国能康平发电有限公司30MWp分布式光伏发电项目环境影响报告表

建设项目环境影响报告表（生态影响类）项目名称：国能康平发电有限公司30MWp分布式光伏发电项目建设单位（盖章）：国能康平发电有限公司编制日期：二零二一年九月二十四日中华人民共和国生态环境部制建设项目名称国能康平发电有限公司30MWp分布式光伏发电项目项目代码2105-210123-04-01-321561建设单位联系人王嵩联系方设地点辽宁省（自治区）沈阳市康平县（区）孙白窝堡（国能康平发电有限公司自有储灰场所在地）地理坐标光伏区坐标：E123度25分4.207秒，N42度40分33.156秒；35kV变电站坐标：E123度21分49.794秒，N42度42分8.653秒建设项目行业类别四十一、电力、热力生产和供应业90太阳能发电4416（不含居民家用光伏发电）/长度（km）本期光伏区用地面积70hm2；地埋输电线路长度约8km建设性质新建（迁建）改建技术改造建设项目申报情形区首次申报项目□不予批准后再次申报项目□超五年重新审核项目□重大变动重新报批项目项目审批（核准/备案）部门康平县发展和改革局项目审批（核准/备案）文号康发改备[2021]28号总投资（万元）13800环保投资（万元）环保投资占比（%）0.58施工工期7个月是否开工建设□是：专项评价设置情况本项目为光伏发电建设项目，配套建设35kV变电站一座，根据《环境影响评价技术导则输变电工程》（HJ24-2020）导则，110kV以下不进行电磁环境评价，不设置电磁环境专项评价专题。表1专项评价设置情况专项评价项目情况是否设置大气专项评价项目运营期无废气产生否地表水专项评价不产生生产废水，生活污水不外排否环境风险专项评价该项目环境风险潜势为Ⅰ否电磁环境专项评价建设35kv变电站否生态环境专项评价不涉及环境敏感区否规划情况无规划环境影响评价情况无—1——2—规划及规划环境影响评价符合性分析无其他符合性分析一、与产业政策符合性分析中鼓励类、限制类和淘汰类建设项目，为允许类建设项目。本项目的建设符合清洁生产的原则，符合国家的产业政策的要求。国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提出：统筹推进高质量发展和高水平保护，建立健全绿色低碳循环发展的经济体系，确保实现碳达峰、碳中和目标，推动我国绿色发展迈上新台阶。坚持重点突破，以节能环保、清洁生产、清洁能源等为重点率先突破，做好与农业、制造业、服务业和信息技术的融合发展，全面带动一二三产业和基础设施绿色升级。光伏发电项目为清洁能源项目，本工程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。项目建成后，每年可为电网提供清洁电能39803.29MWh。按照火电煤耗每度电耗标准煤326g，投运后每年可节约标准煤约12975.87t，每年可减少CO2排放量约31443.8t、SO2排放量约228.47t、NOx排放量约343.1t。此外，每年还可减少大量的灰渣及烟尘排放，节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。对加快实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。二、与《辽宁省生态环境厅关于加强新能源建设项目环境影响评价管理工作的通知》符合性分析辽宁省生态环境厅2021年印发了《辽宁省生态环境厅关于加强新能源建设项目环境影响评价管理工作的通知》（辽环函〔2021〕60号），为深入贯彻新发展理念，加快推动能源结构优化调整，协同推进减污降碳，进一步推进我省新能源产业健康有序发展，现就加强新能源建设项目环境影响评价管理工作，明确要求。针对该通知提出的各项要求，相关相符性分析见下表。表2本项目与《辽宁省生态环境厅关于加强新能源建设项目环境影响评价管理工作的通知》（辽环函[2021]60号）相符性分析技术要点说明符合性第二条项目符合生态环境保护与自然资源相关法律、法规、政策以及“三线一单”生态环境分区管控要求，与主体功能区规划、环境功能区划、生态环境保护规划、国土本项目不占用沈阳市生态保护红线范围；项目建设不会改变区域环境质量现状，能够满足“环境质量底线”的要求；项目充分利用自然资符合—3—空间规划、交通规划、电力发展规划、配套电网建设规划等相协调，项目选址符合相关规划。源，并将自然资源转化为电能，从而减少了煤资源的开发与利用，不逾越资源利用上线；项目为新能源发电项不在辽宁省企业投资项目负面清单中。符合符合符合第三条项目选址选线、施工布置未占用自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地、饮用水水源保护区、基本草原、永久基本农田、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区，以及天然林、防护林和特种用途林地等环境敏感区中法律法规禁止占用的区域，与世界文化和自然遗产地、历史文化名城名镇名村、文物保护单位的生态环境保护要求相协调。本项目选址及施工布置占地为国能康平发电有限公司单独所有的工矿仓储用地，不占用自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地、饮用水水源保护区、基本草原、永久基本农田、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区，以及天然林、防护林和特种用途林地等环境敏感区；本项目选址区域附近无世界文化和自然遗产地、历史文化名城名镇名村、文物保护单位。第五条光伏发电项目优先利用工矿废弃地、煤矸石山、排土场等空闲土地建设，可以利用未利用地，不占用农用地；可以利用劣地的，不占用好地。鼓励以光伏电站建设项目为牵引，以点带面，消除地质灾害隐患，开展废弃矿区修复利用，带动矿山及周边产业发展。光伏电站的电池组件阵列未占用有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地。严格限值在生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区域进行建设。光伏组件布局与地面留有足够距离和光照，确保生态环境尽快恢复。对光伏组件可见光的反射率等产生光污染影响的因素进行充分论证，确保不对周边居民区等环境敏感区域产生影响。本项目拟建场址属于国能康平发电有限公司灰场用地，已取得不动产权登记证[辽（2021）康平县不动产权第0001360号]，用地性质为工业用地。不占用农用地、乔木林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地。不涉及生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区。光伏场区周边有防护林，不会对周边居民区等环境敏感区域产生光污染影响。第七条升压站、输电线路选址选线合理，升压站选用低噪声设备，并采取降噪措施，确保边界和周围环境保护目标的电磁环境和声环境满足相关标准要求。本项目变电站噪声采取：①增加变压器风扇台数同时降低风扇转速或将冷却风扇的进出风口转向地面，均可达到降低变压器冷却风扇的气动噪声。选用自然循环自冷式变压器，彻底消除变压器冷却风扇的空气动力噪声和机械噪声。②在总平面布置—4—时，将变压器布置在远离敏感区一侧，在变压器与站界围墙之间尽可能留有足够的距离。本项目电压为35kV，根据《环境影响评价技术导则输变电工程》（HJ24-2020）导则，110kV以下不进行电磁环境评价，不涉及电磁环境影响评价。第八条风力发电、光伏发电项目不设置集中施工场地，使用预拌混凝土；施工期避开多雨期，不随意侵占、扰动和破坏地表植被；采取剥离表土和回填复垦措施，对造成生态影响的区域及时清理并采取有效防护措施；对新建道路和施工临时道路采取硬化措施，以及生态恢复建设和绿化措施。本项目施工期使用商品混凝土；施工期避开多雨期；本项目采取分层回填措施，表土单独剥离、存放并用于复绿，对造成生态影响的区域及时清理；对新建道路和施工临时道路采取硬化措施，以及生态恢复建设和绿化措施。符合第十二条按相关导则及规定要求制定了噪声、大气、生态和电磁等环境要素的监测计划，明确了监测网点、因子、频次等有关要求，提出了根据监测评估结果优化生态环境保护措施的要求。根据需要和相关规定，提出了开展生态环境保护设计、科学研究、环境管理、环境影响后评价等要求。报告按相关导则及规定要求制定了噪声等环境要素的监测计划，明确了监测因子、频次等有关要求，提出了根据监测评估结果优化生态环境保护措施的要求。根据需要和相关规定，并提出了开展生态环境保护设计、科学研究、环境管理等要求。符合第十三条对生态环境保护措施进行了深入论证，建设单位主体责任、投资估算、时间节点、预期效绿色协调。报告对生态环境保护措施进行了深入论证，落实了建设单位主体责任、投资估算、时间节点、预期效果明确，确保了科学有效、安全可行、绿色协调。符合三、与“三线一单”相符性分析表3“三线一单”符合性分析表“三线一单”符合性分析生态保护红线根据《沈阳市人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》（沈政发[2021]10号），本项目所在区域位于辽宁省沈阳市康平县，属于重点管控单元，并且经核实不在生态保护红线内，见附图3、附图4。环境质量底线本项目为清洁能源项目，运行期不产生其他大气污染物。光伏区内工作人员依托电厂内现有职工，无生活废水产生，无生产废水排放。生活垃圾在场内集中收集，定期由环卫部门清运处理，不随意排放。光伏场区周边敏感点处噪声预测达标。因此，本项目的建设不会改变区域环境质量现状，能够满足“环境质量底线”的要求。—5—资源利用上线项目建成后，每年可为电网提供清洁电能39803.29MWh。按照火电煤耗每度电耗标准煤326g，投运后每年可节约标准煤约12975.87t，每年可减少CO2排放量约31443.8t、SO2排放量约228.47t、NOx排放量约343.1t。此外，每年还可减少大量的灰渣及烟尘排放，节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。因此，项目资源消耗量相对区域资源利用总量较小，符合资源利用上限要求。生态环境准入清单本项目位于沈阳市康平县，参考国家发改委、商务部制定的《市场准入负面清单》，国家工信部发布的《淘汰落后产能》公告，环保部会同国务院有关部门制定的《“高污染、高环境风险”产品名录》及沈阳市环境保护局《沈阳市生态环境准入清单（2021年版）》、《关于印发〈沈阳市建设项目环保审批准入特别限制措施（负面清单）〉（试行）的通知》（沈环保[2017]76号）、《沈阳市建设项目环境准入限制政策目录（2021年版）》等内容，本项目均不在其列。2015年9月14日，辽宁省政府印发了《关于试行辽宁省企业投资项目负面清单管理的指导意见》，同时《企业投资项目准入负面清单（试行）》也随之发布，标志着辽宁省内资企业开始正式试行负面清单管理模式。本次负面清单中列出的禁止和限制企业投资的项目和领域共768项，其中禁止投资的涉及四大类、20个行业、655项，限制投资的12个行业、113项。本项目不在辽宁省企业投资项目负面清单中。四、与《沈阳市人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区的管控意见》符合性分析表4与《沈阳市人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区的管控意见》（沈政发〔2021〕10号）符合性分析要求项目具体情况符合性划分环境管控单元全市共划定环境管控单元137个分为优先保护、重点管控和一般管控单元三类。其中：优先保护单元82个，主要涵盖生态保护红线、一般生态空间、饮用水水源保护区等区域，面积为2356.10平方公里，占全市国土面积的18.32％；重点管控单元48个，主要包括工业集聚、人口集中和环境质量超标区域，面积为6798.61平方公市域内优先保护单元、重点管控单元以外的区域面积为370546平方公里，占全市国本项目位于辽宁省沈阳市康平县，属于重点管控单元，见附图3。符合—6—土面积的2881％。符合符合制定生态环境准入清单根据划定环境管控单元的类型特征，从空间布局约束、污染物排放管控、环境风险防控和资源利用效率四方面制定针对性的生态环境准入要求，建立“l+N”生态环境全市总体管控要求；“N”为全市137个环境管控单元生态环境准入清单。本项目所在区域不涉及风景名胜区、世界文化自然遗产、地质公园、饮用水水源保护区等特殊生态敏感区，区域环境质量良好，且本项目不属于限制类别项目和线一单”政策要求。实施要求（一）严格落实生态环境准入要求。“三线一单”成果应用是推动产业绿色发展、高质量发展的重要支撑。市生态环境局负责发布环境管控单元生态环境准入清单，各区、县（市）政府和有关部门要严格落实生态环境准入要求，将生态环境分区管控成果应用于城市开发建设、资源利用、生态环境要素管理、环境监管与执法、规划环评审查和建设项目环评审批等工作。本项目属于重点管控单元，运行期正常工况下不产生废水和废气，项目优先选用低噪声设项目施工期产生的污染物可得到有效治理，施工结束后进行恢复，临时占地范围内及时进行植被恢复。“三线一单”生态环境分区管控的重要意义，制定严格的环境保护措施使各类污染物达标排放，严控环境风险；项目在严格落实各项环境保护措施后，对周边环境影响较小。（二）全面强化“三线一单”指导作用。强化“三线一单”成果与国土空间规划的衔接，各区、县（市）政府和有关部门在相关规划编制、产业政策制定中要将“三线一单”成果作为重要参考依据开展协调性分析。不断强化“三线一单”生态环境分区管控的硬约束和指导作用。（三）不断完善应用机制和线一单”生态环境分区管控的重要意义，建立“三线一单”实施应用工作机制，适时建立“三线一单”成果应用平台，不断提高“三线一单”成果应用的战略性、针对性和可操作性。市生态环境局要组建长期稳定的技术团队，切实做好技术保障。—7—五、与《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设是意见》（中发[2015]12号）的符合性意见提出，调整能源结构，推动传统能源安全绿色开发和清洁低碳利用。发展清洁能源、可再生能源，不断提高非化石能源在能源消费结构中的比重。加快核电、风电、太阳能光伏发电等新材料、新装备的研发和推广，推进生物质发电、生物质能源、沼气、地热、浅层低温能、海洋能等应用，发展分布式能源，建设智能电网，完善运行管理体系。本项目为光伏发电项目，属于清洁能源，符合《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设是意见》（中发[2015]12号）。六、国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知（林资发〔2015〕153号）表5与《通知》符合性分析一览表文件名称文件内容本项目情况相符性国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知（林资发根据通知，各类自然保护区、森林公园（含同类型国家公项目位于辽宁省园）、濒危物种栖息地、天然沈阳市康平县，林保护工程区以及东北内蒙古未在本通知中规重点国有林区，为禁止建设区定的禁止建设区域。其他生态区位重要、生态域及限制建设区脆弱、地形破碎区域，为限制建设区。符合本项目光伏区占光伏电站的电池组件阵列禁止地为原康平电厂使用有林地、疏林地、未成林储灰场用地。不造林地、采伐迹地、火烧迹地，包括林地、疏林以及年降雨量400毫米以下区地、未成林造林域覆盖度高于30%的灌木林地地、采伐迹地、和年降雨量400毫米以上区域火烧迹地。且不覆盖度高于50%的灌木林地。包括文件中描述的灌木林地。七、项目与《国土资源部国务院扶贫办国家能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》(国土资规(2017)8号)文件符合性分析表6项目与国土资规(2017)8号文件符合性分析表文件名称文件内容本项目情况相符性《国土资源部国务院扶贫办国家除本文件确定的光伏扶贫项目及利用农用地复合建设的光伏发电站项目（以下简称光伏复合项目）外，其他光伏发电站项目本项目包括光伏站场地占地和输符合—8—用地应严格执行国土资规〔2015〕5号文件规定，使用未用地应严格执行国土资规〔2015〕5号文件规定，使用未利用地的，光伏方阵用地部分可按原地类认定，不改变土地用途，用地允许以租赁等方式取得，双方签订补偿协议，报当地县级国土资源主管部门备案，其他用地部分应当办理建设用地审批手续；使用农用地的，所有用地均应当办理建设用地审批手续。新建、改建和扩建地面光伏发电站工程项目，按建设用地和未利用地管理的，应严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规〔2015〕11号）要求，合理利用土地。发电场地占地为动产权证：[辽动产权第件18）；35kV变电站建在国能康平发电有限公司厂内，不新增占为企业已租用运补偿协议见附件能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》(国土资规(2017)8光伏发电站项目用地中按农用地、未利用地管理的，除桩基用地外，不得硬化地面、破坏耕作层，否则，应当依法办理建设用地审批手续，未办理审批手续的，按违法用地查处。对于布设后未能并网的光伏方阵，应由所在地能源主管部门清理。光伏方阵用地按农用地、未利用地管理的项目退出时，用地单位应恢复原状，未按规定恢复原状的，应由项目所在地能源主管部门责本项目光伏发电站占地属于工矿基础及设备基础务期完成后对地灰场内支架及设破坏灰场封场层及结构。符合 令整改。八、与《辽宁省人民政府关于印发辽宁省主体功能区规划的通知》（辽政发〔2014〕11号）符合性分析根据国土空间综合评价，基于不同区域的资源环境承载能力、现有开发强度和未来发展潜力，统筹考虑国家和全省经济发展战略布局，以是否适宜大规模高强度工业化城镇化开发为基准，将全省国土空间划分为以下主体功能区：按开发方式，分为优化开发区域、重点开发区域、限制开发区域和禁止开发区域；按开发内容，分为城市化地区、农产品主产区和重点生态功能区；按层级，分为国家级和省级两个层面。优化开发区域是指经济比较发达、人口比较密集、开发强度较高、资源环境问题更加突出，应该优化进行工业化城镇化开发的城市化地区。重点开发区域是指有一定经济基础、资源环境承载能力较强、发展潜力较大、集聚人口和经济的条件较好，应该重点进行工业化城镇化开发的城市化地区。—9—限制开发区域分为两类：一类是农产品主产区，即耕地较多、农业发展条件较好，尽管也适宜工业化城镇化开发，但从保障农产品安全的需要出发，必须把增强农业综合生产能力作为发展的首要任务，应该限制进行大规模高强度工业化城镇化开发的地区；一类是重点生态功能区，即生态系统脆弱或生态功能重要，资源环境承载能力较低，不具备大规模高强度工业化城镇化开发的条件，必须把增强生态产品生产能力作为首要任务，应该限制进行大规模高强度工业化城镇化开发的地区。禁止开发区域是指依法设立的各级各类自然文化资源保护区域，以及其他禁止进行工业化城镇化开发、需要特殊保护的重点生态功能区。本项目位于辽宁省沈阳市康平县，属于限制开发区域中的农产品主产区。区域耕地较多、农业发展条件较好，限制进行大规模高强度工业化城镇化开发的地区。本项目为光伏发电项目，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，贯彻了节能、环保的指导思想，符合国家的产业政策，符合可持续发展战略，不属于大规模高强度工业化城镇化开发。因此，本项目符合《辽宁省人民政府关于印发辽宁省主体功能区规划的通知》（辽政发〔2014〕11号）中相关要求。九、项目选址符合性分析（1）根据康平县自然资源局出具的关于《国能康平发电有限公司利用储灰场土地开发光伏项目请示》的复函，本项目光伏阵列区土地性质为工业仓储用地（储灰场不动产权证：[辽（2021）康平县利用自有储灰场开发光伏项目，不改变土地性质，可以使用；且由于灰场已经用于储灰，可以确定未占用林地，不用申请未占用林地批复；（2）本项目变电站建在国能康平发电有限公司厂区内，用地性质为工业用地，且不新增占地；输电线路采用地埋式，沿康平电厂至储灰场道路建设，为项目建设方永久占地，不新增临时占地；（3）建设项目周围无自然保护区、水源地、文物古迹等环境敏感区；（4）建设项目符合“三线一单”要求，不在康平县生态保护红线范围综上所述，本项目选址是可行的。—10—地理位置1.本项目光伏电站阵列区位于辽宁省沈阳市康平县孙白窝堡（国能康平发电有限公司自有储灰场所在地），中心点坐标：E123°25′4.207″，N42°40′33.156″，场址面积约70hm2，势平缓，拟建场址交通便利。光伏电站阵列区界址坐标见下表：表7光伏区界址点坐标表点号XY边长J14726602.06941533846.014808.56m867.74m804.85m867.75mJ24727122.46741534464.842J34726460.11341535025.435J44725942.11341534409.435J14726602.06941533846.014S=70hm2合1050亩2.本项目康平电厂内的35kV变电站位于辽宁省沈阳市康平县国能康平发电有限公司厂区内，中心地理坐标：E123°21′49.794″，N42°42′8.653″。35kV变电站采用单母线接线，本期1回电缆进线，2回变压器出线，预留下期进线1回。3.本项目输送线路采用地埋式，沿康平电厂至储灰场自建运灰道路范围内建设，均在现有征地范围内，运灰道路界址见附件19。其中运灰公路征地宽18米，位于铁路立交桥段的运灰公路征地宽30米。项目实际运灰公路宽约10米，两侧均余有足够宽度用地，可给线路埋地提供用地。本项目建设方运输道路前期已征地面积153亩，其中：孙白窝堡村94亩，嘎叭屯村59亩；另有嘎叭屯两条乡道与运灰公路主路相交的引道部分征地面积为2亩。电厂运灰公路贯穿孙白窝堡和嘎叭屯两个村。项目地理位置见附图1，线路走向图见附图8。项目组成及规模一、项目概述国能康平发电有限公司（以下简称“康平公司”或“康平电厂”）位于辽宁省沈阳市康平县境内，于2005年5月30日注册成立，属于国家能源集团全资发电企业。本工程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。此外，每年还可减少大量的灰渣及烟尘排放，节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。2021年6月22日，康平电厂签订了固体物销售合同，将康平电厂产生的灰渣进行外售综合利用。因此灰场将空余出来，在此建设光伏项目。康平电厂公司灰场所在地为II类场，项目建设方灰场地块共分三部分。由西北向东南分别为一期灰场、二期灰场、三期灰场，各地块宽度方向基本一致，约为810m，本项目光伏阵列只占二期灰场、三期灰场相应区域（灰场分布示意图见附图19）。目前阶段一期灰场建设有贮灰坝体，且一期灰场已经贮满并完成了封场处理；二期坝体基本建设完毕，—11—且仅仅有少部分未填满，三期灰场并未进行填灰。灰场周边建设有防风护林带。一、二期灰场坝体周边建设有检修道路。灰场区域场地平坦。三期灰场保留原始地貌，场地较为平坦，仅有若干小冲沟。灰场填灰施工过程中进行了分层碾压，固结情况良好。另外，本项目所占用二期、三期灰场区域已取得了土地使用权属证明文件，详见附件18。本项目建成运营后，康平电厂灰渣采取综合利用方式进行外售消纳，项目分销协议见附件20。二、项目主要内容及规模国能康平发电有限公司利用自有储灰场开发光伏项目，每期容量6MWp，本项目共建设5期（项目备案证明，见附件4）。本工程以35kV电缆出线送至国能康平发电有限公司厂内，经降压后接入2台600MW火电机组厂用6.3kV工作母线段，以自发自用方式全部消纳。康平电厂内35kV变电站交流用电负荷约50kVA，用电负荷较小。根据35kV变电站布置位置，距离主厂房较近，且主厂房内380/220V低压公用段有备用回路，因此从公用段引接2路电源作为站用电。项目组成及主要建设内容见表8。表8拟建项目组成一览表项目名称建设内容主体工程光伏发电系统本项目共分8个发电单元，每个单元由267个光伏子阵串并联构成，安装光伏组件6942个、装机容量3748.68kWp。本项目29.98944MWp。系统本期工程共分8个光伏发电单元，每个单元配1台3.125MW集中式逆变器-变压器一体化箱式变电站。光伏场集电线路电压采用35kV，本期8台箱式变电站集电成1回35kV电缆输电线路送至康平电厂内，经2台35kV电力变压器降压至6.3kV分别接入2台600MW机组厂用电系统。35kV变电站康平电厂内35kV变电站采用预制仓式，布置在主厂房A排前2号机组变压器区右侧，便于电缆线路进出。厂内35kV变电站设置2台降压变压器，变压器采用三绕组、分裂变压器，每台变压器两个低压分支分别接到一台机组的两个6.3kV母线上，作为机组的厂用负荷电源消纳。选用分裂变压器，可避免两台机组的6kV系统互连带来的短路电流过大的风险。输电线路光伏发电项目通过1回35kV电缆线路送至厂内，经2台降压变分别接至两台机组的6.3kV厂用段。从光伏场送出至康平电厂的35kV电缆线路采用电缆直埋敷设，过路处穿管敷设。—12—辅助工程道路原有灰场已建有运灰道路至灰场围堤，道路为10m宽的沥青路面（部分路段为混凝土路面）。本期灰场内道路利用灰场原有道路进行施工。光伏电站场址通过电厂运灰道路与周边行政区域主干道路相接，电站交通运输可经区域主干道路转电厂运灰道路到达光伏站址现场。本项目灰场内道路利用部分贮灰场现有通车检修道路进行建设，采用碎石路面，宽度4.0m。长度约为0.495km，道路两边各保留0.5m宽路肩，路面采用单向坡度形式，道路横坡为1.5%。碎石路面结构形式为：3cm磨耗层，12cm填隙碎石面层，25cm天然砂砾基层。集电线路本光伏项目的集电线路电压选择35kV电压等级。本期8个发电单元采用1回集电线路，每个发电单元经箱式升压变升压后采用T接的集电方式进行汇流。本站址场地相对较平，开挖难度不大，为了对光伏组件不产生阴影遮挡，光伏发电场区内35kV集电线路采用直埋方式敷设，光伏场内无大型道路通过，电缆过路处采用穿管保护。事故油池本项目35kV变电站2台降压变压器下方各设置1个地埋式事故油池，共2个事故油池，每个事故油池容积均为32m3（4m×4m×2m）。油池内的油可通过运送管道将事故油池内的油流至电厂内原有事故油池。本项目新建事故油池位于厂区现有的2个事故油池的北侧，通过管道连接。电厂厂区内原已建设有2个事故油池，容积均为96m3（4m×4m×6m）。施工区本工程为避免过多破坏植被，不设置集中的施工场地，施工时需要的材料先存放在灰场占地范围内最后施工的区域，使用预拌商品混凝土，不设混凝土搅拌站。本项目所有施工区均设置于永久占地范围内，无其他临时用地。光伏般固废暂存区本项目光伏区设置一般固废暂存区，每个面积9m2（3m×3m），共设置5个一般固废暂存区。依托工程施工用电从现有灰场管理站引入。给水系统施工期：本项目施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成。施工生产和施工生活用水量约为60t/d，施工期间的施工生产和生活用水，依托灰场管理站引接，为市政管网引运行期：本项目无新增工作人员，依托厂区现有员工。运行期光伏板清洗用水由管网引水。采暖本工程冬季工作人员采用电暖气采暖方式。环保工程生态恢复施工结束后，对灰场光伏区、输电线路区及时进行植被恢复；运灰道路输电线路埋设区、光伏板下种植当地土著草种及低矮灌木。植被草种经试种后，选择沙棘、沙打旺等耐寒冷、耐瘠薄植物作为先期固结土壤的先锋植物，再选择耐寒抗旱性强的紫花苜蓿、草木樨等优质牧草相结合胡枝子等灌木植物，采用深根性与浅根性相结合的灌草混交方式，在平整后进行栽植。—13—废水施工期废水主要是施工场地生产废水和施工人员产生的生活污水。生产废水主要是施工泥浆废水和施工机械设备的清洗废水，施工泥浆废水主要是在混凝土灌注、运输车辆清洗过程中产生的，悬浮物浓度高，有机物浓度较低，经隔油沉淀池沉淀后回用，对周边环境影响较小。施工人员生活污水利用周边旱厕，生活污水同粪便定期清掏沤肥。本项目不新增工作人员，项目管理人员依托国能康平发电有限公司原有工作人员，故运行期无生活废水产生。本项目所在区域风速相对较大，光伏阵列倾角也较高，光伏阵列表面不易存灰及积雪。因项目原二期灰场区域内扬尘相对较多，该区域光伏板非常脏时用清水进行拖洗（原三期灰场区域四周无粘土围堰，风力相对较大，原则上不进行清洗），项目原二期灰场范围内未蒸发损耗的清洗水通过雨水收集系统收集到集水池中，综合利用于道路降尘、绿化。光伏板清洗用水为54.6m³,其中自然蒸发50%。灰场雨水降水量约45m³,其中自然挥发为50%，则进入集水池的水为49.8m³。经沉淀后重复使用，用于道路降尘、绿化。项目运营期本项目无生产废水外排。废物一般施工期固体废弃物主要来自施工过程产生的杂土、废砂、碎石碎砖块等建筑垃圾，还有建筑工人所产生的少部分生活垃圾。本项目施工弃渣量较少，尽量利用开挖土方进行回填，就近平衡工程土方，尽量减少土方工程引起的水土流水。建筑工人生活垃圾收集后交由市政环卫部门统一处置。运行期不新增工作人员，主要依托厂区工作人员进行管理，运营期一般固废主要为需要更换或修理的废光伏组件，产生量约为4块/a，暂存于光伏区一般固废暂存区，定期清运。危险废物光伏区的箱式变压器采用干式变压器，无废变压器油产生；电厂内的变电站在事故状态下产生废变压器油，进入变电站新建地埋式事故油池，变电站共2个事故油池，每个事故油池容积均为32m3（4m×4m×2m）。电厂厂区已建设有2个事故油池，容积均为96m3（4m×4m×6m）。事故状态下产生的废变压器油不在厂区内进行暂存，由有资质单位直接外运处置。35kV变电站日常维护产生的废变压器油暂存于康平电厂内的危废间，定期交由有资质单位直接外运处置。储油池和排油管道主变压器室外布置，在变压器下部设有地埋式储油池和排油管道，以保证在事故情况下变压器下部出油池的油可以顺利排走。电厂厂区已建设有2个地埋式事故油池，容积均为96m3（4m×4m×6m），本项目主变压器依托已建地埋式事故油池。出现变压器事故状态下需排油时，排至地埋式事故油池。变电站主变压器在检修或事故状态需排油，设置事故油池各1座。本项目35kV变电站通过排油管道连接96m3的事故油池。事故状态下产生的废变压器油由有资质单位直接处置外运，不在厂区内危废间暂存。灰场采用干式箱变，无废变压器油产生。35kV变电站日常维护产生的废变压器油暂存于康平电厂内的危废间，定期交由有资质单位直接外运处置。集水池—14—绿化工程施工完成后，进行光伏阵列区域及道路平整，播撒草籽进行绿化、复植，完成绿化工程。对于输电线路，开挖面积约1m×8000m，施工完成后进行绿化。植被草种经试种后，选择沙棘、沙打旺等耐寒冷、耐瘠薄植物作为先期固结土壤的先锋植物，再选择耐寒抗旱性强的紫花苜蓿、草木樨等优质牧草相结合胡枝子等灌木植物，采用深根性与浅根性相结合的灌草混交方式，在平整后的灰面上进行栽植。风险本项目35kV变电站2台降压变压器下方各设置1个地埋式事故油池，共2个地埋式事故油池，每个事故油池容积均为32m3（4m×4m×2m）。油池内的油可通过运送管道将事故油池内的油抽至电厂内原有地埋式事故油池。本项目新建事故油池位于厂区现有的2个事故油池的北侧，通过管道连接。电厂厂区内原已建设有2个地埋式事故油池，容积均为96m3（4m×4m×6m）。事故油池与本次建设的事故油池做好防渗。（1）光伏发电系统本阶段拟选540Wp单晶硅双面光伏组件，组件转换效率为21.1%，单个光伏组件长2256mm、宽1133mm、厚35mm，重32.3kg。本项目采用固定式运行方式，方位角为0°、倾角为36°,光伏子阵按照2列13排竖向布置，每个组件之间留出20mm，光伏子阵南北方向行距为13.3m。本项目共分8个发电单元，每个单元由267个光伏子阵串并联构成，安装光伏组件6942个、装机容量3748.68kWp。本项目共安装光伏子阵2136个、光伏组件55536个，装机容量29.98944MWp。经计算，本项目系统发电效率为83.77%，考虑背面增益5%，则本项目考虑背面增益后的系统效率为87.96%。经过初步估算，本项目25年平均年发电量为39803.29MW·h，多年平均等效利用小时数为1327.24h。（2）电气系统本期工程共分8个光伏发电单元，每个单元配1台3.125MW集中式逆变器-变压器一体化箱式变电站。光伏场集电线路电压采用35kV，本期8台箱式变电站集电成1回35kV电缆输电线路送至康平电厂内，经2台35kV电力变压器降压至6.3kV分别接入2台600MW机组厂用电系统。光伏电站工程按照“无人值班，少人值守”的原则设计。本光伏电站设置一套计算机监控系统。光伏发电设备、逆变器以及箱式变压器的监控通过放置在每个光伏发电单元的数据采集器上传至厂内计算机监控系统，统一进行数据采集、显示及监控。（3）电厂35kV变电站康平电厂2台600MW机组厂用电压为6.3kV，电源引至发电机出口，每台机组设置1台高压厂用变压器、1台脱硫变压器；每台机组设置2段6.3kV工作母线、1段6.3kV脱硫母线。本期光伏发电通过1回35kV电缆线路送至康平厂内，在电厂内设置1座35kV变电站；为适应康平电厂2台600MW机组调频调峰运行方式，提高光伏电站运行—15—的灵活性，尽量避免弃光现象，厂内35kV变电站设置2台降压变压器，变压器采用三绕组、分裂变压器，每台变压器两个低压分支分别接到一台机组的两个6.3kV母线上，作为机组的厂用负荷电源消纳。选用分裂变压器，可避免两台机组的6kV系统互连带来的短路电流过大的风险。本期建设1回35kV电缆线路接入康平电厂内35kV变电站；考虑到下期20MWp光伏的接入，预留1回35kV电缆进线间隔。（4）输电线路光伏发电场区距离康平电厂直线距离约4.5km，经现场踏勘发现通道内有多条输电线路、通讯线路，有防护林带，及村庄建（构）筑；存在征地困难、交叉跨越、砍伐林带，施工难度极大。经技术、经济比较后，采用35kV电缆直埋方式送入康平电厂内；为避免新增征地，电缆沿现有电厂至灰场道路路径敷设，过道路处穿管保护；线路长约8km。①35kV电力电缆为节约工程造价，本工程35kV电缆选用交联聚乙烯绝缘、聚烯烃护套、C类阻燃、铝芯电缆。电缆截面按工作电流选择，热稳定截面校核。电缆截面选择如下：a．逆变升压单元高压侧电缆选择本期共有8台逆变升压单元，第1台至第4台逆变升压单元之间汇流电缆选用3×95mm2截面电缆；第4台至第5台逆变升压单元之间汇流电缆选用3×185mm2截面电缆；第5台至第6台逆变升压单元之间汇流电缆选用1根3×240mm2截面电缆；第6台至第7台逆变升压单元之间汇流电缆选用2根3×185mm2截面电缆；第7台至第8台逆变升压单元之间汇流电缆选用2根3×240mm2截面电缆。b．35kV集电线路电缆本期8台逆变升压单元集电成1回35kV电缆线路送至康平电厂内35kV变电站。电缆选用2根3×240mm2截面电缆。②低压及控制电缆光伏发电站内的动力电缆和控制电缆均采用铠装交联聚乙烯绝缘电缆，重要的消防系统的供电、控制、通信和火灾报警系统使用的动力电缆和控制电缆采用耐火电缆。控制电缆选用多芯铜导体铠装电缆，其导体截面不小于1.5mm2。控制电缆绝缘水平一般为450/750V。光伏场区电池组至逆变器（双拼敷设）的电缆选用光伏专用电缆。③电缆通道及敷设方式光伏场区的电池板与逆变器之间采用架空（组件支架上）方式敷设，逆变器与箱式变压器之间采用铠装电缆，通过直埋方式相连，在出入地面处穿管保护。箱式变压器通过电缆与相邻箱式变压器枝接方式送至35kV配电间开关柜，电缆采用阻—16—燃、铠装电缆，通过直埋敷设。光伏场送出至康平电厂的35kV电缆线路采用电缆直埋敷设，过路处穿管敷设。项目输电线路工程参数及结构剖面情况见附图13-2。④电缆防火电缆进入各建筑物，开关柜、配电盘及控制屏的电缆孔洞，电缆竖井采用防火堵料进行封堵。同时在电缆通道的适当位置设置防火墙和阻燃槽盒。电缆选择为阻燃电缆，消防负荷电源电缆采用耐燃电缆。（5）道路工程本项目建设地点位于康平电厂贮灰场内。光伏电站场址通过电厂运灰道路与行政区域主干道路相接，电站交通运输可经区域主干道路转电厂运灰道路到达光伏站址现场。本项目运灰道路征地宽18m，现有运灰道路10m。站址周边交通便利。站址主入口位于站区东北角，原灰场入口。交通运输可经原灰场运灰道路到达站区。站内通车检修道路采用碎石路面，4.0m宽道路长度约为0.495km，道路两边各设0.5m宽路肩，路面采用单向坡度形式，道路横坡为1.5%。碎石路面结构形式为：3cm磨耗层，12cm填隙碎石面层，25cm天然砂砾基层。灰场场区新建道路工程参数及结构剖面情况见附图13-3。三、主要设备本项目主要建设工程包括光伏组件基础、箱式变压器、场区道路、输送线路、35kV变电站等建设内容。本项目主要设备见表9。表9主要设备一览表序号名称单位数量/参数备注光伏组件类型/单晶硅/Wp540/开路电压（Voc）V49.50/短路电流（Isc）I/工作电压（Vmp）V41.65/工作电流（Imp）I/峰值功率温度系数%/K-0.35/开路电压温度系数%/K-0.284/短路电流温度系数%/K+0.050/%2.0/%6.05/25年功率衰减%/外形尺寸mm2256*1133*35重量kg32.3/数量块55536/—17—跟踪方式//安装角度°/2集中式逆变器2.1最大输入电压V/2.2最小输入电压/启动电压V875/915/2.3最大输入电流（每路MPPT）A3997/2.4最大短路电流（每路MPPT）A5000/2.5MPPT电压范围（DC）V/2.6最大直流输入数量/2.7MPPT数量/2/2.8额定输出功率（AC）kW3125/2.9最大输出功率（AC）kW3437/2.10最大输出视在功功率kVA3437/2.11额定输出电压kV0.6/额定频率Hz/2.13总电流波形畸变率/直流分量/<0.5%额定输出电流/2.15额定功率因数（cosø)/>0.99/2.16功率因数可调范围（cosø)/0.8超前~0.8滞后/2.17馈电相数/输出端相数//2.18最大效率/99.02%/2.19冷却方式/强制风冷/2.20/IP55/2.21工作环境温度/-35℃-+60℃/2.22交/直流过压、过流保护//2.23交/直防雷保护//2.24电网监测/接地故障保护//2.25//2.26重量T/2.27尺寸mm5360×2600×2511/2.28辅助电源kVA/2.29通讯标准RS485，以太网；光纤/3、升压变压器（与逆变器一体化集成，为干式变压器）台8/容量kVA3125/额定电压kV352*2.5%kV/0.6kV/4、送出回路数、电压等级4.1送出回路数回4.2kV/表10光伏电站箱式变压器参数型号3125kW级最大输入电压1500Vdc—18—最大输入电流3997AMPPT范围(VDC)875-1300V最小直流输入电压/启动电压875/915V直流输入路数16~24MPPT数量2额定输出功率3125kW最大交流输出功率3437kW最大交流输出电流64A额定输出电压35kV额定电网频率50Hz总电流波形畸变率＜3%（额定功率）功率因数0.8（超前）~0.8（滞后）冷却方式最大效率99.02%中国效率98.55%防护等级IP65（逆变器）/IP54（其他）外形尺寸（宽*高*厚）5360x2600x2511重量（t）本项目不设置临时占地，均为永久占地。占地类型见下表：表11土地利用类型位置备注光伏区工矿仓储用地/全部在征地范围内输电线路畜牧场国有土地、农村集体土地沿运灰道路地埋敷设，永久用地35kV变电站工业用地//总平面及现场布置一、总平面布置本项目用地面积70.00hm2，康平公司原灰场用地共分三部分。由西北向东南分别为一期灰场、二期灰场、三期灰场。各地块宽度方向基本一致，约为810m。目前阶段一期灰场建设有贮灰坝体，且一期灰场已经贮满并做了封场处理，二期灰场坝体基本建设完毕，且仅仅有少部分未填满，三期灰场并未进行填灰。灰场周边建设有防风护林带。一、二期坝体周边建设有检修道路。灰场区域场地平坦。三期地块保留原始地貌，场地较为平坦，仅有若干小冲沟。灰场填灰施工过程中进行了分层碾压，固结情况良好。本项目用地范围为二、三期灰场区域。1.光伏电站综合考虑建站条件确定本光伏电站站址位置：①项目地块属电厂灰场用地，本次使用70hm2土地电厂已办理用地许可证；②本项目接入电厂用电系统消纳，项目地距离电厂较近，接入系统线路短；③站址所在区域地势较为平坦，土石方工程量小；—19—④厂址周边交通运输条件满足施工安装及大件设备运输要求。根据建设方的意见，分布式光伏电站项目计划分步实施（共分5期前后一次性建成），建设场地考虑从用地区域的南侧开始建设，充分利用已征地土地（见附图规划在可用地东南侧即三期灰场位置布置3个光伏子阵，另外在二期灰场已征地范围内布置5个光伏子阵，根据现场踏勘的情况结合建设方的意见，暂不考虑使用二期灰场南侧中部未填满区域，该区域可继续作为电厂的备用贮灰场，且节省了本项目填方土石方工程量。本期规划的光伏子阵全部在电厂已征地范围内，本期无需新增征地（不动产权证见附件18）。光伏电站四周设置1.8m铁丝网围栅。本期工程设3个入口，其中二期灰坝区域入口设置在站区北侧（原灰场入口延长位置设一座7.0m宽格栅大门。另外在用地红线西北侧的南北两侧原检修道路位置各设一个入口，且配套各设一座4.0m宽格栅大门。光伏电站总平面图详见附图11。（1）光伏阵列设计和布置①光伏子阵设计本阶段拟选的540Wp单晶硅光伏组件长2256mm、宽1133mm、厚35mm，光伏子阵内的光伏组件按照竖向2行13列进行布置，每个组件间流出20mm的间距，本阶段每个光伏子阵东西长14.969m、南北宽4.532m，单个光伏子阵平面布置示意图如下：图1光伏子阵平面布置示意图②光伏子阵行列距设计光伏子阵的行间距与影响其的阴影长度相关，阴影长度因安装站址的纬度、季节和时刻的不同而变化。根据光伏发电站设计规范要求，光伏方阵各排、列的布置间距应保证当地真太阳时每天9时至15时时段内前、后、左、右互不遮挡，因此设计时应考虑在冬至日9时至15时之间，光伏阵列之间互不遮挡。本项目光伏子阵方位角0°、倾角36°,若按各向无坡度、冬至日9时至15时之间。光伏阵列之间互不遮挡考虑，则光伏子阵南北行距为13.08m。考虑到本项目场址区域面积紧张，考虑到实际场平误差和施工误差，本阶段光伏子阵南北行距暂按13.30m考虑。—20—图2光伏子阵倾角和南北行距示意图（2）光伏阵列总体布置方案本期安装2136个子阵、55536个光伏组件，安装容量为29989.44MWp。箱逆变一体机高度按照2.6m考虑，根据场址区域投影倍率，计算其阴影遮挡范围，如下图所示：图3典型箱逆变一体机遮挡范围示意图上图为一个较为典型的箱逆变一体机和其投影范围与组件距离示意图。箱逆变一体机距离最近组件距离为10m，其边缘的北向和西向投影长度如图所示。下阶段应根据设备供应商提供的外形尺寸进行遮挡范围复核和位置调整工作。（3）光伏站道路设计本项目利用部分贮灰场现有道路，新建的站区内均为通车检修道路，采用碎石路面，宽度4.0m。长度约为0.495km，道路两边各保留0.5m宽路肩，路面采用单向坡度形式，道路横坡为1.5%。碎石路面结构形式为：3cm磨耗层，12cm填隙碎石面层，25cm天然砂砾基层。（4）光伏发电站技术经济指标光伏发电站技术经济指标详见下表。表12光伏电站技术经济指标表序号单位数量1光伏区总用地面积hm2702站内道路面积泥结碎石m23站区围墙长度1.8m高铁丝网围栅m3300本项目无弃方，封场相应粘土、表土、砂石等均外购。（5）光伏场接线—21—①光伏方阵单元接线本期30MWp光伏电站共分8个发电单元，拟采用540Wp单晶硅组件，安装2136个子阵。每个发电单元均采用一阵一变的单元接线方式。考虑到站址辐照强度分布曲线、太阳能转换为电能折减系数、组件衰减及变压器过负荷特性等因素，本阶段选取变压器额定容量为3125kVA。②光伏场集电线路根据装机规模，光伏发电单元的容量和接入电网距离，经技术、经济比较，本光伏项目的集电线路电压选择35kV电压等级。每个发电单元经箱式升压变升压后采用T接的集电方式进行汇流。本站址场地相对较平，开挖难度不大，为了对光伏组件不产生阴影遮挡，光伏发电场区内35kV集电线路采用直埋方式敷设，光伏场内无大型道路通过，电缆过路处采用穿管保护。③光伏发电送出根据接入系统方案，本项目送入康平电厂2台600MW机组厂用电消纳。光伏发电场区距离康平电厂直线距离约4.5km，经现场踏勘发现通道有多条输电线路、通讯线路，有防护林带，及村庄建（构）筑；存在征地困难、交叉跨越、砍伐林带，施工难度极大。经技术、经济比较后，推荐采用35kV电缆直埋方式送入康平电厂内；为减少征地，电缆沿现有电厂至灰场道路路径敷设，过道路处穿管保护；线路长约8km。本期8个发电单元采用1回集电线路，以T接方式汇集。运灰道路已有永久占地租地协议。④35kV系统中性点接地方式由于光伏电站与风电场同样具有发电随机性、可控性差的特点，所以参照执行国家电网公司文件--国家电网调{2011}974号里“风电场单相故障应快速切除，汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。”本项目35kV系统配置一套小电阻接地装置，安装于35kV变压器中性点。2.康平电厂内35kV变电站康平电厂2台600MW机组厂用电压为6.3kV，电源引至发电机出口，每台机组设置1台高压厂用变压器、1台脱硫变压器；每台机组设置2段6.3kV工作母线、1段6.3kV脱硫母线。本期光伏发电通过1回35kV电缆线路送至康平厂内，在电厂内设置1座35kV变电站；为适应康平电厂2台600MW机组调频调峰运行方式，提高光伏电站运行的灵活性，尽量避免弃光现象，厂内35kV变电站设置2台降压变压器，变压器采用三绕组、分裂变压器，每台变压器两个低压分支分别接到一台机组的两个6.3kV母线上，作为机组的厂用负荷电源消纳。选用分裂变压器，可避免两台机组的6kV系—22—统互连带来的短路电流过大的风险。本期建设1回35kV电缆线路接入康平电厂内35kV变电站；考虑到下期20MWp光伏的接入，预留1回35kV电缆进线间隔。3.输电线路本项目送入康平电厂2台600MW机组厂用电消纳。光伏发电场区距离康平电厂直线距离约4.5km，采用35kV电缆直埋方式送入康平电厂内；为避免征地，电缆沿现有电厂至灰场道路路径敷设，过道路处穿管保护；线路长约8km。本期8个发电单元采用1回集电线路，以T接方式汇集（线路走向图见附图8）。二、现场布置1.施工现场总布置原则根据本工程的特点，在施工布置中考虑以下原则：遵循因地制宜、方便生产、管理，安全可靠、经济适用的原则。充分考虑光伏组件布置的特点，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工设施与临时设施。合理布置施工供水与施工供电。施工期间施工布置必须符合环保要求，尽量避免环境污施工总布置须按下面基本原则进行：1）质量第一、安全至上、节能环保、创新增效的原则。光伏组件的安装工程量安装质量要求高，因此在全部工程实施始终都要贯彻执行质量第一、安全至上的原则。另外，对于具体的工程项目实施，仍然要遵循充分节约能源、切实保护环境的原则；2）施工总布置遵循因地制宜、有利施工、方便生活、易于管理、安全可靠、经济适用的原则；3）根据工程区地形地貌条件，施工布置力求紧凑、节约用地；4）统筹规划、合理布置施工设施和临时设施；6）严格施工边界，不得占用永久占地范围外土地；7）参考部分工程经验，工程施工期间主要施工区实施封闭管理。2.施工总布置规划根据光伏电站的总平面布置，施工场地整体考虑优先布置在电站光伏区南侧，即原三期灰场已办理土地使用权属的区域，各区域占地情况如下：1）砂、石及水泥堆放场地占地0.30hm2；2）钢模板及钢筋堆放和加工场地，占地0.30hm2；设备堆放场地，占地0.40hm2。—23—施工方案一、施工工艺图4生产工艺及产污节点图1.封场康平公司灰场地块共分三部分。由西北向东南分别为一期灰场、二期灰场、三期灰场。各地块宽度方向基本一致，约为810m。目前阶段灰场一期建设有贮灰坝体，且一期灰场已经贮满且做封场处理，灰场二期坝体基本建设完毕，且仅仅有少部分未填满，灰场三期未进行堆灰，为原始地貌。灰场周边建设有防风护林带。一、二期坝体周边建设有检修道路。灰场区域场地平坦。三期地块场地较为平坦，仅有若干小冲沟。灰场填灰施工过程中进行了分层碾压，固结情况良好。灰场三期当前未堆灰，以后也不再堆灰。本项目占地范围包括二期、三期灰场区域，二期灰场应进行封场（本次评价不包含封场的具体内容，仅提出封场要求）。本项目前期进行基础开挖与阵列基础浇筑，需进行大面积开挖，会对土层进行破坏。在光伏组件安装期间，将封场同时进行。待本光伏项目建设完成后，与封场一并进行验收。项目二期灰场应按照现行标准《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》GB18599-2020，对项目灰场封场。要求如下：（1）当灰场不再进灰，应在建设前启动封场作业，并采取相应的污染防治措施，—24—防止造成环境污染和生态破坏。（2）封场时应控制封场坡度，防止雨水侵蚀。（3）II类场的封场结构应包括阻隔层、雨水导排层、覆盖土层。覆盖土层的厚度视拟种植物种类及其对阻隔层可能产生的损坏确定。做好防渗。（4）封场后，仍需对覆盖层进行维护管理，防止覆盖层不均匀沉降、开裂。（5）封场后的贮存场、填埋场应设置标志物，注明封场时间以及使用该土地时应注意的事项。图s二期灰场封场参数及结构剖面图—25—2.道路施工光伏阵列区检修道路为永久占地，该站址较为平坦，施工期间沿规划道路路线洒水碾压，然后铺设砂石路面，再利用15t压路机分层压实，道路宽按4.0米。本项目利用部分贮灰场现有道路，新建的站区内均为通车检修道路，采用碎石路面，宽度4.0m。长度约为0.495km，道路两边各保留0.5m宽路肩，路面采用单向坡度形式，道路横坡为1.5%。碎石路面结构形式为：3cm磨耗层，12cm填隙碎石面层，25cm天然砂砾基层。说明：①本项目新建场区道路多为利用部分储灰场现有道路，均作为通车检修道路；②场区道路采用碎石路面，长度约为0.495km，道路两边各保留0.5m道路宽；③二期坝体周边检修道路尽量建设在黏土坝体上方。图6灰场厂区新建道路平面示意图3.光伏方阵基础施工和安装（1）光伏方阵基础施工本项目光伏支架基础采用钢筋混凝土条形基础。坐落在灰厂区域的光伏支架基础，采用钢筋混凝土条形基础，基础埋深0.8m；坐落在原土区域的光伏支架基础，采用桩基。光伏支架基础施工流程如下：基槽开挖→浇垫层→扎条形基础钢筋→立条形基础模板→浇条形基础混凝土→成型。逆变器箱式变电站一体化基础采用天然地基基础设计方案，基础形式为C30现浇钢筋混凝土大块式基础。2.5m×5.36m（宽深度采用中粗砂压实换填。对于大块式基础施工顺序：测量放线、土方开挖、验槽、垫层施工、钢筋绑扎、支模板、浇筑混凝土、拆模板、拆模。施工过程中控制混凝土浇筑质量及施工安全。灰场二期光伏方阵基础施工不得破坏封场结构中的阻隔层，以免封场层不能有效阻隔雨水进行灰场。（2）光伏支架安装—26—光伏方阵基础施工完毕后再安装支架。施工工序如下：a）支架倒运将支架所用的零件按每组配比数量分别搬运到指定安装位置。b）立柱安装将立柱与桩顶预埋件\预埋螺栓对齐并临时固定，待一个方阵的立柱全部安装完成之后，调整立柱位置保证立柱在同一纵向水平线上，同时调整立柱高度保证立柱在同一高度上，保证同一组的同一种立柱高差不得超出设计要求，调平后再将立柱与预埋螺栓最终固定。c）斜梁安装斜梁通过连接件和螺栓固定在立柱上，斜梁和立柱也可根据现场施工情况，在地面组装好后整体安装。d）檩条安装对准斜梁上的预设孔位，通过螺栓和连接件将檩条固定在斜梁上。（3）光伏电气设备安装a）箱式变压器安装安装工艺流程：开箱清点→器身检查→吊装就位→安装固定→电缆接线→调试验收。就位之前在基础及变压器上标出纵横中心线，变压器按标识就位，变压器就位时要保证变压器中心线与基础中心线一致。b）光伏组件安装1）在同一个光伏发电系统上应使用相同配置的组件；2）安装组件时，应注意背面接线盒的位置；3）按照图纸要求采用螺栓连接或压块连接，螺栓应拧紧，不得有松动；4）安装人员在尝试安装，操作和维护的光伏组件时，应掌握安装说明；5）光伏组件在光照充足或其他光源照射下时生产电力，安装时应当采取相应的防护措施；6）太阳能光伏组件安装时不要穿戴金属表带或其它的金属配饰，以免划伤光伏板；7）不要使用或安装已经损坏的组件，不要人为地在组件上聚光。c）逆变器安装安装工艺流程：设备检查→安装位置确定→安装抱箍横担→设备安装→接线→调试验收。（4）预制方舱土建施工及电气设备安装本项目35kV变压器基础采用天然地基基础，基础形式为C30现浇钢筋混凝土大块式基础。35kV预制舱式变电站基础采用天然地基基础，基础形式为C30现浇钢筋混凝土大块式基础。对于大块式基础施工顺序：测量放线、土方开挖、验槽、垫层施工、钢筋绑扎、支模板、浇筑混凝土、拆模板、拆模。施工过程中控制混凝土浇筑质量及施工安全。35kV方舱通过长板拖车运输至施工现场，利用大吨位汽车吊将方舱吊至指定位—27—置固定，安装电气设备，调试后投入使用。4.输电线路本项目送入康平电厂2台600MW机组厂用电消纳。光伏发电场区距离康平电厂直线距离约4.5km，经现场踏勘发现通道内多为基本农田，有多条输电线路、通讯线路，有防护林带，及村庄建（构）筑存在征地困难、交叉跨越、砍伐林带，施工难度极大。经技术、经济比较后，采用35kV电缆直埋方式送入康平电厂内；电缆沿现有电厂至灰场道路路径敷设，过道路处穿管保护；线路长约8km。本期8个发电单元采用1回集电线路，以T接方式汇集。说明：①光伏阵列区至电厂区降压站间输电线路全部采用地埋式，相应地埋沟全部设置在企业运灰道路18m范围内；②输电线路地埋沟埋挖深度约1.5m；③输电线路地埋时需对表土进行保护，分层开挖，单独堆存及分层回填，表土全部用于沿线生态复绿；④输电线路地埋于道路哪一测，由后期具体施工设计方案进行明确，本图位置仅为建议位置。图7项目输电线路工程参数及结构剖面示意图5.生态绿化施工完成后，进行光伏阵列区域及道路平整，播撒草籽进行绿化、复植，完成绿化工程。本项目光伏区占地面积70hm2，生态绿化面积约为50hm2对于输电线路，开挖面积约1m×8000m，施工完成后进行绿化。植被草种经试种后，选择沙棘、沙打旺等耐寒冷、耐瘠薄植物作为先期固结土壤的先锋植物，再选择耐寒抗旱性强的紫花苜蓿、草木樨等优质牧草相结合胡枝子等灌木植物，采用深根性与浅根性相结—28—合的灌草混交方式，在平整后的灰面上进行栽植，绿化均采用当地物种。二、施工时序及建设周期表13施工时序图出线及厂内改造0.67个月场地平整0.50个月阵列基础浇筑2022年3月7日～2022年3月270.66个月管理站土建施工0.66个月光伏组件安装2022年3月30日～2022年6月303.00个月光伏站及线路调试送电2022年6月30日～2022年8月30日2.00个月并网2022年9月15日～2022年9月20日从项目开工至投产2022年3月～2022年10月7个月—29—其他1.光伏组件选型单晶硅太阳能电池光电转换效率较高，随着成本的下降，现已获得市场青睐；多晶硅以其性能稳定而著称；部分非晶硅太阳能电池受制于其材料引发的光电效率衰退效应，稳定性较差；聚合物太阳能电池、纳米晶太阳能电池和有机太阳能电池目前光电转换效率较差。相较于多晶硅光伏组件，单晶硅组件具有如下优势：1）单晶硅材料纯度较高，内阻小，温度升幅较小。单晶硅组件峰值功率的温度系数一般为-0.39%/K左右，低于多晶硅的-0.42%/K。相同条件下，单晶硅组件的工作温度低于多晶硅，功率损失更少；2）在低辐照度条件下，单晶硅组件发电能力更好，效率较高；3）单晶硅组件在全生命周期的平均衰减率较低，从全生命周期均值来看，一般高出2%左右；4）单晶硅组件的光电转换效率较高，能够有效减少占地，同时降低光伏阵列部分的建设成本，降低单位度电成本。综合上述考虑，结合市场现状，推荐本项目使用单晶硅光伏组件。受晶体硅光电转换上限限制，光伏组件厂家多在组件制造过程中应用不同技术以提高组件效率、增加单片峰值功率，以进一步降低光伏电站建设成本。半片、多主栅、制造工艺已广泛应用于市场主流产品。随着光伏电站平价、低价时代的来临，电池制造商和组件制造商试图通过增大电池片单元的尺寸达到增大单片组件峰值功率，进而降低建设成本的目的。根据近期技术交流情况，市场上现阶段分为M10（166mm）和G12（210mm）两个主流路线。考虑到M10电池组件厂家数量较多，后期设备招标较G12电池组件在招标方面稍有优势，因此本阶段初步选择主流M10组件。同时考虑本项目计划于本年度完成全容量并网，结合近期于主流组件厂家沟通情况，并充分参考业主方意见，本阶段拟采用峰值功率为540Wp的光伏组件。双面组件采用透明背板，可以接收地表反射的太阳能辐射，增加系统发电量，针对540Wp单面和双面组件，对单方阵场区部分进行初步比较，结果如下：表14单双面组件比较结果项目单位单面双面容量KWp3748.683768.6825年均发电量MWh4677.004975.3组件投资万元693.51712.25支架及基础投资万元294.44294.44项目单位单面双面电气设备万元合计万元1157.951176.69度电成本元/kWh0.09900.0946—30—根据上表可见，经模拟计算，本项目双面组件增益率约为5.5%，本阶段增益率按5%考虑，其场区部分度电成本较单面组件有一定的优势，因此本项目推荐使用540Wp双面组件。选取两个不同品牌540Wp双面组件进行比较，具体参数如下：表15光伏组件性能参数表项目单晶硅组件单晶硅组件标准测试条件下峰值功率（Wp）540540峰值功率电压（Vmp）41.6541.13峰值功率电流（Imp）49.5049.73短路电流（Isc）组件效率（%）21.120.94工作温度(°C）-40~+85-40~+85NOCT(°C）45±245±2最大系统电压（IECVDC）组件尺寸（mm）2256*1133*352274*1134*35短路电流温度系数（%/K）+0.050+0.048开路电压温度系数（%/K）-0.284-0.28峰值功率温度系数（%/K）-0.35-0.35输出功率公差0~+5W0~+3%重量（kg）32.334.3最大风荷载（Pa）24002400最大雪荷载（Pa）54005400 上述光伏组件均为单晶硅半片双面组件，采用半片电池技术，有效减少组件内阻、降低阻耗，提高组件效率。不同品牌同等峰值功率的光伏组件各项参数略有差异，本阶段暂推荐第一款组件，该组件峰值功率电流稍小、运行损耗略低，且组件效率稍高。2.逆变器选型（1）逆变器的技术指标对于逆变器的选型，主要有以下几个指标进行比较：1）逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组件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：逆变器最大转换效率大于99%，中国效率也要保证98.2%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—31—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）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。（2）逆变器的选型比较a）集中式逆变器集中逆变技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，使他非常接近于正弦波电流。最大特点是系统的功率高，成本低，但由于不同光伏组串的输出电压、电流往往不完全匹配（特别是组件因多云、树荫、污渍等原因被部分遮挡时），采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低和电性能的下降。同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不良的影响。最新的研究方向是运用空间矢量的调制控制以及开发信的逆变器的拓扑连接，以获得部分负载情况下的高效率。图8集中式光伏逆变系统b）组串式逆变器组串式逆变器是基于模块化的概念，即把光伏方阵中每个光伏组串输入到一台指定的逆变器中，多个光伏组串和逆变器又模块化地组合在一起，所有逆变器在交流输出端并联，并网组串式逆变器主要优点是不受组串间光伏电池组件性能差异和局部遮影的影响，可以处理不同朝向和不同型号的光伏组件，也可以避免部分光伏组件上有阴影时造成巨大的电量损失，提高了发电系统的整体效率，具有高发电量、—32—高可靠性、安全性高、易安装维护等优点。图9组串式光伏逆变系统c）集散式逆变器分散式跟踪集中逆变光伏器（以下简称“集散式逆变器”），在传统光伏汇流箱基础上，增加DC/DC升压变换硬件单元和MPPT控制软件单元，构成智能光伏控制器实现了最多每4串PV组件对应1路MPPT的分散跟踪功能，大大降低了组件参数不一致、局部阴影、仰角差异等因素导致的效率损失。同时，改进的光伏汇流箱（光伏控制器）输出电压升高到820V～1000V后，至逆变器实现集中逆变，逆变器交流输出电压升高到520V，从而最大程度上减小了交直流线缆传输损耗和逆变器减少失配损失，提供发电量；交直流升压，降低交直流线损，提高系统效率。图10集散式光伏逆变系