典型设计升版介绍

中国电力投资集团光伏发电工程典型设计2014年升版情况介绍汇报人：张礼彬2014年5月27日升版大纲1.参照可研设计深度规定，调整典型设计章节划分；2.根据项目实施经验，增加常用技术方案；3.更新参考设计实例。典型设计原章节划分3结构设计4总平面布置与土建设计5

阵列区电气设计1光伏电站选址2光伏阵列布置635kV（10kV）开关站设计7110kV升压站设计升版后主要内容3电气设计4总平布置及土建设计1场址选择2系统总体方案设计1场址选择保留原有太阳能资源条件分析原则、平地光伏电站场址选择原则和山地光伏电站场址选择原则内容。新增：推荐的太阳能资源分析方法1场址选择0、定义①代表气象站：距光伏电站场址最近的，气候及地理条件最为相似的气象站，用于提供场址的基本气象数据。②参考气象站：距光伏电站场址最近的，具有太阳能辐射量测量数据的气象站，用于提供场址的光资源分析的参照数据。1场址选择1、分析资料①代表气象站和参考气象站的地理坐标、海拔、周边环境、至场址距离等。②基本气象数据（既代表站气象数据），包括：多年平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼间最高气温、昼间最低气温；多年平均风速、多年极大风速、主导风向；多年最大冻土深度和积雪厚度、多年年平均降水量和蒸发量；多年平均雷暴日数、沙尘暴日数、浮尘日数、冰雹次数等灾害性天气情况。③光伏电站场址实测太阳能总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、日照时数数据（至少一个完整年）④参考气象站实测太阳能总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、日照时数数据（至少近10年）1场址选择2、辐射量数据验证对数据进行合理性验证：总辐射小于2kw/m²、散射辐射小于总辐射、日总辐射小于可能的日总辐射值。完整度验证：时间序列无遗漏。1场址选择3、辐射量数据分析①有现场实测数据时A）对现场实测太阳能辐射量（总辐射、直接辐射、散射辐射）数据（至少近1年）与参考气象站同期实测太阳能辐射量（总辐射、直接辐射、散射辐射）数据，分别进行相关性分析，得到相关方程及相关性系数B）利用相关性方程，代入参考气象站辐射量数据，推导近10年以上的场址辐射量推算数据C）利用平均法或正态分布法比选出代表年太阳能辐射量数据1场址选择3、辐射量数据分析②无现场实测数据时A）对代表气象站实测日照时数（至少近10年）与参考气象站同期实测日照时数进行相关性分析，得到相关方程及相关性系数B）利用相关性方程，代入参考气象站辐射量数据，推导近10年以上的代表气象站辐射量推算数据C）以代表气象站辐射量推算数据作为场址辐射量数据D）利用平均法或正态分布法比选出代表年太阳能辐射量数据2系统总体方案电池组件：单晶硅260Wp-265Wp，1650×990×35mm多晶硅245Wp-255Wp，1650×990×35mm运行方式：固定倾角式逆变器：集中式逆变器500kW（单体式、集箱式）组串式逆变器10kW-80kW2系统总体方案串并联方案：集中式逆变器：20-22块组件组成一串（根据逆变器最大输入电压和MPPT电压等参数设计）；若干个组串经直流汇流箱、直流汇流柜并联后接入500kW逆变器；2台逆变器经1台双分裂或双绕组箱变升压汇集后介入升压站（或开关站）2系统总体方案串并联方案：组串式逆变器：20-22块组件组成一串（根据逆变器最大输入电压和MPPT电压等参数设计）；若干个组串接入组串式逆变器；若干台逆变器经若交流汇流箱并联后接入1台双绕组箱变低压侧，升压汇集后介入升压站（或开关站）2系统总体方案容量配比：发电单元装机容量与逆变器额定容量的比值。光资源最丰富地区：建议取1.05~1.08光资源很丰富地区：建议取1.08~1.1光资源丰富地区：建议取1.1~1.12山地光伏电站：建议＞1.12系统总体方案最佳倾角选择：根据光资源分析数据，按《光伏发电站设计规定》GB/T50797提供的方法可求得发电量最大的安装倾角，并建议采用光伏设计软件进行复核。最终组件安装倾角应综合考虑太阳能辐射典型日分布、光伏场区地形、各向遮挡距离等因素确定。一般为场址所在地纬度减小2-5°。2系统总体方案光伏组件布置：2行10列竖向布置：组件为单串U字型接线；2行20列竖向布置：组件为双串一字型接线；4行10列横向布置：组件为双串U字型接线；4行20列横向布置：组件为四串一字型接线。宜根据光伏场址地形、风速、光资源日分布等条件，综合比较土建投资后确定方案。2系统总体方案子方阵布置：应综合考虑地形地貌，建议汇流箱、逆变器及其直流集电线路路径布置尽量采用中央辐射式，可有效减少小截面电缆工程量，降低系统损耗。交流集电线路：采用变径方式。3电气设计电气主接线根据接入系统要求，如电压等级、线路数量、输送容量等，以及光伏发电站分期规划、装机容量、电容电流计算等进行设计。35kV系统：单母线或单母线分段接线，中性点可采用不接地、经电阻接地、经消弧线圈接地方式；110kV系统：线变组接线或单母线接线。3电气设计设备选择主变：根据接入电压等级和电站装机容量选择；110kV配电装置：建议采用AIS方案；35kV配电装置：采用KYN型屋内布置方案；无功补偿装置：建议选用SVG装置；35kV中性点接地装置：建议兼顾站用变容量。3电气设计站用电方案：升压站（或开关站）主供电源宜永临结合，引接自施工变；备用电源直接引接自35kV集电线路汇集母线。逆变器室低压集中供电：由升压站（或开关站）低压站用电母线直接供电；高压集中供电：升压站（或开关站）设高压站用电母线，并引接至阵列配电箱变，由分布在阵列区内的配电箱变供电；就地取电：由就地升压箱变低压侧直接引接。4总图及土建支架基础支架结构钻孔灌注桩根据组件布置要求独立基础预成孔钢制地锚螺旋钢桩预应力管桩参考设计实例山西山阴合盛堡50MWp光伏发电工程主要内容3工程地质4系统总体方案设计及发电量5工程设计6工程设计概算7财务评价与社会效果分析8结论及建议1项目概况2太阳能资源电气、土建、给排水、消防等1项目概况

中电投国际矿业山西山阴合盛堡50MWp光伏发电项目规划装机容量为50MWp，一期建成。项目建设地点山西省朔州市山阴县合盛堡乡合盛堡村，场址地理位置坐标介于北纬39°35’25”到39°34’16”，东经112°56’01”到112°54’31”之间。场区内以未利用盐碱地为主，零星分布有小块农用地，地势较平坦。总占地面积在1.409km2，海拔在1006-1011m之间。

厂区水平面年平均辐射量为：5360MJ/m²·a，属于二类地区辐射量，太阳能资源很丰富，适合开展大型光伏电站的建设。2太阳能资源概况

山西省地处中纬度大陆性季风气候区，日照时间长，总辐射量较多。全省日照数在2200至3000h之间，年日照百分率为51.67%。其中绝大部分地区全年日照时数在2600h以上，有约1/3的地区在2800h以上，属于日照充足的地区。全省年总辐射量介于5022-6112MJ/m²，平均在5439MJ/m²以上，是我国太阳能资源较丰富的地区之一。拟建光伏电站位于山西省朔州市山阴县合盛堡乡东北侧。按照我国太阳能资源区划表，为全国II类“资源很丰富”地区，年均太阳总辐射量5360MJ/m²/a，是山西省太阳能资源较为丰富的地域之一，有较好的太阳能利用开发条件。2太阳能资源分析分析方法简述：

本工程无场址区域完整1年的太阳能辐射实测数据，因此需要选取对工程场址最具代表性的气象站资料，来代替场址区域太阳能资源分析需要的气象资料和辐射数据，该代表气象站一般为距离场址最近的气象站。

由于本工程所选代表站不具有长期辐射观测资料，因此需要选择与代表气象站相关性较高的具有太阳能辐射实测数据的气象站作为推算代表站太阳能辐射数据的参考气象站。通过上述方法在有限的资料和条件下，较为合理可靠地分析得到本工程场址区域的太阳能资源情况。2太阳能资源分析代表气象站选择：

据本工程场址最近的气象站为山阴气象站，主要承担贵溪当地常规气象观测，无太阳辐射观测资料。其地理坐标为N39°30′，E112°49′，观测场高程为1045m。主要气象因素如下表：多年平均气温℃8.0山阴气象站统计年份：1983-2012年多年极端最高气温℃39.4多年极端最低气温℃-28.4多年平均风速m/s2.28多年平均雷暴日数天332太阳能资源分析参考气象站选择：距离山阴气象站较近且有太阳辐射数据资料的气象站有大同气象站和太原气象站。

分别对大同站与山阴站、太原站与山阴站近10年同期月日照时数数据进行相关性分析后，得近10年大同站与山阴站的日照时数相关系数较高。因此，本工程选择大同气象站作为本阶段研究的参考气象站，并取大同站2003~2012年太阳能辐射、日照时数和日照百分率数据作为代表气象站（山阴站）长期辐射数据推算的基础资料。2太阳能资源分析代表年辐射数据：根据标准QX-T-89-2008《太阳能资源评估方法》，利用山阴站近10年的日照时数和大同站近十年的太阳辐射观测数据，推算得到代表气象站太阳辐射量数据。

利用推算得到的辐射数据，通过多年平均法，可得到本工程代表年辐射量数据。结果详见下表：月份123456标准月辐射量（MJ/m²）239.84305.34451.59553.87639.60625.58标准月日照时数171.7184.17224.68243.64259.14234.31月份789101112标准月辐射量（MJ/m²）634.03561.49461.19393.79270.74223.03标准月日照时数238.56213.81198.11216.63184.95172.412太阳能资源分析结论：根据山阴太阳总辐射量的年际变化趋势可知，1983年~2003年总辐射量年际变化相对稳定，为对未来一段时间具有可靠地预测性，本工程采用2003年~2012年近10年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，得到的工程代表年（即年太阳辐射量为5360MJ/m²，年日照时数为2542h）是合理的、有效的。从太阳能资源利用的角度来说，在拟建场址建设并网光伏电站是可行的。3工程地质地形地貌：

本工程场址属黄土覆盖的山地型高原，以未利用盐碱地为主，场址范围内地面标高为1006-1011m，地势较平坦开阔。地层岩性：

①层耕填土：灰黄～黄色，松散，稍湿。以粉质粘土为主，混较多粉砂与粉土，含植物根系、钙质结核及少量生活垃圾。场区普遍分布，厚度0.70～0.80m，平均0.73m。②层黄土状粉质粘土：灰黄～黄色，坚硬，具大孔隙，未见垂直节理，偶见层理。场区普遍分布，厚度2.30～5.10m，平均3.62m。夹有粉土层与粉砂层，层厚10～20cm。3工程地质③层黄土状粉质粘土：灰黄～黄色，坚硬，具大孔隙，中等压缩性，摇震反应无，稍有光泽，中等干强度，中等韧性，含钙质结核，场区普遍分布。该层未穿透。夹较多粉砂层与粉土层，层厚15～30cm，局部呈互层状。各土层主要物理力学性质指标如下表：

指标项层号②层黄土状粉质粘土③层黄土状粉质粘土

值别

单位推荐值推荐值天然重度ρkN/m317.016.5变形模量EoMPa6.06.5地基承载力特征值fakkPa1401503工程地质

地基土腐蚀性分析详见下表：指标类型测定值对混凝土结构的腐蚀性对混凝土结构中钢筋的腐蚀性对钢结构腐蚀性PH值6.44～7.12//微总盐量1018～49723无//镁盐含量Mg2+6.08～108.16微//硫酸盐含量SO42-259.36～4010.5弱//氯离子含量CI-79.77～6129.82/中/OH-含量0微//4系统总体方案及发电量计算

本工程对单晶硅、多晶硅、薄膜型电池板等技术参数及布置等综合比较，推荐选用255Wp多晶硅电池组件结合本工程规模，以及设备的可靠性、输出效率、运行维护等因素，推荐选用500kW逆变器。4.1组件和逆变器选型经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护。因此，本工程推荐选用固定式运行方式。利用工程代表年的太阳辐射资料，采用《光伏发电站设计规范》中公式对各倾角时倾斜面太阳年总辐射进行计算，并经过PVsyst软件复核，得到各倾角时下的太阳总辐射量，其中最大的倾角为35°时，故本工程采用35°固定式安装方式4.2安装方式选择

本工程每个发电单元容量设计为1MWp，每1MWp方阵设1个逆变器室，每个逆变器室设置2台500kW逆变器。每20块组件组成一串组串，每1MWp方阵由206-214个组串并联组成，故逆变器容量配比为1.0506:1到1.0914:1之间，总容量53.7846MWp。

根据光伏组件布置方式（双排双串竖向布置），同时综合考虑地形条件及施工误差，计算得到本工程组串南北向间距为5.9m，东西向间距为0.3m，并在逆变器室附近及其他适当位置预留4m道路作为纵向道路。

4.3光伏发电系统设计

1MWp方阵布置图光伏电站的发电量受很多因素的影响，与太阳能组件光伏发电系统的发电量与当地的太阳辐射能量、电池组件的功率、系统效率等因素有关。本阶段根据工程代表年辐射量数据进行计算，系统效率按80%，组件衰减按首年1%、25年20%考虑，可得本电站建成后，年平均上网电量为6715.32万kWh，年利用小时数为1248.56h。4.4发电量计算5——工程设计接入电力系统方式：由于现阶段尚未取得接入系统批复意见，根据本光伏电站的终期装机规模所在地区电网的实际情况，接入电力系统初拟方案为：在光伏电站场区西侧新一座110kV升压站，主变容量暂按50MVA考虑，线变组接线，以1回110kV线路接入位于场址西北侧约10km的永静城110kV变电站110kV母线，线路长度约12km，导线截面选择240mm2。升压站站址选择：本工程110kV升压站位置选在本工程场址西侧，与管理区合并设置，升压站向北出线。5.1电气设计接入系统地理接线图电气一次设计：本工程建设规模为50MWp，共设50个1MWp的子方阵。每个1MWp子方阵由相应配比容量的光伏组件、2台直流汇流柜、2台500kW逆变器和1台1000kVA箱式升压变电站组成。光伏组件发出的直流电经过汇流后送至逆变器，由逆变器将直流电转换为0.27kV低压交流电，再由箱式升压变电站将逆变器输出交流电压升压至35kV，串接为5个集电线路回路送至110kV升压站，升压至110kV后送出。

本工程35kV集电线路按5回设计，每回输送10MWp容量。5.1电气设计电气主接线：本工程拟建一台50MVA-110kV主变110kV侧本阶段暂按采用变压器线路组接线考虑。不考虑预留扩建条件。光伏电站共采用5回35kV电缆接入110kV升压站35kV侧母线，1回35kV出线至主变低压侧。110kV升压站35kV侧采用单母线接线。110kV中性点经隔离开关接地，配置并联的中性点避雷器及放电间隙，隔离开关及放电间隙支路设置电流互感器。35kV中性点经电阻接地，初拟在35kV母线上装设一套Z型接地变及接地电阻，接地变同时兼用为站用备用变压器。5.1电气设计无功补偿：本工程110kV升压站初拟在35kV侧母线安装1套SVG型动态无功补偿装置，补偿总容量暂按主变压器容量的25%考虑，既配置12MVar容量的SVG。最终补偿容量根据接入系统要求进行优化。站用电：本工程站用电电源采用双电源供电，一路电源（主供电源）引自管理区附近的10kV电网，经1台315kVA站用变降压至0.4kV；另一路电源（备用电源）引自35kV母线，经接地变（兼站用变）降压至0.4kV，两电源在0.4kV侧设置自动切换装置。

逆变器室用电负荷采用低压就地取电方案。5.1电气设计电气一次主接线图防雷接地：光伏场区通过太阳电池阵列采取电池组件和支架与场区接地网连接进行直击雷保护，光伏阵列区接地网接地电阻不大于4Ω。设备布置：

110kV配电装置采用敞开式布置，位于升压站北侧，出线方向为北出线，110kV送出线路采用屋外架空软母线布置。35kV配电装置采用金属铠装移开式开关柜，采用屋内单列布置，布置在35kV配电室内。35kV配电室布置于110kV户外配电装置南侧。110kV主变布置于110kV户外配电装置与35kV配电室之间，低压侧通过硬导体与35kV开关柜连接，高压侧通过软导线与配电装置连接。5.1电气设计设备布置：无功补偿装置室内部分布置于SVG室内，SVG室与35kV配电室合并设置，室外部分与主变同列布置，中间设置防火墙。接地变（兼站用变）接地电阻成套装置按同列户外布置于主变、SVG设备，设备间设防火墙。

电子设备间及主控室设置于综合楼内，综合楼位于35kV配电室东侧。

逆变器室根据地形布置于各子方阵中间，每个逆变器室内布置有2台500kW逆变器、2面直流配电柜、1面数据采集柜，逆变器室外布置1台就地升压箱式变电站。5.1电气设计电气设备布置图综合自动化系统：计算机监控系统：

①光伏发电单元监控：

包括：电池组串、直流汇流箱、直流汇流柜、逆变器、箱变；

组网方式：每座逆变器室设置一套数据采集装置，汇流箱、逆变器、直流柜、箱式变电站测控装置均通过RS485接口与智能接口设备连接。柜内安装节点环网交换机，并配置相应的光纤终端盒及相应的尾纤。每10个方阵环网交换机组成一个环，共5个环，在升压站设置环网交换机屏，通过环网交换机上送至升压站监控系统。5.1电气设计综合自动化系统：计算机监控系统：

②升压站监控：

包括：110kV系统、35kV系统、厂用电系统、无功补偿及中性点接地设备、控制电源、光伏发电监控单元等；

组网方式：开放式、分层全分布网络结构，分别设置场站层控制和现地层控制设备，场站层控制与现地层控制设备之间采用双星型以太网连接或环网。5.1电气设计计算机监控系统结构图继电保护：本电站所有保护装置均采用微机型成套保护装置。

系统保护根据设计规程及电力系统的要求设置，主要包括110kV送出线路保护、故障录波器等。

元件继电保护包括主变保护、35kV母线保护、35kV进线保护、站用电变压器保护、SVG馈线保护、逆变器保护、三绕组变压器保护等5.1电气设计控制电源：

本工程配置一套直流控制电源系统。直流控制电源系统设置1组蓄电池，1套充电/浮充电装置，1套专用的放电装置，单母线接线。直流控制电源系统电压等级为DC220V，蓄电池容量按2h事故放电时间考虑，初步计算容量为200Ah，组屏安装。本工程设置1套5kVA的UPS，不单独配置蓄电池。UPS装置为站控层设备及火灾自动报警系统、视频监控系统、电能计费系统等设备提供交流电源。5.1电气设计计量：本站的关口计费点设置在110kV出线侧，配置智能型多功能电能计量表（1+1配置），电能表采用三相六线制接线，有功精度为0.2s级、无功精度为2.0级。其他系统：本工程设置火灾报警系统（升压站40个点、逆变器室各1个点）、视频安防系统（约24个点）、光功率预测系统、环境监测系统、AGC/AVC系统各一套。5.1电气设计系统通信：升压站的调度交换机将预留与系统相关部门的接口，接口类型、数量均为暂定，最终按接入系统设计确定。对外通信：暂定采用1个2M数字中继接口接入当地公用电话网，入网方式为全自动直拨中继方式（DOD1+DID）。通信电源：光伏电站工程通信设备采用直流不停电方式供电，由一套整流充电装置带蓄电池组浮充供电。在中控室内配置一套通信专用高频开关电源，容量48V/50A，并配置1组200Ah蓄电池组5.1电气设计5.2土建设计总平面布置：本光伏发电工程位于山西省朔州市山阴县东北侧约10km处的合盛堡村东北侧，工程总装机容量约为50MWp，采用多晶硅太阳能电池板，占地面积1.41km2，约合2113亩。本工程设50座逆变器室，分别布置在每个发电单元中；设110kV升压站一座，布置在本期工程西侧，升压站自南向北依次布置35kV配电室，主变、中性点接地装置和SVG户外装置，110kV配电装置及出线架构。

本工程管理区与110kV升压站合并设置，管理区东侧为综合楼，其西侧为升压站，东北侧布置有深井泵房及消防泵房、生活污水一体化处理设施。主大门位于北围墙。5.2土建设计序号名称单位数量备注1总占地面积m21408782.0可利用面积2生产区占地m21214397.0围栏内面积3升压站占地m28594.04进站道路m21850混凝土路面5升压站道路面积m22350含广场6升压站绿化面积m240007升压站围墙长度m380不含80围栏8生产区道路面积m233000新建，利用已有道路4500m9生产区围栏长度m1595010土石方工程量m3挖方0/填方5000升压站主要技术经济指标表如下所示：5.2土建设计土建工程：土建工程的范围为光伏电站围栏内所有土建设施，包括如下主要建（构）筑物：

综合楼、35kV配电室、综合水泵房

主变基础110kV配电装置设备基础及架构光伏组件支架及基础

逆变器室（50个）箱变基础5.2土建设计主要建筑物：本工程综合楼、35kV配电楼及逆变器室地基基础设计等级为丙级，建筑结构的安全等级为二级，设计使用年限为50年，属丙类建筑。抗震设防烈度为7度。主要建（构）筑物技术指标表如下所示：

1逆变器室建筑面积m22574一层砌体结构2综合楼建筑面积m2830.5一层钢筋混凝土框架结构335kV配电楼建筑面积m2227.8一层钢筋混凝土框架结构4水泵房建筑面积m2140.5地下一层钢筋砼结构5.2土建设计光伏支架设计：每个组件单元由40块多晶硅电池组件组成，横向20列，竖向2行，电池板竖向布置，支架倾斜角度35°，采用纵向檩条，横向支架布置方案，一个结构单元内有7榀支架，支架由立柱、横梁及斜撑、抱箍组成。在支架的横梁之间，按照电池组件的安装宽度布置檩条，用于直接承受电池组件的重量。檩条固定于支架横梁上。组件每条长边上有二个点与檩条连接，一块电池组件共有四个点与檩条固定。电池组件与檩条的连接采用螺栓连接，配加双面垫圈。5.2土建设计支架基础：支架基础采用单桩方案：每榀支架设一根钻孔灌注桩，桩径0.35m，桩长4m。每榀支架由一根立柱，一根横梁，两根斜撑组成。详见下图：5.2土建设计变配电工程：包括场区内布置有箱式变压器、主变压器、户外设备包括断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、20.0m高独立避雷针及门型架等。

综合楼平面布置图

35kV配电楼平面布置图35kV配电室SVG室5.3给排水水源：本光伏电站位置较为偏僻，无市政供水管网，故需就地打深井取水，不考虑设置备用井，发生检修情况时，因电站工作人员较少，可用水罐车自附近村庄生活飲用水管网拉水觧决。用水量计算：经计算，本工程生活、绿化、浇洒道路最大日用水量为13.87m³/d,最大时用水量1.68m³/h,年最大用水量为5063m³/a；冲洗太阳能电池组最大日用水量为40m³/d,最大时用水量5m³/h,年最大用水量为3600m³/a；总计最大日用水总量为53.87m³/d,最大时用水量为6.68m³/h,最大年用水总量为8663m³/a。站内设一个150m³生产及消防共用水池。5.3给排水给水系统：本工程建一座深井泵房，供水给电站的生活、绿化、浇洒道路、冲洗电池组件及消防系统使用，并独立设置一套生活用水系统。排水系统：本工程排水系统采用雨、污水分流制，雨水和污水单独排放。建筑物雨水采用外排水,室外雨水沿场区地面散排排放。室内生活污水采用单立管伸顶通气管排水系统，污水自流排入室外污水管网。室外设一座约12m³的螺纹高強度玻璃钢高效化粪池,出水用于站区绿化。5.4暖通通风系统：35kV配电楼、低压配电室、继电保护室、逆变器室采用机械排风、自然进风通风方式。设置的机械排风装置除排除室内余热外，兼顾事故通风，按不少于12次/h换气量计算通风量；自然进风采用防沙保温调节百叶窗。主控室利用外窗自然通风。水泵房采用机械排风、自然进风通风方式。5.4暖通采暖及空调系统：办公室、主控室、会议室、宿舍等有人工作和生活的房间均设置中温辐射式电加热器采暖装置，并设置温度控制装置。继电器室、实验室、资料室设置分体柜式单冷型空调机，用于夏季温湿度控制，设置中温辐射式电加热器采暖装置，用于冬季采暖。水泵房在围护结构增强保温性能、管道加设保温材料的基础上，设置辐射式电采暖装置，防止晚上停运及检修情况下管道结冻。5.5消防火灾危险性类别和耐火等级划分表：序号建筑物名称火灾危险性类别耐火等级1综合楼戊类二级235KV配电楼戊类二级3逆变器室戊类二级4水泵房戊类二级5.5消防火灾报警系统：本工程设置一套火灾报警系统，实现对本电站主要设备和区域的防火监视。水消防系统：本工程不设变压器水喷雾灭火系统，不设置室内水消防设施，仅在升压站管理区内设置室外消火栓，消防水箱与生产水箱共用。移动式灭火器：各建筑物内均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器，室外主变压器及油浸式箱变附近均配置推车式磷酸铵盐干粉灭火器，並且在主变压器附近配置砂箱及消防铲等。5.6施工组织设计施工控制进度：根据本项目建设期限的要求，要抓住控制性关键项目，合理周密安排。下列为控制性关键项目：1）设计与设备合同、施工合同签定，施工准备；2）设备制造与运输；3）土建施工；4）设备安装、调试、运行。施工期为6个月。序号里程碑节点名称工期1“四通一平”施工单位进场（工程开工）第1个月2“四通一平”及临建完成第0.5个月底3光伏阵列基础、支架施工完成第4.5个月底4综合楼、35kV配电楼等建筑物土建完成第4个月中5首批光伏发电设备安装调试完成第5个月底6首批光伏阵列并网发电第5个月底7末批光伏阵列并网发电第6个月中8工程整体移交生产第6个月底9整体竣工验收第6个月底里程碑节点计划：5.7工程管理设计生产定员：光伏电站运营公司编制11人，设经理1人，副经理1人。运营公司设四个部门，分别为综合管理部、财务部、安全生产部及设备检修部。综合管理部设置1人，财务部设置2人，安全生产部设置1人，设备运行检修部设置5人。总计11人5.8环保、水保环境保护设计评价结论：

1）场址选择可行性分析结论：本工程地处国有未利用荒地内，太阳能资源丰富、周边附近无敏感点，所以本工程选址可行。

2）项目环境效益分析结论：开展太阳能发电，可以充分利用丰富的可再生资源，节约宝贵的一次能源，避免因电力发展造成的环境污染问题。发展太阳能发电是实现能源、经济、社会可持续发展的重要途径，具有良好的环境效益。3）项目可行性结论：本项目符合国家产业政策，不占用农田，所在地太阳能资源丰富，周边附近无敏感点，且发电过程不产生废气、废水及固体废弃物。因此，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。5.8环保、水保水土保持设计评价结论：本项目从水土保持角度评价，没有限制工程建设的水土保持制约因素，项目建设是可行的。建设单位在采取方案所提出的水保措施后，扰动土地整治率达到96.67%，水土流失总治理度达到96.38%，土壤流失控制比为0.83，拦渣率大于95.00%，林草植被恢复率为98.32%，林草覆盖率为58.66%，能够达到建设类项目水土流失防治标准一级标准。5.8环保、水保建议：

1）下阶段应根据水土保持方案提出的治理措施及其审批意见尽快落实，采取措施，防止发生新的水土流失。同时尽快开展水土保持监测监理工作，为水土保持设施评估和专项验收做准备。

2）建议尽早与当地水行政主管部门协商，在水土保持监督执法、水土保持补偿费的收取以及各项水保措施的实施与监理等方面应统一协调，以利于各项工作的开展。

3）在汛期应加强各防治区的巡逻，尤其是对各排水设施进行及时清理并维护。5.9劳动安全及工业卫生施工控制进度：建议本电站建设全过程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。5.10节能减排分析一般方法：本项目总装机容量53.784646MWp，运行期多年平均上网电量为6715.32万kWh。按照火电煤耗(标准煤)每度电耗煤320g/kWh，建设投运每年可节约标准煤约2.15万t，每年可减少烟尘排放量约291t(除尘器效率取99％)，SO2排放量约240.86t(煤全硫分取0.7％，未脱硫)，NO2排放量约248.63t，CO排放量约5.65t，CO2排放量约6.47万t。5.10节能减排分析CDM基准线方法：本项目基准线排放因子将是华北电网中电量边际排放因子和容量边际排放因子的组合。根据国家发改委应对气候变化司公布的2013年中国区域电网基