国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目可行性研究报告（送审稿） 

国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目I1综合说明 1-1 1.2太阳能资源 1.3工程地质 1.4工程任务与规模 1.5光伏系统选型、布置及发电量计算 1.7工程消防 1.8土建工程 1.9施工组织 1.10工程管理 1.11环境保护和水土保持 1.12劳动安全与工业卫生 1.13节能分析 1.14工程概算 1.15财务评价 1.16结论及建议 2太阳能资源评估 2-12.1场址概况 2.2设计依据与参考资料 2-32.3参证气象站 2-42.4测光仪实测数据 2-202.5结论 2-313工程地质 3-13.1概述 3.2区域地质及构造稳定性 3-33.3场地工程地质条件 3-53.4光伏发电工程站址工程地质评价 3-93.5结论及建议 3.6附表、附图 4工程任务与规模 4-14.1工程任务 4.2工程规模 4.3工程建设必要性 5光伏系统总体方案设计及发电量计算 5-15.1基本情况 5.2太阳能光伏系统选型 5.3光伏阵列布置 5.4辅助技术方案 5-245.5发电量计算 5-265.6主要光伏系统设备 5-29 6-1 7工程消防设计 7-17.1消防设计主要原则 7.2标准和规程规范 7.3动态无功补偿装置室消防设计 7-27.4本项目其他生产场所消防设计 7-37.5已建升压站建筑消防设计 7-37.6升压站消防给水、灭火设施与器材 7-67.7升压站暖通空调防火及防排烟 7-77.8升压站消防配电 7-87.9升压站火灾自动探测报警及消防控制系统 7-97.10升压站电缆防火 7.11施工消防 8土建工程 8-18.1概述 8.2基本资料和设计依据 8.3光伏阵列基础及逆变器室设计 8.4场内集电线路设计 8.5升压变电站 8-88.6地质灾害治理工程 9施工组织设计 9-19.1施工条件 9.2施工总布置 9-49.3施工交通运输 9-89.4工程建设用地 9-99.5主体工程施工 9.6施工总进度 10工程管理设计 10-110.1工程管理机构 10.2主要管理设施 10.3电站运行维护、回收和拆除 11环境保护与水土保持设计 11.1环境保护 11.3环境保护与水土保持设计投资估算 12劳动安全与工业卫生 12-1 12.2建设项目概况 12.3主要危险、有害因素分析 12.4工程安全与卫生因素分析 12.5劳动安全和工业卫生对策 12.6劳动安全工业卫生管理 V12.7投资概算 12.8预期效果评价 12.9存在的问题和建议 13工程投资估算 13-113.1编制说明 13.2基础价格 13.3措施费 13.7生产车辆购置费 13.8房屋建筑工程及其他施工辅助工程计算标准 13.9其他费用计算标准 13.10勘测设计费 13.12技术经济指标 13.13工程投资概算表 14财务评价及社会效果分析 14-1 14.2财务评价依据 14.3财务评价 14.4财务评价结论 14.5社会效益评价 14.6财务评价表 15建设项目节能分析 15-115.1节能设计规范及合理用能标准 15.2本项目的能耗种类和能耗数量 15.3节能措施 15.4项目节能效果分析 16建设项目招标方案 16-116.1项目概况 16.2招标范围 16.3招标组织形式 16.4招标方式 17-1国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目场址位于内蒙古自治区巴108°24′11.43″，北纬41°52′13.68″～41°52′25.14″之间，距旗政府所在地海流图镇约40km。项目拟建场区地势较为开阔，地势略有起伏，海拔高程约1440m，地表树木稀少为草场。项目占地面积为0.26km²。场址示意图见附图。建设国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目可充分利用当地丰富的太阳能资源，改善能源结构，保护当地生态环境，在节约煤炭资源和增加电力供应等方面均具有积极作用，具有较好的社会效益和环保效益。因此，国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目的建设是必要的。受国华巴彦淖尔（乌拉特中旗）风电有限公司委托，我公司编制编制内容主要包括太阳能资源评估、光伏系统选型、布置及发电量计算、电气、工程地质、消防、土建、施工组织设计、工程管理、环境保护与水土保持、节能评估、劳动安全与工业卫生评价、工程概算和财务分析等。内蒙古自治区位于我国北部，太阳能资源较为丰富，太阳能年总辐射量为1342～1948kWh/m2，年日照时数为2600～3400h，是全国高值地区之一。全区太阳能资源分布呈自东向西递增特点，其中，阿拉善盟、鄂尔多斯市和巴彦淖尔市等地区的太阳能资源较好。乌拉特中旗气象站位于巴彦淖尔市乌拉特中旗境内，地理位置为N41º34′、E108º31′，海拔高度1288.0m，距项目场址距离约36km。总量使用DFY4型总辐射表测量，总辐射表距地高度为1.5m，记录器型号DYJ2；日照时数使用FJ-2型暗筒式日照计测量，日照计距地测量，记录器型号CAWS600-SE，日照时数仍使用FJ-2型暗筒式日照计测量。本次收集到气象站1992年至2011年逐月太阳能总辐射数辐射数据。根据乌拉特中旗气象站1992～2010年水平面太阳能总辐射量统计，知该地区多年平均水平面太阳能总辐射量为1712kWh/m²。水平面太阳能月平均日总辐射量累年逐月变化趋势为1~6月逐渐上升，6月达到最高；7~12月逐渐下降，12月达到最低。测光年水平面太阳能月平均日总辐射量与累年逐月水平面太阳能月平均日总辐射量相比，整体偏大。根据乌拉特中旗气象站1981～2010年日照时数统计，知该地区多年平均日照时数约3098h，平均日照百分率约70%。多年平均风速为2.9m/s，多年平均气温为5.8℃,多年平均湿度为48%，年均扬沙天数为8天，年均雷暴日数为26.6天。光伏电站代表年水平面太阳能总辐射量为1716.45kWh/m²,水平面太阳能总辐射量1～6月呈上升趋势，6月达到最高；7～12月呈下降趋势，12月达到最低。根据中华人民共和国气象行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008该区域太阳能资源丰富程度等级为资源很丰富，适合建设大型光伏电站。本项目场址位于内蒙古自治区巴彦淖尔乌拉特中旗川井镇境内，项目拟建场区地势较为开阔，地势略有起伏，地表树木稀少为草场。通过本阶段勘察，项目拟建场址地形平坦，场地内无不良地质作用，地层分布均匀，场地处于相对稳定地段。根据《中国地震动峰值加速对应地震基本烈度为Ⅶ度。结合本工程的特点，拟建项目场地，适于建设光伏电站。工作区一带无断裂构造通过，地质条件相对稳定。该勘察场地建筑场地类别为Ⅱ类，场地土类型为中硬场地土。本勘察区勘探深度范围内未见地下水（勘察期间）。场地土对钢筋混凝土存在微腐蚀性。建议基础持力层选择在②中粗砂层上。勘察场地内饱和的土层不存在液化问题。在勘察区70km范围内无混凝土所用的粗细骨料及砂料，也无块石料场，根据当地建设局所建议，建筑材料选用商品混凝土及外购块石料。勘察场地标准冻结深度2.20m。巴彦淖尔市2011年全市地区生产总值完成708亿元，增长约18%；地方财政总收入完成82.5亿元，增长19.8%；城镇居民人均可支配收入完成16580元，增长约15%；农牧民人均现金收入完成9300元，增长约13%。乌拉特中旗2011年全旗地区生产总值完成92.19亿元，三次产业比例由2010年的17.5：72.5：10演进为13.6：78：8.4，城镇居民人均可支配收入达到17449元增长17.7%，农牧民人均纯收入达到9125元增长28.3%。截止2011年底，内蒙古电网发电装机（6MW及以上）容量42498.59MW，包括：火电厂87座，装机容量33111.7MW；水电站2座，装机容量557.9MW；风力发电场89座，投产容量8666.74MW；生物质电厂2座，装机容量42MW；光伏电站7座，装机容量96.25MW。内蒙古电网覆盖范围内共有500kV变电站16座，主变28台，总变电容量21000MVA；220kV公用变电站97座，主变182台，总变电容量26259MVA。500kV线路46回，总长4191.043k线路405回，线路总长12805.69km。截至2011年底，巴彦淖尔市电网拥有500kV变电站两座，即德岭山500kV变、河套500kV变，变电站主变容量均为1×750MVA。目前，巴彦淖尔市地区电网运行的220kV公用变电站13座，总变电容量为2880MVA，其中沙德格变通过沙德格~昆都仑电厂单回220kV线路由包头电网供电。截止2011年底，巴彦淖尔市地区电网拥有500kV线路3回，即包德Ⅰ回、德河Ⅰ回和河套~华润金能热电厂的500kV线路；220kV线路共计38回（含风电场送出线路），线路全长为1515.098km。由于光伏发电出力不稳定以及光伏发电具有间歇性等特征，对系统电能质量如谐波、闪变、电压/电流畸变率等有一定影响，因此本工程接入时，注入系统的谐波、闪变、电压/电流畸变率等均应满足相应国标要求。本工程对系统的主要要求为保证电网稳定运行，确保本光伏电站正常运行，所发电量能够全部上网。项目所处地位于乌拉特中旗境内，太阳能资源丰富，建设条件良好，因此，本工程确定本期建设规模为10MWp，所发电力主要用于满足乌拉特中旗工业园区电力需求。光伏系统选型包括光伏组件、支架、汇流箱、直流配电柜和逆变器选型。光伏组件选用规格为240Wp的多晶硅光伏组件。光伏支架采用热浸锌处理过的优质钢件，设计安全等级为二级，固定方式采用灌注桩基础与地面固定。汇流箱选用输入路数为12路的型号。直流配电柜选用功率为500kW、直流输入接口为9路的直流配电柜。逆变器选用功率为500kW的逆变器。光伏系统的布置，包括运行方式的确定、最佳倾角和方位角的确定、光伏组件串设计、支架光伏组件串设计、行间距和列间距设计、光伏发电单元设计及配电间的设计。项目太阳能支架阵列最佳倾斜角确定为39°,光伏组件串采用20×1串并联方式，光伏阵列支架按照2×20块光伏组件设计，光伏组件南北向间距取7.0m，列间距按0.5m设计。10MWp光伏发电系统分为10个光伏发电单元，每个光伏发电单元容量为1MWp，由2个逆变器、2个直流配电柜、18个汇流箱、210个光伏组件串及4200个光伏组件组成。每个500kW单元由一定数量的光伏组件经汇流箱汇流，接至1台500kW直流配电柜，最终与1台500kW逆变器相连组成。根据项目建设模式，按1MWp光伏发电单元配置1个逆变器室，每个逆变器室有2个直流配电柜和2个逆变器。根据直流柜和逆变器的具体尺寸、考虑逆变器室中各设备之间的相对距离，经计算每个逆变器室的占地面积为39.6m²,具体尺寸为12m×3.3m。逆变器室距离光伏阵列不得少于15m，避免对光伏组件产生阴影遮挡。拟建国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目共需10座逆变器室。拟建项目装机容量为10MWp，拟安装42000块光伏组件，实际功率为10.08MWp。根据站址所在地的太阳能资源情况，综合考虑光伏发电站系统设计、光伏阵列布置、环境条件、各类折减因素，以及光伏组件的衰减率，计算得出项目25年累计发电量为37683.55万kWh，平均年发电量为1507.34万kWh，等效利用时数为1495h。国华乌拉特中旗光伏发电项目规划装机容量30MWp，本期装机容量10MWp。本项目为风光同场建设项目，国华乌拉特中旗风电场总规划容量为400MW，升压站规划建设4×100MVA的主变，国华乌拉特中旗光伏发电项目规划装机30MWp分3×10MWp，分别接入风电场升压站的3台主变的35kV侧。目前国华川井风电场变电站运行两台主变，每台容量为100000kVA、电压等级（230±8×1.25%）/36.75kV，已接入风电项目装机规模约148.5MW，其中1#主变接入容量为99MW；2#主变接入容量为49.5MW。考虑到风光发电的特点，满发的几率较小，本期10MWp发电项目所发电力拟接入风电场升压站2#主变，与风电机组所发电力一起送出，本项目无需新建或扩建结合电网现状及规划情况，接入系统方案初步拟定为：光伏电站共由10个1MWp多晶硅电池方阵组成，每个1MWp多晶硅电池方阵连接两台500kW并网逆变器，再通过1台1000kVA双分裂变（箱式升压站）升压至35kV，经电缆集电线路汇集后，以单回35kV线路接入国华（巴彦淖尔）风电有限公司乌拉特中旗风电场升压站的35kV侧，线路长度约为1km。光伏系统所发电力接入已建的风电场220kV升压变电站2#主变35kV侧，经变压器升压后与风电场共用升压站1回220kV输电线路送出。光伏电站最终接入系统方案，需在光伏电站接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。本期光伏电站采用1MWp为一个子方阵的设计方案，共10个1MWp的子方阵。由于逆变器交流输出电压较低（0.27kV）、额定电流和短路电流较大，因此要缩短低压电缆的长度，来降低工程造价，减少低压侧电能损耗。每个1MWp的子方阵设置1台升压变压器，构成1个并网发电单元，本期光伏电站共有10个并网发电单元。光伏电站逆变器出口交流输出电压为0.27kV，因此需采用两级升压，将逆变器输出电压由0.27kV升压至220kV接入系统。首级升压方式有0.27kV/10kV和0.27kV/35kV两种，已建风电场一级升压电压等级为35kV，故本光伏电站升压方式采用0.27/35kV首级升压方光伏电站共由10个1MWp多晶硅电池方阵组成，每个1MWp多晶硅电池方阵组成连接两台500kW并网逆变器，并通过1台1000kVA双分裂变（箱式升压站）升压至35kV接入已建220kV升压站2#主变低压侧。集电线路，单回集电线路并联10个1000kVA箱式升压站，经该箱式升压站升压到35kV后，通过电缆集电线路接入国华川井风电场间的集电线路采用1根YJY22-26/35-3×50mm2电缆连接；串联4～7台箱式升压变之间的集电线路采用1根YJY22-26/35-3×70mm2电缆连接；串联7～10台箱式升压变之间的集电线路采用1根YJY22-26/35-3×95mm2电缆连接至220kV升压站的35kV侧进线柜。器，为缩短低压电缆的长度，节省工程投资，35kV箱式升压站和并网逆变器分散布置在光伏电池方阵区内，箱式升压站和并网逆变器相距3m。光伏项目与国华川井风电场共用一座升压站，共用2#变压器，因此本次不需要再次设计。本光伏电站所发电力以35kV电压等级接入国华川井风电场现有的220kV风电场升压站中，经升压后与风电场机组所发电力一并送出。光伏电站建成后仍由内蒙中调和巴彦淖尔区调实施两级调度管人值班”的原则进行设计。光伏电站设置一套综合与风电场共用一套自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，采用光纤组网通讯方式进行集中监控，实现光伏电站与调度中心端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理，能满足本光伏电站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。本工程消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的消防工作方针，防止或减少火灾危害，保障人身和财产安全。防火设计严格遵从国家现行的有关标准、规范的要求，结合工程具体情况，积极采用新技术、新工艺、新材料和新设备，做到安全适用、技术先进、经济合理。风电场已建220kV升压站总平面布置根据电气设备布置要求，结合站址所在地实际情况进行布置。升压站围墙中心线尺寸为190m消防水池、消防泵房等辅助建（构）筑物。220kV配电装置采用户外布置。站区南侧设置一个出入口，大门宽度为9.6m。站内道路为城市型，主干道宽4.5m，转弯半径为9m，道路呈环形布置，消防车可直达站内各建筑物。消防水池布置于站区北侧，容量250m3，提供中控楼、配电楼和宿舍楼室内及室外消防用水。消防泵组（流量16.67～33.33L/s，扬程48～34m，功率18.5kW）布置于消防泵房内。升压站内消火栓给水系统成环状布置。中控楼和配电楼内每层都设置室内消火栓，室内消火栓的布置均能保证有二股不小于10m的充实水柱同时到达灭火点。中控楼和配电楼内每个消火栓箱处设启动消防水泵用的手动按钮。宿舍楼内每层都设置灭火器箱。升压站内共设3个室外消火栓，室外消火栓间距满足规范要求，并设消防水泵接合器。施工现场配备消防器材。在施工区及施工生活区内按照有关部门消防安全的要求，配备足够的灭火器材。对所有的施工上岗人员进行岗前消防安全教育，并指定专人（安全员）进行消防安全监督，定期对施工中存在的消防安全隐患进行排除。各种易燃易爆原材料不宜集中布置在一起且堆置高度不宜过高，在仓库内需留有巡视通道，同时在仓库内配置灭火器，需定期检查仓库以提前消除安全隐患，易燃易爆仓库与其他建（构）筑物需留有一定的安全距离，方便消防。国华乌拉特中旗光伏发电项目远期规划为30MWp，本期工程装机容量为10MWp，本项目已建风电场升压站等级设计为220kV。根据装机容量及升压站电压等级，本工程等级为II等，工程规模为大（2）型，升压站建（构）筑物级别为2级，安全等级为二级，结构重要性系数为1.0。工程主要建筑物按照普通建筑和构筑物设计，设计使用年限50年。国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目电场场区总体规划分为三部分：光伏阵列、逆变器室和检修道路。场区总平面布置由南向北依次为光伏阵列布置区域和已建升压站；升压站位于目检修时维修车辆沿预留检修道路间距行驶进行检修即可。检修道路呈东西和南北走向，就近通至各光伏逆变器室。在满足规范及工艺要求的前提下，尽量压缩场区用地。光伏电池组件支架的选择应合理选用材料、结构方案和构造措施，保证结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，符合抗震、抗风和防腐等要求。综合考虑采用优质钢材制作，热镀锌防腐。光伏电池组件支架结构由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架形式为三角形。本工程太阳能电池单块单位容量为240Wp，单块组件的尺寸为1652mm×994mm×50mm，重23.52kg。每个光伏组串由20块太阳能电池组件串联而成，每个光伏阵列支架按照2排光伏组件串设计，即2×20块光伏组件。本项目结合施工工期考虑，本工程光伏阵列基础采用灌注桩基础，灌注桩径300mm，桩基长度为2.5m，地下埋深为2.2m，出地面0.3m，桩身采用构造配筋，主筋为6¢10，配筋率为0.6%。桩身混凝土强度等级为C30。光伏发电子系统与箱式变电站组合方式采用单元接线方式：即一个单元发电子系统连接一台升压箱式变压站。根据地质资料，初步拟定箱变基础为天然地基。拟采用C30现浇混凝土，初步设计基础下设100mm厚的C15素混凝土垫层，基础埋深2.2m。光伏电站发电场内的建筑物仅有逆变器室，全部为1MWp逆变器室，共10座，分散布置，为地上一层建筑物，采用砖混结构，屋面采用现浇钢筋混凝土楼板，基础采用独立基础，开间为12m，进深为3.3m，外墙为370mm。室内外高差为450mm，层高为3.9m，满足设备的需求。光伏电站场区内施工临时分区主要有施工生活区、综合加工场、综合仓库、混凝土搅拌站等生产生活分区。本工程装机容量为10MWp，施工工期较短，光伏组件布置集中，初步考虑，在与光伏组件相邻的地势较平坦区域进行施工活动。从安全和环保角度出发，生活区靠近仓库，远离混凝土搅拌站。场内道路应紧靠光伏电池组件，以满足设备一次运输到位，方便支架及电池组件安装。按指定路线将大件设备，如逆变器等一次运输并安装到指定地点，尽量减少二次转本工程施工用水从国华川井风电场升压站内自备井（出水量10m³/h）引接，光伏场区与风电场升压站距离约1km。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。施工中应合理调配施工用水，避免施工高峰用水量集中，同时施工中应注意节约用水，避免长流水。施工用电拟从国华川井风电场升压站内10kV备用变引接，线路电压等级为10kV，长度约1km。场内临时设置低压站用变压器和单母线接线的0.4kV低压配电段，为站用负荷供电。由于光伏电站施工范围较广，需另外配置2台65kW移动式柴油发电机。本项目施工现场内部通信采用无线电对讲机通信方式，施工对外通信采用当地电信通信网络上提供通信线路的方式解决。施工所需水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在乌拉特中旗川井镇购买。必要的部件加工机机械维修可在川井镇附近相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。川井镇居住人口较集中且人数较多，市场较繁华，可以保证项目所需的劳动力和生活物资供应。乌拉特中旗境内共有2条干线公路经过，即省道S212和省道S311，S212和S311交汇于乌拉特中旗海流图镇，另有数条县道和乡道纵横交错，覆盖整个县境，四通八达、交通便利。本项目场址位于川井镇东部，距场址西南侧10km处有省道S212通过，运输方案为：从厂家出发的光伏组件等设备通过省道S212运输到场址附近后，再经周围县道即可运抵场址。所选路径等级较高，对于重、大件设备运输没有制约因素，可满足其运输需要。国华川井风电场进站道路位于升压站南侧，与省级公中旗至川井苏木）相连，道路长约9.7km，按四级公路设计，行车道宽6.0m，两侧各计土路肩0.5m，路基总宽7.0m，采用砂砾石路面。光伏项目进场道路从国华川井风电场已有场内道路引接，道路长约500m，进场道路采用公路型，设计道路路基宽4m，采用砂砾石路面。根据工程建筑物布置，按照永临结合的原则规划场内道路。施工结束后将太阳能电池组件之间的施工道路改造加固为砂石路面，设计为单工程总占地面积为0.26km²,包括永久占地和临时占地两部分。永久占地面积为1.325hm2，主要包括箱式变压器、逆变器室、进场道路等。临时占地面积约为24.675hm²。临时占地包括光伏组件占地、光伏组件间检修运行道路（场内道路）、施工临时占地等。其中工程施工临时占地包括施工生活区、综合加工场、综合仓库和混凝土搅拌站，施工临时占地面积为3850m²。光伏电站主体工程施工主要包括：太阳能电池组件及箱式变压器基础开挖和混凝土浇筑、太阳能电池组件设备安装、箱式变压器安装、电力电缆和光缆敷设等。本光伏电站总工期为8个月，从2013年4本着精简、高效的原则设置成立具有独立行政职能的项目公司，专门负责光伏电站的管理、运行和维护，全场定员10人，其中管理班。场区内升压变电站按少人值班的原则设计，可按无人值班（少人值守）方式管理。本工程施工用水从国华川井风电场升压站内自备井（出水量10m³/h）引接，光伏场区与风电场升压站距离约1km。站区附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。施工中应合理调配施工用水，避免施工高峰用水量集中，同时施工中应注意节约用水，避免长流水。施工用电拟从国华川井风电场升压站内10kV备用变引接，线路电压等级为10kV，长度约1km。场内临时设置低压站用变压器和单母线接线的0.4kV低压配电段，为站用负荷供电。由于光伏电站施工范围较广，需另外配置2台65kW移动式柴油发电机。本项目施工期的大气污染主要来源于施工和车辆运输导致的扬尘、粉尘及废气，起尘量的大小与施工现场条件、管理水平、机械化程度及施工季节、土壤土质及气象等诸多因素有关。本项目施工期环境影响主要有：混凝土拌和作业受风力作用将会对施工现场产生TSP污染。材料的运输和堆放等作业过程产生的TSP将影响作业环境周围200m范围内的空气质量。因此，禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。随着施工的结束，污染随之结束。道路扬尘主要通过洒水的方式来抑尘，实验数据表明，实施每天洒水4～5次进行抑尘，可有效地控制施以上的起尘量，可将TSP污染距离缩小到20～50m范围。土石方挖掘产生的TSP量与当地土壤土质及施工时气象条件相关，通过加大对施工地点的绿化，协调施工季节及避免大面积开挖等相应的措施的到有效的控制。施工过程中废气主要来源于施工机械和运输车辆等排放的废气，由于产生量较少，施工地较为空旷，扩散快，周围区域无环境敏感点，实际影响较小。项目在开发建设过程中，由于施工活动的存在，必然对建设区域及周边地区的生态环境产生影响，如施工区域场地平整、基础开挖回形成再塑地貌，使地表植被和土壤结构都受到不同程度的破坏，植被防护能力和土壤抗蚀能力降低或丧失，引发或加剧水土流失。为减少因施工造成的局部区域水土流失，在施工工程中必须严格按设计要求进行施工，具体防治措施如下：合理设计规划光伏电站；尽量减少大型机械施工以保护原有地貌；太阳能电池板现场组装场地，必须严格按设计规划指定位置来放置各施工机械和设备，不得随意堆放，以便能有效地控制占地面积；车辆运输等必须沿规定的道路行驶，以便减少对地表的破坏；除了基础和道路外，其它地方应恢复光伏电站施工期主要职业危害是坠落伤害、物体打击触电伤害及交通伤害。为防范危害的产生，建设单位在建设施工过程中应加强对工作人员安全措施与防范的教育，避免在高空作业中、交通运输中产生坠落、打击、交通事故等伤害。此外，本工程太阳能电池组件串联后的太阳能电池组件最佳工作电压远远高于人体安全要求的电压，因此在施工中应予以特别重视。施工用电配电箱也可能存在漏电问题，导致现场人员误触电，故应设置明显警示标示；如需进行改线和引接线操作，应由专人负责。运行期主要危害有高处坠落及机械伤害、火灾、电气伤害、机械伤害和电磁波辐射等。工程消防设计应全局考虑设备、消防供电、事故照明、自动报警、通风排烟、电缆防火等系统，在防爆、防静电、防电气伤害设计上满足要求。同时，为了防治太阳能电池组件串触电事故的发生，在施工作业时，在太阳能电池组件表面铺设遮光板，避免太阳光正面照射太阳能电池组件、带好低压绝缘手套、使用已有绝缘处理的手套、不在雨天作业、电池组件框和支架应保持良好接地。本期工程装机容量为10MWp，平均年发电量1507.34万kWh，按火电每kW·h电量消耗330g标准煤计算，共可节约标准煤4974t/a。太阳能的开发利用，除了可以减少煤耗，还可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。按照火电站各项废气、废渣的排放标准：烟尘为1.8g/kW·h、二氧化硫6.58g/kW·h、二氧化碳915g/kW·h、灰渣119.45g/kW·h、NOx15g/kW·h，本工程每年可减少排放烟尘约27t、二氧化硫约99t、二氧化碳约13792t、灰渣约1801t、NOx约226t，还可节省大量的水资源，同时还避免产生噪声影响。太阳能电站的建设替代了燃煤电厂的建设，利用了可再生能源，节约了不可再生的化石能源，将大大减少对周围环境的污染，还可起到保护生态环境的作用。项目工程概算的参考标准有水电水利规划设计总院发布的《光伏参照水电水利规划设计总院风电标委《陆上风电场工程设计概算编制规定及计算标准》(NB/T31011-2011)；工程设计概算定额参照水电水利规划设计总院2011年8月发布的《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011工程设计估算按2012年第二季度价格水平编制；勘测设计费根据2002年国家计委、建设部计价[2002]10号文颁发的《工程勘察设计收费标准（2002年修订本）》及《风电场工程勘古自治区和当地有关文件规定。光伏电站所采用的多晶硅电池板按5.2元/Wp、电池板支架按11000元/t、并网逆变器按40万元/台、箱式变压器按20万元/台，其他设备价格参照生产厂家的报价或参考最近的实际成交价，其他设备运杂费按4％计算。工程主要经济指标：第一部分设备及安装工程费9064.77万元；第二部分建筑工程费655.19万元；第三部分其它费用877.25万元；基本预备费317.92万元。工程静态总投资10915.13万元。建设期贷款利息291.25万元。工程动态总投资11206.38万元。单位千瓦静态投资10900元/kW，单位千瓦动态投资11200元/kW。财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的前提下，从项目的角度出发，计算项目范围内的财务效益和费用，分析项目的盈利能力和清偿能力，评价项目在财务上的可行性。国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目总装机容量10.08MWp，项目计算期26年，其中工程建设期8个月，运行期25年。工程设计概算发电场静态总投资10915.13万元，计入建设期利息291.25万元，动态总投资为11206.38万元。计入流动资金30.00万元，本项目总投资11236.38万元。经营期上网电价按1.0元/kW•h（含增值税）测算，总投资收益率为6.22%，项目资本金净利润率可达到17.07%，项目投资内部收敏感性分析表明，本项目固定投资增减10%、上网电量增减10%、电价增减10%、利率增减10%，项目投资内部收益率在7.64%~10.46%之间变化，项目资本金财务内部收益率在10.00%～19.21%之间变化，说明本发电场具有一定的抗风险能力；项目固定投资增减20%、上网电量增减20％、电价增减20%、利率增减20%，项目投资内部收益率在6.16%～12.16%之间变化，项目资本金财务内部收益率在5.95%～26.10%之间变化，说明本发电场具有一定的抗风险能通过对本发电场清偿能力的分析，本电场能按期偿还银行贷款。光伏电站代表年水平面太阳能总辐射量为1716.45kWh/m²,水平面太阳能总辐射量1～6月呈上升趋势，6月达到最高；7～12月呈下降趋势，12月达到最低。根据中华人民共和国气象行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008该区域太阳能资源丰富程度等级为资源很丰富，适合建设大型光伏电站。项目的建设符合国家可持续发展的原则和能源政策，可减少化石能源资源的消耗，减少因燃煤等排放有害气体对环境的污染，对当地社会经济的发展将起到促进作用。表1-1光伏电站工程特性表km²mkWh/m²h℃℃℃天天天天8VAVA8%%块A%%AV℃台台1t2345t6月812345678912314%5%6%7年8年9%国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目位于内蒙古自治区巴彦淖尔市乌拉特中旗川井镇境内，距旗政府所在地海流图镇约40km。场址自然地形较为平坦开阔，略有起伏，海拔高程约1440m，地表树木稀少为草场。项目占地面积为0.26km²。内蒙古自治区位于我国北部，太阳能资源较为丰富，太阳能年总辐射量为1342～1948kWh/m2，年日照时数为2600～3400h，是全国高值地区之一。全区太阳能资源分布呈自东向西递增特点，其中，阿拉善盟、鄂尔多斯市和巴彦淖尔市等地区的太阳能资源较好。内蒙古太阳能资源分布图2-1，内蒙古太阳能资源年日照时数分布图2-2。1、中华人民共和国气象行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-20082、国家第二批光伏并网发电特许权项目招标文件《技术规范与3、中华人民共和国国家标准《光伏发电站设计规范》（2011年4、中华人民共和国国家标准《光伏发电站设计规范》（2011年1、乌拉特中旗气象站基本情况，包括地理位置、海拔高度、设2、乌拉特中旗气象站1992～2011年逐月的水平面总辐射量，1981～2010年逐月日照时数和日照百分率；3、乌拉特中旗气象站气象要素数据，包括风速、风向、温度、最大风速及出现时间，极端温度及出现时间，雷暴日数、沙尘日数、冰雹日数、积雪厚度等；乌拉特中旗气象站位于巴彦淖尔市乌拉特中旗境内，地理位置为N41º34,、E108º31,，海拔高度1288.0m，距项目场址距离约36km。总量使用DFY4型总辐射表测量，总辐射表距地高度为1.5m，记录器型号DYJ2；日照时数使用FJ-2型暗筒式日照计测量，日照计距地测量，记录器型号CAWS600-SE，日照时数仍使用FJ-2型暗筒式日照计测量。本次收集到气象站1992年至2011年逐月太阳能总辐射数辐射数据。2.3.2.1水平面太阳能总辐射量1、水平面太阳能总辐射量年际变化根据乌拉特中旗气象站1992～2010年多年水平面太阳能总辐射量统计，知该地区多年水平面太阳能总辐射量在1650～1810kWh/㎡之间变化；1992～2010年19年平均水平面太阳能总辐射量约1712kWh/m2，2001～2010年近10年平均水平面太阳能总辐射量约1723kWh/m2；多年平均太阳能总辐射量呈逐渐增大趋势。乌拉特中旗气象站水平面太阳能总辐射量年际变化见表2-1和图2-3。2、水平面太阳能月平均日总辐射量累年逐月变化乌拉特中旗气象站水平面太阳能月平均日总辐射量累年逐月变化趋势为1~6月逐渐上升，6月达到最高；7~12月逐渐下降，12月达到最低。测光年水平面太阳能月平均日总辐射量与累年逐月水平面太阳能月平均日总辐射量相比，整体偏大。气象站累年（1992～2010年）和测光年月平均日总辐射量变化见表2-2和图2-4。乌拉特中旗气象站累年月平均日总辐射量变化辐射量(kWh/m²)根据乌拉特中旗气象站1981～2010年日照时数统计，知该地区年平均日照时数在2825～3241h之间变化；1981～2010年近30年平均日照时数约3098h，1991～2010年近20年平均日照时数约3079h，2001～2010年近10年平均日照时数约3055h。乌拉特中旗气象站日照时数年际变化见表2-3和图2-5。2.3.2.3日照百分率根据乌拉特中旗气象站1981～2010年日照百分率统计，知该地区年平均日照百分率在64～73%之间变化；1981～2010年近30年平均日照百分率约70%，1991～2010年近20年平均日照百分率约69%，2001～2010年近10年平均日照百分率约69%。乌拉特中旗气象站日照百分率年际变化见表2-4图2-6。2.3.3.1风速1、平均风速年际变化根据乌拉特中旗气象站1981～2010年数据，分析得出该地区年平均风速在2.5～3.2m/s之间变化，1981～2010年近30年平均风速为2.9m/s，1991～2010年近20年平均风速约2.9m/s，2001～2010年近10年平均风速约2.8m/s。乌拉特中旗气象站平均风速年际变化见表2-5和图2-7。2、平均风速多年逐月变化年最小；1~4月逐渐增大，4月达到全年最大；5~12月之间减小。乌拉特中旗气象站平均风速多年逐月变化见表2-6和图2-8。根据乌拉特中旗气象站多年风向资料，知当地风向主要集中于NW～NE，所占比例为37.5%，风向较集中。乌拉特中旗多年16方位风向频率见表2-7和图2-9。NNNENEESWNWNNWCWNWEWWSWWNWEWWSWN◆◆◆◆◆◆S2.3.3.2温度1、平均温度年际变化根据乌拉特中旗气象站多年气温观测资料，知当地年平均气温在4.0～7.2℃之间变化，1981～2010年30年平均气温为5.8℃,1991~2010年近20年平均气温为6.1℃,2001～2010年近10年平均气温为6.3℃,年平均气温呈逐渐增大趋势。乌拉特中旗平均气温年际变化见表2-8和图2-10。气温(℃)气温(℃)气温(℃)2001年2003年2005年2007年2009年2001年2003年2005年2007年2009年2、平均温度多年逐月变化根据乌拉特中旗气象站多年逐月平均气温观测资料，知当地气温1月为全年最低；1~7月逐渐上升，7月达到全年最高；8~12月逐渐下降。乌拉特中旗气象站平均气温多年逐月变化见表2-9和图2-11。温度(℃) -5.02.3.3.3湿度1、平均湿度年际变化根据乌拉特中旗气象站多年湿度观测资料，知当地年平均湿度在42～54%之间变化，1981～2010年30年平均湿度为48%，1991～2010年近20年平均湿度为49%，2001～2010年近10年平均湿度为47%。乌拉特中旗平均湿度年际变化见表2-10和图2-12。02、平均湿度多年逐月变化根据乌拉特中旗气象站多年逐月平均湿度观测资料，知当地湿度1月为全年最大；1~4月逐渐下降，4月达到全年最小；5~12月逐渐上升。乌拉特中旗气象站平均湿度多年逐月变化见表2-11和图2-13。0统计乌拉特中旗气象站基本气象要素，乌拉特中旗地区极端最高气温为38.7℃、最低气温为-34.4℃,光伏组件选型需考虑高温与低温防范，另外雷暴日数、沙尘日数也较多，光伏电站建设应考虑防雷及光伏组件表面去污。乌拉特中旗气象站基本气象要素见表2-12。1234567891、环境温度条件影响分析本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-25～+55℃,选用电池组件的工作温度范围为-40～+85℃。正常情况下，太阳电池组件的板面工作温度要比环境温度高出10℃~30℃左右。根据乌拉特中旗气象站提供的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温5.8℃,多年极端最高气温38.7℃,多年极端最低气组件的工作温度可控制在允许范围内。本项目逆变器虽然工作环境温度范围为-25℃,但因布置在室内，其工作温度也可控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安全性没有影际气温情况进行温度修正计算，以确保整个太阳能发电系统在全年中有较高的运行效率。2、风速影响分析本工程地处荒漠化草原地带，场址周围开阔平坦，植被较少，场址平坦四周基本无遮挡。根据乌拉特中旗气象站提供的多年实测气象资料可知，当地多年平均风速为2.9m/s，最大风速26m/s，该地区风速对光伏电站的运行影响较大，应采取必要的抗风措施。太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响。3、沙尘影响分析气中粉尘量剧增，大气透明度大幅度降低，大气中的尘埃和灰尘大大阻挡和减弱了太阳直射。加之该区域气候干旱，植节里，极易出现沙尘天气。在系统设计中应采取有效的防风沙措施和方便可行的日常清洗方法。4、雷暴影响分析乌拉特中旗地区年均雷暴日数为26.6天，光伏电站中的电池阵列均固定安装在金属支架之上，且阵列占地面积较广，雷电对光伏电站运行有一定的危害，电站应采取可靠的防雷接地措施。本项目测光仪位于内蒙古自治区巴彦淖尔市乌拉特中旗川井镇海拔高度1326m，采用美国RSR2型测光仪器，观测项目有太阳能辐射、气温、气压、湿度等。根据《光伏发电站设计规范》（2011年征求意见稿）及《光伏发光数据从完整性、合理性等方面分别进行验证分析。本次收集到的是2.4.2.1测光数据完整性检验对测光仪实测太阳能数据进行完整性验证，检验得出数据完整性好，无缺测数据。测光仪实测数据缺测统计见表2-13。2010.7.1～2011.6.3000000000002.4.2.2测光数据合理性检验不合理数据。测光仪实测数据不合理统计见表2-14。2010.7.1~0000002.4.2.3测光数据缺测和不合理数据的处理经对测光仪原始数据进行完整性和合理性验证，无缺测和不合理数据，因此，不需要进行处理。2.4.2.4测光数据有效数据完整率《光伏发电站设计规范》（2011年征求意见稿）要求现场连续测光的时间应不少于一年，且测光有效数据的完整率应达到90%。光伏电场测光数据完整率按下式计算：有效数据完整率=（应测数目-缺测数目-无效数据数目）/应测数其中，应测数目表示测量期间的小时数，缺测数目表示没有记录到的小时值数目，无效数据数目表示确认为不合理的小时值数目。收集到的测光仪数据不存在缺测和无效数据，数据完整性为一年完整数据。2.4.3.1水平面总辐射1、水平面太阳能年总辐射量根据实测太阳能数据，可知水平面太阳能年总辐射量为1827kWh/m²。2、水平面月平均日总辐射量变化根据实测太阳能数据，可知水平面太阳能月平均日总辐射量1~6月呈上升趋势，6月达到最高，最高值为7.44kWh/m2；7～12月呈下降趋势，12月达到最小，最小值为2.19kWh/m2。水平面太阳能月平均日总能辐射量变化见表2-15和图2-14。3、水平面太阳能总辐射量日变化分析实测太阳能数据，水平面太阳能总辐射量集中在8:00~20:00，21:00～次日7:00基本无太阳能辐射。水平面太阳能总辐射量日变化呈开口向下的抛物线变化趋势，8:00～14:达到全天最大，最大值为0.67kWh/m²,15:00～20:00逐渐降低。实测水平面太阳能总辐射量日变化见表2-16和图2-15。00000000002.4.3.2法向直辐射1、法向太阳能年直辐射量根据实测太阳能数据，可知法向太阳能年直辐射量为2241kWh/m²。2、法向月平均日直辐射量变化根据实测太阳能数据，可知法向太阳能月平均日直辐射量1~7月呈上升趋势，7月达到最高，为7.22kWh/m²;8月～12月呈下降趋势，12月达到最低，为4.13kWh/m²。法向太阳能月平均日直辐射量变化见表2-17和图2-16。3、法向太阳能直辐射量日变化分析实测太阳能数据，法向太阳能直辐射量一天中集中于8:00~20:00之间，21:00～次日7:00基本无太阳能辐射。法向太阳能直辐射达到全天最大，最大值为0.67kWh/m²;14:00～20:00逐渐降低。实测法向太阳能直辐射量日变化见表2-18和图2-17。0000000002.4.3.3水平面散辐射1、水平面太阳能年散辐射量根据实测太阳能数据，可知水平面太阳能年散辐射量为626kWh/m²。2、水平面太阳能月平均日散辐射量变化根据实测太阳能数据，可知水平面太阳能月平均日散辐射量1月最高值为2.82kWh/m2；6~12月逐渐下降。水平面太阳能月平均日散辐射量变化见表2-19和图2-18。3、水平面太阳能散辐射量日变化分析实测太阳能数据，水平面太阳能散辐射量集中在8:00~21:00，22:00～次日7:00基本无太阳能辐射。水平面太阳能散辐射量日变化呈开口向下的抛物线变化趋势，8:00～16:达到全天最大，最大值为0.19kWh/m²;17:00～21:00逐渐降低。实测水平面太阳能散辐射量日变化见表2-20和图2-19。0000000000对实测太阳能数据进行分析，知该地区年日照时数为3412h，日照时数1～7月逐渐上升，7月达到最高，最高值为347h；在8～12月逐渐下降，12月达到最低，最低值为212h。平均每天日照时数约为9.3h。实测日照时数年变化见表2-21和图2-20。为得出光伏电站场址区域代表年辐射数据，需对实测水平面太阳能总辐射数据进行订正。订正方法如下：将测光仪实测总辐射数据与参证气象站同期水平面总辐射数据进行相关性分析，得出相关性线性函数。在相关性好的基础上，将参证气象站累年平均水平面总辐射值代入函数，进而得出代表年水平面太阳能总辐射量数据。2.4.4.1观测年测光仪与同期气象站数据相关性分析对测光仪太阳能总辐射数据与气象站同期太阳能总辐射数据进行相关性分析，得出相关性线性函数y=kx+b，其中：y代表测光仪数据，x代表气象站同期数据，相关系数为0.99。测光仪实测数据与气象站同期数据相关曲线见图2-21。气象站同期总辐射值02.4.4.2数据订正将参证气象站累年逐月水平面太阳能总辐射值代入相关方程，得出订正后数据，具体见表2-22：2.4.4.3代表年水平面太阳能总辐射量1、代表年水平面年总辐射量分析代表年水平面太阳能总辐射数据，得出代表年水平面太阳能总辐射量为1716.45kWh/m2。2、代表年水平面月平均日总辐射量变化分析可知，代表年水平面月平均日总辐射量1～6月呈上升趋势，6月达到最高，最高值为6.87kWh/m2；7～12月呈下降趋势，12月达到最低，最低值为2.21kWh/m2。代表年水平面太阳能月平均日总辐射量变化见表2-23和图2-22。光伏电站代表年水平面太阳能总辐射量为1716.45kWh/m²,水平面太阳能总辐射量1～6月呈上升趋势，6月达到最高；7～12月呈下降趋势，12月达到最低。根据中华人民共和国气象行业标准《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008该区域太阳能资源丰富程度等级为资源很丰富，适合建设大型光伏电站。国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目位于内蒙古自治区巴彦淖尔乌拉特中旗川井镇境内，地处东经108°23′38.90″～108°24′11.43″，北纬41°52′13.68″～41°52′25.14″之间，距旗政府所在地海流图镇约40km。项目拟建场区地势较为开阔，地势略有起伏，海拔高程约1440m，地表树木稀少为草场。项目占地面积为0.26km²,国华乌拉特中旗10MWp光伏发电项目区域坐标见表3-1：ABCD3.1.2.1本次勘察主要依据和执行的规程、规范2、国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-20103、国家标准《建筑地基基础设计规范》（GB50007-20024、行业标准《建筑桩基技术规范》（JGJ94-20085、国家标准《岩土试验方法标准》（GB/T50123-19996、国家标准《地震动参数区划图》（GB18306-20017、国家行业标准《水利水电工程天然建筑材料勘察规程》3.1.2.2本阶段勘察工作内容和完成工作本次工作是通过收集区域地质资料、工程地质钻探、原位测试及室内试验测试岩土物理力学性质等手段，初步查明工作区的工程地质、水文地质条件，对存在的工程地质问题进行分析、论证、评价，对钻孔地下水水样进行水化学分析及对砼腐蚀性评价，为可研究阶段提供工程地质、水文地质资料。2、任务（1）收集区域地质、地形地貌、地震、矿产、当地的工程地质、岩土工程和建筑经验等资料。（2）在充分搜集和分析已有的基础上，通过踏勘了解场地的地层、构造、岩性、不良地质作用和地下水等工程地质条件。（3）对区域构造稳定性和适宜性进行论述，提出地震动参数及地震基本烈度。（4）本次勘察在工作区共布钻孔6个。孔深7.20～7.80m。初步查明工作区的地质结构，岩土的物理力学性质及工程地质、水文地质条件。勘察区面积约0.26km2。3、完成工作量研究勘察野外钻探工程量详见下表3-2。钻孔布置详见附图。序号项目单位工作量备注1钻孔个62进尺米44.73取样件4标准贯入试验次内蒙古中部地槽褶皱系，宝间图隆起位于褶皱最西部。其北面被近东西向断裂所截，南部与华北地台大致为断层相隔，东、断裂围限。见图3-1区域地质构造图。本项目场址位于内蒙古自治区巴彦淖尔乌拉特中旗川井镇境内，项目拟建场区地势较为开阔，地势略有起伏，地表树木稀少为草场。通过本阶段勘察，项目拟建场址地形平坦，场地内无不良地质作用，地层分布均匀，场地处于相对稳定地段。根据《中国地震动峰值加速对应地震基本烈度为Ⅶ度。结合本工程的特点，拟建项目场地，适于建设光伏电站。本项目拟建场区地势较为开阔，地势略有起伏，海拔高程约1440m，地表树木稀少为草场。项目占地面积为0.26km²。场址地理工作区一带地层，主要有下元古代（Pt1sr白垩系下统（K6b),白垩系上统(K2ul第三系及第四系地层组成。下面将各地层岩性第三系中、下更新统（Q1-2）（1）冰碛～冰水沉积层分布于乌拉特中旗哈泥河、四子王旗布鲁台庙东南岗嘎、苏尼特左旗萨达格庙、阿巴嘎旗吉尔嘎郎图包尔敖包一带，大致呈北东向展布。主要为棕红、红色半胶结冰碛漂砾及灰绿、褐黄色冰碛、冰水沉积砾石层，无明显层理。砾石见有磨光面、弯月面、冰水擦痕、压坑、压裂等现象。砾石大小不一，最大者直径达5m，无分选性，排列杂乱无章。厚20～50m。（2）冲、洪积层主要分布于各地山前山麓地带。由砾石及砂砾石组成，具交理，常构成山前洪积裙或垄岗状、高台地等地形。厚度一般10m左右，最厚50～100m。上更新统（Q3）包括冲积层和湖层。它们之间未见直接接触关系，暂按同期异相（1）冲积层主要由黄土状砂质粘土及砂质黄土组成，局部夹砂砾石层，具柱状节理。在白云鄂博以南艾不盖河一级阶地，则由钙质土及蒙脱土组成，厚5～20m。（2）湖积层见于二连浩特东南查干里门诺尔钻孔中。主要由天然碱、淤泥及粘土组成。厚度大于15m。第三系渐新统（E3）主要由粉质粘土层（全风化泥岩）组成，含有砂质成份。第四系全新统（Q4）（1）冲、洪积层分布于各地河床、河漫滩或低阶地中。主要为黄褐、灰白色砂砾层、砂层及粘砂土。厚5～24m。（2）湖积层、冲湖积层分布于现代大小湖泊及洼地中。主要由灰～灰黑、灰绿、黄绿色砂质淤泥、粘土及粉砂层组成。普遍含食盐、天然碱、芒硝等矿产。厚1～25m。（3）残、坡积层分布于各地的丘陵边缘或丘陵间谷地边坡上。主要为砂土和细碎石。厚1～2m。根据钻孔揭露表明：该处主要由第四系全新统冲洪积的粉土、中粗砂（Q4al+pl）及第三系渐新统（E3）的粘土层组成。具体分述如下：第四系全新统冲洪积（Q4al+pl）①粉土：黄褐色，松散，稍湿，含有植物根茎，本勘察区内厚度为0.20～0.30m。②中粗砂层：黄褐色，中密，稍湿，局部含少量的粘性土，厚度2.60～4.30m。标准贯入试验锤击数N=15～20击；标准贯入试验平均锤击数=17.8击。第三系渐新统（E3）标准贯入试验锤击数N=15～18击；标准贯入试验平均锤击数=15.4击。②中粗砂层：承载力特征fak=260kPa。③粘土层：承载力特征fak=200kPa。建议基础持力层选择在②中粗砂层上。本勘察区勘探深度范围内未见地下水（勘察期间）。勘察场地属干旱、半干旱地区，在环境分类为Ⅰ类环境。本次勘察在孔中取土质分析样2件，评价如下：①按环境类型土对混凝土结构的腐蚀性评价微（mg/kg）微（mg/kg）微（mg/kg）微（mg/kg）微②按地层渗透性土对混凝土结构的腐蚀性评价微>6.5③对钢筋混凝土结构中钢筋的腐蚀性评价微综合评价该场地土对钢筋混凝土存在微腐蚀性。本项目拟建场址地形平坦，场地内无不良地质作用，地层分布均匀，场地处于相对稳定地段，工程地质条件较好，区内现状条件下地质灾害不发育，且工程建设亦不会引发地质灾害，适于工程的建设。场址地形较为平缓，场地内无滑坡、泥石流、砂土、软土等不良地质作用，场地处于相对稳定地段，适于工程的建设。本项目工程拟选场址区域无断裂构造通过，地质条件相对稳定，该区域地震动峰值加速度值为0.15g，抗震设防烈度为Ⅶ度，本次勘察深度内未见地下水，地下水对施工及运行无影响。1、根据场地地基土的构成特征及其力学性能以及拟建建（构）筑物的结构、荷重并结合当地建筑工程经验及本工程的特点，对拟建建筑物建议采用条形基础或独立基础。太阳能电池板支架采用锚杆基础或桩基础。2、场地整平标高确定后视填土的厚度再进行基础型式的调整，桩的承载力应根据上部荷重和桩基设计参数估算，最终应以桩静载荷试验确定单桩承载力。1、工作区一带无断裂构造通过，地质条件相对稳定。2、由《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001查工作区一带地震动峰值加速度0.15g，相当于地震基本烈度Ⅶ度区。3、该勘察场地建筑场地类别为Ⅱ类，场地土类型为中硬场4、本勘察区勘探深度范围内未见地下水（勘察期间）。场地土对钢筋混凝土存在微腐蚀性。5、建议基础持力层选择在②中粗砂层上。6、勘察场地内饱和的土层不存在液化问题。7、在勘察区70km范围内无混凝土所用的粗细骨料及砂料，也无块石料场，根据当地建设局所建议，建筑材料选用商品混凝土及外8、勘察场地标准冻结深度2.20m。本次勘察仅限于选址或可研设计使用，建议业主下阶段应对场区地质情况进行详细的勘察工作。2、工程地质2-2剖面图；4、钻孔2柱状图；8、钻孔6柱状图。4.1.1.1内蒙古自治区社会经济西直线距离约2400km，南北直线距离1700km。东与黑龙江、吉林、辽宁三省接壤，西与甘肃省为邻，南于河北、山西、陕西三省和宁夏回族自治区毗邻，北与俄罗斯、蒙古人民共和国交界，面积118万包头市、乌海市、赤峰市、通辽市、鄂尔多斯市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、呼伦贝尔市、阿拉善盟、锡林郭勒盟、兴安盟。全区总人口2384万，其中汉族占79.2%，少数民族占20.8%。“十一五”期间内蒙古自治区上下深入贯彻落实科学发展观，紧紧抓住国家实施西部大开发、振兴东北等老工业基地战略的机遇，有效应对国际金融危机冲击，努力促进经济社会又好又快发展，开创了自治区改革开放和现代化建设的新局面，综合经济实力跃上新台阶。2011年全区生产总值14246.1亿元，年均增长14.3%，地方财政总收入2264.1亿元，增长30.3%。第一产业实现增加值1304.9亿元，增长5.8%；第二产业实现增加值7158.9亿元，增长18.2%；第三产业实现增加值4849.1亿元，增长11%，城镇居民人均可支配收入20408元，农牧民人均纯收入6642元，分别增长15.3%和20.1%。总体上完成了由农牧业主导型向工业主导型的历史性转变。优势特色产业得到巩固和加强，战略性新兴产业和非资源型产业迅速成长。“十二五”时期是内蒙古自治区加快推进富民强区进程、全面建设小康社会的关键时期，是深化改革开放、加快转变经济发展方式的攻坚时期。根据党的十七届五中全会和自治区党委《关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》精神，“十二五”时期我区经济理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变经济发展方式为主线，坚持走富民强区之路，推进经济结构战略性调整，提高科技创新能力，着力保障和改善民生，建设资源节约型和环境友好型社会，深化改革开放，加快工业化、城镇化和农牧业现代化进程，促进经济长期平稳较快发展和社会和谐稳定，为全面建成小康社会奠定坚实基础。经济社会的主要发展目标是：全区生产总值增长13%；全社会固定资产投资增长18%；社会消费品零售总额增长18%;地方财政总收入增长17%；城镇居民人均可支配收入和农牧民人均纯收入均增长12%；城镇登记失业率控制在4%以内；居民消费价格指数涨幅控制在4%左右；单位生产总值能耗下降3.2%；节水减排指标完成国家下达的目标任务。使内蒙古自治区综合经济实力显著增强，经济发展方式转变取得实质性进展，城乡居民收入和基本公共服务达到全国平均水平，社会事业发展水平全面提升，城乡各族人民生活更加美好，全面建设小康社会的基础更加牢固。4.1.1.2巴彦淖尔市社会经济巴彦淖尔市位于中国北疆，内蒙古自治区西部，在北纬40°13~西邻阿拉善盟及塞外煤都乌海市，处于华北与西北的连接带上。全市总面积6.4万平方公里，辖四旗、二县、一区，聚居着蒙、汉、回、满、达斡尔等20多个民族，总人口176万人。2011年全市地区生产总值完成708亿元，增长约18%；地方财政总收入完成82.5亿元，增长19.8%；城镇居民人均可支配收入完成16580元，增长约15%；农牧民人均现金收入完成9300元，增长约13%。4.1.1.3乌拉特中旗社会经济乌拉特中旗位于内蒙古自治区西部，地处东北纬41°07,~41°28,。北与蒙古国交界，有国界线184公里，东与包头市达尔罕茂明安联合旗、固阳县为邻，南与乌拉特前旗、五原县、临河区、杭锦后旗相依，西连乌拉特后旗。全旗总面积2.3096万平方公里，辖四镇、四苏木，聚居着蒙、汉、回、等13多个民族，总2011年全旗地区生产总值完成92.19亿元，三次产业比例由2010年的17.5：72.5：10演进为13.6：78：8.4，城镇居民人均可支配收入达到17449元增长17.7%，农牧民人均纯收入达到9125元增长28.3%4.1.2.1内蒙古自治区电力系统1、电网现状内蒙古自治区电网（简称内蒙古电网）位于华北电网的北部。是华北电网的组成部分和主要送电端。2011年内蒙古电网供电区域为自治区六市二盟，涵盖了内蒙古自治区大部分地区，包括呼和浩特市、包头市、乌海市、鄂尔多斯市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善盟、锡林郭勒盟。目前，内蒙古电网已形成“两横三纵”的500kV主干网架结构。各盟市供电区域均形成220kV主供电的网架结构，其中，呼和浩特、包头、乌海地区已形成220kV城市环网。截止2011年底，内蒙古电网发电装机（6MW及以上）容量42498.59MW，包括：火电厂87座，装机容量33111.7MW；水电站2座，装机容量557.9MW；风力发电场89座，投产容量8666.74MW；生物质电厂2座，装机容量42MW；光伏电站7座，装机容量96.25MW。内蒙古电网覆盖范围内共有500kV变电站16座，主变28台，总变电容量21000MVA；220kV公用总变电容量26259MVA。500kV线路46回，总线路405回，线路总长12805.69km。2011年内蒙古电网最高供电负荷为17217MW（不含外送电力）。内蒙古电网向华北电网协议送电容量3900MW，最高送电容量达4220MW。2011年内蒙古电网供电量为1354.09×108kWh（不包括外），年下降0.46%。2、电网规划“十二五”期间蒙西电网共安排新建500kV变电站24座，新增500kV变电容量4710万kVA，线路长度约6060km。2015年，蒙西电网将投运500kV变电站39座，变电容量6675万kVA。各供电区之间形成500kV双回路联络，打开各地区之间500/220kV电磁环网。主要负荷中心形成以500kV电网为支撑、220kV电网团形分区供电3、电源建设规划内蒙古电网电源建设将依托自治区丰富的煤炭资源，重点发展火力发电，积极运用节水、脱硫等先进成熟的技术措施，推进高参数、大容量机组的使用，建设一批大型火电基地，适时建设燃气、抽水蓄能等调峰电站，积极加快风能等新能源发电的开发利用。具体如下：（1）以大型煤电基地为依托，建设一批特大型坑口电厂，通过特高压电网向东部省区送电。内蒙古西部地区境内准格尔、锡林郭勒、上海庙等煤电基地煤炭资源储量极为丰富，并且具有可靠的水资源保证，适于建设大型燃煤发电厂，通过特高压电网向中东部地区送电。（2）在运输方便，交通枢纽地区建设大型路口电厂。依托京包、包兰、集通、丰准铁路，在丰镇、岱海、包头、呼和浩特南部等交通运输便捷的地区建设大型路口电厂。（3）负荷中心地区结合城市供热和工业园区供电建设热电厂。在呼和浩特、包头、乌海、临河、东胜、集宁、锡林浩特等大中型城市建设向城市供热的热电厂，在丰镇、薛家湾等地区建设向工业园区供电、供热的热电厂。（4）大力应用节水技术，充分利用城市中水、煤矿疏干水，推广水权置换政策。内蒙古中西部建设的所有火电项目全部采用空冷技术，大中城市周边的电厂优先考虑使用城市中水，坑口电厂充分利用煤矿疏干水，位于黄河岸边使用黄河水的电厂应进行水权置换工作，投资建设农业灌溉节水设施。（5）建立节约机制，推广煤矸石、洗中煤发电。（6）开发绿色能源，积极发展风力发电。风电是绿色清洁能源，开发风电可优化资源配置、降低煤炭资源的消耗、减少环境污染。内蒙古风力资源十分丰富，多处地点适于建设大型风电场。在电网运行条件和电价承受能力允许的范围内，加快风电开发的步伐，在锡林郭勒灰