1、甘肃省10兆瓦并网型太阳能光伏发电场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月甘肃省10兆瓦并网型太阳能光伏发电场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58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1综合说明61.1概述61.2 主要技术特点92）防盐胀措施151.3 太阳能资源151.4 工程地质12、61.5 项目任务和规模171.6消防191.7暖通201.8施工组织设计201.9工程管理设计211.10环境保护与水土保持设计221.11劳动安全与工业卫生231.12节能方案分析231.13工程设计概算261.14上网电价测算与财务评价261.15结论272太阳能资源和当地气象地理条件282.1厂址自然环境概况282.2厂址所在地太阳辐射观测状况282.3太阳辐射资料的采集、检验和修正312.4光伏发电场太阳能资源分析372.5相关的气象情况393其它必要的背景资料434项目任务与规模444.1地区自然经济与能源状况444.2电力系统概况464.3项目规模475总体方案设计485.1总体3、布置方案485.1.1 总平面布置485.2电气系统505.3抗风沙设计525.4太阳辐射、风速、风向和环境温度的测量装置安装方案535.5暖通和给排水546电站的技术设计566.1电力系统566.1.2.2 某电网概况566.1.3 接入系统方案576.1.3.1 接入系统方案586.1.3.2 方案分析586.1.4 系统继电保护596.1.5 通信606.1.5.1 系统通信606.1.5.2 场内通信606.1.5.3 市话通信606.1.5.4 通信设备配置616.1.6调度自动化616.1.6.1 电场运行方式616.1.6.2 自动化系统626.1.6.3 远方电能量计量装置634、6.1.6.4 远动信息636.1.6.5 主站端的配合656.1.6.6 UPS不间断电源系统656.1.6.7 其他656.2太阳能光伏发电场场址建设条件656.3技术方案68表6-16 短路电流计算结果表1026.3.7.2 总平面布置1126.3.7.3 建筑、结构113(1)配电装置及中控楼114(2)办公楼1146.3.7.5 耐久性设计1216.3.7.6 盐渍土场地地基处理措施1223）防盐胀措施1224) 回用用途1275) 费用分析估算127经技经专业计算得出：1276) 效益分析1276.4节能方案分析1297消防1327.1 工程概况和消防总体设计1327.2工程消防设5、计1337.3施工消防1378施工组织设计1388.1概述1388.2 交通运输方案1398.3 主要工程项目的施工方案1398.4 施工总平面规划1408.5施工力能供应1418.6 施工综合控制进度1429工程管理设计1449.1工程管理机构1449.2主要生产生活设施14410环境保护与水土保持设计14510.1 评价依据和标准14510.2环境状况14610.3工程环境影响14710.4水土保持15110.5水土保持综合评价与结论15311劳动安全与工业卫生15511.1设计依据、任务与目的15511.2工程安全与工业卫生因素分析15711.3劳动安全和工业卫生对策15811.4光伏电6、场安全卫生机构设置、人员配备及管理制度15911.5事故应急救援预案16111.6预期效果评价16512工程设计概算16512.1工程概况16512.2 投资主要指标16612.3 编制依据16712.4 基础资料16712.5 费率指标16912.6 预备费、建设期贷款利息17012.7工程概算表17013上网电价测算与财务评价27213.1财务评价27213.2资金筹措与贷款条件27213.3成本估算27213.4发电效益计算27313.5清偿能力分析27313.6盈利能力分析27413.7敏感性分析27413.8社会效果分析27513.9结论276总 目 录TB0901GA-A-01可行7、性研究报告说明书TB0901GA-A-02光伏发电场总平面图TB0901GA-A-03光伏发电场控制中心总平面图TB0901GA-A-04光伏组件固定式安装单元一二平面布置图TB0901GA-A-05光伏组件固定式安装单元三四平面布置图TB0901GA-A-06光伏组件固定式安装单元五六平面布置图TB0901GA-A-07剖面图I-ITB0901GA-A-08光伏组件单轴追踪式安装单元布置图TB0901GA-A-09电气主接线图TB0901GA-A-10配电装置及中控楼电气布置图TB0901GA-A-11就地升压单元电气布置图TB0901GA-A-12逆变器(A型)平面图TB0901GA-A-8、13逆变器(A型)立面图，剖面图TB0901GA-A-14逆变器(B型)平面图TB0901GA-A-15逆变器(B型)立面图，剖面图TB0901GA-A-16配电装置及中控楼 地上一层平面图TB0901GA-A-17配电装置及中控楼 屋面平面图TB0901GA-A-18配电装置及中控楼 立面图一TB0901GA-A-19配电装置及中控楼立面图二，剖面图TB0901GA-A-20办公楼 平面布置图TB0901GA-A-21办公楼 屋面布置图TB0901GA-A-22办公楼 剖面图，立面图一TB0901GA-A-23办公楼 立面图二1综合说明1.1概述1.1.1 项目概况某位于甘肃省西北部，境内东9、有三危山，南有鸣沙山，西面是沙漠，与塔克拉玛干相连，北面是戈壁，与天山余脉相接，隶属甘肃省酒泉市管辖，全市面积3.12万平方公里，其中绿洲面积1400平方公里，不到总面积的4.5%，其余全是沙漠戈壁，且被沙漠戈壁包围。某昼夜温差大，日照时间长，是典型的暖温带干旱性气候，年降雨量只有39.9毫米，而蒸发量却高达2400毫米。某纬度高（北纬3953-4135），地势平坦、开阔，云量和雨量少，大气透明度高，因此有着充足的光能资源。全年日照时数长，日照百分率高（达到75%），是建设大型太阳能光伏发电场的理想之地。根据国家能源局的复函，拟在某建设10兆瓦并网光伏发电示范电站，具体场址选在某市xx镇西北侧10、xx国道的北侧的大片永久固定性沙砾石戈壁（见照片，白色部分为冰雪）。场址区域地势平坦，全年日照时数为3258小时，全年日照辐射量为6415兆焦耳/平方米，太阳能资源丰富。场址距某市区约13公里，距某火车站24公里，距某飞机场25公里，交通便捷，运输方便。根据要求，该示范项目需通过招标方式来确定特许经营权。比照招标文件，编制可行性研究报告是其内容之一。为此，特编制本可研报告以响应某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目招标文件的要求。1.1.2 工程建设的必要性1.1.2.1优化能源结构我国是世界上为数不多的几个以煤炭为主的能源消费国家，煤炭消费的比重虽然这几年有一定程度的下降，但目前还是超过了611、5，能源消费结构不合理。同时中国的能源消费从整体上讲还属于粗放型能源利用方式，与现代集约经济发展的要求存在很大的差距。因此，从长远来看，包括太阳能在内的新能源和可再生能源将大力发展，以逐步改善以煤炭为主的能源结构，促进常规能源资源更加合理有效地利用，使我国能源、经济与环境的发展相互协调，实现可持续发展目标已成为国家战略。国家计委、国家科委、国家经贸委制订的19962010年新能源和可再生能源发展纲要则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。20112015年，我国将大规模推广应用新能源和可再生能源技术，使新能源和可再生能源的开发利用量达到4300万12、吨标准煤，占我国当时商品能源消费总量的2%。国家能源法也明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。因此，积极开发利用可再生能源，替代部分煤电，减轻能源对外依靠的压力，对改善我国能源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。某10兆瓦光伏并网光伏电站工程的实施则是诠释优化能源结构的一个很好的实例。1.1.2.2保护环境，节约能源、减少温室气体排放保护环境保护的力度直接影响到我国在国际上的形象和地位。根据目前我国的能源结构，纯煤电的电力系统，燃煤产生大量的CO2、SO2、NOX、烟尘、灰渣等，对环境和生态造成不利的影响。与其它传统发电方式相比，太阳能发电可节省一定量的发电用煤。目前我国二氧化13、碳排放量已位居世界第二，甲烷、氧化亚氮等温室气体的排放量也居世界前列。为提高我国的环境质量，在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用太阳能等清洁可再生能源是十分必要的，因为太阳能光伏发电场在运行过程中不会产生任何有害物质，同时还节约能源，保护环境，减少温室气体排放。1.1.2.3推广太阳能利用、促进光伏产业发展由于不合理地过度使用煤炭、石油、天然气等石化能源，造成能源储备日益减少。为了实现能源的可持续发展，世界上许多国家将光伏发电作为发展的重点，我国也正在朝这个方向努力。我国太阳能资源非常丰富，有荒漠面积100余万平方公里，主要分布在光照资源丰富的西北地区，如某，如果利用这些荒漠安装并网型太14、阳能发电系统则可以提供非常可观的电量。这也就意味着我国太阳能光伏产业的发展潜力非常巨大。而国家不断出台的政策、法规也有效支持了我国太阳能光伏产业的发展。我国的太阳能光伏制造业在我国的长三角和珠三角地区迅速崛起，其产品大多出口到欧美等发达国家。最近10年以每年平均30%的速度递增，最近3年更是以每年50%以上的速度高速增长。太阳能光伏发电已经成为可再生能源领域中继风力发电之后产业化发展最快、最大的产业，我国已经是全球最大的光伏产业国家之一。目前，我国生产的太阳能光伏组件90%以上出口到国外，国内市场仅占到小部分。但是，随着国内光伏电站建设速度的加快，太阳能光伏组件国内市场仅占有率将很快会提升。要15、知道，只要开发1的荒漠，即可安装几百至一千吉瓦的光伏电池板。因此，我国光伏发电市场的发展潜力很大。 1.1.2.4促进西部经济发展西部地区地广人稀，太阳能资源丰富，搞光伏发电，利用西部的荒漠资源，变废为宝，如果加以利用不仅可以促进西部的经济发展，还能改善西部人民的生活质量。随着国家西部经济开发战略的实施，西部地区经济将进入一个快速发展时期。特别是西部地区实施“光明工程”以来，光伏产业在西部地区崛起，太阳能光伏发电在西部地区的应用，特别是中小型户用光伏电源市场得到迅猛发展。因此，本工程的实施不仅对保护西部地区的生态环境，而且对西部地区推广光伏产业、促进西部地区经济的发展也有着重大意义。1.1.316、研究范围和内容本工程建设容量10MWp。本报告对某10兆瓦光伏并网光伏电站工程进行可行性研究。研究范围为光伏发电组件到35kV升压变电站墙外第一基杆塔向用户侧耐张线夹以下一米（产权分界点）。包含了光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统等所有子系统。研究的主要内容包括建设场址的太阳能资源分析、光伏发电工程的建设条件、光伏发电系统配置方案、主设备选型和布置、节能和环保效益分析、项目投资估算和经济评价等光伏发电工程的建设条件。编制工程投资概算并进行财务评价。1.1.4主要设计原则1）项目主设备选型要具有先进性，同时要立足于国产化，要充分展示中国先进的可再生能源开发利用的最新技术。2）优化系统17、配置，在保证示范项目实用性功能的同时，兼顾新能源技术的展示功能。3）光伏发电系统逆变系统采用单机容量100kW以上的大型逆变器，接入电网系统采用35kV高压集中并入公用电网。4）采取有效的风沙防护方案，保证电站设备在运营期内不因风沙而损坏。1.2 主要技术特点1.2.1光伏组件选型及安装容量目前常用的太阳能电池有：单晶硅、多晶硅太阳能电池；非晶硅薄膜太阳能电池；数倍聚光太阳能电池等，从技术经济比较结果来看：1) 晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。2) 商业用化使用的太阳能电池组件中，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18、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，只有10-15年。因此本工程拟选用晶体硅太阳能电池。在单晶硅电池和多晶电池选择上：由于多晶硅电池组件的价格要比单晶硅低，从控制工程造价的方面考虑，本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。本工程采用的多晶硅太阳能电池组件的详细技术参数见表1-1表1-2 太阳能电池组件技术参数表太阳电池种类多晶硅电池太阳电池生产厂家常州天合光能有限公司太阳电池组件生产厂家常州天合光能有限公19、司太阳电池组件型号TSM-220PC05指标单位数 据峰值功率Wp220(3%)开路电压（Voc）V36.8短路电流（Isc）A8.00工作电压（Vmppt）V29.8工作电流（Imppt）A7.39尺寸mm1650*992*46安装尺寸mm990*941重量kg19.5峰值功率温度系数%/K-0.45开路电压温度系数%/K-0.35短路电流温度系数%/K0.0510年功率衰降% 820年功率衰降% 13组件总的安装数量为45680块，总容量为10.0496MWp，阵列组串的串、并联数见表1-2。组件布置方式以固定式为主，辅以少量的单轴跟踪式，其中采用固定式安装的组件容量为9.4204MWp；20、 采用单轴跟踪式安装的组件容量0.6292MWp。1.2.2 光伏组件布置固定安装组件安装方位角采用正南方向，安装倾角按当地最佳倾角38设置。单列组件前后间距为5.6米，保证全年915点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。太阳能光伏组件阵列布置以直流汇流监测箱为中心划分单元，这样可以优化组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗；同时光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理。1.2.4电气部分 1） 并网逆变器选型并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到630kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，转换效率越高，且单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中21、，100kVA和250kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，但考虑到光伏发电系统中，线损最大的部分就是直流损耗，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，不仅转换效率底，而且会产生较大大的直流损耗，影响投资收益，故本方案拟配置德国SMA公司的630kVA并网逆变器和合肥阳光的500kVA并网逆变器。这两种型号的逆变器均有较高的转换效率，欧洲加权效率分别达到了98.4%和98.3%，分别代表了国际和国内先进水平。考虑到本项目是国内第一个大型荒漠光伏发电场，对今后大型光伏发电场建设具有一定的示范作用，故并网逆变器选型拟考虑一半容量配置630kVA并网逆变器，另一半容量配置5022、0kVA并网逆变器。 2） 升压变型式的选择目前小容量配电变压器的铁芯材料常用有普通硅钢片和非晶合金材料两种。非晶合金主要以铁、镍、钻、略、锰等金属为合金基础，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有铁磁性良好、机械强度高、耐蚀性能好、制作工艺简单、成材率高等特点。非晶合金材料的金属原子排列呈无序非晶状态，它的去磁与被磁化过程极易完成，较硅钢材料铁芯损耗降低，达到高效节能效果。用于油浸变压器可减排CO,SO,NOx等有害气体，被称为21世纪的“绿色材料”。变压器的空载损耗主要由涡流损耗和磁滞损耗组成，涡流损耗与铁芯材料厚度成正比，与电阻率成反比，磁滞损耗与磁滞回路所包络的面积成正比。非晶合金带23、材的厚度仅为27m ，是冷轧硅钢片的1/11左右，电阻率是冷轧硅钢片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右,是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。本工程中，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。太阳能光伏发电场的实际24、输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零，空载损耗尤为突出。不论发电装置是否输出功率，只要变压器接入系统，变压器始终产生空载损耗。因此降低变压器空载损耗对于本工程的实际节能效果意义重大。本项目用SBH15型非晶合金油浸式变压器替代S9型硅钢油浸式变压器后，则每年可节约总能耗约为13万kWh。太阳能发电本身就是绿色能源，非晶合金变压器以节能环保而著名，两者相结合，必将给用户带来巨大的经济回报，给整个社会带来巨大节能环保效应。综上，本项目升压变拟采用非晶合金铁心变压器。 3） 电气系统方案本项目安装总容量为10MW，整个发电场布25、置沿南北向中心道路分为东西两个区，安装容量各为5MW，东区配630kVA逆变器，共8台，每两台630kVA逆变器配一台1400kVA升压变，组成一个逆变升压单元，东区共有4个逆变升压单元，直接将逆变产生的315V交流电升压至35kV。为了尽量减少低压直流线缆长度，有效降低低压直流输电损失，4个逆变升压单元分别就地布置在东区的4个点。西区配500kVA逆变器，共10台，每两台500kVA逆变器配一台1100kVA升压变，组成一个逆变升压单元，西区共有5个逆变升压单元，分别就地布置在西区的4个点（其中1个点布置2个逆变升压单元）。升压变高压侧采用环接方式，东、西区630kVA和500kVA逆变器的26、升压变各自环接成一回进线接入集中变电站。集中变电站为35kV开关站，35kV母线为单母线接线， 35kV进线共2回，35kV出线1回，送至电网。35kV、10kV站用变各一台，35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。另配压变、避雷器设备等等。1.2.5组件表面微水清洗，废水再生利用组件表面洁净度对光伏系统的输出效率影响非常大，为保证组件出力，必须对组建表面进行气力吹扫或水清洗，而后者效果更佳。考虑到西部缺水，因此，本报告提出采用微水清洗组件表面，可以使光伏发电系统输出效率至少提高35%。本工程微水清洗27、系统由给水管路系统、可调整阀门、特殊喷嘴等设备组成，配合运行维护人员，采用专用工具对组件表面进行清洗。每次清洗耗水控制在2mm左右，对整个电站组件表面清洗一遍的用水量只有151m3，每2个月清洗三遍，全年的用水量2114m3。即便是微水清洗，冲洗后的废水也应该再生利用，因为再生水利用对缺水地区有重要意义，既可以缓解用水紧张局面，开辟新鲜水源，实现分质用水，又能从源头上削减污染水量，减轻环境负荷，是节能减排的一项重要内容，同时实现了社会效益、环境效益、战略效益和经济效益的有机统一。 本工程中的再生水利用是基于光伏电场内有大量不透水的太阳能板，而当地的大风沙也使得太阳能板需要定期冲洗以保证发电效率28、，太阳能板的冲洗废水和降雨时的截留雨水都可以被再利用。通过对甘肃地区节水利用实例的研究和改良，同时考虑经济因素，确定本工程中再生水利用的基本措施如下：在场地内每块太阳能板沿设置专用导流装置作为板的“屋檐”来收集冲洗水和雨水，（见右图），下方建造集水明沟，每条明沟连接一只集水窨井，板的冲洗废水和收集到的雨水通过明沟汇入集水窨井储存，经过自然沉淀后取上清液作为再生水回用。由于原水基本无有机杂质，沉淀后的再生水水质接近城市杂用水，可用于冲洗太阳能板、道路浇洒、绿化灌溉以及补充消防水池等。通过再生水利用，每年预计可节约新水量约3038.5吨。1.2.6抗风沙设计方案 1）太阳能光伏发电场东、西、北三个29、方向采用实体围墙，围墙高度不低于2.3m；南侧正对xx国道的围墙采用镂空结构，以满足光伏电站对外宣传、展示的需要。 2）东、西、北靠近围墙区域有选择地种植绿化，可起到固沙防风的作用。绿化植被树种选择原则如下：北面围墙区域绿化树种选择以高大树种为主，如：银白杨、椿树等；东、西两侧围墙区域绿化树种选择以低矮乔木、灌木为主，如：馒头柳、碧桃、紫叶李、连翘等；南侧围墙区域绿化树种选择以花卉为主：丁香、月季、贴梗海棠等。 所有围墙、绿化树木均离开光伏阵列一定距离，同时加强绿化树木生长期的树形控制，以不影响光伏组件光照条件。 3）未开挖区域不破化表面砂砾层，开挖区域还土时，表层进行筛选控制，以保证表层砂砾30、石覆盖。1.2.7盐渍土地基处理通过对光伏电场厂址地质的分析，场地地表0.5m以内的土中所含的亚氯盐及硫酸盐，含量范围值为0.361.47%，为弱中盐渍土。而生产、生活用水可能对建筑物周围的岩土产生次生盐渍化和对混凝土及钢结构的腐蚀性，又可能对光伏电场安全运行产生影响。为此，采取了以下措施：1）防水措施：室外散水适当加宽（不小于1.5m），散水下部做不小于150mm的沥青砂或厚度不小于300mm的灰土垫层，防止下渗水流溶解土中的可溶盐而造成地基的溶陷；绿化带与结构物距离应适当放大；严格控制绿化用水，严禁大水漫灌。2）防盐胀措施清除地基表层松散土层及含盐量超过规定的土层，使基础埋于盐渍土层以下，31、或采用含盐类型单一和含盐量低的土层作为基础持力层或清除含盐量高的表层盐渍土取而代之以非盐渍土类的粗颗粒土层（碎石类土或砂土垫层），隔断有害毛细水的上升。1.3 太阳能资源某市位于甘肃省西部河西走廊西端，全区地处内陆，属典型的暖温带干旱性气候。气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，四季分明，光照充足。太阳能资源较为丰富，多年平均年日照时数在3258小时左右，多年平均年太阳辐射量约为6415MJ/m2，适合建设太阳能光伏发电项目。 某地区进行太阳辐射要素观测的只有气象部门，且仅有某市气象站一家进行太阳辐射要素观测，该站位于某市郊的三危乡豆家墩村（详见图2-1），为国家基准气象站，其对数据采集、32、处理及设备的维护都遵循严格的规程、规范，因此从系统性和可靠性角度出发，其提供的太阳辐射观测数据具有较高的参考价值。根据某地理地貌特点，本项目所在地与某气象站同属党河冲积构成的内陆平原带，围地形地貌基本相似，均无山地丘陵，地面海拔高度都在1200米左右。本项目所在地与某气象站直线距离只有16.5公里，距离较近，纬度跨域范围只有5分左右。另外，光伏电站厂址远离城市中心，气象站所在地域同样位于城市郊外。虽然某市近几年发展较快，城市人口增长较多，但由于城市总体规模较小，城市化特征不明显。因此，由城市化带来的局部小气候对太阳辐射的影响基本没有，故某气象站与本工程厂址所在地的气候环境基本一致，太阳能资源观33、测资料可用作本太阳能光伏发电场太阳能资源分析。从1977年2007年某气象站辐射量统计情况来看，年总辐射量有总体逐年向上攀升的趋势，这与当地湿地环境消退，雨量减少，气候变得干燥相吻合。由于某当地太阳辐射量存在总体向上缓慢攀升的趋势，且引起的变化原因比较明确，因此我们认为三十年的平均值已经不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。另外，由于最近二十年的平均值因为存在1988年1993年之间太阳年总辐射量的大幅波动，也不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。而近十年的太阳辐射量波动幅度较小，与辐射量总体的变化趋势吻合，且年代最接近，所以我们认为最近十年的总辐射量的平均值可以用作本项目太阳能资源分析依据，因此34、本工程太阳总辐射量选用最近十年的平均值作为设计依据，即6415MJ/m2，合1782 kW/m2。根据某气象站1977年1992年数据统计，其多年平均直接辐射总量为3803MJ/m2a，直接辐射量占总辐射量的59.5%左右，散射量的占比要达到40.5%，在光伏组件安装方式的选择上要充分考虑该因素。1.4 工程地质1.4.1地质状况该地段属冲积扇平原顶部，海拔在10501400米之间，属永久固定性砂砾石戈壁，无洪水侵扰，地域开阔、平坦，周围无高大建筑和遮挡物，土质为砂砾戈壁滩，经水文地址部门钻探砂砾层厚度为1012米，1225米为沙质土层，2540米为细砂砾土层。地下水水位35m。1.4.2冻土35、深度冻土与地温度的变化有密切的关系。当地温降到0以下时，土壤开始冻结。一般10月就出现夜冻日消现象，11月下旬进入稳定冻结期。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在2月下旬或3月上旬。从3月上旬冻土开始解冻，直到4月冻土化通，大约有一个月的冻土化期。最大冻土深度1.11m。1.4.3不良地质情况场地地表0.5m以内的土中所含的亚氯盐及硫酸盐含量范围值为0.361.47%，为弱中盐渍土。1.5 项目任务和规模1.5.1地区自然经济与能源状况某市位于甘肃省西北部，地处河西走廊的西端，位于东经9213-9530，北纬3953-4135。总人口18万人，其中农业人口9.3万人。其中汉族占36、绝大多数，回、蒙、藏、维吾尔、苗、满、土家、哈萨克、东乡、裕固等10个少数民族仅占总人口的1.06%。某气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，日照时间长。年平均降水量39.9毫米，蒸发量2486毫米，全年日照时数为3246.7小时。党河是某重要的水利命脉，某人民的母亲河，全长390公里、流域面积1.68万平方公里、年径流量3.28亿立方米。某市耕地面积32万亩，草原面积57万亩，天然林面积119万亩，另有可垦荒地406万亩。主要农作物有棉花、西瓜、甜瓜、蔬菜小麦、玉米等。年产各类优质水果2000多万公斤，优质皮棉1.5万吨。境内矿产资源丰富，主要有芒硝、石棉、钒、金、锰等4大类26个品种，37、其中位于方山口的钒矿探明储量125.86万吨，位居全国第四。2008年，全市实现生产总值34.39亿元，比上年增长13.09%；全市实现财政收入2.76亿元，同比增长19.48%；社会消费品零售总额达到13.54亿元，增长22.89%；全社会固定资产投资达到21.8亿元，增长27.51%；城镇居民人均可支配收入13231元，增加2431元，增长22.5%；人均地区生产总值达到24635元，同比增加3586元，增长12.44%。三次产业比例由2007年底的25.5：21.7：52.8调整到了25：23：52，对GDP的贡献率分别为23.5%、13.9%、62.6%。1.5.2电力系统概要甘肃电网38、处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，主网电压等级为330kV。甘肃电网东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、嵋雍线联网，西与青海电网通过330kV华海一回、海阿三回、官兰西线双回联网，北与宁夏电网以330kV靖青双回、靖固一回及石中线联网。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，河西电网包括金昌、张掖、嘉酒等地区。甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务；河西电网通过海石湾永登凉州330kV三角环和凉州金昌张掖嘉峪关330kV双回线与甘肃主网相连。某电网位于甘肃河西电网的西部，39、通过110kV线路与嘉酒电网相连接，目前已基本形成了“网架结构合理、供电安全可靠、运行经济灵活、电能质量合格、降损节能增效、技术可靠先进”的坚强电网，并不断加大投入，电力自动化步伐不断加快，实现县级电网调度自动化和县城配网自动化。目前某电网主要存在电网结构不尽合理、农网装备存在问题、并联电容器组无功补偿容量不足，投运率低，自动控制能力考核成绩差、农电可持续发展的常态机制未能建立等问题。本项目总装机容量为10.05MWp，最大发电能力可达10.25MW。考虑到本项目装机容量相对较大，且当地电网为农网性质，电网短路容量水平相对较低，因此建议本项目以相对较高的电压等级接入电网。根据招标文件附件十六某40、10MWp太阳能光伏发电工程预可行性研究报告及其说明，本项目将通过1回35kV线路接入110kV杨家桥站。具体接入系统方案以本项目的接入系统审查意见为准。1.5.3项目规模某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目位于甘肃省某市xx镇xx国道某古城北侧,距市区13公里。本工程为并网型太阳能光伏发电场，建设规模为10MW。光伏电站所发电量全部送入甘肃省电网。1.6消防本工程消防设施由一般室内外消火栓系统、灭火器的配置、火灾报警构成。配电装置及中控楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。中控楼设二个安全出口。楼内疏散走道宽度大于1.4m。隔墙耐火极限不小于4h。办公楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为41、二级。楼内设二个安全出口，疏散走道宽度大于1.4m，以满足人员疏散的要求。各房间隔墙耐火极限不小于4小时。逆变器室的火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在中控楼及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。各种开关柜在内的电器设备及建筑物均配置适当数量的手提式或手车式化学灭火器。变电站内修建消防贮水池一个，容积270m3。1.7暖通本工程采用以天然气为能源的2台50Kw热水锅炉，负责整个站址区域配电装置室、中控室、生活、办公区域的冬季采暖需求。35kV及10kV配电装置室、中控室、42、办公区域，生活区域均设置分体风冷空调机。1.8施工组织设计本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，距市区13km，厂址紧邻xx国道，靠近xx镇居民集中生活区，生活条件便利，道路交通条件都已具备。1.8.1交通运输方案为确保本工程最大部件，如大功率并网逆变器，进入光伏电站内，根据特许权协议“甘肃省发展和改革委员会”将修建光伏电站与省国道215线相接的进场道路，道路全长为300米，按四级公路标准设计。本工程设备及材料运输主要以汽车公路运输为主，其中光伏组件采用集装箱卡车运输为主，电气设备采用中型卡车运输。运输最大件设备为升压变压器，变压器尺寸在2.5*2.3*2.2m（长*高*宽）左右，重量约为4吨43、，可按常规货物运输。1.8.2主要工程项目的施工方案1.8.2.1建筑工程施工过程应注意对开挖基坑和沟槽的保护,防止坍塌；验槽合格后，用混凝土及时封闭。基础开挖的土石方应集中堆放于施工区指定位置。零米以下基础、沟道和设备基础一次施工完毕，以利回填夯实。回填应分层夯实，密实度应达到设计要求。开挖时如遇基坑积水，应加强排水，不得让水浸泡地基。1.8.2.2安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装布线。光伏组件支架由设备分包商在工厂内加工成成品，先在工厂内预组装试样，验收合格后运至现场再进行螺栓组装。交光伏发电流升压系统设备主要采44、用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。1.8.3 施工总平面规划因太阳能光伏工程相对较为简单，同时本着节约用地的精神，本期施工生产用地考虑为10000m2。施工生活用地考虑为2000m2。本工程施工生产场地考虑利用场地内不布置设备的空地，其中施工生产用地主要安排在光伏阵列内布置电气设备房后两侧剩余的空置场地上。施工生活区安排在厂区东北角靠围墙区域。1.8.4施工力能供应施工临时用电从某xx镇35千伏变电所出线间隔出线，新建出线间隔一个。沿国道215线以北200米处向西架设一条10kV输电线路进入光伏发电场内，架设长度10公里。 施工临时用水从大气实验站接出供水管网45、接入光伏电站内，用于施工及生活供水，主干管道铺设长度2公里，主干管线均应采用钢套管引至光伏电站内，供水管出口管径不小于f150mm。供水管网支网采用PE80给水管，管道外径50mm，接入光伏电站用水处。施工临时通讯由某市电信局出局8芯光缆，沿省道215线到xx镇光伏电站的预设计机房。铺设方式采用地埋铺设，新铺设8芯光缆13公里。1.9工程管理设计若由本联合体中标，则根据特许权招标文件的要求由中标人成立相应的项目公司，负责本光伏电场工程建设、运行维护、管理等工作。全公司定员标准15人，其中，管理人员5人，运行人员7人，包括太阳能电池板清洗工、保安、勤杂工等社会化人员10人（折算成标准编制3人）。46、1.10环境保护与水土保持设计1.10.1工程环境影响通过对某太阳能光伏电场工程环境影响分析，该工程建设对生态环境的影响主要来自施工期，运行期无任何污染。（1）某太阳能光伏光伏电场地处河西走廊西端，对工程需征用土地按照有关规定，对土地的所有者予以相应补偿，且工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，因此影响较小。（2）施工内容主要为光伏阵列基础处理、设备运输安装、控制中心修建等。施工噪声主要来自于挖掘机、空压机、推土机、起重机、振捣机、电锯等施工机械以及运输车辆。本工程施工大部分安排在白天，且场址周围为戈壁荒滩，没有居民和工矿 ，故施工噪声对周围环境没有影响。（3）工程在施工中由于土方的开挖和施工车辆的47、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，其产生量小影响范围不大，施工结束影响即消失。因此，在施工过程中将采取洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度，以减轻工程施工对周围环境的影响。（4）工程施工及运行期间的废污水，经收集处理后对周围环境的影响较小。（5）太阳能光伏电场范围选址未压覆已查明重要矿产资源。因而不会对当地采矿及相关产业产生影响，也不会破坏当地的自然景观。另外，太阳能光伏电场的建设不但为当地提供了清洁能源，每年可为电网节约标煤约5675t，同时能增加当地的财政收入，从多方面推动当地社会经济的发展。（6）太阳能光伏发电不产生废水、废气等污物。本工程冬季采48、用电热设施取暖，不新增大气污染源，因此工程建设投运后基本不会对区域大气、生态环境的影响及破坏。（7）初步估算工程环境保护投资费为30万元。1.10.2水土保持本工程施工对土壤的扰动包括永久占地和临时占地，但两者均可采取不同措施大大降低土壤侵蚀量。本工程对不同的施工项目采取相应的水土保持措施如下：（1）对于光伏发电组件施工与安装采取平衡施工和控制作业场地面积的水土保持措施；（2）对于电缆沟施工采取及时回填挖出的土方的水土保持措施；（3）对于临时占地，施工结束后，对地面采取分层回填方式进行恢复。工程需水土保持专项投资费用30万元。1.11劳动安全与工业卫生本期光伏发电项目在施工过程中，最可能发生安49、全事故的工种有：高空作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种。在光伏电场完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电场应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出规定。本光伏电场项目根据国家的有关要求，列估劳动安全卫生费用35万元。1.12节能方案分析1.12.1节能措施方案本工程主要在设备选型、建筑方面采取节能措施，其中设备节能主要包括：1） 根据50、光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，并采用非晶合金变压器，以减低变压器铁损。2） 合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损。3） 逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。建筑节能主要包括：(1) 建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置，以提高容积率和建筑密度，节约土地资源。(2) 建筑物外维护结构，如外墙、屋面采用保温构造，外门窗采用密闭构造的节能门窗，外窗玻璃采用双层中空玻璃，提高建筑物的保温隔热性能。(3)控制室及办公用房内考虑采用分体式空调，功能布局上将空调房间集中布置在一起。空调设备选用自动控制，空调管道采取保温处理。针对使用空调的房间，围护结构51、加强保温隔热措施，一些需要散热的设备房间和使用空调的房间之间的隔墙采取隔热措施，以此来提高通风、空调设备的能效比。(4) 各电气设备间尽量采用通风，减少空调设备使用，通风设备能够根据室内温度自动启停，以降低站用电率。(5)建筑物体型紧凑，不过多地凹凸。采用环保型的建筑材料，在满足电气设备要求的情况下，尽量降低建筑层高，压缩建筑空间，节约建筑材料，减少能源损耗。1.12.2项目节能效果分析太阳能是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，更不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，太阳能发电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，52、有利于空气质量和环保标准的提高。某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目装机容量为10.049MWp，年平均上网电量约1699万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约5675吨(火电煤耗按2007年全国平均值334g/kWh计)，光伏发电项目有明显的节能效益。1.13工程设计概算某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目位于甘肃省某市xx镇xx国道某古城北侧，距市区13公里。总装机容量为10.0496MWp，拟选用多晶硅太阳能电池，组件总的安装数量为45680块，布置方式以固定式为主，辅以少量的单轴跟踪式。本工程主要概算指标如下：工程静态投资：26907.0万元；单位千瓦静态投资：2653、774.2元；工程动态投资：27382.3万元；单位千瓦动态投资：27247.1元；基本预备费266.4万元，占总投资的0.99%；本工程项目注册资本金为9127.4万元，占项目总投资的33.33%，其余资金以银行贷款方式筹措，长期贷款利率按现行基准利率的90%，即5.346%计算，建设期贷款利息475.2万元，占总投资的1.77%。此外，在项目投产之初，需投入流动资金30万元。商业贷款：长期贷款15254.8万元，贷款年利率按现行基准利率的90%，即5.346%计算，建设期利息475.2万元。此外，在项目投产之初，需流动资金贷款21万元，贷款年利率按现行基准利率5.31%计。1.14上网电价54、测算与财务评价根据特许权招标文件的要求，对某10兆瓦光伏并网光伏电站工程进行可行性研究。某10兆瓦光伏并网光伏电站工程建设条件优越，太阳能资源丰富、交通运输便利、施工条件良好，接入系统条件较好，具有大规模开发太阳能资源的条件。同时，经工程投资概算和项目财务测算，上网电价及各项财务指标如下：本特许权示范项目拟安装45680块晶体硅太阳能电池，总容量为10.0496MWp，平均年上网发电量1699.00万kWh，财务评价采用建设期1 年，生产期25 年（不含建设期）进行计算。项目固定资产的余值按总投资5%计。本工程动态投资为27382.3万元，单位千瓦投资为27247.1元，其中资本金（自筹）约占55、项目总投资的1/3，其余部分向国内商业银行贷款。本项目注册资本金财务内部收益率按8.00%测算，并按考虑增值税转型后的税金抵扣原则，按第二阶段（25000小时以外）含增值税平均上网电价为0.5990元/kWh，不含增值税平均上网电价0.5120元/kWh。测算出第一阶段（25000小时以内）含增值税平均上网电价为1.9057元/kWh；不含增值税平均上网电价为1.6288元/kWh。项目全部投资财务内部收益率为6.71%。投资回收期为9.1年（不含建设期），总投资利润率(ROI)为1.50%，平均投资利税率为2.33%，项目资本金净利润率(ROE)为4.52%。1.15结论根据特许权招标文件的56、要求，对某10兆瓦光伏并网光伏电站工程进行了可行性研究。某10兆瓦光伏并网光伏电站工程建设条件优越，太阳能资源丰富、交通运输便利、施工条件良好，接入系统条件较好，具有大规模开发太阳能资源的条件。同时，经工程投资概算和项目财务测算，光伏电场工程动态投资为27382.3万元，单位千瓦动态投资为27247.1元，光伏电场等效满发负荷25000小时内的上网电价为1. .9057元/kWh(含增值税)；1.6288元/kWh(不含增值税)；光伏电场等效满发负荷25000小时后至特许期结束的上网电价为0.5990元/kWh(含增值税)；0.5120元/kWh(不含增值税)。本项目注册资本金财务内部收益率按57、8.00%测算，项目全部投资财务内部收益率为6.71%。投资回收期为9.1年（不含建设期），总投资利润率(ROI)为1.50%，平均投资利税率为2.33%，项目资本金净利润率(ROE)为4.52%。根据以上分析，本项目在技术上和经济是均可行，具有较好的开发价值，应加快安排项目的实施。2太阳能资源和当地气象地理条件2.1厂址自然环境概况本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，距市区13km。东经9431，北纬4004。某市地处甘肃省河西走廊西端，东与安西县相邻，西北与新疆接壤，南隔阿克塞与青海相连。某市境内地形呈南北高，中间低，自西南向东北倾斜，平均海拔不足1200米，市区海拔为1138米。东有三58、危山，南有鸣沙山，西面是沙漠，与塔克拉玛干相连，北面是戈壁，与天山余脉相接。党河冲积扇带和疏勒河冲积平原，构成了某这片内陆平原。一望无际的沙漠和大片绿洲，形成了独特的自然风貌。某市地处内陆，属典型的暖温带干旱性气候。气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，日照时间长。年平均降水量42.4毫米，蒸发量2486毫米，全年日照时数为3258小时。四季分明，春季温暖多风，夏季酷暑炎热，秋季凉爽，冬季寒冷。年平均气温为9.5,月平均气温最高为24.9（7月），月平均气温最低为-8.2（1月），年平均无霜期142天。2.2厂址所在地太阳辐射观测状况2.2.1太阳能资源概况太阳能资源的分布与各地的纬度、海59、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 我国太阳能资源分布一类地区 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、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区 全年日照时数为30003200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、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、60、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，61、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23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。 某市位于甘肃省西部河西走廊西端，全区地处内陆，属典型的暖温带干旱性气候。气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，四季分明，光照充足。太阳能资源较为丰富，多年平均年日照时数在3258小时左右，多年平均年太阳辐射量约为6415MJ/m2。属我国太阳能资源二类区62、域，适合建设太阳能光伏发电项目。 2.2.2太阳辐射观测概况某地区进行太阳辐射要素观测的只有气象部门，且仅有某市气象站一家进行太阳辐射要素观测，该站位于某市郊的三危乡豆家墩村（详见图2-2）。该气象站为国家基准气象站，其对数据采集、处理及设备的维护都遵循严格的规程、规范，因此从系统性和可靠性角度出发，其提供的太阳辐射观测数据具有较高的参考价值。图2-2 太阳能光伏电站、参考气象站位置图2.3太阳辐射资料的采集、检验和修正2.3.1参考气象站的选择依据本项目厂址所在地与某气象站直线距离只有16.5公里，距离较近，纬度跨域范围只有5分左右，且厂址所在地与某气象站周围地形地貌基本相似，均无山地丘陵，63、地面海拔高度都在1200米左右，同属一个小范围的平原区域。本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，远离城市中心；某气象站位于某市以东，离开某市中心距离约3km左右，气象站所在地域同样位于城市郊外；另外虽然某市近几年发展较快，城市人口增长较多，但由于城市总体规模较小，城市化特征不明显。因此，由城市化带来的局部小气候对太阳辐射的影响基本没有，故某气象站与本工程厂址所在地的气候环境基本一致，该站太阳能资源观测资料可作为某10MW太阳能光伏发电工程太阳能资源分析的参考气象站。2.3.2参考气象站的基本概况某市气象站位于某市郊的三危乡豆家墩村。该站始建于1937年4月28日，原址位于国民政府东华厅，时称某64、气象测候所。解放后，曾先后由甘肃省农村厅气象所、西北军区气象处领导，1950年改名某县气象站，当时只有常规地面观测和预报业务。1954年迁至现址，1955年开始雷达气象探测，1957年开始太阳辐射观测，1982年开始农业气象观测。1987年更名为某国家基准气候站。1990年后先后增加酸雨、大气成分、沙尘暴、L波段雷达气象探测。气象站太阳辐射观测仪器设备情况见表2-1。表2-1 某气象台情况开始年（年）结束年（年）纬度（）经度（）测场拔高（m）地址仪器地理环境1957现在4009E9441N1139甘肃省某市三危豆家墩热电式天空辐射表郊外2.3.2参考气象站太阳能资源资料的采集、检验和修正2.365、.2.1总辐射的观测仪器总辐射是辐射观测最基本的项目，用总辐射表(亦称天空辐射表)测量。总辐射表由感应件、玻璃罩和附件组成(见图2-2)。图2-3总辐射表感应件由感应面与热电堆组成，涂黑感应面通常为园形，也有方形。热电堆由康铜、康铜镀铜构成。另一种感应面由黑白相间的金属片构成，利用黑白片的吸收率的不同，测定其下端热电堆温差电动势，然后转换成辐照度。仪器的灵敏度为714V/Wm2。响应时间60s(99%响应)。年稳定性5%。余弦响应指标规定如下：太阳高度角为10、30时，余弦响应误差分别10%、5%。玻璃罩为半球形双层石英玻璃构成，它既能防风，又能透过波长0.33.0m范围的短波辐射，其透过率为66、常数且接近0.9。双层罩的作用是为了防止外层罩的红外辐射影响，减少测量误差。我国自动气象站技术性能要求见表2-2。表2-2 气象站技术性能要求表测量要素测量范围分辨力准确度平均时间自动采样速率总辐射0-1400 W/m21W/m251min6次/min2.3.2.2太阳能资源历史观测数据采集、检验和修正根据某气象站的历史资料情况，考虑到本工程的特点和需要，本阶段由招标单位提供的某气象站的太阳能资源历史观测数据如下：（1) 1977-2007年以来气象站的实测各月辐射总量；（2) 1977-1992年以来气象站的实测各月直接辐射月总量（1993年起，某气象站不再对散射量进行观测）。其中气象站提供67、的数据中1996年6月份的辐射总量数据缺失，其余数据齐全，我们按该月多年平均值数据对其进行了修正。某气象站由某市气象局专业设置和维护管理的国家基准气象站，有较长时间的太阳总辐射记录数据，其对仪器的安装、使用、维护及数据采集均严格遵循气象专业部门的规程、规定进行，并由专业人员对数据进行检验和修正，因此，本报告不再对气象站的提供的资料进行检验和修正。2.3.2.3参考气象站太阳辐射资料统计分析1)气象站太阳辐射总量历年变化统计根据某气象站1977年2007年数据统计，其多年平均太阳总辐射量6377MJ/m2a，太阳总辐射量历年变化情况见图2-4。图2-4 某气象站太阳年总辐射量从图2-4中可以看出68、：1977年至今，太阳年总辐射量基本在平均值6377MJ/m2上下波动。1988年1993年之间，太阳年总辐射量波动较大，主要是由气候环境变化的因素变化因素，不存在如气象站的搬迁，观测点周围障碍物的整治等人为因素。另外从1977年2007年辐射量总体变化趋势来看，年辐射总有总体向上攀升的趋势，这与当地湿地环境消退，雨量减少，气候变得干燥相吻合。考虑到辐射量总体变化趋势，对气象局提供的1977年2007年时段内的各年份辐射量分别按最近十年、二十年、三十年时段进行统计，详细结果见表2-3。表2-3 分时段辐射量统计值年份时段最近三十年最近二十年最近十年1978200719882007199820069、7年总辐射量638264516415由于某太阳辐射量存在总体逐年向上缓慢攀升的趋势，且引起的变化原因比较明确，因此三十年的平均值已经不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。最近二十年的平均值因为存在1988年1993年之间太阳年总辐射量大幅波动，气候异常较为明显，也不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。而近十年的太阳辐射波动幅度较小，与总体的变化趋势吻合，且年代最接近，所以我们认为最近十年的辐射平均值可以用作本项目太阳能资源分析依据。2)气象站太阳总辐射量各月平均值统计最近十年年平均月辐射量统计见表2-5。太阳总辐射量各月变化趋势见图2-5，月辐射量最大值出现在5、6、7三个月份，这与理论计算结果相70、似，这也印证了内陆干旱性气候太阳能辐射的典型性。全年太阳总辐射量分布以夏季最多，占年总量的三分之一以上；冬季最少，仅占年总量的14%左右，春秋季接近，太阳总辐射量的分布与日照时数的分布基本相似，详见图2-5。表2-4 19982007年各月平均辐射量统计表月份月辐射总量(MJ/m2)1304.8 2361.0 3533.1 4625.3 5773.7 6764.9 7740.6 8691.8 9572.2 10467.2 11323.5 12256.9 总计6415.0 图2-5 多年平均月辐射量图2-6 太阳年总辐射量季节分布3）气象站散射、直接辐射总量统计根据某气象站1977年1992年数71、据统计，其多年平均直接辐射总量为3803MJ/m2a，直接辐射量占总辐射量的59.5%左右，从统计结果来看，散射量的占比要达到40.5%以上。多年平均各月散射、直接辐射量占总辐射量的比值详见表2-5。表2-5 19771992年多年平均各月散射、直接辐射量统计表月份月辐射总量(MJ/m2)月直接辐射量(MJ/m2)直接辐射量占比月散射辐射量(MJ/m2)散射辐射量占比1294.7168.757.2%126.142.8%2364.2202.455.6%161.844.4%3513.1251.048.9%262.151.1%4632.2313.649.6%318.750.4%5748.9409.472、54.7%339.545.3%6742.5449.660.5%292.939.5%7759.3492.164.8%267.335.2%8703.3472.967.2%230.432.8%9589.1392.166.6%197.033.4%10468.1305.265.2%162.934.8%11318.7198.462.3%120.237.7%12259.7147.856.9%111.943.1%总计6393.73803.059.5%2590.740.5%2.4光伏发电场太阳能资源分析2.4.1太阳能资源分析的基本原则由于某地区除某气象站以外，其余区域内未安装太阳辐射测量仪表。根据某地理地貌特73、点，本项目所在地与某气象站同属党河冲积构成的内陆平原带，围地形地貌基本相似，均无山地丘陵，地面海拔高度都在1200米左右。项目所在地与某气象站直线距离只有16.5公里，距离较近，纬度跨域范围只有5分左右。另外，光伏电站厂址远离城市中心，而气象站所在地域同样位于城市郊外，由城市化带来的局部小气候对两者的太阳辐射的影响基本没有，故某气象站太阳能资源观测资料可用作本太阳能光伏发电场太阳能资源分析。2.4.2太阳能辐射数据选取从1977年2007年辐射量统计情况来看，年总辐射量有总体逐年向上攀升的趋势，这与当地湿地环境消退，雨量减少，气候变得干燥相吻合。由于某当地太阳辐射量存在总体向上缓慢攀升的趋势，74、且引起的变化原因比较明确，因此我们认为三十年的平均值已经不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。另外，由于最近二十年的平均值因为存在1988年1993年之间太阳年总辐射量的大幅波动，也不能完全代表未来太阳辐射变化的趋势。而近十年的太阳辐射量波动幅度较小，与总体的变化趋势吻合，且年代最接近，所以我们认为最近十年的总辐射量的平均值可以用作本项目太阳能资源分析依据，因此本工程太阳总辐射量选用最近十年的平均值作为设计依据，即6415MJ/m2，合1782 kW/m2。根据某气象站1977年1992年数据统计，其多年平均直接辐射总量为3803MJ/m2a，直接辐射量占总辐射量的59.5%左右，散射量的占比要75、达到40.5%，在光伏组件安装方式的选择上要充分考虑该因素。2.4.3太阳最大辐射强度由于招标方未提供气象站太阳辐射强度方面的资料，本阶段暂时按美国宇航局（NASA）提供的卫星观测资料作为本阶段设计的参考。NASA提供的太阳辐射资料是通过太空卫星观测后再换算成地面数据，会与地面直接测量数据之间存在一定的误差，气象站总辐射量观测数据与NASA之间的误差详见表2-6，通过表中可以看出误差较小。因此， NASA提供的卫星观测资料具有一定的参考价值。表2-6 总辐射量观测数据比较表月份来源总辐射量MJ/m2时段某气象站6418.01983年7月2005年6月美国宇航局6145.3同上误差-4.2%NA76、SA提供的各月晴朗日（云层覆盖低于10%）的最大辐射强度的平均值（1983年7月2005年6）见表2-7。表2-7 19832005年各月晴朗日最大辐射强度的平均值 W/m2月份资料来源1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月太阳辐射强度499 643 792 922 931 890 842 822 718 649 511 447 太阳最大辐射强度分析的目的是为了测算光伏发电系统逆变器后交流输出功率的大小，为后面的交流升压系统选择合理的设计容量，以降低工程造价，同时减少交流升压系统损耗，提高电站输出电量，以提高光伏发电项目运行经济性。2.5相关的气象情况2.5.1基本气候情况根据77、中国气象科学数据共享服务网提供的气象数据，某地区的基本气候情况见表2-8。.表2-8 某基本气候情况（据1971-2000年资料统计）序号项 目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年1平均温度（）-8.2-3.44.312.518.622.724.623.1178.60.5-6.49.5（平均） 2平均最高温度（）-0.84.912.621.22730.832.731.826.818.88.40.6/3极端最高温度（）8.717.725.53437.237.641.739.936.429.420.410.2/4平均最低温度（）-14.6-10.5-3.34.19.613.878、16.314.68.40.6-5.5-12.1/5极端最低温度（）-28.5-25.1-16.9-9-1.948.64.4-1-14.3-19.5-30.5/6平均降水量（毫米）0.80.82.12.42.4815.26.31.50.81.30.842.4（总计）7降水天数（日）1.50.91.21.31.33.74.82.60.90.51.11.321.1（总计）8平均风速（米/秒）1.92.22.52.62.4221.81.61.51.81.92.0（平均）.2.5.2气象要素汇总当地的气象要素汇总见表2-9。表2-9 某主要气象要素表气象要素单位数值备 注多年平均气温9.5日照时数小时379、258多年平均太阳总辐射量MJm2a6415多年平均年降水量mm42.4平均风速m/s2最大风速m/s25.7招标文件多年平均大气压hPa887.6多年平均相对湿度%43历年极端最高气温41.7发生日期:1981.7.24历年极端最低气温-30.5发生日期:1991.12.27年平均雷暴次数次/年6发生月份:5、6强风次/年4发生月份:3、6、7沙尘次/年7发生月份:2、3、4、6降尘量Kg/ m2a0.3652.5.3灾害性天气某深处内陆，受高山阻隔，远离潮湿的海洋气流，属极干旱大陆性气候， 有三个特点：一是日照充分，太阳能资源丰富。二是干燥少雨，某上空经常维持着一支偏北下沉气流，属干旱少雨80、地带，年均降雨量只有42.4毫米，夏季降雨占639，冬季只有75，年蒸发量却达2486毫米。三是四季分明，且冬长于夏，昼夜温差大。某的主要自然灾害性天气为干旱、极端气温和沙尘暴。由于当地降水量偏少，蒸发量较大，造成收支不平衡，带来当地水资源异常短缺，因此工程建设过程要特别注意节约用水。根据气象资料记载，当地历年极端最低气温为-30.5, 历年极端最高气温为41.7，全年气温变化幅度大，给太阳能光伏电池组件配置带来一定困难。同时，由于工程所在地为沙漠戈壁，缺少植被，地表裸露后经太阳直晒，地表温度较高，会给光伏电场将来的运行维护带来困难。根据气象资料记载，每年的2、3、4、6月份会爆发沙尘暴，数量81、为年均7次，一般沙尘暴爆发时会伴随有强风。由于沙尘暴及所在地是沙漠地区，空气中污染物主要是以灰尘为主，因此降尘量较大，会给将来光伏组件表面保洁带来一定的难度，工程方案设计时必须与于充分考虑。3其它必要的背景资料由于某地区太阳能资源丰富，无论是从社会、经济角度还是从节能、减排、环保角度看，建设某10兆瓦光伏并网光伏电站工程都是很有必要的，因此也受到了国家和当地政府的大力支持，给出了一些必要的书面文件，内容包括国家能源局关于建设某10兆瓦光伏并网发电示范工程的复函、甘肃省国土资源厅关于某10兆瓦并网光伏发电项目建设用地选址意见的函、甘肃省国土资源厅关于某10兆瓦并网光伏发电建设项目用地选址是否压覆82、矿产资源的审查意见、甘肃省环境保护局（2007）甘环便自字第30号、甘肃省电力公司关于某10兆瓦并网光伏发电项目入网的意向性意见的函、酒泉市国土资源局关于对某10兆瓦并网光伏发电项目选址用地范围内压覆矿产资源情况的函、某市人民政府关于支持10兆瓦并网光伏发电项目建设的承诺函、某市人民政府关于某光伏并网发电示范项目建设有关事宜的承诺函、某市国土资源局关于某10兆瓦并网光伏发电项目用地有关事宜的函、某市国土资源局关于某10兆瓦并网光伏发电项目选址是否压覆矿产资源的情况说明、某市城乡规划局关于某10兆瓦并网光伏发电项目规划选址意见的函、某市环境保护局关于对某10兆瓦并网光伏发电项目建设的环境保护意见83、某市博物馆某10MW并网光伏发电项目选择范围内涉及文物保护有关情况的说明等。4项目任务与规模4.1地区自然经济与能源状况某市位于甘肃省西北部，地处河西走廊的西端，甘肃、青海、新疆三省（区）交汇处，位于东经9213-9530，北纬3953-4135。东西分别与瓜州县、肃北蒙古自治县和阿克塞哈萨克自治县相接。全市总面积3.12万平方公里。总人口18万人，其中农业人口9.3万人。其中汉族占绝大多数，回、蒙、藏、维吾尔、苗、满、土家、哈萨克、东乡、裕固等10个少数民族仅占总人口的1.06%。这里戈壁绿洲点缀，古道长城、烽燧驿站星罗棋布，艺术宝库享誉世界，历史遗存丰富，自然风光壮美，是蜚声海内外的的旅84、游名城。由于地处内陆，明显的特点是气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，日照时间长。年平均降水量42.4毫米，蒸发量2486毫米，历年平均年日照时数为3258小时。这里四季分明，春季温暖多风，夏季酷暑炎热，秋季凉爽，冬季寒冷。年平均气温为9.5,月平均最高气温为24.6（7月），月平均最低气温为-14.6（1月），年平均无霜期142天，属典型的暖温带干旱性气候。某有1400平方公里的绿洲。绿洲由发源于祁连山、全长390公里、流域面积1.68万平方公里、年径流量3.28亿立方米的党河滋补。党河是某重要的水利命脉，某人民的母亲河。境内除党河外，地面水还有西水沟、东水沟、南湖泉水区，泉水总溢出量85、为3.14立方米/秒，年径流量9902.3万立方米。历史上的某，是丝绸之路的名城重镇。自汉武帝“列四郡据两关”以来，她已走过两千年沧桑的岁月。某曾有过汉唐盛世的辉煌，也有过丝路沉寂的衰落。建国之后，特别是改革开放以来，某踏着西部大开发的鼓点，坚定不移地推进“旅游立市，工业强市，项目带动，和谐发展”战略，各项事业和谐发展，古老的某再次焕发出青春的活力。某市耕地面积32万亩，草原面积57万亩，天然林面积119万亩，另有可垦荒地406万亩。由于土质肥沃，灌溉条件好，适合各种农作物生长，主要农作物有棉花、西瓜、甜瓜、蔬菜小麦、玉米等。某光照条件较为优越，由于光照充足，光合作用强，昼夜温差大，是全省最大86、的棉花生产基地和瓜果之乡。年产各类优质水果2000多万公斤，优质皮棉1.5万吨。境内矿产资源丰富，主要有芒硝、石棉、钒、金、锰等4大类26个品种，其中位于方山口的钒矿探明储量125.86万吨，位居全国第四。2008年某市经济运行情况良好，主体现在以下几方面：1）经济总量持续增长，运行质量稳步提升。经初步核算，2008年，全市实现生产总值34.39亿元，比上年增长13.09%；全市实现财政收入2.76亿元，同比增长19.48%；社会消费品零售总额达到13.54亿元，增长22.89%；全社会固定资产投资达到21.8亿元，增长27.51%；城镇居民人均可支配收入13231元，增加2431元，增长2287、.5%；人均地区生产总值达到24635元，同比增加3586元，增长12.44%。三次产业比例由2007年底的25.5：21.7：52.8调整到了25：23：52，对GDP的贡献率分别为23.5%、13.9%、62.6%。2）特色产业不断壮大，经济效益稳步提高。按照“一特四化”的发展方向和要求，着力发展葡萄、枣等优势特色产业，全年新植葡萄0.7万亩，枣0.74万亩，累计分别达到4.1万亩和1万亩；农业增加值达到8.3亿元，同比增长12.2%；农民人均纯收入达到6045元，比上年增加739元，增长13.92%。坚持“旅游立市”、“工业强市”，旅游及相关服务业在512地震等多种不利发展形势的巨大冲击88、和影响下稳定发展；工业经济在全球金融危机的影响下，完成增加值4.58亿元，占GDP的13.26%，同时，强化资源开采及税收管理，方山口工业园区全年上缴税金7117万元，比上年增长39%，占全市财政收入的25.8%。3）城市特色日益凸现，城市品位显著提升。修编了城市总体规划，编制了党河风情线景观、城市指示系统等4个专项规划。全面推进城市建设“十大工程”及城市主要节点特色化改造。全面加强住房建设，新开发住宅小区4个。建成了省级园林城市，城区新增绿化面积42万平方米。坚持建管并重，完善“两级政府、三级管理”的城市管理体制，加强市容和环境卫生监察，集中开展市容环境卫生专项整治活动，城市形象显著提升，被89、人民网评为“市民最满意城市”。4）非公经济不断壮大，发展活力显著增强。2008年，全市非公经济经营户达到7753户，从业人员达到2.2万人，上缴税金1.16亿元，增长13%，占全市财政收入的42%。目前，全市销售（营业）收入上亿元的规模企业有1家；年纳税在1000万元以上的企业有3家；年纳税企业在500万元以上、1000万元以下的企业有5家；年纳税在100万元以上、500万元以下的企业有16家。社会事业全面进步，和谐发展势头稳健。科、教、文、卫、体等事业健康发展，全国科技进步先进市成果进一步巩固，阳关镇“一镇一校”布局调整、某中学扩建等重点项目建成投用，“两免一补”、生源地信用助学贷款等政策全90、面落实，城乡社区卫生服务、农村敬老院建设、殡葬服务等公益事业不断完善，公共卫生服务体系更加健全，社会各项事业建设水平明显提高。奥运火炬接力某传递工作圆满成功，广场文艺、群众文化体育活动深入开展。农村合作医疗住院报销率大幅提高，就业、养老、失业、医疗、工伤保险和住房、城乡居民最低生活保障等政策全面落实，安全生产和社会治安综合治理进一步加强，全市形成了社会稳定、经济发展、人民安居乐业的良好局面。另外，2008年某市金融机构各项存款余额突破了86.5亿元，人均达4.8万元，居酒泉七县市第二。 4.2电力系统概况甘肃电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，主网电压等级为330kV。甘肃电91、网东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、嵋雍线联网，西与青海电网通过330kV华海一回、海阿三回、官兰西线双回联网，北与宁夏电网以330kV靖青双回、靖固一回及石中线联网。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，河西电网包括金昌、张掖、嘉酒等地区。甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务；河西电网通过海石湾永登凉州330kV三角环和凉州金昌张掖嘉峪关330kV双回线与甘肃主网相连。某电网位于甘肃河西电网的西部，通过110kV线路与嘉酒电网相连接，目前已基本形成了“网架结构合理、供电安全可靠、92、运行经济灵活、电能质量合格、降损节能增效、技术可靠先进”的坚强电网，并不断加大投入，电力自动化步伐不断加快，实现县级电网调度自动化和县城配网自动化。目前某电网主要存在电网结构不尽合理；农网装备存在问题；并联电容器组无功补偿容量不足，投运率低，自动控制能力考核成绩差；农电可持续发展的常态机制未能建立等问题。本项目总装机容量为10.05MWp，最大发电能力可达10.25MW。考虑到本项目装机容量相对较大，且当地电网为农网性质，电网短路容量水平相对较低，因此建议本项目以相对较高的电压等级接入电网。根据招标文件附件十六某10MWp太阳能光伏发电工程预可行性研究报告及其说明，本项目将通过1回35kV线路93、接入110kV杨家桥站。具体接入系统方案以本项目的接入系统审查意见为准。4.3项目规模某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目位于甘肃省某市xx镇xx国道某古城北侧,距市区13公里。交通条件较为便利。本工程为并网型太阳能光伏发电场，建设规模为10MW光伏发电场，将并入甘肃省电力公司（以下简称电力公司）经营管理的电网运行，也即所发电量全部送入甘肃省电网。5总体方案设计5.1总体布置方案5.1.1 总平面布置本项目安装总容量为10.0496MWp，拟安装45680块220MW多晶硅电池组件。整个太阳能光伏发电场总占地面积（围墙轴线尺寸）28.9256hm2。场区呈矩形布置，地形尺寸为692m418m。94、 光伏发电系统采用地面上安装的阵列布置形式，整个光伏发电场分上中下三个区域，两个区域之间有35m的空地，以便于布置逆变器升压室。逆变器升压室根据工艺要求分个点分别布置在光伏发电场地两个相邻区域之间的空地上。场内主要建筑物有配电装置及中控楼、办公楼，其他辅助配套的建筑物还有逆变器室、车库及备品备件库、门卫室、锅炉房、消防泵房。建筑物总建筑面积约1512.1m2。光伏发电场控制中心布置在场区的东南角，主要由配电装置及中控楼和生产生活区组成，控制室设在配电装置及中控楼内。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在控制中心内，以方便生产运行人员的管理。在总平面布置上，控制中心与光伏阵列场地间设置铁丝网围95、栏，使控制中心即与光伏阵列场地相对独立、又紧密联系。办公楼布置在控制中心南侧、近场区大门；消防泵房和消防水池、车库及备品备件库布置在控制中心的北侧；配电装置及中控楼、锅炉房布置在办公楼和消防泵房之间的空地上；活动场地布置在办公楼的东侧。场区设一个永久出入口，设置在场区的南侧，位于控制中心和光伏发电场地之间，通过进站道路与场区外的xx国道相连。场区大门由5.4m宽车行电动推拉大门和1.2m人行小门组成，在场区大门旁设一间门卫室，方便有效管理进出光伏发电场的人员。场区东、西、北侧围墙采用2.3m高实体围墙，南侧采用2.3m高铸铁花式镂空围墙。东、西、北三侧实体围墙可有效减少地面风砂对光伏发电场的侵96、蚀；南侧的镂空围墙可以方便人们在场区外一睹光伏发电场的壮观景象，本工程在为人们源源不断的提供清洁能源的同时，也可开发成为工业旅游项目，增加项目的经济效益和社会效益。在场区东、西、北侧光伏发电场地与围墙间的空地上种植低矮灌木，适当绿化。5.1.2 光伏组件布置本项目组件布置方式以固定式为主，辅以少量的单轴跟踪式，其中采用固定式安装的组件容量为9.4204MWp； 采用单轴跟踪式安装的组件容量0.6292MWp。固定安装组件安装方位角采用正南方向，安装倾角按当地最佳倾角38设置。单列组件前后间距为5.6米，以满足全年915点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。太阳能光伏组件阵列布置以直流汇流监测箱为97、中心划分单元，这样可以优化组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗；同时光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理。单轴跟踪式太阳能光伏阵列分南、北两个单元，每个单元由18个单列组成，每列组件为一个旋状面，旋转轴为南北向水平布置。单列组件东西向间距为4米，以保证追踪时组件不相互遮挡，单轴跟踪阵列布置在整个发电场的东北角。 太阳能光伏组件阵列支架采用碳钢构件，构件表面采用热浸镀锌处理，热浸镀锌要求按相应国标，防腐寿命不低于25年。其中固定安装支架抗风能力满足42m/s， 单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架抗风能力满足27m/s。5.1.3 光伏组件表面清洁根据某地区的空气中污染物的情况来98、看，主要污染物是可吸入颗粒物，这与某地区地处沙漠地区有关，根据相关资料，某地区降尘量可达0.365kg/ m2a。另外，某地区年降雨量只有40毫米左右，且主要集中在夏季，尽管组建表面采用了自洁涂层，但是没有较大雨水冲洗，组件表面的清洁度难以保证，这将直接影响到光伏系统的发电效率，因此本工程设计时必须考虑设置组件表面清洗设施。根据当地缺水的实际条件，本工程拟采用节水的微水清洗系统，微水清洗系统由给水管路系统、可调整阀门、特殊喷嘴等设备组成，配合运行维护人员，采用专用工具对组件表面进行清洗。每次清洗耗水控制在2mm左右，对整个电站组件表面清洗一遍的用水量约为150m3，拟每2个月清洗三遍，全年的用99、水量约为2025m3（冬季不能清洗，组件表面结冰将影响效率）。5.2电气系统5.2.1 系统构成情况本项目太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、就地升压装置及集中变电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。本项目总发电功率达到10MW，容量相当大，直流逆变为315V交流后，将通过升压至35kV再并入电网。5.2.2 并网逆变器选型并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到630kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，转换效率越高，且单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，100kV100、A和250kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，但考虑到光伏发电系统中，线损最大的部分就是直流损耗，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，不仅转换效率底，而且会产生较大大的直流损耗，影响投资收益，故本方案拟配置德国SMA公司的630kVA并网逆变器和合肥阳光的500kVA并网逆变器。这两种型号的逆变器均有较高的转换效率，欧洲加权效率分别达到了98.4%和98.3%，分别代表了国际和国内先进水平。考虑到本项目是国内第一个大型荒漠光伏发电场，对今后大型光伏发电场建设具有一定的示范作用，故并网逆变器选型拟考虑一半容量配置630kVA并网逆变器，另一半容量配置500kVA并网101、逆变器。5.2.3 升压变型式的选择目前小容量配电变压器的铁芯材料常用有普通硅钢片和非晶合金材料两种。非晶合金主要以铁、镍、钻、略、锰等金属为合金基础，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有铁磁性良好、机械强度高、耐蚀性能好、制作工艺简单、成材率高等特点。非晶合金材料的金属原子排列呈无序非晶状态，它的去磁与被磁化过程极易完成，较硅钢材料铁芯损耗降低，达到高效节能效果。用于油浸变压器可减排CO,SO,NOx等有害气体，被称为21世纪的“绿色材料”。变压器的空载损耗主要由涡流损耗和磁滞损耗组成，涡流损耗与铁芯材料厚度成正比，与电阻率成反比，磁滞损耗与磁滞回路所包络的面积成正比。非晶合金带材的厚度102、仅为27m ，是冷轧硅钢片的1/11左右，电阻率是冷轧硅钢片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右,是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。本工程中，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。太阳能光伏发电场的实际输出功率103、随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零，空载损耗尤为突出。不论发电装置是否输出功率，只要变压器接入系统，变压器始终产生空载损耗。因此降低变压器空载损耗对于本工程的实际节能效果意义重大。本项目用SBH15型非晶合金油浸式变压器替代S9型硅钢油浸式变压器后，则每年可节约总能耗约为13万kWh。太阳能发电本身就是绿色能源，非晶合金变压器以节能环保而著名，两者相结合，必将给用户带来巨大的经济回报，给整个社会带来巨大节能环保效应。综上，本项目升压变拟采用非晶合金铁心变压器。5.2.4 电气系统本项目安装总容量为10MW，整个发电场布置沿南北104、向中心道路分为东西两个区，安装容量各为5MW，东区配630kVA逆变器，共8台，每两台630kVA逆变器配一台1400kVA升压变，组成一个逆变升压单元，东区共有4个逆变升压单元，直接将逆变产生的315V交流电升压至35kV。为了尽量减少低压直流线缆长度，有效降低低压直流输电损失，4个逆变升压单元分别就地布置在东区的4个点。西区配500kVA逆变器，共10台，每两台500kVA逆变器配一台1100kVA升压变，组成一个逆变升压单元，西区共有5个逆变升压单元，分别就地布置在西区的4个点（其中1个点布置2个逆变升压单元）。升压变高压侧采用环接方式，东、西区630kVA和500kVA逆变器的升压变各105、自环接成一回进线接入集中变电站。集中变电站为35kV开关站，35kV母线为单母线接线， 35kV进线共2回，35kV出线1回，送至电网。35kV、10kV站用变各一台，35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。另配压变、避雷器设备等等。5.3抗风沙设计根据某地区气象资料, 强风4次/年，沙尘7次/年，最大风速为25.7m/s。19712000年对各月最大风速的统计表明：大风速的风向主要为偏西风，其次是偏东风，基本没有南风或偏南风，根据场地所在地区的最大风速的风向及厂址所在地地貌、地质的情况，抗风沙采取以106、下措施： ）光伏发电场的东、西、北三个方向采用实体围墙，围墙高度不低于2.3m，以抵御风沙；南侧正对xx国道的围墙采用镂空结构，以满足光伏电站对外展示的需求。）东、西、北靠近围墙区域有选择地种植绿化，可起到固沙防风的作用。绿化植被树种选择原则如下：北面围墙区域绿化树种选择以高大树种为主，如：银白杨、椿树等；东、西两侧围墙区域绿化树种选择以低矮乔木、灌木为主，如：馒头柳、碧桃、紫叶李、连翘等；南侧围墙区域绿化树种选择以花卉为主：丁香、月季、贴梗海棠等。所有围墙、绿化树木均离开光伏阵列一定距离，同时加强绿化树木生长期的树形控制，以不影响光伏组件光照条件。）场址内施工期还土控制：施工时在基础、电缆沟107、道、给排水沟道开挖、还土时加强施工管理，要做到：（i）未开挖区域不破化表面砂砾层；（ii）开挖区域还土时，表层进行筛选控制，以保证表层砂砾石覆盖。5.4太阳辐射、风速、风向和环境温度的测量装置安装方案表6-12 测量的气象要素及所用仪表序号气象要素所用仪表备注1太阳总辐射热电式天空辐射表2风速、风向仪EL型电接风向风速仪地面5m3环境温度温度仪4板面温度计自动补偿热电偶温度计为了光伏电站运行状态分析研究的需要，本工程在光伏电站厂址内拟安装一套地面气象测量装置，见右图，以实时监测项目所在地的太阳辐射、风速、风向、环境温度、组件板面温度等参数，该装置所测量气象要素及所用仪表见表6-12。测量装置采108、用全自动运行，通过传感器和采集器等设备，将上述气象要素按国际气象组织WMO的气象观测标准的要求处理成数据，再通过有线通讯传输的方式传到光伏电站中央控制平台，由运行人员对数据进行统计、整理。5.5暖通和给排水5.51 暖通本项目分散布置于总平面图中的逆变器室发热量较大，如采用自然进风机械排风方式每年也有不小的能耗，因此设计在原逆变器室上部增加通风气楼，将逆变器室变为自然进风自然排风的通风方式，有效节省了排风风机的能耗。电缆层采用自然进风机械排风的通风方式。本项目采用以天然气为能源的2台50Kw热水锅炉，负责整个场址区域配电装置室、中控室、生活、办公区域的冬季采暖需求。35kV及10kV配电装置室109、中控室、办公区域，生活区域均设置分体风冷空调机。5.5.2 给排水本工程生活生产给水包括中控楼、生活楼内生活用水和太阳能板冲洗用水及其它杂用水。水源包括新水水源和再生水水源。新水水源接自站区南侧大气实验站，由大气实验站引入一路DN50管道接场内各用水点。再生水引自场内回用水池，管径为DN50，主要用于场内太阳能板冲洗以及场地绿化、浇洒。室外排水采用雨污水分流。站区附近无市政污水管，生活污水排入化粪池，由市政环卫部分定期外运处理。考虑当地土质情况，场地及建筑屋面雨水采用散排方式，场地内太阳能发电板的冲洗废水及汇集的雨水采用集中收集储存、处理再生回用方式。在每组太阳能发电板下方设置明沟，收集板上110、流下的冲洗废水或雨水，就近排入雨水窨井进行自然沉淀。沉淀后上清液作为再生水，主要回用为太阳能板的冲洗水，还可以用于站区道路冲洗、绿化浇灌和补充消防水池。某大部分为干旱和半干旱地区，年降雨量极其稀少、蒸发量大，水资源非常宝贵，为了节约利用有限的水资源，在本工程中考虑采用再生水回用技术。由于在工程中采用了不透水的玻璃太阳能反射板，总面积达到75372m2。当地风沙较大，太阳能反射板上有积尘会影响其集光效率，从而影响整个工程的发电效率，所以要对其进行定期冲洗。该冲洗废水不含有机杂质，和当地雨水水质相差不大，均可进行物化沉淀处理，故考虑将此部分废水和站区雨水进行回收利用处理，以节约水资源、辅助提高太阳111、能板的发电效率，本项目废水和站区雨水进行回收系统每年可回收废水1012.5吨，收集雨水2026吨，全年可节水3038.5吨。6电站的技术设计6.1电力系统6.1.1 地区概况某市位于甘肃省河西走廊最西端，地处甘、青、新三省交界处，总面积3.12万km2，现有荒漠面积1.8万km2；总人口18万人。平均海拔1138m。境内有回、藏、蒙古等10个少数民族。现存各类文物点241处，其中国家级文物保护单位3处，特别是被誉为“文化瑰宝”的莫高窟，已于1991年列入世界文化遗产名单，使某成为了“丝绸之路”旅游线上的黄金旅游点。随着某机场的扩建、玉敦铁路、313高等级公路和广播电视网络中心的建设， “航线出112、国、铁路入市、油路进村、信息上网”的目标的实现，某市将成为甘肃省发展特色和开放个性鲜明，经济环境、社会化服务一流，物质文明和精神文明协调发展的区域中心城市和国际化旅游名城。6.1.2 电力系统概况6.1.2.1 甘肃电网概况甘肃电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，主网电压等级为330kV。甘肃电网东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、嵋雍线联网，西与青海电网通过330kV华海一回、海阿三回、官兰西线双回联网，北与宁夏电网以330kV靖青双回、靖固一回及石中线联网。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，河西电网包括金昌、113、张掖、嘉酒等地区。甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务；河西电网通过海石湾永登凉州330kV三角环和凉州金昌张掖嘉峪关330kV双回线与甘肃主网相连。6.1.2.2 某电网概况某电网位于甘肃河西电网的西部。目前某市已从根本上解决了长期以来存在的电网发展缓慢、网架结构薄弱、供电可靠性低、电能质量差、线路损耗大、用电不安全的问题，基本形成了“网架结构合理、供电安全可靠、运行经济灵活、电能质量合格、降损节能增效、技术可靠先进”的坚强电网。并不断加大投入，电力自动化步伐不断加快,实现了县级电网调度自动化和县城配网自动化。截止2006年底，某市全社会发114、电总装机容量59.1MW，共建成35kV变电站9座，变电容量47.89MVA；35kV线路283.38km。某电网主网通过110kV线路与嘉酒电网相连接。目前某电网主要存在电网结构不尽合理；农网装备存在问题；并联电容器组无功补偿容量不足，投运率低，自动控制能力考核成绩差；农电可持续发展的常态机制未能建立等问题。根据某市电力公司规划，预计某电网2010年和2020年全社会用电量将分别达到1.226亿kWh和1.997亿kWh；2010年、2015年和2020年装机容量将分别达到59.1MW、118.255MW和168.255MW，用电负荷将分别达到32MW、47MW和87.5MW。其中2005年115、至2010年期间新增110kV变电容量20MVA，新增35kV变电容量5.15 MVA；2010年至2020年期间新增110kV变电容量60 MVA，新增35kV变电容量36 MVA。配合主网架的建设，农村电网将坚持从农村经济发展和提高农村居民生活用电的实际出发，坚持统一规划、统一标准、统一建设、统一管理的原则，协调发展各级电网，做到送、变、配电网的配套发展，在规划期内达到农村电网35kV、110kV变电站布点合理，每个乡有一个35kV变电站，10kV供电半径不超过15km，0.4kV供电半径不超过0.5km。通过以上电网结构的完善，建设和改造，提高电网的供电能力，供电质量，以此满足和平衡某农116、村社会经济发展和人民群众生活用电负荷的增长需求。6.1.3 接入系统方案6.1.3.1 接入系统方案本项目总装机容量为10.05MWp，最大发电能力可达10.25MW。考虑到本项目装机容量相对较大，且当地电网为农网性质，电网短路容量水平相对较低，因此建议本项目以相对较高的电压等级接入电网。根据招标文件附件十六某10MWp太阳能光伏发电工程预可行性研究报告及其说明，本项目将通过1回35kV线路接入110kV杨家桥站。具体接入系统方案以本项目的接入系统审查意见为准。6.1.3.2 方案分析太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接117、入电网时对系统电网有一定的不利影响。本工程中发电装置的总装机容量在系统中所占比例较小，并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生大量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。太阳能光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。（1）电压波动太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，118、发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电场最大输出功率时突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据相关规定，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB12325的规定，光伏发电场接入系统时，应采取必要措施，使投切时系统电压波动满足国家有关标准，并以+5%-5%进行校核。（2）高次谐波太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生高次谐波。本工程中光伏发电系统采用集中并网型逆变器将直流逆变为380V交流119、，再升压至35kV并网。光伏发电场的每台并网型逆变器逆变后谐波总畸变率应满足国家标准电能质量-公用电网谐波（GB/T14549-93）的规定。因此本报告建议选择性能优良的逆变器，以降低本工程对公共电网谐波的影响。（3）无功平衡太阳能光伏发电场逆变后的功率因数一般在0.99以上，基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。但根据本项目问题与澄清汇总需在标前会上答复的问题-35要求，本项目不要求装设无功补偿装置，因此本项目暂按不装设无功补偿装置设计。同时考虑到无功补偿装置的配置与地区电网特点密切相关，应结合当地电网情况具体分析，建议在后续工作中根据本项目的接入系统审查意见另行考虑。6.1.4 系120、统继电保护由于太阳能光伏发电容量很小，接入系统电压等级较低，且不提供短路电流，建议仅在系统侧配置相应的保护（熔断器或自动空气开关）设备快速切除故障即可，光伏发电场侧不配置线路保护。某太阳能光伏发电通过35kV线路接入附近的系统电网35kV母线（暂定为110kV杨家桥站的35kV侧），仅需在杨家桥站相应的35kV线路上配置一套微机型电流保护装置（包括过流I、II段等功能）即可。6.1.5 通信某10MW太阳能光伏发电项目的通信系统主要包括系统通信，场内通信以及市话通信。6.1.5.1 系统通信系统通信是为上级主管部门对电场生产调度和现代化管理提供电话通道，并为远动和计算机监控系统等提供信息传输通121、道。线路保护不需配置单独通道。太阳能光伏发电场由甘肃省调和某地调二级调度管理。本电场以一回 35kV 线路出线至对侧变电所，根据为满足该太阳能光伏发电场对外通信的要求，太阳能光伏发电场对外通信通道建议如下：太阳能光伏发电场敷设1根12芯OPGW光缆至35kV对侧变电所，该光缆作为系统通信通道。具体以本项目的接入系统审查意见为准。6.1.5.2 场内通信场内通信是为太阳能光伏发电场生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为场内生产调度通信和行政管理通信。根据太阳能光伏发电场规模，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便122、，在太阳能光伏发电场内采用生产调度通信和行政管理通信共用一套交换设备的方式，设置一台36门具有调度功能的数字式程控交换机，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动录音。生产调度通信用户和行政管理通信用户按中继群划分，分别为太阳能光伏发电场生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。通信电源太阳能光伏发电场内通信系统设备的交流电源至少要由两个独立的，取自厂用电不同母线段的交流回路提供。通信设备采用直流不停电方式供电，由一套高频开关电源提供-48V直流电源，并自带蓄电池。6.1.5.3 市话通信市话通信即太阳能光伏发电场通过地方电信部门与外界的通信联系，主要是太阳能光伏发电场至当地县电话局的中继通123、信线路和直通用户线路。根据特许权协议草案，甘肃省发展和改革委员会负责由某市电信局出局8芯光缆，沿省道215线到xx镇光伏电场的预设机房，以满足对外通信的需要。这部分费用暂不列入本项目中。6.1.5.4 通信设备配置太阳能光伏发电场中配置1面通信光配架屏。为了满足光纤通信的要求，配置光端机1套;列数字式程控交换机，列通信高频开关电源1套，并配置1组免维护蓄电池。太阳能光伏发电场配置调度数据网络接入设备和网络二次系统安全防护设备各1套。在对侧变电所，列1面通信光配架屏，配置光端机1套；在省调、地调各配置PCM智能交叉设备1套及相应的音频配线设备。工程中列省调和地调的调度端通信接口费。具体以本项目的124、接入系统审查意见为准。6.1.6调度自动化6.1.6.1 电场运行方式太阳能光伏发电场由省调和地调调度，发电场内配置一套变电场自动化监控系统(SCADA)，SCADA系统负责完成所有自动化信息采集及远动规约转换，同时向电网调度中心传送远动信息。1）由调度下达控制命令，通过场内计算机监控系统实现自动运行。2）由运行人员在中控室下达控制命令，通过场内计算机监控系统实现自动运行。3）在就地控制盘上控制。在中控室操作员工作站上可选择“调度”和“中控室”控制方式。缺省选择为中控室控制。在监控系统的各就地控制单元，设有“就地”和“远方”选择开关，缺省选择为就地控制。事故停机等操作不受控制权设定的制约。6.125、1.6.2 自动化系统整个自动化系统采用分层、分级处理、按间隔分散采集的系统，分为二层：上层为集控层计算机系统由双以太网联结的2台操作和主处理机（双显示屏）、1台工程师工作站（单屏）、1台运行统计管理工作站（单屏，PC级服务器）、1台厂长终端和2台前置处理机组成；下层为间隔层测控单元，按回路为单元配置I/O测控单元，各箱变回路的测控单元分散安装于就地，升压站的测控单元采用集中组屏安装在继电器室。为节省投资，35kV部分测控单元考虑和微机保护合一。自动化系统能够实现模拟量、数字量的采集，控制量的输出功能，并将有关信息通过数据交换网向各级调度转发，能对数据进行统计、记录和处理，具有人机会话功能。系126、统还应具有异常报警和提示的功能、数据库管理功能、自检功能、运行值班人员的操作培训功能、设备台帐管理功能、事件顺序记录的功能等。本监控系统需能实现对本站控制操作的合理性核校验。设备控制分三级：第一级控制，具有最高优先级的控制权在设备就地。当操作人员将远方就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有远方遥控功能，进行现场操作时，要通过五防装置的判别，并将结果输出至硬件锁，操作人员持锁操作。操作后的回路状态变化通过硬件锁输入至五防装置。自动化系统实时画面，通过开关位置信号予以刷新。第二级控制，即次高优先级的控制权在站内操作及主处理机。当设备就地的远方就地切换开关放在远方位置时，先在五防装置上进行操作预演。127、校验通过后，在站内操作及主处理机上才能进行控制操作，操作后的回路状态变化输入至五防装置。自动化系统实时画面，通过位置信号予以刷新。第三级控制权在远方调度端或控制中心。自动化系统接收远方遥控命令后，执行遥控命令。如遥控执行失败，则通过告警信号返送至控制端进行提示。本站通过自动化系统进行遥控操作时，对遥控操作人和监护人设置相应密码和不同权限（其中操作人只有操作权限；监护人具有操作权和监护权），只有密码输入正确和相应权限验证正确后，才能进行操作。系统能自动进行检测：2台操作和主处理机正常工作时，遥控的操作人员和监护人员，需在不同的主处理机上输入密码，操作才能继续；当有1台主处理机故障时，系统能自动将128、权限集中到正常的主处理机上进行遥控操作。所有遥控点控制均以控制点选定（二次确认）、校验和执行控制三个步骤执行，且于控制点选定规定时间(10-180秒可由用户设定)内若无执行控制动作，该点自动变为选择无效，以防误操作。具有防止多重选择能力，后选有效。系统初始化，重新输入数据库或重新开机时，系统应闭锁控制输出，以避免产生误信号的操作控制。自动化系统测控单元和变电场层设备应具备接收GPS时钟信号的功能，同时具备与场内直流系统等智能设备的通信接口。本站自动化信息采用MODEM串行通信主备通道的方式，将场内信息传送至远方调度中心。自动化系统还需具备远方诊断功能。6.1.6.3 远方电能量计量装置本期工程129、出线侧为关口点，需配置关口电能表，采用主备表方式。在发电场中设置1套电能采集装置，完成电能量的采集。电能量信息采用网络传输方式传送至电网电能计量主站系统，采用程控拨号方式作为备用方式。在对侧变电所配置一个关口电能表。6.1.6.4 远动信息远动信息优先采用网络传输方式,就近接入电力数据网。采用常规点对点远动方式作为备用传输方式，与调度进行通信。通信规约应满足调度端的要求。根据电力系统调度自动化设计技术规程（DL5003-91）的规定，本期工程的远动信息内容如下：a.遥测量发电场有功功率、无功功率、功率因素线路有功功率、无功功率分段有功功率、无功功率主变各侧有功功率、无功功率母线电压、频率电容器130、无功功率b.遥信量断路器位置信号隔离开关位置信号主变保护动作信号主变异常信号c.控制量断路器隔离开关微机保护装置的投退d.电能量发电场有功电能线路有功电能主变各侧有功电能6.1.6.5 主站端的配合工程列省调和地调的调度端自动化接口费用。6.1.6.6 UPS不间断电源系统配置1套UPS不间断电源系统（2台5kVA UPS冗余配置），为场内自动化系统和通信系统所需UPS供电的设备提供电源，UPS所需交直流电源由场内场用变及直流系统提供。6.1.6.7 其他太阳能光伏发电场内配置视频监视系统主站1套，在户外场地、主变室、配电装置室、继保室、通信机房、电容器室和电缆层等处配置摄像头，相应实现灯光控131、制。考虑到安全防范的需要，站内设置技防系统1套，设置门禁系统，在四周围墙安装周界报警装置，在建筑物的底设置非法入侵报警装置。对侧变电所增加35kV线路测控单元1套,相关调度端接口费用。6.2太阳能光伏发电场场址建设条件6.2.1场址宏观建设条件分析6.2.1.1 太阳能资源某市位于甘肃省西部河西走廊西端，全区地处内陆，属典型的暖温带干旱性气候。气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，四季分明，光照充足。太阳能资源较为丰富，多年平均年日照时数在3258小时左右，多年平均年太阳辐射量约为6415MJ/m2，合1771kWh/m2，属我国太阳能资源二类区域，非常适合建设太阳能光伏发电项目。6.2.132、1.2交通运输条件本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，距市区13km，靠近xx镇居民集中生活区，生活条件便利。厂址紧邻xx国道，道路交通条件都已具备。故便利的交通、运输条件和生活条件有利于项目建设。6.2.1.3接入系统条件经过多年的建设，酒泉某地区的电网已基本形成了“网架结构合理、供电安全可靠、运行经济灵活、电能质量合格、降损节能增效、技术可靠先进”的坚强电网。本项目靠近主干电网，太阳能光伏电厂基本可就近接入电网，新增输电线路的投资较小，接入系统条件较好；本项目距某市区13km，市区用电负荷比较集中，太阳能电场发电负荷及电量容易就地消化；主干电网具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能133、力输送光伏电站的电力。6.2.2场址微观建设条件分析6.2.2.1厂址光照条件本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，紧邻xx国道，距市区13km左右，详见图2-1。厂址所在地属党河冲积扇平原顶部，是一片由河道冲刷而形成的广阔的砂砾石戈壁地带。厂址所在地地形开阔，周围基本没有遮光障碍物。其中厂址外西北侧有35kV的东北-西南向的架空线路，在光伏阵列设计时应作适当规避。6.2.2.2地质状况厂址所在地属冲积扇平原顶部，海拔在10501400米之间，属永久固定性砂砾石戈壁，无洪水侵扰，地域开阔，经水文地址部门钻探砂砾层厚度为1012米，1225米为沙质土层，2540米为细砂砾土层。主要构筑物采用人工134、地基，地震烈度7度。地下无矿藏、文物。图6-1 光伏电站所在地地形示意图6.2.2.3冻土深度冻土与地温度的变化有密切的关系。当地温降到0以下时，土壤开始冻结。一般10月就出现夜冻日消现象，11月下旬进入稳定冻结期。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在2月下旬或3月上旬。从3月上旬冻土的上下限开始解冻，直到4月冻土化通，大约有一个月的冻土化期。最大冻土深度1.11m。6.3技术方案6.3.1太阳能电池选型和布置6.3.1.1 太阳能电池选型1) 光伏电池组件发展概况目前世界上太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。世界上，1941年出现有关硅太阳电池报道，1954年研制成效率达6的单135、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。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%。我国于1958年开始太阳电池的研究，136、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）。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137、方面，各国一直通过扩大规模、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，截至2007年底中国光伏电池总产量达到1180MW，中国已经超越欧洲和日本，成为世界上最大的太阳能电池制造基地。但是国际上最大的并网应用光伏市场在国内仍然处于零星示范论证阶段，这与我国的光伏技术水平和具体国情都有关系。中国光伏组件生产规模的大部分用于出口市场，造成我国的光伏企业对国外市场的依存度较高，2008年爆发的全球金融危机，导致国外的市场发生急剧变化，使得这些企业受到重大影响，因此随着能源形势和我国产业政策138、的变化，推动我国对太阳能光伏发电这种绿色可再生能源的应用是必然的趋势。我们国家所拥有的巨大潜力，可以让自己的光伏企业、相关产品、光伏发电项目进入到我国，从而形成比较完整的光伏产业链。随着国内光伏电池组件产量的不断提高，国内光伏产品性价比上的优势越发明显，本工程为国内第一个采用特许权招标方式开发的太阳能光伏发电场，为达到充分示范和展示我国光伏产业的发展成果的目的，根据要求本工程太阳能光伏电站设备必须以国内自主化生产为主。2）几种常用的太阳能电池（1）单晶硅、多晶硅太阳能电池目前国内外使用最普遍的是单晶硅、多晶硅太阳能电池，而且国内的光伏组件生产也主要是以单晶硅、多晶硅太阳能电池为主。商业化的多晶139、硅电池片效率一般在12-16左右，单晶硅电池片电池效率在13-18左右。晶体硅电池片如图6-2，6-3所示，图6-2 单晶硅硅片图6-3 多晶硅硅片由电池片组成的电池组件的外形结构如图6-4所示。 图6-4多晶硅、单晶硅太阳能电池组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）自从太阳能电池诞生以来，晶体硅作为基本的电池材料一直保持着统治地位，而且可以确信这种状况在今后20 年中不会发生根本的转变。但是晶体硅太阳能电池的成本较高，通过提高电池的转化效率和降低硅材料的生产成本，以提高硅材料太阳能电池的效益，成为世界光伏技术的主流，世界各国也在此取得诸多新的进展。2004 年中国科学家成功地在实验室完成140、P 型晶体硅技术，使得晶体硅太阳能电池的实验室转换效率达到24.7%；2007 年日本也成功试制的HIT 太阳能电池，太阳能电池量产转换效率提高到22.3。提高转换效率的技术不断进步，进一步推动了晶体硅太阳能电池在光伏技术中的领先地位。（2）非晶硅薄膜太阳能电池开发太阳能电池的两个关键问题就是：提高转换效率和降低成本。由于非晶硅薄膜太阳能电池的成本低，便于大规模生产，普遍受到人们的重视并得到迅速发展。非晶硅作为太阳能材料尽管是一种很好的电池材料，但由于其光学带隙为1.7eV，使得材料本身对太阳辐射光谱的长波区域不敏感，这样一来就限制了非晶硅太阳能电池的转换效率, 目前电池转化效率一般在5%-9141、%。此外，其光电效率会随着光照时间的延续而衰减，即所谓的光致衰退S一W效应，使得电池性能不稳定，衰减较快。非晶硅薄膜太阳能电池由于具有较低的成本、重量轻、高温性能好、弱光响应好，充电效率高(非晶硅材料的吸收系数在整个可见光范围内，在实际使用中对低光强光有较好的适应等特点),有着极大的潜力，在未来5-10年后，有望逐渐扩大其市场份额。但同时由于它的稳定性不高，使用寿命短（10-15年），直接影响了它的实际应用。图6-5 非晶硅薄膜太阳能电池组件(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142、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。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143、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。2）几种常用的太阳能电池技术性能比较几种常用的太阳能电池技术性能比较见表6-2。.表6-2 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比较结果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。多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定。2光144、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。单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅薄膜最低，数倍聚光型较难相互比较。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。非晶硅薄膜价格低于比多晶, 多晶硅价格低于单晶硅便宜，数倍聚光没有可比性。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左弱光响应好，充电效率145、高。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。晶体硅电池输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区。5组件运行维护组件故障率极低，自身免维护同左柔性组件表面较易积灰，且难于清理。机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施需要定期维护。晶体硅电池组件运行维护最为简单。6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期 同左衰减较快，使用寿命只有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晶体硅电池组件使用寿命最长。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。/多晶硅外观146、效果好，利于建筑立面色彩丰富。8安装方式倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装简单，布置紧凑，节约场地。同左柔性组件重量轻，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左。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。在建筑物上使用非晶硅薄膜组件优势明显，在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装方便，布置紧凑，可节约场地。9国内自主化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同左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。晶体硅电池组件国内自主化率有保证。.从比较结果可以看出：1. 晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿147、命长。2. 商业用化使用的太阳能电池组件中，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，只有10-15年，不能满足招标文件的要求。因此本工程拟选用晶体硅太阳能电池。在单晶硅电池和多晶电池选择上：由于多晶硅电池组件的价格要比单晶硅低，从控制工程造价的方面考虑，本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。根据日本太阳能光伏发电系统20148、04年度报告中太阳电池的种类使用情况来看，2003年与2002年相比，单晶硅的输出容量从30.5%减到17.8%；多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变化。6.3.1.3太阳电池组件主要技术参数本工程拟选用多晶硅太阳能电池，电池组件详细技术参数见表6-3表6-3 太阳能电池组件技术参数表太阳电池种类多晶硅电池太阳电池生产厂家常州天合光能有限公司太阳电池组件生产厂家常州天合光能有限公司太阳电池组件型号TSM-220PC05指标单位数 据峰值功率Wp220(3%)开路电压（Voc）V36.8短路电流（I149、sc）A8.00工作电压（Vmppt）V29.8工作电流（Imppt）A7.39尺寸mm1650*992*46安装尺寸mm990*941重量kg19.5峰值功率温度系数%/K-0.45开路电压温度系数%/K-0.35短路电流温度系数%/K0.0510年功率衰降% 820年功率衰降% 136.3.1.4太阳能电池组件布置1) 太阳能电池组件布置方式选择对普通的多晶硅太阳能电池组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。针对组件固定式布置方150、式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统，根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴和双轴跟踪。逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪设备、光学仪器等，会增加单位工程造价，随着晶体硅电池板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本，总体的经济效益并不划算，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用。固定式安装与逐日跟踪式布置方式的详细比较见表6-4。从比较结果可以看出：在本项目应用中，固定式布置从技术经济上要优于逐日跟踪式系统；另外逐日跟踪式系统的发电量增加值还与太阳辐射中的直接辐射、散射辐射的比例密切相关，太阳辐射中散射辐射比例越要，逐日跟151、踪效果越差，从太阳能资源分析结果来看，项目所在地太阳辐射中散射量的占比要达到40.4%，占比较高，这将直接影响到的逐日跟踪效果。因此，本工程组件布置以固定式为主，但是考虑到本工程为国内第一个太阳能光伏发电特许权开发项目，为了给后续工程提供技术应用示范，在经济影响可接受的范围内，本项目拟安装较少比例的单轴跟踪式太阳能光伏发电系统。.表6-4 电池组件布置方式比较表序号比较项目固定式单轴跟踪式双轴跟踪式比较结果1增加的太阳能转换率按某最佳倾角38度安装，比水平面安装增加20%左右的发电量。比按最佳倾角固定安装增加1113.5%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152、阳能的转换效率要比固定式高。 2经济性支架系统价格可以控制0.8元/Wp以内。支架系统价格5元/Wp，整个工程价格比固定式增加20%左右。支架系统价格8元/Wp，整个工程价格比固定式增加35%左右。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。3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。机械跟踪系统相对较为复杂，使用不广泛，应用经验缺乏，技术不够成熟。机械跟踪系统更为复杂，使用不广泛，也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。4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153、可靠性相对较低，维护要求更高，使用成本更高。固定式简单可靠，维护成本低。5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。同左固定式使用寿命长，运行维护简单，费用低表6-5 光伏阵列组串配置表序号组串组件构成组串功率kWp/串峰值工作电压 Vmp极端高温（70）工作电压 Vmp最大开路电压Voc组件安装方式配置逆变器参数逆变器数量组件安装总容量kWp组件名称组件型号组件功率Wp数量型号逆变器编号接入组串数（并）对应组件功率kWp1多晶硅光伏组件TSMPC-05220204.4596502 878 固定安装SC630HEN01N07143629154、.274404.4 2多晶硅光伏组件TSMPC-05220204.4596502 878 单轴追踪SC630HEN08143629.21629.2 3多晶硅光伏组件TSMPC-05220204.4596502 878 固定安装500N09N18114501.6105016.0 4总计1810049.6 .2）太阳能电池组件组串配置及安装总容量逆变器选型以大功率逆变器为主，根据逆变器的设备参数（详见6.3.5节电气部分说明），逆变器阵列组串的串、并联数见表6-5。组件总的安装数量为45680块，总容量为10.0496MWp，其中采用固定式安装的组件容量为9.4204MWp； 采用单轴跟踪式安装的155、组件容量0.6292MWp。3) 电池组件阵列布置(1) 固定安装组件阵列布置 太阳能光伏组件阵列单列排布太阳能光伏组件阵列单列排布见图：TB0901GA-A01-XX、XX，单列阵列由双排组件组成，每排组件数量以30块为主，少量为20块，单列组件可就地组成23并组串，以减少汇流接线的长度。组件安装方位角采用正南方向，安装倾角按当地最佳倾角38设置，以最大限度地利用太阳能，其中最佳倾角38是按NASA的推荐值选取。单列组件每隔30米左右预留1个1.2米宽的通道，以便于将来组件运行时表面清洁维护。单列组件前后间距为5.6米，保证全年915点（真太阳时）时段内前后组件不遮挡。太阳能光伏组件阵列布置156、整个工程固定安装光伏阵列分东西两大部分，其中东侧阵列主要与SC630HE型逆变器配对，西侧阵列主要与SK500型逆变器配对。根据阵列配对的逆变器及直流汇流监测箱的技术参数，东侧太阳能光伏组件阵列划分成两种阵列单元，其中阵列单元一由5排单列构成，每个单列有3并组串，整个单元共15并组串；阵列单元二由5排单列构成，每个单列有32块组件，整个单元共8并组串。西侧太阳能光伏组件阵列划分成三种阵列单元，其中阵列单元三由4排单列构成，每个单列由3并组串，整个单元共12并组串；阵列单元四由4排单列构成，每个单列有30块组件，整个单元可构成6并组串；阵列单元五由6排单列构成，每个单列有3并组串，整个单元共18157、并, 阵列单元五由6排单列构成，每个单列30块组件，整个单元构成9并组串。太阳能光伏组件阵列布置以直流汇流监测箱为中心划分单元有以下优点：(a)优化了组串与汇流箱之间的接线长度，降低工程造价，减少线路损耗；(b) 光伏组件阵列划分清晰，有利于将来的运行管理。(2) 单轴跟踪式组件阵列布置 单轴跟踪式光伏组件阵列单列排布单轴跟踪式太阳能光伏组件阵列单列排布见图：TB0901GA-A01-XX，单列阵列由三排组件组成，东西两排组件数量为26块主，中间一排为28块，每列共80块组件可就地组成4并组串。每列组件为一个旋状面，旋转轴为南北向水平布置。单列组件东西向间距为4米，以保证追踪时组件不相互遮挡。158、 单轴跟踪式光伏组件阵列布置单轴跟踪式太阳能光伏阵列分南、北两个单元，每个单元由18个单列组成，共72并组串，由于整个单轴跟踪式太阳能光伏阵列与一台SC630HE型逆变器配对，逆变器接入组串的并联数为143并，所以其中一个单元需少装1并组串。3）组件阵列支架太阳能光伏组件阵列支架采用碳钢构件，构件表面采用热浸镀锌处理，热浸镀锌要求按相应国标，防腐寿命不低于25年。固定安装支架按抗风能力满足42m/s， 单轴跟踪式太阳能光伏阵列支架按抗风能力满足27m/s。6.3.2太阳能光伏发电场的安装容量和发电量估算6.3.2.1安装总容量组件总的安装数量为45680块，总容量为10.0496MWp，其中采159、用固定式安装的组件容量为9.4204MWp； 采用单轴跟踪式安装的组件容量为0.6292MWp。6.3.2.2逆变器后最大交流输出功率光伏发电系统逆变器后交流输出功率主要取决于太阳总辐射强度及逆变器效率，同时又与组件工作温度、组件安装方位角及倾角、线路损失等多种因素的影响。可以表示成：可以得到： （1）其中：z -光伏发电系统逆变器后交流输出功率综合修正系数,；q光强系数，Eq为辐射强度，按表2-7选取，得到最大光强系数。n逆变器效率系数； T组件转换效率温度修正系数；i组件安装方位角、倾角修正系数；l线路损失修正系数；Q -逆变器后交流输出功率，kW；PAS组件安装容量，kWp。逆变器后最大160、交流输出功率即为组件安装容量与表6-6中输出功率综合修正系数的乘积。表6-6 交流输出功率综合修正系数月份项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月最大光强系数0.4990.6430.7920.9220.9310.8900.8420.8220.7180.6490.5110.447组件转换效率温度修正系数1.0551.0320.9800.9470.9230.9030.8890.8920.9170.9871.0191.071方位角、倾角修正系数1.871.571.331.141.020.971.001.091.241.471.761.96逆变器效率系数0.9860.9860.986161、0.9860.9860.9860.9860.9860.9860.9860.9860.986线路损失修正系数0.990.990.990.990.990.990.990.990.990.990.990.99输出功率综合修正系数0.9601.0181.0050.9700.8590.7640.7280.7780.7990.9170.8960.919从表6-5可以看出，光伏发电系统最大输出功率一般会出现在2、3、4月份。6.3.2.3发电量估算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏162、电场周围环境、地面遮光障碍物情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型，并确定最终的上网电量。光伏发电站年平均上网电量Ep计算如下： kWh (2)其中：HA为平均年太阳能辐射量 kWh/m2Eg为多年平均年辐射总量，取6415MJ/m2；Paz 为光伏系统安装容量，容量为峰值功率，kWp；K为综合效率系数，受多种因素影响，包括：光伏组件安装倾角、方位角、太阳能发电系统年利用率、电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及光伏电场线损、变压器铁损等。实际上网电量受较多因素影响，估算难度较大。各种因素影响大小初步估算详见表6-7。表6-7 综合效率系数序号修正系数名称固定安装163、（配置SC630HE)固定安装（配置SK500)单轴追踪式1除组件阵列安装倾角、方位角系数以外的修正系数（1.11.21.31.41.5）0.786 0.786 0.762 1.1太阳能发电系统可用率99.00%99.00%99.00%1.2电池组件转换效率修正系数0.829 0.829 0.803 1.3光照有效系数0.9950.9950.9951.4逆变器平均效率98.40%98.30%98.40%1.5电缆线损、变压器铁损系数0.978 0.980 0.978 2组件阵列安装倾角、方位角系数1.20 1.20 1.353综合效率系数（12）0.943 0.944 1.027 4安装容量份164、额43.8%49.9%6.3%5综合效率系数加权平均0.949 由于本工程采用了大功率高效逆变器，除逆变器本身效率较高以外，逆变器取消了常规的隔离变压器，使得逆变器的效率要远高于其它常规的逆变器；同时对整个光伏发电及升压系统进行了优化设计，系统损耗减小；另外，本工程增加了的组件清洗系统，提高了组件表面清洁度，因此使得整个光伏电站的综合效率系数要高于其它常规的光伏发电系统。1) 考虑电池组件安装倾角、方位角的修正系数：根据不同的电池组件阵列的安装方式，结合某气象站太阳辐射度资料统计及当地纬度、经度，计算出安装倾角、方位角的修正系数。2) 太阳能发电系统年利用率：太阳能光伏发电系统较为简单，设备可165、靠率高，维护方便，可用率高，故可利用率可按99%选取。3) 电池组件转换效率修正系数：考虑到电池组件在25年经济寿命会发生约15%转换效率的衰减，故经济寿命期内的平均转换效率约为初始值的91.6%。加上运行过程中板面温度变化；输出电压偏离峰值工作点以及板面污染等原因会使其转换效率达不到标准值等因素综合考虑后，对在整个运行经济寿命内电池组件平均转换效率进行修正,结果见表6-8。表6-8 电池组件转换效率修正系数序号修正系数名称固定安装单轴追踪式备注1组件衰减平均折减系数0.9160.9162温度修正系数0.9430.943按加权平均温度修正3板面污染系数0.9700.9404输出功率偏离峰值系数166、0.9900.9905组件转换效率修正系数(1234)0.8290.8034) 障碍物遮光的影响系数：根据场址周围建筑物布置位置，根据对各场址日照情况分析计算，得出周围障碍物遮光的影响情况。5) 逆变器转换效率：根据逆变器厂家提供的加权转换效率选取。6) 光伏电场线损、变压器铁损系数：从光伏组件至逆变器的直流电缆长度一般都较长，为降低输电线路损耗，在导线截面选择时，遵循将线损控制在1%的原则。由于受外部光照条件的变化使得大容量上网型光伏发电系统中变压器负载波动较大,因此变压器损耗是不同荷载时损耗的加权平均值加上空载损耗。电缆线损、变压器铁损系数按计算结果取值。总的综合效率系数包括组件阵列倾角、167、方位角系数；太阳能发电系统可用率；电池组件转换效率修正系数；障碍物遮光的影响系数；逆变器平均效率；电缆线损、变压器铁损系数。上述计算办法以及系数的选取经崇明光伏发电示范工程第一年实际运行效果的检验，误差较小，说明在工程上应用是可行的。根据以上各项的估算修正，得出本工程的理论年发电量总的综合效率系数。据此估算出光伏电场的年上网电量及标准功率年利用小时，详见表6-9。表6-9 年平均上网电量及年利用小时数序号项 目数据1综合效率系数K0.949 2多年平均年太阳能辐射量 （kWh/m2)1782 3平均年利用小时数 (h)1691 4安装容量 (kWp)10049.6 5平均年上网电量 (万kWh168、)1699.000 6.3.3 太阳能光伏组件表面清理6.3.3.1 积雪处理根据某地区的气候情况，每年冬季1、2、12月份的降雨量只有0.8毫米(详见表2-8),因此积雪量较少,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38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。6.3.169、3.2 组件表面清洁1）组件表面清洗的必要性根据某地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物，这与某地区地处沙漠地区有关，根据相关资料，某地区降尘量可达0.365kg/ m2a。另外，某地区年降雨量只有40毫米左右，且主要集中在夏季，尽管组建表面采用了自洁涂层，但是没有雨水冲洗，组件表面的清洁度还是很难有保证的。由于组件表面的清洁度直接影响到光伏系统的输出效率，因此工程设计时必须考虑设置组件表面清洗设施。2）组件表面清洗方案选择根据某地区气候特点，组件板面污染物主要是以浮灰为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。由于降雨量少，雨后灰浆粘结物基本不170、能靠雨水自洁冲洗。根据组件板面污染物的情况，可以有两种清理方案可供选择：（a）方案一：气力吹扫；（b）方案二：微水清洗系统。这两个方案都是考虑到本项目所在地区为沙漠地区，水资源比较宝贵，而采用的节水性方案。其中方案一是由维护人员采用便携式吹风机，对组件表面进行风力吹扫；方案二是配置一套微水冲洗系统，采用专用清洗工具对组件表面采用水清洗，两个方案的技术经济性比较见表6-10。表6-10 组件表面清理方案比较表序号比较项目气力吹扫微水清洗比较结果1板面污染物针对性可对浮灰进行有效清理。可对浮灰、灰浆、灰尘粘结物有效清理微水清洗针对污染物广2清洗效果会留存泥浆灰渍，清洗效果一般。清洗彻底，效果好微水171、清洗可有效提高组件板面洁净度。3初始投资3万左右200万左右微水清洗系统初始投资大4主要消耗材料及使用费吹风机、汽油，费用2.5万/年水、电，费用0.5万/年微水清洗系统年使用费较低。5清洗效果差别带来的发电量的差值根据已建光伏发电项目的运行经验，组件表面洁净度对光伏系统的输出效率影响非常大，不带清洗系统的光伏发电系统，每次中雨后，输出功率可以提高10%，运行半年后，组件初次人工清洗，清洗前后输出功率可以提高15%。因为中雨冲刷的也主要是浮灰，与气力吹扫的效果相似，所以可以认为微水清洗系统至少可以使光伏发电系统输出效率提高35%。如果年发电量1699万kWh，采用微水清洗系统每年至少可以增加电172、量51万kWh。 从比较表中可以看出，采用微水系统可有效提高组件板面洁净度。虽然初始投资较大，但是每年带来的发电量的增加值较为可观，经济效益较好，故本工程采用微水清洗系统。3）微水清洗系统微水清洗系统由给水管路系统、可调整阀门、特殊喷嘴等设备组成，配合运行维护人员，采用专用工具对组件表面进行清洗。每次清洗耗水控制在2mm左右，对整个电站组件表面清洗一遍的用水量只有150m3，每2个月清洗三遍，全年的用水量也只有2025m3（冬季不能清洗，组件表面结冰影响效率）。6.3.4 抗风沙设计1) 气象概况根据某地区气象资料, 强风4次/年，沙尘7次/年，最大风速为25.7m/s。根据某气象站19712173、000年对各月最大风速的统计，大风速的风向主要为偏西风，其次是偏东风，基本没有南风或偏南风，详见表6-11。表6-11 累年各月最大风速、风向统计表月份累年各月最大风速累年各月最大风向累年各月最大风速、风向出现年114.3WSW1990214.7WSW1988316W1990416WSW1994518ENE1986617SW2000714.3ENE1986817WSW1991910.7NE19971013.7ENE19861113.7WNW19901212WSW19902）厂址地貌、地质厂址所在地属党河冲积扇平原顶部，是一片由河道冲刷而形成的广阔的砂砾石戈壁地带，地形开阔，周围基本没有沙。地面174、覆盖的砂砾石，经故河道冲刷，以及长时间的风蚀，已经稳定，地表结构见图6-6。图6-6 厂址地表结构3）抗风沙设计方案根据场地所在地区的最大风速的风向及厂址所在地地貌、地质的情况，抗风沙采取以下措施： （1）光伏发电场东、西、北三个方向采用实体围墙，围墙高度不低于2.3m；南侧正对xx国道的围墙采用镂空结构，以光伏电站满足对外展示的需要。 （2）东、西、北靠近围墙区域有选择地种植绿化，可起到固沙防风的作用。绿化植被树种选择原则如下：北面围墙区域绿化树种选择以高大树种为主，如：银白杨、椿树等；东、西两侧围墙区域绿化树种选择以低矮乔木、灌木为主，如：馒头柳、碧桃、紫叶李、连翘等；南侧围墙区域绿化树种175、选择以花卉为主：丁香、月季、贴梗海棠等。 所有围墙、绿化树木均离开光伏阵列一定距离，同时加强绿化树木生长期的树形控制，以不影响光伏组件光照条件。 （3）场址内施工期还土控制：施工时在基础、电缆沟道、给排水沟道开挖、还土时加强施工管理，要做到：（i）未开挖区域不破化表面砂砾层；（ii）开挖区域还土时，表层进行筛选控制，以保证表层砂砾石覆盖。6.3.5太阳辐射、风速、风向和环境温度的测量装置安装方案表6-12 测量的气象要素及所用仪表序号气象要素所用仪表备注1太阳总辐射热电式天空辐射表2风速、风向仪EL型电接风向风速仪地面5m3环境温度温度仪4板面温度计自动补偿热电偶温度计为了光伏电站运行状态分析176、研究的需要，本工程在光伏电站厂址内拟安装一套地面气象测量装置，见右图，以实时监测项目所在地的太阳辐射、风速、风向、环境温度、组件板面温度等参数，该装置所测量气象要素及所用仪表见表6-12。测量装置采用全自动运行，通过传感器和采集器等设备，将上述气象要素按国际气象组织WMO的气象观测标准的要求处理成数据，再通过有线通讯传输的方式传到光伏电站中央控制平台，由运行人员对数据进行统计、整理。6.3.6 电气部分本项目安装总容量为10MW，整个发电场布置沿南北向中心道路分为东西两个区，安装容量各为5MW，东区配630kVA逆变器，共8台，每两台630kVA逆变器配一台1400kVA升压变，组成一个逆变升177、压单元，东区共有4个逆变升压单元，直接将逆变产生的315V交流电升压至35kV。为了尽量减少低压直流线缆长度，有效降低低压直流输电损失，4个逆变升压单元分别就地布置在东区的4个点。西区配500kVA逆变器，共10台，每两台500kVA逆变器配一台1100kVA升压变，组成一个逆变升压单元，西区共有5个逆变升压单元，分别就地布置在西区的4个点（其中1个点布置2个逆变升压单元）。升压变高压侧采用环接方式，东、西区630kVA和500kVA逆变器的升压变各自环接成一回进线接入集中变电站。集中变电站为35kV开关站，35kV母线为单母线接线， 35kV进线共2回，35kV出线1回，送至电网。35kV、178、10kV站用变各一台，35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。另配压变、避雷器设备等等。6.3.6.1 系统构成情况太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、就地升压装置及集中变电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。本项目总发电功率达到10MW，容量相当大，直流逆变为315V交流后，将通过升压至35kV再并入电网。6.3.6.2光伏电场就地电气部分1)并网逆变器并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最179、大可达到630kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，效率越高，且单位造价越低。目前国内大容量并网逆变器中，100kVA和250kVA的并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，但考虑到光伏发电系统中，线损最大的部分就是直流损耗，如果在本项目中采用较多的小容量逆变器，则会产生相当大的直流损耗，影响投资收益，故拟配置630kVA和500kVA并网逆变器，并对各种方案进行比较优选,见表6-13。表6-13 逆变器技术参数表：生产厂家德国黑森州SMA中国合肥阳光逆变器型号SC630HE-11SG500KTL输出额定功率630kW500kW最大交流侧功率630kW520kW最大交流电流1180、155A1070A最高转换效率98.6%98.5%*欧洲效率98.4%98.3%输入直流侧电压范围495V-820V480V-820V最大功率跟踪（MPP）范围495V-820V480V-820V最大直流输入电流1350A1200A交流输出电压范围315V10%315V10%输出频率范围50Hz/60Hz50Hz要求的电网形式TN-S或TT系统IT系统待机功耗/夜间功耗100W50W输出电流总谐波畸变率3%0.99自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)隔离变压器（有/无）无无接地点故障检测（有/无）有有过载保护（有/无）有有反极性保护（有/无）181、有有过电压保护（有/无）有其它保护（请说明）孤岛效应保护、过热保护工作环境温度范围-20+50-20+40相对湿度15%95%，不结露095%，不结露满功率运行的最高海拔高度1000m1000m防护类型/防护等级IP20IP20（室内）散热方式风冷重量2200kg1800kg机械尺寸（宽高深）1600mm+1200mm/2120mm/850mm1600mm+1200mm/2180mm/850mm630kVA和500kVA并网逆变器，由于容量相当大，目前国内外产品均不配套隔离变压器，这两种逆变器均不能直接并列，因此在接入升压变压器时可以采取两种方式，一种是另外配置隔离变压器，多台并列后经升压变压182、器升压，一种是不另外配置隔离变压器，两台逆变器接入一台分裂升压变压器。2)就地升压设备(1)就地升压模式方案对比隔离变压器的配置与否（a）不配置隔离变压器本方案需要配置分裂升压变压器，分裂变低压侧为两个独立绕组，每个绕组对应一只逆变器，根据逆变器容量，分裂变容量选为1400kVA和1100kVA两种。（b）配置隔离变压器本方案需要对应逆变器配置，每只逆变器配置一台隔离变压器，多台并列后经过升压变压器升压。根据逆变器容量，隔离变压器容量选为700kVA和550kVA两种。每台隔离变压器额定电流为1155A和917A，电流相当大，如果多台并列，则要求电池阵列的直流电缆加长或者隔离变出口电缆（铜排）183、加长，这两种方式均会较大的增加直流线损或是交流线损。另外隔离变与升压变均会产生空载损耗和负载损耗，其中空载损耗常年存在，与不配置隔离变相比，投资和线损均较大。故不推荐本方案。由上述内容，推荐不配置隔离变的方案，即配置分裂升压变压器。升压系统配置（a）一级升压本方案只需要在就地配置一级分裂升压变压器，由315V直接升压到35kV，再在集中变电站配置开关站，就地升压变高压侧环接后两路送至开关站，35kV母线汇流后直接送至电网。（b）两级升压本方案需要在就地配置分裂升压变压器，由315V直接升压到10kV，再在集中变电站配置升压站，10kV母线汇流后由集中变电站站内的升压变压器升压至35kV送至电网184、。本方案与一级升压方案相比，增加了一台升压变压器，且增加了一次空载损耗和负载损耗，场内的35kV电缆降至10kV电缆，但线损由于跟电流的平方成正比而大大增加。综合比较后，比一级升压方案经济性差。故不推荐本方案。由上述内容，推荐一级升压的方案，即由就地升压变直接升压至35kV。3)升压变型式的选择考虑变压器是主要设备，同时太阳能发电有其特殊性，故做如下说明。(1)铁芯材料的选择目前小容量配电变压器的铁芯材料常用有普通硅钢片和非晶合金材料两种。非晶合金主要以铁、镍、钻、略、锰等金属为合金基础，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有铁磁性良好、机械强度高、耐蚀性能好、制作工艺简单、成材率高等特点。185、非晶合金材料的金属原子排列呈无序非晶状态，它的去磁与被磁化过程极易完成，较硅钢材料铁芯损耗降低，达到高效节能效果。用于油浸变压器可减排CO,SO,NOx等有害气体，被称为21世纪的“绿色材料”。变压器的空载损耗主要由涡流损耗和磁滞损耗组成，涡流损耗与铁芯材料厚度成正比，与电阻率成反比，磁滞损耗与磁滞回路所包络的面积成正比。非晶合金带材的厚度仅为27m ，是冷轧硅钢片的1/11左右，电阻率是冷轧硅钢片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因186、此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右,是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。本工程中，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零，空载损耗尤为突出。不论发电装置是否输出功率，只要变压器接入系统，变压器始终产生空载损耗。因此降低变压器空载损耗对于本工程的实际节能效果意义重大。为便于比较187、分析，现将容量1100kVA和1400kVA的S9型硅钢油变和SBH15型太阳能专用非晶油变的性能参数列入表6-14中。表6-14 SBH15型非晶合金油浸式变压器与S9硅钢油浸式变压器的性能参数表电压等级kV额定容量kVA型号空载损耗W负载损耗W(75)空载电流%阻抗电压%351100SBH15645133300.56.5S916001333016.51400SBH15770158800.46.5S91920158800.96.5从表6-14中可以看出，1100kVA和1400kVA的SBH15型非晶合金油浸式变压器与S9型硅钢非晶合金油浸式变压器相比，空载损耗降低60%左右。若用SBH15188、型非晶合金油浸式变压器替代S9型硅钢油浸式变压器后，由于空载损耗、空载电流等性能参数不同，每年的运行费用将有很大的差异，具体详见表6-15。表6-15 SBH15型非晶合金油浸式变压器与S9硅钢油浸式变压器相比节能效果比较电压等级kV额定容量kVA型号年运行能耗kWh年节约能耗kWh351100SBH1517644.413183.8S930828.2-1400SBH1520403.816206S936609.8-从表6-15中可以看出，1400kVA的SBH15型非晶合金油浸式变压器替代S9型硅钢油浸式变压器后，每年可节约的能耗为16206kWh，电费单价若以2.0元/kWh计，每年可节约的电189、费为32412元。目前，SBH15型非晶合金油浸式变压器的售价大约是S9型硅钢油浸式变压器的1.15倍，一台1400kVA的SBH15型非晶合金油浸式变压器售价比同容量S9型硅钢油浸式变压器的多5万元左右，投资回收年限约在一年半左右。太阳能发电本身就是绿色能源，非晶合金变压器以节能环保而著名，两者相结合，必将给用户带来巨大的经济回报，给整个社会带来巨大节能环保效应。综上，本工程中升压变压器拟采用非晶合金铁心变压器。(2)结构型式的选择目前实际应用的非晶合金铁芯变压器按绝缘介质分主要有以下三类：非晶合金干式变压器；非晶合金普通油浸式变压器；非晶合金高燃点油浸式变压器。干式变压器具有无油、阻燃自熄190、耐潮抗裂和免维护等优点。特别适合于易燃、易爆等防火要求高的场所安装使用。同时，干式变压器对于防潮要求较高，如在地下室发生凝露，可能会产生闪络现象。此外，干式变压器体积较大，对于容量较大的干式变压器，因发热量较大，需要配置专门风扇散热，风扇的可靠性对于变压器正常运行影响较大，如风扇发生故障需停运变压器，干式变压器的这些特点在运行时请予以注意。油浸式变压器采用全封闭结构，绝缘油和绝缘介质不受大气污染，因而可在潮湿的环境中运行使用，可靠性较高。由于有绝缘油，需要加装蓄油池，如发生火灾故障油泄漏，可能引起火灾事故扩大。本工程是在沙漠地带建设，场地内无易燃物，可选择油浸式变压器。升压变布置于光伏电池场191、地就地，如采用干式变压器，需要防潮，防潮就要额外建设建筑物，且要配置除潮装置，另外干式变压器价格一般高于同类型同容量的油浸式变压器40%以上，采用干式变压器相当不划算。综上所述，综合考虑各类型变压器的优缺点，同时结合本工程实际，本工程中推荐使用油浸式变压器。4)升压变设备就地升压设备采用箱式变电站模式，箱变内配置高压、低压设备、自用变及非晶合金升压变压器。箱变进出线均采用电缆方式。(1)高压柜设备 1台限流熔断器+负荷开关，三相，额定电流630A，40.5kV。在升压变出口处配置带电显示器。电网侧配置避雷器。高压柜采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又192、可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。系统中采用的负荷开关, 通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，以保护设备。熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性（可提供精确的始熔曲线和熔断曲线）；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配193、合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。对于35kV线路保护，3-110kV电网继电保护装置运行整定规程要求：除极少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求速动保护快速切除故障。通过选用性能优良的熔断器，能够大大提高线路在故障时的反应速度，降低事故跳闸率，更好地保护整个光伏并网发电系统。(2)低压柜设备 2台电动型断路器，三相，额定电流 2000A，400V。电流互感器，三相，额定电流 1500/5A，5P20(0.5)，15VA。另外配置浪涌装置、电流表、电压表等。(3)自用变压器 1台自用变压器，三相，BK-194、3kVA 0.315/0.38/0.22kV。供给箱变内部操作回路及照明回路电源。(4)非晶合金升压变压器 1台升压变，容量1400kVA或是1100kVA,型号SBH15-M-1400(1100)，38.52*2.5%/0.315kV，联结组别为Dyn11yn11，阻抗电压为6.5%。5)就地电缆选择某地区环境温度为-30+40。单只光伏电池板的工作电压为29.8V，在-30时的最大开路电压为43.9V，工作电流为7.39A。单串电池组为20只一串，单串工作电压为596V，最大开路电压为878V。YJV-1.0型电缆耐受直流电压为1500V，因此直流电缆选择YJV-1.0型电缆。就地电缆敷设195、环境为户外环境，电缆需选择铠装型式，即选择YJV22-1.0型电缆。通过热稳定校验、载流量校验、经济电流密度校验等计算，电缆选择如下：电池组串至汇流箱的直流电缆选用YJV22-1.0 2*10型，单拼敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用YJV22-1.0 2*95型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用单芯电缆YJV22-1.0 2*70型，多拼敷设；逆变器至升压变压器的交流电缆选用单芯电缆YJV22-1.0 3*70型，十拼敷设；升压变压器至开关站的交流电缆选用三芯电缆YJV22-10-3*50（70）型，单拼敷设。6)布置情况(1)汇流箱布置在电池板方阵中，户外安装。电池板与汇流箱196、汇流箱与直流配电柜之间的电缆通过直埋方式相连。(2)直流配电柜与逆变器就地布置，布置在同一间建筑物房间内。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，考虑到电缆弯曲半径的问题，直流配电柜与逆变器柜面对面布置，柜前柜后均留有走廊。电缆通过电缆沟敷设。(3)升压箱变贴着逆变器房间布置。为减少线损，两设备间用大截面电缆连接，布置时需考虑到电缆弯曲半径的问题。升压箱变与逆变器、升压箱变与开关站之间的电缆通过电缆沟敷设。6.3.6.3开关变电站电气部分1)一次接线及布置(1)一次接线情况：35kV开关站的35kV母线为单母线接线， 35kV进线共2回，35kV出线1回，送至电网。35kV、10kV站用变各一197、台，35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。另配压变、避雷器设备等等。(1)平面布置：35kV开关站地上设有中控室、35kV站用变室、10kV站用变室、35kV及10kV配电装置室等，其中35kV开关柜与10kV开关柜为一字形布置，柜前柜后均留有走廊。所有配电装置室均为一层布置。本层还布置有办公室、卫生间。35kV开关柜站地下设有电缆沟。35kV进线柜的进线及35kV出线柜的出线均采用电缆，通过配电装置室下的电缆沟引出站外，同时35kV及10kV的控制电缆也由电缆沟与中控室联络。 (1)主设备选型：3198、5kV进线柜：选用高压空气绝缘开关柜；进线柜额定电流计算：（a）1400kVA升压变进线：2*630/(3*35)=20.79A（b）1100kVA升压变进线：2*500/(3*35)=16.5A由于35kV断路器无小容量型号，故进线柜额定电流选择630A。35kV出线柜：选用高压空气绝缘开关柜；出线柜额定电流计算：10000/(3*35)=165A由于35kV断路器无小容量型号，故出线柜额定电流选择630A。短路电流计算：升压变压器为:35/0.315kV，1400kVA。计算条件（a）变压器阻抗百分值Uk=6.5。（b）35kV侧系统短路电流暂取为25kA，短路容量为1600MVA.（c）199、计算用基准容量取Sj=100MVA，基准电压取Ug35=1.05Ue=1.0535=37kVUg0.315=1.05Ue=1.050.315=0.33kV（d）线路阻抗忽略不计。 电源端短路容量标幺值： Xs=Sj/S=100/1600=0.0625 Xt=Uk（Sj/St）=0.065（100/1.4）=4.6429 S2=1/x100=1/（0.0625+4.6429）100=21.25MVA 变电站0.4kV母线短路电流： I2=S2/（Ug0.315）=21.25/(0.33)=37.18kA表6-16 短路电流计算结果表短路地点短路点编号基准容量Sj(MVA)平均工作电压Ug(kV)200、短路点等值标幺阻抗X*短路容量S=Sj/X*(MVA)短路电流周期分量有效值I(I)=S/( 3*Ug)(kA)短路冲击电流峰值ich=2.52I(kA)35kV 母线K1100370.0625160025630.315kV 母线K21000.334.705421.2537.1893.69升压变35kV侧额定电流 I=St/(3*U)= 2*630/(3*35)=20.79A升压变0.315kV侧分支额定电流 I=St/(3*U)= 630/(3*0.315)=1155A（e）主设备参数保证值表6-17 主设备选择表选用设备名称及型号额定电压（kV）额定电流（A）额定开断电流（kA）动稳定开断201、电流峰值（kA）热稳定电流（kA）35kV断路器40.563025632535kV负荷开关40.5630-0.315kV断路器0.4200040100.8402)二次部分(1)开关站计算机监控系统开关站设置计算机监控系统一套，全面监控升压站运行情况。监控系统采集35kV进出线的三相电流、电压、功率、开关状态以及就地升压箱变的高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息，控制开关站35kV开关、10kV开关的投退。采集各支路的发电量。(2)光伏电场计算机监控系统光伏电场设置计算机监控系统一套，监控系统通过群控器实现多路逆变器的并列运行。群控器控制多台逆变器的投入与退出，具备同步并网能力，具202、有均分逆变器负载功能，可降低逆变器低负载时的损耗，并延长逆变器的使用寿命。监控系统通过群控器采集各台逆变器的运行情况。监控系统将所有重要信息远传至相关部门。监控系统可连续记录运行数据和故障数据：要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。要求监控主机至少可以显示下列信息：(a)可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。(b)可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G203、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计CO2减排量 N、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因包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败； 要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运204、行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。要求至少提供中文和英文两种语言版本。要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000，XP 操作系统要求使用高可靠性工业PC作为监控主机要求提供多种远端故障报警方式，至少包括： SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。(3)保护开关站35kV及10kV开关柜上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护。测控保护装置将所有信息上传至开关站监控系统。升压箱变设置高温报警、超温跳闸保护、过流保护，动作后跳低压侧开关205、。箱变高低压开关柜刀闸位置、保护动作、变压器非电量等信息通过电缆硬接点方式上传至开关站监控系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。3)站用电(1)升压箱变交流用电箱变内设置自用变压器一台，三相，BK-3kVA 0.315/0.38/0.22kV。供给箱变内部操作回路及照明回路电源。(2)开关站站用电本站设有二台250kVA的站用变压器，35kV、10kV各一台， 35kV站用变接在35kV母线上，作为站内备用电源；10kV站用变由站外引入，作为站内常用电源，进线利用原有的临时施工电源，节省费用。两台站用变装有失压自切装置，以206、保证站用电源的可靠性。当全站消防报警时，站内空调和风机的电源回路将被自动切除。本站站用变压器为单独小间布置，采用油浸式变压器，由单独的熔断器及负荷闸刀进行保护及操作。站用电屏布置在中控室内，采用GK屏。4)直流电本站直流系统电压为110V，选用100Ah蓄电池和高频开关电源装置，蓄电池免维护，采用GK屏，布置在中控室内。且直流屏应配有数据接口与综合自动化连接,并配置直流接地检测装置。6.3.6.4计量为了支付的需要，计算输送给电力公司的上网电量和电力公司输送给光伏电站的用网电量需设置计量点，计量点原则上设在产权分界点，即高压出线柜处。计量装置按照I类计量装置要求配置，分别安装计量上网电量和用网207、电量的电能表。同一计量点均安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表均有明确标志。光伏电站所用备用电源用网电量的计量点在备用电源输入到升压变电站的低压配电柜一侧。6.3.6.5光伏电场方案比较本工程进行三种方案比较，方案一630kVA逆变器与500kVA逆变器各一半容量，方案二全部配置630kVA逆变器，方案三全部配置500kVA逆变器。以上三种方案的总造价接近。各自的损耗如表6-18所示：表6-18 逆变器、升压变等线损各种模式逆变器损耗kwh升压变损耗kwh线损kwh年发电量kwh全电场年损耗kwh年总损耗率%年线损率%年升压变损率%年逆变器损率%630+500模式264208、000169837167342160000006011793.7571.051.061.65630模式256000163230183476160000006027073.7671.151.021.6500模式272000176443151158160000005996023.7480.941.11.7从上表中可以看出，三种模式的年度总损耗接近。630kVA逆变器为进口设备， 500kVA逆变器为国产设备，进口设备可靠性、稳定性比国产设备高，为了提高整个电场的可靠性、稳定性，又要保证自主化率的要求，因此选择630kVA逆变器与500kVA逆变器各一半容量的方案。6.3.6.6照明本项目在中控室、209、开关室、主要屋内通道、楼梯出口等处均设置部分事故照明灯，灯具自带蓄电池。场内中控室装设荧光灯，各配电装置室采用广照型，配照型及各种乳白色玻璃罩照明器，所有灯具均采用节能型设备。 为方便运行，各房间一般采用双控开关。动力及照明采用三相五线制系统，供电均来自站用电。6.3.6.7 防雷接地为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。1)防雷(1)为使建筑在受到直击雷和感应雷的雷击时能有可靠的保护，在屋顶上设置避雷带，在电池板支架上方利用设备支架挂避雷线。(2)直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接210、电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。(3)交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。2)接地在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择电场附近土层较厚、潮湿的地点，挖12米深地线坑，采用25*4扁钢，添加降阻剂并引出地线，接地电阻应小于4欧姆。为保证人身安全，所有电气设备都装设接地装置，并将电气设备外壳接地。6.3.7 土建工程某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目位于甘肃省某211、市xx镇西北侧、国道215线北侧，场址用地边界线距国道215线最近处约250m，场址距市区约13公里。该项目总装机容量10兆瓦。在本光伏发电场内配套建设控制中心一座，作为光伏发电场运行管理人员办公、生活基地。招标文件提供的项目批复文件中规划的约100万平方米的建设用地为项目建设的最大用地范围，最大用地范围四角点坐标如下，拟建光伏发电场布置在此用地区域内。拟建场址现为空地。表6-19 招标文件给定的场区最大用地范围四角点坐标坐标ABCD经度943022.615943104.803943104.119943021.722纬度400420.493400425.942400359.159400345.212、980根据本招标文件中的特许权协议，进站道路由当地政府建设，并免费供项目公司使用，故进站道路不在本次设计范围，本次设计范围为拟建光伏发电场围墙以内的建构筑物。6.3.7.1工程等级和工程地质条件1）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：本工程等别为IV等，工程规模为小型；建筑物级别为2级；(2)建筑物结构安全标准：建筑213、物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0；太阳能支架地基基础结构安全等级为2级，结构重要性系数取1.0。(3)洪水设计标准：35kV电压等级的变电站防洪设计标准为50年一遇，站址标高还应高于当地历史最高内涝水位。(4)抗震设计标准：主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类；太阳能支架基础的抗震设防类别为丙类。(5)地基基础的设计等级：主要的建筑物地基基础的设计等级为丙级；太阳能支架基础的设计等级为丙级。2）工程地质某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目位于甘肃省某市xx镇西北侧、国道215线北侧，站点距世界著名的莫高窟38 km，月牙泉19 km，玉门关82 km，雅丹地貌152 km，处于某党214、河玉门关雅丹地貌旅游线路必经之地。本设计阶段未对拟建场地进行详细的地质勘查，本阶段采用的拟建场地的工程地质条件、岩土特性和水文地质条件的数据均来自招标文件提供的有关地质资料。场址区域主要气候特征：日照辐射量为6415MJ/，日照小时数3258h，平均风速1.9m/s，最大阵风风速14m/s，沙尘天数7d/y，年平均气温9.3， 50年一遇基本雪压0.15kN/m2。 地理地貌：某以党河水库下游为冲积扇平原，沙枣墩以东原为党河原左河道，原党河经过多年冲刷改道，形成现在的永久性固定渠道。在河道以北形成了广阔的砂砾石戈壁和沙址地带。地质状况：该地段属冲积扇平原顶部，海拔在10501400米之间，属永215、久固定性砂砾石戈壁，无洪水侵扰，地域开阔、平坦，周围无高大建筑和遮挡物，土质为砂砾戈壁滩，经水文地址部门钻探砂砾层厚度为1012米，1225米为沙质土层，2540米为细砂砾土层。地下水水位35m。冻土深度：冻土与地温度的变化有密切的关系。当地温降到0以下时，土壤开始冻结。一般10月就出现夜冻日消现象，11月下旬进入稳定冻结期。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在2月下旬或3月上旬。从3月上旬冻土开始解冻，直到4月冻土化通，大约有一个月的冻土化期。最大冻土深度1.11m。抗震设防：根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)与建筑抗震设计规范(GB50011-2001) 216、(2008年版)，本工程拟建场地抗震设防烈度为7度，场区地震加速度值为0.10g（g为重力加速度），设计地震分组为第二组。不良地质情况：场地地表0.5m以内的土中所含的亚氯盐及硫酸盐含量范围值为0.361.47%，为弱中盐渍土。场地结论：场地地形平坦，地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小。建议在下一步的工作中进一步查明盐渍土在场地区内平面上和垂直方向上的分布规律。为了防止生产、生活用水可能对建筑物周围的岩土产生次生盐渍化和对混凝土及钢结构的腐蚀性，对土壤特性进行化验分析，并切实做好生产生活用水管理和废水的有序排放，防止对建构筑物地基产生不良影响。6.3.7.2 总平面布置场区呈矩217、形，占地692m418m，总占地面积（围墙轴线尺寸）28.9256hm2。 站区自然地面较平坦，根据招标文件的说明，当地多年来没有发生过大的洪水，故本设计阶段场地标高的确定以满足场地土方平衡为准，场区设计地面标高暂定为高于自然地面标高50mm100mm。待在下阶段设计前，收集到当地的详细水文资料后，再对场地标高进行复核。本工程太阳能光伏发电系统采用地面上安装的太阳能电池阵列的布置形式，根据太阳能专业和电气专业的要求，光伏发电场地分上中下三个区域，逆变器室及配套的箱变根据工艺要求布置在光伏发电场地两个相邻区域之间的空地上。光伏发电场控制中心布置在场区的东南角，主要由配电装置及中控楼和生产生活区组218、成，控制室设在配电装置及中控楼内。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在控制中心内，以方便生产运行人员的管理。在总平面布置上，控制中心与光伏阵列场地间设置铁丝网围栏，使控制中心即与光伏阵列场地相对独立、又紧密联系。办公楼布置在控制中心南侧、近场区大门；消防泵房和消防水池、车库及备品备件库布置在控制中心的北侧；配电装置及中控楼、锅炉房布置在办公楼和消防泵房之间的空地上；活动场地布置在办公楼的东侧。场区设一个永久出入口，设置在场区的南侧，位于控制中心和光伏发电场地之间，通过进站道路与场区外的xx国道相连。场区大门由5.4m宽车行电动推拉大门和1.2m人行小门组成，在场区大门旁设一间门卫室，方便有219、效管理进出光伏发电场的人员。控制中心内道路形成环形；光伏发电场地中仅在逆变器室前设置4.0m宽消防通道，为减少占地，道路不考虑环形、呈一字型布置，在道路尽头设置回车场地。场区内道路宽度均不小于4.0m，满足消防车通行要求。考虑到拟建场地为弱中盐渍土，为避免溶陷和盐胀对道路的损害，场区路面拟采用适应地面变形能力较强的柔性路面，为公路型沥青道路，道路做法从下往上依次为：聚丙烯淋膜编织布一层、非盐渍土800厚、天然砂粒460厚、100mm级配砾石掺灰（水泥20%）、40mm上拌下铺沥青面层。场区东、西、北侧围墙采用2.3m高实体围墙，南侧采用2.3m高铸铁花式镂空围墙。东、西、北三侧实体围墙可有效减220、少地面风砂对光伏发电场的侵蚀；南侧的镂空围墙即可避免遮挡阳光影响太阳能电池板的发电效率，又可方便人们在场区外一睹光伏发电场的壮观景象，本工程在为人们源源不断的提供清洁能源的同时，又可开发成为工业旅游项目，增加项目的经济效益和社会效益。在场区东、西、北侧光伏发电场地与围墙间的空地上种植低矮灌木，适当绿化。6.3.7.3 建筑、结构1） 主要建筑物主要建筑物有配电装置及中控楼、办公楼，其他辅助配套的建筑物还有逆变器室、车库及备品备件库、门卫室、锅炉房、消防泵房。建筑物总建筑面积约1512.1m2。配电装置及中控楼为一幢地上一层的现浇钢筋混凝土框架结构建筑。地上一层布置有35kV及10kV开关柜室、221、35kV站用变室、10kV站用变室、中控室、办公室、男女卫生间。室内外高差为0.30m，建筑面积471.5m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。办公楼为一幢一层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，展厅、办公及生活用房均布置在本建筑物内，室内外高差为0.30m，建筑面积392.1m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。逆变器室、锅炉房、车库及备品备件库、门卫室均为单层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，室内外高差0.30m，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。消防泵房为全地下钢筋混凝土箱形结构。2）主要构筑物主要构筑物有消防水池、化粪池、箱式变压器基础等。消防水池、化粪池均为全地下钢筋混凝土结构。箱式变压器基础为半地222、下钢筋混凝土结构。3）建筑装修(1)配电装置及中控楼窗采用静电喷涂铝合金窗或彩钢窗，门采用彩钢板门，底层窗内侧加装同质材料防盗栅，百叶窗内侧加装可脱卸式铝合金防护网，网眼规格为10mm见方。卫生间窗采用磨砂玻璃，磨砂玻璃厚度为6mm；设备房间窗采用中空双层夹丝玻璃，其余房间窗均采用中空双层安全钢化玻璃，其规格为6mm+7mm（空）+6mm。外墙采用面砖或外墙涂料。屋面形式为平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。中控室地面采用防静电架空地板，墙面和顶棚采用防静电涂料；卫生间地面采用地砖，墙面采用优质内墙面砖，顶棚采用铝合金龙骨PVC扣板吊顶；其他房间及门厅、走廊、楼梯均采用耐磨水泥223、地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。屋面、外墙均考虑保温措施设置保温层。(2)办公楼窗采用彩钢窗，门为模压门。卫生间窗采用磨砂玻璃，其余房间窗均采用中空双层安全钢化玻璃，其规格为6mm+7mm（空）+6mm。外墙采用外墙涂料。屋面采用平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。办公室、宿舍地面采用复合地板，墙面和顶棚采用乳胶漆。卫生间、厨房地面采用防滑地砖，墙面采用优质内墙面砖，顶棚采用铝合金龙骨PVC扣板吊顶；展厅、餐厅及门厅、走廊均采用玻化砖地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。屋面、外墙均考虑保温措施设置保温层。4）建筑安全措施站内坑、池和孔洞等周围，均设置栏杆或盖板。地面均采取防滑措施。5）抗震224、设计根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)与建筑抗震设计规范(GB50011-2001) (2008年版)，本工程拟建场地抗震设防烈度为7度，场区地震加速度值为0.10g（g为重力加速度），设计地震分组为第二组。根据建筑抗震设计规范(GB50011-2001)(2008年版)、电力设施抗震设计规范(GB50260-96)等有关规定，建筑物按丙类(二类)建筑采取抗震措施。建筑物框架抗震等级均为三级。6）地基处理方案详见盐渍土场地地基处理措施章节。6.3.7.4 太阳能支架基础1）太阳能支架布置本工程总装机容量10兆瓦。本方案太阳能光伏阵列的布置有固定式单元和单轴追踪单元布置两种形式225、，采用的支架也分别对应两种不同的形式。根据招标文件要求，太阳能支架基础设计时按能够承受上部结构支架在42m/s风速下不受损坏的荷载进行设计。根据太阳能制造商提供的太阳能板荷载资料和招标文件中提供的地质初步勘察资料，经分析计算，太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础。场址自然地面较平坦，考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高0.25m左右。2）太阳能支架基础计算（1）太阳能支架基础荷载作用在太阳能支架基础顶面的风荷载、太阳能板及支架的自重组合后的荷载值列表如下，以下荷载均为作用在一个基础顶面的荷载值（Fy垂直方向荷载向上为正）。表6-20 单轴追踪单元基础顶面荷载标准值水平226、力Fx(kN)竖向力Fy(kN)水平力Fz(kN)弯矩Mz(kNm)12.0-5.044.019.2表6-21 固定式单元前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)水平力Fz(kN)电池组件及支架自重0-1.110顺风荷载1.764.560.5逆风荷载-2.34-6.030.5表6-22 固定式单元后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)水平力Fz(kN)电池组件及支架自重0-1.360顺风荷载3.52-4.560.5逆风荷载-4.706.030.5（2）荷载工况与荷载效应组合：根据建筑地基基础设计规范(GB50007-2002)，按地基承载力227、确定基础底面积及埋深时，传至基础底面的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的标准组合，荷载采用标准值，地基承载力采用特征值。计算地基变形时，传至基础底面上的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的准永久组合，不应计入风荷载和地震荷载。相应的限值为地基变形允许值。进行基础内力和配筋计算时，荷载效应采用承载能力极限状态下的基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数。基础抗滑稳定、抗倾覆验算的荷载效应采用基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数，荷载分项系数均为1.0。验算地基变形、基础裂缝宽度时采用标准组合，荷载采用标准值。多遇地震工况地基承载力验算时，荷载效应采用标准组合；截面抗震验算时，荷载效228、应采用基本组合。罕遇地震工况下，抗滑稳定和抗倾覆稳定验算的荷载效应采用偶然组合。（3）分项系数基础结构安全等级为二级的结构重要性系数为1.0。 基本组合：(a)永久荷载分项系数：1.2（不利）/1.0（有利）；(b)可变荷载分项系数：1.4（不利）/0.0（有利）；(c)偶然荷载：1.0。标准组合和偶然组合：荷载分项系数均为1.0。4）基础设计限制条件(1)基础稳定限制条件：按建筑地基基础设计规范(GB50007-2002)，基础应进行抗滑稳定和抗倾覆稳定计算，抗滑和抗倾覆稳定安全系数应满足：抗滑稳定安全系数：1.3；抗倾覆稳定安全系数：1.6。(2) 地基应力限制条件：按建筑地基基础设计规范229、(GB50007-2002），在各工况下地基应力应满足：基础底面边缘最大压力：不大于1.2倍地基承载力特征值；基础底面平均压力：不大于地基承载力特征值。基础底面允许部分脱开地基土的面积不应大于基础底面全面积的1/4。5）支架基础结构形式根据荷载和地质勘探报告对支架基础的结构进行了初步计算。支架基础拟采用钢筋混凝土结构，基础形式采用天然地基扩展基础。混凝土均为C30抗冻混凝土；垫层为100mm厚沥青混凝土。固定单元前支架基础埋深为1.2m，基础底面为0.8m*1.1m矩形，底板厚度0.25m，支柱尺寸0.3m*0.3m，支柱顶面露出地面0.25m。固定单元后支架基础埋深为1.2m，基础底面为1.230、0m*1.4m矩形，底板厚度0.25m，支柱尺寸0.3m*0.3m，支柱顶面露出地面0.25m。单轴追踪单元支架基础埋深为1.5m，基础底面为1.2m*2.6m矩形，底板厚度0.35m，支柱尺寸0.4m*1.0m，支柱顶面露出地面0.25m。6）支架基础计算(1) 抗滑稳定验算：（基底摩擦系数=0.3）。在42m/s风速下(极端工况下)，各支架抗滑稳定安全系数如下：固定单元前支架基础计算顺风荷载作用下K=2.601.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=3.541.3，基础抗滑稳定满足要求。固定单元后支架基础计算顺风荷载作用下K=3.3351.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=231、1.6831.3，基础抗滑稳定满足要求。单轴追踪单元支架基础计算K=2.341.3，基础抗滑稳定满足要求。(2) 抗倾覆稳定验算： 在42m/s风速下(极端工况下) 抗倾覆稳定安全系数如下：固定单元前、后支架做为独立支座考虑，固定单元前支架基础计算：顺风荷载作用下：倾覆力矩=7.084kN.m；抗倾力矩=12.227 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=12.227/7.084=1.731.6，基础抗倾覆稳定满足要求。逆风荷载作用下：倾覆力矩=4.75 kN.m；抗倾力矩=15.543 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=15.543/4.75=3.271.6，基础抗倾覆稳定满足要求。232、固定单元前、后支架做为独立支座考虑，固定单元后支架基础计算：顺风荷载作用下：倾覆力矩=7.15 kN.m；抗倾力矩=27.664 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=27.664/7.15=3.871.6，基础抗倾覆稳定满足要求。逆风荷载作用下：倾覆力矩=15.45 kN.m；抗倾力矩=24.865 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=24.865/15.45=1.611.6，基础抗倾覆稳定满足要求。固定式支架前后支座做为整体考虑顺风荷载作用下（以后排支架基础后趾为旋转点）：倾覆力矩=23.87 kN.m；抗倾力矩=85.827 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=85.827/2233、3.87=3.601.6，基础抗倾覆稳定满足要求。逆风荷载作用下（以前排支架基础前趾为旋转点）： 倾覆力矩=31.682 kN.m；抗倾力矩=108.72 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=108.72/31.682=3.431.6，基础抗倾覆稳定满足要求。单轴追踪单元支架基础计算：倾覆力矩=56.28 kN.m；抗倾力矩=128.232 kN.m；极端工况抗倾覆稳定安全系数K=128.232/56.28=2.2781.6，基础抗倾覆稳定满足要求。(3)地基承载力计算：按建筑地基基础设计规范(GB50007-2002)，将太阳能支架基础作为独立基础进行基底应力计算，在42m/s风速下(极234、端工况下)，计算结果如下：固定单元前支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=63.2kPa，基础底面双向偏心矩ex=0.153、ey=0.060，基底脱开基土面积不大于全部面积的1/4，满足要求。固定单元后支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=60.6kPa，基础底面双向偏心矩ex=0.198、ey=0.029，基底脱开基土面积不大于全部面积的1/4，满足要求。单轴追踪单元支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=78.5kPa，基础底面双向偏心矩ex=0.067、ey=0.177，基底脱开基土面积不大于全部面积的1/4，满足要求。待下阶段对拟建场地进行详勘后，再235、根据详勘地质资料复核基础的承载力、变形、稳定，对基础设计进行进一步优化。6.3.7.5 耐久性设计1）基础的抗冻胀性设计由于本地区冬季气温较低，根据招标文件提供的资料，本工程最大冻土深度约1.11m。基础的埋深在最大冻深线下，基础混凝土采用抗冻混凝土。基础开挖和混凝土施工时应避开冰冻期。基坑回填时，考虑到本地区冻土深度及土的冻胀性，为防止冻切力对基础侧面的作用，可在基础侧面回填粗砂等非冻胀性散粒材料。2）基础的防腐蚀设计适当提高混凝土的强度等级，采用C30混凝土，并适当增加基础混凝土构件的保护层厚度。采用耐腐蚀的建筑材料，并保证施工质量，基础，管沟、踏步等均采用混凝土基础；在强盐渍土地区，室外236、地面以下1.2m的墙体亦采用浆砌毛石。基础底面采用防腐蚀垫层，建筑物和构筑物基础垫层为150mm厚沥青混凝土，支架基础垫层为100mm厚沥青混凝土。在所有建筑物构筑物基础表面及地下墙体表面、设备基础、电缆沟、场内冲洗水雨水明沟外表面刷环氧沥青厚浆型涂料两遍。6.3.7.6 盐渍土场地地基处理措施1）防水措施：做好竖向设计，防止大气降水、地表水体、工业及生活用水、施工用水侵入地基及结构物周围的场地；防止土中含水量的过大变化及土中盐分的有害转移，从而造成建筑材料的腐蚀和盐胀。室外散水应适当加宽，一般不小于1.5m，散水下部应做不小于150mm的沥青砂或厚度不小于300mm的灰土垫层，防止下渗水流溶237、解土中的可溶盐而造成地基的溶陷；绿化带与结构物距离应适当放大；严格控制绿化用水，严禁大水漫灌。2）防腐措施：详见耐久性设计章节。3）防盐胀措施清除地基表层松散土层及含盐量超过规定的土层，使基础埋于盐渍土层以下，或采用含盐类型单一和含盐量低的土层作为基础持力层或清除含盐量高的表层盐渍土取而代之以非盐渍土类的粗颗粒土层（碎石类土或砂土垫层），隔断有害毛细水的上升；铺设隔绝层或隔离层，以防止盐分向上运移；采取降排水措施，防止水分在土表层的聚集，以避免土层中盐分含量的变化而引起盐胀。4）施工措施：做好现场的排水、防洪等措施，防止施工用水、雨水侵入地基或基础周围，各用水点均应与基础保持10m以上距离；防238、止施工排水及突发性山洪侵入地基；先施工埋置较深、荷载较大或需采取地基处理措施的基础。基坑开挖至设计标高后应及时进行基础施工，然后及时回填，认真夯实填土；先施工排水管道，并保证其畅通，防止管道漏水；换土地基应清除含盐的松散表层，应采用不含有盐晶、盐块或含植物根茎的土料分成夯实，并控制其夯实后的干重度不小于15.516.5kN/m3。配置混凝土、砂浆应采用防腐蚀性好的火山灰水泥、矿渣水泥或抗硫酸盐水泥；不应使用pH4的酸性水和硫酸盐含量超过1.0%的水；在强腐蚀的盐渍土地基中，应选用不含氯盐和硫酸盐的外加剂。5）地基处理措施：消除或降低盐渍土地基溶陷性的处理方法：浸水预溶法：是把盐渍土改良为非盐渍239、土。一般适用于厚度较大、渗透性较好的砂、砾石土、粉土和黏性土类盐渍土。浸水预溶法用水量大，场地要有充足的水源。浸水场地平面尺寸每边应超过拟建结构物边缘不小于2.5m，预浸深度应达到或超过地基溶陷性土层厚度或预计可能的浸水深度。浸水水头高度不宜低于0.3m，浸水时间一般为23个月。强夯法：对于含结晶盐不多、非饱和的低塑性盐渍土，采用强夯法是降低地基溶陷性的一种有效方法。浸水预溶加强夯：可应用于含结晶盐较多的砂石类土中。换土垫层法：适用于溶陷性较高、厚度不大的盐渍土层的处理。盐化处理方法：对于干旱地区含盐量较多、盐渍土层很厚的地基土，可采用盐化处理方法，可将这种方法与地基防水措施结合使用。桩基础法240、：当盐渍土层较厚、含盐量较高时，可考虑采用桩基础。盐渍土地基处理的范围和厚度应根据其含盐类型、含盐量、盐渍土的物理和力学性质、溶陷等级、盐胀特性以及结构物类型等因素综合确定。根据招标公司的补充文件某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目问题与澄清汇总提供的资料，本工程场地土为弱中盐渍土。根据目前掌握的地勘资料，并结合本工程场地、建构筑物的情况，本设计阶段暂定地基处理方案为：光伏发电场地中的逆变器室和箱变基础场地、控制中心内布置建构筑物的场地采用浸水预溶加强夯进行地基处理，其他布置太阳能支架、围墙、道路等构筑物的场地采用强夯法进行地基处理。待下一阶段设计前，应对拟建场地进行详勘，查明场地盐渍土的分布241、情况、深度、工程特性、发展趋势和危害程度及对建筑材料的腐蚀性，根据详勘资料再确定具体的地基处理方案并对基础设计进行优化。6.3.8暖通和给排水6.3.8.1暖通本工程分散布置于总平面图中的逆变器室发热量较大，如采用自然进风机械排风方式每年也有不小的能耗，因此设计在原逆变器室上部增加通风气楼，将逆变器室变为自然进风自然排风的通风方式，有效节省了排风风机的能耗。电缆层采用自然进风机械排风的通风方式。本工程采用以天然气为能源的2台50Kw热水锅炉，负责整个站址区域电气设备间、生活、办公区域的冬季采暖需求。35kV及10kV配电装置室、中控室、办公区域，生活区域均设置分体风冷空调机。6.3.8.2给排242、水概述本工程生活生产给水包括中控楼、生活楼内生活用水和太阳能板冲洗用水及其它杂用水。水源包括新水水源和再生水水源。新水水源接自站区南侧大气实验站，由大气实验站引入一路DN50管道接场内各用水点。再生水引自场内回用水池，管径为DN50，主要用于场内太阳能板冲洗以及场地绿化、浇洒。室外排水采用雨污水分流。站区附近无市政污水管，生活污水排入化粪池，由市政环卫部分定期外运处理。考虑当地土质情况，场地及建筑屋面雨水采用散排方式，场地内太阳能发电板的冲洗废水及汇集的雨水采用集中收集储存、处理再生回用方式。在每组太阳能发电板下方设置明沟，收集板上流下的冲洗废水或雨水，就近排入雨水窨井进行自然沉淀。沉淀后上清243、液作为再生水，主要回用为太阳能板的冲洗水，还可以用于站区道路冲洗、绿化浇灌和补充消防水池。生活给水管采用衬塑钢管，室内排水管采用聚氯乙烯（PVC-U）排水管，室外埋地排水管采用聚氯乙烯（PVC-U）径向加筋管。所有塑料管道均需采用已取得准用证的管材，室外埋地管道敷设在当地最大冻土层下，同时考虑管道的保温防腐，并按有关国家规范施工安装。6.3.8.3雨水、冲洗废水的收集和再生回用某大部分为干旱和半干旱地区，年降雨量极其稀少、蒸发量大，水资源非常宝贵，为了节约利用有限的水资源，在本工程中考虑采用再生水回用技术。由于在工程中采用了不透水的玻璃太阳能反射板，总面积达到75372m2。当地风沙较大，太阳244、能反射板上有积尘会影响其集光效率，从而影响整个工程的发电效率，所以要对其进行定期冲洗。该冲洗废水不含有机杂质，和当地雨水水质相差不大，均可进行物化沉淀处理，故考虑将此部分废水和站区雨水进行回收利用处理，以节约水资源、辅助提高太阳能板的发电效率。1） 回用水量计算：太阳能板单次冲洗水量采用节水型冲洗方式，即小水量浸润、人工擦洗、大水量冲刷的方式。单位面积太阳能板清洗用水以q=0.2L计，单次冲洗用水量Q0=Fq=1.65*1.0*45680*0.002=151m3可收集冲洗水量：151*0.5=75m3日最大降雨量以7月份平均降雨量16mm，集水面积为太阳能板及周边场地有效收集面积，日最大收集雨245、水量qy=0.016*75372*1.2*0.8(面积系数)*0.7(集流效率)/30=27m3 日可收集雨水量为27m3。日最大回用水量Qmax= Q0+qy= 75+27=102m3。年回收水量： 年回收冲洗废水（按20d一次计，冬季3个月不冲洗）：1.5*9*75=1012.5 m3。 年回收雨水（年均降雨量40mm）：0.040*75372*1.2*0.8*0.7=2026m3。 总回收水量：1012.5+2026=3038.5m32）原水水质因当地风沙较大，故原水中杂质主要为SS（沙尘）及少量漂浮物（树叶、塑料等）。3）收集方式太阳能电池板冲洗废水收集太阳能电池板的冲洗采用人工手动方246、式，为最大限度收集水量及避免蒸发损失，采用特制太阳能板冲洗废水收集金属板，作为手动冲洗时的板“屋檐”，提高冲洗废水的集流效率。见下图1。组件冲洗分串进行，每串最大冲洗用水量为1.6t/h，拟同时按5串（考虑不同单元，以分散 用水点）进行冲洗。图1 特制废水收集装置示意图场地上冲洗废水及雨水收集本工程采用明沟和集水窨井结合的雨废水收集方式。明沟主要收集冲洗废水及部分场地雨水，在每组太阳能电池板下方均设置明沟，明沟两侧场地坡向明沟便于集水，明沟与场地集水窨井连通，冲洗废水或场地雨水汇入明沟后即就近接入附近集水窨井。明沟和窨井均需考虑防渗漏。特点施工简便、造价低廉，且可随时观察水量收集情况，便于调整247、和清淤。冬季有降雪时，明沟附近雨雪融化水还可通过找坡直接排入，遇冬季明沟内有积雪或结冰时可用热水融化或直接疏通，融化或疏通后的冰雪亦可作为回用水来源。4) 回用用途再生回用水可再次作为太阳能电池板的冲洗用水，此外还可作为消防水池的补充用水及绿化浇灌、道路清洗等杂用水。再生回用水满足中水回用于城市杂用水标准。浊度：10NTU；SS：1000mg/L。5) 费用分析估算 经技经专业计算得出：明沟造价：38元/米2400091.2万元集水窨井造价：共400只，共15万。从总投资费用上看，共约106.2万元。6) 效益分析经济效益： 节约新水：采用再生水回用系统后，每年可节约新鲜水量3038.5吨，为248、场内开辟一条新鲜的用水水源，缓解用水紧张局面，对水资源极度缺乏的某地区有直接经济效益。 提高发电效率：再生水回用后，可增加太阳能电池板的冲洗次数，直接提高其发电效率。按每回收两次可增加一次冲洗次数、冲洗周期为20d计算，每年可多冲洗14次，可大大提高太阳能板的发电效率。环境效益 雨废水经过再生回用处理后，每年可少向环境排放污水量3038.5吨，对旅游业发达的某地区的环境美化有重要意义，同时亦可减轻市政管网处理负担，增加经济效益。场内树木可利用再生水浇灌，对保持当地土质，改善生态环境，对节约水资源、节能减排、保护当地水土环境有良好的示范作用。社会效益甘肃大部分都处于干旱、半干旱地区，降雨稀少，时249、空分布不均，最大月降雨量约16mm，且地面蒸发严重。近年来随着经济的发展、工业化进程的加快，居民生活和工业用水量也在不断上升，同时水资源污染也同时加剧。甘肃既是一个资源性缺水的地区, 近期又面临着水质性缺水的严重威胁。甘肃地区要走可持续发展之路, 首先应该对有限的水资源进行合理分配, 节流开源。除此之外还应该加强对水资源的保护。本工程中采用再生水回用，也正是基于上述情况下的举措。既能节约利用有限的水资源、提高太阳能板的发电效率；又能在同行业中做出表率、为各相关行业节水措施提供经验，具有良好的社会效益。战略效益甘肃地区实施太阳能光伏发电有得天独厚的优势，本工程在甘肃地区首次实现光伏发电工程的再生250、水回用，在同行业中具有领先性，为以后在某、甘肃地区大规模推广光伏发电以及相似工程中的再生水回用提供经验和示范作用，具有重大战略效益。6.4节能方案分析6.4.1节能方案措施6.4.1.1 设备节能1） 根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择升压变压器容量，并采用非晶合金变压器，以减低变压器铁损。非晶变压器以其超低空载损耗的优异性能而深受广大用户的欢迎，该产品特别适合使用于年平均负载率低的场所。由于应用于太阳能发电的升压变压器常年平均负载率仅在20%左右，变压器空载时间特别长，因此非晶变压器非常适合应用于太阳能发电系统。太阳能发电本身就是绿色能源，非晶变压器以节能环保而著名，两者相结合，必251、将给用户带来巨大节能效应。以容量1100kVA和1400kVA的S9型硅钢油变和SBH15型太阳能专用非晶油变为例，太阳能专用的非晶油变空载损耗要比S9型硅钢油变低60%左右，两者的性能参数见表6-23。 表6-23 SBH15型非晶油变与S9硅钢油变的性能参数表电压等级额定容量kVA型号空载损耗W负载损耗W(75)空载电流%阻抗电压%351100SBH15645133300.56.5S916001333016.51400SBH15770158800.46.5S91920158800.96.5使用SBH15型太阳能专用非晶油变替代常规的S9型硅钢油变后，由于空载损耗、空载电流等性能参数不同，每252、年的节能效益显著，具体详见表6-24。表6-24 SBH15型非晶油变与S9硅钢油变相比的节能效果比较表电压等级额定容量kVA型号年运行能耗kWh年节约能耗kWh351100SCH1517644.413183.8S930828.2-1400SBH1520403.816206S936609.8-1100kVA、1400kVA的SBH15型太阳能专用非晶油变替代S9型硅钢油变后，每台变压器每年可节约的能耗分别为13183.8 kWh、16206 kWh。2） 合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损。光伏发电系统采用600V直流电压、35kV交流电压，并按经济法合理选择电缆线径，可有效降253、低输电线路电流密度，降低线路铜损。3） 逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备。本项目选用高效率的大功率逆变器，逆变器最高效率达到98.6%，欧洲加权平均效率达到98.4%，同时产品性能优秀、技术成熟、可靠率高。6.4.1.2 建筑节能1）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置场内建筑物在满足建筑功能要求下，采用联合布置，以提高容积率和建筑密度，节约土地资源。2）建筑物结构、布置、暖通与空调等采用节能设计。参照公共建筑节能设计标准（GB50368-2005），根据本工程建筑物的体形系数、围护结构传热系数、遮阳系数等进行结构、布置、暖通及空调等的节能设计。建筑外维护结构，如外墙、屋面采254、用保温构造，外门窗采用密闭构造的节能门窗，外窗玻璃采用双层中空玻璃，提高建筑物的保温隔热性能。控制室及办公用房内考虑采用分体式空调，功能布局上将空调房间集中布置在一起。空调设备选用自动控制，空调管道采取保温处理。针对使用空调的房间，围护结构加强保温隔热措施，一些需要散热的设备房间和使用空调的房间之间的隔墙采取隔热措施，以此来提高通风、空调设备的能效比。在保证相同的室内热环境舒适参数条件下，全年通风、空调和照明的总能耗可减少50%。各电气设备间尽量采用通风，减少空调设备使用，通风设备应能够根据室内温度自动启停，以降低站用电率。3）建筑单体采用合理的技术措施达到节能要求建筑物体型紧凑，不过多地凹凸255、。采用环保型的建筑材料，在满足电气设备要求的情况下，尽量降低建筑层高，压缩建筑空间，节约建筑材料，减少能源损耗。6.4.2 项目节能效果分析太阳能是一种清洁的能源，既不通过消耗资源释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，更不会有废渣的堆放问题，有利于保护周围环境。与其它传统发电方式相比，太阳能发电可节省一定的发电用煤和减少环境污染治理费用，有利于空气质量和环保标准的提高。某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目装机容量为10.049MWp，年平均上网电量约1699万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约5675吨(火电煤耗按2007年全国平均值334g/kWh计)，光伏发256、电项目有明显的节能效益。7消防7.1 工程概况和消防总体设计7.1.1工程概况某10兆瓦光伏发电工程由配电装置及中控楼、逆变压器室、生活楼及场地光伏发电组件构成。7.1.2消防设计依据（1） 中华人民共和国消防法（2） 建筑设计防火规范（GB500162006）（3） 火力发电厂与变电所设计防火规范(GB502292006)（4） 220kV500kV变电所设计技术规程(DL/T5218-2005)（5） 建筑灭火器配置设计规范(GBJ14090)（6） 电力工程典型消防规程(DL502793)7.1.3一般设计原则消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术257、，以保障安全，使用方便、经济合理为宗旨。配电装置及中控楼、逆变压器室及生活楼设置消火栓、手提式灭火器等消防设备，以遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。同时在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。7.1.4机电消防设计原则太阳能光伏发电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路，在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据太阳能发电自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。电气系统的消防措施：本工程根据220500kV变电所设计规范、高压配电装置设计技术规程，电气设备布置全部满足电气及防火安258、全距离。7.1.5消防总体设计方案（1）太阳能光伏发电场消防总体设计原则要保证安全运行的要求。消防是太阳能光伏发电场管理工作的一项首要任务，一方面要考虑太阳能光伏发电场工程自身的安全；另一方面要考虑太阳能光伏发电场工程对周围环境的安全。在总体设计时，应按危险品火灾危险程度分区分类隔离，做到安全运行。（2）太阳能光伏发电场消防总体设计满足适用要求，太阳能光伏发电场总体设计要遵循适用的原则。所谓适用就是总体设计要满足各种区域的使用要求。太阳能光伏发电场内部的建筑物、构筑物以及电气设备之间的防火距离要满足防火设计规范。各种区域尽管功能不一样，在使用上都有一个共同的要求：保证太阳能光伏发电场发电组件的259、正常运行。（3）太阳能光伏发电场消防总体设计满足经济性的要求。经济性体现在以下几个方面：总体设计应使布局紧凑，既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要的防火间距，又能节省用地，以减少建设投资；总体设计要有利于各种设施、设备效能的充分发挥，保证各种设施设备的有效利用，提高劳动效率和太阳能光伏发电场的经济效益。7.2工程消防设计7.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级配电装置及中控楼、办公楼、泵房、车库等建筑物的火灾危害性为戊类，最低耐火等级为二级；逆变器室火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级。7.2.2主要场所及主要机电设备消防设计配电装置及中控楼消防设施由下列部分构成：常规消火栓给水系统、灭火器260、的配置、火灾报警。配电装置及中控楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。中控楼设二个安全出口。楼内疏散走道宽度大于1.4m。隔墙耐火极限不小于4h。办公楼的火灾危险性为戊类，设计耐火等级为二级。办公楼内主要布置有展厅、办公室、资料室、会议接待室，宿舍、活动室、餐厅等。楼内设二个安全出口，疏散走道宽度大于1.4m，以满足人员疏散的要求。各房间隔墙耐火极限不小于4小时。逆变器室的火灾危险性为丙类，设计耐火等级为一级。电缆防火：电缆选用C级阻燃交联乙烯电缆，最小截面满足负荷电流和短路热稳定要求。对主要的电缆通道采取防火阻燃措施。在配电装置及中控楼及各建筑物通向外部的电缆沟道出口处做防火封堵。对于设261、备本身，绝大多数电气设备均为无油设备，从设备本身来讲，大大降低了火灾发生的可能性。主变压器防火设计（1）主变压器在安装后必须进行检查，清除焊渣、铜丝、油泥等杂物，主变压器保护装置必须完善可靠。（2）主变压器与周围建筑物的防火间距为10m。（若防火间距小于10m，主变压器应与建筑物间设置防火墙，防火墙应在设备总高加1m及两侧各1m的范围内不设门窗不开孔洞）（3）主变压器旁边放置装备可靠的专用消防设备磷酸铵盐灭火器2套。（4）在主变压器附近设置消防砂箱一个。7.2.3安全疏散通道和消防通道变电站内交通通道净宽不小于4m，进站道路宽应为4m，满足消防车道要求。变电站内主要建筑物均直通外部的安全通道，262、控制中心内形成环闭消防通道，满足消防要求。7.2.4消防给水设计设计参数：室外消防用水量 15L/s室内消防用水量 10L/s总消防水量 25L/s消防用水由室外270m3消防水池抽取，在泵房内设置室内外消火栓泵组，包括两台消火栓主泵（一主一备）、两台稳压泵（一主一备）和一台气压罐(120L)。消火栓主泵的技术参数为：Q=90m3/h，H=75m ，N=45kW。稳压泵的技术参数为：Q=18m3/h，H=81m ，N=13.5kW。消火栓泵组出水管在变电站内形成DN150室外消防给水环状管网，并在环网上适当位置设置DN100出口地上式室外消火栓。 配电装置及中控楼和生活楼内设置室内消火栓箱，每263、个消火栓箱设消防按钮，发生火灾时直接启动消防水泵。7.2.5电气消防本光伏电场非常重要，因此配置火灾报警控制系统。火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、声光报警器等设备组成，当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出报警信号。主控制器设在中控室内，它负责全站消防系统的监控。电缆层拟采用智能感温及感烟探测器或空气采样探测器，35kV及10kV开关室、站用变室、中控室、逆变器室、拟采用智能感烟探测器，滤波室拟采用智能感温及感烟探测器。一旦发现火灾，主控制器能联动站内的风机及空调，并将火警信号送入站内监控系统实现远传。另外在变电站的各个264、楼层均设置了消火栓，消火栓按钮的状态信号需接入站内消防系统，一旦发生火情可以通过消火栓按钮启动消火栓进行灭火。火灾报警控制装置由站用电屏上空气开关供电，且装置本身带有蓄电池作为交流电源的备用电源供电。消火栓泵由站内两台站用变供电，末级进行自切。7.2.5.1报警及控制方式火灾报警控制系统由主控制器、各种探测器、手动报警按钮、警铃、电缆等设备组成,当发生火灾时，探测器将火灾信号送至主控制器，在主控制器上能显示火灾发生的时间、地点，并发出声光报警信号。主控制器设在控制室内，它负责全站消防系统的监控。即能显示各台变压器火警情况并报警。7.2.5.2报警及控制范围考虑在全站布置设备的房间内安装火灾报警265、探测器，在主变周围敷设线型定温探测器作为报警装置。同时将火警信号送入站内监控系统实现远传。7.2.6建筑消防设计（1）配电装置及中控楼、办公楼的火灾危险性类别为戊类，建筑耐火等级为二级。（2）按建筑防火规范分防火分区。（3）配电装置及中控楼、办公楼地面均为一层，疏散走道宽度不小于1.4m，满足人员疏散要求。（4）消防控制中心设在建筑底层。（5）建材与墙体：框架结构外墙与隔墙采用轻质加气混凝土块砌筑，各类防火门采用甲级防火门。（6）配电装置及中控楼结构采用现浇钢筋混凝土非燃烧体。7.3施工消防7.3.1工程施工场地规划施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，既266、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。7.3.2施工消防规划1) 施工现场成立以项目经理为首的消防领导小组，设专职和兼职安全消防人员形成保证体系，对整个工地进行每周一次的安全消防大检查，教育现场工作人员认真执行各项消防安全管理措施，消除隐患。2) 严格执行现场使用明火制度，电焊时要有专人看火，看火人员应携带水桶及石棉布，焊接前，应检查周围的环境，清理周围的易燃物。3) 对易燃易爆材料、器材要严格管理，重点部位（仓库、油漆库、易燃物间等）按要求设置警告标志，存放在远离现场的专门仓库内。4) 气压焊用的氧气钢瓶、乙炔钢瓶在作业过程中，必须间隔5m。两瓶与明火作业距离不小于267、10m。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。5) 施工现场使用的安全网、密目式安全网、保温材料，必须符合消防安全规定，不得使用易燃、可燃材料。6) 现场设消防高压水泵（扬程大于100m）及专用消防管道。7) 施工现场要保持消防通道畅通，地面设消防栓，消防栓要有明显标志，其周围不得堆放材料及工具。8) 雨季要做好防雷电。9) 机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。10) 全部电器必须安装漏电保护装置，禁止用电灯取暖或烘衣服。下班后，由电工切断施工现场的全部电源。11) 生活区的用电要符合防火规定，用火要经保卫部门审批，食堂使用的燃料必须符合使用规定。 7.3.3易燃易爆仓库消防光268、伏电场现场施工中，易燃易爆仓库用于储存油漆、汽油、柴油等易燃易爆物品。在设计仓库时采取下列措施：1) 仓库与施工现场临时住宅、构筑物以及电器的防火间距为180m。2) 本工程中易燃易爆仓库的建筑面积初步设计大于100m2，故设计有2个安全出口，仓库的门向外开启。3) 仓库内的电源装置、照明灯具采用相应的防暴、隔离或封闭的安全电气设备。开关、插座严禁设在仓库内。4) 仓库具有良好的通风条件和隔热、降温、防潮、防汛、防雷。仓库的屋檐要加长，檐口高度为3.5m。5) 仓库采用高窗，窗的下部离地面为2m。6) 仓库应利用早晚气温比较凉爽的时候，打开门窗进行通风。夏季施工时避免打开库房门窗，以防室外大量269、热空气进入。8施工组织设计8.1概述某10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目是国内第一座采用特许权招标方式建设的太阳能光伏电站，项目装机总容量约为10.049MWp。工程拟采用多晶硅光伏组件，由大功率逆变器将直流电能转化为交流电，升压至35kV后送入当地的公共电网。光伏发电系统采用分散逆变集中上网方式布置，主要的建（构）筑物有光伏阵列支架、逆变升压房、电气开关房、运行控制综合房以及生活实施等；主要的设备有：太阳能光伏组件、逆变器、变压器、电容补偿器、开关柜等。工程施工涉及：厂房、办公楼、生活设施的基础结构施工、建筑装潢，设备基础施工、道路沟道施工；设备安装，包括：太阳能光伏组件及支架安装、电气设备270、安装等；管线施工，包括：交直流电缆敷设、给排水管道等。本工程光伏电站厂址位于某市xx镇西南，距市区13km，厂址紧邻xx国道，靠近xx镇居民集中生活区，生活条件便利，道路交通条件都已具备。8.2 交通运输方案8.2.1 交通运输条件本工程进入光伏电站的路径为从瓜州县312国道进入安敦公路314省道，穿越某市区进入xx国道，沿xx国道向西约13公里向北进入光伏电站内。为确保本工程最大部件，如大功率并网逆变器，进入光伏电站内，根据特许权协议“甘肃省发展和改革委员会”将修建光伏电站与省国道215线相接的进场道路，道路全长为300米，按四级公路标准设计。8.2.2 交通运输方案本工程设备及材料运输主要271、以汽车公路运输为主，其中光伏组件采用集装箱卡车运输为主，电气设备采用中型卡车运输。运输最大件设备为升压变压器，变压器尺寸在2.5*2.3*2.2m（长*高*宽）左右，重量约为4吨，可按常规货物运输。8.3 主要工程项目的施工方案8.3.1 建筑工程由于本期工程建设物基础以采用条形基础为主,根据场地为砂砾地质条件,施工过程应注意对开挖基坑和沟槽的保护,防止坍塌；验槽合格后，用混凝土及时封闭。基础开挖的土石方应集中堆放于施工区指定位置。零米以下基础、沟道和设备基础一次施工完毕，以利回填夯实，有条件的情况下，尽可能将地面垫层施工好，以利于钢管排架支撑的搭设。回填应分层夯实，密实度应达到设计要求。开挖272、时如遇基坑积水，应加强排水，不得让水浸泡地基。为保证工程施工质量，本工程混凝土应按当地的建设行业的规定，报请相关的职能部门对混凝土等建筑材料进行检验。8.3.2 安装工程8.3.2.1光伏发电直流系统光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装布线。光伏组件支架由设备分包商在工厂内加工成成品，先在工厂内预组装试样，验收合格后运至现场再进行螺栓组装。8.3.2.2 交流升压系统交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。由于太阳能光伏发电设备安装场地较为分散，一般不存在交替施工，为加快施工进度，安273、装可以按区域同步进行，各系统之间相互配合、有条不紊进行。8.4 施工总平面规划因太阳能光伏工程相对较为简单，同时本着节约用地的精神，本期施工生产用地考虑为10000m2。施工生活用地考虑为2000m2。施工总平面规划的原则为：在保证施工顺利进行的前提下，本着节约用地的精神，布置紧凑，充分利用场地内不布置设备的空地；按照先土建，后安装的原则，各施工单位要密切配合，一旦土建施工完毕，要尽快撤出，为安装进入创造条件；施工单位应在满足施工进度的前提下，统一规划使用施工场地。本工程施工生产场地考虑利用场地内不布置设备的空地，其中施工生产用地主要安排在光伏阵列内布置电气设备房后两侧剩余的空置场地上。施工生274、活区安排在厂区东北角靠围墙区域。由于工程场地较为宽广，空余场地较为丰富，为了便于设备安装，实际施工时候应尽量将设备、材料的交货期与施工安装周期相协调，将设备靠近安装位置就近堆放，以减少场内搬运的工作量。8.5施工力能供应根据特许权协议, 施工力能供应由甘肃省发展和改革委员会有偿提供，包括：8.5.1 施工临时用电甘肃省发展和改革委员会负责从某xx镇35千伏变电所出线间隔出线，新建出线间隔一个。沿国道215线以北200米处向西架设一条10kV输电线路进入光伏发电场内，架设长度10公里。供电公司在光伏电站设计位置安装250KVA配电台区1座，配变采用S9-10.5节能型配变；低压侧选用计量、分合保275、护装置一体的低压配电箱或电容补偿，有分段开关、计量装置一处，施工用电按当地非工业用电标准收费。8.5.2 施工临时用水工程场址南侧紧邻某大气实验站水塔，甘肃省发展和改革委员会负责从大气实验站接出供水管网接入光伏电站内，用于施工及生活供水，主干管道铺设长度2公里，主干管线均应采用钢套管引至光伏电站内，供水管出口管径不小于f150mm。供水管网支网采用PE80给水管，管道外径50mm，接入光伏电站用水处。8.5.3 施工临时通讯甘肃省发展和改革委员会负责由某市电信局出局8芯光缆，沿省道215线到xx镇光伏电站的预设计机房。铺设方式采用地埋铺设，新铺设8芯光缆13公里。光缆可用于本期施工临时通讯，施276、工单位内部总机由施工单位自行解决。8.6 施工综合控制进度由于本项目主要利用地面布置太阳能光伏电池板，所需房间建筑面积较小，施工周期相对短。整个工程周期为12个月，其中：接入系统报告及审查、环境影响评价及审查：2个月；设备招投标及采购：3个月；初步设计及施工图设计：3个月；土建施工：4个月；设备安装：4个月；调试：1个月。项目实施初步进度见表8-1。.表8-1 项目实施初步进度表（12个月）月 项 目第一年第1月第2月第3月第4月第5月第6月第7月第8月第9月第10月第11月第12月接入系统报告及审查、环境影响评价及审查设备招投标及采购初步设计及施工图设计土建施工设备安装调试.9工程管理设计9277、.1工程管理机构9.1.1工程管理机构的组成和编制若由本联合体中标，则根据特许权招标文件的要求由中标人成立相应的项目公司，负责本光伏电场工程建设、运行维护、管理等工作。根据生产和经营的需要，结合光伏电场运行特点，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。结合本光伏电场的具体情况，按少人值班的原则设计。由于目前尚无可遵照执行的光伏电场运行人员编制规程，本光伏电场结构设置和人员编制推荐如下方案：全公司定员标准15人，其中，管理人员5人（包括总经理1人、总工程师1人、会计1人、出纳1人、行政1人）；运行人员7人；社会化人员（包括太阳能电池板清洗工、保安、勤杂工等）10人（折算成标准编278、制3人）。9.1.2工程管理范围本光伏电场工程有生产基地和管理与生活基地两个区域。生产基地有光伏电池板、箱式变压器等生产设备设施；生活基地设有办公室、会议室以及宿舍等。为方便工作人员生活，还配备有食堂、洗浴、娱乐等厅室。9.2主要生产生活设施9.2.1生产区主要设施光伏电场场区内设配电装置及中控楼一栋，总建筑面积471.5 m2；锅炉房一栋，总建筑面积40m2；车库及备品备件库一栋，总建筑面积211.6m2；消防泵房一栋，总建筑面积88m2；办公楼一栋，总建筑面积392.1m2。9.2.2管理及生活区主要设施本光伏电场自动化程度很高。管理及生活基地内的值班人员可直接在办公室通过微机监控系统，实279、现控制和监测，并通过远动传输系统将数据及时发送至电网公司。9.2.3生产、生活电源及备用电源本光伏电场生产、生活电源来自站外的10kV系统电源，备用电源取自35kV升压站的母线。9.2.4生产、生活供水设施本光伏电场生产、生活用水水源，由当地政府负责铺设供水管道至生产、生活区解决。9.2.5工程管理内部和外部通信方式和设施光伏电场内部和外部通信方式和设施详见本报告第6章第1节有关通信的章节。10环境保护与水土保持设计10.1 评价依据和标准1）本工程环境影响评价依据的环境保护主要法律法规有：中华人民共和国环境保护法（1989.12.26）；建设项目环境保护管理条例（1998.12）；中华人民共280、和国水污染防治法（1996.5.15）；中华人民共和国大气污染防治法（2000.4.29）；中华人民共和国环境噪声污染防治法（1996.10.29）；中华人民共和国固体废物污染环境防治法（1996.5.15）；中华人民共和国水土保持法（1991.6）；2）本工程执行的主要环境保护标准有：污水综合排放标准（GB8978-93）；环境空气质量标准（GB3095-1996）；城市区域环境噪声标准（GB3096-93）；建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）。地表水环境质量标准（GB3838-2002）；大气环境质量标准的二级标准（GB3095-1996）；地面水环境质量标准的类标准（GHZB1281、-1999）；农田灌溉水质标准中的水作物标准（GB5084-92）；工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）；工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）。10.2环境状况10.2.1自然环境某市xx镇位于甘肃省河西走廊西部，为沙漠戈壁，在广阔的荒漠戈壁滩上，覆盖巨厚的晚第三纪至第四纪沉积物。距国道215线1km。场址周围没有居民和工矿，距市区13km。场址周围无地表水、河流湖泊，地下水埋藏较深。场址区域内未发现受保护的国家一、二级野生动物。10.2.2社会经济环境某市是一个农业和旅游为主的城市，地处甘、青、新三省交界处，总面积3.12万平方公里，现有荒漠面积1.8万平方公里；总人口18万人282、。平均海拔1138m。境内有回、藏、蒙古等10个少数民族。现存各类文物点241处，其中国家级文物保护单位3处，特别是被誉为“文化瑰宝”的莫高窟，已于1991年列入世界文化遗产名单，使某成为了“丝绸之路”旅游线上的黄金旅游点。随着某机场的扩建、玉敦铁路、313高等级公路和广播电视网络中心的建设， “航线出国、铁路入市、油路进村、信息上网”的目标的实现，某市将成为甘肃省发展特色和开放个性鲜明，经济环境、社会化服务一流，物质文明和精神文明协调发展的区域中心城市和国际化旅游名城。10.3工程环境影响10.3.1施工期的环境影响10.3.1.1工程占地和施工对土地利用的影响根据现场查勘情况得知，某太阳能283、光伏发电场地处河西走廊西端，对工程需征用土地按照有关规定，对土地的所有者予以相应补偿，且工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，因此影响较小。施工结束后，永久性征用的某太阳能光伏光伏发电场内，将种植树木以美化环境；对于施工临时用地，施工临时设施将拆除，清理地面，并根据土地性质进行恢复。综上所述，光伏发电场征地对土地利用影响较小。10.3.1.2噪声施工内容主要为光伏发电组件基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、组件设备运输安装、控制中心修建等。施工噪声主要来自于挖掘机、空压机、推土机、起重机、振捣机、电锯等施工机械以及运输车辆，部分施工机械设备的噪声值见表 101。表 101 部分施工机械设备的噪声值 单284、位：dB（A）序号机械名称距声源10m处平均噪声级1推土机762挖掘机823混凝土搅拌机814插入式振捣器735运输汽车826空压机(放气)84本工程施工大部分安排在白天，且场址周围为戈壁荒滩，没有居民和工矿 ，因此施工期噪声对外界影响很小，受噪声影响人群主要为施工人员。尽管施工区对周围影响较小，但工程开工后仍应严格执行有关的条例、规定，使施工场地边界处的噪声值达到建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）中的有关标准。此外，施工运输车辆也将增大相关道路的交通噪声，虽然车辆运输主要利用现有公路，对公路附近居民的影响不大，但仍应对车辆行驶时间、行驶路线进行严格控制和管理，注意避开噪声敏感区域和285、噪声敏感时段，文明行车。10.3.1.3扬尘和废气影响工程施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，在作业面及其附近区域将产生粉尘和二次扬尘，同时施工机械和运输车辆在运行过程中也排放大量含NO2、CO和HC的废气，造成局部区域的空气污染。由于施工区远离居民区，因此受影响的人群主要为施工人员。为减小施工扬尘和废气对施工人员的影响，必须配合相应的环境保护措施，如定期洒水清扫运输车进出的主干道、建筑材料堆场以及混凝土拌和处应定点定位并采取适当的防尘措施、加强对施工机械和运输车辆的维修保养等，同时提倡文明施工，加强施工管理。10.3.1.4施工期废、污水排放的影响工程施工废水其主要成分是含泥沙废水，若任意286、随地漫流，将会污染光伏电场周围环境，应对废水进行收集，在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用，可用于施工场地冲洗、工区洒水或施工机械冲洗等。施工期施工人员日常生活和工作排放的生活污水，废水排放量较小。项目拟在施工人员临时居所处建设临时生物化粪池一座，生活污水经生物化粪池处理后，即可自动挥发，对环境影响极小。化粪池底部沉淀物由相关环卫部门定期抽出外运，堆肥处理。10.3.1.5固体废物的影响施工期间的弃土，主要由光伏发电组件构架基础开挖、建筑物修建等施工活动产生，弃土部分可被直接利用作基础回填和修建临时道路。整个光伏电场内基本能做到土方平衡，并在施工期结束后对临时道路等采287、取土层恢复等措施。施工期间产生的建筑垃圾和生活垃圾，要求随产生随清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。10.3.2运行期的环境影响太阳能光伏发电的工艺流程是利用自然光将光能直接转变为电能的过程。在生产过程中不消耗燃料，不产生产生废水、废气等污物。本型工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源，从而减少工程建设投运后，对区域大气、生态环境的影响及破坏。职工的生活燃料是用电或液化气，没有拉煤运输、堆放，以及燃烧排放大气污染对区域环境空气质量的影响。因此运行期间对环境的影响主要表现为以下几个方面：10.3.2.1电磁波的潜在影响逆变器和电气设备等附近没有居民区，不构成电磁辐射对人群的安288、全防护要求。变电设备产生的电磁辐射经设备外壳、箱体屏蔽和距离衰减后，对周围环境影响较小。光伏电场位于沙漠戈壁之中，周边5km范围内几乎没有大型单位和通信设施，场地上空无微波类信号传输通道。因此，电场设备运行对通信和电视信号不会电磁影响。10.3.2.2污染物排放的影响污染物排放包括废水排放和固体废物排放。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，一般为无人值守，仅需少量人员值班，生活污水量极少，据生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动发挥，对环境影响就较小。在光伏电厂建成投运后，主要固体废弃物为生活及检修垃圾，该部分废弃物要倒往指定地点，并定期集中处理，避免刮风时固体物飞扬，污染附近环境。1289、0.3.2.3对生态景观影响太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地的动植被分布，不会破坏当地的自然景观，不会对当地的生态环境产生明显的影响。该项目的建设，不仅可为世界闻名的某石窟旅游区提供充足的电力，而且排列整齐的太阳能光伏发电组件与蓝天、白云、戈壁，将成为戈壁滩上另一道美丽的风景，为古丝绸之路增添新的旅游景点。10.3.2.4对社会经济的影响太阳能光伏发电场的建设不但为当地提供了清洁能源，同时能增加当地的财政收入，从多方面推动当地社会经济的发展。10.3.3环境效益和节能效益太阳能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，有利于保护周围环境。与火电相比，太阳290、能光伏发电可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可在生能源，早开发早受益。本项目推荐方案拟装机10MWP，年均上网电量1699万KWh。按照2007年火电煤耗平均334g标煤/KWh，每年可节约标准煤5675吨，减少烟尘排放量约50.9吨，减少一氧化碳(CO)约1.3吨、二氧化硫(SO2)约90.8吨，减轻排放温室效应性气体二氧化碳(CO2)约12741.1吨。此外还可节约大量传统火电厂用水，并能减少相应的水力排灰废水和温排水等对水环境的污染。太阳能光伏电场有明显的节能减排和环境效益效果。10.3.4环境保护投资估算环境保护投资包括：固体废弃物处理费、水环291、境保护费、大气污染防治费、生态保护费、环境监测和建设管理费等。初步估算工程环境保护投资费为30万元。投资概算详见下表：编号类别费用（万元）备注一、光伏电场主体工程1.固体废弃物处理1.1建设期固体垃圾13.5垃圾定点清运1.2运行期固体垃圾4.28包括垃圾填埋场征地和处理费用小计17.782.水环境保护2.1施工期混凝土水8.82.2施工期机械设备清洗水4.62.3施工期生活污水8.42.4运行期生活污水3.7小计25.53.大气污染防治主要为施工期，已在施工阶段考虑。4.生态保护15.0主要为土层恢复。小计15.05环境监测8.0小计8.0二、建设地移民安置/本工程无移民安置三、建设管理费用292、6.83按上述一、二部分的10%合计73.1110.4水土保持10.4.1水土保持设计标准由于工程位于戈壁荒漠区，工程建成后人类活动程度将加强，应做好环境生态保护及建设。同时，在开展水土保持设计时应遵守下列标准：（1）中华人民共和国水土保持法全国人大（2）土壤侵蚀分类分级标准SL190-96（3）水土保持综合治理技术规范GB/T16453.16-1996（4）水土保持监测技术规程SL277-200210.4.2水土流失预测及危害分析10.4.2.1扰动原地貌范围本工程总征地面积为289256m2。场址现状为砂砾戈壁滩，施工对土壤的扰动包括光伏发电组件基础占地、地上永久性建筑占地、电缆沟占地、场293、内道路、排水沟渠等永久占地，以及临时堆放建筑材料占地、临时生活区占地、场内临时道路、设备临时储存场地等临时占地。这些占地均有可能造成土壤侵蚀，从而加大工程区土壤侵蚀强度。施工结束后，永久占地内除电缆沟占地可恢复外，其它永久占地基本为水泥硬覆盖，不会再发生土壤的侵蚀；临时占地均可恢复土壤。在采取植树等措施后，土壤侵蚀模数可降至施工前水平甚至更低，从而大大降低土壤侵蚀量。10.4.3水土保持措施10.4.3.1光伏发电组件基础施工与安装的水土保持措施（1）有计划地按土方平衡的原则开展施工。光伏发电组件基础场地平整、土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须遵照土方平衡的原则，按计划进行。光伏发电组件场地平整294、和土石方开挖的数量，以不影响混凝土浇筑进度为准，不宜大面积、大数量的进行，导致土石方暴露时间过多、过长。平整的场地土层已遭破坏，表层土壤疏松，暴露时间过多、过长，势必遭受当地大风侵蚀的频率增大，加大风蚀的危害和扬尘等。（2）严格控制作业场地面积。无节制扩大作业场地，将造成更多的土壤表层的破坏。（3）施工过程中，如果产生土石方暴露时间较长，或遇大风，应对暴露的土石方及时采取措施，进行防风蚀处理。（4）施工完成后，开挖土方应及时回填，回填土要按从地表向下颗粒由粗到细的原则分层回填、逐层夯实，避免扬沙。植被恢复采用种树形式，在场地适宜处种植当地树木：白杨、沙柳及柏树等。10.4.3.2电缆沟的水土保295、持措施（1）开挖电缆沟时，挖掘沟槽的土方应堆放在沟槽走向的迎风一侧。（2）开挖电缆沟时，应按照及时开挖、及时回填的原则处理。建议按施工能力采取分段敷设的办法。（3）电缆铺设完后，开挖土方应及时回填，回填土要分层回填、逐层夯实。10.4.3.3临时占地的水土保持措施本工程场址为砂砾戈壁滩，为减少对原土层的破坏。根据施工的要求，施工临时场地应尽可能减少土石方的开挖和回填，无论是开挖和回填均对原土层产生破坏。对于临时施工用地，应尽可能不对原场地的进行大面积处理，可采用局部的平整等临时措施，以满足施工的要求，同时减少对原土层的破坏，以达到对水土保持的最佳效果。施工结束后，施工单位应及时拆除临时建筑物，296、清理和平整场地，对已发生土石方开挖和回填的裸露地面应及时种植原地带性树种的方式进行恢复。10.4.3.4工程弃土的水土保持措施场内主要土石方开挖：建筑基础、电池组件支架、箱变基础以及明沟和电缆等，土石方总开挖量大约77000m3，总回填量约为61500 m3，多余土方用于场内平整，光伏电场内土方基本可做到平衡。10.4.3.5控制中心和生活区的水土保持措施光伏电场控制中心位于光伏电场场址的东南角，主要由配电装置及中控楼和生产生活区组成，控制室设在配电装置及中控楼内。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在控制中心内，以方便生产运行人员的管理。在总平面布置上，控制中心与光伏阵列场地间设置铁丝网围297、栏，使控制中心即与光伏阵列场地相对独立、又紧密联系。控制中心除建筑物、已硬化的道路和场地等，其余部分应进行绿化，采取植树的方式，种植白杨等适宜当地气候条件的树木。10.4.4水土保持投资水土保持的投资费用主要由水土流失防治费、水土保持设施补偿费、监测费组成。其中水土保持防治费由工程措施费和植物措施费组成；而水土保持监测费根据有关规定结合实际工程量计列。水土保持设施补偿费按开挖面积列支，一次性缴纳。根据以上各项的统计，工程需列支相应的水土保持专项投资费用30万元。10.5水土保持综合评价与结论10.5.1水土保持措施管理根据国家、行业等对水土保持所制定的有关法律、法规，在水土保持方案报有关主管部298、门审批后，由项目公司负责实施。（1）水土保持作为一项考核的指标，对工程各相关单位进行考核；（2）制定水土保持措施制度、并确定责任人；（3）工程施工期间，做好工程施工进度和水土保持措施的协调，确保将水土保持措施落实到光伏电场建设的各阶段。特别是土石方开挖和回填工程，同时落实施工计划和相应的水土保持措施计划，将光伏电场建设而导致的水土流失与生态破坏控制在最低水平；（3）在工程开工之前，协调施工组织设计方案和水土保持措施方案的协调，并在施工过程中同步实施和监测。在工程结束后，进行水土保持的后评估。10.5.2水土保持监测水土保持监测应由项目公司委托具有相应水土保持资质的单位承担，监测单位应按经审批的299、水土保持方案要求进行，并编制相应的监测方案与实施计划。同时，监测单位应定期将监测成果交主管部门检查。10.5.3水土保持结论根据以上对光伏电场场址和工程建设可能引起的环境影响进行分析，可认为光伏电场建设和运行期间对当地环境的不利影响比较小，并且在采取一系列减免措施之后，可将不利影响降至最低，相反工程具有明显的环境效益和节能效益。因此从工程环境保护和节能的角度来衡量，本光伏电场建设是可行的。根据本工程的特点，结合当地的自然环境，针对工程建设过程中对自然地表的扰动采取相应的工程措施、绿化措施、以及临时防护措施，能有效地控制工程建设过程中和光伏电场运行期间产生的水土流失，从水土保持的角度分析，工程建300、设是可行的。11劳动安全与工业卫生11.1设计依据、任务与目的11.1.1法律法规、技术规范及标准：华人民共和国劳动法 全国人大中华人民共和国消防法 全国人大中华人民共和国安全生产法 全国人大国务院关于进一步加强安全生产工作的决定（国发20042号）工业企业设计卫生标准 （GBZ 2-2002）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）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）生产过程安全卫生要求总则（GB12801-91）生产设备安全卫生设计总则（GB 5083-1999）电气301、设备安全设计导则（GB4064-83）11.1.2劳动安全与工业卫生设计任务与目的为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。光伏电场建成投产后，火灾危险性主要来自于储存可燃介质、材料的设施或场所。如变压器、储油仓库都有发生火灾的可能性；地下电缆可能在散热、隔热条件不好时发生火灾或因其他原因发生火灾。变压器有潜在的爆炸危302、险。为降低发生以上危害的风险，在设计中应采取以下措施：（1）本工程各主要生产建筑物、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。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不能超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。（3）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。在设计中做好防火、防爆等安全措施，在室内通道设计中，要满足消防和人员疏散的要求。并设置足够的消火拴和消防水龙头。（4）电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检验，以避免因电缆质量问题引起火灾事故。经检验合格后，电缆敷设按303、防火要求进行封、堵、隔，重要地段设置灭火和消防报警装置。（5）场区内各主要建筑物周围应设有消防通道。光伏电场在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑坍塌、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，做好各种施工防护措施，严格执行施工安全技术要求。为避免以上事故发生，建议采取以下措施：（1）项目业主应选择有丰富光伏电场建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时排除工程建设过程中的安全隐患。（2）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。 （3）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304、生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。（4）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。（5）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时，要及时进行解决。（6）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。11.2工程安全与工业卫生因素分析11.2.1施工期危害因素本期光伏发电项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：高空作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种，下面对这四个工种存在的危害因素分别进行确认。（1）高空作业存在的潜在危害因素有：保护措施不当、大风作业、器械脱落等潜在危害因素。（2）运输吊装作业存在的潜在危害因素有：无证操作、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、操作失误、限位保护器失灵、指挥不当、大风起吊等潜在危害因素。（3）用电作业存在的潜在危害因素有：无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（4）基坑开挖存在的潜在危害因素有：放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等。11.2