50MWp农光互补项目可行性研究报告

'50MWp农光互补项目一、项目概况1.项目基本信息1.1项目名称：XXXX50MWp农光互补项目1.2项目拟建地点：陕西省渭南市大荔县石槽乡1.3建设规模：光伏电站50MWp1.4工程总投资：37500万1.5使用土地面积约2000亩。2.项目主要内容本工程规划总装机容量100MW，一期建设50MW，共安装标准功率为265W的太阳电池组件192192块，全部采用固定支架安装方式。光伏电站内布置39台1250kVA变压器和78台630kW逆变器，电站产生的电能经变压器升压至35kV汇集至场内升压站，然后经主变升压至110kV后经架空线路接入大荔县石槽110kV变电站（送出线路距离约3km)。光伏电站内建筑物包括综合楼、配电房、门卫室等。3.项目投资方简介项目投资方：xxxx有限公司110 1.项目模式介绍本项目采用光伏与农业相结合形式，采用架高光伏发电支架形式，架高支架顶部采用光伏组件覆盖，底部种植高效农作物，光伏农业一体化并网发电，将太阳能发电、现代农业种植和养殖、高效设施农业相结合，一方面光伏系统可运用农地直接低成本发电;另一方面由于太阳电池可间隔布置或采用一定透光率较高光伏组件，动植物生长所需要的主要光源可以穿透;另外红外光也能穿透，可储存热能，提高大棚温度，在冬季有利于动植物生长节约能源。该项目将惠及太阳能、系统集成、智能控制技术、设施农业、农业种植等领域的最先进的技术、经验和人才，以太阳能设施农业一体化并网发电站为核心，为集太阳能发电，农业光电子工程应用、推广，现代农业种植和养殖、加工和综合利用，农业种植和养殖技术交流推广，人才培训、观光农业、乐活农业、农产品物流等功能为一体的高新技术农业产业基地。以此创造更好的经济效益和社会效益。其主要有光伏农业种植大棚、光伏养殖大棚等几种模式。本工程建设农业种植大棚。光伏农业大棚是一种与农业生产相结合，棚顶太阳能发电、棚内发展农业生产的新型光伏系统工程，是现代农业发展的一种新模式。它通过建设棚顶光伏电力工程实现清洁能源发电，最终并入国家电网。光伏农业大棚，不但不额外占用耕地，还使原有土地实现增值。光伏农业大棚着重把农业、生态和旅游业结合起来，利用田园景观、农业生产活动、农业生态环境和生态农业经营模式，以贴近自然的特色旅游项目吸引周边城市游客在周末及节假日作短期停留，以最大限度利用资源，充分发挥农光互补观光旅游优势，促进当地旅游产业快速发展。110 已建成项目效果图1.项目效益分析5.1经济效益工程装机容量50MW，25年年均发电量5133万千瓦时。当地标杆电价为0.98元/千瓦，实现25年卖电总收益95623万元。25年创造总税收1.74亿元。5.2社会效益（1）本项目建设可获得发展低碳经济，促进节能减排，缓解能源与环境危机，实现产业结构调整和产业升级机会和落实科学发展观、实现渭南地区可持续发展的社会效益。（2）本项目建设可获得应对气候变化、参与国际合作与竞争的社会效益。（3）本项目具有扩大光伏产品的内需，促进光伏产业及相关产业链健康发展，缓解国际经济危机对我国光伏产业的负面影响的社会效益。（4）本项目将加快渭南经济的可持续发展，改善和提高人110 民生活水平，从而获得加强人民团结，保障社会稳定，构建和谐渭南的社会效益。（5）本项目大棚建成将改善项目所在地农业生产力水平，由一年一季的种植模式转化为四季不间断种植，农作物由单一种植向多元化种植转变，另外可适当引入畜牧养殖业。加快渭南地区农业经济发展。（6）本项目部分农业大棚建成后可由农业公司租用进行种植、养殖，农业公司雇佣当地农民增加当地就业率，（项目可增加当地就业岗位80余人,就业人员月收入约3000--4000元/月）；使个体农业向集体农业转变，提高农业生产效率，同时增加政府的财政收入，每年增加当地税收约708万元。1.农业合作模式XXXX一、工程建设的必要性1能源供应和政策背景我国能源供应长期以煤炭等化石能源为主，但随着化石能源的日益枯竭以及对环境造成的破坏，势必要寻求可持续、可替代的新型能源。太阳能发电是目前技术成熟的能源开发种类，不消耗化石能源，也不对环境造成影响，是能源持续发展的重要措施。因此，建设本项目是必要的。2优化能源结构的需要能源是经济社会发展的动力，建立充足、安全、清洁的能源供应体系是经济发展和社会进步的基本保障。渭南区经济社会快速发展，对能源的需要也将日益110 突出，随着渭南区人均能源消费水平提高，能源需求增长压力不断加大，能源供应与经济发展的矛盾十分突出。要从根本上解决当地能源短缺问题，不断满足经济和社会发展的电力需求，除大力提高能源利用效率外，还必须按照国家提倡大力发展可再生能源，实行节能减排的能源发展政策，加快开发利用太阳能等可再生能源，落实科学发展观、实现经济社会可持续发展，建设资源节约型社会。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》、1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2005年2月28日全国人大通过《中华人民共和国可再生能源法》，并自2006年1月1日起施行，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。陕西省十分重视可再生能源的开发和利用，为实现当地能源工业发展规划目标，促进当地可再生能源资源优势转化为经济优势，提高可再生能源开发利用水平，加快能源结构调整，减少煤炭等化石能源消耗对环境产生的污染，将利用各种途径来发展新能源。随着2000年9月1日开始实施《中华人民共和国大气污染防治法》，各省市人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用当地的可再生能源，替代部分煤电，适当减轻能源对外依靠的压力，对改善当地的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。110 1响应国家号召，支持政府完成“十二五”节能目标开发新能源代替常规能源，以实现节能目标，是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府已将此放到国家可持续发展的战略层面，“十二五”继续讲节能工作放在突出位置。1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2006年1月1日起施行的《中华人民共和国可再生能源法》，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。随着2000年9月1日逐步实施的《中华人民共和国大气污染防治法》，各级人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。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，我国政府已连续在“十一五”、“十二五”规划发展纲要中把节能作为约束性指标。“十二五”规划《纲要》把“十二五”时期单位GDP能耗平均降低16%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，同时又经过“十一五”期间节能减排工作起步，故要实现2015年单位GDP能耗比2010年下降16%的目标任务更加艰巨，需要全社会共同努力。因此开发利用太阳能是对政府完成“十二五”节能目标的大力支持，具有重要意义。2保护环境，减少温室气体排放随着我国经济发展，国家综合实力的提升，特别是2008年北京奥运会和2010年上海世博会的成功举办，标志着我国国际地位和形象已得到全世界的瞩目。我国环境保护和可再生能源的开发利用的力度，直接关系到我国在国际上的形象和地位。目前的能源结构中以燃煤为主的火力发电产生大量的CO2、SO2、NOX、烟110 尘、灰渣等污染物，对环境和生态造成不利的影响。为提高环境质量，创造良好的国家形象和国际影响力，为国家可持续发展创造条件。在对煤电进行改造和减排的同时，积极开发利用太阳能等清洁可再生能源是十分必要的。同时，国际社会为了鼓励发展中国家推广可再生能源，在《京都议定书》中提出了“清洁发展机制”（CDM），本项目建成后，还可据此申请相应的CO2减排额度补贴。1推广太阳能利用、推进光伏产业发展我国太阳能光伏技术开始于20世纪70年代，开始阶段主要用于空间技术，而后逐渐扩大到地面并形成了中国的光伏产业。80年代末我国开始安装地面光伏电站，主要为边远地区居民供电。近二十年来，我国太阳能的开发利用取得了巨大成就，太阳能光伏发电的技术水平与实用化程度有了显著提高，应用范围和规模不断扩大，并网光伏技术也获得了相当大的发展。国家科技部在“十五”期间，将并网光伏技术列为重要研究方向，对并网光伏发电的系统设计、关键设备研制、光伏与建筑一体化等方面都进行了研究和示范，并相继在深圳和上海建成投产了多个兆瓦级太阳能光伏示范发电站。近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业发展很快，光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电逐步转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，并且发展十分迅速。美国、德国、日本、加拿大、荷兰等国家纷纷制定了雄心勃勃的中长期发展规划推动光伏技术和光伏产业的发展，世界光伏产业以56.8％的平均年增长率高速发展。2010年，全球太阳能电池产量达到27.2GWp，较2009年同比增长118%，这是过去12年以来最高的一年。近年来我国光伏产业的增长迅速，2010年光伏电池产量超过8000MWp，雄居世界首位。这表明世界光伏产业发展有着极大的发展空间和前景。勿容置疑，开发太阳能资源，已经成为全球解决能源紧张的重要战略性计划之一。虽然我国在110 太阳能应用和技术产品开发方面已经取得了一定成就，但是受技术、经济发展水平的限制，目前太阳能光伏产品并没有走进千家万户：主要原因为太阳能产品的使用受天气因素的影响较大；太阳能发电装置造价贵，每千瓦的平均成本偏高等。但是在常规能源短缺已经成为制约我国经济发展瓶颈的今天，清洁、无穷的太阳能利用应有更大发展空间，太阳能光伏发电也有更大的市场潜力可挖。2008年的全球金融危机下，能源产业作为实体经济的基础产业，不可避免的受到冲击。但随着各类光伏组件技术的逐步成熟，以及商业化开发利用价值的逐步提高，同时随着光伏组件产能的逐渐扩大和市场竞争的原因，光伏组件价格从最高时的5美元/Wp已下降到目前的1美元/Wp以下，随着光伏发电建设成本的降低，商业化开发建设光伏电站已逐渐成趋势，同时为企业投资光伏发电项目提供了新机遇。因此实施本工程对推广太阳能利用、推进光伏产业发展是十分必要的。1改善生态，保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。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，光伏电站的开发建设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，营造出山川秀美的旅游胜地。本工程光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生110 化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。1开发光电，促进当地旅游业发展科技旅游是新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。光伏电站是新的绿色能源项目，本农光互补光伏电站建成后，将会成为科普旅游的一个新亮点，促进当地旅游产业的发展。综上所述，本项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是保护环境、发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。同时，对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义，预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。一、建设规模和总体方案1.建设方案本项目实施一般农田建设光伏，光伏阵列安装方向面向正南方向，安装倾角为与水平面夹角25°。系统中以650kW为一个电气单元，设计方案相同，每个650kW电气单元由2464块265瓦晶体硅光伏组件组成，接入1台650kW逆变器。每650kW电气接线形式相同,组件电气连接选取22块太阳能组件串联为一串,16串并至一台汇流箱，每个650kW单元共6个汇流箱，接入1台6入1出的650kVA直流汇流柜,每台直流汇流箱输出接入1台650kVA逆变器,逆变器输出为0.27kV交流电。系统原理图如下：110 图3-1：系统原理图本方案考虑朝向问题，选取最佳倾角，提高发电量，采取在以25度倾角铺设太阳能电池板的方式。太阳能电池方阵采用固定支架系统，并使用钢结构阵列基础。图3-2：农光互补光伏项目建设效果图1.建设规模50MW光伏发电项目采用分散建设，集中并网方式进行。50MW光伏发电电站分为50个1MW单元进行建设，每1MW单元选用265W多晶组件3774块，通过汇流箱、逆变器等设备后输出35kV电压集中并联后进入开关站后拟采用35kV线路就近输出并网。2.节能和环保110 太阳能的节能效益主要体现在光伏电站在运行时不需要消耗其它的常规能源。其环境效益主要体现在不排放任何有害气体。太阳能与火电相比，在提供能源的同时，不排放烟尘，二氧化碳，氮氧化合物和其它有害物质。二氧化硫、氮氧化合物在大气中形成酸性物质，造成酸雨。危害职务和水生物，破坏生态，二氧化碳又是影响全球变暖的温室效应气体。本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量50MW，经测算项目投产后预计年均发电量约5225万kWh，25年发电总量约为128328万度。本项目建成后相对于火力发电每年预计可以节约常规能源约15655.65吨标准煤，减少二氧化碳41782.62吨，减排二氧化硫318.25吨。项目建设期项目建设期：2016年10月---2017年4月，合计6个月。1.投资估算及资金筹措投资规模：项目总投资人民币3.75亿元，合计建设50MW光伏发电站。资金筹措：企业自筹资金7500万元，其余银行贷款，拟计划贷款年限15年。一、太阳能资源1太阳能资源概况1.1.全国太阳能资源下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图:太阳能资源分布图（兆焦耳/平方米*年)110 图4-1我国太阳能资源分布图按照日照辐射强度上图中将我国分为四类地区。一类地区（资源丰富带）全年辐射量在6700MJ/m2以上。相当于230kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部等地。二类地区（资源较富带）全年辐射量在5400〜6700MJ/m2，相当于180〜230kg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、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。三类地区（资源一般带）全年辐射量在4200〜5400MJ/m2。相当于140〜180kg标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江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。四类地区全年辐射量在4200MJ/m2以下。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。陕西省渭南市近年水平面平均年太阳辐射量5202MJ/m2。属我国第三类太阳110 能资源区域，适合建设太阳能光伏发电项目。可充分利用当地丰富的太阳能资源，采用太阳能发电技术，发展经济，提高人民生活水平。1.1.陕西太阳能资源分析图4-2陕西太阳能资源分布图陕西（Shaanxi），简称“陕”或“秦”，中华人民共和国省级行政单位之一，省会古都西安。地理位置介于东经105°29′~111°15′，北纬31°42′～39°35′之间，自然区划上因秦岭-淮河一线而横跨北方与南方。位于西北内陆腹地，横跨黄河和长江两大流域中部，连接中国东、中部地区和西北、西南的重要枢纽。渭南市位于东经108°50′-110°38′和北纬34°13′-35°52′之间，地110 处陕西关中渭河平原东部，东濒黄河与山西、河南毗邻，西与西安、咸阳相接，南倚秦岭与商洛为界，北靠桥山与延安、铜川接壤，南北长182.3公里，东西宽149.7公里，总面积约13134平方千米，人口556万。大荔县地处陕西关中平原东部，位于北纬34°36′——35°02′，东经109°43′一110°19′，素有“三秦通衢”、“三辅重镇”之称。地貌分为黄土台塬、渭河阶地、洛南沙苑、黄河滩地四个类型，县域面积1776平方公里，耕地面积9．3万公顷，全县辖13镇，13乡，415个行政村，总人口72万人。大荔县地处陕西关中平原东部，自然条件优越　属暖温带半湿润、半干旱季风气候，年平均气温14．4℃，降水量514mm，无霜期214天，境内地势平坦，土壤肥沃。一、工程地质1概述1.1工程概况拟建场地位于陕西省渭南市大荔县。交通较便利，现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。根据本工程初步设计方案：工程总占地面积约2000亩。主要建（构）筑物有：综合楼、配电房、门卫值班室、主变基础及户外电气设施、逆变器小室、太阳能电池方阵等。1.2勘察工作概况依据《中华人民共和国建筑法》、《中华人民共和国建设工程质量管理条例及《中华人民共和国合同法》的有关规定，开展了XXXX50MWp农光互补项目工程岩土工程勘察工作，勘察阶段：初步勘察。本次勘察的主要目的和要求是：初步提110 出经济合理的基础设计方案，并按现行基础规范要求，提出有关基础设计的承载力指标，提供建筑物沉降计算所需的地基变形参数（压缩模量Es和变形模量Eo)。本工程按规模和特征，工程重要性等级为三级，场地为中等复杂场地（二级），地基为中等复杂地基（二级），岩土工程勘察等级为乙级。为达到上述目的和要求，根据规范及业主的要求，主要应进行下列工作：1、初步探明场地成因、地形地貌特征、地层构造等。2、初步查明有无影响工程稳定性的不良地质现象。对地基的稳定性作出评价，并确定其位置、深度及范围。3、初步查明场地是否存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物。4、初步查明有无可液化土层，并对液化可能性作出评价，判明地基土类型和建筑场地类别，提供抗震设计的有关参数。5、初步查明建筑场地的地层结构、均匀性，以及各层土的物理力学指标。6、初步探明场地地下水类型、埋藏情况、渗透性、腐蚀性及补给情况等水文地质资料，确定地下水最高水位，并对地下水腐蚀提出防治措施。1区域地质及构造稳定性根据国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008的规定，结合本工程的具体情况，确定本道路工程抗震设防类别划分标准设防类（丙类）。2场地工程地质条件2.1地形地貌拟建的XXXX50MWp农光互补项目位于渭南市大荔县，现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。110 1.1地层岩性根据本阶段现场勘察及查询相关资料，本场地地层以残积土（Q4el)、第四系粉质粘土、二叠系峨眉山玄武岩（P20)、三叠系泥岩（T)、三叠系砂岩（T)为主，据地层时代、成因类型、岩性特征及物理力学性质，结合本阶段勘探成果，该工场区内揭露的主要岩性按自上而下的顺序描述如下：残积土①层：褐色，以粉土为主，局部含少量碎石块，呈稍湿、稍密〜中密状，表层含少量植物根系，该层土厚度较薄，在场区内广泛分布，该层一般层厚约为0.40m〜0.50m〇粉质粘土②层：棕红色〜灰黑色，可塑，中〜低压缩性，千强度及韧性中等，切面略有光泽。该层粉质粘土地基承载力特征值fak=160kPa。全风化玄武岩③1层：灰褐色〜灰黑色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.50m。该层全风化玄武岩地基承载力特征值fak=300kPa。强风化玄武岩③2层：灰褐色〜灰黑色，块状构造，变余间粒结构，主要成分为斜长石，含少量绿泥石和磁铁矿，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.50m〜3.70m。该层强风化玄武岩地基承载力特征值fak=500kPa。中等风化玄武岩③3层：灰褐色〜灰黑色，块状构造，变余间粒结构，主要成分为斜长石，含少量绿泥石和磁铁矿，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于较软岩。岩体基本质量等级为IV级。该层未穿透，最大揭示层厚为2.50m。该层强风化玄武岩地基承载力特征值fa=1500kPa。全风化泥岩④1层：褐红色〜紫红色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，110 原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.80。该层全风化泥岩地基承载力特征值fak=250kPa。强风化泥岩④2层：褐红色〜紫红色，层理状构造，泥质结构，胶结程度较差，主要由蒙脱石组成，主要矿物成分为石英、长石、云母含铁锰质，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。产状70〜190°Z10〜18°。该层层厚约0.70m〜4.70m。该层强风化泥岩地基承载力特征值fak=350kPa。中等风化泥岩④3层：褐红色〜紫红色，层理状构造，泥质结构，胶结程度较差，主要由蒙脱石组成，主要矿物成分为石英、长石、云母含铁锰质，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。产状70〜190°Z10〜18。。该层未穿透，最大揭示层厚为2.60m。该层强风化泥岩地基承载力特征值fak=800kPa〇全风化钙质长石石英砂岩⑤1层：褐黄色〜灰黄色，岩石风化成砂土状，局部见少量碎块，原岩结构及成分无法辨识，属于极软岩。岩体基本质量等级为V级。该层层厚约0.40m〜1.40m。该层全风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=300kPa。强风化钙质长石石英砂岩⑤2层：褐黄色〜灰黄色，水平层理构造，钙质结构，主要矿物成分包括石英、长石、白云母及钙质胶结物，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于软岩。岩体基本质量等级为V级。50〜180°Z6〜16。该层层厚约0.50m〜4.10m。该层强风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=500kPa。中等风化钙质长石石英砂岩⑤3层：褐黄色〜灰黄色，水平层理构造，钙质110 结构，主要矿物成分包括石英、长石、白云母及钙质胶结物，岩石风化成块状，但原岩结构可辩识，属于较软岩。岩体基本质量等级为IV级。50〜180°Z6〜16。该层未穿透，最大揭示层厚为2.50m。该层强风化妈质长石石英砂岩地基承载力特征值fak=1000kPa。3.3.3岩土体物理力学参数1.1水文地质条件区内地下水类型为岩浆岩风化裂隙水，大面积分布于整个工程区，赋存于二叠系上统峨眉山玄武岩组的玄武岩、集块岩风化裂隙中，含水层厚度大，地下水较发育，富水性中等，泉流量0.1〜0.5l/s。场区为山脊分水岭地带，地表排水条件好，也是区内地表水体的发源地，各水系长度一般小于2km，汇水面积一般小于3km2。纵坡比降为119.7〜276.7%。，沟床中松散土体较少，沿岸土地类型为林地、草地和未利用地，局部基岩裸露，松散土体不甚发育，无泥石流发育的物质条件，也无泥石流发生。组件和集电线路沿山脊布置，远高于邻谷地表水体，拟建工程受地表水流的影响小。根据所收集资料以及对周围居民饮用水情况调查，场址区内地下水埋藏较深，并受地势的影响较大，可不考虑对基础施工影响。水、土对建筑材料腐蚀的防护，应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》(GB50046-2008)。2站址工程地质评价2.1区域稳定性根据区域地质构造、勘探资料，场地未见断裂构造迹象及滑坡、崩塌、震陷等不良地质作用，场地不存在饱和砂土，场地地震稳定性良好，适宜拟建工程。2.2工程地质问题评价(一）岩土层工程性质评价110 残积土：中密-稍密状，孔隙率高，承载力低、变形大等特点，未经处理不能作建筑基础持力层。粉质粘土：软塑-可塑状，属高压缩性土，中软土层，承载力一般，可作为承载力要求不高的建筑物基础持力层。(二）场地的稳定性、适宜性评价地貌类型单一，拟建场地受区域地质构造影响微弱。在钻孔揭露深度内未见断裂、塌陷、土洞、地裂缝、震陷等不良地质作用；也未见存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞等对工程不利的埋藏物；场地相对稳定，场地适宜拟建工程建设。(三）地基的稳定性、均句性评价根据平面分布，依钻孔揭露深度资料，绘制场地纵横工程地质剖面图的分析，场地浅部揭露较厚中密-稍密状素填土层，粉质粘土层均匀性较好。对地基的稳定性影响不大。1.1基础评价根据场地工程地质条件及岩土层工程性质，本工程拟建50MW农光互补项目，荷重不大，挖除上部的残积土后，其他岩土层承载力、变形可满足上部荷载要求，可采用天然地基浅基础方案，建议以（2)粉质粘土作为持力层，基础形式可考虑采用独立基础。持力层的承载力特征值应通过现场静载试验或触探试验验证。基础埋深约1.5〜3.0米。也可采用预制管粧基础，粧端以（2)粉质粘土作为持力层。粧径取300〜400(具体桩长应结合最终压力值和贯入度进行控制）。当采用预制管桩时，由于孔深控制，施工时可能达不到收锤标准，建议后期详细勘察时孔深满足要求。110 1结论和建议1、本工程按规模和特征，工程重要性等级为三级，场地为中等复杂场地（二级），地基为中等复杂地基（二级），岩土工程勘察等级为乙级。2、拟建场地受区域地质构造影响微弱。在钻孔揭露深度内未见断裂、塌陷、土洞、地裂缝、震陷等不良地质作用；也未见存在埋藏的河道、沟滨、墓穴、防空洞等对工程不利的埋藏物；场地相对稳定，场地适宜拟建工程建设。3、按《陕西省地震烈度区划图》和国家标准《建筑抗震设计规范》(GB50011—2010)有关标准计算及判定，场地所在地区工程抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第一组，本工程场地不存在砂土，根据估算结果结合场地岩土性状，场址区50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.15g，相应地震基本烈度为W度，地震动反应谱特征周期为0.45s。4、根据国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008的规定，结合本工程的具体情况，确定本工程建筑抗震设防类别划分为标准设防类（丙类）。5、地下水对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性。水位以上的土对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。6、根据拟建场地地基岩土层的工程地质性质及其分布特征，并结合拟建场区的周围环境、施工条件、经济效益、工期以及拟建建筑物的结构特点：本工程拟建50MW农光互补项目，荷重不大，挖除上部的素填土后，其他岩土层承载力、变形可满足上部荷载要求，可采用天然地基浅基础方案，建议以（2)粉质粘土作为持力层，基础形式可考虑采用独立基础。持力层的承载力特征值应通过现场静载试验或触探试验验证。基础埋深约1.5〜3.0米。也可采用预制管粧基础，粧110 端以（2)粉质粘土作为持力层。粧径取300〜400_(具体桩长应结合最终压力值和贯入度进行控制）。当采用预制管桩时，由于孔深控制，施工时可能达不到收锤标准，建议后期详细勘察时孔深满足要求。7、因拟建的工程沿线勘察孔的孔距较大，为初步勘察阶段，各钻孔控制的地层范围有限，距钻孔较远的地层变化较难控制，需进行进一步的详细勘察工作，设计施工时可结合整个场地的地形地貌来采用施工方法及工艺。一、太阳能光伏发电系统设计1系统总体方案设计及发电量1.1项目地理位置本项目建设地点位于陕西省渭南市大荔县，位于北纬34°44′，东经109°110 56′，项目规模为50MWp。本期50MWp光伏电站所用场地为一般农田。项目地图6-1项目位置图1.1太阳电池组件选型光伏电池是把太阳的光能直接转化为电能的基本单元，电池通过组合形成电池组件，电池的光伏性能决定了电池组件的发电特性，电池组件是光伏电站的基本发电设备。1）光伏组件选型应满足的技术要求太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选择成本低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池组件。因此，根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。2)光伏组件选型应符合国家政策要求2016年新建光伏电站在光伏组件选型上应遵循国家能源局工业和信息化部国家认监委2015出台的国能新能【2015】194号文件《关于促进先进光伏技术产110 品应用和产业升级的意见》中明确提出的两个准入。一个准入为自2015年起，享受国家补贴的光伏发电项目采用的光伏组件产品应满足工信部发布的《光伏制造行业规范条件》相关指标要求，这个是最低标准。文件中规定“多晶硅电池组件转换效率不低于15.5%，单晶硅电池组件转换效率不低于16%;高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于28%;硅基、铜铟镓硒（CIGS)、碲化镉（CdTe)及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%。多晶硅、单晶硅、薄膜电池组件自投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%、5%”。另一个准入为2015年7月10日中国质量认证中心(简称CQC)推出光伏发电产品“领跑者”认证计划（简称“领跑者”认证计划）。国家能源局每年安排专门市场容量，实施“领跑者”专项计划，支持对光伏产业技术进步有重大引领作用的光伏发电产品应用。2015年，“领跑者”先进技术产品应达到以下指标：单晶硅光伏电池组件转换效率达到17%以上，多晶硅光伏电池组件转换效率达到16.5%以上，转换效率达到10%以上薄膜光伏电池组件以及其他有代表性的先进技术产品。《关于发挥市场作用促进光伏技术进步和产业升级的意见》中明确提出：“自2015年起，中央财政资金支持的解决无电人口用电、偏远地区缺电问题以及光伏扶贫等公益性项目，所采用的光伏产品应达到“领跑者”先进技术产品指标。各级地方政府使用财政资金支持的光伏发电项目，应采用“领跑者”先进技术产品指标。”另外，光伏组件生产企业应具备组件及其使用材料的产品试验、例行检验所必须的检测能力。企业生产的关键产品必须通过第三方检测认证，并由第三方检测认证机构公布检测认证结果。组件生产企业在产品说明书中应明确多晶硅、电110 池片、玻璃、银浆、EVA、背板等关键原辅材料的来源信息，确保进入市场的光伏产品必须是经过检测认证且达标的产品。3）光伏太阳电池类型根据光伏组件选型技术要求和国家政策要求及更高的电池效率，本工程拟选多晶硅太阳能电池。1.2.1晶体硅与非晶硅太阳电池组件之间对比选型商用的太阳电池主要有以下几种类型：单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。上述各类型电池主要性能参数见表6-1。种类电池类型商用效率实验室效率使用寿命特点目前应用范围晶体电池单晶硅15〜18%24.7%25年效率高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅14〜17%20.3%25年效率较高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场薄膜电非晶硅6〜8%13%25年弱光效应较好成本相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉9〜11%16.5%25年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒9〜11%19.5%20年弱光效应好成本相对较低民用消费品市场少数独立电源110 表6-2太阳能电池性能参数比较注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；由表6-2可知，单晶硅、多晶硅电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。项目A公司B公司组件种类单位单晶硅多晶硅峰值功率W265265开路电压V38.238.6短路电流A9.199.03工作电压V31.231.4工作电流A8.58.44外形尺寸mm1650x992x401650x992x40重量kg1919峰值功率温度系数%/°C-0.40-0.41开路电压温度系数%/°C-0.29-0.30短路电流温度系数%/°c0.050.0610年功率衰降%<10<1025年功率衰降%<20<20组件效率%16.216.2表6-3不同材料的太阳电池组件性能对比虽然单晶硅电池片的光电转换效率高于多晶硅电池片，但因为单片单晶硅电池片安装在太阳电池组件中受电池片形状影响具有空隙，受光面积小于多晶硅，同样尺寸太阳电池组件的单晶硅电池与多晶硅电池的标称峰值功率基本相同。如表6-3所示，从表中以看出，同样尺寸的太阳电池组件，多晶硅与单晶硅太阳电池组件标称峰值功率参数基本相同。即同样的利用面积，可认为选择多晶硅或单晶硅太阳电池组件装机容量几乎没有差别。但单晶硅的峰值功率温度系数要优于110 多晶硅。在目前的市场售价情况来看，太阳电池组件的售价主要以“瓦”为单位，即每瓦单晶硅电池与多晶硅电池价格基本接近，多晶硅太阳电池组件价格稍低。结合本工程的特点：电站建在一般农田上，土地费用不高，土地费用在整个工程造价中所占的比重较少，太阳电池组件的造价在工程造价中的比重相对较高（约65%以上），所以有必要降低太阳电池组件价格以节省工程投资；对于光伏电站如果采用多晶硅太阳电池组件，每峰瓦价格比采用单晶硅太阳电池组件能节省造价10%左右。综合考虑以上各种因素，本工程采用拟选用50MWp多晶硅太阳电池组件。1.2.2太阳电池组件规格选型太阳电池组件的功率规格较多，从1Wp到280Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统容量为50MWp，太阳电池组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积容量大的太阳电池组件，以减少占地面积，降低太阳电池组件安装量。通过市场调查，在目前技术成熟的大容量太阳电池组件规格中，初选的太阳电池组件容量为180W、265W、290W，其各种技术参数比较如下:组件种类单位180W265W290W峰值功率W180265290开路电压V29.537.844.8短路电流A8.39.048.73工作电压V23.031.735.3工作电流A7.838.378.22外形尺寸mm1310x990x401650x992x401970x990x50110 重量kg15.21926.0峰值功率温度系数%/°C-0.45-0.41-0.42开路电压温度系数%/°C-0.33-0.34-0.32短路电流温度系数%/°c0.060.0490.05组件转换效率%13.916.314.9表6-4各种规格组件技术参数对比通过市场调查，国内太阳电池组件生产厂家年销售报表中，国内外买家选择使用265W板型（地面电站）较多，说明太阳电池组件生产厂家的主流产品为265W板型，如选择265W板型，其产品的互换性及一致性更加符合项目的远期利益及要求。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及采购订货时的可选择余地，本工程推荐采用265W型多晶硅太阳电池组件，最终太阳电池组件选型应根据招标情况确定。研究表明，光伏组件表面灰尘沉积对发电效率影响可达5-30%，灰尘沉积量越大，发电量损失越高。大族能联针对光伏电站专业推出“大族自洁宝”利用光触媒技术，能在组件表面形成自清洁涂层，利用涂层的超亲水特性，使水滴在涂层表面形成水膜，水膜侵入灰尘与涂层中间，从而去除灰尘。具体说明及措施如下：电站建设期，在组件组装生产阶段对光伏玻璃进行喷涂“大族自洁宝”，能有效提高喷涂效果，延长涂层使用寿命，针对建成后的电站，建议每年在组件表面喷涂一次，组件的发电效率可以提高1%以上，清洗的频率和工作强度可下降50%，详细对比效果见下图。110 1支架选型光伏系统方阵支架的类型为简单的固定支架系统。1.1阵列倾斜角确定固定式太阳电池组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。110 图6-5固定式安装1逆变器选型1.1逆变器的技术指标作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合其他相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）单台容量大对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场上的大容量集中型逆变器额定输出功率在100KW〜1MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为50MWp，从初期投资、工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网光伏电站中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时发电系统出力影响较大。因此，在实际选时应考虑实际情况。（2）转换效率高逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大量逆变器在额定负载时转换效率不低于97%，在逆变器额定负载为10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器）以上的转换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一点效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断发生变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率较高的逆变器。（3）直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境稳定变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时110 间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在日落余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。（4）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（5）输出电流谐波含量低，功率因数高光伏电站接入电网后并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于1。（6）具有低电压耐受能力《光伏发电站接入电力系统规定》（GB/T19964-2012)中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：a)光伏发电站必须具有在并网点电压跌至0时能够维持并网运行0.15s;b)光伏发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。详见下图：110 （7)系统频率异常响应《光伏发电站接入电力系统规定》中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常能力，逆变器频率异常时的响应特性应与上述国标一致。(8)可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗千扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。(9)具有保护功能根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。(10)监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。1.1逆变器的选型根据前述选型原则，结合场址区实际气候、海拔等特性，并考虑本工程所选的太阳电池组件与逆变器的匹配性，尽量降低投资的前提下，经对比分析，故本工程推荐选用国产某厂家的容量为630kW/台的逆变器。2光伏方阵的串、并联设计110 光伏方阵通过组件串、并联得到，太阳电池组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，太阳电池组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。1.1光伏方阵的串联设计本工程选用的并网逆变器功率为630kW，其最大阵列开路电压为1000VDC，MPPT电压范围420V〜850V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为S，最大串联数为Smax，最少串联数为Smin。本工程选用265W型多晶硅组件，其组件开路电压为38.6V，工作电压为31.4V，则：（暂不考虑温度变化引起的开路电压变化）Smax=UDCmax/Voc=850V/38.6V=22.02(块)，取22块；Smin=UDCmin/Voc=420V/38.6V=10.88(块)，取11块。则多晶硅组件的串联数需满足11≤S≤22要求，才可满足并网逆变器MPPT范围。选取22块太阳电池组件串联，验算：当太阳电池组件结温比标准状态（STC)降低50℃时（即组件温度为-25°C，考虑当地近年极端最低温度），开路电压<1000V(开路电压温度系数取一0.34%/℃);因此，22块太阳电池组件串联满足并网逆变器直流输入电压要求。考虑直流侧绝缘耐压及固定支架的优化设计，综合以上各种因素，本工程采选用22块265W多晶硅太阳电池太阳电池组件串联。1.2光伏方阵的并联设计并网逆变器直流输入功率为630kW，晶体硅组件峰值功率为265W。假定可以并联的支路数为N:(1)多晶硅太阳电池组件110 22块265W多晶硅组件串联功率为265W*22=5830W，并联支路数N=630kW/5.83kW=108，考虑并网逆变器的最大直流输入允许110°%过载，则本工程每台630kW并网逆变器最大并联支路数N=630kW*1.1/5.83kW=118，即组串并联数应在108-118之间。结合逆变器特点，本工程设计并联支路数为112路。光伏方阵通过组件串、并联得到，太阳电池组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，太阳电池组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。1光伏阵列布置1.1固定方式最佳倾角与方位角设计固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据本项目所在地纬度和当地太阳辐射资料，采用目前光伏工艺常用的方法确定固定支架的最佳安装倾角。利用PVsyst软件模拟分析。经过计算，当光伏方阵支架倾角为25°时，太阳电池组件阵列所接受的辐射量最大。支架倾角程序模拟分析见图6-6:110 图6-6光伏最佳倾角分析通过PVsyst软件分析，当太阳电池组件阵列的最佳倾角为朝向正南方向25°（方位角为0°）时，全年平均太阳总辐射量最大为1365kWh/m2,全年太阳能辐射总量为4914MJ/m2。1.1光伏阵列间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9:00到下午3:00,组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算公式如下：为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件前后阵列间距应不小于D:110 D=0.707H/tan〔arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)〕式中Φ为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，H为阵列前排最高点与后排组件最低位置的高度差），如图6-7所示。根据上式计算，求得：D=3.00m。为了便于现场材料运输以及现场施工光伏电池组件前后排阵列间距选择3米。图6-7前后阵列间距1模块化设计由于太阳电池组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：50MWp太阳电池组件由39个1.306MWp子系统组成，全部采用固定倾角安装。每个子系统为矩形分布，均为一个独立的并网单元，子系统的周围设置道路将各子系统分开，每个子系统设置一个就地逆变升压器，就地逆变升压器原则上设置在每个子系统的几何中心位置并与周围的道路相连。这样设计有如下好处：1)各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2)每个子系统是单独的模块，由于整个50MWp光伏系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的太阳电池组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3)有利于工程分步实施；4）减少太阳电池组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，110 提高系统的综合效率；5）每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致性。1系统效率计算建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低陕西省渭南地区基本无沙尘天气，一般不易受云雾天气影响，综合考虑有管理人员可人工清理方阵组件的情况下，拟采用数值4%。2)温度引起的效率降低太阳电池组件会因温度变化而使输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时己考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点MPPT电压范围内，考虑各月辐照量计算加权平均值，拟取效率降低值为3%。3)组件串联不匹配产生的效率降低组件串联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低，由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的太阳电池组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑2%的损失。110 4)并网逆变器的功率损耗本工程采用无变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器的功率损耗远远低于3%，考虑气候条件因素，本工程按3%计算并网逆变器的功率损耗。5)交、直流线缆的功率损耗大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按3%的线路损耗设计。6)变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98%，经两级升压后拟取功率损耗计为3%。7)其它杂项损失光伏电站在运行期间，会因为局部维修而停止该子系统工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用3%的损失。通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下：序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低96%2温度引起的效率降低97%3并网逆变器的功率损耗97%4变压器的功率损耗97%80.79%5组件串并联不匹配产生的效率降低98%6交、直流部分线缆功率损耗97%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）97%表6-8系统效率估算修正系统统计表本工程考虑当地气候变化等不可遇见自然现象，设计系统效率修正为80%，并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。110 1发电量估算根据PVsyst软件分析得到本工程的太阳电池组件在朝向正南22°倾斜后，年平均每天太阳辐射量为3.73度/平方米/日，即年太阳总辐射量达到4914MJ/m2,折合标准日照条件（1000W/m2)下日照峰值小时数为1363小时。数据统计分析：>渭南市水平面年辐射量为：1270.5kWh/m2;>25°倾斜面年辐射量为：1363kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2)峰值小时数1363小时；>年发电利用小时数（发电当量小时数）初始值：1363x80%(系统效率）=1090.4小时；>本工程系统构成：50MWp多晶硅组件固定安装；>系统阵列布置方式：本工程分为39个子系统；>太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。>具体发电量估算时组件按首年衰减不超过2%，5年衰减不超过5%，10年衰减不超过10%，25年内衰减不超过20%，则年发电量估算公式如下：第N年发电量=初始年发电量X(1-N*组件衰减率）因此，该项目项目年发电量估算如下。（1）25小总发电利用小时数：30637h，总发电量:128328万度。（2）各年平均发电量：年数123456789上网电量（万kWh）5,7095,6585,6075,5565,5065,4575,4085,3595,311年数101112131415161718上网电量（万kWh）5,2635,2165,1695,1225,0765,0304,9854,9404,896110 年数1920212223242525年平均上网电量（万kWh）4,8524,8084,7654,7224,6794,6374,59651331农业方案简介现代先进科学技术的进步，为现代农业的发展提供了可能，也奠定了技术基础。为响应国家大力支持“三农”建设的号召，抓住当地资源着力打造现代设施农业的发展契机，利用现代农业生产技术和信息化技术，结合当地着力提高农业生产水平，大力调整农业产业结构的需求，规划打造本示范园区，整体发展思路如下：给予开放式的O2O模式，利用“线下”先进的光伏提水技术、灌溉量控一体化技术、温室环境一体化技术、高校水肥一体化技术、太阳能发电、植物光源补光技术等节能、节水、节肥、生态等节约型农业生产技术，生产高品质安全粮食、蔬菜、水果、等农业产品，结合“物联网、云平台、数据挖掘”等先进的信息化技术，开发开放式。1、优势互补：科学、合理、高效的将设施农业和光伏能源发电结合，在不改变土地利用性质的前提下，充分发展生态农业，通过两种模式优势互补，适度开发光伏能源，使二者相得益彰，和谐发展；2、结合形式：结构---基于现代农业连栋温室设计理念，利用连栋温室立柱基础。顶部叠加光伏系统；110 3、25年寿命周期采用整体根据需要可移除，事后地貌环境可以恢复型预制混凝土管桩基础或钢制地锚基础。采用高规格镀锌钢材作为大棚主体构件，实现温室结构与光伏电站运行周期25年的匹配；4、关键技术一，持续改良作物种植土壤条件；二，结合当地烟草、粮食、蔬菜等特色农业，建设高标准农业、温室，结合太阳能发电技术，为农田灌溉提供能源，控制温度、适度、光照等条件，同时抵御外部不利气候因素。三，节能型温室技术节能型温室主要考虑采取日光温室形式，充分利用光热资源。在建造材料上，采用最新的保温板等材料进行被动式墙体设计，在温室内部温度控制上，采用先进的智能温控技术，在透光材料上，选择高质量透光大棚膜；110 5、方案效果图:110 一、电气1电气一次部分1.1设计依据1)《国务院关于促进光伏产业健康发展的若千意见》（国发〔2013〕24号)2)光伏电站有关设计规程规范《太阳光伏能源系统术语》（GB_T_2297-1989)《地面用光伏(PV)发电系统导则》（GB/T18479-2001)《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012)《光伏发电站施工规范》（GB50794-2012)《光伏发电工程验收规范》（GB50796-2012)《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/Z19964-2012《光伏系统电网接口特性》（IEC61727:2004)GB/T20046-20063)其它国家及行业设计规程规范110 《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2001《35〜110kV变电所设计规范》GB50059-2011《电力勘测设计制图统一规定》SDGJ42-1984《火力发电厂与变电站设计防火规范》G50299-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008《35kV〜110kV无人值班变电所设计规程》DL/T5103-1999《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-1996《交流电气装置的过压保护和绝缘配合》DL/T620-1997《交流电气装置的接地》DL/T621-1997《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001《箱式变电站技术条件》DL/T537-2002《外壳防护等级（IP代码)》GB4208-2008《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007《3.6kV〜40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T404-2007《低压电器外壳防护等级》GB/T4942.2-1993《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004《多功能电能表》DL/T614-2007《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12326-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008110 《电能质量公用电网谐波》GB/T14549-1993《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15543-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。1.1接入电力系统方案1.2.1电力系统现状及发展规划渭南供电局成立于1972年4月，是陕西省电力公司下辖的国家大一型供电企业，担负着渭南11个县（市）区的供用电管理工作，内设11个部门、6个业务支撑及实施机构、4个县（市）电力局，现有全民员工2594人。2012年售电量101.36亿千瓦时。渭南电网属我局资产现有35千伏及以上变电站85座、主变163台、容量3577.65兆伏安，35千伏及以上线路195条、长度2413公里，目前基本形成了以750千伏为支撑的330千伏环网、用电负荷中心区110千伏双回路的环网供电格局。承担着秦岭、韩城、蒲城3个百万级火电厂的电力输送任务，是西电东送的重要枢纽。1.2.2电站接入系统方案根据本期XXXX50MWp农光互补项目在电网中的地理位置及作用，遵循电源就近接入电网就地消纳的接入系统原则，通过二次升压(0.315kV-35kV)-(35kV-110kV)接入大荔县石槽110Kv变电站（送出线路距离约3km)，最终接入系统方案以电力公司评审意见为准。1.2升压站站址选择110 位置位于场址西南侧，交通便利，地势平坦开阔，土质较好，无妨碍进出线障碍物，进出线方便；对组件布置方案影响较小。1.1电气主接线1.4.1发电单元接线1）以太阳电池组件一防雷直流汇流箱一并网逆变器一隔离升压变压器组成一个1.306MWp的发电单元。每个1.306MWp光伏发电单元内安装4928块265W光伏组件，每22块光伏组件串联为一个支路，共112*2个支路。以12-16个支路接一入一个直流防雷汇流箱，共20个直流防雷汇线箱。每10个直流防雷汇线箱出线接入1台630kW逆变器。一个逆变器小室有2台逆变器，逆变器输出为315V三相交流，通过电缆分别连接到1250kVA预装式隔离升压变压器的低压侧，预装式隔离升压变压器为分裂绕组变压器。2）集电线路设计方案本工程升压站共设置6回集电线路。3)根据光伏电站特性，本电站最大利用小时数Tmax≤3000h。按最大长期工作电流选择ImaxSKIal假设电缆为ZRC-YJV22-26/35kV-3x95mm2。ZRC-YJV22-26/35kV-3x95mm2直埋热阻系数2.5K*m/W;温度25度时载流量为189A，该光伏电站处直埋热阻系数〈2.5K*m/W，七月地下温度均值低于25度。故线路满足要求，具体电缆选型根据电缆敷设方案选择。1.4.2光伏电站逆变器与变压器组合方式选择升压变压器可选用方案一：单元接线，即每台630kW逆变器接一台630kVA变压器，方案二：分裂绕组接线，即2台630kW逆变器接一台1250kVA的双分裂110 绕组变变压器。（1）方案一接线特点：>逆变器与箱式变电站容量匹配，接线简明清晰，运行操作灵活；>元件故障或检修影响范围小，如箱式变故障或检修，仅影响一个光伏阵列送出；>箱式变及高压侧出线回路较多，布置场地和设备投资增大。（2）方案二接线特点：>与单元接线相比减少了箱式变电站台数及相应的高压设备，减小布置场地，一次性投资相对节省，单台变压器容量增大；>箱式变故障或检修时，两台机组容量不能送出；（3）各方案技术比较：方案一的可靠性、灵活性均高于方案二，方案二的高压侧电气设备投资相对较少。仅从接线方式看，方案一较为可靠灵活。但考虑到本光伏电站采用1.306MWp—个子方阵的设计方案，受并网逆变器输出功率与输出交流电压（315V)的制约，为了提高1.3MWp光伏方阵的效率，本工程采用方案二的接线方式：即2台630kW逆变器接1台1250kVA双分裂绕组升压箱式变将电压升至35kV。1.4.3光伏电站升压方式选择光伏电站集中升压至35kV，升压方式可分为，方案一：一次升压到35kV;方案二：一次升压至10kV，再二次升压至35kV。单从技术角度上考虑，两种方式均能满足电站的并网要求。两种方案，从线路损耗考虑，方案一优于方案二，方案二可以通过增加电缆110 线径解决线路损耗问题，但会增加较多的成本。本项目装机容量较大，厂区面积较大，采用35kV方案从成本和损耗方面均优于10kV方案，因此本项目采用一次升压至35kV的方案。1.4.4光伏电站电气主接线本期工程35kV采用母线接线，组件容量为50MWp，设置78台630kW的逆变器。本电站设39个1.306MW光伏发电子系统，1.306MW子系统配置2台630kW逆变器与1台1250kVA分裂升压变；每6/7台升压变链接形成1回进线（具体并联方式详见光伏电站电气主接线）引至35kV进线柜。35kV配电房进线6回（发电用），出线1回。详见光伏电站电气主接线图。本期光伏电站高压侧配置动态无功补偿装置，安装于35kV电气综合楼内，容量暂定10MVar。最终以系统接入意见为准。站用电采用双电源供电，其中1路引自外网，1路引自本光伏电站35kV母线，正常情况下，站用电由外网供电，当外网电源停电时，由光伏电站35kV母线供电，两路电源互为备用。1.4.535kV中性点接地方式根据最新颁布的GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行）中规定，需计算光伏发电工程单相接地电容电流值，并提出35kV集电线系统采用电阻接地方式。1.1主要电气设备的选择与布置1.5.1主要电气设备选择（1）子站升压变升压变容量按1250kVA考虑，共39台。型号参数暂定如下：110 型号：S11-M-1250kVA/35容量：1250kVA型式：三相变比：38±2x2.5%/0.315/0.315kV阻抗电压：Ud=4.5%接线方式：Y，d11，d11（2）35kV配电装置35kV高压开关柜选用固定式开关柜，内置微机综合保护装置等元件。额定开断电流为25kA。(3)0.4kV配电装置站用低压开关柜为抽屉式开关柜，额定电压为380V，低压系统为中性点直接接地系统，额定开断电流为25kA。（4）逆变器本工程选用容量为630kW的逆变器，最终逆变器选型应根据招标情况确定。本工程拟选用的逆变器输入直流电压范围为DC450-850V，输出交流电压为315V，功率因数大于0.99，谐波畸变率小于3%THD。（5）直流汇流箱每个逆变器都连接有若千串太阳电池组件，这些光电组件通过汇流箱连接到逆变器。汇流箱满足室外安装的使用要求，绝防护等级达到IP65,同时可接入12-16路太阳能电池组串，每路电流最大可达10A，接入最大光伏串列的开路电压值可达DC1000V，熔断器的耐压值不小于DC1000V，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能。汇流箱具有每路进线电流监控功能，并通过RS485接口将其信息上传至监控系统，方便人员监视和进行维护（6）站用变压器110 根据估算光伏电站的站用电负荷，需设置一台1300kVA/35kV-250kVA/0.4kV的干式变压器做为接地变兼站用电源，电源来自于本站35kV母线，布置在35kV电气配电间，一台变压器（电压变比采用10/0.4kV)先做为施工变，光伏电站建成后做为站用变，接地变兼站用变压器，型号参数暂定如下：容量：1300kVA/35kV-250kVA/0.4kV型式：三相变比：38.5(10)±2X2.5%/0.4kV阻抗电压：Ud=6.5%接线方式：D，ynll站用电电压等级采用AC380V/220V三相四线制。（7）电缆根据《电力工程电缆设计规范》（GB50217—94)及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对电缆选型的要求，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆对35kV电力电缆、选用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆:升压变T接及升压变至35kV进线柜采用ZRC-YJV22-26/35kV-3x120。计算机网络电缆采用超五类线。发电子系统通讯系统至35kV控制室监控系统之间通讯采用8芯光纤传输。1.5.2电气设备的布置本工程设置35kV配电房，35kV开关柜单列布置，无功补偿装置、小电阻接地成套装置布置于同一室，站用变压器和低压开关柜布置在同一室，主控室与二次设备布置于一室。详见配电房内电气设备平面布置图。35kV升压变压器和逆变器现场就地布置。1.1过电压保护及接地110 本电站的过电压保护及绝缘配合设计按DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准规范进行。电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》、行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护绝缘配合》确定的原则进行选择。避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备产生的过电压水平。本工程对110kV户外绝缘子串电气设备按合成绝缘子选型。本工程110kV户外合成绝缘子串采用FXBW(T)-126/100，泄漏比距彡31mm/kV。（1）直击雷保护在110kV升压站内设置独立避雷针进行防直击雷保护。考虑到光伏组件安装高度较低，采用浪涌保护器保护光伏组件及集电线路的直击和感应过电压。组件方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。对于露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接，再通过支架与主接地网连接。（2）侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害，在110kV架空进线起点与终端电缆头处、35kV进/出线柜内、35kV段母线等处装设避雷器。升压变压器、逆变器的进、出口和直流汇流箱出口处均装设避雷器。（3）接地在光伏电站站区，首先利用站区建筑物的自然接地体作为接地装置，在110kV升压站、综合楼另设置人工接地网，在就地逆变升压站、水泵房、门卫室设置局110 部接地系统。室外设备设置以水平接地体为主，以垂直接地体为辅的人工接地网，并满足有关规程的要求。为防止接地装置的腐蚀，接地体材料均采用热镀锌处理，水平接地体采用50x5及60x8扁钢，垂直接地体采用50x50x5,L=2500角钢。站区内总的接地电阻不大于4欧姆，二次设备不大于1欧姆，110kV升压站接地网接地电阻不大于0.5欧姆。光伏二次设备内二次设备保护屏自带铜排采用不小于100mm2铜导线首尾相连成网(如遇由空屏则跨过连至下一个）并与电缆沟内沿支架敷设接地铜排相连，接地铜排用4根截面不小于50mm2的绝缘铜绞线与室内接地千线等间距相连，接地铜排用4根截面不小于50mm2的绝缘铜绞线与室内接地千线等间距相连，铜排的连接应采用铜焊。35kV系统采用中性点接地系统，经计算单相故障电容电流不大于10A，剰35kV电阻补偿接地方式。系统各设备的保护接地、工作接地均不得混接，工作接地实现一点接地。所有的屏柜体、打印机等设备的金属壳体可靠接地。太阳电池组件采用接地电缆将组件支架与厂区接地网连接。接地装置及设备接地的设计按《交流电气装置的接地》和《十八项电网重大反事故措施》的有关规定进行设计。太阳电池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钢管。接地电阻以满足电池厂家要求为准。1.1照明系统1.7.1照明网络电压照明系统分正常照明与事故照明两大类。正常照明网络电压为交流380/220V。事故照明电压为DC220V。110 1.7.2照明供电方式本工程照明及动力系统采用TN-C-S系统。交流正常照明系统为光伏发电场正常运行时供全场运行，维护，检修，管理等使用。正常照明由接在低压场用母线上的照明总盘供电。太阳电池组件布置区域不设置照明系统，对于电气配电间和综合楼内控制室事故照明米用应急灯。1.7.3灯具及光源灯具：单元控制室内采用嵌入式灯具照明。其它场所根据要求分别采用荧光灯具、配照型等型式的灯具以及其它建筑灯具。事故照明采用带蓄电池的应急灯照明。1.1电缆敷设及电缆防火本站各屋内配电装置、电子设备室均设电缆沟，太阳能组件方阵中采用直埋敷设或电缆桥架敷设。电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处，配电房、控制室入口处均应实施阻火封堵。1.2消防报警系统火灾报警系统由一个火灾报警控制器和若千个火灾探测器、手动报警装置、火灾报警扬声器组成。通过RS458接口传至配电房通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。2电气二次2.1电站的调度管理110 本电站以110kV电压接入系统。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按”无人值班”的原则进行设计。电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。并配置必要的直流电源系统和交流不间断电源UPS。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及35kV电气配电房的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的四遥功能及发电公司的监测管理。2.1.1调度组织关系本光伏电站地处陕西电网的覆盖下，根据陕西电网调度规程，光伏电站应由当地地调调管，远动信息直接送往当地地调，考虑到本光伏电站远期扩容的可能性，光伏电站应预留有省调通信接口以便在远期实现省调的调管。2.1.2远动信息配置本期工程远动信息内容按遥测、遥信配置，具体配置内容待初步设计阶段予以明确。2.1.3电能计量系统本专业考虑在110kV光伏升压站配置1套电能量远方终端，用于完成光伏电站关口计量点及考核点的电能信息采集、处理，并向当地地调电能计量中心传送电量信息，电能量远方终端应具备网络和拨号两种通信方式。系统关口计量点设在110kV升压站的110kV出线侧，计量表计按主副表配置，关口计量表计精度：有功0.2S级、无功0.5他侧按考核侧考虑，计量表计按单110 表配置，计量表计精度：有功精度0.5S级、无功2.0级。关口计量用电压互感器精度为0.2级，电流互感器精度为0.2S级。计量装置接线方式：接入中性点直接接地系统的电能表应采用三相四线表计，接入中性点非直接接地系统的电能表采用三相六线表计。2.1.4电能质量在线监测本光伏电站并网点处考虑配置1套电能质量在线监测装置，用于实时监测电能质量数据并远传至调度部门。要求该装置应为满足IEC61000-4-30-2003标准要求的A类电能质量在线监测装置；光伏电站电能质量数据应至少具有1年及以上的存储能力。2.1.5有功功率控制根据“Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》”要求，本光伏电站应配置1套有功功率控制系统，光伏电站在并网运行后，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功功率控制信号，并根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出。2.1.6无功功率和电压根据“Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》”要求，本光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。2.1.7光伏发电功率预测预报系统光伏电站应配置电站端功率预测系统，收集气象资料，研究并积累天气对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、110 中长期功率预测。短期预测的时间尺度为未来0-24小时，时间分辨率为15min，超短期预测时间尺度为未来15min-4h，每15min滚动预测，并向电力调度机构上传功率预测结果。电力调度机构根据光伏发电功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线进行调整。2.1.8远动通道要求为了适应当地地调调度自动化系统的要求，本光伏电站向当地地调考虑采用网络和数字两种方式传送远动信息，即采用网络方式时，由光伏升压站监控系统通过交换机、路由器等设备接入光纤通道，传输速率为2Mbit/s，通信规约为旧C60870-5-104,采用数字方式传输时，传输速率为2400bit/s，通信规约为部颁CDT和旧C60870-5-101。要求通道误码率在信噪比17dB时不低于10-5。电量信息上传通道：本光伏电站至当地地调将采用网络方式上传电能量信息，传输规约为旧C60870-5-102，由通信专业统一组织。2.1.9调度数据网络接入设备本光伏电站由当地地调调管，使光伏电站的远动实时信息、电量信息通过电力调度数据网络传输，需在光伏电站配置1套地调调度数据网络接入设备，它由局域网交换机和路由器等设备组成，并实现安全1、11区的接入。2.1.10电力系统二次安全防护根据《全国电力二次系统安全防护总体方案》，确定本光伏电站二次系统安全防护为：本工程上传调度的远动信息、电能量信息，采用调度数据网络传输方110 式，需要配置纵向认证装置1台（地调用），以防止病毒和黑客攻击。1.1电站的综合自动化系统电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。下面介绍各个系统的功能特点。2.2.1综合自动化系统1、计算机监控系统（1）计算机监控系统的内容光伏电站采用集电站运行数据采集、显示、数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线（现场总线）为通讯载体，将太阳能电池组件、汇流箱、并网逆变器，站级电气系统和辅助系统在线智能检测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。（2）计算机监控系统的结构计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、网络设备及规约转换接口等；110 间隔层主要设备为并网逆变器监控单元、箱式变电站、环境参数采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计量设备、公用直流等二次设备组成。间隔层设备通过分交换机接入，按照二次设备室或按电压等级配置统筹配置分支交换机。（3）计算机监控系统的主要功能1）数据采集与处理功能2）安全检测与人机接口功能3)运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、厂用系统的控制功能4)数据通讯功能5)系统自诊断功能6)系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7)自动报表及打印功能8)时钟系统选用2台工控计算机作为站级控制设备，其中1台为主机/操作员工作站，1台为通信工作站另外配置打印机1台、语言报警音响1套。本电站交流电源选用1套5kVA的UPS装置，UPS为计算机监控系统站控层设备供电。2、监控范围无人值班模式升压站要求调度端能全面掌握升压站的运行情况，监控范围在DL/T5149-2001《220〜500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》要求基础上则还需要增加：站用变、直流系统的重要馈线开关状态；图像监视及安全警卫系统；110 火灾报警系统。3、系统功能监控系统实现对升压站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T5149-2001《220kV〜500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》和《国家电网公司2011年升压站补充规定》执行。(1)远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关：主机兼操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。(2)信号采集监控系统的信号采集按照DL/T5149-2001《220〜500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》和《国家电网公司2011年升压站补充规定》执行。(3)电压一无功自动控制AVQC功能宜由监控系统实现。4、光伏发电设备及逆变器的计算机监控(1)光伏发电设备包括以下几个部分：光伏阵列及直流汇流箱、并网逆变器、交流柜。(2)太阳能电池组件不单独设监控保护，汇流箱对光伏组件的实时数据进行测量和采集。汇流箱与逆变器共用一套监控系统，其信号通过逆变器监控系统采集。逆变器监控系统对信号进行分析处理，并对太阳能电池组件进行故障诊断和110 报警。运行数据和处理结果通过通信控制层直接传输到站控层，由运行人员进行集中远方监视和控制。(3)太阳能电池组件及逆变器配置监控系统功能如下：1)计算机监控系统对各太阳电池组串及逆变器进行监控和管理，再LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。2)太阳能电池组件及逆变器设有就地监控装置，可同样实现集中控制室微机监控的内容。太阳能电池组件及逆变器的保护和检测装置由逆变器厂家进行配置，如：温度保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。3)太阳能电池组件及逆变器的远程监控系统在中控室实现，中控室计算机设有多级访问权限控制，在权限的人员才能进行远程操作。显示内容包括：直流电压；直流电流；直流功率；交流电压；交流电流；交流功率；逆变器机内温度；时钟；频率；功率因数；当前发电功率；日发电量；累计发电量；每天发电功率曲线图。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。4)交流柜内设置线路保护开关、电流表、电压表。开关状态及电流、电压等信号通过通信控制层直接传输到站控层，由光伏电站运行人员进行集中远方监视。5、箱式变电站与出线站的监控本电站设有35kV箱式变电站及1间35kV配电房，每个箱式变电站的变压器110 的高压侧配置有负荷开关及高压插入式熔断器，低压侧配置有自动空气开关。35kV开关柜为6进1出单母线接线。进出线侧设有户内成套金属封闭断路器。上述负荷开关、自动空气开关、断路器、有载调压分接头可以就地控制，也可通过计算机监控系统实施集中控制，其动作信号均送至中控室。此外，35kV箱式变、开关柜都应具有五防功能。6、系统软件根据本工程设计的要求，系统软件工作平台本工程中推荐采用windowsXP操作系统；windowsXP操作系统的特点是可靠性高、扩充能力强、开放性好、网络功能强，具有强大的数据库支持功能，该系统具有良好的用户界面，系统的可操作性很强，并且具有良好的开发环境和完善的系统统计功能。具有增强的系统安全机制，备份功能完善，系统结构清晰，具有强稳定性，为目前绝大多数升压站自动化监控系统的操作系统。7、设备配置(1)站控层设备按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层硬件设备由以下几部分组成：主机兼操作员站、远动通信设备及打印机等；其中主机兼操作员站、远动通信设备按双机冗余配置。站控层数据库建库以及主接线图等宜按升压站远期规模设置参数，便于以后扩建工程的实施。(2)间隔层设备间隔层设备宜按各期工程规模配置I/O测控装置；110 I/O测控单元宜按间隔配置，配置原则是测控单元可随一次设备电气间隔的检修而退出运行；I/O测控单元宜按断路器回路配置，配置原则是测控单元可随一次设备电气间隔的检修而退出运行；I/O测控单元屏上可配备操作面板，用于对断路器进行控制，也可通过丨/〇测控单元屏液晶面板操作。(3)网络设备网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。8、与其它设备接口监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。方式一：保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，推荐采用非保持接点。方式二：采用保护与监控系统统一组网，直采直送的方式。升压站计算机监控系统与保护系统统筹考虑，共享保护信息，在监控系统站控层网络上配置一台故障录波装置（或故障信息转发装置），保护与测控装置统一组网后直接与故障录波装置（或转发装置）连接。实际上监控后台采集主要的保护动作及重要的告警信号即可满足升压站运行人员监视的需要，其它继电保护人员关心的更详细的保护信息可通过保护故障录波装置以数据网方式上传至相关调度端。在实际工程设计中，应根据运行和调度的要求对计算机监控系统所需保护信息量进行优化筛选。110 1、配置方案站控层设备：(1)站控层硬件设备主要由一台主机兼操作员站和两台远动工作站组成。(2)远动通信设备、网络交换机等1面屏。间隔层设备：35kV出线线路配置1台测控装置，1台保护装置；测控装置与保护装置组1面保护测控屏。35kV测控保护一体化装置就地布置在35kV开关柜上每台主变压器组1面保护测控屏，每面屏上布置3〜4个装置。本期35kV配置1台PT并列装置，35kV-PT并列装置放在公用测控屏上。全站配置1面公用测控屏，屏上布置2个测控装置，用于站内交直流系统及其他公用设备。本期共1面屏。2、继电保护根据GB50062-2008《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本电站保护配置如下:35kV配电房进线保护35kV箱式变电站变压器保护35kV站用变压器保护并网逆变器保护（1）保护装置的选型与集成电路型模拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型数字综合保护装置。（2）保护配置方案110 1）保护装置的选型微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗千扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型继电保护装置。2）保护配置方案根据GB50062—2008《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB/T14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，本站保护配置如下:a）110kV出线保护光伏电站110kV出线保护采用以光纤差动为主，相间短路保护和单相接地保护为辅的保护。b）110kV变压器保护主变差动保护主变复合电压过流保护主变通风保护主变温度保护主变瓦斯保护主变油压保护主变零序主变压力释放保护主变冷却器全停保护c）35kV箱式逆变器房保护由于箱式变电站变压器高压侧为熔断器，低压侧为自动空气开关，当变压器过载或相间短路时，将断开高压倒熔断器与低压侧自动空气开关。因此不另配置保护装置。110 箱式变压器配置温度保护，高温动作于信号，超温动作于跳闸；变压器温度报警信号、高压侧熔断器动作信号、低压侧自动开关动作信号均送至计算机监控系统。d）35kV母线保护35kV母线采用35kV母线差动保护，组一面35kV母线差动保护屏放置在光伏电站综合保护室。母线保护动作、装置报警等信号送至计算机监控系统。e）35kV接地变成套装置的保护装设速断，过流，过负荷，不平衡电压，高压，低压侧零序过流等保护（变压器保护）。f）35kV集电线路及SVG保护装设带有速断、过流、零序电流等综合保护装置（线路保护）。SVG宜采用独立的控制系统，应具备测量、计量、自动调节、监视、通信、启动/停止顺序控制、文件记录等功能。SVG控制系统可通过通信接口与站级监控系统和调度中心进行信息交换。SVG晶闸管阀组控制电抗器静止型动态无功补偿装置应由全数字控制系统控制。控制系统应能动态跟踪电网电能质量变化，并根据变化情况动态调节无功输出。其控制系统上位机应能与监控系统通信。g）并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，设备中包含有欠电压保护、过电压保护、低频保护、孤岛保护、短路保护等功能。3）自动装置110 低压站用工作和备用电源之间设置双电源自动切换开关；设故障录波装置，分别记录电流、电压、保护动作等信号，本站设置一面故障录波屏，布置于综合保护室。1.1直流系统为了给控制、信号、综合自动化装置和继电保护等提供可靠电源，设置220直流系统1套，安装在35kV配电房。直流系统采用单母线接线，设一组阀控式铅酸免维护蓄电池，容量为200Ah，正常时以浮充电方式运行。设一组充电器，充电器采用高频开关电源，高频开关电源模块采用N+1的方式配置作为充电和浮充电电源。直流事故放电时间按少人值班2小时计算。1.2不停电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，本工程设置一套交流不停电电源装置（UPS)，容量为5kVA。由微机厂家自带，不带直流蓄电池。1.3安防系统安全防范系统安装在光伏区域用于监视场地的设备和装置，防止群体性抢劫、个体性偷窃、恶作剧性损毁设备和装置，保安系统包含报警部分，报警系统采用沿围栏一周设置点对点脉冲报警，厂区中间位置设置红外线摄像头，信号传至集中控制室，实现全站监控。1.4环境监测系统在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入110 计算机监控系统，实时记录环境数据。1通信部分1.1工程概述本光伏电站工程建设规模50MWp，占地面积约2000亩。控制室既是电站与当地电网的接入点，又是整个光伏电站的管理控制中心。本设计为光伏电站站内通信部分，暂定通过通信光纤通道传至陕西省调，预留当地地调接入信息接口；最终以系统接入意见为准。1.2站内通信本光伏电站为无人值守，占地面积较大，站内通信考虑采用公共无线通讯网络和对讲机。光伏发电站通信接入方式按接入系统要求设计选型。光伏发电站内通讯采用对讲机加座机方式。综合楼内行政电话布置在电气综合楼各办公室内，暂按10部座机考虑。从地方电讯局接入综合楼部分由业主另行委托地方电讯相关单位设计和安装。1.3调度自动化和系统通信光伏发电站调度信息拟传送至地方地调，预留当地县调接入信息接口；最终以系统接入意见为准。在光伏电站配置一套STM—4SDH设备、一套PCM复接设备、一组电源变换器、一块通信综合屏、一套数配、音配、光配单元模块和一部电话机；对侧配置STM-4光支路板一块，一套PCM复接设备。按照电网计量系统配置原则要求，本期进线设置关口计量，关口表计及互感器精度要求：关口计量表精度为0.2S级，具备负荷曲线分析功能，电流互感器110 计量级次精度为0.2S级，电压互感器计量级次的精度为0.2级，将计量信息通过数据网送至省调。光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信，为满足生产调度需要，宜设置生产程控调度交换机，统一供生产管理通信和生产调度通信使用。通信最终配置以接入系统报告为准。1主要电气设备工程量一太阳能发电设备1光伏阵列1.1光伏电池本体kWp50930.88小计二电气系统1就地配电设备1.1汇流箱只7801.3并网逆变器台391.4美式升压箱变（含通讯管理机）台39235kV配电间设备2.1进线柜面62.2母线PT柜面12.3站用变高压柜面12.4出线柜面12.5计量柜面12.6SVG高压柜面13llOkV户外配电设备3.1主变压器SZ11-63000/110台13.2变压器中性点设备套13.3llOkV户外设备110 3.3.1SF6断路器个63.3.2隔离开关(双接地）组33.3.3隔离开关(左接地）组23.3.4电流互感器台63.3.5氧化锌避雷器只63.3.6电容式电压互感器台43.4升压站其他户外设备3.4.1端子箱个23.4.2检修箱个23.4.3绝缘子串串93.4.4钢芯铝绞线LGJ-240米504公用配电设备4.1干式站变压器台24.2站用低压配电柜面44.3双电源切换站用低压配电柜面15动态无功发生器5.1SVG套16保护控制设备6.1监控主机及操作员站套26.2AGC及AVC控制服务器柜面16.3远动屏面16.4公用测控屏面16.5110KV出线保护屏面16.6110KV主变保护屏面16.7110KV主变测控屏面16.8电能质量在线监测屏面16.935KV母线保护屏面1110 6.10故障解列装置屏面16.11故障录波屏面16.12同步向量测量屏面16.13电度表屏面16.14安全稳定控制系统套16.15光功率预测系统套16.16环境监测系统套16.17110KV故障录波屏面16.18直流系统套16.19微机五防系统套16.20调度数据网套16.21系统通讯设备套16.22二次安防屏套16.23主控室通讯柜面16.24110KV母线保护屏面16.25SDH屏面16.26PCM屏面16.27网线km27视频监控套18消防8.1火灾自动报警系统套18.2防火封堵8.3有机阻火堵料吨108.4无机阻火堵料吨8.58.5无机耐火隔板平方米8008.6无机阻火堵包只15008.7防火涂料吨4110 8.8阻火包带只14009防雷与接地保护9.1接地干线热浸锌扁钢-60X8km129.2接地干线热浸锌扁钢-50X5km409.3接地支线热浸锌扁钢-40X4km1.29.4接地极热浸锌钢管办50X8，L=2.5m根6009.5屋面接闪器及支杆热浸锌圆钢中12m5009.6避雷线热浸锌圆钢办10m5009.7铜排-40X4m2809.8等电位箱PX-20个129.9总等电位端子箱TD2B,铜排个219.10总等电位箱TD32个39.1130m避雷针个210电缆敷设10.1电力电缆10.1.1组串-汇流箱光伏专用电缆2x4千米30010.1.2组串接线防水接插件付1100010.1.3电力电缆ZC-YJV22-26/35KV3X120mm2千米4.810.1.4电力电缆ZC-YJV22-26/35KV3X95mm2千米5.210.1.5电力电缆ZC-YJV22-26/35KV3X70mm2千米610.1.6电力电缆ZC-YJV-0.6/1KV1X185mm2千米1010.1.7电力电缆ZC-YJV22-0.6/1KV2X50_2千米3610.1.8电力电缆ZC-YJV22-0.6/1KV2X70_2千米3010.1.9电力电缆ZC-YJV22-0.6/1KV2X95_2千米910.1.10电力电缆ZC-YJV-0.6/1KV4X16mm2千米4.310.1.11电力电缆ZC-YJV-0.6/1KV4X4mm2千米1.810.1.12电力电缆ZC-YJV-0.6/1KV2X6mm2千米1.6110 10.1.13电力电缆NH-YJV-0.6/1KV2X4mm2千米110.1.14ZC-BV-lxl6隨2千米910.1.15单模光纤12芯千米1510.1.16单模光纤8芯千米1510.1.17RS485电缆千米2010.2控制线缆10.2.1控制电缆NH-KVVP2-0.45/0.75KV5X1.5mm2千米210.2.2控制电缆KVVP2-0.45/0.75KV5X2.5_2千米210.2.3控制电缆KVVP2-0.45/0.75KV7X1.5_2千米210.2.4控制电缆KVVP2-0.45/0.75KV10XI.5mm2千米1.510.2.5控制电缆KVVP2-0.45/0.75KV10X4mm2千米1.510.2.6控制电缆KVVP2-0.45/0.75KV14XI.5mm2千米1.510.3电缆设施10.3.1金属电缆保护管千米1410.3.2塑料阻燃电缆保护管千米1210.3.3电缆沟内支架套24010.3.4电缆桥架项111建筑电气材料11.1建筑防雷接地材料项111.2照明配电箱只411.3照明灯具插座材料项111.4轴流风机设备套2811,5柜式空调机组套511.6挂式空调套1511.7线缆材料(建筑内部）千米11.711.8塑料阻燃电缆保护管千米311.9金属电缆保护管千米1.1110 12小电阻接地设备套113污水处理套114路灯项1备注：上表为主要的电气设备工程量清单，具体以施工图为准。一、电站总平面布置及土建工程设计1总平面布置及竖向布置1.1总平面布置本工程规划总装机容量100MW，一期建设50MW，共安装标准功率为265W的太阳电池组件192192块，全部采用固定支架安装方式。光伏电站内布置39台1250kVA变压器和78台630kW逆变器，电站产生的电能经变压器升压至35kV汇集至场内升压站，然后经主变升压至110kV后经架空线路接入大荔县石槽110kV变电站（送出线路距离约3km)。光伏电站内建筑物包括综合楼、配电房、门卫室等。拟建的XXXX50MWp农光互补项目位于陕西省渭南市大荔县，工程区场地面积2000亩，门卫室、综合楼及配电房布置在厂前区。采用固定支架安装方式。光伏电站内布置39台1250kVA变压器和78台630kW逆变器，电站产生的电能经变压器升压至35kV汇集至场内升压站，然后经主变升压至110kV后经架空线路接入九成宫110kV变电站（送出线路距离约5km)。场址内布置4米宽检修道路，连接各子系统。建、构筑物的平面和空间组合，应做到分区明确、合理紧凑、生产方便、造型协调、整体性好。1.2竖向设计110 竖向设计的基本原则要因地制宜，就地取材，适应经济环境和生产、生活发展的需要，本着少占耕地、多用丘陵，体现工程量少、见效快、环境好的整体效果。结合本工程要满足建、构筑物的使用功能要求，结合自然地形、减少土方量，满足道路布局合理的技术要求，解决场地排水问题，满足工程建设与使用的地质、水文地质条件，满足建筑基础埋深、工程管线敷设的要求等。从现场踏勘情况看，本工程整个场地现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。根据本工程平面布置，结合现场实地情况，全场采用混合式竖向布置，即根据场地的自然地理特征、功能分区、内外交通组织、建（构)筑物的占地尺寸等因素，对于每个分区子系统采用平坡式竖向布置，把场地处理成坡向不大于1%的平面，整平面之间连接平缓，无显著的坡度、高差变化。对于局部竖向布置高差有严格要求的区域，可采用台阶式竖向布置，在其连接处设置挡土墙或护坡等构筑物。1设计安全标准《砌体结构设计规范》GB50003-2011《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-95《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012《钢结构设计规范》GB50017-2003《钢一混凝土组合结构设计规程》DL/T5085-1999《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《屋面工程质量验收规范》GB50207-2002《屋面工程技术规范》GB50245-2004110 《建筑地面设计规范》GB50037-97《电力工程制图标准》DL5028-93《砼结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002(2011版)《建筑基粧检测技术规范》JGJ106-2003《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2008以上未列规范按国家现行的其它有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定等。本工程拟建场地地震参数：拟建场地设计基本地震加速度为0.15g，抗震设防烈为W度，设计地震分组为第一组，场地类别II类，设计地震动反应谱特征周期0.45s。本工程所有建(构)筑物均应遵循国家有关规范进行抗震设防设计，主要建(构)筑物的抗震设防烈度应按土规表9.1.4“发电厂建筑物抗震措施设防烈度调整表”执行。1基本资料和设计依据从现场踏勘情况看，整个场地现状多处为一般农田，勘察期间，场地经人工建设、堆填，场地整体较平坦。2光伏阵列基础及逆变器小室设计本项目太阳电池组件采用固定式支架，光伏发电场容50MWp共分39个子系统安装，支架立柱采用混凝土预制管桩，桩基础入土深度2.5米左右。支架基础设计和建设施工要符合《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2011)、《混凝土结构设计规范》（GB50010-2010)、钢筋混凝土工程施工及验收规范(GBJ204-83)、《建筑地基基础施工质量验收规范》（GB50202-2002)的要求。110 根据工艺布置要求基础施工前场地内的局部土堆需要平整，场地平整应按照有关施工规范要求执行。逆变器小室：集装箱式逆变器，混凝土基础，平面轴线尺寸为8.2m(长）X4.5m(宽）X4.0m(高）单层，共39栋：1主要建筑物根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011)、《混凝土结构设计规范》(GB50010-2010)光伏电站内建筑物、构筑物地基基础设计等级为丙级，光伏电站内建筑物、构筑物的结构安全等级均为二级。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010)，综合楼、配电房、门卫室、水泵房抗震设防类别均为丙类，抗震设防烈度W度（0.15g)。1.1配电房配电房建筑：单层框架结构，建筑面积450m2左右，屋面为不上人屋面，共1栋：外墙：墙体米用棚砖，粉刷涂料。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用80厚聚苯板保温层。具体做法按相关图集选用。建筑物的屋面为有组织排水。门窗：除控制室采为防火门外，其余的门皆为普通门，窗采用塑钢窗平开门窗。地面：地砖地面或各根据使用功能要求水泥地面，具体做法按相关图集选用。吊顶：部分房间装修设有吊顶（监控室、卫生间）。屋面：设计活荷载为0.50kN/m2,采用现浇钢筋混凝土屋面，强度等级C30,屋面设有防水保温层。110 基础：采用柱下独立基础，混凝土强度等级为C30,垫层勺100厚C15素混凝土。1.1综合楼综合楼建筑：单层框架结构，建筑面积850m2左右，屋面为不上人屋面，共1栋(含有办公室、宿舍、会议室、卫生间等）：外墙：墙体米用棚砖，粉刷涂料。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用80厚聚苯板保温层。具体做法按相关图集选用。建筑物的屋面为有组织排水。门窗：除控制室采为防火门外，其余的门皆为普通门，窗采用塑钢窗平开门窗。地面：地砖地面或各根据使用功能要求水泥地面，具体做法按相关图集选用。吊顶：部分房间装修设有吊顶（监控室、卫生间）。屋面：设计活荷载为0.50kN/m2,采用现浇钢筋混凝土屋面，强度等级C30,屋面设有防水保温层。基础：采用柱下独立基础，混凝土强度等级为C30,垫层勺100厚C15素混凝土。1.2水泵房水泵房：单层砌体结构，平面轴线尺寸为为5.0m(长）X4.0m(宽）X3.5m(高)单层，共1栋：外墙：墙体米用棚砖，粉刷涂料。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用100110 厚聚苯板保温层。具体做法按相关图集选用。屋面为无组织排水。门窗：门为成品钢质门，窗采用塑钢推拉窗。地面：水泥砂浆地面，具体做法按相关图集选用。屋面：设计活荷载为0.50kN/m2,采用现浇钢筋混凝土屋面，强度等级C25,屋面设有防水保温层。基础：采用墙下条基，混凝土强度等级为C30,垫层为100厚C15素混凝土。1.1门卫室门卫室：单层砌体结构，平面轴线尺寸为7.5m(长）X4.5m(宽）X3.0m(高），单层共1栋：外墙：墙体采用砌块，外饰面砖，外墙外保温。内墙：粉刷乳胶漆。屋面防水：SBS高聚物改性沥青防水卷材，屋面保温采用100厚聚苯板保温层。具体做法按相关图集选用。建筑物的屋面为有组织排水。门窗：门为成品钢质门，窗采用塑钢推拉窗。地面：地砖地面，具体做法按相关图集选用。屋面：设计活荷载为0.50kN/m2,采用现浇钢筋混凝土屋面，强度等级C25,屋面设有防水保温层。基础：采用墙下条基，混凝土强度等级为C30,垫层为100厚C15素混凝土。2光伏电站围栏设计光伏电站为了防止围栏遮挡太阳光及从安全、美观、经济、实用考虑，采用高速公路围栏网，喷塑,总高为1.8m。光伏方阵与四周围栏距离为10m。围栏在道路出入口处设置钢管栅栏门。110 1地基处理太阳电池组件固定支架基础、逆变器小室、配电房、综合楼、门卫室、水泵房及电气设备等基础均采用天然地基。场地土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具微腐蚀性，根据《工业建筑防腐蚀设计规范》，基础设计采取以下防腐措施：（1)基础混凝土强度等级均采用C30;混凝土中水泥用量300kg/mA3、最大水灰比0.5、最大氯离子含量（水泥用量的百分比）0.1；（2)混凝土保护层厚度为50mm。由于本工程重要性等级为三级，基槽检验应在天然地基开挖或基坑开挖时进行，以检查其揭露的地基条件是否与勘察成果相符合。基坑开挖时对下列两方面问题应予以重视：基坑开挖在下列情况时应布置现场监测：a基坑开挖施工引起周边土体位移、坑底土隆起危及支挡结构、相邻建筑和地下管线设施的安全时；b当地下水位升降影响岩土的稳定时或当地下水上升对构造物产生浮托力或对地下室和地下构造物的防潮、防水产生较大影响时；c需监测建筑施工和使用过程中的沉降变化情况时。基坑工程监测一般包括下列内容，应根据工程情况、有关规范和设计要求选择部分或全部进行：a、支挡结构的内力、变形和整体稳定性。b、基坑内外土体和邻近地下管线的水平、竖向位移、邻近建筑物的沉降和裂缝。当基坑开挖较深，面积较大时，宜进行基坑卸荷回弹观测。110 c、基坑开挖影响范围内的地下水位、孔隙水压力的变化。d、有无渗漏、冒水、管涌、冲刷等现象发生。由于场区地下水埋藏较深（≥30.00m)，如需在地下水水位以下作业时，建议先采取基坑降水等措施。1道路及场区排水站前区混凝土道路宽6m，做法为：180厚C25混凝土面层；20厚粗砂垫层；250厚级配碎砾石碾实；路基碾压密实。砂夹石道路做法为：80厚砂夹碎石，120厚碎石，路基碾压密实。站区支千道路做法为：50厚瓜子片面层；100厚级配碎砾石碾实；路基碾压密实。转弯半径一般为6〜9m。2采暖通风部分2.1设计范围站区内新建建筑物室内采暖，通风，空调等系统的设计。2.2设计依据《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019—2003《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《建筑设计防火规范》GB50016-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-2002110 1.1采暖本工程不采用集中供暖，各建筑根据工艺要求设局部采暖措施。1.2通风配电房和逆变器小室采用自然进风，机械排风的通风方式，通风换气量按排除室内电气设备余热所需通风量选取，并应考虑每小时不小于12次的事故通风，事故排风机兼作夏季正常通风使用。同时将逆变器小室风管与设备出风口连接，直接将设备余热排出室外。综合楼里的卫生间及厨房设置通风竖井。1.3空调综合楼及配电房内电子设备室、会议室内设分体立柜式空调机调节室内温度，并设新风换气机提供新风。1.4水工部分9.6.1设计范围站区室外冲洗给水系统、生活给排水系统（含泵房）、建筑物室内给排水系统的设计。9.6.2设计依据⑴火力发电厂水工设计规范（DL/T5339—2006)室外给水设计规范（GB50013-2006)室外排水设计规范（GB50014-2006)建筑给水排水设计规范（GB50015-2003)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)220kV〜500kV变电所设计技术规程（DL/T5218-2005)《给水排水管道工程施工及验收规范》（GBJ50268-97)110 9.6.3设计原则、功能及配置9.6.3.1主要设计原则站区内设生活给水管网，供站区生活用水及太阳电池组件定期擦洗用水等。站区内设生活污水管网，污水经处理达到排放标准后排入站区附近污水灌渠。站区不设雨水管网系统，根据站区竖向布置散排至厂外。9.6.3.2给排水系统设计9.6.3.2.1给水系统给水水源给水水源为市政用水和站区内地下水，考虑设置泵房取水，安装深井泵。给水系统设置给水系统为站区的生活杂用水供水系统，日常生活用水通过软化水处理装置后达到饮用水标准，太阳电池组件的擦洗用水等。根据给水管网的水量和水压要求，给水主管的管径约DN80。9.6.3.2.2排水系统站内污水主要指生活污水，包括站区生活点各卫生器具的排水，污水经化粪池初步处理后经污水处理一体化设施进行灌溉。9.6.3.2.3管道材质站区室外给水管道采用PE管；室外污水排水管采用UPVC双壁波纹管。站区室内生活给水管采用PPR给水管道；室内污水排水管采用UPVC排水管。9.6.3.2.4阀门型式选择的统一规定安装在室外阀门井阀门，选用手动闸阀；口径小于50mm的阀门选用球阀。生活给水管道阀门选用铜质截止阀。110 一、施工组织设计1.进度安排原则按照国家关于加强建设项目工程质量管理的有关规定，本项目要严格执行建设程序，确保建设前期工作质量，做到精心勘测、设计，强化施工管理，并对工程实现全面的社会监理，以确保工程质量和安全。项目建设必须遵循以下原则：1.1制定详细的总体进度计划和专业工程计划，分项实施。1.2项目实施的前期各项准备工作要到位。1.3抓好设计、建筑施工、设备交货及安装调试等各环节的衔接，合理规划，制订详细的施工方案，避免相互干扰等不利因素的存在，力求工期合理，质量保证。以保证实施计划顺利进行，按期投产。1.4充分考虑项目开发的特点，结合施工能力、资金到位等诸因素合理安排进度。1.5项目实施过程中认真做好项目进度报告，及时了解进展情况，针对报告所指出的问题采取切实可行的解决办法，并对可能发生的问题尽早采取预防措施。2.项目实施进度由于本工程项目地点交通便利，施工条件较好，故施工周期相对短，整个工程周期为6个月。序号内容月进度1234561可研报告批复、资金落实110 2招标投标3初步设计、施工设计4建筑工程5设备签订合同6设备到货检验7设备安装、调试8运维培训9试运/投产一、环境影响评价1环境保护与水土保持方案1.1拟建项目区环境概况拟建的XXXX50MWp农光互补项目位于陕西省渭南市大荔县。交通较便利，现状多处为一般农田。1.2设计依据及采用的环境保护标准1.2.1国家有关法律、法规《中华人民共和国环境保护法》（1989年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过）《中华人民共和国环境影响评价法》（2002年10月28日第九届全国人民代表大会常务委员会第三十次会议通过）《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年4月29110 日第九届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过）《中华人民共和国水污染防治法》（2008年6月1日起施行）《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》（2004年12月29日第十届全国人民代表大会常务委员会第十三次会议修订通过）《中华人民共和国噪声污染防治法》（1996年10月29日第八届全国人民代表大会常务委员会第二十二次会议通过）《中华人民共和国环境影响评价法》1.2.2设计依据《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DLGJ118—1997《地面用光伏（PV)发电系统概述和导则》GB/T18479-2001《太阳光伏能源系统术语》GB2297-1989《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》CECS84-96《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》CECS85-961.2.3.环境保护标准拟建项目采用的大气、水体、噪声标准如下：（1）大气环境保护标准本拟建项目设计中采用的大气环境保护标准，见表10-1。表10-1大气环境保护标准（2）水环境保护标准本拟建项目设计中采用的水环境保护标准，见表10-2。110 10-2水环境保护标准（3）噪声环境保护标准本拟建项目设计中采用的噪声环境保护标准，见表10-3。表10-3噪声环境保护标准主要环境保护目标：1、控制施工场地扬尘造成的污染，使评价区域环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095—1996)及国家环保总局“关于发布”《环境空气质量标准》（GB3095一1996)修改单的通知（环发【2000】1号文）二级标准。2、施工期应控制施工机械设备所产生的噪声对工程所在区域相邻单位的影响，确保噪声满足《建筑施工厂界噪声限制》（GB12523-90)的要求。3、保证不因本工程的实施而污染项目所在区域地下水环境，尽量减少本项目工程废、污排放，外排废水达到《污水综合排放标准》（GB89785—1996)中的二级标准。4、工程施工对环境的影响。保证尽力减轻工程施工时对保护目标的空气、噪声、水和生态环境产生的不利影响。1环境影响分析1.1施工期环境影响分析1扬尘环境影响分析110 据有关调查显示，施工工地的扬尘主要由运输车辆的行驶产生，约占扬尘总量的60%，并与道路路面及车辆行驶速度有关。一般情况下，施工场地、施工道路在自然风作用下产生的扬尘所影响的范围在100m以内，如果在建设期间对车辆行驶的路面实施洒水抑尘，每天洒水4〜5次，可使扬尘减少70%左右，施工场地洒水抑尘的试结果，见表10-4。表10-4施工场地洒水抑尘试验效果结果表明实施每天洒水4〜5次进行抑尘，可有效地控制施工扬尘，可将TSP污染距离缩小到20〜50m范围。另外，为控制车辆装载货物行驶对施工场地外的影响，可在车辆开离施工场地时在车身相应部位洒水清除污泥与灰尘，以减少粉尘对外界的影响。施工扬尘的另一种情况是建材的露天堆放和搅拌作业，这类扬尘的主要特点是受作业时风速度影响。2噪声治理及其影响分析建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。主要施工设备噪声随距离衰减情况见，表10-5。表10-5施工机械噪声衰减距离单位：米110 经过对比，在一般情况下（不使用冲击式挖孔机），施工噪声在施工场界不会超标。昼间本项目施工期场界噪声在距施工机械50m达标，夜间则需距施工机械300m左右才能达标。就项目保护目标而言，拟建项目区周围无任何环境敏感区，因此，施工噪声对区域环境影响很小。3固体废物的影响分析施工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，而且在遇大风千燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。4废水环境影响分析工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗、混凝土养护以及机械修配、汽车保养等产生，主要成分是含泥沙废水，但总量很小，产生时间也是不连续的，经过处理后可循环利用，基本不会产生污染。5生态环境影响分析施工期由于站内构筑物地基开挖、场地平整、车辆碾压等活动，破坏了地表植被，使表层土壤松散，暴雨天气容易引起水土流失，对施工区附近的生态环境有一定影响。因此，在施工过程中，应采用机械施工与人工施工相结合的方法，施工点位应根据本工程特点，确定最佳施工工序和施工方法；施工时，应严格遵守《施工组织措施》，地下电缆沟设施、排水管沟施工应分区、分片、分段展开，不宜全面铺开；对临时堆场，应采取覆盖维护措施，防止大风和大雨时造成水土流失。只要合理安排施工组织设计，认真执行管理制度即可减轻施工过程中对周围生态环境的破坏。6光污染影响分析110 有研究发现，长时间在白色光亮污染环境下工作和生活的人，视网膜和虹膜都会受到程度不同的损害，视力急剧下降，白内障的发病率高达45%;还使人头昏心烦，甚至发生失眠、食欲下降、情绪低落、身体乏力等类似神经衰弱的症状。拟建项目采用太阳能光伏板作为能量采集装置，由于光伏组件有一定的反光性，在吸收太阳能的过程中，会反射、折射太阳光，对周围的人或建筑有可能产生一定的光污染。为提高太阳能电池效率，降低光的反射是太阳能电池生产中的一项重要技术。为降低反射，太阳能电池表面进行了绒面处理技术或者是采用镀减反射膜技术。采用以上技术的太阳能电池可使入射光的反射率减少到10%以内，如果采用镀两层减反射模或绒面技术和反射膜技术同时使用，则入射光的反射率将降低到4%以下。不同地面状况的反射率见表10-6:表10-6不同地面状况的反射率/%通过以上各类地面材质反射率与太阳能电池板阵反射率的对比可以看出，太阳能光伏发电电池板阵不存在光污染问题。1.1运营期环境影响分析1水环境影响分析光伏电站运行期用水主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没有生产用水。本电站建成后一般有10名运行人员，生活污水排放量很小，日排放量约为0.8m3/d，年排放量为292m3/a，由于生活污水经一体化设备考虑了永临结合，因此生活污水可经处理后再排放。2固体废弃物影响分析110 项目建成投运后，所排放的固废物主要来自人员的生活垃圾，按照每人每天的垃圾产生量平均为0.5kg计，人员配备按10人计，则电站的生活垃圾产生量约1.825t/a。项目投运后，生活垃圾排放量很小，在站内设垃圾堆放装置，定期运至垃圾填埋场即可消除生活垃圾对周围环境的影响。3噪声环境影响分析电站设备运行噪声主要为变压器、逆变器运行时产生的设备噪声，一般在50dB(A)左右，只要布置合理，采用一定隔声措施，随着距离的衰减对周围环境影响较小。汽车噪声与汽车车型与运行状况有关，项目建成投入使用后进出车辆主要是小型车。各类车型的噪声值，见表10-7。表10-7噪声源与噪声值概况1.1环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析由于太阳能光伏电站以收集太阳辐射能为能源进行光电转化，因此电站运行受到周围环境的影响因素较多，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：（1）110 周围有无遮光障碍物。电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。同时应考虑沙尘暴的影响。（2）太阳能电池阵列的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大洪水位。本项目发电单元的倾角为25°，项目所在地积雪较少，如遇特殊情况则需人工清扫。鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板阵上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。1环境保护措施1.1施工期环境保护措施1）水环境保护措施施工期生产废水主要混凝土生产废水，主要污染物是SS和PH值，采取沉淀处理后再循环利用的方法；生活污水拟用污水处理设备处理，实现达标排放。2）大气环境保护措施施工区较为严重的大气污染源主要是混凝土拌和系统和交通运输系统，对于混凝土拌和系统拟采用成套封闭式拌和楼进行生产，并配备除尘装置；对于交通运输产生的扬尘，考虑配备洒水车，施工期每日早、中、晚各洒水一次，以减轻污染的影响。禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。此外，在建筑材料运输、装卸、使用等过程中做好文明施工、文明管理，尽量避免或减少扬尘的产生，防止区域环境空气中粉尘污染。3）声环境保护措施为减少噪声污染，施工单位选用的运输工具必须符合GB16170-1996110 《汽车定噪声限值》和GB1495-79《机动车辆允许噪声》，其它施工机械符合GB12523-90《建筑施工场界限值》，在噪声影响较大的施工作业区工作的施工人员需佩戴防噪耳塞、耳罩或防噪声头盔等。4）固体废弃物处理措施本工程施工期产生的固体废弃物有二类，一类是施工活动产生的工程弃渣，另一类是施工人员生活垃圾。工程弃渣需集中运至渣场，最终不产生弃渣。因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾。生活垃圾集中定点收集，纳入生活垃圾清运系统，不得任意堆放和丢弃，确保各类生活垃圾不随意排放污染环境。5）生态环境保护措施在施工建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放等措施，尽量减少施工占地，并及时采取有效的临时防护措施，最大限度的减少对地表植被的破坏。施工结束后，对遗留的裸地、边坡等施工迹地，及时采取恢复措施。6）水土保持措施水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施和管理措施相结合的综合防护措施，在时间上、空间上形成水土保护措施体系。工程措施：电池阵列区、综合楼、施工生产生活区、弃渣场进行表土清理，施工结束后进行覆土平整。弃渣场采用拦挡工程。植物措施：对建筑物周围进行绿化，灌、乔、固沙草结合种植。临时措施：主体施工过程中，特别是刮风或下雨期施工时，为防止开挖填垫后的场地水蚀和风蚀，对综合楼、电池阵列区、施工生产生活区和弃渣场等部位布设排水、拦挡和遮盖等临时防护措施，考虑临时工程的短时效性，选择有效110 、简单易行、易于拆除且投资小的措施。管理措施：工程施工时序和施工安排对水土保持工程防止水土流失的效果影响很大。若施工时序和施工安排不当，不但不能有效预防施工中产生的水土流失，而且造成施工中的水土流失无从治理，失去预防为先的实际意义。弃渣场应“先挡后弃”，并考虑综合利用，减少占地，道路路面应定期洒水，临时堆放的土石料和运输车辆应遮盖，定期对施工生产生活区空地洒水降尘等。7）施工区人群健康保护措施为保护人群健康，施工承包商应对人员进驻施工区前进行健康检查，预防常见的、传染性较强的流行性疾病的传播和流行。同时要加强施工区生活垃圾的管理，配备卫生设施和清扫人员，按期开展“消、杀、灭”活动，降低施工区各种病原微生物和虫媒动物的密度，预防和控制施工区传染性疾病和自然疫源性疾病，保障施工区工作和生活环境的卫生和健康，保护施工人员及当地群众的健康。1.1运行期环境保护措施运营期主要是生活污水和生活垃圾的处理，生活污水拟用施工期永临结合的污水处理设备处理，达标后再排放；对于生活垃圾应设立垃圾桶，定点袋装收集后送至垃圾填埋场处置。1.2环境保护投资概算根据本报告提出的环保治理措施和对策，类比同类行业，本项目的环保投资概算见下表。110 1绿化及水土保持本项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，控制机房、员工休息室等建筑物地基开挖、回填过程造成的土壤扰动及太阳能电池阵列单元支架和通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。建设区域为一般农田，无树木砍伐。为改善和美化厂区环境，减少灰尘，充分发挥草木特有的调温、调湿、吸尘的作用，在厂房及附属建筑物周围，以及道路两侧的空地均种植适于当地气候、易于成活、有一定观赏价值的数目，并种植草皮和灌木。在草坪中根据景观需要，布置不同规格的灌木。沿道路两侧及厂界四周种植榆树类、小叶白蜡、圆冠榆等。本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域110 的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的大量破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护己扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往城市建筑垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。11.7综合评价和结论11.7.1工程对环境的主要有利影响光电都是清洁、可再生能源。光伏电站的建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。XXXX50MWp农光互补项目整个25年经济寿命期内，平均年平均上网电量约5133万kWh。与相同发电量的火电厂相比，按照当前主力发电机组600MW发电机组平均供电煤耗水平305g/kWh计，每年可为电网节约常规能源约15655.65吨标准煤。该项目的建设，将在节省燃煤、减少CO2、SOx、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的示范作用。根据预测，该项目潜在的节能减排效果为：每年减轻排放温室效应气体CO2约41782.62吨；每年减少排放大气污染气体SOx约318.25吨、NOx约107.79吨。光伏电站的建设还可促进当地旅游业的发展，同时还可带动第三产业发展，110 促进当地经济建设。因此，本光伏电站的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。1工程对环境的主要不利影响在电站生产的整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、生活垃圾对施工人员的影响等，通过采取适当的措施，可将不利影响减小至最低程度。2环境可行性结论项目完工后施工扬尘、施工噪声、施工生产生活废水、固废随之消失，进而转变为电站运营过程中电站员工工作期间产生的生活污水，生活垃圾等。由于此时电站基础设施建设己完成，生活污水经处理后作为绿化灌溉之用，生活垃圾被集中收集后送往垃圾处理厂，因此生活垃圾、生活废水不会对环境产生较大影响。本项目投运后，对周围环境无大的影响。由以上的分析结论可以看出：本项目的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保和水保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且光伏发电项目本身就是一个清洁能源项目，拟采取的污染防治措施是积极、合理的。本项目的建设符合国家清洁能源综合利用的环保政策，工程的建设从环保角度分析是可行的。一、投资估算110 1.投资估算1.1投资估算依据1.1.1工程量：按可行性研究阶段工程量计算。1.1.2定额:执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布的《电力建设工程概算定额》电气设备安装工程、建筑工程和中国电力企业联合会2007年2月8日发布《电力建设工程预算调试定额》。1.1.3价格:设备价格按照类似工程招标价和设备制造厂提供的出厂价计列；装置性材料价格按国家电网公司电力建设定额站2008年7月1日发布的《电力工程装置性材料预算价格（2008年版）》西北地区计列。1.1.4运杂费：设备按渭南火车站运至光伏电站考虑，设备运杂费率为1.06%，装置性材料运杂费按渭南火车站运至光伏电站考虑。1.1.5费用：执行中华人民共和国国家发展和改革委员会2007年7月26日发布《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。1.1.6人工费调整系数：建筑工程[（26-2.4+3.77）/26]-100%=5.27%安装工程[（31-2.4+3.77）/31]-100%=4.42%1.2项目投资概算本项目建设投资约3.75亿元，投资范围包括工程费用、其他费用、预备费用等。其中工程费用包括建筑工程费和设备及安装工程费用；其他费用包括无形资产和其他资产；预备费用包括基本预备费用。2.成本费用发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费、保险费、用水费、利息支出及其它费用。110 发电经营成本不包括折旧费和利息支出的全部费用。项目的固定资产形成率按100%计；（1）折旧费折旧费残值率按5％计列、综合折旧率按7％计列，折旧年限取15年；折旧费＝固定资产价值×综合折旧率；固定资产价值=项目固定资产投资+建设期利息-无形资产价值；（2）修理费维修费按固定资产原值计算，维修费=固定资产原值×维修费率×投产费率；本项目维修费率取值，项目建设期0.5年，正常运营后，每年按0.5%计取。（3）员工工资、福利及其它项目定员10人，人均年工资5万元，职工福利费及其他按50%计列；（4）保险费保险费是指项目运营期的固定资产保险和其它保险，保险费率按固定资产价值的0.25%计算。（5）材料费和其它费用材料费定额取为3元/kW，其它费用定额取为3元/kW。（6）税金本项目应交纳的税金包括增值税、销售税金附加和所得税。²增值税根据财政部和国家税务总局财税[2008]156号“关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知”，本项目增值税实行即征即退50%的政策。增值税税率为17％。²销售税金附加110 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%、教育费附加率取3%。²所得税利润总额＝发电收入-总成本费用-销售税金附加企业所得利润应依法征收所得税，企业所得税率为25%。所得税额＝利润总额×所得税税率一、财务效益初步分析1经济评价与分析1.1概述XXXX50MWp农光互补项目是由xxxx有限公司投资兴建的一座大型高压光伏并网电场，本期建设50MWp，建设期为6个月，正常运行25年平均上网电量5133万度。财务评价计算期采用26年，建设期7个月，生产经营期25年。按新颁布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及现行的有关财税政策，对光伏电场工程进行财务评价。1.2财务评价1.2.1项目投资和资金筹措(1)固定资产投资工程静态投资36503万元，建设期利息694万元，工程动态总投资37,197万元；单位千瓦静态投资7.30元/kW，单位千瓦动态投资7.5元/kW。(2)建设期利息110 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694万元。(3)流动资金生产流动资金按年150万元概算，流动资金总额的20%使用资本金，80%从银行贷款，其年利率按4.75%计。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。投资计划与资金筹措见附表。(4)建设资金来源电站总投资的20%使用资本金，其余由国内银行贷款。(5)建设贷款利率按中国人民银行2015年10月24日上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4.75%，五年期以上长期贷款利率为4.9%。1.1分析与评价1.3.1成本与费用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：10名电站维护管理人员，人员工资6万元/人年，福利按工资的50%考虑；大修提成：大修提成为固定资产的0.2%;其他费用：其他费用按25元/kW计算（含土地租赁费用）。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%。财务费用：项目资本金比例30%，其余为银行贷款，贷款利率按4.9%110 。根据目前与银行达成的初步意见，本工程贷款偿还年限为15年，按等额还本付息的方式偿还。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。法定公积金10%，公积金提取不超过注册资本50%。1.3.2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，其发电收入的电价按0.8376元/kw.h(不含增值税，含增值税为0.98元/kw.h)计算，在计算期内，按不含税上网电价计算，发电利润总额为95623万元。（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。（3）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；（4）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%。（5）所得税110 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二免二减半的企业所得税优惠政策。（6）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。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。1.3.3清偿能力分析（1）借款还本付息计算本工程80%为银行贷款，生产期第15年还清贷款本息。借款还本付息见附表。（2）资产负债分析计算表明，本项目仅在生产期第1年负债率较高，随后资产负债率逐渐下降；还清固定资产本息后，资产负债率很低，在1%以下。说明该项目偿还债务的能力较强。见资产负债附表。（3）利息备付率和偿债备付率本项目利息备付率：该项目还款期内的年平均利息备付率为3.0。本项目偿债备付率：该项目还款期内的年平均偿债备付率为1.4,见借款还本付息计划表。110 1.3.4盈利能力分析上网电价为0.8376元/kWh(不含增值税，含增值税为0.98元/kWh)计算，贷款偿还期为15年时。项目全部投资现金流量见附表。1.3．5财务评价结论XXXX50MWp农光互补项目总投资3.75亿元，单位千瓦投资7.5元/kWp。本项目以前20年上网电价0.98元/kWh（含税，下同）后5年上网电价0.4元/kWh、资本金比例20%、借款偿还期15年等参数分析计算，项目投资财务内部收益率为9.1%（税前），高于行业基准收益率8%，项目在财务上是可行的。敏感性分析表明，本项目具备一定程度的抗风险能力，但仍应积极采取措施控制工程投资和保证上网电量，以降低项目的投资风险。光伏发电是清洁的可再生能源，具有较好的环境效益，工程难度小，建设周期短、在节能减排、改善当地能源结构及促进区域经济发展等方面能产生积极的社会效益，从缓解能源供应紧张并同时保护环境的角度考虑，开发太阳能光伏发电项目是必要的。XXXX50MWp农光互补项目符合国家政策和社会发展要求，工程技术可行、经济合理，项目建设是可行的。具体见财务指标汇总表。1社会效益分析1.1节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》己明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等110 非化石能源并网发电”。光能是清洁的、可再生的能源，开发光能符合国家环保、节能政策，光伏电场的开发建设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，营造出山川秀美的旅游胜地。1.1其它社会效益（1）可加快能源电力结构调整本光伏电站所处的地区电网属陕西省电网的一部分，随着近几年陕西省经济的飞速发展，电力需求不断增加，火电装机比例逐年增加，每年耗用大量燃煤、二氧化碳、二氧化硫等排放量，造成生态环境的破坏和严重的污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例，除水电外，相对于其它再生能源，光伏电开发己日趋成熟，因此，大力发展光伏发电，将改善能源结构，有利于增加再生能源的比例。（2）可促进当地经济的发展本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着光伏电场的相继开发，光电将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。一、结论及建议1.从社会角度110 当前人类将面临实现经济和社会可持续发展的重大挑战，在有限资源和环保严格要求的双重制约下发展经济已成为全球热点问题。而能源问题将更为突出，不仅表现在常规能源的匮乏不足，更重要的是化石能源的开发利用带来了一系列问题，如环境污染，温室效应都与化石燃料的燃烧有关。目前的环境问题，很大程度上是由于能源特别是化石能源的开发利用造成的。因此，人类要解决上述能源问题，实现可持续发展，只能依靠科技进步，大规模地开发利用可再生洁净能源。太阳能以其独具的优势，其开发利用必将在未来得到长足的发展，并终将在世界能源结构转移中担纲重任，成为21世纪后期的主导能源。1.从风险角度1)晶硅电池组件和适用于晶硅电池组件的大型并网逆变器的生产技术已经成熟，没有技术风险。同时多晶硅太阳能电池组件无论是从成本还是转化率角度，性价比均高于单晶硅组件，可以降低投资成本。2)本工程地质稳定，无泥石流影响，光资源丰富，无工程风险。3)目前国内利率处于下降趋势，利率变化引起的资金风险较小；本项目未采用外汇贷款，机组所需要的少量必要的进口设备及材料均以人民币结算，因此本项目可以不考虑汇率风险。2.从环保角度本项目不占用燃料、土地和水资源，不增加地方交通运输压力，无废气、废水、废渣等污染物排放，属利用可再生能源的洁净发电项目，110 太阳能的节能效益主要体现在光伏电站在运行时不需要消耗其它的常规能源。其环境效益主要体现在不排放任何有害气体。太阳能与火电相比，在提供能源的同时，不排放烟尘，二氧化碳，氮氧化合物和其它有害物质。二氧化硫、氮氧化合物在大气中形成酸性物质，造成酸雨。危害职务和水生物，破坏生态，二氧化碳又是影响全球变暖的温室效应气体。本太阳能光伏发电站工程建成后装机容量50MW，经测算项目投产后预计年均发电量约5133万kWh，25年发电总量约为128328万度。本项目建成后相对于火力发电每年预计可以节约常规能源约15655.65吨标准煤，减少二氧化碳41782.62吨，减排二氧化硫318.25吨。综合结论综合各方面研究成果，本项目的建设十分必要。各项建设条件具备，技术方案先进并适合国情和当地情况。经济指标合理，风险性小，回收快。实施后能产生一定的经济效益和社会环境效益，并可发挥示范作用，项目可行性很高。110 110 110 110 110 110'