1、河北省20MWp光伏发电项目并网型太阳能系统建设可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月河北省20MWp光伏发电项目并网型太阳能系统建设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159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41.3工程地质41.4项目主要内容和规模51.52、 光伏系统总体方案设计及发电量计算51.6 电气设计61.7土建工程61.8 消防设计61.9 施工组织设计71.10工程管理设计71.11环境保护与水土保持设计71.12 劳动安全与工业卫生81.13 节能分析81.14 工程设计概算91.15 财务评价与社会效果分析91.16 结论及建议91.17 附表112 太阳能资源概况142.1 我国太阳能资源概况142.2 区域太阳能资源概况162.3代表气象站选择172.4地区太阳能资源分析182.5 光伏阵列斜面上太阳辐射资源分析202.6 气象条件影响分析223工程地质243.1概述243.2区域地质及构造稳定性263.3场地工程地质条件273、3.4 光伏发电工程站址工程地质评价293.5 结论与建议324工程任务和规模334.1工程任务334.2工程规模344.3工程建设必要性355系统总体方案设计及发电量计算385.1 光伏组件选择385.2 光伏阵列运行方式选择445.3 逆变器的选择495.4 光伏方阵设计525.5 光伏子方阵设计525.6方阵接线方案设计555.7 辅助技术方案565.8光伏发电工程年上网电量估算575.9 附表586 电 气596.1电气一次596.2电气二次676.3 通信736.4 附表737土建工程757.1 设计安全标准757.2 基本资料和设计依据757.3 光伏阵列基础、逆变器室及建筑设计74、77.4 场内集电线路设计797.5 升压变电站797.6 地质灾害治理工程817.7 附表828工程消防设计848.1工程消防总体设计848.2工程消防设计858.3施工消防设计879 施工组织设计919.1 编制依据及原则919.2施工总布置989.3施工交通运输1019.4工程建设用地1019.5主体工程施工1029.6施工总进度10710 工程管理设计11310.1 工程管理机构11310.2 主要管理设施11510.3 电站运行维护、回收及拆除11611环境保护和水土保持设计12111.1环境保护12111.2水土保持13012劳动安全与工业卫生13412.1 总则13412.2建设5、项目概况13612.3主要危险、有害因素的分析13612.4工业卫生设计13712.5工程运行期安全管理及相关设备、设施设计13812.6劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算14112.7安全预评价报告建议措施采纳情况14212.8主要结论建议14213节能降耗14313.1设计依据14313.2施工期能耗种类和数量分析和能耗指标14313.3运行期能耗种类和数量分析和能耗指标14413.4 主要节能降耗措施14413.5 项目节能效果分析14713.6 结论及建议14714 工程设计概算14914.1 编制说明14914.2 设计概算表15315.1 概述16315.2 财务评价163156、.3 社会效果评价16816 结论和建议17016.1 本工程的建设是可行的17016.2 本工程的建设经济上是合理的17016.3社会影响分析17017 附表、附图171 1 综合说明1.1概述1.1.1项目名称xxxx光电科技有限公司xx20MWp光伏发电项目1.1.2建设规模本项目总装机容量为2 0 M W，共选用80000块 峰值功率为 250Wp 的多晶硅光伏组件、40台 500kW 并网逆变器和 20 台 1000kVA 升压变压器。1.1.3地理位置本项目位于xx县。xx县位于河北省xx市西部太行山区,在北纬 37423817，东经 1134811418之间，北邻内丘县，东界接x7、x市。西部与山西省的左权县、和顺县毗邻。项目站址位于xx县正西方向，西xx镇以东约 2 公里的处的荒山上，S322省道从场址 南侧东西向通过，交通便利。场址范围内总面积为 87.0698 公顷（1306.047 亩），其中光伏阵列区占地面积为 86.69ha（合约 1300.35 亩），管理区占地面积为 0.3798ha（合约 5.697 亩）。1.1.4项目可行性报告范围本期项目为总规模20MWp并网型太阳能光伏发电系统，计划于20xx年实施。河北省xx建筑设计院受xxxx光电科技光能有限公司委托，承担该光伏电站项目可行性研究设计工作。参考水利水电规划设计总院发布的光伏发电工程可行性研究报告8、编制办法（GD0032011），该项目本阶段的主要研究范围包括：（1）确定项目任务和规模，并论证项目开发的必要性及可行性；（2）对光伏发电工程太阳能资源进行分析评价，提出太阳能资源评价结论；（3）分析光伏发电工程站址工程地质条件，提出相应的评价意见和结论；（4）确定光伏组件、逆变器的形式及主要技术参数，确定光伏组件支架形式、光伏阵列设计及布置方案，并计算光伏发电工程年上网电量。（是不是句子较长就用用句号）（5）分析提出光伏发电工程接入系统技术要求的实施方案。根据审定的光伏发电工程接入系统方案，比较确定光伏发电工程升压变电站站址位置、电气主接线及光伏发电工程集电线路方案，并进行光伏发电工程及升压9、变电站电气设计。 （是不是句子较长就用用句号）（6） 论述工程总平面规划布置，建筑结构形式、布置和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量；（7） 拟定本期工程消防方案；（8） 论述电厂站建成后对周围环境的影响及环境治理措施、落实劳动安全与工业卫生防治措施；（9）对本期的生产与辅助生产等系统进行全面而初步的工程设想；为工程建设的合理性奠定初步的工作基础；（10） 论述节约与合理利用能源措施、编制电厂站定员、提出项目实施的条件和轮廓进度；（11） 对本工程进行投资估算和经济效益分析，提出影响造价的主要因素，论述造价水平的合理性，对本工程做出论据充分、科学合理、实事求是的经济评价；（12） 进行财务评价10、与社会效果评价。1.1.5报告编制原则与依据1.1.5.1编制原则：（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准；（2）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠；（3）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一；（4）严格执行国家和地方的劳动安全、职业卫生、消防和抗震等有关法规、标准和规范，做到清洁生产、安全生产、文明生产；（5） 厂址规划、厂区布置和地基处理等，应紧密结合本工程特点，进行方案优化和比选。1.1.5.2编制依据：（1）xxxx光电科技光能有限公司xx20MWp光伏发电农业科技一体化项目可行性研究报告委托书；（2）关于建设项目进行可行性研究的试行管理11、办法（3）中华人民共和国节约能源法（4）19962010年新能源和可再生能源发展纲要（5）国家电网光伏电站接入电网技术规定DGW 617-2011（6）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定（7）光伏发电工程可行性研究报告编制办法（GD0032011）1.1.6项目建设单位概况本项目建设单位为xxxx光电科技有限公司，为xxxx光电科技xx光能有限公司的全资子公司。xxxx光电科技xx光能有限公司是xx集团的第八家子公司，是特大型的光能生产制造高新技术企业。公司经营范围：太阳能电池的研发、组装生产、销售；新能源相关材料的生产、研发、销售；光伏电力工程施工总承包，城市道路照明工程专业承包，LE12、D光源的研发与销售，光伏发电系统（包括BIPV、庭院灯、并网、离网系统）的设计与施工等。xxxx光电科技公司积极规划和推进光伏电站项目的开发和建设，在国内西部省市和山东省内成立了分公司及项目部，已开发建设青海格尔木、甘肃武威、湖北郧西、巴基斯坦、柬埔寨光伏电站等项目。 xx集团是一家以新能源产业为主的大型民营企业，成立于2006年，现拥有27家子公司，员工6000余人，其中院士、博士、硕士及本科学历人员1900余人。主要产业涉及“光伏发电”、 “锂电储能”、“新能源汽车”、“新能源地产”四大产业，主营业务包括锂离子动力电池、晶体硅太阳能电池及组件、光伏发电系统、光伏并网电站和电动汽车及LNG液13、体天然气汽车等，产品及业务涉及全球40多个国家和地区。集团被市政府列为“十二五”期间重点扶持的“过五百亿企业”之一，并先后入选“全球新能源企业500强”、“中国民营企业500强”。1.2 太阳能资源河北省地处东经 1132711950、北纬 36034240之间，南北最大长度约 700km，东西最大宽度约 660km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形，境内大部分地区为太阳能辐射资源类区（很丰富区）。河北省太阳能资源空间分布为北部多南部少，年太阳总辐射量在 48005900 MJ/m2 之间，年日照时数为21003000 小时。其中，冀西北及冀北高原为 56005900 MJ/m2，日照时14、数在 28003000小时之间，属全省太阳能资源最丰富地区,河北南部,特别是太行山东部平原最少。河北省太阳总辐射年变化为 5 月份最大，6、7 月次之，12 月份最小。河北目前只有乐亭气象站有太阳辐射观测数据，xx县没有观测辐照数据的气象站，本项目可研阶段暂利用气象专业软件获取项目所在地太阳辐射数据，该软件利用北京气象站、太原气象站和济南气象站的辐射观测数据以及当地日照数据，并考虑地 理纬度、海拔高差、两地距离以及气候条件拟合出xx县的太阳辐照数据。经过分析，项目所在地多年总辐射量为 5236.6MJ/m2，根据太阳能资源评估方法（QX/T89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该15、区域的太阳能资源丰富程度属类区，即“资源很丰富”（50406300MJ/m2a），有较好的开发前景，适宜建设大型并网光伏电站。1.3工程地质拟选光伏电站区域内无大的断裂构造，且距深大断裂均较远，断层活动性很弱，故该区域稳定性较好，适宜建光伏电站。根据根据钻孔揭露，拟建场地地层分为粉质粘土、震旦系片麻岩。按埋藏条件、 岩性特征和物理力学性质指标，将场地划分为 3 个工程地质层，根据钻孔揭露，地层分述如下：（1）第层粉质粘土：黄褐色，硬塑状态。该层属坡积、残积堆积物，土质不均，含有大量碎石、砾砂，土质成分较多。碎石成分主要为花岗片麻岩，粒径一般 35cm，呈全风化状，手捻易碎末状。该层层厚 0.516、0m。地基承载力特征值 fak=130kPa。（2）全风化片麻岩（Pt）：风化成砂土状，原岩成分不明显，结构基本破坏，但尚可辨认，有残余结构强度，可用镐挖，干钻可钻进。层厚 0.703.60m，层底高程-2.70-10.20m。地基承载力特征值 fak=200kPa。（3）强风化片麻岩（Pt）：结构大部分破坏，矿物成分显著变化，风化裂隙很发育，岩体破碎，用镐可挖，干钻不易钻进。该层为本次钻探所揭露的最底层。地基承载力特征值 fak=300kPa。场址地质条件及结论如下：1）拟建场地属可进行建设的一般场地，场地稳定，适宜建筑。2）拟建场地地基为均匀地基。3）场址区地下水位埋深均大于 10m，且均17、属于基岩裂隙水，故可不考虑地下水对基础的影响。4）根据场址场地土样化验结果分析，场址区地基土对混凝土结构无腐蚀。5）xx县地震设防烈度为 6 度，地震动峰值加速度为 0.05g，设计地震分组为第二组。6）拟建场地地基为非液化地基。1.4项目主要内容和规模xx县位于xx市西部，地区电力电量不能自平衡， 运行，主要靠主网调节和平衡。 xx电网位于xx电网西部（需要改动），河北南网的中部，西接山西电网、北邻石家庄电网、东靠石家庄电网、南连邯郸电网。xx地区电网 2012 年网供最高供电负荷为 6120.9MW，较 2011 年增长 1.96% 。本项目经核准后，计划于20xx年底并网发电，即时是每年18、可向电网输送电量 3537.56 2600 2600万 kWh一定程度上可缓解电力供应紧张的局面，提供了一定的电力保障，推动地区经济发展、增加就业、改善地区人民生活水平。 综上所述，从我国及河北省有关太阳能发电发展规划、当地太阳能资源条件、电力系统供需、电网条件等方面考虑，本项目的建设是必要的、20MW 规模是合适的。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算本项目设计装机容量2 0 M W采用模块化设计、集中并网的设计方案，以 1MW容量为 1 个光伏发电分系统，共20个 1MW 光伏发电分系统，采取2 2 7 V升压至35kV 一级升压的方式。每个 1MW 发电分系统设置 1 台容量为 1019、00/500/500kVA 升压变压器， 将 2 台 500kW 逆变器的 315V 交流电直接升至 35kV 交流电，几台升压变再“T”接入集电线路（35kV 电缆或 35kV 架空线路）汇流至管理区的 35kV 配电母线，本项目共有 4 条集电线路，35kV 配电母线汇流后再经 1 回 35kV 出线接入电网。每个 1MW 光伏发电分系统由 182 路光伏组串、12 台光伏汇流箱、1 台 1MW 逆变机 房、1 台 35kV 升压变构成，光伏组串经光伏汇流箱、直流配电柜并联后输入并网逆变器，接入 35kV 箱式升压变。光伏组件采用建设单位自产的 250Wp 多晶硅光伏组件，共计80000块20、。并网逆 变器采用容量 1MW 型预装式逆变机房，机房内预装 2 台 500kW 并网逆变器、2 台直流 屏和 1 台监控柜，共计 30 套。光伏组件采用倾角 34（最佳倾角）、方位角 0（正南向）的固定安装方式， 支架基础采用钻孔灌注钢桩基础。根据总装机容量、倾斜面太阳辐射量、系统效率以及光伏组件标称效率衰减等， 计算出光伏电站年均发电量为 3537.56 2600 2600万（1MW每年为176.87万度，是否过大）千瓦时，年均利用小时 1133.04h，25 年总发电量约为 8.84 6.5亿千瓦时。1.6 电气设计由于本工程接入系统设计尚未进行，考虑到本工程装机规模20 MW，本电站初21、步拟定以 35kV 电压等级出线接入系统变电站，出线 1 回，线路采用高压架空线路。具体接入点及接入方案根据接入系统方案及批复意见进行调整。根据光伏阵列排布情况全站共计组成 20个电池方阵与逆变器组合单元。据此拟定主接线方式如下：采用 2 台 500KW 逆变器与一台容量为 1000/500/500kVA 逆变升压变压器组成逆变升压单元，逆变升压单元高压侧采用集电线路接至 35kV 开关柜，本工程拟采用架空线加电缆拼接方式分 4 条集电线路接入汇流站 35kV 开关柜，其中 1 号集电线路连接 9 个逆变升压单元，2 号集电线路连接 6 个逆变升压单元，3号集电线路连接 6 个逆变升压单元，422、 号集电线路连接 9 个逆变升压单元。汇流站经 1 回 35kV 架空出线接入地方电网。本电站站内负荷自用电压为 0.4kV，采用中性点直接接地的三相四线制系统，站用电采用单母线接线，双电源供电。站外施工变压器在工程建设结束后将保留，做为电站站用电提供工作电源。此外由接地变压器兼做备用变压器为站用电提供备用电源，备用变压器电源引自电站内 35kV 母线。主备电源分别引入站用电双电源自动切换柜。为了防止配电装置遭受直击雷侵害，在 35kV 进线段设避雷线对升压站进行保护。由于光伏阵列面积较大，在阵列中设避雷针出现阴影对阵列的影响较大，根据光 伏（PV）发电系统过电压保护导则中有关条款的规定，综合23、考虑后确定本电站光伏阵列中不再配置避雷针，主要通过光伏阵列采取光伏组件和支架与厂区接地网连接进行直击雷保护。为防止雷电侵入波和内部过电压的损坏电气设备，在 35kV 线路出口处设一组氧化锌避雷器。35kV 配电装置母线设有无间隙金属氧化物避雷器，箱式变、直流配电柜、汇流箱内均逐级装设避雷器。为了保证人身和设备的安全，开关站内敷设以水平接地体为主。辅以垂直接地极的人工接地网，并充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体，接地网外缘闭合，开 关站内所有电气设备均应接地，主接地网敷设于冻土层以下。开关站设一个总的接地网。1.6.2 电气二次（前面没有出现1.6.1）本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的24、原则进行设计。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、测量、控制、通信等功能，可实现对光伏发电系统及开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。 根据GB50062-2008电力装置的继电保护和自动化装置设计规范及 GB14285-2006继 电保护和安全自动装置技术规程的要求，为 35kV 集电线路、接地变及消弧线圈成套装置、35kV 进线、35kV 出线、35kV SVG、箱式变压器、逆变器等配置保护。直流控制电源系统设置 1 套 200Ah25、 的成套直流电源装置可满足光伏电站事故停电2h 的放电容量和事故放电末期最大冲击负荷容量。直流系统布置在电子设备间内。设置一套视频安防监控系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池、主控室、进站通道等现场的视频监视。图像监控及安全警卫系统采用数模结合的方式。在中控室设置控制中心，全站配置监测点约为 20 点左右。35kV 线路计量电度表采用 1+1 配置，并配置一台电能量采集装置及电能质量在线监测装置，其设备选型由当地供电部门认可，相应的电流互感器和电压互感器，准确度等级为 0.2s 级。在光伏电站内配置一套环境监测系统，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。1.7土建工程本光伏电站分为光伏阵26、列区和管理区两部分。管理区布置于站区中部偏南侧，南邻井元公路，西邻塔寺坪村。管理区用地尺寸为 53.571m，占地面积为 0.3798ha（合约 5.697 亩）。管理区内包含综合楼、配电室、避雷针、SVG 变压器等设施。综合楼位于管理区南侧，临近进站大门口，对外联系方便。综合楼面向南侧，由办公室、宿舍、卫生间、电子设备间、控制室及会议室等构成。配电室位于管理区东北侧，其系侧为 SVG 变压器及消弧线圈，工艺流程顺畅，建筑布局合理。光伏阵列区占地面积为 86.69ha（合约 1300.35 亩），共包括 20 个 1MW 光伏方阵，每个 1MW 光伏方阵包含 182 组光伏支架，每组光伏支架以27、 2 排 11 列并列平行布置光伏组件（22 块光伏组件），每个 1MW 光伏方阵就近配置一台预装式逆变机房（配置 2台 500kW 逆变器、2 台直流屏及辅助的照明通风等）及一台室外 35kV 升压箱变。站内集电线路采取电缆直埋和架空线路结合方式，本项目共计 3 回集电线路，由35kV 箱变连接至管理区的配电室内。竖向布置：站区内地势北高南低，地形起伏北陡南缓，为节约土方量，降低工程造价，加快施工进程，站区竖向设计顺应自然地坪采用平坡式。场地内依据现有地坪坡度对有明显高丘、低洼处做出顺应整体地势的整平光伏组件支架基础将顺应地势进行施工。只对逆变机房区域做局部整平。本光伏电站内的建（构）筑物设28、计为：（1）综合楼为地上一层砌体结构，建筑面积 383.98 ，共 1 座。（2）35kV 及 SVG 配电室为单层框架结构，建筑面积 224.68 ，共 1 座。（3）光伏支架为地上钢支架，基础为钻孔灌注钢管桩；每组支架支撑 22 块光伏组件，形成一个光伏支架。（4）箱变基础、逆变机房基础、SVG 户外设备基础、消弧线圈基础、事故油池、 集水井等为混凝土结构，设备支架等为钢管结构。1.8 消防设计本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、 灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减29、少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。电站场区内、外交通道均大于等于 4m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。根据建筑设计防火规范GB50016-2006 及光伏发电站设计规范GB50797 2012 等相关规定，本工程综合楼及配电楼耐火等级均为戊类二级且体积不超过 3000 m33，所以站内不需设置室内外消防给水系统。电站内主要消防方式为灭火器灭火。场内重要场所设有通信电话。1.9 施工组织设计工程所用建筑材料水泥、砂石料可从xx县及其周围购进，通过公路运至施工现场。施工电源从附近变电站以 10kV 引接，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工厂等生产建筑30、的用电，另外选择使用一台 250kW 柴油发电机备用发电。施工用水按永临结合考虑，初步考虑利用站内新建深井供施工用水及将来的生活、阵列清洗用水，也可考虑从附近村庄接引水管道。电站施工共设置 1 个小型混凝土搅拌站，以方便各建筑物、设备施工，搅拌站占地均为电站租地范围内，不需另外施工租地。施工人员尽量使用当地劳力，以节约施工生活区、施工管理区占地面积；光伏阵列施工、安装所需材料尽量放置于所规划的光伏发电分系统范围内，以节省设备、材料堆放场占地；可在管理区周围空地设置小面积的材料堆放场、钢结构及木材加工场、施工办公区。施工周期初步确定自项目备案后 6 个月。1.10工程管理设计工程建设期间，根据项31、目目标以及针对项目的管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司。根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计，项目公司计划暂编制 8 人，设总经理 1 人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设4个部门，综合管理部（1 人）、财务部（1 人）、生产运行部（3 人）、设备管理部（2 人）。 综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定32、期维护。光伏电站的大修、电池板的清洗、电池组件钢支架油漆的维修养护、绿化养护、 卫生保洁等工作均采用外委方式进行，以减少管理成本，提高经济效益。1.11环境保护与水土保持设计在施工阶段，由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域 产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期间施工噪声和设备噪声会对附近的居民产生一定的干扰，但施工期仅 6 个月，干扰很快会消除。在运营阶段，太阳能光伏发电是可再生能源，其生产过程主要是利用太阳能电池 组件将太阳能转变为电能的过程，不排放任何废气、废水和固体废物。另外，太阳能光伏发电具有较高的自动化33、运行水平，电场运行和管理人员有 8 人，少量的生活污水经处理后定期外运，生活垃圾经集中收集后定期由环卫部门收集处理，对环境不会产生不利影响。根据本项目施工阶段会存在一定程度地表扰动和水土流失，其防治措施主要采用 工程措施、植物措施、临时措施、管理措施等，施工过程中将落实专项资金，严格执行水利主管部门批复的水土保持方案。本工程建成后对地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新旅游景点，具有明显的社会效益和环境效益。1.12 劳动安全与工业卫生劳动安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等内容。 工业卫生设计包括防噪声及防振动；采34、光与照明；防尘、防污、防腐蚀、防毒；防电磁辐射等内容。劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安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. 13 节能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，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本项目建成后，本电站设计上网容量为 35、20 MW，运行期年平均发电量按 3537.56 2600 万 kWh/年计算，平均每年节约1.30 1.05万吨标准煤，减排 CO2 约 3.92 2.59 万吨，氮氧化物 0.06 0.039 万吨，二氧化硫 0.11 0.078 万吨，粉尘 1.06 0.71 万吨。光伏电站的建设替代燃煤电厂的建设，可达到充分利用可再生能源、节约不再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。1. 1436、 工程设计概算工程 投 资概算 参 照 光伏发电工程 可 行性研究报告 编制 办法（试 行 ）（ GD003-2011 ）、 陆 上 风 电 场 工 程 设 计 概算 编制 规 定 及 费 用标准 （ NB/T 31011-2011）、陆上风电场工程概算定额（NB/T 31010-2011），结合国家、部门及地区现行的有关规定、定额、费率标准进行编制。本概算材料价格按工程所在地近期材料价格进行编制。本工程静态投资28624.08 万元，单位投资9531.83元/kW；工程动态投资29007.44 万元，单位投资 9659.49 元/kW。本概算不包含送出工程的投资。本工程注册资本金按总投资的 37、20计算，其余为银行贷款。建设期贷款利率按中国人民银行现行五年以上贷款利率 6.55计算，均按季计息。电站投产前发生的贷款利息全部计入工程建设投资，投产后发生的利息按投产容量转入生产成本。1. 15 经济与社会效果分析财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。本工程财务评价计算期采用 26 年，其中建设期 6 个月，生产经营期 25 年。生产流动资金按每千瓦 30 元估算，共 90.09 万元，流动资金总额的 30使用资本金，70从银行贷款，年利率按现行利率 6.0计算，按季计息。根据发改价格20138、31638 号文国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知及冀价管201389 号文河北省物价局关于调整发电企业上网电价有关事项的通知，xx属类资源区，含税电价前 20 年为 1.0/kWh， 后 5 年按河北南网脱硫脱硝标杆电价 0.4316 元/kWh。在考虑光伏电价补贴，前三年电价按 1.3 元/kWh，之后 17 年电价按 1.0 元/kWh，后 5 年按 0.4316 元/kWh（均为含增值税）的情况下，测算项目的各项财务指标，项目投资税前财务内部收益率为9.05%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目融资前税前财务基准收益率 5%，项目资本金税后财务内39、部收益率为 9.79%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目资本金税后财务基准收益率 8%。本项目盈利能力较好，经济上可行。贷款偿还期为10年。项目投资回收期为10.04年，项目资本金净利润率为 11.30 、1.05%，项目投资财务内部收益率（所得税前、税后）分别为 9.05%、8.03%，本项目盈利能力较好，经济上可行。劳动安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等内容。 工业卫生设计包括防噪声及防振动；采光与照明；防尘、防污、防腐蚀、防毒；防电磁辐射等内容。劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中40、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。1.16附表xxxx光电科技光能xx20兆瓦光伏发电农业一体化项目特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数量备注装机容量MWp20经度（北纬）35.1纬度（东经）117.50工程代表年太阳总辐射量MJ/m5320工程代表日照小时数h1133.04（与前面不一样）二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温14.5多年极端最高气温37.61990.7多年极端最低气温-14.61990.1多年最大冻土深度m多年最大积雪厚度cm多年平均风速m/s2.1多年极大风速m/s多41、年平均沙尘暴日数日多年平均雷暴日数日三、主要设备编号名称单位数量备注1 光伏组件（型号：250Wp）1.1峰值功率Wp2501.2开路电压VocV37.711.3短路电流IscA8.951.4工作电压VmpptV29.771.5工作电流ImpptA8.401.6峰值功率温度系数%/-0.441.7开路电压温度系数%/-0.331.8短路电流温度系数%/+0.031.910年功率衰降%101.1025年功率衰降%201.11外形尺寸mm1640992401.12重量kg19.51.13数量块800001.14安装方式固定方位角2 逆变器（型号：630kW500kW）2.1输出额定功率kW630542、002.2最大交流侧功率kW6305002.3最大交流电流A125011002.4最高转换效率%98.298.02.5欧洲效率%97.997.62.6输入直流侧电压范围V DC10002.7最大功率跟踪（MPPT）范围V DC500V-850V2.8最大直流输入电流A112810282.9交流输出电压范围V256362V2.10输出频率范围Hz50Hz2.11功率因数0.992.12宽/高/厚mm2.13重量kg2.14工作环境温度范围-20+553 出线回路数、电压等级和出线形式3.1出线回路回1电缆出线3.2电压等级kV35四、土建施工编号名称单位数量备注1支架钢材量t13112土石方开挖43、m282223土石方回填m214004基础混凝土m87785钢筋t4566施工总工期月4五、概算指标编号名称单位数量备注1静态总投资万元19712 2动态投资万元20165 3单位千瓦静态投资元/kWp21903 4单位千瓦动态投资元/kWp22505 5设备及安装工程万元16034 6建筑工程万元1541 7其他费用万元1751 8基本预备费万元387 9建设期贷款利息万元453 六、经济指标编号名称单位数量备注1装机容量MWp202年平均上网电量万kWh2458.873项目投资收益率%8.23税后4资本金收益率%10.83税后5投资回收期年9.80税后7借款偿还期年122 太阳能资源2. 44、1 区域太阳能资源分析2. 1. 1 我国太阳能资源的地理分布评价某一地区太阳能资源丰富程度，最重要的气象资料是太阳辐射数据和日照小时数。根据太阳能资源评估方法（QX/T89-2008），以太阳能年总辐射量为指标，对太阳能的丰富程度划分为 4个等级，如表 2.1 所示。表 2.1 太阳能资源丰富程度等级我国是太阳能资源相当丰富的国家，年总辐射量在 8602080kWh/m2 2之间，年直 接辐射量在 2301500kWh/m2 2之间，年平均直射比在 0.240.73 之间，年日照时数在 8703570h 之间。我国 19782007 年平均的年总辐射量、年总直接辐射量、直射比年平均值和年总日45、照时数的空间分布情况如图 2.1 所示。图 2.119782007 年平均的太阳能资源空间分布从图中可以看出： 新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”，其中西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源“很丰富带”；中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。246、. 1. 2 河北省太阳能资源的地理分布河北省地处我国的中东部地区，其太阳能资源的分布也存在北部高于南部、内陆高于沿海的分布特征，我省大部分地区太阳能资源都属于“较丰富带”。从河北省太阳总 辐射 的 空 间 分 布 图 上 可 以 看 出 ( 图2.2) ， 河北 省 年 太阳总 辐射 量 为48285891MJ/m2，其总体分布趋势：北部年值高于南部，中部东西横向由边缘趋于中间时呈递减特性。除省内中南部和东部部分地区年太阳总辐射小于 5200 MJ/m2 外，其他地区均在 5200 MJ/m2 以上，其中，冀西北及冀北高原为 56005891 MJ/m2，属全省总辐射最多地区，其中康保年总量47、达 5891 MJ/m2，为全省最多；长城以南大部地区年太阳总辐射一般在 50005400 MJ/m2，个别地区低于 5000 MJ/m2，尤其容城、永清一带不足 4900 MJ/m2，为全省最低值区；河北省各地的太阳直接辐射量为 22993274 MJ/m2，分布趋势与总辐射分布趋势基本一致。河北省太阳能资源丰富程度与其他省份相比，其太阳辐射年总量比内蒙古、新疆、青海、西藏等省少 800 MJ/m2 左右，和辽宁、吉林、山东、山西等省份相近，根据太阳能资源丰富程度评估指标（年总辐射量在 5000-6000 MJ/m2 为资源较丰富区），我省大部分地区属于太阳能资源较丰富区， 太阳能资源开发利48、用潜力巨大。2. 2 项目所在地气象条件2. 2. 1 地理条件本项目位于河北省xx市xx县境内。xx县位于河北省xx市西部太行山区,在北纬 37423817，东经 1134811418之间，北邻内丘县，东界接xx市，东南部与元氏、赞皇两县接壤。西部与山西省的左权县、和顺县毗邻。全县总面积 1381 平方公里，南北长 57.2 公里，东西宽 43.6 公里，其中耕地面积 36.2 万亩，占总面积的 17.4%，是个纯山区县。现有人口总数为 32.9 万人。项目场址位于xx县正西方向，西xx镇以东约 2 公里的处的荒山上，井元公路从场址南侧东西向通过。图 2.3xx县地理位置图2. 2. 2 气49、象条件xx县属半湿润暖温带季风大陆性气候，四季分明，冬季寒冷干燥，夏季炎热多 雨，春秋两季比较温和。全县多年平均气温在 13左右，最高气温在 7 月份，平均 26.2左右，极端最高气温 42.8，最低气温在一月份，平均-3,极端最低气温-17.9。全县各地初霜期多在十月中旬，终霜期多在翌年四月上旬，无霜期 189 天，全年平均日照时数在 1781-2840 小时之间，大于 0的积温为 4800，封冻起时为 12 月 15 日左右，止时为 2 月 25 日左右，封冻天数 70 天，最大冻土层深度 0.58 米左右。多年平均降水量 550 毫米，年内降水分布主要集中在 6-9 月份，占全年降水量的50、 61-85%，多年平均蒸发量 1100 毫米，是多年平均降水量的 2 倍，年降水量和年蒸发量年内分配极不均匀，春季降水稀少，多造成春旱，秋季蒸发量大，秋旱极易发生。多年平均风速 2.3 米/秒，最大风速 18 米/秒。表 2.2 xx地区基本气象要素统计表项目单位数据平 均 气 温13极端最高气温42.8极端最低气温-17.9年 降 水 量mm550平 均 风 速m/s2.3最 大 风 速m/s18雷 暴 日 数day31.5无霜期day189最大冻土深度cm582. 2. 3 特殊气候影响xx地区的主要气候灾害，包括高温、低温冻害、大风、雨雪、雷暴以及沙尘和雾霾等。1、温度影响分析该地区多51、年极端最高气温为42.8，多年极端最低气温为-17.9，多年平均气 温为13.0。本项目主要在光伏组件串并联方案、电气设备选择以及系统效率折减等 方面考虑温度对整个光伏电站的影响。1）在进行光伏组件串并联方案设计时，要考虑在极端温度下，组件串联后的最 大开路电压不能超过组件的最大系统电压，不能超过逆变器的最大允许电压；工作电 压要在逆变器工作电压的跟踪范围之内。2）光伏组件的设计温度一般为 25，温度过高会造成组件输出功率降低，本项 目选用多晶硅光伏组件，其峰值功率的温度系数为-0.45%/，由温度带来的折减按 3%考虑；同时，对于布置在配电室内的逆变设备，也应控制其工作温度保持在允许工 作温52、度范围内。2、浮尘、扬沙、大雾、大风影响分析该地区多年平均大雾日为 12.3 d，大雾天气主要出现在秋、冬季（10 月次年2 月），其中 11、12 月出现次数最多。多年平均扬沙日数为 3d，平均浮尘日数 3.5d，平均沙尘暴日数 1d；年最多扬沙日数为 19d，最多浮尘日数 38d，最多沙尘暴日数 19d。 35 月出现沙尘天气的次数最多，占年总出现日数的 57.7%。该地区多年平均风速 2.3m/s，年大风日年主导风向为偏北风，近年来沙尘大风天气呈现上升趋势，风卷起尘土，空气中浮沉弥漫，空气能见度低，对光伏电站运行有一定影响，应采取一定有效的抗风措施。3、雨、雪天气影响分析该地区年均降雨量53、为550mm，年内降水分布主要集中在6-9月份，占全年降水量的61-85%。该地区多年最大积雪深度为49cm。降雨对电池组件的发电效率影响不大，对电池组件发电效率造成影响的主要是降 雪。在降雪天气时应及时清扫电池板，同时组件支架设计根据建筑结构荷载规范 考虑雪荷载的影响。4、雷暴影响分析 项目所在地多年平均雷暴日数为31.5d，雷暴日数较多，属于多雷暴区，是当地常见的自然灾害之一，雷暴主要出现在春季和夏季。本项目拟选用的光伏组件采取了严格的抗冰雹、抗霜冻设计，满足室外安装的使用要求，同时在光伏阵列支架的设计时，做相应的防雷保护装置设计，以保证光伏组件安全。总之，本项目将通过设备选型和相关设计技54、术的优化，将气象因素对光伏电站的负面影响降低到最低程度。2. 3 太阳能资源分析2. 3. 1 辐照数据来源河北省目前只有乐亭气象站有太阳辐射观测数据，xx县没有观测辐照数据的气象站，本项目利用气象专业软件 Meteonorm 获取项目所在地太阳辐射数据。 Meteonorm 全球气象资料库软件是一款分析全球各地气象资料的软件，由瑞士伯尔尼大气实验室 Meteotest in Bern (Switzerland)研发。该软件数据资料库内收集 了全球 7765 个气象观测站的气象资料，包括当地的经度、纬度、海拔高度、以及太 阳辐射等资料，提供以每小时为运算单位的全球日照辐射值、气温及其它气象参数55、。该软件可查取到距项目场址最近的 2-3 个有辐射观测数据气象站，采用国际能源署 1992 年公布的谢氏权值插值公式，拟合计算出一组项目场地的太阳辐照数据。谢氏权值插值公式是建立在分析日照百分率和太阳辐照的相关性分析基础上，综 合考虑地理经纬度、海拔高度、地形条件和气候条件等权值系数，采用插值的方式计 算出的最终数据。谢氏权值插值公式如下：公式中各参数表示内容如下：Gh 逐月水平面总辐射量，MJ/m2； Ta大气温度，； Td露点温度，； FF风速，m/s； RR降水量,mm；Rd降水量大于 0.1mm 时的降水天数； Sd有效日照时数，h；wi 权值；R 最大相对距离（不得超过 2000km56、）； i 参考气象站的个数；v，gv 纵坐标值和垂直坡度（查表得出）；wk 权值的和；zx, zi 海拔高度（m）；i，x 参考气象站纬度，代表气象站的纬度；s两气象站水平距离，m；通过软件查取，距项目场地最近的气象站有太原气象站(两地相距约 143km)、北 京气象站（两地相距约 285 km)和济南气象站（两地相距约 293 km），提取出上述三 个气象站的 19862011 年各月太阳辐射量，利用谢氏权值插值公式计算项目场址的各 月太阳辐射量，结果见表 2.3。表 2.3 xx县 1986 年2011 年各月太阳辐射量总辐射量直接辐射量直射比MJ/m2kwh/m2MJ/m2kwh/m2-57、1 月267.874.4160.644.60.602 月309.285.9160.644.60.523 月442.4122.9205.657.10.464 月533.2148.1265.373.70.505 月640.1177.8293.881.60.466 月632.9175.8299.283.10.477 月582.8161.9227.963.30.398 月532.4147.9254.270.60.489 月438.5121.8185.451.50.4210 月368.6102.4200.255.60.5411 月259.672.1143.639.90.5512 月228.663.51158、8.833.00.52合计5236.61454.62515.0698.62. 3. 2 辐照数据的分析0.700.600.500.400.300.200.10123456789101112直射比统计结果显示，全年总辐射量 5236.6MJ/m2，直接辐射量为 2515.0MJ/m2，从年内变化量来看，有明显的单峰趋势，以夏季最大，冬季最小，总辐射比较大的月份分布 在 5、6、7 月，其中 5 月最大，总辐射比较小的月份分布在 11 月、12 月、1 月， 其中 12 月份最小。全年太阳辐射直射比平均为 0.49，太阳辐射的这一特征对于开发 利用太阳能有利。2. 3. 3 日照时数的分析对xx县59、 1986-2011 年的日照时数进行统计，结果如下：表 2.4 xx县逐月平均日照时数表月份日照时数月份日照时数1186.007222.502179.208206.003217.009243.004218.0010245.005266.6011192.006261.0012176.70合计值2613.00平均值217.75统计结果显示，该地区的平均年日照时数约2613.0h，月平均日照时数在217.75h， 日照时间相对较长。年内变化量来看，与太阳辐射量变化略有不同，春季和秋季为高 值期，夏季和冬季为低值期，这是由于7月份和8月份虽然天文可照时数为全年最大时 段，但正值该地区为雨季，实际日照60、时数较小，但晴天时太阳辐射较高，全年此时段 的太阳辐射较高；11月-2月为天文可照时数为全年最小时段，太阳辐射也较低。2. 4 太阳能资源评价结论1）日照时间长项目所在地工程代表年日照时数达到2613.0h，月平均日照时数在217.75h，日照时间相对较长。2）太阳能资源总量丰富项目所在地年总辐射量为5236.6MJ/m2 ，根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度属类区，即“资源很丰富”（50406300MJ/m2a），有较好的开发前景，适宜建设大型并网光伏电站。3.1概述3.1.1工程概况xxxx光电科技光能xx20M61、Wp光伏发电农业科技一体化项目工程地址位于xx区境内（E117.50，N35.10） ，交通较为便利。电站设光伏阵列区，开闭所和生产生活综合区。整个光伏电站占地面积约682亩。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，该项目可以充分利用当地的太阳能资源，改善河北省能源结构，保护水土环境，节约有限的煤炭、石油资源以及宝贵的水资源。3.1.2勘察阶段及勘察等级根据岩土工程勘察规范（GB50021-2001，2009年版）确定各场地岩土工程勘察等级：工程重要性等级为三级工程,场地等级为三级（简单场地），地基等级为三级，岩土工程勘察等级为丙级。3.1.3 勘察工作依据本次岩土工程勘察所执行的62、技术标准主要有：1、岩土工程勘察规范（GB500212001）（2009年版）；2、建筑地基基础设计规范（GB500072011）；3、建筑抗震设计规范（GB500112010）；4、土工试验方法标准（GB/T501231999）；5、建筑工程地质钻探技术标准（JGJ8792）；6、建筑地基处理技术规范（JGJ792002）；7、原状土取样技术标准（JGJ8992）；8、中国地震动参数区划图（GB18306-2001）。9、建筑边坡工程技术规范（GB 50330-2002）；10、建筑基坑支护技术规范（JGJ 120-99）；11、工程地质手册（第四版）。3.1.4 勘察目的及任务本次勘察的目63、的是：通过对拟建光伏电站项目建设用地的岩土工程勘察，获取工程设计和施工所需的岩土工程参数，并对建筑物基础形式和不良地质作用的防治等提出建议。具体任务是：1、查明场地和周边的地形地貌及水文条件，查明场地的地貌类型和微地貌特征，分析冲沟等不良地质现象对拟建工程项目建设和运行过程中的影响，提出治理建议。2、查明场区岩性分布及其物理力学性质，提供地基土承载力和变形设计参数，对拟建建构筑物采用的基础形式作出推荐和分析评价，提供建构筑物拟采用基础形式的设计参数。3、查明场区有无滑坡等不良地质作用及其成因、类型、分布范围、发展趋势及危害程度，明确站址区域有无地下矿藏及其分布范围以及采空塌陷区和人工洞穴等地下64、设施，并提出评价与整治所需的岩土技术参数和整治方案建议。4、查明地下水类型、埋藏条件、水位变化幅度及其规律、评价地下水对砼及砼中钢筋的腐蚀性。5、了解场地区域的冻土分布情况，判别冻土类型、查明冻土深度，并提供光伏电站建构筑物防治冻土危害的措施。6、判定场地土类型和建筑场地类型，对场地稳定性和建筑适宜性做出评价。7、进行场地和地基地震效应的岩土工程勘察，根据国家批准的地震动参数区划和有关规范，提出勘察场地的抗震设防烈度，设计基本地震加速度和设计地震分组。3.1.5 勘察工作及质量评述本次岩土工程勘察完成的主要实物工作量见表31。表3-1 完成主要实物工作量汇总表序号工作内容初设阶段工作量比例尺单65、位数量1工程地质测 绘平面测绘1：1000km2剖面测绘1：1000km6.72勘 探坑 探m/个44.1/24钻 探m/个 52/53取样及试 验野外动 探次34室内易溶盐分析组6卵石颗分试验组63.2 场地工程地质条件3. 2. 1 地形地貌xx县地处太行山东麓，河北省西陲。北邻内丘县，西部与西南部同山西省左权、和顺县接壤。拟建场地属低山丘陵地貌单元，地形起伏不大，地面植被较少。图 3.1 场址区地貌图3. 2. 2 地层岩性根据根据钻孔揭露，拟建场地地层分为粉质粘土、震旦系片麻岩。按埋藏条件、 岩性特征和物理力学性质指标，将场地划分为 3 个工程地质层，根据钻孔揭露，地层 分述如下：（166、）第层粉质粘土：黄褐色，硬塑状态。该层属坡积、残积堆积物，土质不 均，含有大量碎石、砾砂，土质成分较多。碎石成分主要为花岗片麻岩，粒径一般 3 5cm，呈全风化状，手捻易碎末状。该层层厚 0.50m。地基承载力特征值 fak=130kPa。（2）全风化片麻岩（Pt）：风化成砂土状，原岩成分不明显，结构基本破坏，但尚可辨认，有残余结构强度，可用镐挖，干钻可钻进。层厚 0.703.60m，层底高程-2.70-10.20m。地基承载力特征值 fak=200kPa。（3）强风化片麻岩（Pt）：结构大部分破坏，矿物成分显著变化，风化裂隙很发 育，岩体破碎，用镐可挖，干钻不易钻进。该层为本次钻探所揭露的最67、底层。地基承 载力特征值 fak=300kPa。3. 2. 3 岩土体物理力学性质为了解地基岩（土）层的工程地质特性，获取岩（土）体的物理力学参数，本阶 段进行了原位重型动力触探试验和标准贯入实验。根据动力触探和标准贯入试验成 果，经数理统计，可得到地基土的承载力、变形模量和砂性土的密实程度。通过钻探揭露，在勘探深度范围内，地层结构种类较简单，层粉质粘土，物理力学性质一般，工程特性一般，属中压缩性土； 层全风化片麻岩，结构基本破坏，但尚可辨认，有残余结构强度，工程特性一般； 层强风化片麻岩，分布普遍，物 理力学性质较好，工程特性较好。根据土工试验、标准贯入试验并结合当地建筑经验，推荐各岩土层承68、载力特征值如表 3.1：表 3.1各岩土层承载力特征值一览表层号岩性地基土承载力特征值 fak（kPa）粉质粘土130全风化片麻岩200强风化片麻岩3003. 2. 4 水文地质根据本次钻探及现场调查：场址地下水位埋深均大于 10m，且均属于基岩裂隙水，故可不考虑地下水对基础的影响。3. 3 场址区工程地质评价3. 3. 1 岩土工程勘察分级拟建场地勘察按岩土工程勘察规范（GB50021-2009）规定：工程重要性等级为二级，场地等级为二级（中等复杂场地）,地基等级为二级（中等复杂地基），根据建筑工程抗震设防分类标准（GB50223-2008）抗震设防类别为标准设防，丙类建筑。由建筑地基基础设69、计规范（GB50007-2002）地基基础设计等级为丙级。3. 3. 2 场地稳定性及适宜性评价拟建地基均匀稳定，不存在活动断裂、岩溶等不良地质作用，未发现对工程不利的埋藏物，工程建设适宜性较好，适宜建设光伏电站。3. 3. 3 地震效应评价拟建场地根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）属丙类建筑。根据建 筑抗震设计规范GB 500112010 附录 A我国主要城镇抗震设防烈度、设计基本地 震速度和设计地震分组工程场地位于河北省xx县，xx县抗震设防烈度为 6 度， 设计基本地震加速度值为 0.05g，设计地震分组为第二组。设计特征周期为 0.40s， 场地类别为类，故该场地按建筑抗70、震分类为一般场地。本次勘察深度内未发现地下 水，无液化条件可不考虑场地土的地震液化，属非液化场地。3. 3. 4 地基土腐蚀性评价依据岩土工程勘察规范（GB500212009）腐蚀性评价标准，根据场址场地土样化验结果分析，场址区地基土对混凝土结构无腐蚀。场址区地下水位埋深均大于 10m，且均属于基岩裂隙水，故可不考虑地下水对基 础的影响。3. 3. 5 季节性冻土评价根据中国季节性冻土标准冻深线图结合当地气象台站资料，场址区标准冻土深度为 0.65m。季节性冻土内土层含水量低，冻土为季节性冻土。3. 3. 6 地基土工程地质评价场址区上部地层为第四系山前冲洪积、坡积成因黄土状土、粘性土、砂类土71、碎石土，下部为风化基岩层。地层自上而下可分为三个主层，即：第层粉质粘土、第全风化片麻岩：、第层强风化片麻岩。通过钻探揭露，在勘探深度范围内，地层结构种类较简单，层粉质粘土，物理 力学性质一般，工程特性一般，属中压缩性土； 层全风化片麻岩，结构基本破坏， 但尚可辨认，有残余结构强度，工程特性一般； 层强风化片麻岩，分布普遍，物 理力学性质较好，工程特性较好。3. 4. 7 天然建材及水源工程所用建筑材料水泥、砂石料可从xx县购进，通过高速公路和乡道运至施工现场。施工用水按永临结合考虑，初步考虑利用站内新建深井供施工用水及将来的生活、阵列清洗用水。4工程任务和规模本项目位于xx县境内。xx县位于72、河北省xx市西部太行山区,在北纬 37 423817，东经 1134811418之间，北邻内丘县，东界xx市 。 西部与山西省的左权县、和顺县毗邻。全县 总面积 1381 平方公里，南北长 57.2 公里，东西宽 43.6 公里，其中耕地面积 36.2 万亩，占总面积的 17.4%，是个纯山区县。现有人口总数为 32.9 万人。项目场址位于xx县正南方向，南王庄乡以北约 2.3 公里的处的荒山上，井元公 路从场址南侧东西向通过。经过分析，项目所在地多年总辐射量为 5236.6MJ/m2，年 日照小时数为 2564.0h，根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2008）中太阳能资 源丰富程度的73、分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度属类区，即“资源很丰 富”（50406300MJ/m2a），有较好的开发前景，适宜建设大型并网光伏电站。4. 1 工程任务本工程可行性研究报告就以下方面进行论证：1) 确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性；2) 对光伏电站厂址所在地太阳能资源进行评估；3) 确定光伏组件、逆变器型号；4) 确定光伏组件的安装、布置方案，确定最佳安装倾角，并预测发电量；5) 提出技术可行、经济合理的光伏电站主接线方案、集电线路方案；6) 确定电站总平面布置，包括光伏方阵布置、逆变器机房布置、综合楼、厂区 管线、道路、围墙等；7) 确定各建筑物结构形式、尺寸；8)74、 拟定光伏电站定员编制，提出工程管理方案；9) 进行环境保护和水土保持设计；10) 拟定劳动安全与工业卫生方案；11) 编制工程投资概算，项目财务评价和社会效果评价。4. 2 地区经济与发展xx县位于河北省西陲、太行山东麓，山场广阔，矿产蕴藏丰富。改革开放以来， 井陉以农业为基础，连动钙镁、陶瓷、化工、建材、旅游、林牧等各业和外向型经济、民营经济快速发展的井陉特色经济已见雏形。2004 年全县完成国内生产总值 45.5 亿 元，同比增长 16.1%，其中第一产业实现增加值 4.5 亿元，第二产业实现增加值 26.7 亿元，第三产业实现增加值 14.3 亿元，三产比例为 9.9：58.7：31.75、4；全年财政总 收入完成 2.6866 亿元，比上年增长 29.8%；全社会固定资产投资完成 19.2 亿元，比 上年增长 37.6%。2004 年全省县域经济综合发展水平进入全省三十强。4. 3 地区电力系统现状井陉电网位于xx电网西部，河北南网中部。xx电网西接山西电网、北邻 石家庄电网、东靠石家庄电网、南连xx电网。截至 2012 年底，xx电网拥有西柏坡 电厂、上安电厂、张河湾抽蓄、裕华热电、石热等大中型电厂，统调装机总容量 8538.4MW。xx地区电网 2012 年网供最高供电负荷为 6120.9MW，较上年增长 1.96%；年售电量完成 370.1 亿千瓦时，比上年增长 5.1%76、。截至 2012 年底，xx地区电网拥有 500kV 变电站 3 座，即廉州站（主变容量 2750MVA）、石北站（主变容量 21000MVA）、辛集站（主变容量 2750MVA）； 拥有 220kV 公司属变电站 33 座，变压器 65 台，总容量 10440MVA；110kV 变电站 156 座，变压器 326 台，总容量 13472.5MVA，其中公司属变电站 123 座，变压器 246 台， 总容量 10555.5MVA；220kV 输电线路 101 条，总长度 2061 公里；110kV 输电线路 244 条（不包括 T 接线)，总长度 3166km。220kV 城网形成以上安电厂铜77、冶许营常山正西西柏坡xx大 河上安为环网的结构，其它地区局部成环或呈放射式供电，民生 220kV 变电站深入 市中心供电。xx与xx的 220kV 电网已经断开，中韩、马村 220kV 变电站并入邢 邯供电区。4. 4 工程建设的必要性4. 4. 1 符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源 的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的 75，已成为我 国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能 等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。近几年，国际光伏发电迅78、猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展，我国也出台了一系列鼓励和支持太阳能光伏发电产业发展的政策措施，例如可再生能源发电有关管理规定、可再生能源发电价格和费用分摊 管理试行办法、可再生能源电价附加收入调配暂行办法、可再生能源发展专项资 金管理办法、关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知、关于实施金 太阳示范工程的通知等等，在政策、投资、财税、电价方面给予支持，光伏组件和 并网逆变器价格也不断下浮，目前我国已具备的规模化发展 MW 级光伏电站的条件， 全国各地相继投运了一大批 MW 级光伏电站，积累了大量的制造、建设安装、运行和 维护方面的经验，所以光伏发电79、是目前技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展 前景的可再生能源发电方式之一。根据我国可再生能源中长期发展规划，提出了未来 15 年可再生能源发展的 目标：“从 2010 年-2020 年，我国可再生能源将有更大地发展。到 2020 年可再 生能源在能源结构中的比例争取达到 16，太阳能发电装机 180 万千瓦。”近期，国家发展和改革委员会编制的“十二五”可再生能源发展规划中指出： “十二五”光伏发电装机总量目标为 30 吉瓦”，远超出可再生能源中长期发展规 划中预定目标，“十二五”期间将是我国光伏发电装机容量快速增长的时期。本光伏电站选址在河北，河北省太阳能资源丰富，从资源量以及太阳能产品的80、发 展趋势来看，在河北省开发光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统 电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。4. 4. 2 地区国民经济可持续发展的需要要实现地区经济的可持续发展，必须改变以往领带电力供应紧缺局面，要充分利 用风力、水力、太阳能等潜在的、丰富的、清洁的能源，把太阳能光伏发电开发建设 作为今后经济发展的产业之一，以新能源电力开发带动工业发展生产，推动当地经济 以及各项事业的可持续发展。4. 4. 3 促进能源电力结构调整的需要国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例。本项目20 MW 光伏电 站经核准后，将于 20xx年底并网发电，即时每年可向河北南网输送电81、量供应 0.35亿 kWh，将一定程度上促进能源结构的改善。4. 4. 4 改善生态、保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。 我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了地系列重大举措。 合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电 站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山 川秀美的旅游胜地。本项目建成后，本电站设计上网容量为 20 MW，运行期年平均发电量按 82、3537.56 2600 万 kWh/年计算，平均每年节约 1.30 1.05 万吨标准煤，减排 CO2 约 3.92 2.59 万吨，氮氧化物 0.06 0.039 万吨，二氧化硫 0.11 0.078 万吨，粉尘 1.06 0.71 万吨。光伏电站的建设替代燃煤电厂的 建设，可达到充分利用可再生能源、节约不再生化石资源的目的，将大大减少对环境 的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。可见光伏电站 建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和 社会效益。4. 4. 5 开发光电促进当地旅游业发展科技旅游是新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展83、的同时，提高了公众的科学 文化素质。光伏电站是新的绿色能源项目，本光伏电站建成后，将会成为科普旅游的 一个新亮点，有力促进当地旅游产业的发展。4. 4. 6 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（UNFCCC）”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84、 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，以最大限度的获得 CDM 收益。4. 5 工程建设规模光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、电力系统需求情况、项目开发 建设条件等因素。从可再生能源资源利用来看，河北省是我国东部地区太阳能资源较丰富区之一。 综上所述，从太阳能资源利用、电力系统供需、项目开发条件和根据河北光伏发电项目总体规划，本项目建设20 MW 规模是合适的，建成后可增加向河北南网的电量 供应，促进地区经济可持续发展、85、促进能源电力结构调整、改善生态、保护环境、促 进当地经济发展。5系统总体方案设计及发电量计算5.1 光伏组件选择5.1.1太阳电池组件 光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过若干电池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由同规格、同特性的若干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和升压配电室等组成。若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光86、伏电站。选择合适的太阳能电池组件对于整个电站的投资、运营、效益都有较大的关系。 当今太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1941年出现有关硅太阳电池报道，1954年研制成效率达6的单晶硅太阳电池，1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能而言，与常规发电相比，成本仍然很高。 世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期，发展更加迅速，最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面，各国一直通过扩大规87、模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。商品化电池组件效率从10%13%提高到12%16%。国内整个光伏产业的规模逐年扩大，2007年中国光伏电池产量达到1180MW，首次超越欧洲和日本，成为世界上最大的太阳能电池制造基地，截止2010年底时光伏电池产量超过8GW，雄居世界首位。 目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池24（4cm2)，多晶硅电池18.6%（4cm2）， InGaPGaAs双结电池3028%（AM1），非晶硅电池145%（初始）、12.8%（稳定），碲化镉电池15.8%， 硅带电池14.6%，二氧化钛有机纳米电池10.96%。88、 我国于1958年开始太阳电池的研究，40多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池20.4%（2cm2cm），多晶硅电池14.5%（2cm2cm）、12%（10cm10cm），GaAs电池20.1%（lcmcm），GaAsGe电池19.5%（AM0），CulnSe电池9%（lcm1cm），多晶硅薄膜电池13.6% （lcm1cm，非活性硅衬底），非晶硅电池8.6%（10cm10cm）、7.9%（20cm20cm）、6.2（30cm30cm），二氧化钛纳米有机电池10%（1cm1cm）。 （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89、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，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。 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90、。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，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。晶体硅电池片如图5-1，5-2所示：图5-1 单晶硅硅片 图5-2 多晶硅硅片两种电池组件的外形结构如图5-391、所示。（左为单晶硅组件，右为多晶硅组件） （2）非晶硅电池和薄膜光伏电池 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，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪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，目前约为12%。图5-4非晶薄膜太阳能电池组件外形非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低92、效率的问题。（3）数倍聚光太阳能电池数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光伏电池的发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现37倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国ZSW公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国的Falbel发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光。尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电池，但是相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。 图5-5聚光太阳能电池93、组件外形 目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形式，有：高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。由于聚光装置需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期，其实际的使用性能及使用效果尚难确定。根据国外的应用经验，尽管实现多倍聚光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显。 在单晶硅、多晶硅、非晶薄膜电池这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。5.1.294、几种太阳电池组件的性能比较 对单晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光这四种电池类型就转换效率、制造能耗、安装、成本等方面进行了比较如下表5-6：太阳能电池技术性能比较表 。序号比较项目多晶硅单晶硅非晶硅薄膜数倍聚光1技术成熟性目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟发展起步较晚，技术成熟性相对不高2光电转换效率商业用电池片一般12%16%商业用电池片一般13%18%商业用电池一般5%9%能实现2倍以上聚光3价格材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅95、成本价格居高不下生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本较低需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施等，未实现批量化生产，总的生产成本较高4对光照、温度等外部环境适应性输出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分同多晶硅电池弱光响应好。高温性能好，受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小为保证聚光倍数，对光照追踪精度要求高，聚光后组件温升大，影响输出效率和使用寿命。5组建运行维护组件故障率极低，自身免维护同多晶硅电池柔性组件表面较易积灰，清理困难。机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护故障率大6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期同多晶硅电池衰减较快，使用寿命只96、有10-15年机械跟踪设备、光学仪器、冷却等设施使用期限较难保证7外观不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理黑色、蓝黑色深蓝色表面为菲涅尔透镜8安装方式利用支架将组件倾斜或平铺于地面建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地同多晶硅电池柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面，刚性组件安装方式同晶硅组件带机械跟踪设备，对基础抗风强度要求高，阴影面大，占用场地大9国内自动化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同多晶硅电池2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放尚处于研究论证阶段，使用较少 几种常用的太阳能电池技术性能比较见表5-7。从比较结果可以看出：97、 （1） 晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。 （2） 商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。 （3） 晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。 （4） 在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。 （5） 尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是使用寿命期较短。 因此综合考虑因素，本项目采用多晶硅组件。目前市场上多晶硅组件功率在210W280W之间，由于250Wp功率组件市场占有率较大，且性价比好，同时在国内外大规模使用，以及现国内厂家250Wp组件库存量较多，出货速度快。故本工程98、拟选用250Wp多晶硅电池组件，效率高达15.55%，其主要技术参数见下表：表5-7：太阳能电池组件性能参数表电池片型号RF-250Wp峰值功率 （Wp）250短路电流 （Isc）8.43开路电压 （Voc）36.7峰值电压 (Vmp)29.6峰值电流 (Imp)7.95外形尺寸 (mm)1640X992X40电池组件效率14.75%重量 (kg)20短路电流温度系数0.04%/ C开路电压温度系数-0.30%/ C峰值功率温度系数-0.40%/ C正常工作电池温度452C(Air 20C;Sun0.8kW/m2;Wind 1m/s)最大系统电压1000V (EU)/600V DC(US)5.99、2 光伏阵列运行方式选择（1）光伏方阵运行方式概述 光伏方阵的运行方式有简单的固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种类型。自动跟踪式又可分为“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。 固定式：光伏方阵固定安装在支架上，一般朝正南方向放置，且有一定的倾角。倾角可根据当地辐射和地理位置进行优化选择。固定式光伏方阵 单轴跟踪式：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。最常见的是轴取为南北横向，且有一定的倾角。斜单轴跟踪系统能够提高安装组件整体发电量20%以上。平单轴支架 斜单轴跟踪式 双轴跟踪式：它有两个可以旋转的轴，通过旋转这100、两个轴可使得方阵面始终和太阳光垂直，从而最大可能捕获太阳能。双轴跟踪系统能够提高安装组件整体发电量35%以上。双轴跟踪式（2）光伏方阵运行方式分析 水平单轴支架在大型光伏电站使用较少，倾角设为最优的固定式相比，年总发电量提高5%左右，考虑其造价的增加以及人力成本的增加，该运行方式不适合本项目。 固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且基本免维护；自动跟踪式初始投资稍高、需要一定的维护，但年发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高。 固定式和常见的几种跟踪系统的发电量比对见下图：光伏发电系统安装方式对比表见下表5-8：序号 比较项目 固定式 单轴跟踪式 双轴跟踪式 比较结果 仰角跟踪极101、轴跟踪式1 增加的太阳能转换率 按当地最佳倾角安装，比水平面安装增加15% 左右的发电量。 比按最佳倾角固定安装增加510% 左右的发电量。 比按最佳倾角固定安装增加1320 %左右的发电量。 比按最佳倾角固定安装增加2030%左右的发电量。 跟踪式对太阳能的转换效率要比固定 式高。 2 抗风能力、土建基础 根据IEC标准要求，固定安装支架按抗风能力需满足42m/s；但由于采用固定安装，东西方向风载较小，对土建基础的承载要求一般。 根据IEC标准要求，单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足27m/s； 由于采用仰角跟踪式安装，东西方向风载较大，对土建基础的承载要求较高 根据IEC 标准要求102、，单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足27m/s ；由于采用单轴跟踪式安装，东西方向风载更大，对土建基础的承载要求更高。 根据IEC 标准要求，双轴跟踪式太阳能光伏阵列支架 按抗风能力满足27m/s； 由于采用双轴跟踪式安装，东西方向风载最大，对土建基础的承载要求也最高。 跟踪式的抗风能力对土建基础设计比 固定式高。 3 安装要求 固定式支架因没有转动 部件，安装相对简单，安装精度要求相对较低。 单轴跟踪式支架因有部分转动部件，为保证跟踪精度，安装相对复杂，安装精度要求较高 极轴跟踪式支架转动部件增多，为保证跟踪精度，安装更加复杂，安装精度要求也更高。 双轴跟踪式支架的传动机构最为复杂，103、跟踪精度要求很高，安装要求也最高。 跟踪式的安装要求对比固定式高。 4 经济性 支架系统价格可以控制0.75元/Wp以内。 支架系统价格约2.2元/Wp 支架系统价格约2.5元/Wp, 支架系统价格约2.8元/Wp 跟踪式系统发电量的增加比例小于投资的增量，故经济性较固定式差。 5 技术成熟性 组件安装最通用的一种方式，支架系统简单，应用广泛。 机械跟踪系统相对复杂，使用不广泛，应用经验缺乏，技术不够成熟。 机械跟踪系统更复杂，使用不广泛，缺乏相应的应用经验，技术不够成熟。 机械跟踪系统最复杂，使用不广泛，缺乏相应的应用经验，技术不够成熟。 固定式支架系统简单，应用广泛。系统输出效率有保证。 104、7 可靠性 简单可靠 跟踪机械、光学仪器可靠性相对较低，维护要求高，使用成本高。 跟踪机械、光学仪器可靠性相对较低，维护要求更高，使用成本更高。 跟踪机械、光学仪器可靠性相对较低，维护要求最高，使用成本也高。 固定式简单可靠，维护成本低。 8 使用寿命及运行维护 可保证25年使用期，基本免维护。 机械设备使用期有限，运行维护要求高，运行成本大。 机械设备使用期有限，运行维护要求更高，运行成本更大。 机械设备使用期有限，运行维护要求最高，运行成本最大。 固定式使用寿命长，运行维护简单，费用低 根据上图我们可以看出，跟踪系统发电量提高很明显，尤其是双轴跟踪系统，发电量提高比较明显，但其成本、占地面105、积提高不少，支架故障维护率也较高。在综合考虑跟踪系统成本和占地费用较高，而发电量和电价销售收入相对较少的情况。 本项目推荐使用固定式方案（固定倾角分析说明参见2.4章节说明）。采用固定式光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。 由于本工程建设规模20MWp（实际容量为20.16MWp）工程拟以每1.008MWp容量电池板为一个发电单元，共20个发电单元，每1个发电单元相应设置一个逆变室及一次升压站。单个光伏发电单元容量约为整个光伏电站5容量，单个光伏发电单元故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。此方案具有降低工程造价、便于运行106、管理等优点。5.3 逆变器的选择5.3.1并网逆变器系统设计方案 合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电厂运营费用以及缩短电厂建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。同时合理的配置方案和合理的电气一次主接线对于我国大规模的光伏并网电厂建设具有一定的示范意义。 根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将20MWp分成20个独立的10008kWp系统。并网逆变器的选择可以采用额定功率为500kW或1000kW两种类107、型。5.3.2 方案总体比较(1)方案1：每单元采用额定功率为500kW逆变器（最大接入功率为550kW）组成208MWp系统（咨询逆变器厂家，高原地区逆变器需降容使用）。优点：额定功率为500kW并网逆变器应用时间较长，产品成熟度高；国内部分厂家能够生产，价格较低；缺点：需要40台500kW的并网逆变器，所需逆变器较多，安装维护复杂；与逆变器配套的一、二次设备（断路器和交直流配电柜等设备）较多，总体费用较高，升压变压器需采用双分裂变压器；(2)方案2：每单元采用额定功率为1000kW（最大接入功率为1100kW）逆变器组成208MWp系统。优点：产品集成度高，转换效率较高，所需电气的一二次设108、备少于方案1，升压变压器采用双绕组变压器即可；变压器可选择性高，供货周期短。缺点：目前，国内生产的额定功率为1000kW的并网逆变器应用业绩相对较少，国外生产的1000kW逆变器价格相对较高。(3)方案3：每单元采用额定功率为250kW（最大接入功率为275kW）逆变器组成208MWp系统。优点：单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响很小。缺点：必须选择使用4台250kW（带隔离变）逆变器作为一单元逆变设备，通过咨询逆变器厂家，现并无不带隔离变逆变器并联运行的案例。综上所述，500kW逆变器在国内外的项目中有较为广泛的应用，技术较为成熟。本项目若采用40台国产500kW逆变器投资适109、中，维护量较少。本工程推荐采用方案1，使用国产额定功率为500kW逆变器作为并网逆变设备。本工程设计为20个1.008MWp的光伏并网发电单元，每个并网发电单元需要2台额定功率为500kW的逆变器,整个系统配置40台并网逆变器，组成20MWp并网发电系统。本工程初步选用国产性能可靠、效率高的500kW逆变器。 图5-10 GSG-500KTT-LV型逆变器正视图（1）GSG-500KTT-LV型逆变器功能特点1）数字化DSP控制，无变压器隔离； 2）有功及无功功率可调； 3）智能功率IGBT模块； 4）满足自供电外供电的自动切换； 5）符合德国BDEW电压标准，通过国家权威机构全故障低电压穿越110、测试；6）智能面板操作控制功能； 7）先进的MPPT控制算法，实时追踪光伏电池的最大输出功率，自动适应遮挡、热斑等组件意外情况； 8）纯正弦波输出，先进的锁相技术，电流谐波含量小，对电网无污染、无冲击；9）主动+被动的双重检测技术，实现反孤岛运行控制； 10）完美的保护和报警功能； 11）适应高海拔及严寒地区；12）可配备RS232/RS485、以太网、GPRS通信接口，实现远程数据采集和监视，可与国家电网、住建部、金太阳运行管理中心实现无缝数据对接。（2）逆变器主要技术指标如下表5-11所示：表5-11 GSG-500KTT-LV并网逆变器主要技术参数表电气参数 直流输入 最大直流输入功率（111、kW） 550 最大方阵开路电压（V） 900 最大方阵输入电流（A） 1250 MPPT工作电压范围（V） 440-850 交流输出 额定交流输出功率（kW） 500 最大交流输出功率（kW） 550 工作电压范围(V) 270 允许工作电压范围（V） 210-310 工作频率范围（Hz） 50 最大逆变器效率（%） 98.6 % 欧洲效率（%） 98.2 % 功率因数 0.99 额定功率下总谐波电流（%） 3% 夜间自耗电（W） 80 通讯接口 RS485 保护功能 过/欠压保护（有/无） 有 过/欠频保护（有/无） 有 防孤岛效应保护（有/无） 有 过流保护（有/无） 有 防反放电保护（112、有/无） 有 过载保护（有/无） 有 低电压穿越（有/无） 有 外壳防护等级 IP20 机械参数 宽深高（mm） 25009502140 重量（kg） 1876 冷却 风冷 环境特性 环境温度 -20+55 环境湿度 095（无凝露） 海拔（m） 6000m，3000m以上需降额使用 （4）逆变器的电路拓扑结构图如下图5-12所示：图5-12 逆变器电路拓扑结构5.4 光伏方阵设计固定式方阵，每1.008MWp 为一个发电单元，共20个发电单元。每1个发电单元配置一座逆变室及箱变升压站，每个电池板阵由40块电池组件构成（上下两排，每排20块电池组件），每20块电池组件组成一串，输出电压592V113、；输出功率9610000W。每个电池板阵投影宽为2.28米，长为20.22米。5.5 光伏子方阵设计5.5.1 光伏组串设计多晶硅组件选用RF-250Wp型多晶硅光伏组件，为了保证系统安全可靠的运行，根据建设地的气象资料，项目所在地的多年极端最高温度43.2，最低气温-15.6。考虑电池组件工作发电时温度会上升。系统应在-15.643.2的情况下正常工作。光伏组件在极限温度下的参数会发生变化，温度系数如下表：表5-13 组件温度系数表项目单位数据峰值功率温度系数%/K-0.40开路电压温度系数%/K-0.30短路电流温度系数%/K+0.04根据上表光伏组件的温度系数，变化后的参数如下：表5-1114、4极端温度下组件参数变化表（标准测试环境温度为25） 项目标称参数-15.6参数43.2参数峰值电压(V)29.633.20527.445开路电压(V)36.741.1734.028短路电流(A)8.438.2938.48逆变器选择GSG-500KTT-LV逆变器，其MPPT跟踪范围为440850VDc，最大直流输入电压为900VDC。根据以上数据，考虑极限温度计算光伏组件的串联数量：逆变器的最大输入电压900V41.17 (极低温度下组件开路电压)=21.8块；逆变器直流工作电压上限850V33.2 (极低温度下组件工作电压)=25块；逆变器直流工作电压下限440V27.4 (极高温度下组件115、峰值电压)=16块； 根据以上计算数据可以看出，光伏组件串联数量应该大于16块而小于22块，可选择19、20块组件作为一串，xx地区属于平原地区，且光照资源属于较丰富地区，环境温度较低的情况下，太阳能辐射强度较低，故组件不易发生超功率运行，本项目考虑20块组件为一串。每个光伏串的容量为P=250Wp20块=5000Wp，单台GSG-500KTT-LV逆变器可配置光伏串数量为Np=550kW/4.8kW=114串。本次设计以20个电池组件为一个组件串，9/16个组件串接入一个直流汇流箱。本次项目逆变器最大接入容量为504kWp.，组件数量为2100块（105串）。本次设计20MW（实际容量为20116、.16MWp）固定式，需要4200个组件串，需要840000块电池组件。5.5.2 光伏组件支架根据拟建工程的特点和建筑场地的工程地质条件，拟建光伏电站项目工程支架拟选用螺旋钢桩基础，31度角固定倾角。5.5.3 光伏子方阵布置阵列间距设计 电站总平面布置方案按电池板方阵尺寸和相应电池板阵个数进行规划布置。电池方阵的占地面积及布置方式与电站所处地理位置的纬度、是否采用跟踪装置密不可分。按照经验，电池组件间的间距要满足以下条件：如果在太阳高度角最低的冬至那一天，从当地时间午前9时至午后3时之间，其电池板组件的影子互相不影响，则对阵列的电池板阵输出没有影响。固定式电池板阵列前后间距示意如下图所示：117、太阳能电池板与水平面倾斜角度为31度（详见2.4章节说明）电池板阵列前后排间距的一般确定原则为：冬至当天9:0015:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算公式如下：D =L x cos=Hcos/tana（xx地区冬至日）a=arcsin（0.648cos+0.399sin）=arcsin（0.9170.707/cosa）式中：为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度为北纬=35度；电池板安装倾角31太阳能电池板组件尺寸为1640x 992mm按照电气专业的布置，2块板高度为1.699m（含边框）a=arcsin（0.648cos+0118、.399sin）= arcsin（0.53081-0.2055）=18.984=arcsin（0.9170.707/cosa）=arcsin（0.9170.707/0.9456）=43.284D =L x cos=Hcos/tana=3.595m 整个场地局部存在南高北低的坡势。故本项目设定光伏电池组件前后间距为6.73m(前后两排阵列的净间距约为3.9m)。5.6方阵接线方案设计5.6.1 汇流箱及配电柜选型太阳能光伏方阵智能直流防雷汇流箱，直流防雷汇流箱配置如图5-15所示：图5-15 直流汇流箱系统图如上图所示，光伏阵列防雷汇流箱具有以下特点：1、满足室外安装的使用要求；2、同时可接入9119、/16路太阳电池串列，每路电流最大可达15A；3、接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V；4、熔断器的耐压值不小于DC1000V；5、配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。本工程820MWp光伏并网发电系统共需配置28700台光伏方阵防雷汇流箱。5.6.2 直流防雷配电柜选型光伏并网发电系统配置的直流防雷配电柜，安装在室内，主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护，每500kWp发电单元配备1台直流配电柜，系统共配备40台直流配电柜。其主要性能参数如下：120、1 每一台直流防雷配电柜容量符合一台500kW逆变器的容量配置；2 每个直流防雷配电柜具有7路直流输入接口，可接7台汇流箱；3 每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器和防反二极管；4 直流母线输出侧都配置光伏专用防雷器；5 直流母线输出侧配置直流电压显示表；5.6.3 接线方案设计本期光伏电站项目装机规模20MW，通过20个光伏逆变单元整流升压后接入光伏电站内35kV 配电装置，以一回35kV 线路送至附近变电站。光伏电站以1.008MW 为一个光伏发电单元，逆变升压站设置于每个单元中心位置。每个汇流箱通过铠装电缆直埋敷设方式集中接至逆变房直流柜内。直流柜置于逆变器旁，采用阻燃电缆接至逆变器。121、逆变器整流逆变后输出270V三相交流电，再通过一台1000kVA 变压器升压后与站内集电线路相连，全站20MW 容量共安装20台1000kVA 变压器，每台变压器和1个光伏发电单元逆变器组合成一个箱式变电站，通过直埋铠装高压电缆线路送至站内35kV 配电装置。5.7 辅助技术方案 5.7.1积雪降雨根据项目地区为高原地带，需要考虑积雪。光伏组件表面为玻璃结构，且采用字节涂层，光滑度高，不易积雪。光伏阵列中太阳能电池板与水平面倾斜角度为31度，且组件反光率低，运行时温度上升明显，所以不易积雪。结合气象条件及光伏组件自身特性，本项目不会出现长期积雪情况，故无需采取融雪措施。5.7.2抗冻土措施根据122、当地最大冻土深度35cm。需要考虑抗冻土措施。本项目支架采用螺旋钢桩基础，在设计支架系统时需要考虑其抗冻拔稳定性。太阳能电池方阵内部设至每个子单元和逆变升压子站的检修道路，应考虑采取措施：1）设置沙砾垫层换掉部分冻胀土，底层设置沙砾垫层，一是能起隔离层的作用，二是将路基设置在寒冷地区冰冻线以上，减轻冻土膨胀程度。2）在路基两侧内底部设置排水沟，排除由降雨降水引起的地表水，减少路基土含水率，做到防冻土危害的目的。3）路基在冬季施工时，不得使路基土受冻，除按冬季施工规定施工外，要做到随挖随填。不得自冻土填料。5.8光伏发电工程年上网电量估算按xx地区最佳倾角为31度（参见2.4章节内容说明），斜面123、上年平均有效发电年辐照总量为5162.976MJ/，即1434.16kWh/。光伏电厂站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取2%。大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取3%；考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取5%；光伏并网逆变器的效率（无隔离变压器，欧洲效率）约为98%98.5%，干式变压器的效率达到98.7%。考虑到光伏电厂很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器效率按98%计算，早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%，考虑温度系统折损1%，其它不可预见因素损124、失系数2%。系统效率为：98%97%95%98%98%97%99%98%81.62%第一年上网电量约等于：200001434.160.8162100002359.86362314.1227万kWh按照实际装机容量20000kWp计算的第一年发电等效利用小时数为：2359.8636万kWh20000kW=117057.06小时。晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统第一年衰减1%，每年输出衰减0.7%计算，25年发电量测算表见表5-11(单位：万kWh/年)表5-11 25年发电量测算表年限1234567系统衰减率1.0%0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%发电量2359.125、862336.262319.912303.672287.542271.522255.63年限891011121314系统衰减率0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%发电量2239.842168.66 2064.11 2002.5 2180.99 2155.87 2135.66年限15161718192021系统衰减率0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%0.7%发电量2115.552101.332099.112075.222060.072045.662031.33年限22232425系统衰减率0.7%0.7%0.7%0.7%发电量2017.122002.991988126、.971975.05总发电量 (万kWh)54139.98年均发电量（万kWh）2165.599按照实际装机容量20000kWp计算，25年总发电量为54139.98万kWh，年均发电量为2165.599万kWh。25年年均发电等效利用小时数为：2165.599万kWh20000kW=1074.21082.7小时。5.9 附表表5-12 光伏发电设备表编号名称及规格单位数量1光伏电池本体250Wp多晶硅片8400002光伏电池本体Wp200000003汇流箱个7004直流配电柜(500kW)个405逆变器GSG-500KTT-LV台406 电 气6.1电气一次6.1.1 设计依据编制依据和主要127、引用标准、规范如下：1）光伏发电工程可行性研究报告编制办法GD 0032011;2）光伏发电站接入电力系统技术规定GB/Z 19964-2005;3）光伏电站接入电网技术规定Q/GDW 617-2011；4）高电压输变电设备的绝缘配合GB 311.1-1997;5）电力系统设计技术规程DL/T 5429-2009；6）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 620-1997;7）电力变压器选用导则GB/T 17468-2008；8）交流电气装置的接地DL/T 621-19979）变电所总布置设计技术规程DL/T 5056-2007；10）高压配电装置设计技术规程DL/T 5352-2006128、；11）导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005；12）河北电网“十二五”主网架规划设计；13）20112013年河北电网系统设计；14）2010年河北电网裕度分析报告；15）本项目所在地电网公司及相关各方的现有技术文件。16）签订的技术咨询设计合同内容。其他相关的国家、行业标准规范，设计手册6.1.2 接入系统方案1 电力系统现状及发展规划：1）电力系统现状xxxx光电科技有限公司xx20MWp光伏发电农业科技一体化项目位于河北省xx区水泉镇县西xx镇境内，拟建于要存、济广高速路东西两侧，光伏电站总装机规模20MWp，预计20xx年底建成投产。周边电网概况：（1） 丰泽220k129、V变电站，主变容量180+180MVA，其中220KV出线4回，110kV出线5回；35KV出线7回。（2） xx110kV变电站，主变容量为31.5+50MVA，110kV规划出线2回，现利用2回，单母线分段接线；35kV规划出现6回，现利用6回，无备用间隔，单母线分段接线。（3）云峰110kV变电站，现已安装主变50MVA，110KV进线2回，10kV规划出线8回，利用4回，备用4回，单母线分段接线。（4）城头110kV变电站，安装主变31.5MVA（2013年扩建一台50MVA主变），110kV规划出线回，现利用1回，备用1回（规划1回出线入丰泽-中心110kV线路，）单母线分段接线；3130、5kV规划出现6回，现利用3回，备用3回，单母线分段接线。综合考虑光伏电站地理位置及装机容量，本项目宜采用35kV电压等级接入系统，具备接入条件的站点有丰泽站35kV侧，xx站35kV和云峰站35kV侧。据2013年系统正常方式、全接线方式下各站短路容量与最大光伏接入容量的计算结果如表4-1表4-1: 2013年短路电流计算结果 单位：kV,MVA变电站母线电压短路容量最大光伏接入容量丰泽站220kV1903.651190.3735 kV1220.637122.06xx站110 kV939.50293.9535 kV227.38822.74云峰站110 kV1347.94134.7935 kV131、245.38424.54即各变电站均能满足本期20MWp光伏电站的接入要求。因丰泽站周边110kV及35kV线路较多，线路走廊比较紧张，故本项目接入系统方案暂不予考虑。因此，为满足本项目20MWp光伏项目安全可靠送出，减少对周边电网的影响，节省送出线路投资，本期拟定2个一次接入方案：（1）接入云峰站35kV侧；（2）接入xx站35kV侧。6.1.4 电气主接线1 光伏发电工程电气主接线：本期总装机容量达到20MWp，全部采用多晶硅电池组件，电站共设置20个1MW单元。每500KW光伏组件经一台直流柜接入一台500KW逆变器，每其中2台500kW 逆变器与1台三相 1000kVA 双分裂油浸升相132、连。根据实际情况，为了较少直流传输的损耗，拟采用在光伏电站阵列中设置9套预装式逆变一体设备，每个设备内放置 2台500kW逆变器，其中2台500kW 逆变器与1台三相 1000kVA 双分裂油浸升压变压器相连。升压变压器电压等级为10KV或35KV，为了节省电力量可以采用集电线路将若干台变压器先并联再送至开关站或升压站的方案。根据电站布置情况，10KV或35KV集电线路方案各选以下两种典型方案比较，两种电压等级各选出一个最佳方案。1）10KV集电线路（二次升压至35KV并网）由于光伏电站占地面积较大，最远升压变至开关站或升压站距离约2 km，10KV集电线路有以下两种方案：方案一：共5回集电线133、路，每回约4MWp，考虑到电缆载流量及经济性，采用电缆截面为YJV22-8.7/10kV-3x120mm2（是否需要改动）方案二：共20回集电线路，每回约1MWp，采用电缆截面为YJV22-8.7/10kV-3x50mm2的电缆送至开关站。表6.1.1 两种方案投资比较序号设备名称方案一（5回集电线路）方案二（20回集电线路）规格数量单价（万元）总价（万元）规格数量单价（万元）总价（万元）1高压开关柜10KV高压开关柜9面1210810KV高压开关柜24面122882电力电缆YJV22-8.7/10kV-3x120mm23km43129YJV22-8.7/10kV3x50mm28km22176134、合计237464方案比较可得，方案一单回线路故障影响25%输出容量，设备投资相对较少，方案二单回线路故障影响约5%的输出容量，设备投资相对较高。2）35KV集电线路35KV集电线路有以下两种方案：方案一：共2回集电线路，每回约10MWp，考虑到电缆载流量及经济性，采用电缆截面为YJV22-26/35kV-3x120mm2方案二：共1回集电线路，即厂区20MWp采用一回线路并接，采用电缆截面为YJV22-26/35kV -3x250mm2的电缆送至开关站。表6.1.2 两种方案投资比较序号设备名称方案一（2回集电线路）方案二（1回集电线路）规格数量单价（万元）总价（万元）规格数量单价（万元）总价135、（万元）1高压开关柜35KV高压开关柜KYN61-40.56面3521035KV高压开关柜KYN61-40.55面351752电力电缆YJV22-26/35kV 3x120mm23.5km55192.5YJV22-26/35kV -3x250mm22km70140合计402.5315方案比较可得，方案一单回线路故障影响50%输出容量，方案二单回线路故障影响100%的输出容量，方案一比方案二投资略高，但综合考虑可靠性，故障影响范围等因素，推荐采用方案一。场内10kV方案需要进行二次升压，需要增加一台20MVA的主变，考虑到单台变压器的可靠性等因素，本项目暂按场内阵列区就地升压至35kV。综合上述136、经济技术比较：推荐集电线路电压等级选用35KV，采用2回35KV集电线路接入开关站。2 电气主接线：根据本工程容量，考虑电压等级与输送距离，本次工程选定一次升压至35KV的方案。本期总装机容量共20MWp，共设置20个1MW单元。每个单元设置1台35KV三相 1000kVA 双分裂油浸箱变，10台35KV升压箱变在高压侧并联为一回电源进线，共计2回；电站35KV侧采用单母线接线，以一回35KV电缆线路接入上级变电站35kV侧。3 无功补偿：根据光伏电站接入电网技术规定Q/GDW 617-2011对光伏电站并网的要求，本电站除需要满足站内箱变、集电线路等的无功损耗外，还需具有一定的调节范围要求，137、该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压波动要求，同时具有滤波功能，以满足电网对电能质量的要求。本工程初拟在35KV开关站设置一套连续可调的动态无功补偿装置，补偿总容量暂按装机容量的25%考虑。无功补偿装置的最终补偿容量和形式以接入系统审查意见为准。6.1.5潮流计算分析计算原则1) 计算水平年：本工程预计于2013年投产，取2013年为潮流计算水平年。2) 计算负荷：xxxx电网2013年计算负荷取2460MW。3) 计算程序：采用电科院引进开发的（Windows版）。4) 潮流计算方式：xxxx光电科技有限公司xx20MWp光伏发电农业科技一体化项目与周边光伏电138、站采用同时满发、停运方式。方案一：xx20MWp光伏电站满发，20MW电力全部送往云峰110kV变电站35kV侧，就地平衡低压侧负荷，110kV云峰站降压潮流为25MW，丰泽220kV变电站向云峰站送点25.5MW。xx20MWp光伏电站停运，丰泽站向云峰站送电45.3MW以满足其负荷要求。潮流计算表明，改接入方案可以满足xx20MWp光伏电站送出要求，光伏店里电力可在xx电网就地消纳，光伏电站接入对周边电网影响较小，无线路过载。方案二：xx20MWp光伏电站满发，20MW电力送入xx站35kV侧，110kVxx站降压潮流为35MW，丰泽220kV变电站向xx站送点35.6MW。xx20MWp139、光伏电站停运，丰泽站向xx站送点55.3MW以满足其负荷。潮流计算表明，改该接入方案可以满足xx20MWp光伏电站送出要求，光伏店里电力可在xx电网就地消纳，光伏电站接入对周边电网影响较小，无线路过载。由上可知，云峰站及xx站均能满足20MWp光伏电站的接入要求。6.1.6技术经济比较根据云峰站及xx站现有间隔及线路情况可知本期工程项目建设规模工程投资万元方案一送电线路35kV单回路架空线路，JL/GIA-250导线，线路长约8km320云峰站扩建扩建一个35kV间隔60合计380方案二送电线路35kV单回路架空线路，JL/GIA-250导线，线路长约12.5km500xx站扩建扩建一个35k140、V间隔60合计560方案一送出工程系统一次部分投资约380万元，方案二约为560万元。根据技术经济分析，本项目推荐采用方案一作为实施依据。（最终方案以接入系统报告审查意见为准）6.1.5 主要电气设备选择1 短路电流计算：参考国网公司35KV变电站通用设计规范中的要求，结合与本工程相近工程及其附近项目的设备选型，35KV配电装置短路电流水平暂按31.5KA考虑。2 主要电气设备选择： 1）高压开关设备35kV高压开关柜选用KYN61-40.5，内配ZN85-40.5型真空断路器，综合保护装置安装在开关柜面板。2）380/220V低压开关柜选用MNS-0.4型抽屉柜，选用智能断路器和智能仪表。3141、）升压变压器并网逆变器输出为三相0.27kV电压，考虑到当地电网情况，首先升压为35kV。由于低压侧电流大，考虑线路的综合排布，一次升压变选用箱式变压器S11-1000kvA 38.52x2.5% 38.5/0.27-0.27kV，额定容量1000kVA。4）无功补偿35kV无功补偿设备选用MSVC型成套补偿装置。6.1.6 防雷、接地及过电压保护设计1 光伏阵列部分：在光伏板和低压配电室，周围敷设以水平接地体为主，垂直接地体为辅，联合构成的闭合回路的接地装置，供工作接地和保护接地之用。根据岩土工程勘测报告得知，混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具强腐蚀性；按渗透性评价，场地土对混142、凝土结构具微腐蚀性；故水平接地体采用-60x6的热镀锌扁钢、垂直接地体采用5#角钢，并使用KV导电防腐涂料。（不确定是否有误）该接地采用方孔接地网，埋深应在冻土层以下，接地电阻按交流电气装置的接地DL/T 621 1997中的规定进行选择应不大于4。在配电室屋顶设置避雷带，防止直击雷。2 开关站部分：全站设置由水平敷设的接地干线与垂直接地极联合构成的主接地网，可兼顾均压网。根据岩土工程勘测报告得知，混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具强腐蚀性；按渗透性评价，场地土对混凝土结构具微腐蚀性；故主接地网干线采用-60x8的热镀锌扁钢、支线采用-50x6热镀锌扁钢，并使用KV导电防腐涂料。143、经初步计算得知，变电站实际计算值为0.54欧姆，而允许的工频接地电阻值为0.5欧姆， 因此，根据现场实际情况，将变电站接地电阻控制在0.5欧姆内。接地网寿命按30年计算。接地装置符合高压输变电设备的绝缘配合GB311.1-1997和电气装置安装工程施工及验收规范中的规定。避雷针单独敷设半径为5m的半圆环状独立接地网，并按DL/T621-1997交流电气装置的接地规范要求将其与主接地网相连使其接地电阻值满足不大于10的要求。根据电力工程设计手册中的要求，接地网需敷设在冻土以下，根据岩土工程勘察报告中内容，变电所最大冻土深度为36cm,故主接地网敷设深度按1米考虑。3 绝缘配合及过电压保护1）绝缘144、配合根据GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合，对于110kV及以下设备，主要考虑以雷电冲击作用电压为基础来确定主要设备的绝缘水平，即雷电冲击耐受电压和短时工频耐受电压。根据避雷器的保护水平，经济合理的确定主要设备的绝缘水平。2）过电压保护该变电站对直击雷的防护设计考虑为：每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。同时，考虑采取以下防止反击措施：（1） 装设集中接地装置加强散流。（2） 设备的接地点尽量远离接地引下线的接地点，接地引下线尽量远离电气设备。4 污秽等级的确定变电站污秽等级户外按变电IV级145、考虑，即泄漏比距取3.1cm/kV；户内按变电III级考虑，即泄漏比距取2.5cm/kV。6.1.7 站用电及照明1 站用电：工程厂用电负荷主要为配电系统、生活用电等，负荷集中在综合楼。在35KV开关站35KV母线出一路所用电源，设200KVA所用变一台，电压等级35KV/400V，另路为10kV杆上变施工电源，两路400V电压互为备用在开关站二次设备间站用配电柜切换后供站区用电。本期工程新建逆变器室用电采用在逆变室设置小型所用变，电压取自逆变器交流侧（270V），几个逆变器就近设一台。2 照明：本期工程采用工作照明及检修电源与场用动力混合供电，电源取自380/220V母线。事故照明电源取自直146、流屏，在场区布置适量的检修箱便于电池板的检修。6.1.8 电气设备布置本工程共建设20个兆瓦级发电单元。每个发电单元布置对应1MWp电池方阵,每个1MWp发电单元设有2台500kW逆变器，交直流配电柜，升压变压器等设备。就地升至35KV后,并接成2回35KV线路接入开关站。35KV配电装置推荐采用手车式开关柜设备，户内布置；35KV变压器推荐采用户外全密闭油浸式，户外布置。直流配电柜、逆变器均布置在逆变器室内。本期工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线缆采用屏蔽双绞线和光纤。147、本工程大部分为直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国家消防法规，设置完备的消防措施：所有电缆均采用阻燃电缆，电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和防火堵料进行封堵等。6.2电气二次6.2.1 设计依据和原则本工程可研设计是依据以下文件编制：1）继电保护及安全自动装置GB 14285-2006；2）光伏电站接入电网技术规定Q/GDW 617-20113）电能计量装置管理规定DL/T 448-2000；4）地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5002-2005；5）电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005；148、6）电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5004-2004；7）火灾自动报警系统设计规范GB 50116-20088）本项目所在地电网公司及相关各方的现有技术文件。9）签订的技术咨询设计合同内容。其他相关的国家、行业标准规范，设计手册6.2.2 监控系统GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求中规定“7.1电气连接方式和参考图光伏系统并网的电气接线方式应采用与电网相同的方式，电气连接参考图见附录A”，根据附录A的要求，本工程设置集中监控系统。本工程光伏系统设备主要包括逆变器等，设备监控接口为总线接口，电气系统主要包括低压配电柜、低压升压变、高压配电柜、直流系统等，设备监控接口可149、选择硬接线或总线接口。由于光伏系统和电气系统需监控量均不多，且光伏系统和部分电气系统对监控实时性要求不高，故光伏系统和电气系统合用一套监控系统。综合自动化系统应留二期工程的接口和并在监控室预留设备布置空间。本工程各发电单元和集中控制室距离较远，1故通讯介质选用光纤，可节约控制电缆，且不受电压降影响。逆变室内低压电气设备对控制的可靠性和实时要求较低，可选用总线接口，与逆变器共用总线，接入设置在每个逆变室内的通讯管理机。通讯管理机下行接口为RS485型式，上行接口为光纤。采集逆变器、低压断路器、智能仪表、380V配电室直流屏、智能温度计的信号上传到监控系统。35kV开关柜内断路器及保护对控制的可靠150、性和实时要求较高，35kV测控装置安装于35kV开关柜上。测控屏通过光纤或者双绞线上行至监控系统。并网发电的监控分为远程监控和现场监控其监控功能如下：1) 控制中心能够通过监控装置采集光伏电站逆变器和电池方阵运行时相关的实时数据，并对系统运行状态进行详细记录。监控装置具有自诊断功能，能够接收控制中心的指令，并对逆变器和配电柜发送相应数据执行操作。2) 监控装置能够依据光伏电站所处位置的通讯条件，将采集数据或状态信息通过调制解调器、GPRS或以太网等方式把信息传递给远程控制中心。3) 监控中心的工作站配有实时数据分析软件包与故障分析软件包，实时数据分析软件包可显示电站中逆变器和电池方阵的相关参数151、，同时显示系统的运行曲线。故障分析软件包可判断出系统中逆变器或电池方阵运行时出现的故障情况及位置，同时发出相应的声光报警。4) 监控装置能够采集的量和执行的操作：数据采集量包括：光伏电站输出的电压、电流、频率、总功率值和太阳能辐照度、风速等。逆变器的各种故障信息、工作状态；电池方阵的输出电压、电流。执行的控制操作：按指定地址切断逆变器的输出；电池方阵的电压输出。信息数据的存储：能够将装置的采集数据和逆变器的故障信息进行存储；可人工进行查阅，并以数据报表的形式打印出来。采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，配置光伏并网系统多机版监控软件，采用RS485通讯方式，连续每天24小时不间断对所有152、并网逆变器的运行状态和数据进行监测。光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下：实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：4 直流电压5 直流电流6 交流电压7 交流电流8 逆变器机内温度9 时钟10 频率11 功率因数12 当前发电功率13 日发电量14 累计发电量15 累计CO2减排量16 每天发电功率曲线图监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：17 电网电压过高18 电网电压过低19 电网频率过高20 电153、网频率过低21 直流电压过高22 逆变器过载23 逆变器过热24 逆变器短路25 散热器过热26 逆变器孤岛27 DSP故障28 通讯失败监控所有变压器及高压柜的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：29 过负荷30 温度高保护31 PT断线告警32 断路器控制回路断线33 短路电流34 过载、过电流35 失压、欠压(5)监控软件具有集成环境监测功能（包括日照强度、风速、风向和环境温度参量）。(6)监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。(7)可提供中文和英文两种语言154、版本。(8)可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000，XP 操作系统。(9)监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。监控系统构成及配置：本期光伏电站设置一套综合自动化监控系统，监控系统是一个分层分布式、模块化网络结构，可分为太阳能发电单元、35kV升压站、开关站以及主站监控系统三大部分，其中包括20个1MWp光伏发电单元、20个35kV升压站和1个35kV开关站，其中每个1MWp光伏发电单元和35kV升压站做为一个的数据采集系统，同时将所有数据上传至主站监控系统。本系统组态灵活，具有可维护性和可扩充性，155、单元与后台主站通信采用以太网双机冗余方式，设有多个标准通信接口，内置多种通信规约并可在线配置，轻松实现与站内其它智能设备的实时通讯连接。本系统通过汇流箱测控单元及综合通信监控装置，实现从光伏电池板阵列的每串电流，汇流箱电压、防雷器状态和直流开关状态到逆变器，升压站开关站的监控，为远程监视和诊断整个20MW太阳能发电系统的运行状态提供了一个完美的解决方案。主站通讯全部采用以太网通讯，距离远采用光缆连接，距离近采用超五类以太网线连接，光电转换器和光纤盒安装在各通讯柜内。主站间通讯、主站和区域间通讯均采用双网通讯，通讯柜具有两路以太网通讯口。开关站通讯柜同时作主站集控室中心通讯。通讯柜主要配置综合通156、讯监控装置和工业以太网交换机，和20个区域通讯柜连接。以太网交换机作为整个监控系统信息交换中心。连接各通讯柜、服务器、监控主机和工作站、服务器以及远动主机。20MWp光伏电站监控系统原理图见下图所示：1# 1MWp监控单元主服务器备服务器打印机1操作员工作站维护工作站室内大屏幕显示各级调度中心后台监控系统20# 1MWp监控单元35KV开关站监控单元主交换机备交换机打印机220MWp光伏电站监控系统原理图环境监测装置在太阳能光伏发电场内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向157、和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据6.2.3 继电保护及安全自动装置光伏电站35kV出线两侧配置光纤电流差动保护，含完整的三段相间距离保护、四段可选相间低电压和方向闭锁的过流保护作为后备保护，配置三相重合闸功能及三相操作箱；35kV母线配置1套母线保护；本期配置1面失步解列柜。云峰110kV变电站配置对应的光纤电流差动保护。并网逆变器为制造厂成套供货，具有低电压穿越、孤岛保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压保护/过压保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护及对地电阻检测和报警功能158、。电能量远方终端与省调电量主站系统的通讯方式采用专用电话拨号和数据网络通讯两种方式，与地调电量主站系统的通讯采用PTN通道，规约为SCTM何IEC870-5-102，数据网接入设备与远动共用。6.2.4 组屏方案开关站设置二次设备间。直流电源屏、计算机监控上位主机柜、网络柜、主机/操作员工作站、光功率预测系统、有功功率控制系统、稳定控制装置等布置在二次设备间。35KV保护测控装置布置在相应的开关柜中。6.2.5 二次接线根据电力系统调度自动化设计技术规程DL5003-2005和地区电网调度自动化设计技术规程DL5002-2005，远动信息按照四遥(遥测、遥信、遥控及遥调)功能进行配置。 该变电159、站二次控制采用微机综合自动化系统，变电站远动信息量的采集与综合自动化一并考虑，两者共用数据采集系统，向调度端传送的调度自动化信息采用“直采直送”方式：即送往调度端的数据直接取自间隔层，经远动通信装置（远动工作站）处理后直送调度端，以保证送往调度端信息的实时性和可靠性。6.2.6 控制系统电源本工程设置一套220V/200Ah直流系统，布置在控制室。蓄电池采用阀控铅酸蓄电池。用于开关柜操作电源、监控系统电源、事故照明等。6.2.7 火灾自动报警系统35KV开关站设置火灾报警系统，在逆变室、开关站、综合楼设置烟感、手动报警、声光报警等。6.2.8 视频安防监控系统35KV开关站及光伏电站场内设置视160、频安防监控系统。在本期工程的四周围墙及主要出入口设置视频摄像机。6.2.9 电工试验室根据本工程的需要建设设施电工试验室，配置光伏电站相关仪器仪表，以便于设备检修维护和检验。6.2.10 电气二次设备布置二次设备布置图详见附图。6.3 通信6.3.1 光伏发电工程场内通信设置一套具有调度功能的程控用户交换机及通信网络构成厂内通信系统，供电站生产调度和行政管理使用。该交换机通过中继线与当地电信公网相连，构成电站的对外通信系统。厂内电站巡视的通信主要采用大功率无线对讲机通信方式。6.3.2 光伏发电工程升压变电站通信随光伏电站-云峰35kV线路敷设1根24芯OPGW光缆；随云峰-丰泽110kV线路161、敷设1根24芯ADSS光缆。光伏电站配置1套xx地区622光传输设备，丰泽站利用现的2.5G设备配置2块622M光口板，按1+1方式开通光伏电站-云峰（跳纤）-丰泽站622M电路，光伏电站通过方式变接入xx地区光通信网；光伏电站配置1套接入层PTN设备，丰泽站利用现运行的PTN设备配置2块GE光口板，按1+1方式开通光伏电站-云峰（跳纤）-丰泽站GE电路；光伏电站对xx地调配置1对PCM接入设备。6.4 附表6.4.1 附表1、电气一次主要设备表序号电气一次主要设备表单位数量1箱式升压变 S11-1000kVA 38.5台202无功补偿装置 20000kvar MSVC无功补偿装置。套1335162、kV高压开关柜 KYN61-40.5(GY)，配ZN85-40.5型真空断路器， 面62、电气二次主要设备表序号电气二次主要设备表单位数量1主机兼操作员站套22工程师站套13后台监控软件套24智能型电能表屏面15端子箱面3635kV线路保护测控屏面1735kV线路光纤纵差保护对18二次安防及纵向认证加密系统面19微机防误闭锁系统套110公用测控及远动屏套111调度数据网套112电能量在线监测装置套113UPS电源 5KVA 30min套114光伏发电功率预测系统套115稳控系统套17土建工程7.1 设计安全标准根据建筑抗震设计规范（GB500112010）2008年版、火力发电厂土建结构设计技163、术规定（DL5022-93）的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构）筑物的有：逆变室、35V配电室、低压配电室、变压器基础，光伏阵列区基础等。 建筑结构的安全等级为二级；砌体结构的施工质量控制等级为B级。其地震作用应符合本地区抗震设防烈度7度（0.15g）第一组的要求，其抗震构造措施按7度采取。7.2 基本资料和设计依据7.2.1基本资料1、场地概况拟建电站场址地貌类型为通天河-级阶地，地表植被较不发育。北西高南东低，海拔高程在3560m3620m之间，在-级阶地之间发育12-13m左右的斜坡，坡度为33-40，地势平坦开阔，地形起伏不大地表分布有少数耐旱植物。场地区内无不良地质现象，地貌相对164、完整。该工程区位于通天河-级阶地，分布第四系孔隙潜水，地下水位埋深在级阶地中为7.0m左右，在场地西北部的级阶地中为22m左右。主要接受上游地下水的渗流补给及左岸山区基岩裂隙水的补给，排泄于河谷下游的河床边缘或补给下游河谷地下水。地下水位随河水水位的变化而变化，即丰水季节水位上涨，在枯水季节水位下降，地下水位变幅在0.2-0.4m。地下水对混凝土不具腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋为微腐蚀性，对钢结构为微腐蚀性。2、设计参数地震基本烈度： 7度（0.15g）地震动反应谱特征周期： 0.35s建筑场地类别 类历年最大冻土深度: 1.5m基本风压 0.40KN/m2基本雪压 0.30KN/m24、材165、料材质钢材:型钢、钢板主要用Q235-B钢，有特殊要求的采用Q345-B钢；焊条：E43、E50；螺栓:普通螺栓、摩擦型高强螺栓（4.6C级、8.8级）。钢筋:构造钢筋及次要结构钢筋采用HPB300钢，受力结构采用HRB335、HRB400钢筋。混凝土：根据设计需要, 预制混凝土构件混凝土强度等级为C30C35，现浇混凝土结构为C30，垫层采用C15素混凝土。粘土砖：根据设计需要分别采用MU10粘土多孔砖等其它满足设计要求的砌体。有防潮要求的墙体采用实心粘土砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M10水泥砂浆。门窗：内门采用普通木门、外门采用普通钢制门，窗采用中空铝塑双层节能166、保温窗等。7.2.2设计依据混凝土结构设计规范 （GB 50010-2010）砌体结构设计规范 （GB 50003-2011）建筑结构荷载规范 （GB 50009-2012）建筑抗震设计规范 （GB 50011-2010）构筑物抗震设计规范 （GB 50191-93）建筑内部装修设计防火规范 （GB 50222-95）建筑设计防火规范 （GB50016-2006）民用建筑热工设计规范 （GB50176-93）公共建筑节能设计标准 （GB50189-2005）建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法（GB/T 7106-2008）建筑幕墙 （GB/T 21086-2007）建筑地基基础设计167、规范 （GB 50007-2011）建筑地基处理技术规范 （JGJ 79-2002）钢结构设计规范 （GB 50017-2003）采暖通风与空气调节设计规范 （GB500192003）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程（DL/T50352004）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 （DL50531996）工业企业设计卫生标准 （GBZ12002）工作场所有害因素职业接触限值 （GBZ22002）建筑设计防火规范 （GB500162006）火力发电厂与变电站设计防火规范 （GB502292006）火力发电厂保温油漆设计规程 （DL/T50721997）工业设备及管道绝热工程设计规范 （G168、B5026497）锅炉房设计规范 （GB5004192）钢制压力容器 （GB1501998）公共建筑节能设计标准 （GB501892005）城市热力网设计规范 （GJJ342002）城镇直埋供热管道工程技术规范 （CJJ/T8198）火力发电厂水工设计规范（DL/T 53392006）室外给水设计规范（GB500132006）室外排水设计规范（GB500142006）建筑给水排水设计规范（GB500152009）火力发电厂与变电站设计防火规范(GB502292006)220kV500kV变电所设计技术规程（DL/T52182005）给水排水管道工程施工及验收规范（GBJ5026897）7.3 169、光伏阵列基础、逆变器室及建筑设计(1)光伏阵列支架基础设计 本光伏电站光伏组件每个固定式支架上安装40块标准电池组件，支架采用热镀锌型钢支架，由横梁、斜梁、前后支撑、斜支撑等部件组成，采用热轧角钢和U型钢，螺栓连接。支架按承载能力极限状态计算结构和构件强度、稳定性以及螺栓的连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。光伏阵列基础主要形式有：条形基础、钻孔灌注桩及螺旋钢管桩。根据本工程地质情况，并考虑工程进度，本项目采用大叶片螺旋钢桩，露出0.000地面0.1m，旋入0.000地面以下1.5m，光伏阵列支架前后支腿距离为1.8m，左右支架间距为3.05m（见附图一）。此项目螺旋桩基础能有效170、的承受竖向压力、水平荷载及竖向拔力。附图一(2)设计荷载风荷载标准值wk=1.25xzszw0=1.25x1.65x(1.4)x1.09x0.4=1.26 KN/m2z：阵风系数；s：风荷载体形系数；z：风压高度变化系数；w0：基本风压；雪荷载标准值sk=rs0=0.85X0.3=0.255KN/m2r：屋面积雪分布系数；s0：基本雪压；(3)逆变器室为移动房，共20个。外形尺寸8.76x2.46m。本次设计需做一个移动房基础，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。(4)综合楼为单层框架结构，建筑面积约：57mx20m，采用现浇钢筋混凝土结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。(5)门卫为单层框架171、结构，建筑面积约：7.5mx4.2m，采用现浇钢筋混凝土结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。(6)水泵房为单层框架结构，建筑面积约：6.0 mx10.0m，采用现浇钢筋混凝土结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。建筑性质表房间名称建筑性质火灾危险性等级建筑层数建筑面积（）综合楼民用二级1982.64水泵房戊类二级162.85门卫民用二级131.57.4 场内集电线路设计场内集电线路主要为电池组件串接线和汇流箱至直流配电柜电缆。组件串接线主要为光伏电缆，敷设方式为直埋穿管和沿支架横梁敷设两种。汇流箱至直流柜的直流电缆为铠装电缆，直埋敷设，埋深不小于700mm。35kV就地升压变出线172、，本次35kV线路设计10路并联为一个回路，35kV配电室进线2回。35kV交流电缆采用铠装电缆直埋敷设。7.5 升压变电站7.5.1 站内建筑设计光伏电站开关站内建筑物包括综合楼、门卫及水泵房等。 光伏电站总平面图见附图各建筑物简介如下： 1) 综合楼综合楼是光伏电站的核心建筑，具有监控电气设备、提供生产和生活场所等重要作用，其设计本着以人为本的原则，为光伏电站工作人员提供更好的生活环境。控制室考虑防噪声、防尘等要求。控制室选用抗静电活动地板，蓄电池室应选用耐腐蚀的饰面材料，其他均选用防滑地砖。2) 附属其他建筑 门卫为单层框架结构，建筑面积约：7.5mx4.2m，采用现浇钢筋混凝土结构，基173、础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。水泵房为单层框架结构，建筑面积约：6.0 mx10.0m，采用现浇钢筋混凝土结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。7.5.2 站内给排水系统水源 给水水源采用通天河河水。本工程用水包括员工生活用水、光伏电池面板清洗用水及浇洒道路和绿化用水。本工程项目人员生活用水由位于项目南侧的通天河河水经处理后达到生活饮用水水质标准供至生活用智能型箱泵一体化泵站，再供至各用水点。本工程场内设太阳能板水清洗系统。清洗用水由河水加压经沉淀过滤后供至生产水箱，再二次加压供至用水点；光伏电池面板的清洗方式为软管接有压水定期进行冲洗。在站区内每隔3排光伏电池面板间的通道内设置有174、给水栓。给水栓处设置截止阀及固定水带接口，便于接软管对电池组件进行冲洗工作。浇洒道路及绿化用水与太阳能板清洗共用一套系统。本工程设有水泵房一座，水泵房内设有：2台原水泵（1用1备）、生产水箱（有效容积50m3）、2台太阳能板冲洗增压泵（1用1备）、生活饮用水处理装置、生活用智能型箱泵一体化泵站一套（有效容积约为2.5m3）、生活饮用水消毒处理装置一套。排水系统 排水系统主要包括：雨水、生活污水排放系统。雨水排水包括屋面雨水排水、站区场地雨水排水、电缆沟及阀门井的雨水排水。建筑物屋面雨水通过雨水斗收集，通过雨水立管引至地面，直接排放至地面。站区场地设排水明沟，将雨水引入通天河。本工程排水包括员工175、生活污水及太阳能组件清洗废水。生活污水经埋地式生化处理装置处理达污水综合排放标准（GB897896）中一级排放标准后经渗水井入渗至地下；太阳能组件清洗废水直接排入场区雨水明沟并最终排入通天河。7.5.3 采暖与通风设计通风系统描述：卫生间设机械排风，换气次数不小于10次/h，门窗渗透进风；低压配电室、高压配电室、电子设备间排风换气量满足夏季消除房间余热要求，以上房间进风方式均为外墙下部设不锈钢制双层防雨百叶自然进风。房间内设排气扇通风换气，满足人员新风量要求。采暖及空调系统描述：夏季空调：夏季冷负荷很小，可不设空调。控制室由于电子设备较多，须设空调。冬季采暖:卫生间设电暖器采暖，保证冬季房间温176、度不低于12；宿舍、会议室、办公室、资料室，集控室冬季采暖为电暖器采暖，保证房间温度冬季不低于18。7.6 地质灾害治理工程7.6.1 地质灾害避免措施1.设计措施本项目建设地为，因此建议该区域不进行工程建设或对该区域泥石流进行治理后再进行工程建设；对泥石流堆积区的沟道定期进行清淤，对建设区东北外侧的沟道修建防护提，在建设区东北部外侧修建停淤场，建设区内修建导流堤，防治泥石流及高含砂洪水对建设区的影响。根据地质灾害危险性现状评估可知，工程建设应尽量避免在建设区东北侧布设重要建筑物，且工程建设应与色麦江的径流通道保留适当的距离，建筑物尽量分布在建设区中部及南侧。本项目场地建筑设计均为单层框架结构177、，主要建设用地布置太阳能电池板矩阵，管理区仅占建设用地的东南侧小部分用地面积。2. 施工措施建设用地建设应加强对泥石流的清淤、护岸挡墙修建工作；地基土不均匀沉降应选择合理的回填土颗粒级配，按照设计要求进行分层碾压回填，确保回填土密度、含水率达到设计要求；边坡失稳灾害的防治措施应及时支护，禁止在基坑顶部堆放施工弃土；地表水、地下水污染应将排污工程统一纳入该项目污水处理系统。7.6.2其他灾害防治经过实地考察本次项目建设用地内风化碎石较多、散土层泥土、细沙可能在大风天气引起杨尘。房屋建筑抗风能力按国家规范要求进行设计，均能保证抗风能力。建筑抗风沙主要是门窗。沙尘暴对门窗的环境威胁，主要表现在4个方178、面：A、沙尘暴对门窗的渗透效应和瞬时强风荷载，要求建筑门窗的密封性能、防尘性能、抗风性能必须提高；B、门窗表面在沙尘暴的作用下，产生较强的静电效应，沙尘颗粒粘结物长期吸附于门窗表面，加速电化学腐蚀，危及面层使用寿命和装饰色调效果，门窗抗静电性能必须提高；C、沙尘对按等压原理设计而设置的减压孔、腔、槽隙、排水孔槽以及新型换气装置通风孔道等处产生封闭效应，造成功能性孔隙的严重堵塞，清理十分困难，危及门窗使用功能和技术性能；D、沙尘暴危及的门窗附件：门窗启闭件、开启定位件、紧固件、锁具等金属制品，要有较高的机械强度；密封元件、配套件等非金属制品，要有较高的耐候性能和防尘效果。根据光伏组件面灰尘情况，179、对光伏组件进行清洗，以确保发电效益。对过于干燥的地面场地，采用洒水的措施预防大风引起的扬尘。购置洒水卡车（配置水箱水车）一部，并带有水泵和水枪。7.7 附表7.7.1 附表建筑工程量汇总表一支架1支架用热镀锌钢型材量t621.432M16螺栓套350003M12螺栓套136004M10螺栓套1135105M8螺栓套1420006一级6钢筋t257二级14钢筋t100.458C30混凝土基础m30009C15混凝土垫层m762.3二建筑1综合楼（建筑）C15砼m45C30砼m265土方开挖m1000土方回填m900250厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）130370厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）90钢筋180、t252电控楼（建筑）C15砼m45C30砼m380土方开挖m1650土方回填m1500250厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）90370厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）85钢筋t403逆变器室（建筑）C15砼m60C30砼m220土方开挖m800土方回填m700370厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）300钢筋t154水泵房（建筑）C15砼m40C30砼m100土方开挖m500土方回填m350钢筋t55门卫（建筑）C15砼m7C30砼m40土方开挖m200土方回填m180250厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）10370厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基）25钢筋t38工程消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1消防设计181、主要依据的规程规范（1）建筑设计防火规范（GB50016-2006）；（2）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）；（3）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）；（4）电力工程电缆设计规范（GB50217-94）；（5）35l10kV变电所设计规范（GB 50059-92）；（6）高压配电装置设计规程（DL/T 5352-2006）；（7）电力设备典型消防规程（DL5027-92）；（8）建筑灭火器配置设计规范（GB 50140-2005）；（9）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；（10）太阳光伏电源系统安装工程设计规范（CECS84-96）182、。8.1.2一般设计原则（1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施，立足自防自救。（2）设计中，严格执行国家有关防火规范和标准，工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项要求。（3）设计做到保障安全，使用方便，经济合理。8.1.3机电消防设计原则电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置、主变压器、控制室等。其主要消防设计原则为：（1）根据35l10kV变电所设计规范（GB50059-92）、高压配电装置设计规183、程（DL/T5352-2006）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）等，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求；（2）尽可能采用阻燃、难燃性材料为绝缘介质的电气设备；电缆电线的导线截面选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备采用阻燃电缆；（3）对穿越墙壁、楼板和电缆沟道进入到其他设施的电缆孔洞，进行严密封堵；（4）本工程主变压器设置了变压器油池和事故油池，在火灾情况下可将油及时排入事故油池；（5）消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求；（6）设置完善的防雷设施及其相应的接地系统；（7）主要疏散通道、楼梯间及安全出口等处按规定设置火灾事故照明及疏散方向标志灯；184、8.1.4消防总体设计方案（1）本光伏电站不设消防机构，但需配备一名兼职消防人员，初期火灾由本光伏电站自行扑灭，若发生重大灾情，由当地消防队支援共同扑灭火灾；（2）本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散；（3）根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材，本光伏电站按规范配置了室外地下式消火栓、消防砂箱、手提式灭火器；（4） 建筑结构材料、装饰材料等均须满足防火要求；（5） 本光伏电站内重要场所均设有通信电话；（6） 组织开展经常185、性的消防宣传教育，提高职工的消防安全意识。8.1.5 消防等级划分房间名称建筑性质耐火等级综合楼民用二级水泵房戊类二级门卫民用二级8.2工程消防设计8.2.1 主要场所及主要机电设备消防设计本期工程消防采用磷酸铵盐干粉灭火器和干砂灭火2种灭火方式。8.2.1.1 35kV配电室、低压配电室根据规范，35kV配电室设6只MF/ABC4手提式磷酸铵盐干粉灭火器。低压配电室设4只MF/ABC4手提式磷酸铵盐干粉灭火器。8.2.1.2 电缆电缆从室外进入室内的入口处及主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，采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。具体措施是：（1）186、选用交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定的要求；控制电缆选用阻燃电缆。（2）电力电缆与控制电缆分层敷设，各层之间用防火隔板分隔，隔板的耐火极限不低于0.75h。（3）所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵，孔洞两端2m以内的电缆均喷涂防火涂料保护。8.2.2 消防电气本光伏电站消防配电主要包括火灾自动报警系统、事故照明、风机。本光伏电站的电力负荷为二级负荷，消防电源采用独立的双回路供电，一回由系统供电，另一回路由当地外来电源供电（10kV电源），两路电源能够实现自动切换。（1）火灾自动报警系统。（2）事故照明：本光伏电站照明分为工作照明及事故照明。在187、35kV配电室、低压配电室各设有事故照明，事故照明采用220V交流供电，当失去工作照明电源时，事故照明电源由直流逆变电源供电，逆变器能维持事故照明1h。（3）风机：消防用风机电源双路供电末端切换，其它风机单回供电。（4）消防配电线路均暗敷于非燃烧结构内，或采用金属管保护，电缆均采用阻燃型电缆。8.2.3 通风空调系统防火排烟设计配电室设机械排风系统，加强通风换气。通风系统防火设计如下：（1）35kV配电装置室及低压配电室所有风机均兼事故后排风。（2）房间进风口采用防火风口。通风机均自带自垂百叶，风机关闭时，百叶亦自动关闭。火灾发生并当室内温度达70时，防火风口自动关闭，根据消防报警信号，切断风188、机电源，以阻止空气流动，防止火灾扩大或蔓延。待火灾过后，手动打开排风机进行事故后排风。（3）通风系统空气均不作循环，各个房间均为独立的通风系统。（4）防火风口性能要求：70时阀片自动关闭，手动复位，阀片可在090范围内无级调节，防火极限为1.5h。8.2.4火灾自动探测报警及消防控制系统本电场光伏电站火灾自动探测报警及消防控制系统是根据火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）的要求进行设计。本电场火灾自动探测报警及消防控制系统采用集中报警工作方式。在集控室设置壁挂式火灾报警控制器（联动型）一台，主要监测设置在各火灾探测器场所的火警信号，并可对相关部位风机、防火风口、防火阀等实施自动联动189、控制。火灾报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动操作按钮。电场的火灾监测对象是重要的电气设备等场所，根据环境及不同的火灾燃烧机理，分别选用感烟、感温探测器。探测器主要安装在二次设备室、35kV配电装置室等场所。在各防火分区设置手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警按钮动作时，火灾报警控制器发出声光报警并显示报警点地址、打印报警时间和报警点地址，并按预先编制好的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的风机、关闭防火风口和防火阀、启动声光报警器。也可由值班人员在火灾报警控制器上远方手动操作。火灾报警控制器自带备用电源。正常工作电源交流220V由动力配电箱供给，当交流电消失时，自动切换190、至直流备用电源供电，保证系统正常工作。消防电缆（线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞电线。电缆敷设在电缆桥架上或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。8.2.5 主建筑物消防措施在电缆沟工程中的工艺路线设计过程中，考虑消防防火要求。在各电器控制装置设计中，有火灾危险的场所设置事故照明设施，对防雷建构筑物采取相应的避雷措施防止雷电引发的火灾；按规范要求对有防火防爆要求的生产场所配置相应的电气设备和灯具。各防火分区及各主要控制室墙体均采用非燃烧体材料，各重要防火区隔墙门采用防火门。8.3施工消防设计8.3.1 工程施工消防规划建筑工程开工前编制施工组织设计、施工现场消防安全措施及消防设191、施平面图。施工现场设置临时消防车道，其宽度不得小于4米，并保证临时消防车道的畅通。禁止在临时消防车道上堆物、堆料或挤占临时消防车道。建筑施工现场的灶间严禁设于在建建筑物内，不应与宿舍、办公用房合建，其耐火等级不应低于四级，燃料的存放及使用应符合有关规范要求。施工现场必须配备消防器材，做到布局、选型合理。要害部位应配备不少于4具灭火器材，要有明显的防火标志，并经常检查、维护、保养，保证灭火器材灵敏有效。施工现场设置明显的防火宣传标志。组织施工现场的义务消防队员，定期组织教育培训及演练。8.3.2 施工消防管理因施工需要搭设的临时建筑，应符合防火要求，不得使用易燃材料。使用电气设备和化学危险物品，192、必须符合技术规范和操作规程，严格防火措施，确保施工安全，禁止违章作业。施工材料的存放、保管、应符合防火安全的要求，易燃材料必须专库储存；化学易燃物品和压缩可燃气体容器等，应按其性质设置专用库房分类存放，其库房的耐火等级和防火要求应符合公安部制定的仓库防火安全管理规则；使用后的废弃物料应及时消除。建设工程内不准作为仓库使用，不准积存易燃、可燃材料。安装电器设备、进行电气切割作业等，必须由合格的焊工、电工等专业技术人员操。施工现场的电气设备、电气工具、线路必须符合有关电气安全工作规程，并配有专职人员维护管理。冬季施工使用的电热器，须有工程技术部门提供的安全使用技术资料，并经施工现场防火负责人同意。193、重要工程如高层建筑冬季施工的保温材料，不得采用可燃材料。施工中使用化学易燃物品时，应限额领料。易燃、易爆、有毒物质的存放，必须设专用仓库、专人保管，并执行仓储消防安全管理制度；禁止交叉作业；禁止在作业场所分装、调料，禁止在工程内使用液化石油气钢瓶、乙炔发生器作业。建筑工地临时宿舍和办公用房的设置必须符合消防技术标准的要求，并配置相应的灭火器材，放置在通道等醒目和便于使用的地方，灭火器应当加强保养，确保处于备用状态。设置消防车道，配备相应的消防器材。消防泵房应用非燃材料建造，并设在安全位置。施工现场的消防器材和设施不得埋压、圈占和挪作他用。冬季施工，须对消防设备采取防冻保温措施。 8.3.3 落194、实消防安全责任建筑工程施工现场的消防安全由实施总承包单位负责。分包单位向总承包单位负责，服从总承包单位对施工现场的消防安全管理。建设单位与施工单位在订立合同中应当明确各方对施工现场消防安全的责任。施工总承包单位应当承担下列防火职责：36 确定一名行政领导为施工现场防火负责人，负责督促、检查施工现场的日常防火工作；37 制定施工现场防火制度，确定岗位防火职责；38 组织工程技术人员和工人开展防火知识培训和宣传，按工程进度落实相应的消防措施；39 检查落实施工现场宿舍和临时办公房的防火措施；40 定期开展防火检查，及时消除火险隐患；41 建设单位应当承担下列防火职责；42 督促施工单位按图施工，及195、时拨付安全措施费用；根据工程施工的不同阶段，协同施工单位制定相应的防火安全措施，并予以督促、检查；派出工程技术人员共同参与工地的防火工作；发现一般火险隐患，应当及时通知施工单位进行整改；发现重大火险隐患，应当责令其停止施工作业，同时向公安消防监督部门报告。监理单位应当承担下列防火职责：43 检查落实建筑工程的消防施工是否符合国家工程建设消防标准的要求。44 对建筑工程选用的消防产品进行核查，不得同意在工程上使用或者安装不符合市场准入制度及质量不合格的产品。45 安排监理技术人员参与并做好施工现场防火工作。46 审查施工现场防火制度和防火安全措施；47 监督建设单位按时拨付安全措施费用；48 检196、查施工现场各项防火措施的落实情况，督促施工单位及时进行隐患整改，发现重大火灾隐患，应责令其停止施工作业，同时向公安消防监督部门报告。9 施工组织设计9.1 编制依据及原则9.1施工条件9.1.1项目地理位置及自然条件9.1.1.1项目地理位置本工程位于xx区境内（E117.50，N35.10）。9.1.1.2气候条件xx区属温带半湿润大陆型季节性气候，四季分明。春季多西南风，少雨多旱；夏季气候炎热多雨；秋季秋高气爽，日照充足；冬季干冷少雪，多西北风。年平均气温13.8，极端最高温度43.2，最低气温-15.6，无霜冻期平均为207天，最长235天，最短188天。多年平均降水量708.6毫米，最197、大年降水量1139.5毫米，最小年降水量355.6毫米，且年降水量集中在6-9月份，平均为511.3毫米，占全年降水量的72%，多年平均水面蒸发量1911.3毫米，最大年为2577毫米，最小年为1331.5毫米。xx年总辐射量介于4548.3 4775MJ/之间，年均值为4648.48MJ/。9.1.1.4项目所在地地质类型拟建场地土地平整，高寒草垫，地表向下20cm 泥土，再向下为砂石。地基土主要由表土、圆砾和卵石组成。地质由第四系冲洪积成因的成碎石土、角砾土及风积成因砂类土堆积而成，无造成滑坡、土崩、岩溶、断层等不利工程地质因素。该区域地质构造稳定，地层坚硬，结构密实，土质对砼基础无腐蚀性198、，无地质灾害，满足大型并网光伏电站的建设要求。9.1.1.5积雪降雨根据项目地区为中原地区，无需考虑积雪。光伏组件表面为玻璃结构，且采用字节涂层，光滑度高，不易积雪。光伏阵列中太阳能电池板与水平面倾斜角度为31度，且组件反光率低，运行时温度上升明显。所以不易积雪。结合气象条件及光伏组件自身特性，本项目不会出现长期积雪情况，故无需采取融雪措施。9.1.1.6抗冻土措施根据当地多年最大冻土深度35cm左右。无需要考虑抗冻土措施。本项目支架采用螺旋钢桩基础，在设计支架系统时无需要考虑抗冻拔稳定性。太阳能电池方阵内部设至每个子单元和逆变升压子站的检修道路。9.1.1.7冰雹灾害光伏组件表面是钢化玻璃，199、均通过光伏组件耐冰雹冲击试验，可承受普通冰雹的撞击。9.1.2工程对外交通条件、工程区可利用场地面积及可利用条件9.1.2.1工程所在地对外交通条件本工程位于xx区境内（E117.50，N35.10） 。外进内出十分便利，项目建设所需的原辅材料及设备可直接通过公路运输至场址内，交通运输条件十分优越。场址均地势较开阔，地形较平坦，施工方便，便于安装。9.1.2.2工程区可利用面积本项目选址，业主方选定了682亩土地作为本项目建设用地，本期项目的临设及加工区施工用地，可以在征用临时用地上不再增加额外费用。9.1.2.3场地可利用条件本项目规划用地为682亩，该场地地势平坦，且地上建筑物少，可作为施200、工材料、设备临时堆场，施工人员临时住房等，且能停靠大型机械设备，可利用率高。9.1.3工程区作业9.1.3.1工程区施工条件项目建设所需的原辅材料及设备可直接通过公路运输至场址内，交通运输条件十分优越。场址均地势较开阔，地形较平坦，施工方便，便于安装。9.1.3.2 主要建筑材料来源及供应条件本工程所需要的主要材料为沙石料、水泥、钢材、木材、油料及火工材料等主要建筑物材料来源充足，场址周围细沙和砂砾卵石等丰富，可就近购买。混凝土采用自拌。搅拌用水采用河水供应，可以满足施工要求。9.1.3.3施工用水光伏电站施工用水由建筑施工用水、施工机械用水及生活用水等组成，本工程高峰用水量为100m/d。本201、工程厂区北侧有天然河流，施工用水可从河流内取水，可满足建筑施工、施工机械及生活用水需求，生活用水需设置过滤或沉沙设备。9.1.3.4施工用电拟建项目选址距离称高速公路服务区300M，施工用电从服务区中接引，通过变压器接到施工作业面的配电柜供电。施工现场采用三级配电方式，一级总配电箱开关为160A，现场分为生活用电和施工用电，临时用电量负荷计划：25kW。9.1.3.5当地配修加工能力拟建项目选址距离市区现场25KM，日常施工用机械设备、部分施工用材料可在县城或者xx市内完成，且交通方便。9.1.3.6施工劳动力及物资来源普通建设工人劳动力丰富，可在本地就近召集，技术型工种需求量少可在附近大城市202、或外省招募。9.1.4施工现场环境保护及生产安全9.1.4.1工程防洪项目地为平原地带，且北侧拥有天然河流，本项目依托选址附件有利地势，工程防洪可采取自由散水。9.1.4.2环境保护、水土保持1、区域生态环境现状拟建场地属于平原地带，地势平缓。2、对动物植被的影响分析项目的施工对植被会造成一定的破坏，但工程对地表植被和土壤所产生的影响面积有限，运营期可以使减少的生物量逐渐得到恢复。施工期作业机械发出的噪声以及施工人员的活动会使建设项目区及其附近的动物暂时迁移。但这种影响是短期的，且项目区域内无濒危珍稀野生物种的存在。因此，本项目的建设对周边的动植物影响不大。3、工程占地影响分析施工营地占地对地203、表植被有一定影响，且增加水土流失和影响景观，但这种影响是短暂的，破坏性较小，同时施工临时占地均位于管理区内，施工完成后管理区将进行人为绿化恢复，进一步减小生态影响和破坏。施工过程的生态影响主要是大型车辆碾压植被导致植物死亡和基坑开挖等造成的地表扰动，加剧水土流失。该地区地表主要分布植物多样性差，抗外界干扰能力弱，植被生长缓慢，且不易存活；因此评价建议，施工期临时场地、建筑和道路等施工时，应将表层15cm土壤和植被进行剥离，单独堆放养护，待施工完成后可恢复原地表，多余的全部集中堆放用作运营期绿化土壤。4、水土流失影响分析本项目施工期对土壤、植被的影响主要包括：一是施工开挖和回填破坏土壤原有结构，204、影响土壤发育；二是施工过程中，因车辆碾压、取土等破坏地表土层结构，使得下层土壤裸露。本地区容易遇暴雨天气，还易引起水力侵蚀造成水土流失；三是破坏原有植被，使厂址区域自然植被覆盖度降低。本区水土流失主要表现在建设期，运行期相对较小。施工过程中扰动原地貌，可能造成的水土流失量分为两部：一是施工过程中损坏原地貌，降低土壤抗蚀性和边坡稳定性而增加间接水土流失量；二是土方开挖和堆放增加的直接水土流失量。5、景观影响拟建场地属于滨海滩涂地貌单元。拟建场地现为滩涂，地势平缓，冲海积沙而成，地表生长少量杂草，电站建成后，将有部分草地被太阳能电池组阵列所覆盖，对周围景观有一定的影响，但项目占地面积有限，对项目所205、在区整体景观影响有限，改变不了项目区原有景观特性。因此，本项目对项目区景观影响较小。6、生态环境影响恢复措施本项目主要的生态防治措施为植被恢复、场地绿化以及文明施工，控制施工车辆和人员的活动范围，减少对周围植被的破坏。7、施工期的生态防治措施：49 在本项目施工过程中，尽可能减少占地面积，减小对植被的破坏面积，由于项目电池组件基础施工均采条形基础浇筑，施工面积较大，因此应划定基础安装位置和范围，施工过程不得超出划定基础施工范围，单进单出，仅对桩基础位置进行施工，严格限定作业范围，进一步减小施工面积，减小对地表的扰动破坏。同时施工过程中应严格限制和避免大型机械的使用，因基础基坑体积较小，则采用人206、工开挖，先将地表15cm土层及杂草木根系人工挖掘放置于基础外边，施工后表层剥离土就地用于基础面周围植被种植土，以减少对场地表面的破坏，进一步减小施工扰动面积，同时应保持电池板下方及方阵之间的土地现状；50 项目场地仅需小范围局部平整，同时电池组件依势而建，因此厂内平整面积极小。因此，地表扰动和破快主要为：临时施工营地、堆场，电池板基础开挖、厂内建筑及厂内道路的开挖、平整等。因此评价建议：对需开挖土方上的表层土壤和植被进行移植，即表层15cm的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存区，待施工结束，将表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用土，以用于播撒草种绿化；项目施工不占用临时用地，原料堆207、场等均在永久用地内堆设，对厂址范围内的原料堆场和临时堆渣场，则要进行遮盖和洒水处理，减小风蚀影响；永久占地处的植被在施工前移植到它处维护，并定期洒水，确保植被成活；51 35kV电缆沟道线路铺设中的保护措施：由于项目需新建35kV厂内直埋式输电电缆线路，会对线路沟道周围生态及土壤造成一定的扰动和破快，但影响范围较小，仅为沟道基础的开挖，因此不会对线路沿线生态造成较大影响。同时环评要求：线路铺设过程中应尽可能划定施工路线和地基位置，线路沟道的铺设不得超出划定的范围，进一步减小生态影响和地表扰动。对于沟道基地开挖时，应将表层土壤和植被进行剥离养护，完成后就地复原；52 进场道路的施工：项目进场道路208、应对施工两侧进行压实和整治，尽可能减小车辆移动导致风蚀加剧现象；对进场道路需开挖土方上的表层土壤和植被进行移植，即表层15cm的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存区，待施工结束，将表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用土，以用于播撒草种绿化；道路所铺砂石料均从县或附近县城购，注意道路修整过程中进行洒水抑尘等；53 施工过程中尽量减少大型机械施工，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘。对容易诱发扬尘、粉尘及污染土壤的建材进行覆盖；施工期临时场地和临时便道限定作业范围，用彩带或其它标识界定围护，防止行人和车辆越界，并不定期进行洒水降尘或固结地表,209、以尽量减少扬尘污染；修建厂内简易道路地点的原有植被移植到道路两旁，如果出现植被死亡，则应补种适应当地环境的易成活植被；54 永久占地对植被的破坏面积和植被恢复措施：项目占地类型为杂草地。工程结束后，需对厂区进行绿化。对于可以进行植被恢复的区域，必须回填表土，进行植被恢复，依据适地适草的原则，通过植物多样性的选择，根据当地气候土壤条件以及发电场特定要求进行综合分析，选择以适合当地生长的草籽进行播种。对于少量不能进行植被恢复的区域，进行平整压实，以减轻水土流失。可使拟建项目对生态环境的影响减至最小；55 各区域施工产生的建筑垃圾，要及时清运，堆放至指定场所，进行分类、回填、筑路等再利用；56 对临210、时施工场地的施工迹地进行土地平整，对规划的绿化用地区域选用土质较好的表层土回填，以备恢复植被，土源可从施工挖出的土方中选择，平整覆土后种草绿化；57 完工后对临时便道进行达标整理，进站道路尽量利用原有便道。完工后对临时场地进行恢复，拆除临时建(构)筑物，掘除硬化地面，弃碴运至规定地点掩埋。同时对恢复后的场地进行洒水，以固结地表，防止产生扬尘和对土壤的侵蚀。工程结束后要对厂区适宜绿化的地方（规划的绿化带）进行绿化，场地内播撒适合当地生长的草籽，提高土壤保水性等生态功能。8、运营期的生态恢复措施：施工结束后，应及时对施工运输机械碾压过的土地进行恢复，视影响程度，轻的可采取自然恢复，破坏较严重的应采211、取人工措施恢复植被，使土壤疏松，选择合适的草种进行播种，减少风沙化面积。运营期应于电池组件下方和规划绿化带进行绿化，包括项目施工对厂址外造成的影响，对人工种植的其它草（树）等进行浇水养护，增加绿化面积，减少风蚀影响；选取合理的草种进行绿化。在土地恢复期间，要对恢复的地区进行隔离，尽量不要在这个区域内进行其他活动，以减少人、牲畜对草原的践踏及车辆对草原的碾压。光伏阵列具有遮阴的作用，加之光伏阵列一部分清洗水的绿化，对林地的生态恢复有一定的帮助。9、运营期满后的生态防护措施：运营期满后，按国家相关要求，将对生产区（电池组件及支架、变压器等）进行全部拆除或者更换。这些活动会造成光伏组件基础土地部分破212、坏，若拆除后不再进行重新更新安装，直接关闭，则应掘除硬化地面基础，对场地进行恢复，其中，拆除过程中应尽量减小对土地的扰动，对于项目厂区原绿化土地应保留。掘除混凝土的基础部分场地应进行恢复，恢复后的场地则进行洒水和压实，以固结地表，防止产生扬尘和对土壤的风蚀。9.1.4.3劳动安全9.1.4.3.1 施工期危害因素分析施工期主要危害安全的因素是由于光伏电池组件引起的触电事故和施工用电安全。太阳能电池组件串联到一定数量，输出电压能达到800V以上，因此在施工中需要特别重视。施工用电箱可能存在漏电问题，导致现场人员触电，故应设置明显的警示标识。设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根213、据电力行业有关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施，起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中，屋（棚）顶垮塌。光伏电站升压站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。9.1.4.3.2 施工期作业安全措施（1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要的通讯设备，如对讲机等。9.1.4.3.3工程安全卫生设计工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中214、对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。58 本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）等电力标准、规范。59 生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室不必设置空气调节系统。60 厂内各工作间均设置冬季采暖设备防寒，以保护运行人员身体，提高工作效率。61 在配电间设置通风设施。9.1.5本工程施工特点本工程施工任务重，时间紧，交通距离远且不方便，施工人员调配难度非常大，施工强度高，带有突击性的特点。施工资源安排、人员和施工设备配备、材料供应等215、方面充分考虑这一现状，配齐、配足管理人员，配置数量足够的技术人员，加强现场管理，精心组织，科学安排好各项目的施工。9.2施工总布置9.2.1施工总布置原则、方案9.2.1.1施工总布置原则62 施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，便于施工，保证运输方便，尽量减少二次搬用，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地、节约用地的目的。63 路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干道，然后按工程建设的次序，修建本电站的场内道路。施工道路充分利用业主提供的已有道路，对标准偏低的原有施工道路进行拓宽改建，同时修建一些必要的临时道路。64 施工机械布置合理，施工用电充分考216、虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既能满足生产需要，又不能产生机械浪费。65 总平面布置尽可能做到永久、临时相结合，节约投资，降低造价。66 分区划片，以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站划分为生产综合区、光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样既可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。67 按施工总图进行规划布置，生产生活、施工辅助设施和仓库等场地和设施，在规定的标段施工营地范围内集中布置。生活办公营地布置整齐划一，及时对营地进行绿化，并配齐消防、安全设施。柴油发电机油库、电焊用氧气和乙炔库等危险材料库的布置遵守国家安全、防爆、防火等规程要求。消217、防、安全设施应齐全到位，道路畅通、场地整齐干净，并处理好临时雨水、污水排放，以防止污染环境。9.2.1.2施工布置方案本工程场址位于平原地带，场地地势开阔，可作为光伏电站良好的厂址场地。本次项目总装机容量20MWp，基本布置为20个光伏发电单元。为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，20个发电单元的逆变及升压站分散布置于太阳能电池方阵中，通过35kV电缆汇集至综合楼楼35kV配电室内。根据运行管理等要求，站内新建综合楼、门卫等，综合楼内设置高低压配电室、控制室、无功补偿装置室等设施。为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每个发电单元逆变室，站内设置运输和检修道路。道路成环型和南北布置，连接到218、每座逆变器室，路面为砂石路面，路面宽度为4.0m，拐弯半径不小于6m；考虑到运行安全，要在站区四周设置围墙。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，围墙采用钢制格栅围墙，围墙高度1.7m。考虑光伏电站的整体坡度，防止雨雪流入光伏电站，围墙的基础高于地面0.3m，与太阳能板之间的距离不小于5m。厂区四周为重点绿化带，主要设置大面积的带状绿地，为厂区营造良好室外景观环境，同时也能为厂区外部空间环境的形成起一定的作用。9.2.1.3施工总平面布置图（附图）9.2.2施工用水、用电及通讯系统9.2.2.1施工用水光伏电站施工用水由建筑施工用水、施工机械用水及生活用水等组成，本工程高峰用水量为100m/219、d。施工用水由施工单位自行解决。本工程附近的沿线为河流，施工用水从河流取水。设置水池蓄水。生产及生活办公用水从供水点接引主供水管到生产及生活办公场区内，各施工用水从主供水管接引。供水管路采取适当的保温措施，防止冬季施工被冻裂。生活用水设置过滤设备，其它生产供水视水质情况确定是否作净化处理，保证水质分别满足生活办公、施工生产辅助企业用水要求。9.2.2.2施工用电整个工程面积大，施工用电点比较多，尤其是光伏方阵的接地网焊接，焊接点分散。由当地电力局指定电力接入点，施工现场采用三级配电方式，一级总配电箱开关为160A，现场分为生活用电和施工用电，临时用电量负荷计划：70kW。9.2.2.3施工通讯220、拟在办公生活营地安装程控电话和传真机，主要管理人员均配备手机，确保对外通讯畅通。施工区配备无线对讲机，确保指挥、调度的迅速、灵活、畅通。手机也可以作为内部联系工具。9.2.3施工临建设施9.2.3.1砂石料生产系统 光伏项目组件支墩及设备基础，现场沙石道路等都需要沙石材料，本项目沙石材料选材方面，粒径5mm-600mm，质地均匀，有棱角，严禁使用鹅卵石等材料。 砂石材料可就近购买。施工现场只需预留100场地堆放沙石材料即可。9.2.3.2混凝土生产系统 本项目土建部分基本都要使用到混凝土，混凝土规格为C30，概算用量为2500m。在工程施工高峰期，混凝土拆模时，混凝土强度必须达到75%。为不影221、响施工进度，施工现场必须配备6台型号350式搅拌机，日产混凝土不小于200m。现场搭建不小于150的搅拌混凝土施工场地。9.2.3.3综合加工厂、仓库 综合加工厂及仓库布置应当紧凑合理，符合工艺流程，便于施工，保证运输方便，尽量减少二次搬用，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地、节约用地的目的。 为了不影响施工进度及材料的分类管理，综合加工厂占地面积不宜小于500，建筑面积不宜小于200；仓库占地面积不宜小于600建筑面积不宜小于300。9.2.3.4临时办公、生活营地 光伏电站项目施工敞开面积广，人员相对较多，且分布较广泛，为能更好的处理跟中施工过程中出现的问题，222、厂区办公及生活营地宜建在施工人员相对集中，人流量较大的地方。结合光伏电站施工期间每天的平均人数，确定办公区建筑面积及生活营地面。办公区建筑面及不宜小于150，生活营地建筑面积不宜小于900，整体用地面积不宜小于1500。9.2.6土石方工程量及方案场地平整分为原有场地平整及桩基基础施工完成后场地平整，由于光伏电站项目占地面积广，且本项目选址地区地势平坦，原场地平整开采用履带式推土车进行整平，后期桩基施工完成之后，开挖出多余的土方由小型推土及整平，开挖土石不需要外运。整个厂区场地平整土石方工程量概算为20000m。9.3施工交通运输9.3.1对外交通运输本工程位于xx县境内，外进内出十分便利，项223、目建设所需的原辅材料及设备可直接通过公路运输至场址内，交通运输条件十分优越。场址均地势较开阔，地形较平坦，施工方便，便于安装。光伏电站项目主要设备包括箱式变压器、逆变器、直流柜、支架材料、光伏组件等（本项目不建升压站），电器设备拟从省外企业采购，大型设备进场需用12米半挂车，载重量25T。这些设备经设备厂，经公路运输抵现场卸至相关仓库或一次性安置在安装场地，进行安装。本工程位于xx县境内（E117.50，N35.10） 。交通运输条件十分优越，现有道路条件大大满足本项目日常设备、材料及生活物资的进出场，不影响施工进度。光伏电站项目前期的支架材料及水泥等及中后期的箱式变压器、逆变器、光伏组件等大224、型设备陆续进场，对于此类的光伏电站的主要材料设备，进出场车辆基本都是12米半挂车，载重量25T，均按指定地点一次就位，尽量减少二次搬运。此类材料由省外或附近城市采购。9.3.2站内交通运输 站内施工道路应优先考虑场地内原有道路，尽量减少新建道路，降低前期成本，本项目工程主干施工道路为原有省级道路，应当设置适当的照明、警示信号和标志牌等交通安全设施，采取预防措施以保护本标段和公众的通车安全。每个光伏区由站内道路隔开，前期每个光伏区之间的道路先修建临时道路，满足施工要求即可，项目基本完成以后，在将原临时道路修建成永久道路。鉴于本项目选址的优越性，项目站外交通道路可利用原有县到玉树的省级道路，不再另225、修建新的施工道路，项目站内施工道路主干路可利用原有县到玉树的省级道路，分区施工道路可先做道路路基处理，满足施工车辆进出即可，项目基本竣工之后再修剪成永久道路。整个临时道路需要土石方概算为500m。9.4工程建设用地9.4.1相关政策本期工程占地为国有未利用的荒地，工程占地原则上以永久设施的基础边界划分，经计算，本期工程方案永久占地约682亩。据施工布置，临时生产、办公和生活设施建筑特性、占地计划见下表：表 9-1 施工临时建筑表序号项目名称建筑面积（m2）备 注1混凝土拌和系统150彩钢板房及露天2砂石料堆场100露天3主要设备到场存储库300木棚结构4办公用房150彩钢板房5生活用房900彩226、钢板房6其他用房200彩钢板房7危险品库100彩钢板房8综合加工场200木棚结构9合计2100本项目选址，业主方选定了682亩土地作为本项目建设用地，包含临时用地。9.5主体工程施工9.5.1道路施工要求9.5.1.1进站道路本工程位于xx县境内（E117.50，N35.10），不需要额外修建新的进站道路。9.5.1.2站内道路项目站内施工再定孟线以南新建主干道一条，辅道临时性施工道路为砂砾道路，路基处理应采取换土方式，要求将原有土质开挖至500mm以下，采用300mm碎砾石垫层上铺200mm厚1:2:7的粉煤灰石灰:粉煤灰:级配砂石的三合土基层，做好地基处理。路面采用瓜子片等砂砾铺设压实。地227、基换土过程中，必须用压路机分层压实，每层压实厚度不得超过200mm。路面砂砾铺设应用人工配合机械方式，铺设必须要均匀，砂砾材质大小要均匀，铺设过程中对过大或过小的材料人工剔除，整条道路砂砾铺设完成后采用压路机压实。9.5.2光伏阵列基础及安装施工9.5.2.1光伏阵列基础施工光伏阵列基础开挖采用小型反铲式挖掘机开挖，按照图纸设计要求开挖至相应深度。桩基采用地下条形基础、地上浇筑灌注桩的形式。光伏阵列基础施工顺序：厂区定位放线基础开挖基础夯实放线支护模板浇筑条形基础及桩基础预埋连接件拆除模板本站采用光伏组件全部采用固定式安装方案。9.5.2.2光伏组件施工（1）光伏组件支架安装：光伏阵列安装之前228、要对地基的基座进行复检，对照设计图纸进行复核，特别注意关键尺寸的误差和整体的平整度。超出设计误差的部分要进行处理，使之尽可能满足安装构件的需要；清理地脚螺栓或者预埋钢板等预埋件的水泥渣或者其它沾染物；检查待安装的构件是否有破损，电镀层是否完好，有问题的构件要选出来进行相关的处理。光伏阵列支架表面应平整，固定光伏组件的钢件面必须调整在同一平面；各组件应对整齐并成一直线；倾角必须符合设计要求；构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。基座有焊接部分的要清理焊渣并进行防锈蚀处理，防锈蚀处理要先清理待处理的表面，用砂纸或者手砂轮机打磨清理的表面，然后刷两次防锈漆，防锈漆干燥之后刷两次银粉。（2）光伏组件安装：229、安装光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一发电单元内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串连。安装太阳光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在支架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与基架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。电池板的安装应自上而下，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固电池板螺栓。安装过程中必须轻拿轻放以免破坏保护表面的保护玻璃；电池板的连接螺230、栓应有弹簧垫片和平垫圈，紧固后应将螺栓露出部分及螺母涂刷油漆，做防松处理。并且在各项安装结束后进行补漆；电池板安装必须做到横平竖直，同方阵内电池板间距保持一致；注意电池板的接线盒方向。（3）光伏组件串接线：光伏组件连接时，确保独立开关处于关闭状态。连接导线不应使接线盒端子受机械应力，连接牢固，极性正确。电缆及馈线应采用整段线料，不得有中间接头，导线应留有适当余量，布线方式和导线规格应符合设计图纸的规定。所有接线螺丝均应拧紧，并应按施工图检查核对布线是否正确。电源馈线连接后，应将接头处电缆牢靠固定。组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲，防止雨水流入接线盒。方阵的输出端应有明显的极性标志和发电单元的231、编号标志。本光伏电站光伏组件每个固定式支架上安装40块标准电池组件，支架采用热镀锌型钢支架，由横梁、斜梁、前后支撑、斜支撑等部件组成，采用热轧角钢和U型钢，螺栓连接。支架按承载能力极限状态计算结构和构件强度、稳定性以及螺栓的连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。光伏阵列基础主要形式有：条形基础、钻孔灌注桩及螺旋钢管桩。根据本工程地质情况，并考虑工程进度，本项目采用大叶片螺旋钢桩，露出0.000地面0.1m，旋入0.000地面以下1.5m，光伏阵列支架前后支腿距离为1.8m，左右支架间距为3.05m（见附图一）。此项目螺旋桩基础能有效的承受竖向压力、水平荷载及竖向拔力。附图一本基础形232、式是根据甲方提供的附近场地的地勘报告及现场人员对地质情况的反映初步确定的，仅供参考，具体形式要以本光伏电站所在场地的详细地勘报告为依据进行设计。光伏组件施工顺序见下图9.5.3升压站及主要构筑物施工9.5.3.1土建施工顺序及方法房建部位施工顺序为定位放线基础开挖地基处理放线、标高浇筑基础地上工程装修工程设备安装就位细部处理房建部位施工方法应按照图纸的设计要求进行，并且遵循的施工规范、技术标准、安全规程：土方与爆破工程施工及验收规范 GBJ201-83地基与基础工程施工及验收规范 GBJ50202-2002建筑桩基技术规范 DGJ08-11-1999混凝土结构工程施工及验收规范 GBJ5020233、4-2002 混凝土外加剂应用技术规范 （GBJ119-68）混凝土强度检验评定标准（GBJ107-87）室内装饰装修材料内墙涂料中有害物质限量；（GB18582-2001）混凝土空心小型砌块建筑设计与施工规程 JGJ14-82砌体工程施工及验收规范 GBJ50203-2002工程测量规范 GB50026-K93 钢结构工程施工质量验收规范（GB50205-2001）钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规程（JGJ82-91）钢筋焊接施工及验收规程JGJ18-2003建筑地面工程施工质量验收规范GB50209-2002屋面工程质量验收规范GB50207-2002建筑装饰装修工程质量验收规范G234、B50210-2001建筑工程施工质量验收统一标准 GBJ50300-2001 国务院2000年1月10日第279号令建设工程质量管理条例 国家建设部2000年81号令工程建设强制性标准。 建筑机械使用安全技术规程 JGJ 33-2001、J119-2001建筑工程施工现场供用电安全规范 GB50194-93建筑施工安全检查标准 JGJ 59-99施工现场临时用电安全技术规范（JGJ46-88）；9.5.3.2主要电气设备的安装（1）逆变器安装逆变器基础施工完毕，达到设备安装的硬化要求后，将逆变器由载重汽车运至现场，利用吊车通过逆变器顶端的吊孔将逆变器吊装至基础上。按照设计图纸和逆变器电气连接235、的要求，进行电气连接，并标明对应的编号。在电气连接前用万用表确认光伏阵列的正负极。（2）汇流箱安装在阳光下安装接线时，应遮住太阳能光伏电池板，以防光伏电池的高电压电击伤人。安装时，把可拆卸活动安装板分别插入箱体底部的安装板插座中，并用两个M8*8螺钉固定，再用膨胀螺丝固定到安装位置。将光伏防雷汇流箱按原理及安装接线框图接入光伏发电系统中后，应将防雷箱接地端与防雷地线或汇流排进行可靠连接，连接导线应尽可能短直，且连接导线截面积不小于16mm2多股铜芯。接地电阻值应不大于4欧姆，否则，应对地网进行整改，以保证防雷效果。安装完成检查无误后方可投入使用。输入端位于机箱的下部，注意与光伏组件输出正极的连236、线位于底部左侧，而与光伏组件输出负极的连线位于底部右侧，用户接线时需要拧开防水端子，然后接入连线至保险丝插座，然后拧紧螺丝，固定好连线，最后拧紧外侧的防水端子。输出包括汇流后直流正极、直流负极与地，上面备有四个端子供选择，接地线为黄绿线本。用户接线时需要拧开防水端子，然后接入连线，然后拧紧螺丝，固定好连线，最后拧紧外侧的防水端子。（3）电缆敷设电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认电缆规格、层数是否满足设计要求，电缆的走向是否合理，电缆是否有交叉现象，否则需提出设计修改。电缆在安装前，应根据设计资料集具体的施工情况，编制详细的电缆敷设程序表，表中应明确规定每根电缆安装的先后顺序。电缆的使237、用规格、安装路径应严格按设计进行，电缆应符合设计规定。电缆到达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设是，对每盘电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头，对电缆容易受损伤的地方，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离做好标示。电缆敷设完毕后，应保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对于进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方进行封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。（5）防雷接地装置施工施工顺序：地沟开挖接地极安装接地网连接设备连接地沟回填接地电阻测试。接地网由接地体和接地扁钢组成。地网分布在场地的四周，接地体采用热镀锌角钢，238、规格为50*50*5mm，长度为2500mm。一端加工成尖头形状，方便打入地下。接地扁铁采用40*6mm特镀锌扁钢，接地网埋深0.8m并和镀锌扁钢焊在一起，各拐角处应做成弧形。接地扁钢应垂直与接地体焊接在一起，以增大与土壤的接触面积。最后扁钢和立柱的底板采用螺栓连接在一起。接地网焊接完毕后用原土回填。地沟回填完毕后，用接地电阻测试仪测量接地电阻，接地网的接地电阻不得大于4欧姆。9.6施工总进度9.6.1编制依据9.6.1.1本项目工期要求及编制原则本光伏项目总工期为6个月工期编制依据在满足业主方队与项目工期的要求、满足河北省电网公司对本项目并网时间的要求、满足承包合同的要求及项目法人对于本项目239、并网时间的要求等相关资料文件的前提下制定。9.6.1.2本项目工程量、控制进度因素本项目施工完成标准为满足并网发电要求、业主提出的相关要求及电站运行过程中的相关要求。其中包含光伏整列的全部工作、房建部位的全部工作、电缆敷设、电气设备的安装调试整个电站的系统调试工作、站内道路及围墙和竣工资料的整理等工作。为了满足项目工期要求，施工过程中要做到对关键点施工进度的控制，关键点主要材料的进场时间，大型设备的进场时间，天气原因影响的施工工期，劳动力的安排及各工序之间的衔接等。9.6.2筹建期及准备期进度本项目承包方在签订总包合同后，需立即成立项目经理部，并成立以项目经理为组长，以各科室科长、技术人员和施240、工队长、测量小分队为成员的先遣组，对施工现场作进一步的调查，编制“实施性的施工组织设计”，制定施工方案和设备、人员、料需用量计划，并按照计划组织设备、人员逐步进场，需要外购的材料、设备同有关厂商签订采购合同。完成队伍的生产、生活设营及施工辅助设施等重点工程的布设，组织、调遣公司人员、机械设备、车辆进场，保证2天内完成设营工作，随后抓紧修筑便道、搭设施工场地等，确保签订总包合同后5天内达到开工条件，是工程按时开工。施工队伍考虑分两批进场：第一批为路基开挖、阵列基础施工和机械操作手等人员，在签订合同后3天内进场，进行前期准备工作；第二批为组件支架、组件安装及电气人员，于开工之后15天内进场。设备材241、料等物资必须在其使用时间前3天内进场，以满足后续工序的施工工作。在签订总包合同之后，管理人员进场时间为5天之内；搭设临设、施工场地及施工机械进场必须在5天之内完成。9.6.3施工总进度9.6.3.1光伏项目施工关键工序如图经过对工程本身特点的认真研究后，结合公司生产与安装的能力，认为有必要特别成立一个工期保证管理体系，从组织上统一对工程工期进行管理，以保证工程能够按期甚至提前完成。（1） 建立保证工期特别措施组织体系在现场项目部内，由项目经理挂帅，建立保障工期特别措施组织体系，作为我司在该项目建设施工中保证施工进度按照目标工期顺利进行的组织保证。保障工期特别措施组织体系依托我司总部的支持，以项242、目经理为保障工期的第一责任人，以各阶段的工期保障为基础，以项目副经理为施工段工期保障的具体责任人，以各项资源保障体系为必须的前提条件，以资源的完全保障来保证各阶段工期目标来实现，从而形成一个完整的保障工期的特别组织体系，确保工程总体工期目标的顺利实现。（2） 保证工期特别措施组织体系各要素的主要责任项次部门职 责1公司总部授权项目经理对工程的工期负责，指导项目部制定工期保障计划和措施，在我司范围内对资源进行调配，我司各职能部门为项目部提供技术、管理上的支持、服务和保障。2项目经理工程工期保障计划与措施的制定者、决策者和领导实施者，对整个工程工期保障计划、措施和计划节点、总工期目标的组织、实施负243、全责，是实现总工期目标的第一责任人。对项目投入的全部资源进行有效调配、平衡，提高资源的有效利用，加快资源的流转，发挥资源的最大效率，保障合同工期的实现；监督和调控各施工段对项目资源的使用，领导各资源保障体系和工程项目管理保障体系的有效运行。3项目副经理在项目经理领导下，对所负责工作范围内的工程工期负责，并制定分项工期保障计划和措施，提出保障工期的资源需求、技术方案、管理方法和手段，服从项目部对资源的统一调配，保证所负责的工程目标按计划顺利实现。4物资供应经理物资供应经理由项目部负责该资源的项目部领导担任，主要责任包括但不局限于：在项目经理的指导下负责资源保障体系的正常运行。根据进度要求，制定本244、资源的工程总体与分项资源需求计划、采购和供应计划，保证资源的品质；对各单项工程的资源使用进行平衡，制定资源供应的应急预案，保障紧急情况下的资源供应与调配。5工程管理保障体系负责人工程管理保障体系负责人由项目部的部门领导担任，其主要责任包括：在项目经理的领导下，负责本项目管理保障体系的正常运行，根据工程进度计划和工期要求，制定所负责项目管理的工程总体与分项管理实施计划，保障计划的实施，提高工作质量和调控能力；对分项工程的管理计划进行调控，制定工期紧急情况下的管理应急预案，保障紧急情况下的工程管理工作正常开展。9.6.3.2施工总进度图（见后附图）及主要项目指标（见下图）主要项目施工指标序号主要项245、目名称控制工期（日）1签订总包合同152三通一平及临建203项目组进场及测量54光伏阵列基础施工305逆变器基础土建施工356组件安装调试357设备安装就位108电缆敷设209电站调试运行1510工程整体移交（含工程竣工资料）159.6.3.3劳动力安排工种按工程施工阶段投入劳动力情况钢筋工混凝土工抹灰工木工电工装配工辅工正常301002020203010最大50150303050100209.6.3.4主要建筑材料需求量表建筑主材料水泥/t钢筋/t支架材料/t沙石/t需求量10008070035009.6.3.5主要施工机械表主要施工机械计划表序号设备名称规格型号数量（台)额定功率（KW）1246、25T吊车12交流电焊机BX1-500A838KVA3钢筋切断机GQ40434钢筋弯曲机GW4041.5-35砂轮切割机A0290L2627调直机4T43-58空气压缩机V-6/7459打夯机Hw602310台式电锯MJT5004211木工平刨MBPYW9038112木工压刨MB106A41.313平板式振捣器HZ2-721-214插入式振捣棒HZ6X-50101-215砂浆搅拌机JZC500011KW16手提圆锯机5900B61.38KW17手提线锯机FCJ55VA60.4KW20电焊机BXI300A1024.3KVA21手电钻FDV16T100.55KW22电锤TE-15100.65KW2247、3台钻Z5161A50.55KW9.6.3.6检测设备计划表序号名称规格数量1水平仪0.1mm/m82经纬仪J2精度133全站仪24游标卡尺0.02mm/0-30055焊接检验尺56塞尺47吊线靠尺68角尺109直尺1010钢卷尺5m2011线锤1512转速表113红外线测温仪114绝缘摇表500M 1000M各2台15接地电阻测试仪ZC29B-1116万用表500型417电缆测试仪RLC-2000218双臂电桥QJ44119电压表T275-300120电流表T2 0-5-10A121避雷器测试仪BLQ-II122水准仪DSZ10 DS10610 工程管理设计10.1 工程管理机构10.1.1248、 工程管理机构的组成和编制xxxx光电科技有限公司xx20MWp光伏发电项目工程共安装太阳能组件80000块250Wp多晶硅组件，共分为20个发电单元。在项目建成后，场内太阳能光伏电池组件方阵、综合楼及水泵房等进行统一管理。根据生产和经营需要，结合太阳能光伏发电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。由于目前尚无可遵照执行的太阳能光伏发电站运行人员编制规程，故参照能源部颁发的能源人（1992）64 号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，及原电力部颁发的电安生（1996）572 号文件“关于颁发电力行业一流水力发电厂考核标准（试行）的通知”的意见，249、结合新建光伏电站的具体情况，本太阳能光伏发电站按“无人值班、少人值守”的方式进行管理。本太阳能光伏发电站工程机构设置和人员编制暂参照同类工程和本工程实际条件确定方案。项目公司的组织机构设置如图所示：组 织 机 构 图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。本电站定员共8人。10.1.2 工程管理范围光伏发电工程管理范围可分为生产区和生活区两大部分。其中生产区包括光伏电池组件阵列、预装式逆变器设备、箱变、配电室及水泵房等。生活区主要布置在综合楼、站250、前区绿地等空地。其中管理人员及生产人员管理内容如下：68 项目公司总经理 1 人：负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；69 综合管理部 1人：负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察等工作；70 财务部 1 人：负责项目运营期间的出纳工作；会计工作由综合管理部兼；71 安全质量部 2人：负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采 购、仓库管理等工作；其中门卫安排1人，主要负责电站场区安全巡查保卫工作。72 运行检修部 3人：负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作，设运行值长和运行值班员 3人。实现三值两运转；以上人员配置中部分人可兼职。在遇到沙尘暴或大雪天251、气后进行组件的清理或清雪是可临时雇用项目附近村庄居民进行清理。项目运行期间管理要求：73 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。74 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。75 建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核 严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不252、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。76 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。77 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。78 保证光伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值班人员应及时向调度部门汇报并申请改变253、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。79 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。80 建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标 进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。254、10.2 主要管理设施81 生产区主要设施82 本光伏电站内设置一座综合楼，主要包括用于生产管理的中控楼，35KV配电室、工具间和供现场运行维护人员使用的附属设施。83 管理及生活区主要设施84 本光伏电站生产管理及运行值班人员可直接在中控楼的中控室通过集中监控系统，实现对光伏发电系统中的逆变器和升压站设备的控制和监测，并通过远动传输系统将数据、信息及时发送至上级电网公司。85 生产、生活电源及备用电源86 本光伏电站的生产、生活水源来自通天河，由生产区水泵房提供，电源直接35kV升压站的站用电，备用电源从系统外接，拟采用保留一路施工用电线路做为备用电源。87 生产、生活供水设施88 生产及生255、活区的供水以及施工用水可直接从附近通天河取水。89 工程管理区绿化规划90 由于光伏电站现场管理与生活区主要有光伏阵列区和综合楼内，站内未利用空地均设计为绿地。场地入口两侧要种植草皮，再搭配一些绿树，综合楼四周均应进行绿化，可采取花灌木与草坪相结合的方式，不宜栽植高大乔木，避免高大树木对光伏阵列形成遮阴。10.3 电站运行维护、回收及拆除10.3.1 电站运行维护1、基本要求：91 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。92 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256、，应提前报请上级主管部门批准。93 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。94 年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、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。95 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。257、96 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。97 建立和健全设备检修的费用管理制度。98 严格执行各项技术监督制度。 99 严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、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258、并上报有关部门。2、运行与维护人员的培训太阳能光伏发电站的日常运行管理工作。项目运营公司将对上岗运行和维护的人员进行严格的培训。第一年对运行和维护成员的专题培训：在上岗之前，进行16小时太阳能光伏发电设备基础课程教育和80小时施工工地实习。工作了612 个月之后，进行38小时高压设备和升压站专业课程、38小时控制系统专业课程、劳动风险防范专业课程、太阳能光伏发电设备的安全专业课程。以后各年要进行必要培训，从根本上提高各方面的知识水平，其中包括：设备维护、设备组装厂和施工工地实习中未设的专业课程。3、日常维护要求 安排专人定期对电池组件表面灰尘进行清洁处理。可以用水冲洗或用专用除尘设备。光伏电站259、所处环境年均沙尘天较多，光伏组件容易积尘，影响发电效率，故应对光伏组件进行清洗，以保证组件的发电效率。光伏阵列的电池板面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。大风或沙尘天气过后，光伏组件上附着物主要是浮土和尘沙。为减少对组件发电效率的影响，每次大风或沙尘天气过后应及时清洗。雨雪后应及时巡查、对落在电池面板上的积雪予以清洗。季节性清洗主要是指春季位于候鸟迁徒线路下的电站区域，对候鸟粪便的清洗，在此季节应每天巡视，及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查260、电池板的清洁程度，不符合要求的应及时清洗，确保电池面板的清洁，电池面板清洗后应保持干燥。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或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。10.3.2 回收及拆除 10.3.2.1 现场准备100 施工前，要认真检查影响拆除工程安全施工的各种管线的切断、迁移工作是否完毕，确认安全后方可施工。清理被拆除建筑物倒塌范围内的物资、设备，不能搬迁的须妥善加以防护。101 疏通运输道路，接通施工中临时用水、电源。102 切断被拆建筑物的水、电管道等。103 在拆除危险区域设置警戒标志。261、10.3.2.2 机械设备材料的准备本工程结构地面建筑结构，采用人工拆除为主、机械为辅并机械运输的方式进行施工，根据施工经验及本工程实际境况，选购合适的材料、机械、设备。10.3.2.3 在工地固定场所设置下列标牌：104 工程概况牌：标明工程项目名称、施工单位名称和施工项目经理、拆（竣）工日期、监督电话；105 房屋拆除安全生产牌；106 文明施工牌。在拆除工程施工现场醒目位置应设安全警示标志牌，采取可靠防护措施，实行封闭施工。10.3.2.4 拆除工程施工管理施工顺序107 本工程采用手动工具进行人工拆除建筑，施工程序应从上至下，分层拆除，依照先非承重结构后承重结构原则进行拆除。108 支262、架、围栏、逆变器室、综合楼等在拆除施工中容易失稳的外挑构件，先予拆除。109 拆除框架结构建筑，必须按楼板、次梁、主梁、柱子的顺序进行施工。拆除建筑的栏杆、楼板等构件，应与建筑结构整体拆除进度相配合，不得先行拆除。110 建筑的承重梁、柱，应在其所承载的全部构件拆除后，再进行拆除。施工注意事项111 对部分拆除的同一建筑物或构筑物进行拆除前，应先对保留部分采取必要的加固措施。112 禁止立体交叉方式拆房施工。砌体和简易结构房屋等确需倾覆拆除的，倾覆物与相邻建筑物、构筑物之间的距离必须达到被拆除物体高度的1.5倍以上。113 必须采取相应措施确保作业人员应在脚手架或稳固的结构上操作，被拆除的构件263、应有安全的放置场所。114 施工中必须由专人负责监测被拆除建筑的结构状态，并应做好记录。当发现有不稳定状态的趋势时，必须停止作业，采取有效措施，消除隐患。115 拆卸下来的各种材料应及时清理，分类堆放在指定场所，严禁高空抛下。116 楼板上严禁多人聚集或堆放材料。117 拆除横梁时，在确保其下落有效控制时，方可切断两端的钢筋，逐端缓慢放下。118 拆除柱子时，应沿柱子底部剔凿出钢筋，使用手动倒链定向牵引，采用气焊切割柱子三面钢筋，保留牵引方向正面的钢筋。119 拆除变压器时，必须查清其残留物的种类、化学性质，采取相应措施后，方可进行拆除施工。附主要施工机械配备表大型施工机械配置机械或设备名称型264、号规格数量计划进场时间汽车吊QUY82台根据需要汽车吊QUY401台根据需要汽车吊QUY252台根据需要叉车3吨5台根据需要货车5T4台根据需要平板车20T2台根据需要反铲挖掘机W-10016台根据需要自卸运土车20T2台根据需要四轮翻斗车0.2t10辆根据需要安装工程中小型施工机械一览表机械或设备名称型号规格数量计划进场时间交流逆变焊机ZX7-40050个根据需要焊条烘箱ZYH-1501个根据需要手动扳手200套根据需要电动扳手100套根据需要手提式焊机10台根据需要柴油发电机组康明斯200KW，6LTAA8,9-G22台根据需要电动弯管机2台根据需要台钻2台根据需要手拉葫芦2T5个根据需要265、角向磨光机100-12510个根据需要微机型继电保护测试仪KT1台根据需要高压开关测试仪EST-V1台根据需要伏安变比极性综合测试仪CYCT1台根据需要绝缘电阻表PC27-5G2台根据需要继电保护装置试验仪BT2031台根据需要直流双臂电桥QJ441台根据需要数字式万用表F17B20台根据需要11环境保护和水土保持设计11.1环境保护11.1.1法律法规及设计任务、目标11.1.1.1法律法规及技术文件（1）环境空气质量标准（GB3095-1996）(2000年修改)（2）大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）（1996年12月）（3）生活饮用水卫生标准（GB5749-2006）（266、2007年7月）（4）建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）（1990年11月）（5）污水综合排放标准（GB8978-1996）（1998年1月）（6）声环境质量标准（GB3096-2008）（7）开发建设项目水土保持技术规范（GB50433-2008）（8）水土保持综合治理 技术规范（GB/T16453.116453.6-1996）（9）水土保持综合治理 规划通则（GB/T153721995）（10）水土保持综合治理 验收规范（GB/T157731995）11.1.1.2设计任务及总体目标本光伏项目在建设期及运行期过程中，为了使项目所在地生态环境能最大限度地恢复原有地环境功能；本着可持267、续发展的原则；环保措施经济、可行、有效原则；能够比较好的处理好环保措施规划设计中近期和远期、永久性和临时性的关系；根据本工程建设施工进度，合理安排环境保护措施，尽量减少对环境的不利影响。总而言之就是尽最大可能的保护项目所在地原有生态环境。根据本工程特点和外环境关系，确定环境保护总体目标如下：（1）环境空气：区域内的大气环境及周边敏感点。（2）噪声环境：建设区域周边的噪声敏感点。（3）地表水环境：区域地表水的水体功能不因本项目的实施发生变化。（4）社会环境：不因本项目的实施受到负面影响。（5）生态环境：周边植被及项目绿化植被。（6）景观：济广高速道路两侧的视觉景观。11.1.2环境影响评价结论及268、部门审批意见本项目太阳能光伏发电项目属于国家鼓励发展的产业。从国土部门意见、太阳能资源、气象条件、地质条件、交通条件、土地利用等各方面分析，本项目选址的合理性。11.1.3环境影响噪声扬尘建筑弃渣施工废水噪声扬尘植被破坏水土流失11.1.3.1 施工期环境影响分析及污染防治措施噪声扬尘噪声扬尘施工废水噪声场地平整基础工程建筑工程装修工程设备安装设备调试图11-2 施工期工艺流程及产污环节图1、环境空气影响分析及污染防治措施(1) 环境空气影响分析污染源主要是场地平整、施工开挖、交通运输等产生的扬尘。本工程施工规模小，施工相对简单，施工期将采用临时防护挡板来阻隔扬尘，施工开挖、交通运输扬尘时间也269、较短，施工期短期的、暂时的、局部的影响对该地区环境空气质量不会产生质的影响。建议在施工过程中采取洒水、临时遮盖等措施，降低空气中颗粒物的浓度。(2) 扬尘防治措施本项目施工建设期间扬尘主要为建筑材料，这些扬尘尽管是短期影响，但会对附近区域带来一定的不利影响，所以在施工期间，应采取积极的措施来尽量减少扬尘的产生，如喷水，保持湿润，及时外运等。在建设场地的四周应设有围护装备，房屋建筑要实行封闭式施工以防止扬尘的扩散。一般情况下，扬尘影响范围在100m左右，大风天气时，扬尘量及影响范围将有所扩大。此外，施工中的弃土、砂料等，若堆放时覆盖不当或装卸运输时散落，也都会造成扬尘污染，影响范围也在100m左270、右。如果在建设期间对车辆行驶的路面实施洒水抑尘，每天洒水45次，可使扬尘减少70%左右，施工中的废气主要来源于施工机械和运输车辆等排放的废气，由于产生量小，加之项目区环境容量大，扩散快，因此施工期对环境空气影响轻微。2、水环境影响分析及污染防治措施（1）水环境影响分析废水中主要为施工废水及少量生活废水，由于废水成份单一，水量小，对环境影响轻微，评价建议经临时废水经沉淀池（经工程类比估算核定容积为30m3）沉淀后直接用于场内抑尘。施工期结束对沉淀池进行拆除填埋处理。(2) 污染防治措施生活污水主要污染因子为COD、BOD5、氨氮等，根据实际情况，可将COD、BOD5、氨氮等污染物含量较低的污水直271、接用于场内抑尘，如员工洗漱用水等。施工期修建临时防渗旱厕，施工期结束后，旱厕粪便经沤肥后用作厂区绿化带肥料，不外排，临时旱厕清掏后填埋处理，对周围水环境影响较小。(3) 施工期水平衡项目建设期施工用水约为15.5m3/d，其中循环用水9.3m3/d，循环重复水利用率60。生活用水按项目施工人数高峰期80人计，以0.1m3/d人计，则生活用水为8m3/d，生活污水按照80%排放，则生活污水为6.4m3/d。施工作业区降尘用水6.9m3/d。施工期生活和生产补充新鲜水约为17.2m3/d。施工用水15.5生活用水8.0降尘用水6.9损耗6.2循环9.36.28.03.0污2.5清3.9农田施肥消耗272、1.617.2图11-3 施工期水平衡图（单位：m3/d）3、噪声环境影响分析及污染防治措施拟建项目施工期产生的噪声主要为电池基础土方开挖和回填、基础浇筑等。本工程施工作业均安排在昼间。施工过程中会产生施工机械设备运行噪声，主要噪声源是混凝土搅拌机。施工期的噪声具有阶段性、临时性和不固定性等特点。本项目周围没有学校、医院、居民点等环境敏感点，因此，施工噪声主要对现场施工人员产生影响。施工噪声的衰减计算采用处于无指向性点声源的几何发散衰减公式：LA（r）=LA（r0）-20lg（r/r0）（1）根据公式（1）对主要施工设备的噪声衰减进行计算，预测结果见下表。主要施工设备衰减值距声源距离（rm）1273、50100150200250300350400LA(r)混凝土搅拌机1026862585654525150由预测结果可知，施工噪声对周边声环境的影响很小。4、固体废弃物环境影响分析及污染防治措施项目施工期土石方开挖、回填，和用于厂内道路及厂内地势平整基本平衡，无剩余土石方。因此，本项目施工期主要固废为施工人员生活垃圾和少量的建筑垃圾，生活垃圾每天产生量约200kg，施工期6个月，生活垃圾总量36t。生活垃圾成分比较复杂，垃圾中的有机物容易腐烂，会发出恶臭，特别在高温季节，乱堆乱放的生活垃圾将为蚊子、苍蝇和鼠类的孳生提供良好的场所。垃圾中有害物质也可能随水流渗入地下或随尘粒飘扬空中，污染环境，传274、播疾病，影响人群健康。因此，生活垃圾定期清运至县城镇生活垃圾卫生填埋场进行无害化卫生填埋处理。建筑垃圾则进行分类处理，筑路、回填、再利用，对环境影响不大。通过采取上述固体废弃物防治措施后，项目施工期所产生的固废不会对环境产生大的影响。.2环境影响分析及污染防治措施电磁辐射输电线噪声、电磁辐射、废变压器油光污染交流电直流电太阳光太阳能电池板逆变器变压器电网图11-4 营运期工艺流程及产污环节图1、水环境影响分析(1) 清洗废水光伏组件曝露于室外环境中，长时间会积累一定数量的灰尘，降低光伏电池的工作效率。因此，应当经常清除灰尘，保持方阵表面的干净，以免影响发电量。根据当地气候和风沙情况，本工程拟定275、每月擦洗1次，冬季不进行擦洗，则每年擦洗6次，用湿抹布擦洗（不含任何增添剂），按1m3/MW清洗抹布水量计算，清洗用水量20m3/次，本工程拟定对太阳能电池板每月擦洗一次，冬季不进行擦洗，则每年擦洗7次（4-10月份），按1.0m3/MW清洗用水量计算，每次为20.0m3/次，废水产生量按80%计算，则擦洗废水约为16m3/次。营运期绿化用水2.0m3/d（年用水天数约150天）。(2) 生活污水光伏发电在电能产生过程中不需要水资源，电站在运行期的污废水主要为电站工作人员生活产生的污水，由于工作人员很少，设置现场运行维护与管理人员12人，按标准当地每人日用水量100L/人，每日用水量为1.2m276、3，生活污水按照80%排放，则生活污水约为0.96m3/d。(3) 运营期水平衡生活用水438擦洗用水140绿化用水300损耗88438140300泼洒、绿化消耗28878化粪池绿化、农田施肥图11-5 营运期水平衡图（单位：m3/a）本项目主要水污染物为定期擦洗废水、生活污水。擦洗废水：光伏组件曝露于室外环境中，长时间会积累一定数量的灰尘，降低光伏电池的工作效率。根据当地气候和风沙情况，本工程拟定每月擦洗1 次，冬季不进行擦洗，则每年擦洗7次（4-10月份），用湿抹布擦洗（不含任何增添剂），根据水平衡分析，擦洗废水产生量约为16m3/次，主要污染物为SS。生活污水：根据水平衡分析，生活污水产277、生量约为0.96m3/d，主要污染物为SS 、BOD5、CODCr 、NH3-N等。2、噪声环境影响分析本项目厂址周围无噪声源，因此，项目所在地声环境质量较好。光伏发电本身没有机械传动或运动部件，项目运营期的主要噪声是逆变器以及升压器等电器产生的噪声，但产生的噪声源强小，变压器噪声值为6065dB（A），自由衰减后，采用处于无指向性点声源的几何发散衰减公式进行进算，见施工期衰减计算公式1。根据公式（1）对主要变压器的噪声衰减进行计算，预测结果见下表。主要施工设备衰减值距声源距离（rm）110152025LA(r)变压器6545413837由预测结果可知，变压器噪声对周边声环境的影响很小，变压器278、周围20m范围内即可满足国家声环境质量标准关于环境噪声限值的1类标准要求。拟建项目区周围1km范围内无学校、居民点等分布。因此，运营期的噪声对周围的声环境影响很小。3、固体废弃物(1) 生活垃圾本次项目投产运行后，每天仅安排现场工作人员8名，其固废排放仅为生活垃圾，每天产生量极少，年产生量1.46t，由于设有专门的收集桶，待收集到一定量后，用汽车运至县城镇生活垃圾卫生填埋场进行无害化卫生填埋处理。(2) 光伏电站运营期的固体废物光伏电站运营期的固废主要为运营期正常维护产生的一定量的废旧电容、电抗器、变压器，先堆放于厂内的废旧设备临时贮存库，然后定期由厂家回收处理，处理时按规定办理五联单转移手续279、。其贮存库的设计要达到危险废弃物贮存污染控制标准（GB18597-2001）中的要求，地面和裙脚需硬化。结合项目危废产生量少的情况，且堆放到一定量后就由厂家回收处理，建议项目建设20m2贮存库即可满足废旧设备存放需求。本光伏发电站每个变压器需设置1座事故油池，材质为混泥土，不需要额外防腐处理，可以满足变压器绝缘油在事故并失控情况下泄露时不外溢至环境。变压器下设置储油坑并铺设卵石层，通过事故排油管与总事故油池相连。在事故并失控情况下，泄露变压器油流经储油坑内铺设的鹅卵石层（鹅卵石层可起到吸热、散热作用），经事故排油管自流进入总事故油池，抽出的事故废油将由具有相应危险废物处理资质的机构妥善处理。(280、3) 光伏电站退役后的固体废物营运期满后的固体废物主要为废旧设备和废旧太阳能电池板，本项目运营期满后，废旧设备和废旧太阳能电池板均由厂家回收处理。地表设备基础掘除产生的建筑废弃物，除部分回填用于对场地进行恢复，其它统一收集运至县城镇生活垃圾填埋场填埋处理。4、光污染影响分析光伏电池组件产品的表面设计要求最大程度地减少对太阳光的反射，以利于提高其发电效率，太阳能电池组件支架为固定支架，坐北朝南，倾角为30。本工程采用多晶硅太阳能电池，这种电池组件的最外层为特种钢化玻璃。这种钢化玻璃的透光率极高，达到98%以上，光伏阵列的反射光极少。且结合场址、光伏电池设置角度，不会使公路上正在行驶车辆的驾驶人员281、产生眩晕感，不会影响交通安全。因此评价认为：本项目产生的光污染影响不明显，同时根据现场调查，加上地形遮挡原因，不会看到本项目光伏电站，对行车安全无影响。5、电磁辐射分析一般情况下，此类项目主要辐射源为输电线路，根据国家环保总局颁布的电磁辐射环境保护管理办法规定中电磁辐射建设项目和设备名录，本项目建设内容包括35kV输电线路的建设，其主要设备35kV升压变压器属于电磁辐射设备， 通过类比监测及理论计算表明，项目35kV升压站工程以及新建的一回35kV线路至变电站运行后产生的工频电场强度、工频磁感应强度满足推荐限值要求，无线电干扰满足标准限值要求，对周围环境影响很小。11.1.5保措施及投资估算本282、项目环保措施及投资估算一览表见表17。环保设施必须与主体工程“三同时”，并经环保部门验收合格后，方可投入使用。表11-6 项目环境保护措施与投资估算一览表单位：万元项目内容估算投资备注施工期废气治理挖方作业区扬尘遮盖、洒水等1.0道路扬尘洒水、清扫等废水治理施工废水沉淀池0.5生活污水旱厕1.0噪声治理施工噪声选择低噪设备，合理总图布局，合理安排作业时间 固废建筑垃圾送有关部门指定建筑垃圾堆放场堆放2.0生活垃圾收集清运0.5生态环境水土流失表土剥离、护岸、截排水沟等-计入水保投资营运期废水生活污水化粪池处理后施肥3.0擦洗废水用来泼洒抑尘或用于绿化0.5固废生活垃圾垃圾收集设施，收集清运2.283、5生态景观绿化40废油送有资质的单位进行回收处理0.5环境管理加强管理，选厂教育等2.0合计53.5本项目环保投资约53.5万元，占总投资的0.15%。11.1.6环境保护综合评价与结论1、施工期的生态防治措施：120 在本项目施工过程中，尽可能减少占地面积，减小对植被的破坏面积，由于项目电池组件基础施工均采条形基础浇筑，施工面积较大，因此应划定基础安装位置和范围，施工过程不得超出划定基础施工范围，单进单出，仅对桩基础位置进行施工，严格限定作业范围，进一步减小施工面积，减小对地表的扰动破坏。同时施工过程中应严格限制和避免大型机械的使用，因基础基坑体积较小，则采用人工开挖，先将地表15cm土层及284、杂草木根系人工挖掘放置于基础外边，施工后表层剥离土就地用于基础面周围植被种植土，以减少对场地表面的破坏，进一步减小施工扰动面积，同时应保持电池板下方及方阵之间的土地现状；121 项目场地仅需小范围局部平整，同时电池组件依势而建，因此厂内平整面积极小。因此，地表扰动和破快主要为：临时施工营地、堆场，电池板基础开挖、厂内建筑及厂内道路的开挖、平整等。因此评价建议：对需开挖土方上的表层土壤和植被进行移植，即表层15cm的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存区，待施工结束，将表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用土，以用于播撒草种绿化；项目施工不占用临时用地，原料堆场等均在永久用地内堆设，对厂285、址范围内的原料堆场和临时堆渣场，则要进行遮盖和洒水处理，减小风蚀影响；永久占地处的植被在施工前移植到它处维护，并定期洒水，确保植被成活；122 35kV电缆沟道线路铺设中的保护措施：由于项目需新建35kV厂内直埋式输电电缆线路，会对线路沟道周围生态及土壤造成一定的扰动和破快，但影响范围较小，仅为沟道基础的开挖，因此不会对线路沿线生态造成较大影响。同时环评要求：线路铺设过程中应尽可能划定施工路线和地基位置，线路沟道的铺设不得超出划定的范围，进一步减小生态影响和地表扰动。对于沟道基地开挖时，应将表层土壤和植被进行剥离养护，完成后就地复原；123 进场道路的施工：项目进场道路应对施工两侧进行压实和整286、治，尽可能减小车辆移动导致风蚀加剧现象；对进场道路需开挖土方上的表层土壤和植被进行移植，即表层15cm的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存区，待施工结束，将表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用土，以用于播撒草种绿化；道路所铺砂石料均从县或附近县城购，注意道路修整过程中进行洒水抑尘等；124 施工过程中尽量减少大型机械施工，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘。对容易诱发扬尘、粉尘及污染土壤的建材进行覆盖；施工期临时场地和临时便道限定作业范围，用彩带或其它标识界定围护，防止行人和车辆越界，并不定期进行洒水降尘或固结地表,以尽量减少扬尘污染；修287、建厂内简易道路地点的原有植被移植到道路两旁，如果出现植被死亡，则应补种适应当地环境的易成活植被；125 永久占地对植被的破坏面积和植被恢复措施：项目占地类型为杂草地。工程结束后，需对厂区进行绿化。对于可以进行植被恢复的区域，必须回填表土，进行植被恢复，依据适地适草的原则，通过植物多样性的选择，根据当地气候土壤条件以及发电场特定要求进行综合分析，选择以适合当地生长的草籽进行播种。对于少量不能进行植被恢复的区域，进行平整压实，以减轻水土流失。可使拟建项目对生态环境的影响减至最小；126 各区域施工产生的建筑垃圾，要及时清运，堆放至指定场所，进行分类、回填、筑路等再利用；127 对临时施工场地的施工288、迹地进行土地平整，对规划的绿化用地区域选用土质较好的表层土回填，以备恢复植被，土源可从施工挖出的土方中选择，平整覆土后种草绿化；128 完工后对临时便道进行达标整理，进站道路尽量利用原有便道。完工后对临时场地进行恢复，拆除临时建(构)筑物，掘除硬化地面，弃碴运至规定地点掩埋。同时对恢复后的场地进行洒水，以固结地表，防止产生扬尘和对土壤的侵蚀。工程结束后要对厂区适宜绿化的地方（规划的绿化带）进行绿化，场地内播撒适合当地生长的草籽，提高土壤保水性等生态功能。2、运营期的生态恢复措施：施工结束后，应及时对施工运输机械碾压过的土地进行恢复，视影响程度，轻的可采取自然恢复，破坏较严重的应采取人工措施恢复289、植被，使土壤疏松，选择合适的草种进行播种，减少风沙化面积。运营期应于电池组件下方和规划绿化带进行绿化，包括项目施工对厂址外造成的影响，对人工种植的其它草（树）等进行浇水养护，增加绿化面积，减少风蚀影响；选取合理的草种进行绿化。在土地恢复期间，要对恢复的地区进行隔离，尽量不要在这个区域内进行其他活动，以减少人、牲畜对草原的践踏及车辆对草原的碾压。光伏阵列具有遮阴的作用，加之光伏阵列一部分清洗水的绿化，对林地的生态恢复有一定的帮助。3、运营期满后的生态防护措施：运营期满后，按国家相关要求，将对生产区（电池组件及支架、变压器等）进行全部拆除或者更换。这些活动会造成光伏组件基础土地部分破坏，若拆除后不290、再进行重新更新安装，直接关闭，则应掘除硬化地面基础，对场地进行恢复，其中，拆除过程中应尽量减小对土地的扰动，对于项目厂区原绿化土地应保留。掘除混凝土的基础部分场地应进行恢复，恢复后的场地则进行洒水和压实，以固结地表，防止产生扬尘和对土壤的风蚀。11.2水土保持11.2.1法律法规及设计任务、目标11.2.1.1法律法规及技术文件（1）中华人民共和国水土保持法（1991年6月）（2）开发建设项目水土保持方案编报审批管理规定（水利部1995年5号令）（3）开发建设项目水土保持设施验收管理跪地（水利部2002第16号令）（4）水土保持生态环境监测网络管理办法（水利部2000第12号令）（5）中华人民291、共和国水土保持法实施条例（国务院1993年第120号令）（6）建设项目环境保护管理条例（国务院1998第253号令）（7）开发建设项目水土保持技术规范（GB50433-2008）（8）水土保持综合治理 技术规范（GB/T16453.116453.6-1996）（9）水土保持综合治理 规划通则（GB/T153721995）（10）水土保持综合治理 验收规范（GB/T157731995）（11）全国生态环境保护纲要（国发2000第38号令（12）开发建设项目水土保持工程概（估）算编制规定（2003）（13）水土保持工程概算定额（2003）11.2.1.2设计任务及总体目标本光伏项目在建设期及运行期292、过程中，为了使项目所在地生态环境能最大限度地恢复原有地环境功能；本着可持续发展的原则；环保措施经济、可行、有效原则；能够比较好的处理好环保措施规划设计中近期和远期、永久性和临时性的关系；根据本工程建设施工进度，合理安排环境保护措施，尽量减少对环境的不利影响。总而言之就是尽最大可能的保护项目所在地原有生态环境。11.2.3工程对水土保持的影响及控制措施11.2.3.1工程建设对水土保持影响包括：（1）光伏阵列占地光伏阵列区占地包括太阳能电池方阵基础占地、现地配电室占地及光伏电缆占地等。（2）控制管理区占地控制管理工程包括综合控制楼、电控楼、升压站等建筑占地。（3）道路工程道路工程主要为厂区内部道293、路。（4）输电线路工程本项目需架设35kV 输电线路，输电线路工程占地包括塔基占地。（5）施工生产生活场地施工生产生活场地占地主要包括物料堆场、拌合站、施工营地等，施工生产生活产地设置在电站内控制管理工程区内，占地区域在工程永久征地范围内。占用土地及植被破坏情况见下表：表11-7 工程占地及植被破坏情况表类别工程组成占地面积（亩）占地类型植被破坏程度永久占地光伏阵列工程600灌草地中等控制管理工程灌草地较小道路工程灌草地较小输电线路工程灌草地较小工程永久占地面积约682亩，生态影响范围约682亩，临时占地的施工场地、施工道路及施工生活区等临时占地均设在工程征地范围内，不另外占地，不会扩大对生态294、环境的影响范围，总体上讲，工程区植被破坏程度中等。工程的建设造成占地区生态类型的改变，由天然植被自然生态改变为了人工建筑生态，由于占地区面积相对较小，对区域生态格局不会造成大的影响。11.2.3.2影响水土保持因素分析及控制措施水土流失分析在施工期间，工程开挖和填筑、建筑材料堆置及机械碾压等施工活动，破坏了项目区原稳定地貌和植被，扰动土体结构，改变了现状地形，开挖面、松散裸露面无植被覆盖，土地抗蚀能力降低，在风力、水力等侵蚀作用下水土流失增强，在土建工程施工结束时，水土流失强度达到最大。工程施工结束后，因施工引起水土流失的各项因素逐渐消失，地表扰动基本停止，水土流失将明显减小，但由于项目区生态295、环境脆弱，抗干扰能力差，植被一旦遭到破坏便难已恢复，在自然恢复期仍有一定量的水土流失。11.2.4水土保持投资概算根据国家有关标准、定额，并结合地方标准和市场物价水平，本工程水土保持估算总投资180万元。其中主题工程已列投资约50万元，新增水土保持措施总投资约50万元。具体各项费用构成见表11-8 表11-8 水土保持工程投资概算表 单位：万元工程或费用名称建筑 工程费植物 措施费临时 工程主体 一列方案 新增合计（万元）第一部分：工程措施47.46047.4107.4第二部分：植物措施252525第三部分：临时工程151515一至三合计147.4第四部分：独立费用7.57.5建设单位管理费0296、.40.4建设工程监理费0.70.7水土保持工程方案编制费22水土流失检测费0.40.4水土保持设施竣工验收技术评估编制费22水土保持积水文件技术咨询服务费0.40.4其他费用1.61.6一至四合计80103.4160.6基本预备费11水土流失补偿费2.42.4方案新增投资1616主体已列水土保持投资8080水土保持工程总投资18011.2.5水土保持设计综合评价及结论1结论：本项目符合国家产业政策，用地符合当地总体规划，选址及平面布局合理，无制约本项目建设的重大环境因素。评价认为，在确保各项污染治理措施“三同时”和外排污染物达标的前提下，从环境保护角度而言本项目建设是可行的。2建议：（1）工297、程建设期间应做到标准化管理，减少施工对环境的影响。（2）保证足够的环保资金，实施本报告提出的各项治污和生态保护措施。（3）加强用水管理，提高节水意识，提倡经济用水，减少浪费水资源。（4）加强管理，建立健全的环保规章制度，进行宣传教育工作，加强对员工的环保意识教育。（5）严格实施环保措施，接受环境保护部门的监督检查。12劳动安全与工业卫生12.1 总则12.1.1编制的目的、原则、内容及设计范围12.1.1.1劳动安全与工业卫生编制的目的为了适应我国太阳能发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安298、全和工业卫生的设计水平。贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障建设和生产运行过程中劳动人员的安全和健康要求。12.1.1.2劳动安全与工业卫生编制的原则为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在按照国家相关政策、法规的前提下，满足光伏电站施工的各项要求，本着“安全生产、预防为主”的方针，保障施工人员的人身安全和健康要求。12.1.1299、.3劳动安全与工业卫生主要内容及涉及范围光伏电站建成投产后危险主要来自于储存可燃介质、材料的设施或场所。为了降低发生危险，在设计中应采取以下措施：129 本工程主要生产建筑物、构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行的发电厂与变电所防火规范和建筑设计防火规范的规定，保持安全防火距离。130 对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不得超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。131 建筑物和构筑物的设计，严格按照国家现行的防火消防设计规范执行，做好消防设计。132 电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检查，以避免因电缆质量问题引起的危险。经检验合格后，电缆敷设按防火要求进行封、300、堵、隔，重要地段设置灭火器和消防报警装置。133 厂区内各主要建筑物周围应设有消防通道。光伏电站在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑塌落、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好以下措施：134 项目业主应选择有丰富光伏电站建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时牌数工程建设过程中的安全隐患。135 工程承包商应制定详细的安全生产管理条例，对工作人员进行安全生产教育。136 应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。137 为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有必要的防寒措施。138 工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题是，要及时进行解决。139 监理单位应随时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。12.1.2设计的主要依据12.1.2.1 国家有关主要法规中华人民共和国劳动法（