临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目环评报告

临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目环境影响报告表建设项目环境影响报告表（生态影响类）（报批稿）项目名称：临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目建设单位（盖章）：云县汇能发电有限责任公司编制日期：2022年11月中华人民共和国生态环境部制

目录TOC\o"1-1"\h\u25229前言 -94-一、建设项目基本情况建设项目名称临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目项目代码2112-530922-04-01-950984建设单位联系人建设地点云南省（自治区）临沧市云县（区）幸福镇（街道）盘村山（具体地址）地理坐标（99度54分25.689秒，24度9分13.265秒）建设项目行业类别四十一、电力、热力生产和供应业90.太阳能发电4416用地面积（亩）1000建设性质R新建（迁建）£改建£扩建£技术改造建设项目申报情形R首次申报项目£不予批准后再次申报项目£超五年重新审核项目£重大变动重新报批项目项目审批（核准/备案）部门（选填）云县发展和改革局项目审批（核准/备案）文号（选填）项目代码：2112-530922-04-01-950984总投资（万元）22250环保投资（万元）309.5环保投资占比（%)1.39施工工期6个月是否开工建设否是：专项评价设置情况表1专项评价设置情况专项评价类别设置原则本项目情况是否需设置专项评价大气油气、液体化工码头：全部；干散货（含煤炭、矿石）、件杂、多用途、通用码头：涉及粉尘、挥发性有机物排放的项目。本项目不涉及否地表水水力发电：引水式发电、涉及调峰发电的项目；人工湖、人工湿地：全部；水库：全部；引水工程：全部（配套的管线工程等除外）；防洪除涝工程：包含水库的项目；河湖整治：涉及清淤且底泥存在重金属污染的项目。本项目为光伏发电项目，不属于水力发电、人工湖、人工湿地、引水工程、防洪除涝工程、河湖整治项目否地下水陆地石油和天然气开采：全部；地下水（含矿泉水）开采：全部；水利、水电、交通等：含穿越可溶岩地层隧道的项目。本项目为光伏发电项目，不属于陆地石油和天然气开采、地下水开采、水利、水电、交通等项目否生态涉及环境敏感区（不包括饮用水水源保护区，以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公为主要功能的区域，以及文物保护单位）的项目。本项目为光伏发电项目，不涉及国家公园、自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、海洋特别保护区、饮用水水源保护区，也不涉及生态保护红线、基本草原，重要水生生物的自然产卵场、索饵场、越冬场和洄游通道，沙化土地封禁保护区、封闭及半封闭海域；否噪声公路、铁路、机场等交通运输业涉及环境敏感区（以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公为主要功能的区域）项目；城市道路（不含维护，不含支路、人行天桥、人行地道）：全部。本项目为光伏发电项目，不属于公路、铁路

机场等交通运输业项目否环境风险石油和天然气开采：全部；石油和天然气开采：全部；原油、成品油、天然气管线（不含城镇天然气管线、企业厂区内管线），危险化学品输送管线（不含企业厂区内管线）：全部。本项目为光伏发电项目，不属于石油和天然气开采、石油和天然气开采、原油、成品油、天然气管线项目否临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目包含扩建一期项目升压站，主要包括新增一台110kV，40MVA升压变压器,新建1座35kV开关站及户外电气设备，升压站为光伏项目的一个子项，升压站的施工期及运行期的噪声等影响，在正文章节中论述。升压站的电磁评价内容，根据《环境影响评价技术导则输变电》(HJ24-2020）附录B，设电磁环境影响专题评价。规划情况无规划环境影响评价情况无规划及规划环境影响评价符合性分析无其他符合性分析一、与“三线一单”符合性分析2021年11月，临沧市人民政府印发了《临沧市“三线一单”生态环境分区管控实施方案的通知》（临政发〔2021〕24号），项目“三线一单”符合性与《临沧市“三线一单”生态环境分区管控实施方案的通知》分析，见表1-1和表1-2。表1-1项目“三线一单”符合性分析“临政发〔2021〕24号”相关内容本项目内容相符性生态保护红线生态保护红线和一般生态空间执行《云南省人民政府关于发布云南省生态保护红线的通知》（云政发〔2018〕32号）要求，生态保护红线评估调整成果获批后，按照批准成果执行。将未划入生态保护红线的自然保护地、饮用水水源保护区、重要湿地、基本草原、公益林、天然林等生态功能重要区域、生态环境敏感区域划为一般生态空间。项目位于临沧市云县幸福镇盘村山境内，根据2021年6月10日“云县自然资源局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件13），确定本项目建设选址区域不涉及云县永久基本农田及云县生态保护红线（公开版及封库版)，与城乡规划不冲突。符合环境质量底线水环境质量底线：到2025年，全市水环境质量明显改善，地表水体水质优良率保持稳定，重点区域、流域水环境质量进一步改善，饮用水安全保障水平持续提升，怒江、澜沧江流域水生态系统功能持续恢复。到2035年，全市水环境质量全面改善，水生态恢复取得明显成效。项目选址周边涉及的南汀河及盘河为Ⅲ类地表水体。运营期生产废水为光伏板清洗废水。清洗方式为清水人工擦拭，清洁废水用于浇灌电池板下方的植物。生活污水依托一期110kV升压站内已建成的生活污水处理设施，项目废水均不外排。项目建成后对周边地表水影响不大，不会改变周边地表水体的功能符合大气环境质量底线：到2025年，全市环境空气质量继续保持优良，县级城市环境空气质量稳定达到国家二级标准，临翔区细颗粒物年均浓度低于26μg/m³，优良率保持稳定。到2035年，全市环境空气质量稳定提升，各县（区）细颗粒物年均浓度低于25μg/m³，优良率进一步提升。根据《2021年云县环境空气质量信息》，项目所在区域环境空气质量能达到《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，区域环境空气满足功能区要求，为达标区。本项目光伏发电过程不会产生工业废气，对大气环境质量影响较小，不会突破当地大气环境质量底线。符合土壤环境风险防控底线：到2025年，全市土壤环境质量稳中向好，农用地和建设用地土壤环境安全得到进一步保障，土壤环境风险得到有效管控，污染地块安全利用率达到95%以上。到2035年，全市土壤环境质量持续改善，农用地和建设用地土壤环境安全得到有效保障，土壤环境风险得到全面管控。项目区位于临沧市云县幸福镇境内，土壤环境质量良好，本项目建设后，设置了危废暂存间、事故油池，危险废物收集后交由有资质的单位处置，不会对土壤环境造成污染，不会突破土壤环境风险防控底线。符合资源利用上线强化节约集约利用，持续提升资源能源利用效率，水资源、土地资源、能源消耗等达到或优于云南省下达的总量和强度控制目标。项目运营过程中用水量较少，不属于高耗水项目，不会突破水资源利用上线。项目不占用基本农田、生态公益林、生态保护红线等土地资源，不会突破当地土地资源利用上线。项目运营过程中使用电能，不属于高耗能项目，不会突破区域的能源利用上线。符合生态环境管控单元划分全市共划分70个生态环境管控单元，分为优先保护、重点管控和一般管控3类。1．优先保护单元。共24个，包含生态保护红线和一般生态空间，主要分布在临翔大雪山、云县大朝山、永德大雪山、邦骂雪山、澜沧江、南滚河、南汀河、南捧河、小湾水库、饮用水水源保护区等重点生态功能区域。2．重点管控单元。共38个，包含开发强度高、污染物排放强度大、生态环境问题相对集中的区域以及大气环境布局敏感、弱扩散区、矿产资源开发区域等，主要分布在澜沧江流域、各类开发区和工业集中区、城镇规划区及环境质量改善压力较大的区域。3．一般管控单元。共8个，为优先保护、重点管控单元之外的区域。项目区位于临沧市云县幸福镇境内，为光伏发电项目，不属于开发强度高、污染物排放强度大、生态环境问题相对集中的区域以及大气环境布局敏感、弱扩散区、矿产资源开发区域等，项目不占用基本农田、生态公益林、生态保护红线等重点生态功能区域，故项目属于一般管控单元。符合生态环境准入清单严格落实《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》（云政发〔2020〕29号）管控要求。一般管控单元，执行区域生态环境保护的基本要求，根据资源环境承载能力，科学引导产业布局，合理控制开发强度，维护生态环境功能稳定。项目区位于临沧市云县幸福镇境内，项目建设区域属于一般管控单元。对照临沧市各县（区）一般管控单元生态环境准入清单分析项目的符合性，见表1-2。符合表1-2本项目与一般管控单元生态环境准入清单符合性分析分类管控要求本项目情况相符性各县区一般管控单元空间布局约束1．执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。2．除消耗大、能耗高、污染重和矿产品加工项目、限制产品和原料中涉及有毒有害、强酸强碱以及重金属的项目外，其它新建企业原则上应入工业园区。3．禁止在基本农田内从事非农业生产的活动。任何单位和个人不得改变或者占用基本农田保护区。4．执行区域生态环境保护的基本要求。5．合理开展小水电的开发利用。项目严格执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。项目为光伏发电项目，不属于消耗大、能耗高、污染重等环境问题集中的污染类项目，项目用地不占用基本农田、生态公益林、生态保护红线等重点生态功能区域，符合所在区域空间布局。符合污染物排放管控执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。严禁污水灌溉，灌溉用水应满足灌溉水水质标准。现有工业企业应达标排放，逐步提升清洁生产水平，减少污染物排放量。项目严格执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。产生的污水经处理达标后回用，不外排，减少了污染物排放量。符合环境风险防控1．执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。2．禁止高毒、高风险、高残留农药使用。规范、限制使用抗生素等化学药品。项目严格执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。项目为光伏发电项目，生产和运行过程中不使用高毒、高风险、高残留农药，不使用抗生素等化学用品。符合资源开发效率要求执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。项目严格执行《云南省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》和《临沧市生态环境管控总体要求》相关要求。符合根据表1-1分析，本项目建设符合“临政发〔2021〕24号”中生态保护红线、环境质量底线和资源利用上线的相关内容。根据表1-2分析，本项目建设符合临沧市云县一般管控单元生态环境准入清单中的要求。综上，本项目的建设符合《临沧市“三线一单”生态环境分区管控实施方案的通知》（临政发〔2021〕24号）的要求。二、光伏发电产业用地符合性分析本项目产业用地符合性分析根据《国土资源部国务院扶贫办国家能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）要求和《云南省自然资源厅云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》（云自然资〔2019〕196号）要求进行分析，见表1-3和表1-4。表1-3与“国土资规〔2017〕8”号要求符合性分析“国土资规〔2017〕8号”相关内容本项目内容相符性一、总体要求各地应当依据国家光伏产业发展规划和本地区实际，加快编制本地区光伏发电规划，合理布局光伏发电建设项目。光伏发电规划应符合土地利用总体规划等相关规划，可以利用未利用地的，不得占用农用地；可以利用劣地的，不得占用好地。禁止以任何方式占用永久基本农田，严禁在国家相关法律法规和规划明确禁止的区域发展光伏发电项目。除本文件确定的光伏扶贫项目及利用农用地复合建设的光伏发电站项目（以下简称光伏复合项目）外，其他光伏发电站项目用地应严格执行国土资规〔2015〕5号文件规定，使用未利用地的，光伏方阵用地部分可按原地类认定，不改变土地用途，用地允许以租赁等方式取得，双方签订补偿协议，报当地县级国土资源主管部门备案，其他用地部分应当办理建设用地审批手续；使用农用地的，所有用地均应当办理建设用地审批手续。新建、改建和扩建地面光伏发电站工程项目，按建设用地和未利用地管理的，应严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规〔2015〕11号）要求，合理利用土地。根据《云南省发展和改革委员会云南省能源局关于开展新能源项目联合会审工作的函》（云能源水电函〔2022〕16号）文件内容，项目属于2022年全省新能源项目清单中的光伏发电项目，符合2022年全省新能源总体规划，目前本项目选址已经取得云县自然资源局意见（详见附件13），项目未占用永久基本农田和生态红线。主要占地类型为旱地、草地、灌木林地、交通运输用地和其他土地。符合三、规范光伏复合项目用地管理对使用永久基本农田以外的农用地开展光伏复合项目建设的，省级能源、国土资源主管部门商同级有关部门，在保障农用地可持续利用的前提下，研究提出本地区光伏复合项目建设要求（含光伏方阵架设高度）、认定标准，并明确监管措施，避免对农业生产造成影响。其中对于使用永久基本农田以外的耕地布设光伏方阵的情形，应当从严提出要求，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。对于符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目，变电站及运行管理中心、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。本项目选址已经取得云县自然资源局意见（详见附件13），项目未占用永久基本农田和生态红线。主要占地类型为旱地、草地、灌木林地、交通运输用地和其他土地。本项目属于光伏复合项目，实行农光互补，选择增加支架高度的方式，在光伏板区域种植农作物。光伏组件按最低离地2.5m、桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m的架设要求执行。严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式，场内道路按农村道路用地管理。升压站、集电线路杆塔基础等其他设施用地按建设用地管理。符合三、与《云南省自然资源厅云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》（云自然资〔2019〕196号）符合性分析表1-4与“云自然资〔2019〕196号”符合性分析“云自然资〔2019〕196号”相关内容本项目内容相符性三、规范有序，进一步加强光伏发电项目用地管理光伏发电项目用地包括光伏方阵用地、变电站及运行管理中心用地、集电线路用地和场内道路用地。对国土资规〔2017〕8号文件确定利用农用地复合建设的光伏发电项目（以下简称光伏复合项目）以外的其他光伏发电项目用地，应严格执行国土资规〔2015〕5号文件规定，使用未利用地的，对不占压土地、不改变地表形态的光伏方阵用地部分可按原地类认定，不改变土地用途，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，报当地县（市、区）自然资源主管部门备案；其他用地部分，应依法办理建设用地审批手续；对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理。本项目属于光伏复合项目，实行农光互补，主要占地类型为旱地、草地、灌木林地、交通运输用地和其他土地，不属于国土资规〔2017〕8号文件确定利用农用地复合建设的光伏发电项目（以下简称光伏复合项目）以外的其他光伏发电项目用地。符合光伏复合项目指架设在一般耕地或其他农用地上的光伏方阵用地，满足光伏组件最低沿高于地面2.5m、高于最高水位0.6m，桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m的架设要求，不破坏农业生产条件的可不改变原用地性质，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式，场内道路可按农村道路用地管理。变电站、运行管理中心、集电线路杆塔基础等其他设施用地按建设用地管理。项目为光伏复合新建项目，实行农光互补，选择增加支架高度的方式，在光伏板区域种植农作物。光伏组件按最低离地2.5m、桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m的架设要求执行。本项目光伏方阵架设不会改变原有用地性质。光伏用地严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式，场内道路按农村道路用地管理。升压站、集电线路杆塔基础等其他设施用地按建设用地管理。符合新建、改建和扩建地面光伏发电项目，按建设用地和未利用地管理的，应严格执行国土资规〔2015〕11号文件要求，合理利用土地。根据表1-3和表1-4分析，本项目作为复合型光伏发电产业，用地符合“国土资规〔2017〕8号”相关要求和“云自然资〔2019〕196号”的相关要求。四、项目建设使用林地相关政策符合性分析本项目建设使用林地符合性分析根据《国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》（林资发〔2015〕153号）要求和《云南省林业和草原局云南能源局关于进一步规范光伏复合项目使用林草地有关事项的通知》（云林规〔2021〕5号）的要求进行分析，见表1-5和表1-6。（一）、与《国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》（林资发〔2015〕153号）符合性分析。表1-5与“林资发〔2015〕153号”符合性分析“林资发〔2015〕153号”相关内容本项目内容相符性一、各类自然保护区、森林公园（含同类型国家公园）、濒危物种栖息地、天然林保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区，为禁止建设区域。其他生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区域，为限制建设区域。项目选址不涉及各类自然保护区、森林公园（含同类型国家公园）、濒危物种栖息地、天然林保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区等。同时不涉及云县永久基本农田、生态保护红线及重要、生态脆弱、地形破碎区域。符合二、光伏电站的电池组件阵列禁止使用有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地，以及年降雨量400毫米以下区域覆盖度高于30%的灌木林地和年降雨量400毫米以上区域覆盖度高于50%的灌木林地。2022年7月27日临沧市林业和草原局出具了《临沧市林业和草原局关于云县干龙潭光伏电站二期项目选址审查意见的函》（见附件6），明确本项目选址用地范不涉及临沧市自然保护区范围，不涉及临沧市自然保护地整合优化范围，不涉及国家级和省级公益林地。符合（二）、与《云南省林业和草原局云南能源局关于进一步规范光伏复合项目使用林草地有关事项的通知》（云林规〔2021〕5号）符合性分析。表1-6与“云林规〔2021〕5号”符合性分析“云林规〔2021〕5号”相关内容本项目内容相符性二、选址要求光伏复合项目禁止在国家公园、自然保护区、森林公园、风景名胜区、草原公园等各类自然保护地，世界自然遗产地，野生动物重要栖息地，珍稀濒危和极小种群野生植物重要原生境，天然林保护重点区域、基本草原以及生态保护红线内建设。光伏复合项目的生产区（包括升压站、配电室、控制室、新建进场道路、新建场内检修道路、集电线路塔基等）、生活区（包括办公、住宿、食堂、活动场所、仓库等附属设施），禁止使用天然乔木林地；施工期临时设置的弃渣场、取土场、砂石场、堆料场、拌合站、工棚、临时施工道路等，禁止使用乔木林地；电池组件阵列禁止使用有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地，以及年降雨量400毫米以下区域覆盖度高于30%的灌木林地和年降雨量400毫米以上区域覆盖度高于50%的灌木林地。项目选址不涉及国家公园、自然保护区、森林公园、风景名胜区、草原公园等各类自然保护地，世界自然遗产地，野生动物重要栖息地，珍稀濒危和极小种群野生植物重要原生境，天然林保护重点区域、基本草原以及生态保护红线。项目属于光伏复合型项目，生产区（包括升压站、配电室、控制室、新建进场道路、新建场内检修道路、集电线路塔基等）、生活区（包括办公、住宿、食堂、活动场所、仓库等附属设施），不涉及天然乔木林地；施工期临时设置表土堆场、堆料场、拌合站、工棚、临时施工道路等，不涉及乔木林地；电池组件阵列占地不涉及有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地，以及年降雨量400毫米以下区域覆盖度高于30%的灌木林地和年降雨量400毫米以上区域覆盖度高于50%的灌木林地。符合三、用地要求（一）用地性质光伏复合项目生产区（包括升压站、配电室、控制室、集电线路塔基等）、生活区（包括办公、住宿、食堂、活动场所、仓库等附属设施）、电池组件阵列区箱变、新建进场道路、新建场内检修道路，应当办理占用林地手续；施工期临时设置的弃渣场、取土场、砂石场、堆料场、拌合站、工棚、地埋电缆槽以及临时施工道路应当办理临时占用林地手续。2022年7月27日临沧市林业和草原局出具了《临沧市林业和草原局关于云县干龙潭光伏电站二期项目选址审查意见的函》（见附件6），明确本项目选址用地范不涉及临沧市自然保护区范围，不涉及临沧市自然保护地整合优化范围。本次评价要求建设单位在实际建设前，若调整用地占用林地，应办理林地使用手续。符合（二）建设标准电池组件阵列区在设计方面应当尽可能节约集约使用林地，光伏板最低沿与地面距离不得低于2.5m，电池组件阵列各排、列的布置间距应当符合《光伏电站设计规范》（GB50797-2012）或《光伏发电站设计规范》（GB50797-20XX）相关规定；场内检修道路设计应当符合《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）以及《光伏发电工程施工组织设计规范》（GB/T50795-2012）的相关要求。光伏复合项目电池组件阵列用地涉及林地以外农用地的，建设标准应严格按照《云南省自然资源厅云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》（云自然资〔2019〕196号）要求执行。项目为光伏复合新建项目，实行农光互补，选择增加支架高度的方式，在光伏板区域种植农作物。光伏组件按最低离地2.5m、桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m的架设要求执行，电池组件阵列各排、列的布置间距按照《光伏电站设计规范》（GB50797-2012）或《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）相关规定设计。场内检修道路设计按照《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）以及《光伏发电工程施工组织设计规范》（GB/T50795-2012）的相关要求执行。光伏复合项目电池组件阵列用地涉及林地以外农用地的，建设标准严格按照《云南省自然资源厅云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》（云自然资〔2019〕196号）要求执行。符合（三）植被保护光伏复合项目在满足正常运营的同时，须保证电池组件阵列下方不得改变林草地用途，不得裸露地表、硬化或作其他用途。光伏复合项目施工期要切实做好项目区原生植被的保护，最大程度减少对植被的破坏。施工车辆、设备、人员进场后应尽量不破坏原有土层和地表植物，地埋电缆槽、临时弃渣场等确需对地表进行开挖的，施工单位应当严格按照设计范围进行施工，施工结束后立即开展植被恢复工作，县级林草主管部门对恢复情况进行检查验收。电池组件阵列区内林地上涉及散生木的，应当优化设计、尽量避让，在满足光伏电站正常建设运营的同时，尽可能减少对散生木的采伐。涉及古树名木的，一律避让。光伏复合项目运营期要采取多种综合措施，确保项目区原生植被正常生长。施工前项目业主单位应当对项目区植被情况以图文或影像方式进行记录，申报办理许可手续时，将记录材料提交县级林草主管部门存档。运营期电池组件阵列下方原有植被盖度达到30%以上，且具备自然恢复条件的，以自然恢复植被为主，不采取开挖补种、更替树种、除草等人工干预措施；原有植被盖度达到20%以上30%以下，且具备自然恢复条件的，采取补植补种修复植被；原有植被盖度低于20%的，采取人工种草等措施改良植被及土壤条件，防止水土流失和土壤侵蚀。项目区内未设计建设的空地区域，不得破坏原有植被和损毁地表，项目业主单位可在不影响光伏复合项目运营安全的前提下，科学制定绿化方案，适度补植补种乡土树种、草种。项目业主在申报使用林地、草原行政许可时，应当同步提交编制《光伏复合项目使用林草地植被保护方案》的承诺书，并在项目取得使用林地许可批复后1个月内，向县林草局提交按规定编制的《光伏复合项目使用林草地植被保护方案》。项目业主单位要做好项目区的森林草原防火工作，重点加强项目施工、运营、检修期间的野外火源管理，落实森林草原防火管护人员和措施。光伏复合项目在正常运营期间，不会改变电池组件阵列下方林草地用途，禁止裸露地表、硬化或作其他用途。光伏复合项目施工期落实环境保护措施，保护项目区原生植被，最大程度减少对植被的破坏。施工车辆、设备、人员进场后严禁破坏原有土层和地表植物。施工单位严格按照设计范围进行施工，施工结束后立即开展植被恢复工作。施工期优化设计、尽量避让林地上涉及散生木的，项目选址不涉及古树名木的。运营期电池组件阵列下方原有植被按照水保方案进行植被恢复，防止水土流失和土壤侵蚀。项目区内未设计建设的空地区域，不得破坏原有植被和损毁地表，项目业主单位可在不影响光伏复合项目运营安全的前提下，科学制定绿化方案，适度补植补种乡土树种、草种。项目业主在申报使用林地、草原行政许可时，应当同步提交编制《光伏复合项目使用林草地植被保护方案》的承诺书，并在项目取得使用林地许可批复后1个月内，向县林草局提交按规定编制的《光伏复合项目使用林草地植被保护方案》。项目业主单位要做好项目区的森林草原防火工作，重点加强项目施工、运营、检修期间的野外火源管理，落实森林草原防火管护人员和措施。符合据表1-5和表1-6分析，本项目建设使用林地符合“林资发〔2015〕153号”和“云林规〔2021〕5号”的相关要求。五、与长江经济带发展负面清单符合性分析根据《长江经济带发展负面清单指南（试行，2022年版）》（长江办〔2022〕7号）要求和《云南省长江经济带发展负面清单指南实施细则（试行，2022年版）》要求进行分析。（一）、与《长江经济带发展负面清单指南（试行，2022年版）》（长江办〔2022〕7号）符合性分析表1-7与“长江办〔2022〕7号”符合性分析“长江办〔2022〕7号”相关内容本项目内容相符性禁止在自然保护区核心区、缓冲区的岸线和河段范围内投资建设旅游和生产经营项目。禁止在风景名胜区核心景区的岸线和河段范围内投资建设与风景名胜资源保护无关的项目本项目用地不涉及自然保护区。符合禁止在饮用水水源一级保护区的岸线和河段范围内新建、改建、扩建与供水设施和保护水源无关的项目，以及网箱养殖、畜禽养殖、旅游等可能污染饮用水水体的投资建设项目。禁止在饮用水水源二级保护区的岸线和河段范围内新建、改建、扩建排放污染物的投资建设项目。本项目用地不涉及饮用水源保护区。符合禁止在水产种质资源保护区的岸线和河段范围内新建围湖造田、围海造地或围填海等投资建设项目。禁止在国家湿地公园的岸线和河段范围内挖沙、采矿，以及任何不符合主体功能定位的投资建设项目。本项目用地不涉及水产种质资源保护区和国家湿地公园。符合禁止违法利用、占用长江流域河湖岸线。禁止在《长江岸线保护和开发利用总体规划》划定的岸线保护区和保留区内投资建设除事关公共安全及公众利益的防洪护岸、河道治理、供水、生态环境保护、航道整治、国家重要基础设施以外的项目。禁止在《全国重要江河湖泊水功能区划》划定的河段及湖泊保护区、保留区内投资建设不利于水资源及自然生态保护的项目。本项目用地不属于《长江岸线保护和开发利用总体规划》划定的岸线保护区和保留区。符合禁止在长江干支流、重要湖泊岸线一公里范围内新建、扩建化工园区和化工项目。禁止在长江干流岸线三公里范围内和重要支流岸线一公里范围内新建、改建、扩建尾矿库、冶炼渣库和磷石膏库，以提升安全、生态环境保护水平为目的的改建除外。本项目用地范围不涉及长江干支流和重要湖泊岸线。符合（二）、与《云南省长江经济带发展负面清单指南实施细则（试行，2022年版）》的符合性分析表1-8与“云南省长江经济带发展负面清单指南实施细则（试行，2022年版）”符合性分析“云南省长江经济带发展负面清单指南实施细则（试行，2022年版）”相关内容本项目内容相符性禁止在生态保护红线范围内投资建设项目，生态保护红线内、自然保护地核心保护区原则上禁止人为活动；其他区域严格禁止开发性、生产性建设活动。除国家重大战略资源勘查项目、生态保护修复和环境治理项目、重大基础设施项目、军事国防项目以及农牧民基本生产生活等必要的民生项目以外的项目。生态保护红线原则上按禁止开发区域的要求进行管理外，仅允许对生态功能不造成破坏的有限人为活动。根据“云县自然资源局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件13），确定本项目建设选址区域不涉及云县生态保护红线（公开版及封库版)。符合禁止在自然保护区内进行砍伐、放牧、狩猎、捕捞、采药、开垦、烧荒、开矿、采石、挖沙等活动；禁止任何人进入自然保护区的核心区；禁止在自然保护区的缓冲区开展旅游和生产经营活动；严禁开设与自然保护区保护方向不一致的参观、旅游项目；在自然保护区的实验区内，不得建设污染环境、破坏资源或者景观的生产设施；自然保护区核心区，严禁任何生产经营活动；新建公路、铁路和其他基础设施不得穿越自然保护区核心区，尽量避免穿越缓冲区；禁止在自然保护区的核心区和缓冲区内建设畜禽养殖场、养殖小区。根据“临沧市生态环境局云县分局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件8）及“临沧市生态环境局关于光伏发电项目选址意见的函”（详见附件7），明确项目选址均不涉及环境敏感区；项目选址不涉及自然保护区。符合禁止在风景名胜区内进行开山、采石、开矿、开荒、修坟立碑等破坏景观、植被和地形地貌的活动以及修建储存爆炸性、易燃性、放射性、毒害性、腐蚀性物品的设施；禁止违反风景名胜区规划，在风景名胜区内设立各类开发区和在核心景区内建设宾馆、招待所、培训中心、疗养院以及与风景名胜资源保护无关的其他建筑物；禁止在风景名胜区从事与风景名胜资源无关的生产建设活动；风景名胜区内的水源、水体应当严加保护，禁止污染水源、水体，禁止擅自围、填、堵塞水面和围湖造田等；禁止在风景名胜区内建设畜禽养殖场、养殖小区。根据“临沧市生态环境局云县分局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件8）及“临沧市生态环境局关于光伏发电项目选址意见的函”（详见附件7），明确项目选址均不涉及环境敏感区；项目选址不涉及风景名胜区。符合禁止擅自征收、占用国家湿地公园的土地。除国家另有规定外，禁止在国家湿地公园内开（围）垦、填埋或者排干湿地；截断湿地水源；挖沙、采矿，倾倒有毒有害物质、废弃物、垃圾；从事房地产、度假村、高尔夫球场、风力发电、光伏发电等任何不符合主体功能定位的建设项目和开发活动；破坏野生动物栖息地和迁徙通道、鱼类洄游通道；滥采滥捕野生动植物，引入外来物种；擅自放牧、捕捞、取土、取水、排污、放生等破坏湿地及其生态功能的活动。国家湿地公园保育区除开展保护、监测、科学研究等必需的保护管理活动外，不得进行任何与湿地生态系统保护和管理无关的其他活动。根据“临沧市生态环境局云县分局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件8）及“临沧市生态环境局关于光伏发电项目选址意见的函”（详见附件7），明确项目选址均不涉及环境敏感区；项目选址不涉及水产种质资源保护区和国家湿地公园。符合禁止在饮用水水源一级保护区内新建、改建、扩建与供水设施和保护水源无关的建设项目；禁止在饮用水水源一级保护区内从事网箱养殖、旅游、游泳、垂钓或者其他可能污染饮用水水体的活动。禁止在饮用水水源二级保护区内新建、改建、扩建排放污染物的建设项目；在饮用水水源二级保护区内从事网箱养殖、旅游等活动的，应当按照规定采取措施，防止污染饮用水水体。根据“临沧市生态环境局云县分局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件8），明确项目选址区域不涉及饮用水保护区和环境敏感区域。符合除国家明确支持的重大建设项目、军事国防类项目、交通类项目、能源类项目、水利类项目、国务院投资主管部门或国务院投资主管部门会同有关部门支持和认可的交通、能源、水利基础设施项目外,禁止在永久基本农田范围内投资建设项目。重大建设项目选址确实难以避让永久基本农田的，需在可行性研究阶段，对占用的必要性、合理性和补划方案的可行性进行严格论证，按照“数量不减、质量不降、布局稳定”的要求进行补划，报自然资源部用地预审，依法依规办理农用地转用和土地征收，和法定程序修改相应的国土空间规划用途。根据“云县自然资源局关于云县干龙潭光伏电站二期项目的选址意见”（详见附件13）及“临沧市自然资源和规划局关于项目选址用地的情况说明”（详见附件8），本项目用地不涉及永久基本农田。符合根据表1-7和表1-8分析，本项目建设符合《长江经济带发展负面清单指南（试行，2022年版）》（长江办〔2022〕7号）要求和《云南省长江经济带发展负面清单指南实施细则（试行，2022年版）》相关内容要求。六、与《云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》的符合性根据《云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》（云自然资[2019]196号），“光伏复合项目指架设在一般耕地或其他农用地上的光伏方阵用地，满足光伏组件最低沿高于地面2.5m、高于最高水位0.6m，桩基间列间距大于4m、行间距大于6.5m的架设要求，不破坏农业生产条件的可不改变原用地性质，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式，场内道路可按农村道路用地管理。变电站、运行管理中心、集电线路杆塔基础等其他设施用地按建设用地管理”。符合性分析：本项为光伏复合项目，采用的光伏组件固定式支架前后组件间距D=7.7m，平单轴跟踪支架东西间距8米，光伏组件按最低沿高于地面2.5m，符合通知要求。七、与《云南省主体功能区规划》的符合性分析根据《云南省主体功能区规划》（云政发〔2014〕1号），将云南省国土空间分为重点开发区域、限制开发区域和禁止开发区域三种区域。项目位于临沧市云县，属于限制开发区域中的国家级农产品主产区。该区域的功能定位为：保障粮食产品和主要农产品供给安全的基地，全省农业产业化的重要地区，现代农业的示范基地，农村居民安居乐业的美好家园，社会主义新农村建设的示范区。以大力发展高原特色农业为重点，确实保护耕地，稳定粮食生产，发展现代农业，增强农业综合生产力，增加农民收入，加快建设社会主义新农村，有效增强农产品供给保障能力，确保国家粮食安全和食品安全。本项目属于光伏+林农开发方式的新能源项目，与《云南省主体功能区规划》中的功能定位相符。《云南省主体功能区划》能源开发与布局中开发原则指出“因地制宜、有序推进、统筹协调”原则里提出“大力发展清洁可再生能源，……解决制约新能源电源发展并网难、外输难等问题”，本项目开发的原则与《云南省主体功能区规划》能源开发的原则是一致的。《云南省主体功能区划》能源开发与布局中空间布局提出“……依托太阳能和生物质能源分布建设新能源示范基地……依托资源优势，稳步发展太阳能发电和热利用……”，本光伏项目的开发空间布局与主体功能区规划中的能源开发空间布局基本一致，且本项目环评针对光伏开发提出了环境保护措施，符合《云南省主体功能区规划》中关于能源开发的空间布局要求。八、与《云南省生态功能区划》的符合性分析根据《云南省生态功能区划》，云南省生态功能区共分一级区（生态区）5个，二级区（生态亚区）19个，三级区（生态功能区）65个。本项目位于云县，属于Ⅱ3-1澜沧江干流中山峡谷水土保持生态功能区，该功能区以中山河谷地貌为主，大部分地区的年降雨量在1200毫米以上。东部地区的主要植被为思茅松林，西部地区类型组成较为复杂，而且大部分已开垦为农地。土壤以赤红壤和酸性紫色土为主。主要生态系统服务功能为澜沧江中游干流地区的水土保持。本项目为光伏电站的建设，建设用地不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区、森林公园、世界自然遗产地等环境敏感区，不占用生态保护红线、生态公益林及基本农田。项目评价范围内所涉及的自然植被类型为暖温性针叶林、暖温性灌丛、草丛，项目所占用植被类型单一、次生性强，群落结构简单，物种多样性较低，项目区不属于生物多样性富集区域，项目严格执行本环评提出的相关措施后，对区域的整体生态服务功能影响不大。项目符合《云南省生态功能区划》。九、与《云南省生物多样性保护战略与行动计划（2012-2030年）》的符合性分析《云南省生物多样性保护战略与行动计划（2012－2030年）》结合云南生态系统类型的典型性、特有程度、特殊生态功能以及物种的丰富程度、珍稀濒危程度、受威胁因子、经济用途、科学研究价值等因素，划定了全省生物多样性保护的6个一级优先区域和18个二级优先区域（表1-9）。表1-9生物多样性保护优先区域划分生物多样性保护一级优先区域生物多样性保护二级优先区域1.滇西北高山峡谷针叶林区域1.高黎贡山北段温凉性针叶林区2.梅里雪山——碧罗雪山寒温性针叶林区3.云岭山脉寒温性——暖温性针叶林区4.香格里拉山原寒温性针叶林区2.云南南部边缘热带雨林区域5.高黎贡山南段中山湿性常绿阔叶林区6.铜壁关热带雨林区7.南汀河热带雨林区8.西双版纳热带雨林区9.红河湿润雨林区3.滇东南喀斯特东南季风阔叶林区域10.滇东南喀斯特东南季风阔叶林区域4.滇东北乌蒙山湿润常绿阔叶林区域11.乌蒙山湿润常绿阔叶林区12.金沙江下游干热河谷区5.澜沧江中游—哀牢山中山湿性常绿阔叶林区域13.澜沧江中山宽谷常绿阔叶林区14.无量山中山湿性常绿阔叶林区15.哀牢山中山湿性常绿阔叶林区6.云南高原湿地区域16.滇中高原湖泊区17.滇西北高原湖泊区18.滇东北高山沼泽化草甸区本项目位于云县幸福镇境内，所在区域不涉及计划划定的生物多样性保护优先保护区域，本项目实施对云南省生物多样性保护优先区域的影响不大，与《云南省生物多样性保护战略与行动计划（2012-2030年）》统筹生物多样性保护与经济社会发展，保护优先、科学利用的指导思想和基本原则是一致的。本项目与《云南省生物多样性保护战略与行动计划（2012-2030年）》不冲突。十、与《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020）的相符性分析本次评价包括光伏发电工程和扩建能满足一二期一并运行的升压站，升压站接出线路为依托原有线路。项目与《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020）的相符性分析见表1-10。表1-10与《输变电建设项目环境保护技术要求》相符性分析序号《输变电建设项目环境保护技术要求》本项目情况相符性1工程选址选线应符合规划环境影响评价文件的要求。本项目由太阳能电池板方阵、逆变器及箱变、集电线路和升压变压器组成，不涉及输变电线路。项目建设内容已取得备案文件和选址意见，同意项目选址。输变电线路工程由当地电网公司负责另行办理环评手续，不包含在本次环评范围内。符合2输变电建设项目选址选线应符合生态保护红线管控要求，避让自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区。确实因自然条件等因素限制无法避让自然保护区实验区、饮用水水源二级保护区等环境敏感区的输电线路，应在满足相关法律法规及管理要求的前提下对线路方案进行唯一性论证，并采取无害化方式通过。本项目依托原有项目的升压站，原有升压站选址对自然保护区、饮用水水源保护区、生态红线区域进行了避让，不涉及自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区。符合3变电工程在选址时应按终期规模综合考虑进出线走廊规划，避免进出线进入自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区。本项目依托原有项目的升压站，原有升压站不涉及自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区。符合4户外变电工程及规划架空进出线选址选线时，应关注以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等为主要功能的区域，采取综合措施，减少电磁和声环境影响。项目升压站建设区域50m范围内无环境保护目标，采取环评阶段提出的措施可减少电磁和声环境影响。符合5同一走廊内的多回输电线路，宜采取同塔多回架设、并行架设等形式，减少新开辟走廊，优化线路走廊间距，降低环境影响。本项目依托原有项目的升压站，不涉及送出线路。符合6原则上避免在0类声环境功能区建设变电工程。项目建设用地区域属于2类声环境功能区，不属于0类声环境功能区。符合7变电工程选址时，应综合考虑减少土地占用、植被砍伐和弃土弃渣等，以减少对生态环境的不利影响。本项目依托原有项目的升压站，原有升压站选址合理，永久占用土地面积较小，对生态环境的不利影响较小。符合8输电线路宜避让集中林区，以减少林木砍伐，保护生态环境。本项目不涉及送出线路建设。符合9进入自然保护区的输电线路，应按照HJ19的要求开展生态现状调查，避让保护对象的集中分布区。本项目选址不涉及自然保护区。符合本项目建设内容包括升压站扩建，但不涉及输变电线路工程，根据表1-10分析，升压站建设和选址符合《输变电建设项目环境保护技术要求》（HJ1113-2020），输变电线路依托原一期并网送出线路接入110kV新塘房水电站升压站，线路长度约16km，该条线路已于一期实施阶段就已进行环评，并已进行竣工环保验收，故本次项目不涉及输变电线路内容。二、建设内容地理位置本项目位于临沧市云县幸福镇境内，项目中心地理坐标位于东经99°54′25.689″，北纬24°9′13.265″，场址海拔高程介于2213~2048m之间，距幸福镇集镇直线距离约4km，场址区附近有多条公路及乡村简易道路通过，交通条件较好，地势以台地为主，地面植被稀疏，场址地形开阔，建设点周围无高山遮挡，光照资源充足，区位优势明显。项目区地理位置见附图1。图2-1光伏电站地理位置示意图项目组成及规模一、建设项目概况项目名称：临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目建设单位：云县汇能发电有限责任公司建设地点：云南省临沧市云县幸福镇盘村山项目性质：新建工程投资：22250万元建设规模及主要内容：本项目光伏发电工程装机容量为50.274MW，共计使用单晶硅高效单面540Wp组件93100块，228kW组串式逆变器175台，1600kVA变压器1台，3125kVA变压器12台，电站额定容量39.9MW。建成后年平均满负荷利用小时数为1374.33hr，本项目25年运行期内多年平均上网电量为69092.92MW·h，25年总发电量1727323MW•h。本工程依托干龙潭一期光伏电站110kV升压站，但需对该升压站进行扩建，扩建内容均位于一期110kV升压站用地红线范围内，不新增占地，主要包括新增110kV，40MVA升压变压器一台，新建1座35kV开关站及户外电气设备。采用2回35kV集电线路汇集场区13个光伏子阵的电力输出，接入35kV开关站，经变压器升压至110kV，两期电能在110kV侧汇总后，沿用一期送出线路接入110kV新塘房水电站，线路长度约16km。本次评价包括光伏发电工程和扩建一期的升压站，输出线路沿用一期已建成的16km接入110kV新塘房水电站。根据《项目可研》：“农光互补具体农业种植由建设单位委托专业农业公司进行农业种植生产，或将光伏电站内可用于农业种植的土地进行出租，允许农业公司或个人进行种植，实现光伏电站与企业或个人的双赢”。且因目前无十分确定的农业种植具体方案，本次环评做简单介绍和分析。二、建设项目组成及建设内容建设项目由太阳能电池板方阵、逆变器及箱变、集电线路和升压变压器组成。具体内容及组成见表2-1。表2-1项目建设内容一览表类别项目内容主体工程太阳能电池板方阵发电容量为50MW，共安装单晶硅540Wp组件93100块，由12个3.125MW子方阵和1个1.6MW子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。光伏支架为单立柱三角形结构，阵列最佳倾角18°，采用钢筋混凝土灌注桩基础，基础埋深2.9m，基础高出地面0.1m，光伏板支架最低端离地设置高度不低于2.5m，组件安装采用固定倾角安装方式。扩建干龙潭一期升压站对干龙潭一期升压站进行扩建，主要为新增110kV,40MVA升压变压器一台，新建1座35kV开关站及户外电气设备（扩建内容均位于干龙潭一期项目110kV升压站用地红线内，无新增永久占地）。逆变器安装单机容量为228kW组串式逆变器175台，组串式逆变器不单独做基础，逆变器安装在光伏组件下方支架上。35kV箱式变压器共设13台，为油浸式变压器。本工程设电缆分接箱9台，每组经1路35kV集电线路送至110kV升压站35kV母线侧。集电线路工程箱式变压器至升压站集电线路全部采用直埋方式敷设。直埋采用2回35kV高压集电线路汇集电能送入升压站，线路总长度为5.1km。公辅工程交通工程进场改造道路及光伏场区道路4.0米，进站道路4.5米，光伏场区道路及进场道路改造部分：石渣路面；进站道路：混凝土路面。施工用水本工程施工用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水和消防用水等组成，施工用水均取自站址附近的小河、小型水库取水，采用水车运水的方式供应。直饮水采用桶装矿泉水；施工场地内设容积为150m³临时水池一座，供施工用水。施工电源估算本工程施工用电高峰负荷约350kW。项目区有干龙潭一期项目10kV线路分布，施工用电可由该10kV线路引接作为电源，最远长度约1.4km。对外通信施工现场有中国移动、联通等信号覆盖，对外通信主要采用移动通讯方式。必要时也可采用有

方式。环保工程污水处理主要包括施工营地临时沉淀池3个（每个3m³），施工期道路区设置临时截排水沟和临时沉砂池（根据施工布置设置）。标识牌分散在项目周围设置环保宣传牌及环境保护警示牌噪声治理优选低噪声的设备，对高噪声设备设置隔振或减振基座。加强设备的维护保养，确保设备处于良好的运转状态，杜绝因设备不正常运行时产生的高噪声。变压器、逆变器等设备与基础之间安装隔振构件。固废治理生活垃圾设置2个垃圾桶，产生的垃圾分类收集，能回收利用的回收利用，不能回收利用的集中收集后清运至附近村落垃圾收集点处置。废蓄电池、废变压器油于一期项目升压站内设置1间危废暂存间，面积为5㎡；废变压油和废铅蓄电池采用专门的容器分类收集后暂存于危废暂存间，定期交具有相应资质的机构进行处置。干龙潭光伏电站一期项目与本项目为同一建设单位，后期统一管理。太阳能光伏电池板、支架、变压器、升压箱柜、逆变器等废旧设备。设一般固废暂存间。回收利用环境风险废油主变压器：主变压器布置在室外，变压器底部设有贮油坑，贮油坑容积为主变压器油量的20%设计。主变油坑铺设厚度不小于250mm的卵石，卵石直径宜为50mm～80mm。贮油坑尺寸大于主变压器外廓线各1m。坑底设有排油管，在主变压器附近设置事故油池，容量按其接入的油量最大的一台设备确定，事故油池有油水分离的功能。变压器事故状态下需排油时，经主变下部的贮油坑与排油管排至事故油池，采用专门的容器分类收集后暂存于危废暂存间，定期交具有相应资质的机构进行处置。主变压器附近设事故油池，有效容积为50m³。箱变事故油池：每个3150kVA箱式变压器下方分别设置1座1m³的事故油池（共13个）。依托工程110kV升压站干龙潭光伏电站一期项目110kV升压站东西宽66m，南北长80m，升压站建有建筑物2座，为综合楼及35kV屋内配电装置。进站道路长0.38km，路面宽4.5m。站内安装一台110kV的主变。主变运行现状良好。生活办公区依托干龙潭光伏电站一期项目升压站内的生活办公设施。干龙潭光伏电站一项目目与本项目为同一建设单位，后期统一管理。生活污水处理等设备均依托干龙潭光伏电站一期项目。化粪池及废水收集池干龙潭光伏电站一期项目已建一座化粪池及一座废水收集池，容积均为5m³。运行现状良好。110kV输电线路干龙潭光伏电站一期项目已建1回110kV架空线路，接入旗山变110kV升压站，线路长36km。三、建设规模临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目选址位于临沧市云县幸福镇盘村山境内，本工程租赁的用地类型(1000亩)主要为耕地、种植用地、灌木林地、草地、交通用地、水域及水利设施用地、建设用地及其他土地等，企业承诺现阶段不使用林地和区域覆盖度高于50%以上的灌木林地，相关土地预留，远期如考虑使用有林地(竹林地、乔木林地)和灌木林地，应在满足相关政策并落实依法办理审批手续的前提下方可布置电子组件阵列。建设规模为50兆瓦的农光互补光伏电站项目，扩建干龙潭一期光伏电站项目的升压站。本工程总规划装机容量50MW，组件采用固定倾角18°安装方式，光伏板支架最低端离地高度为2.5m，采用分块发电、集中并网方案。每个光伏组串安装于一套光伏支架上，间距根据现场地形坡度及朝向进行适当调整。本工程按组串式系统方案，采用高效单晶540Wp组件，本项目共分为13个方阵，其中单个3.125MW子方阵配置14台228kW组串式逆变器，3192个组串；单个1.6MW子方阵配置7台228kW组串式逆变器，3192个组串；本项目共设置12个3.125MW光伏子方阵和1个1.6MW伏子方阵，共使用3325个组串，93100块组件，175台228kW组串式逆变器，12台3150kVA箱变，系统容配比1:1.26。2021年12月08日云县县发展和改革局对项目出具云南省固定资产投资项目备案证。本光伏电站按少人值守的原则进行设计。待光伏电站机械、电气设备进入稳定运行时期之后，光伏发电区域和配套的生产综合设施所按无人值班（或少人值守）方式管理。考虑建设期6个月，运营期25年，本工程25年总发电量为1756922.71MW•h，25年平均上网电量70276.9MW·h，25年平均利用小时数为1397.88h。四、系统总体方案(一）太阳电池组件本项目共计13个方阵区，全部方阵区采用540Wp单晶硅高效组件，总装机容量为50MW。其主要技术参数见表2-2。表2-2540Wp单晶硅组件国产太阳能电池组件参数峰值功率（Wp)540最大功率点的工作电流-IMPP(A)12.97最大功率点的工作电压-VMPP(V)41.65短路电流（A）13.85开路电压（V）49.5组件效率%21.1峰值功率温度系数-0.35%开路电压温度系数-0.265%短路电流温度系数0.05%组件尺寸（mm）2256×1133×35重量（kg）27.2温度范围（℃）-40~+85数量（块）93100(二）光伏阵列运行方式光伏方阵有多种安装方式，工程上使用何种安装方式决定了项目的投资、收益以及后期的运行、维护。大型并网光伏方阵的支架安装形式主要有固定式和跟踪式两种。固定式系统结构简单，安装调试和管理维护都很方便；跟踪式系统不仅需要配置自动跟踪机构，系统投资成本增加，而且安装调试和管理维护相对复杂，但可以增加发电量。因为太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与光伏方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8h或更长的时间。国内外的光伏组件安装，考虑其可安装性与安全性，目前技术最成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于北半球正午时分的太阳高度角在春分、秋分时等于本地的纬度，在冬至为纬度减去地轴偏角，在夏至为纬度加上地轴偏角，所以北半球最佳的组件固定安装方式为朝南，且倾角接近当地纬度。如果条件允许，可以采用人工调整倾角的安装方式，即根据太阳高度角的月季差异，一年调整方阵倾角2-6次，以提高发电量。1、本项目工程采用固定式安装方式光伏组件方阵安装采用固定式支架安装方案，采用热镀锌钢固定式支架。支架由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架侧立面形式为单立柱三角形结构。采用18°倾角布置为本项目光伏支架倾的最佳倾角布置，基础采用钢筋混凝土灌注桩基础，基础埋深2.9m，基础高出地面0.1m，组件距地面最小距离为2.5m，组件串长度为16.12m，排布方式为2行14列，本工程按照支架长边平行于坡面呈东西走向布置。图2-2固定式安装方式2、光伏方阵本项目总光伏容量为50MW，采用高效单晶540Wp组件，逆变器超配比按照1.26倍考虑，单台逆变器直流输入容量可达287.28kWp，单个3125kVA变压器可接入4.16598Wp光伏组件。本项目共分为13个方阵，其中单个3.125MW子方阵配置14台228kW组串式逆变器，3192个组串；单个1.6MW子方阵配置7台228kW组串式逆变器，3192个组串；本项目共设置12个3.125MW光伏子方阵和1个1.6MW伏子方阵，共使用3325个组串，93100块组件，175台228kW组串式逆变器，12台3150kVA箱变。表2-3各类子阵设计方案序

方阵类型方阵数量组件功率（Wp）组串数

（串）228kW逆变器（台）交流容量（MW）直流容量（MWp）容配比单个方阵高效单晶1254031921683.1253.93751.26高效单晶154013371.62.0161.26合计高效单晶13540332517539.149.2661.263、逆变器根据本项目的实际情况为山地光伏电站，地势复杂，无法保证组件朝向一致，故集中式逆变器的MPPT数量无法满足要求，影响系统效率。因此本项目采用组串式逆变器。组串式逆变器主要技术指标见表2-4所示。表2-4228kW逆变器参数表技术参数效率最大效率98.99%欧洲效率98.32%输入最大输入电压1500V最大输入电流26A满载MPP电压范围500V~1500V最大输入路数24MPPT数量12输出额定输出功率228kW最大视在功率250kVA最大有功功率（cosφ=1)250kW额定输出电压800V，3W+PE输出电压频率50Hz/6

Hz功率因数0.8超前...0.8滞后最大总谐波失真＜3%保护输入直流开关支持防孤岛保护支持输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型Ⅱ交流浪涌保护类型Ⅱ绝缘阻抗检测支持RCD检测支持显示与通信显示LED指示灯RS485支持μSB支持PLC选配蓝牙+APP支持常规参数尺寸（宽×高×厚）1200×800×320mm重量125kg工作温度-25°C~60°C冷却方

智能强制风冷最高工作海拔4000m相对湿度（无冷

）0~100%直流端子类型MC4交流端子类型螺丝压接端子防护等级IP66(三）电力系统本次光伏电站项目场址与一期项目场址相邻，两期项目共用一期升压站，本期工程通过2条35kV集电线路接入原有一期110kV升压站。临沧市云县干龙潭二期农光互补光伏发电项目本工程需扩建一期升压站：主要包括新增110kV,40MVA升压变压器一台，电压等级为121±8×1.25%/35kV。新建1座35kV开关站及户外电气设备（本期扩建一期110kV升压站建设内容均位于一期项目110kV升压站用地红线内，无新增永久占地），云县干龙潭二期光伏电站项目电能升压至110KV后与一期电能汇总，再以1回110kV架空输电线路(依托原一期并网送出线路)接入110kV新塘房水电站升压站，线路长度约16km。表2-5主变压器参数表型号SZ18-40000/110型式三相双绕组强迫油循环风冷有载调压电力变压器冷却形式ONAN额定频率50H

额

容量100MVA额定电压比121±8×1

25%/35调压方式高压侧有载调压连接组别Ynd11本工程35kV母线按单母线接线设计。采用228kW组串式逆变器，每14台逆变器通过电缆连接至35kV3150kVA箱变低压侧。箱变低压侧电压等级为0.8kV。3150kVA箱变采用油浸变压器，将逆变器输出0.8kV电力升压至35kV。315变压器箱变变压器配置如下：a.高压设备优先考虑配断路器，三相，额定电流630A，额定电压35kV，开断电流为31.5kA。在升压变出口处配置带电显示器及避雷器，均安装在开关柜内。在后续设计阶段，若厂家可提供开断本项目电容电流能力的试验报告，可考虑采用真空负荷开关及熔断器的组合。b.低压设备配置框架断路器，框架断路器额定电流为3200A。五、公用工程（一）给水光伏发电区用水主要为光伏板清洗用水，及值守人员生活用水，因项目境内空气质量佳，雨量较充沛，平时主要依靠雨水清洁；在少雨时节可使用冲洗水车沿道路对两侧组件进行清洗。冲洗水源及员工生活用水来源由幸福镇盘村山自来水管道供给。（二）排水光伏发电区域雨水、光伏板清洗废水考虑沿自然地势散排。本项目施工泥浆废水经沉淀后上清液回用，不外排；在施工过程中设置临时污水收集池，经处理后的生活污水用于农光互补中农作物的种植及消纳。生活污水依干龙潭一期项目已建升压站内已有设施进行处理，不外排。太阳能电池板冲洗水主要污染物为SS悬浮物，可直接回用于农光互补中农作物的种植及消纳。（三）供电本项目采用35kV铜芯电缆作为集电线路方案，通过箱变升压成35kV后，每4台为一回线路，共分3回35kV集电线路接入新建110kV升压站。六、劳动定员及工作制度项目运行期按“无人值守、少人值守”的原则设计，本项目依托的一期升压站原有人员7人，本次二期项目增加2人，主要负责变电设备和光伏设备巡视、日常维护等，采用1班制，8h/班，年工作365d。七、工程占地本工程租赁的用地类型主要为耕地、种植用地、灌木林地、草地、交通用地、水域及水利设施用地、建设用地及其他土地等，企业承诺现阶段不使用林地和区域覆盖度高于50%以上的灌木林地，相关土地预留，远期如考虑使用有林地(竹林地、乔木林地)等，应在满足相关政策并落实依法办理审批手续的前提下方可布置电子组件阵列。本项目电池组件阵列布置区域主要利用园地等允许类土地布置。项目占地不涉及征地、拆迁和移民问题，原则上不改变最终用途，属于农光互补型光伏电站。项目永久占地具体见表2-6。表2-6项目永久占地项目名称面积原有土地性质依托的一期项目110kV升压站约5700㎡供电用地光伏发电区1000亩，本项目电池组件阵列布置区域主要利用灌木林地、草地等允许类土地布置。利用灌木林地、草地等用地上方空间，对原有植被进行清理，光伏板支架最低端离地高度不低于2.5m。清理后种植喜阴经济性作物，不另占土地。总平面及现场布置八、总平面及现场布置（一）光伏区本工程光伏发电厂区内由光伏发电单元和方阵间的检修道路组成。本工程总用地面积1000亩。本工程光伏发电厂区内由13个光伏发电单元和方阵间的检修道路组成。光伏发电系统场区整体呈方阵布置，因用地属性限制，光伏板均布置在浅丘山包，在场区四周及场地中均设置有主干道贯穿整个场区，路面宽度为4m。根据现场实际地形地貌，布置13个光伏发电子方阵，共设置13台箱式变压器，全部布置在道路的旁侧。光伏组件依地形而建，光伏场区不进行大规模场平，仅对个别地势起伏较大处做小范围的平整，并利用光伏组件之间的间距作为施工及检修通道。（二）35kV集电线路走向项目考虑地形，35kV集电线路走向采用直埋方式进行布置，长度9.0km，选线所涉区域植被以次生灌丛和草地为主，沿线无集中居民点、医院、学校等环境敏感点，不涉及自然保护区、风景名胜区、世界自然遗产地等环境敏感区。（三）升压站本项目依托原有一期110kV升压站，本期主要对原有升压站进行扩建：主要包括新增110kV，40MVA升压变压器一台,新建1座35kV开关站及户外电气设备。扩建面积约160㎡，主要布置有二期35kV开关站、SVG户外设施、110kV升压变、110kV户外设施，二期布置的所有内容均位于一期升压站预留用地上，不新增永久占地。35kV开关柜单列布置于35kV开关站。35kV开关站尺寸为：长20m×宽7.8m，与一期35kV开关站相邻。新增室外设备与一期原有室外设备平行布置。升压站四周围墙为实体围墙，大门为电动推拉门。为利于生产、便于管理，在满足工艺要求、自然条件、安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护、各建筑物之间的联系等因素的前提下，进行站区的总体布置。（四）道路区本项目道路主要为发电方阵区的施工检修道路，升压站区道路依托原有升压站区已建成的道路。本工程共新建施工检修道路约3.968km，生产区施工检修道路路面路基宽度：4.0m，路面宽度：3.5m，最小转弯半径为9m，路面为1层15～20cm石渣路面。路面横坡：3%，路面最大纵坡：12%，路基压实度：≥94%，设计速度：20km／h。（五）施工临时设施（1）“三场”设置表土堆场：设置1个表土堆场，位于一期升压站北侧，占地面积2000㎡，用于堆存剥离的表土，后期表土用于覆土后，再对该区域统一进行撒草恢复。砂石料场：项目不设专门砂石料场，砂石料从就近砂石料场购买，云县周边合法砂石料场购买。弃渣场：根据《可研》，项目土石方可做到全部回填，不设弃渣场。（2）施工临建设施本工程工期较短，且工程距离附近村镇较近，交通方便，不在现场设施业主营地、承包商营地、机械修配间等。施工所需的设施利用当地资源。表2-7施工临时设施建筑、占地面积一览表名称占地面积名称占地面积混凝土搅拌场地800㎡材料堆放区1000㎡材料加工区1000㎡//合计2800㎡施工方案九、工艺流程简述（一）施工期本项目计划施工工期为6个月，主要施工内容包括光伏组件安装，逆变器及相关配电装置安装，电缆敷设，扩建升压站及相关辅助工程施工。项目主要施工工艺流程图见图2.8-1。图2-3项目施工期工艺流程图1、场内道路施工（1）路基土石方工程由人工配合机械设备砍树木、挖树根、清除表土，原地面横坡都于1:5的填方地段，由机械挖台阶，并将原地面翻挖压密实，对于存在不良土质的原地面层，一律作为弃渣处理；然后及时施工下挡墙、护脚墙，为路基填土做准备。挖方地段要按设计要求，提前施工做好坡顶截水沟，以防止雨水损坏边坡。2、光伏阵列施工光伏阵列基础采用钻孔灌注桩形式，混凝土灌注桩基础施工包括钻孔、钢筋笼制作与安装、混凝土浇筑。（1）钻孔①根据施工现场坐标控制点首先建立该区测量控制网，对桩位准确定位放线。②采用钻孔接卸进行钻孔，钻孔应保证桩孔竖直。③钻孔完成后，进行钻孔验收，验收合格后方可进行下道工序施工。（2）钢筋笼制作与安装钢筋笼所用为钢筋HRB400钢筋，通过计算拟定桩长和桩基础埋深，通过实验验证后确定，安装时应严格把控钢筋笼放入，使钢筋笼位于钻孔中心位置。（3）混凝土浇筑严格把控混凝土浇筑质量，浇筑时速度不宜过快，防止集料离析、分离。（4）光伏组件安装本工程电池组件全部采用固定式安装，待电池组件基础验收合格后，进行光伏组件安装。光伏组件的安装分为两部分：支架安装、电池组件安装。①支架按照安装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。②细心打开组件包装，认真检查光伏组件的规格和型号，仔细检查光伏组件外观是否完好。禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧紧螺栓。光伏组件安装工艺见图2-4。图2-4光伏组件安装工艺图（5）箱变基础施工及安装基础开挖采用石方爆破结合推土机施工，挖掘机配合。开挖土石方沿坑槽周边堆放，以备回填。先浇筑混凝土垫层，后浇筑基础混凝土。随时监督控制砂、碎石、水泥的清洁和准确的配合比。同时，浇筑混凝土时防止其中钢筋和预埋槽钢变位、变形，不允许基础中固定预埋件移位或倾斜。混凝土浇筑后洒水保湿养护14天。土方回填应在混凝土浇筑7天后进行，回填时一分层、打夯机分层夯实，并预留沉降量。箱式变压器采用15t汽车吊装就位。施工吊装要考虑到安全风速。吊装就位后要及时调整加固，将箱式变压器基础槽钢与预埋件焊接，箱式变压器两点接地螺栓与接地网可靠连接，并测试接地网接地电阻满足设计要求。确保施工安全及安装质量。（6）电缆敷设光伏场区电缆敷设在光伏组件基础施工完成后进行，电缆敷设根据场区电缆路径进行。采用小型挖机开挖，并采用人工敷设电缆，电缆引至各个桩基础顶部固定，为后期光伏组件安装接线做准备。（7）升压站的施工本项目升压站施工为扩建原有升压站，施工顺序为：基础工程→电气设备入室安装调试。（二）营运期本光伏发电站采用组串式逆变、就地升压、集中并网的方案。太阳能光伏电池组件将接收到的太阳辐射能转化为直流电，经过电缆送至组串式逆变器，逆变器与箱变低压侧之间不设置交流汇流箱，本期工程通过2条35kV集电线路接入原有一期110kV升压站。本次光伏电站项目场址与一期项目场址相邻，两期项目共用一期升压站。二期电能升压至110KV后与一期电能汇总，再以1回110kV架空输电线路(原一期并网送出线路)接入110kV新塘房水电站升压站，线路长度约16km。