1、青海省30MWp太阳能光伏并网发电站组件逆变器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月青海省30MWp太阳能光伏并网发电站组件逆变器安装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112可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录第一章 综合说明11.1 概述11.2太阳能资源11.3 工程地质21.4 项目2、任务和规模21.5 太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算31.6 电气31.7 土建工程41.8 消防41.9施工组织设计51.10工程管理设计51.11环境影响评价61.12劳动安全与工业卫生61.13节约及合理利用能源专项分析61.14建设项目招标方案61.15结论和建议7第二章 太阳能资源82.1 光伏电站所在地区太阳能资源概述82.2 代表气象站92.3太阳能资源初步分析112.4太阳能资源综合评价15第三章 工程地质163.1 概述163.2 场址区基本工程地质条件163.3 场址区的主要工程地质问题评价173.4 结论及建议18第四章 项目任务与规模204.1 项目任务204.23、 项目规模23第五章 太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算245.1光伏组件选型245.2逆变器选型275.3 方阵运行方式285.4 组件串并联设计295.5光伏发电单元布置方案295.6光伏发电单元接线325.7 发电量计算345.8 主要设备材料表37第六章 电气386.1 电力系统386.2 电气一次416.3 电气二次47第七章 土建工程517.1 建筑部分517.2 结构部分527.3 水工部分557.4 暖通部分56第八章 消防608.1 概述608.2总平面布置与交通要求608.3 建筑物与构筑物及安全疏散要求608.4消防措施618.5火灾报警及控制系统628.6消防供电64、28.7通风空调系统的防火排烟设计62第九章 施工组织设计639.1 施工条件639.2 光伏电站总体规划649.3 交通运输669.4 工程永久占地669.5 工程施工679.6 施工进度控制68第十章 工程管理设计7110.1 管理方式7110.2 管理机构7110.3 主要管理设施7210.4 光伏电站运营期管理设计7310.5 检修管理设计7310.6 防尘、防雪和清理方案74第十一章 环境影响评价设计7611.1 设计依据及目的7611.2 环境现状7611.3 污染源分析7811.4 环境影响的防治、保护措施7811.5 节能及减排效益分析8011.6 环保投资8011.7 综合评5、价结论81第十二章 劳动安全与工业卫生8212.1 设计依据、任务与目的8212.2 工程安全与卫生危害因素分析8212.3 劳动安全与工业卫生对策措施8312.4 光伏电站安全卫生机构设置83第十三章 节约及合理利用能源专项分析8413.1 设计原则8413.2 工程应遵循的节能标准及节能规范8413.3 工程节能分析8513.4 变电工程8513.5 线路工程8813.6 结论89第十四章 工程设计概算9014.1 工程概况9014.2 编制原则及依据9114.3 固定资产投资9214.4 资金来源92第十五章 财务评价与社会效果分析9315.1 评价依据9315.2 计税政策9315.36、 总成本费用计算9315.4 发电效益计算9415.5 财务评价9415.6 评价结论96第十六章 建设项目招标方案9716.1 项目概况9716.2 项目招标情况9716.3 项目招标内容97附表目录98附图目录99第一章 综合说明1.1 概述 地理位置xx市，位于举世闻名的柴达木盆地东北边缘，地理位置在东经96159815，北纬36553822之间。东距省会西宁512公里，西南距格尔木市387公里。平均海拔2980米，区域总面积32401平方公里，其中市区面积25平方公里。xx市是青海省海西蒙古族藏族自治州首府所在地，是全州政治、经济、文化的中心，也是青海西部重要的交通枢纽和商品集散地。x7、x哈30MWp并网光伏电站站址位于xx西出口处、国道G315北侧区域，距市中心约17km，周边交通运输便利。站址位于xx光伏规划园区内，符合当地光伏光电发展规划。站址的四点坐标为（以84坐标系为基准，单位m）：（1）X=4138649.520 Y=32606596.454（2）X=4137754.921 Y=32606596.454（3）X=4137754.921 Y=32605478.634（4）X=4138649.520 Y=32605478.6341.1.2工程任务及编制依据我公司受力诺青海新能源筹备处委托，编制xx哈30MWp并网光伏电站可行性研究的报告，主要编制依据有：（1）双方签订8、的设计合同；（2）业主提供的设计委托书；（3）业主提交的设计依据基础资料。（4）国家及行业的电力勘测设计规程规范；（5）国家和有关部委发布的现行技术规程、规范；（6）xx哈30MWp并网光伏电站预可行性研究（7）光伏发电工程可行性研究报告编制办法（征求意见稿）（参考）1.2太阳能资源拟选光伏电站与xx气象站距离非常近，且受同样的天气系统的影响，所以两地的辐射量处在同一水平上，选择气象站的辐射值来进行本光伏电站的辐射量分析是具有代表性的。拟选场区所在区域日照充足，历年的总辐射量在6300MJ7100MJ/之间，30年平均值为6780.5MJ/；近30年间的日照时数变化在2790h3300h之间，9、30年平均的年日照时数为3082.9小时。本站区太阳能资源属于 “资源最丰富”地区，非常适合建设大型光伏电站。从xx太阳总辐射量的年际变化趋势来看，虽然在少量年份总辐射量波动变化明显，但整体上近30年的太阳总辐射年际变化相对平稳。在实际工程中应充分考虑本地区的长期气候特征、灾害性天气及天气状况对工程的影响，以确保光伏电站长期良好地运行。1.3 工程地质(1）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。(2）场址区地层为第四系上更新统的角砾层及圆砾层，角砾层松散稍密，力学性质一般。 层圆砾层以粗粒为主，结构密实，压缩性低，承载力较高，力学性质较好。(3）根据中国季节性冻土等深线图及当地工程经验10、，工程区存在季节性冻土，最大冻土深度为地面以下1.96m ，季节性冻土对工程建设影响小。(4）场址区50年超越概率10的地震动峰值加速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期为0.45s，相对应的地震基本烈度为度，场址区属构造基本稳定区。场址区地势平坦，地基土为中硬土，为抗震有利地段，场地等级为类。(5）场址地基土为盐渍土，地基土对混凝上结构无腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具弱中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。场址区环境水对混凝土结构及钢筋混凝土结构具腐蚀性，但地下水位埋深大，地下水对建筑物影响小。(6）场址地层以粗粒为主，地基土可不考虑砂土液化问题。1.4 项目任务和规模开发利用可11、再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，xx哈30MWp并网光伏电站位于xx西出口，项目开发利用当地丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。结合光伏发电的发展现状、当地光能资源以及业主的初步开发规划，本工程装机容量30MWp，预留有扩建的余地。1.5 太阳能光伏系统的选型、布置和发电量估算通过比选，本工程按全部采用单晶硅结合多晶硅组件设计，单块组件容量分别为190Wp和235Wp，光伏电站总装机容量为30MWp。通过对INV500A、INV500B、INV500C、INV500D等四种逆变器进行比选，推荐采用欧洲效率较高的INV500D逆变器，本次暂按INV500D逆变器进行设计。对12、光伏支架的运行方式进行了比选，采用水平单轴、斜单轴和双轴的发电量明显高于固定式，但由于国内跟踪支架大规模应用较少，且产品质量良莠不齐，后期维护费用不确定因素较多。建议本期按固定式支架来设计，后期根据跟踪支架的技术成熟度及价格来确定是否采用跟踪式支架。通过计算，初步估算本光伏电站25年平均年等效满负荷运行小时数约为1639h，年上网电量为49，414，346 kWh。1.6 电气本期通过30个光伏逆变单元整流升压后接入光伏电站内10kV配电装置。经一台50000kVA主变压器升压至110kV后，以一回110kV线路送至附近变电站，站内110kV主接线可按线路变压器组设计。由于本工程接入系统电压等13、级较高，当地太阳能资源也较丰富，考虑后续工程发展，方便扩建，本工程110kV接线暂按单母线接线设计，以一回110kV架空线路接入系统变电站。新建110kV升压站10kV侧考虑装设电容补偿装置，补偿箱变和主变消耗的无功功率，因暂无接入系统报告，补偿容量暂按装设12000kvar的容性无功补偿装置考虑，最终补偿容量及方式待接入系统设计确定。站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内10kV母线供电，另一台由站外引接，正常时站用电由10kV母线提供，事故时，由站外提供电源。站外备用电源考虑从系统变电站10kV母线上引接，最终的引接地点由当地供电部门批准后确定。本工程选用单机容量500K14、W的并网逆变器，光伏阵列发电单元经汇流箱汇集后进入500kW逆变器直流侧。经逆变器逆变升压后，输出10kV三相交流电，采用直埋电缆敷设至变电站10kV屋内配电装置。阵列内的逆变升压装置采用每1MW为一个光伏发电单元进行设置。逆变升压装置按每1MW为一个光伏发电单元进行设置，全站共设30套。每套装置配置2台500kW逆变器和一台1100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧串联后，通过一回线路接入10kV配电装置，共六回10kV线路。考虑到变压器分散布置于光伏阵列中，距离变电站直流电源侧较远，变压器10kV高压侧配套负荷开关和熔断器组进行保护。计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层，网络结构为15、开放式分层、分布式结构。站控层为全所设备监视、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压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式集中布置在保护室、开关柜或逆变升压装置中，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的监测和断路器控制功能。光伏电站逆变升压装置监控设备为变电站监控系统的间隔层，包括汇流箱、逆变器、逆变升压装置公用测控装置、智能仪表、其他各类智能设备。每个逆变升压装置为一个监控单元，每个监控单元设备负责所在单元的就地监控和保护功能，通过光缆接入站控层以太网交换机，实现与站控层通讯，从而实现对汇流箱及逆变升压装置设备的管理、控制、监视、联锁、逻16、辑编程、信号、报警、通讯等全部功能。1.7 土建工程光伏电站主要建筑物有：综合楼、10kV屋内配电装置室、生活消防水泵房、传达室和深井泵房。其中综合楼为两层，建筑面积约1202，布置有所用电室等生产用房及办公室、宿舍等生活办公用房。光伏支架设计的基本风压为0.35kN/，基本雪压为0.15kN/。对于光伏支架基础，推荐使用螺旋钢桩基础方案。综合楼、10kV配电室为钢筋混凝土框架。1.8 消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。各建筑物内根据规范要求设置移动灭火17、器。1.9施工组织设计本光伏电站场址位于xx西出口处、国道G315北侧，距市中心仅17 km。场址位于位于xx光伏规划园区内，周边交通运输便利。本期计划安装太阳能光伏组件多晶硅85600块。单晶硅组件52800块。总装机容量30MWp，基本布置为30个光伏发电单元，每个发电单元1MWp，呈矩形布置。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的逆变升压装置布置于光伏阵列的中间位置，逆变升压装置的10kv出线电缆通过直埋汇集到整个光伏电站的管理站，然后送出。管理站布置于整个光伏电站南侧中间区域。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m，围栏总长3500m，选用成品铁艺。在整18、个光伏电站南侧中间区域设置一光伏电站管理站。管理站内集中设置一座综合办公楼、10kv屋内配电装置室及相应的生活消防水泵房、深井泵房、污水处理一体化装置等设施。管理站为整个光伏电站的集控中心。各光伏发电单元的10kv电缆通过直埋汇集到管理站综合办公楼，然后通过1回10kv电缆送出。xx市地处青海省的中部，青藏铁路、G315 国道穿城而过，德都公路与G109国道相连，是南进西藏、北连甘肃、西通新疆、东接省会的交通枢纽，交通十分便利。现有公路已满足设备运输要求。光伏电池组件、变压器、逆变器及其它电气设备可通过汽车或铁路直接运抵电站施工现场。其它建筑材料也均可用汽车直接运到工地。站内道路本着方便检修、19、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。整个光伏电站场区道路呈环形设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。全站道路长为7200m。本期工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，工程占地以光伏电站外围防护围栏边界为准。为使本工程尽量少占场地，光伏阵列成矩形布置。经计算，本期工程方案永久占地66.8万平方米。1.10工程管理设计项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏电站及其配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站监控系统设在综合楼控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。120、.11环境影响评价xx哈30MWp太阳能光伏并网发电项目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，只要采取合理、有效的环保措施，工程建设对环境的不利影响将会得到很好的控制。经综合分析，本工程的建设从环保角度考虑是可行的。1.12劳动安全与工业卫生光伏电站在运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。1.13节约及合理21、利用能源专项分析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，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为光伏电站的长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。1.14建设项目招标方案建设项目的招标内容主要包括：（1）建设项目的勘察、设计。包括场区的测绘和工程地质勘察；光伏设备布置及基础设计；电气系统设计；综合楼等建筑物设计等。（2）光伏电22、池组件、逆变器、固定式支架、升压变压器等设备招标。（3）施工、监理。包括：光伏电池组件、逆变器、支架的安装，设备基础施工，场内道路施工，设备安装及调试工程。1.15结论和建议综上所述，本光伏电站太阳能资源丰富，交通便利，地质条件基本稳定，适宜光伏电站的建设。光伏电站的建设可以进一步减少燃煤发电厂的环境污染、满足用电负荷迅速增长的需要，促进我国可再生能源发电的健康发展，具有较大的社会、环境等综合效益。本光伏电站的最终接入系统方案应以经审批的接入系统设计方案为准。第二章 太阳能资源2.1 光伏电站所在地区太阳能资源概述青海省地处青藏高原东北部，深居内陆腹地。面积72万平方公里，介于北纬31393923、19，东经893510304之间。西北邻新疆，北和东接甘肃，东南紧靠四川，南和西南毗连西藏。境内地形复杂，地势高耸，高差悬殊，全省平均海拔3000多米，均属高原范围之内，山脉之间，镶嵌着高原、盆地和谷地。西部极为高峻，自西向东倾斜降低，东西向和南北向的两组山系构成了青海地貌的骨架。由于地处高原，深居内陆，远离海洋，终年受大陆性气流及青藏高原气团影响，形成寒冷而干燥的气候特征。冬季寒冷而漫长，夏季凉爽而短促，四季不分明。多大风、沙暴、冰雪。气温和降水地区差异大，垂直变化明显。青海省地处中纬度地带，太阳辐射强度大，光照时间长，年总辐射量可达5800MJ/7100MJ/，其中直接辐射量占总辐射量的624、0%以上。省内年总辐射量仅次于西藏高原，日照时数在23503400小时之间，日照百分率达5185%。全省太阳总辐射的空间分布特征是西高东低，柴达木盆地在6800MJ/以上，西北部的冷湖地区超过7000MJ/，为青海省年总辐射量最大的地区。这主要由盆地西北端的云雨天气极少而晴朗天气多所致。整个青海地区，由西北向东南向，随着云雨天气的增多，年总辐射量逐渐减小。省区正东部的民和、循和、西宁等地区是全省辐射量最小的区域。xx市是青海省海西蒙古族藏族自治州州府所在地，位于青海省柴达木盆地东北边缘。平均海拔高度2980m，区域总面积32401k。xx市高寒缺氧，少雨多风，属典型的高原干旱大陆性气候，太阳辐25、射强度大，光热资源充足。柴达木盆地晴天多、利用佳期长，年日照小数在3000h以上，是青海省日照小时数最长和日照百分率最大的地区之一。xx日照强烈、地势海拔高、阴雨天气少、日照时间长、辐射强度高、大气透明度好，平均每天日照时间接近8.4h。图2-1 青海省太阳能辐射空间分布图(MJ/)2.2 代表气象站距离拟选光伏电站最近的气象站为德哈令气象站。气象站的基本情况见表2-1。主要观测业务有地面观测、气象辐射、沙尘暴、酸雨、农业气象、生态环境等基础观测。该站虽有太阳辐射观测资料，但观测年限较短（不足10年），当地气象部门根据现有气象数据及相近气象站的有效观测数据，并利用气象学推算方法进行了xx站的总26、辐射量计算。现已收集到该站19872007年的太阳总辐射量的计算数据。表2-1 气象站基本情况一览表站 名东 经北 纬高程(m)xx气象站972237222981.517km图2.2-1 光伏电站与气象站相对位置 气象站主要气象要素特征值德哈令气象站主要气象要素特征值见表2-2。表2-2 气象站主要气象要素特征值项 目单 位指 标备注气 温多年平均2.8多年极端最高32.7多年极端最低-37.2气 压多年平均kPa53.7相对湿度多年平均%34风 速多年平均风速m/s2.0多年极端风速m/s25.4冻土深度多年最大cm1961978.3出现积雪深度多年最大cm181994.1出现地区含氧量多年27、平均70相对于海平面多年平均天气日数大 风天30雷 暴天19.3沙 尘天13.22.2.2 气象条件的影响分析根据气象站的实测数据资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析：（1）日照时数影响分析拟选光伏电站处于青藏高原腹部，幅员辽阔，属典型的高原干旱大陆性气候，太阳辐射强度大，光热资源充足，并且晴天多、利用佳期长，年日照小数长。（2）气温影响分析逆变器的工作环境温度范围为-2040,电池组件的工作温度范围为-4085。参照气象站提供的各类相关气象数据，拟选场区的气温条件对太阳能电池组件的可靠运行及安全性没有影响。逆变器在应有一定采暖或保温措施以保证在极端低温下正常工作。在太阳能电池组件28、的串并联组合设计中，需根据当地的实际气温情况进行相应的温度修正，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。（3）风速影响分析拟选场区地势平坦，多年平均风速2.0m/s，多年极端风速25.4m/s。风有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。同时，风载荷也是光伏支架的主要载荷。（4）极端天气影响分析沙尘暴在气象观测站处每年的平均出现概率为13.2天。沙尘暴发生时天气中沙尘粒子急剧增多，大气透明度明显下降，接收到太阳总辐射的明显减少，对光伏电站的发电量有一定影响，同时也需考虑防风沙及电池组件的清洗工作。雷暴天气的平均出现概率为19.3天，在29、太阳电池组件布置时应合理设计相应的防雷接地系统。2.3太阳能资源初步分析 年际变化分析.1太阳总辐射量年际变化分析xx气象观测站近30年（19782007年）实测的各年总辐射数据及变化曲线图分别见图2-2。由图可以看出，历年的总辐射量在6300MJ/ 7100MJ/之间，最低值出现在2002年，为6359.5MJ/，最高值出现在1978年，为7063.2 MJ/，30年平均值为6780.5 MJ/。最近10年年总辐射量，最低值出现在2002年，为6359.5MJ/，最高值出现在2000年，为6772.3 MJ/，近10年平均值为6644.5 MJ/图2-2 近30年的年总辐射变化曲线图.2 日30、照时数的年际变化分析图2-3 近30年的年日照时数变化曲线图从图2-3可看出，近30年间的日照时数变化在2790h3300h之间。近30年的年平均日照小时数为3082.9h；日照小时数最低值出现在2002年为2793.4h；日照小时数最高值出现在1978年，为3280.2h。近10年间的年平均日照小时数为2967.7h；日照小时数最低值出现在2002年为2793.4h；日照小时数最高值出现在2007年，为3045.1h。.3日照百分率的年际变化分析图2-4 近30年的年日照百分率变化曲线图从图2-4可看出，近30年间的年日照百分率年际变化与日照时数的变化趋势一致，近30年的平均日照百分率在6531、%76%之间波动。 月际变化分析.1 太阳总辐射量月际变化分析目前关于太阳能辐射代表年选取的规范和标准还未确定，本报告选取近30年各月平均值作为一个代表年数据，可以基本反映光伏电站设计周期内太阳能资源的状况。代表年数据见表2-4。根据代表年数据绘制的年总辐射年变化见图2-5。月总辐射量从1月份开始逐渐增加，到5月份达到最高（773.3MJ/），6、7、8、9月份略有下降，但依然维持在一个较高的水平，49月是站区总辐射量最充沛的六个月，此后开始逐渐减少，到12月份降到全年最低（311.0MJ/）。表2-4 xx气象站近30年平均各月总辐射和日照时数（小时）项目月份总辐射量日照时数1月346.1232、33.12月409.1226.53月571.7254.84月692.1272.45月773.3284.36月751.2262.67月723.2271.58月718.1274.29月596.6254.510月513.2271.311月374.9246.512月311.0231.2年总量6780.53082.9图2-5代表年各月总辐射年变化趋势图.2 日照时数月际变化分析日照时数可以大致反应一个地区太阳能资源丰富的程度。图2-6是xx气象站19782007年30年的平均各月日照时数变化曲线。xx气象站记录的30年平均年日照时数为3082.9小时。图2-630年平均各月日照时数变化曲线图由图2-6可33、以看出，xx地区日照时数的月变化趋势明显，月日照时数从2月开始增加，5月达峰值，10月以后呈明显的下降趋势。5月是全年日照时数最长的月份，达到284.3h；2月的日照时数最短，只有226.5h；年平均各月日照时数为256.9h。.2日照百分率月际变化分析图2-7是xx气象站19782007年30年的平均各月日照百分率变化曲线。图2-7xx多年各月日照百分率变化曲线图由图2-7可以看出，xx地区10月至来年1月的的日照百分率最高，在6月处于一个明显的日照百分率低值区。太阳能资源丰富程度分析站区在19782007年间平均总辐射为6780.5MJ/。根据太阳能资源评估方法（QXT 89-2008）确34、定的标准，光伏电站所在地区属于 “资源最丰富”区。表2-5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6300MJ/资源最丰富50406300MJ/资源很丰富37805040 MJ/资源丰富3780MJ/资源一般2.4太阳能资源综合评价拟选光伏电站与xx气象站距离非常近，且受同样的天气系统的影响，所以两地的辐射量处在同一水平上，选择气象站的辐射值来进行本光伏电站的辐射量分析是具有代表性的。拟选场区所在区域日照充足，历年的总辐射量在6300MJ7100MJ/之间，30年平均值为6780.5MJ/；近30年间的日照时数变化在2790h3300h之间，30年平均的年日照时数为3082.9小时。35、本站区太阳能资源属于 “资源最丰富”地区，非常适合建设大型光伏电站。从xx太阳总辐射量的年际变化趋势来看，虽然在少量年份总辐射量波动变化明显，但整体上近30年的太阳总辐射年际变化相对平稳。在实际工程中应充分考虑本地区的长期气候特征、灾害性天气及天气状况对工程的影响，以确保场址区太阳辐射数据的可靠性和较好的预测性。本项目站区辐射数据是xx气象站的实测辐射数据。分析时采用30年的平均各月总辐射作为光伏电站的代表年数据。建议在站区安装太阳能辐射测量设备，在取得一整年数据后，对代表年数据进行重新修订。第三章 工程地质3.1 概述xx哈30MWp 并网光伏电站位于青海省xx市城西约17km 处。巴音郭勒36、河及支流查干 乌苏 郭勒河在场址东侧流过，场址区南侧为青新公路（G315 国道）及青藏铁路，交通便利。3.2 场址区基本工程地质条件地形地貌场址区位于xx市西的野马滩，地势北高南低，地形起伏不大。场址冲沟发育相对较少，冲沟一般宽0.5m1.5m ，深约50cm90cm ，雨季有季节性流水。场址以北为宗务隆山，场址地貌单元为宗务隆山洪积扇，地貌类型为荒漠戈壁滩，地表分布有少数耐旱植物，如骆驼刺等。 地层岩性根据相邻场址勘探资料，场址区地层为第四系堆积物，由上至下依次为角砾层、圆砾层。第层：第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）角砾层，杂色，稍湿，松散稍密，镐不易开挖。角砾含量约3560 % ，次37、圆状卵石含量约2035%，充填中细砂及粉土。层内可见白色盐碱结晶物，含粉土透镜体。角砾、卵石磨圆相对较差。卵砾石成分以砂岩、花岗岩、灰岩为主。厚度一般0.5m2.Om 。第层：第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）圆砾层，杂色，稍湿，密实。砾石含量约4060 %，圆状卵石含量约1520 %，充填中细砂及粉土，含粉土透镜体。卵砾石粒径以1cm2cm 为主。砾石成分以砂岩、石英岩、花岗岩为主，砾石表面弱风化，磨圆较好。层顶埋深0.5m2.Om ，厚度大于10m 。 水文地质区内地表水主要为巴音郭勒河水系。巴音郭勒河位于场址以东，平水期流量较少，雨季流量相对较大，季节性较强。场址区地下水为孔隙性潜水38、，一般水位埋深15m ，受北部宗务隆山裂隙水补给，径流方向基本由北向南，排泄于南部洼地。潜水的化学特征主要受地形、气候及径流、排泄条件的制约，蒸发快，矿化度较高。 冻土深度根据中国季节性冻土标准冻深线图及当地工程建设经验，场址区存在季节性冻土，最大季节性冻土深度为地面以下1.96m 。 不良物理地质现象场址区距宗务隆山较远，地势平坦、开阔，不存在滑坡、泥石流等不良物理地质现象。设计时应考虑冲沟中的季节性水流对工程布置的影响。 地基土物理力学参数建议值表3.1 场地地基土物理力学参数初步建议值表岩土名称密实状态天然密度（KN/m）孔隙比压缩系数（MPa-1）压缩模量（MPa）内聚力( kPa )39、摩擦角（）承载力特征值（kPa )角砾层稍密17190.340.05354002830200250圆砾层密实19210.360.034045101528304005003.3 场址区的主要工程地质问题评价场地地基等级划分根据本工程场址地质条件的复杂程度及场地、地基的复杂程度，依据岩土工程勘察规范（GB50O21-2001)，对工程重要性等级、场地等级、地基等级及环境类型分类判定如下：(l）根据工程的规模和特征，以及因岩土工程问题造成工程破坏或影响正常使用的后果，工程重要性等级为二级，即后果严重的一般工程；(2）场地基本设防烈度为度，地形地貌简单，地下水对工程基本无影响，场地等级为二级场地（中等40、复杂场地）、地基等级为二级地基（中等复杂地基）(3）场地属干旱区，地基土含水量w10%，场地环境类别为类。 抗震安全性评价(1）地震基本烈度场址区地震较少，地震强度较低。本区最近发生的地震为柴达木盆地西北部大柴旦东南方2003年6月1日发生里氏6.6 级地震，2008年11月10日又发生里氏6.3级地震，2009年8月29日6.4级地震、2009 年11月5日5.1级地震，震中距xx市约130km，市区有震感。根据国家地震局2001年1:400万中国地震动峰值加速度区划图及中国地震动反应谱特征周期区划图资料,场址区50年超越概率10%的地震动峰值及速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动41、反应谱特征周期为0.45s，相对应的地震基本烈度为VII度，场址区属构造基本稳定区。(2）场地地震效应场址区地势平坦、开阔，地基土为稍密密实的碎石土，地层等为中硬土，地层等效剪切波速为250m/s350m/，场址区属可进行建设的抗震有利地段，场地类别为类。(3）地基土的液化评价场址区地震烈度为VII 度，表部为角砾层，其下部的圆砾层中含粉土透镜体，具有发生振动液化的外部条件。根据工程类比，地基土位于水上，为非饱和土，地基土不具有振动液化问题。3.3. 3 地基土腐蚀性依据岩土工程勘察规范（GB50O21-2001 ）中对盐渍土的定义：当岩土中易溶盐的含量大于0.3%，并具有溶陷、盐胀、腐蚀等工42、程特性时，应判定为盐渍土。根据工程类比，场址区存在盐渍土，类型为亚硫酸盐渍土氯盐渍土。地基土对混凝土结构具腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具弱中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。 环境水的腐蚀性xx市以南有盐湖尕海，盐湖周边分布有大范围的盐碱沼泽地，场址区季节性流水处白色盐碱结晶分布较多，说明场址区环境水含盐量较高。类比相邻场址，环境水对混凝土结构、钢结构具腐蚀性。场址区地下水位较低，地下水对建筑物的影响小。3.3. 5 场址区地基土工程地质评价场址区位于荒漠戈壁滩，地势平坦。地层由上而下分为两层：第四系上更新统冲洪积（Q3al + Pl ）角砾层（ 层）、圆砾层（ 层）。角砾层结构松散稍密，表部力学性43、质较差，下部力学性质相对较好，其下部可作为电池组阵列地基持力层。埋深较大的 层圆砾层，以粗粒为主，层位稳定，结构密实，压缩性低，力学性质较好，可作为电池组阵列地基持力层。1.96m 以上的第 层下部及第 层位于季节性冻土带内，为盐渍土，对钢筋混凝土中的钢筋具腐蚀性，应做好基础的防腐处理。建议作好生产生活用水管理，防止废水下渗对建筑物地基产生不良影响。场址区地势平坦，不存在滑坡、泥石流等不良物理地质现象，适宜光伏电站建设。3.4 结论及建议 (1）场址区为中等复杂场地，地基等级为中等复杂地基。(2）场址区地层为第四系上更新统的角砾层及圆砾层，角砾层松散稍密，力学性质一般。 层圆砾层以粗粒为主，结44、构密实，压缩性低，承载力较高，力学性质较好。(3）根据中国季节性冻土等深线图及当地工程经验，工程区存在季节性冻土，最大冻土深度为地面以下1.96m ，季节性冻土对工程建设影响小。(4）场址区50 年超越概率10 的地震动峰值加速度为0.10g，设计地震分组为第二组，地震动反应谱特征周期为0.45s ，相对应的地震基本烈度为 度，场址区属构造基本稳定区。场址区地势平坦，地基土为中硬土，为抗震有利地段，场地等级为类。(5）根据工程类比，场址地基土为盐渍土，地基土对混凝上结构无腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具弱中等腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。场址区环境水对混凝土结构及钢筋混凝土结构具腐蚀性，但地下水位埋深45、大，地下水对建筑物影响小。(6）场址地层以粗粒为主，地基土可不考虑砂土液化问题。(7）场址以东的蓄集乡砂砾料场为正在开采的砂砾石料场，储量丰富，质量满足要求，施工可采取收购方式解决料源问题。建议下阶段进行勘探、标贯测试及室内试验，初步查明场址区地层的物理力学性质，进一步评价冻土、环境水、盐渍土对工程的影响。第四章 项目任务与规模4.1 项目任务开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，xx哈30MWp并网光伏电站位于青海省xx市，项目开发利用当地丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。 地区经济与发展xx市是青海省海西蒙古族藏族自治州首府所在地，是全州政治、经济、文化的中心，46、也是青海西部重要的交通枢纽和商品集散地，东距省会西宁512公里，西南距格尔木市387公里。青藏铁路、青新公路横穿全境，东西南北，经纬如网，可东进省会西宁，西上新疆，北连河西走廊，南下西藏，交通便利。境内山川湖盆兼有、草场农田密布。本市境内各种资源较为丰富，现已探明的矿产资源有16个品种，65个矿 床，其中大型矿床2个，即旺尕秀的石灰石和焦煤矿，储量均在2亿吨以上，其余的有铁、锰、铜、钨、金、硼、大理石、绿松石、水晶石、云母、石墨、石膏等矿种，目前已开采的有煤、石灰石、粘土、金、铅、铜等10多种，野生动植物资源主要有草豹、熊、麝、野牦牛、野驴、黄羊、石羊、雪鸡和沙棘、枸杞、锁阳、大黄、羌活等，均47、有很高的经济价值和药用价值。境内有宜农耕地33万亩，其中各农场30万亩，市属各乡3万亩，农业人口人均耕地2.6亩，农作物品种主要有小麦、青稞、豌豆、洋芋、油菜等。可利用草场面积1472万亩。现草原灌溉面积207平方公里。本市水利资源比较丰富，主要河流有巴音河、白水河等。贯穿城市南北的巴音河年平均流量为9.91亿立方米/秒，最大流量为374立方米/秒，不仅满足了农牧业用水需要，而且也是全市人民生活用水和进行水电开发的主要依托。距市区 xx市貌2以南30公里的尕海湖，面积为38平方公里，湖水盐度96%，蕴藏有极为丰富的天然卤虫资源，年产卤虫湿卵可达6080吨，可加工精干卵25吨。距市区以西30公里48、的克鲁柯湖面积58平方公里，盛产草鱼、鲤鱼、鲫鱼等，湖区有天然芦苇，面积17万亩，年产芦苇8万吨，具有较高的开发价值。十一五期间，全市以科学发展观为指引，坚定不移地探索工业化与城市化并举的发展新路，在危机中寻机遇，在逆境中求发展，攻坚克难，力保增长，全市经济保持了持续、快速、健康发展的好势头，综合实力显著增强。2010年预计完成地区生产总值31亿元，比2005年翻了1.5番多，年均增长速度达24 %；其中，第一产业年均增长7%，第二产业年均增长52%，第三产业年均增长16%；三次产业在GDP中的比重由2005年的7.1：35.5：57.4调整为2010年的4.3：53：42.7；全市财政一般预49、算收入从2005年的2928万元预计增加到2010年的1.2亿元，年均增长32%，是十五末的4.1倍；“十一五”期间，全市固定资产投资预计累计完成87亿元，比“十五”增加 55亿元；城镇居民可支配收入16350元，年均增长13%，农牧民人均纯收入5130元，年均增长16%；2010年实现社会消费品零售总额5亿元，年均增长20%。 本工程建设的必要性.1 符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向根据国家制定的新能源发展振兴计划（讨论稿），至2020年我国光伏装机容量将达到20GWp。预计今后10年内，光伏发电的年平均新增装机将达到2GWp。在今后10年，我国光伏发电将会迎来黄金发展时期。201150、年3月发布的我国国民经济和社会发展十二五规划纲要指出，要“推动重点领域跨越式发展”，其中包括“新能源产业重点发展新一代核能、太阳能热利用和光伏光热发电、风电技术装备、智能电网、生物质能。新材料产业重点发展新型功能材料、先进结构材料、高性能纤维及其复合材料、共性基础材料”。光伏发电是“十二五”重点发展领域。.2合理开发利用太阳能资源，实现地区电力可持续发展近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式。世界光伏发电装机以年均30%以上的速度增长，光伏电池组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，单机容量不断增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一51、，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措。本项目充分利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，发出绿色无污染电力，可以改善当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。随着国家加大对中西部地区的扶持力度，尤其是“西部大开发”战略的实施，青藏铁路的开通，为xx市的经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动农业生产和矿产资源开发，促进本地经济健康、持续发展。.3改善生态、保护环境的需要能源开发还应考虑有效应对52、全球气候变化的挑战。解决好能源利用带来的环境题，不断从提高清洁能源比重、实现环境友好的能源开发开始，尽可能减少能源生产和消费过程的污染排放和生态破坏，兼顾能源开发利用与生态环境保护。太阳能光伏发电系统由于其能源来自太阳，取之不尽，用之不竭，获得了人们的青睐。本电站采用固定发电方式发电，其发电即不需要消耗任何资源，也不产生任何污染，比其他常规发电方式都要环保。开发太阳能符合国家环保、节能政策。太阳能的开发利用可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态。治理污染、保护环境、缓解生态压力，是能源发展的重要前提。在新的形势下，xx30MWp并网光伏电站工程不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清53、洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目建设和电力系统的发展，太能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，可以扩大xx市环境保护的宣传影响，促进项目的实施和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。.4 发展地区绿色经济的需要随着全球生态危机的日益加剧和可持续发展观念深入人心，全球掀起了绿色经济发展浪潮。绿色经济是一种新经济，它是一种在本质上实现环境合理性与经济效率性相统一的市场经济形态。绿色经济是可持续经济发展的更高级形态，它是建立在生态环境良性循环基础之上的、生态与经济协调发展的可持续经济。随着我国经济的快速发展，经济增长与资源耗54、费和环境污染之间的矛盾愈发突出，自然资源的可持续利用已成为经济社会持续发展的关键，经济再生产越来越依赖于自然生态环境的优化和再生产。太阳能光伏电站的建设，正是把保护环境、优化生态与提高效率、发展经济统一起来，提高了资源配置的高效性，促进了资源的可持续供给。本工程的建设有利于在持续利用资源的基础上，在资源环境与经济协调发展的过程中，实现经济效益最大化、生态效益最大化和社会效益最大化，是发展xx地区绿色经济的需要。.5 发挥减排效益、申请CDM清洁发展机制（Clean Development Mechanism，简称 CDM）是“京都议定书”规定的三种灵活机制之一，即“联合国气候变化框架公约（UN55、FCCC）”中发达国家与发展中国家合作应对气候变化的、以项目为合作载体的机制。我国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一，具有良好的投资环境，开展CDM合作的市场前景广阔。电力行业特别是光伏发电行业是CDM项目的一个重点区域，光伏发电领域实施开展CDM项目开发具有极大的潜力和优势。本工程若能作为CDM项目成功注册，可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，给本项目带来很大益处。因此，建议本项目建设方及时委托咨询单位开展CDM项目申请，以最大限度地获得CDM收益。4.2 项目规模结合光伏发电的发展现状、当地光能资源以及业主的初步开发规划，本工程装机容量30MWp，预留扩建余地。第五章 太阳能光伏系56、统的选型、布置和发电量估算5.1光伏组件选型太阳能光伏电池概述太阳能光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si）和薄膜电池（包括非晶硅电池、硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2010年占87左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单57、晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形或圆角方形，对光伏组件内部电池的布置也有一定的影响。图-1 单晶硅组件多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少58、，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，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。图-2 多晶硅组件（2）薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自59、上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，2010年非晶硅组件产量占光伏组件总产量的比例约为5%。图-3 非晶硅组件硒化铜铟(CIS)薄膜是一种-族化合物半导体，硒化铜铟薄膜光伏电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS 薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS光伏电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺60、陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的光伏电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50的光能，10微米厚几乎可吸收100的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效光伏电池的理想材料，碲化镉薄膜光伏电池的制造成本低，是应用前景最好的新型光伏电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大61、力研究加以克服。 光伏组件国产化情况晶体硅电池、非晶硅薄膜电池目前均可以实现国产；铜铟硒CIS、碲化镉CdTe等非硅薄膜光伏电池目前国内尚不能进行商业化生产。虽然美国第一太阳能公司在碲化镉领域一枝独秀，2010年全年的产量达1.4GWp，但是该种组件制造所需的碲、镉等元素储量较小，很难代替硅基光伏组件的位置。铜铟硒CIS目前产量还较低，并且也存在生产所需元素储量较小，含有重金属等问题。在未来几年，国内主要应用的光伏组件仍将是多晶硅组件，其次是单晶硅和非晶硅薄膜组件。 光伏组件选型目前国内市场上主流的太阳能电池产品主要是单晶硅型、多晶硅型和非晶硅型。与晶体硅组件相比，非晶硅峰值功率温度系数绝对值62、较低，弱光性较好，特别适合气温较高、低辐照度概率较高的地区。本工程地处“资源最丰富”的xx地区，且当地气温较低，比较适合采用晶体硅组件。项目总装机容量30MWp级，其中20MWp级采用业主生产的LNPV-235多晶硅组件，10MWp级采用业主生产的LNPV-190单晶硅组件。本工程所用的晶硅组件的主要参数如表.-1。表-1 本工程采用的晶硅组件参数太阳电池种类单晶硅多晶硅指标单位型号LNPV-190LNPV-235太阳电池组件尺寸结构mm1580*808*351652*992*42太阳电池组件重量kg15.520.5太阳电池组件效率%14.414峰值功率Wp190Wp235Wp开路电压（Voc63、）V44.3137.23短路电流（Isc）A5.568.11工作电压（Vmppt）V36.9230.54工作电流（Imppt）A5.157.55峰值功率温度系数%/-0.469%/0.034%/开路电压温度系数%/-0.337%/-0.326%/短路电流温度系数%/0.027%/-0.467%/10年功率衰降%90%90%25年功率衰降%80%80%5.2逆变器选型光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。 逆变器比选光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器64、两种。对于大型光伏电站，一般采用集中型逆变器，它又可细分为自带隔离变和不自带隔离变两种形式。可研暂按以下参数的逆变器进行设计，如表5.2-1。表5.2-1不同类型逆变器主要技术参数对比表类型(是否带隔离变)否构成1MW单元所需变压器类型三卷变自带直流配电单元否功率单元模块化否额定功率（AC，kW）500最大输出功率(kW)520最大逆变器效率98.7%欧洲效率98.5%最大直流输入电压（V）900最大直流输入电流（A）1200MPPT电压（DC，V）450-820出口线电压（AC，V）270保护功能过压保护，短路保护，孤岛保护，过热保护，过载保护，直流接地保护功率因数0.9（超前）0.9（滞后65、）电流总谐波畸变率（%） 3% (额定功率)外壳防护等级IP20长宽高（mm）2800 *850*2180重量（kg）2288 高海拔下逆变器容量的修正本工程场址海拔约3000m，因此要求逆变器应根据当地海拔加强绝缘，并保证在该海拔条件下额定交流输出功率不低于500kW。5.3 方阵运行方式光伏方阵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，它通过围绕一个或两个轴旋转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。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66、阳。该轴可以有任一方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于极轴的方向。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。倾角可调固定式方式下，系统的发电量较固定式提高较小，而倾角可调固定支架价格较贵，一般来说，性价比较差。利用PVSYST软件计算在当地辐射条件下各种支架方阵面上的年总辐射量，如表5.3-1。表5.3-1 四种支架方阵面上的年总辐射量（单位：kWh/，不考相互遮挡影响）项目固定式(34)水平单轴斜单轴双轴方阵面上的年总辐射量(kWh/)2232.72688.32961.83071.0方阵面上的年总辐射量(%)100%120.4%132.7%137.5%从表5.3-1可以看67、出，采用水平单轴、斜单轴和双轴的发电量明显高于固定式，但由于国内跟踪支架大规模应用较少，且产品质量良莠不齐，后期维护费用不确定因素较多。建议本期按固定式支架来设计，后期根据跟踪支架的技术成熟度及价格来确定是否采用跟踪式支架。5.4 组件串并联设计输入同一台逆变器的组件串，要通过对组件的参数分选、位置安排，使其电压值之间的差别控制在5%以内。组件串应符合的逆变器直流输入参数为：保证在15、50、70时的逆变器MPPT电压满足条件，当地极端最低气温（-37.2）时的开路电压满足条件。在满足上述要求的前提下，尽可能提高组件串联数目以降低线损。本项目选用逆变器的MPTT电压跟踪范围为：450Vdc8268、0Vdc，最大开路电压900Vdc。（1）采用力诺235Wp多晶硅组件时根据电池组件的参数可以计算在每串组件数N=18、19、20、21时的直流输入参数，如表-1。当N=21时，极端最低气温时开路电压已经超过逆变器最大开路电压；为了提高组串电压和减少汇流箱数量，每串组件数目取为20。表-1 每串组件数=18、19、20、21时的直流参数N=18N=19N=20N=2115MPPT电压（V）568 600 632 663 50MPPT电压(V)503 531 559 587 70MPPT电压(V)466 491 517 543 极端低温时开路电压(V)806 851 896 940 （2）采用力69、诺190Wp单晶硅组件时根据电池组件的参数可以计算在每串组件数N=14、15、16、17时的直流输入参数，如表-2。当N=17时，极端最低气温时开路电压已经超过逆变器最大开路电压；为了提高组串电压和减少汇流箱数量，每串组件数目取为16。表-2 每串组件数=14、15、16、17时的直流参数N=14N=15N=16N=1715MPPT电压（V）541 580 618 657 50MPPT电压(V)456 489 521 554 70MPPT电压(V)408 437 466 495 极端低温时开路电压(V)750 804 858 911 5.5光伏发电单元布置方案 方位角选择固定式支架一般朝正南方70、向放置。 倾角选择固定式支架一般朝正南方向放置。利用PVSYST软件可以计算最佳倾角的取值。从表-1可以看出，倾角在3438之间变化时，方阵面上捕获的总辐射最大。为尽量减少占地面积，本工程将方阵倾角选为34。表-1 倾角变化时固定式方阵的年总辐射量(单位：%）33343536373839方阵面年总辐射量(%)99.9100.0100.0100.0100.0100.099.9 光伏方阵的构成光伏组件一般可采用横向或竖向布置方式，其中竖向布置方式在降雨或冲洗情况下的自清洁能力较强，因此应用较为广泛。（1）采用235Wp多晶硅组件时根据本次选择的光伏组件尺寸和每串组件的数目，基本光伏方阵由2*40块71、组件构成，长40380mm，宽3320mm，如图-1所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。图-1 多晶硅光伏方阵（2）采用190Wp单晶硅组件时根据本次选择的光伏组件尺寸和每串组件的数目，基本光伏方阵由2*40块组件构成，长39724mm，宽3180mm，如图-2所示。为了便于安装和检修，基本光伏方阵之间留有2000mm的通道。图-2 单晶硅光伏方阵 固定式方阵南北向间距计算固定式光伏阵列通常成排安装，一般要求在冬至影子最长时，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的72、数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina = sinf sind+cosf cosd coswsin = cosd sinw/cosaLs/L=cos/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf) （公式-1）其中，f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。a为太阳高度角为太阳方位角本站站址的纬度约为北纬37.34，根据（公式-1）计算得当地冬至上午9：00影子的倍率为：2.59。（1）采用235Wp多晶硅组件时参照图-1，前后排单元光伏阵列间距D为：D=2.59H+332073、*cos(34)=7561（mm），稍作放大为8000mm。图-1 多晶硅方阵前后排阵列布置示意图（2）采用190Wp单晶硅组件时参照图-2，前后排单元光伏阵列间距D为：D=2.59H+3180*cos(34)=7242（mm），稍作放大为7500mm。图-2 单晶硅方阵前后排阵列布置示意图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 当地的洪水水位 防止动物破坏 防止泥和沙溅上太阳能电池板 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0.3米。5.6光伏发电单元接线 光伏发电单元接线根据光伏方阵的布置情况，全站共20个1005.874、kWp多晶硅光伏发电单元，总容量20.116MWp；每个1005.8kWp多晶硅光伏发电单元需14个16路防雷汇流箱。多晶硅光伏组串至汇流箱采用1*4m铜芯电缆。全站共10个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元，总容量10.032MWp。由于单个单晶硅组串的电流较小，采用二合一电缆头将2个组串并联为1个后作为1路接入汇流箱。每个1003.2kWp单晶硅光伏发电单元需14个12路防雷汇流箱。汇流箱至逆变器选用2*70m铜芯电缆。 防雷汇流箱根据工程特点及光伏方阵布置情况，本工程采用二级汇流方案。电池组串首先经过一级汇流箱汇流后再汇入到二级汇流箱，最后接入逆变器直流输入侧。本工程拟选用16或12路75、一级防雷汇流箱，其主要参数如表-1所示。表5.6.2-1 一级防雷汇流箱参数表最大光伏阵列电压1000Vdc最大光伏阵列并联输入路数16/12每路熔丝额定电流(可更换)10A/15A输出端子大小PG21防护等级IP65环境温度-25+60环境湿度099宽x高x深600x500x180mm重量27kg/25kg直流总输出空开是光伏专用防雷模块是可选配件*串列电流监测是防雷器失效监测是通讯接口RS485本工程拟选用8路二级防雷汇流箱（直流配电柜），每路额定开断电流为160A。主要特点如下： 额定功率：500kW； 提供8路直流输入接口，与光伏阵列汇流箱连接； 每路直流输入回路配有直流断路器和快速熔76、断器； 直流输出回路配有光伏专用防雷器； 直流输出侧配有电压显示仪表； 柜体尺寸（W*H*D）：600*2180*800mm； 接线方式：下进下出。二级汇流箱的原理接线图如图-1图-1 二级汇流箱（直流配电柜）原理图5.7 发电量计算发电量计算软件及方法本光伏电站发电量采用PVSYST软件进行计算。PVSYST是国际上光伏电站设计工作中使用较为广泛的系统仿真及设计软件。本次计算输入参数有：代表年各月总辐射；当地气象站多年平均各月气温。由于无代表年每小时辐射数据，软件所需的代表年每小时辐射数据由软件通过数值计算的方法生成。5.7.2 PVSYST发电量损失参数的选择PVSYST软件允许对部分发电77、量损失参数进行设定，主要包括：光伏组件功率偏差、直流汇集电缆长度及截面和污秽损失等。（1）光伏组件功率偏差光伏组件招标中一般要求有03%的正功率偏差，在计算中保守起见，功率偏差取为0%。（2）直流汇集电缆长度及截面从光伏组件串至汇流箱采用4m截面铜芯电缆；从汇流箱至逆变器采用70m或50m截面铜芯电缆，按每回路的平均长度输入PVSYST。（3）污秽损失当光伏组件存在污秽时，发电量会下降，及时清洗组件可以减少污秽损失。由于此项损失不确定因素较多，按年发电量损失4.3%估算。（4）地面反射系数由于地面反射辐射占方阵总辐射的比例很小，地面反射系数（Albedo系数）按PVSYST软件默认值设置即可。78、(5)从逆变器至并网点效率设置从逆变器至并网点的效率按98.8%测算。5.7.3 PVSYST发电量计算结果.1 PVSYST第一年发电量计算结果计算结果如下： 第一年发电量计算结果：55703134kWh 系统效率：82.9%（多晶），82.5%（单晶）各月发电量如表-1、图5.7.3-1。表-1 光伏电站第一年各月发电量(kWh)月份20.116MWp多晶10.032MWp单晶发电量1月2954634146189444165282月2936810145651043933203月3383722168086550645874月3408600169225651008565月3231985160379、91948359046月2942224146000744022327月2881660142987343115338月3187150158027647674269月31312681553699468496810月33786041674700505330411月30471501507886455503612月275531513620964117411全年372391431846399155703134图-1 光伏电站第一年各月发电量.2 发电损失主要发电量损失如表-2。表-2 主要发电量损失序号项目多晶单晶损失(%)损失（%）1前后排阵列遮挡损失2.93.22组件玻璃光学损失2.62.63弱光条件80、下的发电量损失3.33.14温度损失0.50.55组件表面污秽对发电量的损失3.23.26组件匹配损失2.12.17直流汇集线损1.01.38逆变器损失1.71.79逆变器出口至并网点损失1.21.2.3 第225年各年发电量及25年平均年发电量光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，根据组件供货厂家提供的质量保证：10年衰减不超过10%，25年衰减不超过20%。根据计算结果见表-3。光伏电站25年平均年发电量为：49，414，346 kWh。25年平均年等效利用小时数为1639h。表-3 光伏电站25年各年发电量(kWh)年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量年份发电量第1年557081、3134第6年52536217第11年49740709第16年47825677第21年45984375第2年55054835第7年51924776第12年49351664第17年47451611第22年45624710第3年54414081第8年51320452第13年48965662第18年47080470第23年45267859第4年53780784第9年50723160第14年48582680第19年46712233第24年44913798第5年53154858第10年50132820第15年48202692第20年46346875第25年4456250725年平均年发电量：49414382、465.8 主要设备材料表序号设备名称单位数量设备型号及规格1光伏组件MWp20.116力诺235Wp多晶硅组件MWp10.032力诺190Wp单晶硅组件216路防雷汇流箱台28016路输入，带组串监控312路防雷汇流箱台14012路输入，带组串监控5直流柜面608路输入6光伏专用电缆km410PFG1169 1*4m71kV直流电缆km27YJY22-2*70m8二合一电缆头个3280正极、负极各一半第六章 电气6.1 电力系统 青海电网.1青海电网现况青海电网位于陕甘青宁电网的西部，向东通过1回750kV线路和6回330kV线路与甘肃电网相连。供电范围已覆盖东部的西宁、海东、黄化；中部的乌83、兰、格尔木等地区，西宁及海东是电网的核心地区，主网最高电压等级为750kV。青海电源布局以水电为主、火电为辅。截止2009年底，青海电网全口径装机10970.4MW，其中水电8735.6MW，火电1934.5MW，其它300.3MW，水电、火电所占比例分别为79.63%、17.63%。截止2009年底，青海电网拥有百万千瓦电厂4座（龙羊峡、李家峡、公伯峡和拉西瓦），装机容量为7180MW，占总装机的65.45%。截止2009年底，青海电网已建成的750kV线路4条，总长度约421.9km（省内长度）；750kV变电所2座，变压器容量4500MVA。已建成的330kV线路61条，总长度约368384、.01km（省内长度）；330kV降压变电所18座，变压器总容量10650MVA。2009年青海省全社会用电量（地区口径）达到337.24亿kwh，较上年增长7.6%；电网口径用电量达到333亿kwh，较上年增长20.14%；统调口径用电量达到324.1亿kwh，较上年增长16.93%。2009年青海电网统调口径最大发电负荷5181MW，较上年增长33.67%；电网口径最大发电负荷5230MW，较上年增长29.44%。.2青海电网存在的主要问题（一）青海电网水电比重约为80%，水火比例不协调。（二）园区经济发展迅速，对电网供电要求越来越高。随着西宁甘河工业园区、民和下川工业区、海西柴达木循环经85、济区开发力度的加大，园区高载能工业负荷增长迅猛，对相关地区电网的供电能力及供电可靠性提出更高要求。（三）负荷分布不均匀，负荷中心负荷高度密集，而偏远地区，用电负荷较小，配套的输变电工程多为单一用户供电。“点多、线长、面广、负荷轻”。（四）高载能工业的迅速发展，使负荷性质愈显单一，网内负荷的80%为铝、镁、钢、硅铁、碳化硅等高载能生产用电，这些负荷电价承受能力差，受市场影响较大，产能随市场价格波动变化很大，建设周期短，建设地点和规模的不确定因素很多，给电网建设项目造成很大的投资风险。其生产情况对电网运行影响很大，生产时电网内供电容量紧张，主变、线路满载或过载，停产时主变、线路又轻载运行。（五）目86、前玉树州、果洛三县及海西州西部地区茫崖、冷湖两个行委所辖的茫崖、花土沟及冷湖三镇，尚未与青海主网联网，仍依靠小水、火电维持日常生产和生活用电，用电水平很低，尤其冬季小水电停运，供电状况更差。地区电源电网发展滞后，电力短缺问题突出，在一定程度上制约了地区经济的发展。.3电力需求预测青海电网负荷预测见表6-1。表6-1青海电网负荷预测 单位：10MW、亿kwh项目2009年(实际)2010年2015年2020年2030年增长率十五十一五十二五十三五2021-2030最大发电负荷高方案532.071416502056287816.42%18.31%18.25%4.50%3.42%中方案677129387、1590221517.06%13.81%4.23%3.37%低方案65010031223170016.11%9.07%4.05%3.35%需电量高方案333.046210861341184814.98%17.90%18.62%4.30%3.26%中方案4348471026140816.41%14.32%3.90%3.21%低方案425615775105915.93%7.67%4.73%3.17%高负荷水平预计青海电网2010年、2015年、2020年需电量分别为462、1086、1341亿kwh，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为17.9%、18.62%、4.3%；全网最高发88、电负荷2010年、2015年、2020年分别为7140、16500、20560MW，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为18.31%、18.25%、4.5%。中负荷水平预计青海电网2010年、2015年、2020年需电量分别为434、847、1026亿kwh，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为16.41%、14.32%、3.9%；全网最高发电负荷2010年、2015年、2020年分别为6770、12930、15900MW，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为17.06%、13.81%、4.23%。低负荷水平预计青海电网2010年、2015年、289、020年需电量分别为425、615、775亿kwh，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为15.93%、7.67%、4.73%；全网最高发电负荷2010年、2015年、2020年分别为6500、10030、12230MW，相应“十一五”、“十二五”、“十三五”年增长率分别为16.11%、9.07%、4.05%。 海西电网.1海西电网规划 海西电网的特点是覆盖范围大，负荷分布较为分散，与主网之间距离较远，从龙羊峡乌兰格尔木甘森花土沟，各段分别为252km、380km、289km、197km，总的送电距离长达1118km左右。格尔木是海西电网的负荷中心，规划年份其负荷占海西电网总负荷90、的70%左右。.2海西电网供电出力平衡 经过多年的筹备和招商引资，柴达木循环经济试验区的资源优势向经济优势转化的步伐逐步加快，具备了一定的开发规模，地区负荷将迎来一个高速发展阶段。根据青海电力公司的负荷预测结果，至2015年，海西电网负荷总计将达到2730MW，成为青海电网继西宁海东之后的第三大负荷中心。至2020年，海西电网负荷总计接近3750MW。 海西电网现有装机434.7MW，其中小水电104.74MW，火电30MW，燃机300MW。海西电网2020年前规划投产的电源共计2870MW，主要有：盐湖综合利用项目450MW、xx火电厂2135MW、xx热电厂2300MW、格尔木热电厂23091、0MW、鱼卡电厂2600MW。 2020年前正常方式海西电网最大需要主网送电1675MW。在青藏直流联网时考虑海西最大一台单机退出，2010年海西电网最多需要主网送电747MW，2012年1399MW，2015年最大达到1951MW，2020年随着海西火电电源的逐步投产，受电容量降至1742MW。可见主网海西断面潮流方向为自东向西。 2010年海西东部电网缺电171MW，2012年达到304MW，2014年最大达到532MW，2014年以后随着xx地区870MW火电电源的逐步投产，2015年海西东部电网最大受电容量降至304MW，2020年为394MW。6.1.3接入系统方案目前该项目尚未进行92、接入系统设计，当地初步考虑在光伏规划园区统一建设汇集升压站送出，汇集升压站低压侧电压等级初步考虑为10kV。本电站采用10kV一级电压，出线为一回，经高压架空线路接入汇集站。本电站的建设应与地区电网的局部结构优化改造和电力电量平衡相结合，待系统设计完成后，下阶段设计将根据审定的接入系统方案进行优化和调整。6.2 电气一次 6.2.1 光伏方阵接线设计本工程选用单机容量500KW的并网逆变器，光伏阵列发电单元经汇流箱汇集后进入500kW逆变器直流侧。经逆变器逆变升压后，输出10kV三相交流电，采用直埋电缆敷设至变电站10kV屋内配电装置。阵列内的逆变升压装置采用每1MW为一个光伏发电单元进行设置93、。逆变升压装置按每1MW为一个光伏发电单元进行设置，全站共设30套。每套装置配置2台500kW逆变器和一台1100kVA单元变压器，将5套逆变单元高压侧串联后，通过一回线路接入10kV配电装置，共六回10kV线路。考虑到变压器分散布置于光伏阵列中，距离变电站直流电源侧较远，变压器10kV高压侧配套负荷开关和熔断器组进行保护。光伏发电单元接线示意图见图-1。-1光伏发电单元接线示意图6.2.2 电气主接线根据初步规划方案，本光伏电站项目装机规模30MW，规划容量为100MW，留有扩建余地。本期通过30个光伏逆变单元整流升压后接入光伏电站内10kV配电装置。经一台50000kVA主变压器升压至1194、0kV后，以一回110kV线路送至附近变电站，站内110kV主接线可按线路变压器组设计。由于本工程接入系统电压等级较高，当地太阳能资源也较丰富，考虑后续工程发展，方便扩建，本工程110kV接线暂按单母线接线设计，以一回110kV架空线路接入系统变电站。光伏电站内设10kV屋内配电装置，光伏发电单元将采用电缆敷设方式汇集至10kV母线上，经主变压器升压后，再以一回110kV线路送至系统变电站并网。经计算，本期10kV侧单相接地电容电流约8.5A，满足规程规定的中性点不接地系统不大于30A的要求，故本期10kV侧采用中性点不接地方式。新建110kV升压站10kV侧考虑装设电容补偿装置，补偿箱变和主95、变消耗的无功功率，因暂无接入系统报告，补偿容量暂按装设12000kvar的容性无功补偿装置考虑，最终补偿容量及方式待接入系统设计确定。6.2.3 站用电站内设两台站用变压器为全站提供站用电源，一台站用变由站内10kV母线供电，另一台由站外引接，正常时站用电由10kV母线提供，事故时，由站外提供电源。站外备用电源考虑从系统变电站10kV母线上引接，最终的引接地点由当地供电部门批准后确定。考虑到夜间供电负荷需要，在光伏场地布置两台箱式变压器，容量为80kVA，解决逆变单元升压站内的照明、暖通等负荷。6.2.4 主要设备选择6.2.4.1 短路电流水平 由于本工程暂无接入系统设计资料，本阶段变电站196、0kV母线短路电流水平暂按31.5kA短路电流水平进行设计。6.2.4.2主要电气设备选择：本工程变电站海拔2981.5m，极端最高气温32.7，最低气温-37.2，考虑到高海拔对电气设备性能的影响，所有电气设备选择均应按高海拔地区进行修正，户外设备选择低温型产品(按-40选择设备)。6.2.4.3 10kV高压开关柜选用户内金属封闭铠装移开式高压开关柜。内配六氟化硫断路器，额定电流12503150A，开断电流31.5kA。6.2.4.4 所用电系统选用干式变压器，容量400kVA， 电压等级为10kV。选用GCS型低压开关柜，内配空气断路器。6.2.3.5 10kV无功补偿装置本次无功补偿采97、用SVG方式，户外放置。此方式可实现连续调解，补偿范围更大，且响应速度更快，在技术上占有较大优势，且节省占地。经了解，随着SVG技术的不断发展和IGBT电子元件产品价格的下降，目前小容量的SVG在价格上已有普遍下降。因此，本次暂按SVG型式设计。暂按一套5000kvar的SVG和两套3500kvar的补偿电容器组配置。光伏发电单元变压器本工程采用1MW光伏发电单元，单元变压器与逆变器及高低压开关设备等统一布置于光伏阵列中，为布置方便、整洁、便于维护，变压器选用干式变压器，考虑逆变器功率因数可调，且500kW逆变均具有10%过负荷能力，根据太阳能资源分析结果，逆变器在个别时段的交流输出功率有可能98、会达到500550kW，因此单元变压器容量暂按1100kVA选取。因此，变压器选型为SCB-1100/10 102x2.5%/0.27kV/0.27kV（暂定）。根据有些逆变器配置要求，变压器也可采用双绕组的形式，下一阶段根据设备订货情况确定最终选型。6.2.5过电压保护及接地1.绝缘配合屋外配电装置污秽等级按III级考虑，配电装置外绝缘泄漏比距2.5cm/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，并按海拔高度3000m进行修正。经计算，电气设备的外绝缘补偿系数K=1.25。变电站电气设备选用的耐受电压表设备类型全波kV(峰值)截波kV(峰值)工频1mink99、V(有效值)110kV系统变压器688530250高压电器56353025010kV系统变压器948538/44高压电器948538/532.屋外配电装置最小安全净距屋外配电装置最小安全按海拔3000m修正，修正后的屋外配电装置最小安全净距见下表。配电装置最小安全净距（mm）符号适用范围110kVA11.带电部分至接地部分之间2.网状遮栏向上延伸线距地2.5m处与遮栏上方带电部分之间1150A21.不同相的带电部分之间2.断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间1300B11.设备运输时，其设备外廓至无遮栏带电部分之间2.交叉的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间3.栅状遮栏至绝缘体和带电部分100、之间4.带电作业时带电部分至接地部分之间1900B2网状遮栏至带电部分之前1250C1.无遮栏裸导体至地面之间2. 无遮栏裸导体至3650D1.平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间2.带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间31503.考虑到太阳能电池板安装高度较低，现场无人值守，同时系统装设避雷器，避免了雷电过电压对系统的影响，故本次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，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。4.站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，由于考虑到本工程地基土对钢材腐蚀性为中度腐蚀，故本工程接地材料采用镀铜101、扁钢，截面为606mm2。将电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，接地电阻以满足电池厂家要求为准，且不应大于4欧。6.2.6 照明本所照明分为正常照明和事故照明，正常照明电源取自所用电交流电源，事故照明电源取自事故照明切换屏，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至直流蓄电池经逆变器供电。综合楼内，在主控室采用栅格灯作为正常照明，其他房间采用节能灯，屋外道路采用高压钠灯照明。在主控室、配电室及主要通道处设置事故照明，事故照明也采用荧光灯或节能灯，由事故照明切换屏供电。6.2.7电气设备布置本工程在太阳能电池方阵中设置30个光伏逆变升压站，位于每1MW电池阵列的中央，每102、个单元配电室内均配置有2台500kW逆变器、单元变压器及其高低压设备。10kV配电室位于变电站管理区东侧，为独立建筑，并预留远期扩建条件。10kV配电装置采用户内成套开关柜，双列布置。 所用电室布置于站内生产管理区综合楼一层，380V所用干式变压器及低压配电柜置于所用电室内，双列布置；控制和继电保护室位于综合楼二层，配电装置室上方。无功补偿装置布置于变电站管理区北侧。6.2.8 电缆敷设及电缆防火高、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；汇流箱至逆变升压站间的电缆采用电缆槽盒和直埋相结103、合的敷设方式；逆变升压站至10kV配电装置的电缆主要采用电缆沟和直埋的方式敷设。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，35kV配电室、所用电室及逆变升压站设电缆沟，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。 附表一 电气一次主要设备表变电所部分设备名称单位数量设备型号及规格双绕组主变压器台1SZ11-50000/1101108x1.25%/10.5kV中性点成套装置套1THT-TNP-110S104、F6断路器台2LW110 1250A, 31.5kA隔离开关组4GW4 -110 1250A 单双接地各两台电流互感器组2LB6-110W3 800-1600/1 5P30 200-400-600/1 0.2S 0.5800-1600/1 5P30 200-400/1 0.2S 0.5电容式电压互感器台1TYD3-220/3-0.01H台3TYD3-220/3-0.02H氧化锌避雷器台3Y10W-100/260 10kV 高压开关柜面17KYN-12 31.5kA 12503150A10kV PT柜面2KYN-12 所用变台1SCB10-400/10 400kVA低压配电屏面8GCS-无功补偿105、装置（SVG）套112000kvar光伏部分箱式变压器台280kVA 102x2.5%/0.4 Dyn11逆变升压站套30每套含逆变器套2500kW（含交直流控制保护设备，交流侧配套安装断路器）单元变压器套11100kVA 102x2.5%/0.27kV/0.27kV高压柜面1（负荷开关和熔断器）高压柜面2（2个隔离开关）6.3 电气二次 6.3.1 概述本期工程在综合楼设控制室实现对光伏、电气设备的遥测、遥控、遥信。110kV升压站监控系统与光伏电站监控系统合一。6.3.2 110kV升压变电站计算机监控系统10kV升压变电站配置计算机监控系统，采用全分层分布、开放式系统。由站控层和间隔层组106、成，网络采用双以太网总线。站控层包括监控主站、远动站、打印机和GPS 时钟系统等设备，升压站监控系统含微机五防功能。间隔层可在就地单机控制、保护、测量和采集信号。间隔层的保护、测控、自动装置等均具备以太网接口直接接入站控层以太网；公共测控及电能采集系统等通过规约转换器转入站控层以太网。网络传输介质采用光纤或双绞线。主要设备为冗余配置，互为热备用，能无扰动切换。计算机监控系统具有远动功能，根据调度运行的要求，本变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现少人、无人值班。计算机监控范围有：110kV线路、主变、逆变升压装置、汇流箱、10kV集电线路和直流系统。6.3.3 107、光伏设备计算机监控及保护光伏电站逆变升压装置监控设备为变电站监控系统的间隔层，包括汇流箱、逆变器、逆变升压装置公用测控装置、智能仪表、其他各类智能设备。每个逆变升压装置为一个监控单元，每个监控单元设备负责各间隔的就地监控和保护功能，汇流箱、逆变器等由站控层监控的设备，应按逆变室就地组网，通过间隔层双交换机接入站控层以太网交换机，实现与站控层通讯，完成管理、控制、监视、联锁、逻辑编程、信号、报警、通讯等全部功能。6.3.4 继电保护及安全自动装置继电保护采用微机型保护装置，根据继电保护和安全自动装置技术规程GB142852006 和电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB5006292的有关规定108、进行配置。6.3.4.1箱变的控制、保护、测量信号箱变高压侧采用负荷开关加熔丝保护，作为过载及短路保护；低压侧采用断路器保护。6.3.4.2 110kV主变压器保护(1)主保护：配置差动保护。(2)后备保护：。110kV复合电压闭锁过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向指向110kV母线，第一时限备用，第二时限跳开变压器各侧断路器；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。110kV零序过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向指向110kV母线，第一时限备用，第二时限跳本侧；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。110kV中性点间隙零序电流保护及零序电压保护：延时跳开变压器各109、侧断路器10kV侧装设复合电压闭锁过流保护，设二段时限，第一段备用，第二段跳开主变各侧断路器。（3）变压器本体保护：装设有瓦斯保护、压力释放及温度信号。6.3.4.3 10kV保护（1）10kV馈线保护：装设带有速断、过流等综合保护装置。（2）10kV所用变压器保护：装设带有速断、过流和中性点零序过流等综合保护装置。（3）10kV电容器保护：装设带有速断、过流、不平衡电压、不平衡电流等综合保护装置。6.3.4.4 其它保护110kV并网联络线按接入系统设计和审批文件要求配置保护。 6.3.5 直流系统为了供电给控制、信号、综合自动化装置、继电保护和常明灯等的电源，设置220V直流系统。直流系统110、采用单母线分段接线，设一组阀控式铅酸免维护蓄电池，10小时放电容量200Ah，正常时以浮充电方式运行。设一组充电器，充电器采用高频开关电源，高频开关电源模块采用N+1的方式，作为充电和浮充电电源。直流成套设备、蓄电池布置于继电保护室。6.3.6 UPS不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，全站设一套5kVA的UPS电源作为计算机监控、远动设备、火灾报警控制器及远方电量计费等装置的交流用电，UPS装置与直流系统共用蓄电池。6.3.7 火灾报警系统本工程设置一套火灾报警装置，在主控制室、继电保护室、35kV屋内配电装置室、 0.38kV所用电室、蓄电池室等处设置火灾探测报警装111、置。6.3.8 SF6、O2气体在线监测系统在安装SF6断路器的10kV配电装置室安装SF6、O2气体在线监测系统，实现对环境中SF6、O2气体的定量、连续检测功能，对环境中SF6气体浓度过高、氧气浓度过低时发出超标报警。6.3.9 电气二次主要设备表序 号名称规格及技术规范单位数量备注1110kV变电站微机监控系统套1包含微机防误操作闭锁功能2远动主站柜面13网络通信柜面14主变测控柜面15主变保护柜面16110kV线路测控柜面17公用测控屏面18110kV母线电压接口屏面19直流馈线屏包括微机型直流系统绝缘监测仪，直流馈线接地监测元件，蓄电池巡检仪面210高频开关电源屏高频，冗余备用，60112、A/230V面111蓄电池柜阀控密封铅酸蓄电池，200AH， 103只 面212UPS柜5kVA 备用时间2小时面113保护试验电源屏个114事故照明屏面11510kV线路测控保护装置套111610kV所用变测控保护装置套31710kV电容器测控保护装置套218逆变升压装置监控柜套3019SF6、O2气体在线监测系统含报警主机、4个探测器、声光报警器及安装附件等套120主变电度表屏面121多功能电能表块1222火灾报警系统套123主变端子箱个124控制电缆km25第七章 土建工程7.1 建筑部分7.1.1建筑设计原则变电站为光伏项目的配套工程，站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境，在此前113、提下，尽可能创造好的工作环境。本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。室内各功能分区紧凑，立面主要以欧式别墅风格为主，在里面添加了现代简洁明快线条，点缀清亮的纹饰在其中，使得建筑整体给人亲近感同时又散发出浓郁的异国风情。立面色彩以暖色调为主，是考虑到项目工程周边环境比较枯燥，暖色的建筑基调能给在此工作和生活的员工带来活力。主入口和餐厅在建筑体积上均采用突出设计并加以大面积玻璃，给人虚实对比，也可在施工中适当考虑将这些玻璃换为光伏板，则更加符合节能建筑设计理念。7.1.2建筑物一览表表7-1 主要建筑物一览表建筑物名114、称建筑面积约（m2）建筑高度（m）层（个）数1综合楼12029.32层210kV配电装置室2405.71层3生活消防水泵房905.51层4深井泵房224.21层5传达室1251层7.1.3综合楼布置综合楼为二层建筑，是集生活、生产、办公于一体的综合建筑。按工艺生产需求设置控制室、继电保护室、所用电室、通信机房、通信蓄电池室。为满足办公生活需要，设置办公室、会议室、活动室、职工宿舍（宿舍带卫生间）、餐厅、厨房、公共卫生间。另设置开敞的休息空间，为光伏发电项目的展示、介绍与交流提供场所。7.1.4建筑材料与装修综合楼建筑为钢筋混凝土框架结构，内外填充墙均采用加气混凝土砌块，外墙400mm厚，内墙2115、00mm厚。建筑物外墙涂丙烯酸外墙涂料，局部贴饰面砖以及点式玻璃幕墙相结合。建筑物内墙涂高档内墙涂料，顶棚纸面石膏板吊顶，地面铺地面砖或抛光花岗岩地面，控制室、通讯机房铝合金板吊顶，地面铺防静电活动地板。窗为中空玻璃断桥铝合金密闭窗，外门采用复合保温钢板门，综合楼主入口采用玻璃门，装修标准采用二级装修。7.2 结构部分7.2.1 工程概况本电站建设容量为30MWp。由光伏阵列、厂区变电站组成。光伏阵列位于防护林带内侧，由 1040个 18.8kWp多晶硅组件方阵、40个14.1kWp多晶硅组件方阵、540个18.24kWp单晶硅组件方阵及20个9.12kWp单晶硅组件方阵组成。阵列内包含逆变升116、压配电装置室；厂区变电站位于光伏阵列南端中间位置， 包括综合楼（含所用电室）、35kV配电装置室、生活消防水泵房、调节池、深井泵房等建（构）筑物。7.2.2设计依据的主要标准：混凝土结构设计规范 GB 50010-2010建筑结构荷载规范2006版 GB 50009-2001建筑抗震设计规范 GB 50011-2010建筑设计防火规范 GB 50016-2006建筑地基基础设计规范 GB 50007-2002建筑地基处理技术规范 JGJ 79-2002钢结构设计规范 GB 50017-2003冻土地区建筑地基基础设计规范 JGJ 118-19987.2.3 工程地质条件参考本项目场址临近场地的117、地勘资料，厂址区地层由上至下为：第层:第四系上更新统冲洪积(Q3al+pl)砾砂层，灰黄色，角砾含量约20%卵石含量约5%，充填中粗砂。角砾、卵石粒径一般1cm左右，最大粒径5cm。成分以砂岩、花岗岩、火山岩、灰岩、隧石为主。分布于场址表部，层厚度变化较大，结构松散，表部有白色盐碱结晶物硬壳。层厚一般0. 2m0. 5m左右。第1层:第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）粉土层，灰黄色，稍湿，松散。层厚一般0. 2m0. 4m，分布于场址区局部部位。第层:第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）卵石层，灰黄色，卵石含量约40% 60%砾石含量约15%，充填中粗砂。角砾、卵石粒径0. 5cm1. 118、5cm为主，最大粒径6cm。卵、砾石成分以砂岩、花岗岩、火山岩、灰岩、隧石为主，表面弱风化，磨圆较差。结构中密密实，层内可见白色盐碱结晶物。层底埋深一般1. 3m3. 0m,厚度一般0. 4m2. 4m左右。地基承载力特征值为300350kPa。第1层:第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）粉土层，灰黄色，稍湿，中密。层厚一般0. 2m0. 4m，呈透镜体分布于层中。地基承载力特征值为150200kPa。第层:第四系上更新统冲积洪积（Q3al+pl）圆砾层，灰色一灰黄色，卵石含量约45%，砾石含量约10%，充填中粗砂，局部微胶结。卵、砾石粒径一般为1cm2cm为主，最大粒径16cm。卵砾石成分119、以砂岩、花岗岩、火山岩、灰岩、燧石为主，表面弱风化，磨圆较差。密实，本次勘探未揭穿。地基承载力特征值为450500kPa。厂址区最大冻土深度为地面以下 1.96m 左右。厂址区地下水以孔隙性潜水为主，一般水位埋深大于 3m。厂址区地基土中含盐渍土，对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋具中等腐蚀性。设计基本地震加速度值为 0.10g，抗震设防烈度为 7 度。厂址区属构造基本稳定区。工程的下一阶段应对拟建场地进行详勘以明确地层分布的详细情况，各层地基承载力特征值，冻土及盐渍土的分布范围，厚度及类型等地勘要素。7.2.4 拟建场地地基与基础第层砾砂层埋深较浅，结构松散，承载力低，且位于季节性冻土带内120、，不宜作为地基持力层;第层卵石层位于季节性冻土带内，但压缩性低，力学强度较高，经工程处理后可作为地基持力层。1. 96m以下的第层地基土，以粗粒为主，微胶结，层位稳定，结构密实，压缩性低，力学性质较好，承载力满足要求，是良好的地基持力层。光伏支架采用螺旋钢桩，持力层选择为第层。施工前建议进行现场实验，已确定冻胀性、腐蚀性对于螺旋钢桩的不良作用，从而优化螺旋钢桩的设计。变电站其他建（构）筑物基础持力层选择第层。 独立基础及条形基础采用C30混凝土，同时所以基础施工时，混凝土中添加阻锈剂。7.2.5光伏阵列的结构设计光伏阵列的结构设计包括太阳能电池组件支架及其基础设计，主要考虑的因素有：（1）当地121、的风荷载标准值，以气象资料中提供的多年极端风速为依据；（2）当地的雪荷载标准值，以气象资料提供的最大积雪深度为依据；（3）拟建场地的地基承载力特征值；（4）拟建区域的冻土分部范围，厚度及类型。光伏支架的设计方法（包括荷载组合、截面设计、变形验算等要素）目前参照建筑行业的相关国家规范进行。根据计算分析，支架为风荷载控制的构件，支架杆件的连接部位需进行专门的设计和强度校核。本次设计按建筑结构荷载规范（GB 50009-2001）提供的风荷载及雪荷载数据（xx地区风荷载标准值0.35kN/m2,雪荷载标准值0.15 kN/m2），控制荷载按1.2G自重+1.4W风，初步计算光伏支架工程量。本次光伏支122、架采用Q235B冷弯薄壁型钢，表面进行镀锌处理，钢材用量t。光伏支架的生产和设计现已工厂化和标准化，在施工图阶段，业主应进行支架设计生产厂家的设备招标。光伏支架基础采用螺旋钢桩。螺旋钢桩控制荷载按G自重1.4W风设计，还须计算在相应的地质状况下，钢桩与支架协同工作时的整体稳定性；同时考虑当地的地质状况以确定施工工艺，设计钢桩的抗腐蚀措施及抗冻胀措施。螺旋钢桩的生产和设计现已工厂化和标准化，在施工图阶段，业主应进行螺旋钢桩设计生产厂家的设备招标。考虑到施工的便利与支架与螺旋钢桩连接件设计的合理性，建议光伏支架与螺旋钢桩统一设计招标。7.2.6厂区变电站结构设计 厂区变电站的结构设计包括综合楼（含123、所用电室）、10kV配电装置室、生活消防水泵房、调节池、深井泵房等建（构）筑物。其中材料选用为：混凝土 C30，钢材Q235B，钢筋HPB235级和HRB335级。（1）综合楼： 综合楼采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，总共2层。平面尺寸（轴线）为32.7m15.6m （长宽），2层高分别为4.2m，4.2m。基础埋深-3.0m。钢结构坡屋面，坡度1:2。（2）10kv配电装置室：10kv配电装置室为单层钢筋混凝土框架结构，层高5.3m，平面尺寸（轴线）为24.0m8.4m。纵向柱距6m，共4个柱距，横向跨度为8.4m。基础埋深-2.60m。（3）生活消防水泵房：生活消防水泵房平面尺寸（轴线）为124、10m7.5m，采用钢筋混凝土箱式基础，池净深5.0m。上部结构为单层钢筋混凝土框架结构，层高6.0m。纵向柱距5.0m，共2个柱距，横向跨度为7.5m。（4）调节池：调节池采用钢筋混凝土箱式结构，其内壁净尺寸为6.0m4.0m3.0m（长宽高）,壁厚350mm，底板厚400mm。（5）深井泵房：深井泵房为单层砖混结构，层高4.8m，平面尺寸（轴线）为5.2m3.5m。基础形式为墙下条基，埋深-2.5m。（6）变电架构区构筑物：室外无功补偿设备基础、设备支架基础采用C30混凝土，110KV出线架构采用直径300mm，壁厚50mm混凝土离心杆，基础采用混凝土杯口基础；变压器基础一个，事故油池一个125、，30m避雷针两个。7.2.7 土建工程量 厂区的主要工程量见建筑工程项目工程量清单。7.3 水工部分7.3.1概述站内供排水系统分为给水及排水2大系统。给水系统分生活给水、生产给水、杂用水及消防给水4个子系统。排水系统分为污水和雨水2个子系统。7.3.2给水系统简述（1）水源及补水根据对变电站周边地区已有供水设施情况的调查分析，拟采用深井取水。在水井处建一深井泵房，分别向生活消防泵房内生活水箱和消防水池供水。深井的井位、管井尺寸、动水位等资料需要建设方在施工图设计阶段之前确定。深井的出水量按照不小于15t/h设计。本阶段按水质满足饮用水标准设计。若管井供水系统发生故障时，变电站的生活用水及消126、防补水拟用水车到变电站外运水。（2）生活给水系统变电站内的运行人员按10人考虑。用水包括站内职工的生活用水（包括饮用水、洗涤水、便器冲洗水等）、淋浴用水及其它冲洗用水，用水量约为2.0m3/d。给水系统由生活水箱、气压供水设备（二泵一罐，与消防稳压供水系统合用）及供水管线组成。变电站内站内设置一座10mX7.5m生活及消防泵房，泵房0.00m以下设置10mX7.5m深5米的消防水池。泵房内设有4m3生活水箱，消防水泵及气压供水设备。从生活及消防水泵房中接出1根DN65的生活给水干管，负责向站内的建筑物供水。（3）生产给水系统为保证发电效率，需定期（视当地实际情况确定）对电池组件进行清洗，以保证127、电池组件的清洁度。电池组件的污物主要是沙尘，采用清水冲洗即可。本期工程全厂设置1辆清洗车，清洗车储水罐容量5m3。电池组件成排布置，本期工程太阳能电池组件总面积为206494 m2 。 组件清洗用水量取3(L/m2次)，单次冲洗总用水量约为620m3。为了不影响发电，清洗时间选在日落后。清洗车冲洗历时约20分钟后需重新灌水，灌水时间大约15分钟。按每天作业3小时计算，20天可完成清洗任务。供水主干管留供水点做为冲洗水水源。（4） 杂用水系统生活污水经过污水处理装置处理后作为地面冲洗水及绿化用水。变电站内设一座生活污水处理装置，处理量为0.5t/h,出水水质达到城市杂用水标准。生活污水处理装置中128、设置杂用水泵，围绕道路及绿地敷设DN50的杂用水干管，干管上安装洒水栓，作为杂用水供水点。（5）消防给水系统详见第八章。7.3.3排水系统简述排水系统主要包括污水、雨水排放系统。（1）污水排放生活污水排放系统包括：化粪池、污水收集管网、生活污水处理设备、杂用水管网。各用水点的生活污水经过化粪池沉淀后，排放至生活污水处理设备，处理完后收集作为站区杂用水。站内设置一座处理量0.5t/h的地埋式污水处理设备。处理流程为：格栅井调节池初沉池氧化池二沉池杂用水管网。（2）雨水排放变电站的区域很小，站内的设计标高高出站外地面，因此站内的雨水按照沿地面坡度自然排放至站外的方案设计。7.4 暖通部分7.4.1129、概述本工程暖通专业的设计范围包括变电站内各建筑物的供暖、通风、空调。7.4.2气象资料（1）设计原始气象条件设计原始气象资料摘自暖通空调气象资料集（赠编一稿）“室外气象参数”。气象参数参考青海xx气象台站的气象参数。青海xx气象台站的位置：北纬3715，东经9708，海拔高度2881.2m。冬季室外气象参数：采暖计算温度-19通风计算温度-14空气调节计算（干球）温度-21空气调节计算相对湿度42%室外平均风速2.0m/s主导风向及其频率C-33%,NE-22% 大气压力716hPa日平均温度+5的天数 188天冬季日照率42%极端最低温度-37.2最大冻土深度196cm （勘测报告）夏季室外130、气象参数： 通风计算温度 21通风计算相对湿度34%空气调节计算（干球）温度25.5空气调节日平均温度21空气调节计算（湿球）温度13室外平均风速2.8m/s主导风向及其频率NE-22%,C-20% 大气压力716hPa极端最高温度32.7 （2）室内空气设计参数房间名称冬 季 夏 季温度相对湿度%温度相对湿度%控制室、继电保护室20160102616010办公室，值班室18水泵房、10KV配电室5蓄电池室、通信室18307.4.3采暖系统7.4.3.1变电站内综合楼、生活消防水泵房等建筑物均设置采暖。采暖全部采用新型的电暖器，采暖热负荷为155KW。7.4.3.2采用新型的电暖器，将电能直接131、转化为热能，不需要用水，节约了宝贵的水资源。分室供暖，使用灵活方便，人们可根据不同的需求设定温度，暂不使用的时候可调至值班温度，真正实现经济运行,节约能源的目的。符合国家环保要求，运行无烟尘、废气、噪音。运行安全可靠，彻底杜绝水暖系统的跑、冒、滴、漏等头痛的问题。美观大方，舒适安全，重量轻，安装简单方便等优点。7.4.4通风系统7.4.4.1 10KV屋内配电装置室通风10KV屋内配电装置室通风，采用自然进风，机械排风的通风方式。通风量按不少于每小时12次换气计算。选用玻璃钢轴流风机2台，型号为ST35-11型NO4.5，单台风量为4261 m3/h。事故排风机兼作正常通风用。事故排风机的开关132、应安装在门口便于操作的地点，室内安装电源插座，作为检修临时通风电源之用。由于当地风沙较大，因此自然进风采用双层防沙调节百页窗。7.4.4.2综合楼通风(1)所用电室采用自然进风，机械排风的通风方式。室内布置有两台干式变压器，通风量按不少于每小时12次换气计算加上干式变压器所需的通风量。选用玻璃钢轴流风机1台，型号为ST35-11型NO4.5，风量为5480 m3/h。(2)通信蓄电池室采用自然进风，机械排风的通风方式。通风量按不少于每小时6次换气计算，其玻璃钢轴流风机为防爆型。选用防爆玻璃钢轴流风机1台，型号为BST35-11型NO2.8，风量为613 m3/h。(3) 综合楼内的厨房操作间采133、用自然进风，机械排风的通风方式。通风量按每小时6次换气计算，并安装在灶台的上方。（4）综合楼内宿舍的卫生间采用通风器通风，通风量按不少于每小时6次换气计算，每个客房卫生间选用1台ST-8-1型通风器通风。（5）综合楼内的控制室及继电保护室等房间均采用自然排烟系统，因为房间的周围均设有向外开的窗户，当发生火灾时，确认无火花后，即可打开窗户进行排烟。7.4.5空气调节变电站内的控制室、继电保护室、通信机房及蓄电池室按规程要求均设置空气调节，由于当地气候夏季比较热，因此办公室及宿舍等房间都设有空气调节，以改善员工的办公与休息条件。7.4.5.1控制室、继电保护室及通信机房的空调选用分体柜式空调器。7134、.4.5.2通信蓄电池室内装有免维护蓄电池，该设备对室温有一定要求。蓄电池室的空调选用防爆分体壁挂式空调器。7.4.5.3综合楼内的活动室、餐厅、会议及活动室，人员比较集中，此处考虑设置分体柜式空调器。7.4.5.4综合楼内的交接班室、办公室及宿舍均设置空调，空调负荷的选取，按规定执行。7.4.6 暖通部分主要设备清单暖通部分主要设备清单见暖通清册。第八章 消防8.1 概述（1）基本原则消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。（2）站内主要消防设计内容如下: 总平135、面布置与交通要求； 建筑物与构筑物要求； 消防措施； 火灾报警及控制系统； 消防供电； 采暖通风与空气调节设施的防火； 8.2总平面布置与交通要求（1） 本期厂总平面布置中，建（构）筑物间距均满足建筑设计防火规范及火力发电厂及变电站设计防火规范的相关要求。（2）主要生产区与主要生产车间的四周均设有环形道路并与厂区主干道相通，满足生产及消防的需要。所有建筑均有道路相通。 8.3 建筑物与构筑物及安全疏散要求 （1） 建筑物与构筑物的防火分类及耐火等级 根据防火规范对站内各建筑物与构筑物防火分类及耐火等级进行分类，见下表。建筑物构造要求应符合火力发电厂及变电站设计防火规范的相关要求。表-1 建筑物136、在生产过程中的火灾危险性及耐火等级序号建筑物名称生产过程中的火灾危险性最低耐火等级1综合办公楼丁类二级235kV配电装置室丙类二级3生活消防水泵房戊类二级4深井泵房戊类二级（2）安全疏散要求综合楼的安全疏散出口不少于两个，综合楼最远工作地点到外部出口或楼梯距离将不超过50m。所用电室有单独出口。其他要求应符合火力发电厂及变电站设计防火规范的相关要求。8.4消防措施（1） 电缆消防措施电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处、电缆接头处以及长度超过100m电缆沟或电缆隧道，均采用防止电缆火灾蔓延的阻燃和分隔措施。电力电缆与控制电缆或通信电缆敷设在同一电缆沟时，采用防火隔板进行分隔。主变的采137、用推车式灭火器作为灭火手段。（2）常规水消防a.消防水源变电站内建有消防水池，水源为深井出水。b.消防给水系统消防给水系统为独立的系统，包括室内及室外消防栓给水系统。由消防蓄水池、2台消火栓消防泵、配套的气压供水设备（与生活供水系统合用）、消防给水管道组成。消防水泵为自灌式引水，安装在生活消防水泵房内0.00m层。消防蓄水池设在生活消防水泵房的下边。消防给水管道在站内形成环状管网，消防水泵房有2条DN150的出水管与环状管网连接。消火栓给水系统的管网压力在平时靠消火栓系统稳压装置维持，当发生火灾时，根据消防出水管上的压力表的信号自动启动消火栓消防泵，使管网内的消防水压和流量能达到消防要求。c.138、 消防用水量综合办公楼的建筑体积约5400m3，为站内最大建筑物。根据火力发电厂与变电站设计防火规范和建筑设计防火规范的要求，室内消防用水量为15L/s，室外消防用水量为15L/s，因此，变电站内同时发生一次火灾时的最大消防用水量（即室内室外消防用水量总和）为30L/s(108m3/h)。d. 消防水压变电站内室内外消防灭火需要的最低水压约为45m。e. 消防水泵生活消防水泵房安装有2台消防水泵，一用一备，单台水泵的流量为Q=108m3/h，扬程为45m，N=30kW。供水稳压泵2台，一用一备，参数为Q=2L/S, H=50m，N=3.0kW。f. 消防蓄水池变电站内同时发生一次火灾时的最大消139、防用水量（即室内室外消防用水量总和）为108m3/h,火灾延续时间为2h，因此，消防蓄水池的有效容积按照216m3设计。（3）移动灭火器消防各建筑物内根据规范要求设置移动灭火器。8.5火灾报警及控制系统站内主要建（构）筑物和设备采用火灾探测报警系统应符合火力发电厂与变电站设计防火规范的相关要求，火灾报警系统设计应符合现行国家标准火灾自动报警系统设计规范有关规定。8.6消防供电消防水泵、电动阀门、火灾应急照明应按二级负荷供电。消防用电设备采用独立的双电源或双回路供电，均由所用电供给，两路电源可以自动切换。综合办公楼内的配电室、生活消防水泵房和疏散通道应设置火灾应急照明。8.7通风空调系统的防火排140、烟设计综合楼内的办公室、宿舍、所用电室都不设空调，只是按规程要求控制室、通讯机房及免维护蓄电池室等设有空气调节装置。为了节约用水，采用风冷分体式柜机，空调系统与消防系统连锁运行，发生火灾时自动切断空调系统电源，空调系统停止运行，在确定火灾被完全扑灭后，空调系统人工启动投入运行。蓄电池室、配电室等设置事故排风系统，用来排除可能产生的气体，可兼做通风用，凡是有消防检测系统的配电装置，当发生火灾时，应能自动切断通风机的电源。第九章 施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 工程概述青海省位于中国西部腹地，青藏高原东北部，东西长约 1200km，南北宽 800km， 东邻四川省，北依甘肃省，南与西藏自治141、区接壤，西与新疆维吾尔自治区毗连， 全省总面积约 72 万k，仅次于新疆、西藏、内蒙古自治区，居全国第 4 位。青海省现辖 1 市、1 地、6 州，即西宁市、海东地区行政公署、海西蒙古族藏 族自治州、海北藏族自治州、海南藏族自治州、黄南藏族自治州、玉树藏族自治 州、果洛藏族自治州，全省共有 46 个县级行政单位。青海省是个多民族省份，少 数民族主要有藏族、回族、土族、撒拉族、蒙古族等，2008 年末全省总人口 554.3 万人。全省平均海拔 3000m 以上，其中海拔 4000m 至 5000m 地区占全省总面积的54%，最低点 1650m，最高点 6860m。北部和西北部为山岭谷地，南部为青142、南高原， 东部为河湟谷地，间有小块盆地和台地，西部主要是柴达木盆地，有丰富的矿产资源。由于受海拔、地形、纬度、大气环流等自然因素的影响，青海形成了高寒缺 氧、气温低、光辐射强、昼夜温差大的独具特色的高原大陆性气候，其主要特点 是：冬季漫长严寒，夏季短促温凉，气温地区分布差异大，垂直变化明显，降水 分布地区差异显著，季节集中。全省年平均气温在-5.68.6左右，年平均降水 量 342.1mm。xx市位于举世闻名的柴达木盆地东北边缘，地理位置处于东经9615-9815，北纬3655-3822之间，平均海拔2980米，区域总面积32401平方公里，其中市区面积25平方公里。xx市是青海省海西蒙古族藏143、族自治州首府所在地，东距省会西宁514km，西南距格尔木市387km。地处青海西部，柴达木盆地东部，位于我国太阳能资源丰富区。xx地区属典型的高原大陆性气候，四季不分明，干旱少雨，气压低，含氧量低，冬春风多，天气多变且年际间气候相差大。日照强烈，地势海拔高、阴雨天少、日照时间长、辐射强度高、大气透明度好，平均每天日照时间接近8.4h，年均日照时数为3083.8h，年太阳总辐射量为6600MJ/m26960 MJ/m2，太阳能资源丰富。根据xx气象站30年统计资料：年平均气温2.8，多年极端最高气温32.7，多年极端最低气温-37.2，平均降水量183.5mm，而蒸发量却多达2137mm，年极端144、风速25.4m/s，年平均沙尘暴日数为13.2d，年平均雷暴日数为19.3d。9.1.2 施工条件9.1.2.1对外交通条件该厂址位于xx西出口处，距市区仅17 km，厂址位于国道G315北侧，位于xx光伏规划区内，周边交通运输便利。9.1.2.2建筑材料本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等。主要建筑材料可在xx直接采购。9.1.2.3施工用水用电本工程施工用水由建筑施工用水施工机械用水、生活用水等组成。厂址地下水丰富，拟考虑打井解决施工用水及生活用水。根据光伏电站施工相对集中的特点，本期工程施工用电可以利用10kv架空线路从附近电网接入，其后设置1台315kvA降压变压器把145、10kv电压降到0.4kv电压等级，通过动力控制箱、照明箱和绝缘软线送到施工现场的用电设备上。9.1.2.4施工消防(1)在施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车的通行。将危险品库布置在远离其它建筑的区域，并设置明显的标志。 (2)在变电站内的施工现场设置多处移动式灭火器。所有安放灭火器的位置要有明显的标志。并在施工现场设置消防器具架。(3)易燃易爆物物品应设置专用的堆放场地，同时堆放场地应做好通风。用电应符合防火规范，指定防火负责人，配备消防器材，严格防火措施，确保施工安全。.4防洪防沙洪水泛滥是一种危害很大的自然灾害，防御洪水、减免洪灾损失是国家的一项重要的任务。本项目占地大，涉及范围广，146、投资大，因此要做好防洪措施，以保证项目免受洪水威胁，若场地设计标高大于本地洪水位0.5m，则不需要建设防洪设施；若不大于则应建设截洪沟等防洪构筑物，以免造成巨大经济损失。厂址区域干旱少雨，区内地表水主要为巴音郭勒河水系，巴音郭勒河位于厂址以东，雨季流量相对较大，季节性较强。厂址场地较平坦，位于拟规划的xx光电产业园内，园区内部拟统一设置防护林带，因此本次设计中暂不考虑。9.2 光伏电站总体规划场址选择特点（1）富集的太阳光照资源，保证很高的发电量；（2）靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资；（3）主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；（4）离用电负荷147、中心近，以减少输电损失；（5）便利的交通、运输条件和生活条件；（6）场地开阔、平坦，扩容空间大；（7）能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；（8）良好的示范条件，让公众认识和接受光伏发电技术，具有一定的国际影响力。光伏电站总平面布置本工程场址距xx市区17公里，场地地势开阔，可作为光伏电站良好的厂址场地。本工程建设规模为30 MW。本期计划安装太阳能总装机容量30MW，基本布置为30个光伏阵列，整个光伏阵列呈矩形布置。每个发电单元按1MW考虑，为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的逆变升压装置布置于光伏阵列的中间位置，由逆变器的10kV出线电缆通过直埋汇集到整个光148、伏发电站的10kv屋内配电装置室，然后通过110kv送出。综合变电站布置于整个光伏电站中间区域。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m，围栏总长3500m，选用成品铁艺。变电站布置在整个光伏电站中间区域设置变电站。变电站内集中设置一座综合办公楼及相应的生活消防水泵房、深井泵房、污水处理一体化装置、无功补偿、10kv屋内配电装置、主变、110kv屋外配电装置等设施。变电站为整个光伏电站的集控中心。一条南北走向的进站道路将光伏电站变电站隔成两个区域，西侧区域布置了变电站综合办公楼、深井泵房、生活消防水泵房、污水一体化装置，东侧布置无功补偿装置、10kV屋内配电装置室、主变及110k149、v屋外配电装置等设施。变电站作为管理人员生活区域，应做绿化管理。绿化可以起到美化变电站的作用，绿色植物不仅能组织空间，丰富环境色彩，还能创造出优美舒适的生产环境，改善生产人员的工作条件，使变电站在整体上达到安全、经济、适用、美观的要求。变电站的绿化主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。绿化规划面积为2070，占变电站面积的21%，草的品种选用耐践踏，再生力强的羊胡子草、野牛草，以达到整体的环境美化。施工总布置本工程主要施工工程量为太阳能电池基础工程及太阳能电池钢支架安装工程。为节约投资及便于工厂化生产管理，在施工期间集中设150、置一个施工生活区，它紧邻光伏电站变电站。在施工生活区域集中设置一个混凝土搅拌站、砂石料堆放场、钢筋加工场，生产用办公室和生活临时住房等也集中布置在施工生活区域。混凝土拌和后，用混凝土搅拌运输车运至每个光伏电池基础处。光伏电池钢支架就地组装，不集中设堆放场地。施工生活区占地约为9000。9.3 交通运输9.3.1 交通运输条件xx市地处青海省的中部，青藏铁路、G315 国道穿城而过，德都公路与G109国道相连，是南进西藏、北连甘肃、西通新疆、东接省会的交通枢纽，交通十分便利。现有公路已满足设备运输要求。光伏电池组件、变压器、逆变器及各种交直流柜等发电、送变电设备可通过汽车或铁路直接运抵电站施工现151、场。其它建筑材料也均可用汽车直接运到工地。光伏电站内道路规划站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。整个光伏电站场区道路呈环形设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。全站道路长为7200m。9.4 工程永久占地本期工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，工程占地以光伏电站外围防护围栏边界为准。为使本工程尽量少占场地，光伏阵列成矩形布置。经计算，本期工程方案永久占地66.8万平方米。表9-4工程征地及租地汇总表项目面积备注m21.永久征地6680001.1.变电站征地73501.2.光伏阵列及检修道路征地660650合 计668000（1002亩）9152、.5 工程施工9.5.1 主体工程施工主体工程为光伏阵列基础施工，基础采用混凝土桩柱基础，基础埋深-1.2m。开挖出地基底面后先洒少量水、夯实、找平，垫3：7灰土20cm夯实。在其上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表面出现开裂。回填土要求压实，填至与地面水平。一般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。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153、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，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。9.5.2 光伏电站变电站的建筑施工变电站主要建构筑物：综合楼、生活消防水泵房、污水处理设备、深井泵房、10kV屋内配电装置等。土建施工应本着先地下后地上的顺序进行。在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。变电站内接地网及地下管线及沟道宜同步进行施154、工。综合楼为两层框架结构，墙体采用加气混凝土砌块。生活消防水泵房为单层框架结构，现浇钢筋混凝土框屋面，钢筋混凝土独立基础。房屋的施工顺序为：施工准备基础开挖基础混凝土浇筑混凝土构造柱、梁浇筑楼板吊装室内外装修及给排水系统施工电气设备就位安装调试。屋面为上人屋面，按上人屋面的设计要求及做法施工。综合办公楼及生活消防水泵房基槽土方采用机械挖土（包括基础之间的地下电缆沟）。预留300mm厚原土用人工清槽，经验槽合格后，进行基础砼浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。施工时，同时要做好各种管沟及预埋管道的施工及管线敷设安装，尤其是与变电站的地下电缆、管沟等隐蔽工程。在混凝土浇筑过程中，应对模板、支155、架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。浇筑完毕后的12h内应对混凝土加以养护，在其强度未达到1.2N/m以前，不得在其上踩踏或拆装模板与支架。综合楼封闭后再进行装修。冬季雨季施工措施冬季施工在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，如混凝土工程、合金钢的焊接等。对由于工程需要，必须要安排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。浇筑混凝土可以采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接工作采取防风、防寒措施，主要焊接部件应在室内进行。各种钢材的焊接温度一定要156、控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理。雨季施工雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水和防洪；设备防雨遮盖，并做好接地工作；基础开挖，防止灌水；对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。9.6 施工进度控制本工程从项目核准后至工程竣工总建设总工期为3个月。工程筹建准备期1个月。变电站工程施工于第1月中旬开始，于3月下旬完工。主体太阳能工程施工于第1月开始，3月底完工。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）变电站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157、件也是控制进度的重要方面如：设备订货；35kV送出线路的施工。要抓住控制性关键项目，合理周密安排。从第1月1日起到第1月20日为施工准备期,主要完成场区内施工场地及临时建筑设施的修建及光伏电站主要道路的施工。从第1月10日起到第2月中为变电站内综合楼等的土建施工及安装。从第1月15日起可以先后开始光伏电池板支架基础的施工，同时对整个场区电缆沟及箱式变电站基础进行施工。此工作可持续至第3月中。从第1月下旬起到第3月20日为光伏电池板支架安装，同时对到货的箱式变电站进行安装。 从第1月底起到第3月底为光伏电池板的安装及电缆铺设。 从第3月20日起开始对所有安装项目内容进行全面检查测试，到第3月29158、日全部并网发电，投入试运行。第十章 工程管理设计10.1 管理方式项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏电站及其配套设施。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站监控系统设在综合楼控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。10.2 管理机构本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。调整后，项目公司的组织机构设置如图所示：四部-运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部组 织 机 构 图各部门职责如下：序号部门名称人员编制部门159、职责一总经理1人负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。 二综合管理部1人负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、信息、党务工团、纪检监察等各项事务的管理和会计工作。三财务部1人负责光伏电站运行期间的出纳工作。四安全质量部1人负责光伏电站运行期间的经营管理、计划统计、物资采购、仓库管理等工作五运行检修部6人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作。设运行值长3人，运行值班员3人，实行三值两运转。项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能；主要运行岗位值班员具备全能值班员水平。10.3 主160、要管理设施光伏电站自动化程度很高，本光伏电站计算机监控系统安装在控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对太阳能电池组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。生产区、生活区的主要设施规划光伏电站生产区和生活区的主要设施集中布置在管理站内。生产生活区主要包括综合楼、生活消防水泵房等设施，其中综合楼内设有控制室、蓄电池室、通讯机房、检修间、所用电室及办公室等，还设有餐厅、餐厅操作间、职工宿舍等生活设施。所用电源及备用电源变电站内设两台所用变压器为全所提供所用电源，一台所用变由所内35kV母线供电，另一台由变电站外引接电源。正常时全所电源由35kV母线提供，事故或停运时，由所外161、提供电源。生产、生活供水设施及供水方案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、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。拟采用地下水作为生活、生产及消防用水。工程管理区绿化规划管理站的绿化主要布置在管理站北侧，主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。绿化规划面积为2070，占管理站面积的21%，草的品种选用耐践踏，再生力强的羊胡子草、野牛草，以达到整体的环境美化。工程管理区内部通信和外部通信的方式和设施本工程配置1台小型行政程控电话交换机（带ADSL功能），安装在通信机房，以实现各162、岗位间生产办公电话系统的电话交换业务以及和互联网连接的功能。同时综合楼内的各房间均设置用于电话连接的语音端口和用于计算机连接的数据端口。10.4 光伏电站运营期管理设计（1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格遵守调度纪律，服从电网的统一调度，依据并网调度协议组织生产。（2）运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组织协调光伏电站安全、稳定、经济地运行。（3）建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分163、工明确、责任到人、考核严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。（4）严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交接班前后三十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。（5）加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。（6）保证光164、伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值长应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提165、出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。10.5 检修管理设计(1)坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。(2)认真分析设备状况,科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。(3)对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和光伏电站太阳能资源特征提出建议，该建议应递交地区电力调度通讯中心并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。(4)年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工166、程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。(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的费用管理制度。(8)严格执行各项技术监督制度。(9)严格执行分级验167、收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。10.6 防尘、防雪和清理方案 灰尘冲洗为保证电池发电效率，每1个月定期对组件进行清洗，如果遇到沙尘天气等恶劣气候，168、要随时清洗。本工程处于荒地，电池组件的污物主要是沙尘，采用清水冲洗即可。电池组件成排布置，本期工程太阳能电池组件总面积为206494。组件清洗用水量取3(L/次)，单次冲洗总用水量约为620m。全厂设置1辆清洗车，清洗车储水罐容量5m。为了不影响发电，清洗时间选在日落后。清洗车冲洗历时约20分钟后需重新灌水，灌水时间大约15分钟。按每天作业3小时计算，8天可完成清洗任务。 防雪方案 由于当地的降雪量较小，且方阵的倾角角度较大（34），不作专门的防雪措施，利用太阳光照射自然融化滑落。第十一章 环境影响评价设计11.1 设计依据及目的 设计依据（1）中华人民共和国环境保护法(1989-12-26)169、；（2）中华人民共和国环境影响评价法(2003-09-01)；（3）中华人民共和国水污染防治法(2008-02-28)；（4）中华人民共和国水土保持法(1991-06-29)；（5）中华人民共和国可再生能源法(2005-02-28)；（6）（HJ/T2.12.3-93）环境影响评价技术导则；（7）（HJ/T2.4-95）环境影响评价技术导则声环境；（8）（HJ/T19-1997）环境影响评价技术导则非污染生态环境。 设计目的本工程的场址选择及建设与xx市各项规划、城市发展、能源开发、电力规划等方面是一致的，且受到国家及当地各部门的大力支持。经过对本工程的环境影响评价，判定本工程的建设从环保角度170、考虑是可行的，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，进而使工程与其周围环境之间达到相互和谐发展的目的。11.2 环境现状 自然环境本工程拟建在青海西部的xx市境内。场址区位于青海省xx市西出口，距市区约17km，宗务隆山南麓荒漠戈壁滩上，电站场址区地形开阔、平缓，起伏不大，地面植被稀少，零星分布有耐旱植物。电站占地面积约66.8万 。场址区周边有G3 巧国道、青藏铁路通过，xx市机场建设也正在准备中，交通便利，施工条件方便。场址周围无工矿企业及居住区；未发现受保护的国家一、二级野生动物。xx地区风沙大且气候干燥，该地区的水土流失几乎全部都是风蚀作用。根据初步现场调查和有关单位证实，工程区范171、围内无可具开采价值的矿产，也无地表水源保护区、风景名胜区、自然保护区等环境敏感保护对象。社会经济环境xx市是青海省海西蒙古族藏族自治州首府所在地，是全州政治、经济、文化的中心，也是青海西部重要的交通枢纽和商品集散地。全市下辖蓄集、郭里木、宗务隆、戈壁、怀头他拉5个乡，总人口近7万，共有19个民族，其中，蒙古族、藏族、回族、撒拉族等少数民族占总人口的20%，是一个多民族聚居地区。环境质量现状及主要环境问题本工程的场址环境见图11.1，区域环境质量现状及主要环境问题如下：（1）生态环境本工程场址区为国有荒地，属于植被脆弱区，几乎没有动物及植被的分布。（2）大气环境由于该地区气候干燥缺水，风沙大，因172、此空气中的沙尘量较高。但该区域人烟稀少，无工业污染源分布，因此无污染物排放。（3）水环境本工程场址区地下水多松散地层潜水，一般水位埋深大于15m 。（4）声环境场区南侧紧邻G315国道，有少量的机动车辆的声音；该场区为国有荒地，人烟稀少，几乎没有别的噪声。图 11.1 场址地貌图11.3 污染源分析 施工期项目施工期间，地基开挖、修建建筑物、路面铺设等施工工序中，将产生噪声、粉尘、废水和固体废物等污染物。（1）废气、粉尘。施工机械、运输车辆废气排放；地基开挖、修建建筑物、路面铺设等产生的扬尘对环境空气的污染影响。（2）噪声。施工阶段各种施工车辆、机械产生的噪声源强度在70-90dB之间。（3）173、废（污）水。拟建光伏电站施工期生产用水主要为混凝土搅拌用水，全部消耗在拌料中，其它由混凝土运输车、搅拌车和施工机械的冲洗所产生的废水量很少，施工布置较为分散，范围也较广，采用临时简易的5m沉淀处理后浇洒施工面。生活污水主要来自施工人员，通过建设4m蒸发池解决施工人员的生活污水。（4）固体废物。施工人员产生的生活垃圾按0.5kg（人天）计，施工人员100人，施工期4个月，则施工期生活垃圾总量6.08t。将生活垃圾定期清运至xx市生活垃圾卫生填埋场进行妥善处理。（5）生态环境。施工期清理现场、土方升挖、填筑、机械碾压等施工活动占用地、破坏区域原有地貌、降低土壤抗蚀能力等。运营期（1）本项目运行期仅174、产生少量的污（废）水和固体废物、生活垃圾。此外，电站运行期间还有可能发生变压器油泄漏事故。（2）生活污水经6m的化粪池处理后，投加氯锭消毒，排入250m的蒸发池进行蒸发处理。化粪池污泥定期用吸粪车外拉至xx市生活污水处理厂进行处理。（3）生产废水主要为清洗废水，全部用于太阳能电池板基础周围绿化。（4）固体废弃物主要为运行期正常维护产生的废旧电容器、电抗器、变压器及废油。（5）光污染影响分析。在多晶硅光伏组件表面有一层减少光反射的薄膜，虽然光伏组件在吸收太阳能的同时依旧会反射小部分光，但是反射方向基本指向天空。11.4 环境影响的防治、保护措施施工期（1）大气污染防治措施本项目在施工期的主要大气175、污染物是扬尘，为了最大限度减少扬尘污染，施工单位应加强管理，文明施工，采取一定的抑尘措施，具体如下：各类建筑材料应轻装轻卸，运输砂石料、水泥等易产生扬尘的车辆上应覆盖篷布进行有效遮掩。进场道路修筑所用的各类砂石料应尽可能不要露天排放，如若敞开堆放，也应进行适当洒水。施工车辆减速慢性。施工现场在干燥天气时应适当洒水，大风天时也应增加洒水次数。挖掘出的土方采取压实措施，并缩短土方的堆放时间，可以回填的应尽快回填，不能回填的则运至弃土场堆放。（2）水污染防治措施在施工前期应首先修建4m蒸发池，收集的生活污水排入蒸发池通过自然蒸发消耗，修建临时简易的5m沉淀池，收集施工期生产用水处理后用于浇洒施工面。176、鉴于当地特殊的气候条件和生态环境，蒸发池收集的污水如果能抽取可以用于绿化或喷洒降尘。（3）声污染防治措施目前作业机械尚无消声隔声措施，主要靠距离衰减噪音能量；因此在施工过程中应规范各种机械设备的操作，并尽可能选用低噪声设备，加强设备的维护和保养，并为施工人员配置耳塞，以避免噪声影响。（4）固体废物污染防治措施将固体废物集中收集，分类堆放，统一管理，对于其中的水泥固体垃圾或砾石类垃圾应用于进场道路和场内道路的修建，对不能再利用的生活垃圾收集在封闭的垃圾收集筒内，按期运至xx市垃圾填埋场卫生填埋。（5）施工期生态保护与恢复措施永久占地处的植被在施工前移植至它处维护，并定期洒水，确保植被成活，临时占177、地处的植被在施工期要注意保护，避免长期占压植被，防止植被死亡。避免大风天气和雨天进行土石方工程；最大限度控制施工作业范围，减少施工扰动原地貌的面积，尽量减少对植被的破坏；如果出现植被死亡，则采取一补二的原则，即毁坏多少面积植被，就在它处加倍补偿多少植被；在建设期产生的挖方尽量避免堆放在植被表面，并严格控制其占地面积。不易剥离的植被较难移植保护，因此如果在弃土点和取砂石场处的植被较难移植，应采用“毁一补二”的原则。营运期（1）水污染防治措施建议项目营运期产生的清洗废水全部用于太阳能电池板基础周围的绿化。建议产生的生活污水经化粪池处理后，投加氯锭，排入蒸发池进行蒸发处理。不外排，对环境影响很小。（178、2）固体废物防治措施生活垃圾应集中收集后分类存放，对于可以再利用的应尽量再次利用，避免浪费资源，场区生活区附近固定位置设生活垃圾暂存点，设置两个生活垃圾收集容器，暂存点应有防风、防雨和防渗的三防措施，收集的生活垃圾定期运至xx市垃圾填埋场卫生填埋。工程运行后所更换的电容器、电抗器、变压器及废油等委托有资质的单位进行妥善、安全处置。（3）营运期的生态环境保护措施场区内和场区周围应设置绿化带，绿化植被应根据因地制宜的原则，选择在当地易成活的植被，如沙棘、沙柳等。人员和车辆应在修建道路上行走，避免对周边植被的破坏；对工作人员加强教育，避免人为破坏当地生态环境。11.5 节能及减排效益分析光伏发电是一179、种清洁的能源。与火电相比，可以节约大量的煤炭或油气资源，有利于周围环境的保护。本工程拟装机容量为30MWp，平均每年可向当地提供约49，414，346kWh的绿色电能。按照火电煤耗320g计算，建设投运每年可节约标准煤约1.5万t，减排4.8万t二氧化碳，按照含硫率0.5%计算，不考虑脱硫，可减少排放78 t二氧化硫。11.6 环保投资根据国家有关标准、定额，并结合地方标准和市场物价水平，本工程环保投资（含水保）暂按30万元计列。11.7 综合评价结论（1）工程对环境的主要有利影响光伏发电是清洁、可再生能源。光伏电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。本光伏电站工程装机容180、量30MWp，每年可为电网提供电量49，414，346万kWh。与燃煤电厂相比，每年可节约标煤1.5万t。相应每年可减少多种大气污染物的排放，以及大量灰渣的排放，从而改善了大气环境质量。另外，光伏电站建设为当地增加一个旅游景点，促进当地旅游业的发展，同时还可带动当地第三产业的发展，促进当地经济建设（2）工程对环境的主要不利影响光伏发电的运营过程本是一个清洁能源的利用过程，基本不存在对环境的污染问题。对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工期的场地平整、基础开挖等环节产生的施工粉尘对大气环境的影响；施工过程中施工人员的生活污废水及垃圾等废弃物对水环境及生态环境的影响；施工期如挖掘机、推土机等机械181、噪声的污染。通过采取有效的措施，可将不利影响减小至最低程度。（3）环境可行性结论经过对本光伏电站工程场址及其周围地区的调查和分析可知，xx哈30MWp太阳能光伏并网发电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。有利的影响主要体现在光伏发电是清洁、可再生能源，有很好的节能减排效益。不利影响主要在施工期，如施工粉尘、噪声、废水和生活垃圾等对周围环境的影响，但影响的范围小，时间短，因此通过采取有效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。（4）项目运行期间不产生废气，生产废水水质简单可直接排放，少量生活污水采取拟定的措施处理后，基本不会对水环境产生影响。项目运营期间没有明显噪182、声源，且环境保护目标距离项目区较远，因此基本不会对环境敏感目标产生影响。项目产生的固体废物量很少，依照环评措施处理后，对环境影响较小。运行期对生态环境的影响主要表现在破坏植被、水土流失、影响景观环境和土壤环境等，在采取了环评提出的各项措施后，届时对生态环境影响较小。项目不会对周边环境产生光污染。综上所述，xx哈30MWp太阳能光伏并网发电项目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，只要采取合理、有效的环保措施，工程建设对环境的不利影响将会得到很好的控制。经综合分析，本工程的建设从环保角度考虑是可行的。第十二章 劳动安全与工业卫生12.1 设计183、依据、任务与目的12.1.1 设计依据本工程劳动安全与工业卫生部分设计依据以下法律法规及技术规范与标准：中华人民共和国劳动法中华人民共和国安全生产法工业企业卫生设计标准GBZ1-2002火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规范DL-5053-199612.1.2 任务与目的光伏电站在运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。35kV逆变升压装置内的任何检修、维护和巡查不允许单人进行作业。35kV逆变升压装置内部任何电气维修作业均应在本地控制柜处悬挂维修操作标识。35kV184、开闭站内电气设备的检修、维护均按国家电网公司电力安全工作规程(变电所和发电厂电气部分)(试行)规定完成。12.2 工程安全与卫生危害因素分析12.2.1 施工期危害因素施工期主要危害安全的因素是由光伏电池组件引起触电事故和施工用电安全。单个太阳能电池组件的直流输出电压为35V左右，但是若串联一定数量的太阳能电池组件，则输出电压能达到800V以上，因此在施工中应予以特别重视。施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，故应设置明显警示标识；如需进行改线和引接线操作，应由专人负责。12.2.2 运行期危害因素光伏电站运行期间存在主要危害因素有火灾、设备损坏、电气伤害、机械伤害和电磁波辐射等185、。电气伤害和机械伤害主要发生在巡查、维修和维护过程中，因此严格遵守操作规程将避免电气和机械伤害的发生。12.3 劳动安全与工业卫生对策措施为了避免以上危险因素对设备和人身造成伤害，在施工和运行期间应严格执行各项规章制度，尽量避免事故的发生。为了防止太阳能电池组件串触电事故的发生，应采取以下措施： 施工作业时，在太阳能电池组件表面铺遮光板，遮住太阳光； 带好低压绝缘手套； 使用已有绝缘处理的工具； 不要在雨天作业； 电池组件框和支架应保持良好接地。12.4 光伏电站安全卫生机构设置光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。第十三章 节186、约及合理利用能源专项分析13.1 设计原则13.1.1贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。13.1.2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。13.1.3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。13.1.4严格控制光伏电站用地指标、节约土地资源。13.187、1.5光伏电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平。13.1.6贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。13.1.7提高光伏电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高光伏电站运行的安全性、经济性、减员增效、节约投资为实现现代化企业管理创造条件。13.1.8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，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。13.2 工程应遵循的节能标准及节能规范本工程设计执行的用能标准及节能设计规范如下：1） 国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知188、(发改能源【864】号)；2）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录(2005年本)；3）火力发电厂设计技术规程DL5000；4）取水定额第一部分火力发电(GB/T189161-2002)；5）公共建筑节能设计标准(GB50189-2005)；6）国家、行业其它有关节能设计标准及控制指标。13.3 工程节能分析光伏电站按工程建设划分一般可分为六部分，即：光伏发电设备、系统工程、光伏发电设备平面布置、光伏电站道路规划、变电工程、线路工程。机组设备由投资方招标购买，光伏发电技术已较成熟稳定，设备在设计时已考虑节能降耗。光伏发电节能降耗主要围绕系统工程、光伏发电设备平面布置、光伏电站道路规划、变电189、工程、线路工程展开。13.3.1 系统工程减少电网投资，减少输电损耗。电力从光伏送至用户过程中，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。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本期光伏电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑光伏电站建设规模、地区电网规划、光伏发电有效运行小时数较低等情况，光伏电站送出电压等级为35kV，并且结合光伏电站总体规模考虑送出，避免重复建设。总之，光伏电站系统送出工程的建设，结合了光伏发190、电特点，节省了电网投资，一定程度上增强了区域供电能力，降低电网运行的网损。13.3.2 光伏发电设备平面布置根据本项目的规模和技术经济对比，光伏并网逆变器采用1MW容量。光伏发电设备的平面布置按照以下原则设计：尽量集中布置、尽量减小前后排阵列之间的遮挡、提高整体系统的效率、减少线损、视觉上要尽量美观。采取上述原则可提高光伏电站的发电效益，减少占地面积，充分利用土地，充分利用地区太阳能资源，在同样面积的土地上安装更多的光伏发电设备；其次，集中布置还能减少电缆和场内道路长度，降低工程造价，降低场内线损。13.4 变电工程光伏电站变电工程主要包括光伏电站开闭站和1MW光伏逆变升压装置，在设计时尽量选191、择合。13.4.1 综合部分光伏电站升压站主设备规范“通用性”和“经济性”。通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用；不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用；设计阶段的设备选型要考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。13.4.2 电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过推广主设备规范，明确统一各级配电装置的间隔宽度及布置尺寸，节省了钢芯铝绞线等材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：1）降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免192、棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。2）主变压器、1MW光伏逆变升压装置、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗。3）有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。4）严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。5）采用节能灯具，可节省电能；实施绿色照明。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下，减少灯具的数量。13.4.3 土建部分1）总图站区设计的合理与否关键在规划，在本变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光伏电站集电线路、送出线路的分布。结合站址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总193、平面布置方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。考虑到光伏电站所在地区，无霜期较短，冬季较长且气温较低，生活条件相对较差。基于此，尽可能减少单体建筑，不仅降低了由于单体建筑冬季采暖所带来的能源消耗的增加，而且还紧凑了布置，节省了土地占用。与工艺专业配合，优化站区的道路、电缆沟及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。2）结构在结构设计过程中，严格按照国家标准设计，采用了先进的空间结构计算软件，进行结构体系的方案比选，努力做到三材耗量最优。3）水工给水部分：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，尽量做到生活泵在低速区运转，以达到节能的目的。节水措施。194、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，必须严格使用节水节能型卫生器具。大便器、小便器采用自闭式冲水阀，避免人忘记关闭阀门而造成水资源浪费。根据场地设计，合理布置绿化管线，禁止大水漫灌节约用水。本工程所在地区为北方地区，干旱少雨，夏季时部分雨水可收集起来作为绿化用水，做到既节水又环保。4）建筑建筑物维护材料避免使用实心粘土砖，积极推广新型建筑材料，采用能耗低的空心砌块、粉煤灰砌体。在设计过程中，重视建筑节能设计，降低了建筑能耗，减少采暖负荷，在保证室内热环境及卫生标准的前提下，做好建筑采暖、空调以及照明系统的设计，充分利用自然采光和自然通风，大力推广节能型门窗，提高建筑物的保195、温、隔热性能，确保单位建筑面积的能耗达标。5）暖通(1) 采暖建筑均按照节能建筑进行设计，满足建筑节能设计标准的规定。主控制楼和保护小室采用空调采暖，各房间采暖设备按设计热负荷合理选取，室内机采用遥控器独立控制，可根据不同房间温度要求进行设定，冬季室内温度设定范围：主控室、继电器室及通讯机房等房间为20，值休室为18，在设计空调系统时进行详细的热负荷计算，根据各房间的热负荷配置空调室内机。(2) 通风在满足电气设备散热要求的前提下，通风系统的设计充分利用自然通风，处理好室内气流组织，提高通风效率。风机通风量的计算可根据电气设备的散热量和设备房间换气次数进行比较后选择其中最大值。风机设置手动、温196、度自动控制2种方式，并且于火灾报警相连。当室内温度达到所需通风温度时风机自动启动。一般电气房间温度不得超过40。13.5 线路工程光伏电站线路工程主要包括光伏电站送出线路和光伏电站集电线路。线路设计有其固有的特点，不同工程其外部自然条件、障碍物等不可能完全相同，千差万变，造成线路设计的多变性。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、绝缘配合及金具设计、交叉跨越、基础设计、杆塔规划、设计等几个方面采取措施。1）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的高低，关系到工程质量、方便施工、运行安全等综合效益，因此设计对此项工197、作高度重视，利用卫片、航片、GPS等高科技手段，进行路径选择，并尽可能减少或避免对地方规划和建设的影响，以期达到最优的目标。2）导线选型结合光伏电站有效运行小时数较低、光伏电站建设规模，并考虑当地气候特点选择合适的导线型号。光伏电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距，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以最低，推荐采用35kV电压等级。35kV集电线路采用电缆。3）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。4）交叉跨越本工程按尽可能避免交叉扩越设计。5）杆塔规划、设计当路径、198、气象区和导地线确定后，合理的杆塔规划、设计是控制线路本体造价最为重要的因素，是否能够根据实际地形地貌和交叉跨越情况确定出适应于本工程的杆塔，是设计单位在可研工作中的另一个工作重点。根据工程实际情况，结合绝缘配置要求，选定的路径方案及沿线地形地貌特征，综合分析比较各类杆塔的技术条件、经济指标后，对本工程杆塔系列进行规划、设计。6）基础设计结合光伏电站区域工程地质条件，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。13.6 结论本工程采用绿色能源太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等199、方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应远景建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，为光伏电站的长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。第十四章 工程设计概算14.1 工程概况14.1.1建设场地及规模xx哈一期30MWp太阳能光伏并网项目，本期容量30MWp。工程建设期12个月，生产运营期25年。主要设备运输方式：采用陆路运输。光伏电池经逆变器和升压变压器升压后经过10kV配电装置接入系统。本投资概算价格水平年为2011年第二季度本工程主要工程量包括：光伏电池板30.148MW、逆变器-变压器组30套200、，发电单元采用轻型支架，螺栓桩基础、电站站区检修道路7.2km，管理站内道路及地坪600m2。光伏电站静态投资47862.46万元，建设期利息1113.49万元，动态投资为48975.95万元。14.1.2 投资主要指标主要技术经济指标表项目名称xx哈一期30MWp太阳能光伏并网项目发伏组件元/ W9建设地点格尔木建设规模MW30.148主 要 工 程 量土石方开挖万m335.37年均发电量万kWh4941.43土石方回填万m335.07年均利用小时数h1639混凝土m31309静态投资万元47862.46钢筋t185工程动态投资万元48975.95建设用地面积永久征地亩1002单位千瓦静态投201、资元15880.05临时用地亩单位千瓦动态投资元16249.48 计划施工时间第一台机组发电月建设期利息万元1113.49总工期月12送出工程投资万元生产单位定员人10 14.2 编制原则及依据1、参照（2007版）风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准2、工程量根据可研阶段设计图纸及设备、材料清册。3、定额按风电场工程概算定额（2007版），缺项部分参照电力工程建设概算定额。4、项目划分及取费标准项目划分及取费标准：按照招标文件中的规定内容和格式及风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准(2007版)。5、价格主设备价格采用设备厂家询价，其中光伏组件：9元/Wp逆变器价202、格：1.5元/Wp其他设备价格参考同类工程的到货价格。建筑材料：执行2011年第二季度当地建筑工程材料市场信息价。安装材料：执行2011年第二季度当地地区市场信息价。基础数据（1）人工工资水平根据编制办法规定，人工预算单价选取为：高级熟练工：8.14元/工时熟练工：5.88元/工时半熟练工： 4.52元/工时普工：3.58元/工时（2）主要材料预算价格根据当地市场信息的价格作为主要材料预算单价：钢 筋： 4900元/t水 泥: (#32.5)： 550元/t柴 油：9400元/t汽 油： 8400元/t砂： 70元/m3碎 石：80元/m3(3) 费率指标工程单价费率指标表14-2工程单价费率203、指标表工程类别计算基础措施费间接费利润人工土方工程人工费+机械费4.73%47.18%10.00%机械土方工程人工费+机械费4.10%10.68%10.00%人工石方工程人工费+机械费4.92%46.33%10.00%机械石方工程人工费+机械费5.19%17.36%10.00%混凝土工程人工费+机械费13.41%41.69%10.00%钢筋工程人工费+机械费14.35%52.74%10.00%安装工程人工费+机械费7.04%93.00%10.00%税金：（直接费+间接费+利润）3.36%其他费用计算指标见概算表14.3 固定资产投资本项目固定资产投资包括机电设备及安装工程、建筑工程、其他费用及204、基本预备费和建贷利息，本电站的固定资产投资为48975.95万元。14.4 资金来源工程动态投资为48975.95 万元，其中20%为资本金，80%为银行贷款，贷款利率（5年以上） 6.8% ，贷款偿还年限按照16年计算 。第十五章 财务评价与社会效果分析15.1 评价依据本光伏电站工程财务评价依据主要有：建设项目经济评价方法与参数（第三版）发改投资20061325号；国务院关于固定资产投资项目试行资本金制度的通知；中华人民共和国增值税暂行条例；财政部、国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知；中华人民共和国城市维护建设税暂行条例；国务院关于修改的决定；15.2 计税政策根据国家205、财税政策规定，国家电力工程交纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中增值税按财政部、国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知（财税2008156号），税率取17%。根据国家2009年新施行的增值税抵扣政策，允许企业抵扣新购入设备所含的增值税。所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金附加后的余额。按照新颁布的中华人民共和国企业所得税法规定，所得税按25征收。另外本项目属于中华人民共和国企业所得税法实施条例中所列的国家重点扶持的公共基础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业206、所得税。按照新公司法，税后利润提取10为法定盈余公积金。15.3 总成本费用计算本电站总成本费用主要包括：折旧费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、保险费、材料费、摊销费、财务费用、利息支出及其他费用。a.折旧费折旧费=固定资产价值综合折旧率本项目折旧费按本发电场的固定资产价值乘以综合折旧率计取。本项目折旧年限18年，残值率4。b.维修费维修费用包括大修提存费及中小修理费用。修理费=固定资产价值修理费费率修理费提存率：0.3%e.保险费保险费是指固定资产保险和其它保险，保险费率按固定资产净值的0.25%计算。f.材料费：3元/MWhg.利息支出利息支出为固定资产和流动资金在生产期应207、从成本中支付的借款利息，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。h.其它费用其它费用（包括其它制造费用、其他管理费用和其他销售费用三项）为6元/MW.h。15.4 发电效益计算本电场年上网电量4941.43万KWh,年平均等效满负荷运行小时1639小时。年发电销售收入=年上网电量上网电价（不含增值税）15.5 财务评价15.5.1清偿能力分析该工程可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期借款。本项目按贷款条件还贷，偿还期为16年（宽限期1年）。本项目用于还贷的资金主要为发电利润及折旧费。项目的还本付息见附表。整个计算期每年累计盈余资金均大于零，资金平衡不会出现问题。建成投产后可如期还清全208、部贷款。15.5.2盈利能力分析本项目计算期25年，含建设期12个月。电价1150元/MWh，经测算： a根据项目投资财务现金流量表可计算出以下财务评价指标：项目投资内部收益率（调整所得税后）：8.32%项目投资财务净现值（调整所得税后）（ic=6.6%）：6340万元项目投资回收期（调整所得税后）：11.07年b.根据项目资本金财务现金流量表可计算出以下财务评价指标：项目资本金财务内部收益率：10.74%c根据损益表可计算以下指标：总投资收益率年平均税息前利润总额/总投资项目资本金净利润率年平均净利润总额/资本金经计算，本项目总投资收益率、项目资本金净利润率分别为5.78%和15.02%。1209、5.5.3 敏感性分析根据电量和投资变化，对项目投资内部收益率及项目基本金财务内部收益率的影响进行了敏感性分析，敏感性分析结果如下：a当总投资降低5%，项目投资内部收益率为:8.99%，项目资本金内部收益率为:12.68%。b当总投资增加5%，项目投资内部收益率为7.71%，项目资本金内部收益率为:9.06%，c 当发电量降低5%，项目投资内部收益率为: 7.73%，项目资本金内部收益率为:9.13%。d当发电量增加5%，项目投资内部收益率为:8.9%，项目资本金内部收益率为:12.39%。其他详细情况见敏感性分析表。通过敏感性分析可看到，当设备利用小时数、投资额分别降低、增加时，项目投资内部210、收益率及项目基本金财务内部收益率的变化情况。15.6 评价结论根据财务评价指标可得到：在含税电价为1150元/MWh时，本工程的资本金内部收益率为：8.04% ；项目投资财务内部收益率(调整所得税后)为:7.39%。详细的财务评价内容见财务评价附表。第十六章 建设项目招标方案依据中华人民共和国国家发展计划委员会令（第9号）建设项目可行性研究报告招标内容以及核准招标事项暂行规定第三条：依法必须进行招标的工程建设项目中，按照工程建设项目审批管理规定，凡应报送项目审批部门审批的，必须在报送的项目可行性研究报告中增加有关招标的内容，特编写此章。16.1 项目概况16.1.1 本工程为xx哈30MWp并211、网光伏电站。16.1.2 主要建设内容光伏电站范围内的设备装置，包括：光伏组件、逆变器、固定式支架、升压设备及基础、集电线路、35kV开闭站。16.1.2 建设地点：青海xx市16.1.3 建设性质：新建16.2 项目招标情况由于本项目还处于可行性研究阶段，需要获得地方发展和改革委的核准，因此，本项目还未进行有关工程建设的招标。16.3 项目招标内容建设项目的招标内容主要包括：（1）建设项目的勘察、设计。包括场区的测绘和工程地质勘察；光伏设备布置及基础设计；电气系统设计；综合楼等建筑物设计等。（2）光伏电池组件、逆变器、固定式支架、升压变压器等设备招标。（3）施工、监理。包括：光伏电池组件、逆212、变器、支架的安装，设备基础施工，场内道路施工，设备安装及调试工程。招标方式：由项目公司委托有资质的招标代理机构，按照中华人民共和国招投标法以及相关管理规定，对光伏电池组件、逆变器、支架、主变压器等主设备公开招标。附表目录1、总概算表2、设备及安装工程概算表3、建筑工程概算表4、其他费用概算表5、财务评价指标一览表6、敏感性分析表7、投资使用计划与资金筹措表8、借款还本付息计划表9、固定资产折旧、无形资产及其其他资产摊销估算表10、总成本费用估算表11、项目投资现金流量表12、项目资本金现金流量表13、利润与利润分配表14、财务计划现金流量表15、资产负债表附图目录N0028K-A01-Z-01 厂址地理位置示意图N0028K-A01-Z-02 光伏电站总平面布置图N0028K-A01-Z-03 光伏电站变电站总平面布置图N0028K-A01-D-01 电气主接线N0028K-A01-D-02 集电线路示意图N0028K-A01-D-03 电气总平面图N0028K-A01-D-04 光伏电站监控系统图N0028K-A01-T-01 综合楼一层平面图N0028K-A01-T-02 综合楼二层平面图N0028K-A01-T-03 综合楼立面图N0028K-A01-T-04 10KV装置室平、立剖面图