1.14 工程设计概算................................................................ 错误！未定义书签。
1.15 财务评价与社会效果分析 .............................................. 错误！未定义书签。
1.16 结论及建议 ................................................................... 错误！未定义书签。
1.17 附表 ............................................................................................................ 1 2 太阳能资源概况 ........................................................................................... 6 1 2.1 我国太阳能资源概况 ....................................................... 错误！未定义书签。
2.2 区域太阳能资源概况 ....................................................... 错误！未定义书签。
2.3 代表气象站选择 .............................................................. 错误！未定义书签。
2.4 地区太阳能资源分析 ....................................................... 错误！未定义书签。
2.5 光伏阵列斜面上太阳辐射资源分析 ................................. 错误！未定义书签。
2.6 气象条件影响分析 .......................................................... 错误！未定义书签。
3 工程地质..................................................................................................... 13 3.1 概述 ............................................................................................................ 14 3.2 区域地质及构造稳定性 .................................................... 错误！未定义书签。
3.3 场地工程地质条件 ........................................................... 错误！未定义书签。
3.4 光伏发电工程站址工程地质评价 ..................................... 错误！未定义书签。
3.5 结论与建议 ..................................................................... 错误！未定义书签。
4 工程任务和规模 .......................................................................................... 22 4.1 工程任务 ......................................................................... 错误！未定义书签。
4.2 工程规模 ......................................................................... 错误！未定义书签。
4.3 工程建设必要性 .............................................................. 错误！未定义书签。
5 系统总体方案设计及发电量计算 .................................................................. 30 5.1 光伏组件选择 ............................................................................................. 30 5.2 光伏阵列运行方式选择 ............................................................................... 39 5.3 逆变器的选择 ............................................................................................. 45 5.4 光伏方阵设计 ............................................................................................. 49 5.5 光伏子方阵设计 .......................................................................................... 50 2 5.6 方阵接线方案设计 ....................................................................................... 52 5.7 辅助技术方案 ............................................................................................. 54 5.8 光伏发电工程年上网电量估算 ..................................................................... 55 5.9 附表 ............................................................................................................ 57 6 电 气 ....................................................................................................... 58 6.1 电气一次 ..................................................................................................... 58 6.2 电气二次 ..................................................................................................... 68 6.3 通信 ............................................................................................................ 76 6.4 附表 ............................................................................................................ 77 7 土建工程..................................................................................................... 79 7.1 设计安全标准 ............................................................................................. 79 7.2 基本资料和设计依据 ................................................................................... 79 7.3 光伏阵列基础、逆变器室及建筑设计 .......................................................... 82 7.4 场内集电线路设计 ...................................................................................... 84 7.5 升压变电站 ................................................................................................. 85 7.6 地质灾害治理工程 ...................................................................................... 87 7.7 附表 ............................................................................................................ 88 8 工程消防设计.............................................................................................. 92 8.1 工程消防总体设计 ....................................................................................... 92 8.2 工程消防设计 .............................................................................................. 94 8.3 施工消防设计 .............................................................................................. 97 9 施工组织设计 ........................................................................................... 101 3 9.1 编制依据及原则 ........................................................................................ 101 9.2 施工总布置................................................................................................ 110 9.3 施工交通运输 ............................................................................................ 114 9.4 工程建设用地 ............................................................................................ 115 9.5 主体工程施工 ............................................................................................ 116 9.6 施工总进度................................................................................................ 123 10 工程管理设计 ......................................................................................... 131 10.1 工程管理机构.......................................................................................... 131 10.2 主要管理设施.......................................................................................... 134 10.3 电站运行维护、回收及拆除 .................................................................... 135 11 环境保护和水土保持设计 ........................................................................ 141 11.1 环境保护 ................................................................................................. 141 11.2 水土保持 ................................................................................................. 154 12 劳动安全与工业卫生 ............................................................................... 159 12.1 总则 ........................................................................................................ 159 12.2 建设项目概况 .......................................................................................... 161 12.3 主要危险、有害因素的分析..................................................................... 162 12.4 工业卫生设计 .......................................................................................... 163 12.5 工程运行期安全管理及相关设备、设施设计............................................ 164 12.6 劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算............................................ 168 12.7 安全预评价报告建议措施采纳情况 .......................................................... 169 12.8 主要结论建议 .......................................................................................... 169 4 13 节能降耗................................................................................................. 171 13.1 设计依据 ................................................................................................. 171 13.2 施工期能耗种类和数量分析和能耗指标 ................................................... 171 13.3 运行期能耗种类和数量分析和能耗指标 ................................................... 172 13.4 主要节能降耗措施 .................................................................................. 173 13.5 项目节能效果分析 .................................................................................. 176 13.6 结论及建议 ............................................................................................ 177 14 工程设计概算 ......................................................................................... 179 14.1 编制说明 ................................................................................................. 179 14.2 设计概算表 ............................................................................................. 185 15.1 概述 ........................................................................................................ 203 15.2 财务评价 ................................................................................................. 203 15.3 社会效果评价.......................................................................................... 209 16 结论和建议........................................................................................... 211 16.1 本工程的建设是可行的 ........................................................................... 211 16.2 本工程的建设经济上是合理的................................................................. 211 16.3 社会影响分析 .......................................................................................... 211 17 附表、附图 ............................................................................................ 212 5 1 综合说明 1.1 概述 1.1.1 项目名称 邢台腾日光电科技有限公司邢台 20MWp 光伏发电项目 1.1.2 建设规模 本项目总装机容量为 20MW ， 共选用 80000 块峰值功率为 250Wp 的多晶硅光伏组件、 40 台500kW并网逆变器和20 台1000kVA升压变压器。
1.1.3 地理位置 本项目位于邢台县′。
邢台县位于河北省邢台市西部太行山区,在北纬37°42′—38°17′， 东经 113°48′—114°18′之间，北邻内丘县，东界接邢台市。西部与山西省的左权县、和 顺县毗邻。项目站址位于邢台县正西方向， 西黄村镇以东约2公里的处的荒山上， S322 省 道从场址 南侧东西向通过，交通便利。
场址范围内总面积为 87.0698 公顷（1306.047 亩），其中光伏阵列区占地面积为 86.69ha（合约1300.35亩） ，管理区占地面积为0.3798ha（合约5.697亩） 。 6 图1 1.1.4 项目可行性报告范围 项目地理位置示意图 本期项目为总规模 20MWp 并网型太阳能光伏发电系统，计划于 2014 年实施。
河北省能源建筑设计院受邢台腾日光电科技光能有限公司委托，承担该光伏电站项目可 行性研究设计工作。
参考水利水电规划设计总院发布的《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（GD003 —2011），该项目本阶段的主要研究范围包括：
（1）确定项目任务和规模，并论证项目开发的必要性及可行性； （2）对光伏发电工程太阳能资源进行分析评价，提出太阳能资源评价结论； （3）分析光伏发电工程站址工程地质条件，提出相应的评价意见和结论； （4）确定光伏组件、逆变器的形式及主要技术参数，确定光伏组件支架形式、光伏阵列 设计及布置方案，并计算光伏发电工程年上网电量。（是不是句子较长就用用句号） 7 （5） 分析提出光伏发电工程接入系统技术要求的实施方案。
根据审定的光伏发电工程接 入系统方案，比较确定光伏发电工程升压变电站站址位置、电气主接线及光伏发电工程 集电线路方案，并进行光伏发电工程及升压变电站电气设计。
（是不是句子较长就用用 句号） （6） 论述工程总平面规划布置，建筑结构形式、布置和主要尺寸，拟定土建工程方案 和工程量； （7） 拟定本期工程消防方案； （8） 论述电厂站建成后对周围环境的影响及环境治理措施、落实劳动安全与工业卫生 防治措施； （9） 对本期的生产与辅助生产等系统进行全面而初步的工程设想； 为工程建设的合理性 奠定初步的工作基础； （10） 论述节约与合理利用能源措施、编制电厂站定员、提出项目实施的条件和轮廓 进度； （11） 对本工程进行投资估算和经济效益分析，提出影响造价的主要因素，论述造价 水平的合理性，对本工程做出论据充分、科学合理、实事求是的经济评价； （12） 进行财务评价与社会效果评价。
1.1.5 报告编制原则与依据 1.1.5.1 编制原则：
（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准； （2）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠； （3）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一； 8 （4） 严格执行国家和地方的劳动安全、 职业卫生、 消防和抗震等有关法规、 标准和规范， 做到清洁生产、安全生产、文明生产； （5） 厂址规划、厂区布置和地基处理等，应紧密结合本工程特点，进行方案优化和比 选。
1.1.5.2 编制依据：
（1） 邢台腾日光电科技光能有限公司邢台 20MWp 光伏发电农业科技一体化项目可行性 研究报告委托书； （2）《关于建设项目进行可行性研究的试行管理办法》 （3）《中华人民共和国节约能源法》 （4）《1996－2010 年新能源和可再生能源发展纲要》 （5）国家电网《光伏电站接入电网技术规定》DGW 617-2011 （6）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定 （7）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（GD003—2011） 1.1.6 项目建设单位概况 本项目建设单位为邢台腾日光电科技有限公司， 为邢台腾日光电科技润恒光能有限 公司的全资子公司。
邢台腾日光电科技润恒光能有限公司是润峰集团的第八家子公司， 是特大型的光能生产制造高新技术企业。公司经营范围：太阳能电池的研发、组装生产、 销售；新能源相关材料的生产、研发、销售；光伏电力工程施工总承包，城市道路照明工 程专业承包，LED 光源的研发与销售，光伏发电系统（包括 BIPV、庭院灯、并网、离 网系统）的设计与施工等。邢台腾日光电科技公司积极规划和推进光伏电站项目的开 发和建设， 在国内西部省市和山东省内成立了分公司及项目部， 已开发建设青海格尔木、 甘肃武威、 湖北郧西、 巴基斯坦、 柬埔寨光伏电站等项目。 9 润峰集团是一家以新能源产业为主的大型民营企业，成立于 2006 年，现拥有 27 家子公司， 员工 6000 余人， 其中院士、 博士、 硕士及本科学历人员 1900 余人。
主要产业 涉及“光伏发电” “锂电储能” 、 “新能源汽车” 、 “新能源地产”四大产业， 、 主营业务包括锂离子动力电 池、 晶体硅太阳能电池及组件、 光伏发电系统、 光伏并网电站和电动汽车及 LNG 液体天 然气汽车等，产品及业务涉及全球 40 多个国家和地区。集团被市政府列为“十二五”期间 重点扶持的“过五百亿企业”之一，并先后入选“全球新能源企业 500 强” 、 “中国民营企业 500 强” 。
1.2 太阳能资源 河北省地处东经 113°27＇—119°50＇ 、北纬 36°03＇— 42°40＇之间，南北最大 长度约 700km，东西最大宽度约 660km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形， 境内大部分地区为太阳能辐射资源Ⅱ类区（很丰富区） 。河北省太阳能资源空间分布为北 部多南部少， 年太阳总辐射量在 4800～5900 MJ/m 2 之间， 年日照时数为 2100～3000 小时。
其中， 冀西北及冀北高原为5600～5900MJ/m2， 日照时数在2800～3000 小时之间， 属全省太阳能资源最丰富地区,河北南部,特别是太行山东部平原最少。河北省太阳总辐 射年变化为5月份最大，6、7月次之，12月份最小。
河北目前只有乐亭气象站有太阳辐射观测数据， 邢台县没有观测辐照数据的气象 站， 本项目可研阶段暂利用气象专业软件获取项目所在地太阳辐射数据， 该软件利用北 京气象站、 太原气象站和济南气象站的辐射观测数据以及当地日照数据， 并考虑地 理纬 度、海拔高差、两地距离以及气候条件拟合出邢台县的太阳辐照数据。
经过分析，项目所在地多年总辐射量为 5236.6MJ/m2，根据《太阳能资源评估方法》 （QX/T89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程 度属Ⅱ类区，即“资源很丰富”（5040～6300MJ/m2·a） ，有较好的开发前景，适宜建设大型 10 并网光伏电站。 1.3 工程地质 拟选光伏电站区域内无大的断裂构造，且距深大断裂均较远，断层活动性很弱，故 该区域稳定性较好，适宜建光伏电站。
根据根据钻孔揭露， 拟建场地地层分为粉质粘土、 震旦系片麻岩。
按埋藏条件、 岩 性特征和物理力学性质指标， 将场地划分为3个工程地质层， 根据钻孔揭露， 地层分述如 下：
（1）第①层粉质粘土：黄褐色，硬塑状态。该层属坡积、残积堆积物，土质不均， 含有大量碎石、 砾砂， 土质成分较多。
碎石成分主要为花岗片麻岩， 粒径一般 3～5cm， 呈 全风化状， 手捻易碎末状。
该层层厚0.50m。
地基承载力特征值fak=130kPa。
（2）全风化片麻岩 （Pt） ：风化成砂土状，原岩成分不明显，结构基本破坏，但尚可 辨认，有残余结构强度，可用镐挖，干钻可钻进。层厚0.70～3.60m，层底高程-2.70～ -10.20m。地基承载力特征值fak=200kPa。
（3） 强风化片麻岩 （Pt） ：
结构大部分破坏，矿物成分显著变化， 风化裂隙很发育， 岩体破碎，用镐可挖，干钻不易钻进。该层为本次钻探所揭露的最底层。地基承载力特 征值fak=300kPa。
场址地质条件及结论如下：
1）拟建场地属可进行建设的一般场地，场地稳定，适宜建筑。
2）拟建场地地基为均匀地基。
3）场址区地下水位埋深均大于 10m，且均属于基岩裂隙水，故可不考虑地下水对 基础的影响。 11 4）根据场址场地土样化验结果分析，场址区地基土对混凝土结构无腐蚀。
5） 邢台县地震设防烈度为6度， 地震动峰值加速度为0.05g， 设计地震分组为第 二组。
6）拟建场地地基为非液化地基。
1.4 项目主要内容和规模 邢台县位于邢台市西部， 地区电力电量不能自平衡， ， 运行，主要靠主网调节和平衡。
邢台电网位于邢台电网西部（ 需 要 改 动 ） ， 河北南网的中部， 西接山西电网、 北邻石家庄电 网、 东靠石家庄电网、 南连邯郸电网。
邢台地区电网2012年网供最高供电负荷为 6120.9MW，较2011年增长1.96% 。
本项目经核准后，计划于 2014 年底并网发电，即 时是每年可 向电网输送 电 量 3537.56 2600 2600 万kWh，（1MW 每年为 176.87 万度，是否过大）一定程度上可 缓解电力供应紧张的局面，提供了一定的电力保障，推动地区经济发展、增加就业、改 善地区人民生活水平。
综上所述， 从我国及河北省有关太阳能发电发展规划、 当地太阳能资源条件、 电力 系统供需、电网条件等方面考虑，本项目的建设是必要的、20MW规模是合适的。
1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算 本项目设计装机容量 20 M W采用模块化设计、集中并网的设计方案，以1MW 容量 为1个光伏发电分系统， 共2 0个1MW光伏发电分系统， 采取 2 2 7 V 升压至 35kV一级升压的 方式。每个1MW发电分系统设置1台容量为1000/500/500kVA升压变压器， 将2台 500kW逆变器的315V交流电直接升至35kV交流电，几台升压变再“T”接入集电线路 （35kV 电缆或 35kV 架空线路）汇流至管理区的 35kV 配电母线，本项目共有4条集电线 路，35kV配电母线汇流后再经1回35kV出线接入电网。 12 每个 1MW 光伏发电分系统由 182 路光伏组串、 12 台光伏汇流箱、 1 台 1MW 逆变机 房、1 台 35kV 升压变构成，光伏组串经光伏汇流箱、直流配电柜并联后输入并网逆变 器，接入35kV箱式升压变。
光伏组件采用建设单位自产的250Wp多晶硅光伏组件， 共计 80000 块 。
并网逆 变 器采用容量1MW型预装式逆变机房， 机房内预装2台500kW并网逆变器、 2台直流 屏和 1台监控柜，共计30套。
光伏组件采用倾角34°（最佳倾角） 、方位角0°（正南向）的固定安装方式， 支架 基础采用钻孔灌注钢桩基础。
根据总装机容量、 倾斜面太阳辐射量、 系统效率以及光伏组件标称效率衰减等， 计 算出光伏电站年均发电量为 3537.56 2600 2 6 0 0万（1MW 每年为 176.87 万度，是否过 大）千瓦时，年均利用小时1133.04h，25年总发电量约为8.846.5 亿千瓦时。
1.6 电气设计 由于本工程接入系统设计尚未进行， 考虑到本工程装机规模 20 MW， 本电站初步 拟定以 35kV 电压等级出线接入系统变电站，出线 1 回，线路采用高压架空线路。具体 接入点及接入方案根据接入系统方案及批复意见进行调整。
根据光伏阵列排布情况全站共计组成20 个电池方阵与逆变器组合单元。
据此拟定 主接线方式如下：
采用 2 台 500KW 逆变器与一台容量为 1000/500/500kVA 逆变升压变压 器组成逆变升压单元，逆变升压单元高压侧采用集电线路接至35kV开关柜，本工程拟 采用架空线加电缆拼接方式分4条集电线路接入汇流站35kV开关柜， 其中 1 号集电线路 连接 9 个逆变升压单元，2 号集电线路连接 6 个逆变升压单元，3 号集电线路连接6个逆 变升压单元， 4号集电线路连接9个逆变升压单元。
汇流站经 1回35kV架空出线接入地 方电网。 13 本电站站内负荷自用电压为0.4kV， 采用中性点直接接地的三相四线制系统， 站用 电采用单母线接线， 双电源供电。
站外施工变压器在工程建设结束后将保留， 做为电站 站用电提供工作电源。
此外由接地变压器兼做备用变压器为站用电提供备用电源， 备 用变压器电源引自电站内35kV母线。主备电源分别引入站用电双电源自动切换柜。
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 中不再配置避雷针， 主要通过光伏阵列采取光伏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。
为了保证人身和设备的安全， 开关站内敷设以水平接地体为主。
辅以垂直接地极的 人工接地网， 并充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体， 接地网外缘闭合， 开关站 内所有电气设备均应接地， 主接地网敷设于冻土层以下。
开关站设一个总的接地网。
1.6.2 电气二次（前面没有出现 1.6.1） 本光伏电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。
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、测量、控制、通信等功能，可实现对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遥测、 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。 14 根 据 GB50062-2008 《 电 力 装 置 的 继 电 保 护 和 自 动 化 装 置 设 计 规 范 》 及 GB14285-2006《继 电保护和安全自动装置技术规程》的要求，为 35kV 集电线路、 接地变及消弧线圈成套装置、35kV进线、35kV出线、35kV SVG、箱式变压器、逆变 器等配置保护。
直流控制电源系统设置 1 套 200Ah 的成套直流电源装置可满足光伏电站事故停电 2h的放电容量和事故放电末期最大冲击负荷容量。直流系统布置在电子设备间内。
设置一套视频安防监控系统， 实现对电站主要电气设备， 光伏电池、 主控室、 进站 通道等现场的视频监视。
图像监控及安全警卫系统采用数模结合的方式。
在中控室设置 控制中心，全站配置监测点约为20点左右。
35kV 线路计量电度表采用 1+1 配置，并配置一台电能量采集装置及电能质量在 线监测装置， 其设备选型由当地供电部门认可， 相应的电流互感器和电压互感器， 准确 度等级为0.2s级。
在光伏电站内配置一套环境监测系统， 实时监测日照强度、 风速、 风向、 温度等参数。
1.7 土建工程 本光伏电站分为光伏阵列区和管理区两部分。
管理区布置于站区中部偏南侧， 南邻井元公路， 西邻塔寺坪村。
管理区用地尺寸为 53.5×71m，占地面积为0.3798ha（合约5.697亩） 。管理区内包含综合楼、配电室、避雷 针、SVG变压器等设施。综合楼位于管理区南侧，临近进站大门口，对外联系方便。综合 楼面向南侧，由办公室、宿舍、卫生间、电子设备间、控制室及会议室等构成。
配电室位于 管理区东北侧， 其系侧为SVG变压器及消弧线圈， 工艺流程顺畅，建筑布局合理。
光伏阵列区占地面积为86.69ha （合约1300.35亩） ， 共包括20 个1MW光伏方阵， 每个1MW光伏方阵包含182组光伏支架，每组光伏支架以2排11列并列平行布置光 15 伏组件（22 块光伏组件） ，每个 1MW 光伏方阵就近配置一台预装式逆变机房（配置 2 台 500kW逆变器、2台直流屏及辅助的照明通风等）及一台室外35kV升压箱变。
站内集电线路采取电缆直埋和架空线路结合方式， 本项目共计3回集电线路， 由 35kV箱变连接至管理区的配电室内。
竖向布置：
站区内地势北高南低， 地形起伏北陡南缓， 为节约土方量， 降低工程造 价， 加快施工进程， 站区竖向设计顺应自然地坪采用平坡式。
场地内依据现有地坪坡度 对有明显高丘、 低洼处做出顺应整体地势的整平。
（不知什么意思）光伏组件支架基础 将顺应地势进行施工。只对逆变机房区域做局部整平。
本光伏电站内的建（构）筑物设计为：
（1）综合楼为地上一层砌体结构，建筑面积383.98㎡，共1座。
（2）35kV及SVG配电室为单层框架结构，建筑面积224.68㎡，共1座。
（3） 光伏支架为地上钢支架， 基础为钻孔灌注钢管桩； 每组支架支撑22块光伏组件， 形成一个光伏支架。
（4）箱变基础、逆变机房基础、SVG户外设备基础、消弧线圈基础、事故油池、 集 水井等为混凝土结构，设备支架等为钢管结构。
1.8 消防设计 本工程消防总体设计采用综合消防技术措施， 根据消防系统的功能要求， 从防火、 灭 火、 排烟、 救生等方面作完善的设计， 力争做到防患于未“燃”， 减少火灾发生的可能， 一 旦发生也能在短时间内予以扑灭， 使火灾损失减少到最低程度， 同时确保火灾时人员的 安全疏散。
电站场区内、外交通道均大于等于 4m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通 向外部的安全通道。 16 根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006 及《光伏发电站设计规范》GB50797 － 2012 等相关规定，本工程综合楼及配电楼耐火等级均为戊类二级且体积不超过 3 3000 m3 ，所以站内不需设置室内外消防给水系统。电站内主要消防方式为灭火器灭 火。
场内重要场所设有通信电话。
1.9 施工组织设计 工程所用建筑材料水泥、 砂石料可从邢台县及其周围购进， 通过公路运至施工现 场。
施工电源从附近变电站以10kV引接， 设变压器降压后供混凝土搅拌站、 钢筋 （钢 结构）加工厂等生产建筑的用电，另外选择使用一台250kW柴油发电机备用发电。
施工用水按永临结合考虑，初步考虑利用站内新建深井供施工用水及将来的生 活、阵列清洗用水，也可考虑从附近村庄接引水管道。
电站施工共设置 1 个小型混凝土搅拌站， 以方便各建筑物、 设备施工， 搅拌站占地 均为电站租地范围内， 不需另外施工租地。
施工人员尽量使用当地劳力， 以节约施工生 活区、 施工管理区占地面积； 光伏阵列施工、 安装所需材料尽量放置于所规划的光伏发 电分系统范围内， 以节省设备、 材料堆放场占地； 可在管理区周围空地设置小面积的材 料堆放场、钢结构及木材加工场、施工办公区。
施工周期初步确定自项目备案后6个月。
1.10 工程管理设计 工程建设期间， 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。
根据生产和经营需要， 遵循精干、 统一、 高效的原则， 对运营机构的设置实施企业 17 管理。
结合本工程具体情况， 按“无人值班、 少人值守”的原则进行设计， 项目公司计划 暂编制 8 人， 设总经理 1 人， 全面负责公司的各项日常工作。
运营公司设 4 个部门， 综合 管理部 （1 人） 、 财务部 （1 人） 、 生产运行部 （3 人） 、 设备管理部 （2 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、 总经理办公、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；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。
光伏电站的大修、 电池板的清洗、 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。
1.11 环境保护与水土保持设计 在施工阶段， 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。
施工期间施工噪声和设备噪声会对附近的居民产生一定的干扰， 但施工 期仅6个月，干扰很快会消除。
在运营阶段， 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电池 组件将太阳能转变为电能的过程， 不排放任何废气、 废水和固体废物。
另外， 太阳能光 伏发电具有较高的自动化运行水平， 电场运行和管理人员有8人， 少量的生活污水经处理 后定期外运， 生活垃圾经集中收集后定期由环卫部门收集处理， 对环境不会产生不利影 响。
根据本项目施工阶段会存在一定程度地表扰动和水土流失， 其防治措施主要采用 工程措施、植物措施、临时措施、管理措施等，施工过程中将落实专项资金，严格执行 水利主管部门批复的水土保持方案。
本工程建成后对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 18 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。
1.12 劳动安全与工业卫生 劳动安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等 内容。
工业卫生设计包括防噪声及防振动； 采光与照明； 防尘、 防污、 防腐蚀、防毒；防 电磁辐射等内容。
劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策， 贯彻落实“安全第一， 预防为 主”的方针， 在设计中结合工程实际， 采用先进的技术措施和可靠的防范手段， 确保工程 投产后符合劳动安全及工业卫生的要求， 保障劳动者在生产过程中的安全与健康。
1. 13 节能分析 本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材 料的措施， 能源和资源利用合理， 设计中严格贯彻节能、 环保的指导思想， 在技术方案、 设备和材料选择、 建筑结构等方面， 充分考虑了节能的要求。
通过贯彻落实各项节能措 施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。
本项目建成后， 本 电站设计上网容量为 20 MW ， 运 行期年平均发电量按 3537.56 2600 万 kWh/年计算，平均每年节约 1.30 1.05 万吨标准煤，减排 CO2 约 3.92 2.59 万 吨，氮氧化物 0.06 0.039 万吨，二氧化硫 0.11 0.078 万吨，粉尘 1.06 0.71 万吨。光伏 电站的建设替代燃煤电厂的建设， 可达到充分利用可再生能源、 节约不再生化石资源的 目的， 将大大减少对环境的污染， 同时还可节约大量淡水资源， 对改善大气环境有积极 的作用。
可见光伏电站建设对于当地的环境保护、 减少大气污染具有积极的作用， 并有 明显的节能、 环境和社会效益。
本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。
1. 14 工程设计概算 19 工 程 投资 概 算参照 《 光 伏 发 电 工 程可行 性 研 究 报 告编 制 办 法 （ 试行） 》 （ GD003-2011 ） 、 《陆上风电场工程设计概 算编 制规定及费用 标 准》 （ NB/T 31011-2011） 《陆上风电场工程概算定额》 、 （NB/T 31010-2011） ，结合国家、部门及地区 现行的有关规定、定额、费率标准进行编制。
本概算材料价格按工程所在地近期材料价格进行编制。
本工程静态投资 28624.08 万元，单位投资 9531.83 元 /kW ；工程动态投资 29007.44万元，单位投资9659.49元 /kW。本概算不包含送出工程的投资。本工程注册资本金按总投资的 20％计算，其余为 银行贷款。建设期贷款利率按 中国人民银行现行五年以上贷款利率 6.55％计算，均按季计息。电站投产前发生 的贷款利息全部计入工程建设投资，投产后发生的利息按投产容量转入生产成本。
1. 15 经济与社会效果分析 财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析， 考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。
本工程财务评价计算期采用26年，其中建设期6个月，生产经营期25年。
生产流动资金按每千瓦30元估算， 共90.09万元， 流动资金总额的30％使用资 本金，70％从银行贷款，年利率按现行利率 6.0％计算，按季计息。
根据发改价格[2013]1638 号文《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光 20 伏产业健康发展的通知》及冀价管[2013]89 号文《河北省物价局关于调整发电企业上 网电价有关事项的通知》，邢台属Ⅲ类资源区，含税电价前 20 年为 1.0/kW·h， 后5年 按河北南网脱硫脱硝标杆电价0.4316元/kW·h。在考虑光伏电价补贴，前三年电价按1.3 元/kWh， 之后17年电价按1.0元/kWh， 后5年按0.4316元/kWh （均为含增值税） 的情况下， 测算项目的各项财务指标，项目投资税前财务内部收益率为 9.05%， 高于 《建设项目经 济评价方法与参数》 （第三版） 中的项目融资前税前财务基准收益率5%， 项目资本金税后 财务内部收益率为9.79%， 高于 《建设项目经济评价方法与参数》 （第三版） 中的项目资本 金税后财务基准收益率8%。
本项目盈利能力较好，经济上可行。
贷款偿还期为 10 年。项目投资回收期为 10.04 年，项目资本金净利润率为 11.30 、 1.05%， 项目投资财务内部收益率 （所得税前、 税后） 分别为 9.05%、 8.03%， 本项目盈利能力较好，经济上可行。
劳动安全设计包括防火防爆；防电气伤害；防机械伤害、防坠落伤害、防洪、防淹等 内容。
工业卫生设计包括防噪声及防振动； 采光与照明； 防尘、 防污、 防腐蚀、防毒；防 电磁辐射等内容。
劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策， 贯彻落实“安全第一， 预防为 主”的方针， 在设计中结合工程实际， 采用先进的技术措施和可靠的防范手段， 确保工程 投产后符合劳动安全及工业卫生的要求， 保障劳动者在生产过程中的安全与健康。
1.16 附表 邢台腾日光电科技光能邢台 20 兆瓦光伏发电农业一体化项目特性表 一、光伏发电工程站址概况 项目 装机容量 单位 MWp 数量 20 备注 1 经度（北纬） 纬度（东经） 工程代表年太阳总辐射量 ° ° MJ/m? 35.1 117.50 5320 1133.04 （与前面 工程代表日照小时数 h 不一样） 二、主要气象要素 项目 多年平均气温 多年极端最高气温 多年极端最低气温 多年最大冻土深度 多年最大积雪厚度 多年平均风速 多年极大风速 多年平均沙尘暴日数 多年平均雷暴日数 三、主要设备 编号 1 1.1 1.2 1.3 名称 单位 数量 备注 单位 ℃ ℃ ℃ m cm m/s m/s 日 日 数量 14.5 37.6 -14.6 —— —— 2.1 —— —— —— 1990.7 1990.1 备注 光伏组件（型号：250Wp） 峰值功率 开路电压 Voc 短路电流 Isc Wp V A 2 250 37.71 8.95 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 工作电压 Vmppt 工作电流 Imppt 峰值功率温度系数 开路电压温度系数 短路电流温度系数 10 年功率衰降 25 年功率衰降 外形尺寸 重量 数量 安装方式 V A %/℃ %/℃ %/℃ % % mm kg 块 29.77 8.40 -0.44 -0.33 +0.03 10 20 1640×992×40 19.5 80000 固定方位角 逆变器（型号：630kW\500kW） 输出额定功率 最大交流侧功率 最大交流电流 最高转换效率 欧洲效率 输入直流侧电压范围 最 大 功 率 跟 踪 kW kW A % % V DC 630\500 630\500 1250\1100 98.2\98.0 97.9\97.6 1000 2.7 （MPPT）范围 2.8 2.9 最大直流输入电流 交流输出电压范围 V DC 500V-850V A V 3 1128\1028 256～362V 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 3 3.1 3.2 输出频率范围 功率因数 宽/高/厚 重量 工作环境温度范围 Hz 50Hz >0.99 mm kg ℃ -20～+55 出线回路数、电压等级和出线形式 出线回路 电压等级 回 kV 1 35 电缆出线 四、土建施工 编号 1 2 3 4 5 6 名称 支架钢材量 土石方开挖 土石方回填 基础混凝土 钢筋 施工总工期 单位 t m? m? m? t 月 数量 1311 28222 21400 8778 456 4 备注 五、概算指标 编号 1 2 3 4 名称 静态总投资 动态投资 单位千瓦静态投资 单位千瓦动态投资 单位 万元 万元 元/kWp 元/kWp 4 数量 19712 20165 21903 22505 备注 5 6 7 8 9 设备及安装工程 建筑工程 其他费用 基本预备费 建设期贷款利息 万元 万元 万元 万元 万元 16034 1541 1751 387 453 六、经济指标 编号 1 2 3 4 5 7 名称 装机容量 年平均上网电量 项目投资收益率 资本金收益率 投资回收期 借款偿还期 单位 MWp 万 kW·h % % 年 年 数量 20 2458.87 8.23 10.83 9.80 12 税后 税后 税后 备注 5 2 太阳能资源 2. 1 区域太阳能资源分析 2. 1. 1 我国太阳能资源的地理分布 评价某一地区太阳能资源丰富程度， 最重要的气象资料是太阳辐射数据和日照小时 数。根据《太阳能资源评估方法》 （QX/T89-2008） ，以太阳能年总辐射量为指标，对太阳 能的丰富程度划分为4 个等级，如表2.1所示。
表2.1 太阳能资源丰富程度等级 2 我国是太阳能资源相当丰富的国家，年总辐射量在 860～2080kWh/m2 之间，年 2 直 接辐射量在 230～1500kWh/m2 之间，年平均直射比在 0.24～0.73 之间，年日照 时数在 870～3570h 之间。
我国 1978～2007 年平均的年总辐射量、 年总直接辐射量、 直 射比年平均值和年总日照时数的空间分布情况如图2.1所示。
图2.1 1978～2007 年平均的太阳能资源空间分布 1 1 从图中可以看出：
新疆东南边缘、 西藏大部、 青海中西部、 甘肃河西走廊西部、 内 蒙古阿拉善高原及其以西地区构成了太阳能资源“最丰富带”， 其中西藏南部和青海格尔 木地区是两个高值中心；新疆大部分地区、西藏东部、云南大部、青海东部、四川盆地以 西、甘肃中东部、宁夏全部、陕西北部、山西北部、河北西北部、内蒙古中东部至锡林浩 特和赤峰一带， 是我国太阳能资源“很丰富带”； 中东部和东北的大部分地区都属于太阳能 资源的“较丰富带”； 只有以四川盆地为中心， 四川省东部、 重庆全部、 贵州大部、湖南西 部等地区属于太阳能资源的“一般带”。
2. 1. 2 河北省太阳能资源的地理分布 河北省地处我国的中东部地区， 其太阳能资源的分布也存在北部高于南部、 内陆高 于沿海的分布特征，我省大部分地区太阳能资源都属于“较丰富带” 。从河北省太阳 总辐 2 射的空间分布图上可以看出(图 2.2)， 河 北省年太 阳 总辐 射量为 4828～5891MJ/m ， 其总体分布趋势：北部年值高于南部，中部东西横向由边缘趋于中间时呈递减特性。除 省内中南部和东部部分地区年太阳总辐射小于 5200 MJ/m2 外，其他地区均在5200 MJ/m2 以上， 其中， 冀西北及冀北高原为5600～5891 MJ/m2， 属全省总辐射最多地区， 其中康保年总量达5891MJ/m2，为全省最多；长城以南大部地区年太阳总辐射一般在 5000～5400 MJ/m2， 个别地区低于5000 MJ/m2， 尤其容城、 永清一带不足4900 MJ/m2， 为全省最低值区；河北省各地的太阳直接辐射量为2299～3274 MJ/m2，分布趋势与总 辐射分布趋势基本一致。河北省太阳能资源丰富程度与其他省份相比，其太阳辐射年 总量比内蒙古、新疆、青海、西藏等省少800 MJ/m2 左右，和辽宁、吉林、山东、山西 等省份相近，根据太阳能资源丰富程度评估指标（年总辐射量在5000-6000 MJ/m2 为资 2 源较丰富区） ，我省大部分地区属于太阳能资源较丰富区， 太阳能资源开发利用潜力巨 大。 3 2. 2 项目所在地气象条件 2. 2. 1 地理条件 本项目位于河北省邢台市邢台县境内。邢台县位于河北省邢台市西部太行山区,在 北纬37°42′—38°17′，东经113°48′—114°18′之间，北邻内丘县，东界接邢台市，东南 部与元氏、赞皇两县接壤。西部与山西省的左权县、和顺县毗邻。全县总面积1381平 方公里， 南北长57.2公里， 东西宽43.6公里， 其中耕地面积36.2万亩， 占总面积的17.4%， 是个纯山区县。
现有人口总数为32.9万人。
项目场址位于邢台县正西方向， 西黄村镇以东约2公里的处的荒山上， 井元公路从场 址南侧东西向通过。 图2.3 邢台县地理位置图 2. 2. 2 气象条件 邢台县属半湿润暖温带季风大陆性气候， 四季分明， 冬季寒冷干燥， 夏季炎热多 雨，春秋两季比较温和。全县多年平均气温在 13℃左右，最高气温在 7 月份，平均 26.2 ℃左右，极端最高气温 42.8 ℃，最低气温在一月份，平均 -3 ℃ , 极端最低气温 -17.9℃。
全县各地初霜期多在十月中旬， 终霜期多在翌年四月上旬， 无霜期 189 天，全 4 年平均日照时数在1781-2840小时之间，大于0℃的积温为4800℃，封冻起时为 12月 15日左右，止时为2月25日左右，封冻天数70天，最大冻土层深度0.58米左右。
多年平 均降水量 550 毫米， 年内降水分布主要集中在 6-9 月份， 占全年降水量的 61-85%，多年 平均蒸发量1100毫米，是多年平均降水量的2倍，年降水量和年蒸发量年内分配极不均 匀， 春季降水稀少， 多造成春旱， 秋季蒸发量大， 秋旱极易发生。
多年平均风速2.3米/秒， 最大风速18米/秒。 5 表2.2 邢台地区基本气象要素统计表 项目 平 均 气 温 温 温 量 速 速 数 2. 2. 3 特殊气候影响 度 极端最高气 极端最低气 年 降 水 平 均 风 最 大 风 雷 暴 日 无霜期 最大冻土深 s s y y 位 单 ℃ ℃ ℃ m m/ m m/ da da cm 数据 13 42.8 -17.9 550 2.3 18 31.5 189 58 邢台地区的主要气候灾害，包括高温、低温冻害、大风、雨雪、雷暴以及沙尘和 雾霾等。
1、温度影响分析 该地区多年极端最高气温为 42.8℃，多年极端最低气温为-17.9℃，多年平均气 温为 13.0℃。
本项目主要在光伏组件串并联方案、 电气设备选择以及系统效率折减等 方 面考虑温度对整个光伏电站的影响。
1） 在进行光伏组件串并联方案设计时， 要考虑在极端温度下， 组件串联后的最 大 开路电压不能超过组件的最大系统电压， 不能超过逆变器的最大允许电压； 工作电 压要 在逆变器工作电压的跟踪范围之内。
2） 光伏组件的设计温度一般为25℃， 温度过高会造成组件输出功率降低， 本项 目 选用多晶硅光伏组件， 其峰值功率的温度系数为-0.45%/℃， 由温度带来的折减按 3% 考虑； 同时， 对于布置在配电室内的逆变设备， 也应控制其工作温度保持在允许工 作温 度范围内。 6 2、浮尘、扬沙、大雾、大风影响分析 该地区多年平均大雾日为12.3 d， 大雾天气主要出现在秋、 冬季 （10月～次年 2月） ， 其中11、 12月出现次数最多。
多年平均扬沙日数为3d， 平均浮尘日数3.5d，平均沙尘暴 日数1d； 年最多扬沙日数为19d， 最多浮尘日数38d， 最多沙尘暴日数19d。
3～5月出现沙尘 天气的次数最多，占年总出现日数的57.7%。
该地区多年平均风速 2.3m/s，年大风日年主导风向为偏北风，近年来沙尘大风 天气呈现上升趋势， 风卷起尘土， 空气中浮沉弥漫， 空气能见度低， 对光伏电站运行 有一定影响，应采取一定有效的抗风措施。
3、雨、雪天气影响分析 该地区年均降雨量为 550mm， 年内降水分布主要集中在 6-9 月份， 占全年降水量的 61-85%。该地区多年最大积雪深度为 49cm。
降雨对电池组件的发电效率影响不大， 对电池组件发电效率造成影响的主要是降 雪。
在降雪天气时应及时清扫电池板， 同时组件支架设计根据 《建筑结构荷载规范》 考 虑雪荷载的影响。
4、雷暴影响分析 项目所在地多年平均雷暴日数为 31.5d，雷暴日数较多，属于多 雷暴区，是当地常见的自然灾害之一，雷暴主要出现在春季和夏季。本项目拟选用的光 伏组件采取了严格的抗冰雹、 抗霜冻设计， 满足室外安装的使用要求， 同时在光伏阵列支 架的设计时， 做相应的防雷保护装置设计， 以保证光伏组件安全。
总之， 本项目将通过设备选型和相关设计技术的优化， 将气象因素对光伏电站的 负面影响降低到最低程度。
2. 3 太阳能资源分析 2. 3. 1 辐照数据来源 河北省目前只有乐亭气象站有太阳辐射观测数据， 邢台县没有观测辐照数据的气 7 象站，本项目利用气象专业软件Meteonorm获取项目所在地太阳辐射数据。
Meteonorm全球气象资料库软件是一款分析全球各地气象资料的软件， 由瑞士伯 尔尼大气实验室 Meteotest in Bern (Switzerland)研发。该软件数据资料库内收集 了全球7765个气象观测站的气象资料，包括当地的经度、纬度、海拔高度、以及太 阳 辐射等资料，提供以每小时为运算单位的全球日照辐射值、气温及其它气象参数。
该软件可查取到距项目场址最近的2-3个有辐射观测数据气象站， 采用国际能源 署1992年公布的谢氏权值插值公式，拟合计算出一组项目场地的太阳辐照数据。
谢氏权值插值公式是建立在分析日照百分率和太阳辐照的相关性分析基础上， 综 合考 虑地理经纬度、 海拔高度、 地形条件和气候条件等权值系数， 采用插值的方式计 算出的 最终数据。谢氏权值插值公式如下： 8 公式中各参数表示内容如下：
Gh ——逐月水平面总辐射量，MJ/m2； Ta——大气温度， ℃； Td——露点温度， ℃； FF——风速，m/s； RR——降水量,mm； Rd——降水量大于0.1mm时的降水天数； Sd——有效日照时数，h； wi ——权值； R ——最大相对距离 （不得超过2000km） i — ； — 参考气象站的个数； 9 v，gv wk ——纵坐标值和垂直坡度（查表得出） ； —— 权值的和； zx, zi —— 海拔高度（m） ； φi，φx —— 参考气象站纬度，代表气象站的纬度； 10 s——两气象站水平距离，m； 通过软件查取， 距项目场地最近的气象站有太原气象站(两地相距约143km)、 北 京 气象站（两地相距约285 km)和济南气象站（两地相距约293 km），提取出上述三 个气 象站的 1986～2011 年各月太阳辐射量， 利用谢氏权值插值公式计算项目场址的各 月太 阳辐射量，结果见表2.3。
表2.3 邢台县1986年～2011年各月太阳辐射量 总辐射量 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 合计 MJ/m2 267.8 309.2 442.4 533.2 640.1 632.9 582.8 532.4 438.5 368.6 259.6 228.6 5236.6 kwh/m2 74.4 85.9 122.9 148.1 177.8 175.8 161.9 147.9 121.8 102.4 72.1 63.5 1454.6 直接辐射量 MJ/m2 kwh/m2 160.6 44.6 160.6 44.6 205.6 57.1 265.3 73.7 293.8 81.6 299.2 83.1 227.9 63.3 254.2 70.6 185.4 51.5 200.2 55.6 143.6 39.9 118.8 33.0 2515.0 698.6 直射比 --0.60 0.52 0.46 0.50 0.46 0.47 0.39 0.48 0.42 0.54 0.55 0.52 — 2. 3. 2 辐照数据的分析 11 12 统计结果显示， 全年总辐射量5236.6MJ/m2， 直接辐射量为2515.0MJ/m2， 从年内 变化量来看， 有明显的单峰趋势， 以夏季最大， 冬季最小， 总辐射比较大的月份分布 在 5、6、7月，其中5月最大，总辐射比较小的月份分布在11 月、12 月、1 月， 其中12 月份最小。
全年太阳辐射直射比平均为 0.49， 太阳辐射的这一特征对于开发 利用太阳 能有利。
2. 3. 3 日照时数的分析 对邢台县1986-2011年的日照时数进行统计，结果如下：
表2.4 邢台县逐月平均日照时数表 月份 1 3 4 5 6 合计 值 0 2 数 日照时 186.00 179.20 217.00 218.00 266.60 261.00 2613.0 月份 7 8 9 10 11 12 平均值 数 日照时 222.50 206.00 243.00 245.00 192.00 176.70 217.75 13 统计结果显示， 该地区的平均年日照时数约 2613.0h， 月平均日照时数在 217.75h， 日照时间相对较长。
年内变化量来看， 与太阳辐射量变化略有不同， 春季和秋季为高 值 期， 夏季和冬季为低值期， 这是由于 7 月份和 8 月份虽然天文可照时数为全年最大时 段， 但正值该地区为雨季， 实际日照时数较小， 但晴天时太阳辐射较高， 全年此时段 的太阳 辐射较高；11 月-2 月为天文可照时数为全年最小时段，太阳辐射也较低。
2. 4 太阳能资源评价结论 1）日照时间长 项目所在地工程代表年日照时数达到 2613.0h， 月平均日照时数在 217.75h， 日照 时间相对较长。
2）太阳能资源总量丰富 项目所在地年总辐射量为 5236.6MJ/m2 ，根据《太阳 能资源 评 估方 法》 （ QX/T 89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区 域 的 太 阳 能 资 源 丰 富 程 度 属 Ⅱ 类 区 ， 即 “ 资 源 很 丰 富 ” （ 5040 ～ 6300MJ/m2·a） ，有较好的开发前景，适宜建设大型并网光伏电站。
3.1 概述 14 3.1.1 工程概况 邢台腾日光电科技光能邢台 20MWp 光伏发电农业科技一体化项目工程地址位于邢台区 境内（E117.50，N35.10） ，交通较为便利。 电站设光伏阵列区，开闭所和生产生活综合区。整个光伏电站占地面积约 682 亩。开发 利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，该项目可以充分利用当地的太阳 能资源，改善河北省能源结构，保护水土环境，节约有限的煤炭、石油资源以及宝贵的 水资源。
3.1.2 勘察阶段及勘察等级 根据《岩土工程勘察规范》 （GB50021-2001，2009 年版）确定各场地岩土工程勘察等 级：工程重要性等级为三级工程,场地等级为三级（简单场地） ，地基等级为三级，岩土 工程勘察等级为丙级。
3.1.3 勘察工作依据 本次岩土工程勘察所执行的技术标准主要有：
1、 《岩土工程勘察规范》 （GB50021—2001） （2009 年版） ； 2、 《建筑地基基础设计规范》 （GB50007—2011） ； 3、 《建筑抗震设计规范》 （GB50011—2010） ； 4、 《土工试验方法标准》 （GB/T50123—1999） ； 5、 《建筑工程地质钻探技术标准》 （JGJ87—92） ； 6、 《建筑地基处理技术规范》 （JGJ79—2002） ； 7、 《原状土取样技术标准》 （JGJ89—92） ； 8、 《中国地震动参数区划图》 （GB18306-2001） 。
9、 《建筑边坡工程技术规范》 （GB 50330-2002） ； 10、 《建筑基坑支护技术规范》 （JGJ 120-99） ； 15 11、 《工程地质手册》 （第四版） 。
3.1.4 勘察目的及任务 本次勘察的目的是：通过对拟建光伏电站项目建设用地的岩土工程勘察，获取工程设计 和施工所需的岩土工程参数，并对建筑物基础形式和不良地质作用的防治等提出建议。
具体任务是：
1、查明场地和周边的地形地貌及水文条件，查明场地的地貌类型和微地貌特征，分析冲 沟等不良地质现象对拟建工程项目建设和运行过程中的影响，提出治理建议。
2、查明场区岩性分布及其物理力学性质，提供地基土承载力和变形设计参数，对拟建建 构筑物采用的基础形式作出推荐和分析评价， 提供建构筑物拟采用基础形式的设计参数。
3、 查明场区有无滑坡等不良地质作用及其成因、 类型、 分布范围、 发展趋势及危害程度， 明确站址区域有无地下矿藏及其分布范围以及采空塌陷区和人工洞穴等地下设施，并提 出评价与整治所需的岩土技术参数和整治方案建议。
4、查明地下水类型、埋藏条件、水位变化幅度及其规律、评价地下水对砼及砼中钢筋的 腐蚀性。
5、了解场地区域的冻土分布情况，判别冻土类型、查明冻土深度，并提供光伏电站建构 筑物防治冻土危害的措施。
6、判定场地土类型和建筑场地类型，对场地稳定性和建筑适宜性做出评价。
7、 进行场地和地基地震效应的岩土工程勘察， 根据国家批准的地震动参数区划和有关规 范，提出勘察场地的抗震设防烈度，设计基本地震加速度和设计地震分组。
3.1.5 勘察工作及质量评述 本次岩土工程勘察完成的主要实物工作量见表 3—1。
表 3-1 完成主要实物工作量汇总表 初设阶段工作量 16 序号 工作内容 比例尺 工程地 1 质测 绘 剖面测绘 坑 探 2 勘 探 钻 探 野 动 探 取样及 3 试 验 室 内 易溶盐分析 卵石颗分试验 外 1：1000 平面测绘 1：1000 单位 km2 km m/个 m/个 数量 6.7 44.1/24 52/5 次 34 组 组 6 6 3.2 场地工程地质条件 3. 2. 1 地形地貌 邢 台 县地处太 行山东麓，河北省西陲。北邻内丘县，西 部 与 西 南 部 同 山 西 省 左 权 、和 顺 县 接 壤 。拟 建 场地属低山丘陵地貌单元，地形起伏不大，地面植被较 少。
图3.1 场址区地貌图 17 3. 2. 2 地层岩性 根据根据钻孔揭露， 拟建场地地层分为粉质粘土、 震旦系片麻岩。
按埋藏条件、 岩 性特征和物理力学性质指标， 将场地划分为3个工程地质层， 根据钻孔揭露， 地层 分述如 下：
（1）第①层粉质粘土：黄褐色，硬塑状态。该层属坡积、残积堆积物，土质不 均， 含有大量碎石、 砾砂， 土质成分较多。
碎石成分主要为花岗片麻岩， 粒径一般3～ 5cm， 呈 全风化状， 手捻易碎末状。
该层层厚0.50m。
地基承载力特征值fak=130kPa。
（2）全风化片麻岩 （Pt） ：风化成砂土状，原岩成分不明显，结构基本破坏，但尚可 辨认，有残余结构强度，可用镐挖，干钻可钻进。层厚0.70～3.60m，层底高程 -2.70～-10.20m。地基承载力特征值fak=200kPa。 18 （3） 强风化片麻岩 （Pt） ：
结构大部分破坏， 矿物成分显著变化， 风化裂隙很发 育， 岩体破碎，用镐可挖，干钻不易钻进。该层为本次钻探所揭露的最底层。地基承 特征值fak=300kPa。
3. 2. 3 岩土体物理力学性质 为了解地基岩（土）层的工程地质特性，获取岩（土）体的物理力学参数，本阶 段 进行了原位重型动力触探试验和标准贯入实验。根据动力触探和标准贯入试验成 果，经数理统计，可得到地基土的承载力、变形模量和砂性土的密实程度。
通过钻探揭露， 在勘探深度范围内， 地层结构种类较简单， ①层粉质粘土， 物理力 学性质一般， 工程特性一般， 属中压缩性土； ②层全风化片麻岩， 结构基本破坏，但尚 可辨认，有残余结构强度，工程特性一般； ③层强风化片麻岩，分布普遍，物 理力 学性质较好，工程特性较好。
根据土工试验、 标准贯入试验并结合当地建筑经验， 推荐各岩土层承载力特征值 如表3.1：
载力 表3.1 各岩土层承载力特征值一览表 层号 ① ② ③ 3. 2. 4 水文地质 岩性 粉质粘土 全风化片麻岩 强风化片麻岩 地基土承载力特征值fak（kPa） 130 200 300 根据本次钻探及现场调查：
场址地下水位埋深均大于10m， 且均属于基岩裂隙水， 故可不考虑地下水对基础的影响。 19 3. 3 场址区工程地质评价 3. 3. 1 岩土工程勘察分级 拟建场地勘察按《岩土工程勘察规范》 （GB50021-2009）规定：工程重要性等级 为二级， 场地等级为二级 （中等复杂场地） ,地基等级为二级（中等复杂地基） ， 根据 《建筑工程抗震设防分类标准》 （GB50223-2008）抗震设防类别为标准设防，丙类 建 筑。由《建筑地基基础设计规范》 （GB50007-2002）地基基础设计等级为丙级。
3. 3. 2 场地稳定性及适宜性评价 拟建地基均匀稳定， 不存在活动断裂、 岩溶等不良地质作用， 未发现对工程不利 的埋藏物，工程建设适宜性较好，适宜建设光伏电站。 20 3. 3. 3 地震效应评价 拟建场地根据《建筑抗震设计规范》 （GB50011-2010）属丙类建筑。根据《建 筑 抗震设计规范》GB50011—2010附录A《我国主要城镇抗震设防烈度、设计基本地 震 速度和设计地震分组》工程场地位于河北省邢台县，邢台县抗震设防烈度为6度， 设计 基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第二组。设计特征周期为0.40s， 场地类别为 Ⅱ类， 故该场地按建筑抗震分类为一般场地。
本次勘察深度内未发现地下 水， 无液化条件 可不考虑场地土的地震液化，属非液化场地。
3. 3. 4 地基土腐蚀性评价 依据 《岩土工程勘察规范》 （GB50021－2009） 腐蚀性评价标准， 根据场址场地土样 化验结果分析，场址区地基土对混凝土结构无腐蚀。
场址区地下水位埋深均大于10m， 且均属于基岩裂隙水， 故可不考虑地下水对基 础 的影响。
3. 3. 5 季节性冻土评价 根据 《中国季节性冻土标准冻深线图》 结合当地气象台站资料， 场址区标准冻土 深度为0.65m。季节性冻土内土层含水量低，冻土为季节性冻土。
3. 3. 6 地基土工程地质评价 场址区上部地层为第四系山前冲洪积、 坡积成因黄土状土、 粘性土、 砂类土、 碎 石土，下部为风化基岩层。地层自上而下可分为三个主层，即：第①层粉质粘土、第 ②全风化片麻岩：
、第③层强风化片麻岩。
通过钻探揭露， 在勘探深度范围内， 地层结构种类较简单， ①层粉质粘土， 物理 力 学性质一般， 工程特性一般， 属中压缩性土； ②层全风化片麻岩， 结构基本破坏， 但尚 可辨认，有残余结构强度，工程特性一般； ③层强风化片麻岩，分布普遍，物 理力 21 学性质较好，工程特性较好。
3. 4. 7 天然建材及水源 工程所用建筑材料水泥、 砂石料可从邢台县购进， 通过高速公路和乡道运至施工 现场。
施工用水按永临结合考虑，初步考虑利用站内新建深井供施工用水及将来的生 活、阵列清洗用水。 4 工程任务和规模 本项目位于邢台县境内。
邢台县位于河北省邢台市西部太行山区 ,在北纬 37° 42′ —38°17′，东经 113°48′—114°18′之间，北邻内丘县，东界邢台市 。
西部与山西 省的左权县、 和顺县毗邻。
全县 总面积 1381 平方公里， 南北长 57.2 公里， 东西宽 43.6 公里，其中耕地面积 36.2 万亩，占总面积的17.4%，是个纯山区县。现有人口总数为 32.9万人。
项目场址位于邢台县正南方向， 南王庄乡以北约2.3公里的处的荒山上， 井元公 路 从场址南侧东西向通过。经过分析，项目所在地多年总辐射量为 5236.6MJ/m2，年 日 照小时数为 2564.0h，根据《太阳能资源评估方法》 （QX/T 89-2008）中太阳能资 源 丰富程度的分级评估方法， 该区域的太阳能资源丰富程度属Ⅱ类区， 即“资源很丰 富” （5040～6300MJ/m2·a） ，有较好的开发前景，适宜建设大型并网光伏电站。
4. 1 工程任务 本工程可行性研究报告就以下方面进行论证：
1) 确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性； 2) 对光伏电站厂址所在地太阳能资源进行评估； 3) 确定光伏组件、逆变器型号； 22 4) 确定光伏组件的安装、布置方案，确定最佳安装倾角，并预测发电量； 5) 提出技术可行、经济合理的光伏电站主接线方案、集电线路方案； 6) 确定电站总平面布置， 包括光伏方阵布置、 逆变器机房布置、 综合楼、 厂区 管线、 道路、围墙等； 7) 确定各建筑物结构形式、尺寸； 8) 拟定光伏电站定员编制，提出工程管理方案； 9) 进行环境保护和水土保持设计； 10) 拟定劳动安全与工业卫生方案； 11) 编制工程投资概算，项目财务评价和社会效果评价。
4. 2 地区经济与发展 邢台县位于河北省西陲、 太行山东麓， 山场广阔， 矿产蕴藏丰富。
改革开放以来， 井 陉以农业为基础， 连动钙镁、 陶瓷、 化工、 建材、 旅游、 林牧等各业和外向型经济、 23 民营经济快速发展的井陉特色经济已见雏形。
2004 年全县完成国内生产总值 45.5 亿 元， 同比增长 16.1%， 其中第一产业实现增加值 4.5 亿元， 第二产业实现增加值 26.7 亿元，第三产业实现增加值 14.3 亿元，三产比例为 9.9：58.7：31.4；全年财政总 收 入完成2.6866亿元，比上年增长29.8%；全社会固定资产投资完成19.2亿元，比 上年 增长37.6%。2004年全省县域经济综合发展水平进入全省三十强。
4. 3 地区电力系统现状 井陉电网位于邢台电网西部， 河北南网中部。
邢台电网西接山西电网、 北邻 石家 庄电网、东靠石家庄电网、南连邢台电网。截至 2012 年底，邢台电网拥有西柏坡 电 厂、上安电厂、张河湾抽蓄、裕华热电、石热等大中型电厂，统调装机总容量 8538.4MW。
邢台地区电网2012年网供最高供电负荷为6120.9MW，较上年增长1.96%；年售电 量完成370.1亿千瓦时，比上年增长5.1%。
截至2012年底，邢台地区电网拥有500kV变电站3座，即廉州站（主变容量 2× 750MVA）、石北站（主变容量2×1000MVA）、辛集站（主变容量2×750MVA）； 拥 有220kV公司属变电站33座，变压器65台，总容量10440MVA；110kV变电站156 座， 变压器326台，总容量13472.5MVA，其中公司属变电站123座，变压器246台， 总容量 10555.5MVA； 220kV输电线路101条， 总长度2061公里； 110kV输电线路244 条（不包 括T接线)，总长度3166km。
220kV 城 网 形 成 以 上 安 电 厂 ～ 铜 冶 ～ 许 营 ～ 常 山 ～ 正 西 ～ 西 柏 坡 ～ 邢 台～大 河～上安为环网的结构， 其它地区局部成环或呈放射式供电， 民生 220kV 变电 站深入 市中心供电。
邢台与邢台的220kV电网已经断开， 中韩、 马村220kV变电站并入 邢 邯供电区。 24 4. 4 工程建设的必要性 4. 4. 1 符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向 我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一， 也是少数几个以煤炭为主要能源 的国家之一， 在能源生产和消费中， 煤炭约占商品能源消费构成的 75％， 已成为我 国 大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能 新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。
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， 我国也出台了一系列鼓励和支持太阳能光伏发电产业发展的政策措 施， 例如 《可再生能源发电有关管理规定》 《可再生能源发电价格和费用分摊 管理试行办 、 法》 《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》 、 《可再生能源发展专项资 、 金管理办法》 《关于 、 开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》 《 、关于实施金 太阳示范工程的通知》等 等，在政策、投资、财税、电价方面给予支持，光伏组件和 并网逆变器价格也不断下浮， 目前我国已具备的规模化发展MW级光伏电站的条件， 全国各地相继投运了一大批MW 级光伏电站，积累了大量的制造、建设安装、运行和 维护方面的经验， 所以光伏发电是 目前技术最成熟、 最具规模开发条件和商业化发展 前景的可再生能源发电方式之一。
根据我国 《可再生能源中长期发展规划》 ， 提出了未来15年可再生能源发展的 目 标：“从2010年-2020年，我国可再生能源将有更大地发展。……到2020年可再 生能源 在能源结构中的比例争取达到16％，太阳能发电装机180万千瓦。” 近期， 国家发展和改革委员会编制的 《“十二五”可再生能源发展规划》 中指出：
“十二 五”光伏发电装机总量目标为30吉瓦”，远超出《可再生能源中长期发展规 划》中预定目 标，“十二五”期间将是我国光伏发电装机容量快速增长的时期。
本光伏电站选址在河北， 河北省太阳能资源丰富， 从资源量以及太阳能产品的发 展趋势来看， 在河北省开发光伏发电项目， 有利于增加可再生能源的比例， 优化系统 电 25 等 源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。
4. 4. 2 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， 必须改变以往领带电力供应紧缺局面， 要充分利 用风力、水力、太阳能等潜在的、丰富的、清洁的能源，把太阳能光伏发电开发建设 作 为今后经济发展的产业之一， 以新能源电力开发带动工业发展生产， 推动当地经济 以及 各项事业的可持续发展。
4. 4. 3 促进能源电力结构调整的需要 国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例。本项目 2 0M W光伏电 站经核准后，将于 2014 年底并网发电，即时每年可向河北南网输送电量供应 0.35 亿kWh，将一定程度上促进能源结构的改善。
4. 4. 4 改善生态、保护环境的需要 保护与改善人类赖以生存的环境， 实现可持续发展， 是世界各国人民的共同愿望。
我 国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了地系列重大举措。
合 理开发和节约使用自然资源， 改进资源利用方式， 调整资源结构配置， 提高资源利用率， 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， 光伏电 站 的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗， 保护生态环境， 营造出山 川秀 美的旅游胜地。
本项目建成后， 本电站设计上网容量为 20 MW ， 运行期年平均发电量按 3537.56 2600 万 kWh/年计算，平均每年节约 1.30 1.05 万吨标准煤，减排 CO2 约 3.92 2.59 万 吨，氮氧化物 0.06 0.039 万吨，二氧化硫 0.11 0.078 万吨，粉尘 1.06 0.71 万吨。光 伏电站的建设替代燃煤电厂的 建设， 可达到充分利用可再生能源、 节约不再生化石资 源的目的， 将大大减少对环境 的污染， 同时还可节约大量淡水资源， 对改善大气环境有 26 积极的作用。
可见光伏电站 建设对于当地的环境保护、 减少大气污染具有积极的作用， 并有明显的节能、 环境和 社会效益。
4. 4. 5 开发光电促进当地旅游业发展 科技旅游是新兴的一种旅游形式， 在促进旅游业发展的同时， 提高了公众的科学 文化素质。
光伏电站是新的绿色能源项目， 本光伏电站建成后， 将会成为科普旅游的 一 个新亮点，有力促进当地旅游产业的发展。
4. 4. 6 发挥减排效益、申请 CDM 清洁发展机制 （Clean Development Mechanism， 简称 CDM） 是“京都议定书” 规 定的三种灵活机制之一， 即“联合国气候变化框架公约 （UNFCCC） ”中发达国家与 发展 中国家合作应对气候变化的、以项目为合作载体的机制。
我国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一，具有良好的投资环境，开展 CDM合作的市场前景广阔。
电力行业特别是光伏发电行业是CDM项目的一个重点区域， 光伏发电领域实施开展CDM项目开发具有极大的潜力和优势。
本工程若能作为 CDM 项目成功注册， 可以大大克服项目所面临的投资和技术障 碍，给本项目带来很大益处。因此，建议本项目建设方及时委托咨询单位开展 CDM 项目申请，以最大限度的获得CDM收益。
4. 5 工程建设规模 光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源、 电力系统需求情况、 项目开发 建设条件等因素。
从可再生能源资源利用来看，河北省是我国东部地区太阳能资源较丰富区之一。
综上所述， 从太阳能资源利用、 电力系统供需、 项目开发条件和根据河北光伏发电项目总 体规划，本项目建设 2 0 M W 规模是合适的，建成后可增加向河北南网的电量 供应，促进 地区经济可持续发展、促进能源电力结构调整、改善生态、保护环境、促 进当地经济发 27 展。 28 29 5 系统总体方案设计及发电量计算 5.1 光伏组件选择 5.1.1 太阳电池组件 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、逆变器和升压配电室等组成。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。选择合适的太阳能 电池组件对于整个电站的投资、运营、效益都有较大的关系。
当今太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1941 年出现有关硅太阳电池报 道，1954 年研制成效率达 6％的单晶硅太阳电池，1958 年太阳电池应用于卫星供 电。在 70 年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70 年 代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本 方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能而言，与常 规发电相比，成本仍然很高。
世界光伏组件在过去 15 年平均年增长率约 15%。90 年代后期，发展更加迅 速，最近 3 年平均年增长率超过 30%。在产业方面，各国一直通过扩大规模、提 高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。
商品化电池组件效率从 10%～13%提高到 12%～16%。国内整个光伏产业的规模 逐年扩大，2007 年中国光伏电池产量达到 1180MW，首次超越欧洲和日本，成为 30 世界上最大的太阳能电池制造基地，截止 2010 年底时光伏电池产量超过 8GW， 雄居世界首位。
目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池 24％（4cm2)，多 晶硅电池 18.6%（4cm2）， InGaP／GaAs 双结电池 30．28%（AM1），非晶 硅电池 14．5%（初始）、12.8%（稳定），碲化镉电池 15.8%， 硅带电池 14.6%， 二氧化钛有机纳米电池 10.96%。
我国于 1958 年开始太阳电池的研究，40 多年来取得不少成果。目前，我国 太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池 20.4%（2cm×2cm），多晶硅电 池 14.5%（2cm×2cm）、12%（10cm×10cm），GaAs 电池 20.1%（lcm×cm）， GaAs／Ge 电池 19.5%（AM0），CulnSe 电池 9%（lcm×1cm），多晶硅薄膜电 池 13.6% （lcm×1cm， 非活性硅衬底） ， 非晶硅电池 8.6% （10cm×10cm） 、 7.9% （20cm×20cm）、6.2％（30cm×30cm），二氧化钛纳米有机电池 10%（1cm× 1cm）。
（1）晶体硅光伏电池 晶体硅仍是当前太阳能光伏电池的主流。
单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的太阳能光伏电池，也是大规模生产 的硅基太阳能电池中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单 晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成 熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产 中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到 13-20%。由于采用了切割、 打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必 须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。 31 多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制 成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封 装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单 晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要 单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到 应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序 分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池 的效率能够达到 10-18%，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，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平 衡。晶体硅电池片如图 5-1，5-2 所示： 图 5-1 单晶硅硅片 图 5-2 多晶硅硅片 两种电池组件的外形结构如图 5-3 所示。（左为单晶硅组件，右为多晶硅组件） 32 （2）非晶硅电池和薄膜光伏电池 非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消 耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小 的特性。自上个世纪 70 年代发明以来，非晶硅太阳能电池，特别是非晶硅薄膜电 池经历了一个发展的高潮。
80 年代， 非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达 20%， 但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前 约为 12%。 图 5-4 非晶薄膜太阳能电池组件外形 33 非硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料 制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。
（3）数倍聚光太阳能电池 数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平板光伏电池并无本质区别，它是利用反 射或折射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电池板上达到提高光 伏电池的发电功率。国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现 3～ 7 倍的聚光，但由于透射聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不 上高反射率的平面镜，国外开始尝试通过反射实现聚光，比如德国 ZSW 公司发明 了 V 型聚光器实现了 2 倍聚光， 美国的 Falbel 发明了四面体的聚光器实现了 2.36 倍聚光。尽管实现 2 倍聚光也可以节省 50%的光伏电池，但是相对于聚光器所增 加的成本，总体的经济效益并不明显。 图 5-5 聚光太阳能电池组件外形 目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段，聚光装置采用有多种形 式，有：高聚光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等。由于聚光装置 需要配套复杂的机械跟踪设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期， 其实际的使用性能及使用效果尚难确定。根据国外的应用经验，尽管实现多倍聚 34 光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断下降，相对于聚光器所增加的成 本，总体的经济效益并不明显。
在单晶硅、多晶硅、非晶薄膜电池这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成 熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被 逐渐削减。到 2006 年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。
5.1.2 几种太阳电池组件的性能比较 对单晶硅、多晶硅、非晶硅和多倍聚光这四种电池类型就转换效率、制造能 耗、安装、成本等方面进行了比较如下表 5-6：太阳能电池技术性能比较表 。 35 序号 1 比较项目 技术成熟 性 光电转换 效率 价格 对光照、温 多晶硅 目前常用的是铸锭多晶硅技术， 70 年代末研制成功 商业用电池片一般 12%～16% 材料制造简便， 节约电耗， 总的 生产成本比单晶硅低 单晶硅 商业化单晶硅电池经 50 多年的发展， 技术已 达成熟阶段 商业用电池片一般 13%～18% 材料价格及繁琐的电池 制造工艺，使单晶硅成 本价格居高不下 非晶硅薄膜 70 年代末研制成功，经过 30 多年的发展，技术日趋成熟 商业用电池一般 5%～9% 生产工艺相对简单， 使用原材 料少，总的生产成本较低 弱光响应好。高温性能好，受 数倍聚光 发展起步较晚，技术成熟性相对 不高 能实现 2 倍以上聚光 需要配套复杂的机械跟踪设备、 光学仪器、冷却设施等，未实现 批量化生产，总的生产成本较高 为保证聚光倍数，对光照追踪精 度要求高，聚光后组件温升大， 影响输出效率和使用寿命。
机械跟踪设备、光学仪器、冷却 设施需要定期维护故障率大 机械跟踪设备、光学仪器、冷却 等设施使用期限较难保证 表面为菲涅尔透镜 带机械跟踪设备，对基础抗风强 度要求高，阴影面大，占用场地 大 2 3 4 度等外部 环境适应 性 输出功率与光照强度成正比， 在 高温条件下效率发挥不充分 同多晶硅电池 温度的影响比晶体硅太阳能 电池要小 柔性组件表面较易积灰， 清理 困难。
衰减较快，使用寿命只有 10-15 年 深蓝色 柔性组件重量轻， 对屋顶强度 5 组建运行 维护 组件使用 寿命 外观 组件故障率极低，自身免维护 经实践证明寿命期长，可保证 25 年使用期 不规则深蓝色， 可作表面弱光着 色处理 利用支架将组件倾斜或平铺于 同多晶硅电池 6 同多晶硅电池 7 黑色、蓝黑色 8 安装方式 地面建筑屋顶或开阔场地， 安装 简单，布置紧凑，节约场地 同多晶硅电池 要求低，可附着于屋顶表面， 刚性组件安装方式同晶硅组 件 国内自动 9 化生产情 况 产业链完整， 生产规模大、 技术 先进 2007 年底 2008 年初国内开 同多晶硅电池 始生产线建设，起步晚，产能 没有完全释放 尚处于研究论证阶段，使用较少 几种常用的太阳能电池技术性能比较见表 5-7。从比较结果可以看出：
（1） 晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。
（2） 商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但 两者相差不大。
（3） 晶体硅电池组件故障率极低，运行维护最为简单。
（4） 在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便，布置紧凑，可节约场地。
（5） 尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势， 但是使用寿命期较短。
因此综合考虑因素，本项目采用多晶硅组件。目前市场上多晶硅组件功率在 210W～280W 之间，由于 250Wp 功率组件市场占有率较大，且性价比好，同时 在国内外大规模使用，以及现国内厂家 250Wp 组件库存量较多，出货速度快。故 本工程拟选用 250Wp 多晶硅电池组件，效率高达 15.55%，其主要技术参数见下 表：
表 5-7：太阳能电池组件性能参数表 电池片型号 峰值功率 （Wp） 短路电流 （Isc） 开路电压 （Voc） 峰值电压 峰值电流 外形尺寸 重量 (kg) 短路电流温度系数 开路电压温度系数 峰值功率温度系数 正常工作电池温度 (Vmp) (Imp) (mm) RF-250Wp 250 8.43 36.7 29.6 7.95 1640X992X40 14.75% 20 0.04%/ °C -0.30%/ °C -0.40%/ °C 45±2°C(Air 20° C;Sun0.8kW/m2;Wind 1m/s) 38 电池组件效率 最大系统电压 5.2 光伏阵列运行方式选择 （1）光伏方阵运行方式概述 1000V (EU)/600V DC(US) 光伏方阵的运行方式有简单的固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种类 型。自动跟踪式又可分为“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。
固定式：光伏方阵固 定安装在支架上，一般朝正南方向放置，且有一定的倾角。倾角可根据当地辐射 和地理位置进行优化选择。 固定式光伏方阵 单轴跟踪式：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴 可以有任一方向，但通常取东西横向，南北横向，或平行于地轴的方向。最常见 的是轴取为南北横向，且有一定的倾角。斜单轴跟踪系统能够提高安装组件整体 发电量20%以上。 39 平单轴支架 斜单轴跟踪式 双轴跟踪式：它有两个可以旋转的轴，通过旋转这两个轴可使得方阵面始终 和太阳光垂直，从而最大可能捕获太阳能。双轴跟踪系统能够提高安装组件整体 发电量35%以上。 40 双轴跟踪式 （2）光伏方阵运行方式分析 水平单轴支架在大型光伏电站使用较少，倾角设为最优的固定式相比，年总 发电量提高5%左右，考虑其造价的增加以及人力成本的增加，该运行方式不适合 本项目。
固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且基本免维护；自 动跟踪式初始投资稍高、需要一定的维护，但年发电量较倾角最优固定式相比有 较大的提高。
固定式和常见的几种跟踪系统的发电量比对见下图： 41 模拟有效太阳辐射 W/m2 1000 800 600 400 200 0 11-19 7:12 双轴 倾斜轴 水平轴 固定式 11-19 9:36 11-19 12:00 11-19 14:24 时间 11-19 16:48 11-19 19:12 11-19 21:36 光伏发电系统安装方式对比表见下表 5-8： 42 序 号 1 比较项目 增加的太阳 能转换率 固定式 按当地最佳倾角安装， 比 水平面安装增加 15% 左 右的发电量。 单轴跟踪式 仰角跟踪 极轴跟踪式 双轴跟踪式 比按最佳倾角固定安装增加 比较结果 跟踪式对太阳能的 转换效率要比固定 式高。 比按最佳倾角固定安装增 比按最佳倾角固定安装增 加 5～10% 左右的发电量。
加 13～20 %左右的发电量。20～30%左右的发电量。
根据 IEC 标准要求，双轴跟 根据 IEC 标准要求，固 根据 IEC 标准要求，单轴 根据 IEC 标准要求，单轴 定安装支架按抗风能力需 跟踪式太阳能光伏阵列支 跟踪式太阳能光伏阵列支架 踪式太阳能光伏阵列支架 按 2 抗风能力、 满足 42m/s；但由于采用 架按抗风能力满足 27m/s；按抗风能力满足 27m/s ；由 抗风能力满足 27m/s； 由于 土建基础 固定安装，东西方向风载 由于采用仰角跟踪式安装，于采用单轴跟踪式安装，东 采用双轴跟踪式安装，东西方 较小，对土建基础的承载 东西方向风载较大， 对土建 西方向风载更大，对土建基 向风载最大，对土建基础的承 要求一般。
固定式支架因没有转动 3 安装要求 部件，安装相对简单，安 装精度要求相对较低。
基础的承载要求较高 础的承载要求更高。
载要求也最高。
双轴跟踪式支架的传动机构 最为复杂，跟踪精度要求很 高，安装要求也最高。
单轴跟踪式支架因有部分 极轴跟踪式支架转动部件 转动部件，为保证跟踪精 增多，为保证跟踪精度，安 度，安装相对复杂，安装精 装更加复杂，安装精度要求 度要求较高 也更高。 跟踪式的抗风能力 对土建基础设计比 固定式高。 跟踪式的安装要求 对比固定式高。
跟踪式系统发电量 4 经济性 支架系统价格可以控制 0.75 元/Wp 以内。
组件安装最通用的一种 支架系统价格约 2.2 元/Wp 支架系统价格约 2.5 元/Wp, 支架系统价格约 2.8 元/Wp 的增加比例小于投资 的增量，故经济性较 固定式差。
固定式支架系统简 单，应用广泛。系统 输出效率有保证。
固定式简单可靠， 维 机械跟踪系统相对复杂， 机械跟踪系统更复杂，使用 机械跟踪系统最复杂，使用 乏，技术不够成熟。
验，技术不够成熟。
验，技术不够成熟。 5 技术成熟性 方式，支架系统简单，应 使用不广泛，应用经验缺 不广泛，缺乏相应的应用经 不广泛，缺乏相应的应用经 用广泛。
跟踪机械、光学仪器可靠 跟踪机械、光学仪器可靠性 跟踪机械、光学仪器可靠性 7 可靠性 简单可靠 性相对较低，维护要求高，相对较低，维护要求更高， 相对较低，维护要求最高，使 护成本低。 使用成本高。 使用成本更高。 用成本也高。 8 使用寿命及 可保证 25 年使用期，基 运行维护 本免维护。 机械设备使用期有限，运 机械设备使用期有限，运行 机械设备使用期有限，运行 行维护要求高，运行成本 维护要求更高，运行成本更 维护要求最高，运行成本最 大。
大。
大。 固定式使用寿命长， 运行维护简单，费用 低 根据上图我们可以看出，跟踪系统发电量提高很明显，尤其是双轴跟踪系统，发电量提 高比较明显，但其成本、占地面积提高不少，支架故障维护率也较高。在综合考虑跟踪系统成 本和占地费用较高，而发电量和电价销售收入相对较少的情况。
本项目推荐使用固定式方案（固定倾角分析说明参见 2.4 章节说明）。
采用固定式光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，站区分区明确，设备编号和管 理方便，运行和检修吹扫方便等优点。
由于本工程建设规模 20MWp（实际容量为 20.16MWp）工程拟以每 1.008MWp 容量电 池板为一个发电单元， 共 20 个发电单元， 每 1 个发电单元相应设置一个逆变室及一次升压站。
单个光伏发电单元容量约为整个光伏电站 5％容量，单个光伏发电单元故障或检修对整个光伏 电站的运行影响较小。此方案具有降低工程造价、便于运行管理等优点。
5.3 逆变器的选择 5.3.1 并网逆变器系统设计方案 合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减 少运行损耗， 降低光伏并网电厂运营费用以及缩短电厂建设周期和经济成本的回收期具有重要 的意义，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。同时合 理的配置方案和合理的电气一次主接线对于我国大规模的光伏并网电厂建设具有一定的示范 意义。
根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案 例，在电气线路上将 20MWp 分成 20 个独立的 10008kWp 系统。并网逆变器的选择可以采用 额定功率为 500kW 或 1000kW 两种类型。
5.3.2 方案总体比较 45 (1)方案 1：
每单元采用额定功率为 500kW 逆变器 （最大接入功率为 550kW） 组成 208MWp 系统（咨询逆变器厂家，高原地区逆变器需降容使用）。
优点：额定功率为 500kW 并网逆变器应用时间较长，产品成熟度高；国内部分厂家能够 生产，价格较低； 缺点：需要 40 台 500kW 的并网逆变器，所需逆变器较多，安装维护复杂；与逆变器配套 的一、二次设备（断路器和交直流配电柜等设备）较多，总体费用较高，升压变压器需采用双 分裂变压器； (2)方案 2：每单元采用额定功率为 1000kW（最大接入功率为 1100kW）逆变器组成 208MWp 系统。
优点：产品集成度高，转换效率较高，所需电气的一二次设备少于方案 1，升压变压器采 用双绕组变压器即可；变压器可选择性高，供货周期短。
缺点：目前，国内生产的额定功率为 1000kW 的并网逆变器应用业绩相对较少，国外生产 的 1000kW 逆变器价格相对较高。
(3)方案 3：
每单元采用额定功率为 250kW （最大接入功率为 275kW） 逆变器组成 208MWp 系统。
优点：单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响很小。
缺点：必须选择使用 4 台 250kW（带隔离变）逆变器作为一单元逆变设备，通过咨询逆 变器厂家，现并无不带隔离变逆变器并联运行的案例。
综上所述，500kW 逆变器在国内外的项目中有较为广泛的应用，技术较为成熟。本项目 若采用 40 台国产 500kW 逆变器投资适中，维护量较少。本工程推荐采用方案 1，使用国产额 定功率为 500kW 逆变器作为并网逆变设备。 46 本工程设计为 20 个 1.008MWp 的光伏并网发电单元，每个并网发电单元需要 2 台额定功 率为 500kW 的逆变器,整个系统配置 40 台并网逆变器，组成 20MWp 并网发电系统。本工程 初步选用国产性能可靠、效率高的 500kW 逆变器。 图5-10 GSG-500KTT-LV型逆变器正视图 （1）GSG-500KTT-LV 型逆变器功能特点 1）数字化 DSP 控制，无变压器隔离； 2）有功及无功功率可调； 3）智能功率 IGBT 模块； 4）满足自供电外供电的自动切换； 5）符合德国 BDEW 电压标准，通过国家权威机构全故障低电压穿越测试； 6）智能面板操作控制功能； 7）先进的 MPPT 控制算法，实时追踪光伏电池的最大输出功率，自动适应遮挡、热斑等 组件意外情况； 8）纯正弦波输出，先进的锁相技术，电流谐波含量小，对电网无污染、无冲击； 9）主动+被动的双重检测技术，实现反孤岛运行控制； 10）完美的保护和报警功能； 47 11）适应高海拔及严寒地区； 12）可配备 RS232/RS485、以太网、GPRS 通信接口，实现远程数据采集和监视，可与 国家电网、住建部、金太阳运行管理中心实现无缝数据对接。
（2）逆变器主要技术指标如下表 5-11 所示：
表 5-11 GSG-500KTT-LV 并网逆变器主要技术参数表 电气参数 直 流 输 入 最大直流输入功率（kW） 最大方阵开路电压（V） 最大方阵输入电流（A） MPPT 工作电压范围（V） 额定交流输出功率（kW） 最大交流输出功率（kW） 工作电压范围(V) 交 流 输 出 允许工作电压范围（V） 工作频率范围（Hz） 最大逆变器效率（%） 欧洲效率（%） 功率因数 额定功率下总谐波电流（%） 夜间自耗电（W） 通讯接口 保护功能 过/欠压保护（有/无） 过/欠频保护（有/无） 有 有 550 900 1250 440-850 500 550 270 210-310 50 98.6 % 98.2 % ≥0.99 ＜3% ＜80 RS485 48 防孤岛效应保护（有/无） 过流保护（有/无） 防反放电保护（有/无） 过载保护（有/无） 低电压穿越（有/无） 外壳防护等级 机械参数 宽×深×高（mm） 重量（kg） 冷却 环境特性 环境温度 环境湿度 海拔（m） 有 有 有 有 有 IP20 2500×950×2140 1876 风冷 -20℃～+55℃ 0～95％（无凝露） 6000m，3000m 以上需降额使用 （4）逆变器的电路拓扑结构图如下图 5-12 所示： 图 5-12 逆变器电路拓扑结构 5.4 光伏方阵设计 固定式方阵，每 1.008MWp 为一个发电单元，共 20 个发电单元。每 1 个发电单元配置一 座逆变室及箱变升压站，每个电池板阵由 40 块电池组件构成（上下两排，每排 20 块电池组 49 件），每 20 块电池组件组成一串，输出电压 592V；输出功率 9610000W。每个电池板阵投 影宽为 2.28 米，长为 20.22 米。
5.5 光伏子方阵设计 5.5.1 光伏组串设计 多晶硅组件选用 RF-250Wp 型多晶硅光伏组件， 为了保证系统安全可靠的运行， 根据建设 地的气象资料，项目所在地的多年极端最高温度 43.2℃，最低气温-15.6℃。考虑电池组件工 作发电时温度会上升。系统应在-15.6℃～43.2℃的情况下正常工作。光伏组件在极限温度下 的参数会发生变化，温度系数如下表：
表 5-13 组件温度系数表 项目 峰值功率温度系数 开路电压温度系数 短路电流温度系数 单位 %/K %/K %/K 数据 -0.40 -0.30 +0.04 根据上表光伏组件的温度系数，变化后的参数如下：
表 5-14 极端温度下组件参数变化表（标准测试环境温度为 25℃） 项目 峰值电压(V) 开路电压(V) 短路电流(A) 标称参数 29.6 36.7 8.43 -15.6℃参数 33.205 41.17 8.293 43.2℃参数 27.445 34.028 8.48 逆变器选择 GSG-500KTT-LV 逆变器，其 MPPT 跟踪范围为 440～850VDc，最大直流输入电 压为 900VDC。
根据以上数据，考虑极限温度计算光伏组件的串联数量：
逆变器的最大输入电压 900V÷41.17 (极低温度下组件开路电压)=21.8 块； 50 逆变器直流工作电压上限 850V÷33.2 (极低温度下组件工作电压)=25 块； 逆变器直流工作电压下限 440V÷27.4 (极高温度下组件峰值电压)=16 块； 根据以上计算数据可以看出，光伏组件串联数量应该大于 16 块而小于 22 块，可选择 19、 20 块组件作为一串，邢台地区属于平原地区，且光照资源属于较丰富地区，环境温度较低的 情况下，太阳能辐射强度较低，故组件不易发生超功率运行，本项目考虑 20 块组件为一串。
每个光伏串的容量为 P=250Wp×20 块=5000Wp， 单台 GSG-500KTT-LV 逆变器可配置光伏串 数量为 Np=550kW/4.8kW=114 串。
本次设计以 20 个电池组件为一个组件串，9/16 个组件串接入一个直流汇流箱。
本次项目逆变器最大接入容量为 504kWp.，组件数量为 2100 块（105 串）。
本次设计 20MW（实际容量为 20.16MWp）固定式，需要 4200 个组件串，需要 840000 块电池组件。
5.5.2 光伏组件支架 根据拟建工程的特点和建筑场地的工程地质条件，拟建光伏电站项目工程支架拟选用螺旋 钢桩基础，31 度角固定倾角。
5.5.3 光伏子方阵布置 阵列间距设计 电站总平面布置方案按电池板方阵尺寸和相应电池板阵个数进行规划布置。
电池方阵的占地面积及布置方式与电站所处地理位置的纬度、是否采用跟踪装置密不可 分。按照经验，电池组件间的间距要满足以下条件：如果在太阳高度角最低的冬至那一天，从 当地时间午前 9 时至午后 3 时之间，其电池板组件的影子互相不影响，则对阵列的电池板阵 输出没有影响。
固定式电池板阵列前后间距示意如下图所示： 51 太阳能电池板与水平面倾斜角度为 31 度（详见 2.4 章节说明） 电池板阵列前后排间距的一般确定原则为：
冬至当天 9:00～15:00 太阳电池方阵不应被遮 挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于 D。
计算公式如下：D =L x cosβ=H×cosβ/tan?（邢台地区冬至日） ?=arcsin（0.648cosφ+0.399sinφ） β=arcsin（0.917×0.707/cos?） 式中：φ为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度为北纬φ=35 度；电池板安装倾 角 31° 太阳能电池板组件尺寸为 1640x 992mm 按照电气专业的布置，2 块板高度为 1.699m（含边框） ?=arcsin（0.648cosφ+0.399sinφ）= arcsin（0.53081-0.2055）=18.984 β=arcsin（0.917×0.707/cos?）=arcsin（0.917×0.707/0.9456）=43.284 D =L x cosβ=H×cosβ/tan?=3.595m 整个场地局部存在南高北低的坡势。故本项目设定光伏电池组件前后间距为 6.73m(前后 两排阵列的净间距约为 3.9m)。
5.6 方阵接线方案设计 5.6.1 汇流箱及配电柜选型 太阳能光伏方阵智能直流防雷汇流箱，直流防雷汇流箱配置如图 5-15 所示： 52 图 5-15 直流汇流箱系统图 如上图所示，光伏阵列防雷汇流箱具有以下特点：
1、满足室外安装的使用要求； 2、同时可接入 9/16 路太阳电池串列，每路电流最大可达 15A； 3、接入最大光伏串列的开路电压值可达 DC1000V； 4、熔断器的耐压值不小于 DC1000V； 5、配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；采用正负极分别串联的四极断 路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于 DC1000V。
本工程 820MWp 光伏并网发电系统共需配置 28700 台光伏方阵防雷汇流箱。
5.6.2 直流防雷配电柜选型 光伏并网发电系统配置的直流防雷配电柜，安装在室内，主要是将汇流箱输出的直流电缆 接入后进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护，每 500kWp 发电单元配备 1 台直 流配电柜，系统共配备 40 台直流配电柜。
其主要性能参数如下：
1．每一台直流防雷配电柜容量符合一台 500kW 逆变器的容量配置； 2．每个直流防雷配电柜具有 7 路直流输入接口，可接 7 台汇流箱； 3．每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器和防反二极管； 53 4．直流母线输出侧都配置光伏专用防雷器； 5．直流母线输出侧配置直流电压显示表； 5.6.3 接线方案设计 本期光伏电站项目装机规模 20MW，通过 20 个光伏逆变单元整流升压后接入光伏电站内 35kV 配电装置，以一回 35kV 线路送至附近变电站。
光伏电站以 1.008MW 为一个光伏发电单元， 逆变升压站设置于每个单元中心位置。
每个汇流 箱通过铠装电缆直埋敷设方式集中接至逆变房直流柜内。直流柜置于逆变器旁，采用阻燃电缆 接至逆变器。逆变器整流逆变后输出 270V 三相交流电，再通过一台 1000kVA 变压器升压后 与站内集电线路相连，全站 20MW 容量共安装 20 台 1000kVA 变压器，每台变压器和 1 个 光伏发电单元逆变器组合成一个箱式变电站， 通过直埋铠装高压电缆线路送至站内 35kV 配电 装置。
5.7 辅助技术方案 5.7.1 积雪降雨 根据项目地区为高原地带，需要考虑积雪。
光伏组件表面为玻璃结构，且采用字节涂层，光滑度高，不易积雪。光伏阵列中太阳能电 池板与水平面倾斜角度为 31 度，且组件反光率低，运行时温度上升明显，所以不易积雪。
结合气象条件及光伏组件自身特性， 本项目不会出现长期积雪情况， 故无需采取融雪措施。
5.7.2 抗冻土措施 根据当地最大冻土深度 35cm。需要考虑抗冻土措施。
本项目支架采用螺旋钢桩基础，在设计支架系统时需要考虑其抗冻拔稳定性。
太阳能电池方阵内部设至每个子单元和逆变升压子站的检修道路，应考虑采取措施： 54 1）设置沙砾垫层换掉部分冻胀土，底层设置沙砾垫层，一是能起隔离层的作用，二是将 路基设置在寒冷地区冰冻线以上，减轻冻土膨胀程度。
2）在路基两侧内底部设置排水沟，排除由降雨降水引起的地表水，减少路基土含水率， 做到防冻土危害的目的。
3）路基在冬季施工时，不得使路基土受冻，除按冬季施工规定施工外，要做到随挖随填。
不得自冻土填料。
5.8 光伏发电工程年上网电量估算 按邢台地区最佳倾角为 31 度（参见 2.4 章节内容说明），斜面上年平均有效发电年辐照 总量为 5162.976MJ/㎡，即 1434.16kWh/㎡。
光伏电厂站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值 取 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 5%； 光伏并网逆变器的效率（无隔离变压器，欧洲效率）约为 98%～98.5%， 干式变压器的效率达到 98.7%。
考虑到光伏电厂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， 早晚不可利用太阳能辐射损失系数 3%， 考虑温度系统折损 1%， 其它不可预见因素损失系数 2%。
系统效率为：98%×97%×95%×98%×98%×97%×99%×98%≈81.62% 第一年上网电量约等于： 55 20000×1434.16×0.8162÷10000≈2359.86362314.1227 万 kWh 按照实际装机容量 20000kWp 计算的第一年发电等效利用小时数为：
2359.8636 万 kWh÷20000kW=117057.06 小时。
晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统第一年衰减 1%，每年输 出衰减 0.7%计算，25 年发电量测算表见表 5-11(单位：万 kWh/年) 表 5-11 25 年发电量测算表 年限 系统衰减率 1 2 1.0% 3 0.7% 2319.9 4 0.7% 2303.6 5 0.7% 6 0.7% 7 0.7% 发电量 2359.86 2336.26 1 7 11 0.7% 2287.54 2271.52 2255.63 年限 系统衰减率 8 0.7% 9 0.7% 10 0.7% 2064.1 12 0.7% 13 0.7% 14 0.7% 发电量 2239.84 2168.66 1 2002.5 2180.99 2155.87 2135.66 年限 系统衰减率 15 0.7% 16 0.7% 17 0.7% 2099.1 18 0.7% 2075.2 19 0.7% 20 0.7% 21 0.7% 发电量 2115.55 2101.33 1 2 25 0.7% 1975.0 5 2060.07 2045.66 2031.33 年限 系统衰减率 22 0.7% 23 0.7% 24 0.7% 1988.9 发电量 2017.12 2002.99 7 总发电量 54139.98 (万 kWh) 年均发电 2165.599 量（万 kWh） 56 按照实际装机容量 20000kWp 计算，25 年总发电量为 54139.98 万 kWh，年均发电量为 2165.599 万 kWh。
25 年年均发电等效利用小时数为：2165.599 万 kWh÷20000kW=1074.21082.7 小时。
5.9 附表 表 5-12 光伏发电设备表 编号 1 2 3 4 5 名称及规格 光伏电池本体 250Wp 多晶硅 光伏电池本体 汇流箱 直流配电柜(500kW) 逆变器 GSG-500KTT-LV 单位 片 Wp 个 个 台 数量 840000 20000000 700 40 40 57 6 电 气 6.1 电气一次 6.1.1 设计依据 编制依据和主要引用标准、规范如下：
1） 《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD 003—2011;
2） 《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z 19964-2005;
3） 《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW 617-2011； 4） 《高电压输变电设备的绝缘配合》GB 311.1-1997;
5） 《电力系统设计技术规程》DL/T 5429-2009； 6） 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620-1997;
7） 《电力变压器选用导则》GB/T 17468-2008； 8） 《交流电气装置的接地》DL/T 621-1997 9） 《变电所总布置设计技术规程》DL/T 5056-2007； 10） 《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352-2006； 11） 《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222-2005； 12） 《河北电网“十二五”主网架规划设计》 ； 13） 《2011～2013 年河北电网系统设计》 ； 14） 《2010 年河北电网裕度分析报告》 ； 15）本项目所在地电网公司及相关各方的现有技术文件。
16）签订的技术咨询设计合同内容。
其他相关的国家、行业标准规范，设计手册 6.1.2 接入系统方案 58 1 电力系统现状及发展规划：
1）电力系统现状 邢台腾日光电科技有限公司邢台 20MWp 光伏发电农业科技一体化项目位于河北 省邢台区水泉镇县西黄村镇境内，拟建于要存、济广高速路东西两侧，光伏电站 总装机规模 20MWp，预计 2014 年底建成投产。
周边电网概况：
（1）丰泽 220kV 变电站， 主变容量 180+180MVA， 其中 220KV 出线 4 回， 110kV 出线 5 回；35KV 出线 7 回。
（2）邢台 110kV 变电站，主变容量为 31.5+50MVA，110kV 规划出线 2 回，现 利用 2 回，单母线分段接线；35kV 规划出现 6 回，现利用 6 回，无备用间隔，单 母线分段接线。
（3）云峰 110kV 变电站，现已安装主变 50MVA，110KV 进线 2 回，10kV 规划 出线 8 回，利用 4 回，备用 4 回，单母线分段接线。
（4）城头 110kV 变电站，安装主变 31.5MVA（2013 年扩建一台 50MVA 主变） ， 110kV 规划出线回，现利用 1 回，备用 1 回（规划 1 回出线π入丰泽-中心 110kV 线路， ）单母线分段接线；35kV 规划出现 6 回，现利用 3 回，备用 3 回，单母线 分段接线。
综合考虑光伏电站地理位置及装机容量，本项目宜采用 35kV 电压等级接入系统， 具备接入条件的站点有丰泽站 35kV 侧，邢台站 35kV 和云峰站 35kV 侧。
据 2013 年系统正常方式、 全接线方式下各站短路容量与最大光伏接入容量的计算 结果如表 4-1 表 4-1: 2013 年短路电流计算结果 单位：kV,MVA 59 变电站 母线电压 220kV 短路容量 1903.651 1220.637 939.502 227.388 1347.94 245.384 最大光伏接入容量 190.37 122.06 93.95 22.74 134.79 24.54 丰泽站 35 kV 110 kV 邢台站 35 kV 110 kV 云峰站 35 kV 即各变电站均能满足本期 20MWp 光伏电站的接入要求。
因丰泽站周边 110kV 及 35kV 线路较多，线路走廊比较紧张，故本项目接入系统 方案暂不予考虑。因此，为满足本项目 20MWp 光伏项目安全可靠送出，减少对 周边电网的影响，节省送出线路投资，本期拟定 2 个一次接入方案：
（1）接入云 峰站 35kV 侧； （2）接入邢台站 35kV 侧。
6.1.4 电气主接线 1 光伏发电工程电气主接线：
本期总装机容量达到 20MWp， 全部采用多晶硅电池组件， 电站共设置 20 个 1MW 单元。每 500KW 光伏组件经一台直流柜接入一台 500KW 逆变器，每其中 2 台 500kW 逆变器与 1 台三相 1000kVA 双分裂油浸升相连。根据实际情况，为了较 少直流传输的损耗，拟采用在光伏电站阵列中设置 9 套预装式逆变一体设备，每 个设备内放置 2 台 500kW 逆变器， 其中 2 台 500kW 逆变器与 1 台三相 1000kVA 双分裂油浸升压变压器相连。 60 升压变压器电压等级为 10KV 或 35KV， 为了节省电力量可以采用集电线路将若干 台变压器先并联再送至开关站或升压站的方案。
根据电站布置情况， 10KV 或 35KV 集电线路方案各选以下两种典型方案比较，两种电压等级各选出一个最佳方案。
1）10KV 集电线路（二次升压至 35KV 并网） 由于光伏电站占地面积较大，最远升压变至开关站或升压站距离约 2 km，10KV 集电线路有以下两种方案：
方案一：共 5 回集电线路，每回约 4MWp，考虑到电缆载流量及经济性，采用电 缆截面为 YJV22-8.7/10kV-3x120mm2（是否需要改动） 方案二：共 20 回集电线路，每回约 1MWp，采用电缆截面为 YJV22-8.7/10kV-3x50mm2 的电缆送至开关站。
表 6.1.1 两种方案投资比较 方案一（5 回集电线路） 序 设备名 单价（万 号 称 规格 数量 元） 高压开 1 关柜 开关柜 10KV 高压 9面 12 108 压开关柜 YJV22-8. YJV22-8.7/ 电力电 2 缆 0mm2 2 合 237 计 464 10kV-3x12 km 3 43 129 3x50mm km 7/10kV 8 22 176 元） 10KV 高 24 面 12 288 总价（万 规格 数量 元） 元） 单价（万 总价（万 方案二（20 回集电线路） 61 方案比较可得，方案一单回线路故障影响 25%输出容量，设备投资相对较少，方 案二单回线路故障影响约 5%的输出容量，设备投资相对较高。
2）35KV 集电线路 35KV 集电线路有以下两种方案：
方案一：共 2 回集电线路，每回约 10MWp，考虑到电缆载流量及经济性，采用电 缆截面为 YJV22-26/35kV-3x120mm2 方案二：共 1 回集电线路，即厂区 20MWp 采用一回线路并接，采用电缆截面为 YJV22-26/35kV -3x250mm2 的电缆送至开关站。
表 6.1.2 两种方案投资比较 方案一（2 回集电线路） 序 号 设备 数 名称 规格 量 元） 高压 35KV 高压开关柜 1 开关 KYN61-40.5 柜 电力 2 电缆 合 402.5 计 315 3x120mm2 km YJV22-26/35kV 3.5 55 192.5 -3x250mm2 km YJV22-26/35kV 2 70 140 6面 35 210 KYN61-40.5 35KV 高压开关柜 5面 35 175 元） （万 （万 规格 量 元） 元） 单价 总价 数 （万 （万 方案二（1 回集电线路） 单价 总价 方案比较可得，方案一单回线路故障影响 50%输出容量，方案二单回线路故障影 响 100%的输出容量，方案一比方案二投资略高，但综合考虑可靠性，故障影响范 围等因素，推荐采用方案一。
场内 10kV 方案需要进行二次升压，需要增加一台 20MVA 的主变，考虑到单台变 压器的可靠性等因素，本项目暂按场内阵列区就地升压至 35kV。 62 综合上述经济技术比较：推荐集电线路电压等级选用 35KV，采用 2 回 35KV 集电 线路接入开关站。
2 电气主接线：
根据本工程容量，考虑电压等级与输送距离，本次工程选定一次升压至 35KV 的 方案。
本期总装机容量共 20MWp，共设置 20 个 1MW 单元。每个单元设置 1 台 35KV 三相 1000kVA 双分裂油浸箱变，10 台 35KV 升压箱变在高压侧并联为一回电源 进线，共计 2 回；电站 35KV 侧采用单母线接线，以一回 35KV 电缆线路接入上 级变电站 35kV 侧。
3 无功补偿：
根据《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW 617-2011 对光伏电站并网的要求， 本电站除需要满足站内箱变、集电线路等的无功损耗外，还需具有一定的调节范 围要求，该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电 网电压波动要求，同时具有滤波功能，以满足电网对电能质量的要求。
本工程初拟在 35KV 开关站设置一套连续可调的动态无功补偿装置，补偿总容量 暂按装机容量的 25%考虑。
无功补偿装置的最终补偿容量和形式以接入系统审查意见为准。
6.1.5 潮流计算分析 计算原则 1) 计算水平年：本工程预计于 2013 年投产，取 2013 年为潮流计算水平年。
2) 计算负荷：邢台邢台电网 2013 年计算负荷取 2460MW。
3) 计算程序：采用电科院引进开发的<BPA 潮流程序>（Windows 版） 。 63 4) 潮流计算方式：
邢台腾日光电科技有限公司邢台 20MWp 光伏发电农业科技一 体化项目与周边光伏电站采用同时满发、停运方式。
方案一：
邢台 20MWp 光伏电站满发，20MW 电力全部送往云峰 110kV 变电站 35kV 侧，就地平衡低压侧负荷，110kV 云峰站降压潮流为 25MW，丰泽 220kV 变电站 向云峰站送点 25.5MW。
邢台 20MWp 光伏电站停运， 丰泽站向云峰站送电 45.3MW 以满足其负荷要求。
潮流计算表明，改接入方案可以满足邢台 20MWp 光伏电站送出要求，光伏店里 电力可在邢台电网就地消纳，光伏电站接入对周边电网影响较小，无线路过载。
方案二：
邢台 20MWp 光伏电站满发，20MW 电力送入邢台站 35kV 侧，110kV 邢台站 降压潮流为 35MW，丰泽 220kV 变电站向邢台站送点 35.6MW。
邢台 20MWp 光伏电站停运，丰泽站向邢台站送点 55.3MW 以满足其负荷。
潮流计算表明，改该接入方案可以满足邢台 20MWp 光伏电站送出要求，光伏 店里电力可在邢台电网就地消纳，光伏电站接入对周边电网影响较小，无线路过 载。
由上可知，云峰站及邢台站均能满足 20MWp 光伏电站的接入要求。
6.1.6 技术经济比较 根据云峰站及邢台站现有间隔及线路情况可知 本期工程项目 送电线路 方案一 云峰站扩建 合计 64 建设规模 35kV 单回路架空线路， JL/GIA-250 导线， 线路长约 8km 扩建一个 35kV 间隔 工程投资 万元 320 60 380 送电线路 方案二 邢台站扩建 合计 35kV 单回路架空线路，JL/GIA-250 导线，线路长约 12.5km 扩建一个 35kV 间隔 500 60 560 方案一送出工程系统一次部分投资约 380 万元，方案二约为 560 万元。
根据技术经济分析，本项目推荐采用方案一作为实施依据。
（最终方案以接入 系统报告审查意见为准） 6.1.5 主要电气设备选择 1 短路电流计算：
参考国网公司《35KV 变电站通用设计规范》中的要求，结合与本工程相近工 程及其附近项目的设备选型，35KV 配电装置短路电流水平暂按 31.5KA 考虑。
2 主要电气设备选择：
1）高压开关设备 35kV 高压开关柜选用 KYN61-40.5，内配 ZN85-40.5 型真空断路器，综合保 护装置安装在开关柜面板。
2）380/220V 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。
3）升压变压器 并网逆变器输出为三相 0.27kV 电压， 考虑到当地电网情况， 首先升压为 35kV。
由于低压侧电流大，考虑线路的综合排布，一次升压变选用箱式变压器 S11-1000kvA 4）无功补偿 35kV 无功补偿设备选用 MSVC 型成套补偿装置。
6.1.6 防雷、接地及过电压保护设计 65 38.5±2x2.5% 38.5/0.27-0.27kV，额定容量 1000kVA。 1 光伏阵列部分：
在光伏板和低压配电室，周围敷设以水平接地体为主，垂直接地体为辅，联合 构成的闭合回路的接地装置，供工作接地和保护接地之用。根据岩土工程勘测报 告得知，混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具强腐蚀性；按渗 透性评价，场地土对混凝土结构具微腐蚀性；故水平接地体采用-60x6 的热镀锌扁 钢、垂直接地体采用 5#角钢，并使用 KV 导电防腐涂料。
（不确定是否有误） 该接地采用方孔接地网，埋深应在冻土层以下，接地电阻按《交流电气装置的接 地》DL/T 621 1997 中的规定进行选择应不大于 4Ω。在配电室屋顶设置避雷带， 防止直击雷。
2 开关站部分：
全站设置由水平敷设的接地干线与垂直接地极联合构成的主接地网， 可兼顾均 压网。根据岩土工程勘测报告得知，混凝土结构具强腐蚀性，对钢筋混凝土结构 中的钢筋具强腐蚀性；按渗透性评价，场地土对混凝土结构具微腐蚀性；故主接 地网干线采用-60x8 的热镀锌扁钢、支线采用-50x6 热镀锌扁钢，并使用 KV 导电 防腐涂料。
经初步计算得知，变电站实际计算值为 0.54 欧姆，而允许的工频接地电阻值 为 0.5 欧姆， 因此，根据现场实际情况，将变电站接地电阻控制在 0.5 欧姆内。
接地网寿命按 30 年计算。接地装置符合《高压输变电设备的绝缘配合》 GB311.1-1997 和《电气装置安装工程施工及验收规范》中的规定。
避雷针单独敷设半径为 5m 的半圆环状独立接地网，并按 DL/T621-1997《交 流电气装置的接地》规范要求将其与主接地网相连使其接地电阻值满足不大于 10 Ω的要求。根据《电力工程设计手册》中的要求，接地网需敷设在冻土以下，根据 66 《岩土工程勘察报告》中内容，变电所最大冻土深度为 36cm,故主接地网敷设深 度按 1 米考虑。
3 绝缘配合及过电压保护 1）绝缘配合 根据 GB311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 ，对于 110kV 及以下设备， 主要考虑以雷电冲击作用电压为基础来确定主要设备的绝缘水平，即雷电冲击耐 受电压和短时工频耐受电压。根据避雷器的保护水平，经济合理的确定主要设备 的绝缘水平。
2）过电压保护 该变电站对直击雷的防护设计考虑为：
每台逆变器配有相同容量的独立的交直 流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组 避雷器以保护电气设备。
同时，考虑采取以下防止反击措施：
（1） 装设集中接地装置加强散流。
（2） 设备的接地点尽量远离接地引下线的接地点，接地引下线尽量远离电气设 备。
4 污秽等级的确定 变电站污秽等级户外按变电 IV 级考虑，即泄漏比距取 3.1cm/kV；户内按变电 III 级考虑，即泄漏比距取 2.5cm/kV。
6.1.7 站用电及照明 1 站用电：
工程厂用电负荷主要为配电系统、生活用电等，负荷集中在综合楼。在 35KV 67 开关站 35KV 母线出一路所用电源， 设 200KVA 所用变一台， 电压等级 35KV/400V， 另路为 10kV 杆上变施工电源，两路 400V 电压互为备用在开关站二次设备间站用 配电柜切换后供站区用电。本期工程新建逆变器室用电采用在逆变室设置小型所 用变，电压取自逆变器交流侧（270V） ，几个逆变器就近设一台。
2 照明：
本期工程采用工作照明及检修电源与场用动力混合供电，电源取自 380/220V 母线。事故照明电源取自直流屏，在场区布置适量的检修箱便于电池板的检修。
6.1.8 电气设备布置 本工程共建设 20 个兆瓦级发电单元。
每个发电单元布置对应 1MWp 电池方阵, 每个 1MWp 发电单元设有 2 台 500kW 逆变器，交直流配电柜，升压变压器等设 备。就地升至 35KV 后,并接成 2 回 35KV 线路接入开关站。
35KV 配电装置推荐采用手车式开关柜设备，户内布置；35KV 变压器推荐采 用户外全密闭油浸式，户外布置。
直流配电柜、逆变器均布置在逆变器室内。
本期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。通讯线缆采用屏蔽双绞线和光纤。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。
6.2 电气二次 6.2.1 设计依据和原则 68 本工程可研设计是依据以下文件编制：
1） 《继电保护及安全自动装置》GB 14285-2006； 2） 《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW 617-2011 3） 《电能计量装置管理规定》DL/T 448-2000； 4） 《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T 5002-2005； 5） 《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003-2005； 6） 《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5004-2004； 7） 《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116-2008 8）本项目所在地电网公司及相关各方的现有技术文件。
9）签订的技术咨询设计合同内容。
其他相关的国家、行业标准规范，设计手册 6.2.2 监控系统 GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》中规定“7.1 电气连接方式和参考 图光伏系统并网的电气接线方式应采用与电网相同的方式，电气连接参考图见附 录 A” ，根据附录 A 的要求，本工程设置集中监控系统。
本工程光伏系统设备主要包括逆变器等，设备监控接口为总线接口，电气系统 主要包括低压配电柜、低压升压变、高压配电柜、直流系统等，设备监控接口可 选择硬接线或总线接口。由于光伏系统和电气系统需监控量均不多，且光伏系统 和部分电气系统对监控实时性要求不高，故光伏系统和电气系统合用一套监控系 统。综合自动化系统应留二期工程的接口和并在监控室预留设备布置空间。本工 程各发电单元和集中控制室距离较远，1 故通讯介质选用光纤，可节约控制电缆， 且不受电压降影响。逆变室内低压电气设备对控制的可靠性和实时要求较低，可 69 选用总线接口，与逆变器共用总线，接入设置在每个逆变室内的通讯管理机。通 讯管理机下行接口为 RS485 型式，上行接口为光纤。采集逆变器、低压断路器、 智能仪表、380V 配电室直流屏、智能温度计的信号上传到监控系统。
35kV 开关柜内断路器及保护对控制的可靠性和实时要求较高， 35kV 测控装置 安装于 35kV 开关柜上。测控屏通过光纤或者双绞线上行至监控系统。
并网发电的监控分为远程监控和现场监控其监控功能如下：
1) 控制中心能够通过监控装置采集光伏电站逆变器和电池方阵运行时相关的实时 数据，并对系统运行状态进行详细记录。监控装置具有自诊断功能，能够接收控 制中心的指令，并对逆变器和配电柜发送相应数据执行操作。
2) 监控装置能够依据光伏电站所处位置的通讯条件，将采集数据或状态信息通过 调制解调器、GPRS 或以太网等方式把信息传递给远程控制中心。
3) 监控中心的工作站配有实时数据分析软件包与故障分析软件包，实时数据分析 软件包可显示电站中逆变器和电池方阵的相关参数，同时显示系统的运行曲线。
故障分析软件包可判断出系统中逆变器或电池方阵运行时出现的故障情况及位 置，同时发出相应的声光报警。
4) 监控装置能够采集的量和执行的操作：①数据采集量包括：光伏电站输出的电 压、电流、频率、总功率值和太阳能辐照度、风速等。逆变器的各种故障信息、 工作状态；电池方阵的输出电压、电流。②执行的控制操作：按指定地址切断逆 变器的输出；电池方阵的电压输出。③信息数据的存储：能够将装置的采集数据 和逆变器的故障信息进行存储；可人工进行查阅，并以数据报表的形式打印出来。
采用高性能工业控制 PC 机作为系统的监控主机， 配置光伏并网系统多机版监控软 件，采用 RS485 通讯方式，连续每天 24 小时不间断对所有并网逆变器的运行状 70 态和数据进行监测。
光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下：
实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计 CO2 总减排 量以及每天发电功率曲线图。
可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：
4 5 6 7 8 9 直流电压 直流电流 交流电压 交流电流 逆变器机内温度 时钟 10 频率 11 功率因数 12 当前发电功率 13 日发电量 14 累计发电量 15 累计 CO2 减排量 16 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，监控的故障信息至少包括以下内容：
17 电网电压过高 18 电网电压过低 71 19 电网频率过高 20 电网频率过低 21 直流电压过高 22 逆变器过载 23 逆变器过热 24 逆变器短路 25 散热器过热 26 逆变器孤岛 27 DSP 故障 28 通讯失败 监控所有变压器及高压柜的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可 查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：
29 过负荷 30 温度高保护 31 PT 断线告警 32 断路器控制回路断线 33 短路电流 34 过载、过电流 35 失压、欠压 (5)监控软件具有集成环境监测功能 （包括日照强度、 风速、 风向和环境温度参量） 。
(6)监控装置可每隔 5 分钟存储一次电站所有运行数据， 可连续存储 20 年以上的电 站所有的运行数据和所有的故障纪录。 72 (7)可提供中文和英文两种语言版本。
(8)可长期 24 小时不间断运行在中文 WINDOWS 2000，XP 操作系统。
(9)监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看 整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。
监控系统构成及配置：
本期光伏电站设置一套综合自动化监控系统，监控系统是一个分层分布式、模 块化网络结构，可分为太阳能发电单元、35kV 升压站、开关站以及主站监控系统 三大部分，其中包括 20 个 1MWp 光伏发电单元、20 个 35kV 升压站和 1 个 35kV 开关站， 其中每个 1MWp 光伏发电单元和 35kV 升压站做为一个的数据采集系统， 同时将所有数据上传至主站监控系统。本系统组态灵活，具有可维护性和可扩充 性，单元与后台主站通信采用以太网双机冗余方式，设有多个标准通信接口，内 置多种通信规约并可在线配置，轻松实现与站内其它智能设备的实时通讯连接。
本系统通过汇流箱测控单元及综合通信监控装置， 实现从光伏电池板阵列的每 串电流，汇流箱电压、防雷器状态和直流开关状态到逆变器，升压站开关站的监 控，为远程监视和诊断整个 20MW 太阳能发电系统的运行状态提供了一个完美的 解决方案。
主站通讯全部采用以太网通讯，距离远采用光缆连接，距离近采用超五类以太 网线连接，光电转换器和光纤盒安装在各通讯柜内。
主站间通讯、主站和区域间通讯均采用双网通讯，通讯柜具有两路以太网通讯 口。
开关站通讯柜同时作主站集控室中心通讯。
通讯柜主要配置综合通讯监控装置 和工业以太网交换机，和 20 个区域通讯柜连接。以太网交换机作为整个监控系统 73 信息交换中心。连接各通讯柜、服务器、监控主机和工作站、服务器以及远动主 机。20MWp 光伏电站监控系统原理图见下图所示： 打印机1 打印机2 室内大屏幕显示 主服务器 备服务器 操作员工作站 后台监控系统 维护工作站 各级调度中心 主交换机 备交换机 …… …… 1# 1MWp监控单元 20# 1MWp监控单元 35KV开关站监控单元 20MWp 光伏电站监控系统原理图 环境监测装置 在太阳能光伏发电场内配置 1 套环境监测仪， 实时监测日照强度、 风速、 风向、 温度等参数。 该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组 成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监 74 控装置的监测系统，实时记录环境数据 6.2.3 继电保护及安全自动装置 光伏电站 35kV 出线两侧配置光纤电流差动保护， 含完整的三段相间距离保护、 四段可选相间低电压和方向闭锁的过流保护作为后备保护，配置三相重合闸功能 及三相操作箱；35kV 母线配置 1 套母线保护；本期配置 1 面失步解列柜。
云峰 110kV 变电站配置对应的光纤电流差动保护。
并网逆变器为制造厂成套供货，具有低电压穿越、孤岛保护、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） 、交流欠压保 护/过压保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护及对 地电阻检测和报警功能。
电能量远方终端与省调电量主站系统的通讯方式采用专用电话拨号和数据网 络通讯两种方式，与地调电量主站系统的通讯采用 PTN 通道，规约为 SCTM 何 IEC870-5-102，数据网接入设备与远动共用。
6.2.4 组屏方案 开关站设置二次设备间。直流电源屏、计算机监控上位主机柜、网络柜、主机 /操作员工作站、光功率预测系统、有功功率控制系统、稳定控制装置等布置在二 次设备间。35KV 保护测控装置布置在相应的开关柜中。
6.2.5 二次接线 根据《电力系统调度自动化设计技术规程》DL5003-2005 和《地区电网调度 自动化设计技术规程》DL5002-2005，远动信息按照四遥(遥测、遥信、遥控及遥 调)功能进行配置。
该变电站二次控制采用微机综合自动化系统， 变电站远动信息量的采集与综合 75 自动化一并考虑， 两者共用数据采集系统， 向调度端传送的调度自动化信息采用“直 采直送”方式：即送往调度端的数据直接取自间隔层，经远动通信装置（远动工作 站）处理后直送调度端，以保证送往调度端信息的实时性和可靠性。
6.2.6 控制系统电源 本工程设置一套 220V/200Ah 直流系统，布置在控制室。蓄电池采用阀控铅酸 蓄电池。用于开关柜操作电源、监控系统电源、事故照明等。
6.2.7 火灾自动报警系统 35KV 开关站设置火灾报警系统，在逆变室、开关站、综合楼设置烟感、手动 报警、声光报警等。
6.2.8 视频安防监控系统 35KV 开关站及光伏电站场内设置视频安防监控系统。在本期工程的四周围墙 及主要出入口设置视频摄像机。
6.2.9 电工试验室 根据本工程的需要建设设施电工试验室，配置光伏电站相关仪器仪表，以便于 设备检修维护和检验。
6.2.10 电气二次设备布置 二次设备布置图详见附图。
6.3 通信 6.3.1 光伏发电工程场内通信 设置一套具有调度功能的程控用户交换机及通信网络构成厂内通信系统， 供电 站生产调度和行政管理使用。该交换机通过中继线与当地电信公网相连，构成电 站的对外通信系统。厂内电站巡视的通信主要采用大功率无线对讲机通信方式。 76 6.3.2 光伏发电工程升压变电站通信 随光伏电站-云峰 35kV 线路敷设 1 根 24 芯 OPGW 光缆；随云峰-丰泽 110kV 线路敷设 1 根 24 芯 ADSS 光缆。
光伏电站配置 1 套邢台地区 622 光传输设备， 丰泽站利用现的 2.5G 设备配置 2 块 622M 光口板，按 1+1 方式开通光伏电站-云峰（跳纤）-丰泽站 622M 电路， 光伏电站通过方式变接入邢台地区光通信网； 光伏电站配置 1 套接入层 PTN 设备， 丰泽站利用现运行的 PTN 设备配置 2 块 GE 光口板，按 1+1 方式开通光伏电站云峰（跳纤）-丰泽站 GE 电路；光伏电站对邢台地调配置 1 对 PCM 接入设备。
6.4 附表 6.4.1 附表 1、电气一次主要设备表 序号 电气一次主要设备表 箱式升压变 S11-1000kVA 38.5±2x2.5% 1 2 38.5/0.27-0.27kV 无功补偿装置 20000kvar MSVC 无功补偿装置。
35kV 高压开关柜 KYN61-40.5(GY)， 3 配 ZN85-40.5 型真空断路器， 面 6 台 套 20 1 单位 数量 2、电气二次主要设备表 序号 1 2 3 电气二次主要设备表 主机兼操作员站 工程师站 后台监控软件 77 单位 套 套 套 数量 2 1 2 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 智能型电能表屏 端子箱 35kV 线路保护测控屏 35kV 线路光纤纵差保护 二次安防及纵向认证加密系统 微机防误闭锁系统 公用测控及远动屏 调度数据网 电能量在线监测装置 UPS 电源 5KVA 30min 光伏发电功率预测系统 稳控系统 面 面 面 对 面 套 套 套 套 套 套 套 1 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 78 7 土建工程 7.1 设计安全标准 根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）2008 年版、《火力发电厂土 建结构设计技术规定》 （DL5022-93）的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构） 筑物的有：逆变室、35V 配电室、低压配电室、变压器基础，光伏阵列区基础等。
建筑结构的安全等级为二级；砌体结构的施工质量控制等级为 B 级。其地震作用 应符合本地区抗震设防烈度 7 度（0.15g）第一组的要求，其抗震构造措施按 7 度 采取。
7.2 基本资料和设计依据 7.2.1 基本资料 1、场地概况 拟建电站场址地貌类型为通天河Ⅱ-Ⅲ级阶地，地表植被较不发育。北西高南东 低，海拔高程在 3560m～3620m 之间，在Ⅱ-Ⅲ级阶地之间发育 12-13m 左右的斜 坡，坡度为 33-40°，地势平坦开阔，地形起伏不大地表分布有少数耐旱植物。场 地区内无不良地质现象，地貌相对完整。
该工程区位于通天河Ⅱ-Ⅲ级阶地，分布第四系孔隙潜水，地下水位埋深在Ⅱ级阶地 中为 7.0m 左右，在场地西北部的Ⅲ级阶地中为 22m 左右。主要接受上游地下水 的渗流补给及左岸山区基岩裂隙水的补给，排泄于河谷下游的河床边缘或补给下 游河谷地下水。
地下水位随河水水位的变化而变化，即丰水季节水位上涨，在枯水季节水位下 降，地下水位变幅在 0.2-0.4m。
地下水对混凝土不具腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋为微腐蚀性，对钢结构 79 为微腐蚀性。
2、设计参数 地震基本烈度：
地震动反应谱特征周期：
建筑场地类别 历年最大冻土深度: 基本风压 基本雪压 4、材料材质 钢材:型钢、钢板主要用 Q235-B 钢，有特殊要求的采用 Q345-B 钢；焊条：E43、 E50； 螺栓:普通螺栓、摩擦型高强螺栓（4.6C 级、8.8 级） 。
钢筋:构造钢筋及次要结构钢筋采用 HPB300 钢， 受力结构采用 HRB335、 HRB400 钢筋。
混凝土：根据设计需要, 预制混凝土构件混凝土强度等级为 C30～C35，现浇混凝 土结构为 C30，垫层采用 C15 素混凝土。
粘土砖：根据设计需要分别采用 MU10 粘土多孔砖等其它满足设计要求的砌体。
有防潮要求的墙体采用实心粘土砖。
砂浆：地上或防潮层以上砌体采用 M5 混合砂浆，地下采用 M10 水泥砂浆。
门窗：内门采用普通木门、外门采用普通钢制门，窗采用中空铝塑双层节能保温 窗等。
7.2.2 设计依据 80 7 度（0.15g） 0.35s Ⅱ类 1.5m 0.40KN/m2 0.30KN/m2 混凝土结构设计规范 砌体结构设计规范 建筑结构荷载规范 建筑抗震设计规范 构筑物抗震设计规范 建筑内部装修设计防火规范 建筑设计防火规范 民用建筑热工设计规范 公共建筑节能设计标准 （GB 50010-2010） （GB 50003-2011） （GB 50009-2012） （GB 50011-2010） （GB 50191-93） （GB 50222-95） （GB50016-2006） （GB50176-93） （GB50189-2005） 建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法（GB/T 7106-2008） 建筑幕墙 建筑地基基础设计规范 建筑地基处理技术规范 钢结构设计规范 采暖通风与空气调节设计规范 （GB/T 21086-2007） （GB 50007-2011） （JGJ 79-2002） （GB 50017-2003） （GB50019－2003） 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程（DL/T5035－2004） 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 工业企业设计卫生标准 工作场所有害因素职业接触限值 建筑设计防火规范 火力发电厂与变电站设计防火规范 火力发电厂保温油漆设计规程 81 （DL5053－1996） （GBZ1－2002） （GBZ2－2002） （GB50016－2006） （GB50229－2006） （DL/T5072－1997） 工业设备及管道绝热工程设计规范 锅炉房设计规范 钢制压力容器 公共建筑节能设计标准 城市热力网设计规范 城镇直埋供热管道工程技术规范 （GB50264－97） （GB50041－92） （GB150－1998） （GB50189－2005） （GJJ34－2002） （CJJ/T81－98） 火力发电厂水工设计规范（DL/T 5339－2006） 室外给水设计规范（GB50013－2006） 室外排水设计规范（GB50014－2006） 建筑给水排水设计规范（GB50015－2009） 火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229－2006) 220kV～500kV 变电所设计技术规程（DL/T5218－2005） 给水排水管道工程施工及验收规范（GBJ50268－97） 7.3 光伏阵列基础、逆变器室及建筑设计 (1)光伏阵列支架基础设计 本光伏电站光伏组件每个固定式支架上安装40块标准电池组件， 支架采用热镀 锌型钢支架，由横梁、斜梁、前后支撑、斜支撑等部件组成，采用热轧角钢和U型 钢，螺栓连接。支架按承载能力极限状态计算结构和构件强度、稳定性以及螺栓 的连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。
光伏阵列基础主要形式有：条形基础、钻孔灌注桩及螺旋钢管桩。
根据本工程地质情况，并考虑工程进度，本项目采用大叶片螺旋钢桩，露出± 0.000地面0.1m，旋入±0.000地面以下1.5m，光伏阵列支架前后支腿距离为1.8m， 82 左右支架间距为3.05m（见附图一） 。此项目螺旋桩基础能有效的承受竖向压力、 水平荷载及竖向拔力。 附图一 (2)设计荷载 风荷载标准值 wk=1.25xβzμsμzw0=1.25x1.65x(±1.4)x1.09x0.4=1.26 KN/m2 βz：阵风系数； μs：风荷载体形系数； μz：风压高度变化系数； w0：基本风压； 雪荷载标准值 83 sk=μrs0=0.85X0.3=0.255KN/m2 μr：屋面积雪分布系数； s0：基本雪压； (3)逆变器室为移动房，共20个。外形尺寸8.76x2.46m。本次设计需做一个移动房 基础，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。
(4)综合楼为单层框架结构，建筑面积约：57mx20m，采用现浇钢筋混凝土结构， 基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。
(5)门卫为单层框架结构，建筑面积约：7.5mx4.2m，采用现浇钢筋混凝土结构， 基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。
(6)水泵房为单层框架结构，建筑面积约：6.0 mx10.0m，采用现浇钢筋混凝土结 构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。
建筑性质表 火灾危险性 房间名称 建筑性质 等级 综合楼 水泵房 门卫 民用 戊类 民用 二级 二级 二级 1 1 1 982.64 62.85 31.5 建筑层数 建筑面积 （㎡） 7.4 场内集电线路设计 场内集电线路主要为电池组件串接线和汇流箱至直流配电柜电缆。
组件串接线 主要为光伏电缆，敷设方式为直埋穿管和沿支架横梁敷设两种。汇流箱至直流柜 的直流电缆为铠装电缆，直埋敷设，埋深不小于700mm。 84 35kV就地升压变出线，本次35kV线路设计10路并联为一个回路，35kV配电室进 线2回。35kV交流电缆采用铠装电缆直埋敷设。
7.5 升压变电站 7.5.1 站内建筑设计 光伏电站开关站内建筑物包括综合楼、门卫及水泵房等。
光伏电站总平面图见附图 各建筑物简介如下：
1) 综合楼 综合楼是光伏电站的核心建筑，具有监控电气设备、提供生产和生活场所等重 要作用，其设计本着以人为本的原则，为光伏电站工作人员提供更好的生活环境。
控制室考虑防噪声、防尘等要求。控制室选用抗静电活动地板，蓄电池室应选用 耐腐蚀的饰面材料，其他均选用防滑地砖。
2) 附属其他建筑 门卫为单层框架结构，建筑面积约：7.5mx4.2m，采用现浇钢筋混凝土结构， 基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。
水泵房为单层框架结构，建筑面积约：6.0 mx10.0m，采用现浇钢筋混凝土结构， 基础为现浇钢筋混凝土独立基础，见附图。
7.5.2 站内给排水系统 水源 给水水源采用通天河河水。 本工程用水包括员工生活用水、光伏电池面板清洗用水及浇洒道路和绿化用 水。本工程项目人员生活用水由位于项目南侧的通天河河水经处理后达到《生活 饮用水水质标准》供至生活用智能型箱泵一体化泵站，再供至各用水点。 85 本工程场内设太阳能板水清洗系统。清洗用水由河水加压经沉淀过滤后供至生产 水箱，再二次加压供至用水点；光伏电池面板的清洗方式为软管接有压水定期进 行冲洗。在站区内每隔 3 排光伏电池面板间的通道内设置有给水栓。给水栓处设 置截止阀及固定水带接口，便于接软管对电池组件进行冲洗工作。浇洒道路及绿 化用水与太阳能板清洗共用一套系统。
本工程设有水泵房一座， 水泵房内设有：
2 台原水泵 （1 用 1 备） 、 生产水箱 （有 效容积 50m3） 、2 台太阳能板冲洗增压泵（1 用 1 备） 、生活饮用水处理装置、生 活用智能型箱泵一体化泵站一套（有效容积约为 2.5m3） 、生活饮用水消毒处理装 置一套。
排水系统 排水系统主要包括：雨水、生活污水排放系统。 雨水排水包括屋面雨水排水、 站区场地雨水排水、 电缆沟及阀门井的雨水排水。
建筑物屋面雨水通过雨水斗收集，通过雨水立管引至地面，直接排放至地面。站 区场地设排水明沟，将雨水引入通天河。
本工程排水包括员工生活污水及太阳能组件清洗废水。
生活污水经埋地式生化 处理装置处理达《污水综合排放标准》（GB8978－96）中一级排放标准后经渗水 井入渗至地下；太阳能组件清洗废水直接排入场区雨水明沟并最终排入通天河。
7.5.3 采暖与通风设计 通风系统描述：卫生间设机械排风，换气次数不小于 10 次/h，门窗渗透进风； 低压配电室、高压配电室、电子设备间排风换气量满足夏季消除房间余热要求， 以上房间进风方式均为外墙下部设不锈钢制双层防雨百叶自然进风。房间内设排 气扇通风换气，满足人员新风量要求。
采暖及空调系统描述：夏季空调：夏季冷负荷很小，可不设空调。控制室由于 86 电子设备较多，须设空调。
冬季采暖:卫生间设电暖器采暖，保证冬季房间温度不低于 12℃；宿舍、会议 室、办公室、资料室，集控室冬季采暖为电暖器采暖，保证房间温度冬季不低于 18℃。
7.6 地质灾害治理工程 7.6.1 地质灾害避免措施 1.设计措施 本项目建设地为， 因此建议该区域不进行工程建设或对该区域泥石流进行治理 后再进行工程建设；对泥石流堆积区的沟道定期进行清淤，对建设区东北外侧的 沟道修建防护提，在建设区东北部外侧修建停淤场，建设区内修建导流堤，防治 泥石流及高含砂洪水对建设区的影响。
根据地质灾害危险性现状评估可知， 工程建设应尽量避免在建设区东北侧布设 重要建筑物，且工程建设应与色麦江的径流通道保留适当的距离，建筑物尽量分 布在建设区中部及南侧。本项目场地建筑设计均为单层框架结构，主要建设用地 布置太阳能电池板矩阵，管理区仅占建设用地的东南侧小部分用地面积。
2. 施工措施 建设用地建设应加强对泥石流的清淤、护岸挡墙修建工作；地基土不均匀沉降 应选择合理的回填土颗粒级配，按照设计要求进行分层碾压回填，确保回填土密 度、含水率达到设计要求；边坡失稳灾害的防治措施应及时支护，禁止在基坑顶 部堆放施工弃土；地表水、地下水污染应将排污工程统一纳入该项目污水处理系 统。
7.6.2 其他灾害防治 87 经过实地考察本次项目建设用地内风化碎石较多、散土层泥土、细沙可能在大 风天气引起杨尘。
房屋建筑抗风能力按国家规范要求进行设计，均能保证抗风能力。建筑抗风沙 主要是门窗。沙尘暴对门窗的环境威胁，主要表现在4个方面：A、沙尘暴对门窗 的渗透效应和瞬时强风荷载，要求建筑门窗的密封性能、防尘性能、抗风性能必 须提高；B、门窗表面在沙尘暴的作用下，产生较强的静电效应，沙尘颗粒粘结物 长期吸附于门窗表面，加速电化学腐蚀，危及面层使用寿命和装饰色调效果，门 窗抗静电性能必须提高；C、沙尘对按等压原理设计而设置的减压孔、腔、槽隙、 排水孔槽以及新型换气装置通风孔道等处产生封闭效应，造成功能性孔隙的严重 堵塞， 清理十分困难，危及门窗使用功能和技术性能；D、沙尘暴危及的门窗附件：
门窗启闭件、开启定位件、紧固件、锁具等金属制品，要有较高的机械强度；密 封元件、配套件等非金属制品，要有较高的耐候性能和防尘效果。
根据光伏组件面灰尘情况，对光伏组件进行清洗，以确保发电效益。对过于干燥 的地面场地，采用洒水的措施预防大风引起的扬尘。购置洒水卡车（配置水箱水 车）一部，并带有水泵和水枪。
7.7 附表 7.7.1 附表 建筑工程量汇总表 一 1 2 3 支架 支架用热镀锌钢型材量 M16 螺栓 M12 螺栓 88 t 套 套 621.43 35000 13600 4 5 6 7 8 9 二 1 M10 螺栓 M8 螺栓 一级 6 钢筋 二级 14 钢筋 C30 混凝土基础 C15 混凝土垫层 建筑 综合楼（建筑） C15 砼 C30 砼 土方开挖 土方回填 250 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 370 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 钢筋 套 套 t t m? m? 113510 142000 25 100.45 3000 762.3 ㎡ m? m? m? m? ㎡ ㎡ t ㎡ m? m? m? m? ㎡ 45 380 1650 1500 90 45 265 1000 900 130 90 25 2 电控楼（建筑） C15 砼 C30 砼 土方开挖 土方回填 250 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 89 370 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 钢筋 3 逆变器室（建筑） C15 砼 C30 砼 土方开挖 土方回填 370 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 钢筋 4 水泵房（建筑） C15 砼 C30 砼 土方开挖 土方回填 钢筋 5 门卫（建筑） C15 砼 C30 砼 土方开挖 土方回填 250 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） ㎡ t ㎡ m? m? m? m? ㎡ t ㎡ m? m? m? m? t ㎡ m? m? m? m? ㎡ 85 40 60 220 800 700 300 15 40 100 500 350 5 7 40 200 180 10 90 370 厚蒸压灰砂砖（用于墙下条基） 钢筋 ㎡ t 25 3 91 8 工程消防设计 8.1 工程消防总体设计 8.1.1 消防设计主要依据的规程规范 （1）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）； （2）《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）； （3）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）； （4）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-94）； （5）《35～l10kV变电所设计规范》（GB 50059-92）； （6）《高压配电装置设计规程》（DL/T 5352-2006）； （7）《电力设备典型消防规程》（DL5027-92）； （8）《建筑灭火器配置设计规范》（GB 50140-2005）； （9）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2003）； （10）《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-96）。
8.1.2 一般设计原则 （1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，加强火灾监测报警的基础上， 对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。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，立足自防自救。
（2）设计中，严格执行国家有关防火规范和标准，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、安全出口等各项要求。
（3）设计做到保障安全，使用方便，经济合理。
8.1.3 机电消防设计原则 92 电气系统的消防范围包括电缆、各级电压配电装置、主变压器、控制室等。其主 要消防设计原则为：
（1）根据《35～l10kV变电所设计规范》（GB50059-92）、《高压配电装置设计 规程》 （DL/T5352-2006） 、 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 （GB50229-2006） 等，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离要求； （2）尽可能采用阻燃、难燃性材料为绝缘介质的电气设备；电缆电线的导线截面 选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备采用阻燃电缆； （3）对穿越墙壁、楼板和电缆沟道进入到其他设施的电缆孔洞，进行严密封堵； （4）本工程主变压器设置了变压器油池和事故油池，在火灾情况下可将油及时排 入事故油池； （5）消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求； （6）设置完善的防雷设施及其相应的接地系统； （7）主要疏散通道、楼梯间及安全出口等处按规定设置火灾事故照明及疏散方向 标志灯； 8.1.4 消防总体设计方案 （1）本光伏电站不设消防机构，但需配备一名兼职消防人员，初期火灾由本光伏 电站自行扑灭，若发生重大灾情，由当地消防队支援共同扑灭火灾； （2）本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、 灭火、排烟、逃生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能性，一旦发生也能在 短时间内予以扑灭，使损失减少到最低，同时确保火灾时人员的安全疏散； （3）根据生产重要性和火灾危险性程度配置消防设施和器材，本光伏电站按规范 配置了室外地下式消火栓、消防砂箱、手提式灭火器； 93 （4） 建筑结构材料、装饰材料等均须满足防火要求； （5） 本光伏电站内重要场所均设有通信电话； （6） 组织开展经常性的消防宣传教育，提高职工的消防安全意识。
8.1.5 消防等级划分 房间名称 综合楼 水泵房 门卫 8.2 工程消防设计 8.2.1 主要场所及主要机电设备消防设计 本期工程消防采用磷酸铵盐干粉灭火器和干砂灭火2种灭火方式。
8.2.1.1 35kV配电室、低压配电室 根据规范， 35kV配电室设6只MF/ABC4手提式磷酸铵盐干粉灭火器。
低压配电 室设4只MF/ABC4手提式磷酸铵盐干粉灭火器。
8.2.1.2 电缆 建筑性质 民用 戊类 民用 耐火等级 二级 二级 二级 电缆从室外进入室内的入口处及主控制室与活动地板下的电缆层之间， 电缆沟 内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等，采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分 隔措施。具体措施是：
（1）选用交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆，最小截面满足负荷电 流和短路热稳定的要求；控制电缆选用阻燃电缆。
（2）电力电缆与控制电缆分层敷设，各层之间用防火隔板分隔，隔板的耐火极限 不低于0.75h。 94 （3）所有电缆穿越的孔洞，均采用软质耐火材料封堵，孔洞两端2m以内的电缆 均喷涂防火涂料保护。
8.2.2 消防电气 本光伏电站消防配电主要包括火灾自动报警系统、事故照明、风机。本光伏电 站的电力负荷为二级负荷，消防电源采用独立的双回路供电，一回由系统供电， 另一回路由当地外来电源供电（10kV电源），两路电源能够实现自动切换。
（1）火灾自动报警系统。
（2）事故照明：本光伏电站照明分为工作照明及事故照明。在35kV配电室、低压 配电室各设有事故照明，事故照明采用220V交流供电，当失去工作照明电源时， 事故照明电源由直流逆变电源供电，逆变器能维持事故照明1h。
（3）风机：消防用风机电源双路供电末端切换，其它风机单回供电。
（4）消防配电线路均暗敷于非燃烧结构内，或采用金属管保护，电缆均采用阻燃 型电缆。
8.2.3 通风空调系统防火排烟设计 配电室设机械排风系统，加强通风换气。通风系统防火设计如下：
（1）35kV配电装置室及低压配电室所有风机均兼事故后排风。
（2）房间进风口采用防火风口。通风机均自带自垂百叶，风机关闭时，百叶亦自 动关闭。火灾发生并当室内温度达70℃时，防火风口自动关闭，根据消防报警信 号，切断风机电源，以阻止空气流动，防止火灾扩大或蔓延。待火灾过后，手动 打开排风机进行事故后排风。
（3）通风系统空气均不作循环，各个房间均为独立的通风系统。 95 （4）防火风口性能要求：70℃时阀片自动关闭，手动复位，阀片可在0～90℃范 围内无级调节，防火极限为1.5h。
8.2.4 火灾自动探测报警及消防控制系统 本电场光伏电站火灾自动探测报警及消防控制系统是根据 《火灾自动报警系统 设计规范》（GB50116-98）的要求进行设计。
本电场火灾自动探测报警及消防控制系统采用集中报警工作方式。
在集控室设 置壁挂式火灾报警控制器（联动型）一台，主要监测设置在各火灾探测器场所的 火警信号，并可对相关部位风机、防火风口、防火阀等实施自动联动控制。火灾 报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动操作按钮。
电场的火灾监测对象是重要的电气设备等场所， 根据环境及不同的火灾燃烧机 理，分别选用感烟、感温探测器。探测器主要安装在二次设备室、35kV配电装置 室等场所。在各防火分区设置手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警按 钮动作时，火灾报警控制器发出声光报警并显示报警点地址、打印报警时间和报 警点地址，并按预先编制好的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的 风机、关闭防火风口和防火阀、启动声光报警器。也可由值班人员在火灾报警控 制器上远方手动操作。
火灾报警控制器自带备用电源。正常工作电源交流220V由动力配电箱供给， 当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。消防电缆 （线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞电线。电缆敷设在电缆桥架上 或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。
8.2.5 主建筑物消防措施 96 在电缆沟工程中的工艺路线设计过程中，考虑消防防火要求。在各电器控制装 置设计中，有火灾危险的场所设置事故照明设施，对防雷建构筑物采取相应的避 雷措施防止雷电引发的火灾；按规范要求对有防火防爆要求的生产场所配置相应 的电气设备和灯具。各防火分区及各主要控制室墙体均采用非燃烧体材料，各重 要防火区隔墙门采用防火门。
8.3 施工消防设计 8.3.1 工程施工消防规划 建筑工程开工前编制施工组织设计、施工现场消防安全措施及消防设施平面 图。
施工现场设置临时消防车道，其宽度不得小于 4 米，并保证临时消防车道的畅 通。禁止在临时消防车道上堆物、堆料或挤占临时消防车道。
建筑施工现场的灶间严禁设于在建建筑物内，不应与宿舍、办公用房合建，其耐 火等级不应低于四级，燃料的存放及使用应符合有关规范要求。
施工现场必须配备消防器材，做到布局、选型合理。要害部位应配备不少于 4 具灭火器材，要有明显的防火标志，并经常检查、维护、保养，保证灭火器材灵 敏有效。
施工现场设置明显的防火宣传标志。组织施工现场的义务消防队员，定期组织 教育培训及演练。
8.3.2 施工消防管理 因施工需要搭设的临时建筑，应符合防火要求，不得使用易燃材料。
使用电气设备和化学危险物品， 必须符合技术规范和操作规程， 严格防火措施， 确保施工安全，禁止违章作业。 97 施工材料的存放、保管、应符合防火安全的要求，易燃材料必须专库储存；化 学易燃物品和压缩可燃气体容器等，应按其性质设置专用库房分类存放，其库房 的耐火等级和防火要求应符合公安部制定的《仓库防火安全管理规则》；使用后 的废弃物料应及时消除。建设工程内不准作为仓库使用，不准积存易燃、可燃材 料。
安装电器设备、进行电气切割作业等，必须由合格的焊工、电工等专业技术人 员操。施工现场的电气设备、电气工具、线路必须符合有关电气安全工作规程， 并配有专职人员维护管理。
冬季施工使用的电热器，须有工程技术部门提供的安全使用技术资料，并经施 工现场防火负责人同意。重要工程如高层建筑冬季施工的保温材料，不得采用可 燃材料。
施工中使用化学易燃物品时，应限额领料。易燃、易爆、有毒物质的存放，必 须设专用仓库、专人保管，并执行仓储消防安全管理制度；禁止交叉作业；禁止 在作业场所分装、调料，禁止在工程内使用液化石油气钢瓶、乙炔发生器作业。
建筑工地临时宿舍和办公用房的设置必须符合消防技术标准的要求，并配置相应 的灭火器材，放置在通道等醒目和便于使用的地方，灭火器应当加强保养，确保 处于备用状态。
设置消防车道，配备相应的消防器材。
消防泵房应用非燃材料建造，并设在安全位置。施工现场的消防器材和设施不 得埋压、圈占和挪作他用。冬季施工，须对消防设备采取防冻保温措施。
8.3.3 落实消防安全责任 98 建筑工程施工现场的消防安全由实施总承包单位负责。
分包单位向总承包单位 负责，服从总承包单位对施工现场的消防安全管理。
建设单位与施工单位在订立合同中应当明确各方对施工现场消防安全的责任。
施工总承包单位应当承担下列防火职责：
36 确定一名行政领导为施工现场防火负责人，负责督促、检查施工现场的日常防 火工作； 37 制定施工现场防火制度，确定岗位防火职责； 38 组织工程技术人员和工人开展防火知识培训和宣传， 按工程进度落实相应的消 防措施； 39 检查落实施工现场宿舍和临时办公房的防火措施； 40 定期开展防火检查，及时消除火险隐患； 41 建设单位应当承担下列防火职责； 42 督促施工单位按图施工，及时拨付安全措施费用； 根据工程施工的不同阶段，协同施工单位制定相应的防火安全措施，并予以 督促、检查；派出工程技术人员共同参与工地的防火工作； 发现一般火险隐患，应当及时通知施工单位进行整改；发现重大火险隐患， 应当责令其停止施工作业，同时向公安消防监督部门报告。
监理单位应当承担下列防火职责：
43 检查落实建筑工程的消防施工是否符合国家工程建设消防标准的要求。
44 对建筑工程选用的消防产品进行核查， 不得同意在工程上使用或者安装不符合 市场准入制度及质量不合格的产品。
45 安排监理技术人员参与并做好施工现场防火工作。 99 46 审查施工现场防火制度和防火安全措施； 47 监督建设单位按时拨付安全措施费用； 48 检查施工现场各项防火措施的落实情况，督促施工单位及时进行隐患整改，发 现重大火灾隐患，应责令其停止施工作业，同时向公安消防监督部门报告。 100 9 施工组织设计 9.1 编制依据及原则 9.1 施工条件 9.1.1 项目地理位置及自然条件 9.1.1.1 项目地理位置 本工程位于邢台区境内（E117.50，N35.10）。
9.1.1.2 气候条件 邢台区属温带半湿润大陆型季节性气候， 四季分明。
春季多西南风， 少雨多旱； 夏季气候炎热多雨；秋季秋高气爽，日照充足；冬季干冷少雪，多西北风。年平 均气温 13.8℃，极端最高温度 43.2℃，最低气温-15.6℃，无霜冻期平均为 207 天， 最长 235 天， 最短 188 天。
多年平均降水量 708.6 毫米， 最大年降水量 1139.5 毫米，最小年降水量 355.6 毫米，且年降水量集中在 6-9 月份，平均为 511.3 毫 米，占全年降水量的 72%，多年平均水面蒸发量 1911.3 毫米，最大年为 2577 毫 米，最小年为 1331.5 毫米。邢台年总辐射量介于 4548.3～ 4775MJ/㎡之间，年 均值为 4648.48MJ/㎡。
9.1.1.4 项目所在地地质类型 拟建场地土地平整，高寒草垫，地表向下 20cm 泥土，再向下为砂石。地基 土主要由表土、圆砾和卵石组成。地质由第四系冲洪积成因的成碎石土、角砾土 及风积成因砂类土堆积而成，无造成滑坡、土崩、岩溶、断层等不利工程地质因 素。该区域地质构造稳定，地层坚硬，结构密实，土质对砼基础无腐蚀性，无地 质灾害，满足大型并网光伏电站的建设要求。
9.1.1.5 积雪降雨 101 根据项目地区为中原地区，无需考虑积雪。
光伏组件表面为玻璃结构，且采用字节涂层，光滑度高，不易积雪。光伏阵列 中太阳能电池板与水平面倾斜角度为 31 度，且组件反光率低，运行时温度上升明 显。所以不易积雪。
结合气象条件及光伏组件自身特性，本项目不会出现长期积雪情况，故无需采 取融雪措施。
9.1.1.6 抗冻土措施 根据当地多年最大冻土深度 35cm 左右。无需要考虑抗冻土措施。
本项目支架采用螺旋钢桩基础，在设计支架系统时无需要考虑抗冻拔稳定性。
太阳能电池方阵内部设至每个子单元和逆变升压子站的检修道路。
9.1.1.7 冰雹灾害 光伏组件表面是钢化玻璃，均通过光伏组件耐冰雹冲击试验，可承受普通冰雹 的撞击。
9.1.2 工程对外交通条件、工程区可利用场地面积及可利用条件 9.1.2.1 工程所在地对外交通条件 本工程位于邢台区境内（E117.50，N35.10） 。外进内出十分便利，项目 建设所需的原辅材料及设备可直接通过公路运输至场址内，交通运输条件十分优 越。场址均地势较开阔，地形较平坦，施工方便，便于安装。
9.1.2.2 工程区可利用面积 本项目选址， 业主方选定了 682 亩土地作为本项目建设用地， 本期项目的临设 及加工区施工用地，可以在征用临时用地上不再增加额外费用。
9.1.2.3 场地可利用条件 102 本项目规划用地为 682 亩，该场地地势平坦，且地上建筑物少，可作为施工材 料、设备临时堆场，施工人员临时住房等，且能停靠大型机械设备，可利用率高。
9.1.3 工程区作业 9.1.3.1 工程区施工条件 项目建设所需的原辅材料及设备可直接通过公路运输至场址内， 交通运输条件 十分优越。场址均地势较开阔，地形较平坦，施工方便，便于安装。
9.1.3.2 主要建筑材料来源及供应条件 本工程所需要的主要材料为沙石料、水泥、钢材、木材、油料及火工材料等 主要建筑物材料来源充足，场址周围细沙和砂砾卵石等丰富，可就近购买。混凝 土采用自拌。搅拌用水采用河水供应，可以满足施工要求。
9.1.3.3 施工用水 光伏电站施工用水由建筑施工用水、施工机械用水及生活用水等组成，本工程 高峰用水量为 100m/d。
本工程厂区北侧有天然河流，施工用水可从河流内取水，可满足建筑施工、施 工机械及生活用水需求，生活用水需设置过滤或沉沙设备。
9.1.3.4 施工用电 拟建项目选址距离称高速公路服务区 300M，施工用电从服务区中接引，通过 变压器接到施工作业面的配电柜供电。施工现场采用三级配电方式，一级总配电 箱开关为 160A，现场分为生活用电和施工用电，临时用电量负荷计划：25kW。
9.1.3.5 当地配修加工能力 拟建项目选址距离市区现场 25KM，日常施工用机械设备、部分施工用材料可 在县城或者邢台市内完成，且交通方便。 103 9.1.3.6 施工劳动力及物资来源 普通建设工人劳动力丰富，可在本地就近召集，技术型工种需求量少可在附近 大城市或外省招募。
9.1.4 施工现场环境保护及生产安全 9.1.4.1 工程防洪 项目地为平原地带，且北侧拥有天然河流，本项目依托选址附件有利地势，工 程防洪可采取自由散水。
9.1.4.2 环境保护、水土保持 1、区域生态环境现状 拟建场地属于平原地带，地势平缓。
2、对动物植被的影响分析 项目的施工对植被会造成一定的破坏， 但工程对地表植被和土壤所产生的影响 面积有限，运营期可以使减少的生物量逐渐得到恢复。施工期作业机械发出的噪 声以及施工人员的活动会使建设项目区及其附近的动物暂时迁移。但这种影响是 短期的，且项目区域内无濒危珍稀野生物种的存在。因此，本项目的建设对周边 的动植物影响不大。
3、工程占地影响分析 施工营地占地对地表植被有一定影响，且增加水土流失和影响景观，但这种影 响是短暂的，破坏性较小，同时施工临时占地均位于管理区内，施工完成后管理 区将进行人为绿化恢复，进一步减小生态影响和破坏。
施工过程的生态影响主要是大型车辆碾压植被导致植物死亡和基坑开挖等造 成的地表扰动，加剧水土流失。该地区地表主要分布植物多样性差，抗外界干扰 104 能力弱，植被生长缓慢，且不易存活；因此评价建议，施工期临时场地、建筑和 道路等施工时，应将表层 15cm 土壤和植被进行剥离，单独堆放养护，待施工完 成后可恢复原地表，多余的全部集中堆放用作运营期绿化土壤。
4、水土流失影响分析 本项目施工期对土壤、植被的影响主要包括：一是施工开挖和回填破坏土壤原 有结构，影响土壤发育；二是施工过程中，因车辆碾压、取土等破坏地表土层结 构，使得下层土壤裸露。本地区容易遇暴雨天气，还易引起水力侵蚀造成水土流 失；三是破坏原有植被，使厂址区域自然植被覆盖度降低。本区水土流失主要表 现在建设期，运行期相对较小。
施工过程中扰动原地貌，可能造成的水土流失量分为两部：一是施工过程中损 坏原地貌，降低土壤抗蚀性和边坡稳定性而增加间接水土流失量；二是土方开挖 和堆放增加的直接水土流失量。
5、景观影响 拟建场地属于滨海滩涂地貌单元。拟建场地现为滩涂，地势平缓，冲海积沙而 成，地表生长少量杂草，电站建成后，将有部分草地被太阳能电池组阵列所覆盖， 对周围景观有一定的影响，但项目占地面积有限，对项目所在区整体景观影响有 限，改变不了项目区原有景观特性。因此，本项目对项目区景观影响较小。
6、生态环境影响恢复措施 本项目主要的生态防治措施为植被恢复、场地绿化以及文明施工，控制施工车 辆和人员的活动范围，减少对周围植被的破坏。
7、施工期的生态防治措施：
49 在本项目施工过程中，尽可能减少占地面积，减小对植被的破坏面积，由于项 105 目电池组件基础施工均采条形基础浇筑，施工面积较大，因此应划定基础安装 位置和范围，施工过程不得超出划定基础施工范围，单进单出，仅对桩基础位 置进行施工，严格限定作业范围，进一步减小施工面积，减小对地表的扰动破 坏。
同时施工过程中应严格限制和避免大型机械的使用， 因基础基坑体积较小， 则采用人工开挖，先将地表 15cm 土层及杂草木根系人工挖掘放置于基础外 边，施工后表层剥离土就地用于基础面周围植被种植土，以减少对场地表面的 破坏，进一步减小施工扰动面积，同时应保持电池板下方及方阵之间的土地现 状； 50 项目场地仅需小范围局部平整，同时电池组件依势而建，因此厂内平整面积极 小。因此，地表扰动和破快主要为：临时施工营地、堆场，电池板基础开挖、 厂内建筑及厂内道路的开挖、平整等。因此评价建议：对需开挖土方上的表层 土壤和植被进行移植，即表层 15cm 的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存 区，待施工结束，将表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用 土，以用于播撒草种绿化；项目施工不占用临时用地，原料堆场等均在永久用 地内堆设， 对厂址范围内的原料堆场和临时堆渣场， 则要进行遮盖和洒水处理， 减小风蚀影响；永久占地处的植被在施工前移植到它处维护，并定期洒水，确 保植被成活； 51 35kV 电缆沟道线路铺设中的保护措施：由于项目需新建 35kV 厂内直埋式输 电电缆线路，会对线路沟道周围生态及土壤造成一定的扰动和破快，但影响范 围较小，仅为沟道基础的开挖，因此不会对线路沿线生态造成较大影响。同时 环评要求：线路铺设过程中应尽可能划定施工路线和地基位置，线路沟道的铺 设不得超出划定的范围，进一步减小生态影响和地表扰动。对于沟道基地开挖 106 时，应将表层土壤和植被进行剥离养护，完成后就地复原； 52 进场道路的施工：项目进场道路应对施工两侧进行压实和整治，尽可能减小车 辆移动导致风蚀加剧现象； 对进场道路需开挖土方上的表层土壤和植被进行移 植，即表层 15cm 的土壤应与植被一起堆放就近表土堆存区，待施工结束，将 表层土壤和植被用于绿化场地绿化用土和部分地表恢复用土， 以用于播撒草种 绿化；道路所铺砂石料均从县或附近县城购，注意道路修整过程中进行洒水抑 尘等； 53 施工过程中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。对容易诱发扬尘、粉尘及污 染土壤的建材进行覆盖；施工期临时场地和临时便道限定作业范围，用彩带或 其它标识界定围护， 防止行人和车辆越界， 并不定期进行洒水降尘或固结地表, 以尽量减少扬尘污染；修建厂内简易道路地点的原有植被移植到道路两旁，如 果出现植被死亡，则应补种适应当地环境的易成活植被； 54 永久占地对植被的破坏面积和植被恢复措施：项目占地类型为杂草地。工程结 束后，需对厂区进行绿化。对于可以进行植被恢复的区域，必须回填表土，进 行植被恢复，依据适地适草的原则，通过植物多样性的选择，根据当地气候土 壤条件以及发电场特定要求进行综合分析， 选择以适合当地生长的草籽进行播 种。对于少量不能进行植被恢复的区域，进行平整压实，以减轻水土流失。可 使拟建项目对生态环境的影响减至最小； 55 各区域施工产生的建筑垃圾， 要及时清运， 堆放至指定场所， 进行分类、 回填、 筑路等再利用； 56 对临时施工场地的施工迹地进行土地平整， 对规划的绿化用地区域选用土质较 107 好的表层土回填，以备恢复植被，土源可从施工挖出的土方中选择，平整覆土 后种草绿化； 57 完工后对临时便道进行达标整理，进站道路尽量利用原有便道。完工后对临时 场地进行恢复，拆除临时建(构)筑物，掘除硬化地面，弃碴运至规定地点掩埋。
同时对恢复后的场地进行洒水，以固结地表，防止产生扬尘和对土壤的侵蚀。
工程结束后要对厂区适宜绿化的地方（规划的绿化带）进行绿化，场地内播撒 适合当地生长的草籽，提高土壤保水性等生态功能。
8、运营期的生态恢复措施：
施工结束后，应及时对施工运输机械碾压过的土地进行恢复，视影响程度，轻 的可采取自然恢复，破坏较严重的应采取人工措施恢复植被，使土壤疏松，选择 合适的草种进行播种，减少风沙化面积。运营期应于电池组件下方和规划绿化带 进行绿化，包括项目施工对厂址外造成的影响，对人工种植的其它草（树）等进 行浇水养护，增加绿化面积，减少风蚀影响；选取合理的草种进行绿化。在土地 恢复期间，要对恢复的地区进行隔离，尽量不要在这个区域内进行其他活动，以 减少人、牲畜对草原的践踏及车辆对草原的碾压。光伏阵列具有遮阴的作用，加 之光伏阵列一部分清洗水的绿化，对林地的生态恢复有一定的帮助。
9、运营期满后的生态防护措施：
运营期满后，按国家相关要求，将对生产区（电池组件及支架、变压器等）进 行全部拆除或者更换。这些活动会造成光伏组件基础土地部分破坏，若拆除后不 再进行重新更新安装，直接关闭，则应掘除硬化地面基础，对场地进行恢复，其 中，拆除过程中应尽量减小对土地的扰动，对于项目厂区原绿化土地应保留。掘 除混凝土的基础部分场地应进行恢复，恢复后的场地则进行洒水和压实，以固结 108 地表，防止产生扬尘和对土壤的风蚀。
9.1.4.3 劳动安全 9.1.4.3.1 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电池组件引起的触电事故和施工用电 安全。太阳能电池组件串联到一定数量，输出电压能达到 800V 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。
设备应尽量在地面进行拼装和固定，以减少高空作业工程量。根据电力行业有 关规定进行，并结合建构筑物状况设置的安全保护措施，避免高空作业事故的发 生。安装时严禁利用屋（棚）顶作为临时堆场，必须落实合理的施工组织措施， 起吊与安装应同步衔接，防止荷载集中，屋（棚）顶垮塌。
光伏电站升压站内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定 施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察 机构和专职安全监督员。
9.1.4.3.2 施工期作业安全措施 （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的通讯设备，如对讲机等。
9.1.4.3.3 工程安全卫生设计 工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素， 并根据设计 规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。
58 本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循《工业企业设计卫生标准》 109 （GBZ1-2002） 、 《采暖通风与空气调节设计规范》 （GB50019-2003）等电力 标准、规范。
59 生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室 不必设置空气调节系统。
60 厂内各工作间均设置冬季采暖设备防寒， 以保护运行人员身体， 提高工作效率。
61 在配电间设置通风设施。
9.1.5 本工程施工特点 本工程施工任务重， 时间紧， 交通距离远且不方便， 施工人员调配难度非常大， 施工强度高，带有突击性的特点。施工资源安排、人员和施工设备配备、材料供 应等方面充分考虑这一现状，配齐、配足管理人员，配置数量足够的技术人员， 加强现场管理，精心组织，科学安排好各项目的施工。
9.2 施工总布置 9.2.1 施工总布置原则、方案 9.2.1.1 施工总布置原则 62 施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，便于施工，保证运输方 便，尽量减少二次搬用，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼 顾，以达到合理用地、节约用地的目的。
63 路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干道，然后按工程建设的次序，修 建本电站的场内道路。施工道路充分利用业主提供的已有道路，对标准偏低的 原有施工道路进行拓宽改建，同时修建一些必要的临时道路。
64 施工机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做 到既能满足生产需要，又不能产生机械浪费。 110 65 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。
66 分区划片，以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站划分为生产综合区、 光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样既可以提 高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。
67 按施工总图进行规划布置，生产生活、施工辅助设施和仓库等场地和设施，在 规定的标段施工营地范围内集中布置。生活办公营地布置整齐划一，及时对营 地进行绿化，并配齐消防、安全设施。柴油发电机油库、电焊用氧气和乙炔库 等危险材料库的布置遵守国家安全、防爆、防火等规程要求。消防、安全设施 应齐全到位，道路畅通、场地整齐干净，并处理好临时雨水、污水排放，以防 止污染环境。
9.2.1.2 施工布置方案 本工程场址位于平原地带，场地地势开阔，可作为光伏电站良好的厂址场地。
本次项目总装机容量 20MWp，基本布置为 20 个光伏发电单元。为减少太阳能光 伏组件直流线路的损失，20 个发电单元的逆变及升压站分散布置于太阳能电池方 阵中，通过 35kV 电缆汇集至综合楼楼 35kV 配电室内。
根据运行管理等要求，站内新建综合楼、门卫等，综合楼内设置高低压配电室、 控制室、无功补偿装置室等设施。
为了便于施工和运行期间的检修，道路能连接至每个发电单元逆变室，站内设 置运输和检修道路。道路成环型和南北布置，连接到每座逆变器室，路面为砂石 路面，路面宽度为 4.0m，拐弯半径不小于 6m；考虑到运行安全，要在站区四周 设置围墙。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，围墙采用钢制格栅围墙， 围墙高度 1.7m。考虑光伏电站的整体坡度，防止雨雪流入光伏电站，围墙的基础 111 高于地面 0.3m，与太阳能板之间的距离不小于 5m。厂区四周为重点绿化带，主 要设置大面积的带状绿地，为厂区营造良好室外景观环境，同时也能为厂区外部 空间环境的形成起一定的作用。
9.2.1.3 施工总平面布置图（附图） 9.2.2 施工用水、用电及通讯系统 9.2.2.1 施工用水 光伏电站施工用水由建筑施工用水、施工机械用水及生活用水等组成，本工程 高峰用水量为 100m/d。
施工用水由施工单位自行解决。本工程附近的沿线为河流，施工用水从河流取 水。设置水池蓄水。生产及生活办公用水从供水点接引主供水管到生产及生活办 公场区内，各施工用水从主供水管接引。供水管路采取适当的保温措施，防止冬 季施工被冻裂。生活用水设置过滤设备，其它生产供水视水质情况确定是否作净 化处理，保证水质分别满足生活办公、施工生产辅助企业用水要求。
9.2.2.2 施工用电 整个工程面积大，施工用电点比较多，尤其是光伏方阵的接地网焊接，焊接点 分散。由当地电力局指定电力接入点，施工现场采用三级配电方式，一级总配电 箱开关为 160A，现场分为生活用电和施工用电，临时用电量负荷计划：70kW。
9.2.2.3 施工通讯 拟在办公生活营地安装程控电话和传真机，主要管理人员均配备手机，确保对 外通讯畅通。施工区配备无线对讲机，确保指挥、调度的迅速、灵活、畅通。手 机也可以作为内部联系工具。
9.2.3 施工临建设施 112 9.2.3.1 砂石料生产系统 光伏项目组件支墩及设备基础，现场沙石道路等都需要沙石材料，本项目沙 石材料选材方面，粒径 5mm-600mm，质地均匀，有棱角，严禁使用鹅卵石等材 料。
砂石材料可就近购买。施工现场只需预留 100 ㎡场地堆放沙石材料即可。
9.2.3.2 混凝土生产系统 本项目土建部分基本都要使用到混凝土，混凝土规格为 C30，概算用量为 2500m?。在工程施工高峰期，混凝土拆模时，混凝土强度必须达到 75%。为不影 响施工进度， 施工现场必须配备 6 台型号 350 式搅拌机， 日产混凝土不小于 200m。
现场搭建不小于 150 ㎡的搅拌混凝土施工场地。
9.2.3.3 综合加工厂、仓库 综合加工厂及仓库布置应当紧凑合理，符合工艺流程，便于施工，保证运输 方便，尽量减少二次搬用，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼 顾，以达到合理用地、节约用地的目的。
为了不影响施工进度及材料的分类管理，综合加工厂占地面积不宜小于 500 ㎡，建筑面积不宜小于 200 ㎡；仓库占地面积不宜小于 600 ㎡建筑面积不宜小于 300 ㎡。
9.2.3.4 临时办公、生活营地 光伏电站项目施工敞开面积广，人员相对较多，且分布较广泛，为能更好的 处理跟中施工过程中出现的问题，厂区办公及生活营地宜建在施工人员相对集中， 人流量较大的地方。结合光伏电站施工期间每天的平均人数，确定办公区建筑面 积及生活营地面。办公区建筑面及不宜小于 150 ㎡，生活营地建筑面积不宜小于 113 900 ㎡，整体用地面积不宜小于 1500 ㎡。
9.2.6 土石方工程量及方案 场地平整分为原有场地平整及桩基基础施工完成后场地平整，由于光伏电站 项目占地面积广，且本项目选址地区地势平坦，原场地平整开采用履带式推土车 进行整平，后期桩基施工完成之后，开挖出多余的土方由小型推土及整平，开挖 土石不需要外运。
整个厂区场地平整土石方工程量概算为 20000m?。
9.3 施工交通运输 9.3.1 对外交通运输 本工程位于邢台县境内，外进内出十分便利，项目建设所需的原辅材料及设 备可直接通过公路运输至场址内，交通运输条件十分优越。场址均地势较开阔， 地形较平坦，施工方便，便于安装。
光伏电站项目主要设备包括箱式变压器、逆变器、直流柜、支架材料、光伏 组件等（本项目不建升压站） ，电器设备拟从省外企业采购，大型设备进场需用 12 米半挂车，载重量 25T。这些设备经设备厂，经公路运输抵现场卸至相关仓库或 一次性安置在安装场地，进行安装。本工程位于邢台县境内（E117.50， N35.10） 。交通运输条件十分优越，现有道路条件大大满足本项目日常设备、 材料及生活物资的进出场，不影响施工进度。
光伏电站项目前期的支架材料及水泥等及中后期的箱式变压器、逆变器、光 伏组件等大型设备陆续进场，对于此类的光伏电站的主要材料设备，进出场车辆 基本都是 12 米半挂车， 载重量 25T， 均按指定地点一次就位， 尽量减少二次搬运。
此类材料由省外或附近城市采购。 114 9.3.2 站内交通运输 站内施工道路应优先考虑场地内原有道路，尽量减少新建道路，降低前期成 本，本项目工程主干施工道路为原有省级道路，应当设置适当的照明、警示信号 和标志牌等交通安全设施，采取预防措施以保护本标段和公众的通车安全。
每个光伏区由站内道路隔开，前期每个光伏区之间的道路先修建临时道路， 满足施工要求即可，项目基本完成以后，在将原临时道路修建成永久道路。
鉴于本项目选址的优越性，