20MW滩涂光伏电站设计施工方案

'20MW滩涂光伏电站设计施工方案39 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案1综合说明1.1概述1.1.1工程地理位置及规模山东威海市20MW大型并网光伏电站位于山东威海市孙家瞳镇沙窝村海边滩涂地带，建设光伏电站及办公生活设施，建设工程总面积约760亩。威海位于山东半岛东部、黄海之滨的一颗璀璨的明珠，与韩国隔海相望，是我国距韩国最近的地区。是国务院批准的沿海经济开放城市，拥有国家一类对外开放港口----石岛港。威海总面积一千三百多平方公里，人口七十万，海岸线总长达到一千多里。三面环海，气候温和，风光秀丽，名胜古迹众多。成山头、桑沟湾、石岛、槎山四大风景区绚丽多姿，各具特色，构成千里海岸旅游线，每年都吸引着大批国内外客人游览观光。威海市大部分地区为北温带季风型大陆性气候，四委变化及季风进退明显。但由于三面环海，地形复杂，形成了明显的地区性差异：虽属大陆性气候，但具有海洋性气候的特点，与相似纬度的内陆地区相比，具有冬暖、夏凉、春冷、秋温及温差小、风大、雾多、雨水充沛等特征。海边潮间带滩涂地质特征是：在大潮高潮期间被海水淹没，大潮低潮期间露出的陆海过渡地带，其海岸地貌如下，粉沙滩，组成物质主要为粉砂，滩面宽阔平坦，滩面最宽可达8km，坡度0.03%。滨海路环绕海滨，距离项目地直线300米，交通便利。（附项目所在地图）图2-2项目建设地区位图项目建设位置1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案本工程总装机容量为20MW，发电设备为薄膜光伏电池组件，安装方式主要为固定安装，安装高度为200cm到400cm之间，单个光伏组件功率为65Wp，自重为14.4kg以内，基础埋深2.5m左右。电气控制室建筑物单层布置，采用混凝土基础，基础埋深为2m。1.1.2工程任务及投资方简介1.1.2.1工程任务本主要包括太阳能光伏发电系统、太阳能资源、项目任务和规模、太阳能光伏组件选型、布置及发电量估算、电气、土建工程、施工组织设计、工程设计概算、财务评价等方面进行研究。1.1.2.2投资方简介1.1.3建设必要性(1)山东威海不仅有较好的太阳能资源，而且有完善的电网和较大常规能源的装机。进行太阳能工程的建设，可以充分的利用好威海的资源，增加山东的绿电供应，改善山东的能源结构；保护环境、减少污染；节约有限的煤炭资源和水资源。(2)威海市气候湿润、日照时间长、太阳辐射较强，太阳能资源比较丰富。大部地区年日照时数在2900～3500小时，日照百分率56%，年太阳辐射量可达5781MJ/m2。按照我国太阳能资源区划划分，属于Ⅲ类，即太阳能资源丰富区，太阳能具有较好的开发优势。1.1.4本期工程建设规模本期工程规划为20MWp太阳能光伏发电项目。1.2太阳能资源1.2.1我国太阳能资源概述我国的太阳能十分丰富，全国2/3以上地区的年辐射量大于5020MJ/m²，年日照时数在2000小时以上，我国陆地表面每年接受的太阳能就相当于17000亿吨标准煤。太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个外，基本上是南部低于北部，由于南方多数地区云多雨多，其太阳能资源的分布特点与北方太阳能资源分布特点不同,1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。中国的太阳能资源与同纬度的其他国家相比，除四川盆地和与其毗邻的地区外，绝大多数地区的太阳能资源相当丰富，和美国类似，比日本、欧洲条件优越得多，特别是青藏高原的西部和东南部的太阳能资源尤为丰富，接近世界上最著名的撒哈拉大沙漠。1.2.2威海市太阳能资源简介本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。威海市20MW并网光伏发电项目选址位于孙家瞳镇，纬度跨域范围小于0.1度，选址场地地势较为连续和平整。项目实施地的太阳能资源如表2-1。表1-1项目实施当地平均气候值月份月平均温度(°C)各月光伏阵列水平面上的平均日辐射(kWh/m²/日)各月光伏阵列32°倾斜面上的平均日辐射一月2.22.664.31二月2.63.695.17三月5.04.795.76四月9.35.735.86五月13.96.035.48六月18.45.935.15七月21.95.294.86八月23.65.194.87九月21.34.765.19十月16.53.744.83十一月10.62.684.15十二月5.22.263.78年平均12.54.404.95威海市位于北纬37.5,东经122.1，季风影响显著，根据威海地区数据资料，威海的年平均太阳能水平面辐射量为4.40KWh/m2/day，在32度倾角上的辐射量为4.95KWh/m2/day。属于太阳能资源较丰富地区,适合建设光伏电站项目。1.3工程地质地基岩土层及分布特性：在30m勘探深度内上部为第四系粉土，下部为第三系上新统（N2）粉质粘土层和玄武岩。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案场地岩土名称承载力特征值（fak）kPa压缩模量ES1-2MPa弹性模量E103MPa南区粉土1202.812粉质粘土180-2003.516北区粉土1232.911变电站粉土1252.912拟建场地位于威海市北部地区，场地内断裂不发育，未发现不良地质作用，场地稳定性好，适宜建设。工程场地设计基本地震加速度为25g，抗震设防烈度为7度。工程场地土的标准冻结深度为0.3m。工程场地内地下水位埋藏较浅，对基础和施工无影响。总之，建设场地为一稳定地块，适宜建站。1.4项目的任务和规模1.4.1项目所在地概况威海市通过生态县、美丽乡村和森林城市的建设，森林覆盖达198万亩，其中树林面积100万亩。新增造林30万亩，森林覆盖率70%，建成绿化通道155公里。因此项目选址不受风沙影响。项目所在地具有富集的太阳光照资源，保证了高发电量；靠近主干电网，能减少新增输电线路的投资；主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；离用电负荷中心市区近，可以减少输电损失；场地开阔、平坦，扩容空间大；交通运输、生活条件便利；能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；同时电站建成后，由于采用的是太阳能单轴补光追踪系统，设备下面可以套种杨桐等经济作为，在提高土地使用效率的情况下，每年也可以产生将近160万元的经济效益。在此建设太阳能发电站，既可以方便地将太阳能电力电场开关站接入电网系统，减少输电损失，同时还可以起到积极的宣传作用。1.4.2电力系统现状和发展规划本工程所属电网为电网。电网拥有500kV线路44条，总长度3336km；220kV线路243条，总长度8970km；500kV变电站7座，主变压器14组，总容量1075MVA。220kV变电站97座（含用户站2座），主变压器181台，总容量5467MVA。项目所在地威海电网具备500kV、220kV线路，其中500kV电网线路经威海电网与山东电网相连。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案山东省电力系统规划表1-4电力需求预测表项目2010年2015年2020年高方案全社会用电量750017521160524发电负荷455259917395符合利用小时数443261677667中方案全社会用电量650016791022472发电负荷408052676426符合利用小时数411255006667低方案全社会用电量240033653845385发电负荷371646755553符合利用小时数384050005833根据电力调整优化结构的目标，到2010年，关停5万kW以下小火电机组250万kW，使高参数、大容量空冷环保燃煤机组达75%以上，风电、水电，煤层气发电、生物质能发电等清洁、可再生能源发电装机达到6%以上。威海市电力建设现状及电力发展规划至2005年底，威海市电网拥有500KV公用变电所1座，主变2台，容量150万千伏安；全网拥有200KV公用变电所9座，主变15台，容量219万千伏安；110KV公用变电所44座，主变70台，容量260.65万千伏安，用户变3座，主变5台，容量15.65万千伏安；35KV变电所99座，容量109.606万千伏安，其中公用变54座，容量75.775万千伏安，用户变45座，容量75.775万千伏安32.831万千伏安；10KV及以下配变22405座，总容量441.3714万千伏安，其中公用变11744座，容量为194.9791万千伏安，其中公用变10661座，容量为246.3923万千伏安。考虑城市经济和社会发展综合因素，预测威海市2010年供电量为149亿kW·h，最大供电负荷达到147MW。“十一五”期间供电量、供电负荷年均增长分别为9.78%、10.06%。威海市负荷预测详见表3-2：表1-5威海市2008～2010年供电量、供电负荷预测单位：×108kW·h、MW年度200820092010递增率1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案供电量1181271369.78最大供电负荷20422223910.06目前纯火电这样一种单一的电源结构难以满足威海地区用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。从长期看，威海地区未来电力需求巨大，为新能源的发展提供了巨大的潜在市场。威海市电网现状及规划威海市供电网由220kV、110kV和35kV三级电压组成，目前只有1座220kV变电站，为双变双线运行；9座110kV变电站和9座35kV变电站，总容量939.3WVA。另外正在建设220kV梅溪变电站。2008年，威海市供电量105000万kW·h，最高供电荷530MVA。表1-6威海市最大负荷预测结果表年度200820092010供电量（万kWh）105000118800121500最大负荷利用小时数516588630最大负荷（万kW）5306036481.4.3项目与系统的关系考虑后续光伏电站建设进度尚未明了，本期以35kV电压等级接入系统，本期工程建设的线路送出能力适当考虑后续一定容量，可以保证光伏电站约20MWp容量的电力送出，待后续容量超过100MWp以后，光伏电站开关110kV电压等级，新建1回110kV线路送出。1.4.4光伏电场规划目标及工程规模本工程太阳能规划容量20MWp太阳能光伏并网电站，计划2014年开工建设，2014年并网发电。1.5光伏组件选型和布置1.5.1光伏组件的选型太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池(包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、非晶硅电池(a-Si)、非硅光伏电池(包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。因此从转换效率、组件性能、设备初投资几方面综合考虑，本工程拟采用环保经济型薄膜电池组件。本阶段暂按HNS-ST65型薄膜电池组件考虑。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案1.5.2光伏组件布置1.5.2.1光伏组件方阵的安装方式光伏方阵的安装方式采用固定式、倾角32度。1.5.2.2光伏方阵的方位角和安装倾角的确定对于北半球而言，光伏阵列固定式安装朝向正南即方阵垂直面与正南的夹角为0°时，光伏阵列在一年中获得的发电量是最大的；所以，本项目确定光伏组件方阵的方位角为0°。综合考虑积雪、占地面积、阴影遮挡、支架承载等因素，旨在追求倾斜面全年最大辐射量及全年最大的发电量，倾角为32度。1.5.2.3光伏方阵行距的确定经计算，该电站地处N37.5°，最后考虑综合因素拟定系统光伏方阵行距约为5.m，另设置检修道路宽为4m。1.5.3光伏电站年发电量和年利用小时数的估算光伏系统总效率：η1×η2×η3×(1-4%)≈84.3%；25年内平均每年发电量：2348.5万kWh；年等效满负荷运行小时数：1806.75h。1.6电气1.6.1开关站接入系统方案本期光伏电站出单回35kV线路接至沙窝110kV变35kV侧，导线型号LGJ-240，长度约4km，光伏电站场内开关站35kV母线的短路电流取7.5kA，短路容量为480.6MVA。工程最终接入系统方案，需在接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。1.6.2电气主要设备的选型和布置1.6.2.1电气主要设备的选型逆变器选用无隔离变、每台容量500kW的逆变器，输出315V三相交流。变压器选用干式变压器容量为1000kVA，电压比为38.5±2x2.5%/0.315kV，接线组别为Dyn11。35kV配电装置采用户内手车式成套开关柜，开关柜内配真空断路器，短路水平按7.5kA选择。35kV电缆采用YJY23-26/35kV型。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案380/220V配电装置选用GCS或MNS型开关柜。站用变压器选用10系列干式变压器。1.6.2.2电气主要设备的布置本工程35kV变压器布置在每个1MWp方阵内，这样分开布置电缆比较短经济方便。继电保护间、站用电室均布置在主控室内。直流屏和逆变器布置在每个1MWp光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜、2面500kW逆变器和一个1000kVA干式开关变压器，共20个分站房。20MWp工程总计40面直流防雷配电柜、40面500kW逆变器和20个1000kVA干式开关变压器，共20个分站房1.6.3光伏电站集电线路接线方案20MVA太阳能阵列共设20台1000kVA35kV干式开关变压器，线路接至35kV集电线路送至站内35kV配电装置，每回35kV集电线路由5台干式开关变并联构成，本期共4回集电线路接入35kV母线。35kV采用单母线接线。本期工程光伏发电集电线路采用直埋敷设，过路处穿管敷设。1.6.4光伏电站主要电气设备的控制保护光伏站拟采用微机监控。设站控层和间隔层。站控层由包括上位机、通讯网络、网络交换机、及光纤环网设备等组成，安装于主控制室。间隔层设备由逆变器、箱变智能测控单元智能电度表、温度及日照辐射传感器等组成，安装于各分站房内。间隔层设备通过通讯管理机及光纤环网设备与站控层设备通讯。1.6.5光伏电站调度及通信根据光伏电站的机组容量、电压等级及地理位置，确定本光伏电站由中调和威海区调实施两级调度管理，远动信息同时送往中调和威海区调，计量信息同时送往中调计量主站和威海局计量中心。1.7工程消防设计1.7.1工程消防设计本工程主要建(构)筑物有综合楼、35kV屋内配电室等。根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》》(GB50229-2006)中的要求，本工程中综合楼体积约为600m3，火灾危险性为戊类、耐火等级为二级，因此本工程需设置水消防给水系统。箱式变压器为1MV·A，采用移动式干粉灭火器消防。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案本工程设消火栓给水系统和移动式灭火器。在站区设室外消火栓，消防管道在综合楼区域布置成环状，在综合楼、仓库及汽车库内设室内消火栓和灭火器。本工程设生活、消防水泵房、消防蓄水池各1座，泵房内设消防泵2台，消防稳压泵2台。消防补水由站外深井泵补给。综合楼、35kV配电室、分站房等各构(建)筑物设置移动式磷酸铵盐干粉灭火器。1.7.2施工期消防设计方案施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车通行。将危险品库布置在远离其它建筑物的区域，并设置明显标志。在箱式变压器施工现场设置移动式灭火器。在开关站施工现场设置多处移动式灭火器，所有安放有灭火器的位置均设有明显标志。并设置消防工具架。施工单位配有专业消防员，每天进行消防检查。1.8土建工程1.8.1工程项目的规模、等级、标准本期建设容量20MWp光伏发电太阳能。依据《建筑结构荷载规范》(2006年版)及《建筑抗震设计规范》：(1)设计使用年限：50年。(2)基本风压：0.35kN/m²。(3)基本雪压：0.25kN/m²。(4)抗震设防烈度：7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组：第二组。(5)光伏电站水位埋深在地表下2.50m左右，开关站地下水在地表下2.20m左右，地下水对基础及施工无影响。(6)该场址地基土类型为软泥土，建筑场地类别为II类。(7)该地区土壤的最大冻结深度为0.20m，标准冻结深度为0.15m。1.8.2总体方案布置开关站区总体呈矩形，电气设备区位于站区北侧，站区南侧为生产及生活区域。本期35kV由站区西北侧进入35kV屋内配电装置室，由于本期容量较小，35kV出线向东接入沙窝110kV变电站35kV侧。综合楼位于站区中部靠西，仓库及汽车库位于综合楼的东侧，消防水泵房与反渗透处理室位于综合楼南侧，这种布置管道短捷、开关站占地较小。开关站东南侧相应布置了广场和绿化用地。进站道路由东南侧进入站区。该进站道路由站区北侧现有沥青道路引接，引接长度约为900m。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案为最大的利用太阳能规划用地，本期光伏站区整体呈不规则布置。光伏站区每1MWp为一发电单元，共20MWp。每一发电单元配置一套分站房，其中分站房位于该发电单元的中部，这种布置低压集电线路较均衡，最大减少了低压线损。该进站道路由站区东侧市道211线引接，引接长度约为850m。1.8.3光伏组件支架光伏组件支架设计充分考虑自重、风压、抗震等因素，采用型钢结构，材质为Q235-B钢。型钢支架结构形式采用钢排架—支撑体系，支架采用方钢柱，方钢横梁；纵向支撑、檩条采用角钢及钢筋。光伏板钢支架计算根据现行规范《钢结构设计规范》GB50017-2003及《建筑结构荷载规范》(2006年版)GB50009-2001，采用大连REI公司STAAD/CHINA2007程序进行计算。光伏支架与基础连接保证牢固可靠。1.8.4光伏组件基础太阳光伏板支架基础暂定埋深2.5m，地面上2m,支架基础采用现浇钢筋混凝土独立基础，基础混凝土强度等级为C30，基础下设100mm厚C10素混凝土垫层。1.8.5箱式变压器的基础设计每1MW发电单元配置一台箱式变压器，共计20台。箱式变压器基础形式为钢筋混凝土箱式基础。1.8.6主要建筑物的设计本光伏电站主要建筑物包括综合楼、35kV配电室、仓库及汽车库、380/220V配电室、分站房。1.9施工组织设计1.9.1施工条件1.9.1.1施工供水本工程施工高峰期用水量为50t/h。现场施工时在开关站南侧、光伏站区的东侧各打井一口，井深约3m，由管道输送到蓄水池。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。临时供水系统考虑电站建成后生产和生活用水需要，“永临结合”建成永久供水系统。1.9.1.2施工供电本工程施工高峰期用电负荷为200kVA。施工供电由站址周围10kV线路接入。另外配备6台30kW1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案移动式柴油发电机作为光伏板区域的施工电源，其移动方便，适应太阳能施工的特点，满足生产及生活用电。1.9.1.3建筑材料本工程所用水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料经过现场调研，经与建设单位和当地政府沟通，均可在当地购买，当地材料供应量和种类完全满足工程建设需要。1.9.1.4机械维修必要的部件加工机械维修可在威海相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。1.9.2交通状况威海市境内交通便利，区位优越。项目所在地孙家瞳镇沙窝村，占地面积760亩，开关站北侧约800m处有一现状沥青道路东西向通过，该路与市镇道路网络连接，开关站进站道路由其引接,引接长度约为900m。工程外部交通比较便利。施工时，先施工站内道路，待施工光伏板基础、安装光伏板可利用站内道路进行施工。施工时尽量不破坏原有地貌，如必需破坏时，须在施工结束后恢复原状。1.9.3光伏组件的安装方法太阳能光伏发电工程零配件体积小，重量较小。不需要特殊的运输和吊装方案，仅需常规运输机具和安装工具即可。1.9.4主要建筑物施工方法(1)场地平整方案障碍物清理。地表土的清理。土方量测量及站区内控制放线。在场地平整时，采用推土机、挖掘机、自卸汽车、压路机等机械，回填土要分层夯实碾压，施工要求按照相关规范执行。(2)站内建筑物施工方案基础开挖及基础施工。脚手架工程。主体砌筑工程及封顶。屋面及防水工程。内外装修工程。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案(3)变电架构施工方案对钢管、钢梁等加工件进行验收。排杆及连接。构架组立。二次灌浆。架构、设备支架的测量定位及高程控制。在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。1.9.5施工总布置原则(1)施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活，方便管理，安全可靠、经济适用的原则。(2)充分考虑光伏组件的布置特点。(3)根据工程区域地质条件及施工布置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施，尽可能实现永临结合。(4)结合当地的条件，合理布置施工供水与施工供电。(5)施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。1.9.6施工进度及主要建筑材料、施工机械设备1.9.6.1施工进度编制原则(1)不考虑冬季混凝土浇注工作。(2)管理站土建、设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与光伏组件安装相协调安排工期。(3)施工期可根据施工单位实际能力部分调整。本工程从工程开工至工程竣工建设总工期为6个月。工程筹建准备期1个月。1.9.6.2主要建筑材料水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在威海市威海市购买。1.9.6.3施工机械设备(1)太阳能光伏发电工程占地面积较大，单机工程量小，整体工程量集中，施工时需频繁移动施工机具，特别是混凝土施工机具。(2)施工高度低，速度快，难度不大。(3)零配件重量小，倒运方便，安装较为简单。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案1.9.7永久占地和临时占地的数量本工程久永占地为50.63hm2，临时占地1.10hm2。1.10工程管理设计1.10.1光伏电场的定员工程管理机构的组成和编制按如下原则：全站定员10人，其中，运行人员4人，检修人员和其他工作人员4人，管理人员2人。实行两班制，每十天轮一班。1.10.2主要工程管理方案太阳能电站管理系统只分生产基地区域。生产基地为太阳能电站内的组件及其他配套设施。1.11环境保护和水土保持设计1.11.1环境保护方案1.11.1.1环境空气污染防治措施施工期：主要为施工扬尘和车辆排放的尾气。施工开挖等土建活动产生的粉尘排放源低、颗粒物粒径较大，因此其对环境空气的影响主要局限在作业面范围内。主要采取定期喷洒作业面，大风天加大喷洒频次的抑尘措施；对砂石料堆放场采取拦挡、苫盖措施。运行期：太阳能发电不会产生大气污染物。本工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源。1.11.1.2水环境污染防治措施施工期：生活污水及机械废水分类收集处理，生活污水经处理后与施工同步边处理边用于场区绿化、抑尘。机械废水、混凝土拌合排水经处理后用于场区抑尘。施工机械冲洗产生的含油废水由移动式油处理设施处理后用于施工场地抑尘、绿化。运行期：本工程采用地埋式一体化污水处理设备，经接触氧化、沉淀、消毒后生活污水处理可达到一级排放标准，作为绿化用水或排放。太阳能光伏板冲洗水采用电站深井水，当地蒸发量较大，冲洗光伏板后的冲洗水部分蒸发进入大气，部分流至站区地面，通过自然渗透至场址四周的排干渠，做为生态恢复和绿化用水。1.11.1.3噪声防治措施1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案施工期：从噪声源控制上最大限度减小施工噪声，并合理布置噪声较大声源的位置，避免或减少对噪声敏感区域的影响；通过加强对施工单位的管理，做到文明施工，可有效减轻噪声影响。本工程建设区域较为空旷，周围无噪声敏感设施，施工期不会产生噪声扰民问题。运行期：分站房内设备均为低噪声设备，对室外不产生噪声影响，箱变为低噪声设备，正常情况下低于背景噪声，不产生噪声影响。1.11.1.4固体废物污染防治措施施工期：固体废物主要为光伏板支架基础、箱变基础、建筑物基础回填余土清表及基础回填余土。回填余土就地平整低洼处，并覆表土进行植被恢复；建筑垃圾应运至当地指定地点处置，不得随意堆放。施工人员产生的生活垃圾交由环卫部门统一处理。运行期：固体废物只有运行人员产生的生活垃圾，通过对生活垃圾采取集中存放，委托当地环卫部门定期统一处理的方式，可消除生活垃圾对环境的影响。1.11.1.5电磁辐射污染防治措施通过采取使用设计合理的绝缘子和能改善绝缘子表面或沿绝缘子串电压分布的保护装置；合理选择高压电气设备、导线和金具；高压设备合理布置，通过距离衰减，减小站区围墙外的电磁场强度及无线电干扰；站内良好接地，提高屏敝效果。1.11.1.6生态环境保护措施施工期：本工程施工结束后即进行土地平整、植被恢复，基本不会对土地利用格局产生影响。电力电缆、光缆敷设采用地下直埋方式，施工结束后进行植被恢复。通过采取以上措施，可以合理利用土地，减少对生态环境的影响。运行期：该阶段水土保持措施已全面实施，但可能受季节等因素影响，在运行初期，生态效益尚未完全发挥出来，因此，在运行初期尽量不要在该区域进行其它影响生态恢复的活动。1.11.2水土保持方案本工程建设水土流失主要发生在建构筑物基础开挖、箱变基础开挖、临时施工设施区域场地平整等环节中。根据工程建设区地形地貌条件、工程施工方法、水土流失发生特点等要素，拟采取以下主要水土流失防治措施：(1)太阳能光伏板支架基础施工过程中表土、回填土堆放采取拦挡、苫盖措施。(2)各施工区回填余土及表土进行平整。(3)施工结束后施工临时占地采取土地平整和植被恢复措施。(4)工程永久占地区除建筑物占压外，采取硬化、绿化措施。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案1.12劳动安全与工业卫生设计1.12.1主要防范对策措施1.12.1.1车辆安全防护措施应建立健全机动车辆安全管理规章制度，加强对场内机动车辆的安全管理，保证机动车辆的安全运行。机动车辆应逐台建立安全技术管理档案。1.12.1.2起重、吊装安全防护措施起重机械操作人员应持证上岗。机械操作人员要共同制订吊装方案。吊装前，吊装指挥应向起重机械人员交待清楚工作任务。遇有大雾、雷雨天、照明不足，指挥人员看不清各工作地点，或起重驾驶员看不见指挥人员时，不得进行起重工作。在起吊过程中，不得调整吊具，不得在吊物、吊臂工作范围内停留、行走或进行作业。塔上协助安装指挥及工作人员不得将头和手伸出塔筒之外。1.12.1.3高空作业安全防护措施分析在登高工作时，要佩戴安全帽、系安全带，并把防坠落锁扣安装在钢丝绳上，同时要穿结实防滑的胶底鞋。把维修用的工具、润滑油等放进工具包里，确保工具包无破损。在攀登时把工具包挂在安全带上或者背在身上，切记避免在攀登时掉下任何物品。在登高时，不要过急，应平稳攀登，若中途体力不支可在中间平台休息后继续攀登，遇有身体不适、登高作业禁忌症、情绪异常者不得登塔作业。1.12.1.4基础施工安全防护措施分析基础混凝土浇筑，先浇筑混凝土垫层，再进行钢筋绑扎，后浇筑基础混凝土。在风电机组基础混凝土浇注中应一次浇注完成，不留施工接缝。施工中严格要求对所有砂、碎石和水泥作好工前化验，并作多个试块进行强度试验，必须达到规范要求指标。项目实施时一定要对工人进行上岗前培训考核，随时监督控制砂、碎石、水泥的清洁和准确的配合比。同时，浇灌混凝土时防止其中钢筋变位、变形，不允许基础中固定塔筒的埋件移动或倾斜。1.12.1.5高温作业安全防护措施分析所在地属中温带大陆性季风气候，夏季多雨，白天气温较高。极端最高气温为46℃，如果施工人员个人防护不到位，易发生中暑。因此，应发放必要的个人防暑降温用品。安装现场应准备常用的医药用品，安装现场应配备对讲机。1.12.1.6交通运输1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案施工区内所有的交通运输道路必须设置人行道和防护栏杆，实行人车分离。并且，交通运输道路必须做好排水设施，修建必要的回车场地。1.12.1.7防火、防爆对策措施(1)各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《火力发电厂与变电所设计防火规范》执行。(2)建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限按《建筑设计防火规范》、《火力发电厂与变电站设计防火规范》等国家现行的标准进行设计。(3)站区建筑物承重构件采用框架结构和砖混结构。框架结构的内、外墙为陶粒混凝土砌块；砖混结构的内、外墙为烧结多孔砖，均为不燃烧体，满足耐火极限要求。(4)主控楼内装修采用不燃材料。1.12.1.8防噪声、振动及电磁干扰根据《工业企业厂界环境噪声排放标准》的要求，结合风电场的特点，要求各种设备的电动机、噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。1.12.1.9防电伤、防雷保护(1)安全接地在设计中接地系统应严格按照相关规程、规范要求设计，各种电气设备应做到良好的绝缘、接地。设计应充分利用基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地电阻的要求。根据《交流电气装置的接地》规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠接地或接零。设保护接地、工作接地和过电压保护接地装置。(2)安全距离为了保证电气设备安全运行，对各配电设备间及设备对地间的安全净距，都必须保证符合有关规定。(3)防雷击对策措施防雷击包括防直击雷、防雷电感应、防雷电侵入波，主要措施有设置避雷装置和防雷接地。工程应采用如下措施，以保护设备免受直击雷和雷电侵入波的危害。1.12.1.10防坠落、防机械伤害和其他伤害(1)所有转运机械外露部分均设防护罩。(2)所有设检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案(3)易发生坠落危险的平台、步道、楼梯、检修孔平台周围应装设护拦及踏脚护板。(4)场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹板或栅格板，以防工作人员滑倒。(5)进行露天高处作业，如遇6级以上大风或恶劣气候，应停止作业，在霜冻或雨天高处作业时，采取防滑措施。1.12.1.11采光与照明对策措施按照《建筑采光设计标准》的有关规定，工程应按″绿色照明″设计；各工作场所采光设计充分利用天然采光，当天然采光不满足要求时，应辅以人工照明，且人工照明设计应力求创造良好的视觉作业环境。1.12.1.12安全标志设置(1)凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及需要提醒操作人员注意的地点，均应设置安全标志，并按《安全标志及其使用导则》进行设置。(2)凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均应涂安全色。安全色应按《安全色》选用。1.12.1.13个人防护措施(1)为作业工人配备相应的个人防护用品，并定期更换。(2)受噪声危害的作业工人应配备噪声耳塞、耳罩、帽盔等。1.12.2机构设置和人员配备需设立劳动安全及工业卫生管理机构，负责电站的劳动安全和工业卫生管理工作，可与环保监测站合并使用。1.13节能分析1.13.1建筑节能建筑物朝向尽量采用南北向或接近南北向，主要房间尽量避开冬季主导风向。将建筑物体形系数控制在规范要求的范围内，在满足功能要求的前提下尽量降低建筑的层高。屋面及外墙设置保温层，保温层厚度要满足国家最新的节能要求。1.13.2设备节能工程选用铁损较小的主变压器及箱变，减少了铁芯涡流损耗及漏磁损耗。集电线路设计方案应以减少线路损耗和电压损失为原则。电缆线路尽量短。电缆线路与机组连接，在满足经校正的载流量的前提下，尽可能选用小截面电缆。1.13.3节约原材料1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案砂石及其它所需建材均可就地解决或采购；部分保温材料、酸、碱、水泥、木材等亦可就近取材；光伏区总平面布局紧凑，较大幅度的降低了站区及场区有关生产系统的管道、道路、电缆材料工程用量。1.14工程设计概算1.14.1鉴于目前光伏发电项目没有概算编制办法及计算标准，本工程参照水电水利规划设计总院2007年9月发布的《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》(2007年版)。1.14.1.1鉴于目前光伏发电项目没有概算定额，本工程参照水电水利规划设计总院2007年9月发布的《风电场工程概算定额》(2007年版)。1.14.1.2基本预备费按2.0%计列。1.14.1.3设计概算按2010年4季度价格水平编制。1.14.1.4勘测设计费根据2002年国家计委、建设部计价【2002】10号文颁发的《工程勘测设计收费标准(2002年修订本)》计算，并结合太阳能工程实际情况调整。1.14.2工程静态投资和总投资工程静态投资22046.5万元，单位造价11023元/kW；建设期贷款利息795万元；工程动态投资23070万元，单位造价11235/kW。1.14.3投资构成和资金筹措方案工程资金来源20%为资本金，其余为银行融资，银行贷款利率为6.80%，偿还期15年，建设期贷款利息据此计算。1.15经济及社会效益分析1.15.1经济效益分析工程的建设将充分利用当地太阳能资源，对改善地区能源结构，实现地区电网电力可持续发展有较好的推动作用，具有较好的经济效益，符合可持续发展战略1.15.2社会效益分析(1)节煤效益本期工程装机容量为20MWp，年发电量2348.5万kW·h，按火电每kW·h电量消耗355g标准煤计算，每年可节约9732.5t标准煤。(2)污染物减排效益1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案太阳能的开发利用，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。相对于同一地区同等发电量燃煤电厂，按当地燃煤煤质：Sar：1.38%、Car：47.94%、Aar：15.28%(按不设脱硫设施、除尘器除尘效率99.3%考虑)，太阳能电站的建设年可减排SO2约3570t、烟尘约16.5t、CO2约4×104t、NO2约50t，环境效益显著。太阳能电站的建设替代了燃煤电厂的建设，将大大减少对周围环境的污染，还可起到利用自然再生资源、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。1.15.3主要成果及结论工程经济效益和社会效益都非常好，工程的建设不仅可以充分利用当地的太阳能资源，还改善当地的环境，减少风沙对环境的危害，同时对当地经济社会发展具有一定的推动作用，从而带动地区的经济发展。1.16结论从工程的电力市场、交通运输﹑电站水源、站址稳定性、建设场地等方面看，主要建厂条件均已落实。工程所选地区，太阳能资源丰富、有效日照时数高、光能效率好，具有非常好的经济开发利用价值。建设20MWp光伏电站工程是可行的，符合国家电力产业资源优化配置政策，符合国家开发战略。工程建成投产后，可以降低对常规能源的依靠，增加绿电的供给量。为地区继续发展大规模太阳能发电积累经验和技术数据，也为本地区提供了一个新的经济增长点。随着大力发展太阳能光伏电站工程，将会极大地提高本地区的人民生活水平。而且太阳能光伏电站的建设可为当地的旅游资源增添一道亮丽的景观，促进当地旅游业的发展，经济、社会、环境效益均十分显著。接入系统由建设单位单独委托设计，可研说明书中有关接入系统部分的章节内容详见接入系统报告。可研设计依据性文件资料及取得的支持性文件由建设单位单独汇总，作为可研设计及审查的附件。为了加快工程进度，建议建设单位尽快委托有资质的单位开展环境影响评价、劳动安全预评价、接入系统等项目的设计、审查和报批等工作。同时，参照《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》中支持性文件附件的要求，建议建设单位尽快取得相关支持性文件，及时报送主管部门核准本工程。参照风电场1-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案可行性研究报告内容深度要求，本可行性研究报告附件中还缺少接入系统审查意见和批复意见、国家水土保持部门对水土保持报告书的批复文件、国家环保部门对环境影响报告书的批复文件、国土资源部同意通过项目建设用地的预审文件等。为了加快工程进度，建议建设单位尽快委托环评、水保、接入系统、劳动安全与工业卫生评价等项目的设计、审查和报批等工作。建设单位还要尽快落实国家对太阳能上网的优惠政策，确保本工程在经济效益方面能享受到国家大力发展新能源政策的支持。1.17光伏电站工程特性表名称单位(或型号)数量备注光伏电站场址海拔高度m0~1.dong7经度(东经)122.1°纬度(北纬)37.5°盛行风向180°～360°(S～N)年太阳辐射量MJ/m².a6500倾斜面年峰值日照小时数h1800太阳能资源分布地区类型Ⅲ类地区ⅣⅣⅣ主要设备光伏场主要机电设备光伏阵列方位角0°最佳倾角32°安装方式固定式组件类型薄膜光伏方阵行距m5检修道路宽m4年等效满负荷利用小时数h1800光伏系统总效率%84.3年平均发电量kWh2348.5万25年总发电量kW·h58712.5光伏组件数量块309600应用类型并网光伏组件电池板峰值功率Wp65额定组件效率%8开路电压V89最大工作电压V70正常工作条件温度℃25光伏板尺寸(长×宽×厚mm)1245×635×7.5短路电流A1.12最大工作电流A0.93重量kg14.4实用温度范围℃-40～＋85短路电流温度系数%/℃＋0.0715开路电压温度系数%/℃-0.3471-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案抗风速能力km/h130主要机电设备箱式变电站台20500kW无隔离变逆变器台40续上表名称单位(或型号)数量备注土建光伏支架基础基础钢筋混凝土C30m³55040钢材t31050地基特性天然持力层箱式变压器基础台数台/型式/施工工程数量开关站土石方开挖m³61030开关站土石方回填m³4000开关站区围墙内用地面积hm²1.149开关站区建(构)筑物占地面积hm²10.53开关站区道路及广场面积m²1700开关站区围栅长度m528开关站进站道路长度m900光伏区围墙内用地面积hm²45.3光伏区检修道路m²26685光伏区围栅长度m3893光伏区进站道路长度m850光伏区土石方开挖m³55000光伏区土石方回填m³8000施工期限总工期月5机组发电2014年概算指标工程静态投资万元22046.5工程动态投资万元22470.3单位千瓦静态投资元/kW11023单位千瓦动态投资元/kW11235机电设备及安装工程万元20289.5基本预备费万元427.86建设期利息万元795经济指标装机容量MW20年上网电量万KWH2348.5年等效满负荷小时数h1806.5经营期平均电价(不含增值税)元/kW.h经营期平均电价(含增值税)元/kW.h1.18全部投资内部收益率%全部投资财务净现值万元投资回收期(所得税后)年7.81-21 山东威海20兆瓦滩涂光伏电站方案资本金内部收益率%11.3资本金财务净现值万元2987总投资收益率%清偿能力资产负债率%1-21 2太阳能资源2.1概述太阳是一个巨大的炽热的气团，它主要由氢气、氦气和其它元素组成，其中氢气占78.4%，氦气占9.8%，金属和其他元素占1.8%；太阳的表面温度可达6000℃，内部温度高达1000万～2000万℃，内部压力有3400多亿大气压力，在如此高温高压之下进行着由氢变氦的热聚变反应，从而释放出大量的辐射能，而且这种反应可以维持很长的时间，据估计可达几十乃至上百亿年。辐射到地球陆地表面的年太阳总辐射量约为17万亿千瓦，仅占到达地球大气外层表面总辐射量的10%，却相当于目前全世界一年内能量消耗总量的3.5万倍。煤炭和石油等一次能源既不可再生又资源有限，世界各国为了保证能源安全和经济发展都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。太阳能资源既可免费使用，又无需运输，对环境无任何污染；它既是一次能源，又是可再生能源；既有“无污染、无噪声、取之不尽、用之不竭”等独有的优势，又可以满足人类长远发展的需求；因此，世界各国都将太阳能发电作为重点发展产业。在各国政府的大力支持下，太阳能光伏发电产业发展迅速，2009年全球新装置的太阳能发电容量为7.2GW，累计安装总量为22.2GW，图2-1为2000～2009年间全球光伏发电发展走势图。图2-1全球光伏发电发展走势图(数据来源：EPIC最新报告：2009年光伏市场及趋势)2-7 技术进步和规模效应使光伏电池成本稳定下降，同时化石能源发电成本长期呈上升趋势，预计发达国家太阳能发电成本在2010年以后几年内将逐步接近火电电价。另据联合国能源机构预测，再生能源硅太阳能电池将以20%～30%的速度发展50年。欧洲联合研究中心JRC预测，2030年太阳能光伏发电在世界总电力供应中的比例达到10%以上，2040年达到20%，到21世纪下半叶将达60%以上，成为全球能源的主要来源，见图2-2。图2-2能源发展格局近几年，我国的光伏产业发展也较为迅速，2008公开招标并当年实施的175个光伏项目总容量为29.3MWp，通过对企业自建并网和其它未招标项目进行统计补充，2008年国内光伏系统的安装量约达到40.3MWp，比上年增加了102%；即使这样，光伏系统安装量也仅占当年太阳能电池生产量的1.54%，出口比例仍然高达98%以上。截至2008年底，中国光伏系统的累计装机容量达到140.3MWp,相当于全世界累计安装量的不到1%。我国太阳能光伏系统2001～2009年年安装容量和累计容量见表2-1,绘制为柱状图如图2-3所示。表2-1我国2001～2009年光伏发电装机容量(MWp)年度200120022003200420052006200720082009当年装机5.720.310105102040.3160比上年增长72%250%-50%0-50%100%100%102%297%累计装机24.74555657080100140.3300.32-7 图2-32001～2009年我国光伏发电容量一览表2.2我国太阳能资源概述2.2.1我国太阳能资源及分布特点我国的太阳能十分丰富，全国2/3以上地区的年辐射量大于5020MJ/m²，年日照时数在2000小时以上，我国陆地表面每年接受的太阳能就相当于17000亿吨标准煤。同时，地面上太阳能还受季节、昼夜、地理纬度等因素的影响,具有间断性、不稳定性。我国太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22-35°，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心。太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部，由于南方多数地区云多雨多，其太阳能资源的分布特点与北方太阳能资源分布特点不同,太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。据有关资料介绍，为了更好地利用太阳能资源，中国气象科学研究院根据20世纪末期最新研究数据又重新计算了中国太阳能资源的分布，见图2-4。2-7 图2-4我国太阳能资源分布图(资料来源：中国数字科技馆地球资源博览馆能源资源。)从图2-4可见，太阳能资源的分布具有明显的地域性；这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理等条件的制约。根据太阳年辐射总量的大小，可将中国划分为4个太阳能资源区，这4个太阳能资源区的年辐射总量见下表2-2。表2-220世纪末期数据得出的太阳能分布情况太阳能资源带类别Ⅰ资源丰富区Ⅱ资源较丰富区Ⅲ资源可利用区Ⅳ资源欠缺区年辐射总量MJ/m²≥67005400-67004200-5400<4200(注：MJ/m²----兆焦/平方米)通过对我国太阳能资源分布情况的分析可知，中国的太阳能资源与同纬度的其他国家相比，除四川盆地和与其毗邻的地区外，绝大多数地区的太阳能资源相当丰富，和美国类似，比日本、欧洲条件优越得多，特别是青藏高原的西部和东南部的太阳能资源尤为丰富，接近世界上最著名的撒哈拉大沙漠。2.2.2我国能源政策为太阳能的开发利用提供了有利条件2006年，我国颁布实施了《可再生能源法》，制定了可再生能源发电优先上网、全额收购、价格优惠及社会公摊的政策。2007年，《中国的能源状况与政策》白皮书明确：2-7 “大力发展可再生能源，可再生能源是中国能源优先发展的领域。可再生能源的开发利用，对增加能源供应、改善能源结构、促进环境保护具有重要作用，是解决能源供需矛盾和实现可持续发展的战略选择”。《可再生能源中长期发展规划》提出：到2010年，使可再生能源消费量达到能源消费总量的10%，到2020年达到15%的发展目标。强有力的能源政策和法律支持为太阳能的开发利用创造了有利条件，太阳能产业在我国具有广阔的发展前景。2.3威海市太阳能资源简介本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。威海市20MW并网光伏发电项目选址位于孙家瞳镇，纬度跨域范围小于0.1度，选址场地地势较为连续和平整。项目实施地的太阳能资源如表2-1。表1-1项目实施当地平均气候值月份月平均温度(°C)各月光伏阵列水平面上的平均日辐射(kWh/m²/日)各月光伏阵列32°倾斜面上的平均日辐射一月2.22.664.31二月2.63.695.17三月5.04.795.76四月9.35.735.86五月13.96.035.48六月18.45.935.15七月21.95.294.86八月23.65.194.87九月21.34.765.19十月16.53.744.83十一月10.62.684.15十二月5.22.263.78年平均12.54.404.95威海市位于北纬37.5,东经122.1，季风影响显著，根据威海地区数据资料，威海的年平均太阳能水平面辐射量为4.40KWh/m2/day，在32度倾角上的辐射量为4.952-7 KWh/m2/day。属于太阳能资源较丰富地区,适合建设光伏电站项目。2.3.3站址地区太阳能资源评估2.2.3.1地区基本气象要素资料查阅威海2011年气象数据，2011年年平均气温13.6℃，比常年值高0.8℃.年极端最高气温39.4℃，出现在7月25日；极端气温–8.5℃，出现在1月16日；≥35℃的高温日37天，比常年平均多10天，≥38℃的高温日6天。日最低气温≤0℃的天数54天，﹤–5℃的严重冰冻天数11天。稳定通过10℃的初日在3月26日，比常年略偏迟；终霜日4月5日，初霜日10月28日，无霜期232天，比常年平均略长。2011年年降水量1543.1㎜，比常年偏多140.6㎜，雨日143天，比常年少19天。年内雨水分布不均，1–5月降水量持续偏少，为有记录以来的历史同期最少值，6–8月雨水特多，9月、11–12月雨水继续偏少，其余时段雨水分布比较均匀。暴雨日出现7次，年内降雪集中在1–2月；年内最长连续降水日数13天，为7月8日–20日，雨量为267.3㎜.全年大雾日17天，雷暴日47天，降雪日数17天，积雪日数15天。2011年平均蒸发量1700毫米～2300毫米，降水与蒸发之比在1：4～1：5之间。一年中，1月份最小，5月、6月为蒸发量旺盛期。2011年平均相对湿度54%。7月、8月空气比较湿润，相对湿度也最大。相对湿度的日变化比较明显，最大值在日出之前，最小值在下午2时左右，与气温日变化正好相反。2.2.3.2站址的气象资料选取本报告中，除日照辐射强度数据的其它气象数据取自距离本项目最近且环境状况最相近的威海市气象局。距离项目实施地2-7 最近的一个具有日照辐射强度数据的气象观测站是威海市气象局，但根据对两地的1980年之前（1950年到1980年之间威海市当地具有日照辐射强度观测点）日照辐射强度测量数据的对比来看，该两地气象局的测量数据存在较大差别。鉴于上述情况，决定不使用威海市气象站的近年日照辐射数据。本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。2-7 3站址区域稳定与工程地质3.1概述3.1.1工程概况及交通运输威海20MW光伏电站选址位于孙家瞳镇沙窝村北方向500米至800米之内，总面积680亩，呈南北窄、东西长的长方形分布，该场地地势为朝向正北的缓坡，坡度0.5度。威海市位于山东省的东北端，地理坐标为东经122.1°，北纬37.5°。威海市位于山东半岛东端，地处北纬36°41′～37°35′，东经121°11′～122°42′。北东南三面濒临黄海，北与辽东半岛相对，东及东南与朝鲜半岛和日本列岛隔海相望，西与烟台市接壤。东西最大横距135公里，南北最大纵距81公里，总面积5436平方公里，其中市区面积731平方公里。海岸线长985.9公里。辖荣成、文登、乳山3市和环翠区。威海市地处中纬度，属于北温带季风型大陆性气候，四季变化和季风进退都较明显。与同纬度的内陆地区相比，具有雨水丰富、年温适中、气候温和的特点。另外，受海洋的调节作用，又具有春冷、夏凉、秋暖、冬温，昼夜温差小、无霜期长、大风多和湿度大等海洋性气候特点。全市历年平均气温11.9℃，历年平均降水量730.2毫米，历年平均日照时数2538.2小时。2008年，全市气温略偏高，降水偏多，日照时数偏少威海市河流属半岛边沿水系，为季风区雨源型河流。河床比降大，源短流急，暴涨暴落。径流量受季节影响差异较大，枯水季节多断流。全市有大小河流1000多条，其中母猪河、乳山河、黄垒河三条较大河流贯穿于文登、乳山市境内，总流域面积2884平方公里，占全市土地总面积的53%，母猪河流域面积最大，流域面积1278平方公里。境内河流长度大于5公里的有94条，其中大于10公里的有44条，黄垒河最长，全长69公里。河网平均密度为0.22公里/平方公里。多年平均年径流系数为0.36左右，2008年径流系数为0.45。3-3 公路通车里程达到6768.8公里，其中干线公路1326.1公里(高速公路101.5公里)，农村公路5442.7公里；全市拥有国家一类开放口岸(作业区)8个,二类开放口岸2个，万吨级以上泊位25个，年通过能力达到2611万吨；共开通27条国际国内海上运输航线；全市拥有营运货车5.7万辆，拥有营运客车5131辆。项目所在地具有富集的太阳光照资源，保证了高发电量；靠近主干电网，能减少新增输电线路的投资；主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；离用电负荷中心市区近，可以减少输电损失；场地开阔、平坦，扩容空间大；交通运输、生活条件便利；能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；同时电站建成后，由于采用的是太阳能单轴补光追踪系统，设备下面可以套种杨桐等经济作为，在提高土地使用效率的情况下，每年也可以产生将近160万元的经济效益。在此建设太阳能发电站，既可以方便地将太阳能电力电场开关站接入电网系统，减少输电损失，同时还可以起到积极的宣传作用。3.1.2勘测依据、目的与任务3.1.2.1勘测依据本次勘测主要依据下达的勘测任务书进行。本阶段勘测工作主要执行的规程规范有：(1)《岩土工程勘察任务书》；(2)《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)(2009年版)；(3)《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)；(4)《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)。3.1.2.2目的与任务本阶段勘测的目的是对场址的区域构造稳定性作出评价；初步查明场址的工程地质条件，对主要工程地质问题作出初步评价。根据任务书及有关规程、规范和规定的要求，本阶段勘测的主要任务是：(1)初步查明场址区的地形地貌形态、成因类型和特征；(2)初步查明场址区地层的成因类型、地质年代、岩性、岩层产状、风化程度等；(3)初步查明场址区土的成因类型、物质组成、层次结构、分布规律及水平向和垂直向的均匀性等；3-3 (4)提供场址区地基岩土承载力特征值(fak),抗剪强度指标(c、Φ)，压缩模量(Es)等物理力学性质指标及其它设计所需计算参数；(5)初步查明场址区地下水的埋藏条件及其腐蚀性；(6)初步查明场址区特殊性土层的分布范围、分层厚度等；(7)初步查明地基岩土及地下水在施工和使用期间可能产生的变化及其影响；(8)提供场址的地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度；(9)提供场址区域土的最大冻结深度及标准冻深；(10)初步查明场址区不良地质作用的发育程度、成因类型、分布范围和规模；(11)对场址区地基持力层的埋深、边坡稳定、地震液化等主要工程地质问题作出初步评价，并提出地基处理建议。3.1.3勘测工作内容和工作量本次工作主要采用踏勘及钻探的手段进行。勘探点布置于具代表性的地貌单元，共完成钻孔8个，勘探深度均为15.0m，总进尺120.0m，进行标准贯入试验共计33次。3.2区域构造稳定性地基岩土层及分布特性：在30m勘探深度内上部为第四系粉土，下部为第三系上新统（N2）粉质粘土层和玄武岩。地基土的物理力学特性：根据地基土室内试验物理力学性质指标，现场原位测试结果，按工程分区分层进行数理统计，详见表2-3。分区指标地层含水率%湿密度g/cm3干密度g/cm3饱和度%孔隙比塑性指数液性指数压缩模量MPa湿陷系数凝聚力kPa摩擦角°北区粉土21233.2211.273.30.352.92.335.312.3南区粉土28253.5221.283.50.362.82.445.212.5粉质粘土37314.5331.354.60.453.54.342.712.3变电站粉土23233.3211.223.10.352.92.241.011.3表2-3物理力学指标统计表3-3 表2-4各岩土层承载力特征值一览表场地岩土名称承载力特征值（fak）kPa压缩模量ES1-2MPa弹性模量E103MPa南区粉土1202.812粉质粘土180-2003.516北区粉土1232.911变电站粉土1252.912拟建场地位于威海市北部地区，场地内断裂不发育，未发现不良地质作用，场地稳定性好，适宜建设。工程场地设计基本地震加速度为25g，抗震设防烈度为7度。工程场地土的标准冻结深度为0.3m。工程场地内地下水位埋藏较深，对基础和施工无影响。3.3.3场地水文、气象3.3.3.1水文2011年年降水量1543.1㎜，比常年偏多140.6㎜，雨日143天，比常年少19天。年内雨水分布不均，1–5月降水量持续偏少，为有记录以来的历史同期最少值，6–8月雨水特多，9月、11–12月雨水继续偏少，其余时段雨水分布比较均匀。暴雨日出现7次，年内降雪集中在1–2月；年内最长连续降水日数13天，为7月8日–20日，雨量为267.3㎜.全年大雾日17天，雷暴日47天，降雪日数17天，积雪日数15天。3.3.3.2气象本报告中，除日照辐射强度数据的其它气象数据取自距离本项目最近且环境状况最相近的威海市气象局。距离项目实施地最近的一个具有日照辐射强度数据的气象观测站是威海市气象局，但根据对两地的1980年之前（1950年到1980年之间威海市当地具有日照辐射强度观测点）日照辐射强度测量数据的对比来看，该两地气象局的测量数据存在较大差别。鉴于上述情况，决定不使用威海市气象站的近年日照辐射数据。本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。3-3 4项目任务和规模4.1项目任务4.1.1电站受电区域的经济现状及发展规划4.1.1.1山东省社会经济概况2011年，全省生产总值为32000亿元，比上年增长9.0%（见图1）。其中，第一产业增加值1581亿元，第二产业增加值16404亿元，第三产业增加值14015亿元，分别增长3.6%、9.1%和9.4%。人均GDP为58665元（按年平均汇率折算为9083美元），增长7.1%。三次产业增加值结构由上年的4.9:51.6:43.5调整为4.9:51.3:43.8。　全省居民消费价格比上年上涨5.4%，其中居住类上涨5.3%，食品类上涨12.1%（见图3、表1）；商品零售价格上涨5.5%，农业生产资料价格上涨10.8%，工业生产者出厂价格上涨5.0%，工业生产者购进价格上涨8.3%；固定资产投资价格上涨7.5%。　2011年，财政一般预算总收入5925亿元，比上年增长21%，增速比上年提高2.2个百分点；地方一般预算收入3151亿元，增长20.8%，增速比上年回落0.9个百分点。　　全年新增城镇就业人数94.6万人，其中39.5万名城镇失业人员实现再就业。年末城镇登记失业率为3.12%，比上年末下降0.08个百分点。2011年，随着我省一系列强农惠农富农政策的进一步落实，农林牧渔各业稳定增长，效益提升。　　粮食、油料产量增长。全年粮食总产量为781.6万吨，比上年增长1.4%；油料产量39.9万吨，增长1.0%（见表2）。　　经济作物播种面积有增有减。全省蔬菜播种面积624.5千公顷，比上年增长0.9%；棉花21.7千公顷，增长4.5%；药材31.6千公顷，增长3.2%；花卉苗木119.3千公顷，增长10.4%；果用瓜播种面积106千公顷，减少1.7%；甘蔗播种面积11.3千公顷，减少5.9%。　　畜牧业、渔业生产稳步发展。生猪年末存栏1282万头、出栏1930万头，分别比上年增长2.7%、0.4%。全省肉类总产量176万吨，比上年增长0.4%。渔业生产稳步增长，全省水产品总产量519.8万吨（含远洋），比上年增长8.7%，其中海水产品产量415.0万吨，淡水产品产量104.8万吨。　　农业现代化水平稳步发展。全年净增有效灌溉面积19.3千公顷，新增旱涝保收面积13.3千公顷，新增机电排灌面积3.5千公顷。农业机械总动力2542万千瓦，比上年增长1.7%。4-5 2011年，规模以上工业增加值10878亿元，比上年增长10.9%，轻、重工业增加值分别增长10.0%和11.5%（见表3）。其中，国有及国有控股工业企业增加值1946亿元，增长9.6%。规模以上工业销售产值54427亿元，增长21.1%。规模以上工业企业完成出口交货值10940亿元，增长12.3%；出口交货值占销售产值的比重为20.1%，比上年下降1.6个百分点。规模以上工业新产品产值12253亿元，比上年增长28.8%，高于工业总产值增幅7.4个百分点；新产品产值率22.0%，比上年提高1.3个百分点。制造业中，高新技术产业增加值2624亿元，增长13.4%，占规模以上工业的比重为24.1%，比上年提高0.3个百分点。汽车产量为33.7万辆，增长4.7%，其中轿车产量为30.1万辆，增长10.0%（见表4）。全年规模以上工业企业实现利润3080亿元，比上年增长9.9%。其中，国有及国有控股企业416亿元，增长15.3%；股份制企业357亿元，增长11.1%；外商及港澳台投资企业899亿元，下降3.2%；私营企业1116亿元，增长16.4%。工业企业产品销售率97.7%，比上年下降0.2个百分点。　　全年建筑业增加值1869亿元，比上年增长13.9%。资质以上建筑企业利润总额415亿元，增长19.2%；税金总额450亿元，增长24.0%。4.1.1.2威海市经济概况2012年，市委市政府带领全市人民，紧紧围绕现代化幸福威海建设，全力做好稳增长、控物价、调结构、惠民生、抓改革、促和谐的各项工作，经济社会发展呈现稳中有进态势。初步核算，全市实现生产总值2337.86亿元，按可比价计算，增长9.4%，比前三季度提高0.9百分点，三次产业比重为7.7:53.4:38.9。其中，第一产业实现增加值180.11亿元，增长5%；第二产业实现增加值1249.3亿元，增长9.7%；第三产业实现增加值908.45亿元，增长9.7%。　　工业继续平稳回升。2012年全市规模以上工业增加值增长10.5%，比1-11月份提高0.86个百分点，连续八个月小幅回升。工业用电量66.82亿千瓦时，增长3.5%。实现主营业务收入5542.63亿元，增长11.5%；利税453.64亿元，增长17.6%；利润278.65亿元，增长17%。其中，水产加工企业实现主营业务收入872.62亿元，增长17.7%，利税81.17亿元，增长19.5%，利润49.55亿元，增长12%；船舶修造企业实现主营业务收入207.12亿元，下降8.6%，利税10.24亿元，下降12.1%，利润6.89亿元，下降12.1%。　　投资保持较快增速。2012年全市完成固定资产投资1595.45亿元，增长20.2%；完成房地产开发投资366.19亿元，增长4%。4-5 　　国内需求增长平稳。2012年全市实现社会消费品零售总额923.07亿元，增长15%，较上年回落2.4个百分点。分行业看，批发业实现零售额64.73亿元，增长16.1%；零售业实现零售额764.86亿元，增长14.7%；住宿业实现零售额18.04亿元，增长12.5%；餐饮业实现零售额75.44亿元，增长17.4%。分城乡市场看，城镇实现零售额735.28亿元，增长15%，其中，城区594.46亿元，增长15.1%；乡村实现零售额187.79亿元，增长14.8%。　　　　4.1.2电力系统发展及规划4.1.2.1电网电力负荷预测表3-1电力需求预测表项目2010年2015年2020年高方案全社会用电量750017521160524发电负荷455259917395符合利用小时数443261677667中方案全社会用电量650016791022472发电负荷408052676426符合利用小时数411255006667低方案全社会用电量240033653845385发电负荷371646755553符合利用小时数384050005833根据电力调整优化结构的目标，到2010年，关停5万kW以下小火电机组250万kW，使高参数、大容量空冷环保燃煤机组达75%以上，风电、水电，煤层气发电、生物质能发电等清洁、可再生能源发电装机达到6%以上4.1.2.2威海电网负荷预测至2005年底，威海市电网拥有500KV公用变电所1座，主变2台，容量150万千伏安；全网拥有200KV公用变电所9座，主变15台，容量219万千伏安；110KV公用变电所44座，主变70台，容量260.65万千伏安，用户变3座，主变5台，容量15.65万千伏安；35KV变电所99座，容量109.606万千伏安，其中公用变54座，容量75.775万千伏安，用户变45座，容量75.775万千伏安32.831万千伏安；4-5 10KV及以下配变22405座，总容量441.3714万千伏安，其中公用变11744座，容量为194.9791万千伏安，其中公用变10661座，容量为246.3923万千伏安。考虑城市经济和社会发展综合因素，预测威海市2010年供电量为149亿kW·h，最大供电负荷达到147MW。“十一五”期间供电量、供电负荷年均增长分别为9.78%、10.06%。威海市负荷预测详见表3-2：表3-2威海市2008～2010年供电量、供电负荷预测单位：×108kW·h、MW年度200820092010递增率供电量1181271369.78最大供电负荷20422223910.06目前纯火电这样一种单一的电源结构难以满足威海地区用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。从长期看，威海地区未来电力需求巨大，为新能源的发展提供了巨大的潜在市场。表3-3威海市最大负荷预测结果表年度200820092010供电量（万kWh）105000118800121500最大负荷利用小时数516588630最大负荷（万kW）5306036484.1.4电站建设的必要性我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经对环境、经济和社会造成较大的负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。是我国的电力输入大省，火电装机容量较小，拉闸限电十分严重。因此，必须着力调整能源结构，利用其太阳能资源的优势，大力发展可再生能源，以提升在全国的能源地位和结构。开展太阳能光伏发电工程是一种有益的尝试。光伏阵列可以吸收及遮挡太阳光线，从而降低光伏电站地区的地表温度，大大降低地表蒸发量，有利于植物的成活和生长。并且电池组件的冲洗水流入地面后，也为植物的成长提供了一定的水分。4-5 总之，威海20MWp光伏发电项目工程的建设将充分利用当地太阳能资源，改善地区能源结构，符合国家能源政策，改善生态环境，建设条件较好，具有较好的社会效益和经济效益，符合可持续发展战略，因此威海20MWp光伏发电项目工程的建设是必要的。4.1.5项目开发的环保意义建设地不仅有较好的太阳能资源，而且有完善的电网和较大常规能源的装机。进行太阳能工程的建设，可以充分的利用好当地的资源，增加绿电供应，改善能源结构；保护环境、减少污染；节约有限的煤炭资源和水资源。本工程装机容量20MWp，选用容量65薄膜光伏组件，分为20个1MWp单元分块发电，集中上网。光伏组件寿命期内25年总发电量58712.5万kWh，与我国火电机组(供电煤耗取平均值350g/kWh)相比，20MWp共可节约标准煤约2.3×105t，而且粉尘、SO2、NOX的零排放，耗水指标也接近于零。因此，太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益，而且能够带来社会和环境效益；再加上国家对可再生资源发展的大力扶持和政策优惠，太阳能利用产业潜力巨大、发展前景乐观。4.2项目规模威海20MWp光伏发电项目工程位于威海市孙家瞳镇沙窝村，根据当地光能资源、风能资源以及业主的初步开发规划，工程规划光伏电站总容量100MWp，分期建设，本期建设光伏电站容量20MWp，考虑扩建条件。4.2.1本工程对系统的影响和要求电网电源基本以火力发电为主，而火电的发展必然会受到煤炭、交通、环保等因素的制约，本工程的建设能够改善的电源结构，优化当地电网结构。太阳能光伏发电，电站出力在0～100％间变化，以及光伏电站本身特性，对系统电能质量如谐波、闪变、电压/电流畸变率等有一定影响，因此本期工程接入时，光伏电站注入系统的谐波、闪变、电压/电流畸变率等均应满足相应国标要求。本工程对系统的主要要求为保证电网稳定运行，确保本工程光伏电站正常运行，所发电量能够全部上网。4.2.2项目开发的条件4.2.2.1较丰富的太阳能资源条件参照2008年8月1日4-5 中国气象局发布的中华人民共和国行业标准《太阳能资源评估方法》，以水平面总辐射的年总量为指标，对站址所在地进行太阳能资源丰富程度评估，为太阳能资源较丰富区；。本地区地势平坦开阔，大气污染程度低，属于非生态保护区，也非候鸟栖息地，具有很好的太阳能开发利用前途，适于建设大规模光伏发电工程。4.2.2.2良好的场地及地质条件威海20MWp光伏发电项目工程位于威海市孙家瞳镇沙窝村，光伏站区开关站区具体位于光伏站区东北约4.0km处。土地性质为海边滩涂地，地势平坦开阔，无自然、地质灾害，场地地质条件良好，适宜建设大规模光伏太阳能电站。通过收集资料及初步调查，站址不压开采矿区，且站址选定范围内无文物古迹、军事设施等，适宜建太阳能光伏电站。4.2.2.3便捷的交通运输条件开关站内道路均采用郊区型水泥混凝土路面，路面宽为4.0m，转弯半径分别为7m；光伏站区内检修道路均采用泥结碎石路面，路面宽均为4.0m，转弯半径均为7m。开关站进站道路由站区南侧现有3级公路沥青路面引接，引接长度约为500m。因此，本工程交通运输非常便利，建设期原材料运输等有绝对保障。运营期的生产生活需求也有充分保障。4-5 5光伏组件逆变器的选型、布置及发电量的估算5.1光伏系统的选型5.1.1太阳能光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在一起的光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千瓦。并网太阳能光伏发电系统是最合理和最经济的太阳能光伏发电系统。本工程属于集中式大型并网光伏电站。在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳能电池组成的光伏阵列转换成直流电，经过三相逆变器(DC-AC)转换成电压较低的三相交流电，再通过开关变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用电设备使用和远程调配。本工程光伏发电系统主要由太阳能电池阵列、逆变器及开关系统三大部分组成，其中太阳能电池阵列及逆变器组成发电单元部分。5.1.2光伏组件的选型光伏组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内太阳能电池组件主流类型。根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的光伏组件。5.1.2.1太阳能电池类型太阳能光伏系统中最重要的组件是电池，电池是收集太阳光的基本单位，大量的电池合成在一起构成光伏组件。太阳能光伏电池主要有：晶体硅电池(包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、非晶硅电池(a-Si)、非硅光伏电池(包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。(1)晶体硅光伏电池6-23 晶体硅仍是当前太阳能电池的主流。单晶硅电池是最早出现、工艺最为成熟的太阳能电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中效率最高的。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的。现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成硅原料的损失；另外，受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是从节约能源，节省硅原料等方面综合考虑，具有广阔市场发展空间。(2)薄膜光伏电池目前，商业化的薄膜光伏电池主要有：非晶硅、铜铟硒和碲化镉三种。非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅太阳能电池、特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。目前已商业化的薄膜光伏电池材料有：铜铟硒(CIS，CIGS)和碲化镉(CdTe)，它们的厚度只有几微米。在三种商业化的薄膜光伏技术中，非晶硅薄膜电池占据薄膜电池市场的大部分份额。数据显示，全球范围内，2009年薄膜电池组件占比约18%。根据iSuppli公司的市场分析数据，预计到2013年，薄膜电池的市场占有率将超过30%。(3)单晶、多晶和薄膜三种电池间的比较2007年多晶硅、单晶硅、薄膜(以非晶硅和碲化镉为主)这三种电池所占的份额分别为：45%、42%和10%。在这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份额。最近几年，非晶硅组件的技术和产能发展很快，但效率较晶体硅仍有一定的差距。碲化镉组件的生产技术比较复杂，目前只有德国的ANTECSolar和美国FirstSolar等为数极少的公司具备批量生产能力。表5-1太阳能电池分类汇总表种类电池类型实验效率商业效率优点缺点6-23 晶硅电池单晶硅23%14%-17%效率高，技术成熟。原料成本高多晶硅20.3%13%-15%效率较高，技术成熟。原料成本较高薄膜电池非晶硅13%8%-11%弱光效应好，成本相对较低。转化率相对较低碲化镉15.8%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。有毒，污染环境。铜铟硒15.3%5%-8%弱光效应好，成本相对较低。稀有金属5.1.2.2光伏组件选型本工程初选薄膜太阳能组件规格为65Wp。表5-365Wp薄膜太阳能电池组件各项参数组件型号HNS-ST65最大功率65W开路电压89V短路电流1.12A最大工作电压70V最大工作电流0.93A短路电流温度系数+0.0715%/℃开路电压温度系数-0.347%/℃最大功率温度系数-0.281%/℃工作温度-40℃至+85℃最大系统电压1000VDC功率公差±3%表面最大承受能力60m/s(200kg/m2)重量14.4kg外形尺寸1245*635*7.5mm产品特点：高透光率低铁钢化玻璃,抗老化EVA,,优美的外观抗风,抗压5.1.2.3逆变器配置及选型光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行、自动停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。6-23 本项目逆变器的选型完全按照国家财政部关于并网逆变器招投标规则，选择入围厂阳光电源电源设备有限公司生产的逆变器。技术参数如下：500kW逆变器主要技术参数6-23 ☆数字化DSP控制☆智能功率模块组装☆MPPT控制，适时追踪光伏电池的最大输出功率☆纯正弦波输出，自动同步并网，电流谐波含量小，对电网无污染、无冲击☆扰动检出技术，实现反孤岛运行控制☆完美的保护和报警功能☆配备RS485通讯接口，实现远程数据采集和监视6-23 GSG-500KW逆变器外观与技术参数6-23 5.1.2.4直流汇流箱配置直流汇流盒设置：组件9串10并接入一个汇流盒，每串正极进线接入一个2A保险，10路输入汇流后1路输出进入防雷汇流箱。本项目采用16汇1光伏防雷汇流箱。主要是将太阳能电池板阵按照供电要求所形成的所有支线路汇总在一起，再集中送入进一步汇总的装置，光伏防雷直流汇线箱可同时接入16路电池组串，在汇流箱的输入侧设置16对正负极接线端子，输出到直流配电柜，每路光伏组串采用1只1000V高压直流保险丝，保险丝等级为15A，对电池组件的输出进行保护，同时对该每路输入进行电流监测，通过智能电量隔离变送器连接至RS485端口，当电流输出异常时向中控设备发出报警。光伏防雷汇流箱选择冷轧钢板采用冲压焊接的工艺制作，表面采用喷塑工艺处理，柜体防护等级达到IP65，满足防水、防灰、防锈、防晒的要求，适用于室外安装。在门的内侧设置密封条，底部进线采用防水接线端子的方式连接，设备完全满足用户要求的防护等级要求。光伏防雷直流汇流箱采用防水快速接线端子，防水接线端子具有良好的防护等级，且便于现场安装，可有效的缩短工期。光伏防雷汇流箱的技术参数见下表：项目参数直流输入路数16路（16路正极、16路负极）直流输出路数1路正极，1路负极直流输入的正负极线径4mm2直流输出的正负极线径70m2地线线径16mm2每路直流输入的保险丝15A直流输出最大电流150A防护等级IP65重量（Kg）15外形尺寸（W×D×H）745×480×185（mm）5.1.2.5直流配电柜设计6-23 太阳电池阵列通过光伏阵列防雷汇流箱在室外进行汇流后，通过电缆接至配电房的直流防雷配电柜再进行一次总汇流，每个建筑光伏系统配置的直流配电柜容量按光伏系统容量选配。直流防雷配电柜的电气原理接线图如下图所示：直流防雷配电柜的每个配电单元都具有可分断的直流断路器、防反二极管和防雷器。本项目采用4路输入1路输出的直流配电柜。在直流配电柜内设置开关和电压表，显示直流输入的电压，每路输入设置直流断路器，每路输出配置直流断路器。柜体采用优质的冷轧钢板，钢板的厚度≥1.5mm，表面采用静电喷涂，柜体的全部金属结构件都经过特殊防腐处理，柜体采用IP20设计，可防水、防灰、防锈、防晒，能够满足室内安装使用要求。5.1.2.7交流配电设计太阳能发电系统中交流配电柜是连接并网逆变器和电网的交流汇流、控制和计量设备。在太阳能发电系统中，交流配电室设在建筑中间层的太阳能配电室中。输入连接到6-23 3个单相或三相并网逆变器输出端。其输出连接邻近配电室的负荷低压配电柜（箱）的进线端，实现并网。5.1.2.8太阳能光伏电站原理框图光伏并网发电系统原理图光伏发电组件是光伏电站的主要组成部分，所发直流电经汇流箱,直流配电柜,接入逆变器,输出的交流电经交流配电柜,送至区内配电站变压器用户侧315V母线，或经开关变压器开关后接入变压器的35KV高压端。5.1.3光伏组件方阵的安装方式5.1.3.1光伏组件方阵的安装方式概况在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装方式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。光伏方阵的安装方式有简单的固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种类型。自动跟踪式又可分为“单轴跟踪”、“双轴跟踪”两种类型。(1)固定式：光伏方阵固定安装在支架上，一般朝正南方向放置，且有一定的倾角。倾角可根据当地太阳辐射值和地理位置进行优化选择。(2)倾角季度调节式：与固定式类似，不同之处在于其方阵倾角通常设计成约15°～65°，在此角度之间可以手动调节，每10°6-23 设置一个档位。在夏季，正午太阳高度角较大，方阵倾角可适当减小；而在冬季时，正午太阳高角度较低，方阵倾角可适当增大，从而使得太阳光入射到方阵面上，使其入射光线与方阵面法线间的夹角尽可能小来提高方阵面年发电量。(3)自动跟踪式(a)单轴跟踪式：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳。该轴可以有任一方向，但通常取东西方向、南北方向、或平行于地轴的方向。最常见的是轴取为南北方向，且有一定的倾角。(b)双轴跟踪式：它有两个可以旋转的轴，通过旋转这两个轴可使得方阵面始终和太阳5.1.3.2光伏方阵安装方式选型对于光伏发电系统中使用晶体硅类光伏组件阵列来说，安装方式有多种类型可供选择。倾角季度调节式与倾角设为最优的固定式相比，年总发电量提高5%左右，考虑其造价的增加以及人力成本的增加，该安装方式不适合本项目。据统计，截止到2007年底，全球大型光伏电站中约有27%采用了自动跟踪式，其余采用固定式；倾角季度调节式在大型光伏电站中使用较少。根据已建工程调研数据，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约15%，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约20%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约25%，但目前斜单轴和双轴跟踪的支架造价基本相同，比起水平单轴跟踪方式，系统实际发电量仅提高5%，增加的电量收益难以抵销支架增加的费用，故不予考虑。现以固定安装式为基准，设系统发电量为100%，直接投资增加百分比为100%，对1MWp光伏阵列采用如下三种运行方式进行比较：表5-4对1MWp光伏阵列采用三种运行方式方案经济性综合比选名称固定安装水平单轴跟踪方式双轴跟踪方式占地面积(万m2)2.32.65.0系统发电量(%)100115130支架造价(元/wp)1.02.56.0支架费用100250600估算电缆费用(万元)242842直接投资增加百分(%)100107122运行维护工作量小运行维护工作量大运行维护工作量较水平单轴更大支架支撑点多点多点单点抗大风能力较差较好较好由表中数据可见，在支架系统费用发面，固定式安装费用最低，一般为1.0元/wp左右，而自动跟踪运行方式主要增加了支架方面的费用。6-23 综上所述，跟踪方式与固定式相比，对年总发电量的影响也不同，根据有关研究表明，单轴跟踪比固定式发电量一般可提高10～20%，双轴跟踪比固定式发电量提高25～30%。中科院电科所2006年10月底在西藏羊八井建成我国第一座具有多种跟踪式的光伏发电站，已投入运行，到目前为止运行情况尚属正常。结合上表，由于跟踪装置比较复杂，初始成本和维护成本较高，安装跟踪装置获得额外的太阳能辐射产生的效益无法抵消该系统所需要的成本，基于缺乏大规模商业化生产和运行经验，存在一定商业和技术风险；所以本工程光伏组件阵列地面支架部分推荐采用固定式安装。5.2光伏系统的布置5.2.1光伏系统的设计方案本期工程建设规模20MWp，采用“分块发电，集中并网”的总体设计方案。20MWp的光伏阵列可分为20个1MWp的光伏方阵，组成20个1MWp并网发电单元，每个1MWp的并网发电单元的光伏组件都通过直流汇流装置分别接至2台500kW的逆变器，经0.315/0.315/35kV箱式变压器开关至35kV，再经汇流并入35kV配电装置。光伏组件为65薄膜光伏组件309600块，容量20.124MWp；每90个电池板9串10并接入1个汇流合；每15个汇流合接入一个汇流箱（16进1出的）；总计86个汇流合接入接入6个汇流箱（每路保险15A,空开200A），每6个汇流箱接入一组500kW逆变器。本方案的优点是可以实现独立安装和调试，分系统上网；也可以分期建设和进行不同设备的技术经济性能评估。5.2.2光伏组件的布置需考虑的因素5.2.2.1太阳方位角太阳电池方阵的方位角是方阵的垂直面与正南方向的夹角(向东偏设定为负角度，向西偏设定为正角度)。一般情况下，方阵朝向正南(即方阵垂直面与正南的夹角为0°)时，太阳电池发电量是最大的。在偏离正南(北半球)30°度时，方阵的发电量将减少约10%～15%；在偏离正南(北半球)60°时，方阵的发电量将减少约20%～30%。但是，在晴朗的夏天，太阳辐射能量的最大时刻是在中午稍后，因此方阵的方位稍微向西偏一些时，在午后时刻可获得最大发电功率。在不同的季节，太阳电池方阵的方位稍微向东或西一些都有获得发电量最大的时候。方阵设置场所受到许多条件的制约，例如，站址的方位角，或者是为了躲避光伏组件相互之间的太阳阴影时的方位角，以及布置规划、发电效率、设计规划、建设目的等许多因素都有关系。对于在地面上建设的大规模并网太阳能光伏发电工程，应综合考虑以上各方因素来选定方位角。5.2.2.2倾角6-23 倾角是太阳电池方阵平面与水平地面的夹角，使方阵年发电量为最大时的倾角成为最佳倾角。一年中的最佳倾斜角与当地的地理纬度有关，当纬度较高时，相应的倾斜角也大。但是，和方位角一样，在设计中也要考虑到站址的倾斜角和积雪滑落的倾斜角(斜率大于50%～60%)以及场地最大设计风速对方阵抗倾覆结构安全的影响等方面的限制条件。对于积雪滑落的倾斜角，即使在积雪期发电量少而年总发电量也存在增加的情况，因此，特别是在并网发电的系统中，并不一定优先考虑积雪的滑落，此外，还要进一步考虑其它因素。对于正南(方位角为0°度)，倾斜角从水平(倾斜角为0°度)开始逐渐向最佳的倾斜角过渡时，其日射量不断增加直到最大值，然后再增加倾斜角其日射量不断减少。特别是在倾斜角大于50°～60°以后，日射量急剧下降，直至到最后的垂直放置时，发电量下降到最小。对于方位角不为0°度的情况，斜面日射量的值普遍偏低，最大日射量的值是在与水平面接近的倾斜角度附近，本工程最佳倾角32度。5.2.2.3阴影对发电量的影响一般情况下，我们计算的发电量是在方阵面完全没有阴影的前提下得到的。因此，如果太阳电池不能被太阳光直接照射时，只能靠太阳散射光来发电，此时的发电量比无阴影时减少约10%～20%。针对这种情况，我们要对理论计算值进行校正。通常，在方阵周围有建筑物及山峰等物体时，在太阳光照射下，建筑物及山体周围会存在阴影，因此在选择敷设方阵的站址时应尽量避开阴影。如果实在无法躲开，也应从太阳电池的接线方法上进行解决，使阴影对发电量的影响降低到最低程度。另外，如果方阵是前后放置时，后面的方阵与前面的方阵之间距离接近后，前边方阵的阴影会对后边方阵的发电量产生影响。方阵高度为H，其南北方向的阴影长度为D，太阳高度(仰角)为α，在方位角为β时，假设阴影的倍率为R，则：R＝D/H＝ctgα×cosβ6-23 图5-2计算光伏方阵前后安装时最小间距此式应按冬至那一天进行计算，因为那一天的阴影最长。例如方阵的上边缘的高度为h1，下边缘的高度为h2，则：方阵之间的距离d＝(h1-h2)×R。当纬度较高时，方阵之间的距离加大，相应地设置场所的面积也会增加。对于有防积雪措施的方阵来说，其倾斜角度大，因此使方阵的高度增大，为避免阴影的影响，相应地也会使方阵之间的距离加大。通常在排布方阵阵列时，应分别选取每一个方阵的构造尺寸，将其高度调整到合适值，从而利用其高度差使方阵之间的距离调整到最小。每坡3块组件，组件长度1245mm，倾角32度，垂直投影高度2.013m,前后排间距5m。5.2.3光伏组件的布置5.2.3.1并网光伏发电系统分层结构由若干电池组件串联形成一块太阳能电池板，称为光伏组件；由若干块光伏组件串联一起以达到每台逆变器直流侧额定输入电压称为光伏组件串；将规定数量的光伏组件串布置在一个固定支架上称为一个支架方阵单元；由若干支架方阵单元构成了容量为1MWp的阵列称为一个发电阵列单元。5.2.3.2单元光伏方阵的电路连接形式每个1MW支架方阵单元由15480个太阳能光伏组件组成，按20行×18列横向放置，连接2个并网逆变器，共用一台箱式开关变压器，组成一个分系统。5.2.3.3光伏方阵的方位角和安装倾角的确定根据第5.2.2.16-23 章节方位角对阵列的影响的综合因素考虑，对于北半球而言，光伏阵列固定式安装朝向正南即方阵垂直面与正南的夹角为0°时，光伏阵列在一年中获得的发电量是最大的；所以，本项目确定光伏组件方阵的方位角为0°。确定最佳倾角，必须将水平面上的太阳辐射数据转化成斜面上太阳辐射数据，根据结果比较后得出。对于确定的地点，取得全年各月水平面上的平均太阳辐射资料(总辐射量、直接辐射量或散射辐射量)后，便可以算出不同倾角的斜面上全年各月的平均太阳辐射量。综合考虑积雪、占地面积、阴影遮挡、支架承载等因素，旨在追求倾斜面全年最大辐射量及全年最大的发电量。因此以当地具体气象资料为依据，通过RETscreen优化设计软件优化设计，输入不同倾角通过对其倾斜面全年总辐射量和全年的单位面积发电量的比较，得出最佳倾角值。经计算32°未该地区光伏阵列的最佳倾角。我们拟定固定安装方式最佳倾角为32°。5.2.4光伏方阵行距的确定光伏组件阵列必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池阵列与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9：00至下午15：00的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式如下：通过阴影遮挡计算确定行距。光伏方阵行距应不小于以下公式的D值：式中：—遮挡物与阵列的间距，；—太阳方位角，；—纬度(在北半球为正、在南半球为负)deg；—赤纬角(-23.45°)，deg；H—光伏方阵的上下边的高度差，；—时角，。经计算得出，该电站地处N37.5°，前后排间距为5.m，另设置检修道路宽为4m。5.3光伏电站年发电量和年利用小时数的估算5.3.1系统主要设计参数太阳能光伏组件主要参数见表5-6。表5-6太阳能光伏组件主要参数6-23 组件型号HNS-ST65最大功率65W开路电压89V短路电流1.12A最大工作电压70V最大工作电流0.93A短路电流温度系数+0.0715%/℃开路电压温度系数-0.347%/℃最大功率温度系数-0.281%/℃工作温度-40℃至+85℃最大系统电压1000VDC功率公差±3%表面最大承受能力60m/s(200kg/m2)重量14.4kg外形尺寸1245*635*7.5mm产品特点：高透光率低铁钢化玻璃,抗老化EVA,,优美的外观抗风,抗压5.3.2系统发电量和年利用小时数估算5.3.2.1计算方法的介绍我们通过Retscreen光伏计算软件来估算发电量，输入项目地点的纬度和光伏方阵的方位、安装模式、倾角，以及各月水平面上的平均日辐射及各月平均温度数据得出各月光伏阵列面上的平均日辐射；再通过输入光伏组件类型、功率、数量，额定光伏组件效率，正常工作温度，光伏温度因子，逆变器效率、容量及其它光伏阵列损耗等数据计算出年发电量，总的光伏系统效率等结果数据。5.3.2.2发电量和年利用小时数估算(1)光伏阵列面的辐射情况下表中月内使用比例，水平面上的平均日辐射和月平均温度为原始数据输入，输出数据为各月光伏阵列面上的平均日辐射。6-23 表5-732°倾角光伏阵列面的辐射情况月份月平均温度(°C)各月光伏阵列水平面上的平均日辐射(kWh/m²/日)各月光伏阵列32°倾斜面上的平均日辐射一月2.22.664.31二月2.63.695.17三月5.04.795.76四月9.35.735.86五月13.96.035.48六月18.45.935.15七月21.95.294.86八月23.65.194.87九月21.34.765.19十月16.53.744.83十一月10.62.684.15十二月5.22.263.78年平均12.54.404.95(2)光伏阵列面的发电量估算下表输入原始数据得出年发电量，总的光伏系统效率等结果数据。原始数据包括：光伏组件类型、功率、数量，额定光伏组件效率，正常工作温度，光伏温度因子，年逆变器效率、容量及其它光伏阵列损耗等数据。见下表5-8。表5-8原始数据输入序号名称原始数据1项目地点的纬度N37.5°2光伏阵列跟踪模式：固定3光伏系统阵列的倾角32°4光伏系统阵列的方位：0°5各月水平面上的平均日辐射见表5-76应用类型并网7光伏组件类型薄膜8额定光伏组件的效率65Wp:8%9装机容量20MWp10正常工作条件温度25℃11光伏温度因子0.40%/℃12其它光伏阵列损耗5.0%13逆变器的平均效率98%14逆变器容量500kW15其它电力调节损耗5%年均发电量2348.5万度电。5.3.2.3光伏发电系统发电量的修正6-23 (1)光伏系统总效率计算(a)光伏阵列效率η1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：对于精心设计、精心施工的系统，约有5%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，取值3%；最大功率点跟踪(MPPT)精度，取值2%；直流线路损失:按有关标准规定，应小于3%。得：η1=95%×97%×98%×97%=87.6%。(b)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称为逆变器的转换效率。根据我们与国内主要逆变器厂家沟通和调研，当逆变器负荷达到20%已上时，逆变器的效率就在97.73%以上。加上太阳能最大功率点跟踪99%，逆变器的效率达到约96%，综合到太阳能逆变器的大部分(白天)运行在50%(平均)左右容量，所以综上所述，我们取逆变器效率为98%。(c)交流并网效率η3从逆变器输出至高压电网点的传输效率，其中最主要的是变压器的效率，通常取η3=98.89%。(2)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的情况下，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。本项目所用电池的峰值功率系数为-0.45%/℃，NOCT(标准运行条件下的电池温度)为45℃。其中，标准运行条件为：垂直入射日照强度800W/m²，外界温度20℃，风速1m/s，太阳光谱等同于大气质量1.5的情况。根据威海市气象站的多年月平均温度，利用RETScreen软件可估算环境温度对发电量的影响。计算结果显示，由环境温度造成的发电量损失为4%。由于风速对光伏电池发电量的影响较为复杂，所以本期工程现阶段暂不考虑。综上所述，光伏系统总效率：η1×η2×η3×(1-4%)≈84.3%。我们用Retscreen6-23 软件计算的年发电量是从光伏阵列到并网之前的，该软件已对温度对组件光电转换效率的影响，逆变器的平均效率，线损等能量损耗的影响，逆变器的影响等因素进行了折减。考虑到并网交流效率的影响，即变压器的效率98.89%。所以并网后发电量为3046.1万度。由于太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，目前行业内共认的光伏组件的寿命为25-30年；因此按保守计算，若按光伏组件效率在25年累计折减20%(首年衰减1%，前十年累积衰减部超过10%，后15年累计衰减不超过10%)进行计算，25年内平均每年发电量为2348.5万kWh。5.3.2.4光伏发电系统第一年理论发电量及第一年后逐年理论发电量(25年)考虑到光伏组件第一年衰减不大于1%，故光伏电站的第一年理论发电量为3504万kWh按光伏组件的技术特性参数表中10年内年总衰减率不能超过10%，25年内总衰减率不能超过20%，以此为前提，计算第一年后逐年理论发电量(25年)，结果见下表5-9。表5-9光伏组件在第一年后逐年理论发电量(25年)第1年第2年第3年第4年第5年年总发电量(万kwh)(20MWp)2610525689254832527925077第6年第7年第8年第9年第10年年总发电量(万kwh)(20MWp)2487624677244802428524090第11年第12年第13年第14年第15年年总发电量(万kwh)(20MWp)2389723706235162332823141第16年第17年第18年第19年第20年年总发电量(kwh)(20MWp)2295622773225902241022230第21年第22年第23年第24年第25年年总发电量(kwh)(20MWp)22053218762170121528213556电气6.1接入电力系统的方式说明6.1.1电力系统现状及规划威海地区电网位于电网的北部，是电网中较大大的地区电网，至2010年底，威海市电网拥有500KV公用变电所1座，主变2台，容量150万千伏安；全网拥有200KV公用变电所9座，主变15台，容量219万千伏安；6-23 110KV公用变电所44座，主变70台，容量260.65万千伏安，用户变3座，主变5台，容量15.65万千伏安；35KV变电所99座，容量109.606万千伏安，其中公用变54座，容量75.775万千伏安，用户变45座，容量75.775万千伏安32.831万千伏安；10KV及以下配变22405座，总容量441.3714万千伏安，其中公用变11744座，容量为194.9791万千伏安，其中公用变10661座，容量为246.3923万千伏安。6.1.2接入系统方案威海20MW光伏项目工程本期装机容量20MWp，预计2014年建成投产。光伏发电系统由20个1MWp光伏并网发电单元组成，全部采用薄膜组件。每个1MWp发电单元由2台500kW光伏并网逆变器输出315V三相交流，通过各自的交流电缆分别接到1000kVA箱变内的各自的断路器上。由前述可知，工程附近可供接入的落点为沙窝110kV变电站。根据该工程的地理位置，结合本期投产容量(20MWp)，并结合项目周边电网概况，设计对本次工程接入系统提出以下方案：光伏电站出单回35kV线路接至沙窝110kV变35kV侧，导线型号LGJ-240，长度约4km。光伏电站所发电力可以直接向沙窝变接带负荷供电，就地消耗，可以满足本工程20MWp的送出。6.1.3对太阳能光伏电站的要求要求光伏电站装设有功功率控制系统，功率因数能够在±0.98之间连续可调。要求光伏电站必须具备一定耐受电压异常及频率异常的能力，必须具备一定的过电流能力。当系统电压跌至20％额定电压时能够维持并网运行1s的能力。光伏电站开关变高压侧电压不低于额定电压的90％时，光伏电站必须保证不间断并网运行。要求光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。光伏电站在并网点的的电压允许偏差应符合GB12325-2008的要求。光伏电站接入系统后，公用连接点的电压波动和闪变应满足GB12326-2008的要求。光伏电站接入系统后，公共连接点的谐波电压、总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T14549-1993的要求。光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应满足GB/T15543－20086-23 的要求。6.1.4关于无功补偿本期工程装设动态无功补偿4Wvar。6.2电气主接线及集电线路6.2.1发电单元接线本期工程采用“分块发电、集中并网”的总体设计方案进行设计。本期装机容量20MWp，分为20个光伏发电单元，每个发电单元1MWp。本期工程每个1MWp光伏发电单元共安装15480块65W光伏板组件，每9块光伏板组件串联为一个支路，每10个支路接入1个汇流合，15个汇流合接入6个16进1出的直流汇流箱，每6个直流汇流箱接入1面直流防雷配电柜，共2面直流柜，分配在每面直流防雷配电柜的容量相等。每1MWp发电单元的2面直流防雷配电柜出线分别接入2面500kW逆变器柜。逆变器输出315V三相交流，通过交流电缆分别连接到分站房1000kVA开关变低压侧断路器。光伏发电通过分站房变压器将电压升到35kV或35kV后送出至开关站主变压器低压侧配电装置。由于本工程规划建设容量20MWp光伏发电，10kV和35kV方案相比较,投资高，损耗大，且场内线路多,线路敷设、运行维护等方面相对困难,而35kV方案送电能力大,需要回路少,电能损耗少，年运行费用低,因此开关变高压侧推荐使用35kV电压等级。20MWp太阳能阵列共设20台1000kVA35kV干式开关变压器，每个发电单元设置一台1000kVA35kV双分裂绕组箱式变，5台35kV双绕组箱式变在高压侧并联为1回电源进线，共计4回电源进线。光伏电站建设一座35kV开关站，汇集上述联合光伏单元的4回35kV进线，再由35kV开关站出1回35kV线路接入220kV沙窝变。。35kV采用单母线接线。本期工程光伏发电集电线路采用直埋敷设，过路处穿管敷设。6.2.2电气主接线本期工程建设35kV部分，通过35kV线路接至沙窝变35kV侧，35kV接线采用单母线接线形式，本期35kV出线1回。本期35kV侧电容电流值约15A，此电容电流值包括变电站本期及对侧变电站电容电流，35 kV侧中性点接地方式按经接地加消弧线圈考虑，接地容量暂定630KVA。6.2.3根据系统专业要求，本期工程装设动态无功补偿装置。6-23 6.3主要电气设备选择6.3.1短路电流计算依据系统专业提供的系统阻抗X正=0.06462，X负=0.06462，X零=0.09264。Sj=100MVA，Vj=115kV。经计算短路电流为：110kV母线短路电流有效值9.658kA，35kV母线短路电流有效值19.372kA。6.3.2主要设备选择(1)逆变器选型光伏并网逆变器按容量大小划分主要有0.5MW、200kW、250kW、330kW和500kW等几种容量等级，集中型较大容量逆变器效率要高于小容量逆变器；按照逆变器结构又分为有隔离变和无隔离变两种。从整体造价考虑无隔离变逆变器要优于有隔离变逆变器，且能减少每个分站房占地面积，本工程选用无隔离变、每台容量500kW的逆变器，输出315V三相交流。每台并网逆变器直流输入最大电压为1000V，最大功率电压跟踪范围(MPPT)为500V至850V。65Wp(70V)电池组件采用9块串联,其输出最高工作电压在逆变器输出最大功率跟踪电压中间点附近，符合系统及设备的要求。(2)35kV设备导体选型开关变压器选用干式变压器容量为1000kVA，电压比为38.5±2x2.5%/0.27kV，接线组别为D，yn11。35kV配电装置采用户内手车式成套开关柜，开关柜内配真空断路器，短路水平按31.5kA选择。35kV电缆采用YJY23-26/35kV型。(3)低压设备选型380/220V配电装置选用GCS或MNS型开关柜。站用变压器选用10系列干式变压器。6.4过电压保护及接地35kV母线装设避雷器以防雷电侵入波危害，35kV配电装置为防止操作过电压，在进、出线均装设过电压保护器。远期开关站采用架构避雷针和独立避雷针组成防直击雷联合保护，在110kV母线装设氧化锌避雷器以防雷电侵入波危害。考虑到太阳能电池板安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。6-23 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。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钢管。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，接地电阻以满足电池及逆变器厂家要求为准，分站房接地装置与光伏组件区域接地网连接。6.5照明开关站及道路采用泛光灯照明，综合楼、分站房等建筑物采用荧光照明。照明设正常照明和事故照明。综合楼主要通道、配电室等处设事故照明，事故照明正常时由交流电供电，事故情况下由灯具自带蓄电池供电。主控制室、配电室设置疏散指示灯。6.6电气设备布置本工程35kV配电装置采用屋内开关柜单列布置。35kV动态无功补偿装置布置在35kV配电装置西侧，安装场地满足不同原理补偿装置对场地的要求。继电保护间、站用电室均布置在主控室内。直流屏和逆变器布置在每个1MWp光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜、2面500kW逆变器和一个1000kVA干式开关变压器，共31个分站房。考虑节约电缆及电压压降问题每5MW光伏区域设置1个低压配电室，共6个。6.7站用电站用电电压为380/220V，为中性点直接接地系统。站用电共设置2台容量为400kVA互为备用的干式变压器。其中1台干式变压器电源由站外引接，电压比10±2×2.5%/0.4kV，接线组别D，yn1，另1台干式变压器电源由站内35kV屋内配电装置引接，电压比38.5±2×2.5%/0.4kV，接线组别D，yn1。站用电采用单母线分段接线。光伏区共设置2个低压配电室每1个配电室内设置2台容量为100kVA互为备用的干式变压器，为就近5个分站房供电，低压配电室1台干式变压器电源由站外引接，电压比10±2×2.5%/0.4kV，接线组别D，yn1，另1台干式变压器电源由光伏区35kV干式变低压侧引接，电压比0.27±2x2.5%/0.4kV，接线组别Yn，yn0。6.8电缆敷设及防火35kV屋内配电装置室采用电缆隧道，内装设桥架敷设电缆，开关站及站用电室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。电缆沟至设备采用电缆穿水煤气管直埋敷设。继电保护室设活动地板，内装设桥架敷设电缆。6-23 明敷于电缆桥架中的电缆，每隔一定距离设一封闭耐火槽盒阻火段，阻火段长度2m。电缆隧道进入建筑物的入口处设置阻火隔墙。电缆沟进入建筑物的入口处设置阻火隔墙。不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟或电缆隧道连接处设置阻火隔墙。高低压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。电缆隧道、电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均涂防火涂料。电缆穿管敷设完毕后应将管子的两头封堵。6.9电气二次6.9.1光伏站控制、保护、测量和信号6.9.1.1光伏站控制光伏站拟采用微机监控。设站控层和间隔层。站控层由包括上位机、通讯网络、网络交换机、及光纤环网设备等组成，安装于主控制室。间隔层设备由逆变器、智能电度表、温度及日照辐射传感器等组成，安装于各分站房内。间隔层设备通过通讯管理机及光纤环网设备与站控层设备通讯。6.9.1.2光伏站保护逆变器设过流、单相接地、过载、过压、欠压、电网异常等保护。箱式变压器高压侧设熔断器作为变压器内部的短路保护;低压侧设空气开关，带智能脱扣器,作为箱式变压器至逆变器之间电缆的保护,同时兼做逆变器的后备保护。6.9.1.3光伏站的测量和信号光伏站的逆变器需监测电网的电压、电流、频率及户外的日照、温度、风速。每个逆变器交流出线侧宜设置0.5s级智能电度表,以实现分组计量。箱式变压器的运行状态信号可由就地设置的智能测控单元采集，通过光纤网络上传给开关站监控系统。6.9.2系统控制、保护、布置和其它自动化设备6.9.2.1开关站监控系统本开关站采用微机监控的自动化系统，即将开关站的二次设备(包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动终端等)应用自动控制技术，微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工对变电站执行监控、保护、测量、运行操作管理，信息远传及其协调的一种自动化系统。本期监控系统容量配置按远景规模考虑，硬件配置按本期规模设置。6-23 本开关站自动化系统的结构配置采用分层分布式结构。分层：即设置全站控制级和现地控制级二层结构，二层之间通过网络互联；分布：即现地控制级中保护与测控相互独立。全站控制级由全站的通用设备组成，包括主机/操作员站/五防工作站、主机/操作员站/工程师站、网络交换机、通讯网络、GPS时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库各自独立，共享站内的所有信息。现地控制级设备主要由测控设备和保护设备组成，保护设备独立，测控装置采用面向设备，单元化设计。6.9.2.2元件保护保护按《继电保护和安全自动装置设计技术规程》设置，35kV线路、35kV站用变压器保护及35kV母线保护等均采用微机型保护。(1)35kV线路保护方向电流速断保护三相二段式过电流保护单相接地保护过负荷保护(2)35kV站用变压器保护：主保护：装设电流速断保护后备保护：装设三相二段式过电流保护站用变低压侧中性点零序电流保护高压单相接地保护非电量保护过负荷保护(3)35kV母线保护母线差动保护6-23 7施工组织7.1施工条件7.1.1工程条件威海市20MW并网光伏发电项目选址位于威海市孙家瞳镇，纬度跨域范围小于0.1度，选址朝南的山地缓坡，地势较为连续和平整。7.1.2气象条件威海市属典型温带海洋性气候。年均气温12℃，年均降水量300mm。冬季长而寒冷，少雨雪，春季风多雨少，回暖快，温差大；夏季炎热，秋季凉爽，气温骤降，全年光照充足，降水丰富，无霜期较长，日温差较小。7.1.3地质条件根据《中国地震动峰值加速度区划图》(GB18306-2001)，拟建场址的地震动峰值加速度值为0.15g，对应的地震基本烈度为Ⅶ度。7.1.4施工条件7.1.4.1施工供水本工程施工高峰期用水量为50t/h。现场施工时在开关站南侧、光伏站区的东侧各打深井一口，井深约150m，由管道输送到蓄水池。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。临时供水系统考虑电站建成后生产和生活用水需要，“永临结合”建成永久供水系统。7.1.4.2施工供电本工程施工高峰期用电负荷为200kVA。施工供电由站址周围10kV线路接入。另外配备6台30kW移动式柴油发电机作为光伏板区域的施工电源，其移动方便，适应太阳能施工的特点，满足生产及生活用电。7.1.4.3建筑材料水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可在威海市金山镇购买。7.1.4.4机械维修必要的部件加工机械维修可在威海市金山镇相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。7.1.5施工特点(1)太阳能光伏发电工程占地面积较大，单机工程量小，整体工程量集中，施工时需频繁移动施工机具，特别是混凝土施工机具。9-11 (2)施工高度低，速度快，难度不大。(3)零配件重量小，倒运方便，安装较为简单。7.2施工总布置7.2.1施工总布置规划原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活，方便管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑太阳能光伏的布置特点。根据工程区域地质条件及施工布置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施，尽可能实现永临结合。结合当地的条件，合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。7.2.2施工设施及场地划分根据站区总平面布置方案，施工总平面布置包括二大部分，即施工生产区场地布置和施工生活区布置。经核算，施工需用场地1.1hm2，其中：混凝土搅拌站区：0.40hm2，材料仓库区：0.20hm2，材料加工及维修区：0.20hm2，设备仓库区：0.20hm2，施工生活区：0.10hm2。7.5主体工程施工7.5.1主体工程施工主体工程为光伏阵列基础施工与开关站土建施工，光伏阵列基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.5m。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。太阳能光伏阵列安装(1)施工准备：进站道路通畅，安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的基础位置。9-11 (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，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。7.5.2综合楼等建筑施工综合楼及配电室基槽土方采用机械挖土(包括基础之间的地下电缆沟)。预留300mm厚原土用人工清槽，经验槽合格后，进行基础砼浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。施工时，同时要做好各种管沟及预埋管道的施工及管线敷设安装，尤其是与管理站的地下电缆、管沟等隐蔽工程。在混凝土浇筑过程中，应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。浇筑完毕后的12h内应对混凝土加以养护，在其强度未达到1.2N/mm2以前，不得在其上踩踏或拆装模板与支架。综合楼封闭后再进行装修。7.5.3逆变器安装直流屏和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜和2面500kW逆变器，共310个分站房。逆变器混凝土平台由现场浇注，混凝土罐车运送，人工振捣。逆变器由汽车运至现场，用15吨汽车吊吊装就位，逆变器出入线做好防水措施。7.5.4特殊季节施工要求冬季施工在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，如混凝土工程、合金钢的焊接等。对由于工程需要，必须要安排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。浇筑混凝土可以采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接工作采取防风、防寒措施，主要焊接部件应在室内进行。各种钢材的焊接温度一定要控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理。雨季施工雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水和防洪；设备防雨遮盖，并做好接地工作；基础开挖，防止灌水；对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。7.6施工总进度9-11 7.6.1施工总进度的设计原则(1)不考虑冬季混凝土浇注工作。(2)管理站土建、设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与机组安装相协调安排工期。(3)施工期可根据施工单位实际能力部分调整。7.6.2分项施工进度安排设计原则本工程从工程开工至工程竣工建设总工期为6个月。工程筹建准备期1个月。本工程施工控制进度：(1)开关站土建施工及设备安装(2)光伏电池板支架基础的施工(3)光伏电池板支架的安装(4)光伏电池板的安装(5)光伏电站电缆施工及电缆铺设(6)其中外部条件也是控制进度的重要方面如：①设备订货；②35kV送出线路的施工。要抓住控制性关键项目，合理周密安排。2014年3月1日到2014年5月底为施工准备期，主要完成施工道路、站区场平、施工场地、临时建筑设施的修建。2014年5月1日起到2012年7月底为开关站内建(构)物等土建施工。2014年5月1日起到2012年7月底进行开关站设备安装。2014年5月1日起到2011年7月底为电池板支架基础的施工。2014年8月1日起进行光伏电池板支架安装，8月底进行光伏电池板安装以及光伏电站设备安装。201,4年8月1日起到2012年9月底进行光伏电站电缆铺设工作2014年10月1日起开始对所有安装项目内容进行全面检查测试，2014年10月底正式投入试运行。9-11 8土建工程8.1概述8.1.1站区概述威海市20MW并网光伏发电示范项目地点在孙家瞳镇，建设光伏电站及办公生活设施，建设工程总面积约760亩。8.1.2工程规模、相关标准及结构安全等级8.1.2.1工程规模本工程规划建设容量20MWp光伏发电站，光伏发电系统由20个1MWp采用光伏组件发电。工程计划于2014年3月开工建设，于2014年建成投产。8.1.2.2相关规程、规范及标准《建筑结构制图标准》GB/T50105-2010《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《钢结构设计规范》GB50017-2003《砌体结构设计规范》GB50003-2001《建筑结构荷载规范》GB50009-2001(2006年版)《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-20088.1.2.3结构安全等级站区建筑物与构筑物的抗震设防类别及建筑结构安全等级详见下表。序号建(构)筑物名称抗震设防类别建筑结构安全等级1综合楼丙二级235kV配电室丙二级3380/220V配电间丙二级4分站房丙二级5仓库及汽车库丙二级6光伏板钢支架丙二级8.1.3设计的原始资料9-11 8.1.3.1地基基础根据《建筑地基基础设计规范》(GB50007-2002)有关的要求，结合本工程厂区地质情况，初步确定综合楼基础埋深约为2.0m，基础的持力层为②层砾砂，其承载力特征值为fak=300kPa，采用天然地基能满足设计要求，不需进行地基处理。光伏组件钢支架基础埋深为2.5m，由于本工程站址位于海边滩涂，为满足内涝水位要求，站址竖向设计时整体采用填方处理，平均填土0.24m，光伏组件钢支架基础位于滩涂内，需进行地基处理，建议对建筑材料的腐蚀性防护等级采取强腐蚀等级。本工程地下水对施工有影响，地基土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋及钢结构均具有腐蚀性。8.1.3.2设计原始资料依据《建筑结构荷载规范》(2006年版)及《建筑抗震设计规范》。(1)设计使用年限：50年。(2)基本风压：0.35kN/m²。(3)基本雪压：0.25kN/m²。(4)抗震设防烈度：7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组：第二组。(5)光伏电站水位埋深在地表下1.50m左右，开关站地下水在地表下1.80m左右，地下水对基础及施工无影响。(6)该场址地基土类型为软泥土，建筑场地类别为II类，为非液化场地。(7)该地区土壤的最大冻结深度为0.2m，标准冻结深度为0.1m。8.1.4主要建筑材料场址位于威海市，本工程所用水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料经过现场调研，经与建设单位和当地政府沟通，均可在当地购买，当地材料供应量和种类能够满足工程建设期需求。(1)现浇混凝土：C20、C25、C30。预制混凝土：C30。(2)钢筋：HPB300、HRB335。型钢：Q235B。(3)砖：墙体采用MU10烧结多孔砖、MU5陶粒混凝土砌块。(4)砂浆：一般为M5、M7.5、M10混合砂浆及M5、M7.5、M10水泥砂浆。8.2光伏电站区总体规划9-11 8.2.1站区地理位置威海市20MW并网光伏发电示范项目选址位于孙家瞳镇，海滨道穿越全境，交通便利本工程太阳能规划容量20MWp，光伏发电系统由,20个1MWp光伏并网发电分区组成，光伏组件全部采用薄膜。站区部分总体考虑了进出线走廊、光伏板布置形式、站址地形条件等各方面因素，进行统筹安排，统一布局。站区总体规划在满足生产要求的前提下，尽量减小占地面积。8.2.2站区总体规划由于本工程规划为20MW太阳能发电。本工程站址位置，通过收集资料及初步调查，站址不压开采矿区，且选定范围内无文物古迹、军事设施，适宜建太阳能光伏电站。站址均有足够的扩建场地，满足光伏电站的再扩建。8.2.3站区总平面布置站区的总平面布置结合站区的总体规划及太阳能光伏工艺要求进行布置，在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等各方面因素。厂区总体呈矩形，电气设备区位于站区北侧，站区南侧为生产及生活区域。本期35kV由站区西北侧进入35kV屋内配电装置室，由于本期容量较小，35kV出线向东接入沙窝110kV变电站35kV侧。综合楼位于站区中部靠西，仓库及汽车库位于综合楼的东侧，消防水泵房与反渗透处理室位于综合楼南侧，这种布置管道短捷、开关站占地较小。开关站东南侧相应布置了广场和绿化用地。进站道路由东南侧进入站区。该进站道路由站区南侧现有沥青道路引接，引接长度约为500m。为最大的利用太阳能规划用地，本期光伏站区整体呈不规则布置。光伏站区每1MWp为一发电单元，共20MWp。每一发电单元配置一套分站房，其中分站房位于该发电单元的中部，这种布置低压集电线路较均衡，最大减少了低压线损。该进站道路由站区东侧省道211线引接，引接长度约为850m。8.2.4站区竖向布置本工程开关站站址地势相对较高，地形较平坦，总体呈东高西低。根据我院水文气象报告分析，站址所处大区域为一闭流区，站址附近易形成积水，最大积水深度20cm9-11 ，为防止内涝对站址的威胁，本工程开关站区域整体采用填方处理，且站区竖向总体坡度由东向西采用0.5%的坡度，站区雨水散排出站外。站区挖方为：0.0m3，填方为4000.0m3。光伏站区地势相对较低，地形较平坦，总体呈东高西低，南高北低。根据水文气象报告分析该区域易发生内涝积水，故本期太阳能发电区域布置在规划容量的南侧，相对较高处。为防止站址南侧坡面洪水对站址的威胁，本工程在站区南侧设置截洪沟，洪水经站外引水设施引入站区西北侧最低处；为防止内涝对站址的威胁，本工程竖向设计时采用填方处理；为减小土方工程量，竖向设计结合自然地形，设计坡度在0.15%-0.9%之间。雨水通过自然地坪散排出站外，或渗入地下。站区挖方为：500.0m3，填方为81000.0m3。防洪挖方量为5000m3。8.2.5站区管线布置根据工艺要求站区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。地下管线(沟)与建(构)筑物或其它管沟的距离及埋深则根据有关规程、规范要求确定。辅助生产、生活区电缆沟均按考虑排水设计，电缆沟内积水排至沟内低点处设置的集水坑，集水坑内的积水定期由移动泵抽出。站区其它地下管线均采用直埋，包括给水管、排水管等。8.2.6交通、道路及场地处理8.2.6.1站内道路的布置开关站内道路均采用郊区型水泥混凝土路面，路面宽分别为3.5m、4.5m、4.0m，转弯半径分别为9m、7m；光伏站区内检修道路均采用泥结碎石路面，路面宽均为4.0m，转弯半径均为7m。8.2.6.2站外道路的布置开关站进站道路由站区北侧现有沥青路面引接，引接长度约为900m；光伏站区进站道路由站区东侧省道211线引接，引接长度约为850m。进站道路均采用泥结碎石路面，路面宽4.0m，其它技术标准按国家四级公路标准执行。8.2.6.3辅助生产、生活区内地面处理开关9-11 站区作为管理人员生活区域，应做硬化、绿化管理，场前区广场采用承重方砖铺砌，场内其他区域局部铺设绿化方砖的方法进行处理，沿广场周边种植低矮灌木进行绿化。绿化可以起到美化管理站的作用，绿色植物不仅能组织空间，丰富环境色彩，还能创造出优美舒适的生产环境，改善生产人员的工作条件，使管理站在整体上达到安全、经济、适用、美观的要求。光伏站区空余地采用草皮加以覆盖，利用花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。本工程绿化规划面积约为43200m2，草的品种选用耐践踏，再生力强的羊胡子草、野牛草，以达到整体的环境美化。8.3光伏组件支架及基础8.3.1光伏组件支架光伏组件支架设计充分考虑自重、风压、抗震等因素，采用型钢结构，材质为Q235-B钢。所有钢构件均采用整体热镀锌防腐，整个结构美观、简洁、耐用。型钢支架结构形式采用钢排架—支撑体系，支架采用方钢柱，方钢横梁；纵向支撑、檩条采用角钢及钢筋。光伏板钢支架计算根据现行规范《钢结构设计规范》GB50017-2003及《建筑结构荷载规范》(2006年版)GB50009-2001，采用BentleySTAAD/CHINA2007程序进行计算。光伏支架与基础连接保证牢固可靠。8.3.2光伏组件基础太阳光伏板支架基础暂定埋深2.5m，支架基础采用现浇钢筋混凝土独立基础，基础混凝土强度等级为C30，基础下设100mm厚C10素混凝土垫层。8.4光伏电站建、构筑物8.4.1站区建筑本光伏电站主要建筑物包括综合楼、35kV配电室、仓库及汽车库、380/220V配电室、分站房。8.4.1.1综合楼主控楼为两层建筑，建筑面积951m²，建筑体积3822m³，由主控制室、继电保护室、380/220V配电室、办公室、会议室、宿舍、厨房、餐厅等组成。建筑装修基本原则如下：(1)地面：主控制室、继电保护室为防静电活动地板；卫生间为防滑地砖防水地面；380/220V配电室为地砖复杂地面；其余房间及走廊均为普通地砖地面。(2)内墙面：卫生间贴普通瓷砖；其余房间均刷内墙涂料。(3)顶棚：380/220V配电室为喷涂顶棚，继电保护室、主控室、厨房为铝合金吊顶，卫生间为PVC板吊顶，其余房间为轻钢龙骨纸面石膏板吊顶。9-11 (4)门窗：门窗采用塑钢窗、木门、防火门、不锈钢框玻璃门、钢质保温门等。(5)外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余为外墙涂料。外墙采用烧结多孔砖外贴挤塑聚苯板，内墙采用烧结多孔砖。8.4.1.235kV配电室35kV配电室为单层建筑，建筑面积175m²，建筑体积936m³，呈“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1)地面：细石混凝土复杂地面。(2)内墙面：刷内墙涂料。(3)顶棚：均为喷涂顶棚。(4)门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门、防火门。(5)外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余均刷外墙涂料。8.4.1.3380/220V配电室(相同建筑物光伏区共2个)380/220V配电室建筑面积99.4m²，建筑体积387.66m³。建筑装修基本原则如下：(1)地面：细石混凝土地面。(2)内墙面：刷内墙涂料。(3)顶棚：均为喷涂顶棚。(4)门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门、防火门。(5)外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余均刷外墙涂料。8.4.1.4分站房(相同建筑物光伏区共8个)分站房建筑面积68.2m²，建筑体积266m³，成“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1)地面：细石混凝土地面。(2)内墙面：均为刷内墙涂料。(3)顶棚：均为喷涂顶棚。(4)门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门、防火门。(5)外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余刷外墙涂料。8.4.1.5仓库及汽车库仓库及汽车库为单层建筑，建筑面积219m²，建筑体积854.1m³。建筑装修基本原则如下：(1)地面：细石混凝土地面。9-11 (2)内墙面：刷内墙涂料。(3)顶棚：均为喷涂顶棚。(4)门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门、防火门。(5)外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余均刷外墙涂料。8.4.2站区结构8.4.2.1综合楼综合楼为单层砖混结构，基础采用毛石条形基础，屋面为现浇钢筋混凝土有梁楼板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.235kV配电室35kV配电室为单层钢筋混凝土框架结构，基础采用现浇钢筋混凝土独立基础；楼板为现浇钢筋混凝土有梁楼板；墙体采用陶粒混凝土空心砌块。8.4.2.3380/220V配电室380/220V配电室为单层砖混结构，基础采用毛石条形基础，屋面为现浇钢筋混凝土板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.4分站房分站房为单层砖混结构，基础采用毛石条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.5仓库及汽车库仓库及汽车库为单层砖混结构，基础采用毛石条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.6屋外装置屋外装置主要包括：10kV支架、箱变基础。(1)10kV支架采用钢筋混凝土环形杆，横梁采用型钢梁，基础均采用杯口式混凝土基础。(2)箱变基础采用为现浇混凝土。(3)所有钢构件均采用整体热镀锌防腐。8.4.3地基基础基础埋深约为2.5m，基础持力层为②层砾砂层，其地基承载力特征值分别为fak=300kPa，压缩模量分别为22.0MPa，该层土能满足建筑物对地基承载力及地基变形的要求,9-11 可采用天然地基。基础根据基础根据上部结构形式不同分别采用独立基础或条形基础。工程量汇总表编号工程或费用名称单位数量1光伏组件钢支架土方开挖m³59331基础钢筋混凝土C30m³8829钢材t135522光伏电站各建筑物建筑面积综合楼m²123535kV配电室m²275380/220V配电室m²99.4×2＝198.8分站房m²68.2×8＝545.6仓库及汽车库m²2198.4.4水工建筑物生活消防水泵房1座。泵房地面以上为砖混结构,轴线尺寸12.0m×5.7m，屋面结构为现浇钢筋混凝土屋面，屋面顶标高4.75m，外墙为370mm厚砖墙。大门采用防火门，窗采用塑钢窗，楼面做法采用水泥砂浆楼面。泵房地面以下为现浇钢筋混凝土箱形结构，轴线尺寸为12.0m×5.7m，净深3.1m。反渗透处理室1座，处理室与生活消防水泵房贴建。处理室地面以上为砖混结构,轴线尺寸9.0m×5.7m，屋面结构为现浇钢筋混凝土屋面，屋面顶标高3.75m，外墙为370mm厚砖墙。大门采用钢木大门，窗采用塑钢窗，地面做法采用细石混凝土地面。反渗透处理室基础为毛石条形基础。反渗透处理室采用天然地基。9-11 9工程管理9.1工程管理机构9.1.1工程管理机构的组成和编制工程在建设期间和建成投入运营后，都需要设置专门的管理机构集中管理。主要管理对象为太阳能电站内的组件及其他配套设施。主要工作为太阳能电站光伏组件、逆变器室和控制室等的日常巡视、维护、小规模设备检修。太阳能电站，按少人值班的原则设计，可按无人值班(少人值守)方式管理，设备检修可委托给当地供电部门。工程管理机构的组成和编制按如下原则：全站定员10人，其中，运行人员4人，检修人员和其他工作人员4人，管理人员2人。实行两班制，每十天轮一班。9.1.2工程管理范围太阳能电站管理系统只分生产基地区域。生产基地为太阳能电站内的组件及其他配套设施。9.2主要管理设施9.2.1电站生产区、生活区设施规划工程光伏生产区的主要设施占电站绝大多数场地，生产区设有太阳能光伏板及支架、分站房、配电室等设施；工程生产区和生活区主要布置在电站开关站内，主要是综合楼，内设有倒班宿舍等生活设施。9.2.2工程管理所需电源及备用电源工程建设过程中使用的电源由电网10kV线路提供，备用电源将自备柴油发电机组来满足施工和生活需求。9.2.3生产、生活供水设施及方式现场施工供水可以直接在项目区内打井，供水管线采用DN100的钢管，接管水点压力为0.50MPa设计，水质处理后符合生活饮用水标准。9.2.4工程管理内、外部的通信方式和设施本工程在综合办公楼内配置数字程控行政交换机1套，容量按40线设置，安装1部当地邮电局的电话分机，以解决太阳能电站开关站对当地邮电局的通信，市话作为备用方式。9.3运行与维护9.3.1必备的维护设施和工具10-1 光伏电站需配置必要的维护设备和工具，包括检修工具、测量工具、常用仪器仪表、安全工具等。9.3.2备品备件的储备为了保障设备发生故障后能及时修复，提高设备的利用率，需储备相应的备品备件。在运行维护的过程中还需作好各种备品备件的使用寿命和更换频率的统计工作，制定科学合理的备品备件消耗和储备定额。9.3.3运行维护操作太阳能电站运行应以设备厂家提供的运行操作手册为依据，结合太阳能实际，编制便于操作的运行规程，并对运行管理人员进行培训。太阳能电站的运行维护人员应能熟练进行设备的运行和维护，并能准确判断、处理设备发生的一般事故，对太阳能电站运行过程中发生的特殊情况具有一定的分析和处理能力。太阳能电站除了维护厂家提出的对设备的定期维护内容外，还要定期对线路和配套电器设备巡视检查，以便及时发现隐患，及早处理，并对输变电设备进行定期测试和保养。10-1 10工程设计概算10.1编制说明10.1.1工程概况10.1.1.1建设场地及规模：威海20MW并网光伏发电项目位于威海市威海市孙家瞳镇境内。本工程装机容量20MWp。10.1.1.2太阳能光伏电站：本工程共装20个1MWp太阳能电池子方阵，采用65Wp薄膜电池组件309600块，光伏电站共装40台500kW逆变器，装35kV干式变压器20台，光伏发电以35kV电压等级接入系统。10.1.1.3主要设备、材料工程量序号名称及规范单位数量一设备1光伏组件块3096002逆变器台40335kV干式变压器台20二材料1支架t30002电力电缆35kV电力电缆km13.201kV电力电缆km25.001kV阻燃动力电缆km539.003地埋光缆8芯km16.504控制电缆km25.005接地扁钢t105.310.1.2编制原则及依据10.1.2.1鉴于目前光伏发电项目没有概算编制办法及计算标准，本工程参照水电水利规划设计总院2007年9月发布的《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》(2007年版)。10.1.2.2鉴于目前光伏发电项目没有概算定额，本程参照水电水利规划设计总院2007年9月发布的《风电场工程概算定额》(2007年版)。10.1.2.3基本预备费按2.0%计列。10.1.2.4设计概算按2011年1季度价格水平编制。14-3 10.1.2.5勘测设计费根据2002年国家计委、建设部计价【2002】10号文颁发的《工程勘测设计收费标准(2002年修订本)》计算，并结合太阳能工程实际情况调整。10.1.3基础单价、取费标准10.1.3.1人工预算单价人工预算单价序号定额人工名称工资标准(元/工时)1高级熟练工8.142熟练工5.883半熟练工4.524普工3.5810.1.3.2费率指标建筑安装工程单价由直接费、间接费、利润和税金组成。单价的取费标准，按《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》(2007年版)的规定计取，具体如下：建筑安装工程单价取费标准序号工程类别计算基础费率一措施费人工土方人工费+机械费4.73%机械土方人工费+机械费4.10%人工石方人工费+机械费4.92%机械石方人工费+机械费5.19%混凝土人工费+机械费13.41%钢筋人工费+机械费14.35%基础处理人工费+机械费9.06%安装工程人工费+机械费7.04%二间接费人工土方人工费+机械费47.18%机械土方人工费+机械费10.68%人工石方人工费+机械费46.33%机械石方人工费+机械费17.36%混凝土人工费+机械费41.69%钢筋人工费+机械费26.37%14-3 基础处理人工费+机械费23.72%安装工程人工费93.00%三利润建筑工程人工费+机械费+措施费+间接费10.00%安装工程人工费+机械费+措施费+间接费10.00%四税金直接费+间接费+利润3.38%10.1.3.3主要材料预算价格主要材料预算价格表序号名称单位价格(元)1钢筋t60002水泥t4203中沙m3454碎石m375水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在威海市购买，以上材料价格为到场价，详见主要材料预算价格计算表。施工用电：本工程施工用电考虑就近引接电网供电和移动式柴油发电机发电两种形式，其中电网供电为主，柴油发电机发电为辅。电网供电电价为0.6055元/kW·h，柴油发电机发电价格为1.9376元/kW·h，综合电价为0.8719元/kW·h。施工用水：施工用水水价按2.0元/m3计列。10.1.4设备及安装工程光伏组件4元/Wp，逆变器20万元/台。其他设备参照近期同类工程招标价计列。10.1.5建筑工程建筑工程主要由发电设备基础工程、房屋建筑工程、交通工程、施工辅助工程及其他工程五部分组成。10.1.6其他费用其他费用主要由建设用地费、建设管理费、生产准备费、勘测设计费及其他五部分组成。10.1.7投资主要指标10.1.7.1资金来源工程资金来源30%为资本金，其余为银行融资，银行贷款利率为6.80%，偿还期1514-3 年，建设期贷款利息据此计算。10.1.7.2工程总投资工程静态投资22046。.5万元，单位造价11023元/kW；建设期贷款利息795万元；工程动态投资22470.3万元，单位造价11235/kW。10.2工程设计概算表序号工程费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计占投资额比例（%）（一）设备及安装工程19055.67633.9　　19689.567.19%1设备及安装工程19055.67633.9　　19689.5　（二）建筑工程　　(1255)　(1255)3.33%1施工费用　　(1255)　(1255)　　（一）（二）合计（1255）　19689.5　（三）其他费用　　　1985.21985.21工程前期费　　　7575　2建设管理费　　　455455　3工程建设监理费　　　203203　4勘察设计费　　　510510　5项目技术经济评审费　　　43.243.2　6定额编制管理费　　　5.925.92　7工程保险费　　　256.1256.1　8技术培训费　　　57.2857.28　9安装调试　　　91.291.2　10试运行费　　　158.5158.5　11工程质量监督检测费　　　3030　12施工图及竣工图编制费　　　100100　13工程验收费　　　35.235.9　　一至三部分投资合计　　　21675。.398.80%　基本预备费　　　371.2371.21.20%　静态投资　　　　22046。.5　　价差预备费　　　　　　建设投资　　　　21675.3　　建设期利息　　　795795　　总投资　　　　22470.3　　流动资金　　　150150　　单位千瓦的静态投资（元/千瓦）　　　　11023　　单位千瓦的动态投资（元/千瓦）　　　　11235　14-3 11财务评价与社会效益分析11.1概述威海20MW并网光伏发电项目，根据国家发展和改革委员会办公厅文件《国家发展改革委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》及国家颁发的有关文件，在国家现行财税制度和价格体系下，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，判断本项目在财务上的可行性。项目建设期6个月，经营期25年。设备年利用小时数为1806.5小时。11.2财务评价11.2.1项目投资和资金筹措11.2.1.1固定资产投资本项目静态投资22046.5万元，建设期利息795万元，项目总投资为22470.5万元(含流动资金150万元)。11.2.1.2建设期利息项目建设期利息系指筹措债务资金时在建设期内发生并按规定允许在投产后计入固定资产原值的利息，即资本化利息。根据投资分年使用计划，按规定的贷款利率以复利计算，经计算整个项目建设期利息为795万元。11.2.1.3流动资金流动资金系指运营期内长期占有并周转使用的营运资金，不包括运营中需要的临时性营运资金。本项目流动资金按25元/kW计列，流动资金来源30%为企业自筹，其余为银行融资。11.2.2分析与评价11.2.2.1总成本费用计算总发电成本主要包括折旧费、维修费、材料费、其他费用、职工工资及福利费和财务费用等。取值如下：修理提存率自投产年度起第1-5年取0.1%，第6-10年取0.2%，第11-15取0.4%，第16-20取0.6%，第20-25取0.9%；定员10人，年工资40000元/人，福利费系数53%；流动资金25元/kW；短期贷款利率6.8%。15-3 流动资金25元/kW；短期贷款利率6.8%。11.2.2.2经济效益分析(1)发电收入本项目作为电网内实行独立核算的发电项目进行财务评价。发电收入=上网电量×上网电价(2)税金增值税按依据《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》财税[2008]156号中规定，参考利用风力生产的电力实行即征即退50%的政策。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。经计算，本工程允许抵扣进项税额为2465.15万元。企业所得税执行国家现行财税政策，按25%税率交纳企业所得税。增值税率城市建设维护税教育费附加所得税17%5%3%25%(3)效益分析：本项目年发电量为2348.5万KWh,以项目资本金财务内部收益率8%进行效益分析，在如期还清贷款的情况下，经计算后的财务指标如下：项目单位指标年上网电量万KWh2348.5全部投资：内部收益率(i=6%)(所得税后)%财务净现值(所得税后)万元2987资本金：内部收益率(i=8%)%8.00财务净现值万元0.00经营期平均电价(不含增值税)元/kW.h经营期平均电价(含增值税)元/kW.h1.18投资回收期(所得税后)年9.8总投资收益率%811.2.2.3盈利能力分析本项目全部投资所得税后财务内部收益率为8%，财务净现值为2987万元。投资回收期为9.8年，在开工后的第9.8年即可收回全部投资。15.2.2.4清偿能力分析15-3 本项目总投资的80%为银行贷款，还贷资金主要来源于折旧费，折旧不足部分来源于税后利润。本项目建成投产后，可以如期还清全部贷款。11.2.2.5敏感性分析针对发电小时和总投资变化对内部收益率的影响进行敏感性分析，可以看出，发电小时数增加或减少10%时，项目全部投资内部收益率分别为7.95%和5.70%；总投资增加或减少10%时，项目全部投资内部收益率分别为5.88%和8.00%。(计算结果详见敏感性分析表)11.2.3财务评价结论通过以上分析可知，本项目具有较好的清偿能力和一定的盈利能力，上网电价较低，抗风险能力较强，各项效益指标合理，在财务上是可行的。11.3社会效益分析由于太阳能资源是一种不消耗矿物燃料的可再生能源，太阳能发电的使用，相当于节省相同数量电能所需的矿物燃料，这样可以减少开发一次能源如煤、石油、天然气的数量，同时节约大量的水资源。此外，太阳能电站的生产过程是将当地的太阳能转变为电能的过程，在整个工艺流程中，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。15-3'