200MW光热电一体化示范项目可行性研究报告

1、200MW光热发电一体化示范项目可行性研究报告目录第一章 项目概述11.1地理位置11.2工程任务及准备依据21.3项目背景31.4工程亮点31.5太阳能资源4第二章 工程建设的必要性52.1响应国家政策倡导，符合国家产业政策52.2响应区域能源规划发展需要，优化区域能源结构52.3引进德国新技术，建设国内太阳能-光热-电一体化新技术示范项目62.4显着的环境和社会效益62.5结论7第三章 项目任务和区域概述83.1项目任务83.2项目所在地区的社会经济概况8第四回 太阳能资源94.1光热发电项目所在区域太阳能资源概况94.2 CSP项目所在区域气象站概况104.3太阳能资源分析114.4结论

2、和建议17第五章 工程地质185.1地形185.2地基土分布特征及岩性描述185.3结论和建议19第六章 光热发电一体化系统光伏发电系统设计206.1光伏设备206.2光伏阵列运行方式的选择226.3变频器选型236.4电池模块的设计246.5固定方阵布置方案256.6方阵布线方案的设计276.7发电量计算276.8主要设备材料表30第七章 光热集成系统光热系统317.1太阳能-煤炭互补计划317.2热负荷分析347.3主要技术经济指标347.4发电厂概述357.5设计参考参数377.6吸热传热系统377.7主要热力系统417.8化学水系统417.9热自动化部分42第八章 电气458.1电气一

3、次性错误！未定义书签。8.2电气次级52第九章 58电站总体布局及土建设计9.1电站总体布局589.2土木工程设计61第十章 施工组织设计7110.1施工条件7110.2施工总图7210.3主体工程建设7310.4建设总体进展情况76第十一章 工程消防设计7811.1工程消防总体设计7811.2工程防火设计78第十二章 环境影响评估8112.1设计依据和设计目的8112.2环境、生态与水土保持现状8112.3环保标准8212.4施工期环境影响分析及防治措施8312.5运营期环境影响简要分析8412.6社会影响简析8512.7初步结论86第十三章 节能分析8713.1设计原则8713.2项目应遵

4、循的节能标准和节能规范8713.3本项目节能减排数据88第 14 章CDM申请8914.1 CDM 项目的基本要求8914.2 CDM项目实施机构8914.3 CDM 89运行流程14.4本项目减排量9014.5 CDM应用的意义90第15章 投资估算9215.1编译说明9215.2设计估算表94第十六章 财务收益初步分析9616.1概述9616.2财务评估9616.3社会影响评价9916.4财务评估时间表。 100第十七章 结论和建议10117.1结论10117.2建议101随附的 图102第一章项目概述1.1 地理位置宁夏回族自治区，简称“宁”，位于北纬354-393，东经104 7 -

5、107 9 之间，黄河上游中国西部。宁夏东与陕西省相邻，西、北与内蒙古自治区相邻，南与甘肃省相邻。宁夏疆域轮廓南北长，东西短。南北距离约456公里，东西距离约250公里。全区现辖银川、石嘴山、吴中、固原、中卫等5个地级市，下辖铜峡、灵武等2个县级市、11个县，以及红寺堡开发区、兴庆区。共8个区域。 2011年末全区常住人口639.45万人。宁夏地处黄土高原与内蒙古高原的过渡地带，地势南高北低。从地貌类型上看，南部以流水冲刷的黄土地貌为主，中北部以干旱剥蚀和风蚀地貌为主，属于内蒙古高原。境内有较高的山脉和广泛分布的丘陵，还有地层断陷和黄河冲积形成的冲积平原，以及梯田和沙丘。复杂多样的地表形态为经

6、济发展提供了不同的条件。宁夏主要山脉有贺兰山、罗山、牛首山、象山、六盘山等，其中贺兰山、罗山、六盘山是宁夏三大天然林区。贺兰山是我国流出区和流入区的分水岭，是季风气候和非季风气候的分界线，是银川平原的天然屏障。宁夏地处内陆，属温带大陆性气候。年降水量总则在200400mm之间，由南向北递减。日照时间长，总则在3000h左右，光热资源充足，昼夜温差大，无霜期170天。宁夏资源丰富，为推动全区经济发展奠定了坚实基础。某县位于宁夏回族自治区中部西部，腾格里沙漠以南。东与青铜峡市接壤，西与中卫市接壤，南与同心县接壤，北与内蒙古阿拉善左旗接壤。地理坐标为东经1053951.49和北纬372908.57。

7、地势南高北低，平均海拔1184m。全县东西宽约50公里，南北长60公里，总面积4084.5平方公里。某县石空镇东北侧新材料循环经济示范园。厂址南侧为跃进运河、宝兰铁路、109国道、黄河，西侧为沟壑与规划用地之隔。同时与一座发电厂隔山相望，向北约2公里为国家粮食储备区，向东为现有公路。场地位于宁夏某县新材料循环经济示范区东南部，用地为规划工业用地。集成项目的位置请参考N0140G-A01-Z-01 。图1.1-1 CSP项目地理位置图1.2 工程任务及准备依据我公司受某集团山西某能源公司委托，编制宁夏某200MW光热发电一体化示范项目预可行性研究报告。编制的主要依据是：（一）业主提供的设计委托书

8、和设计合同；（二）业主提交的设计基准基本资料；（三）国家和行业电力勘察设计规定；（四）国家和有关部委颁布的现行技术法规和规范；（5）光伏发电项目预可行性研究报告编制办法。1.3 项目背景本项目业主与德国某公司合作，采用该公司生产的太阳能-光热-电一体化发电设备。项目公司拟建设备厂，注册资金1亿元，德国设备厂商持股50%，提供设备；某某占50%。光热发电一体化项目采用项目公司设备厂生产的光热发电一体化发电设备。某集团山西能源有限公司成立于2009年8月28日，前身为山西能源集团。公司现拥有资产200亿元；下属企业24家，其中煤矿8家，地面企业16家，涉及煤炭生产、运输、洗选、航运、发电、冶金、建

9、材和现代服务业等行业。煤与非煤两轮驱动，科技进步与管理创新同步跟进，园区开发与绿色环保相结合，努力实现传统产业现代化、支柱产业多元化、清洁能源转型，高碳产业低碳化。成为基础扎实、优势突出、结构合理、运营高效、低碳循环发展的大型能源旗舰企业。1.4 项目亮点该项目是首次将德国太阳能热电一体化技术引进中国，利用当地丰富的太阳能资源，打造国内太阳能新技术示范项目，具有很好的示范意义。SunOyste申请了多项德国专利技术，可综合利用太阳能，是太阳能利用的创新发电技术。1.4.1采用半抛物槽式反射镜，通过自动跟踪系统，槽式抛物面反射镜随太阳高度角变化，将太阳光反射到位于抛物面焦线上的真空集热器。真空集

10、热管分为内层和外层两层。内金属管外壁贴有砷化镓聚光电池，用于吸收太阳辐射和光伏发电。在光伏发电的同时，金属管中的导热油吸收砷化镓聚光电池的热量和太阳辐射并传导热量。当油温升高时，对外提供热能，实现光、热、电一体化，实现太阳能的梯级综合利用（太阳能利用效率见图2.3-1）。发电效率24%，热利用效率40%，其他损耗36%。图1.4-1 光热电一体化效率图1.4.2某反射抛物面采用多层聚碳酸酯和玻璃纤维层材料，在保持强度的同时，比传统抛物面镜更轻、更便宜。在采用新材料的同时，改变了传统槽式选矿机的结构。综合各种因素，可以有效降低设备成本。1.5 太阳能资源全县年平均日照时数2999小时，占可利用日

11、照时数的68.5%，日平均日照时数8.2小时；年际变化较小，最小年份为2855小时，最大年份为3220小时。月平均日照时数超过200小时，其中5-7月月平均日照时数300小时。拟建厂址所在区域日照充足，年平均总辐射量为6015.6MJ/m 2 。太阳能资源属于“资源丰富”区域，适合建设大型光热发电一体化项目。第二章工程建设的必要性2.1 响应国家政策倡导，符合国家产业政策太阳能是一种可再生能源，其开发利用符合国家环保、节能减排的产业政策。加大对太阳能发电的投资，有利于改善我国能源电力结构。太阳能发电可以减少常规能源的消耗，维护生态环境，为我国大规模开发利用清洁能源奠定基础。可再生能源发展“十二

12、五”规划提出，按照集中开发与分散利用相结合的原则，积极推进太阳能多元化利用，鼓励太阳能资源优良、无其他经济价值的地区使用土地。建设大型光伏电站，支持建设以“自发自用”为主要方式的分布式光伏发电，积极支持利用光伏发电解决用电、缺电等问题。边远地区，开展光热发电产业化示范。加快太阳能热水器的普及，扩大太阳能热水器在城镇、民用和公共建筑中的应用，在农村推广太阳能房屋和太阳灶。到2015年，太阳能年利用量相当于替代50万吨标准煤为化石燃料。太阳能发电装机容量达到2100万千瓦，其中光伏电站装机容量1000万千瓦，光热发电装机容量100万千瓦，并网和离网装机容量并网分布式光伏发电系统达到1000万千瓦。

13、因此，该项目在宁夏地区的建设，不仅具有良好的环保示范效果，而且符合国家产业政策。2.2 响应区域能源规划发展需要，优化区域能源结构宁夏回族自治区能源发展“十二五”规划提出扩大太阳能发电领域。加强政策支持和引导，积极拓展太阳能发电市场。利用沙化土地建设大型光伏电站。积极发展楼宇一体化分布式太阳能光伏并网发电和自用屋顶光伏发电项目；结合新建农民住房和生态安置房建设，加快农村屋顶光伏并网发电建设，不断推动太阳能发电技术进步。鼓励在通信、交通、照明等领域使用分布式光伏电源。鼓励光伏、光热发电和光伏光热产业融合发展，做大延伸产业链。到2015年，太阳能发电装机容量达到100万千瓦，太阳能光伏组件制造能力

14、达到30万千瓦。本项目的建设有利于宁夏区优化能源结构调整，加快能源生产和利用方式转变，全面提高能源开发利用综合效率，合理控制能源消费总量；推动宁夏区从资源型向科技型转变。转变，推动能源生产和利用方式的转变，促进实现节能、清洁、可持续发展。因此，本项目方案符合宁夏区能源发展规划要求，可促进区域能源结构优化。2.3引进德国新技术，建设国内光热电一体化新技术示范项目本项目引进了德国的某项技术。 SunOyste申请了多项德国专利技术，可综合利用太阳能，是新一代太阳能利用技术。某种技术通过吸收太阳辐射产生光伏发电，同时对外提供热能，实现光、热、电一体化，实现太阳能的梯级综合利用。该项目是国内首次将光热

15、发电一体化技术引进国内，利用当地丰富的太阳能资源，打造国内太阳能光热发电一体化新技术示范项目，具有很好的示范意义。2.4 显着的环境和社会效益我国经济近年来发展迅速。在工业化和城镇化快速发展阶段，能源消耗和主要污染物排放日益成为制约宜居社会建设和人民生活水平提高的主要因素。近期，全国出现大面积雾霾天气，严重影响正常生活生产。雾霾的主要成分是二氧化硫、氮氧化物和可吸入颗粒物。项目投产后，可减少常规燃煤电厂的煤炭消耗，从而减少二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物和粉尘的排放，有利于改善和维护空气质量和生态环境。当地环境。有很好的推广。槽式太阳能镜场可以吸收和阻挡阳光，从而降低电站区域的地表温度，大大减少地

16、表蒸发，有利于植物的生存和生长。而且冷凝器的冲洗水渗入地下后，也为植物的生长提供了一定的水分。项目建成后，将尝试在镜场下种植低耐旱绿色植被，改善沙质土壤。本项目的建设可减少大气污染，改善当地空气质量和环境，有利于环境和资源保护，符合国家政策。表 2.4-1 主要节能指标序列号项目数值单元1总发电量431.15810 8千瓦时2总供热320兆瓦2.1为某电厂2330MW机组供热60兆瓦年供热量457920GJ年节约标准煤价1385.19百万2.2某电厂21000MW机组供热200兆瓦年供热量763200GJ年节约标准煤价4617.29百万2.3工业园区供热60兆瓦年供热量457920GJ年供暖价

17、格1190.59百万3节能分析3.1年使用时间2120H3.2相当于年标准节煤量98505吨3.3每年减少二氧化碳排放量245880吨3.4每年减少二氧化硫排放量836吨3.5每年减少氮氧化物排放量730吨3.6每年减少粉尘排放89吨2.5 结论综上所述，本项目的建设从政策导向、经济分析、环境和社会效益等方面都是必要的。第三章项目任务和区域概况3.1 项目任务“宁夏某200MW光热发电一体化示范项目”位于宁夏回族自治区中卫市某县，由山西能源股份有限公司某集团投资建设。该项目500MW，分期建设，一期规模为200MW。3.2项目所在地区的社会经济概况3.2.1优越的地理位置。项目所在县域位于宁夏

18、回族自治区中部西部。东与利通区、青铜峡市相邻，西与中卫市相邻，南与同心县相邻，北与内蒙古阿拉善左旗相邻。交通条件便利。跨界，市中、中昊、中英、中谷、中盐5条高速公路在县城交汇，是西部内陆的交通枢纽。3.2.2社会经济发展现状与“十二五”规划目标2012年，全县地区生产总值102.9亿元，地方财政收入12.3亿元，其中总则预算收入6.5亿元，固定资产投资113.4亿元；城镇居民人均可支配收入16581.3元；农民人均纯收入达到6957元，获得县域经济基础竞争力提升最快的100个县（市）、中国可持续发展品牌等最具海外影响力示范县称号县，西部百强县。一个县“十二五”规划的主要预期目标是：到2015年

19、，全县生产总值超过222亿元，年均增长20%以上；五年内全社会固定资产投资达到660亿元，年均增长20%左右；地方财政总则预算收入超过14亿元，年均增长22%以上。社会消费品零售总额26亿元，年均增长15%。城镇居民人均可支配收入和农民人均纯收入分别达到3万元和1.28万元，年均保持两位数增长。城镇化率超过50%；人口自然增长率控制在9以内；万元国内生产总值综合能耗下降8%； 20%。第四章太阳能资源4.1光热项目所在区域太阳能资源概况项目所在的宁夏地区横跨东部季风区和西北干旱区，西南紧邻青藏高寒地区，大致处于中国三大自然区的交汇和过渡地带。宁夏地区太阳辐射水平呈由南向北增加的趋势。中卫市地处

20、内陆深处，远离海洋，靠近沙漠。属半干旱气候，具有典型的大陆性季风气候和沙漠气候的特点。春暖晚，秋凉早，夏热短，冬冷长，多风多沙，干旱少雨。年平均气温8.210 ，年平均无霜期159169天，年平均降水量138353.5毫米，年蒸发量1729.61852.2毫米，年日照时数为2250 到 3100 小时。项目位于中卫市辖县。从图4.1-1可以看出，该区域位于宁夏辐射较好的区域，在1600-1700kWh/之间。项目所在地项目所在地图4.1-1 宁夏太阳能资源分布图（kWh/m 2 /年）CSP项目所在区域气象站概况拟建的CSP项目是一个气象站。观测点位于东经10541，北纬3729，海拔1183

21、.4m ，项目点西南约13km。气象站基本信息见表4.2-1。该站没有太阳辐射观测。表 4.2-1 气象站基本情况一览表网站名称东经北纬海拔（米）一个气象站1054137291183.44.2.1气象站主要气象要素的特征值某气象站统计气象数据，主要气象要素特征值见表4.2-2。表 4.2-2气象站主要气象要素特征值项目单元指数平均温度C9.5极端最高温度C37.7极端最低温度C-26.9平均气压百帕883.0平均相对湿度%53最小相对湿度%0年降水量毫米202.1年平均蒸发量毫米1947.1平均风速小姐3.2最大10分钟平均风速小姐20.7全年主导风向东北风夏季主导风向东北风冬季盛行风向东北风

22、平均雷暴天数d16.4平均刮风天数d26.2沙尘暴天数d4日照时间H2974日照百分比%674.2.2气象条件影响分析根据气象站实测数据和现场实际情况，对气象条件进行初步影响分析：(1) 温度影响分析逆变器工作温度范围为-25 55 ，电池组工作温度范围为-40 85 。参考气象站提供的各种相关气象数据，拟建场地的温度条件对太阳能电池组件的可靠运行和安全没有影响。逆变器应有加热或绝缘措施，以保证在极低温度下正常运行。在太阳能电池组件的串并联组合设计中，需要根据当地的实际温度进行相应的温度修正，以保证整个太阳能发电系统全年保持较高的运行效率。(2)风速影响分析拟建场地多年平均风速为3.2 m/s

23、，多年最大10分钟平均风速为20.7 m/s。风有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低太阳能组件面板表面的工件温度，从而在一定程度上增加发电量。同时，风荷载也是光伏支架的主要荷载。(3) 极端天气影响分析气象台每年平均出现沙尘暴的天数为4天。当沙尘暴发生时，天气中的沙尘颗粒急剧增加，大气透明度明显下降，接收到的太阳辐射总量明显减少，对光伏发电产生一定影响。（4）雷暴影响分析平均雷雨天数为16.4天，在布置太阳能电池组件时应合理设计相应的防雷接地系统。4.3 太阳能资源分析4.3.1日照时数和日照百分比分析1979-2008年某气象站月平均太阳日照时数和日照百分率观测结果，统计了该地区的月日照

24、时数和百分率。图 4.3-1 图 4.3-2。图 4.3-1 气象站月平均日照时数历年变化从图 4.3-1 可以看出，近 30 年来，气象站日照时数的月际变化与太阳辐射的月际变化基本一致。略低于7月，1月为全年最小值。气象站4-9月日照时数均在230h以上，5月为295h，是全年月日照时数最长的月份。图 4.3-2 各气象站各月平均日照百分比历年变化从图4.3-2可以看出，一个县的日照百分比冬季最高，春秋次之，夏季最低。虽然某个冬季的日照时数比春、秋、夏要短，但冬季的天文日照时数也是最短的，因此冬季的日照百分比高于夏季。4.3.2辐射分析某气象站没有辐射观测数据，而且由于该站点靠近黄河地区，在

25、周围有较大水体时，卫星数据可能存在较大误差，暂不考虑该数据。现阶段临时使用全球气象数据库软件METEONORM计算项目场地的太阳辐射量。全球气象数据库 METEONORM 软件数据库包含全球 7,750 个气象站的辐射数据。我国98个气象辐射观测站大部分都收录在这个软件的数据库中。通过6.0版本的软件，可以查询1981年至2000年气象辐射观测站的月平均辐射量。此外，该软件还提供了任何没有气象辐射观测的地点的多年平均月辐射量。现场太阳辐射量由软件计算如下表所示：表 4.3-1 Meteonorm 场地辐射数据（MJ/m 2 ）一月二月行进四月可能六月七月八月九月十月十一月十二月年度的全部的辐射

26、306363.6500.4601.2705.6698.4680.4633.6504421.2324277.26015.6散射辐射97.2136.8205.2252284.4295.2273.6277.2248.4151.210879.22408.4图4.3-3 Meteonorm站点各月总辐射年变化趋势从图4.3-3可以看出，月总辐射量从1月份开始逐渐上升，5月份达到最高（705.6MJ/m 2 ），6、7月份略有下降，但仍处于较高水平，4- 8月是台区总辐射量最丰富的4个月，之后开始逐渐下降，12月降至全年最低值（277.2 MJ/m 2 ）。该区域正常的直接辐射见表4.3-2。表 4.3-

27、2 Meteonorm 场地正常直接辐射数据（MJ/m 2 ）一月二月行进四月可能六月七月八月九月十月十一月十二月年度的正常直接辐射568.4490.7536.4536.1622.9567.3583.5540.4427.6550.7540.4576.06540.3图4.3-4 Meteonorm站点各月正常直接辐射年变化趋势从图4.3-4可以看出，月正常直接辐射比总辐射更稳定，基本在550MJ/左右波动，最低值427.6 MJ/，出现在9月，最高的是622.9 MJ /，5月份出现。月平均正常直接辐射545.0 MJ/，年总正常直接辐射6540.3 MJ/。为了充分利用太阳的正常直接辐射，需要

28、一个双轴跟踪系统。由于本项目采用的跟踪系统为单轴跟踪，因此采用软件计算该跟踪方式下接收面实际接收到的辐射量。计算结果见表4.3-3。2 ）单轴跟踪东西轴排列一月二月行进四月可能六月七月八月九月十月十一月十二月年度的正常直接辐射465.7383.0387.1382.8429.9402.6409.5377.0310.7416.4440.8482.84888.3图 4.3-5单轴跟踪东西轴排列实际接收直接辐射年变化趋势从图4.3-5可以看出，月正常直接辐射量比总辐射量更稳定，基本在400MJ/左右波动，最低为310.7MJ/，出现在9月，最高为482.8 MJ /，12月出现。月平均正常直接辐射40

29、7.3MJ/，年总辐射量4888.3MJ/。这个辐射量是项目可以使用的实际辐射量。4.3.3每小时太阳辐射数据分析小时辐射数据由Meteonorm数据计算得出，绘制出每个月典型日的小时太阳辐射强度分布曲线。图 4.3-6站点每月典型日时太阳辐射分布曲线（W/）统计各月的小时辐射数据，各月典型日太阳总辐射量变化过程如图4.3-6所示。每日最大辐射强度出现在12-13点左右。 5 月的日照时间最长，可观测到的太阳辐射持续时间为上午 5:00 至晚上 20:00，而观测到的太阳辐射最短的是 12 月，持续时间为上午 7:00 至晚上 17:00。绘制了该地区每月典型的逐小时接收面直接辐射强度分布曲线

30、。图 4.3-7。图4.3-7典型月接收面接收直接辐射分布曲线（W/）4.3.4站区太阳能资源评价由于站区附近的气象站没有辐射观测资料，现阶段暂以Meteonorm资料作为评价依据。根据Meteonorm提供的辐射数据，项目场地年平均总辐射量为6015.6MJm -2 。根据太阳能资源评价方法（QXT 89-2008）确定的标准，项目所在区域属于“资源极富集”区域。表 4.3-4 太阳能资源丰度等级年总太阳辐射资源丰富6300MJ/最丰富的资源50406300MJ/资源丰富37805040 MJ/资源丰富3780MJ/总则资源4.4 结论和建议拟建场地所在区域日照充足。根据Meteonorm提

31、供的辐射数据，项目场地年平均总辐射量为6015.6MJm -2 。太阳能资源属于“资源丰富”区域，适合建设大型光热发电一体化项目。由于拟建地点没有实测辐射数据，建议在拟建地点附近安装测光设备，并进行至少一年的辐射观测，以进一步了解该地区的太阳辐射情况。第五章工程地质5.1 地形项目区地貌属于威宁北山缓坡与丘陵之间的平坦凹地。地势比较平坦，地势比较开阔。场地大致向西倾斜。约 2%。厂址不受黄河洪水威胁，厂址西北侧应设泄洪沟，截断山洪。未发现不良地质现象，厂址下无矿藏、文物古迹。现场附近没有民航和军用机场。厂址东西长约800米，南北宽约650米，可用面积约52公顷。可满足电厂建设用地及相应建设用地

32、。5.2地基土分布特征及岩性描述由于本项目尚未进行前期勘察，且拟建的太阳能热场区域距离宁夏某电厂扩建工程较近，本项目地质条件暂以现场情况说明为准。在宁夏某电厂扩建工程初步设计研究报告中：混合填料：拟建厂址的填料基本分为两类，一类是素料，一类是粉煤灰。素填土的厚度总则为0.54m，最大厚度可达5.3m。粉煤灰总则厚1-3m左右，最厚可达5.0m，最薄0.2m。粉砂细砂层：棕黄色，微密至中密，微湿，可见斜向层理。视场区分布广泛，但视界不稳定，多以透镜体形式出现，有时为粉砂和粉砂夹层。考虑到它们的岩土特性相差不大，为了简化设计，两者不再分层；该层总则为0.4-3.7m，平均为1.5m。层砾石：杂色或

33、棕黄色，微湿，微密至中密，分选差。局部为角砾岩或角砾岩与砾砂夹层，多为粉砂、薄层粉砂或透镜体。单层厚度总则为0.54.2m，平均为1.87m。第三纪基岩（红层）：棕红色、砖红色、泥岩、砂质泥岩、泥质砂岩、砂岩、砂砾岩等。该层广泛分布于勘测区斜坡沉积层和冲积层之下，直接接触表层岩层部分断面裸露的完整性好，透水性低，含有钙质结节。但暴露于表面后，遇水极易软化，强度迅速下降。强风化厚度总则不超过36m，平均厚度为3.48m。地基土物理力学指标推荐值层数指标名称普通填充粉煤灰承载能力特征值fa(kPa)-150300400拟建场地设计基本地震加速度值为0.247g，抗震设防烈度为度。设计地震分为第二组

34、。场地土壤类型为中硬土， 类场地。地下水对混凝土无腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋腐蚀较弱，对钢结构腐蚀较弱。项目场地季节性冻土深度可考虑为1.0m。5.3 结论和建议1、拟建设的主要施工场地位于有利于建设抗震性的地区。施工场地类别为类，为中硬土；抗震设防烈度8度，属于第二类；设计峰值加速度是基于 10% 的 50 年超越概率0.247g考虑的。2、厂区西侧（净化站之间）的新四沟是一个比较大的沟壑。汛期洪水由北向南流动。破坏。沟底倒凹已超出原衬砌面1 2m。说明洪水的切开和侧蚀还是很强的。但沟底和沟壁出露地层主要为第三系红层，具有一定的稳定性。由于距厂区和净化站的距离较近，100m应根据项目的水文

35、资料采取适当措施，防止洪水继续冲刷和侧蚀对电厂建筑物造成进一步破坏。3. 层第三系基岩强风化层（红层）虽然厚度达到3 6m，但平均厚度3.48m在暴露于大气中遇水后极易软化，软化后强度迅速下降，但软化厚度根据其他工程经验是有限的（总则不超过0.2 0.3m，所以如果方法得当，采取适当措施保持基层处于自然状态，它的强度还是很高的，很好天然地基承载层，下伏中风化岩石与上层具有相同的完整性，比例较好，承载力较高，是较好的下层。4、地下水对混凝土无腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋腐蚀较弱，对钢结构腐蚀较弱。5. 季节性冻土深度为1.0m。第六章太阳能热电一体化系统-光伏发电系统设计6.1 光伏设备6.1.

36、1光伏发电技术分类太阳能光伏发电技术按照集中度进行分类，可分为常规非集中式平板电池模组发电方式、小功率集中式发电方式（集中度10以下）、中时集中发电方式（集中比10以下）。有10-300）和大功率集中发电（集中比大于300）等几种方法。目前，世界上运行的光伏电站大多采用非聚光平板电池模块发电。在中国，光伏电站主要采用平板组件，但也有少数电站采用聚光技术。6.1.2浓缩法聚光的常见方式包括通过透镜或镜子聚光。这些光学器件用于将太阳光集中到面积较小的太阳能电池上，从而用更少的太阳能电池产生更多的电能。当太阳能电池价格昂贵时，这种技术具有特别的优势。 (a) 菲涅耳透镜聚光 (b) 槽聚光图 6.1

37、-1 常见的集中形式6.1.3一个系统根据业主出具的书面指示，本项目拟采用一定的制度。一种是光伏发电与光热相结合的中时聚光装置。通过自动跟踪系统，聚光镜面随太阳高度角变化，抛物面镜聚光并直接辐射到接收机。外层是透明管，内层是金属管，两管之间有真空。光伏电池贴在内金属管的外侧，导热油在金属管内流动。复合接收器将收集到的一部分能量转化为来自光伏电池的电能，另一部分用于加热光伏组件后面管道中的导热油，使系统可以获得约330复合式接收器安装位置复合式接收器安装位置图6.1-2 A(a)图6.1-3 A(b)某些反射抛物面使用多层聚碳酸酯和玻璃纤维层材料，这种材料比传统抛物面镜更轻、更便宜，同时保持长期

38、强度。在采用新材料的同时，改变了传统槽式选矿机的结构。综合各种因素，可以有效降低设备成本。将太阳辐射中直接辐射的24%转化为电能，40%左右转化为热能，具有很高的转换效率。6.1.4一个系统模块由于系统在高温环境下运行，不适合使用晶体硅电池。根据厂家提供的资料，其中一款使用的光伏电池为砷化镓电池。 GaAs电池耐温性高，峰值功率温度系数绝对值低。随着温度的升高，GaAs电池的效率明显低于晶体硅电池。厂家提供的某系统的一组电池模组参数如表6.1-1所示。表6.1-1系统中电池模块参数太阳能电池的种类砷化镓指数单元范围光伏电池范围单体电池尺寸毫米_530电池间距毫米_100电池数量个人40电池模块

39、范围电池模组长度毫米_5200模组电源W2700开路电压 (Voc)五337.5短路电流 (Isc)一个12.5工作电压（Vmppt）五270工作电流（Imppt）一个10峰值功率温度系数%/ -0.1注：以上测试条件为：电池温度T=25，DNI=1000W/电池温度T=300，DNI=1000W/时，模组功率为1957.5W；模组中的电池组件是串联的，长度不固定。系列的数量可根据需要增加，相应的参数要改变。 光伏阵列运行模式的选择光伏阵列的运行方式有简单固定式、可调倾角固定式和复杂自动跟踪系统三种。太阳跟踪设备有两种类型： “单轴跟踪”和“双轴跟踪” 。的形式，利用太阳辐射中的直接辐射，因此

40、必须采用自动跟踪系统。有两种自动跟踪方法可用：单轴跟踪和双轴跟踪。由于双轴跟踪系统结构较复杂，占地面积较大，不适合大型电站，且本项目机组间导热油的连接会给施工带来诸多不便。使用双轴跟踪。使用单轴跟踪方法。单轴跟踪方式分为东西轴排列和南北轴排列。传统槽式太阳能设备总则采用南北向轴线排列。由于其结构限制，某些系统不适合南北轴布置。布置在东西轴线上。6.3 变频器选型光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。光伏并网逆变器可分为大功率集中式逆变器和小组串式逆变器。本项目装机容量很大，总则应采用集中式逆变器。目前市场上应用最广泛的集中式逆变器是500k

41、W级。该容量等级的逆变器技术成熟，货源充足，价格相对合理。因此，本次选择单台500kW逆变器。由于本阶段逆变器尚未招标，暂设计如下参数的逆变器，如表6.3-1所示。表 6.3-1 变频器主要技术参数类型（带或不带隔离）不组成1MW机组所需的变压器类型三卷自带直流配电单元不模块化动力装置不额定功率（交流，千瓦）500最大输出功率（千瓦）550最大输出电流 (AC,A)1176最高逆变器效率98.7%欧洲效率98.5%最大直流输入电压 (V)900最大直流输入电流 (A)1200MPPT电压（直流，V）450-820出口线电压 (AC, V)270内容出线电压波动范围（AC、V）210-310额定

42、电网频率（Hz）50保护功能过压保护、短路保护、孤岛保护、过热保护、过载保护、直流接地保护、低电压穿越功率因数0.9（领先）0.9（滞后）电流总谐波失真 (%) 3%（额定功率）外壳等级IP20内容环境温度 C-40+55长宽高（mm）2800*850*2180重量（公斤）22886.4 某电池模组的设计由于在某系统中，光伏电池后导热油进出口油温分别为240和330，因此输入逆变器的电池模组串电压参数应符合其中：模块串电压满足逆变器的MPPT电压条件，电池模块串在极端最低局部温度（-26.9）下的开路电压满足逆变器最大直流输入电压条件.由于厂家未提供本次使用的砷化镓电池的开路电压系数，因此参考

43、其他砷化镓电池的参数，开路电压的温度系数为-0.15%/。MPPT电压跟踪范围为： 450Vdc 820Vdc ，最大开路电压为900Vdc 。某系统电池模组参数计算结果如表6.4-1所示。表 6.4-1 所示参数为 40 节电池串联的参数。当串联电池数量为100节时，其电压满足逆变器的MPPT电压跟踪范围。 .当地气象站记录的极端最低温度（ -26.9 ），串联数为100时，开路电压为909V ，略高于逆变器直流侧最高工作电压900Vdc ，但极端最低温度总则发生在夜间，当温度略有升高时，电压值满足逆变器要求。表6.4-1电池模块电压参数串联电池模块数量405060708015电池模组串电压

44、（V273341409477545240电池模组串电压（V212265318371424330电池模组串电压（V188235281328375(V)在极端最低温度下364455546637728因此，本项目选择使用100个电池串联组成的电池模组作为与逆变器并联的电池模组。 100节电池串联的电池模组如表6.4-2所示。表6.2-2系统电池模块参数（100节电池串联）太阳能电池的种类砷化镓指数单元范围光伏电池范围单体电池尺寸毫米_530电池间距毫米_100电池数量个人100电池模块范围电池模组长度毫米_13000模组电源W6750开路电压 (Voc)五843.75短路电流（Isc ）一个12.5

45、工作电压（Vmppt）五675工作电流（Imppt）一个10峰值功率温度系数%/ -0.1注：以上测试条件为：电池温度T=25，DNI=1000W/；电池温度T=300，DNI=1000W/时，模组功率4893.75W；模组中的电池组件是串联的，长度不固定。系列的数量可根据需要增加，相应的参数要改变。6.5 固定方阵布置方案6.5.1方位角选择呈东西轴线排列。6.5.2倾角选择一个跟踪支架，它的支架倾角可以自动调整以跟踪太阳高度角。6.5.3光伏电池组件串的组成根据某参数与逆变器参数的比较，使用了由100个电池串联组成的某电池模块。根据电池模块的参数，每个电池模块的长度为13m，每个电池模块串

46、在其工作温度（平均300）下的功率为4893.75W。6.5.4阵列南北间距计算光伏阵列通常成排安装。总则在冬至阴影最长的时候，两排光伏阵列之间的距离要保证上午9:00到下午3:00之间前排不遮挡后排。L的木杆垂直竖立在水平面上，其阴影在南北方向的长度为Ls ， Ls/L的值称为阴影的放大倍数。阴影的放大倍数主要与纬度有关。总则来说，纬度越高，阴影的放大率越大。sin = sin sin +cos cos cos= cos罪/cosLs/L=cos/tanarcsin(0.648cos -0.399sin ) (公式6-1 )其中，是当地的纬度；是太阳偏角，冬至时太阳偏角为-23.5度；上午

47、9:00 时的角度为45度。是太阳高度是太阳的方位角本站站址纬度约为北纬37.58 。根据（公式6-1），当地冬至上午 9:00的阴影放大率计算为：2.62 。圆弧面2000mm ，弦长1900mm 。法线方向与水平面的夹角随太阳高度角的变化而变化。冬至上午9:00（或下午3:00），角度为20.9 ，即反射弧面的角度为20.9。琴弦与地面的夹角为69.1 。单元光伏阵列前后排间距为：D+L=1500*sin(69.1)*2.62+1500*cos(69.1)=3672+535= 4207mm,一点放大倍率约为4.7m 。h图6.5-1安装倾斜度及前后排间距hh从太阳能电池板的最低点到地面主要

48、考虑以下因素：高于当地最大积雪深度当地洪水位防止动物伤害防止泥沙溅到太阳能电池板上h会增加光伏阵列的土建成本综合以上因素，结合厂家提供的资料， h取1.5米。6.6方阵布线方案设计6.6.1光伏发电单元容量光伏发电机组容量按1MW级别选择。由于某系统的特殊性，其工作温度远高于其电池测量时的温度。因此，如果直接使用表 6.1-1 中的参数配置，会导致逆变器容量的浪费。 .根据厂家资料，所用砷化镓电池的峰值功率温度系数为-0.1%/，工作温度在240330之间。考虑到管道中导热油温升的非线性，以电池模组的平均温度为300，100节电池串联组成的单个电池模组在25时的功率为6750W（DNI =10

49、00w/)。降低到 4893.75W。以此功率计，每台光伏发电单元共需要206个电池模组串，光伏发电单元容量为1.008MW，光伏发电单元共计200个，总容量为201.623MW。6.6.2光伏发电单元接线每1008.1125kW光伏方阵机组配备1台逆变升压机组，共设置200台逆变升压机组。每个逆变升压单元配备两台500kW逆变器和一台1000kVA单元变压器，将光伏阵列输出的直流电压逆变升压至交流35kV输出。6.6.3汇流箱和直流柜选型每个光伏发电单元包含206个子阵列，每个光伏发电单元共有2个逆变器。每台逆变器配备的直流配电柜共集103组串，需要7个16路汇流箱。 .为了更好地监控光伏组

50、件的运行情况，选用的汇流箱具有组串监控功能。每个直流配电柜配置8输入1输出（预留冗余电路）。6.7 发电量计算6.7.1发电量计算软件及方法本项目使用PVSYST软件计算某系统在该区域所能接收的直接辐射。 PVSYST是世界上广泛应用于光伏电站设计的系统仿真和设计软件。该计算的输入参数为： 1.表示一年中每个月的总辐射和散射辐射； 2.当地气象站多年的月平均气温。由于没有具有代表性的逐小时辐射数据，因此软件所需的具有代表性的逐小时辐射数据是由软件通过数值计算生成的。通过该地区每年的直接辐射，根据厂家提供的电池模组参数估算发电量。6.7.2发电损耗参数设置在计算发电量时，必须设置一些发电损失参数

51、： 光伏组件功率偏差03% 。为计算保守起见，功率偏差取为0% 。温度损失由于某系统中的电池组件工作在高温环境下，计算时电池组件的平均工作温度设定为300 ，根据厂家提供的参数，温度损失为27.5% 。反射损失 反射式聚光器的反射镜面在反射时会有一定的损耗。根据厂家提供的资料，损失为2% 。直流汇聚电缆的长度和截面系统模块到汇流箱使用PV1-F 1*4mm 2 光伏专用电缆，汇流箱到逆变器使用70mm 2节铜芯电缆（ZRC-YJY23-2*70 mm2） .损失估计为1.5%。污染损失反射式聚光设备脏了，会对发电产生较大的影响，而光伏组件脏了，发电量也会下降。及时清洗反光聚光设备和部件，可以减

52、少污染损失。由于这一损失存在很多不确定因素，因此估计为年发电损失的5% 。逆变器出口到电网连接点的损耗 逆变器出口到并网点的损耗按2.0%计算。场功率损耗场功率损耗按1%计算。6.7.3 PVSYST发电量计算结果6.7.3.1 PVSYST首年发电量计算结果计算结果如下：第一年发电量计算结果： 228083.171MWh系统效率： 60.4%6.7.3.2发电损失主要发电损耗见表6.7-1 。表6.7-1主要发电损耗序列号项目损失（ % ）1前后阵列遮挡损失3.02反射损失2.03温度损失27.54污染损失5.05元件匹配损失2.06直流汇线损1.57逆变器损耗1.58逆变器输出到电网连接点

53、丢失2.09场功率损耗1.06.7.3.3 年发电量2至25年，年平均发电量25 年光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低。参考10年衰减不超过10% ， 25年衰减不超过20%，计算每年光伏电站的发电量。计算结果见表6.7-2 。光伏电站25年平均年发电量为：202332.973MWh。 25年平均年等效利用小时数为1004小时。表6.7-2 25年光伏电站年发电量（MWh）年发电年发电年发电年发电年发电第一年_228083.2第 6 年215115.911 年级203669.316 年级195828.021 年188288.5第2年_225428.6今年 7212612.212 年级

54、202076.317 年194296.322 年186815.9第3年_222805.08 年级210137.813 年级200495.818 岁192776.6第 23 年185354.7第4年_220211.99 年级207692.114 年级198927.619 年191268.8第 24 年183904.9第5年_217649.010 年级205274.915 年197371.7第 20 年189772.8第 25 年182466.525年平均年发电量：202,332.9736.8 主要设备材料表序列号设备名称单元数量设备型号及规格1肯定兆瓦201.623一个系统2汇流箱个人28003

55、直流柜面条4008个输入51kV直流电缆公里2800PV1-F 1* 4mm261kV直流电缆公里250ZRC-YJY23-2* 70 mm2第七章光热电一体化系统-光热系统7.1 太阳能-煤炭互补计划太阳能热发电是未来利用太阳能进行大规模发电的一种方式。但纯太阳能热发电系统由于初期投资高、热性能低，一直阻碍其进一步的商业化进程。 1990年代以来，为有效解决上述问题，欧美等国家提出通过提高光热发电系统的热工性能来降低光热发电成本。为此，太阳能与化石能源相结合的复合热力发电系统受到广泛关注。 1997年以来，国际能源署IEA和SolarPACES根据能源可持续发展战略，将太阳能与化石能源相结合

56、的太阳能混合发电系统列为21世纪近中期的太阳能热利用系统。 .发展目标。在燃煤机组设计框架的基础上，合理整合太阳能热利用系统，形成太阳能辅助燃煤综合火力发电系统，是实现太阳能和能源规模化利用的有效途径。我国火电机组技术的节约。近年来，国外对太阳能与化石燃料机组混合发电技术的研究较多，主要是太阳能与燃气-蒸汽联合循环、太阳能与化石燃料锅炉以及与火电系统相结合的系统。火力发电装置。这些研究大多集中在案例分析、常规经济评价和可行性分析。两个系统之间的集成方法过于简单，集成性差，缺乏系统层面的理论和方法研究。系统研究太阳能热利用系统与火电机组的耦合方式和集成机制，是实现多能源综合利用系统一次能源综合利

57、用率和系统整体效率最高的重要基础。太阳能热发电和常规燃煤机组都以热能作为中间能源的载体，而构成太阳能辅助燃煤热发电系统的两个子系统主要通过热耦合在一起。常规燃煤机组工质温度跨度大，从几十度到500多度不等，为太阳能并网提供了多种解决方案。槽式太阳能集热器是一种中温太阳能集热器，是目前聚光太阳能集热器中唯一经过商业化试验的技术。组合程序。目前，集热管中的吸热介质主要有两种：导热油和水/蒸汽。工作介质为导热油时，太阳镜场出口蒸汽为371 ；工作介质为水/蒸汽时，太阳镜场出口蒸汽为450 以上。7.1.1国外光煤互补电站7.1.1.1 Liddell燃煤电站位于澳大利亚新南威尔士州，距离悉尼约200

58、公里，装机容量为2000MW（4500MW）。 Novatec 的菲涅尔太阳能镜场产生的过热蒸汽被送往 Liddell 燃煤电站，在那里与燃煤机组结合，部分替代或补充电厂蒸汽循环，用于化石蒸汽发电。该项目于2012年竣工，2012年3月首次投产。图7.1-1为利德尔电站菲涅耳镜场。图 7.1-1利德尔电站菲涅耳镜场Liddel电站太阳能煤互补模式如图7.1-2所示。菲涅耳镜场给水来自利德尔电站高压给水泵出口，270镜场产生的蒸汽（5.5MPa/ ）送入#7、#8高压Liddell电站进汽口替代部分高压抽汽，从而节省燃煤锅炉系统产生的传统蒸汽。太阳能场的峰值输出热功率为9.3MWth，每年可节省

59、约2300图7.1-2 Liddell电站光伏煤互补系统图7.1.1.2Grand Junction在美国大章克申，有一座装机容量为 44MW 的燃煤电厂。在电厂附近新建了一个热功率为 4MWth 的 CSP 镜场。槽式太阳能热发电系统的集热器阵列长度为150米。在CSP太阳能镜场中，导热油被加热到300 ，通过换热器送到燃煤电厂，导热油加热锅炉给水。该项目每年可节约煤炭900吨，减少二氧化碳排放2000吨，占燃煤电厂的2.3%，二氧化碳排放量的1.5%。7.1.1.3 科根溪Kogan Creek 燃煤发电站位于澳大利亚西南部的昆士兰州。电站装机容量750MW。阿海珐在燃煤电站附近建设了一个

60、热电44MWth的菲涅耳太阳能镜场。Kogan Creek电站太阳能煤互补方案如下：电站锅炉给水经菲涅尔太阳能镜场加热加热后返回电站锅炉省煤器。结果，汽轮机抽汽量减少，减少的抽汽量可用于发电。发电站可以在使用相同数量的煤炭的情况下产生更多的电力。Kogan Creek电站太阳能煤互补鸟瞰图7.1.2项目太阳能煤互补计划鉴于国外太阳能煤互补电站的成功运行，并结合某电厂的实际运行情况，在与该电厂相关技术人员深入沟通后，确定了本项目的太阳能煤互补方案如下：光伏太阳能领域采用德国最新技术，采用砷化镓大功率聚光电池，在光伏发电的同时产生热量，并将热量传递给集热管中的传热介质导热油。高温导热油分为两条路径