1、云南省西双版纳州勐海县*光伏50MW农光互补电站工程可行性研究报告2015年5月 昆明目 录第一章 项目概况- 1 -1.1项目地理位置- 1 -1.2 工程任务- 2 -1.3 建设规模- 2 -1.4 太阳能资源- 2 -1.5 接入系统方式- 2 -1.6 主要技术经济指标- 3 -第二章 工程建设的必要性- 5 -2.1 国家可持续发展的需要- 5 -2.2 云南太阳能资源利用的需要- 6 -2.3 当地电网及电源结构调整的需要- 6 -第三章 项目任务与规模- 8 -3.1 项目任务- 8 -3.1.1 加快云南农光互补光伏电站建设的发展- 8 -3.1.2 推动云南光伏产业的发展-2、 9 -3.1.3 提高项目地区的供电能力- 9 -3.2 项目规模- 10 -3.2.1 西双版纳州电力系统现状- 10 -3.2.2 勐海县电力系统现状- 11 -3.2.3 西双版纳州负荷预测- 11 -3.2.4 勐海县负荷预测- 11 -3.2.5 建设规模确定- 12 -第四章 太阳能资源- 13 -4.1 云南省太阳能资源及气象地理条件- 13 -4.1.1 云南省太阳能资源总述- 13 -4.1.2 云南日照时数分布- 13 -4.1.3 云南日照百分率分布- 15 -4.1.4 云南省太阳总辐射分布- 16 -4.1.5 资源储量- 18 -4.1.6 区域分类- 18 -43、.2 勐海县太阳能资源综合评价及气象地理条件- 19 -4.2.1 勐海县太阳能资源概况- 22 -4.2.2 勐海县太阳能资源评估结论及建议- 23 -4.3 场区光伏电站区域太阳能资源条件- 24 -第五章 工程地质- 25 -5.1 区域地质概况- 25 -5.1.1 地形地貌概况- 25 -5.1.2 地层岩性概况- 26 -5.1.3 区域地质构造- 28 -5.1.4 区域地震地质概况- 29 -5.1.5 历史地震对场地的影响- 30 -5.1.6 初选场址区域稳定性评价- 31 -5.2 场址基本工程地质条件- 34 -5.2.1 地形地貌- 34 -5.2.2 地层岩性- 34、5 -5.2.3 水文地质条件- 36 -5.2.4 岩（土）体物理力学参数建议值- 36 -5.3 场址工程地质条件评价- 37 -5.3.1 场地稳定性- 37 -5.3.2 场地类别、岩土类型与地震效应- 37 -5.3.3 工程地质问题- 38 -5.4 天然建筑材料- 39 -5.5 施工与生活水源调查- 39 -5.6 结论与建议- 39 -第六章 太阳能光伏发电系统设计- 42 -6.1 光伏组件选择- 42 -6.1.1 光伏种类及性质- 42 -6.1.2 晶体硅与薄膜太阳电池组件对比分析- 44 -6.1.3 太阳电池组件选型结论- 46 -6.2 光伏阵列的运行方式设计-5、 47 -6.2.1 光伏阵列的运行方式选择- 47 -6.2.2 光伏阵列最佳倾角的计算- 50 -6.3 逆变器选型- 52 -6.3.1 并网光伏逆变器选型的技术原则- 52 -6.3.2 并网逆变器常用技术结构- 53 -6.3.3 逆变器选型结论- 59 -6.4 光伏阵列设计及布置方案- 61 -6.4.1 电站主要系统设计- 61 -6.4.2 系统的分层结构- 62 -6.4.3 光伏方阵布置方案对比- 63 -6.4.4 总体技术方案的特点- 65 -6.4.5 项目电站主要设备功能- 66 -6.4.6 太阳电池组件的串、并联设计- 67 -6.4.7 光伏阵列布置设计- 6、71 -6.5 光伏工程年上网电量估算- 72 -6.5.1 发电量估算采用的气象数据- 72 -6.5.2 发电系统总效率- 73 -6.5.3 并网光伏电站发电量的测算- 75 -第七章 电气设计- 78 -7.1 电气一次- 78 -7.1.1 编制依据及主要引用标准- 78 -7.1.2 接入电力系统- 79 -7.1.2 电气主接线- 80 -7.1.3 主要电气设备选择- 82 -7.1.4 过电压保护及接地- 87 -7.1.5 电气设备布置- 88 -7.2 电气二次部分- 89 -7.2.1 电站的调度管理与运行方式- 89 -7.2.2 电站的自动控制- 90 -7.2.37、 微机综合自动化系统- 94 -7.2.4 二次接线- 101 -7.3 通信及电力调度方式- 104 -7.3.1 站内通信- 104 -7.3.2 对外通信- 105 -7.3.3 电力调度方式- 105 -7.4 二次设备布置- 106 -7.5 主要电气设备工程量表- 107 -第八章 总平面布置及土建工程设计- 112 -8.1 总平面布置- 112 -8.1.1 总平面布置方案- 114 -8.1.2 竖向布置方案- 117 -8.2 土建工程设计- 120 -8.2.1 建筑设计- 120 -8.2.2 结构设计- 121 -8.2.3 给排水设计- 123 -第九章 施工组织设8、计- 128 -9.1 施工条件- 128 -9.1.1 交通运输条件- 128 -9.1.2 场地条件- 128 -9.1.3 施工材料- 128 -9.2 施工总布置- 129 -9.2.1 施工总布置原则- 129 -9.2.2 施工用水- 130 -9.2.3 施工电源- 131 -9.2.4 工程用地- 132 -9.2.5 工程用地相关政策- 132 -9.2.6. 工程用地方案- 133 -9.3 主体工程施工- 134 -9.3.1 太阳电池组件及基础的施工方法- 134 -9.3.2 建筑工程主要施工方案- 135 -9.3.3 主要设备安装- 136 -9.3.4 特殊气象9、条件下的施工措施- 139 -9.3.5 主要施工机械- 140 -9.4 施工总进度- 141 -第十章 环境影响评价- 144 -10.1 设计依据- 144 -10.2 环境影响评价- 144 -10.3 环境影响防治措施- 147 -10.3.1 水土保持措施- 147 -10.3.2 环境保护措施- 149 -10.4 节能减排效益初步分析- 151 -10.5 综合评价与结论- 153 -10.6 农业种植方案- 154 -第十一章 投资估算- 156 -11.1 工程概述- 156 -11.2 编制原则和依据- 156 -第十二章 财务效益评价初步分析- 159 -12.1 方法10、与思路- 159 -12.2 财务评价依据- 159 -12.3 基准收益率- 159 -12.4 计算基础数据- 159 -12.5 清偿能力分析- 161 -12.6 盈利能力分析- 162 -12.7 敏感性分析指标- 163 -第十三章 结论及建议- 165 -13.1 结论- 165 -17.2 建议- 167 -iv勐海县*50MW农光互补光伏电站可行性研究报告第一章 项目概况1.1项目地理位置勐海*光伏光伏电站规划装机容量50MW。项目场址位于云南省西双版纳州勐海县勐遮镇西定乡南向坡地。场址距离勐海县约55km，地理坐标介于东经10003491000511之间，北纬210100211、10202场地海拔在850m1620m之间。场址地理位置示意图见图1-11-1光伏电站地理位置示意图1.2 工程任务本项目有两个工程任务：1.推动云南农光互补光伏电站建设的发展；2.推动云南光伏产业的发展；1.3 建设规模本项目建设规模：本工程规划建设装机容量为50MW，采用国产255Wp晶体硅太阳电池组件，方阵支架为固定支架，建设50个1MWp太阳电池方阵。1.4 太阳能资源勐海县境内无地形影响的大部分地区的日照丰富，太阳辐射能量较高，坝子周边地形海拔一般在2000米以上，空气透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，根据项目已开展前期监测工作的情况得知，该区域平均太阳总辐射为5756MJ/m212、.a，年平均日照时数为2024hr。1.5 接入系统方式根据接入系统初步设计方案，本工程考虑以1回110kV接入110kV佛海变110kV侧，线路长度12km，导线截面暂按240mm考虑。1.6 主要技术经济指标项目的主要技术经济指标如下：1）本项目总的技术经济指标表1-1总的技术经济指标表序号项目名称单位数量1工程静态总投资万元45409.092工程动态总投资万元47686.143单位千瓦静态投资元/kW8540.914单位千瓦设备元/kW5551.245单位千瓦安装投资元/kW786.385单位千瓦土建投资元/kW1287.946上网电价（不含税）元/kWh0.8127上网电价（含税）元/13、kWh0.958自有资金内部收益率 %12.159投资回收期 （所得税后）年10.842）总布置技术经济指标表 1-2总布置技术经济指标表序号项目名称单位数量备注1总占地面积亩2860.891.1太阳电池方阵占地面积亩1604.43按单个方阵边框线叠加计算1.2升压站占地面积亩17.471.3逆变器室占地面积亩4.951.4箱变基础亩1.871.5站区道路亩122.24包括场内原有道路1.6施工临时用地亩151.7弃渣场亩5.11.8绿化面积亩31.9其他未利用地亩1086.832单位千瓦占地面积m2/kW19.073场地利用系数59.74场地绿化系数0.115土石方工程量5.1挖方m320514、8855.2填方m3958506围栏工程m11000高2米7总建筑面积m25498含逆变器室3）运行技术经济指标表 1-3运行技术经济指标序号项目名称单位数量备注1年平均辐射总量MJ/m257562年平均日照小时数hr20243额定发电功率MW804发电系统总效率%80.35年上网电量MWh111332.9725年年平均发电量6年等效满负荷小时数h1124.325年平均7站用电率%0.68全年站用水量m360009全站人员指标人12- 21 -第二章 工程建设的必要性2.1 国家可持续发展的需要国家“十二五”规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则，并规划确定可再生能源发电包括风15、能、太阳能、生物质能等发电项目。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的 75%，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施。根据中国应对气候变化国家方案和可再生能源中长期发展规划，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到 2020 年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到 15%。2007 年底国家发展和改革委员会下发了关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知，鼓励在青海16、宁夏、新疆、西藏、甘肃、云南等太阳能资源丰富地区开展大型并网光伏电站的建设工作。保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，制定了减排目标，到 2020 年，单位 GDP 二氧化碳排放量较 2005 年降低 40%45%。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在云南省开发光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。2.2 云南太阳能资源利用的需要云南地处低纬17、度高原，海拔高度大多在1000m以上，大气透明度好，干季晴朗少云，空气十分干燥，日照时数多。全省大部分地区到达地面的太阳辐射强度大，个别县年太阳总辐射最大可到达了6500MJ/m2.a。另外，云南电网属于南方电网，整个电网与南方电网相连接，容纳能力巨大，可以接受更多的太阳能发电电量。本项目的规划建设符合云南对太阳能资源利用的发展趋势。2.3 当地电网及电源结构调整的需要（1）加快能源电力结构调整2014年，西双版纳州电源总装机容量2000MW，其中水电装机1950MW，新能源装机50MW。太阳能发电技术在我国已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在西双版纳州开发太阳能兆瓦级发电项目18、，将改变能源结构，可与水电互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻环保压力。（2） 项目的建设有利于保持能源可持续发展光伏发电具有清洁无污染的特点，在促进当地经济发展的同时，不会破坏原有的生态环境和居住环境。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。并网光伏电站的建设可以替代燃煤电厂，减少废气、废渣的排放，相应地可减少因燃煤产生的废气、废渣排放处理所需耗费的资源。第三章 项目任务与规模3.1 项目任务3.1.1 加快云南农光互补光伏电站建设的发展云南的太阳能资源仅次于西藏、青海等省区，是19、中国太阳能资源最丰富的省份之一。云南西北部的金沙江河谷地区干旱少雨，日照充足，是全省太阳总辐射量最多的地区。省内大部分地区的年实际日照时数在21002500hr之间，年日照百分率在46%54%之间；全省129个县中，有92个县的年太阳总辐射在50006000MJ/m2a之间，有59个县的年太阳总辐射在5500MJ/m2.a以上。2011年5月，为了深入贯彻落实国家能源局关于编制太阳能发电“十二五”发展规划的有关通知（国能新能2011126号）的要求，结合云南省近几年来进行的太阳能资源研究、太阳能发电项目选址规划等工作成果，云南省发展和改革委员会、能源局特组织编制云南省太阳能发电“十二五”发展规20、划。在“十二五”发展规划中，大型并网光伏电站 的规划建设容量达到101.6万千瓦，云南大型并网光伏电站建设的发展进一步提高。光伏农业成功将光伏发电和农业种植相结合，在不改变原有土地性质的前提下，实现了上方清洁发电，并在下方的土地上发展高效种植业。该种模式通过立体空间利用大大提高了原属于白石崖光伏电站场区裸露土地的利用效率。该地区目前为可耕种土地未利用地，土层较厚，适宜建设光伏设施农业，该区域占地面积约3000亩，涉及光伏装机容量50MWp，计划种植石斛2000亩，金线莲1500亩，食用菌1000亩，兰科花卉300亩，蓝莓200亩。 通过有机种植中草药实现农业增效，创造农业种植岗位实现本地农民就21、业；通过清洁能源的利用改善了当地生态环境，实现了多位一体化的创新和融合，具有很好的经济、民生、社会和环境示范效果。3.1.2 推动云南光伏产业的发展云南是中国最大的硅生产基地，云南硅产量占了全国的1/6左右，2007年云南硅产量在25万吨左右。其中，年产3000t/a的多晶硅生产项目已在云南省曲靖市建成投产，项目的最终建设规模将达到10000t/a。 2011年之后，云南省太阳级硅材料将很快满足云南太阳电池生产的需要，同时还可以供应省外和国外市场，光伏级多晶硅材料低成本的价格优势将迅速推动云南太阳能光伏产业的发展。3.1.3 提高项目地区的供电能力2014年县域生产总值实现69.64亿元，同比22、增长13.5%，三次产业比重为23.9:39.5:36.6；人均GDP实现16699元，同比增长12.8%。规模以上固定资产投资完成75.4亿元，同比增长25.1%。地方财政总收入实现11.2亿元，同比增长21.9%；公共财政预算收入7.35亿元，同比增长22.5%。社会消费品零售总额23.81亿元，同比增长18%。农民人均纯收入5716元，同比增长18.2%,城镇居民人均可支配收入18439元，同比增长19.89%，居民消费价格指数控制在2%以内，城镇登记失业率控制在4.28%以内，人口自然增长率控制在6.19以内。良好的经济发展趋势需要电力作为有力的保障。勐海县负荷发展较快，预计2015年23、西双版纳州全社会用电量约114亿kWh，最大负荷约2140MW，电源总装机容量为2000MW（包含新能源50MW），根据电力平衡分析，全州的电力缺额较大。在全州范围来看，勐海县负荷发展较快。勐海*光伏电站的建设能适当缓解未来经济发展造成的电力供需矛盾，促进当地经济发展。因此，开发建设勐海*光伏电站不仅可以有效利用当地丰富的太阳能资源，能够部分缓解勐海县用电的紧张形势，为电网提供清洁的可再生能源，减少污染保护环境，促进本地区的电力及国民经济的可持续发展。3.2 项目规模3.2.1 西双版纳州电力系统现状2014年，西双版纳州电源总装机容量2000MW，其中水电装机1950MW，新能源装机50MW24、。2014年，西双版纳州全社会用电量约为158.2亿kW.h，最大负荷为2140MW。2001年2014年电量年均增长率为18.0。3.2.2 勐海县电力系统现状截至2014年底，勐海县共有1座那达勐水电站，装机容量合计为12.6MW。新能源（帕滇梁子风电场）装机容量50MW。2014年，勐海县全社会用电量合计为12.1亿kW.h，最大负荷119MW。20012014年全社会用电量增长率为25，负荷增长率为23%。目前，勐海县境内有2座110kV变电站，即110kV勐海变（31.5+40MVA）、110kV佛海变（240MVA），两个站目前主供勐海个县的负荷。3.2.3 西双版纳州负荷预测根据25、滇南地区“十二五”220千伏电网规划优化研究报告，按红河州负荷预测推荐方案，西双版纳州2015年全社会用电量为114亿kW.h，负荷为2140MW，20122015年用电量年均增长率为10.5%，负荷年均增长率为11.6。 3.2.4 勐海县负荷预测根据滇南地区“十二五”220千伏电网规划优化研究，按负荷预测推荐方案，2015年勐海县全社会用电量为18.7亿kW.h，最大负荷为209MW，20122015年全社会用电量年均增长率为6.7%。 3.2.5 建设规模确定结合电网特点来看，勐海*光伏电站50MW于2015年投产是合适的。可改善当地缺电局面，并可在一定程度上调整电源结构。第四章 太阳能26、资源4.1 云南省太阳能资源及气象地理条件4.1.1 云南省太阳能资源总述云南地处低纬高原，北回归线贯穿于省内南部，各地海拔相对较高，加之所处地理位置的特殊性，使得全年可接受的太阳辐射能比较充裕，全年太阳高度角变化幅度不大，冬夏半年太阳可照时数差别较小，一年中太阳辐射能量差异不大，季节分配比较均匀，四季温暖，年气温差较小。云南全省国土均位于北纬30度以南的区域，许多地区海拔都在2000m左右，分属热带山原或低纬高原。境内大部分地区地势较高，山地、高原占全省总面积的94%，地表上空大气层厚度较薄，空气密度小而大气透明度高，太阳辐射获取量比平原地区多。云南的太阳能资源仅次于西藏、青海等省区，是中国27、最丰富的省份之一。云南北部的金沙江河谷地区干旱少雨，日照充足，是全省太阳总辐射量最多的地区。根据云南省太阳能资源评价报告，云南省太阳能资源主要分布特征如下。4.1.2 云南日照时数分布日照时数是指太阳在一地实际照射的时数。在给定时间，日照时数定义为太阳直接辐射达到或超过120W/m2的那段时间总和。1）空间分布：云南地区年理论可照时数约4400hr，南北纬度差造成的差异仅6hr左右。根据云南省各地气象资料分析，省内大部分地区的年实际日照时数在21002500hr之间。云南省各地年日照时数的分布情况见图4-1。图 4-1云南省年日照时数分布图（单位：0.1hr）2）时间分布根据全省125个气象站28、多年逐月平均日照时数分析显示，云南省月平均日照时数时间分布的特征是：干季日照时数（11月5月中旬）要明显大于雨季（5月下旬10月），省内大多数地方全年月最高日照时数一般出现在3月，最低日照时数一般出现在7、9月份。4.1.3 云南日照百分率分布日照时数是指太阳在一地实际照射的时数。气象地面观测规范中定义：在给定时间，日照时数定义为到达地面的太阳直接辐射达到或超过120W/m2的时间总和。1）空间分布：根据云南省各地气象资料分析，省内日照时数最大的地方在永仁县，为2698hr，日照时数最小的地方在盐津县，为869hr；省内大部分地区的年实际日照时数在21002500hr之间。云南省各地年平均日照29、百分率分布图如图4-2。本项目图 4-2 云南省年平均日照百分率分布（单位：%）2）时间分布：与全年月最高日照时数的规律相似，全省大多数地方本地全年月最高日照百分率一般出现在干季的1、2月份，全年月最低日照百分率一般出现在7月份。省内月平均日照百分率峰值为60%，出现在13月；低值为30%，出现在7月；冬半年与夏半年日照百分率差异显著。4.1.4 云南省太阳总辐射分布分析一地太阳能资源状况，是由此地的太阳总辐射量来表征的。太阳总辐射量的变化，受太阳高度角和环流季节变化制约。云南地处低纬度高原，海拔高度大多在1000m以上，大气透明度好，干季晴朗少云，空气十分干燥，日照时数多。雨季多以过程性降水30、为主，长时间连绵阴雨少，夜雨多，全省大部分地区到达地面的太阳辐射强度大。云南太阳总辐射量的地区分布受天气气候影响很大，不同于太阳辐射随纬度增加而降低，随高度增加而增大的一般规律。1）空间分布：云南太阳总辐射量的区域分布受天气气候影响很大，不简单等同于太阳辐射随纬度增加而降低，随高度增加而增大的一般规律。云南中部金沙江河谷地区干旱少雨，日照充足，为全省太阳总辐射量最多的地区。云南省年太阳总辐射的空间分布趋势与年日照时数和年日照百分率的空间分布趋势是一致的，见图4 -3。本项目图 4-3 云南太阳能年总辐射量分布图（单位：MJ/m2.a）2）时间分布：在云南，由于受季风气候的影响，夏季因受云雨影响31、，到达地面的太阳总辐射并非全年最多，云南省多数地区春季太阳总辐射量最大，极端最高气温常出现在春末夏初。云南全省范围太阳能总辐射时间分布如下：（1）全省大部分地区春季太阳总辐射量多于秋季太阳总辐射量，表现为“春大秋小”，一年中最高值大多出现在45月；最低值一般出现在1112月。（2）滇东北北部地区的太阳总辐射量表现为“夏大冬小”，一年中高值出现在夏季（68月），最大值一般出现在7月；低值出现在111月，最小值一般出现在12月。云南省7个辐射站连续10年的年太阳总辐射观测数据显示显示，各站10年间逐年太阳总辐射值与其本站10年太阳总辐射平均值的距平百分率，最大为12.84%，最小为0.084%，平32、均为3.85%。可见这7个站年太阳总辐射的年际变化是很小的。4.1.5 资源储量太阳能资源总储量是指不考虑地形影响、工程成本、技术效率等因素，只考虑水平面上所接收到太阳能总辐射量。云南省太阳能资源评价报告对省内太阳能资源进行了详尽细致的研究，计算了云南省太阳能资源总储量为2.142511015MJ/a，相当于每年获得标准煤731.5322亿t/a。4.1.6 区域分类在综合考虑太阳总辐射、日照时数、日照百分率三个要素的基础上，云南省太阳能资源评价报告将云南省太阳能资源开发区划分为四类区域：最佳开发区、较佳开发区、可开发区、一般区。1）最佳开发区：此区域内年太阳总辐射在6000 MJ/m2.a以33、上，年日照时数在2300hr以上，年日照百分率在61%53%之间。主要分布在红河州中部和东部，大理州东部，红河州西部和北部。此区域内有12个县，国土总面积为36603 km2，占全省总面积的9.29%。2）较佳开发区：此区域内年太阳总辐射在55006000 MJ/m2.a之间，年日照时数在21002300hr之间，年日照百分率不低于50% 。主要分布在迪庆州东部、红河州北部和西部、大理州西部、保山市中部、德宏州、临沧市东部、普洱市西部、西双版纳州西部、红河州东部和南部、昆明市北部和南部、红河州北部和西部、玉溪市。此区域内有59个县，国土总面积为170799 km2，占全省总面积的43.35%。34、3）可开发区：此区域内年太阳总辐射在50005500 MJ/m2.a之间，年日照时数在2100hr左右，年日照百分率在45%50%间。主要分布在迪庆州西部、怒江州南部、保山市北部、临沧市西部、普洱市中部、西双版纳州西部、昆明市中部、曲靖市西部、昭通市南部、文山州西部、红河州中部。此区域内有32个县，国土总面积为11.2960 km2，占全省总面积的28.67%。4）一般区：在此区域内年太阳总辐射在5000 MJ/m2.a以下，年日照时数在2100hr以下，年日照百分率不到40% 。主要分布在文山州北部、东部和南部、昭通市北部、曲靖市东部、怒江州北部。在此区域内有22个县，国土总面积为7.36335、9km2，占全省总面积的18.69%。4.2 勐海县太阳能资源综合评价及气象地理条件本章以下内容原则上应根据云南省气候中心编制的云南省红河州勐海县太阳能资源评估报告进行整理。但目前我单位暂未获得该评估报告，建议业主单位尽快委托相关部门启动报告的编制工作；本报告中的下述太阳能资源论述主要参照附近相关工程以及NASA的气象数据进行；勐海县位于西双版纳州西部，是云南省太阳能资源较佳开发区域中的一个区域，其年平均太阳总辐射为 5756MJ/m2a，年平均日照时数为 2024hr，年平均日照百分率为 52%。表 4-1 气象站（19812010年）逐月平均气象特征值月份项目 1月2月3月4月5月6月7月36、8月9月10月11月12月全年平均气压（hPa）870.9869.3868.1868.1866.1864.3864.0865.2868.9871.8873.2873.1868.5平均气温（）22.122.625.227.132.131.930.830.931.431.826.623.225.3平均相对湿度（%）50515159687579817971635465平均水气压（hPa）9.59.710.913.818.021.121.921.719.616.513.110.115.5平均降水量（mm）10.111.310.346.498.0138.7137.6142.187.620.115.39.37、9727.4平均蒸发量（mm）141.1176.4266.5278.3242.5183.1161.7155.0142.9131.7107.3112.62099.1平均风速（m/s）2.93.43.73.83.42.92.31.82.02.12.12.32.7平均日照数（h）198.3199.3201.1200.8199.4141.3136139.1140.4141.1140.6187202444.2.1 勐海县太阳能资源概况勐海县日照时数时间分布表现为“冬大夏小”，月日照时数最高值出现在12月次年5月，这段时间降雨日数少，冷空气不易影响到勐海县，晴天日数多；月日照时数最低值出现在69月，此时段38、正处于雨季的旺盛期，降水频繁，阴天日数多。具体情况见图4-4。图4-4 逐月参考日照时数1勐海县太阳总辐射分布：在云南省，从季节分布看，夏季太阳直射北半球，太阳高度角大，日照时间长，地表单位面积获得的太阳总辐射量多，因而气温高；冬季则相反，受季风的影响，形成冬冷夏热的气候特点。但夏季因受云雨影响，太阳总辐射并非全年最多，冬、夏太阳总辐射量季节差别不大，年间气温差远低于其它省区。勐海县太阳总辐射量多表现为“春大秋小”，月太阳总辐射最高值出现在 35 月，这段时间正值雨季来临前，空气十分干燥，日照时间长，日照百分率高，到达单位地表的太阳总辐射量多；月太阳总辐射最低值出现在 1112月，主要是天文辐39、射量少的缘故。具体情况见图4-5。图4-5 勐海县逐月太阳总辐射4.2.2 勐海县太阳能资源评估结论及建议1）勐海县是云南省太阳能资源最佳开发区域之一，年太阳总辐射为5756MJ/m2a，年日照时数为2024hr，根据太阳能资源评估方法（QX/T 892008）判定其太阳能资源属于很丰富地区，资源具备很好的开发条件。2）勐海县境内无地形影响的大部分地区的日照丰富，太阳辐射能量较高，空气透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，太阳总辐射值最高月与最低月之比为1.55，年内月太阳总辐射值变化基本平稳，工程开发利用价值较高，有利于太阳能能源的稳定输出。3） 勐海县太阳总辐射的年内变化呈春夏大，秋冬小的40、特点，能与水电形成较好的互补，对电网的正常运行起到积极的作用。4）勐海县全年气温平和，有利于太阳能光伏发电效率。5）勐海县降雪天气很少，无沙尘天气，气温年内变化不大，目标区域内风速不大，气候条件有利于太阳能资源开发。4.3 场区光伏电站区域太阳能资源条件勐海*光伏电站场址位于云南省西双版纳州勐海县勐遮镇西北部部南向坡地，距离勐海县约55km，场地海拔在850m1620m之间。本伏电站场址内目前没有实测辐射数据，根据已开展工作的附近地区相关工程的资源评估报告，可以大致看出勐海*光伏电站所在区域的辐射水平。根据本报告4.2.2节“勐海县太阳能资源概况”各图表可以看出，勐海*光伏电站位于太阳能资源最41、好的区域，其主要太阳能资源数据为：年日照时数2000h、年总辐射5500MJ/m2。第五章 工程地质5.1 区域地质概况5.1.1 地形地貌概况场地处于滇西横断山-怒山山脉之南延部分，云贵高原西南边陲。总体地势北西高，南东低，山脉走向北西，与构造线方向一致。受到澜沧江水系的强烈切割以及构造运动改造，评估区地形起伏较大，表现为绵延的中低山河谷地貌间夹山间盆地。场地南边北边为勐满盆地、南边为勐遮盆地、勐海盆地。场地位于勐满盆地与勐遮盆地的分水岭处。场地周边最高点为星火山垭口，海拔高程1620m，最低点为勐满曼西村，海拔高程850m。区内地貌为构造剥蚀地貌，地形起伏较大，为中切割低中山陡坡地形。区内42、雨量充沛，植被生长良好，多为喜热的植被种类为主的常绿阔叶林。盆地区以农田为主，勐满盆边山坡有种植橡胶林分布，勐遮、勐海盆边山坡多为茶地分布。随着人口不断增加，导致了人多耕地少，造成毁林开荒、陡坡耕种，山区乡镇居民点附近大部分植被已遭破坏。5.1.2 地层岩性概况根据区域地质资料，场地及其外围附近出露地层从新到老主要有第四系全新统（Q4）冲积、湖积、洪积层、残坡积；白垩系下统景星组下段（K1j1）砂岩、泥岩；侏罗系上统坝注路组（J3b）泥岩、粉砂质泥岩；侏罗系中统花开佐组（J2h1+2）砂岩、泥岩、砾岩；上元古界澜沧群南坑河组（Pt3n）绢云千枚岩（仅出露于东北角）；上元古界澜沧群惠民组（Pt343、h1+2）绿泥、绢云片岩夹炭质片岩、石英片岩；上元古界澜沧群曼来组（Pt3ml1+2）绢云微晶片岩夹、绢云片岩石英片岩夹石英岩。表1-1 场地周边出露地层一览表界系统组代号厚度（m）岩性描述主要分布地区新生界第四系全新统Q4alQ4al+PlQ4dl+el3250冲积、洪积、湖积、残积及坡积之碎石土、砾石、砂、粘土等，局部夹淤泥炭。勐海盆地、勐满盆地。中生界白垩系下统景星组下段K1j1692885灰黄色、浅紫红色石英砂岩、长石石英砂岩、泥岩、泥质粉砂岩。项目区及周边侏罗系上统坝注路组J3b408611紫红、灰紫色泥岩、粉砂质泥岩夹石英砂岩。项目区周边中 统花开佐组上段J2h21100灰紫、浅紫44、色中细粒长石石英砂岩、粉砂岩夹石项目区周边下段J2h1407622石英岩、泥质粉砂岩、细砂岩、泥岩，与下伏地层呈不整合接触。项目区周边上元古界澜沧群南坑河组Pt3n1086浅灰、灰白色云硅质石英砂岩夹绢云石英微晶片岩、微晶片岩。项目区周边惠民组上段Pt3h2650灰绿、深灰色绿泥绢云片岩、绿泥片岩、云母片岩、变基性熔岩。项目区周边下段Pt3h1350灰色灰绿色绢云石英片岩、绢云片岩绢云绿泥石英片岩。勐满盆地北段东侧曼来组上段Pt3ml21303灰色灰绿色绢云微晶片岩、绢云石英片岩、石英岩。勐满盆地南段东侧下段Pt3ml11425灰色灰绿色长石绢云微晶片岩、绢云片岩夹绿泥石英片岩勐满盆地南端印支45、期代号生成深度岩体名称中、细粒黑云二长花岗岩、似斑状中粒黑云二长花岗岩。勐遮盆地及盆地两侧边缘51中深勐啊岩体项目区及周边主要出露的岩浆岩为印支期酸性侵入岩，为“临沧花岗岩体”之南延部分，谓之勐阿岩体，产于澜沧江深大断裂以西地区，项目区主要出露于勐海及勐遮一带；其次是石英岩脉、长英岩脉等，项目区出露于花岗岩内岩及勐满盆地南部。图5-1 项目区地质简图5.1.3 区域地质构造测区地处三江褶皱系南延部分之昌宁澜沧褶皱带南段，大地构造性质为一长期多旋回发展的优地槽褶皱带，三级构造单元属新营盘-勐满中隆起。主要构造线近南北走向，与地层走向基本一致。本区为一不完整之复式背斜构造，呈近南北向延伸。轴部被印46、支期勐啊花岗岩基所破坏，燕山期花岗岩沿花岗岩基中之北西向断裂带分布；东翼仅呈岩基的残余结构部分保存，其次级构造已无法恢复；西翼由巨厚的上元古界澜沧群复理石、蛇绿岩建造组成，北段为次级褶皱发育的西倾单斜构造，南西端为向北东倾伏之次级褶皱构造。区域构造线为一向东凸出之弧形。后期盖层为侏罗系、白垩系磨拉石及红色建造构成的花边状向斜不整合覆于澜沧群及勐啊花岗岩基之上。区内以北西向压扭性断裂为主。新生界松散沉积及温泉、热泉沿断裂带所形成的断裂河谷及盆地分布。5.1.4 区域地震地质概况侏罗一白垩纪，印度板块与欧亚两大陆一陆板块开始碰撞，这一过程一直持续至今。本区的澜沧江深大断裂，据航磁图、重力测量有明显47、异常，推测断裂深度达到了硅镁层，被称的为是印度板块与欧亚板块缝合线，受欧亚板块仰冲抬升影响到，本区新构造运动十分活跃。主要表现在地壳间歇性上升运动、断裂活动以及频繁的地震活动和广泛分布的地热温泉。项目区处于喜马拉雅地震带由东西转向南北的南延地段上，位于云南省腾冲一龙陵一澜沧地震带的南段。澜沧、勐海及其近邻是是强震多发地区，有史记载以来，1941年勐遮、1950年打洛都发生过7级以上地震 ， 1988年澜沧、耿马7.6、7.2级强烈大地震，外围地区地震也使评估区达到了度以上的地震高烈度区。近20年来大于5级地震情况见表5-2。5.1.5 历史地震对场地的影响据地震部门统计资料，以勐海为中心，1548、0km范围内，1900年1月1日至1997年8月13日，共发生5级以上地震数十次，其中，7级以上强震4次，评估区周边近20年来大于5级地震情况列表如5-2。表1-2 评估区周边近20年大于5级地震情况表 发震时间震中位置震级年 月 日时 分 秒北纬(度)东经(度)1988 08 1501 50 4722.8399.725.0 1988 11 0602 13 1522.8399.727.6 1989 04 0805 45 1820.73100.605.1 1990 01 2501 55 0920.7899.855.3 1990 01 2706 46 1823.22100.025.2 1990 049、7 1411 51 5520.72100.455.2 1993 01 2704 32 0522.93101.086.3 1995 02 1808 14 4122.9899.685.3 1995 06 3007 03 4322.0599.055.5 1995 07 1004 31 3222.1299.056.2 1995 07 1205 46 4121.9899.077.3 1996 10 1800 38 0421.9799.005.3 1997 01 2510 38 5321.87101.085.3 1997 01 3017 59 0222.40101.405.6 1999 06 2907 350、8 2221.4099.335.5 1999 07 1518 35 1521.3899.325.5 2001 03 1201 57 5122.3099.825.2 2005 01 2600 30 3622.62100.725.15.1.6 初选场址区域稳定性评价从蚌塘后山至勐满盆地可见I一级剥夷面；上新世地层出露位置普遍较高；河流强烈下切，形成峡谷、水系间相互袭夺，并发育I-级阶地；盆地边缘可见不同期洪积扇叠加，相邻洪积扇连成裙等。显示着上升运动仍在进行。场址地质构造背景复杂，区域构造较复杂，总体上新构造运动、深部构造变形、断裂活动、现代地壳形变等较强烈，属于构造稳定性较差的地区。由本区的主控51、断裂区内南坑河勐满断裂（F12）、磨刀河曼懂断裂（F8）是活动性断裂，新生代盆地、地震震中、热泉均沿该断层分布。频繁的地震活动是新构造运动的重要表现。，本区地震活动具强度较大、频度高及成带分布的特征，充分显示了断裂带具有强烈的现今活动性。根据中国地震动参数区划图GB18306-2001及建筑抗震设规范GB50011-2001，本区抗震设防烈度8度，设计基本地震加速度值0.30g。从上述说明该区域地壳稳定性属于次稳定区（见图5-2）。图5-2 景洪-勐海地壳稳定性分区图5.2 场址基本工程地质条件5.2.1 地形地貌拟选场址总体位于勐遮盆地与勐遮盆地的分水岭地带，属构造剥蚀中山地貌。拟建场地位于52、南向山坡靠山顶地带，地形相对开阔，地形大多相对平缓，地形坡度约1025，以1015 的缓坡地形为主，场址内大多为灌木林地和希林地，有小的沟谷分布。场地内无大规模的滑坡、泥石流、崩塌等不良地质作用。调查区地形切割较深，沟谷发育，坡度较陡。该段岩石风化强烈，片理发育，节理裂隙发育，易产生风化剥落、重力崩塌、滑坡等不良工程地质现象和地质灾害，因地形切割较浅，地形较平缓等因素，现状地质灾害不发育，但在施工中也应注意。软硬相间层状砂泥岩岩组分布段岩石节理裂隙发育，风化较强烈，岩石遇水易软化，软弱夹层和破碎带构成软弱结构面，沿软弱结构易产生滑坡、崩塌等地质灾害，易形成不稳定边坡。尤其是勐满道班-星火山垭口53、一带滑坡、崩塌、不稳定边坡较多，应在施工中引起高度重视；图5-3 场地照片5.2.2 地层岩性场址地层主要为白垩系下统景星组下段（K1j1）砂岩、泥岩；粉砂质泥岩；该岩组为滇西红层，砂岩较硬，泥岩软弱，岩石节理裂隙发育，风化较强烈，遇水易软化，软弱夹层和破碎带构成软弱结构面，沿软弱结构而易产生崩塌、滑坡等不良工程地质现象和地质灾害。总体以粉砂岩、砂岩、泥岩为主，工程地质性质较差。岩石风化较强烈，部分地段覆盖层较厚，覆盖层厚度极不均匀，厚者十余米，薄者35米，覆盖层组成物质主要为粘性土和含碎石粘性土，以硬塑、可塑状态的粘性土为主。5.2.3 水文地质条件1）场地一般位于大山山坡、顶部位，沟谷中有54、常年流水，总体属地下水补给区。2）根据地下水的赋存条件，场地内地下水类型划分为碎屑岩裂隙水，地下水含水层主要为岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，地下水主要接受大气降水补给，通过裂隙通道向沟谷排泄，其迳流途径短，地下水位埋藏浅，排泄不畅，富水性弱。山坡近坡脚发育的各条溪沟源头即为地下水出露点。除地表雨季有少量上层滞水外，区内地下水对工程建设影响小。总体上，地下水对场地的影向较小，地表水对场地的影响主要是地表冲刷，但不排除雨季降水对基坑开挖和稳定产生不利影响。地表水对混凝土有微腐蚀。5.2.4 岩（土）体物理力学参数建议值根据现场地质条件并类比有关工程经验，提出各类岩 (土)体的物理力学参数建议值如表55、5-1。表5-1 岩（土）体物理力学指标建议值 物理力学指标地基岩土名称重力密度r （kN/m3）内摩擦角（）粘聚力C（kPa）承载力标准值fak（kPa）含碎石粘性土残积土1.71.915202035150200强风化砂岩、泥岩18.020.016204060200250中等风化砂岩、泥岩20.021.02025801202503505.3 场址工程地质条件评价5.3.1 场地稳定性场址内第四系覆盖层厚度不均匀，覆盖层相对较薄地段，基础可置于强弱风化基岩之上，覆盖层相对较厚地段，基础置于含碎石粘性土之上。其地基承载力能满足要求。场地处于区域地质稳定性差的相对稳定地段，地基条件良好，适宜建设。56、综合上述，场地稳定，适宜建设5.3.2 场地类别、岩土类型与地震效应按照1:400万中国地震动参数区划图，本区设防水准50周年超越概率10的地震动峰值加速度为0.20g，相应的地震基本烈度为度，根据建筑抗震设计规范（GB500112010），设计地震分组为第三组。场区基岩岩性泥岩、粉砂岩为主，坡、残积层主要为粘性土。由于基岩风化不均匀，场地范围较大，初步判定场地土的类型主要为中硬土，局部粘性土覆盖层较厚地段场地土为中软土，局部基岩出露地段场地土为岩石。该场地多属抗震一般地段，局部抗震不利地段，且覆盖层厚度分布不均，薄者为24米，厚者可达数米至十米以上，因此判断场地类别为II 类。5.3.3 工57、程地质问题场地地基岩土为岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，残坡积含碎石的厚度变化大，地基土均匀性差。由于场地多为缓坡地段，场地整平后会形成半填半挖场地，属不均地基，回填地段应进行压密处理。该岩组为滇西红层，砂岩较硬，泥岩软弱，岩石节理裂隙发育，风化较强烈，遇水易软化，软弱夹层和破碎带构成软弱结构面，沿软弱结构而易产生崩塌、滑坡等不良工程地质现象和地质灾害，应注意小型地质灾害的防治。5.4 天然建筑材料场地周边无坚硬岩体分布，建筑用毛石、碎石用等石料、砂料异地运输，运距30公里左右。5.5 施工与生活水源调查场地位于山顶地带，但本地的沟谷中有地表水源分布，素有“山有多高，水有多高之说”施工与生活水源58、可以由此引接。5.6 结论与建议1）场地位于勐满盆地与勐遮盆地的分水岭处。地貌类型为构造剥蚀地貌，地形起伏较大，为中切割低中山地貌。2）测区地处三江褶皱系南延部分之昌宁澜沧褶皱带南段，大地构造性质为一长期多旋回发展的优地槽褶皱带，三级构造单元属新营盘-勐满中隆起。3）场址地质构造背景复杂，区域构造较复杂，总体上新构造运动、深部构造变形、断裂活动、现代地壳形变等较强烈，属于构造稳定性较差的地区。场地在区域上构造较复杂，总体上属于区域区域地壳次不稳定区。4）工程区处于喜马拉雅地震带由东西转向南北的南延地段上，位于云南省腾冲一龙陵一澜沧地震带的南段。澜沧、勐海及其近邻是是强震多发地区。5）拟选场址总59、体位于勐遮盆地与勐遮盆地的分水岭地带，属构造剥蚀中山地貌。拟建场地位于南向山坡靠山顶地带，地形相对开阔，地形大多相对平缓，地形坡度约1025，以1015 的缓坡地形为主。6）场址地层主要为白垩系下统景星组下段（K1j1）砂岩、泥岩、粉砂质泥岩；该岩组为滇西红层，残积土及全风化层厚度分布不均，薄者为24米，厚者可达数米至十米以上。 7）稳定地下水对场地的影向较小，地表水对场地的影响主要是地表冲刷，但不排除雨季降水对基坑开挖和稳定产生不利影响。地表水对混凝土有微腐蚀。8）按照1:400万中国地震动参数区划图，本区设防水准50周年超越概率10的地震动峰值加速度为0.12g，相应的地震基本烈度为度，根60、据建筑抗震设计规范（GB500112010），设计地震分组为第三组。场地类别为II 类。9）场地地基岩土为泥岩、泥质粉砂岩，厚度不均的覆盖层，地基土均匀性差。10）基坑开挖范围、深度不大，基抗开挖时一般不会造成边坡失稳，在覆盖层厚度较大地段，应采用一定的基坑开挖支挡措施。11）施工弃渣，应远离斜坡，宜放在沟谷未端等地段，并设置弃渣挡土墙，尽量避免形成滑坡、泥石流等环境地质问题。12）建筑用毛石、碎石用等石料、砂料异地运输，运距30公里左右。- 168 -第六章 太阳能光伏发电系统设计6.1 光伏组件选择6.1.1 光伏种类及性质目前常规使用的太阳电池主要有：晶体硅太阳电池、铜铟硒薄膜太阳电池、61、碲化镉薄膜太阳电池、非晶硅太阳电池等。下面分别对这几种太阳电池进行简单介绍。（1）晶体硅太阳电池晶体硅太阳能电池是目前最成熟、最稳定、最可靠、应用最广的太阳能电池，主要包括单晶硅和多晶硅电池，在价格方面，目前单晶硅组件要高于多晶硅组件，效率15%20%，在转换效率方面，单晶硅组件要高于多晶硅组件约2 个百分点（参考无锡尚德提供数据）。多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，使用了多晶硅铸锭工艺取代单晶硅硅棒生长工艺，成本低廉，工业规模生产的转换效率为14%19%左右，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。（62、2）化合物（铜铟硒和碲化镉）薄膜太阳电池化合物薄膜电池的成本较晶体硅太阳电池低，且没有效率衰减问题。铜铟硒和碲化镉薄膜电池是目前较受关注的薄膜电池。碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。以为碲化镉为直接带隙材料，用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，10微米厚的碲化镉薄膜几乎吸收100的入射光能。碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，但是有毒元素Cd 对环境的污染及对操作人员健康的危害是不容忽视的。不能在获取清洁能源的同时，对人体和人类生存环境造成新的危害。铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一种-族化63、合物半导体，铜铟硒薄膜太阳电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。铜铟硒薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，铜铟硒太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层铜铟硒薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。（3）非晶硅太阳电池非晶硅太阳能电池在转换效率方面略逊于晶体硅太阳能电池，非晶硅太阳能电池效率已达14.6%，目前面积大于1 平方米，光电转换接近9%的非晶硅太阳能组件已研制出来。非晶硅太阳电池组件成本较其他太阳电池组件低，弱64、光下电特性较好，但会存在一定的效率衰减。非晶硅太阳能电池效率的自然衰减率与电池的材料、工艺和结构有关，呈现指数型衰减，第一年效率约衰减10%20%不等，以后的衰减逐年减少。6.1.2 晶体硅与薄膜太阳电池组件对比分析根据目前太阳电池的工程数据对晶体硅和薄膜太阳电池组件的分析如下：（一）组件转换效率和占地面积目前，国内主流厂家晶体硅太阳电池组件转换效率的为15%16%，而薄膜太阳电池组件的工程采用数据为8%10%。由于组件转换效率差距，薄膜太阳电池组件的占地面积接近于晶体硅太阳电池组件的两倍。因此对于土地资源相对缺乏的云南地区，选用转换效率高、占地少的晶体硅太阳电池组件更为合理。（二）发电成本（65、1）组件价格目前，晶体硅市场迎来了一个高速扩张期，多晶硅产能释放、行业瓶颈突破、薄片化技术推动成本下降，转换效率稳步提升，晶硅电池强势保持着其主导地位，薄膜电池失去了过去的价格优势，一些光伏大企业（如美国应用材料、Signet、Solyndra、日本三洋等）纷纷调整其薄膜电池计划，减少或暂停薄膜电池生产。目前，晶体硅电池组件的价格将接近薄膜太阳电池组件的价格。（2）其他工程投资由于薄膜太阳电池组件转换效率低导致用地成本、电缆成本、方阵支架及基础成本、方阵人工安装成本总体将比晶体硅太阳电池组件增加约1.2元/W。综合组件价格及其他工程投资工程投资因素，晶体硅太阳组件的发电成本低于薄膜太阳电池组件66、。这是目前晶体硅太阳组件广泛运用于大型光伏电站建设的主要原因之一。（三）系统发电量及使用寿命由于薄膜太阳组件有较好的弱光发电优势，同功率发电容量的太阳电池组件，经过工程测试，薄膜太阳组件的系统发电量比晶体硅太阳组件约高10%，但增加的发电量不足以抵消其发电成本的增加。6.1.3 太阳电池组件选型结论对于大型光伏电站来说，太阳能光伏组件要求具备优良的耐候性，能在室外严酷的环境条件下长期稳定可靠的运行，同时具有较高的光电转换效率和性价比。据了解，场址历史上未出现过沙尘暴等恶劣天气，对于晶体硅和非晶硅薄膜组件来说，均能满足场址环境条件对光伏组件耐侯性和封装性的要求。场址内空气质量好，非晶硅薄膜组件的67、弱光性优势不明显。此外，场址所在地区四季温差小，晶体硅光伏组件在高温下转换效率降低的劣势将不明显。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料；同时也减少了系统连线，降低线损。但是，大功率组件的面积相应有所增加，另外再考虑市场供求关系，大功率组件一般都出口到国外。太阳电池组件的原材料制造技术受到国外的制约，在目前硅材料短缺的情况下，由于本项目规模大，项目太阳电池组件的选型应该优先考虑国内多数厂家能够生产的电池组件，以满足项目工程需要，保证项目工期的顺利进行。晶体硅太阳电池在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均可以达到国际先68、进标准，国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件足够满足本项目50MWp晶体硅太阳电池组件的需要。目前国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件峰值功率一般为几十到几百峰瓦。考虑到市场供求关系，本报告中50MWp晶体硅太阳电池组件选用国产255Wp多晶硅太阳能组件。6-2 拟选国产太阳电池组件主要性能参数表名 称单 位性能参数最大功率WpW255开路电压VocV37.62工作电压VmpV30.36短路电流IscA8.88工作电流ImpA8.40电压温度系数%/-0.33电流温度系数%/0.06工作温度范围-4085NOCT452最大系统电压V1000DC组件尺寸mm197099050 重量kg18.56.2 光69、伏阵列的运行方式设计6.2.1 光伏阵列的运行方式选择1）电池阵列的运行方式分类 在光伏发电系统的设计中，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型式。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（即水平单轴跟踪、斜单轴跟踪 ）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（全跟踪）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。如下图。 图6-1 太阳能电池组件支架类型2）电池阵列的运行方式的比较 对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程70、度的接收太阳总辐射量 ，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量 （指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高 15%20%；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 25%30%；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 30%35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：太阳电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。双轴跟踪式投资远高于单轴系统，并且占地面积比较大。 根据已建工程 调研数据，安装晶硅类电池组件，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 15%，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 271、0%。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，假如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降低，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。 3）电池阵列的运行方式的确定 经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；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相72、对较高、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的荒漠戈壁区大规模应用的工程也相对较少。根据以上综合分析，本工程推荐选用固定式运行方式。6.2.2 光伏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发电系统全年发电量最大时的倾角。在光伏供电系统设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置倾角对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。因此确定方阵的最佳倾角是光伏发电系统73、设计中不可缺少的重要环节。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S 水平面上太阳直接辐射量D 散射辐射量中午时分的太阳高度角光伏阵列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 RETScreen 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，结果见表-6-3所示。表 6-3不同倾角方阵面上各月平均太阳辐射量（单位：MJ/m2）1月492.0 495.3 498.5 501.6 504.6 507.5 2月514.5 74、516.7 518.8 520.7 522.6 524.3 3月576.0 576.5 576.9 577.1 577.2 577.2 4月596.9 595.5 594.0 592.4 590.7 588.8 5月568.3 565.7 563.1 560.3 557.4 554.4 6月460.9 458.6 456.2 453.8 451.2 448.6 7月465.3 463.2 461.0 458.7 456.4 453.9 8月477.7 476.2 474.6 473.0 471.3 469.4 9月487.2 486.9 486.5 486.0 485.4 484.7 10月475、79.7 480.9 481.9 482.9 483.8 484.5 11月469.0 471.7 474.4 476.9 479.3 481.6 12月470.3 473.8 477.2 480.5 483.7 486.8 总量6057.7 6061.1 6063.2 6064.0 6063.6 6061.8 根据计算，本工程确定光伏阵列的最佳倾角为22，其各月累积一年的太阳辐射量最大。6.3 逆变器选型6.3.1 并网光伏逆变器选型的技术原则并网逆变器是光伏发电系统中的关键设备，对于光伏系统的转换效率和可靠性具有举足轻重的地位。逆变器选型的主要技术原则如下：1）性能可靠，效率高光伏发电系统76、目前的发电成本较高，如果在发电过程中逆变器自身消耗能量过多或逆变实效，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率（MPPT）。2）要求直流输入电压有较宽的适应范围由于太阳电池的端电压随负载和日照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。3）具有保护功能并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。4）波形畸变小，功率因数高当大型光伏发电系统并网运行时，为避免对公共电网的电力污染，要求逆变电源输出77、正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于5%，高次谐波含量小于3%，功率因数接近于1。5）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。6.3.2 并网逆变器常用技术结构光伏并网发电系统使用的逆变器结构大体分为几类：（一）集中逆变器： 在大于10kWp的光伏发电站系统中，很多并行的光伏组串连接到同一台集中逆变器的直流输入侧，如图6-2所示。这类逆变器的最大特点是效率高，成本低。图 6-2 集中逆变器接线大型集中逆变器（单机500kW、750kW、1MW）可直接通过一台中压变压器与78、中压电网（10kV或20kV）连接，省去低压变压器，减少逆变器输出交流侧电缆损耗，提高发电效率。100kW及以下中小型集中逆变器输出交流380V，需外设中压升压变压器与中压电网（10kV或20kV）连接。（二）组串逆变器如图6-3所示，太阳电池组件被连接成几个相互平行的串，每个串都连接单独的一台逆变器，即成为“组串逆变器”。每个组串并网逆变器具有独立的最大功率跟踪单元，从而减少了太阳电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的现象和阳光阴影带来的损失，增加了发电量。根据光伏电池组件的不同，组串逆变器的最大功率一般在数千瓦级以内。图 6-3 组串逆变器接线（三）组件逆变器每个太阳能太阳电池组件连接一台逆变79、器。使用组件逆变器的光伏发电站的特点是每个太阳电池组件都有一个独立的最大功率跟踪系统，增加了逆变器对太阳电池组件的匹配性。这样的组件逆变器可应用于峰值从50Wp到400Wp的太阳电池组件。对于组件逆变器方案，因为每个组件逆变器都连接在220V的电网上，因此不可避免会发生交流侧电缆较长的问题。虽然组件逆变器的使用优化了发电量，但系统总效率较组串逆变器低。组件逆变器的容量必须与太阳能光伏电池组件匹配，因此其铭牌容量很小，一般在50到400W之间。图 6- 4 组件逆变器接线组串逆变器和组件逆变器容量都很小，不适合用于大型光伏电站。目前世界上大型光伏并网工程一般都采用集中型逆变器，例如美国15MW空80、军基地光伏发电项目采用了52台GT250（250kW）逆变器，德国莱比锡6MW光伏项目采用了11台GT500E（500kW）逆变器，美国Alamosa 8.22MW太阳能光伏发电项目采用了12台GT500E（500kW）逆变器，德国 Laimering 1MW光伏电站采用了SC1000MV（1MW）逆变器。综合以上分析，本项目应选择大型集中型逆变器。不同类型逆变器主要技术参数对比表如下：表 6-4 不同类型逆变器主要技术参数对比表品牌ABCDD输入参数推荐的最大PV功率kWp354410400280560每通道功率（主从模式）kWp55-绝对最大输入电压Vdc900880900880900MP81、PT输入电压范围Vdc465V850V(550V额定)450820430-800450800300850最大输入电流（Idc）738A 8007205551200A 输出参数额定交流输出功率kW336350300250500额定交流输出电流Arms648748459460833A 交流输出电压范围3300Vac+/-20%270+/-10%400/+10%/-15%31538010%额定交流频率（Hz）50505050504.5Hz（可设置）功率因素（cos）0.99（在额定交流功率下）0.990.980.990.99电流谐波THD4%（在额定交流功率下）3%3%3%3%交流侧过压保护是是是是82、转换效率峰值效率（额定输入电压）97.50%97.50%96%97.50%98.30%欧洲效率（额定输入电压）96.90%97%94.80%96.60%97.70%环境保护等级IP20IP20IP20IP21IP20工作温度范围-10+50-20+40-20+40-10+45-30+55相对湿度（不结露）95%15%-95%98%95%95%一般参数辅助电源功耗（W）额定交流功率的0.3%1%-1001500夜间功耗W900.99-5最大交流输出电流A833A -6总电流波形畸变率3%5电气绝缘-1直流输入对地2000VAC，1分钟-2直流与交流之间交流对地2000 VAC，1分钟直流对交流的83、耐压通过选配隔离变压器保证6防护等级IP20（室内）7噪音60dBA8逆变器功率损耗-1工作损耗W1500-2待机损耗/夜间功耗W1009自动投运条件输入直流电压范围在300-850V之间，输出电压和频率在设定范围内10断电后自动重启时间20s5m可设11隔离变压器（有/无）可选配12保护功能-1过载保护（有/无）有-2反极性保护（有/无）有-3过电压保护（有/无）有-4其它保护短路、孤岛、过温、过流、直流母线过压、电网欠压、欠频、逆变器故障、风扇故障等保护13相对湿度95%14防护类型/防护等级IP2015散热方式风冷16重量1200Kg 17机械尺寸（宽高深）1200212010006.484、 光伏阵列设计及布置方案6.4.1 电站主要系统设计电站的主要系统如下：1）电站直流发电系统：指太阳电池方阵到逆变器直流侧的电气系统，包括太阳电池组件、汇流箱、直流配电柜及逆变器。2）电站输配电交流系统：指逆变器交流输出侧到升压站主变压器高压侧出线，包括35kV箱式变、35kV电缆、35kV开关柜、35kV共箱母线、110kV主变压器、110kV配电装置、110kV线路等。3）电站监控系统：大型并网光伏发电系统需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。4）附属辅助系统：包括本光伏电站需要的围墙安防系统、85、火灾报警系统、生活消防水系统、站用电源系统等附属辅助系统。6.4.2 系统的分层结构1）光伏发电单元系统：一定容量的太阳电池方阵与1台容量匹配的逆变器直接连接后所构成的发电系统称为光伏发电单元系统。2）光伏发电分系统：通过一台升压变压器并接一台或多台逆变器（即光伏发电单元系统）所构成的发电系统称为光伏发电分系统。3）光伏发电站：当多台升压变压器并联后至电网或再升压后至电网所构成的发电系统即为一座光伏发电站。本电站采用500kW逆变器，其输出交流电压为270V，拟采用270V/35kV升压变压器及35/110kV升压变压器，其电站发电系统的分层结构有：光伏发电单元系统、光伏发电分系统，并最终构成86、一座光伏发电站。6.4.3 光伏方阵布置方案对比本期工程为50MWp规模，为了提高发电效率、降低工程造价，对比光伏方阵500kW或1MW集中布置方案，具体比较如下：（一）方案一：采用1MW逆变器单元（2台500kW逆变器布置在一间逆变器室内）可与2个500kWp 太阳电池方阵相连，直接输出一回35kV交流，以构成1MWp光伏发电分系统。每1MWp光伏发电分系统的原理图如所图 6-5 所示。图6-5 1MW光伏发电分系统原理图（二）方案二：采用500kW逆变器可与1个500kWp太阳电池方阵相连，直接输出一回35kV交流，以构成0.5MWp光伏发电分系统。每0.5MWp光伏发电分系统的原理图如下87、：图6-6 0.5MW光伏发电分系统原理图方案对比：表6-6 晶体硅发电分系统逆变器方案对比方案一方案二备注布置集中布置，便于安装、管理和维护。较灵活、已于布置线缆直流电缆较长，线损较高（相同截面下）直流电缆较短，线损较低（相同截面下）汇流箱总数相同直流侧设备35kV电缆根数少，35kV开关设备少，47台1000kVA中压变压器。35kV电缆根数多（2倍），35kV开关设备多（2倍），94台500kVA中压变压器。根据短路电流热效应、载流量及压降校验，选取35kV电缆截面相同。交流35kV设备交流配电设备少，故障几率较小，故障后影响1MWp的容量发电。交流配电设备多，故障几率较大，故障后影响088、.5MWp的容量发电。可靠性较高较低综上所述，本期工程50MW光伏发电系统宜采用“分区集布置，就地升压、集电汇流、集中并网”的技术路线，并推荐采用1MW逆变房（2台500kW逆变器集中布置）的逆变发电形式，逆变房中的逆变器将光伏直流电能逆变成交流电后，通过相应容量的就地升压变压器（1000kVA）升压至35kV后，通过集电线路输送到场区110kV升压站，经过110kV升压站二次升压后并入110kV佛海变110kV侧。光伏电站总体技术方案的特点是：各个光伏发电分系统之间没有直流及低压交流的直接电气联系，可分别实施建设，运行与维护管理方便，故障检修时也不会影响整个系统的运行。6.4.4 总体技术方89、案的特点项目电站总体技术方案的特点是：各个光伏发电分系统之间没有直流及低压交流的直接电气联系，可分别实施建设，运行与维护管理方便，故障检修时也不会影响整个系统的运行。由于工程规划总装机容量为50MWp，规模较大，考虑光伏发电分系统输出电压等级按35kV进行设计，每回35kV线路可汇集10-20个方阵的容量，总共需要3回35kV线路。如果采用将逆变器交流输出电压升压至10kV送至升压站的方案，每回10kV线路至多汇集10个方阵的10MW容量，总共需要5回10kV线路，每回线路采用2根ZC-YJV22-8.7/10-3x240电缆。虽然35kV电缆单价比10kV电缆单价高，但由于场地较为零碎，增加90、1回集电线路所增加的电缆量较多，两种方案在电缆总投资上相差不大。相比较而言，35kV系统由于电压等级高，电缆数量少，交流损耗比10kV系统要小，故推荐35kV为光伏方阵交流汇集电压等级。6.4.5 项目电站主要设备功能1）太阳电池组件：太阳电池组件是通过光伏效应将太阳能直接转变为直流电能的部件，是光伏电站的核心部件。在电站直流发电系统中，太阳电池组件通过合理的连接，形成电站所需的太阳电池方阵，并与逆变器构成直流发电系统。在项目电站中，由众多的单件峰值功率为255Wp的多晶硅太阳电池组件构成了项目本期50MWp的太阳电池方阵。其中，每500kWp太阳电池方阵对应一台500kW的逆变器。项目本期共91、有100个500kWp太阳电池方阵，即100个光伏发电单元系统。因此，对大型光伏电站而言，太阳电池组件是光伏电站最基本的发电部件。2）并网逆变器：逆变器采用MPPT（最大功率跟踪）技术最大限度将直流电（DC）转变成交流电（AC），输出符合电网要求的电能。具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。此外，逆变器带有多种通讯接口进行数据采集并将数据发送到远控室，其控制器带有模拟输入端口与外部传感器相连，可测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。6.4.6 太阳电池组件的串、并联设计（一）设计原则：大型光伏并网电站是由很多光伏发92、电单元系统叠加而成的，通过对光伏发电单元系统的优化设计，可达到整个光伏电站系统的优化设计。光伏发电单元系统是指一台逆变器与对应的n组太阳电池组串所构成的最小光伏发电单元，它可以实现“太阳能太阳电池（光生伏特）直流电能逆变器（直流变交流）交流电能用户或升压并网”的完整发电过程。在光伏发电单元系统设计时，应遵循以下原则：（1）太阳电池组件串联形成的组串，其输出端电压的变化范围必须与逆变器的输入电压范围相符合。太阳电池组串的最高输出电压必须小于逆变器允许的最高输入电压，太阳电池组串的最低输出电压必须大于逆变器允许的最低输入电压。逆变器能承受的太阳电池组串最高输出电压发生在温度较低时，组串开路且阳光辐93、射最大的情况。在本工程设计中，确定阳光辐射在1000W/m2、组件电池工作温度为-10时的开路电压为太阳电池组串的最高输出电压。逆变器工作所需的太阳电池组串最低输出电压发生在阳光辐射最大（极端工作温度）、太阳电池组串产生最大峰值功率时。在本工程设计中，确定阳光辐射在1000W/m2、组件电池工作温度为70、太阳电池组件产生最大峰值功率时的输出电压为太阳电池组串的最低输出电压。（2）并联连接的全部太阳电池组串的总功率应大于逆变器的额定功率。（3）太阳电池组件串联形成光伏组串后，光伏组串的最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身要求的最高允许系统电压。（二）太阳电池组件的串、并联设计：光伏方阵由太阳94、电池组件经串联、并联组成，一个光伏发电单元系统，包括1台逆变器与对应的n组太阳电池组串、直流连接电缆等。太阳电池组件串联的数量由并网逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定，串联后称为太阳电池组串。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。太阳电池组件的输出电压随着工作温度的变化而变化，因此需对串联后的太阳电池组串的输出电压进行温度校验。根据开远地区的气象条件，本工程确定：逆变器的最小输入电压是太阳电池组串在1000W/m2光照条件下、组件最高工作温度为70、组件输出最大峰功率值时的输出电压；逆变器的最高输入电压是太阳电池组串在1000W/m2光照条件下95、环境温度为-10时的开路电压。（1）太阳电池组的串联路数计算：本工程设计了100个500kWp多晶硅光伏发电单元系统，这些发电单元采用255Wp固定式多晶硅太阳电池组件配置500kW并网逆变器。500kW并网逆变器的最高允许输入电压Udcmax为1000V，输入电压MPPT工作范围为520850V。255Wp多晶硅太阳电池组件的开路电压Voc为37.62V，其电压温度系数为-0.33%/；峰值功率电压Vmp为30.4V，其电流温度系数为0.06%/。最大允许系统电压为1000V。因此本工程确定的组件串联数为20块。（2）太阳电池组串的并联路数计算：按上述最佳太阳电池组件串联数计算，每一路组件96、串联的额定功率容量255Wp20=5100Wp。对应于500kW逆变器的额定功率计算，需要并联的路数N500/5.198.04路，取99路。因此，该电站255W多晶硅组件的串联数为20块、500kW 并联的组串数为99路。 表6-7 255Wp多晶硅组件串并联计算数据名称单位计算组件串联数个20组串并联数串99组件总数个1980光伏阵列额定功率kWp504.49本方案设计确定：255Wp多晶硅太阳电池组件的串联数量为20块，配500kW国产并网逆变器时的组串并联路数为99路，并以此组成一个500kWp光伏发电单元系统，共计100个500kWp光伏发电单元系统。按此设计，对于500kWp光伏方阵97、而言，共需要255Wp多晶硅太阳电池组件2290=1980块，额定总容量为1980255=504.49kWp，标称容量为500kWp。6.4.7 光伏阵列布置设计根据计算，本工程确定太阳电池方阵支架倾角均为22。（1）太阳电池阵列间距的设计计算：太阳电池方阵阵列间距计算，应按太阳高度角最低时的冬至日仍保证组件上日照时间有6小时的日照考虑。其阵列间距计算示意见6.4-1所示。图6-7 太阳电池组件光伏阵列间距计算示意图本工程水平面支架间最小列间距为2.0米，具体间距计算见表6-7。山地地区，地形坡度起伏变化较大，可根据实际的地形坡度计算调整阵列间距，不同坡度下支架间距计算取值见表6-8。表6-898、 平地上支架南北向间距计算表项目取值计算结果单位当地纬度23.6一年中的日期序号356太阳赤纬-23.45度一天中的时间（24h）9太阳高度角25.79度太阳方位角46.09太阳能板长度3.32m太阳能板与水平面夹角22度集热器高度(m)1.297m不遮阳的最小距离2.0m表6-9 太阳能电池板支架间距计算南向坡计算间距（m）实取间距（m）坡度（）11.82.041.51.78 1.21.3120.81.0（2）单组支架电池组串的排列设计：每个晶体硅太阳能电池组串支架的纵向为2排、每排22块组件，即：每组支架上安装22块晶体硅太阳电池组件，满足2个组串。每一组支架阵面平面尺寸投影约为（11.199、2m3.03m）。6.5 光伏工程年上网电量估算6.5.1 发电量估算采用的气象数据由本报告第四章的论述，本报告发电量测算所采用的辐射数据为NASA近十年的气象数据，所采用辐射数据见第四章相关内容。6.5.2 发电系统总效率并网光伏发电系统的总效率取决于光伏电池阵列的效率、逆变器的效率以及交流并网效率。（1）光伏阵列效率1：太阳能光伏电池阵列在1000W/m2的标准太阳辐射强度条件下，实际的输出功率与标称功率之比。光伏阵列在光电能量转换与传输过程中的损失包括光伏组件因温度影响产生的损失、组件表面灰尘遮挡损失、光伏组件匹配损失、直流线路损失以及复杂地形影响损失等。 光伏组件匹配损失各个光伏组件个100、体由于在生产过程中环境和工艺的原因，其输出特性会有微小的差异，本阶段该项损失按2%考虑。 光伏组件温度影响由于半导体的特性，随着晶体硅光伏组件温度的升高，组件输出功率会有所下降，下降值与环境温度和电池组件的温度特性有关。粗估该项损失为5%。 光伏组件表面尘埃遮挡太阳能电池组件周围环境所产生的灰尘及杂物随着空气流动，会附着在电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能，甚至引起太阳电池局部发热而烧坏太阳电池组件。据研究，该项因素会对光伏组件的输出功率产生约7%的影响。因此，需定期对太阳能电池组件表面进行清洗。在每年雨季的时候，降雨冲刷能对电池组件表面起到自然清洗的作用；在旱季，为保证太阳101、能电池组件的正常工作，需安排专人负责太阳能电池组件的清洗，以减少灰、杂物对太阳电池组件发电的影响。该措施可将该项损失控制在3%以内。因此，本次规划尘埃遮挡的相应效率取97%。 直流电缆损耗损失太阳能光伏电站中，由于电池方阵面积大，组件较多，线路较长，因此直流电缆的损失也较大。本次计算相应效率取98%。 复杂地形影响损失本工程场地总体上为西向缓坡，周边无大的遮挡物，坡面较平缓，局部有较大的起伏。由于场址总体上为西向坡，光伏阵列之间在不同季节、不同时刻会有不可避免的遮挡，地形的起伏还会导致部分阵列遮挡时间较长，对发电量会造成一定的影响。根据场址地形情况，取复杂地形影响损失为1.5%，相应效率取98102、.5%。综上所述，光伏阵列效率1为：1 =98% 95% 97% 98% 98.5% =87.17%（2）逆变器的转换效率2：逆变器的交流输出功率与其直流输入功率之比。对于额定功率为500kW 的大型并网逆变器，2都大于97%，考虑到实际运行中逆变器不可能始终处于高效状态，取其平均工作效率为96%。（3）交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。对于大型电站，其交流系统的效率可取3=96%。（4）发电系统总效率综合以上分析，光伏系统的总效率等于上述各效率的乘积： = 123 = 87.17% 96% 96% =80.3%即光伏发电103、系统的总效率为80.3%。6.5.3 并网光伏电站发电量的测算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，太阳电池组件采用固定系统，倾斜22布置。本工程共采用255Wp多晶硅太阳电池组件，系统总容量为100MWp，据此计算并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。计算软件采用联合国环境规划署（UNEP）和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETScreen。本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，太阳电池组件采用22固定倾角，估算50MW并网光伏发电系统的年总发电量。表 6-10 并网光伏电站投产第一年分月发电量月份每日的太阳辐射 - 水平104、线每日的太阳辐射 倾斜的上网电量度/平方米/日度/平方米/日MWh一月3.664.485,472二月4.485.175,709三月4.875.175,864四月5.545.485,186五月5.335.024,945六月4.524.204,473七月4.384.114,308八月4.374.244,303九月4.394.504,874十月3.934.335,012十一月3.684.355,178十二月3.444.305,426年平均数（合计）4.384.6160750.00根据25年发电量衰减20，计算得到下表。表 6-11 25年衰减及平均年发电量测算表（单位：MWh/a）年份系统衰减值发电105、量（第 年）（%）（MWh）106075020.92560188.0630.92559631.3240.92559079.7350.92558533.2560.92557991.8170.92557455.3980.92556923.9390.92556397.38100.92555875.70110.92555358.85120.92554846.78130.92554339.45140.92553836.81150.92553338.82160.92552845.44170.92552356.62180.92551872.32190.92551392.50200.92550917.1221106、0.92550446.14220.92549979.51230.92549517.20240.92549059.16250.92548605.37总发电量（MW.h）1361538.6625年年平均发电量（MW.h）54461.55年平均等效小时数（h）1153.3根据上表可得：25年总发电量136153.866万kW.h，25年年平均发电量5446.155万kW.h，25年年平均利用小时数为1153.3小时。第七章 电气设计7.1 电气一次7.1.1 编制依据及主要引用标准可研报告编制依据和主要引用标准、规范如下：（1）GB50797-2012 光伏发电站设计规范（2）GB/T 19964-107、2012光伏发电站接入电力系统技术规定；（3）GB/T 29321-2012 光伏发电站无功补偿技术规范；（4）GB/T 17468-2008电力变压器选用导则；（5）GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合；（6）GB/T 11022-2011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求；（7）GB 11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器；（8）GB50059-200235kV-110 kV变电所设计规范；（9）GB50060-20083-110 kV高压配电装置设计规范；（10）GB50217-2007电力工程电缆设计规范；（11）GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范108、；（12）GB50065-2011 交流电气装置的接地设计规范；（13）DL/T 5056-2007变电所总布置设计技术规程；（14）DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定；（15）DL/T 5352-2006高压配电装置设计技术规程；（16）GD003-2011光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）；（17）DL/T 5013-201135kV220 kV无人值班变电站设计规程；（18）DL/T 5394-2007电力工程地下金属构筑物防腐技术导则（19）国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）国家电网发展（2009）747号；（20）国家电网公司十八项电网重大反事故109、措施（2012修订版）；（21）其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。7.1.2 接入电力系统从容量的角度来看，勐海*光伏电站装机容量50MW，拟建以110kV接入佛海变，将电力就地消纳。具体方案有待开展接入系统专题设计进行进一步论证。（2）接入系统方案投产时，近区35kV及以上电网规划详见图7- 1。图7-1 2014年景洪35kV及以上电网规划图勐海*光伏电站从电源装机来看可采用110kV电压等级接入。由于勐海变的接入距离太远，附近勐遮变为35kV变电站。综合考虑，推荐：勐海*光伏电站以一回110kV线路接入110kV勐海变110kV侧，导线截面选择耐热240mm2，线路长度约12km110、。本工程最终的接入系统方案将服从于电网整体规划。7.1.2 电气主接线电站输配电交流系统：指逆变器交流输出侧到变电站110kV侧出线。全站共设三级电压：0.4kV、35kV、110kV。其中0.4kV为低压站用电压，35kV为太阳能电池方阵逆变升压电压，110kV为接入系统电压。勐海*光伏电站装机容量为50MW，拟在勐海*光伏电站建设中配套新建一座110kV升压站。（1）35kV系统接线35kV采用单母线分段接线，1UL、2UL、3UL集电线路汇集电能后接入35kV I段母线，4UL、5UL、6UL集电线路汇集电能后接入35kV II段母线。为保证本项目50MW电能并网运行时基本不与电网交换无111、功，拟在35kV 两段母线各安装1套可调的15MVar SVG动态无功补偿装置，最终无功补偿容量、补偿方式及分组由接入系统方案确定。此外，在35kV I段和II段母线各配置1个站用接地变出线间隔和1个母线PT间隔。（2）110kV系统接线本光伏电站装机容量为50MW，根据初拟的接入系统方案，拟在110kV升压站建设时安装1台容量50MVA的110kV主变和110kV配电装置。110kV侧采用单母线接线，包括主变进线间隔，1个110kV线路出线间隔和1个母线设备间隔。110kV配电装置采用GIS组合电器。综上，本工程新建1台主变压器，110kV配电装置（包含1个110kV GIS主变进线间隔，1112、个110kV GIS线路出线间隔，1个110kV GIS 母线设备间隔）和35kV配电装置（包含主变进线柜2面、35kV电缆集电线路出线柜6面、SVG无功补偿出线柜2面、站用接地变出线柜2面、母线PT柜2面、母线分段柜1面、母线隔离柜1面）。（3）站用电系统升压站内设置2台站用接地变压器，其高压侧接于35kV母线上，站用接地变压器低压侧电压等级为0.4kV，通过电缆连接至低压配电装置的进线断路器柜，供给升压站内站用负荷。各逆变器室内自用电、安全闭路电视安防系统、照明、通风、检修等电源取自35kV箱式变内设置的0.27/0.4kV变压器，逆变器自用备用电拟从35kV箱式变压器内UPS获得，UPS113、容量为3kVA。为给电站提供备用电源，考虑本站的10kV施工电源在施工结束后，作为备用电源。7.1.3 主要电气设备选择本项目场地污秽等级为III级，户外电气设备按爬电比距按不小于2.5cm/ kV选型。（1）主变压器本光伏电站装机容量为5MW，拟安装1台容量50MVA的主变压器，选用SZ11-50000/110GY型双绕组有载调压变压器，额定容量50000kVA，电压比11581.25%/35，接线组别YN，d11。（2）110kV配电装置 110kV 断路器型式：SF6 全封闭组合电器GIS，126kV,31.5kA；额定电压：126kV；额定电流：1250A；数量：3组。 110kV隔离114、开关型式：SF6 全封闭组合电器GIS，126kV；额定电压：126kV；额定电流：1250A；数量：7组。 110kV电流互感器型式：SF6 全封闭组合电器GIS，126kV；额定电压：110kV；额定最高电压：126kV；额定电流比：400-800/5A（测量级带中间抽头）；准确级：5P30/5P30/5P30（主变间隔母线侧）5P30/5P30（线路间隔母线侧）5P30/0.5S/0.2S（主变及线路间隔出线侧）数量：3台。110kV电压互感器型式：SF6 全封闭组合电器GIS，126kV；额定电压：110kV；额定最高电压：126kV；额定电压比： 准确级：0.2/0.5/3P/3P；115、数量：1台。110kV氧化锌避雷器型式：SF6 全封闭组合电器GIS，126kV避雷器额定电压：108kV；持续运行电压(有效值)：84kV；数量：3台。（3）35kV配电装置35kV配电装置选用户内成套装置KGN-40.5金属封闭开关设备，一次元件主要包括35kV真空断路器及操动机构、隔离开关、接地开关、电流互感器、避雷器等。（4）110kV导线出线采用JL/GIA-240型钢芯铝绞线。 （5）35kV电缆按满足热稳定要求，暂定35kV电力电缆最小截面为50mm2。（6）施工/备用变压器S11-250/10GY；250 kVA 10 2x2.5%/0.4kV D，yn11 Ud4%；（7）站116、用接地变及小电阻成套装置项目内35kV电缆总长度约28.32km，其单相接地电容电流估算为：Ic=0.1UeL=0.13528.32=99.12 （A）；考虑到连接导体、升压站额外接地电容电流： 。根据规范交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 620-1997中第3.1.4条，“6kV35kV主要由电缆线路构成的送、配电系统，单相接地故障电流较大时，可采用低电阻接地方式。”的规定，本工程35kV系统应设置小电阻接地装置，选择小电阻额定通流时间400A，接地变容量计算如下：系统额定电压：U35kV；系统额定相电压： 20.2kV；电阻短时允许通流： 400A；短时通流时间：10s；接地变每117、相电流： ；接地变10秒短时运行容量： ；接地变连续运行额定容量： ，取800kVA加上所用变容量315kVA，接地变容量应选1250kVA。接地电阻： ；故站用接地变容量选1250kVA，35kV两段母线各设置1台容量为1250kVA的DKSC-1250/35-315/0.4，1250-315kVA站用接地变压器，1台35/ /50.5，35kV，400A-10S的小电阻成套装置，布置于接地变及小电阻室内。（8）35kV无功补偿装置采用15MVar动态SVG无功补偿装置，调节容量范围为-15Mvar+15Mvar。7.1.4 过电压保护及接地（一）概述太阳能光伏发电作为一种新兴的环保型发电产118、业，国内尚没有一个独立的设计规范来明确如何进行光伏电站的防雷接地设计。由于太阳能电池方阵和逆变升压装置高度通常不大于5m，以高度指标衡量，依照建筑物防雷设计规范（GB50057-2000）可以不考虑直击雷防护；但是太阳能电池方阵占地面积大，电池的组件边框采用铝合金，电池板均采用角钢、槽钢等钢性物质固定，均为导电性能良好的金属材料，容易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此，可考虑根据光伏发电项目安装所在地的年平均雷暴日数和电池板的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率，再参照建筑物防雷设计规范进行设计。考虑到项目规划建设容量为50MW，系统拟以110kV接入电网，本项目110kV升压站内接地119、电阻初拟允许值为0.5。在光伏方阵，将防雷接地、保护接地、工作接地统一为一个共用接地装置，光伏方阵接地电阻值按不大于4考虑。（二）直击雷防护采取在升压站内设置1根提前放电式避雷针的防直击雷措施。所有避雷带及其引下线、接地装置，均应满足规程要求。为增加雷电流散流效果，将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。110kV架空线路全线设置避雷线。（三）感应雷防护和接地针对感应雷的破坏途径，采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。接地装置采用以水平接地带为主，辅助以垂直接地极的复合接地网，并局部添加土壤改良剂的综合方法进行接地设计。 接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电120、压满足规程要求，尽可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。7.1.5 电气设备布置（一）110kV主变压器及其配电装置布置：110kV配电装置采用户外中型配电装置，110kV配电装置规划布置在110kV 配电装置安装场地。 主变压器低压侧通过共箱母线接至户内35kV配电装置出线柜，主变压器高压侧经架空线接至110kV配电装置，最终电能经110kV架空线路送出。拟在升压站靠西侧户外场地上布置1套SVG补偿装置。（二）35kV配电装置布置本项目35kV配电装置为户内布置，采用交流高压开关柜，柜内配真空断路器；升压站35kV配电室与站用接地变及小电阻室和SVG室组成一单层建筑，低压配电室、主控室121、继电保护室、办公室组成一综合性双层建筑，宿舍楼为一双层建筑。35kV开关柜布置在35kV配电室内，共20面，本期工程上9面开关柜，为单列布置。预留后期工程开关柜位置。站用接地变及小电阻成套装置布置在站用接地变及小电阻室内。升压站电气布置图详见NF-1409Y-05。7.2 电气二次部分7.2.1 电站的调度管理与运行方式本光伏电站全部设备均由计算机监控系统进行监控。光伏电站分为三级监控：在各光伏阵列现场逆变升压对每1MW光伏阵列进行监控；在110kV升压站的中央控制室对光伏阵列主要设备和变电站电气设备等进行集中监控；根据需要可在远方调度，对整个光伏电站设备进行监控。110kV升压站按“少人值122、班”的原则设计，光伏电站与调度端通信暂按光纤通信方式考虑。7.2.2 电站的自动控制本光伏电站设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，不但确保日常维护简易、高效和低成本，还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。本监控系统的监控范围包括太阳能电池方阵、并网逆变器、变电站及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风123、速、风向及辐射强度，以及0.4/35kV升压变及站用电气系统的各种参数等，并实现对0.4/35kV升压变及站用电气系统的常规控制、保护和报警等。（1）本光伏电站监控采用集中控制方式，采用计算机网络监控系统（NCS）、微机保护自动化装置和就地检测仪表等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，实现少人值班。（2）计算机监控系统可实现与电力系统调度中心的遥测、遥信、遥调和遥控等功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息通过以太网上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控。光伏电站计算机监控系统的网络结构详见全站监控系统规划图。（3）为了防止通讯线路出现故障或124、其它原因，导致主控室监控系统无法获取电站每台逆变器的运行状态和工作数据，因此每1MW逆变单元内，均由逆变器厂家自行配置一套小型就地信息采集系统，该系统可在一段时间内存储本单元内逆变器、直流汇流箱和实时环境等信息，并自带小型液晶显示屏作为人机界面。小型就地信息采集系统通过工业以太网的接口将所有信息上送至电站监控系统。（4）整个光伏电站内设一个主控制室，主控制室布置在变电站区域。在主控室内的运行人员以大屏幕、操作员站LED为主要监控手段，完成整个光伏发电系统（包括变电站电气设备）的运行监控。主控室还设有工业电视监视墙，墙上布置大屏幕、闭路电视监视屏、火灾报警控制盘等。（5）太阳能电池方阵、并网逆变125、器的计算机监控系统通过光纤网络与变电站连接，值班人员可根据权限对光伏电站进行远方监控。变电站的计算机监控系统通过电力系统通信通道（光纤）与地调连接。本工程每个光伏发电分系统配置一台数据采集处理装置。该装置通过RS485总线获取本单元逆变器的运行参数、故障状态和发电参数以及每个直流汇流箱内各接入回路的电流量信号并进行储存，同时数据采集处理装置通过工业以太网的传输方式将数据上传至光伏电站计算机监控系统（NCS），在变电站主控制室内通过计算机监控系统操作员站实现上述运行参数的监视、报警、历史数据储存，同时还可在大屏幕上显示。在110kV升压站主控室操作员站上可连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障126、数据具体如下：1）实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。2）可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压B、直流电流C、直流功率D、交流电压E、交流电流F、逆变器机内温度G、时钟H、频率J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计CO2减排量N、每天发电功率曲线图3）监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、逆变器过载；G、逆变器过热；H、逆变器短路；I、127、散热器过热；J、逆变器孤岛；K、DSP故障；L、通讯失败；此外，本工程还设置了一套环境参数监测装置，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，通过RS485总线传输方式将数据上传至附近的某个光伏发电分系统数据采集处理装置上，最终通过该装置将信号送至电站计算机监控系统（NCS），实时记录并显示环境数据。在110kV升压站主控室操作员站上还可以单独对每台逆变器进行参数设置，可以根据实际的天气情况设置逆变器系统的启动和关断顺序，以使整个发电站的运行达到最优性能和最大的发电能力。7.2.3 微机综合自动化系统（一） 配置原则（1128、）系统配置整个系统分站控层和间隔层。网络结构为开放式分层、分布式结构。主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备构成。站控层作为调度、运行及专业人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对系统运行状况进行实时监视、可控装置的控制调节等，完成调度中心的“四遥”功能。站控层设备均按工程最终规模配置，按功能划分为若干个互相独立而又资源共享的工作站，站控层设备由操作员工作站/主机，远动工作站，微机五防工作站、打印机、GPS对时装置及网络设备等组成，通过光缆与间隔层相连。间隔层对相关设备进行测量和控制，将采集的信息进行处理上送，自动协调就地操作与控制室操作的要求。间隔层设备按工程规模配置。129、它直接采集处理现场的原始数据，通过网络传送给站级计算机，同时接收站控层发来的控制操作命令，经过有效性判断、闭锁检测、同步检测等，最后对设备进行操作控制。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检测和断路器控制功能。间隔层设备由保护测控单元、通信单元、网络系统等构成，通过通信网互联。计算机监控系统通过远动工作站采用模拟及数字通信方式与地调及集控站通信，并具有与全省电力调度数据网连接的能力。（2）网络结构站控层网络为单以太网，网络拓朴结构为总线型，网络传输协议为TCP/IP，网络传输速率为100Mb/S，通讯介质为光纤。它负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据传输和各种访问请130、求。其网络协议符合国际标准化组织OSI模型的结构要求。具有良好的开放性。间隔层独立组网，通过光纤、屏蔽双绞线等传输电缆接入站控层以太网。（二）软件系统计算机监控的软件系统采用经过软件加固的windows等操作系统。模块化结构、开放性好。具有可靠成熟、方便适用等特点。软件系统包括：系统软件、支撑软件、应用软件、通信接口软件等。（三）系统的功能（1）主要功能实时数据采集与处理、数据库的建立与维护、控制操作和同步检测、电压无功自动调节、报警处理、事件顺序记录、画面生成及显示、在线统计计算及制表打印、电能量处理、远动功能、卫星校时功能、人机联系、系统自诊断与自恢复、与其它设备接口及运行管理功能。（2）131、 信号采集a)模拟量：电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数和温度量。 b)脉冲量：有功电能及无功电能表的脉冲/度信号、GPS脉冲对时信号。c)状态量（开关量）：断路器的位置信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号。（3）输入方式a)模拟量输入：间隔层测控单元电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样； b)状态量（开关量）输入：通过无源接点输入；。c)智能接口设备信号接入：如三合一电源系统、智能所用电系统等采用数据通信方式（RS232/RS422/RS485等通讯口）收集各类信息。（4）防误闭锁a)每一操作应经防误闭锁软件判断，若发现错误，应闭132、锁该项操作并报警，输出提示条文。防误闭锁逻辑判断应在站控层和间隔层分别进行。b)具有操作权限及优先级管理。c)采用五防微机对手动操作的隔离开关和接地刀闸，用编码锁进行防误操作闭锁。d)计算机若发生硬件故障、软件飞逸，以及操作命令错误，均不应导致错误出口。（5）远传要求计算机监控系统应具有RTU的全部功能，能向供电局地调传送信息。（四）系统与微机保护、安全自动装置的接口对于微机保护及安全自动装置，接入方式如下：a）具有上网能力的保护可直接上网；b）通过串行口连接，经保护通信接口装置或间隔层通讯单元上网；c）对于反映事故性质的保护出口总信号、保护装置自身故障等信号应以硬接点方式接入测控单元。（五）133、 系统与站内其它智能设备的接口三合一电源系统；智能所用电系统；（六）时钟同步系统的方案设置时间信号接收(输入)单元按一套配置的方案设计(含GPS接收器、天线等)。该GPS对时设备可与其他公用设备一起组屏，放置在主控制室内。（七）元件及线路保护(1) 保护配置原则1）逆变器逆变器配置如下保护：交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等。保护装置动作后跳开逆变器内与电网连接的真空断路器并发信号。逆变器内配有各种检测装置和变送器，可在计算机屏幕上显示逆变器的实时状态，如：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、频率、当前发134、电功率、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、每天发电功率曲线图等。逆变器的保护、测量和信号装置随逆变器一起配套供货。2）就地箱变就地0.27-0.27/35kV升压变压器高压侧采用负荷开关+高压熔断器作为主保护。变压器本体瓦斯、温度、压力释放等非电量保护，作用于信号和逆变器出口断路器的跳闸。以上保护及现地控制要求与箱变一体化设计及制造，并外送空接点信号，电压、电流模拟量信号。与逆变器信号统一经过光纤送至变电站监控后台。3）升压站110kV线路保护升压站110kV线路及对侧分别配置光纤电流差动保护和高频距离零序保护作为主保护，2个2M接口分别通过专用光纤和保护发信机传送保护信号，具备三段式相135、间距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序方向保护等作为后备保护，并具备自动重合闸功能。具体配置尚需根据本项目的接入系统设计和审查批准的要求进行配置。4）升压站主变保护主变压器微机保护按主保护后备保护分开单套配置。主变压器保护采用主保护、各侧后备保护分机箱设置，每一侧配置一套后备保护，主保护宜采用二次谐波制动原理比率差动保护。高压侧后备保护配置：复合电压闭锁方向过电流保护、复合电压闭锁过电流保护、零序过流保护、零序过电压和中性点间隙零序过电流保护、过负荷保护和闭锁调压保护。低压侧后备保护配置：复合电压闭锁方向过电流保护、过负荷保护、零序电压保护。变压器非电量保护：重瓦斯（包括有载重瓦斯）保护、136、轻瓦斯（包括有载轻瓦斯）保护、压力释放保护、温度保护、油位异常（包括有载油位）等。变压器非电量保护，除重瓦斯（包括有载重瓦斯）保护动作于跳闸外，其余保护动作于发信。5）35kV线路保护应采用保护测控一体化装置，具备三段相电流过电流保护构成的全套保护，对于小电阻接地系统应需具备两段零序电流过电流保护。保护装置应配有低频减载、低压减载、TV断线、过负荷告警功能，装置应带有跳合闸操作回路。6）35kV无功补偿装置应配置一套完整的保护，采用保护测控一体化装置，设两段式过流保护、过负荷保护、过电压保护，装置本身应具有故障录波和事件记录功能。7）站用变380V侧采用智能屏，备自投功能由智能装置完成。8）本137、工程35kV保护测控一体化装置安装在高压开关柜上。7.2.4 二次接线（一）升压站计量光伏电站110kV出线侧配置一套用电现场服务与管理系统终端机一套电能量采集装置，其电能量计量计费系统能满足电能计量装置技术管理规程及南方电网、云南电网相关规程的要求，传输规约采用DL/T 719-2000或IEC870-5-102。计量表配置准确度等级、型号、规格相同的主、备各一套电能表，计量表计精度有功为0.2S。计量PT精度为0.2级。计量CT准确度为0.2S级。在施工电源引入10kV间隔上设置0.5S级主备关口表。光伏电站所有电能表计均接入该电能量采集装置，该采集装置通过电话拨号方式接入云南省调电能量计138、量系统。（二）交直流控制电源系统为了给控制、继电保护、信号、综合自动化装置和应急照明等装置提供可靠的电源，操作电源系统包括直流和交流系统两部分。1）直流电源系统为了给升压站提供断路器分/合闸，微机综合自动化系统及通信、应急照明等直流用电，升压站装设2套220V、200Ah的智能微机高频开关电源直流成套装置，装置含1组200Ah的铅酸免维护蓄电池。蓄电池容量应能满足全所停电2小时的放电容量。直流系统采用单母线接线。直流操作电源成套装置设置监控模块，具备通信接口，将直流电源装置工作状态量，电压模拟量，充电电流模拟量及故障信号量上传至升压站监控系统。2）交流电源系统需交流电源供电的监控设备可由集中不139、间断电源装置供电，不间断电源装置的交流和直流电源分别来自于升压站站用电系统和直流系统。选用1套UPS不间断电源装置，组柜安装。容量根据负荷需要选择5kVA。（三） 火灾报警及工业电视监控系统本工程拟在110kV升压站区域设置一套集中火灾自动探测报警系统，包括探测装置（点式和缆式探测器、手动报警器）、集中报警装置、电话系统、电源装置和联动信号装置等。其集中报警装置布置在升压站主控制室内，探测点直接汇接至集中报警装置上。在110kV升压站区域内设备和房间及各逆变器室发生火警后，在集中报警装置上立即发出声光信号，并记录下火警地址和时间，经确认后可人工启动相应的消防设施组织灭火。拟采用联动控制方式对区140、域内主控室、配电室的通风机、空调等进行联动控制，并监控其反馈信号。本工程配置工业电视监控系统。整个闭路电视监视系统采用分布式全数字网络监控系统，对网络视频服务器、网络编解码器、前端设备、集中录像服务器的控制、调看图像都通过网络进行。系统前端摄像设备通过嵌入式网络编解码器接入以太网，通过以太网将信息送至监控中心。监控对象：逆变器室、升压站厂区内环境，以及升压站内各主要设备间（包括大门、主控制室、35kV配电装置室等）。和调度自动化系统用的通信通道采取必要的二次防雷措施。（四）其它（1）在光伏电站升压站110kV出线间隔处设置一套在线电能质量监测装置。（2）防误操作闭锁：全站配置一套微机五防装置。141、五防设备的配置按云南电网公司微机防误管理规定文件执行。（3）GPS系统：本工程全站装设一套GPS装置，为站内运行需要准确时间的设备（测控装置、保护装置等）提供时间基准。7.3 通信及电力调度方式7.3.1 站内通信变电站应采用可靠的系统通信，本工程系统通信方式暂按光纤通信方式考虑。新架线路上尽量同期敷设OPGW光缆，光传输设备采用155Mbit/s容量,在变电站配置一个PCM设备。光纤通信需根据系统条件和变电站具体情况开展专项设计，投资计入单项工程。通信部分设置48V直流通信电源，由2套48V/3x40A高频开关电源设备和2组 48V /150Ah的阀控式蓄电池组成。综合楼设一间通信室。7.3142、.2 对外通信升压站应采用可靠的系统通信，本工程系统通信方式暂按光纤通信方式考虑。新架线路上尽量同期敷设OPGW光缆，光传输设备采用155Mbit/s容量,在升压站配置一个PCM设备。光纤通信需根据系统条件和升压站具体情况开展专项设计，投资计入单项工程。7.3.3 电力调度方式根据云南省现行调度体制，勐海*光伏电站暂定以110kV线路接入系统后由地调直接调度，因此电站的远动信息、调度电话等需传送至地调。同时，根据云南电网公司要求，光伏电站发电量信息等电量信息需上送至云南省调。根据光伏发电站接入电力系统技术规定，在正常运行情况下，光伏电站向电力系统调度部门提供的信号至少应当包括：光伏电站的公共连143、接点处各相电压、注入电力系统的电流、有功功率、功率因数、频率和电量。远动系统使电网调度中心及时获取厂站的实时远动信息，电网调度中心通过远动系统把遥控、遥调命令及时传送至厂站。为确保调度自动化系统功能的实施，本光伏电站远动系统应具备如下功能：具有采集、转换、处理和传输遥测量、遥信量的功能；具有接收和执行遥调命令的功能；具有接收、返送校核和执行遥控命令的功能；具有遥测越限传送、遥信变位传送和全数据传输功能；具有事件顺序记录功能；具有自恢复功能；具有以远动规约与保山地调和云南省调进行通信的功能；具有以网络应用层协议与地调和云南省调进行通信的功能；具有通道监视和主备通道自动切换的功能。7.4 二次设备144、布置本工程主控室及继电保护室布置在综合楼二楼。主控制室内布置有计算机监控系统操作员站、记录打印机、大屏幕显示器、全站工业电视及安防系统屏幕显示器等。主控制室内操作台拟采用直线型布置方式，操作台上设有主机及五防工作站。主控制室内设置大屏幕显示器1块，一部分功能作为NCS的一部分，其功能与NCS的操作员站相同，主要显示太阳能光伏发电单元的主要运行数据或其它需要监视的画面；另一功能则作为工业电视及安防系统的显示终端，用来显示电站现场的环境情况。继电保护室室内布置有35kV母线保护柜、蓄电池装置、直流馈线屏、UPS电源、闭路电视机柜及通信等设备。7.5 主要电气设备工程量表序号设备名称规格、型号单位数145、量备注升压站部分一主变压器部分1有载调压主变压器SZ-50000/115GY，50MVA台12110kV中性点隔离开关组13110kV中性点电流互感器只14110kV中性点氧化锌避雷器只15三相共箱母线35kV，额定电流Ie=1250Am20二110kV配电装置1110kV GIS主变进线间隔套12110kV GIS母线间隔套13110kV GIS线路出线间隔套14110kV避雷器台3线路用5100kV 单相PT台1线路用6钢芯铝绞线LGJ-240/30米300三35kV配电装置135kV 主变进线柜KGN-40.5面2235kV 电缆出线柜KGN-40.5面6335kV 所用变柜KGN-40146、.5面2435kV 无功补偿柜KGN-40.5面2535kV 母线设备柜KGN-40.5面2635kV 分段断路器柜KGN-40.5面1735kV 分段隔离开关柜KGN-40.5面2四无功补偿装置1动态无功补偿装置(SVG)35kV,15MVar套1含无功补偿控制屏235kV电缆ZC-YJV22-26 / 35-3150m500335kV户内冷缩电缆头350个2435kV户外冷缩电缆头350个2五站用电部分1所用接地变DKSC-1250/35-400/0.4,Zn,yn113522.5%/0.4kV，Ud=6.5%台22干式有载消弧线圈ENGR35-400-10 50.5台2带消弧线圈控制柜3147、站用/备用变压器S11-250/10.5GY，250kVA10.522.5%/0.4kV，D,yn11，Ud=4%台14站用电屏MNS面7535kV电力电缆ZC-YJV22-26/35，3x70m300635kV冷缩电缆终端3x70，35kV只4户内71kV动力电缆ZC-VV22-0.6/1kVkm9各种截面81kV冷缩电缆终端QTLV只30各型号9动力箱、照明箱、检修箱XLW-1-14(G)只10各型号1010kV跌落式熔断器HRW7-10/100只311综合配电柜（JP柜）台1六防雷接地装置1避雷针提前放电避雷针h=25m，t=45s根12接地装置含升压站及光伏方阵套1七电气二次部分1微机148、综合自动化监控装置包括：监控主机，显示器，基础、支撑、运用、通信、开发软件等套1含监控系统计算机电缆3000m(1)公用测控屏高宽深：2260800600mm面1(2)主变测控屏高宽深：2260800600mm面1(3)110kV线路测控屏高宽深：2260800600mm面1(4)同步时钟屏高宽深：2260800600mm面1(5)电能质量监测装置屏高宽深：2260800600mm面1(6)远动柜高宽深：2260800600mm面12主变保护屏高宽深：2260800600mm面13110kV线路保护屏高宽深：2260800600mm面1435kV母线保护屏高宽深：2260800600mm面15149、35kV保护测控装置(1)35kV线路保护测控装置安装于35kV开关柜上套6(2)所用变保护测控装置安装于35kV开关柜上套2(3)无功补偿保护测控装置安装于35kV开关柜上套260.4kV备自投测控装置安装于0.4kV开关柜上套17电度表屏高宽深：2260800600mm面1包括1套电能量采集装置(1)关口表I 类关口表，有功为0.S无功为.级；块1(2)多功能电度表有功0.5S级,无功2.0级块18多功能电度表有功0.5S级,无功2.0级块6安装于35kV开关柜上9直流系统(1)直流系统充电屏高宽深：2260800600mm面2(2)直流系统馈线屏高宽深：2260800600mm面4(3)150、免维护铅酸蓄电池屏高宽深：2260800600mm面42x200Ah10UPS交流不间断电源高宽深：2260800600mm面12x5kVA11故障录波屏高宽深：2260800600mm面112保信子站高宽深：2260800600mm面113微机五防装置套114有功功率调节系统套115无功功率控制系统套116工业视频监视及防盗报警系统套117火灾报警系统套118控制电缆ZC-KVVP22km30各种截面19信号电缆ZC-HJYVP22m50020直流电缆ZC-VV22m50021光功率预测系统套122辐照气象站套1八升压站照明1照明设备套1九通信部分1115M光设备双光接口板配置台12PCM设151、备套13通信电源每套包括48V/200Ah高频模块，两组100Ah蓄电池套14录音系统套15综合配线系统64系统数字配线架套16音频配线系统300回音频配线架套17调度程控交换机套18网络交换机台29调度数据网设备1台路由器、2台网络交换机、机柜套110安全防护防火墙台2纵向加密台111室内通话含电话分机16套，电话线2km，支架套112程控调度交换机56门套1光伏方阵部分一光伏方阵及逆变器室部分1太阳电池组件255Wp国产多晶硅太阳电池组件块1880002直流汇流箱16路直流输入，带电流监测功能台6003直流防雷配电柜8路输入面1004光伏并网逆变器500kW国产并网逆变器台100（1）逆变152、器室通信设备包括逆变器室内网络通信设备及通信电缆、光缆套50（2）逆变器室照明套505光伏电缆(1)组串至汇流箱电缆PV1-F 1x4km1400(2)汇流箱至直流配电柜电缆ZC-YJV22-0.6/1kV-2x70km1507低压动力电缆ZC-VV22，各种截面米10008通信电缆RS485km708光伏方阵及逆变器室接地装置-60x6热镀锌扁钢km30二箱变部分1箱变0.27-0.27/35kV，1000kVA/500-500kVA双分裂变压器0.27/0.4kV，3kVA照明检修变压器台50油浸式分裂变2逆变器至箱变1kV电力电缆ZC-YJV22-0.6/1kV-3x240米50003控153、制电缆ZC-KVVP22-450/750V（10x1.5）米1000三集电线路135kV电力电缆ZC-YJV22-26/35kV-3x50km9.25235kV电力电缆ZC-YJV22-26/35kV-3x150km8.2335kV电力电缆ZC-YJV22-26/35kV-3x240km7.34室外单模光缆16芯km285电缆分支箱只90各型号635kV电缆头 35kV,各截面只380第八章 总平面布置及土建工程设计8.1 总平面布置（一）场地条件勐海*光伏光伏电站规划装机容量50MW。项目场址位于云南省西双版纳州勐海县勐遮镇西定乡南向坡地。场址距离勐海县约55km，地理坐标介于东经10003154、491000511之间，北纬210100210202场地海拔在850m1620m之间。场址现场照片如图8-1所示：图8-1 场址现场照片图8-2 场址地形图（上为正北）场址场地为东西走向的山脊，无北向坡，但局部冲沟发育较多，总面积2860.89亩，是大型并网光伏电站的可建设场地。（二）交通条件勐海县城至勐遮镇有G214国道，能满足大件运输的要求。从勐遮镇至场址有一条乡道，宽约4.5米，长度约10km，（与已投产的中广核帕滇梁子风电场紧邻）能满足大件运输的要求，具体交通运输路线如下：昆明景洪，公路里程约540km，为G851高速公路。景洪勐遮镇，公路里程约45km，G214国道。勐遮镇场址，公路155、里程约10km，乡道。（三）场址周边工农业情况项目场址位于勐遮镇东南部高山上，现阶段附近主要为农业，对本项目的建设及今后的运行没有影响。8.1.1 总平面布置方案（一）布置原则1）本工程太阳电池方阵场地不做大规模平整，方阵主要随原始地形南北向直列布置；2）为了控制工程投资，尽量避免在坡度大于5度以上的北向坡和坡度大于15度的东向或西向场地上布置太阳能电池方阵。3）升压站布置在场区中部以北一台地上，有利于电站的进出线与升压站的布置。4）道路布置尽量考虑在不占用方阵布置的较佳区域，并有利于太阳电池方阵、升压站、逆变器室的布置。5）根据周边环境特点，升压站、逆变器室等非太阳电池方阵的设施尽可能布置在156、场址比较平缓的地段，以减小土方量，且不影响太阳电池方阵的合理布置。（二）太阳能方阵布置太阳电池方阵阵面朝南，阵面倾角23度，随地形向南直列布置。方阵阵列的间距根据地形的综合坡向及坡度进行调整，主要布置的间距有2.0m、2.4m、2.8m平均间距2.4m。太阳电池方阵主要布置在山脊以南区域上。整个场址布置容量为50MW。按方阵布置所在区域的地形条件呈三角形布置。（三）升压站布置升压站围墙内面积为125m75m=9375m2，长边为东西向，短边为南北向，布置在场址以北一宽缓台地上。升压站区域属于综合功能区，主要包括综合楼、宿舍楼、35kV配电室、GIS室等建构筑物。（四）逆变器室布置整个场区共有逆157、变器室50个。每个逆变器室紧邻场内道路的布置。逆变器室的布置同时考虑方便检修并对太阳电池方阵不产生阴影影响。（五）场内道路布置场址进场道路主入口在场址东部区块端头，场内道路路面宽度均按路面宽度3.5m，路基宽4.5m设计。为合理缩短道路长度，同时考虑不影响有利于太阳能电池方阵的布置用地，结合场内地形因素，场区道路基本布置于山脊东西两侧及北侧不布置太阳能电池板的区域，中间有支路贯通场区，以满足施工期间设备运输和电站建成后的运行维护需要。道路不能环绕时，道路盲端采用20m20m的回车平台，便于施工和运行维护。经规划布置，场址内道路总长度约10.2km。（六）围栏（墙）本工程围栏（墙）包括场区围栏及158、升压站围墙。场址场地围栏采用钢丝网防护栏，高度2.0m；升压站围栏采用砖围墙，高度2.3m。为方便管理，场址内不考虑征用的部分场地周边也考虑布置钢丝网防护栏。考虑电站运行所需的人力物力较少，所以针对整个电站不同区域，每个区域仅设置一个出入口，经规划布置：场址钢丝网防护栏总长度为11000m，砖围墙总长度为400m。8.1.2 竖向布置方案（一）场地竖向布置方案本工程场址地形属中山地貌，从光伏发电的工艺流程对场地的要求来看，本工程场地条件简单，山体南向坡坡面连续，对太阳电池组件的布置无较大影响，太阳电池方阵区对场地不作为平整，只在部分坡度和地形起伏很不利的地方做适当场平，以改善太阳电池组件方阵布159、置的条件。按一般建筑的建设要求，升压站场地需要场平。因此，本工程场地除升压站外，竖向主要采用自然地形高程，不进行分台竖向布置。本项目的挖填工程量主要发生在道路施工和升压站、逆变器室部分。经初步场地挖填平衡核算，挖方工程量为205885m3，填方工程量为95850m3，多出的土方用于场地内部凹凸部分的整平，并在在场内相应区域设置渣场，本期工程总共设置1个弃渣场，渣场占地总共约3400m2，容量约为12104m3。（二）场地排水为了防止山坡雨水汇流对发电场地的冲刷，在充分利用原有自然排水沟道的同时，拟依据地形地貌在场内修建适当的排水沟，排水沟主要沿站内公路布置，局部位置修建引水沟渠，水沟采用片石砌160、筑。在光伏电池方阵的大多数区域，利用场地平整形成的自然坡度设排水通道，排除场地雨水。（三）站区绿化按水土保持和光伏发电工艺要求，站内绿化宜布置草坪及低矮花卉、灌木，不可种植高大的树种，且只能布置在方阵四周及功能区周围，防止遮挡阳光。本工程结合光伏电站性质及当地气候地区的特点，拟定以下绿化原则。（1）因地制宜，按功能分区绿化，将不同功能的空间群体分隔成若干小区。（2）选种适宜当地气候地区生长的、具有抗旱、抗污染、吸收有害气体、防尘和杀菌性能的树种以及观赏性植物或果树。（3）结合站区总平面布置统筹规划，以点带面，突出重点。（4）进站干道两侧和周边，建筑物内院，种植观赏性树种或果树、绿篱、草皮，站前161、区周围做重点绿化，建筑物靠近冬季主导风向布置常绿乔木、灌木，阻挡寒风。绿化与建筑布置相呼应、衬托，构成优雅的建筑绿化景观。（5）站区围墙内侧，道路做绿化带，有利于水土保持，考虑种植低矮灌木，阴影应以不遮挡光伏板为前提。（6）建筑物之间空地广植草皮。（四） 电站总布置的主要技术经济指标电站总布置主要技术经济指标如下表：表8-1 总布置技术经济指标序号项目名称单位数量备注1总占地面积亩2860.891.1太阳电池方阵占地面积亩1604.43按单个方阵边框线叠加计算1.2升压站占地面积亩17.471.3逆变器室占地面积亩4.951.4箱变基础亩1.871.5站区道路亩122.24包括场内原有道路1.162、6施工临时用地亩151.7弃渣场亩5.11.8绿化面积亩31.9其他未利用地亩1086.832单位千瓦占地面积m2/kW19.073场地利用系数59.74场地绿化系数0.115土石方工程量5.1挖方m32058855.2填方m3958506围栏工程m11000高2米7总建筑面积m25498含逆变器室8.2 土建工程设计8.2.1 建筑设计（一）建筑主要设计内容本项目配套建筑主要包括：综合楼、宿舍楼、35kV配电室、逆变器室、GIS室、水泵房等，建筑总面积共计5498m2。内容见表8-2。表8-2 土建工程建筑面积表序号建筑名称单位面积备注1综合楼框架结构（1幢2层）m2880层高4.2m235163、kV配电室框架结构（1幢1层）m2342层高6.5m3仓库框架结构（1幢1层）m2105层高3.9m4GIS室框架结构（1幢1层）m2128层高6.5m5特殊品库 砖混结构（1幢1层）m240层高3.3m6水泵房 框架结构（1幢1层）m255层高6.3m7宿舍楼 框架结构（1幢2层）m2648层高3.9m8逆变器室(砖混结构)m23300单个面积33m2，层高3.9m，共100座2）建筑设计要求（1）采用简洁几何形体的建筑体系。（2）布局合理，功能完善，环境优美，符合环保、节能要求。3）升压站建筑设计升压站内建筑主要有综合楼、配电室、门卫室等建筑，设计时主要考虑建筑物使用功能。综合楼为框架结构164、，主要用于管理办公，主控室也设于综合楼内，共建两层，上人屋面，层高4.2m。配电室为单层框架建筑，不上人屋面，层高6.5m，主要满足电气要求。4）逆变器基础每个逆变器室采用单层砖混结构，不上人屋面，层高3.9m，单个建筑面积33.0m2。8.2.2 结构设计（一）结构主要设计内容本项目主要结构包括：升压站、太阳电池组件支架、逆变器室及其它构筑物。（二）设计条件（1） 结构设计使用年限：50年（2）地基基础设计等级：本工程地基基础设计为丙级。 （3）环境类别：二a类（4）风荷载基本风压W0：0.35kN/m2地面粗糙度：B类（5）抗震工程场地地震动峰值加速度为0.15g，所对应的地震基本烈度为度165、。场地地处宽缓山坡，地势相对较平坦，属抗震一般地段。场地土为中硬场地土，。场地内大型缓状冲沟和盆地低洼处为中软土场地，覆盖层厚度大于3.0m，场地类别为类。（6）主要荷载标准值电池板面活载：0.60 kN /m2普通上人屋面：2.0kN /m2不上人屋面：0.50 kN /m2（三）太阳电池组件支架和基础结构太阳电池方阵支架采用钢结构支架，因场地占地面积较大，因此，基础依据现场不同地质情况采用不同基础形式，利用混凝土独立基础或与锚杆、螺旋桩基础等混合使用。依据现场踏勘及地质资料，场址岩石外露但土质松软，本阶段暂采用混凝土独立基础；按25年一遇基本风压考虑风荷载，进行初步设计，经计算，每个支架配166、置8个基础，该基础顶部设埋件，作为连接基础和上部钢支架的连接件。单个混凝土独立基础尺寸初拟为0.5m0.9m0.5m。4）升压站结构设计综合楼、宿舍楼和配电室为钢筋混凝土框架结构，基础选型为钢筋混凝土独立基础；特殊品库为砖混结构，基础采用墙下条基。户外构架由钢筋混凝土离心环形杆人字柱和钢构横梁组成，构架每个独立单元设置一个斜撑，以增加刚度，材料与人字柱相同，基础采用素混凝土杯口式独立基础。 5）地基处理初步方案场地地基岩土由白砂岩、云岩、灰岩组成。地基承载力高，均可采用天然地基。地基开挖将不可避免的遇到一些溶蚀裂隙或小型溶洞，可用块石回填或梁板跨越的方式进行处理。8.2.3 给排水设计（一） 167、用水方式及用水量（1）日常及杂用水用水量本工程排水设计按规划装机规模50MW考虑，全站定员按12人，考虑到建成后一定的科研考察人员，生活用水定员按15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：4.0m3/d最高日最大时用水量：2.80m3/h最高日平均时用水量：1.07m3/h绿化及杂用水量：5.0m3/d（2）消防用水本工程采用公用水及消防合并的公用给水系统，统一由升压站水泵房给水，根据工程规模大小，如须设置水消防系统，布置在综合楼周边的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。根据建筑设计防火规范（GB50016-2006），太阳能光伏电站内同时发生火灾的168、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。（3）热水给水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。（二）水源场地位于山顶地带，但本地的沟谷中有地表水源分布，素有“山有多高，水有多高之说”施工与生活水源可以由此引接。（三）排水系统场区排水采用分流制排水系统，设有场区雨水和生活污水两套排水系统。1）雨水排水系统升压站场地排水：设置排水沟将雨水引入场地外自然排水沟底部，最终进入场地天然排水系统。太阳能电池方阵场地排水：太阳电池方阵主要169、随地形布置，对场地原始地形地貌改变很小，场地雨水可利用原有的自然排水通道，进入站内天然排水系统，站内道路路基两侧设置土质排水边沟，最终汇入自然排水通道。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（GB8978-1996）一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。（四）采暖通风设计根据勐海县气象条件，本工程不考虑采暖设计。1）逆变器通风（1）逆变器通风根据当地气象170、条件，逆变器间通风采用百叶窗风口过滤进风，机械排风系统。设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。2）35kV配电室通风空调（1）35kV配电室通风根据当地气象条件，通风采用百叶窗风口过滤进风，机械排风系统。设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。（2）控制室空调控制室设置独立的分体柜式空调机，以维持夏季室内温度18,冬季可适当提高室内温度。控制室另设计每小时不少于12次/h的事故通风。3）综合楼采暖通风空调根据工艺要求及规程规定，在本期工程新建的生产、辅助生产、附属建筑的有关房间设置了通风或空调装置。由于这些有空调要求的房间所需的冷负171、荷不大，且布置分散，因此，本设计采用了分体柜式空调机，这样可充分发挥小型空调结构紧凑、占地小、重量轻、安装方便、运行灵活冷损耗小等优点。这些空调机均安装在室内，就地控制。第九章 施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 交通运输条件从昆明出发，通过里程为570.00km的社会道路，再经乡道行驶11.00km可至场址。对场址进场道路及内部检修道路，结合原有道路改、扩建和新建部分道路，使道路条件满足箱变、逆变器等大型设备的运输要求。9.1.2 场地条件勐海*光伏光伏电站规划装机容量50MW。项目场址位于云南省西双版纳州勐海县勐遮镇西定乡南向坡地。场址距离勐海县约55km，地理坐标介于东经100034172、91000511之间，北纬210100210202场地海拔在2000m2100m之间。9.1.3 施工材料本工程所需的主要材料为砂石料、水泥、钢材、木材、油料和火工材料等，材料的主要来源为：石料：场地开挖中筛选合格的石料料作为路面铺筑的材料，其余不足可从场址附近砂石料场采购。砂石料：经勘查，场址东南部分布有多处砂石料场，料源较好，可满足本工程砂石料需要。水泥：从勐海县及附近地区采购钢筋钢材：从勐海县及附近地区采购木材：从勐海县及附近地区采购油料：从勐海县及附近地区采购。9.2 施工总布置9.2.1 施工总布置原则光伏电站工程建设投资大、工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用173、方便施工的原则进行场地布置。既要形成施工需要的生产能力，又要力求节约用地。施工总平面布置按以下基本原则进行：（1）施工场、临建设施布置应当紧凑合理，符合工艺流程，方便施工，保证运输方便，尽量减少二次搬运，充分考虑各阶段的施工过程，做到前后照应，左右兼顾，以达到合理用地、节约用地的目的；（2）路通为先，首先开通光伏电站通向外界的主干路，然后按工程建设的次序，修建本电站的厂内道路；（3）施工机械布置合理，施工用电充分考虑其负荷能力，合理确定其服务范围，做到既满足生产需要，又不产生机械的浪费；（4）总平面布置尽可能做到永久、临时相结合，节约投资，降低造价；（5）分区划片，以点带面，由近及远的原则：174、将整个光伏电站划分为生产综合区、光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样即可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。9.2.2 施工用水光伏电站施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。本工程高峰期施工用水量为70m3/d。本工程施工用水可从场址东南侧村庄取水，注入搅拌站附近的临时水池。施工期间生活用水也从东南侧村庄取水。施工用水的管理、运行和维护由工程项目公司项目经理部委托施工承包商按其规划统一负责。各施工承包商取水前在支管上安装水表，各施工承包商应服从用水的统一规划，按时交纳水费。施工中应合理调配施工用水，避免施工高峰用水量集中，同时施工中应175、注意节约用水，避免长流水。9.2.3 施工电源电站施工用电将从附近村庄10kV农网引接。场内设置容量为200kVA的低压站用变压器和单母线接线的0.4kV低压配电段，为站用负荷供电。施工时作为施工电源，光伏电站建成后此电源作为备用电源。经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷为200kW。估算表如表9-1所示：表9-1 施工用电估算表序号用电项目用电量（kW）备注1生活区用电88按高峰期550人考虑，每个房间8人，计88kW，食堂及浴池按10kW考虑2办公区用电15按12个房间考虑，含空调3搅拌用电154加工场35包括钢筋调直机、弯曲机、切断机、对焊机5现场施工306其它20合计2039.2.4 176、工程用地详见第八章“表8-2 土建工程建筑面积表“9.2.5 工程用地相关政策（1）中华人民共和国土地管理法（2004年8月28日）；（2）中华人民共和国环境保护法（1989年12月）；（3）中华人民共和国水土保持法（1991年6月）；（4）中华人民共和国森林法（1998年4月）；（5）中华人民共和国土地管理法实施条例（1998年12月24日）；（6）森林植被恢复费征收使用管理暂行办法财政部 国家林业局（财综200273号）；（7）云南省土地管理条例（1999年9月24日）；（8）土地利用现状分类（GB/T21010-2007）；（9）云南省林地管理办法（云南省人民政府令第43号 1997年3177、月31日）；（10）风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法（2005年8月9日发布）；（11）耕地占用税暂行条例国务院令2007511号；（12）云南省耕地占用税实施办法云南省人民政府令 第149号；（13）国家和云南省其它有关的法律法规和政策规定。9.2.6. 工程用地方案本工程建设用地中升压站、逆变器、箱变基础、场区大门等为永久性占地，其余均为临时性占地，施工用地在临时性占地范围内解决。工程临时用地主要包括太阳电池方阵占地、道路、绿化及其他临时用地。本工程的永久性用地及临时用地具体数值见表9-2及表9-3。表9-2 工程永久用地面积汇总表序号项 目占地面积（m2）备注1升压站116452178、逆变器室3300砖混结构，单个面积33m2，层高3.9m，共100座3箱变基础1250合计16195表9-3 工程临时用地面积汇总表序号项目占地面积（m2）备注1太阳能电池板方阵占地面积1069623包括太阳能电池板及其之间间隙2场内道路81488按露天矿山三级公路设计，路面宽3.5m，路基宽4.5m，简易石渣路面，长度10.2kmkm。3其他未利用地7245584绿化用地20005施工临时用地100006弃渣场34007合计1891069施工时按方阵布置区域将场区分为东区和西区两个区域，分片施工方式主要为按电池板方阵集中程度及规模分片施工，施工时部分施工人员采取在施工场地现场搭建帐篷住宿的方179、式，随工程进度而转移。9.3 主体工程施工9.3.1 太阳电池组件及基础的施工方法1）支架基础：光伏阵列支架采用钢结构，采用工厂化生产，运至施工现场进行安装，现场仅进行少量钢构件的加工，支架均采用螺栓连接。支架基础拟采用混凝土独立基础，其施工顺序：放线定位基坑开挖基础模板混凝土浇筑验收。2）支架安装：支架采用钢结构，采用工厂化生产，运至施工现场进行安装，现场仅进行少量钢构件的加工，支架均采用螺栓连接。9.3.2 建筑工程主要施工方案1）土石方工程：场地平整及土方施工必须执行建筑地基基础工程施工质量验收规范（GB50202-2002）的有关规定。本项目的土石方工程主要包括升压站的场平（包括建、构180、筑物）、电池板支架基础、挖填方、场区道路土石方等。2）混凝土工程：本期工程混凝土主要用于支架基础和升压站，虽然总量较大，但单位时间内的需求量较小，除采用商品混凝土外，可采用小型混凝土搅拌机搅拌的方式进行。3）升压站工程施工升压站内综合楼、配电室等主要建筑物为框架结构。框架结构的施工顺序为：施工准备基础开挖基础混凝土浇筑框架柱、梁、板、屋盖混凝土浇筑砖墙垒砌电气管线敷设及室内外装修电气设备入室。结构施工设钢脚手架，柱、梁、楼板、屋盖施工采用满堂脚手架立模浇筑，混凝土振捣采用插入式振捣器振捣。混凝土施工过程中，应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。181、浇筑完毕后12h内应对其进行养护，在其强度未达到1.2N/mm2以前，不得在其上踩踏板或安装模架及支架。具体施工要求遵照施工技术规范执行。9.3.3 主要设备安装1）太阳电池组件安装本工程太阳电池组件全部采用固定式安装，待太阳电池组件基础验收合格后，进行太阳电池组件的安装，太阳电池组件的安装分为两部分：支架安装、太阳电池组件安装。光伏阵列支架表面应平整，固定太阳电池组件的支架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。将太阳电池组件支架调整为22度倾角进行太阳电池组件安装。安装太阳电池组件前，应根据组件参数对每个太阳太阳电池组件进行检182、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、短路电流等。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相接近的组件进行串连。安装太阳太阳电池组件时，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。太阳电池组件电缆连接按设计的串接方式连接太阳电池组件电缆，插接要紧固，引出线应预留一定的余量。组件到达现场后，应妥善保管，且应对其进行仔细检查，看其是否有损伤。必须在每个太阳电池方阵阵列支架安183、装结束后，才能在支架上组合安装太阳电池组件，以防止太阳电池组件受损。2）逆变器安装本项目选用500kW光伏并网逆变器，共100台逆变器。逆变器及相关配套电气设备安装于逆变升压配电间内，基础为槽钢，进出电缆线配有电缆沟。逆变器和配套电气设备通过汽车运抵配电间附近，采用吊车将逆变器吊到配电间门口，再采用液压升降小车推至配电间安装位置进行就位。基础槽钢固定在配电间基础预埋件上，焊接固定。调整好基础槽钢的水平度，逆变器采用螺栓固定在槽钢上，并按逆变器安装说明施工，安装接线须确保直流和交流导线分开。由于逆变器内置有高敏感性电气设备，搬运逆变器应非常小心，用起吊工具将逆变器固定到基础上的正确位置。直流开关184、柜与逆变器安装在同一基础槽钢上，配电柜经开箱检查后，用液压式手推车将盘柜运到需安装的位置，然后用人工将其移动到安装的基础槽钢上摆放好，等所有的盘柜就位摆放好后就进行找正，配电柜与基础槽钢采用螺栓固定方式，接地方式采用镀锌扁钢与室内接地母线连接。配电柜安装好后，再装配母线，母线螺栓紧固扭矩符合相关标准规范要求。3）电缆桥架安装与电缆敷设 电缆桥架及电缆在安装前应仔细对图纸进行审查、核对，确认电缆桥架的规格、层数是否满足设计要求，电缆的走向是否合理，电缆是否有交叉现象，否则需提出设计修改。电缆桥架及电缆在安装前，应根据设计资料及具体的施工情况，编制详细的电缆桥架安装程序表和电缆敷设程序表，表中应明185、确规定每段电缆桥架和每根电缆安装的先后顺序。电缆桥架及电缆的使用规格、安装路径应严格按设计进行，电缆桥架的安装层数应符合设计规定。电缆桥架及电缆到达现场后，应严格按规格分别存放，严格其领用制度以免混用。电缆敷设时，对每盘电缆的长度应做好登记，动力电缆应尽量减少中间接头，控制电缆做到没有中间接头，桥架上每敷设完一层电缆应及时整理绑扎好，不允许多层电缆敷设完后再一起整理。对电缆容易受损伤的地方，应采取保护措施，对于直埋电缆应每隔一定距离做好标识。电缆敷设完毕后，应保证整齐美观，进入盘内的电缆其弯曲弧度应一致，对进入盘内的电缆及其它必须封堵的地方应进行封堵，在电缆集中区设有防鼠杀虫剂及灭火设施。9.186、3.4 特殊气象条件下的施工措施（一）暴雨季节施工措施1）现场总平面布置，应考虑生产、生活临建设施、施工现场、基础等排水措施；2）做好施工现场排水防洪准备工作，加强排水设施的管理，经常疏通排水沟，防止堵塞；现场规划施工时，统筹考虑场地排水，道路二侧设明排水沟；3）做好道路维护，保证运输畅通；4）加强施工物资的储存和保管，在库房四周设排水沟且要疏通，配置足够量的防雨材料，满足施工物资的防雨要求及雨天施工的防雨要求，防止物品淋雨浸水而变质；5）配备足够量的排水器材，满足现场、库区或必要时电缆沟道的排水需要。（二）高温季节的施工措施1）在高温季节，砼浇筑温度不得高于28。合理地分层分块，采用薄层浇筑187、，并尽量利用低温时段或夜间浇筑；2）尽量选用低水化热水泥，优化砼配合比，掺优质复合外加剂、粉煤灰等，降低单位体积砼中的水泥用量，并掺加适量的膨胀剂。9.3.5 主要施工机械根据光伏电站施工集中的特点，本期工程规模50MW，施工期12个月，施工采用集中与分散相结合原则。其主要施工机械如表9-4所示。表9-4 主要施工机械表序号设备名称型号及规格单位数量备注1汽车式起重机100T台22混凝土搅拌运输车6m3辆23混凝土输送泵30m3/h台14混凝土搅拌机400l台45灰浆搅拌机JI-200台46内燃压路机15t辆17钢筋调直机14内台18钢筋切断机40内台19钢筋弯曲机40内台110反铲挖掘机1m188、3台211钎入式振捣器CZ-25/35只512电焊机交直流台109.4 施工总进度根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况，生产综合楼与光伏阵列基础先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。本工程计划建设期12个月，其中，施工期11个月，试运行1个月。（一）关键性控制节点计划（具体开工时间根据云南省发展与改革委员会批复时间决定）表 9-5 里程碑节点计划序号里程碑节点名称控制时间1签定电池组件供货合同、与设计院签定设计合同起始时间2四通一平及临建开始第一个月3生产综合楼土建施工开始（建设期开始）第二个月4光伏阵列基础开始施工第二个月5生产综合楼、配电室等建筑物土建完成第六个月6189、电气设备及太阳电池组件安装调试完成第十一个月7工程整体移交生产第十二个月8整体竣工投产第十二个月（二）主要设备交付计划设备的按期交付是里程碑计划实现的重要保证。及时跟踪设备的实际交付时间，并根据现场工程进度的具体进展，对设备的交付进度作一定的调整和完善，以确保交付设备能够完全满足工程进度的需要。（三）主要土建项目交付安装的要求土建项目交付安装时，以尽量减少交叉和相互干扰为原则，并应满足下列要求：（1）生产综合楼、配电室生产综合楼、配电室室内部分：控制室、配电室等电气建筑物的屋面（包括楼面）防排水、室内粉刷、地面、门窗及锁具的安装等均应完成。（2）进场道路进场道路由光伏电站临近的公干道进入光伏电190、站的道路完成，能够满足现场设备运输的要求。（3）太阳电池组件基础太阳电池组件基础施工完毕，达到设计及规范要求，并经监理公司等单位的专业人员验收合格。第十章 环境影响评价10.1 设计依据1）环境空气：环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准。2）水体环境：污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准。3）噪声环境：声环境质量标准（GB3096-2008）1类区标准。4）噪声排放：工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）1类标准；电站施工执行建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）标准。10.2 环境影响评价（一）场址环境现状勐海*光伏光伏电站规划191、装机容量50MW。项目场址位于云南省西双版纳州勐海县勐遮镇西定乡南向坡地。场址距离勐海县约55km，地理坐标介于东经10003491000511之间，北纬210100210202场地海拔在850m1620m之间。整个场地主要为自然林地和少量耕地。地表无建筑和其他设施，场址周围先阶段无大型工业污染项目，周围无噪声源，以自然声源为主。声环境可以达到GB3096-93城市区域环境噪声标准2类区标准，声环境质量较好。场址区域大气环境质量良好，环境空气质量能满足GB3095-2000环境空气质量标准二级标准的要求。（二） 主要环境影响分析本项目属于节能减排的环保项目，是国家鼓励开发的可再生能源项目，基本192、上不产生环境污染，对环境的可能影响主要是光污染和对局部生态的局部影响。1）光污染项目场址周边没有无大型居民区、主干道路及其它建筑设施。太阳电池方阵阵面以22倾角朝南布置，光反射朝天空，对地面周围没有影响。另外，太阳电池组件产品的表面设计要求最大程度地减少对太阳光的反射，以利于提高其发电效率，太阳电池方阵的反光性较低，对周围环境基本没有光污染。2）生态影响在太阳电池方阵区，太阳电池组件下部阳光较少，有可能影响太阳电池组件下的植物生长。本项目场址区域为灌木林，无珍稀频危和国家重点保护野生植物分布，本项目的建设对该区域的物种多样性不会产生明显的不利影响。根据场址的气象条件，考虑到大型太阳能并网光伏电193、站对电池组件下部植物的生长，本项目在对电池组件进行水清洗的同时，也作为植物的生长用水。建议电站建成之后，在电池组件的下部逐渐种植小型耐旱的花草，既可以绿化场址，美化电站，同时也可以防止水土流失。3）水环境影响光伏发电本身不需要消耗水资源，本项目无工业废水产生，仅有少量生活污水，经处理后用作绿化，其废水可完全实现零排放。4）噪声影响预测光伏发电本身没有机械传动或运动部件，没有噪声产生，对周边环境无任何影响。5）水土流失影响分析在大型并网光伏电站中，太阳电池方阵占地面积最大，占地面积可达电站总占地面积的60以上，是电站用地最大的设施，其他设施占地很小。由于太阳能电池板在山地丘陵地段布置的特殊性，本194、项目场址内还存在一些无法利用的土地，故大型并网太阳能并网光伏电站水土保持的重点就在太阳能电池方阵的建设施工过程中。太阳电池方阵占地面积大，场地平整和支架基础施工时的土地扰动面积大。由于整个施工面很大，虽然局部开挖量小，但整体开挖量还是很大，在开挖和回填等活动的过程中不可避免地对原地貌、植被与地表组成物造成破环；场地边坡施工和支架基础施工时，若不加以防护，容易产生水土流失；回填土方时，因堆积相对松散，可能发生局部沉陷、泻流或小规模滑坡，容易导致重力侵蚀。10.3 环境影响防治措施10.3.1 水土保持措施根据本项目的工程建设特点，可采取如下水土流失防治措施： （1）工程措施：设置必要的挡墙对裸露195、边坡进行拦挡，减少水土流失；设置排水沟更好的组织站区内雨水的汇流和排放，防止场地自然地表土流失。（2）植物措施：根据本项目不同场区的施工特点，应有不同的植物措施。太阳电池组件区的占地主要是太阳能方阵的支架，直接占地面积很小，大量的空地需要进行绿化。绿化布置时，遵循点、线、面相结合的原则，太阳电池组件空地最外侧可布置低矮灌木，内侧及电池板正下方部分宜布置喜阴的低小植物或草坪。在树种、草种选择上，以当地优势品种为主。主体工程结束后，需对施工便道占地进行恢复，对占用的草地和荒地要布设植物措施；对永久道路两侧及边坡进行绿化。（3）临时措施项目建设过程中对临时堆存的表土、基础回填土进行临时拦挡，堆土场周196、边及设置临时排水沟。（4）施工单位的水土保持措施：在本项目施工过程中，要坚决贯彻防治结合、以防为主的方针，落实“三同时”制度，项目法人在与施工承包商签订施工合同时，明确水土流失防治责任，施工单位在施工过程中避免随意扩大扰动面积。 在施工过程中，应监督落实各项水土保持措施，使其充分发挥水土保持功能，并与水土保持方案措施紧密结合，形成综合防护体系，同时节约水土保持工程投资。施工过程中，应当加强对施工场所的临时防护措施，并且在施工中加强对施工单位的监督管理。 在施工建设过程中，需要进一步补充设计或明确说明各项水土保持临时防护措施。（5）工程监理的水土保持措施： 监理单位应加强施工过程中的水土保持监理197、，规范施工单位施工，避免重复施工造成水土流失破坏。（6）水土保持监测措施： 本工程水土保持监测单位要依据批复的水土保持方案，进一步细化和落实监测范围、监测时段、监测频次、监测方法等内容，对各监测点进行降雨量、降雨强度、林木生长情况、水土流失量、水土流失防治目标等指标的监测，对容易造成水土流失的边坡、道路、施工场地等采取重点监测。10.3.2 环境保护措施（1）废污水处理措施施工期设置临时沉砂池，混凝土拌和站转筒和料罐的冲洗废水可通过临时沉砂池收集沉淀，回用或者林草灌溉；施工期生活污水排放量很小，生活污水利用有利地形条件挖排水沟，设集水池，经自然沉淀后用于并网光伏电站绿化或邻近自然植被灌溉用水；198、运行期综合楼工作人员生活污水通过化粪池收集处理，化粪池上清液提取后通过沉淀池处理后可做绿化用水，池底固体污物可请当地农民定期清运用作肥料。（2）噪声防治措施加强施工人员的个人防护，合理安排工作人员轮流操作施工机械，减少接触时间并按要求按规范操作，使施工机械的噪声维持在最低水平，对于操作高噪声设备的工作人员，应配戴防护用具、耳罩等。（3）景观保护措施青龙并网光伏电站工程建设对景观造成的影响主要表现在工程施工初期的交通运输扬尘和土石方工程扬尘对大气环境的污染，环境保护措施主要体现在对施工大气污染的防治上，主要是采用低尘湿法作业、高频度巡回洒水、加强裸地的覆盖等。（4）固体废物处理措施本工程为解决施199、工弃渣要求，共设置了2个弃渣场，弃渣应严格遵循“先挡后弃”的原则，做好渣场的防护和水土保持工作，避免渣体堆放松散、滑落产生水土流失，弃渣结束后应对渣场进行表层覆土和植被覆种。施工期生活垃圾可通过统一收集后运至开远市环卫部门处理，运行期在综合楼办公生活区设置垃圾收集房，垃圾房设分类投放设施，可回收利用的尽量回收利用，一段时间后清运至开远市环卫部门集中处理。（5）粉尘防治措施施工期间根据具体情况适时对施工现场、交通道路洒水至少2次（降雨日除外），春季干旱多风日可适当增加洒水次数；（尽量不在大风天施工作业，尤其是引起地面扰动的作业；限制运输车辆的行驶速度。10.4 节能减排效益初步分析太阳能是最清洁200、安全的可再生能源，不产生任何废气、废水和固型物排放污染。太阳能光伏发电作为太阳能资源利用的方式，其相关的技术已基本成熟。与火电相比，太阳能发电可节省发电用煤，并减少环境污染，具有明显的节能减排效应。青龙并网光伏电站工程规划装机100MW，预计建成后年上网电量115332.97MWh，每年可节约标煤4.15万t（按发电标煤耗360g/kWh计），相应可带来温室气体及其他废气排放减排效益。1）温室气体减排计算本项目以南方电网作为项目电网。本项目建成后后，对于项目电网而言，可减少CO2的排放量，其减排量等于基准线排放量减去项目排放量。本项目本身不排放温室气体，即项目排放量为零，项目的减排量就等于基201、准线的排放量。基准线排放量的计算见下式：BE = EGEF式中：BE为基准线排放量，t CO2/年；EG为该项目活动每年提供给电网的净电量，MWh；EF为该项目活动替代电网电量的基准线排放因子，tCO2/MWh。本项目扣除各项折减系数后，预计每年净上网电量约为65332.97MWh。基准线排放因子（EF）由组合边际排放因子（CM）表示，即电量边际排放因子（OM）和容积边际排放因子（BM）的加权平均。国家发改委公布：南方区域电网OM为0.9489 t CO2/MWh，BM为0.3157 t CO2/MWh。即：CM = 0.75OM + 0.25 BM。按此计算，本项目的基准线排放因子为0.79202、06 tCO2/MWh，每年预计减排量为3.66万tCO2/年。2）其他废气减排效益项目建成后，贡献同等上网电量时，本项目每年可减少因燃煤造成的废气排放，其中减少二氧化硫（SO2）16.75t，氮氧化物（NOx）16.75t，烟尘5.83t以及大量灰渣排放。10.5 综合评价与结论经现场踏勘和当地国土、林业、水务等部门调查收资，勐海*光伏电站不涉及自然保护区、风景名胜区、重要矿产分布区、军事禁区等环境敏感问题，无重大环境制约因素。并网光伏电站属清洁能源基础设施工程，工程兴建可促进社会经济的可持续发展，符合国家大力倡导的清洁能源产业政策。工程建设少量破坏植被和扰动地表，为解决工程建设中造成的水土203、流失问题，提出了水土保持分区防治措施，主要有并网光伏电站临时防护措施和绿化植草措施，开闭所区绿化措施和临时防护措施，场内道路区道路防护林和临时防护措施，弃渣场防治区排水设施、弃渣拦挡设计、施工管理措施、临时防护措施和植被恢复措施，施工生产生活区的临时防护措施、植被恢复措施和水土保持要求。在我国现行的法律法规框架下，没有制约工程建设的重大不利环境因素；工程建设可减少不可再生资源的损耗及由此带来的废气、废渣排放，是一项绿色环保工程，具有明显环境效益。10.6 农业种植方案根据分析及现场踏勘，场区内零星分布有耕地，结合国家对光伏产业的相关政策和要求，工程在不破坏、改变土地属性的情况下，综合采用农业种204、植方案，既高效利用的土地，又增加了经济效益。本报告提出的农业种植方案仅是为了说明农业光伏的可行性，并不代表下阶段本项目肯定实施的农业种植方案，具体方案需要通过试验，由专业的农业技术单位确定。农业种植方案实施过程中，可能发生的塑料薄膜、种子、肥料、滴灌支管、土地平整、人工及机械等直接与农业生产相关的费用未列入本项目建设费用。两列柱斜顶支架农业种植的利用空间见下图： 图10-1 两列柱斜顶支架农业种植示意图两列柱斜顶支架种植采用敞开式农业种植。目前，主要考虑在自然地形上种植保水保土作用明显，又具有较高经济价值的金银花。今后，在土地政策允许的情况下，可将支架的下部空间开垦成保水保土作用明显的梯田，进205、行常规农业种植和特色农业种植。金银花和大黄的种植图片如下：图10-2 金银花和大黄种植图片第十一章 投资估算11.1 工程概述云南省勐海*50MWp农光互补地面光伏发电项目，本期容量50MWp。工程建设期6个月，生产运营期25年。主要设备运输方式：采用陆路运输。光伏电池经逆变器和升压变压器升压至110kV接入新建的110KV升压站35KV侧配电装置中。本投资概算价格水平年为2015年第一季度。本工程建设工期一年，运营期25年。本工程资金来源按资本金占总投资的20%并先期投入，其余资金从银行贷款进行计算。本工程总投资47686.14万元，静态投资45409.09万元，静态单位投资8540.91元206、/kW。11.2 编制原则和依据（一）编制依据本工程主要编制依据为中华人民共和国能源行业标准NB/T31011-2011，国家能源局发布的陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准（2011年版）；中华人民共和国能源行业标准NB/T31010-2011，国家能源局发布的陆上风电场工程概算定额（2011年版）。（二）工程量可研究阶段设计图纸、工程量、设备材料清单等。（三）基础材料人工预算价格：人工预算单价参照陆上风电场工程可行性研究报告设计概算编制规定及费用标准（2011年版）规定，按以下下编制执行：高级熟练工：9.46元/工时 熟练工：6.99元/工时半熟练工：5.44元/工时 普工：4.46元207、/工时主要材料预算价格按拟定的供货地点、供货方式进行分析计算。 钢筋（综合） 4000元/t 水泥42.5 400元/t 汽油 93# 10360元/t 柴油0# 8480元/t施工机械台时费执行风电场工程施工机械台时费定额（2011年版）设备费按设计选用的设备型号及数量分项计列，设备价格参照类似工程及厂家询价并考虑卸车费；安装单价采用陆上风电场机电设备安装工程概算定额进行分析计算，并参照类似工程的资料或技术经济指标进行调整；其中主要设备费如下表所示：表11-1 主要设备单价表序号设备名称单位预算单价备注1多晶硅电池组件 255Wp元/Wp4.3到场价2并网逆变器、汇流箱及升压变压器元/Wp0208、.735到场价3主变压器 110kV变压器器 SFZ11-50000/110，50MVA万元/台250设备原价4无功补偿装置SVG 15MVar万元/台300设备原价（四）预备费基本预备费按设备及安装工程、建筑工程和其他费用三部分投资之和的3%计算。价差预备费根据国家计委计投资（1999）1340文“关于加强基本建设大中型项目概算中价差预备费管理有关问题的通知”，暂不计列价差预备费。（五） 建设期还贷利息工程建设资本金按总投资的20%计算，贷款利息按现行银行贷款利率6.55计算。第十二章 财务效益评价初步分析12.1 方法与思路由于太阳能上网标杆电价已经确定，在保证企业成本费用、税金、盈余公积209、金、企业用于还贷的利润以及前20年含税上网电价0.95元/kWh(发改价格20131638号文)、后5年含税上网电价0.3606元/kWh（按照云南省发展改革委的会议精神）的前提下，对项目的资本金内部收益率进行测算。12.2 财务评价依据本项目财务评价依据建设项目经济评价方法与参数（第三版），以及有关现行法律、法规、财税制度进行计算。12.3 基准收益率本项目资本金基准收益率设定为8%。12.4 计算基础数据（一）资金来源本工程考虑项目注册资本金为20%，融资80%。（二）主要计算参数：计算期 26年（含建设期一年）综合折旧率 5%残值率 5%固定资产形成率 100%其他资产摊销年限 5年修理210、费 前三年0.05%，其余年份0.1%电厂定员 12人 年人均工资 50000元/人福利费及其他 50%平均材料费 20元/(kw年)其他费用 20元/(kw年)25年均有效利用小时数 1286.5h（按照逐年折减后发电量计算）企业所得税 25%（三免三减半）保险费率 0.25%城市维护建设税 5%教育费附加 3%地方教育附加 2%应付利润比例 8%公积金及公益金 10%（三）贷款利率及偿还银行长期贷款年利率按6.55%（按季结息），短期贷款年利率按6%计算，银行融资贷款偿还期为投产后15年，采用等额还本利息方式。（四）增值税电力产品增值税税率为17%。根据国家增值税转型改革的要求，自2009211、年1月1日起，允许全国范围内（不分地区和行业）的所有增值税一般纳税人抵扣其新购进设备所含的进项税额，本工程的固定资产投资中设备部分增值税在计算期内进行了抵扣；在此基础上测算项目的财务指标。12.5 清偿能力分析（一）还贷方式（1）项目建成后，在正常运行期按项目能力进行还贷。（2）国内贷款自项目启动后15年内偿还本利。（二）还贷资金本项目的还贷资金主要包括还贷利润、还贷折旧和计入成本的利息支出。（1）还贷利润还贷利润=税后利润-盈余公积金-应付利润本项目的应付利润在还贷期内优先用于偿还贷款。（2）还贷折旧本项目的折旧费全部用于偿还贷款。（3）计入成本的利息支出共38010.47万元。（三）利息备212、付率与偿债备付率（1）利息备付率是指借款偿还期内息税前利润与应付利息的比值，从付息资金来源的充裕性角度反映项目偿付债务利息的保障程度。本项目利息备付率从第6年开始大于1。（2）偿债备付率是指借款偿还期内还本付息的资金与应还本付息金额的比值，表示可用于还本付息的资金偿还借款本息的保障程度。本项目偿债备付率从第5年开始大于1。12.6 盈利能力分析按经营期前20年上网电价0.95元/kWh（含税），后5年上网电价0.3606元/kWh（含税）计算，自有资金内部收益率为12.15%，项目投资财务内部收益率为7.68%（税后），资本金净利润率为12.3，投资回收期为10.84年。项目资本金税后财务内部213、收益率为9.29%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目资本金税后财务基准收益率8.0%，财务净现值为1287.78万元。12.7 敏感性分析指标可行性研究阶段所确定的条件与参数，必然存在着一定的不确定性。下面就影响项目经济性的较敏感因素-工程投资、上网电量、上网电价进行单因素变化敏感性分析。表 12-2 财务敏感性分析成果表序号项目税后财务内部收益率(%)项目投资资本金含增值税1基本方案7.289.290.952投资变化-10%7.2810.350.95-5%7.289.730.95+5% 7.288.950.95+10% 7.288.680.953电量变化-10% 5.875.214、470.95-5% 6.587.320.95+5% 7.9611.390.95+10% 8.6413.630.954电价变化-10% 5.875.470.855-5% 6.587.320.9025+5% 7.9611.390.9975+10% 8.6413.631.045通过上述敏感性分析表，在出现各种最不利因素的情况下，可以得出以下结论： 1）项目投资财务内部收益率和资本金财务内部收益率均高于行业财务基准收益率，项目的具有很好的抗风险能力，经济上可行。 2）为了保证或提高项目资本金财务内部收益率，提出如下建议：从各因素对财务内部收益率的影响来看，投资的降低、电量的增加都可以提高本项目的财务内215、部收益率。建议业主在下一阶段进一步控制投资，选用性能良好的光伏组件以保证提高发电量，进而提高项目资本金的财务内部收益率。第十三章 结论及建议13.1 结论（一）云南省太阳能资源丰富资源总储量约为2.142511015MJ，相当于731.5322亿t标准煤。其总辐射的空间分布趋势为中部太阳总辐射值最大，东北部地区太阳总辐射相对较少。本工程选用昆明市气象站作为代表气象站，利用专业气象软件获取昆明市的气象数据；选用昆明气象站作为代表辐射数据。项目所在地总辐射量为5756MJ/m2，根据太阳能资源评估方法（QX/T89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度属类区，即216、“资源很丰富”（50406300MJ/m2a），能保证有较高的开发潜力，具备规模化发展太阳能光伏发电的资源条件。（二）光伏发电是国家鼓励的可再生能源的利用项目，既没有燃料消耗，又没有“三废”的排放，因此本光伏电站的建设具有良好的环境效益和社会效益。（三）根据总装机容量、倾斜面辐照量、系统效率以及光伏组件标称效率衰减等，计算出光伏电站年均发电量为5446.155万kWh，年均利用小时1153.3h，25年总发电量约为136153.866万kWh。4）项目总装机容量50MW，采用1MW光伏发电系统为光伏发电分系统。5）本工程概算按工程所在地近期材料价格进行编制。工程静态投资45409.09万元，工217、程动态投资47686.14万元，单位投资8540.91元/ kW。6）本工程财务评价计算期采用26年，其中第一年为建设期，生产经营期25年，项目总投资的20使用资本金，其余为银行贷款。本工程作为实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算，上网电价前20年为0.81197元/kw.h(不含增值税，含增值税为0.95元/kw.h)，后五年为0.32元/kw.h(不含增值税，含增值税为0.3726元/kw.h)计算，测算项目的各项财务指标，项目投资税前财务内部收益率8.61%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目融资前税前财务基准收益率5%，项目资本金税后财务内218、部收益率为9.29%，高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的项目资本金税后财务基准收益率8%。17.2 建议1）实施本项目的关键在于各项扶持政策的落实。本工程作为实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算，上网电价前20年为0.81197元/kw.h(不含增值税，含增值税为0.95元/kw.h)，后五年为0.32元/kw.h(不含增值税，含增值税为0.3726元/kw.h)计算，建议建设单位尽快取得本项目前期各支持性文件，确保项目顺利审批建设，包括：土地预审批复文件，请业主尽快到国土资源部门办理电站用地预审手续；场址压覆矿产资源情况说明文件，请业主尽快到当地国土219、资源局办理电站厂址是否压覆矿产资源的情况说明；场址涉及文物保护的有关情况，请业主尽快到当地文物局办理相关事宜；环境影响评价报告，根据国务院建设项目环境保护管理条例的规定，本工程必须作环境影响报告，请业主委托环评单位编制环境影响评价报告，并及时报送环保行政主管部门审批；南方电网公司的并网函，请业主及时将接入系统方案报南方电网公司审批，并办理并网函相关事宜。2）根据光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011），在进行光伏发电工程太阳能资源分析时，须取得长期观测站多年逐月辐射资料、多年逐月日照资料，以及现场太阳观测站1年以上的测光数据，建议业主进行现场测光1年，下阶段工作中将依据光伏并网电站太阳能资源评估规划(征求意见稿)的相关要求，进行实测数据检验、处理和订正，以进一步论证站址太阳能资源情况。3）建议项目因转让温室气体减排量所获得的收益全部归实施项目的企业所有，政府在该项目中不参与分配，以便进一步提高项目收益率。