武汉煜江能生态园30MWp农光互补光伏电站项目实施方案0709.doc 161页

'光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案楼宇小区智能化工程方案I 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1申报单位及项目概况1.1申报单位概况项目单位：武汉煜江能农业科技发展有限公司项目建设单位：湖北省华网电力工程有限公司项目单位情况介绍：武汉煜江能农业科技发展有限公司是在项目所在地专门为该项目注册成立的集项目开发运作、项目投资建设、项目后期运维一体的专业运营公司。该项目是武汉市黄陂区重点支持的“农业+光伏”的生态农业和新能源项目。项目单位武汉煜江能农业科技发展有限公司也是项目所在地武汉市黄陂区蔡家榨街道办事处利用光伏发电实施“精准扶贫”的唯一合作单位。项目的主要投资方禾泰（湖北）售电有限公司的控股股东武汉合煜能源有限公司作为清洁能源的投资建设者，已经建成投产6家垃圾发电厂，也参与其他地区约50MWP以上光伏电站的投资建设。湖北省华网电力工程有限公司是一家具有电力设计甲级、新能源乙级、咨询丙级、总承包二级、电监会承装承修三级等全套资质的专业从事电力、新能源领域建设服务的大型公司，已经拥有光伏电站200MWP以上业绩并于2014年--2015年完成孚旭麻城、随州爱康、夫子河等多个光伏电站的设计服务。投资收益：本工程建成后，25年年平均发电量约为3000万KW·h，按照湖北全电量上网电价0.98元/W计算，预计光伏电站总发电收入69227.31万元，为国家和社会提供税收约7913.51万元。节能减排：本工程建成后，年平均发电量约为3000万Kw·h，同燃煤电站相比，按标煤煤耗为360g/kWh计，每年可为国家节约标准煤10768.2吨/年，同时可减少二氧化硫排放量897.4吨/年、二氧化碳29822.01吨/年，氮氧化物448.68吨/年，粉尘雾霾8136吨/年。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1.2项目概况项目名称：武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站主要建设内容和规模：项目总占地面积956亩，光伏电站装机容量30MWp，由光伏农业大棚组成。农业大棚将按照煜江能农业生态园规划建设，拟建成湖北第一家高档次光伏农业生态园。本项目为农光互补光伏电站，装机容量为30MWp，通过110kV出线接入武汉市黄陂甘棠110KV变电站110kV间隔，接入变电站线路路径直线距离约10km。建设期为6个月，生产运行期为25年。建设地点：项目具体所在地，武汉市北部，东经114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。项目拟规划用地勘界如下图所示。图1.2-1工程落地地理位置图及用地性质图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案项目用地性质：本项目为新建项目，用地性质为一般耕地，总占地面积约956亩，不涉及林地及基本农田。项目总投资：项目总投资预计3亿元人民币（含农业投资部分），其中光伏电站总投资2.15亿元，电站外送接入上网投资0.10亿元，小计2.25亿元；生态农业综合投资约0.75亿元（农业投资另有规划，不在本报告中描述）。资金来源：银行贷款占80%，企业自筹资金20%。光伏电站图1.2-2罗田三里畈20MWp农光互补光伏电站地理位置图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1.3项目建设条件（1）光照资源；武汉黄陂地处鄂东北，是我国太阳能资源较为丰富的地区之一，为湖北省太阳能资源一级可利用区。黄陂地区太阳能资源丰富，年均总辐射量为4647.2MJ/m²，太阳能资源稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。（2）黄陂区位于湖北省东部偏北，长江中游北岸，江城武汉市北部，地跨东经114°09′—114°37′，北纬30°40′—31°22′。全区面积2261平方公里，人口113万，是武汉面积最大、人口最多、生态最好的城区，是武汉临空经济区的核心区。东与武汉市洪山区、新洲区接壤，南与武汉市东西湖区，江岸区相连，西与孝感市孝昌县、孝南区毗连，北与孝感市大悟县、黄冈市红安县交界。区境南北最大纵距104公里，东西最大横距55公里。《湖广通志》称黄陂：“东骛赤壁，南骋鄂渚，西汇七泽之雄，北距三关之险”。黄陂区位于长江中游，大别山南麓，地势北高南低，为江汉平原与鄂东北低山丘陵结合部。大体上是“三分半山，一分半水，五分田“。北部为大别山余脉，属低山丘陵区，海拔在150—850米，面积占全区的17.8%；有武汉市最高峰双峰尖（872.5米）。中部为平原丘岗区，海拔在30—150米之间，面积占全区68.9%；南部为平原湖区，海拔在30米以下，面积占全区的13.3%。黄陂区水资源丰富，拥有“百库千渠万塘”之称。有长江、滠水、府河等。全区共有大小河流51条，河流总流长799.91公里，流域面积3504.3平方公里。工业、农业、生活用水充足。黄陂区有湖泊35个，其中武湖、童家湖、后湖较大，黄陂区湖泊总面积252.64平方千米。多年平均径流量10.9亿立方米。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案黄陂区属亚热带季风气候，雨量充沛、光照充足，热量丰富，四季分明，年平均无霜期255天。春季温和湿润，夏季高温多雨，秋季凉爽少雨，冬季干燥阴冷。年均日照时数1917.4小时。年均降水量在1202毫米，为中南地区降水量较均衡的地区之一。境内年平均气温为15.7℃—16.4℃。一年中，以1月最低，月平均气温3.2℃；7月最高，日平均气温28.4℃，空气相对湿度年平均75.5%。年平均降水日数（≥0.1mm）为121.5日。（3）截止2013年底，黄陂区内共有220kV变电站2座，主变4台，变电容量共计720MVA；110kV变电站7座，主变14台，变电容量共计506MVA；35kV公用变电站13座，主变23台，变电容量共计165.8MVA。截止2013年底，武汉市辖区内共计有110kV线路8条，线路总长度155.05公里。至2014年，最大负荷达到442MW，年均增长率为20%。用电量由2010年的10.64亿kWh增长至2014年的15.43亿kWh，年均增长率为18.7%。其负荷特性与武汉负荷特点基本一致。本光伏电站至黄陂甘棠110kV变电站直线距离约10公里。经初步勘察，基本具备光伏电站上网接入条件。图1.1-2光伏电站站址现场图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（4）黄陂蔡榨全镇土壤为黄沙土和黄粘土，局部地区蕴藏着粉红色岩石。黄精：也叫老虎姜、鸡头姜，为百合科多年生草本植物。黄精或多花黄精的干燥根茎，为泰山四大名药之一，具有补脾、润肺、生津、益气养阴、抗菌、抗衰老、丽容颜、强精力之功效，主要用于脾胃虚弱、体倦乏力、口干食少、肺虚燥咳、精血不足、内热消渴、糖尿病、高血压等症，外用黄精浸膏可治脚癣。黄精主要分布于华北、华东、华南、华中等省。黄陂区蔡家榨的会龙山村等地也适宜种植黄精。1.4工程技术方案武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电项目为新建工程，场址位于湖北省武汉市黄陂区蔡家榨街会龙山村、博土湾村、周梅家田村、四勿村，项目用地中心坐标为东经114°02′，北纬30°21′。30MWp太阳能光伏并网发电系统分30个1MWp发电单元进行设计。整体上采取0.27kV/35kV升压技术方案，最终实现分块发电、集中并网的运行模式。每个1MWp发电单元配备500kW并网逆变器2台，容量为1000kVA的35kV升压变压器1台。每个1MWp光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入0.27kV/35kV变压配电装置进行升压汇流，再升压成110KV接入黄陂甘棠110kV变电站。本工程规划容量为30MWp，结合箱变容量和电池组件的分布规律，本工程设置30个1MW光伏阵列单元，每个光伏阵列共由186串组成，每串由22块组件组成。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案图1.4-1农光互补光伏电站安装效果图（一）工程的主要任务是实现“农光互补”，做好“农”和“光”的文章。“农”字文章在于做好“光”字背景下大棚光伏面板下面阴的文章。喜阴农作物品种繁多，哪些作物既适应该地生长，经济价值又高呢？这方面我们组织专家做了大量的调研工作，根据当地的土壤和气象自然环境特点，该地适宜种植仿野生黄精药材。“光”字文章在于建好“农”字大棚上面大量空域面积建设光伏电站，充分开发利用当地的土地资源及光伏资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本工程占地956亩，规划建设装机30MWp容量的农光互补的光伏电站，一次建成。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案该工程30MWp并网光伏发电项目主要开发任务是利用太阳能光伏发电，该项目所发电能作为清洁能源的太阳能电力将会对湖北电网和当地供电能力形成有益的补充。用以满足湖北省电网及武汉市持续、高速增长的电力、电量需求。同时将站区发展建设成为“农光互补”、“旅游休闲”的综合立体产业群。图1.4-2农光互补光伏电站安装效果图（二）1.5总体方案设计1.5.1光伏系统总体方案本工程拟选用265Wp多晶硅电池组件，拟选用容量为500kW的集中式逆变装置。组件全部采用固定倾角安装方式，组件支架为三角形钢支架。采用上面光伏发电，下面葡萄种植的方式。1.5.2光伏阵列设计及布置方案由于本工程建设规模较大，拟以每1MWp容量电池板为一个方阵，135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案一期30MWp共30个方阵。因单个光伏方阵容量选取为整个光伏电站5％的容量，单个光伏方阵故障或检修对整个光伏电站的运行影响较小。本工程采用多晶硅光伏组件，单块面积为1950×990×40mm，前后两块光伏板之间留20mm的间隙，斜面总长为4000mm，因此支架高为1500mm。加上地面支墩高1800mm，总高约为3300mm。选取上午9:00～15:00时间区间计算，阵列南北向间距为7.7m。图1.5-1武汉煜江能30MWp光伏电站总平面布置图1.5.3年上网发电量在计算光伏电站实际每年上网电量时，需考虑多晶硅太阳电池组件的衰减情况，组件年衰减系数为0.77%，由此计算得出运行期内25年的上网电量估算值。结果如下表：135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案表1.5-1　　　光伏电站全寿命上网电量计算表（估计值）单位：万kWh年数发电程度总发电量（万度）年数发电程度总发电量（万度）113300.00150.89742961.4220.99233274.59160.89052938.6530.98473249.51170.88372916.2140.97713224.43180.87692893.7750.96963199.68190.87012871.3360.96213174.93200.86342849.2270.95473150.51210.85682827.4480.94733126.09220.85022805.6690.943102.00230.84362783.88100.93283078.24240.83712762.43110.92563054.48250.83072741.31120.91853031.05合计/75308.97130.91143007.62年均/3012.36140.90442984.52　　　计算结果：根据组件逐年衰减情况，计算出本工程电站建成后第一年上网发电量为3300万kWh，运行25年的总发电量约75308万kWh，年平均发电量为3012万kWh。1.6电气设计1.6.1光伏发电工程接入电力系统方案根据武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站在电网中的地理位置、规划建设规模等情况，结合黄冈罗田县电网现状、发展规划，提出如下接入系统方案。方案（一）本期新建1座110kV升压站，出线1回接入110kV甘棠变，线路长约10km。线路拟选用LGJ-185型导线。方案(二）本期新建1座350kV升压站，出线1回接入35kV蔡蔡榨变135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案，线路长约5km。线路拟选用LGJ-240型导线。本报告提出的接入系统方案设想是为本期光伏电站的主要设备选型和总平面布置提供依据，最终接入系统方案以电力部门下达的接入系统审查意见为准。1.6.2光伏发电工程电气主接线（1）光伏发电工程电气主接线本工程建设规模为30MWp，设置开关站一座，以1回110kV线路接入电网，考虑接入110kV甘棠变电站的110kV侧。光伏电站110kV配电装置采用单母线接线方式，预留加装滤波装置可能，滤波装置可考虑与无功补偿设备配合安装。本工程设30台1000kVA的箱式变压器，110kV汇流升压后接入110kV甘棠变电站。1.6.3太阳能光伏发电系统设计1.6.3.1主要设计原则(1)设计依据来自以下文件：业主委托书(2)设计寿命为25年(不含建设期)。(3)采用多晶硅电池。这是考虑到太阳电池的应用目前还是以晶体硅电池为主，薄膜为辅，国内还没有大规模应用薄膜太阳电池的成熟经验。本项目暂定采用多晶硅太阳电池作为发电组件。(4)多晶硅电池组件在稳定效率下标称功率不少于30MWp。(5)为平衡系统的造价和兼顾系统的可靠性、稳定性，本项目多晶硅电池组件、逆变器、汇流箱、升压变等主要设备尽量考虑选用国产设备。(6)根据NASA数据对多晶硅电池组件进行年发电量计算。(7)系统方阵的倾角设计以获取全年最大太阳能辐射为基准。系统方阵的高度设计考虑便于检修和清洗。(8)光伏发电系统共配置60台500k135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案VA逆变器，最终待项目批准后通过技术经济分析决定。(9)逆变器的工作方式是各自独立并网，不采用群控方式。(10)并网逆变器与输电网(110kV)的连接通过一级升压变压器完成，逆变器自身不带变压器，逆变后直接通过普通升压变完成升压。(11)太阳电池方阵采用固定安装方式，不采用自动向日跟踪系统。这是考虑到目前国外自动向日跟踪装置的价格较高，而国产向日跟踪装置的性能还有待长期运行的验证。(12)太阳能组件阵列支架和基础的设计，满足农作物生长和安全运行的前提下尽量降低造价和方便施工。(13)每MW太阳电池方阵设置为一个单元，每个单元配置一个逆变器室及箱式变压器。将直流配电柜、逆变器安置逆变器室中。逆变器室布置在每兆瓦的太阳电池方阵近中间的位置以减少电缆的长度，并且不遮蔽布置在其北面的太阳电池组件上的阳光。(14)对电站的输出电压﹑频率﹑功率因数和谐波进行监测和记录，以确保电站输出的电能质量符合电网要求。1.6.3.2光伏方阵配电系统本工程为平地光伏，光伏电池板布置棚顶顺序布置，电池板会有不同的方位角以及倾角，为便于集中接线，本工程选用大中型逆变器，分别为500kW逆变器、1MW逆变器（2×500kW）。22块电池组件（265W）串联成一个电池组串。每个逆变器单元经汇流箱汇集后再由逆变器整流逆变后输出315V三相交流电，两个500kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧，经箱变升压至35kV，通过集电线路送至升压站110kV配电装置。1.6.4逆变升压站光伏方阵采用“一阵一变”单元式接线，对于1135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案个或者两个逆变器发电单元所组成的光伏阵列组设置一个逆变升压站。逆变升压站包括1个或者两个逆变器以及一台箱变。逆变器容量为500/1000kW(输出交流电压为315V)。一个1000kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧。箱变容量为500kVA/1000kVA。该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其光伏设备正常运行等特点。1.6.5逆变器与箱式变压器的组合方式逆变器容量为500kVA，每个单元有2台此种逆变器，每2台逆变器通过一台2进1出（120kW）交流防雷汇流箱汇流一次，每个单元总共1台此种汇流箱，一台低压箱式变压器配1台交流防雷汇流箱的接线方式，对应箱变容量为1000kVA。箱变就近布置在光伏发电单元较中心的位置，箱变高压侧采用并联接线方式。该接线具有电能损耗少、接线简单、直流部分短、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其它光伏设备正常运行等特点。1.6.6集电线路方案光伏电站开关站布置于整个光伏电站的北部。由于架空线路及杆塔产生的阴影会大大的降低太阳能电池发电量，以及会对组件的运行造成影响。故本工程光伏电站集电线路光伏组件区域暂不考虑采用架空线方式。集电线路电压推荐采用35kV，可简化集电线路、有效降低线路压降，比采用10kV具有更好的技术经济效益。本工程集电线路采用35kV电缆直埋连接：根据光伏阵列的布置位置情况，将光伏布置分为2个集电线路单元，共敷设2回集电线路至升压站35kV配电室。在每组集电线路中，根据箱变连接总容量分别采用ZRC-YJLV22-26/35-3x70以及ZRC-YJLV22-26/35-3x120电缆。1.6.7控制、保护和调度通信本期并网光伏电站计算机监控系统采用全分层分布、开放式系统。网络采用光纤以太网总线。主要设备为冗余配置，互为热备用。电站计算机监控系统设有电站控制级和就地控制级。可在主控室电站控制级对各套容量为135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案20kW组串式逆变装置的和开关站设备进行集中监控；太阳能并网光伏电站也可由远方调度人员进行远方调度管理；还可在就地控制级和开关站就地控制级，对单套太阳能光伏电池组件及逆变器和开关站设备进行监控。集中监控的对象包括逆变装置及箱变、开关站内的电气设备。太阳能光伏发电站所有电气设备均采用微机型继电保护装置。各种保护装置的配置符合GB14285–2006《继电保护和安全自动装置技术规程》等的规定和要求。操作电源设置直流电源系统，给控制、继电保护、信号、综合自动化装置和事故照明等装置提供可靠的电源。微机监控系统配有UPS电源，保证监控系统可靠运行。本系统配套1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况。1.7消防设计贯彻“预防为主、消防结合”的消防工作方针，做到防患于未然；工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距、安全出口等各项消防要求。本工程采用如下消防系统：本工程的建(构)筑物包括办公综合楼、电气综合楼、综合水泵房及门卫室、光伏组件支架、车库及检修间等。通过对外交通公路，消防车可到达场区，场内建(构)筑物前均设有道路，用于设备的检修并兼做消防通道，消防通道宽度不小于4m，并形成环形通道。办公综合楼、电气综合楼、事故油池之间的防火间距以及建筑物的耐火等级，满足规范要求。光伏阵列内箱式变压器附近、开关站内建筑物区域按规范规定设置相应数量的灭火器，用于火灾的扑救。1.8土建工程135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）、《火力发电场土建结构设计技术规定》（DL5022-93）的规定，本期工程新建35kV开关站，主要建（构）筑物为：办公综合楼、电气综合楼、生活水泵房及门卫室、光伏组件支架，建筑工程等级为二级，结构安全等级为二级，火灾危险类别为戊类，耐火等级为二级，屋面防水等级为Ⅱ级，建筑设计使用年限为50年，抗震设防烈度为6度，抗震等级为四级。电气综合楼为一层框架结构。综合办公楼为一层框架结构。太阳能电池组件对于固定倾角的光伏阵列采用三角形钢结构空间支架，支架基础采用预制方桩基础。1.9施工组织设计（1）施工条件光伏电站工程施工工期虽然较短，但可用地面积相对较大，便于布置施工现场。（2）交通条件该站光伏并网发电工程项目位于黄陂区东偏北。距约武汉60km，距黄陂区约30km。其间有村村通道路连接，交通较为便利。当地可提供加工、修配及租用大型设备等能力，因此，施工修配和加工系统可主要考虑当地解决。（3）光伏阵列安装方法太阳能电池板组件采用固定倾角的三角形钢构支架安装固定，下部留有扫风通道及预留积雪深度，支架的基础采用预制方桩基础。（4）主要建筑物施工方法土建施工本着先地下、后地上的顺序，依次施工综合办公楼基础、电气综合楼基础、光伏发电组件基础、35kV箱式变压器基础以及零米以下设施。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案接地网、地下管道主线与相应的地下工程设施（给排水、消防管道、电缆沟道）同步施工，电缆管预埋与基础施工应紧密配合，防止遗漏。基础施工完毕后即回填，原则上要求影响起重设备行走的部位先回填、起重机械行走时要采取切实可行的措施保护其下部的设备基础及预埋件。（5）施工总布置原则由于太阳能电池板组件布置相对集中，初步考虑按集中原则布置，可在与太阳能电池板组件相邻的地势较平坦的区域进行施工活动。从安全及环保角度出发，生活区要靠近仓库，但要远离混凝土搅拌站。（6）施工进度本工程计划建设期9个月，其中准备期1个月，施工期8个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部电池组件并网发电。（7）主要建筑材料建筑材料通常来源充足，就地一般可以供应，外采的建筑材料还可以通过便利的铁路、公路网运输到施工现场。（8）主要施工机械设备本工程施工期间，主要施工机械设备由施工单位外运进场，现场不具备修理条件的大型机械修配加工可在李家集街办或黄陂城区等相关修配站和加工厂完成。（9）施工期间水电供应方式本工程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300m³/d。施工用水可接引市政管网供水，若暂不具备接引条件时，可利用运水车运水来满足施工需要。（10）永久用地与施工临时用地光伏电站的永久性用地主要包括光伏阵列、综合办公楼、分区单元升压变压器、开关站、永久性辅助设施以及升压变电站的用地，本期工程已取得的可用地面积为约956亩，满足本期工程总布置需要。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案初步估算工程在施工期间，项目施工管理和生活临建、场内临时道路、混凝土搅拌站、综合加工厂及设备材料存放中转场地和仓库等占用的土地面积等临时设施总占地3000㎡，建筑面积2400㎡。1.10工程管理设计武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站建成后，场内光伏组件、电气设备，以及110kV升压站拟实行统一管理，接受专门设立的运营机构集中管理。为加强光伏电站项目的设计、施工、监理、采购管理，包括项目建成后的组织管理，确保高质量的完成工程的建设，在工程开工前，拟成立光伏电站项目部及有限责任公司，全面负责光伏电站的建设、运营和拆除工作，做好工程全过程的管理、组织和协调工作。管理机构由总经理负责，下设计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部5个分部，各个分部设立主任主持工作。计划部负责管理与控制项目的工期、造价、采购招标及合同管理，项目的范围管理，下达资金拨付计划；综合管理部门负责项目公司的人力资源管理、沟通（信息）管理、风险管理，项目公司的集成管理，公司标准化建设、公共关系、政工及企业文化建设；设备管理部负责制定设备采购计划，参与设备物资的招标，负责设备及物资的采购合同的执行，配合工程管理部催交设备及物资；工程管理部负责项目的设计、施工、调试。落实进度、费用和质量/安全计划，将实施信息反馈至相关部门；财务审计部负责项目公司财务预算，资金、资产和融资管理，公司审计。本期光伏电站工程建设管理机构的组成按8人考虑。根据生产和经营需要，结合现代光伏电站运行特点，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理，设立总经理主持日常工作，运营公司设综合管理部、财务部、生产运行部3个部门。结合新建本期光伏电站工程的具体情况，本期光伏电站工程和110kV升压站按少人值班的原则设计。本期光伏电站工程运行管理机构的组成和编制如下：全站定员8人，其中运行人员4人，检修和其他工作人员2人，管理人员2135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案人，人员分配根据实际工作情况进行适当调整安排。1.11环境保护与水土保持设计1.11.1环境保护设计方案本项目对环境影响很小，可采取一般控制和缓解措施。项目建设施工期，只要坚持文明施工、注重做好安全环保工作，对环境影响不大。项目进入运营期后，对环境的影响主要是生活污水污染源，排放的生活污水经雨污分流制排水系统，运营期电池板冲洗废水用于降尘，生活污水经化粪池处理后进入渗坑自然蒸发，但应优先用于生活区绿化。1.11.2水土保持设计方案①本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。②在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。③为了防止临时堆土、砂石料堆放场由于风蚀产生新的水土流失，堆土场周围进行简易防护，采用彩钢板防护的措施。在堆土周围进行部分拦挡，彩钢板高度为2m，钢板底部埋入地表以下0.2m，地表以上拦挡高度为1.8m，挡板外侧采取钢支架支撑措施。另外，在大风天气在场区临时堆土表面覆盖防尘网。为防止临时堆土风蚀产生水土流失对堆土场表面及时洒水，使表面自然固化。要求施工时的挖方要及时回填，尽量减少堆土场的堆土量。④场区内增加植被量有效防止水土流失。项目建设区所采取的植物防护绿化工程应首先考虑水土保持的主体工程中具有水土保持功能工程的基础上，把光伏电站施工区、弃渣土场、运输公路建设区作为水土流失防治重点。针对建设施工活动可能引发的水土流失的特点和危害程度，将水土保持工程措施和植物措施相结合，合理确定水土保持措施的总体布局，以形成完整的水土流失防治措施体系。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案⑤施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往当地垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。1.12劳动安全与工业卫生设计建设单位应按照《建设工程安全生产管理条例》（国务院令393号）的规定执行，对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，按相关资质、条件和程度进行审查，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定事故应急救援预案。本工程建设过程中，建设单位、勘测单位、设计单位、施工单位、工程监理单位及与工程建设安全生产有关的单位，必须遵守安全生产法律、法规的规定，保证建设工程安全生产，依法承担建设工程安全生产管理责任。运行期劳动安全及工业卫生应采取防电气伤害、防高处坠落、防火、防坍塌、防机械伤害、防滑跌伤害、防孤岛效应、防高温伤害、防噪声、防采光及照明不良、设置安全标志等措施。1.13节能降耗分析1.13.1施工及运行期能耗分析本工程施工期消耗能源主要为电力、水资源、油料、临时施工用地和建筑材料等。经初步计算，高峰期施工用电负荷约为400kW，用水量为300m³/d。本工程建成后，年平均发电量为3012万kWh，同燃煤电站相比，按标煤煤耗为360g/kWh计，每年可为国家节约标准煤10843.2吨/年，同时可以减少二氧化硫排放量903.6吨/年、二氧化碳30029.6吨/年、氮氧化物451.8吨/年。1.13.2降耗措施135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案本工程在设计中严格贯彻“建筑节能、节地、节水、节材和环保”的方针，采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约土地资源，并能够适应远景年太阳能光伏发电站建设规模和地区电网的发展。在施工期，建设单位须制订能源管理措施和制度，对施工设备和工程施工特点制订相符合的能耗指标和标准，严格控制能源消耗；合理安排施工次序，做好施工设备的维护管理和优化调度。在运行期，对耗能设备制定相应的能源消耗管理措施和制度，注重设备保养维修，降低能耗；对管理人员和操作人员进行节能培训，制定用电、用油等燃料使用指标或定额。强化能耗管理，合理安排，使各项运营指标达到国内先进水平。1.14设计概算本工程概算依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》（GD　003–2011）以及风电场工程技术标准《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）进行项目划分和编制。定额执行风电场工程技术标准《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011），不足部分参照当地相应的工程单位造价指标进行编制。工程设计概算按2016年第一季度武汉地区水平编制。本项目静态投资为22500万元；建设期利息为917.3万元；流动资金204万元；项目总投资为静态投资、建设期利息与流动资金的总和，合计为23621.3万元。单位千瓦静态投资7500元。1.15财务评价及社会效果分析1.15.1项目财务评价方法依据（1）国家发展改革委员会和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》第三版。（2）水电水利规划设计总院编制的经济评价软件。（3）根据国家现行的财务、税收法规。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（4）在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh，资本金基准收益率为8%，全投资税前基准收益率为7%，全投资税后基准收益率为6%的条件下，对项目投资收益进行测算。（5）根据湖北碳排放权交易中心2015年1月6号最新交易价格，每吨二氧化碳交易价格为24.17元。1.15.2项目财务效益分析表1.15-1　　财务评价主要计算参数表项目经营期25所得税25%装机容量30MWp增值税11%年上网电量3012万kwh可抵扣的主设备增值税4024万元折旧年限25年材料费用（包含水费）5元/kw残值率5%其他费用10元/kw维修费率0.2%逐年递增保险费率0.25%定员8人贷款偿还年限15年工资水平45000元----福利系数及附加40%----依据上述条件，在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh（国家发展改革委二〇一一年七月二十四日《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》）。资本金基准收益率为8%，全投资税前基准收益率为7%，全投资税后基准收益率为6%的条件下，对项目投资收益进行测算。计算结果详见下表：表1.15-2　财务评价指标一览表135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）302年上网电量（MWh）329103总投资（万元）22999.24建设期利息（万元）439.25流动资金（万元）606销售收入总额(不含增值税)（万元）62906.767总成本费用（万元）29545.118销售税金附加总额（万元）455.539发电利润总额（万元）41253.1910经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.837611经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）0.9812投资回收期（所得税前）（年）8.0713投资回收期（所得税后）（年）8.914全部投资内部收益率（所得税前）（%）12.9515全部投资内部收益率（所得税后）（%）10.816全部投资财务净现值（所得税前）（万元）11524.917全部投资财务净现值（所得税后）（万元）9380.5618自有资金内部收益率（%）29.8719自有资金财务净现值（万元）8999.7920总投资收益率(ROI)（%）8.5821投资利税率（%）5.822项目资本金净利润率(ROE)（%）27.4723资产负债率（%）80.0624盈亏平衡点（生产能力利用率）0.46671.15.3社会效果分析1、从社会效益来看，光伏电站的建设在缓解日趋紧张的电力供需矛盾、改善电网结构及节能减排方面起着重要的作用，特别是能够利用当地的自然洁净能源为用户企业的建设、生产运行提供有力的帮助和支持，扩大农民就业，实现产业扶贫，135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案促进当地经济稳定发展。因此，该项目有较好的社会经济效益及良好的市场前景。本工程建成后，年平均可为电网提供清洁电能3012万度，与燃煤电厂相比，每年可节约标煤10843.2吨，相应每年可减少多种大气污染物的排放。1、将光伏发电产业与现代农业业建设深度融合，实现加快推进农业现代化进程与农民意愿的有效统一，有效解决日益突出的人、地矛盾。发展光伏农业是促进农业可持续发展的途径；实现农业科学发展是现代农业的必然趋势。随着新型城镇化进程的不断加快，农地面积逐年减少，单纯依靠发展规模经营的种植结构和粮田来提高经济效益的发展模式受到了制约，因此，在有限的土地上，通过发展光伏设施农业提高单位面积的效益，是促进实现现代农业可持续发展的重要途径。光伏设施农业不仅为农民增收发挥着积极作用，而且更为土地综合利用产生持久的长远的作用。2、可促进当地经济的发展本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业和旅游业的大力发展，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，随着农业光伏的相继开发，光伏和农业将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。3、增加就业项目建成后，可带动周边农民300人就业。让农民真正成为产业工人。5、旅游添色为了配合黄陂的旅游项目开发，在土壤条件好的地块种植生鲜蔬菜等，还可以在光伏支架下发展散养土鸡等，兴办旅游观光休闲采摘园，给城市居民郊游时增添情趣。这是一项既有社会效益又有经济效益的新兴农业经营方式。1.16结论与建议135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（1）武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站所在地交通条件和接入系统条件较好，地理位置优越。（2）武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站所在地太阳能资源较丰富，拟建光伏电站处于相对稳定地段，是建设太阳能电站的较理想场址。（3）根据武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站的发电量计算成果，本项目年均上网电量约为3012万度。4）深圳光能罗田三里畈20MW大棚光伏电站项目建设工期为9个月，本期工程静态投资为22500万元，单位千瓦静态投资7500元/kW。（5）本项目在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh，前五年湖北省地方补贴0.10元/kWh。通过项目财务现金流量计算、资本金财务现金流量计算，在满足经营期项目自有资金内部收益率29.87%，以资本金基准收益率为8%，全投资税前基准收益率为7%，测得税前全部投资财务内部收益率税前为12.95％，税后全部投资财务内部收益率税后为10.8％，税前全部投资回收期税前为8.07年，税后全部投资回收期为8.9年。综上所述，武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站太阳能资源较丰富，拟建场址是黄陂区内建设条件较为理想的场址之一。武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站项目的建设，将大力推动当地经济发展，带动农民脱贫致富。2项目建设条件2.1太阳能资源2.1.1太阳能资源概况2.1.1.1全国太阳能资源概况我国属世界上太阳能资源丰富的国家，全年辐射总量约91.7～2333kwh/m2。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案小时，太阳能理论总储量约147×108GWh/年。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，亦属世界太阳能资源丰富地区。图2.1-1我国各地区年日照时数分布图根据气象行业标准《太阳能资源评价方法》(QX/T89-2008)，太阳能资源划分为四类，详见表2.1-1；根据其分类方法，我国各地区太阳能资源丰富等级图详见图2.1-2。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案表4.1-1太阳能资源分类表太阳总辐射年总量资源丰富程度太阳总辐射年总量资源丰富程度≥1750kW·h/(m2·a)资源最丰富6300MJ/(m2·a)1400～1750kW·h/(m2·a)资源很丰富5040～6300MJ/(m2·a)1050～1400kW·h/(m2·a)资源丰富3780～5040MJ/(m2·a)＜1050kW·h/(m2·a)资源一般＜3780MJ/(m2·a)图4.1-2我国各地区太阳能资源丰富等级图从图4.1-2可以看出黄陂地区属我国太阳能资源丰富地区，比国内青海、西藏地区太阳能低，但在世界范围上看，仍然具有一定的资源优势。例如：德国年太阳总辐射量约989kWh/㎡、属我国资源一般地区，瑞典年太阳总辐射量约1040kWh/㎡、属我国资源一般地区，荷兰年太阳总辐射量约1100kWh/㎡、属我国资源丰富地区，均低于或略低于武汉市135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案年太阳能总辐射量。德国、瑞典、荷兰均为太阳能应用较好的国家，虽然国情有别，工程建设环境和条件有异，但从太阳能资源上看，武汉黄陂适合太阳能资源的开发和利用。2.1.1.2湖北省太阳能资源概根据湖北省气象局2008年重点基金课题“湖北省太阳能资源的推算、区划与对策研究”评审后结果——在区域分布上，湖北省太阳能资源鄂西南最少，鄂东北及鄂西北部分地区最多，详见图4.1-3、4.1-4。在时间分布上，太阳能资源夏季最丰富，冬季最少，春季多，秋季少，太阳总辐射主要集中在7、8、9三个月，与湖北省电力紧张的夏季同期。图2.1.1-3湖北省年太阳总辐射分布图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案图4.1-4湖北省年日照总时数分布图图4.1-5湖北省太阳能资源区划图湖北省太阳能资源主要划分为三类区域，详见图4.1-5。根据湖北省气象服务中心提供的日照和辐射资料分析，黄陂地区近30135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案年日照小时数在1852.6-2100小时，黄冈罗田地区30年平均总辐射量在4569.2MJ/M2--4900.3MJ/M2之间。从图4.1-5可以看出，武汉市黄陂地区属于湖北省太阳能资源一级可利用区。2.1.2太阳辐射年际变化分析为了保证采用的太阳辐射资料对未来一段时间具有可靠的预测性，根据随州市气象站的太阳总辐射量年际变化趋势，从2000年以来的近10年间太阳总辐射量年际变化相对稳定，其变化特征趋势有较好的一致性。本工程拟采用2000年～2009年近10年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据。气象站近10年太阳能资源分析如下：1）太阳能资源月际变化分析黄冈市平均各月太阳总辐射量变化过程见图2.3-2。从图中可以看出，月总辐射从3月开始急剧增加，7月为一年峰值，9月迅速下降，冬季12月、l月、2月达最小值。4～9月实测总辐射均在400MJ/m2以上，7月在549.1MJ/m2，是全年月总辐射最多的月份，接近12月、l月、2月的2倍。从季节分析看出，春季太阳辐射量比冬季多主要由于春季3月以后太阳直射北半球，白昼时间长，冬季11月后直射南半球，昼短夜长所致。黄陂月平均太阳总辐射变化曲线图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2）峰值日照时数月际变化分析峰值日照时数从3月开始急剧增加，7月达峰值，10月略有下降，冬季12月、1月、2月达最小值。3～10月月日照时数均在100h以上，7月为152.5h，是全年月日照时数最长的月份。从季节分析看出，春季比冬季日照时数长，主要由于春季3月以后太阳直射北半球，白昼时间长，冬季11月后直射南半球，昼短夜长，加之降雨较多所致。由此可见，黄冈地区日照时数与其太阳辐射量的变化规律基本一致。黄陂月日照小时数曲线图2.1.3太阳能资源综合评价场址区的地理位置、黄冈气象站与武汉气象站非常接近，属同一气候带；两地的太阳高度角、大气透明度、地理纬度、日照时数及海拔高度比较接近。因此，在本阶段拟采用武汉气象站长期统计的太阳总辐射与日照百分率、黄冈气象站的日照百分率，通过基于月平均日照百分率的气候学推算方程推算分布式光伏系统所在地区的太阳总辐射，用此辐射量作为本项目所在地区的太阳辐射是合理的。根据武汉气象站和推算的黄冈地区太阳辐射年际变化趋势，本工程采用2001～2010年的太阳辐射资料作为本阶段研究和计算的依据，选取月均的太阳辐射量作为工程代表年的太阳辐射数据(135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案简称工程代表年)。选取的本工程代表年数据(即黄冈年太阳辐射量为4569.2MJ/m2，年日照小时数为1852.6h)是合理、有效的。通过以上数据可以看出，本项目所在地区光资源稳定，适合建设光伏发电系统，更能充分利用光资源，实现社会、环境和经济效益。同时，在设计中关于灾害天气(如极端温度、大风、雷暴等)对本项目的影响应给予考虑，以便很好的提高本工程的效益。综上所述，本项目所在地区区域日照较充足，黄陂年太阳辐射量4647.2MJ/m2，年日照小时数为1852.6h。太阳能资源按分类属我国III类资源丰富地区，属湖北省一级可利用区，具有较好的开发利用价值。比较适合建设光伏发电系统。2.2工程地质2.2.1区域地质构造与地震2.2.1.1地质构造武汉市地层按其特征分为南、北两区，与湖北省所跨的秦岭—大别、扬子二个Ⅰ级地层区相吻合，界限以襄（樊）—广（济）深断裂为界（武汉市内该断裂大体从黄陂横店—武湖—涨渡湖一带隐伏通过）。北部属秦岭—大别地层区，出露地层主要为前震旦纪大别山群和红安群变质岩系，少量的古生代地层和中—新生代白垩—第三纪地层、第四纪地层，缺失中生代三叠纪—侏罗纪地层；南部为扬子地层区，出露地层有古生代志留纪、泥盆纪、石炭纪、二叠纪地层，中生代三叠纪、侏罗纪地层，中新生代白垩—第三纪地层及大范围的第四纪地层。本市区内扬子地层区实为下扬子地层区。2.2.1.2地震动参数据《湖北地震志》、《湖北省水利水电工程地质》及相关资料记载，站址区附近未发生过Ms＞4.7级的破坏性地震。表明黄冈地区地震活动相对较弱，属相对稳定地段。根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），站址区地震动峰值加速度值＜0.05g135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案，地震动反应谱特征周期为0.35s。综合上述构造单元、地质构造、断裂活动、地震活动等特征表明，站址区处于区域地质环境相对稳定的地段，适宜光伏发电站的兴建。2.2.2场址工程地质条件2.2.2.1地形地貌项目具体所在地，武汉市北部，精度114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。交通较为便利。项目用地性质主要为废弃的一般耕地。场址区地势较平缓开阔，地基土在建筑物基础荷载影响深度范围内，本工程区地层主要由地表耕植土、粉质粘土等构成，地层分布连续稳定。粉土层工程力学性质一般，厚度较薄，不具湿陷性；结构中密—密实，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，建议以粘土层作为基础持力层，承载力高，分布均匀，埋深及层厚变化较大，在埋深较浅处可作为天然地基持力层使用，在埋深较大处且厚度较大的地段可作为桩端持力层，场地不需进行地基处理。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案图2.2.2-1拟建场区地形地貌2.2.2.2地层岩性根据地质调查及附近工程资料，结合区域地质资料可知，站址区域地层岩性主要为：第四系全新统人工填土层（Q4ml），第四系全新统湖积层（Q4l）淤泥，第四系全新统冲洪积层（Q4al+pl）粉质黏土，第四系残坡积层（Qel+dl）含碎石粉质黏土，下伏震旦系-青白口系柳林组(Qn-Z1)l片岩，扬子期（βu22）辉绿岩。场地内地层岩性具体如下：（1）第四系人工填土层（Q4ml）素填土：灰褐色，褐黄色，稍湿，松散~稍密，主要由黏性土组成，含少量植物根系及碎石。主要分布于场地表层，层厚0.3~0.5m。（2）第四系全新统湖积层（Q4l）淤泥：灰黑色，饱和，流塑，含较多腐植质质。主要分布在地势较低的冲沟及鱼塘地段，层厚0.5~1.0m。（3）第四系全新统冲洪积层（Q4al+pl）粉质黏土：黄褐色、灰褐色，湿，软塑。主要分布于地势较低的冲沟、鱼塘地段，层厚0.0~1.0m。粉质黏土：黄褐色、灰褐色，稍湿，可塑，主要分布于地势较低的坡脚、冲沟、鱼塘地段，埋深1.0~2.0m，层厚0.0~2.0m。粉质黏土：黄褐色、灰褐色，稍湿，硬塑，主要分布于地势较低的坡脚、冲沟、鱼塘地段，埋深1.0~4.0m，层厚0.0~2.0m。（4）第四系坡残积层（Qel+dl）含碎石粉质黏土：黄褐色，红褐色，稍湿，可塑，局部硬塑，碎石粒径一般为2~8cm，最大达15cm，局部夹块石，碎石含量约30%。主要分布在山坡和坡脚地段，埋深0.5~1.0m，层厚0.5～2.0m。（5）震旦系-青白口系柳林组片岩(Qn-Z1)l片岩：黄绿色~灰褐色，强风化，变晶结构，片状构造，节理裂隙发育，岩体较破碎。埋深0.5~2.0m，层厚2.0~4.0m。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案片岩：黄绿色~灰褐色，中风化，变晶结构，片状构造，节理裂隙一般发育，岩体较完整。层厚＞10m。（6）扬子期辉绿岩（βu22）辉绿岩：暗黄色~黄绿色，强风化，辉绿结构，块状构造，节理裂隙发育，岩体较破碎。埋深0.5~2.0m，层厚2.0~4.0m。辉绿岩：黄绿色，中风化，辉绿结构，块状构造，节理裂隙一般发育，岩体较完整。层厚＞10m。2.2.2.3岩土体物理力学性质根据站址区各岩土层的工程地质特征，结合地方经验，地基岩（土）体主要力学参数建议值见表5.2-1表5.2-1地基岩（土）体主要力学参数表岩土名称状态重力密度（kN/m3）抗剪强度压缩模量ES（MPa）承载力特征值fak（kPa）人工挖孔桩黏聚力c（kPa）内摩擦角Φ（度）桩侧土摩阻力特征值qsia（kPa）桩端土端阻力特征值qpa（kPa）素填土松散~稍密17.0~18.03.09-13淤泥流塑16.5~17.05~102.0~3.040~555~8粉质黏土软塑17.5~18.012~146~83.0~4.060~7017~24粉质黏土可塑18.5~19.014~208~115.0~6.080~12024~32粉质黏土硬塑19.0~19.533~3514~169.0~11.0220~24039~44含碎石粉质黏土可塑18.5~19.014~208~115.0~6.080~12024~32片岩辉绿岩强风化21.5(44.0)40050~80800~1200片岩辉绿岩中风化23.01000130~1602000~2400135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2.2.2.4地下水条件站址区地下水主要为基岩裂隙水和上层滞水。基岩裂隙水分布于基岩裂隙中，水量微弱，水位埋藏较深，埋深一般＞15m，山顶山坡地段基础设计可不考虑地下水对基础的影响。上层滞水主要分布在冲沟水塘地段，主要赋存于浅表黏性土和填土层中，接受大气降水的补给，以径流、蒸发排泄为主，受季节及人工灌溉的影响，水量一般，勘测期间水位埋深一般0.0~3.0m。根据附近工程资料，站址区地下水化学类型为重碳酸钙镁及重碳酸钠型，初步判断对混凝土结构具有弱~微腐蚀性。站址区内土壤对接地体等金属结构以中等~微腐蚀性为主。在下一阶段的勘测中应专门进行地下水和土壤的腐蚀性评价工作。2.2.2.5文物与矿产根据现场初步调查，拟选站址区及附近未见有开采价值的矿产及文物等古文化的分布，若站址成立，则应以国土及文物部门的相关取证资料为准。2.2.2.6不良地质作用及主要岩土工程问题根据现场初步调查，拟选站址区未见崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用，但后期需进行专门的地灾评估工作。2.2.3地基基础方案建议根据站址区岩土工程条件及建（构）筑物载荷特征，地基基础设计根据地貌单元分述如下：（1）建议主要采用天然地基方案，冲沟地段建议以天然地基为主，地基处理或桩基为辅的方案。若采用天然地基，对填土或软弱土层较厚的建筑地段，建议采用换土垫层进行地基处理；若地基处理不能满足设计或施工要求时，可采用钻孔灌注桩或人工挖孔桩。（2）升压站挖方区域建议采用天然地基，对填土较厚的填方区域，建135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案议采用换土垫层进行地基处理，若地基处理不能满足设计或施工要求时，可采用钻孔灌注桩或人工挖孔桩。（3）在光伏场区布置光伏板时，应尽量利用原始地形并做好排水措施，施工过程中应做好坡面防护。防止坡面冲刷影响基础及边坡稳定性。建议尽量避开冲沟布置光伏板。（4）升压站布置应尽量选择在地势平坦地段，减少土方开挖和回填，对＜8m的边坡可采用重力式挡土墙进行支护。2.3交通运输条件项目具体所在地，武汉市北部，精度114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。交通较为便利。2.3.1对外交通运输项目具体所在地，武汉市北部，精度114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。交通较为便利。2.3.2站内交通运输本工程为平地光伏，根据光伏组件、逆变器、箱变布置情况并结合地形地貌光伏阵列间设置部分检修道路和农业生产道路，以满足施工运输、日常检修、维护、农业生产要求。道路设计道路宽4m，路面为泥结碎石路面。2.4施工期水和用电条件1）施工用水本工程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300m/d。施工用水可接引市政管网供水，若暂不具备接引条件时，本工程施工用水可考虑从周边水库或附近村庄水源点用罐装水车运水，站区设置蓄水池。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2）施工用电（1）根据光伏电站施工集中的特点，拟设一个施工电源，设在综合办公室旁边，供混凝土搅拌站、钢筋制作场、生活、生产房屋建筑等辅助工程用电。光伏电站建筑工程施工电源利用就近电源，设置一台降压变压器把引入电压降到400V电压等级，通过动力控制箱、照明箱和施工电缆送到施工现场的用电设备上。（2）现场施工用电设施要求：现场提供380V电源，场内用电线路的设计、安装、运行和维护按有关规程和规定进行，要加强施工用电的安全管理工作，从配电装置引出的低压回路，以敷设电缆为主，在施工区域的合理部位布下级配电设施，室外布置的配电设备要有防雨设施，确保施工用电安全。现场配电盘、箱应形式统一，颜色一致，并有明显的警示标示和定期检验合格标识，接地系统应符合标准。做好现场施工电源冬、雨季巡检工作，消除用电隐患。用电单位要采取措施节约用电。（3）经初步计算，本工程高峰期施工用电负荷为400kW。见表9.2-1表9.2-1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90按高峰期200人考虑，每个房间8人，计50kW食堂及浴室按40kW考虑2办公区用电40按24个房间考虑，含空调3搅拌站用电120按2台搅拌机考虑4加工厂80包括钢筋调直机、弯曲机、切断机、对焊机各2台5现场施工606其他10合计4003）施工通信项目所在区域程控电话网络覆盖率达100%135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案。宽带网络、移动通信全部覆盖。施工现场的对外通信由当地电信通信网络提供，内部通信则采用无线电通信方式解决。4）其它施工条件本工程施工期间，基本的机械修配和加工可在随州市相关修配站和加工厂完成；主要的或大型的机械修配加工需在武汉市或襄阳市相关修配站和加工厂完成。施工期间，施工人员的生活物资等可在罗田县的商场和市场内购买。2.5电力送出条件和电力消纳分析2.5.1黄冈市罗田电力系统概况2.5.1.1黄冈市罗田电力系统概况罗田县电网已形成以220kV为枢纽，110kV网络为骨干，35kV网络为网架，10kV及以下配电网络辐射全县的供电格局。截至2015年底，罗田电网有220kV变电站1座（薄刀峰变），主变容量180MVA；110kV变电站5座（罗田、三里畈、双凤坳、塔山,徐家冲），主变容量323MVA；35kV变电站16座，主变容量135.1MVA；10kV配变2192台，容量352.19MVA。拥有110kV输电线路101.5km，35kV输电线路348.29km，10kV配电线路1614.73km。2015年罗田电网最大负荷168.13MW，供电量4.86亿kWh，分别比上年增长6.46%、2.31%。（1）用电现况2015年，黄冈市全社会用电量为95.78亿kWh，全社会最大负荷为1776.8MW。（2）电源装机截止2015年底，黄冈电网装机容量共计3195.9MW。其中主网统调火电厂1座，即大别山电厂，装机容量1280MW；主网统调水电厂4座，容量共计1341.7MW，分别是白莲河抽水蓄能电站1200MW、白莲河水电厂45135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案MW、天堂抽水蓄能电厂70MW、天堂电厂26.7MW；非统调电厂容量共204.5MW；新能源装机容量369.7MW。（3）电网规模截止2015年底，黄冈电网有500kV变电站1座，2台主变，主变总容量1500MVA；220kV变电站12座（含开关站座、用户站座），主变21台，主变容量3130MVA，其中220千伏用户变电站1座，主变2台，容量100MVA；110kV变电站72座，主变115台，变电总容量3615.1MVA，其中公用变电站55座，主变87台，变电容量3127MVA，专用变电站17座，主变28台，变电容量488.1MVA。公用110kV线路95条，线路长度1519.5km，均为架空线路。（4）电网结构黄冈电网目前已经形成两片独立供电格局，北部红安、浠水两地负荷由武汉江北电网延伸辐射供电，并与黄冈中南部电网独立运行。黄冈中南部电网依托500kV鄂东环网，以500kV大吉变为电源支撑，已形成220kV为枢纽，110kV为网架，35kV、10kV向下辐射的比较完善的电网体系。500kV电网经四回线路分别与武汉、黄石电网相联，220kV分别经道鄢I、II回、阳路、道将与武汉电网相联，经吉板、塞崔线与黄石电网相联，110kV经新秦线与武汉电网相联。110kV网络以220kV变电站为依托，呈辐射状供电。2.5.2太阳能发电站接入系统电压等级选择太阳能发电站装机总规模为20MWp，接入系统电压等级选择为35kV。接入电力系统方案以当地电力部门的接入系统审查意见为准。2.5.3太阳能发电站主接线实施方案每个lMWp光伏发电分系统发出电能经逆变升压至35kV。电站最终电气主接线和出线回路数以电站接入系统设计审查意见为准。2.5.4接入一次及电气主接线本工程本期建设规模为20MWp，设置开关站一座，以1回35kV接入电网，考虑接入110kV三里畈变电站的35kV侧。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案太阳能电站35kV配电装置采用单母线接线方式，预留加装滤波装置可能，滤波装置可考虑与无功补偿设备配合安装。本工程设20台1000kVA的箱式变压器，35kV汇流后接入110kV三里畈变电站。2.5.5电力消纳分析110kV前进变电站目前主变2台（20MVA），35kV现有出线2回，备用间隔2回。图7.5-1110kV三里畈变电站电气主接线图光能罗田三里畈20MWp农光互补光伏发电工程推荐方案为接入附近的110kV三里畈变电站，线路长度约2.5km，光伏最大出力按光伏装机容量的80%计算，则最大出力负荷为16MW，由三里畈变电站消纳。潮流分布合理，电压水平正常，无过热过载现象。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案最终方案以本工程的接入系统审查意见为准。3项目技术方案3.1项目任务与规模3.1.1工程建设场址及规模三里畈镇是湖北省黄冈市罗田县下辖的一个镇级别行政单位，位于罗田县西部，地处大别山南麓，巴水上游河畔，全镇版图面积203.5平方公里，镇政府驻三里畈村，人口65443人，面积173.8平方千米。下辖1个居委会、43个行政村。是1999年“全国科技下乡”举办地。三里畈镇山清水秀、名人辈出、名山大川众多、河流湖泊遍布，风景优美，有梁敬寨、富猪寨、黄道姑尖、金耳岩、云架山、龙潭峡谷、今古寺等景点，境内地热资源丰富，建有三里畈温泉度假村。更有甜柿第一村的錾字石村。项目地属北亚热带季风气候，冬干（冷）夏湿，春暖秋凉，年均总日照时数2047小时，年均辐射热量109.25千卡/平方厘米。年平均气温16.4℃，极端最高气温41.6℃，极端最低气温-14.6℃，无霜期平均240天。全县年均降水量1330毫米，全年降雨多集中在5、6、7三个月，约占全年降雨量的50%左右。本项目建设规模为：规划容量20MWp并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。3.1.1.1地区经济及建设任务开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，市境内年日照时数在1852.6-2100小时之间。多年平均太阳总辐射为4569.2MJ/m2左右，具有一定的开发价值，符合国家产业政策。3.1.1.2地区经济与发展135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2012年，全县完成生产总值85.10亿元，按可比价格计算，比上年增长11.6%。其中：第一产业完成增加值21.19亿元，增长5.7%；第二产业完成增加值33.65亿元，增长13.2%；第三产业完成增加值30.26亿元，增长14%。三次产业结构比由2011年的25.7:39.7:34.6调整为24.9：39.5：35.6。在第三产业中交通运输仓储和邮政业、批发和零售业、住宿和餐饮业、金融业、房地产业、营利性服务业及非营利性服务业增加值分别增长11.3%、8.9%、6.4%、24.3%、5.1%、12.6%和19.7%。　　3.2.2工程建设任务工程的主要任务是建设高压并网光伏电站，充分开发利用黄冈地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本期工程规划建设20MWp。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件等方面综合分析，本期工程建设规模为20MWp。武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电工程主要开发任务是发电，所发电能作为清洁能源的太阳能电力将会对湖北电网供电能力形成有益的补充。用以满足湖北省电网及黄冈地区持续、高速增长的电力、电量需求。同时将场区建设成为光伏农业基地和旅游景点，促进当地农业、旅游产业发展，扩大农民就业。3.2太阳电池组件选型太阳电池按材料可分为晶体硅太阳电池、硅基薄膜太阳电池、化合物半导体薄膜太阳电池和光电化学太阳电池等几大类。晶体硅太阳电池包括单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池两种，是目前PV(Photovoltaic)市场上的主导产品。晶体硅电池的结构有很多种，最常见的是在p型基体上高温掺杂扩散，形成n型区也叫扩散层，形成p－n135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案结。扩散层上有与它形成欧姆接触的银质上电极，它是由两条主栅线和若干条副栅线组成，副栅线通过主栅线连接起来。而基体下面有与它形成欧姆接触的下电极，一般由铝背场和银电极组成。为了便于使用，具有足够的机械强度，确保电池的耐候性，匹配负载的电压电流要求，在实际使用中需要把单独的太阳电池片进行串联封装成太阳电池组件，比较常见的晶体硅太阳电池组件的结构为正面用超白低铁钢化玻璃，背面用耐候绝缘性良好的TPT或PET复合膜，中间填充EVA，一般还会在这种三明治结构四周加装既结实耐用又轻巧美观的铝合金边框。优质的、经过预衰减的太阳电池组件，可以正常使用保证25年功率衰减不超过20％，能抵御2400Pa的阵风和5400Pa的雪压，各式各样的新型组件也正不断涌现出来，这些都有利于清洁的太阳能应用技术推广与普及。3.2.1单晶硅太阳电池在所有太阳电池种类中，单晶硅太阳电池转换效率较高，技术也最为成熟，使用最为广泛。在实验室里最高的转换效率可达24.7%，规模生产时的效率可达18%左右。目前在大规模应用和工业生产中仍占据主导地位。但由于单晶硅材料制造成本价格高，经过制造工艺和技术方面的努力，相对初期阶段，价格已经大幅度降低。3.2.2多晶硅太阳电池多晶硅太阳电池与单晶硅比较，其效率高于非晶硅薄膜电池而低于单晶硅电池，其实验室最高转换效率可达21%，工业规模生产的转换效率为17%左右。因此，多晶硅电池在效率和价格方面能够继续扩大其优势的话，将会在太阳能电地市场上占据重要地位。3.2.3硅基薄膜太阳电池与晶体硅太阳电池相比，硅基薄膜太阳电池最重要的是成本优势，具有弱光响应好和温度系数小的特性，便于大规模生产，有极大的发展和应用潜力。通常，硅基薄膜太阳电池的最主要问题是效率相对较低，效率目前为7-10%135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案，每瓦的电池面积会增加约一倍，在安装空间和光照面积有限的情况下限制了它的应用。3.2.4太阳电池组件的应用和比较上述三大类电池产品的价格从目前市场上来看是多晶硅和单晶硅价格接近。硅基薄膜比多晶硅和单晶硅便宜，但太阳能转换效率单晶硅＞多晶硅＞硅基薄膜，占地面积单晶硅与多晶硅差不多，硅基薄膜较大。产品的成熟程度是单晶硅比多晶硅更加成熟，硅基薄膜稍差。但是价格并不是固定不变的，随着供需状况的变化而改变。据目前国内厂家报价的情况，单晶硅与多晶硅的价格基本一致。通过设计方案比较，采用单晶硅的技术经济指标要好于采用多晶硅。3.2.5组件技术参数目前可研阶段暂按265Wp多晶电池组件作为设计输入。本项目太阳电池组件采用的多晶硅电池组件的主要参数如下：多晶硅太阳电池组件序号技术参数单位参数值1标称峰值功率WP2652标称功率公差%-3/+33组件转换效率%16.04标称最佳工作电压V30.35标称最佳工作电流A8.596标称开路电压V37.77标称短路电流A9.098额定电池工作温度℃44±29短路电流温度系数%/℃0.0510开路电压电压温度系数%/℃-0.3211最大功率温度系数%/℃-0.4312组件尺寸（长*宽*厚）mm1650*990*3513重量kg18.53.3逆变器选型135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案并网逆变器的基本功能，是把来自太阳能电池方阵的直流电转换成交流电，并把电力输送给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥太阳能电池方阵性能的功能和异常时或故障时的保护功能。合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。逆变器通过半导体功率开关的开通和关断，将直流电能转变成交流电能；工作过程中，直流侧输入功率为定值，电网电压高低相位不同时输出不同的电流。因此，逆变器实际上可看作一个受控电流源。作为电流源，与电力系统中常规的发电机(电压源)不同，其电压自动跟踪电网输出电流，不存在同期要求。作为电流源，其谐波是值得注意的，不能超过电网要求值。3.3.1逆变器分类及共性大型并网光伏逆变器的分类方式较多。按功率等级分类，有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、1000kW等。按是否带隔离变压器，有隔离型和不隔离型。不带隔离变压器的逆变器效率相对较高。按逆变单元不同，有模块逆变型和整体逆变型。成模块逆变的逆变器工作时，与光伏阵列直流侧的匹配性较高。大型逆变器的共性很多。例如，尺寸随功率增加，都含有监控、保护功能等。另外，单机功率越大的逆变器效率越高。目前国内某厂商生产的逆变器主要技术参数比较如下表6.5-1所示。表3.3-1不同容量逆变器主要技术参数对比表逆变器额定功率250kW500kW1000kW推荐的最大功率284kW560kW1120kW绝对最大输入电压1000Vdc1000Vdc1000VdcMPPT输入电压范围480V～850V500V～850V500V～850V135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案最大效率97.3%98.7%98.7%额定交流频率50Hz50Hz50Hz额定电网电压400Vac315Vac315Vac功率因素（COSö）＞0.99＞0.99＞0.99电流波形畸变率(额定功率时)＜3%＜3%＜3%夜间自耗电<80W<100W<200W3.3.2逆变器的技术指标对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较：1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。4)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。5)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。6)135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。另外，逆变器选型需满足《光伏电站接入电网技术规定》中与逆变器相关技术要求。3.3.3逆变器的拟选大型光伏电场场地不受限制，宜选择大功率逆变器，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。MW级逆变升压成套设备，国内尚无定型产品，国内诸多光伏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，其升高电压往往为20kV，国内运用较少。500kW级逆变器，可成对并机为1MW单元，配定制的低压侧带分裂绕组的1MVA箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。至于250kW、200kW、100kW级逆变器，也可采用相同原理并机成MW级单元与箱变配合使用，组成1MW光伏逆变升压单元。组成1MW光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等。在各种1MW光伏逆变升压单元组成方案中，推荐500kW级逆变器并机方案。主要原因是大功率逆变器效率高，运行损耗低、能提升光伏电场整体效率。同时，单机功率大的逆变器每瓦平均外形尺寸较低，占地更小。本工程系统容量为20MWp135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资及后期的维护工作量；在投资条件相同的情况下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量就较大。逆变器配置中，不需隔离变压器，并尽可能满足现场的气候气象条件。本工程初步拟定的逆变器参数如下：表3.3-2拟选逆变器参数表序号名称技术参数备注1逆变器额定输出功率500KW2逆变器效率(1)最高转换效率>98.7%(2)欧洲效率（加权平均效率）>98.5%3逆变器输入参数(1)输入电压范围DC500~1000V(2)MPPT电压范围500V~850V(3)最大直流输入电流1120A4逆变器输出参数(1)额定输出电压315V(2)功率因数-0.9～+0.9(3)总电流波形畸变率<3%（额定功率）5噪音≤60dB6平均无故障时间>10年7逆变器功率损耗(1)待机损耗/夜间功耗<100W8工作环境温度范围-25℃～+55℃9相对湿度95%10满功率运行的最高海拔高度3000m11散热方式温控强制风冷12重量1700kg13机械尺寸（宽×高×深）1606*2034*860mm14通讯接口RS485/Modbus3.4光伏阵列设计3.4.1布置原则135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案大型独立光伏电场组件的布置，一般通过光伏阵列的分区、分级排布来实现。分区以光伏电场箱式变压器为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统，本工程中结合电池组件的分布规律，将多晶硅光伏阵列分为1MW的阵列单元。分级是在每个分区内，对太阳电池组件阵列进行分级，汇流箱下辖一级光伏阵列，汇流柜下辖二级光伏阵列。3.4.2总体布置方案设计本工程规划容量为20MWp，结合箱变容量和电池组件的分布规律，本工程设置20个1MW光伏阵列单元，每个光伏阵列共由186串组成，每串由18块组件组成。图6.6-1光伏组件安装示意图图6.6-2光伏电站安装效果图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案3.4.3光伏子阵列设计3.4.3.1电池工作温度分析太阳电池的实际工作温度取决于多个参数，要想事先准确地算出十分困难。在室内测试条件下(不考虑风速及其引起的散热)，太阳电池温度取决于日照强度、环境气温、以及内阻产生的温升，同时需考虑到风速引起的散热。本工程结合当地极端低温和经验公式计算太阳电池实际工作温度为-18℃至85℃。3.4.3.2串联回路工作电压计算太阳电池的工作电压，以标准测试条件下的最佳工作电压为基础、按电压温度系数进行修正。标准测试条件是，太阳电池温度25℃±2℃，辐照度用标准太阳电池测定为1000W/m2、并具有AM1.5地面标准的太阳光谱辐照度分布的测试条件。太阳电池组件标称最佳工作电压为36.5V，标称开路电压为45.3V，电压温度系数为-0.32%/℃，由此计算太阳电池工作电压及开路电压范围。3.4.3.3串联回路组件数量确定本工程选用通用型逆变器。逆变器最大功率跟踪电压为500~850V，最大直流输入电压为1000V。根据该电压值，与串联回路在连接16～21块组件后工作电压的计算值进行比较；电池组件的工作电压和开路电压随温度变化的区间为-18℃~85℃；在满足光伏组件能当地的温度环境工作的前提下，根据光伏组件的峰值功率电压、开路电压以及温度系数等性能指标，可得出不同串联回路的工作电压如下表所示：表3.4-2不同串联回路的工作电压（-18℃至85℃电池温度下）序号串联回路组件数量逆变器输入端工作电压(V)逆变器输入端开路电压(V)116471.87～664.36585.64～824.53217501.36～705.88622.24～876.07318530.86～747.4658.84～927.6419560.35～788.93695.45～979.13520589.84～830.45732.05～1030.67135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案621619.33～871.97768.65～1082.2选用的逆变器的MPPT电压跟踪范围为：500Vdc～850Vdc，允许的最大直流开路电压为1000VDC。由表6.6-2计算结果可见，当组串件数为17~19的时候，能够满足逆变器要求。考虑本工程布置实际情况，组串件数取N=18。光伏组件串尺寸如图6.6-1所示。图3.4-1光伏组串尺寸3.4.4光伏阵列布置方案设计3.4.4.1倾角和方位角选择光伏阵列的布置既要满足辐射量损失的要求，又要兼顾现场地形特点，考虑实际施工过程中的土方量和支架用量，控制成本。在光伏阵列布置过程中，影响辐射量的主要参数为阵列的倾角和方位角，通过6.4节内容计算本工程所在地阵列最佳倾角为22°。由于本工程为山地光伏，所在点存在较多的地势起伏，通过对地形分析，光伏阵列的布置方案采用以下原则进行设计：1）平整地面或可以通过一定挖填方实现平整的地面，阵列一律采用正南布置（方位角为0°），倾角采用最佳倾角22°；2）对朝向为正南的坡地，阵列布置参照平整地面布置，方位角取为0°，南北倾角依地势通过支架调节为22°。3）对非正南坡地，光伏阵列东西方向采用顺坡布置，南北方向通过支架或土方调节到22°。通过分析场区地形，东西坡度角多在12°以内。通过计算与正南（0°方位角），22°倾角辐射量进行对比，当东西坡度在5°135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案范围，辐射量损失仅为0.2%；当东西坡度在10°范围，辐射量损失仅为0.75%；当东西坡度在12°范围，辐射量损失仅为1.04%。3.4.4.2光伏阵列间距设计光伏阵列前后排之间必须保持一定距离，以免前排阵列挡住后排阵列的阳光。因此，需要确定前后排方阵之间的最小距离。两排阵列之间最小距离的示意图如图6.6.4-1所示。图6.6.4-1两排阵列之间的距离示意图图中，L为一级光伏阵列斜平面高度，H为一级光伏阵列水平高度，B为安装倾角，a为太阳高度角，c为太阳方位角，r为太阳入射线水平面上投影在后排阵列之间的长度，d为前排阵列阴影长度，D为阵列之间的间距，e为阵列阴影在东西方向的影响长度。按上述几何关系，运用三角函数，可得d、D值计算公式如下：式中：ω—.时角（与正常发电时间有关）；δ—.太阳赤纬角（在冬至日-23.45℃至夏至日+23.45℃范围内变化）；φ—.纬度；135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案s——阴影系数，s=d/H。本工程地处北半球，最小间距确定原则是，冬至日的正常发电时间内，后排的阵列不应被前排阵列遮挡。正常发电时间根据太阳能辐射观测数据确定。本站站址的纬度约为30.7°N，经计算得当地冬至上午9：00影子系数为2.008。对平整地面，阵列南北向间距可通过阴影系数直接计算，对于坡地，需结合地形本身的南北坡度和阴影系数进行计算。光伏电场东西侧围墙阴影在东西方向的影响长度e，与当地地形高度h的比值s，可作为东西向阴影系数。根据几何关系，运用三角函数，可得s计算公式为：选取9:00~15:00时间区间，计算得东西向阴影系数为1.912。若东西方向顺坡布置，则相邻阵列不存在高差，仅需保留0.5m的距离即可，对东西坡度较大或地形相对复杂的地方，阵列东西向间距需结合地形本身东西坡度和阴影系数进行计算。3.5光伏电站电气设计3.5.1光伏方阵配电系统本工程为一般耕地地形光伏，光伏电池板布置顺地形布置，电池板会有不同的方位角以及倾角，为便于集中接线，本工程选用大中型逆变器，分别为500kW逆变器、1MW逆变器（2×500kW）。22块电池组件（265W）串联成一个电池组串。每个逆变器单元经汇流箱汇集后再由逆变器整流逆变后输出315V三相交流电，两个500kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧，经箱变升压至35kV，通过集电线路送至升压站35kV配电装置。3.5.2逆变升压站135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案光伏方阵采用“一阵一变”单元式接线，对于1个或者两个逆变器发电单元所组成的光伏阵列组设置一个逆变升压站。逆变升压站包括1个或者两个逆变器以及一台箱变。逆变器容量为500/1000kW(输出交流电压为315V)。一个1000kVA逆变器单元连接至1000kVA箱变低压侧，或者单台500kVA逆变器单元连接至500kVA箱变低压侧。箱变容量为500kVA/1000kVA。该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其光伏设备正常运行等特点。3.5.3集电线路方案光伏电站升压站布置于整个光伏电站的中部。由于架空线路及杆塔产生的阴影会大大的降低太阳能电池发电量，以及会对组件的运行造成影响。故本工程光伏电站集电线路光伏组件区域暂不考虑采用架空线方式。以下对35kV电缆集电线路、10kV电缆集电线路二种方案进行技术经济比较。方案一：按10MWp传输功率，中压系统额定电压选择35kV时，单回集电线路最大工作电流165A。按额定载流量最大3%电压降、短路热稳定等校验，铝芯电缆截面可选择为70mm2、120mm2。20MWp单元需2回集电线路。方案二：按5MWp传输功率，中压系统额定电压选择为10kV时，单回集电线路最大工作电流约289A。电缆截面可选择95mm2、120mm2和185mm2，按额定载流量最大3%电压降、短路热稳定等各种方法校验均满足；20MWp单元需要4回集电线路。根据以上条件计算的方案一的集电线路电缆数量及造价见表7.2-1、方案二的集电线路电缆数量及造价如表7.2-2。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案表3.5-1方案一的集电线路电缆数量及造价截面(mm2)3×703×120数量(km）72单价(万元)69120小计(万元)345240小计(万元)585表3.5-2方案二的集电线路电缆数量及造价截面(mm2)3x953x1203x185数量(km）7.51.85单价(万元)52.560.388.2小计(万元)394109441小计(万元)944由以上两个表格可以看出，方案二比方案一电缆投资增加约359万元。但随着电压等级的升高，箱式箱变、无功补偿、开关柜等电气设备的电压等级和绝缘水平也需提高，设备成本也增加。若采用方案一，本期35kV配电装置共有2面光伏馈线柜、1面进线柜、1面PT柜、1面无功补偿馈线柜、1面站用变柜，共计6面柜子。若采用方案二，10kV配电装置比35kV配电装置多2面馈线柜，共计8面柜子。为简化比较，按10kV开关柜10万/面，35kV开关柜20万/面。若采用方案一，无功补偿装置按SVG型式考虑，比采用方案为多一台容量为12MVA，电压变比为35kV/10kV的双卷变压器，此变压器价格约为60万。同样，若采用方案一由于升压单元中的箱变需选用35kV变压器，若采用方案二，则变压器为10kV电压等级，经询价，每套的逆变升压单元方案二比方案一价高约8万元。同时考虑主变由于低压侧电压等级的升高所产生的差价15万。经计算设备费用方案一比方案二设备投资约增加285万元。设备价格比较表见表7.2-3。表7.2-3设备价格比较表135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案项目开关柜SVG主变升压单元10kV8000035kV1206015160差价(万元)406015160总计（万元）275由以上比价可知，就初始投资来讲，方案一比方案二电缆投资少359万元，但是设备费会增加约275万，总体方案一比方案二总投资节约84万元。由于35kV电压等级集电线路电流小于10kV电压等级集电线路电流，经计算，本工程正常运行情况下，35kV集电线路的损耗比10kV小约600kW，按25年平均等效满负荷运行950小时计算，每年可节省电费约14万。综合考虑，集电线路电压推荐采用35kV，可简化集电线路、有效降低线路压降，比采用10kV具有更好的技术经济效益。本工程集电线路采用35kV电缆直埋连接：根据光伏阵列的布置位置情况，将光伏布置分为4个集电线路单元，共敷设4回集电线路至升压站35kV配电室。在每组集电线路中，根据箱变连接总容量分别采用ZRC-YJLV22-26/35-3x70以及ZRC-YJLV22-26/35-3x120电缆。3.5.4光伏电站配电系统主要电气设备1)升压变压器箱变，容量1000kVA，电压38.5±2×2.5%/0.315kV/0.315kV，联接组别D，y11，y11接线，阻抗电压Ud=6.5%。台数：20台2)35kV集电线路集电线路一般有两种类型，架空型和电缆直埋型，根据本工程具体情况，考虑线路阴影遮挡因素，提高线路可靠性，光伏布置区域集电线路宜采用电缆型。升压变高压侧采用35kV135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案电力电缆连接，采用电缆直埋敷设方式。每回集电线路按输送电能按5MW设计，根据回路最大电流选择导线载流量，并考虑降容系数。经计算电缆选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装铝芯阻燃电缆：ZRC-YJLV22-26/35-3×70(3×120)。3.5.5光伏电站配电设备布置1)逆变升压变布置逆变升压站布置在对应的光伏方阵单元旁，靠光伏道路布置。2)集电线路路径选择电缆集电线路的路径选择，充分考虑以下原则：①电缆集电线路尽量短；②电缆集电线路所带光伏方阵容量均匀分布；③尽量减少各电缆集电线路及其它管线的交叉；④电缆集电线路尽量直接敷设在光伏站内道路旁；⑤电缆集电线路尽量避开水库和水塘。3.5.6光伏电站开关站3.5.6.1开关站电气主接线由于整个光伏场区总规划容量为20MWp，本期上齐，通过35kV出线接入三里畈110kV变电站35kV间隔。35kV采用单母线分段接线。电缆馈线2回，主变进线1回，站用变出线1回，无功补偿装置出线1回。拟在开关站35kV侧装设一套3MVar的无功补偿装置，采用3MVarSVG型式。升压站可以实现无功在-3MVar～+3MVar范围之间的动态调节。最终无功补偿方案以接入系统报告为准。设置站用变2台，站用变容量200kVA，一台为干式变压器，布置在35kV配电室，电压比38.5±2×2.5%/0.4kV，作为备用变压器；另一台为施工临时变压器，电压比10.5±2×2.5%/0.4kV，布置在室外，作为主供电源。3.5.6.2开关站短路电流计算由于缺乏相关接入系统资料，本光伏电站35kV侧电气设备短路电流按31.5kA进行选择。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案3.5.6.3开关站主要电气设备选择1)35kV配电装置35kV配电装置采用移开式金属封闭铠装真空开关柜，型号为KYN61-40.5。本工程配置35kV电缆出线柜2面，主变进线柜1面，无功补偿柜1面，站用变柜1面，PT柜1面。35kV配电装置开关柜主要技术参数如下：型号：KYN61-40.5额定电压：40.5kV额定频率：50Hz额定工作电流：2000A(主母线，主变进线柜)、1250A(馈线柜)额定短路开断电流：31.5kA额定短时耐受电流：31.5kA(3s)额定动稳定电流：80kA外壳防护等级：IP432)无功补偿装置由于光伏电站光伏组件发出的直流电经逆变后变为交流电，逆变器可以保证的功率因数在0.98以上，根据此特点，光伏组件本身无需再进行无功补偿，光伏电站的无功补偿主要集中在升压站主变、35kV升压变、集电线路和送出线路无功损耗上。按照以上原则，经初步计算，该工程本期无功补偿容量约为3Mvar。在开关站35kV母线上本期设置一套3Mvar高压动态无功补偿成套装置，即3MvarSVG。可实现无功容量-3～+3Mvar连续平滑可调。SVG无功补偿装置主要技术参数如下：额定电压：35kV额定容量：±3Mvar调节容量范围：-100%～100%，连续平滑可调135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案无功调节精度：无级调节调节响应时间：<30ms本期动态无功补偿装置暂时按上述确定，最终型式和容量待电力接入系统报告审查批复后，本可研再按其要求修编本可研最终成品文件。3)中性点接地方式由于35kV集电线路均采用电缆连接，35kV系统单相接地电容电流过大，本工程35kV母线采用经消弧线圈接地方式。35kV线路一旦发生单相接地故障，应立即切除故障线路，不允许带接地运行，以免扩大事故。本期工程选用接地变和可调式消弧线圈成套设备，接地变采用DKSC-1000/35-200/0.4kV，电压35±2×2.5%，消弧线圈为XHDCZ-800/35。4)站用变升压站站用电回路设35kV、380/220V两个电压等级。本期设置1台200kVA站用变压器，引自站外10kV系统。站用380V配电装置选用GCS型低压配电柜，配电柜采用电缆出线接至用电负荷。a)10kV箱式变压器技术参数：型式：美式箱变，三相双卷干式无励磁调压变压器干式变型号:SCB11-200kVA额定频率:50HZ容量:200kVA电压组合:10.5±2×2.5%/0.4kV连接组别:D,yn11阻抗:Ud=4%箱式变高压侧配熔断器、负荷开关、计量CT、计量PT。b)低压抽屉式配电柜额定电压：380V135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案额定频率：50HZ母线额定电流：1000A母线额定短时耐受电流：31.5kA3.5.6.4开关站一次设备布置1)总平面布置开关站布置在光伏电站内，本期规划新建一回35kV线路至110kV前进变电站。本站布置主要基于以下三点考虑：一是开关站35kV出线能够比较顺畅与规划的线路走廊相接；二是将开关站布置在相对平整处以便于施工，且靠近主道路；三是尽可能将开关站布置在光伏电站的中心，以节省集电线路的长度。2)35kV开关柜布置本工程终期共12面35kV开关柜，布置在35kV配电楼内，本期上6面35kV开关柜，其中有2面35kV集电线路柜，1面消弧线圈柜，1面PT柜，1面上网柜，1面SVG柜。3)站用配电装置布置本工程站用配电装置布置在生产综合楼的380V配电室内。4)35kV无功补偿装置的布置35kV无功补偿装置采用SVG型式，SVG控制室布置于室内，SVG变压器布置于户外。3.5.6.5升压站照明升压站照明分为正常照明和应急照明，正常照明电源取自所用电交流电源，应急照明电源取自应急照明切换屏，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至直流电源经逆变器供电。办公生活楼内，在主控室采用栅格灯作为正常照明，其他房间采用节能灯，屋外道路采用高压钠灯照明。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案在主控室、电气配电室及主要通道处设置应急照明，应急照明也采用荧光灯或节能灯，由应急照明切换箱供电。逆变器小室正常照明由逆变升压单元配电室低压配电柜供电，应急照明采用带蓄电池的荧光灯及应急灯。3.5.6.6防雷、接地及过电压保护设计（1）光伏阵列部分①光伏组件防雷：太阳电池组件由两层钢化玻璃中间夹太阳电池、四周拼接铝合金框架形成。其电池本身为绝缘体，四周铝合金框架为良好导体。光伏电场设一级防雷汇流箱、二级防雷汇流箱，防止感应雷和操作过电压。光伏电池组支架与支架之间，支架与主接地网之间通过扁钢焊接成电气通路，实现全场光伏电池支架电气接地。②逆变器及箱变防雷：逆变器配有独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压以保护电气设备。箱变35kV侧采用无间隙的氧化锌避雷器作为过电压保护器。③站区接地需结合场地地质条件，选用经济合理的接地方案。接地装置按《交流电气装置的接地》GB/T50064-2014的规定进行设计。光伏电场沿道路铺设光伏电场接地网，使全场光伏组件电气接地。在逆变器及箱式变处设置局域接地网。接地网以水平接地体、垂直接地体为主，水平接地极埋深－0.8m。按ρ=1000Ω假定计算，接地计算时按照终期考虑，光伏场区地网面积约800亩得出厂区接地网接地电阻约为0.68Ω，满足光伏场区接地电阻要求。最终设计以收到的相关报告实际值进行修改完善。（2）升压变电站部分①主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（GB/T50064-2014）的规定设置。本期过电压保护包括防直击雷、防雷电侵入波、防工频过电压、防谐振过电压和防操作过电压等多项内容。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案站区防直击雷采用站区内设独立避雷针进行直击雷保护，屋外配电装置及无功补偿装置在联合直击雷保护范围内。②在35kV配电设计中，选用真空断路器作为操作设备，为抑制截流以及其它过电压，采用无间隙的氧化锌避雷器作为过电压保护器。电气设备绝缘配合按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（GB/T50065-2011）的规定执行，按照系统出现的各种电压和保护装置的特性来确定设备的绝缘水平，即进行绝缘配合时，全面考虑设备造价、维修费用以及故障损失三个方面，力求取得较高的经济效益。本工程电气设备选型按III级污秽条件选型，电气设备外绝缘爬距均按2.5cm/kV（最高运行电压为基准）选择。③开关站站区属大电流接地系统，主接地网工频接地电阻按规程设计宜小于2000/IΩ。当接地装置接地电阻不满足此要求时，可通过技术经济比较，在跨步电压和接触电势满足要求的情况下增大接地网接地电阻，但不得大于5Ω。避雷针处应设置垂直接地体为主的集中接地装置，并与主网连接。屋外主要电气设备的接地，采用接地引下线与主网可靠连接，其中110kV电压等级设备及主变中性点设备接地引下线的规格同于主接地网的材料规格。主控室保护屏等电位接地网采用铜接地材料。水平接地体截面按最大短路电流下的热稳定校验，选择为热镀锌扁钢-60×6；垂直接地极选择为热镀锌角钢∠50x50x5L=2.5m。表3.5-4电气主要设备材料清册序号名称规格单位数量备注1光伏电站配电设备（1）箱变1000kVA，38.5±2x2.5%/0.315kV/0.315kV台20含场区箱变测控装置（2）35kV集电线路35kV电缆ZRC-YJLV22-26/35-3x70千米735kV电缆ZRC-YJLV22-26/35-3x120千米21kV电缆YJV22-1.0-3x240千米2135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案逆变器到箱变35kV电缆终端头套40235kV开关站设备（1）35kV高压开关柜35kV进线柜KYN-40.5配真空断路器2000A31.5kA面135kV馈线柜KYN-40.5配真空断路器1250A31.5kA面235kV消弧线圈柜KYN-40.5配真空断路器1250A25kA面135kV无功补偿馈线柜KYN-40.5配SF6断路器630A25kA面135kVPT柜(35/3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)kV面1检修箱XDW1个1（2）10kV站用变SCB11-200/10,10.5±2x2.5%/0.4，UK=4%台1（3）35kV无功补偿装置SVG，容量3MVar套1（4）消弧线圈带接地变成套装置DKSC-1000/35-200/0.4XHDCZ-800/35套1（5）交流低压配电屏MNS型抽屉柜面4（6）中压动力电缆YJLV32-35-3x95米150（7）低压动力电缆VV22-1各种型号千米2（8）控制电缆KVVP2/22型千米6.5（9）电缆防火防火灰泥公斤2000防火涂料公斤20有机防火堵料公斤500防火隔板平方米30（10）安装型钢各种规格吨1（11）热镀锌钢管各种规格米3003照明系统投光灯OPDD-1-J400，360度旋转，附接线盒，灯泡套20草坪灯OPDC-14，75W套20电线电缆各种规格米30004接地系统（1）光伏区接地接地扁钢60x6千米20热镀锌接地角钢∠50x50x5L=2.5m根400热镀锌（2）开关站防雷接地独立避雷针H=20m根1避雷带圆钢∅18米200热镀锌135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案接地扁钢60x6千米1热镀锌接地角钢∠50x50x5L=2.5m根20热镀锌3.5.7电气二次本工程二次部分主要由开关站监控系统、箱变及光伏监控系统、开关站继电保护设备、微机五防、开关站安全及自动化设备、调度通信系统、视频监控系统、火灾报警系统、厂内通信系统、其他公用设备等组成。开关站内设有主控室，其中布置有35kV光纤差动保护测控屏、公共测控及网络设备屏、综合远动屏、UPS不停电电源屏等。35kV集电线路、站用电、无功补偿的保护、测量、控制及计量装置分散布置在就地开关柜上。逆变器、汇流箱、箱变共配置一套监控系统，其信号接入由箱变测控装置完成。3.5.7.1开关站监控系统该系统为开关站综自系统的一部分，主要由计算机网络和人机界面构成。它负责将开关站底层设备采集的模拟量及开关量等相关信息进行整理、分类后通过后台图型界面显示，同时也能实现下行控制，从而达到人机交互的目的。本工程监控系统配置有站控层交换机、规约转换器、远动装置、主备工作员站。3.5.7.2箱变及光伏监控系统该监控系统主要是对发电系统相关设备进行后台监控。本工程充分利用箱变测控装置的数据采集功能实现通信的集成。汇流箱、逆变器通过RS-485通信方式与箱变测控通信，从而实现逆变器、汇流箱、箱变监控的有机结合，减化系统结构，节省投资。3.5.7.3开关站继电保护及测控设备开关站继电保护装置主要是包含35kV并网线路、35kV配电装置（含集电线路、站用变、接地变、SVG等）的保护，测控装置包括35kV并网线路测控、135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案公用测控。保护装置和测控装置是开关站综自系统的基础设备，它负责对高压设备的保护以及各种模拟量及开关量的采集，同时具有远方控制和调节功能。它们通过以太网实现数据传递。35kV并网线路主保护为光差保护，后备保护为距离保护、过流保护、零序保护、过负荷保护等。3.5.7.4开关站安全及自动设备本工程主要包括综合解列装置、故障录波、有功功率及无功功率控制系统、光功率预测系统、电能质量监测、PMU等。该部分设备补充了综自设备没有的功能，从而完善了开关站综合监控和故障处置能力。3.5.7.5防误操作和微机五防35kV断路器、隔离开关、接地刀闸等之间的“五防”闭锁，手动采用机械闭锁，电动采用串入硬接点闭锁。同时配置微机五防以保证操作的安全性和可靠性。3.5.7.6计量及电能量采集该部分包括站内如集电线路、站用变的参考计量和上网的关口计量。它是上网电量结算的依据，采集设备主要是将电度表的电量传输给调度部门。本工程配置有主副关口表各一只，有功准确度等级0.2S级，无功准确度等级2.0级。开关柜分散安装参考表4只，有功准确度等级0.5级，无功准确度等级2.0级。电能量采集仪一台。3.5.7.7直流及UPS电源系统为保证开关站所有二次设备安全可靠运行，开关站分别配置一套220V直流系统和220VUPS电源系统。直流系统容量为200Ah,满足全站不小于2小时停电进放电容量，电池为铅酸免维护蓄电池。充电模块采用N+1的方式配置，共配有4只20A充电模块。UPS系统容量为5kVA，正常时由厂用电供电，站内失电后由直流系统供电，UPS进行逆变。3.5.7.8视频监控系统为了加强设备的安全防护以及具有完备的安全措施，特在开关站和光伏厂区装设视频监控装置。本工程在开关站和光伏厂区共设32台左右红外摄像头。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案3.5.7.9火灾报警系统为了快速的反应火情，减少设备的损失，同时满足当地消防部门的要求，在开关站装设火灾自动报警装置。设200点主机一台，在相应房间设感温或感烟探头，在出口处设手动报警按钮等。3.5.7.10厂内通信为提高工作生活的便利，在开关站办公区域设置电话及网络综合布线，预留接口与外网及市话对接。另外配置2对无线对讲设备用于厂区运维人员通信。调度通信描述及材料开列详见系统通信部分。3.5.7.11调度数据网及二次系统防护设备设备为满足光伏电厂开关站远动系统、远方电能量计量系统、保护及故障信息通过电力调度数据专网向调度端传送的要求，本工程共配置二套数据网接入设备(包括路由器、交换机等)，其中湖北省中调和黄冈地调各配置一套。接入设备应与电力调度数据专网设备型号相一致。同时根据《电力二次系统安全防护规定》，每套调度数据网设备还设置一套二次系统防护设备，以保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。3.5.7.12电气二次主要设备及材料表表3.5.7-1电气二次主要设备及材料表序号名称型式及规格数量单位备注（一）直流系统UPS系统1直流蓄电池屏每面含GFM-200AH蓄电池,800x600x22602面2直流充电屏含20A充电模块4块,监控模块，绝缘监测模块，电池巡检仪，3KVA逆变器一台800x600x22601面3直流馈线屏馈线50路,800x600x22601面4UPS屏逆变电源容量为5kVA800x600x2260不含蓄电池1面（二）控制、保护及自动化135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案设备1综自监控系统含监控主机兼操作员工作站2套，打印机、监控软件等1套2综合远动及网络设备屏含远动主机、交换机、调制解调器、通道防雷器等1面3省调调度数据网含2台交换机、1台路由器、2台纵向加密1套省调用4地调调度数据网含2台交换机、1台路由器、2台纵向加密1套地调用5公用测控及电能质量监测屏含测控装置、电能质量监测各1套、GPS对时装置（双时钟）一台，800x600x22601面635kV线路保护测控屏含线路保护装置1套、测控装置1套800x600x22601面735kV综合保护装置就地安装与开关柜4套8故障录波屏含故障录波装置1套800x600x22601面9电度表柜电量采集装置1套，0.2S级关口表2块1面10电度表有功0.5级、无功2.0级4只11五防系统微机五防1套12计算机工作台不小于6000X1200（长x宽）1套13有功功率及无功功率控制系统含有功及无功功率控制装置一套1套14光功率预测系统含环境监测仪、预测服务器、气象服务器、防火墙、交换机等1套15综合解列装置屏含故障解列装置一台，打印机一台1面1635kV母差保护屏含35kV母差保护装置1套，800x600x22601面17微机消谐装置就地安装35kVPT柜1套18PMU屏相量测量装置全套1套（三）电视监控1电视监控柜含网4台网络型硬盘录像机，各含2只2T硬盘1面2含云台摄像机具红外夜视功能30套3普通定点摄像机具红外夜视功能2套4电视监控主机商用系列，液晶21”1套5光缆4芯单模13千米（四）厂内通信系统1网络交换机24口1套135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2市话接入含电话交换机1项3无线对讲机不小于10公里2对（五）其它1火灾报警系统200点主机1套2二次控制电缆ZRC-KVVP2/2210千米3光纤熔接点4个4光缆12芯单模光缆（逆变器通信）40千米3.6土建工程设计3.6.1站址总体规划及总布置3.6.1.1总平面布置本工程建设规模20MWp，一次建成。由于本工程地处平地，规划范围内场地适合布置光伏组件。站区包括光伏阵列区和开关站区两部分。规划场地位于黄冈市罗田三里畈镇，根据光伏板布置要求，布置在各个棚顶上，光伏阵列间栽植农业园，各片区通过新建及改造道路相互连接。开关站布置在光伏场区较平坦位置，进站道路从站区现有的道路引接。开关站根据地形条件、站内建筑物合理朝向、进站道路及出线方向等相关要求分为配电装置区、办公生活区及农业生产区。配电装置区布置在开关站生产区，主要包括35kV配电室、主变压器、SVG控制室、SVG变压器、FC无功补偿装置、主变事故油池等建构筑物，向西方向出线。办公区布置在站区西北侧，主要包括生产综合房，生活给水机组、生活污水处理设施等。站区西北侧设置一个出入口，与站区门口西北-东北走向进站道路相连接。农业储存房布置在农业园生产区。3.6.1.2竖向布置站区竖向设计考虑环保要求，支架升高布置光伏板。升压站竖向采用立柱升高布置方式，排水采用场地排水方式，即站区场地低于道路约150mm。它的流程是：道路排向场地，场地排入雨水篦井，最后通过管道排向站区外排水沟或低洼处。3.6.1.3管沟布置135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案站区管线有给水管、控制电缆、电力电缆三种类型管线。给水管采用直埋敷设；控制电缆、电力电缆采用沟道和直埋相结合方式敷设。管、沟布置沿道路，建、构筑物平行布置，与道路交叉均采用正交方式。3.6.1.4道路及场地处理站内道路首先必须满足运行、检修、设备安装、农业生产要求，同时还应符合安全、消防、节约用地的有关规定。在此大原则的前提下，升压站区道路及广场采用C25混凝土路面，路面宽4m。根据大棚光伏及农业园种植特点并结合现场实际情况，光伏区仅考虑在布置逆变器、箱变的位置设检修道路和农业生产道路，作为站区逆变器、箱变、光伏组件、支架等的施工、检修运输通道。检修道路为4m宽泥结碎石路，路基采用压路机压实平整。升压站大门设在站区西北侧，进站道路与站内主环道路相接，生活综合楼靠近站区主入口。场地处理：仅在35kV开关站及光伏组件区底部进行种植农作物绿化处理。3.6.2结构3.6.2.1设计技术数据地震基本设防烈度6度设计基本地震加速度值0.05g地震动反应谱特征周期0.35s基本风压值为（50年一遇）0.35kN/m2基本雪压值为（50年一遇）0.50kN/m2太阳电池光板安装结构安全等级二级结构重要系数1.0建筑场地类别Ⅰ1~Ⅱ类场地土类型中软土地基承载力特征值：130kPa~240kPa135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案历年最大冻土深度：无冻土3.6.2.2设计依据《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《混凝土结构设计规范》GB50010-2010《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011《钢结构设计规范》GB50017-2003《建筑地基处理技术规范》JGJ79-2012《光伏发电站设计规范》GB/50797-2012《构筑物抗震设计规范》GB50191-2012《电力设施抗震设计规范》GB50260-96《建筑设计防火规范》GB50016-2006《变电站建筑结构设计技术规程》(DL/T5457-2012)3.6.2.3工程地质条件见第2章节3.6.2.4主要建筑材料本期20MWp光伏电站工程主要包括光伏发电设备（太阳电池光板、变配电设备）及基础，场内集电线路（电缆）等。主要建筑材料：钢材（型钢、钢筋）、水泥、木材、砖、砂、碎石等，站址区交通运输较为便利，一般建筑材料可在随州购买，其它主要建筑材料可在武汉市、随州市购买，交通比较方便。钢材：Q235B，Q345B；焊条：E43xx、E50xx；螺栓：普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）。钢筋：HPB300、HRB335、HRB400。水泥：普通硅酸盐水泥。混凝土：预制混凝土构件选用C15～C40，现浇混凝土结构选用C15～C40，素混凝土及垫层为C15。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案烧结普通砖、加气混凝土砌块：砌体结构采用MU10烧结普通砖，不能用烧结普通砖，填充墙采用加气混凝土砌块。有防潮要求的墙体采用烧结普通砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M7.5水泥砂浆。门窗：塑钢门窗。3.6.2.5建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）、《变电站建筑结构设计技术规程》(DL/T5457-2012)的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构）筑物的有：综合办公楼、35kV配电室、SVG控制室、太阳能电池支架、逆变器室、箱变基础等。其地震作用应符合本地区抗震设防烈度6度（0.05g）的要求，其抗震构造措施按6度设计。3.6.2.6主要建筑结构布置及选型1）建、构筑物概述本工程规划装机容量为20MWp容量。升压站及光伏场区建、构筑物主要有生产综合楼、35kV配电楼、SVG室、逆变器室、太阳能电池组件支架及基础、35kV配电装置等。2）生产综合楼生产综合楼为二层建筑。平面功能设有门厅、二次设备间、控制室、办公室、会议室、倒班室、卫生间、食堂、餐厅等。建筑面积796m2，一、二层层高分别为3.6m、3.3m。结构类型采用砌体结构，屋面采用现浇混凝土楼板，基础为墙下条形基础。围护墙体内外墙均采用240厚烧结普通砖，0.0m以上墙体采用M5混合砂浆，0.0m以下墙体采用MU15烧结普通砖、M5水泥砂浆砌筑。耐火等级为二级，火灾危险性为丁类。3）35kV配电室配电综合楼为单层建筑，大空间布置。建筑面积为240m2，层高为6.0m。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案结构类型为框架结构，屋面采用现浇钢筋混凝土楼板，基础为现浇混凝土柱下独立基础。围护墙体内外墙均采用240厚混凝土砌块，0.0m以上墙体采用M5混合砂浆，0.0m以下墙体采用M7.5水泥砂浆砌筑。耐火等级为二级，火灾危险性为丙类。4）SVG控制室单层建筑，砖混结构，屋面采用现浇混凝土楼板，基础为墙下条形基础。建筑面积49.5m2，层高4.2m。耐火等级为二级，火灾危险性为丙类。5）太阳能电池组件支架及基础太阳能电池组件对于固定倾角的光伏阵列采用三角形钢结构空间支架，支架采用镀锌防腐。针对不同的地基条件因地制宜采用不同的太阳能电池组件基础设计方案。在地基岩石较完整的区域，太阳能电池组件基础采用锚杆基础。在素填土、淤泥、粘土区域太阳能电池组件基础采用混凝土独立基础。光伏场区逆变器基础逆变器采用集中式逆变器，其基础采用地下式砖混结构。6）光伏场区箱变基础箱变基础采用地下式砖混结构或混凝土现浇结构。7）设备支架及基础设备支架采用钢管柱，镀锌防腐，基础采用钢筋混凝土杯口基础。变压器基础及油池采用钢筋混凝土结构。无功补偿器基础及其它设备基础采用素混凝土结构。电缆沟采用素混凝土结构。3.6.3建筑3.6.3.1建筑装修外墙面：外墙面砖及涂料。内墙面：除卫生间为墙砖外，其余均为白色乳胶漆涂料。地面：35kV配电楼采用细石混凝土地面、生产综合楼采用地砖地面。顶棚：白色乳胶漆涂料，局部矿棉板吊顶。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案门窗：根据不同功能需要分别采用普通钢板门、不同等级的防火门、夹板门、玻璃门连窗等；窗选用双层中空塑钢窗。3.6.3.2建筑立面造型及色彩处理建筑的立面造型及色彩运用对人的视觉和心理感受、生产和生活环境、生产效率等各方面均有一定的积极影响。在满足工艺要求的前提下，力求建筑立面造型简洁明快，材质与色彩柔和大方。3.7光伏发电工程年上网电量计算3.7.1年理论发电量年理论发电量是一年内太阳电池按光电转换效率把太阳辐射能转化为电能的数量。计算公式如下：Q0=E-S-×式中：Q0——年理论发电量；E——斜平面上年总太阳辐射能，本工程E=1350kWh/(m2•年)；S——太阳电池总面积；ç——太阳电池组件效率根据太阳电池组件效率计算公式，有,则P=200ç•S。P为本工程太阳电池总安装功率。结合以上两个公式得出，Q0=27000MWh。3.7.2年实际可以利用电量年发电量实际受多方面因素影响，只能在年理论发电量基础上根据系统效率进行估算。系统效率的影响因素主要考虑：光伏组件效率、直流电缆及逆变器转换效率、交流并网效率等。1、光伏组件效率1)光伏组件不匹配折减由于各太阳能电池板的性能略有差异，因此电池板不匹配会带来电能损失折减。此项损失约为3%。2)表面灰尘折减135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案由于气候原因，造成光伏组件表面覆盖了灰尘造成的发电量损失。此项损失按3%计。3)阴影遮挡折减根据太阳辐射强度测量数据、电站现场地形情况和光伏组件布置间距分析,考虑一定的阴影遮挡折减。此项按3%计。4)温度效率折减光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，光伏组件发电效率会呈降低趋势。此项按3%计。5)光伏组件布置折减本工程光伏组件的布置综合考虑成本及电量损失，通过现场踏勘及地形图分析，本光伏场属丘陵地带，大部分地区东西坡度较缓（12°以内），且存在较多平整地面和南面坡。光伏组件在平整地面和南面坡采用正南布置，倾角采用最佳倾角22°。在其他坡面，确定南北坡面通过支架或土方调整为22°，东西坡面采用顺坡布置的原则。对整个光伏场区的布置方式进行统计可得：表6.9-1不同布置方式光伏阵列容量统计布置方式南北坡度角22°东西坡度角0°东西坡度角5°东西坡度角10°东西坡度角12°阵列容量（MW）6014.5205.5辐射量损失比例0-0.2%-0.75%-1.04%由上表可以看到，大多数电池板都处于最佳倾角且正南布置，另有部分因东西坡度角导致有不同的方位角以及倾角，对于总的发电量影响不大，综合考虑倾角以及方位角对于电池板发电量的损失，约0.24%左右。综合考虑光伏组件效率为88.32%。2、直流电缆及逆变器转换效率1)直流电缆效率折减135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案组件输出需通过一级和二级汇流电缆到直流配电柜，再经过逆变器逆变输出，直流电缆长度较长，需考虑一定的电能损耗折减。此项损失按3%计。2)逆变器效率折减需根据逆变器的有关参数及辐射强度分布规律分析考虑逆变器的损耗折减。此项损失按1.5%计。综合考虑直流电缆和逆变器的转换效率为95.5%。3、交流并网效率1)变压器效率折减光伏场区配置了一定数量的升压变压器，升压变压器按1000kVA容量配置，需根据本工程选取箱变、主变的产品参数及电站运行特性考虑变压器损耗折减。2)交流集电线路线损能量折减逆变器交流侧通过集电线路汇流到升压站低压侧，由于逆变器分布相对分散，集电线路长度较长，需根据集电线路的电压等级和敷设方案考虑相应的损耗。综合考虑交流并网效率取97%。综上所述，在未考虑电站设备元器件老化导致的效率衰减情况下，本太阳能光伏电站系统总效率为81.81%。则实际可利用电量为：27000*81.8%=22086MWh。3.7.3年上网电量估计值在计算光伏电场实际每年上网电量时，需考虑多晶硅太阳电池组件的衰减情况。下表为多晶硅太阳电池组件的衰减参数表。第1年功率衰降率(%)不高于3%第5年功率衰降率(%)不高于6%第10年功率衰降率(%)不高于10%第25年功率衰降率(%)不高于20%表6.9-2多晶硅太阳电池组件的衰减参数根据上述参数，计算得出运行期内20年的上网电量估算值见下表6.9-3。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案表6.9-3光伏电站20年年上网电量表年数发电程度总发电量（万度）年数发电程度总发电量（万度）112208.60150.89741982.0020.99232191.59160.89051966.7630.98472174.81170.88371951.7440.97712158.02180.87691936.7250.96962141.46190.87011921.7060.96212124.89200.86341906.9170.95472108.55210.85681892.3380.94732092.21220.85021877.7590.942076.08230.84361863.17100.93282060.18240.83711848.82110.92562044.28250.83071834.68120.91852028.60合计/50402.24130.91142012.92年均/2016.09140.90441997.46　　　计算结果：根据组件逐年衰减情况，计算出本工程电站建成后第一年上网发电量为2208.6万kWh，运行25年的总发电量约50402.24万kWh，年平均发电量为2016.09万kWh。3.7.4光伏发电上网模式本光伏电站采用全额上网的模式。3.7.5提升上网电量的方法从年上网电量的估算过程中可知，系统设计完毕后，运行期间的损耗是固定存在不可减少的。要提升上网电量必须在系统设计时，即选用损耗低的设备和导体，或者在夜晚切断光伏电场箱变减少其运行时间。同时，提升检修能力、缩短设备检修时间；积极除尘、扫雪，提升辐射利用率；节减自用电等，都可提升上网电量。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案4施工组织设计4.1交通运输4.1.1对外交通运输本项目拟建设场地位于罗田县三里畈镇三里畈村、新铺村、汪家珑村，距三里畈镇约1.5km，距罗田城区约12km，距S203省道0.5km，其间有村村通道路连接，交通条件较便利。大件运输可由武英高速或武麻高速至三里畈镇，再经G318国道或203省道公路，运至光伏厂区附近，经进站道路抵达开关站。本期工程进站道路拟从站区围墙东南侧的村村通道路引接。4.1.2站内交通运输本工程根据光伏组件、逆变器、箱变布置情况并结合地形地貌光伏整列间设置部分检修道路，以满足施工运输、日常检修、维护要求。光伏阵列检修道路设计道路宽4m，路面为泥结碎石路面。4.2主要建筑材料本期20MWp光伏电站工程主要包括光伏发电设备（太阳电池光板、变配电设备）及基础，场内集电线路（电缆）等。主要建筑材料：钢材（型钢、钢筋）、水泥、木材、砖、砂、碎石等，站址区交通运输较为便利，一般建筑材料可在黄冈和罗田购买，其它主要建筑材料可在武汉市购买，交通比较方便。4.3施工期水和用电条件（1）施工用水本工程施工用水拟考虑从周边水库或附近村庄水源点用罐装水车运水，站区设置蓄水池。（2）施工用电本工程施工用电拟从附近变电站引接10kV线路一回至本期站内临时变压器。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（3）施工通信项目所在区域程控电话网络覆盖率达100%。宽带网络、移动通信全部覆盖。施工现场的对外通信由当地电信通信网络提供，内部通信则采用无线电通信方式解决。（4）其它施工条件本工程施工期间，基本的机械修配和加工可在曾都区相关修配站和加工厂完成；主要的或大型的机械修配加工需在武汉市或襄阳市相关修配站和加工厂完成。施工期间，施工人员的生活物资等可在曾都区的商场和市场内购买。4.4施工总布置4.4.1施工总布置原则根据本电站工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：(1)结合光伏电站总体规划要求，遵循因地制宜、施工运输方便、易于管理、安全可靠、经济适用的原则。(2)合理布置施工区、材料及构件堆放区、生产区、生活区和加工区位置。(3)综合进度按先土建，再电气安装和太阳能电池的安装，再调试的顺序进行安排，处理好施工准备与开工、土建与安装等方面的关系。(4)根据工程区环境，施工布置力求紧凑、统筹规划。(5)根据工程所在场地现状特点等情况进行施工布置，力求紧凑、节约用地，统筹规划、合理布置施工设施和临时设施。(6)参考相关工程经验，对施工期主要区域实施封闭管理。(7)结合场区条件，合理布置施工供水及施工供电系统。4.4.2施工总布置方案本工程主要施工工程量为太阳能电池组件基础工程及太阳能电池组件135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案钢支架安装工程。为节约投资及便于工厂化生产管理，在施工期间集中设置一个施工区，施工区分为施工生活区和施工生产区。施工生活区主要布置为生活临时住房、施工用临时办公室及施工电源；施工生产区主要布置为临时存放仓库、材料临时堆放场地、砂石料堆放、混凝土生产系统、材料堆放及组装场地和设备堆放场地。在每个光伏阵列逆变器空地处分散布置为材料堆放及组装场地。施工区设置专用施工运输通道，便于施工期间混凝土及设备材料的运输。混凝土拌合后，用混凝土搅拌运输车运至每个光伏电池组件基础处。光伏电池组件钢支架就地组装，不集中设置堆放场地。施工总用地约3hm2。其中2.0hm2在本期20MWp光伏阵列逆变器处用地分散布置，其余1hm2在站区中心位置集中设置。4.4.3施工临建设施（1）砂石料生产系统本工程不设砂石料加工系统，仅布置砂石料堆场，位置紧靠混凝土系统布置。砂石料质量：碎石要求粒径不大于31.5mm，砂采用中粗砂。本工程砂石料需求总量约为32000m3。砂石料按混凝土高峰期4天砂石骨料用量堆存，砂石料堆场占地面积约5000m2，堆高3~4m。砂石料堆场地坪采用厚10cm的碎石垫层，砂石料堆场设0.5%排水坡度的排水沟。（2）混凝土生产系统本工程混凝土总量约为20000m3，建构筑物基础及现浇混凝土梁柱等混凝土强度等级采用C30，道路及广场地坪混凝土强度采用C25，建构筑物基础垫层等采用混凝土强度为C15。混凝土系统的生产能力受控于光伏阵列支架及主要建构筑物基础混凝土浇筑的仓面面积和混凝土初凝时间，经计算，混凝土高峰期浇筑强度为40m3/h。本期工程混凝土系统设HZS45型搅拌站1座，设备生产能力为45m3/h。（3）综合加工厂及仓库135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案包含有：水泥库、木材库、钢筋库、机械停放场、设备堆放场及组装场地。根据本工程场地范围较大的特点，综合加工厂及仓库区集中布置在生活区西侧围墙外。通过一条施工运输通道与站区相连，提供材料设备的运输效率。综合加工厂及仓库总占地面积约为2.790hm2，建筑面积约为0.300hm2。（4）临时办公和生活营地临时办公和生活区集中布置。总用地面积约0.50hm2，临时办公和临时生活建筑面积约0.20hm2。4.4.4土石方量站区光伏组件依山就势布置，仅局部低洼地段进行适当平整，其他场地平整时仅考虑清除场地内少量植被找平即可。初步估算站址场地土石方量为：挖方：10000m3填方：8000m3。4.5工程建设用地4.5.1站区永久用地根据业主提供的用地用地红线，可用地面积约800亩。土地为规划建设用地，符合规划要求。各项用地指标详见附表10.5-1。附表4.5-1光伏电站永久占地面积序号项目名称面积（hm2）备注1站区围墙内用地面积283.54252.48(亩)2其它用地面积49.83护坡、挡墙、林业生产等合计333.334.5.2施工临时用地结合站区总布置情况及交通运输条件进行站区施工总平面布置。施工临时总用地为3hm2，所有临时用地均在站区内解决。其中2.000hm2在本20MWp光伏阵列逆变器处用地分散布置，其余2.09hm2在站区中心位置集中设置。施工临时用地各项指标详见附表4.5-2.附表4.5-2光伏电站临时占地面积序号项目名称面积（hm2）备注135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1施工生活区0.500临时租用2临时储存仓库0.150临时租用3材料临时堆放及加工场地0.500临时租用4砂石，水泥料堆放0.400临时租用5混凝土搅拌站0.300临时租用6材料堆放及组装场地0.500临时租用7设备堆放场地0.400临时租用8设备组装场地0.340临时租用9材料堆放及组装场地1.000本期用地范围内解决合计4.094.6主体工程施工4.6.1主体工程施工及安装本工程主要项目的施工和安装包括：太阳能电池支架制作安装及基础施工、逆变器室、箱变等建构筑物的建筑安装工程。电缆敷设、太阳能电池方阵的安装、电气设备的安装调试、系统的并网运行调试。4.6.2施工顺序本工程存在多个可独立施工的单位工程，现场可根据条件合理安排施工顺序。本工程主要由如下工序：工序一：逆变器、箱变等建构筑物的土建施工。工序二：电气配电装置及仪表设备的安装调试。工序三：太阳电池支架基础施工、制作、安装－太阳电池方阵安装、调试—电气仪表设备安装、调试。工序四：上述两道工序完成—联合调试—并网运行调试—试运行—竣工验收。4.6.3施工准备4.6.3.1技术准备技术准备是决定施工质量的关键因素，它主要进行以下几方面的工作：（1）先对实地进行勘测和调查，获得有关数据并对资料进行分析汇总，做出切合实际的工程设计。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（2）准备好施工中所需规范，作业指导书，施工图册有关资料及施工所需各种记录表格。（3）组织施工队熟悉图纸和规范，做好图纸初审记录。（4）技术人员对图纸进行会审，并将会审中问题做好记录。（5）会同建设单位和设计部门对图纸进行技术交底，将发现的问题提交设部门和建设方，并由设计部门和建设方做出解决方案（书面）并做好记录。（6）编制切实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表。4.6.3.2现场准备（1）物资的存放并网发电系统的逆变器、太阳能电池组件、太阳能电池支架、电缆及其它辅助性的材料存放于施工区临时仓库中或材料临时堆放场地集中存放。（2）物资准备施工前对太阳能电池组件、方阵支架、并网逆变器等设备进行检查验收，准备好安装设施及各种施工所需主要原材料和其他辅助性的材料。4.6.4建筑物施工方案（1）本工程建、构筑物场地整土方工程量较少，如需要局部处理依据现场情况酌情完成。（2）站内建筑物施工方案：（3）基础开挖及基础施工。（4）脚手架工程。（5）主体砌筑工程及封顶。（6）屋面及防水工程。（7）内外装修工程。在土建专业施工时，电气专业技术人员应到现场配合土建施工，做好预埋件、预留孔洞、过路电缆预埋管、接地网的施工。4.6.5太阳能电池组件的安装和检验135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案连接太阳电池阵列架支柱连接件，检查其横列水平度，符合标准再进行支架组装。检测单块电池板电流、电压，合格后进行太阳电池组件的安装。最后检查接地线、支架紧固件是否紧固，太阳电池组件的接插头是否接触可靠，接线盒、接插头须进行防水处理。检测太阳电池组件阵列的空载电压是否正常，此项工作应由组件提供商技术人员完成。4.6.6电气设备安装具体安装方案，在施工时应参照厂商的设备技术要求和说明进行方案设计和多方案比较确定。电缆安装：所有电缆按设计要求和相关规范分段施工。所有电缆分段分项施工完成后，要按设计要求和相关规范进行施工验收。4.6.7总体控制部分安装参照产品说明书的要求，对并网逆变器、太阳能电池组件、交流电网的低压配电室按相应顺序连接，观察并网逆变器的各项运行参数，并做好相应记录，将实际运行参数和标称参数做比较，分析其差距，为以后的调试做准备。4.6.8检查和调试（1）根据现场考察的要求，检查施工方案是否合理，能否全面满足施工及安装要求。（2）根据设计要求、供货清单，检查配套元件、器材、仪表和设备是否按照要求配齐，供货质量是否符合要求。对一些工程所需的关键设备和材料，可视具体情况按照相关技术规范和标准在设备和材料制造厂或交货地点进行抽样检查。（3）现场检查验收：检查太阳能电池组件方阵、逆变器室施工质量是否符合要求，并做记录。此项工作应由组件提供商技术人员完成。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案调试是按设备规格对已完成安装的设备在各种工作模式下进行试验和参数调节。系统调试按设备技术手册中的规定和相关安全规范进行，完成后须达到或超过设备规格所包含的性能指标。如在调试中发现实际性能和手册中的参数不符，设备供应商须采取措施进行纠正，达标后才具备验收条件。4.7施工总进度4.7.1施工进度编制原则（1）太阳电池组件的施工工作应配合综合办公楼等其它建筑物的施工制定合理联合施工工期。（2）电气设备安装及调试等根据总建筑面积及设备情况，与太阳能电池组建安装相协调安排工期。（3）施工期可根据施工单位实际能力部分调整。（4）施工期控制性关键项目：①设备订货；②逆变器室、箱变基础等建构筑物的施工；③太阳能电池组件支架及基础施工；④太阳能电池组件安装；⑤设备安装调试。4.7.2施工进度计划本项目计划开工日期为2016年6月，计划竣工日期为2016年12月。根据工程建设规模和建设条件，以及当地气象条件，编制本项目的建设进度：施工准备期：30天。场地平整及围墙施工：30天。组件支架基础施工：80天。组件支架安装：80天。太阳能电池组件安装：80天。直埋电缆敷设：80天。系统调试：20天。监控系统联调及试运行：20天。整个工程总工期为180天。4.7.3施工进度计划横道图4.7-1施工进度计划横道图135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案工期工序第6月第7月第8月第9月第10月第11月第12月施工准备期场地平整、围墙施工组件支架基础施工组件支架安装太阳能电池组件安装直埋电缆敷设系统调试监控系统联通及试运行4.7-2农业园种植进度计划横道图工期工序第9月第10月第11月第12月2017年第1月2017年第2月2017年第3月挖坑栽培搭架4.7.4主要施工机械设备4.7-2主要施工机械汇总表名称型号数量汽车起重机50t1台135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案运水罐车8m34辆推土机88kw1台柴油发电机60kw2台履带式挖掘机0.5m21辆砼搅拌站HZS45型1座砂浆搅拌机JJ-2002台卷扬机3t1台压路机3Y10/121辆自卸车15t3辆钎入式振捣器CZ-25/358台钢筋调直机JJM-31台钢筋切断机GQ-401台钢筋弯曲机GJB7-401台直流电焊机　2台砼输送泵车　1台蛙式打夯机H201D4台5保障措施5.1劳动安全与工业卫生5.1.1编制目的、原则为贯彻“安全第一，预防为主”的工作方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康，编制劳动安全及工业卫生篇，着重反映工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，对生产工艺过程中的危险有害因素，采取综合治理措施。5.1.2建设项目概况本工程为光能罗田三里畈20MWp农光互补光伏发电工程，由135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案深圳光能光伏投资有限公司投资建设，采用不可调度式并网太阳能光伏发电系统，电池组件采用265Wp多晶硅电池组件，光伏阵列按25°固定倾角安装。本工程集电线路采用4回35kV直埋电缆，同时新建一座35kV开关站。交通条件：本项目拟建设场地位于罗田县三里畈镇三里畈村、新铺村、汪家珑村，距三里畈镇约1.5km，距罗田城区约12km，距S203省道0.5km，其间有村村通道路连接，交通条件较便利。大件运输可由武英高速或武麻高速至三里畈镇，再经G318国道或203省道公路，运至光伏厂区附近，经进站道路抵达开关站。本期工程进站道路拟从站区围墙东南侧的村村通道路引接。地形地貌：场址区地势较平缓开阔，地基土在建筑物基础荷载影响深度范围内，本工程区地层主要由地表耕植土、粉质粘土等构成，地层分布连续稳定。粉土层工程力学性质一般，厚度较薄，不具湿陷性；结构中密—密实，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，建议以粘土层作为基础持力层，承载力高，分布均匀，埋深及层厚变化较大，在埋深较浅处可作为天然地基持力层使用，在埋深较大处且厚度较大的地段可作为桩端持力层，场地不需进行地基处理。抗震设防：站址区地震动峰值加速度值＜0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s。站址区附近未发生过Ms＞4.7级的破坏性地震。工程地质：站址区的上覆土层主要为含砾石粉质粘土，下部基岩为中风化的片岩和强风化的辉绿岩，其力学性能好，承载力高，是良好的基础持力层和下卧层，可采用天然地基。水文地质：场址范围内地下水主要为裂隙水及孔隙水，地下水主要以大气降水的垂直入渗补给为主。站址地下水含重碳酸钙镁及重碳酸钠，对混凝土结构有微~弱腐蚀性。压矿及地灾：选站址区及附近未见有开采价值的矿产及文物等古文化的分布。站址区未见崩塌、滑坡、泥石流等不良地质作用。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案极端气象条件：根据武汉气象站的观测资料，工程所在地累年年平均气温15.5℃，极端最高气温41.2℃，极端最低气温-16.3℃，最大日降水量228.3mm，年平均日照时数1852.6h；多年最大风速22.0m/s；年最多雷暴日数47天；年最多结冰日数71天；最大积雪深度21cm；最大冻土深度9cm；年平均冰雹次数0.1次；年平均雾日30.9天。5.1.3主要危险、有害因素分析5.1.3.1施工期主要危险有害因素分析本项目施工作业中存在较多的危害作业，易对作业场所人员和周围设施的安全构成威胁。针对本项目的特点，施工期主要危险、有害因素如下所示：1．本项目施工存在电气作业，易引发触电及电气火灾事故。2．本项目大件设备，光伏电池等的运输、搬运、吊装过程中一旦发生违章及其他不安全行为，易发生起重伤害、高处坠落、物体打击、机械伤害、车辆伤害等事故。3．临时工程中的支架架设与拆除、起重吊装装置等易引发坍塌事故。4．本工程多年最大风速达22.0m/s，大风可导致建（构）筑物及施工器具（如起重机械）等倒塌。5．升压站区域局部有填方，局部填土厚度较大，若地基处理不当，可能引起基础沉降，最终导致建（构）筑物坍塌。6．升压站整平后，可能形成填土边坡，若边坡未采取防护措施，或防护措施不可靠，可能导致边坡失稳坍塌。7．临时办公和生活营地及临时仓库等场所存在火灾危险。5.1.3.2运行期主要危险有害因素分析本工程投入生产过程后易发生生产安全事故和职业危害的设备有逆变器、电缆、箱式变压器、高压配电装置等各种电气设备等。主要危险有害因素如下所示：1．电气伤害：本工程有大量电气设备设施，容易发生漏电伤害等事故。2．火灾、爆炸：逆变器、箱式变压器、站用变压器、GIS135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案配电装置、无功补偿装置、事故油池等设备或建（构）筑物存在火灾的可能性；蓄电池室可能发生火灾爆炸事故；另外，本工程电缆较多，可能发生电缆火灾事故。3．坍塌：建构（筑）物基础可能因设计不合理、质量不可靠、维护不及时或极端恶劣气候等原因发生坍塌。本工程地形起伏不大，但丘间存在冲沟，若光伏列阵、集电线路、道路等未避开冲沟地带，暴雨季节山洪爆发，可能导致光伏板、集电线路或道路被冲毁。4．雷击：若防雷接地系统和接地装置不满足防护要求或损坏，电气设备装置等可能遭雷击损坏。5．机械伤害：违章操作；未配置劳动安全防护用品或未正确使用；机械设备安全防护装置存在缺陷、损坏或被拆除等；操作人员疏忽大意，身体进入机械危险部位等可能造成机械伤害。6．滑跌：冬季寒冷，雨雪天气，巡视、检修和清扫等人员若穿戴不合理可能会滑跌受伤。7．中毒窒息：电缆着火会产生大量烟雾，特别是会产生有毒气体，若未正确佩戴防护用具（如正压式空气呼吸器），可能发生扑救人员中毒、窒息事故。GIS装置六氟化硫大量泄漏也可导致人员窒息。8．交通事故：场内道路存在缺陷，或交通标志不全，或驾驶人员违章作业或车辆故障，可引起站内光伏板清洗车翻车、碰撞等事故。9．高温：本工程所在地多年极端最高温度达39.5℃。检修或运行人员如防护不足可能导致人体体温调节中枢功能紊乱，引起以中枢神经系统和循环系统障碍为主要表现的急性疾病，如中暑。10．低温：本工程极端最低温度-16.3℃，寒冷天气在室外巡视、检修作业时，如果防护不足可能导致冻伤等低温危害。11135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案．噪声：本工程产生的噪声主要为电磁噪声，噪声源包括逆变器和箱式变压器等。噪声危害主要表现在早期可引起听觉功能敏感性下降，引起听力暂时性位移，继而发展为听力损失，严重者导致耳聋，还可引起心血管、神经内分泌系统疾病。噪声干扰影响信息交流，听不清谈话或信号，致使误操作发生率上升。12．采光照明不良：若光照的亮度和照度不足，尤其是夜间检修作业，会使操作人员作业困难，分辨力下降，可能会引起意外事故。13．工频电磁场：长期置身于超过一定强度的电磁环境中对人体可造成一定危害，如视觉和嗅觉机能低下等。14．孤岛效应：孤岛中的电压和频率无法控制，可能会对用电设备造成损坏；因孤岛中的线路仍然带电，会对维修人员造成人身危险；当电网恢复正常时有可能造成非同期合闸，导致线路再次跳闸，对光伏并网逆变器和其它用电设备造成损坏；孤岛效应时，若负载容量与光伏并网器容量不匹配，会造成对逆变器的损坏。13.3.3重大危险源根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009），参照同类规模光伏发电站进行判断，本工程不构成危险化学品重大危险源。5.1.4劳动安全与工业卫生设计原则及措施5.1.4.1施工期劳动安全及工业卫生对策措施在工程建设期间，必须遵守《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》（2010年国家安全生产监督管理总局令第36号）的规定。建设单位应按照《建设工程安全生产管理条例》（国务院令393号）的规定执行，按相关资质、条件和程度进行审查，对设计单位、施工单位、监理单位加强安全生产管理，明确安全生产责任，制定相应的施工安全管理方案，责成施工单位制定事故应急预案。本工程建设过程中，建设单位、勘测单位、设计单位、施工单位、工程监理单位及与工程建设安全生产有关的单位，必须遵守安全生产法律、法规的规定，保证建设工程安全生产，依法承担建设工程安全生产管理责任。针对施工期的主要的危险、有害因素提出如下建议：1135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案．各施工单位应根据《中华人民共和国安全生产法》和国家有关安全生产规定，按照“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，结合建设工程的实际，制定安全生产责任制和规章制度，切实可行的应急预案，杜绝事故发生。2．施工期用电应符合施工用电的一般规定。施工用电的布设应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；施工用电设施竣工后应经验收合格后方可投入使用；施工用电应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，应制订运行、维护、使用、检修、实验等管理制度。3．电气设备设施建立和执行专人专机负责制，并定期检查和维修保养；不带电的外露导电部分应做保护接零，同时装设漏电保护器；检修由专职电工进行。检修前必须先切断电源，并挂上“严禁合闸”的警告牌。严禁带电作业。电气设备设施定期检查与维护，电缆、线路接头等应完好，电力线路不应穿越易燃易爆建（构）筑物或物品，避免引发电气火灾。起重机械必须经技术监督部门审核合格后方可使用。起重作业的指挥和操作人员必须由专业人员担任；起重设备在使用前应对其安全装置进行检查，保证其灵敏有效；起重机吊运重物时一般要走吊运通道；不明重量、埋在地下的物件不得起吊；禁止重物空中长时间停留；高处露天作业，缆索吊装及大型构件起重吊装时，应根据作业高度和现场风力大小，对作业的影响程度，制定适于施工的风力标准，风力六级及六级以上时，不得进行起重作业；大雾、雷雨等恶劣天气，或照明不足，导致信号不明时不得进行起重作业；大型吊装现场区域应该有明显警告标志，禁止非工作人员入内。5．施工作业场所有可能坠落的物件，应一律先行撤除或加以固定；进入施工现场必须佩戴安全帽，高处禁止倾倒垃圾、废物等，在通道上方应加装硬质防护顶，通道避开上方有作业的地区；高空作业使用的工具，必须放入工具袋内或工具箱内，不得随意乱放；不准上下投掷材料，工具等物件；尽量避免上下垂直作业，分层作业时，应设置隔离设施。6135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案．在基础设计时，充分考虑地震、土壤冻融、温差、水土的化学性质等因素对基础的影响；在施工时考虑当地特殊气象条件，尤其是对混凝土浇注质量的影响，确保工程质量；在地面以下施工的场所作好支护，防止坍塌事故的发生。7．对开挖或回填形成的边坡，做好边坡的防护工作。8．高空作业应满足《建筑施工高处作业安全技术规范》的一般要求。9．施工场地在夜间施工或光线不好的地方应加装照明设施。10．高空焊接前必须清理焊接点下方的易燃、易爆物品，且不允许下方有人员活动。11．在交叉施工中，施工人员应密切配合，相互协作，保证施工质量。12．施工期间应组织好相关物质、材料的物流运输及管理，统筹车辆出入，加强车辆、道路与人员的管理，避免意外交通事故。13．施工临时办公和生活营地及临时仓库等场所火灾危险等级及安全防火间距应满足规范要求，且做好相应的防火管理工作。油品、毛毡等易燃物品处禁止烟火。5.1.4.2运行期劳动安全及工业卫生对策措施（1）防雷1．本工程光伏系统中的电池方阵面积较大且布置于室外，易受雷电影响，应依据《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）及《光伏（PV）发电系统过电压保护━导则》（SJ/T11127-1997）的相关规定进行防雷接地设计。逆变器应配有独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压；箱变35kV侧采用无间隙的氧化锌避雷器作为过电压保护器；站区接地装置按《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）的规定进行设计。升压站主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）的规定设置。站区防直击雷采用站区内独立避雷针组成直击雷保护，无功补偿装置在联合直击雷保护范围内。2．整个光伏发电站的防雷接地电阻应满足规范要求。接地装置应根据土壤电阻率而具体设置，并应在接地设计中进行考虑。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（2）防触电1．为防止人员触电，在施工检修等电气作业时，应按《电业安全工作规程（发电厂和变电站部分）》（GB26860-2011）等有关规程的要求进行操作，检修工器具应符合要求。电气设备的布置满足《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2006）等有关规程的安全防护距离要求；带电裸露部位、避雷针等与人行通道、栏杆、管道等满足最小安全距离要求。2．不带电的金属物确保可靠接地；金属物品单独接入接地干线，接地电阻满足其中的最小值，严禁串联后再接入接地干线。（3）防火防爆选用良好的电气设备，电气设备附近配置一定数量的灭火器等辅助灭火设施。电缆应选用耐氧化、耐高温、耐紫外线电缆；各类电缆分层敷设，靠近热体的电缆加装隔热板等。1．本工程各建（构）筑物的耐火等级、防火间距、安全疏散，按其在生产过程中的火灾危险类别，依据《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）的规定进行设计。2．站内各建筑物按《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）要求配置灭火器的类型及数量。3．建筑内部装修设计按《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-2001）设计。4．选用良好的电气设备，易燃、易爆场所的通风机及其他电气设备采用防爆型设备，事故排风机兼作平时通风用。火灾时，风机电源自动切断，防止火灾蔓延。5．电缆选择与敷设及防火设计按《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）的规定设计。电缆选用耐氧化、耐高温、耐紫外线、难燃电缆；各类电缆分层敷设，靠近热体的电缆加装隔热板等。在建筑物、屏柜入口处及防火墙两侧1m内的电缆涂刷防火材料。在开关柜、控制屏的开孔部位，电缆贯穿隔墙、楼板的孔洞处采取有效的阻燃封堵处理。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案在公用主沟道的分支处，长距离电缆沟的适当分段处，至建筑物或配电装置的沟道入口处等适当部位设置阻火墙。6．在生活楼及生产楼内均配置干粉或二氧化碳灭火器，在无功补偿装置旁配置推车式干粉灭火器和沙箱及消防铲，在光伏列阵区各汇流箱旁设置两具干粉灭火器，另外设置一套火灾自动报警系统。（4）防震和防坍塌1.本工程所有建（构）筑物按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）有关规定采取抗震构造措施，其抗震设防烈度应满足要求。2．本工程地下混凝土、钢筋及地上光伏板支架、升压站各设备外壳等的防腐设计应按《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046-2008）的规定执行。3．工程设计、施工过程中，应做好负载计算及防护支架设置及保护工作，保证施工人员的安全与施工质量。4．本工程所在地存在冻土，多年最大冻土深度9cm。工程基础设计和施工质量应考虑冻土层的影响，防止土壤冻融导致的基础松动、坍塌。5．本工程清洗工作由清洗车完成。每次清洗后污水会对光伏电池板基础产生一定的冲击和腐蚀，尤其是在春季经常清洗的情况下，运行人员在巡视时应注意观察光伏电池板基础的损坏情况，发现问题及时修复。6．光伏发电工程建构筑物的载荷应能满足大风、大雪等额外载荷要求；光伏列阵及升压站等应避免洪涝等自然灾害的影响。7．本工程光伏列阵、集电线路、道路等布置避开冲沟地带。（5）防机械伤害本工程按《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》（GB/T8196-2003）、《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）及《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）等有关标准、规范的规定进行防机械伤害设计。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案机械设备的选购、布置上按相关标准的规定执行。所有机械设备防护安全距离，机械设备防护罩和防护屏的安全要求，以及设备安全卫生要求，均按国家有关标准的规定执行。（6）防滑跌伤害雨雪冰冻天气，为减少其对光伏组件发电效率的影响，运行人员要及时巡查、对落在电池面板上的沙尘和积雪予以清除，易发生滑跌事故。同时运行人员日常巡检中也可能发生滑跌。因此运行人员应穿戴好劳动安全防护用品，防止滑跌。（7）防中毒窒息升压站人员较多的场所应设置相应的应急劳动防护用品，着火时，现场作业人员应迅速佩戴好相应的防护用品，从逃生通道迅速撤离；电缆灭火时也应佩戴相应的防护用具，避免人员发生烟雾中毒或窒息事故。室外GIS装置六氟化硫大量泄漏时应佩戴相应劳动防护用品。（8）防交通事故本工程场内道路应满足规范要求，路面无较大的坑洼地或凸起物，相应限高限速标志、拐弯标志应齐全；雨雪及大雾天气车辆应减速慢行；驾驶人员应持证上岗；车辆定期检验等。（9）防高温伤害本工程室外作业应避开日高温时间段，避免高温危害，对需连续进行的工作，可采取定时更换工作人员，减少工作人员在高温环境下的作业时间等方式减免高温危害。（10）防低温伤害运行检修人员冬季室外作业应进行个人的防护，减少低温环境下的作业时间，避免低温危害，防止滑跌等事故。光伏系统室外设备设施应采取防凝冻措施。（11）防噪声本工程主要产生噪声的设备为逆变器和箱式变压器。设备噪声设计值控制在《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案）规定的限值以下，在设备订货时提出设备噪声限制要求，优先选用低噪声的设备；对于长期连续运行产生高噪声的地方，采取隔声措施，运行人员佩戴劳动安全防护用品如耳塞等。（12）防采光及照明不良本工程照明系统按《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）和《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）进行设计，按工作场所的环境条件和使用要求、舒适要求等合理选用照明灯具，并在主要出入口、通道、楼梯间等处设置应急照明。（13）防工频电磁场本工程设计中应对高压设备设定足够的安全间距，对人员作业场所和区域采取隔离措施，对易受干扰的电子设备采取屏蔽保护措施。（14）防孤岛效应设备选型时，选用具有断路、过电流、过电压、过热等自动保护功能的逆变器，并保护故障状态时，防护功能可靠投入运行。电网断电检修时，应先断开并网逆变器。电网恢复供电后，应对电网信号进行检测确保正常后，方可投入逆变器。（15）安全标志的设置本工程在有可能导致事故发生的危险场所均设置安全警示标志，设置的安全标志应满足现行的标准《图形符号安全色及安全标志》（GB/T2893.1-2004）、《安全色》（GB2893-2008）及《安全标志及其使用导则》（GB2894-2008）等规定。主控综合楼的走道应设置导向标志，所有门上设置出口标志。5.1.5工程运行期安全管理5.1.5.1安全机构本工程投产后，运行管理单位应结合本工程实际，按《安全生产法》的要求设置专职或兼职安全生产管理人员，严格遵守国家安全生产“三同时”的要求，对工程进行安全监督管理，在竣工后进行安全验收评价工作。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案5.1.5.2应急救援体系本工程按《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006），国家电力监管委员会《电力企业综合应急预案编制导则（试行）》、《电力企业专项应急预案编制导则（试行）》、《电力企业现场处置方案编制导则（试行）》等标准文件的要求，设立事故应急机构，结合本工程实际情况编制本企业应急预案体系，其中包括综合应急预案、专项应急预案和现场处置方案。5.1.6安全投资本工程应设立安全技术措施经费，用于劳动条件的改善和安全设施的更新和维护，不得挪用。本工程的安全技术措施经费包括防火、防触电、雷击，防高处坠落、坍塌，防高温、低温等。本工程安全专项工程投资概算及评价费用见表13.6-1。表5.1.6-1本项目劳动安全及职业危害专项工程投资估算及评价费用表序号项目内容投资（万元）1安全监测、安全教育及附属设备102安全标识、标志103安全工器具及监测设备94安全监督、管理、设施及设备105三级安全管理网络56个人防护用品87应急预案的编制、应急装备的配备、以及预案演练108安全预评价报告编制费169安全验收评价报告编制费20101～9项合计985.1.7结论本工程各专业设计时积极贯彻“以人为本”135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案的思想，在防电气伤害、防火、防坍塌、防机械伤害等各方面均按各项规程、规范、标准等均采取了相应的预防措施，考虑到了安全及职业卫生的需要，在投产运行后只要严格执行运行、检修、操作规程，保持设备的良好状态，可以实现安全生产。5.2工程消防设计5.2.1设计依据《中华人民共和国消防法》；《建筑设计防火规范》GB50016-2006；《建筑设灭火器配置设计规范》GB50140-2005。5.2.2设计原则1)贯彻“预防为主、消防结合”的消防工作方针，做到防患与未然；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、安全出口等各项消防要求。3)本工程采用如下消防系统：移动式化学灭火器（升压站）5.2.3总体设计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、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患与未然，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。5.2.4机电消防设计主要高压电器设备选择时，选用无油化设备。断路器选择真空断路器，所有变压器选用干式变压器。重要回路电缆选用耐火电缆。在电缆设施设计中考虑防火设施，电缆敷设完成后对空洞进行封堵，加装防火墙、防火隔板。5.2.5工程消防设计本工程建筑物的火灾危险性类别和耐火等级划分见下表9.3-1。表5.2-1火灾危险性类别和耐火等级划表房间名称火灾危险性类别耐火等级SVG室、逆变器室戊二135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案35KV配电室戊二生活楼戊二本工程耐火等级为二级。5.2.5.1安全疏散通道和消防车道1)消防车道通过对外交通公路，消防车可到达电站场区。站内建筑物及构筑物前均设有消防通道，消防通道宽度大于4m，而且站区内形成环行通道，道路上空无障碍物，满足规范要求。2)防火间距35KV配电室、生活楼之间相距较远，满足规范要求。3)安全疏散生活楼及生产楼安全出口不少于两个，门的开启方向朝疏散方向。其他建筑物的安全疏散，均符合现在国家标准《建筑防火设计规范》（GB50016-2006）、《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）等国家现行的标准进行设计。5.2.5.2建（构）筑物消防设计站区建筑消防设施采用无水设计，并符合国家消防验收标准。1）建（构）筑物移动灭火器设置根据《建筑设灭火器配置设计规范》GB50140-2005的相关规定，在生活楼及生产楼内均配置干粉或二氧化碳灭火器，在主变压器旁配置推车式干粉灭火器和沙箱及消防铲。逆变器室内配置配置磷酸铵盐干粉灭火器。2）设置火灾检测及报警系统一套。5.2.5.3消防供电与事故照明站内在生产楼、生活楼内相应位置设置事故照明。在主要建筑物主要通道处设置疏散标志指示灯。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案站内电缆设施主要采用电缆沟（隧）道。按有关规程、规定对电缆隧道及电缆沟内设置电缆防火阻燃设施；电缆敷设完成后所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。5.2.5.4通风空调系统的防火设计站内无集中空调系统，只在生活楼和二次设备间设置单独单元式电热空调机，电气电子设备间采用自然排烟，不设置机械排烟系统。逆变器室、站用电室、35kv配电室内设置事故排风兼做通风机使用。5.2.5.5施工消防施工临时建筑间设置防火通道，满足消防车通行。将危险品库布置在远离其他建筑物的区域，并设置明显标志。箱式变压器施工现场设置移动式灭火器。在开关站内施工现场设置多处移动式灭火器。所有安放有灭火器的位置均有明显标志。在开关站施工现场设置消防工具柜。施工单位配有专业消防员，每天进行消防检查。5.3环境保护与水土保持设计5.3.1环境保护5.3.1.1环境保护设计依据（1）《中华人民共和国环境保护法》，1989年12月26日发布并实施；（2）《中华人民共和国环境影响评价法》，2003年9月日实施；（3）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2003年1月1日施行；（4）《建设项目环境保护管理条例》中华人民共和国国务院令第253号，1998年11月29日实施；（5）《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》，2011年4月8日试行；（6）《中华人民共和国大气污染防治法》2000年9月1日施行；（7）《中华人民共和国水污染防治法》2008年2月28日修正；135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案（8）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》1997年3月1日施行；（9）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》2005年4月日修订实施；（10）《中华人民共和国水土保持法》1991年6月29日施行；（11）国家环境保护总局第18号令《电磁辐射环境保护管理办法》1999年2月1日施行；（12）中华人民共和国国务院《电力设施保护条例》。5.3.1.2设计标准（1）《环境空气质量标准》GB3095-2008二级标准；（2）《声环境质量标准》GB3096-20081类标准；（3）《水环境质量标准》GB3838-2002III类标准；（4）《污水综合排放标准》GB8978-1996禁排；（5）《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-20081类标准；（6）《建筑施工场界环境噪声排放标准》GB12523-2011；（7）《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》HJ/T24-1998工频电场强度限值为4kV/m（即4000V/m）、工频磁感应强度限值为0.1mT（即100μT）。（8）《高压交流架空送电线无线电干扰限值》(GB15707-1995)，110kV升压站围墙外20m处在0.5MHz频率、晴天条件无线电干扰值为46dB(μV/m)。以上执行标准以供参考，具体以本工程环境影响评价文件中的标准为准。5.3.1.3项目区环境概况本项目拟建设场地位于罗田县三里畈镇三里畈村、新铺村、汪家珑村，距三里畈镇约1.5km，距罗田城区约12km，距S203省道0.5km，其间有村村通道路连接，交通条件较便利。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案大件运输可由武英高速或武麻高速至三里畈镇，再经G318国道或203省道公路，运至光伏厂区附近，经进站道路抵达开关站。本期工程进站道路拟从站区围墙东南侧的村村通道路引接。工程规划容量20MWp，同时新建35kV开关站一座。项目场址区土地性质为集体及村民废弃的一般农田，场区地形开阔，地形起伏不大。场址周围无工矿企业，无国家及地方重点保护文物，未发现受保护的国家一、二级野生动物。5.3.1.4环境污染分析及保护措施1）施工期环境污染分析及保护措施本工程对环境的影响主要是施工过程中给环境带来的影响。主要有施工扬尘、施工废污水、施工固体废物、施工噪声等。（1）大气环境影响分析及防治措施项目在施工期主要产生施工扬尘对大气环境造成影响。施工作业中场地平整、开挖、回填道路浇注、建材运输、露天堆放、装卸和搅拌等过程产生扬尘，各种施工车辆排放的废气及行驶扬起的尘土、施工垃圾堆放和清运过程也对局部的大气环境造成一定的不良影响。施工期大气环境影响防治措施：①运送水泥应采用密闭的槽车运输；运输散货的车辆，应配备两边和尾部挡板；用防水布遮盖好，防水布应超出两边和尾部挡板至少30cm，以减少洒落和风的吹逸。②土石方开挖、骨料破碎等采取湿式作业操作，土方回填后的剩余土石方及时清运，尽快恢复植被，减少扬尘。③施工及运输的路面进行硬化和适度频率洒水，限制运输车辆的行驶速度，保证运输石灰、水泥等粉状材料的车辆覆盖蓬布，以减少撒落和飞灰。④加强施工管理，提倡文明施工，避免在大风天施工，尤其是引起地表大面积扰动的作业。⑤建筑材料堆场以及混凝土搅拌应定点定位设置。（2）噪声影响分析及防治措施135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案施工期噪声主要来源于开挖爆破、混凝土搅拌、砂石料加工及机动车辆行驶等产生的机械噪声，噪声源强为[65-95dB(A)]。不同的施工设备产生的机械噪声声级，在多台机械设备同时作业时，各台设备产生的噪声会互相叠加。根据类比调查，叠加后的噪声增值约3～8dB(A)，一般不会超过10dB(A)。在这类施工机械中，噪声最高的为风钻，达到81dB(A)。另外，混凝土振捣器也较高，在80dB(A)以上。本工程施工大部分安排在白天，且厂址周围无工矿企业及居住区，故施工期对周围声环境影响较小。施工期噪声防治措施：①加强施工噪声的管理，做到预防为主，文明施工，避免夜间施工，并施工中采用低噪声设备。②加强对设备的维护保养和分时段的限制车流量及车速，减少噪声污染。③做好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规范操作，使施工机械的噪声维持在最低水平，对在高噪声设备附近工作的人员，应配戴防护用具、耳罩等。④控制车速，进入项目场区禁止鸣笛，即可减轻车辆噪声对周围环境的影响。（3）废污水影响分析与防治措施项目施工期废污水污染源主要是废水和生活污水。其中施工废污水主要产生于砂石料加工、混凝土养护及施工机械的清洗等，可循环使用。由于在丘陵山地内施工，因此施工期的生活废水可排入临时建设的化粪池处理，用于浇灌丘陵植被，故对施工区环境基本无影响。（4）固体废物影响及防治措施施工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，而且在遇大风干燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。工程在施工期间要坚持对施工废物的及时清理、清运至指定的垃圾堆场堆放，使施工废物对环境的影响减至最低。建筑废物在施工完毕后按照《城市建筑垃圾管理规定》（建设部令第139135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案号）处理；而生活垃圾安排专职工人收集并定期委托当地卫生部门统一清运及处置。2）运行期环境影响分析及防治措施：本工程为太阳能发电工程，运行期无化石燃料消耗，太阳能发电系统无工业废气、废水产生，太阳能发电项目主要考虑光污染、工作人员生活垃圾和生活污水、太阳能电池板维修产生固废、电磁环境影响、无线电干扰和噪声环境影响。（1）光污染本工程采用多晶硅太阳能电池，该电池组件最外层为高透光玻璃。根据现行国家标准《玻璃幕墙光学性能》GB/T18091-2000的相关规定，在城县主干道、立交桥、高架桥两侧设立的玻璃幕墙，应采用反射比小于0.16的低辐射玻璃。依据此标准，光伏阵列的反射光极少，不会使电站附近公路上正在行驶车辆的驾驶人员产生眩晕感，不会影响交通安全。（2）工作人员生活垃圾和污水项目运行期污水排放主要为工作人员生活污水。工程运行期排水系统采用雨、污水分流制，雨水和污水单独排放。室内设地埋式污水处理设施对生活污水进行处理，使其水质达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中的一级排放标准后用于场区绿化，零外排，不会对区域水体、水质造成影响。运行期间电站内共12名职工人员，生活垃圾排放量较小。生活垃圾经回收后集中运至当地垃圾填埋场，生活垃圾对周围环境不会产生影响。（3）太阳能电池板维修产生固废本项目运行时，自然损坏或意外损坏的电池板属一般固体废物，进行再利用或按环卫部门规定妥善处理；对电池板支架等金属器具，集中回收利用。（4）电磁环境影响光伏电站35kV开关站产生工频电场、工频磁场及无线电干扰。本期新建35kV开关135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案站，设计时也采取了对电气设备进行合理布局，保证导体和电气设备安全距离，选用具有抗干扰能力的设备，设置防雷接地保护装置，选用带屏蔽层的电缆，屏蔽层接地等措施有效地降低无线电干扰和静电感应的影响。由于本项目区远离居民生活区，因此电磁影响对周围环境影响很小。（5）噪声环境影响本工程运行期噪音主要来源于配电室机械排风扇和升压站内主变噪音。由于本工程场区较为空旷，且声源较少，所以噪声至厂界时已满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-20081类标准。因此噪声对环境影响较小。3）环境影响可行性研究结论本项目对环境影响很小。项目建设施工期，只要坚持文明施工、注重做好安全环保工作。项目进入运营期后，对环境的影响主要是生活污水污染源，排放的生活污水经室内污水经化粪池处理并消毒后排入污水深渗坑。因此，本工程从环境保护分析是可行的。建议建设单位尽快开展本工程环境影响评价工作，并按照其批复文件对环保措施进行修补及新增设计。5.3.2水土保持5.3.2.1项目区水土流失现状拟建项目于湖北省黄冈市罗田县，本项目建设区域土地利用现状主要为一般农田。根据《关于印发<全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果>的通知》（办水保[2013]188号），本工程所在区域属于桐柏山大别山国家级水土流失重点预防区范围。根据《省人民政府关于划分水土流失重点防治区的公告》（鄂政发[2000]47号），项目区属于湖北省水土流失重点治理区中的大别山区。5.3.2.2水土保持防治措施项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，基础开挖、回填过程造成的土壤扰动及通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案①本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被和农作物的生长，避免因工程建设造成新的水土流失以及植被的破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。②在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。③为了防止临时堆土、砂石料堆放场由于风蚀产生新的水土流失，堆土场周围进行简易防护，采用彩钢板防护的措施。在堆土周围进行部分拦挡。另外在大风天气在场区临时堆土表面覆盖防尘网。为防止临时堆土风蚀产生水土流失对堆土场表面及时洒水，使表面自然固化。要求施工时的挖方要及时回填，尽量减少堆土场的堆土量。④施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往当地垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。5.3.2.3水土保持结论在项目建设和营运阶段严格执行本篇章中提出的水土保持防治措施，站区内适当绿化，水土流失将得到良好的预防。建议建设单位尽快开展本工程水土保持方案设计工作，并按照其批复文件对环保措施进行修补及新增设计。5.4节能降耗5.4.1设计依据5.4.1.1设计原则1．贯彻“安全可靠、先进适用、符合国情”的电力建设方针。本工程设计按照建设节约型社会要求，降低能源消耗和满足环保要求，以经济实用、系统简单、减少备用、安全可靠、高效环保、以人为本为原则。2．通过经济技术比较，采用新工艺、新结构、新材料。拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，满足合理备用的要求。优先采用先进的且在国内外成熟的新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构的技术方案。3．运用先进的设计手段，优化布置，使设备布置紧凑，建筑体积小，检修维护方便，施工周期短，工程造价低。4．严格控制光伏电站用地指标，节约土地资源。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案5．电站水耗、污染排放、定员、发电成本等各项经济技术指标，尽可能达到先进水平。6．贯彻节约用水原则，积极采取节水措施，一水多用。7．提高光伏电站综合自动化水平，实现全场监控和信息系统网络化，提高光伏电站运行的安全性及经济性，减员增效，节约投资为实现现代化企业管理创造条件。8．满足国家环保政策和可持续发展的战略：高效、节水、节能，控制各种污染物排放、珍惜有限资源。设计应满足各项节能要求，确保将该光伏电站建成节能、高效发电企业。5.4.1.2工程应遵循的节能标准及节能规范本工程设计执行的用能标准及节能设计规范如下：1）《中华人民共和国节约能源法》（2007年中华人民共和国主席令第77号）；2）《中华人民共和国可再生能源法》（2005年中华人民共和国主席令第33号）3）《中华人民共和国清洁生产促进法》（2002年中华人民共和国主席令第72号）4）《可再生能源中长期发展规划》5）《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）6）《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》（国家发改委、科技部、国家环保总局[2005]65号）7）《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》（发改投资[2006]2787号）8）《产业结构调整目录（2011年本）(修正)》（2011年国家发改委令第9号）；9）《电力变压器能效限定值及能效等级》（GB24790-2009）10）《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》（GB20052-2006）135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案金具节能产品认证技术要求》（CCEC/T15-2001）11）《单元式空气调节机能效限定值及能效等级》（GB19576-2004）12）《空气调节系统经济运行》（GB/T17981-2007）13）《通风机能效限定值及节能评价值》（GB19761-2005）14）《通风机系统经济运行》（GB/T13470-2008）15）《外墙外保温工程技术规程》（JGJ144-2004）16）《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）17）《建筑采光设计标准》（GB/T50033-2001）18）《用能单位能源计量器具配备和管理通则》（GB17167-2006）5.4.2施工期能耗分析5.4.2.1施工期建设能源消耗种类和数量本工程建设所消耗的能源主要为电能等。根据施工组织设计，工程施工期所需主要能源物资有：钢材（型钢、钢筋）、水泥、木材、砖、砂、碎石等。本工程主体工程施工主要以油耗设备和电耗设备为主。其中，土石方开挖和填筑、机组安装等主要为油耗设备，混凝土浇筑项目既有油耗设备又有电耗设备。资源消耗按单位消耗量乘以工程量的方法进行计算。单项工程包括土方开挖及填筑、混凝土浇筑、钢筋制作安装等，单项工程能耗量见表5.4.2-1所示。表5.4.2-.1单项工程单位能耗指标表序号项目名称单位耗电指标单位耗柴油指标单位耗汽油指标1混凝土浇筑12.5kW·h/m32.65kg/m30.18kg/m32钢筋制安118.32kW·h/t0.89kg/t3.25kg/t3土石方开挖0.68kg/m34土石方填筑0.25kg/m3根据总平面布置，本工程总挖方量为10000m3，总填方量为8000m3，凝土总量约为5000m3。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案综合加工厂及仓库总建筑面积约为3000m2，按平均层高4m估算，总体积为12000m3；临时办公和临时生活建筑面积约2000m2，考虑临时办公和临时生活建筑一般采用活动板房，不采用混凝土结构。总房屋建筑混凝土用量8000m3。房屋建筑工程混凝土钢筋含量按80kg/m3考虑，总钢筋制安量约为640t。施工期能耗总量见表5.4.2-2所示。表5.4.2-2施工期能耗种类及耗量表项目名称耗电量(万kW·h)耗柴油量（t）耗汽油量（t）混凝土浇筑1021.21.44钢筋制安7.570.572.08土石方开挖/358.7/土石方填筑/131.9/合计17.57512.373.525.4.2.2施工期营地生活能耗分析施工期营地分为升压站永久建筑工程和施工临时建筑（包括业主营地和承包商营地两大部分），其中临时生活办公区建筑面积约2000m2，本工程高峰建筑施工及管理人员800人，平均施工人员400人。生活福利设施生活及室内照明负荷单位功率综合指标参考《水利水电工程施工组织设计手册》第四卷中相关内容，并根据近年来生活区内配置一定的生活电器(空调、冰箱、洗衣机、电视等)的情况，用电指标选用25W/m2，平均按8h/日，本工程总建设工期，扣除施工准备期，为122天。施工期营地生活能耗见表5.4.2-3。表5.4.2-3施工期营地生活能耗数量表项目建设期内平均劳动力人数(人)600房屋使用面积(m2)2000负荷指标(W/m2)25耗电量(万kW·h)6.12135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案5.4.2.3施工期能耗总量本工程施工期建设耗能和营地工作人员生活耗能总量见表14.2-4所示。表5.4.2-4施工期总能耗种类及数量表项目耗电量(万kW·h)耗油量（t）混凝土浇筑22.6410钢筋制安2.657.57土石方开挖358.7/土石方填筑131.9/施工营地能耗/6.12合计515.923.69由表5.4.2-4可知，本工程施工建设过程就是大量消耗能源的过程，其主要消耗的能源有电能和柴油及汽油等。通过上面的分析可知施工期的主要耗能项目集中在工程量较大的混凝土工程和土石方挖填；主要耗能设备为运输设备、吊装设备及施工工厂的机械设备，而生产性房屋、仓库及生活设施的能耗相对较少。因此在施工组织设计中节能设计的重点就在于选择经济高效的施工技术方案，将节能降耗落实到施工材料、设备、工艺等技术措施上，降低工程造价，提高企业综合效益。5.4.3工程运行期能耗分析本工程运行期间主要耗能设备有：主变压器、逆变器、箱式变、电缆、厂用变压器等。主要用能设备有：场照明系统、通风空调系统、远动设备、通讯设备、二次屏柜、火灾报警系统、电视监控系统等负荷；电气设备电能损耗主要产生在集电线路、主变压器、箱式变电站、厂用变压器等。5.4.3.1主设备能耗1）逆变器逆变器在工作时本身要消耗一部分电能。根据选定逆变器的性能参数表，本工程逆变器的运行损耗计为1.5%，本工程多年平均总发电量约为2016万kW·h，逆变器的电能损耗约为28万kW·h。2）箱式变压器135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案本工程安装了20台容量1000kVA箱式变压器，箱式变压器年运行小时数约为1852.6h，年等效满负荷运行小时数为953h。每台1000kVA箱式变的空载损耗约为1.7kW，负载损耗约为10.3kW，单台箱式变压器年电能损耗为0.86万kW·h，20台箱式变年电能损耗一共为17.2万kW·h。4）集电线路本工程集电线路采用电压等级为35kV电缆直埋方案，总损耗约为4.6万kW·h。5）站用电变压器本工程设1台容量315kVA站用变压器，型号为SC11-315/35，站用变压器，负载损耗约为3.65kW，按一台全年满负荷运行，站用变压器的年电能损耗为3.19万kW·h。6）无功补偿装置本工程拟在35kV母线侧装设一组动态无功补偿装置，无功补偿装置容量暂定为8MVar。参照目前广泛采用的SVG动态无功补偿装置，无功补偿成套装置效率可达99.5%，损耗率为0.5%。即光伏电站年无功补偿损耗电量为20万kW·h。7）其他电气设备的损耗对于低压电缆、高低压开关设备等电能损耗较小，设备的总损耗经估算约为1.19万kW·h。5.4.3.2用电设备能耗本工程站用电负荷为227.766kW。用电设备年总耗电量约为28.35万kW·h。5.4.3.3升压变电站办公及生活等用能135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案运行期电厂办公，生活区的设计与电场建设期营地统一规划和考虑，遵照国家现有保温、节能设计规范及建筑设计规范进行设计。建筑的围护结构、门窗选用，屋顶材料的选用都在满足国家现行规范的前提下计算确定，使能耗能数在目前情况下减少到最小。目前暂按电站生产人员人均年用电1800kW·h计，光伏发电场管理定员8人，总用电量为1.4万kW·h。5.4.3.4光伏发电场运行期的能耗总量控制性指标根据以上分析，本光伏电场运行期间主要设备损耗指标如下：逆变器年电能损耗为28万kW·h，箱式变电站年电能损耗为17.2万kW·h，集电线路年电能损耗为4.6万kW·h，站用变压器年电能损耗为3.19万kW·h，其他高低压设备电能损耗为1.19万kW·h，无功补偿装置年电能损耗20万kW·h。上述各部分设备全年总电能损耗约为75.18万kW·h。用电设备年总耗电量约为28.35万kW·h。办公及生活用电量为1.4万kW·h。本工程运行期年耗电量为103.93万kW·h。5.4.4节能降耗措施5.4.4.1系统方案节能措施1．本期光伏电站系统送出工程贯彻了节能、环保的指导思想，工程设计中已考虑光伏电站建设规模、地区电网规划、光伏发电有效运行小时数较低等情况，光伏电站送出电压等级为35kV，并且结合光伏电站总体规模考虑送出，避免重复建设。2．本工程送出线路的建设，结合了光伏发电的特点，节省了电网投资，一定程度上增强了区域供电能力，降低电网运行的网损。5.4.4.2机组选型及平面布置节能措施1．通过对本项目对外交通运输条件和地形、地貌、光资源情况的实地踏勘与分析，并结合建设方的意见，通过对多种机型的技术经济比较和分析，选用265Wp多晶硅电池组件。2．本工程总平面设计考虑减少占地面积，充分利用土地，充分利用地区光资源；采用集中布置，减少电缆和场内道路的长度，降低场内线损。5.4.4.3建筑、给排水系统节能措施135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1．本工程建筑设计采用新型节能墙体和屋面的保温、隔热技术与材料，采用节能门窗的保温隔热和密闭技术，提高建筑物的保温、隔热性能。外墙采用能耗低的空心砌块、粉煤灰砌体。设计时充分利用自然采光和自然通风。减少空调、通风的能耗。室内设温控器，以利于节能。2．本工程排水系统采用雨、污水分流制，雨水和污水单独排放。雨水通过地面下渗排出室内生活污水系统采用单立管伸顶通气排水系统，污水自流排入室外污水管网。厨房污水经隔油池处理后排入室外污水网。室外设地下污水处理设施一套和一座污水渗坑，室内污水经污水处理设施处理后排入污水深渗坑。5.4.4.4主设备降耗措施1．箱式变、站用变容量选择充分考虑负载量，保障变压器经济运行。2．在保障光伏电站安全、稳定运行的前提下集电线路选用电缆出线方式。电缆出线与架空线路出线相比电能损耗可降低一半以上。3．优化电缆布置，节省电缆长度。5.4.4.5用电设备节能措施1．各建筑尽可能利用自然通风。采用立柜式空调，尽量做到人离机停。2．升压站照明尽量选用新型高效节能型光源，该光源比传统普通照明节约电费70～80%，光源寿命比普通光源高30倍以上；采用电子式镇流器及新型优质材料的反射器、在不同的场合选用先进合理的灯具，以达到节约照明用电目的。3．对不需要长期照明的场所，设置照明开关，做到人走灯灭。对主要照明场所，如主控制室、继保室等应采用灯具交叉布置，分组控制。5.4.4.6主要施工技术及节能措施本工程能耗较多的项目为混凝土施工，施工组织设计中不仅要合理选择施工机械，降低机械能耗，而且需要合理规划混凝土系统的设置，合理选择混凝土入仓方式，减少混凝土的运输距离和倒运次数，是本工程降低能耗和工程造价的措施之一。施工工厂设施的耗能主要是混凝土拌和系统，设计中采取了以下的节能降耗措施：135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案混凝土拌和系统应布置在混凝土浇筑部位和人工碎石系统之间，并尽量保持其相对位置关系的顺畅，通过减少物料的倒运，达到减少无效运输的目的。在拌和楼和水泥罐的布置上，充分利用了地形高差，减少水泥和成品骨料的垂直运距。5.4.4.7施工营地、建设管理营地建筑设计本工程施工营地和建设管理营地的建设应综合考虑永临结合。5.4.4.8施工期建设管理的节能措施建议根据本工程的施工特点，建议在施工期的建设管理过程中可采取如下节能措施：1．生产设施应尽量选用新设备，避免旧设备带来的出力不足、工况不稳定、检修频繁等对系统的影响而带来的能源消耗。定期对施工机械设备进行维修和保养，减少设备故障的发生率，保证设备安全连续运行。2．根据设计推荐的施工设备型号，配备合适的设备台数，以保证设备的连续运转，减少设备空转时间，最大限度发挥设备的功效。3．合理安排施工任务，做好资源平衡，避免施工强度峰谷差过大，充分发挥施工设备的能力。4．混凝土浇筑应合理安排，相同标号的混凝土尽可能安排在同时施工，避免混凝土拌和系统频繁更换拌和不同标号的混凝土。5．场内交通加强组织管理及道路维护，确保道路畅通，使车辆能按设计时速行驶，减少堵车、停车、刹车，从而节约燃油。6．生产、生活建筑物的设计尽可能采用自然照明。7．合理配置生活电器设备，生活区的照明开关应安装声、光控或延时自动关闭开关，室内外照明采用节能灯具。充分利用太阳能，减少用电量。8．成立节能管理组织机构，实时检查监督节能降耗执行情况，根据不同施工时期，明确相应节能降耗工作重点。加强现场施工、管理及服务人员的节能教育。5.4.4.9运行期管理维护的节能措施本工程投运后，应加强设备的维护，同时还应注意以下问题：135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1．运行人员定时进行巡视观察，发现问题及时处理，保证设备长期安全问题运行。2．灯具分组控制，巡视时应根据不同工作场合开启灯具，随时关掉电源，以达到节能目的。3．应加强暖通空调自控系统的维护运行管理，出现故障时，应及时采取措施，以达到节能需求。5.4.5节能降耗效益分析本光伏发电工程安装20MWp容量，建成后年平均可为电网提供清洁电能2016万kW・h，与燃煤电厂相比，以供电标煤煤耗340g/(kW・h)计，每年可节约标煤68564t。相应每年可减少多种有害气体和废气排放，其中减少烟尘排放量约为120（t以烟煤A=28%，电除尘器η=97%），二氧化硫排放量约为85.8t（以烟煤S=1%，湿法脱硫η=90%），一氧化碳排放量约为1716.7t，氮氧化物(以NO2计)排放量约为170.3t，这些废气物的减排将对随州高新区局部环境的改善起到一定的促进作用。5.4.6结论1．本期光伏并网发电项目的建设符合可持续发展的原则，是国家能源战略的重要体现。2．根据本期工程的设计规模、厂用电负荷等情况，所选设备情况分析，采取一定的节能设计和措施后，本工程运行期间年能耗控制指标为103.93万kW·h。3．本工程采用绿色能源——太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，总体布置、技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路投资，节约了土地资源，并能够适应地区电网的发展。本工程符合国家的节能政策，符合可持续发展战略。5.5社会稳定性风险分析135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案5.5.1社会影响效果分析能源是人类社会赖以生存的物质基础，而太阳能资源是经济和社会发展的重要资源，是清洁可再生的绿色资源，取之不尽，用之不竭。该项目积极响应国家相关政策，利用太阳能资源发展光伏发电产业，在光伏发电行业起到了示范和推动作用，其社会示范意义凸显。光伏发电在能源生产过程中不排放污染物和温室气体，而且可显著减少煤炭消耗，也相应减少煤炭开采的生态破坏。可再生能源开发利用可替代大量化石能源的消耗。到2015年，全国可再生能源开发利用量相当于4.78亿吨标准煤，年发电量相当于替代原煤约5亿吨，通过减少化石能源的消费，可减少大量污染物和温室气体排放，并避免化石能源开发和利用过程中对水资源的消耗及对土地、地下水等生态造成的破坏。达到2015年发展目标时，可再生能源年利用量相当于减少二氧化碳年排放量约10亿吨，减少二氧化硫年排放量约700万吨，减少氮氧化物年排放量约300万吨，减少烟尘年排放量约400万吨，年节约用水25亿立方米，环境效益显著。本期光伏发电工程安装20MWp容量，满发小时按1080h计，项目建成后，每年可为电网提供清洁电能5040万kW•h，与燃煤电厂相比，每年可节约标煤17136t（按2012年发电标准煤耗水平为0.326kgce/kW•h进行折算），相应每年可减少向大气排放有害气体及粉尘和温室气体：粉尘量约为1370万t/a、二氧化硫量约151.2万t/a、二氧化碳量约5034万t/a，节能减排效益显著。目前，国家经济发展高速发展,，一地多用产生更大的经济价值和社会价值，才是我们的发展之道。在不改变土地性质和使用属性的情况下，光伏电站与设施农业园有机结合，将开创光伏现代农业园产业新模式，实属特色高效农业的创新之路。既保证了农业园种植，同时也满足了新能源发电的需要，是鄂西北非耕地、非林地高效循环生态经济的可复制模式：项目对所在地居民收入的影响135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案—是，企业招募农民进场区务工，使农民就地转变为产业工人，既为农村剩余劳动力提供了大量就业机会，也解决了“谁来种地”的问题。二是，农民通过土地流转、入股等方式，可以获得土地租金、股金等收入，增收渠道进一步拓宽。三是，农民生产方式的改变，为新型农村社区建设和休闲旅游、养老地产等产业发展创造了有利条件，最终将实现劳动工人化、收入多元化、生活市民化。四是，将带动当地娱乐、餐饮、服务等第三产业的发展，增加就业工作岗位，实现产业扶贫。（2）项目对所在地居民生活质量的影响建设期间，各种施工机械作业、交通运输车辆进出施工现场，有可能对当地居民的生产与生活产生一定的负面影响，如噪声扰民、施工扬尘等，但这种影响是短期的，随着工程项目完工而结束。通过采取管理措施，可以将这种影响降低到最低限度。建设过程中需要大量的施工人员和施工车辆，大型的施工车辆通过可能对当地局部的交通运输产生影响，施工过程中大型设备的运输应避免交通高峰时进出施工现场，以免影响当地的交通运输。当地区域的环境容量较大，地域开阔，施工现场远离城区，施工高峰期的施工人员也不会对当地的社会产生影响。电站运营期管理人员及设施较少，对当地的社会影响甚微。综上所述，电站的建设在建设期和运营期人员、设备均较少，对当地的社会正常生产影响较小。所以该电站的建设是适宜的。（3）其它影响项目的建设将给当地政府带来大量的税收收入，并带来发展的契机，对当地的经济和社会发展有较大的促进作用。项目建成后不但会给业主带来一定的经济收入，同时业主也会因光伏电站的建设和葡萄种植带来的社会效益受到当地政府和居民的肯定，从而使企业树立一个良好的示范品牌。5.5.2社会适应性分析135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案主要分析预测项目能否为当地的社会环境、人文条件所接纳，以及当地政府、居民支持项目存在与发展的程度，考察项目与当地社会环境的相互适应关系。包括适用性与不适于性。（1）不同利益群体的态度a)当地居民的态度规划涉及到的用地属于废弃的一般农田，项目属于光伏农业项目，不产生外迁移民，为工程的开工建设创造了良好的外部条件。工程的开工建设将增加当地居民的务工机会，增加所在地居民收入。因此，当地居民表示服从国家建设的需要，支持本项目的兴建。b)项目业主与政府的态度项目的开工建设和运营，当地政府可以享受税收上带来的收益，有利于拉动地区经济发展，有利于优化调整当地经济结构，扩大农民就业，更有利于提高人民生活水平。投资带来的发展契机，将推动区域经济的长足发展。而项目建成投产后业主可以获得一定的投资回报。（2）当地各类组织的态度政府支持项目业主开发当地太阳能资源，并认定该项目为本地区重点建设项目，全力支持项目的前期论证、建设筹备、建设施工和运营期间相关事宜。在互惠互利基础上，共同促进本地区太阳能资源开发建设。随着工程的开工建设，对当地交通、供电、通讯等提出了一定的要求，也为其发展提供了良好的契机与难得的机遇。因此，当地各级组织结构与工程的互适应性程度较高。（3）当地技术文化条件工程建设所在地的电力、通讯、交通、商业、医疗、劳动力等现有技术文化条件基本能满足工程协议。总体而言，当地技术文化条件与工程的互适应性程度较高。光伏发电是将自然界的太阳能资源转化成电能，是国家鼓励开发和利用的可再生能源发电方式之一。工程场址区域风能资源丰富，具有较好的商业开发价值。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案本项目从项目的规划、布局和确定，处处考虑了社会效果，从电网结构、电力负荷交通及大件设备的运输、环境保护、灰渣处理、出线走廊、地质、地震、地形，水文、气象、施工以及对周围工矿企业的影响等条件进行了反复论证，通过全面的经济比较和社会效益、环境效益分析，实现零排放。总体来看，可再生能源开发利用对环境和社会的影响利大于弊，坚持趋利避害的开发利用方针，有利于实现可持续发展，符合建设资源节约型、环境友好型社会及构建和谐社会的要求。5.5.3社会风险及对策分析本期项目建设不存在拆迁和移民安置问题，也无民族矛盾和宗教问题。当地居民和政府对工程建设是支持的，认为工程的建设可以加快当地经济发展，使当地农民的生产生活条件得到进一步的改善。工程建设期间，可能会对当地居民的生产与生活产生一定的负面影响，但这种影响是短期的，随着工程项目完工而结束。通过采取一定的管理措施，可以将这种影响降低到最低限度。对工程而言，应该注意到的主要社会因素有：减小工程建设期间对群众生产生活的负面影响，如对临时用地的占用和道路交通状况的影响；多吸纳当地劳动力，为当地居民提供更多的就业机会；在补偿上严格按照国家政策，做到公正合理；当地建筑材料的供应等。只要项目业主积极主动地与当地各有关部门进行及时沟通，取得各级政府和有关部门的支持，只要认真听取群众意见，解决好涉及群众切身利益的问题，只要工作到位、疏理有序、相互支持、求同存异，就可以避免社会各种矛盾的发生。综上分析，本项目可以为当地社会环境、人文条件所接纳，工程建设和运营期间所面临的社会风险较小。另外，本工程将通过招标选定专业工程施工管理公司，对本工程进行全方位管理，协调好与当地社会的关系，可以有效地规避社会风险，促进项目顺利实施。6项目投资与经济性评价6.1项目投资依据《太阳能发电工程技术标准（GD003-2011）135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》及光伏、电力行业的相关定额规定和办法。结合国家、部门及地区现行的有关规定、定额、费串标准进行编制。材料预算价格按湖北地区2016年1季度市场价格水平确定，并计入材料运杂费及采购保管费等。主要设备价格如下：Ø多晶硅电池组件按4.1元／Wp计算；Ø光伏组件支架按0.35元／Wp计算；Ø并网逆变器按0.30元／Wp计算；Ø电气一次设备费按0.52元／Wp计算；Ø设备安装工程费按0.45元／Wp计算；Ø土建工程费按0.59元／Wp计算；Ø施工辅助工程费按0.13元／Wp计算；Ø其他设备材料价格参考国内现行价格水平计算。资金来源：按照自有资金30%，银行贷款70%，银行贷款利率暂按6.5%计算。基本预备费按设备材料费和建安工程费的2%进行计算。本农光互补光伏电站工程装机容量共20MW，投资估算按光伏电站和农业综合利用两部分进行计算。工程静态总投资约为1.53亿元，单位千瓦静态投资7650元/kW；工程动态投资约为1.545亿元，单位千瓦动态投资7725元/kW。项目综合收益率约为11%，预计8.8年左右可收回投资成本。01工程总概算表单位：万元编号工程或费用名称设备购置费建安工程费其他费用合计占总投资比例（%）一施工辅助工程　256.90　256.901.641施工交通工程　10.50　10.50　2施工供电工程　31.00　31.00　3施工供水工程　26.50　26.50　4其他施工辅助工程　188.90　188.90　135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案二设备及安装工程11396.26989.26　12385.5179.16　光伏电缆　　　　　1光伏发电设备及安装工程10786.93819.15　11606.07　235kV开关站工程330.4256.73　387.15　3控制保护设备及安装工程241.8620.88　262.74　4其他设备及安装工程37.0592.50　129.55　三建筑工程　1194.26　1194.267.631发电场工程　996.34　996.34　235kV开关站工程　71.28　71.28　3房屋建筑工程　50.64　50.64　4交通工程　　　　　5其他工程　76.00　76.00　四其他费用　　1160.421160.427.421项目建设用地费　　96.0096.00　2项目建设管理费　　817.92817.92　3生产准备费　　73.5073.50　4勘察设计费　　113.00113.00　5其他税费　　60.0060.00　　一至四部分投资合计　　　14997.0995.85五基本预备费　　　299.941.92　工程静态投资（一～五）部分合计　　　15297.0497.46六价差预备费　　　　　　建设投资　　　15297.0497.76七建设期利息　　　110.620.72八工程总投资（一～七）部分合计　　　15646.85100.00　单位千瓦的静态投资（元/千瓦）　　　7.65　　单位千瓦的动态投资（元/千瓦）　　　7.72　02施工辅助工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　施工辅助工程　　　256.9一施工交通工程　　　10.51公路工程　　　10.51.1路面工程㎡120008.7510.5二施工供电工程　　　311供电设施项　　31135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案1.1柴油发电机台2120000241.2电气设备套16000061.3土建设施项1100001三施工供水工程　　　26.51水池座350001.52拉水增加费项120000020四其他施工辅助工程　　　188.91光伏电站场平工程　　　186.91.1土方开挖m³7000014.299.41.2回填m³7000012.587.52大型吊装机械设备进出场费项1200002135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案03设备及安装工程概算表编号名称及规格单位数量单价（元）合计（万元）设备费安装费设备费安装费　设备及安装工程　　　　11396.26989.26一光伏发电设备及安装工程　　　　10786.93819.151光伏阵列设备及安装工程　　　　8286.40121.121.1光伏电池组件wp200000004.10.068200.00120.001.2直流汇流箱16进1出台24036005610.7586.401.122箱逆变设备及安装　　　　1110.8470.742.1500kW并网逆变器wp200000000.30.03600.0060.002.2箱式变电站台202554185370.05510.8410.7431kV电力电缆PSV-1×4m1800003.83.5068.4063.0041kV电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-2×50m400007510.61300.0042.4251kV电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-2×70m3000080.8210.81242.4632.4261kV电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-1×95m5000064.5510.25322.7551.2571kV电力电缆ZR-YJV22-0.6/1-3×185m30000144.5516.64433.6549.9281kV电力电缆ZRC-YJV22-1kV-4×4m50016.680.610.834.039PE管Φ100m300040100.8212.0030.2410PE管Φ50m300017100.035.1030.0111防火阻燃项14500040000.004.504.0012电缆敷设ZR-YJV22-26/35-3×50m40000800.000.00320.00二35kV开关站工程　　0　330.4256.731主变压器系统　　0　31.001.221.135kV站用变压器含消弧线圈台131000012241.7931.001.22235kV配电装置设备系统　　0　186.0011.942.135kV出线开关柜面115000016457.5515.001.652.235kV进线开关柜面415000016457.5560.006.582.335kVPT柜面11200002684.6812.000.272.435kV无功补偿柜面115000016457.5515.001.652.5母联隔离柜面17000001388.1570.000.142.635kV接地变柜面114000016457.5514.001.653无功补偿系统　　0　20.00　3.135kV无功补偿SVG动态无功补偿装置，容量3000kVar套1200000　20.00　4升压站用电系统　　0　12.000.564.110kV所用变压器台11200005591.8012.000.56135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案5电力电缆及母线　　0　81.4243.015.1电缆YJV22-0.6/1-3×95+1*50m200011211.8722.402.375.2电缆ZR-YJV22-26/35-3×120m10048033.504.800.335.3二次电力电缆m100004833.5048.0033.505.4电缆辅助设施t5.6375008895.694.225.015.5电缆防火项12000015000.002.001.505.6母线系统调试项103040.000.000.30三控制保护设备及安装工程　　0　241.8620.881监控系统　　0　157.1619.681.1光伏厂区监控系统　　0　37.086.361.1.1逆变器测控屏套1030000561.7530.001.121.1.2监控光缆km7100007456.507.005.221.1.3控制电缆km30257.690.080.021.2变电站监控系统　　0　38.000.471.2.1主机屏面140000561.754.000.061.2.2远动通信屏面140000561.754.000.061.2.3同步对时屏面1100000561.7510.000.061.2.4调度接入设备屏面250000561.7510.000.111.2.5公用测控屏面150000561.755.000.061.2.6关口计量屏面130000561.753.000.061.2.7中控室控制台套120000561.752.000.061.2.8电度表0.5S三相三线电度表块65000　3.00　1.3图像监控系统套1100000　10.00　1.4继电保护　　0　42.000.181.4.135kV母线保护屏含35kV母线装置1台，打印机1台面180000561.758.000.061.4.235kV光差保护屏含35kV光差保护装置1台，打印机1台面180000561.758.000.061.4.3电能质量监测屏面1100000561.7510.000.061.4.4光功率预测系统项180000　8.00　1.4.5功率控制系统项180000　8.00　1.5火灾报警系统套1200000　20.00　1.6电力电缆km10100007456.5010.007.461.7控制电缆km30257.690.080.021.8中央信号系统调试项106840.000.000.681.9故障滤波系统调试项105894.540.000.591.1事故照明系统调试项10760.000.000.081.11不停电电源系统调试项103929.690.000.391.12五防回路系统调试项107859.390.000.791.13微机监控系统调试项1026600.000.002.662直流系统　　0　34.000.492.1直流充电屏面145000561.754.500.06135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案2.2直流馈线屏面145000561.754.500.062.3蓄电池屏面220000561.754.000.112.4蓄电池组220000679.364.000.142.5不停电电源（UPS）屏面1120000561.7512.000.062.6通信电源屏面150000561.755.000.063通信系统　　0　50.700.713.1调度通信　　0　50.100.263.1.1光传输设备（SDH）面1350000815.5135.000.083.1.2复用终端设备（PCM）套150000604.155.000.063.1.3综合配线屏面150000590.095.000.063.1.4综合数据网屏面150000590.095.000.063.1.5市话部11000　0.10　3.2通信光（电）缆km0.6100007456.500.600.45四其他设备及安装工程　　0　37.0592.501采暖通风及空调系统项10100000.000.0010.002照明系统项10150000.000.0015.003消防及给排水系统项10150000.000.0015.004劳动安全与工业卫生设备项10180000.000.0018.005安全监测设备项1050000.000.005.006环境与水土保持设备项10100000.000.0010.007生产车辆项10150000.000.0015.008有功功率控制系统项1045000.000.004.509环境监测仪项1150000　15.00　10接地　　0　22.0510.9210.1发电场接地　　0　12.404.0010.1.1接地角钢根80015550.0012.404.0010.2变电站接地　　0　9.656.9210.2.1扁钢接地m2000257.505.001.5010.2.2接地角钢根30015550.004.651.5010.2.3铜排及绞线m400098.070.003.9211其他　　0　0.008.7611.1电气设备特殊项目调试项108790.110.000.8811.2电气设备整套系统调试项1078850.000.007.88135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案04建筑工程概算表编号工程或费用名称单位数量单价（元）合计（万元）　建筑工程　　　1194.26一发电场工程　　　996.341光伏整列基础工程　　　736.471.1回填m³46528.9131.341.2土方开挖m³74432.0142.381.3余土外运m³27919.7080.551.4混凝土m³853.74515.89244.041.5钢筋制作与安装t35.346230.51422.021.6钢结构制作与安装t12005523.662662.841.7基础防腐处理㎡853.7438.6063.302机组变电站基础工程　　　177.472.1土方开挖m³670032.01421.452.2余土外运m³310019.7086.112.3回填m³100028.9132.892.4混凝土垫层m³200583.28911.672.5砌体砌筑m³3200355.252113.682.6钢筋制作与安装t106230.5146.232.7基础防腐处理㎡400038.60615.443集电电缆线路工程　　　82.403.1土方开挖m³800004.72937.833.2回填m³500008.91344.57二35kV开关站工程　　　71.281车库㎡5015207.602综合楼含门卫室㎡279.18190053.043仓库㎡70152010.64三房屋建筑工程　　　50.641室外工程　　　50.641.1围墙m80026821.441.2大门㎡2530007.501.3沟道、隧道砌体沟道（1000*1000）m³3011183.351.4沟道、隧道砌体沟道（800*800）m³3011183.351.5一体化污水处理池个115000015.00四其他工程　　　76.001环境保护工程项115000015.002水土保持工程项120000020.00135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案3劳动安全与工业卫生工程项110000010.004消防设施及生产生活供水工程　　　31.004.1消防水池项120000020.004.2水泵房㎡5012006.004.3水池个1500005.0005其他费用概算表编号工程或费用名称单位费率/数量计算基数（万元）/单价（元）合计（万元）　其他费用　　　1160.42一项目建设用地费　　　96.001建设用地费　　　96.001.1土地征用费　960100096.00二项目建设管理费　　　817.921工程前期费　0.813497107.982工程建设管理费　1.513497202.463工程建设监理费　0.651349787.734项目咨询服务费　0.651349787.735项目技术经济评审费　0.8713497117.426项目验收费　1.0913497147.127工程保险费　0.51349767.49三生产准备费　　　73.501生产人员培训及提前进厂费　1.54210032.342管理用具购置费　0.88210018.483工器具及生产家具购置费　0.3821007.984备品备件购置费　0.321006.305联合试运转费　0.421008.40四勘察设计费　　　113.001勘察费　115000015.002设计费　180000080.003其他　　　18.003.1竣工图编制费　1800008.003.2施工图预算编制费　110000010.00五其他税费　　　60.001其他税费　160000060.00135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案6.2项目经济性评价6.2.1项目财务评价方法依据6.2.1.1国家发展改革委员会和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》第三版。6.2.1.2国家现行的财务、税收法规和电价政策。6.2.1.3光伏项目的主要设备寿命期为20年，并且根据发改价格[2013]1638号文件《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》：光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。建设期按6个月考虑，故本财务评价计算期为21年。18.1.4在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），资本金基准收益率为8%，项目投资基准收益率（税前）7%，项目投资基准收益率（税后）6%的边界条件下，对项目投资收益进行测算。6.2.2资金筹措及使用本工程资本金占总投资的20%，其余部分国内贷款融资，建贷利息根据2015年6月中国人民银行发布的五年及以上贷款年名义利率4.9%，按照年实际利率4.9%计算。贷款偿还年限以银行出具的贷款协议为准，现暂按15年考虑，等额本息偿还计列。融资的建设期利息进入工程成本，作为固定资产的一部分。流动资金贷款利率和短贷利率按照6%计算。6.2.3资本金本工程资本金占总投资的70%，流动资本金占流动资金30%。本工程筹措资本金10793万元，其中用于固定资产投资10781万元，用于流动资金12万元。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案6.2.4借贷资金建设资金及流动资金，除上述资本金外，其余项银行融资。贷款偿还年限按15年考虑。本工程拟申请国内贷款及建设期利息共4653.87万元，其中长期借款4625.87万元（本金4515.25万元，建设期利息110.62万元），流动资金借款28万元。6.2.5财务评价主要计算参数项目经营期25年本期工程建设容量20MW折旧年限15年残值率5%维修费率0.2%定员8人工资水平4.5万元/人·年福利系数及附加50%所得税25%（按三免三减半考虑）增值税17%（按即征即退50%考虑）材料费用10元/kW保险费率0.25%贷款偿还年限15年法定盈余公积金10%资本金基准收益率8%年均上网电量2016万kWh可抵扣的主设备增值税为3000万元6.2.6成本与费用135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案光伏电场运行成本主要包括：折旧费、维修费、材料费、职工工资及福利费、其他费用和财务费用。折旧采用直线折旧法，折旧年限按12年，残值率为5%。流动资金除自有的70%外，借款部分利息在建设期内计入固定资产，生产期间项目融资利息也计入财务费用。短期贷款利率6%，流动资金贷款利率6%。计算详见《总成本费用表》。工程借款的偿还来源依次为折旧和各年未分配利润，贷款偿还方式按等额本息偿还。根据上述条件，计算出20年经营期的发电平均单位成本（不含财务费用及税费）为0.4608元/kWh。表6.2.6-1经营期发电平均单位成本表序号构成组成电价成本（元/kWh）1成本固定成本计入成本折旧费0.3604工资及福利费0.0118修理费0.0478保险费0.0147摊销0.0215其他费用0.0084可变成本材料费0.00422发电平均单位成本0.46896.2.7效益分析6.2.7.1发电收入销售收入=上网电量×上网电价135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案湖北省2016年光伏电站标杆上网电价为0.98元/kWh（含税）、0.8376元/kWh（不含税）。采用该电价计算项目的发电收入。6.2.7.2农业园收入预测建设500亩光伏农业园，第l～2年，光伏农业投入1857元/亩（其中：种苗267株×3.50元／株＝935元，架杆46根×10元／根＝460元，架线80千克×3.40元／千克＝272元，生产费用100元／亩×2年＝200元）；第3年，平均亩产1000千克，产地收购价格2．8～3.0元/千克，可实现产值2800～3000元/亩/年；第4年开始，每年平均亩产1000千克，可实现总产值150万～250万元/年。投产后每年成本为:种植材料成本2450+人工管理成本5000=7450元；先期投入资金成本：12768元÷30年=425.6元。投资回收期为3.5年。农业种植1年后可投产，3年后进入丰产期（正常情况下丰产期可达20—30年，树龄可达30年），每亩可获纯利近10000元，投资回收期3.5年，财务内部收益率152%。6.2.7.3税金税金包括增值税、教育费附加、城市维护建设税、所得税。（1）增值税电力产品增值税税率为17%，根据财税[2008]156号文“关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知”，光伏项目的增值税实行“即征即退50%”的政策。根据中华人民共和国增值税条例，我国增值税实行价外征税，因此除特殊说明外，本报告的计算均不含增值税。根据国家增值税转型改革的要求，自2009年1月1日起，在维持现行增值税税率不变的前提下，允许全国范围内（部分地区和行业）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。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案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，在此基础上测算光伏电场的财务指标。（2）销售税金及附加销售税金附加包括城市维护建设税、教育费附加和地方教育费附加，以增值税税额为计算基础，税率分别为5%、3%和2%。（3）所得税企业利润按规定依法缴纳所得税，按应纳税额计算，税率为25%。所得税=应纳税所得额×所得税税率；应纳税所得额=发电销售收入－发电总成本费用－纳税税金附加。本光伏电场按25%的税率缴纳所得税。根据国税发[2008]46号文《国家税务总局关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》精神，本工程享受“自该项目取得第一年生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税”的优惠政策。6.2.8现金流量现金流量表是反映项目在建设和生产经营整个计算期内各年的现金流入和现金流出，进行现金的时间因素折算计算的报表。计算详见《财务计划现金流量表》。6.2.9资产负债状况项目在达产后各年均能做到资金收支平衡。建设期内资产负债率为80%，项目达产后资产负债率逐步下降，整个经营期内资产负债率＜1，说明项目的风险程度不大，负债合理；流动比率、速动比率在项目达产后逐年增大偶尔变小，但在以后年份仍持续＞1，说明各年流动资产变现能力较强，偿还流动负债能力较强。6.2.10偿还能力的分析从资产负债表可分析出：资产负债较低，流动比率及速动比率较高，还贷覆盖率>1。135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案从借款还本付息计划表中可以看出本工程偿债备付率大于1；第7年-第10年的利息备付率大于1；从第11年开始利息备付率大于2。由于项目运营初期各年息税前利润不足以偿还当期应付利息费用，故利息备付率小于2；从第11年开始项目付息能力保障度提高，利息备付率大于2。本项目偿还能力较好。6.2.11主要技术经济指标在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh，资本金基准收益率为8%，项目投资基准收益率（税前）7%，项目投资基准收益率（税后）6%的边界条件下，农业部分综合收益按220万元每年进行计算，对项目投资收益进行测算，主要财务指标如下：135 光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站项目实施方案表6.2.11-1主要财务评价指标汇总表1装机容量（MW）202年上网电量（MWh）20160.93总投资（万元）15447.624建设期利息（万元）110.625流动资金（万元）406销售收入总额(不含增值税)（万元）41937.847总成本费用（万元）17326.688销售税金附加总额（万元）330.359发电利润总额（万元）31845.5210经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.837611经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）0.9812投资回收期（所得税前）（年）8.0313投资回收期（所得税后）（年）8.8514全部投资内部收益率（所得税前）（%）12.9915全部投资内部收益率（所得税后）（%）10.8317全部投资财务净现值（所得税前）（万元）7895.5818全部投资财务净现值（所得税后）（万元）6410.08自有资金内部收益率（%）13.8119自有资金财务净现值（万元）4774.2420总投资收益率(ROI)（%）8.7821投资利税率（%）6.3722项目资本金净利润率(ROE)（%）9.1423资产负债率（%）30.0224盈亏平衡点（生产能力利用率）0.409325盈亏平衡点（年产量）（MWh）8980.783总投资（万元）15447.626.2.12不确定性分析为了分析本工程抗风险能力，本报告主要考虑投资、发电量、上网电价、利率等不确定因素变化时，对财务指标的影响程度，分析结果见下表：135 舜大艳阳新能源新市80MWp农光互补光伏电站工程可行性研究报告书表6.2.12-1敏感性分析表方案类型变化幅度投资回收期（所得税后）（年）全部投资内部收益率（所得税后）（%）自有资金内部收益率（%）全部投资财务净现值（所得税后）（万元）自有资金财务净现值（万元）总投资收益率(ROI)（%）投资利税率（%）项目资本金净利润率(ROE)（%）资产负债率（%）投资变化分析-10.00%9.739.5116.39280.786990.377.285.0114.2470.05-5.00%10.178.8714.237915.355643.196.694.4512.6570.050.00%10.618.2712.436545.094296.176.153.9511.2270.055.00%11.057.7310.885174.472978.995.663.59.9570.0510.00%11.497.229.53803.861648.025.223.098.870.04产量变化分析-10.00%11.617.089.123050.411127.335.12.978.4870.05-5.00%11.097.6810.764797.92720.455.623.469.8570.050.00%10.618.2712.436545.094296.176.153.9511.2270.055.00%10.188.8614.198292.175902.676.684.4412.6270.0510.00%9.799.431610034.427509.377.24.9314.0270.05电价变化分析-10.00%11.617.089.123050.411127.335.12.978.4870.05-5.00%11.097.6810.764797.92720.455.623.469.8570.050.00%10.618.2712.436545.094296.176.153.9511.2270.055.00%10.188.8614.198292.175902.676.684.4412.6270.0510.00%9.799.431610034.427509.377.24.9314.0270.05利率变化分析-10.00%10.628.2713.386532.925113.46.174.1611.8170.05-5.00%10.618.2712.965394707.036.164.0611.5270.050.00%10.618.2712.436545.094296.176.153.9511.2270.055.00%10.618.2811.966551.163882.756.143.8510.9270.0510.00%10.618.2811.536557.233490.326.133.7410.6470.05135 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案从上表可以看出，工程投资以及发电量的变化对收益都有较大影响，工程总投资越高，收益越差；发电量越高，收益越好。因此，若要提高项目投资收益，应做好光伏资源的分析和工程造价的控制。6.2.13风险分析6.2.13.1风险预测光伏项目投资较大，运营期及资金回收期较长等原因，投资者将承担物价上涨及利率、电价调整带来的风险。根据国家发展需要，国家政策计划变更、政策调整，影响到电力的供应和需求，从而影响投资的利润。投资者承担属于发电设施由于不可抗力造成的损失风险。6.2.13.2风险防范措施建设方有着丰富的建设、管理光伏电站的成功经验，可以完成其所属工程机组的建设、管理工作，并有效控制风险；国家、省市一贯十分关心和特别支持太阳能光伏发电的发展，且出台了支持太阳能光伏发电产业发展的配套政策和文件，可以保障项目稳定运行发展，为业主的投资回报奠定了良好的基础；建设方可以通过对太阳能光伏发电设施购买保险来实现风险转移。6.2.14结论从经济效益看来，在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh，资本金基准收益率为8%，项目投资基准收益率（税前）7%，项目投资基准收益率（税后）6%的边界条件下，项目投资财务内部收益率（税前）为12.99%，项目投资财务内部收益率（税后）为10.83%，资本金财务内部收益率13.81%，总投资收益率为8.78%，投资回收期（所得税前）为8.03年，投资回收期（所得税后）为8.85年，经济效益较好。从敏感性分析来看，投资、电价、发电量的变化对工程经济效益的影响较大。下阶段应切实落实资金筹措计划，在建设中加强管理，控制投资的增加，确保工程如期发电。160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案从偿还能力的分析来看，资产负债较低，流动比率较为理想，速动比率较高，还贷覆盖率大于1；运营期偿债备付率大于1。因此本工程偿还能力较好。本项目是以湖北省光伏电站标杆电价来测算经营期内项目的效益，提高收益的最好办法是尽可能控制工程造价并多发电。6.2.15社会效益分析6.2.15.1节能和减排效益随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源保有储量越来越少，终有枯竭的一天，因而新能源的开发已经提到了战略高度。2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》己明确提出“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”。光能是清洁的、可再生的能源，开发光能符合国家环保、节能政策，光伏电场的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。项目建成后，每年可为电网提供清洁电能2016万kW•h，与燃煤电厂相比，每年可节约标煤7257.6t（按2012年发电标准煤耗水平为0.326kgce/kW•h进行折算），相应每年可减少向大气排放有害气体及粉尘和温室气体：粉尘量约为2.59万t/a、二氧化硫量约0.29万t/a、二氧化碳量约9.50万t/a、灰渣量约1.14万t/a、氮氧化物量约0.14万t。6.2.15.2其它社会效益(1)可加快能源电力结构调整随着近几年随州经济的飞速发展，电力需求不断增加，火电装机比例逐年增加，每年耗用大量燃煤、二氧化碳、二氧化硫等排放量，造成生态环境的破坏和严重的污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定的比例，除水电外，相对于其它再生能源，光伏电开发已日趋成熟，因此，大力发展光伏发电，将改善能源结构，有利于增加再生能源的比例。（2）将光伏发电产业与现代农业业建设深度融合，实现加快推进农业现代化进程与农民意愿的有效统一，有效解决日益突出的人、地矛盾。发展光伏农业是促进农业可持续发展的途径；实现农业科学发展是现代农业的必然趋势。随着新型城镇化进程的不断加快，农地面积逐年减少，单纯依靠发展规模经营的种植结构和粮田来提高经济效益的发展模式受到了制约，因此，在有限的土地上，通过发展光伏设施农业提高单位面积的效益，是促进实现现代农业可持续发展的重要途径。光伏设施农业不仅为农民增收发挥着积极作用，而且更为土地综合利用产生持久的长远的作用。(3)可促进当地经济的发展本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业和旅游业的大力发展，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，随着农业光伏的相继开发，光伏和农业将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。(4)增加就业项目建成后，可带动周边农民500人就业。让农民真正成为产业工人。(5)旅游添色为了配合罗田的旅游项目开发，在土壤条件好的地块种植生鲜葡萄，还可以在在葡萄架下发展散养土鸡等，兴办旅游观光休闲采摘园，给城市居民郊游时增添情趣。这是一项既有社会效益又有经济效益的新兴农业经营方式。6.2.16财务评价附表表1投资计划与资金筹措表表2总成本费用表表3利润和利润分配表160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表4借款还本付息计划表表5财务计划现金流量表表6项目投资现金流量表表7项目资本金现金流量表表8资产负债表表9财务指标汇总表160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表1投资计划与资金筹措表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年1总投资15447.6215407.62401.1建设投资152971529701.2建设期利息110.62110.6201.3流动资金400402资金筹措15447.6215407.62402.1资本金（资金筹措）10793.7510781.7512　流动资金资本金120122.2借款4653.874625.87282.2.1长期借款4625.874625.870　长期借款本金4515.254515.250　建设期利息110.62110.6202.2.2流动资金借款28028160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表2总成本费用表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1折旧费11787.240982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.27982.272维修费614.85024.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.593工资及福利135005454545454545454545454544保险费768.56030.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.745材料费50002020202020202020202020206摊销费000000000000007利息支出2056.020228.35217.76206.66195.02182.8169.98156.54142.44127.64112.1395.8578.778其他费用2500101010101010101010101010　固定成本16826.6801329.951319.371308.271296.621284.411271.591258.151244.041229.251213.731197.451180.38　可变成本5000202020202020202020202020　总成本费用17326.6801349.951339.371328.271316.621304.411291.591278.151264.041249.251233.731217.451200.38　经营成本3483.410139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表2总成本费用表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1折旧费11787.2400000000000002维修费614.8524.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.5924.593工资及福利1350545454545454545454545454544保险费768.5630.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.7430.745材料费500202020202020202020202020206摊销费000000000000007利息支出2056.0260.8642.0722.361.681.681.681.681.681.681.681.681.681.688其他费用25010101010101010101010101010　固定成本16826.68180.2161.4141.69121.02121.02121.02121.02121.02121.02121.02121.02121.02121.02　可变成本50020202020202020202020202020　总成本费用17326.68200.2181.4161.69141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02　经营成本3483.41139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表3利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1营业收入41937.8401837.691823.541809.581795.611781.831768.051754.451740.851727.431714.21700.971687.921.1上网电量（mwh）500690.54602194021771.06221604.31821437.57421273.02421108.47420946.11820783.76220623.620465.63220307.66420151.891.2电价（不含增值税）　0.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83761.3电价（含增值税）　0.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.982营业税金及附加330.3500000000001.4423.1322.963总成本费用17326.6801349.951339.371328.271316.621304.411291.591278.151264.041249.251233.731217.451200.384补贴收入（应税）7564.720220220220220220220220220220229.02364.58363.475利润总额（1-2-3+4）31845.520707.74704.17701.31698.99697.42696.46696.3696.8698.18708.05824.96828.066弥补以前年度亏损000000000000007应纳税所得额（5－6）31845.520707.74704.17701.31698.99697.42696.46696.3696.8698.18708.05824.96828.068所得税7171.47000087.3787.1887.06174.08174.2174.55177.01206.24207.029补贴收入（免税）0000000000000010净利润（5－8）24674.060707.74704.17701.31611.62610.25609.4522.23522.6523.64531.04618.72621.0511期初未分配的利润　000000000000012提取法定盈余公积金2467.41070.7770.4270.1361.1661.0260.9452.2252.2652.3653.161.8762.113可供投资者分配的利润（11－12）　0636.97633.76631.18550.45549.22548.46470470.34471.27477.93556.85558.9414应付利润17780.880636.97633.76631.18550.45549.22548.46470470.34471.27477.93556.85558.9415未分配利润　000000000000016息税前利润（利润总额＋利息支出）33901.550936.09921.94907.97894880.22866.44852.84839.24825.83820.18920.81906.8317息税折旧摊销前利润45688.7901918.361904.211890.241876.271862.491848.711835.111821.511808.11802.451903.081889.1160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表3利润和利润分配表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1营业收入41937.841674.871662.011649.151636.471623.971611.471598.981586.671574.541562.411550.281538.331526.571.1上网电量（mwh）500690.54619996.11619842.53619688.95619537.5719388.37819239.18619089.99418942.99618798.19218653.38818508.58418365.97418225.5581.2电价（不含增值税）　0.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83760.83761.3电价（含增值税）　0.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.980.982营业税金及附加330.3522.7822.622.4322.2622.0921.9221.7521.5821.4121.2521.0820.9220.763总成本费用17326.68200.2181.4161.69141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.02141.024补贴收入（应税）7564.72362.36361.27360.18359.1358.04356.98355.91354.87353.84352.8351.77350.76349.765利润总额（1-2-3+4）31845.521814.271819.271825.21832.291818.911805.521792.131778.941765.941752.951739.951727.151714.556弥补以前年度亏损000000000000007应纳税所得额（5－6）31845.521814.271819.271825.21832.291818.911805.521792.131778.941765.941752.951739.951727.151714.558所得税7171.47453.57454.82456.3458.07454.73451.38448.03444.73441.49438.24434.99431.79428.649补贴收入（免税）0000000000000010净利润（5－8）24674.061360.71364.461368.91374.221364.181354.141344.11334.21324.461314.711304.961295.371285.9211期初未分配的利润　0361.13725.641094.151467.451831.712186.932533.122870.43198.913518.653829.624131.9512提取法定盈余公积金2467.41136.07136.45136.89137.42136.42135.41134.41133.42132.45131.47130.5129.54128.5913可供投资者分配的利润（11－12）　1224.631589.141957.652330.952695.213050.433396.623733.94062.414382.154693.124995.455289.2714应付利润17780.88863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.515未分配利润　361.13725.641094.151467.451831.712186.932533.122870.43198.913518.653829.624131.954425.7716息税前利润（利润总额＋利息支出）33901.551875.121861.341847.561833.971820.591807.21793.811780.621767.621754.631741.631728.831716.2317息税折旧摊销前利润45688.791875.121861.341847.561833.971820.591807.21793.811780.621767.621754.631741.631728.831716.23160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表4借款还本付息计划表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年　长期借款　　　　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额　04625.874409.884183.33945.633696.33434.763160.42872.62570.72254.011921.791573.31.2当期还本付息6639.90442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66442.66　本年还本4625.870215.99226.58237.68249.32261.54274.36287.8301.9316.7332.21348.49365.57　本年付息2014.020226.67216.08204.98193.34181.12168.3154.86140.76125.96110.4594.1777.091.3期末借款余额　04409.884183.33945.633696.33434.763160.42872.62570.72254.011921.791573.31207.73　　　　　　　　　　　　　　　　　流动资金借款　　　　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　02828282828282828282828282.2流动资金利息　01.681.681.681.681.681.681.681.681.681.681.681.682.3偿还流动资金借款本金　0000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　短期借款　　　　　　　　　　　　　　3.1偿还短期借款本金000000000000003.2短期贷款000000000000003.3短期借款利息00000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　利息备付率（%）　0409.94423.37439.35458.43481.52509.72544.81589.2646.97731.47960.71151.22　偿债备付率（%）　0431.73428.55425.4402.6399.54396.47373.82370.73367.64365.81381.88378.56160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表4借款还本付息计划表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年　长期借款　　　　　　　　　　　　　　1.1年初借款余额　1207.73824.25421.9800000000001.2当期还本付息6639.9442.66442.66442.660000000000　本年还本4625.87383.48402.27421.980000000000　本年付息2014.0259.1840.3920.6800000000001.3期末借款余额　824.25421.9800000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　流动资金借款　　　　　　　　　　　　　　2.1流动资金借款累计　282828282828282828282828282.2流动资金利息　1.681.681.681.681.681.681.681.681.681.681.681.681.682.3偿还流动资金借款本金　00000000000028　　　　　　　　　　　　　　　　　短期借款　　　　　　　　　　　　　　3.1偿还短期借款本金000000000000003.2短期贷款000000000000003.3短期借款利息00000000000000　　　　　　　　　　　　　　　　　利息备付率（%）　3081.14424.568263.840000000000　偿债备付率（%）　319.93316.54313.110000000000160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表5财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1经营活动净现金流量41517.3202230.772214.212197.872094.152078.222062.221959.291943.251927.211898.81696.841682.091.1现金流入54567.2702370.12353.552337.212320.872304.742288.612272.72256.792241.12225.622210.132194.871.1.1营业收入41937.8401837.691823.541809.581795.611781.831768.051754.451740.851727.431714.21700.971687.921.1.2增值税销项税额7129.430312.41310307.63305.25302.91300.57298.26295.94293.66291.41289.16286.951.1.3补贴收入（不含增值税优惠）550002202202202202202202202202202202202201.1.4其他流入000000000000001.2现金流出13049.950139.34139.34139.34226.71226.51226.39313.41313.54313.88326.82513.29512.781.2.1经营成本3483.410139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.341.2.2增值税进项税额000000000000001.2.3营业税金及附加330.3500000000001.4423.1322.961.2.4增值税2064.7200000000009.02144.58143.471.2.5所得税7171.47000087.3787.1887.06174.08174.2174.55177.01206.24207.021.2.6其他流出000000000000002投资活动净现金流量-15337-15297-40000000000002.1现金流入000000000000002.2现金流出15337152974000000000000建设投资1529715297000000000000160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案2.2.12.2.2维持运营投资000000000000002.2.3流动资金40040000000000002.2.4其他流出000000000000003筹资活动净现金流量-9153.7715297-1041.31-1078.1-1075.52-994.79-993.56-992.8-914.34-914.68-915.61-922.27-1001.19-1003.283.1现金流入153371529740000000000003.1.1项目资本金投入10793.7510781.7512000000000003.1.2建设投资借款4515.254515.250000000000003.1.3流动资金借款28028000000000003.1.4债券000000000000003.1.5短期借款000000000000003.1.6其他流入000000000000003.2现金流出24490.7701081.311078.11075.52994.79993.56992.8914.34914.68915.61922.271001.191003.283.2.1各种利息支出2056.020228.35217.76206.66195.02182.8169.98156.54142.44127.64112.1395.8578.773.2.2偿还债务本金4653.870215.99226.58237.68249.32261.54274.36287.8301.9316.7332.21348.49365.573.2.3应付利润（股利分配）17780.880636.97633.76631.18550.45549.22548.46470470.34471.27477.93556.85558.943.2.4其他流出000000000000004净现金流量17026.5501149.461136.111122.351099.361084.661069.421044.951028.571011.6976.53695.65678.815累计盈余资金　01149.462285.573407.934507.295591.956661.377706.328734.99746.510723.0211418.6712097.48160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表5财务计划现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1经营活动净现金流量41517.321421.561406.521391.261375.91365.861355.821345.781335.881326.141316.391306.641297.051287.61.1现金流入54567.272179.62164.552149.52134.672120.052105.422090.82076.42062.212048.022033.832019.852006.091.1.1营业收入41937.841674.871662.011649.151636.471623.971611.471598.981586.671574.541562.411550.281538.331526.571.1.2增值税销项税额7129.43284.73282.54280.35278.2276.07273.95271.83269.73267.67265.61263.55261.52259.521.1.3补贴收入（不含增值税优惠）55002202202202202202202202202202202202202201.1.4其他流入000000000000001.2现金流出13049.95758.05758.03758.24758.77754.19749.61745.03740.52736.07731.63727.18722.8718.491.2.1经营成本3483.41139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.341.2.2增值税进项税额000000000000001.2.3营业税金及附加330.3522.7822.622.4322.2622.0921.9221.7521.5821.4121.2521.0820.9220.761.2.4增值税2064.72142.36141.27140.18139.1138.04136.98135.91134.87133.84132.8131.77130.76129.761.2.5所得税7171.47453.57454.82456.3458.07454.73451.38448.03444.73441.49438.24434.99431.79428.641.2.6其他流出000000000000002投资活动净现金流量-1533700000000000002.1现金流入000000000000002.2现金流出153370000000000000160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案2.2.1建设投资1529700000000000002.2.2维持运营投资000000000000002.2.3流动资金4000000000000002.2.4其他流出000000000000003筹资活动净现金流量-9153.77-1307.84-1307.84-1307.84-865.18-865.18-865.18-865.18-865.18-865.18-865.18-865.18-865.18-893.183.1现金流入1533700000000000003.1.1项目资本金投入10793.7500000000000003.1.2建设投资借款4515.2500000000000003.1.3流动资金借款2800000000000003.1.4债券000000000000003.1.5短期借款000000000000003.1.6其他流入000000000000003.2现金流出24490.771307.841307.841307.84865.18865.18865.18865.18865.18865.18865.18865.18865.18893.183.2.1各种利息支出2056.0260.8642.0722.361.681.681.681.681.681.681.681.681.681.683.2.2偿还债务本金4653.87383.48402.27421.98000000000283.2.3应付利润（股利分配）17780.88863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.5863.53.2.4其他流出000000000000004净现金流量17026.55113.7298.6883.42510.72500.68490.64480.6470.7460.96451.21441.46431.87394.415累计盈余资金　12211.212309.8812393.312904.0213404.713895.3414375.9314846.6415307.5915758.816200.2716632.1317026.55160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表6项目投资现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1现金流入53162.9402370.12353.552337.212320.872304.742288.612272.72256.792241.12216.592065.552051.41.1营业收入41937.8401837.691823.541809.581795.611781.831768.051754.451740.851727.431714.21700.971687.921.2补贴收入10564.720532.41530527.63525.25522.91520.57518.26515.94513.66502.39364.58363.471.3回收固定资产余值620.3800000000000001.4回收流动资金4000000000000002现金流出19150.7715297179.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34140.78162.47162.292.1建设投资15297152970000000000002.2流动资金40040000000000002.3经营成本3483.410139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.342.4营业税金及附加　330.3500000000001.4423.1322.962.5维持运营投资000000000000003所得税前净现金流量（1－2）34012.17-152972190.772214.212197.872181.532165.42149.282133.372117.462101.762075.811903.081889.14累计所得税前净现金流量　-15297-13106.23-10892.02-8694.15-6512.63-4347.22-2197.95-64.582052.884154.646230.458133.5310022.635调整所得税8475.390234.02230.48226.99223.5220.06216.61213.21209.81206.46205.04230.2226.716所得税后净现金流量（3－5）25536.78-152971956.741983.731970.881958.031945.351932.671920.161907.651895.31870.771672.881662.47累计所得税后净现金流量　-15297-13340.26-11356.53-9385.65-7427.63-5482.28-3549.61-1629.46278.192173.494044.265717.147379.53160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表6项目投资现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1现金流入53162.942037.242023.282009.321995.571982.011968.451954.891941.531928.371915.211902.051889.092536.711.1营业收入41937.841674.871662.011649.151636.471623.971611.471598.981586.671574.541562.411550.281538.331526.571.2补贴收入10564.72362.36361.27360.18359.1358.04356.98355.91354.87353.84352.8351.77350.76349.761.3回收固定资产余值620.38000000000000620.381.4回收流动资金40000000000000402现金流出19150.77162.11161.94161.76161.59161.42161.25161.08160.92160.75160.59160.42160.26160.12.1建设投资1529700000000000002.2流动资金4000000000000002.3经营成本3483.41139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.342.4营业税金及附加　330.3522.7822.622.4322.2622.0921.9221.7521.5821.4121.2521.0820.9220.762.5维持运营投资000000000000003所得税前净现金流量（1－2）34012.171875.121861.341847.561833.971820.591807.21793.811780.621767.621754.631741.631728.832376.614累计所得税前净现金流量　11897.7613759.115606.6617440.6319261.2221068.4122862.2224642.8426410.4628165.0929906.7231635.5634012.175调整所得税8475.39468.78465.34461.89458.49455.15451.8448.45445.15441.91438.66435.41432.21429.066所得税后净现金流量（3－5）25536.781406.341396.011385.671375.481365.441355.41345.361335.461325.721315.971306.221296.631947.567累计所得税后净现金流量　8785.8810181.8811567.5512943.0314308.4715663.8717009.2318344.6919670.4120986.3822292.623589.2325536.78160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表7项目资本金现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1现金流入53162.9402370.12353.552337.212320.872304.742288.612272.72256.792241.12216.592065.552051.41.1营业收入41937.8401837.691823.541809.581795.611781.831768.051754.451740.851727.431714.21700.971687.921.2补贴收入10564.720532.41530527.63525.25522.91520.57518.26515.94513.66502.39364.58363.471.3回收固定资产余值620.3800000000000001.4回收流动资金4000000000000002现金流出28488.8810781.75595.68583.68583.68671.05670.85670.73757.75757.88758.22762.13813.05813.652.1项目资本金10793.7510781.7512000000000002.2借款本金偿还4653.870215.99226.58237.68249.32261.54274.36287.8301.9316.7332.21348.49365.572.3借款利息支付2056.020228.35217.76206.66195.02182.8169.98156.54142.44127.64112.1395.8578.772.4经营成本3483.410139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.342.5营业税金及附加330.3500000000001.4423.1322.962.6所得税7171.47000087.3787.1887.06174.08174.2174.55177.01206.24207.022.7维持运营投资000000000000003净现金流量（1－2）24674.06-10781.751774.431769.871753.531649.821633.891617.881514.951498.911482.871454.461252.51237.75160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案续表7项目资本金现金流量表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1现金流入53162.942037.242023.282009.321995.571982.011968.451954.891941.531928.371915.211902.051889.092536.711.1营业收入41937.841674.871662.011649.151636.471623.971611.471598.981586.671574.541562.411550.281538.331526.571.2补贴收入10564.72362.36361.27360.18359.1358.04356.98355.91354.87353.84352.8351.77350.76349.761.3回收固定资产余值620.38000000000000620.381.4回收流动资金40000000000000402现金流出28488.881060.021061.11062.41621.35617.83614.31610.79607.33603.92600.5597.09593.73618.422.1项目资本金10793.7500000000000002.2借款本金偿还4653.87383.48402.27421.98000000000282.3借款利息支付2056.0260.8642.0722.361.681.681.681.681.681.681.681.681.681.682.4经营成本3483.41139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.34139.342.5营业税金及附加330.3522.7822.622.4322.2622.0921.9221.7521.5821.4121.2521.0820.9220.762.6所得税7171.47453.57454.82456.3458.07454.73451.38448.03444.73441.49438.24434.99431.79428.642.7维持运营投资000000000000003净现金流量（1－2）24674.06977.22962.18946.921374.221364.181354.141344.11334.21324.461314.711304.961295.371918.3160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表8资产负债表人民币单位：万元序号项目合计计算期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1资产　15407.6215302.4115146.2514978.714790.5414590.0214376.614141.0313891.3913627.0513347.9413061.3312757.861.1流动资产总额　01189.462325.573447.934547.295631.956701.377746.328774.99786.510763.0211458.6712137.481.1.1累计盈余资金　01149.462285.573407.934507.295591.956661.377706.328734.99746.510723.0211418.6712097.481.1.2流动资产　04040404040404040404040401.2在建工程　15407.620000000000001.3固定资产净值　011425.3510443.089460.818478.547496.2765145531.734549.463567.192584.921602.65620.381.4无形及其他资产净值　00000000000001.5可抵扣增值税形成资产　02687.592377.592069.961764.711461.81161.23862.97567.03273.370002负债及所有者权益（2.4＋2.5）　15407.6215302.4115146.2514978.714790.5414590.0214376.614141.0313891.3913627.0513347.9413061.3312757.862.1流动负债总额　00000000000002.1.1本年短期借款　00000000000002.1.2其他　00000000000002.2建设投资借款　4625.874409.884183.33945.633696.33434.763160.42872.62570.72254.011921.791573.31207.732.3流动资金借款　02828282828282828282828282.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）　4625.874437.884211.33973.633724.33462.763188.42900.62598.72282.011949.791601.31235.732.5所有者权益　10781.7510864.5310934.9411005.0711066.2411127.2611188.211240.4211292.6811345.0511398.1511460.0211522.132.5.1资本金　10781.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.75160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案2.5.2资本公积　00000000000002.5.3累计盈余公积金　070.77141.19211.32272.48333.51394.45446.67498.93551.29604.4666.27728.382.5.4累计未分配利润　00000000000002.5.5资产负债率　30.022927.826.5325.1823.7322.1820.5118.7116.7514.6112.269.69　资产负债平衡　0000000000000160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案表8资产负债表人民币单位：万元序号项目合计计算期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第26年1资产　12871.5812970.2613053.6813564.414065.0814555.7215036.3215507.0215967.9716419.1816860.6517292.5117686.931.1流动资产总额　12251.212349.8812433.312944.0213444.713935.3414415.9314886.6415347.5915798.816240.2716672.1317066.551.1.1累计盈余资金　12211.212309.8812393.312904.0213404.713895.3414375.9314846.6415307.5915758.816200.2716632.1317026.551.1.2流动资产　404040404040404040404040401.2在建工程　00000000000001.3固定资产净值　620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.38620.381.4无形及其他资产净值　00000000000001.5可抵扣增值税形成资产　00000000000002负债及所有者权益（2.4＋2.5）　12871.5812970.2613053.6813564.414065.0814555.7215036.3215507.0215967.9716419.1816860.6517292.5117686.932.1流动负债总额　00000000000002.1.1本年短期借款　00000000000002.1.2其他　00000000000002.2建设投资借款　824.25421.98000000000002.3流动资金借款　28282828282828282828282802.4负债小计（2.1＋2.2＋2.3）　852.25449.982828282828282828282802.5所有者权益　12019.3312520.2813025.6813536.414037.0814527.7215008.3215479.0215939.9716391.1816832.6517264.5117686.932.5.1资本金　10793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.7510793.752.5.2资本公积　0000000000000160 英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目实施方案2.5.3累计盈余公积金　864.451000.891137.781275.21411.621547.031681.441814.861947.312078.782209.282338.812467.412.5.4累计未分配利润　361.13725.641094.151467.451831.712186.932533.122870.43198.913518.653829.624131.954425.772.5.5资产负债率　6.623.470.210.210.20.190.190.180.180.170.170.160　资产负债平衡　0000000000000160 舜大艳阳新能源新市80MW农光互补光伏电站工程可行性研究报告书表9财务指标汇总表序号项目名称（单位）数值1装机容量（MW）202年上网电量（MWh）20160.93总投资（万元）15447.624建设期利息（万元）110.625流动资金（万元）406销售收入总额(不含增值税)（万元）41937.847总成本费用（万元）17326.688销售税金附加总额（万元）330.359发电利润总额（万元）31845.5210经营期平均电价(不含增值税)（元/kWh）0.837611经营期平均电价(含增值税)（元/kWh）0.9812投资回收期（所得税前）（年）8.0313投资回收期（所得税后）（年）8.8514全部投资内部收益率（所得税前）（%）12.9915全部投资内部收益率（所得税后）（%）10.8316全部投资财务净现值（所得税前）（万元）7895.5817全部投资财务净现值（所得税后）（万元）6410.0818自有资金内部收益率（%）13.8119自有资金财务净现值（万元）4774.2420总投资收益率(ROI)（%）8.7821投资利税率（%）6.3722项目资本金净利润率(ROE)（%）9.1423资产负债率（%）30.0224盈亏平衡点（生产能力利用率）0.4093160 舜大艳阳新能源新市80MW农光互补光伏电站工程可行性研究报告书7附图A01电气主接线图A0235kV开关站平面布置图160'