1、热电股份有限公司 20 兆瓦光伏并网电站项目可行性研究报告2014 年 5 月乌鲁木齐目录1.总论 . 7 1. 1.概述 . 7 1. 2.报告编制原则及依据 . 8 1. 3.光能资源 . 8 1. 4.工程地质 . 9 1. 5.工程任务与规模 . 9 1. 6.光伏系统总体方案设计及发电量估算 . 10 1. 7.电气 . 10 1. 8.消防设计 . 10 1. 9.土建工程 . 10 1. 10.工程管理设计 . 11 1. 11.施工组织设计 . 11 1. 12.环境影响评价和节能效益 . 11 1. 13.项目投资概算 . 12 1. 14.财务评价 . 12 1. 15.工2、程特性表 . 12 2.光资源分析 . 16 2. 1.代表气象站概况 . 16 2. 2.气象资料 . 17 2. 3.太阳能资源分析 . 19 2. 4.光伏电站光资源计算 . 27 2. 5.光资源综合评述 . 29 3.工程地质 . 30 3. 1.项目概况 . 30 3. 2.地形、地貌 . 30 3. 3.地层岩性构成及物理力学指标 . 30 3. 4.水文地质条件 . 31 3. 5.不良地质作用 . 31 3. 6.场地类别 . 31 3. 7.场地地震效应 . 31 3. 8.地基土的腐蚀性 . 31 3. 9.土的冻胀性 . 31 3. 10.液化判别 . 31 3. 113、.站址区地基方案 . 32 3. 12.结论及建议 . 32 4.工程任务与规模 . 33 4. 1.工作任务 . 33 4. 2.工程规模 . 37 4. 3.工程建设必要性 . 38 5.系统总体方案设计及发电量计算 . 41 5. 1.太阳能光伏发电系统的分类及构成 . 41 5. 2.阵列单元光伏电池组件选择 . 41 5. 3.光伏阵列单元基本型式的确定 . 45 5. 4.逆变器的选择 . 49 5. 5.方阵接线方案设计 . 54 5. 6.逆变器室布置 . 55 5. 7.辅助技术方案 . 55 5. 8.上网电量估算 . 56 6.电气 . 60 6. 1.电气系统部分 . 4、60 6. 2.电气一次部分 . 73 6. 3.电气二次部分 . 80 6. 4.主要设备表 . 88 7.总平面布置 . 91 7. 1.站址描述 . 91 7. 2.站址条件 . 91 7. 3.总体布置设想 . 92 7. 4.电站技术经济指标 . 94 8.土建工程 . 96 8. 1.设计安全标准 . 96 8. 2.基本资料和设计依据 . 96 8. 3.光伏阵列基础及逆变器室设计 . 98 8. 4.地质灾害治理工程 . 100 8. 5.给排水设计 . 102 8. 6.采暖通风设计 . 103 8. 7.工程消防设计 . 104 9.施工组织设计 . 107 9. 1.主要5、建筑材料来源 . 107 9. 2.施工总布置 . 107 9. 3.主体工程施工 . 109 9. 4.施工总进度 . 113 9. 5.安全文明施工措施 . 116 10.工程管理设计 . 119 10. 1.工程管理机构 . 119 10. 2.主要管理设施 . 121 10. 3.电站运行维护、回收及拆除 . 122 11.环境保护和水土保持设计 . 124 11. 1.设计依据及目的 . 124 11. 2.环境概况 . 125 11. 3.环境和水土影响分析 . 127 11. 4.环境保护措施 . 130 11. 5.水土保持设计 . 133 11. 6.结论及建议 . 135 6、12.劳动安全与工业卫生 . 137 12. 1.编制依据、任务和目的 . 137 12. 2.光伏电站工程概况 . 138 12. 3.工程安全与卫生危害因素分析 . 138 12. 4.劳动安全 . 139 12. 5.工程安全卫生设计 . 140 12. 6.工程运行期安全管理及相关措施设计 . 144 12. 7.劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算 . 146 12. 8.主要结论和建议 . 147 13.节能降耗分析 . 149 13. 1.设计原则和依据 . 149 13. 2.施工期能耗分析 . 150 13. 3.运行期能耗分析 . 151 13. 4.主要节能降耗措施 .7、 151 13. 5.节能降耗分析 . 154 14.设计概算 . 156 14. 1.项目概况 . 156 14. 2.编制原则及依据 . 156 14. 3.基础资料 . 156 14. 4.费率标准 . 158 14. 5.其他费用 . 158 14. 6.基本预备费： . 159 14. 7.价差预备费： . 159 14. 8.建设期贷款利息 . 160 14. 9.其他 . 160 14. 10.主要技术经济指标表 . 160 15.财务评价与社会效益分析 . 173 15. 1.概述 . 173 15. 2.财务评价 . 173 15. 3.社会效益分析 . 202热电股份有限公8、司 20 兆瓦光伏并网电站项目可行性研究报告1. 总论1. 1.概述随着全球化石能源逐步枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日趋严 重，无污染、可持续、总量大、分布广的太阳能光伏发电成为各国利用新兴能源 的优选目标。我国是世界上为数不多的几个以煤炭为主的能源消费国家，煤炭消 费的比重虽然这几年有一定程度的下降，但目前还是超过了 65，能源消费结构 不合理。同时中国的能源消费从整体上讲还属于粗放型能源利用方式，与现代集 约经济发展的要求存在很大的差距。因此，从长远来看，包括太阳能在内的新能 源和可再生能源将大力发展，以逐步改善以煤炭为主的能源结构，促进常规能源 资源更加合理有效地利用，使我国能9、源、经济与环境的发展相互协调，实现可持 续发展目标已成为国家战略。国家计委、国家科委、国家经贸委制订的1996 2010 年新能源和可再生能源发展纲要则进一步明确，要按照社会主义市场经济 的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。20112015 年，我国 将大规模推广应用新能源和可再生能源技术，使新能源和可再生能源的开发利用 量达到 4300 万吨标准煤，占我国当时商品能源消费总量的 2%。国家能源法也明 确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。因此，积极开发利用可再生 能源，替代部分煤电，减轻能源对外依靠的压力，对改善我国能源结构和走能源 可持续发展的道路是十分必要的。 新10、疆地区光照充足，日照时间长，太阳能资源十分丰富，太阳能资源属于 类“很丰富带”，非常适合建设大型光伏电站。 热电股份有限公司，是集火电、水电、供电、供热、送变电设备安 装、电力设计、房地产开发、信息技术开发、机电设备销售、水电热力设备安装 为一体的上市公司，是石河子的能源基础支柱企业。随着国内新能源产业的迅速 发展，热电股份有限公司积极投身可再生能源电力项目的开发建设，计 划在兵团农八师 148 团投资建设大型并网光伏电站，一期建设容量为 20MWp。 新疆电力设计院受热电股份有限公司的委托负责热电股 份有限公司 20 兆瓦光伏并网电站项目的可行性研究设计工作。设计的主要内容 包括光能资源分析11、工程项目任务与建设规模、光伏发电阵列单元选型和布置、 发电量估算、电站电气、土建工程、环境保护、电站建成后的效益分析、工程投 资概算和财务评价等工作。 71. 2.报告编制原则及依据1. 2. 1. 编制原则(1).认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和 标准。 (2).对站址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。 (3).充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。1. 2. 2. 编制依据(1).光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011） (2).国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关 要求的通知（发改办能源200728912、8 号） (3).太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定 (4).太阳能电站有关设计规程规范 太阳光伏能源系统术语（GB_T_2297-1989） 地面用光伏(PV)发电系统导则（GB/T 18479-2001） 光伏（PV）系统电网接口特性（GB/T 20046-2006） 光伏系统并网技术要求（GB/T 19939-2005） 光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2005） 太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范（CECS85-96） 光伏(PV)发电系统过电保护导则（SJ-249-11127） 太阳光伏电源系统安装工程设计规范（CECS84-96） 1. 2. 313、. 基础资料(1).石河子地区太阳辐射资料及莫索湾地区基本气象资料。 (2).光伏发电工程站址邻近区域工程地质勘察资料。 (3).光伏发电工程所在地自然地理、对外交通条件。 (4).148 团社会经济现状及发展规划、石河子地区电力系统概况及发展规划、电网地理接线图。 (5).石河子地区主要建筑材料价格。 1. 3.光能资源新疆太阳能资源十分丰富，全年日照时数为 25503500 小时，日照百分率8为 60%80%，年辐射总量达 54306670MJ/m2，年辐射照度总量比我国同纬度其 他地区高 10%15%，比长江中下游地区高 15%25%，居全国第二位，仅次于西 藏高原。 本工程建设地点位于14、新疆维吾尔自治区兵团石河子市 148 团境内。站址中心 坐标：N=445413，E=862113。厂址西南距石河子市约 71km，西南距 148 团团部约 7km。 站址所在地区太阳能资源较丰富，工程代表年太阳总辐射量为 5391.18 MJ/m，在倾斜角度为 35时，倾斜面所接收到的年总辐射量为 6357.64MJ/m2.a 以上。太阳能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、 环境和经济效益。 1. 4. 工程地质(1).本场区属于国有荒地，地貌单一，场地平坦。 (2).拟建场地无不良地质作用或地质灾害。作为建筑场地是适宜的。场地和地基稳定。 (3).岩性自上而下依次为耕15、土、粉土及细砂。可采用粉土作为拟建建筑 物天然地基持力层。设计参数： 承载力特征值 fak=120kPa 压缩模量 Es=8.2MPa v基准基床系数 k =12000 kN/m3 (4).场地为非湿陷场地。 (5).勘察期间测得地下水水位为 5.1m5.3m，工程设计及施工时可不考 虑地下水对建筑物的影响。 (6).根据土样、水样分析报告综合评定：土对建筑材料具弱腐蚀性。水对建筑材料具弱腐蚀性。 (7).本地区抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.10g，设计 地震分组为第三组，征周期为 0.65s。 (8).本地区标准冻结深度为 1.40 米。 1. 5. 工程任务与规模工程16、的主要任务是建设高压并网光伏电站，充分开发利用 148 团丰富的太阳9能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条 件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本工程规划一期建设 20MWp。 1. 6. 光伏系统总体方案设计及发电量估算太阳能电站光伏阵列单元由太阳能电池板、阵列单元支架组成。阵列单元按 平板固定倾角式方案进行经济技术比较分析。以优化阵列单元间布置间距，降低 大风影响，减少占地面积，提高发电量为布置原则。 由于本工程系统装机容量 20MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大， 所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组17、件安装 量。本工程推荐选用的多晶硅电池组件规格为 250Wp。 经计算，热电股份有限公司 20 兆瓦光伏并网电站项目发电系统 25 年的总发电量约为 63866 万 kW.h，年平均发电量 2555 万 kW.h，年等效利用小时 数为 1277.5h。1. 7. 电气本期电站装机容量为 20MWp，接入系统电压等级为 35kV。本期新建 1 座 35kV 开关站，出 1 回 35kV 线路接至电站附近新建的 110kV 联合升压站。联合升压站 出一回 110kV 线路接入石河子电网 110kV 莫索湾变电站，线路长约 9km。线路拟 选用 LGJ-185 型导线。最终接入系统方案以电力部门下达18、的接入系统审查意见为 准。 1. 8. 消防设计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，排烟，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。 1. 9. 土建工程本工程本期规划容量 20MWp，根据现场地形及规划，将整个电站分为生产区和管理区两大区域。 10生产区由光伏阵列中的电池组件及逆变器室组成。管理区由 35kV 配电室、 警卫值班室等建筑物组成。综合控制室及办公室布置于与本项目配套建设的 110kV 联合升压站内。 本工程光伏组件支19、架采用固定式支架，独立灌注桩基础、热镀锌钢材支架。 综合控制室及办公室、35kV 配电室、逆变器室、警卫值班室均采用一层砖混结构。 1. 10.工程管理设计本着精干、统一、高效的原则，根据光伏试验电站生产经营的需要，且体现 现代化电站运行特点，设置光伏电站的管理机构，实行企业管理。每期工程按少 人值班、多人维护的原则进行设计，电站拟定定员标准为 10 人，其中运行人员 和日常维护人员 8 人，其它 2 人为管理人员。主要负责光伏电站的建设、经营、 管理和运行维护。 1. 11.施工组织设计光伏电站主要工艺设备由电池板、电池组件及各类电气设备组成，这些设备从生产厂家依托公路运输至电站。 工程所需20、的主要土建材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料和火工材料， 材料的就近从石河子地区相应市场采购。 施工总进度的安排原则按业主要求，合理安排工期，在保证工程质量的前提下，尽量缩短施工工期，争取提前发电，以尽早取得经济效益。 1. 12.环境影响评价和节能效益光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不产生任何有害物质 及噪声，因此电站的建设和运行对周围环境无不利影响。 光伏发电是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的可持续发展 的新能源。电站的建设代替燃煤电站的建设，将减少对周围环境的污染，并起到 利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作 用，具有明显21、的社会效益和环境效益。 111. 13. 项目投资概算本工程设计概算编制依据光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011）。本工程设计概算包括光伏电站、集电电缆、场区道路、接入系 统以及配套建设的生产管理用房等。太阳能电池板、并网逆变器等设备价格根据 类似工程的订货合同确定的价格，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算 并按设备价格的 1.06%计算运费。 工程总投资为 19908.71 万元，静态投资为 19403.19 万元，单位千瓦静态投资 9701.60 元，单位千瓦动态投资 9954.44 元。 资金来源：资本金占总投资的 20%，其余为银行贷款。 1. 14.22、 财务评价财务评价计算期采用 26 年，建设期 1 年，生产经营期 25 年。按新颁布的建 设项目经济评价方法与参数(第三版)及现行的有关财税政策，对光伏电场工程 进行财务评价。项目运营期年平均上网电量 25550MWh，根据国家发展改革委关于完善太 阳能光伏发电上网电价政策的通知（发改价格20111549 号）文件规定，工程 上网电价为 0.812 元kw.h(不含增值税，含增值税为 0.95 元kw.h)计算，销 售收入总额（不含增值税）53935.77 万元。贷款偿还期为 15 年，全部投资财务 内部收益率（税后）为 8.14，投资回收期（税后）为 10.97 年，自有资金内部 收益率为23、 13.94，投资利税率为 4.38，总投资收益率 6.16，由上可以看出， 本项目具有一定的盈利能力。 综上所述，本项目财务评价可行。 1. 15. 工程特性表单座光伏电站一期工程特性表 一、光伏电站站址概况 编号 项目 单位 数量 备注 1 装机容量 MWp 20.00 2 占地面积（围墙内） hm2 52.0 3 站址海拔高度 m 360361 124 纬度（北纬） 445413 5 经度（东经） 862113 6 工程代表年太阳总辐射量 MJ/m2.a 5391.18 水平面上 二、主要气象要素 编号 项目 单位 数量 备注 1 多年平均气温 6.8 2 多年极端最高气温 43.1 324、 多年极端最低气温 -42.8 4 多年最大冻土深度 cm 141 5 多年最大积雪厚度 cm 41 6 多年平均风速 m/s 1.7 7 多年极大风速 m/s 31.7 三、主要设备 编号 项目 单位 数量 备注 1.光伏组件（多晶硅电池组件） 1.1 峰值功率 Wp 250 1.2 短路电流 （Isc） V 8.79 1.3 开路电压 （Voc） A 38.4 1.4 峰值电压 (Vmp) V 30.4 1.5 峰值电流 (Imp) A 8.24 1.6 外形尺寸 (mm) mm 165099040 1.7 重量 (kg) kg 19.1 1.8 最大功率温度系数 %/ -0.45%/ 125、.9 开路电压温度系数 %/ -0.33%/ 1.10 数量 块 80000 1.11 固定倾角角度 () 35 2.逆变器（型号：500kW） 2.1 输出额定功率 kW 500 2.2 最大交流侧功率 kW 500 2.3 最高转换效率 % 98.7 2.4 欧洲效率 % 98.5 2.5 最大功率跟踪（MPPT）范围 VDC 450820 2.6 最大直流输入电流 A 1200 132.7 额定输出电压和频率 三相 270Vac、50Hz 2.8 输出频率范围 Hz 47-51.5 2.9 功率因数 自动运行模式0.99（额定功率） 调节控制模式：-0.95+0.95 2.10 工作环境26、温度范围 -25+55 2.11 数量 台 40 3.升压主变压器（型号：S11-1000/35 型） 3.1 台数 台 20 3.2 容量 kVA 1000 3.3 额定电压 A 36.7522.5%/0.27/0.27kV 435kV 开关站进出线回路数 4.1 出线回路数 回 1 4.2 进线回路数 回 4 四、土建施工 编号 项目 单位 数量 备注 1 土石方开挖 万立方 0.55 2 土石方回填 万立方 0.43 3 基础混凝土 万方 0.60 4 钢筋（钢材） t 1950 5 施工总工期 月 6 五、概算指标 编号 项目 单位 数量 备注 1 静态总投资 万元 19403.19 27、2 动态投资 万元 19908.71 3 单位千瓦静态投资 元/kWp 9701.60 4 单位千瓦动态投资 元/kWp 9954.44 5 设备及安装工程 万元 15309.69 6 建筑工程 万元 2128.29 7 其它费用 万元 1658.22 8 基本预备费 万元 192.11 9 建设期贷款利息 万元 505.52 六、经济指标 14编号 项目 单位 数量 备注 1 装机容量 MWp 20000 2 年平均上网电量 万 kW.h 2555 25 年平均 3 上网电价 元 0.95 含税 4 全部投资内部收益率 % 9.86 税前 5 全部投资内部收益率 % 8.14 税后 6 自有28、资金内部收益率 % 13.94 7 投资回收期 年 10.97 税后 8 借款偿还期 年 15 9 资产负债率 % 80.07 152. 光资源分析2. 1.代表气象站概况本项目建设地点位于新疆维吾尔自治区兵团石河子市 148 团境内。站址中心 坐标：N=445413，E=862113。厂址西南距石河子市约 71km，西南距 148 团团部约 6km。项目所在区域位于天山北麓中段，准噶尔盆地南缘，玛纳斯 河细土平原中下部，古尔班通古特沙漠南缘，属典型的内陆干旱性气候。其特征 为：冬季严寒，夏季炎热，温差大，冬夏两季时间长，春秋两季不明显。气候干 燥，风较多，光照充足，热量丰富。夏季降雨少，冬季29、积雪不稳定，蒸发量大。 早春气温回升慢，秋末气温下降快，无霜期短。灾害性气候主要有干旱、暴雨、 大风、沙尘暴、雾、雷暴等。干旱主要发生在春夏两季。八级以上的大风常引起 沙尘暴，在每年的春夏之交时有发生。 距离项目地最近的气象站为莫索湾气象站，莫索湾气象站位于石河子市以 北，地理位置坐标为北纬 4500，东经 8606，观测场海拔高度 341m，距 离项目所在地直线距离约 15km。莫索湾气象站为一般站，没有太阳辐射观测记录。 距离场址最近的有辐射资料观测记录的气象站为乌兰乌苏气象站，地理位置 坐标为北纬 4417，东经 8549，观测场海拔高度 518m，距离项目所在地 直线距离 85km。气30、象站与项目所在地相对位置如下图所示。16莫索湾气象站站址位置乌兰乌苏气象站图 2- 1 拟建场区与气象站相对位置本报告采用乌兰乌苏气象站观测到 2006 年2013 年的太阳辐射量数据作为 分析光资源的气象数据，莫索湾气象站提供的的资料作为分析对本工程影响的气 象数据。 2. 2.气象资料 2. 2. 1. 主要气象要素莫索湾气象站近 20 年各气象要素统计见表 2-1。 表 2- 1莫索湾气象站近 20 年各气象要素统计表序号 参数名称 数值 序号 参数名称 数值 1 年平均气温（） 6.8 13 年最大冻土深度（cm） 141 2 极端最高温度（） 43.1 14 年日照时数（h） 28031、2.3 3 极端最低温度（） -42.8 15 日照百分数（%） 63 4 地面平均温度（） 10 16 年平均雷暴日数(d） 13.3 5 年平均降水量（mm） 132.5 17 年平均大风日数（d） 6.2 6 最大一次日降水量（mm） 49.2 18 年平均沙尘暴日数（d） 12.1 7 年平均蒸发量（mm） 1944 19 年平均雾日数（d） 17.6 178 年最大积雪厚度（cm） 41 20 冰雹日数（d） 0.5 9 年平均气压（hPa） 979.8 21 累年平均风速（m/s） 1.7 10 年平均相对湿度（%） 61 22 累年最大瞬时风速（m/s） 31.7 11 晴天日数32、（d） 300.4 23 年主导风向 E 12 阴天日数（d） 64.6 2. 2. 2. 气象条件分析 ( 1) 、环境温度条件分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-25+55，选用电池组件的工作 温度范围为-40+85。正常情况下，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环 境温度加 30的水平。 根据气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温 6.8，多 年极端最高气温 43.1，多年极端最低气温-42.8。 因此，按本工程电站极端气温数据校核，本项目太阳能电池组件的工作温度 可控制在允许范围内。本项目逆变器布置在室内，其工作温度也可控制在允许范 围内。故场址区气温条件对太阳能电33、池组件及逆变器的安全性没有影响。 ( 2) 、最大风速影响分析本工程场址平坦四周无遮挡，场址区多年平均风速为 1.7m/s，主导风向 E， 20 年一遇最大风速为 31.7m/s，太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必 须考虑风荷载的影响。并以太阳电池组件支架及基础等的抗风能力在 31.7m/s 风 速下不损坏为基本原则。 ( 3) 、风沙和雷暴影响莫索湾多年平均沙尘暴日数为 12.1d。沙尘、浮尘天气对大气的影响较大， 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34、响较大，故在系统设计中应采取有效的风沙措施和 方便可行的日常清洗方法。 莫索湾年平均雷暴日数为 13.3d。可见该地区雷电对光伏电站有一定的危险， 电池阵列均固定在金属支架之上，且电池阵列面积较广，对电站防雷接地要求较 高。18( 4) 、积雪影响分析太阳能电池板最低点距地面距离 H 的选取主要考虑以下因素： a.高于当地最大积雪深度； b.高于当地洪水水位； c.防止动物破坏； d.防止泥和沙溅上太阳能电池板； e. 当地年最大积雪厚度为 41cm 本次设计 H 取 0.5m。 2. 3.太阳能资源分析2. 3. 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 9635、0 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。图 2-2 为我国太阳辐射量分布 图，图 2-3 为我国太阳能资源等效小时数分布图。 图 2- 2 我国太阳辐射量分布图 19图 2- 3 中国太阳等效小时数分布图 2. 3. 2. 新疆太阳辐射资源分析新疆太阳能资源十分丰富，全年日照时数为 25503500 小时，日照百分率 为 60%80%，年辐射总量达 54306670MJ/m2.a，年辐射总量比我国同纬度地区 高 10%15%，比长江中下游地区高 15%25%，仅次于青藏高原，居全国第二位。 全年日照大于 6 小时的天数为 250325 天，日照气温高于 10的天数普遍在36、 150 天以上。 2. 3. 2. 1.新疆太阳辐射年分布特征新疆太阳辐射峰值出现在东疆和南疆东部一带，最低值出现在博州、阿尔泰 和天山北麓部分地区，年总辐总量的区域分布大致是由东南向西北不均匀递减。 东南部太阳总辐总量多在 5800MJ/m2.a 以上，西北部均为 5200 MJ/m2.a。这是由 于新疆的山体西高东低，南高北低，西来的低层气流很难直入塔里木盆地，多从 西部几个缺口入境，在西北部形成比较多的云和降水，使太阳辐射减弱，东南部 则云雨少，辐射量增大。全疆辐射量分布情况见图 2-4。 20 图 2- 4 年太阳总辐射量分布图（kWh/ m2）新疆的直射辐射年总量在 2400 MJ37、/m2.a4400 MJ/m2.a，年平均直射辐射为 3300 MJ/m2。直射辐射峰值点一般分布在哈密一带，谷值点分布在且末、和田、 克拉玛依一线，峰值为谷值的 2 倍。总的来看，北疆、东疆地区年直射辐射高于 南疆，这是因为天山山脉以北，大气透明度较好，而南疆尘暴较多。大气混浊， 透明度差所致。与此相反，南疆年散射辐射量高于北疆，峰谷值在 1700 MJ/m2.a 3300 MJ/m2.a，峰值是谷值的 2 倍。平均值为 2600 MJ/m2.a，峰值点出现在和田 皮山一带，而谷值点在天山北麓。 哈密地区的太阳年总辐总量是全疆最大的地方，接近 6600 MJ/m2.a，这是因 为自西向东移动38、的气流到达哈密地区后，受东部祁连山所阻分为两股，一股进河 西走廊，另一股经库鲁克塔克格低山区倒灌塔里木盆地。因此，哈密地区低层气 流减弱，高层气流下沉，空气中水分少，晴天多，总辐射量增大。直射辐射分量 为 4500 MJ/m2.a，散射分量仅为 2100 MJ/m2.a，直射分量是散射分量的 2 倍。 南疆地区太阳总辐射比北疆地区高。直射分量和散射分量各占一半。尤其是 塔里木盆地西南角，由于进入塔里木的气流受地势阻塞，不能前进，迫使气流上 升运动，而地面覆盖少，气候干燥，植被减少。上升的气流把地面大量沙尘卷扬 在空中，使这一带尘土风沙多，太阳辐射弱，散射分量增大。 北疆地区的纬度偏高，云雨量比39、南疆多。太阳总辐射在 5400 MJ/m2.a6000 MJ/m2.a，其中伊犁河谷、博乐谷地、塔城盆地、额尔齐斯河谷一带总辐射较弱，21在 5400 MJ/m2.a 左右；准噶尔盆地以西的精河、克拉玛依、炮台一带受地形影响， 云量和风沙较多，太阳总辐射均在 5200 MJ/m2.a。虽然北疆地区太阳总辐射较弱， 但直射分量大于南疆，这对于太阳能利用是有利的。 2. 3. 2. 2. 新疆太阳辐射月分布特征新疆太阳总辐射的月际变化呈峰值型。太阳总辐射月最大值出现在 6 月份的 哈密地区，为 800 MJ/m2.m，最小值出现在 12 月份的博州一带，为 117 MJ/m2.m)， 峰值是谷值的40、 7.8 倍。 从 10-2 月的秋、冬季，月总辐射最大值主要出现在新疆南部低纬度地区。 该地区的秋、冬两季。风力平稳，气候干燥，透明度好，而北部地区纬度高，太 阳高度角小，空气中的水蒸气含量大。因此冬季南疆地区太阳总辐射一般高于 北疆。3-9 月的春、夏季，南疆风沙大、浮尘多，辐射相对减弱，而北疆、东疆 地区虽然纬度高，但气候较好，大气透明度高于南疆。因此，太阳总辐射月总量 的峰值出现在哈密一带。夏季总辐射高于冬季，5-10 月的辐射量约占全年总辐射 量的 2/3。从总辐射月总量的分布来看，东疆高于南疆，南疆大于北疆。 新疆月直射辐射的年变化也呈峰值型。最大值出现在 7 月的天山北麓和东疆 41、地区，其值为 570 MJ/m2.m；最小值出现在 12 月的博州地区。其值为 40 MJ/m2.m。 太阳直射辐射的月变化近似于月总辐射，1-6 月，直射辐射量依次增加，在 6、7 月间，月直射辐射值最大，7-12 月，辐射量逐渐减少，12-1 月。直射辐射量出 现最低值。 全区直射辐射的分布特征：东疆居于首位，是太阳能丰富地区：5-10 月，北 疆地区的太阳直射辐射高于南疆。冬季，南疆地区的太阳直射辐射高于北疆。因 此。在夏季，北疆更适宜于利用太阳能，在冬季，南疆利用太阳能的条件优于北 疆。 月散射辐射年变程虽然也呈峰值型，但曲线比较平缓，5-8 月的散射辐射量 很接近各月散射辐射极大值为42、 380 MJ/m2.m 400 MJ/m2.m。而且主要出现在南疆 的西南部及塔里木大沙漠的南缘和西缘。同一时期散射辐射的极小值出现在北疆 北部的天山北麓。 2. 3. 3. 乌兰乌苏太阳能资源分析2. 3. 3. 1. 太阳辐射年际变化分析乌兰乌苏近 8 年的年总辐射量年际变化如下图 2-5 所示。 22图 2- 5 乌兰乌苏 2006- 2013 年太阳总辐射量年际变化图 从图 2-4 可以看出，近 8 年间乌兰乌苏太阳辐射数据相对稳定，年总辐射量 多稳定在 5050MJ/m25400 MJ/m2 之间。最大值出现在 2012 年，达 5637.33MJ/m2。 最小值出现在 2010 43、年，为 5081.45MJ/m2。 2. 3. 3. 2.日照时数年际变化分析乌兰乌苏近 8 年的年日照时数年际变化如下图 2-6 所示。从图中可以看出， 该地区近 8 年年总日照时数较稳定，基本稳定在 2750h3100h，最大值出现在 2006 年，达 3075.6h，最小值为 2010 年的 2773.2h，从全国太阳能资源分布情况 看来，属于日照时数较长地区。 图 2- 6 乌兰乌苏 2006- 2013 年年总日照时数年际变化图2. 3. 3. 3.太阳辐射量月际变化分析乌兰乌苏近 8 年多年平均月总辐射量月际变化图如下图 2-7 所示。 23图 2- 7 乌兰乌苏 2006- 2044、13 年多年月平均太阳总辐射量月际变化图从上图中可见，乌兰乌苏太阳辐射的月际变化较大，其数值在 140MJ/m2 730MJ/m2 之间；月平均值 7 月最大，达 724.81MJ/m2；12 月最小，为 141.05MJ/m2。2. 3. 3. 4.日照时数月际变化分析乌兰乌苏近 8 年多年平均日照时数月际变化图如下图 2-8 所示。 图 2- 8 乌兰乌苏 2006- 2013 多年平均日照时数月际变化图 从上图中可见，乌兰乌苏日照时数的月际变化较大，其数值在 90h350h 之间；月平均值 7 月最大，达 344.4h；12 月最小，为 97.2h。 2. 3. 3. 5.日照百分率月际45、变化分析 乌兰乌苏近 8 年多年平均日照百分率月际变化图如下图 2-9 所示。 24图 2- 9 乌兰乌苏 2006- 2013 年月平均日照百分率月际变化图 从上图中可见，乌兰乌苏日照百分率月际变化呈现夏秋季大、冬春季小的规律，最大值出现在 9 月，达 77%，最小值出现在 12 月，只有 36%。 2. 3. 4. 工程代表年辐射数据由于太阳辐射具有随机性，根据各年的太阳辐射数据来计算相关的工程设计 参数其结果会有很大的误差，因此要从多年的气象数据中挑选出具有代表性的太 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的太阳辐射观测资料分析整理，根46、据一定的 基准挑选出“标准月”组成。结合乌兰乌苏气象观测站的太阳辐射年际变化趋势 和相关气象典型数据的分析和选择方法。本工程在 20062013 年的近 8 年的数据 中来选择。 采用统计学原理，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。经计算筛选，确定出的工程代表 年太阳辐射数据，如表 2-2 所示。 在自然现象和社会现象中，大量的随机变量都服从或近似服从正态分布，因 此可采用统计学中的正态分布来研究太阳辐射资料。我们采用直方图近似拟合为 正态分布曲线，以便直观了解太阳辐射量的概率分布情况，从而找出高概率区间 的实测值，作为电站设计的基本47、计算参数。 表 2- 2本项目工程代表年标准月辐射量及日照时数工程代表年25月份 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 所在年 2008 2009 2013 2009 2010 2007 标准月辐射量（MJ/m） 187.09 237.75 436.47 569.83 693.08 715.82 日照时数（h） 119.1 140.5 232.1 286.8 330 323.7 月份 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 所在年 2008 2006 2007 2011 2008 2012 标准月辐射量（MJ/m） 728.17 642.76 497.56 355.2148、 187.04 140.40 日照时数（h） 322 350.2 298.5 243.7 141.3 102.9 经计算可知，本项目工程代表年太阳总辐射量为 5391.18 MJ/m，日照时数为 2890.80h。 2. 3. 5. 乌兰乌苏太阳辐资源评价2. 3. 5. 1.辐射总量等级评价根据地区的太阳年总辐射量多少，可以把地区的太阳能资源划分为四个等级，如下表 2-3 所示 表 2- 3太阳能辐射总量等级划分表名称 符号 年总辐射量（MJ/m2*a） 年总辐射量（kWh/m2*a） 极丰富 A 6300 1750 很丰富 B 5040 RS6300 1400RS1750 丰富 C 37849、0RS5040 1050RS1400 一般 D 3780 1050 根据上述计算，乌兰乌苏近 8 年工程代表年的年辐射总量为 5391.18MJ/m，属于“B”类很丰富地区。 2. 3. 5. 2.太阳能辐射稳定性评价一年中各月总辐射量（月平均日辐射量）的最小值与最大值的比值可表征总 辐射年变化的稳定度，在实际大气中其数值在(0，1)区间变化，越接近 1 越稳定。 采用稳定度作为分级标准，将太阳辐射资源分为四个等级，如下表 2-4 所示。 表 2- 4太阳能资源稳定性等级划分名称 符号 分级值 稳定 A 0.45 较稳定 B 0.38RW0.45 一般 C 0.28RW0.38 不稳定 D 050、.28 26W乌兰乌苏月平均总辐射量值 7 月最大，达 724.81MJ/m2 ；12 月最小，为 141.05MJ/m2。R =141.05/724.81=0.19，属于“D”级，“不稳定”。这主要是由 于乌兰乌苏纬度较高，冬季太阳高度角较小，造成冬季辐射较小。可通过倾斜太 阳能电池板的形式提高冬季太阳能电池板所能接受到的辐射量，以及年总发电 量。 根据计算，在倾斜角度为 35时，倾斜面上所能接受到的太阳辐射量，7 月W最大，为 6.24kw.h/m2.d，12 月最小为 2.32 kw.h/m2.d，此时 R =2.93/5.95=0.37，可归为“C”级，“一般”。 2. 4.光伏电站光51、资源计算2. 4. 1. 计算原则由于太阳辐射的随机性，无法事先确定光伏系统安装后方阵面上各个时段确 切的太阳辐射量，只能根据气象站记录的历史资料作为参考，而且应用多年的太 阳辐射数据取平均值。然而通常气象站提供的只是水平面上的太阳辐射量，而电 池方阵一般是倾斜放置的，需要将水平面的太阳总辐射量转换成倾斜面上的辐射 量。在光伏并网电站系统设计中，如果按天进行能量的平衡计算，即没有意义， 也太烦琐，更不能按照小时计算，而按年为周期进行计算又太粗糙，因此最合理 的是按照月进行能量平衡的计算。 因此根据整理出的工程代表年的逐月辐射总量，计算出特定倾斜角度斜面上所能接受到的月辐射总量及年辐射总量。2.52、 4. 2. 固定式电池方阵的最佳倾角计算为了使光伏方阵表面接收到更多太阳能量，根据日地运行规律，方阵表面最 好是朝向赤道（方位角为 0 度）安装，并且应该倾斜安装，对于光伏并网电站来 说，由于所产生的电能全部输入电网，得到充分利用，因此只要使方阵面上全年 接收到最大辐射量即可。本工程利用光伏软件 PVSYST 进行电池板倾斜面上的辐射量计算，结果见表2-5。27热电股份有限公司 20 兆瓦光伏并网电站项目可行性研究报告表 2- 5固定式太阳能电池板阵列倾角在 25 度- 45 度时月平均辐射量计算结果统计表倾斜 角度 各月平均日辐射量(kW.h/m2.d) 年平均辐射量 (kW.h/m2.a53、) 年平均辐射量 (MJ/m2.a) 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 25 2.76 3.31 4.96 5.89 6.34 6.50 6.50 6.16 5.54 4.39 2.64 2.07 1738.36 6258.10 26 2.80 3.34 4.99 5.90 6.33 6.48 6.48 6.16 5.56 4.43 2.67 2.10 1743.81 6277.72 27 2.83 3.37 5.02 5.91 6.31 6.45 6.45 6.15 5.58 4.46 2.70 2.13 1747.41 654、290.68 28 2.87 3.39 5.04 5.91 6.30 6.43 6.43 6.15 5.60 4.50 2.73 2.15 1751.66 6305.98 29 2.90 3.42 5.06 5.91 6.28 6.40 6.41 6.14 5.61 4.53 2.75 2.18 1754.36 6315.70 30 2.93 3.45 5.09 5.91 6.26 6.37 6.38 6.13 5.63 4.56 2.78 2.20 1757.35 6326.46 31 2.97 3.47 5.11 5.91 6.24 6.34 6.36 6.12 5.64 4.59 2.855、1 2.23 1760.38 6337.37 32 3.00 3.49 5.13 5.91 6.22 6.31 6.33 6.11 5.65 4.62 2.83 2.25 1762.18 6343.85 33 3.03 3.52 5.15 5.91 6.19 6.28 6.30 6.10 5.66 4.64 2.86 2.27 1763.94 6350.18 34 3.06 3.54 5.16 5.90 6.17 6.24 6.27 6.08 5.67 4.67 2.88 2.30 1764.83 6353.39 35 3.09 3.56 5.18 5.90 6.14 6.21 6.24 6.56、07 5.68 4.69 2.90 2.32 1766.01 6357.64 36 3.11 3.58 5.19 5.89 6.12 6.17 6.20 6.05 5.69 4.72 2.92 2.34 1765.97 6357.49 37 3.14 3.60 5.21 5.88 6.09 6.13 6.17 6.03 5.69 4.74 2.94 2.36 1765.94 6357.38 38 3.17 3.62 5.22 5.87 6.06 6.09 6.13 6.01 5.70 4.76 2.97 2.38 1765.89 6357.20 39 3.19 3.63 5.23 5.86 657、.03 6.05 6.09 5.99 5.70 4.78 2.99 2.40 1764.65 6352.74 40 3.22 3.65 5.24 5.85 5.99 6.00 6.05 5.96 5.70 4.80 3.00 2.42 1762.78 6346.01 41 3.24 3.67 5.25 5.83 5.96 5.96 6.01 5.94 5.70 4.82 3.02 2.44 1761.52 6341.47 42 3.27 3.68 5.25 5.82 5.93 5.91 5.97 5.91 5.70 4.83 3.04 2.46 1759.36 6333.70 43 3.29 58、3.70 5.26 5.80 5.89 5.87 5.93 5.88 5.69 4.85 3.06 2.47 1756.87 6324.73 44 3.31 3.71 5.26 5.78 5.85 5.82 5.88 5.86 5.69 4.86 3.07 2.49 1753.49 6312.56 45 3.33 3.72 5.26 5.76 5.81 5.77 5.84 5.83 5.68 4.88 3.09 2.50 1750.11 6300.40 28图 2- 9电池阵列不同倾斜面上太阳辐射量比较图根据上图的结果可知，在倾斜角度为 3538时，倾斜面所接收到的年总 辐射量最大，达到 6359、57MJ/m2.a 以上，并在 35 度时达到最大值 6357.64MJ/m2.a。 最终确定本项目固定倾角为 35， 此倾角面上可接收到的年总辐射量为 6357.64MJ/m2.a。 2. 5.光资源综合评述通过综合分析和比较，可以看出石河子地区太阳能资源较丰富，工程代表年 总辐射量为 5391.18MJ/m2a，在倾斜角度为 35时，倾斜面所接收到的年总辐 射量为 6357.64MJ/m2.a 以上。太阳能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的 光照资源，实现社会、环境和经济效益。 293. 工程地质3. 1.项目概况本工程建设地点位于新疆维吾尔自治区兵团石河子市 148 团境内。站址中心60、 坐标：N=445413，E=862113。厂址西南距石河子市约 71km，西南距 148 团团部约 6km，交通较为便利。 3. 2.地形、地貌拟建场区地处天山北麓中段，准噶尔盆地南缘，玛纳斯河细土平原中下部， 古尔班通古特沙漠南缘。场地地形平坦，自然地面高程为 360361m（1985 年国 家高程系），场地地貌类型简单，植被稀疏，属冲、洪积平原。 3. 3.地层岩性构成及物理力学指标本项目勘测资料显示，在勘探深度范围内，场地地层属第四纪全新统冲、洪 积形成。场地岩土分布较均匀，上部主要以粉土为主，下部以细砂为主，表层覆 盖耕土。场地内由上至下岩土层为：耕土、粉土、细砂、粉质粘土及细砂。各61、岩 土层岩性特征如下： 耕土（表土）（地层编号）：厚 0.4-0.6m。土黄色，稍湿，松散，成分以粉土为主，含有少量植物根系。此层土分布于整个场地地表。 粉 土（ 地 层 编号 ）： 厚 1.1-2.5m ， 层 顶埋 深 0.4-0.6m （ 高 程 356.73-360.23m）。黄褐色，稍湿，稍密，土质较均匀，局部夹薄层粉质粘土及 细砂透镜体。 细砂 （ 地 层 编号 ） 厚 0.5-1.3m ， 层 顶埋 深 1.7-2.9m （ 高 程 354.59-358.73m）。青灰色，稍湿，稍密，主要以长石、石英为主，含云母，含 少量砾石含量约 10%，颗粒级配不良，土质不均，局部夹薄层粉质62、粘土透镜体。 粉质粘土（ 地层编号 ）： 厚 2.5-3.4m， 层顶埋深 2.8-3.5m（ 高程 353.99-357.83m）。黄褐色-灰褐色，可塑-软塑状，具中等压缩性，土质较均匀， 局部夹极薄层粉土或细砂透镜体。 细砂（地层编号）：未揭穿，最大揭露厚度 9.1m，层顶埋深 5.9-6.7m（高 程 351.08-354.73m）。青灰色，饱和，中密，主要以长石、石英为主，含云母， 含少量砾石含量约 10%，颗粒级配不良，土质不均，局部夹薄层粉质粘土透镜体。 30 3. 4.水文地质条件 场地地下水属孔隙潜水类型，勘察期间测得地下水初见水位为 5.1m5.3m。 该地下水主要由大气降水63、及地下水径流补给，通过地下径流和蒸发排泄。根据相关资料，本地区地下水每年 5 月至 8 月为枯水期，9 月至来年 2 月为丰水期。地下水水位随季节变化，一般年变化幅度为 0.501.00m。 3. 5.不良地质作用勘察及区域地质资料反映，拟建场地内无崩塌、滑坡、地面沉降或塌陷、地下采空区及地震断裂带或地裂缝等不良地质作用和地质灾害。 3. 6.场地类别根据岩土工程报告成果，建筑场地类别为类，土的类型为中软场地土。 3. 7.场地地震效应根据建筑抗震设计规范和中国地震动参数区划图划分，本区抗震设 防烈度为 7 度，场地设计地震加速度值 0.10g，特征周期为 0.65s（设计地震分 组为第三组）64、，属建筑抗震一般地段。 3. 8.地基土的腐蚀性拟建场地土的易溶盐含量为 0.217-0.238%，小于 0.3%，属非盐渍土。环境 类别为类，场地土对钢筋混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具 弱腐蚀性。综合评价，土对建筑材料具弱腐蚀性。 3. 9.土的冻胀性场地地层为季节冻土，根据冻土工程地质勘察规范和建筑地基基础设 计规范，粉土冻前天然含水量小于19，冻结期间地下水位距冻结面的最小 距离 hw1.5m。判定地基冻胀等级为级，冻胀类别为不冻胀。 3. 10.液化判别31拟建场地 15 米深度范围内的饱和砂土，在抗震设防烈度为 7 度时；为不液 化土层，可不考虑地震液化问题。 3. 65、11.站址区地基方案根据岩土勘察结果，地基持力层可选用粉土作为天然地基持力层，岩土设 计参数为： 承载力特征值 fak=120kPa 压缩模量 Es=8.2MPa 基准基床系数 kv=12000kN/m3 重度 =16.3N/m3 粘聚力 ck =24kPa； 内摩擦角 k=16 度 基础形式可采用条形基础或独立柱基。 3. 12.结论及建议(1).站址所在区域场区属于国有荒地，地貌单一，场地平坦。 (2).拟建场地无不良地质作用或地质灾害。作为建筑场地是适宜的。场地和地基稳定。 (3).岩性自上而下依次为耕土、粉土及细砂。可采用粉土作为拟建建筑 物天然地基持力层。设计参数： 承载力特征值 f66、ak=120kPa 压缩模量 Es=8.2MPa v基准基床系数 k =12000 kN/m3 (4).场地为非湿陷场地。 (5).勘察期间测得地下水水位为 5.1m5.3m，工程设计及施工时可不考 虑地下水对建筑物的影响。 (6).根据土样、水样分析报告综合评定：土对建筑材料具弱腐蚀性。水对建筑材料具弱腐蚀性。 (7).本地区抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.10g，设计 地震分组为第三组，征周期为 0.65s。 (8).本地区标准冻结深度为 1.40 米。 324. 工程任务与规模4. 1.工作任务本项目建设地点位于新疆维吾尔自治区兵团石河子市148团境内。根据电站 项目67、所在地的地区经济发展状况及电力等其它产业的发展规划，结合光伏电站的 自然条件、资源特征、建设条件等，以及太阳能辐射资源开发建设的要求，工程 任务主要是发电，电站建成后供电石河电网，工程规划总装机容量为20MWp，年 上网电量约为2555万kW.h。建设以1000kWp 为一个子单元并网发电，共20个单元, 电站新建1座35kV 开关站，出1回35kV线路接入莫索湾110kV变电站。 4. 1. 1. 地区经济概况4. 1. 1. 1.新疆维吾尔自治区新疆维吾尔自治区位于我国西北边疆，东、南与我国甘肃省、青海省、西藏 自治区相邻，从东北至西南与蒙古、俄罗斯、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、塔吉 克斯坦68、阿富汗、巴基斯坦、印度等国接壤，总面积166.49万km2，是我国面积最 大的省份。全区现有 14个地、州、市，62个县。新疆生产建设兵团是新疆的重 要组成部分，有174个团场。 新疆具有得天独厚的水土光热资源。日照时间长，积温多，昼夜温差大，无霜期长，年太阳能辐射量仅次于西藏，对农作物生长十分有利。 新疆水资源较丰富，全疆水资源总量953.12亿 m 3，约占全国水资源总量的3%。新疆地表水年径流量903.84亿m3，地下水资源量554.13亿m3，人均水资源量4695m3/人。由于新疆地处欧亚大陆腹地，气候干旱，水资源受季节因素影响，时空分布极不平衡，地表水蒸发量大，致使一些地方水资源不69、足。 新疆风能资源蕴藏量极为丰富，是全国风能资源最丰富的地区，全区风能资 源总储量为 9.57亿kW。新疆风能资源丰富区主要在风口、峡谷等气流通道上， 呈岛状分布，包括乌鲁木齐达坂城风区、阿拉山口风区、十三间房风区、吐鲁番 小草湖风区、额尔齐斯河河谷风区中心部分地区、塔城老风口风区、三塘湖淖 毛湖风区、哈密东南部风区、罗布泊风区等区域。 新疆矿产种类齐全、储量大，开发前景广阔。在全国已知的171种矿产中， 新疆已发现有138种，已探明资源储量的有117种。其中，5种储量居全国首位， 24种居全国前5位，43种居全国前10位，23种居西北地区首位。石油、天然气、33煤、金、铬、铜、镍、稀有金属、70、盐类矿产、建材非金属等蕴藏丰富。据预测， 新疆煤炭预测资源量1.82万亿t，占全国的40.5%，居全国首位；石油资源量208.6 亿t，占全国陆上石油资源量的30%，天然气资源量10.3万亿m3，占全国陆上天然 气资源量的34%，黄金、宝石、玉石等资源种类繁多，古今驰名。 新疆的生物资源种类繁多，野生动植物达4000余种，还是多种果树的原始起 源中心和次生中心，果树资源丰富，其中优良品种约300余个。天然药物如：麻 黄、罗布麻、甘草、贝母、雪莲等分布广泛，质量上乘，具有独特的品质和优良 的特性。 2012 年全区全年实现生产总值（GDP）7530.32 亿元，比上年增长 12.0%。其 中，第71、一产业增加值 1320.57 亿元，增长 7.0%；第二产业增加值 3560.75 亿元， 增长 13.7%；第三产业增加值 2649 亿元，增长 12.3%。按常住人口计算，人均地 区生产总值 33909 元，增长 10.8%。按当年平均汇率折合 5372 美元。 工业和建筑业全部工业增加值 2929.90 亿元，比上年增长 12.7%。规模以上 工业增加值 2804 亿元，增长 12.7%。其中，轻工业 207.24 亿元，增长 14.0%， 重工业 2596.76 亿元，增长 12.5%；石油工业 1386.17 亿元，增长 4.1%，非石油 工业 1417.83 亿元，增长 21.8%72、；公有制经济 2155.23 亿元，增长 10.7%，非公 有制经济 648.77 亿元，增长 21.0%；中央企业 1903.47 亿元，增长 8.0%，地方 工业 900.53 亿元，增长 22.4%。 全社会固定资产投资 6258.38 亿元，比上年增长 35.1%。其中，城镇投资 5593.81 亿元，增长 35.0%；农村投资 664.57 亿元，增长 36.3%。在城镇投资中， 第一产业投资 114.52 亿元，增长 23.9%；第二产业投资 3075.49 亿元，增长 33.4%； 第三产业投资 2403.80 亿元，增长 37.7%。在第二产业中，工业投资 2988.09 亿 73、元，增长 33.0%，其中，制造业投资 1517.83 亿元，增长 41.0%。 公共财政预算收入 909.10 亿元，比上年增长 26.2%，其中，税收收入 698.90 亿元，增长 17.8%。地方财政收入 1251.80 亿元，增长 20.3%。全口径财政收入 1921 亿元，增长 16.1%。公共财政预算支出 2719.70 亿元，增长 19.1%。地方财 政支出 3079.50 亿元，增长 18.5%。 4. 1. 1. 2. 石河子 148 团石河子 148 团位于天山北麓中段，准噶尔盆地和古尔班通古特沙漠南缘，距自治区首府乌鲁木齐市 185 公里，距石河子市 78 公里，距 3174、2 国道、第二座欧34亚大陆桥和乌奎高速公路 80 公里，拥有耕地 12470 公顷,总人口 3.3 万（2005年）。 石河子 148 团地势从东南向西北倾斜，属于玛纳斯河东岸冲积平原，主要地 貌特征为冲积平原和沙漠丘陵两大类。地处欧亚大陆腹地，受南部天山和西北部 阿尔泰山的阻挡，潮湿气流难以进入该区，从而使区内水汽缺乏，形成典型的内 陆干旱性气候。其特征为：冬季严寒，夏季炎热，温差大，冬夏两季时间长，春 秋两季不明显。气候干燥，风较多，光照充足，热量丰富。夏季降雨少，冬季积 雪不稳定，蒸发量大。早春气温回升慢，秋末气温下降快，无霜期短。灾害性气 候主要有干旱、暴雨、大风、沙尘暴、雾、雷暴等75、。干旱主要发生在春夏两季。 八级以上的大风常引起沙尘暴，在每年的春夏之交时有发生。 省道 301 线贯穿境内，省道 204 线绕南缘通过，成为石河子 148 团通往外界 的主要交通道路。 石河子 148 团国民经济以农业为主，第二、第三产业为辅，加快推进团场城 镇化、新型工业化、农业现代化建设。根据一四八团国民经济和社会发展十二 五规划，2010 年，全团完成生产总值 6.3 亿元 ，十一五时期年均增长 19.03%。 其中：第一产业增加值 4.69 亿元，增长 21.27%；第二产业增加值 0.61 亿元，增 长 8.88%（其中工业增加值 0.51 亿元，增长 10.86%,建筑业增加值 76、0.1 亿元，增 长 1.29%)；第三产业增加值 1 亿元，增长 17.28。人均生产总值 22504 元，增 长 26.25%，全社会固定资产投资完成 7381 万元，年均增长 3%；社会消费品零售 总额完成 0.9 亿元，年均增长 43.48%。 4. 1. 2. 石河子电网电力系统概况目前，石河子电网由国网新疆电网和石河子地区电网组成。 截至 2012 年底，新疆电网公司在石河子境内无电源装机，目前已建成 220kV 变电站 1 座（石河子西变，1150MVA），220kV 开关站 1 座（石河子东），分别 通过玛纳斯电厂石河子西奎屯 220kV 线路、玛纳斯电厂石河子东克拉玛 依 277、20kV 线路接入新疆主电网。目前新疆电网公司在石河子市内尚无 110kV 变电 站布点，也未直接供带该区域的负荷，通常仅通过与地方电网相联络的线路以趸 售的方式向该区域供电，且在地方电网电源出力盈余时接受其上送的电能。 35截止到 2012 年底，石河子电网已形成以市区为核心，东至玛纳斯凉州户， 西至沙湾、小拐乡，北到西古城镇，南至石场镇，以 110kV、220kV 电压等级为 主体覆盖的输、配电网络。电网东西伸展约 120 多 km、南北约 150 多 km，覆盖 地域约 7762km。 截止到 2012 年底，石河子电网（不含天业自备电网）总装机容量为 1937.05 MW，天富热电有限78、公司装机 1569.05 MW，用户自备电厂装机 368 兆瓦。其中：火 电 1822 MW，水电 115.05 MW。220kV 降压变电站 2 座，变压器 4 台，变电容量 723 MVA。110kV 降压变电站 20 座，变压器 38 台，变电容量 1400.5 MVA。35kV 降压变电站 22 座，变压器 41 台，总变电容量 308.4 MVA。220kV 线路 8 条，长 度 50.543km。110kV 线路 49 条，长度 786.615km。35kV 线路共 41 条，长度为 424.92km。 2012 年石河子电网全年完成供电量 67.5 亿 kWh，比 2011 年的79、 36.05 亿 kWh， 增加 87.2%；全年完成售电量 65.99 亿 kWh，比 2011 年的 34.48 亿 kWh 增加 91.41%； 2012 年石河子电网最高用电负荷为 1251.5MW，发生在 12 月 12 日，最低用电负 荷为 393MW，发生在 1 月 22 日。 4. 1. 3. 电力市场预测与电力平衡( 1)电力市场预测石河子电网具有以下特点：负荷跳跃式增长、用电负荷受市场经济影响大、 规划中不确定因素多，故在本负荷预测中以大用户法为主，针对一产、三产、居 民用电及二产中的一般用户（负荷水平低、用电量稳定）采用自然增长率法推测， 综合分析总的预测电力电量。根据八80、师石河子师“十二五”电力发展规划报 告，其电力市场预测结果如下表，“十二五”期间八师负荷增长较快的原因主要 是由于大工业项目的达标投产所引起的，年均增长率约为 33%。 表 4- 1八师“十二五”电力市场预测结果表单位：亿 kWh，MW年份 项目 2011(实际) 2012(实际) 2013 2014 2015 2020 “十二五” 增长 率 “十三五” 增长 率 高方案 供电量 36.05 67.5 106 168 265 701 57.7% 21.5% 最大负荷 707.59 1251 1868 2789 4163 10933 49.3% 21.3% 36中方案供电量36. 0567. 581、12020325559554. 7%18. 5%最大负荷707. 591251210031253950915046. 3%18. 3%低方案 供电量 36.05 67.5 102 155 236 484 51.7% 15.5% 最大负荷 707.59 1251 1793 2569 3681 7501 43.3% 15.3% 从负荷预测结果可见，至 2015 年八师电网最大用电负荷将达到 3950MW，2020年最大负荷达到 9150MW。 ( 2)电力电量平衡a) 平衡原则平衡范围：本次电力平衡范围为石河子电网供电区域。 平衡年限：20112015 年做逐年电力平衡，并跨年展望至 2020 年82、。 发电机出力：水电机组出力容量按装机容量的 25%考虑；火电机组出力按装机容量的 96%考虑；热电机组出力按装机容量的 85%考虑。 备用容量：备用容量由负荷备用、检修备用、事故备用 3 部分组成。负荷 备用取最大发电负荷的 2%，检修备用取最大发电负荷的 8%，事故备用取最大发 电负荷的 10%，并且不小于系统 1 台最大单机容量。 负荷水平：石河子最大负荷出现在冬季，冬季最大负荷采用负荷预测中结 果参与平衡。 电量平衡中，火电装机利用小时数取 5500 小时，水电装机利用小时数取3000 小时。b) 电力电量平衡结果经电力平衡发现，2014 年冬大电力缺口约为 251MW，2015 年电83、力缺口为1109MW，有一定的电力市场空间。 经电量平衡发现，2014 年冬大电量盈余约为 48.56MW，2015 年电量缺口为3.44MW。 本期工程 20MWp 光伏发电项目装机容量在石河子电网总装机容量的占比很 小，对石河子电力电量平衡影响很小，但是其电力电量将作为石河子电网的有益 补充。 4. 2.工程规模37光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源，电力系统需求情况，项目 开发建设条件等因素。从地区能源资源来看，新疆维吾尔自治区太阳能资源十分 丰富，全年日照时数为 25503500 小时，日照百分率为 60%80%，年辐射总量 达 54306670MJ/m2，年辐射照度总量比我国84、同纬度地区高 10%15%，比长江中 下游地区高 15%25%，居全国第二位，仅次于西藏高原。全年日照大于 6 小时的 天数为 250325 天，日照气温高于 10的天数普遍在 150 天以上。 热电股份有限公司 20 兆瓦光伏并网电站项目是由热电股 份有限公司投资建设的大型并网光伏电站，一期建设容量为 20MWp，符合新能源 和可再生能源发展对并网光伏电站建设的工作思路所要求的规模。 本工程建设地点位于新疆石河子 148 团境内。站址所在地区太阳能资源较丰 富，工程代表年太阳总辐射量为 5391.18 MJ/m，在倾斜角度为 35时，倾斜面 所接收到的年总辐射量为 6357.64MJ/m2.85、a 以上。太阳能利用前景广阔，能够为光 伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。 4. 3.工程建设必要性4. 3. 1. 合理开发利用光能资源，是能源和就环境可持续发展的需要世界能源问题位列世界十大焦点问题之首，特别是随着世界经济的发展、世 界人口的剧增和人民生活水平的不断提高，世界能源需求量持续增大，由此导致 全球化石能源逐步枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日趋严重。 我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要 能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的 75， 已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能86、地 热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施 之一 根据中国应对气候变化国家方案和可再生能源中长期发展规划，我 国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到 2020 年，力争使可再生 能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到 15%。 今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构 调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以光电、风力发电、太阳能热水器、 大型沼气工程为重点，以”设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”38为目标，加快可再生能源开发。 近几年，国际光伏发电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡， 并在向87、并网发电的方向发展。2007 年底国家发展和改革委员会下发了关于开展 大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知，鼓励在宁夏、新疆、西藏、青海、 甘肃等太阳能资源丰富地区开展大型并网光伏电站的建设工作。 本太阳能并网光伏电站选址在新疆，是国家政策鼓励扶持地区。从资源量以 及太阳能产品的发展趋势来看，在新疆开发光伏发电项目，有利于增加可再生能 源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。 4. 3. 2. 促进地区国民经济可持续发展的需要要实现地区经济的可持续发展，必须改变以往依赖农业资源开发利用的单一 经济结构，需对资源进行重新配置。要充分利用风力、水力、矿产、旅游、野生 植物、农副88、产品等潜在优势，加快产业结构调整，逐步提高科技含量，增进经济 效益。 随着国家加大对中西部地区的扶持力度，尤其是“西部大开发”战略的实 施，为广大西部省区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，以电力发展带动农业生产，同时以电力发展带动矿产资源开发，促进人 民群众物质文化生活水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区 经济落后的局面。 4. 3. 3. 加快能源电力结构调整的需要截至 2013 年底，新疆总装机容量为 40890.637MW，其中水电 4842.703MW， 火电 2700689、.33MW，风电 5006.75MW，光伏 2771MW，燃气发电 1061.09MW，其他 202.8MW。 国家要求每个省（区）常规能源和再生能源必须保持一定的比例。新疆的再 生能源中，水能资源、风能资源和太阳能资源都比较丰富，开发程度都比较低。 太阳能发电开发已日趋成熟，大力发展太阳能发电，将一定程度上促进新疆能源 结构的改善。 4. 3. 4. 改善生态、保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列39重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资90、源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。 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%。 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。新 疆东部和南部具有丰富的太阳能资源，且区内91、多戈壁和沙漠，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。大规模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。 4. 3. 5. 本项目建设的必要性本项目拟在石河子 148 团建设 20MWp 光伏电站，项目拟选站址所在地植被稀 疏，为沙漠丘陵，区域太阳能资源较丰富，平均太阳能辐射量为 5391.18MJ/m2， 太阳能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的光照资源，为实现社会、环境 和经济效益。 离项目拟选站址最近的变电站为莫索湾 110kV 变，与站址相距约 10km，本项目送出线路可经由该站接入石河子电网。 根据石河子电网电力市场预测结果， “92、十二五”期间需电量年均增长率为54.7%，最大负荷年均增长率为 46.3%；“十三五”期间需电量年均增长率为18.5%，最大负荷年均增长率为 18.3%。本项目的建成投产将在一定程度上缓解石河子电网负荷增长带来的压力。 综上所述，本项目的建设是必要的。 405. 系统总体方案设计及发电量计算5. 1. 太阳能光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电 系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在 一起的系统，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93、，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。 在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳电池组成的光伏阵列转换成直流 电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压 器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用 电设备使用和远程调配。 本项目光伏发电系统主要由太阳电池阵列、逆变器及升压系统三大部分成，其中太阳电池阵列及逆变器组合为发点单元部分。 5. 2.阵列单元光伏电池组件选择光伏发电系统通过将大量的同规格、同特性的太阳能电池组件，经过若干电 池组件串联成一串以达到逆变器额定输入电压，再将这样的若干串电池板并联达 到系统预定的额94、定功率。这些设备数量众多，为了避免它们之间的相互遮挡，须 按一定的间距进行布置，构成一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由 同规格、同特性的若干太阳能电池组件串联构成的一个回路是一个基本阵列单 元。每个光伏发电方阵包括预定功率的电池组件、逆变器和低压配电室等组成。 若干个光伏发电方阵通过电气系统的连接共同组成一座光伏电站。 (1)太阳能电池分类 太阳电池种类繁多，形式各样，按基体材料分类主要有以下几种： a) 硅太阳电池：主要包括单晶硅（Single Crystaline-Si）电池、多晶硅（Polycrystaline-Si）电池、非晶硅（Amorphous-Si）电池、微晶硅（c-S95、i）电池以及 HIT 电池等。 b) 化合物半导体太阳电池：主要包括单晶化合物电池如砷化镓（GaAs）电 池、多晶化合物电池如铜铟镓硒（CIGS）电池、碲化镉（CdTe）电池等、氧化物 半导体电池如 Cr2O3 和 Fe2O3 等。 41c) 有机半导体太阳电池：其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。 d) 薄膜太阳电池：主要有非晶硅薄膜电池（-Si）、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄膜电池、纳米晶薄膜电池等。 目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制造的，随着 晶体硅太阳能电池生产能力和建设投资力度的不断增长，一些大型新建、扩建项 目也陆续启动，同时薄膜太阳96、能电池项目的建设也不断扩大，产能也在不断上升， 薄膜电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。 (2)太阳能电池技术性能比较 受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳 电池基本为晶硅类电池和薄膜类电池。 a) 晶体硅太阳电池 单晶硅电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产 的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在 14% 20%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率 目前在 13%15%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽 然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳电池低，具有节约97、能源，节省硅 原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高 的太阳电池。 b) 薄膜类太阳电池 薄膜类太阳电池由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。在薄膜类电池中，非晶薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点： 用材少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产； 制造过程消耗电力少，能量偿还时间短； 基板种类可选择； 弱光效应好，温度系数低，发电量多； 紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国均在进行各 种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶硅类高效太阳电池和各类薄膜太阳电 池是全球新型太阳电池研究开发的两98、大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅42太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、铜铟 镓硒薄膜太阳电池主要特性如表 5-1 所示。 表 5- 1主要商用太阳电池特性表电池种类 晶硅类 薄膜类 单晶硅 多晶硅 非晶硅 碲化镉 铜铟镓硒 商用效率 14%20% 13%15% 5%9% 5%8% 5%8% 实验室效率 24% 20.30% 12.80% 16.40% 19.50% 使用寿命 25 年 25 年 25 年 25 年 25 年 组件层厚度 厚层 厚层 薄层 薄层 薄层 规模生产 已形成 已形成 已形成 已形成 已证明可行 环境问题 中性 中性 中性 有（使用镉99、） 除使用镉外为中性 能量偿还时间 23 年 23 年 12 年 12 年 12 年 主要原材料 中 中 丰富 镉和碲化物都是稀有金属 铟是昂贵的稀有金属 生产成本 高 较高 较高 相对较低 相对较低 主要优点 效率高 效率较高 弱光效应好 弱光效应好 弱光效应好 技术成熟 技术成熟 成本较高 成本相对较低 成本相对较低 根据上表可知，晶硅类太阳能电池由于制造技术成熟、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。 非晶硅薄膜太阳能电池尽管转化效率较低、占地面积较大，但其成本亦较晶硅电 池低，且在弱光条件下性能好于晶硅类太阳能电池。因此，其在兆瓦级太100、阳能光 伏电站的应用中具备一定的竞争力。 两种晶硅电池最大的差别是单晶硅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，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。 非晶硅薄膜电池与晶硅电池相比，制造工艺相对简单、不需要高温过程、能 源消耗少、单片面积大、组装简单、易于大规模生产等特点，其所占的市场份额 组件增加。但目前相对效率较低、稳定性不佳，考虑到工程场址区的气候特点， 同时由于非晶硅薄膜电池自身封装特点，其顶电极与背电极距离较近，在电池互 联处容易发101、生电池短路情况；另外针孔及电池材料的腐蚀或损坏的区域也可能会43导致短路概率更大。在技术性能上考虑，非晶硅薄膜电池有一定的优势，但产品稳定性和适应性方面目前缺点相对明显，需要更多实际工程的检验。 (3)太阳能电池类型的确定 晶硅类电池与非晶硅类电池板相比，晶硅电池板效率高，技术成熟。本项目 考虑到多晶硅电池板技术发展较快，国内外尚有较大规模应用的实例，发展前景 看好，根据本工程的规模、场地条件及太阳辐射条件，经综合分析，本工程拟全 部选用多晶硅电池组件。 综上所述，本工程暂选用多晶硅太阳能电池组件。 (4)太阳能电池组件规格的选择 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102、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 300Wp 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大的电池组件，以减少 占地面积、节省线103、缆、降低组件安装量。采用不同规格电池组件组成 1MWp 光伏 电站的组件用量比较，见表 5-2。 表 5- 2不同电池组件组成的 30MWp 方阵的组件数量比较方案 方案一 方案二 方案三 组件峰值功率（Wp） 235 240 250 串联数量(块) 20 20 20 1MWp 子方正并联数量（路） 216 212 200 1MWp 子方正组件数量（块） 4320 4240 4000 由表 5-2 比较可以得出： 44采用 240Wp 组件和 250Wp 组件组成 1MWp 光伏阵列所使用的组件数量均较 少，组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快；且故障几率减少，接触电 阻小，线缆用量少，104、系统整体损耗相应降低。 通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅组件应用于大型并网光伏发电系 统的，其规格大多数均在 150Wp 到 300Wp 之间，在这个区间范围内，市场占有 率比较高的几家厂商所生产的并网型多晶硅组件规格尤以 200Wp 到 250Wp 之 间居多。由于电池组件的均一性问题，规格越大的组件，其生产成本越高，相应 的组件价格越高。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率以及组件价格， 本工程选用 250Wp 多晶硅太阳电池组件。 本期工程参照某公司提供的产品参数进行初步分析，产品容量为 250Wp，电池组件参数如下表。 表 5- 3太阳能电池组件性能参数表峰值功率 （Wp） 105、250 短路电流 （Isc） 8.79 开路电压 （Voc） 38.4 峰值电压 (Vmp) 30.4 峰值电流 (Imp) 8.24 外形尺寸 (mm) 1650X990X40 重量 (kg) 19.1 最大功率温度系数 -0.45%/ 开路电压温度系数 -0.33%/ 5. 3.光伏阵列单元基本型式的确定5. 3. 1. 安装方式的确定太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与太阳电池方阵平面垂 直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。因此，国内外相应推 出了光伏电池板手动可调支架和太阳能跟踪装置两类产品，以满足提高发电效率 的需要。 光伏电池板手动可调支架是在固定支架的106、基础上增加了手动倾斜角调整功 能，其占地面积与采用固定支架的方案相同。运行中，需根据季节时令的变化， 每个光伏电池板的倾斜角进行人工调整，一般每年需调整 23 次。对于装机容45量为 20MWp 的光伏电站，将所有支架全部调整一次，约需 3060 天/人。采用该类支架时，可提高发电量 5%左右，项目总投资增加约 5%，。 太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的 8 小时或更长的时间内保持方阵平 面与太阳入射光垂直，将太阳能最大程度的转化为电能。该类产品大致可以分两 种，一种为单轴跟踪，即东西方向转动跟踪太阳；另一种为双轴跟踪，即既有东 西向跟踪，同时太阳能板倾角也随季节的不同而改变。一般来说，采107、用自动跟踪 装置可提高发电量 20%40%左右，直接投资额增加约 10%20%。 目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。 因与固定倾角支架相比，手动可调支架投资额相应增加，而发电量同步增长，由 此带来的效益并不明显，且运行期间需要增加 24 名运行人员承担艰苦繁重的 调节工作；而增加自动跟踪装置后，将大幅度增加占地面积，所以适合于荒漠区 大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站，而国内的配套政策支持力度不足，大型高 压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未 实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型 高压并网光伏电站108、上的使用。 根据已建工程调研数据，采用手动调节支架时，可提高发电量 5%左右，若采 用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 18%，而采用双轴跟踪方式，系统 实际发电量可提高约 25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对 1MWp 光伏阵列 采用四种运行方式比较如表 5-3。 表 5- 31MWp 电池阵列三种运行方式比较项目 固定式 手动调节式 斜单轴跟踪式 双轴跟踪式 发电量（%） 100 105 120.7 129.8 占地面积（万平方米） 2.2 2.2 4.8 5.0 直接投资增加百分比（%） 100 105 114 122 运行维护 工作量小 人工调节，运行工作量相当大 有旋转机109、构，维护工作量较大 有旋转机构，维护工作量大 支撑点 多点支撑 多点支撑 多点支撑 单点支撑 板面清洗 布置集中 布置集中 布置分散，需逐个清洗，清洗量较大 布置分散，需逐个清洗，清洗量较大 46由表中数据可见，固定式、手动调节式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初 始投资较低，且支架系统基本免维护；手动调节式初始投资略高，发电量也略有 提升，而运行中投入的人工工作量相当大；自动跟踪式初始投资较高、需要一定 的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高，假如不考虑后期维护工 作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。 若自动跟踪式支架造价能进一步降低，设备的可靠性和110、稳定性不断提高，则其发 电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决电池阵列同步性及减少运行维 护工具，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。 经对固定式、手动调节式和跟踪式三种运行方式的初步比较可以看出，固定 式初始投资较低、支架系统基本免维护；手动调节式初始投资和发电量均同步略 有提高但运行中人工投入大；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始 投资相对较高，后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，且占地面 积因受到站址地形的严格约束而无法增加。 综上所述，本期工程推荐选用固定式运行方式。 5. 3. 2. 光伏发电方阵容量的选择采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布111、局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。 由于本工程建设规模较大，拟以每 1MWp 容量电池板为一个方阵，共 20 个方 阵，每个方阵相应设置一个 270V 低压配电室。单个光伏方阵容量为整个光伏电 站 5容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。 如每方阵电池板容量小于 1MWp，则会增加低压配电装置、低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。 如每方阵电池板容量按 2MWp 考虑，则 2MWp 容量固定安装电池板布置面积将 达到约 430300 米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆将达到 200-350 余米长，接近低压输电经济长度极112、限。 故以每 1MWp 容量电池板为一个方阵方案具有降低工程造价、便于运行管理、 电池板布局整齐美观等优点。 5. 3. 3. 太阳能光伏方阵单元型式的确定根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按 36 度考虑。 47电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析： 本工程所选500kW逆变器输入电压MPPT工作范围为450V820V；直流电压工作 范围450V900V。250Wp多晶硅电池组件开路电压38.4V，开路电压温度系数-0.33%/K。 (1)电池组件计算参数 组件及线路损耗、尘埃遮挡等电压损失为4。 冬季最低环境113、温度为：-42.8， 夏季最高环境温度为：43.1。 (2)电池组件组合计算 计算公式： N Vdcmax /Voc96 N Vdcmin/Vmp96 式中：Vdcmax逆变器绝对最大输入电压； Vdcmin逆变器绝对最小输入电压； Voc电池组件开路电压； Vmp电池组件最佳工作电压。 经计算：得出串联光伏电池数量 N 为：15N23。根据运行经验及工作环 境等因素，现分析 18 组串、19 组串、20 组串、21 组串、22 组串如下： 表 5- 4电池组件串联电压组件串联数量 倾斜面上辐射强度(W/m2) 开路电压(V) 工作电压(V) 18 1000 691.2 547.2 19 10114、00 729.6 577.6 20 1000 768 608 21 1000 806.4 638.4 22 1000 844.8 668.8 在项目地区，倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于 1000W/m2，根据逆变器 最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行以上公式的修正后，在最低极限温 度和最高极限温度下的电池组件串联电压时在逆变器绝对最大输入电压和逆变 器绝对最小输入电压范围之内；最终确定太阳能电池组件的串联组数为 20（串）。48根据电池组件的串联得出单台 500kW 逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为 100 组。 固定阵列布置方式以 1MWp 为一个基本发电单元，共 20 个基115、本发电单元。每 20 块电池组件组成一串，每 40 块电池组件组成一面电池板阵。采用固定安装。 每面电池板阵输出电压 608V，输出功率 10000Wp，每串功率 5000Wp。 根据电池组件的串联数及 500kW 逆变器额定输入功率及最大允许输入功率得 出单台 500kW 逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为 100 串。1MWp 基本发电 单元并联组总数为 1002=200 串，电池组件数量为 20200=4000 块。 全站 20MWp 需要这种电池组件 204000=80000 块，需要这种电池板支架数 量为 80000402000 套。 5. 4. 逆变器的选择5. 4. 1. 逆116、变器的技术指标作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发 电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司光伏发电站接入 电网技术规定的其他相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下 技术指标： (1)单台容量大 对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市 场上的大容量集中型逆变器额定输出功率在 100kW1MW 之间，通常单台逆变器 容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为 30MWp，从 初期投资、工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较 多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工117、作量也大；在大中型并 网光伏电站中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资， 并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时发电系统出力影响较大。 因此，在实际选型时应全面综合考虑。 (2)转换效率高 逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。 本工程要求大量逆变器在额定负载时转换效率不低于 95%，在逆变器额定负载为 10%的情况下，也要保证 90%（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率49包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一点效率更 能反映逆变118、器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断发 生变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率较高的逆变器。 (3)直流输入电压范围宽 太阳电池组件的端电压随日照强度和环境稳定变化，逆变器的直流输入电压 围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而 延长发电时间，增加发电量。如在日落余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电 池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发 电量。 (4)最大功率点跟踪 太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能适应于 光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的 高效119、运行。 (5)输出电流谐波含量低，功率因数高 光伏电 站 接入 电 网 后 并网 点 的 谐 波 电压 及 总 谐 波 电 流 分量 应 满 足 GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波的规定，光伏电站谐波主要来源是逆 变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量 低于 3%，逆变器功率因数接近于 1。 (6)具有低电压耐受能力 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应 具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的 损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下： a) 光伏发电站必须具有在并网点电120、压跌至 20%额定电压时能够维持并网运行 1s； b) 光伏发电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90%时，光伏电站必须保持并网运行； c) 光伏电站并网点电压不低于额定电压的 90%时，光伏电站必须不间断并网运行。 (7)系统频率异常响应 国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应50具备一定的耐受系统频率异常能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光 伏电站在表 5-5 所示电网频率偏离下运行。 表 5- 5大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求 频率范围 运行要求 低于 48Hz 视电网要求而定 48Hz49.5 Hz 每次低于 49121、.5 Hz 时要求至少能运行 10min 49.5 Hz50.2 Hz 连续运行 50.2 Hz50.5 Hz 每次频率高于 50.2 Hz 时，光伏电站应具备能够连续 2min 的能力，同时具备 0.2s 内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网 调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。 高于 50.5 Hz 在 0.2s 内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。 (8)逆功率保护 当检测到逆变器的逆向电流超过额定输出的 5%时，逆变器应在 0.52s 内停止向电网送电。 (9)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，如122、在一定 程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向 光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内； 故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。 系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网， 且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新 并网。 (10)具有保护功能 根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。 (11)监控和数据采集 逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制123、器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。 5. 4. 2. 逆变器的选型现选取几家国内外技术较为成熟的逆变器作为参考，各厂家提供的逆变器技51术参数也均能满足国家电网发展2009747 号国家电网公司光伏电站接入电网 技术规定（试行）的要求。根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等 特性，尽量降低投资的前提下，经对比分析，本工程推荐选用 500kW/台的逆变器， 本工程拟采用某公司生产的 500kW 光伏并网逆变器，其主要技术参数见表 5-6。 52表 5- 6推荐 500kW 逆变器主要技术参数表序号 名称 技术参数 1 逆变器额定功率 500k124、W 2 隔离方式 无变压器隔离 3 直流侧参数 3.1 最大直流电压 900Vdc 3.2 最大功率电压跟踪范围 450Vdc820Vdc 3.3 推荐最大直流功率 550kWp 3.4 最大输入电流 1200A 3.5 最大输入路数 16 路 4 交流侧参数 4.1 额定输出功率 500kW 4.2 额定输出电压和频率 三相 270Vac、50Hz 4.3 允许电网电压 210Vac-310Vac 4.4 输出频率范围 47Hz51.5Hz 4.5 额定电网电压 270Vac 4.6 输出电流波形畸变率 3%（额定功率） 4.7 功率因数 自动运行模式0.99（额定功率） 调节控制模式：-0125、.95+0.95 4.8 最大交流输出电流 1176A 5 系统参数 5.1 最大效率 98.70% 5.2 欧洲效率 98.50% 5.3 防护等级 IP20 5.4 夜间自耗电 100W 5.5 运行自耗电 2kW 5.6 允许运行环境温度 -25+55 5.7 散热方式 冷风 5.8 允许相对湿度 095% 5.9 要求电网形式 IT 电网 5.10 自动投运条件 直流输入及电网满足要求，逆变器将自动运行 5.11 断电后自动重启时间 5min 5.12 允许最高海拔 6000m(超过 3000m 需降额使用) 5.13 低电压穿越 有 535.14 显示与通讯 触摸屏 RS485 通讯126、接口 6 机械参数 6.1 外形尺寸(宽 x 高 x 深) 28002180850mm 6.2 净重 2288kg 7 相关认证 金太阳认证、TUV 认证、KEMA 认证 5. 5.方阵接线方案设计 每个 1MWp 电池子方阵由 2 个 500kWp 阵列逆变器组构成，1MWp 电池子方阵由 200 路太阳电池组件串联并而成，每个电池组串有 20 块太阳电池组件串联而成。 各太阳电池组串按接线划分的汇流区，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电 柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入 35kV/0.27kV 升压变压及配电装置升压后送至 35kV 配电室。 5. 5. 1. 汇流箱及配电柜设计127、本工程所选汇流箱具有以下性能特点： a) 户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求： b) 可同时接入 16 路输入设 15A 的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为 1000V； c) 配有光伏专用防雷器，正负极都具有防雷功能； d) 直流输入母线端配有可分断的直流断路器； e) 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、电 压，直流断路器等； f) 配有标准 RS485 通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。 5. 5. 2. 直流配电柜设计直流配电柜具有以下性能特点： a) 配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能； b) 每个回路配有监测装置，可以128、实时监测每个输入输出回路的直流电流、电 压、发电功率、电能； c) 配有标准 RS485 通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。 545. 6.逆变器室布置本工程设计装机为 20MWp，全部采用多晶硅太阳电池组件。逆变器室在电池方阵中的布置有两种形式： 方案一：每 1MWp 电池阵列为一个发电系统，1MWp 方阵中间布置 1 座逆变器室，逆变器室布置 2 台 500kW 逆变器。 方案二：每 2MWp 电池阵列为一个发电系统，2MWp 方阵中间布置一座逆变器室，逆变器室内布置 4 台 500kWp 逆变器。 通过对电池方阵及逆变器室组合方案的比较，主要结论为： 对于 2MWp 电池方阵为了保证129、不超过 2%的直流电缆压降，电缆长度将超过 200 米，即要采用大量的 ZRC-VV22-1-2*120 电缆，所以电缆费用大量增加。方案二较 方案一电气总投资会增加。 因此，采用方案一逆变器室布置，即 20MWp 电池方阵按 20 座逆变器室设计， 每座逆变器室安装 2 台 500kW 逆变器，每座逆变器室外安装 1 台 1000kVA 室外箱 式变。 5. 7.辅助技术方案5. 7. 1. 环境监测方案在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度 等参数。 5. 7. 2. 组件清洗方案电站内所处环境的沙尘较大，受到沙尘、强风的影响，电池组件容易积尘， 影响发电效率。130、必须对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列 的电池组件便面清洗可分为定期清洗和不定期清洗。 定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或 日落后。 不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。 恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在电池板面组件上的泥点和积雪予以清理。 季节性清洗主要指春秋季节候鸟前途路线下的发电区域，对鸟类粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现电池组件被污染的应及时清洗。 55日常维护主要是每日的巡视检查电池组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，电池面组件的清洁。 电池组件面板采用人工131、清洗和机械清洗相结合的方式，在春季清洗采用人工 清洗，暂按一个半月一次；在夏季、秋季清洗采用移动式机械喷水清洗，但清洗 后应及时擦拭、吸水，严禁有水渍残留和板面滴水的问题出现，清除水清洗带来 的安全隐患。 同时，清洗电池面板后的污水应回收处理后再利用（如作为绿化用水等）。 由于本地区冬季寒冷，不考虑冬季水洗。 5. 8.上网电量估算峰值日照定义： 100mW/cm20.1W/cm2 的辐射强度下的日照小时数。 1J=1Ws,1h3600s 100mW/cm20.1W/cm21,000W/ m2=1,000J/s m23.6MJ/h.m2 由此得出将太阳能资源（MJ/ m2）换算为峰值日照时数的132、系数为 3.6。 根据光资源部分计算，在倾斜角度为 3538时，倾斜面所接收到的年总辐射量最大，达到 6357MJ/m2.a 以上，并在 35时达到最大值 6357.64MJ/m2.a。 根据在 35时太阳能电池方阵面上的辐射量 6357.64MJ/m2/a，可以计算出年峰值 日照时数6357.643.6=1766h。 项目地区年平均最佳倾角为 35，平均年有效发电辐照量 1766kWh/m2.a。 5. 8. 1. 第一年的发电量计算光伏电站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取 3%； 大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取 3%； 考133、虑太阳能电池板表面存在一定的积灰，遮挡损失系数取 4%； 光伏并网逆变器的效率（无隔离变压器，欧洲效率）约为 98%98.5%，考虑到光伏电站很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不 发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器效率按 98%计算； 升压变压器效率按 98%考虑； 早晚不可利用太阳能辐射损失系数 3%； 56光伏电池的温度影响系数按 2%考虑； 其它不可预见因素损失系数 4%。 系统效率为：97%97%96%98%98%97%98%96%=79.17% 20MWp 固定式：太阳能板数量为 2000 面，单位功率为 10000Wp，合计容量为20MWp。 第一年各月份134、发电量如下：首年发电量 倾斜 35 度对应的辐射量（kW.h/m2.d） 发电量（万 kWh） 一月 3.09 152 二月 3.56 175 三月 5.18 254 四月 5.9 290 五月 6.14 301 六月 6.21 305 七月 6.24 306 八月 6.07 298 九月 5.68 279 十月 4.69 230 十一月 2.9 142 十二月 2.32 114 合计首年（不计衰减） 2846 合计首年（计衰减） 2832 按照实 际 装 机容 量 20MWp 计 算 的上 网 第 一年 年等 效 利用 小 时 数为 ：28320000kWh20000kWp=1416 小时。135、 5. 8. 2. 光伏电站全寿命上网电量计算根据光伏组件年衰减情况分析表，按光伏电站使用寿命 25 年进行电站全寿命上网电量计算： 57光伏电站全寿命上网电量计算表（估计值）序号 功率比率 上网电量（万 kWh） 第一年 99.50% 2832 第二年 98.56% 2805 第三年 97.64% 2779 第四年 96.72% 2753 第五年 95.81% 2727 第六年 94.91% 2701 第七年 94.02% 2676 第八年 93.13% 2650 第九年 92.26% 2626 第十年 91.39% 2601 第十一年 90.84% 2585 第十二年 90.30% 257136、0 第十三年 89.76% 2555 第十四年 89.22% 2539 第十五年 88.68% 2524 第十六年 87.83% 2500 第十七年 86.99% 2476 第十八年 86.15% 2452 第十九年 85.33% 2428 第二十年 84.51% 2405 第二十一年 83.70% 2382 第二十二年 82.89% 2359 第二十三年 82.10% 2337 第二十四年 81.31% 2314 第二十五年 80.53% 2292 合计 63866 平均(万 kWh) 2555 年利用小时数 h 1277.5 组件使用 10 年输出功率下降不得超过使用前的 10%：组件使用137、 25 年输出功率下降不得超过使用前的 20%：组件使用寿命不得低于 25 年。 58根据组件逐年衰减情况，计算出本工程发电系统 25 年的总发电量约为 63866万 kWh，年平均发电量 2555 万 kWh，年等效利用小时数为 1277.5h。 5. 8. 3. 光伏电站全寿命元件分析由于电池板在使用寿命内，效率会随着使用年限的增加而下降。在投入运行 的第 10 年约下降 8.6，在投入运行的第 15 年约下降 11.3，在投入运行的第 25 年约下降 16。 逆变器整机的设计寿命为 25 年，内部元件主要是电容等一般使用寿命为 15 年，需更换元件的造价及更换费用小于整机造价的 10，在138、逆变器整机设计寿命 内需更换一次。 电气元件及变压器的设计寿命均大于 25 年，不存在更换情况。 596. 电气6. 1.电气系统部分6. 1. 1. 电力系统概况6. 1. 1. 1.新疆电网概况2013 年 750kV 伊-苏-凤、与西北主网联网第二通道送电，800kV 天中特高 压直流低端试运，750kV 网架进一步延伸，新疆电网与西北主网电气联系更加紧密。 新疆主电网已形成以乌鲁木齐为中心，沿天山北坡东西展开，南北延伸，最东至 哈密，最西至伊犁，最南至和田，最北至阿勒泰，东西约 2000 公里，南北约 3300 公里，供电范围覆盖全疆的大部地区。在新疆电网覆盖范围内，还有一些隶属于 兵139、团、石油和地方的 110kV、35kV 独立小电网，以及企业自备小电网。 截至 2013 年底，全网总装机容量 40890.637MW，其中：火电 27006.33MW，占 总装机容量的 66%，同比增长 36.7%；水电 4842.703MW，占总装机容量的 11.8%， 同比增长 20.4%；风电 5006.75MW，占总装机容量的 12.2%，同比增长 142.3%；光 伏发电 2771MW，占总装机容量的 6.8%，同比增长 1285.5%。燃气发电 1061.09MW， 占总装机容量的 2.6%。其他发电 202.8MW，占总装机容量的 0.5%，同比增长 79.8%。 截止 201140、3 年底，新疆电网已建成800kV 换流站 1 座，联络变 2 台，总变电 容量 4200MVA，750kV 变电站 8 座，总变电容量 12500MVA，同比增长 78.57%；220kV 降压变电站 103 座，总变电容量 29657MVA，同比增长 26.89%（含石河子降压站 4 座，变压器 7 台，总变电容量 1560MVA）；220kV 升压变电站有 13 座，分别为：柴 窝堡西变、广冉烟墩南、口岸变、顺唐变、安泰变、麻黄沟东变、麻黄沟西变、 石城子变、小草湖变、小草湖北、淖毛湖、中润烟墩西、萨尔塔木变，变电容量 3590MVA，较 2012 年底增长 110%；220kV 开关站141、有 4 座，分别为：石河子东、思 甜、七泉湖、信发铝业联络变。 截止 2013 年底，新疆电网建成800kV 特高压直流线路 165.6km（新疆境内 长度）；750kV 线路 16 条，新疆境内长度为 2938.27km，较 2012 年底增长 45.48%； 220kV 线路 362 条，长度 16938.56km，同比增长 13.56%（含石河子地区 220kV 线 路 22 条、长度 297.251km）； 2013 年电网口径发电量达到 1509.586 亿 kWh，较 2012 年增长 38.2%；2013 年新疆电网外送电量为 64.9958 亿 kWh。调度口径最大用电负荷 2142、015 万 kW，较 2012 年增长 35.14%。 606. 1. 1. 2.石河子电网电力系统概况目前，石河子电网由国网新疆电网和石河子地区电网组成。 截至 2012 年底，新疆电网公司在石河子境内无电源装机，目前已建成 220kV 变电站 1 座（石河子西变，1150MVA），220kV 开关站 1 座（石河子东），分别通 过玛纳斯电厂石河子西奎屯 220kV 线路、玛纳斯电厂石河子东克拉玛依 220kV 线路接入新疆主电网。目前新疆电网公司在石河子市内尚无 110kV 变电站布 点，也未直接供带该区域的负荷，通常仅通过与地方电网相联络的线路以趸售的 方式向该区域供电，且在地方电网电源143、出力盈余时接受其上送的电能。 截止到 2012 年底，石河子电网已形成以市区为核心，东至玛纳斯凉州户，西 至沙湾、小拐乡，北到西古城镇，南至石场镇，以 110kV、220kV 电压等级为主体 覆盖的输、配电网络。电网东西伸展约 120 多 km、南北约 150 多 km，覆盖地域约 7762km。 截止到 2012 年底，石河子电网（不含天业自备电网）总装机容量为 1937.05 MW， 天富热电有限公司装机 1569.05 MW，用户自备电厂装机 368 兆瓦。其中：火电 1822 MW，水电 115.05 MW。220kV 降压变电站 2 座，变压器 4 台，变电容量 723 MVA。 1144、10kV 降压变电站 20 座，变压器 38 台，变电容量 1400.5 MVA。35kV 降压变电站22 座，变压器 41 台，总变电容量 308.4 MVA。220kV 线路 8 条，长度 50.543km。110kV 线路 49 条，长度 786.615km。35kV 线路共 41 条，长度为 424.92km。 2012 年石河子电网全年完成供电量 67.5 亿 kWh，比 2011 年的 36.05 亿 kWh， 增加 87.2%；全年完成售电量 65.99 亿 kWh，比 2011 年的 34.48 亿 kWh 增加 91.41%； 2012 年石河子电网最高用电负荷为 1251.145、5MW，发生在 12 月 12 日，最低用电负荷 为 393MW，发生在 1 月 22 日。 6. 1. 2. 电力市场预测及电力电量平衡6. 1. 2. 1.电力市场预测石河子电网具有以下特点：负荷跳跃式增长、用电负荷受市场经济影响大、规 划中不确定因素多，故在本负荷预测中以大用户法为主，针对一产、三产、居民 用电及二产中的一般用户（负荷水平低、用电量稳定）采用自然增长率法推测， 综合分析总的预测电力电量。根据八师石河子师“十二五”电力发展规划报 告，其电力市场预测结果如下表，“十二五”期间八师负荷增长较快的原因主要是 由于大工业项目的达标投产所引起的，年均增长率约为 33%。 61表 6.146、 1- 1八师“十二五”电力市场预测结果表单位：亿 kWh，MW年份 项目 2011(实际) 2012(实际) 2013 2014 2015 2020 “十二五” 增长 率 “十三五” 增长 率 高方案 供电量 36.05 67.5 106 168 265 701 57.7% 21.5% 最大负荷 707.59 1251 1868 2789 4163 10933 49.3% 21.3% 中方案供电量36. 0567. 512020325559554. 7%18. 5%最大负荷707. 591251210031253950915046. 3%18. 3%低方案 供电量 36.05 67.5 10147、2 155 236 484 51.7% 15.5% 最大负荷 707.59 1251 1793 2569 3681 7501 43.3% 15.3% 从负荷预测结果可见，至 2015 年八师电网最大用电负荷将达到 3950MW，2020年最大负荷达到 9150MW。 6. 1. 2. 2.电力电量平衡1）电力电量平衡原则平衡范围：本次电力平衡范围为石河子电网供电区域。 平衡年限：20112015 年做逐年电力平衡，并跨年展望至 2020 年。 发电机出力：水电机组出力容量按装机容量的 25%考虑；火电机组出力按装 机容量的 96%考虑；热电机组出力按装机容量的 85%考虑。 备用容量：备用容量148、由负荷备用、检修备用、事故备用 3 部分组成。负荷 备用取最大发电负荷的 2%，检修备用取最大发电负荷的 8%，事故备用取最大发电 负荷的 10%，并且不小于系统 1 台最大单机容量。 负荷水平：石河子最大负荷出现在冬季，冬季最大负荷采用负荷预测中结 果参与平衡。 电量平衡中，火电装机利用小时数取 5500 小时，水电装机利用小时数取 3000小时。 2）电力电量平衡表 6. 1- 2石河子电网电力平衡表单位：MW序号项目20122013201420152020一 最大负荷 12512100312539509150二 备用容量 455 560 973 1055 1830 I 负荷备用 25 4149、2 63 79 183 62序号项目20122013201420152020 II 事故备用 330 350 660 660 915 III 检修备用 100 168 250 316 732 三 需要装机容量 1706 2660 4098 5005 10980 四 可能装机容量 1937 3927 4677 4877 4877 I 水电 115 125 215 415 415 II 热电 1822 3802 4462 4462 4462 五 受阻容量 360 664 831 981 981 I 水电受阻容量 86 94 161 311 311 II 热电受阻容量 273 570 669 669150、 669 六 实际可利用容量 1577 3263 3846 3896 3896 七电力盈亏- 129603- 251- 1109- 7084一台 300MW 级机组检修- 409322- 532- 1389- 7364一台 660MW 机组检修- 1093- 1950- 7925八 水电装机容量 115 125 215 415 415 1 新增装机容量 0 10 90 200 0 肯斯瓦特电站 10 90 哈熊沟电站 200 九 热电装机容量 1822 3802 4462 4462 4462 1 新增容量 950 1980 660 0 0 南热电厂 十户滩热电 西营热电 炮台热电 新安热电 南151、山水泥厂 天富天河热电一期 330 东热电厂上大压小 135 135 西热电厂上大压小 135 135 天山铝业园区电厂 350 1050 合盛硅业园区电厂 660 南热电二期扩建 660 十 退役容量 48 63根据石河子电力平衡结果可以看出，2014 年冬大电力缺口约为 251MW，2015年电力缺口为 1109MW，有一定的电力市场空间。 表 6. 1- 3石河子电网电量平衡表单位：亿 kWh序号项目20122013201420152020一 需电量 67.5 120 203 255 595 二 电源可供电量 103.7 212.9 251.6 251.6 257.6 1 水电可供电量 152、3.4515 3.7515 6.1515 6.1515 12.1515 红山嘴一级 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 红山嘴二级 0.384 0.384 0.384 0.384 0.384 红山嘴三级 0.7875 0.7875 0.7875 0.7875 0.7875 红山嘴四级 0.39 0.39 0.39 0.39 0.39 红山嘴五级 0.39 0.39 0.39 0.39 0.39 肯斯瓦特电站 0.3 2.7 2.7 2.7 哈熊沟电站 6 2 火电可供电量 100.21 209.11 245.41 245.41 245.41 南热电厂 13.75 13.75 13.75 1153、3.75 13.75 十户滩热电 2.75 2.75 2.75 2.75 2.75 西营热电 1.375 1.375 1.375 1.375 1.375 炮台热电 1.375 1.375 1.375 1.375 1.375 新安热电 1.375 1.375 1.375 1.375 1.375 南山水泥厂 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 天富天河热电一期 36.3 36.3 36.3 36.3 36.3 东热电厂上大压小 10.12 17.545 17.545 17.545 17.545 西热电厂上大压小 12.925 20.35 20.35 20.35 20.35 天山铝业园154、区电厂 19.25 77 77 77 77 合盛硅业园区电厂 0 36.3 36.3 36.3 36.3 南热电二期扩建 0 0 36.3 36.3 36.3 三电量盈( +) 亏(-)36. 1692. 8648. 56- 3. 44- 337. 44 根据石河子电量平衡结果可以看出，2014 年冬大电量盈余约为 48.56 亿kWh，2015 年电量缺口为 3.44 亿 kWh。 64根据石河子电网电力市场预测结果， “十二五”期间需电量年均增长率为 54.7%，最大负荷年均增长率为 46.3%；“十三五”期间需电量年均增长率为 18.5%， 最大负荷年均增长率为 18.3%。本项目的建成155、投产将在一定程度上缓解石河子电网 负荷增长带来的压力。 6. 1. 2. 3.本项目对地区电网的影响截至 2013 年底，石河子电网装机总容量为 3927MW，其中水电装机容量 125 MW； 2013 年全年总需电量约 120 亿 kWh，水电供电量 3.7515 亿 kWh。 由于光伏发电受光资源和气象条件因素影响较大，其电力和电量供应存在较 大的波动，故其在电网中所占比例一定程度上将受到电网结构的影响。在我国几 年前颁布的中国可再生能源中长期发展规划中，提出了 2020 年可再生能源消 费比例达 15%的目标。从石河子电网的电力现状来看，目前可再生能源电力主要为 水电，其装机容量仅占 3156、.2%，供电量仅占 3.1%，因此，可再生能源电力建设存在 广阔的发展空间。 从石河子电网电力电量平衡结果可以看出，2014 年冬大电力缺口约为 251MW， 2015 年电力缺口为 1109MW；2014 年冬大电量盈余约为 48.56 亿 kWh，2015 年电 量缺口为 3.44 亿 kWh。本项目建设规模为 20MWp，年均发电量约 0.2555 亿 kWh， 本项目建成后，提供的电力电量将实现就地消纳，可在一定程度上减小石河子电 网电力缺口，2014 将可能挤占电网中火力发电厂的供电量，但之后将有效缓解地 区电力供应需求。 6. 1. 3. 接入系统方案根据光伏电站上述装机规模和在电157、网中所处的位置，结合光伏电站内集电系 统电气接线的设计情况，目前该区域光伏电站建设情况以及远期规划，后续建设 项目仍不明朗。根据城市电力网规划设计导则对分布式电源接入电网电压等 级的规定，本期项目建设规模 20MWp，考虑到相关电网发展情况，本期新建 1 座 35kV 开关站，出 1 回 35kV 线路接至电站附近新建的 110kV 联合升压站。联合升压 站出一回 110kV 线路接入石河子电网 110kV 莫索湾变电站，线路长约 9km。，线路 选用 LGJ-185 型导线。 本报告提出的接入系统方案设想是为本期升压站的主要设备选型和总平面布置提供依据，最终接入系统方案以电力部门下达的接入系158、统审查意见为准。 656. 1. 4. 电气主接线本期光伏需建设一座 35kV 开关站，35kV 电气主接线规划为单母线接线，本期一次性建成；35kV 出线规划 1 回，接至电站附近新建的 110kV 联合升压站。 6. 1. 5. 中性点接地方式根据最新颁布的 GD003-2011光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）中规定，需计算光伏发电工程单相接地电容电流值，并提出相应的消弧消谐措施。 本期工程 35kV 侧考虑采用中性点接消弧线圈接地，具体消弧线圈容量以电力公司接入系统批复为准。 6. 1. 6. 无功补偿装置根据 Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定明确指出：“光伏159、电站的 无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、 调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力 进行无功功率和电压调节。” 为了减小光伏电站满出力送出和线路空载时 35kV 开关站母线电压波动，本期 开关站母线配置适当容量的感性无功补偿容量，并且采用动态无功补偿装置。推 荐本期 35kV 开关站母线装设 1 组容量调节范围为-4+4Mvar 的 SVG 动态无功补偿 装置，具体动态无功补偿容量以电力公司接入系统批复为准。 6. 1. 7. 短路电流计算经计算，天富热电 148 团光伏电站场内开关站 35kV 母线的短路计算取 7.3kA160、，短路容量为 443MVA。 6. 1. 8. 配套送出工程本工程并网线路由 35kV 光伏并网发电站起至电站附近新建的 110kV 联合升压站全长 1km，电压等级为 35kV，导线截面为 LGJ-185 架空线。 6. 1. 9. 系统调度自动化 6. 1. 9. 1.光伏电站概况66本期 20MWp 光伏电站以 35kV 一级电压接入系统，35kV 出线 1 回，接至电站附近新建的 110kV 联合升压站。 6. 1. 9. 2.调度管理方式光伏电站由石河子电网调度调管，远动信息送往石河子电网调度中心。 6. 1. 9. 3.远动系统功能为了系统安全稳定运行，按要求光伏电站应实现安全监控161、功能，即远动应具 备遥测、遥信、遥调、遥控功能。对光伏电站主设备（如发电机、主变压器、35kV 出线及断路器等）的运行状况进行遥测、遥信安全监控，使电站运行在最佳状态。 6. 1. 9. 4.远动信息配置远动信息采集要考虑完整性和实时性，具体内容如下： 遥测： 主变压器高压侧有功功率、无功功率、有功电量、无功电量和功率因数； 35kV 母线电压、频率、功率因数遥测； 35kV 线路有功功率、电流； 35kV 无功补偿装置无功功率和电流遥测； 遥信： 事故总信号； 35kV 线路断路器位置信号遥信； 35kV 无功补偿装置断路器位置信号遥信。 6. 1. 9. 5.远动终端的技术要求为了将远动信162、息可靠送往石河子电网中调，光伏电站不配远动终端，远动信 息上传将合用光伏电站 NCS 系统，要求 NCS 系统应具备 TCP/IP 网络通信功能、 IEC870-5-104、IEC870-5-101 和部颁 CDT 规约。 NCS 系统应具备多串口，支持不同通信协议，支持局域网接口、IP 网络通信协议；其中网络接口不少于 4 个，串口不少于 3 个。 NCS 系统应具有模块化结构，遥测、遥信容量可以灵活组合； 整机平均故障间隔时间不低于 30000 小时； 事件顺序记录时间分辨率4 毫秒； 遥测采用交流采样方式，A/D 转换精度误差0.2%; 遥信采集为无源接点方式； 67具有接收调度下达的 163、420mA 的遥调命令； 具有与微机保护的接口功能； 具有与单元控制系统接口功能。 NCS 系统应具有抗电磁干扰能力,其信号输入应有可靠的电气隔离，其绝缘水平应符合国家有关标准。 6. 1. 9. 6.有功功率及频率控制根据国家电网调【2011】663 号光伏电站接入电网技术规定要求，光伏电站应能执行电网调度机构对光伏有功功率变化率的要求。 在下列特定情况下，光伏电站应能根据调度要求控制其有功功率的输出： （1）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。 （2）当电力系统频率高于 50.2Hz 时，按照电力系统调度部门指令降低光伏 电站有功164、功率，严重情况下切除整个光伏电站。 （3）在电力系统紧急情况下，若光伏电站的运行危及电力系统安全稳定，电 力调度部门应暂时切除光伏电站。 6. 1. 9. 7.无功功率及电压控制根据国家电网调【2011】663 号光伏电站接入电网技术规定要求，光伏电 站应具备电压控制措施，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能 满足电网电压调节的要求。 6. 1. 9. 8.光功率预测根据“西电监办2011165 号西北区域光伏电站并网管理暂行规定”要求， 光伏电站应配置电站端功率预测系统，收集气象资料，研究并积累天气对光伏电 站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长 165、期功率预测。 短期预测的时间尺度为未来 0-24 小时，时间分辨率为 15min，超短期预测时 间尺度为未来 15min-4h，每 15min 滚动预测，并向电力调度机构上传功率预测结 果。电力调度机构根据光伏发电功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调 度计划曲线进行调整。 6. 1. 9. 9.电能质量在线监测系统根据 “国家电网公司 Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定”要求，68本光伏电站考虑配置 1 套电能质量在线监测装置，放置在光伏电站用于实时监测35kV 出线至变电站的各项电能指标。 6. 1. 9. 10.系统计量升压站配一套电能量远方终端，用于完成电站关口计166、量点电能信息采集、处理，并向石河子电网电能计量中心传送信息。 电能计量点信息采集： 35kV 线路有、无功电能量； 全站总有、无功电能量。 系统关口点设在开关站的 35kV 出线侧，计量表计按 1+1 配置，其它作为计量 考核侧，计量表计按 1+0 配置，关口计量表计精度：有功为 0.2S 级，无功为 2 级。 关口计量用电压互感器精度为 0.2 级，电流互感器精度为 0.2S 级。 要求计量表计应能准确、完整、可靠、连续地计量关口计量点和考核点的正 反向有功电能量和无功电能量的功能； 计量表应具备两个 RS-485/RS-232 串口输出，并向电能量远方终端传送分时电量数据，通信规约为 DL167、/T-645； 计量表应具备分时存储功能，可人工设置时段； 计量表应具备失压记忆功能，以保持运行参数和电能量数据； 计量表应具有就地维护、测试功能接口。 电能量远方终端完成各计量关口点和考核点数据的采集、处理、传输、对时、自检、报警、事件纪录、操作密码设置等功能； 电能量远方终端应具备脉冲和数字量输入两种方式，采用脉冲信号输入时应 有光电隔离、滤波措施，防止接点抖动和干扰误动，电能量远方终端应具有内部 时钟，能接受主站端的对时命令，以满足调度计量系统的要求。 6. 1. 9. 11.数据网络接入设备及安全防护( 1)数据网络接入设备配置为了使电站远动实时信息、电能量数据、功角测量信息和系统继电168、保护信息通过电力调度数据网络传输。 ( 2)电力系统二次安全防护69根据全国电力二次系统安全防护总体方案确定本电站二次系统安全防护 方案。本电站的二次系统安全防护主要考虑以下两个方面：其一对于远动信息、 电能量信息、功角测量信息和系统继电保护信息等采用电力调度数据网络传输方 式，需要配置纵向加密认证装置；其二在电站内控制区与管理区之间的应用系统 考虑配置纵向加密认证装置进行安全防护。 ( 3)电源要求按照电力系统调度自动化设计技术规程和电能量计量系统设计技术规 程的要求，远动设备、电能量计量设备和调度数据网络设备应采用不间断电源 供电方式，以保证设备安全稳定运行。本项目配置交流不间断电源 1 169、台，在线式， 要求事故放电 1 小时。 6. 1. 9. 12.设备配置原则本项目配置以下设备： （1）电站侧调度自动化设备清单： 序号 设备名称 数量 单位 备注 地调调度数据网络柜： 1 面 1 接入路由器 1 台 2 纵向认证加密装置 1 台 3 网络交换机 2 台 4 电能量计费系统 1 套 5 电能量在线监测 1 套 有功、无功功率及频率控制柜： 1 面 6 有功功率及频率控制 1 套 7 无功功率及电压控制 1 套 光功率预测预报系统柜： 1 面 8 光功率预测预报系统 1 套 9 电缆及网线 （2）中调侧调度自动化设备： 序号 设备名称 数量 单位 备注 1 中调接入设备 1 套170、 6. 1. 10.系统保护706. 1. 10. 1.光伏电站接入系统概况本项目系统继电保护设计，是在系统一次推荐方案基础上进行的。本项目采 用 35kV 汇流线接入系统，35kV 线路接至电站附近新建的 110kV 联合升压站,线路 长约 1km。 6. 1. 10. 2.系统保护配置原则根据继电保护和安全自动装置技术规程和有关“反措要求”，光伏电站接 入系统工程 35kV 系统继电保护配置原则如下： 对单侧电源的线路，可采用一段或两段电流速断或电压闭锁过电流保护作主 保护，并应以带时限的过流保护作后备保护。 每回 35kV 线路配置重合闸，并具有检无压、检同期功能。 为分析电网中发生的事171、故及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情 况，电站需配置微机故障录波装置，分别记录电流、电压波形、保护装置动作及 保护通道的运行情况，并具有故障测距、GPS 卫星对时及数据远传功能。 6. 1. 10. 3.系统保护配置方案（1）35kV 线路保护 根据系统一次专业推荐的建设方案，35kV 线路接至电站附近新建的 110kV 联 合升压站，本期光伏电站 35kV 送出线路考虑配置 1 套三端电流光纤纵差保护，保 护应具备由三段相、保护装置应配有重合闸功能、低频减载、低压减载，TV 断线、 过负荷告警功能，装置应带有跳合闸操作回路。 （2）母线保护 光伏电站升压站的 35kV 电气主接线采172、用单母线接线，配置母差保护装置 1 套。 （3）故障录波器 根据“GB/Z 19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定”和 “国家电 网发展2009747 号文国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）”要 求，考虑在光伏电站配置一套故障录波装置，以便于了解故障时系统的运行情况， 记录故障前 10s 到故障后 60s 的情况，并将故障信息上传调度部门。 （4）安全稳定控制装置 光伏电站并网逆变器含孤岛效应保护，当网上发生故障时，光伏电站并网逆 变器通过检测并网电压、频率、相位等，当逆变器输出电流大于额定电流 150%时， 则将光伏电站与电网断开，动作时间小于 0.1s。 71当光伏电173、站并网频率偏离额定频率5%Hz 时，则光伏电站应与电网断开，动作时间小于 0.2s。 在光伏电站输出端安装逆流检测装置，应具有逆功率保护，当检测到供电变 压器次级处的逆流为逆变器额定输出大于 5%，逆功率保护时间 0.5s2s 时，则光 伏电站应与电网断开。 因此考虑在光伏电站装设一套低频、低压、过频、过压、逆功率解列装置，解列点设置在 35kV 出线开关侧。 6. 1. 10. 4.光伏电站侧系统保护设备序号 设备名称 数量 单位 备注 1 35kV 三端电流光纤纵差保护装置 1 套 2 微机故障录波器 1 套 3 低频低压过频过压、逆功率保护装置 1 套 6. 1. 11.系统通信6. 1174、. 11. 1.工程概况根据系统一次推荐方案，本工程将新建1座35kV开关站，出1回35kV线路接至 电站附近新建的110kV联合升压站,新建线路长度约为1km；另出4回接至本期光伏 站内集电线路，35kV集电线路总长约10km。 6. 1. 11. 2.系统通信方案本光伏开关站随35kV送出线路架设1条光缆接至电站附近新建的110kV联合升 压站。 拟建光伏发电站至110kV联合升压站的通信采用光纤通信为主要通信方式，备用通信方式为市话，光电路采用SDH传输体制，传输速率按155Mbit/s考虑。 6. 1. 11. 3.系统通信配置拟建光伏电站随35kV 线路架设一条1km 12芯ADSS175、 光缆（含5%富裕度及两端 进站各300m 导引光缆）至110kV联合升压站。其中，保护占4芯，通信占4芯，其 余4芯备用。 本工程需在该光伏电站侧配置1套SDH 155Mbit/s光传输设备，并配置相应的 PCM设备1台及综合配线柜1面；本光伏电站建议不配置数字程控调度机，利用当地 电信公网来满足光伏电站的对外通讯，但需配置一套8路数字录音系统来完成本站72的调度通讯录音功能，录音系统与PCM设备组一面屏。 由于本期光伏电站的接入，需在110kV联合升压站光传输设备中设1块SDH（传 输速率155Mbit/s）光板以满足该光伏电站的接入需要。 6. 1. 11. 4.光伏电站场内通信该光伏电176、站以4回35kV集电线路接入35kV光伏开关站；通信主通道采用光纤以 太网通讯，通信媒体介质为8芯直埋光缆进行场内各设备与监控系统间通信，与 35kV集电线路一同敷设。 6. 1. 11. 5.通信电源系统在光伏发电站设立 1 套单独的通信电源，容量为-48V/60A/60Ah。 6. 1. 11. 6.通信设备表序号 设备名称 数量 单位 备注 一 光伏发电站侧 1 SDH 光传输设备（155Mbit/s） 1 台 含网管系统 2 PCM 1 台 3 综合配线柜 1 面 4 数字录音系统（8 路） 1 台 5 通信电源（-48V/60A/60Ah） 1 套 6 8 芯直埋光缆 10 km 7177、 电力电缆 100 米 二 配套送出部分 1 SDH 光板（155Mbit/s） 1 块 110kV 联合升压站2 12 芯 ADSS 光 1 km 含导引光缆 6. 2.电气一次部分6. 2. 1. 电气主接线本期工程建设规模为 20MWp，全部采用多晶硅电池组件，电站共设 20 个 1MWp 的子方阵。每 500kWp 太阳电池经一台直流柜与一台 500kW 逆变器构成一个光伏发 电单元，每个光伏发电单元经 500kW 逆变器将直流电转换为低压交流电，逆变器 室两个光伏发电单元经 1 台 1000kVA 双分裂绕组升压变压器将逆变器输出交流电 压升压。 光伏电站交流并网电压为 35kV，逆178、变器出口电压为 0.27kV，升压方式为： 730.27kV 升压 35kV 直接并网的方式。 本方式为每个 1MWp 逆变器的 2 台 500kW 逆变器出口电压（0.27kV）经一台容 量为 1000 kVA 升压变电站升压至 35kV 后，采用 35kV 电缆汇流至 35kV 配电装置 后接入电网。 此方式光伏电站主要电气设备需 20 台 1000kVA、35kV/0.27kV/0.27kV 箱式升 压变电站，8 面 35kV 高压开关柜以及 35kV 户外设备（含断路器、CT、PT、避雷器 等）。 电气主接线图见下图： 图 6- 2低压配电室电气主接线 7435kV出线35kV 段母线179、 共5组 1000kVA 共5组 1000kVA 共5组 1000kVA 共5组 1000kVA至逆变器至逆变器至逆变器至逆变器至逆变器至逆变器至逆变器至逆变器图 6- 335kV 电气主接线图电站共 20 个 1MWp 光伏发电单元，每个发电单元设置 1 台 1000kVA、35kV 双 分裂绕组箱式变，5 台 35 kV 双绕组箱式变再高压侧并联为 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，电 站采用单母线接线，4 回进线，1 回出线。 6. 2. 2. 配电装置型式及布置35kV 配电装置推荐采用手车式开关柜设备户内布置180、在 35kV 配电室内，35kV 出线采用 35kV 电缆引至终端杆，经架空线送出，户外隔离开关及避雷器均在终端 杆上安装。 35kV 无功补偿装置采用 SVG 装置，布置在 35kV 配电室一侧，户内布置。 6. 2. 3. 厂用电厂用电采用双电源供电，主供电源引自附近 10kV 公用电网，备用电源由光伏 电站 35kV 母线经一台 35kW 变 10kW 的箱变引来，再经厂用变压器降压至 0.4kV。 #1- #5 逆变器室自用电测算项目 额定功率（kW) 同时率系数 估算负荷（kW) 75逆变器室 UPS 5*3 1 15 逆变器室通风 5*8 0.6 24 盘柜加热器 5 0.6 3 181、屋外道路照明 15 0.6 9 辅助建筑照明 5 0.6 3 1#-5#逆变小室 40 0.8 32 总计 86 由于光伏电站场地面积较大，考虑到线路压降和线损，因此考虑在厂区内以 每 5 个 1MWp 方阵为一个厂用箱式变电站的供电区域。根据厂用电初步负荷统计， 并根据负荷类型采用不同负荷同时系数，预计 5 个逆变器小室自用电 86kW，故本 电站采用 1 台 200kVA-10/0.4kV 的箱式变电站向综合办公室和邻近逆变器室供电， 另在场地内设 3 台 100kVA-10/0.4kV 箱式变电站向其余逆变器室供电。 6. 2. 4. 主要电气设备选择6. 2. 4. 1.短路电流计算通182、过短路电流计算，本工程投运后对系统有关各点短路电流水平影响不大，对本工程的设备选型没有特殊要求。 6. 2. 4. 2.设备使用环境条件极端最高气温 43.1C 极端最低气温 -42.8C 海拔高度 350355m 6. 2. 4. 3.35 kV 出线设备主要参数(1)隔离开关 额定电压 40.5 kV 额定电流 1250A 额定频率 50Hz 额定短时耐受电流 31.5KA/4S 额定峰值耐受电流 80kA 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 185 kV 额定短时工频耐受电压（有效值） 95kV (2)避雷器 76额定电压 54 kV 持续运行电压 43.2 kV 直流 1mA 参考电压 73183、 kV 操作冲击残压 114 kV 雷电冲击残压 134 kV 徒破冲击残压 154 kV 6. 2. 4. 4.35 kV 开关设备主要参数35 kV 开关设备采用固定式手车柜，开关采用真空断路器。 (1)真空断路器 额定电压 40.5 kV 额定电流 1250/630A 额定频率 50Hz 额定短路开断电流 31.5kA 额定短路开合电流 80kA 额定短时耐受电流 31.5kA/4S 额定峰值耐受电流 80kA 额定雷电冲击耐受电压（峰值） 185kV 额定短时工频耐受电压（有效值） 95kV 6. 2. 4. 5.35kV 箱式升压变本工程选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比184、较优越等优点的 箱式变。升压变压器采用双绕组油浸式变压器，电压等级分别为 35/0.3 kV。35 kV 侧采用负荷开关加熔断器。 ( 1)35 kV 双分裂绕组升压变压器型式 双分裂绕组升压变压器 容量 1000kVA 变比 36.7522.5/0.27 kV/0.27 kV 调压方式 无励磁调压 联接组标号 Y,d11，d11 短路阻抗 6 冷却方式 自冷/风冷 77( 2)35 kV 负荷开关额定电压 35 kV 最高工作电压 40.5 kV 额定电流 630A 额定短时耐受电流 25kA/4S 额定峰值耐受电流 63kA ( 3)35 kV 熔断器额定电压 40.5kV 额定电流 40185、A 熔体额定电流 31.5A ( 4)35 kV 避雷器额定电压 42 kV 持续运行电压 23.4 kV 标称放电电流 5kA 直流 1mA 参考电压 73 kV 操作冲击电流残压（峰值） 114 kV 雷电冲击电流残压（峰值） 134 kV 徒波冲击残压（峰值） 154 kV (5)低压断路器（低温型） 额定电压 400V 额定电流 2000A 极限分断能力 50kA 6. 2. 4. 6.35kV 接地变形式 三相油浸式双绕组变压器 容量 800kVA 变比 36.7522.5/0.4 kV 调压方式 无励磁调压 联接组标号 ZN，ynll 短路阻抗 6 冷却方式 自冷/风冷 786. 186、2. 4. 7.逆变器出线电力电缆逆变器与 35 kV 箱式变低压连接采用 1 kV 电力电缆连接，经计算，每台逆变器采用 2 根 YJV-3240mm的低压电缆并联后与箱式变连接。 6. 2. 4. 8.35kV 电力电缆35 kV 集电线路采用直埋电缆敷设，每 5 台箱式变环网连接，引入 35 kV 高压室，集电线路采用 35kV 直埋电缆。35kV 出线站引至第一级杆塔采用直埋电缆。 6. 2. 5. 防雷、接地及过电压保护设计6. 2. 5. 1.光伏阵列部分( 1)直击雷保护及接地在光伏阵列中设避雷针出线阴影对光伏组件的性能影响较大，根据光伏（PV） 发电系统过电压保护导则中有关条款187、的规定，考虑到本地区属于少雷区等因素， 确定本电站光伏阵列中不再配置避雷针，主要通过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。 光伏阵列根据电站布置形成以个接地网，接地网与光伏电池组件基础钢筋焊 接做接地体辅以垂直接地极，子方阵接地体焊接城网状，各子方阵接地体相互连 接。 ( 2)光伏发电系统过电压保护为防止直流线路上侵入波雷电压，在直流汇流箱、直流配电柜、逆变器集 35kV 箱式变电站内逐级装设避雷器。35kV 以下电气设备以避雷器标称放电电流 5kV 时 雷电过电压残压为基础进行绝缘配合，满足交流电气装置的过电压保护和绝缘 配合（DL/T620）规范要求。 6. 2.188、 5. 2.过电压保护( 1)直击雷保护及接地为了保证人身和设备的安全，出线杆塔上设置避雷器进行直接雷保护，采用在建筑屋顶设热镀锌钢带的方式进行直击雷保护。 厂区内以水平接地体为主，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，厂区内所有电气设备均应接地， 主接地网敷设于冻土层以下。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。 ( 2)过电压保护及绝缘配合原则79为防止线路侵入波雷电压，在 35kV 母线上安装有氧化锌避雷器。满足交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 620）规范要求。 189、6. 2. 6. 照明照明系统电源从厂用电 0.4kV 母线引来。照明系统电压为 AC 380/220V。主要部位照明配置如下： (1) 逆变器室、中控室及办公室采用吸顶荧光灯。 (2) 宿舍、走廊及楼梯间采用节能吸顶灯。 (3) 在办公楼顶及场地周边设投光灯。 6. 3.电气二次部分6. 3. 1. 编制依据及主要引用标准电气二次部分编制依据及主要引用标准如下： (1) GB14285-2006继电保护及安全自动装置技术规程 (2) GB50116-2008火灾自动报警系统设计规范 (3) GB50217-2007电力工程电缆设计规范 (4) DL/T 448-2000电能计量装置管理规定 190、(5) DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程 (6) DL/T 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程 (7) DL/T 5044-2004电缆工程直流系统设计技术规程 (8) DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 (9) DL/T 5137-2001电测量机电能计量装置设计技术规程 (10) DL/T 5149-2001220500kV 变电所计算机监控系统设计技术规范 (11) Q-GDW617-2001国家电网公司光伏电站接入电网技术规定 (12) 十八项电网重大反事故措施 国家电网生技2005400 号 (13)（试行）继电191、保护专业重点实施要求调继【2005】222 号 (14)电力二次系统安全防护规定电监会 5 号令 (15)电力二次系统安全防护总体方案、变电站二次系统安全防护方案电监安全【2006】34 号 6. 3. 2. 工程概况及主接线80电站共 20 个 1MWp 光伏发电单元，每个发电单元设置 1 台 1000kVA、35kV 双 分裂绕组箱式变，5 台 35kV 双分裂绕组箱式变再高压侧并联为 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。电 站采用单母线接线，4 回进线，1 回出线。 6. 3. 3. 电站二次设计原则（1）电站按192、“无人值班”（少人值守）的方式进行设计。 （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心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。 6. 3. 4. 调度管理本电站建成接入系统后，由石河子电网中心调度管理，远动信息向石河子电网调度中心传送。 6. 3. 193、5. 电站自动化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，加上其他智能设备 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控制、调节、本站采集到各种实时数据和信息， 经处理后可传送上级调度中心。 6. 3. 5. 1.计算机监控系统主要任务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式，完成对站 内 35kV 线路、35kV 开关柜、SVG 装置、控制电源系统、光伏发电设备及逆变器等 电气设备的自动监控和调节，主要包括： (1) 准备、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并事实上送。 (2) 对电气设备进行实时监194、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。 6. 3. 5. 2.计算机监控系统功能81计算机监控系统设置如下功能： （1）数据采集与处理功能 系统对站内主要设备的运行状态和运行参数进行实时自动采集，包括模拟量、数字量（包括状态量和报警数据等）、脉冲量、通讯数据的采集。 对所采集的数据进行分析、处理、计算，形成电站管理所需的数据。 对重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。 将部分重要数据实时上传至电力系统调度中心。 （2）安全监测和人机接口功能 各个间隔层测控单元能实时监测本间隔设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、顺序记录、事故追忆195、等功能。 在各个间隔层测控装置上所带人机接口设备实现人机对话。 （3）控制和调度功能 根据调度运行要求，自动完成对电站内设备的实时控制和调节，主要包括： 断路器及有关隔离开关的断合操作、隔离开关操作连锁功能、逆变器有功及无功 输出调节、SVG 调节、设备运行管理及指导功能等。 计算机监控系统能根据电站运行管理的要求，对其重要设备和相关部件的运行状态检测数据进行记录和统计分析，为主设备检修和安全运行提供依据和指导。 （4）数据通讯功能 通过远动装置，实现计算机监控系统与省调及地调的数据交换，实现计算机监控系统与电能计费系统的通讯。 实现监控系统内部电站层与各间隔层测控单元和保护单元之间的数据通讯196、。 （5）系统自诊断功能 计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在线及离线自诊断。 （6）培训仿真和软件开发功能 （7）时钟系统 通过卫星同步时钟系统，实现计算机监控系统与上级调度中心之间以及监控系统内部时钟同步。 （8）语音报警功能 （9）远程维护功能 826. 3. 5. 3.计算机监控系统结构 电站计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构。整个系统分为电站 层和间隔层，数据分布管理。电站层采用功能分布结构，间隔层按监控间隔设置 现地测控单元。 电站层和间隔层之间采用单以太网连接。网络介质可选用屏蔽双绞线、同轴 电缆或光缆。 6. 3. 5. 4.计算机监控系统配置系统配197、置包括硬件配置和软件配置，本阶段主要考虑系统硬件配置。 电站层为电站实时监控中心，负责整个光伏电站设备的控制、管理和对外部系统通讯等。按如下方案配置： （1）电站层配置 a）主机/操作员工作站 3 套 系统的主计算机完成对电站计算机监控系统的管理，主要内容包括：数据库 管理、在线及离线计算、各图标曲线的生成、事故及故障信号的分析处理、语音 报警、电话查询等功能。 操作员工作站配大屏幕单彩显、键盘、鼠标、打印机。操作员工作站主要完成系统人机接口功能。 b）工程师工作站 2 套 c）远动通信装置 1 套 实现计算机监控系统与上级调度中心的数据交换，同时实现计算机监控系统 与电能计费系统、视频监控以198、及火灾自动报警等系统的通讯。 c）公用接口装置 1 套 公用接口装置通过 RS-485 串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规 约转换后通过网络传送至监控系统主机。 d）系统时钟 1 套 采用 GPS 卫星同步时钟保证系统时钟同步。 e）网络设备 （2）间隔层配置 间隔层室光伏电站生产过程的基础，负责完成开关站设备、光伏发电系统设 备的控制监视，根据被控设备的不同，各间隔层测控单元可分别完成各间隔设备83的数据实时采集和控制操作，断路器和隔离开关的分合闸操作，逆变器及 SVG 的调节等，并与电站层实时通讯。 间隔层测控单元按间隔设置。设置 35kV 线路测控保护单元、35kV 户内开关柜199、 设置进线测控保护单元、35kV-SVG 馈线测控保护单元、箱式变测控保护单元、接 地变/厂用变测控保护单元，设置公用测控单元。光伏发电系统各电气设备设置相 应保护测控单元。 所有间隔层测控单元均应设置必要的人机接口设备。在脱离变电层时可独立 承担本间隔的全部监控任务，任何一个间隔设备故障不影响其它间隔设备的正常 工作。 6. 3. 5. 5.与光伏发电系统信息交换方式光伏发电系统的监控信息以通讯的方式接入电站计算机监控系统公用接口装置。报警信号以 I/O 的方式接入公用测控单元。 调度指令通过通讯的方式下达给光伏发电系统的监控系统。 6. 3. 5. 6.光伏发电系统的计算机监控（1）光伏发200、电系统包括以下几个部分：光伏阵列、直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、变流柜、箱式变。 （2）光伏发电系统的监控配置如下： a）光伏发电系统中太阳电池组件不单独设监控装置，而是通过汇流箱对太阳电池组串的实时数据进行测量和采集。 b）直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、交流柜、箱式变均设有现地监控装置，对监控信号进行分析处理、故障诊断和报警并及时发现设备自身存在的问 题。逆变器设数据采集装置对监控装置的实时数据进行采集，将采集到的数据和 处理结果以通讯方式传输到电站层，由光伏电站运行人员惊醒集中远方监视和控 制。 （3）光伏发电系统的监控功能如下： a）汇流箱内设置直流熔断器、直流断路器、避雷器201、等。汇流箱监控装置采集直流断路器及熔断器状态、各路电流、电压等信号，对太阳电池组串及直流线路进行监控和管理。 b）逆变器的监控功能 84逆变器 LCD 上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。运行人 员可以操作键盘对逆变器进行监视和控制。 逆变器就地监控装置可实现集中控制室微机监控的内容。逆变器的保护盒 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 护盒传感器故障信号等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。 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、202、日发电量、累计发电量、累计 CO2 减排量、每天发电功率曲线图。 监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式设备出现故障，可查看故 障原因及故障时间，监控的故障信息至少应包括一下内容：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。 c）交、直流柜内设置交、直流线路保护开关，电流表、电压表。现地测控装置采集各路开关状态机电流、电压等信号，上传至逆变器室数据采集器。 d）箱式变内设测控装置，讲箱变内高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号、变压器温度信号送至逆变器室数203、据采集器，实现与电站计算机监控系 统互连。 6. 3. 6. 继电保护和安全自动装置6. 3. 6. 1.设计原则（1）所有保护均选用微机保护装置。 （2）保护装置出口一律采用继电保护无源接点的方式。 （3）继电保护和安全装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 6. 3. 6. 2.继电保护及安全自动装置配置（1）35kV 进线保护和测控装置 35kV 进线采用一套保护与测控一休化装置，具体保护配置：复合电压闭锁的三段式电流保护；零序电流保护。 （2）35kV SVG 保护 由 SVG 装置成套，保护具体配置：复合电压闭锁的三段式电流保护；零序电流保护；过电压保护；失压保护。 85（204、3）接地变/厂用变保护 35kV 接地变/厂用变采用一套保护与测控一体化装置，保护配置；速断保护、过电流保护、过负荷保护、低压侧零序电流保护。 （4）箱式变保护 本工程箱变采用高压负荷开关加熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，由熔断器实现开断电流功能，因此不另配置保护装置。 （5）并网逆变器保护 并网逆并器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过民压/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。 6. 3. 7. 控制电源系统本电站直流205、控制电源电压等级 220V。直流系统由一组 200Ah 阀控密闭蓄电池 组以及高频开关电源模块组成的充电/浮充电充电装置和绝缘监测装置等组成。直 流电源系统为单母接线，每套蓄电池、充电装置及直流母线均选用一个直流电源 系统微机监控装置，对电源模块、输入交流以及蓄电池组等进行全方位的监视、 测量和控制，并与光伏电站计算机监控系统实现数据通信。 6. 3. 7. 1.直流控制电源系统升压变电站配置一套交流不停电电源系统（UPS），系统的容量按照终期建设 规模进行估算。单台 UPS 容量为 6kVA 的 UPS，不单独配置蓄电池。UPS 装置为计 算机监控系统站控层设备及火灾自动报警系统、图像监视系206、统及安全警卫系统、 电能计费系统等设备提供交流电源。 同时，设置 1 套交流控制电源配电屏，电压等级为 AC220V，设一段电压母线， 为间隔层柜内辅助照明加热等设备提供交流电源。 6. 3. 8. 电站二次接线6. 3. 8. 1.测量及计量考核点电 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，所有的电气量以交流采样的方式接入计算机监控系 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以开关量输入的方式接入计算机监控系统以实现在86线监测。计量考核点的207、设置如下：在 35kV 线路侧作为计量考核点，配置 0.2S 级电能表。 6. 3. 8. 2.互感器及电压互感器用于计费及计量考核回路的电流互感器的准确级为 0.2S 级，用于 35kV 测量 的电流互感器准确级均为 0.5 级。用于保护及故障录波回路的电流互感器无选用 P 级电流互感器。电压互感器准确级为 0.2/0.5/3P。 6. 3. 8. 3.电能质量监测装置电站配置一套电量采集和电能质量监测装置，以 RS485 串口方式与电度表通 讯，采集全站电量信息。电量采集装置以拨号方式与调度端通讯外，还具备网络 传输能力。 6. 3. 9. 图像监控及安全警卫系统设置一套图像监控及安全警卫208、系统（工业电视系统），实现对开关站主要设备、 光伏阵列等设备的运行状态及安全防卫环境的图像监视。图像监控及安全警卫系 统采用数模结合的方式。在中控室设置控制中心，全站配置监测点纸头为 30 点左 右，主要设置在逆变器室内、电站围墙及管理区出入口。 工业电视系统主要包括：前端设备、控制站设备及视频、控制电缆等。前端 设备主要包括摄像机、镜头、解码器及伺服云台，控制站设备主要包括多煤体工 控机、视频切换装置、画面分割器、彩色监视器、长时间录像机、主控键盘等。 该系统通过公用接口装置与电站计算机监控系统通讯。 6. 3. 10.火灾自动报警系统电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警209、方式，包含 火灾探测器、手动报警按钮、消防通讯、联动控制以及火警集中报警控制器等， 探测总线采用二总线，控测报警和联动控制共用一条总线，火灾集中报警控制器 能显示火灾报警区域和探测区域，可以进行联动控制。 根据运行值班配置情况，本工程不设专门的消防控制室。消防控制室中心设 在中控室。中控室兼有消防控制室的功能，值班人员兼有消防值班员的职责。 6. 3. 11.环境监测系统在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度 等气象参数。 87该参数由风速传感器、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数，其通讯接口可接入计算 210、机监控系统，实时记录环境数据。 6. 3. 12.工业电视闭路电视监控系统(CCTV)是现代化企业生产调度、管理、安全防范体系中一 个重要的组成部分，是技术先进、防范能力极强的综合应用系统，具备防盗、防 突发事件的功能，直观的现场图像便于管理者及时了解现场情况和企业的运行状 况，从管理环节上来为企业提高劳动生产效率并创造效益。 本工程闭路电视监控系统采用数字化方案，即“摄像机视频服务器网络 交换机客户端”结构，采用计算机数字视频压缩与传输技术。系统由 1000M/100M 以太局域网、网络交换机、中文视频服务器及多个监视终端组成。区域联网远距 离通讯采用光纤传输，通讯协议采用 TCP/IP。 211、全站闭路电视监视系统主要是用来监视电站重要的现场区域以及无人值守区 域，其监视范围主要包括：站前区及大门等区域；300V 配电室；围栏及附近电池 阵列区域；全站闭路电视监视系统监视点的设置数量暂定为 64 点。 6. 3. 13.设备布置直流控制电源屏、计算机监控系统上位机主机柜、网络柜、主机/操作员工作站等布置在电站集控室，35kV 测控保护装置布置在相应的开关柜内。 6. 4.主要设备表一 光伏站区部分电气设备 1 太阳能电池组件 多晶硅电池（附安装元件） 块 80000 全固定式支架 电缆及其它附件，含支架 套 2000 2 汇流箱 16 路输入 台 280 3 并网逆变器 500kWp212、，270V 台 40 4 直流配电柜 8 回输入 2 回输出 面 20 5 35kV 美式箱变 含 S11-1000 36.75/0.27/0.27kV 等高低压设备 台 20 6 380 低压开关柜 MCC 面 20 7 照明箱 台 20 8 控制柜 含网络通讯装置等 面 20 889 电缆 2(ZRC-VV22-1-2240) 米 1500 2(ZR-YJV22-1-3240) 米 2000 ZR-YJV22-26/35-370 km 10 ZRC-VV22-1-14 km 350 ZRC-VV22-1-250 km 80 二 35kV 配电室部分 1 厂用箱式变电站 内含：S11-630213、/35/10kV1 台，S11-200/10/0.4kV1 台，及高低压装置 座 1 2 办公楼 MCC MNS 面 4 3 35kV 站用接地变压器 DKSC1-250/35,R=200 台 1 4 厂用箱式变电站 内含：S11-100/10/0.4kV,及高低压装置 座 3 5 无功补偿装置 SVG-2000 套 1 6 35kV 高压开关柜 进线柜 KYN61B-40.5 面 1 电缆馈线柜 KYN61B-40.5 面 4 集合式电容器进线柜 KYN61B-40.5 面 1 接地变出线柜 KYN61B-40.5 面 1 所用变柜 KYN61B-40.5 面 1 PT 柜 KYN61B-4214、0.5 面 1 三 二次部分 1 35kV 线路光纤差动保护屏 35kV 线路距离保护测控装置 1 台，电能质量在线检测装置 1 台 面 1 2 公用测控屏 小接地选线装置 1 套，公用测控单元 1 套。 面 1 3 故障录波屏 面 1 4 智能型电度表屏 8 块电子电能计量表 面 1 5 UPS 逆变电源屏 UPS 逆变电源装置 面 1 6 高频开关直流电流屏 200Ah，220V，由 4 面屏组成；蓄电池屏 2面；充电馈线柜 2 面 面 1 7 电脑操作台 3 个工作位 套 1 8 火灾报警控制系统 JB-QB-6800/32DB 套 1 9 光伏电站计算机监控系统 套 1 10 视频监控215、系统 监控系统，球型彩色摄像机 64 个预置点 套 1 11 微机防误闭锁装置 含微机防误闭锁功能，包含全所锁具，配后台显示，系统 PIV2.8G DELL 主机彩显、打印机 套 1 89四 环境检测系统 1 太阳辐射、风速、风向、环境温度、组件温度测试 套 1 五 闭路电视系统 1 视频监控系统 监控系统，球型彩色摄像机 64 个预置点 套 1 六 接地部分 1 热镀锌接地扁钢 608 km 100 2 镀锌钢管 505，L=2.5m 根 300 907. 总平面布置7. 1.站址描述本工程建设地点位于新疆维吾尔自治区兵团石河子市 148 团境内，站址为单 一站址，由业主确定。站址中心坐标：216、N=445413，E=862113。厂址 西南距石河子市约 71km，西南距 148 团团部约 6km。 站址地理位置图7. 2.站址条件（1） 太阳能资源 站址所在地区太阳能资源较丰富，平均太阳能辐射量为 5391.18MJ/m2，太阳 能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的光照资源，为实现社会、环境和经 济效益。 （2） 地形地貌 本工程场区地形平坦，整个场地海拔高程在 360361m 左右（1985 年国家高 程系）。场地植被稀疏，地貌单元属冲、洪积平原。 （3） 接入系统 91本工程新建一座 35kV 开关站，出一回 35kV 线路接入电站附近配套新建的110kV 联合升压站。 （4217、） 站址内及周边环境条件 场地内不属于名胜古迹、文物保护和自然保护区，场地及周围无军事设施及 重要的通讯设施。未发现诸如滑坡、岩溶、泥石流、采空区、危岩和崩塌、地面 沉降、活动断裂等不良地质作用。场地内无拆迁。场地周围没有草场，也没有对 电站造成污染的厂矿。 （5） 交通条件 本工程建设地点位于石河子 148 团境内，境内分别有一条南北向的 S221 和一条东西向的 S301 通过，站址东侧有一条柏油路面的乡道，可由此通往 S301。 7. 3.总体布置设想本工程电站总容量 20MWp，本期新建内容包括生产区的光伏组件支架及逆变器 室，综合控制及办公室、35kV 配电室、警卫值班室。其中 35218、kV 配电室和警卫值班 室布置于电站管理区，综合控制及办公室布置于配套建设的 110kV 升压站内。 本工程全部为固定式光伏电池组件，按电池组件最佳发电效率考虑，电池板 面朝正南方向，每组电池板东西向需在一个水平面。电池板布置时尽量保持原有 地势、地貌，避免扰动场地形成的环境破坏。在保证电池板间的间距的条件下， 尽量少占地，降低电站内的土石方工程量。 （1）电池板间距计算根据光伏发电站设计规范 GB 50797-20127.2.2 条：光伏方阵各排、列的 布置间距，无论是固定式还是跟踪式均应保证全年 9:0015:00（当地真太阳时） 时段内前、后、左、右互不遮挡，也即冬至日当天 9:0015219、:00 时段内前、后、 左、右互不遮挡，计算间距示意图及计算公式如下： 92其中：L=阵列倾斜面长度；D=两排阵列间距；=阵列倾角；=当地维度。 工程所在地纬度=44.97，L=3.32m，=35， 计算得电池板南北间距 D=10.65m，最终选取间距为整数 11m； 根据太阳能专业提供数据，东西向电池板支架间距为 1.0m，子阵列间保留安 装及检修机器可通过距离，取 3m。 （2）电池组件方阵布置太阳能电池板的布置原则：合理利用现场地形，利于运营生产管理及维护，便于电气接线，并尽量减少电缆长度，减少电能损耗。 整个光伏发电系统由 20 个 1MWp 太阳能光伏发电系统组成。对于每个 1MWp220、 电 池面板区域，其逆变器室应设置在区域中心的位置，以减少直流电缆长度，降低 直流损耗。线路设计尽量减少不同回路直流电缆的长度差，保证每个汇流箱输入 逆变器的直流电压基本相等，以减少输入逆变器的直流线路间互相干扰。逆变器 室紧邻检修道路布置，方便安装检修。 （3）站区总平面布置应业主方要求，本项目根据新疆天盛房地产评估测绘有限公司提供的 1:1000地形图进行总体规划。电站电池板全部采用 35固定倾斜式安装。 93本工程总装机容量 20MWp，由 2000 面多晶硅电池板组成。为减少太阳能光伏 组件直流线路的损失，每一光伏发电方阵的逆变升单元应尽量置于光伏方阵的中 央位置，又考虑到逆变器需要靠221、近场区道路方便装配维护，已经组建直流线路过 路问题，因此将逆变单元设于光伏方阵中央靠近道路的位置。逆变升压单元 35kV 出线电缆通过直埋电缆汇集到整个光伏发电站的 35kV 屋内配电装置，然后直接并 入电网。35kV 配电室布置于光伏电站东北侧区域的设备用房内。 场区每个电池板片区设置巡视检修道路，场区内巡视道路路面宽 4.0m，道路转弯半径不小于 6m。为节省投资，场区内巡视道路做成简易泥灰结碎石道路。 整个光伏阵列外围做铁艺钢丝网式护栏，护栏高 1.8m，护栏顶隔段做监控设施，防止其他人员对光伏电池板进行偷盗及破坏行为。 （4）站区竖向布置电站所在区域现状为荒地，海拔高程约为 36036222、1m，地势平坦。 本工程结合地形，为降低场区土石方量，电站竖向规划遵循因地就势的原则， 尽量根据地形地势少扰动少挖填方，依据自然地形调整太阳能板之间的间距，尽 量就地平整场地。 场内道路不能将天然排水方式分割、阻挡，在汇水集中区域道路应设计为过水路面。 站区内地表雨水排水采用沿自然地势和场内道路的排水方式，围墙设排水孔，地表雨水随道路及场地竖向坡度排至站区外。 （5）站区道路布置站区外连接主干道的道路采用 7m 宽混凝土路面，电站内道路为满足太阳能板 的施工、巡检及消防，在场地允许的条件下每个阵列四周设环形道路，场地受限 的情况下，保证单面布置巡检道路。为减少造价，场内道路均为 4m 宽的砂石223、道路。 （6）站区管线布置电站内地下管线以工艺要求主要是直埋给排水管、消防水管、电缆、电缆沟 及排污管，结合太阳能电池板方阵，按照工艺要求合理规划布置管线，尽量使管 线短截、顺畅。 7. 4.电站技术经济指标94序号 项目 单位 数量 1 电站占地面积 hm2 52.00 2 站区内建、构筑物用地面积 hm2 13.57 3 建筑系数 % 26.10 4 站区内道路及广场用地面积 hm2 3.37 5 道路广场系数 % 6.48 6 站区围栅长度 m 5783.0 7 绿化面积 m2 1500.0 8 站区土方 工程量 挖方（不含基槽余土） 万 m3 0.55 填方 万 m3 0.43 958224、. 土建工程8. 1.设计安全标准本工程建筑物为砖混结构, 建筑结构安全等级二级,设计使用年限为 50 年。 本工程建筑的火灾危险性属戊类,设计耐火等级为二级。 本工程建筑的屋面防水设防等级为级。 本工程构筑物(光伏组件支架)为钢结构, 建筑结构安全等级二级,设计使用年限为 50 年。 建（构）物抗震设防分类标准为丙类设防。 8. 2.基本资料和设计依据8. 2. 1. 场地岩土构成 (1).本场区属于国有荒地，地貌单一，场地平坦。 (2).拟建场地无不良地质作用或地质灾害。作为建筑场地是适宜的。场地和地基稳定。 (3).岩性自上而下依次为耕土、粉土及细砂。可采用粉土作为拟建建筑 物天然地基持225、力层。设计参数： 承载力特征值 fak=120kPa 压缩模量 Es=8.2MPa v基准基床系数 k =12000 kN/m3 (4).场地为非湿陷场地。 (5).勘察期间测得地下水水位为 5.1m5.3m，工程设计及施工时可不考虑地下水对建筑物的影响。 (6).根据土样、水样分析报告综合评定：土对建筑材料具弱腐蚀性。水对建筑材料具弱腐蚀性。 (7).本地区抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.10g，设计 地震分组为第三组，征周期为 0.65s。 (8).本地区标准冻结深度为 1.40 米。 8. 2. 2. 气象资料构成工程场地气候类型属于典型的内陆干旱性气候，其特点是：冬226、季严寒，夏季 炎热，温差大，冬夏两季时间长，春秋两季不明显。气候干燥，风较多，光照充96足，热量丰富。夏季降雨少，冬季积雪不稳定，蒸发量大。早春气温回升慢，秋末气温下降快，无霜期短。 本拟建场区累年年平均雷暴日数为 13.3d；全年主导风向为 E 本工程设计风速为： 30 年一遇 10m 高处十分钟平均最大风速为 31.7m/s。 8. 2. 3. 建筑设计依据火力发电厂与变电站设计防火规范 GB 502292006 建筑设计防火规范 GB50016-2006 建筑内部装修设计防火规范 GB50222-95 火力发电厂设计技术规程DL50002000 火力发电厂建筑设计技术规程DL502220227、12 电力勘测设计制图统一规定 SDGJ42-84 火力发电厂建筑装修设计标准 DL/T5029-94 公共建筑节能设计标准 GB50189-2005 办公建筑设计规范 JGJ67-2006 民用建筑设计通则 GB50352-2005 8. 2. 3. 1.站区主要建筑物建筑设计( 1)35kV 配电室设备用房为单层砖混结构，建筑面积为 155.52 。外墙为 370 厚砖墙。室内外高差为 300mm。 门窗：窗采用塑钢防风沙固定窗，外窗设防盗护栏。门采用成品钢制防火门 装修：外墙面为青灰色蘑菇石饰面和灰白色无釉面砖；内墙采用白色涂料，顶棚采用白色乳胶漆。 ( 2)警卫值班室及厂区大门警卫值班228、室为单层砖混结构，建筑面积为 4 。外墙为 370 厚多孔砖墙，内 墙 240 厚多孔砖墙。室内外高差为 300mm。 门窗：外窗采用双层白色塑钢窗。门采用木门、成品钢制门或防盗门。部分外窗设防盗护栏。 装修：外墙面为灰色花岗岩饰面，部分墙体和屋顶钢结构装饰件均为干挂铝塑板，内墙面为白色涂料：房间地面均为 600600 普通地砖。 97大门采用成品电动伸缩门。 ( 3)固定支架布置固定式光伏发电板布置：多晶硅电池太阳能电池板为 40 块光伏发电太阳板一组布置。前后间距详见总图布置。 8. 2. 3. 2.综合控制室及办公室综合控制室及办公室布置于配套建设的 110kV 联合升压站内，为单层砖混229、结 构，建筑面积为 281.25 。外墙为 370 厚砖，内墙为 240 厚砖。室内外高差为 300mm。 综合控制室及办公室布置办公室、集控制室、厂用配电室。 门窗：综合办公室外窗采用双层白色塑钢窗。门采用木门、成品钢制门或防盗门。外窗设防盗护栏。 装修：外墙面为灰白色无釉面砖和青灰色蘑菇石饰面；内墙面为白色涂料： 因为工程所处严寒地区，温度为全国为节能保温，所有外墙选用 100mm 厚阻燃型 聚苯板保温。 8. 2. 4. 结构设计依据建筑结构荷载规范GB500092012 混凝土结构设计规范GB500102010 砌体结构设计规范GB500032011 钢结构设计规范 GB50018-2230、003 建筑地基基础设计规范GB500072011 建筑抗震设计规范GB500112010 构筑物抗震设计规范 GB50191-2012 8. 3.光伏阵列基础及逆变器室设计8. 3. 1. 光伏组件支架及基础设计本项目光伏组件采用固定式支架安装方式，采用多晶硅电池电池。 光伏组件阵列支架钢结构设计参照 GB500092012建筑结构荷载规范及GB50017-2003钢结构设计规范要求设计。 ( 1)光伏阵列支架设计本工程电池组件全部采用固定倾角安装方式。固定安装式太阳能电池板支架采用钢结构形式，所有钢构件均采用除锈后(等级:Sa2.5(St3)级)热镀锌处理, 镀98锌厚度不小于 55m，见231、光伏组件支架布置图 8-1。 图 8- 1 光伏组件支架布置图 光伏组件支架结构由主梁、次梁、后立柱等构成。侧立面结构形式为三角形，按倾斜角度 35 设计。支架最低距离地面约 0.5m。见图 8-2。 图 8- 2 光伏组件支架侧视图 多晶硅太阳能电池板支架布置结合光伏板大小布置，支架间距为 1.0m 左右，跨度为 3.00m。 ( 2)光伏阵列支架基础设计根据 GB50009-2012建筑结构荷载规范、GB50007-2011建筑地基基础设计 规范、GB50010-2010混凝土结构设计规范、JGJ94-2008建筑桩基技术规范，99光伏组件支架结构及光伏组件的安装方式进行设计。 采用天然地232、基做持力层，光伏阵列基础采用桩式基础，直径 300mm，地下埋深 2.0m，地上 0.5m，采用 C35 混凝土。混凝土中掺加阻锈剂，保护混凝土中的钢筋， 砼采用抗硫酸盐混凝土或添加抗硫酸盐外加剂。 8. 3. 2. 逆变器室设计( 1)逆变器室建筑结构设计逆变器室为单层砖混结构，建筑面积为 49.72 ，外墙为 370 厚砖墙，室内外高差为 300mm。 门窗：窗采用塑钢防风沙固定窗，外窗设防盗护栏。门采用成品钢制防火门。 装修：外墙面为青灰色蘑菇石饰面和灰白色无釉面砖；内墙采用白色涂料，顶棚采用白色乳胶漆。 ( 2)逆变器室数量逆变器室为单层砖混结构，建筑面积为 49.72 ，共 20 座233、。 8. 3. 3. 光伏阵列基础和逆变器室的工程量( 1)多晶硅固定式太阳能电池板桩式基础采用桩式基础设计时的工程量电池板基础共计 2000 组，基础埋深-2.0 米。 每组电池板设备基础含 16 个桩式基础，1 个桩式基础工程量为： JC-1: V= 3.1420.15m0.15m2.5m(h) =0.177 立方米，C35 混凝土。 1 个基础顶埋件重 25 公斤，基础地脚螺栓 2 个 M16。 每组固定安装型式太阳能电池板上部结构型钢总重 900kg。 ( 2)逆变器室工程量单层砖混结构 10.8 米3.9 米3.2 米净高，女儿墙高 0.8 米，总高 4.3 米。 20 座逆变器室建234、筑面积共为 994.4 。 8. 4.地质灾害治理工程8. 4. 1. 建筑防风沙设计房屋建筑抗风能力按国家规范要求进行设计，均能保证抗风能力。建筑抗风沙主要是门窗。沙尘暴对门窗的环境威胁，主要表现在以下 4 个方面： A、沙尘暴对门窗的渗透效应和瞬时强风荷载，要求建筑门窗的密封性能、防尘性能、抗风性能必须提高； 100B、门窗表面在沙尘暴的作用下，产生较强的静电效应，沙尘颗粒粘结物长期 吸附于门窗表面，加速电化学腐蚀，危及面层使用寿命和装饰色调效果，门窗抗 静电性能必须提高； C、沙尘对按等压原理设计而设置的减压孔、腔、槽隙、排水孔槽以及新型换 气装置通风孔道等处产生封闭效应，造成功能性孔隙235、的严重堵塞，清理十分困难， 危及门窗使用功能和技术性能； D、沙尘暴危及的门窗附件：门窗启闭件、开启定位件、紧固件、锁具等金属 制品，要有较高的机械强度；密封元件、配套件等非金属制品，要有较高的耐候 性能和防尘效果。 8. 4. 2. 设备防风沙设计8. 4. 2. 1.设备支架抗风沙对设备支架主要是保证两方面：即按承载能力极限状态和正常使用极 限状态设计使在最大风速下支架安全可靠和基础不会倾覆。施工图阶段依据当地 的基本风压 WO 按照 GB5009-2012建筑结构荷载规范要求计算风荷载标准值。 将风荷载标准值、雪压及恒载进行荷载组合，计算出弯矩，剪力。按照 GB50017-2003钢结构236、设计规范及 GB50018-2002冷弯薄壁型钢结构技术规范要求进行计 算，直到满足规范要求。计算出基础的大小，保证基础在最大风压下基础不会倾 覆，并满足承载力要求。 8. 4. 2. 2.电池组件的清洗电站所处环境周边的沙尘较大，经常受到沙尘、强风的影响，电池板很容易 积尘，影响发电效率。故应经常对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。 光伏阵列的电池板面得清洗可分为定期清洗和不定期清洗。 定期清洗每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前和日落后。以确保人员和设备安全。 不定期清洗分为突发恶劣气候后的清洗和季节性清洗。 恶劣气候分为大风、沙尘和雨雪后的清洗。每次大风后及时清洗237、：雨雪后应及时巡查，对电池组件面板上的泥点和积雪应予清洗。 季节性清洗主要是指鸟类活跃的夏秋季节，对落在电池组件上鸟类粪便等无物的清洗。在此季节应每天巡视，发现电池面板被污染的应及时清洗。 日常维护主要是每日巡视检查电池板的清洁程度。对局部影响发电的污斑、101积尘应及时清洗，确保电池组件发电系统的稳定、可靠。 电池组件面板采用人工清洗和机械清洗相结合的方式，在春季清洗采用人工 清洗，暂按一个半月一次；在夏季、秋季清洗采用移动式机械喷水清洗，但清洗 后应及时擦拭、吸水，严禁有水渍残留和板面滴水的问题出现，清除水清洗带来 的安全隐患。 同时，清洗电池面板后的污水应回收处理后再利用（如作为绿化用水238、等）。 由于本地区冬季寒冷，不考虑冬季水洗。 8. 5.给排水设计8. 5. 1. 设计依据（1）GB50013-2006室外给水设计规范 （2）GB50014-2006室外排水设计规范 （3）GB50015-2003建筑给水排水设计规范 8. 5. 2. 生活给水系统（1）生活水源 本工程生活水源取自 148 团 10 连自来水，以满足站内生活用水量。 （2）用水量 a) 生活用水量 本工程用水人数按 8 人计，生活用水量标准为 150L/人.d，最大日用水量为 1.2m3/d。 b) 浇洒道路用水量 本工程场内道路面积约为 29400m2，浇洒道路用水量标准为 2.0L/m2.次，按每五天239、浇洒一次计算，则最大日用水量为 58.8m3/d。 c)冲洗电池组件用水量 本工程太阳电池组件共 80000 块，结合当地的气候条件及光伏电站特点，每 年气温下降到 0以下时不得采用水洗，以免电池组件表面形成冰层，影响发电效 率。根据类似光伏电站的电池组件清洗经验，本工程暂定每年大规模用水清洗 5 次，每次清洗用水量为 264m3，则年用水量为 1320m3。 d）总用水量 本工程生活、浇洒道路最大日总用水量为 60.3m3/d，在考虑冲洗电池组件用102水量和部分的未预见水量，则本工程年总用水量约为 4500m3。 e）施工用水 太阳能电场施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等部分240、组成。 电池板清洗用水和施工用水均采用水车拉水。 8. 5. 3. 给水系统本项目给水系统采用 148 团 10 连自来水系统。 8. 5. 4. 排水系统本工程排水系统采用雨污分流制，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。 （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，污水自流排入室外检查井。 室外设化粪池及污水渗井各一座，化粪池定期清淘。 8. 5. 5. 管材与连接室外给水管采用给水 PE 管,热熔连接，与金属管道、阀门、设备连接时，必须采用钢塑过渡接头或专门的法兰接头。 室内给水管采用钢塑复合管，专用配件连接。 室内生活污水管采用 UPV241、C 排水管，承插胶接。 室外雨水、污水管采用 TTP-PVC 双壁波纹排水管，橡胶圈接口。 8. 6.采暖通风设计8. 6. 1. 设计依据（1）GB50019-2003采暖通风与空气调节设计规范 （2）GB50016-2006建筑设计防火规范 8. 6. 2. 室内空气计算参数（1）冬季采暖室内计算温度：继电保护室，办公室，会议活动室，门卫室，宿舍：18 C；公共卫生间：16 C；配电室，逆变器室，SVG室：10 C。 （2）夏季空调室内计算温度：配电室，逆变器室:26 C。 8. 6. 3. 采暖系统本项目属太阳能发电工程，厂址位于石河子地区，属集中采暖区，因此全厂103建筑均设计采暖,因242、厂址周围无采暖热源，所以全厂采暖方式采用空调和电暖器相 结合的电采暖方式。 8. 6. 4. 采暖(1) 卫生间采用电暖器采暖，电暖器落地安装。浴室和卫生间的电暖器应选 用防潮、防水型。 (2) 集控室、办公室采用热泵型空调机进行冬季采暖。 8. 6. 5. 通风（1） 35kV 配电间按 12 次/小时换气次数设置事故通风系统。通风方式为外窗自然进风，轴流风机机械排风。事故通风机可兼作夏季排除室内余热用。 （2） 逆变器室室内安装有逆变器，发热量较大，采用风道直接将逆变器散 热量排至室外，同时室内设置轴流风机机械排风，保持夏季室内温度不超过 40。 室内排风机兼做事故风机。 8. 6. 6.243、 空调（1） 集控室设全年性空调系统，空调机采用风冷柜式空调机。 （2）办公室根据采暖要求设置舒适性空调，空调机采用壁挂式或风冷柜式空调机。 8. 7.工程消防设计8. 7. 1. 工程消防总体设计8. 7. 1. 1.设计依据（1）中华人民共和国消防法(2009 年版) （2）GB50016-2006建筑设计防火规范 （3）GB 50222-95 (2001 年版)建筑内部装修设计防火规范 （4）GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范 （5）GB50229-2006火力发电站与变电所设计防火规范 8. 7. 1. 2.设计原则贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃244、”。严格 按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措 施。 工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口104等各项消防要求。 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、排烟、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. 7. 2. 工程消防设计8. 7. 2. 1.建筑物的火灾危险性分类和耐火等级 本工程的建（构）筑物包括综合控制室及办公室、35kV 配电室和逆变器室。 本工程建筑物的火245、灾危险性类别和耐火等级划分详见下表。 火灾危险性类别和耐火等级划分表房间名称 火灾危险性类别 耐火等级 逆变器室 戊 二 综合控制室及办公室 戊 二 35kV配电室 戊 二 8. 7. 2. 2.主要场所和主要机电设备的消防设计( 1)防火间距各建筑物之间相距较远，间距远大于 9m，满足规范要求。 ( 2)安全疏散综合控制室及办公室，建筑面积 304m2，根据功能要求共设有三个直接对外出口，满足规范的要求。 逆变器室的建筑面积为 49.72m2，长度小于 15m，故每个逆变器室均设一个出口，满足规范要求。 35kV 配电室的建筑面积为 170.17m2，设三个出口，满足规范要求。 8. 7. 246、2. 3.消防车道设计通过对外交通公路，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，消防通道宽度不小于 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。 本工程体积最大的建筑为综合控制室及办公室，综合控制室及办公室的耐火 等级为二级，火灾危险性为戊类，建筑物体积约为 1237.5m3，根据 GB50016-2006建筑设计防火规范的相关规定，需配备移动式灭火器。 1058. 7. 3. 施工消防8. 7. 3. 1.工程施工场地消防设计本工程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 GB5014247、0-2005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、施工人员宿舍各配置手提式磷酸铵盐干 粉灭火器。 8. 7. 3. 2.施工期电气设备消防（1）施工期变压器消防 在每个施工期变压器附近各配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器两具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。 （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两具、推车式磷酸铵盐干粉灭火器一辆以及砂箱两个。 1069. 施工组织设计9. 1.主要建筑材料来源光伏电站主要工艺设备由电池板、电池组件及各类电气设备组成，这些设备从生产厂家依托公路运输至电站248、。 工程所需的主要土建材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料和火工材料， 材料的就近从石河子地区相应市场采购。 9. 2.施工总布置9. 2. 1. 施工总平面布置的原则根据光伏电站工程建设投资大、建设场地大、施工工期紧、建设地点集中等 特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置。施工 总平面布置按以下基本原则进行： （1）施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证 运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各街道的施工过程，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，首先将进场货运道路从邻近的主干道修好，然后按工程建设的次序，249、修建本电站的场内道路。 （3）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久、临时相结合，节约投资，降低造价。 9. 2. 2. 施工总平面布置的规划本工程光伏阵列布置在约58.86万范围内，安装太阳能光伏组件80000块，装机容量20MWp，布置为20个光伏阵列，阵列较分散，建议多标段分区施工。 本工程距离148团团部约13km，加工、修配及租用大型设备主要考虑当地解决。 场区内施工临建工程主要有临时宿舍及办公室、材料及设备仓库、混凝土拌和站、 小型修配厂、材料设备置场等临时生产设施和生活建筑设施。 结250、合光伏电站施工的特点，初步考虑按阵列区选择缓建的平坦场地按标段集 中布置施工区。从安全环保角度出发，生活设施靠近仓库布置，远离混凝土拌和 站。 施工临时建筑工程量表107名 称 占地面积() 备 注 施工生活区 1200 包含施工单位办公区 材料堆场 2500 钢结构加工及堆放、光伏板堆放 混凝土搅拌站 1300 混凝土的集中搅拌及砂石、水泥的堆放 合计 5000 根据光伏电站的总体布局，场内道路应紧靠光伏电池方阵旁边通过，以满足 设备一次运输到位、支架及光伏电池组件安装需要。电站内运输按指定路线将大 件设备逆变器、干式变、高压开关桂等均按指定地点一次到位，尽量减少二次转 运。场内永久道路宽度251、为4.0m。 9. 2. 3. 施工电源(1) 根据光伏电站施工集中的特点，拟设一个施工电源，设在综合办公楼旁 边，供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生活、生产房屋建筑等辅助工程用电。施工 电源利用就近电源，设置一台降压变压器把引入电压降到400V电压等级，通过动 力控制箱、照明箱和施工电缆送到施工现场的用电设备上。 (2) 现场施工用电设施要求：现场提供380V电源，场内用电线路的设计、安 装、运行和维护按有关规程和规定进行，要加强施工用电的安全管理工作，从配 电装置引出的低压回路，以敷设电缆为主，在施工区域的合理部位布下级配电设 施，室外布置的配电设备要有防雨设施，确保施工用电安全。 现场配电盘252、箱应形式统一，颜色一致，并有明显的警示标示和定期检验合 格标识，接地系统应符合标准。做好现场施工电源冬、雨季巡检工作，消除用电 隐患。用电单位要采取措施节约用电。 9. 2. 4. 施工用水光伏电站施工用水由建筑施工用水，施工机械用水，生活用水等组成。本工 程高峰期施工用水量为250m3/d。 施工用水通过车辆运输的方式由148团10连运至现场，场区内设临时储水设 施，施工用水应严格控制，在各用水点分别设置流量计，以便节约用水；建筑施 工用水及施工机械用水的排水应设置回收水池进行回收利用，生活排水接自化粪 池。 9. 2. 5. 场地平整土石方工程量108本项目场区地形平坦，整个场地海拔高程253、约为 360361m（1985 年国家高程 系）左右。电池板安装按竖向规划，尽量不扰动地表的前提下，进行基础开挖， 因此对个别地势起伏较大且在电池阵列支架基础附近可做小范围的场地平整即 可。施工生活区、生产区在其场地内平整，避免大量的开挖，降低土方工程量造 价。 9. 3.主体工程施工建议采用工程招标的方式，选择有类似工程施工经验的施工企业承建本工程， 施工企业资质不应低于二级(含二级)。设备安装应在设备制造厂家技术人员指导 下进行。 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、比较各种因素指定科学、合理、经济的施工方案。 9. 3. 1. 施工前的准备根据设计物资清单以及施工254、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，制定现场施工手册指导施工。 根据物料明细表进行物料准备，外协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。 9. 3. 2. 土建工程总体施工方案土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工综合办公楼基础、光伏发电组件基础、逆变器室基础以及零米以下设施。 接地网、地下管道主线与相应的地下工程设施（给排水、消防管道、电缆沟道）同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。 基础施工完毕后即回填，原则上要求影响起重设备行走的部位先回填、起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其255、下部的设备基础及预埋件。 9. 3. 3. 光伏电池组件支架基础施工电池组件支架基础施工工艺采用“ 机械钻孔施工工艺，管内砼泵送砼压灌工艺”进行施工。 9. 3. 3. 1.基础开挖(1)根据施工现场坐标控制点首先建立该区测量控制网，包括基础和水平基准109点，定出基础轴线，再根据轴线定出基坑开挖线，利用白灰进行防线、灰线、轴线经复核检查无误后方可进行挖土施工。 (2)土方开挖采取以机械施工开挖为主，人工配合为辅的方法。基坑开挖按照基础结构尺寸每边各加宽 0.3m 进行，结合当地地质情况确定，施工过程中要控制 好基底标高，严禁进行超挖，开挖的土方按照项目工程指定的地点及要求进行堆 放。 (3)256、开挖完工后，应清理干净，经勘察单位进行基槽验收、验收合格后可进行下道工序施工。 (4)土方回填：基础施工完毕后，在混凝土强度达到规范、设计要求并经有监理公司参加的隐蔽工程验收后，再进行土方回填。土方分层回填厚度、土质要求 按照 GB50202-2002建筑地基基础工程施工质量验收规范执行。同时对每层回 填土进行质量检验，符合设计要求后才能填筑上层。 9. 3. 3. 2. 混凝土浇筑采用现场搅拌站集中搅拌、罐车运输、泵车浇筑、插入式振捣器振捣的施工 方案。基础垫层为采用 C20 混凝土，厚 0.1m。基础混凝土强度等级为 C30。基础 混凝土浇筑前应对设计院图纸和供货厂的设备图纸进行严格审查，257、无误后方可进 行浇筑，以保证预留地脚螺栓的绝对准确。 基础混凝土浇筑完成，及时进行覆盖，模版拆除后及时进行回填以继续养护， 混凝土浇筑工进行洒水养护 14 天。土方回填应在混凝土浇筑 7 天后进行。待混凝 土强度达到 90%以上方可进行光伏发电组件支架的安装。 在施工混凝土结构时应根据结构特点，采取措施保证混凝土冬季施工的质量。 9. 3. 4. 光伏电池组件安装本工程光伏电池组件全部采用固定式安装，待光伏电池组件基础验收合格后，再进行安装，光伏发电组件的安装分为两部分：支架安装、电池组件安装。 光伏阵列支架表面应平整，固定电池组件的支架面必须调整在同一平面：各 组件应对整齐并成一直线：倾角必258、须符合设计要求：构件连接螺栓必须加防松垫 片并拧紧。电池组件支架安装工艺见下图： 110 将电池组件支架调整为水平角度进行电池组件安装。安装电池组件前，应对 每个电池组件进行参数检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目 有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一方阵内。应挑选额 定工作电流相同或接近的组件进行串联。 安装电池组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架 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栓，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其 吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。 电池组件电缆259、按设计的串联方式连接，插接要紧固，引出线应预留一定的余 量。 9. 3. 5. 逆变器及相应配电装置安装逆变器和配套电气设备通过汽车运抵逆变器室附近，采用吊车将逆变器室吊 至逆变器室门口，再采用液压升降小车推至逆变器室安装位置进行就位。 设备安装槽钢固定在逆变器室基础预埋件上，焊接固定，调整好基础槽钢的 水平度，使用起吊工具将逆变器室固定到基础上的正确位置。逆变器采用螺栓固 定在槽钢上，并按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灵敏性电气设备，搬运逆变器应非常小心。 直流配电柜、交流配电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260、柜运到需安装的位置，然后用简易吊车将其移到安装 的基础槽钢上摆放好，所有盘柜就位摆好后进行找正，配电柜与基础槽钢采用螺111栓固定方式，接地方式采用镀锌扁钢与室内接地扁钢连接。配电柜安装后，并装配母线，母线螺栓紧固扭矩应符合标准规范要求。 9. 3. 6. 电缆敷设电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、校对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。 电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆敷设 程序表，表中应明确每根电缆安装的先后顺序。 电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行。电缆运达现场后，应严格按 规格分别存放，严格其领用制度261、以免混用。电缆敷设时，对所有电缆的长度应做 好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间街头。对电缆容 易受损伤的部位，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离制作标识。电 缆敷设完毕后，保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内 的电缆及其它必须封堵的地方应进行防火封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及 灭火设施。 9. 3. 7. 特殊天气下的施工措施9. 3. 7. 1.暴雨季节施工措施(1)现场总平面布置，应考虑生产、生活临建设施、施工现场、基础等排水措施。 (2)雨季前，应做好排洪准备，施工现场排水系统应完整畅通。 (3)做好道路维护，保证运输畅通。 (4)加262、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，防止物品淋雨而变质。 9. 3. 7. 2.高温季节施工措施(1)在高温季节，砼浇筑温度不得高于 25 C。合理的分层分块，采用薄层浇筑，并尽量利用低温时段或夜间浇筑。 (2)尽量选用低水热化水泥，优化砼配合比，掺优质复合外加剂、粉煤灰等，降低单位体积砼中的水泥用量，并掺加适量的膨胀剂。 9. 3. 7. 3.冬季施工措施(1)冬季施工要做好防滑防冻措施。 112(2)混凝土的防冻措施，具体如下： a)搅拌过程的防冻措施 冬季混凝土施工，如果气温低于 5 C，在混凝土搅拌过程中263、，采取热水搅拌 并在混凝土中加入防冻液和早强剂，人为提高混凝土的入仓温度，从而保证混凝 土在恶劣的气候下不受损伤。热水温度控制在 40 C左右，保证混凝土的出灌温 度大于 10 C，防冻剂的掺量按规范进行，并在施工前进行试配。 b)运输过程中的防冻措施 混凝土从拌和站集中搅拌、罐车运输直至入仓需要一段时间，为减少混凝土 在浇筑及运输过程中的热量损失，应尽量缩短混凝土的运输时间及空气中停放时 间，要求施工前作好充分准备：减少混凝土罐车运输数量，增加运输的次数：现 场混凝土及时入仓。 c)混凝土浇筑及养护过程中的防冻措施 混凝土在浇筑过程中必须保证新老混凝土接触面的温度在 2C以上，当新老 混凝土264、接触面的温度小于 2 C时，必须采取升温措施，可采用碘钨灯烘烤仓面， 并在混凝土浇筑一段后及时用麻袋覆盖，以保证混凝土的表面温度不急速下降。 (3)钢结构工程的冬期施工 钢结构施工时除编制施工组织计划外，还应对取得合格焊接资质的焊工进行 负温度下焊接工艺的培训，经考试合格后，方可参加负温度下钢结构施工。 在焊接时针对不同的负温度下结构焊接用的焊条、焊缝：在满足设计强度前 提下，应选用屈服强度较低，冲击任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。 (4)钢结构安装 编制安装工艺流程图，构建运输时要清除运输车箱的冰、雪，应注意防滑垫 稳：构建外观检查与矫正，机具、设备，负温度下安装作265、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。 负温度下安装用的吊环必须采用任性较好的刚才制作，防止低温脆断。 9. 4.施工总进度9. 4. 1. 施工总进度设计根据当前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，同时要求施工机113械的安排能同时满足要求。本工程计划建设期 12 个月，其中准备期 2 个月，施工 期 10 个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部电池组件并网 发电。 9. 4. 2. 施工总进度设计原则依据光伏电站建设特点和经济条件对本电站主要工程的施工进度作原则性的 安排，为工程的施工招标及设备招标提供依据，为编制工程施工组织设266、计指定基 本方向。 (1)坚持以人为本的原则 在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工 程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员在开工前就全身心的投 入到工程建设之中，同时可以提高工作效率降低管理费用。 (2)综合控制室及办公室和和光伏阵列基础工程先期开工建设 由于本工程建设期 12 个月，为尽早取得投资效益，根据光伏组件分批到货、 光伏电站土建开工至光伏电站全部设备安装调试完成时间较短的特点，配套工程 应有合理的顺序并优先考虑工，以便每一套光伏系统安装完成后即可调试，因此 将生产综合楼和光伏电池阵列基础施工安排到光伏发电系统安装调试工作开始之 前完成。 (267、3)其他工程项目的施工 在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项 目的施工可以同步进行，平行建设。其分部分项工程可以流水作业，以加快进度， 保证工期。 9. 4. 3. 分项施工进度安排项目里程碑节点计划表序号 里程碑节点名称 控制工期 1 项目中标通知 3 个月 2 签定光伏组件供货合同、施工招标合同、监理招标合同及设计院完成施工图设计 3 四通一平及临建开始 4 生产综合楼土建施工开始 第 4 个月初 5 光伏整列基础开始施工 第 5 个月中 6 光伏电站电气设备安装调试完成 第 11 个月中 1147 第一批光伏组件安装调试完成 第 10 个月中 8 第一批光伏268、组件并网发电 第 10 个月底 9 最后一批光伏组件并网发电 第 11 个月底 10 工程整体移交生产 第 12 个月 11 整体竣工验收 第 12 个月 9. 4. 4. 施工图交付计划施工图是里程碑计划实现的先决条件。施工图交付精度的原则是：先总体后 单相，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。 9. 4. 5. 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计划，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满足工程进度的需要。 9. 4. 6. 分项施工进度计划根据当地的气候条件，土建工程每年从 4 月至 10 月底可以施工。综合控制室 及办公室和光伏组件基础要尽量避开冬季施工，尽量赶在冬季停工前完工，缩短 光伏电站施工总工期。 9. 4. 7. 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)综合控制室及办公室 综合控制室及办公室内部分：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)电池组件基础 电池组件基础施工完