2023新能源光伏发电工程设计方案综合报告-solarbe文库

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新能源光伏发电工程设计方案综合报告 2023 目录新能源光伏发电工程设计方案综合报告 .4 1.1 概述 4 1.2 太阳能资源 9 1.3 工程建设条件 10 1.4 工程任务和规模 11 1.5 光伏发电系统 13 1.6 电气 14 1.7 总平面布置 14 1.8 土建工程 16 1.9 消防 19 1.10 施工组织设计 19 1.11 环境保护和水土保持 20 1.12 劳动安全与工业卫生 21 1.13 节能降耗 22 1.14 工程设计概算 23 1.15 财务评价和社会效果分析 23 1.16 工程招标 24 1.17 工程存在的问题分析及建议 24 新能源光伏发电工程设计方案综合报告 1.1 概述 1.1.1 项目背景青海省地处青藏高原东北部，境内太阳能、风能及水能资源丰富，拥有大规模开发建设清洁能源发电得天独厚的自然条件。为全面解决西部地区新能源电力消纳，同时更大程度的发挥青海省丰富的太阳能、风能及水能资源优势，国家能源局和国家电网公司按照习近平总书记视察青海省时的重要指示精神，在“十三五”期间规划建设青海河南±800kV 特高压直流外送通道，该项目工程起点位于青海省海南州共和县铁盖乡，落点位于河南省驻马店市上蔡县蔡沟乡，线路总长度 1586.6km，最大送出能力 1000 万 kWh（送电电量 400 亿 kWh）。青海河南±800kV 特高压直流外送通道线路总长度 1586.6 千米，最大送出能力 1000 万千瓦（送电电量 400 亿千瓦时），是全国乃至全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道。该项目工程已于 2018 年 10 月 23 日获得国家发改委核准，11 月 7 日正式开工，计划 2020 年建成投运。青海河南±800kV 特高压基地电源配套项目本次招标规划建设容量为光伏 300 万 kW（交流侧），海南塔拉滩布局 250 万 kW、海西乌图美仁布局 50 万 kW；风电 200 万 kW，海南切吉乡布局 150 万 kW，海西诺木洪布局 50 万 kW。 1.1.2 工程概况青海省位于我国西部，地理位置介于东经 89° 35′103°04′，北纬 31°9′39 °19′之间，全省东西长 1200 多 km，南北宽 800 多 km，总面积 72.23 万 km2，占全国总面积的十三分之一，面积排在新疆、西藏、内蒙古之后，列全国各省、市、自治区的第四位。青海省地处青藏高原，深居内陆，属于高原大陆性气候。海西蒙古族藏族自治州，青海省辖自治州，简称海西州，地处青藏高原北部、青海省西部，地势西北高，东南低，是典型的高寒干燥大陆性气候区；全州总面积 30.07 万 km2，下辖 3 个县级市，3 个县，1 个行政区；2017 年常住人口 51.52 万人。海西蒙古族藏族自治州是青藏高原的衢地，南通西藏，北达甘肃，西出新疆，处于青甘新藏四省区交汇的中心地带，也曾是通往西域的古“丝绸之路” 辅道。境内兰西拉光缆、青新光缆、青藏 750 千伏交直流联网线路贯穿全境，格尔木-拉萨成品油输油管线和涩宁兰输气管线分布境内，青藏铁路和国道 109、315 线横贯全境，并与国道 215 线、西部大通道及省、州道纵横贯通，是连接西藏、新疆、甘肃的战略支撑点和祖国西部腹地的交通枢纽。根据青海省海南州特高压外送基地电源配置规划，本外送电源基地规划配套光伏总装机容量为 300 万 kW（交流侧）。根据青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）基础设施规划，本次招标项目主要布局在海南州塔拉滩和海西州乌图美仁乡，海南州塔拉滩布局 250 万 kW、海西州乌图美仁布局 50 万 kW。本次所投标段为海西州乌图美仁一标段 100MW 光伏电站。海西州各项目场址均位于乌图美仁光伏光热园区内，场址距格尔木市约 180km，场地平整开阔。根据海西州国土局出具的用地类型支撑性文件，场址属于荒漠化国有未利用地，海拔高度在 2780m 左右。场址区地理位置示意见图 1.1-1。图 1.1-1 场址区地理位置示意图场区内不良物理地质现象不发育，场地总体稳定性好。场址内尚未发现具有开采价值的矿产资源，不涉及自然保护区、风景名胜区、文物古迹及鸟类迁徙通道等环境敏感区域。场址属于荒漠化国有未利用地，场址内不涉及基本农田、公益林保护区等敏感对象，工程总体建设条件较好。本项目交流侧容量为 100MW，直流侧装机容量为 132.58252MWp，采用 P 型 PREC 单晶 410WP 双面双玻半片多主栅组件。在光伏电站新建 1 座 110kV 升压站，以 1 回架空出线送至乌图美仁 330kV 汇集站。光伏电站 20 年年平均上网电量 290670.45 万 kW·h，年等效利用小时数 2192.37h，首年利用小时数 2272.50h。组件安装方式采用固定固定可调平单轴为 163 比例进行配置。逆变器选用集散式逆变器及组串式逆变器，比例为 46。项目主要由 31 个标称容量为 3.15MWp 和 1 个 2.25MWp 光伏方阵、31 台 3.15MVA 和 1 台 2.5MVA 箱变、35kV 集电线路及交通道路等组成。光伏电站计划施工总工期为 4 个月。 1.1.3 前期批复意见 2019 年 3 月 18 日，国家能源局下发关于青海省海南州特高压外送基地电源配置规划有关事项的复函（国能函新能〔2019〕33 号），明确青海至河南特高压外送通道首批配套可再生能源发电项目总规模 500 万 kW，其中新增光伏项目 300 万 kW（并网点功率合计）、风电 200 万 kW（并网点功率合计），全部采用公开招标方式对配套光伏和风电项目进行竞争性配置，择优确定项目投资开发企业和上网电价。 2019 年 8 月 16 日，格尔木市自然资源局下发格尔木市自然资源局关于格尔木市乌图美仁光伏光热园区场址的复函（格自然资函〔2019〕190 号），明确格尔木市乌图美仁光伏光热园区场址现状地类为沙地、内陆滩涂，位于新能源用地范围，场址用地拟采取划拨方式供地，土地使用权限为 25 年。 2019 年 8 月 15 日，格尔木市生态环境局下发格尔木市生态环境局关于外送基地光伏风电项目选址意见的函，明确未将外送基地外送基地未纳入生态保护红线范围。 2019 年 8 月 23 日，海西州发展和改革委员会出具了海西州发展和改革委员会关于青海省第一条特高压外送通道电源点项目用地意见的报告，明确本次海南州特高压外送基地项目规划场址坐标均与国土、林草、环保、文物等部门坐标一直，全部位于海西州新能源项目建设用地范围内。 1.1.4 勘查设计过程 2018 年 11 月，根据青海省能源局的要求，由青海黄河上游水电开发有限责任公司总牵头，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司与国网青海省电力公司、中国能建集团西北电力设计院有限公司、中国电建集团青海省电力设计院共同编制完成了青海省海南州特高压外送基地电源配置规划。 2018 年 12 月，受 XXXX 青海能源开发有限公司委托，开展了本项目勘察设计工作。通过现场勘察和大量的室内分析研究，结合现场微观选址等情况，详细落实了该区域的工程建设情况。 2019 年 8 月，根据青海省海南州特高压外送基地电源配置项目光伏电站招标文件，编制完成青海省海南州特高压外送基地电源配置项目海西州乌图美仁一标段 100MW 光伏电站投资主体投标文件技术部分，确定海西州乌图美仁一标段 100MW 光伏电站直流侧安装容量为 132.58252MWp 的 P 型 PREC 单晶 410WP 双面双玻半片多主栅组件。 1.2 太阳能资源本工程采用 Meteonorm 多年辐射数据进行项目地光资源特征分析及发电量计算，经测算，项目场址年太阳总辐射曝辐量为 6678.00MJ/（m 2·a），其太阳能资源等级为最丰富，项目太阳能资源具备较好工程开发条件，场址区域太阳能资源呈“冬春小，夏秋大”的时间分布规律。场址太阳能资源稳定度属于稳定级别，年内月太阳总辐射值变化平稳，有利于电能稳定输出。场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少。场址存在沙尘天气，气温年内变化大，目标区域内风速大，气候条件对太阳能资源开发有影响。场址属于雷暴多发区，本项目应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏阵列进行全覆盖的防雷接地设计，同时施工时严禁在雷暴天进行光伏组件连线工作，并做好防雷暴工作。根据太阳能资源评估方法（QX/T89-2008）中规定的以太阳能总辐射的年总量为指标，进行太阳能资源丰富程度评估，该区域属于光资源 I 带“ 最丰富带” ，非常适合光伏电站的建设。 1.3 工程建设条件（1）工程区地震动峰值加速度为 0.10g，地震动反应谱特征周期为 0.45s，相对应的地震基本烈度为 7 度，属构造基本稳定区。（2）场址区地层至上而下分为 2 层第四系全新统粉细砂层（①层）、上更新统粉细砂层（②层），①层粉细砂层，该层结构松散～稍密，承载力低，压缩变形大，易溶盐含量高，不能作为天然地基使用；②层中砂层，结构中密～密实，承载力相对较高，工程性能较好，可作为建筑基础持力层。（3）场址区局部存在盐渍土，地基土对钢结构及混凝土结构微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具中等腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性，应采取相应的防腐措施。（4）地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具弱腐蚀性，地下水埋深较深大约 10m，对建筑物基础影响小。（5）场址区地势平坦、开阔，滑坡、不稳定体不发育，场址区局部分布有移动沙丘，风季沙尘会对电站运行有一定影响。场址区宽浅冲沟较发育，建议避让或做相应的防洪措施。（6）场址区地电阻率变化范围为 9Ωm～138Ωm ，电阻率变化范围中等，均匀性一般，建议设计按大值选取。（7）施工水源和生活用水源采用自备水井或拉水解决。 1.4 工程任务和规模 1.4.1 工程任务及规模工程任务项目场址的太阳能辐射资源最丰富，地形平坦，无不良地质条件交通运输条件良好，项目的建设可以推动青海光伏电站建设的发展，带动青海光伏产业的发展，提高项目地区的供电能力与土地综合利用率，促进太阳能资源的开发利用。工程规模海西州乌图美仁一标段建设规模 100MW（交流侧），直流侧装机容量为 132.58252MWp，采用 P 型 PREC 单晶 410WP 双面双玻半片多主栅组件。安装形式采用固定支架、固定可调支架、平单轴支架 3 种支架安装，场区建设 32 个光伏方阵，项目新建 1 座 110kV 升压站，以 1 回架空出线送至乌图美仁 330kV 汇集站。 1.4.2 工程建设必要性太阳能资源是清洁的可再生能源，光伏发电是新能源领域中技术最成熟、最具有规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。我国光能资源较为丰富，大规模发展光伏电站对于应对国际金融危机，缓解能源、环境的压力，促进国民经济社会可持续发展有重要意义，也是我国作为一个负责任的发展中国家应对气候变化，实现对世界关于提高非化石能源消费比例和减少 CO2 排放量庄严承诺的有效措施。开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分，国家对此十分重视，国家计委、科技部关于进一步支持可再生资源发展有关问题的通知（计基础[1999]44 号）和 1998 年 1 月 1 日起施行的中华人民共和国节约能源法都明确鼓励新能源发电和节能项目的发展。开发太阳能资源将成为我国调整电力结构的重要措施之一。青海光伏电站的建设符合我国能源发展战略，对加快青海省新能源建设具有积极重要的意义。 1.5 光伏发电系统 1.5.1 光伏发电系统本项目建设规模 100MW（交流侧），直流侧装机容量为 132.58252MWp，选用 P 型 PREC 单晶 410WP 双面双玻半片多主栅组件，组件转换效率为 20.43，电池转换效率 22.4。逆变器选用组串式和集散式逆变器，最大转换效率均超过 99.9，中国效率超过 98.4。光伏组件采用固定、固定可调和平单轴三种形式的支架安装，三种方案支架占比均为 163，固定支架的倾角为 37°；固定可调支架倾角调节范围是 6°～45°，每年固定调节 4 次；平单轴跟踪支架的跟踪角度是-45°～45°。光伏方阵配置 31 个标称容量为 3.15MW 和 1 个 2.25MW 箱式变压器，拟选用 175kW 的组串式逆变器和 3150kW 的集散式逆变器，组串式逆变器与集散式逆变器的占比为 64，每个光伏方阵配置 1 台 3150kW 的集散式逆变器或 18、13 台 175kW 的组串式逆变器。 1.5.2 上网电量计算本项目建设规模 100MW（交流侧），直流侧装机容量为 132.58252MWp，20 年总发电量为 5813408.96 MWh，20 年平均发电量为 290670.45 MWh，首年利用小时数为 2272.50 h，20 年年平均利用小时数 2192.37 h。 1.6 电气本项目光伏项目拟新建 1 座 110kV 升压站，并以 1 回 110kV 电压等级出线接入乌图美仁 330kV 汇集站，输送距离约 12km。再通过 330kV 汇集升压站接入 750kV 汇集站并入外送通道，实现电能送出。最终接入方案根据接入系统批复意见确定。组件安装方式采用固定支架、固定可调支架、平单轴跟踪支架三种形式；通过对平单轴支架和固定可调支架的技术进行分析和现场调研，从度电成本，结构安全，后期维修成本，人工费等多个角度进行综合对比分析，最终按固定固定可调平单轴为 163 比例进行配置。组串式逆变器与集散式逆变器的占比为 64。100MWp 光伏项目由 31 个标称容量为 3.15MWp 和 1 个 2.25MW 光伏方阵组成。本光伏电站按智能光伏电站设计，在 110kV 升压站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息通过以太网络上传至 XXXX 西宁集控中心远方监控。 1.7 总平面布置本工程采用 410W 单晶硅光伏组件，规划装机容量为 132.58252MW，共布置 32 个光伏方阵，其中固定支架方阵 3 个，固定可调支架方阵 19 个，平单轴支架方阵 10 个。新建 1 座 110kV 升压站，32 座箱变基础和 12 台集散式逆变器基础。 110kV 升压站布置于场址北侧中部，附件“光伏发电工程总平布置图”中描述的 F0118方阵固定可调支架方阵，布置于场址西侧，布置容量 78.4576MW； F1921方阵为固定支架方阵，紧邻升压站布置于场区中部，布置容量 12.28032MW；F2231方阵为平单轴支架方阵，布置于场区东部，布置容量 41.8446MW。进场道路场区北侧主干道引接，箱变布置于场内检修道路两侧，满足检修需求。整个场区新建检修道路 13.3km，路面宽 3.5m，兼做消防通道的道路路面宽 4m，采用泥结石路面。表 1.7 光伏电站主要技术经济指标表序号项目名称单位数量备注 1 总用地面积 hm2 217.342 1.1 光伏方阵用地面积 hm2 207.663 按单个方阵边框线叠加计算 1.2 设备基础用地面积 hm2 0.371 包括箱变基础、升压站 1.3 场内检修道路用地面积 hm2 5.680 检修道路长 13.3km 1.5 其他用地面积 hm2 3.628 2 单位千瓦用地面积 m2/kW 16.931 3 场地利用系数 ﹪ 0.955 仅考虑光伏电站用地比例 4 围栏工程 km 6.7 1.86m 高镀塑钢丝网围栏 1.8 土建工程（1）光伏支架设计本工程拟采用 P 型 PREC 单晶 410WP 双面双玻半片多主栅组件，光伏支架采用全钢结构。固定支架采用双立柱、固定可调支架和平单轴跟踪支架采用单立柱形式，光伏组件离地高度按支架旋转至最大倾角时，组件前沿离地高度不小于 1.2m 设计，三种支架形式使用比例约为 163（固定固定可调平单轴支架）。固定支架形式，光伏组件布置采用 413 横向布置方式，每个支架单元布置 52 块光伏组件，支架倾角采用南向 37 ゜，支架主要由立柱、斜梁、檩条及斜撑构成。固定可调支架形式，光伏组件布置采用 213 竖向布置方式，每个支架单元布置 26 块光伏组件，支架倾角采用南向 6°～45 ゜无级可调，支架主要由立柱、斜梁、檩条和可转动机构构成。平单轴跟踪支架形式，光伏组件布置采用 127 横向布置方式，每个支架单元布置 27 块光伏组件，支架倾斜角度为东西向±45°（水平面为 0°），支架主要由立柱、斜梁、檩条、斜撑及转动机构构成。（2）支架基础设计本工程固定支架采用双立柱、固定可调支架和平单轴跟踪支架采用单立柱形式，拟采用钻孔灌注桩基础，固定支架基础设计桩长 2.3m，桩径的 d200mm，露出地表面 0.3m，入土 2.0m，固定可调支架和平单轴跟踪支架基础设计桩长 2.8m，桩径的 d300mm，露出地表面 0.3m，入土 2.5m，基础顶面预埋螺栓，支架与基础间采用螺栓连接。初拟单个固定支架单元设置 28 个基础，固定可调支架单个阵列单元设置 14 个基础，平单轴支架采用单立柱基础，桩数为 17 个。（3）箱、逆变基础设计本工程根据逆变系统的不同，逆变器分为集散式和组串式两种，集散式逆变器需新建逆变器基础，组串式逆变器直接安装于支架立柱，本工程共新建集散式逆变器基础 12 座，以②层中砂层作为逆变器基础的持力层。每个新建方阵对应新建一座箱变基础，本工程共新建箱变基础 32 座，以②层中砂层作为箱变基础持力层。（4）升压站设计站区总平面布置根据总体规划和工艺专业要求，结合地形特点，按最终规模远近结合统筹规划。按大的功能区分，站内布置 110kV 升压站。本站区升压 110kV 向北出线，升压站由南向北依次布置有综合楼、生活泵房（污水处理设施）、门卫房、二次预制舱、35kV 一次设备预制舱、主变压器、SVG 舱、110kV 配电装置。各设备区域间均设环形道路，满足设备运输、安装、检修及运行巡视要求。总占地面积 8.5 亩。（5）工程用地建设用地应满足国家及地方相关用地政策，本项目用地分为永久用地和临时用地，永久用地为升压站、箱逆变基础、场内道路（路面）、支架基础、进场道路用地；临时用地包括方阵区、场内道路、现场办公室及材料堆场用地等。永久用地和临时用地具体指标见表 1.8-1 和 1.8-2 所示。表 1.8-1 工程永久用地面积汇总表序号项目 100MWp 用地（m 2）备注 1 110kV 升压站 6077 共 1 座 2 箱逆变基础 480 3 场内道路（路面） 53200 路面宽 4/3.5m 4 进场道路 3600 路面宽 6m 5 支架基础 3235 合计 66592 99.89 亩表 1.8-2 工程临时用地面积汇总表序号项目 100MWp 用地（m 2）备注 1 方阵区用地 2076639 2 场内施工道路 13900 不含路面 3 现场办公室及材料仓库 8000 4 电缆壕沟 8300 合计 2106839 3160.24 亩本工程总用地为 2173431 m2，约 3260.130 亩，其中，永久用地为 66592m2，约 99.89 亩；临时用地 2106839m2，约 3160.24 亩。 1.9 消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的原则，针对工程的具体情况，采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。本项目主体工程包括光伏方阵区、箱变、110kV 升压站。110kV 升压站内建（构）筑物包括预制舱、独立避雷针、构支架、主变、站内道路和电缆沟等。升压站在太阳能方阵建设时同步建设，相关消防设备配置在光伏电站统一考虑。本项目设置消防通道，保证建筑物间距满足防火规程要求。建筑物结构耐火等级满足规程要求，建筑装修时选用难燃材料。建筑物内设置疏散通道，装设事故照明、疏散标志指示灯，按规程要求设置消防栓、移动灭火器，设置火灾检测报警系统。主要高压电器设备选用无油化设备，耐火电缆，并注意电缆设施防火。 1.10施工组织设计场址位于乌图美仁光伏光热园区内，场址距格尔木市约 180km，场地平整开阔。总体地势西高东低，坡度不大。 S303 省道从场址北侧东西向通过。场区内未见不良物理地质现象发育，场地总体稳定性好，场址属荒漠化国有未利用地，不涉及自然保护区、公益林保护区、风景名胜区、文物古迹及鸟类迁徙通道等环境敏感区域，工程总体建设条件较好。本工程所用建筑材料均可通过公路运至施工现场。砂石料、水泥、钢材、木材、油料等均可在格尔木市及附近地区就近采购。本工程高峰期施工用电负荷约为 300kW。施工电源从附近己有电源点接入，设变压器降压后供生产生活用电。施工高峰日用水量为 60m3/d。施工用水采用现场打井，场区内设临时储水设施。工程占地共 2173431m2，主要包括光伏阵列基础、综合楼、升压站及施工期各临建生产、生活设施占地，场内临时道路等。临建工程主要有临时宿舍及办公室、材料及设备仓库、混凝土拌和站、小型修配厂、材料设备置场等临时生产设施和生活建筑设施初步估算工程临时建筑面积 8000m2。场内运行维护道路宽 3.5/4 米，长 17500 米，采用 200 厚泥结石路面。工程总工期为 4 个月。 1.11环境保护和水土保持太阳能光伏发电是可再生能源，其生产过程主要是利用太阳能转变为电能的过程，不排放任何有害环境的气体。本工程不涉及自然保护区、风景名胜区、集中式饮用水源地，初步分析也不位于鸟类主要迁徙通道等环境敏感区域。本工程在建设施工过程中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及附件区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染。可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。拟建光伏电站远离城镇村庄等居民区，不存在电站施工噪声对附近居民的生活干扰。太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，本工程电站运行和管理人员约有 8 人，生活污水经化粪池处理后定期清掏外运，对水土环境不会产生不利的影响。根据本工程新增水土流失的特点，水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施及管理措施相结合的综合防治措施。本工程建成后对当地的经济发展起到一定的积极作用，即可提供新的能源又不增加环境压力，具有明显的社会效益和环境效益。本工程环境保护投资 XXX 万元，水土保持投资 XXX 万元，最终环保、水保投资根据相关行政主管部门审批的方案确定。 1.12劳动安全与工业卫生劳动安全与工业卫生设计严格遵循国家已颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，参照水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范（GB50706-2011）的要求，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。设计着重反应工程投产后，职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。劳动安全设计包括防火防爆、防电气伤害、防机械伤害、防坠落伤害、防洪防淹等内容。工业卫生设计包括防噪声及防振动、采光与照明、防尘、防污、防腐蚀、防电磁辐射等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配置，事故应急救援预案等，在采取了安全防范措施及对运行人员的安全教育和培训后，对光伏电站的安全运行提供良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低经济损失，保障生产的安全运行。本项目劳动安全与工业卫生专项投资由建筑工程、设备及安装工程和其他费用三部分组成，总投资概算为 XXX 万元。 1.13节能降耗本工程装机容量为 100MWp（交流侧），20 年年均发电量为 29067.045 万 kW·h。按火力发电每 kW·h 电量消耗 310g 标准煤计算，共可节约标准煤约 8.12 万 t。投运后每年可减少 CO2 排放量约 24.47 万 t、SO 2 排放量约 0.79 万 t、氮氧化物排放量约 0.39 万 t、烟尘放量约 7.12 万 t。此外，每年还可节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。本项目运营期水消耗较少，主要为运行人员生活用水、场区绿化用水等。运营期的用电消耗主要为运行人员生活和工作用电，以及电气设备、房间的通风和空调用电。从节能的角度看，本项目已经在工程设计中选择符合节能标准的电气设备，同时在工程布置、方案选择中考虑了节能，但从本项目的运行特点看，节能的主要措施是节能管理措施。光伏发电替代传统的燃煤发电，不仅实现了对自然可再生能源的充分利用、更重要的是实现了对不可再生化石资源节约以及减少对环境污染的目的，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极的作用。由此可见光伏电站的是一个环保、低耗能、节约型的发电项目，能带来显著的环境效益和社会效益。 1.14工程设计概算工程静态投资 xxxxx 万元；工程动态总投资xxxxx 万元；建设期贷款利息为 xxxx 万元；直流侧静态投资xxxx 元/kW，动态投资xxxx 元/kW，交流侧静态投资xxxx 元/kW，动态投资xxxx 元/kW。编制期价格水平年2021 年二季度青海海西州地区价格水平。 1.15财务评价和社会效果分析经测算，总投资收益率、项目资本金净利润率和投资利税率可达到 7.2、13.13和 6.21，项目投资财务内部收益率（所得税前）为 10.07，项目投资财务内部收益率（所得税后）为 8.85，资本金财务内部收益率为 12.45。由此可见，项目收益较好，具备较好的盈利能力。敏感性分析表明，本项目对投资、电量、电价的变化比较敏感，在项目实施过程中应切实注意要严格控制工程造价，优化设备选型和布置。此外，通过对本项目清偿能力的分析，本项目能按期偿还银行贷款，具备一定的偿债能力。 1.16工程招标招标范围包括项目的勘察设计、监理、土建施工、设备安装以及与工程建设有关的设备、材料等的采购，依照原国家计委第 3 号令及有关文件规定，达到下列标准之一的必须进行招标。对于本光伏电站工程，拟招标项目的标的金额较大或工程重要程度较高的项目宜采用公开方式进行招标，标的金额较小、工程重要程度低的项目可采用邀请招标或议标的方式进行招标。 1.17工程存在的问题分析及建议面临问题高海拔地理特点、高寒气候特点，影响光伏发电运行可靠性、发电量增益、电站运行寿命等；解决思路针对上述地理及气候特点，设计阶段进行严谨的方案设计，考虑上述因素对电气设备的降容系数、绝缘影响、低温防护等各方面的印象要求等，慎重进行设备选型（1）高海拔对设备外绝缘放电电压影响较大，进行电气设备选型时应根据电站实际海拔按照国家有关标准对设备外绝缘放电电压进行修正，以保证电气设备在上述使用环境条件下，在额定工况安全运行。（2）对于高寒低温环境对电气设备的影响，应采取相应的温控措施，确保电气设备能正常工作。