200KWp光伏并网发电项目可行性研究报告

'200KWp光伏并网发电项目可行性研究报告目录前言1第一章综合说明11.1概述11.2编制依据和任务21.3太阳能资源21.4工程地质21.5工程任务和规模31.6光伏系统总体方案设计及发电量计算41.7电气设计51.8消防设计81.9土建工程81.10施工组织设计81.11工程管理设计101.12环境保护和水土保持设计101.13劳动安全与工业卫生设计111.14节能降耗分析111.15设计概算121.16财务评价121.17结论及建议12第二章太阳能资源132.1太阳能资源概况132.2X太阳能资源情况152.3光伏发电场所在地太阳能资源分析16 第三章工程地质163.1概述163.1.1光伏发电工程概况163.1.2前阶段勘察工作主要成果173.2区域地质及构造稳定性173.3场地工程地质条件183.4光伏发电站址地质评价193.5结论及建议20第四章工程任务和规模204.1工程任务204.2工程规模204.3工程建设必要性20第五章系统总体方案设计及发电量计算235.1光伏组件选型235.2光伏阵列运行方式选择245.3逆变器选型265.4光伏方阵设计295.5光伏子方阵设计305.6方阵接线方案设计325.7辅助技术方案335.8光伏发电工程年上网电量计算34第六章电气386.1电气一次386.1.1设计依据386.1.2接入电力系统方案386.1.3升压变电站站址选择396.1.4光伏电场就地电气部分396.1.5主要电气设备选择416.1.6防雷、接地及过电压保护设计436.1.8电气设备布置456.2电气二次466.2.1综合自动化系统466.2.2综合保护496.2.3组屏方案496.2.4站用直流系统49 6.2.5不间断电源系统506.2.6火灾自动报警及控制系统506.2.7视频安防监控系统506.3通信50第七章土建工程517.1设计安全标准517.1.1工程等别和建筑物级别：517.1.2建筑物结构安全标准：517.1.3洪水设计标准：517.1.4抗震设计标准：517.1.5地基基础的设计等级：517.2跟踪支架基础及逆变升压室设计527.2.1光伏支架布置527.2.2光伏支架基础计算527.2.3逆变升压室布置及形式557.3110kV升压站567.3.1主要建筑物567.3.2主要构筑物567.3.3建筑装修567.3.4建筑安全措施577.3.5抗震设计577.3.6暖通和给排水577.4地质灾害治理588.1工程消防总体设计588.1.1工程概况588.1.2消防设计依据588.1.3设计原则588.1.4机电消防设计原则598.1.5消防总体设计方案598.2工程消防设计598.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级598.2.2主要场所及主要机电设备消防设计608.2.3安全疏散通道和消防通道608.2.4消防给水设计608.2.5建筑消防设计608.3施工消防60 8.3.1工程施工场地规划608.3.2施工消防主要原则618.3.3施工消防规划方案618.3.4易燃易爆仓库消防61第九章施工组织设计629.1施工条件629.1.1工程地理位置及自然条件629.1.2工程对外运输条件及场地面积和可利用情况629.1.3工程厂区施工条件629.1.4工程防洪，环境保护等要求639.1.5本工程的施工特点639.2施工总布置639.2.1本工程的施工总布置639.2.2施工用水，及通信系统639.2.3施工临建设施649.3施工交通运输659.4工程建设用地659.4.1建设用地方案659.4.2临时用地面积669.5主体工程施工669.5.1进站道路和站内道路的施工要求669.5.2光伏阵列基础施工和安装要求679.5.3升压变电站及主要建筑物的施工法方法和要求689.6施工总进度699.6.1项目实施计划699.6.2项目实施初步进度69第十章工程管理设计7010.1机构及范围7010.1.1机构的组成和编制7010.1.2工程管理范围7010.2电站运行维护、回收及拆除70第十一章环境保护与水土保持设计7111.1环境保护7111.1.1评价依据和标准7111.1.2环境状况71 11.1.3工程环境影响及对策措施7211.1.4运行期的环境影响7411.1.5环境保护投资估算7411.1.6环境保护综合评价与结论7411.2水土保持7511.2.1水土保持设计标准7511.2.2水土流失预测及危害分析7511.2.3水土保持措施7511.2.4水土保持投资7811.2.5水土保持综合评价与结论78第十二章劳动安全与工业卫生7912.1设计依据、任务与目的7912.2运行期和施工期主要危险、有害因素分析8012.3工程安全卫生设计8112.3.1防火、防爆8112.3.2防雷电8112.3.3防电伤8112.3.4防噪声、振荡及电磁干扰8212.3.5防暑、防寒及防潮8212.3.6其他安全措施8212.4工程运行期安全管理机构设置及应急事故处理8312.4.1安全管理机构及相关人员配备情况8312.4.2事故应急处理8312.5主要结论和建议85第十三章节能降耗效益分析86第十四章工程设计概算及经济评价8614.1工程概况8614.2编制原则及依据8714.3基础资料8714.3.1主要机电设备价格8714.3.2人工预算单价及主要材料预算价格8714.3.3费率标准8714.3.4其他费用8814.3.5基本预备费8914.3.6价差预备费89 14.3.7建设期贷款利息9014.4投资估算9014.5经济评价与分析10414.5.1项目投资和资金筹措10414.5.2经济评价原始数据10414.5.3成本与费用10514.5.4发电效益计算10614.5.5经济评价指标10714.5.6敏感性分析10714.5.7经济评价结论108 前言本可行性研究报告是根据GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》编制的，对项目建设的可行性研究的内容进行了全面阐述。本项目建设符合国家和当地相关政策，有利于优化能源结构，减少温室气体排放和环境保护，对促进我国光伏发电技术进步和推动光伏产业发展有非常重要的意义。本项目建设单位为定边县振发新能源科技有限公司，总承包单位是X新能源科技发展有限公司，建设规模是200Wp光伏电站，项目地址位于XX省X市秦都区玉泉西路，项目静态总投资200万元，动态总投资210万元，投资内部收益率为9.62%，投资回收期是9.17年，项目于2012年9月开工，计划2012年12月竣工。95 第一章综合说明1.1概述X地处X关中平原腹地，位于东经107°38′至109°10′，北纬34°11′至35°32′之间，南与X市隔水相望，北与X相连，东与X、X市毗邻，西与X市接壤。全市总面积10213平方公里，总人口500万，辖3区1市10县，169个乡镇，3736个行政村。地势：由东南向西北呈阶梯形，表现为三个单元：一是南部渭河、泾河平原，约占总面积1/5；二是中部台塬区，也约占总面积的1/5；三是北部高原丘陵区，约占总面积3/5。境内大小11条土石山岭，集中在北部。市区海拔378—421米。东北部的石门山海拔为1885.3米，为全市最高点。全市最低处在东南部三原县大程镇清河出境地，海拔362米。境内山脉集中分布在中北部，主要有子午岭余脉的马栏山、石门山，中部嵯峨山、笔架山、九峻山，北仲山和五峰山自南而北依次排列。本项目站址位于X省X市区秦都区玉泉西路，建设规模200KWp，占地面积约8.3平方公里。为X市振发新能源科技有限公司在定边县一期并网发电项目，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。项目所在范围如图1-1所示，图中黄色线段为规划建设高速公路，可方便风光电基地的交通运输，项目场地位于高速道路旁边，建设一条主干道连通高速公路，以方便场地车辆的通行。95 项目所在地110KV图1-1项目所在地红线范围图1.2编制依据和任务委托单位关于本工程的可行性研究的《工程设计项目委托书》。1.3太阳能资源X地处X关中平原腹地，位于东经107°38′至109°10′，北纬34°11′至35°32′之间气候：因地形特征，又分为两个具有明显差异的气候区：南部平原地区气候温和，四季分明。年平均气温12℃，无霜期213天；北部高原沟壑区，气候稍寒，冬春略长，年平均气温10℃，无霜期180天。1.4工程地质按地貌特征可分为土石山地、丘陵地、原地和川道地四大类。北山以北属黑垆土带，北山以南属褐土带。有效灌溉面积约占全省的五分之一，主要分布在南部各县市区。南部土地条件较好，地势平坦，土壤肥沃，垦殖指数高。北部以黄土高原丘陵沟壑为主，垦殖指数低，林牧用地比重较大。（1）本光伏电场为屋顶式发电。（295 ）根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本区抗震设防烈度为7度（第三组），设计基本地震加速度为0.15g。（3）根据附近区域的地质勘探资料，本工程场址的地基土层按地质时代、成因类型、土性的不同和物理力学性质的差异可分为：①层表土、②层碎石。地下无矿藏、文物。（4）根据《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)有关规定，工程场地环境类型为Ⅱ类，勘察期间场地20m深度内未揭露到地下水（本次勘探深度）。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具弱腐蚀性，地下水对钢结构具弱腐蚀性。地下水对建筑材料腐蚀的防护，按照《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB50046)的规定，进行防腐蚀设计。（5）根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）3.0.1条规定，拟建工程地基基础设计等级为丙级。（6）最大冻土深度为0.98m。冻土深度内场地土含水量低，多呈干燥状态，构造类别为整体构造，冻土类型为少冰冻土。冻胀性分级为Ⅰ级，对场地构（建）筑物基础影响不大。（7）场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋具微～中等腐蚀作用。（8）本工程宜采用人工支架。1.5工程任务和规模X是以农业为主的城市，境内电网接入条件较好，可用土地广阔，即将新建的200KV变电站为下一步新能源的接入和输送提供了很大空间和潜力。1.6光伏系统总体方案设计及发电量计算1总体方案布置根据国内光伏产业的发展成果，组件功率大型化，有利于大型光伏电站组件采购价格的降低，同时安装工程量、运行维护费用也可以减少，建设投资得到有效控制，组件功率大型化是国际上光伏组件的发展趋势，能体现本国家示范项目的先进性。因此，本工程拟采用性价比较高的大功率多晶体硅太阳能电池。拟选用太阳能电池组件详细技术参数见表1-1。表1-1太阳能电池组件技术参数表95 标准测试条件STC：AM1.5辐照强度1000W/㎡温度25℃峰值功率(Pm)235Wp峰值功率温度系数-0.45%/℃开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数＋0.055%/℃最佳工作电压(Vmp)30.0V开路电压温度系数-0.33%/℃短路电流(Isc)8.4A外形尺寸(mm)1652×1000×50最佳工作电流(Im)7.83A重量(kg)20转换效率14.48%本期工程电池组件安装总数量为864块，总容量为203KWp，采用固定式安装。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用隔离变二台100kW集中型逆变器。本项目利用丫丫园艺大秦西市现有屋顶3000平方米。光伏电站装机容量200KWp，分为2个100KWp光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个100KWp光伏发电单元系统构成。2光伏组件布置。本项目每一个100KWp光伏发电单元组成一个100KWp光伏发电单元系统，在100KWp光伏发电单元方阵中间设置总汇流，同时考虑预留一定的检修通道。为了减少至逆变器直流电缆数量，尽量少占屋顶面积及布置的规整性，固定共有34个组串。3光伏发电系统综合效率及年上网电量根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合太阳能电池的类型和布置方案，考虑了光伏组件安装倾角、方位角、太阳能发电系统年利用率、电池组件转换效率、周围障碍物遮光、逆变损失以及光伏电场线损、变压器铁损等因素，对光伏电场年发电量进行估算。95 本工程光伏发电系统综合效率系数为0.8，年上网电量及标准功率年利用小时详见表1-2。表1-2年平均上网电量及年利用小时数序号项目数据1综合效率系数K0.82多年平均年太阳能辐射量（kWh/m2)17053平均年利用小时数(h)1705.54安装容量(kWp)2005平均年上网电量(万kW·h)2.11.7电气设计1.7.1电气一次1接入系统本工程在丫丫园艺大秦西市现有屋顶上安装太阳能光伏发电系统，拟定总装机容量为200KWp。根据光伏发电系统装机容量和X地区电网实际情况，就近并入10kV变电站。光伏电站相关配电设施（含接入电缆）按400V标准设计。从技术而言，该系统接入方案能满足要求，具体接入系统的设计方案将在以后的接入系统专题设计中进一步深入细致的论证，以X市电力部门最终审定的方案为准。2光伏电场就地电气部分本期工程200KW发电系统以太阳能发电单元—逆变变压器接线方式接入站内400V配电室。整个发电系统接入最终以接入系统审查意见为准。3电气设备选择并网逆变器：并网逆变器单台容量目前国产最大可达到500kVA，国外最大可达到800kVA。一般情况下，单台逆变器容量越大，单位造价相对较低。目前国内大容量并网逆变器中，500kVA以下的95 并网逆变器的相对比较成熟，已经投运的数量较多，性能较好，同时考虑到光伏发电系统中，线损占较大部分，本项目中采用中小容量逆变器，考虑到投资收益，故拟配置二台100kVA并网逆变器。集电线路：光伏电场集电线路长路段采用35kV电缆线路。其中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2PFG4mm；汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用ZRC-YJV22-1.0-2*70型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆ZRC-YJV-1.0-2*95型，单拼敷设；逆变器至低压开关柜的交流电缆选用三芯电缆ZRC-YJV-1.0-3*95型。1.7.2电气二次本工程采用一体化的集中监控方式，在配电室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信、遥调。1综合自动化系统综合自动化系统通过以太网及通讯管理机与站内各电气设备连接，实现对各电气设备的通讯与远程控制。综合自动化系统具有对200K配电室进行监控的功能，对二氧化碳的减排量、当日发电量、日照强度、室外温度等进行跟踪。2综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）配置。逆变器上装设测控保护装置。设过电流保护、零序过电流保护、方向保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。400V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。1.8消防设计95 设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。1.9土建工程由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程的主要构筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0，太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。1场区总平面布置本工程光伏电站站址位于X市秦都区玉泉西路大秦西市现有标准彩钢屋顶，光伏电场区占屋顶面积3000平方米。场内根据工艺需要在屋顶建设光伏支架基础。基础为光伏电池专用支架，材质为铝合金。2光伏支架经分析计算，太阳能光伏组件应为朝阳30度角排列。3逆变器逆变器的放置由丫丫园艺提供专用的房间。1.10施工组织设计1施工条件由于项目场址位于X市区，距西安25公里。高速直达，交通便利，完全可以满足太阳能光伏电站的内外交通运输要求。光伏电站施工所需的水利用场址附近的市政管网引入、施工临时用电引自于与丫丫园艺10kV专线相接400V电网，通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。2主体工程施工（1）土建工程95 支架主体工程为光伏阵列基础，考虑到以后要有足够的日常的维修、维护通道。（2）安装工程光伏发电直流系统安装时，按照下列顺序进行施工：光伏组件支架安装→光伏组件安装、直流汇流箱安装、逆变器安装→布线。交流系统设备主要采用室内布置，设备安装时应由内及外，并遵循先主体设备后辅助设备的原则。3施工总布置根据光伏电站的施工特点，主要布置有施工用支架系统、建设用支架系统、临时生活办公房等设施。光伏组件堆放场地为避免二次搬运，光伏设备采用分批运抵现场，靠近安装位置集中存放。光伏设备临时堆场布置于光伏阵列间隔空地上。光伏电站内空地地势起伏不大，无需进行地面处理，只需准备临时堆放垫木。光伏组件的生产地与电场的建设地只有5KM，运输相当经济，所以组件的存放只是少部分的储存。4施工总进度本工程主要利用屋顶布置太阳能光伏组件，总装机容量203KWp，施工周期相对较长。可行性研究报告及审查：5；主设备招投标：15个工作日；初步设计及施工图设计：5个工作日；支架安装、组件安装、设备安装、单体调试、联合调试：1个月；5工程建设用地本期建设的203MWp光伏场区红线区域面积约3000平方米，项目用地采用租用的方式。1.11工程管理设计本工程经X省发展和改革委员会有关主管部门核准后，将成立X丫丫园艺95 光伏发电项目部，负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。计划设定施工管理人员约15人，运行和日常维护人员约30人。1.12环境保护和水土保持设计1环境影响评价X丫丫园艺大秦西市200KWp光伏并网发电项目是屋顶建设项目，工程建成可以减少对房顶的光照，降低地表温度，减少土壤蒸发量，有利于保温节能，因此从长期来看，对当地地表状况影响较小。工程施工中由于是标准支架的安装，支架在房顶的标准彩钢瓦上进行安装，产生粉尘和二次扬尘，机械和运输车辆在运行过程中也排放大量的废气，所以不会造成局部区域的空气污染。同时我们在施工的过程中加强对施工车辆的维修保养，提倡文明施工，加强施工管理。工程施工及运行期间产生的废污水，经收集处理后对周围环境的影响较小。光伏电场范围选址未压覆已查明重要矿产资源及历史文物。因而不会对当地采矿及相关产业产生影响，也不会破坏当地的自然景观。另外，光伏电场的建设不但为当地提供了清洁能源，每年可为电网节约一定数量的标煤，同时能增加当地的财政收入，从多方面推动当地社会经济的发展。2水土保持本工程对不同的施工项目采取相应的水土保持措施如下：（1）对于电缆沟施工采取避让沟道、及时回填挖出的土方的水土保持措施；（2）对于临时占地，施工结束后，应及时对占地位置区域进行原状恢复。工程估算环境保护和水土保持投资费用2万元。1.13劳动安全与工业卫生设计本期光伏项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：空中作业、运输吊装作业、用电作业三个工种。在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。光伏阵列有大风、雷击等潜在危害因素。95 为保护运行人员的健康、防止人身事故的发生，光伏电站应按照国家有关法律法规要求，制定工业卫生与劳动保护管理规定。对防暑降温、放射保护、职业病防治、防毒、女职工特殊保护、劳保用品等内容做出相关规定。1.14节能降耗分析本项目能较好地利用可再生能源—太阳能资源，光伏电场自用电的比例约为0.2%，大大低于同样规模的火力发电厂的厂用电损耗，节能减排效果显著。1节能措施（1）根据光伏发电系统输出容量的特性变化，合理选择变压器容量，并采用节能型变压器，以减低变压器铁损；（2）合理配置光伏发电系统交、直流电压等级，降低线路铜损；（3）逆变器选型时要优先选择高效率、高可靠率的设备；（4）建筑物满足建筑功能要求下尽可能采用联合布置；（5）建筑物结构、布置、暖通与空调等采用节能设计。2节能效果分析本项目装机容量为203KWp，年平均上网电量约21万kWh，与相同发电量的火电厂相比，每年可为电网节约标煤约84吨（火电煤耗按2009年全国平均值344g/kWh计），按照火电煤耗（标准）1.4Kg/kW·h计污染物二氧化碳减排量210吨/年,光伏发电项目有明显的节能效益。1.15设计概算本工程由X新能源科技发展有限公司投资建设。本工程静态总投资200万元，单位kW静态投资10元/瓦；1.16财务评价本工程计算期取26年，其中建设期1年，生产期25年。本工程生产期平均上网电价，为0.854元/kWh（不含增值税）；含增值税的平均上网电价为1元/kWh。按X发改委初步确定的2012年地面光伏电站目标电价1元/kWh测算时，同时考虑国家增值税转型政策：本项目全部投资的财务内部收益率（税后，下同）为9.62%，全部投资的财务净现值（ic=6%）为5707.8万元；项目资本金的财务内部收益率（税后，下同）为14.21%，项目资本金的财务净现值（ic=6%）为95 13016.1万元；投资回收期为11.17年（不含建设期）；总投资收益率为9.62%，项目资本金净利润率（ROE）为20.81%。1.17结论及建议（1）本项目的建设符合国家和当地的产业政策，有利于优化能源结构、减少温室气体排放和环境保护，对促进我国太阳能光伏发电技术进步和推动光伏产业发展具有非常重要的意义。（2）本工程所用的主要设备选用技术先进、生产工艺稳定成熟的产品，如组件选用240Wp的多晶硅组件，为国内各组件厂商的主推产品，转换效率高；逆变器采用大功率高效逆变器、效率高、造价低。设计和施工方案是合理可行的。经分析，本项目在财务和经济上也是可行的。项目技术经济性能指标见表1-3。表1-3光伏电站主要技术经济性能参数表序号项目数据1安装总容量203KWp2组件类型多晶硅3组件效率14.7%4逆变器最高转换效率98.4%5逆变器*欧洲效率98.2%6输出频率范围50Hz7功率因数-0.95～+0.958出线电压400V9光伏发电系统综合效率系数0.81110多年平均年太阳能辐射量9.3×1014MJ11平均年上网电量21万kW·h12占房顶面积3000m213动态总投资200万元14动态单位投资1000/千瓦15平均上网电价（不含增值税）0.854元/kWh16平均上网电价（含增值税）1元/kWh17投资内部收益率14.21%95 第二章太阳能资源2.1太阳能资源概况地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。图2-1我国太阳能资源分布图我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。一类地区全年日照时数为3200～3300小时，年辐射量在7500～9250MJ/m2。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、X北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在5850～7500MJ/m2，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、X95 中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。三类地区全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在5000～5850MJ/m2，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、X北部、X东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。四类地区全年日照时数为1400～2200小时，辐射量在4150～5000MJ/m2。相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、江苏和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。五类地区全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在3350～4190MJ/m2。相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数不小于2200h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。2.2X太阳能资源情况X省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800－6840MJ/㎡，年资源理论储量6.7×1014kWh，可开发量2.671831×1014kWh，未利用土地面积16114366.21公顷，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为X省太阳辐射丰富区，陇南地区相对较低，除陇南地区外，X省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。X省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。X省各地年日照时数在1700-3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在2000～3000小时之间。2.3光伏发电场所在地太阳能资源分析1、X省太阳能资源分布特点95 相对全国而言，X省年太阳总辐射量居较高水平。其空间分布特征是北部多于南部，南北相差大，高值区位于陕北长城沿线一带及渭北东部区域,低值区主要分布于陕南。按照太阳年总辐射量的大小，X省太阳能资源可以划分为三个区，即：太阳能资源很丰富区，包括陕北北部；太阳能资源丰富区，包括了陕北南部、关中地区、陕南商洛及安康东北部；太阳能资源较丰富区，包括陕南汉中和安康大部。四季中，夏季总辐射量为四季之最，占全年的35％，夏季太阳总辐射有两个高值中心，一个在陕北北部，另一个在渭北东部；冬季总辐射量为四季中最少的季节，仅占全年的16％。X省各地年日照时数均大于1200小时，相当于119公斤标准煤燃烧所发出的热量。年极端气温远高于-45℃。图3X省太阳能分布图95 2、X太阳能资源分布X市位于关中平原的中部，既在九竣诸山以南,又在渭水以北，山南叫阳，水北也叫阳，山水俱阳，故名X。X是中国历史上第一个统一中国的封建王朝一秦王朝建都之地。南北长145千米，东西最宽106千米，面积10196平方千米。气候：因地形特征，又分为两个具有明显差异的气候区：南部平原地区气候温和，四季分明。年平均气温12℃，无霜期213天；北部高原沟壑区，气候稍寒，冬春略长，年平均气温不足10℃，无霜期180天。全境年均降水量500—600毫米，由南向北递增，50%集中在7、8、9月，常常秋雨连绵，久阴不晴。河流：泾河从西北入境，向东南流出注入渭河。渭河自西向东沿南界流过，形成“人”型水系。其大大小小的河沟，像毛细血管一样，分别注入泾渭两条动脉。X地区各月气象状况10年以上统计数据如下列表中所示（数据来自NASA）：X地区各月水平面太阳辐射表(kWh/m2/day)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值2.843.343.854.805.295.275.114.573.693.062.712.613.93X地区各月地面以上10m高处温度表(℃)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值-5.49-2.153.2011.016.620.422.120.716.29.802.98-3.189.42X地区各月地面以上50m高处风速表（m/s)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均值3.093.253.573.673.373.182.932.822.872.833.053.083.1495 第三章工程地质3.1概述3.1.1光伏发电工程概况X地处X省中部，全年云雨量适中，大气透明度较高，日照百分率高，是建设大型太阳能光伏发电场的理想之地。3.1.2前阶段勘察工作主要成果目前已开展对场区的初勘。勘察主要目的：（1）查明建筑物范围内的岩土体的地层结构、地质成因、类型、深度、分布、工程特性，分析和评价地基的稳定性、均匀性和承载力，提出相应的设计计算参数。（2）查明项目所在地的用地性质。3.2区域地质及构造稳定性交通运输十分较为便利。地质稳定，自然灾害极少。依据国标《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），拟建建筑场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，为设计地震分组为第三组。拟建场地设防烈度可按7度考虑。根据国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.1.1条，就整个场地而言，按抗震有利、一般、不利和危险地段的划分。拟建场地为“抗震有利地段”。3.3结论及建议可以作为建设场地使用95 第四章工程任务和规模4.1工程任务丫丫园艺大秦西市内电网接入条件较好，可利用屋顶广阔，尤其是标准彩钢瓦房屋对新能源就地转化消纳提供了很大空间和潜力。4.2工程规模为了探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，我们振发新能源科技有限公司决定兴建本期203KWp光伏电站，本电站全部采用最佳倾角安装,占屋面面积3000平方米。针对203KWp太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成2个并网发电子系统，每个发电子系统经1台容量为100kVA的逆变器逆变后接入丫丫园艺大秦西市变电室内的400VAC低压端，自发自用。4.3工程建设必要性1节省能源、保护环境，支持政府完成“十一五”节能目标中国能源以煤炭为主，煤炭比例超过2/3，与世界能源的基本构成形成鲜明对比，见表4－1。表4－2给出了中国燃煤发电所排放的SO2的量，中国是世界SO2排放最严重的国家，因而也是酸雨污染最严重的国家，这些与煤炭燃烧是直接相关的。除了燃煤发电外，煤炭还有许多直接燃烧的应用，其污染物排放更加严重。煤炭燃烧排放的污染物是造成中国大气污染物的主要构成，如表4－3所示。2007年除中国SO2排放持续为世界第一外，中国CO2排放也跃居世界第一，成为世界排放最严重的国家：2007年中国CO2排放超过美国，成为世界第一(2007年美国CO2排放59.1亿吨，我国CO2排放60.2亿吨),这给中国节能减排、改善能源结构以及能源可持续发展带来了巨大压力。表4－1中国一次能源消费结构与世界的对比（2001年）世界中国煤炭24.71％67.0%石油38.47％23.6%天然气23.72%2.5%95 核能6.59％0.4%水电6.51%6.5%表4－2中国燃煤火电排放SO2对大气环境的污染年200420052006燃煤火电年排放SO2（万吨）120013001350全国SO2年排量（万吨）225525492589％53.251.052.1表4－3中国煤炭燃烧过程的排放物占全国同类排放物的比例排放物比例SO287％CO271％NOx67%烟尘60%由于经济全球化进程加快给中国带来资源环境新挑战，能源问题已引起党中央、国务院高度重视，党的十六届五中全会提出把节约资源作为基本国策，“十一五”规划《纲要》进15052217896一步把“十一五”时期单位GDP能耗降低20%左右作为约束性指标。但是我国是发展中国家，正处于工业化、城镇化进程快速发展的阶段，同时又处于产业转型期，传统的粗放型增长方式加剧了资源消耗，因此实现2010年单位GDP能耗比2005年下降20%的目标压力巨大，需要全社会共同努力。虽然中国人均排放、历史排放还远低于美国等其他发达国家，但作为一个负责任的大国，采取更加有效措施缓解这一矛盾义不容辞，更是造福于国家和民族的千秋大计。因此加快太阳能光伏发电等可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室气体和有害气体排放是中国能源和环境可持续发展的当务之急。因此开发利用太阳能是对节约能源、保护环境、及政府完成“十一五”节能目标的大力支持，具有重要意义。2　改善生态、保护环境的需要95 我国能源消费占世界的10％以上，同时我国一次能源消费中煤占到70％左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量70％～80％，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重的影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和监控损失将达到GDP总量的13％。光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物以及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。定边县金川区具有丰富的太阳能资源，且区内地势平坦，干旱少雨，地广人稀，非常适合建设大规模高压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有助于环境能源危机，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。经计算，本项目工程203MWp项目建成后将减少燃煤消耗量为84吨/年，污染物二氧化碳减排量为210吨/年。综上所述，电场建设完工投入运行后，可提高X省电网供电能力，提高可再生能源在能源结构中的比重。太阳能光伏发电场的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，不仅是当地经济可持续发展、人民物质文化生活水平提高的需要，也是X省电力工业发展的需要。3　健全国内光伏产业链，打造X省独特的光伏产业竞争优势在X省X投资建设光伏电站，既可以解决实现我国光伏产业向发电应用下游环节的突破，还可以实现我国东西部能源战略和可再生能源发展的双重战略转移。因此在X省X市建设光伏并网发电基地具有长远发展的战略意义。也为X光电事业作出应有的贡献。不仅如此，当前我国政府正在积极采取措施拉动内需以应对全球经济衰退带来的严重影响，重点之一就是发展新能源。温家宝总理在2009年政府工作报告明确大力发展太阳能发电等新能源。在X地区建设光伏并网发电项目的建设，必将带动以光伏产业为标志的高新技术产业的迅猛发展，对X省以及X市的95 经济结构调整，培育特色产业起到极大的促进作用。在X省X建设光伏电站，有利于扩大太阳能光伏产业的内需，实现产品生产及应用的结合，通过建设太阳能光伏电站，促进周边产业的发展，从而有力的拉动地区经济的发展。促进人民群众物质文化水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。因此，该项目的建设对于发展X省和我国光伏市场、健全X省光伏产业、维持X省和我国光伏产业的竞争优势及促进就业等拥有非常重要且现实的意义。第五章系统总体方案设计及发电量计算5.1光伏组件选型电池组件采用240Wp多晶硅太阳能电池组件。表5-1为太阳能电池的主要性能参数。表5-1235Wp多晶硅光伏组件主要参数标准测试条件STC：AM1.5辐照强度1000W/㎡温度25℃峰值功率(Pm)235Wp峰值功率温度系数-0.45%/℃开路电压(Voc)37.2V短路电流温度系数＋0.055%/℃最佳工作电压(Vmp)30.0V开路电压温度系数-0.33%/℃短路电流(Isc)8.4A外形尺寸(mm)1652×1000×50最佳工作电流(Im)7.83A重量(kg)20转换效率14.48%5.2光伏阵列运行方式选择综合考虑运行可靠性、设备价格、维护费用、故障率以及发电效益等，本光伏电站采用支架倾角选用30度。95 5.3逆变器选型并网逆变器为跟随电网频率和电压变化的电流源，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能。目前并网型逆变器的研究主要集中于DC－DC和DC－AC两级能量变换的结构，DC－DC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC－AC逆变环节主要使输出电压与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。综合考虑逆变器的性能、价格以及光伏电站的装机容量等因素，本项目拟采用无隔离变500kW集中型逆变器,技术参数如下:表5－3100kW逆变器技术参数GSG-100KTT-TV直流输入最大直流输入功率(kWp)110最大方阵开路电压（Vdc）900推荐方阵开路电压（Vdc）720最大方阵输入电流（A）250MPPT范围(Vdc)440～800直流电压纹波Vpp<10%交流输出额定交流输出功率(kW)110额定电网电压（Vac）400允许电网电压（Vac）310～450额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47～50.5功率因数≥0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）<3%（额定功率）最大效率（%）94.90%95 系统欧洲效率（%）93.8%隔离方式工频变压器隔离夜间自耗电（W）<10MPPT精度99%过载运行自动调整运行峰值孤岛效应保护Vac；Fac电磁兼容性IEC61000-6-1/-2/-3/-4电网干扰IEC61000-3-2/-3电网检测DINVDE0126防护等级IP20(室内)使用环境温度—20℃～55℃（>50℃降额）存储温度-20℃～+65℃使用环境湿度0~95%（不结露）冷却方式强制风冷噪声≤65dB海拔高度>3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深×宽×高，mm）800x1000x1200参考重量（kg）1022.595 针对定边200KWp光伏并网发电项目，我们选择的光伏并网逆变器采用当代先进的控制技术，具有较高的并网发电水平，设备安全、可靠，并满足中国电网电压波动较大的特性。其主要技术特点如下：①采用控制芯片；②主电路智能功率模块（IPM）；③太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)；④外置工频隔离变压器，实现光伏阵列和110kV，50Hz三相交流电网之间的相互隔离；⑤具有直流接反、输出过载、输出短路、电网断电(孤岛)、电网过欠压、电网过欠频等故障保护及告警功能；⑥采用了先进的孤岛效应防护检测方案，并具有完善的监控功能；⑦直流输入电压范围宽，整机效率高；⑧人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏可显示实时各项运行数据、实时故障数据、历史故障数据、总发电量数据、历史发电量数据等；⑨液晶显示屏(LCD)可提供中文，英文两种语言的操作界面；⑩可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议，支持动态(DHCP)或静态获取IP地址；⑪适应中国电网电压波动较大的特点。并网逆变器正常工作允许电网三相线电压范围为：AC380V±15%，频率范围为：47－51.5Hz；⑫并网逆变器支持按照群控模式运行。为了有效提高系统的发电效率，本系统设计了群控控制功能，群控器根据光伏阵列的发电功率，来控制并网逆变器的投入或退出，从而最大限度地减少每台逆变器在低负载、低效率状态下的运行时间，提高整体的发电效率。为了获取电站设备的运行数据及工作状态，配置了监控装置，并利用本公司开发的网络版监测软件，通过RS485通讯方式，可连续记录设备的运行数据和故障数据，监控装置的主要功能如下：①实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。95 ①可查看每台逆变器的运行参数。②监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间。③监控软件具有集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向和温度等参量。④可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据。⑤可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。⑥可提供中文和英文两种语言版本。⑦可长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统。⑧可以根据需要修改监控界面，包括定制各种照片、标语、口号等。⑨可提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS(短信)方式，E-MAIL方式。⑩监控主机在电网需要停电的时候能接收电网的调度指令。⑪监控主机同时提供对外的数据接口，即用户可以通过网络方式，异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。本系统的并网逆变器的并网发电过程都是自动的，无需人为干扰和控制。在设备运行过程中，逆变器会不断检测交流电网是否满足并网发电条件，同时也会不断检测光伏阵列是否有足够的能量。当外部的条件满足后，逆变器会自动进入并网发电模式，在并网发电过程中，逆变器一直以最大功率点跟踪（MPPT）方式并网发电。当出现异常情况时（如电网异常、短路等故障），逆变器将在0.2s内自动与电网脱开，并发出告警信。5.4光伏方阵设计1设计原则（1）太阳电池方阵排列布置需要考虑房顶结构、日照等因素，要与当地自然环境有机的结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量合理布局。（2）尽量保证东西向每一排组件在同一条线上，使太阳电池组件布置整齐，规范，美观，接受太阳能幅照的效果最好。（3）每两排95 组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有组件仍有6小时以上的日照时间。2方案概述本项目有四个东西向24m，南北向88km标准彩钢瓦屋顶，每个面积2112平方米。光伏电站规划容量200Wp，分为两个房顶光伏发电分系统，每个光伏发电分系统由1个100KWWp光伏发电单元系统构成。太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，由彩虹光伏科技承担。采用斜单轴跟踪装置和固定安装方式。根据整个屋顶的结构，合理使用其资源。平面布置图见附图一5.5光伏子方阵设计100光伏方阵每串20块组件，共24串，方阵中间设一条南北方向道路，道路宽度0.6米，南北两侧各6排组件，整个方阵中心部分离道路2m位置沿道路放置逆变升压站，去除3套组件，整个方阵共213套支架，采用18汇1汇流箱1个和一个8路汇1汇流箱1个。逆变单元共有2台逆变器，每台逆变器对应有18汇1汇流箱和8路进线直流配电柜，2台逆变器分别接入16串和8串组件，容量分别为101kWp。方阵安装倾角和间距的设计是方阵设计的两个关键技术点，综合考虑系统的发电量及支架的抗风能力，支架安装倾角选用30°。图5-3冬至日上午9:00阴影分析图95 图5-4斜单轴跟踪支架排列方式5.6方阵接线方案设计光伏方阵内接线分为组串至汇流箱、汇流箱至逆变器的接线，组串至汇流箱接线电缆采用PV1-F4mm2直流电缆，汇流箱至逆变器电缆根据距离及损耗进行选择，现有如下两种方案：方案一：汇流箱放置于横排18套支架中间位置，左起第10套支架前基础位置，各套支架通过4、6、10mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用50、70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于每排的中心位置，汇流箱全部与逆变器处于同一直线上，电缆沟数量少，电缆投资略少；2）缺点：两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱108米，需采用10mm2电缆，中间支架需采用6mm2电缆，靠近逆变器位置汇流箱至直流柜电缆可采用50mm2直流电缆，电缆型号过多；图5-5汇流箱位置示意图方案二：汇流箱放置于前后两排18套支架中间位置，左起第5套支架前基础位置，各套支架通过4mm2直流电缆接至汇流箱位置，汇流箱至逆变器采用70、95mm2双芯直流电缆接入直流配电柜。方案优缺点：1）优点：由于汇流箱置于两排的中心位置，整个方阵左侧汇流箱处于一条直线上，右侧汇流箱处于一条直线上，可分别接入1#、2#直流柜，两套支架间东西距离12米，最远一套支架距离汇流箱70米，组串至汇流箱电缆全部采用4mm2电缆，汇流箱至直流柜电缆采用70、95mm2两种型号；2）缺点：由于汇流箱处于两条直线上，每个方阵南北方向需两条电缆沟，电缆沟数量较多，汇流箱至直流柜电缆投资偏多；95 图5-6汇流箱位置示意图两种方案电缆投资相差不多，从施工难度和整体施工容错率分析，采用第二种方案，电缆型号少，施工难度低，可以有效加快施工进度。5.7辅助技术方案1积雪处理根据X地区的气候情况，每年冬季11、12、1、2月份有一定的降雪量，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南，且有30度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件运行时表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。2组件表面清洁根据X地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要是以浮灰为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。根据组件板面污染物的情况，初步选定不定期水清洗的方案和推布清洁方案。利用自来水或水泵及水管对组件表面进行冲洗。200KW组件清洗需要5吨水。全部组件每年耗水约20m3。每次实际清洗时间以3小时计，每90天为一个吹扫周期，工作人员2名。5.8光伏发电工程年并网电量计算根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电站年发电量估算。1光伏阵列效率η1：95 光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：●组件匹配损失:组件串联因为电流不一致产生的效率降低，根据电池板出厂的标称偏差值，对于精心设计、精心施工的系统,约有4.2%的损失；●太阳辐射损失:包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失,根据相关文献，采用相对保守的数值，取值3.8%；●直流线路损失:根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗=2%；得:η1=95.6%×96.2%×98%=90.13%2逆变器的转换效率η2●逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。对于500kW无变压器型并网逆变器,可取η2=98%。3温度对发电量的影响光伏电池组件只有在标准测试条件下，即：电池温度25℃、垂直入射日照强度1000W/m²、太阳光谱等同于大气质量1.5的情况功率才能达到标定值。多晶硅电池随着温度的升高，功率会有所下降。本项目所用235Wp的峰值功率系数为-0.46%/℃，NOCT（标准运行条件下的电池温度）为45℃。电池板工作温度可以由以下计算公式：NOCT=45°C,Kt晴朗指数0.7,Tc为电池板温度，Ta为环境温度。根据定边地区的温度平均值及电池组件的温度效率因素，为多晶硅的温度功率衰减因子，本电池板为-0.46%/℃。计算时考虑考虑各月根据辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为4.1%。4其它功率损耗以上的系统损耗尚不能囊括所有，如不可用的太阳光辐照效率、相关电气设备功率损耗等，在此不做一一分析，根据具体系统配置来决定。该影响所对应的综合修正系数估算可取96%。95 综上，光伏系统总效率：η=η1*η2*（1-4.1%）*96%=90.13%*98%*95.9%*96%=81.3%5系统发电量计算利用RETScreen软件计算发电量，基础数据如下：(1)10年平均月总辐射数据（水平面和35度倾斜面）(2)10年平均月环境温度(3)光伏系统各部分效率计算结果如表5-5：　　表5-5RETScreen®能源模型　　　现场条件　估算说明／范围　项目名称　屋顶电站请见在线手册　项目位置　X，中国　　最近的气象站气象数据-X　项目所在地的纬度°N34.11-90.0到90.0　年度太阳辐射量（倾斜表面）MWh/m²2.57　　年平均温度°C7.9-20.0到30.0　　　　　系统特征　估算说明／范围　应用类型-联网　　电网类型-中央电网　　光伏能量吸收率%100.0%　光伏阵列　　　　光伏组件类型-多晶硅　　光伏组件制造商　　X彩虹参见产品数据库　额定光伏组件的效率%14.7%4.0%到15.0%　正常工作条件温度°C4540到55　光伏温度因子%/°C0.40%0.10%到0.50%　其他光伏阵列损耗%5.0%0.0%到20.0%95 　额定光伏阵列电力容量kWp100000.00　　光伏阵列面积m²3000　电力调节系统　　　　逆变器的平均效率%90%80%到95%　推荐的逆变器（直流电到交流电）容量kW(交流)92,016.0　　逆变器容量kW(交流)200.0　　其他电力调节损耗%5%0%到10%　　　　　年能源产量(12.00月分析)　估算说明／范围　单位面积发电量kWh/m²302.4　　总的光伏系统效率%11.8%　　光伏系统功率参数%23.5%　　收集到的可再生能源MWh934　　供应的可再生能源KWh210,240　　可获得的多余的可再生能源MWh0.000　　　　　本工程依据招标文件提供的X市地区年太阳总辐射量，通过PVSYST建结构模型，如下图2-1PVSYST建模设计分析过程，结合美国NASA数据和RETScreen进行太阳辐照强度分析计算：每年发电量以0.4%年递减估算如表5-6：表5-625年发电量测算年份发电量（KWH）第1年210240第2年209399第3年208561第4年207727第5年206896第6年206068第7年20524495 第8年204423第9年203605第10年202791第11年201980第12年201172第13年200367第14年199566第15年198767第16年197972第17年197180第18年196392第19年195606第20年194824第21年194044第22年193268第23年192495第24年191725第25年1909585年内年平均值20856425年内年平均值19281225年总发电量4820312第六章电气6.1电气一次6.1.1设计依据（1）省发展改革委关于安徽振发新能源科技有限公司在X建设200KW光伏电站项目建议书的批复95 （2）安徽振发新能源科技有限公司关于X200KWp光伏并网发电项目一次接入系统项目的委托书（3）GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求（4）GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定（5）Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（6）国家电网公司光伏电站接入系统导则（2010版）（7）城市电力网规划设计导则（国家电网科[2006]1202号）6.1.2接入电力系统方案1定边电力系统现状及发展规划X省电网是西北电网的中心，与宁夏、X、青海、四川和新疆电网联网运行。截至2011年底，全省发电装机容量2734万千瓦。公司管辖750千伏变电所7座，容量1350万千伏安，线路3541公里；330千伏变电所43座，容量2312万千伏安，线路长度7439公里；220千伏变电所12座，容量321万千伏安，线路长度1108公里；110千伏变电所256座，容量1618万千伏安，线路长度16230公里（含电缆）。X省省电力公司截至2011年年底，省内售电量累计完成757亿千瓦时，同比增加91.71亿千瓦时，增长13.78%。这也是X省省电力公司售电量继2009年突破500亿千瓦时，2010年突破600亿千瓦时后，连续第三年实现跨越式增长。2光伏发电工程接入电力系统方案（1）入电压等级分析光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级。根据Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，本站属小型光伏电站，总容量为203KWp，选择并网电压等级为400V。（2）接入点分析光伏电站区域属X电网下的X丫丫园艺10KV变压器的低压端，自发自用。6.1.6防雷、接地及过电压保护设计1光伏阵列部分95 （1）光伏发电系统支架可利用光伏专用支架作为自然接地体，再敷设人工接地网，接地电阻不大于1欧姆。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用同一个接地装置，接地装置的接地电阻值不大于1欧姆。在进行设计时应考虑防腐因素，鉴于现场雨水等物对钢结构含有腐蚀性，应对接地所用扁钢采取相应的防腐措施。考虑到太阳能电池板安装高度较低，防止组件有热斑效应的问题，故在电站的光伏阵列区不设独立避雷针装置。（2）接地装置及设备接地的设计按《交流电器装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌角钢。电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，逆变器室与光伏组件区域接地网连接。全站接地网接地电阻≤1Ω。2为保证人身安全，所有电气设备外壳都应接至专设的接地干线，全站接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。6.1.8电气设备布置1光伏布置方案概述光伏电站分为2个100KWp子发电系统，根据光伏电站的范围进行排布，东西方向并排放置两个发电系统，每个发电系统由432块组件组成；逆变器放置在丫丫园艺大秦西市的变电室内，光伏子系统中心位置，由2台100kW逆变器组成，全站共有200台逆变器和100台箱式变压器。2电缆敷设方式（1）光伏组件间连接电缆敷设采用电缆沿组件支架敷设的方式；组串至汇流箱电缆穿PVC管或金属线盒敷设；汇流箱至逆变器直流电缆采用直埋的敷设方式；（2）该项目所涉及的电线电缆设计依照《电力工程电缆设计规范—GB50217‐2007》及相关的电线电缆技术、规格参数选择方法根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电压损失及热稳定要求的电缆截面。（3）该项目所涉及的电线电缆设计依照《电力工程电缆设计规-GB50217‐200795 》及相关的电线电缆技术、规格参数选择方法根据技术规格书的要求及敷设条件确定电缆型号，再按发热条件选择电缆截面，最后选出符合其载流量要求，并满足电压损失及热稳定要求的电缆截面。（4）直流电线电缆的选择与光伏电站使用的环境、光伏方阵串并联方式、直流电线电缆的长度以及使用方式息息相关。本项目选用的电缆线，冬天最低气温可能达到‐10℃，夏天最高气温可能达到40℃，加之直流侧系统最高工作电压为900V左右，所以组件串使用耐候性好，耐压1000V的导线，光伏方阵接线箱之后采用直埋0.6/1kV交联聚乙烯绝缘电力电缆。（5）光伏组件间连接电缆及与防雷汇流箱之间的连接电缆按照《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）要求，按照电缆压降<1%选择。组串监控汇流箱至逆变器的连接电缆按照《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）要求，按照电缆压降<5%选择。6.2电气二次本工程采用一体化的集中控制方式，在10kV配电室实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥信、遥调。二次设计采用六统一原则：功能配置统一，回路设计统一，端子排布置统一，接口标准统一，屏柜压板统一，报告格式统一。为了确保人身安全，对高压开关柜设计遵循五防原则：防止误分、合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地开关），防止带地线送电，防止误入带电间隔。6.2.1综合自动化系统综合自动化系统通过以太网及通讯管理机与站内各电气设备连接，实现对各电气设备的通讯与控制。综合自动化系统可通过群控器采集各台逆变器的运行参数：①要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。②要求监控主机至少可以显示下列信息：(a)可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。(b)可查看逆变器的运行参数，主要包括：95 A直流电压B直流电流C直流功率D交流电压E交流电流F逆变器机内温度G时钟H频率I功率因数J当前发电功率K日发电量L累计发电量M累计CO2减排量N每天发电功率曲线图(c)监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：A电网电压过高；B电网电压过低；C电网频率过高；D电网频率过低；E直流电压过高；F直流电压过低；G逆变器过载；H逆变器过热；I逆变器短路；J散热器过热；K逆变器孤岛；LDSP故障；M通讯失败；95 ③要求监控软件集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。④要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。⑤要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。⑥要求至少提供中文和英文两种语言版本。⑦要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS2000，XP操作系统⑧要求使用高可靠性工业PC作为监控主机⑨要求提供多种远端故障报警方式，至少包括：SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。⑩监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。6.2.2综合保护光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上传。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）配置。110kV线路采用光纤差动保护测控装置，其中含有过流保护、过流速断、重合闸等功能。110kV变压器设置主保护为差动保护、后备保护、复压过流保护。非电量保护有瓦斯保护、压力释放。其中高温报警和超温跳闸保护，动作后跳高低压侧开关。温控器留有通讯接口以便上传信息。35kV高压开关柜上装设测控保护装置（线路、电容器、接地变、分段）。设过电流保护、零序过电流保护。测控保护装置以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。400V低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器，配置通讯模块，以通讯方式将所有信息上传至综合自动化系统。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等，装置异常时自动脱离系统。95 6.2.3组屏方案本工程继电保护装置集中组屏于二次设备室，共24面屏。其中网络设备柜1面，远动通信柜1面，公用测控柜1面，主变测控保护1面，110kV进线保护柜1面，视频监控柜1面，光纤通信柜1面，故障录波柜1面，数据网通信柜1面，智能型控制直流柜1面，UPS电源柜1面，交流所用电柜2面和备用柜4面。6.2.4站用直流系统为了供电给控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和UPS不间断电源等动力负荷提供直流电源，设置220V直流系统。直流系统采用动力、控制合并供电方式，本期装设一组220V阀控式铅酸免维护蓄电池组。为机组的每组蓄电池设置两套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置，220V蓄电池容量暂定为150Ah。蓄电池以2小时放电容量，正常时以浮充电方式运行。6.2.5不间断电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本工程设置一套不间断电源装置（UPS），容量为5kVA。其直流电源由直流系统提供，其交流电源由站用电源提供。6.2.6火灾自动报警及控制系统根据《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）及《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）的有关规定，35kV配电室、逆变升压室、综合楼内各房间，配置火灾探测器。当火灾发生初期时，探测器将火灾信号经报警回路送至消防控制盘，发出声、光报警信号，通知有关人员进行检查并利用手提式灭火器手动灭火。消防控制盘布置在有人值班的控制室内。6.2.7视频安防监控系统设置闭路电视监视系统。在电站周边设置彩色固定式工业摄像头，在电站内及综合楼内设置球形及半球形摄像头。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视。同时在门卫值班室设置安保系统监视器。95 6.3通信1调度关系光伏电站经周台子110kV变电站接入定边电网，调度为定边地调。2通信方式变电所通信方式主要有调度电话、远动四线、数据网2M等业务，其中电话采用二线传输、模拟远动信息采用四线传输、远动数据网采用2M传输、电能量采集装置采用2M传输。3通信接入方案主备通信采用光纤通信。光通信采用迂回方式接到110kV，通过光纤环网与调度端进行通信。4设备配置在35kV配电室配置一套SDH-622光传输设备。在35kV配电室与110kV变电站间配置1对PCM接入设备。将SDH光纤传输设备与PCM接入设备安装在通信屏内，变电所本端的音频配线架、数字配线架、光配线架、电源分配架等配套设备在设计中一并考虑。通信方案最终按照接入系统报告及定边电力公司意见确定。第七章土建工程7.1设计安全标准根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）、并参照《风电场工程等级划分及设计安全标准》（试行）(FD002-2007)，本工程的主要建（构）筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。7.1.1工程等别和建筑物级别：①本工程等别为Ⅲ等，工程规模为中型；②建筑物级别为2级；7.1.2建筑物结构安全标准：95 ①建筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0；②太阳能支架地基基础结构安全等级为2级，结构重要性系数取1.0。7.1.3洪水设计标准：35kV电压等级的变电站防洪设计标准为50年一遇，站址标高还应高于当地历史最高内涝水位。7.1.4抗震设计标准：①主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类；②太阳能支架基础的抗震设防类别为丙类。7.1.5地基基础的设计等级：①主要的建筑物地基基础的设计等级为丙级；②太阳能支架基础的设计等级为丙级。7.2跟踪支架基础及逆变升压室设计7.2.1光伏支架布置根据太阳能板荷载资料和参考的地质初步勘察资料，经分析计算，太阳能支架基础拟采用天然地基的扩展基础，混凝土等级C30，基础埋深1.6米。以①层为持力层，如遇局部不良地基，需全部挖除，以中砂回填，垫层厚度每步300mm，压实系数大于0.95。考虑雨水对支架及太阳能板的侵蚀，支架基础顶面高于设计地面标高0.5m左右。共需独立基础（前单后双排布）21300组，前排单个独立基础混凝土方量约为1.6m3，后排单个独立基础混凝土方量约为0.96m3。7.2.2光伏支架基础计算由于我们国家尚无有关光伏发电场的规程规范，参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008），本工程的主要构筑物设计使用年限和设计基准期采用50年。构筑物结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0，太阳能支架地基基础结构安全等级为二级，结构重要性系数取1.0。1光伏支架基础荷载95 本工程光伏支架基础设计考虑的荷载主要包括自重、太阳能板荷载、风荷载、地震力等。(1)太阳能板荷载：进行太阳能板支架基础结构设计时，所考虑的太阳能板荷载为上部结构（太阳能板）承受风荷载作用传递至支架基础荷载，按表7-1考虑。(2)风荷载：对于下部结构，风荷载影响按武威基本风压0.55kN/m2考虑。(3)地震荷载：本场地属Ⅱ类场地，地震加速度为0.15g，地震基本烈度为7度。需计算地震荷载。作用在光伏支架基础顶面的风荷载、地震荷载、太阳能板及支架的自重组合后的荷载值列表如下，以下荷载均为作用在一个基础顶面的荷载值（Fy垂直方向荷载向上为正）。表7-1斜单轴追踪前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)弯矩M(KN)轴向顺风荷载116.19.5轴向逆风荷载-9-8.7-16.1表7-2斜单轴追踪后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)轴向顺风荷载1.727轴向逆风荷载-2-21.2表7-3斜单轴追踪前排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)弯矩M(KN)侧向顺风荷载14.41117.3侧向逆风荷载-14.4-2-19.6表7-4斜单轴追踪后排基础顶面荷载标准值荷载类型水平力Fx(kN)竖向力Fy(kN)侧向顺风荷载0.271侧向逆风荷载0-6695 2荷载工况与荷载效应组合：根据《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，按地基承载力确定基础底面积及埋深时，传至基础底面的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的标准组合，荷载采用标准值，地基承载力采用特征值。(1)计算地基变形时，传至基础底面上的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的准永久组合，不应计入风荷载和地震荷载。相应的限值为地基变形允许值。(2)计算基础内力和配筋计算时，荷载效应采用承载能力极限状态下的基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数。(3)基础抗滑稳定、抗倾覆验算的荷载效应采用基本组合，荷载采用标准值乘以荷载分项系数，荷载分项系数均为1.0。(4)验算地基变形、基础裂缝宽度时采用标准组合，荷载采用标准值。(5)分项系数基础结构安全等级为二级的结构重要性系数为1.0。基本组合：a.永久荷载分项系数：1.2（不利）/1.0（有利）；b.可变荷载分项系数：1.4（不利）/0.0（有利）；c.偶然荷载：1.0。标准组合和偶然组合：荷载分项系数均为1.0。3基础设计限制条件(1)基础稳定限制条件：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，基础应进行抗滑稳定和抗倾覆稳定计算，抗滑和抗倾覆稳定安全系数应满足：a.抗滑稳定安全系数：1.3；b.抗倾覆稳定安全系数：1.6。(2)地基应力限制条件：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002），在各工况下地基应力应满足：a.基础底面边缘最大压力：不大于1.2倍地基承载力特征值；b.基础底面平均压力：不大于地基承载力特征值。c.基础底面允许部分脱开地基土的面积不应大于基础底面全面积的1/4。根据荷载和地质勘探报告对支架基础的结构进行了初步计算。支架基础拟采用钢筋混凝土结构，以95 层为持力层，基础形式采用天然地基扩展基础。混凝土均为C30混凝土；垫层为100mm厚混凝土。固定单元前支架基础埋深为1.6m，基础底面为1.7m×1.7m矩形，底板厚度0.3m，支柱尺寸0.5m×0.5m，支柱顶面露出地面0.5m。固定单元后支架基础埋深为1.6m，基础底面为1.4m×1.4m正方形，底板厚度0.3m，支柱尺寸0.3m×0.3m，支柱顶面露出地面0.5m。4光伏支架基础计算(1)抗滑稳定验算：（基底摩擦系数μ=0.3）。在极端风工况下，各支架抗滑稳定安全系数如下：a.前支架基础在轴向风作用下计算顺风荷载作用下K=2.52>1.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=2.78>1.3，基础抗滑稳定满足要求。b.前支架基础在侧向风作用下计算顺风荷载作用下K=30>1.3，基础抗滑稳定满足要求。逆风荷载作用下K=3.6>1.3，基础抗滑稳定满足要求。c.后支架基础水平力很小，且为双基础，可以满足要求。(2)抗拔稳定验算：本支架基础为三点独立基础，后基础根据其受力特性可参照《架空送电线路基础设计技术规定》（DLT5219-2005）作抗拔验算（γ1=2，γ2=1.4）Ge/γ1+Gf/γ2=51.2>F=46.2KN/m2,可以满足要求。(3)地基承载力计算：按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，将太阳能支架基础作为独立基础进行基底应力计算，在极端风工况下，计算结果如下：a.固定单元前支架基础计算按《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)，将太阳能支架基础作为独立基础进行基底应力计算。计算结果如下：①前支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=48.3kPa，pmin=8.44kPa>0，满足要求。②后支架基础计算基础底面边缘最大压力标准值为pmax=62.5kPa，pmin=4.7kPa>0，满足要求。95 待下阶段对拟建场地进行详勘后，再根据详勘地质资料复核基础的承载力、变形、稳定，对基础设计进行进一步优化。7.2.3逆变升压室布置及形式本工程为1MWp设一个逆变升压室，共计50个，具体位置见光伏平面布置图。逆变升压室结构形式为单层砖混结构房屋，室内外高差0.45m，单个建筑面积为约60m2,基础采用块式平板基础，设电缆通道。屋面采用平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。内地面为水泥地坪，内墙面和顶棚采用乳胶漆，外墙外墙涂料。逆变箱房、箱式变压器的重量相对较轻，可采用天然地基的浅基础。基础拟采用箱形基础或条形基础，C30现浇钢筋混凝土结构及砖砌支墩，基础下设100mm厚C15素混凝土垫层，基础埋深1.5m。底板平面尺寸为14×4m。在后续设计阶段将根据招标确定的逆变箱房、箱式升压型号，由生产厂家提供的逆变箱房、箱式升压变压器的外型具体尺寸后进行更为详细的设计。7.3110kV升压站7.3.1主要建筑物主要建筑物有35kV配电室、综合楼、门卫室。建筑物总建筑面积约920m2。35kV配电室为一幢地上一层的现浇钢筋混凝土框架结构建筑。地上一层布置有35kV开关柜室、二次控制室、办公室、男女卫生间。室内外高差为0.45m，建筑面积401m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。综合楼为一幢二层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，含大厅、办公及生活用房，均布置在本建筑物内，室内外高差为0.45m，建筑面积1300m2。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。门卫室均为单层现浇钢筋混凝土框架结构房屋，室内外高差0.45m，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。7.3.2主要构筑物95 主要构筑物有油水分离池、化粪池、主变压器基础、支构架基础等。油水分离池、化粪池均为全地下钢筋混凝土结构。主变压器基础为半地下钢筋混凝土结构。支构架基础为混凝土块式基础。7.3.3建筑装修35kV配电室窗采用静电喷涂铝合金窗或彩钢窗，门采用彩钢板门，底层窗内侧加装同质材料防盗栅，百叶窗内侧加装可脱卸式铝合金防护网，网眼规格为10mm见方。外墙外墙涂料。屋面形式为平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。二次控制室地面采用防静电架空地板，墙面和顶棚采用防静电涂料；卫生间地面采用地砖，走廊、楼梯均采用耐磨水泥地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。综合楼窗采用彩钢窗，门为模压门。卫生间窗采用磨砂玻璃，其余房间窗均采用中空双层安全钢化玻璃。外墙采用外墙涂料。屋面采用平屋面，采用混凝土刚性防水层加三元乙丙卷材进行防水。办公室、宿舍地面采用复合地板，墙面和顶棚采用乳胶漆。卫生间、厨房地面采用防滑地砖，墙面采用优质内墙面砖，顶棚采用铝合金龙骨PVC扣板吊顶；门厅及餐厅、走廊均采用玻化砖地坪，墙面和顶棚采用乳胶漆。7.3.4建筑安全措施站内坑、池和孔洞等周围，均设置栏杆或盖板。地面均采取防滑措施。7.3.5抗震设计根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)与《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)(2008年版)，本工程拟建场地抗震设防烈度为7度，场区地震加速度值为0.15g（g为重力加速度），设计地震分组为第三组。根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)、《电力设施抗震设计规范》(GB50260-96)等有关规定，建筑物按丙类(二类)建筑采取抗震措施。建筑物框架抗震等级均为三级。7.3.6暖通和给排水本工程分散布置于总平面图中的逆变升压室发热量较大，宜采用自然进风机械排风方式。电缆层采用自然进风机械排风的通风方式。配电装置室、控制室、综合楼，门卫均设置分体风冷空调机。95 本工程生活生产给水包括控制楼、综合楼内生活用水及其它杂用水。新水水源接引入一路DN50管道接场内各用水点。室外排水采用雨污水分流。站区附近无市政污水管，生活污水排入化粪池，由市政环卫部分定期外运处理。考虑当地土质情况，场地及建筑屋面雨水采用散排方式收集的冲洗废水或雨水，经自然沉淀。沉淀后上清液作为再生水，主要回用为太阳能板的冲洗、站区道路冲洗、绿化浇灌。生活给水管采用衬塑钢管，室内排水管采用聚氯乙烯（PVC-U）排水管，室外埋地排水管采用聚氯乙烯（PVC-U）径向加筋管。所有塑料管道均需采用已取得准用证的管材，室外埋地管道敷设在当地最大冻土层下，同时考虑管道的保温防腐，并按有关国家规范施工安装。7.4地质灾害治理定边项目的主要自然灾害性天气为干旱、极端气温、沙尘暴。由于当地降水量偏少，蒸发量较大，造成收支不平衡，带来当地水资源短缺，因此工程建设过程要特别注意节约用水。根据气象资料记载，当地历年极端最低气温为-28.3℃,历年极端最高气温为42.4℃，全年气温变化幅度大，给太阳能光伏电池组件配置带来一定困难。同时，由于工程所在地为戈壁荒地，缺少植被，地表裸露后经太阳直晒，地表温度较高，会给光伏电场将来的运行维护带来困难。根据气象资料记载，每年的春、夏会爆发沙尘暴，一般沙尘暴爆发时会伴随有强风。空气中污染物主要是以灰尘为主，因此降尘量较大，会给将来光伏组件表面保洁带来一定的难度，工程方案设计时必须与于充分考虑。第八章工程消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1工程概况X定边50兆瓦光伏发电工程由配电装置及控制楼、逆变压器室、综合楼及场地光伏发电组件构成。8.1.2消防设计依据95 （1）《中华人民共和国消防法》（2）《建筑设计防火规范》（GB50016—2006）（3）《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229－2006)（4）《220kV~500kV变电所设计技术规程》(DL/T5218-2005)（5）《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ140—90)（6）《电力工程典型消防规程》(DL5027—93)8.1.3设计原则消防设计贯彻“预防为主，防消结合”方针，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，以保障安全，使用方便、经济合理为宗旨。配电装置及控制楼、逆变压器室及综合楼设置消火栓、手提式灭火器等消防设备，以遏止火灾事故的发生，创造良好的消防环境。同时在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行。8.1.4机电消防设计原则太阳能光伏发电场发电设备，送、变、配电设备以及一切用电设备和线路，在运行过程中或带电状态下，由于电气短路、负荷、接触不良、静电和雷电易引起火灾。根据太阳能发电自身的特点，机电消防根据不同的对象采取不同的防火技术措施，阻止电气火灾事故的发生。电气系统的消防措施：本工程根据《35—110kV变电所设计规范》、《高压配电装置设计技术规程》，电气设备布置全部满足电气及防火安全距离。8.1.5消防总体设计方案（1）太阳能光伏发电场消防总体设计原则要保证安全运行的要求。消防是太阳能光伏发电场管理工作的一项首要任务，一方面要考虑太阳能光伏发电场工程自身的安全；另一方面要考虑太阳能光伏发电场工程对周围环境的安全。在总体设计时，应按危险品火灾危险程度分区分类隔离，做到安全运行。（2）太阳能光伏发电场消防总体设计满足、遵循适用的原则。所谓适用就是总体设计要满足各种区域的使用要求。建（构）筑物以及电气设备之间的防火距离要满足防火设计规范。95 （3）太阳能光伏发电场消防总体设计满足经济性的要求。总体设计应使布局紧凑，节省用地；同时保证各种设施设备的有效利用，提高劳动效率和太阳能光伏发电场的经济效益。8.2工程消防设计8.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级开关站火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级；逆变箱房火灾危害性为丙类，最低耐火等级为一级。8.2.2主要场所及主要机电设备消防设计主要场所消防采用移动式灭火器。电缆防火：光伏电站内以直埋线路为主，无需考虑电缆防火。光伏组件：太阳能电池板为非易燃物，电池板安装在地面上，太阳能电池组件板之间留有消防通道。对于设备本身，绝大部分电气设备均为无油设备。从设备本身来讲，大大降低了火灾发生的可能性。110升压站配置室内、外消火栓，室内配置移动式灭火器等消防设备。8.2.3安全疏散通道和消防通道开关站内交通通道净宽不小于4m，进站道路宽为4m，满足消防车道要求。开关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。8.2.4消防给水设计开关站内未设消防水泵房及消防水系统。8.2.5建筑消防设计（1）建筑物与建筑物之间、建筑物与电气设备之间、建筑物与构筑物之间的防火间距满足规范要求。95 （2）建筑物内按建筑设计防火规范要求分防火分区，安全出口数量、疏散距离满足消防要求。（3）建筑构件的燃烧性能和耐火极限均满足规范要求的耐火等级要求。8.3施工消防8.3.1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。8.3.2施工消防主要原则贯彻“预防为主、防消结合”的方针，按照“政府统一领导、部门依法监管、单位全面负责、公民积极参与”的原则，实行消防安全责任制，建立健全各施工声所消防工作网络。8.3.3施工消防规划方案（1）施工现场成立以项目经理为首的消防领导小组，设专职和兼职安全消防人员形成保证体系，对整个工地进行每周一次的安全消防大检查，教育现场工作人员认真执行各项消防安全管理措施，消除隐患。（2）严格执行现场使用明火制度，电焊时要有专人看火，看火人员应携带水桶及石棉布，焊接前，应检查周围的环境，清理周围的易燃物。（3）对易燃易爆材料、器材要严格管理，重点部位（仓库、油漆库、易燃物间等）按要求设置警告标志，存放在远离现场的专门仓库内。（4）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10m。氧气钢瓶、乙炔钢瓶设置在专用的悬挑平台上。（5）施工现场使用的安全网、密目式安全网、保温材料，必须符合消防安全规定，不得使用易燃、可燃材料。（6）现场设消防高压水泵（扬程大于100m）及专用消防管道。95 （7）施工现场要保持消防通道畅通，地面设消防栓，消防栓要有明显标志，其周围不得堆放材料及工具。（8）雨季要做好防雷电。（9）机电设备必须专人使用，专人维修，并搭设防雨措施。（10）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。（11）生活区的用电要符合防火规定，用火要经保卫部门审批，食堂使用的燃料必须符合使用规定。8.3.4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、柴油等易燃易爆物品。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为180m。2）仓库具有良好的通风条件和隔热、降温、防潮、防汛、防雷。仓库采用高窗，窗的下部离地面为2m。夏季施工时避免打开库房门窗，以防室外大量热空气进入。第九章施工组织设计9.1施工条件9.1.1工程地理位置及自然条件本项目建设地点位于X省定边县周台子乡荒滩，属温带半干旱大陆性季风气候。主要特点是：春多风、夏干旱、秋阴雨、冬严寒，日照充足，雨季迟且雨量年际变化大，年平均气温7.9℃，年平均日照2743.3小时，年平均降雨量316.9毫米，年平均无霜期141天左右，绝对无霜期110天。9.1.2工程对外运输条件及场地面积和可利用情况项目场址位于定边县北侧，临近东梁村和杨凤渠子村，附近有条乡间路且有条二级公路，交通便利，基本能满足太阳能光伏电站的对外交通运输要求。定边县至光伏站区附近有一条直通水泥道路，站区内将新建一条碎石道路95 ，实现与站外主干道路连通，内外交通条件基本具备。勘察表明，场地占地面的约8.3平方公里，场地内除地表松散堆积的残积土强度低外，其下层盐碱土质，强度较高。拟建场地较为平整坡度较小，且土质较好，场地主要为积土。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。9.1.3工程厂区施工条件1施工材料工程所需的钢筋、砂石料等其它工程建筑材料可就近到定边县购买。由于光伏电站光伏阵列区域较广，同时，离城市混凝土搅拌站有一定距离，考虑到采用商品混凝土运距较长，不利于保证工程质量。因此，本工程考虑在光伏电站临时施工场地内设置混凝土生产系统。2施工劳动力及生活物资的供应工程距定边县较近，交通便利，经济繁荣，生活物质，必须的修配加工可在当地就近采购及加工生产。普通劳动力可在当地招聘。9.1.4工程防洪，环境保护等要求工程现场的太阳板距地面最低点0.5米，电站场内根据现场地形除保留原有的防洪沟外，还考虑在电站西边修筑防洪墙。施工过程及工程结束后会根据相关规章制度去处理施工时产生的垃圾，修复因施工而毁坏的绿化面积，绿化面积占规划厂区面积的20%。9.1.5本工程的施工特点场地内除地表松散堆积的残积土强度低外，其下层盐碱土质，强度较高。拟建场地较为平整坡度较小，且土质较好，场地主要为积土。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜施工进行。9.2施工总布置9.2.1本工程的施工总布置根据光伏电站的特点，拟定施工总体布置原则如下：95 （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）工程施工期应避免环境污染，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）参考部分工程经验，工程施工期间主要施工区实施封闭管理。9.2.2施工用水，及通信系统1施工临时用电施工供电负荷主要是混凝土搅拌站、电焊机、临时生活及办公用电，初步估算施工用电负荷在1500kW左右，施工临时用电考虑采用两种方式，一是引自于与10kV专线相接的5台变压器，二是使用自备发电车解决部分施工电源问题。2施工临时用水本次施工用水初步拟定利用就近市政管网。施工用水包括生产用水和生活用水两部分。根据工程建设规模和实施进度的要求，经初步测算，按最高施工高峰用水量160m3/h，每天用水量约为1100m3/d。施工中用水还需考虑配有水车，以备较远距离输送。3.通信线路光伏电站所在区域已属于中国移动（中国联通）移动电话网覆盖范围之内，视实际情况也可采用架设通信光缆的方式满足光伏电场通讯需要，但需在工程中列支一定的费用。9.2.3施工临建设施1砂石料生产系统本工程共需成品砂石骨料约69000m3，其中粗骨料（石）约43900m3，细骨料（砂）约25100m3。设砂石料堆场，位置紧靠混凝土系统布置。砂石骨料按一周混凝土浇筑用量堆存，经计算，砂石料堆场占地面积约4000m2，堆高约4m。2混凝土生产系统95 本工程混凝土总量约为24966.7m3，考虑土建的施工期，初步估计混凝土浇筑时间为90天，每天施工时间为6小时，混凝土高峰期浇筑强度约115m3/h。根据光伏组件布置及场地条件，本工程的混凝土搅拌站系统设置一座，布置在开关站附近的空地。混凝土搅拌站系统设置—HZS35型搅拌站，设备铭牌生产能力为35m3/h，并配2辆100t的散装水泥罐，能满足存储混凝土浇筑所需基本用量。3综合加工厂及仓库本工程所需的仓库集中布置在本期光伏电站的升压站旁空地，主要设有混凝土系统加工厂、综合加工厂、综合材料仓库、机械停放场及光伏设备堆场。混凝土系统及砂石料堆场共考虑约4000m2，综合加工厂占地面积300m2，综合材料仓库等占地面积800m2，设备仓库（机械停放场）占地面积200m2，临时生活及办公用房占地面积1200m2。在工程施工前两个礼拜，建筑队先把生活区和办公区建设完毕。4工程土石方规划场内主要土石方开挖：建筑基础、电池组件支架、箱变基础以及明沟和电缆沟等，土石方总开挖量大约297000m3，总回填量约为227000m3，多余土方用于场内平整，光伏电场内土方基本可做到平衡。9.3施工交通运输1对外交通运输附近有条乡间路且有条二级公路，交通便利，基本能满足太阳能光伏电站的对外交通运输要求。2站内交通运输本工程设备及材料运输主要以汽车公路运输为主，其中光伏组件采用集装箱卡车运输为主，电气设备采用中型卡车运输。为满足工程施工交通运输的要求，将修建一条连接场区入口附近主干道的进场道路，该主干道由当地政府负责修建。该道路将成为光伏电场运行后检修、巡视、消防道路。95 9.4工程建设用地9.4.1建设用地方案1电站内各主要设备的占地面积光伏电站总装机容量为51.12MW,分为50个相同的1MW逆变升压单元，总占地面积2000亩，南北方向800米，东西方向1700米。2生活区及110KV升压站放置于场区东侧中间位置，占地面积约150亩；生活区内有综合楼，停机坪，运动场，以及生态园。3.场区外围放置6米宽环形道路，泄洪通道及防风林，场区内设东西道路17条，主干道宽6米，其他道路宽4米共占地面积149.1亩。4.根据光伏电站的用地标准和土地现状，场址区域内所有用地以永久用地计费征用，其工程永久占地的地类属废弃荒地。本期建设的51.12MWp光伏场区红线区域面积为2000亩，采用点征方式，征地费每亩约3万元人民币，征地面积见下表：序号名称数量面积/㎡1综合楼110002110kV升压室136003逆变器室10016384箱变室10014505门卫1406跟踪基础6390019329.8　合计　27057.89.4.2临时用地面积本工程的施工方式是先进行道路施工，再进行光伏场区内建筑基础施工，施工过程中需临时用地面积约2500㎡。9.5主体工程施工9.5.1进站道路和站内道路的施工要求95 站内道路分主干道路和一般道路，主干道路为混凝土路面，一般道路采用碎石路面。主干道路面宽6m，一般道路宽4m，距阵列间隔2m。混凝土路面的路基,应符合下列要求:1路基的高度，宽度，纵行坡度和边坡均应符合设计要求。2路基应有良好的排水系统。3路基应坚实，稳定，压实度和平整度应符合设计要求。4对现有道路加宽，应使新旧路基结合良好，压实度应符合要求。混凝土路面,应符合下列要求:1混凝土摊铺，捣实，刮平作业完成后，用批准的修整设备进一步修平，使混凝土表面达到要求的横坡度和平整度。2修整作业时，不得在水泥表面洒水。3接缝和水泥表面不规整处的人工修整作业，在监理工程师认可的工作桥上进行，工作桥不得支撑在尚未达到强度要求的混凝土上。4修整作业在混泥土仍保持塑性和具有和易性时进行，以确保从水泥表面上清除水分和泥浆。在表面低洼处，严禁洒水，撒干水泥，必须以新搅拌的混泥土填补和修整。9.5.2光伏阵列基础施工和安装要求1土建工程施工（1）光伏支架基础：主体工程为光伏阵列基础，基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.6m。开挖出地基底面后先洒少量水、夯实、找平，垫3：7灰土20cm夯实。在其上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表面出现开裂。回填土要求压实，填至与地面水平。一般情况尽量避免冬季施工。确需冬季施工时，一定要采取严格保温措施。施工过程中，待混凝土强度达到28天龄期以上方可进行安装。（2）逆变升压室基础：每个逆变升压单元内有两台500kw逆变器和一台1000kVA变压器。两台逆变器室内布置，变压器室外布置。逆变器室及升压变基础由现场浇注，混凝土罐车运送，人工振捣。逆变器、升压变由汽车运至现场，用20吨汽车吊吊装就位，逆变器室及升压变出入线做好防水措施。95 （3）电缆沟基础：电缆沟及明沟施工保证沟底排水坡度，基底用立式打夯机夯实，两侧回填土分层压夯实；沟中预理件应先焊后埋，位置准确，沟线笔直、平整，阴阳角方正，无任何开裂现象沟盖板表面光洁，四棱四角厚薄均匀，施工时制定专门措施。（4）基础工程施工按挖土、验槽、垫层、基础、回填顺序进行。所有构支架基础均要求一次成形，杯口侧壁进行粗糙处理。2光伏阵列安装（1）施工准备：进场道路通畅，安装支架及太阳能光伏组件运至相应的阵列基础位置。施工单位应派专人监护，防止光伏组件损坏。（2）阵列支架安装：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，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。（3）太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，认真检查光伏组件的规格和型号，仔细检查光伏组件外观是否完好。禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。为了防止太阳能电池组件串触电事故的发生，应采取以下措施：1）施工作业时，在太阳能电池组件表面铺遮光板，遮住太阳光；2）带好低压绝缘手套；3）使用已有绝缘处理的工具；4）不要在雨天作业；5）电池组件框和支架应保持良好接地。9.5.3升压变电站及主要建筑物的施工法方法和要求135kV配电室及综合楼施工（1）基础工程基础土方开挖采用机械挖土，用人工清理槽底设计标高，就近存放土方供回填和换土用，余土外弃。基础施工顺序为：垫层混凝土→独立柱基→地梁→外墙地下部分→外墙防水→回填土。（2）主体结构本工程混凝土楼盖梁、板，柱子及楼梯均采用木模板施工。主体结构施工顺序为：柱筋绑扎焊接→柱模安装→清理→浇筑柱混凝土→养护→拆柱模→满堂脚手架→梁板模就位→钢筋绑扎→封模浇砼→95 拆模养护。本工程采用气压焊接工艺。现场混凝土用搅拌机拌合，翻斗车水平运输，井架垂直运输至施工地点。常温下混凝土浇筑后养护10h，强度可达到15Mpa，拆除侧模。楼盖为梁板同时浇筑，浇水养护7d，到设计强度后底模方可拆模。屋面防水层作法为：加气块保温层→焦碴找坡→砂浆找平层→卷材铺贴。（3）装修工程工程装修采用双排架子，室外室内同步作业，自上而下进行装修施工。外墙先立铝合金窗套，再抹灰，最后喷外墙涂料。室内装修，水、电、通风工程完工后吊顶，喷墙面涂料后完成地面装修。2电气设备安装电缆线路安装技术要求：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主要电气设备的安装顺序50MWp光伏发电系统需要的主要设备见下表（此表序号是按电厂的电气设备的安装顺序排列的）：序号名称单位数量1光伏组件（240Wp）MW51.122光伏阵列防雷汇流箱台7003光伏并网逆变器（0.5MW）台100435kV箱式变台50535kV配电设备台96110kV变压器台17站用变压器台18直流电源装置套19UPS电源套110综合自动化系统套19.6施工总进度9.6.1项目实施计划95 本工程主要利用地面布置太阳能光伏组件，总装机容量51.12MWp，施工周期相对较长。其中：可行性研究报告及审查：1个月；主设备招投标：1个月；初步设计及施工图设计：2个月；土建施工、设备安装、单体调试、联合调试：3个月；9.6.2项目实施初步进度表9-1项目实施初步进度表进度项目建设周期4月3456789101112121.可行性研究及审查2.主设备招标3.初步设计及施工图设计4.设备、材料采购5.土建施工6.设备安装7.调试第十章工程管理设计10.1机构及范围10.1.1机构的组成和编制本工程经国家发展和改革委员会有关主管部门核准后，将成立定边振边光伏发电有限公司，负责本光伏电站的项目建设、运行维护、管理等工作。根据生产和经营的需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。结合本光伏电站的具体情况，按少人值班的原则设计。由于目前尚无可遵照执行的光伏电站运行人员编制规程，本光伏电站结构设置和人员编制推荐如下方案：管理人员6人；运行和日常维护人员15人，主要负责光伏设备巡视、日常维护和值班等，分3班，每班795 人，工作一周轮换。设备检修采用市场化运作模式，委托专业检修公司完成。。10.1.2工程管理范围本光伏电站项目分为生产区和生活区。生产区包括光伏阵列、逆变器、逆变升压室、110kV升压站等。生活区包括综合楼、运动场、门卫室、生态园及直升机停机坪。10.2电站运行维护、回收及拆除1太阳能电站在运行及维护时，其人员应受过相关专业的高等教育，并经国内有关部门组织的技术培训，取得相应资格证书。电站在运行时要有专业的值班人员进行24小时值班，如出现异常情况要即时上报，并根据相关规定及时解决问题。2对电站在运行中的易损件，要储备足量的备品备件，备品备件应存放在专门仓库并有专人管理。3光伏组件做到在不危害当地环境的境况下，进行适当的二次利用。电厂内的蓄电池要交给蓄电池厂家处理。电站退役后对电站内的可利用设备进行适当的二次利用，不可利用及对当地环境有危害的设备应交由专业人士去处理，地面上及地面下所有设备清理完后，此块土地应交由当地规划部门再次合理规划利用，避免土地闲置浪费。第十一章环境保护与水土保持设计11.1环境保护11.1.1评价依据和标准1本工程环境影响评价依据的环境保护主要法律法规有：《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26）；《建设项目环境保护管理条例》（1998.12）；《中华人民共和国水污染防治法》（1996.5.15）；《中华人民共和国大气污染防治法》（2000.4.29）；《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996.10.29）；95 《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（1996.5.15）；《中华人民共和国水土保持法》（1991.6）；2本工程执行的主要环境保护标准有：《污水综合排放标准》（GB8978-93）；《环境空气质量标准》（GB3095-1996）；《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）；《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）。《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；《大气环境质量标准》的二级标准（GB3095-1996）；《地面水环境质量标准》的Ⅲ类标准（GHZB1-1999）；《农田灌溉水质标准》中的水作物标准（GB5084-92）；《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）；《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）。11.1.2环境状况1自然环境定边地处X省北部，位于榆林“人”字型工业走廊西侧，是黄土高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带。拟建定边50MWp光伏并网发电项目场区位于定边县北部周台子乡荒地。全年云雨量少，大气透明度高，日照百分率高，是建设大型太阳能光伏发电场的理想之地。场址周围无地表水、河流湖泊，地下水埋藏较深。场址区域内未发现受保护的国家一、二级野生动物。2社会经济环境定边县地处X省西北部，总面积6920平方公里。县政府着力转变经济发展方式，促进产业结构优化升级，全县经济社会实现了新的跨越式发展，主要经济指标再创历史新高。全县GDP总量完成65.85亿元，增长21.1%，增速位居全县第二位，是解放以来最快的时期，其中第一产业增加值6.14亿元，增长14.9%；第二产业增加值52.22亿元，增长22.6%；第三产业增加值7.49亿元，基本实现了人民生活由基本温饱型向总体小康型的历史性提升，95 面对严酷的自然环境和严重的空气污染问题，大力实施三北防护林、矿山绿化、防沙治沙项目以及村镇绿化等生态工程，形成了环城绿色屏障，黄沙肆虐的沙尘天气日益减少。成为名副其实的“戈壁绿城”。11.1.3工程环境影响及对策措施1工程占地和施工对土地利用的影响根据现场查勘情况得知，定边太阳能光伏发电场地处定边县金川区西北端，对工程需征用土地按照有关规定，且工程占地为国有未利用的荒滩地。施工结束后，永久性征用的50MWp太阳能光伏发电场内，将种植树木以美化环境；对于施工临时用地，施工临时设施将拆除，清理地面，并根据土地性质进行恢复。综上所述，光伏发电场征地对土地利用影响较小。2噪声防治施工内容主要为光伏发电组件基础土方开挖和回填、基础承台浇筑、组件设备运输安装、房屋修建等。施工噪声主要来自于挖掘机、起重机、振捣机、电锯等施工机械以及运输车辆，部分施工机械设备的噪声值见表101。表101部分施工机械设备的噪声值单位：dB（A）序号机械名称距声源10m处平均噪声级1推土机762挖掘机823混凝土搅拌机814插入式振捣器735运输汽车826空压机(放气)84本工程施工大部分安排在白天，且场址周围附近没有居民和厂矿，因此施工期噪声对外界影响很小，受噪声影响人群主要为施工人员。尽管施工区对周围影响较小，但工程开工后仍应严格执行有关的条例、规定，使施工场地边界处的噪声值达到《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）中的有关标准。此外，施工运输车辆运输主要利用现有公路，对车辆行驶时间、行驶路线进行严格控制和管理，注意避开噪声敏感区域和噪声敏感时段，文明行车，对公路附近居民的影响不大。3扬尘和废气影响95 工程施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，在作业面及其附近区域将产生粉尘和二次扬尘，同时施工机械和运输车辆在运行过程中也排放大量含NO2、CO和HC的废气，造成局部区域的空气污染。由于施工区远离居民区，因此受影响的人群主要为施工人员。为减小施工扬尘和废气对施工人员的影响，必须配合相应的环境保护措施，如定期洒水清扫运输车进出的主干道、建筑材料堆场以及混凝土拌和处应定点定位并采取适当的防尘措施、加强对施工机械和运输车辆的维修保养等，同时提倡文明施工，加强施工管理。4施工期废、污水排放的影响工程施工废水其主要成分是含泥沙废水，若任意随地漫流，将会污染光伏电场周围环境，应对废水进行收集，在现场开挖简易池子对泥浆水进行沉淀处理，处理后尾水全部予以回用。施工期施工人员日常生活和工作排放的生活污水，废水排放量较小。项目拟在施工人员临时居所处建设临时生物化粪池一座，生活污水经生物化粪池处理后，即可自动挥发，对环境影响极小。5固体废物的影响施工期间的弃土，主要由光伏发电组件构架基础开挖、建筑物修建等施工活动产生，弃土部分可被直接利用作基础回填和修建临时道路。整个光伏电场内基本能做到土方平衡，并在施工期结束后对临时道路等采取土层恢复等措施。施工期间产生的建筑垃圾和生活垃圾，要求随产生随清运并安全处置。11.1.4运行期的环境影响太阳能光伏发电的工艺流程是利用自然光将光能直接转变为电能的过程。在生产过程中不消耗燃料，不产生产生废水、废气等污物。因此运行期间对环境的影响主要表现为以下几个方面：1电磁波的潜在影响逆变器和电气设备等附近没有居民区，不构成电磁辐射对人群的安全防护要求。变电设备产生的电磁辐射经设备外壳、箱体屏蔽和距离衰减后，对周围环境影响较小。周边5km范围内几乎没有大型单位和通信设施，场地上空无微波类信号传输通道。因此，电场设备运行对通信和电视信号不会电磁影响。2污染物排放的影响污染物排放包括废水排放和固体废物排放。95 由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，一般为无人值守，仅需少量人员值班，生活污水量极少，对环境影响就较小。在光伏电厂建成投运后，主要固体废弃物为生活及检修垃圾，该部分废弃物要倒往指定地点，并定期集中处理，避免刮风时固体物飞扬，污染附近环境。3对生态景观影响太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地的动植被分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。排列整齐的太阳能光伏发电组件与蓝天、白云、戈壁滩，将成为道路边另一道美丽的风景。11.1.5环境保护投资估算环境保护投资包括：固体废弃物处理费、水环境保护费、大气污染防治费、生态保护费、环境监测和建设管理费等。初步估算工程环境保护投资费为130万元。11.1.6环境保护综合评价与结论综上所述，本项目严格按照我国环境保护相关法律要求组织实施，对于施工期扬尘、噪声、废、污水排放污染防治以及运行期电磁波、生产生活污水处理、噪声污染控制等方面均将采取有效的环保措施，严格进行各项管理。主要污染物排放均可控制在环境许可范围以内。项目建设具备环境可行性。11.2水土保持11.2.1水土保持设计标准由于工程位于戈壁荒漠区，工程建成后人类活动程度将加强，应做好环境生态保护及建设。同时，在开展水土保持设计时应遵守下列标准：（1）《中华人民共和国水土保持法》全国人大（2）《土壤侵蚀分类分级标准》SL190-96（3）《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1~6-1996（4）《水土保持监测技术规程》SL277-200211.2.2水土流失预测及危害分析95 本工程位置在X定边县，场区占地总面积为24.75hm2。场址现状为平原洼地，施工对土壤的扰动包括光伏发电机组基础占地、地上永久性建筑（包括35kV开关站）占地、电缆沟占地、场内道路等永久占地，以及临时堆放建筑材料占地、临时生活区占地、场内临时道路、设备临时储存场地等临时占地。这些占地均有可能造成土壤侵蚀，从而加大工程区土壤侵蚀强度。施工结束后，永久占地内除电缆沟占地和开关站内部分可恢复外，其它永久占地基本为水泥硬覆盖，不会再发生土壤的侵蚀；临时占地均可恢复植被。在采取种草等措施后，土壤侵蚀模数可降至施工前水平甚至更低，从而大大降低土壤侵蚀量。11.2.3水土保持措施本工程根据以下原则制定水土保持措施：（1）“谁开发谁保护，谁造成水土流失谁负责治理”的原则在实地调查和资料分析的基础上，科学合理地界定工程建设及生产过程中的水土流失防治责任范围，明确建设单位的防治责任。（2）“生态优先”的原则水土保持防治措施，以防治水土流失和增加生态效益为目的，“因地制宜、因害设防”、“重点治理与一般防护相结合”，实现生态与经济的可持续发展。（3）“预防为主、防治结合”的原则项目建设区主要为平原和洼地，植被破坏后，碰到雨量较大的月份，会加剧雨水和积水的冲蚀，土体结构变动后自我恢复比较困难。工程建设中应以预防为主，对施工场地进行合理布设，避免建设过程中乱占、乱挖，破坏原地貌和地表植被，减少水土流失造成的危害。施工过程中贯彻“先挡后弃”的原则，做好土方调配工作，同时加强临时防护措施。（4）“分区防治、重点突出”的原则在光伏电场建设、生产过程中，根据水土流失预测结果，按照水土保持分区防治原则，把光伏电板和箱式变压器、35kV升压变电站、道路工程、水源工程、管沟工程、施工生产生活区和施工供电线路区基础开挖回填边坡、建构筑物周围及施工区易产生水土流失区域作为防治重点，合理布置各项防治措施，建立结构合理、功能齐全、效果显著的水土保持综合防治体系。95 （5）“综合治理”的原则根据工程建设布局、施工生产工艺以及可能造成的水土流失量和危害等，合理布置各项防治措施，工程措施与植物措施相结合，永久性防治措施和临时性防治措施相结合，进行综合治理。（6）“三同时”的原则目前该项目主体工程处于可研阶段，因此，方案中的水土保持工程完全能与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。应合理安排水土保持措施施工进度，按照先拦后弃的防治原则，首先实施水土保持拦挡工程，临时挡护工程及其它工程随着主体工程进度适时安排。植物措施在土建工程完工之后适宜的造林种草季节分步完成。（7）“与主体工程相衔接”的原则所采取水土保持措施应与主体工程相衔接，对主体设计进行综合分析的基础上，把主体工程中具有水土保持功能工程纳入本方案水土保持措施体系中，使之和方案新增水土保持措施一起，形成一个完整、严密、科学的水土保持防护体系，减少因工程建设造成的水土流失。（8）“经济可行”的原则从实际出发，在有效防治工程建设新增水土流失的同时，充分考虑经济合理，以较少的投入争取最大的生态和社会效益。1光伏发电组件基础施工与安装的水土保持措施（1）有计划地按土方平衡的原则开展施工。光伏发电组件基础场地平整、土石方开挖与混凝土浇筑的进度必须遵照土方平衡的原则，按计划进行。光伏发电组件场地平整和土石方开挖的数量，以不影响混凝土浇筑进度为准，不宜大面积、大数量的进行，导致土石方暴露时间过多、过长。平整的场地植被已遭破坏，表层土壤疏松，暴露时间过多、过长，势必遭受当地水蚀的频率增大，加大水蚀的危害。（2）严格控制作业场地面积。无节制扩大作业场地，将造成更多的植被破坏和土壤表层的破坏。（3）施工完成后，开挖土方应及时回填，回填土要按从地表向下颗粒由粗到细的原则分层回填、逐层夯实，避免扬沙。95 2电缆沟的水土保持措施（1）开挖电缆沟时，应尽量避让沟道。（2）开挖电缆沟时，应按照及时开挖、及时回填的原则处理。建议按施工能力采取分段敷设的办法。（3）电缆铺设完后，开挖土方应及时回填，回填土要按从地表向下颗粒由粗到细的原则分层回填、逐层夯实。3临时占地的水土保持措施为减少对原植被的破坏，根据施工的要求，施工临时场地应尽可能减少土石方的开挖和回填，无论是开挖和回填均对原土层产生破坏。对于临时施工用地，应尽可能不对原场地进行大面积处理，可采用局部平整等临时措施，以满足施工的要求，同时减少对原土层的破坏，以达到对水土保持的最佳效果。施工结束后，施工单位应及时拆除临时建筑物，清理和平整场地，对已发生土石方开挖和回填的裸露地面应及时采取措施恢复原状。4工程弃土的水土保持措施场内主要土石方开挖：建筑基础、电池组件支架、逆变器基础以及明沟和电缆等，光伏电场内土方基本可做到平衡。5110kV升压站的水土保持措施110kV升压站站址位于本电场中部东边，站区布置综合配电及控制楼、门卫室、综合楼等建构筑物。同时根据国家及行业的有关规定，设有相应的生活设施，同时还设置有消防水池、化粪池及蓄水池等相关构筑物。光伏发电场主要的生产生活建、构筑物均设在升压站附近，以方便生产运行人员的管理。升压站除建筑物、已硬化的道路和场地等，其余部分应进行绿化，采取种草的方式，种植适宜当地气候条件的作物。11.2.4水土保持投资95 水土保持的投资费用主要由水土流失防治费、水土保持设施补偿费、监测费组成。其中水土保持防治费由工程措施费、植物措施费和施工临时工程费组成；而水土保持监测费根据有关规定结合实际工程量计列。水土保持设施补偿费按开挖面积列支，一次性缴纳。工程需列支相应的水土保持专项投资费用50万元。11.2.5水土保持综合评价与结论根据以上对光伏电场场址和工程建设可能引起的环境影响进行分析，可认为光伏电场建设和运行期间对当地环境的不利影响比较小，并且在采取一系列减免措施之后，可将不利影响降至最低，相反工程具有明显的环境效益和节能效益。因此从工程环境保护和节能的角度来衡量，本光伏电场建设是可行的。根据本工程的特点，结合当地的自然环境，针对工程建设过程中对自然地表的扰动采取相应的工程措施、绿化措施、以及临时防护措施，能有效地控制工程建设过程中和光伏电场运行期间产生的水土流失，从水土保持的角度分析，工程建设是可行的。第十二章劳动安全与工业卫生12.1设计依据、任务与目的1法律法规及技术规范与标准：（1）《中华人民共和国劳动合同法》2007.6（2）《中华人民共和国消防法》2008.10（3）《中华人民共和国安全生产法》2002.11（4）《中华人民共和国产品质量法》2000.7（5）《建设工程安全生产管理条例》2003.11（6）《水利水电建筑安装安全技术工作规程》SD267-88（7）《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》2004.1（8）《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002（9）《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）2劳动安全与工业卫生设计任务与目的95 为适应我国光伏发电事业建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在光伏发电项目设计中必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策，提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在光伏电站的设计中，应贯彻“安全生产、预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件，减少事故和人身伤害的发生，以保障光伏电站建设过程中劳动人员和光伏电站职工生产过程中的安全和健康要求。光伏电站建成投产后，火灾危险性主要来自于可燃介质、材料的设施或场所。如变压器有发生火灾的可能性和潜在的爆炸危险。为降低发生危害的风险，在设计中应采取以下措施：（1）本工程各主要生产建筑物、构筑物及生产设备的最小间距，不得小于现行的《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）和《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）的规定，保持安全防火距离。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量储存，不能超限储存，更不能与其他物品混合储存，要求存放在专用仓库内。（3）建筑物和构筑物的设计，严格按照国家现行的防火消防设计规范执行，做好消防设计。在设计中做好防火、防爆等安全措施，在升压站内道路设计中，要满足消防和人员疏散的要求。在升压站内设置足够的消火拴和消防水龙头。（4）场区内各主要建筑物周围应设有消防通道。光伏电站在施工过程中，主要有电击、机械损伤、烫伤、噪声、坠落物体打击、基坑坍塌、高温、寒冷等危害。为保证工作人员健康和安全生产的需要，在施工中应明确事故责任人，做好各种施工防护措施，严格执行施工安全技术要求。为避免以上事故发生，建议采取以下措施：（1）项目业主应选择有丰富光伏电站建设经验的专业施工队伍进行施工，定期进行工程检查，及时排除工程建设过程中的安全隐患。（2）工程承包商应制定详细的安全生产管理条例，对工作人员进行安全生产教育。（3）应设置适当数量的安全检查员，对工作人员是否严格执行安全生产管理条例和可能出现的异常情况进行检查和处理。（4）为保证工作人员身体健康，夏季施工应做好防暑降温工作，冬季施工有必要的防寒措施。（5）工作人员应严格执行安全生产管理条例，发现有安全隐患问题时，要及时进行解决。95 （6）监理单位应随时检查施工单位是否按照设计要求进行施工，是否采用安全防范措施，并对工程中出现的问题进行及时纠正。12.2运行期和施工期主要危险、有害因素分析1施工期危害因素本期光伏项目在施工过程中，最可能发生安全事故的工种有：空中作业、运输吊装作业、用电作业、基坑开挖作业四个工种，下面对这四个工种存在的危害因素分别进行确认。（1）空中作业存在的潜在危害因素有：保护措施不当、大风作业、器械脱落等潜在危害因素。（2）运输吊装作业存在的潜在危害因素有：无证操作、吊绳断股、起重超载、支腿不平衡、起吊弧度过大、交叉作业、吊钩断裂、吊钩未挂牢、操作失误、限位保护器失灵、指挥不当、大风起吊等潜在危害因素。（3）用电作业存在的潜在危害因素有：无漏电保护、无证操作、设备漏电、电弧光、电焊作业未带防护用品、一闸多机、线路破损、未采取防护措施、线路绝缘破损、设备供电不符、雷雨天放电等危害因素。（4）基坑开挖存在的潜在危害因素有：放坡不够、无证驾驶挖土机、夜间无红色警示灯、违反操作规程、未设上下人行爬梯、开挖土石方堆放距离过近等。2运行期危害因素在光伏电站完工投产后，运行期中主要设备使用不当或设备质量不合格引起火灾、爆炸、电击、机械损伤等危害因素。高压设备区有雷击、噪声、振动、电磁辐射等危害因素。光伏阵列有龙卷风、雷击、冰雹等潜在危害因素。12.3工程安全卫生设计12.3.1防火、防爆各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《电力设备典型消防规程》(DL5027-93)和《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)执行。95 设置必要的和合适的消防设施。逆变升压室和35kV配电室装有移动式灭火栓。电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。12.3.2防雷电由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷原件要分散安装在阵列的回路内，也安装在接线箱内，对于从低压配电线侵入的列点浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷原件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷变压器。12.3.3防电伤所有电气设备均按照现行的《电气设备安全设计导则》（GB4064－1993）要求进行设计；所有电气设备的接地均按照现行《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169－2006）要求进行设计，电气设备均接地或接零；按规定配置过载保护器、漏电保护器；为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施；电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小距离符合配电装置设计技术规程规定的要求；为确保工作人员自生安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修；同时尽量避免雨天作业；12.3.4防噪声、振荡及电磁干扰噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等噪声设备隔声限制要求，对于变压器、逆变器等噪声设备隔音措施使其噪声满足《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－1985）的要求。95 站区布置建筑设计应考虑防噪措施。防振动危害，应首先从振动源上进行控制，并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合《作业场所局部振动卫生标准》（GB10436－1989）及其它有关标准、规范的规定。12.3.5防暑、防寒及防潮在35kV、110kV配电装置室等场所，按照《工业企业设计卫生标准》（GBZ1－2002）、《采暖通风与空气调节设计规范》（GBJ10－87）、《火力发电场采暖通风与空气调节设计技术规定》（DL/T5035－94）等有关规定进行设计。12.3.6其他安全措施各建筑物、工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，单元中央控制室采取格栅照明，照度充足，灯光柔和，以保护运行人员的视力；所有设备及材料均满足太阳能电场运行的技术要求，保护在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的作用。所有设备均座落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性。设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能；其他防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施，均应符合国家的有关劳动安全与工业卫生规定的要求。12.4工程运行期安全管理机构设置及应急事故处理12.4.1安全管理机构及相关人员配备情况电厂在建设及运行期间应配备的安全管理人员有1.安全总负责人，其职责是对运行期间的安全工作负总责2.现场巡专员，其职责是发现安全隐患及时上报并按规章制度处理。12.4.2事故应急处理1应急处理的目的（1）在遇到突发事件时，采取有效的应急措施，使全场各项活动过程中的人、财、物得到充分保护。95 （2）控制事故险情的升级，最大限度减少损失。（3）保护场区环境。（4）预测各项活动过程中所存在的风险、隐患，制定出相应的应急程序和控制措施，指导本场各单位组织学习和应用，提高全场整体应变能力。2应急处理原则先抢救遇险人员，后抢救国家财产；在扑救初起火灾时，必须遵循：先控制后消火，救人第一，先重点后一般的原则。（1）疏散无关人员，最大限度减少人员伤亡。（2）阻断危险物源，防止二次事故发生及事态蔓延。（3）保持通讯畅通，随时掌握险情动态。（4）调集救助力量，迅速控制事态发展。（5）正确分析现场情况，及时划定危险范围，果断决定采取应急行动。（6）正确分析风险损益，在尽可能减少人员伤亡的前提下，组织物资抢险。（7）处理事故险情时，首先考虑人员安全，其次应尽可能减少财产损失和环境污染，按有利于恢复生产的原则组织应急行动。（8）现场抢险时，不能少于两人。3应急设备器材（1）通讯系统由光伏电站值班人员负责应急通讯设备的配置和维护，应急状态下负责通讯设施故障的处理。为了保障应急信息的快速传递，光伏电站值班室应设置应急专用电话，在日常工作中不得使用应急配备的专用电话。（2）物资供应系统应急物资由光伏电站相关人员负责协调、组织及落实，确保应急物资准备充足、供应及时。（3）交通运输系统光伏电站内车辆由光伏电站值班班长负责协调、组织，各单位必须服从光伏电站应急指挥部统一调动。（4）消防系统95 由光伏电站值班班长负责协调、组织及落实消防设备和人员，应急时服从光伏电站应急指挥部调动。（5）医疗救护系统光伏电站配备常用的医疗救护设备及药品，应急状态下可向就近医院求助，服从光伏电站应急指挥部和应急办公室调动。（6）义务消防队光伏电站全体职工为义务消防队队员。应及时，所有义务消防队成员必须服从光伏电站应急指挥部和应急办公室调动。4应急组织职责（1）制定光伏电站应急工作计划，各种重大应急的措施和方案。（2）为应急行动配备、协调各种设备、器材以及其他应急物资。（3）负责光伏电站二级应急行动的实施，发生一级事故险情时，及时向上级应及组织汇报，并迅速调动全场应急力量采取应急救援行动。在上级应急组织下达及应指令时，执行上级应急指令所有的程序和内容，组织全光伏电站的人力、物力参加应急救援活动。（4）负责全场的生产动态，发生事故险情时，及时做出判断，采取相应的应急措施。（5）负责收集每天的气象信息、上级和有关部门的险情通报，有异常情况时上报光伏电站应急指挥部，并立即通知各单位做好应急准备。（6）在上级应急组织下达应急指令时，执行上级应急指令，调动全场的应急力量，参加上级应急组织应急行动。（7）负责起草本光伏电站有关应急工作的文件、简报等。（8）发生二级以上事故险情时，负责通知周边企业、单位、居民采取相应的应急措施。5应急预案（1）险情分类光伏电站在建设中和建成投产后险情分为两类：一类是自然环境造成的险情称为自然灾害险情。主要包括：龙卷风、暴风雪、地震、洪水等。另一类是工业事故引起的险情称为工业事故险情，主要包括：火灾、爆炸、触电、中毒、急性传染病、机械损伤、交通事故等。95 （2）应急行动程序发现险情后，当事人首先判明险情的级别，如果是三级险情，立即向光伏电站值班班长汇报（施工过程中向项目部汇报），由光伏电站值班班长向光伏电站负责人理汇报；如果是二级险情及以上，立即就近按动火灾自动报警按钮（火灾或爆炸事故险情），立即汇报当地调度，并同时上报电场领导。如果火灾、爆炸、泄露险情特别严重，可直接拨打119火警电话求助。12.5主要结论和建议本光伏电站施工期劳动安全问题为提升及车辆伤害、触电、物体打击、坍塌、机械损伤等。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法运行，可有效预防危害事故的发生，最大限度保护工作人员。光伏电站在建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、放触电、防静电和机械损伤等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。根据国家对工程建设项目的有关规定，本光伏暂列支电站项目施工期的劳动安全卫生费用和运行期间的生产管理、运行的相关劳动安全卫生费用，总计100万元。第十三章节能降耗效益分析太阳能建设项目为清洁能源工程，利用光能资源发电，每年可节约大量的煤炭资源。拟建X省定边县金川区太阳能电场一期工程，规划装机容量为51.12MWp，平均每年发电6948.6万kW·h（含自耗电0.2%）。与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（标准）344g/kW·h计每年可节约标准煤约65809.264吨；按照火电煤耗（标准）1.4Kg/kW·h计污染物二氧化碳减排量267828.4吨/年。太阳能发电是清洁、无污染的可再生能源，太阳能电站的运行过程是将太阳能转变成电能的过程。在整个运行过程中，不会产生大气、水、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护的角度分析，太阳能点成的建设代替燃煤电场95 的建设，将大大减少对周围环境的污染，并起到利用清洁自然可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用，具有明显的社会效益及突出的环境效益。并可节约煤电，同时也具有良好的经济效益。第十四章工程设计概算及经济评价14.1工程概况本工程投资估算包括光伏发电系统、电气系统、场区道路、配套工程等。本工程资金来源：资本金占总投资的30%，其余为银行贷款。工程静态投资49062万元，建设期利息922.37万元，工程动态总投资49985万元；单位千瓦静态投资9812元/kW，单位千瓦动态投资9997元/kW。14.2编制原则及依据工程量按设计各专业估算工程量及设备材料清册计算。费用构成及取费标准：参考水电水利规划设计总院《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》及《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（GD003-2011）。定额指标：水电水利规划设计总院《风电场工程概算定额》，不足部分参照中电联技经〔2007〕138号文《电力建设工程概算定额》(2006年版)和中电联技经〔2007〕15号文《电力建设工程预算定额》(2006年版)。参考X地区已建成地面光伏电站实际实施成本，对部分单价进行调整。14.3基础资料14.3.1主要机电设备价格表14-1主要设备价格表序号设备名称价格备注1太阳电池组件（含税）5.1元/W含采保、运杂及损耗2并网型逆变器（含税）0.72元/W含综合费用95 14.3.2人工预算单价及主要材料预算价格人工预算单价根据水电水利规划设计总院《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》进行计算，主要材料预算价格按2012年第2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。14.3.3费率标准见表14-2、14-3表14-2建筑工程取费标准编号项目计算基础建筑工程费率（%）人工土方机械土方人工石方机械石方混凝土钢筋基础处理一直接费　　　　　　　　1直接工程费　　　　　　　　2措施费人工费+机械费4.734.14.925.1913.4114.359.06二间接费人工费+机械费47.1810.6846.3317.3641.6952.7423.72三利润人工费+机械费+措施费+间接费10101010101010四税金直接费+间接费+利润3.413.413.413.413.413.413.41表14-3安装工程取费标准编号项目计算基础安装工程费率（%）一直接费1直接工程费95 2措施费人工费+机械费7.04二间接费人工费93三利润人工费+机械费+措施费+间接费10%四税金直接费+间接费+利润3.41%14.3.4其他费用1）工程前期费工程前期费=(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)×1%；2）建设单位管理费建设单位管理费=(建筑工程费+安装工程费)×3%+设备购置费×0.4%；3）建设监理费建设监理费=(建筑工程费+安装工程费)×1.35%+设备购置费×0.13%；4）项目咨询服务评审费项目咨询服务评审费=(建筑工程费+安装工程费)×1%+设备购置费×0.3%；5）工程验收费工程验收费=(建筑工程费+安装工程费)×1.1%；6）工程保险费工程保险费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）×0.45%；7）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+安装工程费）×1%；8）办公及生活家具购置费办公及生活家具购置费=设备购置费×0.75%；9）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×0.15%；10）备品备件购置费备品备件购置费=设备购置费×0.5%；11）联合试运转费联合试运转费=安装工程费×0.55%；95 12）勘察设计费按勘察设计委托合同金额。14.3.5基本预备费基本预备费=（建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其它费用）×3%。14.3.6价差预备费价差预备费工程总投资中暂不计列。14.3.7建设期贷款利息本工程资本金按总投资的30%计算。按中国人民银行2012年6月8日下调金融机构人民币存贷款最新基准利率，本项目一年以内流动资金贷款利率为6.31%，五年期以上长期贷款利率为6.8%。14.4投资估算表14-4总概算表序号工程或费用名称设备购置费（万元）建安工程费（万元）其他费用（万元）合计（万元）占投资额（%）1234567一设备及安装工程　　　　　1发电设备及安装工程32337.922779.04　35116.9670.3%2电气一次设备6148.78295.55　6444.3212.9%3电气二次设备187.3220.02　207.340.4%4其他设备及安装工程1378.46226.93　1605.393.2%二建筑工程　　　　　1发电设备基础工程　3052.80　3052.806.1%2变配电工程　241.95　241.950.5%3房屋建筑工程　423.91　423.910.8%4交通工程　375.00　375.000.8%5施工辅助工程　　　　　6其他　111.75　111.750.2%三其他费用　　　　　95 1建设用地费　　677.53677.531.4%2建设管理费　　170.22170.220.3%3生产准备费　　151.19151.190.3%4勘察设计费　　190.00190.000.4%5其他　　50.0050.000.1%　一～三部分合计　　　48818.3697.7%　基本预备费(0.5%)　　　244.090.5%　静态投资　　　49062.4598.2%　涨价预备费　　　　　　建设期利息　　　922.37　　工程总投资　　　49984.82　　装机容量　　　　　　单位千瓦静态投资　　　16.071295　　单位千瓦动态投资　　　16.373434　　增值税基数　　　34232.88　95 表14-5设备及安装工程概算表序号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)设备费安装费设备费安装费12345678　第一部分设备及安装工程　　　　　　一发电设备及安装工程　　　　　　1光伏阵列　　　　　　1.1光伏电池本体（多晶硅电池组240WP/块）kWp505285,60030028295.68001515.84001.2固定支架kWp505288002504042.24001263.2000　小计　　　　32337.92002779.0400二电气一次设备　　　　　　1110kV升压站设备　　　　　　1.1升压变压器(50000kVA)台14,864,000355,000486.400035.50001.2隔离开关台370,4008,00021.12002.40001.3隔离开关台172,4008,0007.24000.80001.4中性点成套装置套199,8408,0009.98400.80001.5断路器台2140,8005,00028.16001.00001.6电流互感器台645,0005,00027.00003.00001.7电流互感器台　30,0005,000　　1.8氧化锌避雷器只110,0002,0001.00000.20001.9氧化锌避雷器只310,5002,0003.15000.60001.10氧化锌避雷器台311,5002,0003.45000.60001.11电压互感器台3105,0008,00031.50002.400095 1.1235kV主变进线柜面1140,8008,00014.08000.8000　其中每面含：①断路器台1　　　　　②电流互感器台3　　　　1.1335kV站用变柜面1108,0008,00010.80000.8000　其中每面含：①断路器台1　　　　　②电流互感器台3　　　　1.14站用变--干式变压器台1130,0008,00013.00000.80001.1535kV电容器（SVG)柜面1108,0008,00010.80000.8000　其中每面含：①断路器台1　　　　　②电流互感器台3　　　　　③接地开关台1　　　　1.1635kV（SVG)动态补偿装置套12,500,00050,000250.00005.00001.1735kV段母线设备柜面1108,0008,00010.80000.8000　其中每面含：①熔断器只3　　　　　②避雷器只3　　　　　③电压互感器只3　　　　1.1835kV柱上跌落式刀熔开关台120,0003,0002.00000.3000　其中含：①熔断器个3　　　　1.1935kV馈线柜面7108,0005,00075.60003.5000　其中每面含：①断路器台1　　　　　②电流互感器只3　　　　　③零序电流互感器只1　　　　　④接地开关台1　　　　1.2035kV预装箱式变压器台50250,00020,0001250.0000100.0000　其中每台含：①油浸变压器台1　　　　　②负荷开关组1　　　　　③熔断器台3　　　　95 　④避雷器只3　　　　　⑤避雷器只3　　　　　⑥双圈单相变压器台1　　　　1.21逆变器台100350,0008,0003500.000080.0000　其中每台含：①直流断路器只1　　　　　②低压交流出口断路器只1　　　　　③直流侧接线回路数回16　　　　　④通信接口个2　　　　1.2235kV封闭母线桥米2010,000　20.0000　1.23低压抽屉配电柜面642,5002,50025.50001.50001.24直流防雷汇流箱台7004,500600315.000042.00001.25照明/暖通配电箱台602,00060012.00003.60001.26就地电源箱台602,00060012.00003.60001.27庭院灯套103,2001,0003.20001.00001.28草坪灯套106808000.68000.80001.29耐张绝缘子串串61605000.09600.30001.30悬垂绝缘子串串31605000.04800.15001.31支柱绝缘子只243005000.72001.20001.32支柱绝缘子只21,0001,5000.20000.30001.33高压穿墙套管只36,0001,5001.80000.45001.34钢芯铝绞线米30035121.05000.36001.35铝母排米1901050.19000.0950母线伸缩节个60.21000.090095 1.36350150　小计　　　　6148.7780295.5450三电气二次设备　　　　　　　#1主变保护柜面1100,0005,00010.00000.5000　柜内含：套1　　　　　　套1　　　　　　套1　　　　　　套1　　　　　　套1　　　　　#1主变测控柜面1100,0005,00010.00000.5000　柜内含:套1　　　　　　套1　　　　　110kV线路保护屏面1150,00010,00015.00001.0000　35kV馈线保护测控装置套725,000　17.5000　　35kV电容器保护测控装置套125,000　2.5000　　35kV母线设备保护装置套125,000　2.5000　　110kV进线关口电度表屏块120,0002,0002.00000.2000　主变电度表屏块120,0002,0002.00000.2000　10kV线路站用电进线电度表只110,000　1.0000　　110kV频率电压紧急控制装置块1120,00010,00012.00001.0000　端子箱只32,5005000.75000.1500　微机监控设备套1100,00030,00010.00003.0000　操作员站套1　　　　　工程师站套1　　　　　激光打印机台1　　　　95 　HP多功能机台1　　　　　局域网交换机个1　　　　　计算机通信电缆m600530.30000.1800　铠装多模光缆m9000534.50002.7000　光电转换器对662,00015013.20000.9900　光缆终端盒个66200501.32000.3300　尾纤根12540150.50000.1875　光纤配线模块个31,0001000.30000.0300　操作台及转椅套14,000　0.4000　　通讯规约转换屏面120,0001,0002.00000.1000　远动通讯柜面150,0003,0005.00000.3000　规约转换柜面150,0003,0005.00000.3000　通讯管理机（逆变器就地）套1535,0003,00052.50004.5000　不停电电源系统UPS套132,0003,5003.20000.3500　直流系统套163,5005,0006.35000.5000　光纤环网设备附件套155,0002,0007.50003.0000　小计　　　　187.320020.0175四其他设备及安装工程　　　　　　1行政通讯　　　　　　　市话中继条110,0001001.00000.0100　电话机部10200500.20000.0500　室内壁嵌式分线盒套2500500.10000.010095 　室内壁嵌式出线盒套1060250.06000.0250　站内通信安装材料项111,0002,0001.10000.2000　无线对讲机部4500　0.2000　2火灾报警系统套1400,00050,00040.00005.0000　火灾报警控制器主机台1　　　　　火灾报警控制器台1　　　　　手报按钮只5　　　　　联动模块专用电源只1　　　　　感烟感温复合探测器套8　　　　　感烟探测器套20　　　　　报警电话只1　　　　　智能模块只8　　　　3安防系统套1200,00030,00020.00003.0000　安防报警主机套1　　　　　脉冲报警装置套12　　　　　红外线摄像头只7　　　　　键盘台1　　　　　电子围栏及附件套12　　　　　警示牌（广拓夜光）块300　　　　　尼龙扎带根720　　　　　避雷器只12　　　　　镀锌防雨箱（防拆卸）只12　　　　4环境监测仪套120,0002,0002.00000.20005电缆　　　　　　　交联电力电缆km8430,00020,000344.000016.0000　交联电力电缆km488,10012,00035.24004.8000　交联电力电缆km6084,7005,000508.200030.000095 　交联电力电缆km0.8382,00020,00030.56001.6000　交联电力电缆km0.840,70010,0003.25600.8000　交联电力电缆km0.811,7005,0000.93600.4000　交联电力电缆km0.88,1005,0000.64800.4000　光伏直流电缆km5006,5161,000325.800050.0000　接地电缆km　3,9423,000　　　汇流箱接地电缆km312,9005,0003.87001.5000　35kV电缆终端套1153,000　34.5000　　1kV电缆终端套40030　1.2000　　低压耐火电缆km0.25,8203,0000.11640.0600　耐火控制电缆km0.45,6705,0000.22680.2000　光纤km612,0003,0007.20001.8000　通讯电缆km915,0003,00013.50002.7000　通讯电缆km315,0003,0004.50000.90006防火封堵材料　　　　0.0438　　有机防火堵料吨1　13,624　1.3624　无机防火堵料吨1　11,884　1.1884　防火涂料吨2　50,000　10.0000　阻火包带kg60　50　0.3000　无机耐火隔板m214　500　0.7000　无机防火堵包个520　38　1.976095 7电缆敷设及设备安装材料　　　　　　　电缆沟内支架吨1　13,000　1.3000　槽钢m350　80　2.8000　电缆支架(立柱)m120　50　0.6000　电缆支架(层架)m160　32　0.5120　电缆保护管km0.8　98,000　7.8400　电缆保护管km1.8　80,000　14.4000　电缆保护管km2.8　50,000　14.0000　电缆保护管km0.5　22,000　1.1000　电缆保护管km0.5　18,000　0.90008防雷接地材料　　　　　　　热镀锌钢管根150　340　5.1000　热镀锌扁钢km15　27,000　40.5000　热镀锌扁钢km0.3　27,000　0.8100　热镀锌扁钢km　　　　　　接地扁钢km0.3　13,000　0.3900　接地铜带km0.15　100,000　1.5000　小计　　　　1378.4570226.9338五合计　　　　40052.47503321.536395 表14-6建筑工程概算表序号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）123456　第二部分建筑工程　　　　一发电设备基础工程　　　　1光伏阵列设备基础　　　　　混凝土基础根318096003052.8000　埋件Q235吨　　　　C15垫层（方案一）m3　　　　挖土方（方案一）m3　　　　支架桩基础（方案二钢筋混凝土条形基础）不计入m3　　　　小计　　　3052.8000二变配电工程　　　　1设备基础　　　　　变压器基础C25m36012007.2000　其他设备基础C25m3　1100　　逆变器基础C25m3833120099.96002110KV变电站　　　　　鹅软石m3804003.2000　电缆沟800*800mmm150120118.0142　构架基础C25m3140105014.7000　构架Q235t8.41890015.8760　C40高强无收缩灌浆料m3545002.2500　砖砌围墙2m高m1102622.8820　基础C25m349.510505.1975　硬化地面m2140020028.0000　铸铁大门4*2m扇2200004.0000　避雷针吨102200022.0000　地脚螺栓个241200.28803站用配电间间29190818.3816　小计　　　241.9493三房屋建筑工程　　　　95 　就地逆变升压设备间间5054794273.9720　基础C25m3305　　　综合楼间11499400149.9400　电控楼间1　　　门卫室间1　　　化粪池间1　　　小计　　　423.9120四交通工程　　　　　厂区道路4m宽m15000250375.0000　小计　　　375.0000五施工辅助工程　　　　1施工电源项　250000　2施工水源项　100000　　小计　　　　六其他　　　　　电缆沟800*800mm项1　　　地基处理（1：1砂石）m375015011.2500　硬化地坪m2102520020.5000　站区围栅2m高m100008080.0000　小计　　　111.7500七合计　　　4205.4195 表14-7其他费用概算表序号工程或费用名称计算基础单位数量单价（万元）合计（万元）12　3456　第三部分其他费用　　　　　一建设用地费　　　　　1土地占用费　亩18.752.4045.002土地使用费　亩18.753.3462.532土地租金　亩1900.000.30570.00　小计　　　　677.53二建设管理费　　　　　1工程前期费一～二投资合计×0.9～1.1%%　475.79　2工程建设管理费　　　　60.002.1按建安工程量计算建安×2.00～3.5%%　75.27　2.2按设备费计算设备×0.3～0.55%%　400.52　3建设监理费　　　　20.003.1按建安工程量计算建安×1.2～1.5%%　75.27　3.2按设备费计算设备×0.1～0.15%%　400.52　4项目咨询服务评审费　　　　30.004.1按建安工程量计算建安×0.8～1.2%%　75.27　4.2按设备费计算设备×0.2～0.35%%　400.52　5工程验收费建安×0.8～1.3%%0.8075.2760.226工程保险费一～二投资合计×0.4～0.5%%0.40　　　小计　　　　170.22三生产准备费　　　　　1生产人员培训及提前进厂费建安×0.8～1.1%%0.8075.2760.2295 2办公及生活家具购置费建安×0.5～1.0%%0.5075.2737.633工器具及生产家具购置费设备×0.1～0.2%%0.10400.5240.054备品备件购置费设备×0.5%%0.50　　5联合试运转费安装费×0.4～0.7%%0.4033.2213.29　小计　　　　151.19四勘察设计费　　　　　1勘察设计费　项1190.00190.00　小计　　　　190.00五其他　　　　　1水保设施补偿　项12525.00　资源费　项11515.002其它　项11010.00　小计　　　　50.00六合计　　　　1238.9495 14.5经济评价与分析14.5.1项目投资和资金筹措(l)固定资产投资工程静态投资49062万元，建设期利息922.37万元，工程动态总投资49985万元；单位千瓦静态投资981.24元/kW，单位千瓦动态投资999.7元/kW。(2)建设期利息建设期按6个月，根据工程进度测算资金需求，按月取得贷款。经测算，项目建设期利息为922.37万元。(3)建设资金来源电站总投资的30％使用资本金，其余由国内银行贷款。(4)建设贷款利率按中国人民银行2012年6月8日下调金融机构人民币存贷款最新基准利率，本项目一年以内流动资金贷款利率为6.31%，五年期以上长期贷款利率为6.8%。14.5.2经济评价原始数据有关原始数据及主要评价参数，包括成本类及损益类数据详见“经济评价原始数据表”。表14-8经济评价原始数据表序号项目单位原始数据备注1装机容量MWp51.122设备平均年利用小时数h/a2317.63建设期月64机组服役期年255人民币贷款年利率％6.8按年结息6贷款还款期年157流动资金贷款利率%6.31按年结息95 8大修提成%0.39折旧年限年1510运营期保险费%0.1511电站定员人2012人工工资元/年7000013福利%4014所得税率%25三免三减半15法定公积金%1016基准收益率%817注册资本占总投资比例%3018流动资金周转天数天3019其他费用元/MWh3020增值税%1721城乡维护建设税%522教育税附加%323地方教育税附加%214.5.3成本与费用1）生产成本由工资及福利费、修理费、折旧费及其他费用等构成。工资及福利：20名电站维护管理人员，人员工资7万元/人年，福利按工资的40%考虑；大修提成：大修提成为固定资产的0.3%；其他费用：其他费用按30元/MWh计算。2）固定资产折旧提取采用直线法，残值按固定资产原值的5%计取，折旧年限取15年，折旧还贷率100%。3）财务费用：项目资本金比例30%，其余为银行贷款，贷款利率按6.895 %。贷款偿还年限为15年，按等额还本、利息照付的方式偿还。建设期贷款利息形成固定资产，流动资金贷款利息和投产期内发生贷款利息等财务费用计入当年损益。6）法定公积金10%，公积金提取不超过注册资本50%。14.5.4发电效益计算(1)发电收入本工程作为实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算，上网电价按0.854元／kw.h(不含增值税，含增值税为1元／kw.h)计算，在计算期内，按不含税上网电价计算，发电收入总额为148353.23万元。(2)税金本项目应交纳的税金包括销售税金附加和所得税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。(a)增值税增值税可抵扣：依据《中华人民共和国增值税暂行条例》及《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》规定，对购进固定资产部分的进项税额允许可以从销项税额中抵扣；购进固定资产按工程设备购置费考虑，产生的进项税额13648.85万元分年从销项税额中抵扣。(b)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％，地方教育费附加费率取2％。(c)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和销售税金附加后的余额，所得税按25％征收。根据《中华人民共和国企业所得税法实施条例》关于《公共基础设施企业所得税优惠目录》的规定，太阳能发电新建项目可以享受三免三减半的企业所得税优惠政策。(3)利润及分配总收入扣除总成本费用和销售税金附加后即为利润总额，再扣除应交所得税后即为税后利润。95 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。14.5.5经济评价指标表14-9经济评价指标汇总表序号项目名称财务指标1静态总投资49062万元2建设期贷款利息922万元3动态总投资49985万元2投资利润率7.20%3投资利税率10.07%4资本金利润率20.81%5全部投资5.1净现值(万元)5707.985.2内部收益率(%)9.62%5.3投资回收期(年)9.176自有资金6.1净现值(万元)13016.16.2内部收益率(%)14.21%6.3投资回收期(年)11.1714.5.6敏感性分析为了考察各因素对经济效益的影响，对静态投资、年发电量和上网电价作单因素敏感性分析，其计算结果详见下表。95 表14-10财务敏感性分析表变化因素变化率(%)项目投资财务内部收益率(%)项目投资财务内部收益率变化率(%)项目投资内部收益率敏感系数电量1014.2112.691.28513.416.34012.610-511.8-6.42-1010.98-12.93电价1014.2112.691.28513.416.34012.610-511.8-6.42-1010.98-12.93静态投资1011.08-12.131.34511.81-6.34012.610-513.496.98-1014.4714.75从上表可以看出，投资减少，内部收益率增大；电价提高，内部收益率增大。如果保持内部收益率不变，可以通过电价补贴来提高项目的经济效益，保证项目经济上可行。14.5.7经济评价结论工程静态总投资为49062万元，建设期利息为922.37万元，当上网电价按0.854元／kw.h(不含增值税，含增值税为1元／kw.h)计算时，项目投资财务内部收益率为9.62%，项目投资财务净现值5707.98万元，资本金财务内部收益率为14.21%，项目投资财务内部收益率大于基准收益率8%，项目投资财务净现值大于零，本项目财务上可行。投资减少，内部收益率增大；电价降低，内部收益率减小。如果保持内部收益率不变，可以通过控制投资来降低电价，或通过电价补贴来提高项目的经济效益，保证项目经济上可行。95'