光伏发电示范项目可行性研究报告

'目录第一章概述31.1项目概况31.2设计依据31.3工作过程31.4研究范围41.5主要设计原则5第二章电力系统62.1电力系统现状62.2电力需求预测72.3电源规划与电力平衡分析102.4工程建设的必要性122.5电厂在系统中的作用和地位142.6电厂接入系统方案设想142.7送出工程建设项目及投资估算15第三章场址太阳能资源及发电量预测163.1概述163.2日照时数和日照百分率173.3太阳能辐射量213.4发电量估算24第四章建厂条件254.1场址概况254.2交通运输294.3区域稳定性和工程地质314.4电厂水源34第五章太阳能光伏发电现状345.1概述345.2关键设备的技术现状365.3光伏并网发电技术现状435.4金太阳工程48-103- 第六章工程设想496.1项目总体技术方案506.2电站总体规划及总平面规划546.3太阳能电池组件及逆变器选型646.4太阳能电池方阵设计696.5电气716.6监控系统806.7建筑设计816.8结构设计83第七章环境影响及水土保持857.1环境影响857.2水土保持877.3节能减排效益分析917.4结论91第八章节约和合理利用能源928.1节能928.2节水938.3节约原材料93第九章电站定员93第十章工程实施条件及工程进度9410.1工程实施条件9410.2工程轮廓进度95第十一章初步投资估算及财务与风险分析9511.1投资估算9511.2财务评价99第十二章结论及建议10212.1结论10212.2建议103-103- 附件目录附件一：关于同意X光伏发电站项目开展前期工作的函粤发改能办综函[2009]1961号附件二：关于同意广州发展集团X光伏示范电站项目开展前期工作的函湛发改基函[2009]158号附件三：关于特呈岛光伏电站项目选址问题的批复湛江规（规划）2009]519号附件四：关于X有限公司从属关系的说明广州发展实业控股集团股份有限公司二零零九年十一月十八日图纸目录1．场址地理位置图F3881K-A01-012．2008年湛江市110kV及以上电网地理接线图F3881K-A01-023．2008年特呈岛10kV及以上电网接线示意图F3881K-A01-034．特呈岛光伏发电项目接入系统示意图F3881K-A01-045．电站总体规划示意图F3881K-A01-056．电站总体平面规划布置图（北京址）F3881K-A01-067．电站总体平面规划布置图（南京址）F3881K-A01-078．电站站区竖向规划图F3881K-A01-089．电气主接线图F3881K-A01-09-103- 第一章概述1.1项目概况工程名称：X光伏发电示范项目工程编号：设计阶段：可行性研究阶段资金结构：机组投产时间：1.2设计依据《关于开展X光伏发电示范项目可行性研究工作的委托函》。1.3工作过程2009年5月，X有限公司根据太阳能光伏发电产业的发展趋势，计划在X建设光伏发电示范项目，项目规划10MW，首期建设3MW，设置固定倾角太阳能方阵，单轴和双轴跟踪太阳能方阵。X有限公司委托我院开展项目的可行性研究工作，委托上海航天汽车机电股份有限公司太阳能系统分公司为合作单位。我院接受委托后，随即组成项目小组，于2009年6月对厂址进行了现场踏勘，并对项目的建厂条件，布置，送出工程及设备选型进行了研究。我院参加本项目的工作人员主要有：姓名专业姓名专业-103- 在可行性研究报告编制期间，我们得到了X有限公司的大力支持和配合，保证了可行性研究的顺利进行。1.4研究范围本报告研究范围是X光伏发电示范项目的工程见识规模，选址及气象条件，工程的技术方案，项目建设的意义和必要性，环境和社会效益，项目的经济分析和风险分析，包括：1.电力系统；2.场址太阳能资源评价；3.太阳能光伏并网发电技术现状；4.电站场址建设条件；5.大型并网太阳电池发电技术方案；6.环境保护、消防、劳动安全；7.工程实施条件及工程进度；8.投资估算及经济评价。1.5主要设计原则1.5.1总的技术原则-103- 1.贯彻“安全可靠、经济适用”的电力建设方针。2.贯彻并网光伏电站建设占地应主要是非耕用土地的原则。3.贯彻并网光伏电站应靠近电网，易于接入的原则。4.全面执行国家相关的政策、法规。5.太阳电池组件采用国内产品,MWp级大功率逆变器采用国外进口产品。1.5.2专业技术原则场址太阳能资源评价：根据太阳辐射量、温度等气候资料以及地理位置信息等资料，针对太阳能光伏电站对场址太阳能资源进行评价，确定太阳电池阵列面得最佳安装倾角，并预测光伏电站不同时间段的发电量。1.总体规划布置：结合场址地形地质条件，采用适当场地平整，集中布置与局部分散布置结合，简化路网、电缆汇集桥架。2.太阳能电池方阵方阵设计要尽量缩短汇流线路，方阵出线端要位置合理并统一综合考虑。绝大部分太阳电池阵列安装采取成熟的阵列面倾角固定的方式，保障电站能可靠地发电：为了试验研究太阳电池阵列跟踪系统，设置太阳电池阵列面角度可单轴或双轴调整的安装方式。3.电气系统在电气线路上，将大型并网光伏系统分为若干独立的系统，每个分系统由若干发电单元组成，包括太阳电池组件及并网逆变器。根据大型光伏电站及本工程的特点，合理设置可靠的避雷、防雷及接地保护系统。4.监控系统监控系统要适应大型光伏电站及本工程的特点，采用集中控制方式，实线全站的综合自动化。-103- 第二章电力系统2.1电力系统现状2.1.1湛江市电力系统概况湛江市地处祖国大陆的最南端，东临南海，南靠琼州海峡，西临北部湾，海岸线长达1555.7km。湛江北有黎湛铁路，并与三茂铁路相接，是海南省通往大陆的必由之路。湛江港属天然深水良港，为我国对外贸易的重要口岸，大西南的主要出海口。截至2008年底，湛江市总装机容量2660.7MW，其中奥里油电厂2*600MW接入500kv及以下电压层。湛江市装机年总发电量71.9亿kWh，其中火电装机2652.2MW，年发电量71.19亿kWh;水电装机仅8.3MW，年发电量0.11亿kWh。湛江电网处于广东电网最西端，通过港城-茂名双回500kV线路和榭赤线、湛泥线、吴泥线、坡天线四回220kV线路与茂名电网相联。2008年湛江有500kV变电站1座，即港城站，主变容量750MVA；共有220kV变电站、隧溪站、赤坎站、坡头站、廉江站和吴川站、迈旺站，线路23回，总长581km，除徐闻县外，市区、隧溪、廉江、吴川、雷州均有220kV电网覆盖；110kV公用变电站43座，变压器64台，主变容器2279MVA；35kV变电站28个，35kV变压器45台，容量264.6MVA。2008年湛江市全社会用电量63.8亿kW，比2007年增长2.4%；全社会用电最高负荷1284MW，比2007年增长7.0%。全市供电量55.0亿kWh,比2007年增长5.7%；供电最高负荷1088MW，比2007年增长8.3%。2.1.2特呈岛概况特呈岛位于湛江市霞山区东南面的湛江港湾内，距离市区2.8海里，地理位置得天独厚。全岛南北宽1.4km，东西线长7.44km,面积约3.6km-103- 2。特呈岛最高电压等级为10kV，从110kV南调站出线1回特呈线供电全岛。岛内10kV总变电量17.383MVA。特岛2008年供电负荷9.826MW。2.1.3本项目概况本项目拟建在岛上特呈学校的东面及东北面的地块上，总建设规模规划为10MW光伏太阳能组件，一期建设3MW光伏太阳能电池板及其并网组件。业主计划项目投产时间为2011年。2.2电力需求预测2.2.1湛江市电力需求预测湛江市把实施工业立市为发展战略，以工业园区为载体，重点发展临港石化、能源、造纸、钢铁、机械等支柱产业，做大做强传统工业。在《珠江三角洲地区改革发展规划纲要》和国家《钢铁产业调整振兴规划》中均有提到湛江钢铁基地建设，项目选址湛江东海岛。湛江钢铁基地初步规划为年产钢1000万吨，钢材940万吨，总投资600亿元，产品以满足广东及国内市场急需的高附加值产品为主，远景还可能新增产能。2009年8月，中国石油化工集团有限公司宣布：由中石化与科威特综合投资建设的炼油石化项目正式落户湛江东海岛，首期工程包括年产1500万吨炼油厂和100万吨乙烯厂，最终规模包括年产3000万吨炼油厂和200万吨乙烯厂。中科炼化项目将在半年内完成环评等前期和核准工作。根据宝山钢铁基地、曹妃甸钢铁基地、大亚湾石化基地等地区建设经验，配套产业约为1.5-5倍的带动效应，拉动扩是采选业、金属加工业、贸易、仓储运输、工程施工、设备制造、石化下游冶炼、精细化工与检修、信息服务等相关产业的发展，促进区域经济整体发展。“十二五”期间，随着湛江钢铁基地、中科炼化等大项目的落户，预计湛江地区的用电荷将会加速增长。参考《湛江“十二五”电网规划》-103- 的最新研究成果，预测湛江市的电力需求：预测2010年全社会用电量和用电荷最高负荷分别为75亿kWh和1450MW，“十一五”期间年均增长分别为8.8%和935%：2015年分别为117亿kWh和2170MW，“十二五”期间年均增长率分别为9.3%和8.4%；2020年分别为202亿kWh和3570MW，“十三五”期间年均增长率分别为11.5%和10.5%.预测结果见表2.21。表2.2.1湛江市电力需求预测表（不考虑湛钢用电）单位：亿kWh、MW年份20052010201520201、全社会用电量(亿kWh)4975117202增长率（%）8.89.311.52、全社会用电最高负荷（MW）920145021703570年平均增长率%9.58.410.5注：2010年、2015年、2020年增长率为“十一五”、“十二五”、“十三五”年均增长率。2.2.2特呈岛电力需求预测湛江市正式通过的《湛江市特呈岛可持续发展实验区规划》，未来五年，特呈岛将着重协调发展现代渔业、生态渔业、品牌渔业，鼓励企业开展创名牌活动，加快实施标准化生产；发展生态林业，突出海岛特色，走科学造林道路。带动周边农户走产业化的道路发展海岛生态林业；发展海岛生态旅游业，近期抓好旅游线路建设，远期以生态旅游度假村建设为切入点，发展集生态养殖、生态旅游、休闲度假、科研产业、科普教育等于一体的“乡村式生态经济综合产业区”。由湛江中鑫有限公司投资2亿元打造的特呈岛度假村第一期已于2009年“五一”前对外开放。度假村的渔岛饭庄可同时接待2000人就餐，还能向单位、企业提供会议和住宿场所；此外度假村还向旅客出租电动观光车环岛游。度假村各种设施目前仍处于扩建当中。特呈岛旅游产业等持续发展，带动用电增长，结合《湛江“十二五”电网规划》的最新研究成果，对特呈岛进行电力需求预测，预测结果详见-103- 2.2.2.预测湛江市金湾区的电力需求：2010年全社会用电最高负荷为11000kW；2015年为13200kW。表2.2.2特呈岛电力需求预测表年份200820102015全社会用电量最高负荷98621100013200增长率%注意：2010年增长率在2009年、2010年年均增长率、2015年增长率为“十二五增长率”。2.3电源规划与电力平衡分析2.3.1电源规划根据制定了《广州小火电机组关停实施方案》和《广东省“十一五”期间主要关停机组和进度安排表》，湛江“十一五”期间安排退役但尚在运行的小油电为湛江兴发电厂55.6MW机组，安排在2008年退役，2010年前再退役2MW油机；小煤电2010年前还需退役157.MW机组。所有小火电在“十二五”期间全部退役。规划期内仅考虑经过国家发展和改革委员会核准的电源项目和在建的电源，结合全省规划，目前湛江较为确定的电源项目分述如下：1)徐闻洋前风电场，容量49.5MW，计划于2009年投产，接入110kV电压等级。2)徐闻勇士风电场，容量49.5MW，计划于2010年投产，接入110kV电压等级。3)徐闻灯楼角风电场，容量49.5MW，计划于2010年投产，接入110kV电压等级。-103- 1)由于原料问题湛江奥里油电厂目前处于改造中，预计2011年可完成改造，改造后容量仍为2×600MW,双回线500kV线路接入港城站。2)规划在2012年末建成湛江钢铁基地一期工程，自备电厂建设3×350MW机组，并通过3回220kV线路与广东电网联接。同期在钢厂主设备侧建设的总容量为112MW的四台能源综合利用机组将分别在2011、2012年投产，接入钢厂自备变电10kV母线。3)遂溪投产2×50MW生物质能源电厂，燃烧当地农作物废料。电厂投产时间按2011年考虑，110kV出线2回，接入220kV遂溪站110kV母线。2009年～2015年湛江市合计新增电源容量1262MW，改造完成电源装机容量1200MW。2.3.2电力平衡原则平衡主要原则如下：1)取夏季峰荷进行电力平衡。2)根据业主计划，本项目计划于2011年上半年投产，暂不考虑后继发电容量。3)本项目为光伏发电项目，为充分利用能源，按夏季最大出力即装机容量参加平衡。4)年末投产的机组计入当年装机容量，但不参加当年电力平衡。5)湛江电力利用容量按扣除厂用电考虑。6)小煤电利用系数取0.8，小油电利用系数取0.6，小水电利用系数取0.3，生物质电厂利用系数取0.3。7)全市平衡中系统备用按最大单台机组容量考虑，分区平衡中不考虑备用。8)2008年湛江小煤电中有165.81MW机组属于自备糖厂，此部分机组仅在榨糖季节（当年12月至次年4月）开机，因此平衡中不考虑自备糖厂出力。2.3.3电力平衡分析-103- 根据上述平衡原则，对湛江110V及以下电网进行电力平衡，结果详见表2.32.由平衡结果可知，“十一五”期间湛江110kV及以下电网难以实现供需平衡，2010年湛江110kV及以下需要220kV网供电1389MW。进入“十二五”后，由于湛江自身负荷进一步发展，湛江110kV及以下电网不能实现自身供需平衡，需要220kV电网提供大量电力.在2011年湛江110kV及以下电网需要省网供电14760MW，2015年需要220kV电网供电1950MW。可见，本项目电力容量相对较小，湛江110kV及以下电网均存在消纳全部电力的空间。表2.3.2湛江110kV及以下电网电力平衡年份20082009201020112012201320142015一、最高负荷12841361145015521676181819912170二、电源装机容量2623124112541991781761601、遂溪生物质能源1001001001001002、110kV及以下煤电194.5194.5194.537.037.016.016.03、110kV及以下风电49.5148.5148.5148.5148.5148.5148.54、111kV及以下油电57.657.657.657.62.02.05、特呈岛光伏发电3.03.03.03.03.06、110kV及以下水电10.310.310.38.38.38.38.38.3三、电源利用容量61616175424240321、遂溪生物质能源30303030302、110kV及以下煤电23232388883、110kV及以下风电4、111kV及以下油电35353535115、110kV及以下水电333222226、特呈岛光伏发电3.03.03.03.03.0-1223-1300-1389-1476-1634-176-1950-2138-103- 四、220kV及以下电网电力盈（+）亏（—）特呈岛目前尚无电源，规划期内也没有新增电源，岛内全部用电由电网供应。2008年需要电网供电9862kW，2010年需要电网供电11000kW，2015年需要电网供电13200kW。可见，特呈岛光伏发电项目，一期最大发电3MW可全部在特呈岛内消纳。2.4工程建设的必要性1)适应负荷发展的需要湛江是广东西部中心城市，湛江港属天然深水良港，湛江北有黎湛铁路并与三茂铁路相接，是海南省通往大陆的必由之路。该地区海陆交通发达。随着“十二五”期间湛江钢铁基地和中科炼化等大项目的落户，湛江用电增长将进入快速上升通道，2008年全社会用电最高负荷1284MW；预计2010年1450MW，“十一五”期间年均增长率9.5%；2015年达3100MW，“十二五”期间年均增长率16.4%，2020年达4500MW，“十三五”期间年均增长率7.7%.目前该区域110kV及以下电网仅有遂溪生物质电厂100MW，远不能满足该地区未来用电增长的需求，且随着区内负荷的增长，小火电的退役电源缺口呈增加趋势。2013年～2015年湛江110kV及以下电网需要省网供电1476MW～2138MW。特呈岛未来大力发展旅游休闲产业，随着度假村等旅游设施的不断完善，特呈岛用电负荷也会上升。2010年岛内用电达到11000kW；2015年达到13200kW。本项目的建设，在一定程度上减轻110kV网的供电压力，能较好的适应湛江市、特呈岛负荷的发展，促进当地经济发展。2)建设分布能源，减少网损，减轻电网建设压力。-103- 特呈岛为湛江港口中心的海岛，距离陆地目前通过1回10kV电缆线路与湛江主网相连。随着岛内负荷的增长，仅靠现有网络难以满足岛内不断增长的负荷需求。且特呈岛距离主网较远，与最近的110kV南调站，距离也超过10km，通过长距离向岛内送电势必加大网络损耗，降低供电可靠性。本项目为利用太阳能实现能发电能够实现“分布式发电”。在用户端或靠近用户端的供能系统。为可再生能源综合利用的设施，规模和容量都较小，采用模块化的设计方式，就向近区不足1km的距离内的特呈岛度假村等较大负荷用户提供电能，可以减少输变电时电能损失，能以较少的资金、资源和环境代价，换取较高的整体投资效益和能源转换效率。在负荷近区给予一定得电源支撑也有助于提高电压和供电可靠性。1)开发清洁能源，调整能源结构广东省在经济高速发展的过程中，既要解决电力供应不足问题，又要保护好生态环境，成为广东省发展的必然趋势。在今后的规划建设过程中，调整能源结构，逐步开发清洁能源。兴建核电、天燃气发电、风力发电、光伏发电等清洁能源电站，实现电力结构多元化，是今后我省电力发展的重要方向。光伏发电是一种无污染的再生能源，具有建设周期短、使用寿命长、维护简单、能力转换直接等优点，在当今新能源开发中无论技术上、经济上都是相对成熟的。因此光伏发电项目的建设有利于保护环境及调整能源结构，也符合能源可持续发展的战略。湛江市日照充足，多旱少雨，常年无霜雪，具有很好的太阳能资源开发优势及前景，应予以优先安排开发本项目所处区域地势平坦，近区种植低矮农作物，是发展光伏发电的较好地点。且近区有度假村等用电相对较大负荷，通过10kV电网就近向其供电，能够降低能源损耗、取得较好社会、经济综合效益。本项目作为示范项目有助于光伏发电在湛江市乃至广东省的推广，充分利用太阳能这种可再生能源，改善生态环境。因此，在X光伏发电项目是必要和可行的。-103- 2.5电厂在系统中的作用和地位X光伏发电项目总建设规模规划为10MW光伏太阳能组件，一期建设3MW光伏太阳能电池板及其并网组件。项目投产后，向特呈岛内供电，能满足当地负荷迅速增长的需求，是电网的有益补充，能够减轻电网供电压力及提高电网供电可靠性。为我省地方小火电退役和电源结构的优化创造条件，符合广东省经济可持续发展的发展战略。2.6电厂接入系统方案设想根据以上分析，X发电项目最终建设规模为10MW，岛2010年已可全部在岛内消纳，本期3MW电力送电方向亦应送电岛内。综合项目近远期电力送出，考虑光伏发电项目于一期工程以10kV电压接入系统，出线1回，至10kV特呈站，导线截面为300mm²，长约1km。详见X岛光伏发电项目接入系统示意图。最终方案在接入系统专题中论证。2.7送出工程建设项目及投资估算电厂送出工程包括以下项目：1)新建1回10kV线路至10kV特呈站，导线截面为300mm²，线路长约1km。投资30万元。2)10kV特呈站建设相应变电设备。投资20万元。送出工程总投资为50万元（2008年静态价，不包括系统通信投资）。-103- 第三章场址太阳能资源及发电量预测3.1概述太阳能资源的分布具有明显的地域性。这种分布特点反映了太阳能资源受气候和地理条件的制约。从全球角度来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，具有发展太阳能得天独厚的优越条件。中国国土面积从南到北。自西向东的距离都在5000公里以上，总面积达960万平方公里，为世界陆地总面积的7%。在我国有着十分丰富的太阳能资源。全国各地太阳辐射总量为930～2333kW·h/m²-103- 。从中国太阳辐射总量分布来看，西藏新疆青海内蒙古等地的辐射量较大（见图3-1），分布的基本特点是：西部多于东部，而南部大多少于北部（除西藏、新疆外）。图3-1项目所在地---特呈岛是广东省湛江市广州湾内的一个岛屿，北邻湛江市区，与南三岛相距最近处约800m，东南为港湾出海口与太平洋相连，南为宽阔海湾与东头山岛和东海岛相望，西靠湛江港第四作业区，离市区霞山码头2.8km。全岛南北宽1.4km，东西长2.7km海岸线长7.44km，面积3.6km²。X地处北回归线以南，属亚热带气候，受海洋气候调节，冬无严寒，夏无酷暑，暑季长，寒季短，温差不大。气温年平均23.2ºC，7约最高，月平均为28.9ºC，最高曾达38.1ºC；1约最低，月平均为15.5ºC，最低曾达2.8ºC。气温宜人，草木常青，终年无霜雪。据统计，湛江市每年能接收的太阳能达6.248×1013kJ，相当于21.2×108t标准煤，全市太阳辐射总量达到5012MJ/㎡，日照时数平均值为1988h。3.2日照时数和日照百分率3.2.1日照时数项目地点的气象数据来源湛江国家气象观测站（1级观测站）日照时数的观测记录如表3-1所示。-103- 期间观测站有过一次搬迁记录：1999年至2003年期间，观测站位于湛江市霞山区人民大道南110号（北纬21º13"，东经110º24"），2004年1月1日开始，观测站搬迁到湛江市麻章区湖光镇广东海洋大学东侧的新址（北纬21º09"）。表3-1湛江市1999年—2008年月平均日照时数年份月份199920002001200220032004200520062007200813.92.52.93.54.63.02.43.33.43.525.52.33.23.62.64.62.22.63.72.433.12.73.52.53.12.33.63.43.94.144.74.02.36.54.44.13.44.82.74.854.44.55.25.96.95.24.35.45.63.868.46.65.76.85.18.37.75.56.65.377.47.67.08.19.76.28.27.99.55.885.56.77.77.06.67.56.97.27.47.597.26.95.93.86.06.16.25.04.67.1年份月份1999200020012002200320042005200620072008106.96.37.05.27.97.56.34.85.17.0115.75.26.75.06.26.06.74.96.85.5124.85.53.63.87.05.63.54.63.76.7由上表可以计算出湛江年平均日照总时数约为1988h。湛江日照时数呈南多北少的趋势。春季（2～3月）多阴雨天气。5～-103- 9月受副热带高压控制，阳光充足；夏季平均日照时数165h/月以上，7、8月份是日照时间最长的月份，每天平均日照约7.6h，是全年日照最多的时候。秋冬季大陆高压脊控制，日照时数较少，每天平均日照约4.2h。湛江气象站历年逐月日照时数见表3-2横图3.2.2日照百分率湛江的日照百分率时数的变化趋势基本吻合，日照时数多，日照百分率也大。春季在20%～30%之间，全年日照百分率最小；夏秋日照百分率在50%以上，冬季日照百分率在40%左右，最大的是7月份，平均为57%。湛江气象站历年逐月日照百分率见表3-3。表3-3湛江气象站历年逐月日照百分率（%）月份年份123456789101112全年1953///////4635634345/-103- 1954322925195158744855706636471955433232316151483754754767481956452324484462675559664051491957316743433364526049645242195824312647563552634357696548195928162026415750404762583240196036532020354343364341394738196133151114465646494267533739196253442620433754595461345545196365332131594836595766405347196417112044484166485561666145196567153432533460665261372245196635272234562856667855513045196729223425576164444066473644196840621334136594654696161441969131893549416263686067624619703134225424864495145472739197146224337365462546154714149份年份月123456789101112全年19724911352643565338635334334219731737263450374833365250664019744229182865405654634645204319751931840504261416952554543197656271122374251525048594241197712273839605459575260704949197834161228304863485243576241-103- 1979202613123336654050795267411980321716314759576257616939461981472118352847425646424052401982301316154135534545483746361983221121845577062574578454319843441014455473535868572943198522752161536741496753524219865818353749406363715059354919874640393136465864606233614819883291122436360406538586442198912381923475766566254584845199022617253950616059564760421991212815405948545566745640471992411492532435867566863434319933344252944527057586252464819944021841484433464772693142199529171238494755366145505541199628303617446160564473584246月份年份123456789101112全年1997471834315484947405862264319981919213639485966566853504519993648263734635643596052444620002321233234515752565547514220012728291838424651486060334020023231215245513855314545354020034223263552373524968556549-103- 200428401932406247595064545246200522101427593262545154603240200630221238414145434141445238200731331621435072373844613440200832123430412857555747614942平均332320304547575154575446433.3太阳能辐射量3.3.1太阳能辐射量项目所在地的太阳辐射量数据采用NASA的数据。我们得到湛江市每年能接收的太阳能为6.248×1013kJ，相当于21.2×108t标准煤，全市太阳辐射总量达到5012MJ/㎡，日照时数平均值为1988h，平均各月总辐射见图3-4。表3-4湛江月平均峰值太阳总辐射量时间空气温度相对湿度月平均峰值太阳辐照度-水平风速月ºC%kWh/㎡/dm/s52783.64.082.6628.782.04.172.7729.180.54.302.9828.881.54.122.5-103- 927.779.24.022.61025.675.63.872.91121.872.53.412.71217.873.22.872.6从表3-4可计算得到湛江太阳总辐射年平均值约5012MJ/㎡。湛江太阳总辐射的年变化体现为：夏季太阳高度角为最大，白天最长，获得太阳辐射量最多，约为每个月450～501MJ/㎡，7月份为峰值，最高达501MJ/㎡。秋季总辐射量在每月421MJ/㎡左右；冬春季（12月翌年3月）偏低。冬季太阳高度角为最小，白天最短，获得太阳辐射量最少，但大气透明度好，太阳能比春季大。低谷在春季2月，为250MJ/㎡，间歇性出现阴雨天气，大气透明度差，有时大雾浓锁，从而大大削弱了太阳直射光照，但从年分布来看，广东省湛江市的太阳能资源相对来说还是优越的。3.1.1湛江太阳总辐射等级参照2007年9月14日由中国-103- 气象局政策法规司、气象局预测减灾司、国家气候中心、中国科学院西双版纳热带雨林植物园森林生态研究中心、广东省气候中心、武汉区域气候中心和南昌大学等单位有关专家在南昌召开气象行业标准审查会审查通过的《太阳能资源评估方法》，对拟选站点太阳能资源丰富程度进行评估。以太阳辐射的年总量为指标，进行太阳能的资源丰富评估。具体的资源丰富程度等级见表3-5。表3-5太阳能资源丰富程度等级分区指标年太阳辐射总量MJ/㎡年日照时数h太阳能资源丰富区Ⅰ>6280>2400太阳能资源较丰富区Ⅱ5020～62802000～2400太阳能资源可利用区Ⅲ4190～50201600～2000太阳能资源低值区Ⅳ<4190<1600通过以上标准我们对湛江太阳能资源作了区域划分，认为项目所在地湛江太阳能资源属于三类地区，非常接近于二类地区。3.3.2项目地气温数据表3-6湛江地区10年气温极值表年份项目目1999200020012002200320042005200620072008平均最高气温（ºC）35.235.436.234.936.33636.935.236.35.4平均最低气温（ºC）4.98.28.15.55.25.54.75.86.95.23.4发电量估算根据场地情况和装机容量，我们可以估算系统的年发电量：固定倾角太阳能方阵的年发电量为336.22万kWh；单轴跟踪系统的年发电量为19.44万kWh；双轴跟踪系统的年发电量为23.56万kWh；光伏电站的年发电总量为379.22万kWh（见表3-7）。表3-7不同形式安装系统发电量一览表-103- 安装形式固定形式系统水平单轴跟踪系统双轴跟踪系统装机容量2.9232MW0.101250MW0.101250MW年发电量336.22万kWh19.44万kWh23.56万kWh整个太阳能发电系统的寿命按25年计，其中太阳能电池输出按25年内衰减20%计算，则系统运行期间每年发电量测算如下：表3-8系统运行期内每年发电量测算表年份实际发电量（万kWh）年份实际发电量（万kWh）1379.2214337.812376.0215334.843372.9316331.904369.6717328.595366.2418325.516363.0519322.467359.9020319.328356.5821316.209353.2022313.2210350.0623310.0211347.6424306.6512344.3725303.3813341.02-103- 第四章建厂条件4.1场址概况4.1.1场址地理位置X光伏电站项目场址位于湛江市特呈岛的东北面，西北水路至湛江市区约有2.8nmile。湛江市位于中国大陆的最南端，广东省西南部包括雷州半岛全部和半岛以北一部分，处于东经109º31"、北纬20º～21º35"之间。湛江市人民政府所在地在赤坎区，湛江市下辖雷州市、廉江市、吴川市（三个县级市）和徐闻县、遂溪县（二县），以及赤坎区、霞山区、坡头区、麻章区（四区），主要岛屿有：东海岛，南三岛，硇洲岛，特呈岛，调顺岛等。湛江东濒南海，南隔琼洲海峡与大特区海南省相望，西临北部湾，西北与广西壮族自治区的合浦、博白、陆川县毗邻，东北与本省茂名市属茂南区和化州、电白县接壤。湛江陆地大部分由半岛和岛屿组成，地势北高南低，以北部廉江市境内的双山区占3.4%。湛江海洋资源和南亚热带资源丰富。全市县(市)区均临海，海岸线长1556km，占广东省海岸线长度的46%。沿海岛屿30多个，其中有居民常驻的12个；滩涂面积近10万h㎡，占全国的5%、全省48%、湛江较大的河有：鉴江流经吴川市境内46km；九州江流经廉江市境内89km；南渡河流经雷州市境内88km。湛江地处北回归线以南，属亚热带气候，受海洋气候调节，冬无严寒，夏无酷暑，暑季长，寒季短，温差不大。气温年平均23.2ºC，7月最高，月平均为28.9ºC，最高曾达38.1ºC；1月最低，月平均为15.5ºC，最低曾达2.8ºC。气温宜人，草木常青，终年无霜雪。2008年全市国内生产总值1050亿元，人均生产总值15300元。特呈岛是湛江湾内一个古老、美丽、静谧的小岛，西北、东北与湛江市区和南三岛相邻，与南三岛相距最近处约800m-103- ，东南为港湾出海口与太平洋相连，南为宽阔的海湾并与东头山岛和东海岛相望，西靠湛江港第四作业区，海路至市区霞山码头2.8nmile，乘水上中巴仅需7分钟左右的时间。特呈岛事故湛江市霞山区海头街道办事处管辖的一个村委会，是一个革命老区，有400多年历史的冼太庙、抗日革命旧址。4.1.2场址自然条件1)特呈岛概述特呈岛是湛江港港口作业区的天然屏障，地理位置得天独厚。全岛南北宽1.4km，东西长2.7km，海岸线长7.44km，面积约3.6km2.岛上地势平坦，空气质量优良，海水水质清澈见底，岛上有近百棵参天古榕和断续分布的热带灌丛，有沙滩3km长，且沿岸现有约700多亩树龄近500年的国家重点保护红树林，沿岸林带最宽处为130m。自然条件与地理位置优越。附近海域以及岛上主要产业为海产养殖业与旅游观光业。该岛地处热带和亚热带气候，终年平均气温在21～22ºC之间，空气清新、风光秀丽，气候四季如春。岛上共有7个自然村，岛上常住人口4500多人，是一个文明生态旅游岛。特呈岛上大部分为未利用的荒地，部分荒地现种植有造纸用的桉树等；另外还有一些林地、鱼塘、避风塘等用地。特呈岛村委会就位于码头岸边上，岛内现有两所学校，分别为特呈学校、特呈岛太邱学校，现状岸线处特呈码头及附近一个避风塘和零三分部的避风塘外，其它均为天然岸线，北部岸线现状主要为沙滩，南部岸线现状主要为泥滩，泥滩分布着大片的红树林。整个海岛十分平坦，地形单一起伏不大，地势较低，约为3.0～9.0m（1985国家高程基准面，下同），大致为东北高而西南低。岛内原无水库，生活、工农业用水主要靠地下水。现岛上有一座简易的地下水水厂，但供水管网不完善，供水普及率较低。以往岛上居民用水基本上靠打浅层水井，于2004年初通过打两口深层水井可满足近2万人的饮用水问题。-103- 特呈岛作为一个四面环海的小岛，对外交通不便，与外界联系只能通过特呈岛码头船渡。1)特呈岛规划与电站建设条件《湛江市霞山区特呈岛控制性详细规划》(近、远期规划年限为2004～2010年及2010～2020年)的规划，以下简称《详规》，整个岛规划目的：加强基础设施的规划与建设，改善投资环境，发挥资源优势；合理利用自然资源，创造环境优美的景观。与电站临近和有直接关系的规划用地为部分的村镇文教用地、旅游商业用地、村镇农田耕地、生产研发耕地，同时还有环岛主干道、支路和岛上变电站、给水厂、污染处理厂等。结合整个特呈岛的规划以及靠近特呈岛现有公路、规划变电站等现场实际条件因素，本次所选取的两个电站场址（南、北场址）相互靠近并在特呈岛现有公路一侧，均位处特呈岛北部相对地势比较高和空旷的场地上，属于为建设用地的一类用地（适宜建筑用地）。在最近的土地利用规划修改中，可将约14.0h㎡的农用地置换为工业用地，以利于岛内经济建设的需要。项目总容量10MWap站地面积初步拟定在13.0h㎡左右（只考虑规划的预留方阵8.0h㎡）.场址区域内没有基本农田、避风塘或池塘。特呈岛上及场址附近区域面貌如下；图一：特呈岛码头、渔船和对岸霞山区远景照片图二：浅海滩涂贝类、网箱养殖和对岸港区、油罐区照片图三：场址附近现有公路及远处北场址弃土场照片图四：南场址现状照片之一图五：北场址现状照片之二图六：岛内荒地和远处分散村落照片-103- 图七：海岛边海滩和旅游观光区照片特呈岛场址所在地附近的百年一遇高潮位为5.23m，主导风向为E和ESE，最多风浪向为ENE和E。由于特呈岛有南三岛、东南岛、东山岛等大小岛屿环绕，且南三岛与东海岛南北对峙，使两岛之间形成一个中间大两头小的海域，所以场址附近海区的海浪相对较小，具体详见水文及气象方面的有关论述。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001），场址位于地震动峰值加速度为0.10g区，对应地震基本烈度为7度。4.1.3场址周围环境在特呈岛东面、南面以及西南面岸线均见有红树林，北面为与湛江市区隔海相望的岸线和提出码头，西北面岸线为旅游度假区，另外在海上还分布有大量的海产养殖场，海岸滩涂地主要是红树林保护区。本项目场址远处周围除了有分散的居民点，沿海岛有海产养殖产业，靠海岸边有若干处旅游观光景点，在靠近水上边防派出所、场址场地及附近范围主要有农作物如蕉林和“香付”或弃土场之外，周边无其他工矿企业，对本项目的建设及今后的运行没有影响。目前从土地使用性质，合理利用建设用地的角度出发，选取了位处特呈岛北部空旷场地上的北站址和南站址作为本次的比选站址。北站址的用地范围符合土地利用规划，但与规划的支路有冲突，该段规划支路需要改道，并与规划支路有矛盾；而南站址与当地的规划将会有冲突，需要在修编的《详规》当中得到协调解决。本项目符合《详规》中的土地利用现状、土地资源分析、土地利用规划及结构、土地利用规划控制指标等，并结合电站本身功能分区的特点进行规划布置，合理利用和共享特呈岛独特的自然资源，创造优美健全的生态环境和投资环境。图-103- 4.2交通运输湛江市居粤、桂、琼中心，拥有铁路、公路、海运、航空等立体交通网络。湛江海岸线绵长，港湾密布，港口资源十分丰富。其中，位于雷州半岛东北部的湛江港，是得天独厚的天然良港，其条件之优越，堪与世界上最著名的港口相媲美，可发展为世界一流的国际大港口。这是湛江最重要的资源优势。港区海域达1419k㎡,其中内港海域面积达200多k㎡,航道水深一般为13～23m;进港航道宽达2km，其中40m的深水航道宽650m，可以同时通航两对30万t级以上的货轮或50万t级以上的油轮。铁路有与西南相连的黎湛线盒与珠江三角洲相连的三茂线，与海南省相连的粤海铁路已投入使用。公路有通往海南、广西等省、区的国道207线和325线贯通全市。湛江机场可波音757等客机日夜起降，已开通18条航线。4.2.1航空湛江机场位于市区西北部，距离市区大约5km，为国家4D级机场，可起降波音757等类型各种飞机。开通了北京、上海、广州、长沙、贵阳、海口、深圳、汕头等地的航班，现有航线18多条，每周上百个航班。4.2.2铁路铁路有黎湛线、三茂线、粤海线在湛江交汇，并与国家铁路干线连通中国各地，铁路交通发达。洛湛铁路也将接入湛江市。湛江有发往中国各地的多次列车。4.2.3公路湛江境内公路交通十分便利，207、325国道贯穿全境，茂湛、广湛、渝湛三条高速公路汇集湛江纵横贯通，四通八达。湛江市汽车客运站已开通了前往广州、深圳、珠海、中山、东莞等省内城市和北海、海口、三亚等省外城市的客运班车。湛江市内有10几条公交线路，通达市内各地，十分便利。-103- 特呈岛上公路交通相对比较发达，水泥路可通道岛上的各个自然村，路面宽度约6m。根据详规的规划，海岛上将规划有环岛的主干道、东西贯通的次干道和形成交织网状的支路。海岛上的交通将会很方便。4.2.4海路经30多年的建设，湛江港现拥有4个不同运输功能和特色的装卸作业区，生产性泊位23个，其中万t级以上的泊位18个，最大的泊位为5万t级，并配套一条长1155m、年输油能力1000万t的输运管道；有铁路专用线70多km，火车可达前沿码头，各类库场面积50多万k㎡，门座起重机和多种装卸机械600多台（套），装卸机械化程度大80%以上，2001年港口吞吐量2848万t，是中国8大港口之一，目前与世界上80个国家和地区通航，年进出港船舶逾2000艘。“八五”期间，湛江港仍作为国家重点建设项目之一。在第一作业区，建5个万t码头，并在现有74km铁路专线的基础上心建港内铁路13km。另外，在市经济技术开发区内的霞海开辟第五作业区，新建2个5000t级泊位。随着东海岛经济技术开发试验区的开发，将在东海岛建设深水泊位。据湛江港10年发展的初步规划，“九五”期间将增建10个万t级以上泊位。截止2008年底，湛江港完成货物吞吐量1.0215亿t，成为中国第十五个亿t大港，也是中国西南沿海港口群中的唯一一个亿t大港。特呈岛作为一个四面环海的小岛，目前与周边陆地均无海堤公路、桥梁相连，对外交通不便，去特呈岛需要在霞山区的麻斜海渡口坐船渡海至特呈岛码头，距离约2.8nmile。特呈岛海运和陆运现状可以满足电站设备及材料运输的建设需要。目前在特呈岛对岸的霞山区有众多码头，而在特呈岛只有一个比较简易的码头，一般用作渔船、游船等小型船只停泊，其泊位、卸船和起吊能力有待进一步落实和论证。4.3区域稳定性和工程地质-103- 本项目一期建设规模为3MW，二期为7MW，总的装机容量为10MW。工程位于湛江市霞山区特呈岛北侧，西与湛江市区东堤轮渡码头相距约2.8海里，东北距南三岛1nmile，南与东海岛、东头山岛隔水相望，人员或货物上岛需要通过船运，无陆路交通。4.3.1地形地貌图。。。。特呈岛太阳能光伏发电工程项目候选场址地貌（该图因为广角而变形）场址候选区为沿海平原地貌，上覆地层主要为第四纪海相沉积层，候选场址区整体平坦开阔，其中用地地块一西侧紧临特呈岛避风港，为避风港开挖弃土堆场，用地地块一的预留场地及用地地块二均为耕地，候选场址北侧临海（特呈江潮汐水道），受特呈江潮汐水道切割形成一级阶地，阶地斜坡陡峭，斜坡大部分区域生长灌木等植被，局部直接裸露，裸露区域水土流失的迹象明显。阶地下属浅海湾滩涂-潮坪地貌。4.3.2地质构造及地震活动背景区域地址构造图（根据《广东省区域地址志》地质构造图）-103- 广州控股X太阳能光伏发电示范项目工程位于湛江市霞山区特呈岛，上覆地层主要是第四系海相沉积层，基岩在本次钻探深度内未有揭露。根据广东省区域地址志资料，临近你选场址的断裂构造主要为北东向的吴川-四会断裂①和东西向遂溪断裂②（详见区域地址构造图3-1）.吴川-四会断裂带（①）是一条斜贯广东中、西、北部的挤压破碎带、动热变质带、重力场梯级带和多期次岩浆活动带。在广东境内全长超过800km，总体呈20º～40ºC方向延伸。断裂北东段宽约10km，南西段宽达50km，呈北东收敛，南西撒开的帚状。南西段份两个断裂束，西断裂束以北西倾斜为主，倾角50º～80º；东断裂束以南东倾斜为主，倾角60º～80º，均属高角度冲断层，属对冲结构。断裂西侧老地层常常逆冲于新地层之上。该断裂带不仅在新构造期前具有多期次活动特征。据邹和平等（1982）研究，第四纪活动更为频繁，可划分4个活动阶段：早更新世、中更新世、晚更新世早期及晚更新世晚期。早更新世的断裂活动主要继承晚第三纪构造运动的特点，断裂带及其北西侧相对于南东侧强烈隆起。到中更新世，断裂活动室该断裂带第四纪活动的高潮，如前所述的有关资料均反映断裂带在此阶段发生过较明显的活动，断层活动年代集中于距今30～49万年，且以压剪性、蠕滑为主要持征。继之，晚更新世早期，该断裂带部分主干断裂及部分NW向断裂仍有较明显的活动。晚更新世晚期（距今3万年）以来，吴川-四会断裂带的地表或近地表运动有所减弱。根据对该断裂的测年数据及地质地貌特征分析，该断裂在晚更新世晚期以来不活动。吴川-四会断裂带从北往南，经韶关、四会、吴川过雷州进入北部湾，沿断裂的地震活动呈条带分布，4.0～4.9级地震约16次，5.0～5.9级地震4次，6.0～6.9级地震3次。断裂带地震活动从北往南逐渐增强，如韶关-四会段没有发生过5.0级上地震，一般以2.0～4.0级地震为主，四会-茂名段常有5.0级发生，而6.0级以上地震则发生吴川、电白以南。尤其是海城地区，如电白、北部湾6级地震都发生在海城。遂溪断裂带（②）位于北纬21º30"～21º50"之间，分布于遂溪、廉江、化州，长约150km-103- ，廉江至杨梅一线，发育角砾岩、硅化破碎带、靡棱岩、靡棱化花岗岩，构造破碎带宽20～100m，局部达300～400m，断面向南倾，倾角50º-80º，断裂活动具有多期性，强烈活动期是印支-燕山运动阶段，部分断裂发育于新生代红层之中，且控制了雷琼断陷的北界。沿该断裂带地震不仅成带状分布，且活动水平较高。1611年电白6.0级和1969年阳江6.4级地震都发生在该带上，而且是发生在NE向断裂带与本EW向断裂带的交汇部分。前者是在吴川-四会断裂与本断裂南界的交汇处；后者则是在新丰-恩平断裂与本断裂北界的交汇处。4.3.3场址稳定性评价根据区域地质构造图，吴川-四会断裂带与候选场址最短距离约10km，遂溪断裂带与候选场址区最短距离约5km，满足电厂与断裂安全距离要求，可以不考虑该两条断裂带对场址稳定性的影响。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001），X太阳能光伏发电示范项目工程位于地震动峰值加速度0.1g区，对应的地震基本烈度为7度，具体的各抗震设防参数以专门的地震安全性评价报告为准。4.3.4地下水特征候选场址区的地下水基本类型为潜水，主要赋存于地表下15m深度范围内粉质粘土层及砂土层中。地下水高程-0.50～1.40m。地下水的排泄方式有两种：（1）通过地表蒸发排泄；（2）地下水充足而海水潮位较低时，地下水也渗流岛大海。4.3.5不良地质作用通过工程地质调查及钻探，候选场址区地形地貌条件较好，地质构造比较简单，不存在液化土层、岩溶、滑坡、泥石流及采空区等影响场地稳定性的不良地质作用。4.3.6结论综合候选场址区地质资料及现场的地质勘测成果，可得出入下结论：候选场址区地形地貌条件较好，地质构造比较简单，不存在液化土层、岩溶、滑坡、泥石流及采空区等影响场地稳定性的不良地质作用；邻近区域断裂与场地距离均大于5km-103- ，可不考虑其对场地稳定性的影响；所以候选场址适合建厂。4.4电厂水源电厂生产生活用水来自岛内自来水管网系统取水，水量可以满足光伏电站生产生活需求。第五章太阳能光伏发电现状5.1概述太阳能光伏发电系统应用非常广泛，应用形式可分为两大类：离网独立发电系统和并网发电系统离网独立发电系统主要由太空航空器、通讯系统、微波中继站、电视差转台、光伏水泵和无电缺电地区供电。并网发电系统主要由太阳电池方阵将太阳能转化为直流电能，并传递到与之相连的逆变器上，逆变器将直流电转变成交流电并经升压后，送至电网，为电网提供洁净的能源。随着世界能源安全和温室气体排放引发的环境问题日益突出，MW级中型和大型太阳能并网光伏电站越来越受到重视。目前，国内已建成投运的光伏发电站包括深圳国际园林花卉博览园2004年建成的1MWap并网光伏电站和上海崇明岛2007年建成的1MWap并网光伏电站。2009年8月28日，中国规划建设的第一个光伏并网发电特许权项目-甘肃敦煌十兆瓦光伏发电项目在敦煌奠基。2009年7月，ABB集团于多家欧洲企业在德国慕尼黑签署了成立“沙漠技术工业倡议公司”的合同意向书，共同推进利用撒哈拉沙漠地区的太阳能进行清洁发电的计划。岛2050年，利用沙漠太阳能开发的清洁电力将有望满足欧洲地区15%的用电需求以及北非地区相当大的一部分电力需求。国内外部分并网光伏电站的基本情况见表5-1和表5-2.-103- 表5-1表5-2国内已建及待建部分太阳能光伏电站列表序号发电容量场址描述建成日期11MWp深圳深圳国际园林花卉博览园建筑一体化、屋顶安装、分布式、并网BP太阳电池组件（686kW）和Kyocera太阳电池组件2004年21.046MWp崇明县前卫村单晶硅太阳电池组件为主，同时采用了少量多晶硅、HIT等多种类型的晶体硅电池组件2007年30.1MWp西藏，羊八井2005年-103- 466MWp云南石林（北小村）云南电投新能源开发有限公司控股已完成太阳能电池、逆变器招标5100MWp云南石林（老挖村）云南华能澜沧江水电有限公司控股已完成太阳能电池、逆变器招标610MWp敦煌中广核控股已奠基5.2关键设备的技术现状5.2.1太阳电池的技术现状太阳能光伏发电的最核心器件是太阳电池。太阳电池能量转换的基础是半导体p-n结的光生伏特效应。如图5-1所示，当光照射到半导体光伏器件上时，在器件内产生电子-空穴对，在半导体内部p-n结附近生成的载流子被复合而能够到达空间电荷区，受内建电场的吸引，电子流入n区，空穴流入p区，结果使n区储存了过剩的电子，p区储存了过剩的空穴。它们在p-n结附近形成与内建电场方向相反的光生电场。光生电场除了部分抵消势垒电场外，还使p区带正电，n区带负电，在n区和P区之间的薄层就产生了电动势，此时，如果外电路接通，就会有与入射光能量成正比的光电流通过。从1839年法国科学家E.Becquerel发现光生伏特效应以来，经过160多-103- 年的发展，太阳电池无论是在基础研究还是生产技术上都取得了很大的进步。现在商用的太阳电池主要有:单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅薄膜电池、铜锢硒和磅化锅薄膜电池等。1)单晶硅电池:单晶硅电池是最早发展起来的太阳电池，由单晶硅片来制造。与其他电池相比，单晶硅电池的效率最高，目前的效率在15---17%之间。现在单晶硅电池的技术发展动向是向超薄、高效发展，不久的将来，可有100m左右甚至更薄的单晶硅电池问世。德国的研究己经证实40m厚的单晶硅电池的效率可达到20%，今后借助改进生产工艺实现超薄单晶硅电池的工业化生产，并可能达到已在实验室达到的效率。2）多晶硅电池:多晶硅电池由多晶硅片制造。由于硅片由多个不同大小、不同的晶粒组成，而在晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能一致性不如单晶硅，目前的效率在14~16%之间，与单晶硅电池组件的效率相差不大。3）非晶硅薄膜电池:非晶硅薄膜电池是采用化学沉积的非晶硅薄膜，其特点是材料厚度在微米级。非晶硅为准直接带隙半导体，吸收系数大，可节省大量硅材料。商业化的非晶硅薄膜电池稳定的转换效率在5~7左右，保证寿命为10年。目前，非晶硅薄膜电池之所以没有大规模使用，主要原因是光致衰减效应。4）铜锢硒薄膜电池;铜锢硒(CuInSe2)薄膜是一种I-III-VI族化合物半导体，铜锢硒薄膜太阳-103- 电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。CIS薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，效率可达到17%左右，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，CIS太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层CIS薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料锢是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。5）碲化锡薄膜电池:碲化福是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化福的光吸收系数很大，对于标准AMA太阳光谱，只需0.2微米厚即可吸收50%的光能，10微米厚几乎吸收100%的入射光能。碲化福是制造薄膜、高效太阳电池的理想材料。碲化隔薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，它己经成为美、德、日、意等国研究开发的主要对象。目前，己获得的最高效率为16.5%。但是，有毒元素Cd对环境的污染和对操作人员健康的危害是不容忽视的，各国均在大力研究加以克服。6)聚光和跟踪的太阳电池组件:为提高太阳能电池组件的转换效率，可采用太阳能跟踪和聚光系统，也可以同时采用聚光与跟踪相组合的系统。采用聚光太阳电池的好处是光电转换效率高，聚光太阳电池转换效率为18~30%，比普通太阳电池高得多，1c㎡的聚光电池在标准光强下聚光度为400~600倍，其输出功率达6~10Wp以上，而同等面积的平板式太阳电池输出功率仅12~14mWp。聚光电池的受光面只有同功率的普通光电池几百分之一，-103- 因此可以大大节约单晶硅的用量，即同面积的单晶硅片若制成聚光电池，发电量将提高数百倍。聚光方式可采取凹面镜等光学聚光器件。同功率的精确跟踪光伏发电系统比固定型光伏发电系统每天多发电30%左右。跟踪有单轴、双轴或其它多向机械跟踪系统。目前的聚光和跟踪太阳电池组件的主要问题是设备维护量比固定式太阳能电池组件大，设备投资大。5.2.2太阳电池关键技术的发展方向太阳电池关键技术的发展方向主要集中在降低成本和提高效率上。（1）晶体硅电池技术：晶体硅电池是目前太阳能电池发展的主流，我国在这一领域的关键技术的工作重点如下：1）廉价的太阳硅材料的制备：目前，太阳级晶体硅原材料生产的主要问题，一是产量低，二是成本高。目前，世界晶体硅太阳电池的生产已经超过1800MW，晶体硅原材料是制约其产业发展的瓶颈。开发专门用于晶体硅太阳电池的硅材料，是生产高效和低成本的基本条件。因此，开发太阳硅制备技术成为各国研究的重点。2）超薄切割技术及其封装装备的开发：降低电池片厚度成为世界主要生产厂家降低成本的首选措施。目前，国际先进水平已经由传统的200m逐步下降到100m以下，而电池组件的效率和性能没有降低。超薄切割技术及其封装装备是达到上述目标的根本条件。3）新一代晶体硅电池：研发新型电池结构，提高光电转换效率也是晶体硅电池发展的又一技术领域，包括多晶硅薄膜电池技术等，都是可能成为突破1美元/W成本极限的新技术和新产品。（2）薄膜电池技术：尽管2002年BP公司关闭了其蹄化锅薄膜电池生产线，世界各国研究开发薄膜的电池的兴趣仍十分浓厚。国际上在薄膜电池的研究方面己经有了突破性的进展，其生产成本己经接近每瓦1美元，销售价在每瓦2美元左右。其成本随着生产规模的扩大，存在大幅度降低的可能。预计到2020年或2030-103- 年，薄膜电池将极有可能成为太阳电池的主导产品之一，其成本可以降到每瓦1美元以下。目前，薄膜电池技术主要有两大系列：硅薄膜电池和非硅薄膜电池。在:三佳薄膜电池中，以磅化福和铜锢硒薄膜电池为主。蹄化锅薄膜电池优势比较明显，其电池效率已经达到16%，组件效率超过10%，年产100MWp的生产线已经投产。我国在薄膜电池领域应关注的关键技术如下:(1)生产装备或工作母机的研究与开发:现有薄膜电池的原理和制备工艺都比较明确，关键在于将实验室的原理和工艺在工业规模上的实现。(2)探索新的薄膜电池技术:目前的薄膜电池技术仍然受到原材料来源的限制，不断探索新的薄膜电池材料和制备技术工艺是在太阳电池方面有所突破的关键。5.2.3逆变器的技术现状逆变器的功能是将太阳电池组件产生的直流电转换为频率50Hz的交流电，具有与公共电网一致的正弦波型交流电。它是整流的逆向过程，所以称之为“逆变”。逆变器的原理是：使用具有开关特性的全控功率器件，通过一定的控制逻辑，由主控电路周期性地对功率器件发出开关控制信号，再经变压器耦合升（或降)压、整形滤波就得到需要的交流电。逆变技术的原理早在1931年就得到研究，从1948年美国西屋电气公司研制出第一台3kHz感应加热逆变器至今己有近60年历史了，而晶闸管SCR的诞生为正弦波逆变器的发展创造了条件。到了20世纪70年代，可关断晶闸管(GT)、电力晶体管((BJT)的问世使得逆变技术得到了广泛的发展和应用。-103- 到了20世纪80年代，功率场效应管(MSFET)、绝缘栅极晶体管((IGBT)、MOS控制晶闸管(MCT)以及静电感应功率器件的诞生为逆变器向大容量方向发展奠定了基础，电力电子器件的发展为逆变技术高频化、大容量化创造了条件。进入80年代后，逆变技术从应用低速器件、低开关频率逐渐向采用高速器件、提高开关频率的方向发展。逆变器的体积进一步减小，逆变效率进一步提高，正弦波逆变器的品质指标也得到很大提高。微电子技术的发展为逆变技术的实用化创造了平台，传统的逆变技术需要通过许多分立元件或模拟集成电路加以完成，随着逆变技术复杂程度的增加，所需处理的信息量越来越大，而微处理器的诞生满足了逆变技术的发展要求，从8位的带有PWM口的微处理器到16位单片机，发展到今天的32位DSP器件，使先进的控制技术如矢量控制技术、多电平变换技术、重复控制、模糊逻辑控制等在逆变领域得到了较好的应用。总之，逆变技术的发展是随着电力电子技术、微电子技术和现代控制理论的发展而发展，进入二十一世纪，逆变技术正向着频率更高、功率更大、效率更高、体积更小的方向发展。以IGBT为代表的新型功率器件其技术要求较高，国内企业基本上没有生产能力，中国市场需求的新型电力电子半导体器件基本依靠进口。现阶段国内IGBT功率器件市场主要被欧美、日本企业所垄断。并网逆变器均是正弦波逆变器，并具有最大功率跟踪系统，以保障光伏系统始终工作在最大功率点。正弦波逆变器的特点是：综合技术性能好，功能完善，但线路复杂，普遍采用脉宽调制技术。其优点是;输出波形好，失真度很低，对通信设备无干扰，噪声也很低，应用范围广，整机保护功能齐-103- 全，效率高。缺点是线路相对复杂，对维修技术要求高，价格昂贵。并网逆变器还有对电网监测功能，能与电网保持相同相位和频率，在电网停电时能及时将光伏系统与电网断开，避免继续对电网供电造成事故，在电网恢复通电后能及时恢复向电网送电，即具有可靠的“防孤岛效应”功能。目前，国际上市场化的逆变器的最大容量为1MW。其中，500kW和1MW逆变器在国外已有较多的工程业绩，没有不利的质量信息。目前国外有一定数量的大型并网光伏电站在建设和规划，间接可说明国外大型逆变器在工程项目的应用已不存在大的技术问题。目前，国产最大的并网逆变器目前是500kW，更大容量的并网逆变器还未见到。国产逆变器从性能参数上给出了较高的值，但目前实际应用的案例较少，其可靠性还需要进一步试验和考验。根据所了解的并网逆变器的产业信息，大型逆变器的生产主要取决于市场的需求，项目的供货不存在问题。5.2.4逆变器关键技术的发展方向逆变器关键技术的发展总是伴随和跟踪电力电子技术、控制技术、计算机技术、新型功率器件、模块电源技术等发展趋势。从这几项技术的发展可推测逆变器关键技术的发展方向：新型电路拓扑结构的设计、智能控制技术的应用、神经网络技术的结合、高频开关技术、软开关技术、智能检测与保护技术、模块化技术的应用与改进、“孤岛”保护、电磁兼容性更好等。其目标就是逆变器系统的效率更高、成本更低。5.3光伏并网发电技术现状5.3.1并网型光伏发电系统的分类-103- 按照与负载供电的形式不同，并网型光伏发电系统主要分成两个大类。一类是直接向负载供电的小型并网光伏发电系统，属于低压并网系统;另一类是直接向电网供电的大型并网光伏发电系统，属于高压并网系统。小型并网光伏发电系统根据不同的系统构成、不同的使用目的又可分成各种系统，如逆流型的并网光伏系统。逆流型并网光伏系统的主要特点是太阳电池组件产生的直流电经过井网逆变器转换成符合市电电网要求的低压交流电之后直接接入用户电网，光伏系统产生的电力除了供给用户的交流负载外，多余的电力可反馈给低压公共电网。在阴雨天和夜间，太阳电池组件没有产生电能或者产生的电能不能满足负载要求时，由低压公共电网供电。逆流型并网光伏系统，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池蓄能和释放的过程，可以充分利用光伏系统发出的电力，从而减小了电力传输的损耗，并降低了系统的成本。目前，小型并网光伏发电系统技术很成熟，其并网系统的电能输出点为所在低压(内)电网，对大电网干扰较小。这种系统在欧洲和日本应用广泛，国内也在积极推广。上海电气临港的200kW和云南电网试验研究院的160kW屋顶光伏发电系统是典型的小型并网光伏发电系统，对小型并网光伏发电系统有很好的示范作用。临港的系统构成如下:临港200kW屋顶光伏发电系统，在办公楼设置约60kW晶体硅太阳电池组件，理化计量楼设置约140kW晶体硅太阳电池组件，共计使用了170Wp的太阳电池754块，180Wp的太阳电池370块;设置了51台6种功率的并网逆变器，其中办公楼15台、理化计量楼36台;并分别在办公楼和理化计量楼设置了一台中继柜和I个配电柜，各自形成一个独立-103- 的并网系统。临港200kW屋顶光伏发电系统的各个太阳电池方阵和逆变器的输出功率不同，必须分别在办公楼和理化计量楼的中继柜内把逆变器的输出功率重新组合，形成大体均衡的A,B,C三相380V电源，再分别连接到办公楼和理化计量楼的太阳光伏发电系统的专用配电柜上，最后通过保护开关与局域电网连接。大型并网光伏发电系统一般指MWp级及以上的光伏发电站，其中几十MWp及以上的光伏电站又可称之为超大规模光伏发电站。大型并网光伏发电系统不直接向负载供电，主要特点是太阳电池组件产生的直流电经过并网逆变器转换成交流电并经升压变压器升压后，接入大电网(即高压电网)。预计未来，人们将在沙漠、荒地上，发展建设更多、更大的大型并网光伏发电系统。对于大型并网光伏系统而言，太阳电池组件串联电压一般都高达700~1000VDC，这就要求太阳电池组件的耐压值要超过1000VDC。对于大型并网光伏系统，其防雷接地、系统监控及预警等，需要有更高、更严格的要求。目前，大型并网光伏系统正处于发展过程中，起步时间晚，技术起点高。2004年8月，ShellSolar在德国Leipziger建成了世界上当时最大的5MWp并网光伏电站。该电站由33500块单晶硅太阳电池组件组成，配备了4组3x340kW并网逆变器，并以主/从/从方式工作。5.3.2并网光伏发电的关键问题及技术现状1)最大功率跟踪:众所周知，当日照强度和环境温度变化时，太阳电池的输出电压和电流呈非线性关系变化，其输出功率也随之改变。当太阳电池应用于不同的负载-103- 时，太阳电池输出阻抗与负载阻抗的不匹配，使得光伏系统输出功率降低。对于光伏并网系统，直接的负载和电网都可以看成是光伏系统的负载。为了充分利用太阳能，光伏发电系统必须实现最大功率的跟踪}MPPT)，即跟踪太阳电池的最大功率点。最大功率的跟踪(MPPT)无论对于独立型太阳能光伏发电系统，还是对于并网型太阳能光伏系统都是一个重要的问题。目前，实现最大功率跟踪(MPPT)的有效办法是在太阳电池输出端与负载之间加入开关变换电路，利用开关变化电路对阻抗的变换原理，使得负载的等效阻抗跟随太阳电池的输出阻抗，从而使得太阳电池输出功率最大。常用的最大功率跟踪方法有:(1)恒定电压法:即认为太阳电池输出电压在光照等条件改变时的变化很小，只需找到某一个工作点，使得其输出电压维持在最大功率点附近。显然，这种方式的误差比较大，其控制简单、可靠性高、稳定性好、容易实现。有资料显示，采用恒定电压跟踪后，比一般光伏系统可多获得20%的电能。这种跟踪方式没有考虑温度对太阳电池阵列开路电压的影响，一般来说，环境温度和太阳辐照度对太阳电池的结温影响最大。对常规单晶硅太阳电池，环境温度每升高1℃，其开路电压下降约为0.35~0.45%,这表明太阳电池最大功率点对应的电压将随环境温度的变化而变化。因此，恒定电压法不适于早晚和四级温差变化剧烈的地区，它不能在所有可能的温度环境下完成最大功率跟踪。随着光伏系统控制技术的计算机及微处理化，该方法将逐渐被新的方法所代替。(2)扰动观察法:扰动观察法是目前最常用的方法，它通过周期性地给太阳能电池输出电-103- 压进行扰动(增加或减少一个的变化量)，比较其输出功率与前一周期的输出功率的大小，如果功率增加，在下一个周期以同样的方式扰动，否则改变扰动的方向。改变的过程实际是一个功率寻优的过程，可使太阳电池的工作点始终在最大功率点附近摆动，但不能稳定工作在最大功率点上，不能将太阳电池输出功率与实际的最大功率点比较，这是这种跟踪方式的缺点。其跟踪精度优于恒定电压法。(3)导纳增量法:导纳增量法的原理是根据太阳电池输出的伏安特性曲线，在最大功率点处必定有dP/dV=0，即满足dI/dV=-I/V。导纳增量法可以决定是否已经达到最大功率点，从而在该点处停止对.工作点的扰动。这就避免了在最大功率点(MPP)左右振荡，且能氮更快速跟踪。因此，这种方法在理论上要比扰动观察法好，能适应日照强度的快速变化，并根据最大功率点的电压来调节太阳能电池的输出电压，从而实现最大功率点跟踪。由于传感器的精密度等因素，导纳增量法实现的难度相对要大一些。目前，在并网光伏系统中，逆变器己将最大功率跟踪集成在逆变器内部的控制系统中，己无需外加变换电路。2)系统安全保护:根据光伏发电系统的要求，逆变器需配置如下一些安全保护功能:输出过载保护、输出短路保护、输入接反保护、直流过电压保护、直流接地故障保护、交流过电压与欠电压保护、高周波和低周波保护、装置自身保护以及防“孤岛”保护等。防“孤岛”保护，是并网光伏发电系统需要设置的特殊功能。在光伏发电-103- 系统并网运行时，如电网监测的相关数据超出要求时或者电网突然断开时，防“孤岛”保护功能能自动断开并网光伏逆变器与电网的连接，以保证电网、设备和电网维护人员的安全。目前，国内外对防“孤岛”保护的研究已经做了大量的工作，对“孤岛的检测已提出了比较有效的方法，如被动式和主动式检测法。被动式检测方法是指:实时检测电网电压的辐值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的辐值、频率和相位参数上产生跳变信号，通过跳变信号来判断电网是否失电。主动式检测法有多种方式，其中一种是在逆变系统中加入固定的无功补偿来起到检测孤岛状态的作用:并网运行时，负载端电压受电网电压钳制，而不受逆变器输出的无功功率多少的影响;当系统进入孤岛状态时，逆变器输出的无功功率和负载功率需求不匹配，负载电压幅值或者频率将发生变化，逆变器对负载的无功随时进行检测，并向电网提供部分无功补偿电流，在逆变器输出无功功率与负载要求不一致，导致电压幅值和频率超过限定值，这样就可判断系统是否失电，从而实现防“孤岛”保护。并网逆变器检测到电网失电后，会立即停止工作。当电网恢复供电时，并网逆变器并不会立即投入运行，而是需要持续检测电网信号在一段时间(如90s)内完全正常后，才重新投入工作。需要指出的是，任何一种检测“孤岛”的方法均有其局限性，需要严格加强电站管理运行，如停电检修时必须先断开并网逆变器。同时，逆变器均带有隔离变压器，使得逆变器的交流输出与交流电网之间形成电气隔离。直流侧的太阳电池组件阵列为“浮地”，正负级与地之间都没有电气连接，且逆变器在运行过程中，随时检测直流正负级的对地阻抗，从而保证直流侧的短路-103- 故障不会影响到电网。3)无功补偿功能:将并网光伏发电系统逆变器的功能拓展可以同时实现并网、有功调节、无功补偿及滤波功能，在硬件上一般不需要作较多的变更，就可以实现光伏并网发电设备的多功能应用，使并网光伏发电系统的输出能自动跟踪公共电网的电压、频率、相位等实时参数，随时调节其交流输出功率、电流、电压、谐波、频率和相位，使之与电网相匹配，从而为改善电网质量提供更多的途径。4)通信网络信息交换交换功能:随着太阳光伏发电系统从独立系统、向单一负载供电，逐渐发展为并网系统向区域电网供电，光伏电站的实时数据处理、与电网监控系统的信息交换和传递就变得十分重要了。因此，要求设备层面上各种装置都要满足与现场总线(包括过程总线和站级总线)的连接，实现间隔层与站控层的信息交换，同时还要实现与网络管理层的信息交换，使整个系统处于受控状态。5.4金太阳工程受爆发于2008年9月的国际金融危机的影响，全球实体经济都有放缓的迹象。有报道称，截止2008年年底，中国已有3S0家光伏组件企业倒闭歇业，至今只剩下约50家，中国太阳能光伏发电产业正处于“风雨飘摇之中”。然而，随着世界各国政府刺激经济计划中新能源政策的出台，欧美、日本等先进国家正在酝酿新能源经济的浪潮。日本政府2009年4月9日提出的一项总金额为15.4万亿日元(合1540亿美元)的经济刺激计划中，包括太阳能在内的环境保护项目总支出计划为1.6万亿日元(合150亿美元)。2009年7月，我国政-103- 府为了促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，培育战略性新兴产业，根据《可再生能源法》、《国家中长期科技发展规划纲要(200f-2020年)》、《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展专项资金管理办法》，中央财政从可再生能源专项资金中安排一定资金，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化(简称金太阳示范工程)。由财政部、科技部、国家能源局根据技术先进程度、市场发展状况等确定各类示范项目的单位投资补助上限。计划在2~3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。其中，并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的7Q%给予补助。该政策的出台，有助于降低太阳能光伏产业发电成本，促进光伏上网电价能够尽量与市场接轨。同时也反映出国家新能源战略从试点到产业规模化的意图越来越清晰。第六章工程设想6.1项目总体技术方案6.1.1概述近几年并网光伏发电系统逐渐成为光伏技术的研究热点，随着光伏发电系统的性价比提高，其应用范围越来越广，并网光伏发电系统开始从试验示范项目逐步向商业化应用发展。从发电角度分，目前太阳能光伏发电系统大致可分为三类:离网光伏蓄-103- 电系统，无蓄电池光伏并网发电系统及带蓄电池的光伏并网发电系统等。其中，光伏并网发电系统又分为中小型光伏并网系统(系统容量1MWp)和大型光伏并网系统(系统容量1MWp)。中小型光伏并网系统一般只并到380V低压市电电网，是目前国内光伏并网系统的主要形式。大型光伏并网系统可并到中高压电网(110kV甚至更高)，是以后光伏电站的发展趋势。1)离网光伏蓄电系统:这是一种常见的太阳能应用方式，在国内外应用已有若干年。离网光伏蓄电系统需要有蓄电池作为储能装置，主要适用于无电网的边远地区和人口分散地区，例如通讯基站、边防哨所及偏远地区的乡村等。该系统比较简单，适应性广。离网光伏蓄电系统中蓄电池的体积偏大，在光伏系统中蓄电池的工作条件非常苛刻，蓄电池始终处于时断时续频繁的充放电循环中，这就使蓄电池的实际使用寿命大人缩短。目前蓄电池的价格相对昂贵，在复杂环境下的运行和维护费用都比较高，因此限制了单个离网光伏蓄电系统的大规模应用。2)无蓄电池光伏并网发电系统:与离网光伏蓄电系统相比，在有公共电网的地区，无蓄电池光伏发电系统直接与电网连接并网运行。该系统的逆变器只有单一的并网工作模式，当电网失电时停止工作。无蓄电池光伏发电系统省去了蓄电池，降低了造价，具有更高的发电效率和更好的环保性能。3)带蓄电池的光伏并网发电系统:这是介于上述两个方案之间的系统。该系统带有少量的备用蓄电池，逆变器同时具有独立工作和并网工作两种模式，当电网断电时，仍可在短时间-103- 内向重要负载输送电力。该系统具有更大的灵活性，适应性较强，但是其造价和运行成本较上述两种方案高。从光伏系统安装环境分，光伏系统主要分为光伏建筑集成系统((BIPV),地面光伏电站(包括荒漠、盐碱地、滩头等地面电站)以及能源综合应用系统等。近年来，发达国家在建和已投产的大型并网光伏电站已超过100个。2007年9月，西班牙20MWp光伏电站投产运行，是当时世界上己投产的最大光伏电站;2aa7年12月，美国最大光伏电站竣工，系统装机容量15MWp。目前在建的葡萄牙茂拉62MWp光伏电站是目前全球最大的光伏电站，德国、加拿大等国在建的4aMWp光伏电站预计2Uag年投产运行。目前我国用于发电目的的光伏系统大多为中小型并网光伏发电系统。在大型光伏并网发电项目中，我国仍欠缺相关经验，最大光伏装机容量为1MWp。据调查，德国慕尼黑1.088MWp光伏并网项目自2005年9月竣工投产至今已可靠运行了2年多，实际发电量高于设计发电量30%；上海崇明岛1MWp光伏并网项目自2007年竣工并网以来运行良好，实现了无人值守。因此，在我国建设大型光伏并网电站在技术上是成熟可行的。目前，我国大型并网光伏发电系统的应用还处于研究示范阶段，已建成的示范性并网光伏电站一般都是低压用户端(38flV)并网模式，发电容量相对较小。大型和超大型并网光伏电站系统不仅建设规模可以达MWp甚至GWp级别，发出的电能可直接并入中高压输电网络，可参与电力的输送和调配。大型光伏电站的系统集成是一项技术性很强的工作，设计和工程施工不当会增加光伏发电系统造价和发电成本。随着光伏系统规模和复杂性的增加，-103- 大型光伏并网项目一般都需升压并入中高压电网，对光伏系统设计要求和技术服务要求日趋严格。在大型光伏并网项目的建设中，设计研究工作非常重要，主要包括:光伏资源的研究分析、气象条件对光伏发电的影响、并网接入系统设计、大型光伏电站防雷接地设计、大型光伏电站监控制系统设计、太阳电池组件及逆变器选型研究等。6.1.2大型并网光伏电站的组成大型并网光伏电站主要由太阳电池方阵、并网逆变器、远程监测通信系统及配电系统组成，包括太阳电池组件、直流电缆及汇流箱、逆变升压设备或逆变加升压设备、交流电缆、10kV配电母线段、110kV升压变等。其中，电池组件到逆变器的电气系统称为光伏发电单元系统，也称光伏发电单元方阵;10kV,110kV交流系统，是常规输配电系统。太阳电池方阵将太阳能转化为电能(直流电)，并通过汇流箱(配电箱)传递到与之相连的逆变器上，逆变器采用最大功率跟踪(MPPT)技术最大限度将直流电(DC)转变成交流电(AC),输出符合电网要求的电能，经过升压站与高压电网((110kV)连接。光伏并网发电系统的原理示意如图6-1所示。其中，光伏发电系统的核心元件是太阳电池组件和并网逆变器。图6-1光伏并网发电系统示意图6.1.3本项目的装机容量及系统组成本项目拟建在广东省湛江市特呈岛北部面积为4万平米的空地上，装机-103- 容量为3MWp的光伏并网发电站。其中:固定形式的约为2.9MW，水平单轴跟踪系统为100kW，双轴跟踪系统为100kW。站内机组即并网逆变器原则上全部采用室外型机组，即采用分散形式布置，固定方阵采用容量250kW并网逆变器，共12台，单轴跟踪系统和双轴跟踪系统各使用一台100kW并网逆变器，共2台。系统的基本原理是:太阳能电池组件所发直流电通过光伏并网逆变器逆变成50HZ、0.4kV的交流电，再经过10kV升压站送入电网。如图6-2所示：图6-2光伏电站并网发电本阶段拟采用每6台250kW逆变器+1台100kW逆变器接入一段母线，通过一台户外箱式变电站接入系统。每台箱式变电站的变压器容量为1600kVA，共选用2台箱式变电站，电压等级由38}V升压至10kV，再通过2回10kV集电线路送至10kV配电柜，通过一回10kV线路向系统送电。10kV配电装置的接线方式为单母线接线。6.2电站总体规划及总平面规划6.2.1站址选择原则本太阳能发电项目选址应遵循以下主要原则:1}结合规划用地性质和用途，尽量满足规划地块使用要求;2)场地尽可能空旷和平整，在满足功能使用的基础上节约用地，不占或少占农田、林地，宜选荒地或低产耕地;-103- 3)不占用并且避开村庄，海产养殖场与旅游观光景点，红树林区等;4)达到土地综合利用、生态保护、旅游观光、人文景观和电站景观效果的有机结合和互相协调;5)场址场地面朝南向，周围无阻挡，无地质及水文气象灾害，环境空气质量良好;6)场址附近无军事等敏感设施或者对敏感设施无不利影响，地下无矿产资源;7)交通便利，电力线路进出线便捷、距离短;8}靠近水源，取水管路便捷。6.2.2电站总体规划本项目拟建在岛上水上派出所的北面或南面的地块上，本期建设容量约为3MW，规划容量约为10MW。现在特呈岛内没有110kV升压站，但规划有环岛I}kV等级电网。电站主要设施除了有太阳电池方阵，逆变器和10kV箱式变电站外，还有综合办公楼等建（构）筑物。1)电站出线:本期拟采用每6台250kW逆变器++I台100kW逆变器接入一段母线，通过一台户外箱式变电站接入系统。每台箱式变电站的变压器容量为1600kVA共选用2台箱式变电站，电压等级由38}V升压至10kV，通过2回l0kV集电线路送至综合办公楼内的10kV配电柜，再拟以一回10kV线路沿规划特呈学校的东侧，接入位于其南侧距离约200m左右的规划市政10kV变电站，向系统送电。系统的基本原理是:太阳能电池组件所发直流电通过光伏并网逆变器逆-103- 变成50HZ,0.4kV的交流电，再经过I0kV升压并送入电网，实现和电网的连接。2)电站水源:电站生活用水拟用位于场址西南面距离约450m、规划扩建自来水厂的水源，并接岛上市政供水管网(有DN800和DN400水管沿主支线公路边敷设)，可从其供水管网干管上敷设DN100取水支管，再引入本项目设置的公用水泵供水至全站各用水点。另外，在能够取得地下水开采许可的条件下，可优先采用场址内的地下水。3)施工用电和建材及设备运输:施工用电可从场址附近规划的市政电网10kv线上连接，并利用岛上电信、供水管网等线路系统。钢材、砂石料等普通建材可通过海运。本工程设备的安装较为简单，不需大型的起吊设备。电池组件的尺寸(宽x高x厚)为1650x992x46mrn，重量为23kg;250kW逆变器的尺寸(宽x高x深)为2400x2180x850mm，重量为1700kg;100kW逆变器的尺寸为1020X1900x750mm，重量为800kg等小型设备，在设备安装中可考虑选用小型汽车吊进行电池组件和逆变器等的安装。4)站区主要设施及建(构)筑物:本项目站区主要设施有太阳电池方阵，综合办公楼，箱式变电站，站区道路、围墙及大门等。按照项目示范试验及科普展示的指导性原则，项目站区主要设施及建(构)筑物的总体规划如下:a)太阳电池方阵:-103- 除了把固定倾角方阵(1,2)沿场区东西方向并靠南面布置外，单、双轴跟踪方阵布置在固定倾角方阵的北面，站区建筑物尽量避免在太阳能电池方阵的迎光面方向布置，减小日照幅度。b)综合办公楼:综合办公楼(采用联合建筑)规划在站前区，是电站职工生活、办公区域，并向科研人员提供试验场所。c)箱式变电站:为使电站发电系统的布局和电缆走向合理，箱式变电站规划布置在太阳电池方阵与综合楼之间。比较合理布置在电站电能汇集的区域。d)站区道路:为方便电站运行管理，站区道路环绕厂区，并合理设置与现有道路及规划环岛主干道连接的进站公路。站区内道路的设置除考虑方便电站运行管理外，也将考虑项目的整体景观要求，道路的规划应随功能分区自然流畅、整齐划一。电站总体规划示意图参见F3881K-A02图。6.2.3电站总平面规划6.2.3.1总平面规划布置特点1)为节省工程用地和太阳电池方阵与周围环境的自然和谐，太阳电池方阵的阵列随地形直列布置。2)站区建筑物及道路充分利用自然环境条件，使建筑物及道路与整个电站的景观效果融为一体。6.2.3.2总平面规划布置方案-103- 结合整个特呈岛的规划以及靠近规划变电站等现场实际条件因素，本次所选取的两个电站场址方案，均靠近在特呈岛北部现有公路的一侧。太阳电池方阵及其建筑物布置方案为:本期太阳能方阵的占地面积约为4h㎡。装机容量约为3MWp，其中:固定形式的约为2.9MW，水平单轴跟踪系统为100kW，双轴跟踪系统为100kW。站内机组即并网逆变器原则上全部采用室外型机组，即采用分散形式布置，固定方阵采用容量为250kW并网逆变器，共12台。单轴跟踪系统和双轴跟踪系统各使用一台100kW并网逆变器，共2台。总平面布置因利用不同地块的形状、现有公路及规划主干道、规划市政变电站等外部条件而有所不同，只是作一些调整，布置原则基本不变。综合办公楼和箱式变电站靠近电站电能汇集中心区域和靠近站外公路一侧。两个场址方案的进站公路分别从场址南、北侧进入电站区域，并与现有岛上公路相接，合理考虑环岛规划主干道及支路的衔接。根据整个电站的场地条件，选择最有利的地形进行太阳能电池方阵布置，为使电站发电系统的布局和电缆走向合理，箱式变电站规划布置在电池方阵与综合楼之间。本电站具有太阳能发电示范功能，因此除必须的生活设施之外，还考虑了对外展示和试验的设施，将其集中设置于综合办公楼内，使整个电站工艺合理顺畅、布局简洁美观。另外，在靠近环岛规划公路的综合办公楼内也设置10kV配电柜等电气设施，接入位于其南侧的规划市政10kV变电站，或者接至场址附近I0kV杆塔上距离比较近，对出线比较有利。在两个总平面规划布置方案的上方，现在都有架空线跨过，项目实施时对电站采光效果是否会有影响，以及该架空线能否满足《详规》要求需要改-103- 线路等的调整?将在下阶段进一步落实和论证。6.2.3.3北站址总平面规划布置1)平面规划布置：太阳能方阵布置的东西和南北向所需尺寸估计为270mx150m。太阳能电池方阵布置在现有站外公路的北侧，箱式变电站布置主电池方阵的西南面并靠近综合楼，而综合办公楼则设置在站区的西南角，贴近进站公路和门卫值班室。本期站区围墙内用地面积约为4.74h㎡，整个电站本期总用地面积约为5.25h㎡(包括进站公路及边坡)。2}进站公路:进站公路及次入口设在站区南侧与岛上原有公路相接，规划结合旅游专线的环岛主干道并与之衔接。连接站区与现有公路的进站公路宽度为4.0m长度约为17.5m，用地面积约为325耐。3)站内道路:电站内外均有公路连通，同时在站区内太阳能电池方阵周边将形成环形道路。站区主要道路、局部次要道路和需要运输、安装逆变器的环形道路宽度均为4.0m。道路均为郊区型混凝土路面，同时道路布置需要满足检修及消方要求。站区内道路用地面积约为420Qm204)站区围墙:站区周边拟设置围墙，结合围墙上部高度为2.2m铁栅栏，另考虑安全要求，在围栏上均布置有监视探头。本期整个站区围墙长度共约985m，其中包括北边围墙需要增设挡土墙。所采用浆砌块石围墙基础用石量约为283}hm35)场区绿化:-103- 站区及周边地势平坦开阔，按工艺要求，站内绿化宜布置草坪及低矮花卉、灌木，不可种植高大的树种，且只能布置在方阵四周及功能区周围，防上遮挡阳光。另外，在光伏方阵固定组件底下还需要绿化的地方，应种植耐月、耐旱的低矮植物。本电站项目应结合当地农业的土地利用规划，达到土地综合、集约利用约目的，并利于类似的示范性项目推广应用，作为生态环保、旅游就业的一个亮点，同时可以进一步提高电站区域水土保持的效果。本期场地绿地率达b2，绿化用地面积约为29480m}o6）预留规划用地:项目本期装机容量为3MWp，总的规划容量约为1BMW。除本期所需用地之外，还考虑预留规划容量时光伏方阵规划用地，位于本期东面，运行私施工相互不会影响。电站总平面规划布置图(北站址)参见F3881K-AD3图。6.2.3.4南站址总平面规划布置1)平面规划布置:太阳能方阵布置的东西和南北向所需尺寸估计为200mx2}Dm。太阳能电池方阵布置在站外现有公路南面，箱式变电站布置在电池方阵的北面并靠近综合楼，而综合办公楼则设置在站区的正北面，靠近进站公路和门卫值班室。本期站区围墙内用地面积约为4.8Shm}整个电站本期总用地面积约为5.}8hm202)进站公路:进站公路及次入口设在场址北、南侧与岛上原有公路相接，满足交通运输要求，规划结合旅游专线环岛主干道以及环岛支路并与之衔接，连接站区-103- 与现有公路的进站公路宽度为4.}m，长度为11sm。用地面积约为1184m}o3)站内道路:站区主要道路、局部次要道路和需要运输、安装逆变器的环形道路宽度均为4.Qmo道路均为郊区型混凝土路面，同时道路布置需要满足检修及消防要求。站区内道路用地面积约为S3}}mZo4)站区围墙:本期整个站区围墙长度共约$7}mo所采用浆砌块石围墙基础用石量约为78flhm3。5)场区绿化:本期场地绿地率接近sa，绿化用地面积约为X91O}m}o6）预留规划用地:预留规划容量时光伏方阵规划用地，位于本期东面。电站总平面规划布置图(南站址)参见F3881K-A}4图。6.2.4站址方案技术比较及推荐意见两个站址方案技术比较见下表。m3两个站址方案技术比较表序号比较项目北站址南站址1地理位置站址位于特呈岛北部，西北水路至湛江市区约有2.8nmile。现有岛上公路的北侧。站址位于特呈岛北部，西北水路至湛江市区约有2.8nmile。现有岛上公路的南侧。2与城镇规划、工矿企业关系-103- 与城镇规划没有冲突，周边无其他工矿企业，对建设及运行没有影响。在站址所在位置和南侧有环岛规划主干道和支路，电站与支路规划有冲突。与城镇发展规划存在冲突，周边无其他工矿企业，对建设及运行没有影响。在站址南北侧有环岛规划主千道和支路，电站与道路规划没有冲突。3地形、地貌站址所在位置为弃土场和种植的“香付，，地，场地起伏比较大。站址所在位置地形单一起伏不大，地势平坦且较低。4使用土地情况属于未建设的一类用地，可置换为工业用地。同左。5拆迁情况不存在拆迁问题。同左。6交通运输条件作为一个四面环海的小岛，对外交通不便，与外界联系只能通过特呈岛码头船渡。目前岛上公路可以利用。同左。7淡水条件岛上现有简易水厂，供水管网不完善。电站考虑利用规划扩建的自来水厂供水管网。同左。8防排洪条件场址附近海区的海浪相对较小。场址所在地附近的百年一遇高潮位为5.23m，站区室外地坪标高为8.8m。站区室外地坪标高为8.5m，围墙外设置排洪沟，便于电站防排洪，其它同左。9电厂出线条件拟用电缆线沿规划特呈学校东侧再接入南侧规划变电站，或者接至场址附件杆塔上同左。序号比较项目北站址南站址10施工条件利用站区用地范围作为施工场地，不再考虑站区围墙外的施工用地。同左11土石方工程量总填土方量为36250m3，总开挖土方量为36250m3总填土方量为15000m3，总开挖土方量为10580m3从电站符合用地性质、合理利用建设用地的角度出发，北站址优于南站址。由于目前已建成的环岛路与北站址规划地块并没有冲突，建议与当地国-103- 土等有关部门协调，落实电站用地地块，如有可能在《详规》进行修编的同时进行调整。本阶段将北站址作为推荐站址。6.2.5站区竖向规划下面的竖向规划布置只按电站总平面规划布置图(北站址)进行概述。1）竖向规划布置:本工程场地地势平坦且较低，场址所在地附近百年一遇高潮位为S.}3m目前拟在场地平整当中，土方量达到做到就地平衡，暂时不考虑支架基础和道路等的开挖余土量。站区竖向规划布置选用平坡的形式。建(构)筑物室内地坪设计基本标高9.1m,室外地坪设计基本标高为8.8m。场址所处位置自然地面标高在4.2~13.4m左右，本地块北面靠近海边而且是岛上的弃土场，地势变化比较大而地形比较复杂。本次场平标高暂定为8.8m，经初步场地土方核算场地总填土方量为36250m3，总开挖土方量为38620m3(已包括进站公路和边坡工程量)。进站公路拟与附近现有公路衔接，路面高程约在8.1~8.6rn之间。初定的站区场地标高，还涉及到与站外市政规划公路之间的协调关系，将有待在下阶段进一步协调解决。2)排水：由于场址地势相对整个特呈岛来说还是比较高，但为了防止潮位对发电场地的影响，拟在场内修建适当的排水沟，排水沟主要沿站内道路布置，在站区外边坡坡脚设置排水沟，采用毛石或砖砌筑。站区场地设50w的纵横向排水坡度，道路采用郊区型，场地和道路形成的雨水汇集到排水通道后，有-103- 组织地排入到就近规划的市政排水管网(有远、近相结合的DN800和DN600雨水管沿主支线市政公路中心敷设，最终排进南面污水处理厂)，排除站内雨电站生活等污水将通过站内污水系统初步处理后，引接至位于特呈岛西有部地势低洼的规划污水处理厂，距离在1km左右。电站站区竖向规划图参见F3881K-ADS图。6.2.6电站施工实施条件在整个电站施工期间，完全可以利用站区用地范围作为施工场地，进行就近土建施工和设备安装，不用站区围墙外的施工场地，完全能够满足项目的进度要求。电站施工材料、设备等运输将利用现有岛内外的交通条件实现。钢材、砂石料等普通建材可通过海运，设备通过海运后考虑用汽车运输到站区。电站施工生活用水，用电在岛内可以解决。场地平整和边坡等修筑工程将就地施工解决;箱式变电站、逆变器和太阳电池板等设备基础的施工采用现场浇筑，从西到东依次施工;综合办公楼等建(构)筑物的土建施工，就地搭建。站区围墙(挡土墙)及道路、站区内外的电缆沟道及给排水管等将现场预制和浇筑。太阳能电池组件等可以利用站内场地，现场堆置和从西到东依次安装;办公楼内的配电柜等设备，待土建基础施工完成后拖运进入楼内的施工方式。6.3太阳能电池组件及逆变器选型6.3.1太阳能电池组件太阳电池组件选用225Wp单晶硅太阳电池组件。-103- 太阳电池组件是光伏系统的主要发电来源。太阳电池数组由太阳电池组件、接线盒及支架组成。太阳电池组件使用品质优良的原材料制造，采用高效率多晶硅太阳电池、高透光率钢化玻璃、EVA/Tedlar、抗腐蚀铝合金边框等材料，使用先进的真空层压工艺以及脉冲焊接工艺制造太阳能组件，确保产品在最严酷的环境中的长寿命和高可靠性。组件的背面安装有一个防水接线盒，通过接线盒可以方便的与外电路连接。225Wp单晶硅太阳电池组件其主要参数如下:电池材料:单晶硅;电池组件尺寸:1650x992x46mm电池组件重量:23.0kg电池组成:由60片单晶硅电池以有序形式串联而成封装结构:玻璃/电池/玻璃;满足IECb121S标准标称功率:225W；开路电压:37.0V短路电流:8.I7A;最佳工作电压:30.0V;最佳工作电流:7.50A;工作环境温度:一40℃~+90℃电池工作寿命:正常使用25年后组件输出功率不超过初始值的20%6.3.2光伏直流/交流并网逆变器-103- 并网逆变器具有最大功率跟踪功能，该设备用来把光伏方阵连接到系统的其余部分。最大功率跟踪器(MPPT)是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能使方阵工作在输出功率最大的状态，实现方阵的最佳工作效率。250kW光伏并网逆变器本项目的固定倾角太阳能方阵拟采用250kW光伏直流/交流并网逆变器，该逆变器采用低频隔离变压器设计，输入电压的范围大，保证了接入的光伏阵列有了更多的组合方式。采用光纤隔离技术，抗干扰能力强。优化的电路和结构设计，提高系统散热效率，增强系统稳定性。增强的防护功能，相比较于普通逆变器，增加了直流接地故障保护。专为大型光伏并网电站设计。性能特点:·低频变压器隔离·宽直流输入电压范围·MPPT自寻优技术，最大限度提高系统的发电量·先进的IGBT功率器件增强了可靠性·转换效率达97.1%(含变压器)·完善的保护功能·方便的安装与使用·精确的输出电能计量·多语种触摸屏监控与控制界面·适应严酷的电网环境·DK5940认证-103- 通讯：·RS485/以太网/GPRS通讯接口·电脑监控软件安全:·完善的保护功能: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·符合标准:EN61000-f-2,EN61000-b-4,EN50178,RD166312000技术参数见表6-1表6-1250kW逆变器技术参数隔离方式工频变压器推荐最大太阳电池阵列功率275KWp最大阵列开路电压880V太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围450~820V电池板连接方式接线端子最大阵列输入电流600A额定交流输出功率250KW总电流波形畸变率3%（额定功率时）功率因素0.99最大效率97.1%（含变压器）欧洲效率96.0%（含变压器）额定电网电压310~450VAC-103- 允许电网频率范围50Hz/60Hz夜间自耗电100W通讯接口RS485/以太网/GPRS防护等级IP20（室内）使用环境温度-20℃~+40℃噪音60dB冷却风冷尺寸mm（宽x高x深）2400x2180x850mm重量1700kg(Z}100kW光伏并网逆变器本项目的单/双轴跟踪系统太阳能方阵拟采用100kW光伏直流/交流并网逆变器。该采用低频隔离变压器设计，室内型。适用于中型光伏电站。可多台逆变器并联运行，简化电站设计。性能特点：·采用三菱公司第五代IPM模块，大大提高系统效率·MPPT自寻优技术，最大限度提高系统的发电量·多语种液晶显示功能，可自由设置·多种通讯接口可以选择，可方便的实现上位机监控·完善的保护功能，系统的可靠性更高·宽直流输入电压范围·人性化界面，可通过按键设定各种运行参数-103- ·可实现多台逆变器并联组合运行，简化发电站设计·CE认证、DK5940认证通讯：·854851以太网/GPRS通讯接口·电脑监控软件图安全：·完善的保护功能:过压保护，短路保护，孤岛保护，过热保护·过载保护·符合标准：EN61000-6-1,EN61000-6-2,EN61000-6-3,EN61000-6-4,EN61000-3-2,EN61000-3-3,其技术参数见表6-2：表6-2100kW逆变器技术参数隔离方式工频变压器推荐最大太阳电池阵列功率120KWp最大阵列开路电压880V太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围450~820V电池板连接方式端子插入最大阵列输入电流250A额定交流输出功率100KW总电流波形畸变率3%（额定功率时）功率因素0.99最大效率95%（含变压器）-103- 欧洲效率94%（含变压器）额定电网电压310~450VAC允许电网频率范围47~51.5Hz/57~61.5Hz夜间自耗电10W通讯接口RS485/以太网/GPRS防护等级IP20（室内）使用环境温度-20℃~+40℃噪音60dB冷却风冷尺寸mm（宽x高x深）1020x1900x750mm重量800kg6.4太阳能电池方阵设计6.4.Z固定倾角太阳能方阵设计（1）典型方阵图（2）太阳能方阵间距的确定按照国际惯例，我们一般考虑9：00~15：00之间太阳能方阵之间的阴影影响。方阵之间的阴影与方阵的宽度、方阵倾角、当地纬度、赤纬角、时角等都有关系，如式（6-1）式（6-2）式（6-3）所示：太阳高度角的公式:sin=sinΦsinξ+cosΦcosξcos。式(6-1)太阳方位角的公式:sin=cosξsin/cos式（6-2）-103- 式中:Φ为当地纬度;ξ为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为一23.5度;为时角，上午9:00的时角为一45度，下午15:30的时角为52.5度。D=cosxL，L=H/tan。=arcsin(sinΦsinξ+casΦcosξcos)即等于:D=cosXh/tan[arcsin(0.648casΦ-0.399sinΦ)]式(6-3)考虑到两个场地的周围都有一个高2米的围栏，我们的太阳能固定倾角太阳能方阵基础底座高为0.6米。经计算，固定倾角太阳能方阵之间的南北最小中心距为5.62米。这些间距值足够避开一年四季365天内所有太阳照射所产生的阴影。(3)太阳电池组件安装固定倾角太阳能方阵的安装支架有两种:1.钢管埋地基础固定支架，见下图6-92.水泥基础固定支架，见下图6-10双轴跟踪方阵的典型布置如图6-13所示。双轴跟踪系统为5x9的225Wp太阳能组件方阵，太阳能组件尺寸为I650x992mm。方阵中组件之间的安装间隙为10mm，双轴跟踪系统的方阵尺寸为8.3x9m。双轴跟踪系统子方阵共有45块组件构成，共有10个相同的子系统构成，总装机容量为101.125kW。类似的双轴跟踪系统如图6-14所示。6.5电气1固定倾角的太阳能方阵采用21  °倾角安装，太阳能组件功率为225Wp，共12992块，总容量为2923200Wp，以32块为一个方阵，共406个。-103- 2太阳电池串并联方式为16串一路，每12并接入一个汇流盒，进行一次汇流，共68个这样的汇流盒。由于每组装机容量较大，所以在进入到250kW并网逆变器前再进行一次汇流，即二次汇流，然后进入并网逆变器，最终并网逆变器将输出的0.4kV交流电送入站内升压站，至站内的交流电缆线可采用直埋形式或修建电缆沟的形式进行敷设(系统连接图见)6.5.2单轴/双轴跟踪系统的电站电气连接1.在本光伏电站中，单轴跟踪系统和双轴跟踪系统的容量都是101.25kW，都是由10个10kW的方阵组成，而且单轴跟踪系统和双轴跟踢系统的每个方阵都由45块太阳能组件组成，单双轴跟踪系统各450块太阳能电池组件。在电气配置连接上可以采用相同的连接方式。2.太阳电池串并联方式为15串一路，每12并接入一个汇流盒，共3个汇流盒，由于是野外荒地，所有电缆线都通过挖掘的电缆沟，再分别进入拦制房的2台l00kW直流配电柜，然后各接入100kw并网逆变器;3.单轴跟踪系统和双轴跟踪系统的装机容量分别为101250Wp，这样即踪系统的总装机容量为202500Wp;单/双轴系统的输出分别经过100kW逆变器逆变为0.4kV/50Hz的交流电，直接进入最近的10kV变压器并入电网。(系统连接图见6-16)6.5.3电气主接线方案(1)建设规模及接入系统简介X太阳能光伏发电示范项目本期总装机容量为3MWp，其中:固定方阵约2.9MW，水平单轴跟踪系统为100kW，双轴跟踪系统为100kW。并网逆变器采用户外分散形式布置，固定方阵采用输出功率为250kW的并网-103- 逆变器，共计12台。单轴跟踪系统和双轴跟踪系统各使用一台输出功率为100kW的并网逆变器，共计2台。并网逆变器输出50Hz,380V交流电。电站本期以1回10kV线路接入当地电网。(2)电气主接线光伏发电单元产生的直流电经逆变器逆变为交流，本期共设12台250kW及2台100kW的逆变器。推荐的电气主接线方案如下:共有14台逆变器，每台逆变器输出电压为380V，如果通过14回低压电缆连接至0.4kV低压配电柜，0.4kV侧采用单母线接线，通过一台有载调压变压器升压至10kV向系统送电。则变压器的容量需大于3000kVA，进线开关需采用5000A。一般厂家是2台断路器并联使用，可靠性较低，同时连接到母线上的所有开关的开断电流较大，投资较大。万一变压器故障，所有方阵都无法将电送出。为了增加可靠性，本阶段拟采用每6台250kW逆变器+1台100kW逆变器接入一段母线，通过一台户外箱式变电站接入系统。每台箱式变电站的变压器容量为1600kVA，共选用2台箱式变电站，电压等级由380V升压至10kV，再通过2回10kV集电线路送至10kV配电柜，通过一回10kV线路向系统送电。10kV配电装置的接线方式为单母线接线。（3）站用电接线本项目本期占地面积约4万平方米，地势平坦，太阳能电池方阵集中布置。每套并网逆变装置均需外供380V电源，供其内部照明、通风和控制等-103- 设备用电，就地布置的光伏电池方阵的安防闭路防护系统也需要工作电源。因此，从10kV配电柜引出一回线路至低压站用变压器，夜间，太阳能电池板停止工作后，站用380V母线电源改由外接380V线取得。6.5.4主要电气设备选型:（1）箱式变电站箱式变电站选用欧式箱变，由于并网逆变器功率因数大于0.99，选择箱变变压器容量为1600KA/台。另外，根据电网运行情况，考虑到光伏电站接入系统侧的电压波动较大，为保证供电电压质量，箱式变电站内变压器采用有载调压变压器。调压有载分接选用9挡，电压变比为118x1.25%/0.4kV，接线组别YN,d11。短路阻抗Ud=4.5%。箱式变电站高压侧采用负荷开关和熔断器，低压侧采用带自动无功补偿的单母线接线，出线9回，其中有7回并网逆变器出线，一回无功补偿装置出线，一回PT出线。(2)10kV配电装置10kV开关柜选用KYN-12型恺装移动式金属封闭开关柜，断路器采用ZN-12型真空断路器。开关柜断路器额定电流为630A。额定开断电流均为31.5kA。（3）站用变站用变选用干式变压器，根据负荷统计计算，容量选择为50kVA，型号为SCB9-50/14，连接组别为D,Yn11，变比为112x2.5%/0.4kV，阻抗电压Ud=4%。-103- (4)电容补偿X太阳能光伏发电项目一期并网运行后，考虑到光伏发电单元电能的输出容量与太阳的照射强度、照射时间、角度，天气状况等均有关，是一个动态的过程，故发电单元经主变压器送至电网的电能容量也是动态的，司时考虑升压变不同的分接位置，电站的无功需求是动态的。最大的无功需求发生在电站满发且升压变分接头处于最高位置时，本阶段初步估算约为1000kvar。从光伏电站与系统之间无功交换的角度来讲，并考虑一定的裕度。光伏电站应配置0~1000kvar动态可调的容性无功装置，最终容量按系统的要求确定。为了保证光伏电站不同出力状态下与电网的无功交换为零，需要无偿装置可以连续小步长的调节。本期考虑分两组各500kvar分别安装在箱式变电站升压变低压侧。（5）站用交流保安电源夜间，站用电电源由380V电网取得。当外接380V线路故障时，可能使电厂监控系统的UPS和直流充电装置、消防水泵、隔离开关操作等工作电源消失。为此，本项目拟设置一台容量为50kW的380V柴油发电机组为电站的交流保安电源，由于电站厂用电容量较小,考虑不另设专用的380V/220V站用保安段，柴油发电机直接接至380V低压厂用母线。正常状态下，厂用工作电源由站用380V段供电，当夜间失去外接电源后，柴油发电机组启动，厂用段电源经柴油发电机组ATS转换开关由柴油发电机组取得，向厂用负荷供电。当系统故障排除、或设备检修完成，柴油发电机组ATS转换开关检测到工作电源恢复后，将厂用段切换至由38ov站用-103- 段或外接380V线路供电，停止柴油发电机组。6.5.5过电压保护及接地(l)光伏电站防雷接地的现状太阳能光伏发电项目通常布置在开阔平坦场地，因缺少高大建筑物和树木的直击雷接闪作用，极易发生雷击事件。2004年，在云南安装的17座德国援助光伏电站都在山区，山区又是雷电的频发地区，其中有两座光伏电站受到雷击影响，部分设备损坏。由此可见，光伏电站的防雷接地是一个看似简单却至关重要的问题，它直接关系到太阳能电池组件、电池方阵、交直流电缆、逆变器、变压器等设备的运行和电站维护人员的人身安全。太阳能光伏发电作为一种新兴的环保型发电产业，国内尚没有一个独立的设计规范来明确如何进行光伏电站的防雷接地设计。目前，国内大都依据《建筑物防雷设计规范GB50057-94》及电力系统有关防雷接地设计的规范来进行参照设计，设计结果针对性不强，防雷接地效果及投入差别较大。日本在太阳能光伏发电方面应用较普遍，因其岛国的地理特征，可用于布置太阳电池方阵的大面积开阔场地并不多，光伏发电建设规模均较小，太阳电池方阵通常是与建筑物、小型农场等统一协调布置，占地面积不大，其防直击雷保护多利用附近建筑物的避雷针保护范围来兼顾实现。上海崇明岛1MW太阳能光伏发电项目，部分采用在太阳能电池板铝合金边框四周安装长度约40mm的避雷针，用于每块太阳能电池板的直击雷防护，避雷针很短，但布置密集，数量较多。上海市南汇新区临港新城重型装备产业区建筑物顶上的太阳能光伏发电项目，选用固定式提前放电避雷针实现直击雷防护。-103- (2)《建筑物防雷设计规范GB50057-9}》对光伏发电项目防雷接地的参考作用雷电作为一种自然现象，具有很强的不确定性。我国根据建筑物类型、重要性、灾害损失程度等诸多因素，进行了建筑物防雷分类，制定出《建筑物防雷设计规范》，明确了对不同级别的建筑物采取不同的防雷措施。按照何种规范来界定大型太阳能光伏电站防雷级别，目前在国内尚无统一标准，在有的文献中将太阳能光伏电站防雷级别定为三级。太阳能电池板在太阳光照射下产生直流电，众多太阳能电池组件的直流输出是通过电缆串联、并联之后，沿电缆槽盒、电缆桥架等送至逆变器，经逆变器将直流逆变为交流并升压后送至电网的。在整个太阳能光伏发电的环节里，直流输出部分占了很大的比例，可以说在大面积的太阳能电池方阵中，直流电缆、电缆桥架、直流汇流箱等电气设备是大量穿插布置的。如果将光伏电站作为一个发电系统，按照电力系统的有关规范进行设计，关注的核心就会是电力系统交流电气设备的防雷接地。光伏发电项目与电力系统中的常规电站、输变电系统不同，即使与小型的输变电工程相比，其重要程度和发生灾害后的损失程度也不同，简单地采用电力系统有关规范进行交流电气设备的防雷接地设计，是不满足光伏发电项目的特征要求的。由于太阳能电池方阵和逆变升压装置高度通常不大于5rn，以高度指标衡量，依照《建筑物防雷设计规范》可以不考虑直击雷防护;但是太阳能电池方阵占地面积大，电池的组件边框采用铝合金，电池板均采用角钢、槽钢等钢性物质固定，均为导电性能良好的金属材料，在大面积的露天布置后容易遭受直接雷击破坏，同时，雷云电荷容易在太阳电池内部电路、太阳电池组-103- 件边框及其支撑结构上形成感应过电压。因此，可考虑根据光伏发电项目安装所在地的年平均雷暴日数和电池板的占地面积、布置形式等条件，客观地分析太阳电池方阵遭受直击雷的概率，并参照《建筑物防雷设计规范》进行设计。(3)太阳电池方阵防雷保护设计的必要性大型光伏电站的太阳能电池阵列属于非建筑类露天场所，所处场地空旷开阔，遭受直击雷击的几率较普通的非建筑类露天场所要大。按照我国《建筑物防雷设计规范》第3.5.5条的规定:“粮、棉及易燃物大量集中的露天堆场，宜采用防直击雷措施。当其年计算雷击次数大于或等于0.06时，宜采用独立避雷针或架空避雷线防直击雷。独立避雷针和架空避雷线保护范围的滚球半径h可取100m。”，这项规定主要是针对直击雷可能对易燃物导致的火灾事故而编制的。大型太阳能电池阵列虽然不属于易燃物，但是光伏电站投资巨大。同时，大型光伏电站的发电成本极高，雷击造成的电量损失也是巨大的。从安全性来说，电池方阵不存在火灾危险，但是从减少经济损失的角度出发，太阳能电池方阵参照《建筑物防雷设计规范》进行防雷保护设计是非常必要的。综合各种因素，建议太阳电池方阵防雷保护设计宜按三类防雷建筑物考虑，其滚球半径可取60m。（4）全厂防雷1）直接雷防护湛江市年平均雷暴日为94.6天，属于多雷区。综合考虑本项目年平均雷暴日和太阳能电池板占地面积等因素，拟采用-103- 避雷针方式实现本项目内太阳能电池方阵的直击雷防护。a普通避雷针:普通避雷针属于被动型避雷，其安装高度一般在20~40m,需要设置独立的钢结构或环形杆针塔。普通避雷针对太阳电池方阵的阳光遮挡严重，太阳电池方阵不宜采用普通避雷针。b提前放电式避雷针:是一种具有联锁反应装置的主动型避雷系统，它是在传统避雷针的基础上增加了一个主动触发系统，提前于普通避雷针产生上行迎面先导来吸引雷电，从而增大避雷针保护范围，可比普通避雷针降低安装高度。采用提前放电避雷针，能大量减少避雷针的数量，降低避雷针的安装高度，减小对太阳电池方阵的遮挡影响。提前放电避雷针已被全球范围内十几万个工程项目采用，如上海世贸中心广场、浦东机场、北京故宫、香港会展中心以及国内外众多的高层建筑、电厂、炼油厂、机场、微波站台等。因此，本设计阶段拟采用提前放电避雷针;并提出为适应光伏发电的特点，希望厂家研发一种可控型升缩式提前放电避雷针的思路，这种避雷针在雷雨天气针体升高，为太阳电池方阵直击雷防护做好准备，晴朗天气避雷针体收缩起来，不对太阳能电池板形成阴影遮挡。2）其他区域的直击雷防护在逆变器机房、柴油发电机室、1o}v配电控制室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行，在10kV线路设置避雷线。3)感应雷防护-103- 为分流雷电感应过电流，在各级直流汇流箱、逆变器内设电涌保护器、在10kv母线上装设氧化锌避雷器。将逆变器机房、10kV配电控制室等建筑物内的梁柱主筋、屋顶避雷带引下线等连接起来，且与电站的主接地网不少于两点可靠连接，形成闭合良好的法拉第笼;并将所有电气设备的金属外壳与法拉第笼良好连接。(5)全厂接地本项目拟将防雷接地、保护接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于5考虑。太阳能电池方阵的接地包括两方面，一方面是太阳能电池板和安装支架的连通，另一方面是支架和大地之间的连通。太阳能电池板铝合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置，施工时采用专用绝缘接地线将电池铝合金外框和电池板支架可靠导通即可。同时采取措施在太阳能电池板安装支架之间形成水平接地带，并根据方阵所在场地的土壤电阻率、土壤面积、土层厚度、土层连续性等因素，分别或联合采用铜包钢垂直接地极、防腐离子接地体等不同的接地材料。6.5.6主要电气设备的布置两台箱式变电站分别就近户外布置在并网逆变器的中间位置。10kV配电装置为户内布置，采用交流高压开关柜，柜内配真空断路器;由电缆引至10kV构架出线。10kV配电室、控制室、电气设备室、交接班室、通信室、备品备件库、会议室等组成一综合性建筑。站用变压器，0.4kV配电装置不再另设独立建筑物，统一集中布置综合楼内。在综合楼附近拟单独布置柴油发电机室。-103- 6.6监控系统采用独立监测系统检测光伏并网电站的运行状况，利用工业控制机采集数据，连续24小时不间断地监测和记录所有并网逆变器的运行数据和故障数据，并通过大屏幕液晶电视显示，采集的数据可以通过RS-4$S或网络进行远距离传输，从而实现远程监控。光伏电站监测系统的系统框图如图6-18所示。主要功能:(1)监测光伏电站的运行参数—光伏电站的当前发电总功率、日总发电量累计、月总发量累计、年总发电量累计、总发电量累计，以及累计C02总减排量;(2)监测环境参数—室内和室外温度、风向、风速和日照辐射的辐射量;(3)监测每台并网逆变器的运行参数，主要包括:直流/交流电压、直流/交流电流、直流功率、频率、功率因数、发电量和CQ}减排量等;显示并网逆变器的发电功率曲线;(4)所有并网逆变器的故障报警及故障信息记录;(5)监控主机提供对外的数据接口，用户可通过Internet远程访问，异地实时查看光伏电站并网发电系统的实时数据、历史数据以及故障信息。6.7建筑设计光伏电站建筑设计在满足光伏电站场区功能要求的条件下，按照国家的有关法规、规范、规程以及视觉造型美学原理，进行平面布置、防火分区、-103- 安全疏散、立面造型、色彩处理等的设计，以保证满足功能使用要求。6.7.1主要建筑物布置综合楼:场区有综合楼一座，共建二层，总建筑面积500㎡，以满足场区管理办公需要和科学研究的功能要求，一楼有:高低压配电装置室、控制室、设备检修间等，二楼主要有办公室和会议室。综合楼布置，以满足厂区工艺要求、工作人员日常工作和生活需要为主要目标，为电厂的安全运行及操作维护提供良好的工作环境。设计尽可能做到布局合理，流线通畅、建筑标准适中，建筑通风、采光、照明方式合理。建筑屋顶布置太阳能光电和光热收集器，满足建筑日常用电和生活热水需求，合理节约能源。6.7.2采光和通风场址所处环境冬无严寒、夏无酷暑，综合楼建筑南北朝向布置，建筑以自然采光为主，人工照明为辅的原则进行设计。办公室和生活用房设有满足规范要求的窗，保证良好的采光质量。建筑主要采用自然通风。高低压配电装置室和控制室因功能需要，应设置部分机械通风设施。6.7.3建筑处理1)立面处理:建筑立面通过精心的细部处理手法，使之与太阳能光电、光热收集器相互结合，达到技术与艺术的统一。2)屋面处理:-103- 屋面采用现浇混凝土板，防水采用卷材防水屋面，均采用有组织排水，部分屋顶拟铺设太阳能电池板。3)楼地面:综合楼采用花岗岩地面、抛光地砖及木地面。高低压配电装置室和控制室主要采用耐磨防滑地砖地面。有防水要求的房间均增设防水层及排水系统。4)内墙面:房间除特殊要求外均采用ICT墙面漆。有防腐蚀要求的房间设耐腐蚀墙裙及耐腐蚀涂料内墙面。5)天棚:各房间的天棚面一般采用普通抹灰，IC1墙面漆。特殊部位可考虑造型吊顶。6)围护结构:综合楼围护墙体采用灰砂砖。6.8结构设计6.8.1厂区地形地貌及工程地质条件广州控股X太阳能光伏发电示范项目位于湛江市霞山区特呈岛北侧，西侧紧临特呈岛避风港。厂址候选区为沿海平原地貌，候选厂址区整体平坦开阔，其中用地地块一西侧紧临特呈岛避风港，为避风港开挖弃土堆场，用地地块一的预留场地及用地地块二均为耕地，候选厂址北侧临海(特呈江潮汐水道)，受特呈江潮汐水道切割形成一级阶地，阶地斜坡陡峭，斜坡大部分区域生长灌木等植被，局部直接裸露，裸露区域水土流失的迹象明显。-103- 阶地下属浅海湾滩涂一潮坪地貌。根据可研阶段岩土工程勘测报告，吴川一四会断裂带与候选厂址最短距离约10km，遂溪断裂带与候选厂址区最短距离约5km，满足电厂与断裂安全距离要求，可以不考虑该两条断裂带对厂址稳定性的影响。候选厂址区地形地貌条件较好，地质构造比较简单，不存在液化土层、岩溶、滑坡、泥石流及采空区等影响场地稳定性的不良地质作用所以候选厂址适合建厂。地下水，候选厂址区的地下水基本类型为潜水，主要赋存于地表下15m深度范围内粉质粘土层及砂土层中。地下水位高程-0.50~1.40m。地下水主要接受海水的侧向补给和大气降水补给，并且地下水位随潮水位变化明显，靠海侧随着潮水位的涨落，地下水位约有1m的变化幅度。地下水对在直接临水或者中砂(层号②1)和粉砂(层号②2)等强透水层中，地下水中的侵蚀性CO2对混凝土结构有强等腐蚀性，地下水中的HCO3-对混凝土结构有中等腐蚀性，在弱透水层中，地下水中的侵蚀性CO2对混凝土结构有中等腐蚀性;在环境类别II条件下，海水中的硫酸盐SO42-对混凝土结构有中等的腐蚀性，在干湿交替条件下，海水中的CL-对钢筋混凝土结构中的钢筋有强等腐蚀性。6.8.2设计原则和主要设计参数本工程应结合现场地形、地貌和地质条件，与建筑、设备、施工和地方材料等因素相配合，遵循安全实用、经济合理、技术先进的设计原则，力争创出结构新、速度快、效益好的结构体系。1)本工程结构设计使用年限为50年;2)基本风压:0.8Kn/m2;(50年一遇)，地面粗糙度A类;3)基本雪压:0.0KN/m2;-103- 4)抗震设防烈度，根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001)X太阳能光伏发电示范项目工程为7度地震区，地震加速度0.1g，设计地震分组为第一组，场地类别属III类场地;5)各岩土层地基承载力及相关物理参数，详见《可研阶段岩土工程勘测报告》。6.8.3结构型式及材料根据使用功能要求，本工程有一座综合楼和一间值班室，太阳能电池方阵支架(由厂家设计和供货)。综合楼为两层建筑，结构采用现浇钢筋混凝土框架结构，墙体材料采用加气混凝土砌块;对于垂直通道的楼梯，采用现浇钢筋混凝土板式楼梯。值班室为单层建筑，结构采用现浇钢筋混凝土框架结构，墙体材料采用加气混凝土砌块。使用材料:混凝土强度等级为C30，基础垫层C10,钢筋:HPB235,HRP335。6.8.4基础型式1)综合楼基础厂区地面整平后地面高程初定为8.5m，为防止基础接触地下水而受到腐蚀，基础需浅埋，由于地基承载力不高，以及考虑到不远处环岛规划公路上车辆通行时对建筑物地基的振扰影响（导致地基不均匀沉降），为提高地基承载力和减少基础的不均匀沉降，综合楼基础采用钢筋混凝土条形基础，基础埋深约1.5m，基础底下换填1m的砂夹石分层碾压密实，以下持力层为粉质粘土层。2)太阳能电池板方阵基础-103- 基础型式:固定倾角太阳能方阵支架基础，采用每个电池板组串下为前后两排(共8个)支架基础采用混凝土独立基础;单轴跟踪方阵支架基础，采用柱下钢筋混凝土独立基础;双轴跟踪方阵基础，采用柱下钢筋混凝土独立基础;逆变器基础和10kV户外箱式变电站基础采用混凝土独立基础。地基处理:场地平整时，回填区必须分层回填碾压。开挖至基底标高时，分区采用不少于20t压路机碾压8~10遍，以提高地基承载力以及减少基础沉降。第七章环境影响及水土保持7.1环境影响7.1.1场址环境现状X光伏电站项目场址位于湛江市特呈岛的东北面，西北水路至湛江市区约有}.8nm。特呈岛西北、东北与湛江市区和南三岛相邻，东南为港湾出海口与太平洋相连，南为宽阔的海湾并与东头山岛和东海岛相望，西靠湛江港第四作业区。本次所选取的两个电站场址相互靠近并在特呈岛现有公路一侧，均位于特呈岛北部地势相对较高的空旷场地上，均属于未建设用地的一类用地(适宜建筑用地)，现种植有桉树、蕉林和“香付”（一种中草药）。场址附近自然地面标高在5.0~8.8m左右。本项目场址远处有分散的居民点，沿海岛有海产养殖产业，海水水质状况良好。靠海岸边有若干处旅游观光景点，在靠近场址一侧有水上边防派出所。本项目厂址周围无大型工业污染项目，无噪声源，大气环境质量和声环-103- 境状况良好。7.1.2主要生态影响分析:本项目属于节能减排的环保项目，是国家鼓励开发的可再生能源项目，基本上不产生环境污染，对环境的可能影响主要是光污染和对局部生态的局部影响。（1）光污染分析太阳电池组件产品的表面设计要求最大程度地减少对太阳光的反射，以利于提高其发电效率。太阳电池方阵的反光性很低。本项目场址较远处有分散的居民点，无其它设施和建筑，对周围环境和远处分散的居民点基本没有光污染。（2）生态影响分析光伏电站是在地面上铺设大量的太阳电池组件，太阳电池组件下部为阴暗面，有可能影响太阳电池组件下的植物生长。项目所在地为空旷场地，原始植被均为区域内常见植被类型，无珍稀频危和国家重点保护野生植物分布，项目建设虽然会造成某些植物物种数量上的减少，但不会导致这些物种从区域内灭绝或消失。因此，本项目的建设对该区域的物种多样性不会产生明显的不利影响。根据场址的气象条件，考虑到大型太阳能光伏电站对电池组件下部植物可能造成的影响，本项目在对电池组件进行水清洗的同时，也可作为植物的生长用水。并建议电站建成之后，在电池组件的下部逐渐种植小型耐早的花草，既可以绿化场址，美化电站，同时也可以防止水土流失。(3)水环境影响分析-103- 光伏发电本身不需要消耗水资源，本项目无工业废水产生，仅有少量生活污水，经处理后用作绿化，其废水可完全实现零排放。(4)噪声影响分析光伏发电本身没有机械传动或运动部件，没有噪声产生，对周边环境无任何影响。(5)环境影响分析初步结论本项目对环境影响较小，可采取一般控制和缓解措施。本项目建设施工期，只要坚持文明施工、注重做好安全环保工作，对环境影响不大。本项目进入运营期后，对环境的影响主要是生活污水污染源，排放的生活污水经生活污水处理站处理达标后在场内绿化使用。因此，本项目的环境影响分析的初步结论是可行的。7.2水土保持7.2.1水土流失防治原则(1)针对工程区水土流失现状和电厂建设新增水土流失的特点，在水土保持方案设计中采取预防为主、防治结合、因需制宜、因害设防的原则。(2)坚持全局观点，水土保持作为工程设计的重要组成部分，与主体工程建设、工程环境保护和生产建设安全相结合。(3)坚持科学、经济原则，使水土保持方案技术可靠、经济可行。(}}坚持水土保持方案与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”原则。7.2.2水土流失防治目标-103- 根据《开发建设项目水土保持方案技术规范》(GB5U}33-2Q}8)有关规定，本工程水土流失防治总体目标为:预防和治理防治责任范围内的新增水土流失，通过治理促进工程安全与工程地区生态环境建设。具体为:(1)预防和治理工程建设导致的新增水土流夫，防止人为造成新的水土流失危害，利用有效的工程与生物措施，控制工程区域内的水土流失状况，满足区域生态环境保护对水土保持的要求。(2)对工程永久征用土地，在工程在建或完建后具备绿化条件的，采取植树、种植灌草等绿化措施，使防治责任范围内的可绿化区域绿化率尽可能达95%以上。（3）全面考虑工程新建对水土流失的影响及其防治措施，为建设单位有效履行水土保持职责、水行政主管部门的监督管理提供科学的依据。7.2.3水土流失影响分析在光伏电站中，太阳电池方阵是占地面积最大的设施。由于太阳能电池板布置的特点，本项目场址内还存在大量没有扰动地表的土地，故太阳能光伏发电站水土保持的重点就在太阳能电池方阵的建设施工过程中。太阳电池方阵虽然占地面积大，施工不需要大型机械，支架基础施工时，开挖的面积小。在开挖和回填等活动的过程中不可避免地对原地貌、植被与地表组成物造成破环;场地边坡施工和支架基础施工时，若不加以防护、容易产生水土流失。本工程在建设过程中有可能造成部分水土流失。因此，在工程项目建设过程中应注意因地制宜，根据项目需要采取相应的水土流失治理措施。7.2.4水土保持措施-103- (1)工程措施厂区土石方挖填施工严格遵守施工工序和工艺要求，合理布设排水沟，平整后的场地除建设永久建筑物外，规划永久道路和计划检修场地可考虑永临结合，可先铺上碎石，增加地面承载力，减少扬尘及雨水对地表的冲刷。(2)植物措施植物工程应尽可能提前，减少水土流失。工程建设过程中，一旦具备绿化条件，立即采取植树、种植灌草等绿化措施，尽量降低裸露土地的危害。根据本项目不同场区的施工特点，应有不同的植物措施。光伏组件区的占地主要是太阳能方阵的支架，直接占地面积很小，大量的空地需要进行绿化。绿化布置时，遵循点、线、面相结合的原则，太阳电池组件空地最外侧可布置低矮灌木，内侧及电池板正下方部分宜布置喜阴的低小植物或草坪。在树种、草种选择上，以当地优势品种为主。主体工程结束后，需对施工便道占地进行恢复，对占用的草地和荒地要布设植物措施;对永久道路两侧及边坡进行绿化。(3)临时措施为防止暴雨造成的地面积水，在施工场地内及临时施工区开挖临时排水沟，以排除积水。为防治暴雨造成的冲刷，在施工场地内设置临时堆土场堆放场地平整和基坑开挖产生的临时堆土，并采取必要的临时拦挡措施和塑料薄膜覆盖措施。7.2.5水土保持方案实施进度水土保持设施必须执行“三同时”管理规定，水土保持方案应与主体工程同步实施。考虑到主体工程进度安排和水土流失产生的特点，水土保持方案-103- 的实施进度初步安排植物措施应与主体工程同步完成，可以采用分步实施的方式，根据建设项目的进度安排，灵活设计水土保持措施，以尽早发挥水土保持设施的作用。7.2.6水土流失监测本期工程水土流失监测目的是适时掌握建设区水土流失状况，了解工程水保措施的实施效果，制定适时有效的防治方案，切实遏制水土流失，为完善水土保持规划、设计提供保证，并为水保方案实施服务。监测因子包括:地貌变化情况，建设项目扰动地表面积、扰动程度，项目挖方、填方数量及面积，弃土、弃渣量，水土流失情况包括水土流失面积、流失量及项目建设前后变化等，植被恢复面积植被生长情况以及对周边地区影响情况。监测方法:采用调查监测法。监测时段:分为工程土建施工期与电厂运行期初期两个时段。施工期每年两次，每年雨季前一次，雨季后一次，是监测的重点时段;运行期在运行初期(2年)内每年1次对水土保护设施的实施和运行情况进行监测。监测机构:选择具有水土保持监测资质和监测经验的专门机构和人员。监测制度:将水土保持监测计划纳入到全厂安全检查工作总体计划中，从制度上予以保证实施。7.2.7水土流失控制工程费用工程措施:10万元临时措施:20万元植物措施:15万元-103- 上述措施及费用将根据本工程水土保持方案报告书批复意见进行相应调整。7.3节能减排效益分析太阳能是最清洁、安全的可再生能源，不产生任何废气、废水和固型物排放污染。太阳能光伏发电作为太阳能资源利用的方式，其相关的技术己基本成熟。与火电相比，太阳能发电可节省一定量的发电用煤，无二氧化硫（SO2）,氮氧化合物（NOX）、烟尘的排放，减少环境污染，具有良好的CDM效益和明显的节能减排效应。7.4结论本工程属于节能减排的环保项目，是国家鼓励开发的可再生能源项目，基本上不产生环境污染;在工程建设和运行过程中实施水土保持措施后，能有效防止新增水土流失。从环境及生态与水土保持角度初步看来，本工程的厂址是可行的。第八章节约和合理利用能源8.1节能8.1.1电站发电系统节能电站发电系统能耗主要是线路和系统设备匹配损耗。线路和系统设备匹配损耗将通过电站系统的合理布置及设备的合理匹配来减少，同时在太阳电池组件和逆变器的选型上要尽量选择转换效率高的设备。如逆变器的选型应-103- 特别注意转换效率和最大功率点跟踪精度。8.1.2电站照明和管理节能电站照明和管理设备损耗将通过合理配置用电设备和灯具的数量及位置，尽可能选用新型的节能型用电设备和灯具力求做到供电、用电系统合理配置，降低电耗，节约用电。用电为项目自身发电的电源。8.1.3配套工程的建筑节能措施1）建筑物设计尽量满足采光要求，并尽可能采用绝热的墙体材料和门窗材料。2）在建筑不利朝向考虑选择双层窗或中空玻璃，严格控制窗墙面积比。在围护结构设计中采用保温隔热效果好的材料，尽量避免使用玻璃幕墙。3）尽可能选用高性能低能耗产品，以降低能源消耗。4)充分考虑建筑物的朝向，采用自然通风，加强顶层的保温防漏措施。以降低能耗，达到节能目的。8.2节水本项目不存在发电工艺用水，只有现场管理和办公有少量的生活用水生活用水。对此，将拟采取以下节水措施:1）水系统采取防渗、防漏措施，以降低水资源无效消耗。给水管及配件采用符合标准的优质产品。2）采用高效节水型卫生洁具、设备和管道材料。3)饮水管上设置水表，在公共卫生间内采用感应式洗手盆水龙头及感应式小便器冲洗设施。-103- 4）热水供应系统采用太阳能热水系统，并辅以加热系统，充分利用现有自然资源。5）化粪池排水和雨水收集水将用于绿化。8.3节约原材料本项目原材料用量最大的是电缆和太阳电池组件的支架型钢。电缆的节约的措施是优化电站系统设备的配置及布置并通过计算选择合理的电缆截面。支架型钢的节约的措施是优化支架的设计。第九章电站定员项目投产运营后，项目运作管理机构按照现代企业管理制度正式组建项目公司，负责电站的运行管理。电站投产后，实行企业化管理、商业化运营。电站的运行、经营由项目公司负责，为减少电站的管理成本，考虑将电站的维护检修和生活服务等相关工作委托有资质的单位负责。根据光伏电站的系统特点，电站人员暂定为:运行维护人员b人，管理人员2人，共计8人。第十章工程实施条件及工程进度10.1工程实施条件10.1.1施工场地规划在保证施工顺利进行的前提下，本着节约用地的精神，尽量减少用地，-103- 充分利用场址内现有的较为平整的空地。10.1.2交通运输条件特呈岛的海运和陆运现状可以满足电站设备及材料运输的建设需要。10.1.3施工力能10.1.3.1施工用水本工程施工用水量可从岛上的供水管网DN150水管引接。10.1.3.2,施工用电本工程施工电源可从岛内10kV线路上引接。10.1.3.3施工通讯施工通讯可从就近的电讯干线上引接，或采用移动通讯，岛上移动信号覆盖良好。10.1.3.4施工用气施工用气主要包括氧气、乙炔，均采用瓶装供应方式。在运输和保管过程中应做好安全工作。10.1.3.5建筑材料建筑材料在当地或附近能够采购到，供应有保障。10.2工程轮廓进度10.2.1建设工期根据本项目建设规模，从初步设计方案审批完成后开始，项目建设期为10个月。其中，工程施工安装期约9个月，试运行1个月。10.2.2项目实施进度安排-103- 10.2.2.1主要依据建安工程《全国统一建筑安装工程工期定额》建设部【建标】（2000）38号。10.2.2.2项目实施进度1)项目初步设计及审查30天2)场区工程地质勘测及施工设计前期工作30天。3)工程施工及设备安装8个月。4)竣工验收、交付使用1个月。以上工期各分部项目在建设施工时可交叉进行，以确保建设工期。第十一章初步投资估算及财务与风险分析11.1投资估算11.1.1工程概况特呈岛位于湛江市霞山区东南面的湛江港湾内，距离市区2.8海里，地理位置得天独厚。全岛南北宽1.4km，东西长2.7km，海岸线长7.44km，面积约3.6km2本项目总建设规模规划为10MW光伏太阳能组件，一期建设3MW光伏太阳能电池板及其并网组件。一期项目投产时间为2011年3月。11.1.2主要系统简介（1）发电部分：光伏并网发电系统主要由太阳电池组件和并网逆变器组成。太阳电池组件选用225Wp单晶硅太阳电池组件；固定倾角太阳能方阵拟采用250kW光伏直流/交流并网逆变器，单/双轴跟踪系统太阳能方阵拟采用100kW光伏直流/交流并网逆变器。-103- （2）电气部分：由每6台250kw逆变器+1台100kw逆变器接入一段母线，通过一台户外箱式变电站接入系统。每台箱式变电站的变压器容量为1600kVA，共选用2台箱式变电站，电压等级由380V升压至10kV，通过2回10kV集电线路送至综合办公楼内的10kV配电柜。（3）土建部分：太阳能电池组件基础采用钢筋混凝土独立基础，综合楼（21mx12m）为二层现浇框架结构，值班室（3mx3m）为单层现浇框架结构。11.1.3编制依据及编制原则11.1.3.1编制依据（1）国家发展和改革委员会发改办能源〔2007〕1808号文批准出版的《电网工程建设预算编制与计算标准》；（2）原国家发展计划委员会计投资〔1999〕1340号文“国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知”；（3）电力工程造价与定额管理总站电定总造〔2009〕12号文“关于公布各地区工资性补贴的通知”；（4）电力工程造价与定额管理总站电定总造〔2009〕3号文《关于调整电力工程建设预算费用项目计算标准的通知》；（5）电力工程造价与定额管理总站电定总造〔2009〕14号文《关于颁布电力建设工程概预算定额价格水平调整办法的通知》；（6）广东省粤电集团有限公司电力建设定额粤电定额〔2009〕3号文《关于颁发广东地区发电建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知》；（7）其他与本工程有关的规程规范及文件-103- 11.1.3.2编制原则（1）项目划分执行国家发展和改革委员会发改办能源〔2007〕1808号文发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。（2）工程量根据各设计专业提供的资料及同类型工程有关资料进行计算。（3）定额执行中国电力企业联合会中电联技经〔2007〕138号颁布的《电力建设工程概算定额（2006年版）》第一册《建筑工程》、第三册《电气设备安装工程》；执行中国电力企业联合会中电联技经〔2007〕15号颁布的《电力建设工程概算定额（2006年版）》第一册《建筑工程》（上、下册）、第三册《电气设备安装工程》、第六册《调试工程》；（4）设备价格及设备运杂费设备价格：225Wp单晶硅太阳电池组件、并网逆变器、交流配电设备价格为到场价格，其运杂费只考虑设备到达施工现场后的卸车费及保管费，按设备费得0.7%计算；其它设备运杂费按设备费的4.86%（其中铁路、水路运杂费率3.8%，公路运杂费率1.06%）计算。（5）人工工资定额的综合工日单价为电力行业基准人工单价，其中建筑工程综合工日单价为26元/工日，安装工程综合工日单价为32元/工日。-103- 工资性补贴按电力工程造价与定额管理总站电定总造〔2007〕12号的规定，广东地区工资性补贴为2.4元/工日，与定额中所含的工资性补贴2.4元/工日相同，因此工资性补贴不作调整。（6）材料及机械费建筑工程按定额材料预算价格计算，定额预算价与编制年价格的价差按电力工程造价与定额管理总站电定总造〔2007〕14号文“关于颁布电力建设工程概预算定额价格水平调整办法》的通知”附表4《建筑工程材料价差调整表》中的材料品种和材料预算单价，并按广州市zDa9年第二季度材料市场价格计算价差，价差只计取税金列入表一编制年价差。安装工程材料价格，定额中未计价材料费按《电力建设工程装置性材料预算价格(}DD6年版)》(中电联技经[}DD}}}4D号)执行;与市场价之间的价差计取税金，列入表一编制年价差。建筑工程施工机械、安装工程机械费及消耗性材料费的调整，按广东省粤电集团有限公司电力建设定额站粤电定额[2009]3号文《关于颁发广东地区发电建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知》进行计算，计取税金列入表一编制年价差。(7)取费标准及其他费用参考《电网工程建设预算编制与计算标准》中35kV变电站工程的有关费率标准计算。（8）基本预备费按4%计列。（9）价格水平年:工程静态投资为2D09年编制期价格水平。11.1.4工程投资-103- 本工程静态投资9251万元，单位静态投资29597元/kW；动态投资9368万元，单位动态投资29971元/kW。详见工程投资总估算表11.2财务评价11.2.1项目特点本工程由X有限公司控股建设经营投资建设。投资范围:3MW太阳能光伏发电示范工程，工程项目动态投资9368万元，其中静态投资9251万元，建设期贷款利息117万元。资金来源:本项目注册资本金占总投资25%，资本金以外的资金由贷款解决。贷款年利率5.94%，按季计息。投资方内部收益率期望值取8%11.2.2财务评价依据根据国家发展改革委和建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)、计办投资}2aa}}}s号文发布的《投资项目可行研究指南(试行版)》和国家发改委发布的《火力发电厂工程经济评价导则》(送审稿)等有关规定，并结合本工程的实际情况进行财务评价。11.2.3财务评价主要计算参数装机容量3.1257MW开工期2010年5月投产期2011年3月年平均年发电量341.192万kWh-103- 厂用电率0.607%折旧年限20a预提修理费率0.1%定员8人年人均工资50000元福利费系数60%水费10000元保险费率0.25%所得税率25%(三免三减半)增值税率17%公积金提取率10%电厂经营期25a流动资金贷款利率5.31%贷款偿还年限(投产后)15a11.2.4财务评价主要经济指标序号项目单位数据1机组容量MW3.12572项目静态投资万元92513单位静态投资元/kW295974项目投资内部收益率%7.70财务净现值万元494-103- 投资回收期年12.275项目资本金内部收益率%10.16财务净现值万元978.45投资回收期年16.496项目资本金内部收益率%8财务净现值万元371.77投资回收期年17.987总投资收益率%5.868资本金净利润率%12.879反算上网电价（不含税）元/kWh2.97910反算上网电价（含税）元/kWh3.47811.2.5敏感性分析为分析项目抗风险的能力，将总投资和年均发电量作为敏感性因素。投资各方内部收益率取$0}o，当敏感因素变化时，对电价进行单因素敏感性分析。分析结果详见下表:变化因素上网电价增加额（不含增值税）元/kWh上网电价增加额（含增值税）元/kWh含税上网电价增加额相应增减（元/kWh）基本方案2.9793.478年均发电量增加5%2.8363.311-0.167年均发电量减少5%3.1363.6620.184-103- 投资增加5%3.1173.6400.162投资减少5%2.8403.316-0.162从以上单因素变化敏感性分析可看出，年发电量的变化对电价影响相对较大，投资变化影响相对较小。11.2.6分析结论从本项目的财务评价来看，在以上主要计算参数及投资各方内部收益率达到8%的前提，测算出含增值税上网电价为3.478元/kV}h，与同类型工程相比，其上网电价水平相当，因此本项目在经济上是可行的。第十二章结论及建议12.1结论1)太阳能光伏发电符合当前的国家能源政策，是一种清洁可再生能源，光伏发电应用的发展有利于环境及生态的保护。2）项目位于X，无影响工程的不良工程地质情况，场址区域基本上为未利用土地，满足工程建设规模的需要，本阶段论证认为北站址建设条件更优。3)项目场址属于广东省内太阳能辐射资源较好的区域，太阳辐射总量达到5012MJ/m2}，日照时数平均值为1988h。4)关键设备如晶体硅太阳电池组件及大型逆变器的技术水平已十分成熟。本项目太阳电池组件及逆变器的选型与设备的产业现状相吻合。5)项目试验示范的内容合理，全面。主要太阳电池组件选择主流产品晶-103- 体硅太阳电池组件，大型逆变器选择进口或国产设备由投标决定，试验内容充分考虑了光伏发电技术的发展，同时也考虑了国内相关设备产业的发展需要。12.2建议1）由于太阳能光伏发电一次雄鱼一大，虽然运行费用很低，但发电成本仍然较高，含增值税上网电价为3.478元/kWh建议国家按照《可再生能源法》的相关规定，给予新能源发电成本补贴。-2)由于大型并网光伏发电系统复杂，发展的时间较短，虽然近几年国际上已有成功的范例，但超大型并网光伏发电系统的技术发展在国内外仍受到密切的关注。建议项目建设应充分重视和考虑大型并网光伏发电系统的复杂和难度。3)由于晶体硅太阳电池组件的供应市场变化较快，因此在工程初步设计阶段可以根据市场状况由设计院对电池组件重新选型组合并调整系统设计。-103-'