1、湖南省生物产业基地5MW分布式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月湖南省生物产业基地5MW分布式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14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51.3 项目的任务和规模51.4 太阳能光伏系统的选型、布2、置和发电量计算61.5 电气设计61.6 工程消防设计71.7 土建工程71.8 施工组织设计71.9 工程管理设计81.10 环境保护与水土保持设计81.11 劳动安全与工业卫生设计81.12 工程概算91.13 经济评价91.14 结论及建议101.15 附图、附表112 太阳能资源162.1 我国太阳能资源162.2 地区太阳能资源162.3 结论173 项目任务和规模193.1社会经济193.2 工程建设必要性193.3 项目任务和规模204 光伏系统总体方案设计及发电量计算214.1 太阳能光伏系统的选型214.2 光伏阵列运行方式的选择234.3 直流配电设备选型254.4 逆变器3、选型264.5 光伏阵列设计及布置方案294.6 光伏系统基本结构及设备布置304.7 方阵接线方案设计344.8 辅助技术方案344.9 光伏电站年上网电量计算355 电气设计385.1 接入系统385.2 电气一次385.3 电气二次435.4电气主要设备材料表496 消防设计506.1 工程消防总体设计506.2 工程消防设计506.3 施工消防537 土建工程547.1 设计安全标准547.2 基本资料和设计依据547.3 光伏阵列基础及逆变器室设计557.4 场内集电线路设计558 施工组织设计588.1 施工条件588.2 施工总布置598.3 施工交通运输608.4 工程建设用地4、608.5 主体工程施工608.6 施工总进度619 工程管理设计629.1 工程管理机构的设置和职责629.2 主要管理设施629.3 运行与维护及拆除629.4 防雪、抗风沙及防尘方案6310 环境保护与水土保持设计6410.1 环境保护6411 劳动安全与工业卫生设计111.1 设计依据、原则与目的111.2 光伏电站总体布置311.3 主要危险、有害因素分析312.4 工程安全卫生设计411.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计511.6 劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算711.7 结论及建议712 设计概算113 财务评价与社会效果分析613.1 经济效果分析613.2 5、社会效果分析714 结论及建议815 附图、附表81 综合说明1.1 概述1.1.1项目背景、地理位置及建设规模 xx5MW分布式光伏电站项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园内。长沙位于中国中南部的长江以南地区，湖南省的东部偏北,地处洞庭湖平原的南端向湘中丘陵盆地过渡地带，与岳阳、益阳、娄底、株洲、湘潭和江西萍乡接壤。总面积为11818平方公里，其中市区面积1938平方公里，建成区面积350平方公里（截至2012年）。位于浏阳境内的大围山七星岭海拔1616米，为辖区最高处；岳麓山的云麓峰海拔300.8米，为城区至高点。地图坐标为东经111531145，北纬27512840，东西长6、约230公里，南北宽约88公里。地域呈东西向长条形状，地貌北、西、南缘为山地，东南丘陵为主，东北以岗地为主；山地、丘陵、岗地、平原大体各占四分之一。 长沙属亚热带季风性湿润气候。气候特征是：气候温和，降水充沛，雨热同期，四季分明。长沙市区年平均气温17.2，各县16.817.3，年积温 为5457，市区年均降水量1361.6毫米，各县年均降水量1358.61552.5毫米。长沙夏冬季长，春秋季短，夏季约118127天，冬季 117122天，春季6164天，秋季5969天。春温变化大，夏初雨水多，伏秋高温久，冬季严寒少。3月下旬至5月中旬，冷暖空气相互交绥，形成 连绵阴雨低温寡照天气。从5月下旬7、起，气温显著提高，夏季日平均气温在30以上有85天，气温高于35的炎热日，年平均约30天，盛夏酷热少雨。9月 下旬后，白天较暖，入夜转凉，降水量减少，低云量日多。从11月下旬至第二年3月中旬，节届冬令，长沙气候平均气温低于0的严寒期很短暂，全年以1月最 冷，月平均为4.45.1，越冬作物可以安全越冬，缓慢生长。 根据NASA气象数据库中的数据以及Retscreen软件模拟，可以得到长沙地区不同角度的倾斜面上日照辐射量数据如下表所示：每日的太阳辐射 - 水平线 度/平方米/日倾斜角月05101520253035一月1.591.591.661.731.791.841.881.91二月1.521.58、21.581.641.681.721.751.77三月2.222.222.262.302.322.332.332.32四月2.682.682.702.712.702.682.652.61五月3.233.233.233.213.183.143.093.02六月3.533.533.523.493.453.393.323.23七月5.085.085.065.014.944.854.744.60八月5.025.025.055.055.024.974.904.80九月3.923.923.994.044.074.074.064.03十月2.942.943.033.103.163.213.243.25十一月9、2.882.883.053.203.333.453.553.62十二月2.142.142.262.372.472.562.632.69月平均3.073.073.133.163.193.193.193.16如上表所示，在最佳情况下长沙地区的日照辐射量可以达到3.19度/平方米/日，属于中国太阳能资源三类地区，太阳能资源丰富，可以发展分布式光伏发电。太阳总辐射年总量资源丰富程度1750kWh/(m2a)资源最丰富6300MJ/(m2a)14001750kWh/(m2a)资源很丰富50406300MJ/(m2a)10501400kWh/(m2a)资源丰富37805040MJ/(m2a)1050kWh10、/(m2a)资源一般项目所在地交通便利，毗邻S40机场高速、S21长珠高速以及经开区主干道之一的黄兴大道。项目所在工业园区拥有完整的工业生产建设配套设施，水电齐全。图1-1 光伏电站场址图1图1-2 光伏电站场址图21.1.2 有关专题进展情况本可行性研究报告针对项目建设进行太阳能资源评估、工程地质评价、项目任务和规模、太阳能电池组件选型、布置及发电量估算、电气、土建工程、施工组织设计、环境保护与水土保持、劳动安全与工业卫生、投资概算、财务评价及社会效益分析、建设项目节能分析等方面研究。1.1.3 编制依据(1) 光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）。 (2) 太阳能资源评估方法(QX/11、T 89-2008)。(3) 设计有关的法令，法规，标准及专业设计技术规程等。(4) 建设单位提出的设计原则、提供的原始技术资料等。 1.1.4业主方及项目单位概况xx（湖南）有限公司成立于2006年12月，注册资金3000万美元，坐落于长沙国家生物产业基地xx路。公司所处工业园紧靠长永高速公路，距长沙 城区35公里，距黄花国际机场18公里，距“全国最佳旅游城市”之一的浏阳市25公里，交通便利，园区环境优美。公司专业研发、生产、销售触控玻璃显示 屏，产品广泛应用于手机、MP3/MP4、电脑、开关、电子相框等产口，远销欧美、日、韩等发达国家，拥有集开模、设备开发、工艺开发、CNC、研磨、强 化、12、印刷、镀膜（AR/AS/NCVM）、激光、热压3D、冷磨3D等于一体的全制程研发和生产技术，建筑面积25万平方米，在职员工40000人。公司 凭借强大的产品制造能力和品质管理能力、真诚周到的售后服务水平，先后与众多全球知名企业建立了长期合作伙伴关系。1.2 太阳能资源长沙位于中国中南部的长江以南地区，地图坐标为东经111531145，北纬27512840属亚热带季风性湿润气候。气候特征是：气候温和，降水充沛，雨热同期，四季分明。长沙市区年平均气温17.2，各县16.817.3，年积温 为5457，市区年均降水量1361.6毫米，各县年均降水量1358.61552.5毫米，太阳能资源丰富。根据N13、ASA气象数据库中的数据以及Retscreen软件模拟分析计算，该场址代表年水平面太阳能年总辐射量为4158.39/m2，该地区年日照时数为1164.35h。按照中华人民共和国气象行业标准太阳能资源评估方法（QX/T892008），场址所在地属于太阳能“资源丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区，适合建设分布式太阳能光伏发电站。 太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量资源丰富程度1750kWh/(m2a)资源最丰富6300MJ/(m2a)14001750kWh/(m2a)资源很丰富50406300MJ/(m2a)10501400kWh/(m2a)资源丰富37805040MJ/(m2a)1014、50kWh/(m2a)资源一般1.3 项目的任务和规模本光伏发电项目主要任务是给xx工业园区内的各生产车间供电，为我省今后大力发展分布式光伏电站起到示范的作用，同时树立清洁绿色的企业品牌形象。该光伏电站项目建设规模5MWp。本项目初步选定多晶硅光伏组件：共需要245W多晶硅组件20440块，总峰值功率为5.0078MW。太阳能支架采用固定式钢结构。经过计算，该光伏组件按25年累计衰减不超过20%，本项目运营期内25年总发电量为10631.41万KWh，年平均发电量为425.26万KWh。等效利用小时数849.92 h。本光伏电站分站房4座，其内部共包括10面直流防雷配电柜、10个500kWp逆15、变器、4面低压配电柜、控制变压器配电柜和5台1000kVA 0.4KV/2*0.27KV双分裂变压器。1.4 太阳能光伏系统的选型、布置和发电量计算光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电场的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量。本期工程综合考虑了光伏组件的成本、性能、价格等多方面因素后，初步选定多晶硅光伏组件，峰值功率为245Wp。根据电池组件的参数可以计算出峰值功率为245Wp光伏组件的每串组件数为20块，每个1MWp单元共需205串，根据项目实际屋顶面积共可布置光伏组件20440块； 结合工业园内的并网变压器分布位置，为便于安装、维护及16、减少线损，把5MWp并网发电系统分为5个发电单元，每个发电单元为1MWp，每个1MW发电单元的太阳能电池组件按照一定数量串联经光伏阵列汇流箱汇流后，接至2台500kW直流配电柜，分别与2台500kW并网逆变器相连，再通过1台1000kVA双分裂变压器升压至0.4kV接入车间内的各间0.4kV配电间。本项目峰值功率为245Wp光伏组件采用102103串一个方阵接入500kW逆变器，每个方阵容量为499.8504.7kWp。汇流箱的防护等级为IP65，可直接固定在太阳电池支架上，其接线方式为16进1出，即16路电池串列输入，1路直流输出，500kW的并网单元需配置7个汇流箱。汇流箱输出的直流电经517、00kW直流配电柜二次汇流后，再与光伏并网逆变器直流侧连接，500kW直流配电柜提供8路直流输入接口与光伏阵列汇流箱连接，500kW的并网单元需配置1个直流配电柜。所以，5MWp并网发电单元需配置10个光伏并网逆变器，10个直流配电柜，35个汇流箱，峰值功率为245Wp光伏组件20440块，实际总功率为5.0078MWp。为了实时监测并网发电系统的运行状态和工作参数，以及现场的环境情况（如风速、风向、日照强度和环境温度），系统应配置1套监控装置和环境监测仪，监控装置包括工业PC机、网络监控软件和显示装置。系统的通讯方式可通过RS485或以太网(Ethernet)实现。光伏系统的发电量是通过RE18、TScreen International软件计算，经过计算，该光伏组件按25年累计衰减不超过20%，本项目运营期内25年总发电量为10631.41万kWh，年平均发电量为425.26万kWh。等效利用小时数849.92h。1.5 电气设计本光伏电站建设主要承担向生产车间供电的任务。本光伏电站建设规模为5MWp，根据以上情况，建议本光伏电站以0.4kV电压等级接入系统。根据本光伏电站的地理位置、供电范围、电网结构情况，暂定以下接入系统方案：每一组1MW发电单元接入园区的一台2500KVA 变压器的0.4kV侧，实现0.4kV用户侧并网。本光伏发电站的最终接入系统方案，需在光伏电站接入系统设计中19、详细论证，并经上级主管部门审查后再最终确定。为了使太阳能损耗减到最小，采用局部集中就地升压的方式，本期工程共布设5个1MWp单元；每个发电单元配置一台0.4kV分站房及箱式变压器，其内部包括2面直流防雷配电柜、2个500kWp逆变器、1面低压配电柜、控制变压器配电柜和1台1000kVA 双分裂变压器，并通过1台1000kVA双分裂变压器升压至0.4kV接入厂区0.4kV配电室，并入园区0.4kV配电网络。1.6 工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，设计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员与机械的通行。设备选型(20、包括电缆选型)要选择防火型设备。针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。1.7 土建工程xx5MW分布式光伏电站项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园内。由于建设地点在园区内的混凝土厂房屋顶，所以土建工程量较小，主要为电缆沟开挖与支架混凝土基础浇筑。光伏电站总体规划：光伏电站总规划占地面积约为90000m2，本期光伏电站布置在xx樃梨工业园区的5座砖混结构车间屋顶。本项目共建设4个逆变器站，分布在一号生产车间与二号生产车间的0.4kV配电房外围。太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及现浇筑钢筋混凝土扩大基21、础组成，由于荷载较轻。1.8 施工组织设计本工程项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园，项目所在地交通便利，毗邻S40机场高速、S21长珠高速以及经开区主干道之一的黄兴大道。项目所在工业园区拥有完整的工业生产建设配套设施，水电齐全，为电站的建设创造了良好条件。本工程设备重量不大，本光伏电站的对外交通以现有公路为主。本光伏电站所需主要建筑材料如水泥、砂石骨料、钢材等可就近在长沙市采购即可。光伏电站施工用电拟采用由工业园区0.4kV厂用电。光伏电站施工生产和生活用水拟采用工业园区内部水源。工程建设总工期为50天。1.9 工程管理设计工程在建设期间和建成投入运营后，都需要设置专门的管理机22、构集中管理。主要管理对象为太阳能电站内的组件及其他配套设施。主要工作为太阳能电站光伏组件、逆变器室和控制室等的日常巡视、维护、小规模设备检修。太阳能电站，按少人值班的原则设计，可按无人值班(少人值守)方式管理，设备检修可委托给工业园机电管理部门。结合本光电站的特点进行机构设置和人员编制，定员暂定为3人。其中管理人员2人，负责光伏电站的生产经营和日常管理工作；运行人员、检修人员和其他工作人员各1人，负责电站设备巡视、设备定期检查、日常维护及安全和技术管理等工作。光伏电站生产及生活所用电源由本光伏电站自供，备用电源由站外0.4kV电源引接。站内给排水系统分为给水及排水2 大系统。给水系统分生活给水23、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。本项目不会产生生活污水，雨水沿屋顶自然坡度外排至现有雨水管。1.10 环境保护与水土保持设计本光伏电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可以有效地防治工程建设引起的水土流失，达到预定的防治目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。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24、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。1.12 工程概算本项目初步选定多晶硅光伏组件：固定光伏阵列共需要峰值功率为245Wp电池板数量为20440块，容量为5.0078MWp。太阳能支架采用固定式钢结构。本工程静态投资3929.192万元。单位千瓦静态投资7850元/kW。1.13 经济评价1.15.1 财务评价xx5MW分布式光伏电站项目将可按分布式光伏电站补贴政策享受0.42元/kWh的度电补贴。本项目具有较好的清偿能力和一定的盈利能力，抗风险能力较强，各项25、效益指标合理，在财务上是可行的。1.15.2 社会效益评价本光伏发电站是湖南省利用太阳能光伏发电的重点项目之一，也是省长基金项目，该工程的建设不仅为该地区乃至我国今后大力发展分布式光伏电站起到示范和积累经验的作用，也为企业以及长沙经济技术开发区树立了绿色清洁的良好品牌形象。所以该工程具有显著的社会效益、生态效益及环境效益。具体表现为：（1）节约能源、具有良好的生态效益太阳能是洁净无污染的巨大能源，最大限度地开发利用太阳能将是人类新能源利用方面的科技发展方向。光伏产业作为一个整体对全社会有着广泛而特别的作用。首先，作为一种清洁可再生能源本身来说，利用太阳电池板发电有利于节省不可再生资源，平衡能源26、的单一供给情况本项目采用引进的先进技术生产多晶硅太阳能电池产品，充分利用了可再生资源太阳能，又节省世界短缺的硅资源，符合国家可持续性发展政策。不但达到绿色环保的目的，而且会逐步改变中国传统能源结构，对缓解中国能源紧张、改善生态环境及人体健康具有重大意义。（2）具有产业化示范作用大规模的光伏发电，可部分解决工业园区的大规模能源消耗问题，也是未来中东部地区分布式发电的主要发展方向，值得大力推广，意义重大。（3）节能减排，保护环境充分利用太阳能对节省能源，保护环境有重要的意义。利用光伏系统发电，特别是并网型光伏发电系统，能够有效地降低温室气体的排放，可以让未来世界变得更清洁，更安全，能源更丰富。本期27、工程装机容量为5MW，光伏发电系统由5个1MW光伏并网发电单元组成，年上网电量425.26万kWh。节能减排效果如下表所示：5MW分布式太阳能光伏系统节能减排计算表系统安装地点长沙项目数值单位装机容量5007.80 KW系统年均发电量425.3 KWh每年节约原煤2381.39 吨每年节约标准煤1360.82 吨每年减少C02排放量4239.81 吨每年减少S02排放量127.58 吨每年减少氮氧化合物排放量63.79 吨每年减少排“碳”1156.70 吨同时节约水资源，产生良好的经济效益、社会效益和生态效益。（4）节约支出，增加就业机会光伏发电是绿色能源，一次性投入后受益时间长达25年以上，28、日常维护费用小；此外，可以带动经济增长，带动就业。1.14 结论及建议1.16.1 结论从xx5MW分布式光伏电站项目的电力市场、交通运输电站水源、站址稳定性、建设场地等方面看，主要建厂条件均已落实。工程所选地区，太阳能资源丰富、有效日照时数高、光能效率好，具有经济开发利用价值。建设5MWp光伏发电项目是可行的，符合国家电力产业资源优化配置政策，符合国家分布式光伏发电战略。项目建成投产后，可以降低对常规能源的依靠，增加绿电的供给量。为湖南省今后继续发展大规模分布式太阳能发电积累经验和技术数据，也为项目建设企业以及经济技术开发区树立绿色清洁的良好品牌形象。1.15 附图、附表 光伏电站地理位置图29、 光伏电站场址总体规划图光伏组件平面布置图xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数 量备注装机容量MWp5占地面积m290000海拔高度m200经度(北 纬)27512840纬度(东 经)111531145代表年太阳辐射量MJ/m24158.39代表年日照时数小时1164.35二、主要气象要素多年平均气温17.2多年极端最高气温40.1三、主要设备1光伏组件1.1峰值功率Wp2451.2开路电压V37.1V1.3短路电流A8.29A1.4工作电压V31.9V 1.5工作电流A7.68A1.6峰值功率温度系数%/-0.45（-0.423）1.7开路电压温度系数%/30、-0.35（-0.307）1.8短路电流温度系数%/0.05（0.039）1.910年功率衰降10%1.1025年功率衰降20%1.11外型尺寸mm1640992451.12重量kg221.13数量块204401.14固定式方式固定倾角1.15固定倾角角度度22续表 xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表项目单位数 量备注2逆变器2.1输出额定功率（AC，kW）5002.2最大交流侧功率kW5002.3最大交流电流/2.4最高转换效率/98.4%2.5欧洲效率/97.8%2.6输入直流侧电压范围（V）9002.7最大功率跟踪（MPPT）范围（DC，V）450-8802.8最大直流输入电流（A）31、12402.9交流输出电压范围（AC，V）270(10%可设定)2.10输出频率范围/50（0.5可设定）2.11功率因数（额定功率）0.982.12宽/高/厚800*240*22002.13重量/19002.14工作环境温度范围/-20+502.15数量个803箱式升压变压器3.1台数台53.2容量kVA10003.3额定电压kV0.45升压变电站出线回路数、电压等级和出线型式5.1出线回路数回55.2电压等级kV0.4四、土建施工1光伏组件支架钢材量t346.66施工总工期月2五、概算指标续表 xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表项目单位数 量1静态总投资万元3929.1922动态投资万32、元4717.353单位千瓦静态投资元/kW78504单位千瓦动态投资元/kW94205设备及安装工程万元3214.8576建筑工程万元177.5317其它费用万元436.8048基本预备费万元1009建设期贷款利息万元01装机容量MWp5.00782年平均上网电量MWh425.263上网电价（25年含税）元/kW.h1.274全部投资内部收益率（%）9.95自有资金内部收益率（%）9.96项目投资收益率%9.97投资回收期（所得税后）年7.632 太阳能资源2.1 我国太阳能资源我国幅员广大，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射能约为501018kJ，全国各地太阳年33、辐射总量达335837kJcm2a，中值为586kJcm2a。根据气象资料统计，我国大陆上太阳能资源分布的基本特点是：西部多于东部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）。 在北纬3040地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。图2-1 中国太阳能资源分布图2.2 地区太阳能资源2.2.1 地区太阳能资源概况根据NASA气象数据库中的数据以及Retscreen软件模拟，可以得到长沙地区不同角度的倾斜面上日照辐射量数据如下表所示：每日的太阳辐射 - 水平线 度/平方米/日倾斜角月05101520253035一月1.59134、.591.661.731.791.841.881.91二月1.521.521.581.641.681.721.751.77三月2.222.222.262.302.322.332.332.32四月2.682.682.702.712.702.682.652.61五月3.233.233.233.213.183.143.093.02六月3.533.533.523.493.453.393.323.23七月5.085.085.065.014.944.854.744.60八月5.025.025.055.055.024.974.904.80九月3.923.923.994.044.074.074.064.03十35、月2.942.943.033.103.163.213.243.25十一月2.882.883.053.203.333.453.553.62十二月2.142.142.262.372.472.562.632.69月平均3.073.073.133.163.193.193.193.16 从上表数据中可以看出在2025之间，日平均日照辐射量较高，达到3.19，进一步比较这一区间的数据如下图所示日均日照辐射量柱状图可以发现，倾角为22时日照辐射量最高，因此选用22倾角为最佳安装倾角。综上所述，长沙太阳能资源比较丰富，本工程的建设对合理开发太阳能资源、降低该地区能耗、优化地区资源配置具有重要意义。2.3 结论36、经分析计算，该场址代表年水平面太阳能年总辐射量为4158.39MJ/m2，该地区年日照时数为1164.35h。按照中华人民共和国气象行业标准太阳能资源评估方法（QX/T892008），场址所在地属于太阳能“资源很丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区，较适合建设大规模太阳能光伏发电站。表2-26 太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量资源丰富程度1750kWh/(m2a)资源最丰富6300MJ/(m2a)14001750kWh/(m2a)资源很丰富50406300MJ/(m2a)10501400kWh/(m2a)资源丰富37805040MJ/(m2a)1050kWh/(m2a)资源一般3 37、项目任务和规模3.1社会经济长沙市社会经济概况长沙位于中国中南部的长江以南地区，湖南省的东部偏北。地处洞庭湖平原的南端向湘中丘陵盆地过渡地带，与岳阳、益阳、娄底、株洲、湘潭和江西萍乡接壤。总面积为11818平方公里，其中市区面积1938平方公里，建成区面积350平方公里（截至2012年）。近年来，长沙市加快推进两型化社会进程，全市经济与环境均获得了持续快速健康的发展，经初步核算，初步核算，全年实现地区生产总值（GDP）6400亿元，比上年增长13.0%。分产业看，第一产业实现增加值 272.31亿元，增长4.0%；第二产业实现增加值3592.52亿元，增长14.5%，其中工业实现增加值305138、.94亿元，增长15.7%；第三 产业实现增加值2535.08亿元，增长12.0%。第一、二、三次产业分别拉动GDP增长0.2、8.0、4.8个百分点，三次产业对GDP增长的贡献 率分别为1.2%、61.5%、37.3%。按常住人口计算，人均GDP达89903元，比上年增长12.1%。三次产业结构调整为 4.3：56.1：39.6。全部工业增加值占GDP的比重达47.7%。全市非公有制经济实现增加值3914.05亿元，占GDP的比重达61.2%。全年财政总收入796.58亿元，比上年增长15.6%，其中公共财政预算收入490.65亿元，增长15.2%。公共财政预算支出616.59亿元，增长1839、.4%。GDP总量在全省的占比为28.9%，人均GDP为全省的2.7倍，经济总量在长株潭三市中的占比达67.8%。工业增加值、固定资产投资、社会消费品零售总额占全省的比重分别为33.4%、27.5%和31.3%。城镇居民人均可支配收入高于全省平均水平8969元；农民人均纯收入高于全省平均水平8323元。 全市居民消费价格比上年上涨2.0%，涨幅回落3.5个百分点；商品零售价格上涨1.7%，涨幅回落3.8个百分点。城市居民消费价格上涨2.3%，涨 幅回落3.2个百分点；城市商品零售价格上涨1.5%，涨幅回落3.9个百分点。原材料、燃料、动力购进价格总指数上涨0.1%，工业出厂价格总指数 回落0.40、9%。固定资产投资价格总指数上涨1.7%。3.2 工程建设必要性开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对些十分重视，并制定出“开发与节约并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”的方针。2013年，国家国务院进一步推出了西部地区大型地面光伏电站与中东部地区分布式光伏电站并行前进的开发战略。湖南省作为中东部地区的光伏大省，有义务也有责任相应国家的政策，积极投身开发分布式光伏电站的建设。而xx作为我省著名的民营企业代表之一，年产值数百亿元人民币，是全球高科技产业生产链中非常重要的组成部分，自然也承担着社会与客户对其使用绿色清洁能源生产的期望。因此，本项目41、的开发建设对于湖南省、长沙经济技术开发区以及xx都有着极为重要的意义，将实现良好的经济、环境与宣传效益。3.3 项目任务和规模本光伏发电项目主要任务是给生产车间供电，同时为我国今后大力发展分布式光伏电站起到示范的作用。该光伏电站规划容量5MW。本项目是与建筑相结合的光伏电站。在5座砖混结构的车间屋顶安装太阳能电池板，占地面积共90000m2，安装固定支架的光伏阵列。本项目初步选定多晶硅光伏组件：固定光伏阵列共需要安装峰值功率为245Wp电池板数量为20440块，总容量为5.0078MWp。经过计算，该光伏组件按25年累计衰减不超过20%，本项目运营期内25年总发电量为10631.41万KWh，42、年平均发电量为425.26万KWh。等效利用小时数849.92 h。本光伏电站分站房4座，其内部共包括10面直流防雷配电柜、10个500kWp逆变器、5面低压交流配电柜、和5台1000kVA 0.4KV/2*0.27KV双分裂变压器等设备。4 光伏系统总体方案设计及发电量计算4.1 太阳能光伏系统的选型本光伏系统的选型主要根据制造水平，运行的可靠性，技术的成熟度和价格，并结合光伏电站的具体情况进行初步布置，计算其在标准状况的理论发电量，最后通过技术比较确定技术方案。4.1.1 光伏系统的光伏组件选择光伏组件是光伏系统的主要发电来源。光伏组件的种类有很多，如单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非43、晶硅太阳能电池等。（1）单晶硅太阳能电池目前单晶硅太阳能电池的光电转换效率能够达到13%20%，这是目前所有种类的太阳能电池中光电转换效率最高的，但制作成本很大，以致于它还不能被大量广泛和普遍地使用。（2）多晶硅太阳能电池多晶硅太阳电池的制作工艺与单晶硅太阳电池差不多，多晶硅太阳能电池的光电转换效率能够达到1018%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。（3）非晶硅太阳能电池它的主要优点是在弱光条件也能发电，并且受高温影响小。但非晶硅太阳电池存在的主要问题是光电转换效率偏低，且不够稳定。对单晶硅、多晶硅和非晶44、硅这三种电池类型就转换效率、制造能耗、成本等方面进行了比较。见表4-1-1。表4-1-1 单晶硅、多晶硅和非晶硅的比较转换效率制造能耗成本资源可靠性公害技术壁垒单晶硅13-20%高高中高小中多晶硅10-18%中中中中小高非晶硅8-12%低低丰富中低小高目前市场上成熟的太阳能电池产品主要是单晶硅、多晶硅、非晶硅、铜铟硒和碲化镉三种类型。铜铟硒和碲化镉薄膜电池由于含有重金属，在使用寿命结束后必须进行回收，否则将造成对环境严重的污染。并且，上述两种薄膜电池国内还未有商业化生产厂家。单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；多晶硅电池比非晶硅转换效率高且性能稳定，但是价格相比之下稍贵45、。经过多年努力，多晶硅电池产品在性能稳定可靠的基础上又有很强的价格优势。因此从转换效率、组件性能、设备投资等方面综合考虑，本工程光伏组件拟采用环保经济型多晶硅电池组件。随着技术水平的提高和生产工艺的完善，光伏组件的功率大为提高，其发电效率也明显提高。目前，国内主流厂商生产的太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，功率多数在150Wp300Wp之间，尤以200Wp到240Wp之间居多。下表4-1-2为采用不同规格光伏组件组成1MWp光伏电站的比较表。表4-1-2 1MWp光伏电站不同规格电池组件用量比较表方案参数方案一方案二方案三组件峰值功率(Wp)170245280串联数量(块)262017146、MWp子方阵并联数量(路)2322052201MWp子方阵组件数量(块)6由表5-1-2比较可以得出：采用245Wp组件和280Wp组件组成1MWp光伏阵列所使用的组件数量均较少，组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快，且故障几率低，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。而从市场占有率方面考虑，245Wp光伏组件要比280Wp光伏组件略有优势，因此本工程固定光伏阵列推荐选用245Wp的多晶硅光伏组件。 本期5MWp光伏电站分为5个1MWp的发电单元，固定光伏阵列共需要峰值功率为245Wp光伏组件20440块，总容量为5.0078MWp。光伏组件性能参数如表4-1-3所示：表4-1-47、3 太阳电池组件性能参数表光伏组件种类多晶硅峰值功率(Wp)245开路电压(V)37.1短路电流(A)8.29额定电压(V)31.9额定电流(A)7.68额定光伏组件效率（%）14.7峰值功率温度系数(%/K)-0.45开路电压温度系数(%/K)-0.35短路电流温度系数(%/K)+0.05工作温度()-40+85安装尺寸(mm)164099245重量(kg)224.2 光伏阵列运行方式的选择4.2.1 光伏阵列运行方式光伏阵列的运行方式有简单的固定式、倾角可调固定式和复杂自动跟踪系统三种类型。太阳能跟踪装置又包括“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。跟踪器是一种支撑光伏阵列的装置，它精确地移动48、以使太阳入射到方阵表面上的入射角最小，这样太阳入射辐射最大。倾角可调固定式：根据当地的情况，阵列的倾角设计成约1565之间可以手动调节，一般设计成每10一个档位。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。该轴可以有任一方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于地轴的方向。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。不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定式相比）的影响不同。根据有关研究表明，单轴跟踪比固定式发电量一般可提高2030%，双轴跟踪比约固定式发电量提高3040%。对倾角固定可调式，按每季度调节一次，春秋两季倾角为当地纬度，夏季为当地纬度减去23.5，冬49、季为当地纬度加23.5；利用RETScreen软件的计算结果表明，阵列获得的太阳能与固定式相比一般可提高5%。目前，国内外倾角可调固定式、单轴跟踪、双轴跟踪的技术已经较为成熟，但是价格及运维成本较高，一般来说，发电量的提高比例低于成本的增加比例，性价比较差。因此，本工程5MWp全部选用简单可靠的固定式方式。4.2.2 最佳倾角及安装方位角在光伏供电系统的设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置角度对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。与光伏组件方阵放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角，太阳电池组件方位角。（1）光伏阵列的倾斜角因取得的太阳能数据为水平面50、太阳能总辐射量，而光伏电站建设时为充分捕捉太阳能需设置一定倾角，故需确定最佳倾角以保障光伏阵列受光面太阳能总辐射量最大。光伏阵列受光面太阳能总辐射量可由RETSscreen International软件计算出不同倾角条件下的总辐射量，现以1为间隔在 3644间选择不同倾角来试算光伏阵列受光面太阳能总辐射量，当某一倾角下受光面太阳能总辐射量达到最大时，该倾角即为最佳倾角。见表4-2-1。表4-2-1 不同角度倾斜面的太阳辐射量表（kWh/m2）每日的太阳辐射 - 水平线 度/平方米/日倾斜角月05101520253035一月1.591.591.661.731.791.841.881.91二月151、.521.521.581.641.681.721.751.77三月2.222.222.262.302.322.332.332.32四月2.682.682.702.712.702.682.652.61五月3.233.233.233.213.183.143.093.02六月3.533.533.523.493.453.393.323.23七月5.085.085.065.014.944.854.744.60八月5.025.025.055.055.024.974.904.80九月3.923.923.994.044.074.074.064.03十月2.942.943.033.103.163.213.24352、.25十一月2.882.883.053.203.333.453.553.62十二月2.142.142.262.372.472.562.632.69月平均3.073.073.133.163.193.193.193.16 经计算得出当倾角为2025时，阵列面上的太阳能年总辐射量相对较大，从图可以看出，倾斜面在022之间呈上升趋势，22时达到最大，从22以后又呈下降趋势。综合考虑光伏电站光伏阵列倾角布置和运行数据来看，倾角22发电量是理想的。（2）光伏阵列的方位角光伏组件方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方向的夹角（向东偏设定为负角度，向西偏设定为正角度）。一般在北半球，太阳电池组件朝向正南（即方阵垂53、直面与正南的夹角为0）时，太阳电池组件的发电量是最大的。长沙市位于北半球，光伏阵列应朝向赤道方向（即正南方）安装，故确定光伏阵列的方位角为0度。4.2.3 支架基础 本项目光伏阵列安装位置为、混凝土厂房屋顶，主要的支架基础为浇筑混凝土基础。但是由于部分厂房屋顶存在突出的建筑物或设备，将会对布置在屋顶平面上的光伏组件阵列产生遮挡，因此需要制作钢结构网架进行架高。安装示意图如下所示：4.3 直流配电设备选型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。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54、联组成1个光伏组件串列，再将若干个串列接入光伏阵列汇流设备，通过防雷器与断路器后输出，经电缆接至光伏并网逆变器。本项目采用二次汇流设计方案，介绍如下：一次汇流：采用光伏阵列汇流箱（含光伏组串监控功能），在室外对光伏组串进行局部汇流，通过电缆接至直流配电柜；光伏阵列汇流箱可安装在支架上。二次汇流：采用直流配电柜（功率：500kW），将汇流箱输出的直流电进行集中汇集，再与光伏并网逆变器直流侧连接。直流配电柜可实现就地分合闸，便于操作和维护。4.3.1光伏阵列汇流箱的选型本系统选用16进1出汇流箱，可汇流16路光伏组串。汇流箱的主要性能特点如下：防护等级IP65，满足室外安装的要求；（1）箱体采用冷55、轧钢板，表面喷漆及密封材料耐腐蚀、抗氧化；（2）可接入16路光伏组串，每路光伏组串允许最大电流10A；（3）每路接入光伏组串的最大开路电压值可达DC1000V；（4）每路光伏组串输入回路的正负极配有快速直流熔断器进行保护，耐压DC1000V；（5）直流汇流输出配有可分断的直流断路器；（6）直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用防雷器；（7）具有光伏组串电流、电压监控功能，并能实现故障告警功能，配有RS485通讯接口；（8）汇流箱内部配有LED数码管显示单元，实时显示光伏组串的电压、电流数据；（9）箱体尺寸（W*H*D）：600*500*180mm。4.3.2直流配电柜的选型本56、系统选用的直流配电柜主要性能特点如下：（1）额定功率：500kW；（2）提供8路直流输入接口，与光伏阵列汇流箱连接；（3）每路直流输入回路配有直流断路器和快速熔断器；（4）直流输出回路配有光伏专用防雷器；（5）直流输出侧配有电压显示仪表；（6）接线方式：下进下出；（7）柜体尺寸（W*H*D）：600*2180*800mm。4.4 逆变器选型逆变器是一种将直流电（DC）转化为交流电（AC）的装置。光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，具有最大功率跟踪功能，是把光伏方阵连接到系统的部分。最大功率跟踪器（MPPT）是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能保证光57、伏方阵工作在输出功率最佳状态，实现方阵的最佳工作效率。（1）逆变器的技术指标对于逆变器的选型，主要比较以下几个指标：1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率。3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输58、出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。4)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。5)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。6)监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模59、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。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。（2）逆变器技术参数的比较通过对逆变器产品的市场考察，现对常用容量250kW、330kW 、500kW及1000kW的逆变器进行技术参数对比分析，见表4-4-1，其中500KW的逆变器选择两个厂家的进行比较。表4-4-1 不同逆变器主要技术参数对比表逆变器型号250kW300kW500kW1500kW21000kW推荐的最大功率275kW354kW550 kW560 kW1160 k60、W绝对最大输入电压880Vdc900Vdc900Vdc900Vdc900VdcMPPT输入电压范围450V820V465V850V450V880V450V820V450V820V峰值效率98.1%97.41%98.4%98.6%98.5%欧洲效率97.6%97.14%97.8%98.4%98.3%额定交流输出功率250kW336 kW500 kW500 kW1000 kW额定交流输出电流534A648 A1240A1070 A2138 A额定交流输出电压270Vac270Vac270Vac270Vac270Vac额定交流频率50 Hz50 Hz50 Hz50 Hz50 Hz功率因数(cos)061、.990.990.980.990.99电流波形畸变率（额定功率）3%3%3%3%3%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。且绝对最大输入电压MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。从工程运行及维护考虑，若工程选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程选用容量为500kW的逆变器。对于500kW1型逆变器和62、500kW2型逆变器，两者的技术参数基本接近，而且初选的245Wp多晶硅电池组件能与这两种逆变器良好匹配。但500kW2逆变器相对价格较高，因此本工程选用500kW1逆变器。光伏电场所在地区冬季温度较低。本项目选用10台容量为500kW的低温型逆变器。500kW并网逆变器按照CNCA/CTS0004:2009认证技术规范要求，通过国家批准认证机构认证。满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定对光伏电站低电压穿越要求；具有有功功率和无功功率的调节功能。500kW1型低温逆变器的性能参数见表4-4-2。表4-4-2 并网逆变器性能参数表型 号KNGI900-500HEA输入数据最大直流输入功率（k63、W）560直流输入电压范围，MPPT（V）450-880允许最大直流输入电压（V）900允许最大直流输入电流（A）1240直流输入路数2输出数据额定交流输出功率（kW）500可连续运行最大交流输出功率（kW）550电网工作电压范围(V)270(10%可设定)电网工作频率范围（Hz）50（0.5可设定）功率因数0.98电流总谐波畸变率THD（%）3%效率最大效率（%）98.4%欧洲效率（%）97.8%保护功能过/欠压保护，过/欠频保护，防孤岛效应保护，过流保护，防反放电保护，极性反接保护，过载保护，过温保护防护等级及环境条件外壳防护等级IP20夜间自耗电（W）100工作环境温度 ()-20 +564、0最高海拔(m)2000相对湿度，无冷凝95%显示和通讯显示LCD液晶触摸显示屏标准通讯方式RS-485、以太网可选通讯方式GPRS认证情况金太阳认证体积和重量深/宽/高（mm）800/2400/2200重量（Kg）1900 根据电网公司对光伏发电系统的低电压穿越的要求，光伏发电系统必须具备在电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s的低电压穿越能力。光伏发电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到标称电压的90时，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。光伏逆变器为整个光伏发电系统中的核心部件，光伏发电系统的低电压穿越等功能，应由光伏逆变器来实现。根据逆变器厂家提供的有关资料，上述逆变器满足下列65、低电压穿越能力要求，其中纵轴代表系统电压跌落情况，横轴代表光伏发电机组并网持续时间。图4-4-1 光伏发电站的低电压穿越能力要求4.5 光伏阵列设计及布置方案考虑本光伏电站5MWp规模较大，为便于安装、维护及减少线损，采用“分块发电，集中并网”的总体设计方案。把5MWp并网发电系统分为5个发电单元，每个发电单元为1MWp，每个1MW发电单元的太阳能电池组件按照一定数量串联经光伏阵列汇流箱汇流后，接至2台500kW直流配电柜，分别与2台500kW并网逆变器相连，再通过1台1000kVA箱式变压器升压至0.4kV，再并入0.4kV配电装置。4.6 光伏系统基本结构及设备布置4.6.1 光伏系统基本66、结构光伏系统根据实际需要，将若干光伏电池组件经串、并联，排列组成光伏阵列，满足光伏系统实际电压和电流的需要。光伏电池组件串联，要求所串联组件具有相同的电流容量，串联后的阵列输出电压为各光伏电池输出电压之和，相同电流容量光伏电池串联后其阵列输出电流不变；光伏电池组件并联，要求所并联的所有光伏电池具有相同的输出电压等级，并联后的阵列输出的电流为各个光伏电池输出电流之和，而电压保持不变。由若干电池组件串联形成一块太阳能电池板，称为光伏组件；由若干块光伏组件串联一起以达到每台逆变器直流侧额定输入电压称为光伏组件串；将规定数量的光伏组件串布置在一个固定支架上称为一个支架方阵单元；由若干支架方阵单元构成了67、容量为1MWp的阵列称为一个光伏子方阵。4.6.2 光伏子方阵设计原则(1)太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。(2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。 (3)太阳电池组组件串联后，其最高输入电压不允许超过太阳电池组件自身的最高允许系统电压。(4)太阳电池组组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。(5)应根据工程所在地的气候条件，合理选择太阳电池组件的串联数量，达到最大限度获取发电量的目的。4.6.3 光伏组件串、并联设计光伏阵列的连接方式，一般68、是将部分光伏组件串联成串后，再将若干个串并联。光伏组件串联数目根据其最大功率点电压与负载运行电压相匹配原则设计。光伏阵列的构成，依据逆变器工作点电压和电流与光伏电池板最大功率点电压、电流相匹配的原则构成。由前述选用的汇流箱、直流配电柜和逆变器的技术参数，可知光伏组件串最大串联电压不得高于汇流箱、直流配电柜及逆变器允许的最大直流输入电压，光伏组件的最大并联电流不得高于汇流箱、直流配电柜及逆变器允许的最大直流输入电流。在此前提下，光伏发电系统根据实际需要，可将一定数量光伏组件串经并联排列组成光伏阵列。按照光伏发电系统相关设计要求，串联和并联的光伏组件应采用同一规格的光伏组件，具有相同的电流和电压。69、根据拟建项目选用的光伏组件、汇流箱、直流配电柜及逆变器的性能参数，并考虑光伏组件工作条件下的极限温度、光伏组件的开路电压温度系数的影响，对拟建项目的光伏组件的串并联关系进行分析，经计算得出本项目的光伏组件串最大串联数及并联数。组件串联数应保证满足逆变器的直流MPPT电压和最大电流允许电压的要求。本项目逆变器的MPPT电压跟踪范围为450880V，最大开路电压为900V。根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素，最终确定245Wp多晶硅光伏组件的每串组件数为20块。按最佳太阳能电池组件串联数计算，则每一路多晶硅电池组件串联的额定功率容量=245Wp20=4900Wp，对应于所选500kW逆70、变器的额定功率计算，至少需要并联的串数N=500/4.9 =102.04串。考虑逆变器效率及系统损失后，最终确定每个500kW逆变器所配多晶硅太阳能电池组件并联路数为102103串，则每个1MWp单元根据实际情况接入245Wp多晶硅光伏组件102或103串。根据现场布置，本光伏电站共需245Wp光伏组件20440串，容量2.0078MW。同一个支架方阵单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，需要考虑线缆用量、施工复杂程度及生产期维护等综合因素，最终确定光伏组件的组串排列布置。下面就2种常用光伏组件的组串排列布置形式比较如下。将2串峰值功率为245Wp多晶硅光伏组件（每串20块），呈2行20列布置71、，组成一个支架方阵单元。见图4-6-1 图4-6-1 2串峰值功率为245Wp多晶硅光伏组件2行20列布置（三视图）将1串多晶硅光伏组件串（20块），呈2行10列布置。见图4-6-2。 图4-6-2 1串峰值功率为240Wp多晶硅光伏组件串2行10列布置（三视图）下面以1MWp发电并网单元为例，将以上二种方案进行技术经济比较，见表4-6-1。表4-6-1 1MWp 多晶硅光伏组件串综合技术经济比选布置方案占地面积直流电缆用量支架用钢量方案一21335.72 m2321000元1096400元方案二22455.07 m2372000元1232432元通过上表可以看出，在占地面积上、直流电缆用量上72、支架用钢量上，方案一均优于方案二。因此，本工程峰值功率为245Wp多晶硅光伏组件，推荐方案一作为固定式支架太阳电池组件的串、并联布置方案，即2串峰值功率为245Wp多晶硅光伏组件（每串20块），呈2行20列布置，组成一个支架方阵单元，每个1MWp单元共需102103个支架方阵单元，光伏组件40804120块。4.6.4 支架方阵单元行、列间距的设计（1）支架方阵单元行间距的设计太阳能阵列的行间距与日照和阴影有关，场址除了考虑光伏阵列之间的阴影影响外，还要考虑电站四周围墙的阴影影响。阴影长度因安装场所的纬度、季节、时间的不同而异。在设计时通常考虑在阴影达到最长的时间，即冬至从上午9时至午后3时73、之间，影子对阵列不能有遮挡。光伏阵列行间距不小于D：D=cosH/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf)其中 太阳方位角，=arcsin0.648/cosarcsin(0.648cosf-0.399sinf)；f当地纬度；通过计算可得出，峰值功率为245WP光伏组件每排之间的间距取整数为1.9m。太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素： 高于当地最大积雪深度 高于屋顶铺设的气体管道 H增高会增加光伏阵列的土建成本综合考虑以上因素，并结合国内外的经验，H取为0.6m。光伏电站的平面布置见xx5MW分布式光伏电站项目电站平面布置图。（2）支架方阵单元列间距的设计74、根据实地情况，使单元固定支架或斜单轴跟踪支架两两之间阴影不受遮挡，同时为安装、维护、接线方便，经计算，单元固定支架列间距为0.8m。4.6.5 光伏子方阵布置1MWp峰值功率为245WP多晶硅光伏子方阵布置示意图见图 4-6-4。图 4-6-4 1MWp峰值功率为240WP多晶硅光伏子方阵布置示意图4.7 方阵接线方案设计4.7.1 汇流箱接线方式及逆变器单元接线方案本工程5MWp并网发电系统分为5个发电单元，每个发电单元为1MWp，每20串光伏板组件串联为一个支路，每16个支路平均分配接入1台PVC-16直流汇流箱，每7台直流汇流箱接入1面直流防雷配电柜，每面直流防雷配电柜出线接入1面50075、kW逆变器柜。本工程5MWp并网发电系统需配置10个光伏并网逆变器，10台直流配电柜，70台汇流箱。4.7.2 逆变器室电气设备布置逆变器布置于逆变器房内，每个分站房接入2至3个1MW发电单元。本工程5MWp并网发电系统需配置4个分站房。4.7.3 升压变配置方式及光伏方阵接线方式本工程采用5台1000KVA双分裂绕组箱式升压变。根据0.4kV电压等级的经济输送容量，本期光伏电站采用5回0.4kV集电线路，每回集电线路并联1个1000kVA箱式升压站，经该箱式升压站升压到0.4kV后，通过电缆集电线路接入园区车间的0.4kV配电系统。4.8 辅助技术方案4.8.1 光伏组件清洗本工程站址地主要76、污染物是可吸入颗粒物，组件板面污染物主要以浮尘为主，也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。本工程拟选用清洗水车清洗，清洗采用喷雾式水枪，需水量20m3/h，每年清洗6-8次，春秋季风沙大，清洗时间间隔短，夏季由于组件表面一般采用自清洁涂层，经过雨水冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的，冬季寒冷采用吹扫和人工擦洗的方式进行清洗，一般靠风吹带走光伏组件表面灰尘。4.9 光伏电站年上网电量计算4.9.1 光伏电站发电量计算本次光伏电站发电量采用以下公式计算：L=WH式中：L并网光伏电站年发电量；W并网光伏电站装机容量；H年峰值日照小时数；光伏电站系统总效率；其中峰值小时数77、H采用公式：H=Ih/IO计算，式中，Ih倾斜面年总太阳能辐射量，kWh/IO标准太阳辐射强度，1000W/（电池组件标准测试条件）4.9.2 系统效率计算并网光伏系统的发电效率会受到各种因素的影响进而减少发电量，主要影响因素分析如下：（1）光伏温度因子光伏电池的效率会随其工作温度变化而变化。当温度升高时，晶体硅光伏电池效率呈降低趋势。项目所在地多年极端最高气温为40.1，多年极端最低气温为-29.7，项目选用的光伏组件的峰值功率温度影响系数为-0.46%/，确定本项目的光伏温度折减取3%。（2）光伏阵列的损耗光伏阵列的损耗主要包括组件匹配损耗和组件污秽影响。组件匹配损失是因为组件串联时电流不78、一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差，对于精心设计、施工的系统，约有3%的损失。组件污秽影响主要指组件上有灰尘或积雪造成的污染。为保证电池发电效率，需定期及时对组件进行清洗。本项目所在地风沙较大，该项效率折减取5%。（3）低压汇流箱及逆变器转换效率低压汇流箱及逆变器转换效率主要考虑低压线损和逆变器效率等。（4）从逆变器输出至高压电网的传输效率从逆变器输出至高压电网的传输效率，包括升压变压器的效率和交流线损效率等，会影响光伏电站的发电量。（5）光伏组件的可利用率光伏组件发生故障时维修、电站定期检修以及电网故障也会造成发电量损失。光伏电站影响发电量因素分析具体见表4-13：表4-13 系统79、发电效率损失表序号项目数值1温度造成的年平均损失3.00%2光伏组件匹配造成的损失3.00%3灰尘/积雪造成的损失、遮挡造成的损失5.00%4逆变器和变压器的效率2.20%5变压器损耗1.50%6防止电流倒流的二极管和线路损失1.00%7直流线路造成的损失1.50%8系统维修及故障造成的损失2.00%9高压线路损失1.00%备注：以上效率损失为考虑设备效率、当地平均气温及工程经验等后的估计值。考虑以上各种因数，可计算出光伏电站系统发电总效率为：=97%97%95%97.8%98.5%99%98.5%98%99%=81.46%首年发电量L1=5.0078MW1164.35h81.46%=474.80、98万kWh4.9.3 年平均上网发电量计算在25年的使用寿命期内，电池板在使用过程中光电转化效率会降低。根据厂家提供的光伏组件性能：2年内衰减不超过2%，25年总衰减率不超过20%。经过测算各年光伏电站发电量如表4-14所示。本项目运营期内25年总发电量为10631.41万kWh，年平均发电量为425.26万kWh。等效利用小时数1470.44 h。表4-14 本项目运营期内年发电量测算表（万kWh）2MW光伏电站25年发电量计算（考虑组件功率每年衰减0.83%）年份衰减率年发电量(万KWh)年份衰减率年发电量(万KWh)10.00%472.30 1410.79%421.34 20.83%481、68.38 1511.62%417.42 31.66%464.46 1612.45%413.50 42.49%460.54 1713.28%409.58 53.32%456.62 1814.11%405.66 64.15%452.70 1914.94%401.74 74.98%448.78 2015.77%397.82 85.81%444.86 2116.60%393.90 96.64%440.94 2217.43%389.98 107.47%437.02 2318.26%386.06 118.30%433.10 2419.09%382.14 129.13%429.18 2519.92%37882、.22 139.96%425.26 25年累计发电量(万KWh)10631.41 25年年均发电量(万KWh)425.26 年均每瓦发电量(KWh)0.85 5 电气设计5.1 接入系统5.1.4光伏电站接入系统方案本项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园，本项目建设规模为5MWp，计划于2014年投产。根据本项目规划，建议本项目以0.4kV电压等级接入厂区0.4kV配电系统，实现用户侧并网。5.1.5 对太阳能光伏发电站的要求(1) 由于太阳能光伏电站中采用了直/交流并网逆变器，运行过程中会产生一定量谐波，设计要求公共连接点的谐波电流应满足GB/T 14549-1993电能质量公83、用电网谐波的规定。(2) 设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压偏差应满足GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差的规定，即三相公共连接点电压偏差为标称电压的7%。(3) 设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定。(4) 设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T 15543-2008电能质量三相电压不平衡规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。(5) 设计建84、议光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。(6) 设计建议光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。5.2 电气一次5.2.1 电气主接线5.2.1.1 设计原则（1）接线应安全可靠、简单清晰和满足所有运行工况要求；（2）技术先进、经济合理；（3）运行灵活、维护方便和便于管理；5.2.1.2 光伏电站集电线路方案的确定（1）逆变器与升压变压器的组合方式本期光伏电站采用1MWp为一个发电单元的设计方案，共5个1MWp的发电单元。考虑到逆变器交流输出电压较低（0.27kV）、额定电流和短路电流较大的特点，为减少低压侧电能损耗，减小低压电缆的截面，降低工程造价，考虑85、每个1MWp的发电单元设置1台升压变压器，构成1个并网发电单元，光伏电站共有5个并网发电单元。由于光伏系统利用小时数较低、并网逆变器功率因数较高（约为1）且有一定的的损耗，同时考虑到变压器具有一定的过载能力，因此升压变压器的额定容量按与逆变器容量匹配进行选择，即升压变压器容量选择1000kVA。逆变器与升压变压器之间的组合方式可采用一台1000kVA双圈变压器接两台500kW逆变器或一台1000kVA双分裂变接两台500kW逆变器。两种方案的比较结果见表5-2-1：表5-2-1 升压变压器方案比较方案项目方案一（分裂变）方案二（双圈变）技术比较方案优缺点低压侧额定电流和短路电流小，经计算，低压86、侧额定电流为1069A，短路电流值为28.61kA，低压侧可选用1250A塑壳断路器低压侧额定电流和短路电流小，经计算，低压侧额定电流为2138A，短路电流值为41kA，低压侧需选用2500A框架式断路器变压器结构复杂，价格较贵变压器结构简单，价格便宜经济比较（万元）变压器1151511010低压开关13.53.5总计1513.5从技术上看，方案一和方案二在变压器故障时，两台逆变器的容量送出均受阻。但方案一由于采用了低压双分裂变压器，可有效降低低压侧短路电流，减少故障低压线圈电压波动，因此相对来说供电可靠性比方案二高。从经济上看，方案一采用低压双分裂变压器，变压器本体的价格较高，但由于其低压侧87、额定电流和短路电流较小，因此其低压断路器可选开断电流较小、价格较便宜的塑壳式空气断路器。方案二由于其低压侧短路电流较大，低压侧断路器需采用开断电流较大、价格较贵的空气断路器。另外为满足短路热稳定的要求，方案二低压电缆的截面须加大。综合以上分析，方案二升压变投资低于方案一，但综合考虑其它设备投资后，两者相差不大，方案一由于能有效地降低低压侧短路电流，其供电可靠性相对较高，因此，光伏电站逆变器与升压变压器的组合方式推荐采用方案一，即一台1000kVA双分裂变接两台500kW逆变器组合方式。(2)光伏电站升压方式选择本期光伏电站逆变器出口交流输出电压为0.27kV，升压变压器将逆变器输出电压由0.288、7kV升压至0.4kV接入系统。5.2.2 站用电站用电电压为380/220V，为中性点直接接地系统。直接采用厂区供电作为站用电。5.2.5 无功补偿装置本项目采用的逆变器自带无功补偿功能，将可以根据实时功率因数自动调节。5.2.6 主要电气设备选择5.2.6.1 主要电气设备选择光伏电站主要电气设备选择原则为：在满足正常运行、短路和过电压等各种要求的前提下，选择有成熟运行经验、技术先进、安装运行维护方便和经济合理的产品。电气设备均按正常持续工作条件选择，三相短路及过电压等进行校验。在满足以上要求前提下尽量选择技术先进、安装运行维护方便和经济合理的产品。主要设备选择如下：（1）0.4kV侧主要89、设备选择该电压等级的配电装置选用目前国内外普遍采用的型号为KYN户内移开式交流金属封闭开关设备。开关柜内的断路器选用真空断路器。柜内主要设备还包括过电压保护器，电流互感器，接地开关等。主要技术参数按正常工作的条件下进行选择，并按不同短路点的情况进行校验，均满足要求。高压开关柜： 0.4kV金属铠装移开式开关柜额定电压 0.4kV1min工频耐压 42kV雷电冲击耐压 75kV额定频率 50Hz额定电流 1250A主母线额定电流 1600A额定短时耐受电流（有效值） 31.5kA额定峰值耐受电流（峰值） 80kA（2）分站房主变的选择主变容量为1000kVA，具体选择如下：规格型号：1000/090、.4/0.27kV额定容量：1000kVA电压变比：0.422.5%/0.27kV额定频率：50Hz阻抗电压：4.5%连接组别：YN，d11冷却方式：自冷中性点接地方式：高压侧不接地，低压侧直接接地主变数量：5台布置方式：户外箱内（3）0.4kV侧主要设备选择0.4kV低压系统配电装置及站用电低压系统配电装置选用具有分断能力高，接通能力好，热动稳定性强等特点的GCS型全封闭抽出式低压成套开关设备。5.2.7 过电压保护及接地户外配电装置污秽等级按级考虑，配电装置外绝缘泄漏比距3.1cm/kV (以设备最高运行电压为基准)；所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定。（1）直击雷保护升压站采用架构91、避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护；在光伏阵列区内建筑物屋顶设置避雷带进行直击雷保护。该避雷带的网格为810m，每隔1020m设引下线与接地网连接。（2）侵入雷电波保护为防止线路侵入的雷电波过电压，在0.4kV进线装设氧化锌避雷器保护。在每一面开关柜内都装设过电压保护器，用以吸收操作过电压。并且露天布置的光伏电站设备外壳须可靠接地。防雷保护及接地按电力设备过电压保护设计技术规程及电力设备接地设计规程进行设计。（3）接地装置及设备接地，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。首先充分利用各设备基础内的钢92、筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地网的接地电阻经实测应4值的要求。保护接地的范围：根据交流电气装置的接地DL/T621-1997规定，对所有电气设备及规程中要求接地部分均要可靠接地。0.4kV 升压站的保护接地、工作接地、过电压保护接地使用一个总的接地网装置，接地网以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网，接地装置的接地电阻应4。水平接地线采用606mm 热镀锌扁钢，埋设深度离地面0.8m 处。垂直接地极采用505，L=2500mm 的热镀锌钢管，其底部埋深不小于3m，同时考虑降阻剂措施。（4）光伏发电系统支架及基础，利用支架基础做自然接地体，再敷设人工93、接地网，接地电阻不大于10。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4。考虑到太阳能电池板安装高度较低，面积较大，如采用避雷针或避雷线进行防护，不仅造价较高，而且对光伏板有很大遮挡。故太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。逆变器室屋顶采用避雷带进行防直击雷保护。变压器0.4kV侧进线装设过电压保护器以防雷电侵入波危害。光伏区域采用防雷直流汇流箱，内配光伏专用防雷器，在每路直流输入主回路内装设浪涌保护装置，并分散安装在防雷汇流箱内，不仅对电池组件和子方阵起到防雷保护作用，还可为系统的检测和维护提供方便，缩小组件及94、子方阵的故障检修范围。同时，直流防雷配电柜直流母线输出侧应配置光伏专用防雷器，防护从低压配电线路浸入的雷电流及浪涌。5.2.8 全所照明本电站照明分为正常照明和事故照明。（1） 正常照明电源由站用电380/220V母线上引接，事故照明由蓄电池直流屏供电及少量应急灯。（2） 升压站内的道路及中控楼的房顶上装设投光灯或风光混合型太阳能照明灯。（3） 继电保护及工程师工作站室要求光线柔和，无阴影及照度均匀，采用慢射配光、嵌入式栅格荧光灯，在顶棚上形成光带，作为工作照明。（4） 所内办公室和其它房间均为直射配光，采用荧光灯。（5） 在控制室和屋内配电室设交流、直流自动切换事故照明，事故照明采用白炽灯，95、主要疏散通道、均设置应急灯及疏散指示标志。（6） 高低压配电室各房间采用荧光灯和壁灯。（8） 根据国家节能减排要求及标准，本工程所有照明灯具均选择符合国家节能标准的节能灯具。5.2.9 逆变器放布置根据本工程的建设规模4个分站房分别布置于一号与二号车间相应配电间内。5.2.10 电缆设施及防火高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式；汇流箱至箱变间的电缆采用电缆槽盒和电缆沟相结合的敷设方式；分站房至配电装置的电缆主要采用电缆沟的方式敷设。低压动力和控制电缆拟采用ZRC 级阻燃电缆，消防96、等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，配电室、所用电室及分站房设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。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、进配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。5.3 电气二次本光伏电站本期建设容量为5MWp，共分5回，采用集电线路接入0.4kV升压变电站0.4kV母线。在光伏电站中控室设置计算机工作站，通过工作站向调度部门传输远动信息，并接受调度部门的远方监视。光伏发电系统采用计算机监控，光伏发电系统的计算机监控系统由厂家配套提供，专供光伏发电系统的自动监视和控制。5.3.1 监控97、系统光伏发电系统计算机监控系统本光伏发电系统拟采用微机监控。监控系统采用开放式分层分布系统结构，由站控层、间隔层和网络层三部分组成。站控层为整个光伏电站设备监视、测量、控制、管理的中心，安装在现场主控室内，留有与升压变电站计算机监控系统的通讯接口。站控层主要包括光伏监控主机，安装于主控制室。网络层是系统数据采集通讯和网络部分，通过光纤环网将监控主机和间隔层设备互联，网络层设备主要包括光纤、屏蔽双绞线、通讯管理机、工业以太网交换机等。间隔层设备主要包括光伏数据采集器、温度及日照辐射传感器等，光伏数据采集器安装于各分站房通讯屏内，向上通过光纤环网和站控层监控系统连接，向下通过RS485接口和所有的98、智能装置连接，智能设备主要包括：逆变器装置、智能直流汇流箱测控单元装置、智能直流配电柜测控单元装置、箱变智能监控单元、智能电度表、UPS等。整个监控系统的主要功能如下：(1)控制功能。运行人员经键盘或鼠标可对逆变器、箱变低压侧断路器等电气设备进行远方操作。(2)遥测功能。能监测每组电池串的电流；每组逆变器交直流电压、电流、有功功率、无功功率及电度量。(3)遥信功能。能监视汇流箱熔断器、直流断路器，直流配电柜的直流断路器，逆变器的交、直流断路器，箱变低压侧断路器、高压侧隔离开关等电气设备的运行状态及其故障报警信号。5.3.2 继电保护和安全自动装置主变压器、输电线路线路等的继电保护参照继电保护和99、安全自动装置技术规程GB14285-2006进行配置，选用微机型保护装置。5.3.2.1主变压器保护主变压器保护按单套配置。(1) 纵联差动保护：作为主变压器内部及引出线短路故障的主保护；保护装置应具有躲避励磁涌流和外部短路时所产生的不平衡电流的能力，过励磁时应闭锁；纵联差动保护均瞬时动作跳主变两侧断路器。(2) 主变高压侧复合电压闭锁过流保护：保护延时跳主变两侧断路器。(3) 主变低压侧复合电压闭锁过流保护：保护延时跳主变两侧断路器。(4) 主变中性点零序电流保护：作为主变压器高压侧及0.4kV线路单相接地故障的后备保护；保护延时动作主变压器两侧断路器跳闸。(5) 主变中性点间隙过流及零序过100、电压保护：当电力网单相接地且失去中性点时，间隙零序电流瞬时动作主变压器两侧断路器跳闸。(6) 主变过负荷：设在高压侧及低压侧，动作发信号。(7) 断路器失灵保护：保护动作起动0.4kV母线保护总出口继电器。(8) 非电量保护：a) 瓦斯保护：主变本体和有载调压开关均设有该保护，轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作后瞬时跳主变两侧断路器。b) 主变压力释放保护：保护瞬时跳闸跳主变两侧断路器。c) 温度保护：温度过高时动作主变压器两侧断路器跳闸，温度升高时动作于发信号。d) 冷却系统故障保护；冷却器全停经延时动作主变压器两侧断路器跳闸、部分冷却器故障时发信号。5.3.2.2 微机防误闭锁装置各电压等级断路101、器和隔离开关跳、合闸操作回路除按有关规定设置外，在其断路器和隔离开关操作的相互闭锁接线中，不光在现地设有完善的硬接线措施，在中控室远方操作计算机控制流程中考虑设有防误操作的闭锁检验。对隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，装设微机“五防”闭锁装置。5.3.3 火灾自动报警系统参照火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006及火灾自动报警系统设计规范GB 50116-98的有关规定，本工程设置一套火灾自动报警控制系统。控制系统采用总线制，报警与联动控制共线。在主控制室设置火灾报警区域控制器，火灾报警区域控制器上设有启动消防泵的后备手操；在主控制室、配电装置室、光伏阵列等处设置感烟探测102、器，当火情发生时,火灾报警探测装置可自动向火灾报警区域控制器发出信号，火灾报警区域控制器探测到火情后，可根据预先设定好的逻辑，通过联动控制总线启动相关的联动设备。火灾报警区域控制器可显示发生火灾的区域、时间以及消防系统设备状态。在主要通道和重要场所设置声光报警设备，火情发生时，火灾报警区域控制器应能启动声光报警设备及时提醒及疏散人群。火灾自动报警控制系统具有自检功能，正常运行时，区域控制器可以对整个系统进行自诊断，当网络或探测器出现故障时，可以报警。5.3.5 光功率预测系统根据国家电网要求，光电接入电网必须具备预测预报等功能。根据规定，电网企业预测系统要求光伏发电场提供历史功率、历史测光塔、103、历史数值天气预报等详细信息、运行状态记录和地形地貌等数据。在本光伏电站升压站内设置光功率预测系统一套，从而具备远期、短期光功率预测功能。信息采用调度数据网传送至调度主站系统。5.3.6 电流电压互感器配置电流电压互感器配置参照有关设计规范进行设置，变比选择按照各回路的额定电流及额定电压进行选择。对于电流互感器保护用二次线圈准确级选择用5P级，测量用二次线圈准确级选择0.5级，计量用二次线圈准确级选择0.2S级；电压互感器保护用二次线圈准确级选择3P级；电压互感器测量用二次线圈准确级选择0.2级。5.3.7 二次接线逆变器房采用无人值班（少人值守）的运行方式，所有监控数据可通过网络实现远程观测。104、5.3.8 交直流控制电源系统5.3.8.1 直流电源根据电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044-2004的要求，本工程设置独立的直流电源系统，按终期规模设置1组DC220V蓄电池，容量为200Ah。配置2套高频开关充电装置。充电装置选用智能高频开关直流电源，整流模块采用高频开关 N1热备份，其中监控元件可监控交流配电、整流模块、降压模块。蓄电池采用阀控式密封铅酸蓄电池，蓄电池组不设端电池。直流母线采用单母线接线。直流系统正常情况下浮充电方式运行，事故放电后进行均衡充电。直流系统还配有微机直流绝缘检测装置。直流电源供全厂保护、控制、测量、信号、UPS电源、事故照明、综合自动化等设备。充105、电屏、馈线屏、蓄电池屏布置在继电保护室。5.3.10 调度自动化5.3.10.1 调度组织关系由于本工程的接入系统设计工作尚未开展，因此设计暂按光伏电站升压站由中调与区调两级调度管理考虑，最终的调度组织关系应以接入系统设计及审查意见为准。5.3.10.2 远方电能量计量系统a) 关口点设置按照现行的电量计量关口点设置原则，园区0.4kV网络出口为总计量端口，而光伏电站的交流配电柜也会单独安装计量装置。按主、副双表配置。计费关口点关口电表应采用专用计量CT、PT二次线圈，准确级为电压互感器0.2级、电流互感器0.2S级。电压、电流互感器的计量线圈的实际二次负荷应在0-100%额定二次负荷内，其误106、差也应在0-100%额定二次负荷范围内满足铭牌标称的准确度要求。b) 电能量计量信息的传输光伏电站至网调电能量计量信息的传输采用网络传输和电话拨号两种互为备用的方式。c) 电能量计量设备配置配置1台电能量远方终端用于向网调传送关口电量数据。配置2块0.2s级高精度智能关口电表。配置失压计时器及防雷组件。5.3.10.5 调度数据网接入设备及二次系统安全防护a) 调度数据网接入方案为满足远动系统、电量计费系统等应用系统通过数据网传输、交换信息的需要，光伏电站应配备路由器、交换机等数据网接入设备。b) 二次系统安全防护根据国家电力调度通信中心下发的电力调度系统安全防护工作实施意见、电力二次系统安全107、防护总体方案的规定要求，为确保远动系统、电量计费系统、继电保护等厂内各个过程控制子系统的安全，需配备一套安全防护设备，有效地阻止病毒传播、对各个过程控制子系统的非法访问以及黑客的恶意攻击、破坏。5.3.10.6 电能质量在线监测装置配置1套电能质量在线监测装置，实现对光伏电站电能质量连续监测并全面掌握谐波污染情况，以确保电网安全运行。5.3.11 环境监测系统在太阳能光伏发电场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108、环境数据。5.3.12 通信5.3.12.1 光伏电站通信光伏电站的通信以RS485通信为主，每1MWp发电单元通过通信线缆串行连接。中控室接收各个发电单元的实时信息并转发运行人员的命令。5.4电气主要设备材料表电气主要设备材料表序号设 备 名 称型 号 及 规 格单位数量备 注1太阳能场场区1.1光伏防雷汇流箱16进1出个701.2逆变器站套5直流防雷配电柜面10光伏并网逆变器500KWp台10低压配电柜面5变压器1000/500/500kVA，0.422.5%/0.27/0.27kV台51.3光功率预测系统套11.4监控系统套16 消防设计6.1 工程消防总体设计6.1.1 工程总体布置本109、工程消防的总体设计方案为：站区光伏阵列与配电房内设置若干移动式灭火器和。6.1.2 设计依据火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)；建筑设计防火规范(GB50016-2006)；建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)。6.1.3 设计原则站区消防贯彻“预防为主、防消结合”的方针，立足自救，结合实际情况设置消防系统。消防系统设计严格遵循国家消防条例、规范，采取行之有效的先进防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。6.2 工程消防设计6.2.1 主要建筑物火灾危险性分类及耐火等级站区建筑物与构筑物在生产过程中的火灾危险性分类及最低耐火等级详见下表。表6-1110、 站区建筑物与构筑物火灾危险性分类及最低耐火等级表序号建(构)筑物名称火灾危险性分类耐火等级1配电室戊二级2光伏板钢支架丙二级6.2.2 主要场所和主要机电设备消防设计6.2.2.1 主要场所消防设计主要场所消防设施由下列部分构成：常规消火栓给水系统、灭火器的配置、火灾报警。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。电缆沟做防火分隔，电缆孔洞做防火封堵。对于设备本身，绝大部分电气设备均为无油设备。0.4kV开关采用真空开关，不具有燃烧性，所以，从设备本身来讲，大大降低了火灾发生的可能性。各种开关柜在内的电器设备及建筑物均配置111、适当数量的手提式手车式化学灭火器。6.2.2.2 主要机电设备消防设计本工程在主控制室0.4kV配电装置室等处设置感烟探测器。(1) 电缆选用C 级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。(2) 电缆从室外进入室内的入口处，电缆竖井的出入口处及控制室与活动地板下的电缆层之间，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施，防火材料耐火极限不应小于1h。电缆沟内划分防火隔断，所用涂料、堵料必须经国家鉴定合格，并有公安部门颁发生产许可证的工厂生产，其产品应是适用于电缆的不燃或难燃材料，并符合规定的耐火时间。(3) 凡穿越墙壁、地板进入控制室、控制柜、112、仪表盘、保护盘等处的电缆孔洞、入口处，必须用防火堵料严密封堵。根据建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005及火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006要求，本期在新建的配电室、光伏阵列等处设置磷酸铵盐干粉灭火器。移动式灭火器配置见下表：设置位置名称数量配电室磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)8具光伏阵列磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)20具6.2.3.3 消防给水系统设计消防给水系统采用共用园区内部消防给水系统的方案以减少投资。每座车间周边均有已安装好的消防水栓。6.2.4 消防电气设计参照火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006及火灾自动报警系统设计规113、范GB 50116-98的有关规定，本工程设置一套火灾自动报警控制系统。控制系统采用总线制，报警与联动控制共线。在主控制室设置火灾报警区域控制器；在配电装置室等处设置感烟探测器，当火情发生时,火灾报警探测装置可自动向火灾报警区域控制器发出信号，火灾报警区域控制器探测到火情后，可根据预先设定好的逻辑，通过联动控制总线启动相关的联动设备。火灾报警区域控制器可显示发生火灾的区域、时间以及消防系统设备状态。在主要通道和重要场所设置声光报警设备，火情发生时，火灾报警区域控制器应能启动声光报警设备及时提醒及疏散人群。火灾自动报警控制系统具有自检功能，正常运行时，区域控制器可以对整个系统进行自诊断，当网络或114、探测器出现故障时，可以报警。站内在主控制室、配电装置室等处设事故照明，事故照明正常时由交流电供电，事故情况下失掉交流电源时由事故照明切换屏切换至直流供电。在主建筑物主要通道、服务楼主要通道设有疏散标志指示灯。站内电缆设施主要采用电缆沟(隧)道。按有关规程、规定对电缆隧道及电缆沟内设置电缆防火阻燃设施；电缆敷设完成后，站有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。6.2.5 通风消防设计站内配电室及所用电室设置事故排风，事故排风机兼做通风机用。蓄电池室设置事故排风，事故排风机做通风机用，其通风机及电机采用防爆型，并直接连接。站内空调房间采用独立的柜式空调，不设集中空调系统，空调房间排烟方式采用自然排烟。6.115、2.6 建筑装修防火设计建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限按建筑设计防火规范GB 50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006等国家现行的标准进行设计。(1) 站区建筑物承重构件采用混凝土结构及砖混结构，为不燃烧体，均满足耐火极限要求。(2)内装修采用不燃材料。站区建筑物的安全疏散，均符合现行国家标准建筑设计防火规范GB 50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006的有关规定进行设计。6.2.6.2 站区建构筑物的安全疏散(1) 主控制室的疏散出口不应少于2个。(2) 配电装置室的门向疏散方向开启。(3) 配电装置室内最远点到疏116、散出口的直线距离不应大于15m。(4) 其他建筑物的安全疏散，均符合现行国家标准建筑设计防火规范GB 50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006的有关规定进行设计。6.3 施工消防6.3.1 工程施工场地规划由于光伏电站占地面积较大，依据施工总布置原则，结合场地地形地貌，充分考虑光伏发电的特点进行施工场地的规划。施工生活区的临时生活生产房屋布置于站区东侧、靠近进站道路；站区东侧由北向南依次布置有混凝土搅拌站、材料仓库区、设备仓库区、材料加工及维修区，生产区与生活生产区分离，基础混凝土浇筑采用罐车运输。既方便浇注混凝土运输，又减少混凝土搅拌站对生活生产区的影响。117、6.3.2 施工消防主要原则应按照新消防法在总则中规定消防工作贯彻“预防为主、防消结合”的方针，按照“政府统一领导、部门依法监管、单位全面负责、公民积极参与”的原则，实行消防安全责任制，建立健全社会化的消防工作网络。7.3.3 施工消防规划消防系统前期工程已设计，本期工程不考虑。施工期间，施工区距离管理站较近，消防用水可从管理站内引接，施工现场同时配备消防器材。在施工区及施工生活区内按照有关部门消防安全的要求，配备足够的灭火器材。对所有的施工上岗人员进行上岗前的消防安全教育。并指定专人(安全员)进行消防安全监督，定期对施工中存在的消防安全隐患进行排除。6.3.4 易燃易爆场所消防各种易燃易爆原118、材料不易集中布置在一起且堆置高度不易过高，在仓库内需留有巡视通道，同时在仓库内配置灭火器，需定期检查仓库以提前消除安全隐患。易燃易爆仓库与其它建(构)筑物需留有一定的安全距离，方便消防。7 土建工程7.1 设计安全标准7.1.1 工程等级、主要建筑物级别、洪(潮)水及抗震设计标准7.1.1.1 主要建筑物等级参照风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD 002-2007），本工程电压等级为0.4kV，升压站内所有建筑物级别均为2级。7.1.1.2 主要建筑物级别参照风电场工程等级划分及设计安全标准（试行）（FD 002-2007），工程等别为等。7.1.1.3 抗震设计标准根据建筑抗震设119、计规范（2008年版）（GB50011-2001）及火力发电厂土建结构设计技术规定（DL5022-93），电厂中的主厂房应属丙类建筑，其抗震措施应符合本地区抗震设防烈度的要求，按8度采取抗震措施。主要建（构）筑物及结构设计安全标准见表8-1。表7-1 主要建（构）筑物及结构设计安全标准序号建(构)筑物名称抗震设防类别建筑结构安全等级1配电室丙二级2光伏板钢支架丙二级7.2 基本资料和设计依据7.2.1 基本资料 本项目安装在砖混结构车间屋顶上，屋面承重能力足以支撑光伏组件、支架等系统。7.2.2 设计依据7.2.2.1 主要规程规范建筑地基基础设计规范 GB50007-2002建筑结构可靠度设120、计统一标准 GB50068-2001混凝土结构设计规范 GB50010-2010钢结构设计规范 GB20017-2003砌体结构设计规范 GB50003-2001建筑结构荷载规范 GB50009-2001(2006年版)建筑抗震设计规范 GB50011-20107.2.2.2 主要技术数据(1) 设计使用年限：50年(2) 基本风压：0.55kN/m 基本雪压：0.25kN/m。(3) 抗震设防烈度：8度，设计基本地震加速度值为0.20g设计。7.2.2.3 主要建筑材料(1) 现浇混凝土：C25、C30。预制混凝土：C30。(2) 型钢：Q235B。(3) 砖：墙体采用MU10烧结多孔砖、陶121、粒砼空心砌块。(4) 砂浆：一般为M5、M7.5、M10混合砂浆及M5、M7.5、M10水泥砂浆。(5) 毛石：MU307.3 光伏阵列基础及逆变器室设计7.3.1 光伏阵列基础设计7.3.1.1 光伏方阵基础本工程光伏系统总容量为5MWp，其中选用245Wp多晶硅光伏组件20440块，实际容量为5.0078MWp。本光伏电站选用峰值功率为245Wp电池板，安装尺寸164099250(mm)，共用太阳能电池板20440块，实际容量为5.0078Wp。根据电池组件的参数可以计算出峰值功率为245Wp光伏组件的每串组件数为20，每单元光伏阵列设计为纵向2排：220=40块组件，平面尺寸20.22 122、m2.564 m（组件与组件之间留有20mm间距）。光伏电池组件支架采用薄壁方钢制作，热镀锌防腐。光伏电池组件支架结构由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架形式为三角形。综合造价及施工工期考虑本工程由峰值功率为245Wp电池板组成的光伏阵列基础采用浇筑桩基础，灌注桩桩径300mm,桩基长度为0.6m ,出地面0.6m,桩身采用构造配筋。桩身混凝土强度等级为C30 F200。7.3.1.2 光伏板支架的防腐处理光伏电池板支架采用镀锌防腐处理。7.3.2 分站房（逆变器室）设计7.4 场内集电线路设计7.4.1 集电线路敷设方式本期工程光伏阵列区共设5台1000KVA 0.4kV箱式升压变压器。根据0.123、4kV电压等级的经济输送容量，本期光伏电站采用5回0.4kV集电线路，每回集电线路并联1个1000kVA箱式升压站，接入厂区内部0.4kV配电系统。本期工程光伏发电部分集电线路需要采用直埋敷设，电缆沟攻击2000米长。过路处穿管敷设。7.4.2 集电线路结构布置7.4.2.1 埋沟开挖采用小型挖掘设备并辅以人工开挖电缆壕沟，按设计要求深度开挖。开挖出的土石就近堆放在埋沟旁边，待电缆敷设好后，经验收合格，先用软土或砂按设计厚度回填，然后铺保护板，上部用开挖料回填至电缆沟顶部。直埋敷设的电缆在采取特殊换土回填时，回填土的土质应对电缆外护套无腐蚀性，回填土应注意去掉杂物，并且每填200-300 毫米124、即夯实一次。直埋敷设的电缆与道路交叉时，穿于保护管，且保护范围超出路基、街道路面两边以及排水沟边0.5m以上，保护管的内径不应小于电缆外径的1.5倍。直埋敷设的电缆引入构筑物，在贯穿墙孔处应设置保护管，且对管口实施阻水堵塞。7.4.2.2 电缆敷设前的准备工作在埋沟开挖完工后，对敷设电缆部位进行清理。检查产品的技术文件应齐全；电缆型号、规格、长度符合订货要求，附件齐全；电缆外观不应受损。并进行必要的敷设前试验。电缆放线架大小适宜，数量满足实际需要，布置合理，稳定牢固；电缆牌制作完成。按设计和实际路径计算后的每根电缆长度，合理安排每盘电缆，减少电缆浪费。7.4.2.3 电缆敷设根据电缆盘的大小、125、重量选用合适的电缆放线架，电缆盘架设平稳。出库时检查需敷设的电缆之数量、电压等级、规格型号是否符合电缆统计清单；敷设前核查电缆之走向、规格型号、电压等级是否符合电缆敷设清册，是否与电缆牌一致，电缆外观是否受损；施工中随时抽查敷设中的电缆是否与电缆牌一致。电缆敷设时，一般依靠人力牵引，缆从盘上端拉出，不得有扭曲打折现象，不应使电缆在桥架上及地面直接摩擦拖拉。电缆弯曲半径应大于其外径的20倍；在带电区域内敷设电缆时，有可靠的安全措施。穿管电缆应从允许区域及允许入口进入管路，管口应无毛刺、尖锐，不得损伤绝缘；各穿管电缆应排列有序，避免松紧不一。电缆终端、电缆接头、拐弯处电缆均应用牢固挂设电缆牌，电缆126、牌规格和颜色统一，正确标示电缆编号、规格型号、起讫地点，字迹清晰耐久。7.4.2.4 电缆整理电缆敷设完毕后，逐盘清理，检查所有电缆是否与各盘端子图中的电缆规格型号及走向一致，由施工技术负责人确认。电缆敷设整理完成后，按要求对电缆进行永久固定，竖井内敷设的电缆和超过45的斜电缆沟，应每隔2m固定一次；水平敷设的电缆在转弯、电缆接头两侧、首末端或长度超过10m时固定一次。低压动力电缆在盘柜内及竖井内采用金属卡固定，控制电缆与水平段及电缆沟敷设的电缆均采用尼龙卡固定。电缆固定完成后由施工技术负责人确认后可进入电缆终端制作及配线工作阶段。7.4.2.5 电缆终端制作终端制作前，再次检查全路径的敷设是127、否正确、合理，终端部位按设计要求适当增大弯曲半径或悬度，为电缆终端的二次制作提供备用量。电缆终端和中间接头，严格按照供货厂家说明书要求制作。根据需要的长度定位后，剥切电缆外护层，检查电缆绝缘，焊接电缆接地线。电缆芯线绝缘外的半导体层根据需要的长度进行剥离，后用砂布将绝缘层打磨光滑。三叉口用填充胶绕包填充平，根据需要长度压接接线端子。按电缆附件厂提供制作热缩电缆终端说明的顺序进行终端电缆附件的热缩。对终端头进行试验，合格后与设备联接。 8 施工组织设计8.1 施工条件8.1.1 光伏电站自然条件本工程项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园，交通便利，毗邻S40机场高速、S21长珠高速128、以及经开区主干道之一的黄兴大道。项目所在工业园区拥有完整的工业生产建设配套设施，水电齐全。长沙市位于东经111531145，北纬27512840之间，属温带大陆性气候，大气透明度好，日照时间长、百分率高，太阳能资源丰富。8.1.2 对外交通运输条件本工程项目位于湖南省长沙市经济技术开发区的xxxx工业园，交通便利，毗邻S40机场高速、S21长珠高速以及经开区主干道之一的黄兴大道，为电站的建设创造了良好条件。8.1.3 光伏电站施工条件8.1.3.1 建筑材料本光伏电站所需主要建筑材料如水泥、砂石骨料、钢材等可就近在长沙市采购。8.1.3 其它特殊要求8.1.3.1 气象条件长沙市属于温带大陆性129、气候，四季分明，日照充足，年均气温17.2，年积温 为5457，市区年均降水量1361.6毫米，各县年均降水量1358.61552.5毫米。长沙夏冬季长，春秋季短，夏季约118127天，冬季 117122天，春季6164天，秋季5969天。春温变化大，夏初雨水多，伏秋高温久，冬季严寒少。3月下旬至5月中旬，冷暖空气相互交绥，形成 连绵阴雨低温寡照天气。从5月下旬起，气温显著提高，夏季日平均气温在30以上有85天，气温高于35的炎热日，年平均约30天，盛夏酷热少雨。9月 下旬后，白天较暖，入夜转凉，降水量减少，低云量日多。从11月下旬至第二年3月中旬，节届冬令，长沙气候平均气温低于0的严寒期很短130、暂，全年以1月最 冷，月平均为4.45.1，越冬作物可以安全越冬，缓慢生长。代表年水平面太阳能年总辐射量为4158.39/m2，年日照时数为1164.35h，是太阳能资源很丰富地区。8.1.3.2 地质条件场区内地貌形态主要为堆积地形，地势平坦。查中国地震动峰值加速度区划图(GB18306-2001图A1)，勘察区一带地震动峰值加速度0.20g，相当于地震基本烈度8度区。8.1.4 光伏电站施工特点(1) 太阳能光伏发电工程占地面积较大，单机工程量小，整体工程量集中。(2) 施工高度低，速度快，难度不大。(3) 零配件重量小，倒运方便，安装较为简单。8.2 施工总布置8.2.1 施工总平面布置131、原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜、方便生产、管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏电池板布置的特点，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。施工总布置须按下面基本原则进行。8.2.1.1 质量第一、安全至上的原则光电池组件安装工程安装质量要求高，为此，在全部工程实施过程中始终都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。8.2.1.2 节能环保、创新增效的原则光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生能源太阳能的一项社会实践。但是在光伏电站的建设中，132、对于具体的工程项目实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在光伏电站建成运营后，更能充分显示出开发新能源对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿色环保效益。8.2.2 施工用水、用电及通信系统8.2.2.1 施工供电本工程施工高峰期用电负荷为15kVA。施工供电由厂区配电系统提供。8.2.2.2 施工供水施工供水由厂区给水系统提供，生活水质必须符合国家生活饮用卫生标准8.2.2.3 通信 光伏电站施工现场的对外通信，应配备3台对讲机，方便施工联系。8.2.3 施工临建设施根据站区总平面布置方案，施工总平面布置包括二大部分，即施工生产区场地布置和施工生活区布置。经核算，施工需用场地200133、m2，其中：混凝土搅拌站区：50m2，材料仓库区：100m2，材料加工及维修区：50m2。8.3 施工交通运输8.3.1 对外交通运输方案本工程设备重量不大，本光伏电站的对外交通以现有公路为主。8.3.2场内交通线路的布置工程占地范围内地形较为平坦。 8.4 工程建设用地本项目属于屋顶电站项目，不存在征地问题8.5 主体工程施工光伏电站主体工程施工主要包括：太阳能光伏组件基础的混凝土浇筑，光伏组件的安装，变压器、逆变器的安装，电力电缆和光缆敷设。8.5.1光伏阵列施工和安装本工程光伏组件基础采用钢筋混凝土扩大基础，基础高约0.6m。在车间屋顶上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝134、土，混凝土在施工中经常测量，以保证 整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表 面出现开裂。一般情况尽量避免冬季施工。确需冬季施工时，一定要采取严格保温措。施工过程中，待混凝土强度达到28天龄期以上方可进行安装。太阳能光伏阵列安装：（1）施工准备：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：支架分为基础底梁、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安 装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。（3）太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至135、支架上后调整水平，拧紧螺栓。8.5.3.2 逆变器安装直流屏和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜和2面500kW逆变器，共5个分站房。逆变器混凝土平台由现场浇注，混凝土罐车运送，人工振捣。逆变器由汽车运至现场，用50吨汽车吊吊装就位，逆变器出入线做好防水措施。8.5.3.3 箱式变电站安装箱式变电站为一整体设备，布置在每个1MW光伏发电单元区域内的分站房外。每个箱式变电站内布置2面低压进线柜、1面控制变压器配电柜、1台1000kVA变压器及1面高压出线柜，共5个箱式变电站。箱式变电站混凝土平台由现场浇注，混凝土罐车运送，人工振捣。箱式变电站由136、汽车运至现场，用50t汽车吊吊装就位，箱式变电站出入线做好防水措施。8.6 施工总进度8.6.1 编制依据(1) 考虑冬季混凝土浇注工作。(2) 管理站土建、设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与组件安装相协调安排工期。(3) 施工期可根据施工单位实际能力部分调整8.6.2 筹建期及准备期进度本工程从项目核准后至工程竣工总建设工期为2个月。工程筹建准备期1个月。本工程施工控制进度：(1) 光伏电池板支架基础的施工(2) 光伏电池板支架的安装(3) 光伏电池板的安装(4) 分站房及动态无功补偿装置基础土建施工及设备安装(5) 光伏电站电缆施工及电缆铺设(6) 其中外部条件也是控制进度的重要137、方面如：设备订货。要抓住控制性关键项目，合理周密安排。8.6.3 施工进度安排根据工程所在地区的气候条件、建设期限的要求，确定本工程总工期为2个月。从2013年11月10日起到2013年11月30日为光伏支架基础的制作。从2013年11月20日起到2013年12月20日为光伏电池板支架安装，同时对到货的逆变逆变器、箱式变电站进行安装。从2013年11月20日起到2013年12月25日为光伏电池板的安装及电缆铺设。从2013年12月25日至2013年12月31日为电站的调试运行。9 工程管理设计9.1 工程管理机构的设置和职责9.1.1 工程管理机构的组成和编制工程在建设期间和建成投入运营后，都138、需要设置专门的管理机构集中管理。主要管理对象为太阳能电站内的组件及其他配套设施。主要工作为太阳能电站光伏组件、逆变器室和控制室等的日常巡视、维护、小规模设备检修。太阳能电站，按少人值班的原则设计，可按无人值班(少人值守)方式管理，设备检修可委托给当地供电部门。工程管理机构的组成和编制按如下原则：全站定员3人，其中，运行人员2人，检修人员和其他工作人员1人。9.1.2 工程管理范围太阳能电站管理系统只分生产基地区域。生产基地为太阳能电站内的组件及其他配套设施。9.2 主要管理设施9.2.1 光伏电站工程生产区、生活区的主要设施的规划工程生产区的主要设施有太阳能光伏板及支架、配电房等设施。9.3 139、运行与维护及拆除9.3.1 必备的维护设施和工具光伏电站需配置必要的维护设备和工具，包括检修工具、测量工具、常用仪器仪表、安全工具等。9.3.2 备品备件的储备为了保障设备发生故障后能及时修复，提高设备的利用率，需储备相应的备品备件。在运行维护的过程中还需作好各种备品备件的使用寿命和更换频率的统计工作，制定科学合理的备品备件消耗和储备定额。9.3.3 运行维护操作太阳能光伏电站运行应以设备厂家提供的运行操作手册为依据，结合太阳能实际，编制便于操作的运行规程，并对运行管理人员进行培训。太阳能电站的运行维护人员应能熟练进行设备的运行和维护，并能准确判断、处理设备发生的一般事故，对太阳能电站运行过程140、中发生的特殊情况具有一定的分析和处理能力。太阳能光伏电站除了维护厂家提出的对设备的定期维护内容外，还要定期对线路和配套电器设备巡视检查，以便及时发现隐患，及早处理，并对输变电设备进行定期测试和保养。9.4 防雪、抗风沙及防尘方案9.4.1防雪方案本光伏电站太阳能支架方阵的倾斜角为20，倾斜角度较大，雪可以靠自重滑落，不做专门的防雪措施。9.4.2抗风沙和防尘方案根据场地所在地区的最大风速、风向及场址所在地地形、地貌等情况，抗风沙采取以下措施：光伏电池组件、支架及基础的抗风沙设计控制光伏阵列高度以增强抗强风破坏能力。光伏电池组件支架及基础按最大风速进行设计，支架的金属表面进行热镀锌处理，以防止风141、沙的冲刷和生锈腐蚀。另外，安排专人定期对电池组件表面灰尘进行清理。10 环境保护与水土保持设计10.1 环境保护10.1.1 主要设计依据(1) 中华人民共和国环境保护法(1989年12月)。(2) 建设项目环境保护管理条例(1998年11月)。(3) 内蒙古自治区环境保护条例(1997年9月24日)。(4) 环境空气质量标准(GB3095-1996)。(5) 声环境质量标准(GB3096-2008)。(6) 污水综合排放标准(GB8978-1996)。(7) 工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)。(8) 工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)。(9) 建筑施工场界噪声142、标准(GB12523-90)。10.1.2 环境影响评价的主要结论及有关部门审批意见本工程项目位于长沙市经济技术开发区。本工程需要做环境影响报告表。取得 长沙环保部门的审批意见后，方可建设。10.1.3 环境现状、主要环境问题及保护目标10.1.3.1 环境现状（1）工程地理位置、地形地貌本工程项目位于长沙市，地形较为平坦。（2）气候条件长沙属亚热带季风性湿润气候。气候特征是：气候温和，降水充沛，雨热同期，四季分明。长沙市区年平均气温17.2，各县16.817.3，年积温 为5457，市区年均降水量1361.6毫米，各县年均降水量1358.61552.5毫米。长沙夏冬季长，春秋季短，夏季约11143、8127天，冬季 117122天，春季6164天，秋季5969天。春温变化大，夏初雨水多，伏秋高温久，冬季严寒少。3月下旬至5月中旬，冷暖空气相互交绥，形成 连绵阴雨低温寡照天气。从5月下旬起，气温显著提高，夏季日平均气温在30以上有85天，气温高于35的炎热日，年平均约30天，盛夏酷热少雨。9月 下旬后，白天较暖，入夜转凉，降水量减少，低云量日多。从11月下旬至第二年3月中旬，节届冬令，长沙气候平均气温低于0的严寒期很短暂，全年以1月最 冷，月平均为4.45.1，越冬作物可以安全越冬，缓慢生长。（3）社会经济概况初步核算，全年实现地区生产总值（GDP）6400亿元，比上年增长13.0%。分产144、业看，第一产业实现增加值 272.31亿元，增长4.0%；第二产业实现增加值3592.52亿元，增长14.5%，其中工业实现增加值3051.94亿元，增长15.7%；第三 产业实现增加值2535.08亿元，增长12.0%。第一、二、三次产业分别拉动GDP增长0.2、8.0、4.8个百分点，三次产业对GDP增长的贡献 率分别为1.2%、61.5%、37.3%。按常住人口计算，人均GDP达89903元，比上年增长12.1%。三次产业结构调整为 4.3：56.1：39.6。全部工业增加值占GDP的比重达47.7%。全市非公有制经济实现增加值3914.05亿元，占GDP的比重达61.2%。全年财政总收145、入796.58亿元，比上年增长15.6%，其中公共财政预算收入490.65亿元，增长15.2%。公共财政预算支出616.59亿元，增长18.4%。GDP总量在全省的占比为28.9%，人均GDP为全省的2.7倍，经济总量在长株潭三市中的占比达67.8%。工业增加值、固定资产投资、社会消费品零售总额占全省的比重分别为33.4%、27.5%和31.3%。城镇居民人均可支配收入高于全省平均水平8969元；农民人均纯收入高于全省平均水平8323元。 全市居民消费价格比上年上涨2.0%，涨幅回落3.5个百分点；商品零售价格上涨1.7%，涨幅回落3.8个百分点。城市居民消费价格上涨2.3%，涨 幅回落3.2146、个百分点；城市商品零售价格上涨1.5%，涨幅回落3.9个百分点。原材料、燃料、动力购进价格总指数上涨0.1%，工业出厂价格总指数 回落0.9%。固定资产投资价格总指数上涨1.7%。（4）环境质量现状拟建太阳能光伏电站周围地市平坦，环境空旷；电站区域及四周无敏感点，声环境质量现状良好。10.1.3.2 主要环境影响分析（1）环境空气影响分析施工期：各类建（构）筑物基础建设过程中，建筑材料（如水泥、沙石、灰料等）的暂时贮存、施工设备运转作业及土方开挖、堆放、回填过程过程中都可能产生扬尘；另外，运输车辆产生少量汽车尾气。运行期：本工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源，对环境空气不会造成影响。（147、2）水环境影响分析施工期：施工期将产生一定量的施工废水和生活污水。各类设备及建（构）筑物基础施工中会产生混凝土构筑物洒水等施工污水。如不处理随意排放，会对周围环境造成影响。运行期：运行期废水主要是职工生活污水和太阳能光伏板冲洗水。运行期太阳能电站设运行人员3名，生活污水产生量约为1m3/d。太阳能光伏板每年需要冲洗大约3-4次，冲洗1次需2天左右，需水量约为5m3/h，考虑到光伏板冲洗为局部间断性冲洗，冲洗采用喷雾式水枪。冲洗水通过自然渗透至场址四周的排干渠，做为生态恢复和绿化用水。由于光伏组件冲洗为间歇性冲洗，不会对建筑物防水性能造成危害。（3）噪声影响分析A：噪声源 施工期：噪声来源于光伏148、电池板基础施工、光伏电池板的安装、箱式变压器基础施工、箱变安装、电力电缆和光缆敷设、站内土建施工所采用的推土机、挖土机、混凝土搅拌机等机械设备及车辆运输对周围环境产生的影响。 运行期：光伏场区噪声相对较小，噪声主要由升压站站内运行设备产生。B：声环境影响分析施工期：随着距离的增加，施工机械产生的噪声强度逐渐衰减，距最大声源300m处，噪声强度一般可降到52.5dB（A），满足建筑施工场界噪声标准（GB12523-90）标准限值要求。电站周围无居民区，施工噪声对环境影响不大。运行期：噪声主要来自站内设备，如主变压器等；二是站内辅助设备，如配电装置的通风设备等运转时产生的噪声等。变压器噪声属于中低149、频噪声，对周围声环境影响较小，通过类比资料分析可知，经过距离衰减后，能够满足厂界噪声排放限值要求。（4）固体废物影响分析施工期：主要包括施工建筑垃圾和施工人员的生活垃圾。本工程建筑垃圾升压站和光伏板钢支架基础施工中产生的建筑垃圾，建筑垃圾不妥善处置可能对环境产生影响。运行期：本太阳能电站采用电锅炉无弃渣，只有运行人员产生的生活垃圾。按人均垃圾发生量1kg/人d计算，全场共计运行维护人员3人，年生产天数365天，生活垃圾发生量为1.095t/a。生活垃圾不及时处理会滋生病虫害等环境影响。（5）生态环境影响分析A：土地利用的影响不占用土地面积，基本无影响。B：景观的影响施工期：工程建设期各类施工活150、动对建设区景观生态造成短期影响。运行期：光伏电站建设后，站区范围内主要为排列有序的太阳能板，将会成为建筑物的一道别致景观。（6）太阳能电站电磁环境影响分析光伏电站电磁环境影响主要发生在运行期，工程建成投入运行以后，站内主变压器、高压配电设备、导线等周围空间形成电磁场，对周围环境产生的电磁影响，由于本工程主变及其电气设备电压等级较低，正常情况下产生的电磁影响较小，低于标准要求。（7）光污染影响光伏组件内的晶硅板片表面涂覆有防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过防反射处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射以散射为主，其总反射率远低于玻璃幕栏，无眩光，故不会产生光污染。光伏组件对阳光的反射以散射为主，总反151、射率只有25%左右，对鸟类影响不大；此外本工程不在鸟类迁徙通道上，不会对鸟类迁徙造成影响。本工程建设区域无飞机场，对飞机的起飞和航行无影响。10.1.3.3 环境保护目标本项目环境保护目标主要是生态环境。10.1.4 环境保护对策措施和设计10.1.4.1 环境空气污染防治措施施工期：主要为施工扬尘和车辆排放的尾气。施工开挖等土建活动产生的粉尘排放源低、颗粒物粒径较大，因此其对环境空气的影响主要局限在作业面范围内。主要采取作业面定期洒水，大风天加大喷洒频次的加强抑尘措施；对砂石料堆放场采取拦挡、苫盖措施。运行期：本工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源，对环境空气不会造成影响。10.1.4152、.2 水环境污染防治措施施工期：生活污水及机械废水分类收集处理，生活污水经处理后与施工同步边处理边用于场区抑尘。施工机械冲洗产生的含油废水由移动式油处理设施处理后用于施工场地抑尘。运行期：本工程采用地埋式一体化污水处理设备，经接触氧化、沉淀、消毒后站区内的生活污水可达到一级排放标准，可作为绿化用水不外排。当地蒸发量较大，冲洗光伏板后的冲洗水部分蒸发进入大气，部分流至站区地面，可做为生态恢复和绿化用水。10.1.4.3 噪声防治措施施工期：从噪声源控制上最大限度减小施工噪声，并合理布置噪声较大声源的位置，避免或减少对噪声敏感区域的影响；通过加强对施工单位的管理，做到文明施工，可有效减轻噪声影响；153、施工时选用噪声符合国家相关标准的施工设备。加强设备的维护和保养，保持机械润滑，减少运行噪声，同时加强管理，以减少因施工设备的维护和保养不当产生的噪声；施工活动尽量控制在永久征地范围内，减少站外临时占地，以减小工程施工噪声的环境影响范围；加强施工管理，优化施工场地布置，尽可能将高噪声设备设在远离敏感点的方位；施工车辆途经村庄，应尽量降低车速，禁止鸣喇叭；本工程建设区域较为空旷，周围无噪声敏感设施，施工期不会产生噪声扰民问题。运行期：本工程运行期主要噪声源为站内的主变压器等电气设备，对设备厂家提出设备噪声控制要求、控制措施及相应的声级。优化总平面布置，将噪声源声级值大的设备尽量布置在站内距离围墙较154、远处，站内噪声值较大的设备尽量布置在中部，以减少噪声源对厂界噪声的影响。在站区内的空闲场地和围墙外进行绿化，利用绿地进行降噪。10.1.4.4 固体废物污染防治措施施工期：太阳能光伏场区域电池板支架基础、箱变基础、建构筑物基础开挖土方尽量调配利用，无法回填的余土和建筑垃圾应运至指定地点进行处理，不得随意堆放。运行期：运行人员产生的生活垃圾，通过对生活垃圾采取集中存放，委托当地环卫部门定期统一处理，消除生活垃圾对环境的影响。电站设置专门的废旧蓄电池等电气物品堆放、储存场所，禁止随意丢弃，及时由生产厂家回收处置。10.1.4.5 电磁环境污染防治措施通过采取使用设计合理的绝缘子和能改善绝缘子表面或155、沿绝缘子串电压分布的保护装置；电气设备合理布置，通过距离衰减，减小站区围墙外的电磁场强度及无线电干扰；站内良好接地，提高屏敝效果；电站运行时，其对环境的电磁辐射影响低于有关的防护限值。10.1.4.6 生态环境保护措施施工期：严格控制施工占地，减少施工扰动范围，保护地表植被。施工中要尽量减少人为干扰和破坏区，避免造成土壤、植被大面积的破坏。基础施工中，尽量采用小型机械挖掘和运输，局部采用人工修整；安装场地各施工机械和设备不得随意堆放，尽量减少施工占地面积。制定施工期环境管理监控计划，尽量减少大型机械进入施工现场，防止因施工方式不当破坏当地生态环境，对工程破坏的地表植被进行生态补偿。各施工区域及156、施工便道表土剥离后集中堆放，合理安排施工时间，尽量避免在雨季及大风时期施工。施工单位要做好施工组织设计，进行文明施工。运行期：加强各项水土保持措施的管护，加强光伏电站管理，避免人为践踏及车辆等对草地的碾压。加强电站建设区的生态建设和维护。加强员工的生态环境保护意识教育。10.1.4.7 环境监理（1） 概述建设单位应委托具有环境监理资质的监理单位从事该项目的环境监理工作。环境监理是指环境监理机构受项目建设单位委托，依据环境影响评价文件及环境保护行政主管部门批复、环境监理合同，对项目设计、施工建设实行环境监理；环境监理是项目建设过程中环保措施及生态保护措施进行“三同时”制度落实情况的现场监督，并157、根据实际进一步提出预防或减轻不良环境影响的对策和措施，进行跟踪监测的配套制度。（2） 环境监理目的实现建设项目环保目标；落实环境保护设施与措施，防止环境污染和生态破坏；满足工程竣工环境保护验收要求。（2）环境监理依据国家和环保部及内蒙古环保厅有关的法律法规和规章。环境影响评价有关的技术导则及标准。经批准的项目设计文件及环评文件。监理合同、施工合同等合同文件。（3）环境监理阶段、范围及任务监理阶段：根据施工区环境状况和工程特点，监理阶段为设计阶段、招标阶段、施工阶段全过程。监理范围：监理范围为光伏电场区。监理任务：监理工程师应当按照工程监理规范的要求，采取旁站、巡视和平行检验等形式，对工程实施现158、场监理。（4）环境监理内容本发电项目环境监理的内容要重视生态保护，植被恢复以及水土保持措施。本风电场环境监理可分为三个阶段：设计阶段环境监理，施工期环境监理，竣工阶段环境监理。A：设计阶段环境监理对施工图纸有关环境保护工程或措施进行复查、核对、优化和完善设计，对有关设计问题提出合理化建议。具体包括：根据初步设计审批意见，审查施工图中落实有关环保工程设计及其环保投资；审查施工图环境保护配套设施的设计是否符合专业设计规范，规程相关规范、标准及标准图、通用图的有效性；审查施工图主体工程和环境保护配套设施的设计是否符合国家现行环保法规、标准、规定的要求；审查施工图主体工程与环境保护设计规范是否符合地方159、有关环保和项目环保的要求；认真阅读施工图纸，及时提出有关环境保护优化设计的方案的建议。审验环境管理方案与措施。具体包括：有无文件化的环境管理方案；该方案能否保证环境目标的实现；是否规定了环境职责，明确了组织机构的设置、职责的规定、工程程序的规定等；对建立了环境管理体系（ISO14000）的承包商，应详细阅读体系文件，了解其工作程序。制定项目环境管理的准则和要求，环境教育与培训安排，确保环境治理费用等；拟进场的施工机具、监测仪器、设备等与工程环境保护要求的符台性对有可能造成严重污染、危及人的安全与健康的环境因素，应制定应急措施，包括应急的组织，人员设备计划，应急信息的通报、传递，应急工程程序、方160、案等。B：施工期环境监理环境监理单位将对工程承包商的施工活动及可能造成生态破坏的环节进行全方位巡视与检查。现场检查施工是否按工程监理中所规定的环境保护条款进行，有无擅自改变；是否按环保设计要求进行；施工过程中是否执行了本风力发电项目环境影响报告表及其批复所要求的各项环保措施；并参与调查处理生态破坏事故和环境污染事件纠纷。该发电项目施工期重点环境监理内容有： 检查工程施工过程中永久占地和临时占地面积是否严格按照设计要求。 在风机组装场地，检查并督促承包商严格按照设计指定的位置对施工机械和设备进行放置，以便有效的控制占地面积，更好得保护植被。 检查施工过程中的水土流失情况，督促承包商加快实施水上保161、持设计方案或采取临时过渡措施。 督促运输单位要严格执行风电场运输道路规划方案，不得随意行驶，并将车辆产生的废油、废物集中收集按要求处理，以减少对植被的破坏。 在施工过程中禁止现场施工人员干扰风电场范围内常见野生动物的活动和栖息，督促施工方对施工人员进行有关野生生物保护的宣传教育。 在施工结束后，检查工程承包商有无清理施工区的弃土及回填表层土壤。督促承包商尽快对裸露的场地进行平整翻松，恢复植被。C：竣工验收阶段环境监理监理单位应参加项目竣工环境验收。风力发电项目竣工验收阶段环境监理的主要内容包括： 环境监理单位出具工程环境监理总结报告，协助建设单位向行业主管部门和工程所在地环保部门提交环境保护竣162、工验收申请材料，配合工程所在地环保部门进行环保工程验收。 监理业务完成后，监理单位应妥善保管或按规定将相关环境监理文件提交有关部门。10.1.4.8 环境监测根据环境保护法相关规定，应制定工程环境管理和环境监测计划。工程施工期和运行期应加强环境管理，执行环境管理和监测计划，掌握工程建设前后实际产生的环境影响变化情况，确保各项污染防治措施的有效落实，并根据管理、监测中发现的信息及时解决相关问题，尽可能降低、减少工程建设给环境带来的负面影响，力争做到经济、社会、环境效益的协调和可持续发展。10.1.5.2 环境保护效益分析（1）节能效益太阳能是可再生能源，可再生能源的使用可减少开发一次能源如煤、石163、油、天然气的数量，同时节约大量的水资源。本期工程装机容量为5MW，光伏发电系统由5个1MW光伏并网发电单元组成，年上网电量425.26万kWh。与目前发电规模相当的燃煤火电厂相比，按发电标煤煤耗320g/(kWh)计，每年可为国家节约标准煤1368.55t；按CO2排放量0.997(t/tce) 计，每年可减少CO2排放4263.89t。因此，太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益，而且能够带来社会和环境效益。10.1.6 综合评价与结论10.1.6.1 综合评价太阳能光伏发电工程属于绿色能源工程，工程建设符合国家产业政策，符合地区发展规划和电力规划，通过采取各项污染防治措施，可以将工程164、的不利环境影响将降低到最低限度，从环境保护角度考虑本工程建设是可行的。10.1.6.2 结论本项目是清洁能源开发利用项目，符合国家产业发展政策，符合长沙市总体发展规划和当地环境保护要求，符合清洁生产原则；经采取相应的污染治理和生态恢复措施后，对当地水环境、大气环境影响很小，对声环境和生态环境等的影响均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，不会对区域生物多样性和区域生态环境产生较大影响。项目建成运行后，对当地社会经济发展具有较大的促进作用，其经济效益、社会效益和环境效益明显。10.1.7 建议（1）项目建设过程中必须严格按照规划和设计进行，必须严格执行企业拟采取的保护措施及本项165、目提出的污染防护措施，人工可完成的工序尽量采用人工完成。（2）现场组装场地，必须严格按照设计规划指定的位置，进行施工机械和设备的放置，不得随意堆放，以便有效地控制占地面积。（3）项目产生的生活污水应集中收集，经处理达到国家污水综合排放标准后排放或用于浇灌花草树木、冲洗厕所、洗车等，实现废水综合利用。（4）生活垃圾及建筑垃圾不得随意堆放，所有垃圾必须运往经环保主管部门选定的场地进行填埋处理。在运输过程中要有密封措施，不得在沿途随意洒落，造成线源污染。（5）总之，建设单位应承担起对环境保护的责任和义务，认真负责地做好环保工作，不但要把工程建设好，同时也要把环境建设好，这是我们的共同愿望。11 劳动166、安全与工业卫生设计11.1 设计依据、原则与目的11.1.1 编制的目的、基本原则对工程投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，确保工程建筑物和设备本身的安全，以保障职工在生产过程中的安全与健康。对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和太阳能电站的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产的安全。11.1.2 设计范围和主要内容设计范围：主要针对构筑物、生产设备及其光伏作业岗位和场所的劳动安全及工业卫生进行分析评价167、。主要内容：分析评价电站建设、运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或者避免的措施；提出劳动安全与工业卫生的建议。对施工过程中的主要危险有害因素只作一般性分析，不做具体评价说明。11.1.3 主要设计依据11.1.3.1 国家法律、法规（1）中华人民共和国安全生产法。（2）中华人民共和国职业病防治法。（3）中华人民共和国消防法。（4）中华人民共和国劳动法。（5）中华人民共和国电力法。（6）中华人民共和国防洪法。（7）中华人民共和国气象法。（8）中华人民共和国环境保护法。11.1.3.2 部门规章、规范性文件（1）劳动防护用品监督管168、理规定（国家安全生产监督管理总局令第1号）。（2）生产经营单位安全培训规定（国家安全生产监督管理总局令第3号）。（3）安全生产事故隐患排查治理暂行规定（国家安全生产监督管理总局令第16号）。（4）生产安全事故应急预案管理办法（国家安全生产监督管理总局令第17号）。（5）作业场所职业健康监督管理暂行规定（国家安全生产监督管理总局令第23号）。（6）国家电力监管委员会安全生产令（国家电力监管委员会令第1号）。（7）电力安全生产监管办法 (国家电力监管委员会令第2号) 。（8）电业生产事故调查暂行规定（国家电力监管委员会令第4号）。（9）电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会令第5号）。（10169、）电网运行规则（试行）（国家电力监管委员会令第22号）。（11）起重机械安全监察规定（国家质量监督检验检疫总局令第92号）。（12）关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知(国家发展改革委、国家安全生产监督管理总局发改投资20031346号) 。（13）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号）。（14）关于做好建设项目安全监管工作的通知（安监管协调字2006124号）。（15）国务院办公厅关于进一步做好防雷减灾工作的通知（国办发明电200628号）。（16）工程建设标准强制性条文（电力工程部分）（建标2006102号）。11.1.3.3 安全生产设计依据（1）170、建筑工程安全生产管理条例。（2）爆炸危险场所安全规定。（3）变电站总布置设计技术规程DL/T5056-2007。（4）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）（5）220500kV变电站设计技术规程DL/T5218-2005。（6）建筑设计防火规范GB50016-2006。（7）火灾自动报警系统设计规范GB50116-1998。（8）建筑内部装修设计防火规范GB50222-1995。（9）建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005。（10）建筑物防雷设计规范GB50057-2000。（11）重大危险源辨识GB18218-2009。（12）高处作业分级GB3608-2008171、。（13）低温作业分级GB14440-1993。（14）电力工程电缆设计规范GB50217-2007。（15）建筑抗震设计规范GB50011-2008。（16）建筑采光设计标准GB50033-2001。（17）生产设备安全卫生设计总则GB5083-1999。（18）安全标志及其使用导则GB2894-2008。（19）工业企业设计卫生标准GBZ1-2010。（20）工业场所有害因素职业接触限值 第1部分 化学因素(GBZ2.1-2007)。（21）工业场所有害因素职业接触限值 第2部分 物理因素(GBZ2.2-2007)。11.2 光伏电站总体布置本工程光伏系统总容量为5MWp，为便于安装、维护172、及减少线损，采用“分块发电，集中并网”的总体设计方案。把5MWp并网发电系统分为5个发电单元，每个发电单元为1MWp，每个1MW发电单元的太阳能电池组件按照一定数量串联经光伏阵列汇流箱汇流后，接至2台500kW直流配电柜，分别与2台500kW并网逆变器相连，并通过1台1000kVA双分裂变压器升压至0.4kV接入园区0.4kV配电网络。11.3 主要危险、有害因素分析11.3.1 施工期主要危险、有害因素分析光伏电站的施工期的主要职业危害是噪声、扬尘、机械伤害、触电等对职工的影响。（1）在施工过程中，特别是夜间施工，如果采光不良，长期作业，容易使操作者眼睛疲劳，视力下降，产生误操作，或发生意外173、伤亡事故。同时生产场所的工位器具、工件、材料摆放不当，也容易引发工伤事故。（2）光伏板支架基础工程施工包括基础混凝土浇筑。如果施工期发生在雨季，安全防护设施投入不足，任意简化安全防护措施，未按照建筑施工安全技术标准、规范编制地基与基础、地下管道工程施工方案，没有制定专项安全技术措施，施工人员缺乏安全意识，均容易发生坍塌事故。11.3.2 运行期主要危险、有害因素分析（1）电气设备运行维护触电伤害。（2）光伏组件维护及检修机械伤害。12.4 工程安全卫生设计12.4.1 施工期劳动安全与工业卫生对策措施（1）基础作业土方工程根据基坑等土方开挖深度和土质，选择开挖的方法，确定边坡的坡度或采取护坡支174、撑和护壁桩，以防止土方的坍塌。（2）机械作业本工程施工机械开挖伴随人工清运，施工单位必须制定安全作业程序指导书并报监理单位审核，并严格按作业程序指导书施工，否则不允许继续作业或进行下一道工序施工。（3）运输安装作业在安装施工前要制定专项施工方案。安装现场必须设专人指挥，指挥必须有安装工作经验，如遇有大雾、雷雨天、照明不足时，尽量避免进行安装作业。11.4.2 运行期劳动安全与工业卫生对策措施11.4.2.1 防火、防爆各建(构)筑物火灾危险性及耐火等级、构件的燃烧性能和耐火极限按建筑物内部装修设计防火规范等国家现行的标准进行设计。11.4.2.2 防噪声、振动根据工业企业厂界噪声排放标准的要求175、，结合本工程的特点，设计中通过选用低噪声设备(向厂家提出噪声控制要求)、关键部分采取消音和隔声等治理措施，使电站运行噪声的影响尽可能降低到最低程度，可满足噪声排放标准的要求，对周围声环境基本不造成影响。11.4.2.3 防电伤、防机械伤害和其它伤害（1）应严格按照相关规程、规范的要求进行设计，各种电气设备应做到良好的绝缘、接地。（2）对于配电室误操作可能带来人身触电或伤害事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。（3）工作照明及事故照明设计中的各工作场点的照明均满足要求，控制室等重要工作场所设有事故照明，综合楼等主要疏散通道及安全出口处，均设置疏散指示标志。11.4.2.4176、 个人防护措施（1）根据接触职业病危害因素的种类不同，为作业工人配备相应的个人防护用品，并定期更换。（2）受噪声危害的作业工人应配备噪声耳塞、耳罩、帽盔等。（3）按职业健康监护管理办法的规定，对运行人员进行上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。11.4.2.5 其它安全措施（1）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。（2）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。（3）凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及需要提醒操作人员注意的地点，均应设置安全标志，并按安全177、标志及其使用导则进行设置。11.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计11.5.1 安全管理机构及相关人员配备光伏电站运行及管理人员按3人制考虑，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作，从“安全生产、安全第一”的角度出发，负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常检测、劳动安全及职业卫生教育等工作，保障光伏电站顺利运行，达到安全生产的目的。11.5.2 安全卫生管理体系（1）健全三级安全网，并切实开展工作。（2）事故报告、安全统计报表做到及时、准确、完整，应存档的事故资料、录像、照片应齐全。（3）安全监督人员经常深入现场开展监察并指导安全生产工作，对违章作业现象178、及时制止并提出改进意见。建立并执行安全监督通知书制度。（4）安全监督机构应组织编制本企业的“安全措施”，参与“反事故措施”的制定，并对“两措”的执行情况进行监督检查。（5）安全监督机构及时转发上级有关安全通报（交流），并及时向有关单位汇报和反馈本单位的事故信息。（6）对有关用具和劳动用品进行定期检查。11.5.3 安全卫生检测及安全教育设施（1）本项目应设置安全监测站，对本项目周边太阳能、气象、水文、温度、湿度、尘暴、冰雪等进行定期采集、分析、贮存、预报。光伏发电站应建立太阳能发电技术档案，并做好技术档案保管工作。（2）安全监测站应配备足够的设备、设施及配套物品，如采集器、传感器、报警系统、控179、制器主机、智能显示终端等。（3）安全监测站设置足够的监测力量，人员需经培训后上岗。11.5.4 事故应急预案11.5.4.1 应急救援组织及器材电站应成立应急救援领导小组，小组成员要明确分工，制定相关计划，定期组织事故应急演练。本期工程事故应急救援预案应与现有工程预案相结合，并定期组织进行演练。11.5.4.2 应急预案体系的构成及内容（1）综合应急预案综合应急预案是从总体上阐述处理事故的应急方针、政策，应急组织结构及相关应急职责，应急行动、措施和保障等基本要求和程序，是应对各类事故的综合性文件。（2）专项应急预案专项应急预案是针对具体的事故类别、危险源和应急保障而制定的计划或方案，是综合应急180、预案的组成部分，应按照综合应急预案的程序和要求组织制定，并作为综合应急预案的附件。（3）现场处置方案现场处置方案是针对具体的装置、场所或设施、港务所制定的应急处置措施。现场处置方案应具体、简单、针对性强。现场处置方案根据风险评估及危险性控制措施逐一编制，做到事故相关人员应如何应会，熟练掌握，并通过应急演练，做到迅速反应、正确处置。11.5.4.3本工程应编制的主要事故应急预案建设单位组织制定并实施本单位的安全生产事故应急救援预案，综合应急预案和专项应急预案，应依法报送相关安全生产监督管理部门和有关主管部门备案。表11-1 本工程事故应急预案的主要内容序号项 目主要内容1综合应急预案主要包括编制181、目的、编制依据、适用范围、应急预案体系、应急工作原则、危险性分析、组织机构及职责、预防与预警措施、应急响应措施、信息发布、后期处置、保障措施、培训与演练等内容。2专项事故应急预案包括人身伤亡事故、重大交通运输事故、灭火和应急疏散、变压器火灾、配电系统火灾和电缆火灾应急疏散预案)、特种设备事故、全场停电、电站网络与信息安全重大突发事件、自然灾害事故、环境污染事故、突发公共卫生事件、施工期安全生产突发事件、突发群体性事件、起重机械事故等应急预案。3现场处置方案主要包括物体打击人身伤亡、机械伤害人身伤亡、车辆伤害人身伤亡、油系统火灾事故、变压器火灾事故、电缆火灾事故、公用系统故障等现场处置方案。11182、.6 劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算11.6.1 专项投资概算编制依据（1）安全评价通则（AQ8001-2007）。（2）安全预评价导则(AQ8002-2007)。（3）危险场所电气防爆安全规范(AQ3009-2007)。（4）企业安全生产标准化基本规范(AQ/T9006-2010)。（5）生产经营安全生产事故应急预案编制导则(AQ/T9002-2010)。11.7 结论及建议11.7.1 结论本工程采用的工艺成熟，设备先进，施工期和运行期按照国家有关法律、法规、标准等，遵循国家有关建设项目“三同时”要求，实施各项劳动安全和工业卫生措施，同时加强安全管理，提高防范意识，规范安全行为，即183、可控制事故的发生，项目建成后可实现安全运行。11.7.2 建议（1）本期工程施工应选用有资质的施工队伍与监理队伍，防止在基建过程中发生安全事故。（2）施工过程中，应防止因活动机械碰撞，碾压等造成事故，机械在安装及拆卸时均要进行检验。（3）应为接触危害因素的作业工人配备个人防护用品，并定期更换。12 设计概算xx5MW分布式光伏电站工程设备材料预算表业主单位时间： 2013-10-26序号名称规格型号单位数量单价（元）合计 （万元）品牌备注一设备2681.611光伏组件ZKX-245PW4.52253.51*60片多晶组件（1580*1065*50）2智能光伏汇流箱16路台70430030.1科184、比特、大全、冠亚单路额定电流8A,带监控模块和通讯接口，带防反二极管3直流配电柜500KW台103800038南车、大全、冠亚4逆变器SG500KTL 270V台10225000225冠亚、南车、大全不带隔离5箱式变压器1000KVA 2*0.27KV/0.4KV台518000090大全、宜兴、含高低压柜计量、通讯6交流配电柜1000KW台560000307监控系统套115000015监控所有逆变器、汇流箱、环境等参数。8功率预测系统套1150000159并网综合控制柜台45000020二主材532.43171支架系统20倾角镀锌钢支架套204400.63315.4914紫旭、大全、福克斯不锈185、钢螺栓2光伏电缆1PV1-F-1*4米18910 4.27.9420572恒飞、金杯、上海金友直流电缆2ZR-YJV-2*50米130006584.5直流电缆3ZR-YJV-2*70米0960直流电缆4ZR-YJV-1*185米700107.87.546光伏电缆5ZR-YJV-3*（3*185+1*95）米600375.1622.5096光伏电缆6ZR-YJV-2*（3*240+1*120)米200489.369.78723逆变器房1MW套53000015变压器站1MW套52500012.54MC4插接件MC4套102260.6132终端接线端子4平方个11200.10.011235平方个28186、030.084185平方个180120.216240平方个50150.075直通接线端子4平方个1000.10.00135平方个4040.016185平方个10120.012桥架100*100(镀锌铁板)米32007022.4电缆穿线管PE管 DN110米100043.124.312联塑，金德PE管 DN250米1000219.2521.925联塑，金德7监控电缆KVVRP-2*1.5米50003.81.9RS485双绞屏蔽线监控：汇流箱和逆变器通讯穿管镀锌铁管DN25米500073.58接地导线BV-16米5005.40.279接地扁铁25*4米150091.35屋顶防雷接地40*4米100187、120.12配电房防雷接地自攻螺钉M4个60000.050.03接地扁钢与导轨连接固定夹具（与支架连接件一致）个40080.32方阵两侧接地扁钢固定三直接总费用一+二3214.046.418071123xx5MW分布式光伏电站工程预算表项目名称：发包单位：湖南*新能源科技有限公司序号名称品牌规格单位数量单位直接费单价合计材料费机械费人工费（1）-光伏发电系统工程114.463 一光伏阵列设备及安装工程42.427 1太阳能电池组件产品甲方采购ZKX-245P-24块19638.43137202039.277 3防雷汇流箱产品甲方采购16回路台704504503.150 二逆变及变配电设备及安装188、工程24.750 1直流配电柜产品甲方采购DP500KW台10300030003.000 2并网逆变器产品甲方采购SG500KTL 270V台10380038003.800 3变压器产品甲方采购1000KVA 2*0.27KV/0.4KV台5.500 4交流配电柜产品甲方采购1MW台5350035001.750 5并网控制柜产品甲方采购5MW台4550055002.200 6监控系统产品甲方采购5MW项1.500 7电气调试产品甲方采购5MW项150000500005.000 三集电线路47.286 1光伏电缆PV1-F-4 米18909.664.24.27.942 2直流电缆YJV-2*35189、 米1300018.518.524.050 3直流电缆YJV-2*70 米026260.000 4直流电缆YJV-1*185 米70025251.750 交流电缆ZR-YJV-3*（3*185+1*95） 米60035352.100 5交流电缆ZR-YJV-2*（3*240+1*120) 米20040400.800 6接地导线BV-16 米500880.400 7弱电穿管（含材料）镀锌铁管项5000663.000 8电缆接头制作MC4个1022220.204 9桥架人工安装费及辅材配套 米140012121.680 10电缆架设人工安装费及辅材配套 米6700885.360 （2）-建筑工程部190、分63.068 四光伏阵列基础工程44.968 1光伏支架安装人工费产品甲方采购彩钢瓦支架套20440222244.968 五集电线路基础工程6.600 1逆变器房改建（含材料）土建平方米200200502505.000 2电缆挖沟土建米80020201.600 3电缆检修井土建500*500*500个145002007000.980 六其它部分11.500 1脚手架搭建项110000100001.000 2屋顶防雷接地系统按设计图项120000200002.000 3材料二次搬运费项1.500 4设备材料装卸费项170000700007.000 直接费用总计A（1）+（2）177.531 x191、x5MW分布式光伏电站工程预算表序号项目名称合计（万元）备注一材料设备总费用3214.042 二工程施工总费用177.531 三企业管理费67.284 按二中全部人工费*37.9%四利润172.943 （一+二+三）*5%五安全防护、文明施工措施费5.000 六冬雨季施工增加费0.284 按一中主材和二中全部费用*0.16%七项目其他费35.000 1检测费20.000 2规费15.000 八税前价合计3672.084 九设计费55.000 十并网接入费75.000 十一税金127.091 按税前价*3.461%单位工程总造价3929.192 每瓦单价7.85元/瓦13 财务评价与社会效果分析192、13.1 经济效果分析本项目的静态总投资为3768.972万元。项目收益来源为光伏发电站所发出的电能以及根据国家分布式光伏发电补贴政策获得度电补贴。长沙地区工业电价平均价格约为0.85元/kWh，而根据国家相关政策， 长沙地区分布式光伏发电补贴为0.42元/kWh，因此本项目真实发电收益为1.27元/kWh。根据之前的分析，本项目年均发电量约为425.26万kWh,收益情况为下表所示:项目单位数 量1静态总投资万元3929.1922动态投资万元4717.353单位千瓦静态投资元/kW78504单位千瓦动态投资元/kW94205设备及安装工程万元3214.8576建筑工程万元177.5317其它193、费用万元436.8048基本预备费万元1009建设期贷款利息万元01装机容量MWp5.00782年平均上网电量MWh425.263上网电价（25年含税）元/kW.h1.274全部投资内部收益率（%）9.95自有资金内部收益率（%）9.96项目投资收益率%9.97投资回收期（所得税后）年7.6313.2 社会效果分析13.2.1 社会影响评价xx5MW分布式光伏电站项目的建设，可以缓解企业不断增长的电力需求。光伏发电的应用将为企业与经济开发区树立绿色清洁的品牌形象。此外，电站在财务评价计算年限内，缴纳所得税，交纳销售税金和附加，这些将为国家和地方财政收入的增加做出贡献。由于太阳能资源是一种不消耗194、矿物燃料的可再生能源，太阳能发电的使用，相当于节省相同数量电能所需的矿物燃料，这样不但可以减少开发一次能源如煤、石油、天然气的数量，同时节约大量的水资源。此外，太阳能电站的生产过程是将当地的太阳能转变为电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。因此，太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益，而且能够带来社会和环境效益；再加上国家对可再生资源发展的大力扶持和政策优惠，太阳能利用产业潜力巨大、发展前景乐观。13.2.2 项目节能减排效益本期工程装机容量为5MW，光伏发电系统由5个1MW光伏并网发电单元组成，年上网电量425.26万kWh。195、与目前发电规模相当的燃煤火电厂相比:太阳能光伏系统节能减排计算表系统安装地点长沙项目数值单位装机容量5007.80 KW系统年均发电量425.3 KWh每年节约原煤2381.39 吨每年节约标准煤1360.82 吨每年减少C02排放量4239.81 吨每年减少S02排放量127.58 吨每年减少氮氧化合物排放量63.79 吨每年减少排“碳”1156.70 吨 14 结论及建议从xx5MW分布式光伏电站项目的电力市场、交通运输电站水源、站址稳定性、建设场地等方面看，主要建厂条件均已落实。工程所选地区，太阳能资源丰富、有效日照时数高、光能效率好，具有经济开发利用价值。建设5MWp光伏发电项目是可行196、的，符合国家电力产业资源优化配置政策，符合国家分布式光伏发电战略。项目建成投产后，可以降低对常规能源的依靠，增加绿电的供给量。为湖南省今后继续发展大规模分布式太阳能发电积累经验和技术数据，也为项目建设企业以及经济技术开发区树立绿色清洁的良好品牌形象。15 附图、附表光伏电站地理位置图 光伏电站场址总体规划图光伏组件平面布置图xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数 量备注装机容量MWp5占地面积m290000海拔高度m200经度(北 纬)27512840纬度(东 经)111531145代表年太阳辐射量MJ/m24158.39代表年日照时数小时1164.35二、主197、要气象要素多年平均气温17.2多年极端最高气温40.1三、主要设备1光伏组件1.1峰值功率Wp2451.2开路电压V37.1V1.3短路电流A8.29A1.4工作电压V31.9V 1.5工作电流A7.68A1.6峰值功率温度系数%/-0.45（-0.423）1.7开路电压温度系数%/-0.35（-0.307）1.8短路电流温度系数%/0.05（0.039）1.910年功率衰降10%1.1025年功率衰降20%1.11外型尺寸mm1640992451.12重量kg221.13数量块204401.14固定式方式固定倾角1.15固定倾角角度度22续表 xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表项目单位数198、 量备注2逆变器2.1输出额定功率（AC，kW）5002.2最大交流侧功率kW5002.3最大交流电流/2.4最高转换效率/98.4%2.5欧洲效率/97.8%2.6输入直流侧电压范围（V）9002.7最大功率跟踪（MPPT）范围（DC，V）450-8802.8最大直流输入电流（A）12402.9交流输出电压范围（AC，V）270(10%可设定)2.10输出频率范围/50（0.5可设定）2.11功率因数（额定功率）0.982.12宽/高/厚800*240*22002.13重量/19002.14工作环境温度范围/-20+502.15数量个803箱式升压变压器3.1台数台53.2容量kVA1000199、3.3额定电压kV0.45升压变电站出线回路数、电压等级和出线型式5.1出线回路数回55.2电压等级kV0.4四、土建施工1光伏组件支架钢材量t346.66施工总工期月2五、概算指标续表 xx5MW分布式光伏电站项目工程特性表项目单位数 量1静态总投资万元3929.1922动态投资万元4717.353单位千瓦静态投资元/kW78504单位千瓦动态投资元/kW94205设备及安装工程万元3214.8576建筑工程万元177.5317其它费用万元436.8048基本预备费万元1009建设期贷款利息万元01装机容量MWp5.00782年平均上网电量MWh425.263上网电价（25年含税）元/kW.h1.274全部投资内部收益率（%）9.95自有资金内部收益率（%）9.96项目投资收益率%9.97投资回收期（所得税后）年7.63