1、东北地区30MWp大型(高压)光伏并网示范电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月东北地区30MWp大型(高压)光伏并网示范电站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141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 中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程可行性研究报告中国电2、力工程顾问集团华东电力设计院二一二年二月目录1综合说明11.1概述11.2太阳能资源31.3工程地质31.4工程任务和规模41.5光伏系统总体方案设计及发电量计算41.6电气设计51.7消防设计51.8土建工程61.9施工组织设计61.10工程管理设计71.11环境保护和水土保持设计71.12劳动安全与工业卫生设计91.13节能降耗分析111.14设计概算121.15财务评价与社会效果分析141.16结论及建议151.17附图、附表152.太阳能资源222.1光伏发电工程所在地区的太阳能资源概况222.2太阳能资源观测事实分析232.3xx县太阳能资源评价292.4光伏电站光资源计算303工程3、地质373.1地理位置及水文气象373.2矿产资源及地下文物383.3工程地质条件383.4场地岩土工程评价423.5结论与建议454工程任务与规模474.1工程任务474.2工程规模514.3项目建设必要性525系统总体方案设计和发电量估算535.1阵列单元光伏电池组件选择535.2光伏阵列单元基本运行型式的确定565.3上网电量估算595.4并网逆变器选型与系统设计方案625.5系统无功补偿636电气656.1电气一次部分65防雷71通信726.2电气二次部分736.3地方电力系统情况767土建工程847.1土建设计依据847.2主要建筑材料847.3建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则854、7.4主要建筑设施及结构体系及结构选型857.5采暖、空调系统857.6通风系统857.7抗风沙防护方案868工程消防设计909施工组织设计939.1施工总布置939.2主体工程施工949.3施工质量管理969.4施工总进度9810工程管理设计9910.1项目管理机构组成9910.2项目管理人员及机构职责9911环境保护和水土保持设计10311.1拟建项目区环境概况10311.2设计依据及采用的环境保护标准10311.3环境影响分析10511.4环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析10911.5环境保护措施10911.6绿化及水土保持11111.7环境保护投资估算11311.8综合评价和5、结论11312劳动安全与工业卫生11512.1劳动安全11512.2工业卫生11613节能降耗11713.1节能分析11713.2节能降耗效益分析11714工程设计概算11914.1工程概况11914.2编制原则及依据11914.3投资概算范围12014.4工程总估算表12014.5工程总投资12116财务评价与社会效益分析12316.1财务概况分析12316.2社会效益分析12516.3财务评价附表127前 言中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程可行性研究报告在结合中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx100MWp光伏发电项目规划的基础上，通过对项6、目光能资源分析、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、布置、发电量估算、示范电站电气、土建工程、环境保护和电站建成后节能效益分析、工程投资概算、财务评价等方面进行深入的科学研究，从市场、技术、经济、工程等角度对项目进行调查研究和分析比较，并对项目建成以后可能取得的财务、经济效益及社会环境影响进行科学预测，为项目决策提供了公正的、可靠的、科学性的投资咨询意见。1综合说明1.1概述项目背景中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程是由中国xx新能源公司东北分公司投资兴建的一座大型(高压)光伏并网示范电站，项目整体规划容量为100MWp,一期工程307、MWp。中国xx新能源公司东北分公司负责示范电站的投资、经营和管理。本工程拟从银行贷款70%，自筹资金30%进行建设。所发电量由辽宁省xx公司负责收购和销售。中国xx新能源公司是中国长江xx集团公司的全资子公司。其前身是中国xx资集团公司，2008年10月，经国资委报请国务院批准，并入中国长江xx集团公司，2010年6月更名为中国xx新能源公司。2011年3月中国长江xx集团公司决定长江新能源公司并入中国xx新能源公司。作为xx集团第二支柱产业风能产业的战略实施主体，中国xx新能源公司以国家能源结构调整和集团公司战略转型为契机，充分利用xx品牌优势和xx集团内、外部资源，聚焦核心主业，做大做强8、新能源产业。按照xx集团确定的战略定位和发展规划，争取用3-5年的时间实现整体上市，2020年风电装机突破2000万千瓦，努力打造xx新能源品牌，并发展成为一流的新能源公司。为实施区域化经营战略，有效整合资源，2010年6月10日，中国xx新能源公司东北分公司在哈尔滨正式注册成立，成为中国xx新能源公司首家区域性分公司，代表xx新能源公司协调各子公司、项目与东北三省各级地方政府、各级电网公司、国家电力监管委员会下属分支机构的关系。统一负责中国xx新能源公司在东北地区的新能源发电电项目前期开发、建设及生产运营等管理工作。前期工作中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp9、）工程拟建场址位于辽宁省xx县xx东北方向的丘陵荒山坡上，距离xx市区21公里。坡向朝南稍偏西，坡度722，均为未开垦利用的荒山。具体位置见图1-1。图1-1 xx光伏电站场址示意图图1-2 xx光伏电站区域示意图表1-1 xx光伏项目一期（30MWp）工程拐点坐标序号经度纬度AE1201632.1N41427.88BE1201632.1N414456.2CE1201625.4N414456.2DE1201625.4N41427.88企业委托当地国土管理部门进行了地质数据分析。并与xx县人民政府、xx市人民政府以及辽宁省人民政府有关部门进行了交流，达成了相关协议。1.2太阳能资源辽宁太阳能资源10、丰富，是我国太阳辐射的高能区之一。据太阳辐射资料统计表明，辽宁xx市年平均水平面上辐射总量为5100MJ/ ，且太阳辐射能直接辐射多、散射辐射少，对于太阳能利用十分有利。晴天多，阴天少，日照时数多达2698.4h。这表明当地太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。1.3工程地质（1）经初勘工作，场址区未发现有滑坡、泥石流、崩塌、地面沉降、岩溶、土洞、采空区等不良地质作用，未发现有断裂构造，场地稳定，适宜本工程建设。（2）根据场址区工程地质条件和拟建工程项目规模特征，拟建项目建筑物的地基持力层宜选择-2强风化砾岩作为天然地基，基础型式适宜采用浅基础。（3）因场址区属于丘陵11、坡地，第四系覆盖层很薄，基岩表面坡度较大（坡度大于10%），属于山区土岩不均匀地基，设计时应注意选择同一层位的岩层作为拟建筑物的天然地基，不宜采用土岩结合地基。（4）根据室内湿陷性试验分析成果，按照规范进行湿陷性判定，场地内的含砾粉质粘土、含砾粘土、粉质粘土、粉土层，属于湿陷性黄土，湿陷起始压力为，湿陷性强烈，场地湿陷类型为非自重湿陷性黄土场地，地基湿陷等级为I级（轻微）。（5）根据土的易溶盐分析报告成果，按照规范评判，场地土为碱性及亚氯中盐渍土，场地土对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。（6）根据水质分析成果，按照规范评判，场地内地下水对混凝土结构无腐蚀性12、，对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。（7）勘察区抗震设防烈度为7，设计地震分组为第一组，设计基本地震加速度值为0.10g，实测卓越周期值为0.1020.106s。场地属于对建筑抗震有利地段，场地土类型为中软土-中硬土-岩石，建筑场地类别为I类。（8）勘察区标准冻结深度为1.20m，最大冻结深度1.4m。（9）经勘察，场址区内未发现有古文物、古建筑、古遗址、重点化石群、墓穴、煤层及可为工业利用的矿产资源。（10）因场址区为丘陵坡地，冲沟较发育，建议工程施工建设时考虑排水和防洪措施。（11）因本次勘察是按初勘阶段布设工作量，钻孔间距较大，建议详勘时加密该区勘探工作，应根据设计的拟13、建建筑物位置加深、加密勘探工作。1.4工程任务和规模中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程拟建场址位于辽宁省xx市xx县xx镇东北方向的丘陵荒山坡上，距离xx市区21公里。坡向朝南稍偏西，坡度722，均为未开垦利用的荒山，可用面积约20000亩工程的主要任务是起到示范作用，探索高效率低成本的新能源发电模式（太阳能光伏发电模式），为将来在辽宁地区荒山坡地进行大规模光伏并网发电积累经验和数据，同时本项目也为大规模开发应用xx市、辽宁省乃至全国的太阳能资源的综合利用做准备。中国xx新能源公司东北分公司在辽宁省xx市xx县xx建成一期（30MWp）光伏发电工程，总投14、资额43055万元，其占地面积约80万（1200亩）。光伏发电场采用30MWp全部固定式安装，25年平均年发电量4350万kWh。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算太阳能电站系统由光伏阵列光伏阵列防雷汇流箱直流防雷配电柜光伏并网逆变器0.38/10kV升压系统1066kV升压系统电网接入系统等组成（见下图）。图1-3 太阳能电站系统示意图其中光伏阵列单元由太阳能电池板、阵列单元支架组成。阵列单元按平板固定倾角式方案进行经济技术比较分析。以优化阵列单元间布置间距，降低大风影响，减少占地面积，提高发电量为布置原则。中国xx新能源公司东北分公司在辽宁省xx市xx县xx建成一期（30MWp）光伏发15、电项目系统25年的总发电量约为10.87亿kWh，年平均发电量4350万kWh。1.6电气设计根据电站本期工程装机容量为30MWp，接入系统电压等级为66kV。本电站以66kV电压等级接入xx变。本方案符合国家产业政策，最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。1.7消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防原则，做到防患于未然。严格按照规程规定的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。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、安全出口等各项消防要求。另外，本工程考虑设计水井一座，具体打井深度由甲方提供的水文地质报告确定，由水井抽水送至厂区蓄水池，再设一座增压泵16、房来满足消防用水的要求。1.8土建工程本工程主要有太阳能阵列单元支墩、低压配电室、控制室及办公室等土建工程。阵列单元支墩基础形式采用混凝土基础，配电室采用砖混结构。配电室、控制室及办公室建筑面积合计约为7728 。1.9施工组织设计施工条件铁路、公路贯穿全境，四通八达，京沈和朝锦高速公路的连接，40分钟就可以到达锦州港，大大缩短了与沿海地区、经济发达地区的时空差，货物周转加快，运输成本降低，直接受到京、津、唐地区和辽宁中部城市群的辐射，有利于沿海地区的资本转移。xx县的交通基本可满足太阳能光伏发电场的对外交通运输要求。进入施工现场有道路交通条件都已具备。光伏电站施工所需的电利用距离200m远村17、庄0.38kV现有电路；可以在结合考虑电站建成后清洗需要，在开工前在附近打一个机井，在满足日后清洗需要的前提下满足施工水的需求；通讯可利用普及率较高的移动通讯等方法解决。主体工程施工在安装电池板前，应先按电池板出厂前标定的性能参数，将性能较为接近的电池板成串安装，以保证电池板尽量在最佳工作参数下运行。本期项目基本无大件安装、起吊。电池板安装支架应以散件供货，先在施工现场将其组装成模块，然后逐件起吊就位安装。施工总布置本期工程场地位于山区，主要为设备堆放。施工过程中考虑建设临时生产、生活设施。施工总进度由于本项目主要利在山坡上安装太阳能光伏电池板，电气设备间需要建设新的建筑物，可以在安装电池组件18、前进行考虑。整个工程周期为6个月，其中：可行性研究报告及审查：1个月；主设备招投标及采购：1个月；初步设计及施工图设计：1个月；土建施工、设备安装、单体调试、联合调试：3个月；工程建设用地本工程主要利用xx镇未利用荒山地面安装太阳能光伏组件，本期占用废山地面积80万（1200亩），为未开垦利用的荒山地，征用费用按70年，本工程土地购买用总计3000万元。1.10工程管理设计本着精干、统一、高效的原则，根据光伏试验电站生产经营的需要，且体现现代化电场运行特点，设置光伏电站的管理机构，实行企业管理。本期工程按少人值班、多人维护的原则进行设计，本期工程拟定定员标准为10人，其中运行人员和日常维护人员19、5人，其它5人为管理人员。主要负责光伏电站的建设、经营、管理和运行维护。1.11环境保护和水土保持设计拟建项目区环境概况xx县位于辽宁省西部，大凌河中上游，是辽宁省xx市下辖的一个县。东、东南与凌海市及葫芦岛市的南票区、连山区接壤，西、西南和建平、喀左及建昌相毗邻，并与北票、内蒙古自治区敖汉旗交界。xx县地理坐标为北纬40554154，东经1195212047。南北长109.1公里，东西宽76.2公里。总面积4215.8平方千米。总人口65.4万人。项目区四季分明，雨热同季、日照充足、气候宜人。设计依据及采用的环境保护标准1.11.2.1国家有关法律、法规（1）中华人民共和国环境保护法（19820、9年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过）（2）中华人民共和国环境影响评价法（2002年10月28日第九届全国人民代表大会常务委员会第三十次会议通过）（3）中华人民共和国大气污染防治法（2000年4月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过）（4）中华人民共和国水污染防治法（2008年6月1日起施行）（5）中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法（2004年12月29日第十届全国人民代表大会常务委员会第十三次会议修订通过）（6）中华人民共和国噪声污染防治法（1996年10月29日第八届全国人民代表大会常务委员会第二十二次会议通过）（7）中华人民共和国环境影响21、评价法1.11.2.2设计依据（1）光伏发电工程可行性研究报告编制办法GD0032011（2）地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T18479-2001（3）太阳光伏能源系统术语GB2297-1989（4）太阳光伏电源系统安装工程设计规范CECS84-96（5）太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范CECS85-961.11.2.3环境保护标准拟建项目采用的大气、水体、噪声标准如下：(1)大气环境保护标准本拟建项目设计中采用的大气环境保护标准，见表12-1。表1-2 大气环境保护标准标准名称内容环境空气质量标准(GB3095-1996)及修改单的通知中二级标准项目SO2TSPNO2P22、M101小时平均0.50/0.24/日平均0.150.300.120.15年平均0.060.200.080.10(2)水环境保护标准本拟建项目设计中采用的水环境保护标准，见表12-2。表1-3 水环境保护标准评价水体评价范围执行的环境质量标准与级别及排放标准与级别生活污水项目区生活污水污水综合排放标准(GB8978-1996)中的二级标准地表水地表水环境质量标准（GB3096-93中3、4类标准）(3)噪声环境保护标准本拟建项目设计中采用的噪声环境保护标准，见表12-3。表1-4 噪声环境保护标准功能区名称评价范围执行的标准与级别厂界围墙外1m处工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-223、008)中的3类标准扩建厂区厂区及附近区域建筑施工场界噪声限值(GB12523-90)区域噪声围墙外1m处声环境质量标准(GB3096-2008)中的3类标准主要环境保护目标：（1）控制施工场地扬尘造成的污染，使评价区域环境空气质量满足环境空气质量标准（GB30951996）及国家环保总局“关于发布”环境空气质量标准（GB30951996）修改单的通知（环发【2000】1号文）二级标准。（2）施工期应控制施工机械设备所产生的噪声对工程所在区域相邻单位的影响，确保噪声满足建筑施工厂界噪声限制（GB12523-90）的要求。（3）保证不因本工程的实施而污染项目所在区域地下水环境，尽量减少本项目工程24、废、污排放，外排废水达到污水综合排放标准（GB897851996）中的二级标准。（4）工程施工对环境的影响。保证尽力减轻工程施工时对保护目标的空气、噪声、水和生态环境产生的不利影响。1.12劳动安全与工业卫生设计劳动安全为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生25、防范措施和防护设施与本期工程同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。.1防雷电由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也可安装在接线箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器。.2防电伤（1）所有电气设备均按照现行的电气设备安全设计导则（GB4064-1993）要求进行设计；（2）所有电气设备的接地均按照现行电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-20026、6）要求进行设计，电气设备均接地或接零；（3）按规定配置过载保护器、漏电保护器；（4）为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施；（5）电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配电装置设计技术规程规定的要求；（6）为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；（7）检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修；同时尽量避免雨天作业；.3防噪声、振荡（1）噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等设置隔声措施，使其噪声满足工业27、企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）的要求。（2）站区布置建筑设计应考虑防噪措施。（3）防振动危害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合作业场所局部振动卫生标准（GB10434-1989）及其它有关标准、规范的规定。工业卫生工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。（1）本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）等电力标准、规范。（2）生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当28、地气象条件，控制室设置空气调节系统。（3）场内各工作间均设置冬季采暖设备防寒，以保护运行人员身体，提高工作效率。（4）在配电间设置通风设施。1.13节能降耗分析节能分析本期工程总装机容量为30MWp，运行期年平均发电量为4350万kWh，建设期6个月，运行期25年。.1系统工程电力从电站送至楼内配电母线，在汇流与连接线存在电能损失即功率损耗，功率损耗是输电线路功率损耗和逆变器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本电站线路部分根据经济电流密度选用电力电缆，另外，本工程选用的29、逆变器功率因数0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统是否安装补偿装置， 根据电力部门相关接入要求决定。.2电气部分电气部分设计采用优化设计，减少占地面积，节省材料用量的原则，通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化桥架布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：(1)降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。(2)有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。节能降耗效益分析光伏发电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。工程本期装机容量为30、30MWp，每年可为电网提供电量4350万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以发电标煤煤耗360g/kWh计，每年可节约标准煤约1.58万吨，减排二氧化碳约4.13万吨、二氧化硫约347吨、氮氧化物约117吨、烟尘约237吨。项目减少了有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，也没有污水排放。光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本光伏电站的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。1.14设计概算工程概况本期建设规模30MWp。本工程地处辽宁省xx市xx县，工31、程建设期预计6个月，生产运营期25年。主要设备运输方式：采用陆路运输。本投资概算价格水平年为2011年第四季度。本工程主要工程量包括：光伏电池30MW、逆变器30MW(30台1MW)，光伏设备支架，场站土建工程，输变电工程。光伏系统平均年发电量4350万kWh.工程总投资43055万元。编制原则及依据1.14.2.1参照（2007版）风电站工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准1.14.2.2工程量根据初步设计图纸及设备、材料清册。1.14.2.3定额按电力工程建设概算定额（2006版）。1.14.2.4项目划分及取费标准项目划分及取费标准：参照电力工程可行性研究报告设计概算编制办法及计32、算标准(2006版)。1.14.2.5价格1.14.2.5.1主设备价格光伏电池设备价格7.5元/瓦，并网逆变器价格为1元/瓦。1.14.2.5.2建筑材料执行2011年第四季度辽宁省建筑工程材料市场信息价。1.14.2.5.3安装材料执行2011年第四季度辽宁省市场信息价,同时结合市场变化趋势考虑了相应的变化系数。1.14.2.5.4基础数据人工工资水平根据编制办法规定，人工预算单价选取80元/工日。投资概算范围1.14.3.1光伏电站内所有的设备及安装工程、土建工程和其他工程费用。1.14.3.2本工程投资含接入系统的投资。工程总估算表表1-5 工程总估算表序号工程或费用名称建筑工程费设备33、购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资（%）单位投资（元/kVA）一主辅生产工程210031500630039900.0095.00%13300.00(一)主要生产工程210031500630039900.0095.00%13300.00(二)辅助生产工程0.00二与站址有关的单项工程0.00小计210031500630039900.0095.00%13300.00三编制年价差0.000.00%0.00四其他费用2100.002100.005.00%700.00其中:1.建设场地征用及清理费0.002.基本预备费0.000.00%0.00五特殊项目0.00工程静态投资2100315006334、002100.0042000.00100.00%14000.00各类费用占表态投资比例(%)5.00%75.00%15.00%5.00%1.00六动态费用000894.34894.34(一)价差预备费0.00(二)建设期贷款利息894.34894.34工程动态投资2100315006300.00002994.342942894.3414298.11工程总投资工程总投资43055万元，本金12916万元，项目负债率70.01%。1.15财务评价与社会效果分析财务概况分析工程计划建设期为6个月，工程总投资43055万元，单位千瓦投资14351元/kWp。表1-6 技术经济指标表序号指标名称单位指标35、值备注1装机功率MWp30多晶硅太阳能电池2发电量万kWh/年4350年平均3建设期月64占地面积 80万5劳动定员人106总投资万元430557最高负债率%70.018资本金万元12916财务分析见附表社会效益分析.1人力资源效益项目建设阶段，可促进建筑业的就业情况，增加当地人的收入；本项目运营期同样需要一定数量的维护人员，可直接利用当地人力资源，从而为当地创造良好就业机会，解决当地就业问题。并可通过施工建设期间及生产运行期间的劳务用工，增加当地居民收入，提高生活水平。.2节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度36、。中华人民共和国可再生能源法已明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。本项目建成后，预计每年平均可上网输送电量约4350万kWh，与传统的火力发电相比，每年可节约标准煤约1.58万吨，减排二氧化碳约4.13万吨，二氧化硫约347吨，氮氧化物约117吨，烟尘约237吨。.3其它社会效益(1)可加快能源电力结构调整国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。为确保辽宁省长远能源平衡，保37、持能源发展的可持续性，在电网覆盖范围内适当加大太阳能资源的利用是十分必要的。因此，大力发展太阳能光伏发电，将改善能源结构，有利于增加可再生能源的比例。(2)可促进当地旅游业的发展光伏电站不但可给地区电网提供电力，而且光伏发电厂本身也可成为一旅游景点，促进当地旅游业的发展。(3)可促进当地经济的发展xx光伏电站的开发，会促进地区相关产业，如建材、交通、设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着光伏电站的相继开发，太阳能发电将成为辽宁省的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用38、。1.16结论及建议通过对中国xx新能源公司东北分公司在辽宁省xx市xx县xx建成一期（30MWp）工程的可行性研究设计，对电站光能资源进行了分析，经过论证、比较，工程投资估算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。1.17附图、附表光伏发电工程地理位置示意图图1-4 光伏发电工程地理位置示意图光伏发电工程特性表，见表1-7。表1-7 光伏发电工程特性表一、 光电发电工程站址情况项目单位数量备注装机容量MWp30占地面积Km20.8海拔高度m300经度（东经）1201628.75纬度（北纬）414332.04工程代表年太阳总辐39、射量MJ/m25100工程代表年日照小时数h1450二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温8.8多年极限最高气温43.3多年极限最低气温-34.4多年最大冻土深度m1.40多年最大积雪厚度cm17多年平均风速m/s2.1多年极大风速m/s28.3多年平均沙尘暴日数日1.3多年平均雷暴日数日35三、主要设备编号名称单位数量备注1.光伏组件（型号：PW 35WM96235）1.1峰值功率Wp2351.2开路电压VV37.01.3短路电流AA8.541.4工作电压VV29.51.5工作电流AA7.971.6峰值功率温度系数%/K-0.451.7开路电压温度系数%/K-3.71.8短路电流温度系40、数%/K0.061.910年功率衰降%7.41.1025年功率衰降%17.91.11外形尺寸mm16001050461.12重量kg211.13数量块1278001.14向日跟踪方式1.15固定倾角角度（）422逆变器（型号：GSG-1000KTT-LV）2.1输出额定功率kw10002.2最大交流侧功率kw2.3最大交流电流A2.4最高转换效率%98.72.5欧洲效率%98.32.6输入直流侧电压范围VDC4408502.7最大功率跟踪（MPPT）范围VDC2.8最大直流输入电流A25002.9交流输出电压范围V2103102.10输出频率范围hz45.550.52.11功率因数0.992.41、12宽/高/厚mm240021409502.13重量kg22162.14工作环境温度范围-2055(50降额）2.15数量台303箱式升压变电站（型号：S112200110.4）3.1台数台303.2容量MVA13.3额定电压kV104升压主变压器（型号：SFZ1030000/66）4.1台数台14.2容量MVA304.3额定电压kV665升压变电站出线回路数、电压等级和出线形式5.1场内进线回路数回305.2电压等级kV105.3出线回路数回15.2电压等级kV66四、土建施工编号名称单位数量备注1光伏组件支架钢材量t72002土石方开挖m3120749.43土石方开填m31086724基础42、混凝土m3191505钢筋t4856施工总工期月6五、概算指标编号名称单位数量备注1静态总投资万元420002动态投资万元430553单位千瓦静态投资元/kWp14,0004单位千瓦动态投资元/kWp14,3515设备及安装工程万元37,8006建筑工程万元2,1007其他费用万元154628基本预备费万元6009建设期贷款利息万元694.34六、经济指标1装机容量MWp30.2年平均上网电量万kW.h43503上网电价（25年）元/（kW.h）1.3含税4项目投资收益率%9.63税前5项目投资收益率%7.73税后6资本金收益率%10.41税后7投资回收期年11.56税后8借款偿还期年159资43、产负债率%70.012.太阳能资源2.1光伏发电工程所在地区的太阳能资源概况日照时数多寡对到达地面的太阳辐射量有很大影响，因此是反映太阳能资源状况的一个重要气象要素。辽宁省各地的年均日照时数为21392938，最低值出现在辽东山区的草河口县，最高值出现在辽西北的建平县，辽宁省年平均日照时数为2543h。全省日照时数分布（图4a）呈由西向东减少形势，辽西山区和辽北边界地区日照时数较多，在2800h以上；东部山区日照时数较少，在2500h以下。云量是影响日照时数的重要因子，日照时数的空间分布与全省西北干旱少云、东部多雨多云的气候特点相符。与我国其它地区相比，辽宁省日照时数相对较多，属我国日照丰富的44、省份。推算出全省平均年太阳辐射量为5003mj/，各地年太阳总辐射量为（45135344）mj/，辐射量最大值出现在南部海岛上的长海县，最小值出现在草河口县。太阳总辐射分布主要受气候和地形影响，分布形势（图4b）大致是由西至东减弱，与降水量分布相反、与日照分布相一致。辽西和沿海地区辐射量较大，东部山区辐射量较小。图2-1日照时数和太阳总辐射2.2太阳能资源观测事实分析表2-1列出了xx气象站各时段的累年各月及年平均日照时数，图2-1为各月累年平均日照时数曲线图。可以看到，各月日照时数也呈双峰型分布，以春季最多、夏季次之、冬季最少为主要特征。其中，5月份日照时数最多，为240h左右，12月日照时45、数最少，为170h左右；19992008年10年间的累年平均值为2562.12h。表2-1xx县气象局近10年日照资料统计月份123456789101112年合计1999年203.7217.3179.6234.1271.7259.8265.3239.6215.4238201.3183.62709.42000年171219.2247.2238.1293.1265.6273.7201.5237.6202176.61752700.62001年155.6207.8232.3258.2279218.1276.9276.3248.4209.6203.8182.62748.62002年192.5203.3246、06196.5310.9185.1253.4272.9237.1185.9183.9177.72604.72003年200.8197.3180.9235.3220.7226.5213280.9228.6208.4142.7179.12514.22004年200.6191.6247.5258.7237213.8241.4232254231.4155.7146.12609.82005年174.9195.8240.2224231.3174.6202.4172.6225.1226202.2178.82447.92006年159.4146.7229.3152.6224207.7207.2218.324447、.2230179.3165.12363.82007年192.3197.2201.5175.4247.9236.6176.2271.4259.9189.8177.7160.22485.72008年205.9227.3186.6185.9214.6178.9181.4207.7244.5243.7201.2158.82436.5合计1856.72003.52151.12158.82530.22166.72290.92373.22394.42164.81824.41706.525621.2图2-2 xx各月累年平均日照时数变化曲线图图2-2为xx县1971年建站以来的历年日照时数变化直方图。可以看到48、，历年日照时数也呈波动起伏状态，但波动中存在下降趋势。40余年来，xx县年日照时数为2363.83030.2h，1971年最多，2006年最少。图2-2xx年日照时数年际变化直方图日照百分率表2-2列出了xx县气象站各时段的累年各月及年平均日照百分率，图2-3为各月累年平均日照百分率曲线图。可以看到，xx县日照百分率的季节变化特点是以夏季最少、春季次之、秋冬季最多为主要特征，其中，1、2月份日照百分率偏高，接近70%，7月日照百分率偏少，不足50%；累年平均年日照百分率为60%左右，其中，19712009年间的累年平均值为62%。表2-2 xx累年各月及年平均日照百分率（单位：h）图2-3 x49、x各月累年平均日照百分率变化曲线图xx县历年平均日照百分率为54%69%，1971年最多，2006年最少，具有波动下降趋势。图2-4为xx县历年日照百分率变化直方图。图2-4 xx日照百分率年际变化直方图太阳总辐射采用xx气象站的太阳总辐射观测资料分析该区域的太阳总辐射季节、年际、日变化特点。表2-3列出了xx气象站两时段的累年各月及年平均太阳总辐射量，图2-5为各月累年平均太阳总辐射量变化曲线图。可以看到，xx地区的年均太阳总辐射为5100MJ/ 左右，近6年的年均太阳总辐射偏低，为5086.8MJ/ 。太阳总辐射的月季变化曲线呈单峰型，春夏季较大、秋冬季较小。总辐射最高值出现在5月份，可达50、到600余MJ/ 左右，最低值出现在12月份，为200余MJ/ 。春、夏、秋、冬四季总辐射量约分别占年总辐射量的31%、33%、21%和15%左右。总辐射的季节分布与太阳沿南北回归线的运动轨迹有关，太阳越接近北回归线太阳辐射越强，但68月的夏季因降雨较多、天空云量较多，导致6月太阳总辐射低于5月份。两时间段太阳总辐射季节变化差异很小。表2-3 xx县气象局近10年太阳辐射资料统计月份123456789101112年合计年平均1999年7.8811.5712.0617.5920.6820.7920.2318.0115.4812.949.087.37173.6914.472000年7.4811.451、315.3817.8621.6821.4220.3317.4916.4711.716.274.85172.3714.362001年5.448.2210.7512.8814.8513.3114.5514.0112.158.256.534.92125.7610.482002年7.8611.9114.5416.7122.1516.4920.2919.3115.42118.226.67170.5714.212003年7.6610.7613.4817.7319.1319.9418.4119.9814.9511.727.096.81167.2113.932004年7.6210.5815.2318.451852、.8218.0318.5716.8815.4212.227.286.17165.2713.772005年7.0310.116.6318.2820.2119.7921.114.7417.7814.6710.27.93178.4614.042006年8.0811.3716.6116.6419.3819.3318.9317.6616.4912.549.277.23173.5314.462007年8.0611.4615.1118.3720.4422.218.7818.5616.2910.337.255.71172.5214.382008年6.9910.2111.6414.616.6816.6516.653、715.9114.9711.548.116.19150.6112.51图2-5 xx县各月累年平均太阳总辐射变化曲线图图2-6为xx太阳总辐射年际变化柱状图。可以看到，除2001年异常小外，太阳辐射年际变化相对比较平稳，没有明显的阶段性变化或趋势性，年太阳总辐射量处于3820.65508.2MJ/ ，1999年最大，2001年最小。图2-6 xx县太阳总辐射年际变化柱状图总辐射的日变化与太阳日出至日落的运动非常一致。就年平均状况看，总辐射的日变化呈以12时为中心的正态分布，从清晨6时左右开始具有微弱的辐射量，12时达到最大，然后开始逐时减少，20时以后辐射消失。春夏季有太阳辐射的时间为16h左54、右，秋季为12h左右，冬季为11h左右。图2-7为xx19932009年累年逐时平均太阳总辐射量日变化图。图2-7 xx太阳总辐射日变化曲线图（1）xx地区的年太阳总辐射为5100MJ/ 左右，该地区的年日照时数为2700h左右，年日照百分率为62%左右，太阳能资源处于全省前列。根据辽宁省太阳能资源区划结果，xx地区处于全省太阳能资源丰富区。（2）太阳能资源以春季和夏季较好、冬季最差为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强，可达到600MJ/ 左右，12月份辐射最弱，为200MJ/ 左右。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31%、33%、21%和15%左右。（3）从日平均状况看，11155、4时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的53%左右，是最佳太阳能资源利用时段，12时前后辐射最强。（4）日照时数以7.5h左右的天数最多，全年可达到60天左右，占14%以上；6.112.0h区间的天数较多，总天数为250天以上，可占全年的69%，年可利用率较高。综上所述，xx县太阳能资源丰富，属辽宁省太阳能资源丰富区，可以选取适当地点开展太阳能发电和太阳能资源热利用项目。特殊气候条件对本工程的影响由于太阳能光伏电站以收集太阳辐射能为能源进行光电转化，因此电站运行受到周围环境的影响因素较多，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：（1）周围56、有无遮光障碍物。电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。同时应考虑沙尘暴的影响。（2）太阳能电池阵列的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大积雪厚度。本项目发电单元的倾角为42度，冬季阵列上的积雪如不能靠重力自行下滑，则需人工清扫。（3）鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板阵上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的排泄物。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。2.3xx县太阳能资源评价（1）xx地区的年太阳57、总辐射为5100MJ/ 左右，该地区的年日照时数为2700h左右，年日照百分率为62%左右，太阳能资源处于全省前列。根据辽宁省太阳能资源区划结果，xx地区处于全省太阳能资源丰富区。（2）太阳能资源以春季和夏季较好、冬季最差为主要特征。其中，5月份太阳辐射最强，可达到600MJ/ 左右，12月份辐射最弱，为200MJ/ 左右。春、夏、秋、冬四季总辐射量分别约占年总辐射量的31%、33%、21%和15%左右。（3）从日平均状况看，1114时的太阳辐射较强，可占全天辐射量的53%左右，是最佳太阳能资源利用时段，12时前后辐射最强。（4）日照时数以7.5h左右的天数最多，全年可达到60天左右，占14%58、以上；（5）112.0h区间的天数较多，总天数为250天以上，可占全年的69%，年可利用率较高。综上所述，xx县太阳能资源丰富，属辽宁省太阳能资源丰富区，可以选取适当地点开展太阳能发电和太阳能资源热利用项目。2.4光伏电站光资源计算根据xx县太阳辐射量数据，运用太阳能辐射软件计算，得到以下数据：倾斜角为4045时不同倾斜角度的辐射量比较：倾斜角为40月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.3614二月3.53005.7720三月4.76006.0603四月5.76006.0822五月6.34005.9106六月5.85005.2095七月559、.38004.8909八月5.10005.0424九月4.74005.4961十月3.65005.2661十一月2.61004.7034十二月2.25004.8648年平均数4.38565.3853倾斜角为41月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4091二月3.53005.8060三月4.76006.0639四月5.76006.0616五月6.34005.8739六月5.85005.1722七月5.38004.8587八月5.10005.0190九月4.74005.4894十月3.65005.2817十一月2.61004.7339十二月60、2.25004.9113年平均数4.38565.3869倾斜角为42月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4555二月3.53005.8388三月4.76006.0661四月5.76006.0395五月6.34005.8360六月5.85005.1339七月5.38004.8256八月5.10004.9945九月4.74005.4815十月3.65005.2959十一月2.61004.7631十二月2.25004.9566年平均数4.38565.3873倾斜角为43月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日61、一月2.62005.5006二月3.53005.8703三月4.76006.0668四月5.76006.0161五月6.34005.7969六月5.85005.0946七月5.38004.7916八月5.10004.9690九月4.74005.4723十月3.65005.3087十一月2.61004.7911十二月2.25005.0007年平均数4.38565.3864倾斜角为44月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.5444二月3.53005.9005三月4.76006.0660四月5.76005.9914五月6.34005.7565六62、月5.85005.0543七月5.38004.7567八月5.10004.9425九月4.74005.4618十月3.65005.3202十一月2.61004.8178十二月2.25005.0437年平均数4.38565.3844倾斜角为45月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.5869二月3.53005.9294三月4.76006.0637四月5.76005.9652五月6.34005.7149六月5.85005.0131七月5.38004.7208八月5.10004.9149九月4.74005.4501十月3.65005.3304十一63、月2.61004.8432十二月2.25005.0854年平均数4.38565.3811由计算结果可以看出，在倾斜角度为42，倾斜面所接收到的年均日辐射量最大，达到5.3873度/平方米/日。图2-8 不同倾角年平均日照辐射另外方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。见以下各表：倾斜角为42,方位角为-10月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4070二月3.53005.7963三月4.76006.0324四月5.76006.0187五月6.34005.8250六月5.85005.1282七月5.38004.8193八月5.164、0004.9821九月4.74005.4568十月3.65005.2601十一月2.61004.7227十二月2.25004.9109年平均数4.38565.3601倾斜角为42,方位角为-5月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4433二月3.53005.8281三月4.76006.0577四月5.76006.0343五月6.34005.8333六月5.85005.1325七月5.38004.8241八月5.10004.9914九月4.74005.4753十月3.65005.2869十一月2.61004.7530十二月2.25004.965、451年平均数4.38565.3805倾斜角为42,方位角为0月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4555二月3.53005.8388三月4.76006.0661四月5.76006.0395五月6.34005.8360六月5.85005.1339七月5.38004.8256八月5.10004.9945九月4.74005.4815十月3.65005.2959十一月2.61004.7631十二月2.25004.9566年平均数4.38565.3873倾斜角为42,方位角为+5月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平66、方米/日一月2.62005.4433二月3.53005.8281三月4.76006.0577四月5.76006.0343五月6.34005.8333六月5.85005.1325七月5.38004.8241八月5.10004.9914九月4.74005.4753十月3.65005.2869十一月2.61004.7530十二月2.25004.9451年平均数4.38565.3805倾斜角为42,方位角为+10月每日的太阳辐射-水平线每日的太阳辐射-倾斜的度/平方米/日度/平方米/日一月2.62005.4070二月3.53005.7963三月4.76006.0324四月5.76006.0187五月667、.34005.8250六月5.85005.1282七月5.38004.8193八月5.10004.9821九月4.74005.4568十月3.65005.2601十一月2.61004.7227十二月2.25004.9109年平均数4.38565.3601根据以上数据的结果，在倾斜角度为42，方位角为0时，倾斜面所接收到的年均日辐射量最大，达到5.3873度/平方米/日。图2-9 42倾角下不同方位角辐射量比较2.6附表、附图xx市气象站多年对xx县观测相关数据项目单位数量备注多年平均气温8.8多年极限最高气温43.3多年极限最低气温-34.4多年最大冻土深度m1.40多年最大积雪厚度cm17多68、年平均风速m/s2.1多年极大风速m/s28.3多年平均沙尘暴日数日1.3多年平均雷暴日数日353工程地质3.1地理位置及水文气象地理位置中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程拟建场址位于辽宁省xx市xx县xx东北方向的丘陵荒山坡上，坡度722，为南北展布呈矩形坡地。一期30MW项目占地面积80万（1200亩），为未开垦利用的荒山地，距离xx市区21公里，交通便利。水文气象（1）水文xx县主要河流有大凌河及其支流老虎山河，南部有小凌河。大凌河流域包括西北部13个乡镇（场）和南双庙乡，大致位于努鲁尔虎山山系以东、大柏山山脉以西。大凌河横贯东西，北部地区由于受断69、裂控制及流水侵蚀作用，地势起伏不平，多以山地为主；西部和南部地区地势相对较高，地形地貌多样，以平地和丘陵为主。大凌河流域地区沿河两岸冲积平原，一般宽为35公里，最宽处可达78公里，土地平坦、肥沃，且比较集中，农业基础条件较好，为人口集居密集地区。小凌河流域包括东南部14个乡镇（不包括南双庙乡），位于大柏山山脉以东、大凌河以南，大致呈南北走向。小凌河自西南向东北流经此区域，沿河的低平阶地为本地区人口集居和耕作区。包括顺小凌河水流经黑牛营子、尚志、羊山、二十家子、东大屯等乡镇的沿河两岸以及小凌河流的沿河两岸，有许多河谷冲积小平原，土质比较肥沃。（2）气象勘察区地处北温带半干旱季风气候区，是辽宁省降70、水量较少的地区，多年平均降水量为457.8mm，且降水量在时空分布上极不均一，多集中于7-6月，汛期洪灾泛滥，雨过地干，且存在由南向北逐渐较少的趋势。气候特征为冬季寒冷、夏季炎热。年平均气温8.8，极端最高温度43.3，极端最低温度-34.4，地面平均温度10.7。年平均降雨量485.5mm，最大一次日降雨量232.2mm，年平均蒸发量2057.1mm，年最大积雪厚度17cm，年平均相对湿度52%，晴天日数125天，阴天日数53天，年日照时数2810.9小时，日照百分数63%。年平均雷暴日数35天，年平均大风日数13.2天，年平均沙尘暴日数1.3天，年平均雾日数2.8天，冰雹日数2.1天。累计71、年均风速2-8m/s。常年主导风向为南风。3.2矿产资源及地下文物矿产资源本次勘察钻探深度内及地表踏勘等未发现有煤层及可为工业利用的矿产资源。地下文物通过现场踏勘、钻探、物探工作及民间调查访问了解，场址区范围内地下未发现有古文物、古建筑、古遗址、重点化石群、墓穴存在。3.3工程地质条件地形地貌场址区为剥蚀丘陵地貌形态，丘陵间有冲沟存在。地形北高南低，为坡向朝南稍偏西，坡度722。征地界址点范围内，钻孔最高点海拔384.2m，最低点海拔344.2m，相对高差40.0m。地质构造（1）区域地质构造勘察区所处一级构造单元属华北地台。震旦纪转化为两个完全不同的次一级构造单元，即内蒙地轴和燕山沉降带。以72、断亲山东官营子逆断层为界，北侧属内蒙地轴东部南缘部分，南侧属燕山沉降带辽西古中凹陷。东西向复杂构造带在本地区主要表现为走向近东西紧闭的褶皱。新华夏构造体系是本地区最广泛的构造体系，它的构造行迹是由比较平缓的褶皱和压性断层及张性扭性断裂所组成。（2）断裂构造xx地区断裂构造以北东方向最为发育，并以压性断层为主，断层面倾向北西，多集中在盆地边缘。（3）勘察场地断裂构造场址区内，经物探勘测和地质钻探揭露，勘察场地地质主要反映为第四系覆盖层薄，基岩风化壳的风化岩深度及基岩岩性的变化，局部基岩风化较深，岩芯局部破碎，风化壳下部岩体比较完整等特征，未发现有断裂构造和明显的构造异常。地层结构、分布规律、岩土73、特征场址区地层结构主要由上覆的第四系松散层和基岩砾岩、页岩、砂岩构成。其第四系覆盖层较薄，厚度为0.9-1.9m，成因类型为残坡积物（Q4el+dl）。岩石主要为砾岩，局部地段为泥质粉砂岩、粉砂质页岩、蚀变安山岩，岩石成因时代属于上侏罗系土城子组（J3t）。根据本次勘察的地质填图、工程钻探揭露，场地地层由上而下地层结构依次为表土，含砾粉质粘土、含砾粘土、粉质粘土、粉土，-1角砾，-2碎石，-1全风化砾岩，-2强风化砾岩，-3中风化砾岩、中风化泥质粉砂岩、中风化蚀变安山岩，破碎带，-4微风化砾岩。各层土（岩）的厚度、分布规律、岩性特征等分述如下：表土：全区分布，厚度0.3-0.5m。分布在地表，74、呈黄褐色、黑褐色、褐色，干，松散。主要由粘性土、植物根系、砾石、腐殖质等组成。含砾粉质粘土、含砾粘土、粉质粘土、粉土：为残坡积土，分布不连续，。层厚0.2-1.1m，层顶埋深0.3-0.5m。呈黄褐色、褐色、灰黄色、灰紫色，干，硬塑。含砾石，呈棱角状，土质不均匀，具较大孔隙。冲击易钻进，锹镐挖掘不困难。该土层层厚不均，土质不均匀，孔隙比大，具中等-高等压缩性，具湿陷性。标贯试验实测击数16-24击。-1角砾：为残坡积碎石土，分布不连续，层厚0.3-0.6m，层顶埋深一般为0.3-0.5m。呈黄褐色、灰黄色、灰紫色，松散-稍密，干。砾石母岩成分主要为砂岩、砾岩、安山岩、页岩、玄武岩，已风化，呈棱75、角状，无分选。砾石直径一般为5-20mm，约占总质量50-70%。含少量碎石，混有粘性土。重型动力触探修正后锤击数击，修正后击数标准值为9.3击。-2碎石：为残坡积碎石土，分布不连续，层厚0.3-0.4m，层顶埋深0.6-0.9m。呈黄褐色、灰黄色、灰紫色，稍密-中密，干。碎石成分主要为砂岩、砾岩、页岩、安山岩，已风化，呈棱角状。碎石直径一般为20-60mm，大者直径为80-100mm，约占总质量50-70%，混有角砾及粘性土。重型动力触探修正后锤击数击，修正后击数标准值为15.3击。-1全风化砾岩：分布不连续，层厚一般为0.2-0.7m，层顶埋深0.6-1.6m。呈灰黄色、灰紫色，岩石风化作76、用影响剧烈，岩石结构基本破坏，但尚可辨认，有残余强度，冲击可钻进，岩芯手碾呈碎块状。标贯试验实测击数为击。-2强风化砾岩：全区分布，层厚2.1-5.9m，层顶埋深0.9-2.3m，呈灰紫色，为砾状结构，砾岩中的砾石母岩成分主要为砂岩、砾岩、页岩、安山岩、玄武岩，砾石颗粒大小不一。分选性差，无定向排列，砾石呈次圆状，为泥质胶结和硅质胶结，胶结类型为孔隙式胶结和接触式胶结。岩石受风化作用影响强烈，节理裂隙很发育，岩芯呈碎块状、块状，锤击易碎。强风化粉砂质页岩：主要呈薄夹层分布在强风化砾岩中。据冲沟岩石露头剖面处观测，在强风化砾岩层中夹薄层粉砂质页岩，层厚0.050.15m。呈紫色，具页理，矿物成分77、主要以泥质粘土矿物为主，粉砂质矿物成分为石英、长石。岩石风化强烈，强度低，手折易碎。-3中风化砾岩：全区分布。层厚6.112.5m，层顶埋深3.56.8m。呈灰紫色、紫色、灰色，为砾状结构。砾岩中的砾石母岩成分主要为砂岩、砾岩、页岩、安山岩、玄武岩，砾石颗粒大小不一，分选性差，砾石呈次圆状，为泥质胶结及硅质胶结，胶结类型为孔隙式胶结和接触式胶结。岩石受风化作用影响中等，节理裂隙较发育，岩石较硬，岩芯呈块柱状、短柱状、柱状，柱长30120mm。中风化泥质粉砂岩：层厚2.5m。呈紫色，粒状结构，泥质胶结。颗粒矿物成分主要为石英、长石，泥质成分主要为粘土矿物。粒径大于0.075mm者约占总质量60-78、70%。分选一般，砂颗粒呈次圆状。节理裂隙较发育，已被岩脉充填。岩芯完整，岩石不硬，强度低，锤击易碎。中风化蚀变安山岩：位于中风化砾岩之下，未揭穿。呈灰色、灰绿色，斑状结构，块状构造。斑晶为斜长石，基质为长石、石英、角闪石。岩石蚀变较强，绿泥石化、绿帘石化。岩石节理裂隙发育，岩石不硬，强度低，锤击易碎。破碎带：厚度1.7m。呈灰紫色，岩芯较破碎，碎块直径2050mm，岩石较硬。该处钻进漏水严重，含裂隙水。-4微风化砾岩：全区分布，钻进控制厚度，层顶埋深9.617.5m。呈灰紫色、灰色，砾状结构。砾石成分主要为砾岩、砂岩、安山岩、玄武岩。砾石颗粒大小不一，分选性差，呈次圆状，主要为硅质胶结。岩石79、节理裂隙发育差，已被岩脉充填。岩石坚硬。岩芯呈长柱状，柱长80300mm。岩土物理力学性质根据现场原位测试成果、物探测试成果、室内土工试验分析成果、岩石力学试验成果、土的易溶盐分析成果，将场址区岩土的物理力学性质指标进行统计，统计结果如表3-1.表3-1地基土（岩）主要物理力学性质指标统计表岩土名称及编号物理力学性质指标统计个数n最大值max最小值min平均值m标准差f变异系数修正系数s标准值k备注含水率W0(%)711.75.48.62.3280.2711.19010.2室内土工试验含砾粉孔隙比e41.3450.9781.175质粘土、含砾粘液性指数IL700斜单轴跟踪器单轴跟踪器），与固定80、式阵列系统相比，双轴跟踪系统建设造价增加约20%，斜单轴跟踪系统建设造价增加约12%，单轴跟踪系统建设造价增加约10%。目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠区大型并网光伏电场和聚焦型光伏电场，而国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电场项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电场上的使用，同时，随着电池组件价格的不断降低，跟踪装置以及高倍聚光技术带来的成本优势正在不断减小，固定平板的布置方式所具有的成本相对较低81、后期维护量少的优势逐渐得到体现。综合考虑环境和经济效益，因此本工程全部采用固定安装方式。光伏发电方阵容量的选择采用光伏发电方阵布置方式，具有电池板布局整齐美观，厂区分区明确，设备编号和管理方便，运行和检修吹扫方便等优点。由于本期工程建设规模较大，拟以每1MWp容量电池板为一个方阵，共30个方阵，每个方阵相应设置一个低压配电室。单个光伏方阵容量约为整个一期光伏电场3.3容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电场的运行影响较小。如每方阵电池板容量小于1MWp，则会增加低压配电装置、低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量按2MWp考虑，则2MWp容量固定安装电池板布置面积将达82、到约400400米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆将达到350余米长，接近低压输电经济长度极限。故以每1MWp容量电池板为一个方阵方案具有降低工程造价、便于运行管理、电池板布局整齐美观等优点。太阳能光伏方阵单元型式的确定根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板倾角按42度考虑。电池组件串联组数的确定主要依据其工作电压、开路电压、当地温度和瞬时辐射强度对开路电压、工作电压的影响来分析：本期电站实际装机容量为30MWp，太阳能电池组件选型为235Wp多晶硅电池，逆变器容量选用1000kW。（1）电池组件计算参数组件及线路损耗、尘埃遮挡等电压损失为4。冬季最低环境温度为：-26.6；夏季83、最高环境温度为：+40.7。（2）电池组件组合计算计算公式：NVdcmax/Voc96NVdcmin/Vmp96式中：Vdcmax逆变器MPPT最大输入电压；Vdcmin逆变器MPPT最小输入电压；Voc电池组件开路电压；Vmp电池组件最佳工作电压。经计算：得出串联光伏电池数量N为：16N21。根据运行经验及工作环境等因素，现分析19串、20、21如下：组件串联数量倾斜面上辐射强度(W/ )开路电压(V)(常温)开路电压(V)(最低温)开路电压(V)(最高温)工作电压(V)(常温)工作电压(V)(最低温)工作电压(V)(最高温)19100069781466255164352320100073484、857697580677551211000771900693609711579在项目地区，倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于1000W/ ，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为20块一串。根据电池组件的串联得出单台1000kW逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为213组。固定阵列布置方式以1MWp为一个基本发电单元。每20块组件组成一串，每串电池板输出电压580V，功率4700Wp。1MWp基本发电单元串联组总数为：10000004700213串，考虑到汇流箱为16路汇流，故电池组件数量为201613+2051=4260块，逆变器布置在85、配电室内。配电室布置在方阵的中心。本期项目30MWp需要这种电池组件426030=127800块。5.3上网电量估算峰值日照定义：100mW/c 0.1W/c 的辐射强度下的日照小时数。1J=1Ws,1h3,600s100mW/c 0.1W/cm1,000W/ =1,000J/sm3.6MJ/h 由此得出将太阳能资源（MJ/m）换算为峰值日照时数的系数为3.6。系统损耗计算：光伏电场占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取2%；大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，不一致性损失系数取3%；考虑太阳能电池板表面即使清理仍存在一定的积灰，遮挡损失系数取3%；光伏并86、网逆变器的效率（欧洲效率）约为96%99%；干式变压器的效率达到98%；考虑到光伏电场很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器效率按98%计算；早晚不可利用太阳能辐射损失系数3%；光伏电池的温度影响系数按1%考虑；系统效率为：98%97%97%96%98%98%97%99%=81.64%电场夜晚耗电量和白天场用电计算：每台1000kW逆变器的待机功率约为100W，每台1000kVA变压器的空载损耗约为1320W，夜间控制系统、配电系统、生活用电等耗电平均功率约为10kW。白天场用电耗电平均功率约为10kW。夜间电场耗电0.1301.32387、010=49.9kW/h按平均每天电池板不发电时间14小时（考虑部分阴雨天）计算，全年电场耗电量（电网取电）约等于：49.9143651010365240389kWh光伏电场全寿命元件分析：由于电池板在使用寿命内，效率会随着使用年限的增加而下降。在投入运行的第10年约下降7，在投入运行的第15年约下降12，在投入运行的第25年约下降20。逆变器整机的设计寿命为25年，内部元件主要是电容等一般使用寿命为15年，需更换元件的造价及更换费用小于整机造价的10，在逆变器整机设计寿命内需更换一次。电气元件及变压器的设计寿命均大于25年，不存在更换情况。光伏电场全寿命上网电量计算：根据光伏组件年衰减情况分88、析表，按光伏电场使用寿命25年进行电场全寿命上网电量计算：组件逐年衰减分析：表5-3 太阳能组件年衰减率工作年限功率比率年衰减比率1100%1.00%299%1.00%398%0.90%497.10%0.70%596.30%0.70%695.50%0.75%794.75%0.75%894%0.70%993.30%0.70%1092.60%0.70%1191.90%0.70%1291.30%0.70%1390.50%0.70%1489.70%0.70%1589.10%0.70%1688.40%0.70%1787.70%0.70%1887%0.70%1986.30%0.70%2085.60%0.789、0%2184.90%0.70%2284.30%0.70%2383.50%0.70%2482.70%0.70%2582.10%0.70%图5-1太阳能组件年衰减率光伏电场全寿命上网电量计算表第1年发电量(度)第2年发电量(度)第3年发电量(度)第4年发电量(度)第5年发电量(度)48,119,22047,734,26647,349,31246,964,35946,579,405第6年发电量(度)第7年发电量(度)第8年发电量(度)第9年发电量(度)第10年发电量(度)46,194,45145,809,49745,424,54445,039,59044,654,636第11年发电量(度)第12年发90、电量(度)第13年发电量(度)第14年发电量(度)第15年发电量(度)44,269,68243,884,72943,499,77543,114,82142,729,867第16年发电量(度)第17年发电量(度)第18年发电量(度)第19年发电量(度)第20年发电量(度)42,344,91441,959,96041,575,00641,190,05240,805,099第21年发电量(度)第22年发电量(度)第23年发电量(度)第24年发电量(度)第25年发电量(度)40,420,14540,035,19139,650,23739,265,28438,880,330组件使用10年输出功率下降不得91、超过使用前的10%：组件使用25年输出功率下降不得超过使用前的30%：组件使用寿命不得低于25年。根据以下组件逐年衰减情况分析表，计算出本工程发电系统25年的总发电量约为10.87亿kwh，年平均发电量4350万kwh，年等效利用小时数为1450h。5.4并网逆变器选型与系统设计方案5.4.1直接并网模式和带功率流向检测的并网模式光伏并网发电系统并网模式可分为直接并网模式和带功率流向检测的并网模式。直接并网模式就是光伏系统产生的电能部分被本地负荷消耗，其余部分的电能直接馈入电网。带功率流向检测并网光伏系统要求其产生的电能完全由本地负载消耗，不允许将光伏系统产生的电能馈入电网。本工程所建设的光伏92、发电系统采用直接并网模式，所产生的电能全部馈入电网。并网逆变器系统设计方案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，合理的电气一次主接线可以简化保护配置、减少线路损耗、提高运行可靠性。根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将30MWp分成30个独立的1MWp系统。并网逆变器的选择可以采用1000kW。逆变器的参数见下表：逆变器技术参数表GSG-1000KTT-LV直流输入最大直流输入功率(kWp)1100最大方阵开路电93、压（Vdc）900最大方阵输入电流（A）2500MPPT范围(Vdc)440850直流电压纹波Vpp10%输入接线途径/最大输入路数铜排/16输入接线最大线径（mm）150交流输出额定交流输出功率(kW)1000额定电网电压（Vac）270允许电网电压（Vac）210310额定电网频率（Hz）50允许电网频率（Hz）47.550.5功率因数0.99（额定功率）电流总谐波畸变率THD（%）3%（额定功率）输出接线途径/最大输出路数铜排/6输出接线最大线径（mm）150系统最大效率（%）98.7%欧洲效率（%）98.3%隔离方式无变压器夜间自耗电（W）50降额）存储温度-20+65使用环境湿度0994、5%（不结露）冷却方式强制风冷噪声65dB海拔高度3000m时，开始降额显示与通讯显示方式触摸屏通讯接口RS485;RS232机械参数参考尺寸（深宽高，mm）950x2400x2140参考重量（kg）2216本工程由30个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由1台1000kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.27kV三相交流。逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪电压范围为440V-850V。将选定的235Wp太阳能板每20块串联成一串，将213串201613+2051组合方式接入一组1000kW逆变器。由于1000kW逆变器输出为3相0.27kV，95、所以需将逆变器输出接入升压变压器，经两级升压后并入公共高压电网运行。5.5系统无功补偿目前，国内外生产的逆变器额定功率时输出功率因数均大于0.99接近1.0，向系统提供有功，吸收少量无功。按逆变器功率因数0.99考虑。根据GB/Z19964-2005光伏电厂接入电力系统技术规定“6.2无功电源光伏发电厂的无功补偿装置，可以是分组投切的电容器或电抗器，也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置”。考虑到光伏发电功率波动大，相应无功波动大。考虑到电力公司可能要求电场运行在容性状态，本工程在高压母线段上设置5MW容量的SVG高压动态无功补偿装置。无功补偿装置可根据高压母线的无功变化，相应补偿，保证功率因96、数满足电力公司要求。最终是否设置无功补偿装置及如何设置以接入系统审查意见为准。6电气6.1电气一次部分6.1.1电气主接线1.固定式方阵设计：每1MWp容量为一个子方阵，共30个子方阵。其中每20个电池组件串联，输出电压564.4V，输出功率4700Wp。2.每1MWp为一单元的接线：电池板阵通过电缆串联达到额定电压，回路连接至光伏直流汇线箱，汇线箱内实现多回路并联达到额定功率。汇线箱并联后接至逆变器。本工程选用1000kW逆变器，交流输出电压270V。本期30MWp工程，每1MWp为一个子方阵，共30个子方阵，其中30个子方阵各匹配一台S112200110.4升压变压器，共需要30套10kV97、变电站。根据本期光伏电站装机规模，占地面积以及减少线路损耗等光伏电站的特殊要求，本工程10kV线路采用电缆方案。采用单元集中汇流，通过主电缆送至30套10kV变电站中，变压器就地升压为10kV，接入10kV配电室汇流母线，由10kV经变压器升压至66kV接入系统。本方案设置了30个10kV配电室，主要设备的保护较为全面。系统由30个独立的1MWp分系统组成，各分系统之间没有任何电气联系。可分别施工建设，及运行与维护管理，故障检修时也不会影响整个系统的运行。详见电气主接线附图。6.1.2电气设备选型.1光伏防雷汇流箱本工程采用专用光伏防雷汇流箱，箱内每进线回路正负极均设有熔断器，每进线回路设有光98、伏专用过电压保护器，出线回路设有专用高压直流断路器。进线回路熔断器可以迅速切断每一串电池板的过电流故障。进线回路过电压保护器可以防止电池板的过电压故障，且当雷击中任一电池板都可通过过电压保护器防止雷电过电压和感应过电压，迅速切除故障从而保护其他电池板。出线回路专用高压直流断路器，可作为保护动作和操作电气，当熔断器无法切除故障时，可切除整个汇流箱所连接的所有电池板，从而避免了事故的扩大。图6-1 光伏防雷汇流箱接线图6.1.2.2直流防雷配电柜本工程采用与逆变器容量相匹配的1000kW直流防雷配电柜，将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。该配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、99、光伏防雷器，方便维护和操作。6.1.2.2逆变器通过经济技术比较，本工程选用1000kW并网逆变器。与电池板配套选用30台逆变器。并网逆变器内不设隔离变压器，输入电压直流440850V,输出电压交流270V三相三线制。逆变器输出纯正弦波电流，具有“反孤岛”运行功能和无功补偿功能，具有完善的保护和自动同期功能。每台逆变器具有良好的人机界面和监控通讯功能，以便和监控中心组成网络，实现远端监控。6.1.2.4升压变压器升压变压器分为干式变压器和油浸式变压器，干式变压器与油浸式变压器相比，具有防火性能好，免维护，无污染，抗短路能力强，耐热能力强，安装方便等一系列优点，干式变压器通常用于室内，对防火要求100、比较高的场所，干式变压器通常不会自燃，而且优质产品具有阻燃能力；油浸式变压器通常在户外，且有场地挖设“事故油池”的场所，也可用于室内，只是油浸式变压器在发生故障时有可能喷油和燃烧，这样在室内使用比较危险。根据本工程的特点，箱式变压器中的升压变压器选用10kV级干式升压变压器，共30台。.5主变压器主变压器选用SFZ11- 30000/66kVA（三相油浸有载调压变压器），电压比：6681.25%/11kV，接线型式：YN，d11，共一台。.6高压开关柜10kV高压柜选用手车式开关柜KYN28型，选用真空断路器，综合保护装置安装在开关柜面板。270V低压开关柜选用MNS-0.4型抽屉柜，选用智能101、断路器和智能仪表。6.1.2.7无功补偿装置光伏电站加装容量为5MW的SVC动态无功补偿装置，满足功率因数-0.99+0.99连续可调的要求。6.1.3电气设备布置本工程共建设30个逆变器室，每个配电室内布置对应1MWp电池方阵，设有1台1000kW逆变器等设备。本工程建设一个10kV配电室，配电室内布置10kV开关柜。本工程建设一组10kV动态无功补偿装置。本工程建设一座综合办公楼，为双层建筑。本工程集中控制室设在综合办公楼内。6.1.4站用电接线本工程站用电负荷主要有控制系统、生活用电等，负荷集中在逆变器室、综合办公楼和宿舍。本工程10kV施工电源在施工结束后转为站用工作电源，设置10kV102、站用段，10kV站用段的备用电源引自10kV发电母线，电源采用手动切换，两回电源之间相互闭锁。本工程设置1台站用变压器，选用干式变压器SCB10-200/10，200kVA，10.55%/0.4kV，布置在站区内，并设置400V低压段供站区用电。6.1.5照明和检修本工程采用工作照明及检修电源与站用动力混合供电，电源取自各逆变器室380V配电箱。在各配电室和综合办公楼内设有工作照明，在综合办公楼附近设有道路照明。照明灯具采用节能灯具。事故照明电源取自集中控制室直流屏。在综合办公楼和10kV配电室设有事故照明回路和灯具。逆变器室设自带蓄电池的照明灯具。根据电焊机电缆卷100米长度，在电池板站区布103、置适量的检修箱便于电池板和支架的检修。在各配电室亦设有检修箱。6.1.6电缆设施本工程大部分电缆采用直埋方式进行敷设，局部设电缆沟，部分采用电缆埋管。本工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线采用屏蔽双绞线，为抗干扰和保护通讯线，通讯线全程穿钢管。6.1.7电缆防火本工程大部分为直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国家消防法规，设置完备的消防措施：所有电缆均采用阻燃电缆，电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和104、防火堵料进行封堵等。6.1.8过电压保护本工程在电池板站区不装设避雷针。在汇流箱内进线回路装有过电压保护器可以防止单个电池板回路直接雷和感应雷电波串至其他电池板回路，迅速释放雷电波从而保护其他电池板不受雷电波损坏。在逆变器内交、直流侧均装设有过电压保护器，在10kV母线装设有避雷器。可以防止雷电波入侵和操作过电压。6.1.9接地本工程存在庞大的直流系统，根据国标DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程规定“和110V直流系统，为提高运行的安全和可靠性，避免因一极接地或绝缘降低时断开直流电源，因此，采用不接地系统。”，本工程如果采用直流侧负极接地方式，可以提高直流系统抗过电压能力，105、但本工程已设有完备的过电压保护装置，且直流系统任意一点对地短路均会引起系统绝缘降低，导致逆变器跳闸造成损失。如果采用直流侧正负极均不接地方式，即使直流侧一点对地短路，也不会产生事故。考虑到每台逆变器直流侧均有大量的直流设备和直流电缆，且设备在室外运行，易产生对地短路。故本工程采用直流侧正负极均不接地方式。全厂接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工复合接地网。在每个汇流箱和配电室处设有垂直接地极，以便更好的散流。每个电池板均接至水平接地网。水平接地体干线采用-60X8镀锌扁钢，接地体引下线采用-50X5镀锌扁钢，垂直接地极采用50镀锌钢管。 短路0.4kV配电变压器的保护配置采用具有接106、通、隔断和接地功能的三工位负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。短路电流计算：箱变为:10/0.270kV，1000kVA，3500kVA。270V母线短路电流：XSXT2XT166kV10kV0.27kV计算条件（a）箱变阻抗百分值UK=6.0。（b）10KV系统短路电流暂取为16KA，短路容量为300MVA。（c）10KV侧系统短路电流暂取为56kA，短路容量为630MVA（d）计算用基准容量取Sj=100MVA，基准电压取Ug66=1.05Ue=1.0566=69.30kVUg10=1107、.05Ue=1.0510=10.5kVUg0.270=1.05Ue=1.050.270=0.280kV（d）线路阻抗忽略不计。电源端短路容量标幺值：Xs=Sj/S=100/300=0.33Xt1=UK1（Sj/St1）=0.06（100/1）=6S1=1/Sx100=1/0.33100=300MVAS2=1/Sx100=1/（0.33+6）100=15.8MVA变电站10kV母线短路电流：I1=S1/（Ug66）=300/(66)=2.62KAI2=S2/（Ug10）=300/(10.5)=16.5KAI3=S3/（Ug0.270）=15.8/(0.270)=33.79KA表6.1短路电流计算108、结果表短路地点短路点编号基准容量平均工作电压短路点等值标幺阻抗短路容量短路电流周期分量有效值短路冲击电流峰值10kV母线K110012.50.2812502.6241.58270V母线K31000.2806.3315.833.7985.15升压变10KV侧额定电流I=St/(U)=2000/(66)=17.49A升压变10KV侧额定电流I=St/(U)=2000/(10)=115.47A升压变0.270KV侧额定电流I=St/(U)=550/(0.270)=1176.1A防雷（1）为使建筑在受到直击雷和感应雷的雷击时能有可靠的保护，在屋顶上设置避雷带。在电池板支架上方利用设备支架挂避雷线或设置109、避雷针。（2）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。（3）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出侧设防雷保护装置，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。通信 30MWp 太阳能电站项目的通信系统主要包括系统通信，场内通信以及对外通信。（1）系统通信 系统通信是为上级主管部门对光伏电站生产调度和现代化管理提供电话通道，并为继电保护、远动和计算机监控系统等提供信息传输通道。光伏电站由xx地区电力调度所调度，远110、动信息直送xx县调度所，辽宁省调所需远动信息由xx调度所转发。本光伏电站以一回66kV 线路出线至对侧变电所，为满足光伏电站系统通信和线路光纤保护的要求，光伏电站系统通信通道如下：光伏电站敷设 1根 24 芯 OPGW 光缆至对侧变电所，该光缆作为继保和通信合用通道，光缆中纤芯互为备用。具体以本项目的接入系统审查意见为准。（2）场内通信场内通信是为光伏电站生产运行、调度指挥及行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务，分为场内生产调度通信和行政管理通信。根据光伏电站规模及其在系统中的重要地位，为适应系统调度管理水平，满足电力系统通信发展的要求，同时考虑到设备管理上的方便，在光伏电111、站内采用生产调度通信和行政管理通信共用一套交换设备的方式，设置一台48门具有调度功能的数字式程控交换机，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动录音。生产调度通信用户和行政管理通信用户按中继群划分，分别为光伏电站生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。通信电源：光伏电站内通信系统设备的交流电源至少要由两个独立的，取自站用电不同母线段的交流回路提供。通信设备采用直流不停电方式供电，由一套高频开关电源提供48V直流电源，并自带蓄电池。（3）对外通信 对外通信即光伏电站通过地方电信部门与外界的通信联系，主要是光伏电站至当地电话局的中继通信线路和直通用户线路。根据光伏电站布置规模和交换机容量以及通112、信业务量大小，现阶段暂考虑在光伏电站与当地电话局之间敷设一条30对市话电缆，以满足对外通信的需要。6.2电气二次部分6.2.1光伏监控系统光伏监控系统主要监控布置在逆变器室内的电气设备。6.2.1.1监控系统结构本工程光伏监控系统采用两层网络结构。包括站控层，间隔层。站控层设置工程师站、操作人员工作站，可对间隔层电气设备进行监视和控制操作。站控层与升压站网络监控系统采用100M双以太网络通信方式连接，实现监控系统数据的共享。同时在站控层配置两台打印机、一台可读写光盘驱动器以及一套卫星时钟接收和时钟同步系统。间隔层设备主要包括布置在每个逆变器室内的通信管理机。配电室电气设备如逆变器、10kV开关113、柜、380V开关柜、配电室直流系统等，其通信口通过于MODBUS协议的RS485总线连接成现场总线网络，接至每个逆变器室通信管理机，再经过光纤以太网送至站控层。通信管理机采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制。测控单元、继电保护装置通过现场总线与通信控制器互联。通过温度计采集配电室温度，实现轴流风机的自动起停。通信控制器采用双机配置，互为备用。通信控制器通过现场总线与各测控单元通信，进行管理和协调，同时通过以太网与站级控制层互联，接受站控层的遥控信息。并且能与电场调度系统进行信息交换。现场总线采用单、双网结构，通信管理机下行通信物理介质采用屏蔽双绞线，通信管理机上行通信物理介质采114、用光纤。6.2.1.2监控系统功能通过设在间隔层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：模拟量（交流电流和电压）、开关量、脉冲量、温度等一些其他信号。它来自温度计、每一个电压等级的CT、PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等，以及逆变器室温度和太阳能电池板状态显示在LCD上。开关量包括报警信号和状态信号。对于状态信号，微机监控系统能及时将其反映在LCD上。对于报警信号，则能及时发出声光报警并有画面显示。电度量为需方电度表的RS485串口接于监控系统，用于电能累计115、，所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确。报警信号应该分成两类：第一类为事故信号（紧急报警）即由非手动操作引起的断路器跳闸信号。第二类为预告信号，即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身，包括测控单元不正常状态的出现。控制对象为逆变器室断路器、逆变器等。控制方式包括：现场就地控制，电场控制室内集中监控PC操作。6.2.2计量及同期本期工程在66kVxx变电站侧设置关口计量点，计量点电能表有功精度为0.2S级，其他电能表可按0.5级，利用66kV出线断路器侧PT、CT进行计量，设置智能电度表，以适应白天供电，夜间用电的发电方式。逆变器本体内部具有同期功能，可自动投入/退出逆变器。6.2116、.3光伏专用环境检测仪本工程在集中控制室屋顶装设一台光伏专用环境检测仪，可以检测温度，风速，风向，日照强度等气象参数，通过总线方式实时将数据传送到监控系统，以便运行人员进行运行方式比较和分析。6.2.4元件保护箱式升压变压器保护采用综合保护测控装置，安装在高压开关柜上，具有以下功能：高压侧设有高压熔断器保护（过流、速断）；温度保护；变压器轻瓦斯、重瓦斯保护；变压器保护。站内10kV线路保护采用综合保护测控装置，安装在高压开关柜上。10kV线路保护具有以下功能：电流速断保护、过电流保护、自动重合闸。站用变压器保护采用综合保护测控装置，安装在高压开关柜上。10kV所用变保护配有：电流速断保护、过电117、流保护。10kV电容器保护配有：电流速断保护、过电流保护、零序过压保护、低压保护、过压保护。逆变器本体配置内部保护装置。6.2.5直流系统本工程网络控制室设置一套220V/200Ah直流系统，布置在控制室。蓄电池采用阀控铅酸蓄电池。作为断路器操作电源，监控系统电源，事故照明等。直流系统配有一套UPS。每个低压配电室设置一套110V/80Ah直流系统，作为线变组开关柜操作电源，保护电源、事故照明等6.2.6火灾报警本工程设专用的火灾报警盘，在各配电室设置感温感烟探头，通过RS458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。6.2.7工业电视闭路电视监控系统(CCTV)118、是现代化企业生产调度、管理、安全防范体系中一个重要的组成部分，是技术先进、防范能力极强的综合应用系统，具备防盗、防突发事件的功能，直观的现场图像便于管理者及时了解现场情况和企业的运行状况，从管理环节上来为企业提高劳动生产效率并创造效益。本工程闭路电视监控系统采用数字化方案，即“摄像机视频服务器网络交换机客户端”结构，采用计算机数字视频压缩与传输技术。系统由1000M/100M以太局域网、网络交换机、中文视频服务器及多个监视终端组成。区域联网远距离通讯采用光纤传输，通讯协议采用TCP/IP。全站闭路电视监视系统主要是用来监视电场重要的现场区域以及无人值守区域，其监视范围主要包括：站前区及大门等区119、域；270V配电室；升压站；围栏及附近电池阵列区域；全站闭路电视监视系统监视点的设置数量暂定为64点。6.2.8控制室布置本工程建设一个集中控制室，控制室内布置监控系统操作员站、直流屏、集中监控系统、系统远动、通讯等设备。6.3地方电力系统情况6.3.1电力系统概况2011年度新设备投产情况：2011年xx电网新投产发电厂（场）7座（包括二期工程投产），为中电投燕山湖发电厂、北票北四家风电场、喀左公营子风电场、建平龙岗风电场、建平杨树岭风电场、双庙风电场、北票章吉营风电场（北塔子风电场二期），总容量为1497.5兆瓦。2011年xx电网共新投运220千伏变电站2座，新增主变4台；新增容量192120、0兆伏安。2011年xx电网投运12座66千伏变电站，变电总容量551.8兆伏安。10座66千伏变电站增容第2台或第3台变压器投运,变电总容量211兆伏安。18台变压器更换后投运，变电总容量增加111.60兆伏安。2011年66千伏变电站变电总容量增加875.2兆伏安。2011年xx电网新建220千伏线路4条，长度115.61公里。2011年xx电网10条新建66千伏线路投运：11条新建66千伏分歧线路投运：2条66千伏线路改造后投运，新增线路长度183.368公里，其中城网线路增加3.039公里，用户线路增加92.974公里，农网线路增加87.355公里。2011年度末电网规模：xx电网地处121、辽宁西部，担负着xx市五县（市）两区工农业生产和人民生活的供电任务，供电面积1.97万平方公里，人口340万。xx地区并网电厂情况：截止到2011年底，xx地区并网电厂有系统发电厂、地方电厂及企业自备电厂、水电站、风电厂总共24座，装机总容量1727.8兆瓦，其中火电厂9座、水电厂7座、风电厂8座，火电装机21台、装机容量1337.25兆瓦；水电厂装机17台，装机容量13.55兆瓦；风电装机195台，装机容量377兆瓦。66kV接网发电厂总计13座，发电机210台，容量合计478.7兆瓦，10kV接网发电厂总计10座，发电机22台，容量合计49.1兆瓦，。电网变电站情况：xx电网共有220千伏122、变电站10座、变压器19台、容量为3360兆伏安，66千伏变电站146座、变压器292台、总容量为4927兆伏安，其中公司所属66千伏变电站110座、变压器205台、容量为3452.4兆伏安。66千伏用户变电站36座、变压器87台、总容量为1474.6兆伏安；公司现有配电变压器14998台，总容量1259.528兆伏安，其中供网1775台，容量450.185兆伏安，农网13223台，容量809.343兆伏安。xx电网输电线路：xx电网现有220千伏输电线路27条，分别为燕龙#1线、燕龙#2线、燕柳#1线、燕柳#2线、燕建#1线、燕建#2线、柳州线、柳南线、柳左#1线、柳左#2线、左昌线、平左线123、建凌#1线、建凌#2线、宁奎线、朝奎线、建奎线、朝龙#1线、朝龙#2线、朝北线、龙北线、左柏#1线、左柏#2线、电柳#1线、电柳#2线。其中柳州线、柳南线、宁奎线、左昌线4条线路为外电源线路，总长度1090.8公里，其中单条（朝奎线）最长线路114.565公里、最大导线截面为LGJ-500复导线（燕柳#1线、燕柳#2线）。xx电网现有66千伏线路139条，总长度2932.6公里，其中公司所属66千伏线路118条、总长度2598.5公里；用户自维66千伏线路21条、总长度334.1公里（含分歧线路）；66千伏线路最长供电半径达到88.036公里，为66千伏喀杨#1线、喀杨#2线。xx电网220124、千伏系统结构特点：20xx年 度电网运行方式编制按220千伏北海线、220千伏马山变、220千伏龙马#1线和龙马#2线投运为边界条件。中电投燕山湖电厂位于xx市龙城区西大营子镇，两台600兆瓦机组，一台（#2机组）通过500千伏电南线并入燕南变，一台（#1机组）通过220千伏电柳#1、#2线并入柳城变。2011年xx电网新增220千伏线路四条（电柳#1、#2线和燕海#1、#2线）达27条，220千伏线路总长度为1090.8公里。xx电网是辽西电网的一部分，是辽宁西部的缺电地区，属于受端电网。xx电网220千伏系统通过500千伏燕南变与辽宁电网550千伏主系统相连，通过220千伏柳州线、柳南线、125、左昌线3条线路与辽宁电网220千伏主系统相连（通过220千伏宁奎线与赤峰电网220千伏系统相连，220千伏宁奎线在xx奎德素变侧开路，解环运行），其中南部分别经220千伏柳南线、左昌线与葫芦岛电网相联，经220千伏柳州线与锦州电网相联。燕山湖电厂#1机组的成功并网，在一定程度上缓解了xx电网供电能力不足问题，但燕山湖电厂#1机组停机时，xx电网供电能力不足的情况依然存在。xx电网现有11座220千伏变电站，分别为：建平变、奎德素变、凌源变、喀左变、龙城变、柳城变、马山变、柏山变、北票变、海丰变和xx电厂变（为国电电力所属）。220千伏变电站具体供电方式为：a、建平变由500千伏燕南变送出的22126、0千伏燕建#1线、燕建#2线，奎德素变送出的220千伏建奎线和喀左变送出的220千伏平左线4条电源线路供电。b、奎德素变由xx厂变送出的朝奎线和建平变送出的建奎线供电，宁奎线开关开路备用。c、终端变电站凌源变由建平变送出的220千伏建凌#1线、建凌#2线等2条电源线路供电。d、喀左变由建平变送出的220千伏平左线、柳城变送出的柳左#1线和柳左#2线、葫芦岛电网建昌变送出的220千伏左昌线等4条电源线路供电。e、龙城变由500千伏燕南变送出的220千伏燕龙#1线和燕龙#2线、北票变送出的220千伏龙北线等3条电源线路供电。f、柳城变由500千伏燕南变送出的220千伏燕柳#1线和燕柳#2线、喀左变127、送出的220千伏柳左#1线和柳左#2线、锦州电网送出的柳州线和葫芦岛电网送出的柳南线等6条电源线路供电；g、终端变电站马山变由龙城变送出的220千伏龙马#1线、龙马#2线2条电源线路供电。h、终端变电站柏山变由喀左变送出的220千伏左柏#1线、左柏#2线2条电源线路供电。i、北票变由xx发电厂变送出的220千伏朝北线和龙城变送出的220千伏龙北线、海丰变送出的220千伏北海线等3条电源线路供电。j、海丰变由燕南变送出220千伏燕海#1线、燕海#2线和北票变送出的北海线等3条电源线路供电；k、xx发电厂变由奎德素变送出的220千伏朝奎线和北票变送出的220千伏朝北线2条电源线路供电。目前，xx电128、网220千伏系统已形成了3个单环网络：一是燕南变220千伏燕龙#1线和燕龙#2线龙北线北海线燕海#1线和燕海#2线单环网络；二是燕南变220千伏燕柳#1线和燕柳#2线220千伏柳左#1线和柳左#2线平左线燕建#1线和燕建#2线单环网络；三是燕南变220千伏燕建#1线和燕建#2线建奎线朝奎线朝北线龙北线燕龙#1线和燕龙#2线单环网络。xx电网有8座220千伏变电站的供电方式均实现了两回及以上电源线路供电，除凌源变、柏山变、马山变外其他变电站均在220千伏单环网络内，其220千伏系统供电可靠性较高，满足地方经济发展的需要。现在，只有燕南变的主变N-1方式下，需控制燕南变#2、#3主变潮流之和最大值129、不大于1150兆瓦，其他220千伏线路停电均对电网的供电能力没有约束。xx电网66千伏系统结构特点：2011年12月26日220千伏海丰送变电工程投运成功，大大缩短了北票市北部地区供电半径，解决了北票北部供电区域线径细、线损高、供电质量差等问题，缓解了北票变供电压力，海丰送变电工程本期共有66千伏出线11回，全部采用LGJ-240型复导线使得该地区66千伏网架变得比较坚强。xx电网66千伏供电网络以公司属10座220千伏变电站和国电电力所属xx电厂变的66千伏系统为中心确定为11个供电区域，即：建平变、奎德素变、凌源变、喀左变、龙城变、柳城变、马山变、柏山变、北票变、海丰变和xx电厂变66千伏130、供电区域。xx电网66千伏网架有两种格局：一是在城区范围内66千伏网架形成了以240m 导线为骨干网架的环形网络布局，供电能力与供电可靠性较高，满足“N-1”要求；新建的220千伏变电站间的联络线建德#1线和建德#2线、喀柏#1线和喀柏#2线、北丰#1线和北丰#2线均为LGJ-300型复导线，喀凌#1线和喀凌#2线为LGJ-240型导线，基本满足通过联络线转带一台220千伏主变负荷的能力。二是在城区以外部分66千伏网架呈放射状布置或虽按环形网络布置，但由于供电半径过大，线径细，起不到环形网络相互支撑作用，且线路损失大、电压损耗高，局部电压质量低。xx电网各66千伏供电区域间主要联络线运行方式：131、（1）66千伏龙电线为xx电厂与龙城变之间联络线，由xx电厂变送电，龙城变龙电线5666开关开路备用。（2）66千伏朝五线为xx电厂与北票变之间联络线，由xx电厂变送电，北票变朝五线22616开关开路备用。（3）66千伏喀凌#1线、喀凌#2线为凌源变与喀左变之间联络线，66千伏喀凌#1线、喀凌#2线由喀左变侧送电，凌源变侧开关开路备用。（4）建德#1线、建德#2线为建平变与奎德素变之间联络线，66千伏建德#1线、建德#2线由奎德素变侧送电，建平变侧开关开路备用。（5）喀柏#1线、喀柏#2线为喀左变与柏山变之间联络线，喀柏#2线由柏山变侧送电，66千伏喀柏#1线由喀左变侧送电。（6）北丰#1线、132、北丰#2线为北票变与海丰变之间联络线，北丰#2线由海丰变侧送电，66千伏北丰#1线由北票变侧送电。6.3.2本工程接入系统设想中国xx新能源公司东北分公司本期装机容量30MWp一次建成。经过项目可行性研究报告审查意见批复后，电站接入系统以批准的方案为准。6.3.2.1接入系统方案我院工程技术人员和中国xx新能源公司东北分公司相关负责人前往xx县进行现场踏勘，就光伏电站接入系统条件和场址条件进行了深入调查研究，经过比选，工程组选定了xx市xx县xx东北方向的丘陵荒山坡作为本工程光伏电站建设场址。本光伏电站装机容量30MWp，本期一次建成，其接入系统主要考虑以下几个原则：（1）就近接入电网，保证电133、力可靠送出；（2）尽量实现电力的就地消纳，减少电力在更大范围电网的传送，有利于降低网损，提高经济效益；（3）尽量减少电站送出工程（如升压站、送出线路等）的投资。距离本工程场址最近的电源点为66kVxx变（140MVA），若将本光伏电站的电力送往xx变，送电距离较短（约1.5km），采用66kV电压等级可将本工程电力可靠送出，而且xx变10kV负荷增长较快，且负荷水平较为稳定，能够就地消纳本工程30MW电力，减少迂回输送，降低网损。从以上分析来看，xx变作为本工程电力送出接入点是合适的，因此，本报告推荐中国xx新能源公司东北分公司辽宁省xx县xx光伏项目一期（30MWp）工程以66kV电压等级接134、入xx变。6.3.2.2光伏电站电气原则主接线光伏电站最终电气主接线、接入系统电压和出线回路数以电站接入系统审查方案意见为准。根据本报告接入系统批复，电站电气原则主接线规划如下。本光伏电站场内电池板组合为30个光伏发电阵列，每个阵列发出的直流电各经1台容量为1000kVA的逆变器就地转换为270V三相交流电，逆变后的交流电出线每个为1组，共30组，各经1台容量为1000kVA的升压变压器升压至10kV，分别送往15组10kV开关柜，形成15组10kV出线汇流至10kV母线，然后经一台30000kVA升压变压器升压至66kV，经由1回66kV线路送往xx变。6.3.3配套送出工程根据接入系统方案135、设想，本工程配套送出工程及投资估算如下：（1）新建光伏电站升压站-xx变的单回66kV输电线路，线路长约1.5km，导线采用LGJ-240/30型。（2）xx变扩建1个66kV出线间隔及设备。7土建工程7.1土建设计依据地基承载力特征值：320KPa累年平均风速：2.1米/秒累年最大风速：28.3米/秒历年最大积雪厚度:170mm地震基本烈度：7度（0.10g）场地土类别：中软土-中硬土-岩石建筑场地类别：类场地历年最大冻土深度:1.40米。7.2主要建筑材料钢材:型钢、钢板主要用Q235-B钢，有特殊要求的采用Q345-B钢；焊条：E43、E50；螺栓:普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、1136、0.9级）。钢筋:构造钢筋及次要结构钢筋采用HPB235钢，受力结构采用HRB335、HRB400钢筋。混凝土：根据设计需要,预制混凝土构件混凝土强度等级为C30C40，现浇混凝土结构为C25C30，抗硫酸盐素混凝土垫层为C10。粘土砖、加气混凝土砌块：根据设计需要分别采用MU1粘土空心砖等其它满足设计要求的砌体。250厚加气块可用于配电室及办公室填充墙封闭用。有防潮要求的墙体采用实心粘土砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M5水泥砂浆。门窗：门采用普通木门、彩钢板保温门或防火门，窗采用塑钢门窗等。7.3建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则根据建筑抗震设计规范（GB50011137、2001）、火力发电厂土建结构设计技术规定（DL5022-93）的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构）筑物的有：低压配电室,10KV配电室,控制室及办公室,太阳能电池板支墩等。其地震作用应符合本地区抗震设防烈度7度（0.10g）的要求，其抗震构造措施按7度采取。7.4主要建筑设施及结构体系及结构选型太阳能电池支墩（固定安装）（共79875个）逆变室；单层砖混结构，轴线尺寸；净空3.2米，100厚现浇混凝土屋面板。主控室及配电室；主控室为单层砖混结构，轴线尺寸；净空5.8米，现浇混凝土屋面板。综合办公楼；两层砖混结构，轴线尺寸；总高7.95米，120厚现浇混凝土屋面板。消防水池、综合泵房；带地138、下室一层砖混结构，轴线尺寸17.425X8.4m场内道路；场内道路为混凝土路面，长度为2635.1米。场区围墙；场区围墙为通透式围墙（墙柱为水泥杆），长度为3893.8米。7.5采暖、空调系统辽宁xx位于寒冷地区，电站控制室采用壁挂式电暖器取暖，设置冷暖两用空调机辅助采暖。7.6通风系统高低压配电室、逆变器室的通风采用自然进风，机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。表7-1 太阳能电池板阵基础工程量及钢材用量表工程或费用名称单位总量固定式基础土石方开挖立方米120749土石方回填立方米108672C30基础混凝土立方米13975C15垫层混凝土立方米28757.7抗风沙防护方案根据本区域地139、质及气象资料，光伏发电站在运行过程中，确保光伏发电设备的不因多年不遇风沙而损坏或倾倒，按照要求，固定支架的抗风能力按照28.3m/s风速下不受损坏进行设计。7.7.1光伏组件抗风沙设计本工程场内地表土质为粘性土，物根系、砾石、腐殖质等组成。为防止大风天气引起的扬尘。工程施工建设中形成的坑凹，采取回填、推平或垫高、整平覆土后，采用压路机进行碾压，再铺盖粒径20mm40mm碎石或卵石的方法进行防护。有效控制大风天气引起的扬尘和水土流失，保护了光伏组件表面光洁度，提高发电效益。7.7.2房屋建筑抗风沙设计房屋建筑抗风能力按国家规范要求进行设计，均能保证抗风能力。建筑抗风沙主要是门窗。沙尘暴对门窗的环140、境威胁，主要表现在4个方面：A、沙尘暴对门窗的渗透效应和瞬时强风荷载，要求建筑门窗的密封性能、防尘性能、抗风性能必须提高；B、门窗表面在沙尘暴的作用下，产生较强的静电效应，沙尘颗粒粘结物长期吸附于门窗表面，加速电化学腐蚀，危及面层使用寿命和装饰色调效果，门窗抗静电性能必须提高；C、沙尘对按等压原理设计而设置的减压孔、腔、槽隙、排水孔槽以及新型换气装置通风孔道等处产生封闭效应，造成功能性孔隙的严重堵塞，清理十分困难，危及门窗使用功能和技术性能；D、沙尘暴危及的门窗附件：门窗启闭件、开启定位件、紧固件、锁具等金属制品，要有较高的机械强度；密封元件、配套件等非金属制品，要有较高的耐候性能和防尘效果。141、7.7.3定期清洗光伏组件面及场地洒水根据伏组件面灰尘情况，对光伏组件进行清洗，以确保发电效益。对过于干燥的地面场地，采用洒水的措施预防大风引起的扬尘。购置4t汽车（水车）一部，并带有水泵和水枪。给排水系统（1）用水量估算1）日常及杂用水用水量本工程太阳能并网光伏发电科研示范项目全站定员为10人，考虑到建成后一定的科研考察人员，生活用水定员按30人计列。全站场区生产人员生活用水量计算如下：最高日用水总量：13.68m3/d最高日最大时用水量：2.80m3/h最高日平均时用水量：1.13m3/h绿化及杂用水量：10 m3/d2）消防用水量根据建筑设计防火规范（GB500162006），太阳能光伏142、电站内同时发生火灾的次数按一次考虑，火灾延续时间为2小时，因此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2小时用水量为180 m3。（2）水源本项目可从厂区东北侧干渠上取水，引入到本项目工程设在综合楼西面的300m3的公用、消防水池，设置公用水泵供水至全站各用水点。（3）公用水及消防系统1）公用水给水系统本工程拟设置一套公用水及消防合并的共用给水系统，由综合楼西面的300 m3的公用、消防水池供水，主要用于综合楼的日常用水，以及太阳能电池组件旱季的清洗用水及太阳能电池组件周围的绿化用水。站区内公用给水系统主干管管径为DN80，次干管管径为DN50，管材采用焊接钢管143、，公用水给水管网沿站内部分道路布置，主要在太阳能电池组件方阵，综合楼等周边布置，支管就近接入各太阳能电池组件方阵及各日常用水点。2）消防给水系统本工程采用公用水及消防合并的公用给水系统，统一由电站供水泵房给水，布置在综合楼周边的公用给水系统管网即是该区域的消防管网，室内消火栓用水就近接入。本工程设置一座容积为300m3的公用、消防水池及供水泵房一座，泵房内设置变频供水泵，用于全站日常、消防及生产的供水3）热水给水系统本工程在综合楼采用太阳能热水器+热泵联合的方式提供热水。晴天采用太阳能热水器提供热水，雨天及阴天采用热泵提供热水，满足站内生产人员的日常生活。（4）排水系统场区排水采用分流制排水系144、统，设有场区雨水和生活污水两套排水系统。1）雨水排水系统综合楼场地排水：综合楼位于主入口处，升压站区北面，该场地地势较高，可将雨水用排水沟引入西北侧的冲沟底部，最终进入场地天然排水系统。升压站场地排水：升压站位于主入口处，综合楼南侧。该场地地势较高，可将雨水引入西北侧的冲沟底部，最终进入场地天然排水系统。太阳能电池方阵场地排水：因太阳能光伏板支架对太阳能电池方阵场地原始地形地貌改变不大，可利用原有场地形成的自然排水通道，进入站内天然排水系统。局部原始地形地貌被站内道路的设置而改变，拟在沿道路一侧局部地段需设置排水沟，减少雨水因道路的阻隔，形成雨水汇集，雨水最终进入站区天然排水系统。排水沟采用碎145、石或素混凝土结构。2）生活污水排水系统本电站生活污水主要集中在综合楼。在本工程综合楼的区域，拟设置1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，自流到综合楼内的生活污水处理设施。综合楼的生活污水，经生活污水处理设施处理后其水质均满足污水综合排放标准（GB89781996）一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。8工程消防设计8.1消防设计依据及原则贯彻“预防为主，防消结合”的消防原则，做到防患于未然。严格按照规程规定的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。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146、各项消防要求。8.2消防设计遵循规范(1)建筑设计防火规范GB50016-2006(2)建筑灭火器配置规范GB50140-2005年版(3)电力工程电缆设计规范GB50217-2007(4)火力发电厂与变电厂设计防火规范GB50299-2006(5)火力发电厂设计技术规程DL5000-20008.3 消防系统（1）建（构）筑物的防火间距1）设计中相邻建（构）筑物的防火间距均严格按照有关规程、规范执行。本工程建（构）筑物数量少，布置分散，防火间距完全满足规程要求。2）消防车道按满足运输、消防、检修等要求而设置。全站设置了48m宽的通道，为混凝土路面。（2）建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级147、电站建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级严格按照火力发电厂与变电所设计防火规范（GB502292006）的要求执行。建筑室内装修材料均采用非燃烧材料或难燃烧材料。表8-1建构筑物火灾危险性分类及其耐火等级序号建（构）筑物名称危险性分类耐火等级1配电及主控室戊二级2综合楼二级（3）建（构）筑物灭火器的配置电站建（构）筑物化学灭火器的配置严格按照建筑灭火器配置设计规范（GB 501402005）的要求执行。（4）消防给水本工程场内设置一套公用及消防共用的给水系统，以满足发生火灾时电场消防的需要。给水主干管管径为DN150。消防管网在综合楼区域周边布置，电站所有建（构）筑物室外和室内均设有消火栓148、。室外消火栓布置间距小于70m。消火栓消防管网上还设有一定数量的隔离阀，保证消防管道故障时同时关闭的室外消火栓数量不超过5只。室内消火栓布置间距小于30m。消防给水系统包括建（构）筑物的室内、外消火栓系统。其水量和水压均能满足场区最不利点的用水要求。（5）电气设施的消防措施1）变压器消防主变压器为一台SFZ1030000/66调压型油浸式电力变压器，由于变压器容量不大，根据现行建筑设计防火规范的要求，不需设置固定灭火系统。主变压器底部设贮油坑和事故集油地，贮油坑容积按贮存一台变压器的20油量确定，贮油坑内铺有卵石层。事故集油池按一台主变压器的油量确定。主变压器场设置推车式ABC干粉（磷酸铵盐）149、灭火器及砂箱、沙包等常用消防工器具，且设置消防车通道，消防车可以直接开至变压器场。2）配电及主控室防火配电及主控室配置二氧化碳或ABC干粉（磷酸铵盐）灭火器。3）电缆防火本工程电缆均选用阻燃型电缆。在通向控制室的竖井或墙洞及盘柜底部开孔处采用耐火极限不小于1hr的电缆防火堵料、填料或防火包等材料封堵。在电缆隧道和重要回路电缆沟中设置防火墙。防火墙上的电缆孔洞采用电缆防火堵料封堵，并设有防止火焰窜燃的措施。（6）火灾报警系统本工程拟设置一套火灾报警系统。8.4主要生产场所灭火设备配置表8-2 主要生产场所灭火器设备配置表序号生产场所名称灭火器规格数量（具）备注1300V/10kV配电室MF/AB150、C41202控制室与办公室MF/ABC410本工程考虑设计水井一座，具体打井深度由甲方提供的水文地质报告确定，由水井抽水送至厂区蓄水池，再设一座增压泵房来满足消防用水的要求。9施工组织设计9.1施工总布置9.1.1施工总布置规划依据太阳能光伏电站建设、施工要求、当地实际情况及施工环保要求，本阶段初步编制一个基本的施工组织方案。（1）先进行临时生活设施建设，后进行生产设施建设首先解决施工人员的办公、吃、住问题，先建设办公、生活设施，以满足管理需要，提高工作效率。（2）低压配电室和电缆敷设工程先期开工建设根据光伏场地的布置先进行道路及隐蔽工程的施工，合理的顺序可以避免在施工中的反复，提高工程效率。151、（3）其他工程项目的施工在保证上述两项的施工组织原则下，其他工程如主控室、临时设施、光伏阵列基础处理、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。9.1.2施工电源电场施工电源为距离约0.5Km的村庄接引。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷约为180kW。9.1.3施工用水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。场区内设临时储水设施。施工高峰日施工用水量为25m3/d。9.1.4场地平整光伏电场场址地形较复杂，北高南低，为坡向朝南稍偏西，坡度7102240，所以不做大面积的场地平整工程，只对个别地势起伏较大处光伏电池阵列基础附152、近做小范围的场地平整即可。9.1.5工程占地本工程占地主要包括光伏阵列基础、控制室、综合办公楼、低压配电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，共60万平方米。9.2主体工程施工鉴于光伏电池阵列安装、综合办公楼、低压配电室及控制室的施工技术要求较高，建议设备安装应在设备制造厂家技术人员指导下进行。9.2.1施工前的准备根据设计物资清单以及施工过程中要用到的每个小部件、小工具，需编制施工所需物料明细表、施工所需工具清单、安全措施保护工具清单等，制定现场施工手册指导施工。根据物料明细表进行物料准备，外协外购件应考虑供货周期等，提前准备申购、联系厂家，以免耽误工期。9.2.153、2光伏电池的基础施工场地局部平整：场地局部平整采用推土机推土，并用振动碾碾压密实。基础开挖：基础钢筋混凝土结构尺寸较小，可采用人工挖槽方式。开挖完工后，应将基槽面清理干净，进行基槽验收。基槽承载力、深度等应满足设计要求，特殊部位根据不同地质情况分别采取措施进行处理。混凝土浇筑：光伏阵列基础混凝土强度C30，施工需架设模板并将预埋件固定好，然后浇筑混凝土，注意其尺寸和预埋件精度应符合要求。混凝土必须一次浇筑完成，不允许有施工接缝。混凝土施工中应用测量仪器经常测量，以保证基础平整的要求。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖养护，防止表面出现裂缝。混凝土凝固后方可进行基坑回填，回填时要求压实系数不小于0154、.94。施工过程中，降雨时不宜浇筑混凝土。若需在冬季施工，应考虑使用热水拌和、掺用混凝土防冻剂和对混凝土进行保温等相关施工措施。混凝土浇筑后进行洒水保湿养护14d。土方回填应在混凝土浇筑7d后进行。待混凝土强度达到90以上方可安装光伏电池的装置。9.2.3光伏电池的装置安装（1）施工准备：进场道路通畅，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。（2）光伏组件支架安装：光伏阵列安装之前要对地基的基座进行复检，对照设计图纸进行复核，特别注意关键尺寸的误差和整体的平整度。超出设计误差的部分要进行处理，使之尽可能满足安装构件的需要；清理地脚螺栓或者预埋钢板等预埋件的水泥渣或者其155、它沾染物；检查待安装的构件是否有破损，电镀层是否完好，有问题的构件要选出来进行相关的处理。光伏阵列支架表面应平整，固定光伏组件的钢件面必须调整在同一平面；各组件应对整齐并成一直线；倾角必须符合设计要求；构件连接螺栓必须加防松垫片并拧紧。基座有焊接部分的要清理焊渣并进行防锈蚀处理，防锈蚀处理要先清理待处理的表面，用砂纸或者手砂轮机打磨清理的表面，然后刷两次防锈漆，防锈漆干燥之后刷两次银粉。（3）光伏组件安装：安装光伏组件前，应根据组件参数对每个太阳光伏组件进行检查测试，其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有：开路电压、短路电流。应挑选工作参数接近的组件在同一子方阵内。应挑选额定工作电流相等或156、相接近的组件进行串连。安装太阳光伏组件时，应轻拿轻放，防止硬物刮伤和撞击表面玻璃。组件在基架上的安装位置及接线盒排列方式应符合施工设计规定。组件固定面与基架表面不吻合时，应用铁垫片垫平后方可紧固连接螺丝，严禁用紧拧连接螺丝的方法使其吻合，固定螺栓应加防松垫片并拧紧。（4）光伏组件串接线光伏组件连接时，确保独立开关处于关闭状态。连接导线不应使接线盒端子受机械应力，连接牢固，极性正确。电缆及馈线应采用整段线料，不得有中间接头，导线应留有适当余量，布线方式和导线规格应符合设计图纸的规定。所有接线螺丝均应拧紧，并应按施工图检查核对布线是否正确。电源馈线连接后，应将接头处电缆牢靠固定。组件接线盒出口处的157、连接线应向下弯曲，防止雨水流入接线盒。方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。（5）逆变器设备安装方法逆变器固定在混凝土基础上，此基础在逆变器综合配电室的设计图上有详细的说明。同时确保直流和交流导线分开。由于器内置有高敏感性电气设备，搬运逆变器应非常小心。使用起吊工具将逆变器固定到混凝土基础上的正确位置。固定位置必须准确。9.2.4综合楼及逆变器室的施工综合楼基础采用小型挖掘机或推土机进行开挖，辅以人工修整基坑及边坡。基槽开挖完成后，先进行相应的地基处理，承载力满足设计要求，进行基坑验收。砖砌工程采用人工搭设脚手架，人工码砌。9.3施工质量管理9.3.1质量管理方针本项目将以一流的管158、理、一流的技术、一流的施工去保证施工及管理范围内的工程质量，满足工程创优的要求。为确保工程质量总体目标的实现，针对项目工程进行目标层层分解、落实，确保每一个分项工程的施工质量均能达到预测目标，从而实现分部及整个单位工程的质量目标。9.3.2三全控制施工项目质量管理应该是全面、全过程、全员参与的。全面质量控制：是指工程（产品）质量和工作质量的全面控制。对施工方而言，是通过作业质量保证工序质量，通过工序质量保证分部分项工程质量，从而达到单位工程质量目标的实现。全过程质量控制：是指根据工程质量的形成规律，从源头抓起，全过程推进。对施工方而言，主要过程有：施工采购过程、施工组织与准备过程、检测设备控制159、与计量过程、检验试验过程、工程质量的评定过程、工程竣工验收与交付过程、工程回访与保修过程。全员参与：使质量总目标分解落实到每一个岗位，让每一个管理人员承担相应的质量职能；组织和动员全体员工参与到质量计划实施的活动中去。目标管理是全员参与质量控制的重要手段。9.3.3施工质量验收方法正确地进行工程项目质量的检验，是保证工程质量的重要手段。工程质量验收分为过程验收和竣工验收：1）工序质量验收：施工过程中的隐蔽工程应在隐蔽前由施工单位通知有关单位进行验收，并形成验收文件。2）分部分项工程验收：分部分项工程后，应在施工单位自行验收合格后，通知建设单位或监理单位验收，重要的分部分项应请设计单位参加验收。160、3）单位工程交验：单位工程完工后，施工单位应自行组织检查、评定、符合标准后，向建设单位提交验收申请；由建设单位组织施工、设计、监理等方面人员进行单位工程验收，明确验收结果，并形成验收报告。9.3.4施工质量保证资料项目施工必须配备专职的资料员，使质量文件传递受控，确保质量保证资料的整理真实、完整。对于施工全过程的技术质量管理资料，重点包括原材料、施工检测、测量复核及功性能试验资料；涉及结构安全材料及施工内容，应有按照规定的材料及施工内容进行见证取样检测的资料。9.3.5外观质量与内在质量并重施工过程中在保证分部分项质量的前提下，要注意外观细部处理，确保感观质量。总之，施工项目质量管理是一个系统161、过程，需要全体项目管理人员从项目实际出发，进行全方位、全过程的控制。9.4施工总进度准备工程从20xx年 4月1日安排开始，主要完成通水、通电、通路、场地平整、临时设施等准备工程。设计土建开工从4月15日开始施工，于20xx年 7月底完成混凝土浇筑工程、电缆沟、场办公室、及场内道路工程。20xx年 7月1日开始进行，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装，计划完成时间20xx年 11月1日。并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间到20xx年 11月1日全部机组并网发电，投入试运行。10工程管理设计10.1项目管理机构组成组织机构设置的目的是为了产162、生组织功能，实现工程项目管理的总目标。组织机构设置应遵循“因目标设事，因事设机构定编制，按编制设岗位定人员”原则。为了确保本项目的顺利实施，成立由具有丰富工程设计、实施经验及工程项目管理经验的精干人员组成的项目经理部，全面负责工程项目的设计施工管理和协调工作。10.2项目管理人员及机构职责项目经理：公司设项目经理1名，主要负责以下工作：(1)在公司的领导下，参与项目管理组织机构的构成并按公司要求选拨、配备人员，制定规章制度，领导项目部开展工作；(2)主持编制项目管理方案，组织实施项目管理的目标与方针，及时、适当地做出项目管理决策，其主要内容包括人事任免决策、重大技术方案决策、财务工作决策、资源163、调配决策、工期进度决策及变更决策等；批准重大施工方案与管理方案，并监督协调其实施行为；(3)协调好各方面的关系，参加各类协调会议，预见问题，处理矛盾，组织好项目生产调度会、项目经济活动分析会；(4)领导控制施工阶段工程造价和工程进度款的支付情况，确保工程投资控制目标的实现；(5)与业主、监理保持经常接触，解决随时出现的各种问题，替业主、监理排忧解难，确保业主利益；(6)按照签定的工程承包合同，严格履行全部合同条款；(7)全面负责整个项目的日常事务。执行经理：公司设执行经理1名，主要负责以下工作：（1）协调各专业之间的进度矛盾及现场作业面冲突，使现场施工合理有序地进行；（2）及时协调与总包之间的164、关系，参加业主、总包组织召开的协调会议，组织召开项目本身的各类协调会议。直接领导承包范围自行施工的各项工作；（3）审核各专业制定的施工进度计划，保证各分项工程施工进度计划能满足总体施工进度计划，并与其它单位工程和分项工程的施工进度计划相协调，确保工程按合同工期要求顺利完工；（4）参与施工方案的编制；（5）直接领导质量安全部的各项工作，对本工程的质量和现场的安全施工负责，负责现场的文明施工及安全交底；（6）主持项目质量管理保证体系的建立，并进行质量职能分配，对质量目标进行分解，落实质量责任制；（7）负责项目的安全生产活动，建立项目安全管理组织体系，确保实现安全文明施工管理和服务目标；（8）执行项165、目经理下达的各项关于服务和安全文明施工的指令；（9）根据合同要求和工程需用计划制定采购计划，保证工程设备、材料的及时供应；（10）领导采购及进场设备、材料的报审工作，领导材料采购仓储的日常工作，确保项目物资按期进场；（11）合理调配机械设备的使用，保证工程的均衡持续施工；（12）经项目经理授权，负责项目部的其他工作，协助项目经理做好整个项目的日常事务。技术负责人：公司设技术负责人1名，主要负责以下工作：(1) 负责项目部的深化设计和技术工作，进行图纸深化，绘制施工图，并指导施工；(2) 负责施工图及施工配合图的送审及图纸深化的进度控制；(3) 负责对专业技术人员进行深化设计图纸的交底；(4) 166、制定各专业的施工方案与作业指导书，并协调各专业之间的技术问题；（5）督促各专业严格执行各项已经过项目经理批准的各项质量计划和单项施工方案；（6）与设计、监理保持经常沟通，保证设计、监理的要求与指令在施工中贯彻实施；（7）对本项目的关键技术难题进行科技攻关，进行新工艺、新技术的研究，确保本项目顺利进行；（8）组织有关人员对材料、设备的供货质量进行监督、验收，对不合格的材料、设备经评审后作退货或封存处理；（9）及时组织技术人员解决工程施工中出现的技术问题；（10）负责项目设计变更、材料代用等技术文件的处理工作。质检员：公司设质检员1名，主要负责以下工作：(1) 负责专业检查，随时掌握各分部分项工程167、的质量情况；（2）负责工程分部分项工程质量情况的评定，定期向上级部门上报质量情况；（3）对不合格品及时上报，监督专业制订纠正措施；（4）负责成品保护方案、措施的制定；（5）对项目的质量安全进行日常检查，消除隐患。安全员：公司设安全员1名，主要负责以下工作：(1) 负责项目安全方案的制定和落实；(2) 负责对进场人员的安全教育及对作业人员的安全技术交底；(3) 负责项目特殊工种作业人员的证件管理。工人：现场安排员工5人，负责电站的日常维护。11环境保护和水土保持设计11.1拟建项目区环境概况xx县位于辽宁省西部，大凌河中上游，是辽宁省xx市下辖的一个县。东、东南与凌海市及葫芦岛市的南票区、连山区168、接壤，西、西南和建平、喀左及建昌相毗邻，并与北票、内蒙古自治区敖汉旗交界。xx县地理坐标为北纬4055-4154，东经11952-12047。南北长109.1公里，东西宽76.2公里。总面积4215.8平方千米。总人口65.4万人。项目区四季分明，雨热同季、日照充足、气候宜人。11.2设计依据及采用的环境保护标准11.2.1国家有关法律、法规（1）中华人民共和国环境保护法（1989年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过）（2）中华人民共和国环境影响评价法（2002年10月28日第九届全国人民代表大会常务委员会第三十次会议通过）（3）中华人民共和国大气污染防治法（2000169、年4月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过）（4）中华人民共和国水污染防治法（2008年6月1日起施行）（5）中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法（2004年12月29日第十届全国人民代表大会常务委员会第十三次会议修订通过）（6）中华人民共和国噪声污染防治法（1996年10月29日第八届全国人民代表大会常务委员会第二十二次会议通过）（7）中华人民共和国环境影响评价法11.2.2设计依据（1）火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DLGJ1181997（2）地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T18479-2001（3）太阳光伏能源系统术语GB2297-1989（4）太阳170、光伏电源系统安装工程设计规范CECS84-96（5）太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范CECS85-9611.2.3环境保护标准拟建项目采用的大气、水体、噪声标准如下：(1)大气环境保护标准本拟建项目设计中采用的大气环境保护标准，见表11-1。表11-1 大气环境保护标准标准名称内容环境空气质量标准(GB3095-1996)及修改单的通知中二级标准项目SO2TSPNO2PM101小时平均0.50/0.24/日平均0.150.300.120.15年平均0.060.200.080.10(2)水环境保护标准本拟建项目设计中采用的水环境保护标准，见表11-2。表11-2 水环境保护标准评价水体171、评价范围执行的环境质量标准与级别及排放标准与级别生活污水项目区生活污水污水综合排放标准(GB8978-1996)中的二级标准地表水地表水环境质量标准（GB3096-93中3、4类标准）(3)噪声环境保护标准本拟建项目设计中采用的噪声环境保护标准，见表11-3。表11-3 噪声环境保护标准功能区名称评价范围执行的标准与级别厂界围墙外1m处工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)中的3类标准扩建厂区厂区及附近区域建筑施工场界噪声限值(GB12523-90)区域噪声围墙外1m处声环境质量标准(GB3096-2008)中的3类标准主要环境保护目标：（1）控制施工场地扬尘造成的污染，使评172、价区域环境空气质量满足环境空气质量标准（GB30951996）及国家环保总局“关于发布”环境空气质量标准（GB30951996）修改单的通知（环发【2000】1号文）二级标准。（2）施工期应控制施工机械设备所产生的噪声对工程所在区域相邻单位的影响，确保噪声满足建筑施工厂界噪声限制（GB12523-90）的要求。（3）保证不因本工程的实施而污染项目所在区域地下水环境，尽量减少本项目工程废、污排放，外排废水达到污水综合排放标准（GB897851996）中的二级标准。（4）工程施工对环境的影响。保证尽力减轻工程施工时对保护目标的空气、噪声、水和生态环境产生的不利影响。11.3环境影响分析11.3.1173、施工期环境影响分析11.3.1.1扬尘环境影响分析据有关调查显示，施工工地的扬尘主要由运输车辆的行驶产生，约占扬尘总量的60%，并与道路路面及车辆行驶速度有关。一般情况下，施工场地、施工道路在自然风作用下产生的扬尘所影响的范围在100m以内，如果在建设期间对车辆行驶的路面实施洒水抑尘，每天洒水45次，可使扬尘减少70%左右，施工场地洒水抑尘的试验结果，见表11-4。表11-4 施工场地洒水抑尘试验结果距离（m）52050100TSP小时平均浓度（mg/Nm3）不洒水10.142.891.150.86洒水2.011.400.670.60结果表明实施每天洒水45次进行抑尘，可有效地控制施工扬尘，可174、将TSP污染距离缩小到2050m范围。另外，为控制车辆装载货物行驶对施工场地外的影响，可在车辆开离施工场地时在车身相应部位洒水清除污泥与灰尘，以减少粉尘对外界的影响。施工扬尘的另一种情况是建材的露天堆放和搅拌作业，这类扬尘的主要特点是受作业时风速度影响。11.3.1.2噪声治理及其影响分析建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。主要施工设备噪声随距离衰减情况见表11-5。表11-5 施工机械噪声衰减距离单位：m阶段噪声源55dB（A）60dB（A）65dB（A）70dB（A）75dB（A）85dB（A）土石方装载机3502151307040挖掘机190120754022打桩钻孔式灌注桩机195175、014501000700440165混凝土振捣器200110663721结构混凝土搅拌机190120754225木工圆锯170125855630装修升降机8044251410经过对比，在一般情况下（不使用冲击式打桩机），施工噪声在施工场界不会超标。昼间本项目施工期场界噪声在距施工机械50m达标，夜间则需距施工机械300m左右才能达标。就项目保护目标而言，拟建项目区周围无任何环境敏感区，因此，施工噪声对区域环境影响很小。为保证周围保护目标的声环境质量，严格控制夜间施工，夜间应停止使用大型施工机械，确需施工的应报请市环保局批准，同时应事先通知周围居民，取得谅解。11.3.1.3固体废物的影响分析施176、工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，而且在遇大风干燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。11.3.1.4废水环境影响分析工程施工生产废水主要由混凝土运输车、搅拌机和施工机械的冲洗、混凝土养护以及机械修配、汽车保养等产生，主要成分是含泥沙废水，但总量很小，且主要集中在施工前期电池阵列基础施工时段，产生时间也是不连续的，经过处理后可循环利用，基本不会产生污染。11.3.1.5生态环境影响分析施工期由于站内构筑物地基开挖、场地平整、车辆碾压等活动，破坏了地表植被，使表层土壤松散，暴雨天气容易引起水土流177、失，对施工区附近的生态环境有一定影响。因此，在施工过程中，应采用机械施工与人工施工相结合的方法，施工点位应根据本工程特点，确定最佳施工工序和施工方法；施工时，应严格遵守施工组织措施，地下电缆沟设施、排水管沟施工应分区、分片、分段展开，不宜全面铺开；对临时堆场，应采取覆盖维护措施，防止大风和大雨时造成水土流失。只要合理安排施工组织设计，认真执行管理制度即可减轻施工过程中对周围生态环境的破坏。11.3.1.6光污染影响分析有研究发现，长时间在白色光亮污染环境下工作和生活的人，视网膜和虹膜都会受到程度不同的损害，视力急剧下降，白内障的发病率高达45%；还使人头昏心烦，甚至发生失眠、食欲下降、情绪低落178、身体乏力等类似神经衰弱的症状。拟建项目采用太阳能光伏板作为能量采集装置，由于光伏组件有一定的反光性，在吸收太阳能的过程中，会反射、折射太阳光，对周围的人或建筑有可能产生一定的光污染。为提高太阳能电池效率，降低光的反射是太阳能电池生产中的一项重要技术。为降低反射，太阳能电池表面进行了绒面处理技术或者是采用镀减反射膜技术。采用以上技术的太阳能电池可使入射光的反射率减少到10%以内，如果采用镀两层减反射模或绒面技术和反射膜技术同时使用，则入射光的反射率将降低到4%以下。不同地面状况的反射率见表11-6：表11-6 不同地面状况的反射率/%地面类型反射率地面类型反射率地面类型反射率积雪7085浅色草179、地25浅色硬土35沙地2540落叶地面3338深色硬土15绿草地1627松软地面1220水泥地面3040通过以上各类地面材质反射率与太阳能电池板阵反射率的对比可以看出，太阳能光伏发电电池板阵不存在光污染问题。11.3.2运营期环境影响分析11.3.2.1水环境影响分析光伏电站运行期用水主要是现场运行维护与管理人员生活用水，没有生产用水。本电站建成后有10名运行人员，生活污水排放量小，日排放量约为1m/d，年排放量为360 m/a，由于生活污水经一体化设备考虑了永临结合，因此生活污水可经处理后再排放。11.3.2.2固体废弃物影响分析项目建成投运后，所排放的固废物主要来自人员的生活垃圾，按照每人180、每天的垃圾产生量平均为0.5kg计，人员配备按10人计，则电站的生活垃圾产生量约1.8t/a项目投运后，生活垃圾排放量很小，在站内设垃圾堆放装置，定期运至垃圾填埋场即可消除生活垃圾对周围环境的影响。11.3.2.3噪声环境影响分析电站设备运行噪声主要为变压器、逆变器运行时产生的设备噪声，一般在50dB（A）左右，只要布置合理，采用一定隔声措施，随着距离的衰减对周围环境影响较小。汽车噪声与汽车车型与运行状况有关，项目建成投入使用后进出车辆主要是小型车。各类车型的噪声值，见表11-7。表11-7 噪声源与噪声值概况车型运行状况噪声值（dB）备注小型车怠速行驶5970距离7.5m处的等效噪声级正常行181、驶6170鸣笛7280中型车怠速行驶6276距离15m处的等效噪声级正常行驶6272鸣笛7585大型车怠速行驶6578正常行驶6580鸣笛758511.4环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析由于太阳能光伏电站以收集太阳辐射能为能源进行光电转化，因此电站运行受到周围环境的影响因素较多，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：（1）周围有无遮光障碍物。电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。同时应考虑沙尘暴的影响。（2）太阳能电池阵列182、的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大积雪厚度。本项目发电单元的倾角为36度，冬季阵列上的积雪如不能靠重力自行下滑，则需人工清扫。鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板阵上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。11.5环境保护措施11.5.1施工期环境保护措施（1）水环境保护措施施工期生产废水主要混凝土生产废水，主要污染物是SS和PH值，采取沉淀处理后再循环利用的方法；生活污水拟用污水处理设备处理，实现达标排放。（2）大气环境保护措施施工区较为严重的大气污染源主要183、是混凝土拌和系统和交通运输系统，对于混凝土拌和系统拟采用成套封闭式拌和楼进行生产，并配备除尘装置；对于交通运输产生的扬尘，考虑配备洒水车，施工期每日早、中、晚各洒水一次，以减轻污染的影响。禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。此外，在建筑材料运输、装卸、使用等过程中做好文明施工、文明管理，尽量避免或减少扬尘的产生，防止区域环境空气中粉尘污染。（3）声环境保护措施为减少噪声污染，施工单位选用的运输工具必须符合GB16170-1996汽车定置噪声限值和GB1495-79机动车辆允许噪声，其它施工机械符合GB12523-90建筑施工场界限值，在噪声影响较大的施工作业区184、工作的施工人员需佩戴防噪耳塞、耳罩或防噪声头盔等。（4）固体废弃物处理措施本工程施工期产生的固体废弃物有二类，一类是施工活动产生的工程弃渣，另一类是施工人员生活垃圾。工程弃渣需集中运至渣场，最终不产生弃渣。因此，施工固体废弃物主要是施工人员产生的生活垃圾。生活垃圾集中定点收集，纳入生活垃圾清运系统，不得任意堆放和丢弃，确保各类生活垃圾不随意排放污染环境。（5）生态环境保护措施在施工建设过程中，通过采取规定车辆行驶路线、施工器材集中堆放等措施，尽量减少施工占地，并及时采取有效的临时防护措施，最大限度的减少对地表植被的破坏。施工结束后，对遗留的裸地、边坡等施工迹地，及时采取恢复措施。（6）水土保持185、措施在施工结束后，应对场内永久道路、变电站周围采取绿化措施；对电缆沟开挖土方应及时回填，回填土要逐层夯实，并恢复原有植被；对临时占地施工单位应及时拆除临时建筑物，清理和平整场地，对裸露的地面采用撒播原地带性植被的方式进行恢复。（7）施工区人群健康保护措施为保护人群健康，施工承包商应对人员进驻施工区前进行健康检查，预防常见的、传染性较强的流行性疾病的传播和流行。同时要加强施工区生活垃圾的管理，配备卫生设施和清扫人员，按期开展“消、杀、灭”活动，降低施工区各种病原微生物和虫媒动物的密度，预防和控制施工区传染性疾病和自然疫源性疾病，保障施工区工作和生活环境的卫生和健康，保护施工人员及当地群众的健康。186、11.5.2运行期环境保护措施运营期主要是生活污水和生活垃圾的处理，生活污水拟用施工期永临结合的污水处理设备处理，达标后再排放；对于生活垃圾应设立垃圾桶，定点袋装收集后送至垃圾填埋场处置。11.6绿化及水土保持本项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，控制机房、员工休息室等建筑物地基开挖、回填过程造成的土壤扰动及太阳能电池阵列单元支架和通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。建设区域植被稀疏，无任何乔木和大灌木，植被类型主要为野草，建设期间无树木砍伐。为改善和美化厂区环境，减少灰尘，充分发挥草木特有的调温、调湿、吸尘的作用，在厂房及附属建筑物周围，以及道路两侧的空地均种植适于当地气候、易于187、成活、有一定观赏价值的数目，并种植草皮和灌木。在草坪中根据景观需要，布置不同规格的灌木。沿道路两侧及厂界四周种植榆树类、小叶白蜡、圆冠榆等。本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的大量破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往城市建筑垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。11.6.1 水土保持设计光伏188、发电工程施工建设过程中，造成水土流失的原因包括自然因素和人为因素，自然因素主要是由于该区域风力风速大，导致风蚀严重；人为因素主要表现为电场施工扰动原地貌后，松散地表受水力侵蚀和风力侵蚀作用加速水资源和土壤资源的流失。由于该工程施工的特殊性形成水土流失面分散，造成水土流失的危害面积大，若不采取防治措施，在工程范围内，均有可能产生水土流失危害，同时对工程区附近的居民生活、生产环境、区域景观、土地资源等生态环境有一定的不利影响。依据水土流失防治区情况，措施配置做到因地制宜，因害设防，工程措施与生物措施有机结合。充分利用水土保持工程措施与植物措施的速效性和明显性，在最短时间内达到防治工程区水土流失的目189、的，以及工程建设结束后对退化生态系统迅速恢复和重建，形成一个稳定良好的生态系统。在防治措施上以挡土及松散土体的表面防护工程为主，同时配以复垦工程和植物措施工程，做到项目建设与水土流失防治相结合，点线面相结合，形成完整的水土流失防护体系。在施工过程中必须严格按设计要求进行施工，采取防护措施，将会使因施工造成得局部水土流失降至最低程度，具体措施如下：（1）水土防治责任范围为36.62 公顷，其中项目建设区25.09 公顷，直接影响区11.53公顷。（2）项目水土流失防治执行建设类项目一级标准。（3）水土流失防治分区和分区防治措施。（4）水土流失预测方法和预测内容，预测工程建设期新增水土流失量为35190、3.31 吨，损坏水土保持设施面积25.09 公顷。（5）水土保持监测时段，内容和方法，进一步搞好监测设计，落实监测重点，细化监测内容。（6）水土保持投资估算的编制原则、依据和方法，该工程建设期水土保持估算总投资为305.2 万，其中主体工程已列投资125 万元，新增投资180.2 万元，新增投资包括工程措施投资68.79 万元，植物措施2.63 万元，施工临时措施投资15.26 万元，水土流失补偿费40.87 万元，水土保持监测费24.41 万元，水土保持工程监理费11 万元，其他17.24 万元，水土流失补偿费由地方管理部门征收。（7）水土保持方案实施进度安排，建设单位要严格按照批复的水土191、保持方案确定的进度组织实施水土保持工程。各类施工活动要严格控制在用地范围内，严禁随意占压、扰动和破坏地表，加强施工管理和临时防护，严格控制施工期间可能造成的水土流失。xx县水土保持总站监督该方案的实施。投资估算：本工程水土保持总投资为305.2 万元。由于工程施工规模小，施工期短，因此只要在施工中强化管理，提高施工队伍的水土保持意识和作业水平，严格按工程设计与施工方案进行施工，则不会对水土流失造成大的影响。更具体的水土保持方案，详见xx新能源辽宁省xx县xx光伏光伏发电新建工程水土保持方案。11.7环境保护投资估算项目措施主要内容投资（万元）防场尘措施施工期沙子、水泥等运输车辆要洒水或加盖苫布192、。3废水处理施工期尽量利用附近卫生设施或设置临时厕所，定期洒石灰，撤离时统一处理。2生活垃圾处理施工期设生活垃圾箱，由环卫部门清运。2生态保护措施临时防护措施和土地恢复措施施工期表土保存覆盖措施、运输覆盖措施：施工后道路和施工场地恢复工程措施等。40植被恢复补偿133.8树木移栽100环境监理由辽宁省环境工程评估审核中心招标选择有资质的单位进行环境监理。20合计300.811.8综合评价和结论11.8.1工程对环境的主要有利影响光电都是清洁、可再生能源。光伏电站的建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的产业。本电站工程装机容量30MWp，每年可为电网提供电量为4350万kwh。与燃193、煤电厂相比，每年可节约标煤4228.49。相应每年可减少多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣的排放，改善环境质量。光伏电站的建设还可促进当地旅游业的发展，同时还可带动第三产业发展，促进当地经济建设。因此，本光伏电站的建设不仅有较好的经济效益，而且具有明显的社会效益及环境效益。11.8.2工程对环境的主要不利影响在电场生产的整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。对环境的不利影响主要产生在施工期，如施工粉尘、噪声、废水、生活垃圾对施工人员的影响等，通过采取适当的措施，可将不利影响减小至最低程度。11.8.3环境可行性结论（1）项目完工后施工扬尘、施工194、噪声、施工生产生活废水、固废随之消失，进而转变为电站运营过程中电站员工工作期间产生的生活污水，生活垃圾等。由于此时电站基础设施建设已完成，生活污水排入下水管道中，生活垃圾被集中收集后送往垃圾处理厂，因此生活垃圾、生活废水不会对环境产生较大影响。（2）本项目投运后，对周围环境无大的影响。由以上的分析结论可以看出：本项目的建设不存在制约工程建设的重大环境问题，不会制约当地环境资源的永续利用和生态环境的良性循环，只要采取防、治、管相结合的环保和水保措施，工程建设对环境的不利影响将得到有效控制，而且光伏发电项目本身就是一个清洁能源项目，拟采取的污染防治措施是积极、合理的。本项目的建设符合国家清洁能源综195、合利用的环保政策，工程的建设从环保角度分析是可行的。12劳动安全与工业卫生12.1劳动安全为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行中华人民共和国劳动法、建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定、安全生产监督规定等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施与本期工程同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。12.1.1防雷电由于196、太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也可安装在接线箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器。12.1.2防电伤（1）所有电气设备均按照现行的电气设备安全设计导则（GB4064-1993）要求进行设计；（2）所有电气设备的接地均按照现行电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006）要求进行设计，电气设备均接地或接零；（3）按规定配置过载保护器、漏电保护器；（4）为防止静电危害，保证人身及设197、备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施；（5）电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配电装置设计技术规程规定的要求；（6）为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；（7）检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修；同时尽量避免雨天作业；12.1.3防噪声、振荡（1）噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等设置隔声措施，使其噪声满足工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）的要求。（2）站区布置建筑设计应考虑防噪措施。（3）防振动危害198、，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合作业场所局部振动卫生标准（GB10434-1989）及其它有关标准、规范的规定。12.2工业卫生工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。（1）本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）等电力标准、规范。（2）生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室设置空气调节系统。（3）场内各工作间均设置冬季采暖设备防寒，以保护运行人员身体，199、提高工作效率。（4）在配电间设置通风设施。13节能降耗13.1节能分析本期工程总装机容量为30MWp，运行期年平均发电量为4350万kWh，建设期6个月，运行期25年。13.1.1系统工程电力从电站送至楼内配电母线，在汇流与连接线存在电能损失即功率损耗，功率损耗是输电线路功率损耗和逆变器功率损耗。功率损耗包括有功损耗和无功损耗，有功损耗伴随电能损耗，使能源消费增加，无功损耗不直接引起电能损耗，但通过增大电流而增加有功功率损耗，从而加大电能损耗。本电站线路部分根据经济电流密度选用电力电缆，另外，本工程选用的逆变器功率因数0.99，为电网提供了高质量、低损耗的电能，系统无需安装补偿装置。13.1.200、2电气部分电气部分设计采用优化设计，减少占地面积，节省材料用量的原则，通过多种布置方案的比较，选择最优方阵布置，节省了材料用量；优化桥架布置，节省了电缆的长度。主要措施如下：(1)降低子线路导线的表面电位梯度，要求导体光滑、避免棱角，以减少电晕损耗，达到节能目的。(2)有效减少电缆使用量、减少导体的截面，在有效降低电缆使用量的同时，达到降低电能损失的目的。13.2节能降耗效益分析光伏发电是一种清洁的能源，没有大气和水污染问题，也不存在废渣的堆放问题，有利于周围环境的保护。工程本期装机容量为30MWp，每年可为电网提供电量4350万kWh，与同容量燃煤发电厂相比，以发电标煤煤耗360g/kWh计201、，每年可节约标准煤约1.58万吨，减排二氧化碳约4.13万吨、二氧化硫约347吨、氮氧化物约117吨、烟尘约237吨。项目减少了有害物质排放量，减轻环境污染，同时不需要消耗水资源，也没有污水排放。光伏电站是将太阳能转化成电能的过程，在整个工艺流程中，不产生大气、液体、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本电场的建设具有较为明显的经济效益、社会效益及环境效益。14工程设计概算14.1工程概况本期建设规模30MWp。本工程地处辽宁省xx市xx县，工程建设期预计6个月，生产运营期25年。工程总投资43055万元，自有资金12916万元，银行借款301202、38万元,负债率70.01%,静态总投资42000万元,单位千瓦静态投资14000元/KWp，单位千瓦动态投资14351元/KWp。主要设备运输方式：采用陆路运输。本投资概算价格水平年为2011年第四季度。本工程主要工程量包括：光伏电池30MW、逆变器30MW(30台1MW)，光伏设备支架，土建工程，输电工程。光伏系统平均年发电量4350万kWh。14.2编制原则及依据14.2.1参照（2006版）光伏电站工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准14.2.2工程量根据初步设计图纸及设备、材料清册。14.2.3定额按电力工程建设概算定额（2006版）。14.2.4项目划分及取费标准项目划分及203、取费标准：参照电力工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准(2006版)。14.2.5价格14.2.5.1主设备价格光伏电池设备价格7.5元/瓦，并网逆变器价格为1元/瓦。14.2.5.2建筑材料执行2011年第四季度辽宁省建筑工程材料市场信息价。14.2.5.3安装材料执行2011年第四季度辽宁省市场信息价。14.2.5.4基础数据人工工资水平根据编制办法规定，人工预算单价选取80元/工日。14.3投资概算范围14.3.1光伏电站内所有的设备及安装工程、土建工程和其他工程费用。本项目的投资估算涉及如下各方面的成本及费用；（1）发电设施成本；（2）输变电设施成本；（3）配套设施土建工程成本204、；（4）工程安装及运杂费；（5）其他费用。14.3.2本工程投资含接入系统的投资。14.4工程总估算表表14.4-1工程总估算表序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资（%）单位投资（元/KVA）一主辅生产工程210031500630039900.0095.00%13300.00(一)主要生产工程210031500630039900.0095.00%13300.00(二)辅助生产工程0.00二与站址有关的单项工程0.00小计210031500630039900.0095%13300.00三编制年价差0.000.00%0.00四其他费用2100.2100.005205、%700.其中:1.建设场地征用及清理费0.002.基本预备费0.000.00%0.00五特殊项目0.00工程静态投资2100315006300210042000.100%14000.00各类费用占表态投资比例(%)5.00%75.00%15.00%5.00%1.00六动态费用000894.34894.34(一)价差预备费0.00(二)建设期贷款利息894.34894.34工程动态投资2100315006300.00002994.342942894.3414298.1114.5工程总投资工程总投资43055万元，本金12916万元，项目负债率70.01%。15建设用地、征地分析光伏发电场场址处206、现为未利用荒山荒地，按本期工程规划容量30MWp计算，其用地分为以下两部分：15.1 工程永久性征地：工程永久性征地范围主要包括：光伏发电支架基础占地、逆变器、电器箱房建筑占地、光伏电站内永久道路占地、66kV升压站占地、进所道路占地、架空线路塔架占地。其中：（1）光伏发电支架基础占地征地面积为： 690163.1。（2）箱式变压器基础征地：6754。（3）检修道路征地面积：检修道路总长21.0 km，其中新建道路20.4km，改建道路0.6km，场区道路：13175.5。道路基宽4.5m，路面宽3.5m，两个各0.5m路肩。考虑到道路边坡及其它防护措施占地，本阶段道路暂按4.5m宽征地。（4207、）66kV升压站征地面积：93.583=7761 。（5）进所道路征地面积：1200 。（6）10kV架空线路征地面积：4741 。（7) 广场：1111.93；（8) 绿化： 1000。合计：797195.7（约合计1200亩）表15-1 光伏工程占地情况表序号项目占地面积（ ）备注1场区道路13175.52光伏阵列690163.1366kV升压站7761410kV线路47415箱变67546临时占地72489.177广场1111.938绿化1000797195.716财务评价与社会效益分析16.1财务概况分析（一）概述本项目总装机容量30MWp，25年年均上网电量4350万千瓦时。参照建设208、项目经济评价方法与参数（第三版）、投资项目可行性研究指南及现行的有关财税政策，对光伏发电场工程进行财务评价。财务评价计算期采用26年，其中建设期1年，生产期25年。财务投资和费用计算（1）项目投资根据工程投资估算表，项目总投资43055万元,工程固定资产静态投资为42000万元，建设期利息为1025万元,流动资金30万元。单位千瓦静态投资为1.4万元，单位千瓦动态投资为1.43万元，详见工程总估算表。（2）资金来源总投资的30%使用资本金，其余由国内银行贷款，贷款年利率按现行的7.05%计；资本金不还本付息，发电后平均每年按8%的回报率分配利润。生产流动资金按30万元估算，流动资金总额的30%209、使用资本金，70%从银行贷款，其年利率按7.05%。详见投资计划与资金筹措表（3）发电成本发电成本包括折旧费、修理费、职工工资及福利费用、劳保统筹费、住房公积金、材料费、保险费、利息支出及其他费用。发电经营成本为不包括折旧费的全部费用。项目的固定资产形成率按100%计；综合折旧率按5%计；修理费率前五年按0.1%，之后三年按0.2%，以后每年递增0.5%；职工人均年工资按60000元计；职工工资及福利费按工资的14%计；劳保统筹费按工资的17%计；住房公积金按工资总额的10%计；保险费按固定资产价值的0.24%计；材料费定额每千瓦15元；其他费用定额每千瓦25元；电厂定员10人。详见总成本费用210、估算表。（4）发电效益本工程作为电网内实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网和上网电量计算。上网电价按资本金财务内部收益率8%测算。在计算期内，发电收入总额为 120832.12万元。（5）利润本工程发电收入扣除总成本费用和销售税金后即为发电利润，在扣除应缴纳所得税后即为税后利润。税后利润提取10%的法定盈余公积金，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。计算期内发电利润总额为64478.76 万元，未分配利润总额为18145.83万元。详见损益表见附表（6）清偿能力分析1）贷款偿还期及上网电价按资本金财务内部收益率8%测算，上网电价为 1.1111元/211、千瓦时。经计算，贷款偿还期为16年。2）还贷资金电场还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧费。还贷期内未分配利润和折旧费全部用于还贷。3）贷款还本付息计算按经营期上网电价进行贷款还本付息计算。计算结果表明，工程在开工后15年内可还清固定资产本息。详见还本付息表（7）盈余能力分析按资本金财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为1.1111元/千瓦时，贷款偿还期为15年，投资回收期为11.56年，项目资本金净利润率11.09%，平均投资利税率为3.62%，资本金利润率为11.09%，全部投资财务内部收益率(所得税前)9.63%；详见项目财务现金流量见附表、资本金财务现金流量表见附表。（8）敏感性分析212、项目财务评价敏感性分析，主要考虑固定资产投资、发电量等不确定因素变化时，按资本金财务内部收益率8%测算的上网电价、借款偿还期、全部投资财务内部收益等财务指标变化。在上网电量计算中，对各种影响因素考虑比较充分，上网电量减少幅度按5%考虑，同时也补充了上网电量减少5%的不利因素对财务指标的影响。详见财务敏感性分析表。从财务敏感性分析表中可以看出，投资增加，发电量减少均对上网电价影响较大，电量减少影响更加明显。下阶段经一步落实资金筹措计划，在建设期加强管理，控制投资的增加，确保工程如期发电。（9）财务评价结论财务评价结果表明本工程具有：1）清偿能力：借款偿还期为16年，满足贷款偿还要求，具有较强的清213、偿能力。2）盈利能力：按资本金财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为1.111元/千瓦时,静态投资回收期为11.56年，平均投资利润率为6.01%，平均投资利税率为3.62%，资本金利润率为11.09%，全部投资财务内部收益率(所得税前)9.63%，项目具有一定的盈利能力。综上所述，本项目具有还贷和盈利能力，财务评价可行。工程计划建设期为6个月。工程总投资43055万元，单位千瓦投资14351元/KWp。表16.1-2技术经济指标表序号指标名称单位指标值备注1装机功率MWp30多晶硅电池2发电量万kWh/年4350年平均3建设期月64占地面积平方米80万5劳动定员人106总投资万元43055214、7最高负债率%70.018资本金万元12916财务分析见附表16.2社会效益分析16.2.1人力资源效益项目建设阶段，可促进建筑业的就业情况，增加当地人的收入；本项目运营期同样需要一定数量的维护人员，可直接利用当地人力资源，从而为当地创造非农的就业机会。这一方面解决当地一部分就业问题，同时可增加当地收入，提高居民生活水平。16.2.2节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。中华人民共和国可再生能源法已明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能是清洁的、可再生的能源，215、开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。本项目建成后，预计每年平均可上网输送电量约4350万kWh，与传统的火力发电相比，每年可节约标准煤约1.58万吨，减排二氧化碳约4.13万吨、二氧化硫约347吨、氮氧化物约117吨、烟尘约237吨。16.2.3其它社会效益(1)可加快能源电力结构调整国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。为确保辽宁省长远能源平衡，保持能源发展的可持续性，在电网覆盖范围内适当加大太阳能资源的利用是十分必要的。因此，大力发展太阳能发电，将改善能源结构，有利于增加可再生能216、源的比例。(2)可促进当地旅游业的发展光伏电站不但可给地区电网提供电力，而且，光电场本身也可成为一旅游景点，促进当地旅游业的发展。(3)可促进当地经济的发展xx光伏电站的开发，会促进地区相关产业，如建材、交通、设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着光伏电站的相继开发，太阳能发电将成为辽宁省的又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。16.3财务评价附表投资计划与资金筹措表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资43055.7343025.73301.1建设217、投资420004200001.2建设期利息1025.731025.7301.3流动资金300302资金筹措43055.7343025.73302.1资本金（资金筹措）12910.2112901.219流动资金资本金9092.2借款30145.5230124.5221长期借款30124.5230124.520长期借款本金29098.7929098.790建设期利息1025.731025.730流动资金借款21021总成本费用表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第2218、0年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1折旧费40874.4502151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.292151.290000002维修费2211.30424242424284848486.188.290.392.494.596.698.7100.8102.9105107.1109.2111.3113.4115.5117.6119.73工资及福利2115084.684.6219、84.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.684.64保险费25200100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.8100.85材料费11250454545454545454545454545454545454545454545454545456摊销费00000000000220、00000000000000007利息支出19681.9502125.262041.071950.941854.461751.181640.621522.261395.561259.931114.73959.3792.91614.79424.11219.991.481.481.481.481.481.481.481.481.481.488其他费用1875075757575757575757575757575757575757575757575757575固定成本69277.6904578.954494.764404.634308.154204.874136.314017.953891.2537221、57.723614.623461.2932973120.982932.42730.382513.972516.072518.172520.27371.08373.18375.28377.38379.48381.58可变成本1125045454545454545454545454545454545454545454545454545总成本费用70402.6904623.954539.764449.634353.154249.874181.314062.953936.253802.723659.623506.2933423165.982977.42775.382558.972561.072563.222、172565.27416.08418.18420.28422.38424.48426.58经营成本9846.30347.4347.4347.4347.4347.4389.4389.4389.4391.5393.6395.7397.8399.9402404.1406.2408.3410.4412.5414.6416.7418.8420.9423425.1利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1营业223、收入109392.0804828.54780.224731.934688.474649.854611.2245754538.794504.994471.194437.394408.424369.794331.164302.194268.394234.594200.841674133.24099.44070.434031.83993.173964.21.1上网电量（mwh）985514.25043500430654263042238.541890.541542.541216.254089040585.54028139976.539715.539367.539019.538758.53845438224、149.53784537540.53723636931.536670.536322.535974.535713.51.2电价（不含增值税）1.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.111.3电价（含增值税）1.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.29871.225、29871.29871.29871.29871.29871.29871.29872营业税金及附加1487.73065.6765.0164.3563.7663.2462.7162.2261.7361.2760.8160.3559.9559.4358.958.5158.0557.5957.1356.6756.2155.7555.3654.8354.3153.913总成本费用70402.6904623.954539.764449.634353.154249.874181.314062.953936.253802.723659.623506.2933423165.982977.42775.382558226、.972561.072563.172565.27416.08418.18420.28422.38424.48426.584补贴收入（应税）9298.330410.42406.32402.21398.52395.24391.95388.88385.8382.92380.05377.18374.72371.43368.15365.69362.81359.94357.07354.19351.32348.45345.99342.7339.42336.965利润总额（1-2-3+4）46799.980549.31581.77620.16670.08731.97759.15838.71926.611023227、.931130.811247.931381.181515.821663.011833.992014.191975.881937.561899.254012.233973.913940.773897.293853.83820.666弥补以前年度亏损0000000000000000000000000007应纳税所得额（56）46799.980549.31581.77620.16670.08731.97759.15838.71926.611023.931130.811247.931381.181515.821663.011833.992014.191975.881937.561899.254012.228、233973.913940.773897.293853.83820.668所得税10992.04000083.7691.594.89209.68231.65255.98282.7311.98345.3378.95415.75458.5503.55493.97484.39474.811003.06993.48985.19974.32963.45955.179补贴收入（免税）00000000000000000000000000010净利润（58）35807.950549.31581.77620.16586.32640.48664.26629.03694.96767.95848.11935.9510229、35.891136.861247.261375.491510.641481.911453.171424.443009.172980.432955.582922.972890.352865.511期初未分配的利润00000000000000089.72294.84621.6922.511197.541446.723122.164771.736398.947996.799565.2912提取法定盈余公积金3580.79054.9358.1862.0258.6364.0566.4362.969.576.7984.8193.59103.59113.69124.73137.55151.06148.191230、45.32142.44300.92298.04295.56292.3289.04286.5513可供投资者分配的利润（1112）0494.38523.59558.14527.69576.43597.83566.13625.46691.15763.3842.35932.31023.181122.531327.661654.421955.322230.362479.544154.985804.557431.769029.6110598.1112144.2414应付利润21115.730494.38523.59558.14527.69576.43597.83566.13625.46691.15763231、.3842.35932.31023.181032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.8215未分配利润0000000000000089.72294.84621.6922.511197.541446.723122.164771.736398.947996.799565.2911111.4216息税前利润（利润总额利息支出）66481.9302674.572622.842571.12524.542483.162399.772360.972322.172283.862245.552232、207.232174.12130.612087.122053.982015.671977.361939.051900.734013.713975.393942.253898.773855.283822.1417息税折旧摊销前利润107356.3804825.854774.124722.394675.834634.444551.064512.264473.464435.154396.834358.524325.384281.94238.414205.274166.964128.644090.334052.024013.713975.393942.253898.773855.283822.14借款233、还本付息计划表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年长期借款1.1年初借款余额030124.5228930.3427651.9626283.4624818.4823250.2221571.419774.2217850.3415790.8213586.1111225.978699.445994.783099.4500000000001.2当期还本付息49769.4603317.963317.963317.9633234、17.963317.963317.963317.963317.963317.963317.963317.963317.963317.963317.963317.960000000000本年还本30124.5201194.181278.371368.51464.981568.261678.821797.181923.882059.512204.712360.142526.532704.652895.333099.450000000000本年付息19644.9302123.782039.591949.461852.981749.71639.141520.781394.081258.451113.2235、5957.82791.43613.31422.63218.5100000000001.3期末借款余额028930.3427651.9626283.4624818.4823250.2221571.419774.2217850.3415790.8213586.1111225.978699.445994.783099.4500000000000流动资金借款2.1流动资金借款累计0212121212121212121212121212121212121212121212121212.2流动资金利息01.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.48236、1.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.482.3偿还流动资金借款本金000000000000000000000000021短期借款3.1偿还短期借款本金0000000000000000000000000003.2短期贷款0000000000000000000000000003.3短期借款利息000000000000000000000000000利息备付率（%）0125.85128.5131.79136.13141.8146.27155.1166.4181.27201.44230.09274.19346.56492.12933.6600000237、00000偿债备付率（%）0145.38143.82142.26138.34136.86134.24129.62127.79125.9123.94121.9119.9117.58115.16112.870000000000财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1经营活动净现金流量96364.3404825.854774.124722.394592.074542.954456.164302.58238、4241.814179.164114.134046.543980.093902.943822.663746.773663.413634.683605.943577.213010.652981.922957.062924.452891.832866.981.1现金流入127988.7405649.355592.855536.365485.515440.325395.125352.755310.385270.845231.295191.755157.855112.665067.465033.574994.024954.484914.934875.384835.844796.294762.44717239、.24672.014638.11营业收入109392.0804828.54780.224731.934688.474649.854611.2245754538.794504.994471.194437.394408.424369.794331.164302.194268.394234.594200.841674133.24099.44070.434031.83993.173964.2增值税销项税额18596.650820.85812.64804.43797.04790.47783.91777.75771.59765.85760.1754.36749.43742.86736.3731.37725240、.63719.88714.14708.39702.64696.9691.97685.41678.84673.91补贴收入（不含增值税优惠）000000000000000000000000000其他流入0000000000000000000000000001.2现金流出31624.40823.49818.73813.97893.44897.37938.961050.171068.581091.671117.161145.211177.771209.721244.811286.791330.611319.81308.991298.181825.191814.381805.341792.761780241、.181771.14经营成本9846.30347.4347.4347.4347.4347.4389.4389.4389.4391.5393.6395.7397.8399.9402404.1406.2408.3410.4412.5414.6416.7418.8420.9423425.1增值税进项税额000000000000000000000000000营业税金及附加1487.73065.6765.0164.3563.7663.2462.7162.2261.7361.2760.8160.3559.9559.4358.958.5158.0557.5957.1356.6756.2155.7555.36242、54.8354.3153.91增值税9298.330410.42406.32402.21398.52395.24391.95388.88385.8382.92380.05377.18374.72371.43368.15365.69362.81359.94357.07354.19351.32348.45345.99342.7339.42336.96所得税10992.04000083.7691.594.89209.68231.65255.98282.7311.98345.3378.95415.75458.5503.55493.97484.39474.811003.06993.48985.19974243、.32963.45955.17其他流出0000000000000000000000000002投资活动净现金流量-42030-42000-300000000000000000000000002.1现金流入0000000000000000000000000002.2现金流出420304200030000000000000000000000000建设投资42000420000000000000000000000000000维持运营投资000000000000000000000000000流动资金30030000000000000000000000000其他流出0000000000000000000244、000000003筹资活动净现金流量-28913.242000-3783.82-3843.03-3877.59-3847.13-3895.87-3917.28-3885.57-3944.91-4010.6-4082.74-4161.8-4251.74-4342.62-4352.26-4352.26-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1034.3-1055.33.1现金流入420304200030000000000000000000000000项目资本金投入12910.2112901.21900000000000000245、0000000000建设投资借款29098.7929098.790000000000000000000000000流动资金借款21021000000000000000000000000债券000000000000000000000000000短期借款000000000000000000000000000其他流入0000000000000000000000000003.2现金流出70943.203813.823843.033877.593847.133895.873917.283885.573944.914010.64082.744161.84251.744342.624352.264352.2246、61034.31034.31034.31034.31034.31034.31034.31034.31034.31055.3各种利息支出19681.9502125.262041.071950.941854.461751.181640.621522.261395.561259.931114.73959.3792.91614.79424.11219.991.481.481.481.481.481.481.481.481.481.48偿还债务本金30145.5201194.181278.371368.51464.981568.261678.821797.181923.882059.512204.712247、360.142526.532704.652895.333099.4500000000021应付利润（股利分配）21115.730494.38523.59558.14527.69576.43597.83566.13625.46691.15763.3842.35932.31023.181032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.821032.82其他流出0000000000000000000000000004净现金流量25421.1401012.03931.09844.8744.94647.0248、7538.89417.01296.9168.5731.39-115.26-271.66-439.68-529.6-605.492629.112600.382571.642542.911976.351947.621922.761890.151857.531811.685累计盈余资金01012.031943.122787.923532.864179.944718.825135.835432.745601.35632.695517.435245.774806.094276.4936716300.118900.4911472.1314015.0415991.3917939.0119861.772175249、1.9223609.4625421.14资产负债表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1资产43025.7341916.4840696.2839389.837983.4536479.2434866.8433132.5631278.1829295.4527175.5624909.0122486.0619895.117214.2114457.4314935.2615384.3515804.716196.33181250、72.6820120.322043.0623933.2125790.7427602.421.1流动资产总额01042.031973.122817.923562.864209.944748.825165.835462.745631.35662.695547.435275.774836.094306.4937016330.118930.4911502.1314045.0416021.3917969.0119891.7721781.9223639.4625451.14累计盈余资金01012.031943.122787.923532.864179.944718.825135.835432.745601.35632.695517.435245.774806.094276.4936716300.118900.4911472.1314015.0415991.3917939.0119861.7721751.9223609.4625421.14流动资产0303030303030303030303030303030303030303030303030301.2在建工程43025.73