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泗洪100MW渔光互补光伏电站可研报告


工程检索号:32–N00032K1–A 编 号:N00032K1–A–01

泗洪天岗湖光伏发电有限公司 泗洪天岗湖乡 100MW 光伏发电工程

(电价:1.0 元/kwh) 可行性研究报告

江苏省电力设计院
2013 年 7 月

泗洪天岗湖光伏发电有限公司 泗洪天岗湖乡 100MW

光伏发电工程

(电价:1.0 元/kwh) 可行性研究报告
批 审 校 准:高嘉梁 核:刘欣良 核:汪 辉 朱庆东 编 写:潘晓春 朱学成 吉春明 巫黎明 张英俊 葛海明 王海华 刘明涛 毛大成 施文勇 陈念军

泗洪天岗湖光伏发电有限公司 泗洪天岗湖乡 100MW 光伏发电工程

(电价:1.0 元/kwh) 可行性研究报告
总 目 录

32 – N00031K1 – A

可行性研究报告









1 概述 ......................................................................................................................... 1
1.1 1.2 1.3 1.4 项目概况 .................................................................................................................................. 1 研究范围 .................................................................................................................................. 7 工作简况 .................................................................................................................................. 7 主要设计原则 .......................................................................................................................... 8

2 电力系统 ................................................................................................................. 10
2.1 电网概况 ................................................................................................................................ 10 2.2 一次接入系统方案 ................................................................................................................ 10 2.3 电站电气主接线原则意见 .................................................................................................... 11

3 太阳能资源分析 ................................................................................................... 12
3.1 太阳能资源概况 .................................................................................................................... 12 3.2 当地太阳能资源概况 ............................................................................................................ 13 3.3 建设光伏电站结论 ................................................................................................................ 14

4 建厂条件 ............................................................................................................... 15
4.1 4.2 4.3 4.4 厂址概述 ................................................................................................................................ 15 站址(区域)稳定性及岩土工程条件 ................................................................................ 15 岩土工程条件 ....................................................................................................................... 20 结论与建议 ............................................................................................................................ 22

5 工程设想 ............................................................................................................... 24
5.1 厂区总平面规划 .................................................................................................................... 24 5.2 总体方案设计 ......................................................................................................................... 24

6 太阳能光伏发电系统设计 ...................................................................................... 26
6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 光伏组件选择 ....................................................................................................................... 26 光伏阵列的运行方式设计 ................................................................................................... 28 逆变器选型 ........................................................................................................................... 29 光伏阵列设计及布置方案 ................................................................................................... 30 年上网电量估算 ................................................................................................................... 32

7 电气 ......................................................................................................................... 34
7.1 7.2 7.3 7.4 电气一次 ............................................................................................................................... 34 电气二次 ............................................................................................................................... 37 通信 ....................................................................................................................................... 39 计量 ....................................................................................................................................... 39

8 土建工程 ................................................................................................................. 40
8.1 电站总平面布置 ..................................................................................................................... 40

8.2 土建工程设计 ........................................................................................................................ 40

9 工程消防设计 .......................................................................................................... 44 10 劳动安全与工业卫生 ........................................................................................... 45
10.1 10.2 10.3 10.4 工程概述 .............................................................................................................................. 45 设计依据、目的与任务 ...................................................................................................... 45 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析 .......................................................................... 46 劳动安全与职业卫生对策措施 .......................................................................................... 46

11 施工组织设计 ....................................................................................................... 49
11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 施工条件............................................................................................................................... 49 主要工程项目的施工方案................................................................................................... 49 施工场地及施工生活区....................................................................................................... 49 地方材料供应情况............................................................................................................... 49 力能供应............................................................................................................................... 50

12 工程管理设计 ....................................................................................................... 51
12.1 工程管理机构 ...................................................................................................................... 51 12.2 人员编制 .............................................................................................................................. 51

13 环境影响评价 ....................................................................................................... 52
13.1. 工程施工期对环境的影响及防治 ..................................................................................... 52 13.2. 运行期的环境影响 ............................................................................................................. 53 13.3 环境效益 .............................................................................................................................. 54

14 节能降耗 ............................................................................................................... 55 15 投资估算与财务分析 ........................................................................................... 56
15.1 投资估算 ............................................................................................................................. 56 15.2 财务评价与社会效果分析 ................................................................................................. 70

16

经济与社会影响分析 ......................................................................................... 72

16.1 经济影响分析 ...................................................................................................................... 72 16.2 社会影响分析 ...................................................................................................................... 72

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结论和建议 ......................................................................................................... 73

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概述

1.1 项目概况

1.1.1 项目所在地概况 1.1.1.1 江苏省经济发展概况
55', 江苏省地处中国大陆东部的黄海之滨,长江和淮河的下游,位于东经 116° 22'~121° 北纬 30° 45'~35° 07'之间。北接山东,西连安徽,东南与上海、浙江为邻。全省 2008 年总人 口 7676.5 万人,人口密度 748 人/平方公里,在全国各省份中最高,面积 10.26 万平方公里, 其中平原面积 7.06 万平方公里,水面面积 1.73 万平方公里。地形以平原为主,主要有苏南平 原、江淮平原、黄淮平原和东部滨海平原组成。气候具有明显的季风特征,处于亚热带向暖 温带过渡地带,大致以淮河—灌溉总渠一线为界,以南属亚热带湿润季风气候,以北属暖温 带湿润季风气候。 在新世纪,江苏省发展建设目标是:建成经济繁荣、科教发达、生活富裕、法制健全、 社会文明、环境优美的省份。要以科学发展观为统领,围绕“两个率先”、建设和谐江苏,“全 面、协调、可持续”推进经济、社会和人的全面和谐发展,实现“两个率先”已成为江苏人民的 共同愿望和宏伟目标。 2010 年,江苏省经济迈上新台阶,全省实现生产总值 40903.3 亿元,比上年增长 12.6%; 人均生产总值 52360 元,按当年汇率折算达 7700 美元。地方一般预算收入 4080 亿元,增长 18.2%; 财政总收入 11743 亿元, 增长 18.2%。 进出口总额 4658 亿美元, 比 2009 年增长 37.5%。 人民生活水平有了新的提高,全年城镇居民人均可支配收入 22944 元,增长 11.6%。科技、 教育、文化、卫生等各项社会事业取得新的发展。

1.1.1.2 泗洪县概况
泗洪县位于江苏省西北部,东临洪泽湖,西与皖省泗县接壤,北与宿迁市宿城区、泗 阳县为邻,南隔淮河与皖省明光市相望,总面积 2731 平方公里,拥有耕地 206 万亩,河湖水

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面 166 万亩,辖 23 个乡镇,总人口 102 万,泗洪境内地形起伏,岗、洼交错,西部及西南部 有零星低山蛰伏于垅岗之上,北部为黄泛冲积平原,中部和南部为岗、平、洼相间地形,县 境最大纵距 69.1 千米,最大横距 78.2 千米,地面高程 12.5~61.4 米。泗洪属北亚热带和北暖 温带季风气候区,四季分明,光照充足,雨量丰沛。 气温:年均气温 15.09 度。近年来,极端最高气温 36.9℃,出现在 7 月中旬;极端最低 气温-7.5℃,出现在 12 月下旬到 1 月上旬。日最高气温大于 35℃的高温日数为 5 天左右,出 现在 7、 8 两月。 四季年平均气温: 冬季为 2.2℃, 春季为 13.8℃, 夏季为 26.1℃, 秋季为 16.1℃。 降水: 年均降雨量 960.4 毫米。 全年降水日数 110 天左右, 最长连续降水日数 10 天左右, 最长连续无降水日数 25 天左右。四季年平均降水量;冬季为 76.3 毫米,春季为 206.5 毫米, 夏季为 531.5 毫米,秋季为 179.3 毫米。 日照:年均日照时数 2206.2 小时。四季年平均日照时数:冬季 468.8 小时,春季为 537.3 小时,夏季为 603.5 小时,秋季为 529 小时。 土壤分为潮土、黄棕壤土、砂礓黑土、紫岩土四种类型。

1.1.1.3 江苏省电力发展概况
江苏电网地处华东电网的腹部,是华东电网的重要组成部分。下辖南京、镇江、常州、 无锡、苏州、徐州、宿迁、连云港、淮阴、盐城、扬州、泰州、南通共十三个省辖市。自近 年以来,华东地区和江苏经济持续快速发展,电网用电负荷持续增长。 2010 年全省全社会最高用电负荷 64040MW,全社会用电量为 3867 亿 kW?h,分别比上 年增长 13.5%,16.7%。全网统调最高用电负荷为 60337MW,统调用电量为 3527.24kW?h, 分别比上年增长 15.37%、19.57%。 到 2010 年底,全省全社会总装机容量 64580MW(不含阳城) ,其中统调电厂 86 座,机 组 1128 台(含 913 台风电机组) ,统调装机总容量 57283MW。统调发电厂中,火电机组容量 52810MW,核电机组 2000MW,抽水蓄能机组 1100MW,风力发电机组 1373MW。 江苏省是我国的沿海经济发达省份,人口密度在全国各省份中最高,同时也是我国能源 消费总量最多的省份之一,资源相对短缺,能源对外依存度较高,环境压力很大。江苏电网 目前仍基本是以燃煤电厂占主导地位的火电电网,比较单一的电源结构难以满足江苏省用电 需求和电力系统可持续发展的战略要求。因此,积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再 生能源已势在必行、大势所趋,以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的

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长远目标。

1.1.2 项目概况
45′ , 东 经 118° 21′ , 每 年 辐 射 量 为 本 项 目 建 设 地 点 位 于 泗 洪 天 岗 湖 镇 , 北 纬 33° 5266.476MJ/m?/a,属于三类地区,具有利用太阳能发电的客观条件,利用闲置荡滩,为泗洪 县提供绿色电力。厂址地理位置图见图 1-1 。

图 1-1 厂址地理位置图

1.1.3 项目建设的必要性 1.1.3.1 改善生态、保护环境的需要
在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天,世界各 国都在寻求新的能源替代战略,以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状 况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了,再不加大清洁能源和可再生能源的份 额,我国的经济和社会发展就将被迫减速。 提高可再生能源利用率,尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。 太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势,成为关注重点,在太阳能产业 的发展中占有重要地位。

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1.1.3.2 开发利用太阳能资源,符合能源产业政策发展方向
我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面,并纳入了国家能源发展的基 本政策之中。已于 2006 年 1 月 1 日正式实施的《可再生能源法》明确规范了政府和社会在光 伏发电开发利用方面的责任和义务,确立了一系列制度和措施,鼓励光伏产业发展,支持光 伏发电并网,优惠上网电价和全社会分摊费用,并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种 优惠。在中国能源与环境形势相当严峻的情况下,该法将引导和激励国内外各类经济主体参 与我国光伏技术的开发利用。 2009 年 12 月 26 日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人民 代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定。修改后的法律明确, 国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门,按照全国可再生能源开发利 用规划,确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重,制定电网企业 优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法,同时还明确这项工作由国务院能源主管部 门会同国家电力监管机构督促落实。此次修改的可再生可能源法还规定了由国家财政设立可 再生能源发展基金。修改后的可再生可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持, 该决定将于 2010 年 4 月 1 日起施行。 根据国务院《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》 (国发[2007]15 号)及《财政部 建设部关于印发<可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法>的通知》 (财建[2006]460 号) 精神,中央财政从可再生能源专项资金中安排部分资金,支持太阳能光电在城乡建筑领域应 用的示范推广。 为促进我国可再生能源产业的发展,根据《中华人民共和国可再生能源法》的要求,国 家发展和改革委员会于 2005 年 11 月印发了《可再生能源产业发展指导目录》 ,涵盖风能、太 阳能、生物质能、地热能、海洋能和水能等六个领域的 88 项可再生能源开发利用和系统设备 /装备制造项目。对于该《目录》中具备规模化推广利用的项目,国务院相关部门将制定和完 善技术研发、项目示范、财政税收、产品价格、市场销售和进出口等方面的优惠政策。 为推动节能技术进步,提高能源利用效率,促进节约能源和优化用能结构,建设资源节 约型、 环境友好型社会, 国家发展和改革委员会、 科学技术部于 2006 年 12 月发布了新的 《中 国节能技术政策大纲》 ,强调可再生能源(含风能、太阳能、水能、生物质能、地热能和海洋 能等非化石能源)是我国重要的能源资源,在满足能源需求、改善能源结构、建设资源节约 型、环境友好型社会等方面发挥重要作用。 《中国节能技术政策大纲》提出,在太阳能技术方

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面,研发太阳能光伏硅材料的生产技术,发展太阳能光伏发电技术,发展太阳能热利用技术; 在节能新材料方面,研发新型高效能量转换与贮能装置及材料,推进燃料电池、太阳能电池、 金属空气电池,超级电容器及相关材料的应用和发展。 因此,本项目符合国家政策鼓励光伏产业发展,支持光伏发电并网的能源产业政策。

1.1.3.3 减轻环保压力
光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在,它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏 产业的重视程度,标志着当地政府对能源及环境的认识水平。泗洪也是国家级生态示范区, 中国优秀旅游城市,对环境保护有更高的要求,该电站的建成每年可减排一定数量的 CO2, 在一定程度上缓解了环保压力。

1.1.3.4 提高公众对光伏发电技术的认识
泗洪县位于江苏省西北部,是建立太阳能示范电站的理想之地,能够起到很强的示范、 教育作用。 社会公众对光伏发电技术的认识直接影响着光伏发电系统的规模化应用, 电站的建成后, 在产业内合适的位置设置电站显示大屏一块,将向社会公众展示光伏发电的优越性,以直观 数据扭转公众简单地以能源价格来评判其优劣的偏见。 综上所述,本项目的建设,符合我国 21 世纪可持续发展能源战略规划,也是发展循环经 济模式,建设和谐社会的具体体现。同时,对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具 有非常大的意义,预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。

1.1.4 建设、投资主体 1.1.4.1 泗洪天岗湖光伏发电有限公司简况
泗洪天岗湖光伏发电有限公司是振发新能源科技有限公司全资子公司。振发新能源公司 是专业从事光伏发电系统集成的高科技企业。是首批通过国家发改委审核备案的节能服务型 企业,总部设在江苏省无锡市蠡园国家经济开发区。振发新能源公司下设六部门、四个研发 和应用中心,15 个参控股企业,并拥有 ISO9001 质量体系认证、CE 认证、甲级工程咨询、 甲级专项工程设计、甲级工程总承包资质。 公司自成立以来,注重吸纳人才、提升创新理念,先后取得 3 项国家发明专利和 27 项国

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家实用型专利。 振发新能源目前已取得总规划指标 2258MW,建设总装机容量 415MW。在建设电站过 程中,推行与渔业、种植业、旅游观光相结合的建设模式,极大提高了电站的综合效益。目 前公司已成为国内最大的光伏集成商、太阳能新品的运用商。 公司将策应国家新能源发展战略,立足光伏系统集成专家、太阳能产品运用行家地位,秉承 创新发展理念,开拓发展新能源,在新能源资源利用、产品研发、系统集成、技术运用创造 新的成果。让我们与有识之士合作开发,携手并进,在阳光中结伴、绿色下同行,共同开拓 新能源发展的美好未来。 项目开发 振发新能源科技有限公司在项目发开中主要践行国内国外双开花战略。国内包括以西部 为主的地面电站项目开发建设,以东部为主的滩涂电站项目建设,及以上海、广东、福建、 江苏、浙江等为代表的屋顶光伏建筑项目建设。国外包括欧洲、北美南美、非洲国家的地面 和建筑一体化项目。我们将不断发挥自身经验丰富的优势,与世界同行携手,开发更多太阳 能项目,为新能源的发展贡献力量。 设备制造 振发新能源公司的太阳能电池组件产品完全遵循 TUV、UL、金太阳质量标准生产,具有 转换效率高、耐候性强、输出稳定的特点,产品寿命超过 25 年,可广泛用于大型荒漠电站、 屋顶电站和 BIPV 项目建设,深受客户信赖。 科技研发 太阳能电池及组件研发中心是振发新能源公司为攻克光伏发电并网应用技术瓶颈,着力 解决太阳能光伏发电大规模应用中的关键技术问题,提高光伏电站对电网的适应能力和电网 对光伏发电的接纳能力而成立的。 主要将包括高效电池、BIPV 技术和智能电网方面的技术提升,我们通过引进国内外高级 人才,与顶级科研院所合作,打造最具实力研发团队。 深度开发太阳能光伏产业,树立矫健的“行业领跑者”形象,振发新能源公司所有员工 竭力奋斗的目标!

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1.2 研究范围 根据建设方委托书的要求,本期建设 100MW 渔光互补光伏发电项目。 参考国家发改委发布的 《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》 (DL/T 5375—2008) , 该项目本阶段的主要研究范围包括: (1) 建设的必要性:论证本工程建设的必要性; (2) 按照有关政府部门颁发的规定和要求,由业主委托开展相应评价和评估工作,出 具相应报告,并通过审查,落实有关建厂的人文、自然和环境等各方面的外部条件,完成建 厂条件的可行性论证; (3) 落实本期工程的建设条件,太阳能资源、工程地质、水文气象及厂址稳定性等; (4) 对本期的生产与辅助生产等系统进行全面而初步的工程设想;为工程建设的合理 性奠定初步的工作基础; (5) 论述电厂总体规划及总平面规划布置的合理性; (6) 拟定本期工程各主要工艺系统; (7) 论述电厂建成后对周围环境的影响及环境治理措施、落实劳动安全与工业卫生防 治措施; (8) 论述本工程水土保持应有的有关章节; (9) 论述节约与合理利用能源措施、编制电厂定员、提出项目实施的条件和轮廓进度; (10) 对本工程进行投资估算和经济效益分析,提出影响造价的主要因素,论述造价水 平的合理性,对本工程做出论据充分、科学合理、实事求是的经济评价; (11) 环境影响评价报告等其他必要的专题报告均不在本报告研究范围内,由建设方另 行委托编制。 1.3 工作简况 2013 年 01 月, 江苏华源新能源科技有限公司委托我院开展 “泗洪 100MW 渔光互补光伏 电站项目可行性研究”工作。在报告编写过程中,我们得到泗洪天岗湖当地地方政府各相关 部门有关人员的大力支持。在报告编写过程中,建设、投资方自始至终与设计院密切配合, 使报告编写工作得以顺利进行,在此表示衷心的感谢!

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1.4 主要设计原则

1.4.1 设计指导思想
(1) 严格贯彻执行国家与行业的法律、法规、政策和标准,选择优良的技术方案和确 定合理的工程造价。 (2) 正确处理国家与地方、主体设施与辅助设施的关系,努力提高本期工程项目的社 会效益和经济效益。 (3) 贯彻节约用地、节约用水、以及节约能源的原则。 (4) 认真执行环境保护政策。 (5) 对系统选型进行优化比较,选用符合我国国情的技术先进、性能可靠、价格合理 的产品。 (6) 厂址规划、厂区布置和地基处理等,应紧密结合本工程特点,进行方案优化和比 选。

1.4.2 主要设计技术原则 1.4.2.1 国家、地区的产业政策和技术政策
太阳能光伏发电属国家大力支持的可再生能源产业,具有明显的环保和节能效果。光伏 发电是直接利用太阳能发电的一项高新技术,它具有许多优点,如:安全可靠、无噪声、无 污染,能量随处可得,不受地域限制,无需消耗燃料,无机械转动部件,故障率低,维护简 便,可以无人值守,建站周期短,规模大小随意,无需额外架设输电线路,可以方便地与建 筑物相结合等。这些优点都是常规发电和其他发电方式所不可比拟的。 本项目是国家财政部为贯彻实施《可再生能源法》 ,落实国务院节能减排战略部署,加强 政策扶持,加快推进太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用,在条件适宜的地区,组织支持 开展一批光电建筑应用示范工程,实施“太阳能屋顶计划” ,在此背景下进行的一个项目。其 目的是通过示范工程调动社会各方发展积极性,促进落实国家相关政策。加强示范工程宣传, 扩大影响,增强市场认知度,形成发展太阳能光电产品的良好社会氛围。

1.4.2.2 系统设计技术措施
本可行性研究报告根据当地实际情况,充分考虑了方案的技术和经济的可行性,选取了

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性能价格比最优的光伏示范电站方案。 在太阳能光伏电站的设计、设备选型方面,也遵循了如下原则: 可靠性高:设备余量充分,系统配置先进、合理,设备、部件质量可靠; 通用性强:设备选型尽可能一致,互换性好,维修方便。通信接口、监控软件、充电接 口配置一致,兼容性好,便于管理; 安全性好:着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为 破坏等安全问题; 操作性好:自动化程度高,监控界面好,平时能做到无人值守,设备做到免维护或少维 护; 直观可视性好:现场安装有显示屏,可实时显示电站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时 功率以及二氧化碳减排量。 性能价格比高:在设备选型和土建工程设计中,在保证系统质量、性能的前提下,尽量 采用性价比最优的设备,注重经济性和实用性,以节省项目费用,减少投资。

1.4.3 主要设计亮点
泗洪 100MW 渔光互补光伏电站项目是一个大型固定式光伏并网电站,具有重要的示范 意义。本报告在设计过程中,围绕“太阳能”为主题,贯彻国家关于节能减排的大政方针, 主要采用以下设计亮点: (1)光伏电站是利用太阳能为能源,为泗洪县提供绿色电力,与泗洪的“生态、节能、 环保”的主题一致。 (2)光伏电站与农业种植和养殖相结合,提高土地综合利用价值。

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2 电力系统

2.1 电网概况

2.1.1 江苏电网概况
江苏电网地处华东电网的腹部,是华东电网的重要组成部分。下辖南京、镇江、 常州、无锡、苏州、徐州、宿迁、连云港、淮阴、盐城、扬州、泰州、南通共十三个 省辖市。自近年以来,华东地区和江苏经济持续快速发展,电网用电负荷持续增长。 2010 年全省全社会最高用电负荷 64040MW,全社会用电量为 3867 亿 kW?h,分别 比上年增长 13.5% , 16.7% 。全网统调最高用电负荷为 60337MW ,统调用电量为 3527.24kW?h,分别比上年增长 15.37%、19.57%。 到 2010 年底,全省全社会总装机容量 64580MW(不含阳城) ,其中统调电厂 86 座,机组 1128 台(含 913 台风电机组) ,统调装机总容量 57283MW。统调发电厂中, 火电机组容量 52810MW,核电机组 2000MW,抽水蓄能机组 1100MW,风力发电机组 1373MW。 江苏省是我国的沿海经济发达省份,人口密度在全国各省份中最高,同时也是我 国能源消费总量最多的省份之一,资源相对短缺,能源对外依存度较高,环境压力很 大。江苏电网目前仍基本是以燃煤电厂占主导地位的火电电网,比较单一的电源结构 难以满足江苏省用电需求和电力系统可持续发展的战略要求。因此,积极地开发利用 本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋,以多元化能源开发的方式 满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。 2.2 一次接入系统方案

2.2.1 接入电压等级分析
光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技 术要求选择合适的接入电压等级。 参考《江苏光伏电站接入系统导则(2010 版) 》 ,总容量在大于 20MWp 的光伏电
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站,并网电压等级为 110kV。本工程最终装机容量为 100MWp,参考上述技术规定及 导则,并结合本工程及附近公共电网实际情况,报告中将考虑本工程以 110kV 电压等 级接入附近 220KV 变电站。根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》[国家电 网科(2011)663 号],本站属大型光伏电站。

2.2.2 一次接入系统方案
一次接入系统方案需做专题方案 2.3 电站电气主接线原则意见 对于本报告提出的接入系统设想方案,本工程建设 1 回 110kV 送出线路送至对侧 变电站 110kV 母线,电站内原则电气主接线见图 2-2。

110/35kV 出线 110/35kV

.......... 升压变 升压变

并 网 逆 变 器

并 网 逆 变 器
图 2-2

并 网 逆 变 器
本工程原则电气主接线示意图

并 网 逆 变 器

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3 太阳能资源分析
3.1 太阳能资源概况 地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关。资源丰 度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言,美国西南部、非洲、澳大利亚、 中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大,为世界太阳能资源最丰富地区。 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。

项目所在地

图 3-1

我国太阳能资源分布

我国将图 3-1 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。 一类地区:全年日照时数为 3200~3300 小时,年辐射量在 7500~9250MJ/m2。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、宁夏北部和新疆南部 等地。 二类地区:全年日照时数为 3000~3200 小时,年辐射量在 5850~7500MJ/m2,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、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。 三类地区:全年日照时数为 2200~3000 小时,年辐射量在 5000~5850 MJ/m2,相当于

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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、江苏中北部和安 徽北部等地。 四类地区:全年日照时数为 1400~2200 小时,年辐射量在 4150~5000 MJ/m2。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, 年辐射量在 3350~4190MJ/m2。 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,年日照时数不小于 2200h,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。 江苏省全年日照时数(绝对日照)平均为 2000-2600h,大于等于 0℃的日照时数平均为 1800-2240h;日照百分率(相对日照)介于 48-59%之间。全省各地日照时数以夏季最多, 冬季最少,各占全年的 29.0-32.8%、20.1-21.3%,淮北地区春季多于秋季,淮南地区秋季 多于春季。全省全年太阳天文辐射总量 4600-5440MJ/m2·a,由南向北递增,因受阴雨天气 影响,沿江和江南地区全日照百分率比淮北少,徐州及其以北地区可达 5020MJ/m2·a,太湖 地区及其以南在 4600MJ/m2·a 以下。 3.2 当地太阳能资源概况 泗洪县是一个太阳能资源相对充裕的城市,年平均日照为 2200 小时,这相当于每平方米 一年接受的辐射能量相当于 180 吨标准煤燃烧发出来的热量。项目所在地的气象数据为:平 均气温 14.6℃,日平均辐射量为 14.55MJ/m2.day,具有利用太阳能发电,实施光伏发电工程 的有利条件。 从气象部门获得的太阳能总辐射量是水平面上的,实际光伏电池组件在安装时通常会有 一定的倾角以尽可能多的捕捉太阳能。

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3.3 建设光伏电站结论 泗洪县地区年平均日照为 2206.2 小时,多年平均太阳辐射量 5266.476MJ/m2a,属我国第 三类太阳能资源区域。泗洪县地区地势平坦,交通运输等条件较好,并网接入条件优越,适 合建设大型太阳能光伏并网电站。

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4 建厂条件
4.1 厂址概述

4.1.1 厂址区域概况
本期 100MW 渔光互补光伏电站所用场地位于泗洪天岗湖乡。项目所在地的经纬度北纬 33° 45′,东经 118° 21′。 江苏省泗洪县天岗湖乡地处全国四大淡水湖之一――洪泽湖西岸。人口 3.2 万,版图面 积 90.6 平方公里,可耕地面积 5.7 万亩,水面 1.9 万亩,其中,拥有天岗湖水面 1 万多亩。

4.2 站址(区域)稳定性及岩土工程条件
4.2.1.1 区域地质发展简史
泗洪县苏北灌溉渠以南属于里下河沿海平原,土质偏沙,土壤有机质含量为 1.4%。工程 场地位于扬子断块区的下扬子断块上,属华北地震区内的长江下游—黄海地震带,为中强地 震活动带。场址区位于几条深大断裂切割围成的稳定地块内,距离地块边界的深大断裂一般 大于 10km。虽然苏北滨海断裂距离站址较近,并且该断裂为第四纪活动断裂,但历史地震震 中均分布在断裂的中、南段,北段相对稳定。南黄海历史上虽发生过 63/4 级地震,但由于苏 北滨海断裂的阻隔消能作用,加之站址区第四系覆盖层厚度较大,断裂对站址稳定性影响不 大。站址区未发现活动断裂通过,不具备发震断裂的构造条件。因此,站址区在区域构造上 属基本稳定。今后应特别注意未来可能发生在近场区内的破坏性地震以及邻近的南黄海海域 6 级以上中强地震。

4.2.1.2 地质构造及新构造运动特征
场址地区的主要断裂可分为北东向、 北西向 (包括北北西向) 及近东西向三组 (如图 4.4-1 所示) ,现将与该地块有关的几条深大断裂的特征叙述如下:

1. 串场河断裂(№ 10)
串场河断裂是一条隐伏断裂,基本上沿串场河分布,由盐城市北向北经阜宁到灌南县南 部。在地貌上该断裂两侧虽同属堆积平原,但它的东西两侧可再划分成两部分。西侧为里下

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河古泻湖平原,地势低洼,平均标高为 3m。东侧为滨海平原,标高 3~5m。串场河断裂为第 四纪活动断层。

2. 盐城—南洋岸断裂 ( № 3)
该断裂全为第四系所覆盖,据人工地震资料分析,它位于盐城凹陷的南侧,总体走向为 NE50°左右,该凹陷内新生界的沉积厚度达 4000m 以上,断裂形成于晚白垩世,主要活动期 在始新世末,具有边断边沉积的特点,表现为老第三系断距达 1000m 以上,而新第三系盐城 组底部的断距为 200~300m,据有关人工地震资料,断层切割至第四系。历史上在盐城、大 丰一带曾多次发生 4
3 4 级地震,近代仪器记录,沿断裂也多次发生过

3.5 级至 5.1 级地震。

推测为第四纪活动断裂。

3. 小海—陈家堡断裂(№ 4)
为隐伏断裂,位于江都隆起和吴堡凸起北缘,是江都隆起与高邮凹陷之间的分界断裂, 是由数条近于平行的断裂组成的断阶带。走向 NE 50°,倾向北西,总长度 110km。该断裂明 显控制了上新世以来的沉积地层,在高邮凹陷南缘,N+Q 等值线方向和该断裂延伸方向一致。 沿该断裂带形成 4 个串珠状第四系坳陷中心,其厚度为 120~320m 不等。 根据钻探资料,陈家堡—小海断裂不但错断了上新世盐城组沉积地层,局部还控制了第 四纪沉积地层。该断裂在构造地貌上表现为隆起区和沉降区的差异性边界,对现代小震活动 亦有控制作用。推测该断裂为第四纪活动断裂,但迄今没有发现其自晚更新世以来有过活动 的直接地质依据。

4. 泰州断裂(№ 5)
位于泰州—秦潼一线,秦潼凹陷南侧,为小海凸起与海安凹陷之间的分界断裂。走向 NE60°,正断层性质,倾向北西,倾角 45°。亦为数条近于平行的断裂组成的断阶带,沿断 裂有玄武岩喷发。据分析,该断裂属第四纪活动断裂。

5. 栟 茶河断裂 ( № 6)
该断裂呈近东西向分布于海安县城以东,倾向北,属正断层。沿断裂重力场表现为梯级 带。其中断裂北侧为负异常区,南侧为正异常区。分别反映了通扬隆起和海安凹陷的重力特 征。属基底断裂,据人工地震资料分析,为断面北倾的正断层。同时,沿断裂带曾在 1909 年 和 1984 年分别发生了黄海 5 级和 6.2 级地震。 上述资料表明: 该断裂为一条多期活动的断裂。 全新统底界被错断,表明该断裂为一条全新世活动断裂。

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6. 苏北滨海断裂 (№ 7) 、
该断裂亦称“苏东沿海断裂” 、 “南黄海 5 号断裂” ,位于南黄海海域向苏北陆地过渡的滨 海地区。该断裂自废黄河口外(近场区外,北侧)向东南方向穿经双洋沙、东沙至毛竹沙西 ,沿断裂多处分布喜山期玄武岩,并错断多条北东东 南,全长 170km 以上(近场区内 36km) 向断裂。断裂附近历史上发生过十次以上破坏性地震,其中中段活动性最强,曾发生过 2 次 3 1 6 2 和 3 次 5~5 4 级破坏性地震。其中 1984 年发生的 6.2 级地震,使上海及江苏、浙江部 分地区震感强烈。该断裂为一条第四纪活动断裂。

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图 4.2-1

站址区域地质构造与地震震中分布图

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4.2.1.3 区域地震
该地震带位于华北地震区的东南部, 站址区位于华北地震区内的长江下游—黄海地震带, 其西侧为郯庐地震带,南侧与华南地震区的长江中游地震带相接。长江下游—黄海地震带由 于受边界深大断裂的控制,总体形状呈北东向张口的喇叭形,收敛端在江西的九江附近,其 北界是淮阴—响水口断裂和郯城—庐江的南段,南界是杭州湾南岸向西的延伸线。 长江下游—黄海地震带是华北地震区的一个中强地震活动带, 其震灾主要由近场区破坏 性地震以及中、远场强震活动所引起。据不完全统计,自公元 288 年以来,该带共记载到震 级(Ms)为 6~6.9 级的地震 14 次,7 级地震 1 次,即 1846 年南黄海 7 级地震。地震活动的 空间分布是不均匀的,总体呈现海强陆弱的分区特点以及成团成片分布的丛集性特征,且具 有较好的重复性。中强震较集中地分布在南黄海海域(其中包括 10 次 6 级以上地震) 。经统 计,可视为同一构造部位或原地重复发生的地震所占比例约 54.5%。重复地震除主要分布在 南黄海海域外,还有江苏盐城等地。1970 年以来的现代地震则主要集中分布在南黄海海域 及苏北沿海地区等,其中包括 3 次 5 级以上地震,如:1975 年 9 月 2 日南黄海 5.3 级地震、 1984 年 5 月 21 日南黄海 6.2 级地震和 1987 年 2 月 17 日江苏射阳 5.1 级地震。未来数十年 内,该带地震活动仍将保持较高水平,将可能多次发生 6 级以上中强震,其中南黄海海域地 震活动水平将明显高于陆地。

4.2.1.4 场址(区域)稳定性评价
工程场地位于扬子断块区的下扬子断块上,属华北地震区内的长江下游—黄海地震带, 为中强地震活动带。场址区位于几条深大断裂切割围成的稳定地块内,距离地块边界的深大 断裂一般大于 10km。虽然苏北滨海断裂距离场址较近,并且该断裂为第四纪活动断裂,但历 史地震震中均分布在断裂的中、南段,北段相对稳定。南黄海历史上虽发生过 63/4 级地震, 但由于苏北滨海断裂的阻隔消能作用,加之场址区第四系覆盖层厚度较大,断裂对场址稳定 性影响不大。场址区未发现活动断裂通过,不具备发震断裂的构造条件。综上所述,场址区 在区域构造上属基本稳定。今后应特别注意未来可能发生在近场区内的破坏性地震以及邻近 的南黄海海域 6 级以上中强地震。

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4.3

岩土工程条件

4.3.1 地形地貌
泗洪县境内地形起伏,岗、洼交错,西部及西南部有零星低山蛰伏于垅岗之上,北部为 黄泛冲积平原,中部和南部为岗、平、洼相间地形,县境最大纵距 69.1 千米,最大横距 78.2 千米,地面高程 12.5~61.4 米。

4.3.2 岩土工程初步评价 4.3.2.1 建筑场地类别
根据勘测成果,结合附近工程勘测资料,场址区地表以下 20m 深度内,按岩土名称,性 状和《建筑抗震设计规范》第 4.1.3 条规定,土的类型以中软土为主,其等效剪切波速一般 为大于 140m/s,小于 250m/s。结合场地覆盖层厚度按大于 50.00m 考虑) 。场址区的建筑场地 类别初步判定为Ⅲ类。

4.3.2.2 地震效应
根据《中国地震动参数区划图》 (GB 18306-2001)的规定,场址位于在一般场地(中硬) 条件下, 50 年超越概率 10%的地震动峰值加速度值为 0.15g (相对应的地震基本烈度为Ⅶ度) , 地震动反应谱特征周期为 0.35s。 从地形地貌及地质条件等综合分析,场址区属于对建筑抗震不利的地段。

4.3.2.3 地基土的工程性状
根据建(构)筑物的特点及岩土工程条件,现将各地基土层的承载性能和变形特征等工程 性状分别评价如下: 层①粉土:均有分布,层位较稳定,层厚较大,为可液化土层,属高压缩性、中偏低承 载力土层,一般不宜作为建(构)筑物的天然地基。 层②粉砂:均有分布,层位较稳定,层厚较大,属中等压缩性、中等偏高承载力土层, 为局部液化土层,一般不宜作为建(构)筑物的天然地基或桩基持力层。 层③粉砂:均有分布,层位较稳定,层厚大,属中偏低压缩性、高承载力土层,可考虑

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作为建(构)筑物的桩基持力层。 各地基土层主要岩土设计参数值详见表 4.3-1。 表 4.3-1 地基土层主要岩土设计参数值表
重力 层 土层 序 名称 号 kN/m ① ② ③ 粉土 粉砂 粉砂
3

内摩 粘聚力 擦角 Cq KPa фq °

压缩 系数 a V1-2 MPa
-1

压缩 模量 E S1-2 MPa

标准贯 承载力特 入击数 征值 f ak 击 7~9 20~25 kPa 110~130 180 230

密度 γ

18.1~18.3 18.4~18.6 18.6~18.8

10~12 18.0~20.0 0.28~0.30 5.0~7.0 5~7 3~6 29.0~31.0 0.18~0.20 8.0~10.0

32.0~34.0 0.15~0.17 10.0~12.0 40~45

注:表中部分指标为经验值。

4.3.2.4 场地水、土的腐蚀性
场址区的地下水类型主要为孔隙潜水,结合附近工程的勘测资料,场地内地下水水位埋 深一般较浅,并且变化波动不大,场地内常年稳定水位埋深一般在 0.50~1.00m 之间,一个 水文年内的变化幅度一般为 0.50~1.00m。根据淮安市水利勘测设计研究院的水质分析结果: 场地地下水对混凝土无腐蚀性;对钢筋混凝土结构中的钢筋在长期浸水环境下具弱腐蚀性, 在干湿交替环境下具强腐蚀性;对钢结构具中等腐蚀性。 根据江苏地区大地导电率汇编资料, 结合当地建筑经验和附近工程的岩土工程勘测成果, 按照《岩土工程勘察规范》的规定,地下水位以上的场地土可能对混凝土结构和钢筋混凝土 结构中钢筋具有腐蚀性,对钢结构具有腐蚀性。

4.3.2.5 地基基础方案初步建议
本光伏电站建(构)筑物主要包括综合楼、逆变升压站及太阳能光伏阵列支撑,荷载均 较轻。结合场地岩土工程条件,上部软弱土层较薄,一般可考虑采用天然地基方案。当局部 软弱土层较厚或考虑液化影响,难以满足设计要求时,可考虑采用复合地基或桩基础。复合 地基可采用换填处理或采用水泥土搅拌法进行加固处理,桩基础可采用下部土层作为持力层

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的预应力管桩方案。有关桩基设计参数,详见表 4.2。 表 4.2 地基土层桩基设计参数值表 水下钻孔灌注桩 层 序 号 q sik (kPa) ① ② ③ 粉土 粉砂 粉砂 24~26 48~50 55~60 q pk (kPa) - - 840~860 q sik (kPa) 26~28 50~52 60~65 q pk (kPa) - - 2400~2600 土层名称 力标准值 力标准值 力标准值 力标准值 极限侧阻 极限端阻 极限侧阻 极限端阻 预制桩

注:1、 预制桩的极限侧阻力标准值已经过深度修正; 2、 预制桩入土深度按 9<h≤16m 考虑,灌注桩入土深度 10<h≤15m 考虑; 3、 预应力管桩的设计参数可参照预制桩。 4、 液化土层极限侧阻力折减系数一般为 1/3。 4.4 结论与建议 站址区地貌单元主要为湖积平原,地形平坦开阔,交通便利。 工程场地位于扬子断块区的下扬子断块上,属华北地震区内的长江下游—黄海地震带, 为中强地震活动带。站址区未发现活动断裂通过。今后应特别注意未来可能发生在近场区内 的破坏性地震以及邻近的南黄海海域 6 级以上中强地震。 地基土主要由第四系全新统冲积、海陆交互相沉积成因的粉土及粉砂组成。 结合场地岩土工程条件,上部软弱土层较薄,一般可考虑采用天然地基方案。当局部软 弱土层较厚或考虑液化影响,难以满足设计要求时,可考虑采用复合地基或桩基础。复合地 基可采用换填处理或采用水泥土搅拌法进行加固处理,桩基础可采用下部土层作为持力层的 预应力管桩方案。 地下水类型主要为孔隙潜水,场地地下水对混凝土无腐蚀性,对钢筋混凝土结构中的钢 筋在长期浸水环境下具弱腐蚀性,在干湿交替环境下具强腐蚀性,对钢结构具中等腐蚀性。 地下水位以上的场地土可能对混凝土结构和钢筋混凝土结构中钢筋具有腐蚀性,对钢结构具

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有腐蚀性。 土的类型属中软土,建筑场地类别为Ⅲ类。 根据《中国地震动参数区划图》的规定,站址位于在一般场地(中硬)条件下,50 年超 越概率 10%的地震动峰值加速度值为 0.15g(相对应的地震基本烈度为Ⅶ度) ,地震动反应谱 特征周期为 0.35s。 根据初步计算,综合判定层①及层②均为液化土层,其中层②为局部液化,层③为非液 化土层,场地的液化等级为轻微~中等。在下阶段应分地段进一步对液化问题进行深入的研 究。初步判定无需考虑软土震陷对建(构)筑物的影响。 就站址区的地震地质和岩土工程条件而言,不存在影响光伏电站建设的颠覆性问题,本 站址适宜建设光伏电站。

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5 工程设想
5.1 厂区总平面规划

5.1.1 厂区总体规划
泗洪渔光互补光伏发电项目总装机容量 100MW,每个发电单元就地设置一个逆变升压 子站,由一台 1MW 预置式逆变器单元(含 2 台 500kW 逆变器)和一台 1000kVA 箱式升压变 组成。 全站设有综合楼一座。综合楼设有控制室、继电保护室、所用电室、110kV 屋内配电装 置室、通信机房、通信蓄电池室等生产用房间。

5.1.2 厂区总平面规划
本光伏电站位于江苏省泗洪县。本期 100MW 场地总占地面积约 3000 亩。 为了便于施工和运行期间的检修,道路能连接至每块太阳能板,站内设置主干道和支路 两种道路。主干道成环型布置,连接到每座逆变器室,路面为砂石路面,路面宽度为 4.0m, 拐弯半径不小于 6m;支路是为了便于每块太阳能板的检修和清洗,路面为砂石路面,路面宽 度为 3.0m,拐弯半径不小于 6m。 光伏电站位于村庄周边,考虑到运行安全,要在站区四周设置围栏。为了减少建构筑物 的阴影对太阳能板的影响,围栏高度 1.7m。考虑光伏电站的整体坡度,防止雨雪流入光伏电 站,围墙的基础高于地面 0.3m,与太阳能板之间的距离不小于 5m。

5.2 总体方案设计

5.2.1 建设场地概况
光伏电站位于江苏省泗洪县天岗湖乡,是本期 100MW 光伏电站建设用地。部分区域开 发农业养殖及农业种植,建设前期,当地政府会解决场地三通一平问题。

5.2.2 系统组成

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该光伏并网系统主要由光伏阵列、并网逆变设备、数据采集及监控系统、阵列架体、交、 直流电力网络、交流配电柜组成。系统示意图如下图。

集线箱

逆变器

并网 配电 装置 用电 负载

公共 电网

太阳能电池阵列

传感器

数据采集

监控显示

图 5-1

系统示意框图

5.2.3 整体系统设计
光伏电站的系统整体设计由光伏发电系统和机电设计两个部分组成,其中光伏发电系统 指从太阳电池组件至逆变器之间的所有电气设备,包括太阳电池组件、直流接线箱、直流电 缆、直流汇流柜、逆变器等;机电部分指从逆变器交流侧至电站送出部分的所有电气、控制 保护、通信及通风等。

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6 太阳能光伏发电系统设计
6.1 光伏组件选择

6.1.1 标准和规范 (1) IEC61215 晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 (2) IEC6173O.l 光伏组件的安全性构造要求 (3) IEC6173O.2 光伏组件的安全性测试要求 (4) GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则》

(5) SJ/T11127-1997《光伏(PV)发电系统过电压保护—导则》 (6) GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》 (7) EN 61701-1999 光伏组件盐雾腐蚀试验 (8) EN 61829-1998 晶体硅光伏方阵 I-V 特性现场测量

(9) EN 61721-1999 光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验) (10) EN 61345-1998 光伏组件紫外试验 (11) GB 6495.1-1996 光伏器件 第 1 部分: 光伏电流-电压特性的测量 (12) GB 6495.2-1996 光伏器件 第 2 部分: 标准太阳电池的要求 (13) GB 6495.3-1996 光伏器件 第 3 部分: 地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照 度数据 (14) GB 6495.4-1996 晶体硅光伏器件的 I-V 实测特性的温度和辐照度修正方法 (15) GB 6495.5-1997 光伏器件 第 5 部分: 用开路电压法确定光伏(PV)器件的等效电池 温度(ECT) (16) GB 6495.7-2006 《光伏器件 第 7 部分:光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差 的计算》 (17) GB 6495.8-2002 《光伏器件 第 8 部分: 光伏器件光谱响应的测量》测量 (18) GB/T 18210-2000 晶体硅光伏(PV)方阵 I-V 特性的现场测量 (19) GB/T 18912-2002 光伏组件盐雾腐蚀试验 (20) GB/T 19394-2003 光伏(PV)组件紫外试验

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(21) GB/T 13384—1992 机电产品包装通用技术条件 (22) GB/T 191-2008 包装储运图示标志 (23) GB 20047.1-2006 《光伏(PV)组件安全鉴定 第 1 部分:结构要求》 (24) GB 20047.2-2006 《光伏(PV)组件安全鉴定 第 2 部分:试验要求》 (25) GB6495-86 地面用太阳能电池电性能测试方法; (26) GB6497-1986 地面用太阳能电池标定的一般规定; (27) GB/T 14007-1992 陆地用太阳能电池组件总规范; (28) GB/T 14009-1992 太阳能电池组件参数测量方法; (29) GB/T 9535-1998 地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型; (30) GB/T 11009-1989 太阳电池光谱响应测试方法; (31) GB/T 11010-1989 光谱标准太阳电池; (32) GB/T 11012-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法; (33) IEEE 1262-1995 太阳电池组件的测试认证规范; (34) SJ/T 2196-1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法; (35)SJ/T 9550.29-1993 地面用晶体硅太阳电池单体 质量分等标准; (36)SJ/T 9550.30-1993 地面用晶体硅太阳电池组件 质量分等标准; (37)SJ/T 10173-1991 TDA75 单晶硅太阳电池; (38)SJ/T 10459-1993 太阳电池温度系数测试方法; (39)SJ/T 11209-1999 光伏器件 第 6 部分 标准太阳电池组件的要求; (40) DGJ32/J87-2009《太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程》 ; 上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据,并未包括实施中所涉及到的所有标准、 规范和规程,并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止时的最新版本。

6.1.2 主要性能、参数及配置 6.1.2.1 主要性能

太阳电池组件为室外安装发电设备,是光伏电站的核心设备,要求具有非常好的耐侯性, 能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行,同时具有高的转换效率。 本工程拟采用 240W 的多晶硅组件。 6.1.2.2 设备主要参数

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240W 多晶硅电池组件的参数如下 太阳电池组件技术参数 太阳电池种类 指标 峰值功率 功率偏差 组件效率 开路电压(Voc) 短路电流(Isc) 工作电压(Vmppt) 工作电流(Imppt) 系统最大耐压 尺寸 重量 峰值功率温度系数 开路电压温度系数 短路电流温度系数 10年功率衰降 25年功率衰降 运行温度范围 最大风/雪负载 单位 Wp w % V A V A Vdc mm kg %/K %/K %/K % % ℃ Pa 多晶硅 数 据 240 0/+3 14.1 37 8.37 29.8 7.72 1000 1650*992*40 19.5 -0.43 -0.32 0.047 ≤10 ≤20 -40~+85 2400/5400

注: 上述组件功率标称在标准测试条件 (STC) 下: 1000W/m2、 太阳电池温度 25℃、 AM1.5。

6.2 光伏阵列的运行方式设计

6.2.1 光伏电站的运行方式选择 本项目采用分布式集中并网系统。太阳能组件发出的电流经汇流,通过并网逆变器,经 过升压变,通过 110kV 集中配电装置,最后汇入 110kV 电压等级并入电网中。

6.2.2 倾角的确定 经计算,本工程最佳倾角为 29°。

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6.3 逆变器选型

6.3.1 逆变器的选择 本项目并网逆变器采用大型光伏电站设计的三相集中型并网光伏逆变器。

6.3.2 逆变器的主要技术参数 本项目、并网逆变器,具体技术参数如下: 型号 隔离方式 额定功率(KW) 最大功率(KW) 最大开路电压 MPPT范围(VDC) 额定交流输出功率(KW) 电网电压范围(VAC) 额定电网频率(HZ) 最大效率 欧洲效率 显示方式 总谐波电流 功率因数 MPPT精度 电源监控 防护等级 使用环境温度℃ 使用环境湿度℃ 尺寸(mm) 重量(kg) 允许海拔高度(m) 隔离变压器 500 550 850 440~800 500 230~300 50/60(±3%) 98.6% 98.4% 触摸屏 <3%(额定功率) >0.99(额定功率) 99% RS485 IP20 -20~+45 0-95% 800x3400x2160 2000 <4000

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6.4 光伏阵列设计及布置方案

6.4.1 光伏方阵容量 本项目占用面积、铺设的组件数量及容量如下表

地点 荡滩

铺设类型 占地面积 (亩) 组件类型 29° 3000 多晶硅240W

铺设数量 416700

容量(MWp) 100

6.4.2 光伏方阵方阵布置方案 6.4.2.1 布置原则 每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时,所有组件仍有 6 小 时以上的日照时间。 6.4.2.2 方阵布置说明 根据设计原则,本项目共 100 个光伏组件阵列组成的发电分区,均采用 29°倾角、固定 系统布置。

6.4.3 光伏子方阵设计 6.4.3.1 光伏子方阵容量 考虑到每个光伏方阵容量、汇流箱、直流汇流屏及逆变器等因素,经技术经济比较后确 定光伏子方阵的容量为 1MWp。 6.4.3.2 光伏组件布置方式 根据选定的光伏组件和逆变器形式与参数,结合逐时太阳能辐射量与风速、气温等数据, 确定 240Wp 多晶硅光伏组件组串数为 20 块一串。汇流形式为:16 进 1 出。 6.4.3.3 光伏组件支架设计 本项目光伏组件支架采用钢结构,固定阵列采用的支架形式为 2 行*10 列(每套支架安 装 20 块组件) 。支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠,底座与基础连接牢固。

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6.4.4 光伏组件间距设计 经计算,240Wp 的电池组件 29°倾角倾斜安装,支架形式为 2 行*10 列,经计算组件南 北方向中心间距为 6.3m。 光伏子方阵安装地的选择应避免阴影影响,保证组串及汇流方便。

6.4.5 汇流箱布置方案 汇流箱安装在支架或钢构上,具有防水、防灰、防锈、防晒,防雷功能,防护等级 IP65 及以上,能够满足室外安装使用要求;安装维护简单、方便、使用寿命长。直流汇流箱为 16 路输入 1 路输出,带防雷模块。 柜体可采用的冷轧钢板,钢板的厚度≥1.2mm;框架和外壳具有足够的刚度和强度,除满 足内部元器件的安装要求外,还能承受设备内外电路短路时的电动力和热效应,不会因设备 搬运、吊装、运输过程由于受潮、冷冻、撞击等因数而变形和损坏。柜体的全部金属结构件 都经过特殊防腐处理,以具备防腐、美观的性能;通过抗震试验、内部燃弧试验;柜体采用 封闭式结构,柜门开启灵活、方便;元件特别是易损件安装便于维护拆装,各元件板应有防 尘装置;柜体设备要考虑通风、散热;设备应有保护接地。 汇流箱进线负极配置电池组件串电流检测模块,工作电源 AC220V;功耗小于 15W;串行 通讯接口 1 个, RS485 方式; 采样处理 16 路光伏电池板电流 (0~10A) , 采样精度不低于 0.5%。 可根据监控显示模块对每路电流进行测量和监控,可远程记录和显示运行状况,无须到 现场。

6.4.6 逆变器总体布置方案 逆变器是光伏发电的核心设备,它将太阳能电池板产生的直流电转换为标准的交流电。 逆变器的品质好坏决定了发电效率的大小。本项目并网逆变器采用大型光伏电站设计的三相 集中型并网光伏逆变器。本项目选用的逆变器主要电子元器件均为工业级以上产品,出厂前 将经过严格检验,交货时将提交出厂检验报告和详细的安装调试说明书。该逆变器采用紧凑 型设计,该机柜防水防尘,适应的环境温度范围更宽,即使在恶劣的环境条件下也能够可靠 运行。

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根据每个光伏方阵的组件容量,逆变器采用 500kW 规格,共 180 台。分别布置在每个发 电单元内内靠厂区道路侧,每个方阵布置 2 台 500kW 的逆变器。

6.5 年上网电量估算

6.5.1 光伏发电系统效率分析 并网光伏系统的效率是指 :系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能 量损失的情况下理论上的能量之比。标称容量 1kWp 的组件,在接受到 1kW/m2 太阳辐射能时 理论发电量应为 1kWh。 根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电站多年平均年辐射总量,结合初步选择的太阳能 电池的类型和布置方案,进行光伏电站年发电量估算。 以下按 1 个固定式单元安装系统计算。 光伏系统总效率暂按 80%计算。

6.5.2 年上网电量估算 多晶硅组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减,按系统 25 年输出每年衰减 0.8%计 算发电量。

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年份 第1年 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年 第9年 第 10 年 第 11 年 第 12 年 第 13 年

发电量单位万 kWh 12314.88437 12184.49065 12054.19265 11923.76703 11793.46902 11669.36049 11545.22005 11426.05672 11296.84347 11172.73494 11090.00655 11007.18245 10924.45406

年份 第 14 年 第 15 年 第 16 年 第 17 年 第 18 年 第 19 年 第 20 年 第 21 年 第 22 年 第 23 年 第 24 年 第 25 年

发电量单位万 kWh 10841.75758 10758.93348 10676.2051 10593.381 10510.65261 10427.95613 10345.13203 10262.40365 10179.57955 10096.85116 10014.15468 9931.330578

25 年年平均发电约 11001.6 结论: 由计算可得, 本工程 25 年总发电量约为 275041 万 kWh, 万 KWh,年均利用小时数为:1193.6 小时。

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7 电气
7.1 电气一次

7.1.1 设计依据 SJ/T11127-1997 《光伏(PV)发电系统过电压保护—导则》 GB/T 19939-2005 《光伏系统并网技术要求》 GB/Z 19964-2005 《光伏发电站接入电力系统的技术规定》 GB/T 20046-2006 《光伏系统电网接口特性》 (IEC 61727:2004) GB 12326-2000 《电能质量电压波动和闪变》 GB12325-2003 《电能质量电力系统供电电压允许偏差》 GB/T14549-1993 《电能质量公用电网谐波》 GB50057-2000 《建筑物防雷设计标准》 DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》 GB50217-2007 《电力工程电缆设计规范》 GB50060-2008-3-1《3~110KV 配电装置设计规范》 DL/T404-2007 《3.6kV ~ 40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》 GB50054-95《低压配电设计规范》 GB/T 15543-1995 《电能质量 三相电压允许不平衡度》 GB/T15945-1995 《电能质量 电力系统频率允许偏差》 GB 4208-2008 外壳防护等级(IP 代码) GB/T4942.2-1993 低压电器外壳防护等级 DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程

7.1.2 接入电力系统方案

7.1.2.1 接入电压等级分析 (1)光伏电站接入电力系统应根据自身装机容量、当地供电网络情况、电能质量等技术

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要求选择合适的接入电压等级。 (2)根据《江苏光伏电站接入系统导则(2010 版) 》 ,本期工程装机容量为 100MWp, 参考上述技术规定及导则,并结合本工程及附近公共电网实际情况,报告中将考虑本工程以 110kV 电压等级接入电网。 (3)根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》[国家电网科(2011)663 号], 本站属大型光伏电站。

7.1.2.2 接入系统方案 接入系统方案需另列接入系统专题报告进一步深入研究、并最终以接入系统审查意见为 准。

7.1.3 电气主接线 本工程共设 100 个光伏组件阵列,经直流汇流、逆变、升压接入厂区 35kV 配电装置,经 变压器线路组二次升压后以一回 110kV 线路送至附近变电站。

7.1.4 主要电气设备选择

1 主要电气设备选择: (1)升压变: 本工程光伏发电系统安装容量约为 100MWp,分为 100 个发电单元,每个发电单元逆变 器后最大交流输出功率约为 800kW,升压变容量按 1000kVA 考虑,共 100 台。采用油浸式 变压器,配温控仪。 (2)所用变: 本工程设两台所用变, 一台所用工作变为 35kV, 400 kVA, 一台所用备用变为 10kV, 400 kVA。共两台,采用干式变压器,配温控仪。 (3)35kV 断路器: 拟采用 SF6 断路器,额定电流按 630A,开断电流按 25kA 选择。 (4)低压进线柜: 选用 MNS 型低压抽出式开关柜。额定开断电流为 40kA

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(5)高压开关柜: 选用中置式空气绝缘开关柜。 35kV 开关柜额定电流按 630A 选择。

7.1.5 防雷、接地极过电压保护设计 本工程安装太阳能电池方阵面积大,电池的组件及支架,均为导电性能良好的金属材料, 易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此,根据扬州地区年平均雷暴日数和电池板的占地面 积,客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率,进行设计。 直击雷的防护: 本工程光伏阵列组成接地网的方式实现项目内太阳能电池方阵的直击雷防护。整个光伏 阵列连接至主接地网上,实现等电位联接。 感应雷防护和接地: 交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 进行。针对感应雷的破坏途径,采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法进行有效的防护, 以保证人身和设备的安全。在各个电气进、出线接口处设置防感应雷设备(浪涌保护器) ,保 护各级配电设备。

7.1.6 站用电及照明 站内设两台站用变压器为全站提供站用电源,一台站用变由站内 35kV 母线供电,另一 台由市电引接电源。正常时全站电源由站内 35kV 母线提供,事故或停运时电源由市电提供。 本站照明分为正常照明和应急照明。应急照明灯具自带蓄电池,应急时间不小于 30 分 钟。配电室及二次设备间内采用节能荧光灯作为正常照明的光源。照明箱灯具回路与插座回 路分开,插座回路装设漏电保护器。

7.1.7 电气设备布置 本工程总装机容量约为 100MWp,分为 100 个的子系统建设。每个子系统装机容量约 1MWp,设一个逆变升压子站。 逆变升压子站由汇流柜、逆变器、交直流开关柜、升压变等组成。根据本工程的建设规

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模, 100 个逆变升压子站分别布置于太阳能电池方阵中, 通过 35kV 电缆汇集至综合楼 110kV 配电室内,各个单元变压器及逆变器均放置于就地升压站中。 整个 100MW 电站再设一座综合站房,设有配电装置室、蓄电池室、电容器室、二次设备 室、控制室、接待室等。配电装置室内布置 35kV 开关柜,所用变、380V 所用电配电装置、 直流屏。二次设备室内布置主变保护柜、系统保护柜、故障录波器柜、系统远动及通信装置。 全站设 110kV 屋外配电装置一座,设 110kV 升压变压器一台。

7.2 电气二次

7.2.1 电站调度管理与运行方式 本项目采用集中控制方式,在二次设备间实现对所有电气设备的遥测、遥控、遥调、遥 信等功能。 本项目受地方供电部门管辖,接受当地电力调度部门调度管理。

7.2.2 电站自动控制 光伏电站设置综合自动化系统一套,该系统包含计算机监控系统,并具有远动功能,根 据调度运行的要求,本电站端采集到的各种实时数据和信息,经处理后可传送至上级调度中 心,实现少人、无人值班,并能够分析打印各种报表。 该项目在 110kV 出线侧设置电能计量装置,通过专用电压互感器和电流互感器的二次侧 连接到多功能电度表,通过专用多功能电度表计量光伏电站的发电量,同时设置电流、电压、 有功、无功和功率因数等表计以监测系统运行参数。计量用专用多功能电度表具有通讯功能, 能将实时数据上传至本站综合自动化系统。升压站线路侧的信号接入地区公共电网调度自动 化系统。 本站配置通讯管理机 1 台,主屏安装于电子设备室,采集各逆变器的运行数据。综合自 动化系统通过通讯管理机与站内各电气设备联络,采集分析各子系统上传的数据,同时实现 对各子系统的远程控制。综合自动化系统将所有重要信息传送至监控后台,便于值班人员对 各逆变器及光伏阵列进行监控和管理,在 LCD 上显示运行、故障类型、电能累加等参数。项 目公司亦可通过该系统实现对光伏电站的遥信、遥测。

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7.2.3 继电保护及安全自动装置 光伏电站内主要电气设备采用微机保护,以满足信息上送。元件保护按照《继电保护和 安全自动装置技术规程》 (GB14285-93)配置。 主变压器配置差动保护、零序电流保护、间隙零序电流电压保护、温度保护、绕组温度 保护、通风故障保护、瓦斯保护、压力释放保护等。测控保护装置将所有信息上传至监控系 统。 子站升压变高压开关柜上装设测控保护装置。设速断、过流保护、零序过流保护、方向 保护。测控保护装置将所有信息上传至监控系统。 低压开关柜上装设具有四段保护功能的框架断路器,配置通讯模块,以通讯方式将所有 信息上传至综合自动化系统。 逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护 等,装置异常时自动脱离系统。 低周低压解列等自动装置,使得全所失压事故情况下通过解列光伏发电系统,确保系统 的稳定性。 本工程系统保护配置最终应按照相关接入系统审批意见执行。

7.2.4 二次接线 光伏发电、汇流、逆变、主变等设备,通过计算机监控系统完成相关电气测量、操作等 要求。

7.2.5 控制电源系统

1 直流电源 为了供电给控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和机组交流不停电电源 等动力负荷提供直流电源,设置 220V 直流系统。 直流系统采用动力、控制合并供电方式,本期装设一组 220V 阀控式铅酸免维护蓄电池 组,一套套高频开关电源充电装置及微机型直流绝缘监察装置, 220V 蓄电池容量暂定为 100Ah。蓄电池以 10 小时放电容量,正常时以浮充电方式运行。

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2 不停电电源系统 为保证光伏电站监控系统及远动设备电源的可靠性,本工程设置一套交流不停电电源装 ,容量为 5kVA。其直流电源由直流系统提供,其交流电源由配电网提供。 置(UPS)

7.2.6 火灾自动报警系统 在本工程设计范围内的综合楼等设置火灾报警探测器,火灾报警探测器纳入到整个厂区 的火灾自动报警系统中,一旦房间内发生火灾,该区域内的火灾报警探测器能判别火灾并发 信号至当地消防控制中心,由消防控制中心发出警报并进行相关联动。

7.2.7 视频安防监控系统 在站内较重要的位置装设彩色固定式工业红外电视摄像头,设置闭路电视监视系统。该 系统能够覆盖整个电站该系统,能够将图像信息送至集中控制室,实现全站监视。

7.2.8 电工实验室 根据光伏发电工程管理原则和需要,在二次设备间内设置电工实验室小间,配备一定数 量的仪器仪表等设备,以便对新安装或已投运的电气设备进行调整、实验以及维护和校验。

7.2.9 电气二次设备布置 二次设备室内布置主变保护柜、系统保护柜、故障录波器柜、系统远动及通信装置。

7.3 通信 市政通讯纳入厂区通信系统,初步考虑接入 2 门电话网络,采用综合布线系统。

7.4 计量 计量关口设置原则为资产分界点。本项目系统接入侧设立计量表计。

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8 土建工程
8.1 电站总平面布置 本工程总装机容量约为 100MWp,分为 100 个的子系统建设。每个子系统装机容量约 1MWp,设一个逆变升压子站。 逆变升压子站由汇流柜、逆变器、交直流开关柜、升压变等组成。根据本工程的建设规 通过 35kV 电缆汇集至电控楼 110kV 模, 100 个逆变升压子站分别布置于太阳能电池方阵中, 配电室内,各个单元变压器及逆变器均放置于就地升压站中。 本工程设一个高低压电气集控中心,建筑面积约 3000 ㎡。 本工程场地内生产设备基础、建筑物室内地坪及站区道路抬高至 2%内涝水位之上。

8.2 土建工程设计

8.2.1 建筑设计
本工程建筑设计应满足光伏电站生产、 办公及生活需要, 建筑造型与周围环境相协调, 并体现新能源发展的特色。 本工程分为 100 个光伏发电单元,每个单元采用一座逆变升压站房,由直流汇流柜、逆 变器、交直流开关柜、升压变、高压柜等组成,尺寸 15m×5m,面积 75 ㎡,采用成品装配 式彩钢板轻型板房或砖混结构单层房屋。 本工程还需建设综合楼。综合楼包括值班室、接待室、展览室、储藏室、卫生间等房间, 建筑面积约 990 ㎡,综合楼是集生产、办公、生活一体的综合建筑,为两层建筑。

8.2.2 结构设计
综合楼为两层钢筋混凝土框架结构,基础为现浇钢筋混凝土独立基础。电控楼为单层钢 筋混凝土框架结构或砖混结构,基础拟采用现浇钢筋混凝土独立基础或条形基础。 本工程的逆变升压站,采用成品装配式彩钢板轻型板房或厂区中新建,拟采用天然地基

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基础。 太阳能光伏阵列支撑结构基础采用钢筋混凝土独立基础或小型钻孔桩, 基础混凝土的强 度等级按国标规范的环境类别的要求选用。 逆变升压站、主变及电站综合楼地基处理拟采用换填,水泥搅拌桩等地基处理方案。 逆变升压站 本工程的逆变升压站,厂区中新建,拟采用天然地基基础,变压器等沉降要求严格的仪 器考虑局部砂石换填地基处理。

8.2.3 给排水设计 8.2.3.1 主要设计原则
(1)生活用水优先考虑采用自来水; (2)排水系统采用分流制,雨水自然散排,生活污水处理达标后排放。 (3)全站消防采用灭火器灭火;

8.2.3.2 设计采用的主要标准及规范
设计采用的主要标准及规范如下: 《建筑给水排水设计规范》(GB50015-2003) 《室外给水设计规范》(GB50013-2006) 《室外排水设计规范》(GB50014-2006)

8.2.3.3 设计范围
站区内生活给水、生活污水及雨水排水设计。

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8.2.3.4 给水部分
站区位于泗洪天岗湖乡;由于本站职工约 30 人,用水量很小,且无消防用水要求,因此 采用市政管网自来水完全可满足本站用水要求。 考虑太阳能电池板长时间因无雨水洗刷、表面变脏需要冲洗的要求,站内设冲洗水管网 并均布冲洗栓,水源采用自来水,并根据实际运行需要及市政管网供水能力,开启冲洗栓清 洁电池板。

8.2.3.5 排水部分
站区内的排水系统采用分流制。 (1)生活污水排水 站区生活污水量较小,因此考虑采用设地埋式生活污水处理装置一座,处 理能力为 0.5t/h,处理达标后外排。 (2)雨水排水 雨水排水系统考虑两个排水方案,方案 1 为有组织排水、升压强排方案;方案 2 为无组 织排水、自流散排方案。 方案 1:需要在站区有序置雨水排水管(沟)系统,将雨水收集并自流汇至雨水泵站, 再用雨水泵升压后外排。 该方案优点是雨水能及时排放,缺点是工程量大,投资高,且雨水 泵功率较大,大量占用了厂用电负荷,同时设置雨水泵站还需要占用部分场地。 方案 2:站区雨水完全自然散排,无需设置雨水管沟及雨水泵站;但宜在站址围墙外设 置一圈排水沟,以免破坏原有水系。该方案优点是投资省,缺点是暴雨时站区可能短时积水, 维护巡视不便;不过,因该区雨涝直排黄海,汛期每天有两次低潮可开闸排水,排水较快, 条件优越,所以积水也只是短时现象;另采用自流散排方案时,本工程拟采取相应措施将积 水影响降低,如将建筑物室内地坪抬高至内涝水位之上以杜绝室内积水,将站区道路部分抬 高以减少路面积水,将场地内生产设备基础抬高以不影响设备使用。 综合比较以上两个排水方案,鉴于光伏电站重要性较低,对电网冲击影响微小,本工程 设计拟采用自流散排方案。

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8.2.4 采暖通风设计
本工程不采用集中供暖,各建筑根据工艺要求设局部采暖措施。 集中配电室内配电室采用自然进风,机械排风的通风方式,通风换气量按排除室内电气 设备余热所需通风量选取,并应考虑每小时不小于 12 次的事故通风,事故排风机兼作夏季正 常通风使用。 综合楼及电控楼内电子设备室、会议室内设分体立柜式空调机调节室内温度,并设新风 换气机提供新风。

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9 工程消防设计
本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计,重点是防止电气火灾。 本工程为 100MW 光伏工程,共计配置 100 个电气子站;同时每个子站设有 1 台 1MVA 变压器及 1MVA 的逆变器室,变压器容量较小,按规范可不设水喷雾灭火系统或其它固定灭 火设施;逆变器室内按《建筑灭火器配置设计规范》的要求配置手提式灭火器和推车式灭火 器。 太阳能电池板为非易燃物,不考虑配置灭火器具。 本工程在电控楼内设 1 套火灾探测报警控制系统,以及时预报火灾、发出报警信号和显 示火警部位,从而达到迅速灭火的目的;此外,全站应配置一定数量的消防铲、消防斧、消 防铅桶、砂箱等作为站内公用消防设施。 由于光伏电站工程消防设计尚没有相应的国家设计规范与之对应,本工程消防设计除参 照国家现行消防设计规范外,还应征得当地消防部门的同意。

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10 劳动安全与工业卫生
10.1 工程概述

本工程太阳能光伏组件安装在泗洪天岗湖乡的荡滩上,周围没有危及工程安全的设施和 装置。地面(下)设施和装置的地坪将按照防洪、防涝和防渗的要求设计。因此本工程站址 是安全的。

10.2 设计依据、目的与任务

本工程劳动安全与职业卫生部分设计依据有关法律法规及以下技术规范与标准: 《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006) 《火力发电厂与变电站设计防火规范》 (GB50229-2006) 《建筑抗震设计规范》 (GB50011-2010) 《建筑物防雷设计规范》 (GB50057-2000) 《工业企业设计卫生标准》 (GBZ 1-2002) 《工业企业总平面设计规范》 (GB50187-1993) 《建筑照明设计标准》 (GB50034-2004) 《采暖通风与空气调节设计规范》 (GB50019-2003) 《生产过程安全卫生要求总则》 (GB12801-2008) 《生产设备安全卫生设计总则》 (GB5083-1999) 《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》 (DL5053-1996) 为了确保本工程投产后的安全运行,保障设备和人身安全,在设计中对可能存在的直接 危及人身安全和身体健康的危害因素如:火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等做到早 预防,防患于未然。

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10.3 劳动安全与职业卫生潜在危害因素分析

本工程施工期主要可能发生安全事故的因素包括:设备运输作业、吊装作业、设备安装 和施工时的高空作业、施工时用电作业、变电站电气设备安装以及设备损坏、火灾等。 运行期主要可能发生安全事故的环节包括:太阳能光伏发电设备与输变电设备损坏、火 灾、爆炸危害;噪声及电磁场的危害;电气伤害、坠落和其它方面的危害。

10.4 劳动安全与职业卫生对策措施

10.4.1 设备运输、吊装作业的安全措施

设备的运输应特别注意交通安全。在实施运输前,必须对运输路线的道路、桥梁等进行 全面的调查,以确保道路和桥梁的等级满足运输要求。同时需根据生产厂家对运输的要求, 落实运输加固措施,并配套足够的运输装卸工具,以确保运输过程的安全。 应制定严格的施工吊装方案,施工方案应符合国家及有关部门安全生产的规定,并进行 必要的审查核准。施工单位应向建设单位提交安全措施、组织措施、技术措施,经审查批准 后方开始施工。安装现场应成立安全监察机构,并设安全监督员。 吊装设备应符合《电业安全工业规程》的规定要求。吊装前,吊装指挥和起重机械操作 人员要共同制定吊装方案。吊装现场必须设专人指挥,指挥必须有安装经验,执行规定的指 挥手势和信号。吊装人员必须检查吊车各零部件,正确选择吊具。起吊前应认真检查被吊设 备,防止散件物品坠落。

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10.4.2 施工时高空作业

设备应尽量在地面进行拼装和固定,以减少高空作业工程量。根据电力行业有关规定进 行,并结合建构筑物状况设置的安全保护措施,避免高空作业事故的发生。安装时严禁利用 屋(棚)顶作为临时堆场,必须落实合理的施工组织措施,起吊与安装应同步衔接,防止荷 载集中,造成屋(棚)顶垮塌。 光伏电站升压站内电气一次、 二次设备安装时, 应根据电力行业有关规定制定施工方案, 施工方案应包括安全预防和应急措施, 并配备有相应的现场安全监察机构和专职安全监督员。

10.4.3 施工时用电作业及其它安全措施:

(1)施工现场临时用电应采用可靠的安全措施。 (2)施工时应准备常用的医药用品。 (3)施工现场应配备必要的通讯设备,如对讲机等。 10.4.4 运行期安全与工业卫生对策措施

为了确保本工程投产后的安全运行,保障设备和人身安全, 本工程考虑以下对策措施。

10.4.4.1 防火、防爆的措施

本工程各建筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级按《火力发电厂与变电所设计防 火规范》 ( GB50229-2006 )执行。建(构)筑物最小间距等按《建筑设计防火规范》 ( GB 50016-2006) 、 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 (GB50229-2006) 等国家标准的规定执行。 (1)设置必要的和合适的消防设施。变压器室和配电间装有移动式灭火设施。 (2)电缆沟道、夹层、电缆竖井各围护构件上的孔洞缝隙均采用阻燃材料堵塞严密。 (3)主要通道等疏散走道均设事故照明,各出口及转弯处均设疏散标志。

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(4)所有穿越防火墙的管道,均选用防火材料将缝隙紧密填塞。 10.4.4.2 防噪声、振动及电磁干扰

对运行中的噪声、振动及电磁干扰,均采取相应的劳动安全保护措施,尽量降低各种危 害及电磁影响,降低噪音;对于振动剧烈的设备,从振源上进行控制,并采取隔振措施。

10.4.4.3 防电伤、防机械伤害、防坠落和其它伤害

(1)高压电气设备周围设防护遮栏及屏蔽装置。 (2)所有设置检修起吊设施的地方,设计时均留有足够的检修场地、起吊距离,防止发 生起重伤害。 (3)易发生危险的平台、步道、楼梯等处均设防护栏,保证运行人员行走安全。. (4)场内所有钢平台及钢楼板均采用花纹钢板或栅格板,以防工作人员滑倒。 10.4.4.4 其它安全措施

(1)建筑物工作场所、设备及场区道路照明满足生产及安全要求,照明度充足。 (2)所选设备及材料均满足光伏电站运行的技术要求,保证在规定使用寿命内能承受可 能出现的物理的、化学的和生物的影响。 (3)所有设备均坐落在牢固的基础上,以保证设备运行的稳定性;设计中做到运行人员 工作场所信号显示齐全,值班照明充足,同时具有防御外界有害作用的良好性能。 (4)其它防火、防机械伤害、防寒、防潮等措施符均合国家的有关规定。

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11 施工组织设计
11.1 施工条件 11.1.1 交通运输条件 泗洪县基础设施完善,全县范围内交通网络四通八达。场内道路既要满足临时施工要求, 又要满足将来光伏电站的检修维护的要求。道路路由整体成环状,能保证到达每组太阳电池 方阵,以便施工和维护。

11.2 主要工程项目的施工方案

11.2.1 电池板安装 本工程使用的电池板单件质量在 19.5kg 左右,质量较轻,起吊、安装较为方便。安装前 应先按电池板出厂前标定的性能参数,将性能较为接近的电池板成串安装,以保证电池板尽 量在最佳工作参数下运行。

11.2.2 电池板安装、起吊 电池板安装支架应以散件供货,先在施工现场将其组装成模块,然后逐件起吊就位安装。 现场拼装时对组合模块的尺寸、高度,应根据现场条件加以控制。

11.3 施工场地及施工生活区 本工程为光伏电站,所需的生产辅助项目少,且主要设备以整体运输安装为主,施工用 地较少。施工生产用地利用生产厂房周边现有空地安排。施工生活设施依托泗洪便捷的基础 设施由施工单位自行解决。

11.4 地方材料供应情况 (1)黄砂:由本地区供应;

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(2)水泥:由当地水泥厂供应; (3)石料:在本地采购; (4)石灰:由本地供应; (5)砖、空心砖或砌块:由附近砖瓦厂供应。

11.5 力能供应 本期工程施工临时用电负荷按 500kVA 考虑,因本工程与主体工程同步建设、同时完工, 故施工用电自主体工程施工用电引接。 本工程为光伏电站,施工安装工程量小,其用水量少。施工生产、生活用水由主体工程 提供。 施工通信:施工现场拟配 5 路外线,施工单位自行安装内部总机。 氧气、氩气、乙炔等施工用气可在当地就近购买。

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12 工程管理设计
12.1 工程管理机构 本项目投运后公司组织机构设置如下: ? 项目公司总经理,负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作; ? 综合管理部,负责项目运营期间的人力资源、文秘档案、信息、党政工团、纪检监察 等工作; ? 财务部,负责项目运营期间的财务工作; ? 安全质量部,负责项目运营期间安全管理、安全监察、计划统计、物资采购、仓库管 理等工作; ? 运行部,负责光伏电站安全生产运行管理,设运行值长 3 人,运行值班员 3 人,实行 三值两运转。 考虑到光伏电站大修所要求的技术及装配较高,且光伏电站按无人值守少人值班的原则 配置人员,因此,光伏电站的大修应委托专业部门及人员进行,由此产生的费用计入光伏电 站运行成本。

12.2 人员编制 各部门人员编制如下: 序号 一 二 部门名称 总经理 综合管理部 人员编制 1人 5人 部门职责 负责光伏电站安全生产、经济运营等全面工作。 负责光伏电站运行期间的人力资源、文秘档案、 信息、党务工团、纪检监察等各项事务的管理。 三 四 五 财务部 安全质量部 运行检修部 2人 3人 25 人 负责光伏电站运行期间的财务管理 负责采购、仓库管理等工作 负责光伏电站安全生产运行管理和检修工作

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13 环境影响评价
13.1. 工程施工期对环境的影响及防治

13.1.1. 噪声影响及防治

本工程施工内容主要包括光伏设备运输和安装等,施工期噪声主要为施工机械设备所产 生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声等。本工程施工将跟生产厂房的施工同时进行,由 于本工程的工程量比生产厂房的小得多,因此施工噪声对周围环境的影响可忽略不计。

13.1.2. 扬尘、废气

本工程太阳能电池扳安装在泗洪天岗湖乡荡滩上,建设、运行过程基本上无扬尘、废气 产生。

13.1.3. 运输车辆对交通干线附近居民的影响

本工程所在地区交通十分便利。光伏发电工程运输量不大,因此运输车辆对附近居民的 影响较小。

13.1.4. 污染物排放

施工期的污染物排放主要包括少量废水和固体废弃物。 工程施工废污水主要来自于土建工程施工、材料和设备的清洗。废水的主要污染物成分 泥沙,可在现场开挖简易池,收集泥浆水进行沉淀处理。 施工区的生活污水经收集后,排至施工区污水管网。不会对环境造成直接影响。 施工期的固体废物主要有建筑垃圾及生活垃圾,要求及时清运并处置。

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13.2. 运行期的环境影响

太阳能光伏发电是利用自然太阳能转变为电能,在生产过程中不消耗矿物燃料,不产生 大气污染物,因此运行期间对环境的影响主要表现有以下几个方面,通过采取一定的措施后, 可将环境影响降低至最小。

13.2.1. 噪声影响

太阳能光伏发电运行过程中产生噪声的声源为变压器和逆变器,其中变压器安置在配电 间内,逆变器运行中产生的噪声较小(小于 60 dB(A) ) 。经过各种隔声、防护措施后,不会 对周围环境造成影响。

13.2.2 废水影响

本工程建成后基本无生产废水。由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平,运行 人员极少,基本无生活污水产生。

13.2.3. 电磁场影响

光伏电站升压站变压器容量小,因此可认为无电磁场不利影响。

13.2.4. 雷击

根据相应设计规程的要求,太阳能组件、并网逆变器及变电站内主要电气设备均采取相 应的接地方式,以满足防雷保护的要求。

13.2.5 污染物排放总量分析

本工程无废气、废水排放,因此本项目无需申请污染物排放总量指标。

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13.2.6 光污染及防治措施

电池板内多晶硅片表面涂覆一层防反射涂层,同时封装玻璃表面已经过特殊处理,因此 太阳能电池板对阳光的反射以散射为主。其镜面反射性要远低于玻璃幕墙,故不会产生光污 染。

13.3 环境效益

光伏发电是一种清洁的能源,既不直接消耗资源,同时又不排放污染物、废料,也不产 生温室气体破坏大气环境,也没有废渣的堆放、废水排放等问题,有利于保护周围环境,是 一种绿色可再生能源。 .

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14 节能降耗
项目总装机容量 100MW, 每年可生产绿色电力 1.2 亿度,与相同发电量的新建常规燃煤电 厂相比,采用《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011)限值指标进行计算。每年节 约标准煤 48000t, 减少排放温室效应气体二氧化碳(CO2)约 109686t,减少排放大气污染物 SO2 约 3300t,NOx 约 1650t,具有极大的经济和社会效益。

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15 投资估算与财务分析
15.1 投资估算

15.1.1 编制依据及原则 (1)本投资估算静态投资水平年为 2013 年。 (2)工程量:工程量由设计人员根据工艺系统设计方案提供,不足部分参照同类型光伏 电站的工程量。 》 ,取 (3)项目、费用性质划分及执行《光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行) 费参照国家发展和改革委员会 2007 年发布的《火力发电工程建设预算编制与计算标准》 (2007-12-01 实施)。定额参照中国电力企业联合会 2007 年发布的《电力建设工程概算定额》 , 并根据最新的文件对人工费、材料费、机械费进行调整。 (4)设备及建筑工程:光伏设备及其他设备价格参照近期各厂家市场价,按照多晶硅 4 元/W、逆变器 0.75 元/W 计算。 (5)上网电价按省办公厅下发的【继续扶持光伏发电的政策意见】 (苏政发【2012】111 号)文件,2013 年上网电价为 1000/MWh。 (6)其他费用:参照《火力发电工程建设预算编制与计算标准》 (2007 版)计算。 (7)其他:基本预备费按 5%计算(不计光伏组件、逆变器的设备价) 。 价差预备费执行国家发展计划委员会计投资(1999)1340 号文,物价上涨指数为 0。 建设期贷款利息按最新的中国人民银行颁发的固定资产 5 年期以上贷款年利率 6.55% (按 季结息)计算。

15.1.2 工程投资估算成果 本项目系统装机容量是 100MWp,工程投资估算成果是工程静态投资为 95898.9 万元,单 位千瓦投资为 9589.9 元/kW,工程动态投资为 97437.9 万元,单位千瓦投资为 9743.8 元/kW。 工程投资估算成果详见下列各表。

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15.2

财务评价与社会效果分析 全站定员 30 人,工资 6 万/人,福利费系数 54%;大修提存率 0.1%;所用电率 0.2%;光伏

电站场地年租金暂按 123.3 万元/年,所得税率 25%,所得税按三免三减半计算,城市建设维 护费 7%,教育费附加 5%,公积金提取率 5%,保险费率 0.20%; 本工程 25 年总发电量约为 275041 万 kWh,25 年年平均发电约 11001.6 万 kWh,年利用 小时数为:1193.6 小时。 固定资产折旧提取采用直线法,残值按固定资产原值的 5%计取,折旧年限取 20 年; 建设期贷款利息形成固定资产,流动资金贷款利息和生产期内发生贷款利息等财务费用 计入当年损益; 企业固定资产进项税抵扣:根据修订后的《中华人民共和国增值税暂行条例》 (国务院令 第 538 号) ,纳税人销售货物或者提供应税劳务(以下简称销售货物或者应税劳 务) ,应纳税额为当期销项税额抵扣当期进项税额后的余额; 应纳税额计算公式: 应纳税额=当期销项税额-当期进项税额 当期销项税额小于当期进项税额不足抵扣时,其不足部分可以结转下期继续抵扣。 故固定资产进项税可在运营期内全部抵扣。本工程建设期当期进项税额取设备购置费中的进 项税额为 900 万元; 建设期贷款利息形成固定资产,流动资金贷款利息和达产期内发生贷款利息等财务费用 计入当年损益; 基准收益率为 7.3%。

15.2.1 利润分析 本工程静态总投资为 95898.9 万元, 省办公厅下发的 【继续扶持光伏发电的政策意见】 (苏 政发【2012】111 号) ,以工程经营期内的恒定含税上网电价 1000 元/MWh,整个运营期的净 利润是 109890 万元,折算平均每年的净利润是 4400 万元,满足基准收益率为 7.30%。

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15.2.2 敏感性分析 影响本工程效益的因数主要有投资和发电小时数, 由于发电小时数受自然条件因数制约, 基本可以看着是固定值,故不对该因数作敏感性分析,所以本工程主要针对投资对项目投资 内部收益率的影响进行分析。结果如下:

不确定因素 基本方案 建设投资 建设投资 建设投资 建设投资 发电量 发电量 发电量 发电量 电价 电价 电价 电价

变化率(%) 内部收益率 0 -10 -5 5 10 -10 -5 5 10 -10 -5 5 10 8.77 10.16 9.43 8.18 7.62 7.44 8.11 9.43 10.09 7.44 8.11 9.43 10.09

内部收益率 变化率 0 15.72 7.48 -6.85 -13.15 -15.27 -7.59 7.49 14.92 -15.27 -7.59 7.49 14.92

敏感度系数 0 -1.57 -1.5 -1.37 -1.32 1.53 1.52 1.5 1.49 1.53 1.52 1.5 1.49

从表中可以看出:总投资变动± 5%时项目投资(所得税后)内部收益率将增加(减少) 约 7%。所以降低工程总投资,对本工程效益重要。发电小时、电价浮动对本工程效益也十分 重要

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经济与社会影响分析

16.1 经济影响分析 项目建成后,每年可生产绿色电力 1.2 亿度,年销售收入 1.2 亿元,缴纳增值税 2000 万元, 缴纳企业所得税 800 万元。年实现净利润约 4400 万元。工程的建设和运行给当地财政带来一 定的税收收入。光伏发电是新能源项目,投运后实际缴纳税费按照国家相关政策执行。 由于本项目是绿色工程,给当地的经济带来的全是积极的影响,对环境没有任何不利的 影响。

16.2 社会影响分析 项目建成后,每年节约标准煤 48000t,减少排放温室效应气体二氧化碳(CO2)约 109686t, 减少排放大气污染物 SO2 约 3300t,NOx 约 1650t。项目符合我国 21 世纪可持续发展能源战略 规划,也是发展循环经济模式,建设和谐社会的具体体现。同时对推进太阳能利用及光伏发 电产业的发展进程具有非常大的意义,预期有着显著的社会效益,无不利的社会影响。

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结论和建议

17.1 主要结论

17.1.1 本工程的建设是必要的 在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天,世界各 国都在寻求新的能源替代战略,以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状 况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了,再不加大清洁能源和可再生能源的份 额,我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率,尤其发展太阳能发电是 改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势, 成为关注重点,在太阳能产业的发展中占有重要地位。 我国政府已将光伏产业发展作为能源领域的一个重要方面,并纳入了国家能源发展的基 本政策之中。已于 2006 年 1 月 1 日正式实施的《可再生能源法》明确规范了政府和社会在光 伏发电开发利用方面的责任和义务,确立了一系列制度和措施,鼓励光伏产业发展,支持光 伏发电并网,优惠上网电价和全社会分摊费用,并在贷款、税收等诸多方面给光伏产业种种 优惠。2009 年 12 月 26 日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过了全国人 民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定。修改后的可再生 可能源法进一步强化了国家对可再生能源的政策支持,该决定于 2010 年 4 月 1 日起施行。本 项目采用光伏发电技术开发利用太阳能资源,符合能源产业政策发展方向。 光伏系统应用是发展光伏产业的目的所在,它的应用情况代表着一个国家或地区对光伏 产业的重视程度,标志着当地政府对能源及环境的认识水平。该电站的建成每年可减排一定 数量的 CO2,在一定程度上缓解了环保压力。 社会公众对光伏发电技术的认识直接影响着光伏发电系统的规模化应用, 电站的建成后, 将向社会公众展示光伏发电的优越性,以直观数据扭转公众简单地以能源价格来评判其优劣 的偏见。 综上所述,本项目的建设,符合我国 21 世纪可持续发展能源战略规划,也是发展循环经 济模式,建设和谐社会的具体体现。同时,对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具 有非常大的意义,预期有着合理的经济效益和显著的社会效益。建设本项目的必要性是充分

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的。

17.1.2 本工程的建设是可行的 (1)本项目采用就地分布并网方案,经过经济技术比较分析,均为可行的。 (2) 项目所在地多年平均太阳辐射量 5266.476MJ/m?/a, 属我国第三类太阳能资源区域, 太阳能资源良好,交通运输等条件较好,并网接入条件优越,适合建设大型太阳能光伏并网 电站。 (3)厂址区未发现活动断裂通过,在区域构造上基本稳定。 (4)本工程选用性价比较高的多晶硅电池组件,这也与国外的太阳能光伏电池使用情况 的发展趋势相符合。 (5)本工程从光伏系统、电气、土建、水工、消防等方面均具备可行方案,各项风险较 小,无不良经济和社会影响。 综上所述,本项目的建设是可行的。

17.1.3 本工程的建设经济上是合理的 本工程静态投资 95898.9 万元,单位造价 9589.9 元/kW。从财务上看本工程具有较好的 财务盈利能力和贷款偿还能力,在经营期内,本项目各项经济指标较好,投资方资本金净利 润率 11.28%,财务内部收益率高于基准收益率 6.43%,净现值大于零,项目的财务盈利能力 和贷款偿还能力较强。

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泗洪 100MW 渔光互补光伏电站项目

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