尼泊尔太阳能光伏发电站项目可行性研究报告190页.doc

1、尼泊尔太阳能光伏发电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月174可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1 总论81.1 概述81.2 报告编制原则及依据81.2.1 编制原则81.2.2 编制依据 （参照中国新能源相关标准）91.2.2 基础资料101.3

2、光能资源101.4 工程任务与规模101.5 光伏系统总体方案设计及发电量估算101.6 电气111.6.1 电气一次111.6.2 电气二次111.7 土建工程131.8 工程管理设计141.9 施工组织设计141.10 环境影响评价和节能效益151.11 项目投资概算151.12 工程特性表162.光资源分析182.1 代表气象站概况182.2 气象资料202.2.1 主要气象要素202.3 太阳能资源分析222.3.1 xx都太阳辐射资源分析222.3.2 xx都太阳辐射月分布特征232.3.3 xx都地区太阳能资源评价242.4 光伏电站光资源计算262.4.1 计算原则262.4.2

3、 固定式电池方阵的最佳倾角计算262.5 光资源综合评述313 工程任务与规模313.1 工程任务和工程规模313.2 工程建设必要性323.2.1 合理开发利用光能资源，是保护环境，促进国民经济可持续发展的需要323.2.2 促进地区国民经济可持续发展的需要333.2.3 改善生态、保护环境的需要334 光伏发电电池阵列单元的选择和发电量估算344.1 阵列单元光伏电池组件选择344.2 逆变器的选择384.2.1 逆变器的技术指标384.2.2 逆变器的选型424.3 光伏阵列单元基本型式的确定464.3.1 安装方式的确定464.3.2 光伏发电方阵容量的选择474.3.3 太阳能光伏方

4、阵单元型式的确定484.4 上网电量估算504.4.1 第一年的发电量计算504.4.2 光伏电站全寿命上网电量计算524.4.3 光伏电站全寿命元件分析535 电气一次535.1 接入系统方案设想535.2 系统调度自动化545.2.1 接入系统概况545.2.2 调度组织关系545.2.3 远动信息配置545.2.4 电能计量系统545.2.5 电能质量在线监测555.2.6 远动通道要求555.2.7 调度数据网络接入设备555.2.8 电力系统二次安全防护555.2.9 系统保护565.2.10 系统通信575.3 电气一次595.3.1 电气主接线设计原则595.3.2 光伏阵列变压

5、器组合方案605.5.3 光伏电站升压方式605.3.4 箱式变电站高压侧接线方式的选择635.3.5 35kV 侧接线645.3.6 配套送出工程645.3.7 各级电压中性点接地方式645.3.8 短路电流计算645.3.9 电气设备选型655.3.10 电气设备布置705.3.11 站用电接线715.3.12 照明和检修725.3.13 电缆设施725.3.14 电缆防火735.3.15 过电压保护735.3.16 接地745.4 电气二次部分745.4.1 电站的综合自动化系统745.4.2 继电保护795.4.3 控制电源815.4.4 计量825.4.5 光伏专用环境检测仪825.

6、4.6 火灾报警825.4.7 视频监控系统825.4.8 控制室布置835.5 主要电气设备工程量836.总图部分856.1 总平面布置856.1.1 场址描述856.1.2 所选厂址条件856.1.3 总体布置设想866.1.4 经济技术指标表897 土建工程907.1 设计依据 (参照中国相关标准)907.2 光伏阵列基础及房建设计907.2.1 光伏阵列基础设计907.2.2 逆变器室设计937.2.3 办公楼设计937.2.4 配电室设计947.2.5 门卫室设计947.3 防风砂设计947.4 给排水系统设计967.4.1 设计依据 （参照中国相关标准）967.4.2 生活给水系统

7、967.4.3 排水系统977.5 工程消防设计987.5.1 消防设计依据 （参照中国相关标准）987.5.2 设计原则987.5.3 总体设计方案987.5.4 生产建筑的火灾危险性分类和耐火等级998 施工组织设计998.1 主要建筑材料来源998.2 施工总布置998.2.1 施工总布置规划998.2.2 施工总平面布置的规划1008.2.3 施工电源1018.2.4 施工用水1028.2.5 场地平整土石方工程量1038.3 主体工程施工1038.3.1 施工前的准备1038.3.2 土建工程总体施工方案1048.3.3 光伏电池组件支架基础施工1048.3.4 光伏电池组件安装10

8、58.3.5 逆变器及相应配电装置安装1068.3.6 电缆敷设1078.3.7 综合办公室土建施工1078.3.8 特殊天气下的施工措施1088.4 施工总进度1098.4.1 施工总进度设计1098.4.2 施工总进度设计原则1108.4.3 分项施工进度安排1118.4.4 施工图交付计划1118.4.5 主要设备交付计划1118.4.6 分项施工进度计划1128.4.7 主要土建项目交付安装的要求1128.4.8 施工控制点1138.5 安全文明施工措施1138.5.1 安全施工措施1138.5.2 文明施工措施1159 工程管理设计1169.1 工程管理机构1169.1.1 工程管理

9、机构的组成和编制1169.1.2 工程运营管理机构及人员定编1189.2 主要管理设施1189.2.1 管理区、生产区主要设施1199.2.3 生活区绿化规划1199.2.4 维护管理方案1209.2.5 道路交通设施1209.3 电站运行维护、回收及拆除1209.3.1 维护管理方案1209.3.2 车辆配置方案1219.3.3 拆除、清理方案12110 环境保护和水土保持设计12110.1 设计依据及目的12110.1.1 设计依据 （参照中国相关标准）12110.1.2 设计目的12310.2 环境概况12310.2.1 自然环境12310.2.2 环境质量初步评价12410.3 环境和

10、水土影响分析12410.3.1 项目选址的环境合理性12410.3.2 环境影响因素识别12510.3.3 施工期的影响分析12510.3.4 运行期的影响分析12710.4 环境保护措施12910.4.1 生态环境保护对策措施12910.4.2 废气和扬尘污染防治对策措施13010.4.3 噪声污染防治对策措施13110.4.4 废污水处理对策措施13210.4.5 固体废物处置及人群健康对策措施13210.5 水土保持设计13310.5.1 水土流失概况13310.5.2 水土流失影响分析13310.5.3 水土保持措施13410.6 环境和水土影响评价结论及建议13510.6.1 环境和

11、水土影响评价结论13510.6.2 建议13711 劳动安全与工业卫生13711.1 设计总则13711.1.1 设计目的、基本原则13711.1.2 设计范围和主要内容13811.1.3 主要依据文件13811.2 主要危险、有害因素分析14211.2.1 工程施工期主要危害因素分析14211.2.2 工程运行期主要危害因素分析14411.3 工程安全卫生设计14511.3.1 施工期劳动安全与工业卫生对策措施14511.3.2 运行期劳动安全与工业卫生对策措施14611.4 劳动安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度15311.4.1 安全卫生机构设置、人员配备及管理制度15311.4

12、.2 安全生产监督制度15411.4.3 消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度15411.4.4 工业卫生与劳动保护管理规定15511.4.5 工作票、操作票管理制度15511.5 事故应急救援预案15611.5.1 事故应急预案的制定原则、基本要求和主要内容15611.5.2 应急预案编制程序15711.5.3 主要事故应急救援预案项目15811.7 预期效果评价15811.7.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价15811.7.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价15811.8 存在的问题和建议15912 节能降耗分析15912.1 设计原则和依据15912.

13、1.1 设计原则15912.1.2 设计依据 (参照中国新能源相关标准)16012.2 施工期能耗分析16112.2.1 施工用电16212.2.2 施工用水16212.2.3 施工临时用地16212.2.4 建筑用材料16212.3 运行期能耗分析16312.3.1 电气损耗16312.3.2 水资源消耗16312.3.3 油料消耗16312.4 主要节能降耗措施16312.4.1 电气设计节能降耗措施16312.4.2 土建设计节能措施16612.4.3 水资源节约16712.4.4 建设管理的节能措施建议16812.5 节能降耗效益分析16912.5.1 一般方法分析16913. 投资估

14、算16913.1 投资估算内容16913.2 系统设备清单16913.3 每瓦投资资金估算错误!未定义书签。13.4 财务指标分析表错误!未定义书签。1 总论1.1 概述 尼泊尔xx太阳能光伏发电站项目是由尼泊尔国家电力局 xx 公司及中xx勘探设计研究院与中国湖南xx太阳能科技有限公司共同投资兴建的大型并网光伏电站，建设规模为 30MWp。 本工程包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。所发电量由尼泊尔国家电力公司负责收购和销售。 厂区太阳能板所占面积，东西方向长度为 800m，南北方向长度为 648m，占地面积约为 51.84公顷。场址中心位置坐标 N 2742，E8519，海拔高度为

15、1300m1350m。 中国湖南xx太阳能科技有限公司负责尼泊尔xx太阳能光伏发电站项目可行性研究与太阳能光伏发电工程方案设计。设计的主要内容包括太阳能资源分析、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、环境保护和电站建成后效益分析，工程投资概算等工作。1.2 报告编制原则及依据1.2.1 编制原则 （1）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。（2）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 （参照中国新能源相关标准）（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

16、伏示范电站建设有关要求的通知（发改办能源20072898 号）（3）光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-2011）（4）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定（5）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-

17、249-11127）太阳光伏电源系统安装工程设计规范（CECS84-96）1.2.2 基础资料 xx都地区太阳辐射资料及基本气象资料。1.3 光能资源 尼泊尔太阳能资源十分丰富，全年日照时数为 25503500 小时，日照百分率60%80%，年辐射总量达 68859200MJ/m2，工程所在地区太阳能资源较丰富工程代表年辐射量为9072MJ/m2.a，在倾斜角度为30时，倾斜面所接收到的总辐射量为9187MJ/m2.a。太阳能光伏发电应用前景广阔。1.4 工程任务与规模工程的主要任务是建设高压并网光伏电厂，充分开发利用xx都地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供

18、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，本工程规划建设30.456MWp。1.5 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。 通过技术与经济综合比较，电池组件选用 235Wp 多晶硅电池组件，电站安装 129600 块电池板。安装方式为全固定式支架安装，支架倾角 30，方位角 0。逆变器选用 500kW 逆变器，共计 60 台。30.456MWp 由 30 个独立的 1.0152MWp 系统组成，每

19、 20 个电池板一串，每 12 串接入 1 个汇流箱，每 9 个汇流箱接入一组 500kW逆变器。 xx都 太阳能光伏发电站项目发电系统 25 年的总发电量约为 138433.5 万kW.h，年平均发电量 5537.34 万 kW.h，年等效利用小时数为 2019h。1.6 电气1.6.1 电气一次 本阶段推荐的电气主接线为：电站共 30 个 1.0152MWp 光伏发电单元，每个发电单元设置一台 1000kVA 35kV 双分裂绕组箱式变，5 台 35kV 双绕组箱式变在高压侧并联为 1 回电源进线，共计 6 回电源进线。 推荐光伏电站建设一座 35kV 开关站，汇集上述联合光伏单元的 6

20、回 35kV进线，再由 35kV 开关站出 1 回 35kV 线路接入 110kV xx都变 35kV 母线侧。由于 35KV 侧电容较大，经计算，35kV 侧发生单相接地时对地电容电流为22.75A，接地电弧不可能可靠熄灭，35kV 侧考虑采用中性点接消弧线圈接地，消弧线圈容量为 630kVA。 厂用电采用双电源供电，主供电源引自附近 35kV 公用电网，备用电源引自光伏电站 35kV 母线，主、备用电源通过备自投切换，经厂用变压器降压至 0.4kV。1.6.2 电气二次 电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现对

21、光伏发电系统及开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的测控、遥信功能及发电公司的监测管理。 结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。为 35kV 出线、35kV 集电线路、35kV升压箱式变电站等配置保护。直流控制电源系统设置 1 组 100Ah 蓄电池，一套充电/浮充电装置，单母线接线。 在 35kV 线路侧作为计量考核点，配置 0.2S 级电能表。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。电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警方式，设置一套图像监控及安全警卫系统（工业电视系统），实现对开关

22、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控。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、温度等参数。1.7 土建工程 建（构）筑物设计主要包括：生产楼综合楼、设备用房等。生产楼为地上一层砖混结构耐火等级为二级。抗震设防烈度为 7 度。逆变器室为地上一层砖混结构，共 30 座。耐火等级为二级；抗震设防烈度为 7 度。 电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，采用纵向檩条，横向支架布置方案，多晶硅组件支架沿结构单元长度方向上设置横向支架， 1MWp 子方阵多晶硅固定支架主材用钢量约 56.63t。 本工程支架基础采用阵列基础采用条形基础，埋深 0.9m，基础尺寸为0

23、.3m*0.4m*2.9m，前后支腿为 300mm*300mm 的混凝土短柱。由于上部结构传来的荷载相对较小，经计算，固定支架基础的绝对沉降量将控制在 0. 5cm 以内，而沉降差将控制在 0.25cm 以内。支架与基础、支架间杆件以及支架与檩条之间的连接方式推荐采用螺栓连接。 本工程生活用水、绿化用水、浇洒道路用水和冲洗电池组件用水引自园区供水管网。室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入室外污水管网。厨房污水经隔油池处理后排入室外污水管网。生活污水经化粪池和地埋式污水处理设备处理后定期清掏外运。 电站建设中基础开挖、车辆碾压等施工行为，均对地表带来一定的破坏，地表下层的粉砂

24、大量裸露，势必会加重扬沙、扬尘的危害。故在施工建设期要求从源头控制，杜绝大面积机械开挖施工方式，严格规划施工期行车路线，及时做好裸露粉砂地表的处理，做到文明施工和保护环境并举。太阳电池组件分布在整个电站场区内，数量多、密度大，这在一定程度上增加了场地内地面的粗糙度，起到平铺式沙障的作用。平铺式沙障既能用于固定流沙，又能抑制风速的增加，这样可以防止风速再次加速，同时也减少了沙源，增强防沙措施的效果。 考虑由于纬度影响，且要确保阵列内部不发生阴影遮挡，电池方阵南北向的间距相对较大，除场内道路和全场电池组件投影覆盖面积，地表裸露面积超过电站占地面积的 50%。1.8 工程管理设计 建设期间，根据项目

25、目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期计划设置 5 个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共 12 人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。 根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。光伏电站运营公司编制10人，设经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设3个部门，综合管理部（2人）、财务部（2人）、生产运行部（5人）。1.9 施工组织设计 主要建筑物材料来源充足，所以建筑材料均可通过便利公路和铁路运输至施工现场。生活用品

26、可从xx都市区采购。施工高峰日用水量为 150m3/d。施工用电电源就近引接，沿光伏电站进场道路布置线路，各标段施工单位由该线路接入各自施工区域。本工程高峰期施工用电负荷约为 232kW。 本工程装机 30.456MWp，施工工期较短，占地面积较大，光伏电池组件布置相对集中，初步考虑施工区按集中原则布置，在与光伏电池组件相邻的地势较平坦区域进行施工活动。从安全及环保角度出发，生活区靠近仓库，远离混凝土搅拌站。 永久性占地主要包括光伏阵列、逆变器室及施工期各临建生产、生活设施占地，场内临时道路等占用的土地面积。施工期临时性用地包括施工中的综合加工厂、混凝土搅拌站、施工人员临时居住建筑占地、设备临

27、时储存仓库占地、场内临时道路和其他施工过程中所需临时占地。以上临时性用地面积均在工程永久用地范围之内，不需额外占用土地。 本工程计划建设期 30 个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏阵列并网发电。1.10 环境影响评价和节能效益 太阳能光伏发电是可再生能源，其生产过程主要是利用太阳能转变为电能的过程，不排放任何有害气体。 工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。 太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，电站运行和管理人员只有 5 人，少量的生活污水经化粪

28、池及地埋式污水处理设备处理后定期清掏外运，对水环境不会产生不利影响。根据本项目新增水土流失的特点，水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、管理措施相结合的综合防治措施。 本工程建成后对当地的地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新旅游景点，具有明显的社会效益和环境效益。1.11 项目投资概算 工程设计概算参照风电场工程设计概算编制办法及计算标准及光伏发电工程编制办法等。结合国家、部门及地区现行的有关规定、定额、费串标准进行编制。材料预算价格按xx都地区 2012 年 1季度市场价格水平确定，并汁入材料运杂费及采购保管费等。主要设备价格如下：多晶硅电

29、池组件（235Wp块）按 7.5 元Wp 计算。并网逆变器（500kW台）按 1.2元W 计算；35kv 欧式式箱变 36万元/台；其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。1.12 工程特性表一、光伏电站场址概况编号项目单位数量备注1装机容量MWp30.4562占地面积万平方米51.843海拔高度M1300-13504纬度（北纬）27425经度（东经）85196工程代表年太阳总辐射量MJ/m2 .a9072水平面上二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温18.3多年极端最高气温32多年极端最低气温2多年最大冻土深度m0多年最大积雪厚度cm0多年平均风速m/s3.2多年极大风速m/s20三

30、、主要设备编号项目单位数量备注1 光伏组件（型号：多晶硅电池组件）1.1峰值功率Wp2351.2开路电压 VocV371.3短路电流 IscA8.541.4工作电压 VmpptV29.51.5工作电流 ImpptA7.971.6安装尺寸mm1650X990X501.7重量Kg19.81.8数量块864001.9固定倾角角度()30附表1编号项目单位数量备注2 逆变器（型号：500kW）2.1输出额定功率kW5002.2最大交流侧功率kW5002.3最高转换效率%98.72.4欧洲效率%98.52.5最大功率跟踪（MPPT）范围V DC450-8202.6最大直流输入电流A12002.7交流输出

31、电压范围V250-3622.8输出频率范围Hz47-51.52.9工作环境温度范围-25+552.10数量台402.11功率因素自行运行模式0.99（额定功率）调节控制模式：-0.95+0.953 升压主变压器（型号：SCB10-1000/35 型 ）3.1台数台203.2容量MVA10003.3额定电压A38.52x2.5%/0.3/0.34 35kV 开关站进出线回路数4.1出线回路数回14.2进线回路数回62.光资源分析2.1 代表气象站概况距离本工程拟建厂址最近的气象站为xx都气象站，位置坐标：E8518，274149.30 N，观测点海拔高度 1310m。xx都气象站为一般气象站，只

32、有基本气象要素观测记录，无太阳辐射观测数据。图 2-1 气象站位置示意图 拟建场区水平面接受的太阳辐射主要受当地太阳高度角、大气透明度、海拔高度及日照时数等因素的影响。现将拟建场址和焉耆气象站所在地上述因素影响简要分析如下：（1）、太阳高度角 太阳高度角是太阳光线与地表水平面之间的夹角。太阳高度角大，辐射就强；反之，辐射就弱。气象站与工程所在地纬度非常接近，因此在一个特定时间，太阳高度角也非常接近，在正常天气情况下两地太阳辐射强度基本相当。（2）、大气透明度 大气透明度是表征大气对于太阳光线透过程度的一个参数。云量的多少、云层的厚度以及阴雨、沙尘天数等对太阳辐射的影响也很大，云层越厚，云量越多

33、，对太阳辐射的削弱越多，到达地面的太阳辐射能量就越少；阴雨、沙尘天数越多，相对大气透明度就越低，日照时数也相应会减少，太阳辐射也随之减少。两地气候特征及天气状况类似，两地晴好天气接近，天气状况差异很小。（3）、地理纬度 地理纬度是影响太阳辐射能量的因素之一，纬度接近的地区太阳辐射能量也相对比较接近。北半球太阳辐射能力一般随着纬度增加而减少，场区中心纬度274154.65 N，气象站的纬度在 274149.30 N，场址区纬度低于气象站，因此场址太阳辐射量理论上应优于气象站。（4）、海拔高度 海拔高度越高，空气就越稀薄，太阳光线在大气中的光程就越短。太阳辐射被吸收、散射的就越少，并且大气中的水汽

34、和尘埃的含量也越少，大气的透明度就越佳，接受到的太阳辐射能量也就越大。场址区与气象站海拔高度非常接近，因此不存在由于海拔高度不同而造成的辐射强度不同。 综上所述，场区与气象站地理位置接近，属同一气候区，且气候环境一致；两地的太阳高度角、大气透明度、地理纬度、海拔高度接近。因此，本工程拟建场区与xx都气象站的太阳辐射情况类似，故可研阶段采用xx都气象站作为本工程太阳辐射研究的代表站，并将该站太阳辐射资料作为本阶段太阳辐射的研究依据。 本章节依据收集到的xx都气象站的基本气象资料及xx都气象站逐月太阳辐射、日照时数数据作为分析依据。 2.2 气象资料2.2.1 主要气象要素xx都气象站多年各气象要

35、素统计见表 2-1。表2-1 xx都气象站多年各气象要素统计表序号要素名称要素值序号要素名称要素值1年平均气温（）18.310年最大冻土深度（cm）02极端最高温度（）3211累年平均风速（m/s）3.23极端最低温度（）24年平均降雨量（mm）1125最大一次日降雨量（mm）27.5630 年一遇最大风速（m/s）207年最大积雪厚度（cm）08年平均气压（hpa）982.89年平均相对湿度（%） 73.7%(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-2555，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。

36、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 18.30，多年极端最高气温 32，多年极端最低气温2。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 3.2m/s，30 年一遇 10m高处 10 分钟平均最大风速为 20m/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 20m/s风速下不损坏为基本原则

37、。(3)积雪影响分析工程区域内全年无积雪，无需考虑。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.高于当地洪水水位；b.防止动物破坏；c.防止泥和沙溅上太阳能电池板；本次设计 H 取 0.5m。2.3 太阳能资源分析2.3.1 xx都太阳辐射资源分析 尼泊尔太阳能资源十分丰富，全年日照时数为 25202600 小时，日照百分率为 60%80%，年辐射总量达 70959187MJ/m2.a。图2-2 xx都气象数据表 全年日照大于 7 小时的天数为 250280 天，日照气温高于 18.30的天数普遍在 150 天以上。2.3.2 xx都太阳辐射月分布特征表2-2 xx都月均辐射

38、量月份日照时间（kw.h/m2.d）月辐射量 (MJ/m2 . a)17.1766.829.0972.038.5918.047.8842.457.5810.066.0648.074.6496.885.2561.694.3464.4108.0864.0118.0864.0128.0864.0总计 9072.0 根据以上得出，月最大辐射量集中在5个月份：2月，3月，10月，11月，12月. 月辐射量达到860 (MJ/m2 . a) 以上。由于2月平均9个小时的日照时间和较少的降雨天（5天），其辐射量值最大，达到972.0(MJ/m2 . a)。在5，6,7,8,9月，温度较高，但是湿度较高，阴雨

39、天较多，分别为15, 21, 20, 12 days, 因此这几个月的平均日照时间和月辐射量不是很高。月最低辐射量在9月，只有464.40 (MJ/m2 . a)。在冬天，温度相对较低，但是仍然有11.2度，且10， 11， 12，1 月的雨天分别只有4, 1, 0.3, 1 天，因此辐射量依然相当的丰富。水平地面年均辐射量大约为2520kWh/m2.a, 相当于9072.0(MJ/m2 . a)。2.3.3 xx都地区太阳能资源评价 2.3.3.1 辐射总量等级评价名称符号1年总辐射量（MJ/m2 *a）1年总辐射量（kW.h/m2 *a）极丰富A63001750很丰富B5040 RS630

40、01400RS1750丰富C3780RS50401050RS1400一般D37801050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根据上述可知，xx都地区近 工程的年辐射总量为 9072MJ/m2，属于“A”类极丰富地区。2.3.3.2 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

41、分名称符号分级值稳定A0.45较稳定B0.38RW0.45一般C0.28RW0.38不稳定D0.28 xx都地区月平均总辐射量值 2 月最大，达 972MJ/m2；12 月最小，为464.4MJ/m2。RW=464.4/972=0.4778，属于“A”级，“稳定”。这主要是由于xx都纬度较低，冬季太阳高度角较大，造成冬季辐射较大。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。2.3.3.3 辐射形式等级评价 直射比为直射辐射所占总辐射的比例，不同气候类型地区，直射辐射和散射辐射占总辐射的比例有明显差异，在实际大气中直射比数值在0,1)区间变化，越接近 1，

42、直接辐射所占比例越高。采用直射比作为标准，将全国太阳能资源分为四个等级，如下表 2-5 所示。 表 2-5 太阳能资源直射比等级划分 名称符号分级阈值直接辐射主导A0.6直接辐射较多B0.5RX0.6散射辐射较多C0.35RX0.5散射辐射主导D0.35根据 NASA 卫星数据，xx都地区年直射总量占年辐射总量的 56%，按照表2-3，属于“B”类，“直射辐射较多”地区。2.4 光伏电站光资源计算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资料作为参考。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

43、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有太粗糙，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。2.4.2 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

44、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2-6。表 2-6 固定式太阳能电池板阵列倾角在 20 度-40 度时月平均辐射量计算结果统计表倾斜角度月均每日日照时间 (KW.h/m2.a)Annual Average Irradiation(KW.h/m2.a)Annual Average Irradiation(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 年平均辐射量(kW.h/m2 .a)年平均辐射量(MJ/m2 .a)206.858.708.307.517.295.714.394.914.097.717

45、.997.712465.728876.59216.878.738.327.537.325.734.424.934.127.737.827.732468.558886.78226.908.768.347.567.345.764.444.964.147.767.847.762477.968920.66236.928.798.367.597.365.794.464.994.167.797.867.792487.068953.42246.958.828.387.627.385.824.485.024.187.827.887.822496.478987.29256.988.858.407.657.405

46、.854.505.054.207.857.907.852505.889021.17267.008.888.427.687.425.884.525.084.227.887.927.882514.989053.93277.028.918.447.717.445.914.545.114.247.917.947.912524.089086.69287.058.948.467.747.465.944.565.144.267.947.967.952533.799121.64297.078.978.487.777.485.974.585.174.287.977.987.972542.599153.32307

47、.109.008.507.807.506.004.605.204.308.008.008.002552.009187.20317.088.988.477.787.475.984.575.184.277.977.987.982543.169155.38327.068.958.447.757.445.964.545.154.257.957.957.962533.739121.43337.038.938.417.737.425.934.525.134.227.927.937.932524.609088.56347.018.918.397.717.395.914.495.104.197.907.907

48、.912515.779056.77356.998.888.377.697.365.884.475.084.177.877.887.892507.269026.14366.968.858.347.667.345.854.445.054.157.857.857.862497.238990.03376.948.838.327.647.315.834.425.034.137.837.827.842489.328961.55386.928.818.297.617.285.814.405.004.107.807.797.812479.598926.52396.898.788.277.587.265.784

49、.374.584.087.787.767.782458.178849.41406.878.768.247.567.235.764.344.554.057.757.737.762448.738815.43图2-3 电池阵列不同倾斜面上太阳辐射量比较图 根据以上图表得出，当太阳能电池板倾斜角度为30度到32度时， 能接收到的太阳能辐射量最大，多达9100 (MJ/m2.a)。当倾斜角度为30度时，所接受的年辐射量达到最大值，9187.20 (MJ/m2.a)。从表中可看出倾斜角度在30度，31度，32度时年辐射值接近，但是考虑到其他综合因素，我们最终决定将太阳能板的角度固定为30度。2.5 光资源

50、综合评述 通过综合分析和比较，可以看出工程所在地太阳能资源较丰富，工程代表年总辐射量为 9072MJ/m2a，在倾斜角度为 30时，倾斜面所接收到的年总辐射量为 9187MJ/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，同步优化社会环境和经济效益。3 工程任务与规模3.1 工程任务和工程规模 工程的主要任务是建设高压并网光伏电厂，充分开发利用xx都地区丰富的太阳能资源，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，本工程规划建30.456MWp。本工程的任务是发电。3.2 工程建设必要性3.2.1 合

51、理开发利用光能资源，是保护环境，促进国民经济可持续发展的需要 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。目前各国提倡以光电、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”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，并在向并网发电的方向发展。本太阳能并网光伏电站选址在尼泊尔xx都。从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在尼泊尔开发光伏发电项

52、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。3.2.2 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。 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。3.2.3 改善生态、保

53、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。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，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。 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。尼泊尔xx都有丰富的太阳能资源，且区内晴天数较多，降水时间较少，日照时间充足，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。 本电站建成后预计每年可为电网提供电量 5537.34 万 kW.h，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 17719.5 万t(以

54、平均标准煤煤耗为 320g/kW.h 计)，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(C02)约 4.6 万 t,二氧化硫(S02)约 152.7 t 氧化物(N0X)约 131.13t。4 光伏发电电池阵列单元的选择和发电量估算4.1 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

55、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-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

56、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（-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

57、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，

58、非晶薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点：1. 用材少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本低；2. 制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；3. 基板种类可选择；4. 弱光效应好，温度系数低，发电量多；5. 售价较晶体硅电池低。 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大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅太阳电池、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 4-1 所示。表4-1 主要商用太阳电池特

59、性表电池种类晶硅类薄膜类电池种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）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铟是昂贵的稀是稀有金属有金属生产成本高较高较低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低成本相对较低成本相对较低 根

60、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，北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，再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

61、工艺相对简单、成本低、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

62、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 通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其规格大多数为 230Wp、235Wp。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程初选多晶硅为 235Wp的电池组件。 本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 235Wp，电池组件参数如下表。表4-2 太阳能电池组件性能参数表峰值功率 （Wp）235短路电流 （Isc）8.54开路电压 （

63、Voc）37峰值电压 (Vmp)29.5峰值电流 (Imp)7.97外形尺寸 (mm)1650X990X50重量 (kg)19.84.2 逆变器的选择4.2.1 逆变器的技术指标 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

64、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

65、 90%（大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率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

66、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

67、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 大型和中型光伏电站应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 4-3 所示电网频率偏离下运行。大型和中型光伏电站应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 4-3 所示电网频率偏离下运行。表4-3 大型和中

68、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 49.5 Hz 时要求至少能运行 10min49.5 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）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，如在一定

69、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。（9）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，防孤岛保护，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。（10）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，其控制器还应有模拟

70、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。4.2.2 逆变器的选型 通过对逆变器产品的考察，现选取几家国内外技术较为成熟的逆变器做参数比较，如表 4-4 所示。 图4-1 500KV逆变器表4-4 500kW及以上规格逆变器主要参数对比表逆变器型号最大直流输入功率（kW）最大直流电压(V)最大输入电流(A)额定输出功率(kW)输出电压(V)输出频率(Hz)MPPT 范围（V）最大效率(%)欧洲效率(%)功率因数谐波畸变率(%)工作海拔(m)SG500KTL550880120050027050/6045082098.798.50.9936000GTI-50056088

71、0120050027050/6045082098970.9933000GBL200-5005501000120050027050/6045082098.4980.993未提供GT 500E550940112050031550/6045082098.197.60.9931500GT 630E690940112063037550/6057588098.498.20.9931500SSL 05005601000120050038050/6030085098.397.70.9933000SPG-500K3TL560880105050027050/6040085098950.993未提供RXPV9S-5

72、00K62011009245142705054095098.598.20.9933000SINVERT-500MTL513100010504653285051575098.297.70.9931000XNY-GC-500KTL55088012005003005045082098.798.50.9931500注：表中参数均来自厂家样本 由表 4-5 比较可以看出，根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等特性，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的前提下，经对比分析，故本工程推荐选用 500kW/台的逆变器，拟采用国产某厂家500kW 光伏并网逆变器，其主要技术参数见表

73、 4-5。表4-5 推荐500kW逆变器主要技术参数表序号名称技术参数1隔离方式无变压器隔离2直流侧参数2.1最大直流电压900Vdc2.2最大功率电压跟踪范围450Vdc 820Vdc2.3推荐最大直流功率550KWp2.4最大输入电流1200A2.5最大输入路数16 路3交流侧参数3.1额定输出功率500kW3.2额定输出电压和频率三相 300Vac、50Hz3.3允许电网电压210Vac-310Vac3.4输出频率范围47Hz51.5Hz3.5额定电网电压270Vac3.6输出电流波形畸变率3%（额定功率）3.7功率因数自动运行模式0.99（额定功率）3.7功率因数调节控制模式：-0.9

74、5+0.953.8最大交流输出电流1176A4系统参数4.1最大效率98.70%4.2欧洲效率98.50%序号名称技术参数4.3防护等级IP204.4夜间自耗电100W4.5运行自耗电2KW4.6允许运行环境温度-25+554.7散热方式冷风4.8允许相对湿度095%4.9要求电网形式IT 电网4.1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4.11断电后自动重启时间5min4.12允许最高海拔6000m(超过 3000m 需降额使用)4.13低电压穿越有4.14显示与通讯触摸屏 RS485 通讯接口5机械参数5.1外形尺寸(宽 x 高 x 深)2800x2180x8505.2净重2

75、288KG6相关认证金太阳认证、TUV 认证、KEMA 认证图4-2 500KW逆变器电路拓扑结构图4.3 光伏阵列单元基本型式的确定4.3.1 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。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。目前国内外一些太阳跟踪装置生产厂的产品大致以分两种，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，采用自动跟踪装置可提高发

76、电量 20%40%左右，从而相对降低投资 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。 因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，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上的使用。 根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对 1MWp 光伏阵列采用

77、三种运行方式比较如表 4-6。表4-6 1MWp电池阵列三种运行方式比较项目固定式斜单轴跟踪式双轴跟踪式发电量（%）100120.7129.8占地面积（万平方米）2.288.4直接投资增加百分比（%）100114122运行维护工作量小有旋转机构，工作量较大有旋转机构，工作量更大支撑点多点支撑多点支撑单点支撑板面清洗布置集中布置分散，需逐个清洗，清洗量较大布置分散，需逐个清洗，清洗量较大 由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护；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

78、动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，设备的可靠性和稳定性不断提高，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好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。 经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高。而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制的机械传动构建要求较高。 综上所述，本工程推荐选用固定式运行方式。4.3.2 光伏发电方阵容量的选择 采用

79、光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，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 300V 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200350 余米长，接

80、近低压输电经济长度极限。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。4.3.3 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 30 度考虑。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：本电站实际装机容量为 30456kWp，太阳能电池组件选型为 235Wp 多晶硅电池，逆变器容量选用 500kW。（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。冬季最低环境温度为：2，夏季最高环境温度为：32。（2）电池组件组合计算计算公式：

81、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：15N21。根据运行经验及工作环境等因素，现分析 17 组串、18 组串、19 组串、20 组串、21 组串如下：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)171000629501.5181000666531191000703560.5201000740590211000777619.5 在项目地区，倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于 100

82、0W/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修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为 20（串）。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 108 组。固定阵列布置方式以 1MWp 为一个基本发电单元，共 30 个基本发电单元。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 590V，输出功率 9400Wp，每串功率 4700Wp。1MWp 基本发电单元串联组总数为：1,000,0004700213 串，考虑到汇流箱为 12 路汇流，故取 216 串，电池组件数量为 20216=4

83、320 块，逆变器布置在配电室内。配电室布置在方阵的中心。 全厂 30MWp 需要这种电池板支架数量为 4320/40303240 套，需要这种电池组件 403240=129600 块。4.4 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,1h3600s100mW/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系数为 3.6。根 据 光 资 源 部 分 计 算 的 在 30 时 太 阳 能 电 池 方 阵 面 上 的 辐 射 量9187MJ/m

84、2.a，可以计算出年峰值日照时数91873.6=2552h。数值上相当于以 2552kw.h /m2.a 为单位倾斜面上年总辐射量。4.4.1 第一年的发电量计算光伏电场占地面积大，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 2%。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%；考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取 4%；光伏并网逆变器的效率（含隔离变压器，欧洲效率）约为 98%98.5%，考虑到光伏电场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，油浸式变压器的效

85、率达到 98.7%。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 2.5%，其它不可预见因素系数按 3%系统效率为：98%97%96%98%98%98%97.5%97%=81.2%30MWp 固定式：太阳能板数量为 2160 面，单位功率为 9400Wp，合计容量为 20304kWp。每月的上网电量=实际的装机容量系统效率对应月的天数倾角为 30时对应月的辐射量。第一年各月份发电量如下：月份30度电池板倾斜面的日照时间（kw.h/m2.d）上网电量（万kw.h）1 月7.1526.52 月9.0667.53 月8.5631.54 月7.85795 月7.5556.56 月6.0

86、445.57 月4.63428 月5.23879 月4.3319.510 月8.059411 月8.059412 月8.0594总辐射量（不计损耗）6237总辐射量（计损耗) 6150 按照实际装机容量 30456kWp 计算的上网第一年年等效利用小时数为：6150万 kWh30456kWp=2019 小时。4.4.2 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：光伏电站全寿命上网电量计算表（估计值）序号上网电量（万 kW.h）第一年6150第二年6061.5第三年6012第四年5964第五年5631第六年5865第七年58

87、15.5第八年5766第九年5716.5第十年5667第十一年5628第十二年5590.5第十三年5551.5第十四年5512.5第十五年5473.5第十六年5419.5第十七年5376第十八年5326.5第十九年5277第二十年5227.5第二十一年5179.5第二十二年5130第二十三年5080.5第二十四年5031第二十五年4981.5合计138433.5 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 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。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 138433.5 万

88、kW.h，年平均发电量 5537.34 万 kW.h，年等效利用小时数为 2019h。4.4.3 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 8.7，在投入运行的第 15 年约下降 11，在投入运行的第 25年约下降 19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。5 电气一次5.1 接入系统方案设想（1）接入系统设想 本期光伏电站新建 1 座 35kV

89、 开关站，出 1 回 35kV 线路 110kV xx都变，线路拟选用 LGJ-240 型导线。 本报告提出的接入系统方案设想是为本光伏电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统审查意见为准。5.2 系统调度自动化5.2.1 接入系统概况 根据系统一次方案，本光伏电站拟建一座 35kV 开关站，光伏电站拟一回 35kV 线路接入 110kV xx都变。5.2.2 调度组织关系 本光伏电站地处xx都电网的覆盖下，根据xx都电网调度规程，光伏电站应由xx都地调调管，远动信息直接送往xx都地调。5.2.3 远动信息配置 本工程远动信息内容按遥测、遥信配置，具体配

90、置内容待初步设计阶段予以明确。5.2.4 电能计量系统 本光伏电站装设 1 套电能量远方终端，电能量远方终端应具备网络和拨号两种方式，以便满足xx都地调的需要。系统关口计量点设在 35kV 开关站的 35kV 出线侧，计量表计按 1+1 配置，电能表有功精度为 0.2S 级、无功 2.0 级；其他侧按考核侧考虑，电能表按 1+0 配置；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。5.2.5 电能质量在线监测 本光伏电站并网点处考虑配置 1 套电能质量在线监测装置，用于实时监测电能质量数据并远传至调度部门。要求该装置应为满足 IEC 61000-4-30-2003 标

91、准要求的 A 类电能质量在线监测装置。5.2.6 远动通道要求 近期向xx都地调上传远动信息采用数字和专线两种传输方式，采用数字方式传输时，传输速率为 2400bit/s，采用专线方式传输时，传输速率为 1200bit/s，通信规约为 IEC60870-5-101 和 CDT；远期当xx都地区电力调度数据网建成后，向xx都地调上传远动信息将采用网络和专线两种方式，采用网络方式传输时，传输速率为 2Mbit/s，通信规约为 IEC60870-5-104。要求通道误码率在信噪比 17dB 时不低于 10-5。电量信息上传通道：近期向xx都地调上传电能量信息使用拨号方式，远期将采用网络方式。传输规约

92、 IEC60870-5-102，由通信专业统一组织。5.2.7 调度数据网络接入设备 本光伏电站由xx都地调调管，为使光伏电站的远动实时信息、电量信息通过电力调度数据网络传输，需在光伏开关站内配置 1 套调度数据网络接入设备，它包括局域网交换机和路由器等设备，并实现安全、区接入。5.2.8 电力系统二次安全防护 根据全国电力二次系统安全防护总体方案，确定本光伏电站二次系统安全防护方案。本工程上传调度的远动信息、电能量信息，采用调度数据网络传输方式，需要配置纵向认证装置 1 套，以防止病毒和黑客攻击。表 5-1 设备表序号名 称单位数量备注1远动终端与电站计算机监控系统合用2电力调度数据网络屏面

93、1包含：接入路由器台1接入交换机台2纵向加密认证装置台1电能量远方终端台1电能质量在线监测装置台13地调端接口设备套14网线及电缆套15.2.9 系统保护5.2.9.1 光伏电站接入系统概况 根据系统一次推荐接入方案，光伏电站拟建一座 35kV 开关站，以一回 35kV线路接入 110kV xx都变。5.2.9.2 系统保护及安全自动装置配置（1）35kV 线路保护 为了光伏电站安全运行，本光伏电站 35kV 出线考虑配置一套光纤纵差保护装置，该保护装置采用电流差动保护作为主保护，三段式距离和四段式零序电流作后备保护，并具有三相一次重合闸和检同期、检无压功能。光纤通道采用专用式，线路两端保护装

94、置型号应保持一致。（2）有功功率控制 根据“Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定”要求，本光伏电站应配置 1 套有功功率控制系统，光伏电站在并网运行后，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功功率控制信号，并根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出。（3）逆功率解列 根据“Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定”要求，考虑在 35kV开关站配置 1 套逆功率解列装置，当检测到逆向电流超过额定输出的 5%时，光伏电站应在 0.52s 内停止向电网送电。表 5-2 设备表序号名 称单位数量备注一光伏发电站侧1光纤纵差保护装置面12有功功率控

95、制系统套13逆功率解列装置套1二配套送出工程1光纤纵差保护装置面1装设于 110kV xx都变5.2.10 系统通信5.2.10.1 系统通信方案 根据系统专业推荐方案，本光伏电站以 1 回 35kV 线路接入 110kV xx都变。拟建光伏发电站至 110kV xx都变的通信采用光纤通信为主要通讯方式，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。 拟建光伏电站随 35kV 线路架设一条 7.8km 16 芯 OPGW 光缆（含 5%富裕度及两端进站各 500m 导引光缆）至 110kV xx都变。其中，保护占 4 芯，通信占 4芯，其余 8 芯备用。

96、5.2.10.2 系统通信配置 本工程需在光伏发电站侧配置 SDH 155Mbit/s 光传输设备 1 台，并配置相应的 PCM 设备 1 台及综合配线柜 1 面。光伏电站接入 110kV xx都变后，110kV xx都变需新增 2 块 SDH 155Mbit/s 光板配置在原光传输设备中，并且在xx都地调新增 PCM 设备 1 台用来连通新建光伏发电站至xx都地调的通信及远动信息的上传。5.2.10.3 生产调度通信 光伏电站生产调度通信系统将保证站内的生产统一调度、统一指挥，并及时处理和分析事故提供必要的通信手段。该调度通信系统的各项技术指标应满足DL/T598-1996电力系统通信自动交

97、换网技术规范、YD/T954-1998数字程控调度机技术要求和测试方法及有关国家标准的规定要求。依据光伏发电站的实际情况，建议选用调度通信与行政通信合二为一的调度交换机为宜，调度交换机的容量定为 60 门（可扩容）。5.2.10.4 通信电源 在光伏发电站设立一套单独的通信电源，容量为-48V/90A/100Ah，电源模块容量为 3*30A。表 5-3 设备表序号名 称单位数量备注一光伏发电站侧1SDH 光传输设备（155Mbit/s）台1含网管系统2PCM台13综合配线柜面14程控调度机 60 门（可扩容）台15通信电源（-48V/90A/100Ah）面26电力电缆米100二配套送出部分1S

98、DH 光板（155Mbit/s）块2110kV xx都变216 芯 OPGW 光缆公里6.25含导引光缆5.3 电气一次5.3.1 电气主接线设计原则（1）根据本电站设计的装机规模、电池阵列布置、接入系统方式、枢纽布置及设备特点等因素综合考虑，出拟相应的接线方式。（2） 主接线应满足供电可靠、运行灵活、接线简单明了、便于操作检修和节约投资的原则。图5-1 系统发电结构图5.3.2 光伏阵列变压器组合方案（1）本工程可选用双分裂绕组箱式变电站扩大单元接线，即 2 台 500kW 逆变器接入 1 台 1000kVA 双分裂绕组升压箱式变电站的升压组合方案。（2） 本方案接线特点：1）选用 1000

99、kVA 双分裂箱式变电站，组成同一扩大单元的两逆变器相互影响小；2）与单元接线相比减少了箱式变电站台数及相应的高压设备，减小布置场地，因此一次性投资相对节省，单台变压器容量增大；3）箱式变电站故障或检修时，1MWp 光伏阵列电量不能送出。5.5.3 光伏电站升压方式 光伏电站交流并网电压为 35kV，逆变器出口电压为 0.3kV，升压方式可分为：逆变器交流输出 0.3kV 升压 10kV 升压 35kV 两级升压并网和 0.3kV 升压 35kV 直接升压并网的两种方式。方式一：0.3kV 升压 10kV 升压 35kV 两级升压方式 本方式为每个 1MWp 逆变器的 2 台 500kW 逆变

100、器出口电压（0.3kV）经一台容量为 1000 kVA 升压变电站升压至 10kV 后，采用 10kV 电缆汇流至 10kV 配电母线，再通过 1 台容量为 20000kVA、38.5/10kV 主变压器升压至 35kV 后接入电网。 本方式光伏电站主要电气设备有 30 台 1000kVA、10/0.3/0.3kV 箱式升压变电站，1 台 320000kVA、38.5/10kV 主变压器，12 面 10kV 高压开关柜以及 1 套 35kV户外升压设备（含断路器、CT、PT、避雷器、避雷针等）。方式二：0.3kV 升压 35kV 直接升压方式 本方式为每个 1MWp 逆变器的 2 台 500k

101、W 逆变器出口电压（0.3kV）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 30 台 1000kVA、35/0.3/0.3kV 箱式升压变电站，12 面 35kV 高压开关柜以及 35kV 户外设备（含断路器、CT、PT、避雷器、避雷针等）。 本工程选择升压方式二。 即：电气主接线图见下图图 5-2 低压配电室电气主接线图图 5-3 35kV 电气主接线图5.3.4 箱式变电站高压侧接线方式的选择方式一：30 台 35kV 箱式升压变电站分为 3 组联合单元进线；方式二：30 台 35

102、kV 箱式升压变电站分为 6 组联合单元进线；方式三：30 台 35kV 箱式升压变电站分为 15 组联合单元进线； 经经济技术比较：方式一系统简单，35kV 设备投资少，但可靠性较差，35kV侧故障时需切除全部输出容量的 50%；方式三可靠性高、但电气设备初期投资较高；方式二的 6 组联合单元进线，一台箱式变电站故障，其他环网设备可继续运行，可靠性较方式一高，且投资较方式三少。兼顾可靠性和经济性，本工程推荐采用方式二即：20 台 35kV 箱式升压变电站分为 6 组联合单元进线。5.3.5 35kV 侧接线 综合以上所述，本阶段拟采用的电气主接线为：本电站共 30 个 1MWp 光伏发电单元

103、，每个发电单元采用 1 台 1000kVA、35kV箱式升压变电站，5 台 35kV 箱式变电站在高压侧并联为 1 个联合箱式变单元；6个箱式变联合单元分别接入 35kV 母线侧，汇流为 1 回 35kV 出线，再接入地方电网。5.3.6 配套送出工程 本工程并网线路由 35kV 光伏并网发电站起，至 110kV xx都变 35kV 开关柜止。电压等级为 35kV，导线截面：35 kV 光伏并网变电站入口与 110kV xx都变出口为 3x300mm2 铜芯电缆，其余为 LGJ-240 架空线。5.3.7 各级电压中性点接地方式 根据最新颁布的 GD003-2011光伏发电工程可行性研究报告编

104、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。 本光伏电站 35kV 所用电缆：电缆型号为 ZR-YJV22-370，总长度约 6.5km。单相接地电容电流为 18.5 A ，超出了规程规定的不大于 10A 的要求，因此本工程 35kV 侧考虑采用中性点接消弧线圈接地，消弧线圈容量为 630kVA。5.3.8 短路电流计算（1）计算目的：校验远景年电网相关点短路水平，为本工程的设备选型提供依据。（2）计算水平年：2020 年。（3）计算网架及电源：计算网架为 2020 年xx都电网目标电网及尼泊尔主电网等效电源。（4）电压基准值：230/115/37，基

105、准容量：100MVA。 短路电流计算及结果分析如下：表 5-4 短路电流计算结果 单位：KA、MVA三相短路电流三相短路容量110kV xx都变 35kV 母线11705xx都xx中南xx太阳能光伏发电电站项目开关站 35kV 母线5.4346注：由于目前还未能准确模拟光伏电站数学模型，所以上表短路电流不含光伏电站提供的短路电流。 从计算结果可以看出，远景年本光伏汇集站 35kV 侧短路电流在合理范围内，现有型号开关设备遮断容量满足要求。5.3.9 电气设备选型5.3.9.1 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

106、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避雷器额定电压 54 kV持续运行电压 43.2 kV直流 1mA 参考电压 73 kV操作冲击残压 114 kV雷电冲击残压 134 kV徒破冲击残压 154 kV5.3.9.2 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

107、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） 95kV5.3.9.3 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 35/0.3/0.3 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 38.522.5/0.3 kV/0.3kV 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（2）35 kV 负荷开关额定电压 35 kV最高

108、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 30A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) 35kV 接地变形式 三相油浸式双绕组变压器容量 630kVA变比 38.5

109、22.5/0.4 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5.3.9.4 光伏防雷汇流箱 本工程采用专用光伏防雷汇流箱，箱内每进线回路正负极均设有熔断器，每进线回路设有光伏专用过电压保护器，出线回路设有专用高压直流断路器。进线回路熔断器可以迅速切断每一串电池板的过电流故障。进线回路过电压保护器可以防止电池板的过电压故障，且当雷击中任一电池板都可通过过电压保护器防止雷电过电压和感应过电压，迅速切除故障从而保护其他电池板。出线回路专用高压直流断路器，可作为保护动作和操作电气，当熔断器无法切除故障时，可切除整个汇流箱所连接的所有电池板，从而避免了事故的扩大

110、。5.3.9.5 逆变器 通过经济技术比较，本工程选用 500kW 国产并网逆变器。与电池板配套选用 60 台逆变器。 并网逆变器内不设隔离变压器，输入电压直流 450820V, 输出电压交流300V 三相三线制。逆变器输出纯正弦波电流，具有“反孤岛”运行功能和无功补偿功能，具有完善的保护和自动同期功能。每台逆变器具有良好的人机界面和监控通讯功能，以便和监控中心组成网络，实现远端监控。5.5.9.6 高压开关柜 35kV 高压柜选用手车式开关柜 KYN61B 型，选用真空断路器，综合保护装置采用集中组屏安装方式，就近安装。KYN61B 型35KV高压开关柜5.5.9.7 380V 和 300V

111、 低压开关柜 选用 MNS-0.4 型抽屉柜，选用智能断路器和智能仪表。5.3.9.8 低压升压变压器 选用油浸式变压器 S11-1000/35，1000kVA,38.52x2.5%/0.3/0.3kV，Y,d11,d11，共 30 台。5.3.9.9 无功补偿装置 根据GB/Z19964-2005光伏电厂接入电力系统技术规定光伏发电厂的无功补偿装置，可以是分组投切的电容器或电抗器，也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置”。考虑到光伏发电功率波动大，相应无功波动大。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，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

112、置。推荐35kV开关站母线装设1组容量为-3+3Mvar的SVG动态无功补偿装置，即具备3Mvar的感性无功调节能力，感性容性能连续调节。5.3.10 电气设备布置 本工程共建设 30 个 300V 逆变器室，每个配电室内布置对应 1MWp 电池方阵，设有 2 台 500kW 逆变器，低压开关柜，低压升压变压器等设备。本工程建设一个 35kV 高压配电室，配电室内布置高压配电柜。 本工程建设一组 35kV 无功补偿装置。 本工程建设一座综合办公室，为单层建筑。本工程集中控制室单独设置。5.3.11 站用电接线 厂用电采用双电源供电，主供电源引自附近 35KV 公用电网，备用电源引自光伏电站 3

113、5kV 母线，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)逆变器室 UPS5*3122.5逆变器室通风5*80.636盘柜加热器50.64.5屋外道路照明150.613.5辅助建筑照明50.64.51#-5#逆变小室400.848总计129项目额定功率（kW)同时率系数估算负荷（kW)综合楼照明400.832综合楼采暖500.9547.5其他250.820室外照明60.95.4总计104.9 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

114、荷计，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 129kW，故本电站采用 1 台 200kVA，35/0.4kV 的箱式变电站向综合办楼和邻近逆变器室供电，另在场地内设 5 台 100kVA，35/0.4kV 箱式变电站向其余逆变器室供电。5.3.12 照明和检修 本工程采用工作照明及检修电源与站用动力混合供电，电源取自各逆变器室380V 配电箱。在各配电室和综合办公室内设有工作照明，在综合办公室附近设有道路照明。照明灯具采用节能灯具。事故照明电源取自集中控制室直流屏。在综合办公室和 35kV 高压配电室设有事故照明回路和灯具。300V 配电室设自带蓄电池的照明灯具。根

115、据电焊机电缆卷 100 米长度，在电池板站区布置适量的检修箱便于电池板和支架的检修。在各配电室亦设有检修箱。5.3.13 电缆设施项目始端末端电缆型号长度1电池板光伏汇流箱ZRC-VV22-1-2X4220km2光伏汇流箱直流配电柜ZRC-VV22-1-2X5085 km3直流配电柜逆变器2x(ZRC-VV22-1-2X240)390m4逆变器35kV 箱变ZR-YJV22-1-3X(3X240+1X120)（配电室内敷设）690m5箱变箱变ZR-YJV22-26/35-3X706.5km6箱变35kV 配电室ZR-YJV22-26/35-3X703.3km 本工程大部分电缆采用直埋方式进行敷

116、设，局部设电缆沟，部分采用电缆埋管。 本工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。为抗干扰通讯线采用屏蔽双绞线，通讯线在过路或外界存在压力大时采用全程穿钢管。5.3.14 电缆防火 本工程大部分为直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国家消防法规，设置完备的消防措施：所有电缆均采用阻燃电缆，电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和防火堵料进行封堵等。5.3.15 过电压保护 本工程在电池板站区不装设避雷针。在汇流箱内进线

117、回路装有过电压保护器可以防止单个电池板回路直接雷和感应雷电波串至其他电池板回路，迅速释放雷电波从而保护其他电池板不受雷电波损坏。在逆变器内交、直流侧均装设有过电压保护器，在 300V 母线装设有避雷器，在 35kV 母线装设有避雷器。可以防止雷电波入侵和操作过电压。5.3.16 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一个接地网，接地网与光伏电池组件基础钢筋焊

118、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。 为了保证设备和人身安全，全站接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工复合接地网，并充分利用土建金属基础钢筋支架作为自然接地体，35kV 开关站接地网与光伏发电系统接地网连接，接地网外缘应闭合，升压站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。在每个汇流箱和配电室处设有垂直接地极，以便更好的散流。每个电池板均接至水平接地网。 水平接地体干线采用-60X8 镀锌扁钢，接地体引下线采用-50X5 镀锌扁钢，垂直接地

119、极采用 50 镀锌钢管。5.4 电气二次部分5.4.1 电站的综合自动化系统 电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。下面介绍各个系统的功能特点。5.4.1.1 计算机监控系统（1）计算机监控系统的内容 光伏电站采用集电站运行数据采集、显示、数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线（现场总线）为通讯载体，将太阳能电池组件、汇流箱、并网逆变器，站级 0.3/35kV 电气系统和辅助系统在线智能检测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集的数据为基础进行分析处理，建

120、立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。（2）计算机监控系统的结构 计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层、网络层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍然独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。光伏发电检测系统组网示意图 站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印

121、机、GPS 时钟；网络层主要设备包括网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备包括全分散式的智能汇流箱数据采集处理装置、并网逆变器监控单元、环境参数采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计算等二次设备组成。（3）计算机监控系统的主要功能1）数据采集与处理功能2）安全检测与人机接口功能3）运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制功能4）数据通讯功能5）系统自诊断功能6）系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7）自动报表及打印功能8）时钟系统 选用 3 台工控计算机作为站级控制设备，其中 1 台为主机/操作员工作站，1台为通信工作站，1 台为远动工作站，另外配置打

122、印机 1 台、语言报警音响 1套。 本电站交流电源选用 2 套 3kVA 的 UPS 装置，UPS 为计算机监控系统站控层设备供电。5.4.1.2 光伏发电设备及逆变器的计算机监控（1）光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流汇流箱、并网逆变器、交流柜。（2）太阳能电池组件不单独设监控保护，汇流箱对光伏组件的实时数据进行测量和采集。汇流箱与逆变器共用一套监控系统，其信号通过逆变器监控系统采集。逆变器监控系统对信号进行分析处理，并对太阳能电池组件进行故障诊断和报警。运行数据和处理结果通过通信控制层直接传输到站控层，由运行人员进行集中远方监视和控制。（3）太阳能电池组件及逆变器配置监控系统功能

123、如下：1）计算机监控系统对各太阳电池组串及逆变器进行监控和管理，再 LCD 上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD 和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。 2）太阳能电池组件及逆变器设有就地监控装置，可同样实现集中控制室微机监控的内容。太阳能电池组件及逆变器的保护和检测装置由逆变器厂家进行配置，如：温度保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。3）太阳能电池组件及逆变器的远程监控系统在中控室实现，中控室计算机设有

124、多级访问权限控制，在权限的人员才能进行远程操作。显示内容包括：直流电压；直流电流；直流功率；交流电压；交流电流；交流功率；逆变器机内温度；时钟；频率；功率因数；当前发电功率；日发电量；累计发电量；每天发电功率曲线图。监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间。4）交流柜内设置线路保护开关、电流表、电压表。开关状态及电流、电压等信号通过通信控制层直接传输到站控层，由光伏电站运行人员进行集中远方监视。5.4.1.3 箱式变电站与出线站的监控 本电站设有 35kV 箱式变电站及 1 间 35kV 配电室，每个箱式变电站的变压器的高压侧配置有负荷开关及高压插入

125、式熔断器，低压侧配置有自动空气开关。35kV 开关柜为 6 进 1 出单母线接线。进出线侧设有户内成套金属封闭断路器。 上述负荷开关、自动空气开关、断路器、有载调压分接头可以就地控制，也可通过计算机监控系统实施集中控制，其动作信号均送至中控室。此外，35kV箱式变、开关柜都应具有五防功能。5.4.2 继电保护（1）保护装置的选型 与集成电路型模拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口的优点，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。（2）保护配置方案 根据 GB50062-92电力装置的继电

126、保护和自动化装置设计规范以及GB14258-2006继电保护和安全自动装置技术规程的要求，本电站保护配置如下：1）35kV 送出线保护 根据接入系统要求配置光纤差动保护。2）35kV 电源进线保护 进线设限时速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸。3）35kV 箱式变电站变压器保护 由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或低压侧相间短路时，高压侧熔断器熔断或低压侧空气开关，因此不另配置保护装置。 箱式变电站高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均经逆变器室数据采集器送至计算机监控系统。4）35kV 厂用变压器保护 布置在中控楼旁的厂用箱式变电

127、站内 35kV 变压器为油浸变压器，设电流速断为主保护，瞬时动作于厂用变高压侧断路器跳闸。限时速断、过电流保护为后备保护，限时动作于跳开厂用变高低压侧断路器。设过负荷保护，温度保护，动作于信号。5）35kV 厂用箱式变电站保护 分散布置在厂区内其它 5 台箱式变电站变压器均为干式变压器，由高压侧（35kV）负荷隔离开关及低压侧自动空气开关实现保护。6）并网逆变器保护 并网逆变器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和

128、报警功能。5.4.3 控制电源 本电站直流控制电源电压等级 220V。直流系统由一组 100Ah 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。5.4.4 计量 利用 35kV 出线断路器侧 PT、CT 进行计量，设置智能电度表，以适应白天供电，夜间用电的发电方式。5.4.5 光伏专用环境检测仪 本工程在集中控制室屋顶装设一台光伏专用环境检测仪，可以检测温度，风速，风

129、向，日照强度等气象参数，通过总线方式实时将数据传送到监控系统，以便运行人员进行运行方式比较和分析。5.4.6 火灾报警 本工程不设专用的火灾报警盘，在各配电室设置感温感烟探头，通过 RS458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。5.4.7 视频监控系统 视频监控系统(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。 本工程视频监控系统采用数字化方案，即“摄像机视频服

130、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。 全站视频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；全站视频监视系统监视点的设置数量暂定为 64 点。5.4.8 控制室布置 本工程建设一个集中控制室，控制室内布置监控系统操作员站、直流屏、集中监控系统、通讯等设备。5.5 主要电气设备工程量一光伏站区部分电气设备1太阳能电池组件多晶硅 235

131、W/29.5V块1296001650X990X50mm全固定式电缆及其它附件，含支架套32402光伏阵列防雷汇流箱 12 路输入台5403直流配电柜PMD-D,500kW,9 路输入台604并网逆变器500kWp，300V台60不含隔离变压器535kV 欧式箱变含 S11-1000/35 等高低压设备台30双分裂变压器6300 低压开关MCC面307控制柜含网络通讯装置等面308电缆ZRC-VV22-1-2X4km217.5ZRC-VV22-1-2X50km82.52 X (ZRC-VV22-1-2X240)m3903X(ZR-YJV22-1-3X240+1X120)m690ZR-YJV22-

132、26/35-3x70m9750二35kV 配电室部分1厂用箱式变电站内含：S11-200/35座1235kV 站用接地变压器DKSC1-630/35,XDZC1-630/35台1厂用箱式变电站内含：S11-100/35座33无功补偿装置SVG-3000套14系统监控装置（包含环境监测仪）套1三接地部分1热镀锌接地扁钢608km652镀锌钢管505，L=2.5m根3003等离子接地体L=2.5M根656.总图部分6.1 总平面布置6.1.1 场址描述 厂区形状呈不规则四边形，东西方向长度为 800m，南北方向长度为 648m，占地面积约为 51.84 公顷。场址中心位置坐标 N 2742，E 8

133、519，海拔高度为1300m1350m，地势开阔，地形平坦，地形地貌适合建设光伏并网电站。6.1.2 所选厂址条件（1）太阳能资源 工程所在地区太阳能资源较丰富，年均辐射量为 9072MJ/m2，在倾斜角度为 30时，倾斜面所接收到的年总辐射量9187MJ/m2.a。（4）接入系统 初步确定本光伏电站拟建一座 35kV 开关站，光伏电站拟一回 35kV 线路接入110kV xx都变。（5）场址内及周边环境条件 经过实地踏勘，该处场址不受洪水的威胁，仅受到较大雨水时的坡面流影响，无常年内涝和积水问题。场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造

134、成污染的厂矿。（6）交通条件 本工程建设地点位于xx都市郊，交通便利。（7）当地政府的支持力度 当地政府对光伏发电项目均大力支持，承诺提供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。 经综合考虑多种因素，该处场址的选择在技术上是可行的，具备建设大型光伏电站的条件。6.1.3 总体布置设想（1） 电池板间距计算 电池板南北间距计算原则为：当地时间冬至日，从午前 9 时至午后 3 时之间，前排电池板阴影不遮挡后排。 工程所在地纬度=27.41，赤纬角=-23.45，经计算： 太阳高度角 a=27。 固定式支架上太阳能电池板长度 L 为 3320mm，倾斜角度 30。计算

135、得：南北最小间距为：cos Z*L+D=6.0m。 但由于本场地地势有向北的坡度，根据阴影分析软件计算，最终确定南北间距增大为 8m。东西向间距保留有可以过人的检修通道，取 3.5m。（2） 电池组件方阵布置 太阳能电池方阵阵列的布置原则是：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。 整个电站由 30 个 1MWp 光伏阵列组成，每个方阵包括 108 组固定式支架及一个逆变器室，逆变器室位于方阵中心，以减少电缆长度，降低直流损耗，同时逆变器室紧邻检修道路，方便安装检修。（3） 电站整体规划布置-站区总平面布置 根据建设单位提供的征地范围界限图，对

136、本工程进行总体规划。电站电池板全部采用 30 度固定倾角式安装。 本工程总平面布置，建构筑物间距均满足建筑设计防火规范及火力发电站及变电站设计防火规范的相关要求。 站区的总平面布置结合站区的总体规划及太阳能光伏工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、进行检修、交通运输、环境保护、各建筑五之间的联系等各方面因素。 站区设置生活区和发电区。太阳能光伏发电区占整个站区绝大部分面积，太阳能光伏发电区以 1MWp 光伏并网发电为一个单元，每个单元内设置一个逆变器室，共 30 个单元。总平面布置在满足规范及工艺的前提下，尽量压缩站区用地面积。-站区道路布置 站区外连接主

137、干道的道路采用 8 米宽的混凝土道路，站区内道路采用 5米宽砂石道路，每个发电单元之间预留可以满足人员通行的检修道路。-站区绿化布置 本工程绿化的重点在生活区空地处及建筑周围。建筑物周围绿化以不影响生产、不妨碍交通、采光通风为原则，综合考虑生产工艺及建筑物布局，在乔、灌、草皮合理布局的原则下以实用、美观为主。阵列区的绿化，应确保太阳能电池阵列单元采光性，以种草为主，在不影响采光的前提下，可以种植低矮植物。-站区竖向布置 站区内竖向布置根据工艺要求结合自然地形，主要建筑物地基处理、土石方工程量尽量平衡、内涝水位、场地排水及道路、管线接口标高综合考虑。场地内道路不能将天然排水方式分割、阻挡，在汇水

138、集中区域道路应设计为过水路面。 站区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。6.1.4 经济技术指标表序号项目单位数量1总占地面积581353生产区占地面积518400管理区占地面积230002道路面积26040绿化面积18503道路长度M290104围栏长度M230535站区土方工程量挖方 万 m385站区土方工程量填方 万 m377 土建工程7.1 设计依据 (参照中国相关标准)（1）GB50352-2005民用建筑设计通则（2）GJ67-2006办公建筑设计规范（3）GB50189-2005公共建筑节能设计标准（4）GB500

139、009-2001建筑结构荷载规范（2006 年版）（5）GB50153-2008工程结构可靠性设计统一标准（2008 年版）（6）GB50011-2010建筑抗震设计规范（7）GB50007-2002建筑地基基础设计规范7.2 光伏阵列基础及房建设计7.2.1 光伏阵列基础设计 本项目光伏组件采用固定式支架安装方式，光伏组件为多晶硅。光伏组件阵列支架钢结构设计参照 GB5000921建筑结构荷载规范及GB50017-2003钢结构设计规程要求设计。主要设计参数如下：30 年一遇十分钟平均最大风速：20m/s抗震设防烈度：度冻土深度： 0m电池组件规格：1650mmx990mmx40mm电池组件

140、重量：19.8kg固定支架倾角：30 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，除锈等级:Sa2(St3)级,防腐涂料:环氧红底漆二道。支架布置结合光伏板大小布置，支架间距为 1.56m，跨度为 3m。阵列基础采用条形基础，埋深 0.9m，基础尺寸为 0.3mX0.4mX2.9m，前后支腿为300mmX300mm 的混凝土短柱，详见附图。图 7-1 光伏组件支架基础剖面图 光伏组件支架结构由立柱、斜撑、和檩条等构成。侧立面结构形式为三角形，按倾斜角度 30 设计。支架最低距离地面约 0.5m。高度为 1.4（至电池板底）m。 图 7-2 光伏组件支架侧立

141、面图7.2.2 逆变器室设计 逆变器室为一层砖混结构，共 30 座。外墙为 370 厚砖墙，内墙为 240 厚砖墙。室内外高差为 300mm。门窗：窗采用塑钢防风沙窗。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。7.2.3 办公楼设计 综合办公楼为单层砖混结构外墙为 370 厚砖墙，内墙为 240 厚砖墙。室内外高差为 0.3m。综合楼布置会议室、办公室、职工宿舍、厨房、餐厅及车库等。综合办公楼办公部分层高为 3.6m，车库部分为 4.5m。屋面为平屋面，女儿墙高 0.9m。门窗：综合办公楼外窗采用四腔三密封塑钢窗。门采用木门及铝合金节能外门。层外窗设

142、防盗护栏。装修：外墙面为外墙瓷砖墙面：内墙面除卫生间贴普通瓷砖外其余均为白色涂料：卫生间地面为 300300 防滑地砖，其余房间地面均为 600600 普通地砖：办公室吊顶为石膏板吊顶，保护屏室及卫生间采用铝合金条形扣板吊顶，其余采用白色乳胶漆顶棚。日照阴影分析：对于本光伏电站来说综合办公楼体型较大，阴影影响范围也较大，由于办公楼位于光伏阵列北侧，故不考虑阴影遮挡。7.2.4 配电室设计 配电室为一层砖混结构，建在生活区内。外墙为 370厚砖墙，内墙为 240 厚砖墙。室内外高差为 450mm。门窗：窗采用防风沙窗。装修：外墙面为无机建筑外墙涂料，内墙采用白色涂料，顶棚采用白色乳胶漆。日照阴影

143、分析：对于本光伏电站来说配电室体型较大，阴影影响范围也较大，由于配电室位于光伏阵列北侧，顾不考虑阴影遮挡。7.2.5 门卫室设计 门卫室为一层砖混结构，外墙为 370 厚砖墙，内墙为 240厚砖墙。室内外高差为 300mm。门窗：综合办公楼外窗采用双层白色塑钢窗。门采用木门及防盗门。一层外窗设防盗护栏。装修：外墙面为无机建筑外墙涂料，外墙及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。门卫室距离光伏发电方阵较远，暂不进行阴影分析。7.3 防风砂设计（1）设备支架 抗风沙对设备支架主要是保证在最大风速下支架安全可靠和基础不会倾覆。根据气象资料提供的最大风

144、速 20 m/s，参考 DB5009-2001建筑结构荷载规范提供公式换算基本风压 WO，将所得的基本风压 WO 按照 GB5009-2002建筑结构荷载规范要求计算风荷载标准值。将风荷载标准值及恒载进行荷载组合，计算出弯矩，剪力。按照 GB50017-2003钢结构设计规范及 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。（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

145、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。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、积尘应及时清洗，确保电池组件发电系统的稳定、可靠。 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、沙尘和雨后的清洗。每次大风后及时清洗：雨后应及时巡查，对电池组件面板上的泥点应予清洗。 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。电池组件面板采用人工清洗和机械清洗相结合的方式，在冬季、春季清洗采用人

146、工清洗，暂按春季一个半月一次，冬季三个月一次：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）。7.4 给排水系统设计7.4.1 设计依据 （参照中国相关标准）GB50013-2006室外给水设计规范GB50014-2006室外排水设计规范GB50015-2003(2009 年版)建筑给排水设计规范7.4.2 生活给水系统（1）生活水源 本工程生活及消防用水水源引自工业园区。（2）用水量a) 生活用水量 本工程用水人数按 10 人计，生活用水量标准为

147、150L/d，最大日用水量0.75m3/d.b）浇洒道路用水量 本工程道路面积约为 36894 ，浇洒用水标准采用 2.0L/次，按每十五天浇洒一次计算，则最大用水量为8.28m3/d. 本工程浇洒道路最大日用水量为 8.28m3/d.d)冲洗电池组件用水量 本工程太阳电池组件共 129600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6 次，每次清洗用水量为 624m3，则年用水量为 3852m3。e）总用水量 本工程生活及浇洒道路最大日总用水量为 9.03

148、m3/d，在考虑冲洗电池组件用水量和部分的未预见水量，则本工程年总用水量为 7147.95m3。7.4.3 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内排水，直接排入室内污水管，再排入室外检查井。（2）污水排水系统 二期不设生活区，故无生活污水产生。7.5 工程消防设计7.5.1 消防设计依据 （参照中国相关标准）（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）GB50222-95（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7.5.2 设计原

149、则 贯彻“预防为主，消防结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。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，安全出口等各项消防要求。7.5.3 总体设计方案 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。7.5.4 生产建筑的火灾危险性分类和耐火等级 本工程建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分，见下表。火灾危险

150、性类别和耐火等级划分表房间明称火灾危险性类别耐火等级逆变器室丙二8 施工组织设计8.1 主要建筑材料来源 本工程主要建筑物料来源充足，所以建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从附近村镇采购。 本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料和火工材料等。材料的主要来源为xx都市。8.2 施工总布置8.2.1 施工总布置规划 根据光伏电站工程建设投资大、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，合理的布置施工现场不但可以满足施工需要，加速工程进度，减少现场混乱，还可以促进文明施工目标的实现，减少临时设施，节省施工费用，对办公区、生活区、施

151、工现场加工区、原材料及半成品堆放场地、大型设备等科学合理的进行布置，以规范布置体现出一流的管理，以一流的现场布置创出一流的工程产品。因此布置施工现场应遵循以下基本原则：（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，电站的道路包括进站道路、站内环道、站内纵横道路。进站道路内接站内道路，外连附近的公路，混能土路面；站内环道位于管理区和生产区的外围，粒料路面；站内干道，纵横设置于生产区内，粒料路面；其余道路为场地原状土。所有道路的纵向坡度结合地形设计，横

152、向坡度为1.5%2%。为满足设备运输及运行管理的需要，纵横向道路均能到达每座逆变器室，并与场地四周环道连接，以方便人车的通行。其总体设计思路是:首先开通光伏电站向外界的主干路，然后按工程建设的次序，修建本电站的厂内道路。（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。（5）材料堆放场地应与加工场地保持合理距离，既方便运输又要考虑防止施工过程带来的火险可能性。8.2.2 施工总平面布置的规划 本工程光伏阵列布置在约108.795万范围内，安装太阳能光伏组件129600块，总

153、装机容量30.456MWp，布置为30个光伏阵列，相对集中。光伏电站距离xx都不远，可提供加工、修配及租用大型设备等能力，因此，施工修配和加工系统可主要考虑当地解决。仅在施工区设必要的小型修配系统。场区内施工临建工程主要有临时宿舍及办公楼、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。 本工程装机30.456MWp，施工工期较短，光伏电池组件布置集中，初步考虑按施工集中布置原则，在与光伏电池组件相邻的较平坦位置进行施工布置。从安全环保角度出发，生活设施靠近仓库布置，远离混凝土拌和站。初步估算工程临时设施总占地6900，建筑面积3675，各临时生产、生活场地

154、规划见表8-1。表 8-1 施工临时建筑工程量表名称建筑面积（）占地面积（）备注施工生活区15002000包含施工单位办公区综合加工场4501000钢结构加工、机械修配及停放场地混凝土搅拌站2251200混凝土的搅拌及砂石、水泥的堆放综合仓库15002200钢结构加工及堆放、光伏板堆放小计36756400 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。场内永久道路宽度为4.0m。8.2.3 施工电源(1)、根据光伏电站施工集中的特点

155、，拟设一个施工电源，设在综合办公室旁边，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。光伏电站建筑工程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、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

156、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。(3)、经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷为 232kW。见表 8-2.表 8-2 施工用电估算表序号用电项目用电量(kW)备 注1生活区用电45按高峰期 200 人考虑，每个房间 8 人，计 25 kW食堂及浴室按 20 kW 考虑2办公区用电20按 12 个房间考虑，含空调3搅拌站用电804加工厂50包括钢筋调直机、弯曲机、切断机、对焊机各一台5现场施工306其他7合计2328.2.4 施工用水 本工程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 225

157、m3/d。8.2.5 场地平整土石方工程量 场地地形开阔、平坦，起伏不大，场地不需要做大量平整。8.3 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。施工方案合理与否，将直接影响到工程施工的安全、质量、工期和费用。从工程的实际情况出发，结合自身特点，用科学的方法，综合分析、比较各种因素指定科学、合理、经济的施工方案。 本节施工方案是针对部分重点施工项目编写的，突出施工作业时采用的主要施工手段、方法，以及应注意事项，随一般性工序和工艺过程、工艺质量要求不作专题描述，积极引进全国优秀

158、电力施工单位和外系统业绩、能力、信誉等各方面较好的队伍，通过引进竞争机制达到控制造价的目的。各施工承包商应在此方案的基础上，或者选用更合理根优化的方案，详细编制相关施工项目的作业指导书，并按编、报、审、批的程序实行各级技术把关，确保作业文件的针对性、科学性和可靠性。8.3.1 施工前的准备 根据设计物资清单以及施工过程中要用到的每个小部件、小工具，需编制施工所需物料明细表、施工所需工具清单、安全措施保护工具清单等，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。8.3.2 土建工程总体施工方案8.3.2.1 土建施工本着先

159、地下、后地上的顺序，依次施工综合办公室基础、光伏发电组件基础、逆变器室基础以及零米以下设施。8.3.2.2 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。8.3.2.3 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下部的设备基础及预埋件。8.3.3 光伏电池组件支架基础施工 电池组件支架基础施工包括基坑开挖、浇筑混凝土、回填夯实施工。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点，定出基础轴线，再根据轴线定出基坑开挖线，利用白灰

160、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)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

161、合设计要求后才能填筑上层。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。基础垫层为沥青混凝土，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，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。8.3.4 光伏电池组件安装 本工程光伏电

162、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： 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

163、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。8.3.5 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

164、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。8.3.6 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

165、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。8.3.7 综合办公室土建施工综合办公室的建筑施工采用常规方法进行。施工的工序：基础工程结构工程屋面及淋浴、厕所的防水工

166、程装修工程。在施工过程中，严格按照技术要求进行。8.3.8 特殊天气下的施工措施8.3.8.1 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，惨优质符合外加剂、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。8.3.8.2 冬季施工措施(1)冬季施工要做好防滑防冻措施。(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，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

167、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

168、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，重要结构可采用高任性超低氢型焊条。(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，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

169、。8.4 施工总进度8.4.1 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，升压站变电所与光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。本工程计划建设期 30 个月，其中准备期 3 个月，施工期27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。8.4.2 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

170、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) 综合办公室和光伏阵列基础工程先期开工建设由于本工程建设期 30 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，因此将生产综合办公室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。(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

171、工期。8.4.3 分项施工进度安排（1）项目里程碑节点计划，见表 8-3。表 8-3 项目里程碑节点计划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生产综合办公楼、配电室土建施工开始第 4 个月初5光伏整列基础开始施工第 7 个月中6光伏电站电气设备安装调试完成第 13 个月中7第一批光伏组件安装调试完成第 18 个月中8第一批光伏组件并网发电第 22个月底9最后一批光伏组件并网发电第 29 个月底10工程整体移交生产第 30 个月11整体竣工验收第 30 个月8.4.4 施工图交付计划施工图是里

172、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，先主题后辅助，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。8.4.5 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。8.4.6 分项施工进度计划 根据当地的气候条件，土建工程每年从 3 月至 10 月底可以施工。综合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。8.4.7 主要土建项目交付安装的要求土建项目交付安装时

173、，以尽量减少交叉和相互干扰为原则，并应满足下列要求： (1)综合办公室 综合办公室内部分：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毕，达到设计及规范要求，并经监理公司等单位的专业人员验收合格。8.4.8 施工控制点本工程施工进度控制点为综合办公室建设、光伏电池组件安装及调试工程。8.5 安全文明施工措施8.5.1 安全施工措施 安全管理目标：该工程杜绝重大伤亡事故、火灾事故、交通事故，一般事故频率控制

174、在 2以内。（1）安全生产是企业的头等大事，生产必须安全是施工企业必须遵守的准则，安全生产的方针是“安全第一、预防为主”，生产活动中必须坚持全员、全过程、全方位、全天侯的“四全”动态安全管理。（2）建立以项目经理为首的安全保证体系和检查监督机构，严格实行安全生产责任制，保证安全措施的落实。（3）施工队伍进场后，及时进行安全教育，针对工程各阶段的施工特点，教育全体施工人员自觉遵守规章制度，特别是特殊工种的人员必须有上岗证，新工人入场前完成三级安全教育。（4）加强安全管理标准化，即坚持“五同时”、“三不放过”的原则；坚持班前安全交底，班后安全讲评活动；坚持安全周和“百日无安全事故”活动，每周安排一

175、晚开展施工安全教育活动；建立定期检查制度，项目经理部每半月、作业班组每周各检查一次，施工现场设置安全标语，危险区域设立安全标志。（5）公司安全部每一星期对该工程进行一次安全检查。检查的主要内容是查思想、查管理、查制度、查现场、查隐患、查事故处理，检查的重点以劳动条件、生产设备、现场管理、安全卫生设施以及生产人员的行为为主，发现危及人的安全因素时，必须果断消除。对检查出的问题，项目部要指定具体整改责任人、确定具体整改措施、整改时间。（6）加强施工现场临时用电管理，现场用电必须符合施工现场临时用电安全技术规程的规定和要求。（7）施工人员进入施工现场必须戴好安全帽，充分利用“三宝”的作用，加强“四口

176、、五临边”的防护。（8）各种脚手架、操作台和大型施工机械设备安装完毕后，应经有关部门人员的验收，符合要求后方可使用，各种设备、电动机具要有可靠的防雨、接地和漏电保护装置，并做到“一机、一箱、一闸、一保护”。（9）加强施工现场的防火工作，建立用火申请制度，现场消防器材 4 米范围内不得堆放物资，并保持跑道畅通，凡是用火场所必须设有消防器材，现场严禁随意点火烧火，易燃物附近不得吸烟，做到人走火灭。（10）夜间施工配置足够亮度的照明设施，活动灯具电压不超过 36V。（11）做好施工用水及雨水的排向工作。（12）注意加强对地基及基础施工的安全管理。基础开挖按规定进行放坡，并时刻注意边坡的稳定性，必要时

177、加支撑维护。（13）及时收听当地当日天气预报，根据大风、大雨及时采取相应的防护措施，防止意外事故的发生。8.5.2 文明施工措施（1）施工现场管理的根本任务是推进施工现场标准化管理，提高施工现场综合水平。加强项目管理的考核评比，促进现场管理制度的转化：现场形象规范化；平面规划网络化；物资堆放定置化；工作岗位标准化；施工管理程序化；基础工作档案化。（2）项目部每月至少组织两次综合检查，按专业、标准全面检查，按规定填写表格，算出结果，制表张榜公布。制定奖惩制度，坚持奖、惩兑现。（3）施工现场实行封闭式管理，人员不得随意出入工地，设专业保卫人员进行值班。（4）施工现场机械设备必须经有关人员验收后，方

178、可使用，并设岗位职责和安全操作规程标牌。（5）施工现场材料堆放应做到砂石成方，砖成垛，钢筋成条，堆放整齐，标识明确。（6）建立卫生包干区，场区外无建筑料具，并及时打扫卫生，保持清洁，建筑垃圾随时清理，做到工完场院清，料完具洁，建筑垃圾统一外运。（7）保证现场通道的畅通，现场消防设施要齐全，定期检查并保证使用方便。（8）严格按程序组织施工，确保在施工过程中统一调度，统一管理指挥，平衡土建、安装、装饰之间的关系，保持良好的施工程序。（9）围墙砖砌、刷白、压顶，入口设导向牌，施工人员安全帽、工作服、胸卡统一制作佩带等。（10）严格遵守社会公德、职业道德、职业纪律，妥善处理施工现场周围的公共关系，争取

179、有关单位和群众的理解和支持。9 工程管理设计9.1 工程管理机构9.1.1 工程管理机构的组成和编制为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目建设管理由建设方对工程实施全面管理。建设期间，根据项目目标，以及针对项目的管理内容和管理深度，光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人，组织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。项目公司的主要权限及职责为：负责向政府及有关部门的请示汇报，取得项目建设批准文件；负责协调项

180、目建设安全、质量、进度、造价控制工作；负责合同的签订和履行；负责协调、组织项目招标、合同谈判、签约工作；负责项目建设资金的筹措，并按工程建设合同向合同方及时拨付工程款；负责生产准备工作；负责组织本项目投产后工程的竣工决算、竣工验收和项目后评价；负责项目投产后的运营、还贷和拆除工作。光伏电站公司人员及部门具体职责分配，见表9-1。表 9-1 本项目公司人员及部门职责分配表岗位职能总经理（1人）代表项目公司全面履行管理职责，负责整个项目内、外的协调与管理；主管项目的经营、财务、公共关系。副总经理（1人）协助总经理管理项目及项目公司。计划部（2人）部门职责管理与控制项目的工期、造价、采购招标及合同管

181、理，项目的范围管理，下达资金拨付计划。主任（1人）主持本部门工作。组织招标工作，负责合同谈判；审查项目费用和工程量清单；审查资金拨付管理。计划、合同、造价、管理（1人）计划的制定，调整与控制。制定费用结算和资金拨付计划。采购招标管理。合同管理，合同的执行，违约及纠纷处理。综合部门项目公司的人力资源管理、沟通（信息）管理、风险管理，管理部（1人）职责项目公司的集成管理。公司标准化建设、公共关系、政工及企业文化建设。主任（1人）主持本部门工作。管理与控制项目公司的人力资源、风险管理，项目公司的集成管理。信息管理人资管理（1人）文秘、接待工作，协助人力资源管理人员做好各项档案管理和信息管理。负责权限

182、内的人事考察、任免、劳动力协调、工资管理、人事档案管理、劳动合同、劳动保险、劳动保护、社会保险、职工教育、培训等。设备管理部（2人）部门职责制定设备采购计划，参与设备物资的招标，负责设备及物资的采购合同的执行，配合工程管理部催交设备及物资。主任（1人）全面负责本部门的工作；按照工程需要负责编制设备物资采购计划；参与设备物资的招标工作；负责设备及物资的采购合同的执行；配合工程管理部催交设备及物资。电气设备主管（1人）参与设备选型，设备招标，设备合同谈判；按合同要求提出阶段性付款计划；落实到货情况；根据合同及现场情况提出监造及催交计划；组织大件设备的运输。工程管理部（2人）部门职责项目的设计、施工

183、、调试。落实进度、费用和质量/安全计划，将实施信息反馈至相关部门。主任（1人）主持本部门全面工作，审核施工组织设计及施工方案，对施工过程的进度、质量、安全负责；协调各施工单位、监理、设计、调试、设备厂家等关系，负责配合计划编制标书的技术协议。土建（1人）土建和总平面管理，控制专业见接口；协调各承包商的进度，控制关键路径；定期提交进度报告，反馈影响进度、质量、安全的因素并提出调整的意见。施工方案的审核；监督、检查本专业设备供货情况；定期提交进度报告，反馈影响进度、质量、安全的因素并提出调整的意见。财务审计部（2人）部门职责负责项目公司财务预算，资金、资产和融资管理，公司审计。主任兼会计（1人）主

184、持本部门工作，审核财务预算和资金拨付计划。公司的审计。编制项目管理费用预算；根据凭证登记财务账册；做好代收代付业务的账务管理。出纳（1人）办理现金、银行的结算业务；凭证报销；发放工资奖金等费用。9.1.2 工程运营管理机构及人员定编根据生产和经营需要，结合现代化光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。结合新建电站工程具体情况，本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。建设期结束后光伏电站项目公司职能转变为项目运营，项目建设人员和精简人员承担项目运营管理工作，成立光伏电站运营公司。运营公司做好电站运行和日常维护及定期维护工作，电站的大修、电池组件的清

185、洗、电池组件钢支架油漆的维修养护、绿化养护、卫生保洁等工作均采用外委方式进行，以减少管理成本，提高经济效益。光伏电站运营公司编制10人，设经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设三个部门，综合管理部（1人）、财务部（2人）、生产运行部（6人）。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设别技术监控、点检定修、定期维护。9.2 主要管理设施 根据光伏电站的特点及电站的布置情况，将整个电站分为生产区和管理区两大区域布置。生产区包括电池阵列及逆变器室

186、。管理区主要设置运行、管理办公室和会议室及库房等，以满足现场对生产的管理要求，并配置适量的休息及活动用房，方便生产人员生活。9.2.1 管理区、生产区主要设施 管理区位于电站主入口处，建有一栋生产综合楼、一座设备用房、门卫室等（构）筑物。生产区布置有30个1MWp固定式多晶硅电池组件子方针，每个子方针由两个500KWp逆变器发电单元组成。30MWp工程由30组1MWp单元组成，拟以每1MWp及以下容量电池板为一个方阵，共30个方阵，每1个方阵相应设置一个逆变器室。9.2.1.1 管理区、生产区电源及备用电源生产、生活主供电源从外部接入。备用电源引自本电站35KV母线外部接入。9.2.1.2 管

187、理区、生产区供水设施 本工程生产、生活用水来源均为工业园区。电站场区新建给排水管道，辅助建筑物内设有水冲厕所，拖布池及洗手池，生活排水排入化粪池。9.2.3 生活区绿化规划 由于电站建设在国有荒地上，为了改善电站环境，阻挡风沙，在电站四周设置绿化带，在管理区建筑物周围进行绿化，灌、乔、草结合，通过层层防护，减弱风速。9.2.4 维护管理方案 太阳能电池维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。太阳能电池的防尘在夏、秋季采用移动喷水机械装置清洗，冬季、春季的沙尘采用人工清理。9.2.5 道路交通设施 本电站的道路交通由对外道路和站内道路组成。对外道路位于管理区的东北侧，内接管理区的硬质铺装广场。站内

188、道路分站内环形道路和站内纵向道路。站内环道沿生产区四周布置。逆变器室均位于纵向硬化道路旁边，纵横道路均与环道相连，组成点站内的道路交通网。为了降低造价，环道和硬化路面均为粒料。其余道路不做硬化，场地碾压后即可使用。站内道路宽度均为 4m 。管理区设有硬质广场，一方面作为生产楼前的多功能广场，另一方面作为电站的道路交通枢纽，起到组织内外交通的责任，使得交通流畅，内外有别。9.3 电站运行维护、回收及拆除9.3.1 维护管理方案为了防止配电装置遭受直击雷侵害，在 35KV 进线段设避雷线对升压站进行保护。 由于光伏阵列面积较大，在阵列中设避雷针出现阴影对阵列的影响较大，根据光伏（PV）发电系统过电

189、压保护导则中有关条款的规定，综合考虑后确定本电站光伏阵列中不在配置避雷针，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。为防止雷电侵入波和内部过电压的损坏电气设备，在 35KV 线路出口处设一组氧化锌避雷器。35KV 配电装置母线设有无间隙金属氧化物避雷器，箱式变、直流配电柜、汇流箱内均逐级装设避雷器。 电池组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。电池组件定期进行除尘和清洗，每两个月清洗一次。如遇到恶劣天气，应及时清洗。春、夏、秋三个季节采用先除尘再有水洗。冬季不能水洗。每次清洗完成后应保持组件干燥。9.3.2 车辆配置方案由于运营期对车辆的需求主要是电站内的日常检修

190、及维护，所以配置生产用车 2 辆。9.3.3 拆除、清理方案电站运行期（25 年）满后，电池组件由厂家负责回收及再利用。组件支架等钢材由物质再生公司回收。所有的建（构）筑物及其基础由拆迁公司拆除、清理。电站的地面由电站运营商负责恢复地面植被。10 环境保护和水土保持设计10.1 设计依据及目的10.1.1 设计依据 （参照中国相关标准）（1）中华人民共和国环境保护法(1989-12-26)；（2）中华人民共和国环境影响评价法(2003-09-01)；（3）中华人民共和国水污染防治法(2008-02-28)；（4）中华人民共和国水土保持法(1991-06-29)；（5）中华人民共和国可再生能源法

191、(2005-02-28)；（6）中华人民共和国野生动物保护法2004 年8 月修订；（7）中华人民共和国水污染防治法2008 年2 月修订；（8）中华人民共和国大气污染防治法2000 年4 月修订；（9）中华人民共和国固体废物污染环境防治法2004 年12 月修订；（10）中华人民共和国环境噪声污染防治法1996 年10 月；（11）中华人民共和国传染病防治法2004 年8 月修订。（12）环境影响评价技术导则 总纲（HJ/T2.1-1993）；（13）环境影响评价技术导则 非污染生态影响（HJ/T19-1997）；（14）环境影响评价技术导则 地面水（HJ/T2.3-93）；（15）环境影响

192、评价技术导则 大气（HJ/T2.2-2008）；（16）环境影响评价技术导则 声（HJ/T2.4-2009）；（17）环境监测技术规范（DL/T799.1-2002）；（18）辐射环境监测技术规范（DL/T61-2001）；（19）电力行业劳动环境监测技术规范 生产性噪声监测（DL/T799.3-2002）；（20）国务院第253 号令建设项目环境保护管理条例(1998-11-18)。10.1.2 设计目的 经过对本工程的环境保护和水土保持设计，分析环境与本工程间的相互影响要素，并采取有效措施使不利影响因素减至最低程度，使环境和水土在本工程建设与运行期内都得到很好的保护，进而使工程与其周围环境

193、之间达到相互和谐发展的目的。10.2 环境概况10.2.1 自然环境（1）地理位置本项目位于xx都市郊。（2）地形地貌本光伏发电项目场地地处喜马拉雅山脉处，南部为海拔100米平原，海拔约为1300m。地形较平坦开阔。（3）气象条件xx都县属暖亚热带气候，光照充足，热量丰富；起风时伴有风沙、浮尘出现。年平均降水量为45毫米，年均气温18.30度，极端高温32度，极端低温2度。10.2.2 环境质量初步评价本工程的场址环境从以下几个方面作初步评价：（1） 生态环境本工程场址区为植被脆弱区，多尘土。（2）大气环境但该区域人烟稀少，无工业污染源分布，因此无污染物排放。（3）水环境地下水类型为潜水。10

194、.3 环境和水土影响分析10.3.1 项目选址的环境合理性 本工程为清洁、可再生能源的利用项目，受到国家和地方政府的大力支持。项目选址无环境限制因素，且与该市有关土地利用、新能源开发等规划相一致。10.3.2 环境影响因素识别（1）施工期本工程占地较大, 在施工过程中要扰动地表，因此有水土流失产生。施工期有生活、生产污废水及建筑、生活垃圾产生。（2）运行期本工程在运行期对环境的影响只是少量的生活污废水及垃圾的影响。10.3.3 施工期的影响分析（1）施工噪声环境影响分析 施工期噪声主要为施工机械设备所产生的作业噪声，施工机械如推土机、挖掘机和混凝土搅拌机等。根据类比调查和有关资料：这些建筑施工

195、机械的声源噪声强度大多在80dB100dB左右，据其它工程的施工经验，上述噪声仅对施工现场区域范围和周围250m内的地区有影响。本电站场区距离市区和居住地较远，不存在噪声干扰居民生活的问题。（2）施工期对空气质量的影响 太阳能发电本身不产生有毒有害的废气污染物，本项工程冬季采用中温辐射式电加热器采暖，也不新增大气污染源。但施工期汽车尾气和地面扬尘污染可能对区域环境空气产生影响。施工扬尘主要来自支架基础、进场公路、逆变器室、 综合楼等工程建设时施工开挖、粉状建筑材料（如水泥、石灰等）的装卸、拉运粉状材料及土石方、施工粉状材料的随意堆放和土方的临时堆存、车辆在道路上行走等过程。 施工扬尘产生量主要

196、取决于风速及地表干湿状况。若在春季施工，风速较大，地表干燥，扬尘量必然很大，将对电站周围特别是下风向区域空气环境产生污染。而夏季施工，因风速较小，扬尘较少，对区域空气环境质量的影响也相对较小。 考虑本工程施工区布置分散，污染源源强小，加之施工区地形开阔，当地风速也较大，地形及气象条件有利于污染物的扩散，这在一定程度上可减轻扬尘的影响。施工扬尘造成的污染仅是短期的、局部的影响，施工完成后就会消失。（3）施工污、废水对环境的影响 本工程施工几乎没有生产废水排放，生产用水主要为混凝土拌料用水，全部消耗在拌料中，所以几乎不产生废水。废水主要来自现场施工人员日常生活所产生的生活污水。生活污水如不经处理直

197、接排放，将对环境造成污染。因此，对施工人员生活污水严禁乱排，通过集中处理达标后定期清理外运。所以施工污、废水对环境影响很小。（4）施工期固体废物对环境的影响分析施工期的固体废物主要是施工弃土石和施工人员生活垃圾。施工弃土石是一种临时性的短期行为，至工程建成投入运行而告终。因此只要加强固体废物管理，及时、安全处理施工垃圾，就不会对环境产生污染。此外还有少量建筑垃圾和弃渣，其中有部分建筑材料可回收利用，剩余部分均用汽车运走。 施工期施工人员多而且较为集中，如按220人计算，整个施工场每天至少产生约50kg的生活垃圾，这些生活垃圾主要为废旧塑料袋、剩饭菜、废包装材料、烂水果、果皮、果核等，若随丢随扔

198、，对环境可产生一定的污染，对公共卫生及公众健康会带来不利影响。生活垃圾应集中收集后外运。（5）对人群健康的影响 对人群健康产生的影响主要在施工期。施工期基础设施可能相对简陋，如果饮食卫生、生活用水、环境卫生等管理措施不利，可能增大一些传染病流行的可能性。 综上所述，施工期间虽然会对环境产生一些不利的影响，但施工时间较短，因而整个施工期对环境所产生的不利影响很小。（6）环境对项目的影响项目场址区恶劣天气相对较少，但仍有沙尘暴、大风、冻土、雷暴及极端温度等恶劣天气的出现。施工期时间较短，仅12个月，因此恶劣天气对本工程的建设影响较小。10.3.4 运行期的影响分析 由于太阳能发电过程中不产生废气、

199、废水、废渣等污染物，本工程冬季采用电辐射取暖方式，也不产生污染。本项目运行期对环境可能产生影响的主要因素有：电池组件及金属构件的噪光、生活污水、生活垃圾等。（1）生态环境 本电站附近基本全是未利用荒滩，经现场踏勘和调查，场址区内未发现受国家保护的动植物，且均不在覆矿区域。电站的运行不会改变当地的动、植物分布，不会对当地的生态环境产生明显影响。（2）声环境 光伏发电本身没有机械传动机构或运动部件，运行期没有噪音污染，并且该地人烟稀少，距交通要道较远，因此几乎没有噪声污染。（3）光伏电站噪光的影响 本工程采用多晶硅太阳能电池，这种电池组件最外层均为特种钢化玻璃。这种钢化玻璃的透光率极高，达95%以

200、上。根据现行国家标准玻璃幕墙光学性能GB/T18091-2000的相关规定，在城市主干道、立交桥、高架桥两侧设立的玻璃幕墙，应采用反射比小于 0.16的低辐射玻璃。依据此标准，光伏阵列的反射光极少，不会使电站附近公路上正在行驶车辆的驾驶人员产生眩晕感，不会影响交通安全。（4）生活污水对环境的影响分析 光伏发电在电能产生过程中不需要水资源，电站在运行期的污废水主要为电站工作人员生活产生的污废水，由于工作人员很少，生活污废水的产生量也较少，且污染物浓度较低，生活污水排入化粪池，定期清掏外运。因此，少量生活污水不会对当地水环境产生影响。（5）生活垃圾对环境的影响分析 电站投产运行后，每天仅有少量值班

201、人员，其废渣排放仅为生活垃圾，每天产生量极少。由于设有专门的收集箱，待收集到一定量后，用汽车运至专门的垃圾卫生填埋场进行无害化卫生填埋处理。因此，少量生活垃圾对环境基本无影响。（6）电站潜在的电磁辐射影响 太阳能发电运行产生的电磁辐射强度较低，且远离居民区，不会对居民身体健康产生危害，周围无线电、电视等电器设备较少，不会对其产生影响。xx都地区多年极端最低温度为2，极端最高温度32。本工程选用的逆变器工作的环境温度范围为-25+55，选用的太阳电池组件的工作温度范围为-40+85。太阳电池组件的工作温度可控制在允许范围内；逆变器需布置在室内，其工作温度也可控制在允许范围内。故当地气象温度条件对

202、太阳电池组件及逆变器的安全性没有影响。10.4 环境保护措施10.4.1 生态环境保护对策措施 在施工过程中，为保护生态环境，在环境管理体系指导下，项目施工期应进行精密设计，尽量缩短工期，减小施工对周围地形地貌等环境的影响。项目具体采取以下生态保护措施：（1）施工活动严格控制在征地范围内，尽可能减少对周围土地的破坏；考虑对进场道路与施工道路进行一次性规划，施工道路不再单独临时征用土地；道路尽可能在现有道路的基础上布置规划，尽量减少对土地的破坏、占用。（2）电池组件及电气设备必须严格按设计规划指定位置来放置，各施工机械和设备不得随意堆放，以便能有效地控制占地面积，更好地保护原地貌。（3）施工优先

203、采用环保型设备，在施工条件和环境允许的条件下，进行绿色施工，可以有效降低扬尘及噪声排放强度，保证其达标排放。（4）在施工过程中，做好表土的集中堆存和保护，并要求完工后及时利用原表土对施工造成的裸露面进行覆土。（5）尽量减少大型机械施工，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。基坑开挖严禁爆破，以减少粉尘及震动对周围环境的影响。（6）电缆沟施工后应及时回填，并恢复原有地貌。（7）工程施工过程中和施工结束后，应及时并严格按照本工程所提出的各种水土保持措施对各水土流失防治部位进行治理，防止新增水土流失。10.4.2 废气和扬尘污染防治对策措施 在采取必要的

204、生态保护措施和水土保持措施情况下，运行期基本不会产生二次扬尘和废气，本项目废气和扬尘主要产生于施工期。 施工期的废气主要为运输车队、施工机械（推土机、搅拌机、吊车等）等机动车辆运行时排放的尾气。由于场址区用地为较开阔的荒地，空气流通较好，汽车排放的废气能够较快的扩散，不会对当地的空气环境产生较大影响，但项目建设过程中仍应控制施工车辆的数量，使空气环境质量受到的影响降至最低。施工扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放、土方的临时堆存以及车辆运输等过程。为减少施工扬尘对空气环境的影响，采取如下防治措施：（1）施工场地定期洒水，防止浮尘产生，在大风时加大洒水量及洒水次数。（2）施工场地内运输通道及时清

205、扫、洒水，减少汽车行驶扬尘。（3）运输车辆进入施工场地低速行驶或限速行驶，减少扬尘量。（4）灰渣、水泥等易起尘原料，运输时应采用密闭式槽车运输。（5）起尘原材料覆盖堆放。（6）混凝土搅拌站设置在密闭的工棚内。（7）所有来往施工场地的多尘物料均应用帆布遮盖。（8）尽量采用商品(湿)水泥和水泥预制件，少用干水泥。 通过采取上述措施，可以有效抑制施工区扬尘的产生和溢散，保证施工场界外粉尘无组织排放监控浓度小于1.0mgm3。10.4.3 噪声污染防治对策措施 电站运行期无噪声污染，但施工期施工作业噪声不可避免。为减小施工噪声对周围环境的影响，建设单位必做好施工期间的环境保护工作。（1）建设招标单位将

206、投标方的低噪声、低振动施工设备和相应技术作为中标的重要内容考虑。（2）施工单位应设专人对施工设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训，以便使每个员工严格按操作规范使用各类机械，减少由于施工机械使用不当而产生的噪声。（3）施工尽量安排在白天进行，尽量缩短工期。（4）严格施工现场管理，降低人为噪声。项目施工区域距离声环境敏感目标较远，采取上述措施，可避免施工噪声对周边环境的明显影响，满足 GBl2523-90建筑施工场界噪声限值的要求。10.4.4 废污水处理对策措施 工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗以及机械修配、汽车清洗等产生，但总量很小。施工布置较为分散，

207、范围也较广，可用于施工场地洒水。 电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、检修等工作，污水主要为生活污水。生活污水排入化粪池。10.4.5 固体废物处置及人群健康对策措施 对于施工过程中产生的土石处理：开挖土石方时，将场内表层土，选择妥善地点堆放，底层土也妥善堆砌。工程完毕后，先用底层土覆盖裸露区域，再用表层土覆盖；工程土石方开挖并回填后剩余的弃渣可作为场区附近低洼地段的填土，回填摊平后植草，既避免了水土流失，又有利于植被的生长和生态环境的保护；此外对于少量建筑垃圾和开挖块石弃渣，其中有部分建筑材料可回收利用，剩余部分均用汽车运走，同生活垃圾一并运到附近指定的垃圾填埋点。在施工期，施工

208、生活区设垃圾桶，垃圾应及时收集并集中清运至附近指定的垃圾卫生填埋点进行填埋处理。电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、检修等工作，固体废物主要为办公、生活垃圾。生活区设垃圾桶，收集到一定程度集中清运至附近指定的垃圾填埋点。同时还应当加强饮食卫生、生活用水、环境卫生等方面的管理，防止传染病的流行，保护人群健康。10.5 水土保持设计10.5.1 水土流失概况 水土流失是在水力、重力、风力等外应力作用下造成的水土资源和土地生产力的破坏和损失，包括土地表层侵蚀和水土损失。水土流失的主要因素可以概括为自然因素、社会因素和人为因素三类。自然因素是指地处干旱缺水地区，降水量小，蒸发量大，风大风多

209、，气候条件较差；土壤、植被条件不良，肥力低，植被稀疏。社会因素是指经济发展水平低，对生态环境保护、建设有效投入水平较低；生产经营方式和基础设施相对落后，人为因素主要表现在生产建设中重开发轻管护，造成人为新的水土流失。 本工程主要以预防和治理水土流失，改善生态环境和生产条件为主，同时做好预防保护和监督检查工作，防止边治理边破坏，造成新的水土流失。 本工程场址区的土地利用中存在的主要问题：一是土地利用的程度不高，为国有荒漠，地表疏松；二是植被稀少，生态环境恶劣。故在风沙大，植被少的情况下，若地表受到扰动会形成风蚀，从而产生严重的水土流失问题。而水土流失不仅会形成表层土壤的丧失，也会污染大气、造成生

210、态环境的恶化。因此在工程施工期和运行期都应减少甚至避免水土流失。10.5.2 水土流失影响分析10.5.2.1 水土流失影响因素识别（1）施工期 本工程占地较大, 场地为国有荒漠戈壁，地表分布有少量耐旱植物，在施工过程中要扰动地表，因此有水土流失产生。（2）运行期 本工程在运行期因没有扰动地表的可能，因此基本不存在水土流失问题。10.5.2.2 施工期的影响分析工程建设将征占当地一定数量的土地，但均为国有未利用荒漠，未侵占耕地、草地等农业用地。由于本场区表土结构松散，岩性主要为砂卵砾石、砂夹少量粉土，在施工前要进行场平处理会引起扬尘。在工程施工过程中将进行土石方填挖，包括电池组件基础施工、箱式

211、变基础施工、逆变器室及综合楼基础施工等工程，不仅动用土石方，而且有施工机械及人员活动，也会产生土壤扰动。因此工程对当地生态环境的影响主要表现为：土壤扰动后，产生大量的扬尘，会增加土壤侵蚀及水土流失。10.5.2.3 运行期的影响分析 本工程在运行期基本不存在水土流失，光伏电站的管理区内建设有绿化地带，可起到防止水土流失的作用，进而改善了场区的生态环境。10.5.3 水土保持措施 水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施和管理措施相结合的综合防护措施，在时间上、空间上形成水土保持措施体系。（1）工程措施：电池阵列区、综合楼、施工生产生活区、弃渣场进行表土清理，施工结束后进行覆土平整。

212、弃渣场采用拦挡工程。（2）植物措施：对建筑物周围进行绿化，灌、乔、固沙草结合种植。（3）临时措施：主体施工过程中，特别是下雨或刮风期施工时，为防止开挖填垫后的场地水蚀和风蚀，对综合楼、电池阵列区、施工生产生活区和弃渣场等部位布设排水、拦挡和遮盖等临时防护措施，考虑临时工程的短时效性，选择有效、简单易行、易于拆除且投资小的措施。（4）管理措施：工程施工时序和施工安排对水土保持工程防治水土流失的效果影响很大。若施工时序和施工安排不当，不但不能有效预防施工中产生的水土流失，而且造成施工中的水土流失无从治理，失去预防优先的意义。弃渣场应”先挡后弃”，并考虑综合利用，减少占地；道路路面要定期洒水，临时堆

213、放的土石料和运输车辆应遮盖；定期对施工生产生活区空地洒水降尘等。10.6 环境和水土影响评价结论及建议10.6.1 环境和水土影响评价结论（1）生态：场区处于国有未利用荒漠戈壁滩，项目土建内容主要为基础的开挖及施工期产生的噪声、振动、扬尘，施工单位需严格执行环保部门有关规定，加强施工期的管理，控制施工扬尘、噪声污染，做到文明施工。施工期结束后，应及时对施工现场进行清理，种植适宜草类，恢复原有地貌。施工场地没有环境敏感点，对当地的自然生态系统基本无影响。 本电站所在地区不属于候鸟的主要栖息地，也不在候鸟迁移的主要路线上，因此该项目不会对鸟类产生明显影响。（2）该项目投入运行后，采取的治理措施及对

214、环境的影响分析如下：a）废水：管理人员生活污水产生量为 1.2m3/d，生活污水排入化粪池。因此，少量生活污水不会对当地生态系统产生影响。b）噪声：电站无明显噪声设备且远离居民居住地，对区域声环境无噪声影响。c）固体废弃物：固体废弃物主要为生活垃圾，年产生量约 2.5t，生活区设垃圾桶，垃圾及时收集并清运至附近指定的垃圾填埋地点填埋处理。（3）场址选择可行性分析结论 本工程地处国有未利用荒漠戈壁滩内，太阳能资源丰富、远离村庄，所以本工程选址可行。（4）项目环境效益分析结论 开展太阳能发电，可以充分利用丰富的可再生资源，节约宝贵的一次能源，避免因电力发展造成的环境污染问题。发展太阳能发电是实现能

215、源、经济、社会可持续发展的重要途径，具有良好的环境效益。（5）项目可行性结论 本项目为当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录（ 2000年修订）中鼓励发展的产业，符合国家产业政策。项目不占用农田，项目所在地太阳能资源丰富，项目周边附近无敏感点，且发电过程不产生废气、废水及固体废弃物。 因此，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。10.6.2 建议（1）为保证工程环境保护和水土保持措施能及时到位，以保护当地生态环境。（2）做好施工期的环境管理工作，做到文明施工，避免施工期扬尘、噪声对周围环境产生污染，施工结束后施工场地应尽量恢复原貌。（3）加强对设备的

216、维护，确保其正常运转，避免设备带病运行产生高噪声对环境造成影响。（4）在下一步设计中，优化弃渣场选址，尽量利用坑洼地弃渣，减少弃渣占地；优化施工道路设计，合理安排施工工序，减轻对场地原始地貌的破坏。11 劳动安全与工业卫生11.1 设计总则11.1.1 设计目的、基本原则 为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，做到电站投产后符合劳动安全与工业卫生的要求，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康，为建设项目的设计、施工、 监理、运行提供科学依据，推动工程项目安全程度的提高，根据国家有关设计标准、规程规范进行本项目劳动安全与工业卫生专项设计。 本工程劳动安全与工业卫生专项设计，必须遵守国家的有关

217、方针、政策，并应结合工程的具体情况，积极采用先进的技术措施和设施，做到安全可、经济合理，设施符合国家规定的标准，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和并网光伏电站的安全运行管理提供参数依据，确保施工人员生命与财产的安全。11.1.2 设计范围和主要内容 本项目的劳动安全与工业卫生设计范围是对主要建（构）筑物、生产设备及其光伏作业岗位和场所的劳动安全与工业卫生进行分析评价，主要包括光伏阵列、生产楼、逆变器室、水泵房、设备用房等。 电站劳动安全与工业卫生设计的重点：分析评价电站运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或减免措施；提出劳动安

218、全与工业卫生建议。对施工过程中的主要危险有害因素只作一般性分析，不作具体评价说明。11.1.3 主要依据文件11.1.3.1 国家有关主要法律、法规、条例 （参照中国相关法律法规）（1）中华人民共和国劳动法（1994）中华人民共和国主席令第 28 号；（2） 中华人民共和国安全生产法 2000）中华人民共和国主席令第 70 号；（3）中华人民共和国消防法（1998）中华人民共和国主席令第 4 号；（4）中华人民共和国职业病防治法（2001）中华人民共和国主席令第 60号；中华人民共和国电力法（1995）中华人民共和国主席令第 60 号；（6）建设工程安全生产管理条例（2003）中华人民共和国主

219、席令第 393号；（7）建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（1996 年 10 月）原劳动部第第 3 号令。11.1.3.2 设计采用的主要技术规范、规程和标准 (参照中国新能源相关标准)（1）GB18218-2009危险化学品重大危险源辨识；（2）GB12158-2006防止静电事故通过导则；（3）GB8196-2003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；（4）GB12801-2008生产过程安全卫生要求总则；（5）GB5083-1999生产设备安全卫生设计总则；（6）GB7231-2003工业管道的基本识别色、识别符号和安全识别；（7）GB2893-2008安全

220、色；（8）GB2894-2008安全标志及使用导则；（9）关于电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点的通知（电安生 1994-191 号）；（10）关于“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则的通知（国电调 2002-138 号）；（11）GBZ1-2002工业企业设计卫生标准；（12）GBZ2-2002工业场所有害因素职业接触限值；（13）GBJ87-85工业企业噪声控制设计规范；（14）GBJ122-88工业企业噪声测量规范；（15）LD80-1995噪声作业分级；（16）GB/T4046-1983电气设备安全设计导则；（17）GB/T3805-2008 特低电压（

221、ELV）限值；（18）GB/T50033-2001建筑采光设计标准；（19）DL/T5056-1996变电所总布置设计技术规程；（20）DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合；（21）DL/T621-1997交流电气装置的接地；（22） DL/T5352-2006高压配电装置设计技术规程；（23）DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定；（24）GB50058-1992 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范；（25）GB4387-1994工业企业厂内铁路、道路运输安全规程；（26）GB50046-95工业建筑防腐蚀设计规范；（27）GB14285-93继电保护和

222、安全自动装置技术规程；（28）GB20060-923110kV 高压配电装置设计规范；（29）GB50052-1995供配电系统设计规范；（30）GB50217-94电力工程电缆设计规范；（31）GB50260-1996电力设施抗震设计规范；（32）GB50057-1994建筑防雷设计规范（2000 年版）；（33）GB50016-2006建筑设计防火规范；（34）GB6566-2001 建筑材料放射核素限量（35）GB50140-2005建筑灭火器配置规范；（36）GB50116-1998火灾自动报警系统设计规范；（37）GB50034-2004建筑照明设计规范；（38）GB50011-20

223、01建筑抗震设计规范；（39）GB50015-2003建筑给水排水设计规范；（40）GB50019-2003采暖通风与空气调节设计规范；以上规范与标准如有新版，均以最新版为准。11.2 主要危险、有害因素分析11.2.1 工程施工期主要危害因素分析（1）高处坠落 本工程生产楼及逆变器室施工时存在高空坠落危险因素，可能导致人员伤残、死亡。（2）坍塌 本工程坍塌危险主要存在于施工期的基础开挖过程中，施工中若基坑支护不当，地址情况不良等可能造成基坑壁坍塌。施工材料堆放过高、管理不当也存在坍塌的危险，可能导致设备或材料损坏，人员伤残、死亡。（3）物体打击和挤压伤害 本工程的各类施工作业活动中，均存在操

224、作人员收到坠落物的打击、运动着的重型设备的打击（如吊车、吊臂等）危险因素，可能导致人员伤残、死亡。（4）机械伤害本工程施工中使用的机械设备多，存在机械伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。（5）触电伤害 本工程施工中使用的用电设备多，存在出点伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。（6）交通事故 本工程施工中运输车辆多，可能由于施工现场内视野不良、疲劳作业、违章驾驶、车辆机械故障等因素引起的交通事故伤害危险，可能导致设备损坏或人员伤残、死亡。（7）传染性疾病 本工程施工过程中，施工人员数量较多，且集体生活、集体用餐，存在发生传染性疾病的隐患。11.2.2 工程运行期主要危害因素分析（1）太阳电池阵列 太

225、阳电池阵列是光伏电站的主要发电设备，正常工作电压一般在 500V-600V之间，如人员不慎触碰到绝缘不良的导线、电缆等部位，存在出点伤害的危险。（2）变压器、变电站配电设备触电伤害、火灾及爆炸伤害在触电伤害的危险，也存在火灾及爆炸的危险，可能导致人员窒息、烧伤、死亡。（3）电气设备及电缆火灾及中毒伤害 本工程布置的若干电气设备，易于着火。特别是布置有大量的电力电缆及控制电缆、光缆等，而且连接到工程各个部位，电缆易燃，着火后产生大量有害烟气，可能导致设备损坏或人员窒息、烧伤、死亡。（4）风机等设备的噪声污染 本工程逆变器室布置有一些通风机，这些设备的低频噪声可能会对运行人员的听力造成伤害。（5）

226、高出坠落及机械伤害 本工程布置有 35KV 出现导线架构及较高的建筑物等设施，这些部位在维护时存在高处坠落及机械伤害因素，可能导致人员伤残、死亡。（6）雷击 太阳电池阵列布置位置地势平坦，且占地面积较大，遇雷暴发生时，存在雷击危险因素，可能导致设备损坏，引起运行事故或人员伤残、死亡。（7）大风 光伏电站建设在荒漠戈壁上，当大风或沙尘暴天气出现时，由于大风引起的扬尘或沙尘暴可能引起发电量下降，对电站运行不利。11.3 工程安全卫生设计11.3.1 施工期劳动安全与工业卫生对策措施（1）在工程施工期间，建设单位必须遵守“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主题工程同时设计、同时施工

227、、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。（2）建设单位应认真学习，严格贯彻执行建设工程安全生产管理条例 国务院 393 号令，2004 年 2 月 1 日执行），并对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定应急预案。（3）加强施工监理，施工过程应严格按照相关规程、规范要求执行。（4）加强施工单位资质管理。（5）加强施工组织设计编制与审查管理，试运阶段的安全管理。（6）加强施工营地生活设施建设，完善施工卫生监制，保障施工人员的安全与健康。11.3.2 运行期劳动安全与工业卫生对策措施11.3.2.

228、1 防火及防爆（1）工程防火设计 工程防火采用综合消防技术措施，消防系统从防火、监测、报警、控制、疏散、灭火、事故通风、救生等方面进行整体设计。（2）工程防爆安全设计 主变压器等都设有泄压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位，以防止在设备故障保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力是，伤害工作人员。设备的选型和采购均符合现行相关规范。（3）防静电设计 通风设备等均接地；防静电接地装置与工程中的电器接地装置共用时，其接地电阻不大于 30,场外独立设置的易燃材料仓库，在直击雷保护范围内，其建筑物或设备上严禁装设避雷针，而用独立避雷针保护。并采取防止感应雷和防静电的技术措施。11.3.2.2 防

229、电气伤害（1）所有可能的发生电气伤害的的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求。（2）对于可能遭遇雷击的建筑物屋顶，设备等采取避雷带或者避雷针保护。（ 3）配电装置的电气安全净距符合 3110kv 高压配电装置设计规范（GB50060-92）及其他相关规范的有关规定。当裸导至地面的电气安全净距不满足规定时，设防护等级不低于 IP2X 的防护网。（4）高压开关柜具有“五防”功能即：防带负荷分、合隔离开关；防误分、合断路器；防带电挂地线、合接地开关；防带地线合隔离开关和断断路器；防误入带电间隔（5）所用干式变压器与配电柜布置在同一房间，该变压器设不低于 IP2X 的防护外罩。（

230、6）屋外开敞式电气设备，在周围设置高度不低于 1.5m 的围栏。（7）在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故的发生。（8）用于接零保护的零线上，不装设熔断器和断路器。（9）对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电气连锁或机械连锁装置，或采取其他防护措施。（10）供检修用携带式作业灯，符合特低电压（ELV）限值 GB/YT3809-93）的有关规定。（11）单芯电缆的金属互层、封闭母线外壳以及所有可能产生感应电压的电气设备外壳和构架上，其最大感应电压不大于 50V.否则，采取相应防护措施。 运行人员经常触及的部位不应大于 30K； 运行人员不经常触及的部位

231、不应大于 40K； 运行人员不触及的部位不应大于 65K，并没有明显的安全标志。（13）电气设备的防护围栏应符合下列规定： 栅状围栏高度不应小于 1.2m，最低栏杆离地面静距不应大于 0.2m； 网状围栏的高度不应小于 1.7m，网孔不应大于 40mm*40mm； 所以围栏的门均应装锁，并有安全标志。11.3.2.3 防机械及防坠落伤害（1）采用的机械设备的不知，设计中满足有关国家安全卫生标准的要求，在设备采购中要求制造厂家提供的设备符合生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）、机械防护安全距离（GB12265-1990）、机械设备防护罩安全要求（GB8196-87）、防护屏安全要求

232、（GB8197-87）等有关标准的规定。（2）所以机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均符合国家有关标准的规定。（3）需上人巡视的屋面设置净高不小于 1.05m 的女儿墙或固定式防护栏杆。（4）本光伏电站设置的室外爬梯，均考虑了意外坠落的影响，设置防护栏杆与扶手，均采取防滑措施。11.3.2.4 防噪声及防扰动 为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、风机、变压器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。中控室等主要办公场所选用室内机噪声值小雨 60dB 的空调机，并采取必要的隔振、减震处理。 在

233、噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施，选用噪声和振动水平符合国家有关标准规定的设备，必要时，对设备提出允许的限制值，或采取相应的防护措施，如在建筑上采用降噪材料等。管道设计及其支吊架合理选择，以避免或减少流体告诉流动及其管道振动所产生的噪声。为运行人员配备临时隔声的防护用具。11.3.2.5 温度与湿度的控制（1）通风、空调设计 中控室、配电室、厨房等房间采用机械通风系统，其余房间采用自然通风，以类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境11.3.2.6 采光与照明 本工程生产楼中的中控室等主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不足时，辅以人工照明。其他各层，根据相关照明设计

234、规范的规定，选择合适的灯具，合理布置灯源，各场所的照度满足建筑照明设计标准（GB50034-2004）的要求。 在中控室等重要工作场所设有事故照明。在生产楼建筑内主要疏散通道及安全出口处均设有火灾事故照明与疏散标志。11.3.2.7 防尘、防腐蚀（1）配电室室内地面采用坚硬的、不起尘埃的材料，清扫时采用吸尘装置。（2）本光伏电站机械通风系统的进风口位置，设置在室外空气比较洁净的地方，并设在排风口的上风侧。（3）本光伏电站生活污水，根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）的有关规定，经必要的处理合格后，才可排放。（4）设备支撑构件、水管和风管根据不同的环境采取经济合理的防腐措施。除锈、涂漆

235、、镀锌、喷塑等防腐处理工艺负荷国家现行的有关标准的规定。（5）建建筑材料的毒性、放射性均符合国家有关卫生标准规定，不得超标。11.3.2.8 防电磁辐射在接触微波（频率为 300MHz300GHz 的电磁波）辐射的工作场所，对作业人员的辐射防护要求要满足作业场所微波辐射卫生标准（GB10436-1989）的规定，选用满足防护微波辐射要求的产品。11.3.2.9 防大风、防沙尘暴（1）在选择太阳电池组件、逆变设备、输电线路及其辅助设备时，充分考虑这些设备在低温、超强大风荷载和沙尘暴等气象灾害状态下的工作情况。（2）在太阳电池支架设计时充分考虑风荷载，在设备基础设计施工时考虑冻土问题。（3）大风、

236、沙尘暴天气结束后，尽快组织清理太阳电池组件表面灰尘，覆冰等。（4）室外主要发电设备防护等级满足防沙尘暴的要求。（5）施工完后，尽快进行环境绿化，植树种草，防止水土流失和沙尘对作业环境的影响。（6）做好大风、沙尘暴、等的事故应急预案。11.3.2.10 安全色和安全标志 对工作场所进行色彩调节设计，有利于增强识别意识，精力集中，减少视力疲劳。调节人员在工作时的情绪，提高劳动积极性，达到提高劳动生产效率、降低事故发生率的目的。 根据安全色 GB2893-2008）和安全标志及使用导则 GB2894-2008）的规定，充分利用红（禁止、危险）、黄（警告、注意）、蓝（指令、遵守）、绿（通行、安全）四种

237、传递安全信息的安全色，使人员能够迅速发现或分辨安全标志，及时收到提醒，以防事故、危害的发生。安全色和安全标志设置的场所及类型见表 12-1。表 12-1 安全色和安全标志设置场所及类型禁止标志红色1.电缆密集处禁止烟火1.电气设备的防护围栏当心触电警告标示黄色2.温升超过 65K 的设备外壳或构架当心高温伤人3.超过 2.0m 的钢直梯上端当心坠落4.维修间、备件库入口当心机械伤人5.超过 55的钢斜梯当心滑跌6.主要交通道口当心车辆提示标志绿色1.消防设施灭火器2.安全疏散通道安全通道、太平门11.4 劳动安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针

238、，加强劳动安全与工业卫生设施和技术措施的实施，以保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，保障财产不受损失。就必须建立、健全安全生产责任制度；健全安全技术操作规程和安全规章制度；健全特种作业人员持证上岗和建档制度；完善安全生产条件，确保安全生产。实行全员、全方位、全过程的管理；根据法律法规制定相关职业安全卫生制度。制度的主要内容包括：目标、责任、承诺、奖惩规定、监督考核、总结等内容。11.4.1 安全卫生机构设置、人员配备及管理制度 安全卫生管理机构必须和整个电站管理组织机构及人员配备统一考虑。工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全监测站，负责劳动安全与工业卫生方面的宣传教育和管理工作，保障电站顺利

239、运行，达到安全生产的目的。从“安全生产、安全第一”的角度出发，管理和检测机构负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常的监测、劳动安全及职业卫生教育等，并设置医务室。其机构人员的配置为 1-2 人，可以为兼职人员，归生产运行部管理。 光伏电站运行人员在开始工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行人员有一个良好的身体条件，为电站的安全运行创造一个较好的软件基础，减少和预防由于生产运行人员的失误而导致生产事故。建立巡回检查制度、工作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪表和器材进行安全的日常维护。安

240、全卫生管理机构根据工程特点配置检测仪器设备和必要的安全宣传设备。11.4.2 安全生产监督制度 工程投产后设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，并制定有效的安全生产监督制度，以保证电站顺利进行，达到安全生产的目的。11.4.3 消防、防止电气误操作、防高空作业坠落的管理制度（1）消防管理制度主要内容包括：a)设备防火安全规定；b）防火检查制度；c）消防水泵管理规定；d)消防水池管理规定；e）材料仓库防火安全制度；f）厨房防火安全制度；g）集体宿舍防火安全制度等。（2）防电气误操作管理制度主要内容包括：a)落实责任制，明确防误工作负责人，形成防误工作网络；b）贯彻执行“五防措施”；c)熟练掌握相

241、关设备的现场布置、系统联系、结构原理、性能作用、操作程序；d）建立防误工作的激励约束机制；（3）防高空作业坠落管理制度主要内容包括：a)对实行高空作业的人员采取安全保护措施；b）对实行高空作业人员进行安全教育，提高人员的安全意识和自我保护意识等。11.4.4 工业卫生与劳动保护管理规定 各级行政正职是本单位（部门）的安全第一责任人，对安全生产负全面的领导责任。各级行政副职是自己分管工作范围内的安全第一责任人，对分管范围内的安全工作负有领导责任。各类人员必须认真落实规定中各自的安全职责，认真贯彻执行国家有关安全生产的方针、政策、法律及法规，并对所属部门人员履行安全职责的情况进行检查、考核。严禁违

242、章指挥，违章作业，违反现场劳动纪律现象的发生。坚持“管生产必须管安全”的原则，做到计划、布置、检查、总结、考核生产工作和安全工作同步进行，落实好有关职业安全卫生制度的执行。11.4.5 工作票、操作票管理制度 编制光伏电站运行操作规程，建立工作票与操作票管理制度，保护运行人员在生产过程中的人身安全，保障设备财产不受损失。 工作票与操作票管理制度的主要内容包括： 1）工作票与操作票的类别； 2）工作票与操作票的内容、格式及填写人员、签发人员资格规定；（3）工作票与操作票的执行；（4）工作票与操作票的执行；（5）工作票与操作票的考核等内容。11.5 事故应急救援预案 根据规定，企业要取得安全生产许

243、可证，应该具备的安全生产条件之一就是：有生产安全事故应急救援预案、应急救援组织（或者应急救援人员）、配备必要的应急救援器材、设备。对光伏电站的突发事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在光伏电站投产前经有关部门的审批。 制定事故应急救援预案的目的主要有两个方面：（1）采取预防措施使事故控制在局部，消除蔓延条件，防止突发性重大或连锁事故发生；（2）能在事故发生后迅速有效地控制和处理事故，尽力减轻事故对人、财产和环境造成的影响。11.5.1 事故应急预案的制定原则、基本要求和主要内容 光伏电站生产安全是“人机环境”系统相互协调、保持最佳“秩序”的一种状态。事故应急救援预案应有事故的预防和事

244、故发生后损失的控制两个方面构成，其原则是“以防为主，防救结合”。 在编写预案时，应分类、分级制定预案内容，上一级预案的编制应以下一级预案为基础。其基本要求是：具体描述可能的意外事故和紧急情况及其后果；确定应急期间负责人及所有人员在应急期间的职责；确定应急期间起特殊作用的人员（如消防员、急救人员）的职责、权限和义务；规定疏散程序；明确危险源的识别及其处置的应急措施；建立与外部应急机构的联系（消防部门、医院等）；定期与安全生产监督管理部门、公安部门、保险机构及相邻生产经营单位的交流；做好重要记录和设备（如装置布置图、危险物质数据、联络电话号码等）的保护。 应急预案是针对可能发生的重大事故所需的应急

245、准备和应急行动而制定的指导性文件，其核心内容应包括：对紧急情况或事故灾害及其后果的预测、辨识、评价；应急各方的职责分配；应急救援行动的指挥与协调；应急救援中可用的人员、设备、设施、物资、经费保障和其他资源，包括社会和外部援助资源等；在紧急情况或事故灾害发生时保护生命、财产和环境安全的措施；现场恢复；其他，如应急培训和演练规定，法律法规要求，预案的管理等。 预案应对光伏电站在运行过程中出现的突发事故有一个较全面的处理手段，在事故发生的第一时间内及时作出反应，采取措施防止事故的进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故未查明之前，当班运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）

246、等。11.5.2 应急预案编制程序（1）成立应急预案编制工作组。（2）资料收集。（3）危险源与风险分析。（4）应急能力评估。（5）应急预案编制（6）应急预案评审与发布。11.5.3 主要事故应急救援预案项目 根据光伏电站生产特点、危险因素情况，分析该工程可能发生的重特大事故类型、事故发生过程、破坏范围及事故后果，确定需要编制应急救援预案的类型。 建议本工程对以下重特大事故编制应急救援预案：火灾、触电事故预案，恶劣天气事故预案，变压器损坏和互感器爆炸事故预案，开关设备事故预案，接地网事故预案等事故预案。施工期基坑开挖、施工区内运输、施工及检修期大件吊装、高空作业、交叉作业等危险点的安全生产事故应

247、急救援预案。11.7 预期效果评价11.7.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价 在采取了安全防范措施及对生产运行人员进行安全教育和培训后，对光伏电站的安全运行提供了一良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。11.7.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价 由于光伏电站的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几率，减少了安全事故隐患，降低了经济损失，保障了生产的安

248、全运行和人员的人身安全。11.8 存在的问题和建议 由于光伏电站还处在一个初步发展阶段，几乎没有成熟的建设及运行经验，对相关的安全措施和防护措施还缺乏一个较全面深入的研究，因此对生产运行当中所面临的安全和卫生问题的研究还存在一定的不足，从而或多或少的产生事故隐患和发生生产事故，所以我们需采用先进的管理模式，结合自身发展特点，逐步增强当前光伏电站安全生产和运行的防范工作。 建议本电站建设全过程监理职业安全健康管理体系（OSHMS），以利于促进企业长效安全生产，创造最佳经济效益。12 节能降耗分析12.1 设计原则和依据12.1.1 设计原则（1）、贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方

249、针。本工程按照建设节约型社会及降低能源消耗和满足环保的要求，以经济实用、系统简单、最少设备、安全可靠、高效环保、以人为本为原则；（2）、通过经济技术比较，尽量采用成熟的技术及合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理适用的要求。尽量做到技术方案可靠实用，内容新颖，材料节约，结构简单；（3）、运用先进、成熟、可靠的设计技术手段，优化布置。使设备布置紧凑，建筑体积小，维护使用方便，施工周期短，工程造价低；（4）、严格控制电站用地指标、节约土地资源；（5）、电站水耗、污染物排放、定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达到先进水平；（6）、贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用；（7）、提

250、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，为电站运行后的现代化企业管理创造条件；（8）、满足国家环保政策和可持续发展的战略，高效、节水、控制各种染物排放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该光伏电站建成环保绿色发电企业。12.1.2 设计依据 (参照中国新能源相关标准)本项目在建设和运行中，将遵循如下用能标准和节能设计规范：(1)、中华人民共和国节约能源法2008 年 4 月 1 日起施行；(2)、中华人民共和国建筑法1998 年 3 月 1 日起施行；(3)、JB/J142004机械行业节能设计规范；(4)、GB50189 2005公共建筑节

251、能设计标准(5)、GB5017693民用建筑热工设计规范(6)、GB500192003采暖通风与空气调节设计规范；(7)、建设部令第 76 号民用建筑节能管理规定；(8)、建设部令第 8l 号实施工程建设强制性标准监督规定；(9)、建科200474 号关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知；(10)、国务院国发200628 号档国务院关于加强节能工作的决定；(11)、国务院国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要；(12)、国家发展和改革委员会发改投资20062787 号档国家发展和改革委员会关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知；(13)、国家发展和改革委员会发改投资2007

252、2l 号档国家发展和改革委员会关于加强固定资产投资项目节能评估和审查指南(2006)的通知。12.2 施工期能耗分析 本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑材料等。12.2.1 施工用电 施工电源从附近已有电源点接入，设变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋（钢结构）加工生产等生产、生活建筑的用电，另外选择使用两台 65kW 柴油发电机备用发电。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为 250kW。12.2.2 施工用水 本工程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。施工用水从已有水源取水，生活用水采用外运拉水的取水方式，场区内设临时储水设施。高峰期施

253、工用水量为 225m3/d。12.2.3 施工临时用地 本工程施工临建工程全部位于光伏电站永久征地范围内，主要有综合加工厂、材料及设备仓库、混凝土搅拌站、小型修配厂等临时生产设施和生活建筑设施。初步估算工程临时设施总面积为 6400m2。 工程场址位于国有荒地之中，地表植被稀少，地表经施工机械等人为扰动后易形成扬尘，影响环境。因此，施工总布置设计中，对场地利用、功能分区以及工艺流程进行了优化布置，并采取了一定的防护措施，尽量达到合理布局，减少用地、保护环境的目的。临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。12.2.4 建筑用材料 主要建筑物材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现

254、场。主要建筑物材料及生活用品可从附近采购。12.3 运行期能耗分析本工程运行期能源消耗主要为电力、水资源、油料、工程永久用地等。12.3.1 电气损耗 本工程发电设备损耗总量约为 35.478 万 kW.h/a，该损耗在计算年平均发量时已经扣除。12.3.2 水资源消耗 本工程运行期水资源消耗主要为管理运行人员生活用水、绿化用水及清洗电池板用水，年总用水量为 7147.95m3/a12.3.3 油料消耗 本工程运行期需生产生活用车约 2 辆，主要消耗汽油,耗油量约 5.8t/a。综上所述，本电站运行期各项能耗指标相对较低，且对当地能源供应无不利影响。12.4 主要节能降耗措施12.4.1 电气

255、设计节能降耗措施(1)、系统工程 电力从电站送至电网过程中，在主干网络和配电网络均引起电能损失即功率损耗，输电功率损耗是输电线路功率损耗和变压器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。 本电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑电站建设规模、地区电网规划、电站有效运行小时数等情况，并结合电站总体规模考虑送出。另外，本工程选用的逆变器功率因子0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。(2)、变电工程 通用性：主设备的设计应考虑设备及其

256、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，应考虑通用互换使用。设计阶段的设备选型要考虑通用互换。 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。（3）线路工程 本工程线路工程指点站内机电线路。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。(a)、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，运行安全等综合效益最佳的原则进行场内线路

257、设计，以达到最优的目标。(b)、导线选型 结合电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。通过集电线路负荷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来选择电站集电线路电压等级。(c)、绝缘配合设计 结合现场污源调查，确定工程各阶段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。(d)、基础设计 结合场址工程地质条件及光伏电站的特点,在保证安全要求的前提下，尽量减少混凝土耗量。（4）其他电气部分 优化设计，减少占地面积，节省材料用量。通过多种方案布置的比较，选择最优方阵布置，节约材料用量，节省电缆的长度。其主要措施如

258、下：(a)、降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电量损耗，达到节能目的；(b)、箱式升压站变压器、所用变压器等设备选用节能产品，降低变压器损耗；(c)、有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时达到降低电能损失的目的；(d)、严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗；(e)、采用节能灯具，可节省电能。合理设计灯具，在满足照度要求的前提下减少灯具的数量。12.4.2 土建设计节能措施12.4.2.1 建筑节能(1)、建筑节能设计原则；(a)、贯彻国家有关法律法规，改善公共建筑室内环境，提高居民生活质量，并提高能源利用效率，创造节约型社会；(b

259、)、采用节能设计后，与未采用节能设计的建筑物相比，全年采暖、通风、空气调节和照明的总能耗减少约 50；(c)、根据本工程所处气候分区，建筑必须充分满足冬季保温要求。(2)、建筑节能措施 管理站、水泵房、逆变器室等建筑设计采用节能措施，减少土方量，减少对原生态环境的破坏。选用绝热性能好的保温材料，对保温结构进行优化设计，减少损失。(a)、建筑总平面的布置和设计，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通风。建筑物的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向；(b)、根据本工程所处的建筑气候分区，围护结构的热工性能应达到国家标准的规定。围护结构的保温隔热材料宜选用高效环保型；(c)、为减少热量损

260、失，每个朝向的窗墙面积比均不应大于 0.7 并且符合国家节能标准的规定。外窗可开启的面积不大于窗面积的 30；(d)、外门窗应采用节能门窗。屋面保温材料采用 100mm 厚聚苯板保温；(c)、外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。12.4.2.2 电站布置中的节能降耗措施 厂区设计的合理与否关键在规划，在本电站的规划中着重抓总体规划。规划设计配合电气工艺在设计过程中充分考虑了电站机电线路、送出线路的分布。结合场址的环境、地理位置、交通运输等条件，充分比较并优化了电气总平面布置的方案，从而做到布局合理、出线顺畅、节约占地、减少土方等。优化场区的道路、电缆沟及综合管线的布置，做

261、到合理布局，电缆敷设路径最佳。12.4.3 水资源节约 本工程运行期水消耗较少，生活及浇洒道路最大日总用水量为 6.27m3/d。泵房内生活泵采用变频生活泵，根据用水量大小来调节水泵转速，以达到节能的目的。考虑到节水环保，在设计中要本着节约用水的原则，使用节水型卫生器具。根据场地设计，合理布置绿化管线，禁止大水漫灌以节约用水。本工程已将生活污水进行了处理，不会对环境造成危害。12.4.4 建设管理的节能措施建议 本工程的能源消耗主要为施工期的能源消耗和运行期的能源损耗。从节能的角度看，本工程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

262、特点看，节能的主要措施是节能管理措施。 在施工期，应制订能源管理措施和制度、防止能源无谓消耗；应对进场人员加强宣传，强化节能意识，注重节约成本；应对施工设备制订和工程施工特点相符合的能耗指标和标准，严格控制能源消耗；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

263、结运行管理经验，加强设备日常维修保养，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。12.5 节能降耗效益分析12.5.1 一般方法分析 本工程装机容量 30.456MWp，电站建成后预计每年可为电网提供电量5537.34万 KW.h，25年总发电量达138433.5万KW.h。与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 17719.5 万t(以平均标准煤耗为 320g/KW.h 计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧碳(C02)约 4.6 万 t,二氧化硫(S02)约 152.7 万t， 氧化物(N0X)约 131.13万t。13. 投资估

264、算13.1 投资估算内容尼泊尔xx都光伏发电项目的装机容量共30.456MW，投资项目包括购买太阳电池组件、直流防雷汇流箱、直流配电柜、直流/交流逆变器、交流升压配电系统、电缆、电池组件安装架、配电房及人工成本。 13.2 系统设备清单参照科研计划类似工程项目的费用、 设计要求及相关系统功能要求， 系统设备清单如下表13-1所示。表13-1 系统设备清单 序号项目明细1光伏阵列太阳能电池组件支架单元接线箱支架接线箱直流配电箱电缆电线2逆变设施并网逆变器交流配电柜接线电缆监控装置计量装置3场地基础及土建工程防雷及接地装置光伏阵列基础屋面保养线缆地沟/桥架设备电气基础清洁，水路管线设施4安装，调试

265、，运输安装调试费运输费用5项目勘察设计管理费工程监理费勘察设计费建设项目法人管理费项目前期工作费设计绘图费其他13.3 每瓦投资资金估算表13-2 每瓦投资资金估算表序号项目明细RMB/WP1光伏阵列太阳能电池组件7.5支架0.5单元接线箱0.2支架接线箱0.1直流配电箱0.2电缆电线0.32逆变设施并网逆变器1.2交流配电柜0.2接线电缆0.2监控装置0.1计量装置0.13场地基础及土建工程防雷及接地装置0.2光伏阵列基础0.3屋面保养0.1线缆地沟/桥架0.2设备电气基础0.2清洁，水路管线设施0.064安装，调试，运输安装调试费1.2运输费用0.85项目勘察设计管理费工程监理费0.2勘察

266、设计费0.2建设项目法人管理费0.2项目前期工作费0.1设计绘图费0.2其他0.2合计14.76（项目投资总额为：14.76元/W30.456MW=44953.05万元 ）5.4 投资项目损益计算 xx都日照丰富，适合建立大型的太阳能光伏发电项目。本工程装机容量 30.456MWp，电站建成后预计每年可为电网提供电量5537.34万 KW.h，25年总发电量达138433.5万KW.h。与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 17719.5 万t(以平均标准煤耗为 320g/KW.h 计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧碳(C02)约 4.6 万 t,二氧化硫(S02)

267、约 152.7 万t， 氧化物(N0X)约 131.13万t。13.5财务指标分析表13-3. 光伏电站全寿命上网电量计算表（估计值）序号上网电量（万 kWh）电网电价（1.6元度）每年收益每年累计收益第一年61501.69,840.009,840.00第二年6061.51.69,698.4019,538.40第三年60121.69,619.2029,157.60第四年59641.69,542.4038,700.00第五年56311.69,009.6047,709.60第六年58651.69,384.0057,093.60第七年5815.51.69,304.8066,398.40第八年5766

268、1.69,225.6075,624.00第九年5716.51.69,146.4084,770.40第十年56671.69,067.2093,837.60第十一年56281.69,004.80102,842.40第十二年5590.51.68,944.80111,787.20第十三年5551.51.68,882.40120,669.60第十四年5512.51.68,820.00129,489.60第十五年5473.51.68,757.60138,247.20第十六年5419.51.68,671.20146,918.40第十七年53761.68,601.60155,520.00第十八年5326.51

269、.68,522.40164,042.40第十九年52771.68,443.20172,485.60第二十年5227.51.68,364.00180,849.60第二十一年5179.51.68,287.20189,136.80第二十二年51301.68,208.00197,344.80第二十三年5080.51.68,128.80205,473.60第二十四年50311.68,049.60213,523.20第二十五年4981.51.67,970.40221,493.60合计138433.51.6221,493.60利息偿还方式（每年复利一次，到期时一次性还本付息）表13-4.按银行贷款25000

270、万、贷款利率为7%、贷款期限20年来估算：贷款年限计算金额年利率年利息本金和利息年偿还利息累计1250000.0717502675017502250000.0717502675035003250000.0717502675052504250000.0717502675070005250000.0717502675087506250000.07175026750105007250000.07175026750122508250000.07175026750140009250000.071750267501575010250000.071750267501750011250000.07175026

271、7501925012250000.071750267502100013250000.071750267502275014250000.071750267502450015250000.071750267502625016250000.071750267502800017250000.071750267502975018250000.071750267503150019250000.071750267503325020250000.0717502675035000项目折旧按残值率 5.0%，按 20 年折旧期；修理费率（生产期第一年至第八年按 0.1，生产期第九年至第十七年按 0.15，生产期第

272、十八年至第二十五年按 0.2）。职工人均年工资按 30000 元计；职工福利费按工资总额的 50计；保险费按项目投资总额的 0.20计；材料费按项目投资总额的（生产期第一年至第八年按0.04%计；生产期第九年至第十七年按0.06；生产期第十八年至第二十五年按0.1%）；其它费用按项目投资总额的（生产期第一年至第八年按0.08%计；生产期第九年至第十七年按0.12；生产期第十八年至第二十五年按0.2%计）；电场定员 250人。表13-5 期间运营成本年限 运营成本合计折旧费维修费工资及福利保险费材料费其他费用49253.3342705.41685.6715001123.75746.171492.

273、34第1年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第2年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第3年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第4年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第5年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第6年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第7年2339.112135.2744.956044.9517.9835.96第8年2339.112135.2744.95604

274、4.9517.9835.96第9年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第10年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第11年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第12年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第13年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第14年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第15年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第16年238

275、8.562135.2767.436044.9526.9753.94第17年2388.562135.2767.436044.9526.9753.94第18年2464.972135.2789.96044.9544.9589.9第19年2464.972135.2789.96044.9544.9589.9第20年2464.972135.2789.96044.9544.9589.9第21年329.7089.96044.9544.9589.9第22年329.7089.96044.9544.9589.9第23年329.7089.96044.9544.9589.9第24年329.7089.96044.9544

276、.9589.9第25年329.7089.96044.9544.9589.9表13-6光伏电站财务指标分析表（估计值）1项目名称 数 值2装机容量MW 30.4563年上网电量MWH 138433.504总投资（万元） 44953.055电量销售收入总额（万元）221493.606投资利息成本（万元）437507期间运营成本（万元）49253.336发电利润总额（万元） 83537.22根据表13-3表年总发电量估算，按照投资回收期25年来计算，以每度电价为1.6元（人民币）计算，（总共投入成本137956.38万=总投资 44953.05万+投资利息成本43750万+期间运营成本49253.33万元）由表13-4以上表数据反映得出在投资后的第15年就可收回全部投资款，根据表13-4估算光伏发电以25年计算发电减去投资成本投资利息成本期间运营成本，投资收益为83537.22万元。