20mwp光伏农科大棚电站建设项目初步设计报告

'20MWp光伏农科大棚电站建设项目初步设计报告20MWp光伏农科大棚电站建设项目初步设计报告 20MWp光伏农科大棚电站建设项目初步设计报告目录1综合说明21.1概述21.2太阳能资源21.3工程地质31.4工程任务与规模31.5电气设计41.6施工组织设计41.7环境保护和水土保持51.8劳动安全与工业卫生设计51.9节能降耗措施61.10设计概算62太阳能资源82.1区域太阳能资源82.2南昌市太阳能资源112.3太阳能资源综合评价123工程地质143.1区域地质及构造稳定性143.2场地工程地质条件143.3光伏发电工程站址工程地质评价153.4结论及建议164电力系统184.1电力系统184.2光伏电站建设的必要性224.3光伏项目接入系统方案234.4光伏开关站245光伏系统发电量计算276电气设计306.1电气一次306.2电气二次426.3通信部分547土建工程627.1设计安全标准627.2基本资料和设计依据627.3发电大棚及逆变器室设计647.4开关站657.5主要工程量表677.6地质灾害治理工程68 20MWp光伏农科大棚电站建设项目初步设计报告8光伏大棚基本功能设计708.1光伏大棚通风及防虫系统设计708.2风机-水帘降温系统设计708.3集露、防滴、导流排水系统设计718.4给排水及水肥一体化系统设计728.5植物助长及补光系统设计739消防设计769.1概述769.2消防措施7610施工组织设计7910.1设计原则7910.2施工条件7910.3施工总布置8110.4施工交通运输8210.5工程建设用地8210.6主要施工方案8310.7施工总进度8510.8工期保障措施8610.9主要施工机械8711环境保护和水土保持8911.1环境保护8911.2水土保持9111.3环境效益分析9211.4结论及建议9312劳动安全与工业卫生9512.1总则9512.2劳动安全与工业卫生危害因素分析9512.3工程安全卫生设计9612.4工程运行期安全管理及相关设备、设施设计9812.5劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算9912.6结论和建议10013节能降耗措施102 第一章综合说明1-1- 1综合说明1.1概述**市为**省计划单列市，**省十强县（市）之一，**最大的无公害蔬菜生产基地和重点产棉区，蔬菜远销粤、闽、浙、沪等省。素有“鱼米之乡”“江南菜乡”的美誉。总面积约1973平方千米，总人口约87.5万人。城区约19.1万人，城镇化率为47.44%，下辖14个镇，2个街道办事处，2个乡。**是赣东北区域中心，区位优势凸显。境内乐安河四季通航，可直达鄱阳湖、长江；皖赣铁路、乐德铁路、206国道和3条省道通江达海；景鹰高速、（南）昌德（兴）加密高速穿境而过，与杭瑞、沪昆高速全线贯通。一个半小时车程内有景德镇机场、九江港口、铁路枢纽鹰潭，2小时车程内有南昌机场；3小时经济圈内有金华、义乌、黄山等城市。**交通优势较显著，处于**省的南昌市、鹰潭市、上饶市、景德镇市等周边市县的“二小时”经济圈，在地区县市中属于佼佼者。**属亚热带湿润性季风气候区，冷暖交替，温暖湿润，雨量充沛，四季分明。年平均气温18.3℃，最热月份为7月，月均温为29.5℃、极端最低温为-9.1℃；常年无霜期219-313天，多年平均为247.2天，年平均降水量1672.3mm；年蒸发量1220.7mm；年平均日照为1852.6小时。不利气候主要是晚春有寒潮袭境，中夏多暴雨洪涝，伏秋少雨干旱，晚秋有寒露风入侵。以东北风为主，冬季西北风较大。本工程建设在****乡，电站的光伏阵列分布在六联栋大棚及单排大棚顶南面，采用固定20°倾角棚顶安装方式。本工程主要是在农业大棚屋顶上敷设太阳能电池组件，并与相关的发电设备组成光伏发电并网系统。1.2太阳能资源根据计算，本项目所在地水平面上日平均太阳辐射为12.56MJ/m2，如果按固定支架最佳倾角20度计算，斜面上的日平均太阳辐射为13.21MJ/m2，全年太阳辐射为4822.38MJ/m2，计算出峰值日照小时为1339小时。本项目采用倾角20度进行方阵布置，总容量为20MW，25年年均发电量约20111MWh，25年总发电量为502781MWh。-105- 1.1工程地质1）拟建区拟建工程安全等级为三级，地基等级三级，场地等级为三级，综合勘察属丙级岩土工程勘察。2）建议蔬菜大棚采用浅基础，选用②层粉质粘土作基础持力层；办公楼采用预制管桩基础，选用③层砾砂作桩端持力层。3）在场地东部局部分布有淤泥质土，采用浅基础施工时需清除。4）场地地下水对对混凝土结构为微腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋为微腐蚀性。5）抗震设防烈度建议按Ⅵ度考虑。6）场地地下水较丰富，基础开挖时需做好排水措施。1.2工程任务与规模**市为**省计划单列市，**省十强县（市）之一，**最大的无公害蔬菜生产基地和重点产棉区，蔬菜远销粤、闽、浙、沪等省。素有“鱼米之乡”、“江南菜乡”的美誉。总面积约1973平方千米，总人口约87.5万人。城区约19.1万人，城镇化率为47.44%，下辖14个镇，2个街道办事处，2个乡。**是赣东北区域中心，区位优势凸显。境内乐安河四季通航，可直达鄱阳湖、长江；皖赣铁路、乐德铁路、206国道和3条省道通江达海；景鹰高速、（南）昌德（兴）加密高速穿境而过，与杭瑞、沪昆高速全线贯通。一个半小时车程内有景德镇机场、九江港口、铁路枢纽鹰潭，2小时车程内有南昌机场；3小时经济圈内有金华、义乌、黄山等城市。**交通优势较显著，处于**省的南昌市、鹰潭市、上饶市、景德镇市等周边市县的“二小时”经济圈，在地区县市中属于佼佼者。**属亚热带湿润性季风气候区，冷暖交替，温暖湿润，雨量充沛，四季分明。年平均气温18.3℃，最热月份为7月，月均温为29.5℃、极端最低温为-9.1℃；常年无霜期219-313天，多年平均为247.2天，年平均降水量1672.3mm；年蒸发量1220.7mm；年平均日照为1852.6小时。不利气候主要是晚春有寒潮袭境，中夏多暴雨洪涝，伏秋少雨干旱，晚秋有寒露风入侵。以东北风为主，冬季西北风较大。本工程建设在****乡，装机容量为20MWp，实际容量为20.20032MWp。南北长约900米，东西宽750米，土地平坦、肥沃、沙质壤土，排灌方便，离德昌高速连接口约3公里，S205省道2公里。整个光伏发电系统全部采用固定倾角方式安装安装于农业大棚屋顶南面。本工程以35kV电压等级接入电力系统。-105- 1.1电气设计1）电气一次本光伏电站规划容量为20MWp，本期一次建成；光伏电站按每1MWp为一单元模块进行设计，每1MWp光伏发电单元经逆变器后通过一台1000kVA箱式升压变压器，将电压升至35kV，每10个1MWp并联为一路后接入110kV升压站35kV侧。本期出线1回，采用电缆形式以35kV电压等级接入110kV升压站。**20兆瓦光伏农业科技大棚电站项目EPC工程总承包工程规划装机规模20MWp，本期全部建成。光伏范围内规划建设1座35kV开闭站，规划进出线6回，其中汇集线路5回，送出线路1回，本期一次建成。新建的1回35kV出线接入规划中的110kV乐华变电站,在乐华110kV变电站建成前,采取新建1回35kV出线接入众埠35kV变电站方案过渡。乐华110kV变电站投产后,光伏电站至众埠站35kV线路改接入乐华站。35kV侧规划建成单母线接线，本期建成单母线接线。380/220V所用电接线：采用单母线接线方式。升压站的所用电电源一路引自10kV外接电源作为工作电源，另一路引自本期建成的35kV母线作为备用电源，两路通过双电源切换装置互为备用。2）电气二次本光伏发电工程及其配套的开关站按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。在工程中安装一套计算机监控系统，集光伏区及开关站监控于一体，具有保护、控制、通信、测量等功能。通过该系统可实现光伏电站的全功能自动化管理，电站与调度端的遥测、遥信功能等。1.2施工组织设计****20MWp光伏农业科技大棚电站工程位于**市**市**乡七社畈公路两侧，交通较为便利。1）施工用水本工程施工用水拟从位于附近的村庄引接自来水管。2）施工用电本工程施工用电拟从附近变电站引接10kV线路一回至本工程站用变。-105- 3）施工通信项目所在区域程控电话网络覆盖率达100%。宽带网络、移动通信全部覆盖。施工现场的对外通信由当地电信通信网络提供，内部通信则采用无线电通信方式解决。4）其它施工条件本工程施工期间，所有的机械修配和加工可在**市相关修配站和加工厂完成；施工人员的生活物资等可在**市的商场和市场内购买。5）永久用地与施工临时用地根据业主提供的用地范围坐标，本工程已取得的可利用总面积为1157.6亩。太阳能光伏工程施工相对简单，同时本着节约用地的精神，根据施工进度安排，安装场地同时可以兼顾材料堆放场地，并考虑尽量少占土地。6）本工程总工期设计为可研核准后4个月。1.1环境保护和水土保持光伏发电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可有效防治工程建设引起的水土流失，达到预定防治目标，具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。本项目在采取必要的措施后对生态环境基本无不良影响，从环境保护和水土保持的角度考虑，项目建设时可行的。1.2劳动安全与工业卫生设计光伏电站在施工和运行期间可能存在的直接危害人身安全和身体健康的危害因素有：火灾、电气伤害、机械伤害、车辆伤害、高低温、粉尘等，对上述危害因素应提早预防，加强施工及运营期的安全管理，加强巡视、监督，消除事故隐患。通过对不同时期的危害因素分析，提出预防和防护措施设施设计，可有效保障施工、运行人员的人身健康和安全。1.3节能降耗措施光伏电站节能降耗主要围绕系统工程、电站布置、道路设计、设备选型、电气设计、施工组织设计展开。采取节能降耗采取措施。-105- 1.1设计概算1）编制原则依据依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，主要材料价格按当地最新价格水平计列。2）定额、费用标准及有关文件、规定①定额：定额：执行国家能源局发布的《陆上风电场工程概算定额》NB/T31010-2011；②其他费用按《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T31010-2011；报告编制依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011。③工程量：本工程现阶段各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册。-105- 第二章太阳能资源-105- 1太阳能资源1.1区域太阳能资源我国是太阳能资源相当丰富的国家，绝大多数地区年平均日辐射量在4kWh/m2·d以上，与同纬度的其它国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。一、二、三类地区约占全国总面积的九成以上，年太阳辐射总量高于5000MJ/m2，年日照时数大于2000h，具有利用太阳能的良好条件。太阳能资源是以太阳总辐射量表示的，一个国家或一个地区的太阳总辐射量主要取决所处纬度、海拔高度和天空的云量。根据《太阳能资源评估方法》（Q*/T89-2008），太阳能资源丰富程度等级划带分布如下图2.1-1。图2.1-1中国水平面太阳辐射分布图表2.1-1中国水平面太阳辐射等级划分表等级资源带号年总辐射量（MJ/m2）年总辐射量（kWh/m2）平均日辐射量（kWh/m2）最丰富带I≤6300≥1750≥4.8很丰富带II5040–63001400–17503.8–4.8-105- 较丰富带III3780–50401050–14002.9–3.8一般IV<3780<1050<2.9根据气象部门的调查测算：我国太阳能年总辐射量最大值在青藏高原，高达10100MJ/m2，最小值在四川盆地，仅3300MJ/m2。由图2.1-1以及表2.1-1可知，**省属于我国太阳能总辐射丰富带。**处于北回归线附近，全省气候温暖，日照充足，雨量充沛，无霜期长，为亚热带湿润气候。**省年平均气温18℃左右。全年全省极端最高温度南北差异不大，甚或略呈北高南低现象,但几乎都接近或超过40℃；极端最低气温则南北差异较大：九江大部分地区在-12℃到-14℃之间,个别县区还出现过日最低气温-18.9℃的极端最低值；赣南则在-5℃左右，全省其他地区一般在-7℃到-12℃之间。**省气象科研所根据《电力工程气象勘测技术规程》中对太阳总辐射给出的计算方法，计算了全省1971年～2000年太阳总辐射平均值，根据计算值，绘制**省太阳总辐射空间分布图，见图2.1-2。图2.1-2**省年总辐射分布图（单位：MJ/m2）-105- 从图中可以看出**省年太阳能总辐射在4006.3MJ/m2（崇义）～4736.6MJ/m2（石城）之间，全省平均为4458.5MJ/m2，按照中国气象局制定的太阳能资源评估标准，**省为太阳能资源丰富带，可进行一定规模的开发利用。从太阳总辐射分布图可以看出，环鄱阳湖区和赣州地区的东北部为**省太阳能资源最丰富区，年总辐射量在4500MJ/m2，而太阳能资源低值区主要分布在赣西的罗霄山脉一带，年总辐射量在4200MJ/m2以下。从大兴安岭南麓向西南穿过河套，向南沿青藏高原东侧直至西藏南部，形成一条等值线。此线以西为太阳能日照丰富地区，年日照时≥3000小时，这是由于这些地区位处内陆，全年气候干旱、云量稀少所致。按照全国太阳能日照资源分为：最丰富带（≥3000小时/年）、很丰富带（2400-3000小时/年）、较丰富带（1600-2400小时/年）和一般带（≤1600小时/年）4个区域。由图2.1-3知，我国全年日照时数分布图可以看出，****全年日照时数在2200小时左右。图2.1-3我国全年日照时数分布图-105- 1.1南昌市太阳能资源南昌市太阳能资源采用南昌市气象站历年统计特征值。南昌市全年日照小时数1291小时，占可能日照时数的45%。4～10月，各月平均日照小时数在100小时以上，其中7～8月日照小时数在160小时以上，在11～次年3月，各月平均日照小时数67～86小时。考虑到太阳能辐射量有减少趋势，选取趋势较稳定的南昌市气象站太阳能总辐射观测资料进行统计，根据南昌市气象站1971-2000年太阳总辐射量历年逐月统计分析，多年年平均太阳总辐射量4647.1MJ/m2。南昌市太阳总辐射量年内月平均辐射变幅为241.1～596.1MJ/m2，月平均辐2射最高值出现在7月份，为596.1MJ/m2，月平均辐射最低值出现在1月份，为241.12MJ/m2。4～10月月平均辐射较大，变幅为373.8～596.1MJ/m2，其中7～8月份辐射2574.6～596.1MJ/m2；11～3月平均辐射偏小，变幅为241.1～310.4MJ/m2。-105- 1.1太阳能资源综合评价南昌气象站的1971-2000年的太阳辐射资料统计数据、日照时数以及南昌气象站1971-2000年的日照时数，推算出近10年间南昌太阳辐射分布年际变化较大，其数值区间在241.1～596.1MJ/m2；最低值出现在出现在1月份，为241.1MJ/m2；最高值出现在最高值出现在7月份，为596.1MJ/m2。本工程拟采用南昌市1971-2000年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，选取月均的太阳辐射量来作为工程代表年的太阳辐射数据（简称工程代表年）。拟选定本工程代表年太阳辐射量为4647.1MJ/m2，年峰值日照小时数为1291h。通过以上数据可以看出，项目拟选地区光资源稳定，适合建设光伏电站，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。-105- 第三章工程地质-105- 1工程地质1.1区域地质及构造稳定性拟建场地区域为平原冲积地貌，上覆第四系冲洪积土类，断裂构造不发育，基地稳定。区内构造表现为间歇性运动。原始地貌条件为冲积平原、地势开阔平坦，周边无孤岩等不良现象。1.2场地工程地质条件1.2.1地形地貌拟建区位于**市**乡，属冲积平原地貌，原貌为农田，局部分布有池塘，地势平坦开阔，交通便利，地质条件稳定。1.2.2地层岩性特征根据地勘报告，按地层堆积时代，成因，名称分类，场区可划分3个地层单元，现从上至下分述如下：第（1）层：淤泥质土（Qh）深灰色，主要由粘粒、粉粒及腐植物组成，有腥臭味，偶见螺壳，软塑。仅在ZK8号孔可见；厚度为0.50米，层面标高为26.77米。第（2）层：粉质粘土（Q4al）黄褐色，无摇振反应，光泽反应较光滑，干强度较低，韧性中等，软-可塑，断续夹薄层粉细砂。该层上部有约0.4米灰色耕土。全场地分布；最薄处为6.80米，见于ZK8号孔；最厚处为9.10米，见于ZK20号孔；平均厚度为8.46米；层面最高处标高为28.16米，见于ZK25号孔；层面最低处标高为26.27米，见于ZK8号孔；平均标高为27.69米。第（3）层：砾砂（Q4al+pl）黄褐色，颗粒直径大于2mm者约占30-35%，砾石亚圆形，粒径一般2-4mm，个别大着20mm，成分主要为石英、长石等，饱和，稍密。全场地分布；可见厚度4.10-105- -5.80米，层面最高处标高为20.07米，见于ZK22号孔；层面最低处标高为18.61米，见于ZK9号孔；平均标高为19.23米，均未钻穿。1.1.1地下水拟建区地下水主要来自③砾砂，该层孔隙度较大，水的渗透性较强，该层水为地层渗透性水，为主要含水层，属潜水类型，略具承压作用。②层粉质粘土，下部断续夹薄层粉细砂，具一定的渗透性。勘察期间测得地下水位在1.60米至1.90米之间，地下水位标高在25.71米至26.36米之间。根据水文地质资料，本区水文地质环境类别为Ⅱ类，场区土层中未见硫化物等化合物质；为了查明场区内地下水的腐蚀性，场区采取了2个水样进行了水质分析，成果见附件。按环境类型，场区土质及地下水对混凝土结构为微腐蚀性；按地层渗透性，评价场区土质及地下水和土对混凝土结构为微腐蚀性,对钢筋混凝土中的钢筋为微腐蚀性。1.1.2场地与地基的地震效应根据GB50011-2010规范及**省建设厅、**省地震局2003年元月颁布的《**省地震动参数区划工作用图》，本场地抗震设防烈度<6度，设计基本地震加速度值<0.05g，属于非抗震设防区。根据**省住房和城乡建设厅赣建抗［2009］1号文的通知精神，对于非抗震设防区的市、县城区建设工程可按6度进行设防。1.2光伏发电工程站址工程地质评价①层淤泥质土：零星分布，软塑，地基强度低，工程性能差，层位不稳定，不宜作为拟建物基础的持力层。②层粉质粘土：全场区分布，软-可塑，地基强度较低，工程性能较差，层位稳定，土质较均匀，可作为蔬菜大棚基础的持力层。③层砾砂：全场区分布，稍密，地基强度一般，工程性能一般，埋深较大，层位稳定，土质不均匀，可作为拟建物桩端持力层。根据拟建物性质及场区工程地质条件，结合建筑物高度及荷载，建议蔬菜大棚采用浅基础，选用②层粉质粘土作基础持力层；办公楼采用预制管桩基础，选用③层砾砂作桩端持力层。-105- 1.1结论及建议1）建议蔬菜大棚采用浅基础，选用②层粉质粘土作基础持力层；办公楼采用预制管桩基础，选用③层砾砂作桩端持力层。2）在场地东部局部分布有淤泥质土，采用浅基础施工时需清除。3）由于桩基设计参数为估算值，应先进行试桩，根据试桩结果进行修正设计参数，并对成桩进行检测。4）场地地下水对对混凝土结构为微腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋为微腐蚀性。5）抗震设防烈度建议按Ⅵ度考虑。6）基槽开挖过程中加强安全防护措施，同时及时联系验槽工作。7）场地地下水较丰富，基础开挖时需做好排水措施。-105- 第四章电力系统-105- 1电力系统1.1电力系统1.1.1赣东北电网现状赣东北供电区地处**电网东北部，供电区域包括两市四县：**市（不含涌山地区）、德兴市、婺源县、余干县、万年县、鄱阳县（鄱阳南部）。截至2011年底，区内有省调火电厂1座，即黄金埠电厂（2×650MW）；有赣东北地调热电厂及生物质电厂共5座，总装机容量113MW；其他非统调小水电共105.5MW。2011年赣东北电网有500kV变电站1座（**变），主变容量2×750MVA；有220kV公用变电站6座，主变容量1020MVA，包括：垱岭变（2×120MVA）、德兴变（1×120+1×90MVA）、余干变（1×120MVA）、鄱阳变（1×150MVA）、高新变（1×150MVA）、香屯变（1×150MVA）；220kV专用变电站1座，即大山村变（1×90+1×63MVA）；110kV变电站23座，主变39台，主变容量1209.8MVA。有220kV公用线路13条，总长491.07km；220kV专用线路2条，总长21km；110kV公用线路45条，总长787.15km，110kV专用线路1条，总长2.65km。2011年赣东北供电区统调售电量为43.2亿kWh，同比增长20.87%。最高用电负荷为795.3MW（8月17日），同比去年649.3MW增长22.49%。2011年赣东北供电区电网地理接线示意图见图4.1-1所示。-105- 图4.1-12011年赣东北供电区电网地理接线示意图1.1.1**市电网现状**市位于**省东北部，为县级市，北连景德镇，东邻德兴市和婺源县，南越万年县接鹰潭市，西毗鄱阳县。属于赣东北供电区管辖范围，总面积约1973平方千米，2011年总人口约87.5万人。下辖14个镇，2个街道办事处，2个乡。2011年**市当地小水电总装机容量2.86MW，均为径流式电站，通过10kV及以下电压等级接入电网。2011年**市境内有500kV变电站1座，即**变（2×750MVA）；有220kV变电站1座，即档岭变（2×120MVA）；110kV变电站5座，主变5台，主变总容量326MVA，即金鹅山变（2×31.5MVA）、塔山变（2×40MVA）、沈家岭变（2×40MVA）、大田变（1×40MVA）、东风变（2×31.5MVA）；35kV变电站9座，主变17台，主变总容量74.25MVA，即鸣山变（5+6.3MVA）、众埠变（2×6.3MVA）、南港变（1×5MVA）、礼林变（2×3.15MVA）、乐河变（2+2.5MVA）、梅岩变（2.5+3.15MVA）、双田变（5+6.3MVA）、涌龙变（2×2.5MVA）、沿沟变（2×6.3MVA）；220kV线路2条，总长度16.11km；110kV线路9条，总长度162.6km；35kV线路16条，总长度162.6km。2011年**市统调用电量约10.2亿kWh，统调最高负荷约190MW。-105- 2011年**市电网地理接线示意图见图4.1-2所示。图4.1-22011年**市电网地理接线示意图1.1.1电网发展规划（1）赣东北供电区110kV及以上电网规划根据《**电网“十二五”主网架规划设计报告》和《**赣东北供电区“十二五”电网滚动规划》，2015年赣东北供电区110kV及以上地理接线示意图见图4.1-3。-105- 图4.1-32015年赣东北供电区110kV及以上电网规划图（2）**市35kV及以上电网规划“十二五”期间，在2011年电网现状基础上，**市规划新增1座220kV变电站，即接渡变（1×180MVA），该变电站目前在建，预计2013年上半年投产。规划新增2座110kV变电站，即乐华变（1×50MVA）、乐港变（1×50MVA），预计在“十二五”中后期投产。新增2座35kV变电站，即洪岩变（2×5MVA）、镇桥变（2×5MVA），优化局部35kV网架，2015年**市35kV及以上电网地理接线图见图4.1-4所示。-105- 图4.1-42015年**市35kV及以上电网地理接线图1.1.1电源建设规划“十二五”期间，为满足电力需求，实现可持续发展，**市新增大棚光伏电站20MW。1.2光伏电站建设的必要性（1）缓解能源压力，改善环境、保护气候光伏农业科技大棚电站在发电过程中不排放CO2，而CO2作为最主要的温室气体，是导致气候变化的罪魁祸首。建立后不会产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。一方面缓解了能源压力，另一方面间接起到了保护环境、改善气候的作用。（2）解决用地难题，探索东部建设光伏电站新路-105- **是**最大的无公害蔬菜生产基地和重点产棉区，本项目租用农用地，不占用当地工业用地指标，降低电站投落户难度和投资难度，是探索建设光伏电站用地紧张的一条新路。（3）实现地区电力可持续发展，加快能源电力结构调整在**省**市开发太阳能兆瓦级发电项目，有利于改变该地区能源结构，增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域限制，可与水电等互补，优化系统电源结构。（4）满足**市部分用电负荷需求，提高电网供电可靠性本项目建成后将在部分程度上改善**市主要依靠系统主网供电的局面，对当地电网的供电可靠性也有一定的提高。1.1光伏项目接入系统方案根据接入系统审查意见,光伏电站设置20个发电单元，每个发电单元经逆变后接入1000kVA箱式变压器，每4台箱式变压器接入1台35kV真空开关柜，分别通过5回35kV进线汇流至35kV开关站，通过新建1回35kV出线接入规划中的110kV乐华变电站,在乐华110kV变电站建成前,采取新建1回35kV出线接入众埠35kV变电站方案过渡,过渡期间新建线路长度约5km,采用LGJ-185型导线,线路最大输送容量为25MVA（40℃）,乐华110kV变电站投产后,光伏电站至众埠站35kV线路改接入乐华站,新增线路长约10km,采用LGJ-185型导线。乐华站投产前、后光伏电站接入系统方案图分别见图4.3-1、4.3-2。-105- 图4.3-1乐华站投产前光伏电站接入系统过渡方案图图4.3-2乐华站投产后光伏电站远景接入系统方案图1.1光伏开关站1.1.1建设规模（1）电压等级：35kV。-105- （2）箱变选型：38.5±2×2.25%/0.27kV/0.27kV。（3）35kV出线：规划出线1回，本期1回，导线型号为LGJ-185，最大输送容量25MVA（40℃）。（4）35kV集电线：规划出线5回，本期5回。1.1.1电气主接线35kV主接线：光伏电站35kV开关站35kV母线采用单母线接线方式，本期建成，母线最大穿越功率按25MVA考虑。1.1.2无功补偿根据接入系统审查意见,开关站内配置1组6Mvar动态连续可调无功补偿装置，本期建成。1.1.3电气设备短路水平光伏电站35kV相关设备的短路电流水平按不低于25kA选取。-105- 第五章光伏系统总体方案设计及发电量计算-105- 1光伏系统发电量计算本次项目设计的两种光伏科技大棚均为钢结构，综合考虑构造及固定要求，电池阵列的安装方式为沿屋面平铺，屋面斜面角度均设计为20度。每个光伏串的容量为P=140Wp×36块=5040Wp，单台500KW逆变器可配置光伏串数量为Np=550kW/5.04kW=109.13串。本次设计20MW（实际容量为20.20032MWp）固定式，需要4008个组件串，共144288块电池组件。根据计算，本项目所在地水平面上日平均太阳辐射为12.56MJ/m2，如果按固定支架最佳倾角20度计算，斜面上的日平均太阳辐射为13.21MJ/m2，全年太阳辐射为4822.38MJ/m2，计算出峰值日照小时为1339小时，20MWp理论发电量为144288*140*1339＝27048228480Wh=27048.2MWh。要估算项目上网电量，需在理论发电量上进行如下折减：1）光伏方阵效率光伏方阵在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比为伏方阵效率。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有4%的损失；最大功率点跟踪(MPPT)精度，取值3%；粉尘污染损失：即组件表面尘埃遮挡损失，取值3%；不可利用太阳辐射损失：即不可利用的低、弱太阳辐射损失，取值3%；温度损失：温度影响额定输出功率，温度高于标准温度时额定输出功率下降，取值4%；所以，综合各项以上各因素，η1=96%×97%×97%×97%×96%=84%。2）直流输电效率直流系统包括：直流电缆、汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器等。直流系统损失包括直流网络损失和逆变器损失。直流输电效率取η2=97％。3）交流并网效率即从逆变器交流输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。本次测算采用η3=98%。-105- 系统的总效率等于上述各部分效率的乘积，即：η=η1×η2×η3=84%×97%×98%=79.8%4）衰减效率光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，厂商一般保证光伏组件效率25年后要达到80%以上，最大极限按系统每年输出衰减0.6%计算，最终计算的25年发电量如表5.4-1所示。表5.4-125年衰减及平均年发电量测算表（单位：MWh）年20MWp装机发电量1215972214673213394212115210836209577208318207069205821020458112033612202141320092141997215198521619733171961418194971919380201926321191482219033231891924188052518692平均发电量20111总发电量502781由表5.4-1可知，该20MW光伏电站25年年均发电量约20111MWh，25年总发电量为502781MWh。-105- 第六章电气设计-105- 1电气设计1.1电气一次1.1.1光伏站区电气部分1）电气主接线光伏电站建设规模：规划容量为20MW，本期建成；主接线方案：光伏电站每1MWp为一单元模块进行设计，每1MWp光伏发电单元经逆变器转变为交流电后，通过一台1000kVA箱式升压变压器，将电压升至35kV；每5个1MWp光伏发电单元并联后经一回35kV电缆线路接入110kV升压站35kV侧，本期共设有4回35kV电缆线路，接入110kV升压站。逆变器室用电：本工程采用箱式逆变器室，设备厂家成套考虑逆变器室内的综合用电，电源取自逆变器交流输出侧，主要为满足逆变器室内的暖通、照明、通信及设备正常运行供电。2）主要技术方案（1）整体技术方案项目电站20MWp光伏发电系统由10个1MWp光伏发电分系统组成；每个1MWp光伏发电分系统由2个500kWp光伏发电单元系统组成；每个500kWp光伏发电单元系统主要由1个500kWp太阳电池方阵和1台500kW光伏并网逆变器组成；项目共40个500kWp光伏发电单元系统。在1个光伏发电单元系统中，500kWp太阳电池组件经串、并联后发出的直流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆变器将直流电转变成交流电。每2个光伏发电单元系统中的2台逆变器输出的交流电由1台1000kVA升压变压器将电压由270V升至35kV，10个光伏发电分系统并联后，经一回35kV电缆线路接入升压站35kV侧。其中，1MWp光伏发电分系统原理如下图：-105- 由于本次光伏科技大棚项目对组件的透光率及造型有要求，本工程设计采用多晶硅双玻组件。（2）光伏电池方阵电池组件的串、并联设计光伏电池方阵由光伏电池组件经串联、并联组成，一个光伏电池方阵即为一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组光伏电池组串、直流连接电缆等。光伏电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压，以及光伏电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为光伏电池组串；光伏电池组串并联的数量由逆变器的额定容量确定。光伏电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的光伏组件串的输出电压进行温度校验。根据当地气象数据，多年最高气温39℃，多年最低气温-5℃考虑计算。逆变器的最低输入电压是光伏电池组串在1000W/m2光照条件下，组件最高工作温度为39℃，组件输出最大峰功率值时的输出电压；逆变器的最高输入电压是光伏电池组串在1000W/m2光照条件下，温度为-5℃时的开路电压。针对单个组件140W的多晶硅双玻太阳电池组件：1MWp多晶硅双玻太阳电池组件的串、并联数量：本工程1个1MWp太阳电池矩阵，全部采用单一的多晶硅双玻太阳电池组件。每台逆变器对应的光伏电池组件串、并联数量计算如下：A：光伏电池组件串联的数量及输出电压验算：在不考虑光伏电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该矩阵光伏电池组件在标准测试条件下（光照1000W/m2、工作温度为25℃），允许的最大串联数（Sma*）及最小串联数（Smin）分别为：Sma*＝Udcma*/Voc＝1000/22.8＝43（块）Smin＝Udcmin/Vm＝450/17.9＝26（块）考虑了光伏电池组件工作温度修正系数影响的情况下，该矩阵光伏电池组串的最高输出电压（Vma*）及最低输出电压（Vmin）验算如下：Vma*＝(26～43)×22.8+(17～26)×22.8×(25+5)×0.36%＝641.28～1118.8V-105- Vmin＝(26～43)×17.9－(17～26)×17.9×(39－25)×0.45%＝348.75～608.44V进一步的温度系数修正验算表明，该矩阵组件的串联数选用36，即：Vma*＝36×22.8+36×22.8×(25+5)×0.36%＝918.31VVmin＝36×17.9－36×17.9×(39－25)×0.45%＝499.41V该矩阵组件的串联数在36块时，其输出电压范围小于逆变器的最高输入电压1000V、小于电池组件的最大系统电压1000V，大于逆变器最低输入电压450V。B：光伏电池组串的并联路数N的计算：按上述最佳光伏电池组件串联数计算，每一路组件串联的额定功率容量P1＝单块电池板的容量×36。对应于不同容量的逆变器内的额定功率P2计算，需要并联的最多回路数N1＝P2/P1。每块电池的短路电流I1，不同逆变器允许的最大输入电流I2，对应于不同容量的逆变器内的最大输入电流计算，需要并联的最多回路数N2＝I2/I1。取N1和N2两者之间的较小数，即为最大并联串数N。通过计算分析，本工程1MWp多晶硅电池组件的串、并联数量如下：组件串联数量：36块即：36块140Wp多晶硅太阳电池组件组成1个组串。1MW容量的光伏电池组串并联数根据汇流箱最大汇流路数16路计算，最大可并联202串。20MW的容量共布置144288块光伏组件。根据对1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件串联数量及组串并联数量进行设计计算，共采用两种布置方式，1MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：布置方式一：140Wp国产多晶硅太阳电池组件数量：7272块发电容量：1.01808MWp（标称容量为1MWp），共布置标称容量12MW，发电容量：12.21696MWp。布置方式二：140Wp国产多晶硅太阳电池组件数量：7128块发电容量：0.99792MWp（标称容量为1MWp），共布置标称容量8MW，发电容量：7.98336MWp。本期20MWp多晶硅太阳电池矩阵的组件数量及发电容量如下：140Wp国产多晶硅太阳电池组件数量：144288块发电容量：20.20032MWp（标称容量为20MWp）-105- （3）光伏电站直流发电系统设计太阳电池方阵的直流系统是指太阳电池组件、汇流箱、直流防雷配电柜与逆变器输入直流侧所构成的系统。1MWp直流发电系统中，太阳能电池组件数量为7272块或7128块，每块140Wp；汇流箱13个；直流防雷配电柜2个；500kW逆变器2个；1000kVA的箱式分裂升压变1个。直流系统主要设备安装方式：汇流箱可直接安装在大棚顶部结构上，防水、防锈、防晒，满足安装使用要求；直流防雷配电柜、逆变器均安装在逆变配电室内，箱式升压变布置在逆变器室外。（4）光伏电站交流电气系统设计电站输配电交流系统：指逆变器交流输出侧到升压站主变压器高压侧出线。逆变器交流输出电压270V，两台500kW逆变器交流输出接入1台1000kVA升压变压器，将电压从270V升至35kV，形成1个1MWp光伏发电分系统。每2个光伏发电单元系统中的2台逆变器输出的交流电由1台1000kVA升压变压器将电压从270V升至35kV，以35kV电缆引出，5个光伏发电分系统并联后经一回35kV电缆线路接入升压站35kV侧。本期共4回。3）短路电流计算根据接入点的系统容量、系统阻抗和电气主接线，35kV侧的短路水平，以此作为站内电气设备选择及导线、电缆热稳定截面校验的依据。根据现阶段资料，35kV电气设备按25kA设计。4）电气设备选择（1）光伏组件项目太阳电池组件经进行综合技术经济比较后，全部采用国产的多晶硅光伏电池组件，峰值功率140Wp。（2）逆变器并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：A、性能可靠，效率高：-105- 光伏发电系统目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和MPPT效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。B、要求直流输入电压有较宽的适应范围：由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。C、具有保护功能：并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。D、波形畸变小，功率因数高：当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。E、监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。经向厂家了解，单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，但是单台逆变器容量过大，在故障情况下对整个系统出力的可靠性影响较大。经过对逆变器型式进行深入的技术经济比较，选择目前技术成熟的国产500kW逆变器。所以，本项目推荐使用500kW的大型逆变器，每个1MWp发电分系统采用两台500kW逆变器，以分组模式运行。这样不仅能够提高运行的可靠性和灵活性，还可避免每500kWP发电单元之间高次谐波的传递与叠加，提高了输出电能的质量。通过市场调查，本项目逆变器拟采用优质高效500kW型光伏并网逆变器，额定交流输出功率500kW。优质高效500kW型光伏并网逆变器产品特点：高效率，达98%；冗余设计，高可靠性；扩容方便，可降低初始投资；MPPT效率大于99%；超宽MPPT电压范围500-820VDC；270V输出电压，无需低压变压器；智能化管理，接口多样化；维护简易；功率密度高，体积小，重量轻。500kW型逆变器的主要技术参数表序号名称供货方提供值-105- 生产厂家国产或合资公司逆变器型号500kW1逆变器输出功率(1)逆变器输出额定功率500KW(2)逆变器最大交流侧功率550KW2逆变器效率(1)最高转换效率98.7%(2)*欧洲效率（加权平均效率）98.5%(3)10%额定交流功率下>95.0%(4)整机效率（考虑配电柜、变压器等损耗）>95.0%3逆变器输入参数(1)输入电压范围DC450~1000V(2)MPPT电压范围DC450~820V(3)最大直流输入电流1100A4逆变器输出参数(1)额定输出电压270V（线电压）(2)输出电压范围(3)输出频率要求47-52Hz(4)功率因数>0.99(5)最大交流输出电流1176A(6)总电流波形畸变率<3%5电气绝缘(1)直流输入对地AC2000V，1分钟(2)直流与交流之间AC2000V，1分钟6防雷能力(1)标称放电电流≥40kA(2)残压＜1kV7防护等级IP208噪音＜60dB9平均无故障时间>10年10要求的电网形式TN-C-S（3）逆变升压变压器升压变压器采用三相户外箱式升压变压器（带高压负荷开关熔断器组合）型号：S11-1000/35，Y，D11-D11，Ud=6%额定容量：1000kVA，38.5±2*2.25％/0.27/0.27kV-105- 箱变高压侧：真空负荷开关：Ie=630A,Id=63kA，Ir=25kA，4s熔断器：-35/30A过电压保护器避雷器：HY5WZ-51/134箱变低压侧：2000A框架断路器、低压避雷器、电流互感器1500/1A逆变器室用电：本工程每个逆变器室的电源由箱式升压变压器自用电取得，主要为满足逆变器室内的通风、暖通、照明、通信及设备正常运行供电。5）电气设备布置光伏发电区域：直流防雷配电柜和逆变器放置在逆变配电室，箱式升压变压器布置在户外，逆变配电室居中布置于1MWp光伏发电分系统的中央位置，便于直流电缆引接，节省电缆，降低电压损失。6）防雷接地（1）直击雷防护1）太阳电池方阵区域直击雷防护：在光伏阵列区域不设置避雷针，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，作为直击雷防护设施。2）其他区域直击雷防护：在逆变升压配电室屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行。（2）感应雷防护对侵入雷，在各级电压母线、线路出口、变压器出口处均设置了避雷器。（3）接地光伏发电区域的接地网采用水平地网与垂直接地极相结合的复合接地网方式。整个水平地网做成“田字格模式”。对太阳电池方阵，将每排的电池支架连为一体，并就近与水平地网相连（连接点不小于2点）。保护接地、工作接地采用共网接地方式；接地电阻值按不大于4Ω考虑。-105- 升压站的接地网采用以水平接地网为主垂直接地网为辅的复合地网。水平接地网采用－60×6热镀锌扁钢，设备接地引下线均采用－60×6热镀锌扁钢；Φ60热镀锌钢管作为垂直接地体。以满足安全要求。当不满足阻值要求时可根据实际情况采取相应的措施。7）电缆设施与电缆防火（1）电缆敷设：电池组串至汇流盒、汇流箱的连接电缆，垂直和水平方向沿电池组件安装支架敷设，并经电缆通道汇总后沿户外电缆沟进入箱式逆变器室。光伏电池区所有35kV电缆通道根据光伏发电方阵的布置位置和间隔距离等，采用电缆直埋敷设方式，然后在逆变器室预留适当进线位置穿入。电缆过道路部分埋管敷设。逆变器室内设有电缆通道，通往各主要电气设备附近，基础内部电缆通道设电缆支架，动力电缆和控制电缆敷设时分层；电缆在无电缆支吊架的地方穿管暗敷。（2）电缆防火及阻燃措施：在电缆主要通道上，设置防火阻燃分隔措施，设置耐火隔板、阻火包等。墙洞、盘柜箱底部开孔处、电缆管两端、电缆沟进入建筑物入口处等采用防火封堵。电缆防紫外线照射措施：本工程所有室外电缆敷设，将沿太阳电池板下、埋管或沿电缆沟敷设，以避免太阳直射，提高电缆使用寿命。1.1.1开关站电气部分1）电气主接线**20兆瓦光伏农业科技大棚电站项目EPC工程总承包工程规划装机规模20MWp，本期全部建成。光伏范围内规划建设1座35kV开闭站，规划进出线6回，其中汇集线路4回，送出线路1回，本期一次建成。新建的1回35kV出线接入规划中的110kV乐华变电站,在乐华110kV变电站建成前,采取新建1回35kV出线接入众埠35kV变电站方案过渡。乐华110kV变电站投产后,光伏电站至众埠站35kV线路改接入乐华站。35kV侧规划建成单母线接线，本期建成单母线接线。380/220V所用电接线：采用单母线接线方式。升压站的所用电电源一路引自10kV外接电源作为工作电源，另一路引自本期建成的35kV母线作为备用电源，两路通过双电源切换装置互为备用。2）短路电流计算及主要设备选择-105- 根据系统专业提资，光伏电站35kV相关设备的短路水平按不低于25kA设计。由于本光伏电站站址海拔高度小1000米，故电气设备均采用普通型产品不需要进行高海拔系数修正。3.2.135kV电气设备本站35kV配电装置采用手车式户内高压开关柜。(1)35kV真空断路器额定电压：35kV额定电流：1250A/630A额定开断电流：25kA动稳定电流（peak）：63kA热稳定电流（R.M.S）：25kA，4s(2)35kV电流互感器额定电压：　35kV（出线）二次组合：　5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：600-1200/1A（进线）二次组合：　5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：100-300/1A（所用电及接地变）二次组合：　5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：50-150/1A（无功补偿）二次组合：　5P20/5P20/0.5/0.2S额定电流比：200-400/1A二次负担0.2S级为10VA，其它等级为15VA，各准确等级CT均带二次中间抽头。（二次中间抽头的二次负担最低不能小于10VA）。(3)电磁式电压互感器额定电压比：kV　准确级及额定输出：0.2/0.5(3P）/3P60VA/相(4)氧化锌避雷器型号：HY10W-51/134(5)关于中性点接地设备选型：-105- 一般工程中35kV系统采用接地变压器带小电阻的接地方式，即通过曲折绕组变压器（Zn接线）人为的制造出35kV侧中性点，并在中性点和大地之间接入有一定阻值的电阻。该电阻与系统对地电容够成并联回路，由于电阻是耗能元件，也是电容电荷释放元件和谐振的阻压元件，可有效防止谐振过电压和弧光过电压。35kV系统发生单相接地时，可使保护动作，切除故障线路。经计算，本期工程35kV系统单相接地电容电流约为21.4A，考虑到保护灵敏度的因素，电阻的额定电流选400A，接地变压器容量为800kVA，变压器中性点电阻柜阻值为50.52Ω。(6)关于无功补偿装置选型：由于光伏发电输出功率不稳定，使得无功不是一个定值，需要根据光伏组件出力自动调整大小。在开闭站35kV母线上配置常规的电容器组已无法满足工况需要，故35kV无功补偿须选用动态无功补偿装置。动态无功补偿装置的跟踪时间满足毫秒级跟踪才能满足光伏电站运行要求。目前满足光伏电站运行要求的动态无功补偿装置有两种：相控式（TCR型）动态无功补偿装置和SVG动态无功发生器。相控式动态无功补偿装置（TCR）相控式动态无功补偿装置（TCR）原理是：在普通的电容器组上并联一套相控电抗器（相控电抗器一般由可控硅、平衡电抗器、控制设备及相应的辅助设备组成）。相控式原理的可控电抗器的调节原理见下图所示。通过对可控硅导通时间进行控制，控制角（相位角）为，电流基波分量随控制角的增大而减小，控制角可在0°~90°范围内变化。控制角的变化，会导致流过相控电抗器的电流发生变化，从而改变电抗器输出的感性无功的容量。普通的电容器组提供固定的容性无功，感性无功和容性无功相抵消，从而实现总的输出无功的连续可调。-105- 相控式原理图优点：响应速度快，≤30ms。一般年损耗在0.5%以下。缺点：晶闸管要长期运行在高电压和大电流工况下，容易被击穿，维护困难；晶闸管发热量大，一般情况采用纯水冷却，除了有一套水处理装置可靠的水源外，还需配监护维修人员。另外，其晶闸管产生的大量谐波电压污染电网，需配套滤波装置。整套装置占地面积很大，价格较贵。SVG动态无功发生器静止无功发生器（SVG）的基本原理是将自换相桥式电路通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流就可使该电路吸收或者输送满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化，自动补偿系统所需的无功功率。可直接发感性或容性无功，补偿效果好。由于SVG响应速度极快，所以又称静止同步补偿器，其响应时间为5~10ms。静止无功发生器原理图该产品是动态无功补偿的装置的换代产品，其占地面积极小，免维护，一般年损耗在0.3%以下。且SVG设备紧凑，占地较小可布置在户内，适用于占地面积紧张或盐雾腐蚀严重的区域。但其对电网要求的适用性最佳，随着目前几年的应用，其价格亦趋于合理时应优先选用。综上所述，故本工程推荐使用SVG型动态无功补偿装置。根据系统资料，本工程35kV动态无功补偿部分，升压站内每台主变下配置不低于6Mvar的容性动态无功补偿装置，本期上齐。每台套SVG可实现0~6Mvar容性连续平滑调节。3）绝缘配合及防雷接地-105- （1）设备绝缘保护原则本站暂按三级污秽区进行设计：35kV单位爬电比距选取为3.1cm/kV，设备涂防污涂料。（2）防雷保护对直击雷的保护通过在架构上设置避雷针、独立避雷针、屋顶设置避雷带来实现，保护范围的计算采用现行过电压保护规程的计算方法。本站本期建设的所有的设备均在避雷针的保护范围内。建筑物部分未在避雷针的联合保护范围内，因此需在主控楼、联合泵房、深井泵房屋顶设置避雷带。对侵入雷，在各级电压母线、线路出口、变压器出口处均设置了避雷器。（3）接地本站采用－60ｘ8的热镀锌扁钢作为水平接地体，L50*50*5热镀锌角钢作为垂直接地体，设备接地引下线采用-60ｘ8热镀锌扁钢，经计算满足热稳定要求。在避雷针和避雷器附近，设置必要的垂直接地极，以加强散流。将开闭站地网与光伏场区主地网相连，敷设完毕后进行实测接地电阻值，若不满足接触电势和跨步电压的安全要求，需进行降阻。一般降阻措施有：扩网、外引接地体、换土、加降阻剂、接地深井、爆裂深井、离子棒、离子模块等。本工程推荐采用扩网或接地深井特殊处理方式。在本站配电区操作机构处铺设碎石高阻路面，以保证运行人员的安全。4）各级电压配电装置布置35kV配电装置推荐采用户内方案，采用中置式手车柜。35kV无功补偿采用SVG型户内装配式。5）站用电站用电备用电源从35kV母线上引接，工作电源从施工完工后保留的10kV施工电源引接，容量为400kVA的干式变压器，备用变容量为250kVA。在工作电源失去后，站用电从35kV母线上取得备用电源，维持全站动力负荷正常供电。站用电系统为0.4kV单母线接线，由4面低压配电屏组成。控制系统和保护装置的直流负荷由本期设置的220V直流系统供电。0.4kV低压配电屏设置在低压配电室中。6）照明（1）常用照明-105- 建筑物照明：主控制室及通信机房采用嵌入式荧光灯，一般工作间和休息室采用荧光灯。配电装置室采用吊灯壁灯相结合的方式，光源为节能荧光灯。蓄电池室采用防爆灯具。泵房等处设置必要的防水防尘灯。室外照明：屋外配电装置区采用投光灯和草坪灯相结合的照明方式，检修时采用投光灯，巡视及一般照明采用庭院灯。这样能有效地利用电源，节省照明容量。（2）事故照明在主控制室、通信机房、配电室等处设置事故照明。7）电缆设施与电缆防火电缆采用电缆沟、埋管、直埋等方式敷设。电缆防火：严格按照有关规程，对电缆通过的有关部位进行封堵处理。所有建筑物与室外电缆沟相连接处的进出口，均应设置阻火墙。室外电缆沟交叉处及长距离电缆沟每隔100m设置一道阻火墙。阻火墙两侧电缆1.5m范围，需刷防火涂料。对高、低压电缆采用分沟敷设。封堵材料采用无机速固硬质堵料和有机软质堵料。防火墙的耐火极限为4h。1.1电气二次1.1.1编制依据及主要引用标准1)电气二次部分编制依据及主要引用标准如下：GB/T14285-2006《继电保护及安全自动装置技术规程》GB50116-2008《火灾自动报警系统技术规范》GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》GB/T50063-2008《电力装置的电测量仪表装置设计规范》DL/T448-2000《电能计量装置管理规定》DL/T553-1994《220~500kV电力系统故障录波动态记录技术准则》DL/T5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5044-2004《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》-105- DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规范》GB50059-92《35~110kV变电所设计技术规程》GB/T19939《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》Q-GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)国家电网调【2006】1167号关于贯彻落实电监会《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全【2006】34号《电力二次系统安全防护总体方案》2)设计原则电站按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计。在工程中安装一套计算机监控系统，集光伏区及开关站监控于一体，具有保护、控制、通信、测量等功能。通过该系统可实现光伏电站的全功能自动化管理，电站与调度端的遥测、遥信功能等。1.1.1监控系统1)光伏区监控本工程光伏发电系统由20个1MWp的发电单元构成。每个发电单元包括光伏阵列、汇流箱、直流防雷柜、2台500kW的逆变器、分裂变压器、开关柜及相应的监控、保护设备组成。在光伏区域每1MWp发电单元逆变器室内，设置就地规约转换及接口装置、光纤环网交换机等设备，并根据35kV进线路数量组成若干光纤环网。每1MWp光伏发电单元箱变配置1台箱变测控装置。逆变器、汇流箱、环境监测仪、箱变测控装置及火灾报警探测器等通过规约转换及接口装置，经光纤环网接入开关站内光伏监控系统接口屏，实现开关站内对光伏发电单元运行参数的监视、报警、历史数据储存等统一管理，以及对光伏发电单元分裂变运行的远程监控。（1）光伏发电系统的控制A.就地监控逆变器、规约转换装置采用显示屏幕、触摸式键盘方式进行人机对话，运行人员可就地对逆变器进行参数设定、控制等功能。B.集中监控-105- 开关站内配置的光伏发电监控系统对各光伏发电单元设备进行监控，并能够单独对每台逆变器进行启停操作、参数设置、故障报警和电能量累加等功能。上述控制操作需相互闭锁，同一时间只接收一种控制指令。（2）光伏发电系统的保护、测量和信号运行人员可就地通过规约转换装置，对每台汇流箱的参数、设备状况、事故记录进行查看，还可在中心配电室或开关站主控室操作员站上连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据，其中包括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、每天发电功率曲线图、逆变器的输入输出的运行参数和相关故障报警信号。逆变器具有直流输入过、欠压保护，输出过压，过载保护，过流和短路保护，过热保护，孤岛检测保护功能。此部分保护由逆变器厂家实现。逆变器出口升压变压器考虑采用分裂变压器。箱变高压侧配置负荷开关和插入式熔断器，作为变压器过载及短路保护。当电气设备发生短路故障时，能在最小的区间内，断开与电网的连接，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区设备的影响。变压器绕组温度、高低压侧开关位置及异常信号等由箱变智能测控装置采集，并上传至开关站内光伏监控系统。（3）环境监测工程中配置1套环境监测系统。该系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头及配套支架组成，可测量风速、风向、环境温度和太阳光辐射强度等参量，通过RS485总线或光缆传输方式将数据上传至光伏发电监控系统，实时显示、记录环境数据。（4）光伏电站信号上传根据国家电网公司文件Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》。光伏发电系统应能和开关站监控系统进行通信，并至少将以下信号上传至调度部门。正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应包括：A.光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；B.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；C.光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；D.主变压器分接头档位（本工程没有）、主断路器开关状态等。2)开关站监控-105- 本工程光伏发电系统由20个1MWp的发电单元构成，经35kV集电线路接入35kV开关站。开关站按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。（1）概述全站的二次设备，包括控制、保护、测量、信号、故障录波、远动等都采用微机装置。各装置通过网络传递信息并实现资源共享。公用设备、网络接口等设备分别组屏布置在综合保护室内，35kV相关测控保护装置安装在35kV开关柜上。各测控保护装置通过RS485口或以太网口接入监控系统，保护动作及装置故障信息等重要信号通过硬接点接入公用测控屏。（2）系统结构和功能系统纵向分两层，站控层和间隔层。采用分层分布的网络结构，实现与所有通讯能力的智能设备通信。间隔层介绍：间隔层按站内一次设备配置。各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网互联，并通过光纤与站控层的设备通信。间隔层功能分两部分：一、测控功能，包括数据（电流、电压、有功、无功、温度、直流、各种开关量信息等）的采集并上送以及接收并执行来自就地监控或调度端的控制操作；二、计量功能，电量采集器通过RS485口将电能量信息传至计算机监控系统。站控层介绍：按照功能分散布置、资源共享、避免设备重复原则设计，考虑配置如下设备：两台远动主机（集中组屏）、两台监控主机。为提高传输速率和增加可靠性，网络通信媒体采用对称双绞线电缆和光缆，站内主网采用双以太网。主网与间隔层网络连接采用光缆。各主要断路器可以在调度端、站内监控主机、就地三处控制，相互之间有联锁功能，同一时间内只能由一处控制。（3）防误闭锁系统开关站不设置独立的五防主机，将其中一套计算机监控主机兼做“五防”工作站。远方操作通过“五防”工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时由电脑钥匙和锁具实现，在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。（4）全站时钟同步系统-105- 配置1套时钟源装置，分别接收GPS和北斗卫星时钟信号，同时配备时标信号扩展装置，上述装置放置在远动主机屏内。监控系统中站控层的设备采用NTP协议网络对时或通过远动工作站RS-232串口对时。保护装置、故障录波装置等设备采用直流IRIG-B对时。（5）监控系统与其它智能设备的通讯对于重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，配置智能型公用接口装置，通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。3）系统调度自动化（1）远动系统A.调度关系根据光伏电站的建设意义以及电网实行统一调度分级管理的原则及接入系统评审意见的要求，考虑调度关系如下：光伏电站远动信息同时传送到**省主、备调及赣东北地调主站系统。B.远动信息根据DL5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》，本工程远动信息内容如下：a.遥测：35kV线路的有功功率，无功功率，三相电流；35kV母线电压，频率；光伏电站总有功功率、无功功率；光伏电站的并网状态、日照辐照度和温度等；光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；逆变器电流、电压；b.遥信：全站事故总信号；35kV断路器双位置、断路器本体信号、隔离手车和接地刀闸位置信号；35kV线路主保护动作信号、保护装置故障信号；逆变器开关位置信号；c.遥控：-105- 35kV断路器分、合；通过遥控软接口，控制光伏逆变电源系统的开/关机；预告信号复归；C.远动系统功能及技术指标a.远动功能²遥测、遥信功能：即模拟量、脉冲量、状态量等实时数据的采集、预处理和远传功能。²遥控功能：遥控命令的接收、处理和执行功能。²一发二收功能：²遥测越死区传送，遥信变位优先传送，遥控具有返送校核功能。²脉冲量应具有存储、记录功能。断电后，脉冲量信息可保留3天。²事件顺序记录功能。²设备自诊断和自恢复功能。²通道监视和自动切换功能。²参数的设定和修改功能（调度端和当地均可操作）。b.技术指标：²站控层系统可用率不小于99.9%；²站控层平均故障间隔时间(MTBF)不小于20000h；²间隔层平均故障间隔时间(MTBF)不小于30000h；²主机正常负荷率宜低于30%，事故负荷率宜低于50%；网络正常负荷率宜低于20%，事故负荷率宜低于40%；²模数转换分辨率不小于12位，最大误差应满足DL/T630-1997的要求；²模拟量越死区传送时间不大于2s（至站控层显示屏）；²开关量变位传送时间不大于1s（至站控层显示屏）；²遥控操作正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%；²开关量信号输入至画面显示的响应时间不大于2s；²事件顺序记录分辨率(SOE)不大于2ms；²动态画面响应时间不大于2s；²整个系统对时精度误差应不大于1ms。D.设备配置方案-105- a.开关站侧远动设备开关站内采用计算机监控系统，光伏发电系统的状态信息传入开关站计算机监控系统。开关站侧设置独立的远动装置，远动主机双重化配置，采用交流采样，具有遥测、遥信功能、事件顺序记录功能，故障自诊断及自恢复功能，一发多收等功能，且有足够的外部通信接口，具有高可靠性和高稳定性，符合当今新技术发展的潮流，分布开放式模块化结构，方便维护易于扩容。根据仪器仪表配置标准，远动系统需配置专用的测试仪表。b.调度侧远动设备根据工程需要配置相应调度自动化接口设备及模拟屏元器件，修改相应的软件，并进行调试，以实现对开关站的调度职能。由此而引起的费用应列入本工程概算。（2）电能量计量系统站内配置电能量采集器1台，关口表及各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集器，通过modem拨号方式传往赣东北地调，并可与本站监控系统连接。本站1台电能量采集器放置电能量采集屏内。（3）电能质量在线监测根据Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》相关要求，本工程装设1面电能质量监测屏，放置于综合保护室内。采用A类电能质量在线监测装置，用于检测并网点电能的质量，对光伏电站可能引起的谐波、电压偏差、频率偏差、电压波动和闪变、三相不平衡度、注入电网直流分量进行在线监测，装置具有通讯接口，具备远传电能质量数据功能。（4）有功功率控制系统本光伏电站配置一套有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有关控制信号。根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节开关站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统的稳定性。（5）无功功率控制系统本光伏电站配置一套无功电压控制系统，具备无功电压调节能力。光伏监控系统应充分利用逆变器的功率调节能力来进行功率和电压的调节。光伏电站应能根据电力系统调度指令，自动调节其无功功率，实现对并网点电压的控制，并保证其协调性和快速性。（6）光伏发电功率预测系统-105- 本工程配置1套光伏发电功率预测系统。光伏发电功率预测系统可对光伏电站的输出功率进行预测，有助于电力系统调度部门统筹安排常规能源和光伏发电的协调配合，及时调整调度计划，合理安排电网运行方式，一方面有效地降低光伏接入对电网的影响，提高电网运行的安全性和稳定性，另一方面减少电力系统的旋转备用和运行成本，以充分利用太阳能资源，获得更大的经济效益和社会效益。（7）相量测量装置本光伏电站装设一面相量测量屏。屏上配置同步相量测量装置测量本期工程范围的相量信息，并装设数据集中处理单元、授时单元等设备。相量信息通过调度数据网接入**省调主站系统。（8）通道要求A.远动通道：远动系统设置以太网口，主通道采用调度数据网设备，上传至**省主、备调、赣东北地调。B.保护通道：光伏电站至对端站线路配置光纤电流差动主保护，保护通道采用专用光纤通道，专用纤芯2芯，备用2芯。C.计量通道：电能信息采用modem拨号方式传往赣东北地调，规约采用**102规约。（9）电力调度数据网接口及网络安全防护装置配置电力调度数据网络接口装置2套，包括路由器2台，网络交换机4台，将信息通过电力调度数据网络通道及时、可靠传送到调度端。按照“全国电力二次系统安全防护总体要求”，站内在调度数据网与其它非实时系统网络接口安装网络信息安全防护装置。1.1.1继电保护及安全自动装置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，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-105- 根据GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配置如下：（1）35kV母线保护本期35kV建成单母线接线，配置1台35kV母线保护装置，具备母差保护、充电保护等功能。（2）35kV线路(并网线)保护35kV线路(并网线)按光纤电流差动主保护保护配置，并配置完整的后备保护，保护通道采用专用光纤芯方式。（3）35kV线路(进线)保护35kV线路(进线)配置线路保护测控装置，根据小电阻接地35kV系统线路保护的配置原则，35kV线路配置电流速断保护、过流保护及零序电流保护。采用微机型装置，集保护、控制、测量及远传功能于一体。（4）站变保护本期设置2台站用变压器，#2站变由站外10kV电源引入，10kV侧装设跌落式熔断器作为电流速断保护，#1站变(兼接地变)由站内35kV母线电源引入，本台变压器保护配置如下：A.对于站用变压器引出线、套管及内部的短路故障，装设电流速断保护作为主保护。B.对于外部相间短路引起的站用变压器过电流装设过流保护。C.接地变对高低压侧单相接地短路装设了接于高低压侧中性线零序电流互感器上的零序电流保护。0.4kV侧装设双电源切换装置，正常情况下由#2站用变压器供电，#1站用变压器作为备用电源。（5）动态无功补偿装置保护动态无功补偿装置保护应满足GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中对相应设备的规范要求。根据一次设备配置情况应至少具备以下保护：1)功率单元应配置驱动故障、过压、欠压、失压、短路及超温故障等保护；2)整套无功补偿系统应具备输出电流过流、供电过压、欠压、失压保护等；SVG厂家负责整套动态无功补偿装置的保护及测控，并提供相应保护及测控设备。SVG回路开关柜至SVG设备之间的保护、控制由设计院考虑，配置测控保护装置。-105- （6）振荡低压解列装置本工程考虑装设一套振荡低压解列装置，当系统出现异常时，将光伏电站切除，以确保光伏发电系统的安全。本期设置一面振荡低压解列装置。（7）故障录波器为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，使电网调度机构能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，本工程装设1台故障录波装置。光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统震荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。光伏电站并网点交流电压、电流信号需接入故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发点。故障录波信息通过调度数据网上传至地调。（8）保护及故障信息管理系统子站为了完成电网继电保护、故障录波实时数据的收集与处理，实现二次装置运行管理的网络化和自动化，提高继保系统管理和故障信息处理的自动化水平，本站配置一套保护及故障信息管理系统子站，所有保护装置及故障录波器通过RS485口或以太网口接入保护及故障信息管理系统。系统还能将保护故障信息和故障录波器的有关信息，通过调度数据网远传至赣东北地调故障信息处理系统分站，以满足调度中心对电网正常运行及故障情况下各种信息的需求。本期保护及故障信息管理系统子站配置1面屏。1.1.1组屏方案1）二次设备室设计方案本站按无人值班站设计，二次设备集中于综合保护室内，35kV系统设备布置在就地开关柜内。综合保护室按终期规模建设，并预留部分备用屏位。2）组屏方案35kV母线保护、故障录波、振荡低压解列装置、电能质量监测装置、交直流系统、远动系统、公用设备、网络接口设备等组屏安装于综合保护室内。35kV系统均采用保护测控计量一体化装置，安装在就地开关柜内；35kV系统各间隔电度表安装在就地开关柜内。-105- 3）二次设备接地、防雷、抗干扰设计方案根据反措要求，所有静态保护屏柜及端子箱内应设截面不小于100mm2接地铜排。静态保护屏柜的接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连；端子箱内的接地铜排应用截面不小于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网相连。计算机系统应由良好工作接地。监控系统不设单独的接地网，遵照“一点接地”原则，接地线接于建筑的主接地网的一个点上，接地电阻小于0.5欧姆。防雷方案：本站考虑为时钟同步系统天线馈线，调度数据网设备及远传通道加装防雷器。保护室内的二次设备通信采用屏蔽以太网或屏蔽双绞线，二次设备与保护室外设备采用光纤通信。1.1.1二次接线1）CT、PT二次要求（1）每个35kV系统间隔装设1组电流互感器，电流互感器至少应有2个保护级、1个测量级、1个计量级二次绕组，用于本间隔保护、母线保护及故障录波、测量、计量等。（2）每段35kV母线装设一组三相电压互感器，准确等级0.2/0.5(3P）/3P，用于保护、测量及计量，变比为：35//0.1//0.1//0.1//0.1/3kV。2）电能量计量系统依据《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-2008）及《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000），各级电压母线电压互感器二次侧电能计量专用回路，其导线截面应保证在最大负荷运行时，各电能表端的二次电压降不大于0.2%Ue。本光伏电站并网点设在35kV出线侧。电能计量关口点设于产权分界点处，本期在35kV光伏电站至众埠变侧设置关口点，本侧开关站内35kV出线装设0.2S级双向多功能考核表1只，同时表计具备失压无流报警计时功能。35kV线路(进线)、站用变（接地变）35kV侧、站用变380V侧和动态无功补偿回路作为考核计量点，电流互感器设置0.2S级专用计量线圈。35kV线路(进线)-105- 、站用变（接地变）35kV侧、站用变380V侧、动态无功补偿回路配0.5S级多功能双向有无功电度表。35kV线路、站用变和动态无功补偿回路电度表分别安装在相应的35kV开关柜内，所变380V侧电度表安装在380V配电柜内。各多功能电度表电量信息通过RS485口接入电能量采集器，可通过拨号方式将计量信息上传至调度端计量主站，并可与本站监控系统连接。1.1.1控制电源系统1）直流电源本站采用220V直流电源作为全所各安装单位的控制、保护、信号、安全自动装置及事故照明等负荷的供电电源。经统计本站直流负荷如下表：光伏电站220V直流负荷统计表负荷名称装置容量(kW)负荷系数计算容量(kW)负荷电流(A)经常电流(A)事故放电时间及电流(A)初期持续末期(0~1min)(0~120min)1经常负荷60.63.616.3716.3716.3716.372事故照明5.015.022.7322.7322.733逆变电源10.00.66.013.6413.6413.644冲击负荷110105电流统计(A)16.3752.7455.54106容量统计(Ah)137137根据部颁DL/T5044-2005《电力工程直流系统设计技术规程》，本站设置1组容量为200Ah的蓄电池，按浮充电方式运行，充电屏1面（每面屏设3×10A高频模块）。每组蓄电池数量按104只考虑，蓄电池单体额定电压2V。蓄电池组2面屏，安装在综合保护室内。直流系统的接线采用单母线接线方式。直流系统采用辐射方式供电，直流系统由2面屏组成：1面直流充电屏和1面馈线屏。2）不停电电源系统（UPS）本站配置1套交流不间断电源系统。UPS正常运行时由站用电源供电，当输入电源故障、消失时，装置自动转向由直流电源逆变供电，以实现交流220V不间断输出。考虑配置1台容量为6kVA的UPS装置，放置于综合保护室UPS逆变电源屏内。UPS具有标准通信接口，能将装置运行状态、主要数据等信息上传监控系统。-105- 1.1.1火灾自动报警系统考虑光伏电站为无人值班，少人值守的运行方式，根据有关规程规定，应装设火灾报警系统。该系统由控制器、探测器及联系电缆等组成。开关站内在建筑物容易发生火灾的地方，视具体环境的不同，装设不同种类的探测器，在各个房间设置火灾报警探测器，在合适、方便的地方设置火灾报警按钮。火灾探测器能够在火灾初始阶段准确地给出报警信号。火灾报警控制器设置于主控室侧墙上，保证火灾发生初期就能迅速准确将信号传送至主控室。1.1.2视频安防监控系统安全监视系统主要用于监控并记录本站的安全以及设备的运行情况，及时发现、处理事故情况，有助于提高开关站的安全性和可靠性，并提供事后分析事故的有关图像资料，保障开关站空间范围内的建筑、设备的安全、防盗、防火等；保障开关站设备的正常运行，事故的报警录像，突发事件与无人值班站的声像通讯等。本工程设置一套频安防监控系统，考虑设置1面视频安防监控系统屏，放置于综合保护室。1.1.3电气二次设备布置35kV设备测控保护装置及电度表分散安装于相应的35kV开关柜内。其他二次设备安装于综合保护室内。1.2通信部分1.2.1概述1）光伏电站建设规模及出线****20MW光伏农业科技大棚电站项目装机规模20MWp，并新建1座35kV开关站，本期出1回35kV线路接入众埠35kV变电站，线路长度约5km，远期改接入规划中的110kV乐华变电站。2）设计范围及主要内容根据本工程建设规模及布局，光伏电站通信系统设计范围及主要内容包括：（1）光伏电站侧系统通信接口设计；-105- （2）光伏电站开关站站内通信；（3）光伏电站对外通信；（4）光伏电站发电区通信。3）设计依据GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GB 50797-2012      《光伏发电站设计规范》；DL/T795-2001《电力系统数字调度交换机》DL/T598-1996《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T5157-2002《电力系统调度通信交换网设计技术规程》 DL/T5391-2007《电力系统通信设计技术规定》YD/T5095-2005《SDH长途光缆传输系统工程设计规范》DLGJ151-2000《电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定》GB50311-2007《综合布线系统工程设计规范》IEC—国际电工委员会推荐文件ITU-T—国际电信联盟电信标准4）设计原则（1）根据工程规模及布局、接入系统设计，合理选择通信方式。（2）合理配置通信系统设备，设备配置考虑今后发展扩容的需要。1.1.1系统通信1）调度关系本工程****20MW光伏农业科技大棚电站项目由赣东北地调调度管理。2）系统通信现状众埠变目前采用的光纤传输设备厂商为中兴，未与赣东北地调光传输设备统一（赣东北地调为奥普泰设备），众埠变通过众埠～～礼林～～**县调光纤电路将信息送至**县调，其中礼林至**县调电路通过租用运营商光纤开通。众埠变、乐华变接入赣东北地区光纤网络利用已有光缆。3）各专业通道要求（1）调度通信通道要求光伏电站－赣东北地调1路通道；-105- 行政电话通道。（2）远动通道要求光伏电站－赣东北地调主用通道：调度数据网通道；备用通道：远动全双工通道，通道传输速率1200波特，在通道信噪比为17dB时，误码率不大于10-5。（3）计量通道要求光伏电站－赣东北地调电能信息采用modem拨号方式传往**省调及赣东北地调。（4）PMU通道要求PMU信息采集通过调度数据网接入**省调度主站。（5）保护通道要求光伏电站－众埠35kV变电站新建1回35kV线路：1路专用光纤通道。4）系统通信方案根据系统一次方案、****20MW光伏农业科技大棚电站项目接入系统设计报告及其批复意见，光伏电站系统通信按以下方案考虑：（1）光纤通信A.光缆线路光伏电站～众埠变35kV线路敷设1根24芯光缆，其中架空段采用OPGW光缆，电缆段采用普通光缆，光缆线路总长约5.5km，同时为满足光伏电站对地区网光纤传输网络的接入，沿礼林～沈家岭线路架设1根24芯ADSS光缆，光缆线路长度约9km。光缆线路部分费用不在本工程开列。B.光纤系统配置①光传输设备配置本工程光伏电站配置1套155Mb/s光传输设备，并配置对沈家岭变电站方向L1.2(1+1)光接口，远期改接至乐华变；沈家岭变在原有的光传输设备上新增2块L1.2光接口，远期将沈家岭变新增的2块光接口搬迁至乐华变使用。由此形成光伏电站—沈家岭变的155Mb/s光纤通信电路，信息在沈家岭变通过电力光纤通信网接至赣东北地区电力光纤通信网。为满足通信通道双路由的要求，光伏电站需租用运营商2M通道作为光伏电站至赣东北地调的备用通信通道。本工程仅开列光伏电站侧通信设备费用。-105- 光设备系统配置图见附图N03651C-U03-01。②PCM终端设备本工程光伏电站配置1套PCM终端设备对赣东北地调，赣东北地调配置1套PCM终端设备。话路分配见附图N03651C-U03-02。光伏电站赣东北地调○―――――――――――――――――――○本工程仅开列光伏电站侧通信设备费用。由于SDH光通信系统的配置可以通过软件来设置，对于网络中的每个节点的2Mb/s支路可以通过软件设置任意上下。因此，在N03651C-U03-02图中只给出了本期工程的PCM30CH的分配方案，而2Mb/s电气接口的具体数量未标出。③公务系统配置SDH传输系统包含E1、E2两个公务联络字节。E1为再生段开销(RSOH)的一部分，可在再生段接入，E2是复用段开销(MSOH)的一部分，并可在复用段终端接入。建议本工程配置的站间公务联络系统需具备选址呼叫和会议呼叫两种功能，各站公务通道配置在设备订货时详细确定。④网同步同步的目的是使网中各节点的时钟频率和时钟都限制在确定的容差范围内，以免由于数字传输系统中的信息比特溢出或取空，导致数字流的滑动损伤。网同步的关键是要有一个精确的时钟源。本工程光通信电路的网同步应与现运行电路统一考虑，不再设置其它时钟源。但本工程所采用的光传输设备本身必须具备一旦外部时钟丧失利用其设备内部时钟维持系统运行不少于24小时的能力。⑤网络管理系统本工程不配置网络管理系统，电路的维护、管理仍使用现有网络管理系统。考虑到光伏电站通信设备接入赣东北地区光通信网络，本工程建议在光伏电站配置1套维护终端。（2）电力载波通信本工程35kV线路不开设电力载波通道，因此不需要装设结合加工设备。（3）调度程控交换机-105- 光伏电站不配置系统调度程控交换机设备，调度电话采用PCM放小号方式解决。（4）综合数据网设备为了满足电力系统数据通信网络管理的需要，站内配置1套综合数据网接入设备，接入省调电厂综合信息网络，实现发电厂数据上报、电子公文流转等功能。具体设备选型及组网方案应与当地电力综合数据通信网统一考虑。5）通道组织（1）调度电话通道光伏电站—赣东北地调光伏电站－众埠变（跳纤）－礼林变（跳纤）-沈家岭变－赣东北地调。（2）远动通道光伏电站—赣东北地调主用通道：光伏电站调度数据网赣东北地调。备用通道：同调度电话通道。（3）保护通道光伏电站---众埠变（专用光纤）。（4）PMU通道光伏电站调度数据网**省调。（5）其它通道光伏电站至赣东北地调的其它通道同上述调度、远动通道的安排。1.1.1站内通信1）行政管理及调度通信为满足本期工程光伏电站行政管理及场内调度通信的需要，站内配置1套数字程控交换机，本期模拟用户容量为48线，并留有扩容的余地。2）通信电源系统为了保证给系统通信设备和站内通信设备提供不间断-48V通信电源，在站内配置2套独立的-48V/90A(模块采用N+1热备用方式)通信电源，2组48V/200Ah免维护铅酸蓄电池（组屏）。-105- 通信电源的交流输入电源由能自动切换的、可靠的、来自不同所用电母线段的双回路交流电源供电，当所用电母线只有1段时，交流电源可引自站内不同回路的2个交流电源；高频开关电源设备应具有完整的防雷措施、智能监控接口、主告警输出空接点，模块采用N+1热备用方式配置。3）通信设备机房站内不单独设置通信机房和蓄电池室，站内通信设备、系统通信设备及通信蓄电池（组屏）均安装在综合保护室内。通信设备屏位参见附图N03651C-U03-03。4）通信设备接地站内所有通信设备接地按联合接地的原理设计，即各通信设备的工作接地、保护接地合用1组接地体，接至该总接地网，具体接地设计方案详见电气一次专业相关说明。5）综合布线系统根据业主的委托要求，为满足综合楼各项业务应用的需求，建议在综合楼设置1套综合布线系统，包括综合楼内网络布线配线设备及其它附属设施等。6）电视布线系统为满足光伏电站内职工文化娱乐的需求，建议在综合楼内设置1套电视布线系统，包括电视布线配线设备及其他附属设施等。1.1.1对外通信1）对外语音通信对外语音通信通过数字程控交换机与当地公用电话网的中继连接实现，其市话中继线的租用事宜由光伏电站和当地相关部门协商解决，市话中继线的租用费用列入本工程概算。2）对外数据通信对外数据通信业务所需设施宜由光伏电站和当地相关部门协商解决，数据通道的租用费用列入本工程概算。3）电视网络系统站内电视网络系统所需信号源设施宜由光伏电站和当地相关部门协商解决，电视网络系统信号源的租用费用列入本工程概算。-105- 1.1.1光伏电站发电区内通信为了方便光伏电站运行人员检修、维护及巡视时相互之间的通信联络，光伏电站发电区内建议配置6部无线对讲机。-105- 第七章土建工程-105- 1土建工程1.1设计安全标准1.1.1工程规模**科技大棚20MW光伏发电项目位于**省东北部。本项目规划装机容量为20MWp，本项目建设规模20MW,共安装144288块单位容量为140Wp的光伏组件。1.1.2设计安全标准本工程主要建（构）筑物的等级设计安全标准见表7.1-1。表7.1-1主要建（构）筑物的等级设计安全标准表序号名称建筑结构安全等级抗震设防类别抗震设防烈度地震作用抗震措施1综合楼二丙类6度6度2中控楼二丙类6度6度3蔬菜科技大棚二丙类6度6度1.2基本资料和设计依据1.2.1地形、地貌拟建区位于**市**乡，属冲积平原地貌，原貌为农田，局部分布有池塘，地势平坦开阔，交通便利，地质条件稳定。1.2.2工程地质根据钻孔深度范围揭露地层资料，按地层堆积时代，成因，名称分类，场区可划分3个地层单元，现从上至下分述如下：第（1）层：淤泥质土（Qh）深灰色，主要由粘粒、粉粒及腐植物组成，有腥臭味，偶见螺壳，软塑。厚度为-105- 0.50米，层面标高为26.77米。第（2）层：粉质粘土（Q4al）黄褐色，无摇振反应，光泽反应较光滑，干强度较低，韧性中等，软-可塑，断续夹薄层粉细砂。该层上部有约0.4米灰色耕土。全场地分布；最薄处为6.80米；最厚处为9.10米；平均厚度为8.46米；层面最高处标高为28.16米；层面最低处标高为26.27米；平均标高为27.69米。第（3）层：砾砂（Q4al+pl）黄褐色，颗粒直径大于2mm者约占30-35%，砾石亚圆形，粒径一般2-4mm，个别大着20mm，成分主要为石英、长石等，饱和，稍密。全场地分布；可见厚度4.10-5.80米，层面最高处标高为20.07米，层面最低处标高为18.61米，平均标高为19.23米，均未钻穿。1.1.1水文地质1）场区水文地质条件拟建区地下水主要来自③砾砂，该层孔隙度较大，水的渗透性较强，该层水为地层渗透性水，为主要含水层，属潜水类型，略具承压作用。②层粉质粘土，下部断续夹薄层粉细砂，具一定的渗透性。勘察期间测得地下水位在1.60米至1.90米之间，地下水位标高在25.71米至26.36米之间。2）地下水的腐蚀性根据水文地质资料，本区水文地质环境类别为Ⅱ类，场区土层中未见硫化物等化合物质；为了查明场区内地下水的腐蚀性，场区采取了2个水样进行了水质分析，成果见附件。按环境类型，场区土质及地下水对混凝土结构为微腐蚀性；按地层渗透性，评价场区土质及地下水和土对混凝土结构为微腐蚀性,对钢筋混凝土中的钢筋为微腐蚀性。根据国家《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），拟建区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，地震动反谱特征周期为0.35s，地震分组为第一组。1.1.2设计依据设计依据的主要设计规范及标准1）GB50352-2005《民用建筑设计通则》-105- 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）GB50009-2001《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》8）GB50003-2001《砌体结构设计规范》9）GB50017-2003《钢结构设计规范》10）GB50018-2002《冷弯薄壁型钢结构技术规范》11）GB50025-2004《湿陷性黄土地区建筑规范》12）GB50046-2008《工业建筑防腐蚀设计规范》13）GB50010-2010《混凝土结构设计规范》14）JGJ79-2002《建筑地基处理技术规范》15）GB50013-2006《室外给水设计规范》16）GB50014-2006《室外排水设计规范》17）GB50015-2010《建筑给水排水设计规范》18）GB50019-2003《采暖通风与空气调节设计规范》1.1发电大棚及逆变器室设计1.1.1发电大棚设计1）主要设计参数基本风压值为（50年一遇）：0.35KN/m2基本雪压值为（50年一遇）：0.35KN/㎡抗震设防烈度：6度（0.05g）太阳电池光板安装结构安全等级：二级2）主要材料：钢材：Q235B，Q345B；焊条：E43**、E50**；螺栓：普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）。钢筋：HpB300,HRB335。水泥：普通硅酸盐水泥。-105- 混凝土：预制混凝土构件选用C30～C40，现浇混凝土结构选用C30～C40，素混凝土及垫层为C15。砌体结构采用MU10烧结页岩砖。框架填充墙采用加气混凝土砌块，地下墙体采用烧结页岩砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M7.5水泥砂浆。门窗：塑钢门窗。3）发电大棚发电大棚为地上一层钢结构，建筑面积368920m2。抗震设防烈度为6度。发电大棚是利用生态农业大棚屋顶建设太阳能光伏发电系统，将光伏发电技术和先进的现代农业种植技术相结合，是新能源运用于现代生态农业的新科技。大棚向阳面屋顶以BIPV形式安装太阳能电池板可以发电，并且光伏组件担任屋顶建筑材料。向阴面屋顶及四周墙体全部采用塑料薄膜材料。1.1.1逆变器室设计逆变器室采用砌体结构，分散布置在电站的生产区内，共20座，为地上一层，基础采用墙下连续条基，混凝土强度等级为C30，基础埋深约-1.8m，其具体位置详见光伏发电站总平面布置图。逆变器室为地上一层砖混结构，建筑面积26.2m2。耐火等级为二级，抗震设防烈度为6度。外立面装修采用涂料。外墙窗采用塑钢窗，外墙窗均设纱窗。内装修采用白色乳胶漆涂料；地面采用水泥砂浆地面，顶棚为白色乳胶漆涂料。屋面防水等级为Ⅱ级，防水材料采用SBS改性沥青防水卷材，保温材料采用挤塑聚苯板。1.2开关站1.2.1升压站总平面布置1.2.2升压站及主要建（构）筑物开关站内建（构）筑物主要包括综合楼和中控楼。1）综合楼-105- 综合楼为地上二层框架结构，建筑面积998.28m2。耐火等级为二级，综合楼具有空间通透，利于抗震等优点。综合楼一层布置有办公室、厨房、餐厅、卫生间等，房屋层高为3.9m。二层布置有办公室、会议室、资料室、多功能厅、卫生间等，房屋层高为3.9m。外立面装修采用涂料。外墙窗采用塑钢窗，外墙窗均设纱窗，楼内门均采用木门。内装修按房间使用功能的不同采用不同的标准，墙面除卫生间、厨房采用瓷砖外，其余房间均采用白色乳胶漆涂料墙面。卫生间采用防滑地砖地面，其他房间楼（地）面均采用普通地板砖地面。屋面防水等级为Ⅱ级，防水材料采用SBS改性沥青防水卷材，保温材料采用挤塑聚苯板。2）中控楼中控楼为地上一层砖混结构，建筑面积283.5m2。耐火等级为二级，抗震设防烈度为6度。外立面装修采用涂料。外墙窗采用塑钢窗。内装修采用白色乳胶漆涂料；地面采用水泥砂浆地面，顶棚为白色乳胶漆涂料。屋面防水等级为Ⅱ级，防水材料采用SBS改性沥青防水卷材，保温材料采用挤塑聚苯板。1.1.1主要建（构）筑物结构设计1）主控综合楼本工程综合楼、中控楼等地基基础设计等级为丙级，建筑结构的安全等级为二级，设计使用年限为50年，属丙类建筑。屋面为不上人屋面，屋面活荷载：0.70KN/m2。主要建筑材料混凝土强度等级：垫层100厚的C15混凝土，其余均采用C30混凝土。钢筋：直径d＜12采用HPB300钢，d≥12采用HRB335钢。钢材：采用Q235B。砌体：地面以下采用烧结页岩砖，水泥砂浆，地面以上采用烧结页岩砖。框架结构：地面以下采用烧结页岩砖，水泥砂浆，地面以上采用加气混凝土砌块。防腐：采用沥青冷底子油两遍，沥青胶泥涂层，厚度>500μm综合楼及中控楼屋面，采用现浇钢筋混凝土楼板，天然地基，独立基础及墙下条形基础，基础埋深约为-2.5m和1.8m。2）变配电工程-105- 升压站内所有管沟均为混凝土管沟。1.1主要工程量表表7.6土建主要工程量表序号名称单位数量备注1综合楼建筑面积M29992中控楼建筑面积M2283.53箱式变压器基础土方开挖M31200土方回填M3760C30基础混凝土M³440预埋铁件t104室外逆变器室台20土方开挖M31120土方回填M3758C30混凝土基础M3300C15垫层混凝土M362.2预埋铁件t105大棚土方开挖M310500土方回填M34500基础混凝土量M36000大棚钢骨架（20MW）M358006变配电工程场地平整挖方量M36000场地平整填方量M36000主变及基础挖方量M3192填方量M3154.85-105- 混凝土量M337.37道路及地坪150厚天然砂砾石垫层M3612290厚水泥稳定土基层M24080220厚C30砼面层M240808室外工程砖围墙M430护坡M2680雨水管M12501.1地质灾害治理工程1）不良地质作用场区未见明显新构造运动及全新断裂活动痕迹。场区不良工程地质现象不发育。土层内未见埋藏的河道、沟浜、孤石、墓穴、土洞、空洞等不利工程因素。2）场区稳定性评价拟建区拟建场地区域为平原冲积地貌，上覆第四系冲洪积土类，断裂构造不发育，基地稳定。区内构造表现为间歇性运动。原始地貌条件为冲积平原、地势开阔平坦，周边无孤岩等不良现象，根据GB50011-2010规范及**省建设厅、**省地震局2003年元月颁布的《**省地震动参数区划工作用图》，本场地抗震设防烈度<6度，设计基本地震加速度值<0.05g，属于非抗震设防区。-105- 第八章农业大棚基本功能设计-105- 1光伏大棚基本功能设计1.1光伏大棚通风及防虫系统设计利用热空气向上聚集的特性，采用温室四周与屋脊开顶窗方式进行自然通风，当温室需要通风换气降温时打开天窗，且消耗动力能源较少。为方便温室自然通风，在温室的顶部设置卷膜开窗系统，人工转动卷膜器卷膜轴。当温室需要自然通风时，可通过手动打开，进行自然通风，当温室不需要自然通风时，可关闭通风窗，以达到温室密封、保温的效果。1）开窗尺寸温室每跨单尖顶走向的通长一侧通风开窗，宽1米。2）系统组成卷膜器、驱动轴、固膜卡、以及相应连接附件等；驱动轴采用国标6分热镀锌钢管，通过驱动轴的圆周运动转换为均匀的直线运动；防虫设计：为防止害虫从开窗处进入温室在开窗处加装32目白色防虫网，卡槽卡簧固定，具有阻止室外害虫进入温室，切断害虫繁殖传毒和预防病毒害传播的危害，降低化学农药的施用。1.2风机-水帘降温系统设计8.2.1系统组成湿帘本体、水循环系统、潜水泵、轴流风机，水池，补水系统等组成；8.2.2湿帘本体-105- 采用加水型湿帘，该湿帘降温效率高、使用寿命长、阻力损失小。既保证了足够的湿挺度、高耐水性能，又具有较大的蒸发比表面积和较低的过流阻力损失。8.2.3湿帘外框外框采用与湿帘配套的工程优质镀锌板框架，该外框具有美观大方、强度高不易变形,能够彻底消除漏水之虞、经济适用等特点。8.2.4潜水泵配合水循环系统使用，能够满足湿帘用水。8.2.5轴流风机采用国产低压大流量轴流风机（风机框架及叶片为镀锌钢板压制而成，内部集风器表面喷塑）。该风机具有全压低、流量大、耗电少、噪音低、运转平稳、安全可靠等特点，风机启动或停止时百叶窗可自动开闭；8.2.6水循环系统采用UPVC工程塑料管道、镀锌板水槽、国产过滤器、阀门、三通、弯头、喷水管、反水板等；8.2.7操作原理风机和水帘宜布置在温室东、西墙上，当室外温度超过28℃～30℃，需要降温时，通过控制系统的指令启动风机，将室内的空气强行抽出，造成负压；同时水泵将水打在对面的湿帘墙上。室外空气被负压吸入室内时，以一定的速度从湿帘的缝隙穿过，导致水分蒸发、降温，冷空气流经温室，吸收室内热量后，经风机排出，从而达到循环降温的目的。1.1集露、防滴、导流排水系统设计顶面梁采用“几”字型钢（见下图），可以将屋面内侧冷凝水有组织收集起来，通过二层天沟集中排放，避免冷凝水随意滴漏，影响作物的生长及就餐环境。温室采用单项排水，天沟排水坡度5‰。-105- 所有钢构件均按照《GB/T13912-1992金属覆盖层-钢铁制品热镀锌层技术要求》进行热浸镀锌处理，镀锌层厚度不小于90um，工厂化生产，现场组装。主体结构柱焊装在地基预埋铁件上，温室上部结构零部件的连接均采用螺栓或自钻自攻钉直接安装。钢材质量符合GB700－88标准中有关规定，骨架质保期为15年，实际使用寿命大于20年。1.1给排水及水肥一体化系统设计8.4.1灌溉设计参数的选择设计作物日耗水量5.0毫米计划湿润层深度40厘米土壤湿润比：70%灌溉水利用率95%设计抗旱日工作小时数：21小时灌水均匀度：CU=0.95田间最大持水率0.30；8.4.2主要灌溉设备的选择管材主管路和埋于地下的支管全部采用抗老化、耐腐蚀耐高压的优质的PVC管，管径选用φ75~φ25PVC管；温室内支管位于地上部分采用抗老化、耐腐蚀的PE管，管径选φ25PE管。灌水器灌水器是灌溉系统中非常重要的设备，选用著名灌溉公司的产品。专门适用于温室灌溉的微喷头，喷头由高质量、耐用塑料制作，使用寿命长。灌溉流量精准，水滴精细。喷头可拆卸，便于维护和零部件更换。配有止漏阀，在灌溉系统关闭时，可立即阻止管内剩余水的下滴。可调节喷洒角度限制器，喷洒范围90度、180度、360度。抗紫外线，防止农用化学制品和肥料腐蚀。-105- 温室倒挂微喷灌溉系统施肥器在系统首部选用比例注肥器，施肥精度高，可实现自动按比例施肥，便于统一管理集中施肥、喷药。控制部分控制器为智能温室自动控制系统，可同时实现温室自动控制及灌溉的自动控制，无需单独增加灌溉控制系统。采集温室温度、湿度、土壤水分、二氧化碳、地温、光照、辐射等环境因子，对温室各种设备及灌溉进行全自动控制。除了自动控制外该控制系统还具有定时控制、周期控制、手动控制功能。8.4.3给排水给水系统温室除灌溉用水外，还需要提供日常的实验、湿帘水池的补水及其他用水需要，在温室内各安装一套供水系统，以方便实用。洗手池排水管道在室内埋设排水管线将污水排出室内。1.1植物助长及补光系统设计在温室的补光设计中，既要考虑使用光强、光质达到作物生长要求，又要考虑降低温室补光的成本。我们选用农业上专用的高强度钠灯，它可提供最理想的与植物生长需要相吻合的光谱分布，不论是针对光合作用，光形态还是光周期，与普通高压钠灯相比，该农用钠灯有10%的高光输出量和30%的可见蓝光，为自然植物生长创立了准确的“蓝”和“红”-105- 的能量平衡，光谱分布的改善是作物生长环境更好的控制，并且使作物生长的更快，质量更高。具体配置根据业主所选择的农作物来确定。-105- 第九章消防设计-105- 1消防设计1.1概述根据<<建筑设计防火规范>>GB50016-2006及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229—2006等有关规定。站区消防系统包括:(1)火灾探测报警系统;(2)水消防系统;(3)其他灭火系统。建筑物火灾危险性分类及耐火等级根据《建筑设计防火规范》和《火力发电厂与变电站设计防火规范》规定，综合楼等建(构)筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分见表1。表7.1-1火灾危险性类别和耐火等级划分表序号名称火灾危险性类别耐火等级体积m3室内消防水量m3室外消防水量m31综合楼戊二477110152配电室戊二504810154联合泵房戊二500101.2消防措施1.2.1火灾探测报警系统在升压站设有易起火设备的房间（如控制室、电子设备间、通信机房、配电间等）设置火灾探测及报警装置。报警控制器安装在值班室，火灾探测报警控制系统对火灾进行监测，向值班人员和现场区域发出警报。1.2.2水消防系统消防给水系统（消火栓系统）由消防蓄水池、消防水泵、消防给水管道、消防稳压设备及室内外消火栓组成。在室外布置5套SA100/65-10型室外地下式消火栓。室外管网采用DN150焊接钢管环网布置，绿化及冲洗用水与消防为合并管网。消防与绿化及冲洗用水合并，在保证消防水池水量的满足规范情况下，可由新鲜补水置换消防水池的水，保证水质。平时管网压力由消防稳压设备维持，发生火灾时再启动消防泵。消防水池由站区深井泵补水。-105- 根据规范和站区的建构筑物情况，按最大建筑物综合楼计，室外消火栓消防用水量15L/s，室内消火栓消防用水量10L/s。因此升压站区一次消防最大用水量为90m3/h，，消防延续时间按2小时计算，消防用水量180m3。当发生火灾时，启动消防水泵，从蓄水池吸水升压后送至消防给水管网。建筑防火规范规定消防水池的补水时间不宜超过48h，同时考虑站区光伏区冲洗和绿化用水的需要，选用一座500m3的蓄水池，蓄水池的补水由站区深井泵补给，进水管设液位控制阀。选用电动消防水泵2台，1台运行，1台备用。水泵规范为Q=90m3/h，H=0.45MPa，配套电机功率：P=22kW。配套立式消防稳压设备，φ1000；消防稳压泵2台，水泵规范为Q=5L/s，H=0.50MPa，配套电机功率：P=5.5kW。消防水泵就地和控制室控制。消防水泵布置在联合泵房内，泵房采用半地下泵房，长12m，宽6.0m，泵房地上部分净高4m，地下部分3m。室外消防蓄水池长16.4m，宽8.2m，埋深4m。1.1.1主变压器灭火系统本升压站主变压器容量为50MVA，本期建成1台。主变压器安装在户外。根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006的相关规定，主变压器不需要固定灭火装置。在主变压器底部设有素混凝土贮油池。池内铺设卵石，卵石粒径为50～80mm，池底设有排油管，能将事故油及消防废水排至事故油池中。在变压器位置设置有2辆MFT50/ABC型推车灭火器。1.1.2其他灭火系统按照《建筑灭火器配置设计规范》的要求，在电气设备房间，均设有手提式或推车式干粉灭火器。-105- -105- 第十章施工组织设计-105- 1施工组织设计1.1设计原则1）严格执行基本建设程序和施工程序。2）应进行多方案的技术经济比较，选择最佳方案。3）应尽量利用永久性设施，减少临时设施。4）重点研究和优化关键路径，合理安排施工计划，落实季节性施工措施，确保工期。5）积极采用新技术、新材料、新工艺，推动技术进步。6）合理组织人力物力，降低工程成本。7）合理布置施工现场，节约用地，文明施工。8）应制定环保措施，减少对生态环境的影响。9）根据工程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地。1.2施工条件1.2.1工程地理位置拟建项目（****20MWp光伏农业科技大棚电站工程）位于**市**乡七社畈公路两侧，农业大棚基地公路交通网络建设完善，陆路交通便利。沿途道路、桥梁均能满足光伏电场的对外交通运输要求。场址所在地区基础建设齐全，道路通畅，也均能满足光伏电场的对外交通运输要求。所有设备及材料等均可以从厂家经公路运至厂区。1.2.2工程自然条件1）地形地貌站址范围内地势平坦，原始标高平均为27.50m左右，大部分为种植蔬菜的菜地。2）地质条件本工程区域内不存在地质断裂、坍陷等问题。3）气象条件**-105- 属亚热带湿润性季风气候区，冷暖交替，温暖湿润，雨量充沛，四季分明。年平均气温18.3℃，最热月份为7月，月均温为29.5℃、极端最低温为-9.1℃；常年无霜期219-313天，多年平均为247.2天，年平均降水量1672.3mm；年蒸发量1220.7mm；年平均日照为1852.6小时。不利气候主要是晚春有寒潮袭境，中夏多暴雨洪涝，伏秋少雨干旱，晚秋有寒露风入侵。以东北风为主，冬季西北风较大。1.1.1施工交通运输****20MWp光伏农业科技大棚电站工程位于**市**乡七社畈公路两侧，南北长约900米，东西宽750米，离德昌高速连接口约3公里，S205省道2公里。1.1.2建筑材料来源钢筋、水泥、砂石料等建材可在**市购买，运距约30km1.1.3施工用水本工程施工用水拟从位于附近的村庄引接自来水管。1.1.4施工用电本工程施工用电拟从附近村庄引接10kV线路。1.1.5通信施工现场的对外通信，拟采用由当地通信网络上提供通信线路的方式，其内部通信则采用无线电通信方式解决。1.1.6场地平整一、场区平整工程量　挖方m3填方m3　　场地平整8116681166　　施工临建场地平整30003000　　合计8416684166　　二、道路工程量场区道路路面05175150mm厚级配砂石场区道路路基012075350mm厚砾石土-105- 合计017250　　1.1施工总布置1.1.1施工总平面布置原则棍据光伏发电设施工程建设投资大、工期紧、建设地点主要为点、线状分布等特点，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。合理地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、施工现场加土区、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，以规范标准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，布置施工现场需遵循的原则是：1）施工现场内临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便快捷，尽量做到运输距离短，减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地，节约用地的目的。2）路通为先，道路包括主干道、站内网格状主次干道等。所有道路的纵向坡度结合地形设计，横向坡度为1.5%一2%。3）施工机械布置合理，充分考虑每道工序的衔接，使加工过程中材料运输距离最短。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，又不产生浪费。4）材料堆放场地应与加工场保持合理距离，既方便运输又要考虑防止施工过程带来的火险可能性。5）总平面布置尽可能做到永久与临时相结合，节约投资，降低造价。1.1.2施工总平面布置结合本工程的太阳能资源条件、地形条件、交通运输条件，****20MWp光伏农业科技大棚电站工程共布置144288块太阳能板，容量为20MW，共分20个单元，每一个单元为1MWp,配一个逆变器室，采用202个组串组成1MW，共12MW，其余由198个组串组成1MW，共8MW。每组光伏组件包含36块太阳能电池板。本期建设全部的光伏发电组件，支架及基础，施工检修道路，逆变器及其建筑物，场区外围墙。-105- 为便于施工及生产管理，施工期间在开关站西侧集中设置一个施工生活及生产区，在该处设置混凝土搅拌站，相应在搅拌站旁设置砂石存放场、机械修配及综合加工厂、水泥仓库等施工临建生产设施。此外，还需设置一块相对封闭的场地，用于设备的集中存放。生产用办公室，生活用临时住房等临建设施也集中布置于生产设施附近，形成一个集中的施工生活管理区。施工临建场地用地面积为6000m2。1.1施工交通运输1.1.1对外交通运输本电站位于**市**乡七社畈公路两侧，南北长约900米，东西宽750米，离德昌高速连接口约3公里，S205省道2公里。1.1.2对内交通运输本工程站内道路主要分为光伏阵列检修道路及主要运输及消防道路。整个站区共厂区中部7m道路作为主干道，次要道路和消防道路设计宽度为4m。以日常检修、维护及运输要求为原则，满足交通运输及消防要求。管理区道路采用汽—20级城市型单、双坡水泥混凝土路面，道路按照建筑物分区都有道路相通的原则设置，保证运输及消防车辆能够畅通无阻。进管理区道路宽7m，次要道路及环行道路宽4m，对重点防火区域如综合办公楼及中控楼等均构成环形道路。道路设置形式与路面结构形式设计为城市型道路，路面为混凝土结构。管理区道路面积为4080m2。1.2工程建设用地****20MWp光伏农业科技大棚工程位于**市**乡内。用地性质为农业用地。根据业主提供的用地范围坐标，本工程可利用总面积为1157.6亩，符合规划要求。1.3主要施工方案1.3.1光伏阵列安装要求-105- 连接太阳电池阵列架支柱连接件，检查其横列水平度，符合标准再进行铁架组装。检测单块电池板电流、电压，合格后进行太阳电池组件的安装。最后检查接地线、铁架紧固件是否紧固，太阳电池组件的接插头是否接触可靠，接线盒、接插头须进行防水处理。检测太阳电池组件阵列的空载电压是否正常，此项工作应由组件提供商技术人员完成。1.1.1电缆敷设电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认到场的电缆规格是否满足设计要求，施工方案中的电缆走向是否合理，电缆是否有交叉现象。电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的《电缆敷设程序表》，表中应明确规定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接头。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。1.1.2主控楼土建施工1）施工顺序：整体施工顺序为先地下、后地上；先结构、后装修；先土建、后配套；先样板、后整体。2）基础工程施工工序：放线→复核→土方方格网→土方开挖→人工清底→验收→垫层→钢筋混凝土基础→地沟→回填土→基础工程验收。3）主体工程施工顺序：放线→复核→柱钢筋绑扎→预留预埋→验收→柱支模板→复核→柱砼→梁、板模板支设→复核→梁板钢筋绑扎→预留预埋→验收、梁板浇硅→养护→主体工程验收。4）装饰工程施工工序：清理→门窗安装→砖墙面抹灰、地面→顶棚、墙面涂料→外墙装饰→竣工验收。-105- 1.1.1箱式变压器的安装1）安装前的准备电缆应在箱变就位前敷设好，并且经过检验是无电的。开箱验收检查产品是否有损伤、变形和断裂。按装箱清单检查附件和专业工具是否齐全，在确认无误后方可按安装要求进行安装。2）箱式变压器的安装靠近箱体顶部有用于装卸的吊钩，起吊钢缆拉伸时与垂直线间的角度不能超过30°，如有必要，应用横杆支撑钢缆，以免造成箱变结构或起吊钩的变形。箱变大部分重量集中在装有铁心、绕组的变压器，高低压终端箱内大部分是空的，重量相对较轻，使用吊钩或起重机不当可能造成箱变或其附件的损坏，或引起人员伤害。在安装完毕后，街上试验电缆插头，按国家有关试验规程进行试验。由于箱变的具体型号和厂商需在施工阶段招标后才能最终确定，其安装方法在施工阶段应当按照厂商的要求和说明进行修正。1.1.2特殊气象条件下的施工措施雨季施工（1）一般要求新开挖工程，应考虑汛期影响适当加大放坡，防止出现塌方伤人事故。基底预留出排水明沟的工作面，基坑上沿设挡水坎。回填土尽量避开雨季施工，必须回填时，应严格按有关施工规范要求施工，同实验室配合，严把质量关。雨天之后实验室对砂石料的含水率及时检测，按实际数据调整混凝土的配合比，保证混凝土的强度和质量。对各类过高建（构）筑物设置防风避雷措施，并对接地进行测试。（2）机械、电气设备防雨要求雨季期间各种露天放置的设备、机具、材料等作好保护工作，防止受潮雨淋和浸水，长期闲置的机具做好保养工作。各种电气设备在雨季来临之前全面检查一遍，做好有效的防雨措施。在雨季施工当中亦应经常检查，发现安全隐患及时排除。所有带电机械及电气设备做到接地保护良好，重点检查防触电、防雷击。-105- 大型吊车停止工作时车轮及吊钩采取紧固措施，确保防风安全。（3）汛期物资设备管理露天作业区堆放材料、设备适当垫高、遮盖、保养，且周围排水通畅。1.1施工总进度1.1.1施工总进度目标根据目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，主控楼、光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械能同时满足两项工程施工要求。本工程计划建设期6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。1.1.2施工总进度设计依据及原则依据光伏电站建设特点和经济条件对光伏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）本光伏电站工程主体和临建工程量及布置2）国内外同类工程的施工组织设计资料。3）坚持以人为本的原则在工程前期准备阶段，进行施工生活设施、办公场所及生产设施建设，为工程建设人员提供较好的办公及生活条件，使工程建设人员全身心地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。4）电池阵列支架基础工程先期开工建设由于本期工程建设期2个半月，为尽早产生经济效益，根据电池组件分批到货、电站土建开工至全部设备安装调试完时间短的特点，配套工程应有合理的顺序并优先考虑施工，以便每一部分电池组件安装完后既可调试，保证工程的连续性。因此应先进行光伏阵列基础施工。5）其他工程项目的施工在保证上述两项的前提下，仓库、临时辅助建筑、混凝土基础等其他工程项目的施工可以同步进行，平行建设。其分部分项工程可以流水作业，以加快进度，保证工期。-105- 1.1.1施工控制点本工程施工进度控制点为逆变器室、主控楼、配电设备室、开关站建设、电池组件支架及其基础施工、电池组件安装工程。1.1.2施工进度安排1）结合当地气候条件。本工程计划从2013年2月15日安排开始施工，主要完成水、电、场地平整、临时设施等准备工程。2）计划土建开工从3月初开始施工，于2012年4月15日完成办公楼、光伏站区大棚工程、电缆沟、及场内道路工程。3）安装工程从3月初开始进行，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装以及开关站的施工，计划完成时间为2013年4月20日。4）并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间2013年4月30日完成。5）并网试运行，计划2013年4月底全部机组并网发电，投入试运行。总工期为2个半月。1.2工期保障措施根据本工程设计特点与施工现场情况，为保证工程按期竣工，特制定以下工期保证措施。1）强化项目管理，实行项目经理负责制，项目经理根据总体进度计划，提前编排合理的月计划，并及时做好施工机具、人力、资金、材料等进场计划，提前送到各有关部门，以避免因材料、机械、人力不能及时到位而造成的工期延误。2）建立和执行例会、报表、行政管理制度。定期召开项目例会，由项目副经理主持，及时协调理顺各专业工种的作业关系，解决施工中存在的矛盾，明确下达的生产计划，并落实管理人员的责任。3）严格按照计划安排生产，定期开一次协调会，由项目经理主持，检查落实上周生产计划的完成情况，总结调整后安排本周的计划，以周保月，以月保季确保总工期的实现。-105- 4）对所有现场施工人员，除进行必要的进场培训外，还要使其明确完成的任务的期限和各阶段的进度计划。项目部将拨出一定数额的奖金，分阶段奖励施工质量好、按期完成计划的班组和个人，以鼓励先进，督促后进。5）采用流水作业和分班次倒班作业的方法缩短工期。6）挑选技术好、质量意识强的工人组织施工，并加强对质量的跟踪检查，提高产品一次成活率，避免因工程质量事故的出现而造成返工，延误工期。7）充分发挥技术装备优势，提高机械化施工程度，减轻劳动强度，提高工效，缩短工期。利用科学的施工技术和手段，提高劳动生产率，加快施工进度。8）加强同建设单位、设计单位、政府主管部门的合作和监督，顺利完成各施工阶段的转换，确保施工的顺利进行。1.1主要施工机械根据光伏电站施工集中的特点，本期工程规模20MWp，施工期2个半月，施工采用集中与分散相结合原则。其施工主要机械见下表。序号设备名称型号及规格单位数量备注1混凝土搅拌站50m3/h1座搅拌站2混凝土罐车10m35台3装载机501台4钢筋调直机4台5钢筋切断机4台6钢筋弯曲机4台7柴油发电机200KW1台8柴油发电机100KW6台9汽车式洒水车2台10运水车4台-105- 第十一章环境保护和水土保持-105- 1环境保护和水土保持1.1环境保护1.1.1执行标准1）法律法规《中华人民共和国环境保护法》；《中华人民共和国水污染防治法》；《中华人民共和国环境噪声污染防治法》；《建设项目环境保护管理条例》国务院令第253号；《电磁辐射环境保护管理办法》国家环保局第十八号令；《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011。2）环境质量标准：环境空气执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996）二级标准；地面水执行《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）三类标准；地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848－1993）三类标准；声环境质量执行《声环境质量标准》（GB3096－2008）1类标准3）污染物排放标准：施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523－2011）有关标准；运行期噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）中的1类标准；《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996中二级标准；《污水综合排放标准》（GB8978—1996）中表4一级标准；《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》HJ/T24-1998；《高压交流架空送电线无线电干扰限值》GB15707-1995。1.1.2环境影响分析通过对本工程太阳能光伏电场工程建设施工对环境的影响分析，本期工程主要影响来自施工扬尘、施工噪声、生活污、废水、固体废物、光污染、电磁辐射等。-105- 1）大气环境影响光伏发电是将太阳能转换为电能，转换过程没有废气排放，对环境没有影响。主要的大气污染物是施工过程中产生的扬尘对区域环境空气产生影响。由于太阳能光伏电站内地貌为荒漠化草原，地表植被较少，地表土较松软，经长期大风吹刮，表层细小颗粒随风带走，留下颗粒较大不易被风刮起。施工期间电池组件基础、箱式变、进场公路、生产楼等工程施工时地表经机械扰动，粉状建筑材料的装卸、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放、车辆在道路上行走等产生的扬尘对为主要空气污染源。施工期间应对运输道路洒水碾压，光伏支架基坑开挖后尽快浇筑混凝土，及时回填，对表层进行压实，缩短裸露时间，减少扬尘污染。2）水环境影响光伏发电本身不需要消耗水资源，本项目无工业废水产生，仅有施工期间的少量生活污水，经化粪池处理后定期清理外运，不随意排放。营运期间主要为生产楼的运行人员的日常生活污水，此类废水通过污水处理系统处理后回用于光伏电站内的可用于站区的绿化、喷洒等，不外排。因此，项目建设不会对当地水环境造成影响。3）噪声对环境的影响太阳能发电没有机械运转，运营期无噪声影响。噪声影响主要集中在施工期，施工期因设备的运输、安装会产生运输及施工会产生交通噪声及施工机械噪声。根据同类工程对作业场所噪声源强的监测数据，小型混凝土搅拌车的噪声级为91-102dB，由于场区内无常驻居民，因此，施工噪声对周围的声环境无影响。4)固体废物对环境的影响工程产生的固体废物主要为施工期的施工垃圾、施工人员生活垃圾及运行期管理人员的生活垃圾。施工垃圾施工过程中及时清运，生活垃圾设置集中收集站，定期运往生活垃圾集中处理站，运营期运营产生的日常生活垃圾由生产楼所在区设置集中收集箱收集后定期清理外运。因此，本期产生的固体废物不会对当地环境产生影响。5）电磁辐射对环境的影响光伏发电场运行时产生的电磁辐射主要来自于输电线路及光伏站区的电气设备，此类电磁辐射强度较低，并且光伏电站区域周围无居民居住，因此，不会对周围的环境产生危害。-105- 根据同类电站建成运行后的调查，太阳能光伏电站的运行不会对当地的无线电、电视信号等产生影响。6）光污染对环境的影响光伏方阵会产生微弱的光污染。本工程采用最佳安装倾角（最大太阳辐射对应的倾角）可最大程度地减少对太阳光的反射。另外，太阳能电池组件产品的表面设计要求最大程度减少对光的反射，以提高发电效率，可见太阳能电池板是“吸光”而极少“反光”。并且项目区内无居民居住，因此，本项目不会对周围环境形成光污染。1.1水土保持光伏电站建设过程破坏原地貌及地表植被，如不采取积极有效的防治措施，必然引发和加剧区域内水土流失影响，对周边生态环境造成不良影响。1.1.1工程对水土流失的影响分析工程建设将征占当地一定面积的土地，但均未国有未利用荒地，未侵占耕地、草地等农业用地。在工程施工过程中进行土石方挖填，包括电池组件基础施工、箱式变基础施工、逆变器室、电气设备室及生产楼基础施工等工程，不仅动用土石方，而且机械施工及人员活动，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，产生大量的风沙扬尘，增加土壤侵蚀及水土流失。地表开挖后破坏原地貌及地表植被，极易引起水土流失造成土地沙化。海南藏族自治区共和县地区地表风力侵蚀较为严重，光伏电站建设施工破坏土地结构，使得土壤变得疏松，若不及时采取有效措施，发生风力侵蚀，易产生风夹沙，造成土壤侵蚀成倍增加，加速工程所在区域的土壤退化。1.1.2水土保持措施工程施工期间，注意防止破坏征地以外的地表，合理安排施工时序，避免大面积开挖，造成地表裸露面积过大。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，对生产楼、电池阵列区、施工生产生活区等部位布设排水、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。-105- 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产生的水土流失，而且造成施工中的水土流失无从治理。施工期间道路路面要定期洒水，临时堆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。施工结束后加大场区的植被恢复性种植力度，采用当地已经成熟的治沙经验和耐干旱喜沙的乔、灌类植物，对光伏方阵的周边范围进行固沙绿化。在光伏方阵的每个发电单元的间隔地带采用人工种植牧草和灌溉技术，增加植被的成活率，达到防沙固沙的目的。植被种植采取先种草后植树的方法，涵养水分，采用乔、灌、草相结合的方式，逐步恢复。采取本工程的水土保持设计，对工程建设可能造成的水土流失进行了分析，提出有效地防治措施，使本工程建设水土流失的影响减至最低，进而使工程与周围环境之间达到相互和谐发展的目标。1.1环境效益分析中国以煤为主的能源结构导致了我国二氧化碳排放的减排任重道远，中国将面临国际社会施加的更大的压力，本项目的减排也可直接产生一定的经济效应。计算太阳能光伏并网发电站的减排量，需要有一个比较的基准，这个基准在CDM执行理事会批准的方法学中称为基准线。所谓基准线，是指在没有该清洁发展机制项目的情况下，为了提供同样的服务，最可能建设的其它项目（即基准线项目）所带来的温室气体的排放。本项目建成后，由于其不排放任何温室气体，对于同一个项目电网而言，可减少CO2的排放量，其减排量等于基准线排放量减去项目排放量。本项目本身不排放温室气体，即项目排放量为零，项目的减排量就等于基准线的排放量。基准线排放量的计算见下式：BE=EG×EF；式中：BE为基准线排放量，tCO2/年；EG为该项目活动每年提供给电网的净电量，MWh；EF为该项目活动替代电网电量的基准线排放因子，tCO2/MWh。-105- 本项目年平均发电量约为78993.49MWh ，基准线排放因子（EF）由组合边际排放因子（CM）表示，即电量边际排放因子（OM）和容积边际排放因子（BM）的加权平均。根据国家发改委公布的2011中国区域电网基准线排放因子：西北电网OM为1.0001tCO2/MWh，BM为0.5851tCO2/MWh。太阳能发电项目取OM权重为0.75，BM权重为0.25。即：CM=0.75OM+0.25BM。按此计算，本项目的基准线排放因子为0.896350tCO2/MWh。二氧化碳的减排量为：7.08万t/a。另外，每年可节约标煤2.6万吨（按照火电供电标煤耗平均335g/kW.h），减少烟尘排放量约16.9吨/年，二氧化硫约61.7吨/年，氮氧化物减排量为151.4吨/年。1.1结论及建议综上所述，本项目是清洁能源的开发利用项目，符合我国能源产业政策、当地总体发展规划和环境保护要求。通过上述对建设项目的环境影响分析，通过全面落实各项环境保护及水土保持提出防护对策措施实施建设，可有效防治工程建设引起的环境影响和水土流失危害。因此项目在采取必要的措施后对环境影响较小，从环境保护和水土保持的角度考虑是可行的。-105- 第十二章劳动安全与工业卫生-105- 1劳动安全与工业卫生1.1总则本工程劳动安全与工业卫生部分设计依据以下法律法规及技术规范与标准：《中华人民共和国劳动法》《中华人民共和国安全生产法》《工业企业卫生设计标准》（GBZ1-2010）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《工业企业总平面设计规范》（GB50187-1993）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）《工业与民用电力装置的接地设计规范》（GBJ65－1983）《安全标志及其使用导则》（GB2894-2008）《安全色》（GB2893-2008）《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-2007）《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158-2003）《3～110kV高压配电装置设计规范》（GB50060-92）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）《机械防护安全距离》（GB12256-1990）《机械设备防护罩安全要求》（GB/T8196-2003）1.2劳动安全与工业卫生危害因素分析1.2.1施工期危害因素1）施工期危害因素-105- 施工期主要危害安全的因素是由光伏电池组件引起的触电事故和施工用电安全。单位太阳能电池组件的直流输出电压为35V左右，但是若串联一定数量的太阳能电池组件，则输出电压能达到560V以上，因此在施工中应予以特别重视。施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，需要设置明显警示标识；如需进行改线或引接线操作，应由专人负责。其他危害因素有：车辆伤害、高低温、粉尘、机械伤害等。2）运行期危害因素光伏电站运行期间存在主要危害因素有火灾、设备损坏、电气伤害、机械伤害等。电气伤害和机械伤害主要发生在巡查、维修和维护过程中，因此严格遵守操作规程将避免电气和机械伤害的发生。1.1工程安全卫生设计1.1.1施工期工程安全防护措施为避免以上危害因素对设备和人身造成伤害，针对光伏电场工程可能产生的危害，主要采取以下措施：1）保证施工现场安全生产建设单位应认真贯彻执行《建设工程安全生产管理条例》，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，明确各自安全生产责任，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。项目的施工、安装、检测单位必须具有设备、设施的施工、安装、检测资格的认可手续，经上级主管部门批准，取得相应的有关资质证书。施工单位进入施工现场作业，要严格执行建设的各项职业安全卫生管理制度，作业人员按规定穿戴好防护用品，特种作业人员持证上岗。凡进入现场施工的作业人员，必须认真执行和遵守安全技术操作规程。各种机具设备、材料、构件、临时设施等必须按照施工总平面图布置，保证现场道路和排水通畅。安装现场准备常用的医药用品。2）车辆伤害防范措施-105- 严禁设备、设备运输车超载运输，按照车辆承载力装运货物；运输车辆严禁客货混载，设备运输车辆车厢内严禁乘坐人员；定期检查车辆安全情况，不得带病行驶；确保进场道路畅通，在关键位置这只安全标志，大雾、大雨雪天气不得运输设备；车辆行驶速度要保证设备不被颠簸而遭到损坏，严禁超速行驶，严禁酒后驾车和非驾驶员驾车。3）火灾、高低温伤害防范措施施工现场灭火器、消防栓等消防设施应满足消防需求；减少夏季高温、冬季低温条件下的作业时间；为作业人员配发防暑降温饮品和保健品，为作业人员配备劳动防护用品。4）粉尘防范措施施工现场、运输道路通过洒水减少扬尘；施工现场的土堆、沙料堆用苫布遮盖；大风天气减少土方挖填施工的作业时间；施工人员佩戴口罩防护用品。1.1.1运营期工程安全防护措施1）防电气伤害所有可能发生电气伤害的电气设备均可靠接地，工程接地网的设计满足相关规程规范的要求；对于可能遭遇雷击的建筑屋顶、设备等采取避雷带或避雷针保护；配电装置的电气安全净距离应符合《3～110kV高压配电装置设计规范》（GB50060-92）及其他相关规范的有关规定。高压开关柜具有：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；防误入带电间隔。在远离电源的符合点或配电箱的进线侧，装设隔离电器，避免触电事故的发生；对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置电器连锁或机械连锁装置，或采取其他防护措施。电气设备的防护围栏应符合下列规定：栅状围栏的高度不应小于1.2m，最低栏杆离地面净距离不应大于0.2m；网状围栏的高度不应小于1.7m，网孔不应大于40mm×40mm；所有蔚蓝的门均应装锁，并有安全标志。2）防机械伤害-105- 采用的机械设备的布置，应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》（GB12256-1990）、《机械设备防护罩安全要求》（GB8196-87）等有关标准的规定。3）安全标志根据本工程布置，在容易导致安全事故的场所或发生事故后需要疏散的通道，如安全疏散通道，消防设施等需要设置安全标志的场所，按《安全标志及其使用导则》（GB2894-2008）的规定执行。表12.4-1安全色和安全标志设置场所及类型标志名称安全色设置场所标志内容禁止标志红色电缆密集处禁止烟火警告标志黄色电力设备的防护围栏当心触电温升超过65K的设备外壳或构架当心高温伤人主要交通道口当心车辆提示标志绿色消防设施灭火器安全疏散通道安全通道、太平门6）为了防止太阳能电池组件串触电事故发生，采取以下措施：施工作业时，在太阳能电池组件表面铺遮光板，遮住太阳光；带好低压绝缘手套；使用已有绝缘处理的工具；不要在雨天作业；电池组件框和支架应保持良好接地。1.1工程运行期安全管理及相关设备、设施设计1.1.1安全卫生机构及专项人员设置光伏电站设置安全生产管理机构，配设安全管理负责人，每班设兼职安全员1名。该项目主要负责人、分管负责人和安全管理人员应当接受具备相应资质的培训够培训，具备与所从事的生产经营活动相适应的安全生产知识和管理能力，取得相应的培训合格证书。-105- 在光伏发电场施工、生产过程涉及到的特种作业人员（如电工作业人员）必须按照国家有关规定经专门的安全作业培训，取得特种作业操作资格证书后，方可上岗作业，并定期进行复审。1.1.1消防、防止电气误操作管理制度1）消防消防管理制度方面采取的主要制度如下：专人负责对各种器材认真进行登记管理，经常教育相关人员爱护消防器材和设施。消防器材不准随意移动，挪做他用。建立消防器材设施维护制度。凡配置的消防器材设施，发现有泄露情况的要及时进行更换。2）防止电气误操作管理制度防止电气误操作管理制度方面采取的主要原则制度如下：防误装置正常情况下严禁解锁或退出运行。防误装置的解锁工具（钥匙）或备用解锁工具（钥匙）必须有专门的保管和使用制度。防误装置异常处理，并做好记录。运行值班人员“三懂二会”（懂防误装置的原理、性能、结构；会操作、维护）培训制度。定期检修和定期维护制度。1.2劳动安全与工业卫生工程量和专项投资概算序号工程或费用名称数量单价（元）总价（万元）一安全防护措施和设施121工程防护措施82安全标志（铝合金）14二设备及安装工程33.51监测设备及安装工程252防护设备及安装工程5防护服防尘口罩防尘帽手套防护眼镜其他防护设备3其他设备及安装工程3.5计算机15000摄像机110000-105- 幻灯机/投影仪110000电视机110000三安全管理121事故应急预案的编制、评审————32防火灾预警紧急救援系统————33工业安全健康管理体系建设费————34安全健康保险————3四其他安全专项投资371安全预评价和安全验收评价经费————252并网安全评价————63专项评审及验收————6五总计94.51.1结论和建议该项目无重大危险源，在采取以上劳动安全和卫生保障措施，可有效避免和减少事故的发生，保证人员人身健康安全。因此，该建设项目从安全生产角度是可行的。建议建设单位加强施工期的安全管理。-105- 第十三章节能降耗分析-105- 1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。2）电站布置电站分为管理站区、变电站区和光伏区。功能分区明确，方便运行管理。本电站布置紧凑，占地面积小，土地利用率高，电缆和场内道路长度相对较小。有利与降低工程造价、降低场内线路损失。1）道路设计施工期的临时便道宽度为4m。电站施工完成后，光伏区在施工道路基础上修建宽度为4m的砂石道路，管理站区和变电站区局部修建永久性混凝土路面及硬化混凝土地面，电站内的光伏组占地均恢复为自然地面。采取上述措施将极大的节省道路造价，达到节能降耗目的。2）设备选型通用性：主设备的设计应考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期的通用互换使用。不同厂家的同类产品，应考虑通用互换使用。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。5）电气设计本项目属于节能减排的环保项目，基本上不会产生环境污染。通过优化电气一次设计，采取以下措施来达到节能降耗的目的：-105- （1）合理配置太阳光伏组件的串并联个数：例如每个汇流箱下并行接入相同数目的回路数，每个回路串联相同数目的光伏组件，可避免回流损耗，从而消除“短板效应”。（2）优化直流电缆设计，采用直流汇流盒、直流汇流箱：合理排布太阳光伏组件，减少占地面积，节省材料用量，有效减少电缆使用量，降低损耗，以此来达到降低电能损失的目的。（3）逆变器室采用户内紧凑集中布置：且将逆变器室布置在光伏组件矩阵中心就近位置，优化直流系统使汇流线长度最短，降低设备间电力输送损耗。（4）逆变器、直流配电柜、主变及站用变压器等设备选用国产高效率节能产品：降低工程造价，降低损耗。（5）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。6）施工组织设计本工程施工时间长，能源消耗较大。在工程设计方案比较中，首选了施工方法可行、施工设备先进（耗能低）、经济指标最低的方案。在设计过程中，综合运用各种手段促进节约使用和合理利用资源，施工进度上合理调度、合理安排施工时间和秩序，削减高峰，使施工强度达到均衡性，以降低对能源的消耗，其节能降耗措施主要体现在以下几个方面。（1）工程施工节能降耗措施工程施工关键在于开采和运输环节降低能耗，设计过程中重点统筹考虑土石方平衡，合理规划用料，以最终达到降低能源消耗的目的。主体工程施工中选择常规及低能耗的施工设备，减少开挖运输中的能耗，减少渣场的占地面积及运输的能量消耗，同时使外部环境的破坏最小。（2）施工工厂节能降耗措施混凝土生产系统将混凝土浇筑时间安排在温度较低的季节浇筑，还在混凝土系统工艺设计时，从骨料堆存及运输规划上着手，从而降低骨料的温度，并合理安排生产时间。综合加工厂充分利用地方资源，减少综合加工厂的设置规模，从而减少了加工和机修设备配置数量。在选择设备时，考虑选用新型节能设备。施工期污废水处理减排措施-105- 严格按照“三同时”要求，保证施工期废水处理系统的有效运行，加强施工期施工排放检测。（3）施工临时建筑及营地节能降耗措施因地制宜，结合场地状况布置建筑物及临时设施，尽量减小场地面积，减少土石方开挖，合理利用土地资源，贯彻节地理念。（4）施工期节能管理措施科学合理配备人员及生活设备设施，尽量采用节能设备，降低经营成本，节约能耗，提高效率。加强节能管理，建立健全节能管理（包括节能资金、能源消耗成本管理、节能工作责任、节能宣传与培训、能源专责工程师等）制度。转变思想，提高资源忧患意识、节能意识和责任意识，形成良好的节能习惯。（5）施工期污废水处理减排设计风电场施工期生产废水主要包括混凝土系统冲洗废水、施工工厂（包括停车场）废水等。从减排出发，生产废水经处理达到相应回用水标准后回用，生活污水经处理达标后排放。根据工程分析确定的施工期污废水主要污染物特征，对不同的污废水采取因地制宜、分别治理的方式，在各污废水排放口分别设置水处理设施，在临时施工场地四周设置排水沟。-105-'