1、xxxx东城污水厂分布式光伏项目东城污水厂分布式光伏项目1初步设计报告初步设计报告2023年年11月月2目录目录1 综合说明.51.1 概述.51.2 太阳能资源.51.3 建设条件.51.4 项目任务及规模.51.5 系统总体方案设计及发电量计算.61.6 电气设计.61.7 总平面布置.61.8 土建工程.61.9 工程消防设计.71.10 施工组织设计.71.11 环境保护与水土保持设计.71.12 劳动安全与工业卫生设计.71.13 节能降耗分析.71.14 工程设计概算.82 太阳能资源.82.1区域太阳能资源概况.82.2太阳能资源分析.102.3站址区太阳能资源评估.172.4 2、结论.194 工程任务和规模.204.1 项目建设规模.204.2 电力电量消纳分析.205 系统总体方案设计及发电量计算.215.1 光伏组件选型.215.2 拟选太阳电池组件主要性能参数表.225.3 光伏阵列运行方式设计.235.4 逆变器选择.2435.5 光伏阵列设计及布置方案.305.6 总平面布置.325.7 辅助技术方案.325.8 发电量计算.336 电气设计.356.1 设计依据.356.2 电气一次.366.3 电气二次.407 土建工程.427.1基本资料和设计依据.427.2设计安全标准.447.3光伏支架设计.457.3.3 光伏安装形式.457.3.4 柔性支架方3、案简介.457.3.5 柔性支架承载说明.467.4 光伏电站基础设计.478 消防设计.488.1 消防总体设计.488.2 主要场所及主要机电设备消防设计.498.3 施工消防设计.509 施工组织设计.539.1 施工条件.539.2 施工总布置.559.3 施工交通运输.569.4 工程用地.569.5 主体工程施工.569.6 施工进度.579.7 工程保障措施和安全文明施工措施.579.8 主要施工机械和工器具、计量器具.5911 环境保护与水土保持设计.61411.1 环境保护.6111.2 设计依据及标准.6111.3 保护措施.6211.4 区域的环境效益分析.6411.5 4、结论.6412 劳动安全与工业卫生.6512.1 总则.6512.2 工程概况.6712.3 工程安全与卫生危害因素分析.6712.4 劳动安全与工业卫生对策措施.6712.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计.6812.6 预期效果评价.7112.7 主要结论和建议.7213 节能与降耗.7313.1 设计原则和依据.7313.2 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标.7313.3 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标.7313.4 主要节能降耗措施.7313.5 项目节能效果分析.7513.6 结论意见和建议.7514 工程设计概算.7714.1 编制说明.7714.2 基础资料及其它费5、用费率.7714.4 概算表（另附）.7915 风险分析.7915.1 所使用建筑合法合规风险.7915.2 用电企业生产能力风险.8015.3 建筑物结构安全风险.8015.4 管理与经营风险.801 综综合合说说明明1.1 概5述xx东城污水厂分布式光伏项目位于xx省xx市，xx高新技术产业园区、中心位置位于E112.6327,N28.2882，海拔高度约50m。项目直流侧装机容量为1.38177MWp，交流侧安装容量为1.1MW，采用“自发自用、余电上网”模式，通过0.38kV电压等级并网。1.2 太阳能资源本项目场址场区气象典型代表年水平年总太阳辐照量为1108kWh/m2。根据太阳能6、资源评估方法（GB/T 37526-2019）对光伏电站太阳能资源丰富程度和稳定度进行评价，年水平太阳总辐照量等级属于C类“丰富”，太阳能资源具有一定的开发前景。1.3 建设条件本项目拟在xx城东污水厂A/A/O生化池及水解酸化池上方空间建设分布式光伏电站，采用软拉索结构进行安装。本光伏系统项目设计时，依照原设计施工图纸，并进行现场实地踏勘后进行初步设计。图1-1 项目场址航拍图1.4 项目任务及规模本项目拟在xx城东污水厂A/A/O生化池及水解酸化池上方空间建设分布式光伏电站，采用软拉索结构进行安装，设计安装2362块585Wp单晶硅光伏组件，实际直流侧总装机容量为1.38177MWp。1.7、56系统总体方案设计及发电量计算本工程根据A/A/O生化池及水解酸化池的实际结构分布，拟定光伏场区光伏组件安装采用软拉索结构，共安装10台110kW组串式逆变器，在水厂在配电房0.38kV母线侧新安装2面光伏并网柜，用于连接光伏区逆变器，同时将配电房原计量电度表更换为双向智能电度表。最终接入系统方案以当地电网部门的接入系统报告批复意见为准。本工程电池组件选用580Wp单晶硅电池组件，逆变器用110kW组串式逆变器，采用380V并网方案。本项目建成后，25年的总发电量约为3022万kWh，年平均发电量120.88万kWh，25年年均等效利用小时数为874.8h。1.6 电气设计本项目规划直流侧装8、机容量为1.38177MWp，所发电量采用“自发自用、余量上网”方式，本工程选用2362块585Wp单晶半片单面光伏组件，采用组串式的逆变方案，一共配置10台逆变器。逆变器输出的交流电经电缆接至配电房新增的低压并网柜实现并网，同时将配电房原计量电度表更换为双向智能电度表。最终接入系统方案以当地电网部门的接入系统报告批复意见为准。无功补偿配置与否及方案应以并网后的电能质量分析报告为准。本光伏电站组串式逆变器优先采用4G无线通讯方式，可在手机APP实时查看光伏系统发电数据及状态。光伏区的远程管理和自动化监控，应满足“无人值班，少人值守”的运行管理需求。本工程暂定由地调实施调度管理。电站远动信息直接9、送往地调，具体调度关系以当地电网主管部门的接入系统报告批复意见为准。1.7 总平面布置分布式光伏电站场区总体规划分为四部分：光伏阵列、逆变器、集电线路、运检通道。总体规划应综合考虑光伏阵列布置、太阳能资源、出线方向、环保、施工、交通等各方面因素，统筹安排，总体规划。1.8 土建工程7光伏场区内光伏阵列采用由钢支架、横梁、拉索等组成的柔性支架系统，光伏方阵的组件最低点标高为6.5m。基础拟采用长螺旋钻孔灌注桩，直径400mm，桩长约12m，各桩基位置具体桩长根据详细地勘报告进行确定。1.9 工程消防设计本项目消防采用干粉灭火器的灭火方式。在组串式逆变器及并网柜处配置干粉灭火器。根据规范，太阳能电10、池组件阵列区并无强制性规范需设置消防设施。1.10 施工组织设计本工程站址所在区域交通较为便利。所有工程设备、建筑材料运输以公路为主，可方便运至施工现场。本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。利用当地市政供水水源供给。施工用电：由厂区现有低压配电网引接。施工通讯可采用对讲机。对外通信可采用移动电话。施工期间，施工人员的生活物资等可在当地的商场和市场内购买。项目总工期为3个月。1.11 环境保护与水土保持设计光伏发电是利用太阳能进行发电，发电过程中没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，不会对周边环境和生态造成污染或负面影响。而且，本项目建11、设符合国家产业政策和可持续发展战略，可节约能源，具有积极的社会效益和环境效益。1.12 劳动安全与工业卫生设计施工期主要危害安全的因素是由于光伏组件引起的触电事故和施工用电安全。太阳能光伏组件串联到一定数量，输出电压能达到600V以上，因此在施工中需要特别重视。施工用电箱可能存在漏电问题，导致现场人员触电，故应设置明显的警示标识。光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、震动、电磁辐射等危害因素。1.13 节能降耗分析本项目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12、保的指导思想，在技术方案、设备和材料选择等方面，充分考虑了节能的要求，减少了电缆投资，节约了土地资源。本项目各项设计指标符合国家的产业政策，符合可持续发展战略。太阳能是一种清洁的可再生能源，光伏电站的建设可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，大大减少对环境的污染，对改善大气环境有积极地作用。本项目具有明显的节能、环保和社会效益，节能指标满足国家有关规定，是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。1.14 工程设计概8算本工程设计概算依据国家、部门及xx省现行的有关规定、定额、费率标准等进行编制。设备、材料等价格按xx市建设造价2023年10月发布的材料价格及市场调查价计算13、。项目总工期为3个月，项目资本金占总投资的30%，其余70%为银行贷款。本工程静态投资753.79万元，单位千瓦静态投资为5455.23元/kWp，建设期利息2.77万元，工程动态投资756.56万元。2 太太阳阳能能资资源源2.1区域太阳能资源概况2.1.1我国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。图 2.1-1 为我国太阳辐射量分布图，图 2.1-2 为我国太阳能资源等效小时数分布图。图 2.1-1我国太阳辐射量分布9图图 2.1-2中国太阳等效小时数分布图根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-214、018），结合图 2.1-1 可看出，xxxx市属于太阳能资源属丰富带，具有可利用价值。2.1.2xx省太阳能资源概况xx省热量较丰富，辐射较强，气温较高，年平均气温在1618之间，年日照小时数为1300h1800h，是同纬度中太阳能比较充分的省份，但是从全国来看属于太阳能比较充分的省份，居全国中下水平。利用xx现有辐射观测站资料，计算xx多年平均年总辐射和逐月总辐射。结果表明，xx各地年总辐射在3396MJ/m24468MJm2之间，其空间分布特征是：湘东北洞庭湖地区年总辐射较多，湘西山区较少；高值区出现在以安乡为中心的洞庭湖地区，低值区出现在以保靖、龙山、桑植为中心的湘西山区；4000MJ15、/m102分界面大致位于东经111112之间，呈南北走向，将xx一分为二，东半部较多，西半部较少。按照中国现行太阳能资源评价标准，xx介于太阳能资源较贫带和贫乏带之间。湘东、湘东北处于较贫带，湘中以西属于贫乏带。根据全国辐射观测资料分析，四川、贵州大部分是全国太阳能辐射最弱的区域，xx正好处于川黔低值中心的边缘。图 2.1-3xx省太阳能资源分布图2.2太阳能资源分析2.2.1常规气象数据分析xx市属中亚热带向北亚热带过渡的大陆性季风湿润气候，四季分明，寒冷期短，炎热期长。全市年日平均气温16.8摄氏度，一月日平均4.5摄氏度，七月日平均28.9摄氏度。年平均无霜期274天，年平均日照173716、.6小时，境内雨水充足，年均降水量1358.3毫米，年平均相对湿度81%。表 2.2-1xx11市基本气象要素统计表序号要 素 名 称统 计 值116.年平均气温（）824极端最高温度（）03-1极端最低温度（）041358.年平均降雨量（mm）35年平均相对湿度（%）816累年平均风速（m/s）3725.极端风速（m/s）5（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-3560，选用电池组件的工作温度范围为-4085。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。根据气象资料，多年平均气温分别为16.8，多年极端最高气温40，多年极端最低气温-10。因此，17、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属屋顶光伏，场地较为平整宽阔，多年平均风速为3m/s，年极端风速为25.5m/s，平铺的迎风面相对较小，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25.5m/s风速下不损坏为基本原则。（3）最大降水和雷暴影响xx地区年均降水量1358.3mm，屋面原有设计已考虑排水，光伏电站设计不扰动原有排水措施。xx地区年平均雷暴日数为46.6d。该雷电对光伏电站有一定的18、危害，电池阵列均固定金属支架之上，且电池阵列面积较广，需对防雷接地要求较高。2.2.2辐射数据分析项目场址位于xx省xxxx市。平均海拔50m，场址中心地理位置为北纬28.2882，东经112.6327。为了准确评估项目场址太阳能资源情况，本次收集了Meteonorm8.0气象数据、xx气象站多年辐射值数据和SolarGIS数据作为评估依据。（1）Meteonorm 数据现阶段使用Meteonorm 8.0的1991-2000年的年平均辐射数据作为现阶段分析计算的基础。Meteonorm其数据来源于全球能量平衡档案馆（Global EnergyBalance Archive）、世界气象组织（W19、MO/OMM）和瑞士气象局等权威机构，包含有全球7750个气象站的辐射数据，我国有98个气象辐射观测站被该软件的数据库收录。用户为需要获得气象资料的地区指定关键的地理位置的信息，然后根据实际情况选择该地区的地形（如城市、山顶、山谷、南坡、东西坡、海/湖边等），并指定所希望获得的气象资料的输出格式。该程序依据其所处气象区域的气象资料库，通过一定的计算法则与插件计算模拟可得到每个月、每天、每小时的气象资料，然后根据海拔、地形及其他一些浑浊因素进行修正。在计算太阳辐射的时候，输入经纬度和海拔，根据计算法则可以得到该地点的地球外部太阳辐射和晴朗条件下的最大太阳辐射值。依据所得的最大辐射值，使用pere20、z模型，加入一系列浑浊因素的影响(海拔、平均水容量、粉尘浓度)，可以得到该地点的太阳总辐射、散射太阳辐射值12。经核实Meteonorm 8.0数据库中，xx区域辐射值数据全部来自于xx气象站数据（1991年-2000年），各月辐射量见表2.2-2、图2.2-1。表 2.2-2 xx地区各月太阳能辐射量（QM）推算值(kWh/m月份)推算值(kWh/m月份)4一月615七月85二月314八月76三月011九月28四月78十月911五月96十一月511六月75十二月6110小计813图 2.2-1水平面总辐射图图 2.2-2总辐射日变化图（2）xx站长期气象数据距离场址较近的气象站为xx气象站，21、xx气象站位于场址东南方向约27公里处。xx14气象站与场址纬度相近，对场址具有一定的参考性。收集到xx气象站1985 年2014年水平面总辐射数据，场址区域年均太阳辐射量统计成果见表2.1-1及图2.1-2。表2.1-2 参证气象站多年太阳能总辐射量统计表辐射量（MJ/m2年份）辐射量（MJ/m2年份）1985年20014273.4年4029.91986年20024492.6年3680.31987年20034320.4年3581.11988年20044257.3年3866.71989年20053467.7年3132.61990年20063745.0年3585.01991年20073793.222、年4138.01992年20084069.6年4304.91993年20093892.3年4147.81994年20103988.1年3954.01995年20114564.2年4128.11996年20124054.7年3613.61997年20133958.6年4413.01998年20144076.4年3771.21999年3740.03964.平均值82000年3903.9从图表可以看出，参证气象站1985年2014年太阳总辐射数据分布基本稳定，其数值区间稳定在3130MJ/m4570MJ/m之间，年均太阳辐射量为3964.8MJ/m。其中2005年明显较低，太阳总辐射量为3132.623、MJ/m；最大值出现在1995年，太阳总辐射量为4564.2MJ/m。参证气象站1985年2014年月均太阳辐射量统计成果见表2.1-3和图2.1-4。表2.1-3 参证气象站多年平均各月太阳能总辐射量统计表1月份月2月3月4月5月6月7月太阳辐射量（MJ/m2)157.1168.5237.8321.2419.3430.9575.48月份月9月10月11月12月年总量15太阳辐射量（MJ/m2)510.4391.8314.0237.5201.03964.8图2.1-8参证气象站多年平均各月太阳辐射量变化直方图由图表可知，参证气象站多年平均各月水平辐射总量在157.1MJ/m575.4MJ/m之24、间变化。7月8月较高，均在510MJ/m以上，其中7月份最高，为575.4MJ/m，12月到次年2月较低，均在210MJ/m以下，其中1月最低为157.1MJ/m。辐射量最大值与最小值相差为418.3MJ/m，参证气象站太阳辐射量年内变化幅值较大。（3）SolarGIS数据Solargis辐照数据库是由Marcel Suri 博士于2008年成立的一个专业的从事于光资源的数据库，该数据库的本质是由一系列太阳辐射、光伏数据、气象和地理要素构成的数据库，并以此数据库为基础，经科学算法计算之后，提供太阳能资源评估和光伏发电量模拟等数据服务。该数据库可以提供覆盖全球10年以上的、时间分辨率为月、日、小25、时及30分钟级别的详细数据，提供的参数的参数包括水平面总辐照（GHI）、倾斜面辐照（GTI）、法向直接辐照（DNI）、散射（DIF）、温度（TEMP）等时间序列和典型气象年数据（TMYP90+P50)，分辨率可以精确到250米。该数据库获得全球光伏及光热从业者的认可，为全球超过80个国家和地区的500+个客户提供光资源数据服务。Solargis数据显示该地区年总辐照量为1193.4kWh/m2。16图 2.2-4场址定位点图表 2.2-5 场址水平面总辐射量（Solargis）太阳总辐射（kWh/m2月份）太阳总辐射（kWh/m2月份）1 月51.97 月169.42 月59.68 月152.26、23 月80.29 月115.04 月98.610 月92.95 月119.511 月72.46 月124.612 月63.71199.合计9（4）数据对比分析表 2.2-6 总辐射数据对比表年水平面总辐射量（kWh/m2数据源）Solargis数据1199.91101.xx气象站多年平均值3Meteonorm数据1108分析上述数据源数据，Meteonorm数据较低，总辐射值为1108kWh/m2；Solargis数据总辐射值最高为1199.9kWh/m2；本次收集到xx气象站的辐射值数据，其多年平均值为1101.3 kWh/m2，与Meteonorm17数据较为接近。由于Meteonorm27、数据也均来自于xx气象辐射观察站数据插值而得到，项目场址离xx辐射观察站较近，因而认为气象站多年实测数据较为可靠的数据，故本项目采取Meteonorm数据为本项目太阳能资源评估依据，为1108 kWh/m2。当组件按倾角15，方位角7布置时，场址年水平面及倾斜面Meteonorm数据如下：2.3站址区太阳能资源评估2.3.1 站址区太阳能资源评估太阳能资源评估方法（GB/T 37526-2019）中规定以太阳总辐射的年总量为评价指标，将太阳能资源划分为四个等级：资源最丰富、资源很丰富、资源丰富、资源一般。详细划分见表2.3-1。光伏场址的年总辐射量为1109kWh/（m2.a），根据上述评价指28、标，属于资源丰富地区，适合开展光伏电站的建设。表2.3-1 太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量资源丰富程度1750kWh/(a)资源最丰富6300(MJ/a)14001750kWh/(a)资源很丰富50406300(MJ/a)1810501400kWh/(a)资源丰富37805040(MJ/a)1050kWh/(a)资源一般3780(MJ/a)2.3.2 太阳能资源稳定度等级稳定度划分为四个等级：很稳定（A）、稳定（B）、一般（C）、欠稳定（D）。划分标准见表2.3-2。工程所在地代表年月平均总辐射日辐照量最低值为46kWh/m2（1月），最高值为158kWh/m2（7月），两者的比值为029、.29，稳定度等级属于C“一般”。表2.3-2 稳定度等级等级名称分级阈值等级符号很稳定RW0.47A稳定0.36RW0.47B一般0.28RW0.36C欠稳定RW0.28D注：RW表示稳定度，计算RW时，首先计算总辐射各月平均日辐照量的多年平均值（一般取30年平均），然后求最小值与最大值之比。2.3.3 太阳能资源直射比等级采用代表年数据，计算年水平面直接辐照量、年水平面散射辐照量和直射比，按照表2.3-3评价直射比等级。根据Meteonorm数据可知，站址水平面总辐射量年均为1109 kWh/m，水平面直射辐射量年均值为315 kWh/m，计算水平面直接辐照量和总辐照量之比，经计算得到DH30、RR=0.284，属于散射辐射主导（D）地区。表2.3-3 太阳能资源直射比（DHRR）等级等级名称分级阈值等级符号等级说明很高DHRR0.6A直接辐射主导高0.5 DHRR 0.6B直接辐射较多中0.35 DHRR 0.5C散射辐射较多低DHRR 0.35D散射辐射主导注：DHRR表示直射比，计算DHRR时，首先计算代表年水平面直接辐照量和总辐照量，然后求二者之19比2.4 结论经过以上分析，报告得到结论如下：（1）为准确评估项目场址太阳能资源水平，本次收集到Meteonorm数据、xx气象站多年辐射值数据和SolarGIS数据，对相关数据进行分析，选择了与xx气象辐射站数据更接近的Mete31、onorm数据作为项目代表年总辐射值，为1108kWh/m2。（2）按照规范太阳能资源评估方法，光伏场址属于资源丰富地区，适合开展光伏电站的建设；稳定度等级属于C“一般”；该地区属于散射辐射主导（D）地区。（3）项目场址气候条件适宜，无重大风险。宜根据根据当地气候特点，进行针对性的设备选型及结构设计。还应注意暴雨、洪涝、高温、强对流等极端天气在当地均有发生，应做好应急预案，尽量降低灾害天气造成的损失。4 工工程程任任务务和和规规模模4.1 项目建设规20模本项目拟在xx城东污水厂A/A/O生化池及水解酸化池上方空间建设分布式光伏电站，采用软拉索结构进行安装，设计安装2362块585Wp单晶硅光32、伏组件，实际直流侧总装机容量为1.38177MWp。具体规模如下表所示：污水厂光伏场区布置明细表序号组件型号W并网电区域名称压p逆变器数逆变器功率k组件数量（块）W量交流容量（MW）容量（MWp）1A/A/O生化池0.38kV585163411070.770.9558920.38k水解酸化池V58572811030.330.42588236总计291.11.381774.2 电力电量消纳分析本项目光伏发电采用“自发自用、余电上网”模式。根据企业用电负荷初步估算，光伏发电消纳比例约为80%。215 系统总体方案设计及发电量计算系统总体方案设计及发电量计算5.1 光伏组件选型5.1.1 光伏组件选33、型(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-Si)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。c)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(-34、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。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，推荐采用晶硅类电池组件。随着电池片生产技术进步，单晶硅价格与多晶硅价格相差较小，由于单晶硅具有单位面积装机大，可节约用地及其他辅材成本优势，本工程推荐采用单晶硅电池组件。(2)单面与双面的对比双面组件与单面组件相比，背面也具有一定的发电能力，从而相同容量下，双面组件比单面组件能产出更多的电力，就本工程而言，与单面光伏组件相比，双面光伏组件的劣势：1）价格略微高，单位造价双面光伏组件比单面组件稍贵。2）不适合彩钢瓦分布式光伏系统，由于面组件贴合彩钢瓦屋面铺设，因此此情况采用35、双面组件，背面增益为0，造成投资浪费。因此本项目考虑单面组件。(3)N型组件和P型组件区别22太阳能电池作原理的基础是半导体PN结的光生伏特效应。在P型半导体材料上扩散硼元素，形成N/P型结构的太阳电池即为P型硅片；在N型半导体材料上注入磷元素，形成P/N型结构的太阳电池即为N型硅片。目前光伏业主流产品是P型硅片，P型硅片制作工艺简单，成本较低，N型硅片通常少子寿命较大，电池效率可以做得更高，但是工艺更加复杂。N型硅片掺磷元素，磷与硅相溶性差，拉棒时磷分布不均，P型硅片掺硼元素，硼与硅分凝系数相当，分散均匀度容易控制。目前行业主流技术仍为P型技术，但N型技术正在后来居上，各大厂商N型组件的出货36、量都在迅速增长。当前P型电池的光电转换效率已逐渐逼近其理论上限，而目前N型电池优势明显，相比传统的P型电池，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、功率衰减率低、弱光效应好等优点。其中代表类型TOPCon，它和P型PERC产线重合度很高，可以有效的降低其生产成本，使其制造成本比P型PERC仅高出0.08到0.1元/瓦。但随着硅产能的扩大和成本的降低，N型光伏板的价格已开始走低并接近于P型。N型TOPCon电池功率首年衰减1%，以后每年衰减0.4%，较P型PERC电池功率首年衰减2%，以后每年衰减0.45-0.55%有一定的优势。随着硅产能不断提高，N型光伏组件价格会继续走低，预计202437、年一季度会进一步接进于P型光伏组件的价格，所以N型光伏组件效率高、功率衰减低均较P型具有更好的经济效益。本项目考虑到节约占地面积，推荐选用182电池片的光伏组件；为了提高单位面积上的发电功率，推荐选用功率较大的光伏组件；同时结合厂家2024年出货量及本项目投资收益，暂推荐采用N型单晶半片单面585Wp组件。5.2 拟选太阳电池组件主要性能参数表各主流组件厂商单晶电池有限功率质保：首年内衰减率不高于1.0%，每年衰减率不高于0.40%。N型组件主要技术参数见表5.1-1。表5.1-1 组件主要技术参数表序 号项目内容1电气参数标准输出功率585W23序 号项目内容输出功率公差03%模块效率22.38、65%峰值功率电压43.53V峰值功率电流13.44A开路电压52.47V短路电流14.07A系统最大电压1500VDC2参数热特性短路电流的温度系数+0.045%/开路电压的温度系数-0.25%/峰值功率的温度系数-0.29%/3机械参数尺寸(L/W/T)2278mm/1134mm/35mm重量28kg电池片数量144接线盒IP68，分体式4工作条件额定电池工作温度452温度范围-40+85最大保险丝额定电流25A5.3 光伏阵列运行方式设计5.3.1 运行方式选择光伏阵列的运行方式主要分为固定安装式和自动跟踪式两大类。其中：固定式又分为固定倾角和可调倾角两种，可调倾角即为分季节或月份多角度39、可调方式；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（水平单轴跟踪和斜单轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，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。经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，固定倾角方式初始投资较低、支架系统基本免维护；可调倾角方式运行期间支架角度调整工作量较大；自24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、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外光伏阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式亦缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的大规模实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复40、杂的荒漠区大规模应用的工程也相对较少，目前国内技术成熟可靠稳定的跟踪系统生产厂家很少。考虑到本工程利用建筑屋面作为载体进行光伏系统建设，从项目实施载体及结构承载能力考虑，本阶段选用固定式运行方式。5.3.2 光伏阵列最佳倾角选择对于彩钢屋面光伏系统，固定式光伏系统阵列沿屋面坡度进行平铺安装，安装倾角为屋面角度。5.4 逆变器选择5.4.1 逆变器比较对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：（1）性能可靠，效率高光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出41、最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。（2）要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。（3）具有保护功能并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。（4）波形畸变小，功率因数高当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源42、输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。25（5）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远控室，其控制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，便于整个光伏系统数据处理分析。（6）电网友好性a）电网故障穿越根据GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定 中对低电压穿越故障的要求，逆变器必须具备低(零)电压穿越能力，要求逆变器能够在电网电压跌至0时，保持0.15s并网运行，当电压跌至曲线1以下，允许逆变器从电网中切出。图 5.4-1 光伏发电站的零电压穿越能力要求b）高电压穿越能力满足G43、B/T 19964第9.1电压范围的要求，此外还应满足QGDW1617-2015第“8.3.2高电压穿越期间，光伏发电站具备有功功率连续调节能力”。光伏并网逆变器作为电站中唯一的有功功率调节的最小单元，应严格执行调度/AGC下达的有功功率控制指令，除了单台逆变器执行指令准确率满足要求外，全站所有逆变器作为的整体的执行准确率也要满足要求。出厂时默认设置为高电压穿越模式。需满足地方电网要求的耐高压、高频、快频响应等功能。国家电网对高电压穿越的要求如下图所示：26图 5.4-2 光伏发电站的高电压穿越能力要求c）输出电能质量根据GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波、GB/T 2433744、-2009 电能质量公用电网间谐波、NB/T 32004-2018光伏发电并网逆变器技术规范标准要求，光伏逆变器的输出的电能质量需优于上述标准要求。表 5.4-1 奇次谐波电流含有率限值奇次谐波次数含有率限值(%)394.011152.017211.523330.635 以上0.3表 5.4-2 偶次谐波电流含有率限值偶次谐波次数含有率限值(%)2101.012160.518220375243401536 以上0.075（7）具备直流拉弧功能27逆变器要求具有直流拉弧功能，提高屋顶分布式光伏的安全性能。（8）具备一次调频功能光伏电站应具备一次调频功能，并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运45、行，技术指标应满足电力系统网源协调技术规范DL/T 1870-2018相关要求。实现系统频率监测和控制功能，且一次调频装置应与光伏电站内的有功功率控制系统及AGC指令相协调，满足接入调度主站的功能，接入主站信息应满足调度端的需要。目前市场上主流的逆变器有三种，即集中式逆变器、组串式逆变器和集散式逆变器。集中式逆变器具有以下优点：逆变器数量少，便于管理；逆变器元器件数量少，可靠性高；谐波含量少，直流分量少电能质量高；逆变器集成度高，功率密度大，成本低；逆变器各种保护功能齐全，电站安全性高；有功率因素调节功能和低电压穿越功能，电网调节性好。但在项目中，使用集中式逆变器方案也存在一些不足：1）逆变器46、室土建施工，一方面受用水、用电、用工等方面的影响，进度较慢、且费用较高，另一方面由于土方开挖作业对地表扰动大，会增加电站灰尘遮挡的负面影响；2）目前无论是采用集装箱式或是土建房屋，集中式逆变器都存在夏季室内环境温度过高，设备降额运行甚至停机的实际问题；3）集中式逆变器多采用单路MPPT跟踪。而目前发展较快的组串式逆变器是以组串为单位，在组串式逆变器的进线侧设212路MPPT（MaximumPowerPointTracking），每12个组串接入1路MPPT，每4-24个组串（约20136kW）对应1台并网逆变器，与集中式逆变器相比具有以下优点：1）组串式逆变器采用支架明装方式，无需逆变器室，既47、省去子方阵逆变器室或箱体基础的土建费用，又大大降低了施工难度，提高了施工进度；2）组串式逆变器防风沙抗盐雾，散热和可靠性好，维护方便，可整机备换，一定程度上提高可靠性；3）采用组串式逆变器多路MPPT（最大功率跟踪电路）方案可以跟踪到每个组串的最大功率点。减少组串不匹配，提高系统运行效率。28分散式跟踪集中逆变光伏并网方案（以下简称“集散式方案”），在传统光伏汇流箱基础上，增加DC/DC升压变换硬件单元和MPPT控制软件单元，构成智能光伏控制器实现了最多每4串PV组件对应1路MPPT的分散跟踪功能，大大降低了因组件参数不一致、局部阴影、仰角差异等因素导致的效率损失。同时，改进的光伏汇流箱（光伏48、控制器）输出电压升高到820V后，至逆变器实现集中逆变，逆变器交流输出电压升高到520V，从而最大程度上减小了交直流线缆传输损耗和逆变器发热损耗，有效提升系统效率。与集中式、组串式逆变器相比具有以下优点：1）集散式逆变器把MPPT的功能分散到与PV组件对应相连的光伏控制器中，且最多每4串PV组件对应一路MPPT。对于1MW的光伏方阵单元则具有64128路MPPT，远多于传统的集中式光伏电站方案，最大发挥组件利用率。2）集散式方案逆变器输入输出电压均实现提升，交流输出侧从传统的270V/315V提高到520V，直流输入侧由传统的400V800V波动电压提高到稳定的820V。在同等运行条件下，集散49、式方案对应的传输损耗比集中式的大幅下降。相比传统集中式方案，集散式方案在交直流电缆传输损耗、逆变器发热损耗环节大大降低，系统效率可提升1%以上。根据前述选型原则，结合本项目建设区域实际气候、海拔、屋面分布情况等特性，并考虑本工程所选的光伏组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的提前下，经对比分析，本工程屋面光伏系统推荐选用组串式逆变器。5.4.2 逆变器主要技术参数表本工程针对水厂A/A/O生化池、水解酸化池结构和面积情况，考虑项目采用0.38kV电压等级并网，拟采用性价比较高的110kW功率组串式逆变器，逆变器主要技术参数见表5.4-3。表 5.4-3 逆变器主要技术参数序号技术指标单位参数值150、效率1.1最大效率%98.60%1.2中国效率%98.00%2输入29序号技术指标单位参数值2.1最大输入电压V11002.2每路 MPPT 最大输入电流A302.3每路 MPPT 最大短路电流A402.4MPPT 电压范围V18011002.5最大输入路数182.6MPPT 数量93输出3.1额定输出功率kW1103.2最大输出功率（cos=1）kW1213.3最大输出视在功率kVA1213.4最大输出电流A183.33.5额定输出电压V4003.6输出额定频率Hz503.7功率因素0.8(超前）0.8（滞后）3.8总谐波失真%4,000 m 降额）6.7防护等级IP665.5 光伏阵列设计51、及布置方案5.5.1 光伏阵列设计5.5.1.1 光伏组件的串、并联设计光伏组件串联数量计算，利用光伏发电站设计规范（GB50797-2012）中组串计算公式，如公式5-1所示：式中：Vdcmax逆变器允许最大直流输入电压（V）Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值（V）；Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值（V）；Voc光伏组件开路电压（V）；Vpm光伏组件工作电压（V）；Kv光伏组件开路电压温度系数；Kv光伏组件工作电压温度系数；t光伏组件工作条件下的极限最高温度（）；t光伏组件工作条件下的极限最低温度（）；N光伏组件串联数（N取整）。经初步计算，组串式逆变器串联光伏组件数量N为：552、N19。本项目为分布式光伏，组串数量应该结合实际布置图灵活选取。5.5.1.3 阵列间距计算光伏方阵布置必须考虑前后左右的阴影遮挡问题，所以必须通过计算确定阵列间各排、列距离。一般的确定原则是：保证全年9:0015:00（当地真太阳时）31时段内前、后、左、右互不遮挡。光伏阵列前后排之间必须保持一定距离，以免前排阵列挡住后排阵列的阳光。因此，需要确定前后排方针之间的最小距离。两排阵列之间最小距离的示意图如图5.5-1所示。图 5.5-1 两排阵列间距示意图图中，L为一级光伏阵列斜平面高度，H为一级光伏阵列水平高度，B 为安装倾角，a为太阳高度角，c为太阳方位角，r为太阳入射线水平面上投影在后排53、阵列之间的长度，d为前排阵列阴影长度，D为阵列之间的间距，e为阵列阴影在东西方向的影响长度。按上述几何关系，运用三角函数，可得d、D值计算公式如下：式中：-时角（与正常发电时间有关）；-太阳赤纬角（在冬至日-23.45至夏至日+23.45范围内变化）-纬度；s-阴影系数，s=d/H本工程地处北半球，最小间距确定原则是，冬至日9：0015：00时间区间（真太阳时间）的正常发电时间内，后排的阵列不应被前排阵列遮挡。32经计算，本项目组件前后间距D=3.5m。5.6 总平面布置光伏系统区域包括光伏阵列、组串式逆变器、光伏支架等。本项目在地面直埋电缆施工完成后恢复地面原貌，并进行与园区一致的绿化景观复54、原。图5.6-1 光伏组件布置图5.7 辅助技术方案光伏组件所处环境受污水废气影响，光伏组件很容易积尘，影响发电效率。结合项目地气候特点和季节性天气条件，光伏阵列的光伏组件表面清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗分为清洗水定期清洗和自动清扫设备定期清扫；其中，清洗水定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线，由人工进行清洗。自动清扫设备主要是指利用光伏机器人定期清到对光伏组件表面的灰尘进行清洁，以减少灰尘对发电量的影响，每两周进行一次，由清扫机器人进行清扫。33由于本项目采用软拉索结构，组件安装于污水厂上部空间，人工清洗比较困难，建议配置清扫机器人进行清洗。5.8 发电量计算5.8.1 计55、算条件本工程发电系统效率系数见表5.8-1。表 5.8-1 本项目发电系统效率系数表项目发电系统效率组件不匹配的损失99.00%阴影遮挡损失98.75%温度影响损失93.00%污秽损失94.50%逆变器损失98.00%线路损失98.00%光伏发电系统可用率99.00%系统效率82%考虑以上各种因素，通过计算分析，光伏电站系统发电总效率约为82%。5.8.2 计算结果本项目直流侧装机容量为1.38177MWp，工程按25年运营期考虑，随运营年限的增加，由于光伏组件功率衰减致使电站发电量减少。本工程选用585Wp单晶半片单面光伏组件。首年衰减量为1.0%，剩余每年衰减量为0.4%。根据组件容量、效56、率、衰减情况计算得到25年发电量情况如下表所示：年初衰减年末衰减当年发电量(万kWh)等效利用小时数101127.39922211.4126.591531.41.8125.9991241.82.2125.4790852.22.6124.9690462.63124.45901733.4123.9489783.43.8123.4389393.84.2122.9189034年初衰减年末衰减当年发电量(万kWh)等效利用小时数104.24.6122.4886114.65121.898821255.4121.38878135.45.8120.86875145.86.2120.35871156.26.6157、19.84867166.67119.338641777.4118.82860187.47.8118.3856197.88.2117.79852208.28.6117.28849218.69116.778452299.4116.26841239.49.8115.74838249.810.2115.238342510.210.6114.7283025年总发电量(万kWh)3022.0025年平均发电量(万kWh)120.8825年平均利用时数（h）874.8经计算可得，本项目电站建成首年发电量127.39万kWh，首年等效利用小时数为922h。在运行期内的25年总发电量为3022.00万kWh，平58、均发电量为120.88万kWh，25年平均年利用小时数为874.8h。356 电气设计电气设计6.1 设计依据编制依据和主要引用标准、规范如下：光伏发电工程初步设计报告编制规程NB/T32043-2018光伏发电系统接入配电网技术规定GBT29319-2012光伏电站接入电网技术规定Q/GDW617-2015光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T19964-2012光伏发电站设计规范GB50797-2012分布式电源接入配电网设计规范Q/GDW11147-2017国家电网公司关于印发分布式电源接入系统典型设计的通知 国家电网发展2013625号供配电系统设计规范GB50052-2009335k59、V高压配电装置设计规范GB50060-2008电力工程电缆设计规范GB50217-2018电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T50063-201720kV及以下变电所设计规范GB50053-2013电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T50062-2008电能质量公用电网谐波GB/T14549-1993电能质量供电电压偏差GB/T12325-2008电能质量电压波动和闪变GB/T12326-2008电能质量三相电压不平衡GB/T15543-2008交流电气装置的过电压保护和绝缘配合GB/T50064-2014交流电气装置的接地设计规范GB50065-2011建筑物防雷设计规范GB5060、057-2010火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-2012电力工程电缆设计规范GB50217-2018高压配电装置设计技术规程DL5352-2018国家电网公司十八项电网重大反事故措施（2018年修订版）本项目所在地电网公司及相关各方的现有技术文件。其他相关的国家、行业标准规范，设计手册。6.2 电气一次6.2.1 工程概36况xx东城污水厂分布式光伏项目位于xx省xx市，xx高新技术产业园区、中心位置位于E112.6327,N28.2882，海拔高度约50m。项目直流侧装机容量为1.38177MWp，交流侧安装容量为1.1MW，采用“自发自用、余电上网”模式，通过0.361、8kV电压等级并网。6.2.2 电气主接线本项目规划直流侧装机容量为1.38177MWp，所发电量采用“自发自用、余量上网”方式，本工程选用2362块585Wp单晶半片单面光伏组件，采用组串式的逆变方案，一共配置10台逆变器。逆变器输出的交流电经电缆接至配电房新增的低压并网柜实现并网，同时将配电房原计量电度表更换为双向智能电度表。最终接入系统方案以当地电网部门的接入系统报告批复意见为准。无功补偿配置与否及方案应以并网后的电能质量分析报告为准。图6.2-1 光伏系统主接线6.2.3 主要电气设备选择依据导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005，根据本光伏电站正常运行下的电气参数、环62、境条件及三相短路电流计算结果进行电气设备选择。(1)组串式逆变器表 6.2-1 逆变器主要技术参数序号名称单位参数值371额定交流输出功率kW1102额定交流输出电压V4003额定输出频率Hz504MPPT数量路95每路MPPT最大输入组串数串26功率因数/0.997功率因数可调范围/0.8超前-0.8滞后8最大转换效率%98.69中国转换效率%98.0010总电流波形畸变率%50额定功率，电网波动5情况下，本项目选用的逆变器的交流输出电流总谐波分量5，各次谐波分量3，满足GB145491993电能质量公用电网谐波规定的5%。光伏发电场并网运行（仅对三相输出）时，电网公共连接点的三相电压不平衡63、度不超过GB/T155432008电能质量三相电压不平衡规定的数值，接于公共连接点的每个用户，电压不平衡度允许值一般为1.3。因此可认为本项目对电网的影响控制在国家标准允许的范围内。4）雷击本工程太阳能光伏发电系统拥有较完善的避雷系统，可避免雷击对设备、人身造成影响。同时为避免雷雨季节造成人身伤害事故，光伏电场建成后必须安设警示牌，雷雨季节，应注意安全，以防万一。根据设计规程的要求，并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相应的接64地方式，能满足防雷保护的要求。5）光污染及防治措施光伏光伏组件内的晶硅电池片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能光伏组件对阳光的反射64、以散射为主。其总反射率远低于玻璃幕墙，无眩光，故不会产生光污染。11.4 区域的环境效益分析项目建设对于保护环境、减少大气污染和水环境污染具有积极的作用，符合清洁生产原则。项目建设在一定程度上防止了非再生能源的消耗及其带来的环境问题，具有较大的清洁能源效益，符合可持续发展要求。11.5 结论光伏发电是利用太阳能进行发电，发电过程中没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，不会对周边环境和生态造成污染或负面影响。而且，本项目建设符合国家产业政策和可持续发展战略，可节约能源，具有积极的社会效益和环境效益。因此，本项目在环保方面是可行的。6512 劳动安全与工业卫生劳65、动安全与工业卫生12.1 总则12.1.1 编制的目的、原则、内容及涉及范围（1）目的为了适应我国太阳能发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在太阳能光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障建设和生产运行过程中劳动人员的安全和健康要求。（2）原则为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动66、安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在按照国家相关政策、法规的前提下，满足光伏电站施工的各项要求，本着“安全生产、预防为主”的方针，保障施工人员的人身安全和健康要求。（3）内容及涉及范围1）本项目主要构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行的发电厂与变电所防火规范和建筑设计防火规范的规定，保持安全防火距离。2）电缆宜选用阻燃电缆，在施工前对电缆质量进行检查，以避免因电缆质量问题引起的危险。经检验合格后，电缆敷设按防火要求进行封、堵、隔，重要地段设置灭火器和消防报警装置。3）厂区内各主要建构筑物周围应设有消防通道。光伏电站在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤67、噪声、坠落物体打击、基坑塌落、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好以下措施：1）项目业主应选择有丰富光伏电站建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时排除工程建设过程中的安全隐患。2）工程承包商应制定详细的安全生产管理条例，对工作人员进行安全生产66教育。3）应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。4）为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有必要的防寒措施。5）工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题是，要及时进行解决。6）监理单位应随68、时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。12.1.2 编制依据1.国家现行有关法规：中华人民共和国劳动法2018年修订中华人民共和国安全生产法主席令第13号2014年8月31日中华人民共和国消防法2019年修订中华人民共和国职业病防治法2018年修订中华人民共和国电力法2018年修订建设工程安全生产管理条例2003年11月2.国家现行设计规范、标准，其中主要有：建筑设计防火规范（GB50016-2014）（2018年版）通用用电设备配电设计规范（GB50055-2011）低压配电设计规范（GB50054-2011）电力工程电缆设计规范（G69、B50217-2018）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-2016）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素（GBZ2.1-2019）工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素（GBZ2.2-2007）建筑防雷设计规范（GB50057-2010）工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-2008）爆炸危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）生产过程安全卫生要求总则（GB/T12801-2008）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）建筑抗震设计规范（GB50011-2010）安全标志及其使用70、导则（GB2894-2017）特低电压（ELV）限值（GB/T3805-2008）电气设备安全设计导则（GB/T25295-2010）电力设施抗震设计规范（GB50260-2013）工业企业噪声控制设计规范（GB/T50087-2013）3110kV高压配电装置设计规范（GB50060-2008）机械安全防止上下肢触及危险区的安全距离（GB23821-2009）机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求（GB/T8196-2003）12.2 工程概67况本项目位于xx省xxxx市，利用建筑屋面建设分布式光伏发电项目，实现“资源有效利用”。12.3 工程安全与卫生危害因素分析12.71、3.1 施工期危害因素分析施工期主要危害安全的因素是由于光伏组件引起的触电事故和施工用电安全。太阳能光伏组件串联到一定数量，输出电压能达到600V以上，因此在施工中需要特别重视。施工用电箱可能存在漏电问题，导致现场人员触电，故应设置明显的警示标识。12.3.2 运行期危害因素分析在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、震动、电磁辐射等危害因素。12.4 劳动安全与工业卫生对策措施12.4.1 施工期对策措施（1）施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。（2）施工时应准备常用的医药用品。（3）施工现场应配备必要72、的通讯设备，如对讲机等。（4）各种机械设备和车辆严禁无证人员操作，并对各种机械设备进行定期68检修或更换。（5）高空作业和起吊作业严禁在大风和雷雨天气进行。起吊作业时，注意绳索等捆绑物是否符合起吊要求，严禁电车超载作业。（6）用电作业应做好安全防护措施，必须进行接地保护。严禁一闸多机作业。对电缆进行绝缘检验，在施工用电的电缆周围禁止堆放易燃物品。（7）基坑开挖工程要严格按照设计要求进行放坡，并采取必要的支挡措施。基坑内要有上下人爬梯，基坑开挖出的土石方应尽量远离基坑堆放。基坑周边在夜间应设置醒目标志，以防止跌落。12.4.2 运行期对策措施（1）建立并完善安全生产管理制度，避免人为原因造成事故73、发生。（2）严格执行消防防火制度，做好火灾预防工作（3）根据现行的建筑防雷设计规范中的要求进行防治保护装置的设计。根据现行的电力设备接地设计技术规程和电力工程接地设计规范规定进行全厂安全接地设计。根据电力设备过压保护设计技术规程进行带电设备安全经距的设计，以保证人身及设备安全。（4）进行光伏发电设备检修时，应严格执行厂商技术要求进行，以避免发生机械损伤和触电事故。（5）为减轻电磁辐射损害，禁止长时间在高压设备区工作，在微机前工作不宜超过8小时。12.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计12.5.1 安全管理机构及相关人员配备情况光伏电站不需要配备专门的卫生机构，光伏电站施工人员可以就近到74、医院看病就诊。光伏电站设置专门的安全生产管理机构，定期对光伏电站内生产设备进行安全检查，并对施工人员进行安全教育。施工现场应建立以项目经理为第一责任人，专职安全员为第二责任人的安全检查小组，其中项目经理负责安全生产全局工作，专职安全员及其小组成员具体负责现场施工人员的安全工作，对违反相关规定的施工人员进行教育，对存在安全隐患的设备、机械等做到提前整改，防患于未然。电站设备的日常保养、维修等需要有通过相关专业资格证书的人员进行，无证人员严禁对设备、机械的维修、保养。6912.5.2 安全、卫生管理体系根据生产过程安全卫生要求总则（GB/T12801-2008）和国家有关规定的要求，制定光伏电站安75、全生产监督制度；消防、防止电气误操作、防高空坠落等管理制度；劳动安全和工业卫生管理规定；事故调查处理与事故统计制度等相关制度、规定。光伏电站安全生产监督制度：为了监督与安全生产有关的各项规章制度、反事故措施和上级有关安全生产指示的贯彻执行而制定。安全生产监督制度应规定检查的内容、安全人员从业资格、安全检查的工作、事故调查、分析、预防等内容。消防和防火是电站安全工作的重点，为保证严格执行消防法规，加强施工人员防火意识，防止火灾事故的发生，应制定详细的消防工作制度。电气误操作可造成重大的生产事故和人身伤害事故，为保证光伏电站工作人员和设备安全，应建立防止电气误操作的管理规定。为了保护运行人员的健康76、，防止人身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。本光伏电站工程应按照国务院特别重大事故调查程序暂行规定等法规要求，建立调查、事故上报和事故统计制度，以保证事故发生后及时处理。事故记录采用计算机技术进行记录，以方便统计。12.5.3 事故应急预案（1）应急预案编制、评审、备案和实施按照生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则和生产安全事故应急预案管理办法等相关规定，编制本项目事故应急预案。事故应急预案编制原则：先抢救遇险人员，后抢救国家财产；在扑灭火灾时，必须遵循：先控制后消火，救人第一，先重点后一般的原则。事故应急预案需要通过相关专家（业主方安全总工程77、师、施工方安全总工程师、监理单位安全总工程师及相关单位负责安全的相关人员）评审复议，给出事故应急预案的评审意见，专家评审通过后方可执行。编制好的事故应急预案应由业主，施工，监理等相关单位归档备案。（2）事故应急需要的物资表70表 12.5-1 事故应急需要的物资表序号应急物资名称数量存放位置1防火服6套办公室仓库2灭火器12个每个施工区3对讲机6个办公室仓库4应急就生医疗包6个办公室仓库5担架2副办公室仓库6消毒防尘面具6副办公室仓库7安全头盔6个办公室仓库8保险带6副办公室仓库9防静电服6套办公室仓库10防静电鞋6双办公室仓库11安全手套6双办公室仓库12其他按规定达到最小数量办公室仓库（378、）主要事故应急预案项目表表 12.5-2 主要事故应急预案项目表类别三级事故险情二级事故险情一级事故险情火灾爆炸不在生产厂区内的小范围火灾，现场消防设施完好，没有涉及易燃易爆装置，容易扑救在生产区外发生大面积火灾，没有涉及易燃易爆装置，不容易控制；只要在生产区内发生火灾；只要发生爆炸发生大面积火灾、爆炸，涉及易燃易爆装置，有人员伤亡或受伤严重，现场消防设施损坏泄露可燃物小面积泄露，本单位能够容易控制可燃物小面积泄露，本单位不能够控制或难控制；可燃物大面积泄露，本厂（施工项目）能够控制可燃物大面积泄露，本光伏电站(施工项目)不能控制触电有人员触电但无伤亡有人触电受伤有人触电死亡或触电受重伤急性传79、染病中毒个别人，能够治疗，能够控制疫情发展需要送医院救护，现场无法控制局面疫情发展不断扩大，无法控制局势交通事故发生交通事故，无人员伤亡有人员伤亡或受重伤，经济损失巨大高空坠落发生坠落事故，有人员受伤有人员伤亡或重伤，经济损失巨大12.5.4 安全卫生检测及安全教育设施设计（1）防雷电由于光伏阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的屋面，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。71避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也可安装在接线箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器。（2）防电伤1）所有电气设备均80、按照现行的电气设备安全设计导则（GB4064-1993）要求进行设计；2）所有电气设备的接地均按照现行电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2016）要求进行设计，电气设备均接地或接零；3）按规定配置过载保护器、漏电保护器；4）为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护护措施；5）电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配电装置设计技术规程规定的要求；6）为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；7）检修光伏组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进81、行维修；同时尽量避免雨天作业；（3）防噪声、振荡1）噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等设置隔声措施，使其噪声满足工业企业噪声控制设计规范（GB/T50087-2013）的要求。2）站区布置建筑设计应考虑防噪措施。3）防振动危害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合卫生标准及其它有关标准、规范的规定。12.6 预期效果评价本光伏电站施工期劳动安全问题为物体打击、车辆伤害、触电、塌落、机械损伤、火灾爆炸等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理82、办法运行，可有效预防危害事故的发生，最大限度保护工作人员。光伏电站在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火爆72炸、放触电、防静电和机械损伤等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。12.7 主要结论和建议（1）加强对施工的管理，明确职责和责任区，用分区管理的方式明确文明施工的责任。坚决执行和实施电力工程施工安全设施规定，施工机械、机具电源使用配电盘集装箱、低压配电盘、安全隔离电源。（2）通过推行安全防护设施“标准化”和充分使用“标准83、化”安全防护设施，同时进行严格的管理和维护等措施，确保施工现场安全文明。（3）建立治安综合管理机构，做到目标管理，制度落实，责任到人。施工现场治安防范有力，重点部门防范设施到位。7313 节能与降耗节能与降耗13.1 设计原则和依据中华人民共和国节约能源法2008年修订评价企业合理用电技术导则GB/T3485-1998民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB50736-2016空气调节系统经济运行GB/T17981-2007建筑照明设计标准GB50034-2013国家其它有关节约能源及合理利用能源的现行政策，有关规范、规定。13.2 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标本项目在施工期消耗能源主要为84、电力、水资源、临时用地和建筑材料等。经计算工程高峰期施工用电负荷约为50kW，场区内在施工高峰期用水量约为80m3/d。13.3 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标本工程运行期消耗能源主要为电力、水资源、屋面等。1.电气损耗本项目站用电主要为值班室。2.建筑损耗本项目的建筑耗能主要是值班室的空调通风、照明、供水等能源消耗。3.水资源消耗本项目的运行期用水主要是运行人员生活用水及光伏组件清洗用水。13.4 主要节能降耗措施13.4.1 技术设计节能1.电气设计节能降耗措施（1）变电工程通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用，不同厂家的同类产品，应考虑通用互85、换使用，设计阶段的设备选型应考虑通用互换。经济性：按照企业利益最大化原则，不片面追求技术先进性和高可靠性，进行经济技术综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。74（2）线路工程本项目电站线路工程指电站内集电线路。结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及绝缘配合等几个方面采取措施。1）路径方案送电线路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。2）导线选型结合光伏电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择86、合适的导线型号。电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距以及经济输送容量的计算，求得线路造价最低并且线路损耗最低。3）绝缘配合及金具设计结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金属串采取均压、防护的措施，加强制造工艺，减少泄露，减少电晕，降低损耗。（3）其他电气部分优化设计，减少占地面积，节省材料用量：通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化电缆桥架布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能的目的。有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有限降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。87、13.4.2 建设管理节能措施本项目的能源消耗主要为了施工期的能源消耗和运行期的能源损耗。从节能的角度看，本项目已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能措施，但从光伏电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理。75在施工期，应制定能源管理措施和制度、防止能源无谓的消耗；应对进场施工人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制定和工程施工特点相符合的能耗指标和标准、严格控制能源损耗；应加强对能源储存的安全防护、防止能源损失；应合理安排施工次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。在运行期，应对各耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保88、养维修，降低能耗；应对管理人员和操作人员进行节能培训、操作人员要有节能上岗证，应制定用电、用油等燃料使用指标或定额，强化燃料的管理；要合理安排运行调度，充分利用太阳能资源条件，力争多发电。总之，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维护保养，提高运行人员技术水准，不断优化运行调度管理模式，以达到充分利用太阳能资源的目的。13.5 项目节能效果分析光伏电站项目建成后，多年平均发电量为120.88万kWh。若按照火电煤耗（标准煤）301g/kWh，建设投运后平均每年可节约标煤929t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约3078t，二氧化硫（SO2）约9389、t，氮氧化合物（NOx）约46t，对减轻环境污染，达成“双碳”目标有一定的促进作用。13.6 结论意见和建议13.6.1 结论意见本项目光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。13.6.2 建议为贯彻节能降耗原则，通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用要求。优先采用先进的国内外成熟的新工艺、新方案、新材料、新结构的技术方案。建议下阶段进行相关方面的工艺技术性课题研90、究。加强施工管理，施工期间砂石及其它所需水泥等均可就地解决或采购，减少76大距离运输及二次倒运造成的浪费。施工现场应建立相应的质量管理体系，施工质量控制和检验制度，具有相应的施工技术标准，严格控制施工过程中对能源的浪费。建筑节能工程使用的材料、设备等，必须符合设计要求及国家有关标准的规定。严禁使用国家明令禁止使用与淘汰的材料和设备。提高电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高电站运行的安全性和经济性，为实现现代化企业管理创造条件。满足国家环保政策，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。14 工工程程设设计计概概算算14.1 编制说明14.1.1 工程概77况本期拟在本项目拟在xx91、东城污水厂分布式光伏电站。项目总工期为3个月，项目资本金占总投资的30%，其余70%为银行贷款。本工程静态投资753.79万元，单位千瓦静态投资为5455.23元/kWp，建设期利息2.77万元，工程动态投资756.56万元。本项目静态投资价格水平为2023年10月。14.1.2 编制原则及依据本工程设计概算依据国家、部门及xx省现行的有关规定、定额、费率标准等进行编制。主要编制依据及参考依据如下：1）xx省建设工程2020计价办法的规定及相应取费标准编制建筑安装工程费用表。2）建设工程工程量清单计价规范(GB50500-2013)；xx省房屋建筑与装饰工程消耗量标准（2020）；xx省安装工92、程消耗量标准（2020）；xx省市政工程消耗量标准（2020）。3）工程量：本工程此阶段各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册。主要设备、组件按照市场价格计列。4）建设期贷款利率按4.2%计列；资本金比例按30%考虑。5）xx省xx市2023年10月建设工程造价信息。6）本工程设计资料及工程量清单。14.2 基础资料及其它费用费率14.2.1 主要机电设备价格本工程主要设备价格参考建设单位所提供和设备制造厂家综合确定。其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格见表14.2-1。表 14.2-1 主要设备价格表主要设备设备单价备 注光伏组件单晶585Wp单面，N型，120版型193、.4元/Wp以下均为到工地价78组串式逆变器（110kW）17600元/台镀锌钢支架8500元/t14.2.2 主要材料预算价格主要材料预算价格见表14.2-3。表 14.2-3 主要材料预算价格表编号材料名称单位材料预算价格（元）1螺纹钢HRB400t42573C20商品混凝土m3490.8364C30商品混凝土m3510.5935施工用电kWh0.8186施工用水m34.53214.2.3 其他费用1、项目用地费本项目无。2、项目建设管理费及生产准备费其他费用性质划分及取费参照光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准（NT/T32027-2016）的规定及光伏实际情况调整。1）工程前期费工程94、前期费根据前期工作情况计列3.00万元；2）建设管理费：建设管理费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）3.58%；3）建设监理费：建设监理费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）1.12%；4）项目咨询服务费:项目咨询服务费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）2.16%；5）项目技术经济评审费：项目技术经济评审费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）1.72%；6）工程质量检查检测费：工程质量检查检测费=（建筑工程费+安装工程费）0.20%；7）工程定额标准编制管理费：79工程定额标准编制管理费=（建筑工程费+安装工程费）0.13%；8）工程验收费：工程验收费=（建筑工程费+安装工95、程费+设备购置费）2.79%；9）工程保险费：工程保险费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）0.40%；3、生产准备费：生产准备费=（设备购置费）2.6%；4、勘察设计费：勘察设计费根据2002年国家计委、建设部计价200210号文颁发的工程勘察设计收费标准（2002年修订本）及 光伏发电工程勘察设计费计算标准（NB/T32030-2016）计算，并结合光伏工程实际情况调整。14.2.4 预备费1）基本预备费根据光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准（NT/T32027-2016）按2.0%计取。2）根据国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知（计投资1996、991340 号），编制和核定基本建设大中型项目初步设计概算时，价差预备费为0。14.2.5 建设期贷款利息本工程资本金按总投资的30%计算，资本金以外建设资金考虑为银行贷款，贷款利率按照4.2%考虑计算。14.4 概算表（另附）15 风险分析风险分析15.1 所使用建筑合法合规风险本项目利用建筑屋面建设分布式光伏发电项目，如果拟使用建筑未取得工程规划许可证、未经批准或者未按照批准内容建设的临时建筑、租赁房屋未取得土地使用权证、租赁房屋未取得房屋所有权证都可能引起租赁合同无效或潜在的纠纷隐患。本项目所使用厂房建筑产权属于不同单位、个人，在签署屋顶租赁合同前，查询房屋权属证明，如果没有产权证的必97、须保证取得工程规划许可手续，尽量避免租赁临时建筑。15.2 用电企业生产能力风80险本项目采用“自发自用、余电上网”模式，自发自用的比例越高，投资收益越好。自用比例与用电企业生产能力相关，如果生产能力降低，甚至生产企业的更换，使用电能力降低，都将影响本项目收益率。通过电力消纳能力调查，本项目所发电能，除法定节假日、星期日所发电量上网外，大部分时间所发电能可在xxxx市内消纳。15.3 建筑物结构安全风险建筑物作为分布式电站的建设载体，良好的承重及防水防腐是必备的建筑基本要素，不合格的屋面建筑的电站，不光影响到电站的发电寿命，还有可能造成额外不必要的经济损失及安全事故。所以在分布式电站建筑屋面的98、选择和电站建设前的结构复核就是非常重要的环节，必须要在达到电站建设基本要求的建筑屋面进行安装，不能为了追求利益进行盲目安装。本项目所使用建筑已经考虑拟建光伏系统重量并在建筑结构承载力中考虑光伏系统恒荷载。在本项目拟使用建筑建设完成后，在本光伏项目施工图设计前，应再经具备相关资质的设计单位或检测机构对原厂房进行荷载复核或检测，在保证建筑实际荷载能够满足光伏系统建设时，进行本项目建设。15.4 管理与经营风险管理风险指企业因管理不善而导致的风险，对本项目而言，主要有后期运营安全、电费结算及运营成本等风险。对此，企业的对策是进一步加强安全管理，进一步提高安全意识，同时加强运营过程中的成本控制，强化成本管理，运用价值经营手段，注重节约、减少浪费提高经济效益，努力实现效益最大化；积极采用现代运营技术，加强内部管理，降低运营成本。因此，在管理与经营方面的风险较小。