20MWp光伏并网发电项目可行性研究报告 84页

'XX20MWp光伏并网发电项目可行性研究报告84 XX目录1项目概况11.1项目概况11.2报告编制原则及依据11.3编制范围11.4项目主要内容11.5项目实施的总体目标22项目提出的背景22.1目前我国的能源形势22.2我国电力供需现状及预测32.3世界光伏发电发展现状42.4世界光伏发展目标和发展前景52.5世界光伏技术发展趋势62.6中国光伏发电市场的现状82.7中国光伏发电市场的发展82.8中国光伏产业发展现状92.9太阳能光伏发电在我国能源电力供应中的地位133项目的必要性173.1合理开发利用光能资源，符合能源产业发展方向173.2优化经济开发区工业结构，大力发展新能源的需要183.3地区国民经济可持续发展的需要193.4加快能源结构调整的需要203.5改善生态、保护环境的需要203.6开发太阳能，促进当地旅游业的发展214工程任务及规模214.1工程建设场址及规模214.2建设任务224.3地区电力系统现状及发展2284 XX4.4电站与系统连接方案设想265光能资源275.1区域光资源概况275.2光资源综合评述326工程地质326.1场址区域稳定性评价336.2场区基本工程地质条件336.3地基方案初步分析评价356.4环境岩土工程问题356.5场区水文、气象工程条件356.6结论及建议367光伏发电电池组件选择和发电量估算377.1光伏电池组件的确定377.2光伏阵列单元跟踪型式的确定387.3并网逆变器选择方案428电气478.1电气一次478.2电气二次499土建、给排水及暖通工程509.1土建工程采用的主要设计技术数据509.2主要建筑材料509.3建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则519.4主要建筑设施及结构体系及结构选型519.5光伏发电场接地网及电缆沟529.6给排水及消防水529.7采暖系统549.8通风系统549.9空调系统5410环境保护与水土保持5484 XX10.1拟建项目区环境概况5410.2主要污染源和主要污染物5810.3设计依据及采用的环境保护标准6010.4控制污染的设想与影响分析6110.5环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析6310.6绿化及水土保持6310.7结论6511消防、劳动安全与工业卫生6511.1消防6511.2劳动安全6611.3工业卫生6711.4其它安全措施6812电站总平面布置及施工进度6812.1场址概况6812.2建场地区交通运输6812.3电站总体布置设想6812.4施工总进度7013工程设计概算7013.1编制说明7013.2编制原则及依据7013.3调整系数7113.4材料预算价格7113.5取费标准7113.6方案概算表7214财务评价7414.1概述：7414.2基本数据：7414.3分析和评价：7514.4电价测算：7584 XX14.5财务评价指标分析7614.6结论7715存在问题与建议7715.1存在问题太阳能电池组件价格7715.2建议7716附经济评价分析表7717附图7884 XX1项目概况1.1项目概况1.1.1项目名称XXXX20MWp光伏并网发电项目（二期）1.1.2项目执行机构1.1.3建设地点1.2报告编制原则及依据1.2.1编制原则（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。（2）结合中国大唐集团新能源有限责任公司“十一五”发展规划，制订切实可行的方针、目标。（3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。（4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。1.2.2编制依据（1）XX太阳能光伏电站项目可行性研究报告编制委托书（2）新疆电力设计院勘测设计任务书，（3）新疆电力设计院《岩土工程勘测报告》（4）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规程规定（5）国家电网发展（2009）747号（关于印发《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》。1.3编制范围受XX太阳能科技有限责任公司委托，新疆电力设计院承担XX太阳山太阳能光伏电站二期的可行性研究工作。主要工作内容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布置，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，施工组织，工程管理设计，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资概算，财务评价等。84 XX1.4项目主要内容根据宁夏吴忠市太阳山开发区建设以太阳能、风能为主导的新能源工业园区规划，以及我国政府对新能源开发的鼓励与大力支持，在中国光伏行业蓬勃发展的势头下，为充分利用太阳山开发区丰富的太阳能资源，中国节能投资有限公司决定在太阳山开发区开展建设容量为20MWp的并网型太阳能光伏发电系统，计划2010年并网发电。项目场址位于宁夏吴忠市太阳山开发区内。太阳能光伏电站位于211国道以南，宁夏发电集团风力发电站以南3公里，太阳山330KV变电站以北2公里的位置，东距盐池县直线距离约75km，西北距吴忠市直线距离约58km，西南距同心县直线距离约62km。太阳能光伏并网发电站在吴忠市太阳山移民开发区的地理位置详见附图1。1.5项目实施的总体目标在我国光伏行业蓬勃发展的势头下，XX太阳能科技有限责任公司在此起到很好的带头引导作用，继宁夏石嘴山10MWp、太阳山一期10MWp、青海格尔木20MWp、锡铁山10MWp、德令哈10MWp、内蒙孪井滩10MWp一大批光伏电站的建设，XX太阳能科技有限责任公司积累丰富的光伏电站建设与运营经验，为了继续推进我国的光伏行业的发展，开发吴忠市太阳山地区丰富的太阳能资源，XX太阳能科技有限责任公司即将开展太阳山光伏电站二期扩建工程，规模为20MWp，这为探索高效率低成本的太阳能光伏电站发展模式，以及将来全国大规模发展高效率低成本的太阳能电站奠定坚实的基础。2项目提出的背景2.1目前我国的能源形势我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2006年能源消费总量增至24.6亿tce（吨标准煤），比2005年增长了9.3%。2006年各种一次能源比例为：煤炭占69.7%、石油占20.3%、天然气占3.0%、水电占6.0%、核电占0.8%。2006年，中国的原油进口达到1.5亿t，大约是中国原油总需求的50%。图2－1－1是中国的一次能源消费构成。84 XX图2-1-12006年中国一次能源消费构成（建议提供最新的示意图）预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce，煤炭供应量为29亿t，石油为6.1亿t；然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿t左右，石油的最高产量也只有2.0亿t，供需缺口分别为7亿t和4.1亿t。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需求，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资源浪费大。我国能源供应面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速加大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。显然，从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此，在大力提高能效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大，分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。2.2我国电力供需现状及预测2005年，全国发电装机容量达到5.0841亿千瓦，同比增长14.9%。其中，水电达到1.1652亿千瓦，约占总容量22.9%；火电达到3.8413亿千瓦，约占总容量75.6%；全国发电量达到24747亿千瓦时，同比增加2804亿千瓦时，增速12.8%。2006年，全国发电装机容量达到6.22亿千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到1.4亿千瓦，约占总容量22.5%；火电达到4.7252亿千瓦，84 XX约占总容量75.97%；2006年全国发电量达到28364亿千瓦时，同比增长14.5%。根据专家预计2007年至2010年全社会用电量的年均增速在12%左右，2010～2020年增速在8%左右。根据以上预测结果，到2020年，中国电力装机容量将突破12亿千瓦，发电量将超过6万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。我国的一次能源储量远远低于世界平均水平，大约只有世界总储量的10%，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展；煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的；我国的环境问题日益显现，发展煤电和大水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电将在未来中国能源供应中占据主要地位。图2-2-1是我国各种一次能源储采比与世界比较表图2-2-1世界并网光伏发电市场份额逐年增长情况表2.3世界光伏发电发展现状84 XX光伏发电技术的发展已经有了几十年的历史且发展迅速，目前是一种较为成熟、可靠的技术，并逐渐从过去用于独立的系统，朝大规模并网方向发展。最近10年太阳电池组件生产的年平均增长率达到33%，最近5年的年平均增长率达到43%，2006年世界太阳能电池产量达到2500MWp，累计发货量达到8500MWp。我国的光伏制造业在最近几年也取得了突飞猛进的发展，例如光伏电池生产能力从2006年初的1480MWp上升到2007年的1700MWp；从2007年的产量看，我国已经超过德国，仅次于日本，成为世界第二大光伏电池生产国，在世界前16名光伏企业中，我国已经占了4个。但与此同时，我国的光伏发电市场发展缓慢，到2007年底，独立光伏系统累计推广约90MWp，主要用于边远无电地区居民生活用电，并网太阳能光伏系统刚刚开始进入示范阶段，建立了20多座容量在几十KW到1MWp不等的光伏电站，累计装机接近10MWp，制造业95%以上的光伏产品依赖国际市场。世界光伏产业和市场的另一个突出特点是：光伏发电在能源中的替代功能越来越大，主要表现在并网发电的应用比例增加非常快，并成为光伏发电的主导市场。并网发电在光伏市场中的主导地位在人类能源变革中具有重要意义，它标志着光伏发电由边远地区离网和特殊应用向电网电源发展、由补充能源向替代能源转变、人类社会开始建设可持续发展的能源体系。2.4世界光伏发展目标和发展前景世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：表2-4-1世界主要国家光伏发电成本预测一览表光伏发电成本预测年份200420102020日本（日元/KW.h）302314欧洲（欧元/KW.h）0.250.180.10美国（美元/KW.h）0.1820.1360.10中国（元/KW.h）5.03.01.4表2-4-2世界主要国家光伏发电装机预测一览表光伏发电装机预测/GWp年份200420102020日本1.24.830欧洲1.23.041美国0.362.136中国0.0650.31.884 XX其它1.1953.891.2世界4.014200表2-4-3世界光伏市场主要国家的政策国家德国日本西班牙意大利美国电价政策形式固定静电表固定∕溢价配额制静电表电价水平42.73～53.67欧分∕KWH30～35日元∕KWH46.78～25.22欧分∕KWH11～13欧分∕KWH10～15美分∕KWH优惠电价年限20～21无限制25以上20无限制其它财税政策无投资补贴10%～50%无投资补贴投资补贴、税收、贷款太阳能资源（系统年有效满发小时数）900～1000900～10001200～1500南部为主1200～1500南部为主1100～1500从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位置，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。根据欧盟联合研究中心（JRC）的预测，到2030年世界可再生能源在总能源结构中将占到30%以上，太阳能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；2040年可再生能源占总能耗50%以上，太阳能发电将占电力的20%以上；到21世纪末可再生能源在能源结构中占到80%以上，太阳能发电占到60%以上，显示出重要战略地位。2.5世界光伏技术发展趋势技术进步是降低成本、促进发展的根本原因。几十年来围绕着降低成本的各项研究开发工作取得了辉煌的成就，表现在电池效率的不断提高，硅片厚度的持续降低和产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。（1）电池效率的不断提高单晶硅电池的实验室最高效率已经从50年代的6%提高到目前的24.7%，多晶硅电池的实验室最高效率也达到了20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了很大成功，非晶硅薄膜电池、碲化镉(CdTe)、铜铟硒(CIS)的实验室效率也分别达到了13%、16.4%和19.5%。其它新型电池，如多晶硅薄膜电池、燃料敏化电池、有机电池等不断取得进展，更高效率的新概念电池受到广泛重视被列入研究开发计划。84 XX随着试验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得到不断提升。目前单晶硅电池的效率可达到16%～20%，多晶硅电池可达到14%～16%；与此同时，光伏产业技术和光伏系统集成技术与时俱进，共同促使光伏发电成本不断降低和光伏市场及产业的持续扩大发展。（2）商业化电池厚度持续降低降低硅片厚度是减少硅材料消耗、降低晶体硅太阳电池成本的有效技术措施，是光伏技术进步的重要方面。30多年来，太阳电池硅片厚度从20世纪70年代的450～500μm降低到目前的180～280μm,降低了一半以上，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计2010年硅片厚度将降至150～200μm，2020年将降低到80～100μm，届时成本将相应大幅降低。（3）生产规模不断扩大生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单场生产规模已经从20世纪80年代的1～5MWp/a发展到90年代的5～30MWp/a和目前的50～500MWp/a。生产规模与成本降低的关系体现在学习曲线率LR（LearningCurveRate）上，即生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR=20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。预计，在未来的两年之内，单场年生产能力达到1GWp的企业将会出现。（4）太阳电池组件成本大幅度降低光伏组件成本30年来降低2个数量级。2003年世界重要场商的成本为2～2.3美元/Wp，售价2.5～3美元/Wp。当供求关系越过平衡点后，成本会比前一个供求关系对应点更低，这也是30年来经验曲线中曾经出现过的现象。(5)晶体硅电池技术持续进步，薄膜电池技术快速发展图2-5-1是2006年各种电池技术的市场份额，其中多晶体硅46.5%，单晶体硅43.4%，带硅电池2.6%，薄膜电池约7.6%。多晶体硅电池自1998年开始超过单晶体硅后一直持续增长，各种薄膜电池市场份额近年来也在稳定增长。84 XX图2-5-12006年各种光伏电池市场份额（建议更新为最新的图例）2.6中国光伏发电市场的现状中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏商品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本很高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。截止到2008年各类光伏发电市场份额分布见下表2-6-1：表2-6-12008年中国各类光伏发电市场份额一览表市场分类累计装机（Mp）市场份额（%）农村电气化3341.3通信和工业2733.8太阳能光伏产品1620.0建筑并网发电3.84.8大型荒漠并网发电0.20.3合计80100所有这些应用领域中，大约有53.8%属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的46.2%则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。2.7中国光伏发电市场的发展中国于1958年开始研究光伏电池，1971年首次成功应用于我国发射的东方红二号卫星上，1973年开始将光伏电池用于地面。2002年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”84 XX，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.5MWp。该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳电池的封装线，使太阳电池的年生产量迅速达到100MWp（2002年当年产量20MWp）。截止到2003年底，中国太阳电池的累计装机已经达到55MWp。2003～2005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到2007年底，中国太阳电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳电池组件出口欧洲，2006年国内安装量只有10MWp，2007年为20MWp。下表给出中国光伏发电市场的发展进程。表2-7-1中国光伏发电各年装机及累计装机一览表年份19761980198519901995200020022004200520062007年装机/kWp0.587050015503300203001000050001000020000累计装机/kWp0.516.52001780663019000450006500070000800001000002.8中国光伏产业发展现状太阳能光伏系统中最重要的是太阳能电池板，是收集光和实现光电转换的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。并网发电系统由光伏组件、太阳跟踪装置、逆变器、高低压配电装置构成。太阳能电池通常由晶体硅和薄膜材料制造，前者由切割、铸锭或者锻造的方法获得，后者是一层薄膜附在低价的衬背上。目前，世界上85%以上的市场份额是晶体硅太阳电池，包括单晶体硅太阳电池和多晶体硅太阳电池，其他类型的太阳电池所占比例很小，因此在考虑太阳电池产业链时主要分析晶体硅太阳能光伏电池的产业链。光伏发电产业链的构成见下图：硅矿→冶金硅（工业硅）→高纯多晶硅/SOG硅→单晶硅棒/多晶硅锭↓光伏发电系统←光伏阵列←光伏组件←单晶硅电池/多晶硅电池2.8.1多晶体硅原材料产业状况光伏技术发展至今，晶体硅光伏电池始终是商品化光伏电池的主流，国际市场上98%以上的光伏电池是利用高纯多晶体硅制备的。作为光伏电池生产最基本材料一高纯多晶体硅制造业也就成为光伏产业链上最重要的环节。84 XX目前，多晶体硅原材料的先进生产技术基本上掌握在8家主要生产商手中。由于种种原因，多晶体硅原材料生产量的增长远远落后于光伏产业需求量的增长，这导致了自2004年以来世界范围内多晶体硅原材料的持续紧缺并导致价格的持续上涨，预计这种紧缺状况至少还将持续2年左右的时间。多晶硅原料的生产已经成为整个光伏产业链的瓶颈，不但限制了太阳电池产量的增长而且使太阳电池的成本持续保持在3～4美元/峰瓦的水平，严重制约了光伏产业和市场的发展。但是，根据新能源财经公司(NewEnergyFinance)最新发布的硅料和硅片价格指数显示，目前已签订合同的2009年多晶硅协议价格平均跌幅达43%。这意味着光伏制造成本有望降低，光伏原材料的瓶颈之困也有望缓和。中国多晶体硅原材料产业存在的问题包括：1技术落后。主要技术基于改良的西门子法，但工艺落后，能耗为世界先进水平的1.5～2倍；太阳能级硅材料的技术和产业仍落后国际水平，急待加强太阳级硅材料的研究开发以及对太阳级硅材料产业的支持。同时，应高度重视各种非晶硅薄膜电池的开发与产业化。由安泰科技公司与德国Odersun公司合作开发的铜铟硫薄膜电池5MW生产线已经于2007年4月19日正式投产。这种电池具有材料消耗少、设备成本低、工艺简单等特点，每峰瓦成本可降到1美元以下，而且易于应用，发展潜力很大。2规模小。多晶体硅生产是规模效益型产业，一般认为临界规模为2000t/a，产量低于1000t/a的企业被认为不具有经济合理性。根据有关方面的规划，今后5年～10年内，我国光伏发电应用主要有三个方面：以户用光伏发电系统和小型光伏电站为主，解决偏远地区无电村和无电户的供电问题；在经济较发达、城市现代化水平较高的大中城市，在公益性建筑物和其他建筑物以及道路、公园、车站等设施使用光伏电源；大型并网光伏系统示范等。2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1,000t，预计到2008年，我国硅材料的生产能力将达到15,000t，能满足1,100MW太阳电池的生产。实际生产量与需求存在巨大的差距，多晶体硅原材料基本依赖进口。2.8.2晶体硅锭制造产业状况84 XX硅锭切片，即硅片的生产是晶体硅太阳能光伏电池制备的第一道工序，晶体硅电池组件成本的65%来自硅片，而电池制造和组件封装只占成本的10%和25%。随着硅材料成本的持续走高，硅锭切割工艺在光伏电池制造环节中的重要性也日益提高。通过不断提升硅片制备的工艺、设备和技术水平来降低硅片成本、节约原材料，提高生产效率，已成为光伏产业目前关注的焦点。中国晶体硅材料产业有以下特点：1发展迅速。近几年的年平均增长率超过70%。2对原材料的依存度高。由于国内无法提供高纯多晶体硅原材料，因此企业原料基本依赖进口，国际市场高纯多晶体硅原料的紧缺和涨价影响了国内企业的发展，绝大部分企业开工不足。3技术成熟，产品质量不逊于国外。4单晶体硅材料的生产占主导，与世界光伏产业中单晶体硅与多晶体硅的1:2（2006年）比例相差较大。主要原因是国内单晶体硅拉制的技术比较成熟，国产单晶炉已实现国产化，价格低廉；多晶体硅浇铸炉依靠进口，价格昂贵。同时拉单晶投资少，建设周期短，资金回收快。2.8.3晶体硅太阳能光伏电池制造业状况晶体硅太阳能光伏电池是在单晶或多晶体硅片上通过扩散制结而制成的。中国2004年太阳能光伏电池的年产量超过50MWp，是前一年的4倍；2005年产量达到140MWp,2006年为369.5MWp，如果不是受到原材料短缺的制约，发展速度还将更快。到2006年底，中国太阳电池的生产企业已有39家，总的年生产能力已经达到1.6GWp。2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1,000t，2008年，我国硅材料的生产能力达到15，000吨，能满足1,100MWp太阳电池的生产。虽然中国商品化光伏电池制作工艺接近或达到国际先进水平，但大多数企业自主研发实力不强，以消化吸收国际技术为主，缺乏技术创新和市场应变能力。目前大规模生产的晶体硅电池的总体发展趋势为：高效率、大面积、薄硅片。这对国内光伏电他制造业提出了新的要求。2.8.4非晶硅太阳能光伏电池制造业状况截止到2006年中国非晶硅太阳能电池生产能力约为45.5MWp/a，同时还有一些企业正在投资建设新的生产线，产业发展势头良好。非晶硅光电池一般是采用高频辉光放电技术使硅烷气体分解沉积而制成，可在玻璃，不锈钢板，陶瓷板，柔性塑料上沉积约1μm厚的薄膜。该电池多采p-in结构，易于大面积化，成本低。为提高效率和改善稳定性,84 XX有时还制成3层p-in等多层叠层式结构，或是插入一些过渡层，其商品化产量连续增长，居薄膜电池前几位。非晶硅光电池小面积的转换效率已提高到14.6%，大面积生产的转换效率为8%～10%。2.8.5组件封装产业状况晶体硅太阳能电池组件制造业主要是将晶体硅太阳电池进行单片互联、封装，以保护电极接触，防止导线受到腐蚀，避免电池破碎。封装质量直接影响到晶体硅太阳能电池组件的使用寿命。目前，光伏电池组件封装产业，是整个光伏产业链中生产工艺发展最为成熟的环节，也是产业量最大的一个环节。但由于技术和资金门槛低，属于劳动密集型产业，造成目前国内封装能力过剩，企业利润微薄，发展空间不足。2.8.6太阳跟踪装置产业状况太阳电池方阵的发电量与阳光入射角有关，光线与太阳电池方阵平面垂直时发电量最大，改变入射角，发电量明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板始终垂直对准太阳，最大程度的将太阳能转化为电力。根据目前一些跟踪装置生产场的经验，采用自动跟踪装置可提高发电量20～40%左右，从而相对降低投资20%。目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠化大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站，而不适合与建筑结合的光伏发电系统和地价较高的市内、市郊所建光伏发电系统。因国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电站上的使用。2.8.7并网逆变器产业状况我国从上世纪80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。84 XX目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为：10kW、20kW、30kW、50kW、100kW，更大容量的如500kW并网逆变器还不成熟，主要原因在于并网光伏发电系统规模较小，对大容量并网逆变器需求度不足，生产商研发积极性不高所造成。目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式：（1）工频变压器绝缘方式：用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维护量少，开关频率低，电磁干扰小。（2）高频变压器绝缘方式：用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。（3）无变压器非绝缘方式：为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换变为单级变换。实际使用中出现一系列问题。无变压器非绝缘方式逆变器不能使输入的太阳电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳电池矩阵正、负极都不能直接接地。太阳电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其它用电设备工作。这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。（4）正激变压器绝缘方式：是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后开发出来的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。2.9太阳能光伏发电在我国能源电力供应中的地位2.9.1我国的太阳能资源的理论总量和资源宏观分布情况中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.35×103～8.40×103MJ/m²之间，其平均值约为5.86×103MJ/m²。该等值线从大兴安岭西麓的内蒙古东北部开始，向南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46×103MJ/m²外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86×103MJ/m²。中国太阳能资源分布见图2-9-1。按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区。一类地区：全年日照时数为3200～3300h，年辐射量在6700～8370MJ/m²84 XX。相当于228～285kgce(标准煤)燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区。二类地区：全年日照时数为3000～3200h，年辐射量在5860～6700MJ/m²，相当于200～228kgce燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。图2-9-1中国太阳能资源分布图三类地区:全年日照时数为2200～3000h，年辐射量在5020～5860MJ/m2，相当于171～200kgce燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部和安徽北部等地。四类地区:全年日照时数为1400～2200h，年辐射量在4190～5020MJ/m2。相当于142～171kgce燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以，属于太阳能资源可利用地区。五类地区:全年日照时数约1000～1400h，年辐射量在3350～4190MJ/m2。相当于114～142kgce燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，年辐射总量高于84 XX5860MJ/m2，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，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。2.9.2我国荒漠大规模光伏发电重点开发地区分布及实际开发潜力太阳能的能量密度较低，所以光伏发电系统相对于传统发电模式其占地面积过大。在我国，光伏发电的重点发展领域分为：与城市建筑物相结合的小型光伏发电系统以及荒漠地区高压并网型光伏电站。我国荒漠总面积108万km2；其中有大片的沙漠、沙漠化和半沙漠化土地，约85万km2。1km2土地可以安装50MWp太阳电池，按照2020年全国光伏发电累计安装10GWp，假如6GWp安装在沙漠，也只需要120km2，不到全国沙漠和荒漠面积的万分之一点五。2.9.3我国主要电力可再生能源资源总量对比我国目前以及今后30～50年内，具有实际发电应用能力的几种可再生能源的资源量和潜力如下表。由此可以看出：根据实际资源情况，我国小水电的最大当量装机容量为50GW；生物质能发电的最大当量装机容量为30GW；风力发电的最大当量装机容量为44GW左右。而太阳能发电的潜力比其它高2个数量级，可认为是无限的，即使将开发度设定为1%，其当量装机容量就超过3600GW。综上所述，从资源总量角度来看，由于我国人均一次能源相对贫乏，太阳能发电将成为我国电力能源结构的重要组成部分，其战略地位是显而易见的。目前太阳能发电技术有光伏发电和太阳能热发电两种，其中太阳能热发电技术仍在研发阶段并且该技术在现场需要相当储量的水资源，使我国大规模应用该技术受到一定的制约；光伏发电技术已经成熟，只要有光照条件，基本不再需要其它资源，可以大规模应用。说明：理论可开发量指可用于发电的理论资源总量；开发度指受环境和分布条件和人们意愿接受程度的制约，实际能开发用于发电的资源百分比；当量装机容量按照4550当量运行小时数折算出的装机容量；风力发电和太阳能发电的开发度有可能进一步的提高。84 XX表2-9-1我国各种可再生能源的资源总量与当量装机容量再生能源分类资源总量(GW)理论可开发量(GW)开发度(%)年发电小时(h)最大装机容量(GW)当量装机容量(GW)小水电1251156530007550风力发电10000100010200010044生物质发电3001003050003033太阳能发电9600000109000011500109003633合计96104525109121545001110537612.9.4各种发电方式的碳排生命周期分析结果大多数新能源和可再生能源属于低碳和非碳能源，在能量转换过程中基本不消耗化石能源，因此不会对环境构成严重威胁。尽管从全能量系统的观点来看，在可再生能源技术设备及其原材料的生产、制造和安装过程中，需要消耗一定的化石能源，进而会产生一定的污染物，但其排放量相对于可再生能源设备所提供的能量而言则微不足道。以电力转换为例，表2-9-2给出了各种发电方式每发1kWh电的碳排放量的生命周期分析结果，数据证明，新能源和可再生能源是一种高度清洁的能源技术，是减少温室气体排放，防止全球环境恶化的一种科学选择。表2-9-2各种发电方式的碳排放生命周期分析结果发电方式碳排放量（g-c/kWh）煤发电275油发电204天然气发电181太阳热发电92光伏发电55波浪发电41海洋温差发电36潮汐发电35风力发电20地热发电11核能发电8水力发电6（资料来源：日本能源，1993年第11期）2.9.5光伏发电同煤电成本对比分析84 XX光伏发电发展的主要障碍是目前成本较高。但是在科学技术快速发展的支持和规模市场的拉动下，光伏发电的成本正在快速下降，预计在35年左右的时间可达到煤电成本的水平。（1）我国煤电成本发展趋势对全国及分地区的燃煤发电成本进行的测算表明，2005年我国燃煤发电的平均成本为0.232元/kWh，燃料占成本的45.6%。根据世界银行的预测，我国未来几年的物价上涨率大约为3%。假定煤价在2005～2020年按年均3%增长，在2021～2040年按年均2.5%增长，2041～2050年按年均2.0%增长，经测算全国平均燃煤发电成本变化如表2-9-3所示。表2-9-3我国燃煤发电成本变化趋势测算结果年份2005201020152020202520302035204020452050煤电成本0.2320.2480.2650.2900.3150.3390.3640.3970.4220.455上述价格还未将每年因酸雨、地质塌陷等造成的3000亿元损失记入煤炭成本（其成本相当于0.05元/kWh）。实际上，特别是随着资源越来越少以及煤炭运输、环境成本的提高，煤炭成本的增长幅度将超过3%的增长率，从而煤电的成本也必然快速增长。（2）光伏发电成本接近燃煤发电成本预期成本高在目前和今后相当长时段内都是制约光伏市场发展的根本瓶颈。以科学发展观分析这个问题，目前成本高是可以通过政策扶持得到解决的，理由是太阳能光伏发电是全球的战略替代电力能源，对于化石能源和水资源十分紧缺的我国来说在未来有决定性意义，即使对目前的边远地区离网供电、改善能源结构、减少排放等方面也有不可替代的重要意义。按照光伏发电发展的经验分析，到2030年，光伏系统价格有望达到2.6$/Wp(组件价格0.65～1.3$/Wp)；光伏系统的可靠性和寿命从现在的15～20年增加到30～35年；系统效率从现在的12～15%增加到18～20%；光伏发电成本可以降到6～8美分/kWh，基本达到届时的计入外部成本的煤电成本。只要保证规模市场，即使不计入外部成本，光伏发电成本也将在2040年前达到届时的煤电成本。3项目的必要性3.1合理开发利用光能资源，符合能源产业发展方向84 XX我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。在党的十四中五中全会上通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标的建议》要求“积极发展新能源，改善能源结构”。1998年1月1日实施的《中华人民共和国节约能源法》明确提出“国家鼓励开发利用新能源和可再生能源”。国家计委、国家科委、国家经贸委制定的《1996－2010年新能源和可再生能源发展纲要》则进一步明确，要按照社会主义市场经济的要求，加快新能源和可再生能源的发展和产业建设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》要求中国的发电企业必须用可再生能源（主要是太阳能和风能）生产一定比例的电力。在国家发改委2007年4月所作的《能源发展“十一五”规划中》再次强调了未来五年在可再生能源领域要重点建设实现产业化发展。太阳能作为最有发展潜力的新能源，是一种取之不尽、用之不竭的自然能源，而吴忠市太阳山开发区拥有非常丰富的太阳能资源亟待开发，气候多晴天，日照时数长，是太阳能丰富的地区。太阳能资源丰富，对环境无任何污染，是满足可持续发展需求的理想能源之一。目前太阳能的广泛利用，可以说是一种永续利用、对环境影响极小的能源，不论是现在或是未来，开发利用太阳能资源，完全可以减少对化石能源的依赖以致达到替代部分化石燃料的目标，这对开发区经济发展、改善环境和满足人民生活用电要求，将会起到重要的作用。3.2优化经济开发区工业结构，大力发展新能源的需要宁夏吴忠市太阳山开发区地处吴忠市盐池、同心、红寺堡三县（区）交界处，占地550平方公里，区内目前固定人口为6，400人，流动人为20，000人。区内目前探明煤炭储量127亿吨，冶镁白云岩储量18亿吨，石灰石储量49亿吨，石膏储量7994万吨以及其他20多种非煤资源。依托丰富的资源，太阳山开发区以煤炭开采、煤化工、电力、镁及镁合金、新型建材为主导，以项目为中心，正逐步建设能源新材料基地。目前目前全面开工建设的项目有：庆华循环经济工业园、华能循环经济工业园、阳光工业园、新材料工业园和新能源工业园五个产业园区。计划通过五大产业园区的建设，五年内形成以煤化工为主导、煤炭开采、综合发电、新型建材及新能源为支柱的五大产业集群。84 XX太阳山能源新材料基地资源相对富集，品种多，开采条件优越。区域煤炭储量约127亿吨（其中韦州矿区储量19.44亿吨），冶镁白云岩储量18亿吨，石灰石储量49亿吨，石膏储量7994万吨以及其他20多种非煤资源；区域内年日照时数超过3000小时，年平均风速都在7m/s以上，具有发展太阳能发电和风力发电的优势。太阳山开发区以资源为依托，以园区为载体，以工业为主导，以项目为中心，立足资源优势进行工业开发，促进贫困地区资源优势向经济优势转化，即通过长远规划，加大太阳山这一地区生态建设及基础设施建设，加快资源开发，培育发展工业经济，从而成为宁夏经济增长极，吴忠经济崛起区，盐、同、红三县的致富平台。经过科学规划和开发建设，太阳山开发区将成为以煤炭开采、煤化工、电力、镁及镁合金、新型建材、综合利用为主导产业的能源新材料基地。形成一个功能布局合理、基础设施完善、聚集效应突出、产业特征明显、机制灵活、辐射带动力强、投资环境一流的新型工业开发区。规划建设庆华循环经济工业园、华能循环经济工业园、阳光工业园、新材料工业园和新能源工业园五个产业园区。发展重点是：开发韦州、马家滩、积家井、萌城煤炭矿区，同时发展煤炭深加工项目，建设“煤-焦-化”、“煤-气-化”产业链。根据太阳山开发区发展需要，2006年开始修编《宁东太阳山能源新材料基地规划》，基地规划范围是：以太阳山开发区为中心，辐射盐池、同心、红四堡开发区、利通区及灵武市部分区域，规划面积2300平方公里。今后发展的目标是：建成装备良好的产学研一体化的再生能源、新材料应用技术中心和新材料创新平台；建立完善的资源循环利用体系，打造一批循环经济示范企业，不断改善生态环境，形成产业与资源、环境相协调的发展机制；是宁东南基地成为技术先进、结构合理、功能完善、资源节约、环境友好、机制灵活、竞争力强的现代化工业基地。太阳山发展的战略重点和主要任务是大力发展煤炭资源开采、煤化工、电力、镁及镁合金材料、新型建材和新能源为主导产业，合理布局工业园区，加快基础设施建设，实现工业反哺农业，以工业发展促进开发式扶贫。太阳山经济开发区积极倡导开发新能源，继宁夏发电集团的风力发电场建成运行之后，开发区管委会又在风力发电场南部规划了2.5万亩土地用于发展太阳能光伏产业。规划区内为半荒漠土地，非农牧业用地，场地开阔，地势较平坦，微有起伏，略有丘陵地貌。海拔高度1385M～1431M84 XX。开发和利用太阳能发电对保护生态环境、增加洁净能、促进宁夏地区工业结构的调整、推进技术进步、培育新的经济增长点都有重要意义。另外，与之配套的太阳能光伏电池制造业市场前景看好，发展潜力巨大。太阳山开发区太阳能光伏并网发电项目的建设为上述建材及高耗能产业提供清洁能源，树立了清洁生产和可持续发展的新型工业开发区的优良品牌。3.3地区国民经济可持续发展的需要光伏发电站所处的宁夏回族自治区，经济和社会事业虽然有较大的发展，但由于交通、能源等客观条件的制约，发展速度相对缓慢，同发达地区相比还存在着很大差距。要实现地区经济的可持续发展，必须改变以往依赖农业资源开发利用的单一经济结构，需对资源进行重新配置。要充分利用风力、水力、太阳能、矿产、旅游、野生植物、农副产品等潜在优势，加快产业结构调整，逐步提高科技含量，增进经济效益。随着国家加大对中西部地区经济发展的扶持力度，尤其是“西部大开发”战略的实施，为宁夏回族自治区的经济和社会发展创造了非常难得的机遇和条件。充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动农业生产。宁夏回族自治区农业较发达，但仍有大量的宜农荒地，地表水资源利用已比较充分，要进一步扩大农业耕作面积，利用光伏发电，抽取地下水，对农业发展是十分有利的。同时以电力发展带动矿产资源开发，可促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。3.4加快能源结构调整的需要2006年底，宁夏电网（统调）总装机容量为6441MWp，其中火电机组共38台，总容量为5896MWp，水电机组15台，总容量422.3MWp，风电机组一百多台，总容量为122.7MWp。火电、水电、风电比重分别为91.5%、6.5%、1.9%，电网以火电为主。火电装机比重过大，每年耗用大量燃煤，CO2、SO2等排放量造成生态环境的破坏和严重的环境污染。84 XX国家要求每个省常规能源和再生能源必须保持一定比例。宁夏回族自治区的再生能源中，水能资源的开发利用程度已较高。除水电外，相对于其他再生能源，风电开发已日趋成熟，在宁夏回族自治区已建成多个风力发电场。但相对宁夏所具有的丰富的太阳能资源却远未得到利用，因此，大力研究太阳能发电技术，对推动太阳能发电实现产业化，改善宁夏的能源结构，增加再生能源的比例具有非常重要的长远意义。3.5改善生态、保护环境的需要我国能源消费占世界的10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到70%左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的70%～80%，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占国土面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。光伏发电不产生传统发电技术（例如燃煤发电）带来的污染物排放和安全问题，没有废气或噪音污染，没有二氧化硫、氮氧化物排放及二氧化碳排放。系统报废后也很少有环境污染的遗留问题。太阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。宁夏具有丰富的太阳能资源，且区内多低矮的缓坡丘陵，干旱少雨，地广人稀，非常适合于建设大规模高压并网光伏电站。国内很多学者建议未来在新疆、青海、西藏、宁夏等高原及荒漠化地区建设庞大的高压并网光伏电站，用以应对能源危机。大规模光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。经计算，本工程本期装机容量20.0704MWp，年平均上网电量3255.65万kw.h，如以火电为替代电源，按火电每度电耗标准煤350g，则可节约标准煤约12,014.168t，污染物减排量分别为：CO2：3.48万t/a；SO2：321.29t/a；NOx：93.71t/a；假定电站的运营期为25年，则电站全生命周期内可减少燃煤消耗300,354.2t，污染物CO2减排87t，SO2减排8,032.25t，NOx减排2,342.75t。3.6开发太阳能，促进当地旅游业的发展随着太阳山太阳能电场工程的建设，改变了该区域单一的荒漠丘陵地貌。一批太阳能电池板铺设在荒漠丘陵、隔壁之上，使太阳山开发区新能源基地内的荒漠丘陵、戈壁呈现出一处新的景观，不但可给旅游地提供电力，而且，太阳能电场本身也可成为一旅游靓丽景点，促进当地旅游业的发展。84 XX综上所述，电场建成投运后，可缓解宁夏电网供电矛盾，提高可再生能源在能源结构中的比重。太阳能电场的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，不仅是当地经济的可持续发展、人民的物质文化生活水平提高的需要，也是宁夏回族自治区电力工业发展的需要。4工程任务及规模4.1工程建设场址及规模本项目建设规模为规划容量500MWp并网型太阳能光伏发电系统，先期建设30～50MWp,分期实施。其中一期2009年已建设10MWp，本期建设20MWp，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施，场址位于宁夏吴忠市太阳山开发区内。太阳能光伏电站位于211国道以南，宁夏发电集团风力发电站以南3公里，太阳山330KV变电站以北2公里的位置，东距盐池县直线距离约75km，西北距吴忠市直线距离约58km，西南距同心县直线距离约62km。太阳能光伏发电站规划面积约2.5万亩。光伏发电站位于东经106°29′、北纬37°17′，项目区地貌为丘陵地貌单元，一般海拔高程为1360～1400m（1956年黄海高程系），场址周围无高大建筑，较为开阔。电站座落经济技术开发区的中心位置，高速公路从规划用地中间穿过，交通便利。4.2建设任务为了大量开发我国太阳能资源，探索高效率低成本的太阳能光伏发电模式，XX太阳能科技有限责任公司决定开展二期20MWp光伏发电站项目。本电站的光伏电池组件采用固定安装方式，并网逆变器采用40台500kW功率的设备，建设20台10/0.4KV,1250KVA和2台110/10KV,12500kVA的升压变压器，电站所发电量全部上网。4.3地区电力系统现状及发展4.3.1宁夏电力系统2007年概况4.3.1.1电源概况宁夏的电源结构以火电为主，最大单机容量为330MW。截至2004年底宁夏全区发电装机容量4189.7MW，其中火电3783MW，水电366MW，风电40.8MW。主要发电场有北部的石嘴山电场（250MW）。石嘴山二电场（4×330MW）、大武口电场（440MW）和南部的大坝电场（4×300MW）、青铜峡水电场（302MW）、宁东的马连台电场、灵州电场等。84 XX4.3.1.2电网概况宁夏电网位于西北电网的正北方，是西北电网的重要组成部分。受地理位置的限制,呈东西窄、南北长的狭长带状，分布在贺兰山麓和黄河两岸，由石嘴山、银川、吴忠、固原、中卫5个行政区域电网分网组成，供电面积近7万平方公里。目前主网架电压等级为220kV，220kV电网北起石嘴山市，南至中卫市，覆盖全区大部分地区，已形成南北4～6回线的220kV环形主网架。宁夏电网最高电压等级为330kV，现通过宁安变～靖远电场双回、固原变～靖远、固原～西峰、中卫变～石城变5回330kV线路与西北电网联网运行。正常运行方式下，宁夏电网与西北电网的功率交换能力为116万千瓦。截至2004年底宁夏电网共建成220kV公用变电所20座，主变压器40台共519万千伏安，220kV线路1785公里；330kV变电所4座，主变压器5台共114万千伏安（其中联变2台共60万千伏安），330kV线路1137公里（含省间联络线）。截至2007年底，宁夏电网装机容量在12MW及以上的发电场共有10座，装机约4080.8MW，其中水电2座360MW，占总装机的8.82%；火电7座3680MW，占总装机的90.18%；风电1座40.8MW,占总装机的1%。截至2007年底，以建成的330kV线路8条，总长度约827.2km（省内长度）；220kV线路52条，总长度约1785.3km，全网共有330kV降压变电所3座，总容量1140MVA；220kV降压变电所20座，总容量5190MVA。2007年宁夏电网口径用电量达到450亿kWh，较上年增长27.29%。宁夏电网口径最大发电负荷4250MW，较上年增长26.5%。统调口径最大发电负荷4140MW。4.3.1.3电力需求预测宁夏负荷增长主要集中在有色行业的青铜峡铝场四期扩建和二期技改，宁夏天元锰业有限公司的扩建、宁夏华夏特钢有限公司的冶金产业区的建设、秦毅铝场扩建、恒力钢铁集团连铸连轧工程；化工行业和煤化工等工程；造纸行业美利纸业、沙湖纸业等工程、电灌工程、电气化铁路用电、制药等行业。近年来，宁夏按照国家西部大开发的方针政策，积极实施宁夏大开发战略，宁夏国民经济发展和电力需求进入了一个快速增长的时期。为实现“十七大”84 XX提出的全面建设小康社会目标，自治区政府提出了加快发展宁夏经济、到2020年全区GDP比2000年翻2.75番的奋斗目标。根据自治区国民经济发展规划，结合近期新增负荷情况及用电调查，预计“十五”后期及“十一五”期间，宁夏电力需求仍将保持较高增长。通过对宁夏电网历史用电情况和负荷特性分析，并结合近两年用电的实际增长情况，综合后提出宁夏电网负荷发展水平见表4-2-1。由表4-2-1可以看出：宁夏电网2005年、2010年需电量分别为362和565亿kWh,相应“十五”、“十一五”增长率分别为21.59%和9.31%；最高发电负荷2005年、2010年分别为5400和8500MW，相应“十五”、“十一五”增长率分别为22.22%和9.5%。宁夏电网由北至南分别为石嘴山、银川、吴忠、宁东、中卫、固原六个地区，负荷主要分布在北部石嘴山和南部银南中卫地区。表4-2-1宁夏电网负荷预测单位：10MW、亿kWh年份20012004200520062007200820092010年平均增长率十五十一五石嘴山61.516722325526727828829828.82%5.97%银川4569.578869410111011812.81%8.63%吴忠9188.111614415115816617311.18%8.32%宁东1215304664749043.10%中卫51.37280919910811610.01%固原11.514.41516182022246.40%9.86%合计209402.351961166772076881922.93%9.55%同时率0.9490.9470.9360.9370.9370.9350.9340.935统调最大用电负荷19838148657262567371876522.42%9.52%场用及高压网损1733425054596267统调最高发电负荷15.541452862267973278083222.42%9.52%84 XX全口径最大发电负荷22342554063669474879785022.22%9.50%全社会用电量（全口径）152.127036242546349853056521.59%9.31%最大负荷利用小时数682063536704668266716658665066474.3.2宁夏电力系统“十一五”规划及2020年远景发展目标4.3.2.1“十一五”发展规划电源规划：宁夏能源资源丰富，电源发展方针为：优化发展火电，积极开发水电，加快发展新能源发电。规划到2010年全区电力装机达到1434.6万kw，其中：火电1342.4万kw，水电42.2万kw，风电50万kw。实现建成一个千万kw级电力基地的目标，在满足区内用电需求的同时，外送电力330万kw。电网规划“十一五”期间是宁夏电网实现大发展的关键时期，电网建设将实现以下主要目标：建成宁东750kV输变电工程，与西北电网实现750kV联网。为满足宁夏电网与西北主网功率交换需要，满足宁东地区大型火电机组接入要求，满足水火打捆外送电需要，规划“十一五”初在宁东地区建成宁夏首座750kV变电站，并建成山东东至宁东750kV输电线路。（2）实施西电东送，建成支流外送电工程根据西北电网西点东送工程前期工作研究结论，“十一五”期间将建成以宁夏宁东为起点、西北电网与华北电网直流联网的外送电工程。配合该工程的实施，规划建成宁东换流站及换流站至天津东郊的+500kV直流输电线路。大力加强宁夏南部330kV电网建设，形成330kV双环网。随着中卫、中宁、候桥、徐家庄、德胜等330kV输变电工程建成投产，“十五”84 XX后期宁夏南部330kV电网已初具规模。继续加强并完善南部330kV主网架建设是“十一五”期间宁夏电网发展的重点。配合大坝三期及宁东火电基地大型机组的接入系统与电力送出，“十一五”期间还将建设灵武、宁东、君梁、宣和、高桥、西夏、石空等330kV输变电工程，并根据负荷情况对部分已建330kV变电站进行扩建，至2010年银川以南及宁东地区形成结构坚强的330kV双环网。完善宁夏北部220kV电网，满足负荷供电需要。“十一五”期间，宁夏北部电网仍有部分新增电源投入，为满足电场就近接入及落点需要，北部电网仍需投产部分220kV输变电工程，除对大平、落石滩等变电站扩建外，还规划新建大南、简泉、陶乐、暖泉、金凤、德胜等220kV输变电工程。此外结合德胜330/220kV的建设，还将加强南部向北部送电通道的建设，北部220kV电网各断面形成6－7回联络线，银川地区、石嘴山地区形成坚强的受端网架。加强110kV及以下配电网和二次系统建设。在加强主网架建设的同时，还需不断建设完善区内110kV及以下各级配电网，继续加强建设与改造城市、农村电网和县城电网，完善二次系统，提高城乡电网供电可靠性和供电质量，为加速地方经济发展和满足人民生活用电需求提供充足电力，促进城市化、工业化、大银川建设进程的加快实现。4.3.2.22020年远景发展目标展望“十二五”至“十三五”期间，随着宁东火电基地后续规划电源及大柳树水电站的建成投产，规划至2015年宁夏电网发电装机容量达到2000万kw，2020年达到2500万kw以上（其中风电100万kw），在满足区内用电的同时，争取外送电力650万kw。电网建设方面，配合西北电网青－甘－宁出口向外区送电的第二个直流工程，并满足宁东地区大型火电机组的接入，中卫中宁地区将建设宁夏第2座750kV变电站。为满足向宁夏北部地区送电需要，还规划建设银北750kV变电站。这样，至2020年在宁夏区内共建成宁东、银南、银北3座750kV变电站，同时形成甘肃－银南－宁东－银北双回750kV主干网架。区内南部330kV环网结构得到进一步加强和完善，中宁－同心－固原断面形成双回线，固原地区形成330kV环网。北部220kV电网建设以满足对负荷供电为主，条件成熟时可结合银北750kV落点考虑解环分片运行。84 XX4.4电站与系统连接方案设想4.3.1太阳能发电站接入系统电压等级选择太阳能发电站装机最终规模为500MWp，其接入系统电压等级可选择为35kV和110kV两个方案。方案一：自电站架设1回35kV线路接入惠安堡变电站，导线截面采用LGJ-150，其经济输送容量为20MVA（最大负荷利用小时为＜3000小时），极限输送容量：平均空气温度250C时为62.4MVA。方案二：自电站架设1回110kV线路接入太阳山变电站，导线截面采用LGJ-185，其经济输送容量为31.6MVA（最大负荷利用小时为＜3000小时），极限输送容量：平均空气温度250C时为98MVA。方案比较：以上所提两个方案均能满足20MWp电站发电容量的送出，由于选择的电压等级不同，电缆型号不同，一种方案采用LGJ-185相同的导线截面，一种采用LGJ-150，其投资方案二为110kV较高，方案一为35kV电压等级，太阳能电池经逆变器后300V电压经35/0.4KV变压器后可并联直接送出。方案二为110kV电压等级，太阳能电池经逆变器后输出300V电压，经10/0.4KV变压器后，再经一台110/10KV变压器升压后送出。因考虑附近330变电所只有110KV等级，且考虑本项目按500MWp容量送出考虑，故推荐110kV电压等级接入系统，本期建设1回，线路长度为2公里，导线截面采用LJG-185。若采用由0.4KV升至35KV，再由35KV升至110KV，系统设备价格较高。4.3.2太阳能发电站主接线方案设想太阳能发电站10/110kV主接线采用单母线接线，出线规划2回，本期建设1回，预留1回；本期建设20台1,250kVA,10±5%/0.4kV（逆变器输出电压）和2台12,500kVA主变压器，电压为110±5%/10kV，接线组别为Y,yn0。0.4kV侧采用单母线接线。电站最终电气主接线和出线回路数以电站接入系统设计审查意见为准。5光能资源5.1区域光资源概况5.1.1宁夏太阳辐射总量及时空分布84 XX宁夏太阳能资源丰富，是我国太阳辐射的高能区之一。据1961～2004年宁夏太阳辐射资料统计表明，全区平均5,781MJ/m2.a（见图5-1-1），最大达6,100MJ/m2.a以上。宁夏年日照时数在空间分布上呈现南少北多的趋势，从南部的2,270h增加到北部的3,112h。且太阳辐射能直接辐射多、散射辐射少，对于太阳能利用十分有利。全年平均总云量低于5成，晴天多，阴天少，日照时数多达2,835h，年日照百分率达64%，在全国31个省会太阳能可利用状况综合排序中，宁夏太阳能可利用状况在全国排序占第三位，仅次于拉萨和呼和浩特，这表明宁夏太阳能资源丰富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。图5-1-1宁夏太阳辐射年总量分布图宁夏太阳能随季节变化较大，以夏季最多，春秋两季次之，冬季最少。其地理分布特点与年总量的分布特点一致，各季节都是北多南少，各季节都是南部变化幅度大，中北部分布均匀。年内各月太阳辐射量的变化，取决于太阳高度角的升降变化。每年春季随着太阳高度角的抬升，太阳辐射也随之增大。到夏至日（6月21日），北半球太阳高度角最高，吴忠地区中午太阳高度角大于75度，是一年太阳高度的最高点，因而6月份也是宁夏各地月总辐射的最大月份，为620～729MJ/M2.月。6月份之后，太阳高度角逐渐降低，月太阳辐射量也随之减少，到冬至日（12月23日），太阳高度角达最低，吴忠中午太阳高度角仅有28度，所以12月份是全区月辐射量最少的月份，仅有274～314MJ/M2.月，是6月份的40%左右。84 XX图5-1-2宁夏6月太阳能分布图图5-1-3宁夏12月太阳能分布图5.1.2宁夏太阳能日照时数分布宁夏年日照时数在空间分布上呈现南少北多的趋势，从南部的2270h增加到北部的3112h，同心、盐池以北地区在2900h以上，固原以南地区少于2500h。图5-1-4宁夏年日照时数分布图84 XX宁夏日照时数随季节变化也较大，以夏季最多，春秋两季次之，冬季最少。其地理分布特点与年日照时数的分布特点一致，各季节都是北多南少，其中，夏季的日照时数分布呈现南北两端变化幅度较大、中部分布均匀的形式，其余各季节都是南部变化幅度大，中北部分布较均匀。图5-1-5宁夏夏季日照时数分布图图5-1-6宁夏冬季日照时数分布图5.1.3太阳山太阳辐射总量太阳山开发区水平年平均日辐照量4.53kWh/m2/day，相当于5952.4MJ/m2。年平均最佳倾角为36.4度，最佳年平均日辐照量为5.6kWh/m2/day，平均年辐照量为2044kWh/m2/year。可以看出太阳山地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。太阳山开发区光能资源丰富，多年平均为148.9千卡/平方厘米，无霜期辐射量76.7千卡/平方厘米，占总辐射量的51.5%。≥0℃期的辐射量为106.5千卡/平方厘米，占总辐射量的71.5%。农作物生长期的4～9月份，辐射量为92.6千卡/平方厘米，占总辐射量的62.2%。农作物活跃生长期≥10℃的辐射量为83.9千卡/平方厘米，占总辐射量的56.3%。小麦全生育期的太阳辐射量为59.6千卡/平方厘米，占总辐射量的40%。太阳山开发区光能利用率平均为0.18%，引黄灌溉区不足2%，光能资源的生产潜力巨大，前景乐观。5.1.4太阳山太阳能日照时数分布84 XX多年平均日照时数2813.7小时，日照百分率71%，月间比较，7月最长，平均275.8小时，3月最短，平均211.7小时，4～9月份为作物生长季节，日照1577.3小时；园区多年平均日照3024.3小时，日照百分率为69%，最多1980年达3296.7小时，最少1988年2822.6小时，月间较短，6月份最长，平均302.5小时，极端值358.9小时（1962年8月），2月份最短，平均达222.9小时，极端值为158.5小时（1988年2月）。4～9月份日照时数1687.1小时。多年平均日照2881.5小时，日照百分率65%，月间比较，7月最长，平均280.4小时，极端值329.7小时（1979年6月），2月最短，平均203.4小时，极端值161.6小时（1982年2月）。4～9月份日照时数1574.8小时。太阳山日照充足，可以满足作物生长发育对日照的需求。气象站日照百分率及日照时数地点月份太阳山开发区日照时数（小时）日照百分率1221722203.4673226614252.9645277.9636275.8637280.4638262.2629225.66110222.96411215.87112217.673全年2281.565以下是美国国家航天气象局NASA监测的厂址地区气象资料：84 XXMonthAirtemperatureRelativehumidityDailysolarradiation-horizontalAtmosphericpressureWindspeedEarthtemperatureHeatingdegree-daysCoolingdegree-days °C%kWh/m2/dkPam/s°C°C-d°C-dJanuary-9.368.6%3.0985.64.8-8.08440February-4.758.1%3.9385.44.8-3.16400March1.651.6%4.7685.25.13.64920April9.342.1%5.7985.05.212.326238May15.940.9%6.0584.94.819.693169June20.643.5%6.0884.64.624.410299July22.452.0%5.8084.54.326.20373August20.360.4%5.1484.84.323.27317September15.063.6%4.3585.24.517.595156October7.664.8%3.6785.64.69.531618November0.160.8%3.0785.75.01.45220December-6.765.8%2.6985.85.0-5.67630 Annual7.756.0%4.5485.24.810.140441370Measuredat(m)    10.00.0  通过以上数据与当地气象局气象资料对比分析，太阳山开发区平均年辐照量1,832.3kWh/m2/year，大于平均年辐照量1,700kWh/m2/year，是太阳能资源丰富地区。5.2光资源综合评述84 XX通过以上分析计算可以看出场址所在地区太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量比较稳定，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。6工程地质6.1场址区域稳定性评价6.1.1场址区域地质构造概况宁夏银川地区所处构造属宁夏新华夏构造体系，二级构造单元为：银川新生代断陷盆地。东界受黄河大断裂控制，西界受贺兰山断褶带东缘山前大断裂控制。其间发育一组北东、北北东向隐伏断裂，该组断裂在全新世仍有活动，近期无活动。拟选场区所属区域处在鄂尔多斯西缘拗陷带边缘，西邻祁连褶皱系的走廊过渡带。鄂尔多斯西缘拗陷带较为稳定，祁连褶皱系的走廊过渡带为一系列弧形活动构造带，近场区的主要活动断裂的牛首山—罗山断裂带属其中一条。场区地层出露有第四系的河湖相砾石、砂、粉砂、粉土、粉质黏土等。由于该地层厚度巨大，层位稳定，土质密实且均匀，在银川平原基底沿贺兰山走向分布的次生断裂带，至今尚未发现活动痕迹。根据区域地质构造资料分析，拟选场址距已知较大的活动性断裂带均超过安全避让距离，所以该区域工程地质条件稳定，是良好的建筑场地。6.1.2场地和地基的地震效应评价由于电站场址所属区域处在鄂尔多斯西缘拗陷带边缘，西邻祁连褶皱系的走廊过渡带。其新构造运动和地震活动介于两者之间，具有过渡特征。根据历史地震资料分析：破坏性地震震中均处于牛首山—罗山断裂带及其以西地区，本光伏并网示范电站区域处在牛首山—罗山断裂带东侧，场址位于相对稳定的区块，主要受破坏性地震波及影响。依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），场地的地震动峰值加速度为0.20g，地震基本烈度Ⅷ度。按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）表4.1.3和表4.1.6，依据区域地质资料及地层土性质分析，本场址场区属Ⅰ--Ⅱ类场地、中硬—坚硬场地土；属抗震有利地段。6.2场区基本工程地质条件6.2.1场址区岩土工程条件84 XX6.2.1.1地形地貌本项目所在区域属丘陵地形，地势由南向北逐渐降低，跨过盐池-兴仁公路后，地势又逐渐升高，海拔高度范围1339～1390m。区域内东有青龙山，西有大罗山，两山呈西北走向，总体呈东南西三面高，向东北敞开形成簸箕状地形。苦水河以南为黄土侵蚀地形，地貌比较复杂，冲沟发育，沟谷纵横交错。6.2.1.2地基岩土条件根据本次现场踏勘、调查及附近已有建筑物的岩土工程勘测报告可知，场地地层大致分为：粉土、粉砂层（Q4eol）：风积成因，褐黄色，稍密，稍湿，见少量植物根系，孔隙发育，具湿陷性。场区内均有分布，厚度差异较大，在坡顶及邻近区域多在1～2m，在洼地及邻近区域多在3～5m，个别沟谷中达5m以上。各项物理力学指标为：承载力特征值fak=100～120kPa，天然重度γ=14～15kN/m3。局部上覆风积成因的粉细砂，浅黄色，呈干的松散状，属半活动砂丘，高度1～3m。泥质砂岩、砂岩（T）：属三叠系，多呈浅褐红及灰绿色，全风化—强风化，近水平层理，碎屑结构，泥质胶结，属软质岩石，多呈厚层状:全风化厚度0.5～1m，各项物理力学指标为：承载力特征值fak=250kPa，天然重度γ=19kN/m3；强风化厚度大3m，各项物理力学指标为：承载力特征值fak=350kPa，天然重度γ=20kN/m3。6.2.1.3场地地下水条件本场区地表无稳定泾流，从地形条件判断，场地地势较高，坡度较平缓，不会受洪水的威胁，季节降雨引发的地表水流对沟谷地面的切蚀不显著，由此判断场区内仅受到较大雨水时的坡面流影响，在电池阵列布设时选择较高地势即可避免其影响。由于拟选场址基本处在坡段上，场址内地下水水位埋藏深度>7m。对本项目无影响。6.2.1.4场地不良地质现象84 XX根据收集的资料分析及本次勘测结果，场址区无岩溶、崩塌、泥石流、采空区、砂土液化、地下设施、地面沉降等不良地质作用，存在的不良地质作用主要为场地土的腐蚀性及湿陷性，论述如下：根据附近已有的XX风电场一期《岩土工程勘测报告》可知：场地土属非盐渍土，对建筑材料不具腐蚀性。但是，考虑本阶段为初可，仅为收资后的结果，建议下阶段按规范规定进一步取样分析，查明场地盐渍土的类型、等级、分布规律及危害。本场地粉土及粉砂存在湿陷性，湿陷等级为Ⅰ-Ⅱ级非自重湿陷场地。考虑黄土的湿陷等级与拟定场地整平标高、基础埋深、黄土的厚度等关系密切，因此建议下阶段按《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025—2004）和相关的设计参数进一步查明场地黄土的湿陷等级和类型。6.3地基方案初步分析评价由于建筑物按丙类建筑考虑，且拟选场地基条件较好，因此，场地可按照《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025—2004）的条文说明的第六章地基处理中6.1.5条进行处理。建议下个阶段针对场址区边界范围内做进一步的岩土工程勘察工作，对场区内各种地层的分布规律和岩土工程特性做进一步的评价。6.4环境岩土工程问题根据调查，本工程场地黄土具有轻微-中等湿陷性，有遇水湿陷变形的不良特性，因此建议在今后的人为活动中，均应注意场地用水的管理，尽量避免湿陷性土不良影响的发生。6.5场区水文、气象工程条件6.5.1水文条件:根据现场踏勘调查，场址区周边无洪水直接来源，仅有少量的场地暴雨汇流产生的坡面流对场地有不良影响，因此建议在场地周边来水方向修建一个导游堤坝，将少量的坡面流洪水导走即可。同时建议下个阶段视场地边界和总体布置再做进一步的细化工作。6.5.2气象条件:韦州气象观测站距离太阳山开发区直线距离约为30公里左右。韦州气象站位于北纬37。17，，东经106。29，，观测场海拔高度1381.7米，气压表海拔高度1382.9米，根据1971年～2000年的观测资料，提供的气象资料为：84 XX年平均气温：9.0℃极端最高气温：37.4℃极端最低气温：-27.1℃极端最高地面温度：68.4℃极端最低地面温度：-30.4℃地面平均温度：68.4℃年平均降水量：266.1mm最大一日降水量：73.5mm年平均蒸发量：2364.5mm年最大积雪厚度：11cm年平均气压：862.3mb平均水汽压：6.6hPa年平均相对湿度：48%年最小相对湿度：0.0%平均总云量：4.9平均低云量：0.8晴天日数：97.2天阴天日数：87.2天年最大冻土厚度：102cm年日照时数：2881.2小时日照百分数：65%年平均雷暴日数：18.7天年平均沙尘暴日数：8.3天年平均大风日数：16.2天年平均雾日数：0.8天冰雹日数：0.7天累年平均风速：2.1m/s累年最大瞬时风速：28m/s50年十分钟10米高平均最大风速：32m/s84 XX年主导风向：S6.6结论及建议6.6.1本工程拟选场址地处吴忠市太阳山移民开发区内。项目区地貌为丘陵地貌单元，一般海拔高程为1360～1400m。总体上讲，地势呈现西高东低，南高北低之趋势。太阳山高速公路从太阳能光伏电站中间穿过，交通十分便利。6.6.2根据本次现场踏勘和调查，场区内地下水位埋深>7米，设计时不考虑地下水对建（构）筑物基础的影响。6.6.3根据收集的资料及本次勘测结果，拟建场地不存在的不良地质作用主要为场地下水及地基土的腐蚀性。6.6.4根据宁夏地震部门提供的资料及现场踏勘调查分析，初步确定场址区域内无各种断裂活动分布，只在场址区以西方向、西北方向5公里以外的区域有断裂分布，因此初步判定场址稳定，适宜建场。6.6.5根据调查，局部黄土地层具有轻微-中等非自重湿陷性，建议下阶段按《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025—2004）的相关规定进行地基处理，并对设计确定参数做进一步勘察工作。6.6.6据附近工程资料初步得出：场区内无盐渍土分布。但考虑本阶段为初可，受取样点数量的制约，因此建议下阶段按规范规定进一步取样分析，查明场地盐渍土的类型、等级、分布规律及危害。6.6.7由于场地局部黄土具有遇水湿陷的不良特性，因此建议在今后的人为活动中，要加强场地水的管理，避免黄土遇水湿陷等不良影响的发生。6.6.8根据搜资调查结果，场址区无矿产、文物等埋藏。6.6.9就场址地区的地震地质和岩土工程条件而言，不存在影响电场建设的颠覆性问题，适宜建设太阳能发电场。6.6.10自开发区建成后，拟建场址场地就未受到过洪水的影响。因此可以判定新建场址可不考虑洪水威胁影响。6.6.11历年最大冻土深度:考虑到拟建场地地下水位，建议冻土深度102cm进行设计。6.6.1250年一遇10米高十分钟平均最大平均风速：32m/s。84 XX6.6.13本报告的结论及建议均满足可研阶段的深度要求，对于报告中所涉及到的问题、结论及建议均应该在下个阶段按相关规范规定要求，进一步做工作。7光伏发电电池组件选择和发电量估算7.1光伏电池组件的确定光伏发电系统通过若干电池组件串联成一块太阳能电池板，若干块电池板串联组成一串以达到逆变器额定输入电压，若干串电池板并联达到系统预定的额定功率。这些设备数量众多，按一定的间距进行布置，构成了一个方阵，这个方阵称之为光伏发电方阵。其中由若干电池组件串联回路构成了太阳能电池板构成了光伏发电系统的一个基本阵列单元。目前国内外并网发电的光伏电站，大多采用晶体硅太阳能板组建系统。晶体硅太阳能板具有长期物理特性、电气性能稳定、转换效率高的特点，适合大规模并网项目使用。在单块太阳能组件功率的选择上，以高功率如150Wp以上的大型组件为首选，目的是减少组件间连接电缆的损耗，减少组件边框占用面积，增大电池板的有效面积，提高发电效率。国内主要太阳能组件生产厂家主要有无锡尚德、保定天威英利、上海羚羊等，以上厂家生产的太阳能组件外型尺寸相同，电气特性相似。本期工程参考无锡尚德产品进行初步分析，产品型号为280（35）P1580×808。电池组件参数如下：额定功率：280Wp；额定输出电压：35V；开路电压：44V；峰值电流：4.9A；短路电流：5.3A；外形：1,580mm×808mm；重量：15.7kg。7.2光伏阵列单元跟踪型式的确定7.2.1国内外光伏跟踪装置概述太阳电池方阵的发电量与阳光入射强度有关，当光线与太阳电池方阵平面垂直时发电量最大，随着入射角的改变，发电量会明显下降。太阳能跟踪装置可以将太阳能板在可用的8小时或更长的时间内保持方阵平面与太阳入射光垂直，将太阳能最大程度的转化为电能。目前国内外一些太阳跟踪装置生产厂的产品大致可以分两种，一种为单轴跟踪，即东西方向转动跟踪太阳；另一种为双轴跟踪，即既有东西向跟踪，同时太阳能板倾角也随季节的不同而改变。一般来说，采用自动跟踪装置可提高发电量20%～40%左右，从而相对降低投资20%。84 XX目前，国内光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。因增加自动跟踪装置后，将增加占地面积，所以适合于荒漠区大型并网光伏电站和聚焦型光伏电站，而国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置在大型高压并网光伏电站上的使用。有资料表明，单轴跟踪阵列比固定倾角安装的年发电量增加约20%以上；双轴跟踪阵列比固定倾角安装的年发电量增加约30%以上；由于双轴跟踪相对单轴跟踪装置复杂，成本高，效益不明显，因此本期工程推荐采用单轴跟踪装置。由于本工程建设规模较大，拟以每1MWp容量电池板为一个方阵，共20个方阵，每个方阵相应设置一个低压配电室。此方案具有降低工程造价、便于运行管理、电池板布局整齐美观等优点。7.2.2太阳能光伏方阵单元型式的确定方案一：固定倾角安装方式根据建站地区纬度，并网太阳能系统的太阳能板考虑，本期工程光伏电池组件采用固定倾角安装方式的倾角为36.4度。组件串联方式计算：本系统逆变器最高电压为880V，最小MPPT电压为480V，STP280-24/Vd多晶硅组件的开路电压为44.8V，峰值工作电压为35.2V，组件开路电压温度系数为-0.34%/℃，经过计算，组件串联数在15-17比较合适。为了保证方阵的合理排列，我们采用16件STP280-24/Vd多晶硅组件为1个组件串。多晶硅组件串电压计算表组件串联数量16块-20℃时组件串开路电压826.4V25℃时组件串MPPT电压563.2V50℃时组件串MPPT电压503.1V组件并联方式计算：84 XX1MW光伏方阵共有3584件STP280-24/Vd多晶硅组件（实际为1003.52kWp），经过计算，共有16件组件串联的组件串224个；根据方阵排列方式，以及组件峰值工作电流大小，光伏方阵接线箱采用7路汇1路比较合适，每1MW光伏方阵共需32个光伏方阵接线箱。20MWp光伏方阵占地面积为：61公顷方案二：简易跟踪系统南北方向为固定倾角34度，东西方向采用跟踪式，跟踪角度为东西±45度。组件串联方式计算：根据逆变器MPPT范围，16件多晶硅组件为一串，一个跟踪系统8件，两个跟踪系统为一串。组件并联方式计算：1MW光伏方阵共有3584件STP280-24/Vd多晶硅组件（实际为1003.52kWp），经过计算，共有16件组件串联的组件串224个；根据方阵排列方式，以及组件峰值工作电流大小，光伏方阵接线箱采用7路汇1路比较合适，每1MW光伏方阵共需32个光伏方阵接线箱。光伏方阵占地面积为125公顷。7.2.3峰值日照数的计算从气象站得到的资料一般只有水平面上的太阳辐射总量H，直接辐射量HB及散射辐射量Hd且有：H～HB＋Hd需换算成倾斜面上的太阳辐射量。1直接辐射分量HBTHBT=HBRB其中RB为倾斜面上的直接辐射分量与水平面上直接辐射分量的比值。对于朝向赤道的倾斜面来说：(7.6)式中：φ——当地纬度b——方阵倾角84 XX太阳赤纬：水平面上日落时角：倾斜面上日落时角：2天空散射辐射分量HdT在各向同性时：3地面反射辐射分量HrT：通常可将地面的反射辐射看成是各向同性的，其大小为：其中r为地面反射率，其数值取决于地面状态，各种地面的反射率如下表所示：地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠0.24~0.28干湿土0.14湿草地0.14~0.26干燥裸地0.1~0.2湿黑土0.08新雪0.81湿裸地0.08~0.09干草地0.15~0.25冰面0.69一般计算时，可取r=0.2故斜面上太阳辐射量即为：通常计算时用上式即可满足要求。如考虑天空散射的各向不同性，则可用下式计算：式中：H0为大气层外水平面上辐射量。按太阳山能源新材料基地年平均最佳倾角为34度，最佳年平均日辐照量为5.02kWh/m2/day，平均年辐照量1,832.3kWh/m2/year计算。7.3上网电量估算方案一：全年发电量84 XX太阳能板数量为71680面，单位功率为280Wp，合计装机容量为20,070.4kWp。全年发电量约等于：20,070.4×1,832.3＝3677.5万kWh。上网电量计算光伏电站占地面积大，直流侧电压低，电流大，导线有一定的损耗，本工程此处损耗值取1%。大量的太阳能电池板之间存在一定的特性差异，取一致性97%。光伏并网逆变器的效率约为92%～98.5%（含隔离变压器，欧洲效率），干式变压器的效率达到98.7%。考虑到光伏电站很少工作在满负荷状态，绝大多数时间都工作在较低水平，且晚上不发电时还存在空载损耗，故本工程逆变器及变压器的效率都按稍低于最小效率值即逆变器效率91%、变压器97%考虑（考虑了夜晚的空载损耗）。设定厂用电率为1%（高压升压变损耗、控制系统、配电系统、生活用电等）。多年年平均上网电量约等于：3677.5×99%×97%×96%×97%×99%=3255.65万KWh7.3并网逆变器选择方案并网光伏系统主要由太阳能电池方阵和并网逆变器以及升压系统组成。并网逆变器是并网光伏系统的中心，没有它就谈不上并网。并网逆变器的基本功能，是把来自太阳能电池方阵的直流电转换成交流电，并把电力输送给与交流系统连接的负载设备，同时把剩余的电力倒流入电网中。还具有最大限度地发挥太阳能电池方阵性能的功能和异常时或故障时的保护功能。合理的逆变器配置方案和合理的电气一次主接线对于提高太阳能光伏系统发电效率，减少运行损耗，降低光伏并网电站运营费用以及缩短电站建设周期和经济成本的回收期具有重要的意义。针对20MWp的太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个并网发电单元，每个并网发电单元分别经变压器升压装置接入110KV电网，最终将20MWp并网发电系统全部并入110KV电网实现上网发电。根据国内常用并网逆变器型号，采用100KW、250KW、500KW三种逆变器设计三种并网系统方案。84 XX第一种方案，本期工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由20台100kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。第二种方案，本期工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由4台250kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。第三种方案，本期工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由2台500kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.4kV三相交流。现对三种方案构成20MWp光伏并网系统分述如下：7.3.1方案1：100kW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：623V；70℃时最大功率点电压：470V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的280Wp太阳能板每16块串联成一组，将23串按照每6～7组接入1个汇流箱方式接入4个汇流箱，4个汇流箱并联通过直流配电柜接入100kW逆变器P100kWp总功率=16×23×280Wp=103,040Wp；N100kWp太阳能板数=16×23=368块1MWp光伏并网系统采用10台100KW的高效率集中型逆变器，由于100KW逆变器输出为3相0.4kV，所以需将逆变器输出经交流配电柜接入升压变压器，并入公共高压电网运行。P1MWp总功率=10×103.04kWp=1030.4kWpN1MWp太阳能板总数=10×368=3680块20MWp系统则将上述1MWp光伏并网系统并入公共高压电网运行即可方案1系统配置表:1MWp10MWp20MWp备注太阳能板数量（块）36836807360总功率（kWp）1030.41030420608汇线箱数量（套）40400800逆变器数量（台）10100200交流配电柜（套）99018084 XX变压器数量（台）110200.4kV/35kV1250kVA7.3.2方案2：250KW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：623V；70℃时最大功率点电压：470V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的280Wp太阳能板每16块串联成一组，将56组按照每7组接入1个汇流箱方式接入8个汇流箱，8个汇流箱并联通过直流配电柜接入250kW逆变器P250kWp总功率=16×56×280Wp=250.88kWp；P250kWp太阳能板数=16×56=896块1MWp光伏并网系统采用4台250kW的高效率集中型逆变器，由于250kW逆变器输出为3相0.4kV，所以需将逆变器输出经交流配电柜或直接接入升压变压器，并入公共高压电网运行。P1MWp总功率=4×250.88kWp=1003.52kWpN1MWp太阳能板总数=4×896=3584块20MWp系统则将上述1MW光伏并网系统分别并入公共高压电网运行即可。P10MWp总功率=10×1003.52kWp=10035.2kWpN10MWp太阳能板总数=10×3584=35840块方案2系统配置表1MWp10MWp20MWp备注太阳能板数量（块）35843584071680总功率（kWp）1003.5210035.220070.4汇线箱数量（套）32320640逆变器数量（台）44080交流配电柜（套）770140变压器数量（台）110200.4kV/35kV1250kVA7.3.3方案3：500KW并网逆变器组网方案逆变器允许的最高直流电压：900V；最大功率跟踪点电压：623V；70℃时最大功率点电压：84 XX470V；逆变器输入电压范围为450V-900V。将选定的280Wp太阳能板每16块串联成一组，将112组按照每7组接入1个汇流箱方式接入16个汇流箱，16个汇流箱并联通过直流配电柜接入500kW逆变器P500kWp总功率=16×112×280Wp=501.76kWp；N500kWp太阳能板数=16×112=1792块1MWp光伏并网系统采用2台500kW的高效率集中型逆变器，由于500kW逆变器输出为3相0.4kV，所以需将逆变器输出经交流配电柜接入升压变压器，并入公共高压电网运行。P1MWp总功率=2×501.76kWp=1003.52kWp，N1MWp太阳能板总数=2×1792=3584块10MWp系统则将上述1MWp光伏并网系统分别并入公共高压电网运行即可。P10MWp总功率=10×1003.52kWp=10035.2kWpN10MWp太阳能板总数=10×3584=35840块方案3系统配置表1MWp10MWp20MWp备注太阳能板数量（块）35843584071680总功率（kWp）1003.5210035.220070.4汇线箱数量（套）32320640逆变器数量（台）22040交流配电柜（套）660120变压器数量（台）110200.4kV/35kV1250kVA7.3.4并网逆变器系统设计方案比较7.3.4.1元件数目和逆变器价格比较方案汇总表方案1方案2方案3备注并网逆变器功率100kW250kW500kW太阳能板数量（块）73607168071680280Wp/块总功率（kWp）2060820070.420070.4汇线箱数量（套）800640640逆变器数量（台）200804084 XX交流配电柜（台）180140120变压器数量（台）2020200.4kV/10kV1250kVA逆变器价格如下表所示方案1方案2方案3并网逆变器功率（kW）100250500逆变器单价（万元）约为34约为85约为1557.3.3.2三种方案总体比较方案1：采用200台100kW逆变器组成20MWp系统。优点：100kW并网逆变器应用时间较长，产品成熟度高；国内部分厂家能够生产，价格较低；单台逆变器输出容量小，设备损坏或停电维护对系统影响小。缺点：需要200台100kW的并网逆变器，所需逆变器较多，安装维护复杂；与逆变器配套的一、二次设备（断路器、汇流箱和交直流配电柜等设备）较多，总体费用较高；因逆变器数量较多，监控系统复杂。方案2：采用80台250kW组成20MWp系统。优点：国外生产250kW逆变器现场运行时间较长，产品成熟度高；转换效率较高，所需的一二次设备少于方案1；单台设备损坏或停电维护占光伏电厂容量的2.5%,对电厂系统影响较小。缺点：目前，国内能生产250KW的并网逆变器，但无业绩；国外产品有业绩但价格较高。方案3：采用40台500KW组成20MWp系统。优点：所需逆变器较少，系统较为简单。84 XX转换效率较高，所需的一二次设备少于方案1、方案2。逆变器总投资较低。缺点：1）没有适合国内电压等级的500kW逆变器，需要定制。2）目前，国外只有几家逆变器公司能够生产500KW的逆变器，价格较高；3）单台容量较大，单台损坏或维护时对发电系统的影响较大。综上所述，500kW逆变器效率高，输出的电能质量高，便于与电网接入，在国内外的项目中有较为推广。本项目若采用40台500KW逆变器投资适中，线路较为简单，单台设备出现故障对电站供电影响较少，维护量较少。所以推荐采用方案3，使用500KW逆变器作为并网逆变设备。8电气8.1电气一次8.1.1电气主接线逆变器数量及容量按40×500kW配置，与电池方阵相匹配。太阳能电池组件全部采用固定安装方式。电池板通过电缆串联达到额定电压，回路连接至接线箱，接线箱内实现多回路并联达到额定功率。接线箱并联后接至逆变器。逆变器采用三相四线制380/220V输出。380/220V母线按单母线接线。设11台升压变压器，其中20台1,000kVA，35/0.27KV；1台12,500KVA，110/35KV。变压器就地升压为35kV,接入35kV汇流母线，由35kV汇流母线再经过110kV变电所主变压器二次升压至系统接入电压，将功率送入系统或负荷端。本工程每个太阳能电池方阵配置一台容量匹配的箱式变压器，箱式变压器布置在每个方阵南边约20m的地方。直接安装在地面基础上。采用直埋电缆与太阳能电池板和架空线路联接。太阳能电池板输出直流电经箱式变压器升压至35kV后接入35kV输电线路，箱式变压器至35kV线路杆塔采用直埋电缆，箱式变压器至35kV线路杆塔平均按20m考虑，35kV输电线路采用架空线路设计，35kV线路采用LGJ-35钢芯铝绞线。84 XX8.1.2电气设备选型及布置8.1.2.1逆变器逆变器内采用输入电压直流300～600V,输出电压交流270V，三相四线制。逆变器输出纯正弦波电流，具有“反孤岛”运行功能和无功补偿功能，具有完善的保护和自动同期功能。每台逆变器具有良好的人机界面和监控通讯功能，以便和监控中心组成网络，实现远端监控。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。8.1.2.2110kV高压柜选用中置式开关柜KYN28，选用综合保护装置安装在开关柜面板。8.1.2.3380/220V低压开关柜选用MNS-0.4型抽屉柜，选用智能断路器。8.1.2.4升压变压器选用干式变压器：20台SCB35-1,250/351,250kVA，35±5%/0.4～0.23kV，1台SCB35-12,500/11012,500kVA，110±5%/35kV±5%。8.1.2.5本期工程新建高低压配电装置室，用于布置高低开关柜和干式变压器；新建逆变器室，用于布置逆变器；新建控制室，用于布置直流屏、集中监控PC、系统远动、通讯等设备。8.1.3照明和检修本期工程采用工作照明及检修电源与场用动力混合供电，电源取自380/220V母线。事故照明电源取自直流屏，在场区布置适量的检修箱便于电池板的检修。为配合太阳能光伏园区内景观设计在场区布置节电性能突出的LED草坪灯，达到夜间照明和美化亮化电站的效果。LED草坪灯自带电池板和蓄电池。8.1.4电缆设施本期工程设电缆沟，局部采用电缆埋管。本期工程选用阻燃铜芯电缆，微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线采用屏蔽双绞线。8.1.5绝缘配合及过电压保护84 XX在场区内安装独立避雷针，用于太阳能电池板和配电室的防直击雷。避雷针引下线设置集中接地装置，各个设备的接地点尽量远离避雷针接地引下线入地点等。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。本工程各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1-1997选取。对于大气过电压和操作过电压采用氧化锌避雷器进行保护。金属氧化物避雷器按《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB11032-2000中的规定进行选择。8.1.6接地及接地装置在光伏板和箱式变周围敷设一以水平接地体为主，垂直接地体为辅，联合构成的闭合回路的接地装置，供工作接地和保护接地之用。该接地采用方孔接地网，埋深在电池支墩基础和箱式变基础的下方，接地电阻按《交流电气装置的接地》DL/T6211997中的规定进行选择应不大于4Ω。接地网寿命按30年计算。所选材料满足热稳定的要求,水平接地体应埋深大于1.02m冻土深度。接地装置符合《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1-1997和《电气装置安装工程施工及验收规范》中的规定。8.2电气二次8.2.1电场监控系统84 XX本工程监控系统采用基于MODBUS协议的RS485总线系统，整个监控系统分成站控层和现场控制层。通过设在现场控制层的测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：模拟量（交流电流和电压）、开关量、脉冲量及其它来自每一个电压等级的CT、PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等。微机监控系统根据CT、PT的采集信号，计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等，显示在LCD上。开关量包括报警信号和状态信号。对于状态信号，微机监控系统能及时将其反映在LCD上。对于报警信号，则能及时发出声光报警并有画面显示。电度量为需方电度表的RS485串口接于监控系统，用于电能累计，所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确。报警信号应该分成两类：第一类为事故信号（紧急报警）即由非手动操作引起的断路器跳闸信号。第二类为预告信号，即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身，包括测控单元不正常状态的出现。控制对象为各电压等级断路器、逆变器等。控制方式包括：现场就地控制、电场控制室内集中监控PC操作。站控层配置一台用于集中监控的后台主机，并做为操作员站,配打印机和LCD。8.2.2计量及同期利用出线断路器侧PT、CT进行计量，设置智能电度表，以适应白天供电，夜间用电的发电方式。逆变器本体内部具有同期功能，可自动投入/退出逆变器。8.2.3元件保护主变压器保护采用综合保护测控装置，安装在高压开关柜上。逆变器本体配置内部保护装置。8.2.4直流系统本工程设置一套220V/100Ah直流系统，布置在控制室。蓄电池采用阀控铅酸蓄电池。用于开关柜操作电源、监控系统电源、事故照明等。9土建、给排水及暖通工程9.1土建工程采用的主要设计技术数据地基承载力特征值：250KPa50年十分钟10米最大平均风速：26m/s历年最大积雪厚度：9mm地震基本烈度：Ⅷ度（0.2g）场地土类别：中硬场地土建筑场地类别：Ⅱ类历年最大冻土深度：105cm9.2主要建筑材料84 XX钢材:型钢、钢板主要用Q235-B钢，有特殊要求的采用Q365-B钢；焊条：E43、E50；螺栓:普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）。钢筋:构造钢筋及次要结构钢筋采用HPB235钢，受力结构采用HRB335、HRB400钢筋。混凝土：根据设计需要,预制混凝土构件混凝土强度等级为C30～C40，现浇混凝土结构为C20～C30，素混凝土及垫层为C10。粘土砖、加气混凝土砌块：根据设计需要分别采用MU10粘土砖等其它满足设计要求的砌体。可用于高低压配电室填充墙封闭。有防潮要求的墙体采用粘土砖。砂浆：地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M5水泥砂浆。门窗：门窗采用塑钢门窗等。9.3建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则根据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001）、《火力发电场土建结构设计技术规定》（DL5022-93）的规定，本工程建（构）筑物为丙类建（构）筑物的有：高低压配电室，逆变器室,控制室，太阳能电池支墩等。其地震作用应符合本地区抗震设防烈度8度（0.2g）的要求，其抗震构造措施按8度设计。9.4主要建筑设施及结构体系及结构选型9.4.1高低压配电室单层砖混结构，轴线尺寸12.0×6×3.65m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砌墙，柱下条形基础1.2×1.5(宽×高)。100厚预制砼屋面板。9.4.2逆变器室单层砖混结构，轴线尺寸2.8×6.0×3.6m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砖墙，墙下条形基础1.2×1.5(宽×高)。100厚预制砼屋面板。9.4.3控制室单层砖混结构，轴线尺寸8.0×4.0×3.6m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砖墙，墙下条形基础1.2×1.5(宽×高)，100厚预制砼屋面板。与逆变器室共墙。9.4.4太阳能电池支墩：太阳能电池板及跟踪器支墩300mm×300mm×1500mm(长×宽×高)。84 XX9.4.5生产办公楼：轴线尺寸28.0×6.0×3.6×2m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砖墙，墙下条形基础1.2×1.5(宽×高)。100厚预制砼屋面板。9.4.6综合水泵房：轴线尺寸16.0×6.0×3.6m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砖墙，墙下条形基础1.2×1.5(宽×高)。100厚预制砼屋面板。9.4.7材料库、车房：轴线尺寸18.0×6.0×3.6m（净空），女儿墙顶高0.8米，外墙采用370厚砖墙，墙下条形基础1.2×1.5(宽×高)。100厚预制砼屋面板。9.4.8变压器基础：支墩600mm×1200mm×600mm(长×宽×高)9.5光伏发电场接地网及电缆沟根据土壤电阻率测试结果，站址区地层接地条件较好，设计土壤电阻率按50欧姆·米。全场采用复合式接地网，水平接地体采用镀锌扁钢，集中接地极处采用镀锌钢管作为接地极。场区电缆敷设以电缆沟为主，各电池板之间、电池板至接线箱、接线箱至逆变器室采用600mm×600mm电缆沟。电缆沟采用素混凝土结构。9.6给排水及消防水9.6.1电站水源项目场址位于宁夏吴忠市太阳山开发区内。太阳能光伏电站位于211国道以南，宁夏发电集团风力发电站以南3公里，太阳山330KV变电站以北2公里的位置，东距盐池县直线距离约75km，西北距吴忠市直线距离约58km，西南距同心县直线距离约62km。场区用水主要为绿化、生活用水，排水主要为少量生活污水。本项目电站工业、绿化、消防等用水由太阳山移民开发区引接的供水管网供给。本项目劳动定员15人，场内生活用水暂时由罐车定期从太阳山移民开发区运送至电站，以满足工作人员办公生活需要，等当地电站建多后，可以考虑在当地打井供水。9.6.2场外供、排水系统84 XX本工程的用水项目主要有职工生活用水、场区绿化用水和消防用水。其中消防用水为临时性用水，因此电场的用水主要由前2项组成，根据《室外给水设计规范》GB50013－2006要求，计算得电场的日用水量为1,285.625m3/d，电场用水量计算见表9-6-1：表9-6-1电站日用水量计算表用水项目用水量（m3/d）排水量（m3/d）生活用水（职工人数15人，定额取150L/d）1.8751.5绿化用水（绿化面积46.6万平米，定额为2.5L/m3.d）1165未预见用水(取总用水量的10%)116.875合计1,285.6253紧邻场区的太阳山大道都有供水管道，为De100的PE给水管，管道设计压力为0.5MPa，供水稳定。站区引水管道管径按消防要求设计，采用De100的管道，长度约100m，能够满足电站生产、绿化及消防用水需要。9.6.3场内供排水系统场内绿化水管网主管道采用De100的PE管道，绿化喷头采用节水型微灌喷头。场内生活用水由罐车定期从经济开发区运送至电站，以满足工作人员办公生活需要。本项目无工业废水产生，排水仅为工作人员生活污水。排放量按用水量的70%计，则本项目生活污水量为1.3125m3/d，生活污水集中收集后，排放到厂区建设的污水处理渗坑，渗坑暂定9m3。9.6.4电场消防9.6.4.1消防设计主要设计原则贯彻“预防为主，防消结合”的方针，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。场内按同一时间火灾次数为一次设计。消防管网和生活水管网合并设置。由于本工程建筑物较少，而且体积较小，因此无须在建筑物室内设置消火栓。场区面积较小，而且周围市政消防管网及相应可以兼顾到场区的消防，因此只须在电场内道路的主要拐点设2个室外消火栓即可满足场区消防供水要求。84 XX各建构筑物内均按要求设置干粉灭火器，在控制室设移动式的气体灭火器。9.6.4.2消防给水本工程采用工业、生活、消防合并给水系统，场区消防给水水量按发生火灾时的一次最大消防用水量设计，即按室内和室外消防用水量之和计算。本期工程消防给水系统包括：从场外消防水管网接一支DN100的消防管道，在主要道路拐角处设2个室外消火栓，消火栓有1个DN65的接口，并配备相应的水龙带和消火栓。9.7采暖系统太阳山位于寒冷地区，年平均气温1.3℃，最冷月平均气温-13.9℃。冬季室外采暖计算温度为最冷月-9.8—13.9℃之间，日平均温度小于等于5℃的天数为144天，电站控制室，办公楼、职工公寓采用空调采暖。9.8通风系统高低压配电室、逆变器室的通风采用自然进风，机械排风的通风方式。排风机兼作事故排风机。9.9空调系统本工程设空调系统，根据生产办公及生活需要配置。10环境保护与水土保持10.1拟建项目区环境概况10.1.1自然环境吴忠市位于宁夏回族自治区中部，东邻陕西定边县，西北和东北与内蒙古自治区阿拉善左旗、鄂托克前期接壤，西南和东南与甘肃靖远县、环县毗邻，北连永宁、陶乐两县，南接海原、固原两县。其地理坐标为：东经105°49´～106°53´，北纬37°29´～38°53´。本项目位于宁夏吴忠市太阳山开发区，地理坐标为东经106°29´，北纬37°17´。太阳能光伏电站位于211国道宁夏发电集团风力发电站以南，太阳山330KV变电站以北，东距盐池县直线距离约75km，西北距吴忠市直线距离约58km，西南距同心县直线距离约62km。84 XX本项目所在区域属丘陵地形，地势由南向北逐渐降低，跨过盐池-兴仁公路后，地势又逐渐升高，海拔高度范围1,339～1,390m。区域内东有青龙山，西有大罗山，两山呈西北走向，总体呈东南西三面高，向东北敞开形成簸箕状地形。苦水河以南为黄土侵蚀地形，地貌比较复杂，冲沟发育，沟谷纵横交错。本区域受地质构造、地层和气象诸因素的制约，其主要水文地质特征如下：大气降水量不大，而且较集中，雨季降水量占全年的60%，多形成地表洪流排泄于区外，故地下水的补给量不够充分。由于本区气候干旱，年蒸发量为年降水量的8.8倍，致使地下水中离子的总含量很高，矿化度很高，水质类型以硫酸盐型为主。区内地下水按储存空间可分为孔隙水和孔隙-裂隙水、裂隙水及岩溶水三大类。本项目区域内地表水体有苦水河，苦水河为东西流向，平常水量很小，仅在洪水季节才有水流，水质矿化度高、质差，不能饮用。苦水河以南为黄土侵蚀地形，地貌比较复杂，冲沟发育。项目区深居内陆，为典型的大陆性气候，属中温带半干旱区。主要气候特征是：冬季干冷，夏无酷暑，四季分明，日照充足，蒸发强烈，降水稀少，昼夜温差大，风大沙多。降水时空分布不均，年际、年内变化显著。韦州气象观测站距离太阳山开发区直线距离约为30公里左右。韦州气象站位于北纬37°17´，东经106°29´，观测场海拔高度1,381.7米，气压表海拔高度1,382.9米，根据1971年～2000年的观测资料：年平均气温：9.0℃极端最高气温：37.4℃极端最低气温：-27.1℃极端最高地面温度：68.4℃极端最低地面温度:-30.4℃地面平均温度：68.4℃年平均降水量：266.1mm最大一日降水量：73.5mm年平均蒸发量：2364.5mm年最大积雪厚度：11cm84 XX年平均气压：862.3mb平均水汽压:6.6hPa年平均相对湿度：48%年最小相对湿度：0.0%平均总云量:4.9平均低云量:0.8晴天日数:97.2天阴天日数:87.2天年最大冻土厚度：102cm年日照时数：2,881.2小时日照百分数:65%年平均雷暴日数：18.7天年平均沙尘暴日数：8.3天年平均大风日数：16.2天年平均雾日数：0.8天冰雹日数:0.7天累年平均风速:2.1m/s累年最大瞬时风速:28m/s50年十分钟10米高平均最大风速:32m/s年主导风向：S项目区主要自然灾害是干旱、大风、沙暴、热干风、霜冻和冰雹。本区为缓坡丘陵区，成土母质为洪积、冲积和风积物。项目区植被有红砂、猫头刺、油蒿、无芒隐子草、老瓜头等强旱生或超强旱生小灌木、小半灌木已成为群落的建群种和优势种。植被覆盖率为10.3％，为低覆盖度。项目区内无国家保护的濒危珍稀植物物种，非保护动物中兽类有沙鼠、蒙古兔，鸟类有小云雀等。在人类居住区以麻雀、黑斑蛙、蛇、褐家鼠等动物为主。评价区矿产资源是以煤为主，主要有：煤、石油、天然气、石灰岩、湖盐、芒硝、石膏、陶土、粘土、沙板石等。其中煤炭在全区、乃至全国具有举足轻重的地位，有优质动力煤和化工原料煤。84 XX根据国家地震局最新颁发《中国地震动反应谱特征周期区划图》（GB18306-2001B1）；《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001A1），本项目所处地区地震烈度：Ⅷ度，地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度为0.2g。10.1.2社会环境吴忠市位于宁夏回族自治区中部，处于西北地区东部，地处黄河中上游，在中国经济地带中，处西北经济带东部，属于新亚欧大陆桥沿线开放开发带的一部分。该市东邻陕西定边县，西北和东北与内蒙古自治区阿拉善左旗、鄂托克前期接壤，西南和东南与甘肃靖远县、环县毗邻，北连永宁、陶乐两县，南接海原、固原两县，面积20,394.3km2,约占自治区总面积的30.7%。总人口约140万人。项目区所在地（太阳山移民开发区）始建于2004年，位于吴忠市盐池、同心、红寺堡三县（区）交界处，现代管盐池、同心、红寺堡三县（区）的小泉、巴庄、塘坊梁、惠安堡和老盐池5个行政村，辖19个村民小组，面积557km2，人口6462人。太阳山开发区建设用地以盐兴公路和惠平公路为界划为生活居住区（包括中心转盘）和工业园区两个部门，并根据各自职能特点和用地水平选择适宜的规划用地指标。城区为太阳山移民开发区的文化、经济、管理和居住中心，是工业园区的生活配套服务区；总用面积18.48km2，其中建设用地规模为10.21km2。工业园区为太阳山移民开发区的主要工业生产和能源服务基地；总用地面积28.74km2，其中建设用地规模为27.97km2。开发区辖区内现有各类工业及个体企业73家，其中：粉石场19家，石灰加工场3家，洗煤场6家，煤矿5家，加油站1家，商业及饮食服务业24家。以上企业2006年产值为5,859万元，实现利税487万元。工业园区现已入驻庆华集团、宁夏发电集团、华能发电集团、蒙欣公司、通达公司等多家工业企业投资建设。主要投资工业项目有煤炭焦化、甲醇、二甲醚、兰碳、镁及镁合金等。根据第二次全国农业普查统计，2006年太阳山移民开发区耕地总面积为59983.6亩，退耕还林地21,165.6亩，其中旱耕地45,712亩，水浇地14,271.6亩。畜牧业2006年12月末牲畜存栏18,812头只。开发区农民人均纯收入为1,280元。84 XX开发区共有普通教育学校7所，在校学生611人，其中：完小3所（太阳山中心小学有学生195名，塘坊梁小学有学生130名，巴庄村小学有学生130名），教学点4个（苏尖山教学点有67名学生，红沙窝教学点有27人，新庄教学点有42名学生，老盐池教学点有学生20人）。在职教师35名，其中：正式教师19名，临时代课教师16名。小学入学率达100%；初等义务教育完成率达100%，高中入学率近90%。10.1.3环境质量现状根据吴忠市环境监测站2007年11月15～19日对该区域大河台及杜家圈环境空气现状监测点的监测数据，结果显示，两个监测点PM10最大日均值浓度为0.584mg/m3,日均值超过《环境空气质量标准》(GB3095-1996)二级标准，最大超标倍数为2.89倍。PM10超标原因主要是因为本区域植被稀少，地表裸露情况严重；两个监测点SO2日均值浓度范围0.005～0.025mg/m3之间，SO2日均值满足《环境空气质量标准》(GB3095-1996)二级标准。10.1.3.2水环境质量现状本工程所在区域地表水主要为苦水河，根据资料显示，苦水河河水水质一般，满足《地表水质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅳ类标准的要求。10.1.3.3噪声环境质量现状本项目所在区域空旷，周围无工业企业，目前区域内噪声主要为交通噪声，由于车流量较少，区域噪声现状较好。10.1.3.4生态环境现状项目区植被为荒漠草原沙生植被，组成区内植被的植物种，有显著的旱生形态特点。大面积的荒漠草原类型，主要建群种有红砂、猫头刺、油蒿、无芒隐子草、老瓜头等强旱生或超强旱生小灌木、小半灌木已成为群落的建群种和优势种。植被覆盖率为10.3％，为低覆盖度。项目区内无国家保护的濒危珍惜植物物种。10.2主要污染源和主要污染物10.2.1大气污染源及其污染物拟建项目在整个建设期产生大气污染物主要为施工扬尘，施工扬尘的作业有土地平整、开挖、回填、道路浇注、建材运输、露天堆放、装卸和搅拌等过程，如遇干旱无雨季节，加上大风，施工扬尘将更严重。10.2.2水污染源及其污染物84 XX拟建项目施工期间产生的污水主要包括：含泥沙的施工污水；机械设备的冲洗水；施工工地的食堂含油污水；一般生活污水等，主要污染物是CODCr、氨氮、BOD5和SS类等。根据工程类比资料，施工期施工人员排放的废水中CODCr100mg/L，氨氮15mg/L。拟建项目施工人员按60人计，施工人员每月生活用水按1m3/人计，生活污水按用水量的70%计，则生活污水的排放量为42m3/月，工程施工6个月，则施工期共排放生活污水252m3。生活污水及其中污染物的排放量，见表10-2-1。表10-2-1施工期生活污水及污染物产生情况项目用水量污水量CODCrBOD5排放量300m3252m325.2kg3.78kg拟建项目运营期的水污染源为电站职工的生活污水，主要包括职工洗漱废水、卫生间废水等。根据环保统计手册生活污水的产生量约占用水量的70%计，工程建成后人员配备按30人计，每人每月生活用水2m3，本工程生活污水排放量约504m3/a。10.2.3固体污染源及其污染物拟建项目建设期所排放固体污染物主要为施工垃圾。施工垃圾主要来自施工场所产生的建筑垃圾(主要指场地开挖、场地平整、道路修建、管道敷设、材料运输、基础工程和房屋建筑等工程施工期间产生的大量废弃的建筑材料，如砂石、石灰、混凝土、木材和土石方等)以及由于施工人员活动带来的生活垃圾等。根据类比工程计算，生活垃圾以人均每天产生0.2kg计算，施工人数60人，则施工期产生的生活垃圾约2.16t。拟建项目运营期所排放的固废物主要来自工作人员生活垃圾，按照每人每天的垃圾产生量平均为0.5kg，人员按30人计，电场的生活垃圾产生量约6t/a。10.2.4噪声建设期噪声具有阶段性、临时性和不固定性。不同的施工设备产生的机械噪声声级，见表10-2-2。表10-2-2主要施工机械设备的噪声声级单位：dB(A)施工阶段噪声源声级土石方装载机85挖掘机79铲土机7584 XX压路机72自卸卡车70打桩风钻81结构混凝土搅拌机79混凝土振捣器80装修木工圆锯83升降机72注：测点距离15m在多台机械设备同时作业时，各台设备产生的噪声会互相叠加。根据类比调查，叠加后的噪声增值约3～8dB(A)，一般不会超过10dB(A)。在这类施工机械中，噪声最高的为风钻，达到81dB(A)。另外，混凝土振捣器也较高，在80dB(A)以上。拟建项目运营期的噪声源主要为汽车进出电站时产生的噪声。汽车噪声与汽车车型与运行状况有关，项目建成投入使用后进出车辆主要是小型车，各类车型的噪声值，见表10-2-3。表10-2-3噪声源与噪声值概况车型运行状况噪声值(dB)备注小型车怠速行驶59～70距离7.5m处的等效噪声级正常行驶61～70鸣笛72～80中型车怠速行驶62～76距离15m处的等效噪声级正常行驶62～72鸣笛75～85大型车怠速行驶65～78正常行驶65～80鸣笛75～8510.3设计依据及采用的环境保护标准10.3.1设计依据(1)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DLGJ118—2008(2)《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》GB/T18479-2001(3)《太阳光伏能源系统术语》GB2297-1989(4)《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》CECS84-96(5)《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》CECS85-9610.3.2环境保护标准拟建项目采用的大气、水体、噪声标准如下：84 XX(1)大气环境保护标准本拟建项目设计中采用的大气环境保护标准，见表10-3-1。表10-3-1大气环境保护标准标准名称内容《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及修改单的通知中二级标准项目SO2TSPNO2PM101小时平均0.50/0.24/日平均0.150.300.120.15年平均0.060.200.080.10(2)水环境保护标准本拟建项目设计中采用的水环境保护标准，见表10-3-2。表10-3-2水环境保护标准评价水体评价范围执行的环境质量标准与级别及排放标准与级别地表水苦水河《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅳ类标准生活污水项目区生活污水《污水综合排放标准》(CJ8978-1996)(3)噪声环境保护标准本拟建项目设计中采用的噪声环境保护标准，见表10-3-3。表10-3-3噪声环境保护标准功能区名称评价范围执行的标准与级别场界围墙外1m处《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12368-2008)中的Ⅲ类标准扩建场区场区及附近区域《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)场界围墙外1m处《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的3类标准10.4控制污染的设想与影响分析10.4.1扬尘治理及其排放与影响分析据有关调查显示，施工工地的扬尘主要由运输车辆的行驶产生，约占扬尘总量的60%，并与道路路面及车辆行驶速度有关。一般情况下，施工场地、施工道路在自然风作用下产生的扬尘所影响的范围在100m以内，如果在建设期间对车辆行驶的路面实施洒水抑尘，每天洒水4～5次，可使扬尘减少70%左右，施工场地洒水抑尘的试验结果，见表10-4-1。表10-4-1施工场地洒水抑尘试验结果84 XX距离（m）52050100TSP小时平均浓度（mg/Nm3）不洒水10.142.891.150.86洒水2.011.400.670.60结果表明实施每天洒水4～5次进行抑尘，可有效地控制施工扬尘，可将TSP污染距离缩小到20～50m范围。另外，为控制车辆装载货物行驶对施工场地外的影响，可在车辆开离施工场地时在车身相应部位洒水清除污泥与灰尘，以减少粉尘对外界的影响。施工扬尘的另一种情况是建材的露天堆放和搅拌作业，这类扬尘的主要特点是受作业时风速度影响。因此，禁止在大风天进行此类作业及减少建材的露天堆放是抑制这类扬尘的有效手段。此外，在建筑材料运输、装卸、使用等过程中做好文明施工、文明管理，尽量避免或减少扬尘的产生，防止区域环境空气中粉尘污染。在采取施工扬尘的防治措施后，可有效的减轻扬尘污染，改善施工现场的作业环境。本工程采暖期采用空调，站区无燃煤锅炉。施工周期是短暂的，通过做好防范措施可使扬尘危害降到最低。10.4.2废水治理及其排放与影响分析本拟建项目施工期主要道路将采用砂石硬化路面，含SS、微量机油的雨水以及进出施工场地的车辆清洗废水全部排入临时污水处理场，避免各类污水随意乱排，污染周围环境。拟建项目运营期的生活废水水质较为简单，无特殊的污染因子，生活污水水质满足《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的要求；加之排放量较小，可集中收集后运往开发区污水处理站。10.4.3噪声治理及其影响分析主要施工设备噪声随距离衰减情况见，表10-4-2。表10-4-2与表10-2-2结果对比，在一般情况下，施工噪声在施工场界不会超标。昼间本项目施工期场界噪声在距施工机械50m达标，夜间则需距施工机械300m左右才能达标。就项目保护目标而言，拟建项目区周围均为其他工业企业，无任何环境敏感区，开发区居民区位于场区约1km外。因此，施工噪声对区域环境影响很小。84 XX运营期间的噪声源主要为进入电站的车辆，通过类比发现，只要控制车速，进入电站禁止鸣笛，即可减轻车辆噪声对周围环境的影响。表10-4-2施工机械噪声衰减距离单位：m阶段噪声源55dB(A)60dB(A)65dB(A)70dB(A)75dB(A)85dB(A)土石方装载机3502151307040挖掘机190120754022打桩风钻195014501000700440165结构混凝土振捣器200110663721混凝土搅拌机190120754225木工圆锯170125855630装修升降机804425141010.4.4固体废物控制及影响分析施工期间产生的建筑垃圾及施工人员的生活垃圾如不及时处理不仅有碍观瞻，影响景观，而且在遇大风干燥天气时，将产生扬尘，在气温适宜的条件下则会滋生蚊虫、产生恶臭并传播疾病，对周围环境产生不利影响。因此，工程在施工期间要坚持对施工垃圾的及时清理、清运至指定的垃圾堆场堆放，使施工垃圾对环境的影响减至最低。运营期间由于电站职工人员较少，生活垃圾排放量很小，只要回收后集中运至太阳山开发区垃圾填埋场即可消除生活垃圾对周围环境的影响。10.5环境条件对太阳能光伏发电效率的制约因素分析由于太阳能光伏电站以收集太阳辐射能为能源进行光电转化的，因此电站运行受到周围环境的影响因素较多，在电站设计中必须考虑各种环境制约条件，使电站发电效率达到最大值。本拟建项目主要环境影响因素分析如下：(1)周围有无遮光障碍物。电站在设计过程中必须避开周围的遮光建筑物，如树木的阴影，楼房的阴影，电线杆的阴影等落在太阳能电池组件上，使其发电量大幅下降。由于有阴影会产生所谓热斑的局部发热现象。84 XX还要调查周围的建筑物和树木的落叶等有无影响。同时应考虑沙尘暴的影响。树木因品种不同，每年可长高0.3～0.5m，如果电站周围树木遮挡住了太阳光，必须修剪或伐去。本项目位于太阳能光伏园西南角，为保证最大发电效率，电站正南、正西方向具备开阔的采光场地，周围不可建高大建筑和任何遮光设施。电站设计时必须考虑宁夏当地的具体气候条件，避免当地沙尘暴天气对发电效率的影响。(2)冬季的积雪、结冰灾害状态。太阳能电池阵列的安装高度应大于当地多年气象观测数据中的最大积雪厚度。本项目发电单元采用跟踪装置，冬季阵列倾斜角度大于50°～60°，可使10～20cm厚的积雪能靠重力自行下滑，减少人工清扫工作量。(3)鸟粪的有无。鸟粪成为采光的障碍物，电池板上一旦有阴影，则会影响被遮挡电池元件的发热并导致损坏。因此要调查周围楼房屋顶和地面上有无附着的鸽子、乌鸦或其他野鸟的粪。根据鸟粪量的多少判断鸟的数目，根据其数目设定驱鸟装置。10.6绿化及水土保持10.6.1水土保持拟建项目区位于宁夏吴忠市太阳山移民开发区内。项目区为吴忠市太阳山移民开发区预留地，无拆迁。项目区地势平坦开阔，西南高东北低，地面自然坡度较小。本项目建设过程水土流失主要表现在前期的场地平整，控制机房、员工休息室等建筑物地基开挖、回填过程造成的土壤扰动及太阳能电池阵列单元支架和通讯线缆的埋设过程中所产生的水土流失。本项目建设区域植被稀疏，无任何乔、灌木，植被类型主要为丛生野草，建设期间中无树木砍伐。本拟建项目建设时应减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的植被生长，避免因工程建设造成新的水土流失，以及植被的大量破坏，通过本项目的建设使该区域局部水土保持现状及生态环境进一步得到改善。在土建施工过程中，场区内部扰动地表，采取砾石覆盖措施，保护已扰动的裸露地表，减少施工期的水土流失。84 XX为了防止临时堆土、砂石料堆放场由于风蚀产生新的水土流失，堆土场周围进行简易防护，采用彩钢板防护的措施，在堆土周围进行部分拦挡，彩钢板高度为2m，钢板底部埋入地表以下0.2m，地表以上拦挡高度为1.8m，挡板外侧采取钢支架支撑措施。另外，在大风天气在场区临时堆土表面覆盖防尘网。为防止临时堆土风蚀产生水土流失对堆土场表面及时洒水，使表面自然固化。要求施工时的挖方要及时回填，尽量减少堆土场的堆土量。施工结束后，施工单位必须对施工场地及施工生活区进行土地整治，拆除临时建筑物并将建筑垃圾及时运往太阳山开发区垃圾场堆放，避免产生新的水土流失。根据本地气象资料和场地地质资料，项目运行后太阳能光伏板虽然会汇集一定的雨水，因此光伏阵列区及四周设置排洪沟。10.6.2绿化本工程的绿化重点应在电站空地及建筑物周围。建筑物四周绿化以不影响生产、不防碍交通，采光通风为原则，综合考虑生产工艺和建筑布局，在乔、灌、草合理布局的原则下以实用、美观为主。阵列区的绿化，应确保太阳能电池阵列单元采光性，以种草为主，在不影响采光的前提下，可以种植低矮植物篱。草坪的种植方式主要有草籽播种、草茎撒播、草皮移植等方法。在草坪长成后要经常修剪，修剪能控制草坪的高度，促进分蘖，增加叶片密度，抑制杂草生长，使草坪平整美观。为了使草坪保持良好的生长，其土壤保持适宜的水分是重要的植保措施。微喷灌溉方式需水历时时间短、灌水次数多、灌溉均匀，是草坪较理想的灌溉技术，但成本较高，根据目前实际情况，尤其是太阳能光伏发电目前一次性投资大，建议采用洒水车定期浇水。10.7结论(1)根据吴忠市环境监测站2007年11月15～19日对该区域大河台及杜家圈环境空气现状监测点的监测资料，该项目所在区域太阳山移民开发区SO2、NO2日平均浓度、年均值均满足《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及修改单的通知中二级标准，PM10略有超标，全年最大超标倍数为2.89。84 XX根据吴忠市环境监测站于2007年12月16～17日对苦河水上下游布设的监测断面的现状监测数据，本工程所在区域地表水主要为苦水河，根据资料显示，苦水河河水水质一般，满足《地表水质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅳ类标准的要求。拟建项目区域周围地区空旷，噪声主要为交通噪声，由于车流量少，目前项目区噪声现状很好，满足《声环境质量标准》中3类标准。(2)项目完工后施工扬尘、施工噪声、施工生产生活废水、固废随之消失，进而转变为电站运营过程中电站员工工作期间产生的生活污水，生活垃圾等。由于此时电站基础设施建设已完成，生活污水排入自建的化粪池，集中收集后运往开发区污水处理站，生活垃圾被集中收集后送往垃圾处理场，因此生活垃圾、生活废水不会对环境产生较大影响。(3)本项目投运后，对周围环境无大的影响。由以上的分析结论可以看出：本项目拟采取的污染防治措施是积极、合理的，同时也是可行的。本项目的建设符合国家清洁能源综合利用的环保政策,工程的建设从环保角度分析是可行的。11消防、劳动安全与工业卫生11.1消防11.1.1建构筑物的防火间距拟建项目总平面布置严格执行《建筑设计防火规范》(GB50016—2006)、《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》(CECS84-96)及《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》(CECS85-96)等有关规定，保证建构筑物之间的防火间距符合消防要求。11.1.2主建筑物消防措施在电缆沟工程中的工艺路线设计过程中，考虑消防防火要求。在各电器控制装置设计中，有火灾危险的场所设置事故照明设施，对防雷建构筑物采取相应的避雷措施防击雷电引发的火灾；按规范要求对有防火防爆要求的生产场所配置相应的电气设备和灯具。各防火分区及各主要控制室墙体均采用非燃烧体材料，各重要防火区隔墙门采用防火门。11.1.3交通要求84 XX电站道路采用混凝土路面，路面宽度设计保证消防车辆顺利通过。通往控制室、光伏阵列区及进站主干道路两侧增设人行道。11.2劳动安全为了保护劳动者在我国电力建设中的安全和健康，改善劳动条件，电站设计必须贯彻执行《中华人民共和国劳动法》、《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》、《安全生产监督规定》等国家及部颁现行的有关劳动安全和工业卫生的法令、标准及规定，以提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在电站劳动安全和工业卫生的设计中，应贯彻“安全第一，预防为主”的原则，重视安全运行，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生防范措施和防护设施与本期工程同时设计、同时施工、同时投产，并应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的安全与健康。11.2.1防雷电由于太阳能电池阵列的面积大，而且安装在没有遮盖物的室外，因此容易受到雷电引起的过高电压的影响，所以必须考虑相应的防雷措施。避雷元件要分散安装在阵列的回路内，也安装在接线箱内；对于从低压配电线侵入的雷电浪涌，必须在配电盘中安装相应的避雷元件予以应对；必要时在交流电源侧安装耐雷电变压器。11.2.2防电伤(1)所有电气设备均按照现行的《电气设备安全设计导则》(GB4064-1993)要求进行设计；(2)所有电气设备的接地均按照现行《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB50169-2006)要求进行设计，电气设备均接地或接零；(3)按规定配置过载保护器、漏电保护器；(4)为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施；(5)电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最小间距符合配电装置设计技术规程规定的要求；(6)为确保工作人员自身安全以及预防二次事故，在作业时必须穿适当的防护服装，如戴安全帽、带好低压绝缘手套、穿安全防护鞋或轻便运动鞋等；84 XX(7)检修太阳能电池组件时，应在表面铺遮光板，遮住太阳光后再进行维修；同时尽量避免雨天作业；11.2.3防噪声、振荡1)噪声的防治措施：设备订货时提出设备噪声限制要求，对于变压器、逆变器等噪声设备隔声措施使其噪声满足《工业企业噪声控制设计规范》(GBJ87-1985)的要求。2)站区布置建筑设计应考虑防噪措施。3)防振动危害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。主设备和辅助设备及平台的防振设计应符合《作业场所局部振动卫生标准》(GB10436-1989)及其它有关标准、规范的规定。11.3工业卫生工业卫生设计应充分考虑电站在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。11.3.1防暑、防寒及防潮1)本工程所有防暑降温和防潮防寒设计都应遵循《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2002)、《采暖通风与空气调节设计规范》(GB50019-2003)等电力标准、规范。2)生产操作人员一般在单元控制室或值班室内工作，根据当地气象条件，控制室设置空调系统。3)场内各工作间均设置冬季采暖设备防寒，以保护运行人员身体，提高工作效率。4)在配电间设置通风设施。11.4其它安全措施1)项目区应设有安全教育培训机构并配置有相应的教育设备。2)项目区应设有医务室，完全可以医治职工常见病及临时处置工伤事故。12电站总平面布置及施工进度12.1场址概况场址为单一场址。位于宁夏吴忠市太阳山移民开发区内，太阳能光伏电站位于211国道宁夏发电集团公司风力发电站以南3公里84 XX，太阳山330KV变电所以北2公里，东距盐池县直线距离约75km，西北距吴忠市直线距离约58km，西南距同心县直线距离约62km。地处N37°17´，E106°29´，海拔1,385～1,431m。拟建场址规划区内为半荒漠土地，非农业用地，场地开阔，地势较平坦，微有起伏，略有丘陵地貌。12.2建场地区交通运输公路：开发区西邻国道G25高速公路，东连国道G211、307、省道302（盐兴）、203（惠平）、101等主要公路干线。正在建设的矿区公路、园区道路、太阳山城区路网骨架基本形成；中宁至盐池高速公路在此设有出口并已通车，高速公路太阳山连接线已建成通车。目前已修筑园区道路11条，总长30.2公里，乡村道路达40公里。铁路：中（银）太铁路从太阳山城区北部通过并设有客运、货运车站。12.3电站总体布置设想12.3.1太阳板阵列平面布置电池方阵的占地面积及布置方式与电站所处地理位置的纬度、是否采用跟踪装置密不可分。按照经验，电池组件间的间距要满足以下条件：如果在太阳高度角最低的冬至那一天，从当地时间午前9时至午后3时之间，其电池板组件的影子互相不影响，则对阵列的电池板输出没有影响。吴忠冬至这一天的早晨9点（当地时间），太阳的高度角为16°，太阳方向角为42°。如果，太阳板全部是跟踪式布置，由公式“Ls=L1×coth×cosa；Lw=L2×coth×sina（Ls为前后间距，Lw左右间距，L1为板短边投影高度，L2为板长边投影高度，h为太阳高度角，a为太阳方位角）”计算阵列的间距。现根据太阳能电池板外形与数量，固定安装系统方案电站总平面规划面积为61公顷。12.3.2电场总体规划电场按500MWp高压并网光伏电站设计。本期建设20MWp太阳能光伏电站，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。对装机型式作了具体的规定：全部采用带简易跟踪装置的平板式光伏电池组件。为配合这种光伏阵列，并网逆变器采用40台500kW等级的设备。84 XX12.3.3电站道路布置进厂道路拟为三级道路，路面宽7m。站内道路分主要道路、人行道二级。主要道路顺接进厂道路布置在厂区建构筑物前面，路宽6m；人行道布置在每排电池板的前侧，并每隔五列与纵向人行道形成路网，路宽1.5m。12.3.4电站管线布置电站内附属设施的水、电，可就近从太阳山移民开发区设施中接入。太阳能电池板阵列组中的电流由电缆从电缆沟引入电气设施。12.3.5场址技术经济指标见表12-3-1表12-3-1场址技术经济指标一览表序号项目单位场址1场址总征（用）地面积公顷611.1场区征地面积公顷60.21.2场外公路征地面积公顷0.241.3施工区用地面积公顷0.562场外公路长度m1003场址土石方工程量挖方104m320填方104m3163.1场区土石方量挖方104m320填方104m3143.2场外公路土石方量挖方m34000.00填方m37800.012.4施工总进度太阳能光伏电站的总体施工进度安排如下：一期建设20MWp，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施，力争半年建成并投入运营。13工程设计概算13.1编制说明13.1.1场址概况XX太阳能光伏电站位于宁夏吴忠市太阳山开发区内，地势平整开阔，交通条件便利。84 XX13.1.2工程概况本工程光伏电池组件型式太阳能电池组件全部采用固定安装方式，占地61公顷，电池板总数为71680面，计算方式见7.2节。注:本工程概算投资含征地费用,不含配套送出费用13.2编制原则及依据1)可研设计阶段的图纸及设备清册。2)依据国家、部门及宁夏地区现行的有关文件规定、费用标准等，设备价格按2008年计列，当地材料价格按宁夏地区2008年11月份计列。3)《电力工业基本建设预算管理制度及规定》(2002年版)。4）<<电力建设工程概算定额>>“建筑工程”(2001年修订本)；“电气设备安装工程”(2001年修订本)，<<电力建设工程预算定额>>“调试”(2002年修订本)，不足部分参考电力建设工程预算定额或类似工程预算。5）宁夏电力行业建设定额站文件宁电行定[2007]05号文《关于发布"宁夏地区2007年度发电安装工程定额基价、装置性材料价格及综合价格调整系数"的通知》6）宁夏电力行业建设定额站文件宁电行定[2007]8号文“关于发布《宁夏地区2006年度发送变电工程定额材料与材料机械调整办法》的通知",对建筑、安装工程定额进行调整,按价差处理列入总估算表。13.3调整系数13.3.1人工工资:1)安装工程人工工资为31元/工日,建筑工程人工工资为26元/工日。2)人工工日单价调整：地区工资性补贴的调整执行电力工程造价管理与定额管理总站（以下简称“总站”《关于公布各地区工资性补贴的通知》（电定总造[2007]12号），每工日增加1.37元（即3.77-2.4=1.37元/工日），计入直接工程费，作为计取各项费用的基数。13.3.2设备价格:方案主要机电设备价格：太阳能电池组件12.0元/W逆变器1.900元/W84 XX13.4材料预算价格13.4.1安装工程材料预算价格执行宁夏电力建设定额站宁电行定[2008]03号文。13.4.2建筑工程按照《电力工程建设概算定额一建筑工程》(2006年版)中的材料预算价格执行,建筑工程价料价差按宁夏地区价格计算。13.4.3安装工程:材机调整系数:13.20%(宁电行定[2008]03号文)13.4.4建筑工程按青电行定[2008]03号文附表调整。13.4.5建筑主要材料单价:钢筋:4600元/吨水泥:315元/吨中沙:68元/m3砾石:31元/m313.5取费标准13.5.1太阳能电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准。13.5.2参照《电力工业基本建设预算项目划分及费用性质划分办法》执行。13.5.3基本预备费按2%计列。13.5.4建设期利息按5.94%(按季结息)计列（一年）13.5.5取费标准见表13-2表13-2发电工程建筑及安装工程单价取费标准表编号费用名称建筑工程安装工程费基费率%费基费率%一直接工程费1基本直接费2其它直接费1）冬雨季施工增加费基本直接费2.42人工费28.272）夜间施工增加费基本直接费0.33人工费5.813）施工工具用具使用费基本直接费0.59人工费14.103现场经费1）临时设施费基本直接费4.97基本直接费5.832）现场管理费基本直接费4.36人工费42.9684 XX二间接费1企业管理费1）企业基本管理费基本直接费2.85人工费40.182）职工基本养老保险和失业保险费基本直接费4.84人工费43.363）工会经费、教育经费和住房公积金基本直接费1.80人工费14.92财务费用基本直接费1.20基本直接费1.03施工机构转移费基本直接费1.31人工费18.46三计划利润一+二6.00一+二7.00四税金一+二+三3.41一+二+三3.4113.6方案概算表中国节能投资公司太阳山光伏并网发电综合估算表序号工程和费用名称估算价值(万元)建筑安装工器具及其它　　设备　生产家具　合计工程　工程购置费费用　　总计(A+B)4966.0032290.002038.00　1062.0540356.05Ⅰ工程费用4966.0032290.002038.00　　39294.00一太阳能系统4590.0030000.001760.00　　　1太阳能电池系统4500.0025000.001600.00　　31100.003逆变系统90.005000.00160.00　　5250.00　　　　　　二电气系统176.002180.00248.00　　2604.001升压站60.00160.0030.00　　250.002主变压器6.0040.008.00　　54.003厂用电10.0020.0010.00　　40.0084 XX3.1直流系统10.0020.0010.00　　40.003.2电缆60.001800.00120.00　　1980.004通讯20.0020.00　　40.005控制系统20.0060.0040.00　　120.006消防10.0060.0010.00　　80.00三运杂费　80.00　　　80.00四附属生产工程200.0030.0030.00　　260.00Ⅱ其它费用　　　　787.74787.741土地使用费　　　　54.0054.002建设单位管理费　　　　235.76235.763工程建设监理费　　　　235.76235.764生产职工培训费　　　　10.0010.005勘察测量费　　　　117.88117.886设计费　　　　100.00100.007联合试运转费　　　　34.3334.33Ⅲ预备费　　　　66.0066.001基本预备费　　　　66.0066.002涨价预备费　　　　　　Ⅳ建设期利息　　　　160.00160.00Ⅴ铺底流动资金　　　　48.3148.3114财务评价14.1概述：XX太阳能科技有限责任公司太阳山光伏电站二期实际装机容量为20.0704MWp，多年平均上网电量在3255.65万KWh，项目总投资为40356.05万元，工程建设期为半年。按照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及现行的有关财税政策，采用中国电力工程顾问有限公司的《电力工程经济评价软件》进行经济效益分析。84 XX14.2基本数据：14.2.1资金来源：14.2.1.1工程注册资本金占全部投资的20%，其余80%投资通过融资渠道解决。融资为商业银行贷款，贷款年利率5.94%计算。14.2.2原始数据:本工程财务评价计算中使用的原始数据来源于国家有关规定及业主提供的有关数据和设计数据主要数据如下:平均材料费10元/Mwh年人均工资40,000元/人年其他费用10元/Mwh折旧年限15年福利费系数41%(考虑了职工基本养老保险和失业保险费以及住房公积金、医疗保险金等)所得税25%增值税17%(财政部和国家税务总局财税[2001]198号,应纳税额减半征收)14.3分析和评价：14.3.1发电效益计算:本工程作为电网内实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网电价和上网电量计算。在计算期内，按含税上网电价计算。发电收入扣除总成本费用和销售税金后即为发电利润，再扣除应交所得税后即为税后利润。税后利润提取10%的法定盈余公积金，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。14.3.2清偿能力分析:按经营期含增值税上网电价进行贷款还本付息计算，还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧等。从项目的资金来源与运用表可以看出，满足机组投产后15年内还清贷款，还完贷款后各年收支平衡并有赢余，能保证正常经营。84 XX从本项目的资产负债表可以看出，在建设期和投产初期资产负债率高，但随着机组投产后还贷能力的增加，资产负债率逐渐不降，还清固定资产本息后，项目经济效益较好，说明项目财务风险度不大，偿还债务的能力较强。14.3.3敏感性分析：本太阳能电场的不确定性因素主要为固定资产投资和上网电价，根据其可能变化情况，分析其对所得税后全部投资财务内部收益率及自有资金财务内部收益率的影响。计算结果见敏感性分析表。14.4电价测算：装机容量20MWp，建设期半年，在电池组件价格为12元/W时，总投资为40356.05万元人民币。年上网电量为3255万KW/h，项目资本金内部收益率为6.01%，初步测算得上网电价1480元/MWh。14.5财务评价指标分析从本工程项目全部资金、中方资金、自有资金财务现金流量表看出,财务评价指标见如下表：中国节能投资公司太阳山光伏并网发电基础数据序号名称数值单位1项目总投资40356.05万元2单位造价20178.02元/KW3年运行小时1881.1小时14工业水价格4元/吨15电站定员30人16年工资福利费4万元17发电功率20.000MW18自用电率1%　19售电电价1.48元/KWh25供电功率19.800MW26年供出电量3254.808万KWh27增值税17.0%　28所得税25%　29城市维护建设税7%　30教育附加3%　31银行利息5.346%　32银行贷款比率80.00%　33项目内部收益率（税后）7.90%　34项目内部收益率（税前）8.71%　35财务净现值：(税后)6173.35万元36财务净现值：(税前)9573.27万元37投资回收年限（税后）10.80年38投资回收年限（税前）10.80年84 XX39投资利润率2.963404%　40投资利税率4.12%　当上网电价为1480元/MWh时，项目资本金内部收益率为7.9%，投资回收期10.8年，项目资本金净利润率为2.96%，该项目在经济上基本可行的。14.6结论根据以上电价初步测算可以看出，当电池组件价格在10.5元/W时，上网电价约在1480元/kWh（含税）时，项目在经济上基本可行。太阳能光伏电站的建设，可以为后续当地大规模光伏并网电站提供丰富的建设、设计、运营经验，同时通过太阳山光伏电站的运营，可以收集到第一手的资料，为将来建设低成本的光伏电站打下坚实的基础。大规模的光伏并网电站可以充分利用当地的太阳能资源，改善宁夏的能源结构，减少环境污染有着良好的社会效益。建议业主抓紧太阳能电站建设工作，争取早日投产发电，取得良好的经济效益和社会效益。15存在问题与建议15.1太阳能电池组件价格光伏电站的太阳能电池价格一般占总投资的60%以上。在本项目投资估算中，太阳能电池组件价格按12元/kWp进行计列，根据市场调查，转换效率14%的单晶硅电池国内销售价基本在9～15元/瓦之间，此价格是合理的。15.2发挥减排效益，申请CDMCDM（清洁发展机制）作为国际社会对全球气侯变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低的成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转。根据《京都议定书》的规定，清洁发展机制应该有双重目的：既帮助发展中国家实现可持续发展及公约的目标，又帮助发达国家实现其在议定书下的减限排承诺。清洁发展机制是一项“双赢”机制：一方面，发展中国家通过这种项目级的合作，可以获得技术和资金甚至更多的投资，从而促进国家的经济发展和环境保护，实现可持续发展的目标；另一方面，通过这种合作，发达国家将以远低于其国内的减排成本实现其在“京都议定书”84 XX规定下的减排指标，节约大量的资金，并通过这种方式将技术、产品甚至观念输入到发展中国家。对发达国家来讲，要实现其在《京都议定书》规定下的减排指标，就需对其能源结构进行调整，对高耗能产业进行技术改造和设备更新，或通过大面积的植树造林活动来实现，但都需要高昂的成本，甚至付出牺牲为代价。根据日本经济模型测算，在日本境内减少1吨二氧化碳的边际成本为236美元，美国为153美元，经合组织中的欧洲国家为198美元；当日本要达到在1990年基础上减排6%温室气体的目标时，将损失发展量的0.25%。如果发达国家在中国进行项目合作，减排的边际成本每吨二氧化碳可降到20美元。中国经济正处于高速增长阶段，实施可持续发展战略已经成为中国实现社会经济发展目标的重要考虑，中国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一，加之具有良好的投资环境，开展CDM合作的市场前景广阔，为主要的发达国家所看好。我国在CDM项目开发上具有巨大的潜力，据专家估算，中国的CDM开发潜力占全球总量的50%以上。2010年以前,大约有30～50亿美元的CDM交易将来自中国,并可产生150～250亿美元的项目投资。由此看来，在我国实施CDM项目将会带来诸多积极的效果:有助于地方经济的发展——通过技术转让和额外的资金投入，开发出新的项目和新的就业机会，从而带动地方经济的发展，培养出地方的可持续发展能力。有助于提高资源和能源的利用效率，并充分利用和开发可再生资源，以实现可持续发展和循环型社会的目的。通过开发可再生能源，并提高能源利用效率，从而减少污染物的排放，保护环境，并提高经济效益。通过开发项目，减少温室气体的排放，从而保护自然和森林植被；通过吸收额外的资金和技术转让，从而帮助我国发展经济。因此，我们应最大限度地利用CDM项目所带来的商机和挑战，通过国际合作争取我国经济发展所需要的资金和技术，以实现我国环境、经济和社会效益的可持续发展。光伏发电不但属于清洁能源，也属于《京都议定书》中规定的清洁机制范围，获得减排义务国的资助可能性也很大，随着《京都议定书》的正式生效，许多具有减排义务的国家表现出购买CO2减排量的积极态度，通过CDM（清洁发展机制）项目购买承担国的温室气体排放量来履行其在京都议定书下的义务。84 XX宁夏回族自治区对发展光伏发电十分重视，为加快开发利用太阳能资源，进行电力结构调整和优化资源配置，实施可持续发展战略，选定的20MWp并网光伏电站为宁夏发展太阳能发电事业前进了一步。15.3建议电站工程装机容量为20MWp。本期工程每年减排温室效应气体CO2约5万吨，业主可以申请获得CDM资助，随着电站工程的实施，如果有先进的技术或额外资金的支持，加之如果成功的申请获得CDM项目，按减排每吨CO2价格为6欧元计算，本项每年可获得310万元的减排资金。对今后此项目减轻投资压力和生产运行的成本都有着积极的促进作用。鉴于清洁发展机制（CDM）项目对本工程的经济效益有一定的影响，建议业主尽快开展CDM项目的相关工作。由于太阳能光伏发电是一项新型产业，项目初投资较大，建议业主积极考虑采用政府低息或贴息贷款，目前宁夏电力公司原则上同意该项目接入宁夏电力系统，业主方应与政府有关部门及宁夏电力公司协商确定上网电价。16附经济评价分析表17附图1太阳山光伏电站选址图2电气主接线图3光伏电站平面布置图84'