1、l中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目可行性研究报告二O一五年二月中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目可行性研究报告批 准：审 核：校 核：二O一五年二月各专业编写人员：序号专 业编写人员1光资源2电气一次3电气二次4通 信5建 筑6结 构7总 交8暖 通9水工工艺10环 保11地 质12技 经中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目可行性研究报告目 录1 综合说明61.1 概述61.2 项目任务与规模71.3 太阳能资源81.4 工程地质81.5 光伏系统发电设计及发电量计算91.6 电气1112、.7 总平面布置及土建工程设计121.8 消防141.9 施工组织设计141.10 工程管理设计151.11 环境保护和水土保持设计161.12 劳动安全与工业卫生171.13 节能分析181.14 工程投资概算182 项目任务与规模192.1 项目背景192.2 工程建设规模243 太阳能资源273.1 国内及区域太阳能资源概况273.2 工程地理位置及太阳能资源概况293.3 所在地区气象站资源分析303.4 太阳能资源分析333.5 太阳能资源综合评价384 工程地质394.1 工程概况394.2 区域地质构造及地震动参数394.3 场址区工程地质条件414.4 场址区工程地质条件评价43、34.5 结论与建议445 光伏系统发电设计及发电量计算465.1 光伏发电系统的分类及构成465.2 太阳电池组件选择475.3 电池阵列的安装方式设计515.4 逆变器的选择555.5 太阳能电池阵列设计585.6 年上网电量预测616 电气666.1 电气一次666.2 电气二次746.3 通信816.4 设备清单837 总平面布置及土建工程设计887.1 电站总平面布置887.2 土建设计897.3 防风沙设计958 消防988.1 消防设计主要原则988.2 消防设计依据988.3 消防总体设计方案988.4 建筑消防988.5 给排水消防设计998.6 采暖通风消防设计1008.74、 消防电气1018.8 施工期消防1019 施工组织设计1029.1 施工条件1029.2 施工总布置1039.3 交通运输1069.4 建设工程用地1079.5 主体工程施工1079.6 特殊气象条件下的施工措施1199.7 建筑工程及主要设备安装顺序1229.8工程施工综合进度12310 工程管理设计12610.1 工程管理模式12610.2 工程管理结构12610.3 主要管理设施12610.4 工程管理措施12711 环境保护和水土保持设计13011.1 设计依据及目的13011.2 环境概况13111.3 环境影响分析13111.4 环境保护设计13311.5 水土保持设计138125、 劳动安全与工业卫生14412.1 编制依据、任务和目的14412.2 工程概况与光伏电站总体布置14512.3 工程安全与卫生危害因素分析14512.4 劳动安全14612.5 工业卫生14712.6 安全与卫生机构设置14812.7 事故应急救援预案14912.8 劳动安全与工业卫生专项工程量和实施计划15012.9 预期效果评价15013 节能分析15213.1 概述15213.2 设计原则和依据15213.3 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标15313.4 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标15413.5 主要节能降耗措施15513.6 节能降耗效益分析15813.7 结论159146、 项目工程概算16014.1编制说明160IV中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目工程特性表名 称单位(或型号)数 量备注场址基本气象条件海拔高度m11021106经 度 (东 经)1062000.83纬 度 (北 纬)385340.95平均气温8.9极端最高气温39极端最低气温-27.1年平均降水量mm243年最大降水量mm352.4年平均雷暴日数天18.9年平均大风日数天17.9年平均沙尘暴日数天10.3最大积雪深度cm9最大冻土深度cm130平均风速m/s2.8最大风速m/s20.7年平均气压kPa0.866年均日照时数h2941.3300Wp光伏组件主7、要参数标准测试条件下峰值功率Wp300状态开路电压V dc45.43状态短路电流A dc8.8488状态额定电压V dc37.296状态额定电流A dc8.0444状态额定最大功率Watts310最大串联保险丝额定电流A15电池标称工作温度Deg C462额定电压温度系数-0.351%/K额定电流温度系数+0.035%/K电池片尺寸156*156电池片数目72汇流条的数目6整体尺寸mm1950*990*50重量kg23电池片名称和型号规模20448kW1 综合说明1.1 概述 项目地位于宁夏石嘴山市大武口区隆湖经济开发区六分沟村，隆湖经济开发区地处宁夏平罗县和大武口区之间，西距大武口5公里，东8、距平罗县城125公里，总面积108平方公里，辖8个行政村30各村民小组，总人口3.15万人，其中农业人口2.63万人，耕地2.96万亩。 中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目，位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区的南侧附近，地理坐标为N373204.95，E1062000.83。隆湖开发区东临包兰铁路、西接110国道、南通姚汝公路，山水大道横穿北部，交通便利，地理位置优越。区域位置示意图如下：图1-1 本工程在宁夏回族自治区的地理位置表1-2 本工程区域示意图1.2 项目任务与规模宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一，全区平均5781MJ/m2.a，平均总9、云量低于5成，年平均日照时数多达2835h，年日照百分率达64%，宁夏太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目位于宁夏石嘴山市大武口区隆湖经济开发区的南侧附近，场址区域内为半荒坡土地，半碱性鱼塘，场地开阔，海拔高度1102m1106m，场地较平坦。全年光能资源在5800MJ6000MJ/m2左右，统计平均日照时数约为2941.3小时，太阳能资源丰富。根据我国可再生能源中长期发展规划，未来15年可再生能源发展的目标为：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到15，太阳能发电装机1800MWp。从10、地区能源资源方面分析，石嘴山市的太阳能资源的储量非常大；宁夏的可再生能源中，太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在宁夏开发太阳能发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，没有任何污染，减轻环保压力。从地区能源资源方面分析，项目地所处的石嘴山市的太阳能资源储量非常大；可再生能源中长期发展规划中提到“从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在隆湖经济开发区开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域限制”。从环境效益、生态效益、经济效益和示范作用等方面分析，本工程光伏电站装机规模选择为20MWp。1.3 太阳能资11、源中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目的地理位置与石嘴山气象站接近，属同一气候环境区域，场址区风速、气温等基本气象资料均采用石嘴山气象站的数据是合理的。本工程与银川气象站的太阳高度角、大气透明度、海拔高度及日照时数均较接近，因此，两地的太阳辐射情况也相似，选择银川气象站作为本工程太阳辐射研究的代表站是合理的。根据银川气象站提供的近30年的太阳辐射数据，采用1999年2008年10年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，选出的本工程代表年的太阳辐射数据是合理、有效的。根据石嘴山地区太阳总辐射量的年际变化趋势可以看出，1979年以来的30年间太阳总辐射量年际变12、化相对稳定，项目工程区域属于我国太阳能资源较丰富地区，开发利用潜力大。经计算可知，本项目工程代表年太阳总辐射量为6192.75MJ/m2，计算得到的工程代表年的年日照时数为3035.3h。从太阳能资源利用角度来说，本工程太阳能资源较丰富，太阳辐射等级好，因此，本工程在资源上是可行的。1.4 工程地质1）场址区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期为0.40s，相应的地震基本烈度为度，场址区属构造基本稳定区。2）根据宁夏地震部门提供的资料结合现场踏勘调查分析，初步确定厂址区域内无各种断裂活动分布，因此初步判定厂址稳定，适宜建站。3）场址区工程重要性等级为二级，场13、地等级为二级，地基等级为一级。建筑场地环境类别为类。4）场址区为缓坡丘陵状地貌，呈一道道梁状坡地，场址区地表牧草较为发育。可见粉土、强风化基岩（以泥岩、泥质为主）地层，厂区地层稳定性较好。上层的粉土层在场址区分布广泛、连续，但厚度随地形变化较大。在满足变形和承载力的前提下，可作为一般和重要建(构)筑物的桩端持力层或持力层下卧层。下层的泥岩、泥质砂岩、砂岩层在场址区分布广泛、连续，为一密实度高、低压缩性、承载力较高的天然地基土，可作为一般和重要建(构)筑物的桩端持力层。5）根据本工程实验结果可知，层粉土具有轻微-中等非自重湿陷性，建议下阶段按湿陷性黄土地区建筑规范（GB 500252004）第六14、章节的相关规定进行地基处理，并对设计确定参数做进一步勘察工作。同时建议在今后的人为活动中，要加强场地水的管理，避免黄土遇水湿陷等不良影响的发生。6）场址区泥质砂岩的自由膨胀率在14%40%，结合场地岩性及工程具体特点，综合评价不存在膨胀潜势，地基土不会发生膨胀变形。7）场址区地基土以中度盐碱渍土为主（PH值为：8.59.5），该土不宜作为建筑物基础侧壁回填土。设计时应考虑相应的防护措施。地基土中盐碱含量普遍小于1%，可以不考虑其盐胀危害。地基土对混凝土结构、钢筋混凝土中的钢筋以及钢结构具有中等腐蚀性。8）根据已有资料及现场勘探揭示本场址区地下水水位较深，地下水埋藏深度4m。可不考虑地下水对基础15、的影响。9）场址区存在季节性冻土，最大冻土深度为1.30m。10）当地基强度及其性质满足电站各建（构）筑物地基强度要求时可采用天然地基，若无法满足时，为保证电站安全正常的运行，建议可采用人工地基方案；若基底位于粉土层上不满足承载力和变形设计时，人工地基方案可采用碎石土垫层法或者强夯置换法。若基底位于基岩层上的建(构)筑物，若粉土层无法满足承载力和变形设计要求时，可采用人工成孔灌注桩或者可采用碎石土垫层法进行局部换填处理。1.5 光伏系统发电设计及发电量计算本工程采用分块发电、集中并网方案。光伏电站总装机容量为20448kWp，安装300Wp多晶硅组件68160块，采用固定安装方式。将系统按组件16、安装位置及间距分成20个1MWp的光伏并网发电单元，分别经过0.27kV/35kV变压配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网发电系统接入35kV交流电网进行并网发电；按照20个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，每个1MWp发电单元采用1台1MW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个光伏电池阵列，光伏电池阵列所发的直流电能输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器并入0.27kV/35kV箱式升压变电站。本工程第一年上网发电量为3607.03万kWh，第一年等效利用小时数1764h；25年总发电量为83329.75万kWh，年平均上网电量317、333.19万kWh，年等效利用小时数为1630.08h。年数组件衰减比率发电量（万kw/h）有效利用小时数12%3607.031764.0022.62%3584.211752.8433.24%3561.391741.6843.86%3538.571730.5254.48%3515.751719.3665.10%3492.931708.2075.72%3470.111697.0486.34%3447.291685.8896.96%3424.471674.72107.58%3401.651663.56118.20%3378.831652.40128.82%3356.011641.24139.4418、%3333.191630.081410.06%3310.371618.921510.68%3287.551607.761611.30%3264.731596.601711.92%3241.911585.441812.54%3219.091574.281913.16%3196.271563.122013.78%3173.451551.962114.40%3150.631540.802215.02%3127.811529.642315.64%3104.991518.482416.26%3082.171507.322516.88%3059.351496.16平均3333.191630.081.6 电19、气1）电气主接线方案：本电站共20个1MWp发电单元，每个发电单元采用1台1000kVA、35kV箱式升压变压器，5台35kV箱式变压器在高压侧并联为1个联合进线单元，4个联合进线单元分别接入35kV母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。2）无功补偿方案：根据国家电网公司光伏电站接入电网技术规定对光伏电站并网的要求，本电站除需满足站内升压变、集电线路等的无功损耗外，还需具有一定的调节范围要求(进相0.98滞相0.98)，因此本阶段暂按在开关站35kV侧设置一套连续可调的4000kVar无功补偿装置(SVG)。3）配电装置方案：35kV配电装置推荐采用手车式开关柜设备户内布置在综合楼内，320、5kV出线采用35kV电缆引至终端塔，经架空线送出，户外隔离开关及避雷器均在终端塔上安装。4）厂用电方案：厂用电采用双电源系统供电，两个电源互为备用，主供电源由厂内35kV母线侧出线柜，通过35kV干式变压器降压；备用电源引自附近10kV公用电网，通过室外10kV箱式降压变电站降压。主、备用电源分别接至厂用电双电源自动切换柜。5）中性点接地方案：本工程35kV系统为不接地系统。单相接地电容电流经计算为22.4A。根据相关规范要求，电压等级35kV，电容电流10A以上时需装设消弧线圈或消谐消弧设备，所以本工程需要装置消弧消谐柜。6）计算机监控系统方案：电站配置一套计算机监控系统，并具有远动功能，21、根据调度运行的要求实现对电站的监视、控制与调节，本站采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心。7）继电保护和安全自动装置方案：结合本电站自动化水平的要求及自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。35kV集电线路采用一套保护与测控一体化装置，箱变高压侧熔断器、负荷开关、低压侧框架断路器以及变压器的非电气量均经逆变室数据采集器送至计算机监控系统，35kV场用变采用一套保护与测控一体化装置。8）直流系统方案：本开关站设置一套交流不间断电源(UPS)，UPS系统包括逆变器、手动旁路开关等，对主控制室内的主机/操作员站、工程师站、火灾报警控制器及继电保护小室内远动主站、网络通信柜22、远方电量计费屏等负荷供电。9）通信方案：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，光伏电站需配置路由器一台，GPS时钟校时装置一台，调制解调器两个，网络交换机一台，各设备具体型号待接入系统完成后，由电力部门提出具体要求。1.7 总平面布置及土建工程设计1）本工程装机容量20.448MWp，根据现场地形，总图采用不规则多边形布置。电站由生产区、管理区两部分组成。管理区位于电站的东侧，电站的出入口位于管理区的东侧，与场外道路相接。管理区主要的建(构)筑物为综合楼、水泵房。综合楼布置在管理区的中部。综合楼为地上一层，综合楼内设置有35kV高压室、中控室、厨房及餐厅、管理办公室及宿舍23、等。中控室布置监控系统操作员站、直流屏、集中监控系统、PC系统远动、通讯等设备；35kV高压室布置35kV高压配电柜、高压开关柜等设备。综合楼建筑面积为750m2。综合楼的建筑高度为5.7m，东边距电池组件阵列的距离远大于10m，不会对电池阵列产生阴影遮挡。生产区包括电池组件阵列、逆变器室、箱式变电站及检修通道等。每个子方阵设一座逆变器室，逆变器室位于子方阵的中间部位。共20座逆变器室。每座逆变器室建筑面积为15m2。逆变器室的建筑高度为3m，东、南、西、北四侧距电池组件均有足够距离，不会对电池阵列产生阴影遮挡。进站交通道路位于管理区的东侧，内接管理区的硬质广场，外与场外道路相连。电站内道路由24、环道和纵、横向交通道组成。电池组件间的空地可以作为临时交通道路，所有横向道路均与环道相连，形成一个场内道路系统，便于较大设备的运输，满足日常巡查和检修的要求。进场道路宽度为6m，路面为粒料。外围环道和场内纵横道路的宽度均为4m，路面均为粒料。电池组件间的临时道路为现场原状，可稍作平整。2）综合楼为一层框架结构，建筑面积为140m2。外墙为300mm厚加气混凝土墙，内墙为200mm厚非承重多孔砖砖墙。综合楼层高4.5m，室内外高差300mm，建筑高度5m。3）逆变器室逆变器室为一层框架结构，层高2.8m，外墙为300mm厚加气混凝土。室内外高差300mm，建筑高度3m。每座建筑面积15m2，共225、0座。窗采用双层白色塑钢中空玻璃窗，门采用防风沙门。装修：顶棚、外墙面、内墙面均为白色乳胶漆涂料，地面为水泥砂浆地面。4）水泵房水泵房地下部分为钢筋混凝土结构，建筑面积20m2；地上部分为砖混结构。装修：顶棚、墙面、地面采用水泥砂浆面层。5）生活区及门卫值班室门卫值班室为砖混结构，建筑面积为230m2。外墙为300mm厚加气混凝土墙，室内外高差为300mm。6）采暖通风采暖系统：本工程宿舍、办公室、配电室、中控室及其它需采暖的房间均采用中温辐射式电加热器采暖。通风系统：在配电室、餐厅、逆变器室及无法采用自然通风的卫生间各处设机械排风系统，排除室内余热或异味。厨房加工间采用自然通风，其岗位通风系26、统由厨房公司统一考虑采用局部排气罩通风。厨房保持负压，防止串味。7）防风沙设计：电站围墙采用一道2.4m高的横板带孔混凝土防沙栅栏，做为防沙的第一道防线。防沙栅栏属于直立式沙障。而直立式沙障大多是积沙型沙障，其防沙原理主要表现为：风沙流所通过的路线上，无论碰到任何障碍物的阻挡，风速就会受到影响而降低，挟带沙子的一部分就会沉积在障碍物的周围，以此来减少风沙流的输沙量，从而起到防治风沙危害的作用。所以防沙栅栏做电站的围墙可以有效的起到防沙的作用，并对沙尘暴大风袭击产生的滚石有防护作用，但是对滚石造成的栅栏损坏要及时进行维修。采用横板带孔混凝土防沙栅栏是考虑到栅栏的耐久性。1.8 消防本工程消防总体27、设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员的安全疏散。本工程综合楼的耐火等级为二级，火灾危险性为丁类，建筑物体积约为7147m3，根据GB50016-2006建筑设计防火规范的相关规定，室外消火栓系统用水量为15L/s，一次火灾延续时间按 2h计，消火栓系统一次灭火用水量为108m3。本工程消防给水采用临时高压供水方式。在综合楼室外设一座有效容积为50m3的生产-消防合用水池及给水泵房(生活泵房与消防泵房合建)，泵房内设两台消防泵28、两台生产泵、一套生活变频供水机组、一座生活水箱及两套紫外线消毒器。综合楼室外布置SA100/65-1.0型室外地下式消火栓两套，室外消防管网采用环状布置。平时消防管网压力由生活变频供水机组维持，发生火灾时启动消防泵。本工程施工期生活区临时设施建筑包括管理人员办公室、管理人员宿舍、施工人员宿舍、食堂等，根据GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的相关规定，在管理人员办公室、管理人员宿舍、食堂各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器2具，在施工人员宿舍配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器6具。1.9 施工组织设计本项目场址区域内为戈壁荒漠土地，地势开阔、场地平坦，非常利于光伏电站电池板的布置，场地内无高大29、建筑物和遮挡物，光照充足，可以充分利用太阳能光伏资源和有效延长发电时数。石嘴山市主要建筑材料充足，交通运输方便，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场，主要建筑材料及生活用品可从附近采购。场区内无地下矿藏及采空区，无地上文物保护区，无自然林、自然保护区、饮用水源及其他环境保护区，无电台通讯设施，无军事设施。依据施工总布置原则，结合本工程地形地貌条件及发电工程的特点，充分考虑永久和临时建筑的关系，按集中与分散相结合的方式布置施工仓库和附属加工厂、材料设备仓库、混凝土拌和站、临时房屋等临时生产、生活设施，占地面积约为5000m2。施工用水包括生产用水和生活用水两部分，总供水量约150m3/d，其中生30、产用水125m3/d，生活用水25m3/d。施工和生活用水考虑从附近水库取水，场内设一座4500m3永临结合的蓄水池，该蓄水池在施工期可以为各施工单位提供水源，运营期可作为消防水池水源。根据光伏施工特点，施工电源引自附近10kV公用电网，场内设降压变压器一台，降压后供混泥土搅拌站，钢筋（钢结构）加工厂等生产，生活房屋建筑的用电。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为245kW。工程永久占地主要包括光伏发电组件、生产综合楼、道路和电缆埋设路径占用土地面积。本工程共布置20MWp光伏发电组件。本工程总用地面积395890m2。光伏电站主要设备包括光伏发电组件、逆变器、升压变压器和交直流开关柜，尺31、寸和重量方便汽车运输。这些设备经设备厂，经公路运输运抵现场，卸至相关仓库或一次性放置在安装场地，进行安装。设备运输方案可分铁路运输和公路运输两种，建议本工程大型设备采用铁路运输，再经过公路运输至光伏电站。进场道路宽度为6m，路面为粒料。外围环道和场内纵横道路的宽度均为4m，路面均为粒料。为方便检修，各个组件道路应利用其固有间距，进行简单平整，满足运行维护要求。本工程计划建设期8个月，其中，施工期7个月，试运行1个月。1.10 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。32、中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目安装容量为20.448MWp，整个光伏电站将统一管理，尽量减少编制，提高管理效率。工程建设开工前，按招标文件要求，成立运营协调委员会。本工程按少人值班、多人维护的原则进行设计，本工程拟定定员标准为10人，其中生产人员5人，班长1人、安全员1人、值班员1人，值班人员负责电站设备巡视、设备定期检查、日常维护，安全人员负责光伏电站的安全和技术管理等工作；管理人员2人，负责生产经营和日常管理工作。1.11 环境保护和水土保持设计1） 环境影响评价与环境保护设计施工期废水：施工期废水主要为施工人员产生的生活污水、混凝土搅拌站废水。施工33、期产生的废水对区域内水环境影响较小。扬尘：施工过程中产生的废气主要来自土方开挖、回填，建筑材料运输及装卸过程产生的扬尘。噪声：施工期噪声主要为施工机械设备所产生的作业噪声，施工期噪声影响具有暂时性，随着施工的结束噪声影响将随之消失。固体废物：施工期产生的建筑垃圾量较小，及时清运用于场区平整。本项目总的挖填方量不大，不设弃土场，对区域环境影响较小。站区范围内主要为未利用地，地表植被较少，无珍贵动植物存在，施工机械噪声相对集中，且具有短暂性，随着施工期的结束及营运期植物措施的开展，将会降低项目建设对区域生态环境的影响。营运期废水：营运期废水主要来自光伏电板清洁废水及工人员生活污水。本项目废水周围地34、表水环境影响较小。固体废物：检修时产生废电池板集中收集后由厂家回收，生活垃圾由垃圾箱收集后定期清运至孙家楼垃圾收集站村统一处理，对环境影响较小。生态环境影响：本项目的建设只在短期内对区域植被的生态环境产生较小的影响，随着生态恢复措施的开展及水土保持措施的介入，可以使项目对区域生态环境的影响降至最小。环境影响评价总结论项目场区采取植被恢复及绿化措施等生态保护措施，对区域环境影响较小。施工期只要加强管理，采取切实可行的措施，可有效地控制施工期间废气、噪声、水土流失等方面的影响。本项目是一个节能降耗、减排的环保项目，实现了经济、社会、环境三方面效益的和谐统一，从环保的角度分析，项目的建设是可行的。环35、境保护设计本工程的场址选择及建设与当地林业规划、城市建设发展、电力规划、能源开发、土地利用等方面是一致的，且受到国家及当地各部门的大力支持。污废水处理方案：生活污水的处理方案采用生化处理。粪便污水、食堂废水分别经化粪池和隔油池预处理后排入地埋式生活污水处理装置，经处理后回用于所区绿化。固体废弃物处理方案：生活垃圾分类收集，纳入当地垃圾收集系统一并处理。噪声防治方案：光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，运行期没有噪声产生。该地区人烟稀少，车流量很小，交通噪声几乎不构成噪声污染。其他生态保护：光伏电站场区内根据地域条件，以适时适地的原则种植草皮等植被进行绿化。2） 水土保持设计本项目建设符合中36、华人民共和国水土保持法等法律法规要求和国家产业结构调整政策，不存在水土保持限制性因素，主体工程在及时实施本水保方案的前提下，工程是可行的。1.12 劳动安全与工业卫生遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。对于光伏电站的高空作业，触电等主要劳动安全问题，在采取了可靠的预防性措施、安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，可降低事故率，最少损失和最优的安全投资效益，达到了所要达到的目的。由于光伏电站的特殊性，对生产人员进行必要的防护37、措施，对于光伏电站本身所具有的噪音、高温以及高空等不良作业环境对作业人员的伤害，在采取了综合性预防措施后，可以将潜在的有害因素危害降低到最低程度，作业人员的职业健康得到了保障。1.13 节能分析太阳能作为一种绿色清洁能源，工程属可再生能源开发项目，符合国家产业政策，同时满足社会的可持续发展，环境效益和社会效益显著。本工程在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源。本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，并将建设成为一个环保、低38、耗能、节约型的光伏发电项目。光伏电站建设项目为清洁能源工程，利用光能资源发电，每年可节约大量的煤炭资源。本项目装机规模为20.448MWp，每年发电3333.19万kWh。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）350g/kWh计，每年可节约标准煤约0.12万t，相应可减排燃煤所产生的SO2约100t（硫含量0.8%，90%脱硫），烟尘906.6t（灰分14.97%，除尘效率99%），CO2约0.332万t（产生量按2.41t/t 标准煤计），氮氧化物50t/a（产生量按8.53kg/t 标准煤计）；由此可见，光伏电站的建成后减少有害物质排放量，减轻环境污染，具有良好的环境正效应。1.39、14 工程投资概算本工程概算编制水平年为2011年第二季度，主要编制依据：电网工程建设预算编制与计算标准（中电联技经2007139号）、火力发电工程建设预算编制与计算标准（中电联技经2007139号）、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（2007年版）、电定总造200712号关于公布各地区工资性津贴补贴的通知、电力工程造价与定额管理总站文件定额（2011）12号关于发布电网建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知及有关厂家提供的主要设备、材料报价和同类工程设备及建筑安装工程价格等。宁夏石嘴山隆湖经济开发区银星光伏发电工程项目规模20MWp；本工程光伏电站工程量主要为发电工程及变40、电工程设备、光伏发电设备基础、箱式变基础、逆变器室、集电线路、开关站建筑、简易道路(包括进站道路)等工程量。本项目建设工期为8个月；工程静态投资：17542.05万元；工程动态总投资：17931.48万元；光伏电场单位千瓦静态投资：8771.025元/kW；光伏电场单位千瓦动态投资：8965.742元/kW（以上指标均不含送出工程）。2 项目任务与规模2.1 项目背景2.1.1 隆湖经济开发区地区经济与发展现状中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区的南侧附近，地理坐标为N385347.65，E1062014.21。隆湖开发区东临包兰41、铁路、西接110国道、南通姚汝公路，山水大道横穿北部，交通便利，地理位置优越。隆湖经济开发区地处宁夏平罗县和大武口区之间，西距大武口5公里，东距平罗县城125公里，总面积108平方公里，辖8个行政村30各村民小组，总人口3.15万人，其中农业人口2.63万人，耕地2.96万亩。市政府在着手将隆湖经济开发区打造成市级农业科技示范区：有机农业产品生产区、节水灌溉示范区、生态农业旅游区、蔬菜种苗栽培区，为隆湖经济开发区的经济发展绘制了宏伟蓝图。2.1.2 电力系统现状与发展规划1）电力系统现状宁夏电网位于西北电网的东北部，是西北电网的重要组成部分。目前宁夏电网通过1回750kV和5回330kV线路与42、西北主网联网运行，功率交换能力为2000MW。目前宁夏电网已覆盖宁夏全区，区内电网最高电压等级为750kV，目前已初步形成750kV单回“Y”字形网架结构。区内中北部地区为220kV电网，主要包括青铜峡及其以北的银川、石嘴山地区，目前石嘴山银川青铜峡断面已分别形成6回和5回220kV线路；青铜峡以南的石嘴山、中卫、固原及宁夏东部的宁东地区以330kV电网为主，目前宁东银南中卫固原断面已分别建成2回、4回和1回330kV线路。区内220kV电网现已形成以网格状或双回路环网为主的较为坚强的网架结构；330kV电网正在快速发展中。截至2012年底，宁夏电网拥有750kV变电站3座，变电容量3600M43、VA，线路296km；330kV变电站11座，变电容量5260 MVA，线路1531km；220kV变电站25座，变电容量8310MVA，线路2114km；110kV变电站105座，变电容量9016MVA，线路3761.7km。 宁夏电源以火电为主，火电在电源结构中占主导地位，最大单机容量为600 MW。截至2009年底，全区发电装机10157.9MW，其中：火电9225MW，占90.82%；水电428.6MW，占4.22%；风电503.7MW，占4.96%。2012年，宁夏电网最大负荷7030MW，比上年增长16.58，用电量463亿kW.h，比上年增长5.31。2010年2011年建成的宁44、东山东660kV输电工程，外送规模4000MW，2010年单极建成，外送规模2000MW。从电力系统供需情况来看，宁夏电网供需基本平衡，由于本期光伏电站的装机容量相对于全网装机比例较小，光伏电站所发电量不会改变宁夏电网已有的平衡状况，对系统的削峰填谷有一定的积极作用。2）电力系统规划(1)电力需求预测近年来，宁夏按照国家西部大开发的方针政策，积极实施宁夏大开发战略，宁夏国民经济发展进入了一个快速增长的时期。根据宁夏电网滚动规划研究报告，2020年，宁夏全口径最大负荷为18000MW，全社会用电量为1220亿kWh；2030年，宁夏全口径最大负荷为29800MW，全社会用电量为1990亿kWh。45、全区主要年份电力需求预测结果汇总见下表：表2-1 宁夏电网电力需求预测汇总表年份201520202030年平均增长率十一五十二五十三五全口径最高发电负荷（MW）13100180002980015.4%8.04%6.56%统调最高发电负荷（MW）12400170002880015.1%7.85%6.51%全社会用电量（亿kWh）8971220199015.0 %8.02%6.34%宁夏电网年负荷曲线随着季节变化呈现“一峰一谷”，年最大负荷一般出现在11月，年最小负荷一般出现在2月份。宁夏电网全年负荷变化是比较有规律的，随季节变化比较明显，其中主要季节性负荷包括4月中旬9月中旬的春夏季灌溉负荷，146、0月下旬11月下旬的动机灌溉负荷，6月8月的夏季空调负荷，11月次年3月的动机取暖负荷。(2)电源规划电源发展方针：优化发展火电，积极开发水电，因地制宜利用新能源发电。宁夏地域面积较小，规划电源主要位于宁东煤电基地内，和煤资源、水资源的距离都很近，同时也比较靠近区内各负荷中心，因此电源建设重点及布局原则是建设大型坑口电厂，节省投资，提高竞争力，有利于接入电网，水电有利于系统调峰。从宁夏能源资源的分布、储量和特点来看，今后宁夏的电源发展仍以火电为主。新建火电厂主要采用600MW及以上大容量、高参数空冷机组，且均考虑采取脱硫、污废水循环利用等环保措施。(3)电网规划电网发展方针：全面贯彻落实科学发47、展观，着力推进电网发展方式转变，以科学规划和超、特高压输电引领电网发展，以统一规划促进电网、电源协调发展。加大电网投入，加快形成坚强的750kV主网架，优化下级电网发展，适时解开电磁环网，做到电压等级合理配置、供电分区清晰、潮流分布合理，实现各级输配电网同步协调发展、电网一次和二次系统协调发展。优化电源接入方案，加强电网组织电源、合理分配电力的能力。强化省际间和跨大区电力交换能力，加快外送电通道建设，电网优化配置资源的能力进一步增强。加强新技术应用，积极推进“资源节约型、环境友好型”电网建设，实现电网又好又快发展，电网与经济、社会、环境全面协调可持续发展。电网发展具体目标：2012年区内建成448、座750kV变电站，宁夏750kV主网架基本形成，并实现与西北主网通过2回750kV线路联络。建成宁东-山东双回直流联网工程，实现外送电力8000MW。区内东、南部以330kV双回环网为主覆盖宁夏大部分地区，北部220kV电网形成网格状，同步建设与主网协调发展的110kV及以下配电网。“十二五”至“十三五”期间区内建成坚强的750kV环网目标网架，并通过34回750kV线路与西北主网联络。建成特高压外送电工程，2020年电力外送总规模达到18500MW。同步加强区内330kV及以下各级电网建设，形成结构坚强、供电分区清晰的输配电网。2.1.3 工程的作用和意义1）国家产业发展的需要随着全球经济49、的快速发展和生活水平的日益提高，人们对能源的需求也在飞速增长。现今国际能源的价格步步攀升，能源交易与合作已经成了影响各国间邦交的重要因素。可以说，这是全球就能源供应遭遇到挑战的时候。而一次性能源储量不但非常有限，而且对环境的不良影响是不可逆转的，加上气候的变化和能源供应的安全保障等问题的纷至沓来，每个国家都遇到了极大的挑战。我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四届五中全会上通过的中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的中华人民共和国节约能源法明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再50、生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的19962010年新能源和可再生能源发展纲要则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的可再生能源法要求中国的发电企业必须用可再生能源(主要是太阳能和风能)生产一定比例的电力。在国家发改委2007年4月所作的能源发展“十一五”规划中再次强调了未来五年在可再生能源领域要重点建设实现产业化发展。太阳能作为最有发展潜力的新能源，是一种取之不尽、用之不竭的自然能源，而宁夏石嘴山市隆湖经济开发区拥有非常丰富的太阳能资源亟待开发，气候多晴天，日照时数长，51、是太阳能丰富的地区。太阳能资源丰富，对环境无任何污染，是满足可持续发展需求的理想能源之一。目前太阳能的广泛利用，可以说是一种永续利用、对环境影响极小的能源，不论是现在或是未来，开发利用太阳能资源，完全可以减少对化石能源的依赖以致达到替代部分化石燃料的目标，这对开发区经济发展、改善环境和满足人民生活用电要求，将会起到重要的作用。我国能源消费占世界的10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到70%左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的70%80%，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多52、数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。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，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物排放及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。石嘴山市大武口区具有丰富的太阳能资源，且区内干旱少雨，地广人稀，非常适合于建设大规模高压并网光伏电站。国内很多学者建议未来在新疆、青海、西藏、宁夏等高原及荒漠化地区建设庞大的高压并网光伏电站，用以应对能源危机。大规模光伏电站的53、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。2）地区可持续发展的需要随着国家加大对中西部地区经济发展的扶持力度，尤其是“西部大开发”战略的实施，为宁夏回族自治区的经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动工业、农业及矿产资源开发，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。3）加快能源结构调整、保护环境的需要截至2010年底，宁夏电网已建成发电装机容量为1400万kW。宁夏电网统调总装机容量1129.33万54、kW，其中火电装机容量为1008.4万kW，占总装机容量的89.29%；水电装机容量为42.23万kW，占总装机容量的3.74；风电装机容量71.67万kW，占总装机容量的6.35%；光伏电站装机容量7.03MW，占总装机容量的0.62%。电网以火电为主，火电装机比重过大，每年耗用大量燃煤，CO2、SO2等排放量造成生态环境的破坏和严重的环境污染。国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定比例。宁夏回族自治区的再生能源中，水能资源的开发利用程度已较高。除水电外，相对于其他再生能源，风电开发已日趋成熟，在宁夏回族自治区已建成多个风力发电站。但相对宁夏所具有的丰富的太阳能资源却远未得到利用，因此55、，大力研究太阳能发电技术，对推动太阳能发电实现产业化，改善宁夏的能源结构，增加再生能源的比例具有非常重要的长远意义。4）为宁夏节能减排作贡献目前国家已将节能减排指标分解到各省、自治区和直辖市，地方政府面临着很大的减排和节能降耗压力。此项目的建成可为宁夏的减排指标做出一定的贡献。2.2 工程建设规模2.2.1 太阳能资源条件宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一，全区平均5781MJ/m2.a，平均总云量低于5成，年平均日照时数多达2835h，年日照百分率达64%，宁夏太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏56、并网发电站项目位于宁夏石嘴山市滩综合开发区的南侧附近，场址区域内为半荒漠土地，场地开阔，海拔高度1101m1103m，场地较平坦。隆湖经济开发区全年光能资源在5800MJ6000MJ/m2左右，统计得到的日照时数约为2941.3小时，太阳能资源丰富。2.2.2 太阳能发电开发规划根据我国可再生能源中长期发展规划，未来15年可再生能源发展的目标为：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到15，太阳能发电装机1800MWp。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目工程任务主要起示范作用，为将来大规模盐碱地地区及水产渔业光伏并网发电积累经验和数据，开辟出一条工业57、与生态农业相结合的经济发展方式。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区，地理坐标东经：1062014.21，北纬：385347.65。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站本期工程规划坐标为：(1) 385347.65N，1062014.21E(2) 385351.22N，1061949.69E(3) 385321.02N，1062017.78E(4) 385333.52N，1061951.92E2.2.3 开发条件光伏电站的建设规模主要从电站性质、所在地区的能源资源、电力系统供需情况、项目开发条件等方面58、论证。1）太阳能资源隆湖经济开发区年平均辐射总量为5952.4MJ/m2，比全区平均值平高171MJ/m2，且太阳辐射能直接辐射多、散射辐射少，对于太阳能利用十分有利。开发区平均总云量低于5成，晴天多，阴天少，统计日照时数多达2941.3h。本地区的太阳能资源属于二类地区，太阳能资源丰富。2）电力系统供需情况从电力系统供需情况来看，2006年2010年，宁夏电网供需基本平衡，由于本期光伏电站的装机容量相对于全网装机比例较小，光伏电站所发电量不会改变宁夏电网已有的平衡状况。3）开发条件从本项目的开发条件来看，中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目所处位置的太阳能资59、源较为丰富。光伏电站的位置距离买河变电所12km，都可以满足本期工程的接入，上网条件较好。4）厂址条件电站所占厂址为半沙化的草场与渔场结合，阵列布置在向南的缓坡上，非常利于光伏电站的布置并减小大风对其影响。因光伏电站土建结构简单，永久占地较少，建成后跟踪支架下种植牧草，且太阳能光伏发电无污染物排放，对当地生态环境有益。2.2.4 工程建设规模从地区能源资源方面分析，隆湖经济开发区所处的石嘴山市的太阳能资源的储量非常大；可再生能源中长期发展规划中提到“从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在隆湖经济开发区开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域60、限制”。从环境效益、生态效益、经济效益和示范作用等方面分析，本工程光伏电站装机规模选择为20MWp。1013 太阳能资源3.1 国内及区域太阳能资源概况3.1.1 国内太阳能资源概况我国地处北半球，土地辽阔，幅员广大，国土总面积达960万平方公里。在我国广阔富饶的土地上，有着丰富的太阳能资源。下图为我国太阳能资源等效小时数分布图。图3-1 中国太阳能资源分布图根据各地接受太阳总辐射量的多少，将全国划分为五类地区。一类地区为我国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量18892334kWh/m2，相当于日辐射量5.16.4kWh/m2。这些地区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等61、地。尤以西藏西部最为丰富，最高达2333kWh/m2(日辐射量6.4kWh/m2)，居世界第二位，仅次于撒哈拉大沙漠。二类地区为我国太阳能资源较丰富地区，年太阳辐射总量为16251889kWh/m2，相当于日辐射量4.55.1kWh/m2。这些地区包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。三类地区为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为13891625kWh/m2，相当于日辐射量3.84.5kWh/m2。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、苏北、皖北、台湾西南部62、等地。四类地区是我国太阳能资源较差地区，年太阳辐射总量11671389kWh/m2，相当于日辐射量3.23.8kWh/m2。这些地区包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕南、苏北、皖南以及黑龙江、台湾东北部等地。五类地区主要包括四川、贵州两省，是我国太阳能资源最少的地区，年太阳辐射总量9301167kWh/m2，相当于日辐射量只有2.53.2kWh/m2。表3-1归纳了中国太阳能资源分区情况，可以据此粗略评估相应地区太阳能发电系统的发电能力。表3-1 中国的太阳能资源分区情况表区域类别主要地区辐射等级年辐射量(kWh/m2)年平均日射量(kWh/m2)一类地区西藏西部、青海西63、部、新疆东部、甘肃北部、宁夏北部最好18895.1二类地区新疆南部、西藏东南部、青海东部、甘肃中部、内蒙古南部、山西北部、河北西北部、宁夏南部好1625-18894.55.1三类地区山东、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、安徽北部、台湾西南部一般1389-16253.84.5四类地区湖南、湖北、广西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江、四川西部、台湾东北部较差1167-13893.23.8五类地区四川东部、贵州很差11673.2从全国来看，绝大多数地区年平均日辐射量在4kWh/m2以上，西藏最64、高达7kWh/m2。与同纬度的其它国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。上述一、二、三类地区约占全国总面积的2/3以上，年太阳辐射总量高于1389kWh/m2，年日照时数大于2000h，具有利用太阳能的良好条件。3.1.2 区域太阳能资源概况1）宁夏太阳辐射总量及时空分布宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一。据1961-2004年宁夏太阳辐射资料统计表明，全区年平均太阳辐射量为5781MJ/m2，其空间分布特征是北部多于南部，南北相差约1000MJ/m2，灵武、同心最大，达6100MJ/m2以上。且太阳辐射能直接辐射多、散射辐射少，对于太阳能利用十分有利。全年平均总云量低于5成65、，晴天多，阴天少，年平均日照时数多达2835h，年日照百分率达64%，北部石嘴山地区年日照时数高达3100h。在全国31个省会城市太阳能可利用状况综合排序中，银川太阳能可利用状况在全国排序占第三位，仅次于拉萨和呼和浩特，固原排序占第十二位。表明宁夏太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。宁夏太阳能随季节变化较大，以夏季最多，春秋两季次之，冬季最少。其地理分布特点与年总量的分布特点一致，各季节都是北多南少，各季节都是南部变化幅度大，中北部分布较均匀。年内各月太阳辐射量的变化，取决于太阳高度角的升降变化。每年春季随着太阳高度角的抬升，太阳辐射也随之增大。到夏至日（6月21日66、），北半球太阳高度角最高，银川地区中午太阳高度角为75度，是一年太阳高度的最高点，因而6月份也是宁夏各地月总辐射的最大月份，为620729MJ/m2。6月份之后，太阳高度角逐渐降低，月太阳辐射量也随之减少，到冬至日（12月23日），太阳高度角达最低，银川中午太阳高度角仅有28度，所以12月份是全区月辐射量最少的月份，仅有274314MJ/m2，是6月份的40%左右。2）宁夏太阳能日照时数分布宁夏年日照时数在空间分布上呈现南少北多的趋势，从南部的2270h增加到北部的3112h，同心、盐池以北地区在2900h以上，固原以南地区少于2500h。宁夏日照时数随季节变化也较大，以夏季最多，春秋两季次之67、，冬季最少。其地理分布特点与年日照时数的分布特点一致，各季节都是北多南少，其中，夏季的日照时数分布呈现南北两端变化幅度较大、中部分布均匀的形式，其余各季节都是南部变化幅度大，中北部分布较均匀。3.2 工程地理位置及太阳能资源概况中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区综合开发区的南侧附近，地理坐标为N385347.65，E1062014.21。项目位于宁夏石嘴山市滩综合开发区的南侧附近，场址区域内为半盐碱性土地，半渔场场地，场地开阔，海拔高度1101m1104m，场地较平坦。隆湖经济开发区全年光能资源在5800MJ6000MJ/m2左68、右，日照时数约为2941.3h，太阳能资源丰富。3.3 所在地区气象站资源分析3.3.1 代表气象站选择距离本工程场址区最近的气象站为石嘴山市气象站，该站主要承担石嘴山市的常规气象观测，无日射观测资料。本工程场址区距石嘴山市约8km，属于同一气候环境区域，场址区风速、气温等其他气象资料均采用石嘴山市气象站的数据。宁夏区域有日射观测资料的气象站只有银川气象站和固原气象站，固原气象站远离场址区，不适合作为本工程太阳辐射研究的代表气象站。银川市气象站为国家基准气象站，地理坐标为N3829，E10613，观测海拔高度为1111.4m。该站主要承担银川地区地面太阳辐射、高空探测、农业气象观测和酸雨观测、69、城市监测等工作任务。根据美国NASA地球科学项目公布的卫星气象数据22年期（1985年至2005年）的隆湖经济开发区和银川地区月平均值数据，将两地的太阳辐射进行简要分析。表3-2 银川地区日照强度数据银川面向赤道的倾斜表面-月平均辐射量(kWh/m2/d)月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月均值水平面2.933.774.715.756.136.175.85.174.413.673.022.524.5漫射0.590.881.351.792.22.42.362.11.671.170.720.581.49直射6.286.46.226.466.035.715.234.864.7870、5.25.855.585.71最大辐射量5.755.615.716.076.156.135.785.294.885.025.375.285.59最佳倾角63534022946163249606534.8表3-3 项目地区日照强度数据面向赤道的倾斜表面-月平均辐射量(kWh/m2/d)月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月均值水平面3.093.934.765.796.056.085.85.144.343.673.072.694.53漫射0.60.881.391.82.232.422.372.121.721.220.770.581.51直射6.576.676.196.455.871、35.525.24.754.565.035.755.95.69最大辐射量5.985.85.726.096.076.045.785.244.774.925.35.545.6最佳倾角63533922946153148606534.4一般来说，到达工程区域地面的太阳辐射主要受当地太阳高度角、大气透明度、海拔高度及日照时数等因素的影响，将工程区域和银川气象站两地上述因素影响简要分析如下：银川的纬度为N3829，本工程的纬度约为N3853，两地区地理纬度接近，两地太阳高度角差距很小，在正常天气情况下两地太阳辐射强度基本相当。随着近年来银川市经济的高速发展和城市规模的不断扩大，市区大气污染有所加重，大气透72、明度有所下降，因此，场区的大气透明度要优于银川气象站。本工程区域海拔高度1101m1104m，低于银川的30m，结合上表数据可以看出，隆湖经济开发区日照强度数据与银川地区日照强度数据基本一致，且略微优于银川地区。综上所述，银川与本工程地理位置接近，属同一气候区，且气候环境一致；两地的太阳高度角、大气透明度、地理纬度、日照时数和海拔高度均很接近。因此，隆湖经济开发区的太阳辐射条件优于银川，在本阶段采用银川气象站作为本工程太阳辐射研究的代表站，并将该站太阳辐射资料作为本阶段太阳辐射的研究依据。3.3.2 气象站气象资料分析1）基本气象要素统计场址区地处宁夏平原中部，属中温带气候，具有典型的大陆性气73、候，四季分明，日照充足，昼夜温差大，常年气候干燥，雨雪稀少，风大沙多，其中春季干旱多风，蒸发量大；夏季炎热，雨量集中；秋季短暂，多晴朗天气；冬季气候寒冷，降雪量少，多寒流。隆湖经济开发区地区基本气象要素资料，见下表。表3-4 隆湖经济开发区地区基本气象要素统计表序号项目数值1平均气温()8.92极端最高气温()393极端最低气温()-27.14年平均降水量(mm)2435年最大降水量(mm)352.46年平均雷暴日数(天)18.97年平均大风日数(天)17.98年平均沙尘暴日数(天)10.39最大积雪深度(cm)910最大冻土深度(cm)13011平均风速(m/s)2.812最大风速(m/s)74、20.713年平均气压(kPa)0.86614年蒸发量(mm)227415年均日照时数(h)2941.32）气候条件影响分析(1)本工程场区的多年平均温度8.9，多年极端最高气温39，多年极端最低气温-27.1。本工程选用的逆变器工作的环境温度范围为-20+40，选用的太阳电池组件的工作温度范围为-40+85，正常情况下，电池组件的板面工作温度要比当时环境温度高出1030左右。本工程太阳电池组件的工作温度可控制在其允许范围以内，但在电池组件串并联组合中，应根据当地的实际气温情况进行温度修正计算，以确保系统有较高的运行效率。同时，对于布置在逆变器室内的逆变设备，也应控制其工作温度保持在允许工作温75、度范围内。(2)本工程场区周边较大区域开阔平坦，植被稀少，场址区多年平均风速2.8m/s，最大风速20.7m/s，太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风载荷的影响。在该地区风速对光伏电站的影响较大，应采取必要的对抗风措施。(3)工程场区年平均沙尘暴日数为10.3d，沙尘天气对大气影响较大，空气中粉尘量剧增，大气透明度大幅度降低，大气中的尘埃和粉尘大大阻挡和减弱了太阳直射。加之该区域气候干旱，植被稀少，在大风季节里，极易出现沙尘天气。对光伏电站的发电量影响较大，故在系统设计中应采取有效的防风沙措施和方便可行的日常清洗方法。工程场年平均雷暴日数18.9d，该地区雷电对光伏电站有一定的危76、害，电池阵列均固定金属支架之上，且阵列面积较广，电站应采取可靠的防雷接地措施。3.4 太阳能资源分析3.4.1 太阳能资源年际变化分析1）太阳辐射量年际变化分析有日射观测值的银川气象站距离石嘴山约为42km，可采用气候学方法推算其太阳辐射量。大量实测资料的验证结果表明，长期地面总辐射与日照时间存在以下关系：Q=Q0（a+bS1）式中：Q为月太阳总辐射量； Q0为月天文总辐射量； S1为月日照时数百分率； a、b为经验系数。根据银川气象站19792008年的太阳辐射数据拟合得到的a、b值及其关系式，推出石嘴山地区19792008年各月太阳辐射量数据，作为本阶段的太阳能资源分析依据。石嘴山地区1977、792008年逐年太阳辐射量变化图如下所示：图3-2 石嘴山市1979年2008年太阳总辐射量年际变化图从上图可以看出，近30年间石嘴山地区太阳辐射分布年际变化基本稳定，其数值基本稳定在58006600MJ/m2之间。30年间的年平均太阳辐射量为6178.35MJ/m2，最高值出现在1997年，为6572.8MJ/m2，最低值出现在1984年，为5879.53MJ/m2。近年来太阳辐射量有下降趋势，近10年间的年平均太阳能辐射量为6254.71MJ/m2，最大值出现在1999年，为6432MJ/m2，最小值出现在2008年，为5940.97MJ/m2。2）日照时数年际变化分析石嘴山地区197978、2008年30年间的年日照时数变化如下图所示：图3-3 石嘴山市1979年2008年年日照时数变化图从上图可以看出，石嘴山地区近30年间日照时数年际变化与太阳辐射量年际变化基本保持一致，其数值区间在27003400h之间。30年平均日照小时数为3027.03h，最高值出现在1997年，为3351.2h，最低值出现在1984年，为2765.3h。近10年间的年平均日照小时数为3089.9h，最高值出现在1999年，为3265.5h，最低值出现在2008年，为2820.7h。3） 日照百分率年际变化分析图3-4 石嘴山市1979年2008年年日照百分比变化图从上图可以看出，石嘴山的日照百分率与日照79、时数年际变化趋势基本一致，稳定在62%75%之间，最大值出现在1998年为82%，最小值出现在1995年为62%。3.4.2 太阳能资源月际变化分析根据推算的石嘴山地区19792008年太阳辐射资料做出各月平均太阳辐射量变化图、日照时数月际变化图和日照百分率月际变化图，如下所示：图3-5 石嘴山市水平面平均太阳辐射月季变化图(近30年平均值)图3-6 石嘴山市水平面平均日照时数月季变化图(近30年平均值)图3-7 石嘴山市水平面平均日照百分率月季变化图(近30年平均值)从上图可以看出，石嘴山地区太阳辐射的月际变化较大，其数值在250MJ/m2750MJ/m2之间，月总辐射从3月开始大幅增加，580、月达到最高值，为724.13MJ/m2，8月开始迅速下降，冬季12月达到最小值，为281.13MJ/m2。石嘴山地区日照时数月际变化与太阳辐射量月际变化基本保持一致，5月达到最大值299.7h，冬季12月、1月和2月日照时数较小。石嘴山地区冬季日照百分率最高，春、秋季次之，夏季最低。石嘴山地区虽然冬季的日照时数比春秋夏季都短，但是其冬季的可照时数也是最短的，因此出现了冬季的日照百分率高于夏季的情况。通过以上对石嘴山地区月际太阳辐射量、日照小时数和日照百分率的分析可以看出，三者变化规律基本一致，具有较好的一致性。3.4.3 工程代表年太阳辐射数据由于太阳辐射量具有随机性，根据各年的太阳辐射数据来81、计算相关的工程设计参数其结果会有很大的误差。因此要从多年的气象数据中挑选出具有代表性的太阳辐射数据，建立工程代表年以充分反映长期的太阳辐射变化规律。工程代表年的确定是通过对已有太阳辐射观测资料的分析整理，根据一定的基准挑选出“标准月”组成。本工程代表年的选择以19792008年30年的统计数据为基础，用19992009年的近10年的太阳辐射数据作为本阶段研究和计算的依据，来进行工程代表年的太阳辐射数据的挑选。根据统计学原理、建筑热环境模拟、建筑能源分析等研究成果，并结合本工程特点，工程代表年应为一组历年发生概率高、并对未来具有很好预测性的真实发生过的数据。选出的工程代表年太阳辐射数据，如下表所82、示。表3-5 本项目工程代表年各标准月太阳辐射数据统计表月份1 月2 月3 月4 月5 月6 月标准月辐射量(MJ/m2)312.39371.91517.17623.69731.39720.6标准月日照时数(h)209.2209.6242.6262.2305.6302.1所在年份200120012003200220082004月份7 月8 月9 月10 月11 月12 月标准月辐射量(MJ/m2)724.09633.77514.23428.69335.17279.65标准月日照时数(h)308.9275.5245.8240.1227.6206.1所在年份2005200620032005200683、2008经计算可知，由不同标准月所组成的工程代表年太阳总辐射量为6192.75MJ/m2，计算得到的工程代表年的年日照时数为3035.3h。3.5 太阳能资源综合评价中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目的地理位置与石嘴山气象站接近，属同一气候环境区域，场址区风速、气温等基本气象资料均采用石嘴山气象站的数据是合理的。本工程与银川气象站的太阳高度角、大气透明度、海拔高度及日照时数均较接近，因此，两地的太阳辐射情况也相似，选择银川气象站作为本工程太阳辐射研究的代表站是合理的。根据银川气象站提供的近30年的太阳辐射数据，采用1999年2008年10年的太阳辐射资料作为84、本阶段研究和计算的依据，选出的本工程代表年的太阳辐射数据是合理、有效的。根据石嘴山地区太阳总辐射量的年际变化趋势可以看出，1979年以来的30年间太阳总辐射量年际变化相对稳定。计算结果显示，由不同标准月所组成的工程代表年太阳总辐射量为6192.75MJ/m2，计算得到的工程代表年的年日照时数为3035.3h。项目工程区域属于我国太阳能资源较丰富地区，开发利用潜力大。从太阳能资源利用角度来说，本工程太阳能资源较丰富，太阳辐射等级好，因此，本工程在资源上是可行的。4 工程地质4.1 工程概况中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区综合开发85、区的南侧附近，地理坐标东经：1062014.21，北纬：385347.65。海拔高程在1101m1103m之间。项目地距银川市约46公里、距石嘴山市8公里，交通条件十分便利，电信、移动、联通等现代化通信网络齐全。全年光能资源在5800MJ6000MJ/m2左右，统计日照时数约为2941.3小时，光能资源较好，本工程装机容量20MWp，其地理位置详见图4-1，场址角点坐标如表4-1：表4-1 宁夏隆湖经济开发区光伏工程场址角点坐标角点经度纬度A1062004.60E385347.65NB1061949.69E385351.22NC1062017.78E385321.02ND1061951.92E86、385333.52N图4-1 宁夏隆湖经济开发区光伏发电项目地理位置图4.2 区域地质构造及地震动参数4.2.1 地质构造工程场址区大地构造位于贺兰褶带南部，横山堡青龙山彭阳复褶带内的韦州复向斜北侧，韦州复向斜位于罗山复斜与青龙山复背斜之间，为向北倾伏的向斜盆地（见图4-2）。零星出露基岩，轴向自北向南有NNW转为S-N向，核部为三叠系地层，两翼不对称，断层较少，地壳构造稳定性较好。隆湖经济开发区光伏电站图4-2 场址区构造分区图4.2.2 地震动参数根据国家地震局2001年1:400万中国地震动峰值加速度区划图及中国地震动反应谱特征周期区划图（GB18306-2001）资料（见图4-3和图487、-4），工程区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期为0.40s。据建筑抗震设计规范（GB 500112001）附录A查阅和现场收资调查，场址区对应的地震基本烈度为度，初步判定该场址区属稳定区域，适宜建光伏电站。图4-3 场址区地震动峰值加速度图图4-4 场址区地震动反应谱特征周期图4.3 场址区工程地质条件4.3.1 地形地貌工程场地区域为缓坡丘陵状地貌，呈一道道梁状坡地景观，坡地相对高差一般为3m左右。总地势为北高南低，地面高程大约在1101m1103m米之间，自然坡度大致在14之间，局部略高。根据本次场址区地形图显示以及现场实地踏勘，场址区地表牧草较为发88、育。4.3.2 地层岩性通过现场踏勘、坑探及区域地质资料分析后初步判定，本场址在勘探深度8m范围内的岩土地层自上而下为第四系冲洪积物的粉土及泥岩、泥质砂岩，见多以透镜体或夹层分布的粉砂分布。依据坑探资料，现将8m深度内的主要地层分述如下：粉土层（Q4eol）：层厚1.75.0m，黄色，干，稍密-中密状态，表层0.5m左右含植物根系，孔隙发育，手搓无明显砂感，粉土含砾石干强度底，韧性一般。该层在厂区内均有分布，厚度差异较大，在坡顶及邻近区域多在12m，在洼地及邻近区域多在35m。泥岩、泥质砂岩、（T）：属三叠系，多呈浅褐红及灰绿色，全风化-强风化，近水平层理，碎屑结构，泥质胶结，属软质岩石，多呈89、厚层状，全风化厚度12m，强风化大于3m。4.3.3 土层物理力学性质根据室内土工试验、地区经验综合确定的场址区粉土和泥岩、泥质砂岩的岩土地层物理力学指标范围建议值见表4-2：表4-2 土层物理力学参数名称厚度（m）重度（kN/m3）压缩系数（MPa-1）压缩模量（MPa）内聚力（kPa）摩擦角（）承载力特征值（kPa）0.05-0.10.1-0.20.05-0.10.1-0.2粉土层1.75180.1520.08012.5023.713020150200泥岩、泥质砂岩、砂岩全风化12212530180200强风化32230352503004.3.4 不良地质现象根据收集的资料分析及本次勘测结90、果，场址区地势较平坦，无岩溶、崩塌、泥石流、采空区及砂土液化等不良地质作用，适宜光伏电站建设。4.3.5 水文条件根据已有资料及现场勘探揭示本场址区地下水水位较深，地下水埋藏深度570m。地下水类型为基岩裂隙水及孔隙性潜水，大气降水补给。可不考虑地下水对基础的影响。场址区地表无稳定泾流，从地形条件判断，场地地势较高，坡度较平缓，不会受洪水的威胁，季节降雨引发的地表水流对沟谷地面的切蚀不显著，由此判断场址区内仅受到较大雨水时的坡面流影响。4.3.6 冻土深度场址区位于西北内陆，存在季节性冻土，根据中国季节性冻土标准冻深线图及当地工程建设经验，场址区标准冻土深度为1.05m，最大冻土深度为1.3091、m。每年11月下旬开始冰冻，翌年3月解冻。4.4 场址区工程地质条件评价4.4.1 场址区地基等级划分根据本工程场址区得地质条件的复杂程度及场地、地基的复杂程度，依据岩土工程勘察规范（GB50021-2001），对场地和地基复杂程度的划分标准及场地环境类型分类判定如下： 1）根据工程的规模和特征，以及由于岩土工程问题造成工程破坏或影响正常使用的后果，工程重要性等级为二级，即后果严重的一般工程。2）场址区地震基本烈度为度，地形地貌简单，地下水对工程基本无影响， 但场址区为非自重湿陷性场地，场地等级为二级，即中等复杂场地，地基等级为一级，即复杂地基。3）场地属干旱区，地基土含水量w5m。可不考虑地92、下水对基础的影响。9）场址区存在季节性冻土，最大冻土深度为1.30m。10）当地基强度及其性质满足电站各建（构）筑物地基强度要求时可采用天然地基，若无法满足时，为保证电站安全正常的运行，建议可采用人工地基方案：若基底位于粉土层上不满足承载力和变形设计时，人工地基方案可采用碎石土垫层法或者强夯置换法。若基底位于基岩层上的建(构)筑物，若粉土层无法满足承载力和变形设计要求时，可采用人工成孔灌注桩或者可采用碎石土垫层法进行局部换填处理。5 光伏系统发电设计及发电量计算中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目拟采用分块发电、集中并网方案。光伏电站总装机容量为20448kW93、p，安装300Wp多晶硅组件68160块，采用固定安装方式。将系统按安装距离分成20个1MWp的光伏并网发电单元，分别经过0.27kV/35kV变压配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网发电系统接入35kV交流电网进行并网发电；按照20个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，每个1MWp发电单元采用1台1MW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个光伏电池阵列，光伏电池阵列所发的直流电能输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器并入0.27kV/35kV箱式升压变电站。5.1 光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统按照应用的基本形式可分为三94、大类：独立发电系统、微网发电系统和并网发电系统。单一的没有与电网相连接的太阳能光伏发电系统称为独立发电系统；在偏远地区独立运行并配有自己电网未与公共电网连接的太阳能光伏发电系统称为微网发电系统；与公共电网相连接并向电网输送电能的太阳能光伏发电系统称为并网发电系统。并网光伏发电系统是与电力系统连接在一起的光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千瓦。本工程属于集中式大型并网光伏电站。并网太阳能光伏发电系统不设蓄电池，减少了蓄电池的投资与损耗，也间接减少了处理废旧蓄电池产生的污染，降低了系统运行成95、本，提高了系统运行和供电的稳定性，是光伏发电发展的最合理和经济的方向。并网光伏发电系统按照系统功能又可以分为两类：不含蓄电池环节的“不可调度式并网光伏发电系统”和含有蓄电池组的“可调度式并网光伏发电系统”。根据本工程场址所属地的电力分布情况，本工程为不可调度式太阳能并网光伏发电系统。太阳能通过光伏电池组件组成的光伏阵列转换成直流电，经过三相逆变器(DC-AC)转换成三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网要求的交流电，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光伏电池陈列、逆变器及并网系统三大部分组成，其中太阳电池阵列及逆变器组合为发电单元部分。5.296、 太阳电池组件选择太阳电池组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的太阳电池组件类型。5.2.1 太阳电池组件类型5.2.1.1 太阳电池分类光生伏特效应最早由法国科学家E.Becquerel发现于1839年，经过170年的发展，光伏电池无论是在基础研究还是生产技术上都取得了很大的进步。现在商用的光伏电池类型主要有：晶体硅电池和非晶硅电池，晶体硅电池有单晶硅电池、多晶硅电池；非晶硅电池有硅基薄膜电池、铜铟镓硒薄膜97、电池、碲化镉薄膜电池砷化镓薄膜电池等。晶体硅电池转换效率较高，一般为1419%，其中单晶硅电池效率最高，而非晶硅薄膜电池的转换效率为612%左右。1）单晶硅电池：单晶硅电池是最早发展起来的光伏电池，与其他电池相比，单晶硅电池的效率最高，目前的商业效率在1517%之间。现在，单晶硅电池的技术发展动向是向超薄、高效发展，不久的将来，可有100m左右甚至更薄的单晶硅电池问世。德国的研究已经证实40m厚的单晶硅电池的效率可达到23%，今后借助改进生产工艺实现超薄单晶硅电池的工业化生产，并可能达到已在实验室达到的效率。2）多晶硅电池：多晶硅电池由多晶硅片制造。硅片由众多不同大小、不同方向的晶粒组成，而在98、晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能的一致性不如单晶硅，目前的商业效率在1315%之间，与单晶硅电池组件的效率相差12。3）硅基薄膜电池：硅基薄膜电池是采用化学沉积的非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化的硅基薄膜电池稳定的转换效率在57%左右，保证寿命为10年。硅基薄膜电池是至今最为成功的薄膜电池，尽管从最早的1996年12%的市场份额降到2004年的4%，但由于目前晶体硅电池供应短缺，人们试图通过硅基薄膜电池补充。目前，硅基薄膜电池之所以没有大规模使用，主要原因是光致衰减效应相99、对严重。4）铜铟镓硒薄膜电池：铜铟镓硒(CuInSe2)薄膜是一种-族化合物半导体，铜铟镓硒薄膜电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIGS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到12%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIGS薄膜电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIGS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。5）碲化镉薄膜电池：碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的光伏电池有很高的理论转换效率。碲化镉100、的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50的光能，10微米厚几乎可吸收100的入射光能。碲化镉是制造薄膜、高效光伏电池的理想材料，碲化镉薄膜电池的制造成本低，是应用前景最好的新型薄膜电池，它已经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，已获得的最高效率为10.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多是用晶硅制造的，随着我国的光伏产业发展迅猛，我国晶体硅光伏电池的生产能力已达到5000MWp以上；非晶硅薄膜电池的生产能力也在3000MWp左右。5.2.1.2 太阳电池101、性能技术比较结合目前国内太阳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电池进行技术比较，各类型电池主要性能如下表所示。表5-1 光伏电池分类汇总表种类电池类型商用效率实验效率使用寿命能力偿还时间生产成本优点目前应用范围晶硅电池单晶硅15%17%24%25年23年高效率高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅13%15%20%25年23年较高效率较高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场薄膜电池硅基5%7%13%20年23年较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉5%8%16%20年23年相对较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒5%8%20%102、20年23年相对较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场独立电源由上表可见，非晶硅薄膜太阳电池尽管有转化效率相对较低、占地面积较大、稳定性有待进一步提高等缺点，但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱光条件下性能好于晶硅类太阳电池等突出的优点，非晶硅薄膜电池所占的市场分额逐渐增加。晶硅类电池中单晶硅电池和多晶硅电池最大的差别是单晶硅电池的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅电池还是多晶硅电池都可以选用103、。晶硅类太阳电池由于产量充足、制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。因此，本工程选用晶硅类光伏电池。5.2.1.3 太阳电池性能经济性比较随着光伏产业技术进步及市场的发展，各类电池市场价格不断下降，根据目前光伏市场电池、设备等最新报价情况，以固定式安装10MWp装机容量为基准，对全部采用单晶硅太阳能电池组件、全部采用多晶硅太阳能电池组件、全部采用非晶硅薄膜太阳能电池组件这三种方案做出初步经济性比较。表5-2 方案经济性比较(表中数据为初步估算)项目方案一(10MWp单晶硅)方案二(10MWp多晶硅)方案三(10MWp非晶硅)阵列占104、地面积（万m2）222648电缆及汇流箱（万元）550550740建筑工程费用（万元）160016502350主要项目合计（万元）138501200010590由上表可见，方案一总投资较高，方案二次之，方案三总投资最低；方案一和方案二中逆变系统、升压系统、通信监控系统、变配电工程、房屋建筑工程等公共系统工程造价基本相同，土地、电池组件、汇流箱、电缆、电池组件基础及支架等费用由于选用电池类型不同而有较大差别。方案一工程占地面积较小，方案二工程占地面积稍大，电缆线路及电缆用量较大，场内道路和防护林业相应增加。根据国内市场主流产品规格来看，薄膜电池单块组件容量在25Wp50Wp之间，多晶硅电池单块组105、件容量在5Wp380Wp之间，在相同装机容量下，薄膜电池要比多晶硅电池所需组件数量多，并联路数、汇流箱、电池组件的基础及支架、混凝土、钢筋用量都会相应增加。考虑到单晶硅电池的发电效率高于多晶硅电池，如果单晶硅电池组件价格与多晶硅电池组件价格相当，则单晶硅薄膜电池组件的经济性将大幅提高。5.2.1.4 太阳电池类型的确定综合上述技术、经济比较，方案一单晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，但是单晶硅电池相对价格较高，工程投资较大，但随着光伏产业的不断发展，其硅片厚度和单位能耗持续降低，其成本也在不断下降；方案二多晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，相106、对价格较低，总体投资小；方案三薄膜电池总投资小，但国内还未有大规模薄膜电池的应用实例，技术成熟度较低，稳定性较差。结合本工程的特点：本工程位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区综合开发区的南侧附近，区域内为半盐碱土地，半水产渔场，场地开阔平坦，土地费用低，而光伏电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高，有必要降低光伏电池组件价格以节省工程投资。综合考虑以上各种因素，本项目推荐全部选用300Wp多晶硅光伏电池组件。5.2.2 太阳电池组件选型光伏电池组件是光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣决定了整个光伏发电系统的发电性能。表征光伏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107、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。光伏电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，应是市场主流产品，且获得相关认证。多晶硅太阳电池组件的功率规格较多，从5Wp到380Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程装机容量为20MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积功率较大的电池组件，以减少占地面积、节省线缆、降低组件安装量。通过市场调查，根据目前技术成熟的大容量电池组件规格，选定电池组件应优先选用单位面积容量大的电池组件，以减少108、占地面积，降低组件安装量。拟计划采用300Wp组件数量均最少，可以减少组件间连接点，加快施工进度；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。300Wp组件的最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压的综合指标较高。5.3 电池阵列的安装方式设计5.3.1 电池阵列的安装方式选择5.3.1.1 电池阵列的安装方式分类在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏并网发电系统的发电能力。光伏组件的安置方式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪有水平单轴跟踪和倾斜单轴跟踪，水109、平单轴跟踪(东西方位角跟踪和极轴跟踪)系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹；倾斜单轴跟踪围绕该倾斜的轴旋转追踪太阳方位角；双轴跟踪系统(全跟踪)可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。5.3.1.2 电池阵列的安装方式比较固定式安装方式：有一定的倾角，安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例和特定的场地条件等。水平单轴跟踪安装方式：通过其在东西方向上的旋转，以保证每一时刻太阳光与光伏电池板面的法线夹角为最小值，以此来获得较大的发电量。倾斜单轴跟踪安装方式：是在固定太阳电池面板倾角的基础，围绕该倾斜的轴旋转追踪太阳方位角，以获取更大的110、发电量。相对于固定跟踪支架，可提高发电效率15%35%，有效降低电站建设投资成本，缩短电站投资回收期。双轴跟踪安装方式：通过其对太阳光线的实时跟踪，以保证每一时刻太阳光线都与太阳电池板面垂直，以此来获得最大的发电量。相对于固定跟踪支架，可提高发电效率35%47%，有效降低电站建设投资成本，缩短电站投资回收期。根据已建工程调研数据，结合本项目的实际工程条件，以固定安装式为基准，对采用以上四种安装方式的优缺点比较如下表所示：表5-6 四种安装方式比较项目固定安装水平单轴跟踪倾斜单轴跟踪双轴跟踪发电量(%)100118125135占地面积（万m2）2.42.74.85.0安装支架造价1元/瓦2.4元111、/瓦3元/瓦5元/瓦支撑点多点支撑多点支撑多点支撑，支架后部偏高单点支撑抗大风能力安装固定，抗风较好抗风能力差抗风较好抗风较好运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量更大有旋转机构，工作量更大从上表可以看出，相对于固定安装，双轴跟踪系统所获得的发电量最大，倾斜单轴跟踪系统次之，水平单轴跟踪系统再次之。双轴跟踪系统占地面积太大，支架增加的造价较高、单点支撑稳定性不如单轴跟踪和固定式，运营维护成本较高。倾斜单轴跟踪系统占地面积仅比双轴跟踪系统小一点，远大于水平单轴系统。由于带倾角的缘故，后部支架很高，增加的造价也比较高。水平单轴跟踪系统可以获得较高的发电量，但支架也增加了造价，且抗112、大风能力差。5.3.1.3 电池阵列的安装方式确定经过上述几种安装方式的初步比较可以看出，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；使用自动跟踪系统安装方式的光伏电池组件能最大程度的接收太阳总辐射量，发电量较高，且本工程地处半碱性土地，半水产渔场，场地开阔，土地费用较低，使用自动跟踪系统安装方式有一定优势。但是，考虑到自动跟踪式系统自动化程度高，但其在场址区特殊的气候环境下的实际应用的可靠性缺乏验证，其传动部件尤其是沙尘暴时，会发生侵入，增加了故障率，加大维护成本；若自动跟踪式支架造价能进一步降低，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相113、较固定安装式系统将更有竞争力。 综合上述分析，为确保一方面尽可能提高发电量，推动光伏发电技术的发展，另一方面降低投资、提高系统运行的可靠性，同时降低后期运行维护成本和积累不同发电系统的运行经验，项目计划采用固定式安装方式。5.3.2 电池阵列的最佳倾角计算5.3.2.1 太阳总辐射概念太阳向宇宙空间发射的电磁波和粒子流称为太阳辐射。地球所接受到的太阳辐射能量仅为太阳向宇宙空间放射的总辐射能量的二十亿分之一，但它却是地球大气运动的主要能量源泉。到达地球大气上界的太阳辐射能量称为天文太阳辐射量。在地球位于日地平均距离时，地球大气上界垂直于太阳光线的单位面积在单位时间内所受到的太阳辐射的全谱（各个波114、长）能量称为太阳常数。太阳常数值是1368W/m2。地球大气上界的太阳辐射光谱的99%以上在波长0.154.0m之间。其中大约50%的太阳辐射能量在可见光谱区（波长0.40.76m），7%在紫外线光谱区（波长0.4m），43%在红外光谱区（波长0.76m），最大能量在波长0.475m处。由于太阳辐射波长比地面和大气辐射的波长（约3120m）小得多，所以通常又称太阳辐射为短波辐射，称地面和大气辐射为长波辐射。太阳辐射通过大气，一部分到达地面，称为直接太阳辐射；另一部分为大气的分子、大气中的微尘、水汽等吸收、散射和反射。被散射的太阳辐射一部分返回宇宙空间，另一部分到达地面，到达地面的这一部分成为散115、射太阳辐射。到达地面的散射太阳辐射和直接太阳辐射称为总辐射。到达地面的太阳辐射能量比大气上界小得多，其中的紫外光谱区几乎绝迹，在可见光谱区减少至40% ，而在红外光谱区增至60%。5.3.2.2 最佳倾角计算方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。对于固定式安装电池阵列和斜单轴跟踪式电池阵列，其最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。较简便的倾角辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量；S 地面太阳直接辐射量；D 地面散射辐射量；中午时分的太阳高度角；光116、伏阵列倾角。根据中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目场址中心地理位置和所选工程代表年的太阳辐射资料，按照以上公式计算得到不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量，结果见下表。表5-9 不同倾角阵列面各月平均太阳辐射量(MJ/m2d)序号30313233343536373839401月16.46 16.63 16.79 16.96 17.11 17.27 17.42 17.56 17.70 17.84 17.98 2月18.80 18.93 19.06 19.19 19.31 19.43 19.54 19.65 19.76 19.86 19.96 3月20.04 2117、0.09 20.14 20.19 20.23 20.27 20.30 20.33 20.36 20.38 20.39 4月21.79 21.75 21.70 21.65 21.59 21.53 21.46 20.33 21.31 21.23 21.15 5月22.60 22.50 22.39 22.27 22.15 22.03 21.90 21.76 21.63 21.48 21.33 6月22.16 22.03 21.90 21.76 21.62 21.47 21.32 21.16 21.00 20.84 20.67 7月21.91 21.80 21.68 21.55 21.42 21.29118、 21.15 21.01 20.86 20.71 20.55 8月20.54 20.48 20.41 20.34 20.26 20.18 20.09 20.00 19.90 19.80 19.70 9月19.14 19.14 19.14 19.13 19.12 19.11 19.09 19.06 19.03 19.00 18.96 10月17.93 18.01 18.08 18.14 18.21 18.26 18.32 18.37 18.41 18.45 18.49 11月17.31 17.45 17.59 17.73 17.86 17.98 18.10 18.22 18.33 18.44 1119、8.54 12月15.37 15.54 15.71 15.87 16.03 16.19 16.34 16.49 16.63 16.77 16.91 月均19.5 19.5319.5519.5719.5819.58 19.5919.5019.5819.57 19.55 从上表可以看出，倾角等于3536时全年接受到的太阳能辐射能量最大，并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围，为了便于安装和维护，确定本项目太阳能光伏阵列安装最佳倾角为35。当电池阵列采用35倾角安装时，倾斜面上的各月平均太阳辐射量见下表。表5-10 最佳倾角下不同安装方式电池板各月获得平均太阳辐射量(MJ/m2m)1 120、月2 月3 月4 月5 月6 月535.37544.04628.37645.9682.93644.17 月8 月9 月10 月11 月12 月659.99625.58573.3566.06539.4501.89从上表的计算可以看出，电池阵列采用35倾角安装时全年接受到的太阳能辐射能量为7146.93MJ/m2，比水平面的数值高约15.4%。5.4 逆变器的选择5.4.1 逆变器的技术指标逆变器也称逆变电源，是将直流电能转换成交流电能的变流装置。逆变器按输入直流电源性质分类，可分为电压源型逆变器和电流源型逆变器。本工程并网光伏发电系统中的逆变控制技术是有源逆变，其运行条件需依赖强大的电网支撑。为121、了获得更优的控制性能，并网逆变器采用输出电流源的方式并网。对于逆变器的选型，通过以下几个方面的指标比较进行选择：1）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。即使工作在逆变器额定功率10的情况下，也要保证90(大功率逆变器)以上的转换效率。2）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。3）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应范围，由于太阳能光伏电122、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。4）可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时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。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。5.4.2 逆变器的选型通过对逆变器产品的考察，现对合肥阳光250kW、500kW逆变器及SMA1000kW逆变器做技术参数比较：表5-11 不同逆变器主要技术参数对比表逆变器型号SG250KTLSG500KT123、LSMA1000推荐的最大功率275kW550kW1160kW绝对最大输入电压880VDC900VDC880VDCMPPT输入电压范围480V820V450V820V450V820V峰值效率97.597.598.5额定交流输出功率250kW500kW1000kW额定交流输出电流534A1068 A1443 A额定交流输出电压270VAC270VAC400VAC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由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。各逆变器绝对最大输入电压及MPPT输入124、电压范围相差不多。此外，从工程后期运行维护考虑，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。本项目选用容量为1000kW的逆变器，为了降低工程造价和支持我国太阳能光伏产业的发展，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，通过市场调查，选用合肥阳光电源有限公司生产的SG1000KTL(1000kW)逆变器。SG1000KTL型国产并网逆变器为户内安装设计结构，需外带通风照明等系统，外接380V AC工作电125、源，其待机自耗电功率小于100W，波形失真率小于3%。SG500KTL型送变器的主要技术参数如下表所示：表5-12 逆变器主要技术参数逆变器技术参数生产厂家合肥阳光电源有限公司逆变器型号SG1000KTL输出额定功率1000kW最大交流电流2016A最高转换效率98.7%欧洲效率98.5%最大功率跟踪(MPP)范围460VDC850VDC最大直流输入电流2240A 允许电网电压范围252362VAC允许电网频率范围4752Hz/5762Hz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3%(额定功率)功率因数0.9(超前)0.9(滞后)自动投运条件直流输入及电网满足要求，126、逆变器自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)隔离变压器(有/无)无接地点故障检测(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、接地故障保护等工作环境温度范围3550相对湿度095%，不结露满功率运行的最高海拔高度6000米(超过3000米需降额使用)防护类型/防护等级IP54散热方式温控强制风冷重量5145kg机械尺寸(宽高深)299125912438mm5.5 太阳能电池阵列设计5.5.1 并网光伏发电系统分层结构(1)太阳电池组串由几个到几十个数量不等的太阳电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作127、电压范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。(2)太阳电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元。(3)阵列逆变器组由若干个太阳电池组串与一台并网逆变器及相应汇流设备构成一个阵列逆变器组。(4)太阳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电池子方阵。(5)太阳电池阵列由一个或若干个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电池阵列。5.5.2 系统方案概述本工程规划装机容量20000kWp，实际总装机容量为20448kWp，安装300Wp多晶硅组件68160块，采用固定安装方式。5.5.3 光伏电站电池阵列设计本项目20MWp光伏发电系统由20个1128、MWp光伏发电分系统组成，根据目前国内成熟并网逆变器的容量，确定每个1MWp光伏发电分系统由1个1000kWp光伏发电单元系统组成；每个光伏发电单元系统主要由1个1000kWp光伏电池方阵和1台1000kW逆变器组成；项目共20个1000kWp光伏发电单元系统。在1个光伏发电单元系统中，1000kWp太阳电池组件经串并联组成光伏电池阵列后发出的直流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆变器将直流电转变成交流电。每1个光伏发电单元系统中的1台逆变器输出的交流电由1台1000kVA升压变压器将电压从270V升至35kV并入电网。5.5.3.1 太阳电池阵列子方阵设计原129、则(1)太阳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电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。(3)太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。(4)各太阳电组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。(5)应根据工程所在地的气候条件，合理选择太阳电池组件的串联数量，达到最大限度获取发电量的目的。5.5.3.2 太阳电池组件的串、并联设计太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统130、电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。本工程所选500kW逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为880V，输入电压MPPT工作范围为450V820V。电池组件串联数量计算，计算公式：INT(Vdcmin/Vmp)N INT(Vdcmax/Voc)式中：Vdcmax逆变器输入直流侧最大电压；Vdcmin逆变器输入直流侧最小电压；Voc电池组件开路电压；Vmp电池组件最佳工作电压；N电池组件串联数。300Wp多晶硅电池组件开路电压45.43V、最佳工作点电压37.2V。经计算得出：131、串联300Wp多晶硅太阳电池数量N为：13N21。取N=20综合考虑逆变器技术参数、汇流箱技术参数、该容量等级的太阳能电池板的技术参数，设计每个1000kWp光伏发电单元系统的太阳能电池板的布置方案。结论如下：300Wp多晶硅太阳能电池组件采用每20块电池板串联在一起组成一个太阳能电池块，配1000kW并网逆变器时，每十一个太阳能电池块串联后，并联16路，并以此组成一个1000kWp光伏发电单元系统。按此设计，对于1000kWp光伏方阵而言，共需要300Wp多晶硅太阳电池组件16720=1782块，额定总容量为1782280=1002kWp，标称容量为1000kWp。5.5.3.3 太阳电池组132、串单元的排列方式一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，以接线简单，线缆用量少、施工复杂程度低及运行期维护方便为原则。5.5.3.4 太阳电池阵列行间距的计算本工程太阳能电池方阵系统采用固定支架系统、单轴跟踪系统和双轴跟踪系统结合的安装运行方式。固定安装方式，只需要考虑行间距，即按太阳高度角最低时的冬至日仍保证组件上有足够的日照时间，同时相邻两行支架不会在组件上产生阴影所需要的最小行间距；对于自动跟踪系统的安装方式，在考虑南北间距的同时，又要考虑各组串单元东西方向的间距。电池阵列间距一般确定原则：冬至当天9:0015:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底133、边垂直距离应不小于D。D=Lcos+Lsin(0.707tan+0.4338)/(0.707-0.4338tan)其中L为光伏板斜面长度；D为两排方阵之间的距离；为方阵倾角；为纬度。经计算，并考虑地形坡度影响和交通、维护方便，本工程固定安装300Wp多晶硅组件太阳电池阵列南北间距离D为6.5m。5.5.3.5 逆变器室布置本工程装机容量为20MWp，逆变器室在电池方阵中的布置有两种形式：方案一为每1MWp电池阵列为一个发电分系统，1MWp方阵中间布置1座逆变器室，逆变器室内布置1台1000kW逆变器。方案二为每500kWp电池阵列为一个发电分系统，500kWp方阵中间布置1座逆变器室，逆变器室134、内布置1台500kW逆变器。将两种方案下1MWp多晶硅太阳电池方阵的电气及土建初期投资进行对比，由于两种方案的逆变器、汇流箱及交直流柜数量均相同，占地面积及光伏阵列基础工程也几乎相同，方案一相比方案二少1台变压器，少1座逆变器室，设备故障率降低，投资及运行管理及维护费用减少。综上所述，本工程多晶硅太阳电池方阵布置采用方案一。5.5.4 太阳电池陈列汇流箱设计在大型光伏发电系统中，太阳电池组串数量大、电流小，因此需在阵列中设置汇流箱进行一次汇流，以减少直流电缆用量，降低直流损耗，提高系统效率，降低发电成本。并且通过汇流箱可以对接入汇流箱的每个电池组串进行实时监测，以便精确检测出各路可能发生的故障135、。综合考虑各发电单元组件电池块的数量、汇流箱的单回输入电流量、电池块的组合方式等因素，充分利用各输入端口，本工程选用4路、8路、16路三种规格的汇流箱，300Wp的发电单元所选汇流箱的支路输入电流为8A。共需配置320台16路汇流箱。汇流箱具有以下性能特点：1）户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；2）可接入16路输入，每回路设光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000V；3）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；4）直流输出母线端配有可分断的直流断路器；5）汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流；6）配有标准RS485通讯口，可与电站计算机监136、控系统通讯。5.6 年上网电量预测5.6.1 太阳能光伏发电系统效率分析1）光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。本项目所在地年平均气温8.9，平均日夜温差为38.4，光伏组件温度因子为0.351/度，根据年均日间平均气温调整计算出折减系数为5，折减因子取95。2）光伏阵列的灰尘损耗由于光伏组件上有灰尘或积水造成的污染，经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在24%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在810%之间。本项目所在地降雪、降雨量少，多风，春季多发沙尘暴，污染系数高，折减系数取6，即污染的折减因子137、取94。3）逆变器的平均效率目前1000kVA容量的并网光伏逆变器的平均效率为97.5左右。4）光伏电站内用电、线损等能量损失初步估算光伏阵列直流配电损耗约为1.5；35kV升压变压器平均损耗1.2；光伏电站厂用电从其他线路输入，不计损耗。其配电综合损耗系数为97。5）机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然造成的损失，固定安装方式其系数取1，光伏发电系统的可利用率为99。6）太阳能电池板差异性损耗2，利用率98。7）早晚不可利用辐射损失2%，利用率98%。综合以上各折减系数，固定式多晶硅电池阵列系统的综合效率为80.3%；。5.6.2 年理论发电量计算根据所选工程代138、表年最佳倾斜面上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。将太阳电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为1000W/m2条件下的等效小时数称峰值日照小时数。若太阳电池组件在1h中接收到的太阳辐射量为1MJ/m2，由以上峰值日照小时定义，可得：故若太阳电池组件在1h中接收到的太阳辐射量为1MJ/m2，则其在1000W/m2条件下的等效小时数为1/3.6h。由于太阳电池组件的峰值功率均在1000W/m2条件下标定，因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。本工程20MWp固定式系统实际容量20448kWp，阵列峰值日照小时数及发电量统计见下139、表。表5-14 本工程固定式电池阵列峰值日照小时数及发电量统计表月份月辐射量(MJ/m2m)月平均峰值日照小时数(h)月发电量(万kWh)1535.37148.71 304.082544.04151.12 309.013628.37174.55 356.924645.9179.42 366.885682.93189.70 387.96644.1178.92 365.86 7659.99183.33 374.878625.58173.77 355.329573.3159.25 325.6310566.06157.24 321.5211539.4149.83 306.3712501.89139.4140、1 285.07合计7146.931985.26 4059.46 经计算，得出本工程20MWp固定式系统首年理论发电量为4059.46万kWh，年峰值日照小时数为1985.26h，每日的峰值日照小时数为5.44h。5.6.3 上网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=逐年理论发电量式中：系统效率。考虑系统25年输出衰减25%，本工程25年每年发电量详见下表：年数组件衰减比率发电量（万kw/h）有效利用小时数12%3607.031764.0022.62%3584.211752.8433.24%3561.391741.6843.86%3538.571730.5254.4141、8%3515.751719.3665.10%3492.931708.2075.72%3470.111697.0486.34%3447.291685.8896.96%3424.471674.72107.58%3401.651663.56118.20%3378.831652.40128.82%3356.011641.24139.44%3333.191630.081410.06%3310.371618.921510.68%3287.551607.761611.30%3264.731596.601711.92%3241.911585.441812.54%3219.091574.281913.16%31142、96.271563.122013.78%3173.451551.962114.40%3150.631540.802215.02%3127.811529.642315.64%3104.991518.482416.26%3082.171507.322516.88%3059.351496.16平均3333.191630.086 电气6.1 电气一次6.1.1 电气接入系统方案中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目拟建场址位于石嘴山市境内，根据电站的建设规模为20MWp，本电站采用35kV一级升压，根据该容量等级的光伏电站的投资规模及投资方的要求，电站拟以35kV电压等143、级以一回出线接入距离光伏电站12km的买河变电所。本电站的建设应与地区电网的局部结构优化改造和电力电量平衡相结合，待系统设计完成后，下阶段设计将根据审定的接入系统方案进行优化和调整，建议尽快安排本电站接入系统设计。本项目由20个1000kWp的光伏单元组成，总装机20MWp。每个光伏单元采用地面固定式阵列安装1000kWp多晶硅光伏组件，接入1台1000kW光伏并网逆变器，所发出的交流电就地接入1台1000kVA升压变压器，升压至35kV电压等级。6.1.2 电气主接线1）电气主接线设计原则(1)根据本电站设计的装机规模、电池阵列布置、接入系统方案、枢纽布置及设备特点等因素综合考虑，初拟相应的144、接线方案。(2)主接线应满足供电可靠、运行灵活、接线简单明了、便于操作检修和节约投资的原则。2）逆变器与升压变压器的组合方案每个1000kWp发电单元经逆变器将直流电转换为0.27kV的交流电，为了减少低压交流线路的传输损耗，需在每座逆变器室内(设1台1000kVA箱式升压变电站将低压0.27kV升至10kV或35kV电压。3）光伏电站升压方案选择光伏电站交流并网电压为35kV，逆变器出口电压为0.27kV，升压方案可分为以下两种方案：方案一：逆变器交流输出0.27kV直接升压至35kV直接升压并网；方案二：逆变器交流输出0.27kV先升压至10kV，再升压至35kV两级升压并网。以下就两种方145、案的经济、技术特性进行比较。方案技术对比分析：(1)建设成本分析对于方案一，采用一次升压方案，一次升压到35kV，节省了一台主变压器，方案一采用电缆母线，方案二采用的共箱母线，电缆母线较共箱母线成本低，同时，方案二需要新建升压站，升压设备的土建成本较高。(2)整体效率分析方案一中，35kV箱式变压器平均效率为98.4%。方案二中，10kV升压变压器平均效率为99.1%，35kV主变压器平均效率为99.2%，则升压装置的整体效率为99.1%99.2%98.3%。在工程设计中均考虑了电缆截面对传输电能电压降的影响，故方案一和方案二在电能传输过程中损耗基本相当，两种方案整体效率基本一致。(3)逆变升146、压变压器制造工艺对比分析方案一、二中箱式升压变电站中变压器容量相同，均为1000kVA，但高压侧电压差别较大，分别为10kV和35kV，两类产品目前市场上都较成熟。4）35kV有载调压双分裂绕组变压器接线方式选择方案一：20台35kV升压变压站组成一回联合进线单元；方案二：20台35kV升压变压站中每5台(5MWp)组成一回联合进线，共分成4回联合进线单元；方案三：20台35kV升压变压站各自单独形成20回进线单元。经技术经济比较：方案一系统简单，设备投资少，但可靠性差，35kV侧集电线路故障时需切除全部输出容量，且35kV电缆长度较大；方案二可靠性较方案一高，35kV侧集电线路故障时仅需切除147、全部输出容量的25%；方案三可靠性高、可将故障影响降至最低，但电气设备初期投资较高；故本工程采用方案二接线，即：20台35kV升压变压站中每5台(5MWp)组成一回联合进线，共分成4回联合进线单元。综合以上所述，本阶段拟采用的电气主接线为：本电站共20个1MWp发电单元，每个发电单元采用1台1000kVA、35kV箱式升压变压器，5台35kV箱式变压器在高压侧并联为1个联合进线单元，4个联合进线单元分别接入35kV母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。6.1.3 无功补偿根据国家电网公司光伏电站接入电网技术规定对光伏电站并网的要求，本电站除需满足站内升压变、集电线路、主变等的无功损耗外，148、还需具有一定的调节范围要求(进相0.98滞相0.98)，因此本阶段暂按在开关站35kV侧设置一套连续可调的4000kvar无功补偿装置(SVG)。本期所装设的SVG应由一套控制设备综合控制以实现如下要求：1）电网需要容性容量补偿时，光伏电站根据需要发出04Mvar动态容性容量补偿；电网需要感性容量补偿时，光伏电站根据需要发出04Mvar动态感性容量补偿。2）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。6.1.4 配电装置形式及布置35kV配电装置推荐采149、用手车式开关柜设备户内布置在综合楼内，35kV出线采用35kV电缆引至终端塔，经架空线送出，户外隔离开关及避雷器均在终端塔上安装。35kV无功补偿装置采用SVG装置，布置在综合楼一侧，户外布置。6.1.5 厂用电厂用电采用双电源系统供电，两个电源互为备用，主供电源由厂内35kV母线侧出线柜，通过35kV干式变压器降压；备用电源引自附近10kV公用电网，通过室外10kV箱式降压变电站降压。主、备用电源分别接至厂用电双电源自动切换柜。考虑到开关站用电及给逆变器供电，经光伏电站厂用电初步负荷统计，本电站选用的厂用变压器容量为500kVA，采用380/220级电压供电，电能质量能够满足规程规范要求。6150、.1.6 主要电气设备的选择在电站接入系统方案审查确认后，将根据接入点的系统容量、系统阻抗和电气主接线，计算光伏电站内35kV侧，以此作为站内电气设备选择及导线、电缆热稳定截面校验的依据。现阶段暂按35kV母线三相短路电流为31.5kA进行核算，设备制造不存在制约条件，选型考虑一定裕量，并在下阶段根据接入系统设计参数进行校验。本项目场地污秽等级为II级，户外电气设备按爬电比距不小于2.0cm/ kV选型。1）35kV升压箱式变压站本工程选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比较优越等优点的美式箱式变电站。升压变电器采用有载调压双分裂绕组干式变压器，电压等级分别为37.5/0.27/0.2151、7kV。35kV侧采用负荷开关加熔断器取代高压断路器，其操作部分在高压室进行。箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。A.油浸三相双绕组有载调压电力变压器型号三相自冷双绕组有载调压变压器额定电压比37.522.5%/0.27/0.27额定电压270V额定频率50Hz短路阻抗Ud=6.5%接线组别Dyn11容量1000kVA冷却方式自冷B.低压侧框架断路器额定电压0.38kV额定电流1250A分断能力50kA保护功能速断、过流、单相接地等脱扣线圈脱扣线圈应预留远程控制用的接点C.高压侧负荷开关额定电压37.5kV最高电压40.5kV工频耐压95kV雷电冲击电压200kV额定152、电流300A分断能力31.5kA机械寿命不小于3000次D.高压侧熔断器额定电压37.5kV最高电压40.5kV工频耐压95kV雷电冲击电压200kV熔体额定电流40A开断短路电流31.5kAE.照明用单相双绕组干式低损耗变压器额定电压0.38/0.22 kV额定容量5kVA冷却方式自冷F.三相组合式避雷器型号YH5WZ-51/134额定电压51kV持续运行电压40.8kV标称放电电流5kA2）35kV配电装置主要参数35kV开关站配电装置包括4面进线柜，1面出线柜，1面进线PT柜兼作消弧消谐柜，1面无功补偿柜，1面站用变柜，1面出线PT柜。35kV配电装置采用户内双列布置的KYN-40.5型153、手车式开关柜。为运行维护方便，开关柜内尽可能的采用同一类型断路器。本开关站主变压器进线开关柜、出线开关柜、站用变回路开关柜内配真空断路器。断路器配弹簧操作机构，开关柜热稳定电流按31.5kA选择，动稳定电流不小于80kA。开关柜采用额定电流1250A型。SVG回路选用SF6断路器。针对真空断路器开断能力强，但操作过电压高的特点，不适合于SVG回路。本开关站SF6断路器选用31.5kA产品，动稳定电流不小于80kA。柜内设备的主要技术参数额定电压40.5kV额定电流1250A额定频率50Hz额定短时开断电流31.5kA额定短路关合电流80kA额定动稳定电流80kA额定短路持续时间4s防护等级Ip154、3x真空断路器额定频率50Hz额定电流1250A额定短路开断电流isc31.5kA额定短路关合电流80kA额定短时耐受电流及持续时间31.5kA/4sSF6断路器额定频率50Hz额定电流1250A额定短路开断电流isc31.5kA额定短路关合电流80kA额定短时耐受电流及持续时间31.5kA/4s电流互感器额定频率50Hz额定电压35kV准确等级300A/1A 31.5kA 5P30/0.5/0.2S电压互感器(呈容性，不谐振)型号JDZX71-35额定电压35kV最高工作电压40.5 kV变比避雷器型号HY5WZ-51/134避雷器额定电压有效值51kV系统额定电压有效值35kV持续运行电压155、有效值40.8kV直流1mA 参考电压不小于73kV雷电冲击电流残压峰值5kA 134kV3)站用变光伏电站内设置1台干式电力变压器作为站用变，其型号和参数具体如下：型号SCB10-500/35额定容量500kVA额定电压3522.5%/0.4kV)接线组别YN，d11阻抗电压Ud=4%从站外可靠电源上引另一路站用电，设置1台干式电力变压器，其型号和参数具体如下：型号SCB10-500/10，额定容量500kVA额定电压1022.5%/0.4kV接线组别YN，d11阻抗电压Ud=4%6.1.7 中性点接地方式的选择本工程35kV系统为不接地系统。单相接地电容电流经计算为22.4A。根据相关规范156、要求，电压等级35kV，电容电流10A以上时需装设消弧线圈或消谐消弧设备，所以本工程需要装置消弧消谐柜。6.1.8 过电压保护及接地本站的过电压保护及绝缘配合按GB311.1高压输变电设备的绝缘配合、DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合等标准规范进行设计。1）过电压保护（1）直击雷保护根据项目场地的地形特征和地质特点及阴影效应，在光伏阵列区域不单独设置避雷针，太阳电池阵列采取电池组件和支架与厂区接地网连接进行直击雷保护。35kV出线采用避雷线保护。在汇流箱内进线回路装有避雷器可以防止单个电池板回路直接雷和感应雷电波串至其他电池板回路，迅速释放雷电波从而保护其他电池板不受雷电波损坏。157、在各逆变升压配电室、箱变室、开关室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合进行，35kV配电装置母线设有无间隙金属氧化物避雷器，箱式变电站、直流配电柜、汇流箱内均逐级装设避雷器。为了防止配电装置遭受直击雷侵害，35kV出线在距终端塔2km范围内采用避雷线保护。为防止电气设备受雷电侵入波和内部过电压的损坏，在35kV线路出口处设一组氧化锌避雷器。下阶段根据绝缘配合进一步优化和调整。（2）35kV电气设备的绝缘配合避雷器选择：35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内避雷器研制水平来选型。35kV电气设备的绝缘水158、平以避雷器雷电冲击5kA残压为基准。2）接地本工程接地种类包括：工作接地：光伏发电系统为不接地系统，厂用电系统低压侧为接地系统。保护接地：电站内所有电气设备金属外壳都要采取保护接地措施。为了保证人身和设备的安全，开关站内敷设以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工接地网，并充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体，接地网外缘闭合，开关站内所有电气设备均应接地，主接地网敷设于冻土层以下，发电系统接地网与中控楼接地网连接。接地网接地电阻满足DL/T621交流电气装置的接地要求，并将接触电势和跨步电势均限制在安全值以内。主接地网采用镀锌扁钢404深埋接地极，根据微机保护及监控系统接地要求，电气二次设备室159、接地采用铜排。6.1.9 照明照明电源取自厂用电主盘，照明系统电压为AC380/220V。(1)逆变器室、中控室及办公室采用格栅荧光灯。(2)宿舍、走廊采用节能吸顶灯。(3)在办公楼顶及场地周边设投光灯。(4)办公室、宿舍设电采暖插座。6.1.10 电力电缆逆变器输入最高直流电压为900V，采用1kV低压电缆连接，多晶硅电池方阵中的汇流箱为16路输入回路，确定光伏组件到汇流箱的电缆选用YJV-1kV-4mm2，根据汇流箱至逆变器室直流柜的距离及汇流箱及汇流箱大小，使电池组件至逆变器电压降控制在2%以内，从而可以确定各汇流箱至逆变器室直流柜的直流电缆规格。经计算，本工程电池方阵汇流箱至逆变器室直160、流柜电缆选用YJV-1kV-70mm2。逆变器引至变压器回路电压为270V，采用1kV低压电缆连接，经计算，每500kW采用3根YJV-3185+195电缆并联连接。6.1.11 高压电线电缆35 kV集电线路为直埋电缆，每5个箱式升压变压器环网连接，由最终端箱式变电站引入35 kV开关站。35 kV开关站电缆型号和YJV22-350。出线柜用35kV电缆引至第一级杆塔后，采用LGJ-210架空线路送出。6.2 电气二次6.2.1 调度自动化1）调度关系本阶段在未接到接入系统资料前暂按工程建成后由省调及地调两级调度管理。中节能宁夏光伏发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目以3161、5kV线路接入系统后由石嘴山地调和宁夏省调两级调度，因此电站的远动信息、调度电话、电能量计量信息等需传送至石嘴山地调和宁夏省调。2）远动系统远动系统是电网调度自动化系统的重要组成部分，通过远动系统电网调度中心能够及时获取厂站的实时远动信息，并把遥控、遥调命令及时传送至厂站。因此远动系统是电网调度自动化系统的基础。(1)数据采集监测系统数据采集监测系统主要对下列数据进行采集：(a)电站中各光伏子方阵的直流电流、电压、功率，交流电流、电压、功率，日发电量，累计发电量，累计发电时数等数据。(b)各种类型光伏阵列的结温、环境温度，太阳辐射强度，风速。(c)逆变器功率、输出电压及电流等。根据光伏发电站接162、入电力系统技术规定，在正常运行情况下，光伏电站向电力系统调度部门提供的信号至少应当包括：光伏电站的公共连接点处各相电压、注入电力系统的电流、有功功率、功率因数、频率和电量。(2)远动信息传输方案远动信息可通过光纤电传输至石嘴山地调和宁夏省调。3)电能量信息采集发电企业上网计量点按I类关口设置电能计量表，即在线路两侧均按主、备表方式设置0.2S级关口表。因此本期关口点设置在隆湖经济开发区光伏电站对侧买河变电站35kV线路出线处。电站每个计量关口点的电能表按主备表配置，精度为0.2S级，有功正反向，无功四象限、串口输出。电能表具有脉冲和RS-485串口两种输出方式。为了实现电能量信息的采集及传输，163、光伏电站需配置一套电能量采集装置。6.2.2 计算机监控系统电站的综合自动化以微机保护和计算机监控系统为主体，加上其它智能设备构成电站综合自动化系统。电站配置一套计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求实现对电站的监视、控制与调节，本站采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心。1）设计原则(1)电站按“无人值守”(少人值守)的方案进行设计。(2)电站监控系统采用以计算机监控系统为基础的集中监控方案，中控室不设置常规监控设备。(3)综合自动化系统采用开放式分层分布系统结构。(4)计算机监控系统必须满足中国国家标准计算机信息系统安全等级划分准则及电监会5号令电力二次系统安164、全防护规定和“关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知”的要求。并按国家电力监管委员会“关于印发电力行业信息系统等级保护定级工作指导意见的通知”确定电站信息安全保护等级。2）计算机监控系统概述对大型并网光伏发电系统而言，需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，不但确保日常维护简易、高效和低成本，还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。本监控系统的监控范围包括光伏电池方阵、并网逆变器、开关站及站用电等电气系统的监165、控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度，以及0.27/0.27/35kV升压变电及站用电气系统的各种参数等，并实现对0.27/0.27/35kV升压变电及站用电气系统的常规控制保护和报警等。计算机监控系统的任务是根据电力系统的要求和电站的运行方案，完成对站内电气设备的自动监控，主要包括：(1)准确、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并实时上送。(2)对电气设备进行实时监控，保证其安全运行和管理自动化。(3)根据电力系统调度对本站的运行要求，进行最佳控制和调节。3）166、开关站计算机监控系统光伏电站采用集电站运行数据采集、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，以串行通讯总线为通信载体，将太阳电池组件，并网逆变器，站内0.27/0.27/35kV电气系统和复制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，以采集数据为基础进行分析处理，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。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167、量、控制、管理中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层连接。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层失效的情况下，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、语音报警音响等；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智能汇流箱数据采集处理装置、并网逆变器监控单元、箱变测控单元、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。计算机监控系统具有如下功能：(1)数据采集与处理功能。168、(2)安全检测和人机接口功能。(3)运行设备控制、断路器及隔离开关的合分闸操作、厂用系统的控制功能。(4)有功功率调节功能。(5)无功功率调节功能。(6)数据通信功能。(7)系统自诊断功能。(8)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。(9)自动报表及打印功能。(10)时钟系统。(11)远程维护功能。4）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、直流配电柜、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169、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和控制。(3)汇流箱及逆变器配置监控系统，功能如下：中控室计算机对各太阳电池组串及逆变器进行监视和控制，在LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。由中控室计算机远程控制逆变器与电力系统并网。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功能。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：孤岛保护、温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器170、，并发出信号。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。可查看每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、逆变器机内温度、时钟、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，采用声光报警方案提示设备出现故障，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：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。(4)交、171、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，由光伏电站运行人员进行集中远方监视。5）箱式变电站的监控本站有20座35kV带有载调压开关的箱式变电站、一座35kV开关站，每座箱式变电站的变压器高压侧配置有负荷开关及高压插入式熔断器，低压侧配有框架断路器，35kV开关站为四进一出单母线接线。进出线设有户内成套金属封闭断路器。上述负荷开关、断路器、有载调压分接头可以就地控制，也可以由计算机监控系统实施集中控制。其动作信号均送至中控室。此外，35kV箱变、35kV开关站应具有五防功能。6.2.3 继电保护和安全自动装置1）保护装置的选型与集成172、电路型模拟式保护相比，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及自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。2）继电保护及安全自动装置配置根据GB50062-92电力装置的继电保护和自动化装置设计规范以及GB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：(1)35kV 送出线线路保护根据接入系统要求配置。(2)35kV 集电线路保护和测控装置35kV 集电线路采用一套保护与测控一体化装置，具体保护配置如下：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173、保护，动作于信号，并装设，低压侧零序电流保护。(3)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，低压侧为断路器，当变压器过载或者相间短路时，将断开高压侧熔断器，箱变高压侧熔断器、负荷开关、低压侧框架断路器以及变压器的非电气量均经逆变室数据采集器送至计算机监控系统。(4)厂用变保护35kV厂用变采用一套保护与测控一体化装置，保护配置如下：厂用变压器为干式变压器，布置在生产楼的变压器室内。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。(5)35kV SVG保护由SVG装置成174、套，保护具体配置如下：电流速断保护；过流保护；过电压保护；失压保护。(6)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。(7)安全自动装置安全自动装置按接入系统要求配置。6.2.4 直流系统为了给开关站断路器分/合闸、微机综合自动化系统、通信系统、事故照明等直流用电，开关站装置一套1MW的智能微机高频开关电源直流电源成套装置，装置含1组650Ah,功率120W蓄电池，1套高频开关模块充电装175、置，主要用于全站上网电压监测协同调节上网，且蓄电池容量能满足全所1小时停电时放电容量。直流系统采用单母线接线，直流系统具有自动均充/浮充电功能、告警功能及自动调压功能，装设智能型直流系统绝缘监测装置，直流操作电源成套装置设置监控模块，具备通信接口，将直流电源装置工作状态量，电压模拟量，充电电流模拟量及故障信号量上传至开关站监控系统。在直流母线上设置一套直流绝缘监测装置，以监视直流系统绝缘及母线电压状况。蓄电池设一套电池巡检装置。本开关站设置一套交流不间断电源(UPS)，UPS系统包括逆变器、手动旁路开关等，对主控制室内的主机/操作员站、工程师站、火灾报警控制器及继电保护小室内的远动主站、网络通176、信柜、远方电量计费屏等负荷供电。容量暂定为 l0kVA。UPS总的静态切换时间4ms。UPS机柜布置在继电保护小室内。6.2.5 测量及计量1）测量电站的电气测量系统参照电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001的规定设置，所有的电气量将全部进入计算机监控系统，在中控室不设常规电气测量仪表，但在开关柜上装设部分必需的常规测量仪表。对于非电气量的测量信号也均进入计算机监控系统以实现在线监测。2）计量(1)配置两块计量用的关口专用电能表，主副电能表各一块，设备选型由供电部门选定或认可。用于计费及计量考核回路的电能表、电流互感器的准确级均为0.2S级，电压互感器准确级为0.2级。(2177、)按照接入系统要求，设置计费点。(3)用网电量根据当地供电部门的要求设置计量表。(4)配置1套电量采集装置，以RS485串口方案与电度表通讯，采集全站电量信息。电量采集装置以拨号方案与调度端通讯外，还具备网络传输能力。6.2.6 设备布置直流控制电源系统盘、计算机监控系统上位机主机柜、网络柜等共同布置在中控室，操作员工作站等布置在中控室，35kV 测控保护装置布置在相应的开关柜内，SVG控制保护装置布置在SVG装置室。6.3 通信6.3.1 站内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。6.3.2 系统通信由中控室引光纤电缆至地调网络交换机，为电力调178、度及远动服务，光伏电站需配置路由器一台，GPS时钟校时装置一台，调制解调器两个，网络交换机一台，各设备具体型号待接入系统完成后，由电力部门提出具体要求。6.3.3 通信电源光伏电站工程通信设备采用专用的直流不停电方案供电，由一套整流充电装置带蓄电池组浮充供电。在中控室内配置一套通信专用高频开关电源，容量 48V/50A，1组60Ah蓄电池组。宁夏石嘴山隆湖经济开发区光伏电站工程通信设备采用直流不停电方案供电，直流电源引自电站内直流控制电源系统。6.4 设备清单6.4.1 电气一次设备表序号名称型号规格单位数量备注一、35kV开闭站电气设备135kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：真空断路179、器 1台电流互感器 3组避雷器 1组面4进线柜235kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：真空断路器 1台电流互感器 3组避雷器 1组面1站用变柜335kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：真空断路器 1台电流互感器 3组面1出线柜435kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：电压互感器 1组熔断器 1组避雷器 1组微机消谐装置1套面1进线pt柜535kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：电压互感器 1组熔断器 1组避雷器 1组面1出线pt柜635kV手车式开关柜KYN-40.5柜内包括：SF6断路器 1台电流互感器 3组避雷器 1组面1无功补偿柜7无功补偿装置35kV . 4M180、var套18隔离开关35kV，单侧带接地开关组19避雷器ZnO套1二、光伏阵列部分电气设备20MWp固定式多晶硅电池阵列1固定式多晶硅电池组件300kWp块681602电缆YJV-1kV24km120.4103电缆YJV-1kV270km25.6034汇流箱16路个320三、逆变及配电部分电气设备11kV直流配电柜面802逆变器1000kW台203交流配电柜面20435 kV箱式升压变电站1000kVA，37.5/0.27/0.27 kV台205电缆YJV-1kV-3185+95m120四、防雷及接地部分电气设备1接地扁钢404镀锌扁钢km13.22电池板接地线BV-12.5km53垂直接地极181、根178五、35 kV配电系统设备135 kV电缆YJV-35/26-350km6.4六、厂用电电气设备1厂用变压器(干式变)SCB10-500/10台12厂用变压器(干式变)SCB10-500/35台130.4kV低压配电柜面44备自投装置套150.4kV低压配电箱个126动力电缆ZR-VV-14410km3.27控制电缆ZR-KVVP- ZR-KVVP-24102.5km2.16.4.2 电气二次设备表序号名称单位数量备注一、计算机监控系统及保护系统1主动/操作员工作站套12远动工作站套13网络交换机台14数据采集柜台205公用接口装置套16GPS对时系统套17UPS电源(10kVA)套1182、二、继电保护及测控装置135kV进线测控保护装置套2安装在开关柜内235kV线路测控保护装置套1安装在开关柜内3SVG测控保护装置套14站用变测控保护装置套15箱式变电站测控装置套206公用测控柜套17故障录波柜套1835kV 安全自动装置柜套1三、电能计费系统135kV关口电能表台22站内计量表台13电度表屏面1四、直流电源1直流屏面22蓄电池(1MW)组13充电装置套1五、工业电视设备1监控主机台12网络交换机台13数字硬盘录像机台14摄像机台85工业电视集中监控屏台16光缆km6.57安防及视频监控系统套1六、环境监测系统1环境监测仪(太阳辐射、风速、温度测试)套16.4.3 通信系统设183、备表序号名称型号规格单位数量备注一、办公自动化设备1程控交换机套12光电交换机门13电话插座个54自动电话机(生产/生活)部55通信引入光缆m506电话线m3607线缆穿管m3608网络服务器套19综合配线柜面110信息插座个11六类屏蔽双绞线m500二、通信设备1生产调度程控交换机8口套12大功率对讲机部23自动电话机(调度/管理)部24多功能一体机传真/复印/扫描/打印部1三、系统通讯设备1光传输设备ADM型套12PCM复用设备套1四、通讯电源设备1高频开关电源48V/50A套12蓄电池48V/60Ah组13逆变电源DC-48VAC220V/1kVA台1五、卫星电视系统1卫星电视接收设备包184、括卫星天线、高频头、馈线、卫星接收机、放大器、分配器等套17 总平面布置及土建工程设计7.1 电站总平面布置本工程位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区综合开发区，地理坐标东经：1062014.21，北纬：385347.65。本工程装机容量20MWp，根据现场地形，总图采用不规则多边形布置。电站由生产区、管理区两部分组成。管理区位于电站的东侧，电站的出入口位于管理区的东侧，与场外道路相接。管理区主要的建(构)筑物为综合楼、水泵房。综合楼布置在管理区的中部。综合楼为地上一层，综合楼内设置有35kV高压室、中控室、厨房及餐厅、管理办公室及宿舍等。中控室布置监控系统操作员站、直流屏、集中监控系统、PC系统远185、动、通讯等设备；35kV高压室布置35kV高压配电柜、高压开关柜等设备。生产区包括电池组件阵列、逆变器室、箱式变电站及检修通道等。电池组件阵列由20个1MWp 固定多晶硅电池组件子方阵组成。每个子方阵设一座逆变器室，逆变器室位于子方阵的中间部位。共20座逆变器室。每座逆变器室建筑面积为15m2。逆变器室的建筑高度为3m，东、南、西、北四侧距电池组件均有足够距离，不会对电池阵列产生阴影遮挡。进站交通道路位于管理区的东侧，内接管理区的硬质广场，外与场外道路相连。电站内道路由环道和纵、横向交通道组成。电池组件间的空地可以作为临时交通道路，所有横向道路均与环道相连，形成一个场内道路系统，便于较大设备的186、运输，满足日常巡查和检修的要求。进场道路宽度为6m，路面为粒料。外围环道和场内纵横道路的宽度均为4m，路面均为粒料。电池组件间的临时道路为现场原状，可稍作平整。本工程围墙沿占地范围设置。光伏发电是可再生的清洁能源，电站运行不需要原料供运，也无污染物产生，同时考虑电站运行所需的人力、物力较少，所以电站对外仅设置一个站区出入口，出入口处设电站大门。大门位于管理区对外道路和围墙交汇处，大门采用单开不锈钢电动伸缩门，一侧为门卫值班室，一侧为电站标识墙，贴石材。沿征地范围四周设2.4m高的横板带孔混凝土防沙栅栏，便于封闭管理。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187、等功效，本工程结合光伏电站性质及本地区气候的特点，拟定以下绿化原则：1）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。2）结合电站总平面布置统筹规划，以点带面，突出重点。3）进站道路两侧及综合楼的四周种植观赏性树种或果树、绿篱、草皮等，管理区做重点绿化，综合楼面临冬季主导风向一侧布置常绿乔木、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。7.2 土建设计7.2.1 建筑设计7.2.1.1 设计依据1）GB 50352-2005民用建筑设计通则2）JGJ67-2006办公建筑设计规范3）GB 50189-2005公共建筑节能188、设计标准4）GB50016-2006建筑设计防火规范7.2.1.2 办公及设备用房设计办公及设备用房主要包括：综合楼、水泵房、逆变器室、门卫值班室等。1）管理区主要的建(构)筑物为综合楼、水泵房。综合楼布置在管理区的中部。综合楼为地上一层，综合楼内设置有35kV高压室、中控室、厨房及餐厅、管理办公室及宿舍等。中控室布置监控系统操作员站、直流屏、集中监控系统、PC系统远动、通讯等设备；35kV高压室布置35kV高压配电柜、高压开关柜等设备。综合楼建筑面积为750m2。综合楼的建筑高度为5.7m，东边距电池组件阵列的距离远大于10m，不会对电池阵列产生阴影遮挡。2）逆变器室逆变器室为一层框架结构，189、层高2.8m，外墙为300mm厚加气混凝土。室内外高差300mm，建筑高度3m。每座建筑面积15m2，共20座。窗采用双层白色塑钢中空玻璃窗，门采用防风沙门。装修：顶棚、外墙面、内墙面均为白色乳胶漆涂料，地面为水泥砂浆地面。3）水泵房水泵房地下部分为钢筋混凝土结构，建筑面积20m2；地上部分为砖混结构。装修：顶棚、墙面、地面采用水泥砂浆面层。4）生活区及门卫值班室门卫值班室为砖混结构，建筑面积为230m2。外墙为300mm厚加气混凝土墙，室内外高差为300mm。7.2.2 结构设计7.2.2.1 设计依据1）GB50009-2001建筑结构荷载规范2）GB50153-2008工程结构可靠性设计190、统一标准3）GB50011-2010建筑抗震设计规范4）GB50007-2002建筑地基基础设计规范5）GB50003-2001砌体结构设计规范6）GB50017-2003钢结构设计规范7）GB50018-2002冷弯薄壁型钢结构技术规范8）GB 50046-2008工业建筑防腐蚀设计规范9）GB 50010-2010混凝土结构设计规范10）JGJ 79-2002建筑地基处理技术规范7.2.2.2 工程地质条件及工程等级1）地层岩性本场址在勘探深度8m范围内的岩土地层自上而下为第四系冲洪积物的粉土及泥岩、泥质砂岩、砂岩，见多以透镜体或夹层分布的粉砂分布。依据坑探资料，现将8m深度内的主要地层分191、述如下：粉土层（Q4eol）：层厚1.75.0m，黄色，干，稍密-中密状态，表层0.5m左右含植物根系，孔隙发育，手搓无明显砂感，粉土含砾石干强度底，韧性一般。该层在厂区内均有分布，厚度差异较大，在坡顶及邻近区域多在12m，在洼地及邻近区域多在35m。泥岩、泥质砂岩（T）：属三叠系，多呈浅褐红及灰绿色，全风化-强风化，近水平层理，碎屑结构，泥质胶结，属软质岩石，多呈厚层状，全风化厚度12m，强风化大于3m。2）气象、水文地质条件工程区属典型的温带大陆性气候，四季分明，日照充足，昼夜温差大，常年气候干燥，雨雪稀少，日照充足，风大沙多，其中春季干旱多风，蒸发量大；夏季炎热，雨量集中；秋季短暂，多晴192、朗天气；冬季气候寒冷，降雪量少，多寒流。平均气温8.9，极端最高气温39，极端最低气温-27.1，年平均降水量243mm，平均蒸发量2274mm，多年平均风速2.8m/s，极大风速20.7m/s，大风日数17.9d。平均雷暴日数18.9d，平均沙尘暴日数10.3d。隆湖经济开发区地处利通区南部干旱山区，地表水贫乏，年径流量0.54亿m3，属于半干旱区。项目所在区域周边无常年地表水体，甜水河为季节性河流，平时河内水量较少，6-9月汛期间，降雨较集中，流域内容易产流，在河中形成山洪。地下水埋深5-70m，水量较为丰富。根据本地区提供气象资料，场址区最大冻土深度为1.3m。3）振动液化及不良物理地质193、现象场地地基土不具有砂土液化的条件，场地岩土体无振动液化问题。场址区地势平坦、开阔，区内沟壑密度2.4-4.3km/km2，本地区气候干燥，场址区不存在泥石流、滑坡等不良地质现象。4）场址区主要工程地质条件评价(1)场地地基等级及环境类别根据本工程场址地质条件的复杂程度及场地、地基的复杂程度，依据岩土工程勘察规范(GB50021-2001)对场地和地基复杂程度的划分标准及场地环境类型分类规定判定如下：根据工程的规模和特征，以及因岩土工程问题造成工程破坏或影响正常使用的后果，工程重要性等级为二级，即后果严重的一般工程；场地地震基本烈度为度，地形地貌为低山丘陵，局部分布有盐渍类土，地下水对工程基本194、无影响，场地等级为二级场地(中等复杂场地)、地基等级为一级地基(复杂地基)；场地属干旱区，地下水位以上的强透水层，场地环境类别为类。(2)水、土腐蚀性评价场址区内地基土以中等盐碱渍土为主，地基土中硫酸钠含量普遍小于1%，场址区地下水埋深大于5m，水文地质条件简单。根据本地区相关工程类比，地下水及地基土对混凝土结构具有中等腐蚀性；对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性，对钢结构具有中等腐蚀性。5）场地地震动参数根据1400万中国地震动峰值加速度区划图(GB18306-2001)及中国地震动反应谱特征周期区划图资料，场址区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.2g，地震动反应谱特征周期为0.40195、s，相对应的地震基本烈度为度。场址区属构造相对稳定区。7.2.2.3 结构选型1）光伏电池板支架基础由于场地地基情况较好，在综合考虑了结构设计和工程投资等各方面的影响，确定采用独立基础方案。基础用钢筋混凝土现浇，预埋安装地脚螺栓。基础的详细布置见光伏支架基础结构图纸。2）逆变室及户外电气设施结构设计逆变器室布置在电站的生产区内，共20座，分散布置，为地上一层建筑物，采用钢筋混凝土框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土楼板，混凝土柱下独立基础，基础埋深约1.50m。本项目拟选用箱式变压器20台，分散布置。单个基础混凝土体积为10m3。20台箱式变压器基础需混凝土总方量为200m3。因电气设备之间均为软196、连接，因此对地基基础的变形控制无要求。场区的电缆采用电缆沟道方式，结构部分用砖砌电缆沟。3）综合楼结构设计综合楼布置在管理区内，为地上一层建筑，采用钢筋混凝土框架结构，楼屋面采用现浇钢筋混凝土楼板，混凝土柱下独立基础，基础埋深约1.50m。4）其它建(构)筑物结构设计水泵房上部结构采用砖混结构，现浇钢筋混凝土板；下部水池结构为现浇钢筋混凝土水池，并做防渗处理。值班室的上部采用砖混结构，现浇钢筋混凝土板；下部结构采用墙下条形基础。7.2.2.4 地基处理及基础防腐本地区地基承载力特征值为300kPa，地基能满足场区内建(构)筑物基础的要求，所有基础不再做特殊的地基处理。考虑到构筑物基础坐落在本地197、区冻土深度以上，应先在基坑底部铺设200mm砾石层，基坑回填时，为防止冻切力对基础侧面的作用，可在基础侧面回填粗砂、中砂等非冻胀散粒材料。场地土对混凝土结构具有中等腐蚀性；土对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性，因此应对地面以下基础表面进行防护，具体方法参见工业建筑防腐蚀设计规范GB50046-2008，基础表面刷聚合物水泥浆两遍，并且适当加大受力钢筋保护层厚度。7.2.3 给排水设计7.2.3.1 用水量估算1）生活用水量本工程太阳能光伏并网发电项目全站定员为10人，考虑项目建成后可能会有一定的参观人员，生活用水量定员按20人计。全站厂区生产人员生活用水量经计算如下：最高日用水总量：6.2198、0m3/d最高日最大时用水量：0.85 m3/h最高日平均时用水量：0.41m3/h2）消防用水量本电站生产和辅助生产建筑的火灾危险类别均为丁类，耐火等级为二级，最大建筑物为综合楼，体积为7147m3，根据建筑设计防火规范 GB50016-2006，第8.1.2条规定，需设置室内、外消火栓，太阳能光伏电站内同时发生火灾的次数按一次考虑，一次火灾的延续时间按2小时计，故太阳能光伏电站的消防用水量需按综合楼室内及室外消火栓用水量总和设计。消防用水量详见下表7-1：表7-1 消防用水量表用水类别用水量标准(L/S)火灾延续时间(h)一次灭火用水量(m3)室内消火栓10272.00室外消火栓15210199、8.00总计180.003）光伏电站每天需水总量：表7-2 光伏电站每天需水总量用水类别用水量(m3/d)日常用水6.20公用水(清洗及绿化)15.00总计21.207.2.3.2 给水系统本电站室外绿化、浇洒道路及冲洗电池组件用水均引自电站内水源井。电站内共设置地下式洒水栓100套，供绿化、浇洒道路及冲洗电池组件用水。本工程综合楼生活用水采用二次加压供水方式。生活用水系统和浇洒绿化及道路、冲洗电池组件等的生产用水系统分开设置，生产用水储存在室外120m3生产-消防合用水池内，储水量约 60m3。场区内设给水泵房(生活泵房与消防泵房合建)，泵房内设一座8m3生活水箱、两台紫外线消毒器、一套生活200、变频供水机组(含两台生活供水泵，互为备用)、两台浇洒泵、两台消防泵。综合楼生活用水由变频供水机组直接供给。室外浇洒道路、绿化、冲洗电池组件用水由浇洒泵供给。生产-消防合用水池和生活水箱用水均由水源井供给。生活热水由宿舍卫生间内电热水器供给。7.2.3.3 排水系统本工程排水系统采用雨、污水分流制，雨水和污水单独排放。1）雨水排水系统建筑物屋面雨水采用外排水。室外雨水沿场区径流自然下渗。2）污水排水系统室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入室外污水管网。厨房污水经隔油池处理后排入室外污水管网。室外设一座 20m3化粪池，生活污水经化粪池处理后定期清掏外运。7.2.4 采暖通风设201、计7.2.4.1 设计依据GB50019-2003采暖通风与空气调节设计规范7.2.4.2 室外空气计算参数1）冬季采暖室外计算温度：-16；2）冬季通风室外计算温度：-17；3）夏季空调室外计算温度：35.8；4）夏季通风室外计算温度：31.6；5）极端最低温度：-27.1；6）极端最高温度：39；7）年平均大气压力：866.0hPa。7.2.4.3 室内空气计算参数1）冬季采暖室内计算温度：中控室、办公室、餐厅和宿舍：18；公共卫生间：16；配电室、厨房：10；库房：5；2）夏季空调室内计算温度：中控室：26；3）夏季通风室内计算温度：配电室、逆变器室：45。7.2.4.4 采暖通风系统1202、）采暖系统本工程宿舍、办公室、配电室、中控室及其它需采暖的房间均采用中温辐射式电加热器采暖。2）通风系统在配电室、餐厅、逆变器室及无法采用自然通风的卫生间各处设机械排风系统，排除室内余热或异味。厨房加工间采用自然通风，其岗位通风系统由厨房公司统一考虑采用局部排气罩通风。厨房保持负压，防止串味。7.2.4.5 空调系统中控室设置单元式空调机，以满足工艺设计要求。7.3 防风沙设计7.3.1 场地防风沙设计电站围墙采用一道2.4m高的横板带孔混凝土防沙栅栏，做为防沙的第一道防线。防沙栅栏属于直立式沙障。而直立式沙障大多是积沙型沙障，其防沙原理主要表现为：风沙流所通过的路线上，无论碰到任何障碍物的阻203、挡，风速就会受到影响而降低，挟带沙子的一部分就会沉积在障碍物的周围，以此来减少风沙流的输沙量，从而起到防治风沙危害的作用。所以防沙栅栏做电站的围墙可以有效的起到防沙的作用，并对沙尘暴大风袭击产生的滚石有防护作用，但是对滚石造成的栅栏损坏要及时进行维修。采用横板带孔混凝土防沙栅栏是考虑到栅栏的耐久性。光伏电池板分布在整个电站场区内，密度大，这在一定程度上增加了场地内的地面摩擦力，起到平铺式沙障的作用。平铺式沙障属固沙性沙障，主要用于固定流沙，并抑制风速的增加，这样可以防止风速再次加速，同时也减少了沙源，增强防沙措施的效果。围墙内侧设置灌木林带，灌木采用已有多年种植经验的品种，如花棒、沙柳、沙棘、204、紫穗槐和白梭梭等。灌木林带的建立，改变了近地表风沙流结构，使其周围的气流场重新分布。窄行多带的灌木林带的叠加作用使其阻固流沙的作用更加明显。由于灌溉、施肥、灌丛根系、土壤微生物及灌木林带对沙尘阻滞等的共同作用，使沙地表层和浅层细沙和微沙含量增加，有机质含量在植物根系分布范围内成倍增加。总体来看，灌木林带的防风固沙作用明显，对区域环境的影响明显，而且耗水少，比较适应贫瘠的土壤水分和养分条件，在极端干旱荒漠地区的风沙防治及植被恢复重建中具有极其重要的作用，可在西部生态环境建设中广泛推广应用。7.3.2 建筑防风沙设计场址的多年主导风向为东南风。所以在建筑物的设计中，建筑物采用南北向布置，减少冬季风205、对建筑的影响。综合楼周围加大绿化，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。电站内所有建筑物的窗采用双层塑钢窗，并在开启扇加防沙百叶，门采用钢质保温门，加强门窗缝隙密封处理。沙尘暴造成的对建(构)筑物的磨蚀破坏，将从建筑材料入手解决：1）因混凝土的磨损开始于表面，故需强化混凝土表面施工环节，优化混凝土表面结构，对提高表层砂浆耐磨性尤为重要。施工中应尽量减少单位用水量，振捣时间不宜过长，以防止泌水过多，产生耐磨性极差的水泥砂浆浮层。2）粗集料最大粒径也应适宜，粒径越小，内部缺陷少，颗粒强度越高，与砂浆界面的粘结力也越大，混凝土耐磨性提高。资料表明，粒径76mm 集料的粘结强206、度仅是13mm集料颗粒粘结强度的1/l0。最适宜的最大粒径为25mm，此时混凝土耐磨性较好。3）降低水灰比，提高混凝土强度，可以提高砂浆的耐磨性，并能增强粗集料与砂浆界面的粘结力，进而提高混凝土耐磨性。大量研究证明，混凝土强度是决定其耐磨性的关键。但在混凝土强度己满足设计要求的前提下，一味地降低水灰比，势必会增加水泥用量，浪费水泥，提高成本；也会造成混凝土干缩变大。4）掺加活性矿物质掺合料，不仅可以提高混凝土中砂浆的强度，改善砂浆的耐磨性，也可增强砂浆与粗集料界面的粘结力，进而提高混凝土的耐磨性。这是因为细小的掺合料能很好地填充到水泥颗粒的细微空隙中，使水泥更加密实。7.3.3 设备防风沙设计207、沙尘暴来临的时候，倾斜的光伏电池板可减少迎风面，降低风荷载，同时也降低了风沙的磨蚀破坏；当沙尘暴结束后，电站应尽快组织人员进行人工除尘工作，清除光伏电池板上的沙尘，保证光伏电池板正常工作。光伏阵列在最易损坏位置下能够承受27m/s的大风(相当10级风)，在安全位置下能够承受42m/s的飓风。逆变器则采用室内逆变器，以增强逆变器的防沙保护；而对于室外放置的其它设备，要求其生产厂家考虑防沙要求，以保证设备的运行。7.3.4 运行工程中的维护电站建成以后，防沙工作的重点在于定期的进行检查和维护，对防沙栅栏阻拦下来的沙土应及时清理，对产生损坏的防沙设施及时的维修，从而保证防沙系统有效的工作。8 消防8208、.1 消防设计主要原则本工程将严格贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，积极采用成熟先进的防火技术，正确处理好生产与安全的关系。电站厂区同一时间内的火灾次数按一次考虑。消防方式以水消防为主，同时根据保护对象的不同采取相应的防火措施和灭火措施。8.2 消防设计依据本工程消防系统按如下规程、规范进行设计：1）建筑设计防火规范(GB 50016-2006)2）火灾自动报警系统设计规范(GB50116-98)3）建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005)4）火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2006)5）电力设备典型消防规程(DL 5027-93)8.3 消防总体设计方案209、本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、灭火、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”，减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员的安全疏散。8.4 建筑消防8.4.1 建筑概况本工程的建(构)筑物包括综合楼、逆变器室、地下水泵房。综合楼地上一层，建筑面积为750m2，建筑高度5m；逆变器室地上一层，建筑面积为15m2，建筑高度3m，共20座，分散布置。地下水泵房地下一层，建筑面积为70m2。8.4.2 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类别和耐火等级划分，详见下表。表8-1 工程210、建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分房间名称火灾危险性类别耐火等级综合楼丁二逆变器室丁二水泵房丁二8.4.3防火间距综合楼与逆变器室、水泵房之间相距较远，间距远大于10m，满足规范要求。8.4.4 安全疏散综合楼共一层，建筑面积 750m2，根据功能要求共设有四个直接对外出口，满足规范的要求。每个逆变器室的面积为15m2，长度大于7m，故设两个出口，满足规范要求。8.4.5 消防车道通过对外交通公路，消防车可到达场区。场区内建筑物及构筑物前均设有道路，用于设备安装及检修并兼做消防通道，道路宽度为4m，而且场区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。8.5 给排水消防设计8.5.1 水源211、 本工程消防水池水源引自场区附近水库。8.5.2 消防给水对象及用水量本工程综合楼的耐火等级为二级，火灾危险性为丁类，建筑物体积约为7147m3，根据GB50016-2006建筑设计防火规范的相关规定，室外消火栓系统用水量为15L/s，一次火灾延续时间按 2h计，消火栓系统一次灭火用水量为108m3。8.5.3 消防给水设计本工程消防给水采用临时高压供水方式。在综合楼室外设一座有效容积为500m3的生产-消防合用水池及给水泵房(生活泵房与消防泵房合建)，泵房内设两台消防泵、两台生产泵、一套生活变频供水机组、一座生活水箱及两套紫外线消毒器。综合楼室外布置SA100/65-1.0型室外地下式消火栓212、两套，室外消防管网采用环状布置。平时消防管网压力由生活变频供水机组维持，发生火灾时启动消防泵。8.5.4 建筑灭火器及防毒面具配置根据 GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的相关规定，本工程各建筑物室内均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。在逆变器室、中控室、高压室各配置 1辆推车式磷酸铵盐干粉灭火器。表8.2 消防给水主要设备表序号名称规格、型号单位数量备注1消防泵XBD4.5/15-80-200Q=15L/s，H=0.45MPaN=15kW台2互为备用2室外消火栓SA100/65-1.0套33手提式磷酸铵盐干粉灭火器MF/ABC5具464推车式磷酸铵盐干粉灭火器MFT/ABC50辆22213、8.6 采暖通风消防设计8.6.1 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。8.6.2 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、绝缘性能好的发热电缆和电辐射板采暖方式。8.7 消防电气1）消防电源：电站消防电源采用两路供电，厂用变配电电压380V/220V。2）消防泵两路电源供电，两路电源在消防泵控制柜自动切换。3）消防照明：逆变器室，35kV出线站均设充电式应急灯，应急时间不小于30min。4）消防通信：中控值班室设对外的直拨电话(直拨119电话)。5）电缆消防：所有消防设备用电及控制线路，电缆电线均采用阻燃性，电缆沟跨越防火分区时进行防火封堵。8.8 施214、工期消防8.8.1 生活区消防本工程施工期生活区临时设施建筑包括管理人员办公室、管理人员宿舍、施工人员宿舍、食堂等，根据GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范的相关规定，在管理人员办公室、管理人员宿舍、食堂各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器2具，在施工人员宿舍配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器6具。8.8.2 电气设备消防1）施工期变压器消防在施工期变压器附近配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器2具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器1辆以及砂箱2个。2）柴油发电机消防本工程施工期备用电源采用柴油发电机发电，在柴油发电机附近配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器2具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器1辆以及砂箱2个。中节能宁夏光伏215、发电有限公司20MW“渔光互补”分布式光伏并网发电站项目可行性研究报告9 施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 自然条件1）地理位置本工程项目位于宁夏石嘴山市隆湖经济开发区综合开发区，地理坐标东经：10620 14.21，北纬：3853 47.65。隆湖经济开发区地处石嘴山市区南部8公里处，西距大武口5公里，东距平罗县城125公里，总面积108平方公里，辖8个行政村30各村民小组，总人口3.15万人，其中农业人口2.63万人，耕地2.96万亩。隆湖开发区东临包兰铁路、西接110国道、南通姚汝公路，山水大道横穿北部，交通便利，地理位置优越。电信、移动、联通等现代化通信网络一应俱全，地理位置优越216、。2）气候与气象条件隆湖经济开发区地区属典型的温带大陆性气候，四级分明，日照充足，昼夜温差大，常年气候干燥，雨雪稀少，风大沙多，其中春季干旱多风，蒸发量大；夏季炎热，雨量集中；秋季短暂，多晴朗天气；冬季气候寒冷，降雪量少，多寒流。根据现场踏勘、调查、收资，离本工程场地较近的气象观测站主要是同心气象站。根据1971年2000年的观测资料，对工程场地主要气象特征资料整理如下：年平均气压 866.0hPa年平均气温 8.9极端最高气温 39极端最低气温 -27.1年平均风速 2.8m/s年最大风速 20.7m/s年主导风向 SE年平均相对湿度 51%年平均降雨量 243mm最大日降雨量 60.5mm217、年蒸发量 2274mm最大冻土深度 130cm日照时数 2941.3h雷暴日数 18.9天大风日数 17.9天沙尘暴日数 10.3天3）工程地质条件工程场地区域为缓坡丘陵状地貌，呈一道道梁状坡地景观，坡地相对高差一般为1m左右，最大可达3余米。总地势为北高南低，地面高程大约在1101m1103m米之间，自然坡度大致在14之间，局部略高。根据国家地震局最新颁发的中国地震动反应谱特征周期区划（GB183062001B1）；中国地震动峰值加速区划图（GB183062001A1），本项目所处地区地震烈度为度。工程区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期为0.40s。场218、址区为缓坡丘陵状地貌，呈一道道梁状坡地景观，场址区地表牧草较为发育。可见粉土、强风化基岩（以泥岩、泥质砂岩、砂岩为主）地层，厂区地层稳定性较好。上层的粉土层在场址区分布广泛、连续，但厚度随地形变化较大。9.1.2 场地施工条件本项目场址区域内为半盐碱土地，半水产渔场，地势开阔、场地平坦，非常利于光伏电站电池板的布置，场地内无高大建筑物和遮挡物，光照充足，可以充分利用太阳能光伏资源和有效延长发电时数。石嘴山市主要建筑材料充足，交通运输方便，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场，主要建筑材料及生活用品可从附近采购。场区内无地下矿藏及采空区，无地上文物保护区，无自然林、自然保护区、饮用水源及其他环境219、保护区，无电台通讯设施，无军事设施。9.2 施工总布置9.2.1 总布置规划原则根据光伏电站特点，遵循施工工艺要求及施工规范，保证合理工期，采用运筹学和优选法，施工总平面布置按以下基本原则进行：1）施工场，临建设施工布置应当紧凑合理，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。2）路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按工程建设的次序，修建本电站的场内道路。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220、久、临时相结合，节约投资，降低造价。5）分区划片，以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站划分为生产综合区，光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装，调试，投运。这样即可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。施工期间产生的废水要求施工单位就地修建废水集中池，待沉淀后才可外排，同时要求施工单位现场设置流动卫生间，避免生活污水外排。9.2.2 施工总布置方案依据施工总布置原则，结合本工程地形地貌条件及发电工程的特点，充分考虑永久和临时建筑的关系，按集中与分散相结合的方式布置施工仓库和附属加工厂、材料设备仓库、混凝土拌和站、临时房屋等临时生产、生活设施，占地面积约为6500m2。221、表9-1 施工临时建筑工程量表名 称建筑面积(m2)占地面积(m2)临时宿舍及办公室10002300材料仓库400设备仓库400木材、钢筋加工车间及机械厂500混凝土拌和站及堆放材料4002000合计300043001）仓库布置本工程所需的仓库集中布置在35kV开关站附近，主要设有材料仓库和设备仓库。水泥库、木材库及钢筋库分别设在混凝土系统及相应的加工工厂内。综合设施包括临时的宿舍、办公室等。2）木材、钢筋加工现场无需设置混凝土预制件厂，仅设置机械修配厂及综合加工系统(包括钢筋加工厂、木材加工厂)。为了便于管理，施工工厂集中布置在35kV开关站附近。机械修配场主要承担施工机械的小修及简单零件和222、金属构件的加工任务，大中修理则委托石嘴山市相关企业承担。3）混凝土系统本工程混凝土浇筑总量约7381m3。混凝土系统的生产能力受控于光伏组件基础混凝土浇筑的工程量，并考虑混凝土初凝时间的影响，根据基础浇筑强度的需要，混凝土设计生产能力20 m3/h，初拟配置HZS30搅拌站一座。4）砂石料系统本工程所需粗细骨料用量不大，且石嘴山市砂石料市场有足够的成品料可供应，故本工程不设砂石料加工系统，仅设砂石料堆场，位置紧靠混凝土系统布置。9.2.3 施工用水施工用水包括生产用水和生活用水两部分，总供水量约150m3/d，其中生产用水125m3/d，生活用水25m3/d。施工和生活用水考虑从附近水库取水，223、建议场内设一座120m3的蓄水池，该蓄水池在施工期可以为各施工单位提供水源，运营期可作为消防水池和生活供水水源。9.2.4 施工用电根据光伏施工特点，施工电源引自附近10kV公用电网，场内设降压变压器一台，降压后供混泥土搅拌站，钢筋（钢结构）加工厂等生产，生活房屋建筑的用电，另外选择使用一台100kW柴油发电机备用发电。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为245kW。估算表如下表所示：表9-2 工程用电估算表序号用电项目用电量(kW)备注1生活区用电45按高峰期250人考虑，每个房间8人，计25kW，食堂及浴池按20kW考虑。2办公区用电20按12个房间考虑，含空调3搅拌站用电804加工厂224、50包括钢筋调直机，弯曲机，切断机，对焊机各一台5现场施工406其它10合计2459.3 交通运输9.3.1 对外交通运输隆湖经济开发区境内交通便利，隆湖开发区东临包兰铁路、西接110国道、南通姚汝公路，山水大道横穿北部，交通便利，地理位置优越。电信、移动、联通等现代化通信网络一应俱全，地理位置优越。项目地距银川市约80公里、距石嘴山市8公里、距河东机场98公里，且便道已修至距项目地4公里处，交通条件十分便利。所有设备及材料等均可以从厂家经公路（或铁路）运至本规划场址区，沿途公路路面平坦，隧道、涵洞、弯道及桥梁的宽度及承载力，满足电站设备的运输要求。并且场址地势开阔，地形平坦，便于施工安装。光225、伏电站主要设备包括光伏发电组件、逆变器、升压变压器和交直流开关柜，尺寸和重量方便汽车运输。这些设备经设备厂，经公路运输运抵现场，卸至相关仓库或一次性放置在安装场地，进行安装。9.3.2 场内交通运输结合场区的实际地形条件、场区道路的设置、光伏组件的施工条件，在尽量控制工程造价前提下，应做到减少土石方工程量、满足光伏组件的施工场地要求和运行检修的需要。根据光伏电站的总体布局，场内道路应紧靠光伏电池组件旁边通过，以满足设备一次运输到位、支架及光伏电池组件安装需要。本光伏电站场内交通道路采用施工道路与检修道路相结合的方式进行布置，先修建进场道路，由黄同公路接引支线到光伏电站；围绕整个场区修建环形施工226、检修道路，以方便大型组件及设备运输，同时便于检修运行人员迅速到达各个逆变器室及光伏组件场地。进场道路宽度为6m，路面为粒料。外围环道和场内纵横道路的宽度均为4m，路面均为粒料为方便检修，各个组件道路应利用其固有间距，进行简单平整，满足运行维护要求。9.4 建设工程用地9.4.1 工程征地政策依据国家及地方有关规定，本工程不存在征地费用，仅有相应的租赁费用。根据场区规划区域及土地利用现状，本区域规划用地均为非农业用地。9.4.2 工程永久占地工程永久占地主要包括光伏发电组件、生产综合楼、道路和电缆埋设路径占用土地面积。本工程共布置20MWp光伏发电组件。本工程总用地面积395890m2。9.4.227、3 工程临时占地临时性占地包括施工中临时堆放建筑材料占地、拌合楼、施工人员临时居住占地、设备临时储存占地、其他施工过程中所需临时占地。本工程临时性占地面积约6500m2。9.5 主体工程施工施工方案合理与否，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。本施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项。对一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述。对于技术要求较高的施工部分，坚持公平、公开、公正和择优定标原则，打破地域限制，积极引进竞争机制达228、到控制造价的目的。各施工承包商应在此方案的基础上，选用更合理更优化的方案，详细编制相关施工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件有针对性，科学性和可靠性。9.5.1 土建工程土建工程由光伏组件支架基础、场地及地下设施和建筑物三个分部工程组成。9.5.1.1 光伏组件支架基础光伏发电组件支架主要用于安装、支撑光伏组件，通常采用混凝土浇筑，属于丙类建筑。单个光伏组件基础工程量较小，但由于组件数量较大，因此工程所需的混凝土总量较大。为保证混凝土的质量，通常的施工顺序如下：基坑开挖浇筑垫层砼模板安装验收浇筑砼养护。该顺序并非为线性顺序，在基坑开挖到一定数量后，可进行下229、一步施工，采用并行施工方式。1）基坑(槽)开挖基坑(槽)的施工：基坑(槽)开挖有人工开挖和机械开挖，由于光伏组件基础土方工程的工程量大，施工工期长，劳动强度大。因此，在土方开挖、运输、填筑与压实等施工过程中应采用机械施工，以减轻繁重的体力劳动。开挖基坑(槽)应按规定的尺寸合理确定开挖顺序和分层开挖深度，连续进行施工，以便尽快完成。因土方开挖施工要求断面、标高准确，土体应有足够的强度和稳定性，所以在开挖过程中要随时注意检查。挖出的土除预留一部分用作回填外，不得在场地内任意堆放，应把多余的土运到弃土地区，以免妨碍施工。2）打垫层、浇筑砼基础基坑挖好后，可做垫层或浇筑基础。混凝土采用混凝土罐车运送，230、现场泵送，混凝土自搅拌机卸出后，应及时运至浇筑地点，在运输过程中要保持良好的均匀性、不离析、不漏浆，并在混凝土初凝前入孔并捣实完毕。在混凝土施工过程中，经常掺入一定量的外加剂或混合料，以改善混凝土某些方面的性能。外加剂的质量应符合现行国家标准的要求，外加剂的品质及掺量，必须根据对混凝土性能的要求、施工及气候条件、混凝土所采用的原材料及配合比等因素经试验确定。混凝土浇筑前不应发生初凝和离析现象，如已发生，可进行重新搅拌，使混凝土恢复流动性和粘聚性后再进行浇筑。混凝土运至现场后，其坍落度仍应满足设计要求。为了使混凝土振捣密实，必须分层浇筑。每层浇筑厚度与捣实方法与结构的配筋情况有关，应符合混凝土施231、工规范的规定。混凝土的浇筑工作，应尽量连续作业。如必须间歇，其间歇时间应尽量缩短，并要在前层混凝土凝结(终凝)前，将次层混凝土浇筑完毕。混凝土浇入模板后，由于内部骨料之间的摩擦力、水泥砂浆的粘结力、拌和物与模板之间的磨擦力，使混凝土处于不稳定平衡状态。必须采用适当的方法在混凝土初凝之前对其进行捣实，以保证其密实度。混凝土的振捣是一道十分重要的工序，振捣的方法有机械振捣和人工振捣两种。常用机械振捣。3）混凝土养护混凝土浇捣后，能逐渐凝结硬化，主要是因为水泥水化作用的结果，而水化作用需要适当的湿度和温度。如果气温较高，空气干燥，砼中水份蒸发较快，易出现脱水现象，使已形成凝胶体的水泥颗粒不能充分水化232、，不能转化为稳定的结晶，缺乏足够的粘结力，另外水分过早的蒸发还会产生较大的收缩变形，出现干缩缝纹，影响砼的整体性和耐久性，故在砼初凝前抹压平整，若表面有浮浆层出不穷，应凿除，以保证与上部底板的良好连接。落筑完毕后12h内加以覆盖和浇水，保持砼具有足够的润湿状态。4）模板工程 支模时，严禁轴线位移，保证模板的几何尺寸。模板的接缝要严密，模板的接搓不得超过规定标准，支模时一定要保证模板的刚度和稳定性。模板的隔离剂涂刷时不得过多或过少，保证砼在拆模时不粘模，保证砼表面光洁度。在砼浇筑时现场应有模板工配合，保证砼的截面尺寸。浇筑前应检查和保养好设备，保证设备正常运转，搅拌机必须有专人操作，专人负责，由233、技术人员进行砼施工配合比的技术交底，严格按配合比施工，任何人不得私自更改。5）接地体制作安装，安放地脚螺栓在寒冷地区，接地体应埋设在冻土层以下。对于大地土壤电阻率高的地区，当一般做法的联合接地体的接地电阻难以满足要求时，可以采取向外延伸接地体、改良土壤、深埋电极、以及外引等方式。安放地脚螺栓应首先对地脚螺栓进行检查，看其是否有扭曲变形，若有要重新校正。焊缝是否有裂纹 、断开情况若有必须重新补焊，补焊时要符合焊接技术要求。只有符合要求的地脚螺栓放可进行安放。地脚螺栓定位时要符合施工图纸的要求，地脚螺栓的中心距及对角线的尺寸要反复核实。误差要求不能大于3mm。最后，要调平地脚螺栓定位板。6）土石方234、回填基础回填土应尽量采用原场地土回填。回填时，所用的土质必须经监理认可(最大干密度、最佳含水量)。填土应分层进行，并采用同类土填筑。填土必须具有一定的密实度，以避免建筑物的不均匀沉陷。回填土压实的方法一般有以下几种：碾压、夯实、振动夯实以及利用运土工具压实。9.5.1.2 场地及地下设施场地及地下设施由电缆沟、场内道路、场区给排水管道等三个分项工程组成。1）电缆沟施工工艺：测量放线土方开挖验槽垫层施工焊接、预制预埋件砌电缆沟砖壁支电缆沟压顶模板扎电缆沟压顶钢筋浇电缆沟压顶砼电缆沟粉刷粉刷层养护成品保护钢材下料盖板钢框架焊接镀锌绑扎钢丝网 浇筑砼养护安装(1)测量放线在认真阅读图纸的基础上，根据235、现场的测量控制点施放出电缆沟轴线，再设立龙门桩，将轴线引测至龙门桩上，作为施工全过程的轴线的控制依据，根据轴线施放出电缆沟的开挖边线。(2)土方开挖因电缆沟施工开挖的土方量不大，深度较线，一般采用人工开挖。基槽开挖成形后，应及时采取防雨措施，防止雨水浸泡基槽。(3)验槽用验槽器验槽时，要清除基槽内的积水，并用平锹铲露出原状土。(4)地基处理当电缆沟有位于填方区或地质情况不良的区段，则应对该处的地基进行处理。一般处理方法有：素土分层夯实；换填三七灰土。(5)垫层施工基础垫层根据设计要求进行施工。采用土模或用木条支模。(6)砖砌体工程根据图纸所示电缆沟尺寸，按照龙门桩上的轴线位置，在垫层上弹出电缆236、沟轴线和电缆沟外边线。砖砌体施工前要提前对砖进行洒水湿润，要对基层进行洒水湿润。(7)预埋件焊接电缆沟预埋件一般由钢板和锚筋焊接而成，要求钢板应剪裁整齐，无毛边毛刺，与锚筋要焊接牢固，钢板要刷红丹防锈漆两度。(8)电缆沟压顶支模板电缆沟压顶钢筋是为了防止断裂而采取的措施，因此压顶钢筋要置于压顶的上部。电缆沟压顶砼浇筑应用锹缓慢地将砼装入模板中，用手持式振动器进行振捣，振捣要领同其它砼的浇筑。压顶上的企口，可以用放置木条来形成，放置木条时要用经纬仪找正。振捣结束后，将上表面抹平。并做好养护。(9)钢材下料根据图纸所示盖板框架尺寸计算所需各角钢、圆钢构件的规格、尺寸。统计各类型盖板的数量，(异型盖237、板除外)根据盖板数量来计算所需各角钢、圆钢构件的规格、数量。(10)盖板钢框架焊接定型卡具的制作为了防止盖板钢框架焊接过程中出现变形，因此在焊接前，要根据盖板钢框架的尺寸，在钢板上做成卡具。2）道路施工工艺如下：测量放线道路路槽开挖或回填验槽垫层施工过路管、线埋设面层施工道路切缝道路养护路侧石安装成品保护(1)测量放线在认真阅读图纸的基础上，根据现场的坐标控制点施放出各道路轴线，再设立龙门桩，将轴线引测至龙门桩上，做为施工全过程的轴线的控制依据。(2)土方工程在路基开挖之前，根据控制网放灰线、道路中心线以及路基高程，并经过复测准确无误后开始道路基槽的开挖。一般采用挖掘机配合人工修槽。(3)验槽238、用验槽器验槽时，要清除基槽内的积水，并用平锹铲露出原状土。(4)垫层施工道路块石垫层根据设计要求进行施工。过路管线施工及其他地下设施均应按设计要求的位置和埋深合理安排好施工顺序，注意与道路施工的配合，不得相互影响。(5)模板施工根据图纸所示基础尺寸，按照龙门桩上的轴线位置，用经纬仪在道路垫层上弹出道路轴线和外边线。依此作为模板组立的控制依据。模板要求平直，顶标高准确。(6)模板验收道路模板施工完毕，应进行验收，经验收合格后，方可浇筑砼。(7)砼浇筑混凝土浇筑前，基层需洒水湿润，并用平板振动器把表面的粗砂砾或石子振平整而密实。混凝土搅拌前，应严格按照配合比进行配料控制，砂、石需过秤，并在送料小斗239、车上作出每车运量红线标记。在道路砼浇筑过程中，木工一定要跟班进行模板检查，模板出现胀模、跑模和漏浆等现象。道路收光，一般收四遍光，收光的间隔时间应根据气温、湿度而定。(8)养护及拆模浇筑完毕后，7天内进行养护，采用能保水的麻袋进行覆盖，并要不断浇水，保持湿润。道路切缝一般在砼浇筑后72小时内切缝。3）场内给排水工程给排水管道可采用钢筋混凝土结构，在当地现有的给水管道系统的基础上，进行施工设计。雨水井口标高在设计中应考虑与场地标高协调一致，一般宜低于场地2050mm，雨水口周围的局部场地坡度宜控制在13%；施工时应在集水口周围采取滤水措施。路边排水槽宜采用半圆形断面，宽度宜控制在150200mm240、之间。配电装置区建筑物散水外围应设置集中排水槽，并引入雨水排水系统，避免周围的电缆沟阻断排水路径形成死角。9.5.1.3 建筑物建(构)筑物由光伏方阵内建(构)筑物、站内建(构)筑物二个子分部工程组成。光伏方阵内建筑物主要是指逆变器室等建筑物。站内建(构)筑物主要是生产综合楼。建筑(构)物基础应严格控制基础外露高度、尺寸与上部设备的匹配统一，混凝土基础表面必须一次压光成型，不允许二次抹灰。站区大门位置、朝向应满足进站道路及大件运输需要；站区围墙应规整，避免过多凸凹尖角，大门两侧围墙应尽可能为直线。9.5.2 安装工程9.5.2.1 光伏组件及其支架安装支架安装由固定支架和跟踪支架两种类型组成。241、固定支架安装，应保证紧固点牢固，避免有弹垫未压平的现象。支撑光伏组件的支架构件直线度 ，倾角和方位角偏差应符合设计要求。光伏发电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，固定太阳能板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如下所示：前期准备安装斜支架连接斜支架螺栓安装檩条校正檩条和孔位紧固所有螺栓复核檩条上组件孔位安装光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流等。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内242、，应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串连。安装太阳光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在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。组件到达现场后，应妥善保管，且应对其进行仔细检查，看其是否有损伤。必须在每个太阳电池方阵阵列支架安装结束后，才能在支架上组合安装太阳电池组件，以防止太阳电池组件受损。9.5.2.2 汇流箱安装汇流箱安装前，应检查制造厂提供243、的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单。箱体安装位置需符合设计图纸，安装高度和水平度应符合设计要求，保证箱体和支架连接牢固和可靠接地。9.5.2.3 逆变器安装逆变器及相关配套电气设备安装于逆变升压配电间内，基础为槽钢。逆变器和配套电气设备通过汽车运抵配电间附近，采用吊车将逆变器吊到配电间门口，再采用液压升降小车推至配电间安装位置进行就位。基础槽钢固定在配电间基础预埋件上，焊接固定。调整好基础槽钢的水平度，逆变器采用螺栓固定在槽钢上，并按逆变器安装说明施工，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，用起吊工具将逆变244、器固定到基础上的正确位置。直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运到需安装的位置，然后用人工将其移动到安装的基础槽钢上摆放好，等所有的盘柜就位摆放好后就进行找正，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。9.5.2.4 箱式变电站安装箱式变电站采用汽车吊装就位，吊装就位后要及时调整加固，确保施工安装质量。在吊装完毕后，接上试验电缆插头，按有关试验规程进行交接试验。9.5.2.5 站内电气设备安装1）开关站设备安装施工工艺：基础槽钢制做安装施工准备设备开箱检245、查电缆沟支架制做安装支架接地线安装变压器就位安装隔离开关安装负荷开关安装母线安装图9-1 开关站设备安装施工工艺2）动力设备安装施工准备设备开箱检查管、件预埋电缆沟支架安装电缆沟支架接地盘、柜、箱安装配管电缆敷设校、接线电缆桥架安装电气调试图9-2 动力设备安装施工工艺3）照明安装施工准备 箱、盒安装弹线定位支吊架制安装配管穿线灯具、开关、插座安装接线管件预埋灯具试亮图9-3 照明安装施工工艺与土建交错施工中对变压器等设备安装前建筑工程应具备的条件：(1)地坪抹光面完工。(2)墙面和顶面粉刷完工。(3)门、窗均装好。(4)凡有吊平顶的房间，吊顶安装完工。(5)室内建筑垃圾全部清理干净。9.5.246、2.6 防雷与接地防雷与接地由光伏方阵防雷与接地、配电电气装置的防雷与接地和建筑物电气装置的防雷与接地三个分项工程组成。防雷与接地工程应该符合光伏发电系统的设计要求及有关国家规范的要求。根据项目场地的地形特征和地质特点，可在光伏方阵内安装避雷针进行直击雷防护。在各逆变升压配电室、高低压配电室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合进行，在开关站内设置独立避雷针实现对配电装置、主变压器等的直击雷防护；在高压输电线路上设置避雷线。主要工艺流程如下：施工准备接体焊接等电位焊接、接地干线安装避雷网、外墙及屋顶金属门窗及构架接247、地焊接9.5.2.7 线路及电缆安装线路及电缆由架空线路、光伏方阵直流主电缆和交流电缆三个分项工程组成。电池组串与汇流箱的连接电缆，垂直方向沿电池组件安装支架敷设，水平方向沿电缆槽盒敷设，并经电缆桥架汇总后沿户外电缆沟进入逆变升压配电室。全站逆变升压电缆通道根据光伏发电方阵的布置位置和间隔距离等，灵活设置电缆桥架支路(支桥架)，汇总后进入电缆主桥架，主桥架在适当位置穿入开关站后，即沿站内户外电缆沟进入高压配电室内。支架和桥架的支撑可就近利用电池板支架，电缆过道部分埋管敷设。在开关站配电室内设置电缆沟，控制室、电气设备室内设防静电地板层，并与配电室内电缆沟连通；防静电地板层内设电缆支架。开关站内248、设有电缆沟通往各主要电气设备附近，沟内设电缆支架，动力电缆和控制电缆敷设时同沟分层；电缆在无电缆沟的地方穿管暗敷。除火灾排烟风机、消防水泵等消防设施所需电缆采用耐火电缆外，其余均采用阻燃电缆。9.5.3 绿化工程绿化工程由栽植土、树木、草坪、花坛、地被五个分部工程组成。建筑物四周绿化以不影响生产、不防碍交通，采光通风为原则，综合考虑生产工艺和建筑布局，在乔、灌、草合理布局的原则下以实用、美观为主。阵列区的绿化，应确保太阳能电池阵列单元采光性，宜以种草为主，在不影响采光的前提下，可以种植低矮植物篱。为了提高树木的复活率，在栽植过程中易带土球移植，以穴状栽植。草坪的种植方式主要有草籽播种、草茎撒播249、草皮移植等方法。在草坪长成后要经常修剪，修剪能控制草坪的高度，促进分蘖，增加叶片密度，抑制杂草生长，使草坪平整美观。为了使草坪保持良好的生长，其土壤保持适宜的水分是重要的植保措施。微喷灌溉方式需水历时时间短、灌水次数多、灌溉均匀，是草坪较理想的灌溉技术。9.5.4 安全防范工程9.5.4.1 防火及防爆工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。压力容器设备的选型和采购时，要求压力容器的设计与制造必须符合现行压力容器安全技术监察规程、钢制压力容器（GB150-1998）规定的产品，并执行压力容器安全技术监察规程进行申报和办理使250、用登记手续。运行中应按在用压力容器检验规程要求进行定期检验。9.5.4.2 防静电设计通风设备和通风管等均接地，防静电接地装置与工程中的电气接地装置共用时，其接地电阻不大于30。厂外独立设置的易燃、易爆材料仓库，在直击雷保护范围内，其建筑物或设备上严禁装设避雷针，而用独立避雷针保护。并采取防止感应雷和防静电的技术措施.9.5.4.3 防电气伤害1）所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。2）配电装置的电气安全净距应符合3-110KV高压配电装置设计规范（GB50060-92）的有关规定。当裸导体至地面的电气安全净距不满足规定时，设防护等级不低于IP2X251、的防护网。9.5.4.4 防机械及防坠落伤害采用的机械设备的布置，设计中满足有关国家安全卫生有关标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合生产设备安全卫生设计总则（GB5083-85）、机械防护安全距离（GB12295-90）、机械设备防护罩安全要求（GB8196-87）、防护屏安全要求（GB8197-87）等有关标准的规定。所有机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均符合国家有关标准的规定。9.5.4.5 安全色和安全标志对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产252、效率、降低事故发生率的目的。9.5.5 消防工程建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合国家标准建筑设计防火规范（GB 50016-2006）的有关规定。防火区域之间的电缆沟等需采取防火隔离措施；光伏发电场区应设置消防车道；光伏发电场消防给水、灭火措施及火灾自动报警需符合设计要求，安全疏散措施符合设计要求；水带、水枪配备齐全、完好，消火栓阀门开关应灵活且严密不渗漏。安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合国家标准消防安全标志（GB 13495-1992）和消防应急灯具（GB 17945-2000）的有关规定。光伏电站主要施工流程：测绘安装大样图放线支架制安配管下料试装配管管道连接管道处理管道试253、压管道冲洗处理消防设备器材安装系统试运行。1）放样用经纬仪和水准仪测量放线，根据大样图编制配料单在加工场进行配料，并编号。将配好的管料必要时进行试装配，符合安装详图后即可送到现场组装。 2）配料要求管材用细齿锯、割刀或专用断管机具切割。断管应平整并垂直于管轴线，用锉刀锉掉断口处的毛刺或毛边并倒角。3）镀锌钢管螺纹连接热浸镀锌钢管螺纹连接，用聚四氟乙烯生料带作填料。质量要求端正、光滑、无毛刺、不掉丝、不乱丝，断丝或缺丝不得大于螺纹全扣数的10%。安装螺纹零件，应按旋紧方向一次装好，防止倒拧、欠拧或过拧现象。安装后，应露出23牙螺蚊，清净外露填料并对外露螺纹刷防锈漆、面漆各二遍。4）管道安装用经纬254、仪、水平仪确定干管的位置与标高，并正确安装支架。通过干管中心线上标定各支管的位置中心线。实测各管段长度，编制配料单下料。在现场先预组装管段，再安装到支架上，调整方位后，随即用U型卡将管段临时固定；随后进行管线安装，精校调直后即可进行最后固定。管线要求横平竖直，不得有塌腰、拱起及蛇弯现象。喷淋横管安装时，宜有14坡度坡向末端泄水装置。5）管道防腐明装消防管刷红丹防锈漆和磁漆各两道，管道固定件刷漆同管道；埋地铸铁管做热沥青防腐两道。6）消防设备安装设备验收后，应进行设备安装。9.6 特殊气象条件下的施工措施9.6.1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255、措施；2）做好施工现场排水防洪准备工作，加强排水设施的管理，经常疏通排水沟，防止堵塞；现场规划施工时，统筹考虑场地排水，道路二侧设明排水沟；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；5）配置足够量的排水器材，满足现场、库区或必要时电缆沟道的排水需要。9.6.2高温季节施工措施1）在高温季节，砼浇筑温度不得高于28。合理地分层分块，采用薄层浇筑，并尽量利用低温时段或夜间浇筑；2）尽量选用低水化热水泥，优化砼配合比，掺优质复合外加剂、粉煤灰等，降低单位体积砼中的256、水泥用量，并掺加适量的膨胀剂。9.6.3冬季施工措施1）土方工程基础土方工程应尽量避开冬季施工，则应制定详细的施工计划，合理的施工方案及切实可行的技术措施，同时组织好施工管理，争取在短时间内完成施工。施工现场的道路要保持畅通，运输车辆及行驶道路均应增设必要的防滑措施(例如沿路覆盖草袋)。在相邻建筑侧边开挖土方时，要采取对旧建筑物地基土免受冻害的措施施工时，尽量做到快挖快填，以防止地基受冻。基坑槽内应做好排水措施，防止产生积水，造成由于土壁下部受多次冻融循环而形成塌方。开挖好的基坑底部应采取必要的保温措施，如保留脚泥或铺设草包。土方回填前，应将基坑底部的冰雪及保温材料清理干净。2）钢筋工程钢筋负257、温冷拉时，可采用控制应力法或控制冷拉率方法。对于不能分清炉批的热轧钢筋冷拉，不宜采用冷拉控制冷拉率的方法。在负温条件下采用控制应力方法冷拉钢筋时，由于伸长率随温度降低而减少，如控制应力不变，则伸长率不足，钢筋强度将达不到设计要求，因此在负温下冷拉的控制应力应较常温提高。冷拉控制应力最大冷拉率：负温下钢筋焊接施工，可采用闪光对焊，电弧焊(帮条，搭接，坡口焊)及电渣压力焊等焊接方法。焊接钢筋应尽量安排在室内进行，如必须在室外焊接，则环境温度不宜太低，在风雪天气时，还应有一定的遮蔽措施，焊接未冷却的接头，严禁碰到冰雪。3）混凝土工程冬季施工的混凝土宜选用硅酸盐水泥或普通硅酸盐水泥，每立方米混凝土中的258、水泥用量不宜少于300kg，水灰比不应大于0.6，并加入防冻剂(根据气温情况确定)。为减少冻害，应将配合比中的用水量降至最低限度。办法是：加入减水剂，优先选用高效减水剂。模板和保温层，应在混凝土冷却到5后方可拆除。当混凝土与外界温差大于20时，拆模后的混凝土表面，应临时覆盖，使其缓慢冷却。未冷却的混凝土有较高的脆性，所以结构在冷却前不得遭受冲击荷载或动力荷载的作用。4）砌体工程水泥宜采用普通硅酸盐水泥，不得受潮结块。普通砖、空心砖、混凝土小型空心砌块，加气混凝土砌块在砌筑前，应清除表面污物，冰雪等。经融化后方可使用。砂宜采用中砂，含泥量应满足规范要求，砂中不得含有冰块及直径大于1cm的冻结块。259、砌筑砂浆的稠度，宜比常温施工时适当调整，并宜通过优先选用外加剂方法来提高砂浆的稠度。在负温条件下，砂浆的稠度可比常温时大13厘米，但不得大于12厘米，以确保砂浆与砖的粘结力。5）装饰工程正温下，先抢外粉饰，最低气温低于0后，如果必须外粉饰时，脚手架应挂双层草帘封闭挡风，并用掺盐的水拌砂浆，当气温在0至3时(指三天内预期最低温度)掺2%(按水重百分比)。冬季油漆，涂料工程的施工应在采暖的条件下进行，室内温度保持均衡，不得突然变化。室内相对湿度不大于80%，以防止产生凝结水，刷油质涂料时，环境温度不宜低于+5，刷水质涂料时不宜低于+3，并结合产品说明书所规定的温度进行控制，-10时各种油漆均不得施260、工。6）地面工程室内地面找平层，层面施工时应将门窗通道口进行遮盖保温，确保在室内温度为5以上的条件下进行施工，室外部分预计三天温度在0左右时，水泥砂浆应掺12%的盐水溶液搅拌，并有可靠的防冻保暖措施。7）屋面工程屋面工程的冬季施工，应选择无风晴朗天气进行，充分利用日照条件提高面层温度，在迎风面宜设置活动的挡风装置。屋面各层施工前，应将基层上面的积雪，冰雪和杂物清扫干净，所以材料不得含有冰雪冻块。8）钢结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261、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。9）钢结构安装编制安装工艺流程图，构件运输时要清除运输车箱上的冰、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。9.7 建筑工程及主要设备安装顺序道路施工配电站及综合区施工、光伏板基槽开挖光伏板支架基础施工光伏板支架安装光伏板安装及电缆敷设。根据光伏电站施工集中的特点，本期工程规模20MWp，建设期12个月，施工采用集中与分散相结合原则。其主要施工机262、械如下表所示：表9-3 主要施工机械表序号设备名称型号及规格单位数量备注1汽车起重机50T台22混凝土搅拌站HZQ25套23混凝土搅拌运输车6m3辆14混凝土输送泵30m3/h台15混凝土搅拌机4001台26灰浆搅拌机JI-200台27内燃压路机15t辆18钢筋调直机14内台19钢筋切断机40内台110钢筋弯曲机40内台111钢筋对焊机40内台112反铲挖掘机1m3台213钎入式震捣机CZ-25/35只514电焊机交直流台109.8工程施工综合进度根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，生产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。本工程计划建设期8个月，263、其中，施工期7个月，试运行1个月。9.8.1施工总进度设计原则1）里程碑节点计划表9-4 里程碑节点计划序号里程碑节点名称控制工期1签定光伏组件供货合同、与设计院签定设计合同第1个月2四通一平及临建开始第2个月3生产综合楼土建施工开始(建设期开始)第3个月4光伏阵列基础开始施工第4个月5生产综合楼、配电室等建筑物土建完成第5个月6第一批光伏组件安装调试完成第6个月7配电室电气设备安装完毕第6个月8第一批光伏组件并网发电第7个月9最后一批光伏组件并网发电第7个月10工程整体移交生产(试运行开始)第8个月11整体竣工投产第8个月2）施工图交付计划施工图是里程碑计划实现的先决条件。施工图交付进度的原264、则是：先总体后单项，先主体后辅助，先土建后工艺，先地下后地上，先深层后浅层，先季节性影响大的后季节性影响小的。表9-5 施工图交付进度计划表文件名称交付时间节点设备技术规范书第2个月配合施工招标文件第2个月生产综合楼、配电室基础图纸第3个月光伏组件基础施工图第4个月光伏电站电气安装图纸第4个月厂区电缆敷设施工图纸第4个月其余施工图纸根据施工进度及时提供。3）主要设备交付计划设备的按期交付是里程碑计划实现的重要保证。及时跟踪设备的实际交付时间，并根据现场工程进度的具体进展，对设备的交付进度作一定的调整和完善，以确保交付设备能够完全满足工程进度的需要。4）分项施工进度计划根据当地的气候条件，土建工265、程每年从3月至10月底可以施工。生产综合楼和光伏发电组件基础要尽量避开冬季施工，尽量赶在冬季前完工，缩短光伏电站施工总工期。5）主要土建项目交付安装的要求土建项目交付安装时，以尽量减少交叉和相互干扰为原则，并应满足下列要求：(1)生产综合楼生产综合楼室内部分：控制室、配电室等电气建筑物的屋面(包括楼面)防排水、室内粉刷、地面、门窗及锁具的安装等均应完成。(2)现场道路进场道路由光伏电站临近的公路主干道进入光伏电站的道路完成，能够满足现场设备运输的要求。(3)光伏组件基础光伏组件基础施工完毕，达到设计及规范要求，并经监理公司等单位的专业人员验收合格。24010 工程管理设计10.1 工程管理模式266、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。宁夏石嘴山隆湖经济开发区银星光伏并网发电项目安装容量为20MWp，整个光伏电站将统一管理，尽量减少编制，提高管理效率。工程建设开工前，按招标文件要求，成立运营协调委员会。10.2 工程管理结构建设期间，根据项目目标以及项目管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司，项目公司主要权限及职责为：1）负责向政府及有关部门的请示汇报，取得项目建设批准文件；2）负责协调项目建设安全、质量、进度、造价控制工作；3）负责合同的签订和履约；4）负责协267、调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；5）负责项目建设资金筹措，并按工程建设合同向合同方及时拨付工程款；6）负责生产准备工作；7）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估；8）负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。管理机构的设置根据生产需要，本着精干、同意、高效的原则，体现现代化光伏电站运行特点。本工程按少人值班、多人维护的原则进行设计，本工程拟定定员标准为15人，其中生产人员10人、班长1人、安全员1人、值班员1人，值班人员负责电站设备巡视、设备定期检查、日常维护，安全人员负责光伏电站的安全和技术管理等工作；管理人员2人，负责生产经营和日常管理工作。10.3 主要管理设施根268、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个大区域布置。生产区包括电池方阵及逆变器室。管理区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。10.3.1 主要生产设备管理1）发电设备固定式光伏阵列（包括光伏组件、光伏支架及基础）；变配电设备：直流汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、逆变器、变电器及其他配电设备。2）监控及通信设备变配电监控设备；光伏发电监控设备；通信设备。10.3.2 主要辅助生产设施管理消防系统设备、辅助生产建筑（消防水泵房、备品备件仓库）、办公及生活文化建筑（办公室、会议室、接待室、值班宿舍、食堂）。1269、0.3.3 站区内绿化管理由于电站建设在多风沙地区，为了改善电站环境，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。对站内绿化进行管理，定时浇水养护等。10.3.4 站区电源及备用电源厂用电采用双电源系统供电，两个电源互为备用，主供电源由厂内35kV母线侧出线柜，通过35kV干式变压器降压；备用电源引自附近10kV公用电网，通过室外10kV箱式降压变电站降压。10.4 工程管理措施10.4.1 目标控制1）进度控制：使施工顺序合理，衔接关系适当，均衡、有节奏施工，保证计划工期，提前完成合同工期。2）质量控制：使各项工程达到质量检查评定标准的要求，保270、证施工质量的技术组织措施和质量等级，保证合同质量目标等级的实现。3）成本控制：落实施工组织设计的降低成本措施，降低每个分项工程的直接成本，实现项目经理部制定的成本目标，实现公司利润目标及合同造价。4）安全控制：落实施工组织设计的安全设计和措施，控制劳动者、劳动手段和劳动对象，控制环境，实现安全目标，使人的行为安全，物的状态安全，断绝环境危险源。10.4.2 合同管理由于施工项目管理是在市场条件下进行的特殊交易活动的管理，这种交易活动从投标开始，并持续于项目管理的全过程，因此必须依法签订合同，进行履约经营。合同管理的好坏直接涉及项目管理及工程施工的技术经济效果和目标实现。因此要从招投标开始，加强271、工程承包合同的签订、履行管理。合同管理是一项执法、守法活动，市场有国内市场和国际市场，因此合同管理势必涉及国内和国际上有关法规和合同文本、合同条件，在合同管理中应予高度重视。为了取得经济效益，还必须注意搞好索赔，讲究方法和技巧，提供充分的证据。10.4.3 信息管理现代化管理要依靠信息。施工项目管理是一项复杂的现代化的管理活动，更要依靠大量信息及对大量信息的管理。而信息管理又要依靠计算机进行辅助。所以，进行施工项目管理和施工项目目标控制动态管理，必须依靠信息管理，并应用计算机进行辅助。需要注意信息的收集与储存，使本项目的经验和教训得到记录和保留，为以后的项目管理服务，因此认真记录总结，建立档案272、及保管制度是非常重要的。10.4.4 定期检修管理设备的检修是运行管理的重要工作之一，搞好设备检修是提高设备的完好率，确保安全运行的重要措施。检修中切实做到应修必修，修必修好，按时完成检修任务，为新安全发电提供可靠的保障。检修时间按设备使用手册的规定内容的检修要求进行。检修前必须提前做好备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作。在实施定期检修的同时，采用设备状态检修，状态检修是一种先进的检修管理方式，能有效地克服定期检修造成设备过修或失修的问题，提高设备的安全性和可用性。根据先进的状态监视和诊断技术提供的状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行检修的方式，即根据设备的健273、康状态来安排检修计划，实施设备检修。状态检测是状态检修的基础，而对检测结果的有效管理和科学应用则是状态检修得以实现的保证。在实施设备状态检修的过程中，应以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的检修。10.4.5 人员培训管理为了保证光伏发电站的正常运行，在光伏发电站交付验收前，对电站管理技术人员进行必要的培训。培训的目的是为了本太阳能发电系统培养一批技术娴熟的运行维护人员，能够保证完成系统的日常运行维护、故障消除、通讯系统数据保存等工作，充分发挥产品的功能和正常运行。采用理论课题培训和实际操作现场培训方式。理论课题培训计划为10天，实际操作现场培训计划为8天。10.4.6 光伏组件维护管274、理方案光伏组件安装于室外环境中，长时间光伏组件面层会积累一定数量的灰尘，因而降低光伏组件的发电效率。为了提高电子的发电效率，电厂组件维护采用日常巡检、定期维护、经常出尘。电池组件定期进行出尘和清洗，每月清洗三次。遇到恶劣天气，应及时清洗。春、夏、秋三个季节采用先除尘再用水洗。对于冬季小雪、中雪，雪花不会积累在电池板上，大雪时，采用上述清理方法。每次清洗完成后应保持组件干燥。电池组件钢支架的油漆，每隔五年刷一次。其余钢构件的油漆每隔三年刷一次。11 环境保护和水土保持设计11.1 设计依据及目的11.1.1 设计依据1）中华人民共和国环境保护法(1989年12月26日)2）中华人民共和国水土保持275、法(1991年6月29日)3）中华人民共和国大气污染防治法(2008年02月28日)4）中华人民共和国固体废物污染环境防治法(2005年4月1日)5）中华人民共和国水污染防治法(1996年5月15日)6）中华人民共和国可再生能源法(2005年02月28日)7）中华人民共和国野生动物保护法(2004年8月修订)8）环境影响评价技术导则 非污染生态影响(HJ/T19-1997)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 大气环境(HJ/T2.2-93)11）环境影响评价技术导则 声环境(HJ/T2.4-95)12）环境监测技术规范(国家环保局1989年)276、13）建设项目环境保护管理条例(1998年12月18日)14）开发建设项目水土保持技术规范(GB50433-2008)15）水土保持综合治理技术规范(GB/T16453.116453.6-1996)16）开发建设项目水土流失防治标准(GB50434-2008)17）防洪标准(GB50201-94)18）水土保持监测技术规程(SL277-2002)19）土壤侵蚀分类分级标准(SLl90-2007)11.1.2 设计目的本工程的场址选择及建设与当地林业规划、城市建设发展、电力规划、能源开发、土地利用等方面是一致的，且受到国家及当地各部门的大力支持。经过对本工程的环境保护和水土保持设计，分析环境与本277、工程间的相互影响要素，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，使环境和水土在本工程建设与运行期内都得到很好的保护，进而使工程与其周围环境之间达到相互和谐发展的目的。11.2 环境概况11.2.1 自然环境宁夏隆湖扶贫经济开发区前身为1983年设立的隆德县移民吊庄，1992年成立隆湖扶贫经济开发区，2003年和2004年分别移交石嘴山市和大武口区管理，2009年2月设立星海镇。总面积140平方公里，其中耕地面积2.3万亩；共辖8个行政村、3个社区，总人口5.5万人，其中常住人口3.6万人。11.2.2 社会经济环境隆湖经济开发区现辖5村1场（种畜场），共有1796户，9860人，其中移民人口总278、数达5257人，回族人口占总人口74%。2008年，隆湖经济开发区地区生产总值完成8830万元，农民人均纯收入3868元，其中移民人均收入仅1860元。隆湖经济开发区是个新的农业开发区，这里属于干旱地带，有80万亩荒漠半荒漠土地，基础设施正在逐步完善阶段，教育、文化相对落后。隆湖经济开发区土地资源丰富，新引进了油桃、乳瓜、葡萄、草莓、杏等新品种，占设施蔬菜种植的20%，年纯收入每栋提高了1万元。加快温棚流转，共流转温棚528栋，成为中粮集团番茄育苗基地，实现了产业化经营。政府投入18万元，对春季水利设施进行了维修，共维修渠道5公里、斗门21座、铺设涵管280米，确保各类水利设施正常运行；配合做279、好土地整理项目、西轴村土地占补平衡项目和隆湖生态治理项目，提升了农业综合生产能力。11.3 环境影响分析11.3.1 施工期环境影响分析1）噪声对环境的影响本工程施工作业均安排在昼间。施工噪声主要为光伏组件基础土方开挖和回填、机组设备运输安装、综合楼及开关站修建等产生的噪声。施工机械一般位于露天，噪声传播距离远，影响范围大，是重要的临时性噪声源。本工程场址周围为戈壁荒滩，没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，施工噪声主要对现场施工人员产生影响。2）废水对环境的影响本工程施工期污水主要来自三个方面：一是施工泥浆废水，二是机械含油废水，三是施工人员的生活污水。施工泥浆废水主要是在混280、凝土灌注、施工设备的维修、冲洗中产生。施工废水往往偏碱性，含有石油类污染物和大量悬浮物。一般施工废水pH值约为10，SS约10006000mg/L，石油类15mg/L。机械含油废水主要是由机械修配、汽车保养等产生，因废水性质相似，可集中统一处理。废水中主要含有石油类，修理和保养过程中其浓度可达1020mg/L。施工人员生活污水来自临时生活区，主要为洗涤废水和粪便污水，含COD、NH3-N、BOD5、SS等。3）废土及固体废物对环境的影响施工期间的固体废物主要是施工中产生的建筑垃圾、基础开挖出的渣土及施工人员抛弃的生活垃圾，生活垃圾成分比较复杂，有以生活燃煤炭渣为主的无机物和其它各种生活有机废弃281、物，还含有大量病原体。垃圾中的有机物容易腐烂，垃圾中有害物质也可能随水流渗入地下或随尘粒飘扬空中，污染环境，传播疾病，影响人群健康。因此，应对其进行妥善处置。4）植被损坏和水土流失工程临时用地和永久用地均为戈壁草场，场内基本上没有成才树木，不涉及古树名木。工程建设将碾压一定量植被，植被的损坏将对当地生态环境造成一定影响。工程大量的土石方开挖将使水土涵养功能下降，在雨水冲刷下，易造成水土流失。因此，在施工期应加强相应保护措施。5）扬尘对环境的影响在整个施工期，扬尘来自于平整土地、开挖土方、道路铺浇、材料运输、装卸和搅拌等过程，如遇干旱无雨季节扬尘则更为严重。运输车辆行驶也是施工工地的扬尘产生的主282、要来源，施工区中心区域的最大扬尘浓度可达300mg/m3。11.3.2 营运期环境影响分析1）工频电磁场及无线电干扰工程建成运行后，35kV开关站电能在输送或电压转换过程中，所用变压器和高压配电设备与周围环境存在电位差，形成工频(50Hz)电场；输变电设备还有很强的电流通过，在其附近形成工频磁场。开关站内电闸(开关)开闭产生电磁噪声，该类影响为无线电干扰。无线电干扰主要影响周围无线电信号的接收质量。场址周围为戈壁荒滩，没有工业企业、学校、医院、居民点等环境敏感目标，因此，光伏电场产生的电磁辐射和无线电干扰不会对环境产生较大影响。2）噪声对环境的影响光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，运行期283、没有噪声产生。工程场址地区人烟稀少，车流量很小，交通噪声几乎不构成噪声污染。运行期噪声主要来自于开关站，其选用低噪声变压器，噪声约70dB(A)，经计算，开关站运行时，其厂界噪声满足工业企业厂界噪声标准(GBl2348-2008)I 类标准要求。场址周围为戈壁荒滩，附近没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，运行后基本不存在噪声影响问题。3）废水及固体废物对环境的影响工程运行期间废水主要为生活污水，营运期生活污水产生于开关站，包括粪便污水和洗涤废水，主要因子为COD、NH3-N、BOD5、SS等，典型生活污水中CODcr浓度为200400mg/L、BOD5浓度为150200mg/284、L、SS浓度为200400mg/L。鉴于生活废水量较少，生活废水经化粪池处理装置处理后用于附近的绿地灌溉，做到废水不外排，不对周围环境产生影响。运行期的固体废物主要为管理人员的生活垃圾。每人每天都要产生一定量的生活垃圾，这些生活垃圾如不进行妥善处置，将会滋生蚊蝇和鼠害，对人群健康带来潜在的危险，其渗滤液也可能会污染地下水水质。垃圾产生量按每人0.7kg/天计，则产生垃圾量为10.5kg/天，合3.83t/年，收集后外运统一处理，对当地环境没有影响。11.4 环境保护设计11.4.1 环境保护设计原则1）项目建设场址及道路两侧避免水土流失，减少对当地生态的影响，工程建成后植被恢复到建设前水平，工285、程建筑与周围环境相协调。2）海水水质环境执行海水水质标准（GB3097-1997）四类水质标准3）空气环境执行环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准表11-1 环境空气质量标准 单位：mg/m3序号名称最高允许浓度1TSP(日平均)0.302PM10(日平均)0.154）声环境执行声环境质量标准（GB 30962008）I类标准(见下表)表11-2 环境噪声标准污染噪声夜间白天质量标准dB(A)45555）施工期执行建筑施工场界噪声限值（GB12523-90）。6）电场强度、电磁感应强度限值参照500kV 超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范(HJ/T24-1998)，电场286、强度限值以4kV/m作为居民区工频电场场强评价标准。应用国际辐射保护协会关于对公众全天候辐射时的工频限值0.1mT作为磁感应强度的评价标准。7）无线电干扰限值根据高压交流架空送电线无线电干扰限值（GB15707-1995）的规定，在距边相导线投影20m处测试频率为0.5MHz的晴天条件下不大于46dB(V/m)。11.4.2 施工期环境保护设计1）污废水处理施工期污废水根据产生途径及污染物性质可分为混凝土系统拌和废水、机械修配和冲洗含油废水及施工生活污水等3大类，可以对施工期的污废水进行分类处理。A 混凝土拌和系统废水处理根据混凝土系统冲洗废水水量小，间歇式排放的特点，工程采用调节预沉池、砂滤287、沟、清水池一体化构筑物的处理方案。工程设调节预沉池、砂滤沟、清水池各一座，出水全部回用于道路洒水等。其中砂滤沟滤料须及时更换以免堵塞，预沉池的沉淀污泥与废滤料用于区域内综合利用。调节预沉池砂滤沟清水池废水回用污泥废滤料区域内综合利用废水处理工艺如下：B 机械含油废水处理方案考虑辅助设施含油废水的水量相对较小，工程设隔油沉淀池1座，沉淀和隔除含油废水中的泥沙和浮油，后接清水池1座，储存处理后的水回用于工程施工。沉淀的污泥区域内综合处理，隔除的浮油焚烧处理。含油废水处理工艺如下：隔油沉淀池清水池含油废水回用浮油焚烧处理综合处理C 生活污水处理方案根据生活污水特征，污水采用生化处理。工程设隔油池1座288、化粪池1座和地埋式生活污水处理装置1套。粪便污水、食堂废水分别经化粪池和隔油池预处理后排入地埋式生活污水处理装置，水质可以达到污水综合排放标准(GB8978-1996)一级标准。2）固体废弃物处理生活垃圾产生量按0.7kg/人d计，施工平均人数120人，建设总工期12个月，施工期共产生生活垃圾约30.7t。生活垃圾分类收集，纳入当地垃圾收集系统一并处理。本工程不设弃渣场，工程产生的弃渣进行综合利用。3）噪声防治从噪声源控制和敏感对象保护方面着手，最大限度减免施工噪声影响。A 加强施工管理，合理施工布置；B 对施工运输车辆行驶时间、行驶路线进行严格控制和管理，途经各村庄时减速慢行并尽量减少鸣笛289、。C 选用低噪声设备和工艺，从噪声源头减缓机械噪声影响，加强对施工人员的噪声防治教育。根据建筑施工场界噪声限值(GBl2523-90)的有关规定，严禁手风钻等高噪声设备的夜间施工。D 严禁运输车辆夜间途经村庄时鸣喇叭。E 加强设备的维护和保养，保持机械润滑，减少运行噪声。4）空气粉尘保护施工期环境空气保护主要为了削减施工期大气污染物排放量，改善施工现场工作条件，保护施工生活区等的环境空气质量。A 运输主干道(尤其途经村庄的区段)定期洒水，运输车辆加盖防尘布。B 定期对施工机械进行维修、保养，始终保持发动机处于良好的状况，降低尾气中有害成分的浓度，满足尾气排放标准。C 建筑材料堆场及混凝土拌和处290、采取土工布围护，并由人工定期洒水，以保持材料一定的湿度，不至于因材料的卸堆、拌和、摊铺作业而产生过量的扬尘。D 对回填土、废弃物和临时堆料应按指定的堆放地堆放，场地周围采取围挡措施，防止大风引起扬尘而造成污染。5）其他保护施工过程中，光伏电池组件基础的开挖需做临时防护；施工场地四周设排水沟；道路施工进行边坡防护；临时施工场地可采用当地的植物进行植被的恢复。建设须防止大面积开挖，同时，开挖后应及时进行土地平整绿化。11.4.3 运营期环境保护设计1）污废水处理生活污水的处理方案采用生化处理。粪便污水、食堂废水分别经化粪池和隔油池预处理后排入地埋式生活污水处理装置，经处理后回用于区域绿化。生活污水291、处理工艺如下：回用于绿化粪便污水食堂废水其他生活污水化粪池隔油池地埋式生活污水处理设备(施工期已建成)其中地埋式生活污水处理设备已考虑永临结合，施工期已建成运行，运行期污水处理系统仅需重新布置污水管线，此外，系统另设置化粪池、隔油池、清水池各1座。2）固体废弃物处理运行期现场管理人员15人，垃圾产生量按0.7kg/人d计，则日产生活垃圾量10.5kg/d，年产生活垃圾量约3.83t。生活垃圾总量较少，集中堆放后纳入当地垃圾收集系统处理。3）噪声防治光伏发电本身没有机械传动机构和运动部件，运行期没有噪声产生。该地区人烟稀少，车流量很小，交通噪声几乎不构成噪声污染。开关站选用低噪声变压器，噪声约7292、0dB(A)，经计算，开关站运行时，其场界噪声满足工业企业厂界噪声标准(GBl2348-2008)I 类标准要求。场址周围没有工业企业、学校、医院、居民点等声环境敏感点，因此，机组运行基本不存在噪声影响问题。4）电磁影响防治A 站内所有高压设备、建筑物保证钢铁件均接地良好，所有设备导电元件间接触部位均应连接紧密，以减小因接触不良而产生的火花放电。B 加强工作人员有关电磁知识的培训。C 合理安排工作时间，减小工作人员在高电磁场区域的停留时间。5）其他生态保护光伏电站场区内根据地域条件，以适时适地的原则种植草皮等植被进行绿化。同时，加强施工管理，施工避开雨季，减少水土流失。严格执行水土保持方案中提293、出的各项水保措施。11.4.4 环境管理与环境监测1）环境管理建设单位需安排一名兼职人员具体负责落实工程环境保护设计内容，监督施工期环保措施的实施，协调好各部门或团体之间的环保工作和处理施工中出现的环保问题。施工单位在施工期间应指派人员具体负责执行有关的环境保护对策措施，并接受环境保护管理部门对环保工作的监督和管理。2）环境监测根据太阳能光伏电场环境特点及工程特征，制定简要环境监测计划见表：表11-3 主要环境监测计划一览表监测内容监测位置监测时间、频率监测项目水质临时生活区、开关站的废水排放口施工高峰1次竣工验收1次SS、pH、石油类、BOD5、CODCr噪声开关站四侧厂界竣工验收1次Leq294、昼、夜电磁电磁：开关站出线侧围墙外5m设垂直于围墙的测量线路1条；无线电干扰：开关站四侧围墙外20m竣工验收1次电场强度、磁感应强度、无线电干扰强度生态采用现场调查法，调查工程区域植被恢复情况，竣工验收时调查1次。11.4.5 采取环境保护措施所需投资概算环保投资主要包括：水环境保护、噪声防治、固体废弃物处理等投资和独立费用以及基本预备费等。本工程用于此项投资合计约40万元。11.5 水土保持设计11.5.1 水土流失概况水土流失的主要因素可以概括为自然因素、社会因素和人为因素三类。自然因素是指地处干旱缺水地区，降水量小，蒸发量大，风大风多，气候条件较差：土壤、植被条件不良，肥力低，植被稀疏。295、社会因素是指经济发展水平低，对生态环境保护、建设有效投入水平较低；生产经营方式和基础设施相对落后，人为因素主要表现在生产建设中重开发轻管护，造成人为新的水土流失。侵蚀类型分为风力侵蚀和水力侵蚀两类。该区域主要以预防和治理水土流失，改善生态环境和生产条件为主，同时做好预防保护和监督检查工作，防止边治理边破坏，造成新的水土流失。按照“谁开发谁保护，谁造成水土流失谁负责治理”的原则和开发建设项目水土保持技术规范(GB50433-2008)，本工程水土流失防治责任范围包括工程建设区和直接影响区，防治责任范围共计1.4km2。工程建设区防治责任范围包括太阳能方阵基础施工、集电线路铺设、逆变器室建设以及开296、关站建设、管理站建设和施工临时设施。直接影响区防治责任范围包括进场道路5m范围。11.5.2 水土流失影响分析根据工程建设的特点及完工后运行情况，水土流失主要发生在工程建设期。建设期间，伴随太阳能方阵基础施工、集电线路铺设、逆变器室建设以及开关站建设、管理站建设开挖回填等活动，将扰动原地貌、破坏地表形态、损坏植被，导致地表裸露和土层结构破坏，遇到大风或降雨天气将会产生水土流失；在自然恢复期，随着地表开挖、回填、平整等扰动活动基本结束，水土流失程度将大幅度降低，但扰动后的区域自然生态修复能力低，该期间仍将会产生一定的水土流失。本工程在运行期因没有扰动地表的可能，因此基本不存在水土流失问题。1）施297、工期的影响分析工程建设将征占当地一定数量的土地，但均为国有未利用荒漠，未侵占耕地、草地等农业用地。由于本场区表土结构松散，岩性主要为粉土、泥岩、泥质砂岩、砂岩，在施工前要进行场平处理会引起扬尘。在工程施工过程中将进行土石方填挖，包括电池组件基础施工、箱式变基础施工、逆变器室及综合楼基础施工等工程，不仅动用土石方，而且有施工机械及人员活动，也会产生土壤扰动。因此工程对当地生态环境的影响主要表现为：土壤扰动后，产生大量的扬尘，会增加土壤侵蚀及水土流失。项目建设水土流失区包括电池阵列区、道路、施工生产生活区等，共计395890m2。直接影响区指光伏电站征、占地范围以外，由于电站建设施工和运行造成的水土流失可能对周围村庄、植被等产生直接危害的区域。2）运行期的影响分析本工程在运行期基本不存在水土流失，光伏电站的管理区内建设有绿化地带，可起到防止水土流失的作用，进而改善了场区的生态环境。11.5.3 水土保持措施工程建设水土流失主要发生在太阳能方阵基础施工、集电线路铺设、逆变器室建设、开关站建设、管理站建设以及施工临时设施运行等环节中。1）太阳能光