197010MW光伏电站可研报告.docx

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197010MW光伏电站可研报告

第一章综合说明

1.1项目概况

（1）项目名称：

10MW并网光伏发电示范项目

（2）建设单位：

XXXXXX有限公司

（3）建设规模：

建设总容量10MW

（4）主要发电设备：

普通晶体硅光伏组件、非晶硅薄膜光伏组件、低倍聚光式光伏发电组件。

（5）关键电气设备：

光伏发电专用逆变器。

（6）光伏组件支撑系统：

固定倾角式金属支架、向日跟踪支架系统

（7）选址：

XX省XX县XXXXX，建设光伏电站及办公生活设施，建设工程总面积约XXX亩。

站区坐标范围：

东经112°23′41.6″～112°23′58.5″，北纬40°15′29.4″～40°16′4.3″。

1.2编制依据

本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的：

（1）《中华人民共和国可再生能源法》，2006年1月1日

（2）《可再生能源发电有关管理规定》，国家发改委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》，国家发改委2006年1月4日

（4）《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，国家发改委2007年1月11日

（5）《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》，财政部2006年5月30日

（6）《国家发展改革委关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复》，国家发改委发改价格[2008]1868号

1.3研究内容

（1）本可研报告主要对项目建设的原始条件及必要性、可行性等进行研究论证。

（2）通过对工程规模、建设条件、工程布置、工程实施以及对社会、环境的影响等方面的研究，评价项目实施的可行性。

（3）本可行性研究的工作范围包括：

太阳能资源分析，光伏发电工程的建设条件，接入系统方案推荐，工程规模的确定论证和拟定太阳能光伏发电系统配置方案，设备选择和布置设想，编制工程投资估算、工程设想、环境保护、生产组织和劳动定员、实施轮廓进度，经济评价等内容。

（4）项目的范围：

本工程建设规划容量约为10MW，主要采用晶体硅太阳能电池固定安装作为光电转换装置的方案，同时部分采用向日跟踪系统，以提高示范效应和收集实验对比数据，根据建设方案配置相应的接入系统。

项目主要组成包括光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统和高压输电系统等。

1.4场址概况

XXX县位于XXX省的XXX端，地理坐标为东经000°00′00″～00°00′00″，北纬000°00′00″～00°00′00″。

北隔XXX县、和XXX县为邻，西接XXX区，南通XXX县，东临XXX县，北与西北以XXX为界，全县东西宽000公里，南北长000公里，总面积1964平方公里。

该县属黄土丘陵缓坡区，四周环山，沟壑纵横，南高北低，山多川少，年平均气温8.6ºC，极端最高气温36ºC，极端最低气温零下40ºC。

年平均降水410毫米，雨量最多在7～8月份，占年降水量65%，无霜期限为104天。

平均海拨1400米，县城所在地海拨XXX米。

该县属X水区，主河XX河，属XX水系，年径流量XXXX万立方米，源于XXX，向北入XXX县，本县境内干流长XX公里，流域面积XXXX平方公里，10公里以上的支流11条。

南部的XXX河属XXX水系，本县境内干流长XX公里，流域面积XXX平方公里。

XX县城座落在XXXX，位于县域XX。

近几年，县委、县政府不断加大基础设施建设力度，使生产、生活和投资环境得到了极大改善，县城东、西、南、北环路已建成开通，XX线、XXX国道在县城交汇，形成四通八达的交通网络。

全县通讯网络与全国联网，XX万伏变电站已列入建设规划；XX万伏和XX万伏变电站已开通使用。

经过多年发展XX县的交通变得四通八达。

内部交通方面，村村通公路沟通了各条主干道，也开通了“村村通”班车，全县有多条道路通往周边省份和城市。

去往XX，驱车沿XX国道X小时即可到达；去往XX，XX小时可以到达，并且可选择三条道路前往；去往XXX，也只需要XX小时。

目前，通过XX的XX高速公路已经修建完成。

1.5投资方（有限公司）简况

（略）

1.610MW太阳能光伏电站概况

本可行性研究报告的编制深度满足初步设计深度要求，拟建的XXXX兆瓦光伏并网发电示范项目的电站概况见下列特性表。

表1-110MW太阳能光伏电站概况特性表

序号

项目名称

规格型号

数量

1

总装机容量

10MW

2

太阳能光伏组件

多晶200W/块

3

薄膜40W/块

4

低倍聚光光伏发电系统

5

向日跟踪支架

APOLO112

6

低倍聚光支架系统

7

固定支架

镀锌角钢

8

主变压器（含二期预留容量）

SFZ10－20000/110kV，20000kVA

9

低压干式变压器

SCB10-1000/35

10

低压干式变压器

SCB10-500/35，500kVA,35±2×2.5%/0.4kV,

Dyn11,Ud=6%

11

无功补偿装置

4000kVar，35kV

12

35kV开关柜

i-AY1-40.5系列

13

低压抽屉式开关柜

MNS系列

14

逆变器

500kW

15

直流汇流箱

12路

16

直流配电柜

17

直流屏

FED

18

UPS

10kVA

19

电度表屏

20

综合自动化系统

21

火灾报警系统

第二章太阳能资源和当地气象地理条件

2.1太阳能资源条件

2.1.1我国太阳能资源分析

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。

图2-1我国太阳能资源分布

我国将图2-1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，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，辐射量在5000～5850MJ/m2，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，辐射量在4150～5000MJ/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，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。

2.1.2XX县太阳能资源分析

2.1.2.1参考气象站的选择

本报告中，除日照辐射强度数据的其它气象数据取自距离本项目最近且环境状况最相近的XXX市气象局。

距离XXX最近的一个具有日照辐射强度数据的气象观测站是XX气象局，但根据对两地的1980年之前（1950年到1980年之间XX当地具有日照辐射强度观测点）日照辐射强度测量数据的对比来看，该两地气象局的测量数据存在较大差别。

鉴于上述情况，决定不使用XX气象站的近年日照辐射数据。

本报告中所采用数据来自加拿大自然资源部和美国宇航局（NASA）联合开发的软件RetScreen全球气象数据库。

该数据库的日照辐射数据来源有两种情况：

1、当地基础气象台；2、若附近无基础气象台，则根据当地经纬度，通过卫星定位测量数据。

此卫星测量数据所组成数据库已被全球认同，并广泛应用于工程设计。

2.1.2.2项目实施地的太阳能资源分析

安徽省XX市10MW并网光伏发电示范项目选址位于XX县，纬度跨域范围小于0.1度，选址朝南的山地缓坡，地势较为连续和平整。

项目实施地的太阳能资源如表4-1。

表2-1项目实施当地日照辐射总量分布

月份

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日辐射量（MJ/m²）

大气压力

（kPa）

平均风速

（m/s）

一月

二月

三月

四月

五月

六月

七月

八月

九月

十月

十一月

十二月

年平均

年日照辐射总量（MJ/m2）

表2-2XX市主要气象数据与其它典型阳光资源丰富地区对比

北纬

东经

海拔

月份

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

空气温度（℃）

相对湿度（%）

月平均日照辐射量（MJ/m²）

一月

二月

三月

四月

五月

六月

七月

八月

九月

十月

十一月

十二月

年平均

年日照辐射总量

2.1.3项目所在地太阳能资源分析结论

XX地处XXXX，日照充足。

全年日照时数为000小时～000小时，年日照率为63%～65%。

各月日照数以5月份和6月份最多，月平均281.9小时～284.2小时；11月～12月最少，月平均191.1小时～198.2小时。

一日中，日照时数1月～2月和11月～12月每天平均6小时，3月和9月～10月每天平均7小时，4月和7月～8月每天平均8小时，5月～6月每天平均9小时。

年平均接受太阳辐射量为6071.78（MJ/m2），属我国第二类太阳能资源区域，非常适合建设光伏电站项目。

2.2XXX县其它气象条件

2.2.1气温

2.2.2日照

2.2.3降水

2.2.4蒸发

XXX多年平均蒸发量1700毫米～2300毫米，降水与蒸发之比在1：

4～1：

5之间。

一年中，1月份最小，5月、6月为蒸发量旺盛期。

2.2.5湿度

XXX年平均相对湿度54%。

7月、8月空气比较湿润，相对湿度也最大。

相对湿度的日变化比较明显，最大值在日出之前，最小值在下午2时左右，与气温日变化正好相反。

2.2.6风霜

年平均风速2.4米/秒～4.2米/秒。

年均7级～8级的大风日数有14.3天～44.5天。

最大风力达9级，最高风速22米/秒。

历年8级或8级以上大风平均日数23天，一般多在春季，大风日数最多可达50天，沙尘暴日数是10天左右。

境内无霜期短，年均102天～137天。

最长132天～162天，最短81天～122天。

初霜最早年份出现在9月1日～10日，最晚年份开始于9月28日，一般年开始于9月12日。

春霜最早年份终止于5月11日，最晚年份终止于6月12日，一般年终止于6月1日左右。

2.2.7冰冻

一般年份XX月封冻，XX月解冻，封冻期为000天左右。

最大冻土深度000厘米～000厘米，平均000厘米。

XXX地境属温带大陆性季风气候区。

多年平均气温3.68℃，极端最高00℃，极端最低-00℃,气温高于和等于30℃的日数多年平均为9天，最多年19天，最少年3天。

高温出现在5月上旬到8月下旬。

无霜期多年平均为104天，最长年分184天，最短年份84天。

最大冻土为169cm。

多年平均降水量为410mm。

多年平均蒸发1743.5mm，其中4、5、6三个月是同期降水量的7.35倍，7、8月份蒸发量是同期降水量的3.68倍。

该区季风性气候明显。

夏季多东风，其它季节为西和西北风。

多年平均风速2.6米／秒，一年中6级以上大风平均为28天，最多年达52天，风力最大达到9级。

多年平均冰雹日数为4天。

多年平均湿度47.8%。

2.3项目所在地地理条件

XXX县地貌特征是四周环山，地势由东向西北倾斜。

一般海拔00～00米。

最高的XX山000米，最低的XXX100米。

境内西部为土石山区，植被较稀疏，形成岩石裸露和切割较深的沟谷。

东部和东南部为丘陵地貌，坡面宽阔，地势较平缓，沟堑相对也浅，土质疏松。

北部和东北部为中低山及台地区，山顶平缓，台面被黄土覆盖，局部地带沙化比较明显。

中部的XXX河谷由南向北蜿蜓曲折，连接着XX、XX等断陷盆地。

东南边境是XX水系的XXX河谷。

境内地址表层特征是：

深厚的第四纪黄土覆盖在第三纪红土之上，地表组织物黄土为主。

也分布着部分红土。

土石山区地表为砾石夹粗沙的粗骨土，在河川阶地主要为风积黄山粉土和冲积物。

XXX国道与XX线在此交汇，交通便利。

（附项目所在地图）

图2-2XXX地图

2.3.1工程地质

该光伏发电工程选址紧邻XXXX，基本地质情况引用自《XXXXX岩土工程勘察报告书》。

2.3.1.1工程概况

XXX10MW光伏电站选址位于XXX东南方向150米至1000米之内，总面积24万平方米，呈南北长、东西窄的长方形分布，该场地地势为朝向正南的缓坡，坡度5度到10度之间。

工程总装机容量为00MW，发电设备为晶体硅光伏电池组件，安装方式主要为固定倾角，辅以部分向日跟踪方式（旋转支架系统），安装高度为00m到00m之间，单个光伏组件自重为000N以内，固定倾角安装模式的支架系统重量平均到每块光伏组件上为000N以内，埋深000m左右，考虑到风载荷和雪载荷，最大负载强度为000N。

电气控制室建筑物单层布置，采用混凝土基础，基础埋深为0m。

2.3.1.2地形地貌

光伏电站场区为土石山区，地形较平缓。

场地西南部、发育2条南北向冲沟，东北部发育1条南北向冲沟，宽00～00m，深约00～00m。

2.3.1.3地基岩土层的工程特性

地基岩土层及分布特性：

在30m勘探深度内上部为第四系粉土，下部为第三系上新统（N2）粉质粘土层和玄武岩。

地基土的物理力学特性：

根据地基土室内试验物理力学性质指标，现场原位测试结果，按工程分区分层进行数理统计，详见表2-3。

表2-3物理力学指标统计表

分区

指标

地层

含水率

%

湿密度g/cm3

干密度g/cm3

饱和度

%

孔隙比

塑性指数

液性指数

压缩模量MPa

湿陷系数

凝聚力kPa

摩擦角

°

北区

粉土

南区

粉土

粉质粘土

变电站

粉土

表2-4各岩土层承载力特征值一览表

场地

岩土名称

承载力特征值（fak）kPa

压缩模量ES1-2

MPa

弹性模量E

103MPa

南区

粉土

粉质粘土

强风化

玄武岩

中等风化玄武岩

北区

粉土

强风化

玄武岩

中等风化玄武岩

变电站

粉土

粉质粘土

强风化

玄武岩

中等风化玄武岩

2.3.2结论与建议

拟建场地位于XXXX地区，场地内断裂不发育，未发现不良地质作用，场地稳定性好，适宜建设。

工程场地设计基本地震加速度为00g，抗震设防烈度为7度。

工程场地土的标准冻结深度为00m。

工程场地内地下水位埋藏较深，对基础和施工无影响。

附图：

所附“区域地质构造图”及“工程地质剖面图”均引用自《XXXX电场岩土工程勘察报告书》。

图2-3区域地质构造图

2.4光伏电站场址建设条件

2.4.1场址宏观建设条件分析

XXX光伏发电示范项目在水文、气象、太阳光照资源、交通运输条件、接入系统以及岩土工程条件方面符合建设条件。

2.4.2场址微观建设条件分析

XXX通过建设生态XX、绿色XX，森林覆盖000万亩，新增造林000万亩，森林覆盖率50%，建成绿化通道000公里，形成大面积防风林带。

因此项目选址不受风沙影响。

XXX北面靠近XX，由于山势较高，从北面和西北面刮来的风，在XXX上空形成回流，云层无法停留，且带走大量水气，使XX地区空气干燥、湿度低、无云层遮挡、透光率高。

其独特的地理位置为其创造了明显区别于周边地区的“小气候”环境。

为太阳能发电提供了良好的自然环境条件。

2.4.3场址建设条件分析结论

项目所在地具有富集的太阳光照资源，保证了高发电量；靠近主干电网，能减少新增输电线路的投资；主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；离用电负荷中心市区近，可以减少输电损失；场地开阔、平坦，扩容空间大；交通运输、生活条件便利；能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；在此建设太阳能发电站，既可以方便地将太阳能电力电场升压站接入电网系统，减少输电损失，同时还可以起到积极的宣传示范作用。

第三章其他必要的背景资料

3.1国际光伏发电现状

全球人口2008年是66亿，能源需求折合成装机是16TW；到2050年全世界人口至少要达到100－110亿，按照每人每年GDP增长1.6%,GDP单位能耗按照每年减少1％，则能源需求装机将是30－60TW，届时主要靠可再生能源来解决。

可是，世界上潜在水能资源4.6TW，经济可开采资源只有0.9TW；风能实际可开发资源2TW；生物质能3TW。

只有太阳能是唯一能够保证人类能源需求的能量来源，其潜在资源120000TW，实际可开采资源高达600TW。

由于光伏发电能为人类提供可持续能源，并保护我们赖以生存的环境，世界各国都在竞相发展太阳能光伏发电，尤其以德国、日本和美国发展最快。

在过去的10年中，世界光伏发电的市场增长迅速，连续8年年增长率超过30％，2007年当年发货量达到733MW，年增长率达到42%。

图3-1给出了1990到2007年的世界太阳电池发货量的增长情况：

图3-1世界太阳电池发货量（PVNET2007）

数据来源－PVNewsPaulMaycock

光伏组件成本30年来降低了2个多数量级。

根据So1arbuzzLLC．年度PV工业报告，2007年世界光伏系统安装量为2826MW，比2006年增长了62％，2006年世界光伏发电累计装机容量已经超过8.5GW，2007年年底，世界光伏系统累计装机约12GW，其中并网光伏发电约10GW，占总市场份额的83%。

发电成本50美分/度；预计2010年世界光伏累计装机容量将达到15GW，发电成本达到15美分/kWh以下；2020年世界光伏发电累计装机将达到200GW，发电成本降至5美分/度以下；到2050年，太阳能光伏发电将达到世界总发电量的10－20％，成为人类的基础能源之一。

光伏发电的应用形式包括：

边远无电农牧区的离网发电系统、通信和工业应用、太阳能应用产品、与建筑结合的并网发电系统以及大型并网电站。

国际能源机构（IEA）特别将超大规模光伏发电（VLS-PV）列为其第8项任务（Task8），主要研究、追踪超大规模光伏发电的技术和信息，并在此领域开展国际间的交流和合作。

光伏电站正在从小规模（100kW以下）、中规模（100kW～1MW）向大规模（1MW～10MW）和超大规模（10MW以上）发展。

世界光伏产业的技术发展：

技术进步是降低光伏发电成本、促进光伏产业和市场发展的重要因素。

几十年来围绕着降低成本的各种研究开发项工作取得了显著成就，表现在电池效率不断提高、硅片厚度持续降低、产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。

（1）商业化电池效率不断提高

先进技术不断向产业注入，使商业化电池技术不断得到提升。

目前商业化晶硅电池的效率达到15％～20％（单晶硅电池16％～20％，多晶硅15％～18％）；商业化单结非晶硅电池效率5％～7％，双结非晶硅电池效率6％～8％，非晶硅/微晶硅的迭层电池效率8％～10％，而且稳定性不断提高。

电池效率的提高是光伏发电成本下降的重要因素之一。

（2）商业化电池硅片厚度持续降低

降低硅片厚度是减少硅材料消耗、降低晶硅太阳电池成本的有效技术措施，是光伏技术进步的重要方面。

30多年来，太阳电池硅片厚度从70年的450～500微米降低到目前的180～200微米，降低了一半以上。

硅材料用量的大幅度降低是技术进步促进成本降低的重要范例之一。

预计到2010年硅片厚度降低到160～180微米，硅用量降到7吨/MW以内。

（3）产业化规模不断扩大

生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的重要因素。

太阳电池单厂生产规模已经从上世纪80年代的1~5MW/年发展到90年代的5~30MW/年，2006年25~500MW/年，2007年25~1000MW/年。

生产规模与成本降低的关系体现在学习曲线率LR（LearningCurveRate，即生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比）上。

对于太阳电池来说，30年统计的结果，LR20％（含技术进步在内），是所有可再生能源发电技术中最大的，是现代集约代经济的最佳体现者之一。

3.2国内光伏发电现状

2007年，我