青海海南州20MW并網光伏2第35頁共34頁青海.海南州20MW并網光伏發電項目可行性分析報告 皇明潔能控股有限公司2013年

目錄TOC\o"1-4"\h\z\u第一章前言 4一、編制海南州20MW并網光伏發電示范項目可行性研究報告總則及依據 4二、項目建設背景 5三、海南州20MW并網光伏發電項目的目的及意義 6第二章項目條件分析 7一、項目概況 7二、海南州狀況 7第三章太陽能光伏系統簡介 9一、光伏發電簡介 9二、太陽能發電系統分類及選擇 10第四章產品競爭力分析 12一、產品競爭能力分析 12二、項目風險分析 15第章五項目實施方案 16一、投資環境 16二、項目環境保護 17三、項目實施計劃 17第六章項目設計方案 18一、設計總則 18二、光伏組件 18三、電氣方案簡述 20(一)光伏系統的組成 20(二)光伏并網逆變器 21（三）光伏陣列直流防雷匯流箱的設計 23（四）直流配電柜設計 24（五）光伏陣列匯流系統設計 25（六）35kV高壓配電裝置 25四、防雷設計 26五、接地 27六、監控系統 27七、遠動及通信 28八、建筑結構部分 28九、供排水系統 29十、消防系統 30十一、采暖與通風 30第七章本系統設備配置及費用 31第八章效益分析及評價 32一．節能量計算 32二．環境影響分析 32三．經濟效益簡析 32四、能源投資分析 33第九章可行性研究結論 34一、結論 34二、建議 34

第一章前言本項目為太陽能光伏發電應用項目，擬建設裝機容量為20MW的太陽能光伏發電項目，并給出投資與效益分析和風險分析。項目基本信息如下表所示名稱內容備注項目名稱海南州20MW地面式高壓并網光伏電站地理位置青海省海南州電站類型地面式高壓35kV并網電站電站占地面積550畝電站容量20MW太陽能電池類型單晶硅250Wp電池組件25年平均每年發電量3330萬kW·h項目總投資（成本）18200萬元一、編制海南州20MW并網光伏發電示范項目可行性研究報告總則及依據（二）可行性報告編制依據（1）《中華人民共和國可再生能源法》（2）《中華人民共和國節約能源法》（3）國家發展改革委《可再生能源發電有關管理規定》（4）國家發展改革委《可再生能源發電價格和費用分攤管理辦法》（5）《國家十二五可再生能源規劃》（6）發改委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（7）財政部《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》（8）國家能源局《光伏發電工程預可行性研究報告編制辦法》（9）國家能源局《光伏發電工程規劃報告編制辦法》二、項目建設背景傳統的燃料能源正在一天天減少，對環境造成的危害日益突出，同時全球還有20億人得不到正常的能源供應。這個時候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能夠改變人類的能源結構，維持長遠的可持續發展。這之中太陽能以其獨有的優勢而成為人們重視的焦點。豐富的太陽輻射能是重要的能源，是取之不盡、用之不竭的、無污染、廉價、人類能夠自有利用的能源。太陽能每秒鐘到達地面的能量高達80萬千瓦，假如把地球表面0.1%的太陽能轉化為電能，轉變率5%，每年發電量可達5.6×1012近幾年國際上光伏發電快速發展，世界上已經建成了幾十座兆瓦級光伏發電系統。美國是最早制定光伏發電發展規劃的國家。1997年又提出了“百萬屋頂”計劃。日本1992年啟動了新陽光計劃，到2003年日本光伏企業生產占世界的50%，世界前10大廠商有4家在日本。而德國新可再生能源法規定了光伏發電上網電價，大大推動了光伏產業的發展，是德國成為繼日本后世界光伏發電發展最快的國家。瑞士、法國、意大利、西班牙、芬蘭等國，也紛紛制定光伏發展計劃，并投巨資進行技術開發和加速產業化進程。中國太陽能資源非常豐富，理論儲量每年達17000億噸標準煤。太陽能資源開發利用的潛力非常廣闊。中國地處北半球，南北距離和東西距離都在5000公里以上。在中國廣闊的土地上，有著豐富的太陽能資源。大多數地區年平均日照輻射量在每平方米4千瓦時以上，西藏日輻射量最高達每平方米7千瓦時。年日照時數大于2000小時，與同緯度的其他國家相比，與美國相近，比歐洲、日本優越得多，因而有巨大的開發潛能。中國光伏發電產業于20世紀70年代起步，90年代中期進入穩步發展時期。太陽能電池及其組件產量逐年穩步增加。經過30多年的努力，已迎來了快速發展的新階段。在“金太陽工程”、“太陽能光電建筑”和“上網電價”等國家項目及世界光伏市場的有力拉動下，我國光伏發電產業迅猛發展。據統計數據顯示，2009年是我國太陽能光伏產業快速發展的一年。從三月份財政部出臺的《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》，到七月份財政部出臺的金太陽補貼政策，國家的一系列政策均加速了光伏產業的發展。受益于國家的支持和激勵措施，許多大型光伏發電項目示范項目紛紛涌現，整個光伏產業出現了前所未有的投資熱潮。太陽能光伏發電在不遠的將來會占據世界能源消費的重要席位，不但要替代部分常規能源，而且將成為世界能源供應的主體。預計到2030年，可再生能源在總能源結構中將占到30%以上，而太陽能光伏發電在世界總電力供應中的占比也將達到10%以上；到2040年，可再生能源將占總能耗的50%以上，太陽能光伏發電將占總電力的20%以上；到21世紀末，可再生能源在能源結構中將占到80%以上，太陽能發電將占到60%以上。這些數字足以顯示出太陽能光伏產業的發展前景及其在能源領域重要的戰略地位。根據《可再生能源中長期發展規劃》，到2050年將達到600GW（百萬千瓦）。預計，到2050年，中國可再生能源的電力裝機將占全國電力裝機的25%，其中光伏發電裝機將占到5%，未來十幾年，我國太陽能裝機容量的復合增長率將高達25%以上。三、海南州20MW并網光伏發電項目的目的及意義（一）調整海南州及青海青海省能源結構，防止資源枯竭，走可持續發展之路。青海海南州目前主要依靠傳統能源發展經濟，其石油天然氣等傳統能源儲量豐富，但這些傳統能源畢竟為一次性能源，全球眾多的資源枯竭城市的發展案例已經向我們證明，單一依靠一種能源，或者單一依靠傳統能源，我們的發展是沒有出路的。資源枯竭之后怎么辦？積極發展太陽能光伏發電，調整我市的能源發展結構，使太陽能發電在我市能源和電力消費中占有一定比例，逐漸走可持續發展之路。（二）為青海省、乃至全國的太陽能發電積累經驗海南州是太陽能資源非常豐富的地區，適合發展太陽能發電。目前青海省塔里木盆地已經有兆瓦級光伏電站的建設，如本項目20MW光伏發電項目的建設并順利并網，既在一定程度上調整了海南州能源結構，同時在全國范圍內為新能源的利用起到示范作用。在獲得國家和省支持力度上也占得先機。第二章項目條件分析一、項目概況本項目為太陽能光伏發電應用項目，擬建設裝機容量為10MW的太陽能光伏發電項目，并給出投資與效益分析。二、海南州狀況海南州地理位置簡介海南州陸地面積為4.125萬平方公里，最低海拔海南藏族自治州為2160米，最高海拔為5305米，分為三大土地類型：山地、高臺灘地、河湖谷地。山地占土地總面積的53.3%。高臺灘地占總土地面積的34.3%，該類地自然條件好，是當前乃至今后的農牧業發展區。河湖谷地占土地總面積的12.4%，這類地地勢低平，熱量、水源和土壤條件較好，是主要的農業生產區。太陽能資源分布區太陽能資源分布區海南州氣象條件簡介海南州屬于典型的高原大陸性氣候區。其特征是大氣稀薄，干旱少雨，光照時間長，太陽輻射強，氣候溫涼寒冷，氣溫年較差小、日較差大。春季干旱多風，夏季短促涼爽，秋季陰濕多雨，冬季漫長寒冷。全年平均氣溫在4℃左右，以溫涼寒冷氣候為主。我國的太陽能資源按日照時間和太陽能輻射量的大小，全國大致上可分為四類地區：一類地區:全年日照時數達到3200～3300小時的地區，主要包括青藏高原、甘肅省北部、寧夏北部和新疆南部等地。二類地區:全年日照時數達到3000～3200小時的地區，主要包括河北省西北部、山西省北部、內蒙古南部、寧夏南部、甘肅省中部、青海省東部、西藏東南部和新疆南部等地。一、二、三類地區，年日照時數大于2000h，是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區，面積約占全國總面積的2／3以上，具有利用太陽能的良好條件。四、五類地區雖然太陽能資源條件較差，但仍有一定的利用價值。由此可見，海南州位于一類地區，非常適合太陽能發電。累年光照輻射強度達到6900MJ/m2年；累年平均氣溫3.3℃。累年極端最高氣溫31.3℃，出現日期：1975.7.17。累年極端最低氣溫-28.9℃，出現日期：1961.01.13。累年平均風速2.1m/s。累年瞬時最大風速為36.1m/s，出現日期：1965年10月8日。累年平均降水量為307mm。累年最大凍土深度133cm，出現于1967年2月11日～13日。海南州縣交通運輸及電力情況簡介海南州縣交通運輸，海南州縣東距省會西寧150公里，目前，以州府恰卜恰為中心，以國道、省道，即青藏公路（G109線）、青康公路（G214線）、西久公路（S101線）為橫軸線，以河（卡山南）南（巴灘）公路、大（水橋）黃（沙頭）公路、青（海湖）貴德公路、尕（海灘）貴（南）公路為縱軸線，縣鄉村地方道路為補充，連接黃河兩岸五縣，36個鄉鎮的“三橫四縱”公路網主骨架已初成格局。2013年開通的拉雞山隧道從西寧到海南州的交通狀況得到改善，大大縮短了兩地的往返時間。近年來，海南州供電公司緊緊圍繞州委、州政府加快富裕文明和諧新海南建設戰略目標和海南藏區經濟跨越發展的總體要求，以保障海南經濟發展和農牧民群眾生活用電為使命,積極實施“優質、方便、規范、快捷”的服務方針，在實踐中不斷建立、完善企業管理和運營機制，促進了電力建設的改革和發展，為全州工農業生產和群眾生活創造了良好的供用電環境。全州5個縣及黃南州澤庫縣的王家、和日、寧秀西部3鄉的供電任務，供電面積4.5萬平方公里，營業戶數10.69萬戶。近年來，電網以110千伏單環網為主干網架，有110千伏變電站7座，變電容量329.8兆伏安；110千伏線路12條，總長733.608千米；35千伏變電站23座，變電容量96.15兆伏安；35千伏架空配電線路29條，總長836.01千米；10(6)千伏線路101條，總長5779.74千米。2011年，全網最大負荷13.66萬千瓦。第三章太陽能光伏系統簡介一、光伏發電簡介“光伏發電”是將太陽能直接轉換為電能的一種發電形式。1839年，法國科學家貝克勒爾首先發現了“光生伏打效應”。然而，第一個實用單晶硅光伏電池直到一個多世紀后的1954年才在美國貝爾實驗室研制成功。20世紀70年代中后期開始，光伏電池技術不斷完善，成本不斷降低，帶動了光伏產業的發展。光伏產業是20世紀80年代以后世界增長速度最快的高新技術產業之一。最近五年的平均增長率為35%，趨快速、增速發展勢頭。技術水平和自動化程度不斷提高，商品化電池效率達到14%-19%，生產規模不斷擴大向100-200MW發展。大企業集團參與并占主導地位，2002年世界前10名廠商光伏組件生產量占世界總產量的89%，充分體現了現代化高科技產業的發展特征。20年來，晶體硅光伏組件成本下降了兩個數量級。2012年光伏組件成本可以下降到1美元/Wp；隨著光伏組件成本的不斷下降，光伏市場發展迅速。2002年世界光伏系統的總裝機容量達到2GW。其中并網發電占到總光伏應用的51%，已成為最大的光伏市場，并成為電力工業的重要組成部分。根據2011年7月14日國家發改委發布的《國家發展改革委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》第一條第二項規定2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，除西藏外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。受該政策影響2011年中國光伏市場總裝機容量竟達到2.8GW以上，預計2020年世界光伏組件的發電量將達到274TWh,相當于當時全球發電量的1%；2040年世界光伏發電量將達到7368TWh,，相當于當時全球發電量的21%。1973年我國太陽電池首次應用于海港浮標燈，經過30多年的發展，光伏發展技術有了很大的提高，光伏電池轉換效率單晶硅電池實驗室效率達24.7%，規模化生產效率為15%，多晶硅實驗室效率為18%，規模化生產效率為11%，與發達國家相比，技術差距在不斷縮小。市場上形成了單晶硅和多晶硅兩種主打光伏電池產品的局面，填補了我國多晶硅片規模化生產的空白。2006年底，我國光伏產業總的生產能力達到450MW。光伏系統累計裝機容量達到80MW。太陽電池組件成本不斷降低，售價由上世紀80年代初的65-70元/Wp降低到2006年的24-28元/Wp。隨著光伏技術的不斷發展，成本會有繼續下降的空間，受國際大環境及科技進步等因素影響2011年中國光伏組件下降到了6-7元/Wp，已經接近硅板的成本價，隨著國際光伏產業的回暖不排除價格回升現象。二、太陽能發電系統分類及選擇太陽能發電系統分類及選擇有結構簡單、清潔、安全、無污染、無排放、無噪音、資源廣泛的優點，但也存在能量密度低、隨機性、間歇性、對地區位置等地理環境要求較高等缺點。（一）并網太陽能發電系統在太陽照射下，太陽能電池方陣發出的電通過逆變器和控制器與電力系統并網。有陽光照射時，太陽能發電系統工作，將太陽能轉換成電能向變電所母線輸送電能，利用低壓配電系統向負荷供電；無陽光照射時，由電力系統的電網通過高壓供電系統、變壓器、低壓配電系統向負荷供電。如圖1所示圖1光伏并網發電系統概要圖（二）獨立太陽都能發電系統在陽光照射下，太陽能電池方陣發出的電能通過逆變器和控制器直接向負荷供電，同時為蓄電池充電；無陽光照射時，蓄電池放電，通過逆變器和控制器向負荷供電。如圖2所示圖2獨立光伏發電系統概要圖在我國的西部光明工程中，為解決偏遠地區農民和牧民的用電問題，就大部分采用了這種獨立太陽能發電系統。（三）太陽能獨立發電系統與并網發電系統優缺點獨立太陽能發電系統不需要市電，可免去接引電網電源設備及線路費用。適合于難以取得電網電源、獨立的小容量用電設備，且用電設備失去電源后，不會造成特大的損失的場所。但是，如果負荷較大，獨立太陽能發電系統需要配置大量蓄電池及大面積機房，投資增加很大，且蓄電池壽命短，3~5年就需要更換，對環境造成嚴重污染，維護工作量也較大。并網太陽能發電系統不再需要龐大笨重的蓄電池，不存在維護和更換蓄電池的麻煩，既降低了建設成本，又節約了運行費用，同時不受蓄電池容量的限制，只要有陽光就能發電，使用更加靈活；將多余的電能送入電網，還可通過售電收入謀求投資的商業回報。（四）海南州光伏發電系統選擇海南州光伏發電系統，由于裝機容量較大，采取并網發電方式較為合適。第四章產品競爭力分析一、產品競爭能力分析（一）同領域市場分析目前，我國替代傳統發電產品技術主要有：風能、太陽能、水能、生物質能、地熱能、海洋能等六大類可再生能源。1、風能發電是風能轉化為電能的過程。風能的利用地域性比較強，并且風能發電技術主要用于一些風力比較大的地區。雖然與普通發電相比，有降耗、環保作用。但產生成本高，地域性強，主要應用于交通不便、農牧區及遠離主干電網的島嶼及邊遠地區。因此，在青海發展風能發電技術不具備可行性。2、水能發電技術，利用水的重力勢能發電的一種方式。海南州無大型水系，地理位置不適宜建設稍大型水項目，只能建設一些小型零散水項目，且這項技術工藝3、海洋能指蘊藏于海水中的各種可再生能源，包括潮汐能、波浪能、海流能、海水溫差能、海水鹽度差能等。這些能源都具有可再生性和不污染環境等優點，是一項亟待開發利用的具有戰略意義的新能源，但海南州屬于內陸地區，沒有海洋資源。4、地熱能是地球內部熱源可來自重力分異、潮汐摩擦、化學反應和放射元素衰變釋放的能量等。放射性熱能是地球主要熱源。我國地熱資源豐富，分布廣泛，已有5500處地熱點，地熱田45個，地熱資源總量約320萬兆瓦。該能源應用于發電技術還不太成熟，只有小型規模試驗項目。5、生物質能是來源于農業生產行業生產的副產品，來源廣泛，價格低廉。主要用于廣大的農村地區及無電地區的日常照明系統。項目比較零散，沒有形成規模。不能進行商業化大生產，只能在局部地區進行推廣應用，目前的利用率不到3%。6、太陽能發電（1）光伏發電可達10-20倍：從新建項目所消耗能量與項目運行周期內的發電量之比，即能量的投入產出比看，目前光伏發電可達到10-15倍，在光照良好的地區高的可達到15-20倍。其中生物質能、水能和風能本質上都是太陽能的某種轉換形式和轉化環節，其本質上還是來源于太陽輻射產生的能量。（2）光伏發電具有經濟優勢：從光伏發電項目建設成本來看，隨著太陽能光伏發電的大規模應用和推廣，尤其是上游晶體硅產業和光伏發電技術的日趨成熟，建筑房頂、外墻等平臺的復合開發利用，每千瓦光伏電能的建設成本在2010年前后可能達到7000-1萬元，相比其他可在生能源已具有同樣的經濟優勢。（3）光電資源蘊含量高達96.64%：從我國可開發的資源蘊含量來看，學者和專家比較公認的數字，生物質能1億千瓦，水電3.78千瓦，風電2.53千瓦，而太陽能是2.1萬億千瓦，只需開發1%即達到210億千瓦：從其比例看,生物質能僅占0.46%，風電占1.74%，水電占1.16%，而光電為96.64%；（4）碳排放量接近零且不污染環境：從目前各種發電方式的碳排放來看不計算其上游環節：煤電為275克，油發電為204克，天然氣發電為181克，風力發電為20克，而太陽能光伏發電則接近零排放。并且在發電過程中沒有廢渣、廢料、廢水、廢氣排出，沒有噪音，不產生對人體有害物質，不會污染環境；（5）轉換環節最少最直接：從能量轉換路線來看，太陽能發電的能量轉換路線，是直接將太陽輻射能轉換為電能，是所有可再生能源中對太陽能的轉換環節最少、利用最直接的方式。一般來說，在整個生態環境的能量流動中，隨著環節的增加，轉換鏈條的拉長，能量的損失將呈幾何級增加，并同時大大增加整個系統的運作成本和不穩定性。目前，晶體硅太陽能電池的轉換效率實用水平在15-20%之間，實驗室水平最高目前已達35%；（6）最經濟、最清潔、最環保：從資源條件尤其是土地占用來看，生物能、風能是較為苛刻的，而太陽能則很靈活和廣泛。如果說太陽能發電要占用土地面積為1的話，風力則是太陽能的8-10倍，生物能則達到100倍。而水電，一個大型水壩的建成往往需要淹沒數十到上百平方公里的土地。相比而言，太陽能發電不需要占用更額外的土地，屋頂、墻角都可成為其應用的場所，還可利用我國廣闊的沙漠，通過在沙漠上建造太陽能發電基地，直接降低沙漠地帶直射到地表的太陽輻射，有效降低地表溫度，減少蒸發量，進而使植物的存活和生長相當程度上成為可能，穩固并減少了沙丘，又向自然索取了我們需要的清潔可再生能源。由此可以看出，太陽能光伏發電是我們目前可以使用的能源中最經濟、最清潔、最環保的可持續能源。（二）市場保障分析1、太陽能光伏發電系統可以無縫隙地切入到整個城市的環境當中，它可與城市景觀融為一體。與大多數常規的能源生產系統和其它的可再生能源系統最大的不同，太陽能光電板是在不產生任何噪音、沒有移動部件、或者排放的情況下完全靜態地生產電力，與此同時，整個系統還可以在不需要任何美學修飾、特定要求或環境制約因素等情況下，固定在已有的建筑物和基礎設施上。它是一項施工條件簡單、操作實施難度極低的工程項目。2、在一定的空間和資源條件下，它可以比其它可再生資源生產出更多的電力。過去的20年全球太陽能市場發展一直呈現出持續、不斷上升、發展的態勢，增長也極其迅猛，已成為增長最快的一種能源利用方式。以過去的8年統計為例：全球太陽能裝機容量以平均每年36%的速度增長，在2004年更是達到了60%，相比之下，核能和化石燃料工業僅保持一位數的增長速度。太陽能光伏發電系統的增長速度可以與其它一些高技術產品增長速度如計算機、移動電話相提并論。據最新的美國研究結果表明：如果太陽能光伏發電市場以目前的步伐繼續保持增長的話，到2040年太陽能光伏發電將在世界能源生產總量中比石油構成更大的份額。二、項目風險分析中國的化石資源短缺，油價猛漲是未來石油能源發展的總趨勢。我國高度重視節約能源和資源綜合利用的戰略問題，堅持開發與節約并重，節約優先的方針，提倡積極開發新型能源和可再生能源，這給我們帶來了發展機遇。（一）政策風險分析2013年以前年度按照財政部《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》中申報的時間為每年的4月份和8月份，2013年發改委未出具明確的支持政策，預計本月底將出臺相應的政策，本年度政策與往年相比補貼力度稍有減少，高壓發電側并網由原來的1元/kwh調整到0.8元/kwh。如果本光伏電站項目申請國家補助資金，必須盡快決策，進行項目申報，以防最后資金落空。（二）市場風險分析目前在世界發達國家太陽能發電已經商業化，但太陽能電池組件由于技術等方面因素價格還是比較高。國內的發電材料研發正在蜂擁而起，各種類型的材料正在研發、試用階段，發展勢頭迅猛，國家的補貼政策尚未穩定，補貼幅度時刻在變化。并且面對國家現有支持政策，投資方會越來越多，國家會加強審批手續。規避風險策略：盡快投資，占領市場先機來規避市場風險。（三）技術風險分析此20MW光伏發電項目在施工過程中需要注意到電池陣列的防水、防雷，防風、電氣接入等技術問題，需要提前考慮。應對此風險：通過技術方案評審把關，同時對所采購的主要材料和設備進行嚴格的檢測和校驗，規避此風險。（四）管理風險分析在管理方面，由于太陽能光伏發電技術含量高，人們了解較少，所以在實施過程中不確定因素多，涉及的部門廣，因此在管理方面容易產生協調困難，各自為政，指揮與調度不靈，施工監管不到位，后期維護無人管等風險。規避管理風險策略：盡快成立專業管理機構，從前期準備階段著手，為后期維護保養奠定基礎。建立完善內部人力資源風險防范系統和危機處理機制，控制內部人力資源風險。建立嚴格的人員招聘、考核、培訓、獎懲制度，加強和完善員工培訓、考核機制，以此來規避管理風險。上述幾種風險通過合理設計，快速實施，與專業廠商合作，能夠有效的避免，最終成功實現項目示范效應。第章五項目實施方案一、投資環境1、市場準入優惠《中華人民共和國可再生能源法》中第十四條中規定“電網企業應當與依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發電企業簽訂并網協議，全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發電項目的上網電量，并為可再生能源發電提供上網服務”。為太陽能光伏發電并網入網提供了有力的保障。2、財政扶持根據2011年7月14日國家發改委發布的《國家發展改革委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》第一條第二項規定2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，除西藏外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。3、稅收優惠（1）所得稅施行免征政策，（2）增值稅6%，城市建設稅：增值稅的5%，教育附加稅：增值稅的5%；4、金融鼓勵（1）可享受可再生能源利用貼息貸款政策；（2）向金融機構申請借款，只要符合國家信貸政策和貸款條件，已辦理完相應的財產評估、抵押、擔保、公證等手續，在金融機構資金允許條件下，3日內給予辦理；在金融機構資金不允許下，金融部門應設法籌措資金，30日內給予解決。二、項目環境保護太陽能光伏發電項目是綠色環保項目。該項目建設、生產對環境沒有影響，對大氣、生態、水態、水源等自然環境和居民的生活的影響均達到國家環保規定的標準。1、在項目工程施工中嚴格按照《中華人民共和國環境保護法》有關規定，進行施工作業。對施工垃圾和污水要進行環保處理。因此對周圍環境和居民生活不會造成影響。2、項目建成投產后，生產過程中，無廢氣、廢水、廢渣排放且無噪聲污染。3、項目環境影響評估工作在項目正式開工前進行。三、項目實施計劃（一）前期準備工作該項目在前期做了相關調研工作，收集了大量的太陽能光伏發電相關資料。為后來項目的實施提供了必要的前提。（二）施工進度計劃我方將實施本項目的過程中，將按照下表所示的計劃進行項目的總體工作安排（根據合同生效之日做相應調整）。

序號步驟名稱內容完成時間一需求調研階段系統調研和需求分析40天二安裝階段電池板安裝、逆變器安裝以及輔助設備的安裝4個月三系統調試太陽能并網系統的調試30天四試運行階段太陽能并網系統試運行1個月五竣工驗收階段太陽能并網系統竣工驗收15天第六章項目設計方案一、設計總則（一）太陽能并網發電系統在原有的高壓線路基礎上增加，采取盡量不改造原有回路的原則。（二）考慮到并網系統在安裝及使用過程中的安全及可靠性，在并網逆變器直流側加裝直流防雷接線箱。（三）系統采用三相四線的輸出方式。（四）電池組件選用HG250（五）光伏組件的支撐結構按照安裝面實際情況考慮，結構件需美觀、輕巧、牢固、安裝便捷。（六）并網逆變器采用最大功率跟蹤技術，最大限度的把太陽電池陣列輸出電能送入電網。逆變器系統顯示單元可顯示電池方陣電壓、電流，逆變器輸出電壓、電流、功率，累計發電量、運行狀態、異常報警等各項電氣參數。具有標準電氣通訊接口，可實現遠程監控。具有多種并網保護功能（比如防孤島效應等）、多種運行模式、對電網無諧波污染等特點。二、光伏組件光伏組件即太陽能板，選用皇明HG250型標準組件，峰值功率250

按國際電工委員會IEC61215：1993標準設計；

每24片電池安裝一個旁路二極管，可有效防止熱斑效應；

優質的鋁合金邊框確保組件具有較高的抗風等級，結構合理便于安裝；

采用密封防水性能好的接線盒，確保可靠的電氣連接；

每片組件經過100%的外觀檢查和電性能測試，確保組件的優良品質；

由高透光率的鋼化玻璃、抗老化的EVA、高性能晶體硅太陽電池、耐候性好的TPT層壓而成，具有良好的耐候性和抗冰雹、防水能力。光伏電池組件性能參數：序號項目內容1型式常規多晶硅組件2型號HG2503尺寸結構1640×992×4在AM1.5、1000W/m2的輻照度、25℃4.1標準功率250W4.2峰值電壓31.8V4.3峰值電流7.86A4.4短路電流8.25A4.5開路電壓37.8V4.6系統電壓1000V5最大開路電壓（在AM1.5、1000W/m2的輻照度、-10℃50V6峰值電流溫度系數0.017%/℃7峰值電壓溫度系數-0.34%/℃8短路電流溫度系數0.017%/℃9開路電壓溫度系數-0.34%/℃10溫度范圍-40/℃～+8511功率誤差范圍±3%12表面最大承壓5400Pa13承受冰雹直徑25mm的冰球，試驗速度23m/s14接線盒類型BOX0715接線盒防護等級IP6516接線盒連接線長度正極1.0m、負極1.0m17組件效率保證值15.4%18框架結構鋁合金19背面材料TPT三、電氣方案簡述(一)光伏系統的組成太陽能光伏發電系統由光伏組件、直流防雷配電柜、交直流配電柜、并網逆變器、計量裝置及上網配電系統組成。太陽能通過光伏組件轉化為直流電力，通過直流防雷配電柜集至并網型逆變器，將直流電能轉化為與電網同頻率、同相位的正弦波電流，輸出電壓為270V或400V，通過升壓變壓器與35kv電網并聯實現并網。用數據采集監控機時刻對輸出電壓進行檢測，同時對系統輸出進行平衡調整。并網型逆變器具有過/欠電壓、過/欠頻率、防孤島效應、短路保護、逆向功率保護等保護功能外，同時應考慮其電壓（電流）總諧波畸變率較小，以盡可能減少對電網的干擾。太陽能發項目配置計算機監控系統，由計算機監控系統完成實施整個發電場的監視控制,并向主站端發送信息。計算機監控系統應能實現所有開關量的采集，并與太陽能逆變器等裝置實現通信。并網發電原理圖(二)光伏并網逆變器對于逆變器的選型，本工程按容量提出三種方案進行比選：方案一是選用500kW逆變器；方案二是選用250kW逆變器；方案三是選用100kW逆變器。方案一：選用500kW逆變器，每個2MW單元配4臺逆變器，整個工程配40臺500kW逆變器。每個2MW單元設1臺容量為2500kVA的升壓變，升壓至35kV，采用電纜接入35kV配電裝置。每個2MW單元設一個配電室，升壓變與逆變器布置在配電室內。目前國內外廠家都可以提供該容量的逆變器，設備選擇范圍廣。目前逆變器的輸出電壓有400V和270V兩種，由于400V輸出的逆變器造價太高，本工程選擇逆變器輸出電壓為270V，則升壓變低壓側需要選擇6300A的斷路器。該方案的優點是單臺逆變器容量大，主變壓器數量少，整個系統效率較高，施工維護工作量小。缺點是單臺逆變器容量大，在運行過程中如果發生故障，則故障影響大。我國光伏發電行業處于起步階段，國內使用500kW容量逆變器的工程非常少，但是在國外大容量逆變器的使用已經非常普遍，成為逆變器選擇的一個趨勢。方案二：選用250KW的逆變器，每個1MW單元配4臺逆變器，整個工程配80臺250MW逆變器。每兩個1MW單元設1臺容量為2500kVA的升壓變，升壓至35kV，采用電纜接入35kV配電裝置。現在SMA、SolarMax、Power-one、Conergy、Xantrex、Sungrow等品牌都能夠生產250kW逆變器，在產品選擇上不存在問題，生產運行經驗也非常豐富。方案三：選用100KW逆變器，每個1MW單元配10臺100kW逆變器，整個工程共配200臺逆變器。每兩個1MW單元設1臺容量為2500kVA的升壓變，升壓至35kV，采用電纜接入35kV配電裝置。目前無論國產品牌還是進口品牌在100kW容量逆變器的生產制造上都比較成熟，但是目前國內逆變器在100kW容量上尚無戶外型。該方案的優點是逆變器容量相對較小，一旦單臺逆變器發生故障，故障產生的影響小。該方案缺點是逆變器數量多，施工難度大，運行維護工作量大，并且由于逆變器容量小數量多，使整個系統的效率降低。三種方案的經濟比較見下表（逆變器按照國產產品水平進行報價）。經濟比較表序號項目方案一（萬元）方案二（萬元）方案三（萬元）1100kW逆變器007.8x200=1582250kW逆變器018.75x80=150003500kW逆變器33.5x40=1340004升壓變和低壓開關柜30*10＝30030*10＝30030*10＝3005高壓開關柜7*12=847*12=847*12=846直流配電柜0.5*40=200.4*80=320.3*200=607總價174419162028差價0+172+280從上表可以看出，方案一投資最小，方案二次之，方案三投資最大。綜合以上內容，本工程選用500kW逆變器，每個2MW單元配4臺逆變器，整個工程配40臺500kW逆變器。逆變器基本參數如下：最大光伏輸入功率（Ppv）550kWp額定交流功率（Pac，nom）500kW輸入電壓范圍MPPT（Upv）480—820V輸出電壓（Uac）270V最大直流輸入電壓（Udc.max）880V工作頻率（Fac）50/60HZ最大直流輸入電流（Ipv.max）1200A最大效率98.5%最多輸入路數16對于逆變器容量的選擇需要綜合考慮工程的布置情況以及電池組件的技術參數，另外還應考慮逆變器自身的特點。目前逆變器產品中關于隔離變壓器有兩種觀點，一種認為是用隔離變壓器可以實現物理隔離，防止太陽能中的直流分量饋入電網，同時可以保護電池組件，避免受到來自電網的影響，延長電池壽命。但是隔離變的使用會降低逆變器的效率。另外一種觀點認為不需要增加隔離變壓器，通過在逆變側的多點采集（RCD），通過DSP芯片的快速運算，在軟件和硬件上做雙重保護，基本可以達到變壓器同樣的效果。并且世界上無變壓器的逆變器也有很多成功的應用。由于本工程接入當地35kV電網，在逆變器與電網之間設置升壓變壓器，已經起到了隔離作用，因此本工程方案一我們推薦選用無隔離變的逆變器。變壓器的選擇根據系統資料，本工程擬接入當地35kV電網。接入方式采用一次升壓方案進行設計，即從270V直接升壓至35kV。本工程共設10臺2500kVA主變壓器，變比為38.5_2_2.5%/0.27kV，連接組別為Y/d11。由于太陽能電池組件在初始幾個月的使用過程中，其輸出功率可以達到額定值的115%,所以變壓器容量選擇應大于電池組件的額定功率，本工程每個2MW單元配2500kVA的升壓變壓器，容量選擇是合理的。每個2MW并網發電單元通過35kV高壓電纜接入35kV配電裝置，最終接入35kV高壓電網實現并網發電功能。（三）光伏陣列直流防雷匯流箱的設計為了減少光伏組件到逆變器之間的連接線和方便日后維護，需要在直流側配置匯流裝置，本系統可采用分段連接、逐級匯流的方式進行設計，即在室外配置光伏陣列防雷匯流箱（以下簡稱“匯流箱”），室內配置直流防雷配電柜。匯流箱為16進1出，即16路電池串列接入后匯流成1路直流輸出，經電纜接入直流防雷配電柜。該匯流箱具有以下特點：防護等級IP65，防水、防灰、防銹、防曬、防鹽霧，滿足室外安裝的要求；可同時接入16路電池串列，每路電池串列的允許最大電流10A；每路接入電池串列的開路電壓值可達900V；每路電池串列的正負極都配有光伏專用中壓直流熔絲進行保護，其耐壓值為DC1000V；直流輸出母線的正極對地、負極對地、正負極之間配有光伏專用中壓防雷器，選用菲尼克斯品牌防雷器，其額定電流≥15KA，最大電流≥30KA；直流輸出母線端配有可分斷的直流斷路器；太陽能光伏方陣直流防雷匯流箱設計如下圖所示：（四）直流配電柜設計匯流箱輸出的直流電通過直流配電柜進行匯流，再與并網逆變器連接，方便操作和維護。直流配電柜安裝在室內，主要是將主要性能特點如下：每個500kW并網單元配置1面直流防雷配電柜；每面直流防雷配電柜具有多路輸入接口，可接多臺匯流箱；每路直流輸入側都配有可分斷的直流斷路器和防反二極管；直流母線輸出側都配置光伏專用防雷器，其額定電流≥15kA，最大電流≥30kA；直流母線輸出側配置1000V直流電壓顯示表；每臺直流配電柜按照500kWp的直流配電單元進行設計，20MWp光伏并網系統共需配置40臺直流配電柜。每臺直流配電柜分別接入1臺500kW逆變器，（五）光伏陣列匯流系統設計為了減少電池組件與逆變器之間的連接線和方便日后維護，需要在直流側配置匯流裝置，本系統按分段連接、逐級匯流的方式進行設計，即在室外配置光伏陣列防雷匯流箱（以下簡稱“匯流箱”），室內配置直流防雷配電柜。并網逆變器直流工作電壓MPPT范圍為480V～820V。最大直流電壓900Vdc太陽能光伏電池組件串聯的組件數量選擇為20片，則串聯電壓為20*31.8=636V。最高溫度為31.8℃,此時，電池組件的開路電壓為36.9V，光伏電池組件串最低開路電壓為739V，電池組件的峰值電壓為31.1V，光伏電池組件串最低工作電壓為622V。最低溫度為-28.9℃時，電池組件的峰值電壓為37.55V電池組件的開路電壓電壓為44.6V,光伏電池組件串最高工作電壓為751V，光伏電池組件串開路電壓為892V。因此，選用20塊光伏電池組件串聯是合適的。每個2MWp發電單元配4臺500kW逆變器，4面直流配電柜，共400串電池串聯組，配32只匯流箱。（六）35kV高壓配電裝置35kV配電裝置選用戶內金屬封閉開關設備，采用加強絕緣結構，一次元件主要包括斷路器、操動機構、電流互感器、避雷器等，采用抽出式安裝，為單母線接線方式，運行靈活、供電可靠。額定電壓：40.5kV額定電流：1250A額定短路開斷電流(有效值)：31.5kA4s熱穩定電流(有效值)：31.5kA外殼防護等級：IP3X真空斷路器額定電壓：40.5kV額定電流：1250A額定短路開斷電流：31.5kA額定短時耐受電流/時間：31.5kA/4s電流互感器額定電壓：40.5kV比：50/5A準確等級：5P30/5P30/0.5電壓互感器比：35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3過電壓保護器保護器持續運行電壓：42kV保護對象額定電壓：35kV操作沖擊電流殘壓峰值：500A105kV雷電沖擊電流殘壓峰值：5kA119kV四、防雷設計太陽能光伏并網電站防雷主要是防直接雷和感應雷兩種，防雷措施應依據《光伏（PV）發電系統過電壓保護-導則》（SJ/T11127）中有關規定設計。直擊雷保護：直擊雷保護分光伏電池組件和交、直流配電系統的直擊雷保護。光伏電池組件邊框為金屬材質，將光伏電池組件邊框與支架可靠連接，然后與接地網連接，光伏電池組件邊框與支架可防止半徑為30m的滾雷，為增加雷電流散流效果，可將站內所有光伏電池組件支架可靠連接。交、直流配電系統的直擊雷保護：交、直流配電系統均布置在室內。屋頂設避雷帶，用于交、直流配電系統的直擊雷保護。配電裝置的雷電侵入波保護：根據《交流電氣裝置的接地》(DL/T621-1997)和《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T620-1997中規定，在35kV母線上裝設一組無間隙氧化鋅避雷器對雷電侵入波和其他過電壓進行保護；每面35kV開關柜設一組過電壓保護裝置；出線通過35kV電纜與架空線路連接，在連接處設一組一組無間隙氧化鋅避雷器。為防止感應雷、浪涌等情況造成過電壓而損壞配電房內的并網設備，其防雷措施主要采用防雷器來保護。太陽電池串列經匯流箱后通過電纜接入直流防雷配電單元，匯流箱和配電柜內都配置防雷器。五、接地充分利用每個光伏電池組件基礎內的鋼筋作為自然接地體，根據現場實際情況及土壤電阻率敷設不同的人工接地網，以滿足接地電阻的要求，重點區域加強均勻布置以滿足接觸電勢和跨步電壓的要求。保護接地的范圍根據《交流電氣裝置的接地》(DL/T621-1997)規定，對所有要求接地或接零的設備均應可靠地接地或接零。所有電氣設備外殼、開關裝置和開關柜接地母線、架構、電纜支架、和其它可能事故帶電的金屬物都應可靠接地。本系統中，支架、太陽能板邊框以及連接件均是金屬制品，每個子方陣自然形成等電位體，所有子方陣之間都要進行等電位連接并通過引下線與接地網就近可靠連接，接地體之間的焊接點應進行防腐處理。接地電阻電站的保護接地、工作接地采用一個總的接地裝置。根據《交流電氣裝置的接地》(DL/T621-1997)要求，高、低壓配電裝置共用接地系統，接地電阻要求R≤4Ω；由于暫無關于光伏電池組件接地要求，擬按R≤2Ω；本電站按R≤2Ω設計。本電站擬敷設50_5mm接地扁鋼，光伏電池組件支架均可靠連接到接地網。接地扁鋼敷設深度不小于0.8m，周圍敷降阻劑，為加強接地效果，在各交、直流配電室和綜合控制樓處設置5套電解地極。六、監控系統系統的監控有兩部分組成，分別并網逆變監控裝置和電力系統監控裝置，并網逆變監控裝置主要是采集光伏電站逆變器的運行數據和工作狀態，以及現場的日照強度、風速、風向和環境溫度；電力系統監控裝置是監控400V和35KV升壓系統的運行數據和工作狀態。太陽能電池方陣和逆變器的控制系統布置于電氣設備室內，主要采集并網逆變器的運行參數，并將各種參數傳送至集控室。數據采集系統包括數據采集控制器、顯示終端、就地測量儀表等設備。并網逆變器及電網的數據信息通過通訊的方式（RS485總線）傳輸至數據采集控制器。在集控室內設一個操作員站，監控采集到的各種運行數據，對整個光伏系統進行監控；另設一個工程師站，用于系統調試。監控系統預留多個通訊接口，用于連接internet網絡，實現遠程的監控功能。另設一套直流系統和一套UPS系統，直流系統和UPS組屏安裝，布置于電氣設備室內，對監控系統提供必要的電源。本工程出線側由升壓變高壓側接入35kV配電裝置，配電裝置的保護由開關柜內的綜合保護裝置來實現，不再單獨設保護柜。七、遠動及通信根據《光伏系統并網技術要求》（GB/T19939-2005）的要求，在正常運行情況下，電站通過集控室向調度部門提供的信號至少應當包括:光伏發電站的公共連接點處電壓、注人電力系統的電流、有功功率、功率因數、頻率和電量。本工程設故障錄波儀，且應記錄故障前10s到故障后60s的情況。集控室內運行人員可以根據電力系統調度中心的指令控制整個電站輸出的有功功率。且能夠根據電網狀況、光伏發電站運行特性及其技術性能指標等具有調整輸出功率的最大功率變化率的能力。八、建筑結構部分站內設置單層控制中心樓1座和逆變器室5座。控制綜合樓包括傳達室、儲藏室、辦公室、控制室及衛生間設施。建筑物均為單層框架結構，240mm厚加氣混凝土砌塊填充墻，層高4.2米。控制中心樓內裝修按照電力二級標準，主要房間的裝飾面材料色彩選擇應與照明燈具、設備儀表相協調，并考慮防噪聲、防塵等要求。所有房間采用普通瓷磚地面。內墻均為普通內墻乳膠漆。控制室及逆變器室采用乙級防火門，其他房間采用普通木門。窗均為單框雙玻塑鋼窗。本工程場地土類型均為中軟場地土，建筑場地類別為Ⅲ類。地震基本烈度為Ⅵ度，地震動峰值加速度為0.05g；地震動反應譜特征周期為0.40s（對應于中硬場地土），按中軟場地調整后的地震動反應譜特征周期為0.55s。根據《建筑抗震設計規范》（2008年版）（GBJ11-2001）、《建筑工程抗震設防分類標準》（GB50223-2008）有關規定，站內建筑物：控制中心樓、逆變器室抗震設防類別均為丙類。控制中心樓、逆變器室均采用鋼筋混凝土框架結構，基礎采用鋼筋混凝凝土柱下獨立基礎。光伏電池組件支架采用鋼支架（熱鍍鋅），依據工藝專業要求的電池組件傾斜角度確定前后兩排支架柱的高度。基礎采用柱下獨立基礎。下一階段會根據詳堪報告對基礎的形式和尺寸等進行多方案的技術經濟比較，綜合優化基礎設計及埋深。另外根據電池組件的廠家提資確定電池的固定方式位置，優化支架的布置。九、供排水系統序號用水名稱供水對象最大班人數用水量指標小時變化系數日用水量(m3/d)最大秒流量(L/s)1生活用水1915150（升/人_班2.52.850.22雜用水20%0.570.043合計3.420.24本期工程總用水量平均日用水量3.42m3/d，最大小時用水量為0.864m3/h。9.1給水系統本工程以市政生活水為水源，從站外市政生活水管道取水，給水管道采用單管敷設，入廠后接入各單體用水點。9.2排水系統本工程采用生活污水及雨水獨立排放的分流制系統。由于本工程沒有食堂、職工宿舍，且運行值班及管理人員較少，生活污水主要來源于各個單體衛生間排水，這部分污水經站內生活污水管道匯集后至化糞池處理，出水排至站外市政污水管網，化糞池內污泥定期由市政污泥車運走；站內雨水利用道路自然坡度排入站外排水溝。十、消防系統建筑物名稱火災危險類別危險等級消防形式警衛室、倉儲、會議室、集中控制室E（A）中移動式滅火器35kV屋內配電裝置E（A）中移動式滅火器逆變器室 E（A）中移動式滅火器變壓器（在逆變器室內）B中移動式滅火器太陽能板2MW陣列E（A）輕移動式滅火器十一、采暖與通風11.1采暖本工程位于青海省海南州，日平均溫度≤+5℃的天數為135天，屬于采暖地區。根據《火力發電廠采暖通風與空氣調節設計技術規程》（DL/T5035-2004），本工程生產廠房和輔助建筑物均應設計采暖，由于區及周圍無集中熱源，結合工程實際情況，本工程不設采暖系統，會議室、控制室等室內有人工作或經常有人停留的區域采用冷暖型空調，以滿足采暖季節房間對溫度的要求。11.2通風電氣設備室內安裝有逆變器控制屏及直流UPS屏，根據規定設置直流式