20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目可研报告

'20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目可行性研究报告 目录第一章项目总论11.1项目概况11.2编制依据、原则、内容21.3项目提出的理由41.4项目效益分析61.5主要经济技术指标61.6项目编制的范围和目的7第二章项目提出的背景及建设的必要性92.1项目提出的背景92.2项目建设的必要性11第三章项目选址与建设条件173.1选址原则173.2项目选址183.3项目建设条件183.4选址评价21第四章光伏发电产业现状及前景预测224.1国内外光伏发电应用分析和应用情况224.2前景预测254.3太阳能资源分区26第五章太阳能光伏发电系统设计325.1光伏发电简介325.2光伏组件选择365.3光伏阵列的运行方式设计405.4逆变器选型435.5光伏方阵设计445.6光伏子方阵设计465.7方针接线方案设计495.8辅助技术方案50 5.9年并网电量计算50第六章电气二次设计536.1电气一次536.2电气二次666.3通信系统676.4电气主要设备材料69第七章总平面布置及土建工程设计727.1总平面布置727.2设计安全标准747.3设计依据747.4基本资料及设计依据757.5土建工程设计767.6结构设计807.7给排水设计817.8地质灾害治理工程84第八章工程消防设计868.1工程消防总体设计868.2工程消防设计878.3施工消防89第九章施工组织设计909.1施工条件909.2施工总布置919.3施工交通运输条件939.4工程建设用地939.5主体工程施工939.6施工总进度95第十章工程管理设计9910.1组织机构设置9910.2管理职责100 10.3主要管理设施10110.4光伏电站运营期管理设计10210.5检修管理设计103第十一章节能10511.1节能原则10511.2编制依据10511.3本项目能源消耗量10511.4节能管理措施分析评估106第十二章环境影响评价11012.1设计依据11012.2环境影响初步评价11012.3环境影响防治措施11212.4节能减排效益初步分析11512.5综合评价与结论116第十三章劳动安全与工业卫生11713.1设计依据11713.2主要危险、有害因素分析11813.3工程安全卫生设计11913.4事故应急救援预案12413.5结论125第十四章农业项目种植方案12614.1农业种植地建设原则12614.2农业种植规划12614.3农业种植方案126第十五章投资估算13015.1编制依据13015.2工程概述13015.3建设投资估算及取费标准13015.4资金筹措132 第十六章经济效益评价13316.1财务评价的依据和原则13316.2成本费用、销售收入及税金估算13316.3销售额预测13416.4经济效益分析13416.5财务效益分析结论137第十七章社会效益评价138第十八章结论及建议14118.1结论14118.2建议142附表：附表1：财务评价指标汇总表。附表2：建设投资估算表。附表3：流动资金估算表。附表4：项目总投资使用计划与资金筹措表。附表5：营业收入、营业税金及附加和增值税估算表。附表6：总成本费用估算表。附表7：项目投资现金流量表。附表8：项目资本金现金流量表。附表9：利润与利润分配表。附表10：财务计划现金流量表。附表11：资产负债表。 第一章项目总论1.1项目概况1.1.1项目名称20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目1.1.2项目建设单位新能源光伏科技发展有限公司1.1.3项目拟建地点1.1.4项目建设性质新建1.1.5项目建设周期本项目建设周期1年，从2016年3月—2017年3月。1.1.6项目建设规模和内容1、项目建设规模该项目规划总占地面积为600亩，约合40万平方米。2、项目建设内容本项目的建设内容包括：总装机容量20兆瓦的光伏发电站一座；400余亩的高附加值农业项目；办公楼、停车场和员工餐厅等1600平方米的附属基础设施。1.1.7项目投资估算及资金筹措1、项目投资******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目总投资为24000.00万元。2、资金筹措142 该项目总投资为24000.00万元；其中11000.00万元为由企业自筹，13000.00万元为申请银行贷款。1.2编制依据、原则、内容1.2.1编制依据（1）委托方提供的基础数据及有关资料；（2）承办单位编制项目可行性研究报告委托书；（3）中华人民共和国国务院令，第432号《电力监管条例》；（4）《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发【2015】9号）；（5）关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见（发改运行【2015】518号）；（6）国家发改委《建设项目经济咨询评估指南》（第三版）；（7）财政部《基本建设财务管理规定》；（8）国家发改委、建设部《工程勘察设计收费标准》；（9）《中华人民共和国节约能源法》；（10）《中华人民共和国电力法》；（11）《跨省（区）电能交易监管办法（试行）》；（12）国家发展和改革委员会《资源综合利用目录（2003年修订）》（发改环资[2004]73号）；（13）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》；（14）《中华人民共和国可再生能源法》；（15）财政部、国家经贸委《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》（财税[2001]198号）；（16）******的有关法规、政策、各种收费标准的规定，项目建设的地方经济及市场的价格指标。142 1.2.2编制原则（1）严格遵守国家和地方的有关政策、法规，认真执行国家行业和地方的有关规范、标准规定；（2）选择成熟、可靠、环保、节能、略带前瞻性的工艺技术路线，提高项目的竞争力和市场适应性；（3）结合项目所在地建设条件和环境要求，合理确定项目建设内容和规模，充分利用当地的资源条件、最大程度地发挥建设项目的经济效益、社会效益、环境效益；（4）合理安排建设周期及工程内容，使有限的资金发挥最大的效益；（5）结合当地实际情况，充分考虑社会发展需要，在设计上留有发展余地；（6）严格执行“三同时”原则，积极推行“安全文明清洁”生产工艺，做到环境保护、劳动安全卫生、消防设施与工程建设同步规划、同步实施、同步运行，注意可持续发展要求，具有可操作弹性；（7）充分估计工程各类风险，采取规避措施，满足工程可靠性要求。1.2.3编制内容1、项目建设背景及必要性；2、项目选址与建设条件；3、市场分析预测；4、项目总体规划及建设方案；5、环境保护；6、节能、节水措施；7、劳动安全卫生与消防；142 8、项目组织管理与工程进度计划；9、项目招投标；10、投资估算与资金筹措；11、财务评价与分析；12、项目社会效益分析；13、结论与建议。1.3项目提出的理由太阳能是取之不尽、用之不竭的清洁能源。开发利用太阳能，对于节约常规能源、保护自然环境、促进经济可持续发展具有极为重要的意义。近年来我国太阳能产业突飞猛进，其中太阳能光伏发电技术更是备受瞩目，太阳能光伏发电技术产业化及市场发展经过近二十年的努力已经奠定了一个良好的基础，但受国内光伏发电成本制约，我国光伏并网发电产业还没有得到大面积推广。太阳能光伏发电的关键部件一太阳能电池组件的生产，已在我国形成很大的产能，并重点出口到欧美国家；同时制约太阳能组件生产成本的硅原料，也于2008年在我国形成产能，从而使得硅原料的价格从2008年的最高价500美元／kg直降到目前约70～80美元／kg的价格，并还有继续下降的空间。据业内人士预测，到2016年，随着硅原料价格的下降，光伏发电成本有望与火电成本相当。我国是太阳能资源非常丰富的国家，随着光伏发电成本的降低，广泛实施太阳能光伏并网工程将成为未来能源发展的重要战略之一。142 目前，我国太阳能资源丰富，适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，其中，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能资源的优势和潜力。太阳能资源丰富、分布广泛，是21世纪最具发展潜力的可再生能源。随着全球能源短缺和环境污染等问题日益突出，太阳能光伏发电因其清洁、安全、便利、高效等特点，已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业。在此背景下，近年来全球光伏发电产业增长迅猛，产业规模不断扩大，产品成本持续下降。我国光伏发电产业也得到迅速发展，已成为我国为数不多的、可以同步参与国际竞争、并有望达到国际领先水平的行业。崛起了以尚德电力、英利绿色能源、江西赛维LDK、保利协鑫为代表的一批著名企业和以江苏、河北、四川、江西四大光伏强省为代表的一批产业基地。随着光伏发电产业竞争的不断加剧，大型光伏发电企业间并购整合与资本运作日趋频繁，国内优秀的光伏发电企业愈来愈重视对行业市场的研究，特别是对企业发展环境和客户需求趋势变化的深入研究。正因为如此，一大批国内优秀的光伏发电企业迅速崛起，逐渐成为光伏发电产业中的翘楚！项目所在地***地处黄土高原地区。太阳能资源丰富，是中国太阳能最为丰富的三个区域之一，***各地年太阳总辐射值大约为4100～5600兆焦/m2，空间分布趋势大致自东南向西北增多。项目所在地************，处于西北内陆，海洋温湿气流不易到达，成雨机会少，大部分地区气候干燥，属大陆性很强的温带季风气候。冬季寒冷漫长，春夏界线不分明，夏季短促，气温高，秋季降温快。省内年平均气温在0～16℃之间，各地海拔不同，气温差别较大，日照充足，日温差大。142 且化石能源消耗日益严峻，能源短缺对经济发展的影响日益严峻。大部分化石能源将在本世纪内消耗结束。国际预测世界化石能源的消耗高峰将在2020～2030年之间到来，以后将逐步枯竭。能源危机和环境恶化已成为影响经济和社会发展的重大障碍，使用清洁的可再生能源减少环境污染成为越来越多老百姓的共识，作为能源消耗最多的城市地区利用可再生能源之一的太阳能已成为城市可持续发展的重要举措，因此发展光伏发电利用太阳能是必由之路。综合上述条件分析，******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目的提出符合我国经济发展政策和能源发展战略，更切合当地实际情况，所以本项目的建设和实施必将对我国太阳能应用技术的发展起到巨大的促进作用。1.4项目效益分析该项目的建设可以增加当地就业机会，拉动地方经济、创造收入，有利于国民经济的持续、健康的发展；有利于当地资源的合理配置和有效利用；有利于人民生活水平的提高和生产力的发展。该项目属于新型产业，发电时在动力输出、生产运行中均不消耗任何外在物质能源。太阳能光伏发电可以达到煤炭、石油、天然气等物质能源零消耗，真正做到废水、废渣、废气零排放，环境零污染。太阳能光伏发电站的建立能够彻底解决人类以往发电的能源问题、因发电带来的环境污染问题、因缺电带来的国家贫困问题等，从而带来巨大的社会效益。1.5主要经济技术指标经测算，项目完成后主要经济技术指标如下表所示：表1-1主要经济技术指标表序号科目单位指标备注1项目规模总投资万元25003.25142 1.1建设投资万元24000.001.2建设期利息万元458.251.3流动资金万元545.002正常年年收入万元7156.003年总成本万元3421.393.1年固定成本万元2558.913.2年可变成本万元862.484年经营成本万元1605.205年利税总额万元2704.165.1年营业税金及附加万元400.745.2年利润总额万元2303.425.3年增值税万元0.006财务内部收益率%15.02税后7财务净现值万元13085.33税后8税后投资回收期年6.54含建设期9财务内部收益率%18.87税前10财务净现值万元19327.18税前11总投资收益率%13.3212投资利税率%14.1513项目资本金净利润率%19.6714盈亏平衡点%41.711.6项目编制的范围和目的1、项目编制的范围142 对本项目的生产规模、项目方案、原材料工艺、厂址选择、市场分析、环境保护、消防、投资估算和经济效益等方面进行全面的分析和论证，从而提出技术先进、经济合理、切实可行的设计方案，以满足评估、论证、审批的要求，为建设项目的投资决策及开展初步设计提供依据。2、项目编制的目的项目研究目的主要是对项目的方案、环境影响因素、项目投资估算、项目效益评价等方面进行技术可靠性、经济合理性及实施可能性等方面进行比较和论证，在此基础上提出推荐方案，使所选方案科学合理，使该项目在远期的社会效益、环境效益达到最佳统一。142 第二章项目提出的背景及建设的必要性2.1项目提出的背景众所周知，能源是人类社会发展的动力，是国民经济发展和人民生活水平提高的重要物质基础。目前广泛使用的常规能源（主要是煤、石油、天然气等化石能源）资源有限，无法满足人类持续增长的能源需求，且多年过度的开发利用已造成严重的环境问题，制约着经济和社会的发展。因此，开发可再生能源是关系到国家可持续发展战略的关键问题之一。在各种可再生能源中，太阳能覆盖面积广，是一种取之不尽、用之不竭的清洁能源，太阳能光伏发电技术是近些年来太阳能利用领域中发展最快、最前沿的研究领域；在欧美等发达国家，利用光伏技术发电已成为重要能量来源之一。根据德国联邦太阳能经济协会的预测，随着光伏发电成本的逐年快速下降，光伏发电在今后世界能源构成中所占比重将会逐渐上升，2050年前后将会超过由煤和石油所提供能源的总和。近年来我国政府非常重视可再生能源利用和环境保护问题，在减少温室气体排放和可再生能源利用方面采取了多方面措施。还出台了《可再生能源中长期发展规划》等法规，并将光伏发电等可再生能源项目列入《当前优先发展的高科技产业化重点领域指南（2007年度）》等文件，从税收等国家政策上给予大力支持。从我国的能源现状看，我国虽然地大物博，但人均常规能源储量却远远低于世界平均水平，预计到2015年全国发电装机量缺口将达82.9GW，占总装机量的7.7%，到2020年这一缺口会增加到8.2%。如此巨大的缺口仅靠煤、水、核电是不够的，必须要由可再生能源发电来填补。与此同时，我国有着丰富的太阳能资源，绝大多数地区平均日辐射量在4kWh/m2142 以上，与同纬度的美国相似，优于日本及欧洲地区。尤其是在西部广大的无人区，更是太阳能资源较为丰富的地区，有着大规模光伏发电的天然条件。综上分析，太阳能光伏发电在中国是个新兴产业，可以缓解我国能源紧张问题，节能减排，改善居住环境，有效利用太阳能资源和土地价值。项目建设对于推动和提升新能源产业的发展，提高经济运行质量和效益，增强综合国力和企业竞争力具有十分重要的意义。近几年***经济持续快速协调健康发展，城市化进程不断加快，各项社会事业全面进步，经济发展对能源的需求也越来越大。***同样面临着资源枯竭、能源供应紧张的问题，对可再生能源的发展非常迫切。本项目立足区域能源现状，根据企业实际和发展规划，拟建设先进的太阳能光伏大棚示范区，以充分利用当地丰富的太阳能资源，为城市发展提供强大的能源供应，缓解能源供应紧张矛盾。项目建设符合国家产业政策和当前可再生能源产业发展趋势，能够适应当地及周边地区国民经济发展的客观需要。2014年10月国家能源局与国务院扶贫办联合印发《实施光伏扶贫工程工作方案的通知》，在全国范围内开展光伏扶贫工作。2014年下半年开展首批光伏扶贫项目摸底调查，出台相关方案及规划。光伏扶贫既是扶贫工作的新途径，也是扩大光伏市场的新领域，有利于人民群众增收就业，有利于人民群众生活方式的变革，具有明显的产业带动和社会效益。地方政府通过“光伏扶贫”，帮助贫困户开发屋顶光伏。“光伏扶贫”不仅可满足贫困家庭自用，还可通过向电网售电获得收益，增加贫困家庭的直接收入。同时，农村地区占我国的大多数，开发农村贫困地区的分布式光伏产业，是对光伏电站和城市分布式光伏的是有力补充。“光伏扶贫”142 开辟了一条新的扶贫渠道，也打破了国内长久以来“输血式”的扶贫模式，由单一的资金扶贫转向“造血式”的扶贫模式，对国家扶贫渠道的探索具有开拓意义。***是一个农业大省，人口众多，土地资源紧缺，如何在土地资源不足的情况下推广光伏发电项目是一个重要难题。******新能源光伏科技发展有限公司经过充分的考察、调研、论证，制定出符合未来发展的种植药材等经济作物的农业产业与光伏发电互补项目，将太阳能发电和农业发展相结合。一方面，太阳能光伏系统架设在药材等经济作物的智能温室大棚之上或是光伏系统与经济作物合理布局于地面，相互穿插交错布局，直接降低发电成本，不额外占用土地；另一方面，充分利用有限的资源，使土地资源和太阳能资源得到最大化的利用。形成“上面发电、下面种植、科学开发、综合利用”的“农光互补”的建设模式，中和利用空间资源，发展新能源。“农光互补”项目，让农业和新能源产业共同发展，太阳能光伏发电和药材种植园的重点开发、深度开发与科学开发相结合，最终将项目建设成为集药材种植、科研示范、光伏发电于一体的特设产业园、综合示范基地、清洁能源生产示范几点与农业示范基地。2.2项目建设的必要性2.2.1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。“十二五”142 期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍然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。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25—30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。2.2.2响应国家号召，支持政府完成节能目标由于经济全球化进程加快给中国带来资源环境新挑战，能源问题已引起党中央、国务院高度重视，党的十六届五中全会提出把节约资源作为基本国策，“十一五”规划《纲要》把“十一五”时期单位GDP能耗降低20%左右作为约束性指标。党的十七届五中全会提出“十二五”期间单位GDP能耗在“十一五”基础上再降低20%。但是我国是发展中国家，正处于工业化、城镇化进程快速发展的阶段，同时又处于产业转型期，传统的粗放型增长方式加剧了资源消耗，故要实现2015年单位GDP能耗比2010年下降20%的目标压力巨大，需要全社会共同努力。因此开发利用太阳能是对政府完成节能目标的大力支持，具有重要意义。2.2.3加快能源电力结构调整的需要142 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，我国政府对此十分重视，《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》（计基础[1999]44号）、国家经贸委1999年11月25日发布的《关于优化电力资源配置，促进公开公平调度的若干意见》、1998年1月1日起施行的《中华人民共和国节约能源法》，2005年2月28日全国人大通过《中华人民共和国可再生能源法》，并自2006年1月1日起施行，都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。开发风能、太阳能等清洁能源，发展可再生能源产业等支持新能源发展的方针还被明确写进了2011年中国政府工作报告。中国将提高非化石能源占一次能源消费比重至11.4％，并作为约束性指标写入“十二五”规划。随着2000年9月1日开始实施《中华人民共和国大气污染防治法》，各省市人民政府对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，必将制约火力发电的建设和发展。因此，积极开发利用当地的可再生能源，替代部分煤电，适当减轻能源对外依靠的压力，对改善当地的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。根据我国《可再生能源中长期发展规划》，提出了未来15年可再生能源发展的目标：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16％，到2010年，太阳能光伏发电总容量达到30万千瓦，到2020年达到180万千瓦。2008年，我国光伏发电新增安装容量40MW，是历史之最，比2007年增长1倍。根据国家《产业结构调整指导目录(2011年本)（2013年修正）》，其中的“第一类鼓励类，第四条电力，第5项风力发电及太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源开发利用”。明确太阳能发电为国家产业结构调整的鼓励投资项目。2011年、2012年和2103年我国的装机量分别是2.5G瓦、4.5G瓦和11.3G瓦，近三年光伏装机容量大约以2倍的速度激增，截止2013年底国内累计光伏装机已经超过20GW，中国国务院2013年7月宣布，2013年—142 2015年，计划年均新增光伏发电装机容量10G瓦，预计未来2年还会有20G瓦的安装量。2013年7月15日，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》出台，这份文件进一步细化了国务院提出的刺激国内光伏需求的“国六条”，2015年国内光伏发电装机目标在20GW基础上再上调75%，装机容量将达到35GW以上，2013年至2015年将新增装机容量30GW，年均新增光伏发电装机容量10GW。***的可再生能源中太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在***开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域限制，所发电力稳定，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。可充分利用太阳能资源改善地区能源结构，符合国家能源可持续发展战略要求。2.2.4******建设大型并网光伏发电系统的条件******地区太阳能资源较好，属于我国光照资源第三类地区，在该地区发展农光互补电站，从而带动地区经济和环境的可持续性发展。随国民经济的持续快速发展和人们社会生活水平的不断提高，对能源的需求量也日渐膨大。虽然***是一个能源大省，但从全国来看，由于我国人口众多，人均拥有的资源水平远低于世界水平，能源问题已逐渐威胁到我国经济的正常发展。另外，***电网电源结构单一，基本以火力发电为主，而火电的发展必然会受到煤炭、交通、环保等因素的制约。积极开发***丰富太阳能资源，对改善地区的电源结构和走能源可持续发展的道路是十分必要的。2.2.5缓解环境压力我国能源结构以煤炭为主，一次能源品种的消费构成比例为：煤炭占69.7%、石油占20.3%、天然气占3.0%、水电占6.0%、核电占142 0.8%、其他0.2%。可以看出，煤炭在我国能源结构中比例超过2/3，而比较清洁的化石燃料（如石油和天然气）比例较小，与世界能源结构形成鲜明对照。“十二五”开局以来，在经济快速增长的拉动下，煤炭消费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。中国是世界SO2排放最为严重的国家之一，因而也是酸雨污染最严重的国家。2007年，除中国SO2排放持续为世界第一外，中国CO2排放也超过美国，成为世界第一。这给中国节能减排、改善能源结构以及能源可持续发展带来了巨大压力。加快可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室气体和有害气体排放是中国能源和环境可持续发展的当务之急。2.2.6太阳能光伏发电将是未来重要能源由于能源消费的快速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况日益严重，影响经济发展和人民的生活健康。随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束越来越严重。因此，大力开发太阳能、风能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施，同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。太阳能是一种可利用的非常宝贵的可再生能源，相对于人类发展历史而言是一种取之不尽、用之不竭的清洁能源。在全球气候变暖、人类生态环境恶化、常规能源资源短缺并造成环境污染的形势下，太阳能光伏发电技术普遍得到各国政府的重视和支持。迄今为止，太阳能的开发和利用已经历了几十年的发展，逐渐成为绿色领域的前沿技术。142 在技术进步的推动和逐步完善的法规政策的强力驱动下，光伏产业自1990年代后半期起进入了快速发展时期。近几年，随着光伏组件成本的不断下降，光伏市场发展迅速，光伏发电由边远地区和特殊应用向城市应用过渡。由补充能源向替代能源过渡，人类社会向可持续发展的能源体系过渡。并网光伏发电在整个可再生能源技术中也是增长最快的技术，成为世界最关注的可再生能源之一，并成为电力工业的重要组成部分。2.2.7发挥减排效率，申请CDM（清洁能源机制）我国是《联合国气候变化框架公约》（1992）和《京都议定书》（1997）的签字国，为努力减缓温室气体排放的增长率，承担“共同但有区别的责任”。在2002年约翰内斯堡全球可持续发展峰会上，中国政府已核准《京都议定书》，中国将坚定不移地走可持续发展的道路。CDM作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转让。本项目不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目建设和电力的发展，太阳能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，可以扩大***环境保护的宣传影响，促进项目的实施和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。本项目的实施，探讨目前实用的技术方案和可供考虑的投融资方案；测算该项目发电成本；提出实施该项目所需要的政策支持；为下一步的可行性研究奠定坚实的基础。本项目的研究成果将为我国的大规模太阳能光电开发利用提供基础数据，为国家出台相关政策提供参考数据，因此本项目的建设是非常有必要的。142 第三章项目选址与建设条件3.1选址原则项目建设场地遵循以下原则：（1）符合国家、地区和城乡规划要求；（2）满足对原材料、能源、水和人力的供应；（3）满足光伏发电的相关要求；（4）尽力降低建设投资，节约运费，减少成本，以便达到节约资源和提高效益的要求；（5）安全原则，防洪、防火、防地质灾害；（6）有利于环境保护，以人为本，减少对生态和环境的影响。上述基本原则，可以分解为以下具体的要求：（1）对区域位置的要求1）要远离重要的铁路枢纽站、大型桥梁、大型储油库、重要军事工程、飞机场等战略目标；2）要避开高压输电线路，不压城市地下管线；3）满足当地规划要求；4）在文物地区或风景保护区时，应有当地主管部门同意文件。（2）场址面积的要求场址面积应满足用地要求和环境条件，并考虑留有适当的发展用地。（3）对交通运输条件的要求。交通运输条件应满足下列要求：1）与场外道路连接方便，交通运输建设工程量尽量减小；2）运输方便、畅通、便捷。（4）对动力供应条件的要求：供电、供水等有稳定可靠的来源。142 3.2项目选址项目经过实地考察比选论证，选址于************，场地周边基础设施完善，日照时间充足，太阳能资源较为丰富，能满足项目建设要求。3.3项目建设条件3.3.1地理环境1、地理位置***地处祖国内陆腹地，***东南部，居川、陕、鄂、渝交接部，位于东经108°00′58″～110°12′，北纬31°42′24″～33°50′34″之间，南依巴山北坡，北靠秦岭主脊，东与湖北省的郧县、郧西县接壤，东南与湖北省的竹溪县、竹山县毗邻，南接重庆市的巫溪县，西南与重庆市的城口县、四川省的万源市相接，西与汉中市的镇巴县、西乡县、洋县相连，西北与汉中市的佛坪县、西安市的周至县为邻，北与西安市的户县、长安区接壤，东北与商洛市的柞水县、镇安县毗连。2、气候特征安康属亚热带大陆性季风气候，气候湿润温和，四季分明，雨量充沛，无霜期长。其特点是冬季寒冷少雨，夏季多雨多有伏旱，春暖干燥，秋凉湿润并多连阴雨。多年平均气温15℃～17℃，1月平均气温3℃～4℃，极端最低气温－16.4℃（1991年12月28日宁陕）；7月平均气温22℃～26℃，极端最高气温42.6℃（1962年7月14日白河县）。最低月均气温3.5℃（1977年1月），最高月均气温26.9℃（1967年8月）。全市平均气温年较差22℃～24.8℃，最大日较差36.8℃（1969年4月镇坪）。垂直地域性气候明显，气温的地理分布差异大。川道丘陵区一般为15～16℃，秦巴中高山区为12～13142 ℃。生长期年平均290天，无霜期年平均253天，最长达280天，最短为210天。年平均日照时数为1610小时，年总辐射106千卡/平方厘米。0℃以上持续期320天（一般为2月10日～次年12月20日）。年平均降水量1050毫米，年平均降雨日数为94天，最多达145天（1974年），最少为68天（1972年）。极端年最大雨量1240毫米（2003年），极端年最少雨量450毫米（1966年）。降雨集中在每年6月至9月，7月最多。3、地势地貌安康在大地构造位置上属于秦岭地槽褶皱系南部和扬子准地台北部汉南古陆的东北缘，分别由东西走向的秦岭地槽褶皱带和北西走向的大巴山弧形褶皱带复合交接组成。具南北衔接，东西过渡的特点。安康以汉江为界，分为两大地域，北为秦岭地区，南为大巴山地区，以汉水—池河—月河—汉水为秦岭和大巴山的分界，其地貌呈现南北高山夹峙，河谷盆地居中的特点。全市地貌可分为亚高山、中山、低山、宽谷盆地、岩溶地貌、山地古冰川地貌6种类型。在本市土地面积中，大巴山约占60%，秦岭约占40%；山地约占92.5%，丘陵约占5.7%，川道平坝占1.8%。海拔高程以白河县与湖北省交界的汉江右岸为最低（海拔170米），秦岭东梁为最高（海拔2964.6米）。3.3.2自然资源1、土地资源安康总面积23534.5平方公里。其中陆地23130.44平方公里，占98.%；水域398.6平方公里，占1.7%。人口密度为每平方公里115人。其中耕地总面积380094公顷，常用耕地面积191478公顷，林地1658496公顷，森林覆盖率56.5%，荒山荒地91691公顷，水域面积39861公顷。142 2、矿产资源***探明和发现的矿产资源有65种，有探明储量的矿产32种，其中在陕西和中国位居前列的矿产有金矿、汞矿、毒重石、瓦板岩、重晶石、锑矿、锌矿、天然珍稀矿泉水等。除此以外，***水泥用灰岩探明28处，储量24407万吨；金红石发现两处，探明储量75万吨；硫铁矿探明5处，其中平利凤凰尖硫铁矿储量3348万吨，伴生钴4141吨；钛磁铁矿探明多处，储量约4亿吨；滑石、雄黄、钼矿、玻璃用石英、饰面大理岩、绿松石、石煤等矿产均有探明储量。3.3.3交通概括安康已形成由铁路、公路、水路、航空等4种运输方式构成的交通运输网络，2011年客运总量7899万人，货运总量6272万吨。阳安铁路（阳安铁路二线）、襄渝铁路（襄渝二线）、西康铁路（西康铁路二线）、安张常铁路（安张衡铁路）、渝西高速铁路（规划中）过境。西康高速、银百高速公路（安康到岚皋县高速段）、十天高速、包茂高速公路、安北高速公路（安康到北海高速规划中）、安平高速公路（镇坪县高速规划中）、城安高速公路在此交汇，是中国包柳铁路和沪汉蓉大通道的十字中心。3.3.4区域经济2013年，***年实现生产总值（GDP）604.55亿元，比上年增长13.4%。其中，第一产业增加值90.57亿元，增长5.1%；第二产业增加值321.4亿元，增长19.7%；第三产业增加值192.58亿元，增长9.5%。一、二、三产业占生产总值的比重为15︰53︰32。人均生产总值22943元，比上年增长13.1%。2013年非公有制经济增加值307.85亿元，占生产总值的50.92%，比上年提高1.17个百分点。142 3.3.5水电供应情况项目位于*********，建设用水可由当地水源供给，满足项目建设需要。项目建设用电由附近变电室引入，能满足项目建设需求，项目建成后自行供电。3.4选址评价本项目选址位置优越，当地历史文化底蕴深厚，交通运输条件十分方便，项目四周环境良好，给排水、供电、水文地质条件皆有保证。该项目选址综合条件良好，有利于光伏发电站的建设。142 第四章光伏发电产业现状及前景预测4.1国内外光伏发电应用分析和应用情况4.1.1国际光伏发电系统应用情况介绍国际上太阳能发电应用主要集中在欧洲，其中，德国、西班牙为了鼓励可再生能源发电，颁布了“购电法”以吸引投资；英国早期实施“非化石燃料公约”制度，为可再生能源发展创造条件；美国有些州及澳大利亚和日本等国家实施配额制，要求在电力供应中可再生电力的比例要达到一定的程度。以立法的形式强制社会接纳和开发可再生资源。其次制定重大发展计划，切实推动可再生能源发展。欧盟在能源政策白皮书中，把可再生能源视为“提高能源竞争力，保证供应安全和环境保护”三大战略目标的关键，制定了2010年可再生能源要占欧盟总能源消耗的12%的宏伟目标，其中，光伏发电增加到3GW。在欧盟、北美等发达国家，在政府立法推动下，太阳能发电应用呈现出蓬勃发展的趋势，屋顶发电和并网发电已非常普遍。目前世界各国都在加速实现“零碳排放”，大力发展可再生能源发电，而在所有可再生能源里，光伏发电是一个最重要的发展方向。依赖于不受地理条件限制、占地面积小（或者可以安装于屋顶，不占用土地）、零碳排放、安装简单、相对成本低等特点，光伏发电正在全球范围内被全面普及，一股光伏热潮正在“席卷”全球。142 美国目前是世界上光伏发电最为普及的一个国家，这依赖于美国光伏发电装置价格及安装成本双双下降。据美国太阳能产业协会（SEIA）发布的消息称，2014年的总装机容量达到6201MW，比上年增长30%以上，创下史上最高纪录。随着光伏发电已经普及到全美普通家庭，在一些较大的州，中等收入和工薪阶层的家庭都在加大屋顶太阳能系统的投资，而且这种趋势将愈演愈烈。德国是世界上光伏装机规模最大的国家，在推动光伏发展方面的政策、管理、技术等经验为世界上多个国家效仿。2014年，德国已连续9年保持世界光伏发电第一大国的位置。截至2014年年底，德国光伏发电装机容量约为3820万千瓦；当年光伏发电量达到328亿千瓦时，约占全部发电量的6.3%。光伏已成为德国装机容量最大的电源。截至2014年年底，德国光伏发电装机容量约占德国电力总装机容量的21.5%，占比最高。就可再生能源发电而言，光伏装机占比也最大，达可再生能源装机的43.5%。 英国也正打算在全国范围内普及光伏发电。日前，英国政府对不动产使用权的相关法规进行了修改，降低了在屋顶安装光伏发电装置的门槛。按照修改后的法规，未来在屋顶上安装1MW（相当于1000kW）及以下的光伏发电装置不再需要“建筑许可证”（英国政府规定在建造或改建房屋前必须申请获得该证）。之前，英国政府规定如果要在屋顶装高于50kW的光伏发电装置，就要先申请“建筑许可证”。与此同时，英国能源与气候变化部也对“上网电价补贴政策”进行修改：从2019开始，安装于建筑物上的光伏发电装置可以随时搬迁，并在搬迁后还将继续享受上网电价补贴政策。修改前的上网电价补贴政策与实际情况相悖，规定建筑物上安装光伏发电装置必须在同一地方“服役”满20年方可享受政府补贴。由此可见，英国政府的这项举措为普及光伏发电“插上了一双翅膀”。英国政府机构能源与气候变化部（DECC）今天发布的最新数据显示，2014年该国太阳能光伏发电量几乎翻倍。DECC的2014年英国能源统计报告显示，2014年太阳能光伏能源产量提高93%至3.9TWh，是去年所有可再生能源类型中增幅最大的。142 该3.9TWh数字占2014年英国可再生能源总产量的6.1%左右，几乎是其2013年记录的3.8%份额的两倍。2014年第四季度增幅尤为显着，可再生能源创纪录占英国能源总产量的22%，较2013年同期记录的17.9%数字增长超过4%。在当今能源短缺的现状下，各国都加紧了发展光伏的步伐。美国提出“太阳能先导计划”意在降低太阳能光伏发电的成本，使其2015年达到商业化竞争的水平；日本也提出了在2020年达到28GW的光伏发电总量；欧洲光伏协会提出了“setfor2020”规划，规划在2020年让光伏发电做到商业化竞争。在发展低碳经济的大背景下，各国政府对光伏发电的认可度逐渐提高。综上，世界各种权威机构对可再生能源替代速度和光伏发电未来前景的预测具有高度一致性。这些预测充分说明可再生能源替代化石燃料的紧迫性和必然性，说明光伏发电未来的重要战略地位。4.1.2国内光伏发电系统应用情况介绍近年来全国范围内全国出现电力供应严重不足的现象，电力供应的紧张情况在相当长的时期内都不会缓解，电力供应单靠传统的煤、水、核仍然存在一定缺口，需要由可再生能源发电来填补。光伏发电系统将在中国未来的电力供应中扮演重要的角色，预计到2010年中国的光伏发电累计装机容量将达到600MWp，2020年累计装机将达到30GWp，2050年将达到100GWp。根据电力科学院的预测，到2050年中国可再生能源发电将占到全国总电力装机的25%，其中光伏发电占5%以上。142 2009年国家相继提出了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》、金太阳示范工程等鼓励光伏发电产业发展的政策；2010年国务院颁布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》明确提出要“开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场”；2011年国务院制定的“十二五”规划纲要再次明确了要重点发展包括太阳能热利用和光伏光热发电在内的新能源产业。一系列的政策支持让中国光伏发电发展之路更加宽广。根据国家能源局统计，截至2013年末，全国发电设备装机容量为12.47亿千瓦，同比增长9.3%；其中，火电8.62亿千瓦，水电2.80亿千瓦，核电1461万千瓦，并网风电7548万千瓦，并网太阳能1479万千瓦，上述电源装机分别同比增长5.7%、12.3%、16.2%、24.5%和335.1%。太阳能光伏发电方面，近年来随着国家对太阳能发电扶持力度增强，以及多晶硅价格下跌、组件成本下降，我国太阳能光伏发电试点工程逐渐增多、装机规模迅速增长。截至2013年末的我国光伏发电装机总容量为1479万千瓦，2010-2013年的年均复合增长率达到316.30%。2012年以来，光伏电站建设成本下降，以及标杆电价和补贴政策密集推出，使得我国光伏装机容量规模快速增长。4.2前景预测传统的燃料能源正在一天天减少，人们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。其中太阳能以其独有的优势成为人们关注的焦点。丰富的太阳辐射能，是取之不尽用之不竭、无污染、廉价的能源。太阳能每秒钟到达地球的能量高达80万千瓦时，如果把地球表面0.1%的太阳能转为电能，转变率为5%，那么每年发电量可达5.6×1012千瓦时，相当于目前全世界能耗的40倍。将光能转变为电能的光伏技术是一项非常重要的技术，它能够实现人类向可持续的全球能源系统转变。相对而言，目前这项技术的发展还处在初期阶段，到2030年之后将会有很稳定和很高的增长率，会成为可行的电力供应者。142 欧盟希望能够在2030年安装的光伏发电装置可能增加到200GW左右，全世界可能会达到1000GW，占世界发电总量的4%。到2030年，光伏发电将会在发展中国家的乡村大规模普及，为1亿多个家庭供电，这将对今天尚不能用上电的17亿人口中的5亿人的生活产生积极影响。在今后的十几年中，中国光伏发电的市场将会由独立发电系统转向并网发电系统，包括沙漠电站和城市屋顶发电系统。中国太阳能光伏发电发展潜力巨大，配合积极稳定的政策扶持，到2030年光伏装机容量将达1亿千瓦，年发电量可达1300亿千瓦时，相当于少建30多个大型煤电厂。国家未来三年将投资200亿补贴光伏业，中国太阳能光伏发电又迎来了新一轮的快速增长，并吸引了更多的战略投资者融入到这个行业中来。4.3太阳能资源分区4.3.1中国太阳能资源分区太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能利用得天独厚的优越条件。中国国土面积从南到北、自西向东的距离都在5000公里以上，总面积达960万平方公里，为世界陆地总面积的7%。在我国有着十分丰富的太阳能资源。全国各地太阳辐射总量为3340～8400[MJ/（m2·y）]，中值为5852[MJ/（m2·y）]。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一；四川盆地、两湖地区、秦巴山地是太阳能资源低值区；我国东部、南部、及东北为资源中等区。各地区资源分类见表4-1。表4-1中国太阳能资源分布表142 地区类型年日照时数（h/a）年辐射总量（MJ/m2·a）等量热量所需标准燃煤（kg）包括的主要地区备注一类3200-33006680-8400225～285kg宁夏北部，甘肃北部，新疆南部，青海西部，西藏西部太阳能资源最丰富地区二类3000-32005852-6680200～225kg河北西北部，山西北部，内蒙南部，宁夏南部，甘肃中部，青海东部，西藏东南部，新疆南部较丰富地区三类2200-30005016-5852170-200kg山东，河南，河北东南部，山西南部，新疆北部，吉林，辽宁，云南，陕西，甘肃东南部，广东南部中等地区四类1400-20004180-5016140-170kg湖南，广西，江西，浙江，湖北，福建北部，广东北部，安徽南部较差地区五类1000-14003344-4180115-140kg四川大部分地区，贵州最差地区一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于5000MJ／m2·a，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。我国地处北半球，土地辽阔，幅员广大，国土总面积达960万平方公里。南从北纬4o的曾母暗沙，北到北纬52.5o的漠河，西自东经73o的帕米耳高原，东至东经135o的黑龙江与乌苏里江汇流处，距离都在5000公里以上。在我国广阔富饶的土地上，有着丰富的太阳能资源。全国各地的年太阳辐射总量为928－2333KWh/m2，中值为1626kWh/m2。142 根据各地接受太阳总辐射量的多少，可将全国划分为五类地区。图4-1中国太阳辐射分布图142 一类地区为我国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量6680-8400MJ/m2，相当于日辐射量5.1-6.4KWh/m2。这些地区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地。尤以西藏西部最为丰富，最高达2333KWh/m2（日辐射量6.4KWh/m2），居世界第二位，仅次于撒哈拉大沙漠。二类地区为我国太阳能资源较丰富地区，年太阳辐射总量为5850-6680MJ/m2，相当于日辐射量4.5-5.1KWh/m2。这些地区包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。三类地区为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为5000-5850MJ/m2，相当于日辐射量3.8-4.5KWh/m2。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西、甘肃东南部、广东南部、福建南部、苏北、皖北、台湾西南部等地。四类地区是我国太阳能资源较差地区，年太阳辐射总量4200-5000MJ/m2，相当于日辐射量3.2-3.8KWh/m2。这些地区包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、苏北、皖南以及黑龙江、台湾东北部等地。五类地区主要包括四川、贵州两省，是我国太阳能资源最少的地区，年太阳辐射总量3350-4200MJ/m2，相当于日辐射量只有2.5-3.2KWh/m2。全国太阳能资源分布见图4-2所示。142 图4-2中国太阳能资源分布图太阳能辐射数据可以从县级气象台站取得，也可以从国家气象局取得。从气象局取得的数据是水平面的辐射数据，包括：水平面总辐射，水平面直接辐射和水平面散射辐射。从全国来看，我国是太阳能资源相当丰富的国家，绝大多数地区年平均日辐射量在4kWh/m2·天以上，西藏最高达7kWh/m2·天。与同纬度的其它国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。上述一、二、三类地区约占全国总面积的2/3以上，年太阳辐射总量高于5000MJ/m2，年日照时数大于2000h，具有利用太阳能的良好条件。特别是一、二类地区，正是我国人口稀少、居住分散、交通不便的偏僻、边远的广大西北地区，经济发展较为落后。可充分利用当地丰富的太阳能资源，采用太阳光发电技术，发展经济，提高人民生活水平。4.3.2***太阳能资源状况***具有丰富的太阳能资源，太阳能资源空间分布特征是北部多于南部，全省太阳能年总辐射量在4410～5400MJ/m2142 之间，按资源丰富程度可以划分为3个区，见下图4-3。图4-3***太阳能资源分布状况图Ⅰ区为太阳能资源丰富区（年太阳能总辐射量为5040～5430MJ/m2，全年日照时数为2600～2900h），主要包括陕北北部和渭北东部地区；Ⅱ区为太阳能资源较丰富区（年太阳能总辐射量为4500～5040MJ/m，全年日照时数为2100～2600h），主要包括陕北南部、关中地区；Ⅲ区为太阳能资源一般区（年太阳能总辐射量为4100～4500MJ/m2，全年日照时数为，全年日照时数为1664～2100h），主要包括陕南汉中和安康大部。太阳能资源空间分布特征是北部多于南部，南北相差约800MJ/m2。142 第五章太阳能光伏发电系统设计5.1光伏发电简介光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。5.1.1光伏效应如果光线照射在太阳能电池上并且光在界面层被吸收，具有足够能量的光子能够在P型硅和N型硅中将电子从共价键中激发，以致产生电子－空穴对。界面层附近的电子和空穴在复合之前，将通过空间电荷的电场作用被相互分离。电子向带正电的N区和空穴向带负电的P区运动。通过界面层的电荷分离，将在P区和N区之间产生一个向外的可测试的电压。此时可在硅片的两边加上电极并接入电压表。对晶体硅太阳能电池来说，开路电压的典型数值为0.5～0.6V。通过光照在界面层产生的电子－空穴对越多，电流越大。界面层吸收的光能越多，界面层即电池面积越大，在太阳能电池中形成的电流也越大。5.1.2基本原理太阳光照在半导体p-n结上，形成新的空穴-电子对，在p-n结电场的作用下，空穴由n区流向p区，电子由p区流向n区，接通电路后就形成电流。这就是光电效应太阳能电池的工作原理。（1）太阳能发电方式太阳能发电有两种方式，一种是光—热—电转换方式，另一种是光—电直接转换方式。（2）光—热—电转换方式通过利用太阳辐射产生的热能发电，一般是由太阳能集热器将所吸收的热能转换成工质的蒸气，再驱动汽轮机发电。前一个过程是光—热转换过程；后一个过程是热—142 电转换过程，与普通的火力发电一样.太阳能热发电的缺点是效率很低而成本很高，估计它的投资至少要比普通火电站贵5～10倍。（3）光—电直接转换方式该方式是利用光电效应，将太阳辐射能直接转换成电能，光—电转换的基本装置就是太阳能电池。太阳能电池是一种由于光生伏特效应而将太阳光能直接转化为电能的器件，是一个半导体光电二极管，当太阳光照到光电二极管上时，光电二极管就会把太阳的光能变成电能，产生电流。当许多个电池串联或并联起来就可以成为有比较大的输出功率的太阳能电池方阵了。太阳能电池是一种大有前途的新型电源，具有永久性、清洁性和灵活性三大优点.太阳能电池寿命长，只要太阳存在，太阳能电池就可以一次投资而长期使用；与火力发电、核能发电相比，更加环保且效率更高，是可再生能源。5.1.3技术优势与常用的发电系统相比，太阳能光伏发电的优点主要体现在：太阳能发电被称为最理想的新能源。①无枯竭危险；②安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净（无公害）；③不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势；④无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；⑤能源质量高；⑥使用者从感情上容易接受；⑦建设周期短，获取能源花费的时间短。5.1.4光伏发电系统简介光伏组件光伏组件种类有很多，如“单晶硅”，“多晶硅”，“非晶硅”142 等。选择的原则可参照供货商的价格、产品供货情况、保障、效率等。当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率为单晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。2008年我国已能规模化生产硅原料，使得硅原料价格大幅下滑，由最高价500美元/kg降到当前的70-80美元/kg，并还有继续下降的空间，从而使晶硅电池组件的价格形成了大幅下滑的局面。当前国际上已建成的大型光伏并网电站基本上采用晶硅电池。薄膜电池分为硅基薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，硅基薄膜电池为5-8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。硅基薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。通过多方面的调研，目前在兆瓦级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳电池光电转换效率一般，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低。非晶硅薄膜太阳电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。（2）光伏系统方阵支架142 光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂跟踪系统。跟踪系统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，以使太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大。光伏跟踪器可分为如下类型：单轴跟踪器、方位角跟踪器、双轴跟踪器，不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）的影响不同，双轴跟踪器能使方阵能量输出提高约29％，单轴跟踪器能使方阵能量输出提高25％，方位角跟踪器能使方阵能量输出提高21％。但系统成本将明显增加（双轴跟踪器＞单轴跟踪器＞方位跟踪器），但就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵其性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。（3）逆变器并网逆变器具有最大功率跟踪功能，该设备用来把光伏方阵连接到系统的部分。最大功率跟踪器（MPPT）是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能使方阵工作在输出功率最大的状态，实现方阵的最佳工作效率。（4）升压变压器目前小容量配电变压器的铁芯材料常用有普通硅钢片和非晶合金材料两种。非晶合金主要以铁、镍、钻、略、锰等金属为合金基础，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有铁磁性良好、机械强度高、耐蚀性能好、制作工艺简单、成材率高等特点。非晶合金材料的金属原子排列呈无序非晶状态，它的去磁与被磁化过程极易完成，较硅钢材料铁芯损耗降低，达到高效节能效果。用于油浸变压器可减排CO、SO、NOx等有害气体，被称为21世纪的“绿色材料”。变压器的空载损耗主要由涡流损耗和磁滞损耗组成，涡流损耗与铁芯材料厚度成正比，与电阻率成反比，磁滞损耗与磁滞回路所包络的面积成正比。非晶合金带材的厚度仅为27μ142 m，是冷轧硅钢片的1/11左右，电阻率是冷轧硅钢片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右，是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。5.2光伏组件选择5.2.1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、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。（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142 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Ⅰ-Ⅲ-Ⅵ族化合物半导体，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。5.2.2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142 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。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。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。5.2.3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，非晶硅薄膜组件的弱142 光性优势不明显。此外，场址所在地区长期高温，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20MWp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20MWp晶体硅太阳电池组件选用国产250Wp多晶硅太阳能组件。表5-1拟选国产太阳电池组件主要性能参数名称单位性能参数最大功率WpW250开路电压VocV37.7工作电压VmpV30.3短路电流IscA8.69工作电流ImpA8.27电压温度系数%/℃-0.33电流温度系数%/℃0.06工作温度范围℃-40～85142 NOCT℃45±2组件尺寸mm1640×992×40重量kg205.3光伏阵列的运行方式设计5.3.1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5-1。图5-1太阳能电池组件支架类型（2）电池阵列的运行方式的比较142 对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程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20%。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142 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，且考虑到本工程是在大棚上进行太阳能电池的铺设，维修不便，故选择固定式运行方式。自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、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。5.3.2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：Rβ＝S×[sin(α+β)/sinα]+D式中：Rβ——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α——中午时分的太阳高度角β——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，结果如下表所示。表5-2不同倾角方阵面上各月平均太阳辐射量（单位：MJ/m2）1月492.0495.3498.5501.6504.6507.52月514.5516.7518.8520.7522.6524.33月576.0576.5576.9577.1577.2577.2142 4月596.9595.5594.0592.4590.7588.85月568.3565.7563.1560.3557.4554.46月460.9458.6456.2453.8451.2448.67月465.3463.2461.0458.7456.4453.98月477.7476.2474.6473.0471.3469.49月487.2486.9486.5486.0485.4484.710月479.7480.9481.9482.9483.8484.511月469.0471.7474.4476.9479.3481.612月470.3473.8477.2480.5483.7486.8总量6057.76061.16063.26064.06063.66061.8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。5.4逆变器选型5.4.1逆变器单机容量选择大型光伏并网电站，宜选择大功率集中型逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。目前市场上大功率逆变器有以下几种，630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW。兆瓦级逆变升压成套设备，国内尚无定型产品，大多数电站一般仍采购分体设备，通过组合实现逆变、升压功能。国外已有的定型产品，但其升高电压多为20KV，不太适合国内运用。对于630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW大型逆变器可通过多机并联为1MW单元，配1MW箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。组成的光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等，但是集中型逆变器MPPT最大效率跟踪效果不好，不能最大化利用太阳能，而中小型逆变器大多数具备同时跟踪2-3路组串功能。142 为了更好的利用光照资源，实现利润最大化，推荐使用中型28kW逆变器。主要原因是逆变器具备同时多路MPPT跟踪功能，能够使光电转换效率达到更高，能提升光伏电站整体效率。同时，单机功率小的逆变器每瓦平均外形尺寸小，占地更小，安装方便，节省逆变器土建基础，能够更好的发展农业。5.4.2逆变器配置选择对于中压并网项目，逆变器配置中，建议不需隔离变压器，可由其逆变器交流输出一次升压，以提升整机效率。中型逆变器配置，以适应户外运行为宜，以节省土建投资。同时，逆变器还应具备以下功能：适应现场多年环境温度-30℃～+40℃采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高；提供人机界面及监控系统；具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。交直流均具有防浪涌保护功能；完全满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。5.5光伏方阵设计5.5.1太阳能电池方阵支架的要求和间距计算142 方阵场安装地的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至日影子最长时，前后两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。本项目在大棚顶进行方阵布设，应考虑前后两排大棚间间距。光伏方阵支架采用钢结构，支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固。支架采用钢结构，钢结构支架符合GB50205的要求。方阵紧固螺栓连接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于其直径。在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosωsinβ=cosδsinω/cosαLs/L=cosβ×H/tan[arcsin(0.648cosφ-0.399sinφ)]其中，φ为当地纬度；δ为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；ω为时角，上午9:00的时角为45度。α为太阳高度角β为太阳方位角本项目光伏场地所在纬度为40.3°，太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排，TP672P光伏阵列前后排间距（不含前排阵列投影距离）计算结果为4.091米，考虑本项目在光伏电站下面发展农业，间距取为5m。5.5.2光伏阵列排布142 大型光伏电场组件阵列的布置，一般通过光伏阵列分区、分级排布来实现。分区以光伏电场升压变设备为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统。本工程总容量为20MWp，按1.416MW/0.977MW为单元分区，为15个分区。分级是在每个分区内，对光伏组件阵列进行分级，汇流箱下辖一级光伏阵列，汇流柜下辖二级光伏阵列。图5-2阵列安装示意图太阳电池组件最低点距地面的距离主要考虑当地最大积雪深度、防止动物破坏及场区种植的作物的高度，本项目的太阳电池组件为棚顶设置，不需考虑。5.6光伏子方阵设计计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。5.6.1电池实际工作温度范围确定在本项目中，选用250多晶硅组件,其主要技术参数见表5-3所示：表5-3250W组件参数名称单位性能参数最大功率WpW250开路电压VocV37.7工作电压VmpV30.3短路电流IscA8.69工作电流ImpA8.27142 电压温度系数%/℃-0.33电流温度系数%/℃0.06工作温度范围℃-40～85NOCT℃45±2组件尺寸mm1640×992×40重量kg20以上数据是在标准条件下测得的，即：电池温度为25℃，太阳辐射为1000W/m2、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。据***气象数据显示为：极端最高气温：42.6℃极端最低气温：-16.4℃由于电站工作在白天，太阳能电池的实际工作的环境温度范围可取：-30℃～55℃。5.6.2串联回路组件数量确定目前，市场上集中型大功率并网逆变器的直流输入电压1000V左右，最大功率点跟踪范围500V～850V。组件串应保证逆变器直流输入参数在70℃时的逆变器MPPT电压满足条件，-35℃时的开路电压满足条件。由计算可知，对于250W晶体硅组件，当每串组件为20块时，晶体硅组件串在最低温度下的开路电压为：20*37.7*（1+0.35%*60）=912.34V，小于逆变器最大直流电压1000V。正常工作时，晶体硅组件串的工作电压为：20*30.3*（1-0.45%*45）=519.94V，并网逆变器MPPT电压范围为450-850V，可满足使用要求。若选择每个支路的电组件数量较大，则最低温度时开路电压将突破极限，损坏系统；若选择每个支路的组件数量较小，组串工作电压虽可能在MPPT范围内，但是电压较低，损耗较大。142 综上所述，本工程选定为20块/串。5.6.3光伏阵列单元设计大型光伏电场实际上都是由若干个相同的光伏阵列单元构成。光伏阵列单元组件数量一般取单串组件数量的整数倍。光伏组件阵列采取单元化设计，以便于串联回路接线和结构支架安装。本工程TP672P组件以20块组件共1个组件串设计为一个阵列单元，光伏组件采取竖向排列，上下共两排。各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。阵列单元示意图如图5-3所示图5-3TP672P光伏阵列单元排布图在TP672P光伏阵列中，每块组件功率为250W，每个阵列单元的功率为：18*250W=4.5KWp。本工程按1.416MWp光伏阵列进行分区，每个分区集中逆变升压。每个分区布置整数个光伏组串单元，设计为142个。1.416MWp分区实际总功率分别为：142*40*250=1.41642MWp。光伏电场共18个光伏分区，总功率20MWp。每个分区阵列单元分成东西两部分，中间间距为6米，用于建筑道路。逆变升压站安装于道路旁阵列中间位置。东西两分区内各阵列单元左右间距设计为0.5m，TP672P组件1.416MW阵列单元排布如图5-4所示。142 图5-4TP672P组件1.416MW阵列单元排布图5.7方针接线方案设计光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，具体的电气连接为，通过组件自带的导线，将每个支架的20块组件串联在一起，形成1个组件串，1.416MW多晶硅光伏方阵共有142个组件串，根据组件并联方式设计，5个组件串经过光伏方阵接线逆变器成1路，6个逆变器接一个交流汇流盒，经过光伏方阵接线交流汇流盒后1.416MW多晶硅光伏方阵经过直埋电缆送入安装在分站房内的容量为1500kva箱变中，1.1416MW阵列单元电气接线如图5-5所示。图5-51.416MW阵列单元电气接线图142 5.8辅助技术方案5.8.1积雪处理根据当地的气候情况，冬季降雪天气较少，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南方向，且有30度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。5.8.2组件表面清洁为保证电池发电效率，每1个月定期对组件进行清洗，如果遇到雨水季节，可减少清洗次数。考虑到主要是灰尘，清洗物采用清水清洗。为了不影响发电和系统安全，清洗时间应该在上午9点前和下午3点后，或阴天。5.9年并网电量计算并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。（1）光伏阵列效率η142 1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，取效率87%计算。（2）逆变器转换效率η2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率98.5%计算。（3）交流并网效率η3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率，取变压器效率98.5%计算。（4）系统总效率为：η总＝η1×η2×η3＝87%×98.5%×95%=81%（5）系统发电量估算：系统发电量估算，基础数据如下：1）10年平均月总辐射数据（水平面和30度倾斜面）2）10年平均月环境温度3）光伏系统各部分效率4）固定式安装，方位为正南。25年按照每年0.8%递减计算，计算每年发电量如5-4表所示，年平均发电量为2524.75万度电，此数值为理论发电量，在实际中会出现一定的折损，结合项目实际情况并与业主协商，暂定每年的平均发电量定位2200万度电。表5-4各年平均理论发电量年份年发电量（万度/年）年份年发电量（万度/年）第1年2880.00第14年2594.44第2年2856.96第15年2573.69第3年2834.10第16年2553.10第4年2811.43第17年2532.67第5年2788.94第18年2512.41第6年2766.63第19年2492.31142 第7年2744.50第20年2472.37第8年2722.54第21年2452.60第9年2700.76第22年2432.97第10年2679.15第23年2413.51第11年2657.72第24年2394.20第12年2636.46第25年2375.05第13年2615.3725年总发电量万度/年63118.84142 第六章电气二次设计6.1电气一次6.1.1设计依据（1）《光伏发电站设计规范》GB50797-2012；（2）《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005；（3）《电力变压器选用导则》GB/T17468-2008；（4）《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1；（5）《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》GB/T11022-2011；（6）《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB11032-2010；（7）《35KV-110kV变电所设计规范》GB50059-2002；（8）《3-110kV高压配电装置设计规范》GB50060-2008；（9）《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；（10）《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006；（11）《交流电气装置的接地设计规范》GB50065-2011；（12）《变电所总布置设计技术规程》DL/T5056-2007；（13）《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005；（14）高压配电装置设计技术规程》DL/T5352-2006《；（15）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》GD003-2011；（16）《35kV～220kV无人值班变电站设计规程》DL/T5013-2011；（17）《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》DL/T5394-2007；142 （18）《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》国家电网发展（2009）747号；（19）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（2012修订版）；（20）其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。6.1.2接入电力系统方案（1）***电网概况陕西电网居于西北电网联网枢纽的龙头地位，为西安市等10市66个县(区)供电。供电面积占全省国土面积72%，受用人口占全省总人口51%，拥有421万用电客户，市场占有率30.08%，是陕西电力市场的重要主体和骨干企业。陕西电网拥有35千伏-110千伏变电站432座/8139兆伏安，35千伏-110千伏线路708条/10656千米，省、市、县级调度75个，10千伏及以下线路26.3万千米，网内并网电厂488座/298万千瓦。具有每年设计新建35至110千伏变电站80座，容量1640兆伏安，1350千米的设计任务;具有每年安装35至110千伏变电站52座，容量975兆伏安，1010千米的施工能力;具有每年35至110千伏变电站64座，容量1391兆伏安，1617千米的监理任务的电网基本建设能力。目前已建成榆林工业化电网和六个区域110千伏电网，拥有完善的县域电网;全网供电能力8140兆伏安，电网最大负荷437万千瓦，最小负荷232万千瓦，平均负荷308万千瓦。220千伏电网已伸至几乎所有县及以上城市，省内大城市的电网已形成双环形。（2）接入方案******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目建成后，主要满足******的负荷及用电量需求。暂定光伏电站以66KV电压等级接入******变电站。142 最终接入方案以电网部门审定的接入系统方案为准。（3）方案分析太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、计量装置及配电系统组成，由于太阳能光伏发电系统的一些特点，发电装置接入电网时对系统电网有一定的不利影响。本工程中发电装置的总装机容量在系统中所占比例较小，并网过程中对系统电网的影响主要考虑以下几个方面：①由于太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，输出功率不稳定，并网时对系统电压有影响，造成一定的电压波动。②太阳能光伏发电装置输出的直流电能需经逆变转换为交流电能，将产生大量的谐波，并网时应满足系统对谐波方面的要求。③太阳能光伏发电装置基本上为纯有功输出，并网时需考虑无功平衡问题。1）系统电压波动计算太阳能光伏发电装置的实际输出功率随光照强度的变化而变化，白天光照强度最强时，发电装置输出功率最大，夜晚几乎无光照以后，输出功率基本为零。因此，除设备故障因素以外，发电装置输出功率随日照、天气、季节、温度等自然因素而变化，输出功率极不稳定。计算考虑最严重情况下，发电装置突然切机对系统接入点电压造成的影响。根据GB/T12325-2003《电能质量-供电电压允许偏差》，66KV三相供电电压允许偏差为额定电压的±10%。本报告按此标准来校核太阳能光伏发电系统突然切机对系统电压的影响。本项目光伏发电系统实际输出最大交流功率16600kW。线路投切所引起的系统电压波动小于5%，满足相关规程要求。2）谐波问题142 太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生大量谐波。由于有较大容量的非线性负荷存在，应依照GB/T14549－93《电能质量公用电网谐波》的要求，对谐波水平进行专题评估后采取相应的措施。3）无功平衡问题太阳能光伏发电场所发电力功率因数较高，约在0.98以上，基本上为纯有功输出。为满足无功补偿按分层分区和就地平衡的原则，太阳能光伏发电场需配置适当的无功补偿装置，以满足电网对无功的要求，提高电压质量，降低线损。光伏发电场无功补偿的配置，应保证高压侧母线功率因数不低于0.95的要求，并能根据电网要求具有灵活投切的功能。根据上述接入系统方案，综合考虑接入系统等需求，建议太阳能66KV侧采用单母线接线。（4）系统保护根据本报告推荐的光伏电站接入系统方案，本站以66kV专线接入公网线路，根据《光伏电站接入系统导则（2010年版）》，并网线路宜配置光纤电流差动保护。本工程系统保护配置最终应按照相关接入系统审批意见执行。（5）调度自动化系统1）太阳能发电站调度自动化系统本项目为大型太阳能发电站，其调度关系建议为***和***调度所调度。142 太阳能发电站的升压站需采用分布式的微机监控系统，实现电站运行工况监视、控制。系统要求应具备多个通信口，实现其他站内智能装置通信以及远方调度通信。由于太阳能发电站的发电量也是受天气的影响为主，不宜按调度计划进行发电，建议不设发电计划值接收装置。需列调度自动化和电能量接口费。2）调度关系根据电网“统一调度、分级管理”的要求，该光伏电站由***调和***地调两级调度，光伏电站的远动信息向***调和***地调传送。3）远动信息内容依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）并结合各调度端需要，光伏电站本期工程的远动信息内容如下：●遥测内容66kV线路有功功率、无功功率、电流；66kV母线电压；●遥信内容全场事故总信号；与调度相关的断路器位置信号；反映运行状态的隔离开关位置信号。4）光伏电场远动系统为保证调度端对光伏电站的实时监视，本工程考虑在光伏电站配置远动装置（RTU）完成调度自动化功能，模拟量的采集采用交流采样方式。电站远动信息经RTU采集向调度端传送。142 根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，远动系统应配备相应的调试仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为光伏电站开列自动化仪器仪表一套。5）远方电能量计量系统●电量计量装置的配置原则按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的要求，光伏电站电量计量装置的配置原则如下：1、关口计量点按I类设置计量装置，考核点按II类设置计量装置。2、I、II类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。3、互感器计量绕组的实际二次负荷应在25％－100％额定二次负荷范围内。4、互感器计量绕组二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，导线截面至少应不小于4mm2；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm2。5、II类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2％。6、接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表。7、电能计量表计的通信规约符合《多功能电能表通信规约》DL/T645-2007的要求。8、电能表辅助电源宜采用独立的交/直流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。142 9、电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式，试验接线盒安装在电能表下侧对应位置，电能计量屏按满屏6只电能表布置。10、选用电子式多功能电能表，有功准确度等级0.2S级，无功准确度2.0级，失压计时功能满足《电压失压计时器技术条件》DL/T566-1995。11、对于三相四线制电能表，电流互感器二次绕组采用三相六线制接线方式；对于三相三线制电能表，电流互感器二次绕组采用两相四线制接线方式。●计量点确定计量关口设置原则为资产分界点。在太阳能发电站进线侧设立计量表计。计量关口设置在电网接入侧，电站侧为复核。●电能计量装置配置方案1、远方电量计量表配置本期工程，所有计量关口点按照1+1原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级；所有计量考核点按照1+0原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级。根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。2、电能量远方终端本期项目上电能量远方采集终端。该采集终端主要完成关口电量信息的采集和向调度端、电站当地后台系统传送电量信息。3、电能量现场监视设备为实现电厂上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，根据《电能量计量系统设计技术规程（DL/T5202-2004）》要求，在光伏电站内配置电能量现场监视设备一套。通过现场监视设备收集发电厂的电能量数据，进行电站自身的经济核算工作。142 电能量信息传输示意图如图6-1所示：图6-1远方电能量计量系统信息传输示意图（6）电力调度数据网接入设备按照***电力调度数据网的建设规划，光伏电站为***电力调度数据网的接入节点。为满足调度端对光伏电站数据网络通信的需要，本期工程应在光伏电站内配置电力调度数据网接入设备一套。其具体配置原则应与安康电力调度数据网的建设保持一致。所有数据网接入设备均组屏安装，安装在主控室内。（7）二次系统安全防护设备按照《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）要求，“电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。”因此，本期工程应当在光伏电站内设置经过国家指定部门检测认证的二次系统安全防护设备一套，包括两台纵向加密认证装置等。以确保电力调度数据网的安全运行，具体配置原则参照电监安全《电力二次系统安全防护总体方案》〔2006〕34号执行。142 光伏电站二次系统安全防护设备与站内调度数据网接入设备统一组屏安装在主控室内，原则上不单独组屏。（8）电源系统根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）要求，调度自动化专业设备应配备两路独立电源。因此，本工程光伏电站调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者UPS电源供电，当采用UPS电源供电时，其维持供电时间按不少于1小时考虑。由于电厂具备全站公用的UPS电源和直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。（9）自动化信息传输通道●远动信息传输通道光伏电站对安康地调的远动通道均采用主备通道，其中主通道采用电力调度数据网通道。以2M方式接入电力调度数据网的骨干点。光伏电站对安康地调的远动备通道均采用常规模拟通道，信息传输速率1200波特，要求在通道信噪比为17dB时，误码率不大于10-5。●电量信息传输通道光伏电站对安康地调电量计量主站的电量信息传输通道采用主备通道，其中主通道采用电力调度数据网通道，备通道为电话拨号通道。6.1.3光伏电站接线设计本项目光伏电站项目装机规模20MW，本电站暂考虑采用1回66kV出线接入附近变电站。本电站的建设应与地区电网的局部结构优化改造和电力电量平衡相结合，待系统设计完成后，下阶段设计将根据审定的接入系统方案进行优化和调整。142 （1）逆变器与升压变压器的组合方式本光伏电站采用1.416MW/0.977MW光伏阵列为一个光伏逆变单元，共有15个。其中每个1.416MW光伏逆变单元通过52台28KkW逆变设备（由6台28KW并网逆变器汇一台交流盒）和一台1500kVA双分裂箱式升压变电站（升压至66kV）组合在一起。（2）升压方式的选择本光伏电站接入系统电压为66kV，逆变器输出电压为交流0.48kV，升压方式推荐采用逆变器交流输出0.48kV升压至66kV，经集电线路接至光伏电站新建66KV配电装置。由光伏电站配电装置新建1回66KV线路接入变电站。（3）66kV升压变压器的组合与进线回路确定为了提高供电可靠性，并尽量减少设备投资，可考虑将若干台箱式升压变电站并联形成1回进线，再引至66kV母线。根据20MW光伏方阵布置情况，推荐采用3条集电线路，每条集电线路接入5个光伏发电单元，3条集电线路分段接入66kV母线，以1回66kV出线接入附近的变电站。综合以上所述，本阶段推荐的电气主接线为：本电站共14个1.416MW和1个0.977MW光伏逆变升压单元，采用52/36台28KW逆变器与1台1500kVA/1000kVA、66kV箱变组成逆变升压单元；5个变压器升压单元在66kV侧并联为1条汇集线路；3条汇集线路经66kV母线汇集后，以1回66kV出线接入变电站。6.1.4主要电气设备选择（1）短路电流计算142 因系统短路容量资料暂缺，无法计算66KV母线短路电流，根据工程经验，并考虑远景发展，本工程66kV短路电流水平暂按25kA设计，待下一阶段接入系统设计完成后进行核算。（2）主要电气设备选择1)66kV高压开关柜本项目采用KYN61-40.5型落地式柜式开关柜，共7面，其中3面光伏进线柜、1面无功补偿柜、1面PT柜、1面站用变柜、1面备用柜，断路器采用ZN85-40.5G型真空断路器。2)箱式变电站采用美式箱变，66kV采用空气绝缘负荷开关加熔断器保护，0.48kV侧采用框架式断路器保护。高压负荷开关和低压断路器配置电动操作机构，其操作可在箱变高、低压室进行，也可实现远方遥控。箱变内安装测控装置，可实现遥测、遥信、遥控功能。箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。变压器选用油浸式双分裂变压器S11-1500/35型，容量为1500kVA，电压比38.5±2×2.5/0.48-0.48kV，接线组别D，y11-y11，阻抗电压4.5%。3）电线电缆太阳能电池组件至汇流箱的连线采用PFG11691×4，敷设方式沿组件支架架空敷设。逆变器至交流盒采用YJV22-1kV-3×10mm2电缆，交流盒至箱变低压柜根据距离的不同选用YJLV22-1kV-3×120mm2～YJLV22-1kV-3×150mm2电缆；敷设方式：直埋。66kV集电线路采用三芯电缆直埋敷设，每5台箱变组成一个联合进线单元，由最终端箱变引入66kV开关柜室，根据距离的不同选用ZR-YJLV22-26/66KV3×50mm2～ZR-YJLV22-26/66KV3×150mm2。142 逆变室、高压开关、中控室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟连接处设置阻火隔墙。高低压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均涂防火涂料。电缆穿管敷设完毕后应将管子的两头封堵。电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《发电厂、变电所设计防火规范》设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜控制保护屏柜底部电缆孔洞等。4）无功补偿根据国家电网关于大型光伏电站接入电网技术要求，光伏电站需装设约为电站容量20%的无功补偿装置。本工程电站容量为20MW，需装设无功补偿容量约为4Mvar，本工程拟在每段66kV母线设容量为4Mvar66KV动态无功补偿装置1套，装置主要包括：一套额定容量±4Mvar的以IGBT为核心部分的SVG型静止无功发生器成套装置，实现补偿容量为-4感性）～4Mvar（容性）无功连续可调。电站具体总补偿无功容量根据接入系统设计而定。5）66kV消弧线圈成套装置本期工程在66kV侧中性点装设1台2000kVA消弧线圈，设备布置于中控楼消弧线圈室。6.1.5防雷、接地及过电压保护设计所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定，并按海拔高度进行修正。考虑到太阳能电池板安装高度较低，且项目所在地为多雷区，本次太阳能电池方阵内所有光伏组件、支架、电气设备须做防接地，在主控制室屋顶安装避雷带对控制室和综合楼进行防直击雷保护。142 站内设一个总的接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，将电池设备支架及太阳能板外边金属框与站内地下接地网可靠相连，接地电阻以满足电池厂家要求为准，且不应大于4欧。6.1.6站用变和全所照明站用变为2台315kVA/66kV的干式变压器，从光伏站内66kV母线引出，一台备用，主要为火灾自动报警系统、安防监控系统、直流系统、电气配电室照明及通风设备和逆变器变压器的控制提供电源。开关站主控室、配电室及主要通道处设置事故照明，事故照明采用荧光灯或节能灯，由事故照明切换箱供电。6.1.7电气设备布置根据本工程的建设规模，15个箱式变电站分别布置于太阳能电池方阵中，通过66kV电缆汇集至开关站内，各个单元的变压器放置于就地箱式变电站中。6.1.8电缆敷设及电缆防火高、低压配电室电缆采用电缆沟敷设，控制室电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；太阳能电池板至汇流箱电缆主要采用太阳能板下敷设电缆槽盒的方式；汇流箱至集中型逆变器室的电缆采用直埋电缆敷设方式；箱式变电站至66kV配电装置的电缆主要采用直埋电缆的方式敷设。低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。控制室电子设备间设活动地板，66kV配电室、所用电室设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。142 电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。6.2电气二次本工程采用光伏发电设备及中控室集中控制方式，在中控室设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。6.2.1变电站电气二次系统变电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB142851-93）配置。6.2.2光伏电站监控系统光伏电站配置计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求，本变电站端采集到的各种实时数据和信息，经处理后可传送至上级调度中心，实现无人值守、少人值班。计算机监控范围有：66KV集电线路、66KV箱变、66KV进线开关、66KV馈线开关、66KV母线PT、逆变器、交流汇流箱、太阳能电池、直流控制电源系统等电气设备的监控和调节。每个66KV逆变升压站设子监控一套，并通过网络交换机与光伏电站计算机监控系统相连。子监控系统的功能如下：1）逆变器采用微机监控，对各太阳能电池组件及逆变器进行监控和管理，在LCD上显示运行、故障类型、电能累加等参数。由计算机控制太阳能电池组件及逆变器与电力系统软并网，控制采用键盘、LCD和打印机方式进行人机对话，运行人员可以操作键盘对太阳能电池组件及逆变器进行监视和控制。142 2）太阳能电池组件及66KV逆变升压站设有就地监控柜，可同样实现微机监控的内容。太阳能电池组件、逆变器、交流汇流箱、66KV升压站均设置保护和监测装置，可以实现就地控制，同时向监控中心发出信号。如：温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号的。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。3）太阳能电池组件及逆变器的远程监控系统设有多级访问权限控制，有权限的人员才能进行远程操作。6.2.3直流系统为了供电给控制、信号、综合自动化装置、继电保护和常明灯等的电源，设置220V直流系统。直流系统采用单母线接线，设一面蓄电池屏，10小时放电容量100Ah，正常时以浮充电方式运行。设一组充电器，充电器采用高频开关电源，高频开关电源模块采用N+1的方式，作为充电和浮充电电源。直流成套设备布置于继电保护室。6.2.4UPS不停电电源系统为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性，本期设置一套交流不停电电源装置（UPS），容量不小于10kVA。6.2.5火灾报警系统本工程设置一套火灾报警装置，在主控制室、继电保护室、66KV室内配电装置室、0.38kV站用电室等处设置火灾探测报警装置。6.3通信系统6.3.1系统通信方案为了满足调度自动化的通信要求，需要敷设升压站至变电站的24芯光缆，光缆根据线路方式选择为OPGW或普通光缆。升压站内配置光配架屏1面、SDH光端机1套、PCM设备1套；站内相应配置光配架屏1面、SDH光端机1套；调度侧配置PCM设备1套。列调度通信接口费。142 6.3.2站内通信1）通信监控由于光伏电站不设置通信运行岗位，因此通信设备的配置及运行管理按照无人值守通信站的设备标准考虑，为保证通信系统的安全、可靠运行和维护管理，需配置通信监控屏1台，本站通信设备、设施通过网络方式接受调度端的远方监控。2）场内建筑的通信电缆敷设对于光伏电站方面根据建筑功能使用要求和建筑布局技术规划提出的综合布线方案和闭路电视系统等需求，由于超出设计规程范围，需另行商议。3）通信机房工艺及接地本工程通信机房按照无人值守设计，除通信机房外，不设置通信用值班室、办公室及其它通信用功能性房间。安装的设备包括程控电话交换机、通信电源屏、系统通信设备、配线设备等；蓄电池单独设置通信蓄电池室。通信机房的建筑及电气工艺要求在施工图阶段设计。机房接地系统：通信机房铺设防静电活动地板，并在活动地板下设置闭合的环形均压带，均压带通过2条铜缆与场区接地网连接，接地电阻要求≤1Ω。4）通信电源根据本期工程通信设施建设规模，本工程配置1套48V/2×20A电源，建议与直流电源集成，共用一组蓄电池组，通过DC/DC获得。通信电源同时满足系统通信的容量需求和场内通信负载的需求。5）场内无线宽带通信及视频监控系统142 考虑太阳能光伏发电分布面积广，造成光伏电站投运后生产管理、检修及运行和安防监控通信困难的问题，特别是增加场内视频监控后需敷设大量视频通信电缆（增加了工程缆线部分及施工工程量投资），给光伏电站的建设施工及投运后的日常维护管理带来极大的不方便，同时也降低了光伏电站运行的安全可靠性。因此，本工程为解决上述问题，配置无线宽带通信系统1套和视频监控系统1套。无线宽带通信系统不仅可实现风场内任意地点的无线语音，且与视频监控系统配合可实现数据和监控视频的实时宽带传输，提高了光伏电站的生产管理水平，特别是解决了投运后现场视频监控和室外管理通信的迫切需求。6.4电气主要设备材料表6-1电气主要设备材料汇总表一发电设备及安装工程单位数量1光伏电池系统电池组件TP672P-250WpW1560000066KV箱式变压器台1528KW逆变器台764低压交流盒台1322全厂电缆2.1光伏系统电力电缆ZRC-YJV-1.0kV1×4mm²m240000ZRC-YJV22-1.0kV-3×150m4500ZRC-YJLV22-1.0kV-3×10m5600ZRC-YJLV22-26/35-3x50mm²m2400ZRC-YJLV22-26/35-3x70mm²m1400ZRC-YJLV22-26/35-3x95mm²m600ZRC-YJLV22-26/35-3x120mm²m600ZRC-YJLV22-26/35-3x150mm²m1200MC4电缆插头对9300142 电缆防火封堵套12.2全厂控制/通信电缆室外直埋铠装单模8芯光缆m6500室外直埋铠装铜屏蔽双绞线m330002.3电缆桥架t11二升压变电设备及安装工程166KV配电装置设备安装1.166KV主变进线柜面11.266KV光伏进线柜面21.366KV母线PT柜面11.466KV站用变柜面11.566KVSVG出线柜面11.6备用柜面11.7检修电源箱面61.8配电箱面101.9站用变用低压配电屏面41.1066KV干式变压器SCB10-315/35台21.11消弧线圈2000kva套11.12无功补偿±4MVar套1三通信和控制设备及安装工程1逆变升压室监控设备及视频监控系统套12直流及UPS系统2.1直流电源装置套22.2UPS系统12V，100Ah，10kVAUPS套13通信系统3.1话机及布线套13.2光传输设备SDH-622M台13.3PCM接入设备套13.4综合配线柜套1142 4电气二次设备4.1公用测控柜面14.2主变保护测控柜面14.3公用测控柜套14.466KV母线保护柜套14.5故障录波柜面14.6电能表柜面14.7稳定控制柜面14.8无功功率控制柜面14.9功率预测系统面14.10火灾报警系统面1四其他设备及安装工程1采暖通风和空调系统项12室外照明项13生活用水系统项14冲洗水系统项15防盗保安报警项16其它设备费项17全场接地7.1接地扁钢-50x5m110000.007.2镀锌钢管-Ф50L=2500mm根760.007.3角钢∠50×5m700.007.4角钢∠40×4m700.00142 第七章总平面布置及土建工程设计7.1总平面布置7.1.1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。7.1.2竖向布置方案1、场地竖向布置方案本工程场址地形属高原和山地地貌，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。142 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。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。2、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。3、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。142 7.2设计安全标准根据总装机容量，本工程等级为大型光伏发电工程，由于光伏发电场无设计安全标准，参考《风力发电工程工程等级划分及设计安全标准》（试行）FD002-2007，电场工程建筑物结构安全等级为二级，太阳能支架基础、配电建筑物级别为2级。太阳能支架桩基础的抗震设防类别为丙类；电站主要建（构）筑物的抗震设防类别为丙类，次要建（构）筑物抗震设防类别为丁类。该项目区位于黄土高原地带地带。根据1：400万《中国地震动峰值加速度区划图》及《中国地震动反映谱特征周期区划图》（GB18306-2001）资料，拟建场地地震动峰值加速度为0.10g，相对应的地震烈度为7度。7.3设计依据建设单位提出的设计原则、提供的原始技术资料等。（1）《光伏组件的安全性构造要求》（IEC6173O.l）；（2）《光伏组件的安全性测试要求》（IEC6173O.2）；（3）《混凝土结构设计规范》（GB50010—2010）；（4）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；（5）《发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）；（6）《砌体结构设计规范》（GB50031-2011）；（7）《砌体工程施工质量验收规范》（GB50203-2011）；（8）《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-92）；（9）《3～110kV高压配电装置设计规程》（GB50060-2008）；（10）《变电站建筑结构设计技术规定》（修编送审稿）；（11）《建筑结构荷载规范》（GB50009-2001）（2006年版）；（12）《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50045—2008）；142 （13）《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2002）（2011年版）；（14）《钢结构设计规范》（GB50017-2003）；（15）《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001）；（16）《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2011）；（17）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）；（18）《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）；（19）《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）；（20）《室外给水设计规范》GB50013-2006；（21）《室外排水设计规范》GB50014-2006；（22）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003；（23）设计有关的法令，法规，标准及专业设计技术规程等。7.4基本资料及设计依据7.4.1场址工程地质条件（1）地形地貌项目所在地为************。项目区地势自西北向东南倾斜，最高海拔2964.6米，最低海拔170米，全市地貌可分为亚高山、中山、低山、宽谷盆地、岩溶地貌、山地古冰川地貌6种类型。（2）地层岩性场区土壤成土母质为黄土冲积物。土壤容量一般为1.35克1立方厘米，碳酸钙含量6-14%。（3）新构造活动与地震本太阳能电场场址远离活动断裂地带，区域属于相对稳定地块，可满足《建筑抗震设计规范》（GB50011—142 2001）中规定的安全避让距离。查《中国地震动峰值加速度区划图》，该区域地震动峰值加速度值为0.05g；抗震设防烈度为7度。7.4.2水文地质概况场址区内无地表水，且地下水位埋深大于10m，地下水对施工及运行无影响。7.5土建工程设计7.5.1主要建筑设计原则建筑为光伏电站的配套工程，站内布置要利于生产，便于管理，适应当地环境，在此前提下，尽可能创造好的工作环境。本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电场及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。一期项目20MWp发电站设综合楼一座，包括电气室、监控室、值班室、接待室、储藏室、卫生间等。另特别设置开敞的展览空间及休息空间，为光伏发电项目的展示、介绍与交流提供较好的场所。该部分建筑面积为1500m2。综合楼为综合建筑，是集生活、生产、科研于一体。7.5.2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。7.5.3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，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。7.5.4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142 3.9m，单个建筑面积33.0m2。7.5.5建筑材料与装修综合楼建筑为钢筋混凝土框架结构，内外填充墙均采用加气混凝土砌块，外墙370mm厚，内墙200mm厚。外墙装修采用铝塑板及点支玻璃幕墙相结合。建筑物内墙涂高档内墙涂料，顶棚纸面石膏板吊顶，地面铺地面砖或抛光花岗岩地面，控制室、通讯机房铝合金板吊顶，地面铺防静电活动地板。窗为中空玻璃段桥铝合金密闭窗，外门采用复合保温钢板门，综合楼主入口采用玻璃门，装修标准采用二级装修。7.5.6设计参数土建工程采用的主要设计技术数据：（1）站址场地土地基承载力持力层的地基土承载力特征值待详勘后确定。（2）抗震设防站址场地地震设防基本烈度为7度。（3）电站设计风、雪荷载设施大棚的抗风能力满足当地基本风压值0.35MPa，雪荷载0.25MPa。（4）混凝土强度等级地上结构：一般建筑物如砖混结构，混凝土强度等级采用预制混凝土构件混凝土强度等级为C30～C40，框架结构现浇混凝土结构为C20～C30。基础：混凝土基础为C20。基础垫层采用C10混凝土。辅助设备基础采用C20混凝土。（5）水泥142 采用#425~#625普通硅酸盐水泥。（6）钢筋一般结构的主筋可采用HPB235、HRB335、HRB400钢筋；箍筋可采用HPB235、HRB345钢筋。（7）钢材及铝型材组件支架采用铝型材，螺旋桩基础主要用Q235级钢，其材料应具有厂家出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。所有铝型材均应做阳极氧化处理、所有钢结构均应热镀锌防腐处理。（8）螺栓檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级4.6级。支架构件之间的连接采用承压型高强螺栓，强度等级采用10.9级，20MnTiB钢。底脚板与桩基础连接采用Q235锚栓。（9）焊缝金属的性能应与焊件金属母材相适应。（10）手工电弧焊应采用符合国家标准《碳钢焊条》(GB5117)或《低合金钢焊条》(GB5118)规定的焊条。对Q235级钢的焊接应选用E43型焊条，对Q345级钢的焊条应选用E50型焊条。7.5.7建筑物结构形式综合楼等采用框架结构，天然地基，独立基础；其它辅助建筑物采用砖混结构体系，天然地基，条形基础。7.5.8暖通空调1、变压器间通风变压器间根据“规程”规定，通风量根据排除设备散发余热量计算确定，室内温度不高于40℃142 。变压器通风采用机械过滤进风，机械排风系统。事故排风量按每小时换气次数不少于12次设计，事故排风机兼作过渡季节通风用。2、35kV配电室通风空调（1）35kV配电室通风根据当地气象条件，在配电室周围空气含尘量较大，通风采用机械过滤进风，机械排风系统。设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。（2）控制室空调控制室设置独立的分体柜式空调机，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荷不大，且布置分散，因此，本设计采用了分体柜式空调机，这样可充分发挥小型空调结构紧凑、占地小、重量轻、安装方便、运行灵活冷损耗小等优点。这些空调机均安装在室内，就地控制。本项目不单设采暖锅炉房，冬季采暖的房间通过空调机制热保证房间的冬季温度要求。7.6结构设计7.6.1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。142 7.6.2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：二类（4）风荷载基本风压：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Ⅶ度。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，等级为Ⅱ类。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Ⅱ类。（6）主要荷载标准值电池板面活载：0.60kN/m2普通上人屋面：2.0kN/m2不上人屋面：0.50kN/m27.6.3升压站结构设计办公楼和配电室为钢筋混凝土框架结构，基础选型为钢筋凝土独立基础；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。7.6.4地基处理初步方案142 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。7.7给排水设计7.7.1用水量估算（1）生活用水量：本工程太阳能光伏并网发电项目全站定员为20人，考虑项目建成后可能会有一定的参观人员，生活用水量定员按25人计。全站厂区生产人员生活用水量经计算如下：最高日用水总量：4.20m3/d最高日最大时用水量：0.55m3/h最高日平均时用水量：0.35m3/h（2）消防用水量本电站生产和辅助生产建筑的火灾危险类别均为丁类，耐火等级为二级，最大建筑物为综合楼，体积为3200m3，根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006，第8.1.2条规定，需设置室内、外消火栓，太阳能光伏电站内同时发生火灾的次数按一次考虑，一次火灾的延续时间按2小时计，故太阳能光伏电站的消防用水量需按综合楼室内及室外消火栓用水量总和设计。消防用水量详见下表7-1：表7-1消防用水量表用水类别用水量标准（L/S）火灾延续时间（h）一次灭火用水量(m3）室内消火栓10272.00室外消火栓152108.00总计180.00（3）光伏电站每天需水总量：表7-2伏电站每天需水总量142 用水类别用水量（m3/d）日常用水4.20公用水（清洗及绿化）40.00总计42.207.7.2水源本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。采施工高峰日施工用水量为100m3/d，为保证施工期间的用水量，在施工现场和拌合站附近设置临时蓄水池。7.7.3消防系统（1）消防给水系统本工程拟单独设置一套消防给水管网，由电站消防水泵房给水，消防给水管网在综合楼周边布置成环状管网，室外消火栓直接安装在环状管网上，综合楼室内消火栓就近接入。（2）热水给水系统本工程在综合楼采用太阳能热水器的方式提供热水。7.7.4排水系统厂区排水采用分流制排水系统，设有厂区雨水和生活污水两套排水系统。（1）雨水排水系统光伏电站的场地雨水的排水主要分为以下几个部分：1）办公楼场地排水综合楼位于主入口处，该场地地势相对较低，拟在该场地南面设置排水沟，将该场地内雨水汇流、收集，接入到场地东部中侧的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。2）配电及主控室、主变压器区场地排水142 配电及主控室、主变压器区位于主入口处紧邻综合楼附近，其场地排水方式与综合楼场地排水相似。3）光伏电池方阵场地排水光伏电池方阵场区内雨水顺自然坡度流走，在检修道路的一侧设置排水沟，将雨水汇流、收集，接入到光伏电池方阵南面的排水沟排走，最终进入站区外天然排水系统。暴雨强度公式：注：暴雨强度公式选自中国建筑工业出版社《给水排水设计手册》（第5册城镇排水第二版）。式中：重现期P设计取3年暴雨强度公式用于站内雨水排水沟的断面设计。（2）生活污水排水系统本电站生活污水主要集中在综合楼。在本工程综合楼的东侧，拟设置2套生活污水处理设施，用于处理全站的生活污水。其中综合楼的污水，经排水管汇集至污水检查井，自流到综合楼附近的生活污水处理设施。综合楼的污水，经生活污水处理设施处理后其水质均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准限值要求后，复用于周围场地的绿化浇洒。（3）排水水质本工程生活污水经生活污水处理站处理后其水质均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准限值要求，其主要水质指标如下：BOD5≤10mg/L；142 SS≤10mg/L；pH值6.0～9.0。本工程外排水主要为雨水，外排不会给受纳环境带来影响。7.7.5生活污水处理（1）设计处理水量经计算，本期工程全站生产人员生活的污水量如下：最高日污水量：2.8m3/d最高日最大时污水量：0.39m3/h最高日平均时污水量：0.16m3/h生活污水汇集后排至室外污水管网，经污水管网送到站内设的化粪池（2m³）及污水处理装置，处理后达到绿化用水标准，排至站外。化粪池及污水一体化处理设备的废物定期清掏后外运。室内排水管采用UPVC塑料管，接口采用粘接，室外排水管采用PVC高密度双壁波纹管，橡胶接口，管径200mm，室外管顶埋深不小于1.6m。7.8地质灾害治理工程本工程所处地区常年风沙较大，由于当地降水少，泥石流发生的几率较少，但不排除可能性。本工程在防风沙上主要采取了以下措施（1）电站围墙采用一道2.5m高的横板带孔混凝土防沙栅栏，风沙流过时，风速受栅栏的阻挡而降低，挟带的一部分沙子就会沉积在栅栏的周围，以此来减少风沙流的输沙量。同时栅栏还能对沙尘暴大风袭击产生的滚石有防护作用；（2）在墙内侧设置矮灌木林带，改变近地表风沙流结构，使其周围的气流场重新分布。窄行多带的灌木林带的叠加作用使阻固流沙的作用更加明显。142 采取以上措施可以较为有效的减轻风沙对站区的影响，结合站内建构筑物设计中采取防沙措施，可将风沙的影响有效降低。142 第八章工程消防设计8.1工程消防总体设计8.1.1项目总体布置光伏发电项目总装机容量20MW，光伏发电工程主要由发电系统直流侧光伏阵列、逆变升压系统、66KV开关站配电装置。本项目土建工程主要包括：光伏电站场地及道路、箱变房基础工程、光伏电站中控楼建筑、综合楼建筑、地基处理等。8.1.2设计依据和设计原则（1）消防设计依据本电站消防设计主要按以下消防法规进行：1）《中华人民共和国消防法》；2）《建筑设计防火规范》GB50016；3）《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229；4）《35～110kV变电所设计规范》GB50059；5）《3～110KV高压配电装置设计规范》GB500606）《电力设备典型消防规程》DL50277）《电力工程电缆设计规范》GB502178）《火灾自动报警系统设计规范》GB501169）《建筑灭火器配置设计规范》GB5014010）《建筑内部装修设计防火规范》GB50222（2）消防设计原则1）贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，做到防患于未“燃”。严格按照规程规范的要求设计，采取“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施。142 2）工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项要求。3）光伏场区离城镇较远，可借助的社会消防力量有限，消防设计应立足于自救。8.1.3总体方案本工程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求，从防火、监测、报警、控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度。同时确保火灾时人员的安全疏散。消防总体设计方案，采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的灭火方式。在建筑物设计布置等方面，按防火和灭火要求确定场区主要建筑物的防火间距和消防通道，在光伏电站场地和辅助生产建筑物内部的布置上满足防火要求。在办公室、生活区和停车场等建筑物附近，设置两个室外地下式消火栓。在逆变系统场地、低压输配电室、变压器和电站管理控制房出入口附近，设置移动式灭火器和砂箱。8.2工程消防设计主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分详见“电站主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分表”（表8-1）表8-1电站主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级划分表序号建筑物构筑物名称火灾危险性耐火等级1光伏电站场地丁二2逆变升压系统丁二3电缆沟丁二8.2.1防火分区及安全疏散本电站所有设备都是分散式规划布置，所以电站内规划建设的道路都可以作为安全疏散通道。电控楼内配置手提式灭火器和砂箱。采用移动式灭火器灭火方式。142 8.2.2消防电气（1）电缆消防主要从电缆选型与布置上防止火灾发生及阻止电缆延燃。具体措施如下：动力电缆均采用干式阻燃型电缆，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电柜、控制柜、自动装置柜和继电保护柜等的孔洞均采用非燃烧材料进行封堵。动力电缆和控制电缆分层排列敷设，动力电缆上、下电缆层之间装设耐火隔板，其耐火极限不应低于0.5小时。（2）火灾事故照明、疏散指示标志在主要疏散通道、楼梯间及安全出口处，均设置火灾事故照明及疏散指示标志。（3）工程消防监控系统按《火力发电厂与变电所设计防火规范》的要求，在集控中心设置了相应的自动报警系统，并安装相应的探测器，如有火情时，发出声光报警并显示报警地址，发出与灭火相关的控制指令。火灾报警系统设计根据《火灾自动报警系统设计规范》的要求设计，该系统包括感温电缆探测器、智能光电感烟探测器及感温探测器、控制模块、声光报警器、指示灯、手动报警按钮等组成，在消防系统中起侦测火情的作用，在发生火情后，发出报警信号反馈到联动控制柜。联动控制系统包括有联动控制柜、手动紧急启动按钮、集中控制器等，在消防系统中起接收有效报警信号、通过智能模块进行判断后启动报警器、控制启动灭火系统的作用。灭火系统的启动能够通过联动控制柜接收到两个独立的火灾报警信号后自动启动，也可以通过按下手动紧急启动按钮人工干预启动。142 8.3施工消防（1）工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于4m，并有充足的回转场地，场内通道不堆放材料等杂物，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。（2）消防电源从施工专用施工电源获取。施工用电电缆、电线、导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。（3）消防泵房采用非燃材料建造，设在安全位置，消防泵电源采用专用配电线路，引自施工现场总断路器的上端，以保证供电的可靠性。（4）材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火拴按每个消火拴保护半径不超过150m的要求配置，并配备有足够的水龙带，其周围3m内，没有其它杂物堆放。消防供水管路，进水干管直径不小于100mm。消防用水量不小于15L/s。（5）临建区域内，每100m配备2只10L灭火器。大型临时设施总面积超过1200m2，备有专供消防用的太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25m2配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品阻塞通道。（6）施工现场设置的办公室、宿舍、厨房、厕所、浴室等临时设施采用混凝土硬底、砖砌墙体、轻钢屋架、压型钢板盖顶的临时房屋或活动板房、集装箱等型式的活动房屋。142 第九章施工组织设计9.1施工条件9.1.1地理位置及自然条件******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目，位于************。安康属亚热带大陆性季风气候，气候湿润温和，四季分明，雨量充沛，无霜期长。其特点是冬季寒冷少雨，夏季多雨多有伏旱，春暖干燥，秋凉湿润并多连阴雨。多年平均气温15℃～17℃，1月平均气温3℃～4℃，极端最低气温－16.4℃（1991年12月28日宁陕）；7月平均气温22℃～26℃，极端最高气温42.6℃（1962年7月14日白河县）。最低月均气温3.5℃（1977年1月），最高月均气温26.9℃（1967年8月），地区日照充足。9.1.2对外交通运输条件项目场区紧邻当地城镇公路，交通十分方便，满足项目建设需要。9.1.3施工所需材料的供应条件本工程施工用水采用场区原有机井，后期规划是采用在附件引来自来水供厂区使用。本工程所需水泥可在项目所在地附近水泥厂采购，钢筋、钢材、木材、油料等建筑材料，按当地市场价格采购。9.1.4其他特殊要求工程区内无古墓等文物保护遗址，项目施工时无其他特殊要求。9.1.5本工程施工特点1）施工场地距离县城区很近。2）施工地点面广而集中，需多工种、多班组配合施工。3）施工场地大，施工检修道路线路长，需提前介入。4）针对降低运行成本和维护成本，本工程采用“142 集散式控制，分路集中”的技术方案进行设计，本电站装机容量为20MWp，采用固定最佳倾角安装多晶硅光伏组件安装方式，组件安装分散进行。9.2施工总布置9.2.1施工总布置的规划原则（1）施工内容：根据光伏电站总平面布置，其主要施工项目包括但不限于以下内容：1）电站道路及围栏施工；2）太阳电池组件的支架施工及安装；3）逆变器、箱变的安装；（2）施工总平面布置原则：根据光伏电站工程建设投资大、工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，本着充分利用、方便施工的原则进行场地布置。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。142 5）分区划片以点带面，由近及远的原则：将整个光伏电站划分为养殖生产区、光伏发电区；将光伏发电区再分成两批进行安装、调试、投运。这样即可以提高施工效率，也可以保障光伏电站分批提前投入商业运行。施工期间产生的废水要求施工单位就地修建废水集中池，待沉淀后才可外排，同时要求施工单位现场设置流动卫生间，避免生活污水外排。9.2.2施工用水、用电及通信系统如前所述，后期规划是在场区内采用打井供水的方式，生活用水可由水泵房引入。由于本工程区中建构筑物较为集中，且混凝土施工量大，可直接采购商品混凝土施工。可由现场设置的临时混凝土搅拌站提供。拟计划在各工作面设蓄水罐，以更好的满足各工作面施工用水的要求，所需水量有限。工程区通信事业较为发达，有线、无线通信网络基本形成，施工期的通讯条件十分便利，施工单位可自行安排。9.2.3施工临建设施施工现场临时设施主要为施工安装的设备及材料仓库等临时生产、生活设施占地面积约为5000㎡。表9-1施工临时建筑设施工程量表序号名称建筑面积（m2）用地面积（m2）1临时宿舍及办公室60020002材料仓库4003设备仓库3004木材、钢筋加工车间3005混凝土拌拌站、堆放材料20006机械停放场10007合计16005000142 9.3施工交通运输条件9.3.1对外交通运输项目场区紧邻城镇公路，可与县城直接连通，为项目建设提供方便快捷的运输条件。本工程主要设备为光伏发电组件、逆变器、箱变和交直流开关柜、等，根据构件尺寸和重量在铁路货运站卸货后再利用汽车由公路运输运抵现场。生活物资、房建材料及其它普通物资等在当地采购，通过工程区内公路网运至各施工工区。9.3.2站区交通运输站内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计。整个光伏电站场区道路呈网形设计，园区南北同路多条，路面采用低级泥结碎石路面，道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。9.4工程建设用地9.4.1工程征地本工程永久占地及施工占地根据施工区土地现状，所占用土地属平原地区，属于一般农田，目前已与当地村民签订租赁协议。9.4.2建设用地方案本项目共由15个光伏发电单元和15个升压子站组成。每个发电单元占地面积约为16亩，每个升压子站占地面积为20㎡。逆变器升压子站均靠近每个子系统，分散布置于太阳能电池方阵中，通过66KV电缆汇集至中控楼66KV配电室内。太阳能电池方阵内部设置每个子单元和逆变升压子站的检修通道。9.5主体工程施工142 依据太阳能光伏电站建设、施工要求和当地实际情况及施工环保要求，施工按照以下原则：（1）先进行临时生活设施建设，后进行生产设施建设，以满足管理需要。（2）根据光伏场地的布置先进行道路及隐蔽工程的施工，以避免在施工中的反复，提高工程效率。（3）临时生产设施、混凝土基础等项目可以同步进行，平行建设，其分部分项可以流水作业，以加快施工进度，保证工期。9.5.1进站道路和站内道路施工要求站区道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计的。整个光伏电站站区道路呈“田”字设计，路面采用低级泥结碎石路面。道路路面宽度为4m，转弯半径为6.0m。在场区场地平整的基础上，对路基、垫层等分别分层进行碾压后，作为临时施工便道使用。待土建工程施工结束后，再按道路结构设计图纸要求做好路面的铺砌工作。场地排水采取分区域组织设置，由于场地地形由东南向西北微倾，地表水排泄比较通畅，加之地表透水性较强，为减少土方平衡量，排水坡度初步取与道路大致相同的坡率。排水选用土梯形排水沟，沟底宽0.4m，顶宽1.2m，沟深平均0.4m。排水沟沿道路两侧布置，排水方向与道路下坡方向一致，所有雨水汇集后有组织进入场外排水沟或低洼处。9.5.2光伏阵列桩基础施工和安装要求主体工程为光伏阵列螺旋桩基础施工，桩基础采用热浸镀锌螺旋桩（Q235B）基础。使用螺旋桩打桩机进行打桩，在打桩过程中经常测量，以保证整体阵列的水平、间距精度。太阳能光伏阵列安装142 （1）施工准备：进场道路通畅，安装支架运至相应的阵列桩基础位置，太阳能光伏组件运至相应的桩基础位置。（2）阵列支架安装：支架分为桩基础、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。（3）太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。9.5.3主要建筑物的施工方法和要求各建（构）筑物基槽土方采用机械挖土（包括基础之间的地下电缆沟）。预留300mm厚原土用人工清槽，经验槽合格后，进行基础砼浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。施工时，同时要做好各种管沟及预埋管道的施工及管线敷设安装，尤其是地下电缆、管沟等隐蔽工程。在混凝土浇筑过程中，应对模板、支架、预埋件及预留孔洞进行观察，如发现有变形、移位时应及时进行处理，以保证质量。浇筑完毕后的12h内应对混凝土加以养护，在其强度未达到1.2N/mm2以前，不得在其上踩踏或拆装模板与支架。9.6施工总进度9.6.1编制依据鉴于目前太阳能光伏电站还没有专门的施工组织设计规范，暂参照《风力发电工程施工组织设计规范》进行编制。9.6.2工程施工进度计划1、设备采购进度计划（1）采购计划1）编制准确详细的采购计划书表；142 2）根据设计提供的技术资料和技术要求，列出建设中所需要的各部件、设备的号、技术指标，进行公开或邀请招标，与协议生产厂家谈判，选择质优的设备，签订大宗设备供货合同。在采购过程中保证采购质量,要求提供材料的厂家提供产品国家或省级质检机构出具的质量检验合格报告；3）选择、确定符合本项目要求，具备中标合同数量规定生产能力的各部件供应商；4）供货合同确定供货设备质量要求及供货时间；5）合同签订之后，催促货物的生产，必要时，聘请设备监造工程师进厂监造。（2）采购进度1）为了合理利用时间，确保高效率完成本项目，将采用分批量供货方式，边生产边检测边进货边施工。2）采购周期最长的设备需要2个月。2、施工总进度本工程施工控制进度：（1）光伏电池板支架基础的施工（2）光伏电池板支架的安装（3）光伏电池板的安装（4）管理站土建施工及设备安装（5）光伏电站电缆施工及电缆铺设（6）其中外部条件也是控制进度的重要方面如：①设备订货；②66KV送出线路的施工。要抓住控制性关键项目，合理周密安排。因整个工程建设周期设计为1年，即12个月，其中：项目建议书及审查：1个月；142 主设备招投标及采购：1个月；初步设计及施工图设计：1个月；其它设备、材料采购：2个月；土建施工：2个月；设备安装：4个月；单体调试、联合调试：1个月。表9-2施工机械设备数量表序号名称规格或型号单位数量一土石方机械1挖掘机1m3油动台82装载机1m3台83推土机74kW台44蛙式打夯机2.8kW台8二砼施工机械1混凝土搅拌机0.75m3移动式台22插入式振捣器2.2KW台4三起重运输机械1简易提升机台12汽车吊15t台13载重汽车8～10t辆24自卸汽车8～10t辆351t机动翻斗车辆3四辅助机械1空压机6m3/min移动式台22柴油发电机75kw台2五钢筋加工厂设备1钢筋切断机GJ—405台12钢筋弯曲机GJ—407台2142 3钢筋调直机GTJ—4/144台14对焊机UN—751台25点焊机DN—751台26氧气焊接及切割设备套17平板车台2六木材加工厂设备1普通木工带锯机MJ3110台12木工平面刨MB504台13单面压刨床MB106台14木工车床MM201台1142 第十章工程管理设计10.1组织机构设置工程建设开工前，按招标文件要求，做好运营协调的有关工作。本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，在完成光伏电站建设后，项目公司将在建设期的基础上作出一定的调整。调整后，项目公司的组织机构设置如图所示：四部---运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部。图10-1组织机构图项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能；主要运行岗位值班员具备全能值班员水平。调整后的项目公司人员的构成如下：项目公司总经理1人，负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作；综合管理部3人，负责项目运营期间的人力资源、文档管理、信息等工作；142 财务部3人，负责项目运营期间的财务收支、财务计划、工资福利等工作；安全质量部5人，负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管理等工作；运行部8人，负责光伏电站安全生产运行管理，设运行值长2人，运行值班员6人，实行三值两运转；以上人员配置中部分人员可兼职。各部门职责如下：表10-1部门职责表序号部门名称人员编制部门职责一总经理1人负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作二综合管理部3人负责光伏电站运行期间的人力资源、档案管理、信息等工作三财务部3人负责光伏电站运行期间的财务管理四安全质量部5人负责光伏电站运行期间的经营管理、计划统计、物资采购、仓库管理等工作五运行检修部8人负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作10.2管理职责10.2.1运营协调委员会职责1、协调双方在输变电设施、光伏电站的计量系统、建设、试运行及运营方面各自的程序和过程；2、讨论并确定任何不可抗力发生时应采取的步骤，或因电网及光伏电站的任何原因而停机或减少容量；3、协调计划停运；4、解决双方及其各自的承包商影响光伏电站安全的事项；5、指定常设专家组解决本协议、购售电合同项下的争议；142 6、审议和修改安全保护计划并报江苏省发展和改革委员会批准；7、决定双方同意共同协调的其他事项。10.2.2项目公司职责在整个特许经营期内项目公司应自行承担费用和风险，负责光伏电站的运营和维护。项目公司应保证在整个特许经营期内始终按谨慎工程和运营惯例运营光伏电站，使其处于良好的运营状态并能够按照购售电合同的规定提供全部上网电量。10.2.3运行检修部职责在项目公司的领导下，负责光伏电站的运行和检修维护，使光伏电站的设备处于良好的状态，并能在规定的参数范围内安全稳定的运行，以满足电网的要求。10.2.4运行检修管理制度按照定岗、定编、定岗位规范的原则，制定、执行相关的岗位规范，规范企业行为、员工行为。10.3主要管理设施光伏电站自动化程度很高，本光伏电站计算机监控系统安装在控制室内，值班人员通过微机监控装置实现对太阳能电池组件及逆变器的控制和监视，通过远动传输系统送至***电网调度和业主总部。10.3.1站用电源中控楼内设一台站用变压器为全站提供所用电源，站用变由站内66KV母线供电。10.3.2生产、生活供水设施及供水方案生活给水系统由园区供水管道集中供水，光伏电池组件清洗用水拟采用厂区收集的雨水，同时外围供水主干网预留供水点。142 10.3.3工程管理区绿化规划管理站的绿化主要布置在管理站北侧，主要配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降低场地辐射热、减少噪声。10.3.4工程管理区内部通信和外部通信的方式和设施本工程配置1台小型行政程控电话交换机（带ADSL功能），安装在通信机房，以实现各岗位间生产办公电话系统的电话交换业务以及和互联网连接的功能。同时综合楼内的各房间均设置用于电话连接的语音端口和用于计算机连接的数据端口。10.4光伏电站运营期管理设计（1）建立健全运行规程、安全工作规程、消防规程、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、设备缺陷管理制度等，严格遵守调度纪律，服从电网的统一调度，依据《并网调度协议》组织生产。（2）运行当值值长是生产运行的直接领导者，也是生产指挥决策的执行者，接受电网调度的业务领导和技术指导。应及时全面地掌握设备运行情况和系统运行信息，组织协调光伏电站安全、稳定、经济地运行。（3）建立健全文明值班责任制和管理考核制度，做到分工明确、责任到人、考核严明。值班期内生产人员应举止文明、遵章守纪、坚守岗位，不做与值班无关的事情。各类标志齐全、规范，各种值班记录、报表整齐、规范。142 （4）严格执行交接班制度。交接班人员要根据各自的职责，做好交接班准备。交接班前后三十分钟内原则上不安排大项目的操作，特别是电气操作。如遇正在进行重大操作或发生事故，不进行交接班，由当班者负责处理。接班者未按时接班时，交班者应坚守岗位，并向上一级领导汇报，待接班者接班后方可离开。（5）加强运行监视以优化运行方式。现场备有运行记录以记录每小时发出的实际功率、所有设备的运行状态、计划停机、强迫停机、部分降低出力和运行期间发生的所有事故和异常。（6）保证光伏发电设备在允许范围内运行，若出现异常，值长应及时向调度部门汇报并申请改变运行方式。运行人员在遇到设备异常时，应按现场有关规程、规定及时、果断处理，处理后马上向相关领导及部门进行汇报。根据设备运行状况、运行方式、天气变化和将要进行的操作，有针对性地做好事故预想，特别是进行重大操作、试验时，要做好风险预测、防范措施和应急预案。（7）建立健全设备缺陷管理系统，及时发现设备缺陷，填写设备缺陷通知单，通知检修人员，跟踪缺陷处理过程，认真对维修后的设备进行验收，实现设备缺陷的闭环管理。（8）建立并实施经济运行指标的管理与考核制度，进行运行分析并形成报告，找出值得推广的“良好实践”和“有待改进的地方”，提出改进意见。按规定将各项指标进行统计上报，并保证准确性、及时性和完整性。10.5检修管理设计（1）坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，使设备处于良好的工作状态。（2）认真分析设备状况，科学制定维护检修计划，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，切实做到按时实施。如遇特殊情况需变更计划，应提前报请上级主管部门批准。（3）142 对于主要设备的大、小修，输变电设备及影响供电能力的附属设备的计划检修，应根据电网的出力平衡和光伏电站太阳能资源特征提出建议，该建议应递交地区电力调度通讯中心并经电力调度通讯中心同意后纳入计划停运。（4）年度维护检修计划每年编制一次，主要内容包括单位工程名称、检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。（5）应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作，年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品备件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。（6）在编制下一年度检修计划的同时，宜编制三年滚动规划。为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品备件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等工作。（7）建立和健全设备检修的费用管理制度。（8）严格执行各项技术监督制度。（9）严格执行分级验收制度，加强质量监督管理。检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。每次维护检修后应做好维护检修记录，并存档，设备检修技术记录，试验报告，技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在项目公司和技术管理部门。对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高，且光伏电站按无人值守少人值班的原则配置人员，因此，光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行，由此产生的费用计入光伏电站运行成本。142 第十一章节能11.1节能原则能源是发展国民经济和提高人民生活水平的重要物质基础，国家对能源实行开发及节约并重的方针，为贯彻节约能源这一基本国策，本项目节能按以下原则进行：（1）本项目设计应尽可能选用国内节能效果好的新工艺、新技术、新设备。（2）在设计中尽可能做到平面布局合理、紧凑，尽量减少物料周转的距离，降低能耗。11.2编制依据（1）《关于固定资产投资工程可行性研究报告“节能篇（章）编制与评估的规定”的通知>（国资源[1997]2542号）；（2）《中华人民共和国节约能源法》（2007年10月28日）；（3）其他节能节水相关的法律法规。11.3本项目能源消耗量本项目建成后消耗能源以水、电力为主，各种能源折合标准煤591.62吨。表11-1各种能源消耗指标表序号能源名称单位数量折标系数折合标准煤（tce/a）备注1电万kwh479.561.229589.382水万m32.610.8572.243合计591.62从上表可以计算出，电占能耗总量的90%以上，项目主要能耗为电，节能时应以这项指标为重。142 11.4节能管理措施分析评估11.4.1节能管理及措施（1）积极开展清洁生产审计，从生产过程的各个环节控制物耗和能耗。（2）加强企业内部管理,实施成本控制法，制定水、电、煤、气消耗定额，落实成本控制责任制，通过提高内部管理水平降低产品能耗。（3）加强对公用工程系统的设计、安装、运行管理。定期调整系统各装置，保证系统在最优状态下运行，以提高公用工程系统的运行效率。（4）定期监督、检查能源利用状况。（5）每年制定本单位能源使用计划，下发各部门执行，每年定期检查计划执行情况，年终以书面形式总结本单位能源使用情况，并上报上级有关部门。（6）开展节能教育，组织有关人员参加节能培训。未经节能教育培训的人员，不能在耗能设备岗位上操作。（7）建立节能工作责任制，对节能工作取得成绩的集体和个人给予奖励。（8）建立健全能源消耗原始记录和统计台帐，按照《中华人民共和国统计法》和其它有关规定，定期向上级节能管理机构和企业业务主管部门报送有关能源统计报表。（9）进行能耗分析，并根据需要开展能源平衡工作，实行综合能耗考核和单项消耗考核制度。142 （10）定期对本企业主要耗能产品制订先进、合理的能源消耗定额，并认真进行考核。将各项能源消耗定额分解落实到车间、班组、岗位。（11）积极开展节能技术革新和传统项目节能改造工作。（12）建立企业节能管理网络体系，并有效运行。（13）经常开展节能合理化建议活动。11.4.2能源管理机构公司能源管理系统实行公司、职能部门、车间三级能源管理体系。公司设有节能减排领导小组，组长由公司经理兼任，副组长由生产、技术副总兼任，其常设机构是节能办公室，设在综合部。该部为公司能源管理职能部门，负责对全公司能源购进、流向、使用、统计、核算等方面进行管理。部里设置能源统计、常规业务二人，具体负责能源管理中的统计、核算、节能考核、资料档案等对公司内外报表方面的工作。11.4.3能源管理制度建议为了更好地实施能源管理，响应国家能源节约和环境保护号召，******新能源光伏科技发展有限公司建设光伏电站与农业发展互补项目，采用光伏电能进行生产运作，以缓解市政供电压力。在能源管理上还建立了一整套能源管理制度。不断完善能源管理的组织机构，落实管理职责，配备计量器具，制定相关的管理文件并依照文件开展能源管理活动，如对供电各环节进行严格的耗能统计并根据消耗情况进行奖惩等。建议项目实施后，应建立如下能源管理制度：a．能源采购和审批管理制度；b．能源财务管理制度；c．能源计量管理制度；d．能源计量器具管理制度；e．能源计量统计制度；142 f．能源消耗管理制度；g．能源消耗定额管理制度；h．能源消耗统计制度。11.4.4能源计量管理方面及措施该项目严格按照《用能单位能源计量器具配备和管理通则》(GB17167-2006)的要求做好能源计量工作，主要节能措施如下:（1）建立能源计量制度1）建立能源计量管理体系，形成文件，并保持和持续改进其有效性。2）建立、保持和使用文件化的程序来规范能源计量人员行为、能源计量器具管理和能源计量数据的采集、处理和汇总。（2）配备能源计量人员1）设专人负责能源计量器具的管理。2）设专人负责主要次级用能单位和主要用能设备能源计量器具的管理。3）能源计量管理人员应通过相关部门的培训考核，持证上岗。4）能源计量器具检定、校准和维修人员，应具有相应的资质。（3）能源计量器具1）建立完整的能源计量器具一览表。2）用能设备的设计、安装和使用应满足GB/T6422、GB/T15316中关于用能设备的能源监测要求。3）建立能源计量器具档案，内容包括:计量器具使用说明书；计量器具出厂合格证；计量器具最近两个连续周期的检定(测试、校准)证书；计量器具维修记录；计量器具其他相关信息。142 4）备有能源计量器具量值传递或溯源图。5）能源计量器具，凡属自行校准且自行确定校准间隔的，应有现行有效的受控文件(即自校计量器具的管理程序和自校规范)作为依据。6）能源计量器具实行定期检定(校准)。7）在用的能源计量器具应在明显位置粘贴与能源计量器具一览表编号对应的标签，以备查验和管理。（4）能源计量数据1）建立能源统计报表制度。2）能源计量数据记录采用规范的表格式样。3）根据需要建立能源计量数据中心。4）根据需要按生产周期(班、日、周)及时统计计算出其单位产品的各种主要能源消耗量。5）建立能源计量网络，与经济效益挂钩。142 第十二章环境影响评价12.1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。12.2环境影响初步评价（一）场址环境现状******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目位于******。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142 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30°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142 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。12.3环境影响防治措施（一）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，堆土场周边及设置临时排水沟。142 （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，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。（二）环境保护措施（1）废污水处理措施142 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；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2142 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。12.4节能减排效益初步分析太阳能是最清洁、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。1）温室气体减排计算本项目以***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准线的排放量。基准线排放量的计算见下式：BE=EG×EF。式中：BE为基准线排放量；EG为该项目活动每年提供给电网的净电量，MW•h；EF为该项目活动替代电网电量的基准线排放因子，tCO2/MW•h。本项目扣除各项折减系数后，预计每年净上网电量约为65332.97MW•h。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0.9489tCO2/MW•h，BM为0.3157tCO2/MW•h。即：CM=0.75OM+0.25BM。参考此标准，本项目的基准线排放因子为0.7906tCO2/MW•h，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。142 12.5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，******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目光伏发电和农业种植不涉及自然保护区、风景名胜区、重要矿产分布区、通讯禁区和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。142 第十三章劳动安全与工业卫生13.1设计依据13.1.1概述本工程是利用光伏组件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。光伏电站作为清洁能源发电技术，与火电相比，在生产过程中无需燃煤、轻柴油、氢气等易燃、易爆的物料，无需盐酸、氢氧化钠等化学处理药剂，无需锅炉、汽轮机、大型风机、泵类、油罐、储氢罐等高速运转或具有爆炸危险的设备，也不产生二氧化硫、烟尘、氮氧化物、一氧化碳等污染性气体，工作人员也无需在高温、高尘、高毒、高噪声、高辐射等恶劣的环境下工作。由此可见，光伏电站劳动安全条件较好。13.1.2设计依据1、国家、行业主管部门的有关规定（1）《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令九届第70号）；（2）《中华人民共和国劳动法》（中华人民共和国主席令八届第28号）；（3）《中华人民共和国电力法》（中华人民共和国主席令八届第60号）；（4）《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令九届第4号）；（5）《中华人民共和国职业病防治法》（中华人民共和国主席令第60号，2002年5月1日实行）；（6）《建设项目职业病危害分类管理办法》卫生部第49号令；142 （7）《职业健康监护管理办法》卫生部[2002]第23号；（8）《职业病危害因素分类目录》卫法监发[2002163号；（9）《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》（国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局文件发改投资[200311346号）；（10）《关于贯彻落实加强建设项目安全设施“三同时”工作要求的通知》（国家安全生产监督管理局文件安监管司办字[2003]92号）。2、标准与规范（1）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）；（2）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）；（3）《建筑设计防火规范》（GBJ16-87<2006年版>）；（4）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）；（5）《安全标志》（GB2894-1996）；（6）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-97）；（7）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）；（8）《工业企业设计卫生标准》（GB21-2002）；（9）《工作场所有害因素职业接触限值》（GB22-2007）；（10）《工作场所职业病危害警示标识》（GB2158-2003）。13.2主要危险、有害因素分析（1）引起电气伤害的部位主要是电气设备以及高压配电设备，有造成触电伤害事故的可能。（2）可能产生电磁环境影响的场所主要是逆变器、变压器、配电设备等。142 （3）可能产生噪声的部位主要在逆变器、变压器运行时产生的电磁噪声。13.3工程安全卫生设计13.3.1施工期劳动安全与工业卫生对策措施（1）在工程建设期间，加强安全管理，遵守建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用全第一、预防为主、综合治理。（2）加强对施工人员的安全教育，尤其对参加施工的工人进行培训。特种作业必须持证上岗，施工过程必须选用质量合格的施工机械（具）。（3）施工场所符合施工现场的一般规定：施工总平面布置符合国家防火、工业卫生等有关规定；施工现场排水设施全面规划，以保证施工期场地排水需要；施工场所做到整洁、规整。垃圾，废料及时清除，坚持文明施工。在高处清扫的垃圾和废料，不得向下抛掷，进入施工现场的人员必须正确佩戴安全帽，严禁酒后进入施工现场。（4）施工现场的道路坚实、平坦，双车道宽度不得小于6m，单车道宽度不得小于3.5m，载重汽车的弯道半径一般不得小于15m。（5）施工期用电符合施工用电的一般规定：施工用电的布设按已批准的施工组织设计进行，并符合当地供电局的有关规定，不得任意接线、施工用电设施竣工后经过验收合格后方可投入使用。施工用电明确管理机构并由专业班组负责运行及维护；严禁非电工拆装施工用电设施；施工用电设施投入使用前，制定运行、维护、使用、检修等管理制度。142 （6）施工过程中工程运输量大，周围道路交通繁忙，施工单位充分考虑运输对施工进度和安全的影响，设置安全标志，合理安排工作时间和工作任务。（7）施工场地在夜间施工或光线不好的地方加装照明设施。（8）各种机械设备定期进行检查，发现问题及时解决，机械设备在使用时严格遵照操作规程操作，尽量减少误操作以防止机械伤害的发生，另外，各种机械设备的安全防护装置做到灵敏有效。（9）做好现场的防火工作，配备必要的消防器材，如干粉灭火器、C02灭火器、泡沫灭火器等，保证施工现场消防通道畅通无阻。非火警严禁动用拆除现场消防器材。（10）用电焊机等设备时，带好防护眼镜，周围严禁火种或可燃物，防止火花飞溅，防止火灾笈生。（11）施工过程中所有孔、洞、井、池等均加盖或设防护栏杆。13.3.2运行期劳动安全与工业卫生对策措施1、防火防爆（1）建筑物防火设计本工程建筑物火灾危险性分类及耐火等级严格按《火力发电厂与变电站设计防火规范》和《建筑灭火器配置设计规范》执行。由于站内的建筑为钢筋混凝土结构，分隔结构均为实砌体墙，因此站内的建筑物构件都已达到一级耐火等级。其他建筑物的墙体屋顶、门窗楼梯等均按防火要求设计，按规定防火等级材料设置。（2）主要场所及主要机电设备消防设计①太阳能电池板区域消防措施为移动式C02灭火器；箱式逆变器和箱式变电站设砂箱、手提式灭火器；站用变压器设砂箱、手提式灭火器。②站内、外交通道净宽均大于3.5m，都能兼作消防车道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。142 ③消防电源采用独立的双回路供电。分别由当地地区外来电源供电（施工电源）。④太阳能光伏发电站内应根据容量大小及其重要性，对站内变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。因此，在主控制楼的走廊设手提式灭火器。在室外配置砂箱以及移动灭火器。⑤电站消防电源采用独立的双回路供电，分别来自外来的备周电源（一路为原施工电源）lOkV，经降压至380/220V。本期变电站为非有效接地系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，接地电阻按不大于4Q。⑥电缆从室外进入室内的入口处，电缆沟内的电缆进入高压开关柜或低压配电屏等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。⑦本站设备选型尽量采用无油设备，如采用干式箱变等，户内设备实现无油化；电缆尽量采用阻燃电缆，以减少升压站的火灾隐患。电缆沟进行防火封堵。⑧消防设施的管理与使用考虑值班人员与消防专业人员相结合，消防设施的维护与监视及建筑内早期火灾的扑灭以值班人员为主。2、防雷接地（1）防雷措施太阳能光伏并网电站防雷主要是防直击雷和雷电侵入波两种，防雷措施依据《光伏(PV)发电系统过电压保护一导则》(SJ/T11127)、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）、《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)中有关规定设计。①直击雷保护142 直击雷保护分光伏电池组件和交、直流配电系统的直击雷保护。光伏电池组件边框为金属材质，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。②配电装置的雷电侵入波保护为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电室内的并网设备，其防雷揩施主要采用避雷器来保护。在主变进线开关柜内装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。（2）接地措施充分利用每个光伏电池组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求。①保护接地的范围根据《交流电气装置的接地》(DL/T62卜1997)规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。②接地电阻电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤4Q。142 本电站拟敷设50到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m。3、防电磁辐射光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰，可能对人体健康产生不良影响，以及信号干扰等种种危害。这种电磁环境影响的强弱与变压器等级选型和距变匪器的距离等因素有关。本工程正常工作频率为50Hz，属于工频和低压，不属于《电磁辐射防护规定》(GB8702-88)中的适用频率范围(lOOkHz～30GHz)，电磁环境影响较小。根据以往电磁环境资料分析，本项目建成后，四侧围墙外的电场强度和磁感应强度以及距围墙外20m处产生的无线电干扰强度均较低，对人体和环境不会造成危害。4、防噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。拟采取的噪声防治措施为：（1）采用低噪声设备。根据各变压器和逆变器设备资料，本工程主要噪声源为：逆变器噪声值65dB(A)；变压器噪声值65dB(A)。由于噪声源强较弱，对外界噪声影响很小。（2）逆变器采用室内布置，房屋墙壁可起到一定的隔挡降噪作用。变压器与逆变器紧邻，也为室内布置，距各厂界均有一定距离，经过预测可知，厂界噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。（3）运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。5、安全警禾标识142 （1）在有较大危险因素的生产场所和有关设施、设备上，设置明显的安全标志、警告标志、防误操作警示标志。（2）安全疏散通道设疏散照明设施和设置明显的疏散指示标志。（3）在可能造成触电伤害的场所，设置当心触电标识。6、其他防护措施（1）合理调节视频作业人员办公环境，使工作人员尽可能在比较舒适的环境中工作，既可以使精神得到放松，又可以提高工作效率。（2）为视频作业人员配备可调式的电脑桌椅，加强坐姿的人体工效学宣传，纠正不良的坐姿习惯。（3）视频作业人员在连续工作过程中，应有一定的工间休息，尽量避免连续视频操作。（4）适当增加空调办公环境的自然通风次数。（5）设计应选用环保型无放射性、无毒性的建筑装修材料，要求其性能均应符合国家有关卫生标准规定。13.4事故应急救援预案为了加强对电厂生产过程中事故的控制，抑制事故蔓延扩大，减少人员伤亡和财产损失，根据事故的性质和特点编制事故应急救援预案。事故应急救援预案包含以下主要内容：（1）参加事故救援预案的人员组成、分工、通知方法和顺序等。（2）可能发生事故地点的自然条件、生产条件以及预计事故的性质、原因和预兆。（3）处理各种事故的具体措施，以及为实现措施所需要的工程、设备、材料等的数量，使用地点和方法。（4）通讯联络方法。142 （5）现场人员的行动准则。（6）可能影响范围内的非现场人员的行动准则。（7）设施关闭程序。13.5结论本工程不存在传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和劳动安全问题，劳动者的劳动安全条件较好。本工程设计中对防雷、接地、防火、防电磁辐射、防噪声、人体工效学等方面采取了相应的技术防范措施，力图做到避免事故，尽可能将危害职工劳动安全的各种因素控制到最小或最低程度，为电厂安全生产、减少事故发生以及保障职工的安全创造了较好的条件。为使上述设计的各项技术措施、防范设施得以实施，在施工中要确保工程质量，保证劳动安全设施与主体工程同时施工、同时投产。电厂投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本工程将在劳动安全和工业卫生方面达到良好的效果。142 第十四章农业项目种植方案本工程建设完成后，在不影响光伏发电的情况下结合当地的气候特征在光伏板下种植药材等经济作物与光伏发电形成互补，更是生态优势的完美结合和实际实践，它不仅让光伏太阳能有了更辽阔的“安身”之地，也使土地综合效益更高，同时也可以增加农民收益。14.1农业种植地建设原则（1）基地要建设在立地条件好，适宜中药材生长的地方。（2）尽量集中连片建设，便于实现规模化、产业化经营与管理。（3）基地要建在无公害的立地环境中。（4）交通、供电、供水条件良好。14.2农业种植规划（1）建设规模本光伏发电项目中农业产业种植规模400亩，主要种植高附加值的药材等。（2）种子组织和供应农业种植所有的种子和种苗由项目公司提供。14.3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，综合采用农业种植方案，既高效利用的土地，又增加了经济效益。142 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14-1两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蘑菇菌。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，进行常规农业种植和特色农业种植。根据种植药材的生长习性来确定合适的种植区域，例如喜温暖、湿润及充足阳光的药材，适宜露天种植；喜阴暗、凉爽气候，怕高温，避光的药材，适宜种植在避阳的位置或温室大棚中。14.3.1种植选地、整地药材种植栽培地应选择土层深厚，土质疏松、肥沃，排水良好，地势高，海拔600米以上的中性或微酸性砂质土壤，平地，山坡地均可种植。地下水位高，土壤湿度大，土质粘紧，低洼易涝的粘土或土质瘠薄的砂砾土，均不宜种植药材。选好地后要认真整地深耕改土并结合整地亩施农家肥2500-3000千克，过磷酸钙2530千克，饼肥100千克。142 整地以秋季翻地为好，一般深耕50厘米左右，整后要及时耙耱清除田间杂草，石砾及残留物，打碎坷垃，做到地平土细栽种前再翻耙两遍，整平耙细后作高畦或垄，畦高25厘米、宽12米、沟宽40厘米，畦面整成龟背状，四周开好排水沟。高畦栽培不但加厚和疏松耕作层，排水良好，而且吸热散热快，昼夜温差大。利于中药材等植物的根部发育及营养物质积累。14.3.2繁殖技术根据选种的药材的不同，可以选择种子繁殖、根头繁殖和种苗繁殖等，合理选择种植物的繁殖方式，加大药材种植物的成活机率。14.3.3播种播种要抢时播种，时间情况不好的要加强养护。（1）播种时期：一般情况在春、夏、秋三季均可播种种植。（2）播种方式：分为直播与育苗移栽两种方式相护结合。14.3.4田间管理1、间苗、定苗、补苗:无论是直播或育苗苗出齐后都要进行行间定苗。间苗要早以免植株拥挤互相遮荫，争肥夺水。一般间苗2-3次第一次在苗高6厘米时进行第二次在苗高10-12厘米时进行然后进行定苗。穴播的每穴留苗3-4株，条播的每隔10-12厘米留壮苗1株，育苗每2-3厘米留苗1株（可将间出的大苗移栽让小苗继续生长），剔除弱苗、小苗、病苗留壮苗。定苗时，若有缺苗，应进行补植，补苗需在阴天或晴天的午后或傍晚进行，用苗可事先培育或从间下苗中选用。栽后注意浇水。补植之苗多分枝，故缺苗过多时，最好用催过芽的种子重新播种。2、中耕除草：药材幼苗生长缓慢，出苗后往往草苗并长，若不注意，很易造成草荒，因此应及时除草。除草一般结合中耕进行。中耕可疏松土壤，切断土壤毛细管，防止水分蒸发，起到防旱保墒的作用。大雨和久雨之后中耕又起到散墒除涝的作用。民俗“锄头有水”、“锄头有火”讲的就是这个道理。中耕一般每年进行3—4次。3、追肥142 药材种植需要充足的肥料。除了施足基肥，为了满足不同生育期对养分的需要，提高产量在生长第一、二年，每年结合中耕除草追肥3次。第一次追肥结合第二次中耕除草进行，要轻施和偏施，小苗多施，大苗少施，以促小苗赶大苗，变弱苗为壮苗，达到苗齐、苗匀、苗壮的目的。14.3.5防治病虫害病害1、锈病：开始于5月中、上旬6-7月份为发病盛期。叶、茎、花均可被害。防治方法，发病期喷50%二硝散200倍液或敌锈钠200倍液7-10天1次连续2-3次。2、根腐病：一般多在土壤过湿与气温过高时。该病较易发生，发病初期，近地面须根变成黑褐色，轻度腐烂严重时，整个根呈褐色水渍状腐烂，地上部分枯死。防治方法（1）与禾本科作物轮作；（2）雨季排水；（3）整地时每亩用50%多菌灵500倍液浇病区。虫害1、地下虫害：4-5月主要有地老虎、蛴螬为害嫩茎及根部。防治方法用敌百虫800倍液和一六0五乳剂1000倍液浇根部诱杀。2、蚜虫：可用于40%乐果乳油2000倍液喷雾。红蜘蛛：主要病害幼苗及成植叶片可用50%虫螟松1000--2000倍液喷雾。142 第十五章投资估算15.1编制依据（1）《中华人民共和国能源行业标准》NB/T31011-2011；（2）国家能源局发布的《陆上电场工程设计概算编制规定及费用标准（2011年版）》；（3）中华人民共和国能源行业标准NB/T31010-2011，国家能源局发布的《陆上电场工程概算定额（2011年版）》。15.2工程概述******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目，本项目总装机为容量20MW，工程建设期12个月。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66KV侧配电装置中。15.3建设投资估算及取费标准1、建设投资估算编制依据及范围（1）投资估算依据设备、设施等根据厂家报价和当地现行市场价格进行估算；建筑工程费，根据当地现行建材价格及费用水平，按照不同类型的建设结构形式，分别按单位造价指标估算；安装工程费，根据市政行业有关规定或实际情况计取；其他工程费用，根据市政行业有关规定或实际情况确定。（2）投资估算范围主要建设项目：佛像制作生产厂房、办公楼、展厅和博物馆等基础建设设施；供电、排水、排污、通讯、环境及消防工程等。（3）预备费，基本预备费取工程费用及其他费用之和的5%；涨价预备费根据国家计委“计投资【1999】1340号”文规定不计提。142 2、建设投资估算结果******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目建设投资为24000.00万元。15.4资金筹措该项目总投资为142 第十六章经济效益评价16.1财务评价的依据和原则该项目经济评价采用国家发改委、建设部《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、原国家计委颁布的《投资项目可行性研究指南（试用版）》所规定的原则与方法进行。在市场分析、建设内容和规模、工程建设方案和产品方案等基础上来进行项目的财务评价。依据项目的特点，财务评价部分主要包括财务估算、财务盈利能力分析、不确定性分析，最后给出财务评价的结论。本项目估算按照国家现行的会计制度、税务条例等有关的法律和法规进行。由于本项目建设性质、内容和规模对国民经济影响较小，故仅对本项目的财务盈亏能力以及不确定性分析等方面进行财务评价。根据国家发展和改革委员会、建设部《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的要求，结合项目实际，本项目财务基准收益率确定为8%。16.2成本费用、销售收入及税金估算16.2.1成本费用估算1、投资成本估算项目总投资为2.4亿元，其中包括工程费用、工程建设其他费用、预备费。2、人员工资成本估算定岗人员按100名计算，普通工人10人，工资2000元/月；技术人员70人，工资3500元/月；管理人员20人，工资4500元/月。3、水电成本估算142 项目用水、用电全部为周边电网和自来水管网接入使用。项目用水暂定为3元/吨；用电采用商业用电的阶梯电价，暂估为0.8元/度。4、折旧、摊销估算项目建筑物和构筑物折旧按照20年折旧，残值率2%；机器设备按照15年折旧，残值率3%；无形资产按照10年摊销。16.2.2收入及税金估算1、收入根据本项目的实际情况，该项目的收入主要为光伏发电电费收入和种植药材销售收入。2、税金按现行国家有关法规，各项税、费的计取标准如下：1、营业税：按营业收入的5%计取；2、城市维护建设税：税率为7%，计税基数为营业税额；3、教育费附加：费率为5%，计费基数为营业税额。16.3销售额预测项目建设投产后，年均生产电量可达2200万度，上网电价为0.98元/度（含税），年均产值可达到2156万元，加之药材种植的农业销售收入每年约5000万元，项目投产后总收益约为7156万元。16.4经济效益分析依据国家发改委及建设部发行的《建设项目经济评价方法与参数》第三版（2006-7-3），采用动态分析，经计算，本项目各项财务评价指标如下：（1）总投资收益率按照《建设项目经济评价方法与参数》的规定，总投资收益率（ROI）表示总投资的盈利水平，指项目到达设计能力后正常年份的年息税前利润或运营期内年平均息税前利润（EBIT）与项目总投资（TI）的比率；总投资收益率按照下式计算：142 ROI=×100%=13.32%式中：EBIT—项目正常年份的年息税前利润或运营期内年平均息税前利润；TI—项目总投资。（2）投资利税率按照《建设项目经济评价方法与参数》的规定，是指项目达到设计生产能力后的一个正常生产年份的年利税或项目生产期内的年平均利税总额与项目总投资的比率。其计算公式如下：投资利税率=×100%=14.15%（3）财务内部收益率（FIRR）按照《建设项目经济评价方法与参数》的规定，财务内部收益率是一指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。其计算公式如下：=0式中：CI—现金流入CO—为现金流出本项目全部投资财务内部收益率计算结果为15.02%（所得税后），高于同期银行贷款利率。（4）投资回收期（Pt）按照《建设项目经济评价方法与参数》的规定，投资回收期是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间。其计算公式如下：Pt=142 +（累计净现金流量开始出现正值的年份数－1）本项目投资回收期：税前为5.77年（含建设期），税后为6.54年（含建设期）。（5）净现值财务净现值（FNPV）指按设定的折现率（一般采用基准Ic）将项目计算期内各年净现金流量折现到建设期初的现值之和，可按下式计算：FNPV=式中：Ic为设定的折现率，一般情况下，财务盈利能力分析只计算项目投资财务净现值，可根据需要选择所得税前净现值或所得税后净现值。按照设定的折现率（Ic=6%）计算的财务净现值大于或等于零时，项目方案在财务上可考虑接受，本项目所得税后财务净现值为13085.33万元。（6）盈亏平衡分析本项目以生产能力利用率来进行盈亏平衡分析，盈亏平衡点（BEP）的计算公式为：=41.71%。16.5财务效益分析结论经过综合分析，本项目的财务内部收益率均大于行业基准收益率，表明项目实际盈利能力满足行业最低要求，财务净现值均大于零；通过盈亏平衡分析，该项目的投资回收期较短。因此，项目在经济上和142 财务上是可行的。142 第十七章社会效益评价在全世界受到越来越严重环境污染问题困扰的今天，环保的重要性逐渐的得到社会的认可和关注。光伏发电作为清洁可再生能源，对全社会有着广泛而特别的作用。首先，光伏发电有利于节省不可再生资源，平衡能源的单一供给情况。随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源储量越来越少，面临很大的能源枯竭压力，因而新能源的开发已经提高到了战略高度。2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能的开发符合国家环保、节能政策，光伏电厂的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，平衡能源的单一供给。其次，光伏发电可以减少温室气体排放，减少温室效应，保护环境。参考《能源基础数据汇编》(国家计委能源所，1999.1)和《对我国能源及能源问题的思考》(国家发展和改革委员会能源局，史立山)，火力发电每产生一度电能平均消耗标煤0.00035吨，而燃烧一吨标煤排放二氧化碳2.6吨。举例如一个装机容量为10MWP，首年发电量为1891.7万度电的光伏电站，首年节约标准煤6621吨，减排CO2为17214吨，整个光伏电站寿命周期内共节约标准煤150567吨，总减排CO2为391473吨。由此可见，光伏电站节能减排的力度和意义对于企业、国家乃至整个社会是非常重大的。142 再次，农业光伏相结合的农光互补项目的建设可以提高土地的利用率和价值。光伏发电一般选择建设在屋面、水面、荒废的地面(包括戈壁、沙漠等)，大大的提高了土地的利用率和价值。宁夏平罗中电科一期30MWP光伏并网发电项目，是一个世界单机容量最大的位于沙漠中的光伏电站。另外，农光互补光伏发电项目的建设可以带动当地的经济增长和就业。农光互补项目的开发和建设，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着光伏电厂的相继开发、建设和运营，光伏发电将成为地区又一大产业，为地方经济开辟新的增长点，拉动地方经济的发展。最后，光伏产业的发展让未来世界变得更清洁、更安全，能源利用更丰富。在本项目中，光伏发电板在发电过程中不消耗任何能源、不排放有害气体，且无需额外占用土地资源，将农业生产和发电两者巧妙结合起来，既满足农业生产的需要，又实现了光电转换，创造了全新的农业生产经营和光伏发电共同开发的模式。从梳理我国光伏应用市场发展脉络来看，早期从最初单一的西部地面电站开发，已经延伸到东南部经济发达地区对分布式光伏电站的推广。国内从未停止探索光伏应用领域的步伐，而光伏农业无疑是我国在光伏应用领域的又一新的突破。发展光伏农业引领了低碳环保的绿色能源潮流，代表了未来农业发展的新方向，既播种了绿色有机农业，又收获了清洁能源，大大提高了土地利用率，通过开发药材等高经济农业产业的潜在资源，实现了农民、企业、政府三分共赢，农光互补光伏项目的发展必将掀起中国光伏农业史上的第二次革命。本项目社会效果主要表现在：1、有利于推进***境内丰富光照资源的逐步开发利用，符合国家能源发展战略的需要；2、符合***能源结构调整和可持续发展的需要；142 3、满足***经济发展需要，促进当地的能源结构多元化发展；4、太阳能光伏发电站建设有利于保护当地生态环境，有利于促进当地经济与环境保护的协调发展，符合***发展目标；5、农业生产与发电相得益彰，产生良好的经济效益。6、提高土地利用率，降低光伏产业成本。7、为当地经济创收，为地区创旅游，为农民创收益。******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目的建设，符合我国21世纪可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。项目贯彻我国“节能减排”的能源政策，利用绿色可再生能源对国家、地方经济的发展起到了更好的示范作用。作为绿色能源与农业互补的******20兆瓦农光互补分布式光伏发电项目的开发利用对***乃至整个***的社会、政治、经济、环保等将会产生尤其深远的影响，具有较好的社会效果。路漫漫其修远兮，******新能源光伏科技发展有限公司，也必将一如既往，在农光互补的征程上虔诚前进——为亿万农民，为子孙后代、为碧水蓝天，贡献持久的力量！142 第十八章结论及建议18.1结论1、本工程所在地******太阳能资源比较丰富，属于第三类光照地区，光伏电站场址处地势开阔、平坦、交通条件便利，具有较为良好的建站条件。项目所在地***太阳总辐射量约为4100～5600MJ/㎡，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Ⅲ类区，资源丰富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。2、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。3、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2200万kWh。4、本工程的建设符合国家的产业政策和***对优化能源结构、保护环境，减少温室气体排放、节约能源的要求。对促进我国太阳能光伏发电技术的开发与利用，推进光伏产业发展具有非常重要的意义。5、本工程的建设可改善陕西电力系统的电源结构，增加可再生能源的比例，减轻环保压力，促进地区国民经济可持续发展。本电站工程具有良好的经济效益，运行期平均每年提供绿色电力2200万度电。在国家相关政策扶持下，电网能够按测算电价全额收购全部发电量，本工程具有一定的盈利能力。项目的经费估算来源于实际的设计，项目的预算比较合理可行。项目经费来源以政府投入为主，有可行的资金筹措方式，能够保证建设资金，在经济上是可行的。142 6、总体方案符合相关的行业标准及规划，在总体框架和标准规范上满足国家、省、市的总体要求。项目的承建单位在经营、发展、维护上有丰富的经验，配备了较强的技术力量，有保证工程顺利实施的组织机构，能够保障项目的顺利实施。综上所述，本项目的建设，从经济、社会效益及环境效益等诸方面综合评价都是十分显著的，因此，本项目的建设和实施是切实可行的。18.2建议为保证项目能够顺利、稳妥地建设和发展，建议注意以下几点：1、根据项目可行性研究结果及结论，本项目具有较好的经济效益和社会效益，建议项目有关各方共同努力，对该建设项目资金来源应进一步抓紧落实，以促使工程项目的顺利实施和尽快建成，建议上级政府部门给予一定的支持，以便早日发挥经济效益和社会效益。2、建设单位要加大协调力度，做好项目可研报告的上报审批和资金的落实工作，争取项目早日实施。加大协调力度主要体现在以下几个方面：一要加强建设、实施的组织领导，成立主管部门牵头、参与部门、承建单位紧密配合的工程建设、实施机构，保证项目建设、资源开发、公共应用、部门连接、系统整合顺利进行；二要在项目建设、批复上引导和把关，充分利用现有的公共资源，使其得到充分利用。3、项目单位在下一步的工作中，要进一步加强对规划设计方案的优化，要加强建设工程质量，财务管理监督和检查，在实施过程中加强资金管理，专款专用，加强对建筑工程的管理，要继续争取有关部门的支持。142 4、项目在建设过程中应严格按环保建设“三同时”的原则，搞好环境治理工作。5、采取公开、公正、公平的投标招标方式，遴选优秀的设计、施工和监理单位实施本项目，确保工程按期完成，争创优质工程。6、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，上网电价为0.98元/kw.h（含增值税），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；环境影响评价报告及审批文件，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；国家电网公司的并网函，请业主及时将接入系统方案报国家电网公司审批，并办理并网函相关事宜，并网申请。7、根据《为了开展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。142'