1、宁夏30mwp光伏发电工程分块发电集中并网项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月宁夏30mwp光伏发电工程分块发电集中并网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58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 1 总论61.1 项目背景61.1.1 工程地理位置及规模61.1.2 规划情况及电站的地位71.1.32、 项目建设的意义71.1.4 投资方及项目单位概况71.2太阳能资源71.3工程地质71.4工程任务与规模81.5光伏系统总体方案设计及发电量计算81.6电气设计81.7土建工程91.8工程消防设计91.9施工组织设计91.10工程管理设计101.11 环境保护与水土保持设计101.12 劳动安全与职业卫生101.13节能降耗分析111.14工程设计概算111.15经济及社会效果分析121.16结论122太阳能资源132.1 概述132.2 我国太阳能资源概述152.3 宁夏自治区太阳能资源简介173 站址区域稳定与工程地质243.1 概述243.2 岩土工程条件及初步评价243.3 建议及说3、明264 项目任务和规模274.1 项目任务274.2 建设规模315 光伏组件的选型、布置及发电量的估算326 电气546.1 接入电力系统的方式说明546.2 电气主接线566.3 主要电气设备选择576.4 电气设备布置617 工程消防设计647.1 工程概况和消防总体设计648 土建工程688.1 概述688.2 站区总布置与交通运输708.3 太阳能光伏板支架718.4 太阳能光伏电站建、构筑物设计719 施工组织设计769.1 施工条件769.2 施工总布置779.3 施工交通运输779.4 工程征用地789.5 主体工程施工789.6 施工总进度8010 工程管理设计8110.14、 工程管理机构8110.2 主要管理设施8110.3 运行与维护8111 环境及生态保护与水土保持8311.1 环境保护8311.2 水土保持8812 劳动安全与职业卫生9112.1 设计依据、任务与目地9112.2 工程概况与电站总体布置9212.3 工程安全与卫生危害因素分析9312.4 劳动安全与工业卫生对策措施9512.5 电站安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度9812.6 事故应急救援预案10012.7 劳动安全与工业卫生投资概算及内容10112.8 预期效果评价10313 资源利用10413.1 原则要求10413.2 能源利用10413.3 土地利用10413.4 水资源利用5、10513.5 建筑材料利用10513.6 节约用地10513.7 节约原材料10614 节能分析利用10714.1 设计依据及合理用能标准10714.2 本项目的能耗种类和数量分析10714.3 本项目节能措施10815工程设计概算11015.1 编制说明11015.1.1 工程概况11015.1.3 编制原则及依据11014.1.4 其他11414.1.5 主要技术经济指标11415.2 概算表11516财务评价与社会效果分析12316.1概述12316.2 财务评价12315.2.3清偿能力分析12416.2.4盈利能力分析12516.3 综合经济评价结论1251 总论1.1 项目背景16、.1.1 工程地理位置及规模xx县地理位置位于宁夏回族自治区东部，东临鄂尔多斯鄂托克前旗、陕西省榆林，北连宁东开发区，西接吴忠市，距自治区首府银川市约150km，距银川河东机场约70km。xx县位于宁夏东部，地理位置介于东经10630-10747，北纬3704-3810之间。全县总面积7130km2，占宁夏总面积的10.74%。xx县属温带大陆性季风气候,其特点是四季少雨多风、气候干燥、长冬严寒、短夏温凉、春迟秋早，每日早凉、午热、夜寒。年降水量小于蒸发量，且多集中在夏末秋初。本工程站址位于xx县xx工业园区东北侧，向西紧临xx高速公路。站址平均海拔约1270 米，地势较为平坦。本项目远期规划7、容量为100MW，分期建设，本期规模为30MW 。本工程预选站址一期占地约为75万平方米。1.1.2 规划情况及电站的地位为落实国家制定的“开发与节约并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”的方针。充分利用宁夏xx具有丰富的太阳能资源，银川xx能源公司建设的大型太阳能光伏电站，该地区具有太阳能资源丰富、外部建设条件优越等特点。本工程项目的建设，符合国家制定的能源战略方针，是宁夏太阳能资源开发的重点项目，在向电网输送绿色能源的同时将极大地促进地区经济的发展。1.1.3 项目建设的意义(1) 宁夏xx不仅有较好的太阳能资源，而且有完善的电网和较大常规能源的装机。进行8、太阳能工程的建设，可以充分的利用好宁夏的资源，增加宁夏的绿电供应，改善宁夏的能源结构；保护环境、减少污染；节约有限的煤炭资源和水资源。(2) xx由于海拔高、气候干燥、日照时间长、太阳辐射强，太阳能资源比较丰富。大部地区年日照时数在28003100小时，日照百分率56%，年太阳辐射量可达5735MJ/m2.a以上。按照我国太阳能资源区划划分，属于类，即太阳能资源丰富区，太阳能具有较好的开发优势。1.1.4 投资方及项目单位概况本项目投资方为银川xx能源有限公司。该公司成立于2010年，经营项目有通讯、煤化工、新能源项目开发。1.1.5 研究范围及分工本可行性研究报告针对项目建设的太阳能光伏发电9、系统、太阳能资源、项目任务和规模、太阳能光伏组件选型、布置及太阳能光伏电站发电量估算、电气、消防、土建工程、施工组织设计、工程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动安全与工业卫生、建设项目节能分析、工程设计概算、财务评价及社会效益分析等方面进行研究。1.2太阳能资源宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一，年日照百分率达 64，年太阳能辐射总量在 49366119MJ/m2 之间。宁夏太阳能随季节变化较大，以夏季最多，春秋两季次之，冬季最少，是我国太阳辐射的高能区之一。其地势海拔高、阴雨天气少、日照时间长、辐射强度高、大气透明度好，日照时数多达2900h，由南向北平均每10 公里每平方米10、递增50兆焦。据1961-2004 年宁夏太阳辐射资料统计表明,全年平均为5781MJ/m2.a 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。1.3工程地质拟建工程场地在大地构造位置上，处于华北断块的次级构造单元鄂尔多斯断块西缘拗陷带，紧邻我国两个大的构造分区华北断块和青藏高原断块的分界线。总体而言，鄂尔多斯西缘拗陷带断裂活动微弱，地震稀少，具有较好的构造稳定性。近场区范围内发育的断裂主要有牛首山北东麓断层(F1)、庙山湖断层(F2)、牛首山西麓断层(F3)、灵武断层(F4)及盆地内隐伏断层(F5、F6、F7、F8、F9)，从周边工程资料看，拟建工程厂址周边的断裂或为非全新活动11、断裂、或距离厂址均较远，厂址处于相对稳定地带，区域稳定性满足建厂要求。 1.4工程任务与规模宁夏电网位于西北电网的东北部，向西南通过 2 回 750kV 和 5 回 330kV 线 路与甘肃电网联网运行。宁夏电网主网电压等级为 750/330/220kV。截至 2010 年底，宁夏电网全口径装机约 14456.43MW。2010 年宁夏全社会用电量达到 547 亿 kWh。 宁夏电网已核准及已批准开展前期工作火电机组按计划投产后，宁夏电网2013 年开始有电力市场空间，20132015 年电力缺额 9504670MW，2020 年 电力缺额为 22300MW。银川xx光伏电站规划容量 100M12、Wp，一期容量3 0MWp，开工日期 20xx年 6 月 1 日，投产日期第二年 6月，建设期为一年。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算通过技术与经济综合比较，结合场地面积等因素，本工程电池组件选用230Wp 多晶硅电池组件 130800 块，实际装机总容量为 30.084MWp。通过对逆变 器进行技术与经济综合比较，本工程选用 500kW 逆变器 60 台。本工程年理论发电量为4715.46 万 kWh，系统效率为 80.1%。在运营期 25 年内的平均年发电量为 4360.23 万千瓦时，年利用小时数为 1449.35h。1.6电气设计本工程光伏并网发电系统，本期装机容量为 30MWp13、。采用分块发电、集中并网接入方案太阳能光伏组件发出 的直流电经过电缆送至初级、次级汇流箱；经汇流箱汇流后接至逆变器，经逆变 后的三相交流电引至 35kV 箱式升压变电站，电压由交流 0.27kV（逆变器交流侧 电压）升至 35kV 送至一期 35KV 配电装置。本工程光伏发电系统接入电网的方案为：在电站内设置 35kV 综合配电室，出线 1 回接入电站场址附近的 110kV 变电站。本电站至110kV 变电站线路采用35kV架空线路。（接入系统尚未审查，最终应以接入系统审查意见为准。）本项目共配置 60 台 500kW 逆变器、30 台 35kV/1000kVA 箱式升压变，逆变器和箱变的就地14、监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。35kV 开关设备的监控保护由综合保护系统或相应设备配套。 光伏电站上网计量关口点设在升压站产权分界点。计算机监控系统包括两部分：站控层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式集中布置在保护室、开关柜或逆变升压装置中，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。光伏电站逆变升压装置监控设备为变电站监控系统的间隔层，包括汇流箱、逆变器、逆变升压装置公用测控装置、智能仪表、其他各类智能15、设备。每个逆变升压装置为一个监控单元，每个监控单元设备负责所在单元的就地监控和保护功能，通过光缆接入站控层以太网交换机，实现与站控层通讯，从而实现对汇流箱及逆变升压装置设备的管理、控制、监视、联锁、逻辑编程、信号、报警、通讯等全部功能。1.7土建工程变电站为光伏项目的配套工程，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，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。太阳能光伏阵列的支撑结构由钢管钢支架及槽钢檩条框组成。本工程光伏电站1MW均配置一座逆变器室，共需30座。为单层钢筋混凝土16、框架结构，屋面均采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。综合楼为钢筋混凝土框架结构，楼、屋面均采用现浇钢筋混凝土屋面板，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。35kV配电装置室为单层现浇钢筋混凝土框架结构，基础为现浇钢筋混凝土独立基础。其他建（构）筑物为现浇钢筋混凝土结构或砖混结构。基础为现浇钢筋混凝土独立或条型基础。1.8工程消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行。1.9施工组织设计拟建场地位于宁夏xxxx镇境内，场区位于黄河东岸荒滩上。项目场区17、海拔高程约1200m。本光伏电站依地形布置，工程含35kV配电室场地共占地75公顷。光伏电站共由30个光伏方阵组成。其中固定式光伏方阵30个，变电站内集中设置有综合楼、生活消防水泵房、35kV屋内配电室等。本工程从项目核准至工程竣工总工期为6个月。工程筹建准备期1个月。管理站工程施工于第2月开始，于12月底完工。1.10工程管理设计本工程按少人值班的原则进行设计。当光伏电站的电气设备和机械进入稳定运行状态后，并积累了一定运行经验后，可按无人值班（少人值守）方式管理。 本期工程初步安排增加定员 12 人。1.11 环境保护与水土保持设计太阳能是可再生能源，光伏发电过程主要是利用太阳能电池组件将太18、阳能 转变为电能，运行中不排放有害气体，不产生噪声。太阳能光伏发电具有较高的 自动化运行水平，电站运行和管理人员较少，生活污水产生量少，对水环境不会 产生不利影响。工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染，可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期少量废水可经过沉淀池及化粪池初级处理后 回用于施工场地及道路的喷洒，不会对地表水环境产生影响。施工机械噪声经衰减后不会对声环境产生较大影响。根据本工程新增水土流失的特点，水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施、管理措施相结合的综合防治措施。 本工程选址远离19、自然保护区。在做好环境污染防治措施与水土保持措施的基础上施工期及运行期对周边环境的影响很小。本工程建成后对地方经济发展将起到积极作用，既可以提供新的电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新旅游景点，具有明显的社会效益和环境效益。1.12 劳动安全与职业卫生劳动安全及职业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一， 预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及职业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。设计着重反映工程投产后，职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。在20、采取安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，为光伏电站的安全 运行提供了保证，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.13节能降耗分析本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻节能、环保的指导思想， 在技术方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。通过 贯彻落实各项节能措施，本工程节能指标满足国家有关规定的要求。本项目采用光伏发电，将洁净太阳能直接转化为电能，生产过程不产生污染 物及噪声。本21、项目建设规模为30MWP，与同等电量火电厂相比，按照火电煤耗(标 准煤)每度电耗煤(标准煤)350g，项目建成投运每年可节约标准煤约 1.53 万 t/a，则每年可减少烟尘排放量约 208/a (煤灰份取 12%，综合除尘效率取 99%)，减少S02 排放量约 172t/a (煤全硫份取 0.8%，脱硫效率取 90%)，减少 N02 排放量约178t/a (产生量按 8.53kg/t 计),减少 C02 排放量约 4.63 万 t/a。因此，本项目的运行减少了污染物排放量，减轻了环境污染，同时对低碳经济、减少温室效 应起到了积极的作用。从节约煤炭资源和环境保护角度来分析，本太阳能光伏电 站的建22、设具有较为明显的环境效益、社会效益及经济效益。光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明 显的节能、环境和社会效益。可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资 源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气 环境有积极的作用。本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。1.14工程设计概算本工程概预算参照风电标委20070001 号文水电水利规划设计总院编制的风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准，结合国家、部门及地区现行有关规定、定额、费率标准进行编制阳能电池板、并网逆变器等设备价格同类工程的订货合同价和厂家报价确定。23、其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格：多晶硅太阳能电 池板 7.8 元/W，逆变器 500kW：420000 元/台，箱式变压器 1000kVA：150000 元/台。本工程主要经济指标如下：工程静态投资：38938 万元； 单位千瓦静态投资：12979 元/kW； 工程动态投资：39485 万元； 单位千瓦动态投资：13162 元/kW；工程计划施工期为 12 个月。资金来源：资本金占总投资的20%，其余为银行贷款，建设期贷款利息按中国人民银行现行 5 年以上贷款利率 7.05计算。1.15经济及社会效果分析本工程借款偿还期为 16 年，满足贷款偿还要求。本工程静态投资为 24、38938 万元，其中资本金占 20%，其余 80%为国内商业银行贷款，贷款年利率 7.05%。 当本工程按含增值税上网电价 1 元/kWh 测算，全部投资内部收益率 7.05%，资本金财务内部收益率为 8.61%，投资回收期 11.52 年。总投资收益率(ROI)4.52%， 投资利税率为 2.96%，资本金净利润率为 10.33%。财务评价可行。从社会效益角度看，光伏电站利用当地丰富的太阳能资源发电，开发利用太阳能可节约大量化石能源，有利于环境保护；同时太阳能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，早开发早受益。虽然目前光伏电站的投资偏高，但建成后不需消耗燃料，比常规能源电厂在运行、维护和燃25、料等方面的投资成本要低，具有较好的社会效益。1.16结论通过对银川xx光伏电站一期 30MWp 工程可行性研究设计，对太阳能资 源进行了分析，经过论证、比较，对太阳能光伏发电单元选择和光伏电站主接线方案等进行了优化，并从施工角度推荐了使工程早见成效的施工方法。经过工程投资概算和财务分析，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。2太阳能资源2.1 概述太阳是一个巨大的炽热的气团，它主要由氢气、氦气和其它元素组成，其中氢气占78.4%，氦气占9.8%，金属和其他元素占1.8%；太阳的表面温度可达6000，内部温度高达1000万2000万，内26、部压力有3400多亿大气压力，在如此高温高压之下进行着由氢变氦的热聚变反应，从而释放出大量的辐射能，而且这种反应可以维持很长的时间，据估计可达几十乃至上百亿年。辐射到地球陆地表面年太阳总幅射量约为17万亿千瓦，仅占到达地球大气外层表面总辐射量的10%，却相当于目前全世界一年内能量消耗总量的3.5万倍。煤炭和石油等一次能源既不可再生又资源有限，世界各国为了保证能源安全和经济发展都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。太阳能资源既可免费使用，又无需运输，对环境无任何污染；它既是一次能源，又是可再生能源；既有“无污染、无噪声、取之不尽、用之不竭”等独有的27、优势，又可以满足人类长远发展的需求，因此，世界各国都将太阳能发电作为重点发展产业。在各国政府的大力支持下，太阳能光伏发电产业发展迅速，2009年全球新装置的太阳能发电容量为7.2GW，累计安装总量为22.2GW，图2-1为20002009年间全球光伏发电发展走势图。图2-1 全球光伏发电发展走势图技术进步和规模效应使光伏电池成本稳定下降，同时化石能源发电成本长期呈上升趋势，预计发达国家太阳能发电成本在2010年以后几年内将逐步接近火电电价。另据联合国能源机构预测，再生能源硅太阳能电池将以20%30%的速度发展50年。欧洲联合研究中心JRC预测，2030年太阳能光伏发电在世界总电力供应中的比例达28、到10%以上，2040年达到20%，到21世纪下半叶将达60%以上，成为全球能源的主要来源，见图2-2。图2-2 能源发展格局近几年，我国的光伏产业发展也较为迅速，2008年公开招标并当年实施的175个光伏项目总容量为29.3MWp，通过对企业自建并网和其它未招标项目进行统计补充，2008年国内光伏系统的安装量约达到40.3MWp，比上年增加了102%；即使这样，光伏系统安装量也仅占当年太阳能电池生产量的1.54%，出口比例仍然高达98%以上。截至2009年底，中国光伏系统的累计装机容量达到300.3MWp。我国太阳能光伏系统20012009年年安装容量和累计容量见表2-1,绘制为柱状图如图229、-3所示。 表2-1 我国20012009年光伏发电装机容量(MWp)年度200120022003200420052006200720082009当年装机5.720.310105102040.3160比上年增长72%250%-50%0-50%100%100%102%297%累计装机24.74555657080100140.3300.3图2-3 20012009年我国光伏发电容量一览表2.2 我国太阳能资源概述2.2.1 我国太阳能资源及分布特点我国的太阳能十分丰富，全国2/3以上的地区年辐射量大于5020MJ/m2，年日照时数在2000小时以上，我国陆地表面每年接收的太阳能就相当于17000亿30、吨标准煤。同时，地面上的太阳能还受季节、昼夜、地理纬度等因素的影响,具有间断性、不稳定性。我国太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22-35，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心。太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部，由于南方多数地区云多雨多，其太阳能资源的分布特点与北方太阳能资源分布特点不同，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。据有关资料介绍，为了更好地利用太阳能资源，中国气象科学研究院根据20世纪末期最新研究数据重新计算了中国太阳能资源的分布，见下图2-4。图2-4 我国太阳能资源分布图从上图2-4可见，太阳能资源31、的分布具有明显的地域性；这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理等条件的制约。根据太阳年辐射总量的大小，可将中国划分为4个太阳能资源带，如图2-4所示。这4个太阳能资源带的年辐射总量见下表2-2。表2-2 20世纪末期数据得出的太阳能分布情况太阳能资源带类别资源丰富带 资源较富带 资源一般带 资源贫乏带年辐射总量MJ/m267005400-67004200-5400 4200注：MJ/m2-兆焦/平方米。通过对我国太阳能资源分布情况的分析可知，中国的太阳能资源与同纬度的其他国家相比，除四川盆地和与其毗邻的地区外，绝大多数地区的太阳能资源相当丰富，和美国类似，比日本、欧洲条件优越得多，特别是青藏32、高原的西部和东南部的太阳能资源尤为丰富，接近世界上最著名的撒哈拉大沙漠。2.2.2 我国能源政策为太阳能的开发利用提供了有利条件2006年我国颁布实施了可再生能源法，制定了可再生能源发电优先上网、全额收购、价格优惠及社会公摊的政策。2007年中国的能源状况与政策白皮书明确：“大力发展可再生能源，可再生能源是中国能源优先发展的领域。可再生能源的开发利用，对增加能源供应、改善能源结构、促进环境保护具有重要作用，是解决能源供需矛盾和实现可持续发展的战略选择”。可再生能源中长期发展规划提出，到2010年使可再生能源消费量达到能源消费总量的10%，到2020年达到15%的发展目标。强有力的能源政策和法律33、支持为太阳能的开发利用创造了有利条件，太阳能产业在我国具有广阔的发展前景。2.3 宁夏自治区太阳能资源简介2.3.1 宁夏自治区太阳能资源分布情况宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一。其地势海拔高、阴雨天气少、日照时间长、辐射强度高、大气透明度好，日照时数多达2835h，年日照百分率达64， 年太阳能辐射总量为每平方米49366119 兆焦，由南向北平均每10 公里每平方米递增50 兆焦。据1961-2004 年宁夏太阳辐射资料统计表明,全区平均5781MJ/m2.a，其空间分布特征是北部多于南部，南北相差约1000MJ/m2.a，灵武、同心最大，达6200MJ/m2.a 以上。且太34、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。2.4 xx太阳能资源评估2.4.1 xx地貌及气象概况xx地处内陆，属温带大陆性半干旱气候，冬无严寒，夏无酷暑，年降水量在260.7mm，年蒸发量2018mm。这里四季分明，日照充足，蒸发强烈，雨雪稀少，昼夜温差大，全年日照2955 小时，无霜期163 天，是全国太阳辐射最充足的地区之一，特别适宜农作物及瓜果生长。当地气象地理条件概述xx县属于中温带干旱区，热量适中，降水不足，光能丰富。由东南向西北，气温增高，降水减少，年平均气温7.79.2 度。 本可研报告以银川国家基准气候站提供的1979-2008 年近30 年的多年太阳总辐射数据35、为基础资料对站区太阳能资源情况进行分析。 2.4.1.1 站址的气象资料选取距离站址附近的银川气象站20012008年间逐月平均总辐射值及2001-2006年各月日照时数及该气象站1970-2000年累年各月气温，见下表2-5。 表2-5 银川气象站2001-2008年逐月年总辐射值及累年月平均值(MJ/m2)年月20012002200320042005200620072008平均值1274.66289.54303.49285.82265.98198.4287.83223.94266.212336.28350.28340.2386.68326.48323.68318.37367.5343.6836、3521.11525.76465.62497.24536.3489.49467.16533.17504.484519.3586.2575.1614.7649.2582.9610.73564.54587.835751.44611.63656.27696.57675.8664.33745.69724.31690.766700.8723.9679.5592.8614.1718.2593.71739.05670.267695.02722.92613.8577.22669.91589.62683.09686.09654.718635.19626.51558477.09445.47586.83549.3437、611.62561.269382.2408.9477372.9357478.2443.26379.87412.4210396.8435.55426.87358.05295.74436.79341.12437.75391.0811380.4342.9242.7253.5286.2294306.22300.58300.8112252.03229.4254.51225.68228.16242.42230.66260.48240.42合计5845.235853.495593.065338.255350.345604.865577.185828.905623.914表2-6 银川气象站2001-200638、年各月日照时数及日照百分率统计200120022003200420052006月日照百分率日照百分率日照百分率日照百分率日照百分率日照百分率1187.662191.963220.267164.354165.25594.4312199.764186.062190.264224.567171.657205.5693206.867233.363194.853224.561262.071245.5674198.357228.058209.953271.169273.770245.8625332.967293.266258.159278.963282.264279.2646302.268293.266139、74.862278.963293.366304.6697297.967302.367240.953285.964262.758230.2518294.863285.468222.353231.863253.960255.6619172.157189.251215.058229.962216.458213.45710234.271243.671204.969232.167225.165206.27511217.671228.976140.846188.062214.271189.56312171.861128.942178.861139.749193.166141.948合计/平均281665240、80463245158275062281363261260表2-7 银川气象站1970-2000年累年各月气温 (单位：)月份123456789101112年均温度-7.9-3.83.211.217.321.523.521.616.39.21.4-5.59.0(1) 代表气象站太阳能水平总辐射年际变化结合表2-5中数据，将分别绘出银川气象站2001-2008年太阳能水平面总辐射年际变化。图2-7 代表气象站太阳能水平总辐射年际变化从图2-7中，我们可以看出，从2001年到2008年，水平面总辐射值都在5300MJ/m2以上。其中低值区在2004年2005年，分别为5338.25 MJ/m2，541、350.34 MJ/m2。高值区在2001年2002年和2008年，都在5800MJ/m2以上，其余年份在55005700 MJ/m2之间。(2) 代表气象站太阳能水平总辐射月际变化结合表2-5中数据，将分别绘出银川气象站2001-2008年太阳能水平面总辐射月际变化图。图2-8 代表气象站太阳能水平总辐射月际变化从图2-8中，我们可以看出，各月水平面总辐射值除了1月和12月在300 MJ/m2以下，其余月份都在300MJ/m2以上。高值区域集中在57月份，都在600 MJ/m2以上。这与该气象站的地面温度变化趋势也是一一对应的，见下图2-9。图2-9 代表气象站地面温度月际变化2.4.2 取42、得太阳能资源数据的方法太阳能辐射资源状况受多种因素的影响，地球上不同地区、不同季节、不同气象条件下的太阳能资源各不相同。太阳能资源评估是太阳能光伏发电的关键环节，目前国内对于太阳能资源评估的方法和手段的研究尚处于起步阶段，资源评估结果的差异对光伏发电站的建设和运行会产生重大影响。目前用于太阳能资源评估的数据主要来自于理论计算、卫星扫描、实地测量。理论计算，是根据日地相对运动规律，以及天体之间的太阳辐射关系，计算体外的辐射数据，由于无法考虑大气层、地面气象影响等因素，理论值相对地面的实际值要高出很多。卫星扫描数据主要借助于气象卫星对地表每隔一段时间进行近红外及可见光光谱进行扫描，通过对海拔高度、43、臭氧密度、水蒸汽、气溶胶、悬浮微粒等参数进行分析计算获得相关数据。卫星数据覆盖范围较大，记录的时间较长，能够获得几十年的卫星扫描数据，但精度较低，有效范围约几百平方公里。相比而言，实地测量能够根据具体的实测地点进行定位测量太阳能资源，有效范围及精确程度都比卫星数据要好。但是，实地测量的测量范围有限，测试时间较短，仅能得到有限区域、有限时间段内的测试数据。2.4.3 站址太阳能资源评估通过2.4.2所述太阳能资源数据的取得方法，由于理论计算值未能考虑大气层、地面气象影响等因素，理论值相对地面的实际值要高出很多，所以我们不予采纳。又因太阳能在我国和世界上都属于新发展的能源，实测数据的收集在我国也是44、刚刚开始。结合本工程无法取得完整的实测数据的情况，本阶段按修正后的代表气象站的水平面总辐射为设计依据。参照由中国气象局发布的，从2008年8月1日起实施的中华人民共和国气象行业标准太阳能资源评估方法，对本项目所在地太阳能资源进行评估，以站址水平面太阳总辐射的年总量为指标，进行太阳能资源丰富程度评估。经折算，本站址太阳能水平面总辐射年总量为5735MJ/m2.a。根据我国太阳能资源分布分类，属于类，即太阳能资源丰富区。综上所述，宁夏xx地区海拔高、气候干燥，日照时间长，年日照时数约在2800h以上；太阳辐射强度高，年太阳辐射量可达57351MJ/m2.a；太阳能资源丰富，且本地区地势平坦开阔，大45、气污染程度极低，属未开发的暖温带荒漠干旱区，非生态保护区，也非候鸟栖息地。具有很好的太阳能开发利用前途，适于建设大规模光伏发电工程。3 站址区域稳定与工程地质3.1 概述3.1.1 工程概况及交通运输xx地处宁夏“乌金三角”经济区（即石嘴山、吴忠、宁东能源化工基地）、内蒙上海庙能源化工基地和鄂尔多斯、陕西榆林煤化工基地腹地，县城距银川市130公里，距银川河东机场110公里，距宁东能源化工基地70公里、内蒙上海庙能源化工基地60公里，xx已跨入宁夏回族自治区1小时经济圈。全县公路通车总里程1880公里（等级公路里程），其中太中铁路（太原中卫）、太银（太原银川）铁路，银青高速（银川青岛）、盐中高速46、（xx中宁）及307国道、211国道、304省道穿境而过，道路四通八达，交通十便利，“三纵六横”的交通网络已基本形成。3.1.1 区域地质条件及其稳定性拟建工程场地在大地构造位置上，处于华北断块的次级构造单元鄂尔多斯断块西缘拗陷带，紧邻我国两个大的构造分区华北断块和青藏高原断块的分界线。总体而言，鄂尔多斯西缘拗陷带断裂活动微弱，地震稀少，具有较好的构造稳定性。 近场区范围内发育的断裂主要有牛首山北东麓断层(F1)、庙山湖断层(F2)、牛首山西麓断层(F3)、灵武断层(F4)及盆地内隐伏断层(F5、F6、F7、F8、F9)，从周边工程资料看，拟建工程厂址周边的断裂或为非全新活动断裂、或距离厂址均47、较远，厂址处于相对稳定地带，区域稳定性满足建厂要求。 近场区内以灵武断层活动性最强，该断层具备发生7 级地震的地质条件。而晚更新世以前的活动断裂与强震的关系不密切，地震危险性较小。 鉴于本工程现阶段无具体的场地地震安全性评价工作报告，建议下阶段尽快开展地震安全性评价工作报告。3.2 岩土工程条件及初步评价根据收集到的周边工程的岩土工程报告，初步对本工程的岩土工程条件和初步评价叙述如下：1） 地层岩性及其性能 厂址区地层主要由素填土、淤泥质土、黄土状粉质粘土、粉细砂、圆砾及卵石等组成，钻孔最大揭露深度为60m，根据本次勘察，将各层岩土的岩性特征描述如下：素填土：灰褐色，稍湿湿，松散，土质不均匀，48、结构较杂乱，混植物根系，本层一般厚度1.52.0m，最大厚度2.3m。 淤泥质土：暗灰色，饱和，软塑，有机质含量较高，具腥臭味。本层主要分布在厂区的中北部，一般厚度1.02.0m，最大厚度3.2m。 黄土状粉质粘土：灰褐色，稍湿湿，可塑，土质均匀，粉粒含量较高，局部夹杂粉土薄层。本层一般厚度1.22.5m，最大厚度3.5m。 粉细砂：灰黄色，湿饱和，松散稍密，成份以长石、石英为主，砂质较纯，级配一般。本层一般厚度0.71.2m，最大厚度1.5m。 圆砾：杂色，饱和，稍密中密，成份以灰岩、砂岩、石英岩为主，粉细砂充填。一般粒径12cm，最大粒径3cm，级配一般，磨圆较好，分选性较差。本层一般厚度49、2.03.0m，最大厚度7.7m。 卵石：杂色，饱和，中密密实，成份以灰岩、砂岩、石英岩为主，粉细砂充填。一般粒径24cm，最大粒径6cm，级配一般，磨圆中等，分选性较差。本层一般厚度2022m， 最大厚度24m。 -1 细砂：青灰色，饱和，中密，成份以长石、石英为主，砂质较纯，级配一般。本层一般厚度0.91.2m，最大厚度1.6m。 -1 细砂：青灰色，饱和，中密，成份以长石、石英为主，砂质较纯，级配一般，局部夹杂粉土及粘性土薄层。本层一般厚度3.06.0m，最大厚度14.5m。 -2 粉质粘土：灰色，饱和，中密密实，土质较均匀，局部夹杂细砂薄层。本层一般厚度2.03.0m，最大厚度4.1m50、。 卵石：杂色，饱和，中密密实，成份以灰岩、砂岩、石英岩为主，粉细砂充填。一般粒径24cm，最大粒径6cm，级配一般，磨圆良好，分选性较差。本层一般厚度9.011.0m ，最大厚度12.1m。 细砂：青灰色，饱和，中密密实，成份以长石、石英为主，砂质较纯，级配一般，局部夹杂粉土及粘性土薄层。 通过试验和参照地区经验，经综合分析各地层的物理力学性质指标及原位测试成果，推荐各层地基承载力特征值见表3-1。 表3-1 各层地基承载力特征值表地层编号 -1 -1 -2 承载力特征50 90 100 250 300 180 200 200 300 200 值fak (kPa) 80 130 130 3051、0 400 220 250 250 350 250 注：素填土结构杂乱，工程性能不良，不宜作为建筑物地基持力层，需清除，故表中未列其指标。2）水、土腐蚀性评价 干湿交替作用下，地下水对混凝土结构、钢筋混凝土中的钢筋和钢结构具有中等腐蚀性。长期浸水情况下，地下水对混凝土结构和钢结构具有中等腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋无腐蚀性。 土对混凝土结构、钢筋混凝土中的钢筋具有弱腐蚀性。3.3 建议及说明（1）参考附近工程的资料，电站所在区域地震危险性较高，建议下阶段尽快开展地震安全性评价工作报告。（2）本部分工程地质是参考附近工程的资料，建议尽快开展针对本工程的岩土勘察工作，电站最终工程地质情况应以经审批52、的岩土勘察报告为准。4 项目任务和规模4.1 项目任务开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，xx年平均日照时间在2800 小时左右，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件和广阔的前景，符合国家产业政策。4.1.1 地区概况宁夏xx工业园区始建于2003年5月，2006年经国家发改委审核认定为自治区级开发区。园区地理位置特殊，位于宁、蒙、陕三省交界处，交通便利，在盐中高速公路与银青高速公路交汇处，是宁夏的东大门。园区东西长约6公里，南北宽约2公里，远景规划占地面积约18000亩。园区自启动建设以来，已完成道路、给排水、10千伏供电线路、通讯“五通一平”以及绿化、路灯、53、主次大门等配套基础设施建设，为园区招商引资、引企入园工作奠定了基础。园区实行一站式服务、一个窗口对外、封闭式管理的服务运作模式，严格落实兑现区、市、县关于园区建设及招商引资的一系列优惠政策和措施，力求为企业提供规范、便捷、高效的服务和宽松、良好的发展环境。 全县16.7万人口中，有13.3万人是农村劳动力，农村富余劳动力在6.5万人左右，且每年有500多名新增劳动力，劳动力资源丰富且价格低廉。xx革命烈士纪念园为全国百家红色旅游经典景区之一，全国民族团结进步教育基地和国防教育基地、自治区级爱国主义教育基地。花马寺森林公园为国家级森林公园，所辖哈巴湖属国家“AAA”级自景区。三道明长城和一道隋长54、城使xx有“中国长城博物馆”美誉，18处古城堡，180个墩堠至今遗迹犹存，6处古陵墓出土了大量珍贵文物，3处古寺庙建筑精美，影响甚大。以 “历史长城、红色xx、绿色家园” 为主题特色旅游发展势头良好，发展旅游前景广阔。滩羊、甘草两大“国字号”优势产业发展迅速，规模不断扩大；盛产荞麦、马铃薯、糜谷、豌豆、葫麻等作物，是国家认证的以荞麦为主的小杂粮绿色原料基地，常年种植以荞麦为主的小杂粮35万亩，经济作物25万亩，市场前景看好，有利于农产品深加工业的发展。宗源滩羊、鑫海食品、润达甘草、山逗子小杂粮等一批特色优势产业项目相继落户xx，并实现了很好的经济效益。主要以石油、煤炭、白云岩、石灰岩、砂砾石、55、石膏等矿产资源为主。已初步探明石油储量4500万吨，油井深度在1200-3000米，油层平均厚度15米左右；煤炭储量82.5亿吨，煤质为低灰（灰分5%）、低硫（含硫1%）、低磷的不粘煤，发热量为58506100大卡/吨，煤层深度200800米，煤层厚度28米，煤炭价格基本稳定在块煤550元/吨，沫煤460元/吨；白云岩储量3.2亿立方米，MgO含量达22.91%,是宁夏冶镁工业的原料基地；石灰岩储量11亿吨，CaO含量达53%，是烧制高标号水泥的优质原料；石膏储量10亿吨以上，储量大，品位高（CaSO42H2O 含量85%96%），多为露天开采。xx地处宁夏“乌金三角”经济区（即石嘴山、吴忠、56、宁东能源化工基地）、内蒙上海庙能源化工基地和鄂尔多斯、陕西榆林煤化工基地腹地，县城距银川市130公里，距银川河东机场110公里，距宁东能源化工基地70公里、内蒙上海庙能源化工基地60公里，xx已跨入宁夏回族自治区1小时经济圈。全县公路通车总里程1880公里（等级公路里程），其中太中铁路（太原中卫）、太银（太原银川）铁路，银青高速（银川青岛）、盐中高速（xx中宁）及307国道、211国道、304省道穿境而过，道路四通八达，交通十便利，“三纵六横”的交通网络已基本形成。全县有货运汽车4700余辆，货运量700万吨，货运周转量9万万吨公里。一是“中国滩羊之乡”：作为全国滩羊集中产区和宁夏畜牧业生产重57、点县，滩羊肉、二毛皮享誉海内外。2003年被国务院特产委员会命名为“中国滩羊之乡”。2005年成功注册“xx滩羊”产地证明商标，2009年被评为中国驰名商标，滩羊饲养量突破180万只。 二是“中国甘草之乡”：境内野生甘草235万亩，是我国乌拉尔甘草的重要分布区和“西正甘草”的主产区，所产甘草品质好、药用价值高，在国内外享有很高声誉，甘草茶、甘草含片等系列产品走俏市场。1995年被国务院命名为“中国甘草之乡”，2009年成功注册“xx甘草”产地证明商标。近年来人工甘草发展势头强劲，留床面积达到54万亩。三是“长城博物馆”：境内有隋、明长城4道250余公里，绵延横亘，气势恢弘，目前保存较为完整的隋58、长城在全国已不多见。为了更好搭建工业经济发展平台，按照科学规划、长远发展的原则，县委、政府提出“因域制宜，一园多区”的发展思路，即以“宁夏xx工业园区”为核心，围绕全县资源分布特征，规划在惠安堡（萌城）、xx、青山、冯记沟等乡镇构建产业聚集、结构明晰、布局合理、各具特色的“一园五区”工业发展新格局。4.1.2电力负荷发展预测宁夏电网位于陕甘青宁电网的东北部，向西南同甘肃电网相连。宁夏电网北部为220kV 电网、南部为330kV 电网，同陕甘青宁主网以四回330kV 联络线相联系。宁夏电网供电范围已基本覆盖宁夏全境。宁夏220kV 电网覆盖了中北部石嘴山和银川地区，并在南部银南、中卫、宁东地区有59、一定规模。330kV 电网在南部银南、中卫、宁东和固原地区发展较快。宁夏220kV电网与陕甘青宁主网现通过青铜峡和月牙湖两个（330/220kV）变电所联络。截至2007 年底，宁夏电网全口径装机约8157.74MW ，其中：水电428.54MW，火电7431MW，风电298.2MW 。水电、火电、风电所占比例分别为5.25%、91.09%、3.66%。截至2007 年底，宁夏电网已建成330kV 线路24 条，总长度约1225.5km( 省内长度)； 220kV 线路79 条，总长度约2144km。共有330kV 降压变电所7 座，总容量3820MVA； 220kV 降压变电所25 座，总容60、量7830MVA 。2007 年宁夏电网口径用电量达到439.78 亿kWh ，较上年增长16.39%。宁夏电网口径最大发电负荷6220MW ，较上年增长12.48%。统调口径最大发电负荷6020MW ，较上年增长12.31%。宁夏自治区全社会用电量1990 年为55.02 亿kWh 、1995 年为92.32 亿kWh 、2000 年为136.17 亿kWh，2005 年为302.9 亿kWh 。各时期平均增长率分别为“八五”10.9%、“九五”8.1%、“十五”17.3%。宁夏电网统调负荷1990 年为920MW 、1995 年为1320MW 、2000 年为1970MW， 2005 年461、204MW 。各时期平均增长率分别为“八五”7.5%、“九五”8.3%、“十五”16.4%。可见，从20002005 年，宁夏用电水平大幅增长。本次采用的负荷水平是在我院2007 年12 月完成的西北（陕甘青宁）“十一五”及远景目标网架规划报告中的负荷水平的基础上，结合宁夏电网2007 年负荷和用电量实际增长情况，经调整后的宁夏电网负荷水平，详见下表。项目2007实际2008年2009年2010年2015年十一五增长率十二五增长率一、全网用电量 440 493 542 610 897 15.03% 8.02% 二、最高发电负荷 622 700 780 890 1310 15.39% 8.04%62、 三、最高负荷利用小时 7074 7043 6949 6854 6847 宁夏电网负荷发展预测表单位：10MW 、亿kWh 预计宁夏电网2010 年、2015 年需电量分别为610、897 亿kWh ，相应“十一五”、“十二五”增长率分别为15.03%、8.02%；最高发电负荷2010 年、2015 年分别为8900MW 、13100MW ，相应“十一五”、“十二五”增长率分别为15.39%、8.04%。4.1.3 本工程建设的必要性开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社63、会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。“十一五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、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，加快可再生能源的开发。为实现“十一五”能源工业发展规划目标，促进xx可再生能源资源优势转化为经济优势，提高可再生能源开发利用水平，加快能源结构调整，减少煤炭等化石能源消耗对环境产生的污染，xx将利用各64、种途径来发展可再生能源。其中，选择建设太阳能发电项目，就是一种有益的尝试。目前的太阳能发电技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电技术尚处于试验开发阶段，而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，其使用寿命已经达到2530 年。要使光伏发电成为战略替代能源电力技术，必须搞大型并网光伏发电系统，而这个技术已经实践证明是切实可行的。建设光伏发电，利用我国的荒漠资源，是变废为宝，保障我国能源供应战略安全、大幅减小排放、和可持续发展的重大战略举措。光伏阵列可以吸收及遮挡太阳光线，从而降低光伏电站地区的地表温度，大大降低地表的蒸发量，有利于植物的成活和生长。并且电池组件的冲洗水流入地65、面后，也为植物的成长提供了一定的水分。电站建成后，将尝试在光伏电池方阵下方种植低矮耐旱绿色植被，原来的戈壁有望变成绿洲。合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展。随着经济的快速发展,地区电力供应不足，xx光伏电站工程的建设将为该地区经济发展提供一定的电力保障,将为缓解地区电力供应不足的局面起到一定的积极作用。xx光伏电站所发电力就地消化，减少长距离输送的网损,减少系统电力缺额，对当地经济发展会起到积极的推动作用。改善生态、保护环境的需要。在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状66、况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。综上，开发建设光伏电站能充分利用当地丰富太阳能资源和荒地，缓解当地电网的供需矛盾、改善当地的能源结构，利用沙漠，节省土地资源，保护生态环境，减少污染，节约有限的煤炭、石油资源以及宝贵的水资源、促进当地旅游业的发展，具有较好的社会、经济和环境效益。并且，本电站是我国起步较早的大型光伏并网电站，对于研究大型光伏电站67、的设计、建设、管理、运营和维护具有重要的示范意义，因此本项目的建设是必要的。4.2 建设规模根据当地光能资源以及业主的初步开发规划，本工程规划总容量100MW，分期建设 ，本期建设容量30MW ，占地75万平方米。5 光伏组件的选型、布置及发电量的估算太阳能光伏发电系统通常分为离网型太阳能光伏发电系统和并网型太阳能 光伏发电系统。与公共电网相连接的太阳能光伏发电系统称为并网型太阳能光伏 发电系统，它是太阳能光伏发电进入大规模商业化的重要方向，它又可分为： 分散式小型并网光伏系统：并入低压配电网，光伏与建筑或景观结合（BIPV、BAPV）。以下简称户用并网系统。 集中式大型并网光伏系统：并入高压68、输电网，荒漠戈壁大型光伏电站（VLS-PV）。以下简称大型并网系统。 本工程属于集中式大型并网光伏电站。在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳能电池组成的光伏组件方阵转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转 换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的 交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用电设备使用和远程调配。本工程光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、逆变器及变配电系统三大部分组成，其中光伏组件方阵及逆变器组合成发电单元部分。5.1 太阳能电池组件选择太阳能电池组件的选择应根据行业的发展趋势以及技术成熟度和运行可靠 度的前提下，结合电站周围的自然环境、施工69、条件、交通运输的状况，选择成本 低，生产工艺较简单，可批量生产、具有发展潜力、发电能力较大的太阳能电池 组件。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏 电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。5.1.1 太阳能电池类型的选择 结合目前国内太阳能电池市场的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳能电池。对以下四种太阳能电池进行比较：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳 能电池、非晶硅薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池（CIGS）。上述各类 型电池主要性能如表 5.1 所示。表 5.1各种太阳能电池性能电池类型实验室 最高转换效率商业化 批量生产效率使用寿 命（年）70、优点缺点单晶硅太阳能电池24.7%17%25转换率高成本高多晶硅太阳能电池20.3%16%25技术成熟成本高非晶硅薄膜太阳能电池12.8%6%-7%25弱光效应好，成本低制程复杂铜铟镓硒薄膜太阳能电池20.3%10%-15%25弱光效应好，成本低技术不成熟单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长，光电转化效率相对较高的特点，已被广泛应用于大型并网光伏电站项目。单晶硅 和多晶硅两种组件最大的差别是单晶硅组件的光电转化效率略高于多晶硅组件， 也就是相同功率的电池组件，单晶硅组件的面积小于多晶硅组件的面积。两种电 池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同，在71、工程实际应 用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。但单晶硅组件的价格比多晶 硅组件的价格高。非晶硅薄膜太阳电池由于其稳定性较差、光电转化效率相对较低的原因，其 在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜电池在国内产 量很小，目前没有大规模生产，仅在格尔木、甘肃等少数地区应用。而铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，工艺及制备条件极为苛刻，产业化进程不是很快，在国内还处于技术起步阶段。 通过上面对比，结合本工程实际情况，推荐全部选用多晶硅电池组件。5.1.2 太阳能电池组件峰值功率的选择。太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个72、光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数 为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、 开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、 峰值功率温度系数、输出功率公差等。多晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从 5Wp 到 300Wp 国内均有生产厂商 生产，且产品应用较为广泛。由于本工程装机容量达到 20MWp，组件用量大，占 地面积广，组件安装量大。所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积和安装量。采用不同功率的多晶硅电池组件组成的 1MWp 方阵进行用量比较，见表 5.2。 表 5.2 不同功率电池组件 1M73、Wp 方阵用量比较参数方案一方案二方案三组件峰值功率（Wp）175230280串联数量（块）2620161MWp 方阵并联数量（串）2322182241MWp 方阵组件数量（块）603243603584由表 5.2 比较可以得出：采用较大功率的电池组件可大幅减少组件数量，有利于减少占地和安装工程 量，提升施工进度。同时，组件之间的连接点减少，降低了故障几率和电缆用量，从而整体降低系统损耗。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并 网光伏发电系统的，其规格大多数在 150Wp 至 300Wp 之间。综合考虑制造技术、 产品性能、使用寿命、光电转化效率、组件价格、能否量产74、等因素，本工程推荐 选用 230Wp 的多晶硅太阳能光伏组件。可研阶段选用的光伏组件参数见表 5.3。表 5.3230Wp 电池组件的技术参数及性能峰值功率Wp230开路电压（Voc）V36.8短路电流（Isc）A8.34工作电压（Vmppt）V29.8工作电流（Imppt）A7.71峰值功率温度系数%/K-0.45开路电压温度系数%/K-0.35短路电流温度系数%/K0.06最大系统电压 DCV100025 年功率衰降%15光电转化效率%14安装尺寸mm165099050重量Kg19.85.2光伏阵列运行方式选择5.2.1 电池阵列运行方式选择5.2.1.1 电池阵列的运行方式分类 光伏发电75、系统设计中，光伏组件阵列的运行方式对发电系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。光伏组件的运行方式有固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种形式。其中自动跟踪式包括单轴 跟踪式和双轴跟踪式。单轴跟踪式只有一个旋转自由度即每日从东往西跟踪太阳 的轨迹；双轴跟踪式具有两个旋转自由度，可以通过适时改变方位角和倾角来跟 踪太阳轨迹。5.2.1.2 电池阵列的运行方式比较 对于自动跟踪式，其倾斜面上能最大程度的接收太阳能总辐射量，从而增加发电量。经初步计算，水平单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 15%20%（与 固定式比较）；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 276、5%30%（与固 定式比较）；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 30%50%（与固定式 比较）。然而实际工程中效率往往比理论值小，其原因有很多，例如：太阳能电 池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 25%。在此条件下，以固 定安装式为基准，对 1MWp 光伏阵列采用三种运行方式比较如表 5.4。表 5.41MWp 阵列各种运行方式比较项目固定式斜单轴跟踪式双轴跟踪式发电量(%)100118125占地面积（万 m2）2.24.64.9支架造价0.75 元/Wp177、.9 元/Wp3 元/Wp估算电缆费用（万元）直接投资增加百分比（%）100116.5119运行维护工作量小有旋转机构，工作量大有旋转结构，工作量大支撑点多点支撑多点支撑单点支撑板面清洗布置集中，清洗方便布置分散，需逐个清洗，清晰量较大布置分散，需逐个清晰，清洗量大由表中数据可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高，需要一定的维护，但发电量较 倾角最优固定式相比有较大的提高（发电量提高的比例高于直接投资增加的比 例），如果不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单 位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步78、降低，设备的可靠 性和稳定性不断提高，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好的解决电池阵列同步性及减少运行维护工作量，则自动跟踪式系统较固定安装式系统将更有竞争力。5.2.1.3 电池阵列的运行方式确定 经过对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护；自动跟踪式目前初始投资相对较 高，后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高。自动跟踪式大规模应 用的工程相对较少，但其较固定式可增加一定的发电量，可小规模采用以丰富应 用经验、积累运行数据、实例验证不同安装方式的技术经济性。根据以上综合分析，结合业主方的开发意向以及工期的要79、求等，本工程光伏 组件方阵安装运行方式推荐 25MWp 采用固定式运行方式；5MWp 采用斜单轴跟踪 式运行方式。5.2.2 电池阵列最佳倾角的计算 电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏系统全年发电量最大时的倾角。 计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用 Klein 计算方法。利用 PVSYST 软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，计算不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐 射量，计算结果经数据分析后作出曲线图，见图 5.1。18841883188218811880187918781877全年太阳辐射量（kW/m2）3031323334353637全年太阳80、辐射量（kW/m2）图 5.1不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量变化曲线图在 PVSYST 软件中调整倾角，使其发电量达到最大，同时使太阳能资源的损 失达到 0%。通过计算得到，当电池组件倾角为 33、34时，全年日平均太阳总辐射量均较大，而且这三个角度的太阳辐射日平均值变化量差异很小，对年发电量的影响不大。考虑到灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围， 因此确定本工程电池方阵的最佳固定倾角为 34。5.3 逆变器选择5.3.1 逆变器的技术指标 对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：(1)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、 顺势过载能力及各种保81、护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。(2) 逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在 90或 95以 上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在 85或 90以上。在 50W/m2 的日 照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率 10的情况下，也要保证90（大功率逆变器）以上的转换效率。(3) 逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现 无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。(4) 逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太82、阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。就要求逆变器 在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。(5) 最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实 际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。(6) 监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控 室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：低电压穿越能力、额定容量、输出功率因数、额定输入电压、电流、电压调整率、负载调整率、谐波因数、总谐波畸变率、畸变因数、峰值子数等。5.3.2 逆变器的选型通过对逆83、变器产品的考察，现对合肥阳光 250kW、500kW 逆变器产品及 SMA1000kW 逆变器做技术参数比较：表 5.5 不同逆变器主要技术参数对比表推荐的最大功率275kW550 kW1160kW绝对最大输入电压880Vdc880Vdc880VdcMPPT 输入电压范围480V820V450V820V450V820V峰值效率97.598.598.5额定交流输出功率250kW500 kW1000 kW额定交流输出电流534A1176A2138 A额定交流输出电压270Vac270Vac270Vac额定交流频率50 Hz50 Hz50 Hz功率因数(cos)10.991电流波形畸变率3（额定功率84、）3（额定功率）3由表 5.5 比较可以得出，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流也增大。另外，本工程系统容量为 30MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量 小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的 条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统 可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发 电量过大。因此，本工程选用容量为 500kW 的逆变器。合肥阳光的 500kW 逆变器和 SMA 的 500kW 逆变器，两者的电气参数基本接近，而且初选的三种组件也均能与这两种逆变器良好匹配。但 SMA 的85、 500kW 逆变器相对价格较高，因此本工程选 用合肥阳光的 500kW 逆变器，各项性能指标见表 5.6。表 5.6 逆变器主要技术参数表生产厂家合肥阳光逆变器型号SG500KTL指标规格参数输出额定功率500kW最大交流侧功率550kW最大交流电流1070A(或 917A)最高转换效率98.5%欧洲效率98.3%输入直流侧电压范围480Vdc880Vdc最大功率跟踪（MPP）范围480Vdc820Vdc最大直流输入电流1200A交流输出电压范围270V(或 315V)输出频率范围47Hz51.5Hz要求的电网形式IT 系统待机功耗/夜间功耗50W输出电流总谐波畸变率0.99自动投运条件直流86、输入及电网满足要求时，逆变器将自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)隔离变压器（有/无）无接地点故障检测（有/无）有过载保护（有/无）有反极性保护（有/无）有过电压保护（有/无）有其它保护（请说明）短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等工作环境温度范围2555相对湿度095%，无冷凝满功率运行的最高海拔高度6000m(超过 3000m 需降额使用)防护类型/防护等级IP20（室内）散热方式强制风冷重量2288kg本设计选用的 SG500KTL 500kW 型逆变器，其谐波电流含量小于 3%，满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。5.4光伏方阵设计5.4.1并网光伏发电系87、统分层结构（1）太阳能电池组串 由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳能电池组串。（2）太阳能电池组串单元 布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。（3）阵列逆变器组 由若干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。（4）太阳能电池子方阵 由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。（5）太阳能电池阵列 由一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。5.4.2发电系统方案概述本工程总装机容量为 30MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。88、光伏组件采用 30MWp 多晶硅电池(230Wp) 组件，其中 5MWp 采用斜单轴式安装在支架上，25MWp 采用固定式安装在支架上。30MWp 太阳能光伏方阵由 30 个 1MWp 多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由 若干路太阳能光伏组件串并联而成。每个 1MWp 太阳能光伏子方阵由太阳能光伏 组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。太阳能电池组件经日光照射后，形成低压直流电，电池组并联后的直流电采 用电缆送至汇流箱，经汇流箱汇流后采用电缆引至逆变器室，每两个 500kW 的逆 变器与一台 35kV 箱式升压变电站（分裂变压器）通过电缆连接，电压由交流0.27kV 升至 35kV。本工程采用89、每个 1MWp 太阳能光伏子方阵就地设置逆变器室的布置方案，每1MWp 太阳能光伏子方阵为一个发电分系统，1MWp 方阵就地布置 1 座逆变器室， 逆变器室内布置 2 台 500kW 逆变器。次级汇流箱也考虑布置于该逆变器室内。 每个 1MWp 太阳能光伏子方阵设置升压变压器一台，采用箱式变电站形式布置于逆变器室旁。5.5光伏子方阵设计5.5.1光伏子方阵设计原则（1）太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。（2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于等于该逆变器的额定输入功率，但不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）太阳能90、电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳能电池组件自身最高允许系统电压。（4）个太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直 流电压损耗和功率损耗。5.5.2光伏子方阵串、并联设计本期预计安装容量为 30MWP，选定的光伏电池技术参数，见表 5.7表 5.7选定的光伏电池技术参数表MPPT 范围最佳功率开路电压短路电流最佳工作 电压最佳工作 电流开路电压 温度系数480V820V230WP36.8V8.34A29.8V7.71A-0.35本工程逆变器容量选用 500kW，所需 500kW 逆变器数量 60 台。为了便于运行及维护管理，太阳能电池板安装按每 1000kW 为一个91、子方阵设 计，共 30 个子方阵。每个子方阵对应两台 500kW 逆变器。电池组件串联数量计算：N Vdcmax /Voc95 （6.1）N Vdcmin/Vmp95 （6.2） 式中：Vdcmax逆变器绝对最大输入电压；Vdcmin逆变器绝对最小输入电压； 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：17N23，根据逆变器最佳输入电 压以及电池板工作环境等因素修正后，最终确定太阳能电池组件的串联个数为20（一个组串）。 电池组件并联组数计算：N=500000/(20230)=108.70，根据并联原则，取每台 500kW 逆变器所接电池组并联数92、为 109，1MWp 子方阵 对应两台 500kW 逆变器，因此 1MWp 子方阵电池组串并联数为 218。5.5.3太阳能电池组串单元的排列方式。5.5.3.1 固定式电池板组件串接方式有多种，但是为了接线简单，降低施工复杂 程度，确定串方式为如下四种，分别为：(1)单块组件顺次连接（方案一）；(2)将 20 块组件分成 2 行，每行 10 列。将每列中 2 块组件叠加后串接，然后将 10 列组件顺次连接（方案二）；(3)将 20 块组件分成 4 行，每行 5 列。将每列中 4 块组件叠加后串接，然后将 5 列组件顺次连接（方案三）；(4)将 20 块组件分成2 列，每列 10 行。将每列中93、 10 块组件叠加后串接，然后将 2 列组件顺次连接（方案四）。组件串接方案如图 5.25.5 所示。国电中卫宣和光伏电站二期 30MWp 工程可行性研究报告可行性研究阶段图 5.2电池组串单元联结方式方案一电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 图 5.3电池组串单元联结方式方案二电池组件 电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组94、件 电池组件 电池组件 电池组件电池组件 电池组件 电池组件 电池组件电池组件 电池组件 电池组件 电池组件图 5.4电池组串单元联结方式方案三电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件 电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件电池组件 电池组件图 5.5电池组串单元联结方式方案四通过一下几个方面对各种方案进行比较：(1) 占地面积方案一，1000kWP 方阵占地面积约为 1.8577ha；方案二，1000kWp 方阵占地 面积约为 195、.6970ha；方案三，1000kWp 方阵占地面积约为 1.6870ha；方案四，1000kWp 方阵占地面积约为 1.85493ha。经比较可知，占地面积中方案二、三最少，方案一、方案四最大。(2) 组件支架耗材量 电池组件支架采用三角形钢支架，支架钢材用量少，电站的投资就低。经计算可知，方案一，1000kWp 方阵支架钢材耗量为 112t；方案二，1000kWp 方阵支 架钢材耗量为 115t；方案三，1000kWp 方阵支架钢材耗量为 118t；方案四，1000kWp 方阵支架钢材耗量为 142t。由此可知方案一钢材用量最少，方案二次之，方案 三、方案四较多。(3) 线缆长度 占地面积96、少，线缆长度就小，直流损耗降低，电站的发电效率就会增加。(4) 安全可靠性组件布置高度过高，会使组件迎风面积增大，相应的风荷载增加，安全性差， 并且导致钢材量增加。(5) 后期维护 组件布置高度过高，相应的电池组件的支架高度增加，后期维护及电池板清扫等工作量大且电池阵列之间的不遮挡间距大。 综上所述，方案二占地面积较少，电池组件支架钢材耗量较少，直流损耗小，电缆长度较小，电池组件支架安全性较高，后期维护较为简便。故方案二为最佳 方案，本工程选择电池组件串接方式为方案二。根据方案二，本工程固定式太阳能光伏组串单元将 1 组多晶硅太阳能电池 组串（每串 20 块）每块竖向放置，排成 2 行 10 97、列。1000kWp 电池方阵考虑与2 台 500kW 逆变器的匹配，最终确定 1000kWp 子方阵光伏电池并联总组数为 218 组。5.5.3.2 斜单轴式电池板组件串接方式受到支架型号限制。本工程参照 ET-24/90 型斜单轴支架，单个支架最大承载功率为 2.8kWp。考虑本工程 1 组多晶硅太阳 能电池组串为 20 块电池板组件，最终确定斜单轴式太阳能光伏组串单元将 1 组多晶硅太阳能电池组串（每串 20 块）安装在两个斜单轴支架，每个支架 10 块，每块竖向放置，排成 2 行 5 列。5.5.4太阳能电池阵列间距的计算对于固定式太阳能方阵，必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确98、 定方阵间的距离或太阳能电池方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨 9:00 至下午 3:00 的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式如下：光伏方阵间距或可能遮挡物与方阵底边的垂直距离应不小于 D：D=cosAH / tan sin-1(sinsin+coscoscosh) 式中：D遮挡物与阵列的间距，m；H遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，m； 当地纬度，deg； A太阳方位角，deg； 太阳赤纬角，deg；h时角，deg。经计算，固定式多晶硅光伏方阵南北向间距为 4.2m。斜单轴式多晶硅光伏 方阵南北向间距为 7.2m，东西向间距为 7.5m。5.6 方阵接线方案设99、计5.6.1 方阵汇流箱设计每 16 串太阳能光伏组串设置一个汇流箱，组成一条汇流线路至直流配电柜。每 8 条汇流线路设置一个直流配电柜，每一个直流配电柜与一台 500kW 逆变器 相配合，光伏组串与汇流箱、汇流箱与直流配电柜、直流配电柜与相应逆变器间 采用电缆连接。汇流箱具有以下特点：(1) 同时可接入 16 路输入，1 路输出。进线装有光伏专用直流熔断器，出线 装有直流塑壳断路器；(2) 每回路均可承受 DC1000V 电压；(3) 每回路均设有二极管防反保护功能；(4) 配有光伏专用高压防雷器，正负极都具备防雷功能；(5) 汇流箱内应设有数字式电流、电压数据采集器，能够对每路光伏组串的 100、电流、电压数据进行采集，通过 RS485 接口（开放通讯协议）经计算机电缆送 至监控系统。5.6.2 逆变器室布置 本工程需要的总电池板数量 130800 块装机容量 = 1308000.23kWP = 30084kWp本工程共 30 个 1MWp 子方阵。方案一，每座逆变器室装设 1 台 500kW 逆变器，逆变器位于方阵中间，共需 要 60 座逆变器室，60 台 500kVA 变压器。方案二，每座逆变器室装设 2 台 500kW 逆变器，逆变器室对应左右 2 个 500kW 方阵，共需要 30 座逆变器室，30 台 1000kVA 变压器。通过对电池方阵及逆变器室组合方案的对比，方案二比方101、案一逆变器室数量 少，使用的变压器及相应设备数量少，经济性较好。综上所述，本阶段推荐的电池方阵及逆变器室组合方案为：光伏电站按 30 座逆变器室设计，每个逆变器室需安装 2 台 500kW 逆变器， 每个逆变器室外安装 1 台 1000kVA 箱式变压器。5.7 辅助技术方案5.7.1环境监测 在太阳能光伏发电场内拟配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。 该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入计算 机监控系统，实时记录环境数据。5.7.2 光伏组件清洗方案5.7.2.1 积雪处102、理 根据中卫地区的气候情况，春季多风而干旱，冬季寒冷而漫长，全年降水量主要集中在 6-9 月份，四个月降水量占全年降水量的 72%。而光伏组件又有以下 特点： 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 电池 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 组件 从实际运行经验来看，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。5.7.2.2 组件表面清洁 根据xx地区的空气中污染物的情况来看，主要污染物是可吸入颗103、粒物。组件表面污染物主要是以浮尘为主，但是也有雨后灰浆粘结物，以及昼夜温差大， 组件板面结露后产生的灰尘粘结。由于组件表面一般采用了自洁涂层，经过雨水 冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到组件表面的清洁度直接影 响到光伏系统的输出效率，长时间不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程初 步选定气力吹吸与水车定期清洗相结合的方案，考虑到本项目所在地区为干旱地 区，水资源比较宝贵，组件清洗宜采用节水型组件清理方案。（1）气力吹吸 气力吹吸是由维护人员采用便携式吹风机，对组件表面进行风力吹扫。便携式吹风机是由汽油发动机带动的离心式风机、悬臂式风管及便携式机架组成。便 携式吹风机出风量一般在 104、6001200m3/h 左右，风量随机器不同的功率，会有 变化，但是出口风速一般都在 90m/s 以上。便携式吹风机主要是利用出口高风 速来吹扫组件表面的浮灰，也可通过风管出口喷头的更换，改造成吸尘机。吹风 机功率一般为 1.5kW 左右，油耗一般在 500g/kWh。机器要求间隔使用，一般工作 1 小时后需要一段停用冷却时间，吹风机使用寿命大概在 2 年左右。如果每 天实际吹扫时间以 6 小时计，每 20 天为一个吹扫周期，对 30MWp 容量光伏发电 站，需要便携式吹风机 20 台，吹扫工作人员 20 名，每年消耗的汽油约为 16950 公升。（2）移动清洗水车 清洗水车和维护人员配合，利105、用车载水箱、水泵及水管对组件表面进行清洗。车载水箱的容积为 5m3，1MW 组件清洗需要 3 箱。由于自来水管网已接至场址所 在地附近，因此清洗水直接从自来来水管网抽取。每天实际清洗时间以 6 小时计，每 20 天为一个吹扫周期，需要水车 6 辆，工作人员 12 名，30MWp 组件每年耗水2850m3。为了避免大量的道路建设，造成一次性成本较高，另外车辆进入光伏阵 列区内部，靠近组件行驶，容易产生事故隐患，考虑水车只在光伏场区内道路上 行驶，故需要为每辆水车配备较长的冲水软管。移动清洗水车每年消耗的柴油约为4500公升。综上所述，本工程组件清洗系统拟采用清洗水车为主，在冬季辅助采用气力 吹吸106、方案。5.8 年上网电量预测5.8.1 太阳能光伏发电系统效率分析 太阳能光伏发电系统总效率 1 见下表：表 5.8 综合效率系表序号名称修正系数1交直流线路损耗0.992尘土、雨水等覆盖损耗 、不可利用辐射损失、光伏组件性能差异、组件工作温度损耗等0.8853逆变器平均损耗 （500KW 不带隔离变）0.984升压变压器0.965二极管压降引起的功率损耗0.9986汇流箱自耗电0.9947其它损耗( 设备故障、电网故障等)0.986综合折减系数 1（1234567）约为0.801组件阵列安装倾角、方位角系数 3：本工程计算所用软件 PVSYST 已将水平面的太阳辐射量转换为 34倾斜面太阳辐107、射量，因此不需要此系数修正。5.8.2 年理论发电量计算 根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测 30MWp 并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。25 MWp 光伏阵列为固定式安装，组件倾角 34,系统总效率 80.1%，预测发 电量系统容量组件斜面辐射量系统总效率，见表 5.9表 5.9水平面辐射量 (kWh/m2)组件斜面辐射量 (kWh/m2)预测月发电量 (kWh)1 月84.6135.627593102 月 96.5 136.227382403 月136.1 160.432080054 月158.1163.732728805 月191.2180.23587108、9956 月199.6180.236112307 月188.5173.134717858 月159.6158.131791959 月131.3 143.7289936010 月122.6164.5331692511 月86.8134.3270200012 月79.81422862965全年1634.71871.9376098955 MWp 光伏阵列为斜单轴式安装，单轴倾角 34, 组件倾角范围60，系统总效率 80.1%，预测发电量系统容量组件斜面辐射量系统总效率，见表5.10。 表 5.10水平面辐射(kWh/m2)组件斜面辐射(kWh/m2) 预测月发电量(kWh)1 月84.6164.9109、6761702 月96.5168.76821773 月136.1203.28177874 月158.1208.98445135 月191.2240.99746436 月199.6236.59640167 月188.5221.59017748 月159.6193.97878099 月131.3173.370650910 月122.6204.382678811 月86.8164.766489512 月79.8172.5697672全年1634.72353.39544753综上，本期 30MWp 并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量见表 5.11： 5.111月 2 月 3月 4 月 5月 6110、 月 7月 预测月发电量(万 kWh)343.55342.04402.58411.74456.26456.42437.368 月9 月10 月11 月12 月全年预测月发电量(万 kWh)396.70360.59414.37336.69356.064715.46经计算，得出本工程年理论发电量为 4715.46 万度，理论年峰值日照小时数为 1567.43h，平均每天的峰值日照小时数为 4.29h。5.8.3 年上网发电量预测电站建成后各运行年计算年发电量 An，可采用下式计算： An=年理论发电量组件逐年衰减系数 按 0.66%考虑，电站运行 25 年输出衰减 14.7%，则逐 年发电量见表 111、5.12。表 5.12 逐年发电量预测表年份发电量（万度）上网小时数（h）第 1 年4715.461567.43第 2 年4684.341557.09第 3 年4653.421546.81第 4 年4622.711536.60第 5 年4592.201526.46第 6 年4561.891516.38第 7 年4531.781506.38第 8 年4501.871496.43第 9 年4472.161486.56第 10 年4442.641476.75第 11 年4413.321467.00第 12 年4384.191457.32第 13 年4355.261447.70第 14 年4326.5112、11438.14第 15 年4297.961428.65第 16 年4269.591419.22第 17 年4241.411409.86年份发电量（万度）上网小时数（h）第 18 年4213.421400.55第 19 年4185.611391.31第 20 年4157.991382.13第 21 年4130.541373.00第 22 年4103.281363.94第 23 年4076.201354.94第 24 年4049.301346.00第 25 年4022.571337.11平均值4360.231449.35计算结果：电站建成第一年上网发电量为 4715.46 万度，上网小时数为15113、67.43h。在运行期 25 年内的年平均发电量为 4360.23 万度，上网小时数为1449小时。6 电气6.1 接入电力系统的方式说明宁夏电网位于陕甘青宁电网的东北部，向西南同甘肃电网相连。宁夏电网北部为220kV 电网、南部为330kV 电网，同陕甘青宁主网以四回330kV 联络线相联系。宁夏电网供电范围已基本覆盖宁夏全境。宁夏220kV 电网覆盖了中北部石嘴山和银川地区，并在南部银南、中卫、宁东地区有一定规模。330kV 电网在南部银南、中卫、宁东和固原地区发展较快。宁夏220kV 电网与陕甘青宁主网现通过青铜峡和月牙湖两个（330/220kV）变电所联络。截至2007 年底，宁夏电网114、全口径装机约8157.74MW ，其中：水电428.54MW，火电7431MW，风电298.2MW 。水电、火电、风电所占比例分别为5.25%、91.09%、3.66%。截至2007 年底，宁夏电网已建成330kV 线路24 条，总长度约1225.5km( 省内长度)； 220kV 线路79 条，总长度约2144km。共有330kV 降压变电所7 座，总容量3820MVA； 220kV 降压变电所25 座，总容量7830MVA 。2007 年宁夏电网口径用电量达到439.78 亿kWh ，较上年增长16.39%。宁夏电网口径最大发电负荷6220MW ，较上年增长12.48%。统调口径最大发电负115、荷6020MW ，较上年增长12.31%。6.1.2电力负荷发展预测宁夏自治区全社会用电量1990 年为55.02 亿kWh 、1995 年为92.32 亿kWh 、2000 年为136.17 亿kWh，2005 年为302.9 亿kWh 。各时期平均增长率分别为“八五”10.9%、“九五”8.1%、“十五”17.3%。宁夏电网统调负荷1990 年为920MW 、1995 年为1320MW 、2000 年为1970MW， 2005 年4204MW 。各时期平均增长率分别为“八五”7.5%、“九五”8.3%、“十五”16.4%。可见，从20002005 年，宁夏用电水平大幅增长。本次采用的负荷水116、平是在我院2007 年12 月完成的西北（陕甘青宁）“十一五”及远景目标网架规划报告中的负荷水平的基础上，结合宁夏电网2007 年负荷和用电量实际增长情况，经调整后的宁夏电网负荷水平，详见下表。预计宁夏电网2010 年、2015 年需电量分别为610、897 亿kWh ，相应“十一五”、“十二五”增长率分别为15.03%、8.02%；最高发电负荷2010 年、2015 年分别为8900MW 、13100MW ，相应“十一五”、“十二五”增长率分别为15.39%、8.04%。宁夏电网负荷发展预测表单位：10MW 、亿kWh 项 目 2007 年(实际)2008 年2009 年2010 年2015117、 年十一五 增长率 十二五增长率一、全网用电量 440 493 542 610 897 15.03% 8.02% 二、最高发电负荷 622 700 780 890 1310 15.39% 8.04% 三、最高负荷利用小时 7074 7043 6949 6854 6847 6.1.3 接入系统方案根据宁夏及xx的负荷发展情况和电力平衡情况可知，xx光伏电站投产后主要为当地负荷供电，因此，建议本期30MW 光伏电站以35kV 电压等级接入系统。根据光伏电站的地理位置、供电范围、电网结构和电网发展规划情况，暂定以下接入系统方方案：在本光伏电站设35kV 开闭站，以一回35kV 线路送至附近xx变电站118、。光伏电站最终的接入系统方案以经过审批的“光伏电站接入系统设计”来决定。6.1.4 对太阳能光伏发电站的要求(1) 由于太阳能光伏电站中采用了直/交流并网逆变器，运行过程中会产生一定量谐波，设计要求公共连接点的谐波电流应满足GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波的规定。(2) 设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压偏差应满足GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差的规定，即三相公共连接点电压偏差为标称电压的7%。(3) 设计要求光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定。(4) 设计要求光伏119、电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T 15543-2008电能质量三相电压不平衡规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3，短时不超过2.6。(5) 设计建议光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。(6) 设计建议光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。6.1.4 无功补偿根据建设单位提供资料，太阳能光伏电站电池板所发电力功率因数在0.981之间，基本上为纯有功输出。因此设计根据无功就地平衡的原则配置升压站内无功补偿装置，以补偿升压站内主变损耗。因此设计建120、议本期光伏电站升压站新增容性无功补偿容量按3000kvar考虑。6.2 电气主接线6.2.1 发电单元接线本工程本期建设30个1MW光伏发电单元，每个1MW光伏发电单元共安装4360件230W光伏板组件，每20件光伏板组件串联为一个支路，共218个支路，各支路平均分配接入14个直流汇线箱，每7个直流汇线箱接入1面直流防雷配电柜，共2面直流柜。每面直流防雷配电柜出线接入1面500kW逆变器柜，共2面逆变器柜。逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1000kVA箱变内各自的低压侧断路器，箱变低压侧采用双分裂绕组接线形式。本期工程光伏发电单元线路采用电缆直埋敷设。6.2.2 电气主接线本121、期电气主接线，考虑了2个方案：方案1：采用30台35kV箱式升压变升压后接至35kV集电线路送出。每回35kV集电线路由10台箱变连接后接入35kV配电室35kV母线。本期共3回集电线路接入35kV母线，35kV采用单母线接线。35kV出线1回接入腰坝变电站35kV侧。方案2：采用60台10kV箱式升压变和2台35kV升压变送出。30台10kV箱式变压器升压后分别接至10kV集电线路。由30台箱变连接后接入10kV配电室10kV母线。10kV采用单母线分段接线。10kV I母线和II母线分别经1台35kV升压变升压后接入35kV母线，35kV采用单母线接线。35kV出线1回接入xx电站35kV122、侧。2个方案接线如下图：从经济性比较选择方案1本期工程光伏发电集电线路采用电缆直埋敷设。6.3 主要电气设备选择6.3.1 短路电流计算依据系统专业提供的系统阻抗X正=1.4886，X负=1.4886，X零=100MVA。短路电流计算结果见表6-2：表6-2 短路电流计算结果表短路点编号短路点位置短路点平均电压Uj(kV)支路电源名称短路容量(MVA)计算电抗Xjs分支基准电流Ie(kA)短路电流标么值I*(kA)短路电流有名值I(kA)全电流有效值Ich(kA)短路电流冲击值ich(kA)135kV母线三相短路37系统67.161.4891.560.6721.0481.5822.668光伏系123、统312.40.321.563.1254.8756.89412.773合计5.9238.47615.4416.3.2 主要设备选择每个1MW单元选用2面直流防雷配电柜，每面直流防雷配电柜共输入7路接线箱组件串。对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较：(1) 逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压受日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。(2) 逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率1124、0%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。(3) 逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。(4) 最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。(5) 可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压125、方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。(6) 监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有:额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。本工程选用国产的逆变器，各项性能指标，见表6-3。表6-3 逆变器主要技术参数表指标规格参数输出额定功率500kW最大直流功率550kW最大交流电流1070A（或917A）最高转换效率98.5%欧洲效率98.3%最大126、直流电压880Vdc最大功率跟踪（MPPT）范围450Vdc820Vdc最大直流输入电流1200A交流输出电压270V输出频率范围47Hz51.5Hz要求的电网形式IT系统待机功耗/夜间功耗50W输出电流总谐波畸变率3%（额定功率时）功率因数0.99自动投运条件直流输入及电网满足要求时，逆变器将自动运行断电后自动重启时间5min（时间可调）隔离变压器（有/无）无接地点故障检测（有/无）有过载保护（有/无）有反极性保护（有/无）有过电压保护（有/无）有其它保护短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等工作环境温度范围-2040相对湿度095%，不结露满功率运行的最高海拔高度2000m（超过20127、00m需降额使用）防护类型/防护等级IP20（室内）散热方式强制风冷重量1800kg逆变器额定功率时谐波畸变率3%，满足电网要求。箱式升压变压器的选型：箱式变压器容量为1000kVA。变压器接线主要有两种：1) 三绕组接线方式，电压比为38.522.5%/0.27-0.27kV，接线组别为D，yn11yn11。每个分裂绕组侧均安装低压断路器，对应的每个绕组侧均与1台500kVA逆变器连接。当低压任一绕组、逆变器或光伏组件发生事故，均不会导致整个变压器停止运行。检修时同样不会使整个变压器停止运行，调度非常灵活。2) 双绕组接线方式，电压比为38.522.5%/0.27kV，接线组别为D，yn11128、。低压侧与1台1000kVA逆变器连接。1000kVA逆变器在目前市场不太成熟，且价位较高，运行不灵活，检修不便。当任一绕组、逆变器或光伏组件发生事故，均会导致整个变压器停止运行。通过以上的比较可知，考虑运行可靠性本工程采用三绕组接线方式，电压比为38.522.5%/0.27-0.27kV，接线组别为D，yn11-yn11。35kV配电装置采用户内手车式成套开关柜，开关柜内配真空断路器，短路水平按25kA选择。35kV电缆采用YJY23-26/35型。380/220V配电装置选用GCS型抽屉式开关柜。污秽等级按III级考虑，土壤电阻率本阶段未进行实测，待下阶段进一步实测，电阻值按4欧考虑。本期129、站内35kV侧单相接地电容电流约为6.89A，系统单相接地电容电流值未知，初步估算总单相接地电容电流为25A，根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合中规定，“35kV系统中当单相接地电容电流大于10A时，应采用经消弧线圈接地方式”，若仅计站内35kV单相接地电容电流，本工程35kV系统中性点不接地，具体采用何种接地方式，待下一阶段结合对侧变电站情况整体考虑。35kV母线装设避雷器以防雷电侵入波危害，35kV配电装置为防止操作过电压，在进、出线均装设过电压保护器。考虑到太阳能电池板安装高度较低，太阳能电池方阵内不安装避雷针和避雷线等防直击雷装置。接地装置及设备接地的设计按交流电气装置的接地和十八130、项电网重大反事故措施的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，垂直接地体采用镀锌钢管。电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，接地电阻以满足电池厂家要求为准，分站房、箱变接地装置与光伏组件区域接地网连接。6.4 电气设备布置35kV屋内配电装置布置在站区南侧，采用屋内开关柜单列布置。380/220V配电装置布置在35kV配电室内；主控室布置在综合楼内，综合楼布置在站区北侧。直流屏和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜和2面500kW逆变器，共5个131、分站房。6.5 站用电及照明站用电电压为380/220V，为中性点直接接地系统。站用电共设置2台容量为630kVA互为备用的干式变压器。其中1台电源由站外引接，电压比1022.5%/0.4kV，接线组别D，yn1，另1台电源由站内35kV屋内配电装置引接，采用有载调压变压器，电压比38.541.25%/0.4kV，接线组别Y，yn0。站用电采用单母线分段接线。考虑到金太阳工程上网电价较农网电价便宜，推荐由35kV屋内配电装置引接的变压器作为工作电源，站外农网引接的变压器电源作为备用电源。 道路(包括进站道路)采用风光互补的太阳能路灯照明，综合楼、继电保护室、各屋内配电室采用荧光照明。照明设正常132、照明和事故照明。主控制室、建筑主要通道、配电室、生活消防水泵房等处设事故照明，事故照明正常时由交流电供电，事故情况下由灯具自带蓄电池供电。主控制室、配电室、生活消防泵房设置疏散指示灯。6.6 电缆设施升压站35kV屋内配电装置室采用电缆隧道，内装设桥架敷设电缆，站用电室、主控室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。电缆沟至设备采用电缆穿水煤气管直埋敷设。明敷于电缆桥架中的电缆，每隔一定距离设一封闭耐火槽盒阻火段，阻火段长度2m。电缆隧道进入建筑物的入口处设置带门的阻火隔墙。电缆沟进入建筑物的入口处设置阻火隔墙。不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟或电缆隧道连接处设置阻火133、隔墙。高低压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。电缆隧道、电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均涂防火涂料。电缆穿管敷设完毕后应将管子的两头封堵。6.7 二次接线及微机监测装置6.7.1 光伏站控制、测量和信号(1) 光伏站控制光伏站拟采用微机监控。设站控层和间隔层。站控层由包括操作员站、通讯网络、网络交换机、及光纤环网设备等组成，安装于主控制室。间隔层设备由逆变器、智能电度表、温度及日照辐射传感器等组成，安装于各分站房内。间隔层设备通过通讯管理机及光纤环网设备与站控层设备通讯。(2) 光伏站的测量和信号光伏站的逆变器需监测电网的电压、电流、频率及户外的日照、温度134、风速。每个箱变低压侧设置0.5s级智能电度表,以实现分组计量。箱式变压器的运行状态信号可由就地设置的智能测控单元采集，通过网络上传给升压站监控系统。6.7.2 35kV系统控制、测量和信号升压站自动化系统的结构配置采用分层式结构。即设置全站控制级和现地控制级二层结构，二层之间通过网络互联；全站控制级由全站的通用设备组成，包括主机/操作员兼工程师站、网络交换机、通讯网络、通讯管理机、GPS时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库各自独立，共享站内的所有信息。现地控制级设备主要由测控和保护设备及智能设备组成。6.8直流系统电站设置1套直流系统，直流系统采用单母线接线，配置1套充电装置、135、1组阀控铅酸蓄电池，蓄电池容量暂定为100Ah/2V，直流系统为测控保护等设备供电。设置1套UPS电源，容量暂定为5kVA，为火灾报警系统、监控操作员站等设备供电。6.9元件保护及自动装置 保护按继电保护和安全自动装置设计技术规程设置，站用变、35kV线路保护等均采用微机型保护。(1) 35kV线路保护主保护：方向电流速断保护后备保护：三相二段式过电流保护过负荷保护(2) 35kV站用变压器保护：主保护：装设电流速断保护后备保护：装设三相二段式过电流保护站用变低压侧中性点零序电流保护非电量保护过负荷保护(3) 布置电站采用少人值班、无人值守的运行方式。公用测控屏、远动及通讯接口柜、直流、UPS136、等设备安装于继电保护室，35kV线路的测控保护装置及相应的电度表下放，安装在35kV开关柜内。(4) 其它自动化设备根据电测量及电能计量装置设计技术规程，35kV线路设置电能质量监测装置。为消除电磁谐振，35kV母线设一套PT消谐装置。线路发生单相接地时，为能查出故障线路，设一套小电流接地选线装置。(5) 光伏电站保护逆变器设过流、单相接地、过载、过压、欠压、电网异常等保护。箱式变压器高压侧设熔断器作为变压器内部的短路保护;低压侧设空气开关，带智能脱扣器,作为箱式变压器至逆变器之间电缆的保护,同时兼做逆变器的后备保护。7 工程消防设计7.1 工程概况和消防总体设计7.1.1 工程概况主要建(构137、)筑物有综合楼、35kV配电室等。根据火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)中的要求：“变电站内建筑物满足耐火等级不低于二级，体积不超过3000 m3，且火灾危险性为戊类时，可不设消防给水”，“单台变压器为125MVA及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统”，本工程综合楼体积约为4140m3，故需设置消火栓消防设施；本工程没有主变压器，箱变压器容量为1000KVA，故不需要设置水喷雾灭火系统。7.1.2 消防设计依据建筑设计防火规范(GB50016-2006)；火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)；建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)；电力138、设备典型消防规程(DL 5027-93)。7.1.3 一般设计原则消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建(构)筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、材料选用、平面布置中均按照有关消防规定执行，力求做到保障安全、方便使用、经济合理。7.1.4 机电消防设计原则本期工程消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，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的安全疏散。本期工程在35kV配电室、380/220V配电室、动态无功补偿装置室及分站房设置移动式灭火器。7.1139、.5 消防总体设计方案消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、逃生等各方面入手，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的安全疏散。站区内综合楼、35kV配电室、变压器等各构(建)筑物设置移动式灭火器。7.2 工程消防设计7.2.1 建筑物火灾危险性分类及耐火等级站区建筑物与构筑物在生产过程中的火灾危险性分类及最低耐火等级详见表7-1。表7-1 站区建筑物与构筑物火灾危险性分类及最低耐火等级表序号建(构)筑物名称火灾危险性分类耐火等级135kV配电室戊二级2380/220V配电间戊二级3分站房戊二级4动140、态无功补偿装置室戊二级7.2.2 安全疏散通道及消防通道7.2.2.1 总平面消防本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，设计考虑站区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置要考虑消防通道，要满足在发生火灾时施救人员与机械的通行。设备选型(包括电缆选型)要选择防火型设备。针对工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对消防部位中央控制楼采取专门防火措施，安装消防监测自动报警装置。在站区总平面布置上，各个新建建(构)筑物之间的间距均按照火力发电厂总图运输设计技术规程(DL/T5032-2005)的防火间141、距要求进行布置。本工程各主要建(构)筑物设计间距如表7-2：表7-2 主要建筑物设计间距序号建筑物名称综合楼35kV配电室生活消防水泵房规范要求距离(m)实际设计距离(m)规范要求距离(m)实际设计距离(m)规范要求距离(m)实际设计距离(m)1综合楼12371238235kV配电室123710203生活消防水泵房123810207.2.2.2 消防车道本专业在设计站区道路时，考虑到消防通道宽度和净空要求，在站区周围及电池板区域设计了4.0m的消防环形道路，为电站消防工作提供了较好的消防条件。在站区重点区域相应也设置环形道路，以满足消防要求。如管理站区域设置了4.0m宽道路。7.2.3 消防给142、水设计本工程消防的总体设计方案为：设消火栓消防系统和移动式灭火器。消防管道在综合楼区域布置成环状，其它部位消防管道以枝状管道接至各用水建筑物。本工程设生活消防水泵房1座，消防蓄水池1座，内设消防泵2台，消防稳压装置1套（包括消防稳压泵2台，压力罐1个）。消防补水暂拟由站外补给水管道供给。7.2.4 消防电气消防供电为类负荷，消防水泵布置在生活消防水泵房内，两套消防水泵分别由站用电380/220V低压配电装置的两段母线供电。7.2.5 主要场所及机电设备消防设计根据建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005及火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006要求，本期在新建的35kV配电143、室、380/220V配电室、动态无功补偿装置室、箱变压器及分站房处设置磷酸铵盐干粉灭火器。移动式灭火器配置见下表：设置位置名称数量分站房磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)20具35kV配电间磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)2具380/220V配电室磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)2具动态无功补偿装置室磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)4具箱变压器磷酸铵盐干粉灭火器(MF/ABC4)20具站区建构筑物的安全疏散(1) 配电装置室的门向疏散方向开启。(2) 其他建筑物的安全疏散，均符合现行国家标准建筑设计防火规范50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-200144、6的有关规定进行设计。7.2.6 消防监控系统根据火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006及火灾自动报警系统设计规范GB 50116-98的有关规定，设置一套火灾自动报警控制系统。控制系统采用总线制，报警与联动控制共线。在主控制室设置火灾报警区域控制器，火灾报警区域控制器上设有启动消防泵的后备手操；当火情发生时,火灾报警探测装置可自动向火灾报警区域控制器发出信号，火灾报警区域控制器探测到火情后，可根据预先设定好的逻辑，通过联动控制总线启动相关的联动设备。火灾报警区域控制器可显示发生火灾的区域、时间以及消防系统设备状态。在主要通道和重要场所设置声光报警设备，火情发生时，火灾报警区145、域控制器应能启动声光报警设备及时提醒及疏散人群。火灾自动报警控制系统具有自检功能，正常运行时，区域控制器可以对整个系统进行自诊断，当网络或探测器出现故障时，可以报警。7.2.7 建筑消防设计建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限按建筑设计防火规范GB 50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006等国家现行的标准进行设计。(1) 站区建筑物承重构件采用砖混结构，为不燃烧体，均满足耐火极限要求。(2) 内装修采用不燃材料。7.2.7.1 站区建构筑物的安全疏散(1) 配电装置室的门向疏散方向开启。(2) 配电装置室的中间隔墙上的门采用不燃烧材料制作的双向弹簧门。(3)146、 建筑物的安全疏散，均符合现行国家标准建筑设计防火规范50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006的有关规定进行设计。7.2.7.2 建筑构造5kV配电室中间隔墙上的门采用不燃烧材料制作的双向弹簧门。7.2.8 通风空调系统防火排烟380/220V配电室及35kV配电装置室设玻璃钢轴流风机，风机兼事故通风，风机与消防系统连锁运行。分站房内采用轴流风机排风。风机兼事故通风，风机与消防系统连锁运行。7.2.9 施工消防规划施工期间，消防系统随管理站土建工程一起施工完毕。消火栓系统管网在主要建筑物周围道路形成环管(DN150)，在变压器附近、主建筑物附近、配电间附近设147、地下消火栓，管道采用钢管。施工区距离管理站较近，消防用水可从管理站内引接，施工现场同时配备消防器材。在施工区及施工生活区内按照有关部门消防安全的要求，配备足够的灭火器材。对所有的施工上岗人员进行上岗前的消防安全教育。并指定专人(安全员)进行消防安全监督，定期对施工中存在的消防安全隐患进行排除。8 土建工程8.1 概述8.1.1 工程概况及交通运输xx地处宁夏“乌金三角”经济区（即石嘴山、吴忠、宁东能源化工基地）、内蒙上海庙能源化工基地和鄂尔多斯、陕西榆林煤化工基地腹地，县城距银川市130公里，距银川河东机场110公里，距宁东能源化工基地70公里、内蒙上海庙能源化工基地60公里，xx已跨入宁夏回148、族自治区1小时经济圈。8.1.2 工程规模、相关标准及结构安全等级8.1.2.1 工程规模本期装机容量30MWp，光伏发电系统由30个1MWp光伏并网发电单元组成，全部采用多晶硅组件。规划容量100MWp，留有扩建余地。8.1.2.2 相关规程、规范及标准建筑结构制图标准GB/T 50105-2001建筑地基基础设计规范GB50007-2002建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001混凝土结构设计规范GB50010-2002钢结构设计规范GB20017-2003砌体结构设计规范GB50003-2001建筑结构荷载规范GB50009-2001(2006年版)建筑抗震设计规范GB5001149、1-20108.1.2.3 结构安全等级站区建筑物与构筑物的抗震设防类别及建筑结构安全等级详见表8-1。表8-1 站区建筑物与构筑物的抗震设防类别及建筑结构安全等级表序号建(构)筑物名称抗震设防类别建筑结构安全等级135kV配电室丙二级2380/220V配电间丙二级3分站房丙二级4动态无功补偿装置室丙二级5光伏板钢支架丙二级8.1.3 设计的原始资料8.1.3.1 工程地质概况本次勘测范围内揭露的地层自上而下主要为砾砂、砾石、粉质粘土、砂岩及泥岩，依据场地的地层其形成时间、成因、岩性及其物理力学性的不同将场地内地层分述如下：层砾砂、砾石(Q4al+pl)：杂色，稍湿，稍密中密，级配良好，长石、150、石英质，以砾砂为主，砾石次之，层位稳定，层厚在1.02.0m之间。本次勘测在该层中进行了4次标准贯入试验，其击数一般在1325击之间。层粉质粘土(Q4al+p1)：棕红色，硬塑坚硬状态，无摇震反应，有光泽，干强度高，韧性高，夹粘土薄层，局部含钙质结核。该层在场地内分布连续，层厚在0.73.0m之间，层顶埋深在1.02.0m之间。本次勘测在该层中进行了3次标准贯入试验，其击数一般在1016击之间。层砂岩(E2)：紫红或灰绿色，强风化中风化，层理清晰，泥质胶结，该层层位稳定，分布连续，层厚在5.37.0m之间，局部夹泥岩薄层，层顶埋深在2.04.8m之间。本次勘测在该层中进行了4次标准贯入试验，其151、击数一般50击。层泥岩(E2)：紫红或灰绿色，强风化中风化，质地坚硬，泥质胶结，层厚较大，本次勘测未揭穿该层。本次勘测在该层中进行了4次标准贯入试验，其击数一般50击。根据本次勘测结果，结合本地区建筑经验综合考虑，将各层岩土的主要物理力学性质指标推荐值列于下表8-2。表8-2 各层岩土的主要物理力学性质指标指标层序天然重度(kN/m3)内摩擦角粘聚力C(kPa)压缩模量Es1-2(MPa)承载力特征值fak(kPa)层砾砂、砾石19.033-13200层粉质粘土19.0204015240层粗砂岩20.5-300层泥岩20.5-3008.1.3.2 主要技术数据依据建筑结构荷载规范(2006年版152、)及建筑抗震设计规范(2008年版)。(1) 设计使用年限：50年。(2) 基本风压：0.60kN/m 基本雪压：0.20kN/m。(3) 抗震设防烈度：7度，设计基本地震加速度值为0.15g,设计地震分组：第三组。8.1.4 主要建筑材料(1) 现浇混凝土：C10、C15、C20、C25、C30。预制混凝土：C30。(2) 钢筋：HPB235、HRB335。型钢：Q235B。(3) 砖：墙体采用MU10烧结多孔砖。(4) 砂浆：一般为M5、M7.5、M10混合砂浆及M5、M7.5、M10水泥砂浆。8.2 站区总布置与交通运输8.2.1 站区总体规划本期管理站区位于东北侧；南侧为太阳能光伏板发153、电区，以1MWp光伏并网发电单元为一个单元，每个单元内设置一个分站房，由30个单元组成。综合楼位于管理站区的北侧，相应布置了广场和绿化用地。水泵房、反渗透处理室及35kV配电室位于综合楼的南侧。站区内主要生产及附属建筑与站区内的太阳能光伏板布置区域之间用围栅隔开，构成两个相对独立的区域。站区大门向东，站前区大门入口处，结合绿化统一布置，进行重点处理。站区大门采用电动大门。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栅，围栅高1.8m。本工程设计按100MWP规模进行统筹规划。站区部分总体考虑了进出线走廊、光伏板布置形式、站址地形条件等各方面因素，进行统筹安排，统一布局。站区总体规划在满足生产要求的前提154、下，尽量减小占地面积。站区总体规划：35kV出线向西，本期35kV电缆由北侧进入35kV配电室，主入口朝东。8.2.2 站区总平面布置站区的总平面布置结合站区的总体规划及太阳能光伏工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等各方面因素。站区总平面布置技术经济指标表项目单位数量备注站址征地面积hm75站区围栅内占地面积hm73.37站区检修道路占地面积hm5.438总平面布置方案在满足规范及工艺要求的前提下，尽量压缩站区用地。8.2.3 站区竖向布置场区整体地形东高西低、北高南低，自然标高范围大约在1377.0m1155、389.0m之间。本工程在竖向设计时，在满足工艺要求的前提下尽量减少站区土石方量，场平坡度采用复合坡，由西向东坡度在0.7%至1.5%之间，由南向北坡度在0.2%至1.0%。为了真正做到绿色、环保，保护植被，须在施工结束后在太阳板周围种植草坪恢复原状。雨水通过设计地坪，散排出站外，或渗入地下。8.2.4 站区管线布置根据工艺要求站区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。管理站其余管线前期已建设完毕，这里不做详细介绍。8.2.5 交通、道路及场地处理8.2.5.1 站内道路的布置本期站内检修道路采用泥结碎石路面，道路宽度均为4m，转弯半径均为5m。8.2.5.2 156、站外道路的布置进站道路前期已建设完毕，本期不需新建进站道路。8.3 太阳能光伏板支架光伏组件支架设计充分考虑自重、风压、抗震等因素，型钢支架采用支撑钢框架体系，支架采用方钢柱，方钢横梁；支撑、檩条采用角钢及钢筋，设置竖向支撑；所有钢构件均采用整体热镀锌防腐，整个结构美观、简洁、耐用。光伏支架与基础连接保证牢固可靠。8.4 太阳能光伏电站建、构筑物设计8.4.1 站区建筑本光伏电站主要建筑物包括35kV配电室、380/220V配电室、分站房、动态无功补偿装置室。8.4.1.1 35kV配电室35kV配电室建筑面积95.2m，建筑体积399.84m，呈“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1) 157、地面：细石混凝土复杂地面。(2) 内墙面：刷内墙涂料。(3) 顶棚：均为喷涂顶棚。(4) 门窗：窗采用塑钢窗、门采用防火门。(5) 外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余均刷外墙涂料。8.4.1.2 380/220V配电室(相同建筑物共2个)380/220V配电室建筑面积35.2m，建筑体积140.8m，呈“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1) 地面：细石混凝土地面。(2) 内墙面：刷内墙涂料。(3) 顶棚：均为喷涂顶棚。(4) 门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门。(5) 外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余均刷外墙涂料。8.4.1.3 分站房(相同建筑物共30个)分站房建筑面积51158、.48m，建筑体积216.22m，成“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1) 地面：细石混凝土地面。(2) 内墙面：均为刷内墙涂料。(3) 顶棚：均为喷涂顶棚。(4) 门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门。(5) 外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余刷外墙涂料。8.4.1.4 动态无功补偿装置室动态无功补偿装置室建筑面积61.75m，建筑体积234.65m，成“一”字形布置。建筑装修基本原则如下：(1) 地面：细石混凝土地面。(2) 内墙面：均为刷内墙涂料。(3) 顶棚：均为喷涂顶棚。(4) 门窗：窗采用塑钢窗、门采用钢质保温门。(5) 外装修：600mm高仿石面砖勒脚，其余刷外墙涂料。159、8.4.2 站区建筑物结构8.4.2.1 35kV配电室35kV配电室为单层砖混结构，基础采用现浇混凝土条形基础，屋面为现浇钢筋混凝土有梁楼板。8.4.2.2 380/220V配电室380/220V配电室为单层砖混结构，基础采用现浇混凝土条形基础，屋面为现浇钢筋混凝土板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.3 分站房分站房为单层砖混结构，基础采用现浇混凝土条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.4 动态无功补偿装置室动态无功补偿装置室为单层砖混结构，基础采用现浇混凝土条形基础，屋面为钢筋混凝土现浇板，墙体采用烧结多孔砖。8.4.2.5 屋外装置屋外装置主要包括：(1) 箱160、变基础，为现浇混凝土箱形基础，箱式变压器基础混凝土强度等级为C30。(2) 光伏组件钢支架采用型钢结构。光伏组件钢支架基础形式可采用现浇钢筋混凝土独立基础或短桩基础，基础混凝土强度等级为C30。考虑到站区基础持力层良好，基础埋深较浅，现浇钢筋混凝土独立基础施工方便，混凝土用量较少，节约投资；而短桩基础可取消开挖方工程量，缩短工期，但相应增加了机械费用及混凝土工程量。以节约成本，减小投资为出发点，本工程现阶段建议采用现浇钢筋混凝土独立基础。(3) 所有钢构件均采用整体热镀锌防腐。8.4.2.6 光伏电站主要建、构筑物工程量汇总表见表8-3。表8-3 35kV配电室m295.2380/220V配电161、室m235.21070.4分站房m251.4810514.8动态无功补偿装置室m261.758.5 站区内生产、生活供水及排水8.5.1 站区自然条件 由于站址位于宁夏内陆地区，该地区年蒸发量远大于降水量，气候干旱。工程勘测期间在钻探深度8.6m范围内未发现地下水，据调查了解，该处地下水深度大于20m，站址周围无就近接水点。需考虑就近打井取水。 8.5.2 供水及给水系统由于目前缺少站区外水源资料，设计暂按生活用水接至站区围墙外1米，按不满足生活饮用水标准考虑，生活水处理方式采用反渗透处理方式。在下阶段设计中，水源水质满足生活饮用水标准，可取消反渗透处理装置。8.5.2.1 给水水源生活用水水162、源管道暂按接至站区围墙外1m考虑，供水管线采用DN80的钢管。8.5.2.2 给水系统给水系统设生活用水管网。用水主要为综合楼的生活用水及太阳能板冲洗用水。由于太阳能板冲洗用水为间断不连续用水，故主要用水为生活用水，用水量瞬时最大为4.5L/s，最高日用水量为5.0 m3/d。综合考虑太阳能板冲水用水及本工程扩建规划，设计厂外水源总需水水量为20m3/h。站外生活给水进入站区后，经反渗透处理后由生活水泵供至各生活用水点，反渗透排水作为卫生器具冲洗水和太阳能板冲洗水。设置生活消防水泵房一座，消防蓄水池一座。生活消防水泵房内设置两台消防水泵，1套消防稳压设备，消防系统采用变频控制。1套生活供水设备163、及1个生活水箱，生活供水设备采用变频控制。站外生活给水管道引入本工程站区内，生活给水管道至反渗透处理装置，经处理后达到生活饮用水标准后至生活水箱(4 m3)，由生活水泵提升至各生活用水点。生活消防水泵房地面以上为单层砖混结构, 轴线尺寸12.0m5.7m，屋面结构为现浇钢筋混凝土屋面，屋面顶标高5.5m，外墙为370mm厚砖墙。大门采用防火门，窗采用塑钢窗，地面做法采用水泥砂浆楼面做法。泵房地面以下为现浇钢筋混凝土箱形结构，轴线尺寸为12.0m5.7m，净深3.1m。生活消防水泵房采用天然地基。消防蓄水池采用地下钢筋混凝土结构，消防蓄水池内壁尺寸为7.8m7.8m（长宽），水池净深3.5m。生164、活水箱尺寸为： 2m1m2m（长宽高）。本工程设1座反渗透处理室，处理室地面以上为单层砖混结构, 轴线尺寸9m5.7m，屋面结构为现浇钢筋混凝土屋面，屋面顶标高5.5m，外墙为370mm厚砖墙。大门采用平开钢木大门，窗采用塑钢窗，地面为水泥砂浆地面。处理室基础采用毛石条形基础，地基为天然地基。 生活给水设备的性能参数暂定如下：(1) 生活泵流量： 12.6m3/h扬程： 0.35MPa 功率： 3kW数量： 2台(1用1备，采用变频控制)(2) 隔膜式气压罐：直径800mm数量：1个额定压力：1.00 MPa反渗透处理设备的性能参数如下：处理量：2m3/h功率：12kW数量：1套8.5.3 排165、水系统站区内生活污水日排放量约4.0m3，根据环保要求，生活污水需处理后排放。处理设施采用地埋式一体化污水处理设备处理，经接触氧化、沉淀、消毒后可达到国家一级排放标准。建筑物排出的生活污水先经检查井、格栅井，然后进入污水处理设备，处理后的污水自流汇入排水泵井，用水泵升压排出站区外渗水井或用于站区绿化。 站区室外排水管道采用PVC-U排水管。排水泵井采用地下钢筋砼结构，长宽为4m4m，深-6.0m。井内设2台立式长轴排水泵。主要排水设备的性能参数如下：(1) 排污泵流量：10m3/h扬程：0.27 MPa功率：3kW数量：2台(2) 地埋式生活污水处理设备处理量：1m3/h9 施工组织设计9.1166、 施工条件9.1.1 工程条件银川xx一期30MW工程，站址位于银川xxxx境内，交通较为便利。宁夏xx工业园区始建于2003年5月，2006年经国家发改委审核认定为自治区级开发区。园区地理位置特殊，位于宁、蒙、陕三省交界处，交通便利，在盐中高速公路与银青高速公路交汇处，是宁夏的东大门。园区东西长约6公里，南北宽约2公里，远景规划占地面积约18000亩。园区自启动建设以来，已完成道路、给排水、10千伏供电线路、通讯“五通一平”以及绿化、路灯、主次大门等配套基础设施建设，为园区招商引资、引企入园工作奠定了基础。9.1.2 气象条件宁夏xxxx镇主要为荒漠、半荒漠草原，属温带荒漠干旱区，为典型的大167、陆型气候，以风沙大、干旱少雨、日照充足、蒸发强烈为主要特点。年降雨量80-220mm，年蒸发量2900-3300mm。年平均气温7.2，无霜期120-180d。9.1.3 地质条件拟建站区无活动断裂通过，适宜建光伏电站。该工程场地地震动峰值加速度为0.15g，对照地震基本烈度为7度。该场址可采用天然地基，层砾砂、砾石，层粉质粘土、粘土物理力学性质良好，均可作为地基持力层，层砂岩及层泥岩为良好的下卧层。勘测场地地下水埋深大于15.0m，对基础及施工无影响。9.1.4 施工条件9.1.4.1 施工供水本工程施工高峰期用水量为40t/h。站区水源引接至前期考虑用宁夏哈纳斯槽式发电站工程已建水泵房，该168、泵房位于管理站区的东侧，由管道输送到蓄水池。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。供水管线采用DN100的钢管，接管水点压力为0.50MPa设计，水质符合生活饮用水标准。9.1.4.2 施工供电本工程施工高峰期用电负荷为150kVA。施工供电由附近变电站通过10kV线路接入，或采用60kW柴油发电车来满足生产及生活用电。另外配备30kW移动式柴油发电机作为光伏板基础的施工电源，其移动方便，适应太阳能施工的特点，满足生产及生活用电。9.1.4.3 建筑材料水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可在xx镇购买。9.1.4.4 机械维修必要的部件加工机械维修可169、在xx镇相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。9.1.5 施工特点(1) 太阳能光伏发电工程占地面积较大，单机工程量小，整体工程量集中，施工时需频繁移动施工机具，特别是混凝土施工机具。(2) 施工高度低，速度快，难度不大。(3) 零配件重量小，倒运方便，安装较为简单。9.2 施工总布置9.2.1 施工总布置规划原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活，方便管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑太阳能光伏的布置特点。根据工程区域地质条件及施工布置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施，尽可能实现永临结合。结合当地的条件，合理布置施工170、供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污染。9.2.2 施工设施及场地划分根据站区总平面布置方案，施工总平面布置包括二大部分，即施工生产区场地布置和施工生活区布置。经核算，施工需用场地0.80hm2，其中：混凝土搅拌站区：0.40hm2，材料仓库区：0.10 hm2，材料加工及维修区：0.10 hm2，设备仓库区：0.10 hm2，施工生活区：0.10hm2。9.3 施工交通运输9.3.1 外部交通国道G6从站址西侧约10公里处南北向通过，县道从电站南侧通过，站址交通较为便利。9.3.2 场内交通施工时，先施工场内道路，待施工光伏板基础以及安装光伏板时，可利用站内道路进171、行施工。施工时尽量不破坏原有地貌，如必需破坏时，须在施工结束后恢复原状。9.3.3 设备运输太阳能光伏发电工程零配件体积小，重量较小。不需要特殊的运输方案，仅需常规运输机具和运输途径即可。9.4 工程征用地9.4.1 工程用地政策：宁夏自治区草原管理实施细则征用集体所有草原，按照该草原被征用前五年平均年饲养牲畜价值和年产经济植物之和的6-10倍支付草原补偿费。国家建设用集体所有草原或者使用全民所有草原的，由征用或者使用草原的单位比照土地管理法律、法规的有关规定支付安置补助费和附着物补偿费。国家建设需要临时使用草原的，必须经依法批准。使用单位应当按照被使用草原前五年平均饲养价值和年产经济植物价值172、之和，逐年给予补偿。使用期满后应当按时归还，并负责恢复植被。9.4.2 建设征地方案太阳能电站工程占地分为永久占地与临时占地。永久占地包括：光伏板占地，永久生产和生活管理建筑占地，永久道路占地。施工临时占地包括：混凝土搅拌站区占地，材料仓库区占地，材料加工及维修区占地，设备仓库区占地，以及施工生活区占地。本工程永久占地为75hm2，临时占地0.80hm2。9.5 主体工程施工9.5.1 主体工程施工主体工程为光伏阵列基础施工，基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-1.8m。开挖出地基底面后先洒少量水、夯实、找平，垫3：7灰土20cm夯实。在其上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝173、土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表面出现开裂。回填土要求压实，填至与地面水平。一般情况尽量避免冬季施工。确需冬季施工时，一定要采取严格保温措。施工过程中，待混凝土强度达到28 天龄期以上方可进行安装。太阳能光伏阵列安装(1) 施工准备：进站道路通畅，安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的基础位置。(2) 阵列支架安装：支架分为基础底梁、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。(3) 太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿174、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。9.5.2 综合办公楼等建筑施工综合办公楼及生活消防水泵房基槽土方采用机械挖土(包括基础之间的地下电缆沟)。预留300mm 厚原土用人工清槽，经验槽合格后，进行基础砼浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。施工时，同时要做好各种管沟及预埋管道的施工及管线敷设安装，尤其是与管理站的地下电缆、管沟等隐蔽工程。在混凝土浇筑过程中，应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。浇筑完毕后的12h 内应对混凝土加以养护，在其强度未达到1.2N/mm2以前，不得在其上踩踏或拆装模板与支架。综合楼封闭后再175、进行装修。9.5.3 逆变器安装直流屏和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内的分站房内，每个分站房内布置2面直流防雷配电柜和2面500kW逆变器，共30个分站房。逆变器混凝土平台由现场浇注，混凝土罐车运送，人工振捣。逆变器由汽车运至现场，用50吨汽车吊吊装就位，逆变器出入线做好防水措施。9.5.4 特殊季节施工要求9.5.4.1 冬季施工：在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，如混凝土工程、合金钢的焊接等。对由于工程需要，必须要安排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。浇筑混凝土可以采取用草帘覆盖保温或用蒸汽加热保温的方法，防止混凝土发生冻结，同时对冬季进行大体积混凝土浇筑时更要做好温176、度监控，防止由于内外温差过大产生裂缝。焊接工作采取防风、防寒措施，主要焊接部件应在室内进行。各种钢材的焊接温度一定要控制在规范要求的范围之内，同时做好焊前的预热和焊后的热处理。9.5.4.2 雨季施工：雨季施工重点要做好防雷电、防塌、防风。应做好场地施工排水和防洪；设备防雨遮盖，并做好接地工作；基础开挖，防止灌水；对正在浇筑的混凝土应做好防护，防止雨水冲刷影响混凝土质量。9.5.5 施工机具一览表见表9-2。表9-2 施工机具一览表序号机械设备名称型号规格数量用于施工部位1汽车吊50t1台装卸逆变升压站2拖板车60t1台运输配重3东风汽车10t1台运输小型物资4运输车1.5t1台客货两用5发电177、车60kW1台施工供电6发电机30kW1台施工供电7电焊机1台用于固定箱变8液压扳手2套打力矩9.6 施工总进度9.6.1 施工总进度的设计原则(1) 冬季不考虑混凝土浇注工作。(2)土建、设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与项目安装相协调安排工期。(3) 施工期可根据施工单位实际能力部分调整。9.6.2 分项施工进度安排设计原则本工程从项目核准后至工程竣工总建设总工期为12个月。工程筹建准备期2个月。10 工程管理设计10.1 工程管理机构10.1.1 工程管理机构的组成和编制工程在建设期间和建成投入运营后，都需要设置专门的管理机构集中管理。主要管理对象为太阳能电站内的组件及其他配套178、设施。主要工作为太阳能电站光伏组件、逆变器室和控制室等的日常巡视、维护、小规模设备检修。太阳能电站，按少人值班的原则设计，可按无人值班(少人值守)方式管理，设备检修可委托给当地供电部门。10.1.2 工程管理范围太阳能电站管理系统只分生产基地区域。生产基地为太阳能电站内的组件及其他配套设施。10.2 主要管理设施10.2.1 电站生产区、生活区设施规划工程生产区的主要设施设占电站绝大多数场地，生产区设有太阳能光伏板及支架、分站房、升压站、水泵房等设施；工程生活区主要布置在电站东南角，主要与前期工程共用。10.2.2 工程管理所需电源及备用电源工程建设过程中使用的电源由电网10kV线路提供，备用179、电源将自备柴油发电机组来满足施工和生活需求。10.2.3 生产、生活供水设施及方式现场生产供水可以直接从站外输水管网接引，由管道输送到蓄水池，站区附近施工用水可直接用管道输送。水质应满足生产、生活使用要求。10.2.4 工程管理内、外部的通信方式和设施在综合办公楼内集中配置组网型调度程控机1台，容量按40门设置。安装1部当地邮电局的电话分机，以解决太阳能电站升压站对当地邮电局的通信，市话作为备用方式。10.3 运行与维护10.3.1 必备的维护设施和工具光伏电站需配置必要的维护设备和工具，包括检修工具、测量工具、常用仪器仪表、安全工具等。10.3.2 备品备件的储备为了保障设备发生故障后能及时180、修复，提高设备的利用率，需储备相应的备品配件。在运行维护的过程中还需作好各种备品备件的使用寿命和更换频率的统计工作，制定科学合理的备品备件消耗和储备定额。10.3.3 运行维护操作太阳能电站运行应以设备厂家提供的运行操作手册为依据，结合太阳能实际，编制便于操作的运行规程，并对运行管理人员进行培训。太阳能电站的运行维护人员应能熟练进行设备的运行和维护，并能准确判断、处理设备发生的一般事故，对太阳能电站运行过程中发生的特殊情况具有一定的分析和处理能力。太阳能电站除了维护厂家提出的对设备的定期维护内容外，还要定期对线路和配套电器设备巡视检查，以便及时发现隐患，及早处理，并对输变电设备进行定期测试和保181、养。11 环境及生态保护与水土保持11.1 环境保护11.1.1 设计依据(1)中华人民共和国环境保护法(1989年12月)。(2)建设项目环境保护管理条例(1998年11月)。(3)宁夏自治区环境保护条例(1997年9月24日)。(4)环境空气质量标准(GB3095-1996)。(5)声环境质量标准(GB3096-2008)。(6)污水综合排放标准(GB8978-1996)。(7)工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)。(8)工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)。(9)建筑施工场界噪声标准(GB12523-90)。11.1.2 环境影响评价主要结论及有关部门审批意见本182、工程暂未取得环境影响评价的批复文件，建议建设单位尽快取得此文件。11.1.3 环境现状本工程所在地气候特征为干旱少雨，冬寒夏热，风大沙多，四季分明，日照充足，蒸发强烈，无霜期短，昼暖夜凉，温差较大。年无霜期为127133天，年平均气温7.4，极端最低气温为-45.8，极端最高气温为41。年均降水量64.0208.5mm，年蒸发量2347.73993.2mm。多为西北风，平均风速在2.95.0m/s，年均风日70天左右。拟建电站周围无环境空气污染源，无环境敏感点，环境质量现状良好；由于处于北方干旱缺水地区，当地生态环境脆弱。11.1.4 主要环境影响分析11.1.4.1 环境空气影响分析施工期：183、施工期的大气污染物主要为TSP，主要来源于：基础开挖和土石方堆放、回填和清运过程，建筑材料运输、装卸、堆放过程；各种施工车辆排放的废气及扬尘，施工垃圾堆放和清运过程。运行期：本工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源。11.1.4.2 水环境影响分析施工期：施工期将产生一定量的生活污水和生产废水。施工期的平均人数约为80人，生活污水排水量约为610m3/d；生产废水主要为施工机械冲洗产生的含油废水。生活污水和生产废水均污水不宜直接排放。运行期：运行期废水主要是职工生活污水和太阳能光伏板冲洗水。运行期太阳能电站增加运行人员10名，生活污水产生量约为12m3/d。太阳能光伏板每年需要冲洗大约3-184、4次，冲洗1次需20天左右，需水量约为20m3/h，考虑到光伏板冲洗为局部间断性冲洗，冲洗采用喷雾式水枪。11.1.4.3 噪声影响分析施工期：本工程噪声影响主要在施工期。主要包括太阳能光伏板钢支架基础施工、配电室基础施工、分站房基础施工、电力电缆和光缆敷设等。表11-1 部分施工机械设备的噪声值 单位dB(A)序 号机械名称距声源10m处平均噪声级1推土机762挖掘机823混凝土搅拌机814插入式振捣器735运输汽车826汽车吊60运行期：运行期主要是站内设备的运行噪声；太阳能电池板在运行中没有噪声影响，箱变运行噪声很小，对环境影响很小。11.1.4.4 固体废物影响分析施工期：主要包括施工185、弃渣和施工人员的生活垃圾。本工程弃渣主要集中在光伏板钢支架基础施工、配电室基础施工等土建工程中。运行期：本期工程沿用已建成的站内设施，本期工程只有运行人员产生的生活垃圾。按人均垃圾发生量1kg/人d计算，全场共计运行维护人员10人，年生产天数365天，生活垃圾发生量为3.65t/a。11.1.4.5 生态环境影响分析(1 )太阳能光伏电站对植被的影响本工程大面积太阳能钢支架基础的施工会破坏地表植被。(2) 太阳能光伏电站对自然景观的影响本工程建成后，站区范围内主要为排列有序的太阳能板，没有遮挡性高大建筑物，对当地自然景观影响较小。11.1.4.6 太阳能电站电磁环境影响分析(1) 对居民身体健186、康的影响光伏电站运行时会产生一定电磁影响，但其强度较低，远低于标准限值，本工程建设在荒漠草原，距离居民区较远，电磁环境影响很小。(2) 对无线电、电视的影响本工程集电线路为35kV电压等级，通过类比资料分析可知，采取防治措施和经过距离衰减后，电磁环境影响低于标准限值要求，不会对环境产生明显影响。11.1.4.7 光污染影响(1) 对鸟类的影响施工期：由于施工期较短，而站址相对整个地区来说范围又很小，加之鸟类本身躲避危险的本能，可以迁移到其它适于生活的环境，因此施工期间对鸟类的影响不大，更不会造成鸟类数量的下降。运行期：主要指太阳能光伏电站范围内飞行的鸟类由于光的折射可能会从视觉上影响候鸟的迁徙187、，但是从该地区鸟类资料看，本工程所在地区不属于候鸟的主要栖息地，也不在候鸟迁移的主要路线上，所以太阳能电站的建设对候鸟的影响甚微，且从其它已运行的太阳能电站的鸟类观测资料看，鸟类的体积较小，飞行灵活，加之本工程站址在整个区域来说范围很小，很容易避开，因此太阳能光伏板所产生的光对鸟类的影响甚微。(2) 对飞机起降的影响本工程占地相对整个地区来说范围很小，电站附近没有飞机场，对飞机的起飞和航行无影响。11.1.5 环境保护设计11.1.5.1 环境空气污染防治措施施工期：主要为施工扬尘和车辆排放的尾气。施工开挖等土建活动产生的粉尘排放源低、颗粒物粒径较大，因此其对环境空气的影响主要局限在作业面范围188、内。主要采取定期喷洒作业面，大风天加大喷洒频次的抑尘措施；对砂石料堆放场采取拦挡、苫盖措施。运行期：太阳能发电不会产生大气污染物。本工程冬季沿用已建成的电热设施取暖，不新增大气污染源。11.1.5.2 水环境污染防治措施施工期：生活污水及机械废水分类收集处理，生活污水经处理后与施工同步边处理边用于站区绿化、抑尘。机械废水、混凝土拌合排水经处理后用于站区抑尘。运行期：本工程沿用一期已建成的污水处理设备，经接触氧化、沉淀、消毒后生活污水处理达到排放标准后，作为绿化用水或排放。太阳能光伏板冲洗水采用已建成的电站深井水，当地蒸发量较大，冲洗光伏板后的冲洗水部分蒸发进入大气，部分流至站区地面，可做为生态189、恢复和绿化用水。11.1.5.3 噪声防治措施施工期：从噪声源控制上最大限度减小施工噪声，并合理布置噪声较大声源的位置，避免或减少对噪声敏感区域的影响；通过加强对施工单位的管理，做到文明施工，可有效减轻噪声影响。本工程建设区域较为空旷，周围无噪声敏感设施，施工期不会产生噪声扰民问题。运行期：各电气设备均为低噪声设备，对室外不产生噪声影响，正常情况下低于背景噪声，不产生噪声影响。11.1.5.4 固体废物污染防治措施施工期：固体废物主要为电池板支架基础、建(构)筑物基础回填余土清表及基础回填余土。回填余土就地平整低洼处，并覆表土进行植被恢复；建筑垃圾应运至当地指定地点处置，不得随意堆放。施工人员190、产生的生活垃圾交由环卫部门统一处理。运行期：固体废物只有运行人员产生的生活垃圾，本期新增运行维护人员10人，通过对生活垃圾采取集中存放，委托当地环卫部门定期统一处理的方式，可消除生活垃圾对环境的影响。11.1.5.5 生态环境保护措施施工期：本工程施工结束后即进行土地平整、植被恢复，基本不会对土地利用格局产生影响。运行期：该阶段水土保持措施已全面实施，但受季节等因素影响，在运行初期，生态效益尚未完全发挥出来，因此，在运行初期尽量不要在该区域进行其它影响生态恢复的活动。11.1.5.6 环境监理根据宁夏回族自治区等相关环境保护规定，光伏工程需实施环境监理。(1) 本项目环境监理的要求1) 光伏发191、电属生态影响类项目，环境监理工作应从项目设计阶段开始，从源头开始对在设计中实际的、可能出现的或潜在的生态破坏和少量的环境污染提出合理化建议。2) 环境监理单位应根据环境影响报告表及其批复文件、工程设计文件、工程施工合同、招投标文件、工程监理合同等编制环境监理方案，并严格按照环境监理方案实施监理工作。(2) 本工程环境监理的主要工作内容本工程环境监理的内容要重视生态保护，植被恢复以及水土保持措施。本工程环境监理可分为三个阶段：设计阶段环境监理，施工期环境监理，竣工阶段环境监理。(3) 环境保护监理费环境监理收费标准包括环境监理人员工资、差旅费、现场补贴、通信费以及现场必备设备的购置费或折旧费。在192、现场环境监理期间，建设单位应向环境监理人员提供必备的食宿生活条件和办公条件。环境监理单位应根据环境监理工作量及工程进度情况对监理人员的数量进行合理安排和调整。工程监理人员应由总监理工程师及下设工程环境监理工程师组成。本工程建议设立总监理工程师1人，工程环境监理工程师1人，共2人。依据国家发改委、建设部发改价格2007670号文计列环境工程监理费。表11-2 监理收费项目明细表序号工程或费用名称工日人数元/工日调整系数合计(万元)一第一部分 工程监理费3.61高级职称监理工程师20110002.02中级职称监理工程师2018001.6二第二部分 监理报告13.0监理报告编制费1.913.0三总计193、16.611.1.5.7 环境监测电站应设立环境监测站，切实有效地加强环保管理和监测工作。本期工程利用原有工程设立的环境监测站，不再新建。11.1.6 环境保护措施的投资概算11.1.6.1 环保措施投资本工程环保投资为61.6万元，详见下表。表11-3 本期工程环保设施费用估算表序号项目费用(万元)1措施费1.1施工期固体废物处理费101.2绿化费102其他费用2.1环境影响评价费52.2环境保护设施竣工验收费202.3环境监理费16.6合计61.611.1.6.2 环境保护效益分析(1) 节能效益本期工程装机容量为30MWp，光伏发电系统由30个1MWp光伏并网发电单元组成，按火电每kWh194、电量消耗355g标准煤计算，每年可节约15579t标准煤。(2) 污染物减排效益太阳能的开发利用，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。相对于同一地区同等发电量燃煤电厂，按当地燃煤煤质：Sar：0.84%、Car：52.26%、Aar：12.36%(按不设脱硫设施、除尘器除尘效率99.3%考虑)，太阳能电站的建设年可减排SO2约110t、烟尘约6.37t、CO2约1.57104t、NO2约25t，环境效益显著。11.2 水土保持11.2.1 水土流失成因(1) 自然因素自然因素包括地貌、气候、土壤、植被等，其中地貌、气候、土壤是客观存在的潜在因素，植被是影响土壤侵蚀的决定性因素。(2) 人195、为因素人为因素主要是指人类在社会经济活动中违背自然规律，不合理开发和管理自然资源。人为因素是造成土壤侵蚀的主导因素。不合理耕作、滥垦、乱伐及开发建设等对植被的破坏，使生态环境恶化，土地肥力逐年下降，抗御自然灾害的能力不断减弱，在地形、土壤、降雨、大风等因素同时处于不利状态时，使土壤侵蚀从自然侵蚀发展为人为加速侵蚀，从而加剧水土流失。11.2.2 工程建设造可能造成的水土流失及危害本工程建设对当地水土流失的影响主要表现为施工过程中对地面的扰动，在一定程度上改变、破坏原有地貌植被，不同程度地对原有水土保持设施造成破坏，使土层松散、地表裸露，土壤失去原有的固土防风能力，从而引起或加剧水土流失。在工程196、建设过程中和施工期结束后如不采取有效的综合防治措施，可能加剧当地水土流失，造成当地生态环境的恶化，影响社会经济发展。工程建设可能造成的水土流失危害主要表现在以下几方面：(1) 扰动地表、破坏生态环境在施工过程中，人为活动不可避免地破坏原地貌植被，使地表土疏松，造成项目区土壤流失量增加，给当地生态环境带来不利影响。(2) 风蚀沙化加剧、土地资源遭到破坏本工程建设与生产过程中如不采取行之有效的防护措施，土地资源将遭到破坏，可能诱发土地沙化，降低土地生产力。(3) 削弱草场功能、加剧草场退化本工程在施工过程中，如不注意保护现有植被，出现随意碾压现象，必然对草场造成破坏，削弱草场功能，加剧草场退化。1197、1.2.3 水土流失的主要地段和防治措施本工程建设水土流失主要发生在建构筑物基础开挖、临时施工设施区域场地平整等环节中。根据工程建设区地形地貌条件、工程施工方法、水土流失发生特点等要素，拟采取以下主要水土流失防治措施：(1) 太阳能光伏板支架基础施工过程中表土、回填土堆放采取拦挡、苫盖措施。(2) 各施工区回填余土土地平整。(3) 施工结束后施工临时占地采取土地平整和表土覆盖、植被恢复措施。(4) 工程永久占地区除建筑物占压外，采取硬化、绿化措施。11.2.4 水土保持措施投资概算表11-4 水土保持投资估算一览表序号项目费用(万元)1措施费1.1工程措施费201.2植物措施费101.3临时防198、护措施费102其他费用2.1水土保持方案编制费152.2水土保持设施竣工验收费202.3水土保持设施补偿费122.4水土保持工程监理102.5水土保持监测10合计10711.2.5 水土保持设计的综合评价与结论本工程根据项目施工特点，结合当地自然环境情况，针对项目建设中扰动地表将采取工程、植物、临时防护措施，可有效控制建设过程中产生的水土流失，生态环境将得到一定程度的改善，从水土保持角度看项目建设是可行的。17712 劳动安全与职业卫生12.1 设计依据、任务与目地12.1.1 法律、法规及计术规范与标准12.1.1.1 国家法律、法规(1)中华人民共和国安全生产法。(2)中华人民共和国职业病199、防治法。(3)中华人民共和国消防法。(4)中华人民共和国劳动法。(5)中华人民共和国电力法。(6)中华人民共和国防洪法。(7)中华人民共和国气象法。(8)中华人民共和国环境保护法。 12.1.1.2 部门规章、规范性文件(1)劳动防护用品监督管理规定(国家安全生产监督管理总局令第1号)。(2)生产经营单位安全培训规定(国家安全生产监督管理总局令第3号)。(3)安全生产事故隐患排查治理暂行规定(国家安全生产监督管理总局令第16号)。(4)生产安全事故应急预案管理办法(国家安全生产监督管理总局令第17号)。(5)作业场所职业健康监督管理暂行规定(国家安全生产监督管理总局令第23号)。(6)国家电力200、监管委员会安全生产令(国家电力监管委员会令第1号)。(7)电力安全生产监管办法(国家电力监管委员会令第2号)。(8)电业生产事故调查暂行规定(国家电力监管委员会令第4号)。(9)电力二次系统安全防护规定(国家电力监管委员会令第5号)。(10)电网运行规则(试行)(国家电力监管委员会令第22号)。(11)起重机械安全监察规定(国家质量监督检验检疫总局令第92号)。(12)关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知(国家发展改革委、国家安全生产监督管理总局发改投资20031346号)。(13)关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见(安监管协调字200456号)(14)关于做好建设项目安全监管工201、作的通知(安监管协调字2006124号)。(15)国务院办公厅关于进一步做好防雷减灾工作的通知(国办发明电200628号)。(16)工程建设标准强制性条文(电力工程部分)(建标2006102号)。12.1.1.3 标准、规范(1)建筑工程安全生产管理条例。(2)爆炸危险场所安全规定。(3)220500kV变电站设计技术规程(DL/T5218-2005)。(4)建筑设计防火规范(GB50016-2006)。(5)火灾自动报警系统设计规范(GB50116-2008)。(6)建筑内部装修设计防火规范(GB50222-1995，2001年版)。(7)建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)。202、(8)建筑物防雷设计规范(GB50057-2000)。(9)重大危险源辨识(GB18218-2009)。(10)电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)。(11)建筑抗震设计规范(GB50011-2008)。(12)建筑采光设计标准(GB50033-2001)。(13)生产设备安全卫生设计总则(GB5083-1999)。(14)安全标志及其使用导则(GB2894-2008)。(15)工业企业设计卫生标准(GBZ1-2010)。(16)工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)。(17)工业场所有害因素职业接触限值 第1部分 化学因素(GBZ2.1-2007)。(18)工业203、场所有害因素职业接触限值 第2部分 物理因素(GBZ2.2-2007)。12.1.2 劳动安全与工业卫生预评价的主要结果(环保)本工程暂未取得安全预评价报告的批复文件，建议建设单位尽快取得上述文件。12.1.3 劳动安全与工业卫生设计任务和目的(环保)(1) 对工程投产后在生产过程中可能存在的直接危及人身安全和身体健康的各种危害因素进行确认，提出符合规范要求和工程实际的具体防护措施，以保障太阳能电站职工在生产过程中的安全与健康要求，同时确保工程建筑物和设备本身的安全。(2) 对施工过程中可能存在的主要危害因素，从管理方面对业主、工程承包商和工程监理部门提出安全生产管理要求，为业主的工程招标管理204、工程竣工验收和太阳能电站的安全运行管理提供参考依据，确保施工人员生命及财产的安全。12.2 工程概况与电站总体布置12.2.1 工程概况(1) 工程规模本工程装机容量30MWp，光伏发电系统由30个1MWp光伏并网发电分区组成，光伏组件全部采用多晶硅。(2) 站区主要建筑物及占地面积本期工程站区建设35kV配电室、380/220V配电室、分站房、动态无功补偿装置室。序号建(构)筑物名称占地面积(单位m)135kV配电室95.22380/220V配电室35.23分站房1540.354动态无功补偿装置室61.75(3) 工程建成后的综合效益本期工程的建设不仅可以充分利用当地的太阳能资源，取得一定205、的环境效益和经济效益，同时对当地经济社会发展具有一定的推动作用，从而带动地区的经济发展。12.3 工程安全与卫生危害因素分析12.3.1 施工期危害因素施工期的主要危害来自于自然因素和人为因素两方面。自然因素包括：站址地质；人为因素包括：起重和机械伤害、用电作业、基础施工、高低温作业、机械危害等危害因素。12.3.1.1 站址工程地质分析站址区域内无新构造运动、崩塌、滑坡、泥石流、火山爆发、采空区等不良地质灾害存在，场地稳定。站址区域内站址区域内无压矿、采空区、文物古迹及重要军事、通讯设施。12.3.1.2 起重伤害、机械伤害危险性分析本工程在施工过程中要用到机械设备如果使用方法不当，防护不到206、位，易引发机械伤害。12.3.1.3 用电作业危害因素施工过程中不可避免用电大，易引起触电、火灾等事故。电焊作业未戴防护用品、设备漏电、线路破损、设备供电负荷超载、雷雨天放电等均能导致触电等危险有害因素的发生。12.3.1.4 基础施工危害因素电站基础工程施工包括基础土石方开挖和基础混凝土浇筑，如果施工期发生在雨季，安全防护设施投入不足，任意简化安全防护措施，不按照建筑施工安全技术标准、规范编制地基与基础、地下工程施工方案，没有制定专项安全技术措施，施工人员缺乏安全意识，均容易发生坍塌事故。12.3.1.5 高低温作业危害因素电站在夏季天气高热及冬季寒冷时期施工时，如施工人员长时间在外施工很容207、易对施工人员的健康受到伤害，如中暑、冻伤等。12.3.1.6 机械危害因素电站施工中存在较多机械，如设备质量不良、人员操作不当及管理不当都容易发生危险，导致人员受到伤害。12.3.2 运行期危险因素：12.3.2.1 火灾危害因素电站的火灾危险潜在于可燃介质贮存、使用设备等产生的危害。电缆密集区域可能因电缆散热或隔热情况不好引起电缆燃烧火灾；断路器接触不良发热、闪弧引起弧光接地过电压，使其相间、对地短路，甚至爆炸着火。液压系统漏油发现不及时、遇明火或高温可能造成火灾事故。12.3.2.2 电伤害危害因素 电伤害包括雷电、静电、触电等事故。本工程电气线路、用电设备或手持移动式电气设备等因腐蚀、接208、地或者接零损坏、失效或操作不当等可致绝缘性能降低或者失效，在作业过程中都有可能引起触电伤害。检修中存在低压电源具有漏电、触电事故危险。12.3.2.3 爆炸危害因素 运行维修期间使用的油漆、汽油、柴油等设备使用的润滑油等属于易燃易爆物品，以上物品由于管理、使用不当，造成泄露，其蒸汽和空气形成爆炸性混合物，爆炸性混合物在遇到明火、高温、高热等热源，一旦达到最小着火能，其就有发生爆炸的危险性。产品设计、制造工艺存在缺陷、隐患或操作、维护不当，可能引起火灾最终导致爆炸或直接发生爆炸，爆炸产生的碎件可能会伤及周围的设备或人员。12.3.2.4 车辆伤害危险性分析电站生产过程中运输车辆多，可能由于驾驶人209、员无证驾驶、路况差、疲劳作业、违章驾驶、车辆机械故障等因素引起的交通事故伤害危险，能导致人员伤残、死亡。12.3.2.5 管理缺陷危险性分析本工程在运行期间，未建立健全安全生产责任制、安全卫生目标责任制及应急管理等制度，未组织制定本单位安生产规章制度和操作规程，未及时督促和检查本单位的安全生产工作并及时消除生产安全过程中的事故隐患等管理缺陷，均有可能造成安全事故的发生。12.3.2.6 安全标志缺失危险性分析电站内安全标志设置缺失可能对作业人员警示不够，从而导致触电、火灾、物体打击、车辆伤害等事故发生，对安全运行和安全管理带来影响。12.4 劳动安全与工业卫生对策措施12.4.1 施工期劳动安210、全与工业卫生对策措施12.4.1.1 车辆安全防护措施应建立健全机动车辆安全管理规章制度，加强对电站机动车辆的安全管理，保证机动车辆的安全运行。机动车辆应逐台建立安全技术管理档案。12.4.1.2 起重、吊装安全防护措施起重机械操作人员应持证上岗。机械操作人员要共同制订吊装方案。吊装前，吊装指挥应向起重机械人员交待清楚工作任务。遇有大雾、雷雨天、照明不足，指挥人员看不清各工作地点，或起重驾驶员看不见指挥人员时，不得进行起重工作。在起吊过程中，不得调整吊具，不得在吊物、吊臂工作范围内停留、行走或进行作业。由于施工吊装场地有限，同时考虑到吊装设备的吊装能力和设备吊装的安全性，太阳能电池板等安装应分211、先后顺序施工。12.4.1.3 基础施工安全防护措施分析(1) 本期工程各基础开挖基坑土沿坑周边堆放，以备回填。为保护草场，减少水土流失，应尽量减小对原土的扰动。(2) 本电站所在地区土基础施工应尽量安排在冬季前完成施工及其回填土工作。12.4.1.4 高低温作业安全防护措施分析电站所在地属温带半干旱大陆性季风气候区，极端最低气温为-45.8，如果施工人员个人防护不到位，易发生低温冻伤。因此，应发放必要的个人防护用品。安装现场应准备常用的医药用品，安装现场应配备对讲机。由于本地区冬季气温较低，冻土层较深，施工中应尽量减少和避免冬季施工项目，如基础开挖、混凝土工程、合金钢的焊接等。如确需考虑冬季212、施工，应做好防冻保暖措施，要有低温期施工人员取暖安全措施，防止发生火灾；同时在设备、线路的设计、选型、维护中，也应考虑防冻保暖措施。12.4.1.5 交通运输(1) 设备运输应遵循预定的路线并根据不同的路段制定可行、安全的方案，适时配置指挥车、大型平板车、检修工作车、民警封路车、后勤保障车。运输途中，停运设警示牌，夜间停运设警示灯，并设专人看守。(2) 必须对所有参运人员进行全面、有针对性的安全教育、安全培训。(3) 运输单位对所提供的动力设备作出书面验收报告，并提交有关职能部门。职能部门按要求对设备进行维护、保养，保证起运前设备完好。消除事故隐患，严禁带病设备参与运输。(4) 在大件设备运输213、途中，每日有安检员及技术工程师进行安全检查。落实大件货物在运输中的不安全因素，采取安全防范措施。并对当日的运输情况进行分析处理，做好记录，并在次日的运输计划和安全措施中提出预案。12.4.1.6 安全管理措施电站施工期间存在两个以上生产经营单位在同一作业环境区域内进行施工作业现象时，若各方的安全生产管理职责不明确，就会出现混杂作业、职责不清、制度不严、管理混乱的问题，将会导致生产安全事故发生。因此，必须重视和加强对施工期交叉作业及各施工单位的安全管理。12.4.2 运行期劳动安全与工业卫生对策措施12.4.2.1 防火、防爆对策措施(1) 建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限按建筑设计防火规范214、火力发电厂与变电站设计防火规范等国家现行的标准进行设计。(2) 站区建筑物承重构件采用砖混结构，为不燃烧体，均满足耐火极限要求。12.4.2.2 防噪声、振动及电磁干扰根据工业企业厂界环境噪声排放标准的要求，结合本电站的特点，要求各种设备的电动机、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。12.4.2.3 防电伤、防雷保护(1) 防电伤为了保证电气设备安全运行，对各配电设备间及设备对地间的安全净距，都必须保证符合有关规定。电气设备采用有保护外壳的或安装于有隔离保护作用的间隔、柜箱内，对暴露布置的高压设备则按规程要求设置必要的栅栏或栅栏，以防人员接触带电部分。对高压设备的215、门则设置电气闭锁装置，防止人员在带电情况下误入。所有带电部位都带有带电危险的标志。(2) 安全接地在设计中接地系统应严格按照相关规程、规范要求设计，各种电气设备应做到良好的绝缘、接地。(3) 防雷击对策措施防雷击包括防直击雷、防雷电感应、防雷电侵入波，主要措施有设置避雷装置和防雷接地。12.4.2.4 防坠落、防机械伤害和其他伤害(1) 所有设检修起吊设施的地方，设计时均留有足够的检修场地、起吊距离，防止发生起重伤害。(2) 易发生坠落危险的平台、步道、楼梯平台周围应装设护拦及踏脚护板。(3) 站内所有钢平台及钢楼板均采用花纹板或栅格板，以防工作人员滑倒。12.4.2.5 采光与照明对策措施按216、照建筑采光设计标准的有关规定，工程应按“绿色照明”设计；各工作场所采光设计充分利用天然采光，当天然采光不满足要求时，应辅以人工照明，且人工照明设计应力求创造良好的视觉作业环境。12.4.2.6 安全标志设置(1) 凡容易发生事故或危及生命安全的场所和设备，以及需要提醒操作人员注意的地点，均应设置安全标志，并按安全标志及其使用导则进行设置。(2) 凡需要迅速发现并引起注意以防发生事故的场所、部位均应涂安全色。安全色应按安全色选用。(3) 作业地点的紧急通道和紧急出入口均应设置明显的标志和指示箭头以及应急照明等。疏散通道或消防车道的醒目处应设置“禁止阻塞”标志；“安全出口”的标志应在安全疏散门口的217、正上方；紧急出口或疏散通道中的门上应设置“禁止锁闭”标志。12.4.2.7 个人防护措施(1) 为作业工人配备相应的个人防护用品，并定期更换。(2) 受噪声危害的作业工人应配备噪声耳塞、耳罩、帽盔等。12.5 电站安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度12.5.1 安全卫生机构及专项设施配置本工程一期已设立劳动安全及工业卫生管理机构，并配备相应的工作人员，因此本期不再新增。12.5.2 安全生产监督制度(1) 健全三级安全网，并切实开展工作。(2) 事故报告、安全统计报表做到及时、准确、完整，应存档的事故资料、录像、照片应齐全。(3) 安全监督人员经常深入现场开展监察并指导安全生产工作，对违章218、作业现象及时制止并提出改进意见。建立并执行安全监督通知书制度。(4) 安全监督机构应组织编制本企业的“安全措施”，参与“反事故措施”的制定，并对“两措”的执行情况进行监督检查。(5) 安全监督机构及时转发上级有关安全通报(交流)，并及时向有关单位汇报和反馈本单位的事故信息。(6) 对有关用具和劳动用品进行定期检查。12.5.3 消防、电气操作制度12.5.3.1 消防管理制度为了预防火灾和减小火灾危害，保护职工人身安全和企业财产安全，保证升压站安全生产，根据 中华人民共和国消防条例和电力工业“安全第一”及消防工作“预防为主”的方针，实行专人负责制，设专职安监员、义务消防队员共同负责消防，负责全219、所的防火安全。(1) 防火重点部位防火重点部位是指火灾危险性大、发生火灾损失大、伤亡大、影响大(简称四大)的部位及场所。(2) 消防器材的配备及管理消防重点部位有可能产生燃烧介质的不同和火灾扑救保护物的特性，应配备有灭火器和灭火设施。(3) 联动机制建立和周边消防队的联系，使太阳能电站在消防队的消防覆盖范围内。12.5.3.2 防电气伤害制度严格执行电业生产安全工作规程和电气线路操作票和工作票制度的补充规定，对其制度和有关操作规程进行定期考试。12.5.4 工业卫生与劳动保护管理制度12.5.4.1 工业卫生管理制度加强职业健康管理，将职业健康管理纳入管理系统中，成为管理的重要组成部分。加强对220、现场员工的保护，制订个人防护用品管理标准，配备数量充足的防护用品。12.5.4.2 劳动保护管理制度(1) 提供健康的工作环境为员工提供健康的工作环境，同时根据职业健康管理标准规定，公司定期对员工进行体检。(2) 完善现场防护设施，全面配备个人防护用品为了减少各类安全、健康、环境事故的发生以及减少事故发生后造成的人员和财产损失，参照国家相关法律、法规的规定，编制应急预案手册。12.5.5 工作票、操作票管理制度编制太阳能电站运行操作规程，建立工作票与操作票管理制度，保护运行人员在生产过程中的人身安全，保障设备财产不受损失。12.5.6 事故调查处理与事故统计制度(1) 先救人后救物，先重点后一221、般，先控制后消灭。(2) 服从命令，听从指挥。(3) 立即告知周边群众及无关人员疏散撤离到安全地带，并迅速指挥撤离现场。(4) 发现有人受伤和中毒窒息时应立即进行抢救，并转移至空气新鲜的上风口处实施现场救援。(5) 注意保护受伤人员的创面。(6) 将火灾附近的易燃、易爆、有毒、腐蚀性的物品及单据、账本等尽快转移至安全地点。12.5.7 劳动安全、工业卫生管理制度(1) 按安全生产法有关要求，在各项工作中坚持“预防为主安全第一”，的安全生产方针。(2) 明确安全生产目标，定位准确，层层分解，做到分级控制。(3) 做到有计划、有检查、有总结、有整改计划、有考核。(4) 对不安全情况及时上报，不拖延222、不隐瞒。(5) 落实安全生产第一责任者的安全生产责任制。(6) 落实班组长安全生产责任制。(7) 落实生产指挥、技术保证体系安全生产责任制。12.6 事故应急救援预案12.6.1 应急救援组织及器材电站应成立应急救援领导小组，小组成员要明确分工，制定相关计划，定期组织事故应急演练。本期工程事故应急救援预案应与现有工程预案相结合，并定期组织进行演练。12.6.2 应急预案体系的构成及内容(1) 综合应急预案综合应急预案是从总体上阐述处理事故的应急方针、政策，应急组织结构及相关应急职责，应急行动、措施和保障等基本要求和程序，是应对各类事故的综合性文件。(2) 专项应急预案专项应急预案是针对具体的223、事故类别、危险源和应急保障而制定的计划或方案，是综合应急预案的组成部分，应按照综合应急预案的程序和要求组织制定，并作为综合应急预案的附件。(3) 现场处置方案现场处置方案是针对具体的装置、场所或设施、港务所制定的应急处置措施。现场处置方案应具体、简单、针对性强。现场处置方案根据风险评估及危险性控制措施逐一编制，做到事故相关人员应如何应会，熟练掌握，并通过应急演练，做到迅速反应、正确处置。12.6.3 本工程应编制的主要事故应急预案建设单位组织制定并实施本单位的安全生产事故应急救援预案，综合应急预案和专项应急预案，应依法报送相关安全生产监督管理部门和有关主管部门备案。表12-1 本工程事故应急预224、案的主要内容序号项目主要内容1综合应急预案主要包括编制目的、编制依据、适用范围、应急预案体系、应急工作原则、危险性分析、组织机构及职责、预防与预警措施、应急响应措施、信息发布、后期处置、保障措施、培训与演练等内容。2专项事故应急预案包括人身伤亡事故、重大交通运输事故、灭火和应急疏散、变压器火灾、配电系统火灾和电缆火灾应急疏散预案)、特种设备事故、电站停电、电站网络与信息安全重大突发事件、自然灾害事故、环境污染事故、突发公共卫生事件、施工期安全生产突发事件、突发群体性事件、起重机械事故等应急预案。3现场处置方案主要包括物体打击人身伤亡、机械伤害人身伤亡、车辆伤害人身伤亡、油系统火灾事故、变压器火225、灾事故、电缆火灾事故、公用系统故障等现场处置方案。12.7 劳动安全与工业卫生投资概算及内容表12-2 劳动安全与工业卫生专项项目投资概算表序 号工程、设备、仪器名称单 位数 量合计(万元)1安全标志1.1安全标志牌、禁止标志m22021.2命令标志m22021.3警示标志m22021.4提示标志m22021.5涂刷类安全标识、标记个2021.6小计102安全防护围栏、安全防护罩设施2.1安全防护围栏个1052.2安全防护罩设施个1052.3疏散指示灯个53小计133劳动保护用品及防护器具3.1防护服套513.2防尘口罩个100.13.3耳塞个100.13.4安全帽个100.33.5手套双10226、0.13.6防护眼镜个100.13.7防护鞋双100.83.8绝缘垫和挡板个523.9防静电鞋和工作服套1023.10防护面罩个1013.11临时遮栏m220.53.12遮栏绳(网)m25013.13小计94电气绝缘工器具4.1绝缘鞋(靴)双1014.2绝缘手套双100.54.3绝缘夹钳个50.24.4绝缘台个224.5绝缘挡板个30.6小计4.35作业环境安全测试仪器5.1噪声监测仪台125.2数字式温度湿度仪台125.3照度计台125.4小计66应急物资、器材6.1安全灯个2026.3潜水泵台41.26.4手推车辆30.26.5捆绳m20026.6雨鞋双100.16.7雨衣件100.46.227、8应急灯只2026.9便携式灭火装置套2016.10现场医疗急救箱(含急救药品)箱226.11应急水泵台40.86.13应急通讯系统套426.14安全信息管理与防灾预警系统套156.15小计18.77独立费用7.1安全预评价1107.2安全设施专项竣工验收1207.3施工期安全防护措施费1107.4事故应急预案编制及演练1107.5小计50合计11112.8 预期效果评价12.8.1 劳动安全主要危害因素防护措施预期效果评价本期工程在设计中对防火、防爆、防尘、防电伤、防机械伤害、防暑、防寒、防潮、防噪声、防振动等方面均按照各项规程、规范、标准采取了一定措施，能满足我国现行的有关规范、标准的要求228、。将以上防护措施贯彻在各专业设计中实施后，可有效的保障劳动者在生产中的安全和健康，为太阳能电站的长期安全生产，减少事故发生起了重要作用，同时为本工程运行人员的维护检修创造了一定的有利条件，因此本期工程的设计在安全文明生产、保障职工的健康方面将取得较好的效果。12.8.2 工业卫生主要危害因素防护措施预期效果评价本期工程设计中针对噪声、防寒、防暑、防潮、防电磁辐射等的职业病防护的设计，措施较为全面，设计合理，可基本满足职业病危害因素的防护要求。总之，本期工程生产过程中产生的危害因素，通过采取综合防治措施，是可以预防和控制的。12.8.3 存在的问题与建议(1) 本期工程施工应选用有资质的施工队伍229、与监理队伍，防止在基建过程中发生安全事故。(2) 施工过程中，应防止因活动机械碰撞，碾压等造成事故，机械在安装及拆卸时均要进行检验。13 资源利用13.1 原则要求根据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】1787号)精神的要求，在工程设计中，认真贯彻落实科学发展观、建设资源节约型、环境友好型社会的国策，认真贯彻开发与节约并重，合理利用和优化配置资源的方针。在工艺系统、主辅机选型和材料选择上，严格执行国家规定。13.2 能源利用13.2.1 太阳能源利用从能源供应安全和清洁利用的角度出发，世界各国正把太阳能的商业化开发和利用作为重要的发展趋势。欧盟230、日本和美国把2030年以后能源供应安全的重点放在太阳能等可再生能源方面。预计到2030年太阳能发电将占世界电力供应的10%以上，2050年达到20%以上。大规模的开发和利用使太阳能在整个能源供应中将占有一席之地。可再生能源法的颁布和实施，为太阳能利用产业的发展提供了政策的保障；京都议定书的签定，环保政策的出台和对国际的承诺，给太阳能利用产业带来机遇；西部的大开发，为太阳能利用产业提供巨大的国内市场；原油价格的上涨，中国能源战略的调整，使得政府加大对可再生能源发展的支持的力度，所有的这些都为中国太阳能利用产业的发展带来极大的机会。13.2.2 光伏电池的利用近5年来，中国光伏电池产量年增长速度231、为1-3倍，光伏电池产量占全球产量的比例也由2002年1.07%增长到2008年的近15%。商业化晶体硅太阳能电池的效率也从3年前的13%-14%提高到16%-17%。总体来看，中国太阳能电池的国际市场份额和技术竞争力大幅提高。目前太阳能电池主要包括晶体硅电池和薄膜电池两种，它们各自的特点决定了它们在不同应用中拥有不可替代的地位。但是，未来10年晶体硅太阳能电池所占份额尽管会因薄膜太阳能电池的发展等原因而下降，但其主导地位仍不会根本改变；而薄膜电池如果能够解决转换效率不高、制备薄膜电池所用设备价格昂贵等问题，会有巨大的发展空间。13.3 土地利用土地问题始终是我国现代化进程中一个全局性、战略性232、重大问题。在设计中将严格执行国家土地利用的有关规定和相关指标。本工程为新建工程，站区用地面积约75hm2。施工期间用地可采用临时租地，租地面积为0.80hm2。施工期间租用的土地将按国家颁布的有关土地政策、法令、标准和规定对其进行补偿，补偿标准依据当地有关土地补偿的相关规定执行。13.4 水资源利用本期工程采用太阳能发电，生产期间不消耗水资源，所用水主要是光伏板冲洗用水。13.5 建筑材料利用本工程注重环保型、节能型和可再生材料的使用，普遍使用环保腻子、环保墙漆等。窗户采用塑钢窗，采用双层玻璃，保温性能、防风沙性能良好。从环保及节约的角度考虑，本工程重视建筑材料的可回收再利用，超过50的材料可233、进行回收利用，如钢材、钢筋、砌体材料、木材、玻璃等。屋顶保温采用聚苯板保温层。本工程在围护材料的选择上以经济实用、环保节能及方便维护为首要条件，因地制宜，就地选材。砌筑材料选择烧结多孔砖。13.6 节约用地根据现有建设条件，考虑有利于施工、方便运行和检修的前提下，尽可能缩小建筑面积、建筑体积。场、站区总平面布置尽量按功能区布置，建筑布置上紧凑、合理。充分优化场、站区总平面布置、工艺系统设计，选用高效节能设备，使占地指标达到先进水平。本工程为新建工程，站区用地面积约75hm2。施工期间用地可采用临时租地，租地面积为0.80hm2。与同类型同容量工程相比，占地指标减少约17%以上。13.6.1 节234、能用地措施13.6.1.1 贯彻执行工程建设节约用地的方针及有关规定。13.6.1.2 积极采用新技术，新工艺，新的布置格局。13.6.1.3 尽量减少建、构筑物数量并将性质和功能相同或相近的建、构筑物进行合并联建。13.6.1.4 因地制宜，根据场地及工艺流程和功能分区，合理布置。在满足防护要求的前提下，充分利用好边角地带，并尽量压缩各种管线、道路的长度和宽度。13.6.1.5 严格控制道路、广场面积，尽量采用综合管沟，并将性质相同或相近管线及管沟相邻布置，以节约用地。13.7 节约原材料本期工程节约原材料的措施主要有：13.7.1 沙石及其它所需建材均可就地解决或采购。13.7.2 部分保235、温材料、酸、碱、水泥、木材等亦可就近取材。13.7.3 太阳能光伏电站总平面布局紧凑，较大幅度的降低了站区及站区有关生产系统的管道、道路、电缆材料工程用量。13.7.4 主要建筑物采用合理的结构形式和轻型墙体材料，减少了建筑物的荷重，以节约钢材、水泥用量。14 节能分析利用14.1 设计依据及合理用能标准中华人民共和国节约能源法；国家发展和改革委员会环境和资源综合利用司指导由中国电力出版社出版的发电节能手册；中国节能技术政策大纲；电力工业“十五”规划；国务院关于加强节能工作的决定(国发200628号)；火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)。14.2 本项目的能耗种类和数量分析14.236、2.1 本项目能耗种类14.2.1.1 可再生能源太阳能由于我国人口众多，而我国的能源却相对贫乏，人均资源占有量不足世界人均值的1/2；按照这样的能耗，我国将在全球率先面临化石能源枯竭的挑战。为了缓解能源紧缺现状，发展可再生能源越来越紧迫。我国基本能源方针是节能优先，效率为本。为全面建设小康社会提供稳定、经济和清洁的能源保障，以能源的可持续发展和有效利用支持我国经济社会的可持续发展。因此，本期光伏发电项目响应了我国的能源政策，是建立在全民节能，建立节能型节约型社会的基础之上的。14.2.1.2 用电主要用电负荷包括：与生产相关的控制、操作、UPS、蓄电池等电源，与生活相关的生活污水处理系统及采237、暖通风设备。14.2.1.3 水资源本期工程用水主要为太阳能光伏板冲洗用水，需水量约为20m3/a。14.2.1.4 建筑用材料本工程建筑物全部采用砖混结构，墙体材料均采用烧结多孔砖，其中综合楼外墙外包挤塑聚苯板；屋面采用聚苯板保温；屋面防水采用SBS卷材防水；窗采用塑钢窗；门采用钢质保温门、木门、防火门、卷帘门、不锈钢门；地面采用地砖、防静电活动地板、细石混凝土。所有生产和运输上述材料的能源消耗。14.2.2 本期工程能耗指标14.2.2.1 采用节能设备和节能措施，使太阳能光伏电站站用电率达到较低水平。站用电率不超过5%。14.2.2.2 降低年平均耗水指标(包括施工、生活用水)。本工程在238、生活消防总进水点及主要建筑物分用水点设置水表，以监督用水量，保证合理用水，从而控制年平均耗水指标。14.2.2.3 三材耗量：钢材不超过2400t；水泥用量不超过5000t；木材用量不超过130m3。14.3 本项目节能措施14.3.1 可再生能源该站址由于海拔高、气候干燥、日照时间长、太阳辐射强，太阳能资源比较丰富。大部地区年日照时数在28003500时，年太阳辐射量可达5735MJ/；太阳能资源非常丰富，因此，在这里建设光伏发电项目资源优势明显。我们知道,本工程不仅年节约标准煤约5196吨，而且粉尘、SO2、NOX的零排放，耗水指标也接近于零。实现了名副其实的低碳经济可再生能源利用，为能源239、供应的安全可持续发展做出了贡献。14.3.2 电气专业(1) 各建筑物均采用节能型照明灯具，节约能源。(2) 变压器类选型的节能原则本工程站用变压器采用10系列低损耗变压器，其损耗较普通变压器一般可降低10-20%。14.3.3 土建专业(1) 建筑及规划设计建筑物朝向尽量采用南北向或接近南北向，主要房间尽量避开冬季主导风向。将建筑物体形系数控制在规范要求的范围内，在满足功能要求的前提下尽量降低建筑的层高。屋面均设置保温层，保温层厚度要满足国家最新的节能要求。(2) 耗热量比例分析墙体、屋面和地面保温措施较为容易解决其耗热量经过保温处理后相对较小，耗热量主要是门窗和换气，因此门窗和门窗缝隙的控240、制就成为了本工程节能的主要措施。(3) 门窗设计与选型本工程采用保温性好、气密性均优良的塑钢窗，能够有效控制冷风渗透。综合楼建筑窗墙面积比控制在0.2以下，所有窗均采用双层窗。采用空调的房间,外部门窗的气密性不低于III级(q。2.50m/mh10pa)。建筑物南窗可适当开大,以便夏季充分利用穿堂风,冬季多吸收太阳热能。外墙施工，对窗洞口施工要求精度较高，塑钢窗安装采用后塞口施工。窗与洞口之间留10毫米空隙，并用发泡聚胺脂胶填充。局部外贴EPS板与塑钢窗搭接20毫米，减少窗口热桥。采用保温门。15工程设计概算15.1 编制说明15.1.1 工程概况项目单 位工程量备注多晶硅电池(230WP/块241、)块130800并网逆变器 500kW台60汇流箱台450箱式变压器 1000kVA台30电力电缆公里132土方开挖M311772土方回填M39892基础混凝土M31635钢筋吨50综合配电室M2211就地配电室M21080本期电站安装 30MWp 太阳能电池组以及相关的配套电气设备。 要工程量见下表:工程计划施工工期为 6 个月。资金来源：资本金占总投资的 20%，其余为银行贷款。工程静态总投资 38938 万元；工程动态总投资 39485 万元，单位千瓦静态投 资 12979 元/KWp，单位千瓦动态投资 13162 元/KWp。15.1.2 系统简介本工程光伏发电系统实行并网运行方式，其242、中 10MWp 采用分块发电、集中并 网接入方案；另 20MWp 采用分块发电、环网接入方案。在电站内设置 35kV 综合 配电室，出线 1 回接入电站场址附近的 110kV 变电站。15.1.3 编制原则及依据15.1.3.1 编制原则 依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，按 2011 年四季度价格水平编制。15.1.3.2项目划分及费用标准 根据风电标委20070001 号文水电水利规划设计总院编制的风电场工程 可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准的相关规定划分。15.1.3.3 工程量以可研阶段各专业设计人员提供的设备、材料清册以及设计资料为准。15.1.3.4定243、额套用建筑及安装执行风电标委20070001 号文水电水利规划设计总院编制的风 电场工程概算定额15.1.3.5 人工预算单价及主要材料预算价格 人工预算单价根据水电水利规划设计总院编制的风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准进行计算。主要材料预算价格按当地 2011 年 四季度信息价格计列.人工预算单价及主要材料预算价格见下表 主要材料及人工预算价格表名称单位预算价格高级熟练工元/工时8.14熟练工元/工时5.88半熟练工元/工时4.52普工元/工时3.58柴油kg8.25电kWh1.2钢筋kg4.85汽油kg8.5砂M260水M22.0水泥（32.5）kg0.38水泥（42.5244、）kg0.40碎石M28515.1.3.6设备价格太阳能电池板、并网逆变器等设备价格同类工程的订货合同价和厂家报价确 定，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格如下：多晶硅太阳能电池板 7.8 元/W 逆变器 500kW：420000 元/台箱式变压器 1000kVA：150000 元/台15.1.3.7 取费：参考风电标委20070001 号文水电水利规划设计总院编制的 风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准计取：取 费 费 率 表序号费用名称工程类别计算基础费率(%)一措施费人工土方人工费+机械费4.73机械土方人工费+机械费4.10人工石方人工费+机械费4.9245、2机械石方人工费+机械费5.19混凝土人工费+机械费13.41钢筋人工费+机械费14.35基础处理人工费+机械费9.06安装工程人工费+机械费7.04二间接费人工土方人工费+机械费47.18机械土方人工费+机械费10.68人工石方人工费+机械费46.33机械石方人工费+机械费17.36混凝土人工费+机械费41.69钢筋人工费+机械费52.74基础处理人工费+机械费23.72安装工程人工费93三利润建筑工程人工费+机械费+措施费+间接费10安装工程人工费+机械费+措施费+间接费10四税金建筑工程直接费+间接费+利润3.41安装工程直接费+间接费+利润3.4114.1.3.8 其他费用参照风电标委246、20070001 号文水电水利规划设计总院编制的风电场工程 可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准计取（1）建设用地费 根据当地相关政策标准，无征租地费用。（2）工程前期费参照风电场工程投资估算编制办法规定，工程前期费按一至二部分投资合计 的 0.9%计列。（3）工程建设管理费工程建设管理费（建筑工程费安装工程费）2+设备购置费0.3；（4）工程建设监理费 工程建设监理费（建筑工程费安装工程费）1.2+设备购置费0.1；（5） 项目技术经济评审费 项目咨询服务评审费（建筑工程费安装工程费）0.8+设备购置费0.2；（6）工程验收费（建筑工程费安装工程费）0.8；（7）工程保险费按一至二部分投247、资合计的 0.4%计列；（8）生产准备费 生产人员培训及提前进厂费（建筑工程费安装工程费）0.8； 办公及生活家具购置费（建筑工程费安装工程费）0.5 工器具及生产家具购置费设备购置费0.1 备品备件购置费(设备购置费)0.5 联合试运转费（安装工程费）0.4；（9）勘察设计费 勘察设计费按国家计委、建设部关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知（计价格200210 号）的规定，并参考同类工程收费标准确定。（10）其他费用 工程质量监督检测费（建筑工程费安装工程费）0.05。 工程定额测定费（建筑工程费安装工程费）0.13 风电技术标准编制费勘测设计费1.014.1.3.9基本预备费 基本预备费248、一至三部分投资合计1。14.1.3.10 价差预备费价差预备费根据国家计委计投资（1999）1340 号文精神，工程总投资中暂 不计列。14.1.3.11建设期贷款利息本工程资本金按总投资的 20计算，其余为银行贷款。建设期贷款利息按 中国人民银行现行 5 年以上贷款利率 7.05计算。14.1.4 其他本投资估算按未计送出工程投资。14.1.5 主要技术经济指标 本工程主要经济指标见下表主要经技术济指标表光伏电站名称银川xx光伏电伏多晶硅薄膜电池组件元/WP8.8建设地点宁夏逆变器 500kW元/台420000箱式变压器(1000kVA)元/台150000装机规模MW30土石方开挖万 M31249、.1772年发电量亿 KWh0.436土石方回填万 M30.9892年利用小时h1449.35混凝土M31635.00静态投资万元38938钢筋T50.00工程总投资万元39485建设用 地面积永久用地亩1575动态单位千瓦投资元/KW13162临时用地(租地)亩单位电量投资元/KWh9.88其他总工期月6建设利息万元547生产单位定员人1215.2 概算表工程总概算表单位：万元编号工程或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计占投资额（%）设备及安装工程29500.044055.8633555.9086.18一发电设备及安装工程29033.822374.1031407.92二升压变250、电设备及安装工程235.001106.101341.10三通信和控制设备及安装工程144.2210.83155.05四其他设备及安装工程87.00564.83651.83建筑工程3270.653270.658.40一发电设备基础工程1180.081180.08三房屋建筑工程868.05868.05四交通工程379.55379.55五施工辅助工程637.97637.97六其他205.00205.00其他费用概算1725.571725.574.43一建设用地费二建设管理费1007.421007.42三生产准备费288.47288.47四勘察设计费413.00413.00五其他16.6916.69一251、至三部分投资合计38552.1299.01基本预备费385.520.99静态投资38937.64100.00价差预备费建设投资38937.64建设期利息547.00工程总投资39484.64单位千瓦的静态投资（元/千瓦）12979.21单位千瓦的动态投资（元/千瓦）13161.55设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费设备及安装工程29500.044055.86一发电设备及安装工程29033.822374.101光伏阵列25721.821438.76太阳能电池板 280W块130800179455.623466727太阳能电池板支架只13080252、017354.422567122汇流箱34235直流防雷汇流箱 额定组串保险电流12A 共 16 路输入只4507000684.331530.8直流配电柜只604500684.4274.13逆变及配电设备252020逆变器 500kW台604200003284.3252019.74阵列变压器450.0080.56箱式变压器 1000kVA台3015000026854.3450815集电线路800.17阻燃交联铜芯电缆 2*4100 米18003328.7599阻燃交联铜芯电缆 YJV221kV1*185100 米2015718.731阻燃交联铜芯电缆 YJV221kV3*185100 米404253、2392.0170阻燃交联铜芯电缆 YJV221kV2*70100 米60012810.6769二升压变电设备及安装工程2351106335kV 配电装置235.09.635kV 开关柜（电源进线柜） 630A,25kA面81500004760.0120.003.8135kV 开关柜（出线柜）1250A,25kA面11800004759.018.000.4835kV 开关柜（PT 柜）面1500004759.05.000.4835kV 环网分段断路器 400A，25kA面1900004759.09.000.4835kV 接地小车柜面1400004759.04.000.4835kV 开关柜（无功254、补偿柜）面1400004759.04.000.4835kV 无功补偿装置 7.5MVar套175000033766.075.003.385电缆1097设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费35KV 阻燃电力电缆 YJV2235kV3*50100 米10048757.8487.5835kV 户内电缆终端套2301287.929.6235kV 户外电缆终端套101405.11.41控制电缆(阻燃)100 米6202229.9138.26计算机屏蔽电缆100 米6002464.1147.85支架安装吨1.520669.33.10电缆保护管吨36.65255、988.921.92电缆槽盒吨12.59390.211.74无机防火堵料吨1518204.027.31有机防火堵料吨1518204.027.31防火涂料吨3051468.2154.40耐火隔板100M21046050.346.05三通信和控制设备及安装工程144.2210.831计算机监控系统44.002.85电站监控系统套122000010379.022.001.04公用测控及通讯接口柜套1600002509.06.000.2535kV 线路电能表屏块1500005191.05.000.52故障录波屏块1600005191.06.000.52试验电源柜块1500005191.05.000.5256、22直流系统16.372.60220V 蓄电池 GFM2200AH 104 只只103230171.32.371.76充电柜块1500000.05.000.00直流馈线屏块2300002774.06.000.55直流联络屏块1300002772.03.000.283通信系统64.854.103.1行政通信0.053.07通信电缆100 米1102790.40.003.07设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费自动电话机只22500.00.050.003.2光纤通信64.801.03光纤通讯电缆100 米102965.00.000.30光传输设备257、端13000002532.030.000.25光接口板块180000.00.800.00本地维护终端端12000002532.020.000.25PCM端1600001180.06.000.12光纤配线架架150000290.05.000.03综合配线架架130000796.03.000.084远动和计费系统19.001.29电能质量检测屏套1800002509.08.000.25远动接口柜套1600005191.06.000.52电能量网络机柜套1500005191.05.000.52四其他设备及安装工程87.00564.831照明系统（设备及构筑物）12.00174.03太阳能路灯套100258、03214.90.0032.15太阳能草坪灯套60002313.30.00138.80照明配电箱台302500684.37.502.05检修箱台153000684.54.501.032生产车辆购置台00.003全场接地390.29全厂接地100 米5107652.7390.29接地扁钢吨158.26户外接地扁钢 50X8米50000户内接地扁钢 40X4米10004环境监测装置套13000005191.030.000.525安保系统设备20.000.00安全卫生教育设备费套120000020.00设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费6火灾报警259、装置套125000025.00建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）建筑工程3270.65一发电设备基础工程1180.081太阳能电池组件基础（固定式）975.771.1钢筋混凝土桩个43600.00212.000924.321.2混凝土基础表面刷防腐涂料51448.0010.00051.452太阳能电池组件基础（斜单轴式）164.932.1机械土方开挖11772.003.2083.782.2机械土方回填9892.009.5319.432.3机械土方运输 1KM 以内1880.009.6791.822.4C10 混凝土垫层245.00413.19410.122.5C30260、 混凝土基础1635.00619.841101.342.6钢筋制作安装t50.006223.95731.122.7混凝土基础表面刷防腐涂料7325.0010.0007.323箱变基础39.383.1机械土方开挖1950.003.2080.633.2机械土方回填1588.009.5311.513.3机械土方运输 1KM 以内362.009.6790.353.4C10 混凝土垫层37.00413.1941.533.5C30 混凝土箱变基础325.00619.84120.143.6钢筋制作安装t23.006223.95714.323.7混凝土基础表面刷防腐涂料900.0010.0000.90二变配电261、工程三房屋建筑工程868.051综合配电室211.002509.00052.942就地配电室（30 座）1080.002316.000250.133室外工程564.983.1厂区围墙及大门m4000.00706.000282.403.2厂区沟道 800*800m4000.00586.000234.403.3室外上下水管道 DN32m800.0046.0003.683.4阀门井 DN1200座15.003000.0004.503.5厂区绿化20000.0020.00040.00四交通工程379.551进站混凝土道路 7m*700m78.20建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（262、万元）1.1机械土方开挖3920.003.2081.261.2机械土方回填833.009.5310.791.3机械土方运输 1KM 以内3087.009.6792.991.4混凝土道路4900.00149.31473.162站内混凝土广场 5000m280.062.1机械土方开挖4200.003.2081.352.2机械土方回填1050.009.5311.002.3机械土方运输 1KM 以内3150.009.6793.052.4混凝土道路5000.00149.31474.663泥结碎石道路 4m*11km196.463.1机械土方开挖27500.003.2088.823.2机械土方回填1650263、0.009.53115.733.3机械土方运输 1KM 以内11000.009.67910.653.4泥结碎石道路44000.0036.649161.264混凝土路灯基础400.00619.84124.795永久性水准点个8.0050.0000.04五施工辅助工程637.971施工电源m9000.00120.000108.002施工水源m9000.0030.00027.003施工通讯m9000.0020.00018.004施工道路 2m*150m0.894.1路基平整300.000.1950.014.2泥结碎石道路300.0029.3790.885厂区土方484.085.1机械土方开挖3800264、00.003.208121.905.2机械土方回填380000.009.531362.18六其他205.001环境保护工程项1.00450000.00045.002水土保护工程项1.00950000.00095.003消防设施项1.0050000.0005.004劳动安全与工业卫生工程项1.00600000.00060.00其他费用概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）其他费用概算1725.57一建设用地费0二建设管理费1007.421工程前期费%0.903314389.42331.442建设单位管理费235.032.1（建筑工程费安装工程费）费率 1%21465302.021265、46.532.2设备购置费费率 2%0.3885001.1788.503建设监理费117.423.1（建筑工程费安装工程费）费率 1%1.2879181.21287.923.2设备购置费费率 2%0.1295000.3929.504项目咨询服务评审费117.614.1（建筑工程费安装工程费）费率 1%0.8586120.80858.614.2设备购置费费率 2%0.2590000.7859.005工程验收费%0.8586120.80858.616工程保险费%0.41473061.96147.31三生产准备费288.471生产人员培训及提前进厂费%0.8586120.80858.612办公及生活266、家具购置费%0.5366325.50536.633工器具及生产家具购置费%0.1295000.3929.504备品备件购置费%0.51475001.95147.505联合试运转费%0.4162234.40416.22四勘察设计费413.001勘察设计费项13500000350.002其他63.002.1施工图预算编制费%10.0035000035.002.2竣工图编制费%8.0028000028.00五其他16.691工程质量监督检测费%0.0536632.55053.662工程定额测定费%0.1395244.63139.523光电技术标准编制费%1350003.5016财务评价与社会效果分析267、16.1概述参照风力发电厂场可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准中有关 规定，并按建设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，对光伏电站工程进行财务评价。财务评价计算期采用 26 年，其中建设期 6 月，生产期 25 年。16.2 财务评价16.2.1 财务投资和费用计算 (1)固定资产投资 根据工程投资估算，光伏电站工程固定资产投资为 38938 万元，总投资为39575 万元。(2)建设资金来源电站总投资的 20%使用资本金，其余由国内银行贷款，贷款年利率按现行利率 7.05%计；资本金不还本付息。(3)流动资金生产流动资金是流动资金总额的 30268、%使用资本金，70%从银行贷款，其年利率按 6.56%计。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。 (4)发电成本 发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出及其它费用。 发电经营成本为不包括折旧费和利息支出的全部费用。 项目的固定资产形成率按 100%计，修理费率 1-2 年 0.3%计列；3-5 年 0.5%计列; 6-10 年 0.7%计列; 11 年以后 0.8%计列.职工人均年工资按 34000 元计； 福利费系数按工资总额的 60%计；保险费按固定资产价值的 0.23%计；材料费 1 元/KW；其它269、费用 10 元/KW；本期定员 6 人；折旧年限按 15 年。(5)税金 本项目应交纳的税金包括销售税金附加和所得税，电价测算中未计入增值税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。(a)增值税 根据财政部和国家税务总局财税2001198 号“关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知”，本项目增值税实行按增值税应纳税额采用即征 即退 50%的政策，增值税税率按 17%计。 (b)销售税金附加 销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。 本项目城市维护建设税税率取 5%，教育费附加费率取 5%。 (c)所得税 所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收270、入扣除成本和销售税金附加后的余额。根据国发2002第 33 号文关于实施西部大开发若干政策实施的通知，所得税按照 25%征收。 (d) 增值税抵扣 根据中华人民共和国增值税暂行条例(2008)规定，企业采购固定资产(除建筑物、构筑物和消费用品外)，均可以享受抵扣增值税的政策，总投资中的设 备、材料的采购的进项税额，可以用以后年度的应缴增值税额抵扣。在财务分析 中以补贴收入的方式进行核算。本项目增值税额抵扣值为 4526 万元。15.2.2发电财务效益计算 (1)发电收入 本工程作为电网内实行独立核算的发电项目，根据发改价格20111594 号文规定，发电标杆电价为 1 元/kWh，固定发电收入271、按经营期平均上网电价 1 元/kWh 和上网电量计算。本工程在计算期内发电收入总额为 94276 万元。 (2)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，再扣除应交所得税后即为税后利润。税后利润提取 10%的法定盈余公积金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分 配给投资者的应付利润，即为未分配利润。本工程计算期内发电利润总额为 28098 元（基准收益率 5%）。15.2.3清偿能力分析 (1)贷款偿还期及上网电价 本工程按含增值税上网电价 1 元/kWh 测算，贷款偿还期为 16 年。 (2)还贷资金 电厂还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧费等。还贷期内未分配利润和折旧费全部272、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，本工程在开工后16 年内可还清固定资产本息。 (4) 财务计划现金流量表 计算结果表明，本工程从开工起第 2 年开始出现资金盈余，计算期内累计盈 余资金为 10316 万元。 (5)资产负债分析 计算表明，本工程仅在建设期负债率较高(高峰值达 80%)，随着机组投产发 电，资产负债率逐渐下降，还清固定资产本息后，资产负债率低于 1.0%。说明 该项目偿还债务的能力较强。16.2.4盈利能力分析 本工程按含增值税上网电价 1 元/kWh 测算，全部投资内部收益率 7.05%，资本金财务内部收益率为 8.61%273、，投资回收期 11.52 年。总投资收益率(ROI)4.52%，投资利税率为 2.96%，资本金净利润率为 10.33%。16.2.5敏感性分析 本项目财务评价敏感性分析，主要考虑固定资产投资、发电量、风机机型选择等不确定因素变化时，按上网电价 1 元/kWh 测算的借款偿还期、全部投资财务内部收益率等财务指标的变化。从国内光伏电站的实际建设资料看，光伏电 站固定资产投资增加幅度不超过 5%，考虑到机组设备招标情况变化的可能性， 本次对投资增加 10%的情况也进行了分析；在上网电量计算中，对各种影响因素 考虑较充分，上网电量减少幅度按 5%考虑，同时也补充了上网电量减少 10%的不 利因素对财274、务指标的影响，从表中可以看出，投资增加、发电量减少、都对投资收益有较大影响，电量减少影响较明显。下阶段应进一步落实资金筹措计划，在建设中加强管理，控制 投资的增加，确保工程如期发电。16.3 综合经济评价结论16.3.1 财务评价结果表明本工程具有： (1)清偿能力：本工程借款偿还期为 16 年，满足贷款偿还要求。 (2) 本工程静态投资为 38938 万元，其中资本金占 20%，其余 80%为国内商 业银行贷款，贷款年利率 7.05%。当本工程按含增值税上网电价 1 元/kWh 测算，全部投资内部收益率 7.05%，资本金财务内部收益率为 8.61%，投资回收期 11.52年。总投资收益率(275、ROI)4.52%，投资利税率为 2.96%，资本金净利润率为 10.33%。 财务评价可行。16.3.2 从社会效益角度看，光伏电站利用当地丰富的太阳能资源发电，开发利 用太阳能可节约大量化石能源，有利于环境保护；同时，太阳能是一种取之不尽、 用之不竭的可再生能源，早开发早受益。虽然目前光伏电站的投资偏高，但建成 后不需消耗燃料，比常规能源电厂在运行、维护和燃料等方面的投资成本要低， 具有较好的社会效益。 综上所述，本项目的建设具有一定的社会效益。因此，建设本项目是有必要的。16.4 附表:附表 1:投资计划与资金筹措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 2 276、年1总投资39575.4839530.48451.1建设投资389383893801.2建设期利息547.48547.4801.3流动资金9045452资金筹措39575.4839530.48452.1资本金（资金筹措）7902.537889.0313.5流动资金资本金2713.513.52.2借款31672.9431641.4431.52.2.1长期借款31609.9431609.940长期借款本金31062.4731062.470建设期利息547.48547.4802.2.2流动资金借款6331.531.5附表 2:总成本费用表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 2277、 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1折旧费34959.4802330.632330.632330.632330.632330.632330.632330.632330.632330.632330.632330.632维修费6280.1951.62103.24172.06172.06172.06240.88240.88240.88240.88240.88275.3275.33工资及福利24484896969696969696969696964保险费2018.2639.5779.1579.1579.1579.1579.15278、79.1579.1579.1579.1579.1579.155材料费76.51.5333333333336摊销费00000000000007利息支出18480.87549.542232.632084.071935.51786.931638.371489.81341.231192.671044.1895.53746.978其他费用765153030303030303030303030固定成本64951.8703.734871.654791.914643.344494.774415.034266.464117.93969.333820.763706.613558.04可变成本76.51.53333279、3333333总成本费用65028.3705.234874.654794.914646.344497.774418.034269.464120.93972.333823.763709.613561.04经营成本11587.95155.69311.38380.21380.21380.21449.03449.03449.03449.03449.03483.44483.44总成本费用表人民币单位：万元序 号项目计算期第 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折旧费2330.280、632330.632330.632330.6300000000002维修费275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.3275.33 工资及福 利96969696969696969696969696964保险费79.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.1579.155材料费333333333333336摊销费000000000000007利息支出598.4449.83301.27152.74.134.134.134.134.13281、4.134.134.134.134.138其他费用3030303030303030303030303030固定成本3409.483260.913112.342963.77484.58484.58484.58484.58484.58484.58484.58484.58484.58484.58可变成本33333333333333总成本 费 用3412.483263.913115.342966.77487.58487.58487.58487.58487.58487.58487.58487.58487.58487.58经营成本483.44483.44483.44483.44483.44483.4448282、3.44483.44483.44483.44483.44483.44483.44483.44附表 3:利润和利润分配表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1营业收入94276.252008.973991.433964.913938.793913.083886.963861.243835.933810.623785.313760.393735.481.1上网电量（mwh）1103033.242350546699.7346389.4746083.945783.044283、5477.4745176.6144880.4544584.2844288.1243996.6643705.21.2电价（不含增值税）0.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85470.85471.3电价（含增值税）1111111111112营业税金及附加1150.1000000047.2264.7864.3563.9363.53总成本费用65028.3705.234874.654794.914646.344497.774418.034269.464120.93972.333823.763709.613561.044补贴收入（应税）00000000000005