青海MW可行性报告

青海海南州20MW并网光伏2第35页共34页青海.海南州20MW并网光伏发电项目可行性分析报告 皇明洁能控股有限公司2013年

目录TOC\o"1-4"\h\z\u第一章前言 4一、编制海南州20MW并网光伏发电示范项目可行性研究报告总则及依据 4二、项目建设背景 5三、海南州20MW并网光伏发电项目的目的及意义 6第二章项目条件分析 7一、项目概况 7二、海南州状况 7第三章太阳能光伏系统简介 9一、光伏发电简介 9二、太阳能发电系统分类及选择 10第四章产品竞争力分析 12一、产品竞争能力分析 12二、项目风险分析 15第章五项目实施方案 16一、投资环境 16二、项目环境保护 17三、项目实施计划 17第六章项目设计方案 18一、设计总则 18二、光伏组件 18三、电气方案简述 20(一)光伏系统的组成 20(二)光伏并网逆变器 21（三）光伏阵列直流防雷汇流箱的设计 23（四）直流配电柜设计 24（五）光伏阵列汇流系统设计 25（六）35kV高压配电装置 25四、防雷设计 26五、接地 27六、监控系统 27七、远动及通信 28八、建筑结构部分 28九、供排水系统 29十、消防系统 30十一、采暖与通风 30第七章本系统设备配置及费用 31第八章效益分析及评价 32一．节能量计算 32二．环境影响分析 32三．经济效益简析 32四、能源投资分析 33第九章可行性研究结论 34一、结论 34二、建议 34

第一章前言本项目为太阳能光伏发电应用项目，拟建设装机容量为20MW的太阳能光伏发电项目，并给出投资与效益分析和风险分析。项目基本信息如下表所示名称内容备注项目名称海南州20MW地面式高压并网光伏电站地理位置青海省海南州电站类型地面式高压35kV并网电站电站占地面积550亩电站容量20MW太阳能电池类型单晶硅250Wp电池组件25年平均每年发电量3330万kW·h项目总投资（成本）18200万元一、编制海南州20MW并网光伏发电示范项目可行性研究报告总则及依据（二）可行性报告编制依据（1）《中华人民共和国可再生能源法》（2）《中华人民共和国节约能源法》（3）国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》（4）国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理办法》（5）《国家十二五可再生能源规划》（6）发改委《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（7）财政部《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》（8）国家能源局《光伏发电工程预可行性研究报告编制办法》（9）国家能源局《光伏发电工程规划报告编制办法》二、项目建设背景传统的燃料能源正在一天天减少，对环境造成的危害日益突出，同时全球还有20亿人得不到正常的能源供应。这个时候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。这之中太阳能以其独有的优势而成为人们重视的焦点。丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自有利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转化为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012近几年国际上光伏发电快速发展，世界上已经建成了几十座兆瓦级光伏发电系统。美国是最早制定光伏发电发展规划的国家。1997年又提出了“百万屋顶”计划。日本1992年启动了新阳光计划，到2003年日本光伏企业生产占世界的50%，世界前10大厂商有4家在日本。而德国新可再生能源法规定了光伏发电上网电价，大大推动了光伏产业的发展，是德国成为继日本后世界光伏发电发展最快的国家。瑞士、法国、意大利、西班牙、芬兰等国，也纷纷制定光伏发展计划，并投巨资进行技术开发和加速产业化进程。中国太阳能资源非常丰富，理论储量每年达17000亿吨标准煤。太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。中国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上。在中国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源。大多数地区年平均日照辐射量在每平方米4千瓦时以上，西藏日辐射量最高达每平方米7千瓦时。年日照时数大于2000小时，与同纬度的其他国家相比，与美国相近，比欧洲、日本优越得多，因而有巨大的开发潜能。中国光伏发电产业于20世纪70年代起步，90年代中期进入稳步发展时期。太阳能电池及其组件产量逐年稳步增加。经过30多年的努力，已迎来了快速发展的新阶段。在“金太阳工程”、“太阳能光电建筑”和“上网电价”等国家项目及世界光伏市场的有力拉动下，我国光伏发电产业迅猛发展。据统计数据显示，2009年是我国太阳能光伏产业快速发展的一年。从三月份财政部出台的《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，到七月份财政部出台的金太阳补贴政策，国家的一系列政策均加速了光伏产业的发展。受益于国家的支持和激励措施，许多大型光伏发电项目示范项目纷纷涌现，整个光伏产业出现了前所未有的投资热潮。太阳能光伏发电在不远的将来会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30%以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10%以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50%以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80%以上，太阳能发电将占到60%以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。根据《可再生能源中长期发展规划》，到2050年将达到600GW（百万千瓦）。预计，到2050年，中国可再生能源的电力装机将占全国电力装机的25%，其中光伏发电装机将占到5%，未来十几年，我国太阳能装机容量的复合增长率将高达25%以上。三、海南州20MW并网光伏发电项目的目的及意义（一）调整海南州及青海青海省能源结构，防止资源枯竭，走可持续发展之路。青海海南州目前主要依靠传统能源发展经济，其石油天然气等传统能源储量丰富，但这些传统能源毕竟为一次性能源，全球众多的资源枯竭城市的发展案例已经向我们证明，单一依靠一种能源，或者单一依靠传统能源，我们的发展是没有出路的。资源枯竭之后怎么办？积极发展太阳能光伏发电，调整我市的能源发展结构，使太阳能发电在我市能源和电力消费中占有一定比例，逐渐走可持续发展之路。（二）为青海省、乃至全国的太阳能发电积累经验海南州是太阳能资源非常丰富的地区，适合发展太阳能发电。目前青海省塔里木盆地已经有兆瓦级光伏电站的建设，如本项目20MW光伏发电项目的建设并顺利并网，既在一定程度上调整了海南州能源结构，同时在全国范围内为新能源的利用起到示范作用。在获得国家和省支持力度上也占得先机。第二章项目条件分析一、项目概况本项目为太阳能光伏发电应用项目，拟建设装机容量为10MW的太阳能光伏发电项目，并给出投资与效益分析。二、海南州状况海南州地理位置简介海南州陆地面积为4.125万平方公里，最低海拔海南藏族自治州为2160米，最高海拔为5305米，分为三大土地类型：山地、高台滩地、河湖谷地。山地占土地总面积的53.3%。高台滩地占总土地面积的34.3%，该类地自然条件好，是当前乃至今后的农牧业发展区。河湖谷地占土地总面积的12.4%，这类地地势低平，热量、水源和土壤条件较好，是主要的农业生产区。太阳能资源分布区太阳能资源分布区海南州气象条件简介海南州属于典型的高原大陆性气候区。其特征是大气稀薄，干旱少雨，光照时间长，太阳辐射强，气候温凉寒冷，气温年较差小、日较差大。春季干旱多风，夏季短促凉爽，秋季阴湿多雨，冬季漫长寒冷。全年平均气温在4℃左右，以温凉寒冷气候为主。我国的太阳能资源按日照时间和太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为四类地区：一类地区:全年日照时数达到3200～3300小时的地区，主要包括青藏高原、甘肃省北部、宁夏北部和新疆南部等地。二类地区:全年日照时数达到3000～3200小时的地区，主要包括河北省西北部、山西省北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃省中部、青海省东部、西藏东南部和新疆南部等地。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。由此可见，海南州位于一类地区，非常适合太阳能发电。累年光照辐射强度达到6900MJ/m2年；累年平均气温3.3℃。累年极端最高气温31.3℃，出现日期：1975.7.17。累年极端最低气温-28.9℃，出现日期：1961.01.13。累年平均风速2.1m/s。累年瞬时最大风速为36.1m/s，出现日期：1965年10月8日。累年平均降水量为307mm。累年最大冻土深度133cm，出现于1967年2月11日～13日。海南州县交通运输及电力情况简介海南州县交通运输，海南州县东距省会西宁150公里，目前，以州府恰卜恰为中心，以国道、省道，即青藏公路（G109线）、青康公路（G214线）、西久公路（S101线）为横轴线，以河（卡山南）南（巴滩）公路、大（水桥）黄（沙头）公路、青（海湖）贵德公路、尕（海滩）贵（南）公路为纵轴线，县乡村地方道路为补充，连接黄河两岸五县，36个乡镇的“三横四纵”公路网主骨架已初成格局。2013年开通的拉鸡山隧道从西宁到海南州的交通状况得到改善，大大缩短了两地的往返时间。近年来，海南州供电公司紧紧围绕州委、州政府加快富裕文明和谐新海南建设战略目标和海南藏区经济跨越发展的总体要求，以保障海南经济发展和农牧民群众生活用电为使命,积极实施“优质、方便、规范、快捷”的服务方针，在实践中不断建立、完善企业管理和运营机制，促进了电力建设的改革和发展，为全州工农业生产和群众生活创造了良好的供用电环境。全州5个县及黄南州泽库县的王家、和日、宁秀西部3乡的供电任务，供电面积4.5万平方公里，营业户数10.69万户。近年来，电网以110千伏单环网为主干网架，有110千伏变电站7座，变电容量329.8兆伏安；110千伏线路12条，总长733.608千米；35千伏变电站23座，变电容量96.15兆伏安；35千伏架空配电线路29条，总长836.01千米；10(6)千伏线路101条，总长5779.74千米。2011年，全网最大负荷13.66万千瓦。第三章太阳能光伏系统简介一、光伏发电简介“光伏发电”是将太阳能直接转换为电能的一种发电形式。1839年，法国科学家贝克勒尔首先发现了“光生伏打效应”。然而，第一个实用单晶硅光伏电池直到一个多世纪后的1954年才在美国贝尔实验室研制成功。20世纪70年代中后期开始，光伏电池技术不断完善，成本不断降低，带动了光伏产业的发展。光伏产业是20世纪80年代以后世界增长速度最快的高新技术产业之一。最近五年的平均增长率为35%，趋快速、增速发展势头。技术水平和自动化程度不断提高，商品化电池效率达到14%-19%，生产规模不断扩大向100-200MW发展。大企业集团参与并占主导地位，2002年世界前10名厂商光伏组件生产量占世界总产量的89%，充分体现了现代化高科技产业的发展特征。20年来，晶体硅光伏组件成本下降了两个数量级。2012年光伏组件成本可以下降到1美元/Wp；随着光伏组件成本的不断下降，光伏市场发展迅速。2002年世界光伏系统的总装机容量达到2GW。其中并网发电占到总光伏应用的51%，已成为最大的光伏市场，并成为电力工业的重要组成部分。根据2011年7月14日国家发改委发布的《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》第一条第二项规定2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，除西藏外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。受该政策影响2011年中国光伏市场总装机容量竟达到2.8GW以上，预计2020年世界光伏组件的发电量将达到274TWh,相当于当时全球发电量的1%；2040年世界光伏发电量将达到7368TWh,，相当于当时全球发电量的21%。1973年我国太阳电池首次应用于海港浮标灯，经过30多年的发展，光伏发展技术有了很大的提高，光伏电池转换效率单晶硅电池实验室效率达24.7%，规模化生产效率为15%，多晶硅实验室效率为18%，规模化生产效率为11%，与发达国家相比，技术差距在不断缩小。市场上形成了单晶硅和多晶硅两种主打光伏电池产品的局面，填补了我国多晶硅片规模化生产的空白。2006年底，我国光伏产业总的生产能力达到450MW。光伏系统累计装机容量达到80MW。太阳电池组件成本不断降低，售价由上世纪80年代初的65-70元/Wp降低到2006年的24-28元/Wp。随着光伏技术的不断发展，成本会有继续下降的空间，受国际大环境及科技进步等因素影响2011年中国光伏组件下降到了6-7元/Wp，已经接近硅板的成本价，随着国际光伏产业的回暖不排除价格回升现象。二、太阳能发电系统分类及选择太阳能发电系统分类及选择有结构简单、清洁、安全、无污染、无排放、无噪音、资源广泛的优点，但也存在能量密度低、随机性、间歇性、对地区位置等地理环境要求较高等缺点。（一）并网太阳能发电系统在太阳照射下，太阳能电池方阵发出的电通过逆变器和控制器与电力系统并网。有阳光照射时，太阳能发电系统工作，将太阳能转换成电能向变电所母线输送电能，利用低压配电系统向负荷供电；无阳光照射时，由电力系统的电网通过高压供电系统、变压器、低压配电系统向负荷供电。如图1所示图1光伏并网发电系统概要图（二）独立太阳都能发电系统在阳光照射下，太阳能电池方阵发出的电能通过逆变器和控制器直接向负荷供电，同时为蓄电池充电；无阳光照射时，蓄电池放电，通过逆变器和控制器向负荷供电。如图2所示图2独立光伏发电系统概要图在我国的西部光明工程中，为解决偏远地区农民和牧民的用电问题，就大部分采用了这种独立太阳能发电系统。（三）太阳能独立发电系统与并网发电系统优缺点独立太阳能发电系统不需要市电，可免去接引电网电源设备及线路费用。适合于难以取得电网电源、独立的小容量用电设备，且用电设备失去电源后，不会造成特大的损失的场所。但是，如果负荷较大，独立太阳能发电系统需要配置大量蓄电池及大面积机房，投资增加很大，且蓄电池寿命短，3~5年就需要更换，对环境造成严重污染，维护工作量也较大。并网太阳能发电系统不再需要庞大笨重的蓄电池，不存在维护和更换蓄电池的麻烦，既降低了建设成本，又节约了运行费用，同时不受蓄电池容量的限制，只要有阳光就能发电，使用更加灵活；将多余的电能送入电网，还可通过售电收入谋求投资的商业回报。（四）海南州光伏发电系统选择海南州光伏发电系统，由于装机容量较大，采取并网发电方式较为合适。第四章产品竞争力分析一、产品竞争能力分析（一）同领域市场分析目前，我国替代传统发电产品技术主要有：风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等六大类可再生能源。1、风能发电是风能转化为电能的过程。风能的利用地域性比较强，并且风能发电技术主要用于一些风力比较大的地区。虽然与普通发电相比，有降耗、环保作用。但产生成本高，地域性强，主要应用于交通不便、农牧区及远离主干电网的岛屿及边远地区。因此，在青海发展风能发电技术不具备可行性。2、水能发电技术，利用水的重力势能发电的一种方式。海南州无大型水系，地理位置不适宜建设稍大型水项目，只能建设一些小型零散水项目，且这项技术工艺3、海洋能指蕴藏于海水中的各种可再生能源，包括潮汐能、波浪能、海流能、海水温差能、海水盐度差能等。这些能源都具有可再生性和不污染环境等优点，是一项亟待开发利用的具有战略意义的新能源，但海南州属于内陆地区，没有海洋资源。4、地热能是地球内部热源可来自重力分异、潮汐摩擦、化学反应和放射元素衰变释放的能量等。放射性热能是地球主要热源。我国地热资源丰富，分布广泛，已有5500处地热点，地热田45个，地热资源总量约320万兆瓦。该能源应用于发电技术还不太成熟，只有小型规模试验项目。5、生物质能是来源于农业生产行业生产的副产品，来源广泛，价格低廉。主要用于广大的农村地区及无电地区的日常照明系统。项目比较零散，没有形成规模。不能进行商业化大生产，只能在局部地区进行推广应用，目前的利用率不到3%。6、太阳能发电（1）光伏发电可达10-20倍：从新建项目所消耗能量与项目运行周期内的发电量之比，即能量的投入产出比看，目前光伏发电可达到10-15倍，在光照良好的地区高的可达到15-20倍。其中生物质能、水能和风能本质上都是太阳能的某种转换形式和转化环节，其本质上还是来源于太阳辐射产生的能量。（2）光伏发电具有经济优势：从光伏发电项目建设成本来看，随着太阳能光伏发电的大规模应用和推广，尤其是上游晶体硅产业和光伏发电技术的日趋成熟，建筑房顶、外墙等平台的复合开发利用，每千瓦光伏电能的建设成本在2010年前后可能达到7000-1万元，相比其他可在生能源已具有同样的经济优势。（3）光电资源蕴含量高达96.64%：从我国可开发的资源蕴含量来看，学者和专家比较公认的数字，生物质能1亿千瓦，水电3.78千瓦，风电2.53千瓦，而太阳能是2.1万亿千瓦，只需开发1%即达到210亿千瓦：从其比例看,生物质能仅占0.46%，风电占1.74%，水电占1.16%，而光电为96.64%；（4）碳排放量接近零且不污染环境：从目前各种发电方式的碳排放来看不计算其上游环节：煤电为275克，油发电为204克，天然气发电为181克，风力发电为20克，而太阳能光伏发电则接近零排放。并且在发电过程中没有废渣、废料、废水、废气排出，没有噪音，不产生对人体有害物质，不会污染环境；（5）转换环节最少最直接：从能量转换路线来看，太阳能发电的能量转换路线，是直接将太阳辐射能转换为电能，是所有可再生能源中对太阳能的转换环节最少、利用最直接的方式。一般来说，在整个生态环境的能量流动中，随着环节的增加，转换链条的拉长，能量的损失将呈几何级增加，并同时大大增加整个系统的运作成本和不稳定性。目前，晶体硅太阳能电池的转换效率实用水平在15-20%之间，实验室水平最高目前已达35%；（6）最经济、最清洁、最环保：从资源条件尤其是土地占用来看，生物能、风能是较为苛刻的，而太阳能则很灵活和广泛。如果说太阳能发电要占用土地面积为1的话，风力则是太阳能的8-10倍，生物能则达到100倍。而水电，一个大型水坝的建成往往需要淹没数十到上百平方公里的土地。相比而言，太阳能发电不需要占用更额外的土地，屋顶、墙角都可成为其应用的场所，还可利用我国广阔的沙漠，通过在沙漠上建造太阳能发电基地，直接降低沙漠地带直射到地表的太阳辐射，有效降低地表温度，减少蒸发量，进而使植物的存活和生长相当程度上成为可能，稳固并减少了沙丘，又向自然索取了我们需要的清洁可再生能源。由此可以看出，太阳能光伏发电是我们目前可以使用的能源中最经济、最清洁、最环保的可持续能源。（二）市场保障分析1、太阳能光伏发电系统可以无缝隙地切入到整个城市的环境当中，它可与城市景观融为一体。与大多数常规的能源生产系统和其它的可再生能源系统最大的不同，太阳能光电板是在不产生任何噪音、没有移动部件、或者排放的情况下完全静态地生产电力，与此同时，整个系统还可以在不需要任何美学修饰、特定要求或环境制约因素等情况下，固定在已有的建筑物和基础设施上。它是一项施工条件简单、操作实施难度极低的工程项目。2、在一定的空间和资源条件下，它可以比其它可再生资源生产出更多的电力。过去的20年全球太阳能市场发展一直呈现出持续、不断上升、发展的态势，增长也极其迅猛，已成为增长最快的一种能源利用方式。以过去的8年统计为例：全球太阳能装机容量以平均每年36%的速度增长，在2004年更是达到了60%，相比之下，核能和化石燃料工业仅保持一位数的增长速度。太阳能光伏发电系统的增长速度可以与其它一些高技术产品增长速度如计算机、移动电话相提并论。据最新的美国研究结果表明：如果太阳能光伏发电市场以目前的步伐继续保持增长的话，到2040年太阳能光伏发电将在世界能源生产总量中比石油构成更大的份额。二、项目风险分析中国的化石资源短缺，油价猛涨是未来石油能源发展的总趋势。我国高度重视节约能源和资源综合利用的战略问题，坚持开发与节约并重，节约优先的方针，提倡积极开发新型能源和可再生能源，这给我们带来了发展机遇。（一）政策风险分析2013年以前年度按照财政部《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》中申报的时间为每年的4月份和8月份，2013年发改委未出具明确的支持政策，预计本月底将出台相应的政策，本年度政策与往年相比补贴力度稍有减少，高压发电侧并网由原来的1元/kwh调整到0.8元/kwh。如果本光伏电站项目申请国家补助资金，必须尽快决策，进行项目申报，以防最后资金落空。（二）市场风险分析目前在世界发达国家太阳能发电已经商业化，但太阳能电池组件由于技术等方面因素价格还是比较高。国内的发电材料研发正在蜂拥而起，各种类型的材料正在研发、试用阶段，发展势头迅猛，国家的补贴政策尚未稳定，补贴幅度时刻在变化。并且面对国家现有支持政策，投资方会越来越多，国家会加强审批手续。规避风险策略：尽快投资，占领市场先机来规避市场风险。（三）技术风险分析此20MW光伏发电项目在施工过程中需要注意到电池阵列的防水、防雷，防风、电气接入等技术问题，需要提前考虑。应对此风险：通过技术方案评审把关，同时对所采购的主要材料和设备进行严格的检测和校验，规避此风险。（四）管理风险分析在管理方面，由于太阳能光伏发电技术含量高，人们了解较少，所以在实施过程中不确定因素多，涉及的部门广，因此在管理方面容易产生协调困难，各自为政，指挥与调度不灵，施工监管不到位，后期维护无人管等风险。规避管理风险策略：尽快成立专业管理机构，从前期准备阶段着手，为后期维护保养奠定基础。建立完善内部人力资源风险防范系统和危机处理机制，控制内部人力资源风险。建立严格的人员招聘、考核、培训、奖惩制度，加强和完善员工培训、考核机制，以此来规避管理风险。上述几种风险通过合理设计，快速实施，与专业厂商合作，能够有效的避免，最终成功实现项目示范效应。第章五项目实施方案一、投资环境1、市场准入优惠《中华人民共和国可再生能源法》中第十四条中规定“电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”。为太阳能光伏发电并网入网提供了有力的保障。2、财政扶持根据2011年7月14日国家发改委发布的《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》第一条第二项规定2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，除西藏外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。3、税收优惠（1）所得税施行免征政策，（2）增值税6%，城市建设税：增值税的5%，教育附加税：增值税的5%；4、金融鼓励（1）可享受可再生能源利用贴息贷款政策；（2）向金融机构申请借款，只要符合国家信贷政策和贷款条件，已办理完相应的财产评估、抵押、担保、公证等手续，在金融机构资金允许条件下，3日内给予办理；在金融机构资金不允许下，金融部门应设法筹措资金，30日内给予解决。二、项目环境保护太阳能光伏发电项目是绿色环保项目。该项目建设、生产对环境没有影响，对大气、生态、水态、水源等自然环境和居民的生活的影响均达到国家环保规定的标准。1、在项目工程施工中严格按照《中华人民共和国环境保护法》有关规定，进行施工作业。对施工垃圾和污水要进行环保处理。因此对周围环境和居民生活不会造成影响。2、项目建成投产后，生产过程中，无废气、废水、废渣排放且无噪声污染。3、项目环境影响评估工作在项目正式开工前进行。三、项目实施计划（一）前期准备工作该项目在前期做了相关调研工作，收集了大量的太阳能光伏发电相关资料。为后来项目的实施提供了必要的前提。（二）施工进度计划我方将实施本项目的过程中，将按照下表所示的计划进行项目的总体工作安排（根据合同生效之日做相应调整）。

序号步骤名称内容完成时间一需求调研阶段系统调研和需求分析40天二安装阶段电池板安装、逆变器安装以及辅助设备的安装4个月三系统调试太阳能并网系统的调试30天四试运行阶段太阳能并网系统试运行1个月五竣工验收阶段太阳能并网系统竣工验收15天第六章项目设计方案一、设计总则（一）太阳能并网发电系统在原有的高压线路基础上增加，采取尽量不改造原有回路的原则。（二）考虑到并网系统在安装及使用过程中的安全及可靠性，在并网逆变器直流侧加装直流防雷接线箱。（三）系统采用三相四线的输出方式。（四）电池组件选用HG250（五）光伏组件的支撑结构按照安装面实际情况考虑，结构件需美观、轻巧、牢固、安装便捷。（六）并网逆变器采用最大功率跟踪技术，最大限度的把太阳电池阵列输出电能送入电网。逆变器系统显示单元可显示电池方阵电压、电流，逆变器输出电压、电流、功率，累计发电量、运行状态、异常报警等各项电气参数。具有标准电气通讯接口，可实现远程监控。具有多种并网保护功能（比如防孤岛效应等）、多种运行模式、对电网无谐波污染等特点。二、光伏组件光伏组件即太阳能板，选用皇明HG250型标准组件，峰值功率250

按国际电工委员会IEC61215：1993标准设计；

每24片电池安装一个旁路二极管，可有效防止热斑效应；

优质的铝合金边框确保组件具有较高的抗风等级，结构合理便于安装；

采用密封防水性能好的接线盒，确保可靠的电气连接；

每片组件经过100%的外观检查和电性能测试，确保组件的优良品质；

由高透光率的钢化玻璃、抗老化的EVA、高性能晶体硅太阳电池、耐候性好的TPT层压而成，具有良好的耐候性和抗冰雹、防水能力。光伏电池组件性能参数：序号项目内容1型式常规多晶硅组件2型号HG2503尺寸结构1640×992×4在AM1.5、1000W/m2的辐照度、25℃4.1标准功率250W4.2峰值电压31.8V4.3峰值电流7.86A4.4短路电流8.25A4.5开路电压37.8V4.6系统电压1000V5最大开路电压（在AM1.5、1000W/m2的辐照度、-10℃50V6峰值电流温度系数0.017%/℃7峰值电压温度系数-0.34%/℃8短路电流温度系数0.017%/℃9开路电压温度系数-0.34%/℃10温度范围-40/℃～+8511功率误差范围±3%12表面最大承压5400Pa13承受冰雹直径25mm的冰球，试验速度23m/s14接线盒类型BOX0715接线盒防护等级IP6516接线盒连接线长度正极1.0m、负极1.0m17组件效率保证值15.4%18框架结构铝合金19背面材料TPT三、电气方案简述(一)光伏系统的组成太阳能光伏发电系统由光伏组件、直流防雷配电柜、交直流配电柜、并网逆变器、计量装置及上网配电系统组成。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流防雷配电柜集至并网型逆变器，将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，输出电压为270V或400V，通过升压变压器与35kv电网并联实现并网。用数据采集监控机时刻对输出电压进行检测，同时对系统输出进行平衡调整。并网型逆变器具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。太阳能发项目配置计算机监控系统，由计算机监控系统完成实施整个发电场的监视控制,并向主站端发送信息。计算机监控系统应能实现所有开关量的采集，并与太阳能逆变器等装置实现通信。并网发电原理图(二)光伏并网逆变器对于逆变器的选型，本工程按容量提出三种方案进行比选：方案一是选用500kW逆变器；方案二是选用250kW逆变器；方案三是选用100kW逆变器。方案一：选用500kW逆变器，每个2MW单元配4台逆变器，整个工程配40台500kW逆变器。每个2MW单元设1台容量为2500kVA的升压变，升压至35kV，采用电缆接入35kV配电装置。每个2MW单元设一个配电室，升压变与逆变器布置在配电室内。目前国内外厂家都可以提供该容量的逆变器，设备选择范围广。目前逆变器的输出电压有400V和270V两种，由于400V输出的逆变器造价太高，本工程选择逆变器输出电压为270V，则升压变低压侧需要选择6300A的断路器。该方案的优点是单台逆变器容量大，主变压器数量少，整个系统效率较高，施工维护工作量小。缺点是单台逆变器容量大，在运行过程中如果发生故障，则故障影响大。我国光伏发电行业处于起步阶段，国内使用500kW容量逆变器的工程非常少，但是在国外大容量逆变器的使用已经非常普遍，成为逆变器选择的一个趋势。方案二：选用250KW的逆变器，每个1MW单元配4台逆变器，整个工程配80台250MW逆变器。每两个1MW单元设1台容量为2500kVA的升压变，升压至35kV，采用电缆接入35kV配电装置。现在SMA、SolarMax、Power-one、Conergy、Xantrex、Sungrow等品牌都能够生产250kW逆变器，在产品选择上不存在问题，生产运行经验也非常丰富。方案三：选用100KW逆变器，每个1MW单元配10台100kW逆变器，整个工程共配200台逆变器。每两个1MW单元设1台容量为2500kVA的升压变，升压至35kV，采用电缆接入35kV配电装置。目前无论国产品牌还是进口品牌在100kW容量逆变器的生产制造上都比较成熟，但是目前国内逆变器在100kW容量上尚无户外型。该方案的优点是逆变器容量相对较小，一旦单台逆变器发生故障，故障产生的影响小。该方案缺点是逆变器数量多，施工难度大，运行维护工作量大，并且由于逆变器容量小数量多，使整个系统的效率降低。三种方案的经济比较见下表（逆变器按照国产产品水平进行报价）。经济比较表序号项目方案一（万元）方案二（万元）方案三（万元）1100kW逆变器007.8x200=1582250kW逆变器018.75x80=150003500kW逆变器33.5x40=1340004升压变和低压开关柜30*10＝30030*10＝30030*10＝3005高压开关柜7*12=847*12=847*12=846直流配电柜0.5*40=200.4*80=320.3*200=607总价174419162028差价0+172+280从上表可以看出，方案一投资最小，方案二次之，方案三投资最大。综合以上内容，本工程选用500kW逆变器，每个2MW单元配4台逆变器，整个工程配40台500kW逆变器。逆变器基本参数如下：最大光伏输入功率（Ppv）550kWp额定交流功率（Pac，nom）500kW输入电压范围MPPT（Upv）480—820V输出电压（Uac）270V最大直流输入电压（Udc.max）880V工作频率（Fac）50/60HZ最大直流输入电流（Ipv.max）1200A最大效率98.5%最多输入路数16对于逆变器容量的选择需要综合考虑工程的布置情况以及电池组件的技术参数，另外还应考虑逆变器自身的特点。目前逆变器产品中关于隔离变压器有两种观点，一种认为是用隔离变压器可以实现物理隔离，防止太阳能中的直流分量馈入电网，同时可以保护电池组件，避免受到来自电网的影响，延长电池寿命。但是隔离变的使用会降低逆变器的效率。另外一种观点认为不需要增加隔离变压器，通过在逆变侧的多点采集（RCD），通过DSP芯片的快速运算，在软件和硬件上做双重保护，基本可以达到变压器同样的效果。并且世界上无变压器的逆变器也有很多成功的应用。由于本工程接入当地35kV电网，在逆变器与电网之间设置升压变压器，已经起到了隔离作用，因此本工程方案一我们推荐选用无隔离变的逆变器。变压器的选择根据系统资料，本工程拟接入当地35kV电网。接入方式采用一次升压方案进行设计，即从270V直接升压至35kV。本工程共设10台2500kVA主变压器，变比为38.5_2_2.5%/0.27kV，连接组别为Y/d11。由于太阳能电池组件在初始几个月的使用过程中，其输出功率可以达到额定值的115%,所以变压器容量选择应大于电池组件的额定功率，本工程每个2MW单元配2500kVA的升压变压器，容量选择是合理的。每个2MW并网发电单元通过35kV高压电缆接入35kV配电装置，最终接入35kV高压电网实现并网发电功能。（三）光伏阵列直流防雷汇流箱的设计为了减少光伏组件到逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统可采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在室外配置光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱”），室内配置直流防雷配电柜。汇流箱为16进1出，即16路电池串列接入后汇流成1路直流输出，经电缆接入直流防雷配电柜。该汇流箱具有以下特点：防护等级IP65，防水、防灰、防锈、防晒、防盐雾，满足室外安装的要求；可同时接入16路电池串列，每路电池串列的允许最大电流10A；每路接入电池串列的开路电压值可达900V；每路电池串列的正负极都配有光伏专用中压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V；直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用中压防雷器，选用菲尼克斯品牌防雷器，其额定电流≥15KA，最大电流≥30KA；直流输出母线端配有可分断的直流断路器；太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱设计如下图所示：（四）直流配电柜设计汇流箱输出的直流电通过直流配电柜进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。直流配电柜安装在室内，主要是将主要性能特点如下：每个500kW并网单元配置1面直流防雷配电柜；每面直流防雷配电柜具有多路输入接口，可接多台汇流箱；每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器和防反二极管；直流母线输出侧都配置光伏专用防雷器，其额定电流≥15kA，最大电流≥30kA；直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表；每台直流配电柜按照500kWp的直流配电单元进行设计，20MWp光伏并网系统共需配置40台直流配电柜。每台直流配电柜分别接入1台500kW逆变器，（五）光伏阵列汇流系统设计为了减少电池组件与逆变器之间的连接线和方便日后维护，需要在直流侧配置汇流装置，本系统按分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即在室外配置光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱”），室内配置直流防雷配电柜。并网逆变器直流工作电压MPPT范围为480V～820V。最大直流电压900Vdc太阳能光伏电池组件串联的组件数量选择为20片，则串联电压为20*31.8=636V。最高温度为31.8℃,此时，电池组件的开路电压为36.9V，光伏电池组件串最低开路电压为739V，电池组件的峰值电压为31.1V，光伏电池组件串最低工作电压为622V。最低温度为-28.9℃时，电池组件的峰值电压为37.55V电池组件的开路电压电压为44.6V,光伏电池组件串最高工作电压为751V，光伏电池组件串开路电压为892V。因此，选用20块光伏电池组件串联是合适的。每个2MWp发电单元配4台500kW逆变器，4面直流配电柜，共400串电池串联组，配32只汇流箱。（六）35kV高压配电装置35kV配电装置选用户内金属封闭开关设备，采用加强绝缘结构，一次元件主要包括断路器、操动机构、电流互感器、避雷器等，采用抽出式安装，为单母线接线方式，运行灵活、供电可靠。额定电压：40.5kV额定电流：1250A额定短路开断电流(有效值)：31.5kA4s热稳定电流(有效值)：31.5kA外壳防护等级：IP3X真空断路器额定电压：40.5kV额定电流：1250A额定短路开断电流：31.5kA额定短时耐受电流/时间：31.5kA/4s电流互感器额定电压：40.5kV比：50/5A准确等级：5P30/5P30/0.5电压互感器比：35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3过电压保护器保护器持续运行电压：42kV保护对象额定电压：35kV操作冲击电流残压峰值：500A105kV雷电冲击电流残压峰值：5kA119kV四、防雷设计太阳能光伏并网电站防雷主要是防直接雷和感应雷两种，防雷措施应依据《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》（SJ/T11127）中有关规定设计。直击雷保护：直击雷保护分光伏电池组件和交、直流配电系统的直击雷保护。光伏电池组件边框为金属材质，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，光伏电池组件边框与支架可防止半径为30m的滚雷，为增加雷电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。交、直流配电系统的直击雷保护：交、直流配电系统均布置在室内。屋顶设避雷带，用于交、直流配电系统的直击雷保护。配电装置的雷电侵入波保护：根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中规定，在35kV母线上装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护；每面35kV开关柜设一组过电压保护装置；出线通过35kV电缆与架空线路连接，在连接处设一组一组无间隙氧化锌避雷器。为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护。太阳电池串列经汇流箱后通过电缆接入直流防雷配电单元，汇流箱和配电柜内都配置防雷器。五、接地充分利用每个光伏电池组件基础内的钢筋作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求，重点区域加强均匀布置以满足接触电势和跨步电压的要求。保护接地的范围根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)规定，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。接地电阻电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。根据《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低压配电装置共用接地系统，接地电阻要求R≤4Ω；由于暂无关于光伏电池组件接地要求，拟按R≤2Ω；本电站按R≤2Ω设计。本电站拟敷设50_5mm接地扁钢，光伏电池组件支架均可靠连接到接地网。接地扁钢敷设深度不小于0.8m，周围敷降阻剂，为加强接地效果，在各交、直流配电室和综合控制楼处设置5套电解地极。六、监控系统系统的监控有两部分组成，分别并网逆变监控装置和电力系统监控装置，并网逆变监控装置主要是采集光伏电站逆变器的运行数据和工作状态，以及现场的日照强度、风速、风向和环境温度；电力系统监控装置是监控400V和35KV升压系统的运行数据和工作状态。太阳能电池方阵和逆变器的控制系统布置于电气设备室内，主要采集并网逆变器的运行参数，并将各种参数传送至集控室。数据采集系统包括数据采集控制器、显示终端、就地测量仪表等设备。并网逆变器及电网的数据信息通过通讯的方式（RS485总线）传输至数据采集控制器。在集控室内设一个操作员站，监控采集到的各种运行数据，对整个光伏系统进行监控；另设一个工程师站，用于系统调试。监控系统预留多个通讯接口，用于连接internet网络，实现远程的监控功能。另设一套直流系统和一套UPS系统，直流系统和UPS组屏安装，布置于电气设备室内，对监控系统提供必要的电源。本工程出线侧由升压变高压侧接入35kV配电装置，配电装置的保护由开关柜内的综合保护装置来实现，不再单独设保护柜。七、远动及通信根据《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）的要求，在正常运行情况下，电站通过集控室向调度部门提供的信号至少应当包括:光伏发电站的公共连接点处电压、注人电力系统的电流、有功功率、功率因数、频率和电量。本工程设故障录波仪，且应记录故障前10s到故障后60s的情况。集控室内运行人员可以根据电力系统调度中心的指令控制整个电站输出的有功功率。且能够根据电网状况、光伏发电站运行特性及其技术性能指标等具有调整输出功率的最大功率变化率的能力。八、建筑结构部分站内设置单层控制中心楼1座和逆变器室5座。控制综合楼包括传达室、储藏室、办公室、控制室及卫生间设施。建筑物均为单层框架结构，240mm厚加气混凝土砌块填充墙，层高4.2米。控制中心楼内装修按照电力二级标准，主要房间的装饰面材料色彩选择应与照明灯具、设备仪表相协调，并考虑防噪声、防尘等要求。所有房间采用普通瓷砖地面。内墙均为普通内墙乳胶漆。控制室及逆变器室采用乙级防火门，其他房间采用普通木门。窗均为单框双玻塑钢窗。本工程场地土类型均为中软场地土，建筑场地类别为Ⅲ类。地震基本烈度为Ⅵ度，地震动峰值加速度为0.05g；地震动反应谱特征周期为0.40s（对应于中硬场地土），按中软场地调整后的地震动反应谱特征周期为0.55s。根据《建筑抗震设计规范》（2008年版）（GBJ11-2001）、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）有关规定，站内建筑物：控制中心楼、逆变器室抗震设防类别均为丙类。控制中心楼、逆变器室均采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝凝土柱下独立基础。光伏电池组件支架采用钢支架（热镀锌），依据工艺专业要求的电池组件倾斜角度确定前后两排支架柱的高度。基础采用柱下独立基础。下一阶段会根据详堪报告对基础的形式和尺寸等进行多方案的技术经济比较，综合优化基础设计及埋深。另外根据电池组件的厂家提资确定电池的固定方式位置，优化支架的布置。九、供排水系统序号用水名称供水对象最大班人数用水量指标小时变化系数日用水量(m3/d)最大秒流量(L/s)1生活用水1915150（升/人_班2.52.850.22杂用水20%0.570.043合计3.420.24本期工程总用水量平均日用水量3.42m3/d，最大小时用水量为0.864m3/h。9.1给水系统本工程以市政生活水为水源，从站外市政生活水管道取水，给水管道采用单管敷设，入厂后接入各单体用水点。9.2排水系统本工程采用生活污水及雨水独立排放的分流制系统。由于本工程没有食堂、职工宿舍，且运行值班及管理人员较少，生活污水主要来源于各个单体卫生间排水，这部分污水经站内生活污水管道汇集后至化粪池处理，出水排至站外市政污水管网，化粪池内污泥定期由市政污泥车运走；站内雨水利用道路自然坡度排入站外排水沟。十、消防系统建筑物名称火灾危险类别危险等级消防形式警卫室、仓储、会议室、集中控制室E（A）中移动式灭火器35kV屋内配电装置E（A）中移动式灭火器逆变器室 E（A）中移动式灭火器变压器（在逆变器室内）B中移动式灭火器太阳能板2MW阵列E（A）轻移动式灭火器十一、采暖与通风11.1采暖本工程位于青海省海南州，日平均温度≤+5℃的天数为135天，属于采暖地区。根据《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》（DL/T5035-2004），本工程生产厂房和辅助建筑物均应设计采暖，由于区及周围无集中热源，结合工程实际情况，本工程不设采暖系统，会议室、控制室等室内有人工作或经常有人停留的区域采用冷暖型空调，以满足采暖季节房间对温度的要求。11.2通风电气设备室内安装有逆变器控制屏及直流UPS屏，根据规定设置直流式