1、县城30MWp光伏发电固定倾角安装项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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58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11.1 概述11.2 太阳能资源21.3 工程地质31.4 工程的任务和规模31.5 光伏系统方案设计及发电量计算31.6 电气412、.7 消防设计51.8 施工组织设计51.9 电站管理设计61.10 环境保护和水土保持设计61.11 劳动安全与工业卫生设计61.12 节能降耗71.13 结论和建议72 太阳能资源分析82.1 全国太阳能资源分析82.2 光伏发电项目所在地的自然环境概况82.3 XX县太阳能资源分析92.4 气象条件影响分析93 工程建设113.1 概述113.2 工程规模113.3 电站建设的必要性114 系统总体方案设计及发电量144.1 光伏组件选型144.2 支架选型144.3 逆变器选型184.4 光伏方阵的串、并联设计194.5 光伏方阵布置204.6 模块化设计224.7 系统效率计算2243、.8 发电量估算245 电气265.1 电气一次部分265.2 电气二次305.3 通信部分326 土建工程346.1 设计安全标准346.2 基本资料和设计依据346.3 光伏阵列基础及升压变单元基础设计356.4 主要建（构）筑物设计366.5 光伏发电站道路及场地设计376.6 主要建筑材料377 消防设计387.1 工程消防总体设计387.2 工程消防设计397.3 施工消防407.4 附表418 施工组织设计428.1 工程概况428.2 工程范围428.3 工程实施目标428.4 施工总平面规划布置428.5 主要工程项目的施工方案448.6 项目实施计划549 工程管理设计5494、.1 工程管理机构549.2 主要管理设施559.3 电站运行维护、回收及拆除5510 环境保护与水土保持5910.1 项目选址5910.2 清洁生产5910.3 对区域的环境影响6011 劳动安全和工业卫生6011.1 设计依据6011.2 劳动安全和工业卫生设计6311.3 劳动安全和工业卫生管理6612 节能降耗分析6812.1 设计原则和依据6812.2 施工期能耗种类6912.3 主要节能降耗措施7012.4 电站节能降耗效益分析7312.5 结语7413投资估算及经济效益.7513.1材料清单7513.2投资估算7513.3 经济效益（财务）7514 结论791 综合说明1.1 概5、述1.1.1 项目概况（1）项目名称：贵州XX县XX30MWp光伏发电项目（2）建设单位：贵州XX鑫光能源有限公司（3）建设规模：30MWp （4）项目地址：贵州XX县（5）安装方式：35固定倾角安装（6）项目投资（包含前期费用及安装期利息等）：3亿元1.1.2 项目所在地（贵州XX县）简介项目所在地位于贵州省XX县，XX县位于贵州省西南部。总面积1327.3平方千米。2003年末总人口28.81万人。人口较多的少数民族有布依、苗、彝族。县人民政府驻莲城镇。XX县辖8个镇、5个乡、1个民族乡：莲城镇、沙子镇、碧痕镇、大厂镇、鸡场镇、花贡镇、中营镇、光照镇、长流乡、大田乡、马场乡、紫马乡、安谷乡6、三宝彝族乡。睛隆县属高源峡谷区，最高点为县境西南隅与普安县交界处大厂镇的五月朝天以北约1公里处，海拔2025米，最低点麻沙河与北盘江汇合处，海拔543米，海拔高差达1482米。因受北盘江及其支流的强烈切割，切深长达500700米，属深切割岩溶侵蚀山区。因此，全县地形起伏大，具有山高坡陡谷深的特点，地貌类型有低山、低中山、中山和高中山。石山地区岩溶发育强烈，伏流、地下河床、溶洞、落水洞、竖林、岩溶干沟等极为普遍。地表干早缺水，地形复杂，分布错综。一是山高坡陡谷深的地形与地处低纬度，高海拨山区，立体气候明显，具有一山分四季，十里不同天之特征。二是独特的立体气候和多样化的土壤类型，形成了丰富的植物7、资源，其中茶叶、脐橙、意仁米、中药材久负盛名，有利于立体农业开发。三是特殊的大地构造部位和地质构造。形成丰富的矿产资源，不仅种类多，而且组合态势好，主要有金、锑、铅锌等金属矿产资源和煤、萤石、贵翠、大理石、石灰石、方解石、瓷土等非金属矿产资源。四是北盘江及其在县境内的支流蕴藏巨大的水能资源。项目所在地图1-1 XX县地理图1.2 太阳能资源XX县位于云贵高原中段，苗岭山脉西部，贵州省西南面，黔西南布依族苗族自治州的东北角。地处东径105度01分至105度25分，北纬25度33分至26度11分之间。县境南北长69公里，东西宽33公里，全县总面积1327.3平方公里。 XX县属高源峡谷区，最高点为8、县境西南隅与普安县交界处大厂镇的五月朝天以北约1公里处，海拔2025米，最低点麻沙河与北盘江汇合处，海拔543米，海拔高差达1482米。因受北盘江及其支流的强烈切割，切深长达500700米，属深切割岩溶侵蚀山区。因此，全县地形起伏大，具有“山高坡陡谷深”的特点，地貌类型有低山、低中山、中山和高中山。石山地区岩溶发育强烈，伏流、地下河床、溶洞、落水洞、竖林、岩溶干沟等极为普遍。 XX县XX位于贵州省西南部、黔西南布依族苗族自治州东北角，地处云贵高原中段。县境东与关岭县隔江相望，北与水城、六枝特区划江为界，南连兴仁县，西接普安县，距省城贵阳市237多公里，距州府兴义166公里。县境南北长69公里，9、东西宽33公里，全县总面积1327.3平方公里。县境内主要河流有西泌河、大桥河、麻布河三条。XX县多年平均降水量为1380毫米，总集水面积1325平万公里，境内河流、溪沟较多，是省内降水较多的地区。根据中国气象局风能太阳能资源评估中心通过对全国地面太阳能辐射和气象影响因子的综合分析，从绘制出的“太阳能资源区域分布等级图”可以看出，XX县平均年总辐射在5698MJ/m2以上，根据中华人民共和国气象行业标准QX-T89-2008太阳能资源评估标准，大丰市属于三类区，太阳能资源较丰富，具有良好的开发前景。1.3 工程地质贵州XX县XX30MWp光伏发电项目场址位于贵州省XX县紫马乡栗树村XX。距XX10、县城约27公里，交通十分便利，非常有利于项目开发建设。根据建筑抗震设防规范（GB 50011-2010）场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.05g，第二组。地地貌类型较单一，地形较平坦。本场区勘察深度范围内，地基土层主要由粉土和砂土组成，地基土自上而下分为8层， 层耕土，层粉土夹粉质粘土，层粉砂夹粉土，-1层淤泥质粉质粘土，-2层淤泥质粉土，层粉土夹粉砂，层粉土夹粉砂， 层粉土夹粉砂，层粉土夹粉砂，层粉质粘土。根据规范规定，本场地饱和粉土和砂土层可不进行液化判别，但有软弱黏性土层，为对建筑抗震的不利地段。综上所述，工程场区场地相对稳定，在保证光伏组件支架基础和支架抗腐蚀性强度要求11、的条件下适宜建设光伏电站。1.4 工程的任务和规模工程所在地太阳能资源丰富，对外交通便利，并网条件好，开发建设条件优越，是建设太阳能光伏发电站适宜的站址，同时本工程的开发建设是贯彻社会经济可持续发展要求的具体体现，符合国家能源政策的战略方向，可减少化石资源的消耗，减少因燃煤等排放有害气体对环境的污染，对于促进地方经济快速发展将起到积极作用，因此，开发本工程是必要的。本工程占地约1000亩，拟采用35固定倾斜面方式安装120000块标称功率为250Wp的晶体硅光伏组件，光伏发电站直流侧安装总容量为30MW。 1.5 光伏系统方案设计及发电量计算本工程采用总体方案，将系统分成30个发电单元，其中312、0个发电单元配置60台的500kW组串型逆变器与60台1000kVA升压变，1个发电单元配置2台的500kW组串型逆变器与2台1000kVA升压变。采用35固定倾斜面方式安装120000块标称功率为250Wp的晶体硅光伏组件，电站拟经35kV线路输送至清水河南方电网变电所35kV侧母线。预计电站运营期内平均年上网电量为0.47亿kWh，20年内总发电量约9.4亿kwh。1.6 电气1.6.1 电气一次该30MWp的光伏电站包括分为30个发电单元。每个发电单元以20块光伏组件串联为一个组串，共6000个组串，各组串直接接入500kW组串型逆变器，通过交流汇流箱接到箱式变压器上进行升压。逆变器输出13、480V三相交流，各子系统通过交流电缆连接到容量为1000kVA预装式升压变压器低压侧分裂绕组，升压变选用油浸预装式箱式变压器。根据估算光伏发电站的站用电负荷，需设置两台容量200kVA的干式变压器做为站用电源，一台变压器电源引自市电，电压等级暂定为10kV，型号为SC10-200/10 10.522.5%/0.4kV，另一台变压器电源来自于本站35kV母线，站用变压器型号为SC10-200/35，布置在电气配电间，站用电电压等级采用AC380V/220V三相四线制。1.6.2 电气二次本电站以35kV电压等级线路接入系统。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按无人值班（少人值守）14、的原则进行设计。 电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏发电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及 35kV 配电装置的全功能综合自动化管理，实现光伏发电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。光伏电站有功功率、无功功率控制调节由监控系统配合逆变器系统完成。1.6.3 通信光伏发电站调度信息拟传送至地方地调，预留当地县调接入信息接口；最终以系统接入意见为准。在光伏电站配置一套STM4 SDH设备、一套PCM复接设备、一组电源15、变换器、一块通信综合屏、一套数配、音配、光配单元模块和一部电话机；对侧配置STM-4光支路板一块，一套PCM复接设备。 1.6.4光功率预测系统按照电网功率预测系统要求，在站内配置一套光功率预测装置，将预测信息通过数据网送至省调。1.7 消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的设计原则。设计中，严格执行国家有关防火规范和标准，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。本光伏发电站不设专职消防队，电站运行人员作为兼职消防人员，初期火灾由站内运营管理人员自行组织灭火，同时通知当地公安消防队支援共同扑灭火灾。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、16、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦火灾发生也能在短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散。1.8 施工组织设计本工程包括光伏发电系统内的施工组织设计、设备制造、采购安装、调试并网发电和技术服务等。工期目标：本工程从设计到并网发电，总的工期控制在6个月以内。质量目标：（1）设计：方案优化、工艺先进、严格评审、供图及时，设计优良品率95，设计变更率2%。（2）设备：选型合理、技术可靠、严格监造、准点供货、设备无缺陷（3）安装：安装工程合格率100，安装工程优良率90。（4）调试：试运项目验收优良率90%以上，主要仪表投入率100、自动投入率100；并网发17、电一次成功。环境、职业健康安全目标：（1）人身死亡事故及人员责任事故、重大设备事故、职业病、火灾事故、员工重伤事故均为零；员工轻伤事故为零。（2）不因设计、采购、施工、调试运行等原因而导致工程建设、运行及影响主体锅炉安全生产运行的质量、环境和安全事故发生。（3）项目实施过程中不发生重大环境污染事故。工程施工用水水源考虑采用地下水，在站内打深水井。施工用电电源就近引接，工程所需建筑材料当地均能满足供应。工程用地面积按围墙内实际面积计算，总用地面积约1000亩。本工程建设总工期为6个月，其中工程准备期1.5月。1.9 电站管理设计本光伏发电站的机构设置和人员编制暂参照同类工程和本工程实际条件确定。18、本工程定员标准暂定2人，含管理及生产辅助人员，电站运营所需保洁、保安、日常维修等工作以服务外包方式承包。光伏发电站主要管理设施包括：综合控制楼，生产、生活电源及备用电源，生产、生活供水设施等。1.10 环境保护和水土保持设计本工程的建设对周围的自然环境和社会环境的影响有利有弊。有利的方面主要体现在光伏发电是清洁的可再生能源，与燃煤电厂相比，每年不仅可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善环境质量。同时光伏发电站的建设还可为当地增加一个旅游风景，促进当地旅游业的发展，带动第三产业发展，促进当地经济建设。项目建设对环境的不利影响主要体现在施工期，如施工粉尘、噪声、废水和生活垃圾对施19、工人员的影响等，但影响的范围小，时间短，可通过采取适当的防护措施以及加强施工管理，可将不利影响减小至最低程度。工程的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且光伏发电本身就是一个清洁能源项目，从环境角度分析，不存在制约工程开发的环境问题，本工程建设是可行的。环评与水土保持结论最终以专项报告为准。1.11 劳动安全与工业卫生设计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20、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，编制劳动安全及工业卫生篇。着重反映了工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。通过对施工期存在的防雷防电等工作可能存在的危害因素，对运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。对光伏电站的施工和安全运行提供了良好的生产条件，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。1.12 节能降耗本工程节能设计主21、要分为建筑节能设计和设备节能设计两部分。本工程建筑节能设计依据为民用建筑节能设计标准JGJ26-95及GB50189-2005公共建筑节能设计标准中相应要求。设备选型方面贯彻节能政策，选择节能型设备和产品，选择损耗低、效率高的变压器和站用变压器，选用节能型、发光效率高的照明灯具，减少电缆损耗。通风与空气调节装置通过温度、湿度自动控制调节，以保证人员舒适与设备的正常运行。室外照明采用太阳能节能灯，室内照明以荧光灯为主。对施工期和运行期的能耗进行详细的分析，并提出建设管理的节能措施建议，提高本工项目的综合效益。本工程计算期20年，运行期25年，20年内年平均上网电量约0.327亿kWh。与相同发电22、量的火电厂相比，按照当前主力发电机组600MW发电机组平均供电煤耗水平305g/kWh计，每年可为电网节约标煤约0.75万吨。该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SOX、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体CO2约3.26万吨；每年减少排放大气污染气体SO2约1283.4吨、NOx约441.75吨、碳粉尘约0.915万吨。1.13 结论和建议1.13.1 主要结论1) 为加快发展低碳经济，响应贵州省委、省政府“十二五”期间战略与发展规划，向建设“资源节约型、环境友好型”社会，建设贵州XX县XX30MWp光伏23、发电项目是十分必要的；2) 贵州XX县XX30MWp光伏发电项目站址区域多年平均太阳辐射量为5698MJ/m2以上，属全国太阳能资源很丰富地区，具有良好的开发前景；3) 本工程的站址占地约1000亩，安装120000块250Wp晶体硅光伏组件，光伏发电站额定总输出发电容量为30MW。预计运营期内平均年上网电量预计为0.327亿kWh；综上所述，本工程所在区域太阳能资源非常丰富，对外交通便利，并网条件好，是建设光伏发电站的较为理想的站址。同时本工程的开发符合可持续发展的原则和国家能源发展政策方针，有利于缓解环境保护压力，对于促进地区旅游业，带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，建议在贵州XX24、县XX30MWp光伏发电项目可行性研究审查工作完成后，尽快准备申请立项核准，同时积极开展施工前的其他准备工作，争取工程早日开工建设。1.13.2 建议1) 鉴于贵州XX县XX30MWp光伏发电项目站址区域内没有太阳能测光站，本阶段在进行太阳能光伏发电设计时主要参考了美国NASA累计光照数据和meteonorm软件模拟气象数据，因此下阶段建议在站址区域内设立太阳能测光站。2) 光伏发电站附近不得新建有粉尘、化工污染周围环境3km范围内不能有粉尘、化工等污染源，建议光伏发电站的工厂。且对已建好的污染源进行治理。3）本项目其它专项设计如环评，水土保持设计，安评等需同步开展，以便于本可研引用各专项设计25、结论性意见，使项目尽快获批。4）项目报批所需其它支持性文件需要尽快落实，以便于项目尽快获批。表1-1贵州XX县XX30MWp光伏发电项目特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数量备注发电容量MW130占地面积亩1000海拔高度m1837经度（北纬）”2513纬度（东经）”10888工程代表年太阳总辐射量MJ/m5698.42二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温13.2多年极端最高气温22.4多年极端最低气温5.5多年最大冻土深度m0.1多年最大积雪厚度cm0.1多年平均风速m/s2.2多年极大风速m/s18.2多年平均大雾日数日6多年平均雷暴日数日5.2三、主要设备编号名称单位数量备注26、1 光伏组件（型号：250Wp）1.1峰值功率Wp2501.2开路电压VocV38.41.3短路电流IscA8.791.4工作电压VmpptV30.41.5工作电流ImpptA8.241.6峰值功率温度系数%/K-0.451.7开路电压温度系数%/K-0.331.8短路电流温度系数%/K0.061.910年功率衰降%8.81.1025年功率衰降%201.11外形尺寸mm1650990501.12重量kg19.51.13数量块1200001.14向日跟踪方式固定倾角安装1.15固定倾角角度（）352 逆变器（型号： 500kW）2.1输出额定功率kW5002.2最大直流输入功率kW5602.3最27、高转换效率%98.42.4欧洲效率%97.82.5输入直流侧电压范围V DC9002.6最大功率跟踪（MPPT）范围V DC450V-880V2.7最大直流输入电流A12402.8交流输出电压范围V2702.9输出频率范围Hz49.5-50.5Hz2.10功率因数0.982.11宽/高/厚mm2400*2200*8002.12重量kg19002.13工作环境温度范围-25+502.14数量台602 太阳能资源分析2.1 全国太阳能资源分析下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图：项目所在地图2-1 我国太阳能资源分布图XX县平均年总辐射在5698.42MJ/m2，根据28、我国太阳能资源区划标准，太阳能资源属于很丰富地区，具有良好的开发前景。2.2 光伏发电项目所在地的自然环境概况XX县位于云贵高原中段，苗岭山脉西部，贵州省西南面，黔西南布依族苗族自治州的东北角。地处东径105度01分至105度25分，北纬25度33分至26度11分之间。县境南北长69公里，东西宽33公里，全县总面积1327.3平方公里。 XX县属高源峡谷区，最高点为县境西南隅与普安县交界处大厂镇的五月朝天以北约1公里处，海拔2025米，最低点麻沙河与北盘江汇合处，海拔543米，海拔高差达1482米。因受北盘江及其支流的强烈切割，切深长达500700米，属深切割岩溶侵蚀山区。因此，全县地形起伏大29、，具有“山高坡陡谷深”的特点，地貌类型有低山、低中山、中山和高中山。石山地区岩溶发育强烈，伏流、地下河床、溶洞、落水洞、竖林、岩溶干沟等极为普遍。 查建筑结构荷载规范盐城地区的风压为0.35kg/m2，根据风压、风速换算关系： W=V2/1600 反推盐城地区50年一遇10m高10min平均最大风速为：28.2m/s。2.3 XX县太阳能资源分析本项目位于东经104.88，北纬25.13，项目纬度跨域范围小于0.1度，所在地属一个小范围的平原区域太阳辐射量数据参考NASA数据。图 2-2 发电小时数月变化2.4 气象条件影响分析（1）气温的影响：本工程选用光伏组件的工作温度范围为-4085。正30、常情况下，光伏组件的实际工作温度可保持在环境温度加30的水平。根据气象站多年实测气象资料，本工程场区的多年平均气温13.2，多年月极端最高气温22.4，多年月极端最低气温5.5。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目光伏组件的工作温度可控制在允许范围内。（2）风速的影响：根据气象站数据，XX县10m高度测量50年一遇最大风速为28.2m/s，同时根据建筑结构荷载规范XX地区基本风压为0.35kN/m2，在进行支架设计时，综合考虑这两个条件，取相对较不利的0.35kN/m2作为设计校核依据。（3）沙尘影响分析扬沙天气时空气混浊，大气透明度大幅度减低，太阳辐射量也相应降低，会直接影响光伏组件的31、工作，对光伏发电站的发电量有一定影响，故本工程实施时需考虑采取防风沙及清洗光伏组件板的措施。组件清理措施考虑用人工擦拭与清水冲洗相结合的方式。（4）雷暴的影响根据贵州省30年（1983-2013年）年平均雷暴日数统计表数据，XX县地区年平均雷暴日数为5.2天，应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统。3 工程建设3.1 概述XX县位于云贵高原中段，苗岭山脉西部，贵州省西南面，黔西南布依族苗族自治州的东北角。地处东径105度01分至105度25分，北纬25度33分至26度11分之间。县境南北长69公里，东西宽33公里，全县总面积1327.3平方公里。 XX县属高源峡谷区，最高32、点为县境西南隅与普安县交界处大厂镇的五月朝天以北约1公里处，海拔2025米，最低点麻沙河与北盘江汇合处，海拔543米，海拔高差达1482米。因受北盘江及其支流的强烈切割，切深长达500700米，属深切割岩溶侵蚀山区。因此，全县地形起伏大，具有“山高坡陡谷深”的特点，地貌类型有低山、低中山、中山和高中山。石山地区岩溶发育强烈，伏流、地下河床、溶洞、落水洞、竖林、岩溶干沟等极为普遍。 站址区大体划分为30个晶硅方阵。主要建（构）筑物有：综合楼、35kV配电室、水泵房、光伏组件基础等。3.2 工程规模贵州XX县XX30MWp光伏发电项目场址位于贵州省XX县紫马乡栗树村XX。距XX县城约26公里，交通33、十分便利，非常有利于项目开发建设。贵州XX县XX30MWp光伏发电项目占地约1000亩，拟采用35固定倾斜面方式安装120000块标准功率为250Wp的晶体硅光伏组件，光伏发电站总输出发电容量为30MW。电站拟经35kV线路输送至清水河南方电网35kV变电所。3.3 电站建设的必要性3.3.1项目背景 我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。近几年，国际光伏发34、电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展，我国也出台了一系列鼓励和支持太阳能光伏发电产业发展的政策措施，例如可再生能源发电有关管理规定、可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法、可再生能源电价附加收入调配暂行办法、可再生能源发展专项资金管理办法、关于开展大型并网光伏示范分布式电站建设有关要求的通知、关于实施金太阳示范工程的通知等等，在政策、投资、财税、电价方面给予支持，光伏组件和并网逆变器价格也不断下浮，目前我国已具备的规模化发展MW级光伏分布式电站的条件，全国各地相继投运了一大批MW级光伏分布式电站，积累了大量的制造、建设安装、运行和维护方面的经验，所以光伏发35、电是目前技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的可再生能源发电方式之一。根据我国可再生能源中长期发展规划，提出了未来15年可再生能源发展的目标：“从2010年-2020年，我国可再生能源将有更大地发展。到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16，太阳能发电装机180万千瓦。”近期，国家发展和改革委员会编制的“十二五”可再生能源发展规划中指出：“十二五”光伏发电装机总量目标为30吉瓦”，远超出可再生能源中长期发展规划中预定目标，“十二五”期间将是我国光伏发电装机容量快速增长的时期。综上所述，从太阳能资源利用、电力系统供需、项目开发条件本工程拟建设30MW。3.3.2项目建设的必要36、性 1 项目建设是建设资源节约型社会的必然要求中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要提出了“非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%、单位国内生产总值能源消耗降低16%、单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%“的约束性指标。这是贯彻落实科学发展观，构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是提高人民生活质量，维护中华民族长远利益的必然要求。随着经济发展步伐的加快，XX县用电负荷增加很快，电力供应紧张，供需矛盾突出，煤炭、石油、水力资源等能源相对匮乏，本项目能够很好的利用太阳能资源及土地资源。该项目建成37、后，通过与当地电网联网运行，可作为地方电网电力来源的部分补充，为地区经济可持续发展做出一定贡献。2 项目建设是促进我国光伏产业健康发展的现实需要近年来，我国光伏产业呈现快速增长态势，目前已经成为世界第一大光伏组件生产国，有一批具有国际竞争力和国际知名度的光伏生产企业，已形成具有规模化、国际化、专业化的产业链条。但目前国内市场需求不足，过度依赖国际市场，加大了市场风险，在一定程度上影响了产业发展。推动光伏建筑应用，拓展国内应用市场，将创造稳定的市场需求，促进我国光伏产业健康发展。3 是满足未来国内电力需求，应对能源危机的新探索美国能源情报署近日公布的资料显示，世界的能源需求在今后20年间将增长438、4%。从短期来看，经济低迷对全球消费者和生产厂商所带来的需求减少一时难以改观，但是从目前到2030年为止的中长期来看，2010年后世界经济将复苏，大多数国家的能源需求将呈增长趋势。专家称，到2030年，世界能源需求增加的75%在发展中国家，特别是巴西、中国和俄罗斯。随着社会经济工业化的快速发展，常规化石能源消耗日渐加剧，峰值将在20202030年出现。我国目前的能源结构以电力为中心，煤炭是基础，石油、天然气为重点，核能为辅助。其中电力70%左右是以煤炭为原料的火力发电。随着化石能源的逐渐衰竭，开发可再生能源的重要性逐步显现。本项目建设光伏发电工程，是满足未来国内电力需求，应对能源危机途径的新探39、索。4 XX县有开发光伏发电的天然优势按接收太阳能辐射量的大小，一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。我国是太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。属于太阳能资源第三类地区，具有建设光伏发电项目较好的光照条件。5 节能减排效果明显根据预测，本项目潜在的节能减排效果为：将在节省燃煤、减少CO2、SOX、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：相当于每年可节约标煤0.75万吨(以平均标准煤煤耗为330g/kWh计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化硫（SO2）排放量约1283.4吨，二40、氧化碳（CO2）约3.26万吨，氮氧化物（NOX）约441.75吨，碳粉尘约0.915万吨。项目的建设，将为贵州省节约能源，减少有害气体排放工作做出积极的贡献。综上所述，本项目的建设是必要的。4 系统总体方案设计及发电量4.1 光伏组件选型光伏组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、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，选用行业内的主导光伏组件类型。再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算出光伏发电站的年发电量，最终选择出综合指标最佳的光伏组件。英利是全国组件生产的龙头企业，英利的250W组件是YGE 60 Cell系列组件，是特色多晶产品系列41、，应用最为广泛。它不仅适用于户用和商用屋顶系统，还能以经济实惠的价格，满足公共设施项目建设的需求。该系列产品通过了UL和TUV认证，这两种认证在整个太阳能行业被普遍认可，具有权威性。组件种类单位250W峰值功率W250开路电压V38.4短路电流A8.79工作电压V30.4工作电流A8.24外形尺寸mm165099050重量kg19.5峰值功率温度系数%/-0.45开路电压温度系数%/-0.33短路电流温度系数%/0.06组件转换效率%15.34.2 支架选型光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。跟踪系统可以精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，使太阳入射的辐射42、强度最大。就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。4.2.1 方阵倾斜角确定固定式光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。图4-1 固定式安装4.2.2 倾角可调式支架基于倾角可调式固定支架安装的光伏方阵年发电量比倾角固定43、式安装的方阵会有一定的提高。具体项目实施时，会根据电站所在地辐射量等气象条件考虑角度调节范围，以及调节形式（连续可调/间断可调），间断可调式稳定性较高，成本相对较低。但其成本相对于倾角固定式支架稍高，另外后期维护成本相对固定式较高，电站投产运营后，运营成本相对固定式也较高。图4-2 倾角可调式安装4.2.3 单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高2035%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬3040度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约20%，采用极轴单轴跟踪可44、提高发电量约35%。但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。图4-3 水平单轴跟踪图4-4 极轴单轴跟踪4.2.4 双轴跟踪双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高光伏组件对太阳光的利用率。双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高光伏组件发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量2025%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量35%45%。图4-5 双轴跟踪4.2.5 各种支架形式对比分析下面以固定安装方式的占地面积、投资和发电量45、为基准1.0（其他安装方式，用其对比参数除以固定方式参数），结合本项目的太阳能资源情况，采用表格形式进行对比分析。分析多晶硅光伏组件方阵采用各种安装方式的可行性。投资分析结果如下：表4-1多晶硅光伏组件方阵不同安装方式对比表安装方式占地面积复杂程度维修量静态投资发电量固定安装小简单小1.01.0单轴跟踪较大较复杂大1.151.20双轴跟踪很大复杂大1.301.25手动可调固定安装小较简单大1.051.05从表中可以看到，跟踪安装方式的初期投资要比固定安装方式高1530%，电站发电量要比固定安装方式高出20%25%。在不考虑其他影响因素的情况下，采用跟踪安装方式有利于增加企业效益，可以提前收回工46、程投资，为企业赚取更多利润。同时，从上表可以发现，跟踪安装方式由于采用自动跟踪机构使得方阵的运行更为复杂，也因此而使得运行期间的维护、维修工作量加大，增加了运行难度。因此而增加的维护、维修费用消减了增加发电量所带来的效益。手动可调固定安装能够提高一定的发电量，但是由于支架成本会相应增高，另外此类型的支架在后期运营管理方面会增加额外费用（检修及调节支架人工费）。为减小初始投资，降低运行成本，使项目收益率达到最大，本工程的多晶硅光伏组件安装方式推荐采用固定倾角安装方式。固定支架结构设计应考虑当地最大风速的情况下支架结构仍能够保持稳定不被损坏（50年一遇基本风压：0.35kN/m2）。基本风压值与最47、大风速折算风压值两者取较大的进行支架设计。50年一遇最大风速为28.2m/s，折算成基本风压为0.172 kN/m2，因此，支架设计时应以0.35 kN/m2为计算依据。4.3 逆变器选型并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率满足国际规定要求，减少对电网的干扰。本项目逆变器应具有有功功率、无功功率调节控制功能。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。本工程拟选用的逆变器为500kW组串型，输入直流电压范围48、为DC450-880V，输出交流电压为450V，功率因数大于0.98，谐波畸变率小于3%THD。4.4 光伏方阵的串、并联设计光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。4.4.1 光伏方阵的串联设计本工程选用的并网逆变器功率为500kW，其最大方阵开路电压为1000V，MPPT电压范围450V880V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为S。本工程选用250W型晶体硅组件，其组件开路电压为38.4V，工作电压为30.4V，则：S1000/38.41+(-15-25)*-0.33%=23.005450/30.41+49、(40-25)*-0.45%S880/30.41+(-15-25)*-0.45%16.9S22.3则晶体硅组件的串联数需满足17S22要求，才可满足并网逆变器MPPT范围。所以本工程选取20串250W光伏组件串联方式。4.4.2 光伏方阵的并联设计并网逆变器直流输入功率为500kW，晶体硅组件峰值功率为250W。假定可以并联的支路数为N，则：（1）晶体硅光伏组件20块250W晶体硅组件串联功率为250W205000W，并联支路数N=500kW /5kW =100，由于逆变器允许输入的最大组件功率为560kW，同时光伏组件功率为峰值功率，正常工作条件下达不到最大值，因此，可以将每台逆变器连接的组50、件数量配置到逆变器允许的最大值，即每台逆变器可接入的最大组串数量为：560kW/5kW =112。光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。本项目综合考虑子逆变器容量，子系统分区美观性，子系统安装组串数量宜为100。4.5 光伏方阵布置4.5.1 光伏方阵间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的光伏组件要据此最佳角度倾斜安装。方阵倾角确定后，要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太51、阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00（太阳时间），光伏组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当光伏方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：一般确定原则：冬至当天早9：00至下午3：00（太阳时间）光伏方阵不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：sina = sinf sind+cosf cosd cosw太阳方位角的公式：sin= cosd sinw/cosa式中：f为当地纬度为34.867；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5；w为时角，上午9:00的时角为-45。当地冬至日上午9:00的太阳高度角a=17.74；当地冬至日上午9:00的太阳方52、位角=-43。D = cosL，L = H/tana，a = arcsin (sinf sind+cosf cosd cosw)即：通过以上公式计算得到：本项目固定倾角支架的光伏组件排布方式为：光伏组件纵向两块放置，两块光伏组件之间留有20mm的间隙，故晶体硅固定支架单元倾斜面的宽为3320mm。光伏组件倾斜35后，光伏组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下光伏组件产生阴影，为保证在本项目选址地处，冬至日上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡，经计算，光伏组件倾斜后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排理论安装距离，如下列图表所示：3570mm351608mm35图4-6 光伏方阵南北向理论间距53、因此，当固定光伏方阵的南北中心间距为3570mm时，中心间距6472mm。可以保证南、北两排方阵在上午9 点到下午3 点（太阳时间）之间前排不对后排造成遮挡，为节约成本，场地不做整体场平，考虑到场地局部凹凸不平会有高差，为了使就地安装的光伏方阵前后排仍不会有阴影影响，同时为便于施工及道路转弯半径的设置，双排组件情况下取光伏组件方阵前后排中心间距为6500mm。3600mm351608mm35图4-7 光伏方阵南北向实际间距4.6 模块化设计由于光伏组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：30MW发电站由30个发电单元组54、成，全部采用固定倾角安装。每个发电单元为矩形分布，均为一个独立的并网单元，每个发电单元设置一个就地逆变升压器，就地逆变升压器原则上设置在每个发电单元的几何中心位置并与周围的道路相连。这样设计有如下好处：1）各发电单元各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2）每个发电单元是单独的模块，由于整个30MW光伏发电系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3）有利于工程分步实施；4）减少光伏组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的55、综合效率；5）每个发电单元的布置均相同，保证发电单元外观的一致性及其输出电性能的一致性。4.7 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组件表面积灰对光伏电站发电量的影响非常严重，本项目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：5%2）温度引起的效率降低光伏组件会因温度变化而使输出电压56、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MPPT电压范围内，综合考虑本项目光伏组件温度损失取3%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低，由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的光伏组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑4%的损失。4）并网逆变器的功率损耗本工程采用无变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器57、的功率损耗远远低于3%，考虑气候条件因素，本工程按3%计算并网逆变器的功率损耗。5）交、直流线缆的功率损耗大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按3%的线路损耗设计。6）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98%，即功率损耗计为2% 。7）其它杂项损失光伏发电站在运行期间，会因为局部维修而停止该发电单元工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用4%的损失。通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下：表4-2 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58、降低9578.32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并网逆变器的功率损耗97%5交、直流部分线缆功率损耗97%6变压器的功率损耗98%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）96%本工程暂不考虑气候极端变化等不可预见自然现象，设计系统效率修正为78%，并以此数据进一步估算光伏发电站的年发电量。4.8 发电量估算根据之前分析结果，本项目发电量计算以meteonorm软件插值算法求出的数据作为参考依据。根据软件分析得到本工程的光伏组件在朝向正南35倾斜后，全年日照辐射总量约5698.42MJ/m2。折合标准日照条件（1000W/m2）下日照峰值小时数为1679小时。数据59、统计分析：l XX县35倾斜面年辐射量为：1580.45kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2）峰值小时数1580.45小时；l 组件安装容量以30MW计；光伏组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低，本工程所采用的光伏组件25年内年衰减不超过20。因此，贵州XX县XX30MWp光伏发电项目年发电量估算如表4-3。大丰市草庙镇15Mw渔光互补光伏发电项目 可行性研究报告 表4-3 贵州XX县XX30MWp光伏发电项目发电量表年份每年衰减率（%）发电量（Kwh）12.538,897,62820.738,618,36330.760、38,339,09840.738,059,83450.737,780,56760.737,501,30470.737,222,03880.736,942,77490.736,663,507100.736,384,243110.736,104,978120.735,825,714130.735,546,448140.735,267,184150.734,987,919160.734,708,654170.734,429,387180.734,150,124190.733,850,858200.733,591,594210.733,312,327220.733,033,064230.732,75361、,798240.732,484,543250.732,195,267合计856,166,672平均年发电量34,246,6665 电气5.1 电气一次部分5.1.1 设计依据1、光伏发电站有关设计规程规范太阳光伏能源系统术语（GB_T_2297-1989）地面用光伏(PV)发电系统导则（GB/T 18479-2001）太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范（CECS85-1996）太阳光伏电源系统安装工程设计规范（CECS84-1996）光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/T 19964-2005光伏系统电网接口特性（IEC 61727：2004）GB/T 20046-2006光伏发电站62、接入电网技术规定Q/GDW 617-20112、其它国家及行业设计规程规范 建筑设计防火规范 GB50016-2006建筑内部装修设计防火规范GB50222-199535110kV变电所设计规范 GB50059-1992电力勘测设计制图统一规定SDGJ42-1984火力发电厂与变电站设计防火规范G50299-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062-200835kV110kV无人值班变电所设计规程DL/T5103-1999变电所总布置设计技术规程DL/T5056-1996交流电气装置的过压保护和绝缘配合DL/T620-163、997交流电气装置的接地DL/T621-1997电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001箱式变电站技术条件DL/T537-2002外壳防护等级（IP代码）GB 4208-2008电力工程电缆设计规范GB50217-20073.6kV 40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T404-2007低压电器外壳防护等级GB/T4942.2-1993电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004多功能电能表DL/T614-2007建筑物防雷设计规范GB50057-2010电能质量 电压波动和闪变GB 12326-2008电能质量 电力系统供电电压允许偏差GB1232564、-2008电能质量 公用电网谐波GBT14549-1993电能计量 装置技术管理规程DL/T 448-2000电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T 15543-2008电能质量 电力系统频率允许偏差GB/T15945-2008以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。5.1.2电气主接线电气主接线设计原则（1）根据本电站设计的装机规模、光伏方阵布置、接入系统方式及设备特点等因素综合考虑，初拟相应的接线方式。（2）主接线应满足供电可靠、运行灵活、接线简单明了、便于操作检修和节约投资的原则。5.1.3 主要电气设备选择： （1）35kV配电装置35kV高压开关柜选用手车式开关柜，内配真空断路器，65、微机综合保护装置等元件。额定开断电流为25kA。（2）0.4kV配电装置站用低压开关柜为抽屉式开关柜，额定电压为380V，低压系统为中性点直接接地系统，额定开断电流为80kA。（3）逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率满足国际规定要求，减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着光伏组件接收的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。逆变器具有有功、无功功率调节功能，且可通过监控系统远程控制。本工程拟选用的逆变器功率为500kW，输入直流电66、压范围为DC450-880V，输出交流电压为AC450V，功率因数大于0.98，谐波畸变率小于3%。（4）站用变压器根据估算光伏发电站的站用电负荷，需设置一台200kVA的干式变压器作为站用变站用电源，变压器型号为SC10/38.5-200/0.4 .一台站用变电源引自外网，站用变电源来自于本站35kV母线，布置在电气配电间，站用电电压等级采用AC380V/220V三相四线制。（5）电缆根据电力工程电缆设计规范(GB5021794)及防止电力生产重大事故的二十五项重点要求对电缆选型的要求，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆对1kV及以下动力、控制电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆：组件之67、间及组串至汇流箱采用光伏专用电缆 1x4，汇流箱至逆变器采用ZRC-YJV22-0.6/1kV-2x50/70，逆变器至升压变采用ZRC-YJV-0.6/1kV-4（1x150）。升压变T接及升压变至35kV进线柜采用ZRC-YJV22-26/35kV-3x50；计算机网络电缆采用网络五类线。发电子系统通讯系统至35kV控制室监控系统之间通讯采用光纤传输。5.1.4 电气设备的布置本工程设置电气房，内设控制室、35kV开关室、低压配电室，详见电气设备平面布置图。35kV升压变压器和逆变器现场就地布置。5.1.5 过电压保护及接地 本电站的过电压保护及绝缘配合设计按DL/T620-1997交流电68、气装置的过电压保护和绝缘配合标准规范进行。 （1）直击雷保护 35kV电气配电室与办公楼采用避雷带，以保护其免受直接雷的危害。考虑到光伏组件安装高度高出鱼塘，光伏组件方阵内应安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。对于露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接，再通过支架与主接地网连接。（2）侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在以下各处装设氧化锌避雷器：35kV线路、升压变压器高低压侧、35kV母线段。（3）接地 光伏电站升压站站内主接地网接地电阻值要求不大于1欧姆，水平接地网埋深0.8米,接地网外缘各角应做成园弧形,其半径不小于6米;接地极垂直打入地下,顶距地面0.8米。各避69、雷针、避雷器及主变中性点均应多点可靠接至附近垂直接地极，以便散流。主变压器中性点、断路器、电流互感器、电压互感器均必须以2根接地线在不同位置接至主地网. 35kV配电装置接地点至避雷针与主地网的连接点之间沿接地线的长度应大于15米。室外配电装置构架和爬梯利用接地引线(或爬梯底部)就近接至主地网,设备支、构架须从顶部金属构件用明敷的接地引线就近接至主地网,所有接地引线均不得串接。在变电站大门接地网边缘地方，应铺设砾石地面或沥青地面，以提高地表的电阻率，降低跨步电压。光伏发电站站区，配电房、水泵房、门卫室及室外设备设置以水平接地体为主，以垂直接地体为辅的人工接地网，并满足有关规程的要求。为防止接地70、装置的腐蚀，接地体材料均采用热镀锌处理，水平接地体采用404及505扁钢，垂直接地体采用50505，L=2500角钢。站区内总的接地电阻不大于4欧姆，二次设备不大于1欧姆。光伏二次设备内二次设备保护屏自带铜排采用不小于100mm2铜导线首尾相连成网（如遇由空屏则跨过连至下一个）并与电缆沟内沿支架敷设接地铜排相连，接地铜排用4根截面不小于50mm2的绝缘铜绞线与室内接地干线等间距相连，铜排的连接应采用铜焊。系统各设备的保护接地、工作接地均不得混接，工作接地实现一点接地。所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体可靠接地。光伏组件采用接地电缆将组件支架与厂区接地网连接。接地装置及设备接地的设计按交流电气71、装置的接地和十八项电网重大反事故措施的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌钢管。接地电阻以满足组件厂家要求为准。5.1.6 电缆敷设及电缆防火本站各屋内配电装置、控制室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用直埋敷设或电缆桥架敷设。电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处，配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。5.1.7 消防报警系统火灾报警系统由一个火灾报警控制器和若干个火灾探测器、手动报警装置、火灾报警扬声器组成。通过RS72、458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。5.2 电气二次 5.2.1 电站的调度管理 本电站以35kV电压接入系统。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按无人值班（少人值守）的原则进行设计。 电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏发电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及 35kV 电气配电房的全功能综合自动化管理，实现光伏发电站与地调端的四遥功能及发电公司的监测管理。光伏电站有功功率73、无功功率控制调节由监控系统配合逆变器系统完成。5.2.2电站的综合自动化系统电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统。下面介绍各个系统的功能特点。 1、计算机监控系统 （1）计算机监控系统的内容 光伏发电站采用无人值班式电站运行数据采集显示数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线(现场总线)为通讯载体，将光伏组件，并网逆变器，电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集将的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定74、值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检测等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。 （2）计算机监控系统的结构 计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。 站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、网络设备及规约转换接口等； 间隔层主要设备为并网逆变器监控单元、箱式变电站、环境参数75、采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计量设备、公用直流等二次设备组成。 2、继电保护 （1）保护装置的选型与集成电路型模拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型数字综合保护装置。（2）保护配置方案根据 GB50062-2008电力装置的继电保护和自动化装置设计规范以及 GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程的要求，本电站保护配置如下： a) 35kV出线保护暂定距离保护及过流保护等，以系统接入审查意见为准。b) 35kV配电室进线保护进线设电76、流速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸；装设过负荷保护、接地等动作于信号。 c) 35kV箱式变电站变压器保护由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧空气开关。因此不另配置保护装置。变压器温度信号通过通讯接入监控系统，由综合自动化保护装置进行保护跳闸。d) 35 kV站用变压器保护 35 kV站用变压器为干式变压器，布置在配电室。设电流速断、限时速断为主保护，瞬时动作于站用变高低压侧断路器跳闸。过电流保护为后备保护，限时动作于跳开站用变高低压侧断路器。设过负荷保护，动作于信号。 f) 并网逆变器保护并网逆变器77、为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电 /过流保护、极性反接保护、短路保护、低电压穿越、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。5.2.3 安防系统安全防范系统安装在光伏区域用于监视场地的设备和装置，防止群体性抢劫、个体性偷窃、恶作剧性损毁设备和装置，在发生上述事件时及时报警并能对现场情况进行实时录像取证，为处理非常情况提供第一手图像资料，在有人靠近厂区围栏时，给予语音警示。安全防范系统包括：视频监视和报警两部分功能。本系统应采用基于数字技术、结构化设计的设备，便于安装，具有环境适78、应性强，视场角大、使用寿命长、抗干扰能力强的特点。现场的设备免维护，可直接用水冲洗。本电站设置一套安保系统，实现对电站主要电气设备，光伏组件方阵、主控室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置监控主机、数字硬盘录像机、前置摄像机及相关附件。5.2.4 环境监测系统在光伏发电站内配置一套环境监测仪，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，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。5.3 通信部分5.3.1 工程概述光伏发电站调度信息拟传送至地方地调，预留当地县调接入信息接79、口；最终以系统接入意见为准。在光伏电站配置一套STM4 SDH设备、一套PCM复接设备、一组电源变换器、一块通信综合屏、一套数配、音配、光配单元模块和一部电话机；对侧配置STM-4光支路板一块，一套PCM复接设备。按照电网计量系统配置原则要求，本期35kV进线设置关口计量，关口表计及互感器精度要求：关口计量表精度为0.2S级，具备负荷曲线分析功能，电流互感器计量级次精度为0.2S级，电压互感器计量级次的精度为0.2级，将计量信息通过数据网送至省调。5.3.2 站内通信光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信，为满足生产调度需要，宜设置生产程控调度交换机，统一供生产管理通信和生产调度通80、信使用。5.3.3 光功率预测系统按照电网功率预测系统要求，在站内配置一套光功率预测装置，将预测信息通过数据网送至省调。6 土建工程6.1 设计安全标准6.1.1 建筑单体设计标准本工程拟建场地站址位于XX县。建（构）筑物设计主要包括：综合楼、35kV配电房、水泵房等。1) 综合楼为地上一层砖混结构，建筑面积150.08。耐火等级二级，抗震设防烈度7度。2) 配电房为地上一层砖混结构，建筑面积267.13。耐火等级二级，抗震设防烈度7度。3) 水泵房为地上一层砖混结构，建筑面积23.47。耐火等级二级，抗震设防烈度7度。6.1.2 设计安全标准本工程所有建（构）筑物均按7度抗震设防，地基基础设81、计等级为丙级，建筑结构的安全等级为二级，设计使用年限为50年，属丙类建筑。屋面为不上人屋面。6.2 基本资料和设计依据6.2.1 基本资料1、站区的地形地貌、工程地质、水文地质情况、岩土特征、场地物理力学参数等详见第三章工程地质所述。2、历年平均风速：2.2m/s实测10分钟平均最大风速：15.8m/s(SSW)全年主导风向：ENE(频率12%)夏季主导风向：ENE、E、ESE(频率11%)冬季主导风向：ENE(频率13%)根据实测资料计算50年一遇10m高10min平均最大风速为：28.2m/s。查建筑结构荷载规范XX地区的风压为0.35kg/m2，根据风压、风速换算关系： W=V2/16082、0 反推XX地区50年一遇10m高10min平均最大风速为：26.4m/s。3、近30年灾害性天气资料及建筑物所采用的洪水标准对应的洪水位、历史最高内涝水位等资料尚在收集中，待资料齐全后再补齐。6.2.2 设计依据混凝土结构设计规范 GB 50010-2010砌体结构设计规范 GB 50003-2011建筑结构荷载规范 GB 50009-2001（2006年版）建筑抗震设计规范 GB 50011-2010构筑物抗震设计规范 GB 50191-93建筑内部装修设计防火规范 GB 50222-95建筑设计防火规范 GB50016-2006建筑地基基础设计规范 GB 50007-2011建筑地基处理83、技术规范 JGJ 79-2002钢结构设计规范 GB 50017-2003钢混凝土组合结构设计规程 DL/T 5085-1999工业企业设计卫生标准 GBZ1-2002屋面工程质量验收规范 GB50207-2002屋面工程技术规范 GB50245-2004建筑地面设计规范 GB50037-97电力工程制图标准 DL 5028-93砼结构工程施工质量验收规范 GB50204-2002钢结构工程施工质量验收规范 GB50205-2001建筑基桩检测技术规范 JGJ106-2003工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-2008以上未列规范按国家现行的其它有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规84、定等。本工程土建设计内容包括：方阵支架基础设计、光伏发电站建筑设计等、光伏发电站道路及场地设计。6.3 光伏阵列基础及升压变单元基础设计6.3.1 光伏阵列基础设计及地基处理6.3.1.1 支架系统设计（1）主要设计参数基本风压：0.35 kN/m2基本雪压：0.35 kN/m2抗震设防烈度：7度（0.05g）（2）主要材料钢材：冷弯薄壁型钢、材料应具有钢厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。所有钢结构均应热镀锌防腐处理。钢材采用Q235-B钢、Q345-B钢；焊条：E43；螺栓:檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级；支架立柱底脚板85、与基础连接采用锚栓；钢筋:采用HPB300、HRB335钢；混凝土强度等级：垫层C15，其余C25、C30。 (3) 荷载组合：根据建筑抗震设计规范，对于一般结构地震荷载与风荷载不进行组合，由于光伏组件自重很小，支架设计时风荷载起控制作用，因此最不利荷载组合中不考虑地震荷载。 (4) 光伏组件阵列支架设计在各种荷载组合下，支架应满足规范对强度、刚度、稳定等各项指标要求。设计时采用50年一遇10分钟平均最大风速作为设计依据，确保支架系统安全、稳定。6.3.2 逆变器-升压变单元设计30个逆变器-升压变单元由60台左右的逆变器，30台变压器组成，1个逆变器-升压变单元由2台左右的逆变器，1台变压器86、组成，共30个单元，采用室外布置。逆变器-升压变单元为户外成套设备，采用钢筋混凝土柱状基础，设有预埋件，砖墙封堵，天然地基。6.4 主要建（构）筑物设计6.4.1 办公综合楼办公综合楼建筑（含大门），平面尺寸为18.0m（长）x7.8（宽）x3.2m（高），共1栋，单层砖混结构。（含接待室、办公室、门卫室、卫生间等）外墙：墙体采用承重多孔砖，外饰涂料。外墙保温采用泡沫玻璃板保温层，具体做法按相关图集选用。大门门垛采用人造大理石贴面，具体做法按相关图集选用。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用泡沫玻璃板保温层。具体做法按相关图集选用。建筑物的屋面为有组织排水。门87、窗：大门为防盗门，窗为塑钢窗，钢制伸缩大门地面：地砖地面，具体做法按相关图集选用。办公综合楼为单层砖混结构，砖墙以下C30混凝土条形基础，现浇C30钢筋混凝土屋面，屋顶设有防水保温层。办公综合楼地面按活载标准值2kN/m2设计，屋面按活载标准值0.50kN/m2设计。6.4.2 配电室配电室为单层建筑，平面轴线尺寸为40.8m（长）7.2m（宽）4.8m（高），共1栋（含有35kV开关柜、低压配电室、控制室、备品备件间等）。外墙：墙体采用承重多孔砖，外饰涂料。外墙保温采用泡沫玻璃板保温层，具体做法按相关图集选用。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用泡沫玻璃板保88、温层。具体做法按相关图集选用。建筑物的屋面为有组织排水。门窗：所有门为防火门，窗为塑钢窗地面：地砖地面，具体做法按相关图集选用。配电室为单层砖混结构，砖墙以下C30混凝土条形基础，现浇C30钢筋混凝土屋面，屋顶设有防水保温层。配电室中配电室地面按活载标准值6kN/m2设计,屋面按活载标准值0.50kN/m2设计。6.5 光伏发电站道路及场地设计道路工程的设计任务是结合场地原有道路系统，合理规划道路的位置，方便对外交通；与厂区外发展战略相协调，兼顾远期发展对交通运输的要求，以节省工程投资，保证在工程量最节省的前提条件下做到道路畅通。根据道路设计的有关规范和道路用途设计道路断面、用材和施工方法。光89、伏发电站四周及内部道路宽为4m，碎石道路，做法为：清表，原土铺碎石洒水碾压，200厚碎石分2层碾压。场前区道路宽为6m，混凝土道路，做法为：清表，素土夯实，250厚天然级配碎砾石碾实，180厚C25混凝土面层。6.6 主要建筑材料由于前期不确定因素，暂按以往项目经验选用以下建筑材料，后期根据实际需要再做调整，材料的选用、检验必须满足国家标准和有关规范。6.6.1 混凝土现浇混凝土构件： C25，C30，素混凝土垫层： C156.6.2 钢材型钢和钢板： 一般采用Q235B，特殊处采用Q345系列钢。钢檩条： 冷弯薄壁型钢钢筋： HPB300级、HRB335和HRB400级压型钢板： 0.4-090、.6mm厚6.6.3 水泥普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥及抗硫酸盐水泥等。7 消防设计7.1 工程消防总体设计7.1.1 设计依据1)建筑设计防火规范GB50016-2006；2)火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006；3)建筑内部装修设计防火规范GB50222-95(2001年修订版)；4)火灾自动报警系统设计规范GB50116-98；5)电力工程电缆设计规范GB50217-2007；6)电力设备典型消防规程DL5027-93；7)建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005；8)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T 5035-2004；9)建筑给水排水设计规91、范GB 50015-2003；10)室外给水设计规范GB 50013-2005；11)变电站总体布置设计技术规程DL/T5056-2007。7.1.2 设计原则本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。变电站内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。7.2 工程消防设计7.2.1 主要建筑物火灾危险分类及耐火等级本工程的建筑包括综合楼、门卫室、水泵房等。综合楼地上一层，局部两层，建筑面积768.34，建筑高度3.8m；门卫室和92、水泵房均为单层建筑。本工程建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分详见表7-1。表7-1 火灾危险性类别和耐火等级划分表建筑名称火灾危险性类别耐火等级综合楼丁二水泵房戊二门卫室戊二7.2.2 主要场所和主要机电设备的消防设计（1）就地升压变压器的主保护采用微机变压器保护装置，配置有多种保护装置，以最快速度切断通向故障区的电源。（2）综合楼、门卫室、水泵房之间相距较远，间距均大于10m，满足规范防火间距要求。（3）通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。（493、）电缆的防火措施按规程要求执行。控制室通往电缆沟和电缆槽盒的电缆孔洞及盘面之间缝隙采用非燃烧材料堵严。通向电缆竖井、电缆沟的孔洞也采用非燃烧材料堵严。（5）加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。（6）站区内升变压器附近设置灭火器。7.2.3 消防介质设计根据火力发电厂与变电所消防设计规范，站区内设置的综合楼体积不超过3000m3，耐火等级不低于二级，且火灾危险性为戊类，本工程不设固定式灭火设备。根据不同场所需要，配置移动式消防器材。7.2.4 消防电气设计根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。在集控室、电子设备间、高低压配电室、门厅等处设有手动94、报警器或警铃。探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息。本工程各连接电缆、电线均采用阻燃型。消防照明：综合楼等建筑设充电式应急灯，放电时间不小于30min。控制值班室设对外直拨电话（直拨119电话）。在每个发电单元附近配置干粉灭火器，用于发电单元电气设备的灭火。7.2.5 通风消防设计通风空调风管穿越防火墙。通风空调风道应采用不燃材料保温，穿过处的空隙采用不燃材料封堵。控制室及电气配电室和就地配电室房间设事故通风系统，风机和电机直联。通风空调设备均与火灾报警联锁，火灾时关闭暖通设备电源，火灾扑灭后采用门窗自然排烟。7.2.6 建筑装修防火设计站区内建构筑物均按相关规范规95、定的火灾危险性分类和最低耐火等级要求进行设计。耐火等级二级。建筑构造防火，如梁柱、楼板、吊顶、屋顶等构造设计，厂房防爆泄压、安全疏散等各方面的要求，均遵照建筑设计防火规范(GB50016-2006)等国家现行的标准进行设计。综合楼内各间设有水平通道，并与主要入口相连通。电气用房均有两个出口，以利于安全疏散，有防火要求的房间设丙级防火门，所有防火门均有自动闭门器。7.3 施工消防7.3.1 工程施工场地规划工程施工现场主要场所包括临时生活区、机械修配及综合加工厂、水泥库、木材库、钢筋库、综合仓库、油库、机械停放场及设备堆场。综合仓库包括临时的生产、生活用品仓库等。油库主要是机械用柴油、汽油和各种96、特种油工地用油。7.3.2 施工消防规划a) 施工现场消防安全组织建设1)建立安全消防领导小组，组织职工建立义务消防队。2)对进入本工程现场施工的所有单位，不论总包分包形式如何，均应签订消防安全责任书，并加强对分包单位的监督作用。3)有专人定期检查、管理灭火器具，做好各类安全生产，如实反映现场安全生产管理状况，凡是检查中发现的问题，必须定人、定时间、定措施整改，整改后进行验证，消除事故隐患。b) 现场防火要求1) 现场四周道路必须保证消防边道畅通。2) 配电间配置二氧化碳气体灭火器或干粉灭火器。3) 木材库、综合仓库每25面积配置不少于一具干粉灭火器。c) 施工现场临时生活区防火安全管理1) 97、临时生活区应与施工主体建筑保持足够的防火间距，在防火间距内严禁放材料。2) 临时生活区内严禁使用电炉和乱拉乱接电线，禁用大功率灯泡照明或碘钨灯。3) 临时生活区每幢配备2具干粉灭火器。d) 灭火预案当本工程发生火灾时，项目防火领导小组成员要及时组织义务消防队员和施工人员，应进行灭火、疏散等应急措施。1) 报警。当项目施工人员发现火灾时向周围人员大声呼喊报警，召集其他人员前来参加扑救。并及时拨打“119”报警。2) 灭火。当项目义务消防队接到报警后，立即按事先指定分工及疏散计划实施人员疏散及灭火工作。义务消防队队员分组使用项目各种灭火设施及时灭火。 3) 断电。如发生电气火灾，或者火势威协到电气98、线路时，或电器设备和电气影响灭火人员安全时，首先要及时切断电源，再进行灭火。4) 防爆。工地用油等易燃易爆物品处于或可能受到火灾威胁时，迅速转移到安全地带，并派人专管。5) 救护。对受伤人员应立即送往医院抢救。7.3.3 易燃易爆仓库消防易燃易爆仓库主要为油库。油库内工地用油包括机械用柴油、汽油和各种特种油，专库存放，专人负责。保持阴凉通风，夏季室内温度超过35必须采取降温措施。油库电气设备必须符合防爆要求。油库位置位于施工仓库附近且需保持一定距离。7.4 附表序号名称规格单位数量备注1手提式干粉灭火器磷酸铵盐干粉，4kg/具具202推车式干粉灭火器磷酸铵盐干粉，20kg/具具68 施工组织设99、计8.1 工程概况本工程为贵州XX县XX30MWp光伏发电项目，项目选址贵州省XX县。8.2 工程范围本工程包括光伏发电系统内的施工组织设计、设备制造、采购安装、调试并网发电和技术服务等。8.3 工程实施目标8.3.1工期目标：本工程从设计到并网发电，总的工期控制在6个月以内。8.3.2质量目标：（1）设计：方案优化、工艺先进、严格评审、供图及时，设计优良品率95，设计变更率2%。（2）设备：选型合理、技术可靠、严格监造、准点供货、设备无缺陷（3）安装：安装工程合格率100，安装工程优良率90。（4）调试：试运项目验收优良率90%以上，主要仪表投入率100、自动投入率100；并网发电一次成功。100、8.3.3环境、职业健康安全目标：（1）人身死亡事故及人员责任事故、重大设备事故、职业病、火灾事故、员工重伤事故均为零；员工轻伤事故为零。（2）不因设计、采购、施工、调试运行等原因而导致工程建设、运行及影响主体锅炉安全生产运行的质量、环境和安全事故发生。（3） 项目实施过程中不发生重大环境污染事故。8.4 施工总平面规划布置8.4.1 施工平面布置原则施工总平面布置合理与否，将直接关系到施工进度和施工安全，为保证施工顺利进行，具体施工平面布置原则如下：(1)在满足施工条件下，尽量节约施工用地，特别是尽量减少对道路的占用。(2)满足施工需要和文明施工的前提下，尽可能减少临时设施的投资。(3)在保101、证场内交通运输畅通和满足施工对材料要求的前提下，最大限度地减少场内运输，特别是减少场内二次搬运。(4)符合施工现场卫生、安全技术要求及防火规范要求。8.4.2 现场平面布置方案为便于工程文明施工管理，结合本工程现场条件，将生产区、办公区及生活区严格分开，各区根据自身特点制定不同的管理制度，依据工程总体施工进度计划和各施工阶段的用地需求，进行布置。(1)施工临设办公区布置办公区设有小五金及贵重物资仓库，办公室，会议室等，办公区的布置服从业主安排。生活区布置现场不布置生活区，拟租用民房以解决工人住宿。构件拼装场地：1000平米工具房、仓库：200平米设备、材料堆放场地：1000平米以上施工临设场地102、由业主协调提供。(2)平面管理办法施工平面管理由项目经理总负责，由施工主管、材料部门、机械管理部门、后勤组织部门实施，按平面分片包干管理措施进行管理。施工现场按照CI标准设置“六牌一图”。即质量方针、工程概况、施工进度计划、文明施工分片包干区、质量管理机械、安全生产责任制、施工总平面布置图。8.4.3力能供运考虑电量不大，不再另行设水电供给设施，在光电系统施工过程中的用水用电，由总包预留出接驳位置，提供施工用水及II级配电箱。用水用电量由我司经过计算确定。 (1)用水计划由于施工区域比较分散，施工用水不多。光伏面板支架基础施工过用水拟通过总包方同业主方协调，就近接引。在光电系统安装完成后，进行103、淋水试验时采用消防用水管道供水。(2)用电计划现场施工时主要的机电设备是电焊机、电动切割锯、电钻等，用电量最大的是电焊机，电路布置应以电焊机的布置为主要考虑因素，总的用电负荷约200kW。在使用总包方供电、供水设施时，我司单独装表计量，按表交费。8.5 主要工程项目的施工方案8.5.1 安装前的准备工作安装组件前，应根据组件参数对每个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装在同一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串联。组件接线盒上穿线孔应加工完毕。8.5.2 光伏组件系统安装8.5.2.1 支架底梁安装a. 钢104、支柱的安装，钢支柱应竖直安装，与钢网架良好的结合。连接槽钢底框时，槽钢底框的对角线误差不大于10mm，检验底梁（分前后横梁）和固定块。如发现前后横梁因运输造成变形，应先将前后横梁校直。具体方法如下：先根据图纸把钢支柱分清前后，把钢支柱底脚与基础预埋铁板连接，然后防腐处理。再根据图纸安装支柱间的连接杆，安装连接杆时应注意连接杆应将表面放在光伏站的外侧，并把螺丝拧至六分紧。b. 根据图纸区分前后横梁，以免将其混装。c. 将前、后固定块分别安装在前后横梁上，注意勿将螺栓紧固。d. 支架前后底梁安装。将前、后横梁放置于钢支柱上，连接底横梁，并用水平仪将底横梁调平调直，并将底梁与钢支柱固定。 e.调平好105、前后梁后，再把所有螺丝紧固，紧固螺丝时应先把所有螺丝拧至八分紧后，再次对前后梁进行校正。合格后再逐个紧固。8.5.2.2 光伏组件杆件安装a. 检查光伏组件杆件的完好性。b. 根据图纸安装光伏组件杆件。为了保证支架的可调余量，不得将连接螺栓紧固。8.5.2.3 光伏组件安装面的粗调a. 调整首末两根光伏组件固定杆的位置的并将其紧固紧。b. 将放线绳系于首末两根光伏组件固定杆的上下两端，并将其绷紧。c. 以放线绳为基准分别调整其余光伏组件固定杆，使其在一个平面内。d. 预紧固所有螺栓。8.5.2.4 光伏组件的进场检验a. 光伏组件应无变形、玻璃无损坏、划伤及裂纹。b. 测量光伏组件在阳光下的开106、路电压，光伏组件输出端与标识正负应吻合。光伏组件正面玻璃无裂纹和损伤，背面无划伤毛刺等。8.5.2.5 光伏组件安装机械准备：用叉车把光伏组件运到方阵的行或列之间的通道上，目的是加快施工人员的安装速度。在运输过程中要注意不能碰撞到支架，不能堆积过高（可参照厂家说明书）。a. 光伏组件在运输和保管过程中，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动，不得横置重压。b. 光伏组件的安装应自下而上，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固光伏组件螺栓。安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃；光伏组件的联接螺栓应有弹簧垫圈和平垫圈，紧固后应将螺栓露出部分及螺母涂刷油漆，做防松处理。并且在各项安装结束后进107、行补漆；光伏组件安装必须作到横平竖直，同方阵内的光伏组件间距保持一致；注意光伏组件的接线盒的方向。8.5.2.6 光伏组件调平a. 将两根放线绳分别系于光伏组件方阵的上下两端，并将其绷紧。b. 以放线绳为基准分别调整其余光伏组件，使其在一个平面内。c. 紧固所有螺栓。8.5.2.7 光伏组件接线 根据电站设计图纸确定光伏组件的接线方式。 光伏组件连线均应符合设计图纸的要求。 接线采用多股铜芯线，接线前应先将线头搪锡处理。 接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串光伏组件连接完毕后，应检查光伏组件串开路电压是否正确，连接无误后断开一块光伏组件的接线，保证后续工序的安全操作。 将光伏组件串与108、控制器的连接电缆连接，电缆的金属铠装应接地处理。组件方阵的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量 布线方式应符合设计图纸的规定。应选用不同颜色导线作为正极（红）负极（蓝）和串联连接线，导线规格应符合设计规定。连接导线的接头应镀锡 截面大于6的多股导线应加装铜接头（鼻子），截面小于6的单芯导线在组件接盒线打接头圈连接时 线头弯曲方向应与紧固螺丝方向一致 每处接线端最多允许两根芯线 ，且两根芯线间应加垫片，所有接线螺丝均应拧紧。方阵组件布线完毕 应按施工图检查核对布线是否正确。组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲 防雨水流入接线盒。组件连线和方阵引出电缆应用固定卡固定或绑扎在机架上。方阵109、布线及检测完毕 应盖上并锁紧所有接线盒盒盖。方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。8.5.2.8 方阵测试测试条件：天气晴朗，太阳周围无云，太阳总辐照度不低于700W/m2。在测试周期内的辐照不稳定度不应大于1，辐照不稳定度的计算按地面用太阳电池电性能测试方法中相关规定。被测方阵表面应清洁。技术参数测试及要求：方阵的电性能参数测试按地面用太阳电池电性能测试方法和 光伏组件参数测量方法（地面用）的有关规定进行。方阵的开路电压应符合设计规定。方阵实测的最大输出功率不应低于各组件最大输出功率总和的60。方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻不应低于50M。8.5.3 变配电系统逆变器、配电柜安110、装8.5.3.1 逆变器、配电柜安装打开包装箱，分别检查逆变器及配电柜的完好情况；检查配电柜、逆变器各开关初始位置是否正确，断开所有输出、输入开关；将主接线盒的方阵输入电缆分别接至控制器各端子；将逆变器交流输出电缆接至交流配电箱的输入端；将逆变器直流输入电缆接至控制器负载输出端；将外电网电缆接至交流配电箱的输出端子。8.5.3.2 电源馈线敷设方阵电缆的规格和敷设路由应符合设计规定。馈电线穿过穿线管后应按设计要求对管口进行防水处理。电缆及馈线应采用整段线料 不得在中间接头。电源馈线正负极两端应有统一红（正极）蓝 （负极）标志， 安装后的电缆剖头处必须用胶带和护套封扎。8.5.3.3 通电检查通111、电试验电压表、电流表表针指在零位、无卡阻现象。开关、闸刀应转换灵活，接触紧密。熔丝容量规格应符合规定、标志准确。接线正确、无碰地、短路、虚焊等情况，设备及机内布线对地绝缘电阻应符合厂家说明书规定。通电试验步骤方阵输入回路应设有防反充二极管。应能测试方阵的开路电压 、短路电流。输出电压的稳定精度应符合设计要求。能提供直流回路的电流监视信号。电源馈线的线间及线对地间的绝缘电坐应在相对湿度不大于80时用500V兆欧表测量绝缘电阻应大于1 M。各电源馈线的电压降应符合设计规定。方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻、耐压强度应符合设计规定。8.5.4 防雷接地安装施工顺序：接地极安装 接地网连接 接地网由接112、地体和接地扁钢组成。地网分布在立柱支架周围,接地体采用热镀锌角钢。接地极一端加工成尖头形状,方便打入地下。接地线应采用绝缘电线，且必须用整线，中间不许有接头。接地线应能保证短路时热稳定的要求，其截面积不得小于6mm2，避雷器的接地线应选择在距离接地体最近的位置。接地体与接地线的连接处要焊接；接地线与设备可用螺栓连接。接地扁铁采用热镀锌扁钢,接地扁钢应垂直与接地体焊接在一起；以增大与土壤的接触面积。最后扁钢和立柱的底板焊接在一起.焊后应作防腐处理,应采用防腐导电涂料.回添土尽量选择碎土，土壤中不应含有石块和垃圾。8.5.5 整体汇线 整体汇线前事先考虑好走线方向,然后向配电柜放线.光伏组件连线应113、采用双护套多股铜软线,放线完毕后可穿32PVC管。线管要做到横平竖直,柜体内部的电线应用色带包裹为一个整体,以免影响美观性。 关掉电池的空气开关。连接好蓄电池连线。线的颜色要分开。红色为正。黑色为负。 连接光伏组件连线。同样要先断开开关。 连接控制器到逆变器的电源连接线。负载线应根据光伏发电站和移动直放站的位置，去确定架空或地埋的方式。 电缆线敷设施工准备放线电缆沟开挖预埋配管和埋件电缆敷设电缆沟回填接线a、施工准备电缆穿越墙体、基础和道路时均应采用镀锌保护管，保护管在敷设前进行外观检查，内外表面是否光滑，线管切割用钢锯，端口应将毛刺处理。b、预埋配管暗配的线管宜沿最短的线路敷设并减少弯曲，埋114、入墙或地基内的管子，离表面的净距离不应小于15mm，管口及时加管堵封闭严密。c、管内穿线管路必须做好可靠的跨接，跨接线端面应按相应的管线直径选择。d、电缆敷设电缆敷设前电缆沟应通过验收合格；铠装电缆直接埋地敷设，电缆埋设段内严禁接头。8.5.6 整体防腐施工完工后应对整个钢结构进行整体防锈处理，可用防锈漆进行涂装，但涂装次数不得少于二遍，中间间距时间不得少于8小时。8.5.7 分部验收测试（调试工程师）8.5.7.1 系统设置与接线并网光伏发电系统的系统接线和设备配置应符合低压电力系统设计规范和太阳能光伏发电系统的设计规范。并网光伏发电系统与电网间在联接处应有明显的带有标志的分界点，应通过变压115、器等进行电气隔离。检测方法：对系统设计图和配置设备清单进行检查。8.5.7.2 安装、布线、防水工程检查光伏方阵、逆变器、并网保护装置等设备安装应符合设计施工图的要求，布线、防水等建筑工程应符合相关要求。检测方法：对光伏方阵、逆变器、并网保护装置等设备的安装对照设计施工图进行检查，验证是否一致；检查安装、布线、防水等工程的施工记录。8.5.7.3 防雷接地光伏方阵必须有可靠的接地网防雷措施。检测方法：检查光伏方阵的接地线与防雷接地线是否牢固连接。8.5.7.4 绝缘性能绝缘电阻光伏方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的用DC1000V欧姆表测量绝缘电阻应不小于1M。试验方法：116、将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC1000V欧姆表测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1M。8.5.7.5 绝缘耐压光伏方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的应能承受AC2000V，1分钟工频交流耐压，无闪络、无击穿现象。试验方法：将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘耐压。8.5.7.6 工作特性试验并网光伏发电系统应在现场对其主要设计工作特性进行验证检测，以证明其符合性。并网光伏发电系统的起动和停止，应符合设计的功率（电压）117、值并经一定延时确认后动作，防止出现频繁起动和停止现象。试验方法：调整（模拟）光伏方阵的发电功率（电压）达到设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统起动并入电网运行；调整（模拟）光伏方阵的发电功率（电压）低于设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统停止与电网解列运行；起动/停止动作值应符合设计文件的要求。8.5.7.7 交流电源跟踪当电网电压和频率在设定范围内变化时,并网光伏发电系统的输出应可跟踪电网电压和频率的变化，稳定运行。交流输出功率，交流输出电流(高次谐波)，功率因数应符合设计值。试验方法：调整（模拟）电网的电压和频率在规定范围内变化，观察并网光伏发电系统的输出可以跟踪这种变化，且稳定运行。118、8.5.7.8 效率并网光伏发电系统在额定输出的25%、50%、100%时，转换效率应符合设计要求。试验方法：在并网光伏发电系统输出在额定值的25%、50%、100%，偏差10%以内时，测量光伏组件方阵输出的直流功率和系统输出的交流功率，计算转换效率，应符合设计要求。8.5.7.9 电压与频率为了使交流负载正常工作，并网光伏发电系统的电压和频率应与电网相匹配。电网额定电压为35 kV，额定频率为50Hz。正常运行时，电网公共连接点（PCC）处的电压允许偏差应符合GB12325-90。三相电压的允许偏差为额定电压的7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。并网光伏发电系统应与电网同步119、运行。电网额定频率为50Hz，光伏系统的频率允许偏差应符合GB/T 15945-1995，即偏差值允许0.5Hz。频率工作范围应在49.5Hz50.5Hz之间。试验方法：在并网光伏发电系统正常运行时，测量解并列点处的电压和频率应符合上述要求。8.5.7.10 电压电流畸变率并网光伏发电系统在运行时不应造成电网电压波形过度的畸变，和/或导致注入电网过度的谐波电流。在额定输出时电压总谐波畸变率限值5%，各次谐波电压含有率限值3%，在50%和100%额定输出时电流总谐波畸变率限值为5%，各次谐波电流含有率限值为3%。试验方法：用谐波测量仪在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的电压120、和电流总谐波畸变率和各次谐波含有率。8.5.7.11 功率因数光伏系统的平均功率因数在50%额定输出时应不小于0.85，在100%额定输出时应不小于0.90。试验方法：用功率因数表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的功率因数应符合上述要求。8.5.7.12 电压不平衡度(仅对三相输出)光伏系统（仅对三相输出）的运行，三相电压不平衡度指标满足GB/T 155431995 规定。即电网公共连接点（PCC）处的三相电压允许不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。试验方法：用电压表在并网光伏发电系统输出50%和100%时，测量解并列点处的三相输出电压应符合上述要求。8.5.7.1121、3 安全与保护试验并网光伏发电系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，防止事故范围扩大，应设置相应的并网保护装置。过/欠压当并网光伏发电系统电网接口处电压超出规定电压范围时，过欠电压保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠电压检测回路中施加规定的交流电压值，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。过/欠频当并网光伏发电系统电网接口处频率超出规定的频率范围时，过欠频率保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠频率检测回路中施加规定的交流频率信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合122、设定值。防孤岛效应当并网光伏发电系统的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应，应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。防孤岛效应保护应在2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：并网光伏发电系统运行中，调整阻性负荷，使电网向负荷的供电功率接近于零（小于额定功率的5%），模拟电网失电，检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。电网恢复由于超限导致光伏系统离网后，光伏系统应保持离网，直到电网恢复到允许的电压和频率范围后150秒以上才可再并网。试验方法：在过/欠压、过/欠频、防孤岛效应保护检测时，恢复保护装置工作范围，并网光伏系统应在规定时间后再并网。123、短路保护光伏系统对电网应设置短路保护，电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1秒以内将光伏系统与电网断开。试验方法：在解并列点处模拟电网短路，测量逆变器的输出电流及解列时间。方向功率保护对无逆潮流光伏并网发电系统，当电网接口处逆潮流为逆变器额定输出的5%时，方向功率保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：将并网光伏发电系统停止解列，在方向功率保护检测回路中施加规定的交流信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。8.5.8 系统调试8.5.8.1 系统调试前准备工作系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性124、能测试、充电蓄电池组的检测、光伏方阵输出电压的检测、控制器调试。光伏组件方阵的仰角方向宜保持一致，满足最大采光要求。光伏组件安装纵向中心线和支架纵向中心线应一致，横向水平线应与地面形成设计度角，倾斜方向应该是符合设计要求。紧固后目测应无歪斜。支架固定牢靠，可抵抗7-8级风。避雷设备符合所有安装要求。汇流盒及护线PVC管必须做到100%防水保护、安装牢固。系统安装使用的支架、抱箍、螺栓、压板等金属构件应进行热镀锌处理，防腐质量应符合现行国家标准金属覆盖及其他有关覆盖层维氏和努氏显微硬度试验（GB/T9700）、热喷涂金属件表面预处理通则（GB/T11373）、现行行业标准钢铁热浸铝工艺及质量检验125、（ZBJ36011）的有关规定。各种螺母紧固，宜加垫片和弹簧垫。紧固后螺出螺母不得少于两个螺距。安装完成后进行检查，确认无误，方可进行分项调试。各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。8.5.8.2 调试流程8.5.8.2.1 调试之前做好下列工作准备：（1）应有运行调试方案，内容包括调试目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；（2）按运行调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格；（3）熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握光伏组件，逆变器，光伏系统工作原理；（4）光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作；（126、5）检查太阳能光伏接线是否正确，逆变器、并网柜的接线是否正确；（6）检查光伏组件的二极管连接是否正确；（7）检查保护装置、电气设备接线是否符合图纸要求。8.5.8.2.2 通信网络检测（1）检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；（2）检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；（3）检查计算机间的通信联接是否正常。8.5.8.2.3 系统性能的检测与调试电站运行前，运行维护人员必须做好一切准备工作：检查送电线路有无可能导致供电系统短路或断路的情况；确认输配电线路无人作业，确认系统中所有隔离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确127、认光伏组件方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全启动的重要环节。逆变器并网前首先进行以下测试：对太阳能发电系统进行绝缘测试，测试合格方可并网；测试直流防雷箱输出（或逆变器进线端）电压，判断光伏组件输出是否正常；测量并网点的电压，频率是否在逆变器的并网范围；待以上测试完成并达到并网条件时，方可以进行并网调试；将测试逆变器的输入输出隔离开关闭合，并将并网柜相应的断路器合上，观察并网电压及电流是否正常，查看逆变器各项参数是否正常，如此操作直到各个逆变器工作正常。将所有逆变器连接上通讯线，同时连接上数据采集器及传感器，通过通讯线将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电128、系统各项参数及指标是否正常，调整逆变器，数据采集器，监控软件的相关设置，使监控系统正常。启动系统设备，观察逆变器，并网柜是否正常工作；检查监控软件是否正常显示光伏系统发电量，电压，频率等系统参数。电能质量测试：上图所示电路是对光伏并网发电量系统测量的一个测试框图。如果电网的电压和频率的偏差可以保持在最高允许偏差的50%及以内，则“电压和频率可调的净化交流电源（模拟电网）”可以省略，直流将系统接入电网进行测试。（1）正常运行时，本光伏系统和电网接口处的电压允许偏差符合GB/T 12325-1990的规定，三相电压的允许偏差为额定电压7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。（2）光伏129、系统与电网同步运行，电网额定频率为50Hz，光伏系统并网后的频率允许偏差符合GB/T 15945-1995的规定，即输出频率允许偏差为额定频率0.5Hz。（3） 光伏系统工作时不应造成电网电压波形过度的畸变和导致注入电网过度的谐波电流。并网逆变器额定输出时，电流总谐波畸变限值小于逆变器额定输出的5%。（4）光伏系统的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数不小于0.9。（5）光伏系统并网运行时，电网接口处的三相电压不平衡度不超过GB/T 15543规定的数值，允许值为2%，短时不超过4%。（6）光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不超过其交流额定值的1%。根据现场的具体情况，本130、司还将配备以下的测量仪器：兆欧表，精度等级不低于1.5级，500V；温度传感器或具有测温功能的万用电表，精度1； 电流表，精度不低于0.5级；电压表，精度不低于0.5级；温度计，分度值不大于1；频率计；谐波仪；水平仪等。8.6 项目实施计划由于本工程主要利用现有开阔地、新建建筑物面积较小，施工周期相对较短。本工程采用连续建设，分期并网方案，整个工程周期控制在6个月内，其中：可行性研究报告及审查：0.5个月；主设备招投标及采购：0.5个月；初步设计及施工图设计：1.5个月；其它设备、材料采购：1个月；土建施工及设备安装：2个月；单体调试、联合调试：0.5个月；9 工程管理设计9.1 工程管理机构131、贵州XX县XX30MWp光伏发电项目建成后，站内光伏方阵和电气设备拟实行统一管理，接受专门设立的运营机构集中管理。根据生产和经营需要，结合光伏发电站的运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人(1992)64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，及原电力部颁发的电安生(1996)572号文件“关于颁发电力行业一流水力发电厂考核标准(试行)的通知”的意见，结合新建本光伏发电站的具体情况，本光伏发电站和综合楼按“无人值班，少人值守”的原则设计。由于目前尚无可遵照执行的光伏发电站运行人员编制规程，本光伏发电站的机构设置和人员编制暂参132、照同类工程和本工程实际条件确定方案。本工程定员标准暂定2人。考虑到现代运行方式需要，结合其他光伏发电站建设现状，设备检修拟聘用专业队伍，不专门设检修人员。本光伏发电站有生产基地和管理与生活基地两个区域。生产基地包括组件方阵、逆变器室、箱式变及检修通道等。综合楼内设有门卫值班室、中控室以及办公室、会议室、宿舍、餐厅等服务管理用房。9.2 主要管理设施a) 生产生活区主要设施本光伏发电站站区内设置电气楼和综合楼。b) 生产、生活电源设1台10kV站用变压器，从附近的10kV线路引接电源。c) 生产、生活供水设施在站内打一眼深水井，考虑补水管首先经过一套给水预处理设备进行处理，经过处理后的水，一部分133、直接进入生活水箱，在经过生活给水设备提升，消毒后送至光伏发电站各用水点。d) 工程管理区初步绿化规划参照类似条件光伏发电站工程已有的绿化经验，本光伏发电站以不影响光伏组件发电的前提下，对综合楼及生活区域周围初步规划种植适应本地区气候条件的小灌木及花草进行绿化和美化。e）道路交通设施本电站的道路交通由对外道路和站内道路组成。对外道路位于管理区东侧，内接管理区硬质广场，外连附近的公路，形成电站的对外交通。站内道路分站内环形道路和站内纵横道路。站内环道沿生产区四周布置。站内纵横道路为站区南北主通道的纵向道路和组件间及分站房旁的横向道路，纵横道路均与环道相连，组成点站内的道路交通网。管理区设有硬质广场134、，一方面作为综合楼前的多功能广场，另一方面作为电站的道路交通枢纽。起到组织内外交通的责任，使得交通顺畅，内外有别。9.3 电站运行维护、回收及拆除9.3.1 计划检修和维护项目公司应准备光伏发电站的检验与维护手册，内容应包括进行定期和年度检验、日常维护、大修维护和年度维护的程序和计划，以及调整和改进检验及维护的安排程序。项目公司对于其主要设备的大、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太阳辐射年内变化规律提出建议，该建议应递交调度机构并经调度机构同意后纳入计划停运。9.3.2 检修与维护管理9.3.2.1 组织形式针对本工程规模大、光伏组件数量多，组织形式拟135、采用分散流水式作业。将整个维护工作根据工作性质分为若干阶段，科学合理地分配工作任务，实现专业分工协作，使各项工作之间最大限度地合理衔接，以更好的保证工作质量，提高劳动生产率。9.3.2.2 组织管理1) 坚持“质量第一”的思想，认真切实贯彻“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太阳辐射年内变化规律特征提出建议，该建议应递交调度136、机构并经确认后纳入计划停运。4) 年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。5) 应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。6) 在编制下一年度检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。7) 建立和健全设备检修137、的费用管理制度。8) 严格执行各项技术监督制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好每组光伏组件的维护检修记录，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。9.3.3 工程运行9.3.3.1 日常维护计划编制光伏发电站的日常维护计划编制主要是方便日常维护人员对光伏系统进行日常检查，及时发现隐患并得以排除，日常维护的内容主要包括：a) 光伏组件方阵1) 检查表面有无污物、破损；2) 检138、查支架是否腐蚀、生锈；3) 检查外部布线是否破损；4) 检查接地线的损伤，接地端是否松动。b) 电气部分1) 接线箱、功率调节器的外壳是否腐蚀、生锈；2) 接线箱、功率调节器的外部布线是否损伤；3) 功率调节器工作时声音是否正常，有否异味产生；4) 功率调节器换气口过滤网是否堵塞；5) 电缆接线端子的检查与紧固；6) 模块式插件检查与紧固；7) 防雷系统检查；8) 接地装置检查；9) 控制柜柜体密封情况检查；10) 显示器及控制按键开关功能检查。9.3.3.2 年度例行维护安排根据光伏发电系统的设计要求和本地区的气候、环境条件，在正常运行情况下，本光伏发电站的年度例行维护周期执行下列标准：新投139、运的光伏组件：运行240h(一个月试运行期后)例行维护；已投运的光伏组件：每2年例行维护3次。9.3.3.3 光伏组件的维护方案光伏组件的年度例行维护计划的编制应以光伏组件制造商提供的年度例行维护内容为主要依据，结合光伏发电系统的实际运行状况，在每个维护年度例行维护周期到来之前进行整理编制。编制计划内容主要包括工作开始时间、工作进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。光伏组件的采光面应经常保持清洁，因此，本光伏发电站在进行光伏组件日常维护时应根据光伏组件采光面的清洁程度，先用清水冲洗光伏组件采光面，再用干净纱布轻轻擦干，切勿用硬物或腐蚀性140、溶剂冲洗、擦拭。冬季组件清理，为防止结冰，应直接用抹布进行擦拭。光伏组件方阵外围的维护，重要的是必须安装光伏方阵围栏，谨防当地牲畜和人为的破坏。9.3.4 工程检修方案9.3.4.1 检修时间安排根据本光伏发电站的光能资源年内分布特点，每年11月份至次年1月份光能资源相对较小，光伏发电站的维修可安排在每年的11月份、12月份或1月份，确保光伏发电站的电量损失最小和操作人员的安全。9.3.4.2 检修计划1) 大修计划：主要确定大修项目，解决大修设备检修时间、主要材料储备、备品配件供应来源等。2) 检修准备：以书面形式编制实施计划方案、施工技术措施和组织措施及人员分工等，明确安全、质量、进度、节141、约等方面的要求。进行安全技术交底，并落实物资材料、技术、人员等方面的准备工作。3) 检修计划内容：a) 检修、消缺项目的施工内容、进度控制、工期。b) 特殊检修项目、消除重大设备缺陷或技术改造项目的技术措施和组织措施。4) 对主设备检修前一周，应组织检修人员学习，对项目、技术措施、质量标准、安全要求进行交底。明确各岗位责任，落实检修项目总负责人和技术负责人。指定在检修中做好工时、原始记录，材料消耗记录及技术记录图表。5) 检修工作中，运行及检修人员都必须严格执行工作票制度。开工前要办理工作票手续，并认真检查与运行系统隔离的安全措施。9.3.4.3 检修方案1) 检修开始后，检修负责人应迅速组织142、设备解体检查和必要的测绘，并做好原始记录。及时平衡人力、物力和检修进度。2) 交待安全注意事项，严格执行质量标准、工艺规程和岗位责任制。3) 作好检修技术记录，并及时、真实、准确、详细、清晰的登记设备台帐。4) 认真做好检修机具、配件、材料管理工作，经常保持检修工具、配件、材料摆放整齐、现场整洁。5) 做好检修工时定额及材料消耗定额工作。不断积累资料，分析对比，使检修工时、材料消耗定额合理先进，节约工料，防止浪费。6) 电气设备在进行关键性检修时，相关责任人员应到现场监护工作。7) 设备检修要达到下列要求：a) 检修质量要达到规定标准并完成计划检修项目。b) 消除设备上存在的缺陷。c) 保护与143、自动装置动作可靠，仪表指示正确，信号正确齐全。d) 主要经济技术指标达到设计值，或比检修前有所提高。e) 现场整洁，无油污、油迹。f) 检修技术记录和设备台帐正确、齐全。g) 通过检修校核了配件备用图纸，测绘了缺少的备品配件图纸h) 凡设备变更部分，给运行人员交代清楚，有异动报告并存档。i) 每天收工和检修工作结束时，均应撤出用具，并清扫现场。8) 大修后设备不允许有不合格设备出现。9.3.5 拆除、清理方案电站运行期满后，考虑光伏组件由厂家负责回收及再利用。10 环境保护与水土保持10.1 项目选址（1）规划符合性本光伏电站位于贵州省XX县，项目选址符合当地政策的要求。（2）环境敏感区项目评144、价范围内不涉及国家和省级自然保护区、生态功能保护区和其他需特殊保护的环境敏感区域。（3）防护距离本项目周围无卫生防护距离等限制因素。10.2 清洁生产太阳能是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本项目是太阳能光伏发电项目，运行期间几乎不产生环境污染。项目运行期年均上网发电量0.36亿度，与相同发电量的火电相比，每年可节约标煤0.75万吨，可减排SO2约1283.4吨，可减排温室气体CO2约3.26万吨，可减排NOX约441.75吨，此外，还可节约大量淡水资源，并减少燃煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。因此，光145、伏电站的建设具有明显的污染物减排的环境效益，符合清洁生产要求。10.3 对区域的环境影响（1）施工期本工程建设对当地植物的总体影响很小。采取生态保护和水土保持措施，使本工程对生态环境的影响和工程造成的土壤侵蚀影响减少到最小。根据预测结果施工噪声达标衰减距离最大为100m，不会对附近村庄居民产生噪声影响，但是，在居民夜间休息期间应停止产生较强噪声影响的施工作业，并对施工机械设备作好维修检查，尽量减小噪声影响。（2）运行期预测结果表明，光伏电站厂界噪声满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中1类标准限值。电站距离附近的村庄较远，光伏发电项目对附近各村庄的噪声影响均满足GB30146、96-2008的1类区标准要求。本项目运行期不会对附近村庄产生噪声影响。光伏电站运行后，采取生态恢复措施，生态环境与建场前基本相同，对野生动物基本没有影响。光伏电站运营期产生的生活污水经地埋式污水处理设施处理后汇入集水池，用于站内绿化和道路洒水，不外排。光伏电站产生的废旧电池组件统一送至生产厂家维修或专业的废旧组件回收单位集中处理。配电室运行期间产生的废旧铅蓄电池临时置于站内废旧电池暂存间，并有由专业的废旧电池回收处理单位统一回收处理。本光伏电站围墙外的电场强度和磁感应强度将远低于居民区电磁场评价标准限值，距围墙外20m处产生的无线电干扰强度将符合评价标准。光伏电站对周边电磁环境无影响。综上所147、述，本工程的建设对项目建设地环境基本不会造成影响，也不会引起区域内水土流失。本项目的建设符合国家环境保护相关法律法规。11 劳动安全和工业卫生11.1 设计依据11.1.1 国家主要法规中华人民共和国劳动法（1994）中华人民共和国主席令第28号；中华人民共和国安全生产法（2002）中华人民共和国主席令第70号；中华人民共和国消防法（1998）中华人民共和国主席令第4号；中华人民共和国职业病防治法（2001）中华人民共和国主席令第60号；中华人民共和国电力法（1995）中华人民共和国主席令第60号；建设工程安全生产管理条例（2003）中华人民共和国主席令第393号；建设项目(工程)劳动安全卫生148、监察规定1996年10月原劳动部第3号令。11.1.2设计采用的主要规范、规程和标准风电发电场安全规程（DL796-2001）变电所总布置设计技术规程（DL/T5056-1996）高压配电装置设计规范（GB50060-92）电力工程电缆设计规范（GB50217-94）继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285-93）关于电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点的通知（电安生1994-191号）关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”（国电调2002-138号）高压配电装置设计技术规范（SL155-2004）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）交流电气装置149、的接地（DL/T621-1997）导体和电器设备选择设计技术规定（SDJ14-86）建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90）电力职工生活福利管理和设施标准采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）建筑给排水设计规范（GBJ15-88（1997年版）重大危险源辩识（GB18218-2000）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-1998）建筑设计防火规范（GBJ16-1987（2001年版）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）工业场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）建筑防雷设计规范GB50057-1994（2000年版）工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-150、1995）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）作业场所局部振动卫生防护标准（GB10434-1989）建筑材料放射卫生防护标准（GB6566-1986）生产过程安全卫生设计总则（GB12801-1991）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）建筑采光设计标准（GB/T50033-2001）工业企业照明设计标准（GB50034-1992）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）安全色（GB2893-2001）安全标志（GB2894-1996）特低电压（ELV）限值（GB/T3805-1983）电气设备安全设计导则（GB/T4064-1983）工业企业厂内151、铁路、道路运输安全规程（GB4387-1994）工业管路的基本识别色和识别符号（GB7231-1987）机械设备防护罩安全要求（GB8196-1987）防止静电事故通过导则（GB12158-1990）供配电系统设计规范（GB50052-1995）电力设施抗震设计规范（GB50260-1996）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）工业企业噪声测量规范（GBJ122-1988）噪声作业分级（LD80-1995）3-110kV高压配电装置设计规范（GB50060-1992）火力发电厂劳动安全与工业卫生设计规范（DL5053-1996）水力水电工程劳动安全与工业卫生设计规范（DL5061-152、1996）11.1.3编制任务与目的为贯彻“安全第一，预防为主”的工作方针，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篇，着重反映工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，对生产工艺过程中的高压、易燃、易爆、火灾、尘埃、污水、电磁辐射、噪音、腐蚀、机械伤害等有害因素，采取综合规范、治理措施。11.2 劳动安全和工业卫生设计11.2.1工程运行中危害安全与卫生的因素153、a.变压器、变电站配电设备-触电伤害，火灾及爆炸；b.蓄电池-有害气体及火灾爆炸伤害；c.电气设备及电缆火灾-窒息、烧伤、死亡；d.高空作业-坠落及机械伤害，致残、死亡；e.风机、通风机等设备的噪声污染-低频噪声引起的听力视觉伤害，甚至导致耳聋等职业病。11.2.2安全防范措施11.2.2.1工程防火工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。11.2.2.2防静电设计通风设备和通风管等均接地，防静电接地装置与工程中的电气接地装置共用时，其接地电阻不大于10。厂外独立设置的易燃、易爆材料仓库，在直击雷保护范围内，其建筑物或设备上154、严禁装设避雷针，而用独立避雷针保护。并采取防止感应雷和防静电的技术措施。11.2.2.3防电气伤害1) 所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。2) 对于可能遭遇雷击的建筑物屋顶、设备等采取避雷带或避雷针保护。3) 配电装置的电气安全净距应符合3110kV高压配电装置设计规范GB50060-92的有关规定。当裸导体至地面的电气安全净距不满足规定时，设防护等级不低于IP2X的防护网。4) 高压开关具有“五防”功能即：l 防带负荷分、合隔离开关l 防误分、合断路器l 防带电挂地线、合接地开关l 防带地线合隔离开关和断路器l 防误入带电间隔5) 厂用变压器与155、配电柜布置在同一房间时，变压器设防护围栏或防护等级不低于IP2X的防护外罩。6) 在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故的发生。7) 用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。8) 对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电气联锁或机械联锁装置，或采取其它防护措施。9) 供检修用携带式作业灯，符合特低电压（LEV）限值GB/T3805-93的有关规定。10) 所有可能产生感应电压的电气设备外壳和构架上，其最大感应电压不大于50V。否则，采取相应防护措施。11) 电气设备的外壳和钢构架在正常运行中的最高温升：l 运行人员经常触及的部位不应大于30K；l 运156、行人员不经常触及的部位不大于40K；l 运行人员不触及的部位不应大于65K，并有明显的安全标志。12) 电气设备的防护围栏应符合下列规定：栅状围栏的高度不应小于1.2m，最低栏杆离地面净距不应大于0.2m网状围栏的高度不应小于1.7m，网孔不应大于200mm200mm。所有围栏的门均应装锁，并有安全标志。11.2.2.4防机械及防坠落伤害1) 采用的机械设备的布置，设计中满足有关国家安全卫生有关标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合生产设备安全卫生设计总则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GB8197-157、87等有关标准的规定；2) 所有机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均符合国家有关标准的规定；3) 需上人巡视的屋面设置净高不小于1.05m的女儿墙或固定式防护；4) 本光伏发电站设置的室外楼梯，均考虑了意外坠落影响，设置防护栏杆与扶手，中间设置休息平台，均采取防滑措施。11.2.3安全色和安全标志对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产效率、降低事故发生率的目的。根据安全色GB2893-2001和安全标志GB2894-1996的规定，充分使用红（禁止、危险）、黄（警158、告、注意）、蓝（指令、遵守）、绿（通行、安全）四种传递安全信息的安全色，使人员能够迅速发现或分辨安全标志、及时受到提醒，以防止事故、危害发生。安全色和安全标志设置的场所及类型见表11-1。表11-1 安全色和安全标志设置场所及类型标志名称安全色设置场所标志内容禁止标志红色电缆入口等处禁止烟火警告标志黄色电力设备的防护围栏当心触电温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人吊物孔周围的防护栏杆当心附落机修间、修配厂车间入口处当心机械伤人超过55度的钢斜梯当心滑跌主要交通道口当心车辆指令标志蓝色压缩空气设备室带护耳器提示标志绿色消防设施消火栓灭火器消防水带安全疏散通道安全通道、太平门11.2.4工业159、防范措施11.2.4.1 防噪声及防振动光伏发电站按“无人值班”（少人值守）方式设计，采用以计算机为基础的全厂集中监控方案，并设置图像监控系统，因而少量的值守人员的主要值守场所在生产综合楼的中控室内，其噪声均要求根据工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）规定，结合本电站的特点，限制在60dB70dB。11.2.4.2温度与湿度的控制1) 通风设计中控室、配电室、油品库、厨房、餐厅等房间采用机械排风，其余房间采用自然通风，以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。2) 采暖设计中控室、会议室、交接班室、宿舍等房间，采用中温辐射式电辐射板进行采暖。11.2.4.3采光与照160、明本光伏发电站主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层，根据相关照明设计规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度最低值见表11-2。表11-2 工作场所采光、照明最低值序号生产场所规定照度的被照面工作照明照度事故照明照度Lx混合一般一辅助生产建筑1配电室离地面0.8m水平面10052电气试验室离地面0.8m水平面300100 在重要工作场所设有事故照明。在辅助生产建筑内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。11.2.4.4防尘、防污染、防腐蚀、防毒1) 配电室内地面采用坚硬的、不起尘埃的材料（高标号混凝土或水磨石），清161、扫时采用吸尘装置。2) 本光伏发电站机械通风系统的进风口位置，设置在室外空气比较洁净的地方，并设在排风口的上风侧。进风口装设过滤器。3) 本光伏发电站辅助生产建筑相关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。蓄电池是选用免维护型密封铅酸蓄电池，该蓄电池为全密封型，在使用时无需维护。4) 本光伏发电站现场生活污水，根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）的有关规定，经必要的处理合格后，才可排放。5) 设备支撑件、水管、气管、油管和风管根据不同的环境采取经济合理的防腐蚀措施。降锈、涂漆、镀锌、喷塑等防腐处理工艺符合国家现行的有关标准的规定。电缆桥架采用热镀锌处理。6) 建筑材料的毒性、施射162、性均符合国家有关卫生标准规定，不得超标。11.3 劳动安全和工业卫生管理11.3.1劳动安全与工业卫生机构设置及人员配备安全卫生管理机构必须和整个光伏发电站建设管理组织机构及人员配备统一考虑。光伏发电站建设人员在开始工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，减少和预防由于失误而导致的生产事故。建立巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表和器材进行安全的日常维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置相关监测仪器设备和必要的安全宣传设备。11.3.2事故应急救援预案根据安全生产许可证条例（中华163、人民共和国国务院令第397号）第六条规定，企业要取得安全生产许可证，应当具备的安全生产条件之一就是：有生产安全事故应急救援预案、应急救援组织或者应急救援人员，配备必要的应急救援器材、设备。对光伏发电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预须在光伏发电站投产前经有关部门的审批。预案应对光伏发电站在建设过程中出现的突发事故有较全面的应急处理手段，在事故发生的第一时间内及时做出反应，采取措施防止事故的进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故未查明之前，当值运行人员应保护现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。11.3.3施工时用电作业及其他安全措施：1) 施工现场临时用电应采用164、可靠的安全措施。2) 施工时应准备常用的医药用品。3) 施工现场应配备对讲机。11.3.4运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全， 本工程考虑以下对策措施。各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006执行。建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火规范（GB电力工业部 50016-2006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-20066）等国家标准的规定执行。1) 设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。2) 电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵165、塞严密。3) 主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。4) 所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。11.3.5防噪声、振动及电磁干扰根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。11.3.6电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害1) 高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。2) 所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。3) 易发生危险的平台、步道、楼梯等处均设防护栏，保证运行人员行走安全。4) 场内所有钢平166、台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板，以防工作人员滑倒。11.3.7其它安全措施1) 建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，照明度充足。2) 所选设备及材料均满足光伏电场运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。3) 所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。4) 其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。12 节能降耗分析 12.1 设计原则和依据 12.1.1 设计原则 (1) 贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建167、设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。 (2) 通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统,优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。 (3) 运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。 (4) 严格控制电站用地指标、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168、，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，确保将该光伏发电站建成环保绿色发电企业。 12.1.2 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： (1) 中华人民共和国节约能源法2008 年4 月 1 日起施行； (2) 中华人民共和国建筑法1998 年3 月 1 日起施行； (3) JB/J14-2004 机械行业节能设计规范； (4) GB169、50189-2005 公共建筑节能设计标准； (5) GB50176-93 民用建筑热工设计规范； (6) GB50019-2003 采暖通风与空气调节设计规范； (7) 建设部令第76 号民用建筑节能管理规定; (8) 建设部令第 81 号实施工程建设强制性标准监督规定； (9) 建科200474 号关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知； (10) 国务院 国发200628 号国务院关于加强节能工作的决定； (11) 国务院国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要； (12) 国家发展和改革委员会发改投资20062787 号国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通170、知； (13) 国家发展和改革委员会发改环资200721号国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南（2006）的通知。 12.2 施工期能耗种类 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用材料等。12.2.1 施工用电 施工电源从附近已有电源点接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工厂等生产、生活建筑的用电。12.2.2 施工用水 工程施工用水水源考虑采用地下水，在站内打深水井。结合水泵房建设施工。 12.2.3 施工临时用地 本工程施工临建工程主要有综合加工厂、材料及设备仓库、混凝土拌和站、小型修配厂等临时生产设施和生活建筑设施。初步估算171、工程临时设施总占地约1438亩。本工程位于地表植被稀少，但地表经施工机械等人为扰动，易形成扬尘，影响环境。因此，施工总布置设计中，对场地利用、功能分区、以及工艺流程进行了优化布置，并采取了一定的防护措施，以期达到合理布局、减少用地、保护环境的目的。临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。 12.2.4 建筑用材料 主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑物材料及生活用品可从附近采购。12.3 主要节能降耗措施 12.3.1 场址选择和电站布置 （1）场址选择及电站布置通过对电站场址区外交通条件、地形、地貌及太阳能资源情况的实地踏勘与分析，并经多方案比较后，172、确定电站采用近似四边形布置，以提高土地利用率；电站分两个区布置：管理区和生产区，共占地约1000亩 ，功能分区明确，方便运行管理。本电站布置紧凑，占地面积小，土地利用率高，电缆和场内道路长度相对较小，有利于降低工程造价、降低场内线损。（2）道路规划 施工期的临时便道宽度为 4.5m6m。电站施工完成后，在施工道路基础上修建宽度为4m 的道路，永久道路均采用粒料路面。 采取上述措施将极大的节省道路造价，达到节能降耗目的。 12.3.2 电气设计节能降耗措施 （1）系统工程 电力从电站送至电网过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率173、损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。 本电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑电站建设规模、地区电网规划、电站有效运行小时数等情况，并且结合电站总体规模考虑送出。另外，本工程选用的逆变器功率因子0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。 （2）变电工程 通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。 经济性：按照企业利益最大化原则，不174、片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。 （3）线路工程 本电站线路工程指电站内集电线路。 结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及绝缘配合等几个方面采取措施。 a) 路径方案 送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。 b) 导线选型 结合光伏发电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。 电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距175、以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗最低，推荐采用 35kV 电压等级。 c) 绝缘配合及金具设计 结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。 d) 基础设计 结合场址工程地质条件及光伏发电站的特点，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。 （4 ）其它电气部分 优化设计，减少占地面积，节省材料用量： 通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。 主要措施如下： a) 降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的176、。 b) 箱式升压站变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。c) 有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，到降低电能损失的目的。d) 严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。 e) 采用节能灯具，可节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。 12.3.3 土建设计节能降耗措施 12.3.3.1 建筑节能 （1）建筑节能设计原则 a) 贯彻国家有关法律法规，改善公共建筑室内环境，提高居民生活质量，并提高能源利用效率，创造节约型社会。 b) 采用节能设计后，与未采用节能设计的建筑物相比，全年采暖、通风、空气调节和照明的总能耗减177、少约50%。 c) 根据本工程所处气候分区，建筑必须充分满足冬季保温要求。 （2）建筑节能措施 综合楼、逆变器室等建筑设计采取节能措施，减少土方量，减少对原生态环境的破坏。选用绝热性能好的保温材料，对保温结构进行优化设计，减少散热损失。 a) 建筑总平面的布置和设计，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通风。建筑物的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向。 b) 根据本工程所处的建筑气候分区，围护结构的热工性能应达到国家节能标准的规定。围护结构的保温隔热材料宜选用高效环保型。 c) 为减少热量损失，每个朝向的窗墙面积比均不应大于 0.7，并且符合国家节能标准的规定。外窗可开启的面积不178、小于窗面积的30%。 d) 外门窗应采用节能门窗。屋面保温材料采用 50mm 厚聚苯板保温。 e) 外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。 f) 在保证室内热环境及卫生标准的前提下，做好建筑采暖、空调以及照明系统的设计，充分利用自然采光和自然通风。 12.3.3.2 电站布置中的节能降耗措施 场区设计的合理与否关键在规划，在本电站的规划中着重抓总体规划。规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了电站集电线路、送出线路的分布。结合场址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方量等。优化场区的道路、电缆沟179、及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。 12.3.4 水资源节约 本工程运行期水消耗较少，主要为站内运行人员生活用水、绿化用水。 泵房内生活泵采用变频生活泵，根据用水量大小来调节生活泵转速，以达到节能的目的。 考虑到我国是一个缺水的国家，在设计中要本着节约用水的原则，使用节水节能型卫生器具。 根据场地设计，合理布置绿化管线，禁止大水漫灌以节约用水。 本工程已将生活污水进行了处理，不会对环境造成危害。 12.3.5 油料节约 施工期和运行期所需油料均可由市场采购解决，对项目所在地区的能耗负荷影响很小。 12.3.6 建设管理的节能措施建议 本工程的能源消耗主要为施工期的能源消耗和运行180、期的能源损耗。从节能的角度看，本工程已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能措施，但从光伏发电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理措施。 在施工期，应制订能源管理措施和制度、防止能源无谓消耗；应对进场施工人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制订和工程施工特点相符合的能耗指标和标准、严格控制能源消耗；应加强对能源储存的安全防护、防止能源损失；应合理安排施工次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。 在运行期，应对各耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保养维修，降低能耗；应对管理人员和操作人员进行节能培训、操作人员要有节能上181、岗证，应制定用电、用油等燃料使用指标或定额，强化燃料管理；要合理安排运行调度，充分利用太阳能资源条件，力争多发电。 总之，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维修保养，提高运行人员技术水准，不断优化运行调度管理模式，以达到充分利用太阳能资源的目的。 12.4 电站节能降耗效益分析 本工程计算期20年，运行期25年，20年年平均上网电量约0.36亿 kWh。与相同发电量的火电厂相比，按照当前主力发电机组600MW发电机组平均供电煤耗水平305g/kWh计，每年可为电网节约标煤约0.75万吨。该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SOX、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到182、积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体CO2 约3.26万吨；每年减少排放大气污染气体SO2约1283.4吨、NOx约441.75吨。12.5 结语 本工程采用绿色能源太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源。本工程各项设计指针达到国内先进水平，为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。 太阳能是一种清洁的可再生能源，太阳能光183、伏发电不会产生大气、水污染问题和废渣堆放问题。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指针满足国家有关规定的要求。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。13 投资估算及经济效益13.1材料清单表13-1 材料清单序号名称型号数量单位1光伏组件YL250p-29b120000块2逆变器500kw60台3交流汇流箱30台4箱式升压变压器 1000KVA，0.48/35KV箱变30台5升压变电所设备1套6通信和控制设备1套7支架1套8线缆1套9其他材料1套13.2投资估算多晶硅电池组按4.5元/Wp，综合造价约为人民币9.0元/瓦，包含除工程售价外的其他前期费用和安装期内利息，本项目工184、程总投资约为3亿元。工程项目总投资的40%为业主自筹资本金，其余部分向国内商业银行贷款。融资部分贷款利率执行中国人民银行发布的最新利率，项目贷款贷款利率6.55%。13.3 经济效益（财务）按最佳倾角35度安装，平均峰值日照小时数1580h，按上网电价1元/kwh测算，资本金内部财务收益率（财务杠杆）为11.4%，在财务上可以被接受。建议严格控制工程建设投资，并保证生产运营期的正常运营，确保发电量的实现，以保证项目的财务可行性。表13-2 财务指标基础表和汇总表（25年）1装机容量 （MW）302年上网电量 （MWh）47413.53总投资 （万元）28379.784建设期利息 （万元）538185、.785流动资金 （万元）906销售收入总额(不含增值税) （万元）118533.757总成本费用 （万元）52825.628销售税金附加总额 （万元）1607.269发电利润总额 （万元）74146.2410经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）111经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）1.1712投资回收期 （所得税前） （年）7.3213投资回收期 （所得税后） （年）8.3214全部投资内部收益率 （所得税前）（%）15.4115全部投资内部收益率 （所得税后）（%）12.7516全部投资财务净现值 （所得税前）（万元）12023.3517全部投资财务净现值 （所得税后）（万元186、）9429.3318自有资金内部收益率 （%）20.1519自有资金财务净现值 （万元）2679.2220总投资收益率(ROI) （%）11.7221投资利税率 （%）9.2622项目资本金净利润率(ROE) （%）20.223资产负债率 （%）60.0624盈亏平衡点（生产能力利用率）0.4525盈亏平衡点（年产量）（MWh）21337.07损益表：明细表：14 结论在XX县建设30MWp光伏发电项目，能够大力推广使用太阳能，扶植一批太阳能生产、组装、工程和服务企业，其社会效益将体现在：增加就业，创造税收，提供清洁能源。光伏发电是一种清洁的能源，建成投产后既不消耗燃料资源和水资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。本工程装机容量为30MWp级别，该项目的建设将在节省燃煤、减少CO2、SO2、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。此外还可节约用水，减少相应的废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，该项目具有明显的环境效益。