农光互补光伏分布式发电项目施工设计方案综合说明

农光互补光伏分布式发电项目施工设计方案综合说明1.1概述1.1.1项目背景安徽省日照时数大致呈纬向分布,分布形式为北高南低;各地总辐射量在4540-5460兆焦耳/平方米之间，淮北年总辐射量在5030-5460兆焦耳/平方米之间，最大值出现在亳州，江淮4950-5210兆焦耳/平方米之间，江南4540-4930兆焦耳/平方米之间。总辐射的时间分布是夏季最多，春秋次之，冬季最少，全省各地最大值出现在6月份或7月份，最小值在12月份。全省年总日照时数在1600-2300小时之间，空间分布于总辐射相似，倍多男少，平原、丘陵多，山区少。沿淮北年日照小时数超过2000小时，江淮1900-2000小时，江南大多在1900小时以下，荒山周围是最少区。合肥地区处于燕山期断陷盆地之中，所见地层以中生界侏罗系以来地层为主。合肥地处江淮丘陵，北起舜耕山，南至巢湖盆地周围，大部分地域岗冲起伏，垄畈相间。总的地势是中部高，南北低。江淮分水岭横贯中部（大别山余脉），自六安龙穴山进入肥西牛尾巴山，向东延伸，经大潜山、官亭、焦婆、大柏店、将军岭，至长丰山土山、吴山和肥东县中北部八斗岭、广兴一带高岗出境，进入定远县继续向东延伸。江淮分水岭以南为长江水系，流域面积4316平方公里，地势由北向南（巢湖盆地周围）倾斜，沿巢湖一带形成冲积平原，地势平坦，土地肥沃，圩畈绵延。江淮分水岭以北为淮河水系，流域面积2950平方公里，地势由南向北倾斜，大部分为海拔高程30~50米台地，沿瓦埠湖、高塘湖周围有小块狭长的冲积平原。巢湖市位于安徽省中部，濒临长江，环抱五大淡水湖之一的巢湖，东经118°04`-118°29`,北纬31°22`-32°03`。因湖而得名，有文字记载的历史约4000多年，古称"居巢"、"南巢"等.全市总面积9423平方公里，2007年总人口471万。巢湖市属北亚热带湿润季风气候区，主要气候特点是：季风明显、四季分明、气候温和、雨量充沛、光照充足。由于地处中纬度地带特定的地理位置使我区气候具有明显的过渡性，即兼有南北气候之长：水热资源优于北方，光资源优于南方。晶科电力有限公司是晶科能源有限公司的全资子公司，晶科能源控股有限公司（纽交所代码：JKS）是全球为数不多的拥有垂直一体化产业链的光伏产品生产、应用及光伏电站开发建设的综合性跨国企业。中国500强企业，全球第四大晶硅组件制造商。公司员工总数超过10000余人，生产基地位于江西省上饶以及浙江省海宁，生产面积总占67万平方米。公司的全球营销中心位于中国上海浦东新区，此外公司建立了全球化的营销布局，在瑞士楚格，德国慕尼黑、意大利博洛尼亚、法国蒙彼利埃、美国旧金山、加拿大多伦多、澳大利亚昆士兰以及日本东京均设立了子公司。晶科能源所生产的单多晶组件获得ISO9001,IEC,TÜV,VDE,UL,CSA,CEC,MCS等多项国际认证以及荣誉称号。公司自成立以来，大力引进国际先进生产设备，包括美国GTSolar多晶炉，日本NTC线切机，意大利Baccini电池片生产线以及伯格测试技术。组件生产引进日本NPC技术以及全自动生产线，代表了世界一流的先进生产工艺。我们业务营销网络涵盖欧洲，北美以及亚太，遍及20多个国家，包括了德国，意大利，比利时，美国，西班牙，法国，捷克，以色列，日本，澳大利亚以及中国等主要光伏县场。2013年垂直产能达到1.8GW、出货量全球第三；2014年垂直产能达到2.3GW，photon组件测试全球排名第二，普华永道太阳能产业可持续发展指数排名第四，彭博财经评定为全球一线光伏品牌，65家世界知名银行提供项目融资。晶科电力成立于2012年9月，注册资金叁拾亿零伍仟万元整。是太阳能电站投资、建设、运营的专业化企业，2014年投资建设光伏电站687MW，预计2015年投建规模将达到1000MW。现已签约权益容量超过1GW。现晶科能源欲在夏阁镇分三期投建总容量为100MW的光伏地面电站，总投资额10亿元。此次申报为一期20MW。对于每一个晶科成员，太阳能不再仅仅是阳光下的商机，更是一种创造绿色未来的生活方式，我们秉持晶科“阳光品质，服务全球”的理念，并与您分享世界绿色能源在阳光下的成长喜悦！1.1.2地理位置巢湖市晶科光伏发电有限公司夏阁镇20MW农光互补分布式光伏发电项目位于安徽省巢湖市夏阁镇龙泉村张梁山，光伏电站位置示意如图1.1-1所示。图1.1-1项目位置示意图一1.2太阳能资源拟建场区太阳能辐射量采用于北纬31°41'90"、东经117°47'56"，海拔高度为20-50m处数据。属于北亚热带湿润季风气候，具有雨量适中、光照充足、四季分明的特点，常年平均气温16℃，年平均降雨量1100毫米左右，主要集中在5-8月，占年总降水量的55%。年平均日照时数为2210小时。各月日照数以5月份和6月份最多，月平均223.9小时～234.2小时；11月～12月最少，月平均165.1小时～176.2小时。一日中，日照时数1月～2月和11月～12月每天平均5.5小时，3月和9月～10月每天平均6.5小时，4月和7月～8月每天平均7.6小时，5月～6月每天平均8.5小时。年平均接受太阳辐射量为4865.1(MJ/m2)，属我国第三类太阳能资源区域，较适合建设光伏电站项目。1.3工程地质1）该项目选址位于位于龙泉村张梁山，地形较开阔平坦，场址内公路由东向西南穿境而过，附近省道、县道四通八达，交通便利。2)夏阁镇龙泉村张梁山20MW地面电站发电项目工程拟选各场址位于夏阁镇龙泉村张梁山，各场地范围内地形起伏较大，冲沟发育。3)各场址处于相对稳定的地质构造单元，无断裂构造通过，建光伏场址可行。4)根据《中国地震动参数区划图》GB181006-2001，拟选场址地震动峰值加速度为0.1g，相对应地震烈度为7度，地震动反应谱特征周期为0.40s。5)拟选各场址区出露地层主要为第四系上、中更新统冲洪积黄土（粉质粘土）、黄土（粉质粘土）。其中上部黄土状粉土，黄土（粉质粘土）具有湿陷性。为湿陷性黄土场地，场地湿陷性土层厚度为3.0-10.0m不等。各场址的上部黄土状粉土具有湿陷性，建议采用碾压、夯击或换土垫层法处理。6)拟选各场址场地地下稳定水位埋深一般大于10.0m，可不考虑地下水对基础的腐蚀性。7)据气象资料，场址土壤最大冻深83cm。8)根据已有资料和现场调查，矿区的局部地带出现地表裂缝，但综合考虑采空区近几年基本无沉陷发展、基础设计时加强支架基础整体性等，目前阶段认为在该区域建设光伏电站基本上是可行的。但要充分认识到在采空区进行建设存在的风险，可在下阶段对在采空区进行光伏电站运行进行进一步论证减小风险性，在建设期和电站运营后应持续加强采空区沉陷观察和测量，工程建设和电站运营期间要建立关于采空区塌陷的应对措施的各类应急机制，为光伏电站的持续发展和效益增长提供坚强保证。1.4工程任务和规模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，本工程充分利用闲置土地建设光伏发电项目，符合光伏项目规划，项目具备建立的基础。项目开发利用当地比较丰富的太阳能资源建设光伏电站，符合国家产业政策。根据项目所在地的地区经济发展状况及电力等其他产业的发展规划，以及太阳能资源开发建设的要求和委托人的意见，该电站项目的开发任务以发电为主。根据当地太阳能资源以及结合业主的初步开发规划，本工程本期建设容量为20MWp，共安装79200块功率为255wp的多晶硅光伏组件。本工程占地约600亩，土地性质为荒山、荒坡及未利用地。1.5光伏系统总体方案设计及发电量计算太阳能电池组件的选择在技术成熟度高、光电转换效率高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。本工程推荐选用255wp多晶硅电池组件。结合本工程规模，以及设备的可靠性、输出效率、运行维护等因素，选用500kW逆变器。电池组件采用固定式支架安装，组件串联普遍采用2行11列22块电池板构成1个电池组，组件倾角为25°、方位角为0°。光伏电站的发电量受多种因素的影响，主要与太阳能组件光伏发电系统的发电量、当地的太阳辐射能量、电池组件的功率、系统效率等因素有关。本阶段根据多年逐月日辐射量计算电站年理论发电量为2689.1万kW•h，考虑系统综合效率，电站建成后，年平均上网电量为2079.22万kWh。1.6电气设计本工程装机规模为20MWp为并网电站项目，光伏电站每1MWp为一单元模块进行设计，每1MWp光伏发电单元经逆变器转变为交流电后，通过一台1000kVA箱式升压变压器，将电压升至35kV；每10个1MWp光伏发电单元并联后经一回35kV电缆线路接入35kV开关站，根据巢湖地区的电网现状和近期发展规划，考虑到本工程的地理位置和送出要求，由于本工程周边电网网架较为薄弱，20km以内的35kV及以上系统变电站中具备接入和送出条件的仅有220kV庙集变，初步考虑以下接入系统方案：光伏电站以一回35kV线路接入庙集变，新建线路长约18km；1.7土建工程1）工程项目规模本工程光伏电站规划总装机容量为20MW，推荐采用单块容量为255wp的多晶硅光伏组件，20MWp共79200块。2）总体布置方案由于地形及土地性质的所限，整个光伏区布置较为分散，本工程由20个1MW光伏阵列单元组成，每个方阵包括180组固定式支架及一个逆变器室和1个箱变，逆变器、箱变靠近道路布置，方便安装检修。光伏电站内的施工检修道路主要沿逆变器、箱变修建。站内道路宽度为4.0m。道路采用级配碎石路面。道路的纵向坡度结合地形设计，满足设备运输及运行管理的需要。本工程规划新建一座35kV开关站。开关站位置主要受出线方向、光伏组件之间电缆的连接等因素影响，同时结合土地性质、地形、进站道路等，最终确定在光伏场区中心南偏东位置建设开关站。开关站向西北出线，经1回35kV并网线路送至35kV庙集变35kV侧。进站道路从南侧乡间路（经拓宽、改造后）就近引接，混凝土路面宽4m，满足运输要求。35kV开关站联合建筑长25.2m，宽7.5m，坐北朝南布置，主入口向南，室内布置有35kV高压配电装置室室、保护室、中央控制室等设施，布置间距满足防火规程要求，建筑物之间设有道路，满足消防和运行要求。开关站站内道路采用4m宽混凝土路面，公路型，转弯半径9m。3）光伏支架及基础设计根据本地区气象、地质条件及光伏厂家提供的资料，光伏支架采用钢结构形式，光伏支架基础采用混凝土灌注桩基础。桩成孔直径176mm，钢管采用φ76×4，桩长2.0~4.0m，桩基础采用C30细石混凝土浇筑，20MW共28800根。4）光伏发电场主要建筑物的设计尺寸、平面布置、结构型式光伏发电场开关站内主要建筑物包括：35kV开关站联合建筑、综合楼等。35kV开关站联合建筑为单层框架结构，建筑面积282.36m2。主要有布置35kV高压配电装置室室、保护室、中央控制室。1.8消防设计消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建（构）筑物和设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通道均按照有关消防规定执行，分别进行了对主要场所和主要机电设备的消防设计、消防电气设计、移动灭火器设计、通风消防设计等。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上岗前的消防安全教育。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查和整改。本工程电缆防火根据《电力工程电缆设计规范》（GB50217）和《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229）的规定进行设计，其具体设计原则如下：（1）电力电缆和控制电缆型号均选用阻燃型电缆。（2）电力电缆各层间和电力电缆与控制电缆、通信电缆间均加设耐火隔板。1.9施工组织设计本工程主要包括光伏电站场区内太阳能电池板、开关站、站内道路等项目。1）运输条件本项目距夏阁镇约10KM，交通运输条件较好，拟选场址占地面积约600亩，区域内较为平坦开阔，工程地质条件相对较好，无制约工程建设因素，可开发范围较大。

2）施工用水生产生活及施工用水可以从项目场址附近用水管网接引，接水点需由业主与当地水利部门协调落实，或采用在升压站站内打井的方式来满足生产生活及施工供水。设置蓄水池，将供水水源的水由管道输送到蓄水池。升压站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可以用罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。施工期供水系统应考虑光伏电站建成后生产和生活用水需要，按照“永临结合”的原则规划建设供水系统。3）施工用电生产生活及施工用电拟由升压站附近10KV线路或35KV线路接入，接电点需由业主与当地电力部门协调落实，或采用100KW柴油发电车来满足生产及生活施工用电。按照“永临结合”的原则规划升压站生产生活及施工用电，施工结束后施工电源作为站内的备用电源永久保留。4）通信本工程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。6）施工进度本工程光伏电站规划总装机容量为20MW,总工期为6个月，工期暂按2015年5月30日起开始施工，至2015年11月30日施工结束。具体详见表: 从2015年5月30日为施工进场前准备期，主要完成进场物资准备，临时生活设施，进场道路以及场内道路施工以及部分场地的平整。 从第2015年3~2015年6月综合楼等工程主体施工期。 从2015年5月下旬~8月下旬为光伏组件基础施工。 从2015年8月下旬~11月下旬光伏组件的安装工程全部完工。 从2015年8月下旬~11月上旬输电电缆、通信及监控光缆施工安装结束。 从2015年10月下旬可进行电气设备安装调试及监控系统安装，设备调试完毕后，太阳能电池组件具备向输电的条件。 从第2015年11月下旬光伏发电系统试运行及验收。从2015年11月30日光伏项目实现并网发电。1.10工程管理设计项目公司将对光伏电站实施全面管理，负责光伏电站的日常运营和维护，管理本光伏电站及其配套设施。光伏电站自动化程度很高，值班人员通过微机监控装置实现对逆变升压装置和光伏场区的控制和监视，通过远动传输系统送至电网调度和业主总部。在完成光伏电站建设后，项目公司主要设置四部---运行检修部、财务部、综合管理部、安全质量部。项目公司将根据专业化、属地化原则组建，部分管理人员和全部运行运行维护人员通过考试在项目当地选拔，通过培训使所有人员均具备合格资质，一专多能的专业技能；主要运行岗位值班员具备全能值班员水平。1.11建设项目招标建设项目的招标内容主要包括：1）招标范围为光伏场场内部分，包括光伏组件、逆变器和升压箱变、开关站设备、工程安装及土建工程等。2）招标方式。由项目投资方委托有资质的招标代理机构，按照《招投标法》以及相关管理规定，进行公开招标。1.12环境保护和水土保持设计光伏发电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，主要影响集中在施工期，施工场地平整对地表原地貌的扰动、植被破坏、固体废弃物、污废水排放等造成土地水土保持功能的下降，对周围环境产生污染影响；光能为清洁能源，营运期不会排放废气废渣，主要影响表现在光伏板折射光线产生的光污染及线路产生的部分电磁辐射问题，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可有效防治工程建设引起的水土流失，达到预定防治目标，具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。本项目在采取必要的措施后对生态环境基本无不良影响，从环境保护和水土保持的角度考虑，项目建设时可行。1.13劳动安全与工业卫生设计光伏发电站在施工和运行期间可能存在的直接危害人身安全和身体健康的危害因素有：火灾、电气伤害、机械伤害、车辆伤害、粉尘等，对上述危害因素应提早预防，加强施工及运营期的安全管理，加强巡视、监督，消除事故隐患。通过对不同时期的危害因素分析，提出预防和防护措施设施设计，可有效保障施工、运行人员的人身健康和安全。1.14节能降耗本工程技术方案和设备、材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，在施工期和项目运行期均能有效地减少能源的消耗，并本工程的设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想。本光伏电站装机容量20MWp，年平均上网电量2079.22万kWh，如以火电为替代电源，按火电每度电耗标准煤318.6g/kWh计算，则可节约标准煤约6611.9t，减少二氧化碳排放约18520.2t，减少二氧化硫排放约78.21t。1.15工程设计投资概算1）原则及依据依据国家、部门现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，主要材料价格按当地最新价格水平计列。（1）定额：执行国家能源局发布的《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011）。（2）费用标准：国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011-2011）。报告编制依据《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011。（3）工程量：按各专业提供的设计提资单、说明书及设备材料清册计算。（4）主设备价格参考近期招标价格，太阳能电池板按4.50元/Wp计算；集装箱式逆变器按0.5元/W计算。箱变（S11-1000/110）20万元/台。2）工程范围包括施工辅助工程、设备及安装工程、与工艺配套的建筑工程及征地等其他费用，工程估算中未计列送出线路投资。3）工程投资工程静态投资17004.29万元，单位投资8311.157元/kW。建设期贷款利息381.97万元。工程动态投资17004.29万元，单位投资8502.144元/kW。4）资金筹措资本金按照固定资产投资与铺底流动资金之和的20%计算，剩余部分向金融机构贷款解决，贷款利率6.15%。正常运营后，长期贷款采用等额还本利息照付的方式、15年还清贷款之本息。1.16财务评价与社会效果分析资金筹措包括资本金和银行贷款两部分。本工程暂按资本金占总投资的20%考虑，80%使用商业银行贷款，年利率采用现行长期贷款利率6.15%，估算建设期利息为381.97万元，贷款偿还期限暂定为15年。生产成本按固定资产投资1.5%计算，劳动定员10人，每人年工资6万元。项目全部投资财务内部收益率所得税前为11.82%、所得税后为10.70%，高于项目投资基准内部收益率5%，故该项目盈利能力及清偿能力较强，在财务评价上可行。1）项目财务评价指标表1-16-1财务评价综合技术经济指标经济指标单位数值项目投资财务内部收益率（所得税后）%10.70项目投资回收期（所得税前）年7.22项目投资财务净现值（所得税后）(Ic=5%)万元3896.87资本金财务内部收益率(Ic