中华人民共和国水污染防治法，1996年5月15日； （6）建设项目环境保护管理条例，1998年11月29日，国务院第253号令； (7)中华人民共和国环境噪声污染防治法，2008年2月28日。11.1.2.2 环境保护目标及质量标准 (1)环境保护目标 工程建设应尽量减少对当地生态的影响，特别是荒漠草原植被的影响，尽量减少对周边水环境、空气环境、声环境的影响。 (2)环境质量标准 环境空气质量标准(GB30951996)二236、级标准；污水综合排放标准(GB8978-96)一级标准；建筑施工场界噪声限值(GBl2523-90)； 社会生活环境噪声排放标准(GB22237-2008)。 11.1.3 施工期环境保护 11.1.3.1 污废水处理 施工期污废水根据产生途径及污染物性质可分为混凝土系统拌和废水、机械修配和冲洗含油废水及施工生活污水等 3大类，根据其组成分别进行处理。 (1)混凝土拌和系统废水处理 污染源分析 混凝土拌和系统废水含有大量SS和碱性物质，其中SS浓度约为5000mg/L，PH值约在11左右。 混凝土搅拌站内，搅拌机冲洗按2次/天计，冲洗量按3m3/次计，混凝土搅拌车冲洗按2次/天，冲洗量2m3/237、次计，则工程混凝土搅拌站日废水产生量约 10m3，间歇式排放。 处理目标 处理系统出水可回用于混凝土拌和系统自身的冲洗。混凝土拌和系统的冲洗用水对水质无特殊要求，以污水综合排放标准中一级标准中悬浮物小于70mgL 作为本设计的处理目标。 处理方案 针对混凝土料罐冲洗废水水量小，间断排放的特点，工程设置调节预沉池一座、砂滤沟一座、清水池一座，出水全部回用。其中砂滤沟滤料须及时更换，以免堵塞，预沉池的沉淀污泥与废滤料拉运至环保部门指定垃圾堆放场统一处理。工艺流程图如下：调解沉淀池砂淀池清水池废水污泥废滤料回用废渣厂图11-1 设计参数表11-1 混凝土拌和废水处理系统构筑物设计参数表 构筑物名称主238、要工艺参数建筑结构调节预沉池设计去除率90%，停留时间1天，清泥期10天（可在废水间歇式排放时进行清泥）半地下式砖砌结构砂虑沟设计去除率86%，虑速8m/h，滤料人工清理更换周期3个月。清水池停留时间1天 主要构筑物尺寸表11-2 混凝土拌和废水处理系统构筑物尺寸表 构筑物名称数量（座）单池净尺寸（m）建筑面积（m2）长宽高调节预沉池142.51.010砂滤池111.01.01.011.0清水池142.51.010(2)机械修配和冲洗废水处理 污染源分析 施工机械设备冲洗布置在变电站附近，含油废水主要是由机械修配、汽车保养产生的，因废水性质相似，可集中统一处理。 产生的废水中石油类浓度可达10239、30mg/L。该工程机械冲洗高峰用水量约10m3天。 处理方案： 考虑到工程的机械修配、汽车保养等产生的废水量相对较少，工程仅采用隔油工艺，浮油排入事故油池再集中处理。工程设隔油沉淀池 1座，沉淀和隔除含油废水中的泥沙和浮油；其后接清水池一座，储存处理后的水作回用。污泥生活垃圾委托当地环卫部门进行外运，浮油排入事故油池后集中处理后。 设计参数 表 11-3 含油废水处理系统构筑物设计参数 构筑物名称主要工艺参数建筑结构隔油池停留时间10min，清泥周期15天有覆土、不可过车、钢混结构清水池停留时间1天砖砌结构 主要构筑物尺寸表 11-4 含油废水处理系统构筑物尺寸 构筑物名称数量（座）选用型号240、单池净尺寸（m）建筑面积（m2）长宽高隔油池1GG-4SF3.01.22.53.6清水池1/4.02.51.010.0(3)生活污废水 污染源分析 施工生活污水主要包括食堂废水、粪便污水、洗涤废水、淋浴废水等，所含污染物主要有BOD5、CODcr、SS 和石油类，各种污水混合后，BOD5浓度约200mg/L，CODcr 浓度约400mg/L，石油类浓度约15mg/L，SS浓度约400mg/L。 根据施工总进度安排，施工期的平均人数为150人，高峰人数为200人。施工临时生活办公区布置在变电站附近，生活用水60L/人.天，污水量按用水量的80计，则各生活区施工污水量均为40m3/天，高峰污水量4241、4.4m3/天。 处理方案 由于工程施工临时生活办公区紧靠永久性生活办公区，同时工程施工期生活污废水排放量较运行期大，因此，施工期生活污废水处理设施考虑永临结合。根据生活污水特征，污水采用生化处理。工程设隔油池1座、化粪池1座。粪便污水经化粪池、食堂废水经隔油池分别进行预处理后排入地埋式有动力生活污水处理装置，经处理达一级排放标准后排放。 生活污水处理工艺如下：食堂废水粪便污水其他生活污水隔油池化粪池地埋式生活污水处理设备（永临结构）排放图11-2 设计参数 表 11-5 生活污水处理系统构筑物设计参数 构筑物名称主要工艺参数建筑结构隔油池停留时间10min，清泥周期7天有覆土、不可过车、钢混242、结构化粪池停留时间12h，清掏周期3个月生活污水处理装置选用成套生活污水处理装置，出水可达到污水综合排放标准中的一级标准。 主要构筑物尺寸表 11-6 生活污水处理系统构筑物尺寸 构筑物名称数量（座）选用型号单池净尺寸（m）建筑面积（m2）长宽高隔油池1GG-4SF3.01.22.53.6清水池1Z7-20F63.11.9518.6污水处理装置1TWZ-A-3/11.1.3.2 环境空气保护 本工程施工时对环境空气的影响主要是施工道路及施工作业面的粉尘污染、以及机械车辆产生的少量废气污染。废气污染的污染物排放相对集中，但排放量较小；粉尘污染的排放源低、颗粒物粒径较大，施工区地处戈壁，扬尘产生量243、相对较少，但是风速较大，影响范围较广。因此应做好施工现场管理工作，保护施工生活区等的环境空气质量。 （1）运输主干道定期洒水，运输车辆加盖防尘布； （2）定期对施工机械进行维修、保养，始终保持发动机处于良好的状况，降低尾气中有害成分的浓度，满足尾气排放标准； （3）建筑材料堆场采取土工布围护，并由人工定期洒水，以保持材料一定的湿度，不至于因材料的卸堆、拌和、摊铺作业而产生过量的扬尘； （4）对回填土、废弃物和临时堆料应按指定的堆放地堆放，场地周围采取围挡措施，防止大风引起扬尘。 11.1.3.3 噪声防治 从噪声源控制和敏感对象保护方面着手，最大限度减免施工噪声影响。 （1）加强施工管理，合理244、施工布置； （2）加强设备的维护和保养，保持机械润滑，减少运行噪声； （3）选用低噪声设备和工艺，从根本上降低声源强度。根据建筑施工场界噪声限值(GBl2523-90)的有关规定，严禁手风钻等高噪声设备的夜间施工； （4）严禁运输车辆夜间途经村庄时鸣喇叭。 11.1.3.4 固体废弃物处置 工程无弃渣(除局部开挖土方外，不需外购土方，无弃渣)，仅在施工进程中，有开挖土料等的临时堆放，历时很短。临时开挖土料需尽量集中堆放，堆放后的场地及时进行场地平整，植被恢复。 生活垃圾产生量按0.7kg/人.天计，施工平均人数150人，施工总工期5个月，施工共产生生活垃圾15.75t。生活垃圾委托环卫部门集中245、后及时清运，统一处置。 11.1.3.5 生态保护 在建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放、拦挡苫盖等措施，尽量减少施工占地，最大限度减少对地表植被生态的破坏。施工结束后对除永久占地以外的临时场地采取土地整治和植被恢复、绿化措施，减小生态影响。 11.1.4 营运期环境保护 11.1.4.1 生活污废水处理 （1）污染源分析 运行期污水主要是管理人员的生活污水，成份与施工期类似。 光伏电场总定员15人，其中总经理1 人，综合管理部2人，财务部2 人，安全质量部2人，运行部6人，司机2人，平均每人每天工作按8小时计。生活废水按200L(人.天)计，排放系数取80，则人均污水排放246、量为160L(人.天)，合计0.8m3/天，全年产生量为547m3/年。 （2）处理方案 鉴于生活废水量较少，生活废水经化粪池处理装置处理后用于附近的绿地灌溉，做到废水不外排，不对周围环境产生影响。 11.1.4.2 噪声防治 光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，运行期没有噪声产生。该地区人烟稀少，车流量很小，交通噪声几乎不构成噪声污染。 升压站选用低噪声变压器，噪声约70dB(A)，经计算，变电站运行时，其厂界噪声满足工业企业厂界噪声标准(GBl2348-2008)I 类标准要求。 光伏发电场址周围数十公里内内没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，机组运行基本不存在噪声影247、响问题。 11.1.4.3 生活垃圾处理 运行期的固体废物主要为管理人员的生活垃圾。垃圾产生量按每人0.7kg/ 天计，则产生垃圾量为4.2kg/天，合1.5t/年。生活垃圾总量较少，分类收集，拉至当地环保部门指定垃圾收集点。 11.1.4.4 生态保护 光伏电站场区内根据地域条件，以适时适地的原则种植草皮等植被进行绿化，绿化面积不小于总征地面积的30。 11.1.5 环境管理与监测计划 工程建设主管部门和地方环保行政主管部门按有关法律法规对工程环境保护工作进行监督和管理。工程设兼职环境监理人员1人，施工期负责监督检查承包商就施工区环保措施的实施情况及质量，并接受有关部门的监督和管理；营运期负248、责太阳能光伏电场的环境管理工作，检查营运期环保措施，确保环保设施的正常运行。一旦发生环境纠纷应及时向地方环保部门申报，并采取相应的控制措施。 根据太阳能光伏电场环境特点及工程特征，制定简要环境监测计划见表 11-7。 表 11-7 主要环境监测计划一览表 检测内容监测位置监测时间、频率检测项目水质临时生活区、变电站的废水排放口竣工验收1次SS、PH、石油类、BOD5、CODcr噪声变电所四侧竣工验收1次Leq昼夜电磁电磁：变电站进线侧围墙外5m设垂直于围墙的测量线路1条；无线电干涉：变电站四侧围墙外20m竣工验收1次电场强度、磁感应强度、无线电干扰强度生态采用现场调查法，调查工程区域植被恢复情249、况，竣工验收时调查1次。11.2 水土保持 11.2.1 设计依据 根据本工程可研阶段设计成果开展水土保持。设计依据的规程规范和标准如下： 开发建设项目水土保持技术规范GB50433-2008； 水土保持综合治理技术规范GBT1645311645361996； 开发建设项目水土流失防治标准(GB504342008)； 防洪标准(GB5020194)； 水土保持监测技术规程SL277-2002； 土壤侵蚀分类分级标准SLl90-2007。 11.2.2 水土流失现状本建设项目场址无此现象。11.2.3 工程区水土保持现状据实地调查，本项目场地为相当于连续延伸规模较大的固定沙丘，无不良工程地质作用250、，地貌单一，场地属简单地貌。不属于环境敏感区，基本没有实施过国家和地方的水土保持生态建设工程。本项目建设过程中将采取积极措施，减少新增水土流失的发生和发展；建成后将选取适合生长的植物，对场址区域进行绿化，以减少水土流失。11.2.4 工程建设可能造成的水土流失及其危害分析1）工程建设可能造成的水土流失及原因项目区水土流失比较大，生态环境脆弱。本项目的建设规模较大，建设活动中可能会造成不同地段的水土流失，从而加剧该区域水土流失的严重程度。本项目建设过程中，为进行基础建设、附属设施的建设产生的土石方开挖、回填、弃渣、运输等活动，均会不同程度地扰动原地形地貌，且形成不同区域的各种挖损、堆积等，改变外251、应力和土体抵抗力之间的自然相对平衡，从而加剧工程建设区以及周边地区的水土侵蚀。由于施工开挖、取土、填筑扰动原地貌，占压土地，造成土体结构疏松，水土保持功能降低或丧失，加剧了区域内水土流失的发生和发展。因此，必须采取周密的水土流失防止措施，完善防治体系，有效控制因项目建设而引起的水土流失，并在建设后期对地表进行硬化和绿化，将项目建设对水土资源产生的负面影响降到最低限度。2）可能造成的水土流失面积和土壤侵蚀期各水土流失区土壤侵蚀期按照水力侵蚀和风力侵蚀的发生期结合施工进度具体确定。3）可能造成的水土流失危害项目建设过程中破坏了原地貌，如不采取积极有效的水土保持措施，会加剧区域水土流失，对周边生态环252、境造成不良影响。破坏土地资源工程施工期间如果采取措施不合理，或施工后对扰动区如不进行治理，场区的土地可能会进一步退化和沙化。加重扬尘天气对周边地区的危害项目所在区域属典型的温带大陆性干旱气候，气候干燥，雨量少而集中，蒸发强烈，冬冷夏热，气温日差较大；日照时间长，光能丰富；无霜期短，冬春 季风沙天气较多。在这种自然条件下，遭受破坏的地表如没有任何保护措施可为扬尘等天气对周边地区的危害加重。预测结果及综合分析通过对项目建设中水土流失类型、分布及土壤侵蚀强度和水土流失量进行预测、统计分析。得出预测结论如下：项目区水土流失类型为以风力侵蚀为主，伴有季节性水力侵蚀。工程建设对当地水土流失的影响主要表现为253、施工过程中对地面的扰动，在一定程度上改变、破坏了原有地貌，不同程度的对原有水土保持设施造成了一定的破坏，形成土层松散、表土层抗蚀能力减弱，使土层失去了原有的固土防风能力，从而加剧建设区域的水土流失。工程建设扰动区如不进行有效地防治，遇到不利气象条件，便可产生较大扬尘和径流夹带泥沙，影响周边地区。11.2.5 水土流失主要产生地段的防治措施1）指导思想及原则该规划项目的实施可能会影响部分水土保持。为此要贯彻“预防为主，全面规划，综合治理，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针。坚持“谁开发、谁保护、谁造成水土流失、谁负责治理”的总原则，开发建设和防治并重，边建设边防治，以防治保障开发建设，254、采取必要的工程和植被措施，提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。防治工程设计坚持技术可行、投资合理、效益显著的原则。2）水土流失防治措施本项目水土流失防治措施是在分析评价主体工程中具有水土保持功能工程的基础上，把光伏电站施工区、弃（渣）土场、运输公路建设区作为水土流失防治重点。针对建设施工活动可能引发的水土流失的特点和危害程度，合理确定水土保持措施的总体布局，以形成完整的水土流失防治措施体系。本项目在工程设计过程中，将主要从以下几方面考虑水土保持措施护坡工程设计弃渣场的堆弃边坡、运输公路填方段护坡工程应根据非稳定边坡的高度、坡度、岩层结构、岩土力学性质、坡脚环境、255、防护要求等。必须进行充分的外业调查和分析论证，做到既符合实际，又经济合理。稳定性分析是护坡工程设计的最关键的问题。坡面排水沟工程防御降水强度标准为10 年一遇24h 最大雨量，护坡工程应在满足防护要求的前提下，尽量把工程措施和水土保持措施很好的结合起来。土地整治工程设计土地整治的重点是控制水土流失，充分利用土地资源，恢复和改善土地生产力，对施工建设中形成的控制地貌的整治，采取坑凹回填方式，如取土场、采砂场、路基两侧取土基坑等，主要回填（填埋）、推平或垫高、整平覆土工程。整治后的土地利用，应通过土地适宜性评价，确定土地利用方向。植物防护绿化工程设计项目建设区所采取的植物防护绿化工程应首先考虑水土256、保持的要求，然后考虑绿化、美化需要，并应将二者结合起来，使之达到既保持水土、又美化环境的目的。场区的绿化美化必须以人工灌溉为前提，在灌溉条件下可选择树种范围较广。植物防护绿化工程设计必须与景观设计、土地整治工程设计紧密结合，通盘考虑，统一布局，从生态学要求和美学要求出发进行。植物防护、绿化工程的树、草种选择，应依据“适地适树（草）”的原则，通过植物多样性的选择。通过实地调查，进行综合分析，推荐当地适宜的树、草种：沙柳、沙棘、柠条、新疆杨、油松、沙篙、沙打旺、羊草。11.2.6 水土保持设计的综合评价和结论水土流失预测结果表明，本工程建设期和运行期均不同程度地存在着扰动地表、破坏原地貌结构，加速257、土壤流失的问题。为遏制工程建设和运行期间的人为土壤流失，必须坚持预防为主，因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持防护措施进行预防和治理，严格按照环境保护和水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生与发展。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。本建设项目的水土保持防治工程设计技术可行。11.3 结论光伏发电是利用太阳能进行发电，发电过程中没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，不会对周边环境和生态造成污染或负面影响。而且，本项目建设符合国家产业政策和可持续发展战略，可节约能源，258、具有积极的社会效益和环境效益。因此，从环保的角度看，本项目是可行的。11.4附表表11-8 环境保护及水土保持工程量编号类别单位数量备注一环境保护1环保工程1.1生活污水处理构筑物座11.2油废水处理构筑物座11.3砼拌和废水处理构筑物座11.4事故油池座11.5化粪池座11.6生活固体垃圾t16定点外运2环境保护设备2.1洒水车辆2运行期用于清洗电池板2.2垃圾运输车辆12.3温度、湿度检测设备套12.4风速检测设备套12.5雨量监测仪套12.6污水处理设备套1二水土保持1水土保持工程1.1护坡工程m2540001.2土地整治m21125001.3植物防护绿化工程m27000002水土保持设259、备2.1挖掘机台22.2起重机台22.3运水车台22.4夯实机台52.5铁锹把302.6水桶只20第十二章 劳动安全与工业卫生设计12. 劳动安全与工业卫生设计12.1 总则遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。根据水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范(DL5061-1996)要求，编制劳动安全及工业卫生有关章节。 12.1.1 设计依据的法律法规及技术规范与标准 中华人民共和国消防法 中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国劳动法260、 建筑安装工程安全技术规程 使用有毒物品作业场所劳动保护条例 安全生产许可条例 工商保险条例 风力发电场安全规程DL796-2001 国务院关于特大安全事故行政责任追究的规定 电力生产安全规定 建设施工安全检查标准 水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范(DL5061-1996)； 变电站总布置设计技术规程(DL/T5056-2007)； 电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)； 火力发电厂和变电站照明设计技术规定(DL/T 5390-2007)； 继电保护和安全自动装置技术规程(GB14285-2006)； 关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施 细则的通知（国261、电调 2002-138 号）； 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程(DL/T5136-2001)； 366KV 高压配电装置设计规范（GB 50060-2008）； 高压配电装置设计技术规程DL/T5352-2006； 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T620-1997)；电力设备过电压保护设计技术规程SDJ7-79 交流电气装置的接地(DL/T621-1997)； 导体和电器设备选择设计技术规定(SDJ14-86)； 火灾自动报警系统设计规范(GB50116-98)； 建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）； 建筑设计防火规范GB50016-2006； 火力发电厂与262、变电站设计防火规范GB50229-2006 工业企业设计卫生标准GBZ1-2002 ； 电力职工生活福利管理和设施标准（90-11-02）； 水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程（DL/T5165-2002）； 采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003) 12.1.2 劳动安全与工业卫生设计任务和目的 为适应我国太阳能光伏发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在光伏电站的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和263、人身损害的发生。以保障光伏电站建设过程中劳动人员和光伏电站职工生产过程中的安全和健康要求。 12.2 建设项目概况 本项目位于xx市xx镇50MWp地面电站场址位于安徽省滁州xx市xx镇xx和xx庄。xx属亚热带季风气候，雨量充沛，年降水1200毫米，四季分明，年平均温度15.4C，年极端气温最高39.7C，最低-13.1C，年平均降水量1106毫米。春季风和日丽；梅雨时节，又阴雨绵绵；夏季炎热，秋天干燥凉爽；冬季寒冷、干燥。全年日照时数为21002300小时，光能资源较丰富，是全国光能资源较丰富地区之一。各种条件显示，此厂址适合大型地面电站建设。工程场地充分利用现场较为平坦地形，采用平行四边264、形布置，场区周边设置金属网护栏围墙，电站分为管理站区、升压站区和光伏区。管理站区主要布置有综合办公楼（办公室、宿舍、餐厅、等）、车库、水泵房、10kv配电室、大门、警卫室等。升压站区主要是主变设备，光伏区主要布置有30 个1003.52kWp 太阳能子方阵，每个太阳能子方阵布置一个1000kWp 的逆变器室。12.3 主要危险、有害因素分析 12.3.1 防火防爆 （1）工程防火设计 消防设计将统盘考虑消防给水、灭火设施、消防配电、电缆防火等系统。具体实施方案详见第八章-消防。 本太阳能光伏电场建筑物为现浇混凝土框架填充墙的非燃烧体，其各项主 要构件均已达到二级以上耐火等级的要求。 （2）工程265、防爆安全设计 主变压器等都设有泄压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位，以防止在设备故障保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时，伤害工作人员。设备采购时，要求压力容器的设计与制造必须符合压力容器安全技术监察规程、GBl50-1998钢制压力容器等的规定，并执行压力容器安全技术监察规程进行申报和办理使用登记手续。运行中应按在用压力容器检验规程要求进行定期检验。 12.3.2 防电气伤害 （1）电气设备的布置均满足高压配电装置设计规范（SDJ5）规定的电气安全净距要求。 （2）建筑物屋顶设置避雷带。 （3）升压站设有接地网，其接地电阻，接触电势和跨步电势均符合交流电气装置的接地(DLT62266、1)的要求，能确保设备及操作人员的人身安全。 （4）对于误操作可能带来人身触电或伤害小故的设备或回路均设置了电 气联锁装置或机械联锁装置以确保安全。 （5）所有高压开关柜均具有五防功能即： 防带负荷分、合隔离开关； 防误分、合断路器； 防带电挂地线、合接地开关； 防带地线合隔离开关和断路器； 防误入带电间隔。 （6）工作照明及事故照明设计十的各工作场点的照度均满足水力发电厂照明设计技术规范的要求，危险场所的照明灯具均采用防爆型，中控室等重要工作场所设有事故照明，正常工作时由交流电源供电，当交流系统故障时能自动切换到由直流系统逆变成的交流电源供电；生产用房内主要疏散通道、安全出口处，均设置疏散指267、示标志。 （7）电气设备外壳正常运行时的最高温升，通行人员经常触及的部位不大于30K；运行人员不经常触及的部位不大于40K；运行人员不触及的部位不大于65K，并设有明显的安全标志。 12.3.3 防机械伤害、防坠落伤害 （1）机械设备的布置设计中满足有关标准规定的防护安全距离要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合生产设备安全卫生设计总则 （GB5083-85）、机械防护安全距离（GB12295-90）、机械设备防护罩安全要求 （GB8196-87）、防护屏安全要求(GB8197-87)等有关标准的规定。 （2）建筑物屋面按要求设置女儿墙，以防工作人员意外坠落。 12.4 工程安全卫生设计268、 12.4.1施工期本光伏发电项目在施工过程中最可能发生安全事故的工种有：用电作业、基坑开 挖作业两个工种，下面对这两个工种存在的危害因素分别进行描述。（1）用电作业存在的潜在危害因素有： 无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、 线路破损、未采取防护措施，线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等。 （2）基坑开挖存在的潜在危害因素有： 放坡不够、无证驾驶挖土机、违反操作规程、开挖土石方堆放距离过近等。针对上述施工期危害因素，采取以下三条必要措施，以预防施工期危害，保证工程建设的正常开展。 （1）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备进行定期检修或269、更换。 （2）用电作业应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围禁止堆放易燃物品。高压设备要有警示牌。 （3）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡措施。基坑开挖出的土石应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止跌落。预防传染性疾病的发生措施：（1）定期开展卫生防疫教育，建立定期消毒制度，制定无“四害”措施。（2）设经培训的卫生急救人员。（3）现场设立医疗室，根据施工现场实际情况，室内放置一些简单的医疗设备及常用药品，如氧气袋、医疗箱、外用消毒消炎药水、防暑降温药水等。12.4.2 防噪声及防振动 太阳能光伏270、电场按少人值守的方式设计，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 产用房和中控室内，其噪声均要求根据工业企业噪声控制设计规范(GBJ87-85)的规定，结合本电场的特点，限制在 6070dB。 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、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。 12.4.3 温度与湿度控制 中控室、办公室、通信机房和载波室等设置空调系统，其它各工作场所采用机械排风，保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境。 12.4.4 采光与照明271、 本太阳能光伏电场生产用房的中控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，太阳能光伏电场照明系统设正常工作照明和事故照明两部分。生产用房的重要场所除正常工作照明外还设置事故照明。根据水力发电厂照明设计技术规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源。 12.4.5 防尘、防污、防腐蚀、防毒 开关柜室地面采用坚硬的、不起尘埃的材料（地砖地面），中控室、通讯机房采用架空地坂，清扫时采用吸尘装置； 机械通风系统的进风口位置，均设置在屋外空气比较洁净的地方，并应设在排风口的上风侧。 太阳能光伏电场现场生活污水，根据工业企业设计卫生标准(TJ36-79)的有关规定，经必要的处272、理合格后，才可排放。 本太阳能光伏电场生产用房有关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。 设备的支撑构件、水管、气管、油管和风管等在安装中采取除锈、涂漆或镀锌或喷塑等防腐处理，并符合国家现行的有关标准的规定。在电缆室入口处，配备有防毒面具，以防万一。 12.4.6 防电磁辐射 本太阳能光伏电场送变电的最高电压为66KV，由于变电站远离居民住宅，因而不需考虑防电磁辐射。 在接触微波辐射的工作场所，按作业场所微波辐射卫生标准(GBl0436)的规定设置辐射防护措施。 12.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计 安全卫生管理机构必须和整个太阳能光伏电场生产管理组织机构及人员配备统考虑，在273、工程运行发电投产后，必须建立一套完整的安全卫生管理机构、制度和措施，以保证太阳能光伏电场顺利运行，达到安全生产的目的。 根据水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范要求，其太阳能光伏电场设置安全卫生管理机构，由太阳能光伏电场主管领导负责亲自抓，负责本工程投产后的安全卫生方面的教育、培训和管理工作，在生产部门确定安全员，其兼职人员为 1 名，负责日常的劳动安全与工业卫生工作。 12.5.1光伏电站安全与卫生机构及专项设施配置本期光伏电站工程场区交通便利，不需要配备专门的卫生机构，只配备简单卫生室提供常用药品，光伏电站配备专用救护用车，为职工乘车去医院看病和为安全事故人员救护用，不得用于他用。光伏电274、站设置专门的安全生产监督机构，定期对光伏电站内生产设施进行安全检查，并对工人进行安全教育。12.5.2光伏电站安全生产监督制度为了监督与安全生产有关的各项规章制度、反事故措施和上级有关安全生产指示的贯彻执行，对违章违规作业进行检查，本项目应结合光伏电站的实际情况制定安全生产监察制度。安全生产监察制度应规定安全监察的内容、安全监察人员的职权及职业标准、安全监察例行工作、事故调查、事故分析、事故预防、安全监察通知书等内容。12.5.3消防、防止电气误操作等管理制度消防和防火工作是升压站安全工作中的重点，为保证严格执行消防法规，正确使用变电站的消防设备，加强员工防火意识，防止火灾事故的发生，变电站应275、制定详细的消防工作制度。消防工作制度规定消防管理的内容、消防管理的职责和权利、消防设备检查、定期消防知识和技能培训等内容，具体消防管理原则如下：（1）消防管理人员全面负责变电站内和光伏电站消防工作。（2）消防工作人员应对变电站内和光伏电站存在火灾危害因素的场所进行定期检查，对检查过程中发现的问题进行及时上报和处理。（3）按照消防设备使用及保养要求，对变电站内消防设备进行定期检查，损坏的设备要及时维修，过期设备重新购置，以保证设备的正常使用。（4）定期对升压站内工作人员进行消防培训，培训内容包括消防设备的使用、变电站防火常识、紧急情况逃生自救等内容。电气误操作可造成重大的生产事故和人体伤害事故，276、为保证光伏电站工作人员和设备的安全，变电站应制定防止电气误操作的管理制度，规定电气操作、检修作业的程序及要求、防止误操作管理、防止误操作培训等内容，具体防电气误操作制度如下：（1）依据国家有关规定和行业规范的规定，制定电气操作票制度、严格管理电气操作、加强电气操作人员培训。（2）结合光伏电站具体情况对电气设备检修制定检修票制度，以防止检修期间发生触电事故。（3）制定员工培训制度，定期对员工进行安全教育，组织员工学习电气误操作相关规定。12.5.4工业卫生与劳动保护管理规定为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。12.5.5工277、作票、操作票管理制度工作票制度和操作票制度是保证电力安全生产的一项行之有效的管理制度，是保证光伏电站和人身安全的重要措施。为严格、高效率执行工作票和操作票制度，光伏电站工程应结合自身情况制定详细的、高效的工作票和操作票制度。12.5.6事故调查处理与事故统计制度光伏电站工程应按照国务院特别重大事故调查程序暂行规定等法规要求，建立调查、事故上报和事故统计制度，以保证事故发生后及时处理。事故记录采用计算机技术进行记录，以方便统计。妥善利用事故统计资料，从中吸取总结经验教训，避免同类事故再次发生。12.5.7其它劳动安全、工业卫生管理制度按照国家和地方有关法律法规规定，光伏电站还应制定机动车辆的安全278、管理规定，结合本期光伏电站具体情况可制定安全培训制度、安全奖罚制度、职工安全管理规定、安全生产例会等制度。通过以上制度，使安全生产达到有制可依，保障光伏电站的正常运行和职工的人身安全与健康，减少运营阶段的成本。12.6 事故应急救援预案12.6.1应急预案的目的（1）在遇到突发事件时，采取有效的应急措施，使全光伏电站各项活动过程中的人、财、物得到充分保护；（2）控制事故险情的升级，最大限度减少损失；（3）保护场区环境；（3）预测各项活动过程中所存在的风险、隐患，制定出相应的应急程序和控制措施，指导本光伏电站各部门组织学习和应用，提高全光伏电站整体应变能力。12.6.2应急抢险原则（1）总体原则279、先抢救遇险人员，后抢救国家财产；在扑救初起火灾时，必须遵循：先控制后灭火，救人第一，先重点后一般的原则。应急抢险时，各部门协调，服从应急指挥部的统一调动。（2）应急处置原则疏散无关人员，最大限度减少人员伤亡；阻断危险物源，防止二次事故发生及事态蔓延；保持通讯畅通，随时掌握险情动态；调集救助力量，迅速控制事态发展； 正确分析现场情况，果断决定采取应急行动； 正确分析风险损益，在尽可能减少人员伤亡的前提下，组织物资抢险；处理事故险情时，首先考虑人员安全，其次应尽可能减少财产损失和环境污染，按有利于恢复生产的原则组织应急行动；现场抢险时，不能少于两人。12.6.3应急设备器材1）通讯系统由光伏电站值280、班人员负责应急通讯设备的配置和维护，应急状态下负责通讯设施故障的处理；为了保障应急信息的快速传递，光伏电站值班室应设置应急专用电话，在日常工作中不得使用应急配备的专用电话。2）物资供应系统应急物资由光伏电站总经理负责协调、组织及落实，确保应急物资准备充足、供应及时。3）交通运输系统光伏电站内车辆由光伏电站值班班长负责协调、组织，下属各部门必须服从光伏电站应急指挥部统一调动。4）消防系统由光伏电站值班班长负责协调、组织及落实消防设备和人员，应急时服从光伏电站应急指挥部调动。5）医疗救护系统光伏电站配备常用的医疗救护设备及药品和救护用车，应急状态下可向就近医院求助，服从光伏电站应急指挥部和应急办公281、室调动。6）义务消防队光伏电站全体职工为义务消防队队员。应急时，所有义务消防队及其成员必须严格服从光伏电站应急指挥部和应急办公室调动。12.6.4应急组织职责1）制定光伏电站应急工作计划，各种重大应急的措施和方案；2）为应急行动配备、协调各种设备、器材以及其他应急物资；3）负责光伏电站二级应急行动的实施，发生一级事故险情时，及时向上级应急组织汇报，并迅速调动全站应急力量采取应急救援行动。在上级应急组织下达应急指令时，执行上级应急指令所有的程序和内容，组织全光伏电站的人力、物力参加应急救援活动；4）负责光伏电站的生产动态，发生事故险情时，及时做出判断并采取相应的应急措施；5）负责收集每天的气象信282、息、上级和有关部门的险情通报，有异常情况时上报应急指挥部，并立即通知各单位做好应急准备；6）在上级应急组织下达应急指令时，执行上级应急指令，调动光伏电站的应急力量，参加上级应急组织应急行动；7）负责起草本光伏电站有关应急工作的文件、简报等。12.6.5应急预案1）险情分类光伏电站在建设阶段和建成投产运营阶段险情分为两类：一类是自然环境造成的险情称为自然灾害险情，主要包括：大风、暴风雪、地震、洪水等。另一类是工业事故引起的险情称为工业事故险情，主要包括：火灾、爆炸、触电、中毒、急性传染病、机械损伤、交通事故等。2）险情级别按照险情的后果及危害共分为以下三个级别见下表：表 12-1 危害的三个级别283、类别三级事故险情二级事故险情一级事故险情火灾、爆炸不在生产区内的小范围内火灾，现场消防设施完好，没有涉及易燃易爆装置，容易扑救。在生产区外发生大面积火灾，没有涉及易燃易爆装置，不容易控制；发生大面积火灾、爆炸，涉及易燃易爆装置，有人员伤亡或受重伤，现场消防设施损坏。泄漏可燃物小面积泄漏，本单位能够容易控制。可燃物小面积泄漏，本单位不能够控制或难控制；可燃物大面积泄漏，本场（施工项目部）能够控制。可燃物大面积泄漏，本光伏电站（施工项目部）不能够控制。触电有人员触电但无伤亡。有人触电受伤。有人触电死亡或触电受重伤。急性传染、中毒个别人，能够治疗，能控制疫情的发展。需要送医院救护，现场已无法控制局面284、。疫情发展不断扩大，已无法控制局势。交通事故发生交通事故，无人员伤亡。有人员伤亡或受重伤，经济损失巨大。洪涝灾害24 小时降雨量25-49mm，局部50-99mm，局部有积水。24 小时降雨量50-99m，局部100-290mm，局部水位达到警戒线。24 小时降雨量100-249mm，上级有明确的防洪任务和要求。3）应急行动程序发现险情后，当事人首先判明险情的级别，如果是三级险情，立即向光伏电站值班班长汇报（施工过程中向项目部汇报），由光伏电站值班班长向光伏电站领导汇报；如果是二级险情及以上，立即就近按响火灾自动报警按钮（火灾或爆炸事故险情），立即向光伏电站值班班长汇报，由光伏电站值班班长上报285、当地地调调度，并同时上报公司领导。如果火灾、爆炸、泄漏险情特别严重，可直接拨打119 火警电话求助。12.7 劳动安全与工业卫生专项工程量和专项投资概算 太阳能光伏电场全体人员必须纳入项目的安全管理网，并签定安全生产协议书。对所有施工人员进行安全施工“三级教育”形成制度前有记录和签字，坚持未经安全教育、不得上岗的原则。同时按建立巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度，落实生产运行人员的安全教育和培训的相关费用，以及其他有关生产和预防事故的相关费用。12.7.1安全技术措施防火工程：根据工程实际情况，制定防火及动用明火、临时用电等方面的管理办法，按计划定期检查执行情况，发现问题，责成其在规定时286、间内进行整改。易燃、易爆材料单独存放，并挂警示牌，设置吸烟区，施工现场禁止吸烟。防噪音工程：施工过程中噪音来源主要是施工机械运转，光伏发电场址周围数十公里内没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，此部分噪音基本不存在噪声影响问题，不必增加防噪音工程。安全检查工程：项目经理部要保证检查制度的落实，并规定定期检查日期、参加检查的人员。项目安质部第7日检查一次，作业班组实行每班班前、班中、班后三检制，不定期检查视工程进展情况而定，如：施工准备前、施工危险性、采用新工艺、季节性变化、节假日前后等要进行检查，并要有领导值班。对检查中发现的安全隐患，要建立登记、整改制度，按照“三不放过”的原287、则制定整改措施。在隐患没有消除前，必须采取可靠的防护措施。如有危及人身安全的险情，必须立即停工，处理合格后方可施工。12.7.2安全设备的维护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微波测量仪等监测仪器设备和必要的安全宣传设备。日常维护工作由设备保管员定期维护，项目经理不定期抽查。12.7.3劳动保护用品按照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，为太阳能光伏电场的安全运行有一个较好的硬件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。12.8 安全预评价报告建议措施采纳情况 12.8.1 劳动安全主288、要危害因素防护措施的预期效果评价 在采取了安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，对太阳能光伏电场的安全运行提供了一良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。 12.8.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价 由于太阳能光伏电场的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，降低了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。 12.9 主要结论和289、建议 由于太阳能光伏发电在我国还处在一个起步阶段，相关的安全措施和防护措施没有一个较全面的了解，因此也就无法深入的研究生产运行当中所面临的安全和卫生问题，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步增强当前太阳能光伏发电安全生产和运行的防范工作。12.10附表、附图表12-2 劳动安全与安全卫生专项工程量编号名称单位数量备注1安全卫生防护工程1.1安全警示牌张501.2防护栏杆吨1001.3安全盖板米5001.4卫生室间1配备常用药品，氧气袋等1.5救护用车辆12安全卫生防护工具2.1安全带条502.2安全帽顶2002.3电焊护目镜和面290、罩套302.4绝缘鞋双302.5劳保鞋双2002.6防尘口罩副2002.7绝缘手套副302.8安全防护网m220002.9雨披件502.10灭火器只502.11砂箱、水桶、铁锹套52.12兆欧表台22.13万用表台42.14相序表台22.15接地电阻测试仪台22.16试电笔支15第十三章 节能降耗分析13 节能降耗分析13.1 设计依据 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。本工程按照建设节约型社会及降低能源消耗和满足环保的要求，以经济实用、系统简单、最少设备、安全可靠、高效环保、以人为本为原则； （2）通过经济技术比较，尽量采用成熟的技术及合理的工291、艺系统，优化设备选型和配置，满足合理适用的要求。尽量做到技术方案可靠实用，内容新颖，材料节约，结构简单； （3）运用先进、成熟、可靠的设计技术手段，优化布置。使设备布置紧凑，建筑体积小，维护使用方便，施工周期短，工程造价低； （4）严格控制电站用地指标、节约土地资源； （5）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，提高电站运行的安全性和经济性，为电站运行后的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、控制各种染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。 13.1.2 设计依据 本项目在建设和运行中，将遵循如下用能标准和节能设计规范： 中华人民共和国节约能源法2008 年 4 月 1 日起施行； 中华人民共和国建筑法1998 年 3 月 1 日起施行； JB/J142004机械行业节能设计规范； GB50189 2005公共建筑节