1、内蒙古自治区水库西侧30兆瓦光伏电站工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月内蒙古自治区水库西侧30兆瓦光伏电站工程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194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 录前 言11 综合说明21.1 概述21.2 太阳能资源21.3 工程地质31.4 工程任务和规模312、.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算31.6 电气设计41.7 消防设计41.8 土建工程41.9 施工组织设计41.10 工程管理设计51.11 环境保护和水土保持设计51.12 劳动安全与工业卫生设计51.13 节能降耗分析71.14 设计概算81.15 财务评价与社会效果分析111.16 结论及建议121.17 附图、附表122 太阳能资源162.1 太阳能资源概况162.2 区域太阳能资源概况172.3 太阳能辐射观测资料172.4 站址气象要素及气象条件影晌分析222.5 太阳能资源分析283 工程地质313.1 区域地质条件313.2 场地地质条件313.3 不良地质作用343.3、4 岩土工程分析及评价343.5 结论与建议354 工程任务与规模364.1 地区社会经济概况364.2 地区电力工业状况及发展规划364.3 工程建设必要性385 系统总体方案设计和发电量估算425.1 光伏组件选型425.2 光伏阵列运行方式选择495.3 逆变器选型525.4 光伏方阵设计565.5 光伏子方阵设计585.6 方阵接线方案设计595.7 辅助技术方案595.8 光伏发电工程年上网电量计算596 电气626.1 接入系统一次626.2 系统二次626.3 电气一次部分676.4 电气二次726.5 通信807 土建工程817.1 设计安全标准817.2 基本资料和设计依据84、27.3 总交布置857.4 土建工程887.5 采暖通风设计937.6 给排水设计938 工程消防设计998.1 工程概况998.2 工程消防设计1008.3 施工消防1028.4 消防设备配置表1079 施工组织设计1089.1 施工条件1089.2 施工总布置1099.3 施工交通运输1119.4 工程建设用地1129.5 工程主体施工1129.6 施工总进度11510 工程管理设计11810.1 项目管理机构组成11810.2 项目管理人员及机构职责11811 环境保护和水土保持设计12111.1 拟建项目区环境概况12111.2 环境保护目标12211.3 环境影响分析12211.45、 环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析12611.5 环境保护措施12611.6 绿化及水土保持12711.7 综合评价和结论12812 劳动安全与工业卫生13012.1 设计依据、任务与目的13012.2 工程安全与卫生危害因素分析13012.3 对策与措施13112.4 光伏电站安全卫生机构设置13213 节能降耗13313.1 节能分析13313.2 节能降耗效益分析13314 工程设计概算13414.1 编制说明13414.2 工程投资概算表(见附表)13915 财务评价与社会效果分析15915.1 基础数据15915.2 项目财务评价16015.3 敏感性分析16115.4 财6、务评价附表(见附表)16116 社会稳定风险评估18016.1 社会稳定风险评估内容18016.2 社会稳定风险的表现形式及影响18016.3 社会稳定风险内容及其评价18016.4 风险防范措施18217 结论与建议18317.1 结论18317.2 主要技术经济指标18317.3 建议183前 言XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目可行性研究报告通过对项目科学深入的设计，主要内容包括光能资源分析、工程地质、工程项目任务与建设规模、光伏发电阵列单元选型和布置、发电量估算、示范电站电气、土建工程、环境保护和电站建成后节能效益分析，工程投资概算，财务评价等方面的计算研究，从市场、技术、经7、济、工程等角度对项目进行调查研究和分析比较，并对项目建成以后可能取得的财务、经济效益及社会环境影响进行科学预测，对社会稳定风险因素进行初步评估，为项目决策提供公正的、可靠的、科学性的投资咨询意见。1 综合说明1.1 概述 项目背景XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目是由XX能源有限公司投资兴建的一座大型(高压)光伏并网电站。光伏电站的规划容量为100MWp，本期建设30MWp。本项目拟从银行贷款80%，自筹资金20%进行建设，所发电量全部上网。 前期工作本项目场址位于XX市区XX水库西侧，场区海拔高度约950米，地势平坦，地质构造稳定。距国道线约3km，公路运输干线可利用省道、XX公路8、，对外交通十分便利。具体位置见图1-1。图1-1 30MW光伏电站场址示意图XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目所处工业园区行政隶属XX市管辖，场地海拔高程850-1100m，属于温带大陆性气候。春季干旱多风；夏季短促温热。光照充足，季节性冬土深度约1.2m的特点；地表排水畅通，地下水位埋藏很深，适合建设大型光伏并网发电项目。1.2 太阳能资源XX市阳光充足，日照较长，年太阳能总辐射值为5688MJ/，日照时数28502950小时之间。在XX大力发展太阳能具有较好自然条件。根据我国在 1983年做出的太阳能资源区划标准，XX市太阳能总辐射值5688MJ/，属于II “很丰富带”。 XX9、属于太阳能资源分布较丰富地区，太阳能资源和日照小时数等均位于自治区前列，而内蒙地区的太阳能资源又远高于全国的平均水平，因此无论从气象角度还是地理角度，XX地区非常适合建设光伏电站。1.3 工程地质XX市隶属于XX自治区XX市，位于XX市西北部、XX草原与XX草原交汇处，处于XX盟、XX盟、XX市“两盟一市”交界地带，距边界120km。地理位置在之间。1985年11月经国务院批准建市，全市总面积585km2，总人口约10.9万人，其中常驻人口约7.6万人。现辖5个街道办事处，14个城市社区和7个城郊社区，居住着汉、蒙、回、朝鲜等17个民族，其中蒙古族人口占总人口的37.8%。XX市是中国重要的能10、源工业基地，是中国优秀的旅游城市。XX市隶属于XX市管辖，位于西辽河下游的冲积平原，地势大致呈西南向东北倾斜。平均坡度为4.3度，地面略有起伏，二道河从中间穿过。本项目建设场地地势开阔平坦，略呈西高东低、北高南低之势，厂区平均标高950m，平均坡度在1.4%左右。1.4 工程任务和规模在XX市XX市工业园区内建设XX能源有限公司30MW光伏电站工程，设计寿命期25年。XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目总投资额29303万元，其占地面积约97公顷。光伏组件采用多晶，光伏发电场全部采用固定最佳倾角方式安装，25年平均年发电量4309万kWh。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算光伏电11、站系统由光伏阵列光伏阵列防雷汇流箱直流防雷配电柜光伏并网逆变器0.27/35kV升压系统35/66kV升压系统电网接入系统等组成。其中光伏阵列单元由太阳能电池板、阵列单元支架组成。阵列单元按平板固定倾角式方案进行经济技术比较分析，以优化阵列单元间布置间距、降低大风影响、减少占地面积、提高发电量为布置原则。本电站25年的总发电量约为10.77亿kWh，年平均发电量4309万kWh。1.6 电气设计电站本期工程电池组件容量为30MWp，接入系统电压等级为66kV。本电站以66kV电压等级就近接入霍林河220kV变电站，具体方案以接入系统批复意见为准。1.7 消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防12、原则，做到防患于未“燃”。严格按照规程规定的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。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、安全出口等满足消防要求。1.8 土建工程本电站土建工程主要有太阳能阵列单元支墩、66kV配电装置、生产运行楼、综合办公楼、门卫室、道路等建构筑物。阵列单元支墩基础形式采用钢管螺旋地锚钉。1.9 施工组织设计 施工条件站址位于XX市区XX水库西侧，场区海拔高度约950米，地势平坦，地质构造稳定。距国道304线约4km，公路运输干线可利用101省道、XX公路，对外交通十分便利。光伏电站施工所需的电源拟利用就近市电线路引接；施工水源结合考虑13、电站建成后清洗的需要，由附近的水源地引接；施工通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。 主体工程施工在安装电池板前，应先按电池板出厂前标定的性能参数，将性能较为接近的电池板成串安装，以保证电池板尽量在最佳工作参数下运行。光伏电站工程基本无大件的运输、安装、起吊问题，其最大件为31.5MVA的66kV主变压器，运输尺寸为540019763050(长宽高)，充油运输重量为50t，完全可以通过铁路或公路运输运抵现场，安装也仅需常规的起吊设施即可解决。电池板安装支架应以散件供货，先在施工现场将其组装成模块，然后逐件起吊就位安装。 施工总布置光伏电站距XX市约5km，进行加工、修配及租用大型设备较方便14、，因此，施工修配和加工系统可主要考虑在XX市解决。仅在施工区设必要的小型修配系统。场区内施工临时分区主要有施工生活区、材料堆场、混凝土搅拌站等生产、生活分区。 施工总进度光伏电站的施工主要有升压站区域及光伏组件区域(主要有阵列支墩、阵列钢支架、汇流系统、逆变升压系统)，对进度影响最大的因素是阵列支墩及升压站区土建工程，由于本项目是在未荒漠化天然牧草地安装30MWp太阳能光伏电池板，占地面积较大，施工场地开阔，因此可投入大量的人力全面铺开同时进行阵列支墩及升压站区域的土建工程施工，以保证工程在较短的时间内完工。整个工程从施工准备至全容量并网发电的总工期为6个月(施工准备、施工图设计同时进行)，其15、中：施工准备：1个月；施工图设计：4个月(从施工准备开始，且与施工交叉)；土建施工、设备安装、单体调试、联合调试：5个月(与施工图设计交叉进行)。 工程建设用地本项目主要利用天然牧草地安装太阳能光伏组件，电站总占地面积1457亩，其中光伏组件区占地1449亩，升压站区域占地8亩。1.10 工程管理设计本着精干、统一、高效的原则，根据光伏电站生产经营的需要，且体现现代化电站的运行特点来设置光伏电站的管理机构，实行现代先进的企业管理。本期电站拟定的定员标准为10人，主要负责光伏电站的建设、经营、管理和运行维护。1.11 环境保护和水土保持设计 拟建项目区环境概况本项目场址位于XX市区XX水库西侧。16、 环境保护标准主要环境保护目标：(1) 控制施工场地扬尘造成的污染，使评价区域环境空气质量满足相关标准。(2) 施工期应控制施工机械设备所产生的噪声对工程所在区域相邻单位的影响。(3) 保证不因本项目的实施而污染项目所在区域地下水环境，尽量减少本项目工程废、污排放，外排废水达到相关标准。1.12 劳动安全与工业卫生设计 劳动安全为了保护劳动者在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相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。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安17、全与工业卫生防范措施和防护设施与本项目同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。.1 防雷电由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，必须考虑相应的安全可靠的防雷措施。避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也可安装在汇流箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对，必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器。.2 防电伤(1) 所有电气设备均按照相关要求进行设计；(2) 所有电气设备的接地均按照现行相关要求进行设计，电气设备均接地或接零；(3) 按规定配置过载保护器、漏电保护器；(418、) 为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施；(5) 电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配电装置设计技术规程规定的要求；(6) 为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；(7) 检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修，同时尽量避免雨天作业。.3 防噪声、振荡(1) 噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等设置隔声措施，使其噪声满足相关要求；(2) 电站总平面布置及建筑设计时应考虑防噪措施；(3) 防振动危19、害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合相关标准、规范的规定。 工业卫生工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中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。(1) 本项目所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循相关标准、规程和规范的要求。(2) 生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作。(3) 场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。(4) 在配电间设置通风设施。1.13 节能降耗分析 节能分析本电站工程总容量为30MWp，运行期年平均发电量为4309万kWh，建设期6个月，运行期25年。.1 系统工程20、电力从光伏电池组件送至35kV配电室内配电母线，在汇流与连接线存在电能损失即功率损耗，功率损耗是输电线路功率损耗和逆变器功率损耗。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。本电站线路部分根据经济电流密度选用电力电缆，另外，本项目选用的逆变器功率因数0.99。.2 电气部分电气部分设计采用优化设计，减少占地面积，节省材料用量的原则，通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化电缆敷设路径布置，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21、滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。(2) 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。 节能降耗效益分析光伏发电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。本电站总容量为30MWp，每年可为电网提供电量4309万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以供电标煤煤耗360g/kWh计，每年可节约标准煤约1.56万吨，减排二氧化碳约4万吨、二氧化硫约343吨、氮氧化物约115吨、烟尘约234吨。项目减少了有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，没有污水排放。光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整22、个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本光伏电站的建设具有较为明显的节能效益，从而带来可观的经济效益、社会效益及环境效益。1.14 设计概算 工程概况电站本期建设规模30MWp，场址位于XX市区XX水库西侧。工程建设期预计6个月，生产运营期25年。主要设备运输方式：采用陆路运输。本项目主要工程量包括：光伏电池30MW、逆变器29MW(58台500kW)，光伏设备支架，土建工程，输电及变电工程(不包括升压站外送出工程)。光伏电站平均年发电量4309万kWh。工程总投资29303万元。 编制原则及依据设计概算参照中华人23、民共和国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，按编制年的当地价格水平进行编制。工程量：根据各设计专业提供的设备材料清单及工程量清单为依据计列。 投资概算范围.1 光伏电站内所有的设备及安装工程、土建工程和其他工程费用。.2 本项目投资含接入系统的投资(不含送出工程的投资)。 工程总估算表 工程总投资工程静态投资28800万元，工程总投资29303万元，工程动态总投资的20为资本金，项目负债率80%。1.15 财务评价与社会效果分析 财务概况分析工程计划建设期为6个月。工程总投资29303万元，单位瓦投资9.77元/Wp。技术经济指标表序号指标名称单位指标值备 注1装机功率MWp324、0多晶硅太阳能电池2发电量万kWh/年4309年平均3建设期月64占地面积亩14575劳动定员人106总投资万元293037最高负债率%808资本金万元5860财务分析见附表 社会效益分析.1 人力资源效益项目建设阶段，可促进建筑业的就业情况，增加当地人的收入；本项目运营期同样需要一定数量的维护人员，可直接利用当地人力资源，从而为当地创造非农的就业机会。这一方面解决当地一部分就业问题，同时可增加当地收入，提高居民生活水平。.2 节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家25、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，预计每年可为电网提供电量4309万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以供电标煤煤耗360g/kWh计，每年可节约标准煤约1.56万吨，减排二氧化碳约4万吨、二氧化硫约343吨、氮氧化物约115吨、烟尘约234吨。 .3 其它社会效益(1) 可加快能源电力结构调整大力发展太阳能光伏发电，将改善能源结构，有利于增加可再生能源的比例。(2) 可促进当地经济的发展随着光伏电站的相继开发，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展起到积极的作用。1.16 结论及建议通过对XX26、XX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目的可行性研究设计，对电站光能资源进行了分析，经过论证、比较，工程投资估算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本项目在技术上是可行的，经济上是合理的。1.17 附图、附表 光伏发电工程地理位置示意图光伏发电工程地理位置图详图7-1。 光伏发电工程特性表，见表。光伏发电工程特性表一、 光电发电工程站址情况项 目单位数量备注电站容量MWp30占地面积亩1457海拔高度m950二、 主要气象要素项 目单位数量备注多年平均气温1.4全年日照时数小时2786.9年蒸发量毫米mm1676.6多年平均降雨量mm344.5三、 主要设备编号27、名 称单位数量备 注1 光伏组件1.1峰值功率Wp3001.2开路电压VV44.51.3短路电流AA8.831.4工作电压VV35.91.5工作电流AA8.361.6峰值功率温度系数%/K-0.431.7开路电压温度系数%/K-0.331.8短路电流温度系数%/K0.0671.910年功率衰降%101.1025年功率衰降%201.11外形尺寸mm1956992401.12重量kg251.13数量块1667521.14固定倾角角度()422 逆变器(型号：待定)2.1输出额定功率kW5002.2最大输入直流功率kW5502.3最高转换效率%98.72.4欧洲效率%98.52.5最大直流侧电压VD28、C10002.6最大功率跟踪(MPPT)范围VDC4508202.7最大直流输入电流A12002.8交流输出电压范围V270(+/-10%)2.9功率因数0.992.10宽/高/厚mm220021808502.11重量kg20002.12工作环境温度范围-30552.13数量台2003 箱式升压变电站(型号：)3.1台数台483.2容量MVA1.253.3额定电压kV354 升压主变压器(型号：)4.1台数台14.2容量MVA504.3额定电压kV66kV/35kV5 升压变电站出线回路数、电压等级和出线形式(型号：)5.1出线回路数回15.2电压等级kV665.3形式单母线5.4数量间隔3四29、 土建施工编号名 称单位数量备注1光伏组件支架钢材量t18002地锚钢桩根448483土石方回填m355004施工总工期月6五、 概算指标编号名 称单位数量备注1静态总投资万元288002动态投资万元293033单位千瓦静态投资元/kWp96004单位千瓦动态投资元/kWp97705设备及安装工程万元224826建筑工程万元27847其他费用万元25818基本预备费万元8399建设期贷款利息万元503六、 经济指标1电站容量MWp302年平均上网电量万kW.h43093上网电价(25年)元/(kW.h)0.95含税4投资方内部收益率%10.33税后5投资回收期年9.95税后6借款偿还期年1830、7资产负债率%802 太阳能资源2.1 太阳能资源概况我国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年17000亿吨标准煤。根据气象部门的调查、测算：我国太阳能年总辐射量最大值在青藏高原，高达10100MJ/m2，最小值在四川盆地，仅3300MJ/m2。从大XX岭南麓向西南穿过河套，向南沿青藏高原东侧直至西藏南部，形成一条等值线。此线以西为太阳能丰富地区，年日照时数3000h，这是由于这些地区位处内陆，全年气候干旱、云量稀少所致；此线以东地区(即我国东北、华北、长江中下游地区)以四川最小，由此向南、北增加，广东沿海较大，台湾和海南西部年日照时数可达2400h/a2600h/a；XX东部、华北较大，至东北31、北部又趋减小。由于丰富区和较丰富区占国土面积2/3以上，因而我国是一个太阳能资源丰富的国家，开发、利用前景看好。太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时，根据中国气象局风能太阳能评估中心推荐的国内太阳能资源地区分类办法，共分5类，其中：图2.1-1 全国太阳能资源分布图一类地区 全年日照时数为32003300小时，年辐射量在67008370MJ/m2。相当于225285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆东南部等地。二类地区 全年日照时数为3000320032、小时，辐射量在58606700MJ/m2，相当于200225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、XX南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。 三类地区 全年日照时数为22003000小时，辐射量在50205860 MJ/m2，相当于170200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。四类地区 全年日照时数为14002200小时，辐射量在41905020 MJ/m2。相当于140170kg标准煤燃烧所33、发出的热量。主要是长江中下游、福建、 浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。 五类地区 全年日照时数约10001400小时，辐射量在33504190MJ/m2。相当于115140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。2.2 区域太阳能资源概况XX市位于XX自治区东侧，全年太阳总辐射在48965502 MJ/m2之间，总的分布规律34、为由东南部向西北部逐渐增大。其中，以XX市和扎鲁特旗太阳能资源较为丰富，年总辐射在5400 MJ/m2以上，大部分地区年日照时数在2800h以上。2.3 太阳能辐射观测资料 代表气象站的选择距离站址最近的气象站为XX气象站。XX气象站与本光伏电站直线距离约7km，两者之间无大的障碍物，地形变化不大，属于同一气候区，因此采用XX气象站作为本工程太阳辐射量计算的代表站是可行的。由于XX气象站太阳辐射观测年限较短，根据现有气象数据利用气象学推算方法对XX站19902013年的总辐射量计算，并与气象站2012年、2013年的实测值进行比较如表-1和2.3.1-2，结果较为接近。现以推算出的XX气象站135、9902013年的太阳总辐射量数据作为本阶段的研究依据。表-1 2012年XX气象站太阳辐射推算值与实测值结果表月份123456789101112推算值（MJ/m2）263.5357.4517.6648.3777.5584.5614.6677.9492.2338.0225.0185.4实测值（MJ/m2）251.7366.7517.6603.0754.6556.5593.5660.7454.3301.0236.6209.0相对误差（%）4.72.50.07.53.05.03.62.68.312.34.911.3表-2 2013年XX气象站太阳辐射推算值与实测值结果表月份12345678910136、112推算值（MJ/m2）222.4330.7536.7592.9679.7568.9591.4590.0517.8352.8222.6179.4实测值（MJ/m2）238.3366.4564.6582.8726.7612.1631.3591.5528.3365.8222.2180.9相对误差（%）6.79.74.91.76.57.06.30.22.03.50.20.9 太阳能资源年际变化分析(1) 太阳辐射量年际变化分析XX气象站19902013年太阳辐射量的年际变化曲线见图-1。图-1 XX气象站19902013年年太阳能辐射量年际变化图（1997、2000、2002、2003年缺测）由上37、图可以看出，近20年的总辐射量在5067MJ/m26100MJ/ m2之间，最低值出现在1993年，为5067.7MJ/ m2，最高值出现在2006年，为6100.3MJ/ m2，20年平均值为5600.1 MJ/ m2。最近10年年总辐射量，最低值出现在2008年，为5332.9MJ/ m2，最高值出现在2006年，为6100.3 MJ/ m2，年际变化相对稳定。（2）日照时数年际变化分析XX气象站19842013年日照时数的年际变化曲线见图-2。图-2XX气象站19842013年日照时数年际变化图由上图可以看出，近30年间的日照时数变均在2396h3114h之间，年平均日照小时数为279438、.6h；日照小时数最低值出现在1992年为2396.1h，日照小时数最高值出现在1989年的3114.6h，年际变化相对稳定。（3）日照百分率年际变化分析XX气象站19902013年日照百分率的年际变化曲线见图-3。图-3XX气象站19902013年日照百分率年际变化图（1997、2000、2002、2003年缺测）由上图可以看出，近20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20年的平均日照百分率在57%72%之间波动。 太阳能资源月际变化分析(1) 太阳辐射量月际变化分析XX气象站19902013年太阳辐射量月际变化曲线见图-1。图2.3.3-1XX气象站19902013年太39、阳辐射量月际变化图从上图可以看出，XX地区太阳辐射的月际变化较大，其数值区间为197702MJ/m2之间，月总辐射从2月开始增加，5月达到最大值，为701.5MJ/m2，8月以后开始显著下降。（2）日照时数月际变化分析XX气象站19842013年日照时数月际变化曲线见图-2。图2.3.3-2 XX气象站19832012年日照时数月际变化图从上图可以看出，XX地区月平均日照时数月际变化和太阳辐射量月际变化基本一致，数值区间为176283h之间，月平均日照时数从3月开始增加，5月达到峰值，为282.7h，8月以后呈下降趋势。（3）日照百分率月际变化分析XX气象站19902013年日照百分率月际变化40、曲线见图2.3.3-3。图2.3.3-3XX气象站19902013年月平均日照百分率月际变化图从上图可以看出，XX地区日照百分率稳定在46%77%之间， 10月至来年3月的的日照百分率最高，在7月处于一个明显的日照百分率低值区。2.4 站址气象要素及气象条件影晌分析 常规气象要素XX气象站距光伏电站站址直线距离仅7km，因此常规气象要素可以采用XX气象站多年实测统计结果。气象站的基本情况见表2.4-1，建站时间1973年1月，1987年1月迁移至现在位置。主要观测业务有常规气象、气象辐射、沙尘暴等基础观测。表2.4.1-1 气象站基本情况一览表站 名东 经北 纬高程(m)XX气象站11940441、532823.7对XX气象站多年（19832012）观测资料进行统计，基本气象要素统计值如下：1）气温（）年平均温度 1.4极端最高气温 39.6极端最低温度 -39.4年平均最高气温 8.1年平均最低气温 -5.2最热月（7月）平均气温 19.6最冷月（1月）平均气温 -19.92）蒸发量（mm）年平均蒸发量 1676.6 年最大蒸发量 2905.3年最小蒸发量 1350.63）降水量（mm）年平均降水量 344.5年最大年降水量 648.8年最大日降水量 111.8年最大1h降水量 30.04）气压（hpa）年平均气压 705.2 5）相对湿度（）年平均相对湿度 636）日照年平均日照时数42、 2786.9h年平均日照百分率 64%7）风全年主导风向 WNW年平均风速 3.8m/s实测10分钟平均最大风速 25m/s8）其他年平均雷暴日数 24d年最多雷暴日数 37d年平均沙尘暴日数 2.8d年最多沙尘暴日数 14d年最大冻土深度 268cm年最大积雪深度 38cm9）设计风速 根据XX气象站19842013年多年实测大风资料，采用耿贝尔极值适线频率法计算得50年一遇平均最大风速为26.3m/s。另根据建筑结构荷载规范（GB50009-2012），查得临近的XX市和林西县50年一遇基本风压如表2.4.1-2。 表2.4.1-2 基本风压值站名风压值（kN/m2）设计风速（m/s）X43、X0.5529.7林西0.631.0XX位于大XX岭以西，地形、海拔与林西较为相似， 50年一遇平均最大风速采用31.0m/s。 综上，本工程50年一遇设计风速取31m/s。10）暴雨强度公式本地区暴雨强度公式为： 其中：P-重现期（a）；t-设计降雨历时（min）；i-设计暴雨强度（mm/min）。11）逐月气象资料（19832012年）表2.4.1-3 XX气象站逐月气象资料统计表月份项目123456789101112平均气温（）-19.6-15.7-7.53.611.817.119.718.011.33.0-8.7-15.1平均风速（m/s）3.93.94.34.94.63.32.82.44、83.13.74.04.0降水量（mm）2.02.55.510.327.763.896.879.233.812.35.13.2相对湿度（%）726962474562737263586570平均气压（hpa）923.2921.9919.1914.6913.4911.5911.5914.9919.0921.4921.8923.112)风向频率玫瑰图（统计年限：19802013） 风向项目NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC频率（%）22232323576129136615图-1 XX气象站全年风向频率玫瑰图风向项目NNNENEENEEESESESSESSSWS45、WWSWWWNWNWNNWC频率（%）3.44.26.26.25.46.275.88.26.54.74.73.86.26.97.16.8图-2 XX气象站夏季风向频率玫瑰图风向项目NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC频率（%）3.73.33.62.92.32.82.33.57.37.110109.513107.32.7图-3 XX气象站冬季风向频率玫瑰图 气象条件影晌分析（1）气温影响分析XX气温日差较大，年平均气温为1.4 ，多年极端最高气温39.6 ，多年极端最低气温-39.4，逆变器的工作环境温度范围为-20 40 ，电池组件的工作温度范围为-40846、5 。一般太阳能电池组件的工作温度比环境温度高30 左右，本项目电池组件的工作温度在允许范围内，逆变器布置在室内，其工作温度也可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的可靠运行及安全性没有影响。（2）风速影响分析本工程场址区地势平坦开阔，多年平均风速为3.8m/s，多年极端风速25m/s，站址处五十年一遇10m高10min平均最大风速采用31m/s。当太阳能电池组件周围的空气处于低速风状态时，可增强组件的强制对流散热，降低电池组件板面工作温度，从而在一定程度上提高发电量。但由于电池方阵迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响，并以电池阵列及基础等的抗风能力在31m/s47、 风速下不损坏为基本原则。(3) 沙尘暴影响分析本工程场址区年平均沙尘暴发生日数为2.8d，最多日数为14d。沙尘暴天气时空气混浊，大气透明度大幅度降低，太阳辐射也相应降低，会直接影响光伏阵列的工作，对光伏电站的发电量有一定影响，故本工程实施时需考虑采取防风沙及清洗电池组件的措施。(4) 雷暴的影响分析本工程拟建场址区年平均雷暴发生日数为24d，最多日数为37d。应根据太阳能电池组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统。2.5 太阳能资源分析 工程代表年的选择由于太阳辐射量具有随机性，根据各年的太阳辐射数据来计算相关的工程设计参数其结果会有很大的误差。因此要从多年的气象数据中挑选出具48、有代表性的太阳辐射数据，建立工程代表年以充分反映长期的太阳辐射变化规律。工程代表年的确定是通过对已有太阳辐射观测资料的分析整理，根据一定的基准挑选出“标准月”组成。并以此对工程运行期间太阳辐射强度进行预测，其关系到对工程设计参数的选择、工程运行期发电量、工程运行效益的计算等是否准确可靠。根据推算出的XX气象站太阳辐射数据，本工程采用19902013年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，并从最近10年（20042013）进行工程代表年的太阳辐射数据（简称代表年）选择。 工程代表年太阳辐射数据在自然现象和社会现象中，大量的随机变量都服从或近似服从正态分布，如测量误差、海洋波浪的高度、一个地区49、的太阳辐射情况等。因此，可采用统计学中的正态分布来研究太阳辐射资料。太阳辐射情况的总体分布未知，其概率密度也是未知的，为了预测今后几十年的太阳辐射情况，以必要对太阳辐射的总体分布情况进行研究。我们采用直方图近似为正态分布图，以便直观了解太阳辐射情况的概率密度曲线的概况，从而找出高概率区间的高概率值，作为今后的预测值。 工程代表年标准月数据选出的工程代表年太阳辐射数据如表-1所示。表2.5.3-1 工程代表年标准月辐射量和日照时数月 份1月2月3月4月5月6月总辐射量（MJ/m2）257.6333.7517.6629.8709.8677.6日照时数（h）210.7228.4275.9278.5250、78.9249.7所在年201120102012201120092006月 份7月8月9月10月11月12月总辐射量（MJ/m2）676.6650.8517.8404.7246.7199.3日照时数（h）253.1273.0256.1259.4195.4180.1所在年201020102013200920092009由不同年份的标准月所组成的工程代表年年辐射量总量为5822.0MJ/m2，年日照时数2939.2h。 当地太阳能资源综合评价拟建光伏电站的地理位置与XX气象站比较接近，属同一气候环境区域。两地的太阳高度角、天气状况、日照时数及海拔高度均相差不大。因此，本工程站址与气象站的太阳辐射情51、况相似，根据推算出的XX气象站太阳辐射资料序列为19902013年，以此作为本阶段站址处太阳能资源分析的依据。本工程采用19902013年近20年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，选出的本工程代表年（即年太阳总辐射量为5822.0MJ/m2）是合理、有效的。参照QX/T89-2008太阳能资源评估方法，对工程所在地太阳能资源进行评估，属于太阳能资源很丰富区。表2.5.4-2 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/ m2资源最丰富50406300MJ/ m2资源很丰富37805040 MJ/m2资源丰富3780MJ/ m2资源一般太阳能资源稳定程度用各月的日照时52、数大于6h天数的最大值与最小值的比值表示，见下公式：K=经计算，本地区的K值为1.95，参照QX/T89-2008太阳能资源评估方法，属于太阳能资源稳定地区。 表-3 太阳能资源稳定程度等级太阳能资源稳定程度指标稳定程度2稳定24较稳定4不稳定3 工程地质3.1 区域地质条件区域地质构造拟建场地在大地构造单元上位于华北地块()的XX褶皱区(2)苏尼特右旗晚华力西褶皱带 ()内的霍林河盆地内。区域内断裂构造发育，以北东北北东向断裂为主，构成主要构造格架并控制了区内地质构造的发展，霍林河盆地的强烈沉降时期主要在中生代，沉积了巨厚的中生界地层，但新生界第三系缺失，第四系很薄，说明新生界以来，盆地的构53、造活动不强烈，霍林河断裂、那仁宝力格军马场断裂，为霍林河盆地的控盆断裂。以上两条断裂第四纪活动微弱，尤其是晚更新世以来没有活动，霍林河盆地处于相对稳定状态。 地震地质拟建场地所处的区域新构造运动特征为整体缓慢升降运动，无块体间差异运动，近场区两条控制霍林河盆地的断裂，第四纪无明显活动，北西南东向或近东西向断裂亦无明显活动。1970年以来，近场区共发生ML2.0级地震30次，有27次发生在19852003年的18年内，2.0级以上地震发生率为1.5次/年。对场地影响最大的地震是2004年3月24日东乌珠穆沁旗Ms5.9级地震，震中距约100km，对场地影响烈度为V度。自有记载以来，该区从未发生过54、中强地震，属于构造稳定区。据中国地震动参数区划图（GB183062001），拟建场址区50年超越概率10%的地表地震动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为6度。区域稳定性评价根据上述资料，拟建场址区所在的地块处于相对稳定状态。场址区无第四纪活动断裂和现代中、强震断裂直接通过，场地稳定，适宜建筑。3.2 场地地质条件 地形地貌拟建场址区的地貌为冲积平原，地形相对平缓，地势从东北向西南缓慢升高，地面高程一般为905970m（1956黄海高程，下同），场址区为草原，地形、地貌均相对单一。 地层分布情况根据本次勘测成果，拟建场址区地基土层自上而下分述如下：粉质粘土：灰黄色、褐黄色（顶部约0.355、m呈灰褐色，含植物根系及腐殖质），硬塑，局部呈可塑状，无振摇反应，切面较光滑，干强度中等，韧性中等，该层在整个场地内均有分布，层厚1.94.0m。全风化泥岩、泥质砂岩：灰白色、灰黄色，以泥岩为主，局部夹泥质砂岩。泥岩为泥质结构，泥质砂岩为细粒结构，岩质较软，局部相变为煤层。该层在整个场地内均有分布，层顶高程为902.9m955.2m，层厚大于3m，本次勘察该层未揭穿。各地层的厚度及埋深情况见地层统计表（表6.2）。表6.2 地层情况统计表 地层编号岩土名称项次层厚(m)层顶高程(m)层底高程(m)层顶深度(m)层底深度(m)粉质黏土统计个数1617161716最大值4.00958.20955.56、200.004.00最小值1.90906.40902.900.001.90平均值3.00935.91932.960.003.00推荐值3.00935.91932.960.003.00变异系数0.1980.0140.0150.0000.198全风化泥岩统计个数1616最大值955.204.00最小值902.901.90平均值932.963.00推荐值932.963.00变异系数0.0150.198 地基土的物理力学性质指标本次勘察以工程地质调查为主，并辅以适当的洛阳铲探坑进行了勘察，场址区岩土层的主要物理力学参数按照工程经验值提供见表6.3。表6.3 各岩土层物理力学性质指标建议值岩土名称天然重57、度(kN/m3)内聚力c(kPa)内摩擦角()压缩模量Es(MPa)地基承载力特征值ak(kPa)粉质粘土19.525258.0180全风化泥岩、泥质砂岩20.0203010.0220 水文地质条件 场址区地下水主要为第四系孔隙潜水和下部泥岩、泥质砂岩风化带中的裂隙水，地下水位埋深变化范围较大，主要受季节气候、地形起伏和裂隙构造所控制。地下水的补给来源为大气降水及附近的沟塘侧向渗透补给，排泄方式有地下径流、蒸发和人工开采等。 勘察期间恰值旱季，地下水位较低，本次勘察完成的探坑中均未见地下水位，根据收集的资料，拟建场址区地下水位埋深一般大于4m，地下水年变化幅度约为1.0m，本阶段基础设计地下水58、位可初步按埋深3.0m考虑，建议在下阶段勘察时进一步查明。 水、土对建筑材料的腐蚀性(1) 地下水的腐蚀性根据收集的资料，本场地地下水对混凝土结构微腐蚀；在干湿交替及长期浸水环境中，地下水对钢筋混凝土结构中钢筋微腐蚀。(2) 地基土的腐蚀性本次勘察取土样3件进行了土的易溶盐检测分析，试验结果见附件。按岩土工程勘察规范(2009年版)(GB50021-2001) 进行腐蚀性评价，场地环境类型为类，综合判定如下：场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性，对钢结构具有微腐蚀性，具体判定见表6.5。表6.5 易溶盐主要指标含量序号取样编号主要指标含量对混凝土结构腐蚀判定对混凝59、土结构中钢筋腐蚀判定对钢结构腐蚀判定SO42-Mg2+Cl-pH值（mg/kg)（mg/kg)（mg/kg)1T11517427.8微微微2T21510428.0微微微3T31515478.0微微微 场地、地基地震效应(1) 抗震设防类别根据建筑工程抗震设防分类标准(GB502232008)，本工程属标准设防类，即丙类。(2) 设计地震动参数根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，两个极址区50年超越概率10%地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为6度。(3) 场地类别、场地土类型和地段划分拟建场地内的地基土由粉质粘土及风化泥岩、泥质砂岩组成，经初步判断，场地土类型60、为中硬土坚硬土，场地类别以类为主，地段类别为建筑抗震有利地段。3.3 不良地质作用据现场调查，拟建场地地形较平坦，地势开阔，场地内及附近未发现大型滑坡、崩塌、岩溶、地面隆起沉陷、采空区、泥石流和地震液化等不良地质作用，适宜本工程建设。3.4 岩土工程分析及评价 地基土分析及评价粉质粘土：该层以硬塑为主，局部呈可塑状，层厚大于1.9m，该层在整个场地内均有分布，地基承载力特征值为180kPa，是较好的天然地基持力层。全风化泥岩、泥质砂岩：该层以泥岩为主，局部夹泥质砂岩，层厚大于3m，该层在整个场地内均有分布，地基承载力特征值为220kPa，是良好的天然地基持力层。综上，拟建场地内的浅部地层的地基61、承载力特征值均180kPa，一般均可满足本工程场地内的的建(构)筑物要求，各层下卧均无软弱层，场地具备采用天然地基的条件，但当同一个建(构)筑物横跨不同的持力层时，需注意地基均匀性问题。 冻土分析及评价本工程场地所在地区气候类型属寒冷、半干旱大陆性气候，年平均气温1.4，极端最低温度为-39.4，最冷月（1月）平均温度为-19.9，每到冬季存在不同程度的冻土现象。根据收集的资料，本工程场地所处地段最大冻结深度为2.68m，标准冻结深度为2.40m。季节性冻土受季节的影响，冬季冻结，夏季全部融化，因其周期性的冻结、融化，对地基的稳定性影响较大，对变形要求严格的建(构)筑物（如升压站内的主变等）可62、将基础深埋至最大冻结深度（即2.68m）以下或采取防冻害措施以消除季节性冻土的危害。建议在下阶段勘察时查明场地内地基土的冻胀类别。另外，季节性冻土地区基底持力层不允许残留冻土，冬季施工时如发现基底受冻应在基础浇筑前予以清除，并铺设垫层，保证地基土稳定3.5 结论与建议(1) 拟建工程场地无第四纪活动断裂和现代中、强震断裂直接通过，场地稳定，适宜建筑。(2) 根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，工程场地地震动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为斜单轴跟踪器单轴跟踪器)，与固定式阵列系统相比，双轴跟踪系统建设造价增加约20%，斜单轴跟踪系统建设造价增加约12%，单轴跟踪系63、统建设造价增加约10%。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠区大型并网光伏电场和聚焦型光伏电场，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电场上的使用，同时，随着电池组件价格的不断降低，跟踪装置以及高倍聚光技术带来的成本优势正在不断减小，固定平板的布置方式所具有的成本相对较低、后期维护量少的优势逐渐得到体现。综合考虑环境和经济效益，因此本项目全部采用固定安装方式。利用上海电力学院的辐照计算软件，采用工程代表年的太阳辐射资料，计算不同角度倾斜面上各月日的太阳直接辐射量，见下表。当电池组件倾角为44度时，全年日平均太阳直接辐射量最大，64、但由于计及征地费用后，当倾角为43、44度时，发电量的增加减去多出的征地费用已不能收益率的要求，因此确定本工程电池组件的最佳固定倾角为42度。工程代表年不同角度倾斜面上各月日平均太阳直接辐射量表(千瓦时/平方米天)角度一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月日平均02.313.314.645.836.366.276.065.834.793.632.281.794.4256375.025.646.196.416.195.845.756.055.825.664.433.965.579385.075.686.26.46.175.85.726.035.825.694.4745.58701365、95.125.726.226.386.135.775.6965.825.724.514.045.5937405.175.766.236.376.15.735.655.985.825.754.544.085.59906415.215.796.246.356.075.695.625.965.825.784.584.125.6031425.265.826.256.346.035.655.585.945.825.804.614.165.60581435.305.856.266.326.005.615.555.915.825.824.654.205.6072445.355.886.266.305.96566、.575.515.885.815.854.684.235.60726455.395.916.276.275.925.535.475.865.815.874.714.275.60599 光伏发电方阵容量的选择采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。由于本项目建设规模较大，拟以每2MWp容量电池板为一个方阵，共14.5个方阵，利用逆变器的超接能力，超接约3.4%。单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电场的运行影响较小。5.3 逆变器选型 逆变器作用及原理太阳能电池的输出为直流电能，需转换为交流电能后才能对交流负载供电。光伏并网系统主67、要由太阳能电池方阵和并网逆变器以及升压系统组成。并网逆变器是并网光伏系统的核心，没有它就谈不上并网。并网逆变器的基本功能，是把来自太阳能电池方阵的直流电转换成交流电，并把电力输送给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥太阳能电池方阵性能的功能和异常时或故障时的保护功能。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，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。因逆变器采用了电力电子技术，与发电机相比，无转动部件，所以又称为静态变换器。工作过程中，直流侧输入功率为定值，电网电压高低相位68、不同时输出不同的电流。因此，逆变器可以看是一个受控电流源。作为电流源，与电力系统中常规的发电机(电压源)不同，其电压自动跟踪电网输出电流，不存在同期要求。作为电流源，其谐波是值得注意的，不能超过电网要求。 逆变器分类目前世界上最主流的并网光伏逆变技术均以DSP作为处理器，采用IGBT桥式逆变电路，利用PWM(脉宽调制)技术实现“直流交流”的逆变功能。(1) 按功率分类并网逆变器可分为小型、中型、大型逆变器三种。小型逆变器一为10kW以下，中型逆变器为：10kW100kW；大型逆变器为：100kW及以上。(2) 按是否带隔离变压器分类按逆变器是否带隔离变压器，分为有隔离型和无隔离型。与同容量的带69、隔离变压器的逆变器相比，无变压器的逆变器具有体积小、重量轻的优点，其缺点表现在直流输入和交流输出之间无“电气隔离”，太阳电池方阵的短路故障等可能会对电网造成不利影响，此外，注入电网的直流电流略大。(3) 按输出相数分类按并网逆变器的额定输出功率、输入光伏支路数量、输出为三相或单相，无蓄电池的并网光伏发电系统的逆变方案可分为集中型逆变方案和支路型逆变方案两种。1) 集中型逆变方案集中型逆变方案是指并网光伏发电系统通过集中型并网逆变器(Central Inverter)将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同，且三相平衡的三相交流电能。集中型逆变器的单机容量一般由170、0千瓦至几百千瓦不等。在采用集中型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路来增加系统直流电压，提高逆变效率；多路太阳电池支路在集中型光伏接线箱中经熔断器后并联成一路直流输出；多台集中型光伏接线箱的直流输出汇集到集中型逆变器的直流输入端，再经IGBT三相桥式逆变电路转换为三相交流电能。集中型逆变器具有功率大、体积大、重量重、发热量大、IP防护等级不高的特点，一般设计成标准电气柜体或箱体，室内安装。2) 支路型逆变方案支路型逆变方案是指并网光伏发电系统通过支路型并网逆变器(String Inverter)将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅71、值相同的单相交流电能。支路型逆变器的单机容量一般由几百瓦至10千瓦不等。在采用支路型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路；几条太阳电池支路(通常为13条)在支路型光伏接线箱中经断路器后送入支路型逆变器的直流输入侧，再经IGBT单相桥式逆变电路转换为单相交流电能；将组成并网光伏发电系统的多台支路型逆变器按输出功率情况，组成基本平衡的三相交流，并入低压电网。支路型逆变器具有功率小、体积小、重量轻的特点，按安装条件的不同可分为IP防护等级高、室外安装，或IP等级较低、室内安装两种类型。3) 集中型与支路型逆变方案的比较集中型逆变方案接入的太阳电池支路数较多，适用于：太72、阳电池方阵由同一规格、型号的太阳电池组成；各太阳电池的安装倾角、方位角，及受光情况均一致；控制室内有足够空间安装集中型逆变器等应用场合。单台支路型逆变方案接入的太阳电池支路较少，通常为13条，适用于：太阳电池方阵由两种以上型号、规格的太阳电池组成；太阳电池的受光情况略有差异(如部分太阳电池可能受到阴影遮蔽)；控制室面积有限、无法安装集中型逆变器等应用场合。集中型逆变方案的优点还体现在逆变效率略高于支路型逆变器、单位额定功率的成本略低，非常适合于地面空旷的兆瓦级电站上。而支路型逆变方案的优点体现在系统组成方式灵活、冗余性好(单台支路型逆变器发生故障停机后，对整个并网光伏发电系统的能量输出影响很小73、)。 逆变器选型.1 逆变器单机容量选择大型光伏并网电站，宜选择大功率集中型逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。目前国内市场上大功率逆变器有以下几种，500kW、330kW、250kW、200kW、100kW。兆瓦级逆变升压成套设备，国内已有厂家研制开发出了产品，但工程应用极少，仅为试用性质，因此目前国内大多数电站一般仍采购分体设备，通过组合实现逆变、升压功能。国外已有的定型产品，但其升高电压多为20kV，不太适合国内运用，且进口设备价格昂贵，会造成投资成本大幅增加。对于500kW、330kW、250kW、200kW、100kW大型逆变器可74、通过多机并联为1MW单元，配1MW箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。组成MW光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等。在各种MW光伏逆变升压单元组成方案中，推荐500kW级逆变器并机方案。主要原因是大功率逆变器效率高，运行损耗低、能提升光伏电站整体效率。同时，单机功率大的逆变器每瓦平均外形尺寸小，占地更小。.2 逆变器配置选择对于中压并网项目，逆变器配置中，建议不需隔离变压器，可由其逆变器交流输出一次升压，以提升整机效率。大型逆变器配置，以适应户外运行为宜，以节省土建投资。同时，逆变器还应具备以下功能： 适应现场多年环境温度-30+40； 采用MPPT技75、术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高； 提供人机界面及监控系统； 具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流 母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)； 交直流均具有防浪涌保护功能； 完全满足Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值； 本次可研设计暂按某厂家的500kW逆变器来进行，具体可在项目确定后，进行招投标比选。逆变器技术参数76、表500kW直流输入最大方阵开路电压(Vdc)1000最大方阵输入电流(A)1200MPPT范围(Vdc)450820交流输出额定交流输出功率(kW)500额定电网电压(Vac)270额定电网频率(Hz)50功率因数0.99电流总谐波畸变率THD(%)3%(额定功率)系统最大效率(%)98.7%欧洲效率(%)98.5%隔离方式无变压器夜间自耗电(W)3000m 时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸(宽高深，mm)18002180870参考重量(kg)22885.4 光伏方阵设计 太阳能电池方阵支架的要求和间距计算光伏电站安装场址的选择应避免阴影影响77、，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至日影子最长时，前后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。支架采用钢结构，钢结构支架符合GB 50205的要求。方阵紧固螺栓连接符合GB 50205-2001中6.2的要求。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于D：如图5-5所示。图5-5 光伏方阵阵列间距示意图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=cosH/t78、anarcsin(0.648cosf-0.399sinf) (公式5-1)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项目太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排，考虑一定的裕度，阵列前后排间距(不含前排阵列投影距离)取12000mm。 光伏阵列排布大型光伏电场组件阵列的布置，一般通过光伏阵列分区、分级排布来实现。分区以光伏电场升压变设备为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统。本项目总容量为30MWp，按2MW为单元分区，共14.5个分区。图5-6 阵列安装示意图太阳电池组件最低点距地面的距离79、主要考虑当地最大积雪深度、防止动物破坏及泥和沙溅上太阳电池组件，本项目的太阳电池组件最低点距地面距离不低于0.4m。5.5 光伏子方阵设计在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。 电池实际工作温度范围确定在本项目中，表5-2，表5-3中数据是在标准条件下测得的，即：电池温度为25，太阳辐射为1000W/m2、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。霍林格勒地区近30年气象数据显示为：昼最高气温：39.6 夜间最低气温：-39.4 由于电站工作在白天，太阳能电池的实际工作的环境温度范围可取：-2540。 串联回路组件数量确定根据建80、站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按42度考虑。电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：本期电站实际装机容量为30MWp，太阳能电池组件选型为300Wp多晶硅电池，逆变器容量选用500kW。多晶硅电池组件的开路电压Voc=44.5V，换算到最低工作温度摄氏-25度的Voc=51.84V，其每一串的最大开路电压是由逆变器的最大开路电压决定的，其最大开路电压设在DC1000V。因此，每一串的组件数量为：每一串的组件数量=逆变器的最大开路电压/每个电池组件的开路电压=1000/51.8419.29，留有余量取18块。固定阵列布81、置方式以2MWp为一个基本发电单元。每18块组件组成一串，每串电池板输出电压1835.9=646.2V，功率5400Wp。本期项目中，需要这种电池组件100008块，总容量30002.4kWp。5.6 方阵接线方案设计光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，具体的电气连接为，通过组件自带的导线，将每个支架的18(多晶)件组件串联在一起，形成1个组件串，2MW多晶硅光伏方阵共有384个组件串，根据组件并联方式设计，组件串经过光伏方阵接线箱汇流成1路，经过光伏方阵接线箱汇流后2MW多晶硅光伏方阵经过直埋电缆送入安装在分站房内的直流配电柜中，直流配电柜经过第二次汇流，将各方阵支路汇流成2个支路接82、入逆变器的直流侧，每个逆变器接入1个支路。5.7 辅助技术方案 积雪处理根据当地的气候情况，降雪天气较少，而光伏组件又有以下特点：(1) 组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。(2) 组件朝向正南方向，且有42度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。 组件表面清洁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83、天气等恶劣气候，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，清洗介质采用清水清洗。5.8 光伏发电工程年上网电量计算系统损耗计算：光伏电场占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本项目此处损耗值取5%；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4%；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4%；油浸式变压器的效率达到98%；考虑到光伏电场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，故本项目逆变器效率按98%计算；早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%；光伏电池的温度影响系数按4%考虑；系统效率为：95%96%96%98%9884、%97%96%=78% 考虑到以后每年系统效率衰减情况：前十年衰减10、平均每年衰减1、后15年衰减10、平均每年衰减0.67。光伏电场全寿命上网电量计算表：年份发电量（万kWh）14787.92 24748.02 34708.12 44668.22 54628.32 64588.42 74548.52 84508.62 94468.73 104428.83 114388.93 124349.03 134309.13 144269.23 154229.33 164189.43 174149.53 184109.63 194069.73 204029.83 213989.93 223950.0385、 233910.13 243870.24 253830.34 25年发电量总和107728.20 平均每年发电量4309.13 由上表可以看出本项目发电系统25年的总发电量约为10.77亿kWh，年平均发电量4309万kWh。6 电气6.1 接入系统一次 工程概述XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目是由温州XX机电有限公司投资兴建的一座大型(高压)光伏并网电站。光伏电站的整体规划容量为100MWp，本期建设30MWp。本项目拟从银行贷款80%，自筹资金20%进行建设，所发电量全部上网。 电网现状及发展霍林格勒市辖区内现已建成220千伏变电站2座，输电线路11条，总容量36千安，总长3486、3公里。66千伏变电站4座，输电线路12条，总容量18.3千安，总长115公里。另外，霍通沙500千伏输电走廊（由霍林河中电霍煤电厂XX地区500千伏阿拉坦变电站XX地区500千伏XX变电站辽宁500千伏沙岭变电站组成）单回线路已经建成，拟修建双回线。配电网方面，供电和农电10千伏配电线路17条，总长近400公里。 光伏电站并网点介绍光伏电站装机30MW，需要采用66kV电压等级并网。距离光伏电站较近的变电站有220kV霍林河变电站。本工程暂按接入220kV霍林河变电站考虑，具体以接入系统审查意见为准。6.2 系统二次 系统继电保护.1 概述XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目的整体规87、划容量为100MWp，本期建设30MWp。电气主接线采用单母线形式，出线1回。.2 总体配置方案本工程只考虑66kV系统的继电保护配置，暂配置如下，最终配置方案以接入系统报告及审查意见为准：线路保护屏出线线路配置1套线路保护，独立组屏。电站新建1回出线接入系统变，随线路架设光缆，在电站侧配置1套分相电流差动保护，采用专用光纤芯方式，组1面线路保护屏。具体配置方案待接入系统二次部分设计后明确。母线保护为单母线接线配置1面母线保护屏。故障录波器为记录出线和主变的故障录波信息，电厂侧本期需配置1台故障录波器，单独组1面屏。安全稳定控制装置本期暂列一套失步解列装置，单独组1面屏。电能质量监测装置配置一88、套电能量监测装置，单独组1面屏。.3 系统保护设备清单综上所述，XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目本期系统继电保护设备和安全稳定控制装置清单如表6.2-1所示。表6.2-1 继电保护配置清单序号设备名称数量166kV线路保护柜1面266kV母线保护柜1面366kV故障录波柜1面4失步解列装置柜1面5电能质量监测装置柜1面 系统调度自动化.1 总体方案及设备由于目前尚无XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目的接入系统报告及审查意见，本次系统调度自动化设计暂按新能源光伏常规工程配置，本电站由XX地调调度，本期工程远动信息向XX地调发送，最终配置方案以接入系统报告及审查意见为准：远动89、系统配置1套远动功能装置，随厂内新建的升压站光伏监控系统成套提供。根据国家电网调【Q/GDW 617-2011】光伏电站接入电网技术规定要求，光伏电站应能执行电网调度机构对光伏有功功率变化率的要求，并具备电压控制措施，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求，故本光伏电站远动工作站应具备有功功率调节能力和无功电压控制功能。电能量计量系统配置1套电能量计量系统，包含关口计量电能表、电能量采集终端和电能计量小主站，以实现电能计量功能。本工程计量关口点原则上设置在资产分界点。本工程暂考虑将关口点设在电站66kV出线侧，对侧系统变电站侧为校核计量点，具体关口点设置在并网协90、议中明确。针对电气主接线方案，需在1回66kV出线侧设置1块0.2S级电能表；在对侧系统变电站侧设置1块0.5级考核表。最终配置原则及电能表数目根据接入系统设计审查意见确定。调度数据网接入设备配置两套电力调度数据网接入设备及二次安全防护设备，实现电力调度数据网接入功能。电源该部分电源由电气专业统一考虑，无需另配独立电源。.2 系统调度自动化设备清单调度自动化设备清单如表6.2-2所示。表6.2-2 系统调度自动化配置清单序号名 称数量1远动功能装置1套2电能量计量系统1套3调度数据网络接入设备2套4二次安全防护设施2套5屏柜4面 系统通信.1 工程概况XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项91、目的整体规划容量为100MWp，本期建设30MWp。本工程系统通信部分包括光伏电站内系统通信设备配置和接入电网侧通信设备配置。由于光伏电站接入系统二次部分设计尚未开展，本工程系统通信部分设计暂按常规工程考虑，具体方案应根据本工程接入系统审查意见确定。.2 通道需求.2.1 调度电话光伏电站至XX地调需要考虑1路调度电话；光伏电站至XX地区调度电话交换网第二汇接局需要考虑1路调度电话。.2.2 调度数据网通道光伏电站以12M方式分别接入内蒙电力调度数据网省调接入网和XX地调接入网。.2.3 远动通道远动信息通过调度数据网通道传送。.2.4 线路保护通道本期光伏电站至对侧变电站1回66kV线路需要92、考虑开设1路保护通道，采用专用芯方式。.3 通信方案.3.1 光缆建设方案光伏电站以1回66kV线路接入对侧变电站，本工程暂考虑利用新建的66kV线路敷设2根OPGW光缆，光缆芯数均为24芯，上述光缆建设方案由线路送出工程考虑。.3.2 光通信设备配置方案本工程考虑在光伏电站配置2台SDH/622M光传输设备，对侧变电站相应配置2台SDH/622M光传输设备，接入地区光传输网。此外，光伏电站还需配置1套光通信仪表和1套本地维护终端。光伏电站需配置2台PCM终端设备，XX地区调度电话交换网第二汇接局相应各配置1台PCM终端设备，用于传送光伏电站至XX调度电话交换网第二汇接局的调度电话。光伏电站外93、光传输设备由光通信专项工程考虑。.3.3 调度交换设备配置考虑到光伏电站的调度电话从XX地调和XX地区调度电话交换网第二汇接局两点接入调度电话交换网，因此需在XX地调和XX地区调度电话交换网第二汇接局各配置1块调度交换机用户接口板。光伏电站需配置1台调度交换机和1套调度录音系统。.3.4 电源系统配置为保障光伏电站通信设备的供电需求，本工程考虑在电厂配置2套-48V高频开关电源和2组300Ah免维护蓄电池。.3.5 辅助设备配置为解决光伏电站光缆、光传输设备、PCM终端的配线，在光伏电站内需配置2面光纤配线柜(1台为保护用)，对侧变电站需配置1台数字配线柜和2台光纤配线柜(1台为保护用)。海西94、地调和海西地区调度电话交换网第二汇接局需要各配置1台音频配线柜(或模块)。.4 通道组织.4.1 线路保护通道光伏电站至对侧变电站1回66kV线路：保护设备的主、备通道均采用专用纤方式，两个通道分别利用本工程新建光伏电站至对侧变电站的2根24芯OPGW光缆，保护专业本期共使用4根纤芯。.4.2 至海西地调的通道本工程利用光伏电站至对侧变电站新建的主用622M光传输电路，接入地区光传输网，用于组织至XX地调的调度数据网、调度电话通道。.4.3 至省调接入网接入节点的通道本工程利用光伏电站至对侧变电站新建的备用622M光传输电路，接入地区光传输网，用于组织至省调接入网接入节点的调度数据网通道。 .95、5 设备材料配置根据上述通信方案描述，光伏电站的系统通信配置清单如表表6.2-3所示。表6.2-3 系统通信配置清单序号设备名称单位数量备注光伏电站本体部分1-48V高频开关电源(100A)台22300AH免维护蓄电池组23调度台席24调度交换机台15调度侧调度交换机新增用户板块26调度录音系统(含调度电话单机)套17音频配线柜面1光通信站内部分1SDH光端机台2STM-4，每台光端机含2块STM-4光接口板2PCM终端台4光伏电站2台，酒泉地调、500kV变电站各1台324芯进场光缆千米62根，3千米/根4数字配线柜面15光纤配线柜面26光通信仪表套17本地维护终端套1备注：光伏电站外对侧变96、电站新增光通信设备及辅助线缆材料不列入本工程清单。6.3 电气一次部分 电气主接线每2MWp容量为一个子方阵，共14.5个子方阵。其中每18个多晶电池组件串联，输出电压646.2V，输出功率5400Wp。电池板阵通过电缆串联达到额定电压，回路连接至光伏直流汇线箱，汇线箱内实现多回路并联达到额定功率。汇线箱并联后接至逆变器。本项目选用500kW逆变器，交流输出电压270V，本30MWp工程，每2MWp为一个子方阵，共14.5个子方阵，其中每个子方阵各匹配二台S11-1250升压箱式变压器，共需要29套35kV箱式变压器。根据本期光伏电站装机规模，占地面积以及减少线路损耗等光伏电站的特殊要求，本项97、目35kV线路采用电缆方案。采用单元集中汇流，通过主电缆送至29套35kV箱式变压器中，变压器就地升压为35kV。为了降低电缆故障造成的影响，提高集电线路的可靠性，每10台箱式变压器串联成组，接入35kV配电室汇流母线，35kV母线采用单母线，通过1台主变再升压至66kV接入公共电网。系统由14.5个独立的2MWp分系统组成，各分系统之间没有任何电气联系。可分别施工建设，及运行与维护管理，故障检修时也不会影响整个系统的运行。详见电气主接线附图。 短路电流计算和设备选型.1 短路电流计算计算条件：汇集站主变压器容量31.5MVA;阻抗百分值Uk=10.5，箱变容量1.25MVA;阻抗百分值Uk=98、6.5。汇集站变压器高压侧系统按无穷大系统考虑，系统阻抗值为0。计算用基准容量取Sj=100MVA，基准电压取Uj35=1.05Ue=1.0535=37kVUj0.27=1.05Ue=1.050.27=0.28kVLGJ-150截面35kV线路电抗值X=0.379/km；忽略电阻。线路距离4公里主变压器阻抗标幺值Xt1=箱变阻抗标幺值Xt2=35kV线路电抗XL=35kV基准电流1.56kA0.27kV基准电流206.2kA开关站35kV母线短路电流箱变0.27kV母线短路电流表6.3-1 短路电流计算结果表短路地点短路点编号基准容量(MVA)平均工作电压(kV)短路点等值标幺阻抗短路电流周期99、分量有效值(kA)短路冲击电流峰值(kA)35kV母线d1100370.44383.5158.960.27kV母线d21000.285.643836.53696.16.2 电气设备选型(1) 35kV光伏进线柜：选用铠装移开式金属封闭成套开关柜；进线柜额定电流计算：35kV进线：12500/(35)=206A由于35kV断路器无小容量型号，故进线柜额定电流选择1250A。(2) 35kV总出线柜：选用铠装移开式金属封闭成套开关柜；总出线柜额定电流计算：50000/(35)=515A由于35kV断路器无小容量型号，故总出线柜额定电流选择1250A。表6-2 主设备选择表选用设备名称及型号额定电压100、(kV)额定电流(A)额定开断电流(kA)动稳定开断电流峰值(kA)热稳定电流(kA)35kV总出线断路器40.5125025632535kV光伏进线断路器40.512502563250.270kV断路器0.28020004010040注：所有电气设备参数均应按当地实际使用环境进行技术修订.3 光伏防雷汇流箱本项目采用16进1出的专用光伏防雷汇流箱，箱内每进线回路正负极均设有熔断器，每进线回路设有光伏专用过电压保护器，出线回路设有专用高压直流断路器。进线回路熔断器可以迅速切断每一串电池板的过电流故障。进线回路过电压保护器可以防止电池板的过电压故障，且当雷击中任一电池板都可通过过电压保护器防止雷101、电过电压和感应过电压，迅速切除故障从而保护其他电池板。出线回路专用高压直流断路器，可作为保护动作和操作电气，当熔断器无法切除故障时，可切除整个汇流箱所连接的所有电池板，从而避免了事故的扩大。图6-1 光伏防雷汇流箱接线图.4 逆变器通过经济技术比较，本项目选用500kW并网逆变器。与电池板配套选用58台逆变器。并网逆变器内不设隔离变压器，输入电压MPPT直流450820V，输出电压交流270V三相三线制。逆变器输出纯正弦波电流，具有“反孤岛”运行功能和无功补偿功能，具有完善的保护和自动同期功能。每台逆变器具有良好的人机界面和监控通讯功能，以便和监控中心组成网络，实现远端监控。逆变器选用集装箱型102、，两台500kW逆变器组成一个集装箱。6.3.2.5 升压箱式变压器非晶合金铁芯变压器是用新型导磁材料非晶合金制作铁芯而成的变压器，它比硅钢片作铁芯变压器的空载损耗(指变压器次级开路时，在初级测得的功率损耗)下降70%左右，是目前节能效果较理想的配电变压器。制造非晶合金变压器消耗的非晶合金材料较多，同时非晶合金变压器制造工艺亦较为复杂，因而制造成本偏高。按目前原材料价格及制造工时计算，非晶合金变压器的市场售价约比同等级硅钢S11型变压器的贵50%左右。根据本项目的特点，箱式变压器中的升压变压器选用35kV 级油浸式S11升压变压器，共29台。.6 无功补偿装置光伏电站暂按加装容量为12Mvar103、的SVG动态无功补偿装置，满足功率因数-0.99+0.99连续可调的要求，最终以接入系统批复文件为准。 电气设备布置集装箱型逆变器、35kV升压箱变就地布置于电池组件方阵。35V动态无功补偿装置的阀组和控制柜布置在35kV配电室内，动态无功补偿的电抗器室外布置在35kV配电室的左侧。本项目在升压站区建设一座66kV升压站、生产运行楼、综合办公楼、门卫室。 站用电接线本项目站用电负荷主要有控制系统、生活用电等，负荷集中在生产运行楼、综合办公楼。采用250kVA施工箱变，在施工结束后转为站用工作箱变。同时在生产运行楼内设置35kV的站用变，作为站用电的备用电源。 照明和检修本项目采用工作照明及检修104、电源与站用动力混合供电，电源取自380V配电箱。在综合楼内设有工作照明，在综合楼附近设有道路照明。照明灯具采用节能灯具。事故照明电源取自集中控制室直流屏。在综合楼设有事故照明回路和灯具。逆变器室设自带蓄电池的照明灯具。 电缆设施本项目大部分电缆采用直埋方式进行敷设，局部设电缆沟，部分采用电缆埋管。本项目选用阻燃铜芯电缆，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。通讯线采用光缆，为抗干扰和保护通讯线，通讯线全程穿钢管。 电缆防火本项目大部分为直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本项目按相关规程和法规，设置105、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。 过电压保护本项目在电池板站区不装设避雷针。在汇流箱内进线回路装有过电压保护器可以防止单个电池板回路直接雷和感应雷电波串至其他电池板回路，迅速释放雷电波从而保护其他电池板不受雷电波损坏。在逆变器内交、直流侧均装设有过电压保护器，在35kV母线装设有避雷器。可以防止雷电波入侵和操作过电压。 接地全厂接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工复合接地网。在每个汇流箱和逆变器室处设有垂直接地极，以便更好的散流。每个电池板均接至水平接地网。水平接地体干线采106、用-505镀锌扁钢，垂直接地极采用f60镀锌钢管。6.4 电气二次 设计依据和原则.1 本工程电气二次的设计依据GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB 50116-1998 火灾自动报警系统设计规范GB 50016-2006 建筑设计防火规范GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB 50229-2006 火力发电厂与变电站设计防火规范DL/T 5136-2012 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5202-2004 电能量计量系统设计技术规范GB/T 50063-2008 电力装置的电测量仪表装置设计规范GB 50395-2007 视频安防107、监控系统工程设计规范GB 50394-2007 入侵报警系统工程设计规范.2 设计原则全厂设一套计算机监控系统，升压站区及光伏区电气设备均纳入监控系统。监控设备主要有：升压站区66kV断路器、隔离开关、地地开关，母线PT及无功补偿设备；35kV系统断路器，220V直流系统，UPS，光伏区的逆变器、直流柜和箱变低压侧断路器。计算机监控系统设有通信管理机及测控柜。66kV设备采用硬接线接入测控柜，其它设备采用通信方式与通信管理机进行连接。电气二次主要包括以下几个系统：计算机监控系统、继电保护、直流系统、交流不停电电源系统、火灾自动报警系统及安防系统。本工程采用集中控制方式，在生产综合楼设有集中控制108、室及电子设备间。继电保护及安全自动装置均采用微机型保护装置，变压器保护装置为单独组屏并安装于集控楼电子设备间内，35kV微机型保护装置分散安装于开关柜内。光伏方阵区的箱变测控装置安装于逆变器箱变内，并由箱变供货商成套提供。 计算机监控系统.1 系统结构(1) 计算机监控系统由站控层和间隔层两部分组成并采用分层、分布开放式网络结构，站控层主要设备有工程师站、操作员站兼五防工作站、远动设备及对时设备等组成。间隔层主要按电气单元划分的相关测控柜组成。(2) 站控层网络结构为双以太网，工程师站、操作员站及远动设备等均配置双网卡，分别接入冗余热备的通信设备。(3) 光伏区通信采用环型网络结构，每个方阵的109、逆变器、直流配电柜、就地升压变及汇流箱接入通信设备，再与相邻通信设备一起与控制楼主通信柜组成环网。.2 通信方式1） 35kV升压站内电气设备采用通信方式接入公用测控柜，主要有：220V直流系统、UPS、35kV系统的断路器、PT、无功补偿装置及低压厂用电系统。2） 光伏区域各电气设备采用通信传输。根据光伏区的地理位置及保证通信的可靠性，在光伏区域相关逆变器房设备通信柜，通信柜内含有光纤通信设备、通信管理机和保证通信柜交流失电时可靠工作的后备电源。接入光伏区域通信柜的设备有：就地升压变压器、逆变器及直流配电柜。各设备与通信柜采用RS485通信接口。各光伏方阵与集控柜之间采用4芯单模铠装光纤通信110、。66kV升压站区电气设备采用硬接线方式接入测控柜。按单元设备测控柜并有20%备用测点。.3 计算机监控系统主要功能计算机监控系统能实现数据采集和处理、数据库的建立与维护、控制操作、防误闭锁、同期、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、时钟同步、人-机联系、系统自诊断与自恢复、与其它设备接口及运行管理等主要功能。.4 计算机监控系统的监控范围(1) 遥控范围。66kV线路断路器、隔离开关及接地开关；1主变高压侧断路器、隔离开关及接地开关；1主变有载调压分接头控制； 35kV系统断路器；就地升压变低压侧断路器；逆变器；380V厂用工作变低压侧断路111、器。(2) 遥测范围。66kV线路电流、电压、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、66kV母线电压；1主变高压侧电流、电压、有功功率、无功功率、考核电能；1主变油温及绕组温度； 35kV母线电压；35kV各光伏进线的电流、有功功率； 380V厂用变压器高压侧电流、功率；各台逆变器的电流、电压、功率；各台就地升压变低压侧电流；各台直流配电柜的进出线直流电流及电压；各汇流箱的电流；220V直流系统电流电压；UPS电流电压。(3) 遥信范围。66kV线路断路器相关信号；66kV线路隔离开关相关信号；66kV线路接地开关相关信号；66kV线路保护装置信号；66kV母线保护装置信号；主变高压侧断路器112、相关信号、隔离开关相关信号、接地开关相关信号；66kV主变压器保护装置相关信号；110kV主变压器有载调压开关位置信号；35kV系统断路器相关信号，PT柜相关信号；无功补偿装置相关信号；逆变器相关信号、直流配电柜相关信号，就地升压变高低压侧开关相关信号。(4) 遥调范围。主变压器分接头的调整；逆变器输出功率调整；.5 计算机监控系统调度关系计算机监控系统可实现光伏电站三级控制。调度控制、集控室集中控制及就地间隔层控制。调度控制。通过计算机监控系统的远动装置可接受调度端的功率调整等相关功能。集中控制室集中控制。运行人员通过操作员站实现对光伏电站各系统的控制及监视功能。就地间隔层控制。在计算机监控113、系统网络故障时可通过间隔层的测控柜对相关电气设备进行控制。控制权限由高到低依次为：就地间隔层控制、集中控制室集中控制、调度控制。.6 GPS对时本工程设一套GPS对时系统，提供各智能装置所需要的对时信号。主变压器保护装置、线路保护装置、故障录波装置及35kV微机型保护装置采用B码对时，采用确接线进行连接。光伏方阵区的各智能装置采用网络报文对时模式，通过各通信柜进行传输。 继电保护及安全自动装置.1 66kV主变压器保护配置66kV主变压器配置一套微机型差动保护装置，独立组屏安装于集控楼电子设备间内。电量及非电量保护均按单套配置，主要保护功能如下：差动保护。作为主变内部引出线短路故障的主保护，保114、护动作时跳主变压器两侧断路器并发信号。主变压器高压侧过流速断及限时过流保护。作为主变的后备保护，保护动作时跳主变压器两侧断路器并发信号。主变压器低压侧过流速断及限时过流保护。作为主变的后备保护，保护动作时跳主变压器两侧断路器并发信号主变压器高压侧零序过流保护。作为主变压器高压侧单相接地故障的后备保护，保护动作时廷时跳主变两侧断路器。主变过负荷保护。非电量保护主要有重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、压力突变、油位、油温及绕组温度保护，保护动作时按需要跳闸或发信号。.2 35kV馈线保护35kV各馈线柜均配置微机型保护装置，分类如下：(1) 35kV光伏集电线路馈线柜及无功补偿装置电源馈线柜。配置微机型综115、合保护装置，主要保护功能为过流速断保护、限时过流保护、零序过流保护及过欠压保护。(2) 380V厂用工作变压器馈线柜。配置微机型综合保护装置，主要保护功能为过流速断、限时过流、零序过流及过负荷保护。(3) 35kV电压互感器柜。配置微机型PT测控装置、微机型消谐装置及小电流接地选线装置。PT测控装置反映PT断线及母线电压低信号，同时可测量母线电压量。(4) 就地升压变保护。本工程就地升压变为1250kVA，可不配置差动保护。就地升压变低压测安装有断路器，保护由断路器智能脱扣器完成，保护功能主要有长廷时过流、过流速断、接地故障等保护。就地变压器的超温保护信号接入变压器测控装置，变压器超温时跳变压116、器低压侧断路器。.3 并网逆变器保护逆变器的保护装置由逆变器成套提供并安装于逆变器控制柜内。主要保护功能有：电流速断、过流保护、零序过流保护、逆功率保护、过负荷保护、低电压保护、防孤岛效应保护及温度保护等。.4 汇流箱保护光伏电站智能汇流箱具有过流保护，汇流箱进线采用熔断器保护，出线采用空气断路器并配有脱扣器。.5 低压厂用工作变低压侧保护低压厂用工作变低压侧断路器配有智能脱扣器，主要保护功能有：过流速断、过流保护、单相接地保护等。.6 故障录波本工程设置一套微机型故障录波装置，采集的模拟量主要有：66kV线路电流、66kV线路电压、66kV母线电压、66kV主变压器高压侧电流、66kV主变低117、压侧电流、35kV母线段电压。采集的开关量主要有：66kV线路断路器位置信号、66kV主变高压侧断路器位置信号、66kV主变低压侧断路器位置信号、66kV线路保护装置的动作信号、66kV主变压器保护装置动作信号。 组屏方案.1 66kV主变压器保护66kV主变压器采用微机型保护装置，电量及非电量保护均为单套配置，配有打印机。装置单独组屏安装于集控楼电子设备间内。.2 35kV系统保护35kV各配电装置均配置了微机型保护装置，本工程非单独组屏而是就地分散安装于各相关的配电装置内并由开关柜成套提供。.3 其它系统故障录波、交流不停电电源、220V直流系统、变送器计量柜及计算机监控系统相关柜体均为独118、立组屏安装于集控楼电子设备间内。火灾报警屏采用壁挂式安装于集控室便于观察的地方。 二次接线.1 光伏区汇流箱、直流配电柜、逆变器及就地升压变的信号采用通信方式上传。光伏区按照地理位置并保证通信的可靠性按需设置了通信柜，柜内安装有光纤环网交换机、通信管理机及保证工作电源故障时的应急的UPS。通信管理机负责与各逆变器、直流配电柜、汇流箱及就地升压变测控装置进行通信，采用RS485接口。就地升压变低压侧断路器的控制采用遥控方式。6.4.5.2 升压站电气设备的测量控制采用硬接线方式。测量方面配有变送器柜，采集的模拟量主要有66kV线路电流电压、66kV母线电压、66kV主变压器高压侧电流。35kV系119、统也配有变送器完成测量功能，35kV系统的变送器安装于配电装置内。升压站内的电气设备控制采用硬接线方式，由计算机监控系统的测控柜完成。.3 电流、电压互感器的选择。35kV及66kV系统均配置了电流互感器和电压互感器，可满足保护、测量及计量的需要。考核用电流互感器为0.5S级、保护用电流互感器为5P级，66kV线路关口计量由系统专业完成。 控制电源系统.1 本工程设一套直流系统供保护、控制及事故照明用。直流系统由充电柜、馈线柜及电池柜组成，直流系统单用单母线分段接线，额定电压为220V。蓄电池容量暂定为200Ah一组不设端电池，充电装置为2套。直流系统正常运行时采用浮充电方式，备用时间为1小时120、。220V直流负荷统计表序号负荷名称装置容量(kW)负荷系数(k)计算电流(A)经常电流(A)事故放电时间及放电电流 (A)初期I1min持续I2min随机Irs0116051信号灯、位置指示器和位置继电器2.50.66.826.826.826.822直流常明灯114.554.554.554.553控制、保护监控系统80.621.8221.8221.8221.824断路器跳闸0.63030305UPS电源100.627.327.327.327.36随机负荷2合 计90.590.590.560.526.4.6.2 升压站交流不停电电源系统。主要供计算机监控系统及远动设备使用，系统由主机柜、旁路柜121、及馈线柜组成，额定输出电压为AC220V，额定容量暂定为10kVA，系统不带蓄电池，直流电源由厂用直流提供。.3 光伏区通信柜UPS。光伏区通信配套提供UPS，备用时间为30分钟，额定容量为1kVA并自带蓄电池。 火灾自动报警系统本工程火灾自动报警系统根据GB 50119-1998火灾自动报警系统设计规范等相关规定进行设计。(1) 火灾报警及消防控制系统采用区域报警工作方式。在生产运行楼集控室内设一套置火灾报警控制器(联动型)，主要监测各个设置火灾探测器场所的火警信号，并可根据消防要求对相关部位轴流风机及空调等需要自动关闭的设备联锁控制。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122、。火灾报警监视的对象为升压站和逆变器房。(2) 升压站的火灾监测对象根据环境及不同的火灾燃烧机理，分别选用感烟、感温等不同种类的探测器。探测器主要安装在控制室、35kV开关室、主变及逆变器房等场所；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的地址、打印报警时间和报警点的地址。同时，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或空调、启动声光报警器，也可由值班人员在火灾报警控制器上手动操作。(3) 各场所火灾探测器类型：主控制室：感烟型电缆层和电缆竖井：线型感温继电器室：感烟型配电装置室：感烟型主变压器：线型感温123、逆变器房：感烟型火灾报警控制器采用双电源，正常工作时由厂用电进行供电，当厂用电故障时切换到自带的蓄电池进行供电，蓄电池供电不低于8小时。由于光伏厂区面积较大，各逆变器房与集控室较远超过火灾报警系统电缆的传输能力，为保证系统可靠性，本工程在光伏区会设置两套火灾报警区域屏，区域屏再与火灾报警主屏进行通信，区域屏与主屏间采用光纤通信。 视频安防监控系统本工程安装一套视频安防监控系统。监视范围主要有：升压站围墙四周、升压站主入口、综合办公楼主入口、一楼楼梯口及走廊、二楼楼梯口及走廊。系统由视频主机、专用电缆、摄像头等设备组成。 电工试验室为满足光伏电站电气设备试验需要，本工程设置专用的电工试验室，配置124、必要的测试设备。 电气二次设备布置本工程生产运行楼设有电子设备间，计算机监控系统屏柜、独立组屏的保护柜、故障录波器柜、变送器柜、计量柜、直流系统、UPS、系统专业屏柜及通信设备屏柜均安装于电子设备间内。6.5 通信 厂内通信本工程设一套厂内通信系统。系统由小型程控交换机、分机等设备组成，小型交换机选用4外线16内线型可满足现场办公需要。7 土建工程7.1 设计安全标准 简述XX市隶属于XX自治区XX市，位于XX市西北部、XX草原与XX草原交汇处，处于XX盟、XX盟、XX市“两盟一市”交界地带，距中蒙边界120km。地理位置在E11817461194612，N45164546之间。1985年11125、月经国务院批准建市，全市总面积585km2，总人口约10.9万人，其中常驻人口约7.6万人。现辖5个街道办事处，14个城市社区和7个城郊社区，居住着汉、蒙、回、朝鲜等17个民族，其中蒙古族人口占总人口的37.8%。XX市是中国重要的能源工业基地，是中国优秀的旅游城市。本期工程为30MWp并网光伏电站，升压站厂区内设有生产运行、综合办公楼、门卫，主变基础，无功补偿装置，66kV屋外配电装置，光场区设置光伏矩阵单元区，光伏矩阵单元区包括太阳能电池组件支架，逆变器基础及箱变基础。 工程等级由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，根据建筑地基基础设计规范(GB50007-2002)、建筑工程抗震设防126、分类标准(GB50223-2008)、并参照风电场工程等级划分及设计安全标准(试行)(FD002-2007)，本工程的主要建(构)筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。(1) 工程等别和建筑物级别：1) 本工程等别为IV等，工程规模为小型；2) 建筑物级别为2级；(2) 建筑物结构安全标准：1) 建筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0；2) 太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。(3) 洪水设计标准：1) 光伏电站防洪设计标准为50年一遇。(4) 抗震设计标准：1) 主要建(构)筑物的抗震设防类别为丙类；2) 太阳能支架基础的抗震设防类别为丙类。(5) 地基127、基础的设计等级：1) 主要的建筑物地基基础的设计等级为丙级；2) 太阳能支架基础的设计等级为丙级。7.2 基本资料和设计依据 基本资料.1 地形地貌拟建场址区的地貌为冲积平原，地形相对平缓，地势从东北向西南缓慢升高，地面高程一般为905970m（1956黄海高程，下同），场址区为草原，地形、地貌均相对单一。.2 地层根据本次勘测成果，拟建场址区地基土层自上而下分述如下：粉质粘土：灰黄色、褐黄色（顶部约0.3m呈灰褐色，含植物根系及腐殖质），硬塑，局部呈可塑状，无振摇反应，切面较光滑，干强度中等，韧性中等，该层在整个场地内均有分布，层厚1.94.0m。全风化泥岩、泥质砂岩：灰白色、灰黄色，以泥岩128、为主，局部夹泥质砂岩。泥岩为泥质结构，泥质砂岩为细粒结构，岩质较软，局部相变为煤层。该层在整个场地内均有分布，层顶高程为902.9m955.2m，层厚大于3m，本次勘察该层未揭穿。各地层的厚度及埋深情况见地层统计表。地层情况统计表 地层编号岩土名称项次层厚(m)层顶高程(m)层底高程(m)层顶深度(m)层底深度(m)粉质黏土统计个数1617161716最大值4.00958.20955.200.004.00最小值1.90906.40902.900.001.90平均值3.00935.91932.960.003.00推荐值3.00935.91932.960.003.00变异系数0.1980.0140129、.0150.0000.198全风化泥岩统计个数1616最大值955.204.00最小值902.901.90平均值932.963.00推荐值932.963.00变异系数0.0150.198.3 地基土岩土工程分析与评价粉质粘土：该层以硬塑为主，局部呈可塑状，层厚大于1.9m，该层在整个场地内均有分布，地基承载力特征值为180kPa，是较好的天然地基持力层。全风化泥岩、泥质砂岩：该层以泥岩为主，局部夹泥质砂岩，层厚大于3m，该层在整个场地内均有分布，地基承载力特征值为220kPa，是良好的天然地基持力层。综上，拟建场地内的浅部地层的地基承载力特征值均180kPa，一般均可满足本工程场地内的的建(构130、)筑物要求，各层下卧均无软弱层，场地具备采用天然地基的条件，但当同一个建(构)筑物横跨不同的持力层时，需注意地基均匀性问题。.4 冻土本工程场地所在地区气候类型属寒冷、半干旱大陆性气候，年平均气温1.4，极端最低温度为-39.4，最冷月（1月）平均温度为-19.9，每到冬季存在不同程度的冻土现象。根据收集的资料，本工程场地所处地段最大冻结深度为2.68m，标准冻结深度为2.40m。季节性冻土受季节的影响，冬季冻结，夏季全部融化，因其周期性的冻结、融化，对地基的稳定性影响较大，对变形要求严格的建(构)筑物（如升压站内的主变等）可将基础深埋至最大冻结深度（即2.68m）以下或采取防冻害措施以消除季131、节性冻土的危害。建议在下阶段勘察时查明场地内地基土的冻胀类别。另外，季节性冻土地区基底持力层不允许残留冻土，冬季施工时如发现基底受冻应在基础浇筑前予以清除，并铺设垫层，保证地基土稳定。.5 场地土的腐蚀性(1) 地下水的腐蚀性根据收集的资料，本场地地下水对混凝土结构微腐蚀；在干湿交替及长期浸水环境中，地下水对钢筋混凝土结构中钢筋微腐蚀。(2) 地基土的腐蚀性本次勘察取土样3件进行了土的易溶盐检测分析，试验结果见附件。按岩土工程勘察规范(2009年版)(GB50021-2001) 进行腐蚀性评价，场地环境类型为类，综合判定如下：场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具有微腐蚀性，132、对钢结构具有微腐蚀性，具体判定见下表。易溶盐主要指标含量序号取样编号主要指标含量对混凝土结构腐蚀判定对混凝土结构中钢筋腐蚀判定对钢结构腐蚀判定SO42-Mg2+Cl-pH值（mg/kg)（mg/kg)（mg/kg)1T11517427.8微微微2T21510428.0微微微3T31515478.0微微微.6 地震(1) 抗震设防类别根据建筑工程抗震设防分类标准(GB502232008)，本工程属标准设防类，即丙类。(2) 设计地震动参数根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，两个极址区50年超越概率10%地震动峰值加速度值为0.05g，相应的地震基本烈度为6度。(3) 场地类别、133、场地土类型和地段划分拟建场地内的地基土由粉质粘土及风化泥岩、泥质砂岩组成，经初步判断，场地土类型为中硬土坚硬土，场地类别以类为主，地段类别为建筑抗震有利地段。 设计依据民用建筑设计通则GB 50352-2005办公建筑设计规范JGJ 67-2006公共建筑节能设计标准GB 50189-2005建筑设计防火规范GB 50016-2006火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-200635110 kV变电站设计规范(GB50059-2011)；3110 kV高压配电装置设计规程(GB50060-2008)；变电所建筑结构设计技术规定(NDGJ96-92)；建筑结构荷载规范(GB50009-134、2012年版)；混凝土结构设计规范(GB50010-2010)；混凝土结构工程施工质量验收规范(GB 50204-2011)钢结构设计规范(GB50017-2003)；钢结构工程施工质量验收规范(GB50205-2001)建筑地基基础设计规范(GB50007-2011)；建筑抗震设计规范(GB 50011-2010)；构筑物抗震设计规范(GB 50191-93)建筑设计防火规范(GB50016-2006)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)砌体结构设计规范(GB 50003-2011)砌体工程施工质量验收规范(GB 50203-2011)工业建筑防腐蚀设计规范(GB 50135、046-2008)室外给水设计规范GB50013-2006 室外排水设计规范GB50014-2006建筑给水排水设计规范GB50015-20032009年版采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003 建筑设计防火规范GB50016-2006 7.3 总交布置 概述本工程位于XX市西北部。XX市位于XX自治区XX市西北部，地处北纬45164546，东经11817461194612，总面积585平方公里，地面标高海拔8201317m。西部、西北部和北部与XX盟东乌珠穆沁旗接壤，西南部、南部和东南部毗邻XX市扎鲁特旗，东部、东北部与XX盟XX右翼中旗连接，处于两盟一市的交界处，距XX市336136、km，北距蒙古国直线距离120km。XX市有着储量丰富的煤炭资源，全国五大露天煤矿之一的霍林河煤田就在境内。2005年，霍林河煤田被国家发改委确定为全国13个大型煤炭基地。XX市辖区总面积585平方公里，东西长38km，南北宽28km，周长113km，建成区面积15平方公里，总人口10.3万，居住着汉、蒙、满、回、朝鲜等20多个民族，其中蒙古族人口占总人口的37.8%。站址位于XX市西北部，东邻外环公路，东南为排土场，地势大体平坦，西高东低，海拔高度约900970m。场址址距省道101线约5km，公路运输干线可利用304国道、101省道，对外交通十分便利。具体位置见下图。霍林郭勒市外环公路S1137、01排土场站址图7.3-1 站址地理位置图站址区域范围内无工厂、居民，不涉及拆迁。项目用地面积约1457亩，容量30MWp。初步核查，站址区域范围内，未发现有古迹、古墓等文物，未发现重要矿藏资源。厂址区域附近无影响电站建设的广播电台发射塔、机场等；XX市属典型的寒冷、半干旱大陆性气候，冬季漫长而寒冷，夏季短促而凉爽。太阳能资源丰富，年平均日照时数2786.9h。年平均温度1.4，极端最高气温39.6，极端最低气温-39.4；年平均蒸发量1676.6mm，年平均降水量344.5mm，年最大日降水量111.8mm，年平均风速25m/s，全年主导风向WNW。 交通运输XX交通运输比较便利。穿越境内的138、通霍铁路可直达XX，使XX汇入了连接全国的铁路大动脉； 国道304和省道101在XX境内接轨，可通往全国各地。场址距XX机场约300km。本工程进站道路由东侧的外环公路引接，长度约50m。 总体规划（1）电站规模本工程容量30MWp。（2）水源水源拟通过管道由外部引接，管道长度约2km。（3）出线本项目以66kV电压接入系统，出线至附近的220kV霍林河变电站。线路长度约4.5km。（4）排水场址区域地形开阔平坦，雨水考虑自然渗流；生活污水采用一体化污水处理设施进行处理。（5）电站出入口站区设置一条进厂道路，从东侧的外环公路引接。（6）施工场地本工程施工场地可分为办公生活区及升压站区、光伏方阵139、区两部分。升压站区施工用地约7200m2（含施工生产及施工生活用地）；光伏方阵区的施工用地利用附近空地就地。（7）大件运输大件设备可通过铁路公路联运方式运抵站址。 总平面布置本工程总装机容量30MWp，用地大体呈倒梯形。南北深1200m，东西长约770-1650m。电站总占地面积1457亩。办公生活区及升压站区集中布置在站区东侧的中间位置，靠近外环公路，进站道路引接方便。用地范围1.02hm2。办公生活区布置在东半部，主要建构筑物为综合楼、水池、生活污水处理设施等；升压站布置在西半部，由北向南依次为35kV配电室、主变压器、66kV配电装置区，无功补偿装置布置在该区域的西侧。 竖向布置场地地形140、开阔平坦，地势由西向东倾斜，坡度为2.5-4%。光伏区尽可能保持地坪现状，不做大范围平整，微小坡度通过调整光伏电池板支架高度予以调整。办公生活区及升压站区的竖向布置采用阶梯式布置，办公生活区地坪设计标高939m，升压站区地坪设计标高941.5m。站内排水考虑自然渗流，不设排水系统。 道路布置本工程进场道路宽度为6m，从东侧外环公路就近接入，进站道路为混凝土路面。光伏方阵区场地平坦，起伏较小。为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每个光伏方阵，路面为泥结碎石路面，宽度为4m，转弯半径均为6m。 围栏光伏电站位于荒漠地带，考虑运行安全，在站区四周设置围栅。围栏采用钢丝网围栅，围栅高度1.8m。141、办公生活区采用砖柱钢栅围墙，高度2.2m；升压站区采用实体围墙，高度2.2m。7.4 土建工程 概述本工程光伏发电项目位于XXXX市XX市内，本期工程规模为30MWp。土建工程的范围为光伏电站围栅内所有土建设施，包括如下主要建（构）筑物：本期工程为30MWp并网光伏电站，升压站厂区内设有生产运行楼、综合办公楼、门卫，主变基础，无功补偿装置，66kV屋外配电装置，光场区设置光伏矩阵单元区，光伏矩阵单元区包括太阳能电池组件支架，逆变器室及箱变基础。 建筑.1 总体设计思想建筑设计的总体指导思想是”以人为本”。强调建筑风格统一、体现工业建筑的综合功能，结合一期电站的建筑形式及地形地貌，充分体现与当地142、建筑群体和谐的建筑立面，选用体现当地特色的装饰材料，突出主入口表现手法，丰富建筑的内涵。.2 生产运行楼概述生产运行楼为双层钢筋混凝土框架结构，尺寸为30m13.5m，屋面标高9.90m，建筑面积约810m2。采用双层玻璃塑钢窗，外墙贴面砖。.3 SVG室概述该建筑为单层钢筋混凝土框架结构，尺寸为97.5m，屋面标高为4.50m，建筑面积约67.5m2。采用双层玻璃塑钢窗，外墙贴面砖。.4 综合办公楼概述综合楼为钢筋混凝土框架结构建筑，共两层，平面尺寸为2516m，屋面标高为7.00m，建筑面积约为800m2。采用双层玻璃塑钢窗，外墙贴面砖。7.4.3 升压站结构.1 设计参数表7-1 基本参143、数表设计使用年限地基基础设计等级抗震设防类别50年丙级丙类建筑表7-2 风雪荷载参数表风压地面粗糙度基本雪压0.55kN/m2A类0.30kN/m2表7-3 抗震设防参数表震设防烈度设计基本地震加速度值设计地震分组7度0.10g第二组表7-4 主要建筑物安全等级表太阳能电池基础逆变器室箱变基础二级二级二级.2 采用的主要建筑材料混凝土：C15、C30、C40；采用国产普通硅酸盐水泥尽量采用地方蕴藏比较丰富的粗细骨料。钢筋：HPB300、HRB335。型钢：Q235B。砖：MU10蒸压灰砂砖。.3 结构设计综合办公楼，二层框架结构，2516m高7米。基础采用混凝土单独基础。SVG室，单层框架结构144、9x7.5m，高4.5米。基础采用混凝土单独基础。门卫室单层砖混结构，基础为墙下条基。墙体材料为蒸压灰砂砖砌体；屋面板为钢筋混凝土现浇楼板。考虑到地基持力层深度和冻土深度、以及地基土需要处理等方面的影响，基础的埋深暂定为-2.0m。基础落在砾砂层上，其地基土承载力特征值fak=210kPa。基础防腐：拟建场地地下水对混凝土结构具微腐蚀性，在干湿交替情况下对钢筋混凝土中的钢筋具中腐蚀性。混凝土材料可以采取如下措施：(1) 混凝土中水泥采用普通硅酸盐水泥；混凝土应采用大掺量矿物拌合料，单掺磨细矿渣的用量占胶凝材料总重as50%，单掺粉煤灰as40%，单掺火山灰质材料as30%，并应降低水泥和矿物掺145、合料中的含碱量和粉煤灰中的游离氧化钙含量。最大水胶比0.36。水泥中的铝酸三钙含量应低于5%。(2) 混凝土中需要加阻锈剂，每立方米混凝土的钢筋阻锈剂掺量(kg/m)：如果是粉剂型(RI-1C2)为59，如果是水剂型(RI-CW)为1226。并且基础底面需放置一层油毡与地基土隔开，基础侧面及顶面需刷环氧沥青。 箱变基础、光伏支架及基础.1 箱变基础每1MWp光伏矩阵配置一台箱式变压器，共计29台。变压器较小，其重量一般在6.0t左右，且长宽较小，根据本工程地质条件，基础落在砾砂层上。箱变基础采用钢筋混凝土箱式基础，为现浇C40钢筋混凝土箱型结构，长约为4m，宽为3m，单台基础混凝土量为15m3146、，钢筋2.1t。施工图阶段将根据业主订货要求，进行最终方案设计。基础防腐做法同逆变器基础。.2 太阳电池支架及支架基础本工程太阳电池组件支架采用固定式支架。太阳电池矩阵支架及基础在满足安全的前提下，综合考虑经济性、适用性、施工方便等因素依照相关规程规范进行设计。本工程总发电容量为30MWp，采用多晶硅光伏组件。(1) 太阳电池组件支架设计支架受力设计的主要影响因素为风荷载，在各种荷载组合下，支架应满足规范对强度、刚度、稳定等各项指标要求。设计时采用50年一遇十分钟平均最大风速作为计算依据，确保支架系统安全、稳定。支架受力设计的主要影响因素为风荷载，在各种荷载组合下，支架应满足规范对强度、刚度、147、稳定等各项指标要求。本工程设计风荷载取自当地气象资料中的多年最大风速换算风压与建筑结构荷载规范中地区基本风压的较大值。风速与风压关系式为Wk=S2/1600。电池组件支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角度42，太阳能电池组件对于固定倾角的光伏阵列采用三角形钢结构空间支架。所有外露铁件均采用热镀锌防腐，钢结构构件表面的除锈等级不低于Sa2(St3)级。为保证组件支架的安全稳定，对所选用的檩条及支架构件需进行验算。主要计算项目包括强度、稳定性、挠度等。檩条计算依据规范公式进行，钢架计算采用中国建筑科学研究院PK PMCAD 工程部编制的计算程序钢结构计算机辅助设计软件STS(2008年版)计算148、。钢架立柱与斜梁连接为饺接，连接点采用螺栓连接，立柱与基础连接为刚接。(2) 太阳电池组件支架基础方案比选在满足规范前提下电池组件支架基础设计时，应综合考虑现场环境、地质条件、施工方案等因素。为保证基础安全、稳定，除需进行常规的地基承载力计算外，还需对基础进行抗风计算，主要计算内容包括抗倾覆和滑移及上拔。现在分别对独立基础、灌注桩、和螺旋桩方案进行技术经济比较。1) 柱下独立基础独立基础为传统基础形式，依上部支架结构前后成对布置，前部支架低端设基础500500，后部高端设基础1100700。基础上设计混凝土支柱，断面250250mm，其顶部露出地面350mm。顶部预埋埋件，与支架相连接。独立基149、础的优点是经验成熟，技术上把握性强，机械化程度低，对地基土复杂的地段有很强的适应性，另外，独基的造价相对低廉。缺点是表层土的开挖量比较大，对植被造成较大破坏，对环境保护上不利。其次是施工进度较慢，周期较长。2) 灌注桩灌注桩基础形式为光伏支架发展的一种基础形式，同样依上部支架结构前后成对布置，前后部各设一个灌注桩，直径300，长度约为2500mm ，伸出地面300400mm。灌注桩采用机械开孔，桩身混凝土一次浇筑完毕。为适应地势变化，每一二个标准单元设定一个桩顶控制标高。桩顶部预埋埋件，与支架相连接。灌注桩基础的优点是机械化程度高，施工速度较独立基础快，对表层土的开挖量比较小，对植被破坏相对较150、小。另外，对地基土复杂的地段有很强的适应性，灌注桩的造价适中。缺点是对本场地砂砾土，灌注桩的成孔效果不一定好，可能造成塌孔的现象，如果加入人工干预，施工进度影响总的施工进度。其次，现浇灌注桩的需要一定的养护条件和时间，对于夜间温度低于零度的气候，应限制使用。在气温偏低的条件下，现浇灌注桩的养护时间不小于2周，并应做好相应的保温措施。3) 钢管螺旋地锚钉钢管螺旋地锚钉是随光伏开发的固定系统，具有快速，环保的特点。一个地锚的施工一般在几分钟内可以完成，而且安装后无需花费额外时间等待，能够立刻投入负重，这是其他基础形式所不可比拟的优点。其次，地锚系统与环境的兼容性十分优越。整个施工过程中，不取土、无151、污染、不破坏生态及植被，周围土地保持原生态不受损害。相对于传统的基础形式，地锚系统可大幅度压缩工作周期，造价适中。经过特殊处理的防腐蚀地锚，能在强腐蚀环境下长期工作。传统独立基础形式，由于开挖量巨大，造成总造价偏大，不建议采用。灌注桩方案，从技术性上是合适的，但因为冻土层较厚，增加了灌注桩工程量，同时受当地气候的影响比较大，不建议采用。地锚钉方案，在其造价和施工条件方面都与上述两个方案相比，具有加大优势。(3) 连接支架与地锚桩、支架间杆件以及支架与檩条之间的连接方式多采用焊接或螺栓连接。连接方式选择主要考虑以下两方面因素：一方面考虑现场施工难度及安装速度；另一方面考虑连接点受力性能。螺栓连接152、对结构变形有较强的适应能力，可有效减少应力集中，并且施工安装速度快：焊接连接容易满足施工精度要求，但焊机进场需要较长距离施工供电而且现场施焊受天气影响较大，施工质量不易保证，所以本工程推荐采用螺栓连接。檩条与组件间的连接目前国内有两种方式，一种是螺栓连接种是安装钳连接，不同厂家的组件，有不同的要求，具体连接方式待组件订货后确定。7.5 采暖通风设计 室外空气计算参数冬季采暖室外计算温度：- 15：冬季通风室外计算温度：- 13：夏季空调室外计算干球温度：24.6：夏季通风室外计算温度：18.6：极端最低温度：-39.4：极端最高温度：39.6：冬季大气压力：68.9 kPa；夏季大气压力：69153、.06 kPa。 采暖通风系统(1) 采暖系统本工程生产运行楼、综合办公室、会议室、主控室、宿舍等房间采用低温远红外辐射采暖方式，以提高房间舒适度。 (2) 通风系统SVG室、配电间设机械进风、机械排风的通风系统，排除室内余热，进风设备设过滤器对进风进行过滤。排风设备兼作事故通风用。宿舍卫生间、公共卫生间及餐厅设置换气扇排风。(3) 空调系统本工程警卫传达室、办公室、会议室、主控室、宿舍等房间分别设置风冷分体空调机。(4) 空调系统当室内设有火灾探测系统时，相应的通风空调系统中的空调机组、通风机由消防控制中心根据火灾探测信号联动控制。火灾时，消防控制系统发出火灾信号联锁空调机组、通风机停运，并154、反馈电信号至消防中心。7.6 给排水设计 用水量估算(1) 生活用水量：本项目太阳能光伏并网发电项目全站定员为10人，考虑项目建成后会有一定的参观人员和以后扩建，生活用水量暂按30人计。全站站区生产人员生活用水量经计算如下：最高日用水总量：16.50m3/d最高日最大时用水量：2.85 m3/h平均时用水量：0.69 m3/h表7.6-1 最大和最小用量序号项 目用水量标准时变化系数日平均用水量m3/d最大小时用水量m3/h备 注1生产人员生活用水35l/人班2.51.050.26按30位人员计2生产人员淋浴用水60l/人次11.81.34按最大班人数93%计3食堂用水15l/人次1.51.3155、50.684浇洒道路绿化用水2l/m2日85冲洗汽车用水400-600l/辆日1按大车1辆小车1辆6未予见水量按总用水量的25%3.30.577合计16.52.85(2) 消防用水量本电站生产和辅助生产建筑的火灾危险类别均为戊类，耐火等级为二级，最大建筑物为综合楼，体积小于3000m3，根据建筑设计防火规范GB50016-2006，第条规定以及光伏发电站设计规范GB50797-2012第14.5.1条规定，可以不设置水消防。(3) 光伏电站每天需水总量本工程太阳能电池板采用气水结合的清洗方式，光伏电池板的清洗用水使用罐车从升压站运水定期进行人工清洗。配置3台移动清洗水车，采用移动式节能喷水设施156、进行精洗。清洗水车和维护人员配合，利用车载水箱、水泵及水管对组件表面进行清洗。车载水箱的容积为5m3，1MW组件清洗需要3箱。按每月清洗一次计算，30MW组件每年耗水9000m3。表7.6-2 电站每天需水总量用水类别用水量(m3/d)生活用水16.50电池板清洗用水25总计41.50 水源本项目用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。生活用水及施工用水均拟采用地下水。下一阶段工作：对地下水供水水文地质勘探要求及要求了解的站址区域的地下水情况：(1) 站址区域地区工农业用水量和城市规划用水量。(2) 供水地区的地下水类型，分布规律，埋藏和补给条件，含水层特性等。(3) 地下水的补给，157、储量，允许开采量的分析和意见；地下水水质(物理性质和化学成分，每月一次，共6次)。(4) 有关部门允许开采和使用地下水的书面协议。 (5) 厂区用水应采用地下深层承压含水层的承压水，不能采用潜水含水层的水。最大用水量按10t/h计。(6) 符合GB5749-2006生活饮用水卫生标准(铁锰可适量超标)。 给水系统站区设一个50m3蓄水池。站区设置相应的生活给水管网。水源引自附近的水源点。为保证施工及运行期间的用水量，设置一个50m3蓄水池。 排水系统站区排水采用分流制排水系统，设有站区雨水和生活污水两套排水系统。(1) 雨水排水系统：光伏电站的场地雨水的排水主要分为以下几个部分：1) 综合楼场158、地排水综合楼位于主入口处，该场地地势相对较低，拟在该场地南面设置排水沟，将该场地内雨水汇流、收集，接入到场地东部中侧的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。2) 生产运行楼及主变压器区、无功补偿区场地排水生产运行楼及主变压器区、无功补偿区位于主入口处紧邻综合楼附近，其场地排水方式与综合楼场地排水相似。3) 光伏电池方阵场地排水光伏电池方阵场区内雨水顺自然坡度流走，在检修道路的一侧设置排水沟，将雨水汇流、收集，接入到光伏电池方阵南面的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。(2) 生活污水排水系统本电站生活污水主要集中在综合楼。在本项目综合楼的东北侧，拟设置1套生活污水处理设施，用于处理全站的159、生活污水。其中综合楼的污水，经排水管汇集至污水检查井，自流到综合楼附近的生活污水处理设施。综合楼的污水，经生活污水处理设施处理后其水质均满足污水综合排放标准(GB8978-1996)一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。(3) 排水水质本项目生活污水经生活污水处理站处理后其水质均满足污水综合排放标准(GB8978-1996)一级标准限值要求，其主要水质指标如下：BOD510 mg/LSS10 mg/LpH值6.09.0本项目外排水主要为雨水，外排不会给受纳环境带来影响。7.6.5 生活污水处理(1) 设计处理水量经计算，本项目全站生产人员生活的污水量如下：最高日污水量：13.2m3/d160、最高日最大时污水量：2.28m3/h最高日平均时污水量：0.55m3/h为适应电站生活污水水质和水量变化大，应提高生活污水处理系统的适应能力，拟设计1套地埋式生活污水处理设备，处理能力为1m3/h。(2) 处理工艺场区生活污水处理站，生活污水首先进入调节池，调节池可起到调节水质、水量、部分厌氧水解以及初沉去除悬浮颗粒和沉砂的作用。调节池内安装两台潜水泵，将污水抽送至生物接触氧化池，在该阶段废水通过缺氧水解、一级好养接触氧化池、二级好养接触氧化池好氧微生物的降解，使废水中的含碳有机物转化成二氧化碳和水，出水混合物自流进入沉淀池，上清液自流进入消毒池，处理达标后用于绿化浇洒，底部的活性污泥回流到污161、泥池，定期清理。(3) 工艺流程生活污水采用二级生化处理。经对不同的二级处理方法进行比较后，拟采用生物接触氧化法处理，处理工艺流程如下：图7.6-1 生物接触氧化法工艺流程8 工程消防设计8.1 工程概况 项目概述温州XX机电有限公司30MW光伏电站工程所处工业园区行政隶属XX市管辖，场地海拔高程850-1100m，光照充足，季节性冬土深度约1.2m的特点；地表排水畅通，地下水位埋藏很深，适合建设大型光伏并网发电项目。本项目总装机容量30MW，光伏发电工程主要由发电系统直流侧光伏阵列、就地逆变升压系统、66kV升压站内配电装置。本项目主要土建工程内容主要包括：光伏电站场地及道路、逆变房基础工程162、综合楼楼建筑、地基处理等。 设计依据和设计原则.1 消防设计依据本电站消防设计主要按以下消防法规进行：(1) 中华人民共和国消防法(2) 建筑设计防火规范 GB50016(3) 火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229(4) 35110kV变电所设计规范GB50059(5) 3110kV高压配电装置设计规范GB50060(6) 电力设备典型消防规程 DL5027(7) 电力工程电缆设计规范 GB50217(8) 火灾自动报警系统设计规范 GB50116(9) 建筑灭火器配置设计规范 GB50140(10) 建筑内部装修设计防火规范 GB50222(11) 光伏发电站设计规范 GB5079163、7.2 消防设计原则(1) 贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。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。(2) 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) 光伏电站离城镇较远，可借助的社会消防力量有限，消防设计应立足于自救。.3 机电消防设计原则(1) 消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。(2) 分站房和开关室等均设置有灭火器。(3) 变压器、电缆及其它电气设备的消防设置按火力发电厂与变电站设计防火规范、电力设备典型消防规程 、电力工程电缆设计规范进行设计。(4) 主要疏散通道、楼梯164、间及安全出口等处按规定设置火灾事故照明灯及疏散方向标志灯。(5) 设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。(6) 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；消防设备配电及控制线路采用阻燃电缆。(7) 配电房内内设有满足消防通信要求的通信电话。(8) 按照火力发电厂与变电站设计防火规范的要求，设置火灾监控自动报警系统。重要场所均设有通信电话。.4 总体方案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、监测、报警、控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员的安全疏散。165、消防总体设计方案，采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的灭火方式。在建筑物设计布置等方面，按防火和灭火要求确定场区主要建筑物的防火间距和消防通道，在光伏电站场地和辅助生产建筑物内部的布置上满足防火要求。在太阳能电池组件和跟踪逆变系统场地、低压输配电室、变压器和电站管理控制房出入口附近，设置移动式灭火器和砂箱。8.2 工程消防设计主要建(构)筑物火灾危险性分类及耐火等级划分详见“电站主要建(构)筑物火灾危险性分类及耐火等级划分表”(表8-1)。表8-1 电站主要建(构)筑物火灾危险性分类及耐火等级划分表序号建筑物构筑物名称火灾危险性耐火等级1光伏电站场(逆变器室)戊二2综合楼戊二3生产运行楼(无油)166、戊二4屋外配电装置室(无油)戊二 防火分区及安全疏散本电站防火分为四个分区：太阳能电池组件和就地逆变系统场地、综合楼、室外变压器场和电站控制生活办公区。本电站所有设备都是分散式规划布置，所以电站内规划建设的道路都可以作为安全疏散通道。.1 主变压器消防电站室外布置的变压器都是油浸式变压器 。本项目66kV升压站内主变压器容量为31500kVA，共计1台。根据GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范要求，此容量的变压器可不设固定式水喷雾灭火装置。每台主变压器配置手推、手提移动式灭火器和砂箱，均采用移动式灭火器灭火方式。.2 综合楼内设备消防综合楼内配置手提式灭火器，采用移动式灭火器灭火方式。167、 消防电气.1 电缆消防主要从电缆选型与布置上防止火灾发生及阻止电缆延燃。具体措施如下：动力电缆均采用干式阻燃型电缆，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电柜、控制柜、自动装置柜和继电保护柜等的孔洞均采用非燃烧材料进行封堵。动力电缆和控制电缆分层排列敷设，动力电缆上、下电缆层之间装设耐火隔板，其耐火极限不应低于0.5小时。.2 火灾事故照明、疏散指示标志在办公室和生活区的主要疏散通道、楼梯间及安全出口处，均设置火灾事故照明及疏散指示标志。.3 工程消防监控系统按火力发电厂与变电站设计防火规范的要求，在集控中心设置了相应的自动报警系统，并安装相应的探测器，如有火情时，发出声光报警并显示报警地168、址，发出与灭火相关的控制指令。火灾报警系统设计根据火灾自动报警系统设计规范的要求设计，该系统包括感温电缆探测器、智能光电感烟探测器及感温探测器、控制模块、声光报警器、指示灯、手动报警按钮等组成，在消防系统中起侦测火情的作用，在发生火情后，发出报警信号反馈到联动控制柜。联动控制系统包括有联动控制柜、手动紧急启动按钮、集中控制器等，在消防系统中起接收有效报警信号、通过智能模块进行判断后启动报警器、控制启动灭火系统的作用。灭火系统的启动能够通过联动控制柜接收到两个独立的火灾报警信号后自动启动，也可以通过按下手动紧急启动按钮人工干预启动。8.3 施工消防 工程施工场地规划施工场地规划中，施工区域远离易169、燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要性的防火间距，又能节省用地。 施工消防规划.1 施工单位的消防安全职责建设工程施工现场的消防安全由施工单位负责，施工单位应当履行下列职责：(1) 制定并落实消防安全制度、消防安全操作规程；(2) 对施工人员进行消防安全教育和培训；(3) 制定并落实消防安全检查制度和火灾隐患整改制度；(4) 制定易燃易爆化学物品使用与储存的防火、灭火制度和措施；(5) 按照有关规定配置消防器材；(6) 建立并落实消防设施、设备和器材的定期检查、维修、保养制度；(7) 建立消防档案。.2 施工现场的消防安全组织建立消防安全组织，明170、确各级消防安全管理职责任务，是确保施工现场消防安全的主要条件。(1) 建立消防安全领导小组，负责施工现场的消防安全领导工作。(2) 成立消防安全保卫组(部)，负责施工现场的日常消防安全管理工作。(3) 成立义务消防队，负责施工现场的日常消防安全检查，消防器材维护和初期火灾扑救工作。(4) 项目经理是施工现场的消防安全责任人，对施工现场的消防安全工作全面负责；同时确定一名主要领导为消防安全管理人，具体负责施工现场的消防安全工作；配备专、兼职消防安全管理人员(消防干部、消防主管)，负责施工现场的日常消防安全管理工作。.3 施工准备阶段的消防安全管理要求施工准备阶段主要进行”四通一平”，即通路、通水171、通电、通讯、平整场地，并开始设置料场，搭建临时办公、住宿、仓库等配套设施。此阶段消防安全管理的重点主要是做好基础工作、完善基础设施，为实施有效管理打实基础。(1) 制定完善的”施工组织设计”，并将消防设施配置、消防技术措施纳入”施工组织设计”之中。(2) 制定详细的”施工现场消防安全保卫方案(措施)”，方案中应包括：工程概况、平面布置图、消防安全领导小组、消防保卫组、义务消防队等消防组织及职责；生活办公区、料场区、施工区、冬季施工、雨季施工、消防设施等的消防管理要求；电气焊、用火用电、木工、油漆及防水作业等专项消防安全制度。(3) 明确消防安全责任，学习消防安全知识。甲、乙方及各分包单位应签172、订消防安全责任书，施工单位对全体施工人员进行消防知识普及教育率达到100%，对电气焊工等重点工种人员的消防专项教育培训率达到100%。(4) 严格落实生活及办公区八项基本消防安全要求：1) 不得支搭可燃建筑或用可燃材料做隔墙；2) 不得在建设工程内设置宿舍；3) 生活区应设置不小于4m宽的消防车通道，并保持畅通；4) 应设置满足消防用水量的消防给水管网及消火栓，并配备足够的消防器材；5) 宿舍内吸烟要有防火措施，不得卧床吸烟；6) 办公室、宿舍区应设置应急照明和疏散指示标志，并不得使用电热器具；7) 照明及电气设施应由电工按相关规定安装；8) 炉火应凭证启用，距床不应小于1.5m，烟窗与可燃物173、不应小于0.7m，设专人看管，定点倒炉灰并浇水。(5) 落实料场仓库区10项基本消防安全要求：1) 不得在工程内设仓库，应专设料场和周转库。2) 料场仓库区应设置不小于4m宽消防车通道，并保持畅通。3) 应按规定设置消防给水，配备足够的消防器材设施。4) 按相应规定安装电气设备。5) 不得使用电热器具。6) 不得动用明火。7) 应设专人负责消防安全工作。8) 材料码放应满足消防安全要求，库内堆垛安全距离不应小于五距要求，垛与屋顶间距0.5m，垛与照明灯具间脚0.5m，垛与墙间距0.5m，垛与垛间距1m，垛与柱间距0.1m。9) 化学性质相抵触物品不得混存。10) 防止静电危害。(6) 临建区域174、内，每100m配备2只10L灭火器。大型临时设施总面积超过1200m2，备有专供消防用的太平桶、蓄水桶(池)、黄砂箱等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25m2配置一只种类合适的灭火器，危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。.4 基础施工阶段的消防安全管理要求施工的开始阶段主要进行主体工程的地下基础施工，工程配套的临时暂设设施继续搭建，相关施工机械设施架设并部分投入使用，少数建筑材料进入场地，这一阶段的消防安全管理应侧重防火间距、消防车通道、消防临时给水、用火、用电等。并落实以下八项消防安全要求：(1) 大型设备安装不得占用消防通道。(2) 应有满足用水量的临时消防给水。(3) 暂175、设支搭不得使用可燃材料。(4) 应设立禁烟标志。(5) 动用明火应履行用火手续。开具用火证，持有操作证，配备灭火器材，设置看火人。(6) 电气应有专人按相关规定安装，机电设备应使用电缆线。(7) 保温养护材料应使用难燃或非燃材料。(8) 应设立消防管理台账，强化消防安全管理。.5 结构施工阶段的消防安全管理要求结构施工阶段是建设项目施工的关键阶段，用火、用电大量增加，职工人数增多，可燃材料进场，如遇冬季保温材料也将进场，工程废料、包装料大量产生，配合单位及分包单位增加，消防安全管理应全面加强，并落实以下十五项消防安全要求：(1) 大型设施安装应符合消防要求；(2) 建筑高度超过24m的建设工程176、施工应安装临时消防竖管，设置并配备消防设施、器材；(3) 应严格控制用火，履行用火手续；(4) 严禁现场吸烟；(5) 保温养护应使用难燃材料；(6) 易燃易爆化学物品、易燃可燃材料等不得在工程内存放；(7) 可燃包装拆除后应及时清出现场；(8) 不得在工程内住人；(9) 大型设备要有避雷措施；(10) 电气应按规程安装，使用电缆线，并采取防雨措施；(11) 坚持定期组织义务消防队训练；(12) 消防安全检查每日应不少于三次；(13) 保持消防通道畅通；(14) 防水作业要建立并落实专项消防安全措施；(15) 定期召开消防安全领导小组会议，落实消防安全措施。.6 装修施工的消防安全管理要求装修施177、工是建设项目施工的最后阶段，改造施工比装修施工又增加了拆除原有装修装饰材料，或更换设备等施工项目。在此施工中，施工人员多集中在工程内，交叉作业多，使用火源，电源集中，设备，可燃材料，大量进入工程；油漆作业，废包装、施工废料增多，参观人员增多，极易造成管理混乱，是消防安全管理的最关键阶段，必须采取切实有效的消防安全措施并严格落实以下十七项消防安全要求：(1) 严格用火管理；(2) 严禁现场吸烟；(3) 施工现场严禁存放易燃材料；(4) 应每班清理可燃物；(5) 不得在工程内设加工间；(6) 严禁易燃作业与用火作业交叉；7) 易燃作业要有通风、排风、防静电、防电气火花措施，特别是油漆作业；(8) 178、电气安装必须符合(规程)，不得乱拉电源线；(9) 成品保护，每层应派专人看管；(10) 应根据需要设立现场巡逻队；(11) 应发放并使用”出入证”，不得随意参观；(12) 应配备足够的轻便灭火器材；(13) 不得在工程内住人、办公；(14) 冬季施工不得生明火保温；(15) 应随时检查、发现并消除火险隐患；(16) 确保疏散通道和消防车道畅通；(17) 施工未完不得将设备及家具等存放在工程内。 易燃易爆仓库消防易燃易爆化学物品的储存应当遵守仓库防火安全管理规则，还应当符合下列条件：(1) 专用仓库、货场或其他专用储存设施，必须由经过消防安全培训合格的专人管理。(2) 应根据GB12268-20179、05危险货物品名表分类，分项储存。化学性质相抵触或灭火方法不同的易燃易爆化学物品，不得在同一库房内储存。(3) 不得超量储存。8.4 消防设备配置表序号保护对象及建(构)筑物名称火灾探测报警设施消防灭火设施灭火设施启动方式火灾危险物1主控制室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备2电缆竖井线型感温火灾探测器手提式灭火器手动电缆3综合楼会议室感烟火灾探测器手提式灭火器手动4综合楼办公室感烟火灾探测器手提式灭火器手动5继电器设备室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备7配电装置室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备8无功补偿室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备9 施工180、组织设计9.1 施工条件 场址概况站址位于XX市西北部，东邻外环公路，东南为排土场，地势大体平坦，西高东低，海拔高度约900970m。场址址距省道101线约5km，公路运输干线可利用304国道、101省道，对外交通十分便利。本工程容量30MWp，占地面积约1457亩。以66kV电压接入系统，出线至附近的220kV霍林河变电站。 自然条件站址区域范围内无工厂、居民，不涉及拆迁。初步核查，站址区域范围内，未发现有古迹、古墓等文物，未发现重要矿藏资源。厂址区域附近无影响电站建设的广播电台发射塔、机场等；XX市属典型的寒冷、半干旱大陆性气候，冬季漫长而寒冷，夏季短促而凉爽。太阳能资源丰富，年平均日照时181、数2786.9h。年平均温度1.4，极端最高气温39.6，极端最低气温-39.4；年平均蒸发量1676.6mm，年平均降水量344.5mm，年最大日降水量111.8mm，年平均风速25m/s，全年主导风向WNW。 交通条件XX交通运输比较便利。穿越境内的通霍铁路可直达XX，使XX汇入了连接全国的铁路大动脉； 国道304和省道101在XX境内接轨，可通往全国各地。场址距XX机场约300km。本工程进站道路由东侧的外环公路引接，长度约50m。大件设备可通过铁路公路联运方式运抵站址。 建筑材料主要建筑材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从市区采购。本工程所需的主要材料为砂石182、料、水泥、钢材、木材、油料等，可由当地就近购买。本工程劳动力资源：附近地区招募。 本工程施工特点1) 本工程施工范围大、施工面积广，需频繁移动施工力量。2) 施工场地为草场，地势平坦，地质条件较好，有良好、充足的施工场地可供现场施工，且场内无需进行大规模的平整。3) 太阳电池方阵数量多，属于易碎设备，因此对太阳电池组件的运输及安装要求较高。4) 冬季长、风力大，增加了连续施工的难度。9.2 施工总布置 施工总布置原则根据光伏电站建设投资大、施工作业面广、安装质量要求高等诸多特点，遵循施工工艺要求和施工规范，保证合理工期，施工总布置需按以下基本原则进行：1) 路通为先，电缆跟进的原则：首先开通光183、伏电站通向外界的主干路，然后按工程分期分段的次序，修建太阳电池方阵之间的支路。在修路的同时，埋设35kV线路，在路面的内侧地下埋设好信号控制电缆，以便在施工时加以利用。2) 分区划片，合理交叉的原则：由于光伏电站规模较大，为了达到太阳电池能分期分批投入运营，将整个光伏电站进行分区划片，合理安排先后的施工期限和顺序，在每个施工分区划片中，工程项目需分清轻重缓急。为此，需要合理安排分部分项工程及工序交叉作业。3) 以点带面，由近及远的原则：以场区内一定区域为光伏电站项目的第一期工程，以一定数量的第一批太阳电池方阵的安装为试点，通过经验的总结和积累，逐步从中心区域向两侧或一侧延伸施工，以更高的效率加184、快基础工程施工和太阳电池方阵的安装，在此之前要相应完成部分或全部的集控室控制设备的安装和输电外电网的连接，以保障第一批太阳电池方阵尽快投入运营发电。4) 安全第一、质量至上的原则：太阳电池方阵的安装工程量相当大，而且安装质量要求高，为此，在全部工程实施的始终，都要贯彻执行安全第一、质量至上的原则。5) 节能环保、创新增效的原则：光伏电站的建设本身就是节约一次能源、保护环境和充分利用可再生资源光能的一项社会实践。但是，在光伏电站的建设中，对于具体的工程项目的实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则。在整个光伏电站建成运营后，更能充分显示出开发新能源，对人类所创造出的经济效益、社会效益和绿185、色环保效益。6) 高效快速、易于拆除的原则：光伏电站的建(构)筑物，地下基础采用钢筋混凝土、钢管桩，地面以上的承重支撑体系及围护结构尽量设计成易于加工、易于拆装的标准化构件，除能达到快速施工、节约能源的目的外，还能达到易于拆除、易于清理的目的。 施工总布置方案光伏电站距XX市约5km，距XX市约300km，进行加工、修配及租用大型设备较方便，因此，施工修配和加工系统可主要考虑在当地解决。仅在施工区设必要的小型修配系统。场区内施工临时分区主要有施工生活区、材料堆场、混凝土搅拌站等生产、生活分区。本工程容量30MWp ，由于施工工期较短，光伏电池组件布置集中，初步考虑施工区按集中原则布置，在与光伏186、电池组件相邻的地势较平坦区域进行施工活动。从安全及环保角度出发，生活区靠近仓库，远离混凝土搅拌站。初步估算工程临时设施总占地7200m2，占用升压站区空地；各临时生产、生活场地规划见表9.2-1。表9.2-1 施工临时建筑工程量表名称占地面积（）备 注临时施工生活区1000包含施工单位办公区和公共食堂综合材料仓库3800综合加工厂1200混凝土搅拌站1200混凝土搅拌区域及水泥罐区小计7200根据光伏电站的总体布局，场内道路应尽量紧靠电池组件，以满足设备一次运输到位，方便支架及电池组件安装。设备运输按指定线路将大件设备如逆变器、主变、高压开关柜等按指定地点一次运输并安装到位，尽量减少二次转运。187、 施工用电工程区靠近主干电网，有供电线路在工程区内通过，施工供电条件较好。施工用电就近接至施工临建区，在输电线路终端安装250KVA的施工变压器，电压降至380V/220V，作为供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生活、生产房屋建筑等的用电；另外选择使用两台100kW柴油发电机作为备用电源。 施工用水方案本工程施工高峰期日用水量大约为49.2m3/d，水源拟通过管道由外部引接，管道长度约2km。 施工通讯工程区通信事业较为发达，有线、无线通信网络基本形成，施工期的通讯条件十分便利。 场地平整本场地较平坦，光伏区不做平整，升压站区挖填方量各5500 m3，土方自平衡。站内排水考虑自然渗流，不设排水系统。188、9.3 施工交通运输 对外交通运输 电池组件属于易碎设备，根据目前的场外交通条件，满足设备运输要求。本期工程进场道路宽度为6m，从外环公路就近接入，与101省道连通，设备可通过公路运抵光伏电站。设备运输方案可分铁路运输和公路运输两种：方案一（铁路运输）： 设备厂通霍铁路XX市S101省道外环公路到达光伏电站方案二（公路运输）：设备厂G304国道XX市S101省道外环公路到达光伏电站光伏组件在当地生产，可通过公路运输运抵站区。 场内交通运输光伏电站内交通线路规划：光伏电站内地势平坦，光伏电站的施工及检修道路可在场址原有地面上新建，主干道路为泥结碎石路面，主干道成环型布置，连接到每座分站房，宽度为189、4m，转弯半径均为6m。考虑光伏电站所处地质情况较好，场地又相对平缓，故可以直接在原有地面上修路，只需将地面稍做平整、碾压即可满足场内道路的使用。施工所用搅拌站可设在升压站附近，并利用周围空地堆放砂石、钢筋、混凝土等建材。9.4 工程建设用地 本工程用地符合土地利用的整体规划，临时施工场地用地7200m2。施工场地紧邻升压站区布置。根据勘察成果及对区域地质资料的分析，站址区域范围内，未发现有古迹、古墓等文物，未发现重要矿藏资源；场地范围及附近无影响场地稳定的不良地质作用，属可进行建设的一般场地，适宜本工程的建设。9.5 工程主体施工主体施工建议采用工程招标的方式，选择有类似工程施工经验的施工企190、业承建本工程，施工企业资质应不低于二级(含二级)。设备安装应在设备制造厂家技术人员指导下进行。施工方案合理与否，将直接影到工程施工的安全、质量、工期和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素，制定科学、合理、经济的施工方案。本节施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项，对一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述。对于技术要求较高的施工部分，坚持公平、公开、公正和择优定标原则，打破地域限制，积极引进全国优秀电力施工单位和外系统业绩、能力、信誉等各方面较好的队伍，通过引进竞争机制达到控制质量及造价的目的191、。各施工承包商应在此方案的基础上，选用更合理优化的方案，详细编制相关施工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件的针对性、科学性和可靠性。9.5.1 施工前的准备根据物资清单以及施工过程中要用到的工具、部件编制施工所需物料明细表、施工所需工具清单、安全措施保护工具清单等，制定现场施工手册指导施工。根据物料明细表进行物料准备，外协购件应考虑供货周期等，提前准备申购、联系厂家，以免耽误工期。9.5.2 土建工程总体施工方案(1)土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工综合楼基础、电池组件基础、逆变器室基础以及0.00m 以下设施。(2) 接地网、地下管道与相应的地192、下工程设施同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。(3)基础施工完后即回填，原则上要求起重设备行走的部位先回填。起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其下部的设备基础及预埋件。9.5.3 电池组件支架基础施工电池组件支架基础采用地锚钢桩。9.5.4 电池组件安装本工程电池组件全部采用固定式安装，待电池组件基础验收合格后，进行电池组件及支架的安装，电池组件的安装分为两部分：支架安装、电池组件安装。电池阵列支架表面应平整，固定式支架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。支架安装工艺见下图：图9.5-1 支架安装工艺图安装193、电池组件前，应对电池组件进行抽检，测试值与出厂指标相符。安装电池组件时，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。组件固定面与支架表面不吻合时，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。电池组件电缆连接采取串接方式，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。9.5.5 箱式变压器、逆变器及相关配电装置的安装箱式变压器通过汽车运抵箱式变压器基础附近，采用吊车将变压器就位。逆变器室主要设备和配套电气设备通过汽车运抵分站房附近，采用吊车将逆变器吊至分站房门口，再采用液压升降小车推至分站房安装位置进194、行就位。设备安装槽钢固定在分站房基础预埋件上，焊接固定，调整好基础槽钢的水平度，使用起吊工具将逆变器固定到基础上的正确位置。逆变器采用螺栓固定在槽钢上，并按安装说明施工，安装接线须确保直流和交流导线分开。由于逆变器为高敏感性电气设备，搬运逆变器应非常小心。逆变器安装在同一基础槽钢上，配电柜经开箱检查后，用液压式手推车将盘柜运到需安装的位置，然后用简易吊车将其移动到安装的基础槽钢上摆放好，所有盘柜就位摆放好后进行调平，配电柜与基础槽钢采用螺栓固定方式，接地方式采用镀锌扁钢与室内接地扁钢连接。配电柜安装后，装配母线，母线螺栓紧固扭矩应符合相关标准规范要求。9.5.6 电缆敷设电缆在安装前应仔细对图195、纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，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。电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。电缆运达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对所有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部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离制作标识。电缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵196、，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.5.7 高温季节施工措施(1) 在高温季节，砼浇筑温度不得高于28。合理地分层分块，采用薄层浇筑，并尽量利用低温时段或夜间浇筑.(2) 尽量选用低水化热水泥，优化砼配合比，掺优质复合外加剂、粉煤灰等，降低单位体积砼中的水泥用量，并掺加适量的膨胀剂。9.5.8 主要施工机械根据光伏电站施工集中的特点，本工程规模30MWp，施工期5个月，施工采用集中与分散相结合的原则。主要施工机械见表9-2：表9-2 主要施工机械序号设 备 名 称型号单位数量备注1汽车起重机12t辆22自卸汽车8t辆23混凝土罐车辆24运水罐车辆15小型工具车辆26压路机辆17反铲式挖197、掘机WY80台20.8m3/斗8轮胎式挖掘装载机WY-60台19柴油发电机100kW台210车载变压器10kV-380V台2100kW11移动电缆及支座380V台2电缆长1km12混凝土搅拌机50m3/h台113插入式振捣棒ZN70条8备用4条14钢筋拉直机JJM-3台115钢筋切断机GQ-40台216钢筋弯曲机GJB7-40台217蛙式打夯机H201D台42台18电焊机台62台9.6 施工总进度9.6.1 施工总进度目标根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，道路、集控站与光伏阵列基础先期开工，要求施工机械的工作能同时满足要求。本工程计划建设期6个月，其中准备期1个月，施工期5个198、月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏阵列并网发电。9.6.2 施工总进度设计原则依据光伏电站建设特点对光伏电站主要工程的施工进度作原则性的安排，为编制工程施工组织设计提供指导方向。1）坚持以人为本的原则在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员全身心地投入到工程建设之中，同时可以提高工作效率降低管理费用。2）电池阵列支架基础工程先期开工建设由于本期工程建设期6个月，为尽早产生经济效益，根据电池组件分批到货、电站土建开工至全部设备安装调试完时间短的特点，配套工程应有合理的顺序并优先考虑施工，以便每一部分199、电池组件安装完后既可调试，保证工程的连续性。因此应先进行生产楼和光伏阵列基础施工。3）其他工程项目的施工在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项目的施工应根据本项目建设期限的要求，抓住控制性关键项目，合理周密安排。下列为控制性关键项目：1）可行性报告编写及批复。2）设计与设备合同、施工合同签定，施工准备。3）设备制造与运输。4）土建施工5）设备安装、调试、运行。以上五项要合理安排，保证总进度按期完成，具体安排详见施工进度计划表，施工时间为相对时间。由于本工程主要利用地面布置太阳能光伏组件，建筑主体工程量较小，施工周期相对短。整个工程周期为6个月，考虑气候条件的限制，合200、理安排冬季施工。表9.6-1 施工综合控制进度表进度项目建设周期6个月123456一、施工准备1.1 施工临建设施的整筑1.2 施工力能供应准备二、施工期准备2.1 光伏电站道路施工2.2 光伏电站施工及安装 组件支架、逆变箱房基础、电缆沟施工 固定式多晶硅光伏阵列施工 逆变器室、升压变施工 光伏阵列电缆敷设 光伏电站调试发电10 工程管理设计10.1 项目管理机构组成组织机构设置的目的是为了产生组织功能，实现工程项目管理的总目标。组织机构设置应遵循“因目标设事，因事设机构定编制，按编制设岗位定人员”原则。为了确保本项目的顺利实施，成立由具有丰富工程设计、实施经验及工程项目管理经验的精干人员组201、成的项目经理部，全面负责工程项目的设计施工管理和协调工作。10.2 项目管理人员及机构职责项目经理：(1) 在公司的领导下，参与项目管理组织机构的构成并按公司要求选拨、配备人员，制定规章制度，领导项目部开展工作；(2) 主持编制项目管理方案，组织实施项目管理的目标与方针，及时、适当地做出项目管理决策，其主要内容包括人事任免决策、重大技术方案决策、财务工作决策、资源调配决策、工期进度决策及变更决策等；(3) 批准重大施工方案与管理方案，并监督协调其实施行为；(4) 协调好各方面的关系，参加各类协调会议，预见问题，处理矛盾，组织好项目生产调度会、项目经济活动分析会；(5) 领导控制施工阶段工程造价202、和工程进度款的支付情况，确保工程投资控制目标的实现；(6) 与业主、监理保持经常接触，解决随时出现的各种问题，替业主、监理排忧解难，确保业主利益；(7) 按照签定的工程承包合同，严格履行全部合同条款；(8) 全面负责整个项目的日常事务。执行经理(1) 协调各专业之间的进度矛盾及现场作业面冲突，使现场施工合理有序地进行；(2) 及时协调与总包之间的关系，参加业主、总包组织召开的协调会议，组织召开项目本身的各类协调会议。直接领导承包范围自行施工的各项工作；(3) 审核各专业制定的施工进度计划，保证各分项工程施工进度计划能满足总体施工进度计划，并与其它单位工程和分项工程的施工进度计划相协调，确保工程203、按合同工期要求顺利完工；(4) 参与施工方案的编制；(5) 直接领导质量安全部的各项工作，对本项目的质量和现场的安全施工负责，负责现场的文明施工及安全交底；(6) 主持项目质量管理保证体系的建立，并进行质量职能分配，对质量目标进行分解，落实质量责任制；(7) 负责项目的安全生产活动，建立项目安全管理组织体系，确保实现安全文明施工管理和服务目标；(8) 执行项目经理下达的各项关于服务和安全文明施工的指令；(9) 根据合同要求和工程需用计划制定采购计划，保证工程设备、材料的及时供应；(10) 领导采购及进场设备、材料的报审工作，领导材料采购仓储的日常工作，确保项目物资按期进场；(11) 合理调配机204、械设备的使用，保证工程的均衡持续施工；(12) 经项目经理授权，负责项目部的其他工作，协助项目经理做好整个项目的日常事务。技术负责人(1) 负责项目部的深化设计和技术工作，进行图纸深化，绘制施工图，并指导施工；(2) 负责施工图及施工配合图的送审及图纸深化的进度控制；(3) 负责对专业技术人员进行深化设计图纸的交底；(4) 制定各专业的施工方案与作业指导书，并协调各专业之间的技术问题；(5) 督促各专业严格执行各项已经过项目经理批准的各项质量计划和单项施工方案；(6) 与设计、监理保持经常沟通，保证设计、监理的要求与指令在施工中贯彻实施；(7) 对本项目的关键技术难题进行科技攻关，进行新工艺、205、新技术的研究，确保本项目顺利进行；(8) 组织有关人员对材料、设备的供货质量进行监督、验收，对不合格的材料、设备经评审后作退货或封存处理；(9) 及时组织技术人员解决工程施工中出现的技术问题；(10) 负责项目设计变更、材料代用等技术文件的处理工作。质检员(1) 负责专业检查，随时掌握各分部分项工程的质量情况；(2) 负责工程分部分项工程质量情况的评定，定期向上级部门上报质量情况；(3) 对不合格品及时上报，监督专业制订纠正措施；(4) 负责成品保护方案、措施的制定；(5) 对项目的质量安全进行日常检查，消除隐患。安全员(1) 负责项目安全方案的制定和落实；(2) 负责对进场人员的安全教育及对206、作业人员的安全技术交底；(3) 负责项目特殊工种作业人员的证件管理。11 环境保护和水土保持设计11.1 拟建项目区环境概况XX市气候受地形和纬度位置的影响，属寒冷、半干旱大陆性气候。冬季漫长而寒冷，夏季短促而凉爽，春秋两季干燥、多风，四季交替较明显，昼夜温差大。全市全年40%的日子有5级以上风，大风多为冷空气大风或对流天气阵性大风。夏季和冬季大风较少，持续时间较长的大风主要集中在每年的4-5月，最大风速为24m/s，极大风速35.3m/s，短时间可出现12级大风，风向以偏西风居多。气温一年变化幅度为73.06,0以下气温有222天，无霜期在70-90天之间，全年平均气温为0.1（-0.7-1207、.6）。最冷的1月平均气温-20，极端最低气温-37.66；最热的7月平均气温19.5，极端最高气温35.4。最大冻土深度为268cm，冻土最早10月3日开始冻结，冻土解冻一般从每年4月份开始。全市年平均降水为354.3mm，最小为289.9mm，最大为426.9mm。降水多集中在6、7、8三个月，占总降水量的66%，9月下旬至翌年4月为降雪期，年降雪量56.4mm，降雨占全年总降水量的82.3%。全年相对湿度最小时可出现0的情况，一般各月平均相对湿度均在35%以上，年平均值66%。全市日照冬季短，为8小时；夏季长，为14小时。日照百分率除盛夏的6-8月较低外，其余各月平均百分率均在67%以上208、，年平均日照百分率为69%。 相关法规、依据.1 法律、法规（1）中华人民共和国环境保护法（1989.12）；（2）中华人民共和国环境影响评价法（2003.09）；（3）中华人民共和国水法（2009.08）；（4）中华人民共和国水污染防治法（2008.06）；（5）中华人民共和国环境噪声污染防治法（2008.05）；（6）中华人民共和国大气污染防治法（2000.09）；（7）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2005.04）；（8）中华人民共和国水土保持法（2011.03）；（9）中华人民共和国可再生能源法（2005.02）；（10）中华人民共和国土地管理法（2004.08）；（11）中华209、人民共和国野生动物保护法（2009.08）；（12）中华人民共和国野生植物保护条例（1997.01）；（13）电磁辐射防护规定（GB 8702-1988）；（14）光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW 627-2011）；（15）建设项目环境保护管理条例（1998.12）；（16）光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）。.2 法律、法规（1）环境影响评价技术导则 总纲（HJ/T2.1-93）；（2）环境影响评价技术导则 大气环境（HJ/T2.2-2008）；（3）环境影响评价技术导则 地面水环境（HJ/T2.3-1993）；（4）环境影响评价技术导则 生态影响（HJ/T19-2011210、）；（5）环境影响评价技术导则 声环境（HJ/T2.4-2009）；（6）地面水和污水监测技术规范（HJ/T91-2002）；（7）水利水电工程环境保护概估算编制规程（SL359-2006）；11.2 环境保护目标主要环境保护目标：(1) 控制施工场地扬尘造成的污染，使评价区域环境空气质量满足相关标准。(2) 施工期应控制施工机械设备所产生的噪声对工程所在区域相邻单位的影响，确保噪声满足相关要求。(3) 保证不因本项目的运行而污染项目所在区域地下水环境，尽量减少本项目工程废、污排放，外排废水达到相关标准。11.3 环境影响分析 施工期环境影响分析.1 扬尘环境影响分析据有关调查显示，施工工地的211、扬尘主要由运输车辆的行驶产生，约占扬尘总量的60%，并与道路路面及车辆行驶速度有关。一般情况下，施工场地、施工道路在自然风作用下产生的扬尘所影响的范围在100m以内，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，施工场地洒水抑尘的试验结果，见表11-1。表11-1 施工场地洒水抑尘试验结果距离(m)52050100TSP小时平均浓度(mg/Nm3)不洒水10.142.891.150.86洒 水2.011.400.670.60结果表明实施每天洒水45次进行抑尘，可有效地控制施工扬尘，可将TSP污染距离缩小到2050m范围。另外，为控制车辆装载货物行驶对施工场212、地外的影响，可在车辆开离施工场地时在车身相应部位洒水清除污泥与灰尘，以减少粉尘对外界的影响。施工扬尘的另一种情况是建材的露天堆放和搅拌作业，这类扬尘的主要特点是受作业时风速度影响。.2 噪声治理及其影响分析建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。主要施工设备噪声随距离衰减情况见表11-2。表11-2 施工机械噪声衰减距离 单位：m阶段噪 声 源55dB (A)60dB (A)65dB (A)70dB (A)75dB (A)85dB (A)土石方装载机3502151307040挖掘机190120754022打桩钻孔式灌注桩机195014501000700440165混凝土振捣器200110663213、721结构混凝土搅拌机190120754225木工圆锯170125855630装修升降机8044251410经过对比，在一般情况下(不使用冲击式打桩机)，施工噪声在施工场界不会超标。昼间本项目施工期场界噪声在距施工机械50m达标，夜间则需距施工机械300m左右才能达标。就项目保护目标而言，拟建项目区周围无任何环境敏感区，因此，施工噪声对区域环境影响很小。为保证周围保护目标的声环境质量，严格控制夜间施工，夜间应停止使用大型施工机械，确需施工的应报请市环保局批准，同时应事先通知周围居民，取得谅解。.3 固体废物的影响分析施工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，214、而且在遇大风干燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。.4 废水环境影响分析工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗、混凝土养护以及机械修配、汽车保养等产生，主要成分是含泥沙废水，但总量很小，且主要集中在施工前期风电机组基础施工时段，产生时间也是不连续的，经过处理后可循环利用，基本不会产生污染。.5 生态环境影响分析施工期由于站内构筑物地基开挖、场地平整、车辆碾压等活动，破坏了地表植被，使表层土壤松散，暴雨天气容易引起水土流失，对施工区附近的生态环境有一定影响。因此，在施工过程中，应采用机械施工与人工施工相结合的方法，215、施工点位应根据本项目特点，确定最佳施工工序和施工方法；施工时，应严格遵守施工组织措施，地下电缆沟设施、排水管沟施工应分区、分片、分段展开，不宜全面铺开；对临时堆场，应采取覆盖维护措施，防止大风和大雨时造成水土流失。只要合理安排施工组织设计，认真执行管理制度即可减轻施工过程中对周围生态环境的破坏。.6 废旧光伏电池板的处理由于在电站正常的运行情况下，会有一定量的废旧光伏电池板的产生，因此要严格按照环保条例，将废旧物品交付具有相关资质的厂家进行专业处理。.7 光污染影响分析为提高太阳能电池效率，降低光的反射是太阳能电池生产中的一项重要技术。为降低反射，太阳能电池表面进行了绒面处理技术或者是采用镀减216、反射膜技术。采用以上技术的太阳能电池可使入射光的反射率减少到10%以内，如果采用镀两层减反射模或绒面技术和反射膜技术同时使用，则入射光的反射率将降低到4%以下。不同地面状况的反射率见表11-3：表11-3 不同地面状况的反射率/%地面类型反射率地面类型反射率地面类型反射率积雪7085浅色草地25浅色硬土35沙地2540落叶地面3338深色硬土15绿草地1627松软地面1220水泥地面3040通过以上各类地面材质反射率与太阳能电池板阵反射率的对比可以看出，太阳能光伏发电电池板阵不存在光污染问题。 运营期环境影响分析.1 水环境影响分析光伏电站运行期用水主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没有生217、产用水。本电站建成后一般有10名运行人员，生活污水排放量很小，日排放量约为5.6m3/d，年排放量为360m3/a，由于生活污水经一体化设备考虑了永临结合，因此生活污水可经处理后再排放。.2 固体废弃物影响分析项目建成投运后，所排放的固废物主要来自人员的生活垃圾，按照每人每天的垃圾产生量平均为0.5kg计，人员配备按10人计，则电站的生活垃圾年产生量约1.8t/a。项目投运后，生活垃圾排放量很小，在站内设垃圾堆放装置，定期运至垃圾填埋场即可消除生活垃圾对周围环境的影响。.3 噪声环境影响分析电站设备运行噪声主要为变压器、逆变器运行时产生的设备噪声，一般在50dB(A)左右，只要布置合理，采用一218、定隔声措施，随着距离的衰减对周围环境影响较小。汽车噪声与汽车车型与运行状况有关，项目建成投入使用后进出车辆主要是小型车。各类车型的噪声值，见表11-4。表11-4 噪声源与噪声值概况车 型运行状况噪声值(dB)备 注小型车怠速行驶5970距离7.5m处的等效噪声级正常行驶6170鸣笛7280中型车怠速行驶6276距离15m处的等效噪声级正常行驶6272鸣笛7585大型车怠速行驶6578正常行驶6580鸣笛758511.4 环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析由于太阳能光伏电站以收集太阳辐射能为能源进行光电转化，因此电站运行受到周围环境的影响因素较多，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，219、使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：周围有无遮光障碍物：电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。同时应考虑沙尘暴的影响。鸟粪的有无：鸟粪成为采光的障碍物，电池板阵上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。11.5 环境保护措施 施工期环境保护措施(1) 水环境保护措施施工期生产废水主要混凝土生产废水，主要污染物是SS和PH值，采取沉淀处理后再循环利用220、的方法；生活污水拟用污水处理设备处理，实现达标排放。(2) 大气环境保护措施施工区较为严重的大气污染源主要是混凝土拌和系统和交通运输系统，对于混凝土拌和系统拟采用成套封闭式拌和楼进行生产，并配备除尘装置；对于交通运输产生的扬尘，考虑配备洒水车，施工期每日早、中、晚各洒水一次，以减轻污染的影响。禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。此外，在建筑材料运输、装卸、使用等过程中做好文明施工、文明管理，尽量避免或减少扬尘的产生，防止区域环境空气中粉尘污染。(3) 声环境保护措施为减少噪声污染，施工单位选用的运输工具及其它施工机械符合相关要求，在噪声影响较大的施工作业区工作221、的施工人员需佩戴防噪耳塞、耳罩或防噪声头盔等。(4) 固体废弃物处理措施本项目施工期产生的固体废弃物有二类，一类是施工活动产生的工程弃渣，另一类是施工人员生活垃圾。工程弃渣需集中运至渣场，最终不产生弃渣。因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾。生活垃圾集中定点收集，纳入生活垃圾清运系统，不得任意堆放和丢弃，确保各类生活垃圾不随意排放污染环境。(5) 生态环境保护措施在施工建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放等措施，尽量减少施工占地，并及时采取有效的临时防护措施，最大限度的减少对地表植被的破坏。施工结束后，对遗留的裸地、边坡等施工迹地，及时采取恢复措施。(6) 水土保222、持措施在施工结束后，应对场内永久道路、变电站周围采取绿化措施；对电缆沟开挖土方应及时回填，回填土要逐层夯实，并恢复原有植被；对临时占地施工单位应及时拆除临时建筑物，清理和平整场地，对裸露的地面采用撒播原地带性植被的方式进行恢复。(7) 施工区人群健康保护措施为保护人群健康，施工承包商应对人员进驻施工区前进行健康检查，预防常见的、传染性较强的流行性疾病的传播和流行。同时要加强施工区生活垃圾的管理，配备卫生设施和清扫人员，按期开展“消、杀、灭”活动，降低施工区各种病原微生物和虫媒动物的密度，预防和控制施工区传染性疾病和自然疫源性疾病，保障施工区工作和生活环境的卫生和健康，保护施工人员及当地群众的健223、康。 运行期环境保护措施运营期主要是生活污水和生活垃圾的处理，生活污水拟用施工期永临结合的污水处理设备处理，达标后再排放；对于生活垃圾应设立垃圾桶，定点袋装收集后送至垃圾填埋场处置。11.6 绿化及水土保持本项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，综合楼、逆变器室等建筑物地基开挖、回填过程造成的土壤扰动及太阳能电池阵列单元支架和通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。建设区域植被稀疏，无任何乔木和大灌木，植被类型主要为野草，建设期间无树木砍伐。为改善和美化厂区环境，减少灰尘，充分发挥草木特有的调温、调湿、吸尘的作用，在厂房及附属建筑物周围，以及道路两侧的空地均种植适于当地气候、易于成活、有224、一定观赏价值的数目，并种植草皮和灌木。在草坪中根据景观需要，布置不同规格的灌木。沿道路两侧及厂界四周种植榆树类、小叶白蜡、圆冠榆等。本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的大量破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往城市建筑垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。11.7 综合评价和结论 工程对环境的225、主要有利影响光电是清洁、可再生能源，光伏电站的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。本电站工程装机容量30MW，每年可为电网提供电量4309万kWh。与燃煤电厂相比，每年可节约标煤1.56万吨。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善环境质量。光伏电站的建设还可促进当地旅游业的发展，同时还可带动第三产业发展，促进当地经济建设。因此，本光伏电站的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。 工程对环境的主要不利影响在电场生产的整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。对环境的不利影响主要产生在施226、工期，如施工粉尘、噪声、废水、生活垃圾对施工人员的影响等，通过采取适当的措施，可将不利影响减小至最低程度。 环境可行性结论(1) 项目完工后施工扬尘、施工噪声、施工生产生活废水、固废随之消失，进而转变为电站运营过程中电站员工工作期间产生的生活污水，生活垃圾等。由于此时电站基础设施建设已完成，生活污水排入下水管道中，生活垃圾被集中收集后送往垃圾处理厂，因此生活垃圾、生活废水不会对环境产生较大影响。(2) 本项目投运后，对周围环境无大的影响。由以上的分析结论可以看出：本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，只要采取防、治、管相结合的环保和水227、保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且光伏发电项目本身就是一个清洁能源项目，拟采取的污染防治措施是积极、合理的。本项目的建设符合国家清洁能源综合利用的环保政策，工程的建设从环保角度分析是可行的。12 劳动安全与工业卫生12.1 设计依据、任务与目的 概述本项目是在XX市建设太阳能光伏发电系统，总体规划容量30MWp，通过二级升压至66kV，将光伏发电系统所发绿色电力全部送入当地公共电网。 设计依据、任务与目的.1 设计依据本项目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228、动安全和工业卫生设计规范DL-5053-1996.2 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。66kV升压站内的任何检修、维护和巡查不允许单人进行作业。升压站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。升压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)规定完成。12.2 工程安全与卫生危害因素分析 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229、的直流输出电压为30V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。本项目施工期还有可能发生安全事故的因素包括：光伏电站建设是在在高压线下方施工、设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、升压站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。 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。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230、电气和机械伤害的发生。12.3 对策与措施 施工期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，在施工期间应严格执行各项规章制度，尽量避免事故的发生。光伏发电场升压室内电气一次、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。施工时用电作业及其他安全措施：(1) 施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。(2) 施工时应准备常用的医药用品。(3) 施工现场应配备对讲机。(4) 带好低压绝缘手套(5) 使用已有绝缘处理的工具(6) 不要在雨天作业(7) 电池组件框和支架应保持良好接地。 运行期安全231、与工业卫生对策措施为了确保本项目投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本项目应考虑以下对策措施。.1 防火、防爆的措施各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006执行。建(构)筑物最小间距等按建筑设计防火规范GB 50016-2006、建筑内部装修设计防火规范)(GB50222-1995)、火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)等国家标准的规定执行。(1) 设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。(2) 电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。(3) 主要通道等疏散走道232、均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。(4) 所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。.2 防噪声、振动及电磁干扰根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。.3 防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害(1) 高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。(2) 所有设置检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。.4 其它安全措施(1) 建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，照明度充足。(2) 所选设备及材料均满足光伏电233、场运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。(3) 所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。(4) 其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。12.4 光伏电站安全卫生机构设置光伏电站按照少人值班、全自动化运行，但根据电力部门的规定，本电站将设置人员轮流值守，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。13 节能降耗13.1 节能分析本项目电站总容量为30MWp，运行期年平均发电量为4309万kWh，建设期6个月234、，运行期25年。 系统工程电力从电站送至楼内配电母线，在汇流与连接线存在电能损失即功率损耗，功率损耗是输电线路功率损耗和逆变器功率损耗。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。 电气部分电气部分设计采用优化设计，减少占地面积，节省材料用量的原则，通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化电缆敷设路径布置，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、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。(2) 有效减少电缆使用量、减少导体的截235、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。13.2 节能降耗效益分析光伏发电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。工程本期装机容量为30MWp，每年可为电网提供电量4309万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以供电标煤煤耗360g/kWh计，每年可节约标准煤约1.56万吨，减排二氧化碳约4万吨、二氧化硫约343吨、氮氧化物约115吨、烟尘约234吨。项目减少了有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，也没有污水排放。光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大236、的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。14 工程设计概算14.1 编制说明 概况XXXX能源有限公司30兆瓦并网光伏发电项目是由XXXX能源有限公司投资兴建的一座大型(高压)光伏并网电站。光伏电站的规划容量为100MWp，本期建设30MWp。本项目拟从银行贷款80%，自筹资金20%进行建设项目资本金比例暂按20%，建设期为6个月。本概算编制范围为光伏发电设施及相关建构筑物。不包含场外送出工程投资。经初步估算，本项目静态投资：28800万元，单位投资：9.60元/Wp；工程总投资：29303万元，单位投资：9.77元/Wp。 编制237、原则及依据.1 投资概算价格水平：2013年2季度.2 概算编制办法、费用构成及计算标准、费用性质和项目划分办法：执行国家能源局发布的陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准(2011-11-01实施)，不足部分参照电力建设工程概算定额(2013年版)；深度执行光伏发电工程可行性研究报告编制办法(GD003-2011)(试行)。.3 定额采用国家能源局发布的陆上风电场工程概算定额(2011-11-01实施)。 基础单价、取费标准.1 人工预算单价采用国家能源局发布的陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准(2011-11-01实施)：高级熟练工9.46元/工时熟练工6.99元/工时半熟练工5.238、44元/工时普工4.46元/工时.2 主要材料预算价格：工程主要材料预算价格根据当地近期市场价取定。详见下表：主要材料预算价格计算表单位：元附件1单位：元序号材料名称及规格单 位预算价格原价依据其中（元）原价（元）运杂费（元）采购及保管费（元）1硅酸盐水泥42.5Rt393.75市场价350358.752钢筋t4030.1市场价3820114.695.53汽油 90#t9609.38市场价9375到场价234.384柴油 0#t8657.15市场价8446到场价211.155中粗砂m86.51市场价822.462.056碎石m90.73市场价862.582.157块石m90.73市场价862.239、582.158板枋材m2562.5市场价2500到场价62.59水m3.3510电kWh1.3 机械费根据当地近期市场价取定燃料动力费中的水、电、汽油、柴油和风等单价，见主要材料预算价格计算表。.4 取费标准：建筑及安装工程费由直接费(含直接工程费和措施费)、间接费、利润及税金组成。直接工程费采用国家能源局发布的陆上风电场工程概算定额(2011-11-01实施)，措施费、间接费、利润及税金的取费按国家能源局发布的陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准(2011-11-01实施)相关规定计算。详见下表：设备及安装工程与建筑工程费率表序号费用名称计价依据一直接费1直接工程费人工费定额劳动量人工预240、算单价材料费定额材料用量材料预算单价施工机械使用费定额机械使用量施工机械台时费单价其他材料费和其他机械使用费按定额中的数额计列2措施费（人工费+机械使用费）各项措施费率（）机组、塔筒设备线路工程其他设备2.1安装工程8.2215.4914.36冬雨季施工增加费2.13 6.22 7.21 夜间施工增加费0.11 0.150.35临时设施费2.082.590.76特殊地区施工增加费施工工具使用费0.672.631.74安全文明施工措施费1.51.52其他费1.732.42.32.2建筑工程18.16冬雨季施工增加费5.46夜间施工增加费0.22临时设施费6.28特殊地区施工增加费施工工具使用费1241、.34安全文明施工措施费3其他费1.86二间接费1安装工程（人工费）间接费率（）1082建筑工程（人工费+机械使用费）间接费率（）2.1土方工程21.282.2石方工程19.562.3混凝土工程40.982.4钢筋工程39.932.5基础处理工程28.862.6砌体砌筑工程34.02三利润（人工费+机械费+措施费+间接费)利润率(%)10四税金（直接费+间接费+利润)计算税率(%)3.413五工程单价直接费+间接费+利润+税金 施工辅助工程其他施工辅助工程组成。 设备及安装工程由发电场设备及安装工程、升压变电站设备及安装工程、控制保护设备及安装工程和其他设备及安装工程四项组成。多晶硅电池组件：242、4.50元/Wp逆变器：0.55元/Wp其他设备价参考近期同类工程合同价确定。 建筑工程建筑工程由发电场工程、升压变电站工程、房屋建筑工程、交通工程及其他工程五项组成。本工程发电场主要建筑物为光伏组件支架及基础、房屋建筑及交通工程。 其他费用.1 建设征地分永久征地和临时租地。建设用地费用暂列1014万元。.2 勘测设计费暂按国家计委、建设部关于的通知(计价格200210号)的规定下浮计列。详见下表：其他费用计算标准表序号工程或费用名称计算标准其他费用一项目建设用地费二项目建设管理费1工程前期费建筑及安装工程费、设备费的0.5计列2工程建设管理费费率采用内插法调整计算3工程建设监理费费率采用内243、插法调整计算4项目咨询服务费费率采用内插法调整计算5项目技术经济评审费费率采用内插法调整计算6工程验收费费率采用内插法调整计算7工程保险费0.4计列三生产准备费1生产人员培训及提前进厂费费率采用内插法调整计算2管理用具购置费费率采用内插法调整计算3工器具及生产家具购置费费率采用内插法调整计算4备品备件购置费设备费0.3计列5联合试运转费安装工程费0.4计列基本预备费一至四部分合计2 预备费、建设期贷款利息.1 基本预备费：按3%。.2 价差预备费：本工程价差预备费用暂不计算。 .3 建设期工程贷款利息：项目资本金按总投资的20%，其余资金按银行贷款考虑，年利率6.55%，建设期为6个月。 主要244、技术经济指标静态投资28800万元，单位投资9.60元/Wp；动态投资29303万元，单位投资9.77元/Wp。14.2 工程投资概算表(见附表)表一，总概算表；表二，施工辅助工程概算表；表三，设备及安装工程概算表；表四，建筑工程概算表；表五，其他费用概算表。15 财务评价与社会效果分析本项目按本期容量30MW进行经济效益分析。未考虑送出部分工程投资的还本付息成本。15.1 基础数据(1) 投资总额及资金筹措本规划所需建设资金为29303万元，每峰瓦投资为9.77元，工程动态总投资的20%为资本金，其余的80%通过银行贷款解决,贷款年利率按6.55%计算，还款期限暂按15年，宽限期2年，按本息245、等额还款方式。(2) 成本数据建设期：6个月,经营期按25年计算，计算期26年。2）折旧费用采用平均年限法，折旧年限按18年计算。3）修理提存率：正常运行期第13年取0，第4年及以后3年取0.5%，第7年及以后取1%。4）保险费：按1.5计算。5）日常维护费：材料费7元/MWh，其它费用20元/MWh。6）短期贷款年利率为6%。(3) 发电收入和税金的估算 上网电价本项目含税上网电价按0.95元。年均利用小时按1436小时。 增值税根据财税2008156号关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知，太阳能发电暂时还没有享受风电的8.5%的增值税优惠，本项目增值税率按17%计。根据中华人民共和国246、增值税暂行条例（2008）规定，企业采购固定资产（除建筑物、构筑物和消费用品外），均可以享受抵扣增值税的政策，总投资中的设备、材料的采购的进项税额，可以用以后年度的应缴增值税额抵扣。在财务分析中以补贴收入的方式进行核算，详见财务计划现金流量表。 所得税根据中华人民共和国企业所得税法关于公共基础设施企业所得税优惠目录的规定，太阳能发电项目可以享受三免三减半的企业所得税优惠政策，因此自项目投产起三年减免征收三年减半征收（12.5%）企业所得税，基础税率25%。 企业公积金按所得税后利润的10%计取。(4) 利润及利润分配的估算利润总额(税前利润)=发电收入-销售税金附加-总成本费用。电站的总成本费247、用主要包括折旧费、材料费、其他费用、工资与福利、财务费用等。经营成本=总成本-折旧财务费用。税后利润=利润总额-所得税。利润分配的原则是利润总额在弥补五年内的以前年度亏损，并交纳所得税后进行利润分配。15.2 项目财务评价 盈利能力分析本项目测算的含税上网电价为0.95元/kWh，投资方的内部收益率为10.33%。(1) 项目投资所得税后财务盈利能力指标：财务内部收益率(项目投资)：9.16%。财务净现值(i=6%)：2298万元。投资回收期(含建设期)：9.95年。(2) 总投资收益率、资本金净利润率总投资收益率：6.32%资本金净利润率：17.4%。从以上财务评价指标来看，投资方的内部收益248、率为10.33%，大于设定的财务基准收益率(7%)，项目投资财务净现值大于零，表明本项目除能满足行业的最低要求外，还有一定的盈利能力。因此该项目在财务上是可行的。 财务清偿能力分析本项目长期借款占电厂总投资的4/5，还款期限18年，长期借款偿还的原则为各还款年应付利息计入总成本费用中的财务费用，还款资金的来源为折旧费和摊销费及税后利润。经过计算分析项目的还款资金来源可以充分保障贷款在偿还期内归还全部贷款本息，说明本项目具有较强的贷款偿还能力。经过资金来源与应用的分析计算，得出项目在计算期内各年能收支平衡，并有盈余。说明项目的财务状况良好。以及对资产负债的计算也表明项目的财务资产负债率、流动比率249、速动比率较好，有利于银行考虑贷款。15.3 敏感性分析对投资额、上网电价及年平均发电小时数进行正负5%和10%敏感性分析，详见敏感性分析表(投资方内部收益率)。15.4 财务评价附表(见附表)流动资金估算表；投资使用计划与资金筹措总表；投资使用计划与资金筹措明细表；借款还本付息计划表；折旧及摊销估算表；总成本费用估算表项目投资现金流量表项目资本金现金流量表；投资各方现金流量表（投资方1）；利润与利润分配表；财务计划现金流量表；资产负债表；财务一览表；敏感性分析表。项目投资(税前)不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.00 10.36 0.00 0.00 总投资250、-10.00 11.99 15.74 -1.57 总投资-5.00 11.14 7.53 -1.51 总投资5.00 9.63 -6.97 -1.39 总投资10.00 8.97 -13.41 -1.34 发电量-10.00 8.82 -14.78 1.48 发电量-5.00 9.60 -7.32 1.46 发电量5.00 11.10 7.15 1.43 发电量10.00 11.83 14.19 1.42 电价-10.00 8.76 -15.37 1.54 电价-5.00 9.57 -7.61 1.52 电价5.00 11.13 7.43 1.49 电价10.00 11.88 14.74 1.251、47 项目投资(税后)不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.00 9.16 0.00 0.00 总投资-10.00 10.66 16.42 -1.64 总投资-5.00 9.87 7.83 -1.57 总投资5.00 8.50 -7.23 -1.45 总投资10.00 7.89 -13.89 -1.39 发电量-10.00 7.76 -15.29 1.53 发电量-5.00 8.46 -7.59 1.52 发电量5.00 9.84 7.44 1.49 发电量10.00 10.51 14.79 1.48 电价-10.00 7.70 -15.90 1.59 电价-5252、.00 8.44 -7.89 1.58 电价5.00 9.87 7.73 1.55 电价10.00 10.56 15.36 1.54 项目资本金不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.00 15.62 0.00 0.00 总投资-10.00 22.18 42.02 -4.20 总投资-5.00 18.66 19.44 -3.89 总投资5.00 13.01 -16.68 -3.34 总投资10.00 10.95 -29.89 -2.99 发电量-10.00 10.77 -31.06 3.11 发电量-5.00 13.09 -16.19 3.24 发电量5.00 1253、8.34 17.42 3.48 发电量10.00 21.27 36.15 3.62 电价-10.00 10.60 -32.15 3.22 电价-5.00 13.00 -16.78 3.36 电价5.00 18.45 18.11 3.62 电价10.00 21.50 37.64 3.76 投资各方不确定因素变化率(%)内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案0.00 10.33 0.00 0.00 总投资-10.00 14.03 35.84 -3.58 总投资-5.00 12.06 16.76 -3.35 总投资5.00 8.74 -15.35 -3.07 总投资10.00 7.43 -28254、.07 -2.81 发电量-10.00 7.43 -28.09 2.81 发电量-5.00 8.84 -14.38 2.88 发电量5.00 11.89 15.12 3.02 发电量10.00 13.54 31.07 3.11 电价-10.00 7.32 -29.11 2.91 电价-5.00 8.79 -14.93 2.99 电价5.00 11.95 15.73 3.15 电价10.00 13.67 32.37 3.24 15.5 社会效益分析 15.5.1 人力资源效益项目建设阶段，可促进建筑业的就业情况，增加当地人的收入；本项目运营期同样需要一定数量的维护人员，可直接利用当地人力资源，从255、而为当地创造非农的就业机会。这一方面解决当地一部分就业问题，同时可增加当地收入，提高居民生活水平。 15.5.2 节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。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。本电站总容量为30MWp，每年可为电网提供电量4309万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以供电标煤煤耗360g/kWh计，每年可节约标准煤约1.56万吨，减排二氧化碳约4万吨、二氧化硫约343吨、氮氧化物约115吨、烟尘约234256、吨。15.5.3 其它社会效益大力发展太阳能发电，将改善能源结构，有利于增加可再生能源的比例。随着光伏电站的相继开发，太阳能发电将成为当地的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展起到积极的作用。16 社会稳定风险评估16.1 社会稳定风险评估内容社会稳定风险评估的内容主要包括项目论证、征地拆迁、项目施工等可能出现的影响社会稳定的突出问题和应对措施。(1) 项目前期涉及土地征收中可能引发的影响社会稳定问题。包括征地补偿价格，征地政策，征地程序和补偿款发放等。(2) 项目其他涉及群众利益可能引发的影响社会稳定突出问题。16.2 社会稳定风险的表现形式及影响本项目社会稳定风险的形257、式包括社会治安、涉众经济案件、群众信访、安全生产施工等形式，全面落实维护社会稳定工作的各项措施，深入开展社会不稳定因素排查化解，着力夯实维稳基础，妥善处置各类突发群体性敏感性事件，有力维护社会稳定。一般情况下，本项目社会稳定问题产生之初，其表现多是书信、电子邮件、传真、电话、走访等形式中的一种或几种方式，数量零星，也比较缓和。但随着事态发展，也有可能朝着反腐上方、超级信访、集体上访、进京上访等严重恶性社会稳定问题的发展，特殊情况下甚至发展为非法集会游行示威、蓄意破坏、群体性罢工、械斗、暴乱等群体性事件。正常情况下，社会稳定问题的出现的症结是发起者为了维护合法利益，表达诉求的一种方式之一，本身不258、会对社会造成不良的影响。但如果演变成恶性的整体性事件，其对社会稳定的影响将是无法估量的。对工程项目建设来讲可能会分散建设精力、增加投入、延迟工期、工程停工、甚至造成破坏；对社会来讲可能会打乱居民正常生活、妨碍社会正常运转、扰乱社会治安、毁坏公司财产、影响社会稳定等。16.3 社会稳定风险内容及其评价在本项目建设过程中，社会稳定风险衍生于相关利益群体对工程实施的抗拒，这种抗拒有多种表现形式，如拒绝签拆迁合同、补偿要求过高等。根据对项目实施过程中易发生的社会风险的经验判断，并结合本项目实施的具体情形，本项目可能会诱发的异议、损失或不适等诸多社会风险主要如下：(1) 风险内容：本项目的决策是否与现行政策、法律、法规相抵触，是否有充分的政策、法律依据；项目是否坚持严格的审查审批和报批程序。风险分析：本项目是大型荒漠光伏电站工程，是绿色可再生能源。国家颁布的可再生能源法明确指出