淅河镇一期20MW农光互补光伏电站工程可行性研究报告实施方案

I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2016年02月长沙 I1申报单位及项目概况 1申报单位概况 1项目概况 2项目建设条件 21.4工程技术方案 4总体方案设计 51.5.1七伏系统总体方案 51.5.2光伏阵列设计及布置方案 51.5.3年上网发电量 61.5.4光伏山葡萄种植方案 7电气设计 71.6.1光伏发电工程接入电力系统方案 1.6.3光伏方阵配电系统…1.6.4逆变升压站 1.6.5逆变器与箱式变压器的组合方式 9 1.6.7控制、保护和调度通信 9消防设计 土建工程 施工组织设计 工程管理设计 环境保护与水土保持设计 1.11.1环境保护设计方案 水土保持设计方案 劳动安全与工业卫生设计 节能降耗分析 1.13.1施工及运行期能耗分析 51.13.2降耗措施 设计概算 财务评价及社会效果分析 1.15.1项目财务评价方法依据 11.15.3社会效果分析 结论与建议 2项目建设条件 太阳能资源 太阳能资源概况 2.1.1.1全国太阳能资源概况 2.1.2太阳辐射年际变化分析 太阳能资源综合评价 工程地质 2.2.1区域地质构造与地震 2.2.1.1地质构造 2.2.1.2地震动参数 2.2.2场址工程地质条件 262.2.2.1地形地貌 图2.2.2.1拟建场区地形地貌 2.2.2.2地层岩性 2.2.2.3岩土体物理力学性质 2.2.2.4地下水条件 2.2.2.5文物与矿产 2.2.2.6不良地质作用及主要岩土工程问题 2.2.3地基基础方案建议 交通运输条件 施工期水和用电条件 31电力送出条件和电力消纳分析 2.5.1随州市曾都区电力系统概况 2.5.1.1随州市曾都区电力系统概况 3)网络现状 曾都区电力系统发展规划 2.5.2.1曾都区电网及电源建设规划 2.5.2.2曾都区电网电力电量预测 2015-2020年曾都区负荷预测表 2.5.5太阳能发电站接入系统电压等级选择 太阳能发电站主接线实施方案 37接入一次及电气主接线 37电力消纳分析 3项目技术方案 项目任务与规模 3.1.1工程建设场址及规模 3.1.1.1地区经济及建设任务 93.2.2工程建设任务 太阳电池组件选型 逆变器选型 3.3.1逆变器分类及共性 3.3.2逆变器的技术指标 3.3.3逆变器的拟选 光伏阵列设计 3.4.2总体布置方案设计 473.4.3光伏子阵列设计 3.4.3.1电池工作温度分析 3.4.3.2串联回路工作电压计算 3.4.3.3串联回路组件数量确定 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 3.4.4.2光伏阵列间距设计 光伏电站电气设计 3.5.23.5.33.5.5光伏方阵配电系统 集电线路方案 52光伏电站配电系统主要电气设备 光伏电站配电设备布置 光伏电站开关站 开关站电气主接线 开关站主要电气设备选择 2)无功补偿装置 3)中性点接地方式 4)站用变 3.5.6.4开关站一次设备布置 1)总平面布置 2)35KV开关柜布置 3)站用配电装置布置 4)35KV无功补偿装置的布置 3.5.6.6防雷、接地及过电压保护设计 3.5.7.3升压站继电保护及测控设备 3.5.7.4升压站安全及自动设备 3.5.7.5防误操作和微机五防 3.5.7.6计量及电能量采集 3.5.7.8视频监控系统 633.5.7.9火灾报警系统 3.5.7.10厂内通信 3.5.7.11调度数据网及二次系统防护设备设备 3.5.7.12电气二次主要设备及材料表 土建工程设计 3.6.1站址总体规划及总布置 V3.6.1.1总平面布置 3.6.1.2竖向布置 3.6.1.3管沟布置 3.6.1.4道路及场地处理 3.6.2.1设计技术数据 3.6.2.2设计依据 3.6.2.3工程地质条件 3.6.2.4主要建筑材料 3.6.2.5建(构)筑物抗震分类和抗震设防原则 3.6.2.6主要建筑结构布置及选型 建筑 3.6.3.1建筑装修 3.6.3.2建筑立面造型及色彩处理 光伏发电工程年上网电量计算 年实际可以利用电量 3.7.3年上网电量估计值 3.7.4光伏发电上网模式 提升上网电量的方法 4施工组织设计 交通运输 4.1.1对外交通运输 4.1.2站内交通运输 主要建筑材料 施工期水和用电条件 施工总布置 4.4.1施工总布置原则 4.4.2施工总布置方案 4.4.3施工临建设施 764.4.4土石方量 工程建设用地 4.5.2施工临时用地 主体工程施工 4.6.1主体工程施工及安装 78 4.6.3施工准备 4.6.3.1技术准备 4.6.3.2现场准备 4.6.4建筑物施工方案 794.6.5太阳能电池组件的安装和检验 4.6.7总体控制部分安装 4.6.8检查和调试 施工总进度 4.7.1施工进度编制原则 4.7.2施工进度计划 4.7.3施工进度计划横道图 4.7.4主要施工机械设备 5保障措施 劳动安全与工业卫生 编制目的、原则 5.1.2建设项目概况 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 5.1.3.2运行期主要危险有害因素分析 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 5.1.4.2运行期劳动安全及工业卫生对策措施 905.1.5工程运行期安全管理 945.1.5.2应急救援体系 5.1.6安全投资 工程消防设计 95总体设计方案 965.2.4机电消防设计 5.2.5工程消防设计 5.2.5.1安全疏散通道和消防车道 5.2.5.2建(构)筑物消防设计 5.2.5.4通风空调系统的防火设计 环境保护与水土保持设计 环境保护 5.3.2水土保持 节能降耗 设计依据 5.4.1.2工程应遵循的节能标准及节能规范 9)《电力变压器能效限定值及能效等级》(GB24790-2009) 11)《单元式空气调节机能效限定值及能效等级》(GB19576-2004) 5.4.2施工期能耗分析 5.4.3工程运行期能耗分析 2)箱式变压器 4)集电线路 5)站用电变压器 6)无功补偿装置 5.4.3.3升压变电站办公及生活等用能 5.4.3.4光伏发电场运行期的能耗总量控制性指标 节能降耗措施 5.4.4.2机组选型及平面布置节能措施 5.4.4.3建筑、给排水系统节能措施 5.4.4.4主设备降耗措施 5.4.4.5用电设备节能措施 5.4.4.6主要施工技术及节能措施 5.4.4.7施工营地、建设管理营地建筑设计 5.4.4.8施工期建设管理的节能措施建议 5.4.4.9运行期管理维护的节能措施 节能降耗效益分析 社会稳定性风险分析 社会影响效果分析 (2)项目对所在地居民生活质量的影响 (3)其它影响 5.5.2社会适应性分析 (1)不同利益群体的态度 (2)当地各类组织的态度 (3)当地技术文化条件 5.5.3社会风险及对策分析 6项目投资与经济性评价 项目投资 项目经济性评价 项目财务评价方法依据 资金筹措及使用 资本金 借贷资金 财务评价主要计算参数 成本与费用效益分析 6.2.7.1发电收入 6.2.7.2山葡萄收入预测 6.2.7.3税金 (2)销售税金及附加 现金流量……………资产负债状况 6.2.10偿还能力的分析 主要技术经济指标 表6.2.11_主要财务评价指标汇总表 不确定性分析 风险分析 6.2.13.2风险防范措施 6.2.15社会效益分析 (3)可促进当地经济的发展 (4)增加就业 (5)美化自然 (6)旅游添色 6.2.16财务评价附表 7附图 A01光伏电站接入系统图 11申报单位及项目概况申报单位概况####舜大新能源投资有限公司是海南发展旗下专注于新能源领域的高科技公司，于2009年5月15日成立，注册资金20260万元。公司具备新能源驱动农业循环经济的专业经验，经营年限为长期经营，主营太阳能光伏电站的开发、设计、系统集成、安装和运营，并在燃料电池领域取得了重大成果。公司拥有如皋市舜鑫太阳能电力科技有限公司和扬州艳阳天新能源有限公司两个全资子公司，控股随州舜大艳阳新能源有限公司和河南南阳淅川艳阳天新能源有限公司两个合资公司，独资或合资建有一批以新能源为支撑的高效光伏农业循环经济示范项目(其中有海南省首个风光互补综合利用项目——临高26MWp风光互补示范电厂和屯昌20MWp(国家财政部、发改委、科技部批准的2012年度“金太阳”示范项目)现代农业太阳能并网电站、####扬州宝应140MWp渔光互补光伏电站、内蒙古赤峰150MWp生态农业光伏电站)。储备有510MW大型地面光伏电站及分布式电站项目。公司以持有电站资产为依托，打造新能源板块，目前已与券商上海申万签署新三板挂牌合作协议，正式启动新三版相关工作，争取2015年底前上新三板，股份对加为6元/股。终极目标是打造基于光伏新能源为驱动力，以物联网为平台的农业生态循环经济整装推进的第一品牌。####舜大新能源投资有限公司于2016年1月在随州注册成立了随州英利阳新能源有限公司，计划投资建设随州市淅河镇虹桥村一期20MWp农光互补光伏发电工程。2项目概况项目名称：英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站主要建设内容和规模：本项目为并网光伏发电电站，项目占地500亩，装机容量一期为20MWp,充分利用MW级光伏并网发电的成熟技术与随州有利的自然资源环境，严格遵守现行国家行业标准及地方标准，加强项目建设的环境保护及风险控制，建造达到农光互补要求的20MWp农光互补光伏并网电站。本项目为农光互补光伏扶贫电站，一期装机容量为20MWp,终期40MWp,通过35kV出线接入随州市前进110KV变电站35kV间隔。建设期为8个月，生产运行期为25年。建设地点：随州英利阳新能源淅河镇一期20MWp农光互补光伏发电工程拟选站址位于随州市曾都区淅河镇虹桥村，距淅河镇区约，距随州市区约12km,距X002县道公路约公里，其间有村村通道路连接。图随州市淅河镇地理位置图项目建设条件(1)光照资源；随州地处鄂西北，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。随州太阳能资源丰富，年均总辐射量为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)随州市地处长江流域和淮河流域的交汇地带，东承武汉，西接襄阳，北临信阳，南达荆州，居“荆豫要冲”,扼”汉襄咽喉”,为”鄂北重镇”,是湖北省对外开放的“北大门”,国家实施西部大开发战略由东向西的重要接力站和中转站。随州市交通便利，京广铁路、汉渝铁路、宁西铁路和107、312、3163国道以及汉十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。(3)曾都区全社会最大用电负荷增长较为迅猛，“十一五”期间，曾都区用电水平快速增长，2005～2010年全社会最大用电负荷由93MW增长到，年均增长率%;2005～2010年全社会用电量由亿kWh增长到亿kWh,年均增长率%。2014年全社会最大用电负荷为。曾都区淅河镇至110kV进变电站直线距离公里；至110kV淅河变电站直线距离公里。经初步勘察，基本具备光伏(4)####舜大新能源投资有限公司在光伏发电技术方面与广州中山科技(5)本项目将在现代生态农业循环经济方面与华中农业大学及湖北农科(6)本项目将委托中国农业大学、中国农业物联网研究中心研发设计高效生态循环经济物联网云平台。中国农业物联网研究中心由中国农业物联网首席专家、中国农业大学信息与电气工程学院教授、博士生导师、中欧农业信息技术研究中心主任李道亮教授领衔创办。图光伏电站地理位置图4图光伏电站接入系统示意图1.4工程技术方案随州英利阳淅河镇一期20MWp农光互补光伏发电项目为新建工程，场址位于随州市曾都区淅河镇虹桥村。20MWp太阳能光伏并网发电系统分20个1MWp发电单元进行设计。整体上采取kV/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35kV变压配电装置进行升压汇流，再升压成35KV接入前进110kV变电站。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1光伏组件安装示意图图光伏电站安装效果图5####舜大新能源投资有限公司与随州本土农业高新技术企业湖北石虎山生物科技有限公司高度融合，对诸多项目进行了长达半年的调研考察，最终达成随州淅河40MW光伏山葡萄生态旅游农业产业园项目的开发共识。这必将是两家国内企业在光伏农业这一崭新领域的强强联合落地生根乡土化的伟光伏大棚葡萄与养殖实例图总体方案设计本工程拟选用260Wp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。6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，一期20MWp共20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1650×992mm,前后两块光伏板之间留20mm的间隙，斜面总长为3320mm,因此支架高为1256mm。加上地面支墩高1800mm,总高约为3056mm。选取上午9:00～15:00时间区间计算，阵列南北向间距为6m。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%,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：年数发电程度总发电量(万度)年数发电程度总发电量(万度)1123456789合计/年均/7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万kWh,运行25年的总发电量约万kWh,年平均发电量为万kWh。1.5.4光伏山葡萄种植方案500亩山葡萄高标准核心示范园区种植方案：依照《国家葡萄标准果园建设标准》,列入本项目直接投资计划，光伏电站支架建成3米高的高度，太阳能组件阵列间隔距离4米，在太阳能组件阵列间隔间栽植山葡萄，形成敞开式光伏山葡萄大棚。满足山葡萄生长要求光照400LUX左右；水质PH值以下，采用法国爱森3005KCE农林保水剂及电磁化营养水滴管灌溉节水技术。充分利用土地资源，发展高效设施农业，积极推进农光互补电站建设，发展使用清洁能源。有效利用空间资源，搭建节能性设施大棚，实施集约化经营，打造美丽乡村。积极利用可再生能源，实现节能减排，打造低碳环保的易居生活。本项目山葡萄高标准核心示范园区外的新市镇其它村组作为辐射种植区，实行公司+农户土地股权众筹的投资分红模式，由项目公司统一育苗，无偿发放给农民按照NYT2682-2015《酿酒葡萄生产技术规程》统一模式种植，再由公司派出的技术团队统一指导农民修剪管理，最终由公司按照NYT2682-2015《酿酒葡萄生产技术规程》统一收购加工并销售葡萄酒，年终按股电气设计1.6.1光伏发电工程接入电力系统方案根据随州英利阳淅河一期20MWp光伏电站在电网中的地理位置、规划建设规模等情况，结合随州曾都区电网现状、发展规划，提出如下接入系统方案。本期新建1座35kV开关站，本期出1回35kV线路，接至110kV前进变电站35kV间隔，线路长约，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8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20MWp,设置升压站一座，以1回35kV线路接入电网，考虑接入110kV前进变电站的35kV侧。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71台1000kVA的箱式变压器，18台500kVA的箱式变压器，35kV汇流后升压110kV接入沙河变电站。1.6.3光伏方阵配电系统本工程为山地光伏，光伏电池板布置顺山势布置，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)。18块电池组件(300W)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。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9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20kW,每个单元有48台此种逆变器，每6台逆变器通过一台6进1出(120kW)交流防雷汇流箱汇流一次，每个单元总共8台此种汇流箱，一台低压箱式变压器配8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。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。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。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1824套组串式逆变装置及38套箱变、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，保证监本系统配套1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况。消防设计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。开关站内按规程规定设置事故照明、疏散指示标志、火灾自动报警及防土建工程设计技术规定》(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。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)交通条件光伏电站距离黄陂城区大约25km左右，距离李家集街办中心大约4km左右，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。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8个月，其中准备期1个月，施工期7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(平方百米，即公顷)(合1443亩),满足本期工程总布置需要。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7000m²,建筑面积3400m²。工程管理设计英利阳电力随州20MWp农光互补光伏电站建成后，场内光伏组件、电气设备，以及35kV开关站拟实行统一管理，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35kV开关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2人，人员分配根据实际工作情况进行适当调整安排。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。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。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。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2016万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吨/年，同时可以减少二氧化硫排放量吨/年、二氧化碳40838吨/年、氮氧化物吨/年。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)》(GD003-2011)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当地相应的工程单位造价指标进行编制。工程设计概算按2014年第一季度武本期工程静态投资为15297万元，单位千瓦静态投资7650元/kW;动态投资为15646万元，单位千瓦动态投资7820元/kW。财务评价及社会效果分析(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(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。(4)在满足经营期平均电价(含税)为元/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1.15.2项目财务效益分析表财务评价主要计算参数表项目经营期所得税装机容量增值税年上网电量万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残值率其他费用5元/kw维修费率%逐年递增保险费率%定员8人贷款偿还年限15年工资水平45000元福利系数及附加依据上述条件，在满足经营期平均电价(含税)为元/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：表财务评价指标一览表123456789经营期平均电价(不含增值税)(元/kWh)经营期平均电价(含增值税)(元/kWh)投资回收期(所得税前)(年)全部投资内部收益率(所得税前)(%)全部投资内部收益率(所得税后)(%)总投资收益率(ROI)(%)项目资本金净利润率(ROE)(%)盈亏平衡点(生产能力利用率)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，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万度，与燃煤电厂相比，每年可节约标煤吨，相应每年可减少多种大气污染物的排放。结论与建议(1)随州市淅河镇一期20MWp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)随州市淅河镇一期20MWp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)根据随州市淅河镇一期20MWp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万度。(4)湖北天地春20MW大棚光伏电站项目建设工期为8个月，本期工程静态投资为15297万元，单位千瓦静态投资7650元/kW。(5)本项目在满足经营期平均电价(含税)为元/kWh,前五年湖北省地方补贴元/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%,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%,税后全部投资财务内部收益率税后为%,税前全部投资回收期税前为年，税后全部投资回收期为年。综上所述，英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp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。英利阳电力随州高新区淅河镇20MWp农光互补光伏电站项目的建设将有力地推动湖北省随州市光伏发电事业的发展。2项目建设条件太阳能资源2.1.1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～2333kwh/m2。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000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；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。表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资源最丰富资源很丰富资源丰富资源一般图我国各地区太阳能资源丰富等级图哈尔派郑州上海福州长沙福州从图可以看出随州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/m²、属我国资源一般地区，瑞典年太阳总辐射量约1040kWh/m²、属我国资源一般地区，荷兰年太阳总辐射量约1100kWh/m²、属我国资源丰富地区，均低于或略低于随州市年太阳能总辐射量。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，随州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、。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图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。根据湖北省气象服务中心提供的日照和辐射资料分析，随州地区近30年日照小时数在小时，随州地区30年平均总辐射量在MJ/M2MJ/M2之间。从图可以看出，随州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随州市平均各月太阳总辐射量变化过程见图。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、1月、2月达最小值。4～9月实测总辐射均在400MJ/m2以上，7月在m2,是全年月总辐射最多的月份，接近12月、1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。随县月平均太阳总辐射变化曲线图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,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，随州地区日照时数与其太随州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、随州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、随州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随州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(简称工程代表年)。选取的本工程代表年数据(即随州年太阳辐射量为m2,年日照小时数为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，随州年太阳辐射量m2,年日照小时数为。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。工程地质2.2.1区域地质构造与地震根据前期所搜集到的马鞍山水库相关资料，站址区在构造单元上属于淮阳地盾的西南边缘，接近大巴山褶皱带的东末端，主要为北西向构造。该区褶皱比较发育，走向多以北西向为主，大部分发生在震旦纪变质岩层中。站址区断层发育较少，仅局部见破碎带，规模较小，节理裂隙发育。2.2.1.2地震动参数址区附近未发生过Ms>级的破坏性地震。表明随州地区地震活动相对较弱，区地震动峰值加速度值<,地震动反应谱特征周期为。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地形地貌随州英利阳新能源淅河镇一期20MWp农光互补光伏发电工程拟选站址位于随州市淅河镇虹桥村，距淅河镇区约，距随州市区约12km,距X002县道公路约公里，其间有村村通道路连接，交通较为便利。项目用地性质主要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，场地图2.2.2-1拟建场区地形地貌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(Q41)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)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~。(2)第四系全新统湖积层(Q41)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~。(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~,层厚~。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~,层厚~。(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~,层厚～。(5)震旦系-青白口系柳林组片岩(Qn-Z1)1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~,层厚~。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~,层厚~。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。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表地基岩(土)体主要力学参数表岩土名称状态重力密度抗剪强度压缩模量承载力特征值人工挖孔桩黏聚力内摩擦角①(度)桩侧土摩阻力桩端土特征值土~密~密~淤泥流塑黏土软塑黏土可塑~黏土硬塑~可塑~黏黏岩强风化片岩岩中风化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~。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。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。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(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。交通运输条件随州市地处长江流域和淮河流域的交汇地带，东承武汉，西接襄阳，北站。随州市交通便利，京广铁路、汉渝铁路、宁西铁路和107、312、316国道以及汉十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。随州英利阳新能源淅河镇一期20MWp农光互补光伏发电工程拟选站址位于随州市曾都区淅河镇虹桥村，距淅河镇区约，距随州市区约12km,距X002县道公路约公里，其间有村村通道路连接，交通条件较便利。大件运输可由福银高速运至随州，再经S335省道公路，运至光伏厂区附近，经进站道路抵达升压站。本期工程进站道路拟从站区围墙东南侧的村村本工程为山区光伏，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。)U光伏阵列检修道路设计道路宽4m,路面为泥结碎石路面。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。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。见表表施工用电估算表序号用电项目用电量1生活区用电食堂及浴室按40kW考虑2办公区用电按24个房间考虑，含空调3搅拌站用电按2台搅拌机考虑4加工厂包括钢筋调直机、弯曲机、切断机、对焊机各2台5现场施工6其他合计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施工期间，施工人员的生活物资等可在随州市的商场和市场内购买。电力送出条件和电力消纳分析2.5.1随州市曾都区电力系统概况2.5.1.1随州市曾都区电力系统概况随州市地处长江流域和淮河流域的交汇地带，东承武汉，西接襄阳，北对外开放的“北大门”,国家实施西部大开发战略由东向西的重要接力站和中转站。随州市交通便利，京广铁路、汉渝铁路、宁西铁路和107、312、316国道以及汉十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。十高速公路、随岳高速公路，麻竹高速公路贯穿全境。曾都区位于随州腹地，属地级随州市政府驻地。曾都区行政面积为1316km2,供电面积为、供电人口万人、全社会最大负荷，售电量共亿kWh,1)电源现状截止2015年底，随州市曾都区曾都区110kV及以下电源装机容量共计，其中分布式光伏电站118个，装机容量共计；水电站1个，装机容量共计。2)用电现状2005、2010~2014年曾都区历史电量负荷如表所示。年份用电负荷全社会用电量(亿kWh)三产及居民用电量(亿kWh)一产二产三产居民由上表可以看出，曾都区全社会最大用电负荷增长较为迅猛，“十一五”期间，曾都区用电水平快速增长，2005～2010年全社会最大用电负荷由93MW增长到，年均增长率%;2005～2010年全社会用电量由亿kWh增长到亿kWh,年均增长率%。2014年全社会最大用电负荷为，全社会用电量为亿kWh,人均用电量为人，人均生活用电量为人。3)网络现状曾都区辖区内目前有220kV随县、曾都变电站2座作为主供电源，主变总容量510MVA,形成了以220kV随县、曾都变电站为电源，110kV线路为骨架，两水、蒋岗、望城岗、文峰、前进、淅河、擂鼓墩、神农八座110kV变电站为中心，35kV变电站为网点，由10kV配电网络向城乡供电的网络结构。曾都区电网共有110kV变电站8座，主变15台，变电容量总计；35kV变电站4座，共有主变8台，容量。图曾都区35kV及以上电网地理接线图2.5.2曾都区电力系统发展规划2015～2020年期间，曾都区合计新增电源装机容量。表曾都区接入110kV及以下配电网的电源规划方案电厂名称电源类型并网电压等级装机容量投产时间(年)投运/退役曾都万店光伏电站光伏投运曾都马鞍山光伏电站光伏投运曾都淅河光伏电站光伏投运曾都万店生物质电厂+生活垃圾焚烧发电厂生物质投运合计表曾都区电网110kV及以上电网规划相关项目表序号项目名称主变(MVA)规划投产年份1随州曾都前进110kV变电站扩建工程2随州曾都溃水110kV输变电工程3随州曾都滨湖110kV输变电工程4随州曾都府南110kV输变电工程5随州曾都武西牵引站110kV外部供电工程6随州曾都飞来土220kV变电站110kV送出工程7随州曾都高铁110kV输变电工程8随州曾都威龙110kV输变电工程9随州曾都红星110kV输变电工程随州曾都梨园220kV变电站110kV送出工程随州曾都淅河110kV变电站扩建工程随州曾都万店生物质发电、垃圾发电110kV送出工程随州曾都区万店110kV石桥变输变电工程随州曾都区110kV首义变输变电工程随州曾都擂鼓墩110kV变电站增容工程随州曾都随县~梅林110kV线路改造工程2.5.2.2曾都区电网电力电量预测2005、2010-2014年曾都区历史电量负荷如下表所示。表曾都负荷历史数据年份全社会最大用电负荷(MW)由上表可以看出，曾都区全社会最大用电负荷增长较为迅猛，“十一五”期间，曾都区用电水平快速增长，2005～2010年全社会最大用电负荷由93MW增长到，年均增长率%;2005～2010年全社会用电量由亿kWh增长到亿kWh,年均增长率%。2014年全社会最大用电负荷为。通过自然增长率加大客户法、趋势分析法及弹性系数法对曾都区全社会最大负荷进行负荷预测，结果如下表所示。2015-2020年曾都区负荷预测表2015年2016年2017年2018年2019年2020年均增长率全社会最大负荷由上表可知，2020年曾都区最大负荷为489MW,2015-2020年平均增长率为%。2.5.3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。2.5.4太阳能发电站主接线实施方案每个IMWp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。2.5.5接入一次及电气主接线本工程本期建设规模为20MWp,设置升压站一座，以1回35kV接入电网，考虑接入前进变电站的35kV侧。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汇流后接入前进变电站。2.5.6电力消纳分析110kV前进变电站目前主变2台(50MVA),终期规模3台(3×50MVA),2016年在建；110kV系统现为单母线接线，终期规模为单母分段接线，母线型号LGJ-500;终期规模出线4回，现有出线2回至220kV曾都变，1回出现至110kV望城岗变。35kV现有出线1回，终期出线6回，为前洛线。图110kV前进变电气主接线图随州市淅河镇一期20MWp农光互补光伏电站推荐方案为接入附近的110kV前进变电站，线路长度约，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,由前进变消纳。潮流分布合理，电压水平正常，最终方案以本工程的接入系统审查意见为准。3项目技术方案项目任务与规模3.1.1工程建设场址及规模淅河镇位于曾都区的东大门，距市区8公里，版图面积315平方公里，管辖人口19余万人。2014年实现工农业总产值亿元，同比去年增长%;农民人均收入12580元，同比去年增长%;地方一般预算收入7351万元，比上年增长21%。其中，完成工业总产值亿，同比增长%,规模企业完成工业产值16亿元，同比增长%;完成招商引资亿元，其中湖北晶星公司100MW太阳能光伏发电项目位于淅河镇邵岗、梨园、先觉庙三村。总占地面积亩，总投资9、3亿元，目前已部分并网发电。外贸出口势头不减，该镇拥有自营出口权企业3家，部分产品出口到20多个国家和地区，出口创汇亿美元，实现了全镇高速发展的新常态。随州处于中纬度季风环流区域的中部，属于北亚热带季风气候。因受太阳辐射和季风环流的季节性变化的影响，随州气候温和，四季分明，光照充足，雨量充沛，无霜期较长，严寒酷暑时间较短。据统计，年平均降水量大部分地区在865-1070毫米，年光照总数在小时之间，年平均气温摄氏度，无霜期220-240天。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小时之间。多年平均太阳总辐射为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 2014年，随州市实现生产总值(2014年，随州市实现生产总值(GDP)亿元，按可比价格计算，比上年增长%。其中：第一产业完成增加值亿元，增长%;第二产业完成增加值亿增长%。其中：第一产业完成增加值亿元，增长%;第二产业完成增加值亿元，增长%。其中，完成工业增加值亿元，增长%,完成建筑业增加值亿元，增长%; 第三产业完成增加值亿元，增长%。三次产业结构由2013年的：:调整 为：:。为：:。居民消费价格总指数(CPI)为。分类别看，食品类价格上涨%,烟酒及用品类价格上涨%,衣着类价格上涨%,家庭设备用品及维修费类价格上涨%,医疗保健及个人用品类价格上涨%,交通和通讯类价格下跌%,娱乐教育文化用品及服务类价格上涨%,居住类价格上涨%。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，充分开发利用随州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。随州英利阳淅河镇20MWp农光互补光伏发电项目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随州地区持续、高速增长的电力、电量需求。同时将场区建设成为旅游景点，促进当地旅游产业发展。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-n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。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%,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18%,工业规模生产的转换效率为15%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6-9%,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300Wp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最大工作功率(Wp)光电转换效率工作点电压(V)工作点电流(A)开路电压(V)短路电流(A)短路电流随温度变化系数(%/℃)开路电压随温度变化系数(%/℃)最大功率随温度变化系数(%1℃)组件规格(mm)重量(kg)最大系统电压工作温度最大风荷载(Pa)逆变器选型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所示。表不同容量逆变器主要技术参数对比表逆变器额定功率推荐的最大功率绝对最大输入电压MPPT输入电压范围最大效率%%%额定交流频率额定电网电压功率因素(COSö)>>>电流波形畸变率(额定功率时)夜间自耗电3.3.2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8