武汉煜江能生态园30MWp农光互补光伏电站项目实施方案0709 - 图文

光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站 项目实施方案

武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp

农光互补光伏电站

项目实施方案

湖北省华网电力工程有限公司 湖北省华网电力规划有限公司

工程设计证书：建设厅电力行业甲级第A142010767号 工程施工证书：建设厅电力行业贰级第B2494042900006号

二〇一六年七月 武汉

光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站 项目实施方案

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光能罗田三里畈20MWp地面光伏电站 项目实施方案

目 录

1 申报单位及项目概况 .............................................................................................................................................. 1 1.1 申报单位概况 ··············································································································· 1 1.2 项目概况 ····················································································································· 2 1.3 项目建设条件 ··············································································································· 4 1. 4 工程技术方案 ·············································································································· 6 1.5 总体方案设计 ··············································································································· 8 1.5.1 光伏系统总体方案 ................................................................................................................................... 8 1.5.2 光伏阵列设计及布置方案 ....................................................................................................................... 8 1.5.3 年上网发电量 ........................................................................................................................................... 9 1.6 电气设计 ..............................................................................................................................................................10

1.6.1 光伏发电工程接入电力系统方案 ..........................................................................................................10 1.6.2光伏发电工程电气主接线 .......................................................................................................................11 1.6.3 太阳能光伏发电系统设计 ......................................................................................................................11 1.6.3.1 主要设计原则 ..............................................................................................................................................11 1.6.3.2 光伏方阵配电系统 ........................................................................................................................................12

1.6.4 逆变升压站 ..............................................................................................................................................13 1.6.5逆变器与箱式变压器的组合方式 ...........................................................................................................13 1.6.6 集电线路方案 ..........................................................................................................................................13 1.6.7 控制、保护和调度通信 ..........................................................................................................................13 1.7 消防设计 ··················································································································· 14 1.8 土建工程 ··················································································································· 15 1.9 施工组织设计 ············································································································· 15 1.10 工程管理设计 ··········································································································· 17 1.11 环境保护与水土保持设计 ····························································································· 18 1.11.1 环境保护设计方案 ................................................................................................................................18 1.11.2 水土保持设计方案 ................................................................................................................................18 1.12 劳动安全与工业卫生设计 ····························································································· 19 1.13 节能降耗分析 ··········································································································· 19 1.13.1 施工及运行期能耗分析 ........................................................................................................................19 1.13.2 降耗措施 ................................................................................................................................................20 1.14 设计概算 ················································································································· 20 1.15 财务评价及社会效果分析 ····························································································· 20

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1.15.1 项目财务评价方法依据 ........................................................................................................................20 1.15.2 项目财务效益分析 ................................................................................................................................21 1.15.3 社会效果分析 ........................................................................................................................................22 1.16 结论与建议 ·············································································································· 24 2 项目建设条件 .........................................................................................................................................................24 2.1 太阳能资源 ················································································································ 24 2.1.1太阳能资源概况 .......................................................................................................................................25 2.1.2 太阳辐射年际变化分析 ..........................................................................................................................29 2.1.3 太阳能资源综合评价 ..............................................................................................................................30 2.2 工程地质 ··················································································································· 31 2.2.1 区域地质构造与地震 ..............................................................................................................................31 2.2.2 场址工程地质条件 ..................................................................................................................................32 2.2.3 地基基础方案建议 ..................................................................................................................................35 2.3 交通运输条件 ············································································································· 36 2.4 施工期水和用电条件 ···································································································· 36 2.5 电力送出条件和电力消纳分析 ························································································ 38 2.5.1黄冈市罗田电力系统概况 .......................................................................................................................38 2.5.2太阳能发电站接入系统电压等级选择 ...................................................................................................39 2.5.3太阳能发电站主接线实施方案 ...............................................................................................................39 2.5.4接入一次及电气主接线 ...........................................................................................................................39 2.5.5电力消纳分析 ...........................................................................................................................................40 3 项目技术方案 .........................................................................................................................................................41 3.1 项目任务与规模 ·········································································································· 41 3.1.1 工程建设场址及规模 ..............................................................................................................................41 3.2.2工程建设任务 ...........................................................................................................................................42 3.2 太阳电池组件选型 ······································································································· 42 3.3 逆变器选型 ················································································································ 44 3.3.1 逆变器分类及共性 ····································································································· 45 3.3.2 逆变器的技术指标 ····································································································· 46 3.3.3 逆变器的拟选 ··········································································································· 47 3.4 光伏阵列设计 ············································································································· 48 3.4.1 布置原则 ..................................................................................................................................................48 3.4.2 总体布置方案设计 ..................................................................................................................................49 3.4.3 光伏子阵列设计 ......................................................................................................................................49 3.4.4 光伏阵列布置方案设计 ..........................................................................................................................51

III

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3.5光伏电站电气设计 ······································································································· 53 3.5.1 光伏方阵配电系统 ..................................................................................................................................53 3.5.2 逆变升压站 ..............................................................................................................................................53 3.5.3 集电线路方案 ..........................................................................................................................................54 3.5.4 光伏电站配电系统主要电气设备 ..........................................................................................................56 3.5.5 光伏电站配电设备布置 ..........................................................................................................................57 3.5.6 光伏电站开关站 ......................................................................................................................................57 3.5.7电气二次 .................................................................................................................................................64 3.6 土建工程设计 ············································································································· 68 3.6.1 站址总体规划及总布置 ..........................................................................................................................68 3.6.2 结构 ..........................................................................................................................................................69 3.6.3 建筑 ..........................................................................................................................................................72 3.7光伏发电工程年上网电量计算 ························································································· 73 3.7.1 年理论发电量 ..........................................................................................................................................73 3.7.2 年实际可以利用电量 ..............................................................................................................................73 3.7.3 年上网电量估计值 ..................................................................................................................................75 3.7.4 光伏发电上网模式 ..................................................................................................................................76 3.7.5 提升上网电量的方法 ..............................................................................................................................76 4 施工组织设计 .........................................................................................................................................................77 4.1 交通运输 ··················································································································· 77 4.1.1对外交通运输 ...........................................................................................................................................77 4.1.2 站内交通运输 ..........................................................................................................................................77 4.2主要建筑材料 ············································································································· 77 4.3 施工期水和用电条件 ···································································································· 77 4.4 施工总布置 ················································································································ 78 4.4.1 施工总布置原则 ......................................................................................................................................78 4.4.2 施工总布置方案 ......................................................................................................................................79 4.4.3 施工临建设施 ..........................................................................................................................................79 4.4.4 土石方量 ..................................................................................................................................................80 4.5 工程建设用地 ············································································································· 80 4.5.1 站区永久用地 ..........................................................................................................................................80 4.5.2 施工临时用地 ..........................................................................................................................................80 4.6 主体工程施工 ············································································································· 81 4.6.1 主体工程施工及安装 ..............................................................................................................................81 4.6.2 施工顺序 ..................................................................................................................................................81

IV

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4.6.3 施工准备 ..................................................................................................................................................82 4.6.4 建筑物施工方案 ......................................................................................................................................82 4.6.5 太阳能电池组件的安装和检验 ..............................................................................................................83 4.6.6 电气设备安装 ..........................................................................................................................................83 4.6.7 总体控制部分安装 ..................................................................................................................................83 4.6.8 检查和调试 ..............................................................................................................................................83 4.7 施工总进度 ················································································································ 84 4.7.1 施工进度编制原则 ..................................................................................................................................84 4.7.2 施工进度计划 ..........................................................................................................................................84 4.7.3 施工进度计划横道图 ..............................................................................................................................85 4.7.4 主要施工机械设备 ..................................................................................................................................86 5 保障措施 .................................................................................................................................................................86 5.1劳动安全与工业卫生 ···································································································· 86 5.1.1 编制目的、原则 ......................................................................................................................................86 5.1.2 建设项目概况 ..........................................................................................................................................87 5.1.3 主要危险、有害因素分析 ......................................................................................................................88 5.1.4 劳动安全与工业卫生设计原则及措施 ..................................................................................................90 5.1.5 工程运行期安全管理 ..............................................................................................................................97 5.1.6 安全投资 ..................................................................................................................................................97 5.1.7 结论 ..........................................................................................................................................................98 5.2 工程消防设计 ············································································································· 98 5.2.1 设计依据 ..................................................................................................................................................98 5.2.2 设计原则 ..................................................................................................................................................98 5.2.3 总体设计方案 ..........................................................................................................................................98 5.2.4 机电消防设计 ..........................................................................................................................................98 5.2.5 工程消防设计 ..........................................................................................................................................99 5.3 环境保护与水土保持设计 ····························································································· 100 5.3.1 环境保护 ................................................................................................................................................100 5.3.2 水土保持 ................................................................................................................................................105 5.4节能降耗 ·················································································································· 106 5.4.1 设计依据 ................................................................................................................................................106 5.4.2 施工期能耗分析 ....................................................................................................................................108 5.4.3 工程运行期能耗分析 ............................................................................................................................110 5.4.4 节能降耗措施 ........................................................................................................................................112 5.4.5 节能降耗效益分析 ................................................................................................................................115

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5.4.6 结论 ........................................................................................................................................................115 5.5 社会稳定性风险分析 ··································································································· 116 5.5.1 社会影响效果分析 ................................................................................................................................116 5.5.2 社会适应性分析 ....................................................................................................................................118 5.5.3 社会风险及对策分析 ............................................................................................................................119 6 项目投资与经济性评价 .......................................................................................................................................120 6.1 项目投资 ·················································································································· 120 6.2 项目经济性评价 ········································································································· 128 6.2.1 项目财务评价方法依据 ........................................................................................................................128 6.2.2 资金筹措及使用 ....................................................................................................................................128 6.2.3 资本金 ....................................................................................................................................................128 6.2.4 借贷资金 ................................................................................................................................................129 6.2.5 财务评价主要计算参数 ........................................................................................................................129 6.2.6 成本与费用 ............................................................................................................................................129 6.2.7 效益分析 ................................................................................................................................................130 6.2.12不确定性分析 .......................................................................................................................................134 6.2.13 风险分析 ..............................................................................................................................................136 6.2.14 结论 ......................................................................................................................................................136 6.2.15 社会效益分析 ......................................................................................................................................137 6.2.16 财务评价附表 ......................................................................................................................................138 7 附图 ·························································································································· 162

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1 申报单位及项目概况

1.1 申报单位概况

项目单位：武汉煜江能农业科技发展有限公司 项目建设单位：湖北省华网电力工程有限公司

项目单位情况介绍：武汉煜江能农业科技发展有限公司是在项目所在地专门为该项目注册成立的集项目开发运作、项目投资建设、项目后期运维一体的专业运营公司。

该项目是武汉市黄陂区重点支持的“农业+光伏”的生态农业和新能源项目。项目单位武汉煜江能农业科技发展有限公司也是项目所在地武汉市黄陂区蔡家榨街道办事处利用光伏发电实施“精准扶贫”的唯一合作单位。项目的主要投资方禾泰（湖北）售电有限公司的控股股东武汉合煜能源有限公司作为清洁能源的投资建设者，已经建成投产6家垃圾发电厂，也参与其他地区约50MWP以上光伏电站的投资建设。湖北省华网电力工程有限公司是一家具有电力设计甲级、新能源乙级、咨询丙级、总承包二级、电监会承装承修三级等全套资质的专业从事电力、新能源领域建设服务的大型公司，已经拥有光伏电站200MWP以上业绩并于2014年--2015年完成孚旭麻城、随州爱康、夫子河等多个光伏电站的设计服务。

投资收益：本工程建成后，25年年平均发电量约为3000万KW·h，按照湖北全电量上网电价0.98元/W计算，预计光伏电站总发电收入69227.31万元，为国家和社会提供税收约7913.51万元。

节能减排：本工程建成后，年平均发电量约为3000万Kw·h，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10768.2吨/年，同时可减少二氧化硫排放量897.4吨/年、二氧化碳29822.01吨/年，氮氧化物448.68吨/年，粉尘雾霾8136吨/年。

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1.2 项目概况

项目名称 ：武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站 主要建设内容和规模：项目总占地面积956亩，光伏电站装机容量30MWp，由光伏农业大棚组成。农业大棚将按照煜江能农业生态园规划建设，拟建成湖北第一家高档次光伏农业生态园。

本项目为农光互补光伏电站，装机容量为30MWp，通过110kV出线接入武汉市黄陂甘棠110KV变电站110kV间隔，接入变电站线路路径直线距离约10km。建设期为6个月，生产运行期为25年。

建设地点：项目具体所在地，武汉市北部，东经114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。项目拟规划用地勘界如下图所示。

图1.2-1 工程落地地理位置图及用地性质图

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项目用地性质：本项目为新建项目，用地性质为一般耕地，总占地面积约956亩，不涉及林地及基本农田。

项目总投资：项目总投资预计3亿元人民币（含农业投资部分），其中光伏电站总投资2.15亿元，电站外送接入上网投资0.10亿元，小计2.25亿元；生态农业综合投资约0.75亿元（农业投资另有规划，不在本报告中描述）。

资金来源：银行贷款占80%，企业自筹资金20%。

光伏电站

图1.2-2 罗田三里畈20MWp农光互补光伏电站地理位置图

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1.3 项目建设条件

（1）光照资源；武汉黄陂地处鄂东北，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。黄陂地区太阳能资源丰富，年均总辐射量为4647.2MJ/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）黄陂区位于湖北省东部偏北，长江中游北岸，江城武汉市北部，地跨东经114°09′—114°37′，北纬30°40′—31°22′。全区面积2261平方公里，人口113万，是武汉面积最大、人口最多、生态最好的城区，是武汉临空经济区的核心区。东与武汉市洪山区、新洲区接壤，南与武汉市东西湖区，江岸区相连，西与孝感市孝昌县、孝南区毗连，北与孝感市大悟县、黄冈市红安县交界。区境南北最大纵距104公里，东西最大横距55公里。《湖广通志》称黄陂：“东骛赤壁，南骋鄂渚，西汇七泽之雄，北距三关之险”。

黄陂区位于长江中游，大别山南麓，地势北高南低，为江汉平原与鄂东北低山丘陵结合部。大体上是“三分半山，一分半水，五分田“。北部为大别山余脉，属低山丘陵区，海拔在150—850米，面积占全区的17.8%；有武汉市最高峰双峰尖（872.5米）。中部为平原丘岗区，海拔在30—150米之间，面积占全区68.9%；南部为平原湖区，海拔在30米以下，面积占全区的13.3%。

黄陂区水资源丰富，拥有“百库千渠万塘”之称。有长江、滠水、府河等。全区共有大小河流51条，河流总流长799.91公里，流域面积3504.3平方公里。工业、农业、生活用水充足。黄陂区有湖泊35个，其中武湖、童家湖、后湖较大，黄陂区湖泊总面积252.64平方千米。多年平均径流量10.9亿立方米。

黄陂区属亚热带季风气候，雨量充沛、光照充足，热量丰富，四季分明，

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年平均无霜期255天。春季温和湿润，夏季高温多雨，秋季凉爽少雨，冬季干燥阴冷。年均日照时数1917.4小时。年均降水量在1202毫米，为中南地区降水量较均衡的地区之一。境内年平均气温为15.7℃—16.4℃。一年中，以1月最低，月平均气温3.2℃；7月最高，日平均气温28.4℃，空气相对湿度年平均75.5%。年平均降水日数（≥ 0.1 mm）为121.5日。

（3）截止2013年底，黄陂区内共有220kV变电站2座，主变4台，变

电容量共计720MVA；110kV变电站7座，主变14台，变电容量共计506MVA；35kV公用变电站13座，主变23台，变电容量共计165.8MVA。

截止2013年底，武汉市辖区内共计有110kV线路8条，线路总长度155.05公里。至2014年，最大负荷达到442MW，年均增长率为20%。用电量由2010年的10.64亿kWh增长至2014年的15.43亿kWh，年均增长率为18.7%。其负荷特性与武汉负荷特点基本一致。

本光伏电站至黄陂甘棠110kV变电站直线距离约10公里。经初步勘察，基本具备光伏电站上网接入条件。

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图1.1-2 光伏电站站址现场图

（4）黄陂蔡榨全镇土壤为黄沙土和黄粘土，局部地区蕴藏着粉红色岩石。黄精：也叫老虎姜、鸡头姜，为百合科多年生草本植物。黄精或多花黄精的干燥根茎，为泰山四大名药之一，具有补脾、润肺、生津、益气养阴、抗菌、抗衰老、丽容颜、强精力之功效，主要用于脾胃虚弱、体倦乏力、口干食少、肺虚燥咳、精血不足、内热消渴、糖尿病、高血压等症，外用黄精浸膏可治脚癣。黄精主要分布于华北、华东、华南、华中等省。黄陂区蔡家榨的会龙山村等地也适宜种植黄精。

1. 4 工程技术方案

武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电项目为新建工程，场址位于湖北省武汉市黄陂区蔡家榨街会龙山村、博土湾村、周梅家田村、四勿村，项目用地中心坐标为东经114°02′，北纬30°21′。30MWp太阳能光伏并网发电系统分30个1MWp发电单元进行设计。整体上采取0.27 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0.27kV/35kV变压配电装置进行升压汇流，再升压成110KV接入黄陂甘棠110kV变电站。

本工程规划容量为30MWp，结合箱变容量和电池组件的分布规律，本工程设置30个1MW光伏阵列单元，每个光伏阵列共由186串组成，每串由22块组件组成。

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图1.4-1 农光互补光伏电站安装效果图（一）

工程的主要任务是实现“农光互补”，做好“农”和“光”的文章。 “农”字文章在于做好“光”字背景下大棚光伏面板下面阴的文章。喜阴农作物品种繁多，哪些作物既适应该地生长，经济价值又高呢？这方面我们组织专家做了大量的调研工作，根据当地的土壤和气象自然环境特点，该地适宜种植仿野生黄精药材。

“光”字文章在于建好“农”字大棚上面大量空域面积建设光伏电站，充分开发利用当地的土地资源及光伏资源，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，本工程占地956亩，规划建设装机30MWp容量的农光互补的光伏电站，一次建成。

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该工程30MWp并网光伏发电项目主要开发任务是利用太阳能光伏发电，该项目所发电能作为清洁能源的太阳能电力将会对湖北电网和当地供电能力形成有益的补充。用以满足湖北省电网及武汉市持续、高速增长的电力、电量需求。同时将站区发展建设成为“农光互补”、“旅游休闲”的综合立体产业群。

图1.4-2 农光互补光伏电站安装效果图（二）

1.5 总体方案设计

1.5.1 光伏系统总体方案

本工程拟选用265Wp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。 1.5.2 光伏阵列设计及布置方案

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（3）电网规模

截止2015年底，黄冈电网有500kV变电站1座，2台主变，主变总容量1500MVA；220kV变电站12座（含开关站座、用户站座），主变21台，主变容量3130MVA，其中220千伏用户变电站1座，主变2台，容量100MVA；110kV变电站72座，主变115台，变电总容量3615.1MVA，其中公用变电站55座，主变87台，变电容量3127MVA，专用变电站17座，主变28台，变电容量488.1MVA。公用110kV线路95条，线路长度1519.5km，均为架空线路。

（4）电网结构

黄冈电网目前已经形成两片独立供电格局，北部红安、浠水两地负荷由武汉江北电网延伸辐射供电，并与黄冈中南部电网独立运行。黄冈中南部电网依托500kV鄂东环网，以500kV大吉变为电源支撑，已形成220kV为枢纽，110kV为网架，35kV、10kV向下辐射的比较完善的电网体系。500kV电网经四回线路分别与武汉、黄石电网相联，220kV分别经道鄢I、II回、阳路、道将与武汉电网相联，经吉板、塞崔线与黄石电网相联，110kV经新秦线与武汉电网相联。110kV网络以220kV变电站为依托，呈辐射状供电。

2.5.2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。

2.5.3太阳能发电站主接线实施方案

每个 lMWp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。

2.5.4接入一次及电气主接线

本工程本期建设规模为20MWp，设置开关站一座，以1回35kV接入电网，考虑接入110kV三里畈变电站的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

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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110kV三里畈变电站。

2.5.5电力消纳分析

110kV前进变电站目前主变2台（20MVA），35kV现有出线2回，备用间隔2回。

图7.5-1 110kV三里畈变电站电气主接线图

光能罗田三里畈20MWp农光互补光伏发电工程推荐方案为接入附近的110kV三里畈变电站，线路长度约2.5km，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，由三里畈变电站消纳。潮流分布合理，电压水平正常，无过热过载现象。

最终方案以本工程的接入系统审查意见为准。

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3 项目技术方案

3.1 项目任务与规模 3.1.1 工程建设场址及规模

三里畈镇是湖北省黄冈市罗田县下辖的一个镇级别行政单位，位于罗田县西部，地处大别山南麓，巴水上游河畔，全镇版图面积203.5平方公里，镇政府驻三里畈村，人口65443人，面积173.8平方千米。下辖1个居委会、43个行政村。是1999年“全国科技下乡”举办地。

三里畈镇山清水秀、名人辈出、名山大川众多、河流湖泊遍布，风景优美，有梁敬寨、富猪寨、黄道姑尖、金耳岩、云架山、龙潭峡谷、今古寺等景点，境内地热资源丰富，建有三里畈温泉度假村。更有甜柿第一村的錾字石村。

项目地属北亚热带季风气候，冬干（冷）夏湿，春暖秋凉，年均总日照时数2047小时，年均辐射热量109.25千卡/平方厘米。年平均气温16.4℃，极端最高气温41.6℃，极端最低气温-14.6℃，无霜期平均240天。全县年均降水量1330毫米，全年降雨多集中在5、6、7三个月，约占全年降雨量的50%左右。

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1852.6-2100 小时之间。多年平均太阳总辐射为4569.2MJ/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

2012年，全县完成生产总值85.10亿元，按可比价格计算，比上年增长11.6%。其中：第一产业完成增加值21.19亿元，增长5.7%；第二产业完成

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增加值33.65亿元，增长13.2%；第三产业完成增加值30.26亿元，增长14%。三次产业结构比由2011年的25.7:39.7:34.6调整为24.9：39.5：35.6。在第三产业中交通运输仓储和邮政业、批发和零售业、住宿和餐饮业、金融业、房地产业、营利性服务业及非营利性服务业增加值分别增长11.3%、8.9%、6.4%、24.3%、5.1%、12.6%和19.7%。

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，充分开发利用黄冈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。

武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏发电工程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黄冈地区持续、高速增长的电力、电量需求。同时将场区建设成为光伏农业基地和旅游景点，促进当地农业、旅游产业发展，扩大农民就业。

3.2 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硅太阳电池和多晶硅太阳电池两种，是目前PV(Photovoltaic)市场上的主导产品。

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。

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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。 3.2.1单晶硅太阳电池

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24.7%，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21%，工业规模生产的转换效率为17%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力。

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7-10%，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

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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逆变装置及箱变、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GB 14285–2006《继电保护和安全自动装置技术规程》等的规定和要求。

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，保证监控系统可靠运行。

本系统配套1套环境监测仪，用来监测现场的环境情况。

1.7 消防设计

贯彻“预防为主、消防结合”的消防工作方针，做到防患于未然； 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、安全出口等各项消防要求。

本工程采用如下消防系统：

本工程的建(构)筑物包括办公综合楼、电气综合楼、综合水泵房及门卫室、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等级，满足规范要求。

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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。

1.8 土建工程

根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）、《火力发电场土建结构设计技术规定》（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。

1.9 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

该站光伏并网发电工程项目位于黄陂区东偏北。距约武汉60km，距黄陂区约30km。其间有村村通道路连接，交通较为便利。当地可提供加工、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

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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9个月，其中准备期1个月，施工期8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

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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956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3000㎡，建筑面积2400㎡。

1.10 工程管理设计

武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站建成后，场内光伏组件、电气设备，以及110kV升压站拟实行统一管理，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

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电站工程的具体情况，本期光伏电站工程和110kV升压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。

1.11 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

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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。

1.12 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。

1.13 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3012万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10843.2吨/年，同时可以减少二氧化硫排放量903.6吨/年、二氧化碳30029.6吨/年、氮氧化物451.8

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吨/年。 1.13.2 降耗措施

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国内先进水平。

1.14 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）》（GD 003–2011）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费用标准》（NB/T31011-2011）进行项目划分和编制。定额执行风电场工程技术标准《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010-2011），不足部分参照当地相应的工程单位造价指标进行编制。工程设计概算按2016年第一季度武汉地区水平编制。

本项目静态投资为22500万元；建设期利息为917.3万元；流动资金204万元；项目总投资为静态投资、建设期利息与流动资金的总和，合计为23621.3万元。单位千瓦静态投资7500元。

1.15 财务评价及社会效果分析

1.15.1 项目财务评价方法依据

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（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与参数》第三版。

（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0.98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，每吨二氧化碳交易价格为24.17元。 1.15.2 项目财务效益分析

表1.15-1 财务评价主要计算参数表

项目经营期 装机容量 年上网电量 折旧年限 残值率 维修费率 定员 工资水平 福利系数及附加 25 30MWp 3012万kwh 25年 5% 0.2%逐年递增 8人 45000元 40% 所得税 增值税 可抵扣的主设备增值税 材料费用（包含水费） 其他费用 保险费率 贷款偿还年限 -- -- 25% 11% 4024万元 5元/kw 10元/kw 0.25% 15年 -- --

依据上述条件，在满足经营期平均电价（含税）为0.98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：

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表1.15-2 财务评价指标一览表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 项目名称（单位） 装机容量 （MW） 年上网电量 （MWh） 总投资 （万元） 建设期利息 （万元） 流动资金 （万元） 销售收入总额(不含增值税) （万元） 总成本费用 （万元） 销售税金附加总额 （万元） 发电利润总额 （万元） 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） 投资回收期 （所得税后） （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）（%） 全部投资财务净现值 （所得税前）（万元） 全部投资财务净现值 （所得税后）（万元） 自有资金内部收益率 （%） 自有资金财务净现值 （万元） 总投资收益率(ROI) （%） 投资利税率 （%） 项目资本金净利润率(ROE) （%） 资产负债率 （%） 盈亏平衡点（生产能力利用率） 数值 30 32910 22999.2 439.2 60 62906.76 29545.11 455.53 41253.19 0.8376 0.98 8.07 8.9 12.95 10.8 11524.9 9380.56 29.87 8999.79 8.58 5.8 27.47 80.06 0.4667 1.15.3 社会效果分析

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1、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，扩大农民就业，实现产业扶贫，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3012万度，与燃煤电厂相比，每年可节约标煤10843.2吨，相应每年可减少多种大气污染物的排放。

2、将光伏发电产业与现代农业业建设深度融合，实现加快推进农业现代化进程与农民意愿的有效统一，有效解决日益突出的人、地矛盾。发展光伏农业是促进农业可持续发展的途径；实现农业科学发展是现代农业的必然趋势。随着新型城镇化进程的不断加快，农地面积逐年减少，单纯依靠发展规模经营的种植结构和粮田来提高经济效益的发展模式受到了制约，因此，在有限的土地上，通过发展光伏设施农业提高单位面积的效益，是促进实现现代农业可持续发展的重要途径。光伏设施农业不仅为农民增收发挥着积极作用，而且更为土地综合利用产生持久的长远的作用。

3、 可促进当地经济的发展

本工程的开发，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业和旅游业的大力发展， 对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步，随着农业光伏的相继开发，光伏和农业将成为又一大产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极的作用。

4、增加就业

项目建成后，可带动周边农民300人就业。让农民真正成为产业工人。 5、旅游添色

为了配合黄陂的旅游项目开发，在土壤条件好的地块种植生鲜蔬菜等，还可以在光伏支架下发展散养土鸡等，兴办旅游观光休闲采摘园，给城市居

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民郊游时增添情趣。这是一项既有社会效益又有经济效益的新兴农业经营方式。

1.16 结论与建议

（1）武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp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）武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp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）根据武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp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3012万度。

4）深圳光能罗田三里畈20MW大棚光伏电站项目建设工期为9个月，本期工程静态投资为22500万元，单位千瓦静态投资7500元/kW。

（5）本项目在满足经营期平均电价（含税）为0.98元/kWh，前五年湖北省地方补贴0.10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29.87%，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12.95％，税后全部投资财务内部收益率税后为10.8％，税前全部投资回收期税前为8.07年，税后全部投资回收期为8.9年。

综上所述，武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp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。武汉煜江能黄陂蔡家榨生态园30MWp农光互补光伏电站项目的建设，将大力推动当地经济发展，带动农民脱贫致富。

2 项目建设条件

2.1 太阳能资源

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2.1.1太阳能资源概况

2.1.1.1 全国太阳能资源概况

我国属世界上太阳能资源丰富的国家，全年辐射总量约91.7～2333 kwh/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2.1-1 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2.1-1；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2.1-2。

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表4.1-1 太阳能资源分类表

太阳总辐射年总量资源丰富程度 ≥1750kW·h/(m2·a) 6300MJ/(m2·a) 1400～1750kW·h/(m2·a) 5040～6300MJ/(m2·a) 1050～1400kW·h/(m2·a) 3780～5040MJ/(m2·a) ＜1050kW·h/(m2·a) ＜3780 MJ/(m2·a) 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4.1-2 我国各地区太阳能资源丰富等级图

从图4.1-2 可以看出黄陂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/㎡、属我国资源一般地区，瑞典年太阳总辐射量约1040kWh/㎡、属我国资源一般地区，荷兰年太阳总辐射量约1100kWh/㎡、属我国资源丰富地区，均低于或略低于武汉市年太阳能

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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，武汉黄陂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4.1-3、4.1-4。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

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图 4.1-4 湖北省年日照总时数分布图

图 4.1-5 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 4.1-5。

根据湖北省气象服务中心提供的日照和辐射资料分析，黄陂地区近30

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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0.5~2.0m，层厚2.0~4.0m。

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。 2.2.2.3 岩土体物理力学性质

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5.2-1

表5.2-1 地基岩（土）体主要力学参数表

压缩 重力 内摩 模量 黏聚力 密度 ES 擦角 c（kPa） （kN/m3） Φ（度） （MPa） 17.0~18.0 16.5~17.0 17.5~18.0 18.5~19.0 19.0~19.5 5~10 12~14 14~20 33~35 6~8 8~11 14~16 3.0 2.0~3.0 3.0~4.0 5.0~6.0 抗剪强度 承载力 特征值 fak（kPa） 40~55 60~70 80~120 人工挖孔桩 桩侧土桩端土摩阻力端阻力特征值特征值qsia qpa （kPa） （kPa） 9-13 5~8 17~24 24~32 39~44 岩土 名称 状态 松散素填~稍土 密 淤泥 流塑 粉质软塑 黏土 粉质可塑 黏土 粉质硬塑 黏土 含碎石粉可塑 质黏土 片岩强风辉绿化 岩 片岩 中风辉绿化 岩 9.0~11.0 220~240 18.5~19.0 14~20 8~11 5.0~6.0 80~120 24~32 21.5 23.0 (44.0) 400 50~80 130~ 160 800~ 1200 2000~ 2400 1000

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2.2.2.4 地下水条件

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0.0~3.0m。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。 2.2.2.5 文物与矿产

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。 2.2.2.6 不良地质作用及主要岩土工程问题

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。

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（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。建议尽量避开冲沟布置光伏板。

（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。

2.3 交通运输条件

项目具体所在地，武汉市北部，精度114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。交通较为便利。

2.3.1对外交通运输

项目具体所在地，武汉市北部，精度114°02′，北纬30°21′，318国道以北，省道S324以东，合武铁路以南，交通十分方便，占地面956亩，分别分布在龙山村、博土湾村、周梅家田村和四勿村，沿省道S324，东接蔡栗路直接到达项目所在地。交通较为便利。 2.3.2 站内交通运输

本工程为平地光伏，根据光伏组件、逆变器、箱变布置情况并结合地形地貌光伏阵列间设置部分检修道路和农业生产道路，以满足施工运输、日常检修、维护、农业生产要求。道路设计道路宽4m，路面为泥结碎石路面。

2.4 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

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（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9.2-1

表9.2-1 施工用电估算表 用电量备 注 (kW) 按高峰期200人考虑，每个房间8人，计50 kW 90 食堂及浴室按40 kW考虑 40 按24个房间考虑，含空调 120 80 60 10 400 按2台搅拌机考虑 包括钢筋调直机、弯曲机、切断机、对焊机各2台 序号 1 2 3 4 5 6 用电项目 生活区用电 办公区用电 搅拌站用电 加工厂 现场施工 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。

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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工厂完成。

施工期间，施工人员的生活物资等可在罗田县的商场和市场内购买。

2.5 电力送出条件和电力消纳分析 2.5.1黄冈市罗田电力系统概况

2.5.1.1 黄冈市罗田电力系统概况

罗田县电网已形成以220kV为枢纽，110kV网络为骨干，35kV网络为网架，10kV及以下配电网络辐射全县的供电格局。

截至2015年底，罗田电网有220 kV变电站1座（薄刀峰变），主变容量180MVA；110kV变电站5座（罗田、三里畈、双凤坳、塔山,徐家冲），主变容量323MVA；35kV变电站16座，主变容量135.1MVA；10kV配变2192台，容量352.19 MVA。拥有110kV输电线路101.5km，35kV输电线路348.29km，10kV配电线路1614.73km。

2015年罗田电网最大负荷168.13 MW，供电量4.86亿kWh，分别比上年增长6.46%、2.31%。 （1）用电现况

2015年，黄冈市全社会用电量为95.78亿kWh，全社会最大负荷为1776.8MW。

（2）电源装机

截止 2015年底，黄冈电网装机容量共计3195.9MW。其中主网统调火电厂1 座，即大别山电厂，装机容量1280MW；主网统调水电厂4 座，容量共计1341.7 MW，分别是白莲河抽水蓄能电站1200MW、白莲河水电厂45 MW、天堂抽水蓄能电厂70MW、天堂电厂26.7MW；非统调电厂容量共204.5MW；新能源装机容量369.7MW。

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