冠太阳示范工程财政补助建设可行性论证报告

PAGEPAGE25金太阳示范工程财政补助资金

申请报告示范项目名称聊城冠县工业园区金太阳示范工程项目项目业主单位（盖章）实施起止年限2011年7月-2012年5月申报时间2011年7月二O一一年七月目录TOC\o"1-3"\h\u27311第一章项目基本情况表（见附表） 112272第二章项目概况 128738第三章工程方案 39535（一）项目设计方案 3291451．设计依据及说明 384542．系统能效计算分析 334593．技术经济分析 428464（二）发电计量系统配置方案 6218011．发电计量仪表配置示意图、仪表类型 6166232．数据采集方案（记录频次、记录方式、上报） 610365（三）运行、维护方案 79573（四）建设条件分析 11141831．场址条件 11155862．电网接入 12145523．环境影响 138945（五）进度计划与安排 17295第四章技术示范方案 1811702（一）技术示范内容 1915460（二）技术示范指标 2321881（三）技术示范步骤 2429771（四）技术示范的验收考核 2427986第五章附件（相关证明材料） 25项目基本情况表（见附表）项目概况1、项目位置：本项目地处太阳能资源较为丰富的山东省聊城冠县工业园区内。冠县交通便利、优势明显。地处鲁西平原，既背靠东部沿海经济发达区又面向市场的中西部地区，是冀鲁豫三省沿边物质的集散中心,是东西部经济、技术、信息和文化交流的重要通道。2、资源情况：山东省聊城市冠县属于II类资源区域--很丰富。年平均日照时数2500小时左右，年光照辐射强度达5584MJ/㎡，年等效可用小时在1551小时左右，是山东地区太阳能资源较好的区域之一。3、采用技术：项目采用多晶硅光伏组件作为发电组件。电池板组件矩阵采用固定安装式技术设计。选用国产优质的逆变器作为直流和交流电的转换组件。所发电量优先为企业所利用，若向外发送则采用升压变压器将逆变器输出端的电压升至10kV，送入电站附近用户变电站低压侧。4、装机容量及电网接入方案。项目本期工程装机容量20MWp，总投资约35000万元。本工程光伏阵列安装在工业园厂房及库房屋顶上，根据场地布置情况，采用分块发电，集中并网的设计方案，将系统分成20个1MW并网发电单元，共设80台250kW逆变器，每个发电单元通过一台1000kVA的升压变升压至10kV，通过电缆引接至工业园的10kV配电室，实现并网发电。该项目建成后年发电量约2586.7万kWh。电站设计运行期为25年。工程方案（一）项目设计方案1．设计依据及说明1）《中华人民共和国可再生能源法》－2006年1月1日实施；2）《可再生能源发电有关管理规定》－中华人民共和国国家发展和改革委员会2006年1月5日；3）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》－2006年1月1日实施；4）《可再生能源中长期发展规划》－中华人民共和国国家发展和改革委员会2007年9月；5）电网企业全额收购可再生能源电量监管办法－国家电力监管委员会令第25号自2007年9月1日起施行；

6）关于实施金太阳示范工程的通知（财建[2009]397号）及相关附件要求。7）财政部、科技部、国家能源局关于做好金太阳示范工程实施工作的通知（财建[2009]718号）的要求。8）财政部对金太阳示范工程项目的补充通知。9）业主提供的原始资料及相关文件2．系统能效计算分析包括系统效率、衰减率预测、发电量。本工程逆变器转换效率为95%，变压器和线路损失及其他损失为5%，系统初始效率95%。本工程光伏组件选用晶硅太阳电池组件，按25年运营期设计，系统电量输出衰减幅度为年衰减0.8%，至25年末，衰减率小于20%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。最佳安装角度31°时，电池组件接受的年辐射量为1582.43kWh/m2，，光伏组件光电转换效率初始值为14.39%，通过第1年到第25年的年发电量计算，总发电量为64667.58万kWh，平均年发电量约2586.7万kWh。3．技术经济分析3.1投资估算3.1.1工程规模：新建1套20MWp太阳能光伏发电装置。3.1.2投资估算编制依据：编制方法执行国家发改委2007年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。3.1.2.1项目及费用性质划分：根据中华人民共和国发展和改革委员会发布的2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》进行项目及费用性质划分。3.1.2.2工程量：根据设计人员提供的设备材料清册及建安工程量。3.1.2.3定额选用：执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布实施的《电力建设工程概算定额》（2006年版）：《建筑工程》、《热力设备安装工程》、《电气设备安装工程》；中国电力企业联合会2007年2月8日发布实施的《电力建设工程预算定额》（2006年版）：《调试工程》。3.1.2.4取费标准：执行中电联技经[2007]69号文及2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》。3.1.2.5设备价格：设备价格：询价或参考近期同类工程定货的合同价及《全国电力工程建设常用设备》；设备运杂费率：设备价格均为到现场价格，主要设备按0.7％计列，其他设备按3.7%计列。3.1.2.6材料价格及机械费调整定额材料、机械费调整：按鲁电定额[2008]4号文关于印发《山东省电力建设工程概预算定额水平调整办法》的通知对定额材料及机械进行调整，仅计取税金，列入总估算表“编制年价差”栏中。建筑材料：采用《电力建设工程概算定额》——建筑工程（2006年版）价格，对主要材料与德州市2009年二季度信息价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。装置性材料：执行《发电工程装置性材料综合价格》（2006年版）。按电力规划设计总院编制的《火电工程限额设计参考造价指标》（2008年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价差只计取税金，列入总概算表。3.1.2.7人工费调整工资性津贴调整：电定总造[2007]12号文《关于公布各地区工资性补贴的通知》，山东地区为3.03元/工日，超出规定0.63元/工日，作为人工费调整金额，计入取费基数，列入各单位工程。3.1.3其他说明基本预备费:按5%计列。3.1.4投资概况：本工程静态投资为2011年价格水平。发电工程静态投资为：35000万元，单位造价为：17500元/kWp；建设期贷款利息262.92元。工程动态总投资35263万元。发电工程静态投资按投资性质划分：建筑工程费：4784万元，单位千瓦造价：2392元/kWp，占静态总投资的13.67%；设备购置费：27937万元，单位千瓦造价：13969元/kWp，占静态总投资的79.82%；安装工程费：1152万元，单位千瓦造价：576元/kWp，占静态总投资的3.29%；其他费用：1126万元，单位千瓦造价：563元/kWp，占静态总投资的3.22%。3.1.5投资分析本工程为新建20MWp太阳能光伏电站工程，依据2009年中国电力网统计的行业信息，本工程静态单位造价为17.5元/W，投资水平是比较低的。（二）发电计量系统配置方案1．发电计量仪表配置示意图、仪表类型高压计量仪表类型为具有通讯功能的数字综合电表，有主表和副表。另在低压侧安装一套多功能数字电表作为参考。图3.20：发电计量仪表配置示意图2．数据采集方案（记录频次、记录方式、上报）（1）在电站侧设电能量远方终端，电能量远方终端与省调电量主站系统(TMR)的通信方式采用数据网络和专用电话拨号两种通信方式。（2）数据采集系统和远程通讯系统协调配置数据采集系统和远程通讯系统，实行集中、实时监控。现地数采集系统，能够采集电站的各类运行数据，并按规定的协议通过GPRS/CDMA无限通道、电话线路或Internet公众网上传。（3）监控及环境监测采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，配置光伏并网系统多机版监控软件，并按规定的协议通过GPRS/CDMA无线通道、电话线或Internet公众网上传，连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测。能实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、当前发电功率、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、每天发电功率曲线图等。所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等。此外，监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，可连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。监控软件具有集成环境监测功能，主要包括水平及电池板倾面的日照强度、风速、风向、室外和室内环境温度和电池板温度等参量。系统配置1套环境监测仪，用来监测现场的环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通过RS485通讯接口、以太网或GPRS/CDMA无线通道可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。（三）运行、维护方案1、光伏电站的运行方案本工程选择用户侧并网光伏发电方式运行，通过电池组件串并联后，产生的直流电通过逆变器转换为380V三相交流电，直接供用户使用。根据冠县工业园区的用电量负荷测算，完全可以消耗本项目的发电量。2.光伏电站的维护方案2.1日常维护内容光伏电站日常维护的内容主要包括：a)光伏组件阵列1)检查表面有无污物、破损；2)检查支架是否腐蚀、生锈；3)检查外部布线是否破损；4)检查接地线的损伤，接地端是否松动。b)电气部分1)接线箱、功率调节器的外壳是否腐蚀、生锈；2)接线箱、功率调节器的外部布线是否损伤；3)功率调节器工作时声音是否正常，有否异味产生；4)功率调节器换气口过滤网是否堵塞；5)电缆接线端子的检查与紧固；6)模块式插件检查与紧固；7)防雷系统检查；8)接地装置检查；9)控制柜柜体密封情况检查；10)显示器及控制按键开关功能检查。2.2年度例行维护内容根据光伏发电系统的设计要求和本地区的气候、环境条件，在正常运行情况下，本光伏电站的年度例行维护周期执行下列标准：新投运的光伏组件，运行240小时(一个月试运行期后)例行维护；已投运的光伏组件，每2年例行维护3次；每次例行维护间隔运行时间1000h。2.3光伏组件的维护方案光伏组件的年度例行维护计划的编制应以光伏组件制造商提供的年度例行维护内容为主要依据，结合光伏发电系统的实际运行状况，在每个维护年度例行维护周期到来之前进行整理编制。编制计划内容主要包括工作开始时间、工作进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。光伏组件的采光面应经常保持清洁，光伏组件表面易受灰尘或其他污物污染，光伏组件的采光面易受影响，因此，本光伏电站在进行光伏组件日常维护时应根据光伏组件采光面的清洁程度，先用清水冲洗光伏组件采光面，再用干净纱布轻轻擦干，切勿用硬物或腐蚀性溶剂冲洗、擦拭。针对当地冬季处于雨雪季节，若出现积雪覆盖的情况，应时常对电池板上的积雪进行清扫，避免积雪堆压电池板影响光伏组件发电。光伏组件阵列外围的维护，重要的是必须安装太阳能电池方阵围栏，警防当地牲畜和人为的破坏。2.4电气设备的维护方案2.4.1光伏阵列设计寿命能达到25年，其故障率较低，当然由于环境因素或雷击可能也会引起部件损坏。其维护工作主要有：保持光伏阵列采光面的清洁。在少雨且风沙较大的地区，应每月清洗一次，清洗时应先用清水冲洗，然后用干净的柔软布将水迹擦干，切勿用有腐蚀性的溶剂冲洗，或用硬物擦拭。清洗时应选在没有阳光的时间或早晚进行。应避免在白天时，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗组件，很冷的水会使光伏组件的玻璃盖板破裂。定期检查光伏组件板间连线是否牢固，方阵汇线盒内的连线是否牢固，按需要紧固；检查光伏组件是否有损坏或异常，如破损，栅线消失，热斑等；检查光伏组件接线盒内的旁路二极管是否正常工作。当光伏组件出现问题时，及时更换，并详细记录组件在光伏阵列的具体安装分布位置。检查方阵支架间的连接是否牢固，支架与接地系统的连接是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连接是否可靠，按需要可靠连接；检查方阵汇线盒内的防雷保护器是否失效，按需要进行更换。2.4.2.直流控制器及逆变器直流控制器、逆变器通常十分可靠，可以使用多年。有时因设计不好，电子元器件经过长期运行可能会被损坏，雷击也可能导致元器件损坏。定期检查控制器、逆变器与其它设备的连线是否牢固，检查控制器、逆变器的接地连线是否牢固，按需要固紧；检查控制器、逆变器内电路板上的元器件有无虚焊现象、有无损坏元器件，按需要进行焊接或更换。检查控制器的运行工作参数点与设计值是否一致，如不一致按要求进行调整。检查控制器显示值与实际测量值是否一致，以判断控制器是否正常。2.4.3.防雷装置定期测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求；定期检查各设备部件与接地系统是否连接可靠，若出现连接不牢靠，必须要焊接牢固；在雷雨过后或雷雨季到来之前，检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，并根据需要及时更换。2.4.4．低压配电线路线路日常巡检主要是检查危及线路安全运行的内容，及时发现缺陷，进行必要的维护。包括以下内容：外皮脱落40%以上或铠装层已裸锈，应涂防锈漆加以保护。电缆的金属护套若有裂纹、龟裂和腐蚀等现象时，应先做暂时处理，并记好记录，以便计划检修安排更换。电缆或保护管等若有撞伤现象，电缆的安装辅助装置若有缺少等，应即时修复。电缆终端有发热现象，应停电处理。相色标示是否清楚，不清楚时应重标相色。接地是否良好，若接地不良应重新处理，使接地件符合标准。电缆铭牌是否完好和正确，如有损坏应重新更换。终端壳体若有裂纹、沙眼等，应及时安排更换。定期测量电缆各相的负荷电流，分析负荷不平衡的原因。定期测量电缆外表的实际温度，确定电缆是否过热，以防绝缘过早老化。肉眼关擦电缆终端和其他电气设备的连接点是否有过热现象。一般铝金属的电气设备过热后呈灰白色；铜金属电气设备过热后呈浅红色。（四）建设条件分析1．场址条件本项目地处太阳能资源较为丰富的山东省聊城冠县工业园区内。充分利用冠县工业园区内厂房、库房等建筑房顶布置太阳能电池组件，建筑类型为工业建筑。从太阳能电池与建筑物的结合方式上有新的突破。（既有传统的BAPV模式，也有BIPV模式）本项目充分利用建筑物屋顶的原有结构，不会对所在建筑产生影响。1.2自然条件聊城市光资源丰富，年太阳总辐射为120.1-127.1千卡/平方厘米，有效辐射为58.9-62.3千卡/平方厘米，在全省属中高值区。太阳辐射以夏季最多，春季次之，秋季明显减弱，冬季最小。全市年平均日照时数为2567小时，全年日照一5月份最多为274小时，1月份最少为170小时。1.3交通条件本项目地处太阳能资源较为丰富的山东省聊城冠县工业园区内。冠县交通便利、优势明显。地处鲁西平原，既背靠东部沿海经济发达区又面向市场的中西部地区，是冀鲁豫三省沿边物质的集散中心,是东西部经济、技术、信息和文化交流的重要通道。以冠县为中心，300公里半径范围内涵盖济南、石家庄、邯郸、开封等大中城市，济邯铁路、青兰高速公路横贯东西，德商高速、京九、京开公路纵穿南北，从冠县出发一个半小时可到达济南机场。2．电网接入冠县电网处于山东电网西部的末端，通过220kV聊庞线和110kV徐冠线与聊城电网相联，已形成了以220kV庞庄变电站为主供电源、110kV和35kV为主网架、10kV和0.4kV配电网遍布城乡的供电网络结构。冠县境内现没有地方公用热电厂；有企业自备电厂1座，即恒润热电1×25MW以110kV电压等级与系统并网。截至2009年底，冠县电网现有1座220kV变电站，即庞庄站站（1×150MVA）；6座110kV变电站，分别为110kV冠县站（1×40+1×31.5MVA））、贾镇站（1×20MVA））、范寨站（1×40MVA））、工业园站（1×50MVA））、定寨站（1×40MVA）、西郊站（1×40MVA））、变电总容量261.5MVA；22座35kV变电站（其中用户站11座）），电总容量为186MVA。冠县20MW金太阳示范工程为用户侧并网型光伏发电项目，所发电力拟主要供给所在冠县工业园用电,也可以并网输送。根据本项目安装容量以及周边电网情况，暂考虑以10kV电压等级接入电网，具体方案以接入系统方案审查意见为准。本工程光伏阵列安装在工业园厂房及库房屋顶上，根据场地布置情况，采用分块发电，集中并网的设计方案，将系统分成20个1MW并网发电单元，共设80台250kW逆变器，每个发电单元通过一台1000kVA的升压变升压至10kV，通过电缆引接至工业园的10kV配电室，实现并网发电。由于原有电网和配电线路比较完整，本项目光伏发电输送到附近的用户侧，线损少，不需新增出线。仅需增加部分计量和保护，电网送出部分投资也比较少。本系统采用分段连接、逐级汇流的方式进行设计，即光伏阵列按照合理的组串方式接入汇流箱，然后接入直流配电柜，汇流箱和直流配电柜中包括防雷保护装置以及短路保护等功能。经过直流部分的汇流调整之后，直流输出接入逆变器。3．环境影响3.1环保部门的意见(见附件)3.1.1环境质量标准环境空气：执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的二级标准。地表水：执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类标准。地下水：执行《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标准。噪声：执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的3级标准。3.1..2排放标准废气：执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中的二级标准。废水：执行《山东省海河流域水污染综合排放标准》（DB37/675-2007）表四中二级标准。噪声：执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的3类标准。固废：执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）中的相关标准。危废：执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）中的相关标准。3.2环境质量现状分析3.2.1地表水经连续监测最近3年附近水域的水质（每年4次），pH值、溶解氧、高锰酸盐指数、氨氮指标均符合《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类标准要求。3.2.2环境空气经连续监测最近3年附近村庄的环境空气质量，SO2、NO2、TSP的日均值均符合《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的二级标准要求。3.2.3环境噪声经连续监测最近3年附近村庄的环境噪声质量，昼间及夜间噪声值均符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2级标准要求。以上情况说明，项目选址处水、空气、噪声的本底值较低，有一定环境容量，可以作为该光伏发电项目的厂址。3.3主要环境影响分析本工程主要环境影响分为施工期和运营期两个阶段进行分析。3.3.1施工期环境影响分析施工期环境影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声；各类施工机械进行场地开挖和平整、汽车运输产生的扬尘和飘尘等；施工弃渣和施工人员生活垃圾；施工作业对生态环境的影响等。（1）施工噪声施工机械的噪声和振动是主要的噪声源。同时，施工车辆也会带来一定的交通噪声。施工单位应尽量选用低噪声设备和施工工艺，尽量缩短高噪声机械设备的使用时间，特别是高噪声施工机械应控制在昼间工作时间运行。施工中加强各种机械设备的维修和保养，使设备性能处于良好状态，减少运行噪声。加强道路交通管理，运输车辆在居民聚居点时应适当减速行驶，并禁鸣高音喇叭。加强道路养护和车辆的维修保养，降低机动车辆行驶速度，减轻或避免对周围敏感点的影响。（2）施工扬尘施工期大气污染源主要是各类施工机械场地开挖、平整以及车辆运输产生粉尘和飘尘等。为了减少工程扬尘对周围环境的影响，应在施工工地周边设置高度2m以上的围挡，施工中遇到连续晴好天气又起风的情况下，对弃土表面洒水防止扬尘。及时运走弃土，并在装运的过程中不要超载，沿途不洒落，车辆驶出施工场地前应将轮子的泥土去除干净，防止沿程弃土。对施工区道路进行管理、养护，使路面平坦、清洁，一旦有弃土、建材洒落应及时清扫。（3）固体废弃物固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。按照《城市环境卫生设施设置标准》的要求，在施工区设计垃圾桶(箱)。施工弃渣和生活垃圾应集中定点收集，不得任意堆放和丢弃，并及时清运。本工程光伏阵列沿自然地形布置，开挖和填筑工程量都较小，且经平衡后弃渣量较少，本工程不设置专门弃渣场，就近填入附近的低洼地区。（4）生态环境影响该项目的建设，不会使该地区的地形和地貌发生变化。总之，经采取相关措施后，本工程施工期对环境噪声、空气、生态等的影响是短期的和局部的。3.3.2运营期环境影响分析本工程运营期不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。运营期环境影响主要包括变压器、逆变器运行产生的电磁噪声、电磁辐射；太阳能电池板产生的光污染；少量现场人员产生的生活污水和生活垃圾。（1）噪声光伏组件在运行过程中基本不产生噪声，运营期噪声主要来源于变压器、逆变器等设备运转发出的电磁噪声。采取的噪声防治措施为：采用低噪声设备；逆变器采用室内布置，房屋墙壁可起到一定的隔挡降噪作用；变压器与逆变器紧邻布置，距各厂界均有一定距离；运营期加强对光伏电站逆变器和变压器的维护，使其处于良好的运行状态，避免对工作人员以及周边居民生活产生干扰。由于噪声源强较弱，采取相关的措施后，对外界噪声影响很小。（2）电磁环境影响光伏电站潜在的电磁环境影响主要是逆变器和变压器产生的工频电磁场、无线电干扰。本工程正常工作时属工频和低压，电磁环境影响及无线电干扰强度均较低，对人体和环境不会造成危害。（3）光污染为了高效利用太阳能，太阳能电池板本身生产工艺也要求尽量减少光的反射。太阳能电池板表面粗糙，制造时加入了防反射材料，对光线的反射率极低；钢化玻璃表面进行了磨沙处理以减少对光线的反射。安装时每片电池板要选择最佳阳光入射角度以最大限度利用太阳能，故电池板不会在同一平面上，增加了漫反射的几率，进一步减少了光线的反射。厂址周围较为空旷，太阳能电池板倾角向上，不会对地面居民生活及交通产生影响。由此可见，太阳能电池板对光线的反射是有限的，基本不会对人的视觉以及飞机的运行产生不利影响，也不会对居民生活和地面交通产生影响。（4）运营期清洗用水、生活污水、生活垃圾的环境影响光伏发电装置运行期没有生产废水，有部分清洗用水、少量生活污水及生活垃圾。设备清洗用水很少，且不含有机和无机废物，可以循环使用，也可用于绿化；生活污水经污水管道汇集至化粪池处理，污泥定期清运；设立垃圾箱，收集生活垃圾，并定期清运。所以，经采取相关的措施后，本工程运营期对环境噪声、电磁辐射、地表水等的影响是轻微的和局部的。综上所述，从施工期和运营期两个阶段分析，该光伏发电项目对环境的影响是轻微的和局部的，经采取一定的措施后，可以达到相关环境标准的要求。3.4水土保持情况分析3.4.1水土保持现状拟建项目建在房顶，水土流失情况不会发生。3.4.2水土流失情况分析根据工程建设的特点及完工后运行情况，水土流失主要发生在工程建设期和自然恢复期。经采取水土保持工程措施后，工程区土壤流失量可得到有效控制。因此，该光伏发电项目引起的水土流失影响是短暂的和轻微的。3.5节能与减排效应分析光伏发电的生产过程是将太阳光能直接转变为电能。在整个运行过程中，不需要消耗其他常规能源，基本不产生废气、废水、固体废弃物等污染物，也不会产生大的噪声污染，对周围环境的污染很小。光伏发电的节能效益主要体现在光伏发电运行时不需要消耗其他常规能源，环境效益主要体现在不排放任何有害气体和不消耗水资源。可见，本工程的建设不仅可以减少化石资源的消耗，而且有利于缓解环境保护压力，实现经济与环境的协调发展，节能和减排效益显著。3.6结论太阳能是清洁、可再生能源，光伏电站建设符合国家关于能源建设的发展方向，是国家大力支持的新能源产业。光伏发电装置运行时不需要消耗化石能源，相比火力发电还可以减少二氧化硫、氮氧化物、烟尘等多种大气污染物的排放，还可减少大量灰渣及污水的排放，大大改善环境质量。综上所述，本工程已获得当地环保部门的发文同意，且当地有一定环境容量，项目本身产生的污染较小，该项目的建设具有明显的环境效益及社会效益。所以，从环保角度分析，本工程建设是可行的。（五）进度计划与安排1、项目建设周期本项目建设周期10个月，目前投资主要用于工程建设的设备、施工费用及其它不可预见费用等。2、项目进度安排项目的实施按照国家关于基本建设程序和太阳能光伏电池的安装有关规定。具体项目进度如下：(1)根据山东气候条件，土建施工每年从3月至12月底可以施工。准备工程从月初开始，实质性工程从当年7月1日安排开始，主要完成水、电、场地（屋顶）修缮、临时设施等准备工程。(2)设计及土建开工从8月1日开始施工，于当年10月底完成混凝土浇筑工程、电缆沟等工程。(3)安装工程从9月1日开始进行，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装，计划完成时间次年5月20日。(4)并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间次年5月21日至5月31日完成。(5)并网试运行，计划次年5月31日全部机组并网发电，投入试运行。技术示范方案（一）技术示范内容1太阳能电池组件的选择与布置1.1太阳能电池组件选型1.1.1太阳电池分类当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率为单晶硅16～17%，多晶硅15～16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。2008年我国已能规模化生产硅原料，使得硅原料价格大幅下滑，由最高价500美元/kg降到当前的70～80美元/kg，并还有继续下降的空间，从而使晶硅电池组件的价格形成了大幅下滑的局面。当前国际上已建成的大型光伏并网电站基本上采用晶硅电池。薄膜电池分为硅基薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率较低，硅基薄膜电池为5～8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。硅基薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。1.1.2多晶硅太阳能电池组件的优点多晶硅生产能耗优势明显，生产成本有望低于行业20%以上:公司的多晶硅生产线由新光硅业提供技术指导，工艺流程得到进一步改进，能耗水平明显降低，初期能耗水平约150度/公斤，未来可能降到130元/公斤的水平，而国内一般生产线的能耗水平在200度/公斤的水平，简单测算电力成本就具备约5美元/公斤的成本优势。综合考虑了能耗水平和规模效益的成本优势，我们测算出运行稳定后公司多晶硅生产成本能够降低到30美元/公斤的水平以下，公司较其他厂商具备25%左右的成本优势。1.1.3多晶硅太阳能电池组件的参数及外形本工程拟采用多晶硅太阳能电池组件型号为CNPV－195M。组件参数如下：a最大功率（Pmax）：235Wpb开路电压（Voc）：37Vc短路电流（Isc）：8.54Ad最大功率点电压（Vmp）：29.5Ve最大功率点电流（Imp）：7.97Af组件尺寸A×B×C（mm）：1650×990×50g组件转换效率：14.4%（1）正面详图（2）背面详图1.2电池组件放置形式和布置1.2.1电池组件的放置形式太阳电池组件的放置形式有固定安装式和自动跟踪式两种形式。对于固定式光伏系统，一旦安装完成，太阳电池组件倾角就无法改变，因此合理的倾角选择对于固定式光伏发电系统就显得尤为重要了。而自动跟踪式光伏发电系统的光伏组件可以随着太阳运行而跟踪移动，使太阳组件一直朝向太阳，增加了接受的太阳辐射量。但跟踪装置比较复杂，初始成本和维护成本较高。本工程若采用跟踪式发电系统则建设成本将会大大增加，同时鉴于跟踪技术的不成熟，很难保证整体系统发电的稳定性和运行的连续性。因此本工程的太阳电池组件的放置形式采用固定式。综合考虑后，本工程电池组件的放置形式拟采用固定式。通过相关计算，光伏组件最佳倾角拟定为31°。1.2.2电池组件的布置本工程容量20MWp级，电池板行与行之间的间距以避免南部的方阵对北部方阵形成遮阴，计算原则为保证在冬至日的午前9时至午后3时期间南部的阵列对北部的阵列不形成阴影。通过相关计算并考虑检修空间，行间距取3.8m。考虑到逆变器室和中央控制室，方阵采取多种类型。1.2.3本工程年发电量本工程光伏组件选用多晶硅太阳电池组件，可按25年运营期考虑，系统25年电量输出衰减幅度为每年衰减0.8%，至25年末，衰减率为20%。年发电量按25年的平均年发电量考虑。最佳安装角度31°时，电池组件接受的年辐射量为1551kWh/m2，逆变器转换效率为95%，变压器和线路损失及其他损失为5%，光伏组件光电转换效率初始值为15.2%，通过第1年到第25年的年发电量计算，总发电量为64667.58万kWh，平均年发电量约2586.7万KWh。2.逆变器及变压器的选择与布置2.1逆变器的选型根据业主资料，本工程采用晶体硅电池进行设计，电池组件的额定容量为235W，开参数前面已提到。选用250kW的逆变器，项目选用了合肥阳光生产的250kW逆变器，在产品选择上不存在问题，生产运行经验也非常丰富。逆变器基本参数如下：最大光伏输入功率（Ppv）275Wp额定交流功率（Pac，nom）250kW输入电压范围MPPT（Upv）450—820V输出电压（Uac）270V最大直流输入电压（Udc.max）880V工作频率（Fac）50/60HZ最大直流输入电流（Ipv.max）1200A最大效率98.5%最多输入路数16对于逆变器容量的选择需要综合考虑工程的布置情况以及电池组件的技术参数，另外还应考虑逆变器自身的特点。目前逆变器产品中关于隔离变压器有两种观点，一种认为是用隔离变压器可以实现物理隔离，防止太阳能中的直流分量馈入电网，同时可以保护电池组件，避免受到来自电网的影响，延长电池寿命。但是隔离变的使用会降低逆变器的效率。另外一种观点认为不需要增加隔离变压器，通过在逆变侧的多点采集（RCD），通过DSP芯片的快速运算，在软件和硬件上做双重保护，基本可以达到变压器同样的效果。并且世界上无变压器的逆变器也有很多成功的应用。由于本工程接入当地10kV电网，在逆变器与电网之间设置升压变压器，已经起到了隔离作用，因此本工程推荐选用无隔离变的逆变器。2.2变压器的选择本工程拟分别接入工业园用户侧的10kV（35kV）变电站。接入方式采用一次升压方案进行设计，即从270V直接升压至10kV（35kV）。本工程共设80台250kVA主变压器，变压器为分裂变压器，低压侧两个绕组分别接两台250kW逆变器。变压器变比为10.5（38.5）±4×2.5%/0.27kV-0.27，连接组别为Y/d11-d11，无载调压。由于太阳能电池组件在初始几个月的使用过程中，其输出功率可以超出额定值的10%左右,所以变压器容量选择应大于电池组件的额定功率，但由于逆变器有良好的限制功率作用，本工程选用1000kVA的升压变压器，容量选择是合理的。（二）技术示范指标本工程为用户侧并网发电站，不需要配置蓄电池，从而减少了蓄电池的重放电损失。本工程没有煤炭、燃油消耗，是节能型、环保型、效益型电厂。主要指标如下：本工程平均每年可提供上网电量约为2586.7万kW·h，与燃煤电厂相比，按2010年全国平均供电煤耗约335g/kW·h计算，每年可节约标煤约8665t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少SO2排放量约279t，氮氧化物（以NO2计）63t，二氧化碳2.22万t，烟尘（以PM10计）9.2t，还可减少灰渣排放量约2600t。（三）技术示范步骤本工程主要施工项目工艺流程如下：施工前期准备→施工期→光伏电池组件支架安装施工→光伏电池组件安装→光伏组件调试、发电投产→工程竣工→验收考核→积累运行数据→上报电站运行分析报告。（四）技术示范的验收考核工程并网运行后，组织有关专家和与项目建设相关的单位对项目进行现场测试，采集数据，根据国家、行业标准做出验收结论。附件（相关证明材料）项目审批文件、实施方案省审批文件还没到，实施方案有光伏组件、逆变器检测认证报告有项目的融资方案，自有资金、银行贷款证明融资方案，自有资金有、银行贷款证明正在办理中标协议有企业文件（土地证等）有环保部门对环境开展前期工作的批复已批复其他材料项目管理机构（有）目录第一章总论 11.1项目名称及建设单位 11.2项目概况 11.3结论 2第二章项目建设的必要性 32.1项目建设的必要性 3第三章建设规模及建设条件 43.1建设规模 43.2建设条件 4第四章总体规划方案 74.1设计依据 74.2设计目标 74.3规划原则 74.4规划理念 8第五章工程建设方案 95.1总体建设方案 95.2建设范围 105.3建设内容 10第六章节能分析 216.1设计依据 216.2项目所在地能源供应状况分析 236.3节能分析 23第七章环境保护 257.1编制依据 257.2环境保护建设目标 257.3环境影响因素识别 267.4环境保护措施和建议 267.5环境影响的综合评价 28第八章消防、劳动安全与卫生 298.1消防 298.2安全与卫生 29第九章 社会稳定风险分析 319.1编制依据 319.2风险调查 319.3风险识别 329.4风险估计 339.5风险因素分析 349.6风险防范和化解措施 35HYPERLIN