10kV并网-屋顶分布式光伏项目可行性研究报告

XXXXX有限公司3.21MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告XXXXX有限公司XXXX年XX月XXXXXXX有限公司3.21MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告可行性研究报告批准：审核：校核：编制：XXXXX有限公司3.21MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告目录16038第一章总论 —光伏组件的开路电压电压温度系数；—光伏组件的工作电压温度系统；—光伏组件的串联数（取整）；—光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；—光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；—逆变器允许的最大直流输入电压（V）；—逆变器MPPT电压最大值（V）；—逆变器MPPT电压最小值（V）；—光伏组件的开路电压（V）；—光伏组件的工作电压（V）；50kW并网逆变器的最高允许输入电压Udcmax为1100V，满载MPPT工作范围为200～1000V。根据上述公式及组件与逆变器参数，计算得出单晶硅组件串联数应满足：8.19<N<22.7根据以上计算数据分析，综合考虑组件接线等因素，本工程采用20-22块组件串联形成一个组件串。3）太阳电池组串的并联路数计算：按上述最佳太阳电池组件串联数计算，每一路组件串联的峰值功率＝305Wp×22=6710Wp，对应于50kW逆变器的功率计算，并考虑浙江地区光照资源，按照逆变器最大输入功率计算，并联的路数取8路。4）组串排列设计：推荐方案如下：在每个屋面，将每串22块单晶硅太阳电池组件，每块横向放置，排成规则的行列，期间预留维护通道。采用光伏组件形成一个子阵列，作为一个安装单元，整个屋面由多个子阵列组成，阵列及阵列之间预留通道，便于后期维护，具体根据屋面情况而定。五、方阵接线方案设计1、方阵直流系统的基本组成太阳能光伏并网电站直流系统由光伏组件、直流电缆、光伏并网逆变器组成。2、太阳电池组件的串、并联设计305Wp单晶硅太阳电池组件的串联数量为22块一串，每台50kW并网逆变器时的组串并联路数为8路，共需要305Wp单晶硅太阳电池组件176块，安装50kW逆变器的数量约为62台。光伏系统根据屋面情况进行组合及逆变，逆变器经汇流至箱式变电站低压侧进线柜，然后经1600kVA变压器升压至10kV后接入厂区10kV高配房。3、直流系统主要设备安装方式逆变器安装在建筑屋面上。4、直流系统设备汇总本项目2*1.6MWp并网光伏发电系统包括62台50kW逆变器，固定安装的305Wp单晶硅组件10526块，系统总容量3210.43kWp。六、光伏发电工程年上网电量计算1、发电量估算方法根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。从气象站得到的资料，一般为水平上的太阳辐量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。本项目组件安装方式为固定式支架安装，对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列，所接受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，本次项目固定式支架安装组件倾角5度。根据光伏电场场址周围情况，经对光伏电场周围环境、现场场地情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型。本项目光伏电站场址太阳能发电量以NASA太阳能辐射数据计算做为参考，该地区多年水平平均总辐射量为1348.3kWh/m2。由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度以及太阳方位角的跟踪对组件接受到的太阳辐射有很大的影响。与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角和太阳能电池组件方位角。太阳能电池组件的倾角是电池组件与水平地面的夹角。太阳电池组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。一般在北半球，太阳能电池组件朝向正南方布置，即组件方位角为0度时，发电量最大。本工程设计原则上保证太阳能电池组件沿屋顶方位正南偏西14度方向布置。结合场地情况，考虑安全性及发电量收益，本工程安装组件倾角5度。2、上网电量估算根据当地气象数据资料，本项目所在地水平面多年平均总辐射量为1348.3kWh/m2。工程安装组件方位角南偏西10度，倾角0度斜面上多年平均总辐射量为1348.3kWh/m2。光伏发电站系统效率因素分析：光伏电厂占地面积大，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1.5%；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3%；光伏并网逆变器的效率（无隔离变压器，欧洲效率）约为98%～98.5%，考虑到光伏电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；箱式变压器的效率约为98%；早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%；光伏电池的温度影响系数按2%考虑；场地遮挡物阴影遮挡损耗2%；其它不可预见因素损失系数2%；本项目系统效率约为：79.5%；本项目综合首年利用小时数：1071.66小时。本项目建设规模为3210.43kWp，全部采用固定支架安装，晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，单晶硅组件按系统第一年衰减2.5%，以后每年输出衰减0.65%计算。表5.3发电量计算首年利用小时数1071.66装机容量（MW）3.21年限12345衰减2.50.650.650.650.65发电量335.40332.99330.59328.18325.77年限678910衰减0.650.650.650.650.65发电量323.36320.95318.55316.14313.73年限1112131415衰减0.650.650.650.650.65发电量311.32308.91306.51304.10301.69年限1617181920衰减0.650.650.650.650.65发电量299.28296.87294.47292.06289.65年限2122232425衰减0.650.650.650.650.65发电量287.24284.83282.43280.02277.6125年发电量（万kWh）7662.66年均发电量（万kWh）306.51年均利用小时数954.85结论：由以上计算可得，本工程25年总发电量约为7662.66万kWh，25年平均发电约306.51万kWh，年均利用小时数954.85小时。第六章电气一、电气一次1、设计依据（1）《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》（发改办能源〔2007〕2898号）（2）光伏发电站有关设计规程规范《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）《太阳光伏能源系统术语》（GB/T2297-1989）《地面用光伏(PV)发电系统导则》（GB/T18479-2001）《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T20046-2006）《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》（CECS85-96）《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-96）（3）其它国家及行业设计规程规范《外壳防护等级（IP代码）》GB4208-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008《电能质量电压波动和闪变》GB12326-2008《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008《低压系统内设备绝缘的配合》GB/T16935-2008《建筑设计防火规范》GB50016-2006《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《35～110kV变电所设计规范》GB50059-2011《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50299-2006《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000《高压低压预装箱式变电站选用导则》DL/T537-2002《多功能电能表》DL/T614-2007《交流电气装置的过压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065-2011《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-2012《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001国家电网公司Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。2、接入系统方案根据国家电网公司企业标准及要求，本工程3210.43kWp光伏并网系统根据屋面情况进行组合及逆变，汇流升压接入一次高压配电房，最后通过1回10kV并网。最终的并网方案将以有关部门审查意见为准。3、电气主接线本工程总装机容量为3210.43kWp，采用10kV高压并网，共选取1个并网点，选用305Wp单晶硅光伏组件，安装在XXXXX有限公司屋面上。选用50kW光伏并网逆变器。光伏组件每22块一串，50kW逆变器安装在屋面上。新增2台室外箱式变电站，含10kV高压柜6台，分别为隔离柜、并网柜、计量柜、PT柜、升压变进线柜，1600kVA变压器2台，低压GGD柜4台，二次屏4台。站用电取自厂区380V低压配电房，2路，备用一路。4、主要电气设备选择1）光伏部分（1）光伏电池组件本项目太阳能电池组件采用单晶硅光伏电池组件，峰值功率305Wp，采用固定式安装。（2）逆变器容量：50kW最高效率：>98.7%输入电压形式：单极性输入MPPT电压范围：DC450V-1000V输出电压：500VAC（3）光伏升压变压器光伏升压变压器采用三相户外箱式升压变压器型号：SCB13-1600/10；10.5±2x2.5％/0.5kV；Yd11；Ud=6%额定容量：1600kVA。2）开关站部分本站10kV配电装置采用交流金属铠装移开式开关柜，内装真空一体化断路器，额定电流630A，开断电流25kA。本站10kV配电装置采用手车式户内高压开关柜。5、无功补偿根据GBT29319-2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》4.1条，“光伏发电系统功率因数应在超前0.95~滞后0.95范围内连续可调”。由于光伏逆变器功率因数达0.99，且具有超前0.95～滞后0.95的功率因数调节能力，电能质量满足国家电网要求。因此，本工程暂不考虑增加无功补偿装置，具体见电力部分批复单。6、过电压保护及接地本方案标准主要采用了GB50057《建筑物防雷设计规范》和GB/T17949.1-2000《接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则第1部分常规测量》的规范性技术要素内容。同时参考了IEC61024-1-2：1998《建筑物防雷第l部分：通则第2分部分：防雷装置的设计、施工、维护和检查》(英文版)和IEC62305系列防雷标准的规范性技术要素内容。系统防雷方案包括外部防雷和内部防雷两个方面：外部防雷（防护直击雷）包括建筑物原有避雷带、引下线等，其主要的功能是为了确保建筑物本体免受直击雷的侵袭，将可能击中建筑物的雷电通过避雷带、引下线等泄放入大地。内部防雷（防护电磁脉冲）系统是为保护建筑物内部的设备以及人员的安全而设置的。通过在需要保护设备的前端安装合适的防雷器，使设备、线路与大地形成一个有条件的等电位体。将可能进入的雷电流阻拦在外，将因雷击而使内部设施所感应到的雷电流得以安全泄放入地，确保后接设备的安全。避雷带、引下线（建筑物钢筋）和接地等构成的外部防雷系统，主要是为了保护建筑物本体免受雷击引起的火灾事故及人身安全事故，而内部防雷系统则是防止感应雷和其他形式的过电压侵入设备造成损坏，这是外部防雷系统无法保证的。6.1现场情况分析1）避雷带根据现场情况，可利用建筑物现有避雷带，当建筑物原有避雷带保护范围保护不到光伏组件时，可升高原有建筑避雷带，建议仓库屋顶区光伏设备防直击雷保护利用光伏组件金属框架或支架作为接闪器，仅新增接地引下线，接入现有屋顶避雷带。2）接地本工程接地的种类包括：a)防雷接地；b)工作接地；c)保护接地。光伏电站新增接地网与原厂区接地网连接成为一个接地网，接地电阻限值小于1Ω，新增接地导体规格采用40×4扁钢，防腐措施为采用热镀锌扁钢并在腐蚀严重区域外涂导电防腐涂料。7、照明系统箱式变电站照明系统电源从配电室0.4kV母线引来。照明系统电压为380/220V。8、电缆设施本期项目阵列区内直流电缆采取桥架敷设，局部采用穿管敷设。微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，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。低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。电缆采用电缆穿管或电缆沟敷设，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。二、电气二次1、设计依据和原则1）主要编制依据及标准规范光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）(GD003-2011)GB/T19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB50016-2006建筑设计防火规范GB50116-2008火灾自动报警系统设计规范GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T860变电站通信网络和系统系列标准DL/T795-2001电力系统数字调度交换机规范DL/T719-2000远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准DL/T667-1999远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备接口配套标准（idtIEC60870-5-103:1997）DL/T634-5101-2002远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准DL/T634-5101-2002远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问Q/GDW161-2007线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW175-2008变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范国家电网公司防止电气误操作安全管理规定（国家电网安监[2006]904号）国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）（国家电网生技[2005]400号）国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求（调继[2005]222号）电力二次系统安全防护规定（电监会5号令）电力二次系统安全防护总体方案、变电站二次系统安全防护方案（电监安全[2006]34号）2）主要编制原则严格遵循国家、部门及当地现行的有关规程规范设计的原则：安全可靠、环保节约、技术先进、标准统一；提高效率、合理造价；努力做到可靠性、统一性、通用性、经济性和先进性的协调统一。（1）可靠性：确保光伏电站二次系统的安全可靠，确保工程投运后电网的安全稳定运行，安全可靠是二次设计的基本要求和首要条件。（2）统一性：适当兼顾各地区的运行习惯和二次设备厂的技术特点，规范光伏电站二次系统的配置原则、技术要求、组屏方式等；统一二次设备屏柜的尺寸、结构、名称、标识和颜色。（3）通用性：设计时考虑设备及其备品备件，在一定范围和一定时期内通用互换使用；不同厂的同类产品，应考虑通用互换使用。（4）经济性：按照全寿命费用综合考虑，在保证高可靠性的前提下，进行技术经济综合分析，优先采用性能价格比高的技术和设备。（5）先进性：提高原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新能力，坚持技术进步、推广应用新技术，设计和设备要能代表国内外先进水平或发展趋势。2、二次设备室布置箱变变电站二次设备室的电气设备有：监控屏、综合屏、直流屏和通信屏4面屏柜。3、控制、测量、信号3.1监控方式本光伏发电站监控采用无人值班和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。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。光伏发电站综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及10kV配电室的全功能综合自动化管理，实现光伏发电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。3.2控制对象控制对象为10kV断路器和逆变器等。控制方式包括控制室操作员站操作和间隔层控制测量单元上对应电气单元的一对一操作。间隔级控制层操作优于站级控制层操作。同一时间内，被控设备只接收一个操作命令。3.3微机监控系统控制范围(1)站级控制层操作控制操作控制指运行人员在综合楼集中控制室操作员站上调出操作相关的设备图后，通过键盘或鼠标，对需要控制的电气设备发出操作指令，实现对设备运行状态的变位控制。纳入控制的设备有：各发电单元10kV断路器的分、合闸站用电系统0.4kV智能开关的分、合闸发电子单元逆变器的运行、停止操作控制的执行结果反馈到相关设备图上。其执行情况也产生正常(或异常)执行报告。执行报告在操作员工作站上予以显示并打印。(2)间隔层操作控制当计算机站级控制层停运或故障时，间隔控制层能独立于站级控制层控制。站级控制层和间隔控制层的控制不得同时进行，在软件上作相应的闭锁配置，并设有远方/就地切换开关以禁止间隔控制层的操作，只有在站控制层故障或紧急情况下将远方/就地切换开关切至“就地”位置时才能操作。(3)站级控制层操作和间隔层操作闭锁为了防止误操作，在任何控制方式下都采用分步操作，即选择、校核、执行，并在主控室站控层设置操作员口令和监护员口令及线路代码。间隔层的控制可以采用测控单元上的触摸按钮进行操作控制，控制测量单元有电气单元的模拟接线和实时状态。在任何操作方式下，保证下一步操作的实现只有在上一步操作完全完成以后。同一时间，输出设备只接受一个操作员站的命令，禁止其它操作员站的命令进入。运行人员发出的任何控制和调节指令均应在1秒或者更短的时间内被执行。已被执行完毕的确认信息也应在2秒内在CRT上反馈显示。3.4监测与信号电气设备的集中监测由微机监控系统完成，各测量点由网络通讯接口输入微机监控系统，显示在LCD画面上。其状态信号、事故及异常情况也是通过微机监控系统实现信号显示与报警。微机监控系统监测的内容包括：(1)10kV高压母线电压、频率和功率因数值。(2)10kV进线和出线回路的电流、有功功率、无功功率、开关位置状态。(3)隔离升压变压器的温度、负荷开关状态。(4)站用变压器的温度。(5)站用电母线电压值，站用电系统的有功功率和电度数。(6)直流系统的电流、电压值和故障信号。(7)逆变器的进、出口电流电压值，输出有功功率和功率因数值，各种运行状态、预告信号和事故信号。(8)各种气象数据（温度、光照辐射量、风速等）。(10)电能质量检测仪输出的光伏电站电流各种谐波数据。以上各种模拟量(包括温度量)、开关量、脉冲量可通过微机监控系统的数据采集系统送入微机监控系统。就地设备均由其智能终端就地采集后以通信方式送入微机监控系统。3.5监控、测量与信号的显示工作站LCD屏幕上能图文结合地显示模拟量、开关量、数据、各类预告信号和事故信号等实时信息，并根据模拟量信息设置趋势曲线图、棒状图等。正常情况下，LCD显示运行操作人员调用的画面和数据，当模拟量越限或SOE开关量变位时，立即报警，并在屏幕上开窗显示报警信息，同时与之相关的画面变色或闪光。电气系统在微机监控系统设置内以下主要电气画面，可以在LCD屏上即时调用显示：站用工作电源系统图光伏发电单元系统图火灾自动报警系统图保安监控系统图不停电电源系统(UPS)图电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功和电度数)等的实时值直流系统图趋势曲线图，包括历史数据和实时数据棒状图计算机监控系统运行工况图各发电单元及全站发电容量曲线各种保护信息及报表控制操作过程记录及报表事故追忆记录报告或曲线事故顺序记录报表操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面各种统计报表除按运行要求，对电流、电压、频率、功率和电能量进行统计分析外，还能以在线方式按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容（但不限于此）：有功、无功，功率因数计算电能量的分时段、分方向累计及电能量平衡统计开关分/合及保护动作次数的统计监控设备、无功装置投退率计算全场发电输出总有功功率变压器负荷率计算主要设备运行小时数统计无功累计4.监控网络结构及性能指标4.1监控网络结构本工程微机监控网络采用成熟的100M工业以太网。网络结构为开放式分层、分布式结构，站控层网络应可扩展，以便和其他系统设备接口。二次设备室内装设监控网络通信管理主单元，逆变器升压单元处装设网络通信管理分单元。4.3.2监控网络性能指标1）网络通信负荷率：运行正常时通信负荷率<20%；设备发生故障时通信负荷率<40%（包括站控层网络和间隔层网络）2）对时精度；采用与上级地区变电站进行网络对时方式，整个系统对时精度：≤1ms5电气继电保护5.110kV线路保护装置在光伏电站进线柜、并网柜和接入柜分别设置线路保护。5.210kV开关柜保护装置10kV微机数字式综合保护装置，具备保护、测量和控制功能。微机数字式综合保护装置采用国产优质产品，安装在各个10kV开关柜内，保护所接的光伏发电单元预装式变压器和电缆等电气设备。5.310kV微机数字式综合保护测控装置主要具有以下功能：装置具有独立性、完整性、成套性。成套装置为集保护、测量、计量功能于一体的智能前端设备。保护测控采用CPU；功能上保护软件模块与测量软件模块独立。装置具有高精度计量功能和事件追忆功能。装置具有4～20mA模拟量输出。装置自动实行顺序记录，并能及时处理和存储各保护的报警信息和动作信息，在主机失电时不丢失所存储信息。运行数据监视：每台保护测控装置的管理系统可在线以菜单形式显示各保护的输入量及测量量和计算量。装置中不同种类保护具有方便的投退功能。装置具有自复位功能,当软件工作不正常时能通过自复位电路自动恢复正常工作。微机数字式综合保护测控装置计算负荷率不大于60%。系统有内部时钟，同时可接受外部二进制GPS和网络对时，对时精度误差不大于1ms。5.410kV箱式变电站变压器保护由于箱式变电站变压器高压侧为断路器，因此配置一台变压器保护装置，当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧和低压侧断路器。变压器温度信号通过通讯接入监控系统。5.5逆变器保护装置利用逆变器自身已具有的保护功能，不另设专用的保护装置。5.6光伏电站的防孤岛现象保护装置光伏电站各发电单元的防孤岛现象保护利用逆变器自身已具有的防孤岛保护功能，不另设专用的保护装置。全站的防孤岛现象保护由接入系统所装置的低频、低电压保护装置来实现。6.过电压保护及接地6.1防直击雷保护按《建筑物防雷设计规范》要求，在电气配电房、综合楼屋顶架设避雷带。光伏组件利用其金属边框与支架连接，再通过支架引下线与主接地网接地扁钢可靠连接。6.2侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在10kV线起点与终端电缆头处、10kV进/出线柜内、隔离升压变10kV出口、10kV段母线等处装设氧化锌避雷器。逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设浪涌保护器。6.3接地接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。本站接地网采用以垂直接地极为主，水平接地网为辅复合式接地网，升压站区域水平接地极拟采用-60*6热镀锌扁钢，垂直接地极采用L50x5，L=2500mm热镀锌角钢；光伏区水平接地极采用-50*5热镀锌扁钢，垂直接地极采用L50x5，L=2500mm热镀锌角钢，并与水平敷设的扁钢焊接连贯通。整个接地网敷设在升压站基础下，再由四周引入室内。户内所有电气设备及其埋管、埋件均按接地规程的要求进行接地。在屋顶避雷带引下与主地网连接处，设置必要的垂直接地极，以保证冲击电位时散流，为防止可能的绕击、侧击和球雷等情况，综合配电楼的梁、柱钢筋要求焊接成一体，作为自然接地体与主地网相连接。接地网连接贯通：建筑物接地网与变电站接地网采用60×6mm热镀锌扁钢接连贯通成为一个整体接地网。沿二次电缆的沟道、开关厂的就地端子箱等处，使用截面不小于100mm²的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。光伏发电单元内的每个光伏组串安装支架均用镀锌扁钢与该组接地装置相联，每组接地装置接地电阻不大于1Ω。然后将整个光伏发电站内的1个发电单元的每一组接地装置分别相互联接，最后与10kV集中配电室的高、低压配电装置、继电保护室等站前区域接地网相联接（其联接处不小于两处），形成全站的总接地网，总接地电阻不大于1Ω。本工程电站监控系统、继电保护系统和全站其他电气设备的保护接地、工作接地设合用接地网。但微机保护系统各屏内设备要实现一点接地。屏柜外分别实现等电位联接后，接地电阻不大于1Ω。7照明及检修7.1照明网络电压照明系统分正常照明与事故照明。正常照明系统电压为交流380/220V。直流事故照明电压为直流220V。7.2照明供电方式本工程照明及动力系统采用TN-S系统。交流正常照明系统为光伏电站正常运行时供全厂运行，维护，检修，管理等使用。正常照明由低压站用开关柜供电。7.3灯具及光源选择10kV配电室正常照明灯具采用节能荧光灯，事故照明由直流屏供电。在各疏散出口设置疏散指示灯。电气配电间内的高、低压配电柜和母线正上方不得安装灯具。灯具：控制室内采用嵌入式荧光灯，其它场所根据工艺要求分别采用荧光灯具、配照型、广照型、防水防尘型等型式的灯具以及其它合适的灯具。8通信设备部分8.1光伏发电工程场内通信光伏发电子单元以1250kVA箱变为一个通讯单元，每个通讯单元配置一套通信管理机和环网交换机，全厂形成两个通信的环网。光伏电站内每个光伏发电单元的计算机单元通过通信光缆（总线方式）连接至监控系统。监控系统通过总线光缆接收每个光伏发电单元的实时信息或发送运行人员的操作命令，监控系统可通过网络通道将每个光伏发电单元的运行参数传送到办公室工作站进行实时监测。8.2光伏发电工程升压变电站通信光伏电站通信专业按系统通信和场内通信两部分进行设计。系统通信部分设计暂按光纤通信传输方式考虑，为光伏电站配置光电一体化设备1台。场内通信部分本工程为光伏电站站内通讯配置调度程控调度交换机。本工程为光伏电站配置48V通信电源系统1套，与站用直流屏共用蓄电池。系统通信通道由接入系统设计。8.3调度自动化光伏电站以10kV电压等级接入系统公网，调度关系为XX地调。远动信息上传至调度端。二次安全防护应严格遵照《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的要求，配置相关二次安全防护设备，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。变电站监控系统接入控制区VPN，电能量采集装置接入非控制区VPN。控制区VPN纵向出口处配置纵向加密认证装置1台，非控制区VPN和应急业务VPN纵向出口处配置纵向加密认证装置1台。9火灾报警系统火灾报警系统由一个火灾报警控制器和若干个火灾探测器、手动报警装置、火灾报警扬声器组成。通过RS458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。10安保系统安全防范系统安装在光伏区域用于监视站内的设备和装置，防止群体性抢劫、个体性偷窃、恶作剧性损毁设备和装置，在发生上述事件时及时报警并能对现场情况进行实时录像取证，为处理非常情况提供第一手图像资料，在有人靠近站区围栏时，给予语音警示。安全防范系统包括：视频监视和报警两部分功能。本系统应采用基于数字技术、结构化设计的设备，便于安装，具有环境适应性强，视场角大、使用寿命长、抗干扰能力强的特点。现场的设备免维护，可直接用水冲洗。10电缆设施10.1电缆敷设及电缆设施逆变器至升压变压器电缆沿桥架和穿管埋地敷设。光伏组件至直流汇流箱电缆采用沿光伏组件支架敷设和桥架敷设相结合的方式。直流防雷汇流箱至逆变器电缆、升压变压器至10KV开关室采用桥架加穿管保护相结合的敷设方式。电缆桥架尽量利用组件支架基础做支撑固定，不能利用部分采用槽钢做桥架支撑。10.2电缆选型根据《电力工程电缆设计规范》(GB50217－2007)及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对电缆选型的要求，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆。1kV及以下动力、控制电缆户内采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆；10kV电力电缆选用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆；计算机网络电缆采用屏蔽双绞线和屏蔽网络五类线，远距离则采用光纤通信。发电子系统通讯系统至升压站监控系统之间通讯采用光纤传输。10.3电缆防火措施本工程电缆防火主要采用以下措施：采用阻燃电缆，电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处，配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。电缆桥架每隔不少于100米处、拐弯连接处应做防火封堵。第七章土建工程一、工程概况XXXXX有限公司3210.43kWp屋顶分布式光伏项目是利用现有4座建筑屋顶，周围有少量部分遮挡物，阳光接收条件好，场址周围交通道路发达，适合光伏电站建设。二、主要设计依据1、设计依据（a）《建筑结构荷载规范》GB50009-2012（b）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（c）《混凝土结构设计规范》GB50010-2010（d）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011（e）《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012（f）《建筑结构可靠设计统一标准》GB50068-2008（g）《建筑工程抗震设防分类标准》GB5023－2004（h）《钢结构设计规范》GB50017－2003（i）《建筑设计防火规范》GB50016-2006（j）《民用建筑设计通则》GB50352-2005（k）《办公楼建筑设计规范》JGJ-67-89（L）《门式刚架轻型房屋钢结构技术规程》CECS102:2002(2012版）2、设计采用的相关数据（a）建筑抗震设防类别：丙类（b）结构设计使用年限：25年（c）场地地震影响参数：抗震设防烈度按7度；设计基本地震加速度为0.10g设计分组为第二组。三、总图设计1、总平面布置条件与原则1）场地条件XXXXX有限公司3210.43kWp屋顶分布式光伏项目是利用厂房屋面，周围有少量部分遮挡物，阳光接收条件好，场址周围交通道路发达，适合光伏电站建设。本项目建设场址地点位于XXXXX有限公司。屋面为彩钢瓦屋顶，屋顶支架采用铝合金夹具，按照屋面电站设计使用年限25年，满足光伏系统安装建设新增荷载要求。2）布置原则根据本工程的特点，所增设的设备尽量在原有厂区内布置，尽量少的增建建筑物，保持原有建筑的布置方式。2、总平面布置方案本工程利用XXXXX有限公司屋顶进行光伏组件安装，逆变器及汇流箱布置在女儿墙或屋面上，需根据厂区建设条件新增一座箱式变电站，放置于1#和2#楼之间的绿化带上。四、光伏阵列设计及逆变器结构设计1、光伏阵列支架设计本项目为在既有建筑上建设光伏系统，所以在方案设计尽量以简单的形式实现系统的安装便捷，要确保改造项目中出现的对于建筑结构安全等方面的问题。阵列结构设计需符合国家及行业相关规范，并且在方案设计时，选用轻质结构安装形式，使其既可满足建筑载荷要求，又可满足组件结构强度的要求。本项目光伏组件采用固定支架的安装方式，相关节点进行细节防水及防火处理。安装光伏组件后对厂房的通风、采光、防水、排水无影响。2、逆变器支架设计本项目所采用逆变器体积较小，考虑就地放置，根据目前现有逆变器厂商配置，均有成套配件，将逆变器配套支架通过夹具安装在屋面上，然后通过螺栓固定逆变器即可。五、采暖通风1）设计范围箱式变电站通风等系统的设计。2）设计依据《采暖通风与空气调节设计规范》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》DL5053-1996《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《公共建筑节能设计规范》GB50189-2005《建筑给排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-20023）采暖本工程不采用集中采暖，各设备根据设备要求设局部采暖措施，由设备制造商确定。4）通风逆变器功率较小，发热量不大，放置于室外采用自然通风即可，不另加机械通风装置。第八章工程消防设计一、工程消防总体设计1、设计范围工程建设范围内的消防灭火设施的设计。2、设计依据《建筑设计防火规范》GB50016-2006《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2001《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2008《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《电力设备典型消防规范》DL5027-93《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004《变电站总体布置设计技术规程》DL/T5056-20073、主要设计原则、功能及配置本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。电气系统内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。二、工程消防设计1、消防和灭火设施在厂房外部挂置干粉灭火器，用于发电单元电气设备的灭火。2、电气消防（1）逆变器的主保护采用微机变压器保护装置，配置有多种保护装置，以最快速度切断通向故障区的电源。（2）根据不同场所，配置相应的消防器材。三、施工消防1）工程施工场地规划工程施工现场主要场所包括临时生活区、机械修配及机械停放场及设备堆场。2）施工消防规范①施工现场消防安全组织建设a.建立安全消防领导小组，组织职工建立义务消防队。b.对进入本工程现场施工的所有单位，不论总包分包形式如何，均应签订消防安全责任书，并加强对分包单位的监督作用。c.有专人定期检查、管理灭火器具，做好各类安全生产，如实反映现场安全生产管理状况，凡是检查中发现的问题，必须定人、定时间、定措施整改，整改后进行验证，消除事故隐患。3）现场防火要求a.现场四周道路必须保证消防边道畅通。b.综合仓库每25m2面积配置不少于一具干粉灭火器。4）施工现场临时生活区防火安全管理a.临时生活区应与施工主体建筑保持足够的防火间距，在防火间距内严禁堆放材料。b.临时生活区内严禁使用电炉和私拉乱接电线，禁止使用大功率照明灯具。c.临时生活区每幢配置2具干粉灭火器。5）灭火预案a.当本工程发生火灾时，项目防火领导小组成员要及时组织义务消防队员和施工人员进行灭火、疏散等应急措施。b.报警：当项目施工人员发现火灾时向周围人员大声呼救报警。c.灭火：当义务消防队员接到报警后，立即按事先指定分工及疏散计划实施人员疏散及灭火工作，义务消防队员分组使用项目各种灭火设施及时灭火。d.断电：如发生电气火灾，或者火势威胁到电气线路时，或电气设备和电气影响实施人员安全时，首先要及时切断电源，再进行灭火。e.防爆：工地用油等易燃易爆物品处于或可能受到火灾威胁时，迅速转移到安全地带，并派人专管。f.救护：对受伤人员应立即送往医院救治。6）易燃易爆仓库消防易燃易爆仓库主要为施工用油库。油库内施工用油包括机械用柴油、汽油和各种油漆，专库存放，专人负责。保持阴凉通风，夏季室内温度超过35°C时必须采取降温措施。油库内电气设备必须满足防爆要求。第九章施工组织一、编制依据及原则1、编制依据（1）现行国家标准、规范、规程；（2）工程文件：包括招标文件、补充通知、答疑纪要；（3）类似工程的设计和施工经验。2、编制原则（1）严格遵守国家和当地政府的有关法令、法规及有关规定；（2）严格执行中华人民共和国国家标准和现行设计、施工规范，安全操作规程及招标文件中的有关规定；（3）根据工程实际情况，围绕工程重点周密部署，合理安排施工顺序；（4）采用平行流水及均衡生产组织方法，对工程施工全过程进行严格监控，运用网络技术控制施工进度保证工期目标实现；（5）合理配置生产要素，优化施工平面布置，减少工程消耗，降低生产成本；（6）严格执行ISO9001质量标准，对施工过程进行有效控制，建立健全工程质量保证体系，完善质量管理制度，建立质量控制流程，抓住关键施工工序，把本阶段工程建成精品工程；（7）根据当地的水文地质、气象条件及施工工期要求，优化施工组织方案，严格控制施工工艺水平及管理水平，合理配置人、材、机等要素，确保工程的顺利实施；二、工程概况主要工程包括以下内容：（1）光伏电站场内、建筑接地及避雷系统；（2）光伏电站电池组件的安装、逆变器制作及安装；三、施工条件1、气象条件影响杭州位于中国东南沿海北部，\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"浙江省北部，东临\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"杭州湾，与\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"绍兴市相接，西南与\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"衢州市相接，北与\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"湖州市、\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"嘉兴市毗邻，西南与\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"安徽省\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"黄山市交界，西北与\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"安徽省\t"/item/%E6%9D%AD%E5%B7%9E/_blank"宣城市交接。地理坐标为坐标为东经118°21′-120°30′，北纬29°11′-30°33′。市中心地理坐标为东经120°12′，北纬30°16′。

2、交通条件本项目建设于工业园区，且附近有公路，交通便利。3、施工用水、电条件本工程施工用水、生活用水可利用XXXXX有限公司的自来水供水系统引接。本工程施工电源与当地供电部门协调，从厂区引来。4、施工材料本项目所有工程设备、建筑材料采用公路运输。5、施工劳动力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招募。6、施工交通（1）对外交通：本次项目地点临道路建设，交通运输条件优越。（2）站内交通：材料进场堆放方便，场内主干道已具备，方便至各个施工区域。7、施工用水计划施工用水主要包括：施工沿线的零星用水部位采用分散供水，在附近设置移动式水箱，由洒水车给移动式水箱供水。施工用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。8、施工用电计划整个工程施工部位较分散，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，施工现场采用二级配电方式，一级总配电箱开关为400A，现场分为生活用电和施工用电，总用电量为200kVA考虑。9、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。10、施工特点、难点（1）本工程施工任务重，时间紧，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。（2）本工程因工期安排较紧，当地建材市场不尽健全，可能造成施工材料、设备供应困难，施工队伍进场后将及时编制施工组织设计，做好施工设备及材料的计划，统一集中采购，保证设备和材料的供应。四、施工总布置本期工程占地为XXXXX有限公司厂房屋面。1、施工布置原则（1）施工总体规划用地不得超过业主提供的红线范围，所有施工布置在业主指定的工地范围内，按施工组织合理布置生产生活设施。（2）遵循国家及行业的有关法律法规、规程、规范及招标文件的要求。（3）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需进行拓宽改建或需修建一些必要的临时道路时，需经业主确认。（4）采取相对集中、方便施工、利于环保和水土保持的原则布置生产设施及辅助设施。（5）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。（6）根据要求和现场施工条件，按照因地制宜、节约用地、有利生产、易于管理、满足需要、安全可靠的原则进行临时设施布置。五、主体工程施工1、固定支架安装施工放线定位：根据固定支架安装施工图确定固定支架底座具体位置。放线定位时应注意线条横平竖直，且定位尺寸公差不得超过10mm。支架组装：根据固定支架安装图，将固定支架各个部件预组装成支撑体，然后将支撑体安置在确定好的位置上。预装支架时应确保紧固件稳定锁紧，在组装过程中如果支架锌层被磨损，应及时用冷镀锌喷漆做防腐处理。固定支架安装结束后，应复检支架位置及角度，确定无误后再进行下一步安装工作。2、光伏组件安装(1)施工准备：进场道路通畅，光伏组件运至相应的屋顶。(2)光伏组件安装：按照设计图纸要求进行安装。细心打开光伏组件包装，禁止单片光伏组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。在光伏组件方阵的安装过程中，要轻拿轻放光伏组件，严禁碰撞、敲击，以免损坏封装玻璃，影响其性能。遇有大风、暴雨、冰雹、大雪等情况，应采取措施保护光伏电池方阵，以免使其受到损坏。六、系统调试1、系统调试前准备工作系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试、充电蓄电池组的检测、光伏阵列输出电压的检测、控制器调试。光伏组件安装纵向中心线和支架纵向中心线应一致，倾斜方向应该是符合设计要求。紧固后目测应无歪斜。支架固定牢靠。避雷设备符合所有安装要求。汇流盒及护线PVC管必须做到100%防水保护、安装牢固。系统安装使用的支架、抱箍、螺栓、压板等金属构件应进行热镀锌处理，防腐质量应符合现行国家标准《金属覆盖及其他有关覆盖层维氏和努氏显微硬度试验》（GB/T9700）、《热喷涂金属件表面预处理通则》（GB/T19608）、现行行业标准《钢铁热浸铝工艺及质量检验》（ZBJ36011）的有关规定。各种螺母紧固，宜加垫片和弹簧垫。紧固后螺出螺母不得少于两个螺距。安装完成后进行检查，确认无误，方可进行分项调试。各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。2、调试流程（1）调试之前做好下列工作准备：a、应有运行调试方案，内容包括调试目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；b、按运行调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格；c、熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握光伏组件，逆变器，光伏系统工作原理；d、光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作；e、检查太阳能光伏接线是否正确，逆变器、并网柜的接线是否正确；f、检查太阳能光伏组件的二极管连接是否正确；g、检查保护装置、电气设备接线是否符合图纸要求。（2）通信网络检测a、检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；b、检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；c、检查计算机间的通信联接是否正常。（3）系统性能的检测与调试电站运行前，运行维护人员必须做好一切准备工作：检查送电线路有无可能导致供电系统短路或断路的情况；确认输配电线路无人作业，确认系统中所有隔离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确认太阳电池方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全启动的重要环节。逆变器并网前首先进行以下测试：①对太阳能发电系统进行绝缘测试，测试合格方可并网；②测试直流防雷箱输出（或逆变器进线端）电压，判断太阳能电池输出是否正常；③测量并网点的电压，频率是否在逆变器的并网范围；④待以上测试完成并达到并网条件时，方可以进行并网调试；⑤将测试逆变器的输入输出隔离开关闭合，并将并网柜相应的断路器合上，观察并网电压及电流是否正常，查看逆变器各项参数是否正常，如此操作直到各个逆变器工作正常。将所有逆变器连接上RS485通讯线，同时连接上数据采集器及传感器，通过通讯线将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电系统各项参数及指标是否正常，调整逆变器，数据采集器，监控软件的相关设置，使监控系统正常。启动系统设备，观察逆变器，并网柜是否正常工作；检查监控软件是否正常显示光伏系统发电量，电压，频率，CO2减排量等系统参数。电能质量测试：如果电网的电压和频率的偏差可以保持在最高允许偏差的50%及以内，则“电压和频率可调的净化交流电源（模拟电网）”可以省略，直流将系统接入电网进行测试。（1）正常运行时，本光伏系统和电网接口处的电压允许偏差符合GB/T12325-1990的规定，三相电压的允许偏差为额定电压±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。（2）光伏系统与电网同步运行，电网额定频率为50Hz，光伏系统并网后的频率允许偏差符合GB/T15945-1995的规定，即输出频率允许偏差为额定频率±0.5Hz。（3）光伏系统工作时不应造成电网电压波形过度的畸变和导致注入电网过度的谐波电流。并网逆变器额定输出时，电流总谐波畸变限值小于逆变器额定输出的5%。（4）光伏系统的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数不小于0.98。（5）光伏系统并网运行时，电网接口处的三相电压不平衡度不超过GB/T15543规定的数值，允许值为2%，短时不超过4%。（6）光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不超过其交流额定值的1%。根据现场的具体情况，本司还将配备以下的测量仪器：兆欧表，精度等级不低于1.5级，690V；温度传感器或具有测温功能的万用电表，精度1℃；电流表，精度不低于0.5级；电压表，精度不低于0.5级；温度计，分度值不大于1℃；频率计；谐波仪；水平仪等。第十章工程管理设计一、工程管理机构1、工程管理机构的组成由项目公司对本光伏电站实施全面管理，负责的日常运营和维护，管理本光伏电站等配套设施。2、工程管理机构的编制根据生产和经营需要，结合现代分布式光伏电站的运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照能源部颁发的能源人（1992）64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，及原电力部颁发的电安生（1996）572号文件“关于颁发《电力行业一流水力发电厂考核标准》（试行）的通知”的意见，本光伏电站按“无人值班、少人值守”的方式进行管理。根据生产和经营需要，结合现代分布式光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，本工程采用少人值守。生产运行部将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和运行维护人员可通过考核在项目当地选拔。光伏电站的运行人员应受过相关专业的高等教育，国内或国外的有关技术培训。光伏组件的维修和清洁可采用外委方式，以减少光伏电站的定员。二、主要管理设施光伏电站自动化程度很高，本光伏电站控制装置设在箱变控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对光伏发电的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。1、生产区、生活区的主要设施规划建成后的光伏电站主要包括单晶硅光伏组件、逆变器设备、汇流箱射吧、配电设备等。2、站用电源及备用电源本分布式光伏电站的生产生活电源取自厂区的220V/380V母线，并将施工电源改造作为备用电源，不同电源采用自动切换开关进行切换。3、工程管理区绿化规划本项目程管理区的绿化依托原有的绿化，不进行新增。三、运行和检修管理设计1、运行和检修人员培训对光伏电站上岗的运行和检修人员进行严格的培训。上岗第一年对运行和检修人员的专题培训包括：在上岗之前，进行16小时光伏发电设备基础课程教育和80小时施工工地实习；工作了6~12个月之后，进行38小时高压设备和变电站专业课程、38小时控制系统专业课程、劳动风险防范专业课程、光伏发电设备的安全专业课程。同时，以后各年要进行必要培训，从根本上提高各方面的知识水平，其中包括：设备维护、计算机工具应用、设备组装厂和施工工地实习中未设的专业课程。2、运行和检修相关规程在子公司的领导下，负责光伏电站的运行和日常维护，使光伏电站的设备处于良好的状态，并能在规定的参数范围内安全稳定的运行，以满足电网的要求。按照定岗、定编、定岗位规范的原则，制定、执行相关的岗位规范，规范企业行为、员工行为。现列举如下管理标准：A运行岗位规范管理标准；B运行交接班管理标准；C监控系统管理标准；D录音电话管理规定；E巡回检查管理标准；F运行岗位动态管理标准；G调度管理制度；H运行分析制度；I继电保护整定及定值管理标准；J操作票管理制度；K工作票管理制度；L动火工作票管理制度；M安全生产事件汇报制度；N生产信息汇报制度；O生产准备人员培训标准；P设备检修管理标准。运行和检修工作内容运行人员：在一年365天，每天24小时轮流值班。对潜在风险发出警报；密切关注设备、人力资源和材料的利用效率，以达到最高水平；改进远程控制组的工作状况和监测通讯系统的质量；编制故障和损失等的报告；对生产产量、所使用资源的效率、材料、人力、成本、备品备件、误差校正等评价；根据收到的报警和现有的文件资料进行初步判断和对进行技术判断的运行设备人员提供技术支持。检修人员：将承担监管、防护性保养、故障检修等任务，由熟练技术工人担任。坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好光伏发电设备的维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。第十一章环境保护与水土保持设计一、环境保护1、执行标准1）环境空气：《环境空气质量标准》（GB3095-2000）二级标准。2）水体环境：《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准。3）噪声环境：《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类区标准，其中G320国道线50m内执行4a类标准。4）噪声排放：《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）1类标准，205国道线旁的厂界环境噪声排放执行4类标准；电站施工执行《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）标准。2、场址环境现状2.1自然环境本项目工程选址在XXXXX有限公司。周边交通发达。3、社会环境《规划》提出“十二五”的主要任务是促进光伏产品应用，扩大光伏发电市场。积极推动上网电价政策的制定和落实，并在农业、交通、建筑等行业加强光伏产品的研发和应用力度，支持建立一批分布式光伏电站、离网应用系统、光伏建筑一体化（BIPV）系统、小型光伏系统及以光伏为主的多能互补系统，鼓励大型光伏并网电站的建设与应用，推动完善适应光伏发电特点的技术体系和管理体制。在培育光伏多样化市场方面，《规划》提出积极培育多样化市场，促进产业健康发展。推动制订和落实上网电价实施细则，继续实施扶持措施，鼓励光伏企业与电力系统等加强沟通合作，加快启动国内光伏市场。坚持并网发电与离网应用相结合，以“下乡、富民、支边、治荒”为目标，支持小型光伏系统、离网应用系统、与建筑相结合的光伏发电系统等应用，开发多样化的光伏产品。通过合理的电价标准、适度的财政补贴和积极的金融扶持，积极扩大国内光伏市场。4、环境影响分析光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源，对周边环境的影响非常有限。4.1施工期的影响分析（1）施工噪声环境影响分析施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声。屋顶光伏项目是建筑屋顶上进行施工作业，需特别注意噪声防治。在施工工艺选择时，采用低噪声设备，在高噪声设备周围设置掩蔽物，将施工噪音降低到标准范围内；加强施工管理，合理安排施工作业时间，严格按照施工噪声管理的有关规定执行。随着施工的结束，污染也随之消失。车辆行经生活区时应注意控制车速以降低噪声。（2）施工期对空气质量的影响施工期的大气污染主要来源于施工和车辆运输导致的扬尘、粉尘及废气，扬尘量的大小与施工现场条件、管理水平、机械化程度及施工季节、土质及气象等诸多因素有关。材料的运输和堆放等作业过程产生的TSP将影响作业环境周围200m范围内的空气质量。随着施工的结束，污染随之结束。道路扬尘主要通过洒水碾压的方式来抑尘，洒水方式能削减80%以上的起尘量。施工过程中施工机械和运输车辆等排放的废气，由于产生量较小，施工地较为空旷，周围区域大气环境容量大，无环境敏感点，扩散快，实际影响不是很大。因此，光伏电站建设期产生的大气污染对该地区环境空气质量不会产生质的影响。（3）施工污、废水对环境的影响施工期可就近采用生产生活用水，施工期内废水主要是施工污水和施工人员产生的生活污水，产生量不大，但处理不当，会危害环境，可依托光伏电站所在厂区内现有排放设施收集处理。（4）施工期固体废物对环境的影响施工期的固体废物主要是建筑垃圾和施工人员生活垃圾。施工过程中产生的建筑垃圾要加以利用，及时清运，防止其因长期堆放而产生扬尘。施工生活垃圾应定期送往垃圾处理场处置。电池安装过程中外包装材料等需妥善收集后回收处理。4.2运行期的影响分析由于太阳能发电过程中不产生废气、废水、废渣等污染物，本项工程冬季发热电缆地板辐射取暖方式，也不产生污染。本项目运行期对环境可能产生影响的主要因素有：电池组件及金属构件的噪光。（1）生态环境光伏电站利用的屋顶面积，不会对当地的生态环境产生明显影响。（2）声环境光伏发电本身没有机械传动机构或运动部件，运行期没有噪声产生。（3）光伏电站噪光的影响太阳能电池组件最外层为特种钢化玻璃，这种钢化玻璃除具有坚固、耐风霜雨雪、能经受沙砾冰雹的冲击等优点外，其透光率极高，达95%以上。根据现行国家标准《玻璃幕墙光学性能》GB/T18091-2000的相关规定，在城市主干道、立交桥、高架桥两侧设立的玻璃幕墙，应采用反射比小于0.16的低辐射玻璃。依据此标准，光伏阵列的反射光极少。（4）污水对环境的影响分析本电站运行期只产生非常少量的生活污水，运营期只有少量清洗组件产生的生产废水，每年污水排放量非常少，可依托光伏电站所在厂区内原有的排水设施，直接排入周边市政污水排水管网，对周围水环境的影响较小。（5）生活垃圾对环境的影响分析本电站运行期值守人员只产生少量的生活垃圾，可通过原有场区的排污设施，对周边环境影响很小。（6）电站潜在的电磁辐射影响一切电气设备在运行时都会产生电磁辐射，这种辐射叫做人工工频型辐射，专题研究表明当大强度的电磁辐射长期作用于人体时，可使其健康状况受到危害。太阳能发电场运行时会产生一定能量的电磁辐射，但其强度较低，可以认为光伏电站产生的电磁辐射不会对其附近居民身体健康产生危害。通过对光伏发电站附近居民的调查，目前已运行的光伏发电站对当地的无线电、电视等电器设备没有影响，因此认为光伏发电站不会对其附近居民身体健康产生危害。（7）电站对自然景观的影响电站场址区为厂房屋顶，不会影响自然景观。5、环境保护措施5.1生态环境保护对策措施本工程对环境的不利影响主要体现在施工期，为减免其不利影响，应采取如下环保措施。在施工过程中，为保护生态环境，在环境管理体系指导下，项目施工期应进行精密设计，尽量缩短工期，减小施工对周围地形地貌等环境的影响。项目具体采取以下生态保护措施：（1）施工活动严格控制在原厂区范围内。（2）电池组件及电气设备必须严格按设计规划指定位置来放置，各施工机械和设备不得随意堆放。（3）施工优先采用环保型设备，在施工条件和环境允许的条件下，进行绿色施工，可以有效降低扬尘及噪声排放强度，保证其达标排放。（4）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，表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。基坑开挖严禁爆破，以减少粉尘及震动对周围环境的影响。（5）电缆沟施工后应及时回填，并恢复原有地貌。5.2废气和扬尘污染防治对策措施在采取必要的生态保护措施和水土保持措施情况下，运行期基本不会产生二次扬尘和废气，本项目废气和扬尘主要产生于施工期。施工期的废气主要为运输车队、施工机械（推土机、搅拌机、吊车等）等机动车辆运行时排放的尾气。由于拟建项目所在地为较开阔的荒地，空气流通较好，汽车排放的废气能够较快的扩散，不会对当地的空气环境产生较大影响，但项目建设过程中仍应控制施工车辆的数量，使空气环境质量受到的影响降至最低。施工扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放、土方的临时堆存以及车辆运输等过程。为减少施工扬尘对空气环境的影响，采取如下防治措施：（1）施工场地定期洒水，防止浮尘产生，在大风时加大洒水量及洒水次数。（2）施工场地内运输通道及时清扫、洒水，减少汽车行驶扬尘。（3）运输车辆进入施工场地低速行驶或限速行驶，减少扬尘量。（4）灰渣、水泥等易起尘原料，运输时应采用密闭式槽车运输。（5）起尘原材料覆盖堆放。（6）混凝土搅拌站设置在密闭的工棚内。（7）所有来往施工场地的多尘物料均应用帆布遮盖。（8）尽量采用商品(湿)水泥和水泥预制件，少用干水泥。通过采取上述措施，可以有效抑制施工区扬尘的产生和溢散，保证施工场界外粉尘无组织排放监控浓度小于1.0mg/m3。5.3噪声污染防治对策措施电站运行期无噪声污染，但施工期施工作业噪声不可避免。为减小施工噪声对周围环境的影响，建设单位必做好施工期间的环境保护工作。（1）建设招标单位将投标方的低噪声、低振动施工设备和相应技术作为中标的重要内容考虑。（2）施工单位应设专人对施工设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训，以便使每个员工严格按操作规范使用各类机械，减少由于施工机械使用不当而产生的噪声。（3）施工尽量安排在白天进行，尽量缩短工期。（4）严格施工现场管理，降低人为噪声。项目施工区域距离声环境敏感目标较远，采取上述措施，可避免施工噪声对周边环境的明显影响，满足GBl2523-90《建筑施工场界噪声限值》的要求。5.4废污水处理对策措施工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗以及机械修配、汽车保养等产生，但总量很小。施工布置较为分散，范围也较广，可用于施工场地洒水。施工期生活污水采用集中收集处理的方式，生活污水经处理达标后外运。电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、检修等工作，污水主要为生活污水。生活污水经处理后，已基本接近《农田灌溉水质标准》，由于污水产生量较小，水中污染物以有机类成分为主，主要用于绿化。5.5固体废物处置及人群健康对策措施对于施工过程中产生的土石处理：①开挖土石方时，将场内表层土，选择妥善地点堆放，底层土也妥善堆砌。工程完毕后，先用底层土覆盖裸露区域，再用表层土覆盖；②工程土石方开挖并回填后剩余的弃渣可作为场区附近低洼地段的填土，回填摊平后植草，既避免了水土流失，又有利于植被的生长和生态环境的保护；③此外对于少量建筑垃圾和开挖块石弃渣，其中有部分建筑材料可回收利用，剩余部分均用汽车运走，同生活垃圾一并运到附近指定的垃圾填埋点。在施工期，施工生活区设垃圾桶，垃圾应及时收集并集中清运至附近指定的垃圾卫生填埋点进行填埋处理。电站正常运行过程中，管理人员主要从事办公、监控、检修等工作，固体废物主要为办公、生活垃圾。生活区设垃圾桶，收集到一定程度集中清运至附近指定的垃圾填埋点。同时还应当加强饮食卫生、生活用水、环境卫生等方面的管理，防止传染病的流行，保护人群健康。二、水土保持本工程为屋顶光伏项目，不存在水土保持的问题。三、环境和水土影响评价结论及建议1、环境和水土影响评价结论（1）生态：项目土建内容主要为基础的开挖，施工期产生的噪声、振动、扬尘，施工单位需严格执行环保部门有关规定，加强施工期的管理，控制施工扬尘、噪声污染，做到文明施工。施工期结束后，应及时对施工现场进行清理，种植适宜草类，恢复原有地貌。施工场地没有环境敏感点，对当地的自然生态系统基本无影响。（2）该项目投入运行后，采取的治理措施及对环境的影响分析如下：a）废水：组件清洗废水产生量较小，水中不含重金属离子及其他有毒污染物，可浇灌厂区内绿地或附近草地，不会对当地生态系统产生影响。b）噪声：电站无明显噪声设备。c）固体废弃物：无固体废弃物。（3）场址选择可行性分析结论本工程地处工厂建筑物屋顶，太阳能资源丰富，所以本工程选址可行。（4）项目环境效益分析结论开展太阳能发电，可以充分利用丰富的可再生资源，节约宝贵的一次能源，避免因电力发展造成的环境污染问题。发展太阳能发电是实现能源、经济、社会可持续发展的重要途径，具有良好的环境效益。（5）项目可行性结论本项目为《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录（2000年修订）》中鼓励发展的产业，符合国家产业政策。项目利用屋顶面积，不占用有限土地面积，项目所在地太阳能资源丰富，项目周边附近无敏感点，且发电过程不产生废气、废水及固体废弃物。因此，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。2、建议（1）为保证工程环境保护措施能及时到位，以保护当地生态环境，建议建设单位要落实本工程的环保费用，并做到专款专用。（2）做好施工期的环境管理工作，做到文明施工，避免施工期扬尘、噪声对周围环境产生污染，施工结束后施工场地应尽量恢复原貌。（3）加强对设备的维护，确保其正常运转，避免设备带病运行产生高噪声对环境造成影响。（4）在下一步设计中，优化弃渣场选址，尽量利用坑洼地弃渣，减少弃渣占地；优化施工道路设计，合理安排施工工序，减轻对场地原始地貌的破坏。第十二章节能降耗一、编制依据和基础资料14.1.1法律法规、政府部门和行业规章（1）《中华人民共和国节约能源法》（国家主席令[2007]第77号）；（2）《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）；（3）《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》（发改投资[2006]2787号）；（4）《产业结构调整指导目录》（国家发展改革委2005年第40号令）；（5）《中国节能技术政策大纲》2005年（国家发展改革委、科学技术部）；（6）《中华人民共和国建筑法》（国家主席令[1997]第91号）；14.1.2有关技术标准（1）《夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准》（JGJ75-2003）；（2）《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）；（3）《建筑照明设计标准》（GB5