凌云Ｂ股：甘肃德?能源科技有限公司靖远县100兆瓦并网光伏发电项目可行性研究报告2013-10-21
甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100 兆瓦
并网光伏发电项目
可行性研究报告
甘肃省水利水电勘测设计研究院
二 O 一三年七月
1
批 准：卢学礼
核 定：孙江河
审 查：赵 斌 安丽芳
校 核：王 晓 王建民
编 写：王菲菲 王嘉媛 黄 溱
李欣哲 李文伟 王建民
2
主管院长：卢学礼
主管总工：孙江河
处主管主任工：安丽芳
项目负责人：王菲菲
3
目 录
1 综合说明 ............................................................................................................ 4
1.1 概述 ........................................................................................................ 9
1.2 太阳能资源 .............................................................................................. 9
1.3 工程地质 .................................................................................................. 9
1.4 工程?务及规模 .......................................................................................10
1.5 系统总体方案设计及发电量 ......................................................................10
1.6 电气设计 .................................................................................................11
1.7 土建工程 .................................................................................................12
1.8 消防设计 .................................................................................................12
1.9 施工组织设计 ..........................................................................................13
1.10 工程管理设计 ........................................................................................13
1.11 环境保护与水土保持设计 .......................................................................14
1.12 劳动安全与工业卫生 ..............................................................................14
1.13 节能与阵耗分析 .....................................................................................14
1.14 工程设计概算 ........................................................................................15
1.15 经济评价 ...............................................................................................15
1.16 结论和建议 ...........................................................................................15
1.17 附图、附表 ...........................................................................................16
2 太阳能资源 .......................................................................................................20
2.1 甘肃省太阳能资源 ...................................................................................20
2.2 项目区太阳能资源 ...................................................................................22
2.3 气象条件 .................................................................................................30
2.4 灾害性天气 .............................................................................................32
4
2.5 结论 .......................................................................................................35
3 工程地质 ...........................................................................................................36
3.1 概述 .......................................................................................................36
3.2 区域地质 .................................................................................................36
3.3 场区一般工程地质条件 .............................................................................38
3.4 场区主要工程地质问题初步评价 ...............................................................38
3.5 岩（土）体物理力学特性及允许承载力建议值 ...........................................39
3.6 场地地基等级划分及适宜性评价 ...............................................................39
3.7 场地电阻率 .............................................................................................40
3.8 天然建筑材料及施工、生活用水水源 .........................................................41
3.9 结论及建议 .............................................................................................41
4 工程?务和规模 .................................................................................................43
4.1 工程?务 .................................................................................................43
4.2 工程规模 .................................................................................................45
4.3 工程建设必要性 .......................................................................................45
5 系统总体方案设计及发电量计算 .........................................................................47
5.1 光伏组件选型 ..........................................................................................47
5.1.1 光伏电池组件概况 ................................................................................47
5.2 光伏阵列运行方式选择 .............................................................................53
5.3 逆变器选择 .............................................................................................54
5.4 光伏方阵设计 ..........................................................................................57
5.5 光伏子方阵设计 .......................................................................................58
5.6 方阵接线方案设计 ...................................................................................63
5.7 辅助技术方案 ..........................................................................................64
5
5.8 光伏发电工程年上网电量计算 ...................................................................64
6 电气 .................................................................................................................69
6.1 电气一次 .................................................................................................69
6.2 电气二次 .................................................................................................88
6.3 通信 ..................................................................................................... 115
6.4 附图、附表 ........................................................................................... 118
7 土建工程 ......................................................................................................... 123
7.1 设计安全标准 ........................................................................................ 123
7.2 基本资料和设计数据 .............................................................................. 123
7.3 工程总体布置 ........................................................................................ 125
7.4 光伏阵列基础及逆变器室设计 ................................................................. 126
7.5 场内集电线路设计 ................................................................................. 127
7.6 集控中心设计 ........................................................................................ 127
7.7 防腐工程设计 ........................................................................................ 134
7.8 防洪设计 ............................................................................................... 134
7.9 地质灾害治理工程 ................................................................................. 135
7.10 附图、附表 ......................................................................................... 135
8 工程消防设计 .................................................................................................. 136
8.1 工程概况 ............................................................................................... 137
8.2 设计依据和设计原则 .............................................................................. 137
8.3 消防总体设计方案 ................................................................................. 139
8.4 工程消防设计 ........................................................................................ 140
9 施工组织设计 .................................................................................................. 146
9.1 施工条件 ............................................................................................... 146
6
9.2 施工总布置 ........................................................................................... 147
9.3 施工交通运输 ........................................................................................ 149
9.4 工程建设用地 ........................................................................................ 150
9.5 主体工程施工 ........................................................................................ 151
9.6 施工进度计划 ........................................................................................ 153
10 工程管理设计 ................................................................................................ 157
10.1 光伏发电工程运行、管理及检修的法规和标准 ....................................... 157
10.2 工程管理机构 ...................................................................................... 157
10.3 主要管理设施 ...................................................................................... 158
10.4 工程建设管理 ...................................................................................... 160
10.5 电站运行维护、回收及拆除 .................................................................. 160
11 环境保护与水土保持设计 ............................................................................... 163
11.1 环境保护设计 ...................................................................................... 163
11.2 水土保持设计 ...................................................................................... 177
11.3 综合结论 ............................................................................................. 184
12 劳动安全与工业卫生 ...................................................................................... 186
12.1 设计依据、?务与目的 ......................................................................... 186
12.2 工程概况与光伏电场总体布置 ............................................................... 191
12.3 工程安全与卫生危害因素分析 ............................................................... 192
12.4 工程安全与工业卫生对策措施 ............................................................... 196
12.5 安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度 .................................... 205
12.6 事故应急救援预案 ............................................................................... 207
12.7 投资概算 ............................................................................................. 211
12.8 预期效果评价 ...................................................................................... 213
7
12.9 存在的问题和建议 ............................................................................... 214
13 节能降耗....................................................................................................... 215
13.1 编制原则和依据 ................................................................................... 215
13.2 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析 ........................................... 217
13.3 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析 ........................................... 218
13.4 主要节能降耗措施 ............................................................................... 221
13.5 节能降耗效益分析 ............................................................................... 226
13.6 结论 ................................................................................................... 226
14 工程设计概算 ................................................................................................ 227
14.1 编制说明 ............................................................................................. 227
14.2 工程概算表 ......................................................................................... 231
15 财务评价与社会效果分析 ............................................................................... 249
15.1 概述 ................................................................................................... 249
15.2 财务评价 ............................................................................................. 249
15.3 社会效果评价 ...................................................................................... 253
15.4 财务评价附表 ...................................................................................... 254
16 工程招标....................................................................................................... 270
16.1 招标范围的确定 ................................................................................... 270
16.2 招标方式 ............................................................................................. 270
16.3 招标组织形式 ...................................................................................... 270
8
1 综合说明
1.1 概述
根据甘肃省发展和改革委员会 2013 年 7 月 31 日甘发改能源函【2013】94 号文件，同
意由甘肃德?能源科技有限公司开展靖远县 100 兆瓦并网光伏发电项目前期工作，项目场址
0 0 0 0
区范围为北纬 36 22'33.45”～36 24'21.48”，东经 104 32'50.65”～104 34'6.88”，场
址海拔高程在 2000～2150m 之间。
本项目选址位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km。工程区内无地面附着物，属于国有未开发土地，对外交通有县乡公路与 G109 国道相
连，交通较为便利，满足建设用地要求，适合建设大型并网光伏发电项目。
甘肃省水利水电勘测设计研究院受业主甘肃德?能源科技有限公司委托，结合白银市自
然环境、太阳能光伏设备主要组件的性能技术参数、电站建设运营的要求，完成了本项目可
行性研究报告的编制工作，内容包括综合说明、太阳能资源、工程地质、工程任务与规模、
系统总体方案设计及发电量计算、电气设计、土建工程设计、消防设计、施工组织设计、工
程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动妄全与工业卫生、节能设计、工程设计概算、
经济评价、工程招标等工作。
1.2 太阳能资源
选用靖远气象站作为辐射资料的参证站点。
根据靖远县气象资料统计，年平均气温为 9.0℃，极端最低气温出现在十二月份，为-
24.3℃，极端最高气温出现在七月份，为 39.5℃。年平均降水量 235.5mm，最大冻土深度
86cm，最大积雪深度 lOcm，最大风速 19.3 m/s。
3
靖远县近 33 年年太阳总辐射量平均值为 5331.75 MJ/ m ，年平均日照小时数为
0
2726.20 h，为资源很丰富区。在最佳倾角 33 角的光伏阵列面上的多年平均年总辐射量为
3
5974.08 MJ/ m 。且除雷暴天气外，冰雹、沙尘暴和大风等灾害性天气发生天数不多，在
该地区适宜太阳能资源开发。
1.3 工程地质
9
工程区位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km。本工程平原上，区内总体地势平坦，场址海拔高程约在 2000～2150m 之间。
根据国家地震局 2001 年 1:400 万《中国地震动峰值加速度区划图》及《中国地震动反
应谱特征周期区划图》( GB18306-2001)资料，工程区 50 年超越概率 10%的地震动峰值加速
度 0.2g，地震动反应谱特征周期 0.45s，相应的地震基本烈度为Ⅷ度，工程区区域构造稳定
性为基本稳定。
本工程重要性等级为二级；场地复杂程度为二级（中等复杂程度场地）；地基复杂程度
为二级（中等复杂地基）。
场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐蚀
性。
工程区内滑坡、崩塌、泥石流等不良物理地质现象不发育，无活动性断层通过，场地稳
定性较好。场址区地处西北干旱地区，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，可不考虑
砂土液化的影响。本工程区内适合大规模光伏发电工程项目的建设。
1.4 工程任务及规模
2012 年，靖远县全年完成生产总值 54 亿元，增长 14.3%；固定资产投资 34 亿元，增长
80.9%；工业增加值 9.5 亿元，增长 18%;犬口径财政收入突破 10 亿元，增长 101%，县级财
政收入突破 2 亿元（剔除王家山煤矿改制部分股权转让收入 3.6 亿元），同口径增长
31.63%;社会消费品零售总额达到 15.1 亿元，增长 18.2%；城镇居民人均可支配收入 12250
元，增长 17%;农民人均纯收入 4860 元，增长 18.3%o
“十二五’’期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座 330kV 变电
站，并为围绕上述 330kV 变电站的建设进一步优化地区 llOkV、220kV 电网。其中靖会平电
网在 2015 年前将新建成平川 330kV 变电站，北滩、长征、共和、城北、靖远晖泽、朱台工
业园、桃园变等 6 座 llOkV 变电站。根据预测结果，“十二五”期间白银电网全社会用电量
每年将增长 10.11%，预计 2015 年将达到 174.28 亿 kWh，2020 年白银电网供电量将达到 282
亿 kwh 。
本项目选址场址区位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白
2
银市约 120km，工程实际占地面积约 2.18km ，电站装机容量 1OOMW，拟配套新建规模 1OOMW
的 llOkV 升压站一座。
1.5 系统总体方案设计及发电量
10
本工程装机容量 1OOMWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。通过技术经济综合比
较，电池组件选用 300Wp，共计 336000 块：逆变器选用 500kW 型逆变器，共计 200 台。电
0
池组件方阵的运行方式采用最佳倾角 33 固定式安装。
1OOMWp 太阳电池阵列由 100 个 1MWp 多晶硅电池子方阵组成。每个 1MWp 子方阵由 2 个
500kW 阵列逆变器组构成。每个阵列逆变器组由 105 路太阳电池组串单元并联而成，每个组
串由 16 块太阳电池组件串联组成。各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流
箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器逆变后的三相交流电经电缆引至
38.5kV/0.27kV 升压变压器（箱式）升压后送入 llOkV 升压站的 35kV 配电室，最终以一回
llOkV 架空线路并入电网。各子方阵的逆变器室均布置在其子方阵的中间位置，箱式升压变
电站与逆变器室同向布置。在前后排电池组串空地建设光伏农业，种植苜蓿、甘草等作物。
经发电量计算，本电站第 1 年预计上网电量约为 13381.92 万度电，25 年平均上网电量
预计约为 12031.92 万度电，年利用小时数为 1194 h。
1.6 电气设计
本工程建设容量为 1OOMWp 。
本工程初拟输电方案为：光伏电站以 10 回 35kV 集电线路接入新建的 llOkV 升压站，然
后由升压站出线 1 回接入 llOkV 北滩变，导线型号 LGJ-300/30，直线距离约 18km 。电站接
入系统方式最终以接入系统专项设计为准。
初拟的升压站主接线方式为：建设容量为 1OOMVA 的 llOkV 升压站一座。升压站采用
35kV、llOkV 两级电压，本工程建设安装 2 台 50MVA 主变压器，35kV 侧采用单母线分段接
线，llOkV 系统侧采用单母线接线方式。电气主接线最终以接入系统审查意见为准。
光伏电站场区接线方式为：本工程就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至 35kV 后采用
分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）
接入升压站内 35kV 配电室，每 10 个 lOOOkVA 箱式变压器汇流后接入 35kV 开关柜，本工程
发电单元进线共 10 回。
升压站按无人值班、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。
升压站内安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏电站
场区及升压站的全功能自动化管理，实现光伏电站与调度端的遥测、遥信功能，以及与光伏
发电有限公司的监测功能。
11
光伏电站由省调和地调两级调度管理，其中发电单元由省调调度管理，llOkV 出线间隔
及线路由地调调度管理。
系统通信方式采用主信息通道为光纤电路，备用信息通道为市话方式。
1.7 土建工程
本工程为大型光伏发电系统，电场工程建筑物结构安全等级为二级，太阳能支架基础、
llOkV 升压站、配电建筑物级别为 2 级。支架基础、llOkV 升压站主要建（构）筑物的抗震
设防烈度为Ⅷ度。洪水标准按 50 年一遇设计。
太阳能电池组件支架为固定支架，采用冷弯薄壁型钢制作，热浸锌处理。本工程前后支
架基础拟采用独立柱扩展基础，柱身为(p0.25m 圆形柱，柱长 1.2m，底部基础采用板式扩展
基础，扩展基础底面为 0.5mx0.7m 矩形、厚度 0.3m．基础埋深 1.2m，柱顶面露出地面
0.3m 。
逆变器室采用砖混结构，基础采用柱下条形基础。屋盖为 C30 现浇钢筋混凝土板梁，围
护材料采用 30cm 厚的加气混凝土砌块，屋面为节能保温屋面，II 级防水。箱变采用户外式
箱变，基础采用箱形结构，C30 现浇混凝土结构。
本工程集控中心位于场址区的南北部，由东西两个功能区组成，西部布置管理生活区，
东部则为 llOkV 升压站。
管理生活区，长 80m，宽 44m，包含有综合楼、餐厅、车库、仓库及门房等。综合楼和
餐厅拟采用框架结构，现浇钢筋混凝土楼屋面板，框架抗震等级为二级，基础采用柱下独立
基础。其它附属建筑如车库、仓库及门房等均采用砖混结构，屋面为全现浇钢筋混凝土楼
板，屋面处设置圈梁，内外墙交接处设置构造柱，基础采用墙下钢筋混凝土条形基础。
管理生活区设置环形场内道路，与进场对外道路相连，场内道路路宽 4.Om，llOkV 升压
站，长 80m，宽 75m，包含有 35kV 开关柜室、主变压器场、SVG 室等 35kV 开关柜室长
2
25.74m，宽 14.14m，一层，建筑面积 364m 。建筑采用砖混结构，屋面为全现浇钢筋混凝土
楼板，屋面处设置圈梁，内外墙交接处设置构造柱，基础采用墙下钢筋混凝土条形基础。
1.8 消防设计
本工程消防设计贯彻“以人为本、预防为主，消防结合”的方针，立足自防自救。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、监测、报警、
控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争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。
12
消防总体设计方案，采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的灭火方式。在建筑物设计布
置等方面，按防火和灭火要求确定场区主要建筑物的防火间距和消防通道，在光伏电站场地
和辅助生产建筑物内部的布置上满足防火要求。在集控中心的各建筑物中设置移动式灭火
器。电站场区内、外交通通道净宽均大于 4m，都能兼做消防车道，各主要建筑物均有通向
外部的安全通道。
1.9 施工组织设计
场址区地面附着物较少，可开发利用。生活福利区、生产管理区以及综合仓库等临建设
施便于布设，施工场地条件良好。
本光伏电站对外交通可利用场址区现有乡村道路系统，通过乡村公路可与国道 G109 相
连，对外交通条件较为方便。工程区乡村道路已形成网络。铁路运输通过平川区铁路货运站
进行，可与全国的铁路网及主要港口连通。工程施工所需的施工设备及机电设备等大型构件
均可利用上述货运站通过公路运输至本光伏电站，对外交通十分便利。
本工程所需水泥可从靖远县水泥厂采购，钢筋、钢材、木材、油料等建筑材料在可在靖
远县采购后运至施工区。
工程区内地表水不发育，地下水埋深较大，而且水量很少。本次选定的施工和生活用水
就近拉取，距离工程区 2km 左右。施工用电可就近从工程区 lOkV 输电线路“T”接使用。
工程区通信事业较为发达，有线、无线通信网络基本形成，施工期通讯条件便利。
根据调查，工程区附近有商品砂砾石料场在开采，距离工程区约 16km，储量非常丰
富，交通运输条件方便。本工程所需粗细骨料用量较少，可考虑直接购买后使用。
整个施工周期自工程开工至并网发电需要 12 个月时间，施工工序为：合同签订_土建施
工-货物制造、运输、安装一单元调试、实验一工程验收一试运行一正式运行。
1.10 工程管理设计
本电站总容量 1OOMWp，由甘肃德?能源科技有限公司筹资兴建，并负责建设和生产运
营。电站管理按照“无人值班，少人值守”的原则设计，拟定总编制人员 16 人，其中管理
人员 2 人，生产运行人员 14 人。
工程建成投产后，管理范围主要依据国家、电力行业及地方的有关法律、法规要求，落
实工程的建设管理责任和范围。光伏电站建成投产后主要落实光伏场所有设施、设备的安
全、正常运行，对发生的故障做到及时维修和恢复。落实电网调度的各项调度指令，确保电
13
网的安全、稳定，同时又能使光伏场最大限度地利用太阳能资源，提高光伏电场生产的安全
性和经济性。
光伏场区域采取每天巡视的办法进行昝理，如遇光伏组件及输变电设备发生异常情况，
采取及时上报，及时维修的方法进行处理。
本期光伏发电项目建成投产后，在 25 年的运行期内必须建立为日常运行、维护所需的
资料文件、规章制度等措施。
根据光伏电场设备的具体情况，按照目前建筑工程和设备常用的拆除技术方法对不同的
拆除物选择合适的的拆除方案。
1.11 环境保护与水土保持设计
太阳能光伏发电是一种清洁的再生能源。本工程建设对当地大气环境、声环境、电磁环
境无影响，对生态环境影响很小，对水环境等的影响可通过采取相应环保措施及环境管理措
施予以最大程度的减缓。因此，从环境保护角度来看，无制约工程建设的环境问题，工程建
设是可行的。
工程在开发、建设、运行的过程中所产生的水土流失，随着水土保持措施的全面实施将
会得到基本控制。本项目属于清洁能源开发工程，符合国家能源利用结构调整战略和环境保
护要求。
1.12 劳动安全与工业卫生
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。
通过对高空作业、基坑开挖、防雷防电、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等工作可能存
在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。通过对太阳能光伏
电站的施工和安全运行提供的良好生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故
以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，最大限度的降低经
济损失，保障生产的安全运行。
1.13 节能与阵耗分析
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
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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。
本工程施工期主要消耗的能源有汽油、柴油、电力。本工程施工期能源实物量消耗：柴
油 49.64t，汽油 13.6t，电力 54.4 万 kW.h，新水 4.2 万 m3 。
本工程运行期能源消耗种类主要为电力和油料。本项目年需要消费电力 7683.44 万
kW.h/年，折合标准煤当量值 389.94t 。汽油需要量 3.92 吨／年，折合标准煤当量值
5.76tce;柴油需要量 4.91 吨／年，折合标准煤当量值 7.15tce 。本项目加工转换为采暖和
空调，年消耗电力 40.61 万 kW.h/年，折合标准煤当量值 49.9ltce o 所有利用能源中，电
力是主要能源，由电站自给自足。
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
工程概算依据国家、部门及甘肃省现行的有关规定、定额、费率标准等，并结合风电场
工程建设的特点进行编制，材料预算价格按甘肃省白银市 2013 年二季度市场价格水平。
本期工程资本金 100%业主自筹。
工程静态总投资 85004.30 元，工程动态总投资 85004.30 万元，单位千瓦静态投资
8433 元/kW，单位千瓦动态投资 8433 元/kW（不含送出工程投资）。
1.15 经济评价
按上网电价 1.00 元/kW.h（含增值税）测算，本项目资本金财务内部收益率为 9.61%，
大于设定的资本金财务基准收益率 8%，项目资本金财务净现值 9163 万元，大于零；项目投
资的内部收益率为 9.61%，大于设定的项目投资财务基准收益率 5%，顼目投资财务净现值
33247 万元，大于零；项目投资回收期（含建设期、所得税后）9.3 年。该项目具有较好的
经济效益和财务赢利能力，从财务评价的角度看是可行的。
1.16 结论和建议
甘肃德?能源科技有限公司靖远县 1OOMW 并网光伏发电项目能充分利用当地的太阳能资
源，符合国家能源产业发展方向。工程区地质条件简单清晰，无不良地质条件。电站利用太
阳能资源发电，属清洁能源，工程土建工程量小，工程建设对环境影响小。
15
通过本可研报告编制，对场址区太阳能资源分析、电池组件选择及布置、电气设计、工
程概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。经综合分析，认为本项目在
技术上是可行的，经济上是合理的。建议尽早开工建设。
1.17 附图、附表
1.17.1 附图
1.17.2 附表
光伏发电工程特性表详见“甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100MW 并网光伏发电项目特性
表”（表 1.1）：
表 1-1 甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100MW 并网光伏发电项目特性表
一、光伏发电工程站址概况
项目 单位 数量 备注
装机容量 Mwp 100
占地面积 k? 2.18
16
海拔高度 m 2000?2150m
纬度（北纬） °'" 36 ° 22'33.45"~36 °
24'21.48"
经度（东经） °'" 104 ° 32'50.65"~104 °
34'6.88"
工程代表年太阳总辐射量 MJ/? 5331.75 MJ/?
工程代表年日照小时数 h 2726.20h
二、主要气象要素
项目 单位 数量 备注
多年平均气温 9.0
℃
多年极端最高气温 39.5
℃
多年极端最低气温 -24.3
℃
多年最大冻土深度 cm 86
多年最大积雪厚度 cm 10
多年平均风速 m/s 1.1
多年最大风速 m/s 19.3
多年平均沙尘暴日数 日 4.7
多年平均雷暴日数 日 21.8
三、主要设备
编号 名称 单位 数量 备注
1 光伏组件（型号：）
1.1 峰值功率 Wp 300
1.2 开路电压 V 46.3
17
1.3 短路电流 Isc A 8.77
1.4 工作电压 Vmppt 36.7
1.5 工作电流 Imppt 8.17
1.6 峰值功率温度系数 %/K -0.45
1.7 开路电压温度系数 %/K -0.33
1.8 短路电流温度系数 %/K 0.06
1.9 10 年功率衰降 % 10%
1.10 25 年功率衰降 % 20%
1.11 外形尺寸 Mm 1970*990*50
1.12 重量 Kg 26.8
1.13 数量 块 336000
1.14 固定倾角角度 O 33
2 逆变器（型号）
2.1 输出额定功率 KW 500
2.2 最大交流侧功率 KW 550
2.3 最大交流电流 A 1180
2.4 最高转换效率 % 98.7
2.5 欧洲效率 % 98.5
2.6 输入直流侧电压范围 VDC ?900
2.7 最 大 功 率 跟 踪 （ MPPT ） VDC 450-820
范围
2.8 最大直流输入电流 A 1200
2.9 交流电压输出范围 V 210-310
2.10 输出频率范围 Hz 47-52
2.11 功率因数 0.9（超前）~0.9（滞后）
18
2.12 宽/高/厚 Mm 2800m*2180m*850m
2.13 重量 Kg 1800kg
2.14 工作环境温度范围 ℃ -25~+55
2.15 数量 台 200
3 箱式升压变电站（型号：1000KVA-38.5/0.27/0.27KV）
3.1 台数 台 100
3.2 容量 MVA 1
3.3 额定电压 KV 38.5 高压侧
4 升压主变压器（型号：SSZLL-50000/110）
4.1 台数 台 2
4.2 容量 MVA 50
4.3 额定电压 KV 110 高压侧
5 升压站出线回路数、电压等级
5.1 出线回路数 回 1
5.2 电压等级 KV 110
四、土建施工
编号 名称 单位 数量 备注
1 光伏组件支架钢材量 T 5700
2 土石方开挖 M3 53520.6
3 土石方回填 M 49448.4
4 混凝土 M 3225.5
5 钢筋 T 272.35
6 施工总工期 月 12
5 概算指标
19
编号 名称 单位 数量 备注
1 静态总投资 万元 85004.30
2 动态投资 万元 85004.30
3 单位千瓦静态投资 元/kwp 8433
4 单位千瓦动态投资 元/kwp 8433
5 设备及安装工程 万元 70307.57
6 建筑工程 万元 7876.56
7 其他费用 万元 5959.34
8 基本预备费 万元 841.63
六经济指标
编号 名称 单位 数量 备注
1 装机容量 MWP 100
2 年平均上网电量 万 kwp 12031.92
3 上网电价 元/（kw.h） 1.00 含税
4 项目投资内部收益率 % 9.61 税后
5 项目投资内部收益率 % 10.85 税前
6 资本金财务内部收益率 % 9.61 税后
7 投资回收期 年 9.3 税后
2 太阳能资源
2.1 甘肃省太阳能资源
甘肃省位于我国地理中心，地处黄河上游，介于北纬 36°22'33.45"~36°24'21.48"、
东经 104°32'50.65"~104°34'6.88"之间。东接陕西，东北与宁夏毗邻，南邻四川，西连
20
青海、新疆，北靠内蒙，并与蒙古人民共和国接壤。是个多山的省份，地形以山地、高原为
主。最主要的山脉为祁连山、乌鞘岭、六盘山，其次诸如阿尔金山、马鬃山、合黎山、龙首
山、西倾山、子午岭山等，多数山脉属西北一东南走向。全省地貌复杂多样，山地、高原、
平川、河谷、沙漠、戈壁，类型齐全，交错分布，地势自西南向东北倾斜。地形呈狭长状，
东西长 1655 公里，南北宽 530 公里。深居我国西北内陆，海洋温湿气流不易到达，成雨机
会少，大部分地区气候干燥，属大陆性很强的温带季风气候。冬季寒冷漫长，春夏界线不分
明，夏季短促，气温高，秋季降温快。省内年平均气温在 0～16℃之间，各地海拔不同，气
温差别较大，日照充足，日温差大。
2 2
甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量 4799 MJ/ m ～6401 MJ/ m ，年资源
理论储量 241 万亿 MJ，每年地表吸收的太阳能约相当于 824 亿 t 标准煤的能量，开发利用
前景广阔。太阳总辐射为夏季最多，签季最少，春季大于秋季。 7 月各地太阳总辐射量为
2 2 2 2 2
562 MJ/ m ～ 742 MJ/ m ;1 月 为 259 MJ/ m ～ 382 MJ/ m ;4 月 为 479 MJ/ m ～ 630
2 2 2
MJ/m ;10 月为 299 MJ/m ～382 MJ／m ;最大月与最小月的太阳能辐射量相差约 2 倍。年日照
时数在 1700 h～3320 h 之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数在 3200 h
以上，陇南南部在 1800 h 小时以下，其余地区在 2000 h～3000 h。甘肃中部和北部属于太
2
阳能辐射量较大的一、二类地区，年日照时数大于 2200 h，年辐射总量高于 5000 MJ/ m ，
是我国大规模开发利用太阳能重要战略区域。
图 2.1-1 给出了年太阳总辐射空间分布图（西北区域气候中心朱飙等《甘肃省太阳能资
2 2
源评估》），可以看出，各地年太阳总辐射量介于 4700 MJ/ m ～6350 MJ/ m 之间，总辐射
值自西北向东南依次减小，最大值位于敦煌和阿克塞地区，河西走廊大部分地区年总辐射值
2
高于 6000 MJ/ m ，其次是民勤县和敦煌凉州区东北一带，这些高值区都分布在年降水量稀
2
少，蒸发量大的干旱区。年总辐射量的低值位于甘肃南部地区，介于 4700MJ/ m ～5200
2
MJ/ m 之间。
21
图 2.1-1 甘肃省年太阳总辐射量空间分布图
2.2 项目区太阳能资源
2.2.1 参证站选择
图 2.1-1 甘肃省年太阳总辐射量空间分布图
0 0 0 0
靖远县地处甘肃省中部，位于东经 104 13’至 105 15’，北纬 36 至 37 15' 。东与
宁夏回族自治区海原县接壤，南与甘肃省会宁县毗邻，西南、西北、东北分别与甘肃榆中
县、景泰县、宁夏中卫县相连，西与白银市白银区交界，白银市平川区从中析置，将县域一
分为二，形成南北相对的两个部分。东西间隔 120 公里，南北相距 135 公里，总面积
5809.4 平方公里。国道 109 线、省道靖天公路、铁路白宝线从境内通过，区位优越，交通
便利，从县城西至白银 60 公里，西南距离省会兰州 130 公里。
根据甘肃省气象台站分布及观测范围，甘肃区域内有辐射观测资料的气象站有 6 个，分
别是敦煌气象站、酒泉气象站、民勤气象站、西峰气象站、榆中气象站和兰州气象站。在以
上六个气象站中，距离本工程拟建场址较近的且有太阳辐射量观测业务的是兰州气象站。
兰州气象站始建于 1951 年 1 月，位于兰州市东岗东路 1234 号“市区”，海拔高度
1517.2 m，经度 E 103053'，纬度 N 36003'o 靖远气象站始建于 1951 年 1 月，位于靖远县
东门外河水道“郊外”，海拔 1630.9m．经度 E 104041'，纬度 N 36034'场址区经度
22
E104033'38"，纬度 N36023'16"。兰州气象站为距离场址最近的、有太阳辐射量观测业务的
气象站，因此选用兰州气象站作为基准站点。场址区距离兰州气象站 70km，纬向相距 20'，
经向相距约 40'，场址区距离靖远气象站 2Okm，纬向相距 9'，经向相距 8'，因此选用靖远
气象站观测的辐射资料和日照时数资料表征场址区太阳能资源情况。
2.2.2 太阳能资源分析
根据气象站的数据资料并结合工程场址的实际情况，进行太阳能资源的初步影响分析：
2.2.2.1 靖远县太阳能资料推得原理
根据《太阳能资源评估方法》( QX/T 89-2008)，可用已知的兰州站(1981～2011 年)的
气象资料和靖远站的日照时数资料的情况下推出靖远站的太阳辐射资料，具体步骤如下：
(1)月日照百分率的计算：
S。= INT(S/T)*100% ____________ (1)
式中：S_______月实际日照时数，单位小时(h)
T_______月可照时数
INT( )_______取整数的标准函数
T=2*ω *180/(π *15) ____________ (2)
sin(ω /2) __________ (3)
ω 一一时角，单位 rad。
r=34'为蒙气差；
φ 为当地纬度；
δ 为太阳赤纬
δ = 0.3723+23.2567 sin x+ 0.1149sm 2x - 0.1712 sin 3x
- 0.7580cos x+0.3656cos 2x+ 0.020lcos 3x 一 (4)
23
x= 2π ×(N-No)／365.2422 ____________ (5)
N-日序。取值范围为 l 到 365 或 366，1 月 1 日取日序为 1．
No=79.6764+0.2422(y -1985) - /NT[0.25×(y -1985)]，其中 Y 为年份，INT(X)
为不大于 X 的最大整数的标准函数。
(2)参考点日天文辐射总量的计算：
式中：Q
-2 -1
n 为日天文辐射总量，单位为 MJ．M ．d ．
T 为周期(24×60min/d)；
-4 -2 一1
I0 为太阳常数（13.67×10 MJ．M .S ）；
2
p 为日地相对距离，
2
p = 1.000423+0.032359 sin x+0.000086sin 2x
- 0.008349 cos x+ 0.000115 cos 2x _____________(7)
x 由(5)式求得：
ω 0 为日落时角，ω 0=arccos（一 tanφ tanδ ）．
φ 为地理纬度；
δ 为太阳赤纬，由(4)求的。
(3)计算点月太阳总辐村量计算
由于我国太阳辐射观测站点较少，对有观测的站点，计算其月太阳总辐射量可以用每天
的观测值进行累加，对于计算无观测地点的月太阳总辐射，用下经验公式计算。
Q= Q0 (a+bS1) ______________(8)
式中：
24
Q0 为月天文辐射量，由(6)式计算出当月逐日天文总辐射量，然后相加；
S1 为当月的日照时数百分率；
a,b 为经验系数，根据计算点附近的参考点日射站观测资料，利用最小二乘法计算求
出。
系数 a，b 的确定：
首先选择计算点附近有太阳辐射观测气象台站，作为计算系数的参考点。根据参考
点历年观测的太阳总辐射和日照百分率，计算系数 a 和 b，其计算公式如下
________________ (9)
________________ (10)
式中：
，为参考站点的逐年月日照百分率；
为参考点月日照百分率的平均值；
为参考站点逐年月辐射总量与月天文辐射总量的比值；
为参考站点逐年月辐射总量与月天文辐射总量的比值的平均值；
n 为选取观测资料的年数。
通过计算得到的兰州站的 a= 0.23051827，b= 0.004289991 。
2.2.2.2 靖远太阳能资源分析
(1)日照时数和日照百分率
25
由 1981～2011 年靖远气象站观测资料统计得出靖远 1981，2011 年日照时数和日照百
分率年际变化、年变化如图 2.2-2～2.2-5 所示。
图 2.2-2 靖远站 1981 年--2011 年日照时数年际变化图
靖远站年平均日照小时数为 2726.20 h，最低值出现在 1988 年，最高值出现在 2004。
图 2.2-3 靖远站 1981 年～2011
从图中可以看出，靖远站的日照百分率年际变化与日照时数年际变化趋势基本一致，基
本稳定在 55%～6g%。
26
图 2.2-4 靖远站 1981 年--2011 年各月日照时数变化图
靖远月日照时数 1 月为全年最小值，为 199.57h，5 月为全年最大值，为 261.5lh。
图 2.2-5 靖远站 1981 年^-2011 年各月日照百分率变化图
从图可以看出，靖远站日照百分率波状分布，冬季日照百分率较高。
(2)太阳总辐射量
27
通过 2.2.2.1 中相关公式的计算，由参证站兰州气象站太阳总辐射量观测数据，可求
得的靖远 1981 年～2011 年总辐射量值，如下：
图 2.2-6 靖远站 1981 年～2011 年太阳总辐射量年际变化图
从图中可看出，靖远站年太阳总辐射量基本稳定，多年平均太阳辐射量为
2
5331.75MJ/m ，最低值出现在 2010 年，最高值出现在 1997 年。
图 2.2-7 靖远站 1981 年??2011 年各月太阳辐射量变化图
28
2
图中可见，靖远太阳辐射的年变化较大，其数值在 256.40 MJ/m2N609.87 MJ/m 之间，
月总辐射从 2 月开始急剧增加，7 月达最高值，8 月略有下降，9 月以后迅速下降，冬季 12
月达最小值。
2.2.3 光伏阵列面上的太阳总辐射量情况
0
由 RETSCREEN 软件模拟倾角得出光伏发电工程站址所在地区的光伏阵列最佳倾角为 38
时斜面的辐射量最大。
2
表 2.2-1 工程不同角度倾斜面上各月月平均太阳辐射量表(MJ/m )
0
以上分析可以得出当太阳电池组件阵列的最佳倾角为 38 时，组件阵列获得的太阳总辐
射量最大，同时能满足灰尘雨雪自动滑落要求及支架较好稳定性的角度范围内，因此确定并
0
网光伏发电项目固定倾角式系统的最佳倾角为 38 。
由图中数据可得出光伏阵列面最佳倾角上的年总辐射量和月总辐射量，月总辐射量
变化如图 2.2-8。
29
图 2.2-8 光伏阵列面总辐射量月际变化图
统计靖远近 3 1 年日照时数、日照百分率和太阳总辐射量，得出靖远近 33 年年太阳总
辐射量平均值为 5331.75 MJ/12，最低值出现在 20 10 年，最高值出现在 1 997 年，靖远太
2
阳辐射的年变化较大，其数值在 256.40 MJ/m2N609.87 MJ/m 之间，月总辐射从 2 月开始急
剧增加，7 月达最高值，8 月略有下降，9 月以后迅速下降，冬季 1 2 月达最小值；近 31 年
年平均日照小时数为 2726.20 h，最低值出现在 1 988 年，最高值出现在 2004 年，靖远月
0
日照时数 1 月为全年最小值，为 199.57h，5 月为全年最大值，为 261.5lh。在最佳倾角 33
2
角的光伏列阵面上的多年平均年总辐射量为 5974.08 MJ/m 。
2.3 气象条件
根据靖远气象资料统计，年平均气温为 9.0℃，极端最低气温出现在十二月份，为-
24.3℃，极端最高气温出现在七月份，为 39.5℃。年平均降水量 235.5 mm，最大冻土深度
86 cm，最大积雪深度 lOcm，最大风速 19.3 m/S 。气象情况详见靖远气象站气象要素统计
表（表 2.3-1）。
30
31
2.4 灾害性天气
工程场区位于靖远县，所用气象数据来自靖远县气象站。对工程场区影响较大的灾害性
天气有沙尘暴、雷暴和雾，以及高温和大风天气。年变化如下图所示。
(1) 沙尘暴
表 2.4-1 靖远站多年平均沙尘暴月发生天数
沙尘暴的年发生天数不多，主要发生在 2 月~6 月，年发生 4.7。，沙尘暴的发生会使光
伏组件表面由于灰尘蒙蔽而产生遮光影响，从而减少发电量，影响逆变器的正常运行，因此
在沙尘天气后应及时对电池板进行清理，在设计阶段需考虑逆变器室等电气设备室通风的防
风沙处理。
(2) 雷暴
表 2.4-2 靖远站多年平均雷暴月发生天数
32
雷暴的发生较多，主要发生在 6 月-8 月，年发生 21.8。，雷暴对光伏电站的影响主要
需考虑对光伏组件和场内建筑物的防雷设计。
(3) 雾
表 2.4-3 靖远站多年平均雾月发生天数
雾年发生天数也不多，主要发生在 7 月～10 月，年发生 3.7。。雾的发生会削弱光伏阵
列面接收到的太阳辐射，从而减小发电量。
(4) 大风
表 2.4-4 靖远站多年平均大风月发生天数
33
大风的年发生天数不多，主要发生在 4 月~7 月，发生 5.3d。
据靖远县气象资料统计，该地区统计时间段内出现的最大风速为 19.3 m/s，电池方阵
迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。并以电池阵列及基础等的设计时需考
虑最大风速的影响。
(5)极端温度天气
根据靖远县气象资料统计，年平均气温为 9.0℃，极端最低气温出现在十二月份，为-
24.3℃，极端最高气温出现在七月份，为 39.5℃。当环境温度过高会引起光伏电池组件的
最大输出功率下降，而电池组件的工作温度范围为-40℃～85℃，因此环境温度并不会对电
池组件产生太大影响。逆变器的工作环境温度范围为-20℃～40℃，本项目逆变器布置在室
内，其工作温度也可通过一定手段控制在允许范围内。箱变的一般正常工作温度为-45℃～
40℃，箱变布置时应尽量避免布置在太阳直射的地方，满足箱变对温度的要求。汇流箱的正
常工作温度为-25℃-60℃，但考虑到极端最低温度出现在早上日出前，箱变并未启动，因此
对发电量并没有影响，但温度过低可能会对汇流箱的使用寿命产生影响。
（6）日最大降水量
表 2.4-5 靖远站各年最大日降水量变化图
据统计，靖远县气象站近 31 年日最大降水量发生在 1986 年，为 65mm，基本呈波状分
布。最大日降水主要发生在 6 月-8 月，31 年中发生在 6 月的有 5 年，发生在 7 月的有 5
年，发生在 8 月昀有 17 年。
34
表 2.4-5 靖远站多年各月最大日降水量变化图
图中可以看出，较强的降水主要集中发生在 5 月~8 月，其中 8 月虽发生强阵性降水的
次数较多，但是 31 年来最大日降水发生在 1986 年 6 月，为 65mm。
2.5 结论
统计靖远县近 31 年日照时数、日照百分率和太阳总辐射量，得出靖远县近 33 年年太阳
2
总辐射量平均值为 5331.75 MJ/m ，年平均日照小时数为 2726.20 h，由《太阳能资源评估
方法》（QXrT 89-2008）中的相关规定，工程场区水平面年太阳总辐射量介于 5040～6300
2 0
MJ/m 之间，为资源很丰富区。在最佳倾角 33 角的光伏阵列面上的多年平均年总辐射量为
2
5974.08 MJ/m 。且除雷暴天气外，冰雹、沙尘暴和大风等灾害性天气发生天数不多，在该
地区适宜太阳能资源开发。
35
3 工程地质
3.1 概述
3.1.1 工程概况
甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100 兆瓦光伏并网发电项目位于白银市靖远县五合乡
白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约 120km。工程区内有县乡公路通行，交通条
件相对便利。
0 0 0 0
场 址 范 围 为 北 纬 36 22'33.45 ～ 36 24'21.48 ” ， 东 经 104 032'50.65 ” ～
0
104 34'6.88”，场址海拔高程在 2000- 2150m 之间。
本光伏并网发电项目的主要开发任务是发电，电站容量 100MW。根据《光伏发电站设计
规范 GB50797-2012》，按光伏发电系统分类，属大型光伏发电系统。防洪设计主要为排泄
暴雨形成的地表径流，洪水标准按 50 年一遇洪水设计。
3.1.2 勘察目的、任务要求和依据的技术标准
本项目可研设计阶段地质勘察（初勘）工作的主要目的和任务有：初步查明工程区的地
质构造、地层结构、岩（土）体的工程地质特性、地下水埋藏条件；基本查明场地不良地质
现象，并对场地的稳定性做出评价；对季节性冻土地区，应调查场地土的标准冻土深度；初
步判定和评价水和土对建筑材料的腐蚀性情况；提出岩（土）体物理力学参数。测试场址区
岩（土）体的电阻率，同时提出岩（土）休的临时和永久开挖的稳定边坡系数；对施工、生
活用水水源进行初步调查；对天然建筑材料料场进行初步调查工作，包括其范围、质量、运
距等。
本次工程地质勘察工作中，依据的技术标准主要有：《国家电网公司光伏电站接入电网
技术规定（暂定）》、《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》 ( GD003-
2011)、《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)、《冻土工程地质勘察规范》( GB50324-
2001)、《土工试验方法标准》(GB50123-1999)、《建筑抗震设计规范》( GB50011-2010)、
《水利水电工程地质勘察内业资料整理规程》(SL31-2003)、《水利水电工程天然建筑材料
勘察规程》(SL251-2000)、《水电水利工程物探规程》( DL/T 5010-2005)等相关规程规
范。
3.2 区域地质
3.2.1 地形地貌
36
工程区属黄土覆盖平原，场内地势平坦。场址海拔高程约在 2000- 2150m 之间。
3.2.2 地层岩性
工程区区及其外围出露的地层主要有二叠系上统、侏罗系中上统、白垩系下统及第四系
地层，其中以第四系地层分布最广，与工程关系最密切，现从老到新分述如下：
(1)二叠系上统延长群(P2)砂岩、砂质泥岩夹灰黑色页岩及煤线：灰绿色、灰黑色，细
粒结构，薄～中厚层状，岩性坚硬，裂隙发育，该地层分布于工程区南部。
(2)侏罗系中上统(J2-3)砂岩、粉砂岩、页岩夹煤层：灰白色砂岩、黑色粉砂岩，薄～中
厚层状，与上部白垩系地层呈不整合接触，岩性较坚硬，裂隙发育。煤层出现于底部，厚度
大，煤质好，层数少，单层厚，较稳定。该地层分布于工程区南部。
(3)白垩系下统河口群(Klhk):为砂砾岩、砂岩及砂质粘土岩，紫红色，中厚层状，岩性
较软。该地层为工程区基底主要地层。
(4)第四系地层：工程区第四系地层分布广泛，主要育风积马兰黄土、坡积黄土、离石
黄土以及沟谷冲洪积砂碎石等。
1)中更新统地层：岩性主要为离石黄土(plQ2):土黄色，厚度大于 lOm，位于风积马兰
黄土层以下，该地层在工程区内分布范围较小。成分以粉土为主，粘粒含量较高。断面一般
可见灰褐色斑点，土质密实，轻微～无湿陷性，节理较发育。
2
2)上更新统地层：岩性主要为风积马兰黄土(eolQ3 )层：浅黄色，厚度大于 30m，结构
稍密。成分以粉粒为主，其次为粉砂，粘粒含量较少，具大孔隙，土质均匀，局部含有钙质
小结核，具中～高压缩性，中等～强湿陷性，工程区广泛分布。
3)全新统(Q4)：其成因类型有冲积、洪积、坡积、崩塌、滑坡、人工堆积等。就主要部
分分述如下：
1
①冲洪积层(Q4 )：分布于冲沟的 II 级阶地上，岩性以粉土、粉质粘土、黄土状粉土为
主。
2
②冲洪积层(Q4 )：分布于冲沟的 I 级阶地上，岩性以粉土、黄土状粉土为主。
3
③冲洪积层(Q4 )：分布于现代冲沟中，含砾粉土、粉土，砂碎石夹粉土透镜体。
3
④崩积、坡积层(Q4 )：分布在斜坡、坡脚地带，岩性以粉土、黄土状粉土为主。
3.2.3 地质构造及地震
37
根据构造发展历史、沉积建造、构造行迹及变质作用等特征分析，工程区位于陇西旋卷
构造体系的乌鞘岭一屈吴山一六盘山褶带北翼，工程区距毛毛山一老虎山北缘断裂带约
15km。第四系以来地壳间歇性上升缓慢，表现在周围山地山势低缓，切割不深，该区地壳运
动相对不活跃，新构造运动主要表现为大面积的间歇性抬升。工程区不存在活动性断裂，属
相对稳定地块，区内不良物理地质现象不发育。
据 1/400 万《中国地震动参数区划图》(GB 18306-2001)，工程区 50 年超越概率 10%的
地震动峰值加速度 0.2g，地震动反应谱特征周期 0.45s，相应的地震基本烈度为Ⅷ度
3.2.4 水文地质条件
工程区位处欧亚大陆腹地，深居内陆，远离海洋，属冷温带半干旱与干旱区气候过度
带，降水受地形控制，山区降水量 400mm 以上，河谷、平原和丘陵降水量为 250～300mm，
由西北向东南递减，年平均气温为 10.54℃，最高气温为 39.8℃，最低气温-19.3℃。
工程区水文地质条件简单，区内无地表水径流，仅有少量的地下水分布，埋深大于
30m。地下水主要受大气降水补给，受季节性影响变化较大。按其埋藏条件，地下水类型可
分为孔隙性潜水与裂隙性潜水两种。第三系风化层中有微量裂隙性潜水，区内孔隙性潜水主
要补给来源为大气降水，由于干旱少雨，故其径流补给及埋藏条件均很差。
3.3 场区一般工程地质条件
根据地表出露和探坑揭露的地层岩性，工程场区地基岩土主要第四系上更新统风积马兰
黄土和第四系中更新统离石黄土组成，其特征自上而下分述如下：
2
(1)第四系上更新统风积层马兰黄土(Q3 )：为工程场区分布最广泛的第四系地层，分布
于黄土低中山梁峁区表层，呈灰黄、土黄、黄褐色，由粉粒、砂粒、粘粒组成，土质均一，
结构疏松，具大孔隙，为中～高压缩性、中等～强湿陷性土，厚度一般大于 30mo
(2)第四系中更新统离石黄土(p1Q2):土黄色，成分以粉土为主，粘粒含量较高。断面一
般可见灰褐色斑点，土质密实，无湿陷性，节理发育，厚度大于 lOm，该层在工程区零星出
露。
(3)白垩系下统河田群(Klhk):为砂砾岩、砂岩及砂质粘土岩，紫红色，中厚层状，岩性
较软。该地层为工程区基底主要地层，一般埋深大于 40m，工程区内切割较深的沟底有出
露，出露高程较高。
3.4 场区主要工程地质问题初步评价
38
3.4.1 地基土腐蚀性评价
场址区地处干旱区，建筑物基础均位于地下水以上。根据《岩土工程勘察规范》
( GB50021-2001)可知，场地环境类型属 III 类环境。经对具有代表性的土层取样试验分
析，以及现场岩（土）体视电阻率测试结果可以得出：场地地基土对混凝土结构具硫酸盐弱
腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。
3.4.2 季节性冻土评价
根据《中国季节性冻土标准冻深线图》，结合了解当地冻土实际情况可知，工程区一般
季节性冻土深度为 99\104cm，最大冻土深度 llOcm。场区季节性冻土岩性主要为风积黄土、
粉土。地下水埋深较大，季节性冻土带内土层含水量低，一般呈干燥或稍湿状态，冻土构造
类别为整体构造，仅于孔隙中见少量晶粒状冰，冰晶融化后原土结构不发生改变，冻土类型
为少冰冻土。冻胀等级为 I 级，冻胀类别为不冻胀，故季节性冻土对建筑物基础影响不大。
3.5 岩（土）体物理力学特性及允许承载力建议值
为了解岩（土）体的工程地质特性，获取符合实际的岩（土）体物理力学参数，在本次
勘测中，对场区土层取样进行了室内物理、力学性质试验。
2
由试验成果可知，第四系上更新统马兰黄土(e01Q3 )：具中等～强湿陷性，中～高压缩
3 3
性。天然密度 1.35～1.52g/cm ，天然含水率 5～10%，干密度 1.27 \1.43g/cm ，孔隙比
0
0.87～1.12，饱和度 12～23%，原状快剪 c=14～23kPa,φ =15～21 ，饱和快剪 c=4～6kPa,
0 -4 -4
φ =7.4～8.1 ，渗透系数：垂直(1.5～ 7)x 10 cm/s，水平(1.9～8)xl0 cm/s．压缩系数
-l
0.22～0.63MPa ，压缩模量 4～ 9MPa，深度 16m 以上湿陷系数 0.040～0.141，自重湿陷系
数 0.015 ～ 0.089，湿陷起始压力 9.5～95.lkPa。
3
第四系中更新统离石黄土(p1Q2)：天然密度 1.61～1.76g/cm ，天然含水率 4～6%，干
3 0
密度 1.54～1.65g/cm ，孔隙比 0.63 ～0.74，原状快剪 c=33～47KPa,①=25～30 ，饱和快
0 -5 -5
剪 c=27～28KPa, Q=17～20 ，渗透系数：垂直(0.2～l.l)xl0 cm/s，水平(0.6～0.7)xl0
-1
cm/s，压缩系数 0.07～0.17 Mpa ，压缩模量 17～22 MPa，湿陷系数 0.009～0.027，为
弱～无湿陷性，低～中等压缩性。
3.6 场地地基等级划分及适宜性评价
3.6.1 场地地基等级划分
39
根据本工程的特性及场址地层岩性情况，依据《岩土工程勘察规范》( GB50021-2001)
对场地和地基复杂程度的划分标准，本工程的重要性等级为二级，场地的复杂程度等级为二
级场地，地基的复杂程度等级为一级地基。
3.6.2 场地适宜性评价
区内滑坡、崩塌、泥石流等不良物理她质现象不发育，无活动性断层通过，场地稳定性
较好。场址区地处西北干旱地区，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，可不考虑砂土
液化的影响。因此，本工程区内适合大规模光伏发电工程项目的建设。
3.6.3 建筑物基础形式建议
黄土地基处理的基本原则应满足《湿陷性黄土地区建筑规范》(GB50025-2004)的相关规
定。该区土样天然含水量较小，平均值仅为 6.8%，塑性指数一般为 9 左右，在勘探过程中
发现该区域内的土样干强度较高，但加水后迅速散成粉粒状，强夯的效果可能受到影响。因
此，为确保处理效果，应采取增湿措施。
换填灰土宜采用 2：8（或 3：7）灰土，应按《湿陷性黄土地区建筑规范》和《建筑地
基处理技术规范》(JGJ 79-2002)中的相关规定执行。同时对基础表层采取表层防水及设置
散水措施。基础表层防水在基坑回填夯实后可根据具体地形条件和建（构）筑物本身的散水
条件采用压实灰土、铺设混凝土、土工隔水膜等措施中一种或两种进行组合处理，防水层宽
度应大于建（构）筑物基坑范围，防止地表水的渗入；基坑回填时应高出地面至少 20cm，
并使基础高出地面部分与地面形成拱状连续相接。建（构）筑物周围设置的散水面坡度、宽
度应依据相关规范并结合建（构）筑物实际地形地貌而定，以防止建（构）筑物附近地表水
的汇聚并渗入基础。
3.7 场地电阻率
3.7.1 地基土层的电阻率
地基土层的电阻率测试执行技术标准主要有：
(1)中华人民共和国电力行业标准《水电水利工程物探规程》(DL/T5010-2005)o
(2)中华人民共和国国家标准《接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导
则》( GB/T 17949.1-2000)第一部分：常规测量。
(3)中华人民共和国电力行业标准《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)o
(4)中华人民共和国电力行业标准《交流电气装置的接地》(DL/T 5091-1999)o
40
本次岩（土）体电阻率测试方法主要选择了高密度电法，高密度电法的数据采集系统由
主机、电极转换器、电极电缆等组成，高密度电法的解释成图由计算机完成，通过计算机将
数据经相应突变点剔除、地形校正数据平滑等预处理，最后经过二维反演处理，绘制成断面
视电阻率等值图。
在野外勘探工作中，高密度电法装置类型选用温纳（对称四级）装置，即选取
AB
AM=MN=NB=a，记录点取在 MN 的中间，仪器所测视电阻率计算公式为 ps=(K ×△UMN)/I，其
AB
中K =2×兀×a。工作电极数为 60 个，电极距一般选 2m，最大隔离系数一般选 10 。采集
系统通过电脑控制，仪器自动选取 A、B、M、N，并在 60 根电极中相互转换，同时主机测试
到不同位置不同层的 ps 值，最终完成整条剖面的数据采集工作。
本次测区内表层岩（土）体视电阻率最大值 116.06Ω.m，最小值 57.6Ωm，平均值
87.OΩ.m 。
3.8 天然建筑材料及施工、生活用水水源
3.8.1 混凝土粗细骨料
经对工场区周边的天然料场及人工料场进行初查，场区及其附近无可利用的天然砂砾石
料源，场址区离平川区较近，该区有数个砂砾石料场，料源为黄河漫滩砂砾石层，储量丰
富，质量符合规范要求。
3.8.2 施工及生活用水水源
工程区内地表水不发育，地下水埋深较大。本次选定的施工和生活用水就近拉取，距离
工程区 2km 左右。水量充足，水质良好，对普通水泥无侵蚀性。
3.9 结论及建议
3.9.1 结论
(1)工程区处于咙西旋卷构造体系的乌鞘岭一屈吴山一六盘山褶带北翼，工程区距南部
毛毛山一老虎山北缘断裂带约 15km。根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，工
程区 50 年超越概率 10%时的地震动峰值加速度为 0.20g，地震动反应谱特征周期 0.45s，相
应地震烈度为Ⅷ度，工程区区域构稳定性较差。
(2)本工程重要性等级为二级，场地复杂程度为二级；地基复杂程度为一级。本工程场
区无滑坡、泥石流等不良物理地质现象，工程区适宜修建光伏电站。
41
(3)场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐
蚀性。工程场区表层岩（土）体视电阻率最大值 116.06Ω.m，最小值 57.6Ω.m，平均值
87.OΩ.m o
(5)建筑物可采用人工地基，地基处理方案采用强夯或灰土垫层法，并做好地表排水和
地基表面的止水措施，应严格执行《湿陷性黄土地区建筑规范》( GB50025-2004)的相关规
定。
3.9.2 建议
下阶段（地质详细勘察阶段）建议补充、增加探坑工作量，加强地基土的取样和试验工
作。进行平面图和剖面图的测量工作，同时绘制工程地质平、剖面图。
42
4 工程任务和规模
4.1 工程任务
4.1.1 地区经济和电力状况
4.1.1.1 地区经济状况及预期
2012 年，靖远县全年完成生产总值 54 亿元，增长 l4.3%；固定资产投资 34 亿元，增长
80.9%；工业增加值 9.5 亿元，增长 18%;大口径财政收入突破 10 亿元，增长 101%，县级财
政收入突破 2 亿元（剔除王家山煤矿改制部分股权转让收入 3.6 亿元），同口径增长
31.63%;社会消费品零售总额达到 15.1 亿元，增长 18.2%；城镇居民人均可支配收入 12250
兀，增长 17%;农民人均纯收入 4860 元，增长 18.3%o
2013 年，靖远县预期生产总值达到 61.5 亿元，增长 14%;工业增加值达到 11 亿元，增
长 18%;固定资产投资达到 51 亿元，增长 50%;县级财政收入达到 2.36 亿元，同口径增长
18%;社会消费品零售总额达到 17.8 亿元，增长 18%;城镇居民人均可支配收入达到 14100
元，增长 15%;农民人均纯收入达到 5680 元，增长 17%。
4.1.1.2 地区电力状况
白银电网位于甘肃省中北部，是连接甘肃电网与宁夏电网的枢纽电网，担负着甘肃电力
“西电东送，北电南送”的重任，在甘肃电网中处于举足轻重的地位，主网为 750kV、
330kV 和 220kV 网架结构，网内发电厂通过枢纽变电站可将电量送至宁夏、兰州等地区。
白银电网网内现运行的最高电压等级为 750kV，白银电网全网现有 750kV 变电站 1 座。
白银变通过至兰州东 750kV 变、至武胜变与兰州电网联网，向北通过 750kV 黄河变与宁夏电
网联网。大唐景泰电厂通过 7098 白景一线经 750kV 白银变输送电量。
白银电网全网现有 330kV 变电站 4 座，主变 10 台，容量 24000MVA;白银电网全网现有
220kV 变电站 3 座，主变 8 台，容量 8900MVA o
llOkV 电网现状：现有 llOkV 变电站 40 座，变压器 80 台，主变容量 2463MVAo 其中靖
会平电网是白银电网的一个片区电网，本工程光伏电站处于该电网覆盖地区内，靖会平
llOkV 区域电网是以 330kV 响泉变和 220kV 沙河变为电源支撑点的供电网络，承担着靖远
县、会宁县和平川地区煤矿、电力提灌及工农业生产、第三产业、政府、医院、军队、城乡
居民生活用电负荷的供电任务。共有 llOkV 变电站 1 5 座（包括 4 座用户变），分别是刘川
43
变、长征变、唐台变、中区变、罗家湾变、下堡变、西滩变、庄口变、郭城变、会宁变、朱
台变 11 座公用变，灵星他工厂变、靖远电厂水源变、晖泽化工厂变 3 座用户专用变。
“十二五”期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座 330kV 变电
站，并为围绕上述 330kV 变电站的建设进一步优化地区 llOkV、220kV 电网。
其中靖会平电网在 201 5 年前将新建成平川 330kV 变电站，北滩、长征、共和、城北、
靖远晖泽、朱台工业园、桃园变等 6 座 llOkV 变电站。
根据预测结果，“十二五”期间白银电网全社会用电量每年将增长 10.11%，预计 2015
年将达到 174.28 亿 kWh，2020 年白银电网供电量将达到 282 亿 kWh 。
4.1.2 地区太阳能发展规划
(1)甘肃省太阳能发展现状及规划
随着河西风电的大力发展，光伏产业也积极效仿风电发展模式，着手打造千万千瓦级光
伏基地。截止 2013 年 6 月 16 日，随着中利腾晖嘉峪关 100 兆瓦光伏电站并网，甘肃太阳能
光伏发电装机容量突破百万大关，达到 105 万千瓦，标志着甘肃成为全国仅次于青海的光伏
发电容量第二大省。
在“十二五”期间，全省太阳能并网发电总装机容量达到 500 万千瓦，其中并网光伏发
电 490 万千瓦、并网光热发电 10 万千瓦，具体发展目标见表 4.1-1。
表 4.1-1 甘肃省“十二五’’新能源和可再生能源发电目标
全省太阳能利用布局建设的重点是：
(a)并网太阳能发电。在太阳能资源丰富的河西地区，重点打造敦煌、金塔、肃州、嘉
峪关、金川、凉州、民勤等 7 个百万千瓦级大型光伏发电基地，力争 2015 年建成敦煌、金
川、凉州等 3 个百万千瓦级基地，2020 年全面建成 7 个基地；积极推进武威沙漠光伏、农
业大棚光伏发电项目示范试点建设；进一步加快金太阳工程建设。结合水电开发和电网接入
44
运行条件，探索水光互补、风光互补的太阳能发电建设模式。在中部及省内其他地区，充分
依托城市和工业园区的屋顶资源，建设屋顶光伏发电系统，并与生物质能等其他新能源和储
能技术结合，有效利用和合理开发当地资源，建设多能互补型新能源微电网系统。
(b)高网式太阳能发电。在偏远或无电、缺电地区，推广户用光伏发电系统或建设小型
光伏电站，解决无电人口用电问题，提高缺电地区供电能力。“十二五刀期间，主要在酒
泉、武威、平凉、天水、陇南等地区规划高网型光伏电站约 100 个，电力装机容量达 20 万
千瓦。鼓励在通信、交通、照明等领域采用分散式光伏电源，扩大应用规模。
(c)新能源示范城市建设。选择生态环保要求高、经济条件相对较好、可再生能源资源
丰富的城市，坚持统一规划、规范设计、有序建设的原则，支持在城区及各类产业园区推进
太阳能等新能源技术的综合示范应用，替代燃煤等传统的能源利用方式，形成新能源利用的
区域优势。支持地方在各类产业园区新建和改造过程中，开展先进多样的太阳能等新能源技
术应用示范，请足园区电力、供热、制冷等能源需求。“十二五”期间内，力争有 3 个市县
列入国家新能源示范城市，建成 30 个新能源利用示范园区。
(2)靖远县太阳能发展现状及规划
本项目位于靖远县五合乡白塔，位于靖远县西南方，距县城 80 公里，与中卫市相连。
靖远县总规划光伏电站总装机容量为 370MW，本项目所占地区规划 100MW。
4.1.3 工程任务
本项目选址位于白银市靖远县五合乡白塔村，区域内无地面附着物，根据甘肃德?能源
科技有限公司提供的土地使用确认函，项目所占地为国有未开发土地，已与地方政府达成开
发协议。
4.2 工程规模
本项目位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km，对外交通有县乡公路与省道 S307、G109 国道相连，交通较为便利。本工程装机容量
100 兆瓦，电站建成后年平均上网电量 12031.92 万度。
本可行性研究报告通过对光伏发电场址、场外交通、地区经济、电网以及场址区太阳能
辐射资源等状况进行论证，均能够满足建设 100 兆瓦项目光伏电站的要求。
4.3 工程建设必要性
(l)开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向
45
我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近 76%由煤炭供给，大量的煤炭开采、
运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可
再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。
“十二五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍然是加快能源结构调整
步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼
气工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可
再生能源的开发。
目前的太阳能发屯技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电
技术尚处于与试验开发阶段，而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，其使用寿命已
经达到 25-30 年。
要是光伏发电成为战略替代能源电力技术，必须搞大型并网光伏发电系统，而这个技术
已经实践证明是切实可行的。
（2）甘肃省建设大型并网光伏发电系统的条件
我国太阳能理论总储量为 147×1014kW．h/年。从理论上讲除去农田、草原、森林、
河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件。
甘肃省具有丰富的太阳能资源，河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，除陇南
地区外，甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。
资源分布，一是自东南向西北逐渐递增的规律，二是不同地区太阳能季节差异特征明
显。太阳能资源丰富地区多数为沙漠、戈壁及未利用荒地，地势平坦开阔，可作为“大漠光
电工程”实施的重点和理想地区。
(3)合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展
甘肃电网 2015 年需电量 906 亿 kW．h，最高负荷为 15500MW。2006～2015 年尚需
增加近 6600MW 的容量和约 450 亿 kW.h 电量。因此，甘肃电源项目建设将进一步加快，
在火电、水电项目建设的同时，将大力提高太阳能、风电等清洁、高效的优履能源的比重。
太阳能发电是清洁能源项目，属国家优先鼓励支持的领域。
(4)加快能源电力结构调整的需要
甘肃电网以火电为主。甘肃省一次能源相当匮乏，火电比重过大，每年耗用大量的燃
煤，C02、S02 等排放量造成生态环境的破坏和严重污染。
(5)改善生态、保护环境的需要
在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世
界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环
46
境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源
的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发
电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优
势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。
(6)发挥减排效率，申请 CDM（清洁能源机制）
我国是《联合国气候变化框架公约》(1992)和<京都议定书》(1997)的签字国，为努力
减缓温室气体排放的增长率，承担“共同但有区别的责任”。在 2002 年约翰内斯堡全球可持
续发展峰会上，中国政府已核准《京都议定书》，中国将坚定不移地走可持续发展的道路。
CDM 作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实
现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转让。本项目不但属
于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目
建设和电力的发展，太阳能光伏发电容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支
持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力。
(7)对地区经济效益的影响
工程区位于白银电网内，白银紧挨兰州，在甘肃省大力发展“兰白经济圈”的政策支
下，兰白地区的经济快速在快速发展的同时，对电力的需求也将进一步增大，因此该项目的
建是十分必要的。
5 系统总体方案设计及发电量计算
5.1 光伏组件选型
太阳能电池组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站
址的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，综合考虑对比确定组件式。根
据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算出光伏电站的年发
量，最终选择出综合指标最佳的太阳能电池组件。
5.1.1 光伏电池组件概况
受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳电池基本晶
硅类电池和薄膜类电池。
47
①晶体硅电池一般可分为单晶硅和多晶硅两种。单晶是指整块材料的原子部按同一间规
则在空间做周期性排列的晶体；多晶的整块材料是由很多小单晶（晶粒）组成的，各个晶的
方向不同，因而制成的多晶硅电池可见很多闪亮斑点。两者效率差别不大。
图 5.1-1 ②薄膜电池硕名思义就是将一层薄膜制备成太阳能电池，其用硅量极少，
更容易降低成本，同时它既是一种高效能源产品，又是一种新型建筑材料，更容易与建筑完
美结合。目前已经能进行产业化大规模生产的薄膜电池主要有 3 种：硅基薄膜太阳能电池、
铜铟镓硒薄膜太阳能电池( CIGS)、碲化镉薄膛太阳能电池(CdTe)。薄膜太阳能电池虽然早
已出现，其用料少、工艺简单、能耗低，成本有一定优势，但存在光电转换效率低约为 8%
左右、衰减率（光致衰退率）较高等问题。薄膜电池更多的应用在建筑光伏一体化的实例
中，而大型并网光伏电站极少采用。
图 5.1-3 非晶硅薄膜光伏组件
晶硅类电地中单晶硅屯地和多晶硅电地最大的差别是单晶硅电地的光电转化效率略高于
多晶硅电地，也就是相同功率的电地组件，单晶硅电地组件的面积小于多晶硅电地组件的面
积。两种电地组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应
用过程中，无论单晶硅电地还是多晶硅电池都可以选用。晶硅类太阳电池由于产量充足、制
造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大
型并阿光伏电站项目。
48
非晶硅薄膜太阳电地尽管有转化效率相对较低、占地面积大、稳定性有待进一步提高等
缺点，但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱
光条件下性能好于晶硅类太阳电地等突出的优点，非晶硅薄膜电地所占的市场份额逐渐增
加。
③数倍聚光太阳能电地
数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平舨光伏屯地并无本质区别，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地舨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昀平面镜，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 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
地，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。
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。
5.1.2 太阳能电池技术经济比较分析
5.1.2.1 太阳能电池技术比较
几种常用的太阳能电池技术性能比较见表 5.1-10 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
用寿命期相对较短。
因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。
49
表 5.1-1 太阳能电池技术性能比较表
50
综合技术性比较，非晶硅薄膜太阳能电池寿命短，本电站地处荒漠戈壁风沙大，薄膜电
池运行维护较麻烦，且薄膜电池易损坏，故不推荐采用薄膜电池作为本电站的光伏组件。
晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从 150Wp 到 320Wp 国内均有生产厂商生产，且产
品应用也较为广泛。由于本工程装机容量为 100MWp，组件用量较大，占地面积有限，组件
安装量大，所以应优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积、节省线缆、降低
51
组件安装量。分别选取单晶硅 60 片、多晶硅 60 片、多晶硅 72 片装太阳能电池板中功率最
大及最小的组件进行比较见表 5.1-20
表 5.1-2 几种典型晶体硅光伏组件技术参数表
2
注：以上电性能参数是在标准测试条件下测得，即太阳辐照度 1000 W/m ，太阳光谱
AMl.5，电浊片温度 25℃。
根据晶体硅光伏组件技术参数表可看出，同尺寸的光伏组件，组件效率越高组件功率越
大，占地面积越小。
5.1.2.2 太阳能电池经济比较
通过比较可以看出，同系列的太阳能电池组件功率越大转化效率越高，由此进一步筛选
进行组件经济比较见表 5.1-3（以平地布置进行比较）。
52
表 5.1-3 太阳能电池经济比较表（表中只列出工程量不同项）
从太阳能电池经济比较表可以看出，1MW 光伏方阵采用单晶硅太阳能电池组件的造价高
于多晶硅太阳能电池组件的造价；多晶硅 250Wp 组件与 300Wp 组件差额较小，但 300Wp 组件
占地面积小，基础量较少，施工方便、节省工期。
综合技术经济比较，300Wp 组件占地面积小，支架基础用量少，且该光伏组件转化效率
较高，可提高发电量，技术成熟、市场占有率高可规模化布置。最终确定本工程推荐选用
300Wp 太阳能电池组件。
5.2 光伏阵列运行方式选择
通常，光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和相对复杂的跟踪系统。太阳跟踪系
统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确的移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最
小。这样太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大。光伏跟踪器可分为“单轴跟踪”、“双
轴跟踪”等几种类型。
固定式安装：按最佳倾斜角度将太阳能电池固定到地面上，前后排太阳能电池以不相互
遮挡为宜。
单轴跟踪器：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以在任意
方向，但通常取东西横向，或平行于地轴的方向。只能进行一种跟踪，或者方位角，或者高
度角。
双轴跟踪器：它通过旋转两个轴使方阵表面始终和太阳光垂直。既能跟踪方位角度也能
跟踪高度角。
53
太阳能跟踪装置有被动式或电驱动式两种。被动式的跟踪装置适用规模较小的光伏系
统。电驱动式在国外已经有大规模的应用，国内这两年也做了大量的应用示范，技术基本成
熟。
不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）的影响不同，投资也不同，详
见表 5.2-1 光伏阵列运行方式经济比较表。
表 5.2-1 光伏阵列运行方式经济比较表
跟踪系统在提高发电量的同时，使系统的建设成本明显增加（双轴跟踪器>斜单轴跟踪
器），与固定式阵列系统相比，固定可调支架建设造价增加约 5%，发电量增加 3%;斜单轴跟
踪系统建设造价增加约 21%，发电量增加 15%;双轴跟踪系统建设造价增加约 32%，发电量增
加 20%;同时跟踪系统耗电量也比较大。
本项目场址区属于戈壁荒漠，地形平整，没有制约工程实施的因素，综合考虑环境和经
济效益，选择固定支架光伏系统安装。
5.3 逆变器选择
5.3.1 逆变器技术指标
54
作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统酌转
换效率和可靠性具有重要作用。结合《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》及其它相
关规范的要求，在本可研逆变器的选型中主要考虑以下技术指标：
(1)单台容量大
对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量
集中型逆变器额定输出功率在 lOOkW～1MW 之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对
越低，转换效率也越高。本工程系统容量为 100MW，从初期投资、工程运行及维护方面考
虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并
且后期的维护工作量也较大；在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网
逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大时，虽然提
高了逆变器转换效率，但直流损耗也相对增大，且故障时对发电系统出力影响也较大。因
此，在实际选型时，应全面综合考虑。
(2)转换效率高
逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统
经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆
变器在额定负载时效率不低于 95%，在逆变器额定功率 l0%的情况下，也要保证 90%（大功
率逆变器）以上的转换效率。
(3)直流输入电压范围宽
太阳电池组件的端电压随负载、日照强度及环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围
宽，可以将太阳辐照度较小的时间段的发电量也加以利用，从而延长发电时间，增加发电
量。
(4)最大功率点跟踪
太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电
系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。
(5)输出电流谐波含量低，功率因数高
光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足 GB/T 14549 的规
定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网
要求。要求谐波含量低于 3%。功率因数不小于 0.98（超前或滞后）o
55
(6)具有低压耐受能力
《家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大中型光伏电站应具备一定的耐受电
压异常能力，避免在电冈电压异常时脱落，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器
具有低电压耐受能力，具体要求如下：
①光伏电站并网点电压跌至 20%额定电压时，要求光伏电站能保证不间断并网运行 ISo
②光伏电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90%，光伏电站保持
并网运行。
③光伏电站并网点不低于额定电压的 90%时，光伏电站能够保证不间断并网运行。
(7)系统频率异常响应
《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大中型光伏电站应具备一定的耐受
系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表 5.3-1 所示电
网频率偏离下运行。
表 5.3-1 大中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求
(8)可靠性和可恢复性
逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压
情况下，光伏发电系统应正常运行；过负载情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的
开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主
网解列。
系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电
压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。
56
(9)具有保护功能
根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频
保护，防孤岛倮护，短路保护，逆功率保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保
护，高温保护等保护功能。
(1O)监控和数据采集
逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，起控制器还应有模拟输入端口
语外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电子数据处理分析。
5.3.2 逆变器的选型
两台 500kW 并网逆变器（不带隔离变）与一台特制双副边绕组一次升压变压器的组合为
目前国内绝大多数并网光伏电站采用的 1MW 单元整体解决方案，500kW 并网逆变器直流侧输
入功率略大于额定功率，其效率较高，并网逆变器部分单位千瓦投资成本较低。如采 630kW
并网逆变器，虽提高了并网逆变器效率，但是并网逆变器与一次升压变压器集中布置在 1MW
子单元的一侧，相对直流损耗较大，逆变器部分单位千瓦投资也略高于 500kW 并网逆变器，
在应用中实例较少。相对于 250kW 逆变器来说，500kW 逆变器效率更高，单位千瓦投资略
低。故本次设计选择 500kW 并网逆变器。技术规格比较见表 5.3-20
表 5.3-2 并网逆变器技术规格
本工程场址海拔约 2lOOm，因此要求逆变器应根据当地海拔加强绝缘，并保证在该海拔
条件下额定交流输出功率不低于 500kW 。
5.4 光伏方阵设计
57
5.4.1 设计原则
工程设计在遵循技术创新、经济环保、安全高效、科学实用、国内研制的指导思想和设
计原则下，着重考虑以下设计原则：
(1)经济环保：采用多晶硅组件组件，太阳能发电，该组件在生产过程中对环境污染较
小。
(2)安全高效：在电气线路上分为若干个独立的分系统，分别发电上网；如果某个系统
出现故障．不影响其他系统的运行。
(3)科学实用：设计科学合理，光电转化效率高。
(4)国内研制：光电设备及升压输变电设施全部用国产设备，符合国家并网标准。
5.4.2 并网光伏发电系统分层结构
(1)太阳电池组串
由几个到几十个数量不等的太阳电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压
范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。
(2)太阳电池组串单元
布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元。
(3)阵列逆变器组
由若干个太阳电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。
(4)太阳电池子方阵
由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳电池子方阵。
(5)太阳电池阵列
由一个或若干个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电池阵列。
光伏方阵由若干个独立的光伏子方阵组成，各子方阵可以分别施工建设、运行和维护管
理。各子方阵故障、检修时不会影响其他子系统的正常发电，便于扩建。
5.5 光伏子方阵设计
58
5.5.1 光伏子方阵容量的选择
根据国际和国内的并网经验，常规的独立并网方阵为 1MW，本次设计选用 1MW 理由如
下：
(1)并网逆变器的功率元器件受到耐压值的限制一般逆变器输出电压为 AC270V;
(2)由于逆变器的输出电压低，如果电池方阵选择的功率大，造成升压变压器一次侧电
流大，这样线路损耗大，并且加大了设备选型的困难；
(3)电池组件方阵的大小直接影响方阵引出线的长度，造成线路布置困难和加大了线路
损耗；
(4)-个发电系统采用多个子系统，可以提供系统的供电可靠性，一个泵统出现故障，其
它系统还可以继续可靠供电。
5.5.2 光伏子方阵组件串设计
在本系统中使用的太阳能电池组件是多晶硅组件 300Wp，在计算组件串联数量时，必须
根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。
根据以上得知，本系统逆变器最高电压为 900V，最小 MPPT 电压为 450V，300Wp 多晶硅组件
的开路电压为 46.3V，峰值工作电压为 36.7V，组件开路电压温度系数为-0.33%/℃，最大功
率温度系数为-0.45%/℃。
根据光伏发电站设计规范，组串的串联数计算公式如下：
式中：Kv-光伏组件的开路电压温度系数；
Kv、??光伏组件的工作电压温度系数；
N-光伏组件的串联数（N 取整）；
t--犬组件工作条件下的极限低温(℃)；
、
t 一一光伏组件工作条件下的极限高温(℃)；
59
Vdcmax-逆变器允许的最大直流输入电压(V);
Vmpptmax??逆变器 MPPT 电压最大值(V)；
Vmpptmin 一一逆变器 MPPT 电压最小值(V)；
Voc-光伏组件的开路电压(V);
Vpm 一一光伏组件的工作电压(V)o
经过计算，组件串联数在 16～17 块时满足逆变器 MPPT 电压范围。为了保证方阵的合理
排列，我们采用 16 块 YL300P-35b 多晶硅组件为 1 个组件串。
组件串联数量为 16 块时逆变器各项电压如下：
光伏组件最低工作温度时（环境极端最低温度）组件串开路电压 826.36 V
光伏组件工作温度 15℃时组件串 MPPT 电压 613.62 V
光伏组件工作温度 25℃时组件串 MPPT 电压 587.20 V
先伏组件工作温度 50℃时组件串 MPPT 电压 521.14 V
光伏组件工作温度 70℃时组件串 MPPT 电压 468.29 V
5.5.3 太阳电池阵列行间距的计算
光伏阵列的设计应按照尽量减少占地面积，提高土地利用率和光伏板之间不得相互遮挡
的原则设计。
设计的步骤一般是先确定项目所在地的光伏组件最佳安装倾角，然后设计单个光伏阵列
和计算光伏阵列的间距，最后依据连线最短并兼顾规划美观的原则设计光伏模块的平面布
置。
(1)太阳能光伏板倾角的确定
固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接
辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安
装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据本项目所在地当地纬度和当地太阳辐射资料，
60
利用计算机程序模拟，支架倾角从 34 度到 40 度进行程序模拟，计算得出太阳能电站发电量
最大的角度，经过计算确定太阳能电池方阵支架倾角为 33 度。
以上分析可以得出当太阳电池组件阵列的最佳倾角为 330 时，全年日平均太阳总辐射量
最大，并且能满足灰尘雨雪自动滑落要求及支架较好稳定性的角度范围内，因此确定本电站
0
工程固定倾角式系统的最佳倾角为 33 。
(2)光伏板阵列间距的计算
在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度
相当的倾斜平面，固定安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后，要注
意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一
年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）当地时上午 9：00 到下午 3：00，组件之间前后
左右无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。
计算当太阻能电池组件方阵前后安装时的最小间距 D，如下图所示：
一般确定原则：冬至当天早 9：00 至下午 3：00 太阳能电池组件方阵不应被遮挡。
计算公式如下：
太阳高度角的公式: sinβ=cosδsinω/cosa
61
式中：
φ 为当地纬度为 36.400;
δ 为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.50:
0
ω 为时角，上午 9:00 的时角为-45 。
D= cosβ xL,L=H/tanα , α =arcsin (sinφ sinδ +cosφ cosδ cosω )
即：
项目太阳电池组件排布方式为：太阳电池组件纵向两块放置，两块组件之间留有
20mm 的间隙。
通过以上公式、计算得知：
当地冬至日上午 9:00 的太阳高度角 16.580;
当地冬至日上午 9:00 的太阳方位角-42.580。
则：
组件倾斜 330 后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本
项目选址地处，冬至日上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡，经计算，组件倾斜
后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排安装距离，如下列图表所示：
62
因此，当固定式太阳电池组件阵列处于同一平面时间距为 5336mm 时可以保证两排阵列
在上午 9 点到下午 3 蠃之间前排不对后排造成遮挡，考虑到地形高差、便于施工及道路转弯
半径的设置，取太阳电池组件阵列间距 D 为 5679mm，加上太阳电池组件阵列投影宽度
(332lmm)。故：太阳电池组件阵列前后排间距取 9000mm o
太阳电池组件最低点距地面距离 H 选取主要考虑当地最大积雪深度、当地洪水水位、防
止动物破坏及泥和沙溅上太阳电池组件。根据工程经验，确定本项目的太阳电池组件最低点
距地面的距离不宜低于 300mm。
5.5.4 光伏子方阵布置
每个晶体硅电池方阵的规划容量为 1MW，方阵采用 300Wp 晶体硅太阳能电池组件（组件
尺寸为 1970x990mm），组件总数为 3360 块，标称容量为 1.008MW;每 16 块组件构成一个组
串，共 21 0 个组串。
逆变器室布置在子方阵的正中间位置，直流汇集电缆分别从逆变器室南北两侧接入逆变
器室电气设备。利用前后排电池组件间空地种植苜蓿、甘草等作物，预留清洗通道。
5.6 方阵接线方案设计
5.6.1 汇流箱接线
1MWp 子方阵共 2 1 0 个组串，每个逆变单元为 1 05 个组串，考虑到组串数量较多及节
省电缆用量等因素，采用 16 路汇流箱，共 7 个；汇流箱为 1 6 路组串汇集，最后以 7 路汇
流箱出线汇集至直流配电柜。
5.6.2 逆变器室布置
逆变器室内布置 2 台 500kW 逆交器，2 台直流配电柜，将 2 个逆变单元面对面分列南北
布置，直流配电柜与逆变器相邻布置。
5.6.3 光伏方阵接线方式
逆变器室外布置一台 lOOOkVA/38.5kV/0.27kV/0.27kV 的箱式升压变压器，两台逆变器
分别接入箱变低压侧。各子方阵箱变分组后串接至 35kV 配电室。 100MWp 太阳电池阵列由 1
00 个 1MWp 晶硅电池子方阵组成。每个 1MWp 子方阵由 2 个 500kW 阵列逆变器组构成。每个
阵列逆变器组由 105 路太阳电池组串单元并联而成，每个组串由 16 块太阳电池组件串联组
成。各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后
经光伏并网逆变器逆变后的三相交流电经电缆引至 38.5kV/0.27 kV 升压变压器（箱式）升
63
压后送入 llOkV 升压站的 35kV 配电室，最终以一回 llOkV 架空线路并入电网。各子方阵的
逆变器室均布置在其子方阵的中间位置，箱式升压变电站与逆变器室同向布置。
5.7 辅助技术方案
5.7.1 环境检测方案
在光伏点站内配一套环境检测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。
5.7.2 组件清洗方案
光伏组件安装于室外环境中，长时间光伏组件面层会积累一定数量的灰尘，因而降低光
伏组件的发电效率。为提高电站的发电效率，电池板面层，应根据灰尘程度不定时用水进行
0
清洗。光伏组件安装仰角为 33 ，对于雪量较大且影响电池板发电的雪天时，采用刮雪的清
理方法。
每遇大风或沙尘天气后应及时进行清洗。雨雪后应及时巡查，对落在电池面组件上的泥
点和积雪应予以清洗。
季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季
节应每天巡视，发现电池组件被污染的应及时清洗。
日常维护主要是每日巡视检查电池组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保电
池面组件的清洁。
由于本工程光伏组件占地面积较广，本电站的清洗方式采用人工清洗。由拉水车将水拉
至组件周围，逦过水管将水引至各个组件进行清洗。在每次大风或沙尘天气之后需对组件进
行清洗，电池组件清洗后应保持其表面干燥。
5.8 光伏发电工程年上网电量计算
5.8.1 模型计算条件
本模型计算的气象资料根据搜集到的的项目当地的气象资料；
阵列发电量采用 RETSCREEN 能源模型进行计算分析。
1OOMWp 多晶硅太阳能电池组件方阵采用南北方向固定 33 度倾斜角排布。
本模型分段计算各个部分的功率输出，太阳能电池板输出，逆变器输出，变压器输出，
最后计算并网的输出到电网的电量。
64
5.8.2 系统综合效率分析
并网光伏发电系统的总效率：
(1)组件类型修正系数η l:是由光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修
正系数应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池η l=100%;
(2)光伏方阵的倾角、方位角修正系数η 2:是将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵
陈列面上的折算系数，根据组件的安装方式，结合站址所在地太阳能资源数据及纬度、经
o
度，进行计算，由于已经将辐射量经软件折算至斜面，方位角为 O ，固定支架，故取值
2=100%；
(3)光伏发电系统可用率，即排除故障停用时间和检修时间，剩余时间占全年总时间的
百分比，根据已发电项目的运行经验，η 3=98%;
(4)太阳光照利用率η 4：由于障碍物可能对光伏方阵上的太阳光造成遮挡或光伏方阵个
阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源利用会有影响，因此应考虑太阳光照利用率。取值
η 4=95%;
(5)逆变器效率η 5：是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权
平均效率。取值η 5=98%;
(6)集电线路、升压变压器损耗系数η 6:包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗取
值 2%，逆变器至计量点的交流电缆损耗取值 2%，以及开压变压器损耗取值 0.5%。η
6=95.6%;
(7)光伏组件表面污染修正系数η 7：是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而
产生的遮光影响，与环境的清洁度和组件的清洗方案有关，取值η 7=96%;
(8)光伏组件转换效率修正系数η 8:需考虑组件工作温度系数 98%，输出功率偏离峰值
系数取值 99%，综合η 8=97%；
(9)场用电系数η 9:考虑 1%的场用电，η 9=1-1.5 %=98.5%。
PR1=η 1.η 2.η 3.η 4.η 5.η 6.η 7.η 8.η 9=100%xlOO%x98%x97%x98%x95.6%x96%x97%
x98.5% =0.800 。
5.8.3 系统发电量计算
65
本项目整体系统装机容量 1OOMW，方阵采用 0 度方位角，南北方向固定 33 度倾斜角排
布。
(1)固定式支架发电量计算
0
根据最佳倾斜面(33 )上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。
峰值日照小时数：将太阳电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为
2
1OOOW/m 条件下的等效小时数称峰值日照小时数。
2
若太阳电池组件在 1h 中接收到的太阳辐射量为 1 MJ/ m ，由以上峰值日照小时义，
可得：
2 2
1MJ / m .h=1000000 J/m2.3600 s= (1OOOW /m ) /3.6
2 2
故若太阳电池组件在 th 中接收到的太阳辐射量为 1 MJ/ m ，则其在 1OOO W/ m 条件下的
2
等效小时数为 1/3.6 h。由于太阳电池组件的峰值功率均在 1000 W/ m 条件下标定，因此采
用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的理论发电量（最大发电量）。
表 5.8-1 第一年电池阵列峰值日照小时数及发电量统计表
经计算，得出本工程第一年年理论发电量为 16727.40 万 KW.h，年上网电量 13381.万
kW.h，年利用小时数 1327.57h 。
66
本工程采用的光伏组件的第 1 年输出功率衰减率<2%，5 年内输出功率衰减率<5%，12 年
内输出功率衰减率<10%，25 年衰减不超过 20%.
5.8-2 发电量下降率
5.8-3 25 年发电量及上网电量估算
67
由上表可以得知整个光伏系统在 25 年运营周期中理论总发电量 375997.40 万度，25 年
年平均理论发电量 14919.89 万度电，25 年实际总上网电量 300797.92 万度，25 年平均年上
网电量 12031.92 万度电，25 年平均年利用小时数为 1194 ho
5.8.4 结论
通过 RETSCREEEN 模型进行太阳辐照强度的计算，并根据资料信息进行理论电量计算，
该计算结果显示，本电站第 1 年年理论发电量为 16727.40 万 kW.h，年上网电量为 13381.92
万 kW.h，年利用小时数 1327.57h0 25 年年平均发电量为 14919.89 万度电，25 年平均年上
网电量预计约为 12031.92 万度电，25 年平均年利用小时数为 1194 ho
68
6 电气
6.1 电气一次
6.1.1 设计依据
可研报告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》（试行） GD003-2001;
(2)《电力变压器选用导则》 GB/T 17468-2008;
(3)《高压开关设备通用技术条件》 GB 11022-1999;
(4)《交流无间隙金属氧化物避雷器》 GB 11032-2000;
(5)《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 311.1-1997;
(6)《35kV\llOkV 变电所设计规范》 GB 50059-2011;
(7)《3～llOkV 高压配电装置设计规范》 GB 50060-2008;
(8)《电力工程电缆设计规范》 GB 50217-2007;
(9)《并联电容器装置设计规范》 GB 50227-2008;
(10)《变电所总布置设计技术规程》 DL/T5056-2007;
(11)《电力设备过电压保护设计技术规程》 DL/T5090-1999;
(12)《导体和电器选择设计技术规定》 DL/T5222-2005;
(13)《高压配电装置设计技术规程》 DL/T5352-2006;
(14)《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》 DL/T 620-1997;
(15)《变流电气装置的接地》 DL/T621-1997;
(16)《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》国家电网发展(2009)74
号；
(17)十八项电网重大反事故措施 国家电网生技[2005]400 号；
(18)《llOkV 变电站通用设计规范》 Q/GDW203-2008;
69
其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。
6.1.2 接入电力系统方案
6.1.2.1 电力系统现状及发展规划
白银电网位于甘肃省中北部，是连接甘肃电网与宁夏电网的枢纽电网，担负着甘肃电力
“西电东送，北电南送”的重任，在甘肃电网中处于举足轻重的地位，主网为 750kV，
330kV 和 220kV 网架结构，网内发电厂通过枢纽变电站可将电量送至宁夏、兰州等地区。
白银电网网内现运行的最高电压等级为 750kV，白银电网全网现有 750kV 变电站 1 座。
白银变通过至兰州东 750kV 变、至武胜变与兰州电网联网，向北通过 750kV 黄河变与宁夏电
网联网。大唐景泰电厂通过 7098 白景一线经 750kV 白银变输送电量。
白银电网全网现有 330kV 变电站 4 座，主变 10 台，容量 24000MVA;白银电网全网现有
220kV 变电站 3 座，主变 8 台，容量 8900MVA 。
llOkV 电网现状：现有 llOkV 变电站 40 座，变压器 80 台，主变容量 2463MVA o 其中靖
会平电网是白银电网的一个片区电网，本工程光伏电站处于该电网覆盖地区内，靖会平
llOkV 区域电网是以 330kV 响泉变和 220kV 沙河变为电源支撑点的供电网络，承担着靖远
县、会宁县和平川地区煤矿、电力提灌及工农业生产、第三产业、政府、医院、军队、城乡
居民生活用电负荷的供电任务。共有 llOkV 变电站 1 5 座（包括 4 座用户变），分别是刘川
变、长征变、唐台变、中区变、罗家湾变、下堡变、西滩变、庄口变、郭城变、会宁变、朱
台变 1 1 座公用变，灵星化工厂变、靖远电厂水源变、晖泽化工厂变 3 座用户专用变。
“十二五’’期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座 330kV 变电
站，并为围绕上述 330kV 变电站的建设进一步优化地区 llOkV、220kV 电网。
其中靖会平电网在 2015 年前将新建成平川 330kV 变电站，北滩、长征、共和、城
北、靖远晖泽、朱台工业园、桃园变等 6 座 llOkV 变电站。
6.1.2.2 光伏发电工程接入电力系统方案
本项目由 100 套 1MW 光伏发电子系统组成，总容量 100MWo 因暂无接入系统设计，根据
业主意见，初拟接线方案为：光伏电站以 10 回 35kV 集电线路接入新建的 llOkV 升压站，然
后由升压站出线 1 回 llOkV 高压架空线接入已有的北滩 llOkV 变电站，导线型号 LGJ-
300/30，直线距离约 18km。电站接入系统方式最终以接入系统专项设计为准。
6.1.3 升压站站址选择
70
2
本项目工程规模为 100MW，实际占地面积约 2.18k m ，综合考虑本光伏电站工程位置，
光伏方阵布置方案，以及施工、运行及维护建设用地等因素，结合考虑整片区域电站送出可
行方案及道路交通等，确定升压站站址最终布置于本光伏电场的东北面。
6.1.4 电气主接线
6.1.4.1 光伏发电子系统出口侧接线
(1)光伏方阵接线设计
本工程采用 lOOOkWp -个的子方阵设计方案，每 500kWp 太阳能电池与一台 500kW 逆变
器构成一个光伏发电单元，本电站共有 200 个发电单元。由于受并网逆变器输出功率与输出
交流电压(270V)的制约，每个子方阵通过 2 个光伏发电单元接入一台容量为 lOOOkVA 双分裂
绕组升压变压器。
(2)本光伏电站升压方式选择
本光伏电站交流并网电压为 35kV，逆变器出口电压为 270V，升压方式采用由逆变器交
流输出 270V 一 35kV -级升压并网方式。
就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至 35kV 后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高
压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）接入 llOkV 升压站内 35kV 配电
室，每 10 个 lOOOkVA 箱式变压器汇流后接入 35kV 开关柜，本期工程发电单元进线共 1 0
回。
6.1.4.2 升压站电气主接线
本工程依规划及设计意图，拟定的总装机容量为 100MWpo 初拟的升压站主接线方式为：
建设容量为 IOOMVA 的 llOkV 升压站一座。升压站采用 35kV、llOkV 两级电压，本工程拟建
设安装 2 台 50MVA 主变压器，35kV 侧采用羊母线分段接线，llOkV 系统侧采用单母接线方
式。电气主接线最终以接入系统审查意见为准。
(1)llOkV 侧接线
升压站 llOkV 主变进线 2 回，出线 1 回，llOkV 侧接线方式采用单母线接线方式，单母
线接线主要特点如下：
1)接线简单清晰，易于扩建；
2)每一进出线回路各自连接一组断路器，互不影响；
71
3)正常运行操作由断路器进行，便于实现自动化远动化，继电保护也比较简单；
4)进出线回路可不相对应，电能由母线集中分别向各出线回路供电，配置灵活；
5)设备相对少，投资省，布置简单；
6)母线及所连接的设备检修或故障，需全所停电。
(2)主变压器选择
由于光伏电站年利用小时数不高，且相对较为集中，光伏电站升压站主变容量可根据装
机等容量选取。本期工程总装机容量 1OOMW，考虑光伏电站实际运行情况，工程升压变容量
选择 2x50MVA 即能满足电力送出需要。
(3) 35kV 侧接线
llOkV 升压站 35kV 侧接线采用单母线分段接线方式，每 5 回进线分别接入不同的母线
段。正常运行时，35kV 分段断路器是断开的，两台主变不并列运行，以降低母线的短路电
流，而当一台主变检修或处于冬半年而退出一台主变时，则合上分段断路器，将部分进线接
到运行的另一台主变上。
(4)主变中性点接线方式
主变压器选择三卷变，llOkV 侧为有效接地系统，llOkV 中性点经隔离开关接地，配置
有并联的中性点避雷器及放电间隙；35kV 中性点经消弧线圈接地。
(5)消弧措施
35kV 系统中性点为非有效接地系统，当系统发生单相间歇接地故障时，在故障相和非
故障相的回路上会引起过电压，过电压幅值一般可达 3.5 倍左右，其出现几率较高，对电力
设备损害较大，主要表现在：
1) 35kV 线路较长，高压电缆使用较多，电容电流较大，单相间歇性电弧接地时，在非
故障相的绝缘薄弱点造成击穿，使电力电缆爆炸，进而发展为相间短路；
2)弧光接地过电压使电压互感器饱和，容易激发铁磁谐振过电压，使电压互感嚣爆炸；
3)弧光接地过电压由电源提供，持续时间长，当过电压超过避雷器所承受的幅值时，容
易造成避雷器爆炸；
72
4) 35kV 电压互感器铁磁谐振过电压保护，在电压互感器剩余绕组装设一次消谐器和二
次微机消谐装置。
工程全站集电线路均采用电缆馈线，全站合计电缆线路长度 20km，进一步考虑升压站
附加电容电流约为 13%，合计计算单相接地电容电流按约 80A 考虑。
设计拟在本工程主变压器 35kV 侧中性点加消弧线圈，限制单相接地电流故障。
电站消弧措施最终以接入系统设计审查意见为准。
(6)无功补偿措施
根据《国家电网公司光电场接入电网技术规定（2011 年版）》的要求，并网光电场
的无功功率和光电场无功补偿装置的投入容量，应在各种发电工况下都能按照分层分区基本
平衡的原则在线动态调整，并具有灵活的调整能力和足够的事故备用。无功补偿装置仅考虑
补偿升压站及线路部分所需无功容量，根据规程规定在 llOkV 升压站为电源接入点时，按主
变压器容量的 15%～25%配置无功补偿容量。
llOkV 升压站选用 2 台主变压器容量为 50000kVA，拟选用两套静止无功补偿装(SVG)，
容量为士 12Mvar（容性 12 Mvar -感性 12 Mvar），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，并满足电网电压调节速度的要求，该装置还设有滤波的功能。
光伏电站无功补偿装置配置最终以接入系统设计审查意见为准。
(7)配电装置型式及布置
本次设计光伏电站 llOkV 升压站 llOkV 侧接线采用单母线接线方式，本着布置合理、易
于施工、操作简单、运行可靠、便于检修维护的设计原则，本次设计拟对以下两种方式进行
经济技术比较：
AIS 方案：设备投资小，扩建方便，安装调试时间长，升压站占地面积大，运行维护工
作量较大，方案环境适应能力较差。
GIS 方案：设备投资大，GIS 间隔均为厂内预组装和调试工作，间隔安装容易，大幅度
阵低了工程的施工费用。可靠性高，充气外壳有良好的密封结构，检修工作大大减少，产品
可 20 年免维护。绝缘水平高，绝缘稳定可靠。升压站占地面积最小。方案环境适应能力
强。
73
综上，方案一经济性比较好，由于本设计升压站进出线间隔较少，安装调试时间及运行
维护工作量均与 GIS 设备差别不大，所以，本次设计推荐经济性好的方案一，即高压设备敞
开式布置的 AIS 方案。
6.1.5 主要电气设备选择
6.1.5.1 短路电流计算
本工程的短路电流计算及设备选择依据系统容量为无穷大，基准容量取 Sj=IOOMVA，基
准电压取 Uj=115kV、37kV、0.28kV，进行短路计算和设备校验。短路电流计算结果见表
6.1-1。
表 6.1-1 短路电流计算结果表
现阶段设备可按高原型设备选择，升压站 llOkV 侧设备的短路电流水平按 40kA 进行电
气设备选择，35kV 侧设备的短路电流水平按 31.5kA 进行电气设备选择，设备选型更安全可
靠，并留有一定的裕度。最终根据接入系统设计，复核本短路电流计算。
由于场址海拔高程约为 2lOOm，故电气设备外绝缘均需按海拔 2500 米进行修正。
6.1.5.2 主要电气设备选择
(1) 500kW 并网逆变器
并网逆变器采用户内布置，额定输出功率 500kW，其主要参数如下：
外型尺寸（宽×高×深）： 2800mmx2180mmx850mm
74
额定输出功率： 500kW
最大功率电压跟踪范围： DC 450～820V
最大输入电流： DC 1200A
输出额定频率： 50Hz
输出电压： AC210-3IOV（不含隔离变）
额定输入输出时输出功率因数： 0.9（超前）～0.9（滞后）
额定输入输出时屯流谐波含量(THD)： <3%
欧洲效率： 98.5%
(2)户外防雷汇流箱
防雷汇流箱采用户外布置，其主要参数如下：
外型尺寸（宽×高×深）： 635mmx500nunx2lOmm
工作电压： DC1000V
输出最大工作电流： 160A
电寿命： ?10 万次
安装条件： 室外
出现直流断路器： 1000V/160A
并联输入回路数： 16 路
输出回路数： 1路
（3）直流防雷配电柜
外型尺寸（宽×高×深）： 600mmx2180nunx850mm
最大直流电压： 1000V
最大短路电流： 10KV（r.m.s）
最大直流输出电流： 160A
75
并联输入回路数： 10 路
输出回路数： 1路
（4）箱式变压器
为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本工程选用具有运行灵活、操作
方便、免维修、价格性能比优越等优点的美式箱式变电站。升压变选用三相 lOOOkVA 油浸式
双绕组分裂线圈(2x500kVA)箱式变压器。美式箱变可将变压器器身、开关设备、熔断器等设
备均安装在同一密闭的油箱内与外界环境完全隔离，不受外部环境的影响。其操作部分在高
压室进行。箱变安装在地面基座上，电缆从基座的开孔进出高低压室。
1)变压器技术参数：
三相 lOOOkVA 油浸式双绕组分裂线圈(2x500kVA)箱式变压器，其主要参数如下：
型号： S1l-1000/3 8.5/0.27/0.27
额定容量： lOOOkVA
额定变比： 38.5 土 2x2.5%/ (0.27-0.27) kV
额定频率： 50Hz
阻抗电压： 6.5%
接线组别： YN/DLl-DLl
绝缘水平： 工频耐压：85kV
对 400V 为 4kV 雷电冲击电压（峰值）：200kV
2) 35kV 负荷开关
箱式变电站 35kV 侧装设负荷开关，具有快速弹簧操作机构采用绝缘操作杆来操作，可
免维护。
型式： 两工位高压负荷开关
额定电压： 40.5kV
额定电流： 630A
76
额定热稳定电流： 20kA
操作方式： 手动
机械寿命： ≥2000 次
3) 35kV 熔断器
每台箱式变的 35KV 侧装设 3 只插入式全范围保护熔断器，作为箱变过载和短路故障的
保护元件。采用绝缘操作杆钩住熔断器操作孔拉出熔断器管或插入熔断器管。
型式： 35kV 插入式高压全范围保护熔断器
额定电压： 40.5KV
熔丝额定电流： 40A
额定短路开断电流： 31.5KA
4) 35kV 过电压保护器
型式： 三相组合式过电压保护器
额定电压： 5lKV
持续运行电压： 42KV
直流 1mA 参考电压： 相-相：≥84 kV;相-地：≥ 73kV
标称放电电流： SkA（峰值）
残压峰值(8/20lus、SkA): 相-相：≤127 kV;相-地：≤114 kV
残压峰值(操作 500A): 相-相：≤117 kV;相-地：≤102 kV
2ms 方波通流容量： 800A
5) 0.4kV 框架断路器
低压断路器应配置过载长延时及短路瞬时保护等保护功能，应有智能型过电流脱扣保
护，应有通信接口，可与计算机集群控制。
名称： 智能型万能式断路器
77
额定电压： 400V
额定电流： 1600A
极限分断能力： ≥85kA
机械寿命： ≥20000 次
电气寿命： ≥2000 次
6）0.4KV 浪涌保护器
额定工作电压： 270V
保护等级： B+C 级防雷防浪涌保护
持续工作电压： 400V
标准放电电流： 1OO kA（8/20υ s）
最大放电电流： 200 kA(8/20υ s)
冲击电流; 1OO kA（10/350Iυ s）
响应时间： 5 ns
保护电平： ≤2.5 kV
温度范围： -45 ℃-+85℃
（5）主变压器
光伏电站 llOkV 升压站选用两台油浸自冷三相三卷有载调压升压变压器，其主要参数如
下：
型号： SS211-50000/110
额定容量 50MVA/50MVA/15MVA
额定电压 115 土 8 x1.25%/38.5 土 2 x2.5%/10.5kV
调压方式 高压侧设有载调压分接开关
中压侧设无载调压分接开关
78
线圈联接组别 Yn，yn0，dll
冷却方式 ONAN
阻抗电压 高-中 10.5%
高-低 17.5%
中-低 6. 5%
llOkV 中性点接地方式 有效接地
llOkV 线端额定雷电冲击耐受电压（峰值） 全波 480kV
截波 530kV
llOkV 线端额定短时工频耐受电压（有效值） 200kV
35kV 线端额定雷电冲击耐受电压（峰值） 全波 200kV
截波 220kV
35kV 线端额定短时工频耐受电压（有效值） 85kV
lOkV 线端额定雷电冲击耐受电压（峰值） 全波 75kV
截波 85kV
lOkV 线端额定短时工频耐受电压（有效值） 35kV
llOkV 中性点端子额定雷电冲击耐受电压（峰值） 325kV
llOkV 中性点端子额定短时工频耐受电压（有效值） 140kV
35kV 中性点端子额定雷电冲击耐受电压（峰值） 200kV
35kV 中性点端子额定短时工频耐受电压（有效值） 85kV
(6)llOkV 配电装置
1)llOkV 断路器
型号： SF6 断路器
额定电压： 126KV
79
额定电流： 2500A
额定短路开断电流： 40KA
额定短路关合电流（峰值）： 100KA
2)110V 隔离开关
型号： 双柱水平旋转式，带单（双）侧地刀
额定电压： llOkV
额定电流： 2500A
4s 热稳定电流： 40kA
动稳定电流峰值： lOOkA
3)避雷器
型式： 阀体为单柱无间隙氧化锌阀片、户外单相避雷器
额定电压： lOOkV
持续运行电压： 73kV
直流 1mA 参考电压： ≥145kV
1/4υ s 陡波冲击残压： ≤29lkV
8/20υ s 雷电冲击残压： ≤260kV
30/60υ s 操作冲击残压： ≤22lkV
标称放电电流： 1O kA
耐受 2ms 方波电流能力： 600A
（7）35KV 配电装置
型式： KYN-40.5KV
额定电压: 40.5KV
额定电流： 1250 ?2500A
80
额定开断电流： 31.5KA
额定峰值耐受电流： 80KA
额定工频 1min 耐受电压（相对地）： 95KV
额定雷电冲击耐受电压峰值（1. 2/50υ s，相对地）： 185KV
(8)消弧线圈
llOkV 升压站拟选用两台容量为 2200kVA 的消弧线圈，其主要参数如下：
型式： 环氧树脂浇注干式调匝式消弧线圈
额定容量： 2200kVA
额定电压： 35/∨3KV
电流调接范围： 5-80A
相数： 单相
绝缘结构： 干式，全绝缘
调节方式： 预调式，19 档等比调节
绝缘水平： LI2000AC85
冷却方式： AN
（9）站用电设备
1）站用变压器：
llOkV 升压站拟选用一台容量为 400kVA 的站用变，其主要参数如下：
型号 SCII-400/35
额定电压 38. 5 土 2x2.5%/0.4kV
调压方式 无励磁调压
阻抗电压 6%
2) 0.4kV 低压配电柜：
81
400V 低压开关柜选用抽屉柜，断路器抽屉式结构，户内安装。整柜参数：
型式： 抽屉柜
系统额电压： 380V/220V
系统最高电压： 440V
系统中性点接地方式： 直接接地
额定绝缘电压： 690V
外壳防护等级： IP22
(10)无功补偿装置
llOkV 升压站本期工程选用拟选用两套静止型动态无功补偿装置(SVG)，拟定的 SVG 装
置额定补偿容量为-12Mvar（感性）-12Mvar（容性）无功连续可调，该无功补偿装置能够满
足光伏电站各种发电出力水平和接入系统各种运行工况下的稳态、暂态、动态过程所需的动
态无功补偿容量。
动态无功补偿装置的型式和补偿容量以最终以电网主管部门审查通过的接入系统设计和
审查意见为准。
(II)电力电缆
2
电池组串至汇流箱的直流电缆选用太阳能专用直流电缆，型号为：4mm ；
2
汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用：ZR-YJY23-1-2×70 mm ；
2
逆变器至箱变的交流电缆选用三芯电缆型号为：ZR- YJY23-1-3×120 mm ；
2
箱变间连接电缆六台以内选用型号为：ZR- YJY23-35-3×50 mm ；
2
箱变间连接电缆六台以上选用型号为：ZR- YJY23-35-3×95 mm ；
2
箱变至 1 10kV 升压站的 35kV 电缆选用型号为：ZR- YJY23-35-3×120 mm 。
6.1.6 绝缘配合及过电压保护、接地系统
6.1.6.1 光伏电站绝缘配合及过电压保护
(1)电池方阵防雷
82
根据标准 GB50057-94 电池方阵按照第三类防雷建筑物进行防雷。太阳电池组件利用其
金属边框作为防雷接闪器，利用金属支架作为接地引下线的方式进行防雷保护，光伏组件场
区内，不再设置独立的避雷针保护装置。主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气
装置的过电压保护设计技术规程》(DL/T 620-1997)的规定设计。
(2)直流汇流箱及逆变器的防雷
直流汇流箱内配置防雷元件，并网逆变器设备本身配置防雷保护模块单元，可防止雷电
过电压和操作过电压。
(3)交流侧的防雷
交流侧的防雷主要通过避雷器加于高压交流输出、低压配电部分。
6.1.6.2 升压站绝缘配合及过电压保护
(1)110kV 绝缘配合。110kV 氧化锌避雷器按 GB11032?2000《交流无间隙金属氧化物避
雷器》及 DL/T804 一 2002《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》选型，
110kV 氧化锌避雷器主要参数选择见表 6.1.2 。
表 6.1-2 110kV 氧化锌避雷器主要参数选择表
llOkV 电气设备的绝缘水平，以避雷器雷电冲击 lOkA 残压为基准，配合系数不小于 1.4，
llOkV 电气设备的绝缘水平见表 6.1-3 。
83
表 6.1-3 110kV 电气设备的绝缘水平
注：1．仅电流互感器承受截波耐压试验。
2．当海拔超过 lOOOm 时，绝缘水平应做出相应的海拔修正。
(2) 35kV 绝缘配合。35kV 氧化锌避雷器按 GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷
器》及 DL/T804-2002《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》选型，其主要参数选择
见表 6.1-4。
表 6.1-4 35kV 氧化锌避雷器主要参数选择表
35kV 电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击 SkA 残压为基准，配合系数不小于 1.4，其
主要参数选择见表 6. 1-5 0
表 6.1-5 35kV 电气设备绝缘水平朐主要参数选择表
84
注：1、仅电流互感器承受截波耐压试验。
2、当海拔超过 lOOOm 时，绝缘水平应做出相应的海拔修正。
(3)雷电侵入波保护。在主变压器 lOkV 侧、35kV 侧、llOkV 侧线路出口处、35kV 馈线出口
处、llOkV 母线、35kV 母线及 35kV 电缆出线处设置避雷器。
(4)直击雷保护。采用架构避雷针、独立避雷针、屋顶避雷带联合保护的方式。避雷针
和屋顶避雷带均采用专用引下线引接至主地网。
(5)电气设备外绝缘及绝缘子串爬电比距的确定。升压站环境按海拔 2000m 及以下，Ⅲ
级污秽区考虑。llOkV 设备爬电比距取 25mm/kV;35kV 户外设备为 3lmm/kV;35kV 户内设备为
20mm/kV。
6.1.6.3 接地系统
本工程接地系统的设计应能适用于机械和电气设备的工作接地、保护接地和防雷接地的
要求，并满足《交流电气装置的接地》DL/T 621-1997 标准要求，保证跨步电压和接触电势
低于最低安全水平或人身安全水平，并且在一切电气故障情况下都将整个工程设施内的电位
升高降至安全范围内，避免高电位引出场外及设备损坏和人身伤亡事故。
本工程主接地网由自然接地体和人工接地体两部分组成。自然接地体利用建筑物钢筋，
人工接地体为组件安装支架接地网、1MW 逆变室、箱式变接地网及 llOkV 升压站等接地网组
成。各接地网之间分别通过扁钢焊接连接。
本工程接地系统主要包括以下几部分：
(1)光伏组件、逆变器房及箱式变按地网
光伏组件、逆变器房与箱式变共用一个接地系统，光伏组件接地从该接地系统引接，均
与光伏组件支架可靠连接。箱式变设备与接地网引出线连接采用热镀锌扁钢，至少引接 2
处。要求接地网接地电阻<4Ω。
(2)llOkV 升压站接地网
主接地网采用不等距网格布置，接地网工频接地电阻设计值满足 DL/T621-1997《交流
电气装置的接地》的要求，由 llOkV 系统属有效接地系统，其接地电阻应当满足≤2000/I，
其中 I 为流入接地装置的入地短路电流，待光伏电站接入系统方式确定并由系统提供相关系
统参数后，经短路电流计算后再确定本接地网的接地电阻值。对接于本接地网的避雷器、避
雷针区域，均设置适当数量的垂直接地极以加强泄流。
85
(3)二次等电位接地网
二次等电位接地网通过裸铜排、绝缘电缆等构成，对主要二次设备构成一个统一的等电
位接地网，通过一点与一次主接地网连接。
根据光伏电站升压站二次设备布置的区域分别构成区域性二次等电位接地体，各区域二
次等电位接地体相互连通构成二次等电位接地环网，二次等电位接地网在升压站二次盘室一
点接入一次等电位接地网。区域性二次等电位接地体可以不同，但至少下列区域设备宜构成
区域性二次等电位接地体：
1)升压站二次盘室；
2)中控室及计算机室。
对于分散布置的控制箱及汇控柜宜就近通过箱内统一的接地铜排与区域二次等电位接地
体连接，对于就近没有区域二次等电位接地体的控制箱及汇控柜可通过箱内统一的接地铜排
与一次主接地网相连。
6.1.7 站用电及照明
6.1.7.1 站用电
光伏电站 llOkV 升压站站用电工作电源从 lOkV 施工用电线路上引接，站用电备用电源
利用 35kV 母线电源，按照永临结合的方式，将施工电源先期完成作为光伏电站运行期的正
常外接电源。在站用电 0.4kV 侧配备备用电源投切装置，正常时 0.4kV 母线由 lOkV 施工用
电线路供电运行；当 lOkV 用电线路失电时，备用电源投入运行。
接线为 0.4kV 单母线分段接线方式，由 6 面 GCS-0.4 型低压开关柜组成。
86
表 6.1-8 站用主要负荷统计表
依据负荷统计，选择站用变容量为 400kVA。
光伏组件场区用电负荷主要有并网逆变器控制系统、并网逆变器通风设备、箱式变压器通风
设备及其电气设备间照明、通风用电等，本设计就地取用自发电，由箱变检修变供电供电电
压 220V。
6.1.7.2 照明
光伏电站 llOkV 升压站的照明系统工作电源从场用电 0.4kV 母线上引接，不单独设置专
用的照明变压器。事故照明分为二类，中控室、继保室、通信室等重要事故照明区域需要进
行控制和操作，事故照明电源取自站内直流系统；另一类事故照明如走道、离中控室和蓄电
池室较远区域等，采用自带蓄电池的应急灯。照明系统电压为 380/220V。
6.1.8 电气设备布置
6.1.8.1 1MW 逆变器房布置
每套 1MW 光伏发电子系统布置逆变器房一座：布置 2 面直流汇流柜，2 套电源逆变装
置，1 套数据采集装置，户内双列布置。箱变布置在室外逆变器房旁边。
6.1.8.2 35kV 集电线路
87
根据本工程光伏组件分布情况，对箱变进行了分组，每组为 10 台箱变，各对应一回
35kV 集电线路，共计 10 回，每回线路输送容量为 10MW。35kV 集电线路采用电缆直埋敷设
方式，具体施工时可根据距离远近、载流量大小选用变截面电缆。
太阳能电池组件一直流汇流箱一并网逆变器电缆采用直埋穿保护管敷设方式。
保护管根据电缆敷设场所分别采用 PVC 或镀锌钢管。
6.1.8.3 开压站位置及其平面布置
本工程 llOkV 升压站布置在工程区东北部。升压站总长 80m，宽 75mo 全站由北向南依
次布置有高压开关柜室、主变压器、SVG 室、llOkV 户外高压设备、事故油池等，升压站为
向北出线。
6.1.8.4 生产功能建筑布置
llOkV 升压站内生产功能建筑包括高压开关柜室、无功补偿装置室等。其中高压开关柜
单列布置，进线采用电缆。
llOkV 配电装置采用屋外 AIS 布置，该型布置较清晰，不易误操作，运行可靠；构架高
度较低，抗震性能好，检修、施工、运行方便，且已有丰富经验。
6.1.8.5 电缆及电缆构筑物的布置
站内的电缆、电缆构筑物布置时按就近连接电气设备、路径短、美观的原则，从整体出
发，统筹规划，在平面和竖向上相互协调，远近结合，减少弯绕，减少交叉。同时考虑便于
电缆施工、检修和后期扩建。
在户外，电缆沟布置时按根据电气设备位置沿道路、建构筑物平行布置；在生产楼楼户
内高压开关柜、无功补偿装置盘下（旁）等电缆较为集中的区域设置电缆沟，支沟，并与户
外电缆沟相通。
在电缆数量较少，且位置相对较近的地方则采用电缆埋管方案。
6.2 电气二次
6.2.1 设计依据和原则
6.2.1.1 设计依据
可研报告编制依据和主要引用标准、规范如下：
88
(1)《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行） GD003-2001;
(2)《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T 14285-2006;
(3)《光伏电站接入电力系统规定》 GB 19964-2005;
(4)《35kV～llOkV 变电所设计规范》 GB 50059-2011;
(5)《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》 GB 50062-1992;
(6)《火灾自动报警系统设计规范》 GB 50116-1998;
(7)《电力工程直流系统设计技术规程》 DL/T 5044-2004;
(8)《火力发电广、变电所二次接线设计技术规程》 DL/T 5136-2001;
(9)《电测量及电能计量装置设计技术规程》 DL/T 5137-2001;
(10)《220～500kV 变电所计算机监控系统设计技术规范》 DL/T 5149-2001;
(1 1)《电能量计量系统设计技术规程》 DL/T 5202-2004;
(1 2)《电力系统通信设计技术规定》 DL/T 5391-2007;
(13)十八项电网重大反事故措施 国家电网生技[2005]400 号；
(14)《S。H 长途光缆传输系统工程设计规范》 YD/T5095-2005;
(1 5)《本地通信线路工程设计规范》 YD5137-2005;
(16) IEC-国际电工委员会推荐文件；
(17) ITU-T-国际电信联盟电信标准；
(18)业主提供的相关资料。
其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。
6.2.1.2 设计原则
(l)按“无人值班”（少人值守）的原则设计，按运行人员定期不定期巡视的值班方式
运行。
89
(2)光伏电站有功功率控制、无功功率及电压控制应满足《光伏发电站接入电力系统技
术规定》的要求。
(3)逆变电源成套提供光伏电池组件监控系统及通信网络、一套集中监控系统，对逆变
电源及箱式变电站进行集中监控和管理。
(4)光伏电站配置一套综合自动化系统，包括计算机监控系统设备、继电保护及安全自
动装置设备、无功补偿控制设备、控制电源系统、火灾自动报警控制系统、图像监视及安全
警卫系统设备等。
(5)逆变电源集中监控系统能与光伏电站计算机监控系统实现数据通信，光伏电站计算
机监控系统配置远动通信设备，实现接入系统要求的调度自动化的远动功能。
(6)系统二次相关设计以接入系统报告及其审查意见为准。本报告为初拟设计，所列设
备做材料统计，设计以能满足接入系统要求为目的。
6.2.2 监控系统
6.2.2.1 系统调度自动化
本阶段在未接到接入系统资料前调度体制管理原则，暂按工程建成后光伏电站由甘肃省
调及工程所在地地调调度管理，根据调度自动化系统功能要求及调度管理方式，光伏电蛄及
llOkV 升压站的远动信息应送往省调及地调。
光伏电站升压站远动装置与站内计算机监控系统统一考虑，远动装置应双套冗余配置，
并优先采用装置型，具有与调度自动化系统交换信息的能力，远动信息满足“直采直送”。
信息传送方式按需要配置，满足电网调度自动化系统的要求。
(1)功能要求
根据省调、地调调度自动化系统的功能要求，光伏电站的接入能配合省调及地调实现
SCA。A 功能。具体对场站的远动终端功能要求如下：
1)实时准确的采集并向调度端发送状态量、数字量、模拟量、脉冲量，并接受调度中心
下达的命令。
2)具有模拟量越限发送、遥信变位优先传送、事故信号优先传送的功能。
3)具有接受、返送校核和处理遥控命令的功能。
4)当地越限报警。
90
5)设备程序自恢复并记录。
6)设备自调、自检、单端运行。
7)设备自诊断。
8)设置日历及时钟。
9)当地选测。
10)通道监视。
11)具有人机接口功能。
12)具备与调度中心及集控中心通信的功能，通信规约为：DNP3.0 规约、部颁问答式规
约、部颁循环式规约、IEC60870-5-101 及 IEC60870-5-104 规约。
13)具备计算机数据通信能力，支持接入甘肃电力调度数据网。
14)支持主、备双通道。
(2)技术指标
1)远动系统应满足信息采集、处理、发送和命令接受、输出和执行的要求，具备与继电
保护装置和远方控制端及站内调试计算机（接口）的通信功能，确保实现遥测、遥信、遥控
和遥调的功能。并且容量可扩，组态灵活，相对规格化。
2)遥测精度：0.2 级。
3)模拟量输入：4-20mA，士 5V。
4)遥信输入：无源接点方式
5)遥控输出：无源接点方式。接点容量为：DC220V、2.5A;DC IOOV、5A， 遥控输出继
电器接点在上述条件下应能可靠地断开。
6)事件顺序记录(SOE)分辨率可达 1～Sms，用户可选择。
7)远动系统可用率>99.99 96。
8)适信正确率>100%o
9)遥控正确率>100%
91
(3)信息配置
光伏电站（升压站）实时遥测量、遥信量，由光伏电站的远动终端、计算机监控系统采
集和传送，相关的技术指标与要求应符合《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003)
与《220-500kV 变电站计算机监控系统设计技术规程》(DL/T5149)。光伏电站远动信息采集
范围按《调度自动化 EMS 系统远动信息接入规定》的要求接入信息量。在正常运行情况下，
光伏电站向电网调度部门提供的信号包括但不限于：
实时遥测量传送内容包括：
1)光伏电站发电出力，即全场所有光伏组件的有功功率总加、无功功率总加。
2)光伏电站接入公共电网线路的有功功率、无功功率、功率因数和电流。
3)升压站主变高、低压侧各段母线的电压、频率。
4)升压站主变各侧的有功功率、无功功率、功率因数和电流。
5)升压站无功补偿装置各支路及总的无功功率、电流以及装置定值。
6)集电线路的有功功率、无功功率、功率因数和电流。
7)升压站主变有载调压装置分接头档位。
8)各 1MW 光伏发电子系统的有功功率、无功功率。
9)全场处于三种状态下的光伏组件容量。
实时遥信量传送内容包括：
1)光伏电站事故总信号。
2)升压站并网线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号。
3)升压站母联、分段的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、PT 刀闸状态位置信号。
4)升压站无功补偿装置的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号。
5)升压站无功补偿装置的运行状态信息（自动／手动）及运行模式（恒无功／恒电
压）。
6)升压站主变中性点接地刀闸状杰位置信号。
92
7)集电线路的断路器、隔离刀闸、接地刀闸状态位置信号。
8)各 1MW 光伏发电子系统的状态。
(4)远动通道
光伏电站至调度端的远动通道应具备两种通信传输方式，分别以主、备通道，并按照各
级调度要求的通信规约进行通信。主备通道均应采用调度数据网方式。网络通信采用
DL/T634.5104-2002 规约。
6.2.2.2 光伏场区计算机监控及保护
1、光伏场区计算机监控
(1)设计原则
1)光伏场区监控纳入升压站电站监控系统，采用计算机监控系统。
2)计算机监控系统光伏场区部分实现光伏场区设备（包括光伏阵列、汇流箱、直流柜、
逆变器、升压变等）的控制、保护、测量和信号的采集和上传。
(2)系统网络
光伏场区内每个 1MWp 逆变升压单元为一个监控单元，根据光伏场区内各逆变升压单元
的分布位置，将全部逆变升压单元划分为若干个块，每个块内的监控单元组成环网结构。
现场监控单元环网交换机之间、现场环网交换机与升压站电站二次设备室网络通信柜中
环网交换机之间均通过光纤介质连接。
(3)系统设备配置
计算机监控系统光伏场区部分设备分为网络设备和间隔层设备，具体包括：现场环网交
换机、规约转换装置、公用测控装置、汇流箱智能装置、直流柜智能装置、逆变器智能装置
等。
(4)系统功能
1)测量：实时采集逆变器两侧电压、电流、有功功率、无功功率、功率因素、转换效
率，升压变压器的温度等。
2)控制：控制逆变器的启动、停机和测试，调节逆变器输出有功功率、无功功率。
93
3)信号及报警。
状态信号包括：升压变压器高压侧负荷升压分合闸状态、低压侧断路器分合闸状态、逆
变升压单元门位置状态。若升压变压器为箱变型式，状态信号还包括：箱变高低压侧门位置
状态。
报警信号包括：汇流箱分路熔断器熔断报警、宜流系统绝缘异常报警、逆变器故障报
警、逆变单元烟雾报警、升压变压器非电量报警（即温度高报警，若为油浸式变压器，还有
压力释放报警和瓦斯报警）以及升压变压器高压侧熔断器熔断报警等。
4)对时功能：具有接受时钟对时的功能。
5)对外接口：计算机监控系统光伏场区部分通过光缆与计算机监控系统升压变电
站内网络设备进行连接。
2、光伏场区元件保护及自动装置
(1)逆变器的保护
逆变器保护由逆变器厂家成套配置，主要包括主动式和被动式结合的孤岛保护、直流侧
接地故障保护、直流输入极性反接保护等。
(2)升压变压器的保护
升压高压侧采用负荷开关加熔丝保护，作为过载及短路保护；低压侧采用断路器自带保
护。
若升压变压器采用油浸式变压器，增设温度、压力释放、瓦斯等本体非电量保护，保护
动作于低压侧断路器。
升压变压器亦可设测控装置，将升压变压器高压侧熔断器动作信号、负荷开关动作信
号、低压侧自动开关动作信号、变压器温度信号、变压器油温、油位等非电量信号送至逆变
器室数据采集器，实现与升压站计算机监控系统互连。
6.2.2.3 升压站计算机监控
本工程升压站计算机监控系统已在一期建设中按终期规模考虑，本期与其共用。
94
llOkV 升压站二次系统采用计算机监控系统。升压站监控系统采集站内电气设备及光伏
电站设备信息，上传至电网调度，并接收电网调度指令，实现对光伏电站设备的控制和调
节。
1、设计原则
(1)llOkV 升压站计算机监控系统的设备配置和功能要求均按变电站无人值班设计。
(2)计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。站控层主要设备及网络设备采用冗
余配置、热备用的工作方式，间隔层测控单元按电气间隔对应配置。
(3)站控层设备按全站远期规模配置，间隔层设备按本期规模配置。
(4)以计算机监控系统为唯一监控手段，就地测揎装置上保留断路器的应急一对一后备
操作手段。
(5)远动和当地监控信息统一采集，远动信息直采直送，并通过远动工作站和各级调度
通信。
(6)计算机监控系统采用交流采样技术取消常规变送器，减少中间环节，增加可靠性，
并确保采样精度。
(7)保持继电保护独立性，供保护用电流互感器、电压互感器、直流电源及跳闸脉冲独
立，不受监控系统运行状况影响。
(8)站内微机五防闭锁功能由计算机监控系统完成。
(9)选用标准化、通用化和系列化计算机硬件产品和成熟可靠地软件产品，并遵守相关
标准的规定和要求。充分保证系统的实时性指标，满足抗干扰能力强，人机接口功能强，界
面友好，操作方便的要求。
2、系统配置
(1)硬件配置
1)站控层设备
包括主机、操作员站、工程师站、远动通信设备、公用接口装置及打印机等，其中
主机、操作员站、远动通信设备按双机冗余配置。
2)网络设备
95
包括网络交换机、光／电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及安全设备等，
其中站控层以太网以及接口设备按双网冗余配置。
3)间隔层设备
包括测控单元、与站控层网络的接口装置等，间隔层测控单元按断路器间隔对应配置。
(2)软件配置
计算机监控系统软件系统包括系统软件、支撑软件、应用软件、通信接口软件等。采用
国际上先进的、安全可靠的、标准版本的工业软件。软件应采用模块化结构、开放性好、可
靠成熟、方便适用产品。用户能对软件系统进行安装和生成。
计算机监控系统主机应采用安全的 Unix 或 Linux 操作系统。
3、系统结构
计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。
设备结构：从纵向分为两层，即站控层设备和间隔层设备。
网络结构：间隔层测控装置采用直接上站控层网络的方式，通过站控层双以太网直接与
站控层设备通信。在站控层及网络失效情况下，间隅层应能独立完成就地数据采集和控制功
能。拓扑结构为物理上的星型结构（逻辑上是总线型）。
4、系统功能
计算机监控系统能实现对升压站运行设备可靠、合理、完善的监视、测量、控制。主要
有如下功能：实时数据采集与处理；数据库的建立与维护；控制操作和同步检测；电压，无
功自动调节；报警处理；事件顺序记录；画面生成及显示；在线计算及制表；电能量处理；
远动功能；时钟同步；人．机联系；系统自诊断与自恢复；与其他设备接口；运行管理功能
等。具体功能要求按 DL/T5149-2001 执行。
(1)测量
模拟量的输入：包括电流、电压及温度的输入。间隔层测控单元电气量除直流电压、温
度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样，输入 CT、PT 二次值，计算 I、U、P、Q、
f、COSφ 。
(2)信号
96
1)采集
状态量（开关量）输入：断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号。
保护装置信号的接入：继电保护装置的动作及报警信号、运行监视信号、全站事故总信
号。
其他智能设备信号接入：1MW 光伏发电子单元监控系统、升压变压器监控系统、光电功
率预测系统、有功功率控制系统、无功功率控制系统、自动装置、直流、UPS 及通信电源系
统、火灾报警系统等报警信号、运行监视信号等。
2)采集信号的处理
计算机监控系统对实时数据的采集按电气设备间隔单元（线路、母线、主变压器等）划
分，每个测控单元为一个相对独立的智能小系统。
模拟量的采集处理：定时采集、越限报警。
状态量（开关量）的采集处理：定时采集、设备异常报警、时间顺序记录。
站内所有信号通过站内操作员工作站的 LED 集中显示，并通过站内声响报警装置发出声
音报警。系统根据事故信号和预告信号驱动声响报警装置发出不同声音报警。
(3)操作控制
1)监控系统控制对象
各电压等级断路器、电动隔离升关和接地开关；380V 站内电源断路器；主变压器、站
用变压器分接头调节；站内重要电动机的启停等。
2)控制方式
控制方式为三级控制，即就地控制、站控层控制和远方遥控。操作命令的优先级为：就
地控制一站控层控制一远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应
保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。
在测控柜上设“就地／远方”转换开关，可通过人工把手实现对断路器的一对一操作，
任何时候只允许一种操作模式有效。“远方”位置操作既可在操作员站上操作，又可在远方
调度中心遥控。
站控层控制即为操作员站上操作，按“选择一返校一执行”的过程进行操作。
97
3)远动功能
计算机监控系统具有远动装置的功能，远动信息应直采直送。远动装置的主要技术指标
及远动信息量应符合 DL/T5003-2005 的要求。满足系统调度端信息采集内容、采集精度、实
时性、可靠性及实用化的要求。
远动主机应具有与调度端采用主备通道交换信息的功能。远动主机和调度端的信息传输
方式：主备通道均采用调度数据网方式。
4)时间同步功能
监控系统具有接受站内时间同步系统的对时功能。
5)与智能设备的信息交换
监控系统与智能设备的信息交换方式有以下两种：
方式一：升压站微机型继电保护装置、直流和 UPS 电源及通信电源系统、火灾自动报警
系统、光电功率预测系统、有功功率控制系统、无功功率控制系统等设备的重要状态量信号
或报警信号，采用硬接点方式接入 I/O 测控装置。
方式二：升压站微机型继电保护装置、直流和 UPS 电源及通信电源系统、火灾自动报警
系统、光电功率预测系统、有功功率控制系统、无功功率控制系统、光伏场监控系统以及升
压变压器监控系统等，宜采用 DL/T860 标准与升压站监控系统通信。
6)防误操作闭锁功能
监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站酌防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回
路中串接本间隔的闭锁回路。
5、通信规约
(1)监控系统与微机保护的通信规约推荐使用 DL/T860 规约。
(2)监控系统与调度端网络通信采用 DL/T634.5104-2002 规约，与调度端专线通信采用
DL/T634.5101-2002 规约。
6、系统工作电源
监控系统站控层工作站等设备采用站内 UPS 供电。间隔层测控装置采用直流供电。
7、通信介质
98
室内二次设备之间宜采用屏蔽双绞线通信，需穿越户外电缆沟的通信介质采用光纤。
8、系统技术指标
系统技术指标应满足 DL/T5149-2001 的要求。
6.2.3 继电保护及安全自动装置
6.2.3.1 llOkV 线路保护
(1)配置原则
llOkV 线路在光伏电站侧可配置一套光纤纵差保护，含有完整的阶段式后备保护功能。
(2)技术要求
1)线路保护应适用于系统一次和电气主接线要求。
2)线路两侧纵联保护配置和选型应相互对应，保护软件版本应完全一致。
3)被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性或非金属性的各种故障
时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操
作情况下保护不应误动。
4)在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。
5)主保护整组动作时间不大于 20ms（不包括通道传输时间），返回时间不大于 30ms
（从故障切除到保护出口接点返回）。
6)手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无
故障线路时应可靠不动作。
7)保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、
静止补偿装置等设备时，保护不应误动作。
6.2.3.2 llOkV 母线保护
1)配置原则
llOkV 母线配置一套母线保护。
2)披术要求
99
(1)母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。
(2)母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。
(3)母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使
用不同变比的电流互感器。
(4)母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。
6.2.3.3 主变压器保护
(1)配置原则
1)llOkV 主变压器微机保护按主保护、后备保护独立机箱单套配置以及独立配置一套非
电气量保护。
2)主变压器高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；
中性点设置间隙零序电流保护和零序电压保护，延时动作于断开主变各侧断路器；配置零序
过流保护，保护动作于断开主变各侧断路器。
3)主变压器低压侧配置限时速断、复合电压闭锁过流。保护为两段式，第一段第一时限
跳开低压分段断路器，第二时限跳本侧断路器。第二段第一时限跳开低压分段断路器，第二
时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变各侧断路器。
4)主变压器各侧应装设过负荷保护，保护动作于信号。
(2)主变压器保护技术要求
1)主保护与后备保护电流采样引接不同的电流互感器二次绕组。
2)保护装置的出口回路应设置有保护跳闸出口连接片和保护投、退的连接片。
6.2.3.4 35kV 集电线路保护
35kV 集电线路保护配置微机型三段式相间电流保护。同时 35kV 集电线路保护设置零序
电流保护，以保证单相接地故障快速切除。
6.2.3.5 35kV 无功补偿断路器保护
35kV 无功补偿断路器保护配置微机型三段式相间电流保护及零序电沆保护，配置过电
压、低电压及放电线圈开口三角零序电压保护／中性点不平衡电流保护／差压保护。
100
6.2.3.6 站用变压器保护
站用（接地）变压器保护配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。
保护动作跳变压器各侧断路器。
6.2.3.7 35kV 分段保护
35kV 侧按分段断路器配置一套微机型分段保护。
6.2.3.8 35kV 母线保护
35kV 侧本期配置一套微机型母线保护。
6.2.3.9 故障录波装置
(1)配置原则
升压站应配备故障录波设备，分别记录电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护
通道的运行状况等，实现电力系统事故及继电保护装置动作情况的分析 0 1lOkV 高压设备、
主变压器各侧及各 35kV 馈线回路录波信息统一记录在该套故障录波装置内。
每套故障录波装置配置 96 路模拟量、1 28 路开关量。
故障录波装置应具备组网功能，并具备完善的分析和通信管理功能，应具有远传功能、
分析软件并配备完整的主站功能，可将录波信息送往电力系统调度部门。
(2)技术要求
1)故障录波装置应为嵌入式、装置化产品，所选用的微机故障录波装置应满足电力行业
有关标准。
2)故障录波装置应具有足够的记录通道并能够记录故障前 lOs 到故障后 60s 的情况。
3)故障录波装置模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于 5000HZ。
4)事件记录元件的分辨率应小于 l.OmS 。
5)故障录波装置应具有故障测距功能，故障测距的测量误差应小于线路长度的 3%。
(3)故障录波装置采集的电气量包括但不限于：
1)各条送出线路的三相电流；
101
2)升压站高低压各段母线的三相及零序电压、频率；
3)各条汇集线升压站侧的三相电流；
4)升压站内的保扩及开关动作信息；
5)升压站无功补偿装置设备的保护和开关动作信息、三相电流。
6.2.3.10 相量测量装置(PMU)
(1)配置原则
1)升压站应配置一套 PMUo
2) PMU 由通信单元和多个电气采集单元组成。采集单元的配置结合光伏电站终期规模
考虑。
(2)采集和上传的数据内容
1)联网线路三相电压、三相电流相量，发电线路三相电压、三相电流相量。
2)变压器各电压等级三相电压、三相电流相量。
3) 35kV 每条馈线三相电压、三相电流相量。
4) GPS 时钟同步状态异常、PMU 装置异常告警。
5)动态无功补偿装置各支路三相电压、三相电流相量。
(3)硬件组成
1)核心单元，包括同步相量测量装置、数据集中处理单元以及授时单元。
2)辅助单元，包括电力系统通信接口装置、本地监视工作站。
3)配套软件，包括装置测试软件和离线数据分析软件等。
(4)主要技术要求
1)采集的电流、电压应取自互感器的测量级二次绕组。
2)相量测量装置与数据处理单元之间采用 1OOM 以太网组网，连接介质采用光缆。
102
3) PMU 应具有对时功能，以实现 PMU 装置与时间同步系统的同步，时间同步误差应不
大于±1us 对时接口优先选用 IRIG-B (DC)方式。
(5)传输通道。 PMU 系统通过电力调度数据网与主站系统通信。
6.2.3.11 安全自动装置
本设计按需配置系统侧安全稳定控制装置及光伏电站侧切机执行装置、解列装置等。配
置一套电力调度数据网接入设备，包括路由器、交换机等，并按国家电网公司调度数据网总
体技术体制执行。根据《电力二次安全防护规定》的要求，按照“安全分区、网络专用、横
向隔离、纵向认证”的基本原则，配置一套二次安全防护设备。
6.2.3.12 倮护装置接口要求
保护装置应具有对时功能，推荐采用以太网或 RS-485 串行数据通信接口接受时间同步
系统发出的 IRIG-B (DC)时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系
统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用 DL/T860，接口采用以太网口。
6.2.3.12 对其他专业要求
(1)对一次专业的要求。系统继电保护使用专用的电流互感器、电压互感器二次绕组，
电流互感器准确级宜采用 5P、1OP 级，电压互感器准确级宜采用 3P 级。
(2)对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的传输通
道。
6.2.4 组屏方案
(1)计算机监控系统
站控层设备：
1)监控系统主机／操作员站：主机／操作员站设备采用组柜方式布置，2 台主机／操作
员站组 1 面柜。
2)远动通信设备：2 套远动装置组 1 面柜。
3)公用接口设备：组 1 面柜，柜上包括智能接口设备、光电转换装置、交换机等。
4)调度数据网接入设备：调度数据网接入设备与相应的二次安防设备各组 1 面柜。
间隔层设备：
103
1)llOkV 系统：按间隔配置测控装置，与保护装置共组一面屏。
2)主变压器各侧及本体配置 3 台测控装置，主变压器组 1 面测控柜。
3)设公用测控柜，柜上包括 1～2 台测控装置。
(2)直流系统
1)充电装置及附件组 1 面柜。
2)直流馈线柜按组 1 面柜。
3)蓄电池组两面面柜。
(3)交流不停电电源系统(UPS)
交流不停电电源系统(UPS)组 2 面柜。
(4)保护及自动装置
1)llOkV 线路保护：每回线路组 1 面柜。
2)主变压器保护：每台主变组 1 面柜。
3) 35kV 母线保护：每套母线保护组 1 面柜。
4)电能质量在线监测：组 1 面柜。
(5)计量系统
电能量远方终端与主变压器、llOkV 线路计量表集中组柜，每面电能计量柜安装 6 块电
能表。
(6)辅助系统
1)对时系统组 1 面柜，柜上包括 1 套主时钭、1 套扩展时钟装置、时间同步天线及天线
防雷器等设备。
2)升压站图像监视及安全警卫系统组柜 1 面。含视频监控服务器、网桥、电源等设备。
图像监视系统前端设备、围墙警戒系统就地安装。
(7)光电功率预测系统
104
光电功率预测系统组 1 面柜。含功率预测系统主机、数据采集处器、数据库服务器、预
测系统安防设备等。
(8)安全自动装置
本设计技需配置系统侧安全稳定控制装置及光伏电站侧切机执行装置、解列装置等。配
置一套电力调度数据网接入设备，配置一套二次安全防护设备。按设备功能组柜，共组 6 面
柜。
6.2.5 二次接线
6.2.5.1 测量系统
1、光伏发电、汇流、逆变设备及生涯设备所有的电气量、非电气量将全部进入计算机
监控系统，具体测量范围如下：
(1)电气测量
计算机监控系统进行以下监测：
1)直流系统：三相电流、线电压、有无功功率、有无功电度、频率；
2) 35kV 线路：三相电流、有无功功率、有无功电度（双方向）。
3) 0.4kV 母线：三相电压、频率；
4) 220V 直流：母线电压、浮充电装置输出电流。
(2)非电量测量
1)太阳能的辐射：使用辐射表可以实时检测到当时的太阳辐射量：
2)环境温度的测量：使用温度仪对环境温度进行测量：
3)风速及风向由风速仪测器。
(3)同期
并网逆变器将直流输入通过三相全桥电路和滤波器变成正弦波电流输入电网。
105
并网过程：
1)逆变器的直流输入端有直流输入，输出连接至电网，合上交、直流断路器，逆
变器进入待机状态；
2)当直流输入电压超过 500V 维持 1 分钟，逆变器准备并网；
3)逆变器进行并网前的自检，确认是否当满足并网前的工作条件后，开始连接电网，并
网发电。
与电网断开：
并网逆变电源的并网发电过程都是自动的，会检测直流输入和交流电网是否满足并
网发电条件。当一切条件满足后会其会进入并网发电模式。
当电网出现以下异常时，其会马上与电网断开，立即进入保护程序。
1)电网电压超过允许范围：AC 3IOV～450V;
2)电网频率超过正常范围：47Hz～51.5Hz;
并网逆变器与数据采集器通过 RS485 0r Ethemet 连接，进行监控。
2、升压站的电气测量参照《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001 的
规定设置，本站采用全计算机监控系统，运行需要的监视信号均由相应的元件输入计算机控
制系统，不再设独立的中央音响系统。由计算机显示实时状态信号并根据需要发出声、光报
警信号。另外，在现地设备上也应有必要的运行状态和故障信号。
6.2.5.2 电能量计量系统
光伏电站电能关口表计量点设置在产权分界处，包括：
(1)光伏电站与电网产权分界点。
(2)能准确计量不同业主或不同上网电价的分界点。
(3)站钋电源高压侧。
计量装置配置应按国家电网公司《关口电能计量装置配置原则》执行。
106
光伏电站点能量信息采集范围：各出线的正向有功、负向有功、正向无功、负向无功、
带时标的单点信息等。
计量关口表计按 0.2S 级双表配置，关口表要求至少具有双 485 口输出，可同时与其他
电能表采集处理器通信。计量用电流互感器精度为 0.2S 级，计量用电压互感器精度为 0.2
级。
本次设计升压站在 llOkV 线路侧按关口表配置考核表，在主变高压侧按关口表配置考核
表，在主变低压侧、各 35kV 馈线回路配置全电子式多功能计量考核表。
升压站内配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信息；具有对电能量计量
信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能、同步对时功能。电能量信
息采集必须涵盖升压站内所有计量点，采集内容包括各电能计量点的实时、历史数据和各种
事件记录等。
升压站电能量计量系统子站通过电力调度数据网或电话拨号方式将电能量数据传送至各
级电网调度中心电能量计费系统主站，通信应采用 DL/T719 或 DL/T645 通信规约和 TCP/IP
网络通信协议。
6.2.5.3 电流互感器、电压互感器二次参数选择
(1)电流互感器
1)电流互感器二次绕组的数量和准确级满足测量、计量、继电保护、自动装置的要求。
2)保护用电流互感器的配置避免出现主保护死区。
3)llOkV 系统、35kV 系统均按三相配置。
4)单套配置的保护使用专用的二次绕组；测量、计量分别使用不同的二次绕组；故障录
波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组；相量测量装置
(PMU)与测量共用一个二次绕组。
5)llOkV 电流互感器选用二次额定电流为 IA 的电流互感器 0 35kV 电流互感器选用二次
额定电流为 IA 的电流互感器。其额定二次负荷一般为 10 \15VA，其下限负荷按 1VA 选取。
6)测量用电流互感器准确度等级为 0.5 级，计量周电流互感器准确度等级为 0.2S 级。
电流互感器二次绕组所接入负荷，应保证实际二次负荷在 25%～100%额定二次负荷范围内，
107
额定二次负荷宜选取为实际二次负荷的 2 倍。为保证二次电流在合适范围内，可采用复式变
比或二次绕组带抽头的电流互感器。
7)保护用的电流互感器准确级：变压器主回路、llOkV 电压线路宜采用 SP 级电流互感
器，其他回路可采用 10P 级电流互感器 oP 类保护用电流互感器应考虑满足符合误差要求的
准确限制倍数。
(2)电压互感器
1)电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足测量、计量、保护、同步和自动装置的
要求。
2)llOkV 及以下电压等级在主母线三相上装设电压互感器，电压互感器采用电容式电压
互感器。
3)对于 I、II 类计费用途的计量装置，设置专用的电压互感器二次绕组。保护用电压互
感器一般设有剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。
4)计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级宜选 0.2 级；测量用电压互感器，准确
级选 0.5 (3P)级；保护用电压互感器，准确级宜选 3P 或 6P;保护用电压互感器剩余电压绕
组的准确级为 6Po
5)电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次接线实接负荷在额定输出的 25%～100%
范围，以保证电压互感器的准确级。电压互感器下限负荷按 2.5VA 选取。
6)测量、计量用电压互感器二次绕组允许的电压降应不大于其额定的二次电压的 1%～
3%o 计费用途的电能计量装置用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压
的 0.2%，保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在电压互感器负荷最大时不大于额定
电压的 3%o
6.2.5.4 二次设备的接地、防雷、抗干扰
(1)接地
1)控制电缆的屏蔽层两端应可靠接地。
2)所有敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护地混接。
3)在主控制室、二次设备室、敷设二次电缆沟的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器
2
等处，使用截面积不小于 lOOmm 酌裸排线与升压站主接地网紧密连接的等电位接地网。
108
4)在主控制室、二次设备室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方
2
向敷设截面积不小于 lOO mm 的专用接地排线（缆），将该专用排线（缆）首末端连接，形
成二次设备室内的等电位接地网。二次设备室内的等电位接地网必须用至少 4 根、截面积不
2
小于 50 mm 的排线（缆）与升压站的主接地网可靠接地。
2
5)静态保护和控制装置的屏（柜）下部应设有截面积不小于 lOO mm 的接地排线。屏
2
（柜）上装置的接地端子应用截面积不小于 4 mm 的多股铜线和接地铜线相连。接地铜线应
2
用截面积不小于 50 mm 的铜缆与二次设备室内的等电位接地网连接。
6)有电联系的电压互感器的二次回路只允许有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感
器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器。已在控制室一点接地的电压互感器二次绕
组，在开关场将二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，并应定期检查放电间隙或氧
化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。
7)独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路在开关
场一点接地。
8)微机型继电保护装置屏（柜）屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的
中性线（零线）不接入等电位接地网。
(2)防雷
1)必要时，在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。
2)通信信道装设通信信道防雷器。
(3)抗干扰
1)微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均能应使用屏蔽电缆。
2)交流电流额交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱点回路，以及来自开关场电压
互感器的 4 跟引入线和电压互感器开口三角绕组的 2 跟引入线均使用各自独立的电缆。
3)llOkV 升压站中母差等重要保护的启动和跳闸回路均使用各自独立的电缆。
4)经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。
5)制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在
额定直流电源电影的 55%～70%范围以内。
109
6)针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护
装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。
7)所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动怍电压在额定直流电源电压的 55%～70%范围
内。
8)遵守保护装置 24V 开入电源不出保护屏（柜）的原则，以免引进干扰。
9)经过配电装置的通信网络连接均采用光纤介质。
IO)合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、
结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。
6.2.6 控制电源系统
6.2.6.1 直流控制电源系统
升压站设置一套直流控制电源系统，为测控、保护装置及其它直流负荷提供直流电源。
1)直流系统电压
系统采用 220V -级电压。
2)蓄电池型式、容量及组数
本次设计升压站装设一组蓄电池，采用阀控式密封铅酸蓄电池。蓄电池容量按 2h 事故
放电时间考虑。
直流负荷见下表：
110
依据直流负荷统计，升压站直流控制电源系统设置 1 组 200Ah 蓄电池。
3)充电装置型式及台数
本次设计升压站配置 1 套高频开关兖电装置，模块为 N+1 配置。
4)直流系统接线方式
直流控制电源系统应采用单母线接线。每组蓄电池均应设有专用的实验放电回路。实验
放电设备宜经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。
5)直流系统供电方式
(1)直流控制电源系统宜采用直流系统屏（柜）一级供电方式；
(2)二次设备室的测控、保护、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式，配电
装置直流电机网络、35kV 开关柜顶直流网络采用环网供电方式。
6)其他设备配置
(1)每段直流母线设置一套监控装置，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信
息，对整个系统实施控制和管理，并通过以太网或 RS485 通信口将信息上传至站内监控系
统。直流系统重要信息同事通过硬接点方式接入站内监控系统；
111
(2)每组蓄电池宜配置一套蓄电池巡检仪，检测寻电池单体运行工况，对蓄电池充、放
电进行动态管理；
(3)在直流主屏（柜）上装设直流绝缘监察装置，在线监视直流母线的电压，过高或过
低时均发出报警信号，包括检测直流馈线的接地情况；
(4)蓄电池出口，充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路，应
装设保护电器。保护电器宜采用专用直流空气开关。
6.2.6.2 交流控制电源系统
1)配置原则
每个升压站置一套交流不停电电源系统(UPS)。配置容量为 1×lOkVA。
2)技术要求
(1) UPS 电源负荷包括升压站计算机监控系统、光功率预测系统、电能量计费系统、火
灾报警系统、通信设备等；
(2) UPS 应为静态整流逆变装置 o UPS 宜为单相输出，输出配电屏（柜）馈线应采用射
状供电方式；
(3) UPS 正常运行时由站内所用电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由升
压站 220V 直流系统供电；
(4) UPS 的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出及
UPS 榆出端应装设自动开关进行保护；
(5) UPS 应提供标准通信接口，并将各系统运行状态、主要数据等信息实现远传。
6.2.7 火灾自动报警系统
1)配置原则
(1)升压站配置一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、
探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。
(2)火灾自动报警系统应取得当地消防部门认证。
112
(3)火灾探测区域应按独立房（套）间划分。升压站火灾探测区域有主控制室、二次设
备室、值班室、可燃介质容器室、各级电压等级配电装置室、油浸变压器、电缆夹层及电缆
竖井等。
(4)根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器。
(5)火灾报警控制器配置在二次设备室或警卫室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警
控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。
2)技术要求
(1)火灾自动报警系统应设有手动和自动两种接触方式。
(2)火灾报警控制器的容量和每一总线回路所连接的火灾探测器和控制模块或信号模块
的地址编码总数应按升压站远期规模考虑并留有一定裕量。
(3)火灾自动报警系统设备，应采用经国家有关产品质量监督检查单位检验合格的产
品。
(4)火灾自动报警系统可设置消防联动控制设备，与站内防烟和排烟风机等连锁。
(5)手动火灾报警按钮应设置在明显的和便于操作的部位。
(6)火灾报警控制器应预留标准通信接口与监控系统通信。
(7)火灾报警控制系统的传输线，内采用阻燃双绞线；户外采用带屏蔽的铜芯电缆，缆
2
芯截面积 1.5mm ，布线方式为总线制。
(8)火灾报警控制系统的电源应由站内 UPS 电源供电。
6.2.8 视频安防监控系统
1)配置原则
为便于升压站的运行管理，保证升压站的安全运行，在 llOkV 升压站内配置一套图像监
视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行蓝视。
图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、终端监视器、多画面分割器、录像设
备、摄像机、云台、防护罩、编码器及沿升压站围墙四周设备安全警戒系统等。其中视频服
务器等后台设备按全站远期规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模
配置。
113
2)技术要求
(1)视频范围
对全站主要电气设备、建筑物及周边环境进行全天候的图像监视，满足生产运行对安全
巡视的要求。
(2)设备监视
利用安装在监视目标区域的摄像机，如主变压器、llOkV、35kV 配电装置，对升压站内
主设备进行全方位监视。
(3)环境监视
通过目标区域的主动红外对射探测器，对升压站围墙、大门进行全方位布防监视。不留
死角和盲区。如有翻越围墙，则报警处理；大门有人、车出入，则发出铃声通知运行人员。
(4)主控楼和二次设备室
监视主控楼、二次设备室等设备运行及周边环境情况，每室装设户内摄像机。
(5)图像信息传输
图像分辨率应达到 CIF 格式(352×288)以上（包括 CIF 格式），传输、存储格式采用
ISO/IEC 14496-2(MPEG-4)Visual Simple Profile Level 3 ， 兼 容 Visual Simple
ScalableProfile、H.264 或更高版本的成熟视频编码器标准。
(6)预留与火灾和防盗报警的联动功能。
6.2.9 有功无功功率控制系统
本光伏电站设置有功无功功率控制装置，该装置具有有功功率连续平滑调节的能力，能
够参与系统有功功率控制。光伏电站能够接受并自动执行电网调度部门下达的有功功率及有
功功率变化的控制指令。
光伏电站有功功率变化限值见表 6.2-1:
114
表 6.2-1 光伏电站有功功率变化限值表
6.2.10 电能质量监测装置
本光伏电站设置一套电能质量监测装置，以实时监测光伏电站电能质量在谐波、电压偏
差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面满足 GB/T 14549、GB/T 24337、BG/T12325、
BG/T 12326、BG/T 15543 和 BG/T 15543 的要求。
6.2.11 电工试验室
配备一定数量的仪器仪表设备，对已投运的电气设备进行调整、试验以及维护和检验。
具体仪器仪表及相关电工用具在下阶段设计中，将根据订货设备的维护需要进行配置。
6.2.12 电气二次设备布置
本工程二次设备布置应遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理考虑预留屏
位。
二次设备室的备用屏（柜）位不宜少于总屏（柜）位的 10%～15%。
升压站内所有二次设备屏（柜）体结构、外形及颜色应一致。
llOkV 升压站设一间二次设备室，设一间通信机房，通信设备布置在通信设备室内。远
动通信柜、公用接口设备柜、网络设备柜、对时柜、集中安放的测控保护柜、故障录波柜、
自动装置柜、电能质量监测柜、通信设备柜、直流馈线柜、电能计量柜、相量采集柜、消弧
线圈自动调谐柜及光功率预测系统柜等二次设备屏柜均布置于二次设备室。
35kV 线路保护测控一体化装置及电能表等设备，分散布置于 35kV 配电装置室内的相应
开关柜内。
6.3 通信
6.3.1 光伏发电工程场内通信
115
光电场通信指光电场检修及巡视的通信方式，即光电场及逆变器室与控制室之间的语音
通信，主要采用大功率无线对讲机通信方式，并以公网手机通信方式为辅。大功率无线对讲
机暂按 10 部配置。
光伏场区内逦信光缆采用 GYTS-8 型直埋光缆，将各逆变器数据上传至 llOkV 升压站。
6.3.2 光伏发电工程升压站通信
6.3.2.1 站内通信设备
升压站站内通信宜与系统调度合用一台程控交换机。根据具体情况考虑安装一部市话，
根据站区运行检修需求考虑配置巡检电话。
6.3.2.2 通信电源系统
(1)系统配置
升压站不设通信专用直流电源，由 220V 直流电源经两套互为备用的 DC/DC 转换变换装
置供给。
(2)通信设备电源连接方式
1)对于具备双电源输入能力的通信设备，接入到两套电源系统。
2)传输同一输电线路的同一套继电保护信号的所有通信设备，接入同一套电源系统。
3)传输同一系统的同一套安全自动装置信号的所有通信设备，接入同一套电源系统。
6.3.2.3 通信设备状态检测
通信设备不设独立的视频监控和环境监控。升压站应具备对通信设备运行状态监视的手
段，运行管理要求监控的告警信息应统一接入升压站综合监控系统。
6.3.2.4 防雷与接地
(1)通信设备的防雷和过电压能力应满足 DL548-1994 的要求。
(2)通信设备的保护接地与工作接地合用一组接地体。
(3)通信设备各直流电源的正极在电源设备侧均应直接接地。
6.3.2.5 通信缆线敷设
116
(1)通信音频电缆、电话线沿电缆竖井、电缆夹层、吊顶、电缆沟敷设。暗敷、室内明
敷、特殊地段的缆线需穿 PVC 管或镀锌钢管。
(2)站内通信光缆采用无金属阻燃光缆，全线穿阻燃管敷设，采用不同路由电缆沟进入
通信机房。
(3)保护采用专用光纤芯方式时，所有纤芯由通信光纤配线架配线引接。
6.3.2.6 蛄内综合布线
根据管理部门的需求，在站内进行统一的综合布线。信息点的布置根据实际需求确
定。
6.3.2.7 组屏方案
llOkV 升压站通信设备布置在升压站通信设备间内。通信设备屏（柜）配置按元器
件规模一次配齐。
(1)通信设备
1) 一套 SDH 设备和一套 PCM 设备共同组一面屏，通信数据网设备也可安装于此
柜。
2)光纤配线单元、数字配线单元和音频配线单元共同组一面屏（柜）。
3)通信电源 DC/DC 变化器与站用直流电源共同组屏（柜）。
6.3.3 系统通信
系统通信方式及系统通信通道的组织，应由系统设计单位进行专项设计确定。目前
暂无系统接入资料，因此本阶段暂定规划如下，列出项目，计入概算。最终的系统通信
方式及设备配置将根据系统设计资料确定。
6.3.3.1 光纤通信系统
(1)光传输设备配置
1)升压站的 SDH（同步数字体系）设备与系统接入点的通信网设备完全兼容。重
117
要板卡（电源板、主控板、交叉矩阵板、时钟板等）冗余配置。每套 S。H 设备配置不
少于 2 块 2M 接口板。
2)对于光纤链路的设备群路光口宜采用 1+1 配置。
(2)光缆建设
1)llOkV 送出线路应架设 1 根 12- 24 芯 OPGW 光缆，纤芯宜采用 G652 光纤。
2)进入升压站的引入光缆，采用非金属阻燃光缆。
6.3.3.2 调度交换通信系统
升压站配置一套程控调度交换系统，满足电力系统调度管理需要。
6.3.3.3 综合数据通信网设备
升压站可根据需求和各地市数据网的建设原则配置一套综合数掂网接入设备，并按照数
据通信网规划所确定的技术体制、网络结构组网。
6.3.3.4 通信电源
系统通信电源与站内直流电源统一考虑。
6.4 附图、附表
6.4.1 附图
(1)总平面布置图；
(2)llOkV 升压站电气主接线图；
(3)llOkV 升压站站用电接线图；
(4)llOkV 升压站监控系统示意图；
(5)光伏组件与箱变电气接线图；
(6)1MW 子方阵组件布置图；
6.4.2 附表
118
119
120
121
122
7 土建工程
7.1 设计安全标准
本工程总装机容量 1OOMWp，根据《光伏发电站设计规范》GB50797-2012，安装容量大于
30MWp，故本工程为大型光伏发电系统。太阳能支架基础、电场工程建筑物结构安全等级为
二级，建筑抗震设防丙类。光伏发电场区及升压站洪水设计标准为 50 年一遇设计。
太阳能支架地基基础、逆变器室、llOkV 升压站主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙
类，次要建（构）筑物抗震设防类别为丁类。场址区地震动峰值加速度为 0.20g，地震动反
应谱周期为 0.45s，对应地震烈度为Ⅷ度。太阳能支架地基基础、llOkV 升压站主要建
（构）筑物的抗震设防烈度为Ⅷ度。
7.2 基本资料和设计数据
7.2.1 基本资料
7.2.1.1 工程区自然条件
本工程位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km。工程区内地面附着物较少，属于国有未开发土地；对外交通有县乡公路与 G109 国道
相连，交通较为便利。
7.2.1.2 工程区地质物理学参数
根据地表出露和探坑揭露的地层岩性，工程场区地基岩土主要第四系上更新统风积马兰
黄土和第四系中更新统离石黄土组成，其特征自上而下分述如下：
(1)第四系上更新铳风积层马兰黄土(Q32)：为工程场区分布最广泛的第四系地层，分布
于黄土低中山梁峁区表层，呈灰黄、土黄、黄褐色，由粉粒、砂粒、粘粒组成，土质均一，
结构疏松，具大孔隙，为中～高压缩性、中等～强湿陷性土，厚度一般大于 30m。
(2)第四系中更新统离石黄土(p1Q2):土黄色，成分以粉土为主，粘粒含量较高。断面一
般可见灰褐色斑点，土质密实，无湿陷性，节理发育，厚度大于 lOm，该层在工程区零星出
露。
123
(3)白垩系下统河口群(Klhk):为砂砾岩、砂岩及砂质粘土岩，紫红色，中厚层状，岩性
较软。该地层为工程区基底主要地层，一般埋深大于 40m，工程区内切割较深的沟底有出
露，出露高程较高。
根据地质情况，将(1)层作为建筑物地基基础的持力层，地基处理方案采用强夯或灰土
垫层法。
7.2.1.3 项目区气象条件
选用兰州气象站作为辐射资料的参证站点。根据兰州气象资料统计，年平均气温
10.24℃，最大降水量 309.96mm，极端最低气温出现在十二月份，为-19.3℃，极端最高气
温出现在七份，为 39.8℃，最大冻土深度 98cm，最大积雪深度 9cm，最大风速 13.Om/S 。
7.2.2 设计依据
《光伏发电站设计规范》(GB 50797-2012)
《电力设施抗震设计规范》(GB50296-96)
《建筑设计防火规范》(GBJ50016-2010)
《火力发电站与变电所设计防火规范》(GB50229-96)
《砌体结构设计规范》(GB 50003-2011)
《砌体工程施工质量验收规范》(GB 50203-2011)
《35 -llOkV 变电所设计规范》(GB50059-92)
《3 -llOkV 高压配电装置设计规程》(GB50060-92)
《变电所建筑结构设计技术规定》(N。GJ96-92)
《建筑结构荷载规范》(GB50009-2012)
《混凝土结构设计规范》(GB50010-2010)
《混凝土结构工程施工质量验收规范》(GB 50204-2002)（2011 年版）
《钢结构设计规范》(GB50017-2003)
《钢结构工程施工质量验收规范》(GB50205-2001)
124
《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2011)
《建筑抗震设计规范》(GB 50011-2010)
《建筑桩基技术规范》(JGJ94-2008)
《建筑物抗震设计规范》(GB 50191-93)
《湿陷性黄土地区建筑规范》(GB 50025-2004)
7.3 工程总体布置
本光伏并网发电工程容量 100MW，场址区呈不规则布置，组件区域南北向布置，本工程
2
拟建一座集控中心，位于场址区的东北部，占地面积 9520m ，集控中心西部布置管理生活
区，东部则为 llOkV 升压站。
本工程由 100 个 1MW 的子系统组成，每个子系统为一个发电单元，子系统布置均相同，
之间间距为 4m，整个电站根据地形顺序布置，在保证发电量的同时，兼顾整齐美观。整个
太阳能电池方阵采用分块发电、集中并网方案，系统分成 100 个 1MW 的光伏并网发电单元，
每个发电单元设置一个逆变器室和箱式变电站。
本工程围栏沿场址区占地范围设置。为了便于封闭管理及安全生产，光伏区围墙选择锌
钢围栏，大门采用自动伸缩门。光伏发电是可再生的清洁能源，电站运行期间不需要原料供
运，也无污染生产，同时考虑电站运行所需的人力、物力很少，所以整个场址区只设置一个
出入口，设置在管理生活区的北侧，管理生活区与升压站相连，由管理生活区进入升压站。
(1)站区布置及地形形式
根据工艺要求并结合自然地形，太阳电池组件、逆变器房地基处理，内涝水位、场地排
水及道路、管线接口标高综合考虑。根据本工程场地地质实际情况，场地地势南高北低。在
场区外侧的环形道路旁边烈及场内道路旁边均设有排水沟，暴雨时通过排水沟将洪雨水汇集
引出场外。排水沟与直埋电缆相交处设置涵管，进场道路和场内道路过沟处设置过水路面或
涵洞以保证排水的畅通。
(2)光伏电站场内道路
本电站工程场内道路规范设计需要根据以下内容进行：一是根据场内场地情况；二是场
内电池组件方阵布置；三是根据《建筑设计防火规范》规定。
125
光伏电站场地相对较大，但建、构筑物体量相对较小，交通使用功能简单，从经济、实
用的角度考虑，其场地及道路的设计应因地制宜，简单方便。
场区内设五十三条横向道路和十四条纵向道路，路面为砂砾石路面，其中包括场区外侧
环形道路以及 1MW 子系统与 1MW 子系统之间留的主干道路，路宽均为 4mo 逆变器室均位于横
向道路的路边，电池组件间的空地为横向道路，形成一个场内道路系统，满足日常巡查和检
修的要求。集控中心道路与进场道路为混凝土路面，集控中心道路路宽为 4m，进场道路路
宽为 6.5m。
7.4 光伏阵列基础及逆变器室设计
7.4.1 光伏阵列支架及基础设计荷载
本工程光伏支架基础设计考虑的荷载主要包括自重、风荷载、雪荷载、地震力等。
(1)自重：包括太阳能板自重和支架自重；
2
(2)风荷载：风荷载影响按基本风压 0.30kN/m 考虑；
2
(3)雪荷载：基本雪压 0.20kN/ m 考虑；
(4)地震荷载：本场地属 II 类场地，地震加速度为 0.20g，地震基本烈度为 8 度。
7.4.2 光伏阵列支架及基础设计
7.4.2.1 光伏支架设计
本工程电池阵列的安装方式推荐选用固定式，太阳能电池组件支架材料外购。
太阳能电池组件支架整体为三角形结构，由下往上分别由立柱、斜梁、斜撑、横梁组
成，各构件采用冷弯薄壁型钢制作，热浸锌处理。太阳能电池组件支架立柱与基础预埋件焊
接连接，支架立柱安装调节板，用于调节上下高度，立柱前后设置一道斜梁，与立柱采用三
角件连接，斜梁上设置四道横梁，横梁与斜梁采用螺栓连接，横梁与电池板为压块连接，为
了确保支架立柱与斜梁的结构稳定性，在斜梁与后立柱之间设置一道斜支撑。在两个后立柱
乏间可设两道横梁，用于放置汇流箱。各构件的尺寸详见附图支架设计图。
7.4.2.2 光伏支架基础方案比选
根据地质勘察资料，本工程持力层由粉粒、砂粒、粘粒组成，结构疏松，具大孔隙，中
等～强湿陷性，故本阶段支架基础拟采用独立柱扩展基础，基础施工时应将基础下松软土层
全部挖出，基础底部铺设灰土垫层，回填土则压实系数不得小于 0.940 前后柱采用同样的形
126
式，柱身为(P0.25m 圆形柱，柱长 1.2m，底部基础采用板式扩展基础，扩展基础底面为
0.5mx0.7m 矩形、厚度 0.3m，基础埋深 1.2m，柱顶面露出地面 0.3m。
7.4.3 逆变器室设计
光伏场内布置 100 个逆变器室和箱式变，逆变器室采用砖混结构，长 6.9m，宽 6.4m，
2
建筑面积：44.16 m ，建筑高度 4.2m，基础采用条形基础。屋盖为 C30 现浇钢筋混凝土板
梁，围护材料采用 30cm 厚的加气混凝土砌块，屋面为节能保温屋面，II 级防水。房建根据
使用功能做混凝土地面。箱变采用户外式箱变，基础采用箱形结构，C30 现浇混凝土结构，
箱变基础尺寸为 3.18x2.9x1.95（长×宽×深），其中地下埋深 1.45m，地上 0.5m。在箱变
正门侧设置砌砖台阶，箱变最终尺寸依据设备招标情况确定。
7.5 场内集电线路设计
汇流电缆将主要以直埋方式敷设为主，只在逆变器室到箱变基础及升压站内采用电缆
沟。
逆变器室内及到箱变基础电缆沟尺寸为 0.8mxl.Om（宽×高），高出地面 O.lm，采用
C30 钢筋混凝土结构。
升压站内电缆沟尺寸为 l.Omxl.2m（宽×高）、1.2mxl.5m（宽×高）、1.5mxl.8m（宽
×高）不等，高出地面 O.lm，采用 C30 钢筋混凝土结构。
7.6 集控中心设计
2
本工程集控中心整体分为东西两个功能区域，总占地面积 9520 m 。西部布置管理生活
2
区，占地面积 3520 m ，包含有综合楼、餐厅、生活水池、车库、仓库及门房等。东部为
2
llOkV 升压站，占地面积 6000m ．包含有 35kV 开关柜室、主变压器场、SVG 室等。进场对
外道路与管理生活区相连，管理生活区与升压站相连，由管理生活区进入升压站。
7.6.1 集控中心建筑设计
7.6.1.1 设计依据
设计采用如下主要规程规范：
(1) 《民用建筑设计通则》GB50352-2005;
(2) 《建筑设计防火规范》GB 50016-2006;
(3) 《建筑结构荷载规范》GB50009-2012;
127
(4) 《混凝土结构设计规范》GB50010-2010;
(5) 《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011;
(6) 《砌体结构设计规范》GB50003-2011;
(7) 《建筑抗震设计规范》GB50011-2010;
(8) 《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-1996;
(9) 《变电所建筑结构设计技术规定》（修编送审稿）；
(1O) 《湿陷性黄土地区建筑规范》 (GB 50025-2004)
7.6.1.2 管理生活区
2
管理生活区，长 80m，宽 44m，占地面积 3520 m ，包含有综合楼、餐厅、车库、仓库
及门房等。
管理生活区的南侧布置有综合楼，综合楼与北侧的餐厅相连呈 L 型布置，生活区的北侧
布置有车库、仓库、停车场，东侧为布置有生活水池及升压站的进口，生活区中心为活动场
地。
管理生活区为硬化道路，与进场对外道路相连，路宽 4m，路面为混凝土路面。
综合楼长 29.4m，宽 14.lm，共二层，一层和二层的层高分别为 4m 和 3.2m，建筑面积
2
830m ，一层布置有二次盘柜室、低压配电室、宿舍、值班室等，二层布置有宿舍、中控
室、办公室、安全监测站等。餐厅长 19.2m，宽 7.2m，共一层，层高 3.5m，建筑面积 138
2
m ，布置有大餐厅、小餐厅、厨房、储藏室。综合楼和餐厅相连四周均设有绿化带以美化环
境。
综合楼和餐厅拟采用框架结构，外墙 370mm 厚多孔砖，内墙为 200mm 厚非承重空心砖。
现浇钢筋混凝土楼屋面板，框架抗屣等级为二级，基础采用柱下独立基础。其它附属建筑如
门房等均采用砖混结构，屋面为全现浇钢筋混凝土楼板，屋面处设置圈梁，内外墙交接处设
置构造柱，基础采用墙下钢筋混凝土条形基础。
建筑物的地面除部分辅助用房采用水泥地面外，其余为瓷砖地面，外墙保温采用挤塑板
外保温，面层喷彩色涂料，内墙面除卫生间、厨房采用面砖外，其余均采用乳胶漆内墙面，
顶棚除局部采用吊顶外，其余均采用涂料顶棚。外窗采用中空玻璃塑钢窗；外门采用中空玻
璃铝合金门；内门为中级木门；外窗设防盗装置。
128
3
20m 生活水池为混凝土结构。
7.6.1.3 llOkV 升压站
2
llOkV 升压站，长 80m，宽 75m，占地面积 6000m ，包含有主变压器场、35kV 开关柜
室、SVG 室等。
llOkV 升压站设置环形站内道路，与管理生活区相连，道路路宽 4.Om，路面为混凝土路
面。
2
35kV 开关柜室长 25.74m，宽 14.14m，一层，层高 4.2m，建筑面积 364 m 。
建筑物采用砖混结构，外墙为 370mm 厚承重多孔砖，内墙为 200mm 厚非承重空心砖。屋
面为全现浇钢筋混凝土楼板，屋面处设置圈梁，内外墙交接处设置构造柱，基础采用墙下钢
筋混凝土条形基础。
配电室的地面除部分生产辅助用房采用水泥地面外，其余为瓷砖地面，外墙保温采用挤
塑板外保温，面层喷彩色涂料，内墙面采用乳胶漆墙面，顶棚除局部采用吊顶外，其余均采
用涂料顶棚。
建筑设计根据生产工艺流程、使用要求，自然条件、建筑材料、建筑技术等因素，结合
工艺设计进行建筑物的平面布置、空间组合及建筑造型设计并注意建筑群体与周围环境的协
调。
建筑设计配合工艺解决好建筑内部通道、防火、防爆、防水、防噪声、保温隔热、采光、
通风设施等方面的问题。
7.6.2 生活给排水设计
7.6.2.1 设计依据
(1) 《室外给水设计规范》GB50013-2006;
(2) 《室外排水设计规范》GB50014-2006;
(3) 《建筑给水排水设计规范》GB50015-20030
7.6.2.2 生活给水系统
(1)生活水源
本工程采用汽车拉水，生活用水水源为白塔村人饮自来水。
129
a)生活用水量
3
本工程用水人数按 16 人计，生活用水量标准为 150L/人-D，最大日用水量 2.4 m /D。
b)绿化用水量
3 3
本工程管理区绿化面积约 200m ，绿化用水标准采用 2.OL/m .。，按每十天浇洒一次计
3
算，则最大日用水量为 0.4m /D。
3 3.
c)浇洒道路用水量 2480 m ，浇洒用水标准采用 2.OL/m ．D，则最大日用水量为 4.96
3
m /D。
D )冲洗电池组件用水量
本工程拟采用洒水车喷水清洗方案进行电池组件外表的清洁工作，清洗过程未添加任何
3
清洗剂，用清水冲洗。经估算冲洗电池组件用水量约 4000 m /a，清洗废水产生量约为 4000
3
m /a（损失较小，可忽略不计），一年分 12 次清洗，清洗废水水质简单，主要以蒸发和渗
入场地等方式消减。
e)未预见用水量和管网漏失水量
未预见用水量和管网漏失水量之和按上述三项（除冲洗电池组件）用水量之和的 10%
3
计，为 0.776 m /D。
f)总用水量
3
未考虑冲洗电池组件用水量时，本工程最大日总用水量为 8.54m /。，最大时用水量为
3
0. 84 m /h。
用水量统计详见表 7.6-10
表 7.6-1 各用水项目用水量汇总表
130
3
本工程生活用水经汽车拉水后输送至 20m 的生活水池内，由一套生活变频供水机组
（含两台生活供水泵，互为备用）供生活区使用。供水机组出口设置两套紫外线消毒器，一
3
用一备。生活变频供水机组型设计最大供水能力为 8m /h（按设计秒流量确定），供水压力
为 0.33Mpa。
7.6.2.3 排水系统
本工程排水系统采用雨、污水分流制。
(1)雨水排水系统
建筑物屋面雨水采用外排水。室外雨水由道路旁设置的排水沟收集后自流排出场外。
(2)污水排水系统
室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入室外的化粪池。厨房污
3
水经隔油池处理后排入室外 20rri3 m 的化粪池，污水经化粪池处理后排出场外。
7.6.2.4 生活给排水主要设备及材料
生活给排水系统主要设备及材料表详见表 7.6-2 。
表 7.6-2 生活给排水系统主要设备及材料表
131
7.6.3 采暖、通风与空气调节
7.6.3.1 设计依据的规程规范
(1) 《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003
(2) 《建筑设计防火规范》GB50016-2006
(3) 《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005
7.6.3.2 室外空气计算参数
泵季采暖室外计算温度：-14.3℃；
欠季通风室外计算温度：-12.9℃；
冬季空调室外计算温度：-18.4℃；
夏季空调室外计算干球温度：30.4℃；
夏季空调室外计算湿球温度：19.5℃；
夏季通风室外计算温度：26.4℃；
极端最高温度：39.8℃；
极端最低温度：-19.3℃；
冬季大气压力：852.2hPa;
夏季大气压力：845.7hPa;
132
7.6.3-3 室内空气计算参数
(1)采暖室内计算温度
办公室、会议室、通讯设备室、宿舍、值班室、餐厅：1 8℃；
车库、仓库、低压配电室、SVG 室：5℃；储藏室：8℃；厨房：10℃；
公共卫生间：1 6℃；宿舍卫生间（带洗浴）：25℃。
(2)空调室内计算温度
中控室、通信设备室、二次盘柜室：26℃；
7.6.3.4 采暖、空气调节与通风系统
(1)采暖系统
本工程办公室、会议室、通讯设备室、宿舍、值班室、餐厅、SVG 室、开关柜室等采用
中温辐射式电加热器采暖。宿舍卫生间安装电采暖（浴霸）。
(2)通风系统
在餐厅、配电室、储藏室、仓库、车库及无法采用自然通风的卫生间各处设机械排风系
统，加强通风换气。开关柜室采用自然进风机械排风的方式，选用防雨百叶进风口。
SVG 室内，无功补偿器自带的排风设备排除机器设备热量，排风口设置在一侧墙上。其
3
它墙上设置防雨百叶进凤口，进风口总面积不得小于 4.8m 。
逆变器室自带局部排风设备，设置自然进风，采用防雨百叶进风口。
厨房设置全面通风系统，局部通风由厨房设备公司结合厨具统一设置。操作时产生的油
烟经净化处理后排放。厨房保持负压，防止串味。
其余建筑选用自然通风方式。
(3)空调系统
中控室、通信设备室、二次盘柜室设置带新风的柜式空调机组，机组中的排风机选用防
爆型。仅做夏季供冷使用。
7.6.3.5 采暖通风系统消防设计
133
严禁采用明火采暖。各房间采用安全、可靠、绝缘性能好的电加热器采暖。
7.6.3.6 采暖、通风与空气调节主要设备表
采暖、通风与空气调节主要设备见表 7.6-3 。
表 7.6-3 采暖、通风与空气调节主要设备表
7.7 防腐工程设计
根据地质资料，场地地基土对混凝土结构具硫酸盐弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢
筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性，故不采取防护措施。
7.8 防洪设计
134
根据地址资料本工程防洪设计主要为排泄暴雨形成的地表径流，洪水标准按 50 年一遇
洪水设计。本光伏电场各建筑物的防洪措施如下：
光伏电场整体防洪：本光伏电站整体地势呈南高北低，场内整体防洪可因势利导，在场
区外侧的环形道路旁边以及场内道路旁边均设有排水沟，通过排水沟将洪雨水汇集引出场
外，同时集控中心的建筑物室内外高差最小为 0.3m。
箱变基础防洪：箱式变电站基础应适当抬高，基础顶面高于最大洪水高度并预留一定的
安全超高，本工程设计箱变高出地表 0.5m。
道路防洪：场内道路旁均设有排水沟，排水沟与直埋电缆相交处设置涵管，进场道路和
场内道路过沟处设置过水路面或涵洞以保证排水的畅通。
升压站防洪：升压站站址选择时，站址尽量选择在地势相对较高的地方，升压站围墙外
依据冲沟走向的不同设置导流墙或者排水沟，站内建筑物的地面高程比原始地面高 0.3mo
7.9 地质灾害治理工程
场区内滑坡、崩塌、泥石流等不良物理地质现象不发育，无活动性断层通过，场地稳定
性较好。场址区她处西北干旱地区，地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件，可不考虑砂
土液化的影响。根据气象资料工程区降雨量很小也无发生极端冰雪天气的情况。本工程主要
考虑灾害性气候为风沙，对抗风沙做了如下防范措施：
(1)在支架及其基础设计时按本地区 50 年一遇基本风压进行结构计算，保证护太阳能组
件的安全。
(2)在建筑物设计时，在门窗设计时考虑防风沙措施，门窗选用应能隔绝风沙的侵入，
并加强密封处理，建筑通风的各种洞口均设置防风沙百叶窗。
(3)对园区周围进行绿化，以减小风沙。
7.10 附图、附表
7.10.1 附图
(1)集控中心布置图；
(2)灌注桩基基础图；
(3)箱变基础图；
135
(4)支架设计图；
7.10.2 附表
本工程土建部分的主要工程量为管理生活建筑物、配电室、逆变器房及箱式变、光伏组
件支架基础及集电线路土建工程量。具体工程量见表 7.10-1 所示。
表 7.10-1 土建工程量表
8 工程消防设计
136
8.1 工程概况
8.1.1 工程自然条件
本工程位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km 。工程区内地面附着物较少，属于国有未开发土地；对外交通有县乡公路与 G109 国
道相连，交通较为便利。
8.1.2 工程总体布置
本光伏并网发电工程容量 1OOMW，场址区组件区域南北向布置，本工程拟建一座集控中
2
心，位于场址区的中南部，占地面积 9520m ，集控中心西部布置管理生活区，西侧为 llOkV
升压站。
本工程由 100 个 1MW 的子系统组成，每个子系统为一个发电单元，子系统布置均相同，
之间间距为 4m，整个电站根据地形顺序布置，在保证发电量的同时，兼顾整齐美观。整个
太阳能电池方阵采用分块发电、集中并网方案，系统分成 100 个 1MW 的光伏并网发电单元，
每个发电单元设置一个逆变器室和箱式变电站。
8.2 设计依据和设计原则
8.2.1 消防设计依据
(1) 《中华人民共和国消防法》
(2) 《光伏发电站设计规范》GB50797-2012
(3) 《建筑设计防火规范》GB50016-2006
(4) 《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006
(5) 《导体和电器迭择设计技术规定》DL/T5222
(6) 《llOkV 变电所设计技术规程》DL/T5218
(7) 《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352
(8) 《电力设备典型消防规程》DL5027-1993
(9) 《电力工程电缆设计规范》GB50217_200r7
(IO) 《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2008
137
(II) 《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005
(12) 《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-95
(13) 《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003
(14) 《建筑给水排水设计规范》GBJ50015-2003
(15) 《室外给水设计规范》GB50013-2006
(16)业主提供的相关资料。
8.2.2 消防设计原则
8.2.2.1 主要设计原则
(1)根据国家现行消防规范要求，消防系统的设置以加强自身防范为主，在具体措施上
贯彻“预防为主、防消结合”的方针，做到防忠于未“燃”。严格按照规程规范的要求设
计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。
(2)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)电缆采用阻燃电缆。
(4)电缆及其他电气设备的消防设置按《电力设备典型消防规程》DL5027、《电力工程
电缆设计规范》GB50217 进行设计。
(5)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灯及疏散方向标志
灯。
8.2.2.2 机电消防设计原则
(1)消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。
(2)变压器、电缆及其他电气设备的消防设置按《火力发电厂与变电所设计防火规范》
GB50229、《电力设备典型消防规程》DL5027、《电力工程电缆设计规范》GB50217 进行设
计。
(3)设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。
138
(4)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；消防设备配电及控
制线路采用阻燃电缆。
(5)升压内设有满足消防通信要求的通信电话。
(6)按照《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229 的要求，设置火灾监控自动报
警系统。重要场所均设有通信电话。
8.3 消防总体设计方案
本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、监
测、报警、控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争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。消
防总体设计方案，采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的灭火方式。
8.3.1 消防总平面布置及建筑防火
通过对外交通公路，消防车可到达场区，升压站内道路为混凝土路面，路宽 4m，进站
道路为混凝土路面，路宽 6.5m，满足消防规范要求。
站内建筑物有 35kV 开关柜室、SVG 室等。升压站站区建筑物之间距离执行 GB50229《火
力发电厂与变电所设计防火规范》规定，且各建筑物之间均有环形道路连接，满足防火间距
的要求。
8.3.2 灭火设施
根据《建筑灭火器配置设计规范》GB50140 及《火力发电厂与变电所设计防火规范》
DL/T5218、《电力设备典型消防规程》DL5027、《电力工程电缆设计规范》GB50217 要求，
本工程各建筑物内共配置手提式干粉灭火器 236 具，在每个逆变器室内配置手提式干粉灭火
器两具，共 200 具，可与箱变共用。综合楼配置 20 具、餐厅配置 8 具、仑库和车库各配置
1 具、35kV 开关柜室配置 2 具、SVG 室配置 2 具手提式灭火器。另外，生活区、35kV 开关柜
室、SVG 室各配置手推车灭火器 1 辆，两个主变压器场各配置 1 辆手推车灭火器及 1 个灭火
沙箱。
8.3.3 消防电源及通信
消防电源采用独立的双回路供电，一回路是由系统供电；另一回路由当地地区外来电源
供电（施工电源保留）。两路电源可以自动切换，满足消防电源供电要求。
升压站场区内重要场所均设有通信电话。
139
8.4 工程消防设计
8.4.1 建筑物火灾危险性分类及耐火等级
8.4.1.1 火灾危险性类别和耐火等级划分表
表 8.4-1 电站主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分表
依据表 8. 4-1 中的要求，本工程建筑物的火灾危险性类别为戊、丁、丙类，耐火等级
均为二级。生活区各建筑物和各生产车间均划分为独立的防火分区，各防火分区和其中的丙
类场所均用耐火极限大于 2h 的防火隔墙和耐火极限大于 0.9h 的乙级防火门进行防火分隔。
车库出入口上方和厨房上方均设 1m 宽的防火挑檐。
8.4.1.2 建筑物、构筑物构件的燃烧性能和耐火极限表
140
表 8. 4.2 建筑物、构筑物构件的燃烧性能和耐火极限
8.4.1.3 各部位装修材料的燃烧性能等级表
本工程各部位装修材料的燃烧性能等级应不低于表 8.4-3 的相应值。
表 8.4-3 站内各部位装修材料的燃烧性能等级
8.4.2 主要生产场所及主要机电设备消防设计
8.4.2.1 安全疏散通道及消防通道
各生产车间疏散距离按《建筑设计防火规范》第 3.5.3 条规定，厂房内最远工作点到最
近安全出口的最大距离均不超过 60m 的限制尺寸。
通过对外交通公路，消防车可到达场区，本电站所有设备都是分散式规划布置，所以电
站内规划建设的道路都可以作为安全疏散通道。
升压站内交通通道净宽不小于 4m，进站道路宽为 6.5m，满足消防车道要求。站内主要
建筑物均直通外部的安全通道，开关站内形成环闭消防通道，满足消防要求。
8.4.2.2 主要生产场所消防设计
141
根据《建筑灭火器配置设计规范》及《火力发电厂与变电所设计防火规范》、 《电力
设备典型消防规程》、《电力工程电缆设计规范》要求，本工程各建筑物内其配置手提式磷
酸铵盐干粉灭火器 236 具，其中每个逆变器室内配置干粉灭火器两具，可与箱变共用。并在
综合楼、餐厅等主要生产生活区设置手提式干粉灭火器。
两个主变压器附近各设置一辆磷酸铵盐推车灭火器及一个灭火沙箱，35kV 开关柜室附
近设置磷酸铵盐推车灭火器一辆，SVG 室设置磷酸铵盐推车灭火器一辆。
8.4.2.3 主变压器消防
主变压器消防采用磷酸铵盐推车灭火器和防火砂箱两种方式灭火，两个主变压器各配置
一辆磷酸铵盐推车灭火器和一个灭火砂箱。对主变设备内部故障引起的严重火灾，则靠事故
排油设施（集油池、集油坑）及推车灭火器、灭火砂箱等来有效防止火灾的扩大蔓延。集油
池、集油坑均为钢筋砼防油渗的材料，集油均有回收处理再使用措施，不污染周围环境。
8.4.2.4 光伏组件及箱式变电站消防
本工程设计消防车沿光电场内道路可到达箱式变压器及光伏组件附近进行灭火。连接光
伏组件与箱式变电站的电缆采用穿管敷设，并采用防火堵料进行封堵。
8.4.2.5 电缆消防
主要从电缆选型与布置上防止火灾发生及阻止电缆延燃。具体措施如下：动力电缆均采
用干式阻燃型电缆，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电柜、控制柜、自动装置
柜和继电保护柜等的孔洞均采用非燃烧材料进行封堵，孔洞两端 2m 以内的电缆均喷涂防火
涂料保护。
8.4.3 消防给水设计
3
本工程综合楼的火灾危险性类别分别为戊类，耐火等级为二级，体积约为 2988m ;南侧
3
一层食堂体积约 483 m 。升压站内 35kV 开关室的火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二
3 3
级，体积约 1529 m ;SVG 室的火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，体积约 200 m ，均
3
小于 3000 m ，根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》要求可不设消防给水系统，故本
站不设水消防。
8.4.4 建筑消防设计
8.4.4.1 建筑物消防设计
142
本工程设计的所有建筑物均要求耐火等级为二级，建筑物的水平布置、道路宽度及净空
高度均满足防火设计规范，建筑韧安全出口和房间疏散门的宽度和数量、疏散走道、每层面
积等均满足防火设计规范。在各建筑物内均配置一定数量的干粉灭火器。
8.4.4.2 建筑装修防火设计
控制室内部装修采用不燃材料，其他房间的装修满足防火设计规范的要求。建筑物的地
面除部分辅助用房采用水泥地面外，其余为瓷砖地面，外墙保温采用挤塑板外保温，面层喷
彩色涂料，内墙面除卫生间、厨房采用面砖外，其余均采用乳胶漆内墙面，顶棚除局部采用
吊顶外，其余均采用涂料顶棚。外窗采用中空玻璃塑钢窗；室内采用防火门；外窗设防盗装
置。
8.4.5 消防电气
8.4.5.1 消防通信
消防电源是外来供电，主电源引自本变电所厂用变；另一路为备用电源，引自本地区的
lOkV 地区线路（保留的施工电源），通过所用变压器降压至 380/220V 供给消防电源。在最
后一级配电箱处，两路电源可以自动切换。
8.4.5.2 火灾事故照明、疏散指示标志
设计完成的变电所内主要疏散通道、楼梯间及安全出口等处，均设置有火灾事故照明灯
及疏散方向标志灯，符合规范要求。火灾事故照明灯及疏散方向标志灯采用蓄电池直流电源
供电，可连续照明 30min，最低照度不低于 0.51X。所有事故照明灯及疏散方向标志灯均加
玻璃或非燃烧材料制作的保护罩保护。
8.4.5.3 防直击雷及接地
升压站内设计有 3 根塔式独立避雷针，塔高均为 40m，作为本变电所场区内的直击雷保
护。独立避雷针接地电阻值 R≤10Ω 。变电所设有接地装置，单相短路情况下接地装置电位
不超过 2000V。
8.4.5.3 工程消防监控系统
火灾报警系统设计根据《火灾自动报警系统设计规范》的要求设计，该系统包括感温电
缆探测器、智能光电感烟探测器及感温探测器、控制模块、声光报警器、指示灯、手动报警
按钮等组成，在消防系统中起侦测火情的作用，在发生火情后，发出报謦信号反馈到联动控
制柜。本工程的主要电缆沟采用感温电缆探测器。
143
8.4.6 采暖通风空调系统消防设计
8.4.6.1 采暖系统防火设计
严禁采用明火采暖。各房间采用安全、可靠、绝缘性能好的辐射式电加热器采暖。
8.4.6.2 通风、空调系统防火设计
(1)油品库设置单独的排风系统。风机、电机选用防爆型，进风口采用防火风口。
(2)二次设备间设置单独的排风系统，通风机和电机为防爆型，且风机应与电机直接连
接；进风口采用防火风口。
(3)火灾发生时，应停止相关部位的通风系统的运行。
8.4.6.3 通风系统事故通风设计
油品库的事故通风系统采用与正常通风系统相结合的方式，排风机选用消防高温排烟风
机。火灾时，关闭通风系统，当确认火灾扑灭后，由消防控制中心或现地启动排烟风机进行
事故后排烟。
8.4.7 施工消防
8.4. 7.1 工程施工场地规划
施工场地规划中，施工区域远离易燃易爆仓库，规划合理化，总体规划应使布局紧凑，
既能保证建筑物、构筑物以及电器之间必要性的防火间距，又能节省用地。
8.4.7.2 施工消防规划
(1)工程施工道路与外有公路相连通，道路宽度大于 4m，并有充足的回转场地，场内通
道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。
(2)消防电源从施工专用 lOkV 施工电源获取。施工用电电缆电线导线截面积选择按工作
电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。
(3)气压焊用的氧气钢瓶、乙炔钢瓶在作业过程中，必须间隔 5m。两瓶与明火作业距离
不小于 lOm。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。
(4)施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝土硬底、砖
砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等型式的活动房屋。
144
(5)施工单位应做好各施工阶段的消防安全昝理工作。
(6)机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。
（7)全部电器必须安装漏电保护装置，禁止用电灯取暖或烘衣服。下班后，由电工切断
施工现场的全部电源。
8.4.8 易燃易爆仓库消防
光伏电场现场施工中，易燃易爆仓库用于储存油漆、汽油、柴油易燃易爆物品。
在设计仓库时采取下列措施：
(1)仓库与施工现场临时住宅、构筑物以及电器的防火间距大于 30mo
3
(2)易燃易爆仓库的建筑面积大于 lOOm 时设置 2 个安全出口。仓库的门向外开启。
(3)仓库内的电源装置、照明灯具采用相应的防暴、隔离或封闭式的安全电气设备。开
关、插座严禁设在仓库内。
(4)仓库具有良好的通风条件和隔热、降温、防潮、防汛、防雷。仓库的屋檐要加长，
檐口高度为 3.5m。
(5)仓库采用高窗，窗的下部离地面为 2m。
(6)仓库应利用早晚气温比较凉爽的时候，打开门窗进行通风。夏季施工时避免打开库
房门窗，以防室外大量热空气进入。
8.4.9 主要消防设备材料表
145
9 施工组织设计
9.1 施工条件
9.1.1 自然气象条件
甘肃德?能源科技有限公司开展靖远县 100 兆瓦并网光伏发电项目位于白银市靖远县五
合乡白塔村境内，场址海拔高程在 2000～2150m 之间。区内总体地势平坦，南部为山地丘
陵。场址区地下水埋藏深度大于 30m，区内不良物理地质现象不发育。本光伏电站场址区域
建设条件比较优越。
根据兰州气象资料统计，年平均气温为 10.24℃，极端最低气温出现在十二月份，为-
19.3℃，极端最高气温出现在七月份，为 39.8℃。年平均降水量 309.96mm，最大冻土深度
98cm，最大积雪深度 9cm，最大风速 13.Om/S 。
9.1.2 交通运输条件
工程区距离靖远县约 48km，距离白银市平川区约 75km。本光伏电站对外交通可利用场
址区现有乡村道路系统，通过乡村公路可与省道 S207、国道 G109 相连，对外交通条件较为
方便。工程区乡村道路已形成网络。铁路运输通过平川区铁路货运站进行，可与全国的铁路
网及主耍港口连通。工程施工所需的施工设备及机电设备等大型构件均可利用上述货运站通
过公路运输至本光伏电站，对外交通十分便利。
光伏电场场内管理道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计，施
工期可结合利用。场内道路布置有 4.Om 宽环形检修道路，1MW 子系统间为 4.Om 宽检修通
道，1MW 子系统内部为 4.Om 宽检修通道，均为碎砾石路面。
9.1.3 场区施工条件
场址区地形平坦开阔，地面附着物较少，开发利用条件优越。生活福利区、生产管理区
以及综合仓库等临建设施便于布设，施工场地条件良好。
本工程所需水泥可从靖远县水泥厂采购，钢筋、钢材、木材、油料等建筑材料也在可在
靖远县采购后运至施工区。
工程区内地表水不发育，地下水埋深较大，而且水量很少。施工用电可就近从工程区
35kV 输电线路“T’’接使用。工程区通信事业较为发达，有线、无线通信网络基本形成，
施工期通讯条件便利。交通运输条件方便，料源为黄河漫滩砂砾石层。
146
9.1.4 本工程施工特点
本期光伏电站工程为地面型安装组件，按照光伏电站的阵列布置，配置相应的逆变器和
升压箱变。施工主要内容为光伏场的组件支架基础处理、支架和组件的安装，逆变器和升压
箱变的吊装就位，集电线路架设和、以及集控中心施工等。施工特点为施工点多而分散，施
工难度较低，可组织多施工队平行流水施工。
9.2 施工总布置
9.2.1 施工总布置原则
施工总体布置的规划体现布置紧凑、用地集中节约，确保工程施工过程中各道工序能有
序展开。包括施工人员的生活设施在内，统筹安排工程所需的仓库、设备堆放场地、搅拌站
等施工设施和场地，同时，在施工总体布置规划时要体现工程永临相结合的原则，减少工程
不合理的损耗，节约各类资源。
根据光伏电站的特点，拟定施工总体布置原则如下：
(1)施工总布置遵循因地制宜、有利生产、方便生活、易于管理、安全可靠、经济适用
的原则；
(2)充分考虑光伏发电工程布置的特点；
(3)工程施工期皮避免环境污染，施工布置必须符合环保要求；
(4)根据工程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑，节约用地；
(5)统筹规划、合理布置施工设施和临时设施；
(6)参考其他工程经验，工程施工期间主要施工区实施封闭管理。
9.2.2 施工用水、用电及通信系统
(1)施工用水
本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工生产生活用水
3
现场设置 150m 蓄水池，配供水管网的供水方式，场区内设临时储水设施，经沉淀、净化设
3
备净化处理后作为生活用水。施工高峰日施工用水量为 160m /d。
(2)施工用电
147
施工用电从工程区附近的 35kV 用电线路就近“T”接至施工临建区，在输电线路终端安
装 400KVA 的厂用变压器，电压降至 380V/220V，作为供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生
活、生产房屋建筑等的用电；另外选择使用一台 60kW 柴油发电机作为备用电源。经初步计
算，本工程高峰施用电负荷约为 180kW 。
本工程施工供电线路利用永久厂用供电线路，永临结合，需架设 35kV 输电线路约
lOkm 。
(3)施工通信
工程区平坦宽阔，中国移动、中国联通、中国电信无线信号和有线网络已覆盖工程区，
施工期通讯条件便利。
根据上述条件，施工期通信应以无线通信为主，现场主要人员配置手机进行场内外联
系。施工营地内开通一定数量的有线或无线电脑上网终端，用于资料传输即可。
9.2.3 施工临建设施
(1)砂石料系统
本工程所需粗细骨料用量较少，可考虑就近直接购买商品骨料。根据地质资料，天然粗
3 3
骨料出厂价 60 元/m ，水洗砂出厂价 70 元/m 。
初步估算本阶段混凝土骨料分级需要量见表 9.2-10
表 9.2-1 混凝土骨料分级需要量表
3
本工程混凝土浇筑量少，现场可在临建区配两台 0.4m 强制式混凝土拌制混凝土，砂浆
拌制另配一台 200ml 砂浆拌和机，设置砂石料材料堆放场地，1t 机动翻斗车场内运输，即
可满足工程要求。
(3)钢木综合加工厂
现场设置一座小型钢木综合加工厂，用于本工程钢筋、木材的加工。
148
(4)施工管理及生活区布置
依据太阳能光伏电站建设、施工要求、当地实际情况及施工环保要求，在场区集中布置
主营地一处，营地内设办公及生活福利房屋，综合仓库等临时设施，以满足工程的施工和管
理所需。
3 2
临时设施建筑面积约 203lm ，占地面积约 6330 m 。满足施工高峰每天 410 人的求。
详见表 9.2-2：
表 9.2-2 施工临时设施建筑、占地面积一览表
9.2.4 土石方平衡
本光伏发电场处于国有未开发土地，地质状况较好。施工临建区、道路、光伏发电电池
组件方阵基础和开关站基础施工场地，可在地表原有基础上，经过简单平整或碾压即可满足
要求。
场地平整土石方开挖和回填量不大，基本平衡，无弃渣外运。
9.3 施工交通运输
(1)对外交通运输
本工程主要设备为光伏发电组件、逆变器和交直流开关柜等，根据构件尺寸和重量在铁
路货运站卸货后再利用汽车由公路运输运抵现场。
靖远县境内公路交通网络发达，生活物资、房建材料及其它普通物资等在当地采购，通
过工程区内公路网运至各施工工区。
本次需新修进场道路约 2km，采周混凝土路面，路基宽度为 6.5m。
(2)场内交通运输
149
场内交通运输道路采用与场内永久道路同线，施工期，洒水碾压后作为场内交通运输道
路使用，施工完成后，对永久道路进行施工。材料库、加工场、设备堆放场的道路，原则划
为一侧进、另一侧出，并在场内用细石子铺设不窄于 4m 的道路，路面荷载要满足 20T 拖板
车行驶的需求。
本项目场内巡检道路共计为 53.80km，场内环形道路和 lMW 子系统间检修道路均为 4m
宽，先期建设，主体工程施工时结合利用。
9.4 工程建设用地
9.4.1 工程用地政策
根据白银市靖远县政府和国土资源局对本工程建设用地的界定，土地现状均为国有未利
用地，依据国家及地方有关政策征用国有土地。
9.4.2 永久工程用地
本期工程永久性占地包括：光伏阵列、集控中心、道路工程及其他建（构）筑物占地
等。
9.4.3 建设用地方案
本工程施工占地包括：临时性占地包括施工中临时堆放建筑材料占地、施工人员临时营
房占地、设备临时储存所占场地、拌合系统占地和其它施工过程中所需临时性占地。
9.4.4 工程征用地
本期工程征用占地分永久占地和临时占地。永久占地总占地面积 194.702 万 m2，其中
建设用地面积为 57.872 万 m2，场区用地总面积为 193.40 万 m2 临时占地总占地面积 9690
m2。本工程占用征地面积见表 9.4-10
表 9.4-1 工程征地面积表
150
9.5 主体工程施工
本工程主体工程分为：建筑工程和设备安装工程。
设备安装工程主要包括：光伏组件安装、逆变器及控制柜安装；1 10 升压站设备安装
工程。
主体工程建筑工程量表见表 9.5-10
表 9.5-1 主体工程建筑工程量表
151
9.5.1 土建工程施工
土建工程施工主要为光伏阵列基础工程、逆变器房、SVG 室和 35kV 开关柜室的施工，
综合考虑施工条件、工期、施工强度等因素，拟采用机械施工为主，人工为辅的施工方案。
(1)土方开挖：采用人工配合挖掘机开挖，渣料除回填利用部分就近堆放外，其余由自
卸汽车运输至场区用于场地平整；
(2)砼浇筑：采用移动式硷拌和机拌和砼，机动翻斗车场内运输直接入仓，机械振捣，
人工洒水养护。
(3)预埋件：采用仪器定位，人工安装。具体施工程序和方法如下：
①定位放线：在平整过的场地上，根据现场电站方位、各项工程施工图、水准点及坐标
控制点确定本工程光伏组件基础设施、避雷针及接地系统、控制柜、控制器、蓄光电池组的
位置。
②基坑开挖：基坑开挖尺寸应符合图纸要求，开挖基坑较深时应采取防护措施。
③验槽：按照施工图纸和施工验收规范的要求对基坑尺寸进行检验，使用水准仪检查坑
底标高应在同一水平面上，发生超挖现象的应采用相同土质回填并夯实。
④混凝土工程和预埋件的安装
工艺流程为：作业准备一拌制混凝土一混凝土垫层一预埋件定位一混凝土浇筑振捣一检
验一养护。
混凝土浇筑前应对施工水平面的位置、标高、轴线数量及牢固情况做细致的检查并做自
检记录，并把预埋件固定好位置。
(4)建筑物和构筑物的施工
逆变器房、SVG 室和 35kV 开关柜室采用的配电装置为户内型布置形式，主要新建配电
楼、综合楼等。
施工工序为：基础工程一结构工程一屋面以及厕所的防水工程一装修，在施工过程中，
严格按照技术要求进行。
9.5.2 主要电气设备安装工程
(1)光伏组件安装工程
152
单个光伏组件的安装，拟采用单体光伏组件分散安装的施工方案，以确保施工进度。具
体安装技术要求如下：
①组件支架安装
支架分为基础底梁、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安装图纸要求，采用螺栓连
接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。
②光伏组件安装
细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防此表面划伤，用螺栓紧固至支架上
后调整水平，拧紧螺栓。
(2)电缆线路安装
电缆管的加工敷设、电缆桥架及电缆架的安装、电缆敷设及电缆终端头的制作等均应符
合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》(GB50168-92)的有关规定和施工图纸要
求。
(3)llOkV 主变压器和电容器安装技术要求
llOkV 主变压器安装应遵守《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工
及验收规范》(GBJ148-90)的有关规定和厂家的安装装配图、安装使用说明书中的规定。
llOkV 电容器全套设备的安装调试，应在厂家指派工程师及安装使用说明书指导下，并
应符合《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》(GBJ148-90)的有关规定和施工图纸
要求。
9.6 施工进度计划
9.6.1 设备采购进度计划
9.6.1.1 采购计划
(1)编制准确详细的采购计划书表；
(2)根据设计提供的技术资料和技术要求，列出建设中所需要的各部件、设备的型号、
技术指标，进行公开或邀请招标，与协议生产厂家谈判，选择质优的设备，签订大宗设备供
货合同。在采购过程中保证采购质量，要求提供材料的厂家提供产品国家或省级质检机构出
具的质量检验合格报告；
153
(3)选择、确定符合本项目要求，具备中标合同数量规定生产能力的各部件供应商；
(4)供货合同确定供货设备质量要求及供货时间；
(5)合同签订之后，催促货物的生产，必要时，聘请设备监造工程师进厂监造。
9.6.1.2 采购进度
(1)为了合理利用时间，确保高效率完成本项目，将采用分批量供货方式，边生产边检
测边进货边施工。
(2)采购周期最长的设备需要 3 个月。
整个施工周期自工程开工至井网发电需要 1 2 个月时间，施工工序为：合同签订一土建
施工一货物制造、运输、安装一单元调试、实验一工程验收一试运行一正式运行。
(1)施工准备期
施工准备期初步安排在第一年的 1 月，历时 30 天。期间组织做好施工技术准备、施工
机械及人员调配、完成办公及生活福利房屋，各类仓库等各项工作，为主体工程施工创造前
提条件。
(2)主体工程施工期
①土建施工计划为第一年的 2 月至 9 月底，历时 240 天。期间完成场地平整、基础混凝
土浇筑及预埋件安装、电缆沟等工作；
②设备生产、安装总工期为第一年 3 月至 1 1 月底，历时 270 天，期间完成太阳能光伏
组件、升压变压器、逆变器的生产、采购、运输及安装等工作；
③并网前整体调测试验时间为第一年 12 月上旬，历时 10 天。
(3)验收和并网
工程验收、试运行初步安排在第一年 1 2 月中、下旬，历时 20 天。到 1 2 月底全部发
电阵列并网发电，投入试运行。
本工程施工场地条件好，单体光伏基础均可独立施工，计划设 8 个工作面同时施工，以
保证施工进度。经估算，本工程每个 1MW 基础工程土建施工占用直线工期 20 天，光伏组件
安装工程占用直线工期 10 天。工程施工进度计划见表 9.6-1 0
表 9.6-1 工程施工进度表
154
9.6.2 主要技术供应及施工特性
本工程主要技术供应及施工特性指标见下表 9.6-20
表 9.6-2 主要施工技术供应及施工特性指标表
9.6.3 主要施工机械配备表
本工程主要施工机械配备表见表 9.6-3
155
表 9.6-3 主要施工机械设备数量汇总表
156
10 工程管理设计
10.1 光伏发电工程运行、管理及检修的法规和标准
(1) 《电力工业技术管理法规》
(2) 《电气事故处理规程》
(3) 《安全生产工作规定》
(4) 《风力发电机组安全要求》(GB17646-1998)
(5) 《风力发电场运行规程》(DL/T666-1999)
(6) 《风力发电场安全规程》(DLF796_2001)
(7) 《风力发电场检修规程》(DL/T797-2001)
(8) 《电业生产事故调查规程》(DL558-1994)
(9) 《电力设备典型消防规程》(DL5027-1993)
(IO) 《发电厂检修规程》(SD275-1987)
10.2 工程管理机构
10.2.1 工程管理机构的组成和编制
甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100MW 并网光伏发电项目，由甘肃德?能源科技有限
公司负责兴建，根据“谁投资，谁受益，谁管理”的原则，本电站隶属于甘肃德?能源科技
有限公司，由其组建电站管理机构，负责电站的运行、维护及日常管理，并服从电网的统一
调度。
本电站按着“无人值班，少人值守”的原则，结合电站自动化水平初拟该电站管理机构
分为生产和职能两大部门，其中生产部门又包括运行、检修维护两个小组。工程管理机构拟
定总编钊人员 16 人，其中管理人员 2 人，运行维护人员 1 4 人。
10.2.2 工程管理范围
10.2.2.1 工程管理范围及管理办法
157
本光伏电站项目有生产区和生活管理区两个区域。生产区包括光伏阵列、逆变器室、箱
式升压变、输送电缆、组件支架等。生活管理区为 llOkV 升压站和控制中心，以及为保障光
伏发电场运行所必需的设施条件，包括工作人员生活设施。
生产区由值班人员进行严格管理，每日认真填写工作日志，各仪表的记录要妥善保存，
有问题要及时处理。生产区的各设备要每日检查其完好性，不得挪做它用。生活区内要保证
无灾害隐患，保证人身生命财产的安全。
10.2.2.2 办公生活基地安排方案
本光伏电站工程管理区、宿舍区均设在场区，根据电站编制定员 16 人。
10.3 主要管理设施
10.3.1 管理办法
10.3.1.1 管理职能
本工程的管理由甘肃德?能源科技有限公司独自承担，公司管理部门统一管理电站的生
产运行及生活。生产运行部门分运行和检修维护两个小组。各组职责如下：
运行组：负责电场及升压站内的主、辅设备的运行。
检修维护组：负责机械、电器设备、线路的检修维护工作。
10.3. 1.2 管理单位主要工作内容
电站管理单位的任务是，各部门职能明确，各尽所能，确保工程安全，充分发挥工程效
益，不断提高管理水平。
王要工作内容如下：
(1)贯彻执行国家和省上有关方针政策和上级部门的指示；
(2)掌握并熟悉工程设计、施工、管理运用、电站生产等情况；
(3)进行检查观测，养护修理，随时掌握工程动态，消除工程缺陷；
(4)了解气象预报，做好工程的调度运用；
(5)做好气候环境监测；
(6)收取电费；
158
(7)加强职工思想政治工作和技术培训，关心职工生活；
(8)做好工程保丑工作；
(9)建立健全各项档案，编写大事记；
(IO)通过管理运用，积累资料，分析整编，总结经验，不断改进工作；
(II)制定、修订工程的管理办法及有关规定并贯彻执行。
10.3. 1.3 工程检查与监测
本工程检查与监测的任务是：监视工程的状态变化和运行情况，为正确管理运行提供科
学依据；及时发现不正常迹象，分析原因，采取措施，防止事故发生；通过对各建筑物原型
监测，对原设计的计算方法及指标进行验证；监视气象变化，做出气象报告。
当发生非常运行情况时或发生重大事故时，管理单位应及时组织力量检查、处理。
10.3.2 工程管理范围及保护范围
本工程主要由发电系统（组件、跟踪和逆变系统）、低压输配电系统、高压输变电系
统、场区组成，该电站工程管理划分管理范围和保护范围两部分。
工程管理范围及保护范围包括发电系统（组件、跟踪和逆变系统）、低压输配电系统、
高压输变电系统、场区等及各建筑物周围。
10.3.2.1 工程管理范围
场区：按围墙边线以外 5.Om 确定。
工程管理范围应根据电站工程管理和保护工程安全的需要，结合工程所在地自然地理条
件、历史情况和社会经济等具体情况由电站管理机构与县有关部门协商划定，报相应权限的
行政机关批准，并明确边界、树立标志，办理土地使用权发证手续。
在工程管理区内，土地由国家所有，使用权归电站管理机构，任何单位及个人不得侵
占。
10.3.2.2 工程保护范围
工程保护范围：在工程管理范围外边界线外廷，主要建筑物不少于 30m。
10.3.3 土地征用及管理
159
拟在本电站建筑物线以外 5.Om 的范围进行土地征用，在土地征用和保护范围内，土地
及其附着物的所有权及使用权维持现状不变，但严禁在土地征用和保护范围外进行其它与电
站无关的建设施工，严禁破坏水土保护、危害建筑物安全和正常运行的一切人为活动。
10.3.4 通信方式与设施
本电站生产调度通信按照调度要求进行设计、施工，行政通信采用一台 20 门数字程控
交换机，采用有线通信方式，实现电站内部、外界用户的通信联系。
通信电源采用交、直流两用供电方式。当交流电源停止时备用电源立即投入使用。
10.3.5 交通设施
工程区距离靖远县直线距离约 80km，距离白银市约 120km 。对外交通有县乡公路与
G109 国道相连，工程施工所需的施工设备及机电设备等均可考虑利用上述公路运输，再转
运至工地，对外交通较为便利。
10.4 工程建设管理
工程投资依靠融资或争取银行贷款为主，工程建设过程中应严格遵照国家有关基建程
序，建设规程、规范及管理条例。实行项目管理法人制、招投标制、建设监理制的“三制原
则”o 以保证工程质量、进度及投资得到有效控制。
(1)建设期由项目公司组建相应的建设管理机构，全面负责工程资金筹措、建设实施
等。并应接受国家财政、审计、税务、质量部门的审查和监督。
(2)按照公开、公正、公平和诚实信用的市场交易方式，采用招标的方式，选择具有相
应资质和施工能力的土建承包单位；除已经初步签订预供货协议的厂家外，对其他设备采用
招标方式。选择具有相应资质和加工制造能力的设备生产厂家以及相应的机电安装单位。使
施工、材料设备供应公平竞争，提高工程投资效益。
(3)对工程的土建施工及设备安装实施建设监理制，招聘具有相应资质的监理专业单位
进行施工监理，对工程建设实施直接管理，以增加工程建设过程中合同芙系及监督、制约协
调机能的科学性与公开性。
10.5 电站运行维护、回收及拆除
10.5.1 光伏发电系统
160
(1)考虑户外应用的需要，虽然在设计制造过程中充分考虑了环境污染等因素，配置了
具有自动感应除尘功能的组件自动除尘系统，但长期在户外使用，空气中漂浮的细小颗粒特
别是含有油成分的颗粒附着在组件表面，将减少能量的输出，如果条件允许，定期清洗是必
要的。
(2)在任何情况下都不允许使用硬物磨擦电池组件表面，包括在对组件作定期清洗维护
时亦应使用棉制的布作为清洗工具，以保护组件的玻璃不被划伤，影响组件发电效率及使用
寿命。
(3)检查电池组件变坏的标记；检查所有可能被损坏、侵蚀的线缆；检查电池组件是否
受到侵蚀；检查其是否漏电。
(4)检查所有的连接是否牢固，支架紧固的螺丝是否牢固，接线是否牢固，调整和紧固
是必要的。
(5)对跟踪系统的机械齿轮部分要定期增加润滑油，减小摩擦。
(6)定期巡查跟踪精度，当跟踪出现偏差时，要尽快采用手动方式使跟踪正确，以免影
响发电，同时尽快排除故障。
10.5.2 输变电和配电等电气系统
根据电力系统对变压器、输电系统、开关系统等检修、维护和运行的规程进行巡视、实
验、检测、维护和检修，按照安规的规定和要求严格操作，防止电气误操作，并经常巡视电
气设备，及时发现隐患，及时安排检修处理，防止事故的发生。
10.5.3 运行维护和拆除方案
本光伏发电项目建成投产后，在 25 年的运行期内必须建立为日常运行、维护所需的资
料文件、规章制度等措施，其主要资料文件如下：
(1)光伏电站光伏组件及逆变器应有的技术档案；
(2)制造厂提供的设备技术规范和运行操作说明书、出厂实验记录以及有关图纸和系统
图；
(3)光伏组件及逆变器安装记录、现场调试记录和验收记录以及竣工图纸和资料；
(4)光伏组件输出功率与光照关系曲线（实际运行测试记录）；
(5)光伏组件及逆变器异常和事故运行记录；
161
(6)光伏组件及逆变器检修和重大技术改进记录；
(7)先伏电站运行记录的主要内容有发电量、运行小时、故障停机时间、正常停机时
间、维修停机时间等。
根据光伏电场设备的具体情况，按照目前建筑工程和设备常用的拆除技术方法，主要有
分部件吊装（人工）拆除、推倒拆除、切割破碎拆除等方法。其中吊装拆除由于能保证拆除
物的完整性，有利于其回收利用。推倒拆除适用于混凝土结构的建筑物；切割破碎拆除适用
于大型结构，且需要二次回收的利用的材料。根据上述拆除方式的不同和适用的对象，对不
同的拆除物选择合适的的拆除方案。
162
11 环境保护与水土保持设计
11.1 环境保护设计
11.1.1 设计依据
11.1.1.1 法律法规
(1) 《中华人民共和国环境保护法》（1989 年 1 2 月 26 日）
(2) 《中华人民共和国环境影响评价法》（2003 年 9 月 1 日）
(3) 《中华人民共和国水土保持法》（2011 年 3 月 1 日）
(4) 《中华人民共和国可再生能源法》（2006 年 1 月 1 日）
(5) 《中华人民共和国野生动物保护法》(2004 年 8 月修订)
(6) 《中华人民共和国水污染防治法》（2008 年 6 月 1 日）
(7) 《中华人民共和国大气污染防治法》（2000 年 9 月 1 日）
(8) 《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1997 年 3 月 1 日）
(9) 《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005 年 4 月 1 日）
(IO)国务院【1998】第 253 号令《建设项目环境保护管理条例》
(II) 《中华人民共和国行政许可法》（2003 年 8 月 27 日）
(12) 《中华人民共和国土地管理法》（2004 年 8 月 28 日）
(13) 《中华人民共和国电力法》（1995 年 12 月 28 日）
(14) 《中华人民共和国防洪法》（1998 年 1 月 1 日）
(15)国家发展和改革委员会发改能源[2004]864 号文《国家发屐改革委关于燃煤电站
项目规划和建设有关要求的通知》
(16)国家发展和改革委员会第 9 号令《产业结构调整指导目录(2011 年本)》
(17)《水利部关十修改部分水利行政许可规章的决定》（2005 年 6 月 22 日）
(18) 《水土保持生态环境监测网络管理办法》（2000 年 1 月 31 日）
163
(19) 《开发建设项目水土保持设施验收管理办法》（2005 年 7 月 8 日）
(20)中华人民共和国水利部令第 28 号《水利工程建设监理规定》
(21) 《企业投资项目核准暂行办法》（2001 年 9 月 1 5 日）
(22)中华人民共和国水利部第 29 号令《水利工程建设监理单位资质管理办法》
(23)国家计委、水利部、国家环保局水保[1994]513 号《开发建设项目水土保持方案管理办
法》
11.1.1.2 标准规范
(1) 《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及《关于发布<环境空气质量标准
(GB3095-1996 当改单的通知>二级标准；
(2) 《声环境质量标准》(GB3096-2008)1 类标准
(3) 《地表水环境质量标准》(GB3838-2002) 111 类标准
(4) 《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)I 类标准
(5) 《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)
(6) 《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)=级标准
(7) 《环境影响评价技术导则》(HJ 2.1-2011)
(8) 《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ 19-2011)
(9) 《环境影响评价技术导则地面水环境）） (HJ/T2. 3-93)
(1O) 《环境影响评价技术导则地下水环境）） (HJ 610-2011)
(11) 《环境影响评价技术导则大气环境）） (HJ 2.2-2008)
(12) 《环境影响评价技术导则声环境）） (HJ2.4-2009)
(13) 《环境监测技术规范》（国家环境保护局，1989 年）
(14) 《开发建设项目水土保持技术规范》(GB50433-2008)
(15) 《歼发建设项目水土流失防治标准》(GB50434-2008)
164
(16) 《防洪标准》(GB50201-94》
(17) 《水土保持监测技术规程》(SL277-2002)
(18) 《土壤侵蚀分类分级标准》(SL190-2007)
(19) 《水利水电工程制图标准水土保持图》(SL73. 6-2001)
(20) 《水土保持工程概（估）算编制规定》（水总[2000]第 67 号）
(21) 《开发建设项目水土保持设施验收技术规程》(GB/T22490-2008)
(22) 《工程勘察设计收费标准》（计价格[2002]10 号）
(23) 《水土保持工程质量评定规程》(SL336-2006)
11.1.2 环保设计任务及总体目标
11.2.2.1 环保设计任务
结合本地区环境现状及本工程建设的特点，分析本项目区及周围影响范围内的主要环境
保护目标，说明本项目对环境造成的影响，给出相应的环境污染防治措施，以及建设项目环
境可行性的明确结论，同时提出减少环境影响的其他建议。
11.2.2.2 环保设计总体目标
根据项目区自然环境特点编制绿化方案，选择适宜树种对集控中心区进行绿化，以达到
防尘、降噪、美化环境及恢复生态的目的。
11.1.3 场址环境现状及主要环境问题
11.1.3.1 环境空气
本项目位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县城约 80km，距离白银市约
120km。项目建设场地开阔，周围无高大建筑和遮挡物，土质为黄土，结构松散，周围为旱
地、村庄，无大型工矿企业，环境空气质量较好。
11.1.3.2 水环境
场地地形整体较为平坦，地势南高北低。工程区水文地质条件简单，地表水系不发育，
区内无地表水径流，仅有少量的地下水分布，埋深大于 30m。区内孔隙性潜水主要补给来源
为大气降水，由于干旱少雨，故其径流补给及埋藏条件均很差。
165
11.1.3.3 噪声
本工程位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，周边为旱地以及村庄，无大型工矿企业，
主要噪声源为交通噪声，背景噪声较低。
11.1.3.4 生态环境现状
场址属地形、地貌为荒滩、旱地，植被稀疏，较为脆弱，由于风饿较为严重，表面基本
上以黄土覆盖。本项目的建设场址区生态环境脆弱区，生态环境质量相对较差。
(1)植被
拟建场区植被十分稀疏，均为耐旱、耐恶劣环境的杂草类，且自然长势较差，原有生物
量很小，地表植物长势差，生物量低，不能形成集中连片的复合生物群落，因此表现出植物
种群单一，结构简单，物种稀少，抗御外界干扰能力差，生态环境质量较差。
(2)野生动物
本地区无大型野生动物，偶有鼠、兔出现，场址内及四周也从未见有珍稀野生动、植
物。
(3)区域景观
建设项目所在地原有的景观为黄土川台地景观，虽然这是一种自然的景观，但人们的视
觉效果往往会感到枯燥的疲劳。
11. 1.3.5 主要环境问题
经过现场调查，本项目地处荒滩，周围为旱地，场区周边距离居民区较远，根据工程建
设及工程建成后运行特点，主要的环境保护时段应在工程建设期，鉴于项目地处荒滩，区域
生态环境较为脆弱。
11.1.4 环境保护目标
本工程主要的环境保护时段应在工程建设期，鉴于项目地处荒滩戈壁，区域生态环境较
为脆弱，项目的主要环境目标见表 11. 1-10
166
表 11.1-1 主要环境保护目标
本工程所在区域主要环境保护目标为：
(1) 工 程 所 在 地 环 境 空 气 质 量 执 行 《 环 境 空 气 质 量 标 准 》 (GB3095-1996) 及 国 环 发
[2001]1 号修改单中的二级标准；
(2)声环境执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)中 2 类标准。
11.1.5 坏境影响分析
太阳能是一种清洁能源，光伏发电整个过程没有废气、废水及废渣排放。
本项目建设过程中污染物主要有固体废弃物、废水、噪声和扬尘，根据该项目的特点和
当地气候特点，施工期污染物主要以噪声和扬尘为主。
本项目运行过程中对环境的影响主要是光污染和输变电系统产生的电磁辐射，废水主要
来源于场区工作人员的生活污水。
11.1. 5.1 施工期环境影响分析
(1)声环境
施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪音，在施工各个阶段，施工现场均有机
械设备运转，这些设备的单体声源声级一般都高于 90dB(A)，部分设备声源有时高达 150。B
(A)o 施工现场噪声主要高噪声施工机械有钻机、混凝土搅拌机、挖掘机、夯实机、装载机
械、载重卡车、汽车吊等。
施工噪声评价标准执行《建筑施工场界噪声标准》(GB12523-2011)中规定的噪声限值，
昼、夜间分别为 70～75dB(A)和 55dB(A)，根据类比分析，昼间施工噪声级在施工点 40m 外
可达到标准，夜间距施工点 150m 搅拌机超过标准限值，但由于周围最近人群在 lkm 外，故
施工期噪声除影响施工人员外，不会对周围声环境造成大的影响。本工程施工大部分安排在
白天，且场址周围为荒滩，没有居民和工矿，故施工噪声不会造成扰民现象，且随着项目施
工结束而消失。
167
(2)环境空气
施工期汽车尾气和地面扬尘污染可能对区域环境空气产生影响。施工扬尘主要来支架基
础、箱式变电站、电缆沟、进场公路、集控中心建筑物等工程建设时施工开挖、爆破、粉状
建筑材料（如水泥、石灰等）的装卸、拉运粉状材料及土石方、车辆在道路上行走、施工粉
状材料的随意堆放和土方的临时堆存筹过程。
工程所在区域地面植被稀薄，在开发建设之前的风沙就较大。项目施工过程中地面扰动
较大，在不采取任何防尘措施条件下，受风蚀作用影响，将进一步侵蚀土壤，而且扬尘对空
气环境的影响也将有所加重。
在施工期采取洒水降尘，对原料堆场采用加盖蓬布等措施后，可使其影响降到最低。同
时工程施工区布置分散，污染源源强小，加之施工区地形开阔，当地风速也较大，地形及气
象条件有利于污染物的扩散，这在一定程度上可减轻扬尘的影响。施工扬尘造成的污染仅是
短期的、局部的影响，施工完成后就会消失。同时由于施工期扬尘产生量不大、影响范围较
小，因此对周围环境的不利影响较小。
(3)水环境
施工期废水主要是施工生产废水和施工人员产生的生活污水。
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。因此，生产废水从绝对量来说很小，从面上来说又相对较广，而
且废水产生的时间也是不连续的，局部产生的少量废水在无法再利用的情况下，通过地表蒸
发及下渗损耗，不会形成地表径流水流。因此，施工期生产废水的排放不会产生不利影响。
生活污水产生量较小，且排放分散，而工程所处区域干旱少雨、蒸发量大的环境特点，
对于工程施工期间产生的生活污水可集中收集沉淀净化后，用于泼洒降尘，随洒随蒸发、渗
漏，故不会造成水环境污染。
(4)司体废物
本项目施工期固体废物影响主要是逆变器、箱变基础等挖方、回填后的剩余量及施工人
员生活垃圾。剩余方可用于场内冲沟及道路的铺垫，无需废弃。生活垃圾采取设置垃圾桶集
中收集方式，定期送环卫部门指定地点堆存或填埋，对环境的影响较小。
(5)对人群健康的影响
168
对人群健康产生的影响主要在施工期。施工期基础设施可能相对简陋，如果饮食卫生、
生活用水、环境卫生等管理措施不利情况下，可能增大一些传染病流行的可能性。
11. 1.5.2 运行期环境影响评价
(1)声环境
本工程的噪声较单一，运营期的噪声主要是逆变器及箱式变压器产生的噪声，其运行噪
声源强约 60dB (A)左右。昼间距声源 65m 外，夜间距声源 150m 外的噪声即可满足《声环境
质量标准》(GB3096-2008)中 2 级标准中的昼间<60dB (A)，夜间<50dB(A)的要求。本光伏电
场所在位置均为无人居住区，逆变器及变压器运行时的噪音对当地居民无影响。
(2)水环境
1)生活污永
项目所在地处干旱隔壁荒滩，工程实施范围内无地表水系，生活污水因日产生量小，本
次环评综合考虑区域地表水环境的敏感特性及生活污水水量、水质，建议将本项目生活污水
经一体化生活污水处理设施处理，经处理后排放的污水水质低于《农田灌溉水质标准》
(GB5084-2005)中旱作标准值，可全部作为场址区域绿化生态用水以及场内道路降尘用水，
实施水资源综合利用。因此不会对水环境造成负面影响。
2)电池组件外表冲洗废水
根据工程方案，本项目工程拟采用洒水车喷水清洗方案进行电池组件外表的清洁工作，
考虑到本项目所在地区为干旱地区，水资源缺乏，清洗尽量做到节约用水，清洗过程不添加
3
任何清洗剂，用清水冲洗。经估算本项目冲洗电池组件用水量约 1980m /a，清洗废水产生
3
量约为 1980m /a，清洗废水水质简单，主要以蒸发和渗入本项目场地等方式消减。
(3)电磁辐射
本项目运营期 llOkV 升压站内的高压主变工作时会产生电磁辐射。电磁辐射属物理性污
染，目前已有许多成熟的抑制技术。就本项目而言，电磁辐射源主要是 llOkV 升压站内的高
压变电器，发电机和变电所在设计时考虑了防磁、防辐射等要求，在选材时已将辐射降至最
小，其对当地无线电、电视等的影响较小。因此本工程运营期电磁污染产生的环境影响及可
能引发的其他环境问题均可得到较为有效的控制，不会产生大的环境影响。
(4)景观影响分析
169
当本工程建成后，光伏组件整齐排列于荒漠戈壁中，从景观美学上看组件外表为蓝色，
与周围景观色彩谐调，对空间布局不造成干扰影响，同时大规模的光伏产业基地亦形成为当
地的清洁能源参观与旅游基地，成为当地一道亮丽的独特景观。
(5)对空气质量的影响
光伏发电不产生废水、废气等污染物。本项工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污
染源，从而减少工程建设投运后，对区域大气、生态环境的影响及破坏。
(6)固体废弃物
本项目运营期固体废弃物主要是工作人员产生的生活垃圾、更换的废多晶硅电池和少量
废油抹布。
本项目运营期劳动定员 16 人，生活垃圾产生量按每人每天 0.5kg 计算，则本项目生活
垃圾产生量为 8kg/d。主活垃圾产生量相对较少，且集中堆放，不会对周围环境产生大的影
响。
太阳能光伏发电站运行大约 15～25 年以后，由于多晶硅电池功率衰减，会对其进行更
换，本项目 1OOMWp 太阳能电池，将产生 8190t 废多晶硅电池。
本项目变压器出现事故检修时会产生少量废油抹布，这些废油抹布属于危险固废，必须
交由当地危废品回收中心统一回收处理。
11.1. 5.3 对生态环境的影响
工程建设将征占当地一定数量的土地，同时工程施工过程中将进行土石方填挖，包括支
架基础施工、逆变器房及箱式变基础施工、监控中心各基础施工等工程，不仅动用土石方，
而且有施工机械及人员活动。工程对当地生态环境的影响主要表现为：土壤扰动后，地表植
被破坏，可能造成土壤侵蚀及水土流失；工程建成后对原有土地类型的改变等。
(1)对植被的影响分析
本工程建设主要包括光伏组件场地、集控中心、永久道路等工程以及临时建筑宿舍办公
室、仓库、加工厂、吊装场地等等工程，以上建设均要破坏地表植被。永久占地全部为荒
滩，大多为耐寒、耐旱的草本植物，故原有生物量也较小，加之场址范围内没有珍稀的植
物，因此，本项目的建设对当地植物的总体影响并不大。
170
本工程占地范围内存在的植被稀疏，且工程将按部分永久占地面积（如集控中心）采取
植草的方式进行生态补偿，施工临时占地在施工结束后将采取机械平整压实自然恢复措施，
因此，工程施工对当地植物多样性影响很小，不会对区域内生态环境质量造成不利影响。
(2)对动物的影响
工程建设对野生动物的影响主要表现在施工期间人为干扰活动增多，使野生动物觅食和
繁殖活动受到了一定影响，不利于野生动物的生存和繁殖；同时机械噪声将干扰野生动物栖
息，迫使野生动物迁出工程区域；施工中人员可能发生偷猎现象，但这种影响可以通过加强
管理和提高施工人员的环境保护意识予以消除。
(3)对水土流失的影响
工程建设中将扰动、破坏原地貌及其植被，特别是工程活动形成的开挖破损面以及倒
运、堆放的松散弃渣极易产生新的土壤侵蚀和水土流失，进而导致生态环境质墨变差。
(4)工程占地对土地利用的影响
工程占地包括永久占地和临时占地两部分，光伏发电场永久占地较少，大部分临时占地
因只在施工期占用，再加上恢复时间，一般两年，少部分最多占用三年，时间较短，施工结
束即恢复为原地貌，所以对当地村民的生产、生活影响很小，不会整体改变当地的土地利用
现状。
总之，本期工程永久占地较少，不会改变当地的土地利用，不会对当地的生态环境产生
明显的影响。
11.1.6 主要不利影响的环保对策和措施
本工程对环境的不利影响主要体现在生态、施工和运营影响三个方面，为减免其不利影
响，应采取如下环保措施。
11.1.6.1 生态环境保护对策措施
(1)水土流失防治措施
具体措施详见“水土保持措施”。
(2)生态防护措施
根据工程建设特点，结合该区自然环境特征，生态防护重点是因工程建设造成风沙对项
目区及周边环境的影响。
171
①强化施工管理，努力增强施工人员的环境保护意识，杜绝因对施工人员的流动管理不
善及作业方式不合理而产生对植被和土地资源的人为影响和破坏。如：施工人员对植被的任
意践踏、焚烧；机械、车辆操作驾驶人员超越施工活动范围而对植被造成碾压；施工材料，
固体废物任意堆放而埋压植被等。
②施工期间，应划定施工区域界限，在保证施工顺利进行的前提下，严格控制施工人员
和施工机械的活动范围；尽可能缩小施工作业面和减少破土面积；努力压缩开挖土方量，并
尽量做到挖填平衡和减少弃土量，以最大限度地降低工程开挖造成的水土流失。
③合理安排施工时间及工序，基础及缆沟开挖应避开大风天气及雨季，并尽快进行土方
回填，弃土及时处置，将土壤受风蚀、水蚀的影响降至最小程度。
④平原戈壁是风力、水力侵蚀和气候变迁的结果，其砂砾石层现阶段对于减轻戈壁风蚀
有重要作用，故以施工后在作业带内恢复砾石层为主要治理措施，防治因开挖挠动引起的风
沙危害。可采取基础及缆沟开挖过程中，将表面及开挖出的砾石另行堆置，作为锖压材料，
回填时采用机械或人工对填土表面平整夯实后铺压砾石层。
⑤废弃渣土要集中放在低凹、坑地，及时用于施工道路的修筑，施工垃圾应及时清运至
附近的生活垃圾填埋场统一处理。
⑥施工期内人员、机械、营地等应严格按设计集中在有限范围内，严禁随意扩大挠动范
围，将对植被和土体结构的影响降至最低程度。
⑦大量沙生植被在防风固沙，减轻地表风蚀和水土流失等方面起着重要的作用，是当地
生态环境和农业生产条件不被恶化的主要原因，故在监控中心设计中应考虑根据因地制宜，
适地栽种的原则配合适宜的绿化工程建设，可选择耐旱、耐瘠薄、抗逆性强及防风、固沙效
果好的速生植物，以达到防治项目区水土流失和改善周边生态环境的目的。
⑧在本项目设计当中，合理规划，使本项目对土地的占用达到最小程度。施工便道少占
地，有固定路线，不要随意向两边拓展，或单另开道。
⑨工程施工过程中和施工结束后，及时对施工场地进行平整和修缮，采取水土保持措
施，防治新增水土流失。
11.1.6.2 噪声污染防治对策措施
运营期机组噪声对附近居民生活无明显影响，但施工期施工作业噪声不可避免，但为减
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。
172
(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，将施工过程使用的各类机械及噪声值列入招标文件中。
(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，减少由于施工机械维护不当而产生的噪
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《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)的要求。
11. 1.6.3 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，运营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。施工扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放、土方的临时雄放以及车辆运
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所有来往施工场地的多尘物料均应用帆布遮盖。
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
3
织排放监控浓度小于 l.Omg/m 。
11.1.6.4 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
173
生活污水采用集中收集处理的方式，可在场区内设置化粪池进行处理。生活污水经处理达标
后用作场区周围区域生态用水或道路降尘用水，实施水资源综合利用。
项目正常运营过程中，场内职工主要从事办公、监控、检修等工作，污水主要为办公、
生活污水。项目生活污水经国际标准化化粪池处理后，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，可用于浇灌中控楼院内绿地。
组件清洗，清洗过程未添加任何清洗剂，用清水冲洗。清洗废水水质简单，主要以蒸发
和渗入场地等方式消减。
因此，运营期废水对周围环境产生的影响较小。
11. 1.6.5 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首先工程开挖土石方时，开挖断面洒水降尘，注意
土石方的临时堆放，采取一定的遮挡措施；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，既避免了水土流失，又有利于地表的恢复和生态环境
的保护。
本项目运营期固体废弃物主要是工作人员产生的生活垃圾、更换的废多晶硅电池和少量
废油抹布。
本项目运营期产生的生活垃圾不得随意堆弃，要求在集控中心设置垃圾桶，实施集中收
集后定期交由当地环保部门妥善赴理，则不会对周围环境产生大的影响。
太阳能光伏发电站运营期结束后产生的废多晶硅电池，应委托相关的危废品回收部门统
一回收。
本项目变压器出现事故检修时会产生少量废油抹布，这些废油抹布属于危险固废，必须
交由当地危废品回收中心统一回收处理。
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。
11.1.6.6 光影污染分析
光伏发电方阵一排排向着太阳，在阳光的照射下，其光伏板面会反射光线，形成光污
染。长时间在光污染环境下工作和生活的人，视网膜和虹膜都会受到不同的损害，视力急剧
下降，白内障发病率高达 40%，还使人头昏心烦，甚至发生失眠，食欲下降，情绪低落，身
体乏力等类似神经衰弱的症状。
174
本项目建设地点位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，本项目所在周为戈壁荒滩；距离
居民区较远，本项目太阳能电池板组件反射率为 l%，光透过率 95%，太阳电池组件产品在设
计要求最大程度地减少对太阳光的反射，以利于提高其发电效率，太阳电池方阵的反光性应
很低的，在项目场地南侧区域反射光极少，因此本项目光污染不会产生大的影响。
11.1.7 环境监理
本工程环境监理范围与环境影响评价的评价范围基本一致，环境监理执行标准与项目环
评执行标准相同。
环境监理目标：实现工程建设项目环保目标、监理落实环境保护设施与措施、防止生态
破坏、满足工程施工环境保护验收的要求。
本工程环境监理可分为施工准备，工程施工和环保验收三个不同实施阶段，每个阶段环
境监理工作主要内容如下：
11. 1.7.1 施工准备阶段环境监理
(1)建立工程环境监理机构：将环境监理人员审查表报总监审查一安排环境监理人员进
场一配置环境监理监测设备一组建工地环境监理项目部一进行内部分工一制定环境监理人个
岗位职责、工作制度、工作纪律一制定工程环境监理实施方案（工作计划）。
(2)岗前准备：熟悉项目环评报告表等，相关环保法律、法规、标准和规范一本项目环
境监理人员专项培训一词查施工环境、熟悉监理标段内的环境敏感点和保护目标。
(3)核实“环评报告”中的批复意见在设计和施工方案中的落实情况。
由环境监理项目部组织环境监理工程师，对照“环评报告”提出的环保措施及相关批复
提出的要求，在现场踏勘的基础上，核查施工图设计文件和施工方案中环保措施与要求的落
实情况。对未落实的重大环保措施，应提出书面材料报业主请设计单位复核并进行变更设
计。
(4)检查施工单位的施工准备：审查施工组织设计中的环保条款一检查施工期环境管理
体系（包括环境管理机构、人员及岗位、职责、环境管理措施、计划等是否完善、明确）一
检查承包人场地占用情况（重点是临时占地）及采取的环保措施情况一审批承包人提交的施
工期环境管理计划一组织召开环境监理例会一对招投标中或者施工组织中缺少的环保内容要
求补充完善。
175
(5)现场检查确认施工单位选定的施工营地、施工便道、搅拌站、材料堆场、临时弃土
（渣）场等临时用地。
(6)经业主授权编制“施工期承包单位环境保护考评验收办法”，作为环保项目单项工
程验收、资金支付和环保评先的依据。
11.1.7.2 施工阶段环境监理
(1)环保达标监理
由环境监理工程师通过对施工过程的旁站、巡视，辅以简单的监测，或者有环境监测单
位进行现场监测，对照本项目执行环境保护标准、规范，监督各施工单位（承包人）的施工
活动，使环保措施得到落实，实现施工期的施工噪声、扬尘、废水等各项污染达标排放。
工作程序为：环境监理人员发现问题一报告总监一总监下达整改指令一承包人改正一环
境监理工程师复查验收一验收材料归档待报业主。
(2)环保工程监理
由环境监理工程师根据本项目环评报告书及其批复对环保工程的要求情况进行全面审查
监理。
工作程序为：环境监理工程师审查环保治理工程工艺情况一考察论证环保治理设计、设
备供应厂家的情况一监测计量环保工程的数量一提出环保工程施工建议一监督施工单位实施
一会同工程质量监理单位整理环保工程质量监理材料一环境监理单项初步验收环保工程一整
理各单项环保工程材料一参与环保部门整体环保验收。
11. 1.7.3I 程完工环保验收阶段环境监理
本阶段包括每项环保工程完工后由业主组织的内部单项环保验收和工程竣工后由环保部
门组织的整体环保验收两方面内容，具体如下：
一是业主组织内部环保工程验收：组件安装等土建施工单位工程完工后，由施工单位提
交《单位工程完工环保验收申请报告》，业主环保领导小组组织工程质量检验、环境监理组
以及施工单位对单位工程的环保措施落实情况及环保工程的建设情况进行验收，验收结果作
为交工验收时环保单项验收的依据和环保资金支付的依据。
工作程序为：施工单位提交《单位工程完工环保验收申请报告》一环境监理工程师现场
复查一总监代表签认报业主环保领导小组一环保领导小组组织现场验收一环保总监签发<单
位工程完工环保验收合格证书》。
176
二是环保部门组织的项目环保验收：在内部各项验收的基础上，环境监理办配合、协助
业主做好工程环保验收调查、环保验收监测、并督促完成现场环保整改任务，同时完成项目
环境监理报告的编制，作为项目环保验收的必备材料提交环保部门验收。
11.1.8 环境保护综合评价及结论
本期光伏发电项目建设对生态环境的影响主要来自施工期，在施工过程中，应认真实施
本报告中提出的环境保护及其它污染防护措施。
项目实施后，各污染要素对周围环境影响相对较小，但也应切实加强环保措施监控，确
保施工期所造成的生态破坏不会对周边环境造成大的影响。
综上所述，本项目从环境保护的角度来看是合理的、可行的。
11.2 水土保持设计
11.2.1 设计依据
11.2.1.1 法律法规
(1)《中华人民共和国水土保持法》(2011.3)；
(2)《中华人民共和国水法》(2002.10)；
(3)《中华人民共和国电力法》(1996.4)；
(4)《中华人民共和国防洪法》(1997.8)；
(5)《中华人民共和国土地管理法》(1998.8)；
(6)《中华人民共和国防沙治沙法》(2002.1)；
(7)《中华人民共和国草原法》(2003.3)；
(8)《中华人民共和国环境保护法势(1989.12)；
(9)《中华人民共和国环境影响评价法》(2003.9)；
(10)《中华人民共和国水土保持法实施条例》(1993.8)；
(11)《建设项目环境保护管理条例》国务院令(1998)第 253 号；
(12)《甘肃省实施水土保持法办法》(1993.9)；
177
(13)《国务院关于加强水土保持工作的通知》（国发[1993]5 号）。
11.2.1.2 部委规章
(1)《开发建设项目水土保持方案管理办法》水保(1994)513 号；
(2)《开发建设项目水土保持方案编报审批管理规定》水利部令(1995)第 5 号；
(3)《水土保持生态环境监测网络管理办法>水利部令》(2000)第 1 2 号；
(4)《开发建设项目水土保持设施验收管理办法>水利部令》(2002)第 16 号；
(5)《水利部关于修改部分水利行政许可规章的决定>水利部令》(2005)第 24 号；
(6)《水利部关于修改或者废止部分水利行政许可规范性文件的决定》水利部令(2000)
第 25 号；
(7)《关于规范水土保持方案技术评审工作的意见》，水利部水保[2005]121 号；
(8) 《 关 于 开 发 建 设 项 目 水 土 保 持 咨 询 服 务 费 用 计 列 的 指 导 意 见 》 ， 水 利 部 保 监
[2005]22 号；
(9)《水利工程建设监理规定》（水利部 28 号令）；
(10)《水利工程建设监理单位资质管理办法》>（水利部令第 29 号令）o
11.2. 1.3 规范性文件
(1)《全国生态环境保护纲要》国发(2000)38 号文；
(2)《全国水土保持预防监督纲要(2004- 2015》水利部水保(2004)332 号文；
(3)“关于发布《2003 年全国性及中央部门和单位行政事业性收费项目目录》的通知”
财政部、国家计委财综(2004)21 号；
(4)《关于西部大开发中加强建设项目环境保护管理的若干意见》环发(2001)4 号；
(5)?规范水土保持方案编报程序、编写格式和内容的补充规定》水利部保监(2001)15
号；
(6)《水电工程设计概算编制办法及计算标准》国家经济贸易委员会(2002)78 号公告；
178
(7)“关于颁发《水土保持工程概（估）算编制规定和定额》的通知”水利部、水总
(2003) 67 号；
(8)“关于加强大中型开发建设项目水土保持监理工作的通知”水利部水保(2003)89
号；
(9)“水利部关于划分国家级水土流失重点防治区的公告”(2006);
(10)《甘肃省人民政府关于“划分水土流失重点防治区”的通告>甘肃省人民政府，
2000 年 5 月；
(11)《甘肃省水土流失危害补偿费、防治费征收、使用管理办法>甘肃省物价委员会、
财政厅、水利厅 1995 年 9 月。
(12)“关于颁发《开发建设项目水土保持方案技术审查要点》的通知”水利部、水保监
[2008]8 号。
(13)关于严格《开发建设项目水土保持方案审查审批工作的通知》（水保[2007]184
号）；
(14)《关于规范生产建设项目水土保持监测工作的意见>（水利部水保[2009]187 号，
2009 年 4 月 1 日）；
(15)《关于开展开发建设项目水土保持监督执法专项行动的通知》（水利部水保<2007>
第 407 号）；
(16)《关于开发建设项目水土保持咨询服务费用计列的指导意见》（水利部保监
<2005>22 号）；
(17)《关于印发<建设工程监理与相关服务收费管理规定>的通知》（国家发改委、建设
部发改价格<2007>670 号）；
(18)《关于加强和规范新开工项目管理工作的通知》（国务院办公厅国办发<2007>64
号）；
(19)《关于加强生产建设项目土地复垦管理工作的通知》（国土资源部等 7 部委国土资
发<2006>225 号）。
11.2.1.4 设计技术规范、标准
(1)《开发建设项目水土保持技术规范》GB50433-2008;
179
(2)《开发建设项目水土流失防治标准》GB50434-2008;
(3)《土壤侵蚀分类分级标准》SL190-2007;
(4)《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1～16453.6-2008;
(5)《水土保持综合治理规划通则》GB/T15772-2008;
(6)《水土保持综合治理效益计算方法》GB/T15774-2008;
(7)《水利水电工程制图标准水土保持图》SL73.6-2001;
(8)《水土保持监测技术规程》SL277-2002;
(9)《造林技术规程》GB/T15'776-2008;
(10)《生态公益林建设技术规程》GB/T18337-2001;
(11)《主要造林树种苗木质量分级》（GB6000-1999）；
(12)《苗木规格》DB62/T548-1998;
(13)《开发建设项目水土保持设施验收技术规程》GB/T22490-2008;
(14)《水土保持监测设施通用技术条件》SL342-2006;
(15)《防洪标准》(GB50201-94);
(16)《水利水电工程设计工程量计算规定》(SL328-2005);
(17)《工程勘察设计收费标准》（2002 年修订本），国家发展计划委员会、建设部；
(18)《土地利用现状分类标准》GB21010-2007;
(19)《甘肃省水利工程土地划界标准》DB62/446-1995;
(20)《节水灌溉技术规范》(GB/T50363-2006)。
11.2.2 水保设计任务及总体目标
11.2.2.1 水保设计任务
本项目建设过程中，将不可避免地占用荒地等水土保持设施，破坏原有的地貌以及植
被，从而造成一定的水土流失，进而可能引起风蚀等生态环境问题。为避免这些不良状况的
180
发生，针对本项目的特点，进行水土保持设计，为项目建设单位明确项目建设和生产过程中
有关防治水土流失责任范围、防治重点、防治措施及水土流失监测等。
11.2.2.2 水保设计总体目标
为减少水土流失的发生，针对本项目所在她区水土流失的特点和主体工程设计状况，严
格按照有关技术规范的要求对项目责任范围内的水土流失因地制宜地采取综合防治措施，有
效控制工程建设引起的新增水土流失，从而更好地促进主体工程建设的顺利进行，保障主体
工程的安全施工和运行。
11.2.3 工程区水土流失及水土保持现状
(1)水土流失现状
本工程地处荒漠戈壁平原，地形平坦开阔，植被稀疏，降水少，蒸发量大，风大沙多，
水土流失类型主要为风力侵蚀，属甘肃省人民政府公告的水土流失重点治理区。
根据现场调查，项目区主要为荒漠戈壁，表层土壤主要以风积沙及冲洪积砾砂层为主，
结构松散，极易被破坏。场区植被稀疏，为荒漠草本植物，植被覆盖率不高。由于粉砂土土
壤颗粒较细且结构松散，植被和结皮一旦遭到破坏极易产生严重的风力侵蚀。
(2)区域水土保持现状
项目区所在地风大沙多，沙尘暴频发，风沙危害极为严重，对当地工农业生产和人民群
众生活产生较大影响。长期以来，人们通过营造防风固沙林带，阻挡流沙移动，保护绿洲，
取得了显著的成效。近年来，依靠科技创新科学治沙，有利促进了以防沙治沙、根治区域沙
患，稳步构建绿洲生态防护屏障为目标的水土保持生态环境建设。
11.2.4 水土流失影响因素
11.2.4.1 水土流失影响因素
(1)自然因素
①气候因素：由于该区降水稀少，气候干燥，蒸发强烈，风大沙多是影响当地土壤侵蚀
的主要因子。
②植被因素：项目区地处荒漠戈壁，植被稀少，覆盖度较低，形不成地表有效保护层，
人为扰动后地表及土壤结皮遭到破坏，由大风吹拂造成的土壤侵蚀将大大加剧。
181
③地形地貌因素：工程场地处荒漠戈壁平原，地形起伏较小。由于地表无障碍物阻挡降
低风速，因而有利于风蚀的产生和加剧。
④土壤因素：项目区表层土壤主要以风积沙及冲洪积砾砂层为主，结构松散，原地表土
壤结皮遭到破坏后，颗粒细小的土壤极易被风吹蚀。
(2)人为因素
项目区内不合理的人为活动都能引起或加剧水土流失，如开发建设项目建设过程中的土
石方开挖、搬运、填筑施工、道路建设等人为扰动原地貌、毁坏植被，改变原生地表形态，
是造成水土流失的主要因子。
11.2.4.2 建设项目影响水土流失的主要因素水土流失影响因素
根据现场调查，项目区水土流失主要为风力侵蚀。
(1)施工建设期：包括施工准备期和施工期，施工准备期由于施工及设备存放场区场地
全面平整，扰动地表，降低了原地貌的土壤抗蚀能力；施工建设期包括太阳能池板支架基础
开挖、混凝土浇筑、土方回填、设备安装，开关站区综合楼等建筑物基础开挖、回填，以及
站内道路修建等，都不可避免地使地面的覆盖物被清除，原地貌扰动，大面积的土壤完全暴
露在外，导致水土流失大大加剧，是产生水土流失的主要阶段。
(2)自然恢复期：土建工程已基本结束，在对场地进行回填整平，建筑、硬化及布设植
物等，在不采取措施的情况下，长时期裸露地表可逐渐恢复至原地貌侵蚀状态。项目区各工
程单元在建设施工过程中，由于受大风等自然营力和人为活动的作用，均不同程度的产生或
加剧水土流失，对生态环境造成不利的影响，因而必须采取相应的防治措施进行治理，将工
程建设产生的水土流失对环境造成的不利影响降到最低限度。
11.2.5 水土流失预测及危害分析
11.2.5.1 水土流失防治重点区域划分
根据本工程建设特点、施工工艺特征、水土流失特点确定水土流失防治分区。据此，本
方案将项目区划分为光伏电池区、道路区、集控中心防治区、架空线路区和施工生产生活区
五个防治分区。
11.2.5.2 水土流失危害分析与评价
(1)由于项目区地处生态环境脆弱的荒漠戈壁区域，工程建设中大量开挖填筑土石方，
将扰动损坏地表植被和结皮，使土壤失去抗蚀作用，在受到大风时容易产生水土流失，对此
182
如果不采取有效防治措施，将导致地表土壤抗蚀能力降低，水土流失加剧；空中的扬沙浮尘
的大量增加，将使空气污染加重，降低环境质量。
(2)本工程施工现场在进行土方作业、建筑材料装运、水泥混凝土拌和时，除施工机械
本身产生的废气和烟尘外，还会产生粉尘污染环境。应尽可能地缩短施工工期，增加集中拌
和；对施工过程中易造成大气污染的建筑材料采取集中堆放和调运，并加盖篷布。
11.2.6 水土流失防治措施
根据同类水土保持工程的实施，耐各扰动部位在建设期末进行坑凹回填、整平夯实、碾
压、砾石铺压等土地整治措施；对进场及巡视道路布设排水沟等。在施工过程中采用洒水车
拉运喷洒，做到边施工边洒水，防止粉尘二次污染，同时也起到了水土保持要求的洒水降尘
效果，对临时堆放土体进行拦挡及苫盖等措施进行防护。本方案各防治分区主要水土保持措
施如下：
11.2.6.1 光伏电池防治区
(1)工程措施：针对场区内地势情况，主体工程设计时候己做防洪处理，在相应的道路
旁边设置排洪沟，把洪水疏导、汇集排出场外。以保障主体工程防洪安全。场内道路主体覆
盖碎石，方案新增施工前期进行道路整治。同时新增对区域内硬化及建筑物占压以外的区域
进行土地整治。
(2)临时措施：施工过程中对建筑物基础开挖出的土体进行集中堆放，并采取彩条布苫
盖、周边采用装土编织袋压盖，在整治过程中实施洒水碾压，以增加密实度。
11.2.6.2 集控中心防治区
(1)工程措施：对院内空闲地进行土地整治，对升压设施区域采取碎石压盖，对办公楼
前空地置换农田土后绿化，灌溉措施采取软胶管接引水龙头浇灌。
(2)植物措施：在区内综合楼周围、站内道路两侧、楼前空地种植乔木、绿篱和草，绿
化美化工作生活环境。
(3)临时措施：在土建施工期对建筑物基础开挖出的回填土进行集中堆放，并采取彩条
布苫盖、周边采用装土编织袋压盖。
11.2.6.3 进站道路防治区
(1)工程措施：进站道路主体已采取硬化措施，本方案新增硬化区域外的土地整治。
183
(2)临时措施：道路施工过程中进行洒水碾压。
11.2.6.4 架空线路防治区
(1)工程措施：对架设 lOkV 施工用电线路的杆塔基础开挖、填埋及线路架设过程中的牵
张扰动区域设计土地整治，促进自然修复。
(2)临时措施：在整治过程中实施洒水碾压，以增加密实度。
11.2.6.5 施工生产生活防治区
(1)工程措施：施工生产生活区主要布设在光伏场区东南角的空余场地上，施工结束
后，应及时对电站空地、施工营地、临时施工场地等清理杂物，进行土地整治，以促进地表
植被酌自然恢复。
(2)临时措施：在整治过程中实施洒水碾压，以增加密实度。
11.2.7 水土保持综合评价及结论
本项目的建设将造成一定的水土流失，但总量不大，并且项目远离城市，不会增加城市
防洪排水压力，不会造成严重的水土流失，方案实施后项目区内将造林、种草平均土壤侵蚀
模数下降，因此，通过本方案实施，将有效地控制项目建设造成的水土流失，保护和改善周
边生态环境，对于全面落实科学发展观、建设资源节约型和环境友好型和谐社会的战略思
想，具有积极的作用。
该项目的建设能够有效利用当地丰富的太阳能资源，满足区域电力需求，促进地方经济
发展，是非常必要的。从水土保持角度分析，该项目建设无限制性因素，方案设计的防护措
施落实到位后，不仅对工程建设产生的新增水土流失可进行有效防护，还可控制原地面的水
土流失，项目建设是可行的。
11.3 综合结论
本工程建设对生态环境的影响主要来自施工期，在施工过程中，应认真实施环境保护及
其它污染防护措施。同时，为保护项目区水土资源，减少和治理工程建设和运行中的新增水
土流失，在工程建设施工和生产运行过程中应采取工程措施、植物措施、临时措施及管理措
施相结合的水土流失综合防治体系，水土保持的防治重点是组件厂区、道路区和施工生产生
活区。
184
太阳能资源是一种清洁的可再生资源，光伏发电场建设符合国家关于能源建设的发展方
向，是国家大力支持的产业。光伏发电有效地利用了可再生能源、保护生态环境，改善环境
质量，促进社会经济、能源、环境的可持续协调发展。
因此，本项目的开发和建设不但不会影响生态环境，而且从节约煤炭资源和环境保护角
度来分析，还具有明显的经济效益、社会效益和环境效益。在各项环保和水保措施得到落实
后，项目建设区的新增水土流失得到有效控割，生态换季可得到最大限度的保护，环境得到
明显改善。本工程建设不存在环境和水土保持制约性因素，工程建设是可行的。
185
12 劳动安全与工业卫生
12.1 设计依据、任务与目的
12.1.1 国家法律
(1)《中华人民共和国安全生产法》(国家主席令(2002)第 70 号）；
(2)《中华人民共和国劳动法》(国家主席令(1994)第 28 号）；
(3)《中华人民共和国气象法》(国家主席令(1999)第 23 号）；
(4)《中华人民共和国电力法》(1 995)中华人民共和国主席令第 60 号；
(5)《中华人民共和国突发事件应对法》(国家主席令( 2007)第 69 号）；
(6)《中华人民共和国防震减灾法》(国家主席令(2008)第 7 号）；
(7)《中华人民共和国道路交通安全法》（国家主席令[2011）第 47 号）；
(8)《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令（2011]第 52 号）；
12.1.2 国家行政法规
(1)《电力设施保护条例(98 年修正)》（国务院第令 239 号）；
(2)《建筑工程质量管理条例》（国务院令第 279 号）；
(3)《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》（国务院令第 3 52 号）；
(4)《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第 393 号）；
(5)《地质灾害防治条例》（国务院令第 394 号）；
(6)《中华人民共和国道路交通安全法实施条例》（国努院令第 405 号）；
(7)《电力监管条例》（国务院令第 432 号）；
(8)《劳动保障监察条例》（国务院令第 423 号）；
(9)《中华人民共和国防汛条例》（国务院令第 44 1 号）；
(10)《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第 493 号）；
(11)《气象灾害防御条例》（国务院令第 570 号）；
186
(12)《危险化学品安全管理条例》（国务院令第 59 1 号）；
(13)《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第 599 号）；
(14)《国家突发公共事件总体应急预案》（国务院 2006 年 1 月 8 日发布）；
12.1.3 政府部门规章
(1)《劳动防护用品监督管理规定》（国家安监总局令第 1 号）；
(2)《生产经营单位安全培训规定》（国家安监总局令第 3 号）；
(3)《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》（国家安监总局令第 1 6 号）；
(4)《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第 17 号）；
(5)《生产安全事故信息报告和处置方法》（国家安监总局令第 2 1 号）；
(6)《安全生产培训管理办法》（国家安监总局令第 44 号）；
(7)《工作场所职业卫生监督管理规定》（国家安监总局令第 47 号）；
(8)《国家电力监管委员会安全生产令》（电监会令第 1 号）；
(9)《电力安全生产监管办法》（电监会令第 2 号）；
(10)《起重机械安全监察规定》（国家质检总局令第 92 号）；
(11)《电力设施保护条例实施细则》（国家经济贸易委员会、公安部令第 8 号）；
(12)《防雷减灾管理办法》（中国气象局令第 20 号）；
12.1.4 政府部门规范性文件
(1)《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》(安监管协调字(2005)125 号）；
(2)《国家安全监管总局关于开展工程建设领域安全生产突出问题排查工作的通知》(安
监总管二(2009)229 号）；
(3)《发电厂并网运行管理规定》(电监市场(2006)42 号）；
(4)《关于加强电力建设起重机械安全管理的通知》(电监安全(2006)第 28 号）；
187
(5)《电力企业应急预案编制导则及电力突发事件应急演练导则》(电监安全(2009)22
号）；
(6)《电力企业应急预案管理办法》(电监安全[2009)6 1 号）；
(7)《国务院关于全面加强应急管理工作的意见》(国发(2006)24 号）；
(8)《关于进一步做好防雷减灾工作的通知》(国办发明电(2006)28 号）；
(9)《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》(国发(2008)20 号）；
(10)《国务院关于进一步加强防震减灾工作的意见》(国发(2010)1 8 号）；
(11)《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》(国发(2010)第 23 号）；
(12) 《 关 于 切 实 加 强 电 力 建 设 工 程 质 量 安 全 监 督 管 理 的 紧 急 通 知 》 > （ 发 改 能 源
(2005)1 690 号）；
(13)《中华人民共和国工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）（建标 20 1 1 年
版）；
(14)《高压开关设备管理规定》（发输电输（1999]72 号）；
(15)《高压开关反事故技术措施》(发输电输(1999)72 号）；
(16)《高压开关设备质量监督管理办法》(发输电输(1999)72 号）；
(17)《电力建设工程概算定额（2006 年版）》（中国电力企业联合会）；
12.1.5 国家标准
(1) 《企业职工伤亡事故分类》(GB6441-1986)
(2) 《电磁辐射防护规定》(GB8702-1988)
(3) 《低温作业分级》(GB/T14440-1993)
(4) 《防洪标准》(GB50201-1994)
(5) 《电力设施抗震设计规范》(GB50260-1996)
(6) 《高压输变电设备的绝缘配合》(GB311.1-1997)
(7) 《生产设备安全卫生设计总则》(GB5083-1999)
188
(8) 《岩土工程勘察规范（2009 年版）》(GB50021-2001)
(9) 《建筑工程施工质量验收统一标准》(GB50300-2001)
(10) 《建筑照明设计标准》(GB50034-2004)
(11) 《建钪物电子信息系统防雷技术规范》(GB50343-2004)
(12) 《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006)
(13) 《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)
(14) 《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2007)
(15) 《安全色》(GB2893-2008)
(16) 《安全标志及其使用导则》(GB2894-2008)
(17) 《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》(GB/T8905-2008)
(18) 《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)
(19) 《生产过程安全卫生要求总则》(GB/T12801-2008)
(20) 《用电安全导则》(GB/T13869-2008)
(21) 《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)
(22) 《工业企业设计卫生标准》(GB21-2010)
(23) 《建筑物防雷设计规范》(GB50057-2010)
(24) 《交流电气装置的接地设计规范》(GB/T 50065-2011)
(25) 《电力系统安全自动装置设计规范》(GB/T 50703-2011)
(26) 《陆地用太阳能电池组件总规范》(GB/T 14007-92)
(27) 《阳能电池组件参数测量方法》(GB/T 14009-92)
(28) 《晶体硅光伏(PV)方阵 I-V 特性的现场测量》(GB/T18210-2000)
(29) 《地面用光伏(PV)发电系统概述和导则》(GB/T18479-2001)
(30) 《光伏器件》(GB/T6495-1996)
189
(31) 《单晶硅太阳能电池总规范》(GB/T12632-90)
(32) 《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》(CECS84:96)
12.1.6 电力行业标准
(1) 《电力设备典型消防规程》(DL5027-1993)
(2) 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620-1997)
(3) 《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》(DL/T639-1997)
(4) 《变电所给水排水设计规程》(DL/T5143-2002)
(5) ?高压／低压预装箱式变电站选用导则》(DL/T537-2002)
(6) 《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T5154-2002)
(7) 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》(DL/T5161-2002)
(8) 《电力工程直流系统设计技术规程》(DL/T5044-2004)
(9) 《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-2005)
(1O) 《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)
(11) 《架空送电线路基础设计技术规定》(DL/T5219-2005)
(12) 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》(DL/T995-2006)
(13) 《高压配电装置设计技术规程》(DL/T5352-2006)
(14) 《微机继电保护装置运行管理规程》(DL/T587-2007)
(15) 《电网运行准则》(DL/T1040-2007)
(16) 《电力技术监督导则》(DL/T1051-2007)
(17) 《高压电气设备绝缘技术监督规程》(DL/T1054-2007)
(18) 《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》(DL/T5394-2007)
(19) 《带电设备红外诊断技术应用导则》(DL/T664-2008)
(20) 《电力行业紧急救护技术规范》(DL/T692-2008)
190
12.1.7 安全生产行业标准
(1) 《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》(AQ/T9002-2006)
(2) 《危险场所电气防爆安全规范》(AQ3009-2007)
(3) 《安全评价通则》(AQ8001-2007)
(4) 《安全预评价导则》(AQ8002-2007)
(5) 《企业安全生产标准化基本规范》(AQ/T9006-2010)
12.1.8 设计任务与目的
贯彻“安全第一，预防为主”的工作方针，依据有关法律法规，对工程投产后在生产过
程中的高压、易燃、易爆、火灾、尘埃、污水、电磁辐射、噪音、腐蚀、机械伤害等直接危
害人身安全及人身健康的危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的综合防范、治
理措施，确保本工程投产后符合有关劳动安全与工业卫生的要求，保障电场工作人员的安全
与健康，保障工程建筑物和设备本身的安全。
对施工过程中可能存在的主要危害，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提
幽安全管理要求，为业主的工程招标管理、工程竣工验收和本电场的安全运行管理提供参考
依据，确保施工人员生命及财产的安全。
12.2 工程概况与光伏电场总体布置
12.2.1 工程概况
本工程位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约 80km，距离白银市约
120km 。工程区内地面附着物较少，属于国有未开发土地；对外交通有县乡公路与 G109 国
道相连，交通较为便利。
场区建筑物主要由 1OOMW 光伏电站场地、llOkV 升压站、管理生活区及其它组成。
12.2.2 工程总体布置
本工程由 100 个 1MW 的子系统组成，每个子系统为一个发电单元，子系统布置均相同，
之间间距为 4m，整个电站根据地形顺序布置，在保证发电量的同时，兼顾整齐美观。整个
太阳能电池方阵采用分块发电、集中并网方案，系统分成 100 个 1MW 的光伏并网发电单元，
每个发电单元设置一个逆变器室和箱式变电站。
191
工程区内经济基础和交通设施都比较好，因此工程区内不存在工业“三废’’的污染，
整个工程区内水质和大气状况良好。总的来说，工程区内的自然环境和社会环境对该工程的
建设和运行不存在大的不利影响。但同时注意工程施工对当地环境的破坏，及时做好治理工
作，做到人与环境的协调和可持续发展。
该电站由于采用“无人值守，少人值班”的计算机监控方式，这些都可以减少对职工健
康的影响。
光伏组件设备、管理生活区及升压站均留有一定的间距。
12.3 工程安全与卫生危害因素分析
12.3.1 工程施工期危害安全与卫生的主要危害因素分析
(1)建构物坍塌
本工程坍塌危险主要存在于施工期的基础开挖过程中，施工中若基坑支护不当，地质情
况不良等可能造成基坑壁坍塌。施工材料堆放过高、管理不当也存在坍塌的危险，可能导致
设备或材料损坏，人员伤残、死亡。
(2)机械伤害
施工过程中使用一些起重设备和土方施工机械，还有许多加工机械设备和工器具，这些
机械如果带病运行、作业人员违章操作或安全防护装置不完善等，均有可能造成机械伤害。
(3)交通事故
本工程施工中运输车辆多，可能由于施工现场内视野不良、疲劳作业、违幸驾驶、车辆
机械故障等因素引起的交通事故伤害危险，可能导致设备损坏或人员伤亡。
(4)高处坠落
本项目 llOkV 出线系统及综合楼施工时存在高空坠落危险因素，可能导致人员伤残、死
亡。
(5)物体打击
若违反操作规程、作业人员未正确佩戴安全防护用品，易发生物体打击事故。
(6)低温
192
在低温下，埋地电缆埋深不够、其他电缆布置在潮湿的区域或室外，当气温较低时，电
缆可能被冻坏。
(7)高温
作业人员夏季室外未采取有效的防暑降温措施，在高温区域工作时间超标等极有可能发
生中暑等事故。
(8)集电线路
1)设计中未考虑工程地形、气象条件等影响，杆（塔）型、杆塔强度选型不合理，暴雨
冲刷、基础下沉，导致倒杆塔事故。
2)铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀，强度下降，导致倒杆、导地线振动、断线事故
发生。
3)风力大，导致风偏放电事故。
4)冻雨、积雪造成倒塔、断线事故。
5)线路器材不符合标准和设计要求，运行中发生过热、断线等事故。
6)线路跨越公路、车辆通行的道路及易引起误碰线事故。
7)线路器材被盗，外力损伤，导致线路事故。
8)检修期间高处坠落，物体打击等。
9)横跨交通要道的电力线路断落可能致人触电。另外，在集电线路下使用汽车吊等机械
作业时，可能发生触电危险。
1O)架空线路的各种限距及导线弧垂不符合设计要求。在运行过程中，可能造成线路损
坏。
(9)触电
在电气绝缘层容易磨损，电气负荷容易超载，线路短路，接头压接不紧密，线路电流过
大，会发生漏电触电事故。
施工期因临时用电存在乱拉接线现象，或拉线时线路交叉，接头处未采取绝缘处理，会
发生施工人员触电、火灾等危险。
193
施工用电配电箱可能存在漏电问题，导敢现场人员误触电。
(1O)火灾
施工现场临时建筑采用木材、油毡等易燃物品耐火等级低，在施工临建场地进行焊接作
业，作业多为手工电弧焊，若分区不完善容易发生火灾。在焊接工程中有大量的熔渣四溅，
一旦遭遇可燃物，易发生火灾；聚苯乙烯泡沫塑料板、聚氨酯软质海绵、油漆、塑料制品及
装饰、装修用可燃、易燃物品，这些物品一旦接触明火，极易引起火灾。
(11)爆炸
该工程在施工过程存储油漆、汽油、柴油等易燃易爆物品，由于管理不善、存放方式方
法不正确将导致爆炸；施工中电焊施工的乙炔、氧气瓶由于储存、运输、管理、使用不当等
造成的气体泄露，遇到明火产生爆炸；由于气体储存区内安全标志标识不全，导致贮存区内
出现明火造成爆炸。
(12)施工管理缺陷
建设单位对参建各方的资质管理疏忽，参建单位若未明确各自的安全生产责任，施工单
位违章操作、未按设计严格施工造成安装不良、建筑物不达标，会给安全带来隐患。若因管
理不善、计划不周，导致抢工期、赶进度，分项工程不达标，会引起建（构）筑物坍塌及人
员伤害事故等。
(13)安全标志缺失
场内存在焊接、弯曲道路等危险有害场所和作业，安全标志设置缺失可能对作业人员警
示不够，从而导致触电、火灾、物体打击、车辆伤害等事故发生，对安全运行和安全管理带
来影响。
(14)烟尘、光辐射
施工过程使用金属切割、焊接作业会产生烟尘、光辐射和噪声等。
(15)扬尘
在有大量粉尘弥漫于作业场所，会造成视觉不清，影响岗位人员操作；粉尘进入人的眼
内，长时间还会影响人的视力，造成眼部疾病；粉尘随着呼吸进入肺部，会导致尘肺病。
(16)传染性疾病
194
本工程施工过程中，施工人员数曼较多，且集体生活、集体用餐，存在发生传染性疾病
的隐患。
12.3.2 工程运行期主要危害因素分析
(1)触电
太阳电池阵列是光伏电站的主要发电设备，正常工作电压一般在 600V 之间，如人员不
慎触碰到绝缘不良的导线、电缆等部位，存在触电伤害的危险。本工程采用电压等级多，电
压高，有变电升压系统、备用电源系统、控制系统、电气保护系统、交直流电源系统等，全
场电气设备及其系统较为复杂，存在漏电、触电、电伤等潜在危险性。各类电气工作人员较
多（如外线电工、维护电工、值班电工等），在电气运行、操作、维护、检修中存在较多不
安全因素。
(2)火灾
电缆敷设时由于曲率半径过小，致使电缆绝缘机械损坏或电缆受外界机械损伤（如施工
挖断等），造成短路、弧光闪络引燃电缆。阻燃措施不到位，未能刷涂有效的防火涂料，阻
燃隔断不够严密等均会导致火灾的扩大。
变压器油泄漏，遇火源发生火灾；变压器高压套管端子底部、变压器油枕顶部、防爆
膜、呼吸器等处进水，使绝缘强度降低引起匝间短路。大气过电压和操作过电压，使变压器
绕组主绝缘损毁，造成短路，引起变压器爆炸、着火。
(3)中毒和窒息
电气系统变压器的断路器中要使用 SF60 该物质本身无毒，但是在电弧的作用下会生成
有毒低氟化合物，在设备密封不严或在设备检修过程中会释放出来，对运行或检修人员健康
造成危害，严重者会造成中毒，甚至窒息。
(4)电磁辐射伤害
本工程布置的部分电气设备会对人体产生电磁辐射，长期处于电磁辐射环境下会导致运
行管理人员身体伤害。
(5)设备的噪声污染
本工程逆变器室、二次盘柜室布置有一些通风机，这些设备的低频噪声会引起运行人员
的听力伤害，严重时甚至导致耳聋等职业病。
195
(6)雷击
太阳电池阵列布置位置地势平坦，且占地面积较大，遇雷暴发生时，存在雷击危险因
素，可能导致设备损坏，驯起运行事故或人员伤残、死亡。
(7)沙尘暴
本工程风能资源丰富，因此存在沙尘暴对架空线路的破坏风险。可能引起设备损坏或火
灾、触电事故，导致人员伤残、死亡。
(8)雪灾
雪灾发生时，大雪有可能覆盖光伏电池组件板面，严重影响发电，造成运行事故。输电
线积冰可能导致电线断裂，影响电力送出。
(9)温度
高温季节，光伏阵列维护和维修会引起中暑，会导致操作失误率升高，易发生事故。配
电室等在高温天气可因通风条件不良导致散热效果差，引起室内升温从而造成室内局部温度
过高引发电气火灾。
(1O)安全标志缺失
场内安全标志设置缺失，可能对管理维护人员警示不够，从而导致触电、火灾、车辆伤
害等事故发生，对安全运行和安全管理带来影响。
12.4 工程安全与工业卫生对策措施
12.4.1 施工期工程安全与工业卫生对策措施
(1)在工程施工期间，建设单位必须遵守“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目的
安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”三同时的安全规定。
(2)工程建设过程中，建设单位、勘察单位、设计单位、施工单位、工程监理单位及其
他与建设工程安全生产有关的单位，必须遵守安全生产法律、法规的规定，保证建设工程安
全生产，依法承担各自在建设工程中的安全生产责任。
(3)施工单位应建立并执行安全生产技术交底制度，各施工项目必须有安全技术交底，
安全技术交底必须具有针对性，并有交底人与被交底人签字。
196
(4)认真做好施工组织设计、专业施工组织设计的编审工作，并严格贯彻实施，确保工
程质量，不给安全运行留下隐患。
(5)特种作业必须持证上岗：该工程特种作业较多，如起重工、电焊工、电工、机动车
驾驶员等工种必须持证上岗。
(6)施工过程必须选用质量合格的施工机械（具）o
(7)速立机械设备、临时设施和各类脚手架工程的验收制度，未经过验收和验收不合格
的严禁使用。
(8)遇有大雾、雷雨天、照明不足，指挥人员看不清各工作地点，或起重驾驶员看不清
指挥信号时，不得进行起重工作。
(9)气象灾害安全对策措施；
1)电场运行人员应定期巡视，在设备运行中有无异常响声、电缆有无绞缠情况。当气候
异常时应增加巡回检查内容及次数。发现问题及时处理，并登记在缺陷记录本上。
2)该工程所处地区存在雷暴日，电场所处区域空旷，受雷击灾害危险性较大，因此在做
防雷设计应有防雷设计审查，并应做雷电灾害风险评估。
3)主要生产建筑物的地面设计标高高出室外地坪不应小于 0.3m，其他建筑物地面设计
标高高出室外地坪不应小于 0.15m o 场地的平整坡度应有利于站内场地排水。
(1O)集电线路
1)电场范围较大，外力破坏线路的因素较多，应高度重视。对可能遭受外力破坏的高发
区域，应加强巡视，加强电力设施保护的宣传和防护，加强对附近村民的宣传教育，完善警
示标志，防外力破坏。
2)设备外绝缘配置应符合污秽等级要求；定期进行严密测量、污秽调查和运行巡视；采
取有效的防污闪措施，定期对线路绝缘子进行污秽清除；加强零值绝缘子检测工作。
3)根据当地环境，充分考虑极端风速下的工况条件，经济合理的确定电线的拉力极限：
对线路附近有可能被风刮上杆塔的杂物及时清除，避免杂物冲击力较大或杂物堆挂较多引起
线路断线。
197
4)制定线路定期巡视和特殊巡视制度，并认真执行。若发现绝缘子破损、裂纹、有放电
痕迹、有鸟窝或导线上挂有异物，要及时排除。加强工作负责人、监护人的责任心，严格执
行工作票上所采取的安全措施，不要流于形式，杜绝违章作业。
5)在鸟害集结和大风季节，要加强对线路的巡视和消缺，检查横担上安装的各类防鸟装
置，确保线路安全可靠运行。
6)加强基础防护。对有受到洪水冲击影响的地段、低洼地段的杆塔须采取防护措施，以
确保线路安全远行。具体可采用浆砌毛石排洪沟或护坝、护墩等方法处理。
7)电缆施工必须防止损伤，在有损伤风险的场合要采取防护措施。
8)敷设电缆前对作业人员进行敷设电缆安全技术培训及敷设电缆过程中各种危险源的辨
识学习，并制定合理的施工工艺方案，在施工过程中要严格按照操作规程和施工工艺进行。
9)隐蔽工程必须按设计要求进行，回填土之前，对隐蔽工程验收合格，分层夯实。
1O)集电线路导线设计最大张力对地及跨越距离，导线在最大弛度时对地距离及对交叉
物的最小距离应满足规定要求。
11)塔杆基础应采取有效的防冻措施，避免冻土可能对塔杆基础结构造成危害。
(11)基础施工安全对策措施
1)土方挖掘方法、挖掘顺序应根据支护方案和降排水要求进行，当采用局部或全部放坡
开挖时，放坡坡度应满足其稳定性要求。
2)当基坑开挖深度大于相邻建筑的基础深度时，应保持一定距离或采取边坡支撑加固措
施，并进行沉降和移位观测。
3)当基坑施工深度超过 2m 时，坑边应按照高处作业的要求设置临边防护，作业人员上
下应有专用梯道。当深基坑施工中形成的立体交叉作业时，应合理布局基位、人员、运输通
道，并设置防止落物伤害的防护层。
4)挖土机作业的边坡应验算其稳定性，当不能满足时，应采取加固措施。在停机作业面
以下挖土应选用反铲或拉铲作业，当使用正铲作业时，挖掘深度应严格按其说明书规定进
行。
5)寒冷地区基坑设计应考虑土体冻胀力的影响。
198
6)钢筋混凝土支撑其强度必须达设计要求（或达 75%）后，方可开挖支撑面以下土方；
钢结构支撑必须严格材料检验和保证节点的施工质量，严禁在负荷状态下进行焊接。
(12)其他安全措施
1)工程的施工、安装单位必须具有设备、设施的施工、安装资格的认可手续。施工单位
应按图施工，遇有变更，应由设计、施工安装及生产单位三方商定。要求工程建设过程中，
建设单位、勘察单位、设计单位、施工单位、工程监理单位及其他与建设工程安全生产有关
的单位，必须遵守安全生产法律、法规的规定，保证建设工程安全生产，依法承担建设工程
安全生产管理责任。
2)在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，如混凝土工程、合佥钢的焊接等。各
种钢材的焊接温度一定要控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处
理。
3)手持式或移动式电动工具的临时电源，应使用装设有剩余电流动作保护装置的放线
盘。手持式或移动式电动工具，宜采用绝缘等级为 II 类的双重绝缘工具。
4)加强监督施工期间的各项安全作业指导书的执行情况，同时做好施工作业安全预案的
落实工作。
5)敷设电缆之前应认真检查电缆支架是否牢固。
6)各施工单位项目经理为本单位消防责任人，施工场所应建立岗位防火责任制和消防管
理制度，并根据实际情况制定灭火预案，做到定岗、定人、定任务，切实落实各项消防措
施。
7)施工场所应按规定配置消防设施和器材，有明显的防火警示标志，并在指定的地方悬
挂“防火重点部位”标示牌。
8)应执行每日防火巡查制度，其主要内容应包括检查形式、项目、周期和检查人。检查
结果应有记录，对查出的火灾隐患应逐项登记，及时消除火灾隐患。
9)-切施工活动必须有安全施工措施，加强施工安全管理，并在施工方面进行交底。无
措施或未交底，严禁布置施工。
1O)在编制安全施工措施时必须明确指出该项施工的主要危险点，并提出相应的技术措
施，加以控制，消除危险。
11)在施工期由于人员较多，需加强传染病的防范措施，对公共场所应进行适当的消毒。
199
12)安全施工措施必须经相关负责人审查批准，经审批签字后的安全施工措施必须严格
贯彻执行，未经措施审批人同意，任何人无权更改。
13)施工过程中使用到柴油，应注意防火工作，临时油库不宣布置在易燃物附近。
12.4.2 运行期工程安全与工业卫生对策措施
12.4.2.1 防火及防爆
(1)本工程的场区及机电设备的防火、防爆设计按照相关规程的规定设计和选型。
(2)针对电站的具体情况，在消防设计中严格考虑防火间距、安全疏散通道、消防设备
的配置、对外通道。对消防水源、消防配电以及自动报警等消防措施，积极采用先进的防火
技术，做到保障安全、适用方便、技术先进、经济合理。
(3)主变压器等都设有池压装置，布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位，以防止在
设备故障保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时，伤害工作人员。设备的选型和采购
时，要求符合现行相关规范。
(4)该电站主要生产场所、机电设备消防设计详见本报告第八章“消防设计”。
(5)所有工作场所严禁采用明火取暖，并严禁采用任何形式的明火电炉烘烤受潮电器设
备。
12.4.2.2 防电气伤害
为防止运行人员在操作维护中发生触电事故，保证运行人员的人身安全，站内配电装置
的电气设计均按照《3-llOkV 高压配电装置设计规范》(GB50060-92)和《高压配电装置设计
技术规程》(SDJ5-85)的要求进行，具体如下：
(1)电站的所有电气设备的绝缘水平，均满足国家现行的《发电站过电压保护和绝缘配
合设计技术导则》(DL/T5140-2001)标准要求。
(2)所有配电装置的安全净距均符合《高压配电装置设计技术规程》(SDJ5-85)及《3-
llOkV 高压配电装置设计技术规范》 (GB50060)的规定。
(3)屋外敞开式电气设备，在周围设置高度不低于 2.5m 的围栏。
(4)低压电力网采用 TN-C-S 系统供电，严禁用大地作相线或零线。
(5)远离电源的负荷点或配电箱的进线侧均装设隔离电器。
200
(6)布置在场区内的外送升压变压器有防护等级不低于 IP2X 的防护外罩。
(7)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有电气联锁或机械联锁
装置。
(8)对人员可能触及的配电装置的带电部位均设置相应的防护围栏和安全标志。
(9)事故照明的设计将按照的有关要求设计。
( 1O)过电压保护符合《发电站过电压保护和绝缘配合设计技术导则》( DL/T5090-99)
的要求。电力设备及有关金属构架需要接地的部分符合《交流电气设备的接地》
(DL/T621-1997)的规定。
(11)电站内的所有机电设备、金属件（包括结构件、设备基础及支架、围栏、管道、电
缆桥架、门窗等）均与接地网可靠连接。移动式用电设备可通过附近临时接地端子或带 PE
线的插座可靠接地。
(12)电气设备外壳和发熟钢构件在正常运行中的最高温升，运行人员易触及的部位不大
于 30K;运行人员不易触及的部位不大于 40K;运行人中不触及的部位不大于 65K，并设有明
显的安全标志。
(13)为了防止运行中电气误操作事故的发生，电站配备完善的电器闭锁，避免发生误操
作。
(14)在管理上要建立由车间、班、组各级技术人员组成的“防误”组织网络，明确各级
人员的“防误’’工作职责，制定严格的“防误”管理制度防止电气误操作。
(15)对敞开布置的高压电气设备应满足有关规程、规范规定的带电距离并设遮栏，设置
安全标志；不论其是否带电，不得擅自移开或跨越遮拦；若有必要移开遮栏时，必须有监护
人在场。
(16)在雷雨天气巡视室外高压设备时应穿绝缘鞋，并不得靠近避雷器和避雷针，接触设
备的外壳和构架时应带绝缘手套。
(17)在倒闸操作时，应带绝缘手套，雨天操作室外高压设备时绝缘棒应有防雨罩，操作
人员应穿绝缘靴；在雷电时禁止进行倒闸操作。
(18)在电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关和做好安全措施前，
不得接触设备或进入遮栏，防止突然来电。
201
(19)在电气设备或线路上工作，应执行各项保证安全的组织措施和技术措施，如工作票
制度、工作许可证制度、工作监护制度、工作间断、转移和终结制度，恢复送电制度及停
电、验电、装设接地线、悬挂标志牌和装设遮栏等，应严禁约时停、送电。
(20)对于要停电检修的设备和线路，应先把各方面的电源断开，包括可能向停电检修设
备反送电的低压电源，并锁住隔离开关把手，悬挂“禁止合闸，有人操作”的标志牌。
(21)为了防止工作人员由于误入带电间隔、误登带电线路杆塔以及倒闸操作误送电等误
操作造成触电事故，工作中需加强监护，注意核对设备名称、编号、位置状态等。
12.4.2.3 防机械伤害
本电站的机械设备主要是旋转机械（跟踪系统）及行走机械（起重机及车辆等），电站
防机械伤害对策措施的设计，应参照（电站劳动安全与工业卫生设计规范）的规定进行。
(1)设备的采购招标，应明确主要零部件的材质、许用应力、工艺要求及安全系数等符
合规程规范的要求。
(2)宜助机械及机修设备的采购和布置应满足《机械防护安全距离》(GB12295-90)、
《机械设备防护罩安全要求》(GB8196-87)及《防护屏安全》(GB8197-87)等有关防护规定的
要求。
(3)各类机械设备外露的可能造成不安全因素的旋转零部件应设防护罩。
12.4.2.4 防坠落伤害
本电站在坠落伤害防护方面应注意采取如下措施：
(1)坠落高度超过 2.Om 以上的工作平台、人行通道等，坠落面应设固定式防护栏杆，其
高度为 1.05m-1.2m，立杆和横杆的间距不大于 0.25m，且应有足够的强度，其承载力按
500N/m 设计。
(2)有坠落危险的工作平台、人行通道等处，应设安全警示标志。
(3)对高处作业人员加强安全教育，按章作业。
12.4.2.5 防噪声及防振
本电站对噪声和振动的防治措施，一是尽量消除振源，二是采取消声和阻隔噪声的技术
措施。本电站的防噪声及防振动动设计遵照《工业企业噪声控制设计规范》(GBJ87-85)的规
定。
202
设计还应采取以下防噪声及振动伤害措施：
(1)为确保各工作场所的噪声限制在规定值内，要求各种设备上的电动机、水泵、变压
器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。中
控室等主要办公场所选用室内机噪声值小于 60dB 的空调机，并采取必要的隔振、减振处
理。
(2)在噪声源较大的设备房间采取必要的工程措施，如水泵等布置在单独的房间内并要
求采取吸声、隔声或更为有效的消音屏蔽以及相应的隔振、减振和阻尼措施。
(3)电站自动化按无人值班（少人职守）设计，在场区内不设置值班场所。运行巡视人
员配备隔声防护用具等。
12.4.2.6 防污染、防毒及防腐蚀
(1)防污染
①电站设置污水处理设施，生产及生活污水经处理达到排放标准后排入地面水体。
②设备检修时产生的焊接烟气、打磨时产生的粉尘等，应采取相应的通风措施，保证安
装间的换气次数不少于 6 次/h，防止加重污染。
③采用符合国家有关卫生标准规定的环保型无放射性、无毒性的建筑及裴修材料。
(2)防毒及防腐蚀
本电站的生产工艺过程，一般不涉及腐蚀性或毒性的液体或气体，但可能接触次生的有
毒气体、不合格建筑装修材料逸出的甲醛等气体，具有毒性，应采取有关防范措施，保证人
员安全。
12.4.2.7 温度与湿度的控制
(1)采暖系统
本工程办公室、会议室、通讯设备室、宿舍、值班室、餐厅等采用发热电缆低温辐射供
暖系统；其它中控室等发热电缆受限的部位以及 SVG 室、高压开关柜室采用中温辐射式电加
热器采暖。宿舍卫生间安装电采暖（浴霸）。
(2)通风、空调系统
203
在餐厅、配电室、储藏室、仓库、车库及无法采用自然通风的卫生间各处设机械排风系
统，加强通风换气。开关柜室采用自然进风机械排风的方式，选用防雨百叶进风口。
中控室、通信设备室、二次盘柜室设置带新风的柜式空调机组，机组中的排风机选用防
爆型。仅做夏季供冷使用。
12.4.2.8 采光与照明
本电场的综合楼中的中控室等主要工作场所的照明，充分利用天然采光，当天然采光不
足时，辅以人工照明。其他各层，根据相关照明设计规范的规定，选择合适的灯具，合理布
置灯源，各场所的照度满足《建筑照明设计标准》(GB50034-2004)的要求。
在中控室等重要工作场所设有事故照明。在办公楼建筑内主要疏散通道及安全出口处均
设有火灾事故照明与疏散标志。
12.4.2.9 防辐射
为了减少电磁辐射对运行人员的伤害应注意：
(1)计算机监控系统显示器均采用低辐射、低能耗的显示器。
(2)在强静电感应场强区设置警示牌，以减少人员的滞留时间。
12.4.2. 10 防低温、防沙尘暴、防雪灾
(1)在设备基础设计施工时考虑冻土问题。
(2)在人员经常停留的室内场所或有防冻要求的设备间内设置采暖系统。
(3)发电机防护等级满足防沙尘暴的要求。
(4)施工完后，尽怏恢复环境绿化，植树种草，防止水土流失和沙尘对作业环境的影
响。
(5)做好低温、沙尘暴、积雪覆冰的事故应急预案。
12.4.2.11 安全色和安全标志
(1)凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及需要提醒操作人员注意的地
点，均应设置安全标志，并按《安全标志及其使用导则》(GB2894-2008)进行设置。
204
(2)凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均应涂安全色。安全色应按
《安全色》( GB2893-2008)选用。
(3)光伏阵列各个入口处显著位置上悬挂带电警告标识牌。
(4)疏散通道或消防车道的醒目处应设置“禁止阻塞”标志；“安全出口”的标志应在
安全疏散门口的正上方；紧急出口或疏散通道中的门上应设置“禁止锁闭”标志。
(5)现场交通无大量车辆通行，只有少量参观车辆，为防止汽车碰撞组件及支架，配置
简易交通引导标志牌。
(6)升压站、配电室、电缆夹层等处应设置“防止触电”、“严禁烟火”等安全标志。
(7)在升压站可能误登的架构、爬梯上，应悬挂“禁止攀登，高压危险”标示牌。
(8)在升压站四周装设全封闭围栏，围栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险”标示
牌，标示牌应朝向围栏外面。
12.5 安全与工业卫生机构设置、人员配备及管理制度
贯彻“安全第一、预防为主”的方针，加强工程安全与工业卫生设施和技术措施的实
施，保护劳动者在劳动过程中的安全与健康，保障财产不受损失。
必须建立、健全安全生产责任制度；健全安全技术操作规程和安全规章制度；健全特种
作业人员持证上岗和建档制度；完善安全生产条件，确保安全生产。实行全员，全方位，全
过程的管理；根据法律法规制定相关职业安全卫生制度。制度的主要内容包括：目标、责
任、承诺、奖惩规定、监督考核、总结等内容。
12.5.1 安全与卫生机构设置、人员配备
安全生产管理机构必须和本光伏电场生产管理组织机构及人员配备统一考虑。工程授产
后，设置安全生产管理机构，负责安全生产与运营方面的宣传教育和管理工作，保障以保证
本电场顺利运行，达到安全生产的目的。从“安全生产、安全第一’’的角度出发，管理机
构负责整个电场安全及生产。其机构人员的配置为 1～2 人，可以为兼职人员，归安全生产
机构管理。
本电场运行人员在开始工作前，需进行必要的安全教育和培训，并经考试合格后方能进
入生产现场工作，同时按国家标准为生产运行人员配备相应的劳动保护用品，以便生产运行
人员有一个良好的身体条件，为本电场的安全运行有一个较好的软件基础，减少和预防由于
生产运行人员的失误而导致生产事故。
205
建立巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度，对生产设备的相关仪器、仪表和器
材进行安全的日常维护。安全卫生管理机构根据工程特点配置声级计等监测仪器设备和必要
的安全宣传设备。
12.5.2 安全生产监督制度
本工程投产后，设置安全卫生管理机构及安全卫生监测站，负责劳动安全与工业卫生方
面的宣传教育和管理工作，保障以保证电场顺利运行，达到安全生产的目的。从“安全生
产、安全第一’’的角度出发，管理和监测机构负责整个枢纽的消防、劳动安全卫生检查、
日常的检测、劳动安全及职业卫生教育、职工的正常体检等，并设置医务室。其机构人员的
配置为 1 人，可以为兼职人员，归口安监办管理。
12.5.3 消防、防止电气误操作的管理制度
(1)消防管理制度主要内容包括：
a．设手防火安全规定；
b．防火检查制度；
c．材料仓库防火安全制度；
d．厨房防火安全制度；
e．集体宿舍防火安全制度等。
(2)防电气误操作管理制度主要内容包括：
a．实责任制，明确防误工作负责人，形成防误工作网络；
b．落实两票三制；
c．贯刃执行“五防措施”；
d．熟练掌握相关设备的现场布置、系统联系、结构原理、性能作用、操作程序；
e．建立防误工作的激励约束机制；
(3)防高空作业坠落管理制度主要内容包括：
a．对高空作业所需的各种器材进行定期检修；
b．对实行高空作业的人员采取安全保护措施；
206
c．对实行高空作业人员进行安全教育，提高人员的安全意识和自我保护意识。
12.5.4 工业卫生与劳劝保护管理规定
各级行政正职是本单位（部门）的安全第一责任人，对安全生产负全面的领导责任。各
级行政副职是自己分管工作范围内的安全第一责任人，对分管范围内的安全工作负有领导责
任。各类人员必须认真落实规定中各自的安全职责，认真贯彻执行国家有关安全生产的方
针，政策，法律，法规，并对所属部门人员履行安全职责的情况进行检查，考核。严禁违章
指挥，违章作业，违反现场劳动纪律现象的发生。
坚持“管生产必须管安全’’的原则，做到计划，布置，检查，总结，考核生产工作的
同时，计划，布置，检查，总结，考核安全工作，落实有关职业安全卫生制度的执行。
12.5.5 工作票、操作票管理制度
工作票与操作票管理制度的主要内容包括：(1)工作票与操作票的类别；(2)工作票与操
作票的内容、格式及填写人员、签发人员资格规定；(3)工作票与操作票的执行(4)工作票与
操作票的终结(5)工作票与操作票的考核等内容。
12.5.6 事故调查处理与事故统计制度
事故调查处理与事故统计制度按照国家电力监管委员会颁布的《电力生产事故调查暂行
规定》（自 2005 年 3 月 1 日起施行）进行编制。
12.6 事故应急救援预案
根据《安全生产许可证条例》（中华人民共和国国务院令第 397 号）第六条规定，企业
要取得安全生产许可证，应当具备的安全生产条件之一就是：有生产安全事故应急救援预
案、应急救援组织（或者应急救援人员），配备必要的应急救援器材、设备。对电场的突发
事故应有一个系统的应急救援预案。应急救援预案须在电场投产前经有关部门的审批。
制订事故应急救援预案的目的主要有两个方面：(1)采取预防措施使事故控制在局部，
消除蔓延条件，防止突发性童大或连锁事故发生；(2)能在事故发生后迅速有效地控制和处
理事故，尽力减轻事故对人、财产和环境造成的影响。
12.6.1 事故应急救援预案的制定原则、基本要求和主要内容
在编写预案时，应分类、分级制定预案内容，上一级预案的编制应以下一级预案为基
础。其基本要求是：具体描述可能的意外事故和紧急情况及其后果；确定应急期间负责人及
所有人员在应急期间的职责；确定应急期间起特殊作用的人员（如消防员、急救人员）的职
207
责、权限和义务；规定疏散程序；明确危险源的识别及其处置的应急措施；建立与外部应急
机构的联系（消防部门、医院等）；定期与安全生产监督管理部门、公安部门、保险机构及
相邻生产经营单位的交流；做好重要记录和设备（如装置布置图、危险物质数据、联络电话
号码等）的保护。
应急预案是针对可能发生的重大事故所需的应急准备和应急行动而制定的指导性文件，
其核心内容应包括：对紧急情况或事故灾害及其后果的预测、辩识、评价；应急各方的职责
分配；应急救援行动的指挥与协调；应急救援中可用的人员、设备、设施、物资、经费保障
和其他资源，包括社会和外部援助资源等；在紧急情况或事故灾害发生时保护生命、财产和
环境安全的措施；现场恢复。其他，如应急培训和演练规定，法律法规要求，预案的管理
等。
预案应对本电场在运行过程中出现的突发事故有一个较全面的处理手段，在事故发生的
第一时间内及时做出反应，采取措施防止事故的进一步扩大并及时向有关领导汇报，在事故
未查明之前，当班运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生
命）等。
12.6.2 应急预案编制程序
(1)应急预案编制工作组
结合本单位部门职能分工，成立以单位主要负责人为领导的应急预案编制工作组，明确
编制任务、职责分工，制定工作计划。
(2)资料收集
收集应急预案编制所需的各种资料（包括相关法律法规、应急预案、技术标准、国内外
同行业事故案例分析、本单位技术资料等）。
(3)危险源与风险分析
在危险因素分析及事故隐患排查、治理的基础上，确定本单位可能发生事故的危险源、
事故的类型和后果，进行事故风险分析，并指出事故可能产生的次生、衍生事故，形成分析
报告，分析结果作为应急预案的编制侬据。
(4)应急能力评估
对本单位应急装备、应急队伍等应急能力进行评估，并结合本单位实际，加强应急能力
建设。
208
(5)应急预案编制
针对可能发生的事故，按照有关规定和要求编制应急预案。应急预案编制过程中，应注
重全体人员的参与和培训，使所有与事故有关人员均掌握危险源的危险性、应急处置方案和
技能。应急预案应充分利用社会应急资源，与地方政府预案、上级主管单位以及相关部门的
预案相衔接。
(6)应急预案评审与发布
应急预案编制完成后，应进行评审。内部评审由本单位主要负责人组织有关部门和人员
进行。外部评审由上级主管部门或地方政府负责安全管理的部门组织审查。评审后，按规定
报有关部门备案，并经生产经营单位主要负责人签署发布。
12.6.3 本工程应编制的主要事故应急救援预案
根据光伏电场生产特点、危险因素情况，分析该工程可能发生的重特大事故类型、事故
发生过程、破坏范围及事故后果，确定需要编制应急救援预案的类型。
建议该工程对以下重特大事故编制应急救援预案：
(1)综合应急预案
(2)专项应急预案
1)自然灾害类
①防雨雪冰冻应急预案；
②防地震灾害应急预案；
⑧防地质灾害应急预案；
④防飓风灾害应急预案
⑤防沙尘暴灾害应急预案；
⑥防低温灾害应急预案；
⑦防高温灾害应急预案；
2)事故灾难类
①人身事故应急预案；
②全场停电事故应急预案；
⑧电力设备事故应急预案；
④电力网络信息系统安全事故应急预案；
⑤火灾事故应急预案；
⑥交通事故应急预案；
⑦电网事故应急预案；
209
3)公共卫生事件类
①传染病疫情应急预案；
②群体性不明原因疾病应急预案；
③食物中毒应急预案；
4)社会安全事件类
①群体性突发社会安全事件应急预案；
②突发新闻媒体事件应急预案；
③施工期突发群体性事件应急预案；
(3)现场处置预案
1)人身事故类
①高处坠落伤亡事故处置方案；
②机械伤害伤亡事故处置方案；
③物体打击伤亡事故处置方案；
④触电伤亡事故处置方案；
⑤火灾伤亡事故处置方案；
2)电网事故类
①变电站全停事故处置方案
②电网低频事故处置方案
3)设备事故类
①升压站主变故障处置方案
②升压站母线故障处置方案
③输电线路倒塔断线事故处置方案
④防集电线路事故处置方案
210
⑤控制系统失灵以及控制系统死机事故处置方案
⑥继电保护误拖动事故以及保护系统失灵事故处置方案
4)电力网络与信息系统安全类
①电力二次系统安全防护处置方案
②电网调度自动化系统故障处置方案
③电网调度通信系统故障事故应急预案
5)火灾事故类
①变压器火灾事故处置方案
②电缆火灾事故处置方案
③重要生产场所火灾事故处置方案
此外，对可研中已提出应编制的应急预案还应进一步细化，使其更具有针对性和可行
性。同时还应针对一些具体的装置、场所或设施、岗位制定相应的现场应急处置预案
12.7 投资概算
211
表 12.7-1 安全估算投资表
212
12.8 预期效果评价
12.8.1 劳动安全主要危害因素防护措施的预期效果评价
通过对本工程生产过程情况分析，该工程存在一定的危险、有害因素，但在采取可行性
研究报告中提出的各项安全对策措施及预防手段的基础上工程潜在的危险、有害因素可以得
到有效控制，危险程度可以接受。在采取了安全防范措施及对生产运行人员进行安全教育和
培训后，对本电场的安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致
安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步犷大，降低了经
济损失，保障了生产的安全运行。
12.8.2 工业卫生主要有害因素防护措施的预期效果评价
由于光伏电场的特殊性，对生产人员进行必要的防护措施，有利于生产人员的身体健
康，降低了生产运行中由于没有防护措施和设备而导致生产运行人员和巡视人员受伤的几
率，减少了安全事故隐患，低了经济损失，保障了生产的安全运行和人员的人身安全。
213
12.9 存在的问题和建议
(1)由于在我国对光伏相关的安全措施和防护措施还缺乏一个较全面深入的研究，对生
产运行当中所面临的安全和卫生问题的研究也存在一定的不足，从而或多或少的会产生事故
隐患和发生生产事故，所以我们需借鉴国外的先进管理模式，结合我国自身发展特点，逐步
增强当前安全生产和运行的防范工作。
(2)建设单位、施工单位、监理单位在施工中严格执行监督规程，材料在使用前应查验
合格证及材质化验单。材料在存放时，应进行分类保管，避免混淆，防止错用。应采取有效
措施保证施工的质量。
(3)建议本光伏电场建立职业安全健康管理体系(OSHMS)，以利于促进企业长效安全生
产，创造最佳经济效益。
214
13 节能降耗
13.1 编制原则和依据
13.1.1 设计原则
(1)贯彻“安全可靠、先进适用，符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节
约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可
靠、高效环保、以人为本为原则。
(2)通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设
备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、
新方案、新材料、新结构的技术方案。
(3)运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，
施工周期短，工程造价低。
(4)严格控制电站用地指标、节约土地资源。
(5)光伏电站水耗、污染物排放、电站定员、发电成本等各项技术经济指标，尽可能达
到先进水平。
(6)贯彻节约用水的原则，积极采取节水措施，一水多用。
(7)提高光伏电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高光伏电站运
行的安全性、经济性、减员增效、节约投资为实现现代化企业管理创造条件。
(8)满足国家环保政策和可持续发展的战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排
放，珍惜有限资源。设计应满足各项环保要求，确保将该光伙电站建成环保绿色发电企业。
13.1.2 编制依据
《中华人民共和国节约能源法》第三章规定：用能单位应当按照合理用能的原则，加强
节能管理，制定并组织实施本单位的节能技术措施，降低能耗。用能单位应当开展节能教
育，组织有关人员参加节能培训；加强能源计量管理，健全能源消费统计和能源利用状况分
析制度。
本工程在建设和营运中，将遵循如下主要的国家和地方的合理用能标准和节能设计规
范：
215
13.1.1.1 有关法律、法规
《中华人民共和国节约能源法》（2008 年 4 月 1 日实施）
《中华人民共和国循环经济促进法》（2009 年 1 月 1 日实施）
《中华人民共和国电力法》（中华人民共和国主席令第 60 号令）
《甘肃省实施（中华人民共和国节约能源法）办法》
13.1.1.2 相关政策、指导性文件
《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006] 28 号）
《国务院关于进一步加强节油节电工作的通知》（国发[2008] 23 号）
《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委 2010 年第 6 号令）
《节能中长期专项规划》（发改环资发[2004] 2505）
《甘肃省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法》（甘政办发[2010] 211 号）
《产业结构调整指导目录（2011 年本）》
《固定资产投资项目节能评估工作指南》（2011 年，国家节能中心）
《中国节能技术政策大纲（2006 年）》（国家发改委、科技部 2006 年 12 月）
《节能机电设备（产品）推荐目录（第一批）》（工节[2009]第 41 号）
《节能机电设备（产品）推荐目录（第二批）》（工节[2010]第 1 1 2 号）
《节能机电设备（产品）推荐目录（第三批）》（工节[2011]笫 42 号）
《国家重点节能技术推荐目录（第四批）》（国家发改委公告[2011]第 34 号）
《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第一批）》（工节[2009]第 67 号）
《绿色建筑技术导则》（建科[2005]199 号）
13.1.1.3 相关标准、规范
《工业企业能源管理导则》 (GB/T 15587-2008)
《能源管理体系要求》 (GB/T 23331-2009)
216
《企业节能量计量方法》 (GB/T 13234-2009)
《用能设备能量平衡通则》 (GB/T 258 7-2009)
《综合能耗计算通则》 (GB/T 2589-2008)
《用能单位能源计量器具配备和管理导则》 ( GB17167-2006)
《企业能量平衡通则》 ( GB/T 3484-2009)
《用电设备电能平衡通则》 ( GB/T 8222-2008)
《节电措施经济效益计算与评价方法》 (GB/T 13471-2008)
《评价企业合理用电技术导则》 (GBT 3485-1998)
《电力变压器经济运行》 (GB/T 13462-2008)
《三相异步电动机经济运行》 (GB/T 12497-2006)
《小型三相异步电动机能效限定值及能效等级》 (GB 18613-2006)
《节能建筑评价标准》 (GB/T50668-2011)
《公共建筑节能设计标准》 (GB50189-2005)
《建筑照明设计标准》 (GB50034-2004)
《外墙外保温工程技术规程》 (JGJ144-2008)
13.2 施工期能耗种类、数量分析和能耗指标分析
13.2.1 施工期能耗种类、数量分析
本工程施工期消耗能源主要为电力、油料、水资源和建筑用材料等。
本工程主体工程施工主要以油耗设备和电耗设备为主。其中，土石方开挖和填筑、太阳
能电池板支架及基础安装等主要为油耗设备，混凝土浇筑项目既有油耗设备又有电耗设备。
本工程施工总工期 1 2 个月，主要消耗的能源有汽油、柴油、电力。本工程施工期能源实物
3
量消耗：柴油 49.64t，汽油 13.6t，电力 54.4 万 kW*h，新水 4.2 万 m 。
13.2.2 能耗指标分析
217
本工程施工电源从附近已有电源点接入，设变压器降压后供造孔钻机、混凝土搅拌系
统、钢筋（钢结构）加工厂等生产、生活建筑的用电。施工高峰期施工用电负荷约为
180kW 。
本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工生产生活用水
就近采用工业园区已有市政供水管网的供水方式，场区内设临时储水设施，经沉淀、净化设
3
备净化处理后作为生活用水。施工高峰日施工用水量为 160 m /d。用水总量较小，对区域
内地下水资源影响较小。
本工程施工用油设备主要为土方机械设备、运输设备、柴油发电机耗油等，主要用于土
方施工，场内外材料及设备运输。
2
本工程施工占地面积为 9690m ，包括：临时性占地包括施工中临时堆放建筑材料占
地、施工人员临时营房占地、设备临时储存所占场地、拌合系统占地、施工道路和其它施工
过程中所需临时性占地。施工占地均为国有荒沙地，施工期结束后，所有临时用地均要求做
好善后恢复工作。故临时用地对当地土地资源和环境资源无不利长期影响。
本工程主要建筑材料来源充足，所有建筑材料均可通过公路运至施工现场。主要建筑物
材料及生活用品可从附近采购。
本次计算按统一的热值标准进行能耗分析，本工程施工期 12 个月，消耗的一次能源油
料柴油 49.64t，折算成标准煤（当量值）为 72.33tec，消耗的一次能源油料汽油 13.6t，
折算成标准煤（当量值）为 20.01tec;二次能源电力约 54.4 万 KW.h，折算成标准煤（当
量值）为 66.86tec o 施工期总能源消耗折算成标准煤（当量值）为 159.2tec 。
综上所述，本工程施工期各项能耗指标相对较低，当地能源供应容量和供应总量满足施
工要求，且对当地能源供应不构成大的影响。
13.3 运行期能耗种类、数量分析和能耗指标分析
13.3.1 运行期能耗种类、数量分析
本光伏电站主要能源消耗品种为电力、柴油和汽油，耗能工质为新水，其中水主要供所
内生产、生活、绿化及太阳能电池板清洗需要，电力主要用于站内生产消耗和生活消耗，柴
油和汽油用于生产、生活用车。
本光伏电站运行期年耗电量为 683.44 万 KW.h/年；年耗油量柴油为 4.91 t/年，汽油为
3
3.92t/年；年用水量为 4000 m 。
218
13.3.2 运行期能耗指标状况
13.3.2.1 建筑能耗
光伏场内布置 100 个逆变器室和箱式变，逆变器室采用砖混结构，长 6.9m，宽 6.4m，
2
建筑面积：44.16m ，建筑高度 4.2m，基础采用条形基础。屋盖为 C30 现浇钢筋混凝土板
梁，围护材料采用 30cm 厚的加气混凝土砌块，屋面为节能保温屋面，II 级防水。房建根据
使用功能做混凝土地面。箱变采用户外式箱变，基础采用箱形结构，C30 现浇混凝土结构，
箱变基础尺寸为 3.18x2.9x1.95（长×宽×深），其中地下埋深 1.45m，地上 0.5m。在箱变
正门侧设置砌砖台阶，箱变最终尺寸依据设备招标情况确定。
2
本工程集控中心整体分为东西两个功能区域，总占地面积 9520m 。西部布置管理生活
2
区，占地面积 3520m ，包含有综合楼、餐厅、生活水池、车库、仓库及门房等。东部为
3
llOkV 升压站，占地面积 6000m ，包含有 35kV 开关柜室、主变压器场、SVG 室等。进场对
外道路与管理生活区相连，管理生活区与升压站相连，由管理生活区进入升压站。
2
管理生活区，长 80m，宽 44m，占地面积 3520m ，包含有综合楼、餐厅、车库、仓库及
门房等。
综合楼长 29.4m，宽 14.lm，共二层，一层和二层的层高分别为 4m 和 3.2m，建筑面积
3
830m ，一层布置有二次盘柜室、低压配电室、宿舍、值班室等，二层布置有宿舍、中控
室、办公室、安全监测站等。餐厅长 19.2m，宽 7.2m，共一层，层高 3.5m，建筑面积
3
138m ，布置有大餐厅、小餐厅、厨房、储藏室。综合楼和餐厅相连四周均设有绿化带以美
化环境。
3
llOkV 升压站，长 80m，宽 75m，占地面积 6000m ，包含有主变压器场、35kV 开关柜
室、SVG 室等。
llOkV 升压站设置环形站内道路，与管理生活区相连，道路路宽 4.Om，路面为混凝土路
面。
2
35kV 开关柜室长 25.74m，宽 14.14m，一层，层高 4.2m，建筑面积 364m 。
建筑耗能主要是逆变器室、综合楼、管理生活区及 llOkV 升压站和 35kV 高压开关柜室
建筑物采暖、采冷、通风、照明的能源消耗。本工程所在地属严寒地区，主要是冬天采暖的
能源消耗。这部分能耗全部折算成电能损耗，并在电气损耗中包含。
13.3.2.2 电气损耗
219
通过计箅本电站年耗电量为 683.44 万 KW.h，其中发输变电损耗 506.41 万 KW.h（包括
箱式变损耗、集电线路损耗、逆变器损耗、SVG 装置损耗等）；站用系统用电 177.03 万
KW.h（包括集控中心设备耗电、公用工程系统、供暖、空调、照明、办公、低压线路、站用
变等）。
本项目用电由电站内自给自足，所用电力己在发电损耗中扣除，不使用外部电力，因此
本工程对武威市及甘肃省能源消费无影响。
13.3.2.3 水资源消耗
光伏电站运行期水资源消耗主要为生产管理运行人员生活、绿化、消防用水及太阳能电
池板清洗，光伏电站本期工程管理、运行人员共计需 16 人，电站日平均用水量约为 8.54
3 3
m /。，运营期年用水总量为 4000 m /年。
13.3.2.4 油料损耗
汽油用于管理及维修车辆。根据工作需要，本工程需要配置越野车 1 辆，清洗车 1 辆，
通勤车 1 辆，经核算年耗汽油量为 3.92t，年耗柴油量为 4.91t。运行期消耗油料就近购
买，耗油总量相对较少，对当地油料供应市场基本无影响。
13.3.2.5 工程永久用地
本工程永久占地包括光伏组件基础、逆变器室、llOkV 升压站、场内道路等占用的土地
面积共 2589.805 亩。
13.3.3 运行期能耗指标分析
13.3.3.1 主要耗能设备节能评估
本项目的电耗主要由发电、输变电的电能损耗以及站自用电量。
(1)本项目发电、输变电损耗的电能总量为 506.41 万 KW.h，折 622.38 tec（当量
值），1671.15 tec（等价值）。
(2)站用系统用电量为：177.03 万 KW.h，折 217. 57tec（当量值），584.19tec（等价
值）。
13.3.4.2 辅助生产和附属生产设施节能评估
本电站耗能的辅助、附属电气设备有采暖设备、照明、空调等。采暖设备年耗电量为
40.61 万 kW.h，折标煤 49.9ltce;建筑及道路照明年需耗电约 1.18 万 KW.h，折标煤
220
1.45tce，办公用电年需耗电约 13.22 万 KW.h，折标煤 16.24tce;室调设备年耗电量为 2.88
万 KW.h，折标煤 3.54tce
13.3.4.3 项目综合能耗
本项目能源消耗主要是为电站运行所需的电力和汽油，能源品种为普通能源，在当地易
于获取，来源稳定、可靠，项目能源消耗以电力为主。
项目年综合能耗=电力消耗+汽油消耗+柴油消耗
=839.94tce+5.76tce+7. 15tce
=852.85tce
项目单位产量综合能耗=项目年综合能耗/年上网电量
=852.85tce/11512.42 万 KW.h
=0.0074kgce/KW.h
13.3.4.4 能耗分析结论
本项目能源消耗种类主要为电力和油料。本项目年需要消费电力 683.44 万 KW.h/年，
折合标准煤当量值 839.94t 。汽油需要量 3.92 吨/年，折合标准煤当量值 5.76tce;柴油需
要量 4.91 吨/年，折合标准煤当量值 7.15tce。本项目加工转换为采暖和空调，年消耗电力
40.61 万 KW.h/年，折合标准煤当量值 49.9ltce。所有利用能源中，电力是主要能源，由电
站自给自足。太阳能是清洁的可再生能源，是我国有待加强开发的新型能源资源。开发利用
太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保
护。电站建成后，每年可为电网提供可再生能源的发电量，可为国家节约煤炭。相应可减少
多种有害气体和废气排放：如二氧化硫、二氧化碳、一氧化碳、碳氢化合物等，还可减少烟
尘排放量。通过运营期各种节能措施，本项目各项节能指标均能满足国家有关规定的要求。
13.4 主要节能降耗措施
13.4.1 工程设计节能降耗措施
13.4.1.1 系统工程
减少电网投资，减少输电损耗。电力从电站送至用户过程中，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卒损耗和变压器功率损耗。功率损耗
221
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。
本工程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较低等情况，并且结合电站总体规模考虑送出，避免重
复建设；另外，遵循输变电系统无功容量采取就地平衡原则，在电站集控中心配电室 35kV
侧加装无功补偿装置，提高线路有功输送容量，降低线损，节约运行成本。
总之，电站系统送出工程的建设，结合了太阳能发电特点，节省了电网投资，一定程度
上增强了区域供电能力，降低电网运行的网损。在本阶段设计中，通过安装无功补偿装置，
有效解决了无功就地平衡问题，降低了电网损耗。
13.4.1.2 光伏组件选型及布置
考虑到节能降耗因素，本工程光伏组件初步确定选用 300Wp 多晶硅太阳能组件。该光伏组
件转化效率较高，可提高发电量，多晶硅组件成本低于单晶硅组件，降低投资成本，300Wp
组件较其他规格组件技术成熟、市场占有率高可规模化布置。
在光伏组件布置中，保证全年光伏组件从上午 9 点至下午 3 点无遮挡，在满足光伏组件的
发电要求的基础上尽量集中布置，减少占地面积，充分利用土地，在同样面积的土地上可安
装更多的光伏组件，其次，集中布置还能减少电缆和场内道路长度，降低工程造价，降低场
内线损。
13.4. 1.3 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。
13.4. 1.4 电气部分
优化设计，减少占地面积，节省材料用量：
通过推广主设备规范，明确统一各级配电装置的间隔宽度及布置尺寸，节省了钢芯铝绞线
等材料用量；优化电缆沟布置，节省了电缆的长度。
主要措施如下：
222
(1)降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达
到节能目的。
(2)本光伏电站主变压器采用 SSZII 型变压器，箱变采用 SII 型变压器，35kV 所用变压
器采用 SCII 犁变压器，设备选用节能产品，降低变压器损耗。
(3)有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低
电能损失的目的。
(4)严格控制建筑面积，减少采暖面积，有效降低相应的能耗。
(5)采用节能灯具，可节省电能；实施绿色照明。合理设计灯具，在满足照度要求的前
提下，减少灯具的数量。
13.4. 1.5 土建部分
优化电站的道路、电缆沟及综合管线的布置，做到布局合理，电缆敷设路径最佳。
在结构设计过程中，严格按照国家标准设计，采用了先进的空间结构计算软件，进行结
构体系的方案比选，努力做到三材耗量最优。
给水部分：泵房内生活泵采用变频生活泵，根据用水量大小来调节生活泵转速，尽量做
到生活泵在低速区运转，以达到节能的目的。
节水措施：考虑到我国是一个缺水的国家，在设计中要本着节约用水的原则，必须严格
使用节水节能型卫生器具；对太阳能电池板清洗时采用节水设备进行清洗。
根据场地设计，合理布置绿化管线，禁止大水漫灌节约用水。
排水部分：集控中心生活污水排至污水调节池，由潜水排污泵提升后再经一体化污水处
理装置处理，满足国家一级污水排放标准。潜水排污泵由污水调节池液位自动控制，高液位
启泵，低液位停泵。
本工程已将生活污水进行了处理，达到了国家一级排放标准，已经不会对环境造成危
害，尽可能在不增加投资，不增加占地的情况下，将处理后的生活污水充分利用，在夏季时
作为绿化浇洒等使用，尽量做到生活污水零排放。
本工程所在地区为北方地区，干旱少雨，夏季时部分雨水可收集起来作为绿化用水，做
到既节水又环保。
13.4. 1.6 线路工程
223
本电站线路工程指电站内集电线路。
结合本工程的实际情况，在线路设计节能降耗的原则指导下，从路径方案、导线选型及
绝缘配合等几个方面采取措施。
(1)路径方案
送电绒路路径的选择是线路设计的关键，其优与劣、合理与否，直接关系着工程造价、
工程质量、施工、运行安全等综合效益，因此本工程按照路径最短、施工方便、维护方便的
原则进行场内线路设计，以达到最优的目标。
(2)导线选型
结合光伏电站有效运行小时数、建设规模、当地气候特点等条件选择合适的导线型号。
电站集电线路电压等级的选择，通过集电线路负荷距以及经济输送容量的计算，求得线
路造价最低并且线路损耗最低，推荐采用 35kV 电压等级。
(3)绝缘配合及金具设计
结合现场污源调查，确定工程各段的污秽等级。绝缘子金具串采取均压、屏蔽等措施，
加强制造工艺，减少泄漏，减少电晕，降低损耗。
(4)基础设计
结合场址工程地质条件及光伏电站的特点，在保障安全要求的前提下，尽量减少混凝土
耗量。
13.4.2 建筑节能
13.4.2.1 建筑节能设计原则
(1)贯彻国家有关法律法规，改善公共建筑室内环境，提高居民生活质量，并提高能源
利用效率，创造节约型社会。
(2)采用节能设计后，与未采用节能设计的建筑物相比，全年采暖、通风、空气调节和
照明的总能耗减少较多。
(3)根据本工程所处气候分区，建筑必须充分满足冬季保温要求。
13.4.2.2 建筑节能措施
224
建筑设计应采取节能措施，减少土方量，减少对原生态环境的破坏。选用绝热性能好的
保温材料，对保温结构进行优化设计，减少散热损失。
(1)建筑总平面的布置和设计，利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自然通
风。厂房的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向。
(2)应控制厂房的体形系数，本电站所在地区属寒冷地区，地面厂房的体形系数应小于
或等于 0.3 。
(3)根据本工程所处的建筑气候分区，围护结构的热工性能应达到国家节能标准的规
定。围护结构的保温隔热材料宜选用高效环保型。
(4)为减少热量损失，每个朝向的窗墙面积比均不虚大于 0.7 并且符合国家节能标准的
规定。外窗可开启的面积不小于窗面积的 30%。
(5)外门窗应采用节能门窗。屋面保温材料采用 50mm 厚聚苯板保温。
(6)外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。
13.4.3 水资源节约
(1)采用高效水泵、智能水表等节能产品。提倡员工节约用水。
(2)项目产生污水经过污水处理后用于项目厂区及周边绿化用水、降尘洒水。
13.4.4 电气节能
施工期和运行期尽量采用节能设备，降低电力消耗；提倡员工节约用电，禁止浪费。
13.4.5 油料节约
施工期和运营期所需柴油（汽油）均可由市场采购，对项目所在地区的能耗负荷影响很
小。
13.4.6 建设管理的节能措施建议
本工程主要是以发电为主。能源消耗主要为施工建设期的能源消耗和运行期的能源损
耗。从节能的角度看，本工程已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程
布置、方案选择中考虑了节能，但从电站的运行特点看，节能的主要措施是节能管理措施。
在施工期，应制定能源管理措施和制度、防止能源无谓消耗；应对进场施工人员加强宣
传，强化节能意识，注重成本节约；应对施工设备制定和工程施工特点相符合的能耗指标和
225
标准、严格控制能源消耗；应加强对能源储存的安全防护、防止能源损失；应合理安排施工
次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。
在运行期，应对各耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保养维修，
降低能耗；应对管理人员和操作人员进行节能培训、操作人员要有节能上岗证，应制定用
电、用油等燃料使用指标或定额，强化燃料管理；要合理安排运行调度，充分利用太阳能资
源条件，力争多发电。
总乏，工程运行管理中，要注重总结运行管理经验，加强设备日常维修保养，提高运行
人员技术水平，不断优化运行调度管理模式，以期达到充分利用太阳能资源的目的。
13.5 节能降耗效益分析
本工程装机容量 100MW，运行期上网电量为 11512.42 万 KW.h。按照这一规模水平计
算，可产生如下节能和减排效益。
按照火电煤耗（标准煤）每度电耗煤 3309，建设投运每年可节约标准煤约 3.8 万 t，每
年可减少烟尘排放量约 513t（除尘器效率取 gg%），S02 排放量约 425t（煤全硫分取
0.7%，未脱硫），N02 排放量约 44lt，CO 排放量约 9.9t，C02 排放量约 11.4 万 to 有害物
质排放量的减少，减轻了大气污染。
电站的建设替代燃煤电厂的建设，可取到充分利用自然可再生能源、节约不可再生化石
资源的目的，将大大减少对周围环境的污染，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、环境效益和社会效益。
13.6 结论
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，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，技术方案和设
备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资
源，并能够适应远景年电站建设规模和地区电网的发展。各项设计指标达到国内先进水平，
为电站长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，节能、
节水、环保。
太阳能发电是一种清洁的可再生能源，没有大气、水污染问题和废渣堆放问题，通过施
工期和运营期各种节能措施，本工程各项节能指标均能满足国家有关规定的要求，将建设成
为一个环保、低耗能、节约型的太阳能发电项目。
226
14 工程设计概算
14.1 编制说明
14.1.1 工程概况
甘肃德?能源科技有限公司开展靖远县 100 兆瓦并网光伏发电项目总装机容量为
100MW，计划安装 100MW 多晶硅太阳能电池组以及相关的配套电气设备。
主要工程量见表 14.1-10
表 14.1-1 主要工程量汇总表
工程计划施工工期为 1 2 个月。资金来源：资本金占总投资的 100%。
电站工程部分为 85004.30 万元。其中静态投资 85004.30 万元（包括设备及安装工程
70307. S7 万元，建筑工程 7876.56 万元，其他费用 5959.34 万元，基本预备费 841.63
元）。静态单位千瓦投资 8433 元/kW 。送出工程暂不列入。
14.1.2 编制原则及依据
14.1.2.1 编制原则
参考风电场工程可行性研究报告概算编制有关文件规定、费用定额、费率栎准等，按
2013 年二季度价格水平编制。
14. 1.2.2 编制依据
(1) 《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》 (NB/T31011-2011)；
227
(2) 《陆上风电场工程概算定额》 (NB/T31011-2011)；
(3)财政部国家发改委财综[2008] 78 号文“关于公布取消和停止征收 100 项行政事业
性收费项目的通知”；
(4)财综[2011]98 号文《关于统一地方教育附加政策有关问题的通知》；
(5)本光伏电站本阶段设计资料及工程量清单；
(6)其他参考：当地相关政策、文件规定。
14.1.3 基础资料
14.1.3.1 人工预算单价及主要材料预算价格
人工预算单价参考《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》(NB/T31011-2011)
规定计算，材料预算价格按民勤县 2013 年一季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费及
采购保管费等。人工预算单价及主要材料预算价格见表 14.1-2：
表 14.1-2 人工预算单价及主要材料预算价格表
14. 1.3.2 主要机电设备价格
多晶硅电池组、并网逆变器等设备价格根据厂家询价确定，其他机电设备价格参考国内
现行市场价格计算。主要设备价格如下：
228
多晶硅电池组（300W/块）按 4.2 元/W 计算；
并网逆变器（500kW/台）按 22.5 万元／台计算；
箱式变压器 lOOOkVA-35/0.27/0.27kV 按 22 万元／台计算。
14.1.4 费率标准
工程取费标准见表 14.1-2：
表 14.1-2 工程取费标准
14.1.5 其他费用
(1)建设用地费
本工程永久征地费按 6900 元／亩计列。
(2)工程前期费
229
工程前期费按实际发生情况分析计列；
(3)建设管理费
建设单位管理费=（建筑工程费十安装工程费+设备费）x1.14%；
(4)建设监理费
建设监理费=（建筑工程费十安装工程费+设备费）x0.39%；
(5)项目咨询评审费
项目咨询评审费=（建筑工程费十安装工程费+设备费）x0.25%；
(6)项目技术经济评审费
项目技术经济评审费=（建筑工程费十安装工程费+设备费）x0.31%；
(7)工程验收费
工程验收费=（建筑工程费十安装工程费+设备费）x0.44%；
(8)工程保险费
工程保险费=一至四部分投资合计 x0.45%；
(9)生产人员培训及提前进场费
生产人员培训及提前进场费=（建筑工程费十安装工程费）x0.81%；
(IO)办公及生活家具购置费
办公及生活家具购置费=（建筑工程费十安装工程费）x0.46%；
(IO)工器具及生产家具购置费
工器具及生产家具购置费=设备购置费 x0.25%;
(II)备品备件购置费
备品备件购置费=（设备购置费一电池组件设备费）x0.30%;
(12)联合试运转费
联合试运转费=安装工程费 x0.40%；
230
(13)勘察设计费
勘察设计费按《国家计委、建设部关于发布<工程勘察设计收费管理规定>的通知》（计
价格[2002]10 号）酌规定，结合工程具体情况计列。
14.1.6 基本预备费
基本预备费=一至四部分投资合计 x1%
14.1.7 价差预备费
价差预备费根据国家计委计投资(1999)1340 号文精神，工程总投资中暂不计列。
14.1.8 建设期利息
本工程资本金业主自筹按 1OO%计算。
14.1.9 主要技术经济指标
本工程主要经济指标见下表 14. 1-3：
表 14.1-3 主要经济技术指标表
14.2 工程概算表
表 14-1:总概算表
表 14-2:施工辅助工程
表 14-3:设备及安装工程概算表
231
表 14-4:建筑工程概算表
表 14-5:其他费用概算表
232
233
234
施工辅助工程概算表
表 14-2 单位：万元
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248
15 财务评价与社会效果分析
15.1 概述
本次甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100MW 并网光伏发电项目总装机容量 1OOMW，其
运行期平均年上网电量 12031.92 万 kW.h，年等效满负荷小时数 1194 h。
现依据国家计委、建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版），在
国家现行的财税制度和价格体系下，以及合理的数据预测基础上，对太阳能光伏发电场进行
财务评价，分析太阳能光伏发电场的效益与费用，考察太阳能光伏发电场的盈利能力和贷款
的清偿能力等财务状况，判断太阳能光伏发电场财务上的可行性。
财务评价计算期采用 26 年，其中建设期 1 年，生产经营期 25 年。
15.2 财务评价
15.2.1 项目投资和资金筹措
(1)固定资产投资
根据工程投资概算，工程固定资产静态投资为 85004.30 万元，流动资金为 302.40 万
元，单位千瓦静态投资 8433 元，单位千瓦动态投资为 8433 元。
(2)建设资金来源
固定资产投资全部由建设公司自筹，即自筹 85004.30 万元，不计息，电站投产后平均
按资本金的 8%付红利（即应付利润）。
15.2.2 分析和评价
1、总成本费用计算
(1)固定资产价值
本工程光伏发电组件全部投产盾，形成固定资产价值 85004.30 万元。
(2)流动资金
生产流动资金按每千瓦 30 元估算，共 302.40 万元。流动资金全部自筹。流动资金随机
组投产投入使用，本金在计算期末一次回收。
(3)总成本
249
发电总成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材
料费、保险费、摊销费及其它费用。
发电经营成本为不包括折旧费、摊销费和利息支出的其他全部费用。
项目的固定资产形成率按 100%计；综合折旧年限按 15 年计（残值率 5%）；本电站定员
编制 16 人，职工年工资 6 万元计算，职工福利费按工资总额的 14%计取，劳保统筹费按工
资总额的 2g%计取，住房基金按工资总额的 12%计取，其它费用采用 30 元/kW，材料费用采
用 15 元/kW，综合修理费率按投产后前 3 年采用 0.3%、第 4 年～第 8 年采用 0.6%、第 9
年～第 13 年采用 1.0%、第 14 年～第 25 年采用 1.5%，保险费率 0.25%计算。
(4)税金
本项目应交纳的税金包括增值税、销售税金附加和所得税。
1)增值税
按清洁能源光伏发电工程增值税优惠税率，税率 17%o
2)销售税金附加
销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税销项税额为计算基数。本项
目城市维护建设税税率取 5%，教育费附加费率取 3%，另地方教育附加费率取 2%。
3)所得税
所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本、增值税和销
售税金附加后的余额。
太阳能光伏发电项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发
[2009]80 弓《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问
题的通知》，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一
年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税(12.5%)，六年后所得税
按照 25%征收。
2、发电效益计算
(1)计算方法及参数
250
本项目经营期发电效益收入按国家发改委发布的甘肃省上网标杆电价 I.OO 元/KW.h（采
用不含税 0.855 元/KW.h）乘以太阳能光伏发电场经营期各年平均上网电量得到。以下是经
营期 25 年各年年平均上网电量表 15.2-10
(2)迸项税抵扣额
根据增值税转型相关政策，允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税
金中抵扣，本项目抵扣的增值税额为 8724 万元。
251
(3)利润及分配
发电收入扣除总成本费用、增值税和销售税金附加后即为发电利润，发电利润扣除应交
所得税即为税后利润。
税后利润提取 10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者
的应付利润，即为未分配利润。
计算期内发电利润总额为 149504.4 万元。
3、盈利能力分析
本项目设定的财务基准收益率为 5%。
(1)所得税后财务盈利能力指标：
财务内部收益率（所得税后）（项目投资）：9.61%o
财务净现值(i-5%)：33247 万元。
资本金内部收益率（所得税后）（项目投资）：9.61%。
财务净现值(i-8%)：9163 万元。
投资回收期（所得税后）（含建设期）：9.3 年。
(2)太阳能光伏发电场年平均利税为 7519.38 万元。
总投资收益率：7.01%。
投资利税率：8.81%o
资本金净利润率：5.63%o
从以上财务评价指标来看，项目投资的内部收益率为 9.61%，大于设定的财务基准收益
率( 5%)，项目投资财务净现值大于零，该项目在财务上是可行的。
4、敏感性分析
为分析本工程的抗风险能力，当工程投资、电站效益、上网电价变化时，对本项目财务
评价指标的影响程度进行敏感性分析，其分析计算结果见下表 15.2-2 。
252
表 15.2-2 财务评价敏感性分析表
从敏感性分析来看，下一阶段应控制投资和上网电量，争取国家和省上对光伏电站项目
的优惠政策和税收政策，积极申请 CDM 资金，进一步提高项目盈利能力。
本项目财务指标良好，具有一定的抗外部风险能力，在总投资、发电量和上网电价的变
化不超过 10%时，资本金投资项目内部收益率均大于 8%，大于设定的财务基准收益率(8%)，
财务上仍可行。
15.2.3 财务评价结论
按上网电价 1.OO 元/kW.h（含增值税）测算，本项目资本金财务内部收益率为 9.61%，
大于设定的资本金财务基准收益率 8%，项目资本金财务净现值 9163 万元，大于零；项目投
资的内部收益率为 9.61%，大于设定的项目投资财务基准收益率 5%，项目投资财务净现值
33247 万元，大于零；投资回收期（含建设期、所得税后）9.3 年。该项目具育较好的经济
效益和财务赢利能力，从财务评价的角度看是可行的。
在充分利用好对清洁能源优惠政策的同时，还应采取可靠的技术措施进一步提高系统的
利用率来保证上网电量。同时加强内部管理、降低经营成本，进一步提高项目的财务效益。
15.3 社会效果评价
光能是一种可再生的清洁能源，其节能效益、环境效益和社会效益均十分显著。
253
15.3.1 节能和减排效益
光伏发电的节能效益主要体现在太阳能光伏发电场在运行时不需要消耗其它的常规能
源。其环境效益主要体现在不排放任何有害气体。光伏发电与火电相比，在提供能源的同
时，不排放烟尘、二氧化硫、氮氧化合物和其它有害物质。二氧化硫、氮氧化合物在大气中
形成酸性物质，造成酸雨。危害植物和水生生物，破坏生态，二氧化碳又是影响全球气温变
暖的温室效应气体。本工程装机容量 100MW，运行期平均上网电量为 12031.92 万 KW.h 。按
照这一规模水平计算，可产生如下节能和减排效益。
按照火电煤耗（标准煤）每度电耗煤 330g，建设投运每年可节约标准煤约 3.97 万 t，
每年可减少烟尘排放量约 536 t(除尘器效率取 99%)，S02 排放量约 445t(煤全硫分取
0.7%，未脱硫)，N02 排放量约 46lt，CO 排放量约 10.3t，C02 排放量约 11.9t。有害物质排
放量的减少，减轻了大气污染。
15.3.2 其它效益
其它效益主要体现在以下几个方面：
(1)太阳能光伏发电场一般建设在太阳能辐射值较大的地区，考虑到太阳能光伏发电场
场址处太阳能光伏组件及基础为永久建设，场址一般选择在戈壁滩及荒漠和国有为开垦及未
利用的荒地之上，该电场亦如此，不会对周围生态环境产生恶劣影响，故太阳能光伏发电场
与城镇建设不产生矛盾，而且为城镇建设提供必要的电力支持，促进当地农业、企业、服务
业等健康良性发展。
(2)太阳能光伏发电场的建设可增加就业、带动工业增加值和相应的税收及当地的经济
发展。
(3)太阳能光伏发电规划实施后，可优化区域能源结构，能源结构向多样化和更加符合
可持续发展要求的方向转变。
本次拟建的太阳能光伏发电场地处荒漠戈壁，太阳能资源储量丰富，土地资源廉价。利
用廉价的土地资源，大力发展光伏发电具有显若的社会效益。不仅可改善能源结构的不合
理，增加新能源在电网中的份额，同时能缓解当地电力供需的紧张状况，对发展当地经济具
有深远的意义。使这块比较贫困的地区尽快发挥本地优势，加快经济建设速度。
15.4 财务评价附表
表 1：电站财务评价指标汇总表
254
表 2：投资计划与资金筹措表
表 3：总成本费用估算表
表 4：利润与利润分配表
表 5：财务计划现金流量表
表 6：项目投资现金流量表
表 7：项目资本金流量表
表 8：资产负债表
附表 1
255
电站财务评价指标汇总表
256
257
258
259
260
261
262
263
264
265
266
267
268
269
16 工程招标
16.1 招标范围的确定
本工程建设内容主要是：建设安装装机容量 1OOMW 多晶硅太阳能电池组件及其附属设
施；建设安装 1400 只 16 回路汇流箱及其附属设施；建设安装 200 台直流配电柜及其附属设
施；建设安装 200 台逆变器及其附属设施；建设安装 100 台 lOOOkVA 箱式变压器及其附属设
施；建设安装 2 台 50000kVA 箱式变压器及其附属设施；建设安装电力电缆线路及其附属设
施；建设安装 llOkV 升压站设备及其附属设施；建设安装 35kV 供配电设备及其附属设施；
建设安装辅助生产区一处，包含有综合楼、车库、消防水池等所有附属设施；建设安装
llOkV 送出工程一项。
光伏电站工程的主要招标工作内容有：勘察、设计、施工、监理、设备制作（采购）及
安装等全部或部分项目。确定招标范围如下：
(1)勘察设计部分按设计范围及要求进行招标，由业主选择具有相应资质的勘察设计单
位完成。
(2)工程监理按照施工划分的标段全部进行招标。
(3)施工拟对建筑工程部分进行全部招标。
(4)工程中使用的主要材料和设备全部进行招标，具体包括钢筋、水泥、木材、管材及
配套设备的制作（采购）、安装等。
16.2 招标方式
在招投标过程中要遵循公开、公平、公正和诚实信用的原则，任何单位和个人不得以任
何方式非法干预招投标活动，严禁无资质证书的单位承揽施工任务。项目法人要严格按照光
伏电站工程建设管理程序和建设法规组织工程建设，依据批复的建设规模、内容、标准和要
求严格资金管理，建立建设工程质量领导人责任制和终身责任制，确保工程建设质量。项目
招标采取公开招标的形式。工程监理招标与施工招标每个标段应有相应资质的工程监理单
位、施工单位不少于三家，工程中使用的主要设备应有相应能力的厂家不少于三家。
16.3 招标组织形式
依据国家发展计划委员会《工程建设项目自行招标试行办法》，该项目法人具有健全的
职能机构，有固定、专业较齐全的技术、经济和管理方面的人员，同时具有一定的光伏电站
工程建设管理经验与较强的组织协调能力，具备项目法人组成应具备的条件，本工程采取自
270
行招标的组织形式。工程监理招标的招标文件相对简单，由业主自行编制招标文件自行组织
招标；施工招标的招标文件内容很多，也较为复杂，由业主委托有资质的设计单位或有同等
能力的工程咨询公司进行编制，业主按有关规定自己组织招标。
招标基本情况见表 16-1 。
表 16-1 招标基本情况表
建设项目 甘肃德?能源科技有限公司靖远县 100MW 并网光伏发电项目
备注：情况说明在表内填写不下，可附另页
271
