1、电力公司1740亩50MWp二期光伏并网发电项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月电力公司1740亩50MWp二期光伏并网发电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10可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录第一章 综合说明11.1 概述11.2 太阳能资源31.3 项目任务及规模41.4 工程地质512、.5 发电单元设计及发电量测算51.6 电气设计61.7 土建工程71.8 工程消防设计91.9 施工组织设计91.10 工程管理设计101.11 环境保护与水土保持设计101.12 劳动安全与工业卫生111.13 节能降耗分析111.14 工程设计概算121.15 财务评价及社会效果分析131.16 结论及建议131.17 光伏发电工程特性表13第二章 太阳能资源172.1 太阳能资源概况172.2 区域太阳能资源概况202.3 光伏电站地理位置、地形及气候概述212.4 光伏电站所在地区气象站太阳能资源分析232.5 太阳能资源的影响因素262.6 太阳能资源评价结论27第三章 工程地质23、93.1 概述293.2 区域地质及构造稳定性303.3 光伏电站工程地质条件373.4 站址工程地质评价393.5 结论及建议39第四章 工程任务和规模414.1 地区概况414.2 地区电力系统现状及发展规划444.3 开发任务464.4 建设条件464.5 工程建设规模474.6 工程建设的必要性48第五章 光伏系统总体方案设计及发电量分析495.1 太阳能电池组件选择495.2 光伏阵列运行方式选择555.3 逆变器的选择595.4 光伏方阵设计615.5 光伏子方阵设计625.6 方阵接线方案设计665.7 辅助技术方案685.8 年上网电量预测69第六章 电气设计736.1 电气一4、次736.2 电气二次816.3 主要电气设备工程量89第七章 土建工程937.1 基本资料和设计依据937.2 工程设计安全标准967.3 站址概述977.4 土建工程设计997.5 给排水设计1077.6 采暖、通风及空调设计109第八章 工程消防设计1158.1 工程消防总体设计1158.2 工程消防设计1158.3 消防工程1198.4 主要消防设备材料表120第九章 施工组织设计1219.1 施工条件1219.2 施工总布置1229.3 施工交通运输1249.4 工程建设用地1259.5 主体工程施工1259.6 施工总进度131第十章 工程管理设计13310.1 工程管理机构1335、10.2 主要生产管理设施13510.3 电站运行维护136第十一章 环境保护与水土保持13711.1 设计依据及目的13711.2 环境概况14111.3 环境影响分析14611.4 环境保护措施15211.5 水土保持设计15511.6 环境保护与水土保持投资15911.7 结论及建议160第十二章劳动安全与工业卫生16312.1 设计总则16312.2 主要危险、有害因素分析16512.3 工程安全卫生设计16712.4 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计17212.5 事故应急救援预案17512.6 投资概算17612.7 预期效果评价17712.8 主要结论和建议177第十三章节6、能降耗17913.1 设计原则和依据17913.2 主要节能降耗措施18013.3 节能降耗效益分析18413.4 结论意见和建议185第十四章工程设计概算18614.1 编制说明18614.2 工程总概算表19114.3 设备及安装工程概算表19314.4 建筑工程概算表19814.5 其他费用概算表202第十五章财务评价与社会效果分析20415.1 概述20415.2 财务投资和费用计算20415.3 发电财务效益计算20615.4 清偿能力分析20615.5 盈利能力分析20715.6 敏感性分析20715.7 综合经济评价结论208第一章 综合说明1.1 概述中国作为能源消费大国，能源7、产业的发展支撑着经济的高速发展。随着煤炭供应的日趋紧张以及化石能源带来的环境问题，提高能源利用和发展新能源已成为然。调整能源结构，提高能源效率，是解决我国能源问题的重要措施。太阳能资源是清洁的可再生能源，取之不尽、用之不竭，大力开发利用太阳能资源，将有效地改善能源结构，增加能源消耗中可再生能源的比例，保护生态环境。作为 21世纪最具潜力的新兴能源，太阳能综合利用的发展潜力巨大。甘肃省是我国太阳能资源丰富的地区，有着广阔的荒漠地区，可利用土地大，地势平坦，为开发利用太阳能提供了有利的土地条件。 地理位置及项目规模上海xx国源电力有限公司二期50MWp并网光伏发电工程场址于甘肃省xx市xx区，位于8、北纬383816.525、东经1020819.049,北纬383816.241、东经1020921.070,北纬383730.632、东经1020920.972,北纬383730.916、东经1020818.961(四点区域内)。电站位于甘肃省xx市xx区境内，xx市区以西，距市区约 10km。进站道路由现用道路即可进入光伏发电场，交通十分便利，满足物资运输条件。本期工程规划用地面积约1740亩，场地东西长约1500m，南北宽约1400m，可满足本期 50MWp的建设及施工场地用地要求。场址区域地形开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，西南高东北低，地势上由西南向东北倾斜，坡度约为 2%。为较理想的9、光伏电站建站场址。 投资方及项目单位概况xx太阳能由xx国际控股集团于2007年投资成立。包括上海xx新能源有限公司和上海xx太阳能科技有限公司。作为一家高科技企业，xx一直致力于晶体硅太阳能电池片、组件、光伏应用系统和相关太阳能产品的研发、制造、销售和技术支持。我们位于上海市奉贤区，拥有厂房20万平米，员工2000余人，垂直一体化年产能达到600MW。目前，xx太阳能拥有一支在硅材料、电池片、金属导电材料和光伏系统应用等领域享誉全球的专家队伍，秉承“质量第一，客户至上”的商业理念， xx努力将可再生能源解决方案推广到每个家庭。我们以质量第一，客户至上为理念。从德国、意大利和美国引进当前最先进10、生产设备和工艺技术，同时与主流供应商签订长期合作协议。质量控制一直是所有工作中最重要的环节，我们从原材料到成品都有严格的检测程序以保证客户收到的产品拥有顶级的质量。我们的使命是将可再生能源解决方案推行到全世界，为我们宝贵星球的可持续发展做贡献。 建设必要性2009 年 3 月财政部会同住房和城乡建设部印发关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见及太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法，2009 年 7 月财政部、科技部、国家能源局联合印发了关于实施金太阳示范工程的通知。这一系列的扶持政策，极大地促进了我国太阳能光电发展。太阳能是清洁的、可再生的能源，污染物排放很少，太阳能的开发利用可有效减11、少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，这对于减少二氧化碳等温室气体排放、保护环境具有重要意义。国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。甘肃省的可再生能源中，除水电和风电外，相对于其它再生能源，光伏发电的开发利用尚处于起步阶段。因此，大力发展光伏发电，将有效地改善能源结构，增加可再生能源的比例，优化电力系统电源结构，对实现地区经济的可持续发展，具有重要作用。综上所述，本项目符合国家可再生能源发展规划和能源产业发展方向，不仅将有效改善地区电源结构，增加可再生能源的比例，同时可以带动相关产业配套体系的发展。因此本项目的建设是十分必要的。 研究范围与工作简要过程20xx年 1月，受上海xx国源12、电力有限公司委托，西北xx设计院开展xx市xx区 50MWp并网光伏发电项目可行性研究工作。主要工作内容包括项目任务和建设规模、太阳能资源分析，工程地质，太阳能光伏发电单元设计及发电量预测，太阳能光伏电站电气，消防，土建工程，施工组织，工程管理设计，环境影响评价和光伏电站建成后节能效益分析，工程投资概算，财务评价，项目节能分析等。20xx年 5月完成报告编制。1.2 太阳能资源上海xx国源电力有限公司在甘肃xx市xx区 二期50MWp并网光伏发电工程站址位于甘肃省xx市xx区境内拟建的xx高等级公路东北侧的荒滩处，站址区域南高北低，地势开阔，平均海拔约 1470m。xx地区属大陆性温带干旱气候13、，主要气候特征为： 春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的 43%44%； 夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达 38.1，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的 54%66%； 秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在 9月中旬，常出现霜冻； 冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。尽管工程站址距离xx气象站更近，但未收集到xx气象站的观测资料，经综合分析，本次可研阶段，选用民勤气象站作为本工程的参14、证气象站，直接移用位于站址东北方向约 60km处的民勤气象站太阳辐射观测资料进行分析。民勤气象站位于民勤县城关镇北门外 “郊外”，地理坐标为 N 3838，E 10305，观测场海拔为1367.0m，本工程站址与民勤气象站相距约 60km，两者中间无高大障碍物阻挡，地形地貌接近，气候条件相似，属同一气候区。本工程站址区域气候干燥，降水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在 5月和 6月最多，在 12月和 1月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越，有利于建设大规模的并网光伏电站。根据民勤气象站多年的实测资料，其累年平均太阳总辐射量为 6170.3MJ/m2，累年平15、均日照数为 3073.5h。按照太阳能资源评估标准，本工程站址区域属于太阳能“资源较丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区。1.3 项目任务及规模上海xx国源电力有限公司并网光伏发电工程规划建设二期工程装机容量为 50MWp。工程站址位于甘肃省xx市xx区境内拟建xx公路东北侧。工程主要任务为发电上网，其多年平均年发电量为 7308.19万 kW h，平均年利用小时数为 1461.64h。甘肃省地处黄河上游，位于祖国西北部，东接陕西，东北与宁夏毗邻，南临四川，西连新疆、青海，北靠内蒙古，并与蒙古国接壤。地形呈狭长状，东西长1655km，南北宽 530km，总土地面积 45.4万 km；跨暖16、温带、温带和寒带等多个气候带，生态类型多样，大部分地区干旱少雨且蒸发量大、冬季漫长寒冷、夏季短而温热；境内山地、高原、平川、河谷、沙漠、戈壁交错分布，山地和高原约占全省总土地面积的 70%以上，戈壁和沙漠约占 15%。经过几十年建设，甘肃已形成了以能源、有色、石化、机械等为主体的工业体系。整体工业结构特点是：（1）以原材料为主的重工业结构；（2）资源配置仍倾向于基础型工业；（3）劳动力资源配置的密集程度高。就总体而言，由于地域条件的限制，加上原有工业结构的特点，致使近几年来，甘肃与沿海省市的差距在原有基础上正在增大，甘肃在经济上仍是我国欠发达的省份之一。xx是以有色金属、重化工为主体的重工业城17、市，是我国最大的镍钴生产基地和铂族金属提炼中心。已探明的矿藏主要有镍、铜、铀、金、银、铁、铅、铝、锑、煤、硫磺、莹石、粘土、石膏、石棉、膨润土、石英石、石灰石、大理石、石油等30多种。尤以硫化镍为主的龙首山多金属特大型共生矿著称，镍储量居世界第二位。与铜、镍伴生的铂、钯、铱、钌、铑等稀有金属储量之多，品位之高。还有藏量丰富的煤田和石油。目前，xx市已形成了以冶金、化工、建材、机械、电力、轻纺、食品为主体的门类齐全的新兴工业城市。2011年甘肃全省全社会用电量（地区口径）达到 923.45亿 kWh，较上年增长13.66%；电网口径用电量达到 923.45亿 kW，较上年增长 13.66%；统调18、口径用电量达到 790.05亿 kW，较上年增长 12.12%。从能源资源利用、电力系统需求情况、项目开发条件等方面综合分析，本工程采用分期建设，一期、二期各建设 50MWp发电容量是合适的。本二期建设规模50MWp，20xx年05月开工，计划 20xx年10月投产。1.4 工程地质（1）拟建站址在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内，工程场地距相邻断层的最近距离均大于1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。（2）拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别为 II类；建筑场地属抗震有利地段；地震动峰值加速度为 0.15g，相对应的地震基本烈度为 7度19、；地震动反应谱特征周期值为 0.45s。（3）拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方向倾斜。除此之外，未见其它不良地质作用。（4）地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积（Q3al+pl）圆砾层。（5）地下水位埋深可能大于30m，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。（6）拟建站址建（构）筑可考虑采用天然地基方案，局部不满足要求时，可采用砂砾石换填。（7）根据建筑地基基础设计规范（GB500072002）附录 F，站址区季节性冻土标准冻深为 120140cm。1.5 发电单元设计20、及发电量测算通过技术与经济综合比较，结合场地面积等因素，本工程光伏电池组件选用 240Wp多晶硅光伏组件210240块，实际装机总容量为50.45MWp。通过对逆变器进行技术与经济综合比较，本工程选用 500kW逆变器 96台。本工程25年总发电量约174479万kWh，25年年平均发电约6979.18万KWh。平均年利用小时数为 1461.64h。此数据仅为本电站理论计算结果，最终结果以电站实际发电数据为准。多晶硅光伏组件均采用固定方式安装于固定支架上（采用最佳倾角为 35。光伏发电系统采用分块发电、集中并网的形式，逆变器与各单元10kV升压变压器就地设置,经升压后接入站内综合配电室。1.621、 电气设计 电气一次本工程光伏并网发电系统，二期规划总装机容量为 50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。本工程光伏发电系统接入电网的方案为：在电站内设置 110kV升压站及 10kV综合配电室，最终由 1回 110kV出线接入接至 330kV东大滩变。根据接入系统方案，光伏电站接入 110kV系统。光伏电站内设10kV、110kV电压等级，本期 10kV为单母线接线，经 1台容量为 50MVA的变压器接入电站内 110kV变电站，110kV变电站本期接线为变压器-线路组接线。就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至 10kV后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集22、到下一台的方式）接入光伏电站内 10kV配电室，每 4或5个就地光伏发电子方阵汇流后接入10kV母线，经升压后送入 110kV配电装置。10kV配电室本期发电单元进线 10回，出线 1回，单母线接线。厂用电采用双电源供电，一路电源由 10kV施工电源（施工变）改造而来，该电源规划引自附近 10kV变电站，经过 10kV施工变降压接入 0.4kV母线；另一路引自本站10kV母线，经过干式降压变接入 0.4kV母线。厂用变容量初步定为 500kVA。 电气二次本光伏电站按无人值班，（少人值守）的原则进行设计。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制 、通信 、测量等功能，可实现光伏发电系23、 统及110kV/10kV开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。 本项目共配置 96台 500kW并网逆变器，并网逆变器的就地监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。开关柜、箱变等设备的监控保护由综合保护系统或相应设备配套。 系统配置一套环境监测仪，用来监测厂址位置太阳能资源情况。 本期工程设置一套连续可调的 10MVar无功补偿装置满足接入系统要求。1.7 土建工程 总平面布置本二期工程装机容量为 50MWp，规划用地面积约 1740亩，场地东西长约 1500m，南北宽约 1400m，可满足本期50MWp的建设及施工场地用地要求。场址区域24、地形开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，西南高东北低，地势上由西南向东北倾斜，坡度约为 2%。为较理想的光伏电站建站场址。电站升压站位于本期场址东北角，便于后期工程连续扩建。电站由站前区、升压站区和光伏电池板方阵区组成。站前区及升压站区位于场区的南侧中部，站前区主要的建筑物有生产综合楼。升压站区包括本期配电室、主变压器等。场地预留远期配电室、主变压器、事故油池等。光伏电池板方阵区布置采用单元模块化布置形式，包括 48个太阳能电池组件子方阵、逆变器室及通道等。站区内的道路由生产区碎石检修道路及站前区、升压站的硬化环道组成。进站道路位于电站的南侧，与拟建的xx公路相接。站前区及升压站区竖向采用平坡式布25、置，站区竖向设计分为两部分，站前区和升压站区采用平坡式布置，基本与自然地形坡度相适应。光伏发电区根据地形平整，场地排水主要考虑自然渗透。 土建设计本工程建（构）筑物设计主要包括：生产综合楼、综合配电室、逆变器室、大门、围墙等。生产综合楼为一个联合体，建筑平面尺寸 35.4m14.1m，共一层，建筑面积为 463.5，单层砖混结构。楼里布置有集控室、办公室、值班室、夜班休息室、食堂、备品间及材料库、会议室等。综合配电室平面尺寸为 50m18.1m，单层，主要包括 10kV配电室、400V配电室、继电器室、SVG室等，建筑面积为 905，采用钢筋混凝土框架结构。逆变器室平面尺寸为10.5m7m，单26、层，建筑面积为73.5，采用砖混结构。本项目光伏电池组件支架采用固定式支架。支架由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架侧立面形式为三角形结构。倾度为 35基础采用混凝土圆桩，埋置深度为-1.80m，露出地面 0.3m，桩长 2.1m，桩径 250mm。箱式变压器基础采用钢筋混凝土块式基础，外形尺寸为 4.5m4m。本项目太阳能电池组件至汇流箱直流电缆沿电池组件背面的槽盒敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆采用先沿电池组件背面的槽盒敷设，再直埋汇入逆变器室的主电缆沟；直流配电柜至逆变器的直流电缆采用电缆沟内敷设；逆变器至箱变的交流电缆采用直埋敷设；箱变之间互连交流电缆采用直埋敷设，最后汇入 10kV配电27、室的主电缆沟。根据现有资料及踏勘、调查情况，厂址无造成滑坡、土崩、岩溶、断层等不利工程地质因素。本工程给水水源直接引接自xx市的城市自来水管网，水质满足生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)，水压满足站区生产综合楼内卫生器具的最小工作压力，站区内不再二次升压，接口分界线在站区围墙外 1米。站区最高日用水量为 3.45m，站区年总用水量为 5939.25m/a。本工程污水排水系统主要收集生产综合楼内的生活污水，污水经化粪池处理后，采用重力排至xx市的城市污水管网，接口分界线在站区围墙外 1米。本电站地处于采暖地区。站区内采暖建筑均采用远红外电热辐射器（电暖器）采暖。在继电器室、10kV配电28、室、400V配电室、SVG室、逆变器室等处设机械排风系统，排除室内余热。在生产综合楼厨房及卫生间设置机械换气系统，加强通风换气。在中控室设置单元式空调机。1.8 工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。电站厂区内、外交通道路净宽均大于 4m，都能兼作消防通道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。本电站生产综合楼的体积不大于 3000m,其火灾危险性类别为丁类，耐火等级为二级，综合配电室体积不大于 5000m,其火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，根据建筑设计防火规范（GB50016-200629、）和火力发电厂和变电站设计防火规范(GB50229-2006)的相关规定，站区内设室外消火栓系统，建筑物内均不设室内消火栓。本工程同一时间内的火灾次数按一次考虑，室外消火栓用水量为 10L/s，火灾延续时间为2h，消防用水量为 72m。本工程消防用水由城市给水管网供给，站区内设置低压室外消防给水系统，与生活、生产用水管网合并。消防管网采用枝状布置，设有 2套 SA100/65-1.0地下式室外消火栓。室外消火栓栓口处的水压不小于 0.1MPa。室外消火栓沿道路设置，间距在站区建筑物周围不大于 120m。根据建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)的相关规定，本工程各建筑物室内均配置手30、提式磷酸铵盐干粉灭火器。消防电源采用两路供电，厂内重要场所设有通信电话。1.9 施工组织设计场址区域地势平坦开阔，地表基本无植被分布，施工场地开阔，交通较为便利。工程所用建筑材料均可通过公路运至施工现场。水泥，砂石料可从xx区购进，通过公路运至施工现场。本工程高峰期施工用电初步考虑约为 200kW，施工电源从xx区电力公司统一规划的10kV主干线 T接形成，采用线路架设引至施工现场。施工高峰用水约为 50m/d，生活、施工用水由xx区的城市自来水管网统一供给。本期 50MWp主要包括光伏矩阵单元、生产综合楼、综合配电室、110kV升压站、逆变器室，道路占地等。临建工程主要有混凝土搅拌站及砂石料31、场、混凝土构件预制场、钢筋加工场地、力能供应中心、安装设备材料库区、电缆及材料堆场、安装生产和土建生产临建及施工生活区。初步估算工程临时建筑、设施总占地约 0.78hm。本工程计划总工期为 5个月，其中施工准备 1个月，土建和光伏电池组件安装及设备安装 3个月，缺陷处理及试运行等 1个月。计划于 20xx年 05月初设计并施工准备，20xx年 10月并网发电。1.10 工程管理设计根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人199264号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的32、原则进行设计。项目运营公司计划暂编制 10人，设总经理 1人，全面负责公司的各项日常工作。副总经理 1人，协助总经理开展工作。运营公司设四个部门，综合管理部（1人）、财务部（1人）、生产运行部（5人）、设备管理部（1人）。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。1.11 环境保护与水土保持设计太阳能是可再生能源，光伏发电过程主要是利用太阳能电池组件将太阳能转变为电能，运行中不排放有害气体。太阳能光伏发电具有较高的自33、动化运行水平，电站运行和管理人员较少，生活污水产生量少，对水环境不会产生不利影响。工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染，可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期少量废水可经过沉淀池及化粪池初级处理后回用于施工场地及道路的喷洒，不会对地表水环境产生影响。光伏电站场址远离村庄，不存在电站施工噪声及设备运行噪声对附近居民生活的干扰。根据本工程新增水土流失的特点，水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施、管理措施相结合的综合防治措施。本工程选址远离自然保护区。在做好环境污染防治措施与水土保持措施的基础上34、施工期及运行期对周边环境的影响很小。本工程建成后将对xx市xx区国有未利用荒地的利用起到积极示范作用，对地方经济发展将起到良好的促进作用，既可以提供新的清洁电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新的旅游景点，具有明显的社会效益和环境效益。1.12 劳动安全与工业卫生劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，参照 DL5061-1996水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范的要求，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。设计着重反映工程投产后，职工及劳动者的35、人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。劳动安全设计包括防火防爆、防电气伤害、防机械伤害、防坠落伤害等内容。工业卫生设计包括防噪声及防振动、防寒防冻、采光与照明、防尘、防腐蚀、防毒、防电磁辐射等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配备，事故应急救援预案等，在采取安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，为光伏电站的安全运行提供了保证，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.13 节能降耗分析在京都议定书中，规定了发达国家有 CO2减排义36、务，并被分配了减排指标，同时规定了三种灵活的机制，以便实现减排指标，其中清洁发展机制（CDM）是指有减排义务的发达国家通过向没有减排义务的发展中国家提供技术和资金，来完成自已的减排指标。在新能源项目中，光伏电站项目技术成熟，是最具商业化市场开发前景的新能源项目，光伏电站项目在国际碳交易市场上是非常受欢迎的项目，目前我国已有多个项目成功的申请了CDM。利用光能资源发电，每年可节约大量的煤炭资源。本项目建设规模为 50MWp，与同等电量火电厂相比，按照火电煤耗(标准煤)每度电耗煤(标准煤)344g，项目建成投运每年可节约标准煤约 2.4万 t/a，减少烟尘排放量约 130.28t/a，减少 S0237、排放量约 361.4t/a，减少 N0x排放量约 30.8t/a,减少 C02排放量约 6.95万 t/。该项目的建设，将在节省燃煤，减少 CO2、SO2、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的作用。本项目不占用农田，项目所在地太阳能资源丰富，项目周边附近无敏感点，且发电过程不产生废气、废水及固体废弃物。综上所述，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。1.14 工程设计概算本工程工程设计概算参照风电标委20070001号文、水电水利规划设计总院编制的风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准的相关规定，结合国家、行业现行的有关文件规定、38、费用定额、费率标准进行编制。人工预算单价根据水电水利规划设计总院编制的风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准进行计算。主要材料预算价格按当地 20xx年一季度信息价格计列。工程静态总投资55502.7万元；工程动态总投资 56907万元，单位千瓦静态投资约11000元/kWp，单位千瓦动态投资约11280元/kWp。太阳能电池板、并网逆变器等设备价格同类工程的订货合同价和厂家报价确定，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格如下：多晶硅太阳能电池板5.5元/W；逆变器 500kW：400000元/台；箱式变压器 1000kVA：250000元/台；变压器50MVA/139、10KV:3500000元/台。本项目计划施工工期为5个月，资本金按总投资的 30计算，其余为银行贷款。建设期贷款利息按中国人民银行现行 5年以上贷款利率 7.05计算。1.15 财务评价及社会效果分析经总成本费用计算、发电效益计算、清偿能力和盈利能力分析，财务评价结果表明本工程具有：(1)清偿能力：本工程借款偿还期约为 11年，满足贷款偿还要求。(2)本工程静态投资为55502.7万元，其中资本金占 30%，其余 70%为国内商业银行贷款，贷款年利率 7.05%。当本工程按含增值税上网电价 1.00元/kW h测算，全部投资税后内部收益率 10.05%，税后投资回收期 10.51年，全部投资40、税后财务净现值 13705.19万元，自有资金财务税后内部收益率为 14.49%。总投资利润率7.34%，投资利税率为 10.19%，资本金利润率为 20.58%。财务评价可行。1.16 结论及建议通过本工程可行性研究设计工作，对太阳能资源进行了分析，经过论证、比较，对太阳能光伏发电单元选择和光伏电站主接线方案等进行了优化，并从施工角度推荐了使工程早见成效的施工方法。经过工程投资概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。1.17 光伏发电工程特性表表 1.17-1 光伏发电工程特性表一、光伏电站场址概况项目单位数量备注电站总41、装机容量MWp50.45电站总占地面积亩1750海拔高度m约1500经度（东京）()1020819.0491020921.0701020920.9721020818.961四点区域内纬度（北纬）()0383816.5250383816.2410383730.6320383730.916工程代表年太阳水平总辐射量MJ/a6138.86工程代表年日照小时数h3073.5二 、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温11.9多年极端最高气温39.12001 年出现多年极端最低气温-28.32002 年出现多年最大冻土深度mm120140多年最大积雪深度cm11多年平均风速m/s多年极大风速m/s1942、.0m/s2002 年出现多年平均沙尘暴日数日4.4多年平均雷暴日数日10.4三 、主要设备编号名称单位数量备注1、光伏组件（多晶硅ALX-240P）1.1峰值功率Wp2401.2开路电压（Voc）V37.471.3短路电流（Isc）A8.421.4工作电压（Vmppt）V30.81.5工作电流（Imppt）A7.791.61.7 峰值功率温度系数开路电压温度系数%/ C%/C-0.427-0.2871.8短路电流温度系数%/C+0.0661.910年功率衰降%101.1025年功率衰降%0.992.12长/宽/高mm2800*85*21802.13重量kg22882.14工作环境温度范围-243、5 +552.15数量台963、箱式升压变压器3.1台数台483.2容量MVA13.3额定电压kV102*4、出线回路数和电压等4.1出线回路数回14.2电压等级级110kV四、工程施工编号名称单位数量备注1光伏组件支架钢材量吨8500002土方开挖m33103土方回填m27244基础混凝土m5375钢筋吨396施工总工期月5五、概算指标1静态投资万元55502.72动态总投资万元569073单位千瓦静态投资元/kWp110004单位千瓦动态投资元/kWp112805设备及安装工程万元45606.5686建筑工程万元4928.63977其他费用万元976.847528基本预备费万元2586.444、2589建设期贷款利息万元1404.2183六、经济指标编号名称单位数量备注1装机容量MWp50.452年平均上网电量万 kW.h6979.183上网电价（25年）元/（kW.h）1含税4年利用小时数h1461.645投资利润率%7.346投资利税率%10.197资本金利润率%20.588投资回收期年10.519借款偿还期年1110内部收益率%10.05第二章 太阳能资源2.1 太阳能资源概况我国有十分丰富的太阳能资源，19712008年的近 40年，太阳年总辐照量平均在10502450kW.h/m之间；大于 1050kW.h/m的地区占国土面积的 96%以上。中国陆地表面每年接受的太阳能辐射45、相当于1.71012 t标准煤。中国太阳能资源分布的主要特点有：(1)太阳能的高值中心都处在北纬22至35一带，青藏高原是最高值中心，四川盆地是低值中心；(2) 太阳能辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；(3)由于南方多数地区云多雨多，在北纬 30至40区域，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。按年太阳总辐照量空间分布，我国可以划分为五个区域，如图2.1-1所示。五个区域的太阳能资源量及其分布见表 2.1-1。图 2.1-1 我国的太阳能资源分布图表 2.1-1 我国太阳46、能资源区域分布表类型地区年日照时数年辐射总量千卡/cm2年1西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部280033001602002西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部300032001401603新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部220030001201404湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江140022001001205四川、贵州1000140080100一类地区 全年日照时数为32003300小时，辐射量在647、70837104kJcm2a。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、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJcm2a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。 二类地区 全年日照时数为30003200小时，辐射量在586670104kJcm2a，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、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区48、。 三类地区 全年日照时数为22003000小时，辐射量在502586104kJcm2a，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419502104kJcm2a。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，辐射量在335419104kJcm2a。相当于115140kg49、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，辐射总量高于586kJcm2a，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。 中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.351038.40103MJ/m2之间，其平均值约为5.86103MJ/m2。该等值线从大兴安岭西麓的内蒙古东北部开始，向50、南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46103MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86103MJ/m2。太阳能丰富区:在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在150千卡平方公分以上。太阳能较丰富区:北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130150千卡平方公分。太阳能可利用区:分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110130千卡平方公分。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。我国将上图中日照辐射强度超过51、9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。2.2 区域太阳能资源概况甘肃省位于我国的中西部，地处黄河上游，地域辽阔，介于N 3211 N4257、E 9213E 10846之间，东接陕西，东北与宁夏毗邻，南邻四川，西连青海、新疆，北靠内蒙，并与蒙古人民共和国接壤，总面积 42.58万 km。甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳总辐射量在 4800MJ/m6400MJ/m之间，年资源理论储量 67万亿 kW h，每年地表吸收的太阳能相当于大约 824亿 t标准煤的能量，开发利用前景广阔。所图2.2-1所示，河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为 6400MJ/m和52、 5800MJ/m；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅 4800MJ/m5200MJ/m；其余地区为 5200MJ/m5800MJ/m。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为 560MJ/m740MJ/m；1月为260MJ/m380MJ/m；4月为480MJ/m630MJ/m；10月为 300MJ/m480MJ/m。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在 1700h3320h之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数在 3200h以上；陇南南部在 180h以下；其余地区在 2000h3000h之间。甘肃省太阳能辐射空间分布如53、图 2.2-1。图 2.2-1 甘肃省太阳总辐射量空间变化分布图2.3 光伏电站地理位置、地形及气候概述上海xx国源电力有限公司甘肃xx市xx区二期50MWp并网光伏发电工程规划总装机规模为1000MWp，站址位于甘肃省xx市xx区境内拟建的xx高等级公路东北侧的荒滩处，站址区域南高北低，地势开阔，平均海拔约 1470m，站址地貌现状如图 2.3-1所示。图2.3-1 xx区光伏电站站址地貌现状xx市位于东经10104351024340， 北纬374710390030，全境东西长144.78km，南北宽 13.6km，地处甘肃省河西走廊东段，祁连山北麓，阿拉善台地南缘，北、东与民勤县相连，东南54、与武威市相靠，南与肃南裕固族自治县相接，西南与青海省门源回族自治县搭界，西与张掖市山丹、民乐县接壤，西北与内蒙古自治区阿拉善右旗毗邻。xx市辖 1县 1区（即永昌县和xx区），12个乡（镇），总人口 43.77104人，xx市人民政府驻xx，距省会兰州 306km（直线）。xx地区的地形地貌较为复杂，南北海拔差达到 3000m，总体地势西南高，东北低，山地平川交错，绿洲荒漠相间。xx地区的地貌大致分为四种： 南部山地：xx南部山地，均属祁连山系，西北东南走向，东西长 99km，以冷龙岭为主体，主峰海拔 4442m，为市内最高山地，地形崎岖陡峭，多V字型峡谷，一般阳坡陡峻，阴坡稍缓。 中部剥蚀山55、地：中部以龙首山为主体，包括栒子山、武当山、风门山和龙口山等山岭及山间盆地，南北宽 40km，一般海拔 160m2500m。 中部绿洲平原：主要分布于祁连山、龙首山之间，呈狭长带状，北西西向分布，地面多冲洪积覆盖，地势较平坦，海拔 1400m2500m，是市内重要的农业区。 北部荒漠平原：分布于龙首山以北，属腾格里沙漠的西延部分，主要为冲、洪积砂砾层、亚沙土和风积沙丘。xx地区属大陆性温带干旱气候。xx三面空旷一面山，加之植被稀少，境内风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。xx地区干旱少雨，水资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆河石羊河水系，多年56、平均径流量为 4.76108m。xx地区的主要气候特征为： 春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的 43%44%； 夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达 38.1，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的 54%66%； 秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在 9月中旬，常出现霜冻； 冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。2.4 光伏电站所在地区气象站太阳能资源分析xx地区光照充足，气候干燥，太阳总57、辐射量在 5月和 6月最多，在 12月和1月最少，属于多日照区，年平均日照小时数在市区为 2981.6h，永昌县为 2884.2h，南部山区为 2210.5h；年平均日照百分率在市区为 65，永昌县为 66%，南部山区为 51%，年际变化较小，光能资源利用条件优越，且拥有较丰富的国有荒漠化存量土地资源，有利于建设大规模的并网光伏电站。本工程站址与xx气象站、民勤气象站的相对位置如图 2.4-1和图 2.4-2所示，xx区光伏电站站址位于xx气象站东南方向约 18km处，位于民勤气象站西南方向约60km处，xx区光伏电站各期规划范围如图 2.4-3所示。图 2.4-1 xx区光伏电站站址与xx气58、象站、民勤气象站相对位置示意图图 2.4-2 xx区光伏电站站址与xx气象站相对位置示意图图 2.4-3 上海xx国源电力有限公司光伏电站规划范围本次二期工程可研阶段，尽管工程站址距离xx气象站更近，但未收集到xx气象站的观测资料，经综合分析，选用民勤气象站作为本工程的参证气象站，直接移用位于站址东北方向约 60km处的民勤气象站太阳辐射观测资料进行分析。民勤气象站位于民勤县城关镇北门外 “郊外 ”，地理坐标为 N 3838，E10305，观测场海拔为 1367.0m，本工程站址与民勤气象站相距约 60km，两者中间无高大障碍物阻挡，地形地貌接近，气候条件相似，属同一气候区。依据民勤气象站 159、980年2009年（无缺测）多年的气象资料进行统计，日照小时数最多的月份为 5月，日照小时数为 291.1h；日照小时数最小的月份为 2月，日照小时数为 215.5h。民勤气象站逐月太阳辐射量、日照时数、日照百分率、总云量、低云量累年统计成果见表 2.4-1，晴天、阴天累年逐月平均日数统计成果见表 2.4-2。从气象站收集到的不同角度逐月平均太阳总辐射量统计成果见表 2.3-3，该结果仅供设计对比参考。表 2.4-1 民勤气象站累年平均逐月辐射特征统计成果表表 2.4-2民勤气象站累年逐月平均晴天、阴天日数成果表表 2.3-3 民勤气象站不同角度逐月平均太阳总辐射量 单位：MJ/a 2.5 太60、阳能资源的影响因素太阳能资源主要取决于太阳高度角和大气透明度系数（或日照百分比），太阳高度角的大小主要由当地的纬度和时令决定，而大气透明度则主要取决于当地的云量及空气的清洁程度。 太阳高度角、方位角太阳高度角是指太阳光入射方向与地平面之间的夹角（即某地太阳光线与该地垂直于地心的地表切线的夹角）。太阳高度角可通过下式进行计算：式中：h太阳高度角；当地的地理纬度；太阳赤纬；（其中夏至日最大 =23.45 ，春分日 =0，冬至日最小=-23.45；太阳时角；（上午 9点的时角为-45）。太阳方位角是指太阳至地面某给定地点的连线在地面上投影与正南方向（当地子午线）的夹角。方位角从中午算起，上午为负值，61、下午为正值。它代表太阳光线的水平投影偏离正南的角度。通常可通过下式进行计算：当求得的 sin值大于 1，则使用下式进行计算：式中的符号含义同上。根据光伏电站中心位置的地理坐标，求得其冬至日上午 9:00（真太阳时或当地地方时）时的太阳高度角为 14.68，方位角为 42.1。2.5.2 日照百分率日照百分率为一定时间内某地日照时数与该地的可照时数的百分比。它间接反映当地的云、雨、雾、沙、尘等气候条件对太阳辐射的影响。根据民勤气象站多年的实测资料进行统计，其年可日照时数为 4454.3h，实际日照时数为 3073.5h，日照百分比为 69%。2.5.3 太阳辐射的时空分布特征太阳直接辐射有显著的62、年变化、日变化和随纬度变化的特征。这种变化主要是由太阳高度角决定。在一天当中，日出、日落时太阳高度角最小，直接辐射最弱；中午太阳高度角最大，直接辐射最强。同样，一年之中，直接辐射夏季最强，冬季最弱。以纬度而言，到达地面的直接辐射，低纬度大于中、高纬度地区。对不同的天气状况而言，晴天的太阳辐射显然大于阴天。2.6 太阳能资源评价结论综上所述，本工程站址区域气候干燥，降水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在 5月和 6月最多，在 12月和 1月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越，有利于建设大规模的并网光伏电站。根据民勤气象站多年的实测资料，其累年平均太阳总辐射量63、为 6170.3MJ/m，累年平均日照数为3073.5h。按照太阳能资源评估标准，本工程站址区域属于太阳能“资源较丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区。第三章 工程地质3.1 概述 概况本光伏电站规划容量为二期工程建设容量50MWp。根据岩土工程勘察规范（GB500212001）(2009年版)的划分标准，工程的重要性等级为一级，建筑场地复杂程度等级为中等复杂场地简单场地，地基等级为简单地基，综合判定岩土工程勘察等级为甲级。3.1.2 勘察依据、任务及工作量（1）勘测工作主要依据文件光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011）火力发电厂岩土工程勘测技术规程（DL/T64、50742006）岩土工程勘察规范（2009年版）（GB50021-2001）建筑抗震设计规范（GB50011-2010）建筑地基基础设计规范（GB50007-2002）土工试验方法标准（GB/T50123-1999）中国地震动参数区划图（GB18306-2001）建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）工程地质手册（中国建筑工业出版社，2007年 2月第四版）岩土工程手册（中国建筑工业出版社，1994年 10月第一版）勘察过程质量控制严格按照我院的质量管理体系程序文件执行，从野外工作到成品资料的分析评价实施全过程质量控制。（2）勘察任务及要求本阶段的勘察任务是：在充分收集区域资料的基础上，通65、过实地踏勘调查，初步查明站址区的岩土工程条件，为设计提供必要的可研设计的岩土工程资料。主要工作内容是：1）查明拟建光伏电站场地的地形、地貌及地质构造，并对站址附近断裂作进一步研究；2）初步查明光伏电站及附近地区的不良地质作用，并对危害程度和发展趋势作出判断，需要时并提出防治的初步方案；3）初步查明光伏电站范围内地层成因、时代、分布及各层岩土的主要物理力学性质、地下水埋藏条件，以及场地水、土对建筑材料的腐蚀性；4）提供场地地震动参数，场地土类型和建筑场地类别；5）进一步查明光伏电站范围内有无压矿情况以及采矿对站址稳定性的影响，并研究和预测可能影响站址稳定的其他环境岩土问题；6）调查了解站址区土壤66、标准冻结深度和最大冻结深度。（3）勘察手段和完成工作量依据上述技术标准的要求，并结合本工程的实际情况，本次勘察采用的主要工作方法是踏勘、调查及收集资料。现场踏勘工作于 20xx年 5月 9日5月 14日结束。本次勘察完成工作量主要有：1、踏勘、调查 3.0km；2、收集已有地质资料。3.2 区域地质及构造稳定性3.2.1区域地质构造在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内。以工程场地为中心 150km半径范围，主要涉及了华北地台阿拉善地块及祁连山褶皱系的走廊过渡带、北祁连褶带和中祁连隆起带的东段（图 3.2-1）。图 3.2-1 研究区大地构造单元划分3.2.2区域地质构造及构造稳定性以场67、址为中心、150km半径范围位于青藏高原东北部新构造运动以来的强烈活动区，该区断裂、褶皱均很发育，尤其是晚第四纪以来断裂活动显著，地震活动频繁，是我国主要的地震区之一。总体上本区活动断裂发育有东西向、北西近东西向、北北西向和北东向四组，见图 3.2-2。其中，以北西北西西向断裂为主导，规模大、数量多，是区内主要孕震和发震构造。东西向活动断裂带：位于巴丹吉林沙漠南缘的主构造线基本是东西方向展布的，由于受后期构造的影响均表现了一定程度向南突出的平缓弧形弯曲。表明该组活动断裂的分布格局是在敦煌阿拉善台缘东西向古构造基础上复活而发展起来的。断裂早期表现了继承性为主的多次挤压逆冲、推覆活动，但晚更新世以68、来发生了力学性质的转化，普遍表现了压性兼左旋走滑特征。沿断裂带虽无强地震记载，但保留了多次晚更新世古地震遗迹。全新世以来断层活动局限，断层成组发育于山体两侧，断续成带，影响带宽 1020km，最宽 70km。断裂带内阶区多，阶距小，一般几米至几十米，多为左阶羽列状。断裂在晚更新世水平滑动速率一般为 13mma，并具有东强西弱和随时代变新而活动强度减弱的趋势。测年结果表明，断裂带晚更新世以来 7级左右地震复发间隔约 2.3万年。北西-近东西向活动断裂带：青藏高原北缘地形反差强烈，深部构造环境为地壳厚度斜坡带及重磁异常梯级带。该区主体构造线均为北西西向，说明现代活动断裂的分布格局是在古祁连褶皱系的69、基础上发展起来的。其方向追寻原来断裂走向，其性质除了继承原有挤压逆冲活动外，普遍在中晚更新世以来表现了左旋走滑兼逆冲性质，构成了该区现代地壳运动的主旋律。作为我国西部重要的强震构造带控制了研究区主要浅源地震的发生。而走廊盆地边缘北西西向断裂则基本继承了原有挤压逆冲、推覆特征。图 3.2-2 区域地震构造图1地震破裂带；2全新世活动断裂；3晚更新世断裂；4第四纪早期断裂；5走滑断裂；6逆断裂；7正断裂；8隐伏断裂；9压陷盆地；10凹陷盆地；11晚第三纪第四纪盆地；12第四纪盆地；13推测断裂；14Ms8.0级地震；15Ms7.0-.9级地震；16Ms6.0-.9级震；17.M5.-5.9级地震北70、西向活动断裂带：该组构造是利用了深部南北向断裂，并以北北西向隆起拗陷形式，近于等间距横跨于区域主体构造线之上的表层构造。它自早白垩世末期开始发育，新第三纪末期至早更新世末期表现了强烈的挤压逆冲性质，控制和影响了青藏高原北部诸多中、新生代盆地的形成与发展及地貌隆起和沉降带的分布。中、晚更新世时期，该构造带表现了多次间歇性隆升活动，控制了温泉的分布及河流的改道。断裂在晚更新世以来表现了压性为主兼右旋剪切活动，这就使得该组构造与左旋走滑的北西西向断裂复合时产生局部应力集中点，在复合区附近的北西西向走滑断裂带上成为强震发生的有利部位。北东向活动断裂带：该组构造与北北西向断裂隆起带相伴发育，也以隆起拗陷71、的形式横跨于北西西东西向主体构造线之上。地表断裂不发育，但深部北东向断裂大致等间距割切于区域主体构造线之上，影响深度 20km左右，仍属于地壳浅表构造。研究区较清楚的北东向断裂主要为雅布赖山东麓断裂南段。现将各断裂的新活动特征简述如下：(1)慕少梁南麓活动断裂带(F1)该断裂西与金塔南山北麓断裂带相接，东于包家井隐伏于巴丹吉林沙漠南缘，总体呈北西西转东西向延伸长约 120km。该断裂带至少由 4条不连续断层段左阶雁列组成。历史记录沿断裂带曾发生 3.5级左右最大地震。(2)大青山北麓活动断裂带(F2)该断裂西起合黎山南麓，东至羊圈沟以东，北西西转东西向，再转北东东向弧形延伸长 125km，由一72、系列近于平行的不连续断裂组成。探槽揭示了 4次古地震事件，TL测年最晚的一次地震事件为距今 1.30.2万年，估计震级为级左右。(3)大青山南麓活动断裂带(F3)该断裂带西起黑河，东至苏亥阿木以东，由两条近于平行的断裂构成略向南突出的弧形延伸长约 200km。该断裂带至少由 6不连续断层左阶雁列组成。探槽揭露最新的一次古地震事件 TL测年为距今 2.0.1万年，估计震级为 7.4级。(4)白山子阿右旗活动断裂带(F4)该断裂带西起平山湖以西，东至阿右旗东大山，呈东西略向南突出的弧形延伸长约 90km，至少由 3不连续断层段组成。TL测年结果表明断层最晚的一次活动为距今 3.10.4万年，上覆风73、积黄土未见错动。(5)龙首山北麓活动断裂带(F5)该断裂带西起波吊圈以西，东至四道山一带隐伏于腾格里沙漠。沿龙首山红崖山北麓北西西转东西向延伸长 280余公里，为台缘边界岩石圈断裂带。该断裂带至少由57条不连续断裂段组成。1954年山丹 71/4级地震沿大峡保代河长约 15km区段产生了地表破裂带，并见断层右旋断错山脊冲沟，阶地及河漫滩。地震产生的最大水平断距 4m，垂直断错 1.2m。(6)龙首山南麓活动断裂带(F6)该断裂带西起黑泉与金塔南山南麓断裂相接，东至河西堡北山石咀子湾以东，北6065延伸长 270km，由 25条近于平行的逆冲断层组成，剖面上呈由北向南推覆的迭瓦状。该断裂带作为槽74、台边界区域性断裂带，经历了多期活动。沿断裂历史记录最大地震为 5级。(7)大黄山南麓断裂（F7）该断裂呈半隐伏状态展布于大黄山南麓，全长约 100 km。总体走向东西向,倾向北，倾角 6080。近年来有一些小震发生，最大为 1987年泉头村一带 4.8级地震。该断裂未见断错全新世地层及地貌，故为晚更新世活动断裂。(8)皇城塔儿庄断裂（F8）该断裂东自土门以东的双塔，向西经水峡口、塔尔庄至皇城以西，全长 140km以上，总体走向 285，多倾向南西，倾角 5080。1927年古浪 8级地震沿此段形成长 28km的地表破裂带。北支断裂表现为南倾的逆倾滑性质，主要表现为不连续的地震陡坎，最大垂直位错75、达 7.4km，该断裂段是全新世以来活动较强的段落。(9)武威天祝断裂（F9）该断裂多为隐伏断裂。断裂总体走向北西 340,倾向南西，倾角 4580。具挤压逆冲兼右旋走滑性质，全长约 100km。1927年古浪地震中沿该断裂在磨咀子、中坝一带产生地表形变现象，说明该断裂在全新世有活动。(10)民乐大马营断裂（F10）该断裂为民乐盆地与祁连山系的边界断裂。西自民乐以西的观台，东至大马营档南，全长约 120km，总体走向北西 300310,倾向南西，倾角 6080。为晚更新世活动断裂。(11)冷龙岭断裂（F11）该断裂西起金瑶岭，沿冷龙岭主脊延至雪龙横山以北，西与托莱山北缘断裂相连，东与古浪活动断76、裂及金强河断裂相接,全长 100余公里。断裂总体走向北西 6070倾向北东，倾角 5060为逆冲走滑断裂。断裂带宽 13km，由一系列近于平行的次级断裂组成。为全新世活动断裂，且活动显著。由地震原地复发危险性概率评估方法进行的研究结果显示该断裂各段未来 100a来发生 7级左右地震的概率很小。(12)中祁连北缘断裂带（F12）该断裂又称托莱山南缘断裂，西起托莱山南麓，经野牛沟至门源北西的硫磺沟西段与冷龙岭断裂相接。全长 130km，区内长 50km,总体走向北西 295,倾向南西，倾角5070为全新世活动断层。(13)大坂山南缘断裂（F13）该断裂西起默勒以西，向东经门源盆地南缘,止于连城西北77、，由 89条规模不等的断层右阶斜列组成,全长 240km。总体走向 300,倾向北东，倾角 7080逆冲兼左旋走滑性质。为第四纪早期活动断裂，沿断裂发生过 1984年 5.3级和 1963年 4.7级地震。(14)二郎洞茶卡北断裂（F14）该断裂西起布哈河上游，走向 310倾向北东，倾角 5070逆冲性质，全长130km。该断裂与北北西向断裂交汇部位于 1938年发生过 6.0地震。东段活动明显减弱。(15)榆木山日月山活动断裂带（F15）黑河口断裂：该断裂北起大磁窑口北，南至西武当惠条沟，总体呈北 30略向东突出的弧形延伸长 26km，倾向南西，倾角 6580至少由条不连续断层段右阶雁列组成78、，挤压破碎带宽 1030m。1987年曾发生小红崖沟 4.5级地震。断裂带上覆沉积物测年结果表明，该断层全新世以来未有明显活动的地质证据。日月山热水煤矿断裂：该断裂南起拉脊山，北至大通河谷，北 25直线状延伸长 180km。以甘子河为界分为南北两段，北段由条右阶不连续断层构成，南段由右阶雁列的两条次级断层组成。1927年发生多次 4.55.5级中强震。(16)哈溪大靖断裂（F16）该断裂又称古浪断裂，西起红腰岘，向东经天桥沟、磨台子、黄羊川至夹皮沟，全长 145km。走向近北西西或北东东，倾向南西或南东。探槽揭示出 7次古地震事件，平均重复间隔为 3350a。(17)白墩子断裂（F17）该断裂79、由四条不连续断层组成，近东西向延伸长 90km，阶距 3 k，最大 9km。总体走向东西，倾向南，倾角较陡。断裂现代弱震活动水平低，历史上无强震记载。(18)海原活断层（F18）该断裂西起兴泉堡，东至南海子峡附近，向北突起的弧形，延伸 237km，由 11条不连续断层段组成，第四纪以来曾有不同程度的活动。总体走向北 70，倾向北东或南西，倾角较陡。1920年沿海原活断层发生了 8.5级地震。后沿此断层段现代弱震密集成带，中强地震频繁发生。(19)毛毛山老虎山断裂（F19）该断裂长约 130 km，晚更新世末期以来，造成一系列的山脊、水系和阶地的断错与变形，并形成拉分盆地、断塞塘、多层次的断层陡80、坎等活动标志，全新世以来其水平滑动速率达 35mm/a，全新世期间西段有五次古地震事件，复发间隔 1800a，东段有 7次古地震事件，复发间隔约 1000a。(20)马雅山北缘断裂（F20）该断裂西起冷龙岭, 经黑茨沟、马营沟、华藏寺、平城至马厂山。走向北 70西，倾向南西，倾角 6070，全长 130公里。地貌上形成一系列断坎，且左旋断错水系、冲洪积扇等。其水平滑动速率为 2.0mma(Q2Q3)，局部地段可达 3.5mma(Q4早)。分布于断裂带上高 56米和 0.51.5米的陡坎可能有两期古地震事件。(21)雅布赖山东麓断裂南段（F21）南起白泉子山，北止于孟根西北，北 50锯齿状延伸长81、 10km，控制了雅布赖盆地第四系厚 200400m。断裂前第四纪为压性兼左旋剪切性质，晚第四纪以来转变为以张性活动为主，略具右旋走滑特点，断裂活动时空变化主要由山体逐渐向盆地发展。断裂割切了上更新统底部洪积砂砾石层，地表见断崖陡坎。沿断裂带自 1952年曾发生多次 5级地震。研究区地处青藏高原北缘，新第三纪以来，由于印度地块向北推挤，受到较为稳定的阿拉善地块的阻挡，青藏高原强烈隆起，致使这里的新构造运动具有明显的继承性和新生性及北西西向分区性特征。并且，这种分区性与大地构造单元又有密切的关系。综上所述，工程场地距相邻断层的最近距离均大于 1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。82、3.2.3 建筑场地类别与地震动参数拟建站址地势开阔、地形较平坦，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，依据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）的相关规定，拟建站址场地类别为 II类；建筑场地属抗震有利地段。根据中国地震动峰值加速度区划图（GB18306-2001图 A1，1:400万），拟建站址地震动峰值加速度为 0.15g，相对应的地震基本烈度为 7度；根据中国地震动反应谱特征周期区划图（GB18306-2001图 B1，1:400万），地震动反应谱特征周期值为 0.45s。依据光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD 003-2011）条的规定，该场地地震基本烈度为 7度，应进行83、地震安全性评价工作。3.3 光伏电站工程地质条件3.3.1 地形地貌及不良地质作用拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方向倾斜。站址区在 地表的 局部 区域， 见有雨 水冲刷 形成的地 表浅沟 ，沟 深一般 均小于0.5m，除此之外，未见其它不良地质作用。据业主提供相关文件，本厂区不存在压覆文物、压矿及采空区问题。 地层岩性及其性能根据区域调查、收资成果，站址地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积（Q3al+pl）圆砾层。该区域地层较为稳定，上下情况变化不大。本次勘察主要根据钻探原位测试及物探电测深成果，将勘探范围内的岩土分为两层，描述如下：圆砾（Q3al+pl）84、：呈杂色，稍湿，中密，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径 220mm占总量 3040%，大于 20mm粒径占总量 23%0%，最大粒径可达 120mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层，级配良好。平均厚度约 1.8m左右。该层地表局部地段堆填有约 0.5m后的人工填土。圆砾（Q3al+pl）：呈杂色，稍湿，密实，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，级配良好，粒径 220mm占总量 30%40%，大于 20mm粒径占总量 23%40%，最大粒径可达 12mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的85、粉细砂、粉土薄层。根据区域地质资料，其厚度可能大于 30m。3.2.4 岩土物理力学性质参数根据现场踏勘了解，并结合当地邻近其它工程的有关资料及工程地质手册（第四版）中相关经验值综合给出。地基土物理力学指标及地基土承载力特征值 见表3.3-1。表 3.3-1各层地基土的物理力学性质指标及承载力特征值一览表3.2.5 地下水及水、土腐蚀性站址区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气降水。参考区域地质资料，地下水位埋深可能大于 30m。可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。3.4 站址工程86、地质评价场地圆砾层厚度大，分布较为稳定，承载力可满足设计所提出的作为主要建筑物天然地基的要求。另据该地区的建筑经验，当地大型建筑物也多采用天然地基，且运行使用情况良好。因此，对于本场地推荐采用天然地基方案。如果局部遇到软弱夹层（或透镜体），可考虑采用级配良好的砂砾石或 C10素混凝土（或毛石混凝土）做换填处理。3.5 结论及建议（1）拟建站址在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内，工程场地距相邻断层的最近距离均大于 1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。（2）拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别为 II类；建筑场地属抗震有利地段；地震动峰值加87、速度为 0.15g，相对应的地震基本烈度为 7度；地震动反应谱特征周期值为 0.45s。（3）拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方向倾斜，站址区临近一采石场，零星分布有几座坟墓。除此之外，未见其它不良地质作用。（4）地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积（Q3al+pl）圆砾层。（5）地下水位埋深可能大于 30m，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。（6）拟建站址建（构）筑可考虑采用天然地基方案，局部不满足要求时，可采用砂砾石换填。（7）根据建筑地基基础设计规范（GB50088、072002）附录 F，站址区季节性冻土标准冻深为 120140cm。第四章 工程任务和规模4.1 地区概况 甘肃省甘肃省地处黄河上游，位于祖国西北部，东接陕西，东北与宁夏毗邻，南临四川 ， 西连新疆、青海，北靠内蒙古，并与蒙古国接壤。地形呈狭长状，东西长1655km，南北宽 530km，总土地面积 45.4万km；跨暖温带、温带和寒带等多个气候带，生态类型多样，大部分地区干旱少雨且蒸发量大、冬季漫长寒冷、夏季短而温热；境内山地、高原、平川、河谷、沙漠、戈壁交错分布，山地和高原约占全省总土地面积的 70%以上，戈壁和沙漠约占 15%。甘肃是多民族聚居的省份。有汉、回、藏、东乡、土、裕固等 5589、个民族成份。2010年全省常住人口为 2557.53万人，其中：城镇人口 923.66万人，占 36.12%；乡村人口 1633.87万人，占 63.88%。全省共设有七个地区（庆阳地区、平凉地区、陇南地区、定西地区、武威地区、张掖地区、酒泉地区），二个自治州（甘南藏族自治州、临夏回族自治州）、五个省辖市（兰州市、白银市、天水市、嘉峪关市、xx市），省会为兰州市。经过几十年建设，甘肃已形成了以能源、有色、石化、机械等为主体的工业体系。整体工业结构特点是：（1）以原材料为主的重工业结构；（2）资源配置仍倾向于基础型工业；（3）劳动力资源配置的密集程度高。就总体而言，由于地域条件的限制，加上原有工90、业结构的特点，致使近几年来，甘肃与沿海省市的差距在原有基础上正在增大，甘肃在经济上仍是我国欠发达的省份之一。进入“十一五”以来，甘肃省国民经济依然保持高速增长的势头，2006年国内生产总值 GDP增长 11.4%，2007年国内生产总值 GDP增长 12.1%，2008年受国际金融危机的影响，增速有所回落，但仍达到 10.1%，2009年国内生产总值 GDP增长 10.1%。2010年甘肃省生产总值 GDP增长 11.7%。2011年甘肃省生产总值 GDP增长 12.5%。在国家各项恢复经济政策的刺激下，未来几年甘肃省国民经济增长的总体形势不会改变。甘肃省是全国能源资源相对丰富的省区之一。煤炭91、资源、水能资源、风能资源及太阳能资源等能源资源丰富，为甘肃省能源工业发展和能源供应体系的建设提供了充足的资源保障。（1） 煤炭资源 甘肃省煤炭预测储量为 1428亿吨，主要集中在陇东地区平凉市、庆阳市及中部白银、兰州市辖区，少量分布于河西地区。其中：陇东地区地处鄂尔多斯盆地的西南缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，预测资源储量 1363亿吨，占全省预测储量的 95.4%；千米以浅预测资源达 183亿吨，探明煤炭资源 86.78亿吨，是未受破坏的整装煤田，勘查开发前景广阔，是甘肃经济可持续发展和规划建设重大项目巨大而宝贵的资源基础。（2） 石油、天然气资源 （a） 石油资源 92、甘肃省石油资源集中分布在玉门和长庆两个油区，资源储量 12.4亿吨,探明可采储量为 6亿吨，位居全国第七位，占全国基础储量的 3.34%。其中：庆阳地区石油资源累计发现含油面积 930.5km，预计油气总资源量为 28.47亿吨；开发区域已涵盖庆城、华池、环县、镇原、合水、宁县和西峰区，开发面积约 2万 km，现已探明石油地质储量 3.73亿吨，控制储量 2.89亿吨。新开发的西峰油田，探明石油地质储量 1.08亿吨，控制石油地质储量 2.03亿吨，是我国近 10年来发现的陆上大型油田之一。（b）天然气、煤层气资源 甘肃省已探明天然气基础储量为 83.8亿m，只占全国基础储量 0.33%。目前93、，甘肃省所用天然气主要由西起青海省柴达木盆地东部三湖地区涩北一号气田集气总站，经青海省西宁市，终至甘肃省兰州西固区柳泉乡的涩宁兰输气管道提供，全长930km，设计年输气量为 20亿 m，加压后可达 30亿 m。据长庆油田分公司勘探开发研究院提交的庆阳地区煤炭、煤层气资源潜力评价表明，庆阳煤田煤层气储量丰富。在庆阳市七县一区 1.98万km2的面积内，有 13588亿 m的煤层气预测资源量，占鄂尔多斯盆地中生界煤层气总资源量的 30%。从 2008年开始，长庆油田公司出资在庆阳市进行了煤层气试探，在环县-马岭、合水-宁县两个目标区内有 6230亿 m的煤层气预测储量，是比较现实且极具工业价值的资94、源。（3）可再生能源资源 （a）水能资源甘肃境内河流众多，水能资源丰富，分属黄河流域、长江流域嘉陵江水系及疏勒河、黑河、石羊河等水系组成的西内陆河流域。全省水能资源理论蕴藏量 18134.2MW，其中：黄河流域水能资源理论蕴藏量 9825.9MW，长江流域 4979.8MW，内陆河流域3328.5 MW；技术可开发量为12051.4MW，其中：黄河流域7423.4MW，长江流域2578.6MW，内陆河流域 2049.4MW。（b）风能资源 甘肃省有效风能资源理论储量为2.37亿kW，有效风能储量由西北向东南逐渐减少，可开发利用的风能资源主要集中在河西走廊西部和省内部分山口地区，可开发利用的风能95、资源总量为 40000MW以上。风能丰富区主要为北纬 40北地区，年有效风能储量在 800kWh/以上，年平均有效风功率密度在 150W/m以上，有效风速时数在6000小时以上；可利用区为河西走廊南部和省内其他北纬 40上山口地区，年有效风能储量在 500kWh/以上，年平均有效风功率密度在 100W/左右，有效风速时数在4500小时左右；季节利用区有张掖地区的大部，平凉地区的北部，庆阳地区的大部，年有效风能储量在 280kWh/以上，年平均有效风功率密度在 60W/左右，有效风速时数在 3000小时左右。酒泉市瓜州县被誉为“世界风库”，玉门市、阿克塞县、金塔县和肃北县马鬃山镇等地区风能资源也96、十分丰富，且地域辽阔，具有气候条件好、场址面积大且不占耕地、交通运输方便等优势和特点，有着开发建设大型光电基地的良好条件，开发利用前景广阔。（c）太阳能资源 甘肃省太阳能资源丰富，年太阳能总辐射量在52266330兆焦/，年资源理论储量67万亿kWh。各地年日照射数在l9123316小时之间，自东南向西北逐渐递增。西部的河西地区和西南部的甘南草原，是甘肃太阳能资源最为丰富的地区，全年日照时数为 29453316小时，年太阳能辐射量为59846330兆焦/平方米。太阳能资源丰富地区多数为沙漠、戈壁及未利用荒地，地势平坦开阔。目前甘肃省已成为我国光伏发电大规模应用示范基地。（d）生物质能资源甘肃省97、生物质能主要以农村沼气应用为主。预测全省生物质能资源可供量为：农作物秸秆 690万吨、家畜粪便 2700万吨、林木质综合剩余物 316万吨、能源林种子 52万吨、城镇生活垃圾 540万吨，共计折合标煤 830万吨。生物质能资源分布特点：河西地区耕地广阔，是主要秸轩产地；陇南和甘南的林区，是林木和薪柴主要产地。4.1.2 xx地区xx市位于河西走廊东部，祁连山北麓，地处东经 1010410243和北纬37473900之间。东连武威，西邻张掖，南托古长城，与肃南裕固族自治县和青海省门源回族自治县毗邻，北同内蒙古自治区阿拉善右旗接壤。xx是以有色金属、重化工为主体的重工业城市，是我国最大的镍钴生产基98、地和铂族金属提炼中心。已探明的矿藏主要有镍、铜、铀、金、银、铁、铅、铝、锑、煤、硫磺、莹石、粘土、石膏、石棉、膨润土、石英石、石灰石、大理石、石油等 30多种。尤以硫化镍为主的龙首山多金属特大型共生矿著称，镍储量居世界第二位。与铜、镍伴生的铂、钯、铱、钌、铑等稀有金属储量之多，品位之高。还有藏量丰富的煤田和石油。目前，xx市已形成了以冶金、化工、建材、机械、电力、轻纺、食品为主体的门类齐全的新兴工业城市。4.2 地区电力系统现状及发展规划4.2.1甘肃电网现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，目前最高电压等级为 750kV，主网电压等级为 750/330kV。它东与陕西99、电网通过 33kV西桃、天宝、秦宝、眉宝四回线、平凉乾县两回 750kV线路联网；往西通过兰州东官亭 750kV线路及 330kV杨海一回、海阿双回、海桃一回、官兰西线一回、桃兰西一回与青海电网联网；往北通过 2回 750kV线路及 5回 330kV线路与宁夏电网联网运行。截至 2011年底，甘肃全口径装机容量 2741.43MW，其中水电厂 6733.33MW、火电厂 15264MW、风电 5703.1MW、其他 24MW，水电、火电、风电所占比例分别为 24.1%、54.63%、20.41%。2011年甘肃全省全社会用电量（地区口径）达到923.45亿kWh，较上年增长13.66%；电网口100、径用电量达到923.45亿 kW，较上年增长13.66%；统调口径用电量达到790.05亿 kW，较上年增长12.12%。2011年甘肃电网地区口径最大发电负荷12990MW，较上年增长3.1%；电网口径最大发电负荷12990MW，较上年增长3.81%；统调口径最大发电负荷 10819MW，较上年增长 2.58%。截至2011年底，已建成的750kV线路24条，甘肃境内总长度约 3765.003km；330kV线路140条，甘肃境内总长度约 7374.541km；220kV线路 42条，总长度约959.81km（计及早阳四川广元线路）。全网共有 750kV变电站 6座，主变 7台，容量1350101、0MVA；330kV变电所 42座，主变 90台，总容量 21660MVA；220kV降压变电所 9座（不包括铝厂专用变），主变 22台，总容量 2850MVA。甘肃电网 2011年地理接线见图 4-1。图 4.2-1 甘肃电网 2011年地理接线示意图4.2.2河西电网现况河西电网是甘肃电网的重要组成部分，位于甘肃西部的河西走廊，分为武威地区电网、xx地区电网、张掖地区电网、嘉酒地区电网共四个地区性电网。2011年已建成武胜河西酒泉敦煌两回750kV输电线路，河西750kV网架初步形成。武胜古浪凉州河西xx山丹张掖酒泉嘉峪关玉门桥湾敦煌 330kV线路延伸到安西地区。2011年武威地区电网、102、xx地区电网、张掖地区电网、嘉酒地区电网最大用电负荷分别为758MW、912MW、565MW、1639MW。截止 2011年底，河西电网内已建成 750kV变电所 3座，主变 4台，变电容量 8400MVA；河西电网内已建成 330kV变电所 13座，变电容量 7320MVA。河西地区 12MW以上电源装机容量达到约 6123.4MW，其中火电 3357MW，水电 1044MW，风电 1722.4MW。4.2.3 地区电网发展规划为提高电网安全可靠性，满足xx地区负荷发展及安全供电，规划建设 330kV上河湾变电站（入山丹河西 750kV变 330kV线路）、新建xx河西 750kV变 330103、kV线路、扩建河西 750kV主变 12100MVA。4.3 开发任务20xx年受上海xx国源电力有限公司委托，西北电力设计院开展了xx市xx区二期50MWp并网光伏发电项目项目的可行性研究工作。4.4 建设条件甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在 48006400MJ/m，年资源理论储量 67万亿 KW，每年地表吸收的太阳能相当于大约 824亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为每平方米 5800MJ和 640MJ；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅 48005200MJ；其余地区为 5200-5800MJ。除陇南地区外，104、甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为每平方米 560740MJ；1月为 26380MJ；4月为 48630MJ；10月为 300480MJ。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在 17003320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在 3200小时以上；陇南南部，在 1800小时以下；其余地区在 20003000小时之间。甘肃省是全国降水量稀少的地区之一，年降水量在 300毫米以下的地区占总面积的58，年降水量最多的地区是陇南东南部，为 700800毫米；年降水105、量最少的地区是河西走廊，为 40200毫米。由于受地理环境和大气环流的影响，降水量不但空间分布不均，而且年际变化也很大，因而干旱出现频率高。甘肃省年蒸发量在 11003000毫米之间，分布趋势由东南向西北增大。河西走廊一般为 20003000毫米，是甘肃省蒸发量最大的地区；祁连山区为 16001800毫米；中部为 13002000毫米；陇南和甘南高原一般为 11001300毫米，是甘肃省蒸发量最小的地区。根据所在地区日照时间的长短和日射量，我国太阳能资源划分为五类地区，甘肃省河西地段被划归为一类地区，它属于太阳能资源较充足的地区，适合于使用太阳能光伏发电作为供电电源。xx市位于甘肃省西部，河西106、走廊东段，属典型的高寒半温润气候区，一般分为暖湿和干冷两个季节。昼夜温差大，日照时间长。根据xx气象局提供的各气象要素资料，xx市多年平均日照小时数 2981h，多年平均日照辐射量为 6200MJ/m2，实测最大风速17.5m/s，平均气温 9。xx地区的太阳能资源不仅在甘肃省，而且在全国也是太阳能资源较丰富地区之一，同时拥有丰富的荒置土地资源、良好的交通以及电力接入条件，具有良好的开发利用前景。4.5 工程建设规模本二期工程发电项目规划容量 50MWp，计划 20xx年 5月开工，20xx年 10月建成，11月投产。（1）符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向。4.6 工程建设的必要性20107、09年 3月财政部会同住房和城乡建设部印发关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见及太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法，2009年 7月财政部、科技部、国家能源局联合印发了关于实施金太阳示范工程的通知。这一系列的扶持政策，极大地促进了我国太阳能光电发展。（2）改善生态，保护环境的需要。太阳能是清洁的、可再生的能源，污染物排放很少，太阳能的开发利用可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，这对于减少二氧化碳等温室气体排放、保护环境具有重要意义。（3） 促进能源电力结构调整的需要。国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。甘肃省的可再生能源中，除水电和风电外，相对于其它再生能源，108、光伏发电的开发利用尚处于起步阶段。因此，大力发展光伏发电，将有效地改善能源结构，增加可再生能源的比例，优化电力系统电源结构，对实现地区经济的可持续发展，具有重要作用。（4） 开发光电，促进当地旅游业发展。科技旅游时新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。光伏电站是新的绿色能源项目，本光伏电站建成后，将会成为科普旅游的一个新亮点，促进当地旅游业的发展。因此，本工程的建设是必要的。第五章 光伏系统总体方案设计及发电量分析太阳能光伏发电系统通常分为离网型太阳能光伏发电系统和并网型太阳能光伏发电系统。与公共电网相连接的太阳能光伏发电系统称为并网型太阳能光伏发电系统，它是太109、阳能光伏发电进入大规模商业化的重要方向，它又可分为：分散式小型并网光伏系统：并入低压配电网，光伏与建筑或景观结合（BIPV、BAPV）。以下简称户用并网系统。集中式大型并网光伏系统：并入高压输电网，荒漠戈壁大型光伏电站（VLS-PV）。以下简称大型并网系统。本工程属于集中式大型并网光伏电站。在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳能电池组成的光伏组件方阵转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用电设备使用和远程调配。本工程光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、逆变器及变配电系统三大部110、分组成，其中光伏组件方阵及逆变器组合成发电单元部分。5.1 太阳能电池组件选择太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成本低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池组件。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。5.1.1太阳能电池类型的选择按其材料的不同，太阳电池可分为以下几种类型:结合目前国内太阳能电池市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳能电池。对以下四种太阳能电池进行比较：单晶硅太阳能电池111、多晶硅太阳能电池、非晶硅薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池（CIGS）。上述各类型电池主要性能如表 5.1-1所示。表 5.1-1各种太阳能电池性能种类电池类型商用效率实验室效率使用寿命特点目前应用范围晶体硅电池单晶硅1618%24.7%25年效率高技术成熟中央发电系统独立电源民用消品市场多晶硅1417%20.3%25年效率较高技术成熟中央发电系统独立电源民用消品市场薄膜电池非晶硅68%13%20年弱光效应较好成本相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉911%16.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒911%19.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场少数独电112、源.1 单晶硅太阳电池单晶硅太阳电池是最早发展起来的，技术也最为成熟，主要用单晶硅片来制造。单晶硅材料的晶体完整，光学、电学和力学性能均匀一致，纯度较高，载流子迁移率高，串联电阻小，与其它太阳电池相比，性能稳定，光电转换效率高，其商业化的电池效率为 16%18%。单晶硅太阳电池曾长期占领最大的市场份额，只是在 1998年后才退居多晶硅电池之后，位于第二位，但其现在仍在大规模应用和工业生产中占据主导地位。今后，单晶太阳电池将继续向超薄、高效发展。受到材料价格及相应复杂的电池工艺影响，单晶硅成本价格居高不下，与此同时在加工过程中还伴随着高耗能、高污染的不利影响。如图 5.1-1所示。图 5.1-1113、单晶硅太阳电池和组件.2 多晶硅太阳电池随着铸造多晶硅技术的发展和成本优势，多晶硅太阳电池逐渐抢占了市场份额。从多晶硅电池表面很容易辨认，多晶硅片是由大量不同大小、不同取向的晶粒构成，在这些结晶区域（晶粒）里的光电转换机制完全等同于单晶硅电池。由于硅片由多个不同大小、不同取向的晶粒组成，而在晶粒界面（晶界）光电转换容易受到干扰，因而多晶硅电池的转换效率相对单晶硅略低，其商业化的电池效率为 14%17%。同时多晶硅的光学、电学和力学性能的一致性也不如单晶硅。随着技术的发展，多晶硅电池的转换效率也逐渐提高，尤其做成组件后，和单晶硅组件的效率已相差无几。如图 5.1-2所示。图 5.1-2多晶硅太阳114、电池和组件.3 非晶硅薄膜太阳电池图 5.1-3 非晶硅薄膜光伏组件如图 5.1-3所示，自 1976年第一个非晶硅薄膜太阳电池被研制出，1980年非晶硅太阳电池实现商品化，直到今天，非晶硅太阳电池以其工艺简单，成本低廉，便于大规模生产的优势，取得了长足的进展，被称为第二代太阳电池。非晶硅薄膜太阳电池具有弱光性好，受温度影响小等优点，但非晶硅太阳电池换效率相对较低，商业化的电池效率也只有 6%左右，而且非晶硅薄膜太阳电池在长时间的光照下会出现衰减现象（S-W效应），组件的稳定性和可靠性相对晶体硅组件较差，影响了其在大规模光伏电站中的应用。单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、115、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，已被广泛应用于大型并网光伏电站项目。单晶硅和多晶硅两种组件最大的差别是单晶硅组件的光电转化效率略高于多晶硅组件，也就是相同功率的电池组件，单晶硅组件的面积小于多晶硅组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。请参看单晶硅组件与多晶硅组件参数对比表。表 5.1-2 单晶硅组件与多晶硅组件参数对比表序号名称单位多晶硅单晶硅1太阳电池组件尺寸结构mm1650*990*401581*809*402太阳电池组件重量kg2015.63大气质量AM1.5、1000W/m2的辐照度116、25的电池工作温度下的标称参数(1)峰值功率Wp240210(2)开路电压（Voc）V37.4746.6(3)短路电流（Isc）A8.425.88(4)工作电压（Vmppt）V30.838.3(5)工作电流（Imppt）A7.795.484太阳电池组件温度系数(1)峰值功率温度系数%/K-（0.4270.05）-（0.390.05）(2)开路电压温度系数%/K-（0.2870.1）-（0.300.1）(3)短路电流温度系数%/K0.060.0150.040.0154最大系统电压V100010004工作温度范围-40+85-40+854功率误差范围%334表面最大承压Pa540054004电池117、组件转换效率%14.716.44电池组件单位面积功率W/m2146.9164.24(1)10年功率衰降10104(2)25年功率衰降2020通过以上参数对比可以看出目前国内 240Wp多晶硅组件已与 210Wp单晶硅组件在参数上差异不大，但单晶硅组件的价格比多晶硅组件的价格略高 10%左右。非晶硅薄膜太阳电池由于其稳定性较差、光电转化效率相对较低的原因，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜电池在国内产量很小，目前没有大规模生产，其在高原地带少有使用的工程实例。而铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，工艺及制备条件极为苛刻，产业化进程不是很快，在国内还处于技术起步阶段118、。通过上面对比，结合本工程实际情况，推荐全部选用多晶硅电池组件。5.1.2太阳能电池组件峰值功率的选择太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。多晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用较为广泛。由于本工程装机容量达到50MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大。所以设计优先选用单119、位面积功率大的电池组件，以减少占地面积和安装量。采用不同功率的多晶硅电池组件组成的 1MWp方阵进行用量比较，见表 5.-3。表 5.1-3 不同功率电池组件 1MWp方阵用量比较参数方案一方案二方案三组件峰值功率（Wp）175240280串联数量（块）2620161MWp方阵并联数量（串）2322102241MWp方阵组件数量（块）603242003584由表 5.1-3比较可以得出：采用 240Wp组件和 280Wp的组件组成 1MWp光伏阵列所使用的组件数量均较少，有利于减少占地和安装工程量，施工进度可以得到很大提升。同时，组件之间的连接点减少，降低了故障几率和电缆用量，从而系统损耗整体120、降低。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其规格大多数在 150Wp至 300Wp之间，在这个区间范围内，市场占有率比较高的几家厂商所生产的多晶硅太阳能组件规格尤以 200Wp到 240Wp之间居多。综合考虑组建效率，技术成熟性，市场占有率，以及采购订货时的可选余地，本工程推荐选用 240Wp的多晶硅太阳能光伏组件。本次可研阶段选用的光伏组件参数见表 5.1-4。表5.1-4 所选电池组件的技术参数及性能型号YL230P-29b峰值功率Wp240开路电压（Voc）V37.47短路电流（Isc）A8.42工作电压（Vmppt）V30.8工作电流（I121、mppt）A7.79峰值功率温度系数%/-0.427开路电压温度系数%/-0.287短路电流温度系数%/0.0610年功率衰降%1020年功率衰降%20安装尺寸mm1650*990*40重量kg205.2 光伏阵列运行方式选择5.2.1电池阵列运行方式选择.1电池阵列的运行方式分类对于光伏组件，不同的安装角度接受的太阳光辐射量是不同的，发出的电量也就不同。安装支架不但要起到支撑和固定光伏组件的作用，还要使光伏组件在特定的时间以特定的角度对准太阳，最大限度的利用太阳光发电。安装方式主要固定式、单轴跟踪和双轴跟踪等。1）固定式光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、122、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。如图5.2-1所示。图 5.2-1 固定式安装2）单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高 2035%。如果单轴的转轴与地面所成角度为 0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为 0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬 3040度的地区，采用水平单轴跟踪可123、提高发电量约 20%，采用极轴单轴跟踪可提高发电量约 35%。但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式，如图 5.2-2、5.2-3所示。图 5.2-2 水平单轴跟踪系统图 5.2-3 极轴单轴跟踪系统3）双轴跟踪双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高太阳电池对太阳光的利用率。如图 5.2-4所示。图 5.2-4 双轴跟踪系统双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高太阳电池发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量 2025%；在比较晴朗的地124、方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量 35%45%。.2电池阵列的运行方式比较。对于自动跟踪式，其倾斜面上能最大程度的接收太阳能总辐射量，从而增加发电量。经初步计算，水平单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 15%20%（与固定式比较）；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 25%30%（与固定式比较）；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 30%50%（与固定式比较）。然而实际工程中效率往往比理论值小，其原因有很多，例如：太阳能电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量125、可提高约 25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对 1MWp光伏阵列采用三种运行方式比较如表 5.2-1。表 5.2-1 1MWp阵列各种运行方式比较项目固定式斜单轴跟踪式双轴跟踪式发电量(%)100118125占地面积（万m2）2.04.14.8支架造价1.2元/Wp2.8元/Wp4.7元/Wp直接投资增加百分比（%）100115124运行维护工作量小有旋转机构，工作量大有旋转结构，工作量大支撑点多点支撑多点支撑单点支撑板面清洗布置集中，清洗方便布置分散，需逐个清洗，清洗量较大布置分散，需逐个清清清洗量大由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低且支架系统基本免维护；126、自动跟踪式初始投资较高，需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高（发电量提高的比例高于直接投资增加的比例），如果不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，设备的可靠性和稳定性不断提高，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好的解决电池阵列同步性及减少运行维护工作量，则自动跟踪式系统较固定安装式系统将更有竞争力。.3电池阵列的运行方式确定经过对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较127、高，而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高。另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址地区或相似特殊气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的荒漠隔壁区大规模应用的工程也相对较少。根据以上综合分析，并结合投资商的开发意向以及工期的要求等，本工程推荐选用固定式运行方式。5.2.2电池阵列最佳倾角的计算电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用 Klein计算方法。利用 PVYST软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，调整倾角使发电量最大，128、见图 5.2-5。图 5.2-5 不同倾斜面上日平均太阳辐射量变化曲线图在 PVSYST软件中调整倾角，使其发电量达到最大，同时使太阳能资源的损失达到0%。通过计算得到，当电池组件倾角为 35、36时，全年日平均太阳总辐射量均较大，而且这两个角度的太阳辐射日平均值变化量差异很小，对年发电量的影响不大。考虑到倾角加大后，各组串间净距尺寸将加大，电站面积增加，同时倾角加大后增加光伏组件支架的抗风强度，使耗钢量加大，因此本期工程可研阶段组件倾角按 35设计。5.3 逆变器的选择5.3.1逆变器的技术指标对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：(1)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能129、力、环境适应能力、顺势过载能力及各种保护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。(2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90或95以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85或90以上。在50W/的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率 10的情况下，也要保证90（大功率逆变器）以上的转换效率。(3) 逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。(4) 逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适130、应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。逆变器主要技术指标还有：额定容量；输出功率因数；额定输入电压、电流；电压调整率；负载调整率；谐波因数；总谐波畸变率；畸变因数；峰值子数等。逆变器满足光伏电站接入电网技术规定中关于电网对低电压穿越的要求，并取得低电压穿越的实验报告。本工程站址处的海拔高度在 1459m1473m之间，海拔2000米。经咨询部分逆变器生产商，可保证产品用于此海拔地区不降容。5.3.2逆变器的选型通过对逆变器产品的考察，现对 250kW、500kW逆变器产品及 1000kW逆变器131、做技术参数比较：表 5.3-1 不同逆变器主要技术参数对比表推荐的最大功率275kW550kW1160kW绝对最大输入电压880Vdc880Vdc880VdcMPPT输入电压范围480V820V480V820V450V820V峰值效率97.598.598.5额定交流输出功率250kW500kW1000kW额定交流输出电流534A1070A2138A额定交流输出电压270Vac270Vac270Vac额定交流频率50Hz50Hz50Hz功率因数(cos)111电流波形畸变率3（额定功率）3（额定功率）3（额定功率）由表 5.3-1比较可以得出，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流也增132、大。本工程系统容量为 50MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程拟采用高效率、大功率逆变器，选用容量为 500kW，逆变器参数暂按如下参数进行设计，技术参数见表 5.3-2。表 5.3-2 逆变器主要技术参数表逆变器型号SG500KTL输出额定功率500kW最大直流功率550kW最大交流输出电流1176A最高转换效率98.7%欧洲效率98.5%最大功率跟踪（M133、PP）范围450Vdc820Vdc最大直流电压900Vdc最大直流输入电流1200A交流输出电压270V交流输出电压范围210310V输出频率范围47Hz52Hz要求的电网形式IT系统待机功耗/夜间功耗100W输出电流总谐波畸变率0.99自动投运条件直流输入及电网满足要求时，逆变器将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）无接地点故障检测（有/无）有过载保护（有/无）有反极性保护（有/无）有过电压保护（有/无）有其它保护（请说明）短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等工作环境温度范围2555相对湿度095%，不结露允许最高海拔6000m(超过3100m需降容使用134、)防护类型/防护等级IP20（室内）散热方式强制风冷重量2288kg其他低电压穿越功能、远程数据通讯接口5.4 光伏方阵设计5.4.1 并网光伏发电系统分层结构.1太阳能电池组串由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳能电池组串。.2太阳能电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。.3阵列逆变器组由若干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。.4太阳能电池子方阵由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。.5太阳能电池阵列由一个或若干个太阳135、能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。5.4.2发电系统方案概述本工程总装机容量为 50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用多晶硅太阳能电池（240Wp），电池组件均安装于固定支架上（采用最佳倾角为 35。50MWp太阳能电池阵列由 48个 1.05MWp子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个 1MWp太阳能电池方阵由太阳能电池组、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组并联后的直流电采用电缆送至汇流箱，经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，每两个 500kW的逆变器与一台10kV箱式升压变电站（分裂变压器）通过136、电缆连接，电压由交流 0.27kV升至10V。就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至10kV后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）接入光伏电站内10kV配电室，每 4或5个 1000kVA箱式变压器汇流后接入10kV母线，经升压后接入 110kV配电装置。5.5 光伏子方阵设计5.5.1光伏子方阵设计原则.1太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。.2每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，但不应超过逆变器的最大允许输入功率。.3太阳能电池组件串联后，其最高输出137、电压不允许超过太阳能电池组件自身最高允许系统电压。.4各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流电压损耗和功率损耗。5.5.2光伏子方阵串、并联设计本电站预计安装容量为 50MWp，选定的光伏电池技术参数，见表 5.5-1。表 5.5-1 选定的光伏电池技术参数表电池尺寸最佳功率开路电压短路电流最大工作电压最大工作电流1650mm990mm240Wp37.47V8.42A30.8V7.79A本工程逆变器容量选用 500kW，所需 500kW逆变器数量 96台。为了便于运行及维护管理，太阳能电池板安装按每 1050kW为一个子方阵设计，共48个子方阵。每个子方阵对应两台 50138、0kW逆变器。电池组件串联数量计算：N Vdcmax/Voc96 （5.1）NVdcmin/Vmp96 （5.2）式中：Vdcmax逆变器绝对最大输入电压；Vdcmin逆变器绝对最小输入电压；Voc电池组件开路电压；Vmp电池组件最佳工作电压。经计算：得出串联光伏电池数量 N为：15N22，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素修正后，最终确定太阳能电池组件的串联个数为 20（一个组串）。电池组件并联组数计算：N=550/(20240)*1000=114.58根据并联原则，取每台 500kW逆变器所接电池组并联数为 114，1.05MWp子方阵对应两台 500kW逆变器，因此根据施工排139、布优化后1.05MWp子方阵电池组串并联数为 219。5.5.3太阳能电池组串单元的排列方式20块组件串接方式有多种，但是为了接线简单，降低施工复杂程度，确定串方式为如下四种，分别为：(1)单块组件顺次连接（方案一）；(2)将 20块组件分成十份，每份两块，将每份中两块组件叠加后串接，然后将十份组件顺次连接（方案二）；(3)将 20块组件分成 4份，每份 5块，将每份中 5块组件叠加后串接，然后将 5份组件顺次连接（方案三）；(4)将 20块组件分成 2份，每份 10块，将每份中 10块组件叠加后串接，然后将 2份组件顺次连接（方案四）。组件串接方案及相应 1000kWp方阵布置方案如图 5.140、5-15.5-4所示。图 5.5-1 电池组串单元联结方式方案一图 5.5-2 电池组串单元联结方式方案二图 5.5-3 电池组串单元联结方式方案三图 5.5-4 电池组串单元联结方式方案四通过以下几个方面对各种方案进行比较：.1占地面积方案一：1MWp方阵占地面积约为 1.86hm2；方案二：1MWp方阵占地面积约为 1.855hm2；方案三：1MWp方阵占地面积约为 1.853hm2；方案四：1MWp方阵占地面积约为1.697hm2。经比较可知，占地面积中方案四最少，方案三次之，方案一、方案二较多。.2组件支架耗材量电池组件支架采用三角形钢支架，支架钢材用量少，电站的投资就低。经计算可知，141、方案一：1MWp方阵支架钢材耗量为 112t；方案二：1MWp方阵支架钢材耗量为 124t；方案三：1MWp方阵支架钢材耗量为 118t；方案四：1MWp方阵支架钢材耗量为 215t。由此可知方案一钢材用量最少，方案三次之，方案二、方案四较多。.3线缆长度占地面积少，线缆长度就小，直流损耗降低，电站的发电效率就会增加。.4安全可靠性组件布置高度高过高，会使组件迎风面积增大，相应的风荷载增加，安全性差，并且导致钢材量增加。.5后期维护组件布置高度过高，相应的电池组件的支架高度增加，后期维护及电池板清扫等工作量大且电池阵列之间的不遮挡间距大。综上所述，方案四占地面积较少，电池组件支架钢材耗量较少，142、直流损耗小，电缆长度较小，电池组件支架安全性较高，后期维护较为简便。故方案四为最佳方案，本工程选择电池组件串接方式为方案四。根据方案四，1MWp电池方阵考虑与 2台 500kW逆变器的匹配，最终确定 1MWp子方阵光伏电池并联总组数为 219组。5.5.4太阳能电池阵列间距的计算对于固定式太阳能方阵，必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9:00至下午 3:00的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式如下：光伏方阵间距或可能遮挡物与方阵底边的垂直距离应不小于 D：D=cosAH/tansin-1(sins143、in+coscoscosh)（5.3）式中：D遮挡物与阵列的间距，m；H遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，m； 当地纬度，deg；A太阳方位角，deg；太阳赤纬角，deg；h时角，deg。经计算，本工程太阳能电池阵列中心间距为 8.47m，综合考虑本工程地形等因素，取中心间距为8.6m。5.6 方阵接线方案设计5.6.1方阵汇流箱设计每 13或 15串太阳能光伏组串设置一个汇流箱，组成一条汇流线路至直流配电柜。每 8条汇流线路设置一个直流配电柜，每一个直流配电柜与一台 500kW逆变器相配合，光伏组串与汇流箱、汇流箱与直流配电柜、直流配电柜与相应逆变器间采用电缆连接。汇流箱具有以下特点：(1144、)同时可接入 13或 15路输入，1路输出。进线装有光伏专用直流熔断器，出线装有直流塑壳断路器；(2)每回路均可承受 DC1000V电压；(3)每回路均设有二极管防反保护功能；(4)配有光伏专用高压防雷器，正负极都具备防雷功能；(5) 汇流箱内应设有数字式电流、电压数据采集器，能够对每路光伏组串的电流、电压数据进行采集，通过 RS485接口（开放通讯协议）经通讯电缆送至监控系统。5.6.2逆变器室布置本工程需要的总电池板数量 210240块装机容量 =2180000.23kWp=50457.6kWp本工程共 48个 1.05MWp子方阵。方案一，每座逆变器室装设 1台 500kW逆变器，逆变器145、位于方阵中间，共需要 96座逆变器室，96台 500kVA变压器。方案二，每座逆变器室装设 2台 500kW逆变器，逆变器室对应左右 2个 500kW方阵，共需要 48座逆变器室，48台 1000kVA变压器。方案三，每座逆变器室装设 4台 500kW逆变器，逆变器室对应上下两个 1.05MWp子方阵，每个子方阵设 2台 500kW逆变器，设隔墙分割为独立单元。共需要 24座逆变器室，48台 1000kVA变压器。通过对电池方阵及逆变器室组合方案的对比，方案二较为合理，也是常用设计方案，经济性较好。综上所述，本阶段推荐的电池方阵及逆变器室组合方案为：光伏电站按48座逆变器室设计，每个逆变器室需146、安装 2台 50kW逆变器，每个逆变器室外安装 1台 1000kVA箱式变压器。5.7 辅助技术方案5.7.1环境监测本太阳能光伏发电场内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。5.7.2光伏组件清洗方案.1积雪处理根据xx地区的气候情况，每年冬季 11、12、1、2月份的降水量少，主要降水量集中在夏季，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）147、组件朝向正南，且有 35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，组件运行时表面温升明显，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。.2组件表面清洁根据xx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。组件板面污染物主要是以浮尘为主，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。由于组件表面一般采用了自洁涂层，经过雨水冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到组件表148、面的清洁度直接影响到光伏系统的输出效率，长时间不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程初步选定气力吹吸与水车定期清洗相结合的方案，考虑到本项目所在地区为干旱地区，水资源比较宝贵，组件清洗采用节水型组件清理方案。（1）气力吹吸气力吹吸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。便携式吹风机是由汽油发动机带动的离心式风机、悬臂式风管及便携式机架组成。便携式吹风机出风量一般在 600120m/h 左右，风量随机器不同的功率，会有变化，但是出口风速一般都在 90m/s以上。便携式吹风机主要是利用出口高风速来吹扫组件表面的浮灰，也可通过风管出口喷头的更换，改造成吸尘机。吹风机功率一般为 1.5k149、W左右，油耗一般在 500g/kWh。机器要求间隔使用，一般工作 1小时后需要一段停用冷却时间，吹风机使用寿命大概在 2年左右。如果每天实际吹扫时间以 6小时计，每 20天为一个吹扫周期，对 50MWp容量光伏发电站，需要便携式吹风机 34台，吹扫工作人员 34名，每年消耗的汽油约为 28000公升。（2）移动清洗水车清洗水车和维护人员配合，利用车载水箱、水泵及水管对组件表面进行清洗。车载水箱的容积为 5m，1MWp组件清洗需要 3箱。由于自来水管网已接至场址所在地附近，因此清洗水直接从自来来水管网抽取。每天实际清洗时间以 6小时计，每 20天为一个吹扫周期，需要水车十一辆，工作人员 22名，150、50MWp组件每年耗水 4700m。为了避免大量的道路建设，造成一次性成本较高，另外车辆进入光伏阵列区内部，靠近组件行驶，容易产生事故隐患，考虑水车只在光伏场区内道路上行驶，故需要为每辆水车配备较长的冲水软管。移动清洗水车每年消耗的柴油约为 8300公升。综上所述，本工程组件清洗系统拟采用清洗水车为主，辅助采用气力吹吸方案。5.8 年上网电量预测5.8.1太阳能光伏发电系统效率分析太阳能光伏发电系统效率包括：太阳能电池老化效率，交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率，逆变器效率，变压器及电网损耗效率。（1）太阳能电池老化效率 1：太阳能电池由于老化等因素的影响，使光伏系统运行期发电效率逐年衰减151、。考虑到电池组件在25年经济寿命发生约20%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 90%。本工程电池老化系数逐年按衰减0.90计；（2）太阳能电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及老化综合效率取 80。表 5.8-1 综合效率系数表序号名称修正系数1太阳能发电系统可用率0.992电池组件转换效率修正系数0.863光照有效系数0.9954逆变器平均效率0.975电缆线损、变压器铁损系数0.976综合折减系数（12345）0.80（3）组件阵列安装倾角、方位角系数 3:本工程计算所用软件 PVSYST已将水平面的太阳辐射152、量转换为 35斜面太阳辐射量，因此不需要此系数修正。5.8.2年理论发电量计算本工程发电量计算所用软件为 PVSYST,输入数据为xx气象站标准月的辐射量统计表，见表5.8-2。通过软件的初步设计模块，计算得到倾角为35斜面上的峰值日照小时数，见表5.8-3。通过35斜面上的峰值日照小时数计算本工程理论发电量，见表5.8-4。表 5.8-2 xx气象站标准月的辐射量统计表 单位：MJ/m2月 份1月2月3月4月5月6月总辐射量（MJ/m2）317.3372.7513.9608.5717.1712.8月 份7月8月9月10月11月12月总辐射量（MJ/m2）703.1646.1517.3437.153、2337.1287.1由不同年份的标准月所组成的工程年辐射量总量为 6170.3MJ/。表 5.8-3 最佳倾角各月每天平均峰值日照小时数（h）月份水平面峰值日照小时数（h/天）35倾斜面峰值日照小时数（h/天）1月2.845.052月3.705.513月4.605.734月5.635.935月6.436.006月6.605.847月6.305.698月5.795.749月4.795.4910月3.925.3911月3.125.2612月2.544.83平均值4.675.54表 5.8-4 50MWp电池阵列理论发电量统计表月份35倾斜面峰值日照小时数（h/天）月发电量1月5.05780.25154、2月5.48769.593月5.73886.564月5.93892.375月6.00929.96月5.84875.587月5.69880.688月5.74869.759月5.49830.2110月5.39832.3411月5.26789.8712月4.83746.77理论年发电量10083.87理论年上网小时数(h)2020.37经计算，得出本工程年理论发电量为10083.87万度，理论年上网小时数为2020.37h，平均每天的峰值日照小时数为 5.535h。5.8.3年上网发电量预测电站建成后各运行年计算年发电量 An，可采用下式计算：An=年理论发电量12按照电站运行 25年，逐年发电量见155、表 5.8-5。 表5.8-5 逐年发电量预测表第1年第2年第3年第4年第5年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1545.557798.401529.947719.631514.337640.861498.727562.091483.117483.31第6年第7年第8年第9年第10年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1467.156、507404.541451.887325.771436.277247.001420.667168.231405.057089.46第11年第12年第13年第14年第15年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1394.647036.941384.236984.431373.836931.911363.426879.401353.016826.88第16年第17年第18年第19年第20年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时157、数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1342.606774.371332.196721.851321.796669.341311.386616.831300.976564.31第21年第22年第23年第24年第25年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1290.566511.801280.166459.281269.756406.771259.346354.251248.936301.74晶体硅光伏组件在光照158、及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算。结论：本工程25年总发电量约174479万kWh，25年年平均发电约6979.18万KWh。此数据仅为本电站理论计算结果，最终结果以电站实际发电数据为准。各月平均发电量见图 5.8-1。图 5.8-1 运行期各月平均发电量第六章 电气设计6.1 电气一次6.1.1设计依据标准电压GB156电工名词术语GB2900电力变压器GB1094三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451高压输变电设备的绝缘配合GB311.1油浸式电力变压器负载导则GB/T15164高压开关设备通用技术条件GB11022交流高压断路器GB1984交159、流高压隔离开关和接地开关GB1985363kV交流高压负荷开关GB3804高压交流负荷开关熔断器的组合电器IEC420电力工程电缆设计规范GB50217-94高压电缆选用导则DL401-2002电压互感器GB1207-1997高压并联电容器装置设计规范GB50227-95并联电容器装置设计规范GB50227串联电抗器GB5316交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997交流电气装置的接地DL/T621-1997交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T11032-2000电能质量 供电电压允许偏差G/T12325-2003电能质量 电压波动和闪变GB12326-2000电能质量 公用电160、网谐波GB/T14549-1993电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T15543-1995火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T5390-2007水力发电厂照明设计规范DL/T5140-20016.1.2接入系统方式.1光伏发电工程接入电力系统方案工程总体规划容量为 100MWp，本工程二期建设 50MWp。本期 50MWp并网光伏发电容量暂考虑以光伏发电单元升压变压器接线方式接入厂内 10kV配电装置，经 110kV一级电压接入系统，出线 1回接至 330kV东大滩变。电厂接入系统方案见图 6.1-2。最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。图 6.1-2 电厂接入系统方案示意图6.1161、.3升压变电站站址选择本期工程装机容量为 50MWp，根据接入系统方案、方阵布置方案以及综合考虑设计、施工、运行及维护、投资、建设用地等因素，经技术经济比较分析，选择 110kV屋外敞开式升压站布置，通过一回 110kV架空线送至 330kV东大滩变电站。电站升压站位于场址南侧中间位置，便于后期工程连续扩建。 6.1.4电气主接线.1光伏方阵接线设计本工程采用 1MWp一个子方阵的设计方案，每 500kWp太阳能电池与一台 500kW逆变器构成一个光伏发电单元，本电站共有 96个发电单元。由于受并网逆变器输出功率与输出交流电压（270V）的制约，升压变压器的容量选择受到限制。为了提高 1MWp162、光伏方阵的效率，采用 1台 1000kVA双分裂绕组升压变压器（升压至 10kV）的升压方式。.2本光伏电站升压方式选择本光伏电站交流并网电压为 110kV，逆变器出口电压为 27V，升压方式可有两种方案，即由逆变器交流输出 270V10kV110kV两级升压并网和 270V35kV110kV两级升压并网两种方式。以下就两种方案的经济、技术特性进行比较。方案一：270V10kV110kV两级升压方式本方案为每个 1MWp子方阵的 2台 500kW逆变器出口电压（27V）经一台容量为1000kVA升压变电站升至 10kV后，用 10kV电缆汇流至 10kV配电母线，再通过 1台容量为 50MVA163、1158x1.25%/10kV主变压器升压至 110kV后接入电网。本方案升压部分全站主要电气设备有 48台 100kVA、10/0.27/0.27kV箱式升压变电站，1台 50MVA、1158x1.25%/10kV主变压器，13面 10kV高压开关柜、1面 10kVPT柜以及 1面 10kV高压出线柜。方案二：270V35kV110kV两级升压方式本方案为每个 1MWp子方阵的 2台 500kW逆变器出口电压（27V）经一台容量为1000kVA升压变电站升至 35kV后，用 35kV电缆汇流至 35kV配电母线，再通过 1台容量为 50MVA、115/35kV主变压器升压至 11kV后接入164、电网。本方案升压部分全站主要电气设备有 48台 100kVA、35/0.27/0.27kV箱式升压变电站，1台 50MVA、1158x1.25%/35kV主变压器，13面 35kV高压开关柜、1面 35kVPT柜以及 1面 35kV高压出线柜。这两种方案均能实现光伏电站升压并网的功能，且电气设备数量相同，现主要从以下几个方面进行分析比较。a)工程投资对比分析：序号设备名称方案一方案二规格数量单价总价规格数量单价总价1箱式升压变压器1000kVA10.52482512001000kVA10.522.5%/483014402电缆（公里）ZRC-YJY22-8. 7/10 3x952924.6713165、.4ZRC-YJY22-26 /35 3x7014.546.6675.73开关柜10kV151624035kV15182704主变压器1158x1.25%/10kV13503501158x1.25%/35kV1350350合计（万元）2503.42735.7由上表可以看出方案一比方案二节省 232.3万元。b）升压方案损耗及电缆压降对比分析方案一、二中主变压器及箱式升压变压器的平均效率差异不大，主要耗损及压降均产生在电缆上。电缆发热损耗与电流的平方及电阻成正比，由此可以粗略计算 10kV电缆损耗是 35kV电缆的 4.3倍。电缆的压降计算公式为：由此可近似计算相同长度不同截面的的电缆压降 10166、kV电缆是 35kV电缆的 4倍。方案一较方案二在电能输送过程中损耗高。c）结论：方案二初期设备投资较方案一略多，但 25年运行期内，由于方案二较方案一电能损耗少，故方案二运行成本低。但考虑到初期投入成本等因素，基本考虑方案一，且方案一目前已有成功运行经验。基于以上分析比较，本项目推荐采用方案一。（2）电气主接线本二期工程总规划装机容量为 50MWp。根据接入系统方案，光伏电站接入 110kV系统。光伏电站内设 10V、110kV电压等级配电装置，本期10kV为单母线接线，经一台升压变压器接入电站内 110kV变电站，110kV变电站本期接线为变压器-线路组接线。就地光伏发电子方阵经就地箱变升167、压至 10kV后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）接入光伏电站内10kV配电室，每 4或5个 1000kVA箱式变压器汇流后接入 10kV母线，经升压后送入 110kV配电装置。10kV配电室本期发电单元进线 10回，出线 1回，单母线接线。电气主接线最终以接入系统审查意见为准。每个太阳能发电单元设一台双分裂升压变压器，容量为 1000kVA。光伏组件方阵、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经10kV电缆接至10kV配电室。根据光伏电站并网的要求，本电站除需满足站内箱变、集电线路、主变等的无功损耗外，在输出有功功率大于其额定功168、率 50%时，需具有一定的调节范围要求（进相 0.98滞后 0.98），因此本阶段暂按在10kV侧设置一套连续可调的 10MVar无功补偿装置进行配置。该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压波动要求，同时具有滤波功能，以满足电网对供电质量的要求。下阶段将根据接入系统方案要求对无功补偿容量及方案进行优化及调整。本期建设的 50MWp工程10kV侧设置接地变及接地电阻。（3）厂用电气接线厂用电采用双电源供电，一路电源由10kV施工电源（施工变）改造而来，该电源规划引自附近10kV变电站，经过10kV施工变降压接入 0.4kV母线；另一路引自本站10kV母线，经过厂用干169、式降压变接入 0.4kV母线。低压配电室设厂用双电源自动切换柜和低压配电柜。根据估算厂用电负荷估算，初选按总体规划50MWp的发电容量厂用变容量为500kVA，厂用电电压等级采用 380V/220V三相四线制。6.1.5主要电气设备选择由于缺少系统资料，本阶段未能开展短路电流计算，电站主要设备参数根据以往工程经验初选，下阶段将根据短路电流计算成果进行复核和调整。.1主变压器采用三相油浸式，铜绕组有载调压双绕组低损耗电力变压器；SFPZ10-50000/110 kV;变比 1158x1.25%/10kV。110kV设备短路水平暂按 40kA考虑。110kV断路器采用 SF6绝缘瓷柱式断路器，配弹170、簧操作机构；110kV隔离开关采用双柱式水平转动隔离开关；110kV电流互感器采用油浸式。.2就地升压变压器本工程就地升压变压器采用双分裂变压器，其容量为1000kVA，变比为102x2.5%/0.27-0.27kV逆变器交流侧电压-逆变器交流侧电压，接线组为 D,y11,y11，阻抗 Ud=5%。本工程推荐采用箱式变电站。.3 10kV设备10kV断路器采用真空断路器，额定电流 630A，额定开断电流25kA，额定短时耐受电流 25kA/4s，额定峰值耐受电流 63kA。10kV配电装置采用金属封闭式开关设备，布置于10kV配电室内。.4 电力电缆汇流箱至直流配电柜直流电缆采用1kV低压电缆171、，型号为 ZRC-YJV22-1kV-2X50mm。直流配电柜至逆变器采用 1kV低压电缆连 接，经计算，每500kW采用 6根ZRC-YJV22-1kV-1X185mm电缆连接。逆变器至箱变采用1kV低压电缆连接，经计算，每50kW采用5 根ZRC-YJV22-0.6/1kV-3X185mm电缆连接。10kV电缆：10kV集电线路为直埋电缆，每4或 5个变压器环网连接，由最终端箱式变电站引入10kV出线站。10kV集电线路采用 ZRC-YJV22-10kV-395mm直埋电缆。10kV出线采用共箱母线与主变连接。本工程站址处的海拔高度在 1459m1473m之间，海拔2000米。经咨询部分开172、关柜生产商，可保证产品用于此海拔地区不降容。本工程 10kV母线（即 50MWp容量）的 10kV电缆线路总长约 15km；经计算 10kV母线所连接的线路单相接地容性电流约为 39A。为了保证供电可靠性，在本期 10kV母线装设一套 630kVA接地变压器和接地电阻（68），接地变压器二次侧可带所用电二次负荷。6.1.6过电压保护及接地.1太阳能光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按交流电气装置的过电压保护设计技术规程（DL/T620-1997）的规定。10kV进线及母线上装设一组无间隙金属氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电173、压进行保护。110kV主变压器中性点装设金属氧化物避雷器一只，并装有隔离开关和放电间隙，以方便接地运行方式的选择。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装一组避雷器以保护电气设备。.2防雷、接地及过电压保护（1）综合楼、逆变器室等建筑物设避雷带。（2）光伏阵列区域，考虑到区域面积大，设立避雷针造价较高，同时会造成阴影遮挡，降低组件发电量，因此不推荐使用独立避雷针。推荐使用光伏组件金属边框作为接闪器，再将光伏阵列的组件金属边框多点可靠接地，来保护组件不受直击雷损害。（3）升压站采用构架避雷针174、和独立避雷针组成防直击雷联合保护，并与光伏子阵各光伏板之间组成联合接地网。在 110kV、10kV母线、主变 110kV进线装设氧化锌避雷器以防雷电侵入波及操作过电压危害。10kV屋内配电装置为防止雷电压侵入波及操作过电压，在进、出线及母线均设有无间隙金属氧化物避雷器。直流汇流箱设过电压保护器。下阶段根据绝缘配合进一步优化和调整。（4）接地根据交流电气装置的接地DL/T621-1997规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠地接地或接零。本光伏电站的接地网为以水平均压网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。水平接地线采用508mm热镀锌扁钢，敷设深度离地面1.m处，垂直接地极采用L175、505，2500mm长的热镀锌角钢。待接入系统设计审批确定后，再按110kV入地电流计算变电站接地电阻允许值。并将升压站的接触电势、跨步电势和转移电势均限制在安全值以内。本工程接地敷设在冻土层以下，目前暂无土壤电阻率测试报告，是否需要采取降阻措施还需等资料计算确定。6.1.7站用电接线及照明.1站用电源考虑由本期 10kV母线引接一路，并由当地 10kV（施工电源）引接一路，以提高站用电的可靠性。.2照明照明系统电源从站用电 0.4kV 母线引来。照明系统电压为 AC 380/220V。主要部位照明配置如下：中控室及办公室采用格栅荧光灯。宿舍、走廊及楼梯间采用节能吸顶灯。在逆变器室顶设投光灯。176、办公室、宿舍设电采暖插座。6.1.8电气设备布置各发电单元箱式变电站、逆变器及次级直流汇流箱等设备均就地布置在每个发电单元光伏组件方阵旁，逆变器及次级直流汇流箱等设备布置于就地逆变器室内。10kV配电装置采用户内金属封闭式开关设备，布置于10kV配电室。太阳能电池组件至汇流箱直流电缆沿电池组件背面的槽盒敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆采用先沿电池组件背面的槽盒敷设，再直埋汇入逆变器室的主电缆沟；直流配电柜至逆变器的直流电缆采用电缆沟内敷设；逆变器至箱变的交流电缆采用直埋敷设；箱变之间互连交流电缆采用直埋敷设，最后汇入10kV配电室的主电缆沟。生产综合楼内设集中控制室，能够实现全站的控制和监测177、。其中布置有操作员工作站、工程师站等。保护屏及系统二次部分屏柜、故障录波柜等布置在继电器室内。6.2 电气二次6.2.1设计依据和原则.1设计依据电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-1992火灾自动报警系统设计规范GB50116-1998继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14285-2006地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5002-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-200410kV110kV变电所设计规程DL/T5103-1999电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001电力系178、统安全自动装置设计技术规定DL/T5147-2001电能量计量系统设计技术规程DL/T5202-2004光伏电站接入电力系统规定GB19964-2005.2设计原则电站以 110kV 一级电压 1 回线接入系统。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按无人值班（少人值守）的原则进行设计。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及 110 kV/10kV开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设179、计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。6.2.2监控系统.1计算机监控系统配置一套计算机监控系统，本期配置站控层、网络层及与本期 50MWp容量相关的间隔层设备，远期扩展间隔层设备以满足全站安全运行监视和控制要求。(1)计算机监控系统的内容本光伏电站采用集成电站运行数据采集显示数据传输等功能为一体的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线(现场总线)为通讯载体，将太阳电池组件、并网逆变器、站内 0.27/10kV/110kV电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集的数据为基础180、进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。主控室可实现远方操作 110kV断路器、110kV隔离开关主刀、10kV断路器，同时提供就地操作功能。(2)计算机监控系统的结构计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层、网络层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜或箱变内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作181、站与调度中心通讯。站控层主要设备包括主机、操作员站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、GPS时钟、UPS电源；网络层主要设备包括网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备包括全分散式的智能汇流箱数据采集处理装置、并网逆变器监控单元、环境参数采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计量设备等二次设备组成。(3)计算机监控系统的主要功能 数据采集与处理功能 安全检测与人机接口功能 运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制功能 数据通信功能 系统自诊断功能 系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。 自动报表及打印功能 时钟系统(4)计算机监控系统182、的构成选用两台工控计算机做为站级控制设备，其中一台为主机/操作员工作站，另外一台作为通信工作站，另外配置打印机两台、语音报警音响等。.2光伏发电设备及逆变器的计算机监控(1)光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流汇流箱、直流柜、并网逆变器。(2)太阳电池组件不单独设监控保护，汇流箱对光伏组件的实时数据进行测量和采集，汇流箱与逆变器共用一套监控系统，其信号通过逆变器监控系统采集，逆变器监控系统对信号进行分析处理，对太阳电池组件进行故障诊断和报警并及时发现汇流箱自身存在的问题，这些数据和处理结果通过通信控制层直接传输到站控层，由光伏电站运行人员进行集中远方监视。(3)太阳电池组件及逆变器配置183、监控系统，功能如下：a)电站计算机监控系统，对各太阳电池组串及逆变器进行监控和管理，在 LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。由计算机控制逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳电池组串及逆变器进行监视。b)太阳电池组件及逆变器设有就地监控装置，可同样实现集中控制室微机监控的内容。太阳电池组件及逆变器的保护和检测装置由厂家进行配置，如：温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。c)太阳电池组件及逆变器的远程监控系统设有多级访问权限控制，有权限的人员才能进行远程操作。可查184、看每台逆变器的运行参数，主要包括：l直流电压l直流电流l直流功率l交流电压l交流电流l逆变器机内温度l时钟l频率l功率因数l当前发电功率l日发电量l累计发电量l累计 CO2减排量l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应包括以下内容：l电网电压过高l电网电压过低l电网频率过高l电网频率过低l直流电压过高l直流电压过低l逆变器过载l逆变器过热l逆变器短路l散热器过热l逆变器孤岛lDSP故障l通讯失败d)交、直流柜内设置直流线路保护开关、电流表、电压表。开关状态及电流、电压等信号通过通信控制层直接传输到站控层，由光185、伏电站运行人员进行集中远方监视。.3箱式变电站与出线站、升压站的监控本期设有 48座 10kV箱式变电站、一座 110kV升压站，每座箱式变电站的变压器的高压侧配置有负荷开关及高压插入式熔断器，低压侧配置有自动空气开关。110kV升压站本期接线为变压器-线路组接线。上述断路器可以就地控制，也可以由计算机监控系统实施集中控制。其动作信号均送至计算机监控系统。110kV隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间的闭锁由微机五防闭锁装置实现，监控系统及微机五防系统装置布置在主控室。微机五防上位机实现对五防装置的操作画面显示、操作票打印等功能。6.2.3继电保护与安全自动装置.1保护装置的选型与集成电路型模186、拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。.2保护配置方案根据 GB50062-92电力装置的继电保护和自动化装置设计规范及 GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程的要求，本站保护配置如下：a)110kV主变压器保护包括主变差动保护、高压侧过流保护、零序电流保护、间隙零序电流保护、主变过负荷保护及非电量保护等；主变低压侧过流保护、零序电流保护。b)110kV系统保护110kV线路暂按配置 1套完整独立的全线速动主保护并具有完善的后备保187、护。保护以光纤电流差动为主保护，以带时限电流速断保护、过电流保护为后备保护。重合闸采用无检定方式的三相一次重合闸，并含遥测、遥信功能。110kV线路保护装置组一面屏。c)10kV集电线路保护进线设电流速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸。装设过负荷保护，动作于信号。d)10kV箱式变电站变压器保护由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧空气开关。因此不另配置保护装置。箱式变电站高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均经逆变器室数据采集器送至计算机监控系统。e)10kV厂用变压器保护10kV厂用变压器为干188、式变压器，布置在中控楼的低压配电室内。设电流速断为主保护，瞬时动作于厂用变高低压侧断路器跳闸。限时速断和过电流保护为后备保护，限时动作于跳开厂用变高低压侧断路器。设过负荷保护，温度保护，动作于信号。f)10kV施工电源用箱式变电站变压器保护施工电源用箱式变电站变压器的保护由高压侧（10kV）熔断器及低压侧自动空气开关实现保护。g)并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。.3自动装置故189、障录波装置根据 GB19964-2005光伏电站接入电力系统规定，全站需配置一台故障录波装置，以录取故障时 110kV出线、10kV母线的电流、电压等，应能记录故障前 10s到故障后 60s的情况，供故障分析。6.2.4组屏方案继电保护装置均安装于10kV开关柜的相应盘柜上，故障录波装置单独组屏，布置在继电器室内。监控系统布置在监控室。6.2.5二次接线.1测量系统本电站电气测量仪表根据 SDJ-87电测量仪表装置设计技术规程设置。由于配置了计算机监控系统，所有电气测量将全部进入计算机监控系统，根据设备运行需要在现地配置必要的常测仪表，常测仪表的精度可按一级考虑。计费用的关口使用电能计量装置，190、其设备选型由当地供电部门认可，相应的电流互感器和电压互感器，其准确度等级分别为 0.2s和 0.2级，且电流、电压线圈专用。.2信号系统本站采用全计算机监控系统，运行需要的监视信号均由相应的元件输入计算机控制系统，不再设独立的中央音响系统。由计算机显示实时状态信号并根据需要发出声、光报警信号。另外，在现地设备上也应有必要的运行状态和故障信号。.3互感器的选择与配置a)电流互感器的选择原则：电流互感器的准确度等级为：接带计量电度表的电流互感器 ，其准确等级为 0.2S级，接带常测仪表的电流互感器，其准确等级为 0.5级，继电保护用电流互感器采用5P级。电流互感器的二次额定电流选 5A。电流互感器191、的容量应不小于其实际负载。b)电压互感器的选择原则：电压互感器的额定一次电压应不小于负荷安装处的额定一次电压。电压互感器的准确度等级为：接带计量电度表的电压互感器线圈，其准确度为 0.2级。接带常测仪表的电压互感器线圈其准确度等级为 0.5级。接带保护用的电压互感器线圈其准确度等级为 3P级。 电压互感器的二次电压为 100V/3,辅助线圈为 100V/3。电压互感器各线圈容量均应大于（或等于）其实际负载。6.2.6控制电源系统.1直流电源本电站直流控制电源电压等级 220V。直流系统由两组 200Ah阀控密闭蓄电池组以及高频开关电源模块组成的充电/浮充电充电装置和绝缘监测装置等组成。直流电源192、系统为单母线分段接线，每套蓄电池、充电装置及直流母线均选用一个直流电源系统微机监控装置，对电源模块、输入交流以及蓄电池组等进行全方位的监视、测量和控制，并与光伏电站计算机监控系统实现数据通信。.2不停电电源系统（UPS）在继电器室配置一套 15kVA的 UPS系统，主要包括 UPS主机柜，UPS馈线柜和 UPS旁路柜，负责为综合楼内的 UPS负荷供电。由于现阶段逆变器尚未招标，暂按不需要 UPS电源的逆变器考虑，故在每个逆变器室不再设置 UPS系统电源。6.2.7火灾自动报警系统电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警方式，内含火灾探测器、手动报警按钮、消防通讯、联动控制以及火193、警集中报警控制器等，火灾集中报警控制器能显示火灾报警区域和探测区域，可以进行联动控制。根据运行值班配置情况，本工程不设专门的消防控制室。消防控制中心设在中控室。中控室兼有消防控制室的功能，值班人员兼有消防值班员的职责。6.2.8视频安防监控系统本电站设置一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池方阵、主控室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件。网络视频服务器、视频监视主机及网络输出设备、视频信号通过电网调度通信网络可实现视频信号的远传。6.2.9环境监测系统本光伏发电场内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器194、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。6.2.10电工实验室配备一定数量的仪器仪表设备，对已投运的电气设备进行调整、试验以及维护和检验。具体仪器仪表及相关电工用具在下阶段设计中，将根据订货设备的维护需要进行配置。6.2.11通信及调度.1电站通信：由当地电信网引入电话电缆，在办公楼设一套数字式程控交换机为站内生产管理，生活服务。.2电力调度：由中控室引光纤电缆至地调网络交换机，为电力调度及远动服务。通讯及调度系统合用一套蓄电池组。6.2.12电气二次设备布置电气二次设备布置见逆变器室及综合楼电气设195、备布置图。6.3 主要电气设备工程量序号名称型号规格单位数量备注一、光伏阵列部分电气设备1多晶硅电池组240WP块2102402汇流箱15A 共 15路输入只7203电缆ZRC-YJY22-1kV-24km3804电缆ZRC-YJY22-1kV-250km1105电缆穿线管SC-70km3.16电缆槽盒km109二、逆变及配电部分电气设备1直流配电柜160A 共 8路输入台962逆变器500kW台96310kV箱变1000kVA102X2.5%/0.27-0.27D,y0,y0 台484电缆ZRC-YJY22-0.6/1kV 3X185km8.5三、防雷及接地部分电气设备1电池板接地线BV-1196、2.5m85002接地扁钢508镀锌扁钢km1153接地扁钢404镀锌扁钢km2.6四、110kV配电系统设备1110kVSF6断路器瓷柱式 2000A；31.5kA组12110kV隔离开关单接地 1250A；31.5kA组13110kV隔离开关双接地 1250A；31.5kA组24110kV电流互感器350-700/5A只35 110kV电容式电压互感器110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1只36110kV电容式电压互感器110/3/0.1/3/0.1只17110kV避雷器只38钢芯铝绞线LGJ-400米5009端子箱只210 主变压器额定容量：50MVA115 8x1.25197、%/10kVUd=10.5%包括 高压侧避雷器、中性点设备及端子箱台111主变高压侧避雷器Y10W-100/260W只312 主变中性点设备包括隔离开关、中性点避雷器、CT、放电间隙等套113主变端子箱XDW1只1五、10kV配电系统设备110kV开关柜含断路器，电流互感器等 630A面13210kV开关柜含断路器，电流互感器等1250A面1310kVPT柜含电压互感器、避雷器等面1410kV抽头柜含电流互感器面1510kV接地小车套16无功补偿装置10MVar套17共箱母线1250Am30810kV电缆（集电线路）ZRC-YJY22-26/10kV 3x95km15六、厂用电电气设备1接地变198、630kVA（10/0.4kV）台12厂用变压器400kVA（10/0.4kV）台13施工电源变压器（箱变）500kVA（38.5/0.4kV）台14低压配电柜面75厂用电电缆ZRC-YJY22-0.6/1KV 3X25km206配电箱只27就地检修箱HZ10M-10/3只10七、二次设备1计算机监控系统1.1网络计算机监控系统套11.2操作员站台11.3工程师站台11.4五防工作站台11.5打印机台31.6主变测控柜面11.7线路测控柜含通信接口装置 1套、对时装置 1套等面11.8远动机柜套11.9远动 RTU包括以太网设备、网络接口设备套11.10主变压器保护屏包括变压器保护、三相操作箱199、面11.11故障录波屏面11.12电能质量监测柜面11.13环境监测装置套11.14光功率预测系统套11.15光纤km402交流不停电电源装置（UPS）2.1UPS主机15kVA面12.2UPS馈电柜面12.3UPS旁路柜面13继电保护及测控装置3.1110kV线路保护屏面13.2试验电源柜面13.3保护及故障信息子站套14直流控制电源系统4.1220V密封铅酸蓄电池组200Ah，免维护型组24.2充电柜块24.3直流馈线屏块24.4直流联络屏块15自动火灾报警系统套16电能计量装置6.1电度表屏包括2台 0.2s电能表及1台失压计时仪器面16.2电能量处理器屏面16.3 网络设备柜包括 2台200、交换机、2台加密认 证装置、1台路由器 面17通讯系统7.1生产通讯1生产管理通信数字式程控调度交换机 30门套12自动电话机部103通信电缆M5007.2系统通讯1光纤通信设备光传输设备台12光接口板155M块23PCM设备每套含 3块终端板套44综合配线柜含光、数字、音频配线架套15进场光缆普通光缆，G.652光纤，16芯KM26免维护蓄电池组100AH 48V组27高频电源模块整流屏30A套28直流配电屏套18安保系统8.1安保系统含监控设备及摄像头、电子栏杆等套1第七章 土建工程7.1 基本资料和设计依据7.1.1 基本资料123456789101111.111.1.1(1)工程地理位201、置上海xx国源电力有限公司二期50MWp并网光伏发电工程场址于甘肃省xx市xx区，位于北纬383816.525、东经1020819.049,北纬383816.241、东经1020921.070,北纬383730.632、东经1020920.972,北纬383730.916、东经1020818.961(四点区域内)。电站位于甘肃省xx市xx区境内，xx市区以西，距市区约 10km。进站道路由现用道路即可进入光伏发电场，交通十分便利，满足物资运输条件。(2)交通条件兰新铁路有 103km横穿xx境内，xx至阿拉善右旗铁路专用线在xx区设有赵家沟站，铁路交通便利。xx市xx区 50MWp并网光伏发电202、工程场址西南侧有xx公路通过，xx公路为高等级公路。(3)光伏发电场区工程地质条件本期工程规划用地面积约 1740亩，场地东西长约 1500m，南北宽约 1400m，可满足本期 50MWp的建设及施工场地用地要求。场址区域地形开阔，无自然高深陡坎和深切沟谷，西南高东北低，地势上由西南向东北倾斜，坡度约为 2%。为较理想的光伏电站建站场址。拟建站址在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内，工程场地距相邻断层的最近距离均大于 1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。根据现场踏勘了解，并结合当地邻近其它工程的有关资料及工程地质手册（第四版）中相关经验值，综合给出地 基土物 理力学指203、标及地基土承载力特征值 见表7.1-1。表 7.1-1各层地基土的物理力学性质指标及承载力特征值一览表 层号 值别指标范围值推荐值范围值推荐值天然重度g（kN/m3）19.022.021.020.022.721.0内摩擦角(0)303835384240超重型动探击数N120(击)152217274533渗透系数Kv(cm/s)1.010-14.010-26.010-21.010-16.010-28.010-2变形模量E0(MPa)324538405545地基承载力特征值300350400450站址区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气降水。参考区域地质资料，地下水位埋深204、可能大于 30m。可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。(4)光伏发电场地区气象条件xx地区属大陆性温带干旱气候。xx三面空旷一面山，加之植被稀少，境内风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。xx地区干旱少雨，水资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆河石羊河水系，多年平均径流量为 4.76108m3。xx地区的主要气候特征为： 春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的 43%44%； 夏季，为全年降雨205、集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达 38.1，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的54%66%； 秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在 9月中旬，常出现霜冻； 冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。(5)光伏发电场区冻土深度根据建筑地基基础设计规范（GB500072002）附录 F，站址区季节性冻土标准冻深为 120140cm。(6)光伏发电场区地震效应根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）,项目地区地震动峰值加速度为 0.15g，地震动反应谱特征周期为 0206、.45s，对应地震基本烈度为度。7.1.2设计依据(1)民用建筑设计通则GB50352-2005；(2)建筑设计防火规范GB50016-2006；(3)建筑结构荷载规范GB50009-2001（2006年版）；(4)混凝土结构设计规范GB50010-2002；(5)建筑地基基础设计规范GB50007-2002；(6)砌体结构设计规范GB50003-2001；(7)建筑抗震设计规范GB50011-2001（2008年版）；(8)变电所总布置设计技术规程DL/T5056-1996；(9)变电所建筑结构设计技术规定（修编送审稿）。(10)建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001(11)建筑207、抗震设防分类标准 GB500223-2004(12)建筑结构荷载规范GB50009-2001(2006年版)(13)建筑结构可靠度设计统一标准GB50153-2008(14)建筑抗震设计规范GB50011-2010(15)建筑地基基础设计规范GB50007-2002(16)砌体结构设计规范GB50003-2001(17)混凝土结构设计规范GB50010-2010(18)10110kV变电所设计规范GB50059-92(19)建筑物防雷设计规范GB5005794(20)电力工程电缆设计规范GB50217-2007(21)民用建筑电线电缆防火设计规程DGJ08-93-2002(22)建筑给水排水设208、计规范GB50015-2003(2009年版)(23)室外给水设计规范GB500132006(24)室外排水设计规范GB500142006(25)城市居民生活用水量标准GB/T50331-2002(26)生活饮用水卫生标准GB5749-2006(27)污水综合排放标准GB8978-1996(28)污水排入城镇下水道水质标准CJ343-2010(29)采暖通风与空气调节设计规范GB500192003(30)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T5035-2004(31)火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-2006(32)工业企业设计卫生标准GBZ1-2010(33)建筑内部装209、修设计防火规范GB50222-95（2001年修订版）7.2 工程设计安全标准根据工程规模及相关标准，本工程主要建（构）筑物设计标准见表 7.2-1。表 7.2-1 主要建（构）筑物设计标准序号建（构）筑物名称建筑结构安全等级地基基础设计等级抗震设计备注抗震设防类别基本烈度抗震措施设防烈度抗震等级1光伏阵列支架及基础二丙丙77/2逆变器室二丙丙77/3生产综合楼二丙丙77三4综合配电室二丙丙77/5箱式变压器基础二丙丙77/6光伏组件基础二丙/根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）的规定，本工程建筑物的火灾危险性分类和耐火等级详见表 7.2-2。表 7.2-2建筑物的火灾危险性分类和210、耐火等级房间名称火灾危险性分类耐火等级生产综合楼丁二逆变器室戊二综合配电室戊二7.3 站址概述7.3.1 站址总体规划本二期工程装机容量为50MWp，用地为较规则矩形，南北宽约1400m，东西长约1500m。电站升压站位于本期场址南侧中间位置。本期工程出线1回110kV向西北出线接至东大滩330kV 变电站。进站道路位于电站南侧，站址漫水深度按0.3m，本阶段考虑在迎水面加高围墙基础以满足防洪要求。站址不受冲沟洪水影响。百年一遇洪峰流量33.3m3/s，本阶段考虑设排洪沟。本期施工场地考虑布置在光伏电池组件附近的场地，方便施工，不需要另行租地。7.3.2 电站总平面布置电站由站前区、升压站区和211、光伏电池板方阵区组成。站前区及升压站区位于场区的南侧中间位置，站前区主要的建筑物有生产综合楼。升压站区包括本期配电室、主变压器等。场地预留远期配电室、主变压器、事故油池等。光伏电池板方阵区布置采用单元模块化布置形式，包括48个太阳能电池组件子方阵、逆变器室及通道等。太阳能电池方阵由48个1.05MWp多晶硅电池组件子方阵组成，每一个子方阵设一座逆变器室，逆变器室考虑电缆布置等因素位于每一个子方阵的中部。本期工程结合地形、地貌进行子方阵布置，以达到用地指标较优、日常巡查线路较短的方案。表7.3-1 站址主要技术经济指标表序号项目单位50MWp备注1站区围栅内用地面积亩17402单位容量用地面积m212、2/kW22.993站区内建构筑物用地面积m23300004建筑系数%28.455站区内道路及广场用地面积m2450006道路广场系数%3.97站区围墙长度m58008站区内绿化用地面积m2125009站区绿地率%1.0810站区土方工程量挖方量万m36填方量万m34基槽余土万m32 室外设计部分1）室外道路设计电站的道路包括进站道路、站内环道、电池组件间检修道路。本项目进站道路位于电站南侧。站区内的道路由生产区碎石检修道路及站前区、升压站的硬化环道组成。站前区和升压站内为硬化道路，4.0m宽路面，长度约为1km。光伏电池板方阵区电池组件间检修道路，采用泥结碎石道路，9横3纵。各逆变器室均可通213、过此道路到达。电站内的道路组成一个交通网，方便大型设备运输，满足日常巡查和检修的要求。电池组件间的场地，稍作平整作为巡查和检修的道路，为场地原状土。2）站区竖向设计站前区及升压站区竖向采用平坡式布置，场地自然地面标高14591473m，场地西南高东北低，南北向坡度为2%，东西向坡度为0.2%。设计标高在14601462.00之间，光伏阵列区考虑节省土方，减少投资，在进行竖向布置时只需对光伏阵列基础做小范围平土即可。因当地长年干燥的气候条件等原因，场地排水采用自然排水及道路坡度排水措施，场地的雨水为自然渗透。3）围墙及大门设计本工程围墙采用1.8m高铁丝网围栅。由于光伏发电是可再生的清洁能源，电214、站运行期间不需要原料供运，也无污染物生产，同时考虑电站运行所需的人力、物力很少，所以电站对外仅设置一个出入口，出入口设在场区南侧。4）绿化设计绿化是改善生活、生产、生态环境的重要措施，具有滞尘、固定CO2、释放O2、降温等功效，本工程结合光伏电站性质及本地区的特点，拟定以下绿化原则：（1）因地制宜，按功能分区绿化，将不同功能的空间群体分隔成若干小区。（2）选种适宜本地区生长的、具有抗旱、抗污染、吸收有害气体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树。（3）结合站区总平面布置统筹规划，以点带面，突出重点。（4）进站道路两侧，建筑物周边，种植观赏性树种或果树、绿篱、草皮，站前区周围做重点绿化，建筑215、物靠近冬季主导风向布置常绿乔木、灌木，阻挡寒风。绿化与建筑布置相呼应、衬托，构成优雅的建筑绿化景观。（5）电站内的裸露地面尽可能广植草皮。 工程用地根据国家及地方有关政策征用国有土地，考虑光伏电站施工特点及各发电单元的相互独立性，且建筑物周围区域和电池阵列南北间距由于考虑阴影遮挡和交通要求均较大，可作为临时的施工区，故本工程不考虑独立的临时施工用地，本期工程围墙内用地约108.8hm2，征地约111 hm2，用地类型为国有未利用土地。进站道路征地约0.6hm2。7.4 土建工程设计 建筑设计.1 站前区建筑设计本工程站前区分为管理生活区和110kV升压变电所两部分，其中管理生活区布置有生产综合216、楼。.1.1 生产综合楼生产综合楼为一个联合体，由办公宿舍两部分组成，使用起来较为方便。建筑平面尺寸35.4m14.1m，共一层，总高3.60m（不含女儿墙），建筑面积为463.5 m2，砖混结构。生产综合楼里布置有集控室、办公室、值班室、夜班休息室、餐厅、备品间及材料库、会议室等。其中集控室的净高不低于3米。生产综合楼内设两个直接对外安全出口。综合楼内各类安全疏散距离均满足建筑设计防火规范GB50016-2006第条要求。从功能上是将宿舍、办公和食堂这几个功能不同的建筑组合在一起，使整体建筑更注重其实用性，而且此方案占地面积小，整体布局紧凑。南侧向阳面布置办公，以争取更多的日照，达到更好的节217、能要求。生产综合楼的建筑面积满足运行的工艺和办公生活要求，根据建筑物的功能要求，合理采用联合布置，即功能分区明确，又和谐统一，形成一个有机的整体，避免了厂区建筑过于分散、凌乱，有效的节约了厂区用地，便于运行管理。适宜的建筑尺度、色彩及比例，给人强烈的时代感，简洁明快的风格符合现代工业建筑的特点。.1.2 综合配电室建筑设计综合配电室平面尺寸为50m18.1m，总高约4.50m（不含女儿墙），单层，主要包括10kV配电室、400V配电室、继电器室、SVG配电室等，建筑面积为905 m2，采用现浇钢筋混凝土框架结构。综合配电室疏散距离按火力发电厂及变电站设计防火规范GB50229-2006第条规定218、，配电装置室内最远点到疏散出口的直线距离不应大于15m的限制尺寸。.2 光伏电池板方阵区建筑设计逆变器室平面尺寸为10.5m7.0m，总高约3.60m（不含女儿墙），单层，建筑面积为73.5 m2，采用砖混结构。按照单元制原则逆变器室分为两个房间，每个房间设有2个直接对外的出口，满足规范要求。.3 电站建构筑物汇总本项目站区建构筑物详见表7.4-1。表7.4-1 站区建构筑物一览表建筑物名称防火等级建筑面积()层数层高()结构形式1生产综合楼二级463.51层3.6砖混2综合配电室二级9051层4.5框架3逆变器室二级73.501层3.6砖混.4 电站建筑物材料及装修标准所有建筑承重墙采用承重219、烧结多孔砖，M7.5水泥砂浆砌筑；外墙保温采用岩棉保温板；屋面保温采用岩棉保温板，防水层采用氯化聚乙烯防水卷材和聚氨酯防水涂膜；屋面采用混凝土屋面。屋面防水材料：氯化聚乙烯防水卷材，聚氨酯防水涂膜。屋面保温材料：70厚岩棉保温板。外墙面装饰：外墙外保温采用60厚岩棉保温板，外饰中级丙烯酸涂料。外窗：站区建筑物的窗户均采用铝合金窗中空玻璃，各房间均设置窗纱；根据使用功能，在防盗、防小动物等方面，满足规范要求。其余建筑物的窗户采用塑钢窗中空玻璃内墙采用普通内墙涂料，有防火要求的房间墙面采用功能性材料。主要建筑物的装修标准见表7.4-2。表7.4-2 站区建构筑物装修标准一览表建筑物项目生产综合楼综220、合配电室逆变器室地面地砖、地砖(防滑型)、防静电架空活动地板地砖地砖外墙外墙涂料外墙涂料外墙涂料内墙乳胶漆涂料、乳胶漆涂料(燃烧性能等级A)、内墙面砖乳胶漆涂料(燃烧性能等级A)乳胶漆涂料(燃烧性能等级A)门铝合金门、木门、防火门、钢门、防火门钢门窗塑钢窗中空玻璃防火窗，塑钢窗中空玻璃塑钢窗中空玻璃顶棚装饰石膏板吊顶、铝合金方板吊顶、涂料乳胶漆涂料(燃烧性能等级A)乳胶漆涂料(燃烧性能等级A)屋顶混凝土楼板混凝土屋面混凝土屋面所有建筑物屋面均为平屋顶，建筑内部装修满足工艺要求和防火要求。建筑造型简约，与光伏电场的规划相协调。 结构设计.1 光伏阵列基础及逆变器室设计（1）光伏阵列支架及基础设计221、固定式太阳能电池板基础共约85000个。电池组件支架采用三角形钢支架，布置结合电池板大小布置。该支架为固定式支架，倾度为35，每块电池组件尺寸165099040 mm（长宽厚），20块组件下设8个基础，电池板平面布置见图7.4-1。三角支架的结构形式见图7.4-2，设置4道檩条，用于固定电池板。表7.4-1 支架基础设计参数：序号名称单位数值1基本风压kN/m20.702基本雪压kN/m20.22基础：拟采用钢筋混凝土浇筑基础，埋置深度为-1.80m，露出地面0.3m。支架和基础之间的连接采用212锚栓。如图7.4-2所示。图7.4-1 电池板平、立面布置图图7.4-2 基础示意图（2）逆变器222、室该建筑物主体长10.5米，宽7.0米，地上一层。其结构型式采用砖混结构，砌体施工质量控制等级为B级；结构设计使用年限50年，抗震设防烈度7度，按7度采取构造措施，结构安全等级为二级。基础采用墙下条形基础，基础埋深-2.0米，地基基础设计等级为丙级。地基处理： 地基采用天然地基,持力层为 圆砾层， 地基承载力特征值fak=400kPa。（3）箱式变压器基础箱式变压器基础采用钢筋混凝土块式基础，地基基础设计等级为丙级，基础外形尺寸为4.5m4m。地基处理： 地基采用天然地基,持力层为 圆砾层， 地基承载力特征值fak=400kPa。.2 站前区建（构）筑物设计（1）生产综合楼该建筑物主体长35.223、40米，宽14.10米，地上1层。其结构型式为砖混结构；结构设计使用年限为50年，抗震设防烈度7度，按7度采取抗震措施，结构安全等级为二级。基础采用钢筋砼独立基础及墙下条形基础，基础埋深-2.5米，地基基础设计等级为丙级。地基处理： 地基采用天然地基,持力层为 砾砂层， 地基承载力特征值fak=400kPa。（2）综合配电室该建筑物主体长50米，宽18.1米，地上1层。其结构型式为现浇钢筋混凝土框架结构；结构设计使用年限为50年，抗震设防烈度7度，按7度采取抗震措施，框架抗震等级为三级，结构安全等级为二级。基础采用钢筋砼独立基础及墙下条形基础，基础埋深-2.5米，地基基础设计等级为丙级。地基处224、理： 地基采用天然地基,持力层为 砾砂层， 地基承载力特征值fak=400kPa。.3 材料要求梁、柱、板、基础采用C30混凝土，垫层：C15混凝土。混凝土耐久性的基本要求，应按混凝土结构的环境类别分类、同时满足混凝土结构设计规范GB500010-2010的表的相关要求。由于地基土对混凝土结构和混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性，地面以下柱段、基础、垫层、基础梁、沟道等需做防腐处理。防腐采用沥青冷底子油两遍，沥青胶泥涂层，厚度不小于300􀂵m。钢筋采用HPB300（）级钢，HRB400（）级钢。纵向受力钢筋的抗拉强度实测值与屈服强度实测值的比值不应小于1.25; 钢筋的屈服强度实225、测值与屈服强度标准值的比值不应大于1.3,且钢筋在最大拉力下的总伸长率实测值不应小于9%。钢结构的钢材应符合下列要求：l 钢材的屈服强度实测值与抗拉强度实测值的比值不应大于0.85；l 钢材应有明显的屈服台阶，且伸长率不应小于20%。l 钢材应有良好的可焊性和合格的冲击韧性，及满足碳素结构钢GB700-88、碳钢焊条GB/T5117-1995的规定，并需保证抗拉强度、伸长率、屈服点、 冷弯实验四项要求及碳、硫、磷极限含量。所有建筑承重墙采用承重烧结多孔砖，M7.5水泥砂浆砌筑，填充墙采用Mu10烧结多孔砖，M5混合砂浆砌筑。.4 土建主要建筑物工程量汇总表建（构）筑物名称：光伏阵列支架基础85226、000个结构特征：C30水泥基础浇筑序号项目名称单位数量备注1桩径(长*宽)mm400*4002C30钢筋混凝土基础m3/个0.10建（构）筑物名称：生产综合楼1座结构特征：砖混结构1层建筑尺寸：36.40m14.10m3.6m序号项目名称单位数量备注1土方开挖m320002钢筋混凝土条形基础m32003现浇楼面板（板厚100mm）m25504钢筋混凝土梁m2505钢筋混凝土柱m3406防腐涂层（环氧沥青涂料）m31500建（构）筑物名称：综合配电室1座结构特征 ：钢筋混凝土框架结构1层建筑尺寸 ：50m18.1m4.5m序号项目名称单位数量备注1土方开挖m334002钢筋混凝土独立基础m31227、80钢筋含量:50kg/m33现浇屋面板（板厚100mm）m2855钢筋含量:16kg/m34钢筋混凝土梁m3110钢筋含量:150kg/ m35钢筋混凝土柱m380钢筋含量:150kg/ m36防腐涂层（环氧沥青涂料）m21300建（构）筑物名称：逆变器室48个结构特征 ：单层砖混结构1层建筑尺寸 ：10.5m7.0m3.6m序号项目名称单位数量备注1土方开挖m33402条形基础m3253钢筋混凝土屋面板（板厚 100mm）m3404钢筋混凝土梁柱m355防腐涂层（环氧沥青涂料）m2100建（构）筑物名称：箱变基础48个结构特征 ：钢筋混凝土基础序号项目名称单位数量备注1土方开挖m3652基228、础C15垫层m31.233C30钢筋混凝土基础m310.854防腐涂层（环氧沥青涂料）m230建（构）筑物名称：电缆沟结构特征 ：钢筋混凝土结构建筑尺寸 ：0.8m0.8m序号项目名称单位数量备注1土方开挖m3/米6.42基础C15垫层m3/米0.263C30钢筋混凝土沟道m3/米1.4 场内集电线路设计本项目太阳能电池组件至汇流箱直流电缆沿电池组件背面的槽盒敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆采用先沿电池组件背面的槽盒敷设，再直埋汇入逆变器室的主电缆沟；直流配电柜至逆变器的直流电缆采用电缆沟内敷设；逆变器至箱变的交流电缆采用直埋敷设；箱变之间互连交流电缆采用直埋敷设，最后汇入10kV配电室的主229、电缆沟。本工程电气设备基础均附带有电缆沟，配电室内设安装配电柜设备的部分采用电缆沟。配电柜设备基础及电缆沟均采用砼结构施工，所有预埋件及电缆支架要求镀锌处理。 地质灾害治理工程根据现有资料及踏勘、调查情况，厂址无造成滑坡、土崩、岩溶、断层等不利工程地质因素。7.5 给排水设计 给水系统.1 水源本工程给水水源为xx市xx区的城市自来水管网。水质符合生活饮用水卫生标准(GB 5749-2006)。.2 设计用水量(1) 生活用水量本工程按10人定员设计，最高日用水定额取125L/人.d。(2) 绿化用水量本工程仅考虑管理生活区和110kV升压变电所区域的绿化用水，绿化用地面积为11200m2，绿230、化定额取1L/m2次，按每10天浇洒一次计算。(3) 道路、广场用水量本工程仅考虑管理生活区和110kV升压变电所区域的道路及广场浇洒用水，用地面积为3900m2，道路的浇洒用水定额取2L/m2次，按每15天浇洒一次计算。(4) 冲洗电池组件用水量本工程太阳能电池组件共218000块，结合当地的气候条件及光伏电站的特点，气温下降到 0以下不得采用水洗。本工程暂定每年清洗6次，每次用水量780m3。(5) 未预见用水量及管网漏失水量本工程管网漏失水量和未预见水量之和按最高日用水量的10%计。(6) 给水设计用水量表7.5-1 设计用水量计算表用水项目用水定额用水单位小时变化系数用水时间用水量备注231、最高日最大时生活用水125L/人.d10人2.524h1.25m30.13m3/h绿化用水1L/m2.次11200m218h1.12m30.14m3/h每10天浇洒一次道路、广场用水2L/m2.次3900m218h0.52m30.065m3/h每15天浇洒一次未预见用水量及管网漏失水量10%0.31m30.037m3/h总计3.45m30.372m3/h从表7.5-1可以看出，站区最高日用水量为3.45m3，考虑冲洗电池组件的用水量，站区年总用水量为5939.25m3/a。.3 给水系统本工程给水系统按10人定员设计。直接引接自xx市xx区的城市自来水管网，水质满足生活饮用水卫生标准(GB 5232、749-2006)，水压满足站区生产综合楼内卫生器具的最小工作压力，站区内不再二次升压，接口分界线在站区围墙外1米。给水系统的供水对象为日常生活、绿化以及光伏电池板的擦洗等。室内生活给水管采用S5系列无规共聚聚丙烯(PP-R)给水管及相应配套管件，采用热熔连接。室外埋地生活给水管采用内衬塑镀锌钢管，PP-R管道与镀锌钢管采用丝扣连接。生产综合楼内的生活热水采用局部热水供应系统，加热方式为电热水器。热水最高日用水定额按50L/每人每日取值。表7.5-2 给水系统主要设备材料表序号设备规格单位数量备注1电热水器套5竖挂贮水式，容量100L，额定功率为1.0/2.0kW 排水系统本工程排水系统采用分233、流制排水系统。.1 雨水排水系统建筑物屋面雨水采用外排水。根据站区竖向布置，雨水沿地表外排，不设雨水排水管网系统。.2 污水排水系统本工程污水排水系统主要收集生产综合楼内的生活污水，污水经化粪池处理后，采用重力排至xx区的城市污水管网，接口分界线在站区围墙外1米。生产综合楼外设1座化粪池，选用3号化粪池，有效容积6m3，清淘期为360天。按砖砌、有覆土、无地下水、池顶不过车设计。本工程安装1台容量为50MVA的主变压器，事故油量约为16t，在主变压器附近设1座事故油池，用来收集事故油。事故油池容积按照一台主变事故油量设计，尺寸为4m2.5m(直径深度)。厨房的含油污水经室内成品隔油器处理后，排234、入站区生活污水排水管网。表7.5-3 排水系统主要设备材料表序号设备规格单位数量备注1事故油池座1钢混结构，尺寸为4m2.50m(直径深度)2地上式隔油器套1收集厨房含油废水，国标图集04S301/927.6 采暖、通风及空调设计暖通专业设计范围：站区内的生产综合楼、综合配电室及就地逆变器室的采暖，通风，空调等系统设计。 设计计算参数（1）大气压力：冬季 Pd=871 hPa夏季 Pd=797.1 hPa（2）室外计算干球温度：冬季采暖：twn=-16 冬季空调：twk=-19 冬季通风：twf=-10 夏季空调：twg=29 夏季通风：twh=26 （3） 日平均温度低于5的天数176 d（235、4） 夏季室外平均每年不保证50小室的计算湿球温度tws=18 （5） 冬季空调室外计算相对湿度（最冷月月平均相对湿度）=44 %（6） 夏季空调室外计算相对湿度（最热月月平均相对湿度）=50 %（7） 冬季最多风向及其频率： W/23 %（8） 夏季最多风向及其频率： W/28 %（9） 冬季室外平均风速： 2.8 m/s（10）夏季室外平均风速： 3.0 m/s（11）极端最低温度：-28.3 (2002年12月26日)（12）极端最高温度：42.4 (1997年7月22日)（13）最大冻土深度：159 cm上述气象资料为甘肃省永昌地区的气象资料，鉴于xx地区和永昌地区之间较近的地理关系，236、上述有关气象资料在永昌地区的气象资料的基础上做了相应调整，以上数据在摘自暖通规范管理组主编的暖通空调气象资料集。 室内计算参数：（详见表7.6-1）表7.6-1 室内计算参数表序号房间名称冬季夏季备注温度（）相对湿度（）温度（）相对湿度（）1夜班休息室18/2餐厅及厨房18/3办公室18/4会议室18/5值班室18/6厕所12/7资料室18/8集控室20/2628/9继电器室20/2628/10晶闸管阀管室/40/1210kV配电室/40/13所用PC配电室/40/14就地逆变器室/40/ 采暖系统.1 采暖系统根据气象参数，本工程地处采暖地区，按规定设计采暖。.2 采暖系统方式根据气象参数（237、室外采暖计算温度为-16），处于采暖地区。本工程站区内建筑均采用远红外电热辐射器（电暖器）采暖。 通风及空调.1 通风.1.1 继电器室通风继电器室设有机械进风，机械排风的通风方式。设计2台钢制防爆轴流风机，即由1台钢制防爆轴流风机作为机械进风，根据通风气流组织要求，另1台钢制防爆轴流风机通风管道作为机械排风。设计采用进、排风钢制防爆轴流风机单台的设备风量均为L=7655.0m3/h。设备通风量均能满足事故换气次数不小于12次/h计算通风量的要求。.1.2 10kV配电室通风10kV配电室设有机械进风，机械排风的通风方式。设计4台钢制防爆轴流风机，即由2台钢制防爆轴流风机作为机械进风，根据通风238、气流组织要求，另2台钢制防爆轴流风机作为机械排风。设计采用进、排风钢制防爆轴流风机单台的设备风量均为L=7655.0m3/h。设备通风量均能满足事故换气次数不小于12次/h计算通风量的要求。.1.3 所用PC配电室通风所用PC配电室设有机械进风，机械排风的通风方式。设计2台钢制防爆轴流风机，即由1台钢制防爆轴流风机作为机械进风，根据通风气流组织要求，另1台钢制防爆轴流风机作为机械排风。设计采用进、排风钢制防爆轴流风机单台的设备风量均为L=4700.0m3/h。设备通风量均能满足事故换气次数不小于12次/h计算通风量的要求。.1.4 SVG室通风SVG室设有机械进风，机械排风的通风方式。设计4台239、钢制防爆轴流风机，即由2台钢制防爆轴流风机作为机械进风，根据通风气流组织要求，另2台钢制防爆轴流风机作为机械排风。设计采用进、排风钢制防爆轴流风机单台的设备风量均为L=9133.0m3/h。设备通风量均能满足事故换气次数不小于12次/h计算通风量的要求。.1.5 就地逆变器室通风就地逆变器室设有机械进风，机械排风的通风方式。每个就地逆变器室设计2台钢制防爆轴流风机，即由1台钢制防爆轴流风机作为机械进风，根据通风气流组织要求，另1台钢制防爆轴流风机作为机械排风。设计采用进、排风钢制防爆轴流风机单台的设备风量均为L=5881.0m3/h。设备通风量均能满足事故换气次数不小于12次/h计算通风量的要240、求。.1.6 以上配电室通风设备均与消防系统联锁。.1.7 生产综合楼通风（1）厨房通风职工厨房设有换气次数不小于2535次/h的机械排风设施，机械排风设备设计采用1台玻璃钢轴流风机，设备风量为L=9133.0m3/h。（2）卫生间通风男女卫生间及夜班休息室卫生间均设有卫生间通风器。.2 空调.2.1 生产综合楼空调集控室空调为保证集控室内的电子设备安全可靠运行，对空气参数的要求（详见表7.6-1）以及运行值班人员的舒适性，设计选用1台风冷分体柜式空调器，空调器单台制冷量为Q7000W。.2.2 继电器室、SVG室空调根据继电器室布置的电气继电保护盘柜对空气参数的要求及晶闸管阀组间电气设备散热241、（详见表7.6-1）设计选用2台风冷分体柜式电加热型空调机，空调机单台制冷量为Q28400W，制热量为18000W。.2.3 以上空调设备均与消防系统联锁。 主要设备及材料（详见表7.6-3）表7.6-3 采暖通风及空调系统主要设备表序号设备名称设备规范单位数量备注1远红外电热辐射器加热功率：2200W台222远红外电热辐射器加热功率：1000W台63卫生间排气扇风量:400m3/h；功率:0.06kW；电源：220V-50HZ台74分体风冷柜式空调机风量：5400m3/h；制冷量：28400W；制热量：18000 W；功率：20.0kW；电源：380V-50HZ台45分体风冷立柜式空调器风量242、：1150m3/h；制冷量：7000W；功率：2.70kW：电源：220V-50HZ台16分体风冷壁挂式空调器循环风量：620m3/h；制冷量：4800W；功率：1255W；电源：220V-50HZ台27钢制防爆轴流风机风量:7655m3/h；角度:25；全压：141.0Pa；转速:1450r/min；功率:0.37kW台68钢制防爆轴流风机风量:4700m3/h；角度:15；全压：124.0Pa；转速:1450r/min；功率:0.25kW台29钢制防爆轴流风机风量:9133m3/h；角度:35；全压：189.0Pa；转速:1450r/min；功率:0.75kW台410钢制防爆轴流风机风量:243、5881m3/h；角度:25；全压：115.0Pa；转速:1450r/min；功率:0.25kW台10011铝合金双层防沙调节百叶窗规格：宽高1200600个4第八章 工程消防设计8.1 工程消防总体设计8.1.1设计依据中华人民共和国消防法(2009年版)建筑设计防火规范(GB50016-2006)建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)8.1.2设计原则消防工作方针：本工程依据国家有关消防法规、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到244、“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项消防要求。机电消防设计原则：本工程站区内设室外消火栓系统，建筑物内均不设室内消火栓。同一时间内的火灾次数按一次考虑，室外消火栓用水量为 10L/s，火灾延续时间为2h，消防用水量为 72m。本工程消防用水由城市给水管网供给，站区内设置低压室外消防给水系统，与生活、生产用水管网合并。消防管网采用枝状布置，设有 2套SA100/65-1.0地下式室外消火栓。室外消火栓栓口处的水压不小于 0.1MPa。消防总体设计方案：本工程消防总体设计采用综合消防措施，根据各消防系统的功能要求245、，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生火灾也能在最短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。8.2 工程消防设计8.2.1主要建筑物火灾危险性分类及耐火等级.1建筑物概况本工程变电站分为管理生活区和 110kV升压变电所两部分，主要建（构）筑物包括生产综合楼、综合配电室及逆变器室。本期生产综合楼为一个联合体，由办公区、宿舍区及食堂区三部分组成组成，建筑平面尺寸 35.4m14.1m，共一层，总高 3.60m（不含女儿墙），建筑面积为 463.5m，砖混结构。楼内布置有集控室、办公室、值班室、夜班休息室、食堂、备246、品间及材料库、会议室等。其中集控室的净高不低于 3米。综合配电室平面尺寸为 50m18.1m，总高约 4.5m（不含女儿墙），单层，主要包括 10kV配电室、400V配电室、继电器室、SVG室等，建筑面积为 905m，采用钢筋混凝土框架结构。逆变器室平面尺寸为 10.5m7.0m，总高约 3.6m（不含女儿墙），单层，建筑面积为 73.5m，采用砖混结构。.2建筑物的火灾危险性分类和耐火等级本工程建筑物的火灾危险性分类和耐火等级详见表 8.2-1。表 8.2-1 建筑物的火灾危险性分类和耐火等级房间名称火灾危险性分类耐火等级生产综合楼丁二逆变器室戊二综合配电室戊二8.2.2主要场所和主要机电设247、备的消防设计.1主要生产场所消防设计根据建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）、火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）及电力工程电缆设计规范（GB502172007）要求，本工程各建筑物内配置 MF/ABC4型手提式磷酸铵盐干粉灭火器 122具、在主变压器处各配置 1辆 MFT/ABC50型推车式磷酸铵盐灭火器。 本工程升压站区设室外消火栓及消防管道。设 SA100/65-1.0型室外地下式消火栓2套；室外消防给水管道采用支状布置，满足本工程消防要求。.2主变压器消防主要高压电气设备选用无油或少油设备。重要回路如逆变器室内部连接电缆选用阻燃型电缆。电缆设施考虑防火248、设施，电缆敷设完后对进出配电室等屋内电缆沟进行封堵，采用防火墙或防火隔板。光伏组件接线盒和出线电缆插头均采用防火材质。本期工程安装 1台 50MVA主变，单台主变容量为 50MVA，充油量约 16t。根据电力设备典型消防规程（DL5027-1993）的要求，在主变压器底部设有贮油坑，容积为主变压器油量的 20%，贮油坑的四周设挡油坎，高出地面 100mm。坑内铺设厚度为250mm的卵石，卵石粒径为 5080mm，坑底设有排油管，能将事故油及消防废水排至事故油池中，事故油池有效容积约为 25m。主变压器设有防直击雷保护及完善的继电保护装置。变压器本体设有安全保护装置，装有气体继电器，并装有压力释249、放装置，当内部表压力达到 0.5标准大气压时，能可靠释放压力。本期工程 SVG安装 1台 6MVA油浸变压器，单台主变容量为 6MVA，充油量约 4t。根据电力设备典型消防规程（DL5027-1993）的要求，在变压器底部设有贮油坑，容积为变压器油量的 100%，贮油坑的四周设挡油坎，高出地面 100mm。坑内铺设厚度为250mm的卵石，卵石粒径为 5080mm。 根据火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）的要求，单台容量在125MVA以下的变压器，其消防设施可按照配置干粉灭火器设计。本工程主变单台容量最大为 50MVA。在变压器区域配置推车式干粉灭火器，1m防火砂箱等灭火250、器材。此外主变压器均设有消防车通道，消防车可以到达变压器附近停靠灭火。 8.2.3防火间距生产综合楼和逆变器室之间相距较远，间距远大于 9m，满足规范要求。8.2.4安全疏散生产综合楼内设两个直接对外安全出口。综合楼内各类安全疏散距离均满足建筑设计防火规范(GB50016-2006)第 条要求。综合配电室疏散距离按建筑设计防火规范(GB50016-2006)第 条规定，每个厂房内最远工作点到最近安全出口的最大距离均不超过 60m的限制尺寸。每个逆变器房间设有2个直接对外的出口，满足规范要求。8.2.5消防车道通过对外交通公路，消防车可到达站区。站区建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修251、并兼作消防通道，消防通道宽度大于 4m，而且厂区内形成环形通道，道路上空无障碍物，满足规范的要求。8.2.6消防介质设计.1消防给水本工程消防用水由xx市xx区的城市给水管网供给。.2消防给水对象及用水量本工程的建(构)筑物耐火等级均不低于二级，生产办公楼体积不超过 3000m，且火灾危险性类别丁类，综合配电室体积不超过 5000m，根据建筑设计防火规范（GB50016-2006）和火力发电厂和变电站设计防火规范(GB 50229-2006)的相关规定，站区内设室外消火栓系统，建筑物内均不设室内消火栓。本工程同一时间内的火灾次数按一次考虑，室外消火栓用水量为 10L/s，火灾延续时间为 2h，252、消防用水量为 72m。.3室外消火栓系统本工程消防用水由城市给水管网供给，站区内设置低压室外消防给水系统，与生活、生产用水管网合并。消防管网采用枝状布置，设有 2套 SA100/65-1.0地下式室外消火栓。室外消火栓栓口处的水压不小于 0.1MPa。室外消火栓沿道路设置，间距在站区建筑物周围不大于 120m。室外最小消防给水管道管径为 DN100。.4移动式灭火器根据建筑灭火器配置设计规范(GB50140-200)的相关规定，本工程各建筑物室内均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。表 8.2-2 建筑物灭火器配置灭火器配置场所火灾种类危险等级灭火器类型生产综合楼A类中危险级手提式磷酸铵盐干粉灭火器253、综合配电室E类中危险级手提式磷酸铵盐干粉灭火器逆变器室E类中危险级手提式磷酸铵盐干粉灭火器室外主变压器E类中危险级推车式磷酸铵盐干粉灭火器8.2.7消防电气设计逆变器室内部连接电缆、电线均采用阻燃型。消防照明：10kV箱变均设充电式应急灯，放电时间不小 30min.消防通信：中控值班室设对外的直拨电话（119电话）8.2.8通风消防设计.1通风系统防火设计火灾发生时，应停止相关部位的通风系统的运行。.2采暖系统防火设计严禁采用明火采暖。各房间采用安全、可靠的远红外电热辐射器（电暖器）采暖系统。8.3 消防工程8.3.1工程施工场地规划施工总体布置见施工总平面布置图。8.3.2施工消防规划（1）254、工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于 4m,并有充足的回转场地，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。（2）施工用电电缆导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。（3）施工期内，采用临时消防措施，即在施工用水管道上安装临时消火栓。材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火栓按每个保护半径不超过150m的要求设置，并配有足够的水龙带，其周围 3m内，没有其他杂物堆放。消防供水管路，进水干管直径不小于 100mm。消防用水量不小于 15L/s。（4）临建区域内，每 100m配备 4只 5Kg的手提式干粉灭火器。大型临时设施总面积超过255、 1200m，备有专供消防用得太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每 25m配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品，阻塞通道。（5）施工单位应配有专业消防员，每天进行消防检查。8.4 主要消防设备材料表表 8.4-1 主要消防设备材料表序号名称设备规格单位数量备注1推车式磷酸铵盐灭火器MFT/ABC50套22手提式干粉灭火器MF/ABC4个1223室外消火栓地下式，SA100/65-1.0型套2第九章 施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 自然条件xx地区属大陆性温带干旱气候。xx三面空旷一面山，加之256、植被稀少，境内风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。xx地区干旱少雨，水资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆河石羊河水系，多年平均径流量为 4.76108m。xx地区的主要气候特征为： 春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的 43%44%； 夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达 38.1，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的54%66%； 秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气257、入侵最早在 9月中旬，常出现霜冻； 冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。拟建站址在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内，工程场地距相邻断层的最近距离均大于 1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。站址区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气降水。参考区域地质资料，地下水位埋深可能大于 30m，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别为 II类；建筑场地属抗震有利地段；地震动峰值加速258、度为 0.15g，相对应的地震基本烈度为7度；地震动反应谱特征周期值为 0.45s。9.1.2交通运输条件.1铁路运输条件兰新铁路有 103km横穿xx境内，xx至阿拉善右旗铁路专用线在xx区设有赵家沟站，铁路交通便利。本工程逆变器与电池组件不考虑铁路运输。经过现场调查了解，本工程逆变器、电池组件均可选用公路运输方案。周边国道、高速公路的等级较高，对于逆变器、电池组件运输没有制约因素，可满足其运输需要。9.1.3力能条件工程所用建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑材料如水泥钢材等可从xx区采购，建筑用的砂石可从xx区当地采购，通过公路运至施工现场。施工期用电负荷及供电方案：施工高峰期用电259、初步考虑约为 500kVA。光伏发电场施工前，先架设xx区附近变电站至光伏发电站的消防备用输电线路，按输电线路的设计要求架设，施工现场利用光伏发电站消防备用变压器进行施工期间的临时供电，以确保施工的用电要求。施工期用水负荷及供水方案：本项目施工期供水和生活用水直接引接自xx区的城市自来水管网，水质满足生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)，接口分界线在站区围墙外 1米。9.1.4施工特点本工程安装多晶硅电池组件共 210240块，总装机容量为 50MWp，本期工程总用地面积约 1740亩。该工程施工特点为单个发电单元工程集中施工，电站阵列支架、基础施工需分散进行。9.2 施工总布置9.2260、.1施工总布置的原则根据本期工程建设投资大、工期紧、建设地点相对集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置，既形成施工需要的生产能力，又力求节约用地。施工总平面布置按以下基本原则进行：l 施工场地、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地，节约用地的目的。l 首先开展电站通往外界主干路的建设工作，随着工程建设的深入，逐步完善各支路建设。l 施工机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生机械的浪费。l 总平面布置做到261、永临结合，节约投资，降低造价。本期工程装机容量为 50MWp，施工的工期较长，光伏组件布置集中，初步考虑按施工区集中布置原则，在与光伏组件相邻的较平坦位置进行施工布置。从安全环保角度出发，生活设施靠近仓库布置，远离混凝土拌和站。初步估算工程临时设施总占地0.78hm。各临时生产、生活场地规划见表 9.2-1。表 9.2-1 施工临建占地面积表名称占地面积（m2）混凝土搅拌站及砂石料场850混凝土构件预制场850钢筋加工场地850力能供应中心850安装设备材料库区1700安装生产和土建生产临建850施工生活区1100电缆及材料堆场1100小计8150根据光伏站点的总体布局，场内道路应紧靠光伏电池262、组件旁边通过布置，以满足设备一次运输到位、支架及光伏组件安装需要。电站内运输按指定线路将大件设备按指定地点一次到位，尽量减少二次转运。9.2.2施工用水、用电及通信系统（1）施工用电根据光伏电站施工相对集中的特点，本工程高峰期施工用电初步考虑约为 500kVA，施工电源从xx区附近的 10kV主干线 T接形成，现场设置 1台变压器将 10kV降至 0.4kV等级，通过动力控制箱、照明箱和绝缘软线送到施工现场的用电设备上。（2）施工用水本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成，施工用水由市政铺设管线统一供给，按接至站 区围墙 考虑。经初步考虑，施工高峰用水 约为300m/d。9263、.2.3施工临建设施本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料等。材料的主要来源为：砂石料：从xx区当地采购。水泥：从xx区采购。钢筋和钢材：从xx区采购。木材：从当地木材供应单位采购。油料：从当地石油公司采购。9.2.4场地平整土石方工程量本工程场址地表多为砂砾石所覆盖，地势开阔，场址区域由南向北逐次低下，地形开阔，地势平坦，除了站前区和升压站区根据站区竖向整平，电池组件场地不需要做大量平整，可能会对局部坡度较大的地表做小范围的场地平整，即可满足基础设置和支架安装的平整度、高度要求。9.3 施工交通运输9.3.1对外交通运输本工程距xx市10km，施工现场有可用于运输的现通道路。9264、.3.2场内交通运输光伏发电场占地范围内地形较为平坦，在施工中规划好固定的临时通道，即可满足运输条件。本项目进站道路位于电站南侧，通过现通道路施工运输。站前区环道，4.0m宽。长度约为1km。站内生产区规划七横三纵的道路，路宽 4m，采用碎石道路，长度约为 6km。9.4 工程建设用地依椐国家及地方有关政策征用国有土地。考虑光伏电站施工特点及各发电单元的相互独立性，且站前区和升压站周围区域和电池阵列南北间距由于考虑阴影遮挡和交通要求均较大，可作为临时的施工区，故本工程不考虑独立的临时占地。9.5 主体工程施工本工程建议选择有类似工程施工经验的施工单位承建本工程施工企业资质应不低于二级（含二级）265、，设备安装应在设备制造厂家技术人员指导下进行。施工方案合理与否，将直接影响到工程施工的安全、质量、工期和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素，制定科学、合理、经济的施工方案。9.5.1施工前的准备根据设计物资清单以及施工过程中要用到的每个小部件、小工具，需编制施工所需物料明细表、施工所需工具清单、安全措施保护工具清单等，指定现场施工手册指导施工。根据物料明细表进行物料准备，外协外构件应考虑供货周期等，提前准备申购、联系厂家，以免耽误工期。9.5.2土建工程总体施工方案（1）土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工综合楼、综合配电室、主变压器及 110266、kV设备、逆变器室、箱式变压器、光伏组件基础以及0.00m以下地下设施。（2）接地网、地下管线主线与相应的地下工程设施（给排水、消防管道、电缆沟道）同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。（3）基础施工完后即回填，原则上要求影响起重设备行走的部位先回填。起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其下部的设备基础及预埋件。9.5.3光伏发电组件基础施工光伏组件支架基础施工包括基坑开挖、预制混凝土、回填夯实施工。l 基坑开挖：根据施工现场坐标控制点首先建立该区域测量控制网，包括基线和水平基准点，定出基础轴线，再根据轴线定出基础开挖线，利用白灰进行放线。灰线、轴线经复核无误后方可进行挖土施工267、。土方开挖采取以机械施工开挖为主，人工配合为辅的方法。基坑开挖按照基础结构尺寸进行，施工过程中药控制好基地标高，严禁进行超挖，开挖的土石按照项目工程公司指定的地点及要求进行堆放。开挖完工后，应清理干净，经建设方、勘察、监理及设计单位进行基槽验收，验收合格后方可进行下道工序施工。土方回填：基础施工完毕，在混凝土强度达到规范、设计要求并经由监理公司参加的工程验收后，进行土方回填。土方分层厚度、图纸严格按照相关规范执行。同时对煤层回填土质量检验，符合设计要求后才能填筑。l 预制混凝土采用现场搅拌站集中搅拌、插入式振捣器振捣的施工方案。基础混凝土浇筑前应对设计图纸进行严格审查，无误后方可进行浇筑。基础268、混凝土浇筑完成，应及时进行养护，混凝土浇筑工进行洒水养护 14天。待混凝土强度达到 100%后方可进行基础吊装。在施工混凝土结构时应根据结构特点，采取措施保证混凝土冬季施工的质量。9.5.4光伏组件安装本工程光伏组件全部采用固定式安装，待光伏组件基础验收合格后，进行光伏组件的安装，光伏组件的安装分为两部分：支架安装，光伏组件安装光伏阵列支架表面应平整，固定太阳能组件的支架面必须调整在同一平面；各组件应对整齐并成一直线；倾角必须符合设计要求；构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。光伏组件支架安装工艺为：前期准备工作安装支架基础槽钢安装斜支架支架总体调整支架螺栓紧固安装光伏组件支架檩条校正檩条和孔位紧269、固所以螺栓符合光伏组件孔位安装太阳光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串联。安装太阳能光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与基架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。光伏组件电缆连接按设计的串接方式连接光伏组件电缆，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。9.5.5逆变器、开关柜及270、相关配电装置安装逆变器、开关柜和配套电气设备通过汽车运抵逆变器室及综合楼附近，采用吊车将逆变器吊门口，再采用液压升降小车推至逆变器室安装位置进行就位。安装的槽钢固定在基础预埋件上，用焊接固定，调整好基础槽钢的水平度，逆变器及开关柜采用螺栓固定在槽钢上，并按设备安装说明施工，安装接线须确保直流和交流导线分开。由于逆变器内置有高敏感性电气设备，搬运逆变器应非常小心。使用起吊工具将逆变器固定到基础上的正确位置。直流开关柜、交流开关柜与逆变器安装在同一基础槽钢上，配电柜经开箱检查后，用液压式手推车将盘柜就位摆放好后进行找正，配电柜与基础槽钢采用螺栓固定方式，接地方式采用镀锌扁钢与室内接地母线连接。配电271、柜安装好后，再装配母线，母线螺栓紧固扭矩符合相关标准规范要求。9.5.6箱式变压器基础施工箱式变压器的基础采用混凝土基础。首先用小型挖掘机进行基坑开挖，并辅以人工修正基坑边坡，基坑开挖完工后，应将基坑清理干净，进行验收。基坑验收完毕后。浇筑基础混凝土时，先浇筑100mm厚度的 C30混凝土垫层，待混凝土凝固后，再进行绑扎钢筋、架设模板，浇筑基础混凝土，混凝土经过 7d的养护期，达到相应的强度后即可进行设备安装。9.5.7箱式变压器的安装.1安装前的准备电缆应在箱变就位前敷设好，并且经过检验是无电的。开箱验收检查产品是否有损伤、变形和断裂。按装箱清单检查附件和专业工具是否齐全，在确认无误后方可按272、安装要求进行安装。.2箱式变压器的安装靠近箱体顶部有用于装卸的吊钩，起吊钢缆拉伸时与垂直线间的角度不能超过 30，如有必要，应用横杆支撑钢缆，以免造成箱变结构或起吊钩的变形。箱变大部分重量集中在装有铁心、绕组的变压器，高低压终端箱内大部分是空的，重量相对较轻，使用吊钩或起重机不当可能造成箱变或其附件的损坏，或引起人员伤害。在安装完毕后，街上试验电缆插头，按国家有关试验规程进行试验。由于箱变的具体型号和厂商需在施工阶段招标后才能最终确定，其安装方法在施工阶段应当按照厂商的要求和说明进行修正。9.5.8电缆支架安装与电缆敷设电缆支架及电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认电缆支架的规格、层数273、是否满足设计要求，电缆的走向是否合理，电缆是否有交叉现场，否则需提出设计修改。电缆支架及电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆敷设程序表，表中应明确规定每段电缆支架和每根电缆安装的先后顺序。电缆支架及电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行，电缆支架的安装层数应符合设计规定。电缆桥架及电缆达到现场后，应严格按规格分别存放，严格要求其领用制度，以免混用。电缆敷设时，对每盘电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头，支架上每敷设完一层电缆应及时整理绑扎好，不允许多层电缆敷设完后再一起整理。对电缆容易受损伤的地方，应采取保护措施，对于直埋电缆应每274、隔一定距离做好标识。电缆敷设完毕后，应保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.5.9土建施工房屋土建的建筑施工采用常规方法进行。土建施工的工序为：基础工程结构工程防水工程装修。在施工过程中，严格按照技术要求进行。9.5.10施工需要注意的问题.1暴雨季节施工措施（1）现场总平面布置，应考虑生产、生活临建设施、施工现场、基础等排水措施；（2）雨季前，应做好排洪准备，施工现场排水系统应完整畅通；（3）做好道路维护，保证运输畅通；（4）加强施工物资的储存和保管，在库房四周设排水沟且要疏通，配置足够量的防雨275、材料，满足施工物资的防雨要求及雨天施工的防雨要求，防止物品淋雨浸水而变质。.2高温季节施工措施（1）在高温季节，混凝土浇筑温度不得高于 28。合理的分层分块，采用薄层浇筑，并尽量利用低温时段或夜间浇筑；（2）尽量选用低水化热水泥，优化混凝土配合比，掺加优质复合外加剂、粉煤灰等，降低单位体积混凝土中的水泥用量，并掺加适量的膨胀剂。.3冬季施工措施冬季施工要做好防滑防冻措施。（1）混凝土的防冻措施，具体如下：l 搅拌过程的防冻措施冬季混凝土施工，如果气温低于 5，在混凝土的搅拌过程中，采取热水搅拌并在混凝土中加入防冻剂和早强剂，人为提高混凝土的入仓温度，从而保证混凝土在恶劣的气候情况下不受损伤。热276、水温度控制在 40左右，保证混凝土的出罐温度大于 10，防冻剂的掺量按规范进行，并在施工前进行试配。l 运输过程中的防冻措施混凝土从拌和站集中搅拌、罐车运输直至入仓需要一段时间，为减少混凝土在浇筑及运输过程中的热量损失，应尽量缩短混凝土的运输时间及空气中停放时间，要求施工前做好充分准备；减少混凝土罐车运输数量，增加运输的次数；现场混凝土及时入仓。l 混凝土浇筑及养护过程中的防冻措施混凝土在浇筑过程中必须保证新老混凝土接触面的温度在 2以上，当新老混凝土接触面的温度低于 2时，必须采取升温措施，可采用碘钨灯烘烤仓面，并在混凝土浇筑一段后及时用麻袋覆盖，以保证混凝土的表面温度不急速下降。（2）钢结277、构工程的冬期施工：钢结构施工时除编制施工组织设计外，还应对取得合格焊接资格的焊工进行负温下焊接工艺的培训，经考试合格后，方可参加负温下钢结构施工。在焊接时针对不同的负温下结构焊接用的焊条、焊缝，在满足设计强度前提下，应选用屈服强度较低，冲击韧性较好的低氢型焊条，重要结构可采用高韧性超低氢型焊条。钢结构安装需编制安装工艺流程图，构件运输时要清楚运输车箱上的冰、雪，应注意防滑垫稳；构件外观检查与矫正，机具、设备，负温下安装作业使用的机具，设备使用前就进行调试，必要时低温下试运转，发现问题及时修整。负温下安装用的吊环必须用韧性好的钢材制作，防止低温脆断。9.5.11主要施工机具根据光伏电站的特点，施278、工面比较集中，无重大件等特殊运输安装设备。施工主要机具见下表 9.5-1。表 9.5-1主要施工机械表序号设备名称规格型号单位数量1汽车式起重机50t台12混凝土搅拌站HZQ25套13混凝土搅拌运输车6m3/h台14混凝土搅拌机400L台25灰浆搅拌机JI-200台16内燃叉车载荷能力2t台17拉水汽车8000L辆18内燃压路机15t辆19钢筋调直机14内台110钢筋切断机40内台111钢筋弯曲机40内台112柴油发电机120kw台113反铲挖掘机1m3台214钎入式振捣器CZ-25/35台215交流电焊机台516小型装载机ZL20台19.6 施工总进度根据目前的设计、施工经验、主要设备订货情279、况，综合楼与光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。工程总工期为 5个月，其中施工准备1个月，土建和光伏电池组件施工、安装及设备安装 3个月，缺陷处理及试运行等 1个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏组件并网发电。9.6.1施工总进度设计原则依据光伏电站建设特点和经济条件对光伏电站主要工程的施工进度作原则性的安排，为工程的施工招标及设备招标提供依据，为编制工程施工组织设计指定基本方向。坚持以人为本的原则在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员在开工前就全身心的投入到工程建设之中280、，同时可以提高工作效率降低管理费用。综合楼和光伏阵列基础工程先期开工建设由于本期工程土建和设备安装建设期 5个月，为尽早取得投资效益，根据光伏电站电池组件分批到货、光伏电站土建开工至光伏电站全部设备安装调试完时间较短的特点，配套工程应有合理的顺序并优先考虑施工，以便每一套光伏系统安装完后即可调试，因此将综合楼和光伏阵列基础施工安排到光伏系统安装调试工作开始之前完成。其他工程项目的施工在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项目的施工可以同步进行，平行建设。其分项工程可以流水作业，以加快进度，保证工期。9.6.2分项施工进度安排初步拟定总工期5个月，要抓住控制性关键项目，281、合理周密安排。下列为控制性关键项目：施工控制进度为：四通一平施工场区建筑物施工太阳电池方阵基础施工支架安装太阳电池方阵安装。以上各项应交错安排，有序进行，才能保证总进度按期完成，具体安排见光伏电站工程总体进度计划。表 9.6-2 里程碑节点计划序号主要进度工期1完成签订光伏组件合同、监理招标合同及土建施工图设计2013.5.012四通一平及临建开始2013.5.153综合楼土建施工开始2013.6.014光伏阵列基础施工2013.6.015电气设备安装调试2013.8.016光伏组件安装完毕2012.8.157光伏组件并网发电2012.9.158工程整体移交生产2012.10.19整体竣工验收282、2013.10.15工程如遇到其他因素（设备生产、研发的延误等），影响到工程的进度，可增加机械和人员以满足工程进度。第十章 工程管理设计为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目建设管理由建设方对工程实施全面管理。10.1 工程管理机构建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度。项目公司建设期计划设置 5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共 10人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。项目公司的主要权限及职责为：负责向政府及有关部门的请示283、汇报，取得项目建设批准文件；负责协调项目建设安全、质量、进度、造价控制工作；负责合同的签订和履行；负责协调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；负责项目建设资金的筹措，并按工程建设合同向合同方及时拨付工程款；负责生产准备工作；负责组织光伏电站投产后工程的竣工决算、竣工验收和项目后评价；负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。光伏电站项目公司人员及部门具体职责分配见表 10.1-1。表 10.1-1 项目公司人员及部门具体职责分配表岗位职能总经理（1人）代表项目公司全面履行管理职责，负责整个项目内、外的协调与管理；主管项目的经营、财务、公共关系。副总经理（1人）协助总经理管理项目及项目公司。部门职责284、管理与控制项目的工期、造价、采购招标及合同管理，项目的范围管理，下达资金拨付计划。计划部（2人）主任(1人)主持本部门工作。组织招标工作，负责合同谈判；审查项目费用和工程量清单；审查资金拨付管理。计划、合同、造价管理(1人)计划的制订，调整与控制。制订费用结算和资金拨付计划。采购招标管理。合同管理，合同的执行，违约及纠纷处理。综合管理部（1人）部门职责项目公司的人力资源管理、沟通（信息）管理、风险管理，项目公司的集成管理。公司标准化建设、公共关系、政工及企业文化建设。信息管理人资管理(1人)文秘、接待工作，协助人力资源管理人员做好各项档案管理和信息管理。负责权限内的人事考察、任免、劳动力调配、285、工资管理、人事档案管理、劳动合同、劳动保险、劳动保护、社会保险、职工教育、培训等。设备管理部（2人）部门职责制订设备采购计划，参与设备物资的招标，负责设备及物资的采购合同的执行，配合工程管理部催交设备及物资。主任(1人)全面负责本部门的工作；按照工程需要负责编制设备物资采购计划；参与设备物资的招标工作；负责设备及物资的采购合同的执行；配合工程管理部催交设备及物资。电气设备主管(1人)参与设备选型，设备招标，设备合同谈判；按合同要求提出阶段性付款计划；落实到货情况；根据合同及现场情况提出监造及催交计划；组织大件设备的运输。工程管理部（2人）部门职责项目的设计、施工、调试。落实进度、费用和质量/安286、全计划，将实施信息反馈至相关部门。主任(1人)主持本部门全面工作，审核施工组织设计及施工方案，对施工过程的进度、质量、安全负责；协调各施工单位、监理、设计、调试、设备厂家等关系，负责配合计划编制标书的技术协议。土建(1人)土建和总平面管理，控制专业间接口；协调各承包商的进度，控制关键路径；定期提交进度报告，反馈影响进度、质量、安全的因素并提出调整的意见。施工方案的审核；监督、检查本专业设备供货情况；定期提交进度报告，反馈影响进度、质量、安全的因素并提出调整的意见。财务审计部（1人）部门职责负责项目公司财务预算，资金、资产和融资管理，公司审计。主任（1人）主持本部门工作，审核财务预算和资金拨付计287、划。公司的审计。编制项目管理费用预算；根据凭证登记财务帐册；做好代收代付业务的帐务管理。以及办理现金、银行的结算业务；凭证报销；发放工资奖金等费用。根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人199264号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计。建设期结束后光伏电站项目公司职能转变为项目运营，项目建设人员和新补充人员承担项目运营管理工作，成立光伏电站运营公司。运营公司做好电站运行和日常维护及定期维护工作。项目运营公司计划暂编制 10人，设总经理 1人，全面负责公司288、的各项日常工作。副总经理 1人，协助总经理开展工作。运营公司设四个部门，综合管理部（1人）、财务部（1人）、生产运行部（5人）、设备管理部（1人）。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行维护人员通过考试在项目当地选拔。10.2 主要生产管理设施根据光伏电站的特点及电站的布置情况，将整个电站分为生产区和管理区两大区域布置。生产区包括电池组及逆变器室。管理区289、主要设置管理办公室和会议室，以满足现场对生产的管理要求，并配备适量的休息及活动用房，方便生产人员生活。10.2.1管理区、生产区主要设施管理区建有一栋生产综合楼、一座配电室和一座 110kV升压站。生产区占地布置有 48个 1MWp方阵，每个1MWp方阵由两个 500kWp子方阵组成，每个1MWp方阵合并设置一座逆变器室。10.2.2管理区、生产区电源及备用电源施工及运行期间生产、生活电源从外部电网接入。10.2.3管理区、生产区供水设施本工程生产、生活用水均由电站外市政给水管网引来。10.2.4生活区绿化规划由于电站建设在多风沙地区，为了改善电站环境，在电站四周设置防护林带，防护林带内侧种植290、草坪，在管理区建筑物周围进行绿化，灌、乔、固沙草结合，通过层层防护，达到减弱风速，阻挡风沙的效果。本项目绿化面积约 12100m2。10.3 电站运行维护太阳能电池维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。太阳能电池的防尘在夏、秋季采用移动喷水机械装置清洗，冬季、春季的沙尘和雪采用人工清理。第十一章 环境保护与水土保持11.1 设计依据及目的 设计依据121314151617181920212222.122.1.1.1 法律法规（1）中华人民共和国环境保护法（1989年 12月 26日）（2）中华人民共和国环境影响评价法（2003年 9月 1日）（3）中华人民共和国水土保持法（2011年 3月 1291、日）（4）中华人民共和国可再生能源法（2006年 1月 1日）（5）中华人民共和国野生动物保护法(2004年 8月修订)（6）中华人民共和国水污染防治法（2008年 6月 1日）（7）中华人民共和国大气污染防治法（2000年 9月 1日）（8）中华人民共和国环境噪声污染防治法（1997年 3月 1日）（9）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2005年 4月 1日）（10） 国务院1998第 253号令 建设项目环境保护管理条例（11）中华人民共和国行政许可法（2003年 8月 27日）（12）中华人民共和国土地管理法（2004年 8月 28日）（13）中华人民共和国电力法（1995年 12292、月 28日）（14）中华人民共和国防洪法（1998年 1月 1日）（15） 国家发展和改革委员会发改能源2004864号文国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（16） 国家发展和改革委员会第 9号令产业结构调整指导目录（2011年本）（17）水利部关于修改部分水利行政许可规章的决定（2005年 6月 22日）（18）水土保持生态环境监测网络管理办法（2000年 1月 31日）（19）开发建设项目水土保持设施验收管理办法（2005年 7月 8日）（20） 中华人民共和国水利部令第 28号水利工程建设监理规定（21）企业投资项目核准暂行办法（2004年 9月 15日）（22） 中293、华人民共和国水利部第 29号令水利工程建设监理单位资质管理办法 （23） 国家计委、水利部、国家环保局 水保1994513号开发建设项目水土保持方案管理办法.2 标准规范（1）环境空气质量标准（GB3095-1996）及关于发布环境空气质量标准（GB3095-1996）修改单的通知二级标准；（2）声环境质量标准（GB3096-2008）1类标准（3）地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准（4）工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）1类标准（5）建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）（6）大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级标准（7）环境影响294、评价技术导则（HJ2.1-2011）（8）环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2011）（9）环境影响评价技术导则 地面水环境（HJ/T2.3-93）（10）环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2011）（11）环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2008）（12）环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2009）（13）环境监测技术规范（国家环境保护局，1989年）（14）开发建设项目水土保持技术规范（GB50433-2008）（15）开发建设项目水土流失防治标准（GB50434-2008）（16）防洪标准（GB50201-94)）（17）水土保持监测技术规程（SL295、277-2002）（18）土壤侵蚀分类分级标准（SL190-2007）（19）水利水电工程制图标准水土保持图（SL73.6-2001）（20）水土保持工程概(估)算编制规定（水总200067号）（21）开发建设项目水土保持设施验收技术规程（GB/T22490-2008）（22）工程勘察设计收费标准（计价格200210号）（23）水土保持工程质量评定规程（SL336-2006） 项目建设的必要性（1）发展太阳能产业是维护社会经济可持续发展，保护生存环境的需要人类大规模使用常规能源对环境的破坏和污染，已广为世界所关注，严重影响到社会经济的可持续发展。我国不仅是世界上少数几个能源以煤为主的国家之一，296、也是世界上最大的煤炭消费国，燃煤产生大量 SO2等污染物使大气环境遭到破坏，直接影响人的身体健康和生活质量。而对地球上最重要的绿色可再生能源-太阳能的开发利用将为我国遏制生态环境恶化状况、改善环境质量、早日实现生态文明的目标创造一定的条件。（2）开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向太阳能是清洁可再生的能源，太阳能光伏发电项目的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗。开发太阳能符合国家环保、节能政策。（3）合理开发太阳能资源，满足地区电力负荷增长需要上海xx国源电力有限公司在xx市xx区二期50MWp并网光伏发电项目的建设将为该地区经济发展提供一定的电力保障，将为缓解地区电力供应不足的局面起到一定的积极作用，对当地经济发展有重要意义。（4）发展太阳能产业是改善生态、保护环境的需要光伏发电不产生传统发电技术(例如燃煤发电)带来的污染物排放和安全问题，没有废气和噪音污染，也很少有环境污染的遗留问题。该地区具有丰富的太阳