企 业 标 准
Q/SPI 9705—2016 代替Q/CPI 173—2015
光伏发电工程可研设计 管理导则与深度要求
2016—09—25发布 2016—10—01实施
国家电力投资集团公司 发 布
Q/SPI 9705—2016光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求
目 录
前言.................................................................III 1 范围................................................................1 2 规范性引用文件......................................................1 3 定义与术语..........................................................3 4 管理和技术要求......................................................4
4.1 总则............................................................4 4.2 可研设计管理....................................................5 4.3 总体技术要求....................................................7 4.4 太阳能资源.....................................................10 4.5 工程地质.......................................................13 4.6 工程任务与规模.................................................14 4.7 系统总体方案设计及发电量计算...................................14 4.8 电气设计.......................................................17 4.9 电站总图设计...................................................27 4.10 电池组件支架及基础设计........................................29 4.11 土建设计......................................................30 4.12 工程消防设计..................................................34 4.13 施工组织设计..................................................34 4.14 工程管理设计..................................................36 4.15 环境保护与水土保持设计........................................36 4.16 劳动安全与工业卫生............................................37 4.17 节能降耗......................................................37 4.18 工程设计概算..................................................38 4.19 财务评价与社会效果分析........................................42 5 附录...............................................................50
5.1 可研报告附图...................................................50 5.2 支持性文件.....................................................51
- I -
Q/SPI 9705—2016光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求
前 言
为了规范国家电力投资集团公司（以下简称集团公司）全资和控股的新建、扩建和改建光伏发电工程设计工作，明确和统一设计标准，进一步提高集团公司光伏发电工程的设计建设水平，提升工程全寿命周期效益，制定本标准。
本标准代替了Q/CPI 173—2015。本标准与Q/CPI 173—2015相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：
——可研设计审查管理根据国家电力投资集团办规划〔2015〕93号《关于进一步简化新能源项目投资管理实施意见的通知》等相关规定调整。
——增加山地地形图测量比例不大于1：500的要求。 ——增加水面漂浮使光伏的选址注意要点。
——增加集散式逆变器方案的设计要求，组件逆变器容量配比建议适当上调。 ——增加对渔光互补等高温高湿地区的光伏发电项目宜设置防PID衰减的措施。
——调整集控中心监控模式综合楼的面积指标。
——根据集团公司《光伏电站生产成本标准（试行）》修订财务评价相关内容。 ——增加国家及行业最新颁布标准的要求。
本标准由国家电力投资集团公司水电与新能源部提出、组织起草并归口管理。 本标准主要起草单位（部门）：国核电力工程有限公司。
本标准本次修订主要起草人：周平、贾约明、王丽筠、何小奥、刘春辰、李炅、申红霞、陈小丁、白洁、张大顶、徐振兴、孙春林、李良、钱贇、郭黎、李海臣、刘璇、董小改、余龙飞。
本标准本次修订主要审查人：夏忠、李树雷、毛国权、徐树彪、李晓民、袁蕊、王举宝、郭苏煜、张皖军、李品格、谢骊骊、胡国飞、莫玄超、郭伟锋、李广博、李佳林、王聚博、刘家鼎、吴菡、杨萍、王玉青、杨洋、李国林、朱军、胡玮。
本标准所代替标准的历次版本发布情况为：Q/CPI 173—2015。
- III -
Q/SPI 9705—2016光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求
光伏发电工程可研设计管理导则与深度要求
1 范围
1.1 本标准规定了集团公司光伏发电工程可研（初步）设计的基本要求，以加强和规范集团公司光伏发电工程可研设计管理，推进光伏发电工程建设标准化，统一设计方法和标准。
1.2 本标准适用于集团公司及其全资、控股公司直接投资或控股投资的国内建设的光伏发电工程，战略性并购重组、已投产新能源项目并购、境外投资光伏项目可参照执行。
1.3 本标准适用于接入10kV及以上电压等级电网的地面并网型光伏发电工程可研设计，其他离网型、微网型及分布式光伏发电工程可参照执行。
1.4 本标准适用于新建、扩建及合作开发的光伏发电工程可研设计，改建工程可参照执行。
1.5 本标准作为集团公司的指导性标准，在使用本标准时，尚应遵守国家和行业的产业和标准、规程、规范，如与国家和行业的强制性标准不一致时，应按照较高的标准执行。
1.6 光伏发电工程设计一般包括光伏发电区和升压变电站（开关站）两部分。光伏发电工程接入系统设计按有关规定执行。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 5749 生活饮用水卫生标准 GB 78 污水综合排放标准
GB 199 光伏电站接入电力系统技术规定 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50017 钢结构设计规范 GB 50021 岩土工程勘察规范
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GB 50034 建筑照明设计标准 GB 50052 供配电系统设计范 GB 50057 建筑物防雷设计规范
GB 50060 3kV～110kV高压配电装置设计规范 GB 50116 火灾自动报警系统设计规范 GB 50140 建筑灭火器配置设计规范 GB 50200 有线电视系统工程技术规范 GB 50229 火力发电厂与变电所设计防火规范 GB 50394 入侵报警系统工程设计规范 GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范 GB 50797 光伏发电站设计规范
GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T621 交流电气装置的接地 DL/T 5027 电力设备典型消防规程 DL/T 5044 电力工程直流系统设计规程
DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 5165 水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程 DL/T 5222 导体和电器选择设计技术规定 DL/T 5352 高压配电装置设计技术规程
GD003-2011 光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行） NB/T31010-2011 陆上风电场工程概算定额
NB/T 32027-2016 光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准 NB/T 32030-2016 光伏发电工程勘察设计费计算标准
国家电力投资集团办规划〔2015〕93号《关于进一步简化新能源项目投资管理实施意见的通知》
工业与信息化部公告[2013]47号《光伏制造行业规范条件》
计价格[2002]10号《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》
国家发展和改革委员会《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价的通知》
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（发改价格[2015]3044号）
国家发展改革委员会和建设部《建设项目经济评价方法和参数》（第三版）。 财税[2008]170号《财政部 国家税务总局关于全国实施转型改革若干问题的通知》
3 定义与术语
3.1 光伏组件
具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件。 3.2 光伏组件串
在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。
3.3 光伏发电单元
光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。又称单元发电模块。 3.4 光伏方阵
将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 3.5 光伏发电系统
利用太阳电池的光伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 3.6 光伏发电站
以光伏发电系统为主，包含各位建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 3.7 峰值日照时数
一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1000W/m2的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。 3.8 光伏发电站年峰值日照时数
将光伏方阵面上接收到的年太阳总辐照量，折算成辐照度1000W/m2下的小时数。 3.9 安装容量
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光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是峰瓦（Wp）。 3.10 年发电利用小时数
将光伏方阵年度发电总量与安装容量的比值，即年发电量/安装容量，计量单位为小时（h）。
4 管理和技术要求
4.1 总则
4.1.1 光伏发电工程可研设计的基本原则
a）光伏发电工程可研设计应符合安全可靠、技术先进和经济适用的要求； b）光伏发电工程可研设计应正确处理近期建设和远期规划的关系，充分考虑扩建工程建设的可能性；
c）光伏发电工程可研设计应充分利用场区已有的设施，统筹考虑分期建设情况，避免重复建设；
d）光伏发电工程可研设计中，工程建设用地应与规划、国土等部门相协调，必须坚持节约用地、集约用地的原则；
e）光伏发电工程可研设计应落实环境保护和水土保持措施，减少工程建设对环境和植被的破坏；
f）光伏发电工程可研设计应符合劳动安全与工业卫生的要求，落实安全预评价提出的安全对策措施；
g）光伏发电工程可研设计应采用先进技术、科学方法，减少损耗，以达到节能降耗的目的；
h）光伏发电工程监控系统模式原则上采用“远程集中监控、现场少人值守”的原则。
4.1.2 光伏发电工程可行性研究的主要工作内容
按照GD003-2011和GB 50797开展勘测、设计工作，设计成果满足国家有关主管部门备案或审批的要求。主要工作内容如下：
a）确定工程任务和规模，论证工程开发必要性及可行性，并简要说明电力消纳情况及弃光风险。
b）对光伏电站太阳能资源进行分析与评价，提出太阳能资源评价结论。 c）查明光伏电站站址工程地质条件，提出相应的评价意见和结论。如果光伏电站
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附着基础为建筑屋顶等特殊场地，则需查明建筑屋顶结构和稳定条件，给出评价结论。
d）选定太能电池组件及逆变器的型式及主要技术参数，确定太阳电池阵列运行方式、太阳电池阵列设计及布置方案，并计算光伏电站年、月上网电量。
e）分析提出光伏电站接入系统技术要求的实施方案。根据审定的光伏电站接入系统方案，比较确定光伏电站升压变电站站址位置、电气主接线及光伏电站集电线路方案，并进行光伏电站及其升压站的电气设计，选定主要电气设备及电力电缆（架空线路导线）的型号、规格及数量，落实接入系统工程的审查意见。进行光伏电站及其升压变电站（开关站）监控系统、继电保护及安全自动装置、控制电源系统、通信系统的设计。
f）确定工程总体布置，控制室的建筑结构型式、布置和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量。
g）拟定消防方案。
h）确定工程占地的范围及建设征地主要指标，选定对外交通方案和施工方案，确定施工总布置，提出施工总进度。
i）拟定光伏电站定员编制，提出工程管理、运行维护和拆除方案。 j）进行环境保护和水土保持设计。 k）拟定劳动安全与工业卫生方案。 l）拟定节能降耗方案。 m）编制工程设计概算。
n）进行财务评价与社会效果分析。 4.2 可研设计管理
4.2.1 集团公司及其全资、控股公司所属或管理的拟开展建设或合作开发的光伏发电工程应进行可研设计（初步设计深度）；集团公司水电与新能源部是光伏发电工程可研设计的归口管理部门。对二级单位在境内自主开发、合作开发的光伏发电新能源项目在立项和开工阶段实行备案制管理。
4.2.2 集团公司及其全资、控股公司所属或管理的于境内自主开发、合作开发的新能源项目的可行性研究审查，由二级单位委托有相关资质的咨询机构进行审核，自行下达项目执行概算。
4.2.3 光伏发电工程的可研设计应委托具有乙级咨询或电力行业乙级以上级设计资质的设计咨询机构承担。其中送出电压220kV以上等级的项目，应委托具有甲级咨询
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或电力行业甲级以上级设计资质的设计咨询机构承担。
4.2.4 光伏发电工程可研设计应符合集团公司《光伏发电工程设计造价控制指标》及国家、行业有关技术规定的要求。
4.2.5 光伏发电工程可研设计应以项目前期工作成果为基础，以支持性文件及前期工作阶段落实的各项建设条件和取得的成果为依据，且可研设计所需的原始资料必须真实、可靠。
4.2.6 光伏发电工程可研设计报告章节设置应符合GD003的要求。 4.2.7 光伏发电工程可研设计应收集的基础资料包括：
a）光伏发电工程规划及预可行性研究阶段工作成果。
b）选择光伏发电工程场址区附近有不少于10年太阳辐射数据的长期观测气象站站作为参考气象站，收集站址气象站和参考气象站基本情况，包括观测记录数据的辐射仪器型号及记录方式、位置、高程、场地周围环境、周围遮蔽情况，以及建站以来站址、辐射观测仪器及其周围环境变动的时间和情况等。
c）收集光伏电站站址气象站和参考气象站辐射观测资料及其他参考长系列数据，包括：
1）多年平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼最高气温、昼最低气温，多年月平均气温。
2）多年平均降水量和蒸发量。 3）多年最大冻土深度和积雪厚度。
4）多年平均风速、多年极大风速及其发生时间、主导风向。
5）参考气象站多年历年各月太阳辐射数据资料，以及与项目现场观测站同期至少一个完整年的太阳辐射资料（含直接辐射、散射辐射、总辐射资料、日照时数）。
6）近30年灾害性天气资料，如沙尘、雷电、暴雨、冰雹等。
d）利用现场观测数据进行分析时，项目现场太阳辐射观测站至少连续一年的逐分钟太阳总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、气温等实测数据。
e）光伏发电工程边界及其外延10km范围内比例尺不小于1∶50000的地形图、地形比较平坦的场址范围内比例尺不小于1∶1000的地形图，山地或地形坡度较大的场址范围内比例尺不小于1:500的地形图。
f）光伏发电工程场址区工程地质勘察资料。
g）光伏发电工程所在地自然地理、对外交通条件、周边粉尘等污染源分布情况。
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h）光伏发电工程所属地区社会经济现状及发展规划、太阳能发电发展规划、电力系统概况及发展规划、电网地理接线图、土地利用规划、水利规划、林地规划、自然保护区和可利用的消防设施等资料。
i）该光伏发电工程已取得的接入电力系统方案资料。
j）工程所在地的主要建筑材料价格情况及有关造价的文件、规定。 k）项目可享受的优惠等。
4.2.8 光伏发电工程可研设计应取得的相关支持性文件应包括：
a）国土部门关于项目用地的审查意见；
b）国土部门关于项目用地是否压覆矿产的审查意见； c）城建、规划部门关于项目选址的审查意见； d）文物部门关于项目场址的审查意见； e）环保部门关于项目选址的审查意见； f）电力部门关于项目接入电网的审查意见； g）环保部门关于环境保护和水土保持的审查意见； h）国土部门关于项目场址区地质灾害的审查意见； i）劳动安全与工业卫生预评价的审查意见。 j）地区的水利及林地规划部门的审查意见。 4.3 总体技术要求
4.3.1 光伏电站场址选择条件
光伏电站厂址的选择应结合光伏电站建设的特点、场地地形、地貌、气候条件以及各地区现行的进行。
4.3.1.1 平地光伏电站场址选择条件：
a）光照充足、无遮挡、辐射好、风速小（避开风口）； b）地形地势较平坦、开阔能满足工程装机规模布置要求； c）有扩建的余地（以满足分期建设大规模集中开发的要求）； d）电站的规模与电网连接方便，电网有消纳能力；
e）地质条件较好，能满足工程建设的要求，无潜在地质灾害条件； f）交通方便；
g）不能占用军事用地、文物保护区等特殊使用价值的地区； h）不压覆已探明的矿产资源；
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i）不占用农田、林地和水利规划；
j）项目规划用地已纳入当地土地利用规划，场址征（租）地费用低，当地积极参与和支持，提供优惠和各种便利条件。
k）附近是否存在高山遮挡的可能性。 4.3.1.2 山地光伏电站厂址选择：
除考虑上述平地厂址选择条件外，还应注意以下几点：
a）地质构造稳定，适宜建设光伏电站，场地不需进行大规模场平处理、防洪工程简单易行；
b）应优先选择山体或山丘的南坡（阳坡），建设条件较好的东、西向偏南坡地可适当选用；山地整体地形起伏不应变化过多，南北向最大坡度不宜超过25度，东西向地形起伏应平缓；
c）应避开较大的冲沟或山洪暴发时洪水的排泄通道； d）采用自动跟踪运行方式的光伏电站不宜选择山地场址。 4.3.1.3水面漂浮式光伏电站场址选择还应注意以下问题：
a）径流稳定，防止水流过大导致光伏浮体在水流冲击下发生碰撞等； b）风速较大地区，应采用可靠措施，防止光伏组件在风荷载作用下产生移动； c）分析多年水位变化，防止因水位变化造成浮体倾斜等； d）无冬季结冰现象，防止结冰破坏浮体结构； e）无台风暴雨等恶劣天气；
f)场址应选择在非生态敏感区，不能对水中的生物、水质等产生不利影响； g）需符合水利部门取水、排水的要求等； 4.3.2 接入电力系统条件
a）接入电力系统条件是光伏发电工程能否建设和确定建设规模的重要条件，从尽量减少网损（线损）和入网工程建设成本的角度考虑，光伏发电工程宜尽可能靠近电网，同时兼顾地区电力负荷发展的需要；
b）光伏发电工程接入电力系统应考虑电网现有容量、结构及其可容纳的最大容量，以及光伏发电工程的上网规模与电网是否匹配的问题；
c）光伏发电工程拟接入的系统变电站宜有备用间隔可供接入，或系统变电站具备出线间隔扩充条件；
d）根据光伏发电工程接入系统的入网距离、出线回路数、线路输送容量等，初步
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评价光伏发电工程接入电力系统条件。 4.3.3 工程地形地质条件
a）地形因素要考虑光伏发电场址区域的复杂程度，对复杂场地（有洪水、冲沟等）应考虑工程处理措施。
b）分析场址区地震烈度、工程地质和水文地质条件是否适合建设光伏电站，若判断场址区有地质灾害危险发生的可能性，如采空区、泥石流、滑坡地段和发震断裂带等应开展工程地质灾害评估工作。 4.3.4 交通运输及施工安装条件
分析道路、港口、码头、桥涵对光伏电站大型设备运输及施工安装的制约条件。 4.3.5 主要机电设备选择 4.3.5.1 太阳电池组件
a）电池组件应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的可靠性测试报告，并给出标准号；
b）对采用单晶硅电池的电池组件，STC（标准测试条件）下全光照面积组件转换效率不能低于16.82%；
c）对采用多晶硅电池的电池组件，STC（标准测试条件）下全光照面积组件转换效率不能低于16.21%；
d）电池组件应提供该规格产品已经通过国内质量认证机构（CGC，CQC）的认证。满足集团公司《晶体硅太阳电池组件质量检验标准》，电池组件的使用寿命均不低于25年；
e）多晶硅和单晶硅电池组件衰减率应不高于工信部《光伏制造行业规范条件》的要求，电池组件2年内总衰减率不高于2%，10年内总衰减率不高于10%，25年内总衰减率不高于20%。
f）优先选择单晶硅组件。光资源最丰富和很丰富地区，单晶硅组件宜不小于30%。在高温高湿度地区可根据项目的实际情况选用双波组件。 4.3.5.2 逆变器、升压变压器等设备
a）逆变器应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的可靠性测试报告，并给出标准号；
b）逆变器应提供该规格产品已经通过国内质量认证机构（CGC，CQC）的认证证书。逆变器的使用寿命均不低于25年；
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c）集中式逆变器在额定负载时转换效率不低于98.2%（中国效率），在额定负载10%时转化效率不低于90%；组串式逆变器在额定负载时转换效率不低于98.2%（中国效率），在额定负载10%时转化效率不低于90%，集散式逆变器在额定负载时转换效率不低于98.2%（中国效率），在额定负载10%时转化效率不低于90%。
d）逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，要求电压谐波畸变率不超过3%；
e）逆变器应具有低电压耐受能力，具体要求如下：
1）光伏电站的并网点电压跌至0时，光伏电站应不脱网连续运行0.15s； 2）光伏电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏电站可以从电网切出。
图1 大中型光伏电站低电压穿越能力要求
f）根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有防孤岛保护功能； g）升压变压器等的使用寿命均不低于25年；
h）海拔高度超过1000m时，逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备应根据项目所在地区的海拔高度对电气设备的外绝缘进行修正。
i）对于海边盐雾地区，逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备需采取防腐、防凝露等措施并进行相应的外绝缘修正。 4.4 太阳能资源 4.4.1 基础资料
光伏发电工程的太阳能资源评估，应采用参考气象站长期辐射数据、站址附件代表气象站实测数据及现场太阳辐射观测站实测数据进行分析、整理。其它附近场址的短期实测数据可作为参考。以下为应取得的主要数据：
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a）气象站近30年历年、各月太阳辐射量（包括太阳总辐射量、直接辐射量、散射辐射量和日照时数）；
b）气象站近30年历年、各月日照时数；
c）气象站近30年历年、各月平均气温、日最高气温； d）气象站近30年历年、各月平均风速；
e）大型光伏电站宜在现场设立太阳能辐射观测站，现场太阳辐射观测站至少连续一年的逐分钟太阳总辐射量、直接辐射量、散射辐射量和日照时数；
f）现场太阳辐射观测站同期逐分钟气温、风速。
对于气象站及太阳辐射观测站应了解其基本情况，如位置、高程、周围地形地貌及建筑物现状和历史变迁，太阳辐射测量仪器型号、位置及记录方式的变化等。 4.4.2 数据验证
检查获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理的数据和缺测的数据。
a）检验实测数据的完整性，包括数据的数量应等于预期记录的数据数量；数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。
b）应判断实测数据是否在合理范围之内。
1）对取得的太阳辐射量、日照时数、日照百分率等数据之间的相关性和变化
趋势进行比较，判断其是否合理。
2）取得邻近气象站的同类观测数据采用对应差（比）值法或相关图法验证，
判断其是否合理。
4.4.3 太阳辐射数据的订正与补充
对检验出的不合理辐射数据应进行订正，对于缺测的辐射数据应采用气象学方法进行补充。 4.4.4 代表气象站
选择与拟建光伏发电工程场址区处于同一气候环境区域，且距离拟建工程场址区最近的、有所需长期连续观测数据的气象站做为代表气象站。
应考虑拟建光伏发电工程场址区与所选代表气象站的太阳高度角、大气透明度、地理纬度、日照时数、海拔高度等因素的差异，使所选代表气象站能较真实的反映场址区的情况。 4.4.5 参考气象站
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如选择的代表气象站有太阳辐射观测资料，则代表气象站也是参考气象站。 如选择的代表气象站无太阳辐射观测资料，选择与代表气象站处于同一气候环境区域，且距代表气象站最近的有太阳辐射观测资料的气象站作为参考气象站，并取得参考气象站的太阳辐射观测资料。
参考气象站应具有观测资料年代长、质量高的特点；对参考气象站站址基本情况（如位置、海拔高程、业务范围、周围地形地貌、使用仪器变化、站址迁移等）也应有相应的了解，以便对其长期观测资料序列可能产生的系统性偏差做出评价。 4.4.6 工程代表年
工程代表年是由12个均具有太阳辐射代表性的标准月组成的一个“假想”气象年，其中12个标准月内的太阳辐射、空气温度与风速等均为实际观测数据。标准月的选择需要考虑与光伏发电相关的各气象要素在太阳能资源评价中所占的权重，从近10年的数据资料中选取最接近30年平均值的月份。 4.4.7 太阳能资源分析
若现场未进行太阳能辐射观测工作，分析整理工程参考气象站多年逐月太阳辐射数据（总辐射、直接辐射、散射辐射）、多年逐月日照数据（日照时数、日照百分率）等气象整编资料，提出场址区太阳辐射年际、月际变化规律、趋势，并绘制太阳辐射年际变化与年内变化图表，日照时数年际变化与年内变化图表，通过正态分布分析或者平均值订正得出反应电站长期平均水平的工程代表年太阳辐射数据。
若现场进行了太阳能辐射观测工作，分析整理光伏发电工程场址范围内已开展连续一年以上的现场太阳辐射观测数据，对原始数据进行验证，检查数据的完整性和合理性，对不合理和缺测数据进行相应处理。根据参考气象站数据，将验证后的现场测光数据订正为反映电站长期平均水平的工程代表年太阳辐射数据。
根据工程代表年太阳辐射数据，计算光伏阵列面上的年总辐射量和月总辐射量。根据数据分析和处理得到的各种参数，采用太阳总辐射的年总量作为指标对拟建光伏发电工程场址区的太阳能资源丰富程度进行评价。
光伏发电工程占地面积较大，且由于遮挡形成的阴影对发电量影响很大，因此，不仅应考虑拟建工程场址区内的地形地貌条件、周围的山地或丘陵等凸出地貌对场址区的影响，还应考虑气温、风速等气象要素对光伏阵列发电量的影响。
特殊的天气条件会对露天放置光伏阵列的发电量、运行安全性造成比较大的影响，故应考虑沙尘、积雪、积冰、高温、雷暴等恶劣天气对光伏发电工程的影响。
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4.4.8 太阳能资源评价结论
综合考虑拟建光伏发电工程场址区的太阳能资源情况，从太阳能资源角度给出在场址区建设光伏电站是否可行的结论，并为发电量计算提供基础数据。 4.5 工程地质 4.5.1 基本规定
a）光伏发电工程地质工作，应根据勘察任务书、合同的要求、可研深度规定及相关规程规范确定工作内容。
b）承担光伏发电工程地质勘查任务的单位，应在收集和了解场址区地形、地质资料以及现场踏勘的基础上，结合设计方案，按有关要求编制工程地质勘察工作大纲。 4.5.2 勘察任务
a）提供所需的场区地形图。
b）根据光伏发电工程场址复杂程度及地基复杂程度进行岩土工程勘察等级划分。 c）对光伏发电工程场址的区域构造稳定性作出评价。确定场址的地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度。
d）搜集拟建工程的有关文件、工程地质和岩土工程资料以及工程场地范围的地形图;初步查明地质构造、地层结构、岩土工程特性、地下水埋藏条件;；查明场地不良地质作用的成因、分布、规模、发展趋势；季节性冻土地区，应调查场地土的标准冻结深度；初步判定水和土对建筑材料的腐蚀性；存在特殊性岩土如盐渍土、湿陷性土地区等应采取适宜的勘测手段进行分析与评价。
e）根据各层地基土层物理力学性质指标，综合评价拟建场地各层地基土的承载力特征值及变形特征。并对场址区地基持力层的不均匀沉降、湿陷、地震液化等主要工程地质问题作出评价，对地基处理方案提出建议，并推荐天然地基或桩基持力层。
f）根据需要进行天然建筑材料勘察。 g）根据需要进行施工和生活用水水源的调查。 4.5.3 勘察方法
a）根据设计需要收集或实测比例尺场址范围不小于1∶1000的地形图。当场址区地形图为实测时，应同时提供电子版的地形图。
b）工程地质测绘的范围应包括场址及存在有可能影响场址工程地质条件的各种地质现象的地段。
c）物探工作应根据勘察任务书的要求，结合光伏发电工程场地的地形地质、探测
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对象与周围介质的物性差异等，选择合适的物探方法。
d）勘探工作应在工程地质测绘和物探工作的基础上，根据勘察任务书的要求及可研设计深度规定、场地类别和需调查的内容，选用钻探、坑探或槽探。
e）勘探点的间距及深度应根据光伏电站对地基的设计要求，依据GB50021中的有关规定及类似工程经验布置。
f）岩石地基可根据岩体风化程度取样进行室内试验。
g）土基应根据土的类别进行室内常规项目的试验和土的腐蚀性测定以及原位测试（包括动力触探试验、静力触探试验、十字板剪切试验等）；有特殊性土地区，尚需做专门的土工试验及原位测试工作。
h）取代表性的地下水样进行水质分析。 4.5.4 场地工程地质条件分析与评价
a）对场地的地形地貌、地层岩性、地下水条件等进行分析与评价；
b）根据各层地基岩土物理力学性质指标，结合当地建筑经验，综合评价拟建场地各层地基土的承载力特征值及变形特征。
c）对场址区地基持力层的不均匀沉降、湿陷、地震液化等主要工程地质问题作出评价，并提出各类建筑物基础型式及天然地基、桩基持力层的建议。
d）判定地下水、场地土对各类建筑材料的腐蚀性：
e）分析地震效应、不良地质作用，对厂址是否存在危岩、泥石流、岩落、滑坡等作出评价，提出工程施工措施建议；
f）划分建筑场地类别、提出土壤电阻率及场址区标准冻土深度等结论。 4.6 工程任务与规模
提出电能消纳初步分析：结合工程所在地的电力系统现状及发展规划、光电发展规划及本工程接入系统设计等，初步分析工程的电量消纳情况和弃光风险。 4.7 系统总体方案设计及发电量计算 4.7.1 电池组件选型
应根据电池组件的制造水平和技术成熟度、技术特性和价格水平，针对场址区域的气候特点、安装条件和太阳辐照特征等条件，通过进行技术经济比较，确定电池组件的形式、规格等参数。 4.7.2 光伏阵列的运行方式选择
a）应从运行的可靠性、设备价格水平、运行维护及检修费用、故障率及综合发电
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效益等多方面因素，结合工程特点进行对比分析，综合选定光伏阵列的运行方式。
b）对选定的固定式（或自动跟踪式）发电系统，确定最佳倾角、运行角度范围、支架设备的指标参数等，并计算出阵列面上全年各月辐射量。 4.7.3 逆变器选型
a）应根据逆变器的制造水平、技术成熟度、技术性能和价格，并结合电站的装机规模、安装条件和设备运行条件，确定逆变器的单台容量范围。
b）通过所选逆变器与组件的匹配、工程运行及后期维护的因素的分析，确定逆变器的形式及主要技术参数。对平原及地形起伏较小的山地光伏电站，宜采用集中式逆变器或集散式逆变器方案；对地形起伏较大的光伏电站宜优先采用组串式逆变器方案。 4.7.4 光伏方阵设计
a）在综合考虑汇流箱、直流汇流柜及逆变器等诸多因素，应通过技术经济比较后，确定光伏子方阵的容量。
b）对土地充裕项目，每个子方阵应考虑预留3～5%的场地，以便组件衰减后扩容。 c）根据选定的组件和逆变器的形式和参数，结合场址区逐时太阳辐射量及风速、气温等数据，进行电池组件的串、并联设计。
d）对采用集中式和集散式逆变器方案，组件与逆变器的交直流容量配比应高于直流测损失，并考虑项目光资源、逆变器特性、环境污染情况、地形、遮挡、环境温度及并网容量要求等因素，做出容量配比技术经济比较专题说明，提出最佳容配比和子方阵容量。
对采用组串式逆变器方案，根据光伏组件的参数、组串中组件的数量，按尽可能提高逆变器配比的原则确定组串式逆变器的容量。
e）集中式逆变器方案的容量配比推荐按1.10～1.35：1设计。部分地区的容量配比参考如下（组件布置方位角、倾角受场地，灰尘较大且不宜清洗、空气污染较重地区，山地等可能局部遮挡较多，鱼塘等组件衰减较大的项目选取范围中的较高值）：
1）青海、宁夏和甘肃地区建议选值：1.10～1.15；
2）地区建议选值：1.10～1.35（其中吐鲁番地区1.10～1.30，哈密地区1.10～1.34，和田地区1.15～1.35）；
3）内蒙地区建议选值：1.10～1.25 4）河北地区建议选值：1.10～1.35； 5）江苏地区建议选值：1.1～1.25；
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集散式逆变器容量配比参照集中式逆变器方案配置。
f）根据组串的排布和阵列运行方式，结合场址区地形变化情况，计算出光伏阵列的行、列间距。
山地光伏方阵设计时应进行方位角优化设计，基础点位坐标应充分考虑坡度影响。
g）对选定的不同布置方案进行综合技术经济比较，确定方阵最终布置方案，并绘制出光伏方阵布置图。 4.7.5 方阵接线方案设计
a）应根据光伏子方阵布置和电池组件串并联组合以及选定的逆变器方案，确定汇流箱的位置、形式、规格，确定汇流箱接线方式及逆变器单元接线方案。
b）应根据子方阵布置方案和逆变器单元接线方案，确定逆变器室及其室内电气设备的布置。
c）应根据子方阵布置方案和逆变室的布置方案，通过技术经济比较后，确定升压变压器配置方式、接线、位置、容量、电压等级及光伏方阵接线方式，提出光伏方阵单元接线方式。 4.7.6 辅助技术方案
应根据电站所在地区的地理气候环境等因素，针对性提出环境监测方案、组件清洗方案、沿海地区防盐雾腐蚀方案等必要的辅助技术方案。 4.7.7 上网电量计算
a）应根据工程代表年太阳辐射数据和光伏组件的特性，结合工程所在地区的气候特征，控制系统特性及发电工程效率等因素，分析计算光伏发电工程第一年的理论发电量。
b）应根据所选组件的年衰减系数，提出合理的各年衰减系数，并计算出运行期25年内各年的理论发电量。多晶硅和单晶硅电池组件衰减率2年内总衰减率不高于2%，10年内总衰减率不高于10%，25年内总衰减率不高于20%。
c）应根据光伏组件效率、低压汇流及逆变器效率、交流并网效率等方面因素，确定光伏发电系统总效率。
其中：光伏组件效率除能量转换损失外，还应包括组件匹配损失、灰尘遮挡损失、不可利用太阳辐射损失、温度影响损失、其他损失等。低压汇流及逆变器转换效率主要考虑低压线损和逆变器效率，交流并网效率包括升压变压器效率和交流线损等。通
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过比较分析后应列出各项效率数据，计算出系统总效率。
根据国内外已建光伏发电工程的运行经验，系统综合效率约在75%~82%之间，各影响因素参考值如下：
1）直流电缆损耗：1.5%~2.5%；
2）防反二极管及线缆接头损耗：1.5%~2.5%； 3）电池板不匹配造成的损耗：1%~2%； 4）灰尘积雪及局部遮挡损耗：3%~10%； 5）交流线路损耗：1.5%~2.5%； 6）逆变器损耗：3%~4%；
7）不可利用的太阳辐射损耗：2%~5%； 8）系统故障及维护损耗：0.5%~1.5%； 9）变压器损耗：2%~4%； 10）温度影响损耗：3%~6%。
d）应根据工程代表年太阳辐射数据，系统总体方案，估算光伏发电工程理论发电量，并按照系统各项的折减系数，估算出年、月平均上网发电量。
e）应根据工程代表年太阳辐射变化特征，分析计算光伏发电工程出力变化率，出力特征，并绘制代表年出年、月发电量变化图表。 4.8 电气设计 4.8.1 接入电力系统
a）光伏发电工程接入系统设计一般应与可行性研究同步进行，接入系统设计应至少提供以下成果：
1）光伏发电工程所在地区电力系统（包括电力网与电源）现状与发展； 2）电力平衡计算；
3）潮流计算与短路电流计算；
4）接入系统方案的技术经济比较与推荐方案；
5）相关的电气计算：无功补偿计算、消弧线圈容量计算，谐波计算等。 6）系统二次部分接入系统方案。
b）可研设计中光伏发电工程接入系统方案，应根据审查通过的接入系统设计确定。接入系统方案应包括：
1）说明光伏发电工程与电力系统的连接方式；
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2）说明输电电压等级；
3）说明出线回路数、输送容量、输送距离； 4）说明无功补偿容量、中性点接地方式； 5）说明相关的配套输变电工程。 4.8.2 电气一次设计
4.8.2.1 确定升压变电站（开关站）的布置方式
a）升压变电站（或开关站）配电装置的设计应符合现行标准DL/T5352、GB50060等的规定；
b）10kV～35kV配电装置宜采用户内成套高压开关柜配置型式。对海拔高于2500m的地区，高压开关柜可采用SF6充气开关柜。
c）35kV以上配电配置应根据地理位置选择户外或户内布置。在内陆及荒漠不受气候条件、占用土地及施工工程量等时，宜采用户外配电装置；当在沿海及土石方开挖工程量大的地区，当技术经济条件合理时可采用户内配电装置或气体绝缘金属封闭开关设备。 4.8.2.2 电气主接线
a）光伏发电系统接线
1）逆变器—就地升压变压器接线方案应根据光伏方阵的布置、逆变器的型式及技术参数等条件，经技术经济比较确定，并宜符合下列要求：
当采用集中式逆变器时，宜选用双绕组升压变压器，一台就地升压变压器连接不带隔离变压器的两台逆变器。
当采用组串式逆变器时，宜选用双绕组升压变压器，一台就地升压变压器容量不宜大于多台逆变器的总容量。
当采用集散式逆变器时，宜根据方阵的容量选择双绕组升压变压器或双绕组升压变压器，一台就地升压变压器容量连接不带隔离变压器的1台或者2台逆变器。
2）光伏方阵内就地升压变压器按下列要求选择： 宜优先选用自冷式、低损耗、油浸式电力变压器。
变压器容量可按光伏发电单元逆变器额定容量总和进行选取，且宜选用标准容量。
宜选用高压（低压）预装式箱式变电站，沿海地区防护等级应达到IP65，风沙大的地区防护等级应达到IP54。
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就地升压变压器可采用双绕组变压器或双变压器。 就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。
3）光伏发电系统母线电压应根据接入电网要求和光伏发电站的安装容量，经技术经济比较后确定，并宜符合下列要求：
光伏发电站安装容量小于或等于1MWp时，宜采用0.4-10kV电压等级。 光伏发电站安装容量大于1MWp，且不大于30MWp时，宜采用10-35kV电压等级。 光伏发电站安装容量大于30MWp时，宜采用35kV电压等级。
4）光伏发电系统母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择，宜选用单母线接线或单母分段接线，分段时采用分段断路器。
b）就地升压变压器高压侧集电线路接线
根据光伏方阵布置方案，光伏发电工程升压变电站（开关站）位置等因素，经技术经济比较，确定光伏发电工程集电线路接线方案，可采用T接式连接方式，或采用T接与辐射连接相结合的连接方式。集电线路方案应说明以下内容：
1）集电线路电压；
2）每回集电线路连接的光伏方阵数及输送容量； 3）集电回路数； 4）集电回路敷设方式；
5）集电线路电压降，热稳定等是否满足有关规定。 c）升压变压站（开关站）接线
1）根据光伏发电工程接入电力系统的电压等级，出线回路线及光伏发电工程装机规模，结合光伏发电工程无功补偿配置容量、场内集电线路数量以及本期容量和规划容量等，经技术经济比较确定升压变电站（开关站）电气主接线。
2）光伏发电工程升压变电站的接线方式，应根据光伏发电站在电力系统中的地区电力网的接线要求，负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期容量和规划容量等条件确定。
3）根据电站规模及所在地区电网实际情况，升压变电站（开关站）主接线可以有以下形式：变压器线路组、单母线接线、单母分段接线；光伏发电工程容量很大，也可以选用双母线（双母分段）接线。
4）当送出线电压等级为35kV及以下时，站内采用一级升压较为经济；当送出
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线电压等级为110kV及以上时，站内采用（0.27～0.4）kV/35kV/110kV升压方案。
5）对设有主变压器的光伏发电工程，需确定主变压器台数、容量、变比、调压方式等。光伏发电工程主变压器按下列原则选择：
应优先选用自冷式、低损耗变压器；
当无励磁调压变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压变压器； 主变容量可按光伏电站最大连续输出容量选取，且宜选用标准容量。
6）对分期建设的光伏发电工程，应对电气主接线及其电气设备布置等，提出能适应分期过渡要求的技术方案和技术措施。
7）对扩建工程，应校验原有电气设备技术参数是否满足扩建后的要求，并提出改造措施。
8）根据光伏发电工程接入电力系统专题设计的要求，提出光伏发电工程无功补偿措施。
光伏发电工程无功补偿装置应根据电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。
无功补偿设备应根据容量选择成套设备，且宜选用动态连续可调设备。 无功补偿装置应根据环境条件、设备型式采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。
9）根据计算出的光伏发电工程单相接地电容电流，提出相应的消弧消谐措施及各电压等级系统中性点接地方式。 4.8.2.3 电气一次主要设备的选择
a）短路电流计算
1）按照确定的接入系统方式和电气主接线，绘制短路电流计算网络等值阻抗图，计算短路电流。
2）列表提出短路电流计算成果，包括短路点、短路据点平均电压，短路电流周期分量有效值，全电流最大有效值，短路电流冲击值，起始短路容量等。
b）主要电气设备选择
1）电气一次设备选择要符合DL/T5222、DL/T5352和GB50060有关规定。 2）根据短路电流计算结果，选定断路器、隔离开关、负荷开关、熔断器、电力电缆、母线等主要电气设备，提出这些设备的形式、规格、数量及主要技术参数。
3）若主要设备采用主要新型设备，应做专题论证。
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4.8.2.4 防雷、接地及过电压保护设计
a）光伏发电工程过电压保护、接地的设计，应符合DL/T620、DL/T621的规定。 b）光伏阵列部分
1）综合考虑人员安全，避雷装置造价，设备受雷击概率。雷击对发电系统的影响及避雷装置阴影对光伏组件发电的影响，提出光伏阵列防直击雷措施。结合场地情况和设备布置，确定逆变器和就地升压变压器防直击雷保护措施。
2）光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。估算接地设施工程量。
3）光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。 4）汇流箱、逆变器等应配置过电压保护措施。 c）升压变电站（或开关站）部分
1）结合升压站布置，确定升压变电站（或开关站）防直击雷保护措施及接地方案，并估算接地工程量。
2）按照DL/T620，确定升压变电站（或开关站）的绝缘配合原则，提出过电压保护方案。
3）对于高土壤电阻率地区，常规接地方法不能满足要求的光伏电站，应进行专题研究论证，提出具体解决措施。 4.8.2.5 站用电及照明
a）站用电
1）应根据升压变电站（或开关站）和光伏阵列区用电负荷，测算光伏发电工程站用电负荷，估算光伏发电工程站用电容量及站用电率。
2）光伏发电工程站用电变压器容量按下列要求选择
站用电工作变压器容量应通过负荷计算确定，容量不宜小于计算负荷的1.1倍，变压器长期工作负荷率不宜大于85%。
站用电备用变压器容量与工作变压器相同。 3）光伏发电工程站用电电压宜采用380V。
4）确定站用电工作电源点和备用电源点、电压等级和接线方式，确定站用变压器台数、容量、形式。确定配电柜型式及数量。
5）升压站（或开关站）站用电工作电源及备用电源宜采用下列引接方式： 站用工作电源宜从发电母线引接。备用电源宜利用施工电源永临结合，从外部电
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网引接。
6）逆变器室供电方式应经过技术经济比选后确定。采用低压集中供电方式时，逆变器室工作电源由站用电母线引接，备用电源由逆变器交流侧或阵列就地升压变压器低压侧引接；采用10kV高压集中供电方式时，阵列区内设置若干由站用电母线供电的10kV配电箱变，逆变器室工作电源由配电箱变引接，备用电源由逆变器交流侧或阵列就地升压变压器低压侧引接；采用就地取电方式时，逆变器室工作电源由逆变器交流侧或阵列就地升压变压器低压侧引接，备用电源宜采用两发电系统互为备用的引接方式。
b）工作照明与事故照明均由站用电系统供电，事故照明宜采用自带蓄电池照明灯具。
4.8.2.6 电气设备的布置
a）根据光伏发电工程一次系统接线，确定升压变电站（或开关站）的总体布置；确定主变压器及高低压配电装置的布置形式；建筑各层电气设备布置和进出线方式。
b）根据光伏方阵布置方案确定光伏阵列区电气设备布置方案、集电线路方案、交流和直流集电线路汇集路径方案。
c）对集电线路采用电缆敷设的光伏发电工程，应提出电缆的敷设方法和措施；对集电线路采用架空线路的光伏发电工程，应提出架空线路杆塔数量，杆塔高度，跨越河流、道路及其它电力线路等的次数。
d）站用电设备的布置，应根据光伏发电工程的容量，光伏方阵布局和逆变器参数等条件确定。
e）对需要分期建设的光伏发电工程其电气设备布置应能适应其过渡要求。 4.8.3 电气二次设计 4.8.3.1设计原则
确定光伏发电工程采用“无人值班”（少人值守）的控制方式。采用计算机监控系统实现在就地中控室或者地区集控中心集中监控。 4.8.3.2 监控系统
a）监控系统宜采用开放式，分层、全分布系统结构。一般为分电站层和间隔层，数据分布管理。电站层采用功能分布结构，间隔层按监控间隔设置现地测控单元；电站层和间隔层之间采用以太网（单网或双网）通讯，网络介质可以选用屏蔽双绞线，同轴电缆或光缆。监控系统的配置包括软件配置和硬件配置。其具体方案应能保证使
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监控系统具有其全部功能并完成监控系统的全部任务。
b）监控系统的主要任务是根据电力系统的要求和电站的运行方式，完成对站内升压站断路器及隔离开关、主变压器、光伏阵列就地升压变压器、高低压开关柜、无功补偿装置、光伏发电系统设备、逆变器、控制电源系统等的自动监视控制、调节，并向上级调度部门上传相关信息并接受调度部门的指令，以达到最佳运行的目的。
c）光伏发电工程监控系统的监控范围包括光伏阵列，直流汇流箱，直流配电柜、逆变器、交流柜，升压变压器（以上总称发电系统）以及升压变电站（或开关站）电气设备，站用电电气设备，控制电源系统设备等。监控系统还应与火灾自动报警系统，视频安防监控系统，环境监控系统，入侵报警系统，出入口控制系统等进行信息交换。
d）光伏发电工程监控系统应至少具有下列功能： 数据采集与处理功能； 安全监测和人机接口功能； 控制和调整功能； 数据通信功能； 系统自诊断功能； 培训仿真和软件开发功能； 时钟同步功能； 语音报警功能； 远程维护功能。
e）根据接入系统的要求，确定光伏发电系统有功功率，无功功率的控制及电压调节的要求和配置。
f）为实现调度数据网络通信功能，应根据接入系统要求配置远动工作站、调度数据网接入设备和调度数据网二次安全防护设备，包括交换机、路由器、防火墙、IP认证设备等。
4.8.3.3 继电保护和安全自动装置
a）设计原则
1）光伏发电工程的继电保护和安全自动装置应符合GB/T14285以及相关规程
规范的规定。
2）新建的光伏发电工程宜选用微机型继电保护和安全自动装置，保护出口一
律采用继电器无源接点的方式。
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3）继电保护和安全自动装置应满足可靠性、选择性、速动性和灵敏性的要求。 4）继电保护和安全自动装置方案应充分考虑光伏发电工程在短路状态下的电流源特点。
5）光伏发电工程继电保护和安全自动装置以及二次线设计，应满足电网的有关规定和反事故措施的要求。
b）继电保护和安全自动装置方案：
1）确定光伏发电系统电气设备继电保护选型与保护方案。 光伏组件的保护由光伏组件厂家实现，光伏组串之间的保护由汇流箱、直流汇控柜中设置熔断器、直流空气开关实现。
逆变器保护由逆变器厂家实现，主要包含：孤岛保护、逆功率保护、过压保护、过流保护、极性反接保护、高频/低频保护以及低电压穿越功能等。
2）确定升压变电站（或开关站）电气设备继电保护选型与保护方案。 主变压器的保护应根据不同电压等级配置。220kV以上电压等级按照双套冗余配置。
集电线路、无功补偿设备、站用变、母线、分段开关等设备保护配置满足光伏发电场运行条件。
3）根据光伏发电工程接入系统设计，确定系统继电保护和安全自动装置选型和方案，以及相应的通道。
66kV及以上送出线路保护应根据接入系统要求配置。可配置分段式相间、接地故障保护，或纵联电流差动保护。
4）根据GB199和接入系统设计及批复意见，确定故障录波装置设备选型与配置方案。
5）确定站用电系统电气设备的继电保护选型与保护方案，以及站用电备用电源自动投入设备选型。 4.8.3.4 二次接线
a）光伏发电工程二次接线设计应遵循DL/T5136的规定。 b）二次接线设计方案应：
1）确定光伏发电系统电气设备电气测量，操作等二次接线系统设计方案。 2）确定升压变电站（或开关站）主要电气设备的电气测量，信号、操作及防误操作闭锁等二次接线系统设计方案。升压变电站（或开关站）内的下列元件，应在
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控制室内监控：各电压等级的断路器，隔离开关，电动操作接地开关，主变分接头位置及站内其它重要设备的启停。
3）确定电流互感器及电压互感器配置及电压等级，容量、精度等主要电气参数。根据接入系统设计，确定光伏发电工程与电网计量点处的电流互感器、电压互感器的精度要求，确定计量装置方案。
4）按照监控系统设计、继电保护与安全自动装置设计、二次接线设计、控制电源设计，提出二次系统组屏及布置方案。
二次盘室面积应满足设备布置和巡视维护的要求，屏位应按光伏发电规划容量一次建成，并留有增加少量屏位的余地。屏柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。
升压站二次设备的布置一般采用集中布置方式。当采用就地中控室方式时，在主控楼内集中设置控制室和二次设备室。站内监控系统站控层设备安装在控制室；35kV保护测控一体化装置就地分散布置与35kV配电装置开关柜内。站内其他二次屏柜均布置于二次设备室。当升压站规模较大，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到设备旁的分散布置方式。当采用集控中心控制模式时，控制室和二次设备室宜合并设置。 4.8.3.5 控制电源
a）直流控制电源系统
1）光伏发电工程宜设直流控制电源系统向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置，断路器合闸机构及直流事故照明等负荷供电，蓄电池应以浮充负电方式运行。
2）直流控制电源系统的设计应按DL/T5044的规定执行。 3）直流系统电压应选用220V/110V。
4）确定光伏发电工程直流系统设计方案和主要设备，确定蓄电池的型式，容量和充电装置的配置。
蓄电池宜选用阀控密闭式电池。采用阀控密闭式电池时，容量小于300Ah时可不设专用的蓄电池室。
光伏发电工程的直流系统宜采用单母线或单母线分段的接线方式，当采用单母线分段时，每组蓄电池和相应的充电设备应接在同一母线上，公用备用的充电装置应能切换到相应的两段母线上。
b）不间断电源系统（UPS）
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1）说明光伏发电系统（光伏方阵，汇流设备，逆变设备，就地升压设备）所需的不间断电源容量，放电时间。
2）说明光伏发电工程监控系统等所需的交流控制电源的容量，接线方式及主要设备配置。
4.8.3.6 火灾自动报警系统
a）火灾自动报警系统设计应遵循GB50116的规定。
b）应根据光伏发电工程的布置方案与相关的消防和火灾自动报警系统设计规范，确定火灾自动报警系统设计方案。初步确定报警探头的数量与形式。 4.8.3.7安防监视系统
根据光伏发电工程的布置方案和项目所在地当地情况考虑是否设置安防监视系统。
a）根据GB50395的规定，确定视频安防监视系统的结构，主要功能及主要设备配置。初步确定摄像机的形式与数量。系统设计应满足监控区域有效覆盖、布局合理、图像清晰、控制有效的基本要求。
b）有人值守光伏发电工程一般不宜设置入侵报警系统和出入口控制系统，对无人值守或确需设置的光伏发电工程，入侵报警系统和出入口控制系统设计应遵循以下原则：
根据光伏发电工程布置方案以及GB50394的规定确定入侵报警系统设计方案。 入侵报警系统能与视频安防监、出入口控制系统等联动。防范区内入侵探测器不得有盲区，系统应有本地报警功能与异地报警功能。 4.8.3.8 环境监测系统
光伏发电工程应配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、气温等气象资料，其通信口应接入光伏发电工程监控系统。 4.8.3.9 电工试验室
根据工程规模及实际情况确定。 4.8.3.10 光功率预测系统
根据GB199和接入系统设计的要求，确定是否配置光功率预测系统。说明光功率预测系统对光伏电站出力进行预测的短期期限、超短期期限以及预测时间间隔。 4.8.3.11 有功/无功功率调节
根据GB199和接入系统设计的要求，确定是否设置有功/无功功率调节装置。
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有功/无功功率调节装置应能根据电网频率、电压及调度部门指令控制光伏电站有功/无功功率输出，以确保光伏电站的输出功率及功率变化符合调度部门的给定值。 4.8.3.12 低电压穿越能力
根据GB199的要求，大中型光伏电站应具备一定的低电压耐受能力。说明光伏电站具有低电压穿越能力。 4.8.3.13 防孤岛保护
根据GB199的要求，应配置孤岛保护装置。 4.8.3.14 电能质量
根据GB199和接入系统设计的要求，配置电能质量监测装置。并说明光伏电站向当地电网提供的电能，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等电能质量方面能满足国家相关标准。 4.8.3.15 防止光伏组件PID衰减
对渔光互补等高温高湿地区的光伏发电项目应设置防PID衰减的专用设备，或采用具有防PID衰减功能的逆变器。 4.8.4 通信
光伏发电工程通信分为站内通信与系统通信。
a）确定光伏发电工程站内通信方式。站内通信应包括生产管理通信与生产调度通信。
b）根据接入系统通信设计要求，配置调度通信系统、通信系统应能满足调度自动化、继电保护和安全自动装置及调度电话等对电力通信的要求。
c）根据接入系统设计及批复意见，确定通信通道和备用信息通道。 d）根据接入系统设计及批复意见，确定通信电源设计方案和设备配置。 4.9 电站总图设计
可研报告应论述：
a）电站的地理位置、场地的自然地形和环境、土地使用性质、电站的布置形式、电站的占地面积、对外交通、功能、工艺要求。
b）升压变电站（或开关站）站址选择 c）管理区的布置方案。 d）生产区的布置方案。
e）大门、围墙等建筑物的布置方案。
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f）竖向布置方案。 g）道路及场地处理
1）说明电站道路设计的原则。
2）说明站外道路的路径规划、引接、坡度及道路技术等级标准。
3）说明站内道路的布置、道路型式的选择和路面宽度、转弯半径及路面等级。 4）说明站区场地及屋外配电装置场地地面的处理。 h）提出绿化的布置原则。
i）方阵附近建筑物距组件的距离，建筑物的阴影对组件的影响。 4.9.1 总平面布置
总平面布置要考虑以下原则：
a）结合用地的自然地形和环境，以及使用性质、功能、工艺要求，合理布局，路网结构清晰，办公和设备流线合理有序。并对建筑物、道路、绿化、电缆管线综合考虑，统筹兼顾。
b）总平面布置应按最终规模进行规划设计，并宜考虑分期实施的可能。 c）总平面布置必须满足高压走廊、文物保护、微波通道等的退让要求。 d）建筑布局应根据地域气候特征，防止和抵御寒冷、暑热、疾风、暴雨、积雪和沙尘等灾害侵袭。 建筑单体应考虑安全及防灾（防洪、防涝、防海啸、防震、防滑坡等）措施。
e）场地的竖向应根据场地的气候条件、地质条件、地形地貌等综合考虑，以场地径流为主。
f）竖向布置方案。
1）根据地形、洪涝水位、道路引接和管道的标高、排水等因素提出竖向布置方式，站内主要生产建筑及配电装置设计标高、场地坡度等。
2）明确场地地表雨水的排放方式。 4.9.2 道路交通
a）光伏电站道路分进场道路与场内道路。进场道路范围为从已有交通网络开始至光伏电站管理区；场内道路范围为光伏电站管理区与各子阵逆变升压变之间道路。
b）进场道路原则上采用双车道，场内道路原则上采用单车道加错车道的形式。道路路基宽度按国家相关标准执行。
c）道路设计标准确定为厂矿四级道路，由道路等级控制相应的道路技术指标。进
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场道路和场内道路争取永临结合，满足设备的运输要求。
d）进场道路路面宽5m，电站入口200m范围内采用混凝土路面，其余均采用粒料路面；电站内道路路面宽4m，采用粒料路面。转弯半径大于6m。
山地光伏发电项目的道路坡度不宜大于18°。 e）道路的纵横坡度应沿原始地形设计。
f）电站四周设置1.8m高围墙，围墙采用浸塑低碳钢丝防护网，颜色与主体建筑风格和谐统一。主入口大门为1.5m高的电动伸缩门。 4.9.3 升压站（开关站）布置
要根据光伏发电工程位置、装机规模、接入系统方案、光伏方阵布置方案、电站地形地质条件，综合考虑设计、施工、运行及维护、投资、建设用地等因素，经技术经济比较分析，选择升压变电站（或开关站）的站址位置，确定升压变电站（或开关站）布置方式。
4.10 电池组件支架及基础设计 4.10.1支架设计
光伏支架设计应以现行国家或行业标准及相关规程、规范为设计依据，根据光伏发电工程的使用年限和运行特点，结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求；在结构安全可靠、满足光伏组件安装使用要求的前提下综合考虑技术优化、经济合理、方便安装拆除及防锈防腐等方面因素。
光伏支架的设计使用年限宜为25年。支架选材要保证其通用性，一般宜采用钢材，材质的选用和支架设计应符合现行国家标准GB50017、GB50797的相关规定，并应结合地形特点论述支架布置方案。
支架设计应受力明确、传力清晰简洁，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。
支架结构设计应包括以下内容： a）说明光伏阵列支架主要设计参数。 b）说明光伏阵列支架所采用的主要材料。 c）说明光伏阵列支架计算的荷载组合。
d）论述光伏阵列支架结构设计方案，说明设计计算方法、相关设计参数以及节点连接设计等。
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4.10.2 支架基础设计
本着环保理念，按照减少开挖、减轻对地表土的扰动、机械化作业便利的思路进行支架基础设计。
支架基础设计应以现行国家或行业标准及相关规程、规范为设计依据，进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，并结合工程厂址的地质条件和气候条件，采取相应的措施，
4.10.3 支架与基础连接设计
支架与基础连接设计，应以支架设计模型假定为基础，综合考虑现场施工条件，选用预埋螺栓、焊接、后锚固或其它连接方式，保证安装精确、快捷、稳固、美观。 4.11 土建设计 4.11.1 建筑设计
光伏发电站建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。
a）建筑设计应根据规划留有扩建的空间。
b）建筑设计应简洁、实用、美观，满足功能要求，并体现国家电力投资集团公司风格。
c）电站生产、生活用房应根据工艺要求和使用功能统一规划。主控制楼宜与办公楼合并建设，以单层建筑为主，根据规模、需求和工程条件，可以采用二层建筑。
d）就地监控光伏电站的生产、生活用房面积指标见表1。集控运行光伏电站的就地生产、生活用房面积可适当减小，指标见表2。
表1 就地监控项目用房面积指标一览表
装机容量项目 生产楼面积（m）
2
<30MWp 1000
30MWp～50MWp
850
50MWp～100MWp
850
100MWp～500MWp
850
注1：小于30MWp装机规模电站的设备用房已包含在生产楼内。30MWp及以上电站的生产楼包括中控室及生活、办公用房。高压室、低压室和二次盘室、水泵房、辅助设施（库房、车库等）可单独设置，其面积需根据装机规模另行计算。
注2：当采用集控中心运行方式时，控制室、二次设备室宜合并设置。
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表2 集中监控项目用房面积指标一览表
装机容量项目 生产楼面积（m）
2
<30MWp 650
30MWp～50MWp
500
50MWp～100MWp
500
100MWp～500MWp
500
注：小于30MWp装机规模电站的设备用房已包含在生产楼内。30MWp及以上电站的生产楼包括中控室及生活、办公用房。高压室、低压室和二次盘室、水泵房、辅助设施（库房、车库等）可单独设置，其面积需根据装机规模另行计算。
e）推荐建筑物室内外装修标准（中等标准），装修标准见表3。
表3装修标准一览表
房间名称 高压室、站用电室
二次盘室 中控室
办公室、会议室、宿舍、门厅
餐厅、厨房 卫生间 其他房间 走廊
地面 水泥砂浆 水泥砂浆 防静电地砖或防静电架空地板 玻化砖 防滑地砖 防滑地砖 水泥砂浆 玻化砖
墙面 乳胶漆 乳胶漆 乳胶漆 乳胶漆 墙面砖 墙面砖 乳胶漆 乳胶漆
顶棚 乳胶漆 乳胶漆 乳胶漆 乳胶漆 乳胶漆 吊顶、乳胶漆
乳胶漆 吊顶、乳胶漆
乳胶漆
其他 纱窗 纱窗 纱窗 纱窗
磨砂玻璃、纱窗
纱窗
逆变器室 水泥砂浆 乳胶漆 注：所有外墙均为外墙防水涂料。其他用房参照执行。
4.11.2 结构设计 4.11.2.1 建筑结构
光伏发电站中，除光伏支架外的建构筑物的结构设计使用年限应为50年。 建构筑物结构型式、地基处理方案应根据地基土质、建构筑物结构特点、安全等级、可靠度、设计使用年限、耐久性、施工条件和运行要求等因素，经技术经济比较后确定。对于国家和行业明令废止的技术、工艺、材料等不得采用。
结构构件应根据承载能力极限状态及正常使用极限状态的要求，进行承载能力、稳定、变形、抗裂、抗震验算。 4.11.2.2 地基基础
建筑结构的基础应进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，并应采取相应的措施。
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户外构筑物设计
户外升压站设备支架可采用钢管、钢筋混凝土离心管。
架线构架柱采用钢管、钢筋混凝土离心管，横梁采用三角形断面的格构式钢梁或型钢梁。架线构架的选型应从安全可靠、维护方便并结合施工、制造、地质和基础型式等条件进行技术经济比较。架线构架的结构设计应根据线路正常运行情况、断线情况和安装情况下的荷载组合，金属构件表面应热镀锌或采取其他等效的防腐措施。户外构筑物地基与基础设计按照相关规范进行，应满足承载力和变形要求，基础应埋在冻土以下，根据地质情况应进行必要的地基处理和防腐措施。对于在安装运行中对变形要求严格的电气设备应采用满足其变形要求的基础方案。设备支架基础可采用基础；架线构架基础一般采用钢筋混凝土基础、桩基等。 4.11.2.3 电缆沟
侧壁采用砖砌体或混凝土，在受力大的地段和地下水丰富的地段宜采用钢筋混凝土，且应考虑电缆沟内钢支架固定因素。对于严寒地区，湿陷性黄土及地下水对砖砌体有腐蚀作用的地区，不宜采用砖砌电缆沟。高风沙地区可采用地上电缆沟。
户外电缆沟盖板采用混凝土盖板，盖板应双面配筋。穿越道路的电缆沟盖板应满足设备车辆及消防车通行要求，盖板四周用角钢包边。户内宜采用花纹钢盖板。 4.11.2.4 材料
混凝土：C25～C40；预制构件C30以上。
钢材：普通钢筋宜采用延性、韧性和可焊性较好的钢筋。钢结构的钢材宜采用Q235B碳素结构钢和Q345B低合金高强度结构钢。
填充墙墙体：材料应采用压型钢板、加气混凝土砌块、轻集料小型混凝土砌块或符合国家规范要求并通过技术部门鉴定的节能墙体材料。
砌体结构墙体：应采用符合国家规范要求并通过技术部门鉴定的承重墙体材料。 4.11.3 暖通设计
a）按照DL/T5165的要求，针对各建筑物使用功能的不同，提出各建筑物室内采暖设计标准。
b）通风和空调系统防火设计应根据《火力发电厂和变电所设计防火规范》(GB50229-2006）和其他防火规范的相关内容采取防火、防烟及排烟措施，通风与空调设备必须与火灾报警系统联锁。
c）说明室外空气计算参数，提出室内空气计算参数，说明采暖、通风及空调系
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统。
4.11.4 给排水设计
a） 根据GB 50797、GB50015、GB 5749、GB 78及室外给排水设计规范等设计光伏电站给排水系统。
b） 根据电站所在地的水源勘察资料，通过技术经济比较, 提出电站水源及取水方式方案。
c）根据GB50015规定，提出给水系统设计标准。根据电气专业要求，确定光伏电池组件是否需要水清洗并提出清洗用水量。
d） 根据电站水源情况及用水要求，结合相关规范要求，提出电站给水系统设计方案，包括是否进行给水处理及所采用的给水处理方案。
e） 结合消防规范提出电站的消防给水系统设计方案。
f） 根据相关标准要求，结合电站所在地对污、废水的排放要求, 提出电站雨水、污水、废水排水系统设计方案，包括污水处理方案。
g）分期建设的光伏电站, 初期工程给排水系统的设计应同時考虑工程扩建需求。 h）应提出电站用水量及用水量计算表，给水系统图，给排水系统主要设备材料表。
4.11.5 建筑电气设计
a）根据GB50052、GB50016的要求，确定各单体建筑的用电负荷等级及供配电方案。
b）根据GB50034确定各房间或场所的照度标准、确定照明方式和照明种类（正常照明及应急照明）。
c）根据GB50057确定建筑物防雷分类及防雷措施。
d）根据相关设计规范的要求确定各单体建筑用电设备的接地形式及接地电阻。不同电压等级用电设备的保护接地和功能接地，宜采用共用接地网；除有特殊要求外，电信及其他电子设备等非电力设备也可采用共用接地网，接地网的接地电阻应符合其中设备最小值的要求。
e）根据GB50200确定相关建筑的有线电视和卫星接收系统的系统规模、网络组成、用户输出口电平值、前端设备配置、用户分配网络、传输电缆选择及敷设方式、确定用户终端数量。
f）根据相关设计规范的要求确定相关建筑的电话系统的的组成、电话配线形式、
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配线设备的规格。 4.12 工程消防设计
光伏发电工程的消防设计应贯彻“预防为主，防消结合”的方针。
光伏发电站消防系统的设计应满足GB 50797、GB50140、DL/T5027、GB50016、GB50229等规范标准的要求。
光伏电站总平面布置、道路设计以及各建（构）筑物之间的间距应结合消防设计要求统一考虑。光伏电站建（构）筑物应按照建（构）筑物火灾危险性分类及耐火等级进行设计，安全疏散通道应按规范要求设置, 此外应严格控制装修材料的耐火等级。
光伏电站的消防水泵、火灾探测报警、火灾应急照明应按Ⅱ类负荷供电。消防用电设备采用双电源或双回路供电时，应在最末一级配电箱处自动切换。电站应设置可靠的火灾应急照明系统和火灾自动报警系统，火灾报警应与消防没备及相关通风空调设备联动控制。电站应按照规范标准要求设置完善的防雷接地系统，提出防雷接地的设置标准及原则，防止次生事故发生，保障人员安全。电站的电缆选型、敷设、防火分隔及变压器和其他带油设备的间距和分隔、贮油和挡油设施的设计均应满足相关规范标准的防火要求。
电站通风和空调系统防火设计应根据GB50229和其他防火规范的相关内容采取防火、防烟及排烟措施，通风和空调设备必须与火灾报警系统联动控制。
光伏阵列及其附属设施和升压变电站（或开关站）及其附属设施应针对可能发生的火灾性质和危险程度，依照规范要求设计固定式水消防系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统或干粉灭火系统，并按照规范要求配置移动式灭火装置。需要采用水消防系统的电站，应设置可靠的消防水源和供水方式。
工程施工期应对各施工场所和生活办公区域、易燃易爆场所等火灾危险区域提出消防方案。 4.13 施工组织设计 4.13.1 施工总布置
a）施工总布置应做到远近结合、紧凑合理、节约用地，合理利用荒地、滩地、坡地，充分利用地形，减少场地平整工程量，满足工期要求。
b）施工总布置应综合利用空地，并考虑扩建条件，同时各工地应靠近使用地点，避免二次搬运。
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c）施工生活区布置以有利于生产、方便生活为原则，应依托进场道路布置。 d）施工生产区布置时，宜利用场内不建或缓建位置灵活布置，用地应从严控制，减少单纯施工所需临时租地。
e）房屋建筑和施工临建设施应考虑永临结合，减少或避免大量临建设施在主体工程施工过程中的拆迁，尽量减少临时施工用地，充分利用永久建（构）筑物。
f）混泥土搅拌站及砂石水泥堆场，应靠近基础施工点，减少运输距离。钢筋混凝土预制场，宜靠近搅拌站布置。 4.13.2 施工供电、供水
根据施工用电负荷、用水量并结合施工工期，提出不同规模电站的施工用电、用水容量；按照永临结合设计。 4.13.3 施工交通运输 4.13.3.1 站外交通运输
a）站外交通运输应根据主要设备的重量、尺寸提出满足设备运输的线路标准和方案，线路运输能力应能满足超重、超高、超长、超宽设备的运输要求，中转环节少，运输安全、可靠、及时。
b）进站道路应与临近主干道路相连接，连接宜短捷且方便行车，并坚持节约用地的原则，可在适当的间隔距离增设错车道的方式降低道路宽度。 4.13.2.2 站内交通运输
a）站内交通运输应考虑施工临时道路宜与永久性道路相结合，有循环干道或错车道；
b）道路路基承载能力、路面宽度、最小转弯半径、最大坡度和最大横坡等设计标准除根据道路等级确定外，尚应满足施工期主要车型和运行强度的要求。
c）升压站内道路宜与升压站内主要建筑物轴线平行或垂直，且呈环形布置，并与进站道路连接方便。
d）站内道路应满足防洪排水要求。 4.13.4 施工总进度
a）施工期安排应结合主要设备供货时间、施工机械化程度、劳动力资源配备等。 b）施工总进度中需提出施工关键线路，突出主、次关键工程，明确开工、首个阵列并网发电和工程完工日期。
c）光伏电池组件安装和电气设备安装的施工进度应协调与土建工程施工的交叉
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衔接，合理安排土建及安装先后顺序，避免工作面间相互干扰。
d）工程施工进度控制应以里程碑进度为节点，土建、安装、调试作业的安排均应确保里程碑进度的实现。
e）场内交通主干线应先行安排施工，并确定施工道路投入使用时间。 f）施工总进度应考虑组件、逆变器等主要设备调试的时间，应在各光伏阵列分别安装过程中交叉调试，力争少占用工程直线工期。 4.13.5 工程建设用地
说明站址土地性质。
说明当地对工程所在地区光伏项目的永久、临时占地的、相关费用标准。提出永久、临时占地费用指标，计算出永久、临时占地费用。 4.14 工程管理设计
光伏电站管理、运行、维护人员数量执行集团公司《光伏电站劳动定员标准》。运行、维护人员数量、运行维护车辆数量可参照表4，表5和表6。
表4 现地监控运行光伏电站人员定编表
装机容量项目 人员数量（人） 车辆数量（辆）
<10MWp 6 2
10MWp～50MWp
6～12 2～3
50MWp～100MWp
12～16 3～4
100MWp～500MWp
16～40 4～5
表5 集中监控运行光伏电站人员定编表
装机容量项目 人员数量（人） 车辆数量（辆）
<10MWp 4 2
10MWp～50MWp
4～8 2～3
50MWp～100MWp
8～12 3～4
100MWp～500MWp
12～30 4～5
表6 集中监控运行中心人员定编表
项目 人员数量（人）
集中监控运行3个及以下光伏电站
6
集中监控运行3个以上光伏电站
9
4.15 环境保护与水土保持设计 4.15.1 环境保护
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a）环境保护设计应执行国家环境保护的法规、；污染物排放不得超过国家或地方规定的排放标准和主要污染物总量控制指标。环境影响报告书（表）、环境保护主管部门对环境影响报告书（表）的批复文件及环境保护设计专题报告是环境保护设计的依据，其中规定的各项环境保护措施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。
b）环境保护目标生态、地表水水质、环境空气质量、声环境质量等。根据当地环境功能区划，确定生态、地表水、大气环境、声环境执行的环境标准，确定地表水和大气环境执行的污染物排放标准。
c）提出环境保护设计的综合评价与结论和环境保护措施所需的投资概算。 4.15.2 水土保持
a）水土保持设计应执行国家水土保持法规、，以水土保持方案报告书和水土行政主管部门的批复文件为设计依据，其中水土保持设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。
b）应根据工程的地形地貌、施工平面布局、施工工艺流程及水土流失特点，合理进行水土流失防治分区，提出水土保持方案，进行水土保持监测。
c）提出水土保持设计的综合评价与结论和水土保持措施所需的投资概算。 4.16 劳动安全与工业卫生
光伏发电工程设计应认真贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，劳动安全与工业卫生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。
审定的劳动安全与工业卫生评价报告及其评审意见，应作为设计的依据，并应在各专业设计中落实。
提出水土保持措施所需的专项投资概算。 4.17 节能降耗
工程节能降耗设计应执行国家节能相关的法律法规；并按照建设节约型社会的要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、安全可靠、高效环保为原则。
工程节能降耗应贯穿在整个光伏发电工程设计、施工、运行的全过程中。 设计阶段要合理选择设计方案，优化设备选型和配置，通过经济技术比较，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。
要运用先进的设计手段，优化设备及建筑物布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，
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检修维护方便，施工周期短，工程造价低。
要提高电站运行的安全性和经济性，为实现现代化企业管理创造条件。 通过精心设计，最终达到节约土地资源、节约水资源、节约各种一次能源、节约用电、节省投资并保证电站安全、经济运行的目的。 4.18 工程设计概算 4.18.1 概述
4.18.1.1 概述工程地理位置、建设地点、厂址地势情况、对外交通运输条件、工程性质、项目业主、建设规模（分期）、占地规模、工程特点、接入系统等情况。 4.18.1.2项目工期及施工条件：应说明计划工期、施工水源、电源、通信及道路情况。对于改扩建工程应说明共用配套设施、改建设施和工程量。 4.18.1.3 工程资金来源：应说明资本金比例、融资方式、融资利率。
4.18.1.4 总投资及单位千瓦投资：应说明本期设计概算编制价格水平年份，工程静态投资，工程动态投资（总投资额）、静态单位千瓦投资及动态单位千瓦投资。 4.18.1.5 主要系统设计特征：应说明装机容量、主要发电设备型号规格、各级电压主接线及出线回路数、配电装置型式、变电站主要建筑物、构筑物建筑面积等，列出主要工程量表。
4.18.1.6 本期工程设计概算编制中其他应说明的问题。 4.18.2 编制原则
4.18.2.1 在认真贯彻国家相关法律法规的基础上，参考相关行业计算标准，认真调查研究核实市场价格，本着合理确定项目划分、合理确定工程投资原则编制可行性研究阶段设计概算。
4.18.2.2 可研设计概算应按编制年的价格水平及国家有关进行编制。原则上应根据可行性研究报告审定稿的提交时间确定设计概算的价格水平年。
4.18.2.3 设计概算编制应内容全面、费用构成完整、计算合理；应考虑建设项目的特殊性，例如当地、施工条件等因素对投资的影响；还应按项目合理工期预测建设期价格水平，考虑资产租赁和贷款的时间价值等动态因素对投资的影响。 4.18.2.4 设计概算的编制应采用单位工程概算、综合概算、总概算三级编制形式。 其中建筑单位工程概算可用概算定额法、概算指标法、类似工程预算法等方法编制；设备及安装单位工程概算可按预算单价法、扩大单价法、设备价值百分比法等方法编制。 4.18.3 编制依据
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4.18.3.1 国家及省部级部门有关法律、法规及相关文件。
4.18.3.2工程项目划分、费用构成、工程概算定额执行NB/T 32027-2016 《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》、NB/T 32030-2016 《光伏发电工程勘察设计费计算标准》等相关行业主管部门颁发的概算定额或指标。 4.18.3.3 光伏发电工程可行性研究报告设计文件及图纸。 4.18.3.4 其他有关的技术规范和要求。 4.18.4项目划分
可行性研究报告设计概算项目划分按现行国家能源局发布的中华人民共和国能源行业标准NB/T 32027-2016执行，同时结合光伏电站自身特点对发电设备及安装工程进行调整，并根据光伏设计方案补充必要的内容。 4.18.5 工程设计概算文件组成
4.18.5.1 编制说明。包含建设地点、建设规模、对外交通运输条件、各主要系统特征、工程量、施工工期、有关自然地理条件、资金来源和投资比例、编制原则及依据、基础价格、主要设备（光伏组件、逆变器、变压器）价格、费率指标，说明工程总投资、静态投资、单位千瓦投资。 4.18.5.2 概算表格正件 a）总概算表；
b）施工辅助工程概算表；
施工辅助工程概算包括：施工供电工程、施工供水工程、施工交通工程、其他施工辅助工程（例如场地平整工程）四项投资组成。
施工供水工程、施工供电工程按照设计工程量乘单价计算，也可以根据工程所在地区造价指标及有关实际资料，采用扩大单位指标编制；施工交通工程应根据工程项目所在地实际交通条件，考虑是否计列此项；若现场条件有限，需要场地平整或需要其他处理措施时，在其他施工辅助工程中计列该项费用。 c）设备及安装工程概算表；
设备购置及安装工程概算由发电场设备及安装工程、升压变电站设备及安装工程、控制设备及安装工程和其他设备及安装工程四项组成。前三项均按工程量乘以单价进行计算。其他设备及安装工程根据工程具体情况适当增减项目，可确定工程量的项目按照“工程量乘以单价”计列；不易确定工程量的项目可以以“项”计列。
集团公司运行平台建设费按20万元计列在设备及安装工程费的其他费用中。
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d）建筑工程概算表；
建筑工程概算由发电场建筑工程、升压变电站工程、房屋建筑工程、交通工程和其他工程五项组成。
发电场建筑工程、升压变电站工程，按设计工程量乘以工程单价进行计算。 房屋建筑工程按房屋建筑面积乘以单位造价指标计算，其中光伏场区房屋建筑面积由设计确定，单位造价指标参照工程所在地相应的房屋建筑工程单位造价指标；区域集中生产运行管理设施建设费用按照集团公司批准金额分摊，计列在房屋建筑工程中。
交通工程分为场内道路和场外道路，按照设计工程量乘以单价计算。
其他工程中包括环境保护与水土保持工程投资、劳动安全与工业卫生工程等专项投资，应按各专项报告批复投资计列，若没有，按照相似在建项目投资计列。 e）其他费用概算表；
其他费用概算由建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费和其他税费五项组成。
建设用地费用按照设计的永久征地和临时征地的工程量乘以单价计算，若用地协议已签订，据实计列；若没有，参考当地各级制定颁布的征地、租地费用规定及各项补偿费、安置补助费标准分类进行计算。
项目建设管理费，除工程前期费按实际计列，其余各项费用参考风电费用标准规定的基数及费率计算。专项专题报告编制费可根据工程实际情况单独计列。施工监理等费用若已招标，据实计列。
生产准备费参考风电费用标准规定的基数及费率计算。若光伏组件等主要发电设备已招标或参照最新招标价计列的，备品备件购置费的计算基数应在设备费中扣除上述主要设备购置费。
可行性研究阶段勘察设计费，参考“计价格【2002】10号文《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》”及国家能源局发布的NB/T 32030-2016《光伏发电工程勘察设计费计算标准》规定计算。
其他税费指国家有关规定需要缴纳的费用，例如水土保持设施补偿费等，按照项目所在地相关文件规定执行。
f）分年度投资概算表（如有跨年度施工）； 4.18.5.3 其他说明
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a）基本预备费：按照设备购置及安装费用、建筑工程费用、其他费用之和的2%计算。
b）涨价预备费：一般光伏项目建设期较短，涨价预备费不计列。
c）建设期贷款利息：按照建设工期计算建设期贷款利息，可行性研究阶段按编制期现行贷款利率计算，按概算编制年国家有关、规定执行。
d）送出工程费用：送出工程费用包括接入系统对端改造费用、送出线路工程费用、通信工程费用等。如完成送出工程设计或已签订合同，据实计列；否则参照同地区、同期相似项目估算。
送出工程费用计列在动态投资费用。 e）主要技术经济指标按下表
表7 技术经济指标表
光伏电场名称 建设地点 设计单位 建设单位 装机规模 组件容量 年发电量 年利用小时数 静态投资 工程总投资 静态千瓦投资 动态千瓦投资 静态度电投资 建设期利息
MWp kWp MWh h 万元 万元 元/kWp 元/kWp 元/kWh 万元
主 要 工 程 量 建设用地面积
光伏组件价格 组件支架价格 组件基础价格 升压变电站
晶硅电池组件
钢支架 并网逆变器 500kW
直埋电缆沟 房屋建筑 永久用地 临时用（租）地 计划工期 生产单位定员 送出工程投资
元/Wp 元/t 元/m（kWp） 元/座 块 t 台 m m 亩 亩 月 人 万元
2
4.18.6 基础价格 4.18.6.1 设备价格
光伏组件、组件支架、逆变器、阵列变压器、主变压器参考近期同类工程合同价计列；其余配套设备可参考近期同类工程合同价计列，也可以按照询价费用计列。
概算表所列设备价格包括设备原价（国产设备出厂价）、运杂费、运输保险费、采购及保管费，进口设备还包括相关税费，上述单项费用不用再在概算表中体现。计
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算标准按照NB/T 32027-2016中有关规定执行。 4.18.6.2 人工、材料及机械使用费 a）人工单价
按照NB/T 32027-2016中有关规定执行。 b）材料价格
对于用量多、影响工程投资较大的主要材料，应编制材料预算价格。次要材料按照工程所在地造价信息及现行市场价格进行编制。 c）机械使用费
参考NB/T 31010-2011、各省市关于机械使用费用的规定以及其他相关规定计算。对于定额缺项的施工机械，可补充编制施工机械台时费。 4.18.6.3 建筑及安装工程单价费率指标
建筑及安装工程单价由直接费（包含措施费）、间接费、利润、税金组成，工程单价费率指标参照NB/T 32027-2016执行。 4.19 财务评价与社会效果分析 4.19.1 评价依据
a）国家及省部级部门有关法规及文件。
b）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》(GD003-2011)。 c）国家发展和改革委员会《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价的通知》（发改价格[2015]3044号）。
d）国家发展改革委员会和建设部《建设项目经济评价方法和参数》（第三版）。 e）国家及地方现行有关财税及优惠。 4.19.2 财务评价 4.19.2.1 基本参数
项目计算期包括建设期和运行期，建设期按施工组织设计安排的计划考虑，运行期按照25年计算。 4.19.2.2 融资参数
资本金：光伏工程项目资金筹措中，资本金应为动态总投资的20%（外资项目按相关规定）；
流动资金：年初投入流动资金暂按100％自有资金考虑，运营期满后回收；流动资金单位千瓦指标按30元/kWp计列；铺底流动资金占流动资金的30%；
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贷款利息：建设期贷款利息按照投资编制期现行的长期贷款利息执行，并按各地区享受的优惠系数进行调整。流动资金贷款利息按照现行的短期贷款利息执行；
还款年限：可根据项目情况确定，一般按15年计列。 4.19.2.3 成本参数
发电总成本费用包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费、摊销费、利息支出和其他费用，其中经营成本包括维修费、职工工资及福利费、保险费、材料费和其他费用。 a）折旧费
工程折旧费按电站的固定资产价值乘以综合折旧率计取。工程的固定资产价值为电站固定资产投资加建设期利息，同时减去设备可抵扣税金部分的余额，才是可折旧的部分。
一般采用直线折旧法，残值率取3%，根据项目具体情况可有所调整。折旧年限取18年。 b）修理费
以单一光伏电站容量20兆瓦级为基准值，每千瓦定额标准为32元（其中发电设备比例70%，升压站设备比例10%，中控室设备比例2%，输配电及线路比例10%，生产、非生产建筑物比例8%）。在基准值的基础上，分别按照装机容量、集电线路长度、组件类型、跟踪方式、地质环境、上年度是否亏损、是否出质保期、检修业务是否外委等六个维度设置调整系数。调整系数详见“成本参数调整系数附表A”。 c）职工工资、福利费及其他费用
光伏项目定员标准执行集团公司《光伏电站劳动定员标准》，人均年工资按照6万元计列。职工的福利费、劳保统筹和住房基金参考地方标准（一般可按照年工资的60%计列）。 d）材料费
以单一光伏电站容量20兆瓦级为基准值，每千瓦定额标准为8元。在基准值的基础上，分别按照装机容量、组件类型、跟踪方式、地质环境、上年度是否亏损、是否出质保期、日常维护及运行业务是否外委等七个维度设置调整系数。“成本参数调整系数附表B”。 e）其他费用
分为可控费用和性费用。以单一光伏电站容量20兆瓦级为基准值，每千瓦
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定额标准为40元。在标准值基础上，设置装机容量和是否全场外委两个调整系数。“成本参数调整系数附表C”。
f）摊销费
摊销费包括无形资产和其他资产的分期摊销，摊销年限均为5年。 g）利息支出
利息支出为固定资产和流动资金在运营期应从成本中支付的借款利息，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。 4.19.2.4 税金
电力工程交纳的税金包括、销售税金附加、所得税。其中税率为17%。根据《财政部 国家税务总局关于全国实施转型改革若干问题的通知》（财税[2008]170号），2009年1月1日起，我国推行转型改革，购进设备所含的在售电环节可以进行抵扣。
销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以税额为基础计征，按规定分别取7%（或5%）和5%。
所得税税率为25%，享受“三免三减半”优惠，自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，即运营期前三年所得税为0，后三年按照12.5%，其余年份按照25%计算。 4.19.2.5 法定盈余公积金
税后利润提取10％的法定盈余公积金。不计提公益金。 4.19.2.6 发电收益计算 a）上网电量
上网电量按照装机容量、组件衰减系数、发电系统效率等因素确定。 b）含税上网电价
根据国家《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价的通知》（发改价格[2015]3044号）规定，目前光伏建设项目运行期前20年执行标杆上网电价制度，运行期后5年执行当地脱硫标煤电价。各地区标杆电价见下表：
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表8全国光伏发电标杆上网电价表
资源区
标杆上网电价 (元/kWh)
各资源区所包括的地区
宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，
Ⅰ类资源区
0.80
哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区
北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、
Ⅱ类资源区
0.88
通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、除Ⅰ类外其他地区
Ⅲ类资源区
0.98
除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区
注：自治区光伏电站标杆电价按1.15元/kWh。
4.19.3 清偿能力分析
项目可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期借款。税后利润为利润总额扣除所得税和弥补以前年度亏损的余额。税后利润在扣除盈余公积金和应付利润后，为未分配利润可全部用于还贷。在工程建设投资借款偿还过程中，首先利用还贷折旧偿还贷款，剩余部分利用未分配利润偿还。
计算整个计算期内累计未分配利润，偿债期内资产负债率，平均利息备付率和平均偿债备付率。判别项目的偿债能力。 4.19.4 盈利能力分析
计算工程的全部投资内部收益率、自有资金内部收益率、总投资收益率、项目资本金净利润率、投资回收期，分析项目的盈利能力。光伏项目资本金财务内部收益率应大于13%。 4.19.5 敏感性分析
测算投资、产量、电价及利率等不确定因素单独变化-10%～10%时，对投资回收期(所得税后)、项目投资财务内部收益率(所得税后)、资本金财务内部收益率等数据的影响。
4.19.6 财务评价计算表格 a）投资计划与资金筹措表；
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b）总成本费用估算表； c）利润与利润分配表； d）借款还本付息表； e）财务计划现金流量表； f）资产负债表； g）项目投资现金流量表； h）项目资本金现金流量表； i）财务指标汇总表； j）敏感性分析表。 4.19.7 社会效果分析
分析光伏电站的社会效益、经济效益、环境效益及应对风险能力。 4.19.8成本参数调整系数附表
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表9 光伏电站检修费定额标准(一)
序号
项目 名称
建议值
(元/KW) 10（含）
以下
1 2 3 4
发电设备 升压站 中控室 输配电 及线路 生产非生产建筑物 小计
22.4 3.2 0. 3.2
1.05 1 1 1
按装机容量修正（兆瓦） 10-50（含） 1 1 1 1
50-100（含） 0.95 0.95 1 0.95
100-300（含） 0.9 0.9 1 0.9
集电线路长度 （公里）
300以上0.9 0.9 1 0.9
20（含）以下 1 1 1 1.1
20-50（含） 1 1 1 1.2
单晶 1 1 1 1
按组件类型
修正 多晶 1 1 1 1
薄膜1.2 1 1 1
按跟踪 方式修正 固定1 1 1 1
斜单轴 1.2 1 1 1
5
2.56 32
1 33.12
1 32
1 30.56
1 29.12
1 29.12
1 32.32
1 32.
1 32
1 32
1 36.48
1 32
1 36.48
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表10 光伏电站检修费定额标准(二)
项目 名称
建议值 (元/KW)
平原山地及其它
1 2 3 4 5
发电设备 升压站 中控室 输配电及线路 生产非生产 建筑物 小计
22.4 3.2 0. 3.2 2.56 32
1 1 1 1 1 32
按地质环境修正 山地丘陵及沙地 1.05 1 1 1 1 33.12
按上年度是否 亏损修正
水面 1.2 1 1 1 1 36.48
亏损 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 30.4
赢利 1 1 1 1 1 32
按是否 出质保期修正 期内 0.15 1 0.7 0.7 1 11.808
期外1 1 1 1 1 32
检修业务是否
外委 是 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 1.6
否 1 1 1 1 1 32
序号
屋顶 1.1 1 1 1 1 34.24
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表11 光伏电站材料费定额标准
建项目名
议值(元
10（含）以下
基准值
8
1.05
1
0.85
0.7
0.6
1
1
1.2
1
1.2
1
1.05
1.1
1.2
0.95
1
0.5
1
0.05
1
10-50（含）
50- 100（含）
100-300（含）
300以上
单晶
多晶
薄膜
固定
按装机容量修正（兆瓦）
按组件类型修正
按跟踪方式修正 斜单轴
平原及其它
山地丘陵及沙地
屋顶
水面
亏损
赢利
期内
期外
是
否
按地质环境修正
按上年度是否亏损修正
按是否出质保期修正
日常维护及运行外委
称 /KW
)
表12光伏电站其他费用定额标准
按装机容量修正（兆瓦）
项目名称
建议值(元/KW)
10（含）以下
基准值
40
1.5
10-50（含）
1
50-100（含）
0.8
100-300（含）
0.6
300以上 0.4
是 0.8
否 1
全场外委
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5 附录
5.1 可研报告附图
表13可研报告附图
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
图名
光伏发电工程地理位置示意图
工程建设用地范围图 勘探点平面布置图 典型工程地质柱状图 典型工程地质纵、横剖面图
区域地质构造图 光伏方阵总平面布置图 光伏子方阵布置图 电气一次主接线图
保护配置图
厂用电系统电气一次接线图 35kV集电线路走向图 光伏子方阵电气系统接线图 光伏子方阵数据采集系统图
电池组串内部接线图 直流防雷汇流箱电气系统图 直流汇流柜电气系统图 35kV箱式变电站电气系统图 计算机监控系统结构设备配置图
直流系统图 UPS系统图 升压站电气设备布置图 110kV室外配电装置平面布置图 逆变器室电气设备布置图 35kV配电室电气平面布置图 二次设备及低压室平面布置图 升压站和管理区总平面布置图
专业 总图 总图 勘测 勘测 勘测 勘测 系统 系统 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 电气 总图
备注
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表13 可研报告附图（续）
序号 28 29 30 31 32 33 34
图名
综合楼平剖面结构图 逆变器室平剖面结构图 光伏组件支架结构图 光伏组件支架基础图 给排水系统示意图 施工总平面布置图 施工总进度表
专业 土建 土建 土建 土建 水工 总图 施工组织
备注
5.2 支持性文件
a）国土部门关于项目用地的审查意见；
b）国土部门关于项目用地是否压覆矿产的审查意见； c）城建、规划部门关于项目选址的审查意见； d）文物部门关于项目场址的审查意见； e）环保部门关于项目选址的审查意见； f）电力部门关于项目接入电网的审查意见； g）环保部门关于环境保护和水土保持的审查意见； h）国土部门关于项目场址区地质灾害的审查意见； i）劳动安全与工业卫生预评价的审查意见。 j）地区的水利及林地规划部门的审查意见。
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