1、新疆30MWp高压单点并网光伏电厂及光伏阵列发电项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月新疆30MWp高压单点并网光伏电厂及光伏阵列发电项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月144可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 综合说明11.1项目概况11.2 太阳能资源11.4工程任务和规模21.5光伏系2、统总体方案设计及发电量计算21.6电气设计31.7消防设计31.8土建设计31.9施工组织设计41.10工程管理设计41.11环境保护和水土保持设计51.12劳动安全和工业卫生设计51.13节能降耗分析51.14设计概算61.15财务评价和社会效果分析71.16结论及建议81.17 附图、附表92太阳能资源和当地气象地理条件122.1新疆地区的太阳能资源122.2 厂址气象要数特征值142.3工程代表年太阳能资源分析152.4 太阳能资源状况评估162.5 结 论183工程地质193.1地形地貌193.2 地质分层及特性203.3水文地质概况203.4冻土深度213.5 不良地质作用213.63、 场址区工程地质条件评价213.7结论建议224 工程任务和规模234.1 工程任务234.2 工程规模284.3 工程建设必要性285 系统总体方案设计及发电量计算315.1太光伏组件选型315.2光伏列阵运行方式选择365.3逆变器选型395.4光伏方阵设计425.5光伏子方阵设计445.6方阵接线方案设计465.7辅助技术方案475.8年上网电量计算486电气506.1电气一次506.2电气二次606.3通信系统626.4电气主要设备材料637土建工程667.1设计安全标准667.2基本资料及设计依据667.3光伏阵列基础及分站房设计687.4 场内集电线路设计697.5 主要建筑设计64、97.6 地质灾害治理工程747.7 附表758工程消防设计768.1 工程消防总体设计768.2工程消防设计778.3 施工消防799施工组织设计819.1 施工条件819.2施工总布置819.3施工交通运输839.4 工程建设用地839.5 主体工程施工849.6 施工总进度859.7 附表、附图8610工程管理设计8910.1组织机构设置8910.2管理职责9010.3主要管理设施9110.4光伏电站运营期管理设计9110.5检修管理设计9211环境保护与水土保持设计9411.1环境影响分析及保护措施9411.2遵循的法侓、法规和标准9411.3施工期的环境保护和水土保持9411.4 运5、行期的环境保护9611.5环境效益9612劳动安全与工业卫生9712.1设计依据、任务与目的9712.2工程安全与卫生危害因素分析9712.3对策与措施9812.4光伏电站安全卫生机构设置9913节能降耗10013.1用能标准和节能规范10013.2能耗状况和能耗指标分析10013.3本工程节能分析10014工程设计概算10114.1编制说明10114.2编制原则及依据10214.3 基础价格10215财务评价与社会效果分析10615.1概述10615.2财务评价106附图109附表1091 综合说明1.1项目概况 xxxxXX县并网光伏发电项目由xxxx公司投资建设，远期规划总装机容量1006、MW，一期建设30MW，本期一次建成。本项目建设场地位于新疆地区X地区X县光伏园区315国道xx渠一号桥处，与X收费站约2公里，距离X县110千伏变电站约7公里，距离规划220千伏变电站约15公里处.交通较为便利，上网条件比较理想。项目本期总面积为1100亩。本期工程由28个光伏发电单元组成，总装机容量为30MW。本项目的可行性研究工作的内容包括光能资源分析、工程地质、工程项目任务与建设规模、光伏发电阵列单元选型和布置、发电量估算、电站电气、土建工程、环境保护和电站建成后效益分析、工程投资概算、财务评价等工作。1.2 太阳能资源新疆太阳能资料丰富，全疆年接收太阳能幅射为全国第二，年幅射量：487、666424MJ/m，仅次于西藏，比我国同纬度地区高10%15%，比长江中下游地区高15%20%，年日照时数为22503550h/a，日照百分率6080%。年幅射量全年日照大于6h天数为250350天，气温高于10度的天数普遍在150天以上。X地区是全疆太阳年总幅照最大的地方，接近6600MJ/m，X地区空气中水分少，睛天多，总幅射量大。直幅射射分量为4500MJ/m，散射分量仅为2100MJ/m，直射分量是散射分量的2倍。近20年X市太阳总辐射量基本稳定在5500MJ/m6500MJ/m之间，多年平均太阳总辐射6120.4MJ/m；最近10年间的年平均太阳总幅射量为6070MJ/m，相较608、707MJ/m的多年年平均值略有减少，但整体变化趋势基本保持一致，总体上年际变化较为平稳，对于太阳能资源利用比较有利。1） 场址区地层主要由粉细砂及角砾、卵石层构成，地层分布连续稳定，2） 场址所处区域构造稳定性较好，场区远离活动断裂带，本工程建设不受断裂带的影响，适宜工程建设。3） 场址区无崩塌，塌方、滑坡、泥石流等不良地质作用发育，工程建设遭受地质灾害危害的可能性较小，引发和加剧地质灾害的可能性小，危险性小，场址建设工程适宜性为适宜。4） 场址区属抗震有利地段，下阶段做相应工作，具体确定场地类别。5） 本工程建设不考虑地下水对建筑物基础的影响，场区不存在洪水的威胁。6） 本地区土的最大冻土9、深度为82cm，对以表层覆盖为基础持力层的附属建筑物，设计时注意冻胀对建筑物基础的影响。结合场地条件，建议基础埋藏深度超过最大冻土层深度。7） 场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具弱腐蚀性，对混凝土中的钢筋具弱腐蚀性，对钢构结构具弱腐蚀性。8） 场地地基可采用天然地基，以角砾、卵石层作为基础持力层，不需进行地基处理。9） 拟建厂区土壤电阻率建议按经验值6002000m考虑。1.4工程任务和规模工程的主要任务是建设高压并网光伏电厂，充分利用X地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新资源。本项目拟建设规模一期30MWp，在充分考察X地区的太阳能资源、电网条件、交通运输、地质条件、地形地貌等因素，并调查10、了自然保护区、军事用地、挖矿采矿权属、文物保护、气（油）管线、750kV(220kV)线路及其他规划，在此基础上开展了并网光伏电站规划选址工作，选定了并网光伏电站的规划场址，该站址位于315国道xx渠一号桥处X县光伏园区内。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算本工程采用分块发电、集中并网方案，总装机容量一期30MW，选用多晶硅组件TP660P-245共125664块，选用500KW并网逆变器共56台，光伏组件方阵采用固定式安装，组件安装倾角为37。共分为28个1MW光伏发电单元，1个发电单元由1套1MW逆变器房（2台500KW并网逆变器、2台直流柜）与1台1100kVA、35kV箱式升压变电11、站组合而成。经系统效率影响分析后得出系统效率为81%，计算得出本光伏电站第一年发电量为4896.22万度电，剩下24年按照每年约0.8%递减计算，可计算出年平均发电量为4453.79万度电，25年总共发电111344.65万度电。1.6电气设计本项目采用分散发电、集中控制、单点并网的技术方案。本电站28个发电单元共分为3回汇集线路，其中2回汇集线路分别接入9个光伏发电单元，1回汇集线路接入10个光伏发电单元。3回集电线路分别接入35kV高压开关柜光伏进线柜，再经1台110kV主变升压后，经一回110kV送出线路接入附近的变电站。全站设1套计算机监控系统，其监控范围有：汇流箱、直流防雷配电柜、逆12、变器、箱变、35kV进线开关、35kV馈线开关、35kV母线PT、站用电、直流系统、无功补偿、110kV线路、110kV主变等。监控系统具有远动功能，根据调度运行的要求，本电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心。根据需要，电站采集的数据和信息也可传送至远方项目公司。1.7消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，光伏组件为难燃烧物，因此光伏电池组件场地不设水消防系统。综合楼内布置手提式灭火器，可采用磷酸铵盐干粉灭火器，数量需符合规范要求，另外配置适量的砂箱和消防铲。电站内不设消防站，由该地区消防部门统一考虑。本工程设置火灾探测报警系统，综合楼内各房间根13、据规范要求，配置火灾探测器。当火灾发生初期时，探测器将火灾信号经报警回路送至消防控制盘，发出声、光报警信号，通知有关人员进行检查并利用手提式灭火器手动灭火。消防控制盘布置在有人值班的控制室内。1.8土建设计本项目土建工程内容主要包括：阵列基础、光伏电站场地及道路、逆变房和箱变房基础工程、综合楼建筑、中控楼建筑、地基处理等。阵列基础设计采用机械成孔方钢现浇砼基础。1.9施工组织设计本工程主要建筑物料来源充足，所以建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从X市采购。本工程施工期生产和生活用水均引自园区内水渠。施工高峰日用水量150m/d。施工用电电源引自园区10kV高压电源，沿光伏电站进场道路14、布置线路，各标段施工单位由该线路接入各自施工区域。本工程一期装机规模30MWp，施工工期较短，光伏电池组件布置集中，初步考虑按施工集中布置原则，在与光伏电池组件相邻的较平坦位置进行布置。从安全环保角度出发，生活设施靠近仓库布置，远离混凝土拌和站。初步估算工程临时设施总占地5000m，建筑面积2000m。永久性占地主要包括光伏阵列、逆变器室及施工期各临建生产、生活设施占地，场内临时道路等占用的土地面积。施工期临时性用地包括施工中的综合加工厂、混凝土搅拌站、施工人员临时居住建筑占地、设备临时储存仓库占地、场内临时道路和其他施工过程中所需临时占地。以上临时性用地面积均在工程永久用地范围之内，不需额外15、占用土地。本工程计划建设期约5个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏阵列并网发电。具体如下所示（各部分工作交叉进行）：项目建议书及审查：1个月；主设备招投标及采购：1.5个月；初步设计及施工图设计：1.5个月；其它设备、材料采购：1个月；土建施工：1.5个月；设备安装：1.5个月；单体调试、联合调试：1个月；1.10工程管理设计本工程建设开工前会成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。电站管理拟定总编制人员8人，其中管理人员2人，生产运行人员6人。光伏电站自动化程度很高，本光伏电站计算机监控系统安装在控制室内，值班人员16、通过微机监控装置实现对太阳能电池组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。1.11环境保护和水土保持设计太阳能光伏发电是一种可再生能源，运行过程中既不消耗资源，又不会产生废水、废气和固体废物的排放，是一种环境友好的清洁能源。虽然本太阳能光伏发电项目在环境上是十分友好的，但是其环境污染和水土流失主要发生在施工期间，因此要采取必要的污染防治和水土保持措施，主要在粉尘的控制、污水处理、噪声控制、生态环境影响、和水土流失上进行控制。在做好施工监控管理后，影响将有所减弱。电站建成运行后，属清洁生产，对环境影响很小。1.12劳动安全和工业卫生设计安全与卫生设计原则针对该电站工程特点17、，对所有工艺系统、设备设施和部位进行全面分析；对众多危险、有害因素进行筛选，针对主要危险、有害因素选择恰当的评价方法进行评价，从实际的经济、技术条件出发，提出相应的对策措施和评价结论。电站采用“无人值守，少人值班”的计算机监控方式，这些都可以减少对职工身心健康的影响。整个场区设有围墙，并设有专人管理，防止无关人员误入引起触电事故。劳动安全施工期主要危害安全的因素是由光伏电池组件引起触电事故和施工用电安全，本项目施工期还有可能发生安全事故的因素包括：设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、开关站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。工业卫生对运行中的噪声、振动及电磁干扰，18、均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。1.13节能降耗分析本电站的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，是新疆电网电力工业发展的需要，也是地区经济发展的需要。立项建设，使其尽早发挥效益，具有重要的现实意义，也是十分必要的。工程建设从设计到建成运行各环节应采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，减少能源生产中的损失和浪费，更加有效、合理地利用能源。太阳能资源是一种可以重复利用的可再生能源，本电站不存在太阳能辐射量消耗问题。本工程在工程运行期，年均上网电量4453.79万度电。按照火电煤耗19、平均335g标煤/KWh，每年可节约标准煤约14920吨，每年可减轻排放二氧化碳约38748吨，可减少排放大气污染气体硫氧化物约267吨，氮氧化物约89吨。节能措施本工程从工程设计、选型和运行中有关如何提高太阳能能转换效率、发电效率及减少输变电损耗等方面加强措施以降低电能损耗，提高太阳能资源利用率，发挥出电站的应有效益。在设备选型、运行、变压器、建筑、采暖等各方面都考虑了节能措施。1.14设计概算1.14.1项目概况本项目是在XX县光伏园区内，规划总装机容量100MW，本期实际安装容量为30MWp，本工程的投资估算按30MW规模进行。1.14.2编制原则及依据1.14.2.1参考风电场工程可行20、性研究报告概算编制有关文件规定、费用定额、费率标准等，按2013年第四季度价格水平编制；1.14.2.2陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T31011-2011）和陆上风电场工程概算定额（NB/T31010-2011）；1.14.2.3财综201198号文关于统一地方教育附加政策有关问题的通知；1.14.2.4本光伏电站本阶段设计资料及工程量清单；1.14.2.5其他参考：当地相关政策、文件规定。1.14.3投资概算本项目投资建设主体为xxxx公司。工程项目总投资的30%为业主自筹资本金，其余部分向国内商业银行贷款，贷款年利率6.55%，贷款期为15年。工程投资：静态总投资28621、57.45万元， 单位静态投资为9308元/kW；动态总投资29371.93万元， 单位动态投资元9540元/kW。1.15财务评价和社会效果分析1.15.1分析依据财务评价系根据国家现行财税制度和现行价格，按国家计委和建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）等要求，并参考风力发电建设项目管理办法及风力发电场并网运行暂行规定进行费用和效益计算，考察其获利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。分析所依据的主要数据：固定式电站计算期25.4年，其中建设期5个月（从施工图设计开始计算），运营期25年。1.15.2分析结果主要经济指标如下表1-1：表1-1 主要经济指标单位：万元22、装机容量（kW）30,787.68年上网电量（万kWh）4,896.22动态总投资（万元）29,371.93静态总投资（万元）28,657.45流动资金（万元）500.13资本金（万元）8,811.58发电销售收入总额（万元）85,649.71总成本费用（万元）34,172.93销售税金附加总额（万元）1,198.90发电利润总额（万元）33,034.79电价 税前上网电价（元/kWh）0.90静态投资回收期 全部投资（年）9.49 自有资金（年）本金自有11.76财务内部收益率 全部投资（%）9.00% 自有资金（%）11.18%电价是项目成功的关键，如果在整个运营期内都可以取得0.9元/k23、Wh以上的电价，项目可以确保9%的财务内部收益率。争取好的税收政策支持，可以提高资本金的投资回报率。1.16结论及建议1.16.1可行性研究结论(1) 本工程所在地新疆X地区X县太阳能资源比较丰富，光伏电站场址处地势开阔、地形较平缓、交通条件便利，具有良好的建站条件。(2) 本工程的建设具有良好的环境效益和社会效益。(3) 本工程的建设符合国家的产业政策和新疆对优化能源结构、保护环境，减少温室气体排放、节约能源的要求。对促进我国太阳能光伏发电技术的开发与利用，推进光伏产业发展具有非常重要的意义。(4) 本工程的建设可改善X电力系统的电源结构，增加可再生能源的比例，减轻环保压力，促进地区国民经济24、可持续发展。(5) 本电站工程具有很多的经济效益，运行期平均每年提供绿色电力4453.79万度电。在国家相关政策扶持下，电网能够按测算电价全额收购全部发电量，本工程具有一定的盈利能力。1.16.2存在的问题(1) 由于尚未收到接入系统的设计报告及电力公司对接入系统的审查意见，所以本报告对接入系统及相关的电气设备的配置是初步的，最终的设计方案应按照当地电力公司的接入系统审批意见作相应的修整，所以为了保证工程的整体进度，业主单位应抓紧落实相关的接入系统审批意见。(2) 本工程成功的关键是用好目前光伏补贴政策，积极做好项目申报，必须取得当地政府的大力支持和电价补贴，使上网电价达到测算值。1.16.325、建议（1）建议成立专家组，从项目开始到运营进行专题研究，构建以法律、法规为基础的市场运行机制，促进降低成本，实现可再生能源发展目标，推荐光伏发电产业规模化和商业化。（2）建议在下阶段工作中进行以下专题研究：l 大型并网光伏发电系统对电网稳定性的影响分析；l 中压、高压并网控制逆变技术研究；l 沙尘暴对大型并网光伏发电系统的影响分析。1.17 附图、附表工程特性详见“光伏并网发电工程特性表”（表1-2）：表1-2光伏并网发电工程特性表序号项目及名称单位数量备注一电站所在位置XX县二水文、气象1多年平均气温112极端最高气温413极端最低气温-22.94多年平均降水量mm48.25最大冻土深度cm26、826多年平均日照时数h24707太阳年总辐射量MJ/60708多年平均风速m/s5.7三工程地质1工程区主要岩性由地表粉细砂层及下部角砾地层构成2工程区地震基本烈度度7度四工程等级大型光伏并网电站五电站指标1容量MW302年平均发电量万度4453.793年利用小时数h1963.36六工程永久占地亩1100七35kV户外箱式变压器型式常规户外三绕组变压器型号S11-1100/35台28八主要机电设备245W多晶硅组件块125664500kW逆变器套56接地变台1九输电线路电缆长度km根据接入报告电压等级kV110输出回路数回路1十工程管理运行定编人员人8房屋建筑面积m23000十一施工1主体工27、程量土石方开挖万m35358方钢桩根57120箱变逆变器混凝土基础个28混凝土m31258钢材t133.462施工临时占地m25000总工期月5十二经济指标1工程投资静态总投资万元28657.45动态总投资万元29371.932综合利用经济指标电站单位kW投资元/kW9308静态投资财务内部收益率%9投资回收期年9.49静态投资2太阳能资源和当地气象地理条件2.1新疆地区的太阳能资源我国太阳能资源非常丰富，具有开发太阳能的优越条件。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射能约为501015MJ，全国各地太阳年辐射总量达3350MJ/m8370MJ/m，中值为5860MJ/m。太阳能资源分布具有明28、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条件的制约。从中国太阳能辐射总量分布来看，年总辐射量最大值在青藏高原，高达10100MJ/m，最小值在四川盆地，仅3300MJ/m。从大兴 安岭南麓向西南穿过河套，向南沿青藏高原东侧直至西藏南部，形成一条等值线。此线以西为太阳能丰富地区，年日照时数3000h，这是由于这些地区位处内陆，全年气候干旱、云量稀少所致；此线以东地区（即我国东北、华北、长江中下游地区）以四川最小，由此向南、北增加，广东沿海较大，台湾和海南西部年日照时数可达2400h2600h；内蒙古东部、华北较大，至东北北部又趋减小。全国总辐射量分布情况见图2-1。图 2-1 我国太29、阳年总辐射量分布图新疆太阳能资源十分丰富，全疆年接收太阳辐射总量居全国第二位，年辐射量达年辐射量达48666424MJ/m，仅次于西藏，比我国同纬度地区高10%15%，比长江中下游地区高15%25%。年日照时数为25503500h/a，日照百分率为60%80%。年辐射量全年日照大于 6h的天数为250325天，气温高于10的天数普遍在150天以上。新疆太阳辐射峰值出现在东疆和南疆东部一带，最低值出现在博州、阿尔泰和天山北麓部分地区，年总辐照度的区域分布大致是由东南向西北不均匀递减。东南部太阳总辐照度多在5800MJ/m以上，西北部均为5200MJ/m。这是由于新疆的山体西高东低，南高北低，西来30、的低层气流很难直入塔里木盆地，多从西部几个缺口入境，在西北部形成比较多的云和降水，使太阳辐射减弱，东南部则云雨少，辐射量增大。全疆辐射量分布情况见图2-2。 图 2-2 新疆年太阳总辐射量分布图新疆的直射辐射年总量在2400MJ/m4400MJ/m，年平均直射辐射为3300MJ/m。直射辐射峰值点一般分布在X一带，谷值点分布在且末、X、喀什一线，峰值为谷值的2倍。总的来看，北疆、东疆地区年直射辐射高于南疆，这是因为天山山脉以北，大气透明度较好，而南疆尘暴较多。大气混浊，透明度差所致。与此相反，南疆年散射辐射量高于北疆，峰谷值在1700MJ/m3300MJ/m，峰值是谷值的2倍。平均值为260031、MJ/m，峰值点出现在XX一带，而谷值点在天山北麓。X是我国光能资源较丰富的地区。太阳总辐射量大，平原区年总辐射量为57826343MJ/m，仅次于青藏高原，优于同纬度的华北平原及长江中下游地区。太阳总辐射量的分布为：南部山区显著高于北部平原区，平原区因浮尘引起的大气透明度不同，东部大于西部。光能利用的最佳的时间是69月，光总辐射量达25593.4 MJ/m，占全年总辐射量的42.7。X日照时数长，日照百分率大，全年日照时数达24703 000小时，平原区自西向东递增，67月份日照时数最多，2月份最少，全地区年平均日照百分率在5860之间，最高84。光质优越。同品种的果树、蔬菜，果实在本地区着32、色浓、色艳，品质一般超过原产地。从10-2月的秋、冬季，月总辐射最大值主要出现在新疆南部低纬度地区。该地区的秋、冬两季。风力平稳，气候干燥，透明度好，而北部地区纬度高，太阳高度角小，空气中的水蒸气含量大。因此冬季南疆地区太阳总辐射一般高于北疆。3-9月的春、夏季，南疆风沙大、浮尘多，辐射相对减弱，而北疆、东疆地区虽然纬度高，但气候较好，大气透明度高于南疆。因此，太阳总辐射月总量的峰值出现在X一带。夏季总辐射高于冬季，5-10月的辐射量约占全年总辐射量的2/3。从总辐射月总量的分布来看，东疆高于南疆，南疆大于北疆。新疆月直射辐射的年变化也呈峰值型。最大值出现在7月的天山北麓和东疆地区，其值为5733、0MJ/m；最小值出现在12月的博州地区。其值为40MJ/m。太阳直射辐射的月变化近似于月总辐射，1-6月，直射辐射量依次增加，在6、7月间，月直射辐射值最大，7-12月，辐射量逐渐减少，12-1月。直射辐射量出现最低值。全区直射辐射的分布特征：东疆居于首位，是太阳能丰富地区：5-10月，北疆地区的太阳直射辐射高于南疆。冬季，南疆地区的太阳直射辐射高于北疆。因此。在夏季，北疆更适宜于利用太阳能，在冬季，南疆利用太阳能的条件优于北疆。月散射辐射年变程虽然也呈峰值型，但曲线比较平缓，5-8月的散射辐射量很接近各月散射辐射极大值为38MJ/m 400MJ/m。而且主要出现在南疆的西南部及塔里木大沙漠34、的南缘和西缘。同一时期散射辐射的极小值出现在北疆北部的天山北麓。2.2 厂址气象要数特征值综合中国气象局以及国外NASA气象网站的数据，对X气温、气压、相对湿度、风速和风向、降水量、日照、蒸发量，太阳总辐射和净辐射观测等做了一个综合整理，仪器设备和资料整理等均符合国家规范。场地与气象站之间无大山阻隔，海拔高度接近，故X气象站作为参证站。根据相关网站上的资料，19802010年实测资料统计得各气象要素特征值见表2-1。表 2-1 X气象站主要气象要素特征值序号项目数值备注1平均气温（）112极端最高气温（）413极端最低气温（）-22.94年平均降水量（mm）48.25年最大降水量（mm）54635、年平均无霜期（天）2187年平均雷暴日数（天）48年平均大风日数（天）129年平均沙尘暴日数（天）30.410年平均大雾日数（天）0.211最大积雪深度（cm）1212最大冻土深度（cm）8213平均风速（m/s）5.714最大风速（m/s）715年平均结冰日数（天）12116年平均气压（hPa）90017空气平均相对湿度（%）3818年蒸发量（mm）245019年均日照时数（h）280020年均日照百分率（%）606070根据X气象站19912010年风向频率统计，全年主导风向为NE。根据建筑结构荷载规范(2006年版)，X地区50年一遇基本风压为0.30kN/m，地面粗糙度类别为B类。X地36、区50年一遇基本雪压为0.20kN/m，雪荷载准永久值系数分区为区。2.3工程代表年太阳能资源分析由于太阳辐射量具有随机性，根据各年的太阳辐射数据来计算相关的工程设计参数其结果会有很大的差别。因此要从多年的气象数据中挑选出具有代表性的太阳辐射数据，建立工程代表年以充分反映长期的太阳辐射变化规律。根据电力工程气象勘测技术规程(DL/T5158-2012)，选择年平均太阳辐射量接近累年年平均太阳辐射量的某年作为辐射代表年，代表年逐月平均太阳辐射应尽可能接近多年逐月平均太阳辐射；选择日照参数接近累年平均日照参数的某年作为日照代表年，代表年逐月平均日照参数应尽可能接近多年逐月平均日照参数。由于最近1037、年太阳总辐射略有下降趋势，因此本工程代表年在最近10年范围内选取，通过对比分析最近10年历年逐月平均以及年平均太阳辐射量，2008年太阳总辐射5947.07MJ/m与最近10年间的年平均太阳总辐射量6035.87MJ/m最为接近，且2008年太阳总辐射主要集中在310月，其中5、6、7三个月的总辐射比较接近，总的趋势与多年平均太阳总辐射变化趋势一致，因此工程代表年选择2008年。代表年逐月太阳总辐射分别见表2-2和见图2-9。 表 2-2 工程代表年逐月太阳总辐射量月份1月2月3月4月5月6月7月太阳总辐射（MJ/m）233.13344.17502.71616.45769.12782.757038、4.40月份8月9月10月11月12月全年太阳总辐射（MJ/m）652.19525.43375.38250.16191.185947.07图 2-9 代表年各月太阳总辐射直方图2.4 太阳能资源状况评估2.4.1 太阳能资源丰富程度评估根据 电力工程气象勘测技术规程(DL/T5158-2012)，对拟选站点太阳能资源丰富程度进行评估。以多年平均年太阳总辐射的年总量和工程代表年的太阳总辐射量为指标，进行太阳能的资源丰富评估。具体的资源丰富程度等级见表2-3。表2-3 太阳能资源丰富程度等级太阳总辐射年总量(MJ/m)丰富程度7560非常丰富6300TI7560丰富5040TI6300较丰富37839、0TI5040一般TI3780贫乏根据X市气象站19802009年多年实测太阳总辐射资料统计计算得多年平均年太阳总辐射为6300.23MJ/m，工程代表年的太阳总辐射为6070MJ/m，对照以上标准，对X地区太阳能资源作区域划分，本项目所在地太阳能资源丰富程度属于资源较丰富区，应用于太阳能并网发电较好。2.4.2 太阳能资源稳定程度评估根据电力工程气象勘测技术规程(DL/T5158-2012)，对拟选站点太阳能资源稳定程度进行评估。以代表年月日照时数大于6h天数的最大值与最小值的比值为指标，进行太阳能的资源稳定程度评估。其等级见表2-4。表2-4 太阳能资源稳定程度等级太阳能资源稳定程度指标稳40、定程度4不稳定根据代表年各月日照时数大于6h的天数统计得，2008年各月日照时数大于6h天数的最大值为26d、最小值为22d，其比值为1.08。对照以上标准，X地区太阳能资源稳定程度属于稳定等级。2.5 结 论根据相关规范要求，需要在工程场地进行连续一年以上的太阳能观测数据并进行原始数据验证，根据参考长期站观测数据，将验正后的现场观测数据订正为反映电站长期平均水平的代表性数据。根据太阳能资源评估方法（中国气象局 2008-08-01）5.1太阳能资源丰富程度评估标准，该地区太阳辐射资源属于资源很丰富区。太阳能资源稳定程度，等于一年中各月日照时数大于6小时的天数最大值与最小值的比值，计算为1.141、12，太阳能资源稳定，因此该地区十分适宜太阳能资源开发。3工程地质3.1地形地貌本项目场址位于X市境内X县315国道xx渠一号桥处，地处东经7824，北纬3756，距离X县约7km，总地势西南高，东北低，属山前冲洪积平原，呈戈壁景观，地形平坦开阔，未见明显冲刷痕迹，交通较为便利。 图 3-1 项目场区地位置图 3-2 项目场区地貌图3.2 地质分层及特性 本次勘察在场区周边见到几处深度较大的人工开挖深坑，能直观看到地层在垂直方向的分布情况。场地地层主要由地表粉细砂层及下部角砾地层构成。1）粉细砂：黄色、土黄色，稍湿湿，结构松散，混少量角砾，层底埋深1.02.0m。2）角砾：青灰色、灰黄色，稍湿42、，中密密实状态，级配一般，分选性一般，颗粒形状多呈亚圆形及次棱角状，一般粒径250mm，最大直径约12cm，骨架颗粒排列无序，大部分接触，大颗粒取掉后凹面可保存或基本可保存，骨架颗粒占含量63%78%左右，充填物主要为中粗砂及少量粉土，轻度胶结。局部可见卵石夹层及砾石透镜体。层顶埋深1.02.0m，层底埋深一般大于15m，厚度稳定。图 3.3-2场区地表照片3.3水文地质概况由1：550万新疆维吾尔自治区水文地质图，可看出X东侧的项目所在地地下水富水程度为弱，地下水含水岩组为松散岩类孔隙含水岩组；在场区周围见到的几个砂 石料场深坑中未见有地下水存在的迹象，据调查场地地基土为碎石、角砾，场区降水43、量稀少，地下水贫乏。地下水埋深大于80m，可证实本工程建设场地范围内的建筑基础不会受到地下水的影响。本光伏电站场区目前为国有未利用的戈壁及荒草地，经过与业主方及县委国土部门的沟通、场区范围的踏勘、当地居民的走访调查，得知在场地围内地表水系不发育，场地及周围无河流、农业灌溉等水系分布，部分段仅零星分布宽浅冲沟，场区受洪水威胁的可能性很小。勘察区环境类别为III类，不存在干湿交替。易溶盐含量弱，局部有弱氢盐盐渍土，土中硫酸盐含量对混凝土具弱腐蚀性，氯离子含量对钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性。综上，本光伏电站场区的水文地质情况有利于光伏电站的建设。3.4冻土深度根据中国季节性冻土标准冻深线图及项目44、建设地的气象资料，场址区季节性最大冻土深度为地面以下82cm。3.5 不良地质作用根据收集的资料分析及本次勘测结果，厂址区无岩溶、和崩塌、泥石流、采空区、砂土液化、地下设施、地面沉降等不良地质作用，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。3.6 场址区工程地质条件评价3.6.1 场地土的腐蚀性评价根据现场踏勘，场地环境类别按类考虑，依据岩土工程勘察规范(GB50021-2001)及临近工程易容盐试验成果报告判定场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具弱腐蚀性，对混凝土中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。3.6.2 场地稳定性及地基评价本场区为建筑抗震设防7度区，所处环境无岩溶、崩塌、泥石流、采空区45、砂土液化、地下设施、地面沉降滑坡、震陷、及压矿等不稳定因素和地质灾害。综合上述分析，本场地地形地貌简单，岩土种类较为单一，主要土层分布连续，地基土及基础持力层稳定，无不良地质作用及埋藏物，场地稳定，适宜进行本工程的建设。场址区目前为戈壁及荒草地，地势较平缓开阔，地基土在建筑物基础荷载影响深度范围内由粉细砂及角砾、卵石地层构成，地层分布连续稳定。表层粉细砂层结构松散，工程力学性质一般，厚度较薄，且位于季节性冻胀深度范围内，不宜做建筑持力层；角砾、卵石层厚度大，结构中密密实，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，建议以角砾层作为基础持力层，场地不需进行地基处理。3.6.3 厂址供水水46、源据X县水利局提供的资料，地下水的来源主要是河渠、大气降水下渗补给。地下水的流向，均从周围山地流向盆地中，山前洪积山地带土壤地层为砾质，因而地下水埋藏深，一般在8090m，若采用打井方案，建议设计井深宜大于100m，须委托有资质的单位进行供水水文地质勘察，并与当地水管部门签定打井协议。3.7结论建议（1）场址区地貌单元属山前冲洪积平原，地形平坦开阔，地面无洪水冲刷痕迹，地 表植被发育较少，呈戈壁景观，交通较为便利。（2）场址区地层主要由粉细砂及角砾、卵石层构成，地层分布连续稳定。（3）场址所处区域构造稳定性较好，场区远离活动断裂，本工程建设不受断裂的影 响，适宜工程建设。（4）场址区无崩塌、塌47、方、滑坡、泥石流等不良地质作用发育，工程建设遭受地质 灾害危害的可能性较小，引发和加剧地质灾害的可能性小，危险性小，场址区建设工程 适宜性为适宜。（5）场址区属抗震有利地 段，建议下阶段做相应工作，具体确定场地类别。（6）本工程建设不考虑地下水对建筑物基础的影响，场区不存在洪水的威胁。（7）本地区土的最大冻土深度为82cm，对以表层覆盖层为基础持力层的附属建筑 物，设计时应注意冻胀对建筑物基础的影响。结合场地条件，建议基础埋藏深度超过最大冻土深度。（8）场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具弱腐蚀性，对混凝土中的钢筋具弱腐蚀 性，对钢结构具弱腐蚀性。（9）场地地基可采用天然地基，以角砾、卵石层作为48、基础持力层，不需进行地基处 理。（10）拟建厂区土壤电阻率建按经验值6002000m考虑。4 工程任务和规模4.1 工程任务XX规划100MW一期30MW并网光伏项目位于新疆XX县光伏园区，工程的主要任务是发电，建成后供电X电网。4.1.1 地区社会经济概况（1）新疆维吾尔自治区经济发展概况新疆维吾尔自治区位于我国西北边疆，东、南与我国甘肃省、青海省、西藏自治区相邻，从东北至西南与蒙古、俄罗斯、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦、阿富 汗、巴基斯坦、印度等国接壤，总面积166.49万km，是我国面积最大的省份。全区现有14个地、州、市，62个县。新疆生产建设兵团是新疆的重要组成部分，有17449、个团场。截止2009年底，新疆总人口2158.63万人，比上年增加1.3%。新疆具有得天独厚的水土光热资源。日照时间长，积温多，昼夜温差大，无霜期长，年太阳能辐射量仅次于西藏，对农作物生长十分有利。新疆是全国五大牧区之一，仅次于内蒙古、西藏，居全国第三。截至2008年底，新疆现有农用地面积63.08万km，其中耕地面积4.12万km、园地面积0.36万km、林地面积6.76万km、牧草地面积51.11万km、其它农用地0.72万km。新疆水资源较丰富，全疆水资源总量953.12亿m3，约占全国水资源总量的3%。新疆地表水年径流量903.84亿m3，地下水资源量554.13亿m3，人均水资源量450、695m3/人。由于新疆地处欧亚大陆腹地，气候干旱，水资源受季节因素影响，时空分布极不平衡，地表水蒸发量大，致使一些地方水资源不足。新疆风能资源蕴藏量极为丰富，是全国风能资源最丰富的地区，全区风能资源总储 量为9.57亿kW。新疆风能资源丰富区主要在风口、峡谷等气流通道上，呈岛状分布，包括乌鲁木齐达坂城风区、阿拉山口风区、十三间房风区、吐鲁番小草湖风区、额尔齐 斯河河谷风区中心部分地区、塔城老风口风区、三塘湖淖毛湖风区、X东南部风区、 罗布泊风区等区域。新疆矿产种类齐全、储量大，开发前景广阔。在全国已知的171种矿产中，新疆已发现有138种，已探明资源储量的有117种。其中，5种储量居全国首位51、，24种居全国前5位，43种居全国前10位，23种居西北地区首位。石油、天然气、煤、金、铬、铜、镍、稀有金属、盐类矿产、建材非金属等蕴藏丰富。据预测，新疆煤炭预测资源量1.82万亿t，占全国的 40.5%，居全国首位；石油资源量208.6亿t，占全国陆上石油资源量的30%，天然气资源量 10.3万亿m3，占全国陆上天然气资源量的34%，黄金、宝石、 玉石等资源种类繁多，古今驰名。新疆的生物资源种类繁多，野生动植物达4000余种，还是多种果树的原始起源中心和次生中心，果树资源丰富，其中优良品种约300余个。天然药物如：麻黄、罗布麻、甘草、贝母、雪莲等分布广泛，质量上乘，具有独特的品质和优良的特性52、。2010年，新疆全年实现生产总值(GDP)5418.81亿元，比上年增加1141.76亿元。按可比价格计算，比上年增长10.6%，其中，第一产业增加值1078.61亿元，增长4.5%；第二产业增加值2533.69亿元，增长12.6%；第三产业增加值1806.51亿元，增长10.9%。三次产业比例为19.946.833.3。人均生产总值24978元，按可比价格计算，增长9.4%，以当年平均汇率折算，人均3690美元，首次突破人均3000 美元大关。居民消费价格比上年上涨4.3%，其中，食品价格上涨10.7%，居住价格上涨2.7%。服务项目价格上涨1.5%。工业品出厂价格上涨25.3%，其中，轻53、工业上涨8.9%，重工业上涨28.7%。原材 料、燃料、动力购进价格上涨23.9%。农产品生产价格上涨31.5%。农业生产资料价格上涨3.1%。固定资产投资价格上涨4.6%。（2）X地区经济发展概况 X是新疆历史上曾以三条闪耀着丝绸之光的商业通道而名扬天下，X则是丝绸之路上光彩夺目的绢都。其南枕昆仑、北卧大漠；东南和西藏为邻，西南与印、巴相接，总面积近25万平方公里，雄踞于古西域的南部。X古称于阗，现在所辖的七县一市的X地区，古时为X、于阗、疏勒、精绝诸国地，这足见X有过显赫的历史，也经历了沧桑巨变，那埋没于茫茫瀚海中的精绝故址、疏勒故址、民丰东汉古墓以及热瓦克佛塔、桑株岩画就如同一幅幅历史画54、卷，仍在唤起人们追忆那丝路南道的繁荣、佛国于阗的昌盛、伊斯兰教东渐等发生在这片土地上的真实故事。X地处塔里木盆地西南部、玉龙喀什河（X河）畔的绿洲内。邻近的河流有克里雅河、尼雅河、牙通古孜河。其北为塔克拉玛干沙漠，其南为昆仑山脉。全市南高北底，北宽南窄，由南向北倾斜，是喀拉喀什河与玉龙喀什河的冲积平原。2007年，X市全年国内生产总值达到14.6亿元，同比增长24.9%，占全地区三分之一以上；全社会固定资产投资实现11.6亿元，同比增长16.1%，占全地区40%；财政总收入达到1.64亿元，其中一般财政预算收入实现1.25亿元，同比增长24.9%，占全地区39.4%。社会消费品零售总额达到8555、050万元，同比增加10890.4万元，增长14.7%。 “一号工程”再居全地区之首。2007年实施新建和续建招商引资项目共58个，实际到位资金4.32亿元，同比增长43.43%，占全地区55%。自2005年以来累计实施招商引资项目171个，实际到位资金达到9.71亿元，连续三年名列地区首位，占全地区招商引资到位资金总额的“半壁江山”。 此外，X市非公有制经济发展迅速。商贸活市战略深入实施，投资环境不断改善，以服务业、商贸旅游业为主导的第三产业对全市经济拉动能力进一步增强。全年旅游人数达到56.76万人次(其中:外宾6826人次)，同比增长64.64%，实现旅游收入4169.48万元，比去年同56、期增长51.7%。全市已有私营企业357户，注册资金4.08亿元；个体工商户6187家，注册资金4396.55万元（3）X县X县位于新疆维吾尔族自治区南部，塔克拉玛干大沙漠南缘，哈喇昆仑山北麓。东与X县、墨玉县毗邻，西同叶城县相连，南与印度、巴基斯坦在克什米尔的实际控制区交界，北与麦盖提县、巴楚县接壤。总面积4.14万平方公里，其中山区占37.9%，平原占22.6%，沙漠占39.5%。宜农地占2.3%，宜牧地占13.1%。县人民政府位于315国道线旁，距自治区首府乌鲁木齐市1811.6公里。该县以农业为主。现有耕地2.19万公顷（32.85万亩）、草场50.93万公顷（764万亩）， 还有宜农57、荒地2.92万公顷（43.8万亩）。农产品有小麦、玉米、棉花、瓜果、蔬菜、红花等。母畜有牛、羊等。工业有电力、棉纺、农机维修、轧花、地毯、粮油及食品加工等类。X县基础设施逐步改善。315国道横穿县境，县乡公路四通八达。已开通2000门程控电话与全国联网。4.1.2 地区电力系统概况（1）新疆电网概况 新疆电网近年来取得了快速发展，目前已形成以乌鲁木齐为核心，东至X，西至博州、伊犁，北到阿勒泰，南至喀什、X，以750kV、220kV、110kV电压等级为主体的覆盖全疆的输、配电网络。电网东西伸展约2200km、南北约3300km，覆盖地域约120万km，其220kV是世界上覆盖面积最广的区域性电58、网。截至2011年底，新疆电网系统规模如下。1) 电源装机：全网总装机容量19556MW，其中火电14055MW，占总装机容量的71.87%；水电3254MW，占总装机容量的16.64%；风电1361MW，占总装机容量的6.96%；燃气841.72MW，占总装机容量的4.31%；生物质能源24MW，占总装机容量的0.12%；光伏发电20MW，占总装机容量的0.1%。若考虑新疆电网以及个别独立运行的小电网装机，则总装机约为20206MW。2)110kV及以上变电新疆电网共有5座750kV降压变电站，变压器5台，总变电容量7000MVA；220kV降压变电站65座，变压器116台，总变电容量15959、56MVA；110kV 降压变电站405座，变压器697台，总变电容量21040.68MVA。3)110kV及以上输电线路新疆电网750kV线路 6条， 长度为1629.623km。220kV线路160条，长度10062.11km。110kV线路共792条，长度为21799.36km。2011年全疆发电量为776.72亿kWh，较2010年同比增长35.31%。2011年新疆电网全疆最大用电负荷12113MW，出现在8月，较2010年同比增长31.22%；2011年全疆最大发电负荷12367MW，较2010年同比增长31.25%。（2）X电力概况X电力有限责任公司设在新疆南疆X市，属新疆电力公60、司全资子公司，承担着X地区七县一市的供、售电任务和部分发电任务，下辖7个县级供电公司，1个发电厂，调度通信中心、输、变、配电运检工区等11个专业机构。目前，X电网已形成以220千伏玉龙变为核心，向东310公里至民丰县，向西180公里至X县，电网东西伸展约500多公里。以110千伏、35千伏电压等级为主体的输、配电网架已覆盖全地区七县一市。220千伏变电站1座，110千伏变电站11座，35千伏降压变电站50座，220kV输电线路286.278公里，110千伏线路937.577千米，35千伏线路1298.13公里。年负荷曲线X地区属于暖温带极端干旱荒漠气候。其主要特点是：夏季炎热，冬季寒冷，四季分61、明，热量丰富，昼夜温差及年较差大，无霜期长，降水稀少，蒸发强烈，空气干燥，气候带垂直分布也较明显。昆仑地区，平均每升高100米，年平均气温降低0.50.7摄氏度。年负荷曲线一般都出现冬季一个高峰，夏季高峰不明显，由于城乡居民生活用电占全社会用电的比例较小(一般为4%左右)，负荷受气温影响不大，年负荷曲线起伏较小，一般年最大负荷常常发生在夏季。2012年负荷曲线见图4-1图4-1 2012年度负荷曲线图2012年度负荷曲线图从图4-1可以看出，X电网负荷呈现出“m”形状，夏季负荷水平较高。从春节开始时负荷快速回落，3月份逐渐恢复，但随着气候的转暖，负荷呈平稳上升趋势，到4月份，负荷开始出现攀升，62、到6月份达到高峰后下降，一直到9月份，随着气候的变冷，负荷出现下降。全年存在两个高峰，即夏季和冬季高峰，从曲线来看，X电网夏季高峰负荷与冬季高峰负荷相差比较大，一般高于冬季高峰负荷，成为全年最高负荷。由于光照福照度正好夏季达到最高峰，因此X地区非常适合建设光伏电站，为电网起到调峰作用。X电网最大发电负荷增长迅速，2012年达1271MW，是2011年最大发电负荷的1.3倍，是2010年最大发电负荷的1.87倍，最大地区供电负荷达1271MW负荷。增长趋势见图4-2。 图4-2年最大发电负荷4.2 工程规模光伏电站的规模主要考虑所在地区的太阳能资源，电力系统需求情况，项目开发建设条件等因素。从地63、区能源资源来看：新疆太阳能资源十分丰富，全年日照时数为25503500小时，日照百分率为60%80%，年辐射总量达54306670MJ/m，年辐射总量比我国同纬度地区高10%15%，比长江中下游地区高15%25%，居全国第二位，仅次于西藏高原。全年日照大于6小时的天数为250325天，日照气温高于10的天数普遍在150天以上。X属典型的温带大陆性气候，空气干燥，大气透明度好，日照充足，年平均太阳总辐射量为6214.66MJ/m，全年日照时数31703380小时，是全国日照时数充裕的地区之一。从开发建设条件方面分析：本项目位于X市以西170公里的X县，规划的X光伏发电基地内。光伏园区地形开阔，地64、势平坦，植被稀少，有利于大型光伏电站布置。 场区附近公路发达，场址周边为315国道，交通运输方便。本工程项目的规划厂址位于X地区X县光伏园区在315国道xx渠一号桥处，与X收费站约2公里，距离X县县城约7公里，距离X县110千伏变电站约7公里，距离规划220千伏变电站约15公里处。地貌为荒漠戈壁滩，有少量冲沟，生长有少量荒草，地势平坦，场地开阔。电站厂址选区的地震设防烈度为，工程区属于构造稳定性良好。厂区未见滑坡泥石流等不良地质现象，冻土最大深度为地面下0.82m。场地为小红山洪积扇地貌，为荒漠戈壁滩，地基为戈壁土，土质以沙砾石， 亚砂土为主，场地地下水多为孔隙性潜水，一般水位埋深大于80m，65、工程地质条件总体 良好。本工程远期规划100MW，本期建设30MWp，在充分考察X地区的太阳能资源、电网条件、交通运输、地质条件、地形地貌等因素，并调查了自然保护区、军事用地、探矿采矿权属、文物保护、气(油)管线、750kV(220kV)线路及其他规划，在此基础上开展了并网光伏电站规划选址工作，选定了并网光伏电站的规划场址，而该站址位于X光伏园区规划厂址内。4.3 工程建设必要性4.3.1 合理开发利用光能资源，是能源和就环境可持续发展的需要 世界能源问题位列世界十大焦点问题之首，特别是随着世界经济的发展、世界人口的剧增和人民生活水平的不断提高，世界能源需求量持续增大，由此导致全球化石能源逐步66、枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日趋严重。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。根据中国应对气候变化国家方案和可再生能源中长期发展规划，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到15%。今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构调整步伐，努力提高清洁能67、源开发生产能力。以光电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点，以”设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可再生能源开发。近几年，国际光伏发电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展。2007年底国家发展和改革委员会下发了关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知，鼓励在宁夏、新疆、西藏、青海、甘肃等太阳能资源丰富地区开展大型并网光伏电站的建设工作。本太阳能并网光伏电站选址在新疆，是国家政策鼓励扶持地区。从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在新疆开发光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保68、压力。4.3.2 促进地区国民经济可持续发展的需要 要实现地区经济的可持续发展，必须改变以往依赖农业资源开发利用的单一经济结构，需对资源进行重新配置。要充分利用风力、水力、矿产、旅游、野生植物、农副产品等潜在优势，加快产业结构调整，逐步提高科技含量，增进经济效益。随着国家加大对中西部地区的扶持力度，尤其是“西部大开发”战略的实施，为广大西部省区经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动农业生产，同时以电力发展带动矿产资源开发，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，69、摆脱地区经济落后的局面。4.3.3 加快能源电力结构调整的需要截至2010年底，全网总装机容量19556MW，其中火电14055MW，占总装机容量的71.87%；水电3254MW，占总装机容量的16.64%；风电1361MW，占总装机容量的6.96%；燃气841.72MW，占总装机容量的4.31%；生物质能源24MW，占总装机容量的0.12%；光伏发电20MW，占总装机容量的0.1%。国家要求每个省(区)常规能源和再生能源必须保持一定的比例。新疆的再生能源中，水能资源、风能资源和太阳能资源都比较丰富，开发程度都比较低。太阳能发电开发已 日趋成熟，大力发展太阳能发电，将一定程度上促进能源结构的改70、善。4.3.4 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。我国能源消费占世界的10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到70%左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的70%80%，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济71、发展和人民健康带来了严重影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。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。新疆东部和南部具有丰富的太阳能资源，且区内多戈壁和沙漠，干旱少雨，地广人稀，非常适合于建设大规模高压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。5 系统总体方案设计及发电量计算5.1太光伏组件选型5.1.1.光伏电池组件发展概况目前世界上太阳能开发应用最广泛的是太阳电池。1839年19岁的法国贝克勒尔做物理实验时，发现在导电液中的两种金属电极用光照射时，电流会加强，从而发72、现了“光生伏打效应”；1904年爱因斯坦发表光电效应论文，为此在1921年获得诺贝尔奖；世界上1941年出现有关硅太阳电池报道，1954年5月美国贝尔实验室恰宾、富勒和皮尔松开发出效率为6%的硅太阳电池，这是世界上第一个实用的太阳电池。1958年太阳电池应用于卫星供电。在70年代以前，由于太阳电池效率低，售价昂贵，主要应用在空间。70年代以后，对太阳电池材料、结构和工艺进行了广泛研究，在提高效率和降低成本方面取得较大进展，地面应用规模逐渐扩大，但从大规模利用太阳能而言，与常规发电相比，成本仍然很高。目前，世界上太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池24.7（4cm)，多晶硅电池20.3%（73、4cm），InGaPGaAs双结电池3028%（AM1），非晶硅电池145%（初始）、12.8%（稳定），碲化镉电池15.8%，硅带电池14.6%，二氧化钛有机纳米电池10.96%。我国于1958年开始太阳电池的研究，40多年来取得不少成果。目前，我国太阳电池的实验室效率最高水平为：单晶硅电池20.4%（2cm2cm），多晶硅电池14.5%（2cm2cm）、12%（10cm10cm），GaAs电池20.1%（lcmcm），GaAsGe电池19.5%（AM0），CulnSe电池9%（lcm1cm），多晶硅薄膜电池13.6%（lcm1cm，非活性硅衬底），非晶硅电池8.6%（10cm10cm）、774、.9%（20cm20cm）、6.2（30cm30cm），二氧化钛纳米有机电池10%（1cm1cm）。世界光伏组件在过去15年平均年增长率约15%。90年代后期，发展更加迅速，最近3年平均年增长率超过30%。在产业方面，各国一直通过扩大规模、提高自动化程度、改进技术水平、开拓市场等措施降低成本，并取得了巨大进展。商品化电池组件效率从10%13%提高到14%17%。国内整个光伏产业的规模逐年扩大，截至2010年底中国光伏电池总产量达到8GW，中国已经超越欧洲和日本，成为世界上最大的太阳能电池制造基地。但是国际上最大的并网应用光伏市场在国内仍然处于零星示范论证阶段，这与我国的光伏技术水平和具体国情都75、有关系。中国光伏组件生产规模的大部分用于出口市场，造成我国的光伏企业对国外市场的依存度较高，2008年爆发的全球金融危机，导致国外的市场发生急剧变化，使得这些企业受到重大影响，因此随着能源形势和我国产业政策的变化，推动我国对太阳能光伏发电这种绿色可再生能源的应用是必然的趋势。我们国家所拥有巨大光伏市场应用潜力，可以让自己的光伏企业的相关产品、光伏发电项目应用于我国，从而形成比较完整的光伏产业链。随着国内光伏电池组件产量的不断提高，国内光伏产品性价比上的优势越发明显，本工程为X的太阳能光伏发电示范项目，为达到充分宣传和展示我国光伏产业的发展成果的目的，本工程太阳能光伏电站设备以国内自主化生产为主76、。5.1.2几种常用的太阳能电池（a）单晶硅、多晶硅太阳能电池目前国内外使用最普遍的是单晶硅、多晶硅太阳能电池，而且国内的光伏组件生产也主要是以单晶硅、多晶硅太阳能电池为主。商业化的多晶硅电池片效率一般在12-16左右，单晶硅电池片效率在13-18左右。晶体硅电池片如图5-1，5-2、5-3所示，图5-1 单晶硅硅片图5-2 多晶硅硅片由电池片组成的电池组件的外形结构如图5-3所示。 图5-3多晶硅、单晶硅太阳能电池组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）自从太阳能电池诞生以来，晶体硅作为基本的电池材料一直保持着统治地位，而且可以确信这种状况在今后20年中不会发生根本的转变。但是晶体硅太阳能77、电池的成本较高，通过提高电池的转化效率和降低硅材料的生产成本，以提高硅材料太阳能电池的效益，成为世界光伏技术的主流，世界各国也在此取得诸多新的进展。2004年中国科学家成功地在实验室完成P型晶体硅技术，使得晶体硅太阳能电池的实验室转换效率达到24.7%；2007年日本也成功试制的HIT太阳能电池，太阳能电池量产转换效率提高到22.3。提高转换效率的技术不断进步，进一步推动了晶体硅太阳能电池在光伏技术中的领先地位。（b）非晶硅太阳能电池开发太阳能电池的两个关键问题就是：提高转换效率和降低成本。由于非晶硅太阳能电池的成本低，便于大规模生产，普遍受到人们的重视并得到迅速发展。非晶硅作为太阳能材料尽管78、是一种很好的电池材料，但由于其光学带隙为1.7eV，使得材料本身对太阳辐射光谱的长波区域不敏感，这样一来就限制了非晶硅太阳能电池的转换效率，目前电池转化效率一般在5%-9%。此外，其光电效率会随着光照时间的延续而衰减，即所谓的光致衰退S一W效应，使得电池性能不稳定，衰减较快。非晶硅薄膜太阳能电池由于具有较低的成本、重量轻、高温性能好、弱光响应好，充电效率高(非晶硅材料的吸收系数在整个可见光范围内，在实际使用中对低光强光有较好的适应等特点),有着极大的潜力，在未来5-10年后，有望逐渐扩大其市场份额。5.1.3几种常用的太阳能电池技术性能比较几种常用的太阳能电池技术性能比较见表5-1。序号比较项79、目多晶硅单晶硅非晶硅比较结果1技术成熟性目前常用的是铸锭多晶硅技术，70年代末研制成功。商业化单晶硅电池经50多年的发展，技术已达成熟阶段。70年代末研制成功，经过30多年的发展，技术日趋成熟。多晶硅、单晶硅技术都比较成熟，产品性能稳定。2光电转换效率商业用电池片一般12%16%商业用电池片一般13%18%。商业用电池一般5%9%。单晶硅最高、多晶硅其次、非晶硅最低。3价格材料制造简便，节约电耗，总的生产成本比单晶硅低材料价格及繁琐的电池制造工艺，使单晶硅成本价格居高不下。生产工艺相对简单，使用原材料少，总的生产成本较低。非晶硅比多晶便宜, 多晶硅比单晶硅便宜。4对光照、温度等外部环境适应性输80、出功率与光照强度成正比，在高温条件下效率发挥不充分同左弱光响应好，充电效率高。高温性能好，受温度的影响比晶体硅太阳能电池要小。晶体硅电池输出功率与光照强度成正比，比较适合光照强度高的沙漠地区。5组件运行维护组件故障率极低，自身免维护同左柔性组件表面较易积灰，且难于清理。刚性组件同左。晶体硅电池组件、刚性非晶硅组件运行维护最为简单。6组件使用寿命经实践证明寿命期长，可保证25年使用期 同左衰减较快，使用寿命只有15-20年。晶体硅电池组件使用寿命最长。7外观不规则深蓝色，可作表面弱光着色处理。黑色、蓝黑色黑色。多晶硅外观效果好，利于建筑立面色彩丰富。8安装方式倾斜或平铺于建筑屋顶或开阔场地，安装81、简单，布置紧凑，节约场地。同左柔性组件重量轻，对屋顶强度要求低，可附着于屋顶表面。刚性组件安装方式同左。刚性非晶硅组件、晶体硅组件安装方式相同，光伏组件安装方便。 9国内自主化生产情况产业链完整，生产规模大、技术先进同左2007年底2008年初国内开始生产线建设，起步晚，产能没有完全释放。电池组件国内自主化有保证。表5-1 几种常用的太阳能电池技术性能比较从比较结果可以看出：(1) 晶体硅太阳能电池组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长。(2) 商业用化使用的太阳能电池组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大。(3) 晶体硅电池组件、刚性非晶硅组件故障率极低，运行维护最为简82、单。(4) 晶体硅光伏组件、刚性非晶硅组件安装简单方便。(5) 非晶硅薄膜电池在价格、弱光响应，高温性能等方面具有一定的优势，但是组件效率较低，在安装场地面积有限情况下，会影响到安装总容量。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用晶体硅太阳能电池。在单晶硅电池和多晶硅电池选择上，单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件，这也与国外的太阳能光伏电池使用情况的发展趋势相符合。5.1.4 太阳电池组件主要技术参数本工程拟选用太阳能电池组件详细技术参数见表5-2所示，要求组件既经济又可靠，使用年限可达25年，给长期投资带来最佳回报，并获得IEC612183、5第二版认证证书，及其它安全认证。 图5-4组件外观光伏电池组件的特点如下： 60片高效的多晶电池片组成。 优质牢固的铝合金边框可以抵御强风、冰冻及变形。 新颖特殊的边框设计进一步加强了玻璃与边框的密封。 铝合金边框的长短边都备有安装孔，满足各种安装方式的要求。 高透光率的低铁玻璃增强了抗冲击力 优质的EVA材料和背板材料表5-2太阳能电池组件技术参数编号项 目 名 称数 据1太阳电池种类多晶硅组件2太阳电池组件型号TP660P-2453组件标准峰值参数3.1标准功率 （W）2453.2峰值电压 （V）30.43.3峰值电流 （A）8.073.4短路电流 （A）8.893.5开路电压 （V）384、7.54组件效率15.1%5峰值功率温度系数(%/)-0.456开路电压温度系数(%/)-0.357短路电流温度系数(%/)+0.05810年功率衰降10%925年功率衰降20%10尺寸(mm)1640*990*4011重量（kg）205.2光伏列阵运行方式选择对普通的多晶硅太阳能电池组件常用的布置方式是按当地的最佳倾角，采用固定式安装，这种布置方式的优点是支架系统简单，安装方便，布置紧凑，节约场地；缺点是不能对太阳能资源充分利用，当光伏发电系统整体造价较高时，不能充分发挥其经济效益。针对组件固定式布置方式存在的缺点，开发研制出逐日跟踪式太阳能光伏发电系统，根据组件阵列面旋转轴的数量又分为单轴85、和双轴跟踪。逐日跟踪式光伏发电系统虽然能提高组件对太阳能资源利用效率，但是需要增加机械跟踪设备、光学仪器等，会增加单位工程造价，随着晶体硅电池板价格的不断下降，相对于机械跟踪等设备所增加的成本，总体的经济效益并不划算，且目前国内跟踪系统技术尚不成熟，因此限制了逐日跟踪式光伏发电系统的推广利用，且本项目位于西部沙尘暴和大风地区，也会给跟踪轴带来一定的影响，故本项目不建议使用跟踪系统。如果单纯从研究的角度出发，可以做部分很小功率的测试系统，用于跟踪系统数据的测试搜集，为今后建设提供充分的数据，并能准确的做出投资决策。5.2.1光伏阵列倾角设计在光伏供电系统设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置倾角对86、光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。因此确定方阵的最佳倾角是光伏发电系统设计中不可缺少的重要环节。从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的，实际光伏电池组件在安装时通常会有一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。计算公式如下：R = Ssin()/sin + D （公式5-1）： R倾斜方阵面上的太阳总辐射量；D散射辐射量,假定D 与斜面倾角无关；S水平面上的太阳直接辐射量；方阵倾角； 午时分的太阳高度角。图5-5 倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中： R倾斜方阵面上的太阳总辐射量； D散射辐射量,假定D 与斜面倾角无关；S水平面上的太阳直接辐射量； 方阵倾角87、； 午时分的太阳高度角。根据上述公式计算不同倾斜角方阵面上的各月辐射量和总辐射量，计算结果如表5-3所示。方阵倾角不同角度上的月平均辐射量（KWh/m）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月总辐射量（KWh/m）30115.88 147.64 177.41 184.59 206.99 201.18 185.38 187.36 175.05 149.61 119.85 98.36 1949.30 31117.21 148.86 178.03 184.38 206.09 200.04 184.48 186.93 175.41 150.60 121.14 99.54 1952.71 88、32118.48 150.02 178.62 184.14 205.16 198.87 183.55 186.47 175.71 151.53 122.37 100.69 1955.60 33119.72 151.15 179.15 183.84 204.20 197.64 182.56 185.94 175.95 152.43 123.57 101.80 1957.94 34120.93 152.25 179.65 183.54 203.21 196.38 181.57 185.41 176.16 153.33 124.74 102.92 1960.08 35122.11 153.29 1889、0.08 183.15 202.15 195.09 180.51 184.82 176.34 154.13 125.88 103.97 1961.53 36123.26 154.31 180.48 182.76 201.04 193.77 179.46 184.17 176.46 154.94 126.96 105.03 1962.63 37124.37 155.30 180.85 182.31 199.92 192.42 178.34 183.52 176.55 155.68 128.04 106.05 1963.36 38125.46 156.22 181.16 181.80 198.7490、 191.01 177.20 182.81 176.58 156.40 129.09 107.04 1963.51 39126.51 157.12 181.41 181.26 197.53 189.60 176.02 182.06 176.58 157.08 130.08 108.00 1963.26 40127.53 157.96 181.66 180.69 196.26 188.13 174.81 181.26 176.52 157.73 131.04 108.93 1962.53 41128.53 158.78 181.82 180.09 194.99 186.63 173.57 18091、.42 176.46 158.32 132.00 109.83 1961.43 42129.49 159.56 181.97 179.43 193.66 185.07 172.30 179.55 176.31 158.88 132.90 110.70 1959.81 43130.39 160.28 182.03 178.71 192.26 183.51 170.97 178.65 176.13 159.37 133.74 111.54 1957.58 44131.29 160.98 182.09 177.99 190.87 181.92 169.63 177.72 175.92 159.87 92、134.58 112.38 1955.23 45132.12 161.62 182.06 177.21 189.41 180.27 168.27 176.73 175.65 160.30 135.39 113.15 1952.18 表5-3 X地区不同倾斜角方阵面上的总辐射量（kWh/m）图5-6 倾斜方阵面上的太阳总辐射量柱形图上表的计算结果表明：当方阵倾角为38时，太阳能年总辐射量达到最大，但在36-40之间时，太阳能年总辐射量变化很小，对发电量的影响不大，且建设方xxxx在新疆、青海、甘肃、内蒙等地均投资建设光伏电站项目，建设方要求西部地区选用的组件最佳安装倾角一致，从而保证组件支架的统93、一性、可互换性、且大批量生产可降低成本。经综合考虑分析，采用37组件安装倾角，可使建在西部四省的光伏电站接受到的太阳能年总辐射量接近最大值（与最大值之间的差距很微小，对发电量造成的影响不大。）因此，本工程组件最佳安装倾角采用37，其太阳能总辐射年总量为7068MJ/m，年利用日照时数为1963小时。5.3逆变器选型5.3.1逆变器作用及原理太阳能电池的输出为直流电能，需转换为交流电能后才能对交流负载供电。光伏并网系统主要由太阳能电池方阵和并网逆变器以及升压系统组成。并网逆变器是并网光伏系统的核心，没有它就谈不上并网。并网逆变器的基本功能，是把来自太阳能电池方阵的直流电转换成交流电，并把电力输送94、给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥太阳能电池方阵性能的功能和异常时或故障时的保护功能。合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。因逆变器采用了电力电子技术，与发电机相比，无转动部件，所以又称为静态变换器。工作过程中，直流侧输入功率为定值，电网电压高低相位不同时输出不同的电流。因此，逆变器可以看是一个受控电流源。作为电流源，与电力系统中常规的发电机(电压源)不同，其电压自动跟踪电网输出电流，不存在同期要求。作为电流源，其谐波是值得95、注意的，不能超过电网要求。5.3.2逆变器分类目前世界上最主流的并网光伏逆变技术均以DSP作为处理器，采用IGBT桥式逆变电路，利用PWM（脉宽调制）技术实现“直流交流”的逆变功能。(1) 按功率分类并网逆变器可分为小型、中型、大型逆变器三种。小型逆变器一为10KW以下，中型逆变器为：10KW100KW；大型逆变器为：100KW及以上。(2) 按是否带隔离变压器分类按逆变器是否带隔离变压器，分为有隔离型和无隔离型。与同容量的带隔离变压器的逆变器相比，无变压器的逆变器具有体积小、重量轻的优点，其缺点表现在直流输入和交流输出之间无“电气隔离”，太阳电池方阵的短路故障等可能会对电网造成不利影响，此外96、，注入电网的直流电流略大。(3) 按输出相数分类按并网逆变器的额定输出功率、输入光伏支路数量、输出为三相或单相，无蓄电池的并网光伏发电系统的逆变方案可分为集中型逆变方案和支路型逆变方案两种。集中型逆变方案集中型逆变方案是指并网光伏发电系统通过集中型并网逆变器（Central Inverter）将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同，且三相平衡的三相交流电能。集中型逆变器的单机容量一般由10千瓦至几百千瓦不等。在采用集中型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路来增加系统直流电压，提高逆变效率；多路太阳电池支路在集中型光伏接线箱中经熔97、断器后并联成一路直流输出；多台集中型光伏接线箱的直流输出汇集到集中型逆变器的直流输入端，再经IGBT三相桥式逆变电路转换为三相交流电能。集中型逆变器具有功率大、体积大、重量重、发热量大、IP防护等级不高的特点，一般设计成标准电气柜体或箱体，室内安装。支路型逆变方案支路型逆变方案是指并网光伏发电系统通过支路型并网逆变器（String Inverter）将太阳电池方阵输出的直流电能转换为与低压电网在电压上同频、同相、幅值相同的单相交流电能。支路型逆变器的单机容量一般由几百瓦至10千瓦不等。在采用支路型逆变方案的并网光伏发电系统中，首先由多块太阳电池串联组成太阳电池支路；几条太阳电池支路（通常为1398、条）在支路型光伏接线箱中经断路器后送入支路型逆变器的直流输入侧，再经IGBT单相桥式逆变电路转换为单相交流电能；将组成并网光伏发电系统的多台支路型逆变器按输出功率情况，组成基本平衡的三相交流，并入低压电网。支路型逆变器具有功率小、体积小、重量轻的特点，按安装条件的不同可分为IP防护等级高、室外安装，或IP等级较低、室内安装两种类型。集中型与支路型逆变方案的比较集中型逆变方案接入的太阳电池支路数较多，适用于：太阳电池方阵由同一规格、型号的太阳电池组成；各太阳电池的安装倾角、方位角，及受光情况均一致；控制室内有足够空间安装集中型逆变器等应用场合。单台支路型逆变方案接入的太阳电池支路较少，通常为1399、条，适用于：太阳电池方阵由两种以上型号、规格的太阳电池组成；太阳电池的受光情况略有差异（如部分太阳电池可能受到阴影遮蔽）；控制室面积有限、无法安装集中型逆变器等应用场合。集中型逆变方案的优点还体现在逆变效率略高于支路型逆变器、单位额定功率的成本略低，非常适合于地面空旷的兆瓦级电站上。而支路型逆变方案的优点体现在系统组成方式灵活、冗余性好（单台支路型逆变器发生故障停机后，对整个并网光伏发电系统的能量输出影响很小）。5.3.3逆变器选型5.3.3.1逆变器单机容量选择大型光伏并网电站，宜选择大功率集中型逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。目前市100、场上大功率逆变器有以下几种，630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW。兆瓦级逆变升压成套设备，国内尚无定型产品，大多数电站一般仍采购分体设备，通过组合实现逆变、升压功能。国外已有的定型产品，但其升高电压多为20KV，不太适合国内运用。对于630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW大型逆变器可通过多机并联为1MW单元，配1MW箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。组成的光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等。在各种光伏逆变升压单元组成方案中，推荐500kW级逆变器并机方案。主要原因是大功率逆变器效率高101、，运行损耗低、能提升光伏电站整体效率。同时，单机功率大的逆变器每瓦平均外形尺寸小，占地更小。5.3.3.2逆变器配置选择对于中压并网项目，逆变器配置中，建议不需隔离变压器，可由其逆变器交流输出一次升压，以提升整机效率。大型逆变器配置，以适应户外运行为宜，以节省土建投资。同时，逆变器还应具备以下功能： 适应现场多年环境温度-30+40 采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高； 提供人机界面及监控系统； 具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流 母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警102、功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。 交直流均具有防浪涌保护功能； 完全满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。5.4光伏方阵设计5.4.1太阳能电池方阵支架的要求和间距计算方阵场安装地的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至日影子最长时，前后两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。光伏方阵支架采用钢结构，支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固。支架采用钢结构，钢结构支架符合GB50205的要求103、。方阵紧固螺栓连接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于D：如图5-7所示。图5-7 光伏方阵阵列间距示意图在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sina = sinf sind+cosf cosd coswsin = cosd sinw/cosaLs/L=cosH/tanarcsin(0.648cosf-0.399sinf) （公式5-2）其中，f为当地纬度；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；w为时角，上午9:00的时角为45度。a为104、太阳高度角为太阳方位角本项目光伏场地所在纬度为3744，太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排，TP660P光伏阵列前后排间距（不含前排阵列投影距离）计算结果为7米，考虑到西部地区下午三点后光照依然很高，为提供发电量，间距取为7.6米。5.4.2 光伏阵列排布大型光伏电场组件阵列的布置，一般通过光伏阵列分区、分级排布来实现。分区以光伏电场升压变设备为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统。本工程一期总容量为30MWp，按1.09956MW为单元分区，为28个分区。分级是在每个分区内，对光伏组件阵列进行分级，汇流箱下辖一级光伏阵列，汇流柜下辖二级光伏阵列。图5-8阵列安装示意图太阳105、电池组件最低点距地面的距离主要考虑当地最大积雪深度、防止动物破坏及泥和沙溅上太阳电池组件，本项目的太阳电池组件最低点距地面距离不低于0.4m。5.5光伏子方阵设计在计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。电池实际工作温度范围确定在本项目中，选用245W多晶硅组件, 其主要技术参数见表5-4所示：表5-4 245W组件参数开路电压（Voc）V37.5短路电流（Isc）A8.89工作电压（Vmppt）V30.4工作电流（Imppt）A8.07峰值功率温度系数%/-0.45%/开路电压温度系数%/-0.35%/短路电流温度系数%/+0.106、05%/以上数据是在标准条件下测得的，即：电池温度为25，太阳辐射为1000W/m、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。由于电站工作在白天，太阳能电池的实际工作的环境温度范围可取：-3070。5.5.2 串联回路组件数量确定目前，市场上集中型大功率并网逆变器的直流输入电压1000V左右，最大功率点跟踪范围500V850V。组件串应保证逆变器直流输入参数在70时的逆变器MPPT电压满足条件，-30时的开路电压满足条件。由计算可知，对于245W晶体硅组件，当每串组件为22块时，晶体硅组件串在最低温度下的开路电压为：22*37.5*（1+0.35%*55）=984V，小于逆变器最大直流电压100107、0V。正常工作时，晶体硅组件串的工作电压为：22*30.4*（1-0.45%*45）=533V，也在并网逆变器MPPT电压500-850范围之内。若选择每个支路的电组件数量较大，则最低温度时开路电压将突破极限，损坏系统；若选择每个支路的组件数量较小，组串工作电压虽可能在MPPT范围内，但是电压较低，损耗较大。综上所述，本工程选定为22块/串。5.5.3光伏阵列单元设计大型光伏电场实际上都是由若干个相同的光伏阵列单元构成。光伏阵列单元组件数量一般取单串组件数量的整数倍。光伏组件阵列采取单元化设计，以便于串联回路接线和结构支架安装。本工程TP660P组件以22块组件共1个组件串设计为一个阵列单元，108、光伏组件采取竖向排列，上下共两排。各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。阵列单元示意图如图5-9所示图5-9 TP660P光伏阵列单元排布图在TP660P光伏阵列中，每块组件功率为245W，每个阵列单元的功率为：22*245W=5.39KWp。本工程按1MWp光伏阵列进行分区，每个分区集中逆变升压。每个分区布置整数个光伏组串单元，设计为204个。1MW分区实际总功率分别为：204*22*245=1.09956MWp。光伏电场共28个光伏分区，总功率30.78768MWp。每个分区阵列单元分成东西两部分，中间间距为8米，用于建筑道路。逆变升压站安装于道路旁阵列中间位置。东西两分区内各阵列单元109、左右间距设计为0.5m，TP660P组件1.09956MW阵列单元排布如图5-10所示。图5-10 TP660P组件1.09956MW 阵列单元排布图5.6方阵接线方案设计光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，具体的电气连接为，通过组件自带的导线，将每个支架的22块组件串联在一起，形成1个组件串，1.09956MW多晶硅光伏方阵共有204个组件串，根据组件并联方式设计，16个组件串经过光伏方阵接线箱汇流成1路，经过光伏方阵接线箱汇流后1.09956MW多晶硅光伏方阵经过直埋电缆送入安装在分站房内的直流配电柜中，直流配电柜经过第二次汇流，将各方阵支路汇流成2个支路接入逆变器的直流侧，每个逆110、变器接入1个支路。1.09956MW阵列单元电气接线如图5-11所示。图5-11 1.1MW阵列单元电气接线图5.7辅助技术方案积雪处理根据当地的气候情况，降雪天气较少，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南方向，且有37度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。5.7.2 组件表111、面清洁为保证电池发电效率，每1个月定期对组件进行清洗，如果遇到沙尘天气等恶劣气候，要随时清洗。考虑到主要是灰尘，清洗物采用清水清洗。为了不影响发电和系统安全，清洗时间应该在上午9点前和下午3点后，或阴天。5.8年上网电量计算并网光伏发电系统总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。（1）光伏阵列效率1：光伏阵列在1000W/m太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，取效率87%计算。（2）逆变器转换效率2：逆变器输出的交流电功率112、与直流输入功率之比，取逆变器效率98.5%计算。（3）交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率，取变压器效率98.5%计算。（4）系统总效率为：总12387%98.5%95%=81%（5）系统发电量估算：系统发电量估算，基础数据如下：1）10年平均月总辐射数据（水平面和37度倾斜面）2）10年平均月环境温度3）光伏系统各部分效率4）固定式安装，方位为正南。第一年发电量如下表所示：表5-5 第一年发电量月份月平均峰值小时数（h）月发电量（万度）1月124.37310.162月155.30387.273月180.85451.014月182.31454.655月1113、99.92498.566月192.42479.867月178.34444.758月183.52457.669月176.55440.2810月155.68388.2411月128.04319.3112月106.05264.47合计1963.364896.22剩下24年按照每年0.8%递减计算，计算每年发电量如5-7表所示，年平均发电量为4453.79万度电。表5-6 各年平均发电量年份年发电量（万度/year）年份年发电量（万度/year）第1年4896.22第14年4410.75第2年4857.05第15年4375.47第3年4818.20第16年4340.46第4年4779.65第17年43114、05.74第5年4741.41第18年4271.29第6年4703.48第19年4237.12第7年4665.85第20年4203.23第8年4628.53第21年4169.60第9年4591.50第22年4136.24第10年4554.77第23年4103.15第11年4518.33第24年4070.33第12年4482.18第25年4037.77第13年4446.3225年总发电量（万度）111344.656电气6.1电气一次6.1.1设计依据可研报告编制依据和主要引用标准、规范如下：（1）GB50797-2012 光伏发电站设计规范（2）GB/Z 19964-2005光伏发电站接入电力系115、统技术规定；（3）GB/T 17468-2008电力变压器选用导则；（4）GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合；（5）GB/T 11022-2011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求；（6）GB 11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器；（7）GB50059-200235kV-110kV变电所设计规范；（8）GB50060-20083-110kV高压配电装置设计规范；（9）GB50217-2007电力工程电缆设计规范；（10）GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范；（11）GB50065-2011交流电气装置的接地设计规范；（12）DL/T5056-2007变电116、所总布置设计技术规程；（13）DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定；（14）DL/T5352-2006高压配电装置设计技术规程；（15）GD003-2011光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）；（16）DL/T5013-201135kV220 kV无人值班变电站设计规程；（17）DL/T5394-2007电力工程地下金属构筑物防腐技术导则（18）国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）国家电网发展（2009）747号；（19）国家电网公司十八项电网重大反事故措施（2012修订版）；（20）其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。6.1.2 接入电力系统方案6.1.2117、.1电网概况1）X电网概况：X电网负荷增长迅速，2012年达1271MW，是2011年最大发电负荷的1.3倍，是2010年最大发电负荷的1.87倍，最大地区供电负荷达1271MW目前，X电网已形成以220千伏玉龙变为核心，向东310公里至民丰县，向西180公里至X县，电网东西伸展约500多公里。以110千伏、35千伏电压等级为主体的输、配电网架已覆盖全地区七县一市。220千伏变电站1座（另外X县1座在规划中），110千伏变电站11座，35千伏降压变电站50座，220kV输电线路286.278公里，110千伏线路937.577千米，35千伏线路1298.13公里。X电网存在的主要问题： 发电厂类118、型单一X市发电厂类型单一，基本上市火力发电，2011年投入了南疆第一个20MW春晖光伏电站，造成了电网调峰手段单一，满足不了日益负荷增长、负荷变化的要求。按照国家对新能源未来在X电网中所占的比例要求，还有很大的发展空间 装机容量跟不上负荷的需求X电网最大发电负荷增长迅速，2012年达1271MW，是2011年最大发电负荷的1.3倍，是2010年最大发电负荷的1.87倍，最大地区供电负荷达1271MW。因此，现有的电网结构已无法适应X市的负荷增长需要。6.1.2 2 电力需求预测 X地区矿产资源丰富，交通便利，有着得天独厚的区位和地缘优势，电力负荷增长迅猛，再加上光照资源丰富，为大力发展光伏新能119、源创造条件。X电网“十二五”发展规划报告结合近年来X电网电力市场的走势，考虑到煤炭资源开发以及煤化工等大项目的建设对负荷水平的快速拉动作用，对X电网的负荷水平进行了预测。本报告参考X电网“十二五”发展规划电力需求预测中方 案结果，并结合近期电力市场发展趋势，整理结果如下表所示：表 6-1 X电力需求趋势年 份2010201120121、供电量(亿 kWh)38.12552.373.89增长率(%)37.1841.282、最大负荷（MW）6109001271年平均增长率(%)47.541.2根据上述结果，X电网最大发电负荷增长迅速，2012年达1271MW，是2011年最大发电负荷的1.3倍，是120、2010年最大发电负荷的1.87倍。随着现在工业化时代的发展，预计未来X市对电力能源的需求会更加的迫切。6.1.2.3 接入方案本电站28个发电单元共分为3回汇集线路，其中2回汇集线路分别接入9个光伏发电单元，1回汇集线路接入10个光伏发电单元。3回集电线路分别接入35kV高压开关柜光伏进线柜，再经1台110kV主变升压后，经一回110kV送出线路接入附近的变电站。最终接入方案以电网部门审定的接入系统方案为准。6.1.2.4方案分析太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接入电网时对系统电网有一定的不利影响。本工程中发电装置的121、总装机容量在系统中所占比例较小，并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生大量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。太阳能光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。（1）系统电压波动计算太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自122、然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电装置突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据GB/T 12325-2003电能质量-供电电压允许偏差，110kV三相供电电压允许偏差为额定电压的10%。本报告按此标准来校核太阳能光伏发电系统突然切机对系统电压的影响。本项目光伏发电系统实际输出最大交流功率24900kW。线路投切所引起的系统电压波动小于5%，满足相关规程要求。（2）谐波问题太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生大量谐波。由于有较大容123、量的非线性负荷存在，应依照GB/T1454993电能质量公用电网谐波的要求，对谐波水平进行专题评估后采取相应的措施。（3）无功平衡问题太阳能光伏发电场所发电力功率因数较高，约在0.98以上，基本上为纯有功输出。为满足无功补偿按分层分区和就地平衡的原则，太阳能光伏发电场需配置适当的无功补偿装置，以满足电网对无功的要求，提高电压质量，降低线损。光伏发电场无功补偿的配置，应保证高压侧母线功率因数不低于0.95的要求，并能根据电网要求具有灵活投切的功能。根据上述接入系统方案，综合考虑接入系统等需求，建议太阳能110kV侧采用单母线接线。6.1.2.5 系统保护根据本报告推荐的光伏电站接入系统方案，本站124、以110kV专线接入公网线路，根据光伏电站接入系统导则（2010年版），并网线路宜配置光纤电流差动保护。本工程系统保护配置最终应按照相关接入系统审批意见执行。6.1.2.6 调度自动化系统6.1.2.6.1太阳能发电站调度自动化系统本项目为大型太阳能发电站，其调度关系建议为新疆自冶区和X地区调度所调度。太阳能发电站的升压站需采用分布式的微机监控系统，实现电站运行工况监视、控制。系统要求应具备多个通信口，实现其他站内智能装置通信以及远方调度通信。由于太阳能发电站的发电量也是受天气的影响为主，不宜按调度计划进行发电，建议不设发电计划值接收装置。需列调度自动化和电能量接口费。6.1.2.6.2 调度125、关系根据电网“统一调度、分级管理”的要求，结合调度要求，该光伏电站由省调和地调两级调度，光伏电站的远动信息向省调和地调传送。6.1.2.6.3 远动信息内容依据电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2005）并结合各调度端需要，光伏电站本期工程的远动信息内容如下：遥测内容升压变压器高压侧有功功率、无功功率、电流；35kV线路有功功率、无功功率、电流；35kV母线电压；110kV线路有功功率、无功功率、电流；110kV母线电压；遥信内容全场事故总信号；与调度相关的断路器位置信号；反映运行状态的隔离开关位置信号。6.1.2.6.4光伏电场远动系统为保证调度端对光伏电站的实时监视，本工126、程考虑在光伏电站配置远动装置（RTU）完成调度自动化功能，模拟量的采集采用交流采样方式。电站远动信息经RTU采集向调度端传送。根据电力系统调度自动化设计技术规程要求，远动系统应配备相应的调试仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为光伏电站开列自动化仪器仪表一套。6.1.2.6.5远方电能量计量系统 电量计量装置的配置原则按照国家电网公司输变电工程通用设计和电能计量装置技术管理规程（DL/T 448-2000）的要求，光伏电站电量计量装置的配置原则如下：1) 关口计量点按I类设置计量装置，考核点按II类设置计量装置。2) I、II类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级127、互感器或专用二次绕组。3) 互感器计量绕组的实际二次负荷应在25100额定二次负荷范围内。4）互感器计量绕组二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，导线截面至少应不小于4mm；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm。5） I、II类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2。6) 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表。7) 电能计量表计的通信规约符合DL/T645-2007多功能电能表通信规约的要求。8）电能表辅助电源宜采用独立的交/直128、流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。9）电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式，试验接线盒安装在电能表下侧对应位置，电能计量屏按满屏6只电能表布置。10）选用电子式多功能电能表，有功准确度等级0.2S级，无功准确度2.0级，失压计时功能满足DL/T 566-1995电压失压计时器技术条件。11）对于三相四线制电能表，电流互感器二次绕组采用三相六线制接线方式；对于三相三线制电能表，电流互感器二次绕组采用两相四线制接线方式。 计量点确定计量关口设置原则为资产分界点。在太阳能发电站进线侧设立计量表计。计量关口设置在电网接入侧，电站侧为复核。 电能计量装置配置方案1）远方电量计量表配置本期工程，所有129、计量关口点按照1+1原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级；所有计量考核点按照1+0原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级。根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。2）电能量远方终端本期项目上电能量远方采集终端。该采集终端主要完成关口电量信息的采集和向调度端、电站当地后台系统传送电量信息。3）电能量现场监视设备为实现电厂上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，根据电能量计量系统设计技术规程（DL/T 5202-2004）要求，在光伏电站内配置电能量现场监视设备一套。通过现场监视设备收集发电厂的电能量数据，进行电站自身的经济核算工作。电能量信息传输示130、意图如图6-1所示：图6-1 远方电能量计量系统信息传输示意图6.1.2.6.6 电力调度数据网接入设备按照X电力调度数据网的建设规划，光伏电站为X电力调度数据网的接入节点。为满足调度端对光伏电站数据网络通信的需要，本期工程应在光伏电站内配置电力调度数据网接入设备一套。其具体配置原则应与X电力调度数据网的建设保持一致。所有数据网接入设备均组屏安装，安装在主控室内。6.1.2.6.7 二次系统安全防护设备按照电力二次系统安全防护规定（电监会5号令）要求，“电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。”因此，本期工程应当在131、光伏电站内设置经过国家指定部门检测认证的二次系统安全防护设备一套，包括两台纵向加密认证装置等。以确保电力调度数据网的安全运行，具体配置原则参照电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案执行。光伏电站二次系统安全防护设备与站内调度数据网接入设备统一组屏安装在主控室内，原则上不单独组屏。6.1.2.6.8电源系统根据电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2005）要求，调度自动化专业设备应配备两路独立电源。因此，本工程光伏电站调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者UPS电源供电，当采用UPS电源供电时，其维持供电时间按不少于1小时考虑。由于电厂具备全站公用的UPS电源和132、直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。6.1.2.6.9 自动化信息传输通道 远动信息传输通道光伏电站对X地调的远动通道均采用主备通道，其中主通道采用电力调度数据网通道。以2M方式接入电力调度数据网的骨干点。光伏电站对X地调的远动备通道均采用常规模拟通道，信息传输速率1200波特，要求在通道信噪比为17dB时，误码率不大于10-5。 电量信息传输通道光伏电站对X地调电量计量主站的电量信息传输通道采用主备通道，其中主通道采用电力调度数据网通道，备通道为电话拨号通道。光伏电站接线设计本期光伏电站项目装机规模30MW，本电站暂考虑以1回110kV电压等级线路送出接入附近变电站。本电站133、的建设应与地区电网的局部结构优化改造和电力电量平衡相结合，待系统设计完成后，下阶段设计将根据审定的接入系统方案进行优化和调整。（1）逆变器与升压变压器的组合方式本光伏电站采用1.1MW光伏阵列为一个光伏逆变单元，共有28个。每个1.1MW光伏逆变单元通过1套1MW逆变设备（由2台500KW并网逆变器组成）和一台1100kVA双分裂箱式升压变电站（升压至35kV）组合在一起。（2）升压方式的选择本光伏电站接入系统电压为110kV，逆变器输出电压为交流0.315kV，升压方式推荐采用逆变器交流输出0.315kV升压至35kV，35kV再升压至110kV两级升压并网的方式。（3）35kV升压变压器的134、组合与进线回路确定为了提高供电可靠性，并尽量减少设备投资，可考虑将若干台箱式升压变电站并联形成1回进线，再引至35kV母线。根据30MW光伏方阵布置情况，推荐采用3回汇集线路，其中2回汇集线路分别接入9个光伏发电单元。1回汇集线路接入10个光伏发电单元，3回集电线路分别接入35kV高压开关柜光伏进线柜，再经1台110kV主变升压后，经一回110kV送出线路接入附近变电站。具体的电气连接参见电气主接线见图（附图）。6.1.4 主要电气设备选择 短路电流计算因系统短路容量资料暂缺，无法计算35KV母线短路电流，根据工程经验，并考虑远景发展，本工程35k V短路电流水平暂按25kA设计，待下一阶段接135、入系统设计完成后进行核算。主要电气设备选择(1) 35kV高压开关柜本项目采用KYN61-40.5型落地式柜式开关柜，共8面，其中3面光伏进线柜、1面无功补偿柜、1面主变进线柜、1面母线保护柜、1面站用变柜，1面备用柜，断路器采用ZN85-40.5G型真空断路器。(2) 箱式变电站采用美式箱变，35kV采用空气绝缘负荷开关加熔断器保护，0.315kV侧采用框架式断路器保护。高压负荷开关和一低压断路器配置电动操作机构，其操作可在箱变高、低压室进行，也可实现远方遥控。箱变内安装测控装置，可实现遥测、遥信、遥控功能。箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。变压器选用油浸式双分裂136、变压器S11-1100/35 型，容量为1100kVA，电压比38.522.5/0.315-0.315kV，接线组别Dy11-y11，阻抗电压6.5%，6.5%，11.4%。（3）电线电缆太阳能电池组件至汇流箱的连线采用PFG1169 14，敷设方式沿组件支架架空敷设。汇流箱至逆变器室的导线连接，根据距离的不同选用YJLV22-1kV-270mm YJLV22-1kV-295mm电缆；敷设方式：直埋。逆变器交流输出侧与箱变低压侧连接采用1kV电力电缆连接，每台逆变器采用3根ZR-YJLV-1kV 3185mm电缆；敷设方式：沿电缆沟或穿管敷设。35kV集电线路采用三芯电缆直埋敷设，每9/10台137、箱变组成一个联合进线单元，根据距离的不同选用ZR-YJLV22-26/35kV 350mmZR-YJLV22-26/35kV 395mm，再经由最终端箱变引入35kV开关柜室， 逆变室、高压开关、中控室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。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。电缆通道按发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程规定及发电厂、变电所设计防火规范设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内138、等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜控制保护屏柜底部电缆孔洞等。（4）无功补偿根据国家电网关于大型光伏电站接入电网技术要求，光伏电站需装设约为电站容量20%的无功补偿装置。本工程电站容量为30MW，需装设无功补偿容量约为6MVar，本工程拟在35kV母线上装设容量为6MVar/35kV动态无功补偿装置1套，装置主要包括：一套额定容量6MVar的以IGBT为核心部分的SVG型静止无功发生器成套装置，实现补偿容量为-6（感性）6MVar（容性）无功连续可调。电站具体总补偿无功容量根据接入系统设计而定。（5）主变本工程采用1台三相双绕组自冷式有载调压电力变压器，型号为SZ11139、-50000/115，50MVA，电压为11581.25%/38.5，YN，d11，Uk=10.5%。本期安装的50MVA主变，预留20MVA为后期备用。（6）GIS本工程110kV配电装置采用三相共箱式全绝缘封闭金属开关设备（GIS），型号为ZFW42-126（L），额定电压126kV，额定电流1250A，开断电流40kA。（7）35kV消弧线圈成套装置本期工程按经验在110kV主变35kV侧中性点暂配置1套785kVA消弧线圈，设备布置于中控楼消弧线圈室。6.1.5防雷、接地及过电压保护设计所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定，并按海拔高度进行修正。考虑到太阳能电池板安装高度较低，且项140、目所在地为少雷区，本次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，只在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将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厂家要求为准，且不应大于4欧。6.1.6站用变和全所照明本期工程站用电系统，采用双电源供电，一路来自站外10kV民用电作为主电源，一路取自站内35kV母线作为备用电源，主要为火灾自动报警系统、安防监控系统、直流系统、电气配电室照明及通风设备和逆变器变压器的控制提供电源。开关站主控室、配电室及主要通道处设置事故照明141、，事故照明采用荧光灯或节能灯，由事故照明切换箱供电。6.1.7 电气设备布置根据本工程的建设规模，28个箱式变电站分别布置于太阳能电池方阵中，通过35kV电缆汇集至开关站内，各个单元的变压器及逆变器均放置于就地箱式变电站中。6.1.8 电缆敷设及电缆防火高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式；汇流箱至集中型逆变器室的电缆采用直埋电缆敷设方式；箱式变电站至35kV配电装置的电缆主要采用直埋电缆的方式敷设。低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子142、设备间设活动地板，35kV配电室、所用电室设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。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、进配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。6.2电气二次本工程采用光伏发电设备及中控室集中控制方式，在中控室设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。6.2.1 变电站电气二次系统变电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程（GB142851-93）配置。6.2.2 光伏电站监控系统光伏电站配置计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要143、求，本变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现无人值守、少人值班。计算机监控范围有：站内110kV线路、110kV主变、35kV集电线路、35kV箱变、35kV进线开关、35kV馈线开关、35kV母线PT、逆变器、交直流柜、汇流箱、太阳能电池、直流控制电源系统等电气设备的监控和调节。每个35kV逆变升压站设子监控一套，并通过网络交换机与光伏电站计算机监控系统相连。子监控系统的功能如下：1）逆变器采用微机监控，对各太阳能电池组件及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、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、LC144、D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35kV逆变升压站设有就地监控柜，可同样实现微机监控的内容。太阳能电池组件、直流汇流箱、35kV逆变升压站均设置保护和监测装置，可以实现就地控制，同时向监控中心发出信号。如：温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号的。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设有多级访问权限控制，有权限的人员才能进行远程操作。6.2.3 直流系统为了供电给控制、信号、综合自动化装置、继电保护和常明灯等的电源，设置220V直流系统。直流系统采用单母线接145、线，设一面蓄电池屏，10小时放电容量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，作为充电和浮充电电源。直流成套设备布置于继电保护室。6.2.4 UPS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，本期设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量不小于10kVA。6.2.5 火灾报警系统本工程设置一套火灾报警装置，在主控制室、继电保护室、35kV室内配电装置室、 0.38kV站用电室等处设置火灾探测报警装置。6.3通信系统系统通信方案为了满足调度自动化的通信要求，需要敷设升压站至接入变电站的24芯光缆，光缆根据线路方式选146、择为OPGW或普通光缆。升压站内配置光配架屏1面、SDH光端机1套、PCM设备1套；调度侧配置PCM设备1套。列调度通信接口费。6.3.2 站内通信1）通信监控由于光伏电站不设置通信运行岗位，因此通信设备的配置及运行管理按照无人值守通信站的设备标准考虑，为保证通信系统的安全、可靠运行和维护管理，需配置通信监控屏1台，本站通信设备、设施通过网络方式接受调度端的远方监控。2）场内建筑的通信电缆敷设根据本工程建设规模，生产管理办公楼内的各房间均根据岗位情况设置电话端口，其布线系统按照常规布线考虑。对于光伏电站方面根据建筑功能使用要求和建筑布局技术规划提出的综合布线方案和闭路电视系统等需求，由于超出设147、计规程范围，需另行商议。3）通信机房工艺及接地本工程通信机房按照无人值守设计，除通信机房外，不设置通信用值班室、办公室及其它通信用功能性房间。安装的设备包括程控电话交换机、通信电源屏、系统通信设备、配线设备等；蓄电池单独设置通信蓄电池室。通信机房的建筑及电气工艺要求在施工图阶段设计。机房接地系统：通信机房铺设防静电活动地板，并在活动地板下设置闭合的环形均压带，均压带通过2条铜缆与场区接地网连接，接地电阻要求1。4）通信电源根据本期工程通信设施建设规模，本工程配置1套48V/220A电源，建议与直流电源集成，共用一组蓄电池组，通过DC/DC获得。通信电源同时满足系统通信的容量需求和场内通信负载的148、需求。5）场内视频监控系统太阳能光伏发电分布面积广，造成光伏电站投运后生产管理、检修及运行和安防监控通信困难的问题，因此增加一套视频监控系统，以提高光伏电站的生产管理水平。6.4电气主要设备材料表6-3 电气主要设备材料汇总表一发电设备及安装工程单位数量1光伏电池系统电池组件TP660P-245WpW3078768035kV箱式变压器S11-1100/35，1100kVA台28500KW逆变器台56500KW直流柜台568汇1智能防雷汇流箱台5616汇1智能防雷汇流箱台3362全厂电缆2.1光伏系统电力电缆ZRC-YJV-1.0kV 14mmm690000ZRC-YJV22-1.0kV-318149、5m3360ZRC-YJLV22-1.0kV-270m24000ZRC-YJLV22-1.0kV-295m3000ZRC-YJLV22-26/35-3x50mmm4000ZRC-YJLV22-26/35-3x70mmm2500ZRC-YJLV22-26/35-3x95mmm1500ZRC-YJLV22-26/35-3x120mmm9000MC4电缆插头对6000电缆防火封堵套12.2全厂控制/通信电缆室外直埋铠装单模8芯光缆m12000室外直埋铠装铜屏蔽双绞线m25000二升压变电设备及安装工程135kV配电装置设备安装1.135kV主变进线柜面11.235KV光伏进线柜面31.335KV母线150、PT柜面11.435KV站用变柜面11.535kVSVG出线柜面11.6备用柜面11.7检修电源箱面61.8配电箱面101.9站用变用低压配电屏面41.10接地变台11.11消弧线圈套11.12无功补偿 6MVar套12110KV升压站设备2.1三相双绕组有载调压变压器SZ11-50000/110台12.2110kV GIS组合电器套1三通信和控制设备及安装工程1逆变升压室监控设备及视频监控系统套12直流及UPS系统2.1直流电源装置套12.2UPS系统 12V，200Ah，10kVA UPS套13通信系统3.1话机及布线套13.2光传输设备SDH-622M台13.3PCM 接入设备套13.4151、综合配线柜套14电气二次设备4.1公用测控柜面14.2主变保护测控柜面14.3110kV线路保护柜面14.4110kV线路测控柜面14.5调度通信柜面24.6110kV母线保护柜项14.735kV母线保护柜套14.8故障录波柜面14.9电能表柜面14.10稳定控制柜面14.11无功功率控制柜面14.12功率预测系统面14.13火灾报警系统面1四其他设备及安装工程1采暖通风和空调系统项12室外照明项13生活用水系统项14冲洗水系统项15防盗保安报警项16其它设备费项7全场接地7.1接地扁钢-50x5m1960007.2镀锌钢管-50 L=2500mm根13557.3角钢505m11407.4角钢152、404m14007土建工程7.1设计安全标准根据总装机容量，本工程等级为大型光伏电站，由于光伏发电场无设计安全标准，参考风力发电工程工程等级划分及设计安全标准（试行）FD002-2007，电场工程建筑物结构安全等级为二级，太阳能支架基础、配电建筑物级别为2级。太阳能支架桩基础的抗震设防类别为丙类；电站主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类，次要建（构）筑物抗震设防类别为丁类。该区位于东经78、北纬37，地处荒X县郊区，人烟较少。根据1：400万中国地震动峰值加速度区划图及中国地震动反映谱特征周期区划图（GB18306-2001）资料，拟建场地地震动峰值加速度为0.20g，地震动反映谱特征周期为0153、.40s，相对应的地震烈度为度。7.2基本资料及设计依据7.2.1场址工程地质条件1）地形地貌：工程区地形属山前冲洪积荒漠，呈戈壁景观，地形平坦开阔，未见明显冲刷痕迹。 2）地层岩性：场地地层主要由地表粉细砂层及下部角砾地层构成。 粉细砂：黄色、土黄色，稍湿湿，结构松散，混少量角砾，层底埋深1.02.0m。 角砾：灰黄色，稍湿，中密密实状态，级配一般，分选性一般，颗粒形状多呈亚圆形及次棱角状，一般粒径250mm，最大直径约12cm，骨架颗粒排列无序，大部分接触，大颗粒取掉后凹面可保存或基本可保存，骨架颗粒占含量63%78%左右，充填物主要为中粗砂及少量粉土，轻度胶结。局部可见卵石夹层及砾石透镜154、体。层顶埋深1.02.0m，层底埋深一般大于15m，厚度稳定。7.2.2 水文地质概况由1：550万新疆维吾尔自治区水文地质图，可看出X东侧的项目所在地地下水富水程度为弱，地下水含水岩组为松散岩类孔隙含水岩组；在场区周围见到的几个砂石料场深坑中未见有地下水存在的迹象，据调查场地地基土为碎石、角砾，场区降水量稀少，地下水贫乏。地下水埋深大于80m，可证实本工程建设场地范围内的建筑基础不会受到地下水的影响。7.2.3项目区气象条件X县属暖温带极干旱气候区。年平均气温11.9，极端最高气温41.0，极端最低气温-22.9C，年平均有91天日最高气温在30以上。年平均日照时数2470.4小时，10的积155、温 4303.1，无霜期 218天。年平均降水量 48.2毫米，年平均蒸发量 2 450毫米。年平均沙尘暴日数30.4天。地处塔克拉玛干大沙漠南缘的X属典型的大陆性暖温带干燥荒漠气候。 7.2.4 设计依据建设单位提出的设计原则、提供的原始技术资料等。光伏组件的安全性构造要求（IEC6173O.l）光伏组件的安全性测试要求（IEC6173O.2）混凝土结构设计规范（GB500102010）建筑设计防火规范（GB50016-2006）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）砌体结构设计规范（GB 50031-2011）砌体工程施工质量验收规范（GB 50203-2011）351156、10 kV 变电所设计规范（GB50059-92）3110 kV 高压配电装置设计规程（GB50060-2008）变电站建筑结构设计技术规定（修编送审稿）建筑结构荷载规范（GB50009-2001 ）（2006 年版）工业建筑防腐蚀设计规范（GB500452008）混凝土结构工程施工质量验收规范（GB 50204-2002）（2011年版）钢结构设计规范（GB50017-2003）钢结构工程施工质量验收规范（GB50205-2001）建筑地基基础设计规范（GB500072011）建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）构筑物抗震设计规范（GB 50157、128-93）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。设计有关的法令，法规，标准及专业设计技术规程等。7.3光伏阵列基础及分站房设计7.3.1 太阳能支架桩基础方案依据光伏阵列的布置，结合荒漠光伏电站太阳能电池组件支架系统的特点和场区工程地质状况，本工程设计了TP660P光伏组件支架系统，如图7-1所示。图7-1（a）TP660P组件支架和桩基础正视图图7-1 (b) TP660P组件支架侧视图桩基础的打桩深为-1.2米。桩基础拟采用直接用螺旋桩打桩机打桩的方案。该桩基础方案完全能满足太阳能光伏组件这样的158、轻质构筑物的稳定性要求，用材节约，施工方便，能有效加快施工进度。支架的立柱和螺旋桩上法兰连接，其连接采用螺栓连接。全部的钢材采用热镀锌处理。该支架方案结构简单，消耗型材少，安装方便，外形简洁明快，即经济又美观。7.3.2 逆变器房设计光伏场内布置28个逆变室和箱变室，采用钢筋混凝土独立基础，每个逆变升压子站占地面积为35m。7.4 场内集电线路设计场内集电线路汇流电缆将以直埋、电缆沟等方式敷设。为识别电缆走向，沿电缆敷设路径设置电缆标识。在电缆线路上有可能使电缆受到机械性损伤、化学腐蚀、杂散电流腐蚀、白蚁、虫鼠等危害地段，应采取相应的外护套或适当的保护措施。7.5 主要建筑设计7.5.1主要建159、筑设计原则建筑为光伏电站的配套工程，站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境，在此前提下，尽可能创造好的工作环境。本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电场及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。整个30MW电站设综合楼一座，包括电气室、监控室、值班室、接待室、储藏室、卫生间等。另特别设置开敞的展览空间及休息空间，为光伏发电项目的展示、介绍与交流提供较好的场所。该部分建筑面积为860m。综合楼为一层建筑，是集生活、生产、办公于一体的综合建筑。7.5.2 建筑材料与装修综合楼建筑为钢筋混凝土框架结构，内外填充墙均采用加气混凝土砌块，外墙370mm厚，内墙2160、00mm厚。外墙装修采用铝塑板及点支玻璃幕墙相结合。建筑物内墙涂高档内墙涂料，顶棚纸面石膏板吊顶，地面铺地面砖或抛光花岗岩地面，控制室、通讯机房铝合金板吊顶，地面铺防静电活动地板。窗为中空玻璃段桥铝合金密闭窗，外门采用复合保温钢板门，综合楼主入口采用玻璃门，装修标准采用二级装修。7.5.3设计参数土建工程采用的主要设计技术数据：(1) 站址场地土地基承载力持力层的地基土承载力特征值待详勘后确定。(2) 抗震设防站址场地地震设防基本烈度为7度。(3) 电站设计风、雪荷载设施大棚的抗风能力满足当地基本风压值0.45kPa，雪荷载0.35kPa。(4) 混凝土强度等级地上结构：一般建筑物如砖混结构，161、混凝土强度等级采用预制混凝土构件混凝土强度等级为C30C40，框架结构现浇混凝土结构为C20C30。基础：混凝土基础为C20。基础垫层采用C10混凝土。辅助设备基础采用C20混凝土。(5) 水泥采用#425#625普通硅酸盐水泥。(6) 钢筋一般结构的主筋可采用HPB235、HRB335、HRB400钢筋；箍筋可采用HPB235、HRB345钢筋。(7)钢材及铝型材组件支架采用铝型材，螺旋桩基础主要用Q235级钢，其材料应具有厂家出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。所有铝型材均应做阳极氧化处理、所有钢结构均应热镀锌防腐处理。(8) 螺栓檩条、162、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级。支架构件之间的连接采用承压型高强螺栓，强度等级采用10.9级，20MnTiB钢。底脚板与桩基础连接采用Q235锚栓。(9) 焊缝金属的性能应与焊件金属母材相适应。(10) 手工电弧焊应采用符合国家标准碳钢焊条(GB5117)或低合金钢焊条(GB5118)规定的焊条。对Q235级钢的焊接应选用E43型焊条，对Q345级钢的焊条应选用E50型焊条。7.5.4 建筑物结构形式综合楼等采用框架结构，天然地基，独立基础；其它辅助建筑物采用砖混结构体系，天然地基，条形基础。7.5.5暖通空调7.5.5.1逆变器室通风（1）逆变器间通风根据当地气象条件，在逆变器间周163、围空气含尘量较大，逆变器间通风采用机械过滤进风，机械排风系统。设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。（2）变压器间通风变压器间根据“规程”规定，通风量根据排除设备散发余热量计算确定，室内温度不高于40。变压器通风采用机械过滤进风，机械排风系统。事故排风量按每小时换气次数不少于12次设计，事故排风机兼作过渡季节通风用。7.5.5.2 35kV配电室通风空调（1）35kV配电室通风根据当地气象条件，在配电室周围空气含尘量较大，通风采用机械过滤进风，机械排风系统。设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。（2）控制室空调控制室设置独立的分体164、柜式空调机，以维持夏季室内温度18,冬季可适当提高室内温度。控制室另设计每小时不少于12次/h的事故通风。7.5.5.3 综合楼采暖通风空调根据工艺要求及规程规定，在本期工程新建的生产、辅助生产、附属建筑的有关房间设置了通风或空调装置。由于这些有空调要求的房间所需的冷负荷不大，且布置分散，因此，本设计采用了分体柜式空调机，这样可充分发挥小型空调结构紧凑、占地小、重量轻、安装方便、运行灵活冷损耗小等优点。这些空调机均安装在室内，就地控制。本项目不单设采暖锅炉房，冬季采暖的房间通过空调机制热保证房间的冬季温度要求。7.5.6给排水7.5.6.1 用水量估算1）生活用水量：本工程太阳能光伏并网发电项165、目全站定员为8人，考虑项目建成后可能会有一定的参观人员，生活用水量定员按30人计。全站厂区生产人员生活用水量经计算如下：最高日用水总量：9.20m3/d最高日最大时用水量：1.15 m3/h最高日平均时用水量：0.61m3/h2）消防用水量：本电站生产和辅助生产建筑的火灾危险类别均为丁类，耐火等级为二级，最大建筑物为综合楼，体积为6000m3，根据建筑设计防火规范GB50016-2006，第8.1.2条规定，需设置室内、外消火栓，太阳能光伏电站内同时发生火灾的次数按一次考虑，一次火灾的延续时间按2小时计，故太阳能光伏电站的消防用水量需按综合楼室内及室外消火栓用水量总和设计。消防用水量详见下表7166、-1：表7-1 消防用水量表用水类别用水量标准（L/S）火灾延续时间（h）一次灭火用水量(m3）室内消火栓10272.00室外消火栓152108.00总计180.003）光伏电站每天需水总量：表7-2 伏电站每天需水总量用水类别用水量（m3/d）日常用水9.20公用水（清洗及绿化）40.00总计49.207.5.6.2 水源本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。采施工高峰日施工用水量为100m3/d，为保证施工期间的用水量，在施工现场和拌合站附近设置临时蓄水池。7.5.6.3 消防系统1）消防给水系统：本工程拟单独设置一套消防给水管网，由电站消防水泵房给水，消防给水管网在167、综合楼周边布置成环状管网，室外消火栓直接安装在环状管网上，综合楼室内消火栓就近接入。2）热水给水系统：本工程在综合楼采用太阳能热水器的方式提供热水。7.5.6.4 排水系统厂区排水采用分流制排水系统，设有厂区雨水和生活污水两套排水系统。1）雨水排水系统：光伏电站的场地雨水的排水主要分为以下几个部分：（1）综合楼场地排水：综合楼位于主入口处，该场地地势相对较低，拟在该场地南面设置排水沟，将该场地内雨水汇流、收集，接入到场地东部中侧的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。（2）配电及主控室、主变压器区场地排水：配电及主控室、主变压器区位于主入口处紧邻综合楼附近，其场地排水方式与综合楼场地排水相似168、。（3）光伏电池方阵场地排水：光伏电池方阵场区内雨水顺自然坡度流走，在检修道路的一侧设置排水沟，将雨水汇流、收集，接入到光伏电池方阵南面的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。暴雨强度公式：注：暴雨强度公式选自中国建筑工业出版社给水排水设计手册第5册 城镇排水 第二版式中：重现期P设计取3年暴雨强度公式用于站内雨水排水沟的断面设计。2）生活污水排水系统：本电站生活污水主要集中在综合楼。在本工程综合楼的东侧，拟设置2套生活污水处理设施，用于处理全站的生活污水。其中综合楼的污水，经排水管汇集至污水检查井，自流到综合楼附近的生活污水处理设施。综合楼的污水，经生活污水处理设施处理后其水质均满足污水综169、合排放标准（GB8978-1996）一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。3）排水水质：本工程生活污水经生活污水处理站处理后其水质均满足污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准限值要求，其主要水质指标如下：BOD510 mg/LSS10 mg/LpH值6.09.0本工程外排水主要为雨水，外排不会给受纳环境带来影响。7.5.6.5 生活污水处理1）设计处理水量：经计算，本期工程全站生产人员生活的污水量如下：最高日污水量：5.6m3/d最高日最大时污水量：0.78m3/h最高日平均时污水量：0.31m3/h生活污水汇集后排至室外污水管网，经污水管网送到站内设的化粪池（2m）及污水170、处理装置，处理后达到绿化用水标准，排至站外。化粪池及污水一体化处理设备的废物定期清掏后外运。室内排水管采用UPVC塑料管，接口采用粘接，室外排水管采用PVC高密度双壁波纹管，橡胶接口，管径200mm，室外管顶埋深不小于1.6m。7.6 地质灾害治理工程本工程所处地区常年风沙较大，由于当地降水少，泥石流发生的几率较少，但不排除可能性。本工程在防风沙上主要采取了以下措施：（1）电站围墙采用一道2.5m高的横板带孔混凝土防沙栅栏，风沙流过时，风速受栅栏的阻挡而降低，挟带的一部分沙子就会沉积在栅栏的周围，以此来减少风沙流的输沙量。同时栅栏还能对沙尘暴大风袭击产生的滚石有防护作用；（2）在墙内侧设置矮灌171、木林带，改变近地表风沙流结构，使其周围的气流场重新分布。窄行多带的灌木林带的叠加作用使阻固流沙的作用更加明显。采取以上措施可以较为有效的减轻风沙对站区的影响，结合站内建构筑物设计中采取防沙措施，可将风沙的影响有效降低。7.7 附表表7-3土建工程主要工程量汇总表序号工程或费用名称单位数量一发电设备基础工程1电池板支架及基础工程钢桩及其基础根57120 铝型材支架结构t571.22 土方开挖m15402.00 土方回填m10742.00 二变配电工程1箱变基础个28.00 2逆变器房m980.00 3主变及110kv GIS基础3.1土方开挖运输m5358.00 3.2土方回填m2060.00 172、3.3混凝土基础C30m1005.00 3.4混凝土基础C15垫层m253.00 3.5钢筋t86.66 3.6钢板及钢格栅t46.80 3.7围墙（砖砌围墙）m288.00 三房屋建筑工程1综合楼m900.00 2中控楼m600.00 3室外工程3.1围栏m50003.2场地绿化项1四交通工程1主干道 （混凝土路面）m5000.00 2次干道 （简易路面）m4500.00 8工程消防设计8.1 工程消防总体设计8.1.1项目总体布置光伏发电项目一期总装机容量30MW，光伏发电工程主要由发电系统直流侧光伏阵列、逆变升压系统、35kV开关站配电装置、110kV升压站组成。本项目土建工程主要包括：173、光伏电站场地及道路、逆变房和箱变房基础工程、综合楼建筑、中控楼建筑、地基处理等。8.1.2设计依据和设计原则8.1.2.1 消防设计依据本电站消防设计主要按以下 1消防法规进行：（1）中华人民共和国消防法；（2）建筑设计防火规范GB50016；（3）火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229；（4）3535kV 变电所设计规范GB50059；（5）3110KV 高压配电装置设计规范GB50060（6）电力设备典型消防规程DL5027（7）电力工程电缆设计规范GB50217（8）火灾自动报警系统设计规范GB50116（9）建筑灭火器配置设计规范GB50140（10）建筑内部装修设计防火规范GB174、502228.1.2.2 消防设计原则（1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。（2）工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项要求。（3）光伏场区离城镇较远，可借助的社会消防力量有限，消防设计应立足于自救。8.1.2.2.1 机电消防设计原则（1）消防供电电源可靠，满足相应的消防负荷要求。（2）分站房和开关室等均设置有灭火器。（3）变压器、电缆及其它电气设备的消防设置按火力发电厂与变电所设计防火规范、电力设备典型消防规程 、电力工程电缆设计规范进行设计。（4）175、主要疏散通道、楼梯间及安全出口等处按规定设置火灾事故照明灯及疏散方向标志灯。（5）设置完善的防雷设施及其相应的接地系统。（6）电缆电线的导线截面选择不宜过小，避免过负荷发热引起火灾；消防设备配电及控制线路采用阻燃电缆。（7）配电房内设有满足消防通信要求的通信电话。（8）按照火力发电厂与变电所设计防火规范的要求，设置火灾监控自动报警系统。重要场所均设有通信电话。8.1.3总体方案本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员176、的安全疏散。消防总体设计方案，采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的灭火方式。在建筑物设计布置等方面，按防火和灭火要求确定场区主要建筑物的防火间距和消防通道，在光伏电站场地和辅助生产建筑物内部的布置上满足防火要求。在办公室、生活区和停车场等建筑物附近，设置两个室外地下式消火栓。在逆变系统场地、低压输配电室、变压器和电站管理控制房出入口附近，设置移动式灭火器和砂箱。8.2工程消防设计主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分详见“电站主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分表”（表8-1）表8-1 电站主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分表序号建筑物构筑物名称火灾危险性耐火等级1光伏电站场地丁二2177、逆变升压系统丁二3中控楼戊二4电缆沟丁二8.2.1防火分区及安全疏散本电站防火分为四个分区：太阳能电池组件和就地逆变系统场地、中控楼、室外变压器场和电站控制管理房、生活办公区。本电站所有设备都是分散式规划布置，所以电站内规划建设的道路都可以作为安全疏散通道。8.2.1.1 主变压器消防电站室外布置的变压器都是油浸式变压器，本工程35kV升压站内主变压器容量为50000kVA(20KVA备用容量为后期考虑)，共计1台。根据防火规范要求，此容量的变压器可不设固定式水喷雾灭火装置。每台主变压器配置手推、手提移动式灭火器和砂箱，均采用移动式灭火器灭火方式。8.2.1.2 电控楼内设备消防电控楼内配置手178、提式灭火器和砂箱。采用移动式灭火器灭火方式。8.2.2 消防电气8.2.2.1 电缆消防主要从电缆选型与布置上防止火灾发生及阻止电缆延燃。具体措施如下：动力电缆均采用干式阻燃型电缆，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电柜、控制柜、自动装置柜和继电保护柜等的孔洞均采用非燃烧材料进行封堵。动力电缆和控制电缆分层排列敷设，动力电缆上、下电缆层之间装设耐火隔板，其耐火极限不应低于0.5小时。8.2.2.2 火灾事故照明、疏散指示标志在办公室和生活区的主要疏散通道、楼梯间及安全出口处，均设置火灾事故照明及疏散指示标志。8.2.2.3工程消防监控系统按火力发电厂与变电所设计防火规范的要求，在集控中心179、设置了相应的自动报警系统，并安装相应的探测器，如有火情时，发出声光报警并显示报警地址，发出与灭火相关的控制指令。火灾报警系统设计根据火灾自动报警系统设计规范的要求设计，该系统包括感温电缆探测器、智能光电感烟探测器及感温探测器、控制模块、声光报警器、指示灯、手动报警按钮等组成，在消防系统中起侦测火情的作用，在发生火情后，发出报警信号反馈到联动控制柜。联动控制系统包括有联动控制柜、手动紧急启动按钮、集中控制器等，在消防系统中起接收有效报警信号、通过智能模块进行判断后启动报警器、控制启动灭火系统的作用。灭火系统的启动能够通过联动控制柜接收到两个独立的火灾报警信号后自动启动，也可以通过按下手动紧急启动180、按钮人工干预启动。8.3 施工消防（1）工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于4m，并有充足的回转场地，场内通道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。（2）消防电源从施工专用施工电源获取。施工用电电缆、电线、导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。（3）消防泵房采用非燃材料建造，设在安全位置，消防泵电源采用专用配电线路，引自施工现场总断路器的上端，以保证供电的可靠性。（4）材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火拴按每个消火拴保护半径不超过150m的要求配置，并配备有足够的水龙带，其周围3m内，没有其它杂物堆181、放。消防供水管路，进水干管直径不小于100mm。消防用水量不小于15L/s。（5）临建区域内，每100m配备2只10L灭火器。大型临时设施总面积超过1200m，备有专供消防用的太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25m配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品阻塞通道。（6）施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝土硬底、砖砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等型式的活动房屋。8.4综合楼火灾探测及灭火系统汇总表表8-2综合楼火灾探测及灭火系统汇总表序号保护对象182、及建(构)筑物名称火灾探测报警设施消防灭火设施灭火设施启动方式火灾危险物1光伏电站综合监控系统控制室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备2光伏电站综合监控系统电子室感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备3交直流配电间感烟火灾探测器手提式灭火器手动电缆、电气设备9施工组织设计9.1 施工条件9.1.1地理位置及自然条件本项目位于X县315国道旁边的光伏园区内，所在地属荒漠戈壁滩，有少量冲沟，生长有少量荒草，地势平坦，场地开阔。电站厂址选区的地震设防烈度为，工程区属于构造稳定性良好。厂区未见滑坡泥石流等不良地质现象，冻土最大深度为地面下0.82m。场地为小红山洪积扇地貌，为荒漠戈壁滩183、，地基为戈壁土，土质以沙砾石，亚砂土为主，场地地下水多为孔隙性潜水，一般水位埋深大于80m，工程地质条件总体良好。9.1.2对外交通运输条件场区在315国道旁边，距X收费站约2公里，距离X县县城约7公里，交通十分便利。9.1.3 施工所需材料的供应条件本工程主要建筑物料来源充足，所以建筑材料均可通过公路运至施工现场。生活用品可从X市采购。本工程施工期生产和生活用水均引自园区内水渠。9.1.4 其他特殊要求工程区内无古墓等文物保护遗址，项目施工时无其他特殊要求。9.1.5本工程施工特点1）施工场地为荒漠戈壁滩。2）施工地点面广而集中，需多工种、多班组配合施工。3）施工场地大，场区平整工程量大，施184、工检修道路线路长，需提前介入。4）针对降低运行成本和维护成本，本工程采用“集散式控制，分路集中”的技术方案进行设计，本期电站装机容量为30MWp，采用固定最佳倾角安装多晶硅光伏组件安装方式，组件安装分散进行。9.2施工总布置9.2.1施工总布置的规划原则1）施工内容：根据光伏电站总平面布置，其主要施工项目包括但不限于以下内容：（1）综合楼及中控楼土建施工；（2）电站道路及围栏施工；（3）太阳电池组件的支架施工及安装；（4）逆变器、箱变的安装；（5）110kV升压站土建施工。2）施工总平面布置原则：根据光伏电站工程建设投资大、工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的185、原则进行场地布置。既要形成施工需要的生产能力，又要力求节约用地。施工总平面布置按以下基本原则进行：（1）施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地、节约用地的目的。（2）路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按工程建设的次序，修建本电站的厂内道路。（3）施工机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生机械的浪费。（4）总平面布置尽可能做到永久、临时相结合，节约投资，降低造价。（5）分区划片以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站186、划分为生产综合区、光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样即可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。施工期间产生的废水要求施工单位就地修建废水集中池，待沉淀后才可外排，同时要求施工单位现场设置流动卫生间，避免生活污水外排。9.2.2施工用水、用电及通信系统如前所述，施工期生产和生活用水均引自园区内水渠。由于本工程区中建构筑物较为集中，且混凝土施工量大，可直接采购商品混凝土施工。可由现场设置的临时混凝土搅拌站提供。拟计划在各工作面设蓄水罐，以更好的满足各工作面施工用水的要求，所需水量有限。工程区通信事业较为发达，有线、无线通信网络基本形成，施工期的通讯条件十187、分便利，施工单位可自行安排。9.2.3施工临建设施临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保 证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各街道的施工过程，做到前后照应， 左右兼顾，以达到合理用地，节约用地的目的。9.3施工交通运输9.3.1对外交通运输厂区在315国道旁边，运输十分方便。本工程主要设备为光伏发电组件、逆变器、箱变和交直流开关柜、主变等，根据构件尺寸和重量在铁路货运站卸货后再利用汽车由公路运输运抵现场。生活物资、房建材料及其它普通物资等在当地采购，通过工程区内公路网运至各施工工区。9.3.2站区交通运输站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。整个光伏电188、站场区道路呈环形设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。9.4 工程建设用地9.4.1工程征地本工程永久占地及施工占地根据施工区土地现状，所占用土地均为X县国有土地，非农业用地，本工程不设临时租地。9.4.2建设用地方案本项目新建一座综合楼、一座中控楼、28个1.09956MW光伏发电单元和28个逆变升压子站组成。综合楼面积约为860m，中控楼面积约为600m。每个1MW发电单元占地面积约为37亩，每个逆变升压子站占地面积为35m。逆变器升压子站均靠近每个子系统，分散布置于太阳能电池方阵中，通过35kV电缆汇集至中控楼35kV配电室内。太阳能电池方阵内部设置每个189、子单元和逆变升压子站的检修通道。9.5 主体工程施工依据太阳能光伏电站建设、施工要求和当地实际情况及施工环保要求，施工按照以下原则： 先进行临时生活设施建设，后进行生产设施建设，以满足管理需要。 根据光伏场地的布置先进行道路及隐蔽工程的施工，以避免在施工中的反复，提高工程效率。 临时生产设施、混凝土基础等项目可以同步进行，平行建设，其分部分项可以流水作业，以加快施工进度，保证工期。进站道路和站内道路施工要求站区道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计的。整个光伏电站站区道路呈“田”字设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4.0m，转弯半径为6.0m。在场区场地平整的基础190、上，对路基、垫层等分别分层进行碾压后，作为临时施工便道使用。待土建工程施工结束后，再按道路结构设计图纸要求做好路面的铺砌工作。场地排水采取分区域组织设置，由于场地地形由东南向西北微倾，地表水排泄比较通畅，加之地表透水性较强，为减少土方平衡量，排水坡度初步取与道路大致相同的坡率。场地排水选用土梯形排水沟，沟底宽0.4m，顶宽1.2m，沟深平均0.4m。排水沟沿道路两侧布置，排水方向与道路下坡方向一致，所有雨水汇集后有组织进入场外排水沟或低洼处。9.5.2光伏阵列桩基础施工和安装要求主体工程为光伏阵列螺旋桩基础施工，桩基础采用热浸镀锌螺旋桩(Q235B)基础。使用螺旋桩打桩机进行打桩，在打桩过程中191、经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。X冬季冻土层过厚，达到1米多，一般情况尽量避免冬季施工。太阳能光伏阵列安装（1）施工准备：进场道路通畅，安装支架运至相应的阵列桩基础位置，太阳能光伏组件运至相应的桩基础位置。（2）阵列支架安装：支架分为桩基础、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。9.5.3主要建筑物的施工方法和要求各建（构）筑物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192、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/mm以前，不得在其上踩踏或拆装模板与支架。9.6 施工总进度9.6.1编制依据鉴于目前太阳能光伏电站还没有专门的施工组织设计规范，暂参照风力发电工程施工组织设计规范进行编制。9.6.2 工程施工进度计划9.6.2.1 设备采购进度计划1、 采购计划 编制准确详细193、的采购计划书表； 根据设计提供的技术资料和技术要求，列出建设中所需要的各部件、设备的号、技术指标，进行公开或邀请招标，与协议生产厂家谈判，选择质优的设备，签订大宗设备供货合同。在采购过程中保证采购质量,要求提供材料的厂家提供产品国家或省级质检机构出具的质量检验合格报告； 选择、确定符合本项目要求，具备中标合同数量规定生产能力的各部件供应商； 供货合同确定供货设备质量要求及供货时间； 合同签订之后，催促货物的生产，必要时，聘请设备监造工程师进厂监造。2 、采购进度 为了合理利用时间，确保高效率完成本项目，将采用分批量供货方式，边生产边检测边进货边施工。 采购周期最长的设备需要2个月。9.6.2.194、2 施工总进度本工程施工控制进度：（1）光伏电池板支架基础的施工（2）光伏电池板支架的安装（3）光伏电池板的安装（4）管理站土建施工及设备安装（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：设备订货；110kV升压站的施工。要抓住控制性关键项目，合理周密安排。因整个工程建设周期设计为5个月（各部分工作交叉进行），其中：项目建议书及审查：1个月；主设备招投标及采购：1.5个月；初步设计及施工图设计：1.5个月；其它设备、材料采购：1个月；土建施工：1.5个月；设备安装：1.5个月；单体调试、联合调试：1个月。9.7 附表、附图9.7.1附表表9-1 主要工程量汇总表项195、 目数量单位电池板支架及基础工程钢桩57120根铝支架结构571.22T土方开挖15402m箱变逆变器混凝土基础28个主变压器基础挖基础土方5358m混凝土基础C301005m钢筋86.66t钢板及钢格栅46.8t2、施工机械设备数量表表9-2 施工机械设备数量表序号名 称规格或型号单位数 量一土石方机械1挖掘机1m3油动台102装载机1m3台103推土机74kW台84蛙式打夯机2.8kW台20二砼施工机械1混凝土搅拌机0.75m3移动式台102插入式振捣器2.2KW台20三起重运输机械1简易提升机台22汽车吊15t台33载重汽车810t辆84自卸汽车810t辆1551t 机动翻斗车辆15四辅196、助机械1空压机6m3/min移动式台52柴油发电机75kw台5五钢筋加工厂设备1钢筋切断机GJ 405台12钢筋弯曲机GJ 407台23钢筋调直机GTJ 4/144台14对焊机UN 751台15点焊机DN 751台16氧气焊接及切割设备套17平板车台4六木材加工厂设备1普通木工带锯机MJ3110台12木工平面刨MB504台13单面压刨床MB106台13、项目工程实施初步进度表表 9-3 施工总进度表进度项目建设周期5个月123456781. 项目建议书及审查2. 主设备招标3. 初步设计及施工图设计4. 设备、材料采购5. 土建6. 设备安装、调试10工程管理设计10.1组织机构设置10.1.197、1 建设期管理机构的组成和编制工程建设开工前，按招标文件要求，做好运营协调的有关工作。本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。调整后，项目公司的组织机构设置如图所示：四部-运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部图10-1 组织机构图项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能；主要运行岗位值班员具备全能值班员水平。调整后的项目公司人员的构成如下： 项目公司总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；198、 综合管理部1人，负责项目运营期间的人力资源、文档管理、信息等工作； 财务部1人，负责项目运营期间的财务收支、财务计划、工资福利等工作； 安全质量部1人，负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、 仓库管理等工作； 运行部4人，负责光伏电站安全生产运行管理，设运行值长1人，运行值班员3人，实行三值两运转；以上人员配置中部分人员可兼职。各部门职责如下：表10-1 部门职责表序号部门名称人员编制部门职责一总经理1人负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作二综合管理部1人负责光伏电站运行期间的人力资源、档案管理、信息等工作三财务部1人负责光伏电站运行期间的财务管理四安全质量部1人负责光199、伏电站运行期间的经营管理、计划统计、物资采购、仓库管理等工作五运行检修部4人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作10.2管理职责10.2.1运营协调委员会职责（a） 协调双方在输变电设施、光伏电站的计量系统、建设、试运行及运营方面各自的程序和过程；（b） 讨论并确定任何不可抗力发生时应采取的步骤，或因电网及光伏电站的任何原因而停机或减少容量；（c） 协调计划停运；（d） 解决双方及其各自的承包商影响光伏电站安全的事项；（e） 指定常设专家组解决本协议、购售电合同项下的争议；（f） 审议和修改安全保护计划并报江苏省发展和改革委员会批准；（g） 决定双方同意共同协调的其他事项。10.2.2项目公200、司职责在整个特许经营期内项目公司应自行承担费用和风险，负责光伏电站的运营和维护。项目公司应保证在整个特许经营期内始终按谨慎工程和运营惯例运营光伏电站，使其处于良好的运营状态并能够按照购售电合同的规定提供全部上网电量。10.2.3运行检修部职责在项目公司的领导下，负责光伏电站的运行和检修维护，使光伏电站的设备处于良好的状态，并能在规定的参数范围内安全稳定的运行，以满足电网的要求。10.2.4运行检修管理制度按照定岗、定编、定岗位规范的原则，制定、执行相关的岗位规范，规范企业行为、员工行为。10.3主要管理设施光伏电站自动化程度很高，本光伏电站计算机监控系统安装在控制室内，值班人员通过微机监控装置201、实现对太阳能电池组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至X电网调度和业主总部。10.3.1生产区、生活区的主要设施规划光伏电站生产区和生活区的主要设施集中布置在升压站内。生产生活区主要包括综合楼楼、生活消防水泵房等设施，其中综合楼内设有办公室、餐厅、餐厅操作间、职工宿舍等生活设施。10.3.2站用电源本工程站用电采用双电源供电，一路来自站外10kV民用电，一路来自站内35kV母线。 10.3.3生产、生活供水设施及供水方案生活给水系统由园区供水管道集中供水，光伏电池组件清洗用水拟采用厂区收集的雨水，同时外围供水主干网预留供水点。10.3.4工程管理区绿化规划管理站的绿化主要布置在管理站北202、侧，主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。10.3.5工程管理区内部通信和外部通信的方式和设施本工程配置1台小型行政程控电话交换机（带ADSL功能），安装在通信机房，以实现各岗位间生产办公电话系统的电话交换业务以及和互联网连接的功能。同时综合楼内的各房间均设置用于电话连接的语音端口和用于计算机连接的数据端口。10.4光伏电站运营期管理设计（1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格遵守调度纪律，服从电网的统一调度，依据并网调度协议组203、织生产。（2）运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组织协调光伏电站安全、稳定、经济地运行。（3）建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。（4）严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交接班前后三十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时204、接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。（5）加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。（6）保证光伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值长应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统205、，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。10.5检修管理设计(1) 坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。(2) 认真分析设备状况，科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。(3) 对206、于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和光伏电站太阳能资源特征提出建议，该建议应递交地区电力调度通讯中心并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。(4) 年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。(5) 应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。(6) 在编制下一年度检修计划的同时，宜207、编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。(7) 建立和健全设备检修的费用管理制度。(8) 严格执行各项技术监督制度。(9) 严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到光伏电站大修所要求208、的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。11环境保护与水土保持设计11.1环境影响分析及保护措施太阳能光伏发电是一种可再生能源，运行过程中既不消耗资源，又不会产生废水、废气和固体废物的排放，是一种环境友好的清洁能源。就本工程而言，在工程可行性研究阶段，做好环境影响评价、水土保持和文物保护工作，对本工程项目的建设是十分必要的。并将审批意见作为下一阶段设计的依据。11.2遵循的法侓、法规和标准本工程项目的环境影响评价和水土保持应遵循以下的法侓、法规和标准。(1)中华人民共和国环境保护法(2)中华209、人民共和国环境影响评价法(3)中华人民共和国水土保持法(4)中华人民共和国电力法(5)中华人民共和国防沙治沙法(6)中华人民共和国文物保护法(7)建设项目环境保护管理条例(国务院令第253号)(8)污水综合排放标准(GB89781996)(9)声环境质量标准(GB30962008)(10)建筑施工场界噪声限值(GB1252390)(11)电磁辐射防护规定(GB870288)11.3施工期的环境保护和水土保持虽然本太阳能光伏发电项目在环境上是十分友好的，但是其环境污染和水土流失主要发生在施工期间，因此要采取必要的污染防治和水土保持措施。11.3.1粉尘的控制随着地面的开挖和基础的施工，以及各种车210、辆的行驶会造成周围大气环境的粉尘污染。为防治粉尘污染，所有的挖土和堆土应用苫布加以覆盖，运土的车辆应加装可开启的顶盖，防止运输途中运土四处溅落。有条件的话，可外购商品混凝土，避免现场混凝土搅拌过程中产生的粉尘、噪声和废水的排放。要文明施工，保持施工场所的整洁，有条件的情况下可以喷水，防止尘土飞扬。在采取了上述防治措施后，可使施工现场的空气质量满足大气污染物综合排放标准(GB162971996)的要求。11.3.2污水处理本工程施工几乎没有生产废水排放，生产用水主要为混凝土拌料用水，全部消耗在拌料中，所以几乎不产什么给废水。废水主要来自现场施工人员日常生活所产生的生活污水。生活污水如不经处理直接211、排放，将对环境造成污染。因此，对施工人员生活污水严禁乱排，通过集中处理达标后定期清理外运。所以施工污、废水对环境影响很小。11.3.3噪声控制施工噪声来源于土建施工，设备安装以及运输作业。噪声控制以控制噪声源为主。施工机具和运输车辆应满足噪声控制国家标准，禁用噪声超标的施工机具和车辆。施工噪声水平应满足建筑施工场界噪声限值(GB1252390)的要求。由于站址地处荒漠，人烟稀少，不会出现噪声扰民的问题。11.3.4生态环境影响站址区域气候寒冷、干旱，周围无地表水，地下水埋深较深，植被稀少，站址区域未发现受保护的国家一、二级野生动物。太阳能电站的建设不会对当地的生态环境带来不利的影响，相反电站建212、成后站区进行绿化，这对保护和恢复当地的生态环境有着积极的作用。11.3.5水土保持站址地处土地沙化地区，风蚀是造成水土流失的主要原因。开挖的土方应运至临时堆土场，堆土场四周用装土的编织袋加以围栏，堆土的表面用苫布覆盖并用重物将苫布四周压牢。合理调配挖方和填方，力争挖填平衡，将弃土量减至最少。采取了上述水土保持措施后，可使施工期的水土流失降到最低的程度。施工结束后要进行土地平整和硬化处理，在不影响光伏电站运行的区域进行绿化，种植一些耐寒耐旱固沙的树种、灌木和草坪，起到美化环境，恢复生态，保持水土的作用。11.4 运行期的环境保护太阳能光伏发电是一种清洁的绿色能源，发电过程中既不消耗资源，又不会产213、生废水、废气、噪声和固体废物。运行人员的生活燃料为天然气，冬季采用电热取暖，系统运行无废气排放，仅产生少量的生活污水和生活垃圾。本太阳能光伏电站按10名工作人员考虑，每天产生大约0.5m3/d的生活污水和2.5kg/d的生活垃圾。生活垃圾收集后由当地环卫部门外运处置。运行期的主要环境保护措施是光污染控制。11.4.1光污染控制本工程光伏电池组件表面由于部分太阳光被光伏电池镜面反射，而形成光污染。为防治光污染，晶硅芯片表面镀有吸光材料，组件表面采用专用的超白玻璃，此种玻璃的透光率可达28.5%，反射率低于4，对阳光的反射以散射为主，减少光污染的发生。站址附近的光污染敏感目标是公路上行驶的汽车驾驶214、员。为防止光污染对驾驶员的骚扰，可在国道靠站界侧种植树木，屏蔽太阳能光伏电站所产生的光污染。采取上述光污染控制措施后，不会出现光污染扰民的问题。11.4.2电磁影响的控制太阳能光伏发电会产生一定的电磁影响，但厂址距离居民区很远，不会对居民身体健康产生危害，周围无线电视等电气设备较少，也不会对其产生影响。11.5环境效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。太阳能光伏电站主要替代柴油发电机和照明燃料，减排的主要是二氧化碳。本工程拟装机容量一期为30MWp，2215、5年年均上网电量4453.79万度电。按照火电煤耗平均335g标煤/KWh，本项目与其它传统火力发电方式相比，每年可节约标准煤约14920吨，每年可减轻排放二氧化碳约38748吨，可减少排放大气污染气体硫氧化物约267吨，氮氧化物约89吨。此外还可节约用水，减少相应的废水和温排水等对水环境的污染。由此可见，光伏发电场有明显的环境效益。12劳动安全与工业卫生12.1设计依据、任务与目的12.1.1概述本项目是在XX县建设太阳能光伏发电系统，总体规划100MW本期30MWp容量，通过两级升压至110kV电压等级，本期以1回110kV出线经送出线路接入附近变电站。12.1.2设计依据、任务与目的设计216、依据本工程劳动安全与工业卫生部分设计依据以下法律法规及技术规范与标准：中华人民共和国劳动法中华人民共和国安全生产法工业企业卫生设计标准GBZ1-2002火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规范DL-5053-199612.1.2.2任务与目的光伏电站在运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。35KV开关站内的任何检修、维护和巡查不允许单人进行作业。开关站内部任何电气维修作业均应在本地控制柜处悬挂维修操作标识。开关站内电气设备的检修、维护均按国家电网公司电力安全工作规程217、(变电所和发电厂电气部分)规定完成。12.2工程安全与卫生危害因素分析12.2.1施工期危害因素施工期主要危害安全的因素是由光伏电池组件引起触电事故和施工用电安全。单个太阳能电池组件的直流输出电压为36V左右，但是若串联一定数量的太阳能电池组件，则输出电压能达到800V以上，因此在施工中应予以特别重视。施工用电配电箱可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，故应设置明显警示标识；如需进行改线和引接线操作，应由专人负责。本项目施工期还有可能发生安全事故的因素包括：光伏电站施工、设备运输作业、吊装作业、设备安装和施工时的高空作业、施工时用电作业、升压站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。12.2.2运行218、期危害因素光伏电站运行期间存在主要危害因素有火灾、设备损坏、电气伤害、机械伤害和电磁波辐射等。电气伤害和机械伤害主要发生在巡查、维修和维护过程中，因此严格遵守操作规程将避免电气和机械伤害的发生。12.3对策与措施12.3.1施工期安全与工业卫生对策措施为了避免以上危险因素对设备和人身造成伤害，在施工期间应严格执行各项规章制度，尽量避免事故的发生。光伏发电场升压室内电气一次、二次设备安装时，应根据电力行业有关规定制定施工方案，施工方案应包括安全预防和应急措施，并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。施工时用电作业及其他安全措施：1) 施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。2) 施工时应准219、备常用的医药用品。3) 施工现场应配备对讲机。4) 带好低压绝缘手套5) 使用已有绝缘处理的工具6) 不要在雨天作业7) 电池组件框和支架应保持良好接地。12.3.2运行期安全与工业卫生对策措施为了确保本工程投产后的安全运行，保障设备和人身安全，本工程应考虑以下对策措施。12.3.2.1防火、防爆的措施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GB50229-1996执行。建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火规范GBJ16（2001年版）、建筑内部装修设计防火规范）（GB50222-1995）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-1996）等国家标准220、的规定执行。1) 设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火栓。2) 电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。3) 主要通道等疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。4) 所有穿越防火墙的管道，均选用防火材料将缝隙紧密填塞。12.3.2.2防噪声、振动及电磁干扰根据要求，对运行中的噪声、振动及电磁干扰，均采取相应的劳动安全保护措施，尽量降低各种危害及电磁幅射，降低噪音；对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。12.3.2.3防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害1) 高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。2) 所有设置检修起吊221、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。12.3.2.4其它安全措施1) 建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求，照明度充足。2) 所选设备及材料均满足光伏电场运行的技术要求，保证在规定使用寿命内能承受可能出现的物理的、化学的和生物的影响。3) 所有设备均坐落在牢固的基础上，以保证设备运行的稳定性；设计中做到运行人员工作场所信号显示齐全，值班照明充足，同时具有防御外界有害作用的良好性能。4) 其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。12.4光伏电站安全卫生机构设置光伏电站按照少人值班、全自动化运行，但根据电力部门的规定，本电站将设置222、人员轮流值守，不配备专门的安全。13节能降耗13.1用能标准和节能规范（1）中华人民共和国节约能源法（国家主席令2007第77号）（2）中华人民共和国可再生能源法（国家主席令2005第33号）（3）中华人民共和国电力法（4）中华人民共和国建筑法（国家主席令1997第28号）（5）中华人民共和国清洁生产促进法（国家主席令2002第72号）（6）清洁生产审核暂行办法（国家环保总局令2004第16号）（7）节能中长期专项规划（发改环资20042505号）（8）可再生能源中长期发展规划（发改能源20072174号）（9）可再生能源发展“十一五”规划（发改能源2008610号）（10）可再生能源发电有关223、管理规定（发改能源200613号）（11）电网企业全额收购可再生能源电量监管办法（电监会25号令）（12）节能发电调度办法(试行)(国办发200753号）（13）国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知（发改投资2006）2787号）（14）固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法(国家发展和改革委员会令第6号)（15）公共建筑节能设计标准GB50189-2005（16）电力网电能损耗计算导则DL/T686-199913.2能耗状况和能耗指标分析光伏发电是一种清洁能源发电方式，其生产过程是利用当地可再生的太阳能转变为电能的过程。与火电项目相比，光伏发电项目完全不消耗煤炭或油224、气资源，也不消耗水资源，同时大大减少“三废”排放。预计该工程平均每年可为当地提供4453.79万度电清洁的电能。13.3本工程节能分析13.3.1电气节能本项目系统在汇流方面采用两级汇流，节约电缆和损耗；集电线路电压等级采用35kV，相较于10kV能节约电缆降低损耗；采用大功率逆变器，效率高，损耗低。此外中控楼、综合楼的用电设备节能设计：照明设计充分利用自然光，优先采用节能型灯具，在满足照度及视觉要求的条件下，合理选择和布置灯具。13.3.2建筑节能科学合理地确定建筑朝向、平面形状、空间布局、外观体型、间距、层高，选用节能型建筑材料，保证建筑外围护结构的保温隔热等热工特性；考虑采用新型墙体材料225、与复合墙体围护结构，获得理想的节能效果。对建筑周围环境进行绿化设计，最大限度减少周围环境对建筑物能耗的影响。合理设计空调系统，选用高能效比的空调，降低能耗。13.3.3运行管理节能加强对运行管理人员的专业培训，提高其专业素质，培养节能意识。加强管理，节约能耗。13.3.4节能效益光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。当本期30MWp光伏发电系统建成后，预计25年年平均年发电量将达到4453.793万度电。节能效益分析如下：1）每kWh电耗煤：十二五我国发电226、耗煤为平均335g标煤/kWh。(根据能源基础数据汇编，国家计委能源所)2)本项目光伏电站预计首年发电量：4896.22万度电，项目25年累计发电量：111344.65万度电。可推算，本项目光伏电站预计每年可以节约标准煤约14920吨。同时本项目每年可减排二氧化碳38748吨，硫氧化物267吨，氮氧化物89吨，由此可见，节能效益明显。14工程设计概算14.1编制说明14.1.1工程概况本项目建设的光伏电站，本期实际安装容量为30MWp，并建设相应配套电气设备。本工程计划建设工期为5个月。资金计划来源为业主自有资金及国内商业银行贷款，其中自有资金占总投资的30%。电站工程动态总投资为29371.227、93万元，静态总投资28657.45万元；其中设备及安装工程20590万元，建筑工程3977万元，厂外线路400万元，其他费用3129万元，基本预备费562万元，建设期贷款利息为547.48万元。静态单位千瓦投资9308元/kWp，动态单位投资9540元/kWp。14.2编制原则及依据14.2.1编制原则参考风电场工程可行性研究报告概算编制有关文件规定、费用定额、费率标准等，按2013年第四季度价格水平编制。14.2.2编制依据（1）陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T31011-2011）和陆上风电场工程概算定额（NB/T31010-2011）；（2）财综201198号文关于统228、一地方教育附加政策有关问题的通知；（3）本光伏电站本阶段设计资料及工程量清单；（4）其他参考：当地相关政策、文件规定。14.3 基础价格14.3.1人工预算单价：a) 采用水利水电规划设计总院颁布的风电场工程概算定额（2007年版）：高级熟练工 8.14元/工时熟练工 5.88元/工时半熟练工 4.52元/工时普工 3.58元/工时b) 采用中国电力企业联合会2007年发布的电力建设工程概算定额（2006年版）、电力建设工程预算定额（2006年版）：定额综合工日单价：建筑工程34元/工日；安装工程34元/工日。工资性补贴执行电力工程造价与定额管理总站文件“电定总造200712号”关于公布各地区229、工资性补贴的通知计列新疆X工资性补贴4元/工日。14.3.2主要材料预算价格：建筑工程主要材料预算价格根据当地近期市场价取定；安装工程主要材料预算价格根据中国电力企业联合会发布的发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）及电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版）取定。14.3.3机械费：a) 采用水利水电规划设计总院颁布的风电场工程概算定额（2007年版）：b) 采用中国电力企业联合会2007年发布的电力建设工程概算定额（2006年版）、电力建设工程预算定额（2006年版）：安装定额内材料、机械价格水平调整执行电力工程造价与定额管理总站文件“电定总造2009 8号关于批准颁发国家电网230、公司系统电力建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知，按变电工程110kV以下等级取定。此部分价差仅计取税金，不参与安装工程取费。建筑机械台班调整执行电力工程造价与定额管理总站文件“电定总造 2009 16号关于颁布2008年电力建设建筑工程施工机械价差的通知，此部分价差仅计取税金，不参与建筑工程取费。14.4费率指标：建筑及安装工程费由直接费（含直接工程费和措施费）、间接费、利润及税金组成。a) 采用水利水电规划设计总院颁布的风电场工程概算定额（2007年版）的，措施费、间接费、利润及税金的取费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）相关规定计算。b) 采用中国电231、力企业联合会2007年发布的电力建设工程概算定额（2006年版）、电力建设工程预算定额（2006年版）的，措施费、间接费、利润及税金的取费按电网工程建设预算编制与计算标准（2007年版）相关规定计算。14.4.1 设备及安装工程算设备及安装工程由发电设备及安装工程、升压变电设备及安装工程、通信和控制设备及安装工程和其他设备及安装工程四项组成设备价格主要参考已招标或同类型工程招投标价格计算。本工程主要设备有：光伏电池组件、并网型逆变器。主要设备招标价格如下。表14-1 主要设备价格表序号设 备 名 称价 格备注1多晶硅光伏电池组件4.3元/Wp2逆变器成套设备（包括直流柜、交流柜、箱体等）0.4232、 元/Wp14.4.2 建筑工程建筑工程由发电设备基础工程、变配电工程、房屋建筑工程、交通工程、施工辅助工程、其他等五项组成。本工程光电场主要建筑物太阳能电池板支架基础、箱变逆变器基础、综合楼、水泵房、门卫及场内外道路等。建筑安装工程费由直接费（包含措施费）、间接费、利润、税金组成，工程取费标准见下表：表14-2序号项目计算基数费用标准土方工程线路工程其他设备一直接费1直接工程费2措施费冬雨季施工增加费人工费+施工机械使用费5.46%6.22%7.21%夜间施工增加费人工费+施工机械使用费0.22%0.15%0.35%临时设施费人工费+施工机械使用费6.28%2.59%0.76%特殊地区施工增233、加费人工费+施工机械使用费施工工具用具使用费人工费+施工机械使用费1.34%2.63%1.74%安全文明施工措施费人工费+施工机械使用费3.00%1.50%2.00%其他费人工费+施工机械使用费1.86%2.40%2.30%二间接费建筑工程人工费+施工机械使用费21.28%安装工程人工费108.00%108.00%三利润人工费+施工机械使用费措施费间接费10.00%10.00%10.00%四税金直接费+间接费+利润3.41%3.41%3.41%14.4.3 其他费用计算标准（1）本工程建设用地费用：10000元/亩。（2）勘察设计费暂按国家计委、建设部关于 的通知（计价格200210号）的规定234、下浮计列。14.4.4预备费、建设期贷款利率(1) 基本预备费：按2考虑。(2) 价差预备费：根据原国家计委（计投资19991340号文）国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知精神，投资价格指数按零计算，即本工程价差预备费用暂不考虑。(3) 建设期工程贷款利息：项目资本金按总投资的30%，其余资金按银行贷款考虑，年利率6.55%，融资的建设期利息进入工程成本，作为固定资产的一部分。15财务评价与社会效果分析15.1概述本项目位于新疆X市X县光伏园区内，位于X市以西170公里处，距离X县城7公里，315国道旁边，交通较为便利。本期实际安装容量为30MWp，25235、年年平均上网电量为4453.79万度电。项目计划建设工期为5个月，经营期25年。财务评价根据国家现行财税制度和现行价格，按国家计委和建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）等要求进行费用和效益计算，考察其获利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。15.2财务评价15.2.1项目投资和资金筹措本项目投资建设主体为xxxx光伏科技有限公司。工程项目总投资的30%为业主自筹资本金，其余部分向国内商业银行贷款，贷款年利率6.55%，贷款期为15年。资金筹措详见附表：B12投资与资金筹措表。15.2.2分析和评价15.2.2.1总成本费用计算本项目发电成本主要包括折旧、维修费、人工236、成本、其他费用等。人工成本是根据本项目需要的维护人员8人，人工成本为40万元/年。固定资产折旧费用按照分类平均年限法计算，设备费用按照15年折旧，残值率5%，维修及运行费按每年静态总投资的0.2%计算。成本估算详见附表B6折旧费计算表、B7费用分解表所示。15.2.2.1.1 其他费用(1) 本工程建设用地费用：10000元/亩。(2) 勘测设计费暂按国家计委、建设部关于 的通知（计价格200210号）的规定下浮计列。15.2.2.1.2 税金计算税金：电力工程缴纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中：增值税为价外税，税率为17%，销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别按增值237、税的5%和5%计征，所得税税率为25%。新的增值税法出台后，增值税由生产型转变为消费型，购进设备的增值税可以在以后售电销项税中抵扣。税金及抵扣详见附表：B8收入成本税金表。15.2.2.2发电效益计算(1) 售电收入本项目按照含增值税上网电价0.9元/kWh测算各项财务指标。按照本工程所选光伏组件衰减特性，25年衰减不超过20%，则剩下24年按照每年0.8%递减计算，第25年发电量为4037.77万度电。25年总发电量为111344.65万度电，年平均发电量为4453.79万度电。（2）利润税后利润提取法定盈余公积金10%，剩余部分为可分配利润，再扣除应付利润即为未分配利润。光伏电场发电收入利238、润计算详见附表：B9利润表15.2.2.3清偿能力分析本工程贷款按等额本金方式偿还，长期贷款预定还款期15年，贷款本金采用折旧、摊销费（本工程暂不计列无形资产和递延资产）以及未分配的利润来偿还，利息进入当年财务费用，工程施工期间不还本付息。计算结果表明，工程在开工后15年内可还清固定资产本息，利息备付率为2.04，偿债备付率为1.40。本工程首年资产负债率为70%，此后随着长期贷款的偿还，资产负载率不断降低，第25年降至0%，具有较好的清偿能力，财务安全。15.2.2.4盈利能力分析本项目按含税上网电价0.9元/kWh进行测算。现金流量分析详见附表：B10项目现金流量表、B11资本金现金流量表239、。项目投资所得税后财务盈利能力主要指标详见附表：B1主要经济指标。财务内部收益率(项目投资)：9%财务净现值：2005.09万元投资回收期(含建设期)：9.49年投资利润率：3.45%投资利税率为：4.43%15.2.2.5财务生存能力分析经过财务计划现金流量分析，每年财务净现金流量及累计净现金流量均大于零，项目可持续经营，财务生存能力良好。15.2.2.6敏感性分析对光伏发电工程项目财务经济分析结果影响较大因素主要是工程总投资和运行期间上网电量，其中工程总投资的波动原因主要是市场因素及同类工程建设经验相对不足；运行期间上网电量波动原因主要是自然气候因素及同类工程运行经验数据的相对不足。可见，资本金税后回报率对电价、发电量的敏感性相似，对单位投资成本的敏感性略高于电价和发电量。但是如果多晶硅发电效率没有大的变化，发电量是不会有大变动的；多晶硅组件的生产工艺不发生大的变化，相应组件价格也不会有太大的波动。所以电价是确保资本金税后回报率的关键。15.2.3财务评价结论电价是项目成功的关键，如果在整个运营期内都可以取得0.9元/KWh以上的电价，项目可以确保9%的财务内部收益率。争取好的税收政策支持，可以提高资本金的投资回报率。