上海艾力克金昌二期50MW二期光伏并网发电项目可研报告

上海艾力克金昌国源电力有限公司二期50MW光伏并网发电项目可行性研究报告上海艾力克金昌国源电力有限公司50MW二期光伏并网发电项目可行性研究报告

目录第一章综合说明 11.1概述 11.2太阳能资源 31.3项目任务及规模 41.4工程地质 51.5发电单元设计及发电量测算 51.6电气设计 61.7土建工程 71.8工程消防设计 91.9施工组织设计 91.10工程管理设计 101.11环境保护与水土保持设计 101.12劳动安全与工业卫生 111.13节能降耗分析 111.14工程设计概算 121.15财务评价及社会效果分析 131.16结论及建议 131.17光伏发电工程特性表 13第二章太阳能资源 172.1太阳能资源概况 172.2区域太阳能资源概况 202.3光伏电站地理位置、地形及气候概述 212.4光伏电站所在地区气象站太阳能资源分析 232.5太阳能资源的影响因素 262.6太阳能资源评价结论 27第三章工程地质 293.1概述 293.2区域地质及构造稳定性 303.3光伏电站工程地质条件 373.4站址工程地质评价 393.5结论及建议 39第四章工程任务和规模 414.1地区概况 414.2地区电力系统现状及发展规划 444.3开发任务 464.4建设条件 464.5工程建设规模 474.6工程建设的必要性 48第五章光伏系统总体方案设计及发电量分析 495.1太阳能电池组件选择 495.2光伏阵列运行方式选择 555.3逆变器的选择 595.4光伏方阵设计 615.5光伏子方阵设计 625.6方阵接线方案设计 665.7辅助技术方案 685.8年上网电量预测 69第六章电气设计 736.1电气一次 736.2电气二次 816.3主要电气设备工程量 89第七章土建工程 937.1基本资料和设计依据 937.2工程设计安全标准 967.3站址概述 977.4土建工程设计 997.5给排水设计 1077.6采暖、通风及空调设计 109第八章工程消防设计 1158.1工程消防总体设计 1158.2工程消防设计 1158.3消防工程 1198.4主要消防设备材料表 120第九章施工组织设计 1219.1施工条件 1219.2施工总布置 1229.3施工交通运输 1249.4工程建设用地 1259.5主体工程施工 1259.6施工总进度 131第十章工程管理设计 13310.1工程管理机构 13310.2主要生产管理设施 13510.3电站运行维护 136第十一章环境保护与水土保持 13711.1设计依据及目的 13711.2环境概况 14111.3环境影响分析 14611.4环境保护措施 15211.5水土保持设计 15511.6环境保护与水土保持投资 15911.7结论及建议 160第十二章劳动安全与工业卫生 16312.1设计总则 16312.2主要危险、有害因素分析 16512.3工程安全卫生设计 16712.4工程运行期安全管理及相关设备、设施设计 17212.5事故应急救援预案 17512.6投资概算 17612.7预期效果评价 17712.8主要结论和建议 177第十三章节能降耗 17913.1设计原则和依据 17913.2主要节能降耗措施 18013.3节能降耗效益分析 18413.4结论意见和建议 185第十四章工程设计概算 18614.1编制说明 18614.2工程总概算表 19114.3设备及安装工程概算表 19314.4建筑工程概算表 19814.5其他费用概算表 202第十五章财务评价与社会效果分析 20415.1概述 20415.2财务投资和费用计算 20415.3发电财务效益计算 20615.4清偿能力分析 20615.5盈利能力分析 20715.6敏感性分析 20715.7综合经济评价结论 208第208页第一章综合说明1.1概述中国作为能源消费大国，能源产业的发展支撑着经济的高速发展。随着煤炭供应的日趋紧张以及化石能源带来的环境问题，提高能源利用和发展新能源已成为然。调整能源结构，提高能源效率，是解决我国能源问题的重要措施。太阳能资源是清洁的可再生能源，取之不尽、用之不竭，大力开发利用太阳能资源，将有效地改善能源结构，增加能源消耗中可再生能源的比例，保护生态环境。作为21世纪最具潜力的新兴能源，太阳能综合利用的发展潜力巨大。甘肃省是我国太阳能资源丰富的地区，有着广阔的荒漠地区，可利用土地大，地势平坦，为开发利用太阳能提供了有利的土地条件。1.1.1地理位置及项目规模上海艾力克金昌国源电力有限公司二期50MWp并网光伏发电工程场址于甘肃省金昌市金川区，位于北纬38°38′16.525″、东经102°08′19.049″,北纬38°38′16.241″、东经102°09′21.070″,北纬38°37′30.632″、东经102°09′20.972″,北纬38°37′30.916″、东经102°08′18.961″(四点区域内)。电站位于甘肃省金昌市金川区境内，金昌市区以西，距市区约10km。进站道路由现用道路即可进入光伏发电场，交通十分便利，满足物资运输条件。本期工程规划用地面积约1740亩，场地东西长约1500m，南北宽约1400m，可满足本期50MWp1.1.2投资方及项目单位概况艾力克太阳能由华怡国际控股集团于2007年投资成立。包括上海艾力克新能源有限公司和上海艾力克太阳能科技有限公司。作为一家高科技企业，艾力克一直致力于晶体硅太阳能电池片、组件、光伏应用系统和相关太阳能产品的研发、制造、销售和技术支持。我们位于上海市奉贤区，拥有厂房20万平米，员工2000余人，垂直一体化年产能达到600MW。目前，艾力克太阳能拥有一支在硅材料、电池片、金属导电材料和光伏系统应用等领域享誉全球的专家队伍，秉承“质量第一，客户至上”的商业理念，艾力克努力将可再生能源解决方案推广到每个家庭。我们以质量第一，客户至上为理念。从德国、意大利和美国引进当前最先进生产设备和工艺技术，同时与主流供应商签订长期合作协议。质量控制一直是所有工作中最重要的环节，我们从原材料到成品都有严格的检测程序以保证客户收到的产品拥有顶级的质量。我们的使命是将可再生能源解决方案推行到全世界，为我们宝贵星球的可持续发展做贡献。1.1.3建设必要性2009年3月财政部会同住房和城乡建设部印发《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》及《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，2009年7月财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》。这一系列的扶持政策，极大地促进了我国太阳能光电发展。太阳能是清洁的、可再生的能源，污染物排放很少，太阳能的开发利用可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，这对于减少二氧化碳等温室气体排放、保护环境具有重要意义。国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。甘肃省的可再生能源中，除水电和风电外，相对于其它再生能源，光伏发电的开发利用尚处于起步阶段。因此，大力发展光伏发电，将有效地改善能源结构，增加可再生能源的比例，优化电力系统电源结构，对实现地区经济的可持续发展，具有重要作用。综上所述，本项目符合国家可再生能源发展规划和能源产业发展方向，不仅将有效改善地区电源结构，增加可再生能源的比例，同时可以带动相关产业配套体系的发展。因此本项目的建设是十分必要的。1.1.4研究范围与工作简要过程2012年1月，受上海艾力克金昌国源电力有限公司委托，西北电力设计院开展金昌市金川区50MWp并网光伏发电项目可行性研究工作。主要工作内容包括项目任务和建设规模、太阳能资源分析，工程地质，太阳能光伏发电单元设计及发电量预测，太阳能光伏电站电气，消防，土建工程，施工组织，工程管理设计，环境影响评价和光伏电站建成后节能效益分析，工程投资概算，财务评价，项目节能分析等。2012年5月完成报告编制。1.2太阳能资源上海艾力克金昌国源电力有限公司在甘肃金昌市金川区二期50MWp并网光伏发电工程站址位于甘肃省金昌市金川区境内拟建的金阿高等级公路东北侧的荒滩处，站址区域南高北低，地势开阔，平均海拔约1470m。金昌地区属大陆性温带干旱气候，主要气候特征为：①春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的43%～44%；②夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达38.1℃，中部高温日数较少，西南部则较凉爽，夏季降水量占全年降水量的54%～66%；③秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在9月中旬，常出现霜冻；④尽管工程站址距离金昌气象站更近，但未收集到金昌气象站的观测资料，经综合分析，本次可研阶段，选用民勤气象站作为本工程的参证气象站，直接移用位于站址东北方向约60km处的民勤气象站太阳辐射观测资料进行分析。民勤气象站位于民勤县城关镇北门外“郊外”，地理坐标为N38°38′，E103°05′，观测场海拔为1367.0m，本工程站址与民勤气象站相距约本工程站址区域气候干燥，降水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在5月和6月最多，在12月和1月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越，有利于建设大规模的并网光伏电站。根据民勤气象站多年的实测资料，其累年平均太阳总辐射量为6170.3MJ/m2，累年平均日照数为3073.5h。按照太阳能资源评估标准，本工程站址区域属于太阳能“资源较丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区。1.3项目任务及规模上海艾力克金昌国源电力有限公司并网光伏发电工程规划建设二期工程装机容量为50MWp。工程站址位于甘肃省金昌市金川区境内拟建金阿公路东北侧。工程主要任务为发电上网，其多年平均年发电量为7308.19万kWh，平均年利用小时数为1461.64h。甘肃省地处黄河上游，位于祖国西北部，东接陕西，东北与宁夏毗邻，南临四川，西连新疆、青海，北靠内蒙古，并与蒙古国接壤。地形呈狭长状，东西长1655km，南北宽530km，总土地面积45.4万km；跨暖温带、温带和寒带等多个气候带，生态类型多样，大部分地区干旱少雨且蒸发量大、冬季漫长寒冷、夏季短而温热；境内山地、高原、平川、河谷、沙漠、戈壁交错分布，山地和高原约占全省总土地面积的70%以上，戈壁和沙漠约占15%。经过几十年建设，甘肃已形成了以能源、有色、石化、机械等为主体的工业体系。整体工业结构特点是：（1）以原材料为主的重工业结构；（2）资源配置仍倾向于基础型工业；（3）劳动力资源配置的密集程度高。就总体而言，由于地域条件的限制，加上原有工业结构的特点，致使近几年来，甘肃与沿海省市的差距在原有基础上正在增大，甘肃在经济上仍是我国欠发达的省份之一。金昌是以有色金属、重化工为主体的重工业城市，是我国最大的镍钴生产基地和铂族金属提炼中心。已探明的矿藏主要有镍、铜、铀、金、银、铁、铅、铝、锑、煤、硫磺、莹石、粘土、石膏、石棉、膨润土、石英石、石灰石、大理石、石油等 30多种。尤以硫化镍为主的龙首山多金属特大型共生矿著称，镍储量居世界第二位。与铜、镍伴生的铂、钯、铱、钌、铑等稀有金属储量之多，品位之高。还有藏量丰富的煤田和石油。目前，金昌市已形成了以冶金、化工、建材、机械、电力、轻纺、食品为主体的门类齐全的新兴工业城市。2011年甘肃全省全社会用电量（地区口径）达到923.45亿kWh，较上年增长13.66%；电网口径用电量达到923.45亿kW，较上年增长13.66%；统调口径用电量达到790.05亿kW，较上年增长12.12%。从能源资源利用、电力系统需求情况、项目开发条件等方面综合分析，本工程采用分期建设，一期、二期各建设50MWp发电容量是合适的。本二期建设规模50MWp，2013年05月开工，计划2013年10月投产。1.4工程地质（1）拟建站址在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内，工程场地距相邻断层的最近距离均大于1.5km，处于相对稳定地带，区域稳定性满足建站要求。（2）拟建站址区地形较平坦、开阔，地层岩性以圆砾为主，属中硬土，场地类别为II类；建筑场地属抗震有利地段；地震动峰值加速度为0.15g，相对应的地震基本烈度为7度；地震动反应谱特征周期值为0.45s。（3）拟建站址地貌单元上属于山前冲洪积平原，地形平坦开阔，大致向东偏北方向倾斜。除此之外，未见其它不良地质作用。（4）地层岩性主要为第四系上更新统戈壁组冲洪积（Q3al+pl）圆砾层。（5）地下水位埋深可能大于30m，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性、对钢结构具弱腐蚀性。（6）拟建站址建（构）筑可考虑采用天然地基方案，局部不满足要求时，可采用砂砾石换填。（7）根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2002）附录F，站址区季节性冻土标准冻深为120～140cm。1.5发电单元设计及发电量测算通过技术与经济综合比较，结合场地面积等因素，本工程光伏电池组件选用240Wp多晶硅光伏组件210240块，实际装机总容量为50.45MWp。通过对逆变器进行技术与经济综合比较，本工程选用500kW逆变器96台。本工程25年总发电量约174479万kWh，25年年平均发电约6979.18万KWh。平均年利用小时数为1461.64h。此数据仅为本电站理论计算结果，最终结果以电站实际发电数据为准。多晶硅光伏组件均采用固定方式安装于固定支架上（采用最佳倾角为35°。光伏发电系统采用分块发电、集中并网的形式，逆变器与各单元10kV升压变压器就地设置,经升压后接入站内综合配电室。1.6电气设计1.6.1电气一次本工程光伏并网发电系统，二期规划总装机容量为50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。本工程光伏发电系统接入电网的方案为：在电站内设置110kV升压站及10kV综合配电室，最终由1回110kV出线接入接至330kV东大滩变。根据接入系统方案，光伏电站接入110kV系统。光伏电站内设10kV、110kV电压等级，本期10kV为单母线接线，经1台容量为50MVA的变压器接入电站内110kV变电站，110kV变电站本期接线为变压器-线路组接线。就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至10kV后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）接入光伏电站内10kV配电室，每4或5个就地光伏发电子方阵汇流后接入10kV母线，经升压后送入110kV配电装置。10kV配电室本期发电单元进线10回，出线1回，单母线接线。厂用电采用双电源供电，一路电源由10kV施工电源（施工变）改造而来，该电源规划引自附近10kV变电站，经过10kV施工变降压接入0.4kV母线；另一路引自本站10kV母线，经过干式降压变接入0.4kV母线。厂用变容量初步定为500kVA。1.6.2电气二次本光伏电站按"无人值班，（少人值守）"的原则进行设计。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及110kV/10kV开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。本项目共配置96台500kW并网逆变器，并网逆变器的就地监控保护主要通过其配套的测控、保护装置实现。开关柜、箱变等设备的监控保护由综合保护系统或相应设备配套。系统配置一套环境监测仪，用来监测厂址位置太阳能资源情况。本期工程设置一套连续可调的10MVar无功补偿装置满足接入系统要求。1.7土建工程1.7.1总平面布置本二期工程装机容量为50MWp，规划用地面积约1740亩，场地东西长约1500m，南北宽约1400电站升压站位于本期场址东北角，便于后期工程连续扩建。电站由站前区、升压站区和光伏电池板方阵区组成。站前区及升压站区位于场区的南侧中部，站前区主要的建筑物有生产综合楼。升压站区包括本期配电室、主变压器等。场地预留远期配电室、主变压器、事故油池等。光伏电池板方阵区布置采用单元模块化布置形式，包括48个太阳能电池组件子方阵、逆变器室及通道等。站区内的道路由生产区碎石检修道路及站前区、升压站的硬化环道组成。进站道路位于电站的南侧，与拟建的金阿公路相接。站前区及升压站区竖向采用平坡式布置，站区竖向设计分为两部分，站前区和升压站区采用平坡式布置，基本与自然地形坡度相适应。光伏发电区根据地形平整，场地排水主要考虑自然渗透。1.7.2土建设计本工程建（构）筑物设计主要包括：生产综合楼、综合配电室、逆变器室、大门、围墙等。生产综合楼为一个联合体，建筑平面尺寸35.4m×14.1m，共一层，建筑面积为463.5㎡，单层砖混结构。楼里布置有集控室、办公室、值班室、夜班休息室、食堂、备品间及材料库、会议室等。综合配电室平面尺寸为50m×18.1m，单层，主要包括10kV配电室、400V配电室、继电器室、SVG室等，建筑面积为905㎡，采用钢筋混凝土框架结构。逆变器室平面尺寸为10.5m×7m，单层，建筑面积为73.5㎡，采用砖混结构。本项目光伏电池组件支架采用固定式支架。支架由纵向檩条、横向钢架等构成，钢架侧立面形式为三角形结构。倾度为35°基础采用混凝土圆桩，埋置深度为-1.80m，露出地面0.3m，桩长2.1m，桩径250mm。箱式变压器基础采用钢筋混凝土块式基础，外形尺寸为4.5m×4m。本项目太阳能电池组件至汇流箱直流电缆沿电池组件背面的槽盒敷设；汇流箱至直流配电柜的直流电缆采用先沿电池组件背面的槽盒敷设，再直埋汇入逆变器室的主电缆沟；直流配电柜至逆变器的直流电缆采用电缆沟内敷设；逆变器至箱变的交流电缆采用直埋敷设；箱变之间互连交流电缆采用直埋敷设，最后汇入10kV配电室的主电缆沟。根据现有资料及踏勘、调查情况，厂址无造成滑坡、土崩、岩溶、断层等不利工程地质因素。本工程给水水源直接引接自金昌市的城市自来水管网，水质满足《生活饮用水卫生标准》(GB5749-2006)，水压满足站区生产综合楼内卫生器具的最小工作压力，站区内不再二次升压，接口分界线在站区围墙外1米。站区最高日用水量为3.45m³，站区年总用水量为本工程污水排水系统主要收集生产综合楼内的生活污水，污水经化粪池处理后，采用重力排至金昌市的城市污水管网，接口分界线在站区围墙外1米。本电站地处于采暖地区。站区内采暖建筑均采用远红外电热辐射器（电暖器）采暖。在继电器室、10kV配电室、400V配电室、SVG室、逆变器室等处设机械排风系统，排除室内余热。在生产综合楼厨房及卫生间设置机械换气系统，加强通风换气。在中控室设置单元式空调机。1.8工程消防设计本工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的设计原则，针对工程的具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。电站厂区内、外交通道路净宽均大于4m，都能兼作消防通道，各主要建筑物均有通向外部的安全通道。本电站生产综合楼的体积不大于3000m³,其火灾危险性类别为丁类，耐火等级为二级，综合配电室体积不大于5000m³,其火灾危险性类别为戊类，耐火等级为二级，根据《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）和《火力发电厂和变电站设计防火规范》(GB50229-2006)的相关规定，站区内设室外消火栓系统，建筑物内均不设室内消火栓。本工程同一时间内的火灾次数按一次考虑，室外消火栓用水量为本工程消防用水由城市给水管网供给，站区内设置低压室外消防给水系统，与生活、生产用水管网合并。消防管网采用枝状布置，设有2套SA100/65-1.0地下式室外消火栓。室外消火栓栓口处的水压不小于0.1MPa。室外消火栓沿道路设置，间距在站区建筑物周围不大于120m。根据《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140-2005)的相关规定，本工程各建筑物室内均配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器。消防电源采用两路供电，厂内重要场所设有通信电话。1.9施工组织设计场址区域地势平坦开阔，地表基本无植被分布，施工场地开阔，交通较为便利。工程所用建筑材料均可通过公路运至施工现场。水泥，砂石料可从金川区购进，通过公路运至施工现场。本工程高峰期施工用电初步考虑约为200kW，施工电源从金川区电力公司统一规划的10kV主干线T接形成，采用线路架设引至施工现场。施工高峰用水约为50m本期50MWp主要包括光伏矩阵单元、生产综合楼、综合配电室、110kV升压站、逆变器室，道路占地等。临建工程主要有混凝土搅拌站及砂石料场、混凝土构件预制场、钢筋加工场地、力能供应中心、安装设备材料库区、电缆及材料堆场、安装生产和土建生产临建及施工生活区。初步估算工程临时建筑、设施总占地约0.78hm。本工程计划总工期为5个月，其中施工准备1个月，土建和光伏电池组件安装及设备安装3个月，缺陷处理及试运行等1个月。计划于2013年05月初设计并施工准备，2013年10月并网发电。1.10工程管理设计根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企业管理。参照原能源部颁发的能源人[1992]64号文“关于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”，结合本工程具体情况，按“无人值班、少人值守”的原则进行设计。项目运营公司计划暂编制10人，设总经理1人，全面负责公司的各项日常工作。副总经理1人，协助总经理开展工作。运营公司设四个部门，综合管理部（1人）、财务部（1人）、生产运行部（5人）、设备管理部（1人）。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、总经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、点检定修、定期维护。1.11环境保护与水土保持设计太阳能是可再生能源，光伏发电过程主要是利用太阳能电池组件将太阳能转变为电能，运行中不排放有害气体。太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，电站运行和管理人员较少，生活污水产生量少，对水环境不会产生不利影响。工程在施工中由于土石方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染，可采用洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。施工期少量废水可经过沉淀池及化粪池初级处理后回用于施工场地及道路的喷洒，不会对地表水环境产生影响。光伏电站场址远离村庄，不存在电站施工噪声及设备运行噪声对附近居民生活的干扰。根据本工程新增水土流失的特点，水土流失防治措施主要采用工程措施、植物措施、临时措施、管理措施相结合的综合防治措施。本工程选址远离自然保护区。在做好环境污染防治措施与水土保持措施的基础上施工期及运行期对周边环境的影响很小。本工程建成后将对金昌市金川区国有未利用荒地的利用起到积极示范作用，对地方经济发展将起到良好的促进作用，既可以提供新的清洁电源，又不增加环境压力，还可为当地增加新的旅游景点，具有明显的社会效益和环境效益。1.12劳动安全与工业卫生劳动安全及工业卫生设计遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，参照DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》的要求，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康。设计着重反映工程投产后，职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。劳动安全设计包括防火防爆、防电气伤害、防机械伤害、防坠落伤害等内容。工业卫生设计包括防噪声及防振动、防寒防冻、采光与照明、防尘、防腐蚀、防毒、防电磁辐射等内容。安全卫生管理包括安全卫生机构设置及人员配备，事故应急救援预案等，在采取安全防范措施及对生产运行人员的安全教育和培训后，为光伏电站的安全运行提供了保证，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.13节能降耗分析在京都议定书中，规定了发达国家有CO2减排义务，并被分配了减排指标，同时规定了三种灵活的机制，以便实现减排指标，其中清洁发展机制（CDM）是指有减排义务的发达国家通过向没有减排义务的发展中国家提供技术和资金，来完成自已的减排指标。在新能源项目中，光伏电站项目技术成熟，是最具商业化市场开发前景的新能源项目，光伏电站项目在国际碳交易市场上是非常受欢迎的项目，目前我国已有多个项目成功的申请了CDM。利用光能资源发电，每年可节约大量的煤炭资源。本项目建设规模为50MWp，与同等电量火电厂相比，按照火电煤耗(标准煤)每度电耗煤(标准煤)344g，项目建成投运每年可节约标准煤约2.4万t/a，减少烟尘排放量约130.28t/a，减少S02排放量约361.4t/a，减少N0x排放量约30.8t/a,减少C02排放量约6.该项目的建设，将在节省燃煤，减少CO2、SO2、NOx、烟尘、灰渣等污染物排放效果上，起到积极的作用。本项目不占用农田，项目所在地太阳能资源丰富，项目周边附近无敏感点，且发电过程不产生废气、废水及固体废弃物。综上所述，本项目将取得良好的经济、环境和社会效益，从环保角度分析，该项目的建设是可行的。1.14工程设计概算本工程工程设计概算参照风电标委[2007]0001号文、水电水利规划设计总院编制的《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》的相关规定，结合国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准进行编制。人工预算单价根据水电水利规划设计总院编制的《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》进行计算。主要材料预算价格按当地2012年一季度信息价格计列。工程静态总投资55502.7万元；工程动态总投资56907万元，单位千瓦静态投资约11000元/kWp，单位千瓦动态投资约11280元/kWp。太阳能电池板、并网逆变器等设备价格同类工程的订货合同价和厂家报价确定，其他机电设备价格参考国内现行价格水平计算。主要设备价格如下：多晶硅太阳能电池板5.5元/W；逆变器500kW：400000元/台；箱式变压器1000kVA：250000元/台；变压器50MVA/110KV:3500000元/台。本项目计划施工工期为5个月，资本金按总投资的30％计算，其余为银行贷款。建设期贷款利息按中国人民银行现行5年以上贷款利率7.05％计算。1.15财务评价及社会效果分析经总成本费用计算、发电效益计算、清偿能力和盈利能力分析，财务评价结果表明本工程具有：(1)清偿能力：本工程借款偿还期约为11年，满足贷款偿还要求。(2)本工程静态投资为55502.7万元，其中资本金占30%，其余70%为国内商业银行贷款，贷款年利率7.05%。当本工程按含增值税上网电价1.00元/kWh测算，全部投资税后内部收益率10.05%，税后投资回收期10.51年，全部投资税后财务净现值13705.19万元，自有资金财务税后内部收益率为14.49%。总投资利润率7.34%，投资利税率为10.19%，资本金利润率为20.58%。财务评价可行。1.16结论及建议通过本工程可行性研究设计工作，对太阳能资源进行了分析，经过论证、比较，对太阳能光伏发电单元选择和光伏电站主接线方案等进行了优化，并从施工角度推荐了使工程早见成效的施工方法。经过工程投资概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益。研究结果表明：兴建本工程在技术上是可行的，经济上是合理的。1.17光伏发电工程特性表表1.17-1光伏发电工程特性表一、光伏电站场址概况项目单位数量备注电站总装机容量MWp50.45电站总占地面积亩1750海拔高度m约1500经度（东京）(°′″)102°08′19.049″102°09′21.070″102°09′20.972″102°08′18.961″四点区域内纬度（北纬）(°′″)038°38′16.525″038°38′16.241″038°37′30.632″038°37′30.916″工程代表年太阳水平总辐射量MJ/㎡/a6138.86工程代表年日照小时数h3073.5二、主要气象要素项目单位数量备注多年平均气温℃11.9多年极端最高气温℃39.12001年出现多年极端最低气温℃-28.32002年出现多年最大冻土深度mm120~140多年最大积雪深度cm11多年平均风速m/s多年极大风速m/s19.0m/s2002年出现多年平均沙尘暴日数日4.4多年平均雷暴日数日10.4三、主要设备编号名称单位数量备注1、光伏组件（多晶硅ALX-240P）1.1峰值功率Wp2401.2开路电压（Voc）V37.471.3短路电流（Isc）A8.421.4工作电压（Vmppt）V30.81.5工作电流（Imppt）A7.791.61.7峰值功率温度系数开路电压温度系数%/C°%/C°-0.427-0.2871.8短路电流温度系数%/C°+0.0661.910年功率衰降%<101.1025年功率衰降%<201.11安装尺寸mm1650*990*401.12重量kg201.13数量块2102401.14固定倾角角度°352、逆变器(SG500KTL)2.1输出额定功率kW5002.2最大交流侧功率kW5502.3最大交流电流A11762.4最高转换效率%98.72.5欧洲效率%98.52.6输入直流侧电压范围Vdc450Vdc～820dc2.7最大功率跟踪（MPP）范围Vdc450Vdc～820dc2.8最大直流输入电流A12002.9交流输出电压范围V270～3102.10输出频率范围Hz47～52H2.11功率因数>0.992.12长/宽/高mm2800*85*21802.13重量kg22882.14工作环境温度范围℃-25～+552.15数量台963、箱式升压变压器3.1台数台483.2容量MVA13.3额定电压kV

10±2*.5%/0.2-0.274、出线回路数和电压等4.1出线回路数回14.2电压等级级110kV四、工程施工编号名称单位数量备注1光伏组件支架钢材量吨8500002土方开挖m³33103土方回填m³27244基础混凝土m³5375钢筋吨396施工总工期月5五、概算指标1静态投资万元55502.72动态总投资万元569073单位千瓦静态投资元/kWp110004单位千瓦动态投资元/kWp112805设备及安装工程万元45606.5686建筑工程万元4928.63977其他费用万元976.847528基本预备费万元2586.42589建设期贷款利息万元1404.2183六、经济指标编号名称单位数量备注1装机容量MWp50.452年平均上网电量万kW.h6979.183上网电价（25年）元/（kW.h）1含税4年利用小时数h1461.645投资利润率%7.346投资利税率%10.197资本金利润率%20.588投资回收期年10.519借款偿还期年1110内部收益率%10.05

第二章太阳能资源2.1太阳能资源概况我国有十分丰富的太阳能资源，1971～2008年的近40年，太阳年总辐照量平均在1050～2450kW.h/m之间；大于1050kW.h/m的地区占国土面积的96%以上。中国陆地表面每年接受的太阳能辐射相当于1.7×1012t标准煤。中国太阳能资源分布的主要特点有：(1)太阳能的高值中心都处在北纬22°至35°一带，青藏高原是最高值中心，四川盆地是低值中心；(2)太阳能辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；(3)由于南方多数地区云多雨多，在北纬30°至40°区域，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的升高而增长。按年太阳总辐照量空间分布，我国可以划分为五个区域，如图2.1-1所示。五个区域的太阳能资源量及其分布见表2.1-1。图2.1-1我国的太阳能资源分布图表2.1-1我国太阳能资源区域分布表类型地区年日照时数年辐射总量千卡/cm2·年1西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部2800－3300160－2002西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部3000－3200140－1603新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部2200－3000120－1404湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江1400－2200100－1205四川、贵州1000－140080－100—一类地区全年日照时数为3200～3300小时，辐射量在670～837×104kJ／cm2•a。相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJ／cm2•a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。—二类地区全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670×104kJ／cm2•a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、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。—三类地区全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在502～586×104kJ／cm2•a，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。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1400～2200小时，辐射量在419～502×104kJ／cm2•a。相当于140～170kg标准煤燃烧所发出的热量。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。—五类地区全年日照时数约1000～1400小时，辐射量在335～419×104kJ／cm2•a。相当于115～140kg标准煤燃烧所发出的热量。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，辐射总量高于586kJ／cm2•a，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。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。太阳能丰富区:在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在150千卡／平方公分以上。太阳能较丰富区:北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130～150千卡／平方公分。太阳能可利用区:分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110～130千卡／平方公分。我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。我国将上图中日照辐射强度超过9250MJ/m2的西藏西部地区以外的地区分为五类。2.2区域太阳能资源概况甘肃省位于我国的中西部，地处黄河上游，地域辽阔，介于N32°11′～N42°57′、E92°13′～E108°46′之间，东接陕西，东北与宁夏毗邻，南邻四川，西连青海、新疆，北靠内蒙，并与蒙古人民共和国接壤，总面积42.58万km。甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳总辐射量在4800MJ/m～6400MJ/m之间，年资源理论储量67万亿kWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿t标准煤的能量，开发利用前景广阔。所图2.2-1所示，河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为6400MJ/m和5800MJ/m；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅4800MJ/m～5200MJ/m；其余地区为5200MJ/m～5800MJ/m。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为560MJ/m～740MJ/m；1月为260MJ/m～380MJ/m；4月为480MJ/m～630MJ/m；10月为300MJ/m～480MJ/m。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在1700h～3320h之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数在3200h以上；陇南南部在180h以下；其余地区在2000h～3000h之间。甘肃省太阳能辐射空间分布如图2.2-1。图2.2-1甘肃省太阳总辐射量空间变化分布图2.3光伏电站地理位置、地形及气候概述上海艾力克金昌国源电力有限公司甘肃金昌市金川区二期50MWp并网光伏发电工程规划总装机规模为1000MWp，站址位于甘肃省金昌市金川区境内拟建的金阿高等级公路东北侧的荒滩处，站址区域南高北低，地势开阔，平均海拔约1470m，站址地貌现状如图2.3-1所示。图2.3-1金川区光伏电站站址地貌现状金昌市位于东经101°04′35″～102°43′40″，北纬37°47′10″～39°00′30″，全境东西长144.78km，南北宽13.6km，地处甘肃省河西走廊东段，祁连山北麓，阿拉善台地南缘，北、东与民勤县相连，东南与武威市相靠，南与肃南裕固族自治县相接，西南与青海省门源回族自治县搭界，西与张掖市山丹、民乐县接壤，西北与内蒙古自治区阿拉善右旗毗邻。金昌市辖1县1区（即永昌县和金川区），12个乡（镇），总人口43.77×104人，金昌市人民政府驻金川，距省会兰州306km（直线）。金昌地区的地形地貌较为复杂，南北海拔差达到3000m，总体地势西南高，东北低，山地平川交错，绿洲荒漠相间。金昌地区的地貌大致分为四种：①南部山地：金昌南部山地，均属祁连山系，西北—东南走向，东西长99km，以冷龙岭为主体，主峰海拔4442m，为市内最高山地，地形崎岖陡峭，多"V"字型峡谷，一般阳坡陡峻，阴坡稍缓。②中部剥蚀山地：中部以龙首山为主体，包括栒子山、武当山、风门山和龙口山等山岭及山间盆地，南北宽40km，一般海拔160m～2500m。③中部绿洲平原：主要分布于祁连山、龙首山之间，呈狭长带状，北西西向分布，地面多冲洪积覆盖，地势较平坦，海拔1400m～2500m，是市内重要的农业区。④北部荒漠平原：分布于龙首山以北，属腾格里沙漠的西延部分，主要为冲、洪积砂砾层、亚沙土和风积沙丘。金昌地区属大陆性温带干旱气候。金昌三面空旷一面山，加之植被稀少，境内风速大，尤以春季为最大，全年多西北风，其次是东南风。金昌地区干旱少雨，水资源较为匮乏，境内主要河流有东大河、西大河，均发源于祁连山，属河西内陆河石羊河水系，多年平均径流量为4.76×108m。金昌地区的主要气候特征为：①春季，由于冷空气侵袭频繁，气温忽高忽低，常有“倒春寒”天气发生，降水少，多大风，大风日数占全年大风日数的43%～44%；②夏季，为全年降雨集中时节，雨热同季，常有“干热风”出现，东北部炎热，最高气温可达38.1℃③秋季，秋初气温较高，阴雨天稍多，仲秋、深秋降温迅速，风速较夏季增大，北方冷空气入侵最早在9月中旬，常出现霜冻；④冬季，多处在蒙古冷高压控制下，天气寒冷，降雪少，空气干燥。2.4光伏电站所在地区气象站太阳能资源分析金昌地区光照充足，气候干燥，太阳总辐射量在5月和6月最多，在12月和1月最少，属于多日照区，年平均日照小时数在市区为2981.6h，永昌县为2884.2h，南部山区为2210.5h；年平均日照百分率在市区为65，永昌县为66%，南部山区为51%，年际变化较小，光能资源利用条件优越，且拥有较丰富的国有荒漠化存量土地资源，有利于建设大规模的并网光伏电站。本工程站址与金昌气象站、民勤气象站的相对位置如图2.4-1和图2.4-2所示，金川区光伏电站站址位于金昌气象站东南方向约18km处，位于民勤气象站西南方向约60图2.4-1金川区光伏电站站址与金昌气象站、民勤气象站相对位置示意图图2.4-2金川区光伏电站站址与金昌气象站相对位置示意图图2.4-3上海艾力克金昌国源电力有限公司光伏电站规划范围本次二期工程可研阶段，尽管工程站址距离金昌气象站更近，但未收集到金昌气象站的观测资料，经综合分析，选用民勤气象站作为本工程的参证气象站，直接移用位于站址东北方向约60民勤气象站位于民勤县城关镇北门外“郊外”，地理坐标为N38°38′，E103°05′，观测场海拔为1367.0m，本工程站址与民勤气象站相距约60依据民勤气象站1980年～2009年（无缺测）多年的气象资料进行统计，日照小时数最多的月份为5月，日照小时数为291.1h；日照小时数最小的月份为2月，日照小时数为215.5h。民勤气象站逐月太阳辐射量、日照时数、日照百分率、总云量、低云量累年统计成果见表2.4-1，晴天、阴天累年逐月平均日数统计成果见表2.4-2。从气象站收集到的不同角度逐月平均太阳总辐射量统计成果见表2.3-3，该结果仅供设计对比参考。表2.4-1民勤气象站累年平均逐月辐射特征统计成果表表2.4-2 民勤气象站累年逐月平均晴天、阴天日数成果表表2.3-3民勤气象站不同角度逐月平均太阳总辐射量单位：MJ/㎡/a2.5太阳能资源的影响因素太阳能资源主要取决于太阳高度角和大气透明度系数（或日照百分比），太阳高度角的大小主要由当地的纬度和时令决定，而大气透明度则主要取决于当地的云量及空气的清洁程度。2.5.1太阳高度角、方位角太阳高度角是指太阳光入射方向与地平面之间的夹角（即某地太阳光线与该地垂直于地心的地表切线的夹角）。太阳高度角可通过下式进行计算：式中：h—太阳高度角；φ—当地的地理纬度；δ—太阳赤纬；（其中夏至日最大δ=23.45°，春分日δ=0°，冬至日最小δ=-23.45°；ω—太阳时角；（上午9点的时角为-45°）。太阳方位角是指太阳至地面某给定地点的连线在地面上投影与正南方向（当地子午线）的夹角。方位角从中午算起，上午为负值，下午为正值。它代表太阳光线的水平投影偏离正南的角度。通常可通过下式进行计算：当求得的sinγ值大于1，则使用下式进行计算：式中的符号含义同上。根据光伏电站中心位置的地理坐标，求得其冬至日上午9:00（真太阳时或当地地方时）时的太阳高度角为14.68°，方位角为42.1°。日照百分率日照百分率为一定时间内某地日照时数与该地的可照时数的百分比。它间接反映当地的云、雨、雾、沙、尘等气候条件对太阳辐射的影响。根据民勤气象站多年的实测资料进行统计，其年可日照时数为4454.3h，实际日照时数为3073.5h，日照百分比为69%。太阳辐射的时空分布特征太阳直接辐射有显著的年变化、日变化和随纬度变化的特征。这种变化主要是由太阳高度角决定。在一天当中，日出、日落时太阳高度角最小，直接辐射最弱；中午太阳高度角最大，直接辐射最强。同样，一年之中，直接辐射夏季最强，冬季最弱。以纬度而言，到达地面的直接辐射，低纬度大于中、高纬度地区。对不同的天气状况而言，晴天的太阳辐射显然大于阴天。2.6太阳能资源评价结论综上所述，本工程站址区域气候干燥，降水稀少，日照强烈，光照充足，太阳总辐射量在5月和6月最多，在12月和1月最少，属于多日照区，太阳总辐射量年际变化较小，光能资源利用条件优越，有利于建设大规模的并网光伏电站。根据民勤气象站多年的实测资料，其累年平均太阳总辐射量为6170.3MJ/m，累年平均日照数为3073.5h。按照太阳能资源评估标准，本工程站址区域属于太阳能“资源较丰富”地区，是太阳能资源利用条件较佳的地区。

第三章工程地质3.1概述3.1.1概况本光伏电站规划容量为二期工程建设容量50MWp。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001）(2009年版)的划分标准，工程的重要性等级为一级，建筑场地复杂程度等级为中等复杂场地~简单场地，地基等级为简单地基，综合判定岩土工程勘察等级为甲级。勘察依据、任务及工作量（1）勘测工作主要依据文件《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》（GD003-2011）《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074—2006）《岩土工程勘察规范（2009年版）》（GB50021-2001）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）《土工试验方法标准》（GB/T50123-1999）《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）《工程地质手册》（中国建筑工业出版社，2007年2月第四版）《岩土工程手册》（中国建筑工业出版社，1994年10月第一版）勘察过程质量控制严格按照我院的质量管理体系程序文件执行，从野外工作到成品资料的分析评价实施全过程质量控制。（2）勘察任务及要求本阶段的勘察任务是：在充分收集区域资料的基础上，通过实地踏勘调查，初步查明站址区的岩土工程条件，为设计提供必要的可研设计的岩土工程资料。主要工作内容是：1）查明拟建光伏电站场地的地形、地貌及地质构造，并对站址附近断裂作进一步研究；2）初步查明光伏电站及附近地区的不良地质作用，并对危害程度和发展趋势作出判断，需要时并提出防治的初步方案；3）初步查明光伏电站范围内地层成因、时代、分布及各层岩土的主要物理力学性质、地下水埋藏条件，以及场地水、土对建筑材料的腐蚀性；4）提供场地地震动参数，场地土类型和建筑场地类别；5）进一步查明光伏电站范围内有无压矿情况以及采矿对站址稳定性的影响，并研究和预测可能影响站址稳定的其他环境岩土问题；6）调查了解站址区土壤标准冻结深度和最大冻结深度。（3）勘察手段和完成工作量依据上述技术标准的要求，并结合本工程的实际情况，本次勘察采用的主要工作方法是踏勘、调查及收集资料。现场踏勘工作于2012年5月9日～5月14日结束。本次勘察完成工作量主要有：1、踏勘、调查3.0km；2、收集已有地质资料。3.2区域地质及构造稳定性3.2.1 区域地质构造在大地构造位置上属于祁连山褶皱系走廊过渡带内。以工程场地为中心150km半径范围，主要涉及了华北地台阿拉善地块及祁连山褶皱系的走廊过渡带、北祁连褶带和中祁连隆起带的东段（图3.2-1）。图3.2-1研究区大地构造单元划分3.2.2 区域地质构造及构造稳定性以场址为中心、150km 半径范围位于青藏高原东北部新构造运动以来的强烈活动区，该区断裂、褶皱均很发育，尤其是晚第四纪以来断裂活动显著，地震活动频繁，是我国主要的地震区之一。总体上本区活动断裂发育有东西向、北西－近东西向、北北西向和北东向四组，见图3.2-2。其中，以北西－北西西向断裂为主导，规模大、数量多，是区内主要孕震和发震构造。东西向活动断裂带：位于巴丹吉林沙漠南缘的主构造线基本是东西方向展布的，由于受后期构造的影响均表现了一定程度向南突出的平缓弧形弯曲。表明该组活动断裂的分布格局是在敦煌—阿拉善台缘东西向古构造基础上复活而发展起来的。断裂早期表现了继承性为主的多次挤压逆冲、推覆活动，但晚更新世以来发生了力学性质的转化，普遍表现了压性兼左旋走滑特征。沿断裂带虽无强地震记载，但保留了多次晚更新世古地震遗迹。全新世以来断层活动局限，断层成组发育于山体两侧，断续成带，影响带宽10～20km，最宽70km。断裂带内阶区多，阶距小，一般几米至几十米，多为左阶羽列状。断裂在晚更新世水平滑动速率一般为1～3mm／a，并具有东强西弱和随时代变新而活动强度减弱的趋势。测年结果表明，断裂带晚更新世以来7级左右地震复发间隔约2.3万年。北西-近东西向活动断裂带：青藏高原北缘地形反差强烈，深部构造环境为地壳厚度斜坡带及重磁异常梯级带。该区主体构造线均为北西西向，说明现代活动断裂的分布格局是在古祁连褶