1、 合肥庐江泥河镇八里村晶科20MW农光互补光伏发电项目实施方案庐江县晶科光伏发电有限公司2015年4月27日目录一、概述11.1地理位置11.2 太阳能资源21.3 项目业主简介51.4 工程简介71.5 工程概算简介91.6 接入系统简介11二、发电量估算132.1 庐江的太阳辐射量132.2并网光伏发电系统理论发电量测算13三、项目方案设计143.1太阳能支架设计143.2 电池组件选型153.3 光伏并网逆变器173.4太阳电池方阵设计193.5系统防雷设计223.6室外环境检测系统233.7光伏监控系统设计23四、项目施工组织设计254.1施工条件254.2规划原则和施工总布置方案272、4.3施工交通运输284.4工程建设用地294.5主体工程施工304.6施工进度34五、农光互补优越性355.1农业生产与发电相得益彰355.2提高土地利用率，降低光伏产业成本365.3为当地经济创收，为地区创旅游，为农民创收益365.3.1符合国家产业政策与导向365.3.2解决就业，增加农民收益365.3.3增加地方税收收入，打造生态农业闭环365.4光伏农业发展前景365.5该项目农光互补方案373一、 概述1.1地理位置1.1.1 工程任务 根据庐江气象站的数据和NASA数据库进行当地太阳能资源的评估，并充分考虑光伏电站需求，按照光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）的规定和要求，3、组织专业人员进行晶科电力安徽庐江20MW地面电站发电项目可行性研究阶段的勘测设计工作，并编制完成预可行性研究报告。 1.1.2 场址概况 安徽省在气候上属暖温带与亚热带的过渡地区。在淮河以北属暖温带半湿润季风气候，淮河以南属亚热湿润季风气候。其主要特点是：季风明显，四季分明，春暖多变，夏雨集中，秋高气爽，冬季寒冷。安徽又地处中纬度地带，随季风的递转，降水发生明显季节变化，是季风气候明显的区域之一。春秋两季为由冬转夏，和由夏转冬的过渡时期。全年无霜期200250天，10活动积温在46005300左右。年平均气温为1417，1月平均气温零下14，7月平均气温2829。全年平均降水量在77316704、毫米，有南多北少，山区多、平原丘陵少的特点，夏季降水丰沛，占年降水量的4060%。庐江县位于安徽省中部，在合肥市南部，是合肥市域1331框架重要组成部分。地处皖中，北濒巢湖，南近长江，西依大别山脉。地理位置在东经11701-11734、北纬3057-3133之间。东与巢湖市、无为县接壤，南以枞阳县、桐城市为邻，西靠舒城县，北抵肥西县。幅员面积2348平方公里。庐江县地处中纬度地带，属北亚热带湿润季风气候。四季分明，冬寒夏热，春秋温和，阳光充沛，无霜期长，梅雨特征显著。多年平均气温为15.8，7月最高，为28.3，1月最低，为2.6。极端最高气温为41.3，极端最低气温为-13.7。多年平均降水5、量为1188.1毫米，降水最多的是1954年，降水达2024.9毫米，降水量最少是1978年，为631.3毫米。每年的6、7月间为梅雨季节。年日照时数为2209.6小时。1962年最多为2740.8小时，1982年最少为1702.9小时，年际差为1037.9小时。多年平均日照时数为1400小时以上，8月最多，为255.4小时，2月最少，为133.4小时。多年平均无霜期为238天。 1.2 太阳能资源太阳能对人类来说是取之不尽、用之不竭、广泛存在、平等给予、可以自由利用的能源。太阳能利用将是2l世纪的重大课题。我国地处北半球，土地辽阔，幅员广大，国土总面积达960万平方公里。南从北纬4的曾母暗沙6、，北到北纬52.5的漠河，西自东经73的帕米耳高原，东至东经135的黑龙江与乌苏里江汇流处，距离都在2000公里以上。在我国广阔富饶的土地上，有着丰富的太阳能资源。根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2008），以太阳能总辐射的年总量为指标，对太阳能的丰富程度划分为4个等级，如下表所示。表 2-1 中国太阳辐射资源区划标准等级资源带号年总辐射量（MJ/m2）年总辐射量（kWh/m2）平均日辐射量最丰富带630017204.8很丰富带2040-63001400-17203.84.8较丰富带378020401020-14002.93.8一般378010202.9我国的太阳能资源丰富。其中，年总7、辐射量在8602080kWh/m2 之间，年直接辐射量在2301200 kWh/m2 之间，年平均直射比在0.240.73 之间，年日照时数在8703570h 之间。中国19782007 年平均的总辐射年总量的空间分布情况如图2-1 所示。图2-1 19782007 年平均的太阳能资源空间分布图（单位：kWh/m2）从图中可以看出，我国太阳能资源空间分布特点为自西北到东南呈先增加再减少然后又增加的趋势。新疆东南边缘、西藏大部、青海中西部、甘肃河西走廊西部、内蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”，其中西藏南部和青海格尔木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青8、海东部、四川盆地以西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、安徽北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩特和赤峰一带，是我国太阳能资源“很丰富带”；我国中东部和东北的大部分地区都属于太阳能资源的“较丰富带”；只有以四川盆地为中心，四川省东部、重庆全部、贵州大部、湖南西部等地区属于太阳能资源的“一般带”。直接辐射年总量的空间分布特征与总辐射比较一致，在青藏高原以南以及内蒙古东部的部分地区，直射比甚至达到0.7 以上。年总日照时数的空间分布与年总辐射量基本一致，“最丰富带”的年日照时数在3000h 左右，“很丰富带”的年日照时数在24003000h 之间，“较丰富带”的年日照时数在12002400h 左右9、，“一般带”的年日照时数在1200h以下。1.2.1 光伏电站所在地区太阳能资源分析 庐江属于我国太阳能资源三类地区，年平均辐照在1400小时左右，庐江海拔高程约28.6m39.1m米,是华北大平原的一部分。气候温和,四季分明,光照充足,雨量适中,无霜期长,光热水资源比较丰富,属于暖温带半湿润气候。1.2.2 光伏电站所在地区太阳能资源分析 本项目采用美国NASA数据库进行当地太阳能资源的评估。NASA是由 美国气象局开发的高分辨率气候数据库，涉及范围已涵盖美洲、非洲和亚洲。 主要的数据要素包括太阳辐射，气温以及地形资料（海拔高度、水平面及倾角等）。2米处气温：基于NASA 数据时段: 19910、4 - 2011;重新计算得到 15 分钟值。基于高分辨率的地形模型，本数据空间分辨率达到 1km，因而可以反应地形引起的温度的空间变化。太阳辐射：由 Meteosat 卫星数据计算得到；时段空间分辨率 90 米，时间分辨率 15 或 100 分钟，包括水平总辐射和垂直面直接辐射；年水平总辐射值的不所分析时间段内数据有效率达到 99%。 拟建场区太阳能辐射量采用于 310110、东经1171812，海拔高度为20-50m处数据。该区域内太阳能资源非常丰富，而且 项目场址海拔较高，大气层薄，透明度好，日照充分，年水平面总辐射总值可达 1412kWh/，26倾斜面年辐射总量可达 1616kWh/m11、2，可利用小时数可达 1421.7 小时。 发利用潜力非常广阔。根据我国在1983年出版的太阳能资源区划标准，该区域属 于 III类“很丰富带”，太阳能资源较丰富,具有良好的开发远景，较适合大型光伏电站的 建设。在该地区建设光伏电站，符合国家新能源产业政策和安徽地区电源规划原则， 在环保、可持续开发当地丰富的太阳能资源同时，可以支援当地工农业生产需求和 安徽电网的电力外送，为今后该类场地的综合利用探索一条新路。1.3 项目业主简介131晶科简介晶科电力有限公司是晶科能源有限公司的全资子公司，晶科能源控股有限公司（纽交所代码：JKS）是全球为数不多的拥有垂直一体化产业链的光伏产品生产、应用及光伏12、电站开发建设的综合性跨国企业。中国500强企业，全球第四大晶硅组件制造商。公司员工总数超过10000余人，生产基地位于江西省上饶以及浙江省海宁，生产面积总占67万平方米。公司的全球营销中心位于中国上海浦东新区，此外公司建立了全球化的营销布局，在瑞士楚格，德国慕尼黑、意大利博洛尼亚、法国蒙彼利埃、美国旧金山、加拿大多伦多、澳大利亚昆士兰以及日本东京均设立了子公司。晶科能源所生产的单多晶组件获得ISO9001, IEC, TÜV, VDE, UL, CSA, CEC, MCS等多项国际认证以及荣誉称号。公司自成立以来，大力引进国际先进生产设备，包括美国GT Solar多晶炉，日本NTC线13、切机，意大利Baccini电池片生产线以及伯格测试技术。组件生产引进日本NPC技术以及全自动生产线，代表了世界一流的先进生产工艺。我们业务营销网络涵盖欧洲，北美以及亚太，遍及20多个国家，包括了德国，意大利，比利时，美国，西班牙，法国，捷克，以色列，日本，澳大利亚以及中国等主要光伏市场。2013年垂直产能达到1.8GW、出货量全球第三；2014年垂直产能达到2.3GW，photon组件测试全球排名第二，普华永道太阳能产业可持续发展指数排名第四，彭博财经评定为全球一线光伏品牌，65家世界知名银行提供项目融资。晶科电力成立于2012年9月，注册资金叁拾亿零伍仟万元整。是太阳能电站投资、建设、运营的14、专业化企业，2013年投资建设光伏电站213MW，预计2014年投建规模将达到800MW。现已签约权益容量超过1GW。现晶科能源欲在庐江市分三期投建总容量为300MW的光伏地面电站，总投资额27亿元。此次申报为一期20MW。对于每一个晶科成员，太阳能不再仅仅是阳光下的商机，更是一种创造绿色未来的生活方式，我们秉持晶科“阳光品质，服务全球”的理念，并与您分享世界绿色能源在阳光下的成长喜悦！132晶科2013年项目案例1.4 工程简介1.3.1 工程选址 本工程厂址位于庐江县泥河镇，地理位置图见图1-1。图1-1项目地理位置示意图 图1-2项目组件排布示意图该区域内太阳能资源非常丰富，而且项目场址15、海拔较高，大气层薄，透明度好，日照充分，年水平面总辐射总值可达 1412kWh/，26倾斜面年辐射总量可达 1616kWh/m2，可利用小时数可达 1481 小时。 发利用潜力非常广阔。根据我国在 1983 年出版的太阳能资源区划标准，该区域属 于 II I类“很丰富带”，太阳能资源较丰富,具有良好的开发远景，较适合大型光伏电站的 建设。在该地区建设光伏电站，符合国家新能源产业政策和安徽地区电源规划原则， 在环保、可持续开发当地丰富的太阳能资源同时，可以支援当地工农业生产需求和 安徽电网的电力外送，为今后该类场地的综合利用探索一条新路。 1.3.2 工程地质 1）泥河镇位于庐江南部 20km 16、处，所在区域地貌单元属中丘陵区，地形较开阔平坦，合铜黄高速公路、合铜高等级公路穿镇而过，交通便利。 2) 晶科电力安徽庐江20MW地面电站发电项目工程拟选各场址位于庐江县泥河镇八里村一般农用地内。3) 各场址处于相对稳定的地质构造单元，无断裂构造通过，建光伏场址可行。 4) 根据中国地震动参数区划图GB181006-2001，拟选场址地震动峰值加速 度为 0.1g，相对应地震烈度为 7 度，地震动反应谱特征周期为 0.40s。 5) 拟选各场址区出露地层主要为第四系上、中更新统冲洪积黄土（粉质粘土）、 黄土（粉质粘土）。其中上部黄土状粉土，黄土（粉质粘土）具有湿陷性。为湿陷性 黄土场地，场地湿17、陷性土层厚度为 3.0-10.0m 不等。各场址的上部黄土状粉土具有湿 陷性，建议采用碾压、夯击或换土垫层法处理。 6) 拟选各场址场地地下稳定水位埋深一般大于 10.0m，可不考虑地下水对基础 的腐蚀性。 7)据气象资料，场址土壤最大冻深 83cm。 8)根据已有资料和现场调查，矿区的局部地带出现地表裂缝，但综合考虑采空区近 几年基本无沉陷发展、基础设计时加强支架基础整体性等，目前阶段认为在该区域建 设光伏电站基本上是可行的。但要充分认识到在采空区进行建设存在的风险，可在下 阶段对在采空区进行光伏电站运行进行进一步论证减小风险性，在建设期和电站运营 后应持续加强采空区沉陷观察和测量，工程建设18、和电站运营期间要建立关于采空区 塌陷的应对措施的各类应急机制，为光伏电站的持续发展和效益增长提供坚强保 证。 1.5 工程概算简介1.5.1工程概况 建设规模：本期太阳能光伏发电工程装机容量为20MW相应的办公生活设施。 1.5.2主要系统特征：庐江县太阳能光伏发电项目装机容量为 20MW，发电设备为晶体硅光伏电池组件，采用多支路、分块发电、集中并网方案，将系统分成20个1MWp 的光伏并网发电单元，经过箱式变压器经升压、集电后接入就近的变电站。 1.5.3资金来源和投资比例：本工程由晶科电力有限公司出资20%建设，其余资金通过银行贷款完成。 1.5.4 工程投资： 工程静态投资：16117 19、万元 单位投资：8058.5 元/KW 建设期贷款利息：406.22万元 工程动态投资：16523.22万元 1.5.5发电效益计算 （1）发电收入：发电收入是上网电量和上网电价的乘积，电站正常运行期内上网电 量为22040.09mwh，其中建设期第一年初期发电量为22040.09mwh，第二年正常发电。本项目按国家发改委发改价格（2013）1638号国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促 进光伏产业健康发展的通知中全国光伏发电标杆上网电价类资源区为1元/kWh(含 增值税)测算，计算期内电量销售收入总额为22040.09万元。 （2）税金：本项目应交纳的税金包括增值税、销售税金附加和所得税。 20、（a）增值税：根据财政部和国家税务总局照财税2008156号关于资源综合利用及 其他产品增值税政策问题的通知，本项目增值税实行即征即退50%的优惠政策。增 值税税率为17%。另外根据增值税转型相关政策，允许企业购进机器设备等固定资产 的进项税金在销售税金中抵扣。 （b）销售税金附加：销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税 额扣除抵扣的增值税税额为计算基数。本项目城市维护建设税税率取5%，教育附加费率取5%。 （c）所得税：所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电利润扣除 免税的补贴收入后的余额。 光伏发电项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发【2021、09】 80号国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题 的通知，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所得纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税（12.5%），六年后所得税按照25%征收。 1.5.5节能减排本期工程规划装机20MW本光伏发电项目整个 25 年规划运行期内年平均每年发电 量约 22040.09MWh。每年可节约发电标煤约 0.8万吨。在其 25 年使用期内，该光伏 发电项目总共节省标煤约 20万吨。 根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体 CO2 约 2.2 万吨；每年减少排放大气22、污染气体 SO2 约 20吨、NOx 约 20吨。1.6 接入系统简介1.6.1 全省电网负荷预测 2012 年安徽省全社会用电量达到 1765.28108kW.h，最高发电负荷达到 24486MW，本次以国网公司最新确定的安徽省“十二五”电力负荷水平（2013.07）为基础，结合国 家出台的各项促进经济发展的政策、措施和安徽省用电负荷特性，预测 2015 年省内用最高发电负荷为 34120MW，五年平均递增率 11.1%；2020 年省内自用最高发电 负荷为 46400MW，五年平均递增率 6.3%。1.6.2 光伏电站建设的必要性 1）带动庐江地方经济发展的需要 光伏电站开发会促进地区相关23、产业如建材、交通设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着光伏电站的相继开发，光伏电站将成为庐江的又一产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。 2）国家能源战略的重要体现 随着石油和煤炭的大量开发，不可再生资源保有储量越来越少，终有枯竭的一天， 因而新能源的开发已经提到了战略高度。风能、太阳能和潮汐能等新能源将是未来一段时间大规模开发的能源种类。不管从技术、经济，还是规模上来看，太阳能都有一 定的优势，随着太阳能电池组件国产化进程加快，光电板的价格将进一步降低，光伏 的竞争力也大24、大加强。光伏电站的开发可以节约大量的燃料和水资源，还可以形成太 阳能发电基地，改善安徽省地区能源结构。 3）改善生态、保护环境的需要 太阳能是清洁的可再生能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的 开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。 4）地方旅游业进一步发展的需要 庐江地区以其独特的地理气候特点和人文历史背景，造就了其独特的旅游资源。光伏电站的开发将进一步促进旅游业的发展。浓厚的文化底蕴加上优美的自然景色，将使游人不断增加，这些将为该地区的旅游经济带来更大的效益。 综上所述,随着本光伏电站的开发，除了提供大量的绿色电能外，还将对带动25、地方经济快速发展起到积极作用。因此，及时开发南郊泥河光伏电站是十分必要的。1.6.3 工程建设规模 随着安徽省国民经济的快速发展，对于电力工业的发展提出了更高的要求。本期 项目建成后可进一步满足所在地区的能源需求。根据初步规划的地域面积以及当地资 源情况，该项目工程规划总规模为20MW。 本光伏电站工程并入秀溪220kV升压站，主变容量为500MVA，电压等级为 220kV/35kV，满足光伏电站总规划容量20MW电量的送出。 升压方式为每个1MWp逆变器室的2台500kW逆变器（额定电网电压315V）经一台容量为1250kVA升压变电站升至35kV后，用35kV电缆汇流至35kV配电间母线，26、再通过1台容量为50000kVA、35/220kV主变压器升压至220kV后接入电网。采用 YJY22-35-395mm2电缆集电，每回线路最大输送容量22000kW，可设3回集电线路。 本方案升压部分全站主要电气设备有20台1250kVA、35/0.315/0.315kV箱式升压变电站，1台50000kVA、35/220kV主变压器，7面35kV高压开关柜（3回集电线路进线，1回站用电进线，1回SVG进线，1回PT柜，1回出线至变压器）以及1套110kV线变组出线设备。1.6.4 接入系统方案 根据本项目规划容量 20MW 及附近电网规划情况，本项目接入系统方案考虑如下： 泥河镇光伏电站以327、5kV电压等级接入系统，出1回35kV线路接至庐江县泥河镇秀溪220kV站35kV母线，线路长度约 15km。 光伏电站最终接入系统方案，需在光伏电站接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。 二、 发电量估算2.1 庐江的太阳辐射量依据NASA发布的数据推算出庐江地区辐照信息如表1。表1 太阳辐照度一览表2.2并网光伏发电系统理论发电量测算根据光伏电场场址和日照情况，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型，并确定初步的上网电量。项目采用农光互补的形式，占地面积600亩，本项目总的装机容量为20000KW年发电量 Ep 计算如下：Ep= HA * PAZ * K kWh 其中28、：HA 为多年平均年辐射总量，取1351.4KWH /m2； h PAZ为光伏项目的装机容量，取200000 KWp； K为综合效率系数。综合效率系数为考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：组件阵列安装倾角、方位角修正系数；光伏发电系统可用率；光照利用率；逆变器效率；集电线路损耗；升压系统变压器损耗；组件表面污染；电池组件转换效率修正系数；其中电池组件转换效率修正系数应考虑：衰减率、工作温度、输出功率偏离峰值等因素。综合效率系数（详见表1.3）。表1.3 上网电量修正系数计算方法序号名称系数备注1电池板安装倾角、方位角 0.992光伏发电系统可用率0.993光照利用率0.984逆变器效率029、.965集电线路损耗0.986升压系统变压器损耗0.987组件表面污染0.958电池组件转换效率修正系数0.939综合效率系数0.82第一年估算发电量 Ep为：21622.49mwh。三、 项目方案设计3.1太阳能支架设计本项目经过前期的地形考察，本项目可以采用螺旋装的支架安装方式。支架的施工方式参考下图在设计时，根据项目所在地区的气候条件，选择相应的风载荷、雪载荷等设计参数，进行系统自重荷载、风荷载和雪荷载作用效应甚至地震作用效应计算。根据计算结果来设计负重详细结构。3.2 电池组件选型本项目拟采用晶澳在合肥生产的太阳能电池多晶硅组件，多晶硅太阳电池组件采用了新型EVA及层压封装技术，改变了30、以往传统的PVC封装方式，增强了产品的稳定性能，提高了户外安装抵抗恶劣环境侵蚀的能力，因此有效地提高了产品使用寿命。该产品的最大优势在于其较高的性价比。 由于采用了能够抵抗恶劣天气的接线盒，因此多晶硅太阳电池组件可以适合于从单个组件到大型网状连接的各种应用。在户外较高的环境温度下，多晶硅太阳电池性能会发生变化，取决于当时的温度，光谱以及其他相关因素。但可以肯定的是：多晶硅较之单晶硅或非晶硅性价比更高。多晶硅太阳能电池组件实物图255Wp多晶硅太阳能组件参数如下表所示：255Wp晶澳太阳能组件参数表序号参数名称性能参数1组件型号JAP6-60-255/3BB2峰值功率255W3工作电压30.3631、V4工作电流8.40A5开路电压37.62V6外形尺寸1650mm*991mm*40mm7工作温度-40858寿命25年以上9转换效率15.59%结构图如下所示：图3-2 多晶硅电池结构图3.3 光伏并网逆变器光伏并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于提高光伏系统的效率和可靠性具有举足轻重的作用，主要负责太阳能电池板所发直流电力变换成同交流电网电能特性一致的交流电能。并网逆变器应具有以下功能：系统效率高；MPPT自动跟踪技术；显示功能；通讯接口；具有监控功能；完善的保护功能；宽直流输入电压范围；人性化界面，可通过按键设定各项参数；可实现与多台逆变器并联组合运行等特点。通过对目前国内外技术及32、商业化比较成熟的大型并网逆变器进行分析，同时考虑系统稳定、高效、灵活运行，以及光伏电池阵列接线排布便捷等因素。本项目采用合肥阳光生产的SG 500MX，主要参数如下：序号名 称供货方提供值生产厂家合肥阳光逆变器型号SG 500MX1逆变器输出功率(1)逆变器输出额定功率500KW(2)逆变器最大交流侧功率560KW2逆变器效率(1)最高转换效率98.7%(2)*欧洲效率（加权平均效率）98.5%(3)10%额定交流功率下95.0%(4)整机效率（考虑配电柜、变压器等损耗）95.0%3逆变器输入参数(1)输入电压范围DC460880V(2)MPPT电压范围DC460820V(3)最大直流输入电流33、1220A4逆变器输出参数(1)额定输出电压315V(2)输出电压范围(3)输出频率要求47-52HZ(4)功率因数0.99(5)最大交流输出电流1070A(6)总电流波形畸变率10年10要求的电网形式 TN-C-S逆变器的工作状态均有延时，逆变器不会随着用户大功率设备的频繁起停而频繁开关机。逆变器的交流输出有软启动功能，不会对电网造成冲击。3.4太阳电池方阵设计本方案针对40套容量为500kW的并网光伏发电系统提出初步设计方案。选用额定功率为255W的多晶硅光伏组件，配置二套额定功率为500kW的三相逆变器。根据上述所列组件及逆变器的性能参数，确定如下系统设计方案。（1） 光伏组件的串联方式34、计算 首先不考虑组件工作电压受温度系数的影响，仅仅考虑标准条件（1个标准大气压，25，1000W/m2）下的情况。所选逆变器的最大功率点跟踪直流电压范围为450VDC820VDC，非晶硅薄膜组件的工作电压为31.4V。根据经验，为使系统能够始终工作在最大功率点输出条件下工作，光伏组串的工作电压应位于逆变器最大功率点跟踪直流电压范围的中间值处。因此计算出每串光伏组串的组件数为： （450+820）V/2 31.4V/块 = 20（块）对于20块光伏组件串接成的光伏组串来说，其开路电压为： 38.4VDC20 = 768VDC低于逆变器所允许的最大阵列开路电压。下面考虑温度对组件开路电压的影响，假35、设通常情况下电池板表面的最低温度为-15，电池板表面最高温度为55，组件开路电压为38.4VDC，温度系数为-0.4%每摄氏度。故而可以算出组串的最大开路电压为： Vmax=768V1+（-15-25）（-0.004） = 890.88VDC组串的最低开路电压为： Vmin=792V1+（55-25）（-0.004） =758.78VDC由于逆变器的最大输入电压为1000VDC，光伏组件的击穿电压为1000VDC，考虑到直流线路压降及光照强度等其他影响，组串的开路电压可以满足要求，逆变器全年可以正常启动。（2） 光伏组串并联方式计算对于500kW光伏系统来说，所需要的光伏组串的数量M为： M=36、500kW（255W20）=92串 由于标准情况下255W多晶硅光伏组件的短路电流为10.6A，短路电流温度系数为0.12%，因此可算出116串光伏组串的最大短路电流Amax为： Amax=10.61+（55-25）0.001292 = 1010.31Adc低于逆变器的直流最大输入电流（1064A），满足设计要求。结合上述计算，对于500kW光伏系统来说，所需光伏组件的总体数量为：2092=1840块（3） 光伏阵列整体汇流方式对于上述500kW光伏系统来说，所选逆变器本身可以选择多路直流输入，因此可以降低光伏阵列本身的汇流级数，另一方面这样做也可以增强系统的稳定性，降低安装成本。采用16入一37、出的直流防雷汇流箱，直接将20串光伏组串进行串联，所需直流防雷汇流箱的数目为116个。输出的3路直流电流接入三相逆变器直流输入端，经逆变器转换为三相交流电后，接入附件的35KV电网。为保证光伏系统安全，逆变器输出端不能直接接入公共电网配电端，需要配备相应的交流配电柜进行电气隔离。直流防雷汇流箱选择对于16入1出的直流防雷汇流箱，主要性能要求如下： 满足室外安装的使用要求； 同时可接入16路太阳电池串列，每路电流最大可达15A； 接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V； 熔断器的耐压值不小于DC1000V； 每路光伏串列具有二极管防反保护功能； 配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷38、功能； 采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。其原理结构如下图所示：图3-2 直流防雷汇流箱结构图（5）直流及交流配电柜设计系统共需要直流配电柜，正常工作直流输入功率为35kW，最大支流输入为5kw，分7个直流输入单元，每个直流输入单元接一台汇流箱，7路光伏直流输出经直流配电柜并联后，输入给逆变器。直流配电柜需要具有保护功能和显示功能。对于由于意外时间造成对地短路，逆变器输入回路出现破坏性电流，损害逆变器，因此在逆变器与组件组件中间安装直流断路器，直流短路器满足组件方组件正常电流输出，同时满足组件系统最高电压1.5倍的冲击。在直流系统中，接线盒中39、的断路器不能采用交流断路器代替，必须采用直流断路器。直流配电柜面板上安装有直流电压表和直流电流表，可以实时显示组件的输出电压和电流。交流配电柜用于并网逆变器输出电量的汇流、输出、监测以及设备的保护。内部配件主要是端子排、断路器、熔断器、SPD、发电量电度表、互感器、线排和其它一些保护器件。交流配电柜面板上安装交流电压表、交流电流表、电度表等，可以实时显示并网逆变器的输出电压、电流以及系统输出的电能。交流配电柜是将光伏阵列经逆变器输出的交流电能分配给负载。根据送入交流配电柜的回路数，确定交流配电柜的输入回路，输出回路为一回，安装额定电流不同的三级断路器，所选各断路器配有复式脱扣器、欠电压脱扣器、40、分励脱扣器，具有短路保护、过载保护、失压保护、远程操作等功能。在各进、出线装设电流表、电压表、电度表、功率因数表、频率表，分别测量各回路单相、三相电流电压及光伏电站的发电量大小、功率因数、频率等参数，所选各测量仪表均采用带有通讯接口的数显表计，以方便采集数据之用。100kW交流配电柜的接线原理如下图所示：图3-3 交流配电柜原理图3.5系统防雷设计把所有钢结构与整个建筑的防雷网相连，以达防雷的目的。在光伏系统直流输入处和交流输出处设计了防雷装置，并接地以确保设备的安全，避雷元件分散安装在接线箱内，也安装在配电柜内。防雷接线箱一般安装在光伏组件附近，必须满足室外安装的要求，防护等级一般为IP6541、。整个系统采用三级防雷措施：设备级：光伏阵列支架通过接地扁钢与屋顶防雷扁钢带可靠焊接；直流侧级：直流汇线处采用直流防雷模块，最终与防雷带连接；交流侧级：在交流柜内采用交流防雷模块，与电气防雷带连接。对于系统防雷和安全用电来说，可靠的接地是至关重要的。本设计中，支架及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接，并于接地网就近可靠连接，各连接点的接地电阻应小于10欧姆。机房内的交流配电柜、直流配电柜的外壳及各逆变器的接地端子和机房内的接地体进行牢固的电气连接，各连接点接地电阻应小于4欧姆。3.6室外环境检测系统在光伏发电系统楼顶适当位置配置1套环境监测仪，实时42、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，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。环境监测装置如下图所示。图3-4 环境监测装置3.7光伏监控系统设计（1）电能计量电能计量表是真正反应整个光伏并网发电系统发电量的计量装置，其准确度和稳定性十分重要。采用性能优良的高精度电能计量表至关重要。电表不仅要有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该电表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗（ZV）、状态信息、警报、参数等。 此外，显示的内容、43、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改。通过光电通讯口，还可以处理报警信号，读取电表数据和参数。（2）监控系统系统采用高性能服务器作为系统的监控主机，可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器进行运行数据的监测。选择安装一套专门的光伏并网系统的监控软件,该系统可连续记录运行数据和故障数据。监控系统整体要求如下: n 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。n 要求监控主机至少可以显示下列信息： 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。 可查看每44、台逆变器的运行参数，主要包括直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、每天发电功率曲线图等。 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电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障通讯失败等。n 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。n 要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包45、括环境数据。故障数据需要实时存储。n 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。n 要求至少提供中文和英文两种语言版本。n 要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWSXP、UNIX、LINUX 操作系统，n 要求使用高可靠性高性能的服务器作为监控主机n 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。n 监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。图3-5 光伏监控系统组网示意图四、项目施工组织设计4.1施工条件4.1.1工程地理位置及自然条件 1、工程地理位置 本工程站址位于安徽省庐江县泥河镇，站址附近有国道46、省道通过，交通较便利。 2、地形地质条件 庐江县地处皖中，北濒巢湖，南近长江，西依大别山脉。地理位置在东纬11701-11734、北纬3057-3133之间。东与巢湖市、无为县接壤，南以枞阳县、桐城市为邻，西靠舒城县，北抵肥西县。幅员面积2348平方公里。庐江县境内大部属淮阳山字型前弧东翼部份，有郯庐断裂带经过。地层有南北两相之分。城北丘阜区出露有上元古界到中生界较全的沉积岩系；砖桥丘陵区拥有庐枞盆地广泛的火山岩系堆积；县境西部柯坦、浮祥山一带，隐伏着下元古界变质岩系。庐江县西部属大别山余脉，地形为西南高、东北低。东挟黄（陂）、白（湖）二湖、北襟巢湖，圩畈相连；中多丘阜，纵横起伏，冲塝相间。海47、拔最高为境西的牛王寨，高595米；最低为境北同大圩的同大浦，高5.8米。庐江县总面积（含巢湖水域）中，山区、低山区面积422平方公里，丘陵区1255平方公里，圩区400平方公里，湖泊260平方公里，大体是山、圩各两分，一水五丘陵。 3、气候条件 庐江县地处中纬度地带，属北亚热带湿润季风气候。四季分明，冬寒夏热，春秋温和，阳光充沛，无霜期长，梅雨特征显著。多年平均气温为15.8，7月最高，为28.3，1月最低，为2.6。极端最高气温为41.3，极端最低气温为-13.7。多年平均降水量为1188.1毫米，降水最多的是1954年，降水达2024.9毫米，降水量最少是1978年，为631.3毫米。每年48、的6、7月间为梅雨季节。年日照时数为2209.6小时。1962年最多为2740.8小时，1982年最少为1702.9小时，年际差为1037.9小时。多年平均日照时数为2000小时以上，8月最多，为255.4小时，2月最少，为133.4小时。多年平均无霜期为238天。 4.1.2 交通运输及其它建设条件 本项目距庐江县约20KM，交通运输条件较好，拟选场址占地面积约600亩，区域内较为平坦开阔，工程地质条件相对较好，无制约工程建设因素，可开发范围较大。 4.1.3 工程场区施工条件 1、施工用水条件 生产生活及施工用水可以从项目场址附近用水管网接引，接水点需由业主与当地 水利部门协调落实，或采用49、在升压站站内打井的方式来满足生产生活及施工供水。设置蓄水池，将供水水源的水由管道输送到蓄水池。升压站附近施工用水可直接用管道 输送，其它距离较远的施工点用水可以用罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使 用要求。施工期供水系统应考虑光伏电站建成后生产和生活用水需要，按照“永临结合”的原则规划建设供水系统。 2、施工用电条件 生产生活及施工用电拟由升压站附近10KV 线路或 35KV 线路接入，接电点需由业主与当地电力部门协调落实，或采用 100KW 柴油发电车来满足生产及生活施工用电。 按照“永临结合”的原则规划升压站生产生活及施工用电，施工结束后施工电源作为站 内的备用电源永久保留。 3、施工50、通信条件 本工程施工现场内部通信采用无线电对讲机通信方式，施工对外通信采用当地电 信通信网络上提供通信线路的方式解决。 4、主要建筑材料来源和供应条件 项目位于庐江市西南部，距庐江县城20km，水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在庐江市区购买，当地可以保证项目所需建筑材料供应。光伏电池板及逆变器将参照2014年合肥市光伏组件及逆变器产品生产目录上厂家择优采购。5、机械维修 必要的部件加工机械维修可在庐江市附近相关厂家进行加工和维修，一般小设施 在施工场地。 4.1.4 工程施工特点 1、光伏电站项目占地面积较广，整体工程量集中且较大，施工时需频繁移动施 工机具，特别是混凝土施工机51、具。 2、施工高度低，速度快，难度不大。 3、零配件重量小，倒运方便，安装较为简单。 4、种类设备支架安装工作量较大，工期紧，土建与安装需紧密配合 4.2规划原则和施工总布置方案4.2.1 规划原则 根据光伏电站工程投资大、工期紧、建设地点集中等特点，本着充分利用、方便 施工的原则进行场地布置。既要形成施工需要的生产能力，又要力求节约用地，规划 原则如下： 1、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、运输， 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。 2、路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按工程建设的52、次序， 修建本电站的厂里道路。 3、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。 4、总平面布置尽可能做到永临结合，节约投资，降低造价。 5、将光伏发电区分成二批进行安装、调试和投运，既可以提高施工效率，也可 以保障光伏电站分批提前投入商业运行。 4.2.2 施工总布置方案 光伏电站厂区内施工临时分区主要有施工生活区、综合加工场、综合仓库、混凝 土搅拌站等生产生活分区。本工程装机容量为 20MW，施工工期较短，光伏组件布置 集中，初步考虑，在与光伏组件相邻的地势较平坦区域进行施工活动。从安全和环保 角度出发，施工生活区靠近综合仓库53、，远离混凝土搅拌站。站内道路应紧靠光伏组件， 以满足设备一次运输到位，方便支架及电池组件安装。按指定路线将大件设备，如逆 变器等一次运输并安装到指定地点，尽量减少二次转运。 4.2.3 施工用水、用电及通信系统 4.2.3.1 施工用水方案 本工程拟在升压站附近打井取水，设置蓄水池，井水由管道输送到蓄水池，升压 站附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。施工中应合理调配施工用水，避免施工高峰用水量集中，同时施工中应注意节约用水， 避免长流水。 4.2.3.2 施工用电方案 施工用电拟从项目场址附近 10KV 线路接引，每隔 50m 架设临时电杆，将线路引 至临时施54、工变压器。场内临时设置低压站用变压器和单母线接线的 0.4KV 低压配电段， 为站用负荷供电。施工电源在光伏电站建成后作为电站备用电源。由于光伏电站施工 范围较广，需另外配置两台 65KW 移动式柴油发电机。 4.2.3.3 对外通讯方式 本项目施工现场内部通信采用无线电对讲机通信方式，施工对外通信采用当地电 信通信网络上提供通信线路的方式解决。4.3施工交通运输4.3.1 对外交通运输 本项目场址位于庐江县南约 20km 处，场址西侧有国道通过，运输方案为： 从厂家从发的光伏项目所需物资通过国道运输到场址附近后，再经场区内的乡 道即可运达场址。所选路径等级较高，对于重、大件设备运输没有制约因55、素，可满足 其运输需要。 4.3.2 站内交通运输 4.3.2.1 进场道路 根据站址附近的对外交通情况，项目进场道路位于场区的南侧，参考变电站总 布置设置技术规程（DL/T5056-1996），进场道路采用公路型，设计道路路基宽 4m， 长约 1200m，采用沥青路面，进站道路两侧设置排水沟。 9.3.2.2 场内道路 。根据交通部公路工程技术标准（JTGB01-2003），场内道路按国家四级公路技术 标准执行。本项目按照永临结合的原则规划场内道路。施工结束后将太阳能电池组件之间的施工道路改造加固为砂石路面，设计为单车道，其它技术标准符合国家四级公 路标准。4.4工程建设用地4.4 工程建设56、用地 4.4.1 工程用地政策 1、法律法规 中华人民共和国土地管理法 中华人民共和国土地管理法实施条例（中华人民共和国国务院令第 256 号）； 中华人民共和国城镇土地使用税暂行条例（2006 年 12 月 31 日修订）； 关于调整新增建设用地土地有偿使用费政策的通知（财综200648 号）。 2、用地政策 根据中华人民共和国土地管理法和中华人民共和国土地管理法实施条例， 工程建设用地本着节约和集约用地的原则，尽量使用未利用土地，少占或不占耕地， 并尽量避开省级以上政府部门批准的需要特殊保护的区域。 4.4.2 建设用地方案 4.4.2.1 编制依据 1、节约和集约用地的原则，尽量使用未利57、用土地，少占或不占耕地，并尽量避开省 级以上政府部门依法批准的需要特殊保护的区域。 2、永临结合，充分利用永久占地，避免临时占地的浪费。 3、通过布置优化和建筑格局优化，升压站内综合楼为集生产运营、维护管理和生活 设施的联合建筑，节省了占地面积。 4、施工期和运营维护期间的施工检修道路，尽量利用场内既有的大车道、乡间道路 等，减少不必要的破坏。 5、本项目在实施过程中以避开村庄和居民点，不涉及征地拆迁及移民安置等问题。 4.4.2.2 建设用地方案 工程用地 ：本工程围墙内占地面积约 66.8hm2，其中升压站占地约 1.08hm2，其余为 光伏场区占地，施工用地 8hm2。 4.5主体工程施58、工4.5 主体工程施工 4.5.施工前的准备 1、施工技术准备 技术准备是决定施工质量的关健因素，它主要进行以下几方面的工作： 作好调查工作 做好与设计的结合工作 认真编制施工组织设计 确定和编制确实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表 2、物资条件准备 （1）建筑材料的准备 （2）项目部物资部门按照设备到场先后次序，组织物资设备的运输； （3）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，编制现 场施工手册指导施工。根据物料明细表进行物料准备，协外购件应考虑供货周期等， 提前准备申购，联系厂家，以免耽误工期59、。 3、工程设备及材料总体进场计划 （1）材料的出厂检验； （2）设备和材料的入库，由材料员办理材料的设备的入加手续； （3）材料的设备的准备； （4）材料的进场检验； （5）根据每个施工点和发货地点的距离，编制发货计划； （6）做好施工材料和设备的入库保护工作。 4、施工机械准备 根据施工组织设计中确定的施工方法、施工机具、设备的要求和数量以及施工进 度的安排，编制施工机具设备需用量计划、组织施工机具需用量计划的落实，确保按期进场。 5、现场准备 为保证施工控制网的精确性，工程施工时设置测量控制网，各控制点均应为半永 久性的坐标桩和水平基准点桩，必要时应设保护措施，以防破坏。 6、施工队伍准60、备 根据确定的现场管理机构建立项目施工管理层，选择高素质的施工作业队伍进行 该工程的施工。进场后，到当地劳动部门、公安部门及时办理有关手续。 7、通讯设备 与当地通讯部门取得联系，建立高效率的通讯指挥系统。电站内部施工人员建立 小型集团号或者配备必要数量的对讲机以便于联系。 8、生活设施准备 工程正式开工时，在现场布置的生活临建设施建设完毕后，提供工作人员生活需 求的必需品。现场设置职工宿舍、食堂及厕所等。 4.5.2 光伏阵列基础施工及安装 1、光伏阵列基础施工 施工工艺流程：场地清理测量放线定位桩桩机就位钻孔取土成孔清除孔 底成渣成孔质量检查验收吊放钢筋笼浇筑孔内混凝土。 施工时应注意：161、开始钻孔时，应保持钻杆垂直，位置正确，防止因钻杆晃动引起孔 径扩大及增多孔底虚土。 2发现钻杆摇晃、移动、偏斜或难以钻进时，应提钻检查，排除地下障碍物，避免桩 孔偏斜和钻具损坏。 3钻进过程中，应随时清理孔口粘土，遇到地下水、塌孔、缩孔等异常情况，应停止 钻孔，同有关单位研究处理。 4钻头进入硬土层时，易造成钻孔偏斜，可提起钻头上下反复扫钻几次，以便削去硬土。若纠正无效，可在孔中局部回填粘土至偏孔处 0.5m 以上，再重新钻进。 5成孔达到设计深度后，应保护好孔口，按规定验收，并做好施工记录。 6孔底虚土尽可能清除干净，可采用夯锤夯击孔底虚土或进行压力注水泥浆处理，然 后快吊放钢筋笼，并浇筑混62、凝土。混凝土分层浇筑，每层高度不大于 1.5m。 2、光伏阵列安装 （1）施工准备 进场道路畅通，安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的 基础位置。施工单位应派人专人监护，防止光伏组件损坏。 （2）阵列支架安装 太阳能电池组件支架采用三角形钢支架，支架的结构单元随电池组件的不同组合 而有所不同，太阳能光伏组件支架由横梁、立柱、斜撑组成。支架按照安装图纸要求， 采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。 （3）太阳能电池组件安装 细心打开组件包装，认真检查光伏组件的规格和型号，仔细检查光伏组件外观是 否完好。禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架后63、调整水平， 拧紧螺栓。为了防止太阳能电池组件串触电事故的发生，应采取以下措施： 1施工作业时，在太阳能电池组件表面铺遮光板，遮挡太阳； 2带好低压绝缘手套； 3使用已有绝缘处理的工具； 4不要在雨天作业； 5电池组件框和支架应保持良好接地。 4.5.3 箱式变电站基础施工和安装 1、箱式变压器基础施工 箱式变压器基础工程施工包括基础土方开挖和基础混凝土浇筑。开挖土石方沿坑 槽周边堆放，以备回填。为保护环境，减少水土流失，应尽是减少对原土的扰动。 箱式变压器基础混凝土浇筑：应先浇筑混凝土垫层，再进行钢筋绑扎，后浇筑基础混 凝土。施工中应对所有砂、碎石和水泥作好工前化验，并做多个试块进行强度试验，64、必须达到规范要求指标。工程实施时一定要对工人进行上岗前培训考核，随时监督控 制砂、碎石、水泥的清洁和准确的配合比。浇筑混凝土时防止其中钢筋变位、变形，不允许基础中固定箱式变压器的埋件移动或倾斜。混凝土浇筑后洒水保湿养护 14 天。 土方回填应在混凝土浇筑 7 天后进行，回填时分层回填、打夯机分层夯实，并预留沉 降量。 2、箱式变压器安装 箱式变压器采用 160T 汽车吊吊装就位。施工吊装要考虑到安全距离及安全风速， 确保施工安全及安装质量。吊装就位后要即时调整加固，将箱式变压器基础槽钢与预 埋件焊接，箱式变压器两点接地螺栓与接地网可靠连接，并测试接地网接地电阻满足 设计要求。 4.5.4 升压65、站及主要建筑物的施工 1、升压站主要建（构）筑物施工 升压站主要建筑物：综合楼、35KV 配电间、车库及仓库。升压站主要构筑物： 35KV 屋外配电装置变电架构、设备支架、主变压器基础、动态无功补偿装置、屋外 电缆隧道、屋外电缆沟、围墙、道路、排水泵井及格栅井。 主要建（构）筑物施工方案： 场地平整、土方施工前应做好下列各项工作： A、障碍物清理 B、地表土清理 C、土方量测量及站区内控制放线 D、在场地平整时， 采用推土机、挖掘机、自卸汽车、压路机等机械，回填土要分层夯实碾压，施工要求 按照相关规范执行。 （2）站内建筑物施工方案： A、基础开挖及基础施工 B、脚手架工程 C、主体砌筑工程及66、封顶 D、屋面及防水工 程 E、内外装修工程 （3）变电架构施工方案 A、施工准备，对钢管、钢梁等加工件进行验收 B、排标及连接 C、构架组立 D、二 次灌浆 E、架构、设备支架的测量定位及高程控制。 在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔 洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。 2、升压站电气设备安装和调试 （1）升压站电气设备安装 A、隔离开关安装 B、软母线及引流线安装 C、互感器、避雷器等设备安装 D、二次 设备安装及接线 E、电缆敷设 F、接地网施工。 （2）升压站电气设备调试 A 、一次设备检验 B、继电保护试验 C、监控系统调试 D、远动、通讯系统67、调试 E、 配合系统调试。 4.5.5 电力电缆和光缆敷设 1、严格执行安全技术交底制度及安全工作命令票制度； 2、施工现场布置合理，电缆敷设路径场所应清理干净，做到无杂物、无积水、并有 足够的照明。检查电缆支架是否安装牢固，临时打开的孔洞应设遮拦，完工后立即封 闭； 3、敷设电缆应由专人指挥，统一指挥，并有明确的联系信号，不得在无指挥信号时 随意拉引； 4、敷设电缆时拐弯处人员应站在电缆外侧，电缆穿过孔洞，管子或楼板时，入口侧 应防止夹手，出口侧的人员不得在正面接引，两侧必须设监护人。 4.5.6 特殊季节施工要求 在气温较低季节施工时应做好防寒、防冻、防火等冬季施工准备。搅拌站、施工厂房 68、等要供暖、保温材料、抗冻剂要备足。冬季混凝土施工采用热搅拌和蒸汽养护。 4.6施工进度4.6.1 设计原则 1、冬季不考虑混凝土浇注作业 2、升压站土建、电气设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与光伏组件安 装相协调安排工期，尽量缩短工期； 3、施工期间应根据施工单位的实际能力调整加快施工速度，尽是减短工期； 4、太阳能电池组件使用吊车安装，根据其施工方法，包括安装设备组装、拆卸、移 位等； 5、生产设施的施工建设要满足安装完光伏组件就能上网发电； 6、施工进度以每一年的 6 月 1 日为起点开始安排； 7、项目运营期按 25 年考虑。 4.6.2 分项施工进度安排 进度计划表标识号任务69、名称工期（D）开始时间完成时间1现场考察152015年5月15日2015年5月30日2施工设计招标202015年5月31日2015年6月20日3施工现场准备202015年6月21日2015年7月10日4土地平整302015年7月11日2015年8月10日5基础开挖302015年7月15日2015年8月15日6混凝土支架浇筑452015年7月20日2015年9月5日7钢结构支架安装602015年7月25日2015年9月25日8组件安装602015年8月1日2015年9月30日9电缆沟开挖302015年7月26日2015年8月25日10电气接线302015年8月31日2015年9月30日11电网外70、线施工452015年7月15日2015年8月31日12主体工程完成102015年10月10日2015年10月20日13具备并网条件102015年10月21日2015年10月31日五、农光互补优越性5.1农业生产与发电相得益彰农作物生长需要的光与光伏发电需要不同的光波，农光结合能够实现发电种植两不误。由于太阳能电池组件会造成一定的遮光，每个方阵可根据不同农作物对光的需求，采用不同的装机容量设计，满足植物光合作用对光的需求。如苦瓜，生长过程中对透光度要求不高，可使用晶硅太阳能电池组件，多安装电池组件，提高装机容量多发电；光照要求高的五彩椒、番茄等茄果类蔬菜，则覆盖透光性好的改良太阳能电池组件，降低71、装机容量，增强透光性。太阳能电池组件还能阻隔部分紫外线，反射昆虫繁殖需要的蓝紫光，可有效减少蔬菜病虫害，减少农药使用量，提高蔬菜品质和产量，是利用高新科技打造绿色生态农业的新模式。夏季，受高温影响，大部分保护地蔬菜在6-9月份无法正常成长。农光结合的优势在这里进一步体现：由于光伏发电板减少了紫外线对作物的破坏，蔬菜品质和产量也优于露天种植。如果是做成光伏大棚，光伏蔬菜在冬季能防止棚内热量向外辐射，减缓夜间温度下降，达到保温的效果，免去了草帘覆盖这一工序，节省了人力和物力。同样，合理的遮光也为养殖业提供了良好的生长环境。5.2提高土地利用率，降低光伏产业成本传统方式建设光伏电站，一般为工业用地，72、成本高且不符合政府合理利用资源的方针。而农光互补建设光伏电站，不额外占用土地资源，提高了土地利用率，符合国家倡导的绿色环保农业趋势。太阳能发电是一种环保发电方式，目前，国家大力支持发展，在配套基础设施、贷款等方面提供扶持。5.3为当地经济创收，为地区创旅游，为农民创收益5.3.1符合国家产业政策与导向近几年国家频繁颁布了与光伏发电有关的政策，从这一系列政策内容来看，国家扶持光伏行业发展的政策导向明确，且随着各项优惠政策的出台，包括规划发展目标、补贴标准、补贴期限、资金来源在内的一系列扶持光伏发电行业发展的政策体系已基本完善，为大力发展光伏发电提供有力的政策保障。5.3.2解决就业，增加农民收益73、农光结合建设要大规模向农民流转土地，农户按照折合500kg麦子的价格获得土地流转收入，农民除了获得流转土地的租金以外，公司可以为当地农民提供工作岗位，解决“40、50、60”年龄段劳动力的就业问题，使农民不用远出打工并有较好的收入。光伏支架及电池板可以抵抗10级大风，经受暴雨、冰雹等恶劣气候条件，经久耐用，使用寿命达25 年，农光结合发的电可并入国家电网出售，使产量和效益提高一倍以上。如果是光伏大棚，恒温效果好，尤其是夏季，光伏板遮荫情况下，可以比普通大棚多种一茬，有效提高蔬菜的质量和产量，保证蔬菜的四季生产和周年供应，收益比露天种植翻番。5.3.3增加地方税收收入，打造生态农业闭环光伏电站对74、地方经济的发展做出了贡献。首先，建设农光互补，600亩地投入约2亿元（20MW投资2亿元左右）；其次，20MW的电站发电后年可形成税收约500万元；再次，在生态旅游上，一望无际泛着蓝光的太阳能发电装置蔚为壮观，本身就是一个观光景点，光伏板下可种植高档花卉苗木、打造生态餐厅或养鱼种植水生植物等，可与周边生态旅游圈形成一条新的生态旅游线。5.4光伏农业发展前景从梳理我国光伏应用市场发展脉络来看，早期从最初单一的西部地面电站开发，已经延伸到东南部经济发达地区对分布式光伏电站的推广。国内从未停止探索光伏应用领域的步伐，而光伏农业无疑是我国在光伏应用领域的又一新的突破。发展农光互补引领了低碳环保的绿色能75、源潮流，代表了未来农业发展的新方向，既播种了绿色有机农业，又收获了清洁能源，大大提高了土地利用率，通过开发大棚的潜在资源，实现了农民企业政府多赢，农光互补的发展必将掀起中国光伏农业史上的第二次革命。5.5该项目农光互补方案项目建设单位结合当地实际以及农业种植特点，经过专家论证，在光伏支架下选择高品质的经济作物进行种植。设计支架高度不低于1.5米，高度到3米，种植叶类和果实类有机蔬菜，安装 255Wp 晶硅光伏组件，行与行之间的间距在2.5米，光照条件可以保证作物的正常生长和产量。农光互补全景图：农光互补实景照片：农光互补与黄豆结合实景照片：农光互补与菌类结合实景图：农业种植：与安徽省农学院交流76、，并接受安徽省农技站总工的设计，结合植物的特性和安徽及周边农贸市场的需求，可种植白菜、卷心菜，主要可利用散射光原理，可种植蘑菇、平菇等喜阴植物。5.6 平菇种植技术江苏省射阳县食用菌栽培从上世纪60年代初开始起步，至今已有近50年的历史。栽培品种基本上以平菇为主，栽培方式为生料栽培。目前，全县食用菌产业从业人员有2.5万人。2009年，平菇投料量19.5万吨，产量达30万吨，年创产值12亿元，人均获纯利3万元以上。该产业目前位列全国县级之首，全球之冠。现将平菇生料栽培的管理技术整理如下，供广大菇农参考。 5.7 平菇种植的通风和湿度控制 1、通风 平菇是好气性菌类，子实体生长发育要不断从环境中77、吸收氧气。如果菇棚内空气中二氧化碳含量过高时，菌柄发育快，菌盖发育慢，因此会形成柄粗长、菌盖小的长柄菇。但通风要和保湿、保温相结合，实践中常出现通风影响温度和湿度的现象。因此，在春、夏、秋季要保持每天日夜24小时空气对流。气温高于20，要把大棚两边薄膜全部支起，以加大空气对流。在冬季只要气温在5以上，都要使空气缓慢对流，除非气温处于4以下或结冰天气应停止对流，白天气温如回升到5以上后，仍要在中午进行通风换气实践证明，只要保持棚内空气新鲜菇盖上不常积水，黄菇病等细菌性病毒就很难滋生。 2、保湿 平菇子实体生长发育阶段，菇棚内空气湿度低于70时，菌盖表面粗糙，易产生龟裂，长时间干燥还会消耗袋内水份78、。但喷水过多，湿度在95以上，由于缺氧，极易造成子实体发病或腐烂。因此菇棚内在子实体发育生长期间，要保持85-95的空气湿度。调整空气湿度的办法是：湿度低时，采取向地面喷水或对袋两头喷雾来调节；湿度高时，采用加大通风量釆调节。 对平菇子实体喷雾状水很重要，因为可以避免菇体表面积水现象，应加以提倡。但是，现阶段有的菇农随着平菇种植面积加大，已粗放到用潜水泵或自来水龙头引出水源，通过小塑料水管，直接喷浇棚内菇袋及菇体。这种粗放管理极易造成菇体积水。笔者建议，一定要在塑料水管口接一个喷雾头，使用雾状水，否则，将会给黄菇病的发生埋下后患! 大面积栽培时，为省工省力及高效管理，可用水幕喷带进行雾状水喷雾79、，效果极佳。使用时，首先将喷水带安装到菇棚铺设好，将喷水带一头连接潜水泵出水口处(也可安装在自来水龙头上)，另一头顺着大棚中央人行道延伸，或吊扣在棚顶，凡有喷水带经过的地方，都能形成雾状水幕。 用喷水带喷雾有下列好处：(1)节水。使用时，只要打开水泵开关，几分钟时间水雾就会均匀弥漫整个菇棚。使空气相对湿度迅速达到85-95，用水量为原喷水量的15。(2)省工省力省时间。不需要操作者在大棚内来回走动，几分种就喷一遍水，非常方便。(3)防病。因为是雾状水喷湿菇体，菌盖表面不会积水，能有效防治病害的发生。如需药物防病，可在进水口的水中加入药物，再通过喷水带，可对菇棚内全方位消毒灭菌。在采菇前喷雾几分80、钟，还使空气中孢子随雾滴沉积地面，能够有效防止孢子过敏症。 (4)省钱省事。100米长的喷水带投资不过150元。可以用5年左右，一次性投资，长期受益。(5)降温。在夏末高温发菌阶段，为防烧袋，可将喷水带平铺在棚外顶部，作为辅助降温措施。如中午气温最高时使用，可降低棚内温度6-9。5.8 产量与效益一般来说，有机蔬菜农业大棚的种植种类和管理方法不同，其产量和收益也不同。根据市场调研和种植经验，每亩年产平菇约 0.5 万公斤，按每公斤平均 4 元计算，年产值为 2 万元，去除成本和人工费用年纯收入可达1万元。本项目建设占地600亩，年纯收入约 600 万元，经济效益可观。按照一般情况下，原地大约仅收入500元，600亩一共才收入30万元。显然，实施了农光互补后，单位土地的产值增加了约20倍。1