中国电建180MW光伏发电项目施工组织设计（2023年编制、word版、含进度计划横道图、总平布置图） 最终版

目 录
一、编制依据 1
1.1编制依据 1
二、工程概况 2
2.1工程地理位置 2
2.2工程规模 3
2.3工程建设内容 4
2.4总体设计 7
2.5施工条件 12
2.5.1气象气候 12
2.5.2地形地貌 12
2.5.3周边环境 12
三、施工准备和建设协调方案 13
3.1施工准备 13
3.2与设计单位的协调管理 15
3.3与业主的协调管理 15
3.4与监理单位的协调管理 16
3.5交通疏解、土地流转、配合相关手续办理等 17
3.6与当地居民的协调管理 18
四、施工组织机构和任务划分 18
4.1 组织机构设置 18
4.2组织机构工作职责 2
五、施工总体部署 8
5.1工程管理目标 8
5.1.1进度目标 8
5.1.2质量目标 8
5.1.3 安全及职业健康目标 8
5.1.4环保、水保目标 9
5.2工程重难点分析及对策 9
5.2.1工程特点及重难点分析 10
5.3应对措施 11
5.3.1工程难点应对措施 11
5.3.2工程重点针对措施 13
六、施工方案及措施 15
6.1工程测量 15
6.2光伏场土建工程施工方案 15
6.2.1光伏支架基础施工 16
6.2.2 35KV地埋集电线路土建施工 18
6.2.3 35KV架空集电线路施工 19
6.2.4电缆接线（集电线路）施工方案 24
6.3光伏场设备及安装工程主要施工方案 28
6.3.1发电设备安装工艺流程 29
6.3.3光伏组件安装 31
6.3.4 电气安装工程 34
6.4 升压站土建工程施工方案 40
6.4.1 施工测量控制技术 41
6.4.2 场平施工 42
6.4.3 土石方开挖 43
6.4.4 钢筋工程施工 44
6.4.5 模板工程施工 48
6.4.6 混凝土工程施工 50
6.5 升压站设备及安装工程施工方案 55
6.5.1 设备安装流程及工作内容 55
6.5.2 架空线及设备连线安装 59
6.5.3 GIS安装 60
6.5.4 35kV高压开关拒安装 63
6.5.5 电缆施工 64
6.5.6 主控及直流系统设备安装 66
6.5.7 防雷接地装置施工 67
6.5.8 弱电系统施工 68
6.5.9 无功补偿装置安装 69
6.5.10 电气设备试验程序及方法 69
6.5.11 电气系统单体及系统调试 72
6.6 防雷与接地系统工程施工方案 73
6.7 道路工程施工方案 77
6.8 给排水工程施工方案 78
6.9 建筑电气及照明工程施工方案 81
6.10 其他工程措施 83
6.11 调试、试运行、验收等 84
6.11.1 调试 84
6.11.2 试运行 95
6.11.3 验收 95
七、施工现场平面布置 100
7.1布置原则 100
7.2主要临建工程布置方案 101
7.2.1.生活营地 101
7.2.2施工交通 101
7.2.3 施工用风 102
7.2.4施工用水 102
7.2.5 施工用电 102
7.2.6 施工辅助措施 102
7.2.8 施工照明 104
7.2.7 施工排水 104
7.2.9 施工通信 105
7.2.10 混凝土生产及运输 105
7.2.11工地试验室 105
7.2.12 消防设施 105
7.2.13 其他零星设置 105
八、施工安排及进度计划 106
8. 施工安排 106
8.1控制性工期 106
8.2 关键线路 106
8.4 进度计划 107
九、资源配置计划 107
9.1机械资源配置 107
9.2人力资源投入 109
9.3试验和检测仪器设备 110
十、质量保证措施 116
10.1 质量方针 116
10.2 质量目标 116
10.3 质量保证体系 116
10.4 质量制度保证措施 117
10.5 施工“质量通病”防范、处理、控制的详细措施 120
10.6 质量保证体系的运行 122
10.7 质量保证具体措施 124
10.8 混凝土质量保证措施 129
十一、 安全管理措施 131
11.1 安全生产保证体系及安全目标 131
11.2 安全组织机构与安全生产责任制 131
11.3 主要安全措施 136
11.4 环境保护及文明施工管理措施 137
11.5 职业健康管理措施 143
十二、环水保工程保证措施 145
12.1 环水保工程组织机构 145
12.1.1 管理机构的设置 145
12.1.2 职责划分 145
12.2 绿色施工、节能减排方针和目标 145
12.3 环境因素识别与评价 146
12.3.1 环境因素识别 146
12.3.2 环境因素评价 147
12.4 环境、水土保护措施 148
12.4.1 粉尘的控制措施 149
12.4.2 大气污染控制措施 149
12.4.3 废水控制措施 151
12.4.4 噪声控制措施 152
12.4.5 固体废弃物控制措施 153
12.4.6 “四节”能源控制措施 154
12.4.7 水土保持措施 155
12.5 工程环境因素识别清单 156
十三、施工保证措施 157
13.1 安全标准化管理 157
13.1.1 标准化项目部 157
13.1.2 标准化工地 158
13.1.3 标准化人员配备 165
13.2 进度保证措施 165
13.2.1 技术保证措施 165
13.2.2 制度保证措施 166
13.2.3 组织保证措施 166
13.2.4 设备物资保证措施 167
13.2.5 后勤保证措施 167
13.3 夏季和雨季施工措施 167
13.3.1 夏季施工保证措施 167
13.3.2 雨季施工保证措施 168
13.4 文物保护措施 170
13.5 物资保供措施 171
13.5.1 建立采购管理的全流程概念 171
13.5.2采购管理原则 171
13.5.3采购机构设置 172
13.5.4采购验收流程 172
13.5.5设备、材料的采购计划 173
13.5.6设备、材料的采购进度控制措施 173
13.5.7 场内转运措施 177
十四、应急管理 179
14.1 编制目的 179
14.2 组织机构及职责 206
14.3 应急管理体系 207
14.3.1 总指挥职责 207
14.3.2 警戒救援组职责 207
14.3.3 后勤保障组职责 208
14.3.4 应急抢险组职责 208
14.4 事故的分类 208
14.5 主要应急预案 208
14.5.1 人身伤亡应急预案 208
14.5.2 疫情防控应对措施 209
14.5.3 高处坠落处置措施 210
14.5.4 起吊作业控制措施 210
14.5.5 施工触电应急措施 211
14.5.6 交通事故应急措施 211
14.5.7 火灾事故应急措施 212
14.5.8 机械伤害事故应急措施 213
14.5.9 现场急救注意事项 214
14.6 应急处置程序 214
14.6.1 应急汇报流程 215
14.6.2 信息接收与通报 215
14.6.3 信息上报 216
14.6.4 通讯联络 216
14.7 资源配备 216
14.8 危险源辨识、评价与应对措施 179
十五、信息档案管理 217
十六、项目专项施工方案清单 221
十七、附件 223
17.1总平面布置图 223
17.2晶科双柏大庄180MW光伏发电项目总进度 223

内容摘抄：

编制依据
1.1编制依据
国家主要法规及条例（包括但不限于）：
（1）《中华人民共和国劳动法》（国家主席令第24号）
（2）《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令第88号）
（3）《中华人民共和国建筑法》（国家主席令第46号）
（4）《工伤保险例》（国务院令第586号）
（5）《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）
（6）《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）；
（7）《企业职工伤亡事故报告和处理规定》（国务院令第75号）
（8）《中华人民共和国环境保护法》（国家主席令第9号）
（9）《职业健康检查管理办法》（卫健委第2号令）；
（10）《生产安全事故应急预案管理办法》（应急管理部令第2号）
（11）《云南省安全生产条例》（云南省人民政府令第63号）；
规范性文件、标准、图纸等：
（1）《光伏发电站性能评估技术规范》（GB∕T39854-2021）
（2）《光伏发电效率技术规范》（GB∕T39857-2021）
（3）《光伏发电工程验收规范》（GBT50796-2012）
（4）《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012）
（5）《太阳能发电站支架基础技术规范》（GB51101-2016）
（6）《光伏发电工程施工组织设计规范》（GBT50795-2012）
（7）《建筑基桩检测技术规范》（JGJ106-2014）
（8）《光伏发电工程达标投产验收规程》（NB∕T32036-2017）
（9）《光伏发电工程组件及支架安装质量评定标准》（NBT10320-2019）
（10）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2018）
（11）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）
（12）《继电保护和安全自动装置设计技术规程》（GB/T14285-2006）
（13）《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）
（14）《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）
（15）其他适用于本工程施工、验收的相关标准及规程规范
（17）《晶科双柏大庄180MW光伏发电项目初设报告》初版
（18）施工条件、我公司现场踏勘和从现场调查、采集、咨询所获取的资料
（19）我公司的科技水平、管理水平、技术装备及施工经验
二、工程概况
2.1工程地理位置
晶科双柏大庄180MW光伏电站工程项目位于云南省楚雄州双柏县普妈村附近一带，场址占地面积约5100亩，场址中心距离大庄镇直线距离约8km。场址地理坐标介于东经101°27'16.24"～101°28'59.28"、北纬24°23'29.85"～24°24'42.70"之间，海拔在1600m～1800m之间。场址中部有乡村公路通过，场址区有数条简易公路通过，交通运输条件较为便利。场址及附近无自然保护区、风景名胜区、文物古迹及鸟类迁徙通道等环境敏感对象，也未发现具有开采价值的矿产资源，场址对外交通运输不便。地理位置见下图所示。

晶科大庄180MW光伏电站项目卫星影像示意图

晶科双柏大庄180MW光伏电站项目地理位置示意图

2.2工程规模
本项目直流侧装机容量不低于200MWp，交流侧装机容量180.71MWac。初步规划共由3个1.176MWac光伏子方阵、4个1.568MWac光伏子方阵、6个2.352MWac光伏子方阵和50个3.136MWac光伏子方阵组成，采用峰值功率不低于540Wp的单晶硅双面光伏组件、63座箱式变压器、使用不低于196kW/台组串式逆变器，具体以EPC设计为准。本工程采用分块发电、集中并网方案，通过多回35kV集电线路汇入新建的220kV光伏升压站，升压至220kV后通过1回220kV线路接入220kV干海资升压站，导线截面按400mm²考虑，新建线路长度约16.5km，具体以供电局批复的接入系统报告为准。
本项目需新建220kV升压站1座、配套1台180MVA主变、1套220kV GIS设备、1套SVG设备及接地变等配电设备，并在站内预留1回220kV进线间隔。预留2回110kV进线间隔。新建1回220kV送出线路及对侧站改造。
本次投标配置储能容量为18MW/36MW•h、场地按36MW/72MW•h预留。储能系统采用集装箱一体化设计方案，需具有安装维护方便、系统集成化程度高等优点。并网电压等级为35kV(接入方案以云南电网公司的批复为准，由投标方负责建设)。采用户外预制舱布置。

2.3工程建设内容
本工程合同主要项目以招标文件商务部分为主，工程设计、采购、安装、调试试运、质保项包括（但不限于）：
（1）光伏场地围栏（含围栏）内所有土建、安装工程。包括但不限于光伏组件、桩基、支架、汇流箱、升压变电站、升压站与外线连接、集电线路、环境监测系统、电站智能监控系统、光功率预测及AGC/AVC系统、OCS系统、一次调频、调度自动化、通信、照明、接地、视频安防、消防、废水处理等所有设备材料设计、采购、施工、调试及出具报告、试运行及出具试运行报告、质保期内消缺及涉网系统技改升级等。负责联系电力工程质监中心站，缴纳注册费用，组织工程各阶段对接具体工作并承担相关费用，发包人予以积极配合及支持。负责办理电力业务许可证、转商业运营手续、《购售电合同》、《并网调度协议》、《通信协议》、《高压供电合同》等；负责项目各项并网手续办理事宜，工程质量应达到电网公司验收标准，同时应负责项目现场并网验收具体工作并承担相关费用。
（2）升压站及站内一、二次设备的安装、电气接线（包含与外送线路连接）、通信系统配置及各项调试及试验（含电网要求的第三方调试报告），站内通信系统。
（3）负责所有设备材料（包括招标方采购）的卸车、验收、代保管及二次搬运；不得以任何理由拒绝招标方材料进场，因投标方原因导致招标方材料不能进场，招标方有权自行寻找场地，产生的相关费用在合同总价中扣除。
（4）光伏区内所有运维道路。升压站进站道路及站内道路。明确要求，运维道路须与村镇道路或乡道、国道等相连，光伏场区连接路及光伏场区运维检修道路采用泥结石道路，道路宽4m，光伏内道路转弯半径不小于9m。电站内的道路组成一个交通网，须连接至箱变设备，方便大型设备运输，满足日常巡查和检修的要求，满足更换设备时的车辆通过条件。进站道路硬化（具体要求）。
（5）综合楼及控制楼。综合楼及控制楼配置生活家具、电器及办公家具、设备、厨房等。
（6）环境保护与水土保持工程，满足国土、农业和林业部门要求。且经招标方认可的农光互补（种植经济作物或中草药等）和/或林光互补工程（种植油茶或类似经济作物）。
（7）负责完成项目工程土地征用、租赁、青苗补偿相关协调工作并承担相应协调费用（项目征地红线范围内征租地、青苗补偿等费用由招标人承担）；承包人负责完成相关图纸、划线工作；承包人负责征地红线放样、记录及影像留存；承包人负责施工生产生活临建用地、弃土场用地、集电线路临时用地、直埋电缆等临时用地的手续办理、补偿、复原、复耕、复绿及恢复工作；承包人负责征租用地的地上及地下附着物（青苗、建构筑物、坟墓等）清理，并承担所涉临时用地的相关费用。
（8））负责红线外用林用地，包括超出红线施工用地，生产、生活临建等用地，弃土场用地，临时道路，集电线路临时用地，直埋电缆及其他施工过程所需的临时用地协议签订并支付相关的征租用地、复原、复耕、复绿等一切相关费用。发包人配合承包人工作；
（9）承包人负责施工过程中与政府相关部门、乡镇、村民委员会、村民的协调工作，包括但不限于：超红线用地、迁坟、道路使用、材料机具临时堆放、施工临时踩踏、倾倒生活垃圾、堆放渣土、集电线路础施工临时占用土地等并承担相关费用，发包人配合承包人工作。
（10）前期技术咨询服务：包括电能质量评估报告、水保、安全设施、气候可行性论证、消防、职业健康，线路规划报建及核准、防雷设计审核及防雷装置竣工验收以及区政府相关部门要求办理的其他手续（包括但不限于稳评报告、水保方案批复及验收、安全预评价）等所需办理的各种手续，由投标方以招标方的名义办理并承担费用。由投标方完成项目的安全、环保、职业健康“三同时”建设并以招标方的名义完成安全、环保、职业健康验收评价。项目环境影响预评价、防洪、地质灾害评估、压覆矿专项报告编制由招标方负责，投标方需要协调获得相关批复。具体范围见商务部分。
（11）设计方面（包括但不限于）：
本工程生产工艺系统、辅助生产设施和附属设施的全部工艺系统土建、安装，包括从“四通一平”开始至并网发电全过程施工图及竣工图的勘察设计；
主要方案包括（但不限于）：工程总平面布置、建筑物内观及外观形象设计及装饰材料选型；主要设备选型，包括桩基、支架、汇流箱、逆变器、箱变、35kV集电线路、35kV配电设备、220kV送出线路及对侧站改造、220kV输变电设备、保护、控制设备、生产网络及其安防；并网光伏电站的保护、控制、交直流、接地装置、通信、计算机监控系统、功率预测、AGC/AVC、一次调频、OCS系统、PMU、等保测评、态势感知等并网必需系统；负责电网要求的并网运行及AGC、AVC、一次调频、并网运行所有的调试及模式试验，并完成整改；环保、水保、安全设施、照明、消防、防腐、防雷接地及进场道路、场内道路。并要为后续项目使用本项目配套设施提供接口和通道。
（12）建筑、安装及调试方面：
“四通一平”、并网光伏电站站内（包括围栏）土建、安装及调试，包括施工电源引入、施工及进场道路和运维道路等，220kV升压站及送出工程、对侧站改造工程等；
土建、安装及调试严格执行国家、行业有关标准、规程、规范。范围涵盖从入场施工到并网发电的全过程；
（13）设备、电缆招标及工程辅助材料采购方面:
包括并网光伏电站项目建设所需的所有设备和材料，中标人在选择分包商和主要设备材料（桩基、汇流箱、支架、变压器、开关柜、电缆、GIS设备、二次设备、监控设备、通信设备、SVG、调动自动化相关系统等）供应商时，其质量必须符合国家标准并满足工程设计及本技术规范书要求。投标方供应的材料必须提供有效的质量保证书和材料复检报告，否则不得用于本工程；
如投标方提供材料及设备不满足相关规程、规范和安全生产要求，招标方有权指定供应商，因此而产生的费用由投标方承担。
（14）采购设备的质保期内维护、备品备件工作；电站在质保期内的消缺、维护，涉网相关的OCS、AGC/AVC、一次调频、功率预测、各类报文、网络安全相关体系的软硬件升级、技改等。
（15）储能部分
合同范围为晶科双柏大庄180MW光伏电站配套储能系统项目（按照本期装机容量的10%，2h，配套18MW/36MW•h储能系统，场地按不低于装机容量的20%，即36MW/72MW•h预留。）设备调试并网工程。内容包括勘察设计、设备采购供应、工程施工、运输及储存、建筑安装工程施工、工程质量及工期控制、工程管理、调试、试运、功能试验、直至验收交付生产、以及在质量保修期内的备品备件、消缺等全过程的总承包工作，并按照工期要求和合同规定的总价达到标准并移交投产。本次招标储能系统采用集装箱一体化方式，选用磷酸铁锂电池，建构筑物基础主要包含35kV箱式储能变流器基础、箱式储能锂电池基础。
储能设施区域与升压站满足安全间距，储能设施至35kV配电室的强电及通信、控制电缆槽；雨、污水、消防水及生活管线与升压站协调统一。储能消防废水配置专门的无害化处置，达到环保验收要求。
储能的站控系统、消防监控、视频监控主机及监控台、操作员站设置在主控室，视频监控画面能在监控大屏幕上投屏。
配置储能系统的计量及接入系统。配置储能系统专用箱变及双电源配电设施，确保储能冷却系统供电。
按照《风光储联合发电站设计标准》GB∕T 51437-2021要求，本工程联合发电系统的功率预测、AGC、AVC及一次调频系统及其他辅助服务的控制及调度系统须完成涉网调试并出具电网认同的报告。所有涉网系统配置、软件升级、通信信道技改等。
（16）其他方面：
包括但不限于：
①项目场地平整，平整程度必须满足要求。
②太阳电池方阵支架采用单支柱斜顶支架方案，光伏组件最低沿高于地面2.5m，桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m，根据现场地形坡度及朝向进行适当调整，以方便方阵内部各电气设备的运行检修。
③在项目建设阶段进行春、秋两季光伏区除草及清运工作，剩余杂草不高于20厘米，确保期间无组件遮挡情况。开展农业种植工作，光伏区除运维道路、排水沟之外，可种植区域（地质条件无法满足种植条件的区域除外）农作物的覆盖率达到90%。竣工验收阶段成活率达到80%，竣工验收100天内成活率达到60%；农作物的成熟植株，高度不大于0.8米。
2.4总体设计
项目初步拟定本项目光伏场区直流侧总装机为 222.60728MWp，交流测装机容量为179.84MW 光伏场区直流容量与交流容量的容配率约为 1.238。根据地形、布置及装机容量共区分为 1.92MW~3.52MW 不同的方阵，总计 54 个方阵，本工程每个光伏发电单元经就地升压变压器升压至 35kV 后采用分段串接汇流方式，每 7~8 个发电单元汇流为一回 35kV 集电线路后，分 8 回接入光伏电站内 35kV 母线。
单晶硅单面光伏组件在使用过程中会有衰减，本工程运营期为 25 年，按当前各主流厂商组件衰减保证值，单晶硅单面光伏组件首年衰减率为 2%，此后每年衰减 0.45%。本光伏电站的年平均等效上网小时数为 1405.26h，年平均发电量 31282.12 万 kWh，25 年总上网电量为 782053.01 万 kWh。
（1）电气设计
1）电气一次
①光伏场区电气一次
本工程拟选安装 2×14 光伏组串 12823 串，采用 620Wp 单晶双面组件359044 块，直流侧总装机容量为 222.60728MWp，光伏场区共设置 30 个3520kVA 光伏子阵、22 个 3200kVA 光伏子阵、2 个 1920kVA 光伏子阵，均采用组串式逆变方案，组串式逆变器输出功率为 320kW，交流侧总装机容量为 179.84MWac。本工程采用 8 回 35kV 集电线路接入新建 220kV 升压站。
②升压站电气一次
本光伏发电项目工程，采用分块发电、集中并网方案，配套新建一座220kV 升压站，主变规模为 180MVA，通过 1 回 220kV 线路接入 220kV干海资变电站。
根据接入系统及业主需求，本工程升压站建设规模如下：
主变压器：终期 180+240MVA，本期建成 180MVA 主变，预留 1 台240MVA 主变位置场地，本期新建 1 号变压器，采用油浸风冷三相双绕组有载调压升压变压器，额定电压比为 230±8×1.25%/36kV，接线组别 YN,d11。
220kV 侧规划采用单母线接线方式，220kV 出线 2 回；本期采用单母线接线，出线 1 回，接入 220kV 干海资变电站。220kV 配电装置采用户外GIS 布置。110kV 规划采用单母线接线，出线 2 回，本期只预留 110kV 配电装置位置。
35kV 规划单母线分段接线，出线 18 回，本期采用扩大单元接线，出线8 回。35kV 配电装置采用户内开关柜双列布置，包含 8 回集电线路进线、2 回主变进线、2 回 SVG 无功补偿、1 回站用变回路、2 回接地变回路、2回 PT 间隔、1 回储能间隔，预留 2 回 FC 间隔位置，共 18 面开关柜。站用电系统采用双电源供电，一路电源引接自本期 35kV 母线，另一路电源就近引自站外 10kV 电源，两路电源采用双电源自动切换装置（ATS）进行切换。根据初步估算站用电负荷容量，站用变容量暂定为 700kVA，站用电电压等级采用 380V/220V 三相四线制。
2）电气二次
本光伏电站工程按照“无人值班(少人值守)”的运行方式设计，采用计算机监控的控制方式，实现变电站可靠、合理、完善的控制、监视和测量，并具备遥控、遥调、遥信、遥测等全部远动功能。二次设备布置采用集中组屏的布置方式，由控制室集中控制。元件保护按照相关规程规范的要求配置。
本工程二次涉网设备、系统通信设备按照接入系统批复配置。
3）集电线路
本项目直流侧装机容量为 222.60728MWp，交流侧容量为 180MW，光伏场区共有 54 方阵，新建2台 1920kVA 箱变、22台 3200kVA 箱变、30台3520kVA 箱变，光伏方阵通过箱式变电站升压至 35kV，再通过 8 回 35kV集电线路送至 220kV 升压站。集电线路采用架空+地埋混合方式，集电线路路径总长约 25.85km，其中，单回路架空路径长度约为 3.15km，电缆部分路径长度约 22.7km。
4）储能
本工程配套配置1套18MW/36MWh的储能系统，拟配置3套3.45MW/6.88128MWh 储能设备，2 套 3.45MW/6.193152MWh 储能设备，1
套 3.45MW/3.096576MWh 储能设备，6 套储能设备 35kV 高压侧通过环网级联后经 1 回 35kV 线路接入 220kV 升压站 35kV 母线。
（2）土建工程
1）总平面布置
本工程为山地光伏项目，规划光伏场区总体较为集中，拟建光伏区总体地形地貌较为平缓，地形起伏不大，地形地貌主要为中山山地地貌，地势总体东北高西南低，场地海拔 1500m～1700m 之间，一般相对高差约为 200m。
光伏矩阵及升压站多位于山梁顶部及近山梁位置，地形较平缓场址区为构造剥蚀低中山山地地貌单元。本项目场址中心距离大庄镇直线距离约 9km，场址中部有乡村公路通过，场址区有数条简易公路通过，与新建的 7.5km 道路共同构成主要交通道路，交通运输条件较为便利。
本工程规划用地面积约 373.2169hm²，包含新建 220kV 升压站、新建道
路、扩建道路、集电线路、光伏方阵、施工生产生活场地等各项永久及临时
用地面积，本电站由升压站区和光伏电池板方阵区组成。拟选升压站位于生产区的中部，围墙长度约为660m，高 2.3m，采用 24环保砖砌，围墙内占地面积为 11014m²，征地面积为 14148m²，进站道路分别从南北两侧进入升压站，南侧由格田线现有水泥路面接引，北侧由小普妈村附近土路接引。升压站内环形道路将整个站区分为西南区、中区、北区三大区域。西南区布置为综合楼和辅助用房以及一体化污水处理装置；中区西南侧布置 SVG 成套装置、危废间，东南侧布置控制楼、事故油池、消防器材小间以及主变；西北侧布置 GIS；北区布置电池舱、PCS 以及预留储能场地。站内生产、生活区域由沿路设置的围栏进行分隔。升压站布局紧凑，分区清晰、合理。
本工程光伏方阵用地范围为多个不规则多边形区域，本项目光伏方阵用地面积为 324.561hm2，最终用地面积须以项目完成后实际发生为准。光伏电池板方阵区布置采用单元模块化布置形式，包括 54个太阳能电池组件子方阵、箱式变压器及检修通道等。每串安装 2×14=28 块 620Wp 光伏组件。本工程共布置 359044 块 620Wp 组件，直流侧总装机容量为222.60728MWp。
光伏发电项目的道路由生产区施工检修道路、升压站进站道路、升压站内硬化环道组成。生产区施工检修道路面层采用 20cm 厚泥结碎石，路面宽度为 4.5m；升压站进站道路路面宽度为 4.5m，路基宽度为 5.5m，面层为20cm 厚 C25 混凝土；升压站内主干硬化道路路面宽度为 4.5m，面层为 20cm厚 C25 混凝土。
升压站区竖向采用平坡式布置，站址范围内场地地势较陡，高差较大。估算土石方工程量18万立方”。光伏阵列区建设条件较差，施工期间需对阵列区按照顺坡布置条件进行场地平整。
光伏场区内排水主要依靠地形自然散排；施工检修道路、进站道路、升压站边坡用地范围内通过设置边沟、截水沟等进行有组织排水；升压站区内结合场地平整、站内道路纵坡、横坡，雨水井等必要的排水设施进行有组织排水。
2）土建设计
电站由升压站区和光伏场区组成。本工程升压站区主要建筑物有综合楼、控制楼、管理用房等。
综合楼平面尺寸为 23.40×16.50m，一层层高 3.60m，二、三层高 3.00m。建筑面积为 1206.66m2，结构形式采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。控制楼平面尺寸为 48.50×12.20m，结构形式为混凝土框架结构，基础为独立基础；管理用房平面尺寸为 23.30×9.00m，结构形式及基础形式同综合楼。
升压站内 220kV 构架及架构梁均采用镀锌钢管，地基采用天然地基，基础形式采用钢筋混凝土独立基础。共箱母线支架、避雷针等均采用镀锌钢管。主变压器基础及油坑、SVG 基础、储能设备基础均为钢筋混凝土结构。地基采用天然地基，基础形式采用钢筋混凝土板式基础。
本项目光伏电池组件支架采用热镀锌钢固定式支架。支架由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架侧立面形式为单立柱三角形结构。光伏支架倾角为23°，基础采用钢筋混凝土灌注桩基础，基础埋深 1.5m，基础高出地面 0.3m。
（3）工程消防设计
本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。电站厂区内、外交通道路净宽均大于等于4m，都能兼作消防通道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。升压站内综合楼火灾危险性为丁类，耐火等级为二级，根据《建筑设计防火规范》（GB50016）及《火力发电厂与变电站设计防火标准》（GB50229）的相关规定，综合楼、控制楼等室外需设消火栓灭火系统。站内其他建筑物如35kV及站用配电间、备品间等建筑火灾危险性为戊类，耐火等级为二级，可不设消防给水。（备品间如后续存储油品建议提高防火等级）根据《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140）的相关规定，本工程各建筑物室内均配置磷酸铵盐灭火器，室外设置手提式及推车式磷酸铵盐灭火器、泡沫灭火器等。
消防电源采用两路供电，厂内重要场所设有通信电话。
施工阶段，为加强消防安全管理，预防火灾和减少火灾事故造成的危害，应认真贯彻执行《中华人民共和国消防法》、《云南省消防条例》和有关消防法律、法规。按国家《建筑灭火器配置设计规范》并结合本工程实际情况，配置消防设施、器材。

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