巴彦淖尔100万千瓦光储+生态治理项目可行性研究报告

完成单位：内蒙古电力勘测设计院有限责任公司

1  项目背景

本工程是内蒙古自治区 2023 年度重大项目之一，建设背景是践行和落实国 家“3060”双碳战略，《全国重要生态系统保护和修复重大工程总体规划（2021  —2035 年）》、《内蒙古自治区黄河流域生态保护和高质量发展规划》等一系列重 要规划和决策。习近平总书记指出“把内蒙古建成我国北方重要生态安全屏障， 是立足全国发展大局确立的战略定位，也是内蒙古必须自觉担负起的重大责任”。 内蒙古能源集团主动肩负起自治区能源国企的社会责任开发建设此项目，项目于 2023 年 12 月 23  日并网发电，该项目的建设对于促进生态环境可持续发展，保 障国家能源安全有重要意义。项目也是 2023  年当年开工当年投产、单体容量国 内最大的“光储+生态治理”项目。

该成果的高质量完成，助力本项目顺利办理各项环评、水保、用地等手续， 有效推动了项目的高效实施。

2  申报单位概况

本项目申报单位由内蒙古能源集团有限公司所属内蒙古巴彦淖尔蒙能能源 有限公司（占股 80%）、内蒙古淖尔开源实业（集团）有限公司（占股 10%）和 磴口县蒙晟生态能源科技发展有限责任公司简介（占股 10%）共同投资建设。

内蒙古能源集团有限公司是按照自治区党委、政府决定部署，于 2021 年 9 月由原蒙能集团、能建集团重组整合后成立的， 是自治区唯一国有能源开发投资 建设运营一体化大型能源企业。公司注册资本 130 亿元，现有在册职工 9812 人， 资产总额 643 亿元，所有者权益总额 110.72 亿元。2021 年，公司实现营业收入 137.6 亿元，成为第四家营收超百亿元的区属企业。同时也是自治区国有资本投 资公司试点企业，入选全国国企改革“双百行动 ”。

内蒙古能源集团经营范围涵盖电力、热力、煤炭、天然气、水务等能源资源 开发利用，工程设计施工监理及装备制造等产业，拥有电力工程总承包特级资质， 是一家集煤电、新能源投资、建设、运营， 电力规划、勘测设计、咨询监理、施 工调试、检修维护于一体的能源建设全产业链企业。

目前公司主营业务主要有 4 大板块。一是发电业务，总装机 1415 万千瓦（火 电 1077 万千瓦，新能源 338 万千瓦），其中投产 725 万千瓦（火电 543 万千瓦， 新能源 182 万千瓦），在建 690 万千瓦（火电 534 万千瓦，新能源 156 万千瓦）。 二是煤炭业务，煤炭资源储量 57 亿吨，胜利西三矿产能 600 万吨。三是供热业 务，城市居民供热能力 5750 万平方米，承担呼和浩特、锡林浩特、乌兰浩特等 地区 4400 万平方米的民生供热。四是设计施工业务，有电力工程设计甲级资质， 有电力工程总承包特级资质，是全国 8 家拥有该资质的企业之一，具备电力工程 规划、设计、咨询、施工、监理全产业链建设能力。

按照内蒙古自治区赋予企业的功能定位，公司制定了“三强一优一大 ”发展 战略，面向全国优秀企业机构开发分布式光伏发电即：做强新能源、新供热、新 电建，做优煤火电，打造技术领先、资产优良、管理规范、充满活力，以新能源 为主体的一流大型能源企业。到2025 年底，预计公司火电装机达到1500 万千瓦， 新能源装机达到 2000 万千瓦，资产总额 2000 亿元，营业收入达到500 亿元，成 为自治区综合性现代能源支柱企业，迈入国内一流能源强企行列。

内蒙古巴彦淖尔蒙能能源有限公司（以下简称为“新能源公司”）属内蒙古 能源集团有限公司（以下简称“内蒙古能源集团”）控股子公司，公司注册资金 14.20 亿元，内蒙古能源集团有限公司控股52.25%，内蒙古蒙诚工融绿色私募基 金管理中心参股 47.76%。公司成立于 2007 年2 月，2010 年 11 月 22  日改制为内 蒙古国电新能源有限公司，2014 年 9 月随母公司股权结构调整，回归自治区国 有独资管理序列，更名为内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司。我公司主要

从事风力发电、太阳能发电、水力发电、地热发电、天然气发电、可回收垃圾发 电、生物能发电、氢气发电、沼气发电的开发、建设及经营管理。

近年来，在内蒙古能源集团的领导下，新能源公司始终秉承“绿色发展、创 新发展和可持续发展”的经营理念，紧紧依托自治区禀赋的资源优势，以高度的 责任感和使命感积极投身新能源项目的开发建设领域，取得了较好的经济效益和 社会效益。

内蒙古淖尔开源实业（集团）有限公司是经巴彦淖尔市人民政府批准，市国 有资产管理局出资设立的国有独资企业，公司于 2018 年 2 月 1 日注册成立，注 册资本 1 亿元人民币。现主要经营产业有新能源的开发和利用、现代农牧业、矿 产、水利、土地整理、口岸贸易经济等产业板块。

内蒙古淖尔能源开发有限公司是内蒙古淖尔开源实业（集团）有限公司的全 资子公司，于 2020 年 12 月 29  日注册成立，注册资本 5000 万元人民币。公司专 业从事新能源的项目的开发、建设和运营管理。目前，在新能源项目发展方面， 与国家能源集团共同投资建设上海庙至山东 80 万千瓦特高压外送项目，该项目 投资约 52 亿元，项目投产后年发电量约 23 亿千瓦时。2022 年淖尔公司与北方 联合电力有限公司组建联合体投标，获取巴彦淖尔市火电灵活性改造配置 10 万 千瓦光伏项目开发权，项目总投资 5.2 亿元，项目投产后年发电量可达 1.8 亿千 瓦时。

淖尔能源公司承担着地方经济社会发展的重要使命，肩负着推动全市能源转 型和产业发展的重任，为落实我市通过能源转型推动经济转型的重大战略，依托 内蒙古地区丰富优质的风光资源，淖尔能源将在“十四五”期间将大力开发新能 源项目，包括：集中式光伏发电和风力发电、农光互补、牧光互补、渔光互补、 源网荷储一体化多能互补项目、分布式光伏和分散式风电项目等。到 2025 年新 能源装机目标为 300 万千瓦。

未来公司将加快构建清洁、低碳、安全高效的能源体系， 从项目开发、工程 建设、运维管理领域深耕细作， 达到专业化的目标要求，助力实现乡村振兴，为 地方生态效益、社会效益与经济效益做出巨大贡献。

磴口县磴口县蒙晟生态能源科技发展有限责任公司成立于 2022 年 3 月，是 磴口县财政局出资的国有独资公司，注册资本 500 万元。公司主要从事矿产资源 开采；发电、输电、供（配）电业务；道路货物运输；互联网信息服务；旅游业

务；食品生产及农副产品销售；土地使用权租赁；新能源原动设备制造；光伏设 备及元器件制造；新材料技术研发；动物饲养；农业生产托管服务等业务于一体 的现代绿色生态型科技企业。

3  项目简介

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目位于内蒙古自治区巴彦淖尔市，分 为两个区域建设：磴口县 85 万千瓦子项目和乌拉特前旗 15 万千瓦子项目。

3.1  磴口县 85 万千瓦子项目

磴口县 85 万千瓦子项目，场址土地性质以沙地、宜林地为主，现状均属沙 漠，荒漠化土地，零星分布沙蒿等其他沙生植物，属于乌兰布和沙漠区域。交流 侧装机 850MW，新建 2 座 220kV 升压站， 1 号升压站（接 350MW 光伏容量 +127.50MW 储能容量）新建单回220kV 线路接入祥泰 500kV 变电站 220kV 侧； 2 号升压站（接 500MW 光伏容量）新建单回220kV 线路接入 1 号升压站。项目 总占地面积约 1734.5263 公顷，距离磴口县城区直线距离约 32km 。光伏发电系 统每 26 块光伏组件串联为一个支路，共 73440 个支路；采用固定式运行方式， 固定式支架采用 2 行 26 列竖向布置。本项目共计 194 个光伏分区，每个方阵配 置一台 4.4MW/3.3MW 的箱逆变一体机，升压至 35kV 后集电送至 220kV 升压站。

3.1.1  太阳能资源

本项目位于内蒙古自治区巴彦淖尔市磴口县西南部，气候干燥、光照充足。 常年平均气温 8.8℃, 年平均相对湿度 47%，年平均降水量 143.3mm，年平均日 照时数 3213.6h，年日照百分率 73%。

本项目多年平均太阳辐射量为 1756.6kWh/m2，根据国家标准《太阳能资源 评估方法》（GB/T 37526-2019）辐射值划分，属于我国太阳能资源 A 类地区（资 源最丰富）。场址稳定度为 0.357，稳定度等级属于 C 级“一般 ”。全年的直射比 为 0.6，属于 A 级（直接辐射主导）。因此本项目有一定开发潜力，具备规模化 发展太阳能光伏电站的资源条件。

3.1.2  工程地质及水文

1）拟建工程场地北部 II 类场地 50 年超越概率 10%的地震动峰值加速度为 0.15 g，相对应的地震基本烈度为 VII 度；拟建工程场地南部 II 类场地 50 年超越 概率 10%的地震动峰值加速度为 0.20 g，相对应的地震基本烈度为 VIII 度。拟建 工程场地地震动反应谱特征周期为 0.35 s。

（2）拟建工程场地内没有活动断裂通过，且距周边活动断裂的直线距离满 足《建筑抗震设计规范》中有关规定的最小避让距离。

拟建工程场地北部区域稳定性较好，场地基本稳定，工程建设较适宜。

工程场地南部区域稳定性较差，场地稳定性差，工程建设适宜性差。

（3）场地中松散的粉细砂的类型为软弱土，其余粉细砂为中软土，建筑场 地类别为Ⅲ类，为建筑抗震一般地段。

（4）拟建工程场地勘测期间，场地丘间洼地中，地下水位埋深约 1.0～8.0m， 地下水主要为潜水，年水位变幅 1.0m，水量较大，需考虑地下水对基础及施工 的影响。

（5）依据附近工程资料，场地土基本不液化，只在个别地段存在上部轻微 液化。

（6）场地内地形起伏较大，场平时存在挖高填低的情况，对于回填地段， 建议分层夯实。光伏基础建议采用短微型桩。

升压站地段地层与场地一致，对于基底位于①层粉细和回填土内，建议清除 ①层粉细砂和回填土，采用垫层法处理。

（7）根据地区建筑经验，场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的 钢筋及钢结构均具微腐蚀性。

（8）场地中及周边无滑坡、泥石流、崩塌等不良地质现象。

（9）磴口县地区最大冻结深度为 108.0cm，标准冻结深度为 76.6cm。

丘间洼地最大冻结深度范围内地基土冻胀类别为弱冻胀，冻胀等级为 II 级。 砂丘高处最大冻结深度范围内的地基土冻胀类别为不冻胀，冻胀等级为 I  级。

（10）根据计算分析结果，拟建工程区域 1 号北侧及 6 号中部区域遇大暴雨 或持续性降雨易形成短时积水，预计最大积水水深约 20~30cm；同时其他布设区 域存在零星低洼区域，预计最大积水深度约 10~20cm，建议根据计算结果，合理 布置光伏布设位置，以防受其不良水文影响。

3.1.3  工程任务和规模

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目，规划建设容量为 3GW 光伏发电 项目，本期建设 1GW，同步配置 150MW/300MWh 储能装置，分为两个区域建

设：磴口县 85 万千瓦子项目和乌拉特前旗 15 万千瓦子项目。计划于 2023 年 12 月建成并网。

本期磴口县 85 万千瓦子项目建设 850MW，同步配置 127.5MW/255MWh 储 能装置。根据本项目性质、规模，设计提出本期工程接入系统方案如下：

本期新建 2 座 220kV 升压站，分别为 1#升压站与 2#升压站，本期建设光伏 容量接入升压站 35kV 侧。根据本项目接入系统审查意见， 1#升压站（接 350MW 光伏容量+127.50MW 储能容量）新建单回 220kV 线路接入祥泰 500kV 变电站 220kV 侧；2#升压站（接 500MW 光伏容量）新建单回 220kV 线路接入 1#升压 站。

本项目接入系统最终方案需在项目接入系统设计中详细论证，并经地区电网 主管单位审查后确定。

3.1.4  光伏发电系统

3.1.4.1  光伏发电系统设计

本期工程建设容量 850MW（直流侧装机容量为 1061.1744MWp），共设 194 个分区，采用“分块发电，集中并网”设计方案。

光伏发电系统每 26 块光伏组件串联为一个支路，共 73440 个支路；采用固 定式运行方式，固定式支架采用 2 行 26 列竖向布置；本项目采用 1500V 系统。 本项目共计 194 个光伏分区，每个方阵配置一台4.4MW/3.3MW 的箱逆变一体机， 升压至 35kV 后集电送至 220kV 升压站。

3.1.4.2  光伏组件选型

本方案主要从先进性、占地面积、线缆成本、支架成本、供货和与项目匹配  性角度考虑选择 P 型双面双玻半片高效单晶硅组件进行设计。对于同容量的电站， 相同规格电池组件，电池组件的功率越大，效率越高，支架数量越少，占地面积  越小，电缆数量越少，成本越低。因此推荐 550Wp 、655~660Wp 大功率高效组  件及同等先进性组件，本阶段暂按 550Wp 组件进行设计。

3.1.4.3  光伏系统发电量及上网电量

首年发电量为 1849938.81MWh，末年发电量为 1646068MWh；首、末年等 效满负荷运行小时数分别为 1743.29、1551.18h。25 年平均电量为 1748003.4MWh， 25 年平均等效小时数为 1647.23h。

3.1.5  电气

3.1.5.1  接入电力系统

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目规划建设容量为 3GW 光伏发电项 目，本期本子项目建设 850MW，同步配置 127.5MW/255MWh 储能装置。根据 本项目性质、规模，设计提出本期工程接入系统方案如下：

本期新建 2 座 220kV 升压站，分别为 1#升压站与 2#升压站，本期建设光伏 容量接入升压站 35kV 侧。根据本项目接入系统审查意见， 1#升压站（接 350MW 光伏容量+127.50MW 储能容量）新建单回 220kV 线路接入祥泰 500kV 变电站 220kV 侧；2#升压站（接 500MW 光伏容量）新建单回 220kV 线路接入 1#升压 站。

本项目接入系统最终方案需在项目接入系统设计中详细论证，并经地区电网主管单位审查后确定。

3.1.5.2  电气主接线

（1）光伏场区主接线

有人值守站电压等级接入光伏容量为 350MW。光伏部分为 80 个 4.4MWp 的光伏方阵，组成 80 个并网发电单元，每个并网发电单元的光伏组件均通过直 流汇流装置分别接至 3 台或4 台 1100kW 的逆变器，每 3 台或 4 台 1100kW 的逆 变器每个发电单元配置一台 4400kVA 箱变-逆变器一体机。35kV 箱式变压器经 16 回集电线路连接后分别接入光伏区升压站 35kV 母线。

（2）升压站主接线方案

1#有人值守升压站建设 2 台容量为 180MVA 及 1 台 150MVA 主变压器，设 220kV 、35kV 两级电压，220kV 规划出线 1 回，接入祥泰 500kV 变电站 220kV 侧；35kV 规划出线 28 回，其中 20 回至光伏场，8 回至储能单元，本期一次建 成。220kV 配电装置采用户内GIS 布置方案，接线型式采用单母线接线。250MVA 主变压器 35kV 侧采用两段单母线接线，150MVA 主变压器 35kV 侧采用单母线 接线。

2#无人值守站升压站建设 2 台容量为 250MVA 主变压器，设 220kV 、35kV 两级电压，220kV 规划出线 1 回，接入 1#升压站变电站 220kV 侧；35kV 规划出 线 20 回，本期一次建成。220kV 配电装置采用户内GIS 布置方案，接线型式采 用单母线接线。250MVA 主变压器 35kV 侧采用两段单母线接线。

3.1.5.3  电气设备选型

本项目 220kV 主母线按照远期规划考虑，220kV 主变进线采用钢芯铝绞线 引接；主变压器 35kV 侧与35kV 配电装置采用固体绝缘管型母线连接。

主变压器采用户外三相铜芯双绕组有载调压变压器，容量 250MVA、180MVA； 变压器绕组的联结方法采用“Y/y 带平衡绕组”方式，变压器低压侧有中性点可  引出，不需人为制造中性点，连接方便，而且低压侧中性点接地成套装置可以简  化接线，减少设备。主变压器高压侧通过架空导线接入 220kV 配电装置。

考虑到本地区电力系统远景发展，220kV 设备短路水平按50kA 选择，35kV 设备短路水平按 31.5kA 选择，待下一阶段接入系统设计完成后再进行复核。

220kV 配电装置为户内GIS 布置，本期有人值守站安装 5 个间隔：1  个出线 间隔、3 个主变进线间隔、1 个 PT 间隔；五人值守站安装 45 个间隔：1  个出线

间隔、2 个主变进线间隔、1 个 PT 间隔

35kV 配电装置采用户内手车式成套开关柜，开关柜内配真空断路器（其中 动态无功补偿装置回路采用 SF6 断路器），短路水平按 31.5kA 选择。

35kV 站用变压器选用干式变压器，能效等级不低于二级能效标准。

箱变选择华式箱式变电站，箱变容量及参数选择：容量分别为 4400kVA，变 比 36.75±2×2.5%/0.72kV ，Y,d11，阻抗电压分别为 7%；3300kVA，变比 36.75 ±2×2.5%/0.72kV ，Y,d11，阻抗电压分别为 7%。

升压站内 35kV 电缆采用 ZC-YJY23-26/35 型交联聚乙烯绝缘铜芯电缆。光 伏区内 35kV 电缆暂定采用 ZC-YJLHY23-26/35 型交联聚乙烯绝缘铝合金电缆。

3.1.5.4  无功补偿

根据系 220kV 设备短路水平按50kA 选择，35kV 设备短路水平按 31.5kA 选 择，待下一阶段接入系统设计完成后再进行复核。

本项目升压站暂按本期每台新建 250MVA 主变 35kV 侧装设容量为±75Mvar； 180MVA 主变暂按 54Mvar 的 SVG 型动态无功补偿装置考虑；150MVA 主变暂按  30Mvar 的 SVG 型动态无功补偿装置考虑。

3.1.5.5  主要电气设备控制、保护

本工程设置光伏发电系统计算机监控系统和升压站计算机监控系统，分别完 成对光伏发电系统和升压站的监控。光伏发电计算机监控系统和升压站计算机监 控系统，采用开放式分层分布系统结构，由站控层、间隔层和网络层三部分组成，  其中站控层，是整个光伏电站设备和升压站设备监视、测量、控制、管理的中心， 负责来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。硬件设备、数据链路用以太 网构成，网络传送协议采用 TCP/IP 网络协议，网络传输速率不小于 100Mbit/s， 站控层网络按双网配置，网络配置规模需满足工程远景要求。站控层主要由主机 /操作员站/光伏发电后台、光伏监控、通讯管理机、光纤环网设备、网络交换机、  通讯网络、GPS/北斗时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库 各自独立，组成站内的所有信息系统。

3.1.6  总平面布置

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目磴口 85 万千瓦子项目位于内蒙古自 治区巴彦淖尔市磴口县。本期建设容量 850MW ，同步配置 127.5MW/255MWh 储能装置。光伏区共设 194 个发电单元，包括 191 个 4.4MW 发电单元和 3 个

4.4MW  发电单元。每个发电单元配置一台箱逆变一体机。本项目总平面布置主 要由光伏场区、储能区和 220kV 升压站组成。

本期新建 2 座 220kV 升压站，分别为 1#升压站与 2#升压站，本期建设光伏 容量接入升压站 35kV 侧。根据本项目接入系统审查意见， 1#升压站（接 350MW 光伏容量+127.50MW 储能容量）新建单回 220kV 线路接入祥泰 500kV 变电站 220kV 侧；2#升压站（接 500MW 光伏容量）新建单回 220kV 线路接入 1#升压 站。

3.1.6.1  光伏场区布置

（1）光伏区总平面布置应总体考虑进出线走廊、光伏板布置形式、站址地 形条件、用地范围等各方面因素，进行统筹安排，统一布局。

（2）结合站区的总体规划及太阳能光伏工艺要求进行布置，在满足自然条 件和工程特点的前提下，按照安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保 护、各建筑物之间联系等各方面因素进行了布置。

（3）根据以上原则进行了光伏区总平面布置。本工程光伏板支架采用固定 倾角支架方案。布置光伏支架时以 4.4MW/3.3MW 为一个发电分区，整个电站共 计 194 个发电分区。每个光伏发电区布置一台箱逆变一体机，箱逆变一体机布置 原则以节约电缆长度，方便施工及检修为目标。

（4）光伏子阵整体呈不规则的多边形布置。在场区内的大部分区域中，尽 量采用较为方正的布置形式，这样可使箱式变压器布置在每个分区的中间偏道路 侧，以最大程度的节约电缆长度，并方便施工及检修。

（5）光伏区进行分区域场平。将光伏区分为若干区域，按区域内将沙丘推 平。每个区域之间设间隔 100~200m 的缓冲带，将各区域之间的高差自然、平缓 的过渡与衔接，缓冲带内也布置光伏、种植植物。这样既节省了土方工作， 又可 节省光伏板之间间距，同时方便了治沙、种植的工作。

3.1.6.2  升压站布置

本期新建 2 座 220kV 升压站：

本工程新建 2 座 220kV 升压站，1#有人值守升压站建设于场址北侧靠东的 位置。220kV 出线向北，进站道路向北引接至场区北侧现有道路上。由东向西分 别为生活区—生产区—储能区。

2#无人值守升压站建设于场址北侧靠西的位置。出线向北， 大门向东，进站

道路引接至场区检修道路。

站区均竖向采用连续平坡式布置，站区的排水采用自然散排与道路坡度排水 相结合的方式。升压站站内道路采用 4.5m 宽郊区型水泥混凝土路面，为满足消 防车道要求，呈环形布置，道路转弯半径为 7m。

3.1.6.3  储能区布置

储能装置布置于 1#有人值守升压站西侧，最大程度减少储能集电线路长度。 根据本工程需求拟配置 127.5MW/255MWh 储能系统，储能区四周设有消防通道。

3.1.7  土建工程

3.1.7.1  工程规模、等级、标准

本工程防洪标准按 100 年一遇的高水（潮）位考虑，防洪等级为 I 级。

设计工作年限：50 年（其中光伏组件支架设计工作年限按 25 年设计）。

本升压站新建建构筑物主要包括：综合楼、附属用房、 220kV GIS 室、深井 泵房等；构筑物主要包括主变基础及油坑、220kV 屋外配电装置架构及设备支架、 35kV 配电及站用电预制舱基础，动态无功补偿装置室外构筑物等建（构）筑物 等。主要建（构）筑物的设计使用年限为 50 年。根据《建筑地基基础设计规范》 GB 50007-2011，建筑物地基基础设计等级为丙级。

除本工程光伏区和升压站外，拟新建一座智慧运维中心，具备未来统一接入 集控总站和电力公司调度控制条件。防洪标准按 100 年一遇的高水（潮）位考虑， 防洪等级为 I  级。设计工作年限：50  年。根据《建筑地基基础设计规范》GB 50007-2011，建筑物地基基础设计等级为丙级。

储能区包括储能预制舱、储能站用配电间及独立避雷针。

3.1.7.2  光伏场区总体方案设计

本项目本期建设容量 850MWp，建设于沙漠地区，共 194 个子阵，均为固定 式支架。本工程光伏固定支架阵列为 2 行×26 列组件单元，每个光伏组件单元 长度为 29984 mm，固定支架共 37104 个。支架组件最小离地距离为 1.8m，由于 组件离地高度较高，故支架采用单立柱结构，倾角为 36°。支架阵列为 2 行× 52 列组件单元，共 192 个。平单轴支架由厂家设计， 采用高强预应力管桩基础。

每个子阵光伏支架方案包括 1728 根微型桩基础。经过初步计算，确定采用 不同基础型式尺寸如下：混凝土独立基础 0.8m×1.8m；螺旋钢管桩采用Φ300×4.0， 桩长 5.0m，入土深度为 3.0m；钢筋混凝土灌注桩暂定桩径为 300mm，桩长 5.0m，

入土深度为 3.0m；预应力混凝土管桩暂定桩径为 300mm，桩长 5.0m，入土深度 为 3.0m。

本工程共配置 194 台箱逆变一体机，每台箱变单独设立油池。

储能区包括储能预制舱、储能站用配电间及独立避雷针。部分为达持力层者， 采用换填砂砾石处理。

储能预制舱采用钢筋混凝土箱型基础，共 44 套。

储能站用配电间采用钢筋混凝土箱型基础，共 2 座。

独立避雷针塔共两座，采用格构式钢结构，钢材采用 Q235，钢筋混凝土独 立基础。

3.1.8  工程消防设计

3.1.8.1  工程消防设计

贯“预防为主、防消结合 ”的方针，立足自救，结合实际情况设置消防系统， 加强站区自身的防范力量。设计严格遵从国家消防条例、规范， 采用行之有效的 先进的防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。

本项目消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、 灭火、排烟、逃生等各方面入手， 力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短 时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。

本工程消防设计分为升压站部分和光伏区部分。升压站内设置消防给水及消 火栓系统。在主要建筑物内设置磷酸铵盐干粉灭火器。在主变附近设置推车式磷 酸铵盐干粉灭火器以及砂箱、消防铲和消防桶等。光伏区箱变处设置磷配置磷酸 铵盐干粉灭火器。

本工程有人值守站综合楼体积约为 10323m3 ，根据《光伏发电站设计规范》 （GB50797-2012）的要求的要求，本工程需设置水消防给水系统。有人值守站  设主变压器容量为 2 台 180MVA，储能主变为 1 台 150MVA，高于《光伏发电站  设计规范》（GB50797-2012）中的要求：“单台容量为 125MVA 及以上的油浸变  压器应设置水喷雾灭火系统、合成泡沫喷淋系统、排油充氮系统或者其他固定式  灭火装置”的要求。因此变压器需要设置消防系统，变压器采用水喷雾灭火系统。  在主变压器附近设置推车式磷酸铵干粉灭火器以及砂箱、消防铲和消防桶等。

无人值守站设主变压器容量为 2 台 250MVA，高于《光伏发电站设计规范》 （GB50797-2012）中的要求：“单台容量为 125MVA 及以上的油浸变压器应设置

水喷雾灭火系统、合成泡沫喷淋系统、排油充氮系统或者其他固定式灭火装置” 的要求。因此变压器需要设置消防系统， 变压器采用水喷雾灭火系统。在主变压   器附近设置推车式磷酸铵干粉灭火器以及砂箱、消防铲和消防桶等。。

3.1.8.2  施工期消防方案

本工程施工消防贯彻“预防为主，防消结合 ”的消防主要原则，设计考虑站 区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置考虑消防通道，要满足在发生火灾 时施救人员与机械的通行。设备选型（包括电缆选型）要选择防火型设备。针对 工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技 术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对重点区域采取专门 防火措施，安装消防监测自动报警装置。太阳能光伏板施工时， 必须配备足够的 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。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。 易燃易爆仓库与其它建（构）筑物需留有一定的安全距离，方便消防。

3.1.9  施工组织设计

3.1.9.1  施工条件

项目总占地面积约 1734.5263  公顷，场址中心地理坐标为东经 106°34,，北 纬 40°25,，距离磴口县城区直线距离约 32km。场址土地性质以沙地、宜林地为 主，现状均属沙漠，荒漠化土地，零星分布沙蒿等其他沙生植物，地形开阔平坦。 场址可通过北侧已有道路与附近县道或省道相连，交通较便利。本期项目计划于 2023 年底年全部建成投产。

本工程主要建筑材料来源充足，工程所需的砂石料、水泥、钢材和其他建筑 材料（木材、油料） 等均可从磴口县及周边区域采购，通过已有道路运至施工现 场。本工程施工用水就近打井，施工用电就近引接农网电源。

3.1.9.2  施工总布置方案

施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活， 方便管理，安全可靠、经济适 用的原则。并充分考虑太阳能光伏的布置特点， 根据工程区域地质条件及施工布

置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施，尽可能实现永临结合， 3.1.9.3  主体工程施工要求及施工总工期

本期项目计划 2023 年 3 月开工建设，2023 年 12 月并网投产，施工工期 9 个月。

3.1.10  环境保护和水土保持设计

3.1.10.1  环境保护设计方案

施工期：严格控制施工占地，减少施工扰动范围，保护地表植被。施工中要 尽量减少人为干扰和破坏区，避免造成土壤、植被大面积的破坏。基础施工中， 尽量采用小型机械挖掘和运输，局部采用人工修整；安装场地各施工机械和设备 不得随意堆放，尽量减少施工占地面积。制定施工期环境管理监控计划， 尽量减 少大型机械进入施工现场，防止因施工方式不当破坏当地生态环境，对工程破坏 的地表植被进行生态补偿。各施工区域及施工便道表土剥离后集中堆放， 施工结 束后采取人工整地的措施平整场地，表土用于后期进行植被恢复。对各材料堆放 点及施工区开挖表土、回填土采取拦挡、苫盖等措施进行防护，控制水土流失， 施工结束，表土回覆进行利用。车辆运输等必须沿规定的道路行驶， 不得随意行 驶，以便更好地保护土地和草地。施工中发现有野生动物的栖息地时， 施工活动 应避开，不得干扰和破坏野生动物的活动场所，严禁施工人员等滥捕乱猎野生动 物。施工结束， 工程永久占地区可绿化区尽快采取绿化措施，临时占地区尽快采 取植被恢复措施。合理安排施工时间， 尽量避免在雨季及大风时期施工。施工单 位要做好施工组织设计，进行文明施工。

运行期：加强各项水土保持措施的管护，加强光伏电站管理，避免人为践踏 及车辆等对草地的碾压。妥善处理生活垃圾， 不得随意丢弃。加强电站建设区的 生态建设和维护。加强员工的生态环境保护意识教育， 爱护一草一木是生态保护 成为每一个员工的自觉行动。

3.1.10.2  水土保持设计方案

工程建设水土流失主要发生在建构筑物土建施工、光伏板支架基础开挖、电 缆敷设开挖回填、临时施工设施区域场地平整等环节中。

根据工程建设区地形地貌条件、工程施工方法、水土流失发生特点等要素， 拟采取以下主要水土流失防治措施：建构筑物土建施工、太阳能光伏板支架基础 施工过程中加强临时堆土的拦挡、苫盖等临时防护措施； 施工后期进行土地平整

并采取植被恢复措施；施工场地设排水系统、表土剥离集中堆放， 施工结束后进 行土地整治及植被恢复措施；工程各施工区域产生的弃渣集中进行处置。

3.1.11  劳动安全与工业卫生

工程采用的工艺成熟，设备先进，施工期和运行期按照国家有关法律、法规、 标准等，遵循国家有关建设项目“三同时 ”要求，实施各项劳动安全和工业卫生 措施，同时加强安全管理，提高防范意识，规范安全行为，即可控制事故的发生， 项目建成后可实现安全运行。

设计范围：主要针对构筑物、生产设备及其光伏作业岗位和场所的劳动安全 及工业卫生进行分析评价。

主要内容：分析评价电站建设、运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生 等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或者避 免的措施；提出劳动安全与工业卫生的建议。

本工程在设计中对防火、防电伤、防机械伤害、防暑、防寒、防噪声等方面 均按照各项规程、规范、标准采取了一定措施，能满足我国现行的有关规范、标 准的要求。将以上防护措施贯彻在各专业设计中实施后， 可有效的保障劳动者在 生产中的安全和健康，为太阳能电站的长期安全生产，减少事故发生起了重要作 用，同时为运行人员的维护检修创造了一定的有利条件，因此本工程的设计在安 全文明生产、保障职工的健康方面将取得较好的效果。

本工程生产过程中产生的危害因素，通过采取综合防治措施，是可以预防和 控制的。

本工程运行及管理人员按两班轮班制考虑，不配备专门的安全卫生机构，只 设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作，从“安全生产、安全第一 ”的角度 出发，负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常检测、劳动安全及职业卫 生教育等工作，保障光伏电站顺利运行，达到安全生产的目的。

3.1.12  节能措施及评价

3.1.12.1  施工期和运行期主要能耗种类

本工程施工期间消耗的能源主要是电力、汽车及发电机用油、水、建筑材料 和临时施工用地。

运行期间的能耗种类主要包括：太阳能资源、生产用电、生活及采暖用电、 光伏板生产冲洗用水、生活用水等。

3.1.12.2  能耗数量和能源利用效率

本项目光伏组件在运行期内年平均上网发电量为 1748003MWh，年等效满负 荷运 行 小 时 数 为 1647.2h 。考虑 3% 的 限 电 ， 限 电后 的年 均 上 网 电量为 1695562.91MWh；按火电厂每 kW.h 电量消耗 302.5g 标准煤计算，光伏组件年节 约标准煤约 512907.78  t  ，而且粉尘、SO2 、NOX 为零排放，耗水指标也接近于 零。因此， 太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益，而且能够带来社 会和环境效益；再加上国家对可再生资源发展的大力扶持和政策优惠，太阳能利 用产业潜力巨大、发展前景乐观。

3.1.12.3  主要节能降耗措施及预期效果

（1）电气专业

采用节能设备和节能措施，使太阳能光伏电站站用电率达到较低水平。

（2）土建专业

在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，对由于工程需要，必须要安 排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。

（3）水工专业

加强管理施工用水，杜绝浪费。专人负责， 明确责任，对于浪费现象要处以 严厉罚款。同时在生活生产进水点及主要建筑物分用水点设置水表， 以监督用水 量，保证合理用水，从而控制年平均耗水指标。

（4）预期效果

太阳能的开发利用，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。相对于 同一地区同等年发电量的火电机组实现达标排放情况下（满足《火电厂大气污染 物排放标准》（GB13223-2011）中烟尘 30mg/m3、二氧化硫：100mg/m3、氮氧化 物 ：100mg/m3），按当地燃煤煤质成分 Sar：1.34 %、Car：52.67 %、Aar：28.09 % 计算，可减排烟尘约 163.3 t/a 、SO2 约 544.2t/a 、NOx 约 544.2 t/a 、CO2 约 147.0 万 t/a，环境效益显著。

3.2  乌拉特前旗 15 万千瓦子项目

乌拉特前旗 15 万千瓦子项目西距离乌拉特前旗旗政府所在地约 35.7km，项 目总占地面积约 376.72786 公顷，北侧以沙地为主，以山地矿区为主。交流侧装 机 150MW，新建 1 座 220kV 升压站，拟单回 220kV 线路接入前锋 220kV 变电 站 220kV 侧。光伏发电系统每 26 块光伏组件串联为一个支路，采用固定式运行

方式，固定式支架采用 2 行 13 列竖向布置。本项目共计 35 个光伏分区，每个方 阵配置一台 4.4MW/3.3MW/1.1MW  箱逆变一体机，升压至 35kV  后集电送至 220kV 升压站。

项目所在地地理位置示意如下图。

图 3.2-1    光伏场地理位置图

3.2.1  太阳能资源

乌拉特前旗旗境属于中温带大陆性季风气候，日照充足，积温较多，昼夜温 差大，雨水集中，雨热同期。历年平均日照时数为 3202 小时，年平均气温为 3.5~ 7.2℃。

本项目多年平均太阳辐射量为 1631.5kWh/m2，根据国家标准《太阳能资源 评估方法》（GB/T 37526-2019）辐射值划分，属于我国太阳能资源 B 类地区（资 源很丰富）。场址稳定度为 0.362，稳定度等级属于 B 级“稳定”。全年的直射比 为 0.635，属于 A 级（直接辐射主导）。因此本项目有一定开发潜力，具备规模 化发展太阳能光伏电站的资源条件。

3.2.2  工程地质及水文

（1）拟建工程场地北部 II 类场地 50 年超越概率 10%的地震动峰值加速度 为 0.15  g，相对应的地震基本烈度为 VII 度；拟建工程场地南部 II 类场地 50 年 超越概率 10%的地震动峰值加速度为 0.20 g，相对应的地震基本烈度为 VIII 度。 拟建工程场地地震动反应谱特征周期为 0.35 s。

（2）拟建工程场地内没有活动断裂通过，且距周边活动断裂的直线距离满 足《建筑抗震设计规范》中有关规定的最小避让距离。拟建工程场地区域构造稳 定性较差，场地稳定性差，工程建设适宜性差。

（3）场地中松散的粉细砂的类型为软弱土，其余粉细砂为中软土，建筑场 地类别为Ⅲ类，为建筑抗震一般地段。

（4）拟建工程场地勘测期间，场地丘间洼地中，地下水位埋深约 1.0～8.0m， 地下水主要为潜水，年水位变幅 1.0m，水量较大，需考虑地下水对基础及施工 的影响。

（5）依据附近工程资料，场地土不液化。

（6）场地内地形起伏较大，场平时存在挖高填低的情况，对于回填地段， 建议分层夯实。光伏基础建议采用短微型桩。

升压站地段地层与场地一致，对于基底位于①层粉细和回填土内，建议清除 ①层粉细砂和回填土，采用垫层法处理。

（7）根据地区建筑经验，场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的 钢筋及钢结构均具微腐蚀性。

（8）场地中无滑坡、泥石流、崩塌等不良地质现象。

（9）磴口县地区最大冻结深度为 108.0cm，标准冻结深度为 76.6cm。

丘间洼地最大冻结深度范围内地基土冻胀类别为弱冻胀，冻胀等级为 II 级。 砂丘高处最大冻结深度范围内的地基土冻胀类别为不冻胀，冻胀等级为 I  级。

（10）根据计算分析结果，拟建工程区域 1 号北侧及 6 号中部区域遇大暴雨 或持续性降雨易形成短时积水，预计最大积水水深约 20~30cm；同时其他布设区 域存在零星低洼区域，预计最大积水深度约 10~20cm，建议根据计算结果，合理 布置光伏布设位置，以防受其不良水文影响。

3.2.3  工程任务和规模

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目，规划建设容量为 3GW 光伏发电 项目，本期建设 1GW，同步配置 150MW/300MWh 储能装置，分为两个区域建

设：磴口县 85 万千瓦子项目和乌拉特前旗 15 万千瓦子项目。计划于 2023 年 12 月 21 日建成并网。

本期乌拉特前旗 15 万千瓦子项目建设 150MW，同步配置 22.5MW/45MWh 储能装置。根据本项目性质、规模，设计提出本期工程接入系统方案如下：

本期新建 1 座 220kV 升压站，本期建设光伏容量接入升压站 35kV 侧。升压 站新建单回 220kV 线路接入宝音太 220kV 变电站 220kV 侧。

本项目接入系统最终方案需在项目接入系统设计中详细论证，并经地区电网 主管单位审查后确定。

3.2.4  光伏发电系统

3.2.4.1  光伏发电系统设计

本期工程建设容量 150MW（直流侧装机容量为 186.7008MWp），共设 35 个 分区，采用“分块发电，集中并网”设计方案。

光伏发电系统每 26 块光伏组件串联为一个支路，共 13056 个支路；采用固 定式运行方式，固定式支架采用 2 行 13 列竖向布置；本项目采用 1500V 系统， 本项目共计 35 个光伏分区，每个方阵配置一台4.4MW/3.3MW/1.1MW 箱逆变一 体机，升压至 35kV 后集电送至 220kV 升压站。

3.2.4.2  光伏组件选型

本方案主要从先进性、占地面积、线缆成本、支架成本、供货和与项目匹配  性角度考虑选择 P 型双面双玻半片高效单晶硅组件进行设计。对于同容量的电站， 相同规格电池组件，电池组件的功率越大，效率越高，支架数量越少，占地面积  越小，电缆数量越少，成本越低。因此推荐 550Wp 、655~660Wp 大功率高效组  件及同等先进性组件，本阶段暂按 550Wp 组件进行设计。

3.2.4.3  光伏系统发电量及上网电量

首年发电量为 316129.4MWh，末年发电量为 281290.6MWh；首、末年等效 满负荷运行小时数分别为 1693.2 、1506.6h ，25  年平均电量为 298710MWh ，25 年平均等效小时数为 1599.94h。

3.2.5  电气

3.2.5.1  接入电力系统

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目规划建设容量为 3GW 光伏发电项 目 ，本期乌拉特前旗 15  万千 瓦光伏子项 目建设容 150MW ， 同步配置 22.5MW/45MWh 储能装置。根据本项目性质、规模，设计提出本期工程接入系 统方案如下：

光伏升压站规划建设 1 台 180MVA 主变压器（含储能容量），设 220kV、35kV 两级电压，220kV 规划出线 1 回，接入宝音太 220kV 变电站侧。

本项目接入系统最终方案需在项目接入系统设计中详细论证，并经地区电网 主管单位审查后确定。

3.2.5.2  电气主接线

光伏升压站远期规划建设 1 台 180MVA 主变压器（含储能容量），设 220kV 、 35kV 两级电压，220kV 规划出线 1 回，接入宝音太 220kV 变电站侧；35kV 规 划出线 8 回，本期一次建成。220kV 配电装置采用户内GIS 布置方案，接线型式 采用线路-变压器组接线。35kV 采用两段单母线接线。

3.2.5.3  电气设备选型

本项目 220kV 主母线按照远期规划考虑，220kV 主变进线采用钢芯铝绞线 引接；主变压器 35kV 侧与35kV 配电装置采用固体绝缘管型母线连接。

主变压器采用户外三相铜芯双绕组有载调压变压器，容量 180MVA；变压器 绕组的联结方法采用“Y/y  带平衡绕组”方式，变压器低压侧有中性点可引出， 不需人为制造中性点，连接方便，而且低压侧中性点接地成套装置可以简化接线， 减少设备。主变压器高压侧通过架空导线接入 220kV 配电装置。

考虑到本地区电力系统远景发展，220kV 设备短路水平按50kA 选择，35kV 设备短路水平按 31.5kA 选择，待下一阶段接入系统设计完成后再进行复核。

220kV 配电装置为户内GIS 布置。

35kV 配电装置采用户内手车式成套开关柜，开关柜内配真空断路器（其中

动态无功补偿装置回路采用 SF6 断路器），短路水平按 31.5kA 选择。

35kV 站用变压器选用干式变压器，能效等级不低于二级能效标准。

箱变选择华式箱式变电站，箱变容量及参数选择：容量分别为 4400kVA，变 比 36.75±2×2.5%/0.72kV ，Y,d11，阻抗电压分别为 7%；3300kVA，变比 36.75 ±2×2.5%/0.72kV ，Y,d11，阻抗电压分别为 7%。

升压站内 35kV 电缆采用 ZC-YJY23-26/35 型交联聚乙烯绝缘铜芯电缆。光 伏区内 35kV 电缆暂定采用 ZC-YJLHY23-26/35 型交联聚乙烯绝缘铝合金电缆。

3.2.5.4  无功补偿

根据系统专业要求，本期两段 35kV 母线各接一套容量为 25Mvar 动态无功 补偿装置。无功补偿装置需满足国网公司对于动态无功补偿装置调节响应时间应 小于 30ms 的要求。

综上所述，升压站 220kV 电气主接线为线路-变压器组接线，35kV 采用两段 单母线接线；主变压器 220kV 侧中性点经隔离开关接地，35kV 侧中性点经电阻 接地；主变压器 35kV 侧母线接容量为±50Mvar 的 SVG 动态无功补偿装置。

3.2.5.5  主要电气设备控制、保护

本工程设置光伏发电系统计算机监控系统和升压站计算机监控系统，分别完 成对光伏发电系统和升压站的监控。光伏发电计算机监控系统和升压站计算机监 控系统，采用开放式分层分布系统结构，由站控层、间隔层和网络层三部分组成，  其中站控层，是整个光伏电站设备和升压站设备监视、测量、控制、管理的中心， 负责来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。硬件设备、数据链路用以太 网构成，网络传送协议采用 TCP/IP 网络协议，网络传输速率不小于 100Mbit/s， 站控层网络按双网配置，网络配置规模需满足工程远景要求。站控层主要由主机 /操作员站/光伏发电后台、光伏监控、通讯管理机、光纤环网设备、网络交换机、  通讯网络、GPS/北斗时钟设备等组成，这些功能设备硬件上各自独立，数据库 各自独立，组成站内的所有信息系统。

3.2.6  总平面布置

巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目乌拉特前旗 15 万千瓦子项目位于内 蒙 古 自 治 区 巴 彦 淖 尔 市 磴 口 县 。 本 期 建 设 容 量 150MW ， 同 步 配 置 22.5MW/45MWh 储能装置。光伏区共设 35 个发电单元，每个发电单元配置一台 箱逆变一体机。本项目总平面布置主要由光伏场区、储能区和 220kV 升压站组

成，项目总占地面积约 376.72786 公顷。

本期新建 1 座 220kV 升压站，升压站新建单回 220kV 线路接入宝音太 500kV 变电站 220kV 侧。

3.2.6.1  光伏场区布置

（1）光伏区总平面布置应总体考虑进出线走廊、光伏板布置形式、站址地 形条件、用地范围等各方面因素，进行统筹安排，统一布局。

（2）结合站区的总体规划及太阳能光伏工艺要求进行布置，在满足自然条 件和工程特点的前提下，按照安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保 护、各建筑物之间联系等各方面因素进行了布置。

（3）根据以上原则进行了光伏区总平面布置。本工程光伏板支架采用固定 倾角支架方案。整个电站共计 35  个发电分区，其中 33  个子阵交流侧容量为

4.4MW ，1 个子阵交流侧容量为 3.3MW ，1 个子阵交流侧容量为 1.1MW。每个 光伏发电区布置一台箱逆变一体机，箱逆变一体机布置原则以节约电缆长度，方 便施工及检修为目标。

（4）区域一位于地块最北侧，为微起伏的沙漠地貌，可用地较整顿，升压 站布置于此区域的西南角；区域二位于“金龙”矿及北侧空地；区域三位于“华 拓”矿西侧；区域四位于“华括”矿东侧。具体见图 7.1-2  可布置光伏范围。

3.2.6.2  升压站布置

本期新建 1 座 220kV 升压站，本工程包含一座 220kV 升压站。布置于厂区 东北侧。出线向东，大门向南。由北向南依次为储能区—生产区—生活区。

站区竖向采用连续平坡式布置，站区的排水采用自然散排与道路坡度排水相 结合的方式。

升压站进站道路采用 4.5m 宽郊区型水泥混凝土路面，由升压站临近现有混 凝土道路引接，最大纵坡不大于 6%；升压站站内道路亦采用 4.5m  宽郊区型水 泥混凝土路面，为满足消防车道要求，呈环形布置，道路转弯半径为 7m。

3.2.6.3  储能区布置

储能装置布置于升压站北侧，最大程度减少储能集电线路长度。根据本工程 需求拟配置 22.5MW/45MWh 储能系统，储能区四周设有消防通道。

3.2.7  土建工程

3.2.7.1  工程规模、等级、标准

本工程防洪标准按 50 年一遇的高水（潮）位考虑，防洪等级为 III 级。

设计工作年限：50 年（其中光伏组件支架设计工作年限按 25 年设计）。

本升压站新建建构筑物主要包括：综合楼、附属用房、 220kV GIS 室、深井 泵房等；构筑物主要包括主变基础及油坑、220kV 屋外配电装置架构及设备支架、 35kV 配电及站用电预制舱基础，动态无功补偿装置室外构筑物等建（构）筑物 等。主要建（构）筑物的设计使用年限为 50 年。根据《建筑地基基础设计规范》 GB 50007-2011，建筑物地基基础设计等级为丙级。

储能区包括储能预制舱、储能站用配电间及独立避雷针。

3.2.7.2  光伏电站总体方案设计

本工程采用固定支架。本工程光伏组件布置在排土堆上，共 35 个子阵。本 工程光伏固定支架阵列为 2 行×13 列组件单元，每个光伏组件单元长度为 14982

mm，固定支架共 13056 个。支架组件最小离地距离为 0.5m，支架采用双立柱结 构，倾角为 39°。

本工程共配置 35 台箱逆变一体机，每台箱变单独设立油池。

储能区包括储能预制舱、储能站用配电间及独立避雷针。部分为达持力层者， 采用换填砂砾石处理。

储能预制舱采用钢筋混凝土箱型基础，共 7 套。

储能站用配电间采用钢筋混凝土箱型基础，共 12 座。

独立避雷针塔共两座，采用格构式钢结构，钢材采用 Q235，钢筋混凝土独 立基础。

3.2.8  工程消防设计

3.2.8.1  工程消防设计

贯“预防为主、防消结合 ”的方针，立足自救，结合实际情况设置消防系统， 加强站区自身的防范力量。设计严格遵从国家消防条例、规范， 采用行之有效的 先进的防火、灭火技术，做到保障安全、方便使用、经济合理。

本项目消防总体设计采用综合消防技术措施，从防火、监测、报警、控制、 灭火、排烟、逃生等各方面入手， 力争减少火灾发生的可能，一旦发生也能在短 时间内予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度，同时确保火灾时人员的安全疏散。

本工程消防设计分为升压站部分和光伏区部分。升压站内设置消防给水及消

火栓系统。在主要建筑物内设置磷酸铵盐干粉灭火器。在主变附近设置推车式磷 酸铵盐干粉灭火器以及砂箱、消防铲和消防桶等。 光伏区箱变处设置磷配置磷酸 铵盐干粉灭火器。

升压站内设置志愿消防队，并参考《微型消防站建设标准》DB12/T950-2020 二级站建设标准，在综合楼内布置值班备勤室及器材库，并按此标准要求配置消 防器材。

消防水泵房、水箱间均设有采暖系统，室内设计温度为 5℃。消防水池采用 顶部设保温层+覆土型式防冻。

3.2.8.2  施工期消防方案

本工程施工消防贯彻“预防为主，防消结合 ”的消防主要原则，设计考虑站 区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救，布置考虑消防通道，要满足在发生火灾 时施救人员与机械的通行。设备选型（包括电缆选型）要选择防火型设备。针对 工程的具体情况采取防火措施，以防止和减少火灾危害。积极采用先进的防火技 术和新型防火材料，做到保障安全、使用方便、经济合理。对重点区域采取专门 防火措施，安装消防监测自动报警装置。太阳能光伏板施工时， 必须配备足够的 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。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。 易燃易爆仓库与其它建（构）筑物需留有一定的安全距离，方便消防。

3.2.9  施工组织设计

3.2.9.1  施工条件

项目北侧地块中心地理坐标为东经 109 °4′，北纬 40 °49′，南侧地块中 心地理坐标为东经 109 °5′，北纬 40 °47′，西距离乌拉特前旗旗政府所在地 约 35.7km 。本工程可由乌拉特前旗—王西线—沙公线到达，交通较便利，本期 项目计划于 2023 年底年全部建成投产。

主要建筑材料来源充足，工程所需的砂石料、水泥、钢材和其他建筑材料（木材、 油料）等均可从乌拉特前旗及周边区域采购，通过沙公路运至施工现场。本工程 施工用水就近打井，施工用电就近引接农网电源。

3.2.9.2    施工总布置方案

施工总布置遵循因地制宜，利于生产、生活， 方便管理，安全可靠、经济适 用的原则。并充分考虑太阳能光伏的布置特点， 根据工程区域地质条件及施工布 置，统筹规划，尽量节约用地，合理布置施工临时设施，尽可能实现永临结合， 尽量避免环境污染。

3.2.9.3  主体工程施工要求及施工总工期

本期项目计划 2023 年 3 月 21  日开工建设，2023 年 12 月 21  日并网投产， 施工工期 9 个月。

3.2.10  环境保护和水土保持设计

3.2.10.1  环境保护设计方案

施工期：严格控制施工占地，减少施工扰动范围，保护地表植被。施工中要 尽量减少人为干扰和破坏区，避免造成土壤、植被大面积的破坏。基础施工中， 尽量采用小型机械挖掘和运输，局部采用人工修整；安装场地各施工机械和设备 不得随意堆放，尽量减少施工占地面积。制定施工期环境管理监控计划， 尽量减 少大型机械进入施工现场，防止因施工方式不当破坏当地生态环境，对工程破坏 的地表植被进行生态补偿。各施工区域及施工便道表土剥离后集中堆放， 施工结 束后采取人工整地的措施平整场地，表土用于后期进行植被恢复。对各材料堆放 点及施工区开挖表土、回填土采取拦挡、苫盖等措施进行防护，控制水土流失， 施工结束，表土回覆进行利用。车辆运输等必须沿规定的道路行驶，不得随意行 驶，以便更好地保护土地和草地。施工中发现有野生动物的栖息地时， 施工活动 应避开，不得干扰和破坏野生动物的活动场所，严禁施工人员等滥捕乱猎野生动 物。施工结束， 工程永久占地区可绿化区尽快采取绿化措施，临时占地区尽快采 取植被恢复措施。合理安排施工时间， 尽量避免在雨季及大风时期施工。施工单 位要做好施工组织设计，进行文明施工。

运行期：加强各项水土保持措施的管护，加强光伏电站管理，避免人为践踏 及车辆等对草地的碾压。妥善处理生活垃圾， 不得随意丢弃。加强电站建设区的 生态建设和维护。加强员工的生态环境保护意识教育，爱护一草一木是生态保护 成为每一个员工的自觉行动。

3.2.10.2  水土保持设计方案

工程建设水土流失主要发生在建构筑物土建施工、光伏板支架基础开挖、电

缆敷设开挖回填、临时施工设施区域场地平整等环节中。

根据工程建设区地形地貌条件、工程施工方法、水土流失发生特点等要素， 拟采取以下主要水土流失防治措施：建构筑物土建施工、太阳能光伏板支架基础 施工过程中加强临时堆土的拦挡、苫盖等临时防护措施； 施工后期进行土地平整 并采取植被恢复措施；施工场地设排水系统、表土剥离集中堆放， 施工结束后进 行土地整治及植被恢复措施；工程各施工区域产生的弃渣集中进行处置。

3.2.11  劳动安全与工业卫生

工程采用的工艺成熟，设备先进，施工期和运行期按照国家有关法律、法规、 标准等，遵循国家有关建设项目“三同时 ”要求，实施各项劳动安全和工业卫生 措施，同时加强安全管理，提高防范意识，规范安全行为，即可控制事故的发生， 项目建成后可实现安全运行。

设计范围：主要针对构筑物、生产设备及其光伏作业岗位和场所的劳动安全 及工业卫生进行分析评价。

主要内容：分析评价电站建设、运行过程中可能出现的劳动安全与工业卫生 等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的消除或者避 免的措施；提出劳动安全与工业卫生的建议。

本工程在设计中对防火、防电伤、防机械伤害、防暑、防寒、防噪声等方面 均按照各项规程、规范、标准采取了一定措施，能满足我国现行的有关规范、标 准的要求。将以上防护措施贯彻在各专业设计中实施后， 可有效的保障劳动者在 生产中的安全和健康，为太阳能电站的长期安全生产，减少事故发生起了重要作 用，同时为运行人员的维护检修创造了一定的有利条件，因此本工程的设计在安 全文明生产、保障职工的健康方面将取得较好的效果。

本工程生产过程中产生的危害因素，通过采取综合防治措施，是可以预防和 控制的。

本工程运行及管理人员按两班轮班制考虑，不配备专门的安全卫生机构，只 设兼职人员负责场内的安全与卫生监督工作，从“安全生产、安全第一 ”的角度 出发，负责整个电站的消防、劳动安全卫生检查、日常检测、劳动安全及职业卫 生教育等工作，保障光伏电站顺利运行，达到安全生产的目的。

3.2.12  节能措施及评价

3.2.12.1  施工期和运行期主要能耗种类

本工程施工期间消耗的能源主要是电力、汽车及发电机用油、水、建筑材料 和临时施工用地。

运行期间的能耗种类主要包括：太阳能资源、生产用电、生活及采暖用电、 光伏板生产冲洗用水、生活用水等。

3.2.12.2  能耗数量和能源利用效率

本期工程建设容量 150MW，按火电厂每kW.h 电量消耗 302.5g 标准煤计算， 光伏组件年节约标准煤约 87649t  ，而且粉尘、SO2 、NOX  为零排放，耗水指标 也接近于零。因此， 太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益，而且能 够带来社会和环境效益；再加上国家对可再生资源发展的大力扶持和政策优惠， 太阳能利用产业潜力巨大、发展前景乐观。

太阳能的开发利用，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。相对于 同一地区同等年发电量的火电机组实现达标排放情况下（满足《火电厂大气污染 物排放标准》（GB13223-2011）中烟尘 30mg/m3、二氧化硫：100mg/m3、氮氧化 物 ：100mg/m3），按当地燃煤煤质成分 Sar：1.34 %、Car：52.67 %、Aar：28.09 % 计算，可减排烟尘约 27.9t/a、SO2 约 92.9t/a、NOx 约 92.9 t/a、CO2 约 25.1 万 t/a ， 环境效益显著。本项目属于绿色能源工程， 工程建设符合国家产业政策，通过采 取各项污染防治措施，可以将工程的不利影响将降低到最低限度。

3.2.12.3  主要节能降耗措施及预期效果

（1） 电气专业

采用节能设备和节能措施，使太阳能光伏电站站用电率达到较低水平。

（2）土建专业

在进度安排上应尽量减少或避免冬季施工项目，对由于工程需要，必须要安 排在冬季施工的项目，需做好防冻保暖措施。

（3） 水工专业

加强管理施工用水，杜绝浪费。专人负责， 明确责任，对于浪费现象要处以 严厉罚款。同时在生活生产进水点及主要建筑物分用水点设置水表， 以监督用水 量，保证合理用水，从而控制年平均耗水指标。

（4） 预期效果

太阳能的开发利用，可减少因开发一次能源所造成的诸多环境问题。相对于 同一地区同等年发电量的火电机组实现达标排放情况下（满足《火电厂大气污染

物排放标准》（GB13223-2011）中烟尘 30mg/m3、二氧化硫：100mg/m3、氮氧化 物 ：100mg/m3），按当地燃煤煤质成分 Sar：1.34 %、Car：52.67 %、Aar：28.09 % 计算，可减排烟尘约 163.3 t/a 、SO2 约 544.2t/a 、NOx 约 544.2 t/a 、CO2 约 147.0 万 t/a，环境效益显著。

3.3  财务结论

本项目场址位于巴彦淖尔市，规划容量 1000MW（交流侧），直流侧装机容 量为 1247.88MWp，由内蒙古能源集团有限公司所属的内蒙古巴彦淖尔蒙能能源 有限公司（占股 80%）、内蒙古淖尔开源实业（集团）有限公司（占股 10%）和 磴口县蒙晟生态能源科技发展有限责任公司简介（占股 10%）共同投资建设。本 项目按资本金占动态投资的 20%考虑，资本金以外建设资金考虑为银行融资，融 资年利率按照央行发布的五年期 LPR4.3%计算，还贷年限为 15 年，等额还本利 息照付，建设期 10 个月，建设期贷款利息据此计算。

工程静态投资：406926.44 万元，单位投资：3270.97 元/kWp；

工程动态投资：413891.33 万元，单位投资：3326.95 元/kWp；

其中：建设期贷款利息 6964.89 万元；

根据国家能源局 2018 年 6 月发布的《光伏发电工程可行性研究报告编制规 程》（NB/T  32043-2018）、国家电力投资集团公司企业标准《光伏发电工程可研 设计管理导则与深度规定》（QSPI  9705-2016）及国家颁发的有关文件，在国家 现行财税制度和价格体系下，对项目进行财务效益分析，考察项目的盈利能力、 清偿能力等财务状况，判断本项目在财务上的可行性。建设期 10 个月，经营期 25 年。

本项目静态投资 406926.44 万元，建设期利息 6964.89 万元，项目总投资为 417634.96 万元（含流动资金 3743.63 万元）。本项目投资由内蒙古能源集团有限 公司所属的内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司（占股 80%）、内蒙古淖尔 开源实业（集团）有限公司（占股 10%）和磴口县蒙晟生态能源科技发展有限责

任公司简介（占股 10%）共同投资建设。工程动态投资的 20%为项目资本金， 其余为银行贷款解决（融资年利率按照央行发布的五年期 LPR4.3%）。

项目建设期利息系指筹措债务资金时在建设期内发生并按规定允许在投产 后计入固定资产原值的利息，即资本化利息。根据投资分年使用计划， 按规定的 贷款利率以复利计算，经计算整个项目建设期利息为 8340.74 万元。

流动资金系指运营期内长期占有并周转使用的营运资金，不包括运营中需要 的临时性营运资金。本项目流动资金按 30 元/kWp 计列，经过计算，本项目流动 资金为 3743.63 万元。流动资金来源 30%为企业自筹，其余为银行融资。

根据 2022 年度现货交易情况，蒙西地区电力市场由于燃料价格涨幅较高， 电力交易价格基本在燃煤火电指导价格 0.2829 元/kWh 基础上浮 5%~10%，2023 年预计新能源绿电全年开展现货交易，综合考虑火电冬季供热、两个细则、调峰 调频向火电倾斜等因素影响以及大基地建设项目相继投产，预计交易结算价格会 有一定回落，本次可研财务分析暂按 0.2829/kWh 进行测算。

本项目光伏组件在运行期内年平均上网发电量为 2046713MWh，年等效满负 荷运行小 时数为 1640.15h 。考虑 3% 的 限 电 ， 限 电后 的年均上 网 电量为 1985311.61MWh，以含税电价 0.2829 元/kWh 上网电价条件进行效益分析，在如 期还清贷款的情况下，经计算后的财务指标如下：

表 2                                          财务指标汇总表

本项目全部投资所得财务内部收益率为 10.84%，项目投资财务净现值所得 税前为 171967.83 万元，资本金财务内部收益率 18.39%。投资回收期税前为 8.94 年，在开工后的第 9 年即可收回全部投资。项目财务指标达到蒙能集团公司财务 要求，高于建设单位预期。

本项目动态投资的 20%为资本金，其余为银行融资，还贷资金主要来源于折 旧费，折旧不足部分来源于税后利润。本项目建成投产后， 可以如期还清全部贷 款。

根据上述分析与计算，巴彦淖尔 100 万千瓦光储+生态治理项目财务收益水 平较好，项目建设风险较小，具备开发价值。