大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目 环评报告

1建设项目名称大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目项目代码2111-460000-04-01-484209建设单位联系人联系方式建设地点海南省文昌市翁田镇地理坐标光伏阵列区：地块1中心坐标E：110°52′31.20″，N：19°52′1.90″；地块2中心坐标E：110°53′1.17″，N：19°52′4.66″；地块3中心坐标E：110°53′15.00″，N：19°52′25.66″；大唐文昌翁田玉竹220kV升压站中心坐标：E：110°51′53.65″，N：19°51′48.62″。大唐文昌翁田玉竹220kV升压站~220kV东群变电站送出线路：起点坐标E：110°51′52.87″，N：19°51′45.95″；终点坐标E：110°53′17.27″，N：19°44′37.13″。建设项目行业类别四十一、电力、热力生产和供应业中“90太阳能发电4416”中“地面集中光伏电站（总容量大于6000千瓦，且接入电压等级不小于10千伏）ℽ五十五、核与辐射中“161输变电工程”中“其他”用地面积（m2）/道路长度（m）升压站用地面积13286.08m2送出线路长度：15.82km建设性质☑新建（迁建）□扩建□技术改造建设项目申报情形☑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部门/项目审批核准文号/总投资（万元）67000环保投资（万元）405环保投资占比0.604施工工期7个月是否开工建设☑否□是：专项评价设置情况根据《环境影响评价技术导则输变电》（HJ24-2020），本项目环境影响报告表设置电磁环境影响评价专题。2规划情况无规划环境影响评价情况无规划及规划环境影响评价符合性分析1、与《关于海南省能源发展“十四五”规划》相符性根据《海南省“十四五”能源发展规划》，海南省“十四五”期间新增可再生能源发电装机约800万千瓦，其中光伏发电项目500万千瓦。同时坚持分布式与集中式并举，加大分布式光伏应用，推广光伏建筑一体化应用，按照农光互补、渔光互补、林光互补模式有序发展集中式光伏，配套建设储能设施。本项目属于农光互补光伏发电项目，并在升压站内陪套建设储能设施，符合规划要求。其他符合性分析1、与《文昌市总体规划（空间类2015-2030）》相符性分析①光伏厂区根据《文昌市总体规划（空间类2015-2030）》（附图13、15）、《文昌市土地利用现状图局部》（附图14）、《文昌市自然资源和规划局关于大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目规划选址意见的函》、（文自然资函〔2022〕2696号，附件2）、文昌市自然资源和规划局《关于大唐海南文昌新能源有限公司大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目送出线路工程征求意见的复函》（文自然资函[2022]4248号）（附件17）：项目光伏厂区占地面积为1610.716亩（1073810.6m2其中占地类型为：其他农用地、乡村建设用地、园地、自然保留地。项目不涉及基本农田、水田等。根据《文昌市林业局关于征询大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目涉林意见的复函》中可知，项目面积为113.9712公顷，全部为非林地。根据《海南省自然资源和规划厅海南省发展和改革委员会海南省扶贫工作办公室关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》(琼自然资规[2020〕2号)有关要求，光伏复合项目是指利用农用地(永久基本农田和一般耕地中的水田除外)复合建设的光伏发电项目，包括农光互补、渔光互补等。光伏方阵对土地不形成实际压占、不改变地表形态、不影响农业生产的，可按原地类认定，不改变土地用途，用地可以租赁等方式取得，双方答订补偿协议，农光互补项目应避免破坏耕作层、严禁硬化地面，严禁抛荒、撂荒，项目单位应按照光伏发电与农业生产、渔业养殖等相结合的方式使用土地。对于布设后1年内未能并网的光伏方阵须进行清理退出，退出时，用地单位应将用地恢复原状，未按规定恢复原状的，将按照有关规定进行处罚。项目不涉及项目不涉及基本农田、水田等。且本项目为农光互补项目，阵列区仅放光伏板，不改变地表形态，不行程占压，不改变阵列区区域土地用途。并3相符。②升压站根据《文昌市人民政府关于大唐海南文昌新能源有限公司和文昌市华林新能源有限公司光伏项目升压站选址的批复》中可知：项目位于翁田镇龙马村委会，用地面积为19.929亩，其附件3《文昌市总体规划（空间类2015-2030）》（2018年版）显示，其用地均为乡村建设用地，用地与文昌市总体规划相符③送出线路新建线路由龙虎山升压站220kV出线侧西数第一出线间隔电缆出站至升压站东侧J1终端塔转架空，向南至220kV东群变220kV出线侧北数第三出线间隔架空进站。新建线路途经二期光伏厂区南侧，龙马乡西侧，坡头村东侧、上苑村西侧、凯盛石英材料（海南）有限公司西侧、道岸村西侧、东泰山村东侧、吉昌西村西侧、下山村东侧、庆龄村东侧、昌泰村东侧、东寨村东侧。根据文昌市自然资源和规划局《关于大唐海南文昌新能源有限公司大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目送出线路工程征求意见的复函》（文自然资函[2022]4248号），项目项目不占用生态保护红、耕地保护目标及基本农田，塔基占地涉及其他林地和可调整林地。项目不占用生态保护红、耕地保护目标及基本农田，塔基建设部分占用土地可采取“只征不转”、“不征不转”方式使用土地，部分塔基占用其他林地和可调整林地部分，尽量避免施工过程砍伐树木,。还需征求当地林业部门意见，占用部分需采取补种等方式进行生态补偿。同时建设单位须督促施工方，严格按照有关用地要求和时间节点施工，严格控制施工范围。项目在依法办理相关用地手续的前提下，符合《文昌市总体规划（空间类2015年-2030年）》用地管理及建设要2、与《产业结构调整指导目录（2019年）》的相符性分析本项目为太阳能光伏发电项目，该项目属于《产业结构调整指导目录（2019年）》中第一类“鼓励类”第五条“新能源”第1项“太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造”中的“太阳能光伏发电系统集成技术开发应用”，为鼓励类，与产业结构调整指导目录（2019年）》相符。3、与《海南省产业准入限制禁止目录（2019年版）》的相符性分析《海南省产业准入限制禁止目录（2019年版）》指出，通过建立产业准入负面清单制度，全面禁止高能耗、高污染、高排放产业和低端制造业的发展。《目录》中的管理措施分为禁止类和限制类两类，经对比《目录》中禁止类、限制类4清单，本项目为太阳能发电项目，不属于《目录》中所规定的禁止、限值类项目，因此该项目建设是符合海南省产业政策的。4、与海南省生态保护红线区规划相符性分析经套核海南省“多规合一”信息综合管理平台（公众版）ℽ（附图9）可知，本项目用地不占用生态保护红线，因此项目建设与《海南省生态红线区域保护规划》相符。5、项目用地合理性分析根据文昌市旅游和文化广电体育局出具的《关于〈征询大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目选址有无文物资源〉的复函》（文旅文函[2022]250号附件6）项目区域位置有9处不可移动文物，为了做好文物保护工作，光伏项目选址应避开文物保护单位遗址，施工过程中，如有发现地面、地下或水下疑似不可移动文物遗址、文物等，要立即采取保护措施，并报我局及时勘查认定处理，在规划好项目布局，做好一切保护措施后，项目建设可依法进行。经与旅文局所提供位置比对比对可知（附图20），项目区域并未涉及文中提及的文物遗址，若施工过程发现地面或地下文物，应及时上报。根据海南省自然资源和规划厅出具的《关于大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目厂址压覆矿产和地质灾害情况的复函》（琼自然资函[2020]2057号）（附件5），项目压覆由国家出资探明的文昌市翁田镇小惠村石英砂矿(现有采矿权范围外)和文昌市龙马石英砂矿(现有采矿权范围外)，由于本区矿产资源是储备资源，在今后一段时间内不会在区内设置采矿权；且本项目非永久压覆，只是长期压覆，亦不会造成矿产资源破坏。但仍然需要进行建设项目压覆矿产资源评估，由省厅按规定做好储量表备案管理。根据海南电网有限责任公司《关于同意大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目接入电网初步意见的复函》（海南电网函[2021]312号附件6可知海南电网有限责任公司已同意本项目接入海南电网中。根据文昌市人民政府《关于同意支持大唐海南能源开发有限公司新能源分公司100MW农光互补储能电站项目建设的函》（文府函[2021]）与文昌市翁田镇人民政府《关于大唐海南能源开发有限公司新能源分公司玉竹村民委员会王堂南村民小组100MW农光互补光+储能示范项目具体选址意见的复函》，均同意项目在该区域内建设。其中包含了地块3（约627亩），剩余地块1（543亩）、地块2（630亩）尚未出具市政府同意文件，相关手续正在办理当中。综上所述，项目用地较为合理。6、项目与《关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》符合性分析5本项目为光伏发电，主要是利用太阳能进行发电，采取空中光伏发电、地面种植融合互补模式，属于海南省自然资源和规划厅、海南省发展和改革委员会、海南省扶贫工作办公室发布《关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》（琼自然资规[2020]2号）中的光伏复合项目。本项目与该通知的相符性表1-1项目与《关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》相符性分析有关事项相关规定本项目情况相符性引导光伏发电项目合理选址可以利用未利用地的，不得占用农用地；可以利用劣地的，不得占用好地。禁止以任何方式占用永久基本农田和一般耕地中的水田，严禁在国家法律法规和规划明确禁止的生态保护红线等区域内建设光伏发电项目。本项目用地规划地类为乡村建设用地、其他农用地、及园地等，不涉及占用生态红线，不涉及永久基本农田和一般耕地中的水田。符合光伏发电项目分类管理光伏发电项目类型按照国家相关产业政策，根据土地利用情况，光伏发电项目类型分为光伏复合项目、光伏扶贫项目和其他光伏发电站项目。本项目为光伏发电，主要是太阳能进行发电，采取空中光伏发电、地面种植融合互补新模式，因此本项目为光伏复合项目中的农光互补项目。符合用地管理及建设要求光伏方阵布设在农用压占、不改变地表形态、地可以租赁等方式取得，双方签订补偿协议。本项目用地规划为乡村建设用地、其他农用地及园地，并无水田。同时项目运行期光伏阵列下方进行农业种植，不影响农业生产，故仍按原地类认证，不改变用地性质，项目用地仍按原地类认证。占地面积超过100平方米的升压站用地和占地面积超过100平方米的集电线路杆塔基础设施用地，按建设用地管政府关于支持产业项目发展规划和用地保障的13号)有关规定，按土地 现状用途管理。1、本项目配套升压站用地面积为13286.08㎡，根据《文昌市总体规划（空间类2015-2030）》（附图15升压站用地性质为乡村建设用地，根据（文府函〔2022〕175号），同意项目升压站在此地建设，因此项目建设与该用地的用地性质相符。2、本项目送出线路共设塔基52处，平均每处塔基占地约64m2，符合塔基占地面积应不超过100m2的要求。6送出线路的选址意见正在办理中。本项目光伏阵列区35kV采用直埋电缆方式集电线路采用电缆直埋敷设送出线路的选址意见正在办理中。本项目光伏阵列区35kV采用直埋电缆方式集电线路采用电缆直埋敷设不影响农业生产的前提电线路至升压站35kV配电室。集电线路电缆沟在施工结束后回覆表土并对该区域进地类、原用途管理。 行复耕，不影响农业生产。新建农光互补项目的光伏方阵组件最低沿应高于地面2米,桩基列间距应不小于3.5米,行间距应不小于2.5米;场内道路用地应合理布局，本项目光伏方阵组件最低沿高为2.5米，桩基列间距为7m，行间距为2米。场内道路宽为4m。满足要求。 不得超过4米。7、项目与《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）相关要求的符合性分析表1-2项目与《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》符合性分析类别意见本项目情况相符性总体要求各地应当依据国家光伏产业发展规划和本地区实际，加快编制本地区光伏发电规划，合理布局光伏发电建设项目。光伏发电规划应符合土地利用总体规划等相关规划，可以利用未利用地的，不得占用农用地；可以利用劣地的，不得占用好地。禁止以任何方式占用永久基本农田，严禁在国家相关法律法规和规划明确禁止的区域发展光伏发本项目用地规划地类为乡村建设用地、其他农用地、及园地等，不涉及占用生态红线，不涉及永久基本农田和一般耕地中的水田。符合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项目运行期光伏阵列下方进行农业种植，不影响农业生产，故仍按原地类认证，不改变用地性质，项目用地仍为一般耕地。符合7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。积极保障光伏扶贫项目用地对深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的光伏发电项目，升压站、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，各地在编制土地利用总体规划和年度土地利用计划中应予以重点保障，并依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生产条件的前提下，可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。1、本项目场内道路扩宽为4m，可按农村道路用地管2、项目运行期光伏阵列下方进行农业种植，不影响农业生产，故仍按原地类认证，不改变用地性质，项目用地仍为一般耕地。35kV集电线路采用电缆直埋敷设方式，埋深1米，共设3回集电线路至升压站35kV配电室。集电线路电缆沟在施工结束后回覆表土并对该区域进行复耕，不影响农业生产。同时送出线路采取跨越的方式，施工结束后对塔基及临时施工场地采取植被恢复等措施后影响可以得到消除和减缓。符合规范光伏复合项目用地管理对使用永久基本农田以外的农用地开展光伏复合项目建设的，省级能源、国土资源主管部门商同级有关部门，在保障农用地可持续利用的前提下，研究提出本地区光伏复合项目建设要求（含光伏方阵架设高度）、认定标准，并明确监管措施，避免对农业生产造成影响。其中对于使用永久基本农田以外的耕地布设光伏方阵的情形，应当从严提出要求，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。1、本项目不占用基本农田，项目施工仅对用地需要平整的部分进行清表及平整，不会对整个项目用地耕地层进行破坏，进行平整挖掘的土方回用于土地耕作，不产生弃方。2、项目桩基用地会有土壤硬化，项目场内新建道路铺设泥结碎石，项目除桩基外，还有场内道路进行硬化，建设单位应当依法办理建设用地审批手续。3、建设单位为农业建设、经营主体，拟与专业的农业专业农业企业合作，保证农业方符合8面的运营及收益，同时本项目对用地有明确的种植方案，确保项目用地不会出现抛荒、撂荒的现象。对于符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目，升压站、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。1、本项目场内道路扩宽为4m，可按农村道路用地管理。2、项目运行期光伏阵列下方进行农业种植，不影响农业生产，故仍按原地类认证，不改变用地性质，项目用地仍为一般耕地。3、本项目光伏阵列区35kV集电线路采用电缆直埋敷设方式，埋深1米，共设3回集电线路至升压站35kV配电室。集电线路电缆沟在施工结束后回覆表土并对该区域复耕，不影响农业生产。4、项目每处塔基占地约64m2，符合塔基占地面积应不可采用“只征不转”或“不征不转”的土地利用制度。5、本项目配套升压站用地性质为建设用地。符合加强光伏发电项目用地利用监管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令整改。项目施工仅对用地需要平整的部分进行土地平整，不会对整个项目用地耕地层进行破坏，进行土地平整而挖掘的土方，在项目用地内的临时堆场进行堆放，后回用于土地耕作。同时建设单位为农业建设、经营主体，拟与专业的农业专业农业企业合作，保证农业方面的运营及收益，同时本项目对用地有明确的种植方案，确保项目用地不会出现抛荒、撂荒的现象。符合建立部门联项目所在地市、县国土资源主管部门在监管中发现项目违反本通知规定的，应将相关情况通知同级能源主管部门，并逐级上报国家能源局，将项目投资主本项目建设过程及运营过程中会严格执行本意见。符合9合监管机制体纳入能源领域失信主体名单，组织实施联合惩戒。国土资源部将根据行业管理需要，适时对各类光伏发电站项目用地开展专项监测。8、项目与《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020）相符性分析项目与《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020）相符性分析见表1-3。表1-3与《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020）相符性分析序号技术标准要求本项目情况符合性分析123选址选线输变电建设项目选址选线应符合生态保护红线管控要求，避让自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区。本项目升压站和送出线路选址不涉及上述环境敏感区。项目与生态红线位置关系见附图21。符合原则上避免在0类声环境功能区建设变电工程。项目升压站和送出线路选址及影响范围均不涉及康复疗养区等特别需要安静0类声环境功能区。符合变电工程选址时，应综合考虑减少土地占用、植被砍伐和弃土弃渣等，以减少对生态环境的不利影响。输电线路宜避让集中林区，以减少林木砍伐，保护生态环境。送出线路沿线周边以人工林地、农田和次生灌木为主要植被类型，以上所涉及的植被大多是区域内常见的，项目塔基布置已尽量避免对耕地及植被的占用，项目造成的植被损失可在后期复垦覆绿中得到补偿。同时送出线路经过林区采用高塔跨越设计（以树木最终生长高度跨越减少了对林木的破坏。符合4环境风险变电工程应设置足够容量的事故油池及其配套的拦截、防雨、防渗等措施和设施。一旦发生泄漏，应能及时进行拦截和处理，确保油及油水混合物全部收集、不外排。本项目新建升压站设有1座事故油池，有效容积为35m3。变压器四周设有排油槽并与事故油池相连。主变压器在应急事故时一般排放事故变压器油，由事故排油坑导至事故油池，交由有资质的危险废物收集单位回收处置。事故池均按照标准做了地面防渗，同时油池设有符合启动水喷雾系统，油水混合物将会流入事故油池内，可确保废油能有效拦截。事故油池埋于地下，可有效的防雨。5电磁环境保护工程设计应对产生的工频电场、工频磁场、直流合成电场等电磁环境影响因子进行验算，采取相应防护措施，确保电磁环境影响满足国家标准要求。根据后文类比预测结果，项目升压站和送出线路电磁强度均满足可满足《电磁环境控制限值》（GB8702-2014）规定的4kV/m、100μT的公众曝露控制限值。符合6声环境保护变电工程噪声控制设计应首先从噪声源强上进行控制，选择低噪声设备；对于声源上无法根治的噪声，应采用隔声、吸声、消声、防振、减振等降噪措施。本项目使用低噪声的设备，同时对主变压器增设减震垫，加强设备维护，保证主变运行良好。符合7水环境保护变电工程站内产生的生活污水宜考虑处理后纳入城市污水管网；不具备纳入城市污水管网条件的变电工程,应根据站内生活污水产生情况设置生活污水处理装置（化粪池、地埋式污水处理装置、回用水池、蒸发池等),生活污水经处理后回收利用、定期清理或外排，外排时应严格执行相应的国家和地方水污染物排放标准相关要求。升压站工作人员生活污水经化粪池收集后定期委托第三方吸污车清运。符合8固废变电工程运行过程中产生的变压器油、高抗油等矿物油应进行回收处理。废矿物油和废铅酸蓄电池作为危险废物应交由有资质的单位回收处理，严禁随意丢弃。不能立即回收处理的应暂存在危险废物暂存间或暂存区。本项目设有危废暂存间，暂存间地面做了基础防渗，同时设置门槛、截流沟等放置危废外溢。废油与废旧电池分区域存放。变压器油、废蓄电池等定期交具有相应资质的危险废物处置单位进行妥善处理。生活垃圾在升压站内定点堆放，统一收集后交环卫部门处理。符合9、与文昌市“三线一单”符合性分析（1）生态保护红线经核套《文昌市总体规划（空间类2015-2030）》和海南省“多规合一”信息综合管理平台，本项目光伏阵列区、送出线路、升压站用地均不涉及生态保护红线，根据（文水函[202164号]），本项目升压站临近龙虎山水库水源涵养生态红线，升压站用地面积为13286.084平方米，不涉及龙虎山水库管理范围；涉及龙虎山水库保护范围6972.502平方米。已按规定办理了《洪水影响评价报告》并通过了主管部门评审（附件15）。因此本项目建设与《海南省生态保护红线管理规定》是相符的。（2）环境质量底线根据环境质量现状，工程所在区域大气环境质量、地表水环境质量、声环境质量及电磁环境现状良好。在施工期，施工废水经沉淀池处理后回用于场地洒水降尘，施工人员生活污水经化粪池收集后定期委托吸污车清运；项目施工使用节能环保型、新能源的机动车和非道路移动机械，使用环保优质的机动车和非道路移动机械用燃料，减少施工机械废气排放；项目施工采取洒水降尘、土方覆盖的方式，减少扬尘扩散和产生。运营期输电线路无废水、废气、固体废物产生；光伏板清洗废水主要污染物为SS，可直接用于光伏板下的绿化及灌溉，不会对项目土地及周边地表水产生影响；升压站工作人员生活污水经化粪池收集后定期委托吸污车清运；升压站内的事故废油、废蓄电池定期交具有相应资质的危险废物处置单位进行妥善处理；生活垃圾在升压站内定点堆放，统一收集后交环卫部门处理；升压站用低噪声主变压器，其产生的工频电场强度和工频磁感应强度低于标准限值要求；事故油池采取防渗措施，环境风险防控措施可行。综上所述，项目建设在采取相应的污染治理措施后，不会改变区域环境功能区质量要求，能维持环境功能区质量现状。（3）资源利用上限项目用地不占用基本农田、生态红线，采取空中光伏发电、地面进行农业种植融合互补新模式，土地资源消耗符合要求。项目资源利用主要在施工期，将消耗一定量的电源等资源，运营期间靠太阳能进行发电，基本不涉及区域能源的消耗。因此项目施工期及运营期资源消耗量相对区域资源利用总量较少，不会突破区域的资源利用上线。（4）生态环境准入清单根据中共海南省委办公厅、海南省人民政府办公厅印发《关于海南省“三线一单”生态环境分区管控的实施意见》的通知（琼办发[2021]7号海南省共划定环境管控单元871个，分为优先保护单元、重点管控单元和一般管控单元三类，实施分区管控。根据《关于印发<文昌市“三线一单”生态环境分区管控实施意见>的通知》（2021年6月15日），文昌市共划定环境管控单元153个，分为优先保护单元、重点管控单元和一般管控单元三类，实施分区管控。其中，优先保护单元87个，重点管控单元50个，一般管控单元16个。根据《海南省陆域环境管控单位分布图》以及《文昌市环境管控单元分布图》，本项目光伏厂区、升压站及送出线路所在区域属于一般管控单元，详见附图12。具体管控要求为：应执行相关法律、法规要求，以改善和维护生态环境质量为核心，落实区域生态环境保护的基本要求，严格执行产业政策、环保政策，重点加强农业面源、城镇生活污水等污染治理。本项目属于电力、热力生产和供应业中的太阳能发电，为光伏发电的清洁能源工程，严格执行产业政策和环保政策。项目施工期主要污染物为施工扬尘、施工废水、施工噪声，采取相应污染防治措施后对环境质量影响较小。运行期项目农业种植过程中不产生废气；运营期光伏组件产生的冲洗废水直接作为光伏阵区作物浇灌用水，不进行外排；运检人员产生的少量生活污水依托本项目新建升压站内化粪池收集后进行抽运处理，不外排；产生的固体废物均得到妥善处置；环境风险防控措施可行。综上，本项目符合一般管控单元生态环境管控要求。10、与《海南省生态环境准入清单》（2021版）的相符性分析经登录“海南省三线一单成果发布系统”查询，获得项目“三线一单”综合查询报告书（报告编号：20221108093558缓冲半径设置为10m，详见附件13），项目涉及的陆域综合管控单元为“文昌市一般管控单元、文昌市重点管控单元20、文昌市重点管控单元14、文昌市重点管控单元11”，主要分析结果见表1-5。11、与《海南省“十四五”生态环境保护规划》（琼府办〔2021〕36号）相符性分析根据《海南省“十四五”生态环境保护规划》（琼府办〔2021〕36号）中第四章第三节专栏二积极应对气候变化中，建设分布式综合能源站。建设光伏、海上风电、生物质发电项目，提高可再生能源占比。本项目属于规划中允许建设的光伏发电项目，吸收太阳光转化为电能，原料来源取之不尽，用之不竭，生产过程不需要消耗化石燃料，无大气和水污染排放，固体废物产生量也较其他常规发电方式要少，属于可再生能源，符合规划要求。12、与《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》相符性分析根据《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》中：“光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。在湖泊周边、水库库汊建设光伏、风电项目的，要科学论证，严格管控，不得布设在具有防洪、供水功能和水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全。”项目升压站，送出线路、光伏厂区均建设在在河道、湖泊、水库外，其中升压站距离龙虎山水库350m，不涉及龙虎山水库管理范围；涉及龙虎山水库保护范围6972.502平方米。已按规定办理了《洪水影响评价报告》并通过了主管部门评审（附件15）。根据报告结论：根项目用地没有进入水库管理范围；在水库保护范围内主要建设内容为围墙、储能电池仓、箱变和PCS等，配电装置楼和办公楼等均布置在水库保护范围以外。据项目洪评报告结论：龙虎山水库50年一遇设计洪水位为22.61m。根据本项目竖向设计，其设计地坪标高（23.6m）高于龙虎山水库50年一遇设计洪水位22.61m），且满足安全超高要求（按2级堤防不允许越浪安全加高值0.8m）。故洪水对建设项目防洪安全基本没有影响。项目建设不会危害堤防安全、影响河势稳定和妨碍行洪畅通等，项目建设符合相关法律法规、标准规范、水利规划和河道（水库）管理范围划定的有关要求。项目与《水利部关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》是相符的。表1-5项目与《海南省生态环境准入清单》（2021版）相符性分析表码型化技术实现了平衡施肥和集中施肥，减少了肥料挥发和流失，以及养分过剩造成的损失，具有施肥简便、供肥及时、作物易于吸收、提高肥料利用率等优点。在作物产量相近或相同的情目灌溉使用滴灌的方式，使得肥料的利用率达减少对农业面源的污染。同时项目周围均设置截留沟，以防止控带冲、江河）、一涵1.执行生态空间（陆生态空间、水源涵养、生物多样性维2.执行水环境（饮用地）、大综上所述，项目的建设与海南省生态环境生态环境准入清单中的相关要求是相符的地理位置大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目位于海南省翁田镇玉竹村，具体地块位置见附图1、附图4。项目设置五块光伏阵列区：地块1面积为362000m2（543亩地块中心坐标E：110°52′31.20″，N：19°52′1.90″；地块2面积为420000m2（630亩），地块中心坐标E：110°53′1.17″，N：19°52′4.66″；地块3面积为418000m2（627亩地块中心坐标E：110°53′15.00″，N：19°52′25.66″；大唐文昌翁田玉竹220kV升压站：位于排堆村东侧，占地面积13286.08m2，中心坐标E：110°51′53.65″，N：19°51′48.62″。大唐文昌翁田玉竹220kV升压站~220kV东群变电站送出线路：起于大唐文昌翁田玉竹220kV升压站，终于220kV东群变电站，共设52座塔基，总长15.81km，总体呈东南走向。起点坐标E110°51′52.88″，N：19°51′45.99″；终点坐标E：110°53′17.27″，N：19°44′37.13″。项目组成及规模1、项目组成及规模（1）光伏阵列区项目光伏阵列区位于海南省文昌市翁田镇，用地现状主要为乡村建设用地和其他农用地，总占地面积为1073810.60m2（1610.716亩）。拟在海南省文昌市翁田镇建设农光互补+储能示范项目（100MW），大唐文昌翁田玉竹100MW农光互补储能电站项目光伏组件规模126.43344MWp/99.9MWac，采用565Wp单晶体硅组件共223776块，每串列单元光伏板计28块，本工程共设32个光伏发电单元，集电线路采用直埋电缆与架空结合的输送方式，从光伏电站地块2场外连接至光伏电站地块1，再连接至升压站。主要建设内容包括太阳能电池支架制作安装及基础施工、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等。（2）大唐文昌翁田玉竹220kV升压站站区总占地为13286.08m2，本项目升压站与一期已建成升压站共用一个站址，本工程新建升压站内安装1台100MVA的220kV变压器，电压等级为220kV/35kV，20kV主接线采用单母线接线方式。一期升压站建设时110kV送出线路按同塔双回设计，一期工程已架设一回110kV送出线路，预留本项目升压站另一回220kV送出线路。（3）大唐文昌翁田玉竹220kV升压站~220kV东群变电站送出线路：新建架空单回220kV线路，路径长15.81km，共设52座塔基。项目组成及主要设备材料一览表见表2-1~2-10。表2-1项目组成及规模类型主体工程区列采用565Wp单晶体硅组件共223776块，每串列单元光伏板计28块，本工程共设32个光伏发电单元，集电线路采用直埋电缆与架空结合的输送本光伏电站每28块组件为一串，采用组串光伏电站35kV集电线路，电缆总长约13.58km。集电线路电缆采用交池，成熟的电池PACK技术，非常专业稳定的BMS系统，整个储能电站包米，行间距应不小于2.5米的要求进行光伏方阵组件的设计，计划在光伏方类型单回路直线塔为猫头型，单回路耐张塔为本项目升压站与一期已建成升压站共用一个站址，一期升压站建设时总体7515.0m2（合约11.27亩）。站区方位充分与现场地块相协调，与周围环境北出线的特点，站区从南向北依次布置生活楼区—配电楼及户外配电装置辅助工程公用工程本项目生活用水及施工用水都采用深井供取。在施工用水点设蓄水池，器材。光伏电站站区消防系统包括1）火灾探测报警系统2）移动式砂石料 环保工程配套道路塔基区抽水机抽水进行开挖施工，或采用单个基坑开挖后先浇筑基坑周围采用明沟排水法进行开挖施工。在交通条件许可机突击挖坑的方式，以缩短挖坑的时间，避免坑壁坍塌。基达到位，地形应平坦，能满足布置牵张设备、布置导线及施工操作等要求。光伏组件清洗废水直接用于项目光伏阵列区内废水理人员生活污水依托本项目配套新建升压站工程内建设的化粪池收集后进优先选用低噪设备，对主要噪声设备基础进行环境风险蓄电池室按防渗系数小于1.0×10-10c厂与变电站设计防火标准》（GB50229-20 光污染2、光伏阵列区主要设备光伏阵列区主要设备材料见表2-2，光伏蔬菜大棚主要材料见表2-3，主要灌溉设施配置见表2-4，光伏清洗系统装置见表2-5。表2-2光伏阵列区主要设备材料一览表1223776块2台/3台/4压/5/6/表2-3光伏蔬菜大棚主要材料表1/t2m/3m/4m2/5m2/6/套表2-4主要灌溉设施配置表16263645YJV22就近箱变引入泵房配电箱，380V电源，电缆6678表2-5光伏清洗系统装置表3、升压站内建筑规模、主要经济技术指标和主要设备升压站内主要建筑物一览表见表2-6，主要经济技术指标见表2-7，变电站主要设备选型及电气主接线见表2-8。表2-6升压站内主要建筑物一览表122324\6\789\表2-7升压站主要经济技术指标一m2/1m22m2二m三m2/四--五m六m表2-8升压站主要设备材料清单序号1台1/ 25P30/5P30/5P30/0.2s/0.5 /5P305P30/5P30/5P30/0.2s/0./5P303/二1套1/2台3/3台3/4米/5套6/5套/6套1/7套1/三1面1/面4面1面1面12套13套1/4米1/5米6只17只18只19套1块14、送出线路导线和杆塔选型送出线路导线参数见表2-9，杆塔使用情况见表2-10。表2-9导线参数一览表20℃直流电阻(Ω/km）表2-10杆塔一览表12384658645、送出线路走向送出线路从大唐文昌翁田玉竹220kV升压站，线路路径曲折系数为1.19。送出线路走向见附图23。6、交叉跨越（GB50545-2010）的要求。工程主要交叉跨越情况见表2-11，交叉跨越及导线对地最小距离要求见表2-12。表2-11工程主要交叉跨越情况统计表142344156978表2-12220kV架空输电线路交叉跨越、导线对地最小距离基本要求导线经过地区最小对地距离（m）备注说明居民区7.5最大计算弧垂，本工程设计最小距离≥14，符合要求非居民区6.5最大计算弧垂，本工程设计最小距离为≥14，符合要求建筑物6.0最小距离13最大弧垂垂直距离，本工程设计最小距离≥14，符合要求导线跨越对象最小垂直距离（m）公路（至路面）8.0,本工程设计最小距离为≥14，符合要求经济作物3.5至5年一遇洪水位本工程设计最小距离为≥14，符合要求电力线路（110kV）4.0,本工程设计最小距离为≥14，符合要求电力线路（220kV）4.0,本工程设计最小距离为≥14，符合要求7、主要产品及产能本项目主要产品及产能见表2-13。表2-13项目主要产品及年产量一览表序号产品名称年产量备注1电16158.6MWh按照运行前20年计算8、主要原辅材料本项目光伏电站所用原辅材料主要为太阳光，主要受天气影响，无地域限值。9、光伏阵列区系统设计（1）光伏发电本项目光伏阵列区分为32个光伏发电单元，地块1内包含18个发电单元，光伏组件规模126.43344MWp/99.9MWac。倾角为16°。采用565Wp单晶体硅组件共223776块，每串列单元光伏板计28块，本工程共设32个光伏发电单元，集电线路采用直埋电缆与架空结合的输送方式。光伏场区道路路面宽4m，转弯半径6m，路面结构为20cm厚的天然级配碎石路面，路基为20cm厚的石屑路基。（2）储能设置本项目25MW/50MWh电化学储能系统，采用高性能的储能磷酸铁锂电池，成熟的电池PACK技术，非常专业稳定的BMS系统，整个储能电站包含锂电池储能系统、功率单元系统、配电保护系统、温控消防系统、集装箱防护系统，辅助配套系统。该储能电站采用集装箱的型式进行建设，共需20个40尺电池集装箱，10个PCS+升压变压器集装箱。通过选型计算，选用单体电池为280Ah（额定电压3.2V）的锂离子电池。1）通过选型计算，选用单体电池为280Ah（额定电压3.2V）的锂离子电池。2）24只120Ah，LFP（额定电压3.2V、容量120Ah）单体电池采用2并14串方式构成储能标准独立插箱储能PACK（额定电压38.4V、容量240Ah）3）17套储能电池PACK串联后额定电压等级为652.8V，电池组的允许工作电压范围为571.2~744.6，形成一个电池簇。4）16组电池簇并联接到两台630kW储能PCS变流器，组成一套1.26kW/2.5MWh储能系统，4台630kWPCS接入一台2750kVA升压变组成一套2.5MW/5MWh储能单元。5）共需10套2.5MW/5MWh储能单元，通过1个并网点接入光伏电站35kV交流母线，总装机容量50MWh。（3）主体土建工程本项目支架采用单排桩设计，结合项目用地面积、阵列桩位设计以及海南省文件要求，本项目光伏阵列前后排桩间距为7m，东西向间距取2.5m，光伏方阵组件最低沿应高于地面2.5m，保证所有种植区域无光照死角。220kV升压站新增设备集中布置于一期升压站南侧预留场地内，主变压器布置于场地中心，220kV配电装置采用户外安装的GIS，布置于主变压器东南侧配电区域，35kV配电装置采用35kV户内气体绝缘金属封闭开关柜，与接地变和站用变及400V低压柜布置于一次预制舱内，位于主变压器西北侧。主变35kV侧与35kV屋内配电装置的连接采用铜母线排，考虑升压站预留场地位置紧张，二次预制舱布置于一次预制舱上方。升压站详细布置见附图。（4）农业种植本项目拟在光伏组件下方土地种植农作物，实现“一地两用”的开发模式。本项目计划引入有典型业绩的农业公司来实施本项目配套的农业建设，农业公司实施农业部分的自主投资和经营，本项目农业部分委托中瓴规划设计咨询有限公司进行设计和经营。为满足农业机械化作业要求，在光伏电站方案中，已按组件最低沿应高于地面2米，桩基列间距应不小于3.5米，行间距应不小于2.5米的要求进行光伏方阵组件的设计，收到地域光照条件及光伏板位置限值，本项目计划在光伏方阵组件空地且全年受光时长不低于半年的地块区域约500亩范围内开展农业种植，因地制宜选择优质产业品种，推进撂荒地复耕复种，提高土地综合效益，实现“农光互补”，即光伏发电和农业生产双赢。项目现已签订500亩蔬菜大棚种植协议，保证项目农业种植方面及时开展，减少撂荒、弃荒的可能性。（1）农业用地现状及规划种植面积用地现状：项目用地现状均无种植农作物，三个地块上均为杂草地及部分棕榈科树木。规划种植情况：本项目预计2023年7月份建成，建成后开始农业种植，光伏阵列用地中的33.3hm2（约500亩）为大棚农光互补用地。（2）栽培品种及方案根据《海南省2021年平价蔬菜保供惠民行动专班工作方案》，市场应该优先保障“15+N”种基本蔬菜的供给，本项目大棚农光互补区域适宜品种的筛选优先从本地常见绿叶菜着手，主要为芹菜（西芹）、油菜（上海青）、韭菜、大白菜、小白菜、菜心、生菜、空心菜等8个类别，逐步过渡到对光照需求量大的黄瓜、苦瓜、西红柿、茄子（仅在冬春季种植）等。项目大棚农光互补区壤栽培叶菜的生长期普遍在30~42天，夏秋季节生长周期28~35天，冬春季节42~45天。计算耕整地、晾地的时间间隔，一茬叶菜按45天计，一个季度可种2茬。黄瓜、苦瓜等生长周期5个月，按冬春季种植1茬。项目农光互补区主要种植生菜，生菜喜欢阴，其生长周期在60天左右，一般在春秋两季种植开始种植，即春季3-4月份种植，5-6月份采摘；秋季8-9月份种植，10-11月份开始采摘。项目光伏阵列区外拟用于尖椒种植，可在1月份开始种植，其生长周期在60-90天，4~5月份即可上市，后在8月份开始第二茬的种植，则10~11月份即可上市。种植制度及预估产量如下：表2-15种植制度安排（3）主体土建工程本项目支架采用单排桩设计，结合项目用地面积、阵列桩位设计以及海南省文件要求，本项目光伏阵列前后排桩间距为7m，东西向间距取2.5m，光伏方阵组件最低沿应高于地面2.5m，保证所有种植区域无光照死角，同时大棚内加装补光灯，保证光照充足。蔬菜种植区采取薄膜全覆盖，无雨水进入大棚内，蔬菜区干湿度可控，便于菜根茎的附着和绿叶菜的生长及采摘。光伏支架设计时考虑大棚抗台风，及塑料薄膜、水肥一体化的安装。光伏结构骨架之间建设单体薄膜温室，每跨5.2m，开间4.3m，按地形条件布置。温室骨架采用轻钢结构，使用热镀锌椭圆管，壁厚1.5mm，镀锌层达到同类国家标准，工厂化生产，现场组装，可抗12级台风，确保25年使用年限。采用圆拱结构，从地面到顶高3m，屋面覆盖8丝优质PEP膜，透光率达90%，两侧通风口采用40目防虫网。图2-1简易型光伏大棚示意图（4）田间工程1）土地平整项目区土地以缓坡地为主，现状用地主要为一般耕地，需要根据地形及生产作业实际要求，因地制宜采取不同工程措施进行整理。规划用推土机整平田块中的土堤、沟渠、坎等，使田块的地面平顺。经过平整后，削高填低，使整个田块地形变得平缓，方便耕作，解决低洼地涝渍问题。项目应根据实际需求，仅对光伏阵列区内需要平整的用地进行表土剥离及平整，其他区域保留表土，不做表土剥离。剥离后的表土堆存于临时施工区，并在堆土周边开挖排水沟，用布苫覆盖，后回填用于农业种植。2）灌溉系统①抽水泵规划在项目区水井处设置加压抽水泵，抽取河道沟渠水和地下水，满足项目区的灌溉用水需求，配置抽水泵。②配水管道配水管道分为干管和支管两级。规划干管5000米，采用管径为Ф110的PVC管；支管采用安装倒挂喷与微滴灌系统，沿纵向田间道布置。管道全部地埋，穿越道路时用水泥预制套管。③水肥灌溉池配套建设水肥池灌溉池400立方米，采用基坑防水布结构。④灌溉方案本项目选用水肥一体化的自动灌溉方式，由灌溉首部、泵站、进水管道、蓄水池、输水管道、田间灌水器及各级闸阀组成。根据项目实际情况选取旋转式半雾化喷头灌水器作为末端灌水器，单喷头灌水流量q=120L/h，湿润半径R≥2.5m，额定工作压力H≥0.15MPa。灌水器布置间距约2.5m×3.0m。图2-2种植区灌溉设施布置图3）排水工程（防涝）本区域排水标准设计暴雨重现期为20年一遇，设计排涝天数为1-2天。排水工程主要排泄项目区内雨水。为快速排泄雨水，规划采取分散式的排水方式：在区内各生产地块内相对较低处设置排水沟。地（田）面渍水经排水沟就近排到坑塘或沙河水库。排水沟壁采用浆砌石护砌，沟底宽0.3米，沟深0.4米，内坡比1:1，外坡比1:1.5。排沟总长500米。4）控温根据项目的生产性质和特点，尤其是夏季，太阳直射，整体温度高，在大棚顶部安装黑色防晒网。可以解决夏季温度过高，导致蔬菜无法种植的问题。5）防虫蔬菜大棚防虫网是一种物理防虫方法，可以物理隔断虫源，减少化学农药的使用量，防止病毒病的交叉感染，有利于农业生产实现绿色有机发展。6）监控系统蔬菜大棚担负培植各类优质蔬菜品种的重任。作为蔬菜大棚的经营者最头疼的问题莫过于两点：一是作物的生长状况；二是所经营作物的防盗问题。多数经营管理者在大棚里安营扎寨日夜守护着、或疲于奔波在大棚之间，投入了大量的费用和人力。而建设“蔬菜大棚数字视频监控系统”能大大提高研究效能、解决了蔬菜大棚管理难的问题，为蔬菜大棚的安全、管理系统提高效率做出贡献。蔬菜大棚数字视频监控系统是基于网络平台的有关蔬菜大棚安防、生产管理的视频数据的管理系统，它是传统视频监控系统在功能上的延伸和扩展，在通讯手段上的升级和进步，是未来农业数字化管理的发展方向。图2-3温室效果图1图2-4温室效果图27）光伏大棚种植案例海口市菜篮子集团通过与社会资本方信义公司合作共建菜篮子龙湾农光互补蔬菜种植基地，将种菜和光伏巧妙结合，形成了农光互补立体农业新模式。2022年3月，海口已建成1200亩光伏蔬菜大棚，其中种植蔬菜200多亩。农光互补蔬菜基地的大棚顶上安装了透明薄膜太阳能光伏玻璃和太阳能薄膜电池板，实现顶上发电、棚里种菜。每2块光伏板之间留有约一垄菜大小的间隙，间隙下的菜可以通过透明薄膜接受日光照射，而光伏板下的菜则加装了补光灯。两种光照条件下的菜会交替栽种。该模式充分利用了光伏项目的土地资源和支架资源，既提高了土地利用率，又保证了大棚的结构稳定。自2020年10月尝试至今，海口200多亩农光互补蔬菜基地根据实际情况不断改造、完善，现在已经实现了灌溉、防雨抗风、排涝、防虫、控温和视频监控等6大功能。基地里的叶菜35天至45天出一茬，平均亩产1500斤～1800斤，有效保障了海口的叶菜供应，尤其是生产淡季时的供应。本项目于大棚农业种植方案与海口菜篮子信义光伏龙湾农光互补常年蔬菜种植基地相同，因此本项目在实现太阳光发电的同时，也有效利用了土地资源。10、工作制度及劳动定员本项目光伏阵列区内不设置工作人员的办公区、生活区等区域，工作人员的生活及办公均依托项目配套升压站。工作人员共计10人，负责升压站及光伏阵列区的安全生产运行管理和检修工作，同时升压站内会建设员工宿舍及食堂，工作人员日常生活均在本项目配套的升压站建设场址内进行。11、工程占地情况（1）永久占地本项目为农光互补项目，工程任务以发电为主，上方利用光伏组件发电，光伏下方区域下放种植耐阴作物。不涉及基本农田、林地，不涉及生态保护红线范围。其中光伏厂区面积为103.4hm2，塔基永久占地3328m2。（2）临时占地鉴于光伏项目施工工期较短、光伏组件布置集中的特点，其中施工临建区布置于2号地块西侧，总占地面积为2.07hm2，临时堆土区域布置与2号地块北侧，占地面积0.40hm2；总平面及现场布置1、施工现场布置目前项目还未开始建设。根据可研等资料，项目施工现场布置按照因地制宜、节约用地、有利生产、易于管理、满足需要、安全可靠的原则进行临时设施布置的原则进行布置。主要有以下内容：（1）施工用材根据工程所在地和建筑市场调查，文昌市地材充足，保障有利。本工程主要建筑物料来源充足，所需的主要材料砂石料、水泥、钢材、木材、油料等建筑材料均可通过公路运至施工现场，生活用品可从当地采购。根据现场调查情况，现场施工用混凝土均可从就近混凝土搅拌站购买，通过混凝土搅拌车送至施工现场。在外购砂石料时，建设单位应选择当地审批机关主管部门批准核发、具有砂石料开采资证的料场，并在购销合同中明确供购双方水土流失防治责任，并报当地主管部门备案。（2）施工道路项目装机容量126.43344MWp/99.9MWac,项目拟建场址位于海南省文昌市翁田镇附近，距离堆头山村北0.6公里，大惠村西0.7公里、龙虎山水库东0.6公里，福堆村村南2.0公里。场址内部需新建道路与附近乡道连接，附近已有G9812海南环线公路、S206东龙公路、S203省道、X182县道、X181县道及其他乡村水泥路面，交通条件十分便利，满足光伏电站的建设需要。施工区域道路按照满足机械、设备进场，满足施工条件为原则，修建必要的临时施工道路。道路路基宽度统一按4m，路面宽度3.5m，路面采用20cm厚碎石路。（3）施工营地施工期办公及居住房采用简易活动房或帐篷解决，在地块二西侧建设临时施工营地，结合《文昌市总体规划（空间类2015-2030年）局部图（光伏阵列区部分）》（附图13项目临时施工营地占地3090m2，占地类型为其他农用地，结合现场调查，该区域并无任何农作物，区域上仅仅为少量的棕榈科树木及杂草坪，项目施工营地仅做简单清表，后安装可活动板房，不会对土地进行开挖及改造，且项目施工期较短，仅为7个月。待施工结束后开展土地整治，并采取撒播草籽、栽植乔木等措施。通过人员培训及加强管理，对环境破坏和影响有限。同时考虑到运输方便，升压站和送出线路临时施工占地集中在塔基永久占地周边，牵张场地尽可能利用荒地或已有场地进行作业，由于输电线路施工周期较短，塔基区及牵张场地临时占地在施工结束后可较快恢复。施工期间增设临时排水、沉沙、彩条布苫盖等临时防护措施，使用完毕后开展土地整治，并采取撒播草籽、栽植乔木等措施。光伏电池阵列布置集中，初步考虑按施工区集中布置原则，在与光伏电池阵列相邻的较平坦位置进行施工布置。从安全环保角度出发，生活设施靠近仓库布置，初步估算工程临时设施总占地3090m2，各临时生产、生活场地规划见10-1。10-1施工临时建筑工程量表名称占地面积（㎡）建筑面积（㎡）备注办公用房400300生活用房其他用房500400木材加工厂200综合仓库240设备配件存放350220小计309027002、项目总平面布置合理性分析（1）光伏阵列区光伏阵列区占地面积为107.3810hm2（约1610.716亩），根据设计资料，项目用地为永久用地，运营期光伏阵列下方进行农业种植，不改变原有用地性质，不影响农业生产。本项目光伏阵列区分为32个光伏发电单元，根据本工程子方阵配置方案，其中19个光伏方阵每个方阵包含10台300kW组串式逆变器，每28块565Wp单晶硅光伏组件组成一个光伏串列，其中每个方阵中每台逆变器接入24串，每个光伏方阵每240串接入一台3000kVA箱变（含低压柜），从而组成一个3.7968MWp的光伏子方阵；13个光伏方阵每个方阵包含11台300kW组串式逆变器，每28块565Wp单晶硅光伏组件组成一个光伏串列，其中每个方阵中每台逆变器接入24串，每个光伏方阵每264串接入一台3300kVA箱变（含低压柜），从而组成一个4.17648MWp的光伏子方阵。同时考虑到为充分利用土地资源，本项目光伏阵列采用2x14的形式，为双排竖向布置。光伏阵列布置采用面向正南方布置，光本工程组件前后排平均间距为7.4m,根据设计报告中最佳倾角的计算，光伏组件的倾角在13度时发电量最高，有利于光伏阵列最大限度接受光照，减少了光伏阵列下方遮阳区域的面积，能适用各种类型农业生产活动，可实现“光伏+农业”土地综合利用的多重效益。同时可有效实现一地多用，板上发电、板下农业，以实现土地高效综合利用，增加额外的收入。各光伏方阵配套的箱变布置于靠近场内道路、远离环境敏感点的位置，在便于对设备的维护和管理的同时减少对周边环境，敏感点的影响。（2）送出线路新建线路由龙虎山升压站220kV出线侧西数第一出线间隔电缆出站至升压站东侧J1终端塔转架空，向南至220kV东群变220kV出线侧北数第三出线间隔架空进站。新建线路途经二期光伏厂区南侧，龙马乡西侧，坡头村东侧、上苑村西侧、凯盛石英材料（海南）有限公司西侧、道岸村西侧、东泰山村东侧、吉昌西村西侧、下山村东侧、庆龄村东侧、昌泰村东侧、东寨村东侧。项目送出线路已尽可能减少线路长度并沿升压站东侧进行设计施工，减少便道开辟，同时塔基用地避让了现状基本农田和生态红线，无法避让的成片林木按跨越考虑；同时统筹了沿线已建线路、规划线路以及其它设施的矛盾，最大程度避免高压线路直接穿过密集居民区或其他工矿企业，减少电磁辐射影响。送出线路总平面布置见附图4。①线路选线原则根据系统规划，本期从龙虎山升压站新建1回220kV线路接入220kV东群站220kV间隔，经现场踏勘，初步拟定如下方案，具体描述如下：路径方案一（推荐路径方案）：新建线路由龙虎山升压站220kV出线侧西数第一出线间隔电缆出站至升压站东侧J1终端塔转架空，右转向东走线至光伏厂区东南侧设转角J3,线路右转沿东南方向走线至龙马乡西南侧设转角J6，线路继续右转沿西南方向至上苑村西北侧设转角J8，线路继续右转沿西南方向至龙南村东侧设转角J9，线路左转沿西南方向至凯盛石英材料（海南）有限公司西侧设转角J11，线路继续左转沿东南方向至联成村东南侧设转角J13,线路再右转沿西南方向至水铁村西侧设转角J14，线路左转沿西南方向至下山村西北侧设转角J15，线路左转沿东南方向至昌泰村西北侧设转角J16，线路右转沿西南方向至昌泰村东南侧设转角J18，线路继续左转沿东南方向至220kV东群变西侧设终端J19，架空接入220kV东群变220kV出线侧北数第3出线间。路径方案二（备选路径方案）：新建线路由龙虎山升压站220kV出线侧西数第一出线间隔电缆出站至升压站东侧J1终端塔转架空，右转向东走线至光伏厂区东南侧设转角J3,线路右转沿东南方向走线至龙马乡西南侧设转角J6，线路继续右转沿西南方向至上苑村西北侧设转角J8，线路继续右转沿西南方向至龙南村东侧设转角J9，线路左转沿西南方向至凯盛石英材料（海南）有限公司西侧设转角J11，线路继续左转沿东南方向至联成村东南侧设转角JA13,线路再左转沿东南方向至昌吉西村东侧设转角JA16，线路右转沿西南方向跨越110kV东昌线至昌吉中村西南侧设转角JA18，线路左转沿东南方向至榜头村东北侧设转角JA19，线路左转沿西南方向至昌泰村东南侧设转角J18，线路继续左转沿东南方向至220kV东群变西侧设终端J19，架空接入220kV东群变220kV出线侧北数第3出线间隔。方案一合敷设，其中架空路径长约采用架空和电缆方式混合敷设，9、跨越荔枝园1次、菠萝园2无（规划已同意）无优点：1、线路路径沿乡村道路3、线路转角较少，线路路径曲折系数较小，本期投资相对较优点：1、线路路径沿乡村道路进综上所述，方案一虽然交叉跨越相对较多，但方案一比方案二路径较短，，线路路径曲折系数小，根据上述技术经济性比较，同时兼顾规划及后期运行维护等因素，本工程推荐方案一作为本工程路径推荐方案。（3）升压站二期升压站与一期共用一个选址，二期升压站围墙内占地面积为7515.0m2（合约11.27亩）。站区方位充分与现场地块相协调，与周围环境相适应，按功能全站分二个区域，东侧为储能装置区，西侧根据110kV向西北出线的特点，站区从南向北依次布置生活楼区—配电楼及户外配电装置区，两大分区以站内道路为分界线。配电装置区铺设碎石，站内其余空余场地绿化处理。升压站位于不涉及国家公园、自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、海洋特别保护区、饮用水水源保护区，也不存在以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公为主要功能的区域以及文物保护单位的环境墩感区，同时项目所在地不涉及海南省生态保护红线区。综上所述，本项目的平面布置便于运行管理，及人员进出，总体布局较为合理。施工方案1、施工时序光伏阵列区：施工期间按以下施工顺序进行：太阳能电池支架制作安装及基础施工→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→光纤熔接机通信调试→系统的并网运行调试。升压站及送出线路：施工准备阶段主要是施工备料及施工便道的施工，之后进行主体工程阶段的基础施工，包括升压站建构筑物基础及杆塔基础开挖、回填，边坡防护等，基础开挖完成后，升压站设备进行安装，然后进行线路杆塔组立和架线施工，施工完成后，对基面进行防护。工程竣工后进行工程验收，最后投入运营。施工期主要污染物为噪声、扬尘、施工废水、固废等，施工工艺流程及产污环节见图图2-5施工工艺流程及产污环节图（光伏阵列区）图2-6施工工艺流程及产污环节图（升压站）图2-7施工工艺流程及产污环节图（送出线路）2、施工方案及工艺（光伏阵列区）施工前，厂区内地表植被进行清除。同时使用钢丝网围栏将项目用地圈起，留下经出场入口。光伏阵列布置采用面向正南方布置，光伏阵列南北向角度采用13°,顺地形布置，自然地形条件下可满足光伏组件采光需求，故不需要进行大面积土地平整，在尽量不改变地表形态的前提下，光伏阵列依托现有地势进行安装。施工过程中，临时占地的光伏阵列区组件安装在场地现有地势条件下进行，尽量减少开挖方，工程各组成部分具体施工工艺如下：（1）PHC预应力管桩施工本项目光伏支架基础布置于旱田范围内，桩基施工采用干式施工法。项目采用锤击预应力高强混凝土管桩施工工艺，锤击管桩施工的工艺流程见图2-8。图2-8桩基施工工艺流程图（2）光伏组件的安装和检验光伏组件支架安装工艺如下图所示：图2-9光伏组件支架安装工艺安装过程中需注意事项：①组件安装：电池板在运输和保管过程中，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动，不得横置重压，电池板重量较重的在安装过程中应两人协同安装。②电池板的安装应自下而上先安装两端四块电池板，校核尺寸、水平度、对角线方正后拉通线安装中间电池板。先安装上排电池板再安排下排电池板，每块电池板的与横梁固定采用四个压块紧固，旁边为二个单压块，中间为二个双压块，压块螺栓片的牙齿必须与横梁“C”型钢卷边槽平稳咬合，结合紧密端正，电池板受力均匀。③安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃；将两根放线绳分别系于电池板方阵的上下两端，并将其绷紧。以线绳为基准分别调整其余电池板，使其在一个平面内。电池板安装必须作到横平竖直，间隙均匀，表面平整，固定牢靠。同方阵内的电池板边线保持一致；注意电池板的接线盒的方向，采用“头对头”的安装方式，汇线位置刚好在中间，方便施工。④电池组件分区原则：每个厂家生产的相同峰值的组件安装在一个方阵区；不足一个方阵的相同峰值的组件保证一个逆变器组串的电池组件同厂同峰值。这样安装组件可以最大限度的提升整个光伏电站的发电量。⑤光伏电池组件与光伏电池方阵：电池组件单块光伏电池板组成串联的组件，光伏电池方阵则是由串联后的光伏电池组件并联而成，光伏电池组件内部接线符合图纸。（3）光伏区电气设备施工工艺流程：图2-10光伏区电气设备施工工艺（4）总体控制部分安装参照各购买设备的说明书要求，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。（5）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。④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。图2-112×14光伏组件阵列旋转至水平图图2-12光伏组件布置图图2-13光伏支架立面图（6）农业种植工程施工方案①大棚农业种植工程光伏结构骨架之间建设单体薄膜温室，每跨5.2m，开间4.3m，按地形条件布置。温室骨架采用轻钢结构，使用热镀锌椭圆管，壁厚1.5mm，镀锌层达到同类国家标准，工厂化生产，现场组装，可抗12级台风，确保25年使用年限。采用圆拱结构，从地面到顶高3m，屋面覆盖8丝优质PEP膜，透光率达90%，两侧通风口采用40目防虫网。大棚内建设水肥池灌溉池、配水管道、蓄水池及排水沟等灌溉设施。②大棚外农业种植工程施工大棚外农业种植区主要建设排水沟及沉淀池。③田间工程项目区土地以缓坡地为主，需要根据地形及生产作业实际要求，因地制宜采取不同工程措施进行整理。削高填低，使整个田块地形变得平缓，方便耕作，解决低洼地涝渍问题。项目平整时挖出的土方回用于地势较低的地方，用于农业种植。4、施工方案及工艺（升压站）（1）站区内场地平整本项目施工过程中采用机械施工与人工施工相结合的方法，统筹、合理、科学安排施工工序，避免重复施工和土方流失。场地平整工艺流程：将场地有机物和表层耕植土清除至指定的地方，将填方区的填土分层夯实填平，整个场地按设计进行填方平整。挖方区按设计标高进行开挖，开挖从上到下分层分段依次进行，作一定的坡度以利泄水。该工序会产生施工扬尘、施工噪声、施工废水以及施工弃方（回填应尽可能用于场地内）。（2）建（筑）物施工本项目主体工程施工顺序为：放线→复核→柱钢筋绑扎→预留预埋→验收→柱支模板→复核→柱砼→梁、板模板支设→复核→梁板钢筋绑扎→预留预埋→验收、梁板浇硅→养护→主体工程验收。装饰工程施工工序：清理→门窗安装→砖墙面抹灰、地面→顶棚、墙面涂料→外墙装饰→竣工验收。建（构）筑物施工过程中会产生施工扬尘、施工噪声、施工废水以及建筑垃圾、员工生活垃圾等固体废物。（3）电气设备及配电构架安装站内建筑物内的电气设备及配电构架安装根据土建工程进展情况进行。可采用吊车吊装，设备支架和预制构件在现场组立，按照施工技术和设备厂家要求进行安装。在设备安装及调整过程中会产生施工噪声。（4）给排水管线施工采用机械和人工相结合的方式开挖沟槽，管道敷设顺序为：测量定线→清除障碍物→平整工作带→管沟开挖→钢管运输、布管-组装焊接-下沟→回填→竣工验收。开挖前先剥离表层土，临时堆土一侧铺设防尘网，防止堆土扰动地表，剥离的表层土置于最底层，开挖的土方置于顶层，堆土外侧采用填土编织袋进行拦挡，土方顶部采用防尘网进行苫盖。土方回填时按照后挖先填、先挖后填的原则进行施工。该工序会产生堆积的开挖土方以及施工噪声，堆积土方及时进行厂区内部的土地平整、回填。（5）站内外道路施工站内外道路可永临结合，土建施工期间暂铺泥结砾石面层，待土建施工、构支架吊装施工基本结束，大型施工机具退场