【項(xiàng)目方案】100萬千瓦源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目實(shí)施方案

xx市一期100萬千瓦示范項(xiàng)目源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化實(shí)施方案陽光工匠論壇()光伏/儲(chǔ)期/能源/電力資料下載QQ樣：312095674 1第一章發(fā)展基礎(chǔ) 31.1xx市發(fā)展概況 31.1.1經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展概況 31.1.2能理消費(fèi)情況 41.1.3電力生產(chǎn)消費(fèi)情況 71.2xx新型工業(yè)園區(qū)發(fā)展概況 1.2.1因區(qū)發(fā)展概況 1.2.2園區(qū)能源電力生產(chǎn)消費(fèi)情況 1.3項(xiàng)目負(fù)荷落實(shí)情況 1.3.1多晶硅項(xiàng)目整體情況 1.3.2多晶硅項(xiàng)目建設(shè)腎景及意義 1.3.3項(xiàng)目綜合能耗分析 第二章面臨形勢(shì)及項(xiàng)目建設(shè)必要性 2.1地區(qū)能源電力發(fā)展面臨的形勢(shì)與問題 2.2源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)必要性 第三章總體思路和目標(biāo) 3.1指導(dǎo)思想與基本原則 243.1.1指導(dǎo)思想 243.1.2基本原則 243.1.3總體思路 253.2項(xiàng)目建設(shè)內(nèi)容及預(yù)期目標(biāo) 253.2.1項(xiàng)目建設(shè)內(nèi)容 253.2.2預(yù)期目標(biāo) 26第四章源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化總體方案 274.1總體構(gòu)架 274.2建設(shè)規(guī)模 274.2.1負(fù)荷基本情況 274.2.2光伏出力特性分析 4.2.3光伏建設(shè)容量分析 4.2.4儲(chǔ)能配置方案分析 344.3項(xiàng)目建設(shè)時(shí)序 4.4可再生能源消納情況分析 4.5項(xiàng)目實(shí)施后對(duì)系統(tǒng)的影響 4.5.1對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰的影響 4.5.2對(duì)系統(tǒng)安全穩(wěn)定的影響 45第五章源網(wǎng)荷儲(chǔ)建設(shè)方案 5.1項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模 5.2項(xiàng)目選址及土地情況 5.2.2項(xiàng)目土地利用情況 5.3電源建設(shè)方案 5.3.1大陽能資源分析 5.3.2系統(tǒng)總體方案設(shè)計(jì) 5.3.3發(fā)電量計(jì)算 5.3.4電氣設(shè)計(jì)方案 5.3.5土建設(shè)計(jì)方案 5.3.6電源部分投資估算 5.4儲(chǔ)能建設(shè)方案 5.4.1儲(chǔ)能設(shè)計(jì)原則 5.4.2交流測(cè)儲(chǔ)能與直流側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)效率分析 5.4.3交直流側(cè)儲(chǔ)能方案對(duì)比 5.4.4電治儲(chǔ)能技術(shù)分類及設(shè)備選型 5.4.5儲(chǔ)能接入方案 5.4.6儲(chǔ)能系統(tǒng)配置方案 5.4.7儲(chǔ)能部分投資估算 5.5源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化聯(lián)合運(yùn)行管控平白 5.5.1平臺(tái)建設(shè)整體思路 5.5.2平臺(tái)設(shè)計(jì)原則 5.5.3平臺(tái)總體設(shè)計(jì)方案 5.5.4平臺(tái)總體拉制策略 5.5.4平臺(tái)物理架構(gòu)及功能構(gòu)成 5.6網(wǎng)架分析及系統(tǒng)按入方案 5.6.1電網(wǎng)概況 5.6.2新特多晶硅項(xiàng)目已審定供電方案 5.6.3源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目接入方案研究 第六章農(nóng)光互補(bǔ)及土地治理方案 6.1項(xiàng)目場(chǎng)址概況 6.2土地綜合利用開發(fā)原則 6.3“農(nóng)光互補(bǔ)+綠色景觀”發(fā)展模式 6.4鹽堿地治理 6.5社會(huì)和經(jīng)濟(jì)效益 第七章投資估算及效益分析 7.1投資估算 7.1.1工程概況 7.1.2編制依據(jù)及原則 7.1.3投資估算 7.2電價(jià)分析 7.2.1編制依據(jù)及原則 7.2.2項(xiàng)目盈利能力及用戶側(cè)電價(jià)分析 第八章環(huán)塊影響分析及社會(huì)效益 8.1環(huán)境影響分析 8.1.1環(huán)境影響分析 8.1.4綜合評(píng)價(jià)與結(jié)論 第九章項(xiàng)目創(chuàng)新點(diǎn)及實(shí)施效果 9.1.3農(nóng)光互補(bǔ)，助力鄉(xiāng)村振興 第十章結(jié)論及建議 10.2建議 報(bào)告主要內(nèi)容導(dǎo)讀一覽表內(nèi)容1電力市場(chǎng)空同分析92324負(fù)荷基本情況(轉(zhuǎn)性及調(diào)節(jié)能力分析)5建設(shè)規(guī)模(電源配比、儲(chǔ)能配比)6項(xiàng)目建設(shè)時(shí)序78項(xiàng)目實(shí)施后對(duì)縣統(tǒng)調(diào)峰的影響9項(xiàng)目實(shí)施后對(duì)系統(tǒng)安全稅定的影響源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化聯(lián)合運(yùn)行管控平臺(tái)同果分析及接入系統(tǒng)方案6電價(jià)分析項(xiàng)目實(shí)施效果12020年9月，國(guó)家主席習(xí)近平在第75屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)上宣布，中國(guó)將提高國(guó)家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。2020年12月在聯(lián)合國(guó)氣候雄心峰到2030年，我國(guó)非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12億千瓦以上。2021年3月，習(xí)近平總書記提出要構(gòu)截至2020年底，我國(guó)風(fēng).光發(fā)電總裝機(jī)達(dá)到5.02億千瓦，為達(dá)到新能源2030年發(fā)展目標(biāo)預(yù)計(jì)每年新增新能源裝機(jī)約7000萬千瓦，未來十年，我國(guó)新能源發(fā)統(tǒng)，2021年3月，國(guó)家發(fā)展改革委，國(guó)家能源局出臺(tái)《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見》(發(fā)改能源規(guī)[2021]280號(hào))文件，強(qiáng)調(diào)源求大、供電有缺口、新能源資源條件好的地區(qū)，優(yōu)化整合電源、電網(wǎng).負(fù)荷等資xx市是內(nèi)蒙古最大的工業(yè)城市，能源資源豐富、工業(yè)基礎(chǔ)雄厚，經(jīng)過多年的發(fā)展，已形成較完善的工業(yè)體系，聚集了大量工業(yè)企業(yè)。xx市產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)以工2本項(xiàng)目以習(xí)近平總書記建設(shè)內(nèi)蒙古現(xiàn)代能源經(jīng)濟(jì)的講話精神為指引，按照特能源股份有限公司擬在xx市xx山格架化工園區(qū)內(nèi)建設(shè)20萬噸高純多晶硅綠儲(chǔ)一體化示范項(xiàng)目建設(shè)思路和具體建設(shè)方案，并進(jìn)行相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)、社會(huì)效益分3第一章發(fā)展基礎(chǔ)1.1xx市發(fā)展概況千里的土默川平原和河套平原，陰山山脈橫貫中部，面積為27768平方公里，城市建成區(qū)面積360平方公里。全市共轄10個(gè)旗縣，其中市4區(qū)(昆區(qū)、青山區(qū)、東河區(qū)、稀土高新區(qū)),2個(gè)礦區(qū)(白云鄂博礦區(qū)、石拐區(qū)),4個(gè)農(nóng)牧旗縣區(qū)(九原區(qū)、xx、固陽縣、達(dá)爾罕茂明安聯(lián)合旗),入口約225萬人。xx市地處渤海經(jīng)濟(jì)區(qū)與黃河上游資源富集區(qū)交匯處，是連接華北和西北的(1)國(guó)民經(jīng)濟(jì)整體發(fā)展情況xx市經(jīng)濟(jì)發(fā)展一直以來位于自治區(qū)前列，“十地區(qū)生產(chǎn)總值年均增速分別為8.0%和7.3%,地區(qū)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行穩(wěn)中有進(jìn)，發(fā)展質(zhì)量區(qū)生產(chǎn)總值2787億元，較上年增長(zhǎng)2.7%,占內(nèi)蒙古自治區(qū)生產(chǎn)總值的16%?！笆濉币詠韝x市歷年國(guó)民生產(chǎn)總值情況見圖1.1-1。4(2)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)xx市作為典型的工業(yè)城市，第二產(chǎn)業(yè)對(duì)地區(qū)生產(chǎn)總值的貢獻(xiàn)較大，202041.4%,工業(yè)城市特征較為明顯，第二產(chǎn)業(yè)對(duì)地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展仍有較大的拉動(dòng)作用。2020年xx市產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)示意圖見圖1.1-2。圖1.1-22020年xx市產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)示意圖1.1.2能源消費(fèi)情況(1)能源消費(fèi)總體情況xx市作為典型的工業(yè)城市，經(jīng)濟(jì)發(fā)展對(duì)能源的依賴度較高，多年來能源消5費(fèi)總量一直保持較快的增長(zhǎng)速度。2020年，xx市能源消費(fèi)總量4908萬噸標(biāo)煤，“十三五”期間，能源消費(fèi)總量增加849萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤，高于自治區(qū)下達(dá)的“十三五”能耗總量控制目標(biāo)730萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤；年均增速3.9%,高于自治區(qū)下達(dá)的“十三五”能耗增速控制目標(biāo)3.4%?！笆濉币詠韝x市能源消費(fèi)情況見圖1.1-3。(2)能源消費(fèi)強(qiáng)度近年來，xx市著力調(diào)整和優(yōu)化產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，提升經(jīng)濟(jì)發(fā)展質(zhì)量，近年來地區(qū)能耗強(qiáng)度整體呈下降趨勢(shì)，2020年能耗強(qiáng)度為1.76萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤/億元。“十二五”和“十三五”期間，xx市能耗強(qiáng)度年均下降2.5%和3.2%。但“十三五”末期，受地區(qū)高耗能產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴(kuò)張的影響，能耗強(qiáng)度有所反彈，2020年能耗強(qiáng)度較上一年增加2.6%?！笆濉币詠韝x市能耗強(qiáng)度情況見圖1.1-4。6圖1.1-4“十二五”以未xx市能耗強(qiáng)度情況單位：萬噸標(biāo)煤/億元(3)能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)作為傳統(tǒng)工業(yè)城市，xx市化石能源消費(fèi)占比較高，非化對(duì)較低。2020年，xx市能源消費(fèi)總量4908萬噸標(biāo)煤，其中化石能源消費(fèi)總量4515.4萬噸標(biāo)煤，占一次能源消費(fèi)比重92%;非化石能源消費(fèi)總量392.6萬噸標(biāo)煤，占一次能源消費(fèi)比重8%。非化石能源消費(fèi)比重低于全國(guó)的15.7%和自治區(qū)的11.2%,非化石能源消費(fèi)比重有待提高。2020年xx市能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)示意圖見圖HH#獨(dú)區(qū)圖1.1-52020年xx市能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)示意圖71.1.3電力生產(chǎn)消費(fèi)情況截至2020年底，xx電網(wǎng)電源發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到1669萬千瓦，全年發(fā)電量761.6億千瓦時(shí)。電源結(jié)構(gòu)仍以火電為主，火電裝機(jī)占總裝機(jī)容量的63.4%,發(fā)電量占總電量的83.9%;新能源裝機(jī)容量占總裝機(jī)容量的36.6%,發(fā)電量占總電量的16.1%。2020年xx電網(wǎng)電源裝機(jī)及發(fā)電量占比情況分別見圖1.1-6和圖截至2020年底，xx電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量459萬千瓦，主要集中在后山地區(qū)固陽縣和達(dá)茂旗；光伏裝機(jī)152萬千瓦，主要分布在固陽縣、達(dá)茂旗、xx及石拐區(qū)。自備大電池%先伙2.%先伙2.%電量占比8電力消費(fèi)情況(1)電力消費(fèi)整體情況xx電網(wǎng)是內(nèi)蒙古電網(wǎng)重要的負(fù)荷中心，電力需求總量高、增速快，“十二五”和“十三五”期間，全社會(huì)用電量年均增速分別為5.5%和11.3%,最高用電負(fù)荷年均增速分別為4.4%和9.4%?！笆濉逼陂g，電解鋁、多晶硅等大工業(yè)用戶負(fù)荷的投產(chǎn)帶動(dòng)了用電需求高速增長(zhǎng)，2020年，xx市全社會(huì)用電量達(dá)到732億千瓦時(shí)，xx電網(wǎng)最高用電負(fù)荷達(dá)到879萬千瓦?！笆濉币詠韝x市全社會(huì)用電量及最高用電負(fù)荷情況分別見圖1.1-8和圖1.1-9。(2)電力消費(fèi)結(jié)構(gòu)作為典型的重工業(yè)城市，xx市電力消費(fèi)以工業(yè)用電為主，9xx市第二產(chǎn)業(yè)用電量在全社會(huì)用電量中所占的比重一直保持在90%以上，“十三五”中后期，隨著地區(qū)電解鋁、多晶硅等產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴(kuò)大，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比進(jìn)一步攀升，2020年，xx市第二產(chǎn)業(yè)用電量達(dá)到690億千瓦時(shí)，較上年增長(zhǎng)9.14%,占全社會(huì)用電量的比重達(dá)到94.2%?！笆濉币詠韝x第二產(chǎn)業(yè)用電量占比情況見圖1.1-10,2020年xx市用電結(jié)構(gòu)示意圖見圖1.1-11。圖1.1-10“十二五”以來xx第二產(chǎn)業(yè)用電量占比情況用電結(jié)構(gòu)圖1.1-112020年xx市用電結(jié)構(gòu)示意圖整體來看，xx市作為典型的工業(yè)城市，經(jīng)濟(jì)發(fā)展對(duì)能源依賴度較高，能耗雙控壓力較大。非化石能源消費(fèi)占比低于全國(guó)及自治區(qū)平均水平，能源和電源結(jié)構(gòu)有待優(yōu)化調(diào)整。電力市場(chǎng)空間分析(1)xx電網(wǎng)電力供需平衡情況1)用電需求預(yù)測(cè)根據(jù)xx市歷史用電情況及未來經(jīng)濟(jì)發(fā)展走勢(shì)，對(duì)xx市用電需求進(jìn)行預(yù)測(cè)。預(yù)計(jì)“十四五”期間xx市用電需求將持續(xù)增長(zhǎng)，高、中、低方案下，全社會(huì)用電量增速分別為8.6%、7.3%和6.2%,具體預(yù)測(cè)情況見表1.1-2和圖1.1-12。結(jié)合自治區(qū)能耗雙控及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整等政策，本報(bào)告采用低方案，即到2025年包頭市全社會(huì)用電量達(dá)到990億千瓦時(shí)，“十四五”期間年均增速6.2%,略高于蒙西電網(wǎng)平均水平。方案2020年2021年2022年2023年2024年2025年“十四五高方案中方案在全社會(huì)用電量的基礎(chǔ)上，結(jié)合地區(qū)用電負(fù)荷及利用小時(shí)數(shù)情況，對(duì)xx電網(wǎng)最高用電負(fù)荷進(jìn)行預(yù)測(cè)，結(jié)果見表1.1-2。預(yù)計(jì)到2025年，xx電網(wǎng)最高用電負(fù)荷達(dá)到1200萬千瓦，“十四五”期間年均增長(zhǎng)率約6.4%,略高于蒙西電網(wǎng)平均水平。最高供電負(fù)荷2020年2021年2022年2023年2024年2025年“十四五”預(yù)計(jì)到2025年，xx市全社會(huì)用電量及最高用電負(fù)荷均居于蒙西電網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)各盟市首位，xx電網(wǎng)仍然是蒙西電網(wǎng)最大的負(fù)荷中心。2)電力平衡分析根據(jù)地區(qū)用電需求情況及地區(qū)電源建設(shè)情況，對(duì)xx電網(wǎng)電力平衡情況進(jìn)行①xx電網(wǎng)整體平衡中尖峰負(fù)荷控制比例按1%考慮；②廠用電率及網(wǎng)損率按8%考慮；③電網(wǎng)綜合備用率按13%考慮(負(fù)荷備用2%,事故備用7%,檢修備用4;④新能源裝機(jī)容量分別按100%、70%、30%參與平衡及不計(jì)入平衡考慮。⑤受阻容量：供熱機(jī)組受阻按照10%考慮。⑥當(dāng)年投產(chǎn)機(jī)組按全部計(jì)入平衡考慮。⑦平衡中計(jì)入接入xx東部供電區(qū)運(yùn)行的達(dá)地變負(fù)荷及達(dá)拉特電廠機(jī)組容量。根據(jù)平衡結(jié)果，新能源裝機(jī)容量按50%及以上計(jì)入平衡時(shí)，“十四五”期問xx電網(wǎng)電力供應(yīng)較為充足；新能源裝機(jī)容量按30%計(jì)入平衡時(shí)，到“十四五”中后期，xx電網(wǎng)呈裝機(jī)不足局面，缺少裝機(jī)96萬千瓦；新能源裝機(jī)不計(jì)入時(shí)，“十四五”期間xx電網(wǎng)整體呈裝機(jī)不足局面，缺少裝機(jī)在33-339萬千瓦之間。序號(hào)2020年2021年2022年2023年2024年2025年1最高供電負(fù)荷2最高發(fā)電負(fù)荷34需要裝機(jī)容量5電網(wǎng)實(shí)際裝機(jī)6(新能源100%)(新能源70%)(新能源50%)(新能源30%)(不計(jì)入新能源)7其中；當(dāng)年投產(chǎn)00當(dāng)年投產(chǎn)火電機(jī)組00當(dāng)年投產(chǎn)新能源項(xiàng)目008受阻容量9電力平衡(新能源100%)電力平衡(新能源70%)電力平衡(新能源50%)電力平衡(新能源30%)電力平衡(不計(jì)入新能源)(2)xx東部供電區(qū)電力供需平衡情況1)用電需求預(yù)測(cè)xx東部形成以包北、威俊2座500kV變電站為依托的500/220kV電磁環(huán)網(wǎng)，承擔(dān)xx市東部石拐區(qū)、青山區(qū)、東河區(qū)、xx及昆都侖區(qū)部分區(qū)域供電任務(wù)，供電區(qū)覆蓋范圍內(nèi)已建成青山裝備制造園區(qū)、石拐工業(yè)園區(qū)、東河鋁業(yè)園區(qū)、xx新型工業(yè)園區(qū)等多個(gè)工業(yè)園區(qū)，用電需求較大，是xx電網(wǎng)主要負(fù)荷中心之一。2020年，xx東部供電區(qū)最高用電負(fù)荷約300萬千瓦，占xx電網(wǎng)總用電負(fù)荷的30%以上?！笆奈濉逼陂g，xx東部供電區(qū)預(yù)計(jì)新增新特多晶硅項(xiàng)目、弘元多晶硅項(xiàng)目、云海鐵合金項(xiàng)目、坤達(dá)鑫特種合金材料項(xiàng)目、華云新材料三期項(xiàng)目等，預(yù)計(jì)新增負(fù)荷約222萬千瓦，到2025年xx東部供電區(qū)最高供電負(fù)荷預(yù)計(jì)達(dá)到約524最高供電負(fù)荷2020年2021年2022年2023年2024年2025年xx東部供電區(qū)2)電力平衡分析較為充足；隨地區(qū)負(fù)荷發(fā)展，到“十四五”末期出現(xiàn)裝機(jī)缺額，2025年新能源裝機(jī)容量按不同比例計(jì)入時(shí)，缺少裝機(jī)在33-1II萬千瓦之間。xx東部供電區(qū)500kV側(cè)接入裝機(jī)較多，500kV側(cè)機(jī)組更多作為全網(wǎng)電源支220kV側(cè)層面電力盈缺情況，對(duì)220kV側(cè)平衡進(jìn)行分析。根據(jù)平衡結(jié)果，“十四五”期間，xx東部供電區(qū)220kV層面整體呈裝機(jī)不足局面，新能源裝機(jī)容量100%計(jì)入時(shí)，缺少裝機(jī)38-158萬千瓦；新能源裝機(jī)容量70%計(jì)入時(shí)，缺少裝機(jī)71-192萬千瓦；新能源裝機(jī)容量30%計(jì)入時(shí)，缺少裝機(jī)116-236萬千瓦；新能源裝機(jī)容量不計(jì)入時(shí)，缺少裝機(jī)149-270萬千瓦。綜上所述，“十四五”期間，隨著xx內(nèi)220kV層面用電需求逐步超出電源供應(yīng)能力，供需就地平衡能力減弱，電力缺口逐步增加，有新增電源空間。在220kV及以下層面新增電源，能夠就近.就地序號(hào)2020年2021年2022年2023年2024年2025年1最高用電負(fù)荷2最高發(fā)毛負(fù)荷34需要裝機(jī)容量電網(wǎng)實(shí)際裝機(jī)其中：220kV及以下火電(新能源100%)(新能源70%)(新能源30%)(新能源100%)(新能源70%)(新能源30%)(不計(jì)入新能源)其中：當(dāng)年投產(chǎn)00000當(dāng)年投產(chǎn)火電機(jī)組000000當(dāng)年投產(chǎn)新能源項(xiàng)目00000其中：220kV及以下00000火電000000000008000000受阻容量其中，220kV及以下(新能源100%)1(新能源70%)(新能源30%)(不計(jì)入新能源)220kV及以下裝機(jī)平衡(新能源100%)220kV及以下裝機(jī)平衡(新能源70%)220kV及以下裝機(jī)平衡(新能源30%)220kV及以下裝機(jī)平衡(不計(jì)入新能源)31.2xx新型工業(yè)園區(qū)發(fā)展概況xx地處xx金三角腹地，京蘭鐵路、110國(guó)道和G6高速公路橫穿旗境，實(shí)“工業(yè)強(qiáng)旗”發(fā)展戰(zhàn)略，建設(shè)xx新型工業(yè)園區(qū)。園區(qū)始建于2004年，是自治區(qū)級(jí)第四批工業(yè)循環(huán)經(jīng)濟(jì)試點(diǎn)示范園區(qū)，自治區(qū)及全國(guó)范圍內(nèi)的承接產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)系，推進(jìn)一、二、三產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展，積極打造xx市轉(zhuǎn)型升級(jí)、高增長(zhǎng)極。園區(qū)累計(jì)投資30億元，實(shí)現(xiàn)配套基礎(chǔ)設(shè)施“七通一平”,現(xiàn)入駐企業(yè)和項(xiàng)目120余戶，投資額達(dá)1500余億元。園區(qū)總體規(guī)劃面積42.28km2,主要包括新型工業(yè)型工業(yè)區(qū)占地面積21.48km,北起110國(guó)道，南至京包鐵路，西鄰薩拉齊監(jiān)獄，島宇能光農(nóng)互補(bǔ)項(xiàng)目為代表的光伏光電產(chǎn)業(yè)，以山晟2×5萬千瓦、神東2×30萬千瓦、華電2×66萬千瓦機(jī)組為代表的火力發(fā)電產(chǎn)業(yè)，以亨通、寰達(dá)、1.2.2園區(qū)能源電力生產(chǎn)消費(fèi)情況xx新型工業(yè)園區(qū)以發(fā)展能源、有色冶金加工，量約5.7億立方米，電力消耗量約7469萬千瓦時(shí)。園區(qū)電力供應(yīng)以煤電為主，目前已建成神東2×30萬千瓦機(jī)組、華電2×66萬千瓦機(jī)組，火電裝機(jī)容量共計(jì)192萬千瓦。已建成威俊一座500千伏變電站和土右、山格架2座220千伏變電站，承擔(dān)地區(qū)負(fù)荷供電任務(wù)。整體來看，xx新1.3項(xiàng)目負(fù)荷落實(shí)情況新特能源股份有限公司擬在xx市xx山格架化工園區(qū)內(nèi)建設(shè)20萬噸高純多晶硅綠色能源循環(huán)經(jīng)濟(jì)項(xiàng)目，已于2021年2月8日與xx市人民政府年5月開工建設(shè)，并在開工后18-24個(gè)月內(nèi)建成投產(chǎn)。一期項(xiàng)目擬建設(shè)2條生產(chǎn)線，設(shè)計(jì)能力為年產(chǎn)10萬噸電子級(jí)多晶硅，由多荷在77-94萬千瓦之間，年用電量約62億千瓦時(shí)。其中，多晶硅主要生產(chǎn)設(shè)備負(fù)荷約74萬千瓦，兩條生產(chǎn)線各約37萬千瓦，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約8000小時(shí)，每條生產(chǎn)線年用電量29.6億千瓦時(shí)，根據(jù)需要負(fù)荷有1.5%的上調(diào)幅度，即可短時(shí)上調(diào)至75萬千瓦；制氫負(fù)荷在3-15萬千瓦之間可調(diào)，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約1300小時(shí)，年用電量1.6億千瓦時(shí)；電極蒸汽鍋爐負(fù)荷在0-4萬千瓦之間可調(diào)，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約2000小時(shí)，年用電量約0.8億千瓦時(shí)。1.3.2多晶硅項(xiàng)目建設(shè)背景及意義多晶硅是電子信息產(chǎn)業(yè)和太陽能光伏產(chǎn)業(yè)的司xx一期10萬噸高純多晶硅綠色能源循環(huán)經(jīng)濟(jì)項(xiàng)目建成后，年產(chǎn)10萬噸電濟(jì)和社會(huì)發(fā)展“十四五”規(guī)劃綱要和區(qū)域發(fā)展規(guī)劃，對(duì)改善國(guó)家及自治區(qū)能源(1)支撐低碳發(fā)展模式下光伏產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展2020年9月22日，習(xí)近平主席在聯(lián)大會(huì)議上鄭重提出將采取更加有力的政策和措施，力爭(zhēng)二氧化碳排放2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中產(chǎn)清潔化是推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型的重要方向。2020年12月12日，習(xí)近平主席在氣候雄心峰會(huì)上，宣布中國(guó)國(guó)家自主貢獻(xiàn)一系列新舉措，到2030年，單位國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上，“碳達(dá)峰、碳中(2)助力自治區(qū)打造大陽能產(chǎn)業(yè)集群內(nèi)蒙古自治區(qū)大陽能資源豐富，資源儲(chǔ)內(nèi)蒙古自治區(qū)大陽能輻射總量4800-6400兆(焦耳/平方米),僅次于西藏，位居全(3)帶動(dòng)多晶硅生產(chǎn)行業(yè)技術(shù)水平提升本項(xiàng)目多晶硅生產(chǎn)線采用最新改良西門子法61kW·h/kg,優(yōu)于國(guó)內(nèi)同行業(yè)的單位產(chǎn)品電耗水平(80kW·h/kg),處于國(guó)內(nèi)領(lǐng)先水平，達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。該項(xiàng)目符合《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄(2019年本)》“鼓勵(lì)類”“二十八、信息產(chǎn)業(yè)：51、先進(jìn)的各類太陽能光伏電池及高純晶體硅材料(多晶硅的綜合電耗低于65kWh/kg)”的產(chǎn)業(yè)政策。項(xiàng)目建設(shè)對(duì)多晶硅生產(chǎn)行業(yè)有積極的示范帶動(dòng)作1.3.3項(xiàng)目綜合能耗分析多晶硅項(xiàng)目生產(chǎn)過程中實(shí)際消耗的能源主要有電力、蒸汽、水。電量約62億千瓦時(shí)，年蒸汽消耗量為40萬噸(其中10萬噸通過電蒸汽鍋爐供應(yīng)，綜合能耗計(jì)入電和水中),全年中水消耗水量3612×10'm,全年生活水用量為157.6×10'm2。全年綜合能耗(折標(biāo)準(zhǔn)煤)80.153萬噸，其中電力消耗占主要部分，占比高達(dá)95.06%,因此，要提高項(xiàng)目的綠色化水平，最直接和有效的途序號(hào)折標(biāo)準(zhǔn)煤量(萬噸)占比單位數(shù)量當(dāng)量值等價(jià)值1水2電億千瓦時(shí)3蒸汽萬噸合計(jì)電力95.1%表1.3-1多晶硅項(xiàng)目綜合能耗構(gòu)成示意圖第二章面臨形勢(shì)及項(xiàng)目建設(shè)必要性2.1地區(qū)能源電力發(fā)展面臨的形勢(shì)與問題(1)能耗雙控問題十分突出內(nèi)蒙古是我國(guó)北方生態(tài)安全屏障，關(guān)系華北，干保障措施》,提出2021年全區(qū)能耗雙控目標(biāo)為單位GDP能耗下降3%,能耗增量控制在500萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤左右，能耗總量增速控制在1.9%左右，單位工業(yè)增加值能耗(等價(jià)值)下降4%以上。上述目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，有賴于各盟市、各行業(yè)落實(shí)xx市作為典型的工業(yè)城市，經(jīng)濟(jì)發(fā)展對(duì)能源的依賴度較高，“十三五”期(2)非化石能源消費(fèi)比重有待提高作為傳統(tǒng)工業(yè)城市，xx市產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)重型能源消費(fèi)占一次能源消費(fèi)比重8%,低于全國(guó)和自治區(qū)平均水平；可再生能源電力消費(fèi)占比約16%,低于自治區(qū)可再生能源電力電量消納責(zé)任權(quán)重?！疤歼_(dá)峰、碳背景下的可持續(xù)發(fā)展，園區(qū)需探索綠色發(fā)展模式，提高非化石能源消費(fèi)比例，(3)新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)進(jìn)一步發(fā)展面臨消納壓力隨著地區(qū)負(fù)荷發(fā)展、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)完善和電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行優(yōu)化，近年來蒙西及xx地區(qū)新能源消納情況均有所好轉(zhuǎn)，但新能源發(fā)電進(jìn)一步大規(guī)模發(fā)展仍面臨較大的蒙古關(guān)于確保完成“十四五”能耗雙控目標(biāo)任務(wù)若干保障措施》,繼續(xù)推進(jìn)風(fēng)電和太陽能發(fā)電基地建設(shè)，促進(jìn)集中式風(fēng)電和太陽能發(fā)電快速發(fā)展，因地制宜發(fā)展分布式太陽能發(fā)電和分散式風(fēng)電，力爭(zhēng)到2025年可再生能源裝機(jī)突破1億千瓦。為支撐新能源發(fā)電大規(guī)模發(fā)展，需探索新發(fā)展模式，完善消納機(jī)制，支撐以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)發(fā)展。(4)低碳戰(zhàn)略下傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨挑戰(zhàn)《巴黎協(xié)定》的提出，開啟了全球低碳發(fā)展之路；“碳達(dá)峰、碳中和”戰(zhàn)略的提出，明確了我國(guó)未來發(fā)展的方向。碳排放權(quán)交易市場(chǎng)是落實(shí)“碳達(dá)峰”“碳中和”的核心政策工具之一。2021年1月1日，全國(guó)碳市場(chǎng)首個(gè)履約周期正式啟動(dòng)，涉及2225家發(fā)電行業(yè)的重點(diǎn)排放單位，其中包括內(nèi)蒙古自治區(qū)的168家發(fā)電企業(yè)，全國(guó)范圍內(nèi)的碳交易市場(chǎng)拉開帷幕。下一步，生態(tài)環(huán)境部將圍繞完成全國(guó)碳市場(chǎng)第一個(gè)履約周期，以發(fā)電行業(yè)為突破口率先在全國(guó)開展交易，在發(fā)電行業(yè)碳市場(chǎng)穩(wěn)定運(yùn)行的基礎(chǔ)上，逐步擴(kuò)大市場(chǎng)覆蓋行業(yè)范圍，豐富交易品種和交易方式。隨著碳交易市場(chǎng)覆蓋范圍的擴(kuò)大，傳統(tǒng)重碳產(chǎn)業(yè)將面臨前所未有的挑戰(zhàn)，碳交易市場(chǎng)將從國(guó)家層面將溫室氣體排放控制責(zé)任壓實(shí)到企業(yè)，通過市場(chǎng)倒逼機(jī)制，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)技術(shù)的升級(jí)。新特能源股份有限公司xx市xx一期擬建設(shè)10萬噸高純多晶硅綠色能源循環(huán)經(jīng)濟(jì)項(xiàng)目，年耗電量約62億千瓦時(shí)。若全部采用火電供電，煤耗按308g/kWh考慮，年需耗煤約190.96萬噸，排放二氧化碳約578.69萬噸，二氧化硫約0.36萬噸，二氧化碳0.19萬噸；若由電網(wǎng)供電，按xx地區(qū)新能源電量占比約16%考慮，年需耗煤160.41萬噸，排放二氧化碳約491.88萬噸，二氧化硫約0.31萬噸，氮氧化物0.16萬噸。整體來看，采用傳統(tǒng)供電模式，多晶硅項(xiàng)目能耗較高，化石能源消耗量大，減排壓力較大，低碳戰(zhàn)略背景下企業(yè)可持續(xù)發(fā)“十四五”是碳達(dá)峰的關(guān)鍵期、窗口期，為實(shí)現(xiàn)“二氧化碳排放于2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的目標(biāo)，要構(gòu)建清潔低碳、安全本項(xiàng)目依托新特能源股份有限公司xx市xx一期擬建設(shè)10萬噸高純多晶(1)落實(shí)國(guó)家及自治區(qū)綠色低碳發(fā)展要求。“碳達(dá)峰，碳中和”戰(zhàn)略目標(biāo)下了快進(jìn)鍵，能源生產(chǎn)清潔替代，能源消費(fèi)電能替代是實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”(2)促進(jìn)地區(qū)可再生能源開發(fā)利用。(3)帶動(dòng)地區(qū)可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展。第三章總體思路和目標(biāo)3.1.1指導(dǎo)思想以習(xí)近平新時(shí)代中國(guó)特色社會(huì)主義思想為指導(dǎo)，全面貫徹黨的十蒙古工作的重要講話重要指示批示精神和中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第六次會(huì)議精神，緊跟發(fā)展的指導(dǎo)意見》(發(fā)改能源規(guī)[2021]280號(hào)文件),為實(shí)現(xiàn)“二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的目標(biāo)，著力構(gòu)建清潔低碳。域(省)級(jí).市(縣)級(jí)、園區(qū)(居民區(qū))級(jí)“源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化”等具體模式。充分預(yù)期。3.1.2基本原則保障消納、合理配比。從負(fù)荷出發(fā)，結(jié)合負(fù)荷光伏發(fā)電與地區(qū)綠色經(jīng)濟(jì)協(xié)調(diào)發(fā)展模式，推動(dòng)地區(qū)能源轉(zhuǎn)型，促進(jìn)地區(qū)綠色、以xx山格架工業(yè)園區(qū)新特能源股份有限公司20萬噸高純多晶硅綠色能源系統(tǒng)調(diào)峰壓力為約束，合理確定電源建設(shè)規(guī)模和儲(chǔ)能配置比例。在此基礎(chǔ)上，3.2.1項(xiàng)目建設(shè)內(nèi)容通過優(yōu)化整合本地電源側(cè)、電網(wǎng)測(cè)、負(fù)荷側(cè)資源，以先進(jìn)式為園區(qū)(居民區(qū))級(jí)“源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化”項(xiàng)目，項(xiàng)目立足xx山格架工業(yè)園區(qū)新特能源股份有限公司20萬噸高純多晶硅綠色能源循環(huán)經(jīng)濟(jì)一期項(xiàng)目用3.2.2預(yù)期目標(biāo)形成源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化發(fā)展模式，實(shí)現(xiàn)各環(huán)節(jié)高效互動(dòng)、協(xié)調(diào)發(fā)展，(1)負(fù)荷側(cè)：清潔用能水平大幅提升，可再生能源電量占總用電量比例達(dá)到50%左右，節(jié)能減排效益顯著。充分挖掘負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)能力，提升可再生能源消(2)電源側(cè)：根據(jù)負(fù)荷用電雷求及用電特性，結(jié)合地區(qū)資源條件和土地條(4)電網(wǎng)側(cè)：立足xx電網(wǎng)現(xiàn)狀，提出源網(wǎng)荷儲(chǔ)項(xiàng)目與大電網(wǎng)連接方案和電源接入方案，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和源網(wǎng)荷儲(chǔ)項(xiàng)目可靠接入，力求源網(wǎng)荷補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見》,通過優(yōu)化整合本地電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、負(fù)荷側(cè)資源，以先進(jìn)技術(shù)為依托，運(yùn)用“互聯(lián)網(wǎng)+”新模式，調(diào)動(dòng)負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)響應(yīng)能力。開展源網(wǎng)荷源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化系統(tǒng)指的是一種將源網(wǎng)荷儲(chǔ)整體解決方案包含在內(nèi)的運(yùn)營(yíng)消納過程中電網(wǎng)波動(dòng)性等問題。源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化系統(tǒng)架構(gòu)圖4.1-1所示。白(1)負(fù)荷整體情況新特能源股份有限公司xx高純多晶硅綠色能源循環(huán)經(jīng)濟(jì)一期項(xiàng)目擬建設(shè)設(shè)計(jì)能力為年產(chǎn)10萬噸電子級(jí)多晶硅生產(chǎn)線，整體以2條生產(chǎn)線為主，體負(fù)荷在77.25-94.36萬千瓦之間，年用電量約62億千瓦時(shí)，可調(diào)節(jié)負(fù)荷占總負(fù)荷比例約18%。其中，多晶硅主要生產(chǎn)裝置平均負(fù)荷約74萬千瓦，兩條生產(chǎn)線各約37萬千瓦，利用小時(shí)數(shù)約8000小時(shí)，每條生產(chǎn)線年用電量29.6億千瓦時(shí)，總用電量約59.2億千瓦時(shí)，根據(jù)需要負(fù)荷有1.5%的上調(diào)幅度，即可短時(shí)上調(diào)至75萬千瓦；在3-15萬千瓦之間可調(diào)，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約1300小時(shí)，年用電量約2億千同時(shí)接入園區(qū)蒸汽管網(wǎng)，電極蒸汽鍋爐負(fù)荷在0-4萬千瓦之間可調(diào)，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約2000小時(shí)，年用電量約0.8億千瓦時(shí)。表4.2-1用電負(fù)荷計(jì)算表(年產(chǎn)10萬噸多晶硅)序號(hào)負(fù)荷類型容量(萬千瓦)多晶硅主要生產(chǎn)裝置負(fù)荷123冷氫化A/B/C(含渣漿處理/高沸裂解)456還原水系統(tǒng)A/B/C/D78尾氣回收冷凍站9循環(huán)水站B空分制氮冷凍站脫鹽水站污水處理站二電解水制氫負(fù)荷三電蒸汽鍋爐三(2)負(fù)荷特性分析1)多晶硅主要生產(chǎn)裝置負(fù)荷特性一期項(xiàng)目擬建設(shè)2條生產(chǎn)線，設(shè)計(jì)能力為年產(chǎn)10萬噸電子級(jí)多晶硅，生產(chǎn)線多晶硅主要生產(chǎn)裝置平均負(fù)荷約74萬千瓦，兩條生產(chǎn)線各約37萬千瓦。生產(chǎn)裝置中的主要耗電設(shè)備為還原爐，一期兩條生產(chǎn)線共建設(shè)還原爐38臺(tái)，分為2個(gè)區(qū)，每區(qū)19臺(tái)還原爐。多晶硅還原過程屬于間歇操作，正常情況下每個(gè)完整的生長(zhǎng)周期大約為110-150小時(shí)左右，可以分為非運(yùn)行時(shí)間(通常為20小時(shí)左右)和通電運(yùn)行時(shí)間(通常為90-130小時(shí)左右),隨著通電運(yùn)行時(shí)間變化，還原爐的功率曲線是一個(gè)動(dòng)態(tài)變化的過程，在25-35h之間存在一個(gè)功率峰值，過峰之前有功率爬坡、功率下降和功率平穩(wěn)階段。多晶硅企業(yè)實(shí)際生產(chǎn)過程中，一般考慮多臺(tái)還原爐輪流開機(jī)，不同階段的還原爐疊加后，企業(yè)總體負(fù)荷基本趨于穩(wěn)定，年利用小時(shí)數(shù)約8000小時(shí)，較為平穩(wěn)。本項(xiàng)目為充分發(fā)揮負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)能力，提高可再生能源消納能力，通過控制還原爐啟停時(shí)間，可實(shí)現(xiàn)多晶硅主要生產(chǎn)裝置負(fù)荷在光伏大出力時(shí)段上調(diào)約1.5%。圖4.2-1和圖4.2-2分別為傳統(tǒng)多晶硅日負(fù)荷特性曲線和通過還原爐啟?？刂坪蠖嗑Ч枞肇?fù)荷特性曲線。由曲線可以看出，傳統(tǒng)多晶硅生產(chǎn)負(fù)荷較為平穩(wěn)且波動(dòng)無規(guī)律性；本項(xiàng)目通過智能優(yōu)化控制多晶硅還原爐啟停時(shí)間，實(shí)現(xiàn)午間光伏大出力階段多晶硅主要生產(chǎn)裝置用電需求小幅上調(diào)。通過還原爐啟停時(shí)間合理安排和控制，多晶硅主要生產(chǎn)負(fù)荷平均負(fù)荷約74萬千瓦(每條生產(chǎn)線37萬千瓦),光伏大出力時(shí)段可根據(jù)需要上調(diào)至75萬千瓦(每條生產(chǎn)線37.5萬千瓦)。圖4.2-1傳統(tǒng)多晶硅日負(fù)荷特性曲線圖4.2-2本項(xiàng)目通過還原爐啟停控制后多晶硅日負(fù)荷特性曲線2)制氫負(fù)荷特性荷在3-15萬千瓦之問可調(diào)，為保證生產(chǎn)線氫氣需求，日最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)約4小時(shí)。圖4.2-3為制氫負(fù)荷特性曲線。3)電極蒸汽鍋爐負(fù)荷特性多晶硅生產(chǎn)過程中有50t/h的蒸汽需求量，配套建設(shè)2×2萬千瓦電極蒸汽鍋爐，利用日間新能源電力為生產(chǎn)線提供蒸汽，電極蒸汽鍋爐在0%~100%內(nèi)可做到無級(jí)調(diào)節(jié)，用電負(fù)荷在0-4萬千瓦之問可調(diào)；同時(shí)接入園區(qū)蒸汽管網(wǎng)，作為生產(chǎn)線蒸汽補(bǔ)充。電極蒸汽鍋爐從熱備用狀態(tài)到產(chǎn)生蒸汽，需要約30分鐘。圖4.2-4為電極蒸汽鍋爐負(fù)荷特性曲線。4.2.2光伏出力特性分析根據(jù)xx地區(qū)已投運(yùn)光伏電站的實(shí)際出力數(shù)據(jù)，對(duì)xx地區(qū)光伏出力特性進(jìn)行分析。從全年出力情況來看，光伏發(fā)電量呈現(xiàn)顯著的季節(jié)特性。4-8月太陽能可發(fā)電量較大，冬季11月、12月及1月、二月太陽能可發(fā)電量較小。xx地區(qū)全年各月光伏可發(fā)電量分布情況見圖4.2-5。從全天出力情況來看，不同時(shí)段光伏出力呈現(xiàn)明顯的規(guī)律性。有效出力時(shí)段主要集中于早上7:00/8:00-下午18:00/20:00,最大出力出現(xiàn)在午間12:00-14:00之間，夏季最大出力率約90%,冬季最大出力率約85%。xx地區(qū)典型日光伏出力特性曲線見圖4.2-6。對(duì)地區(qū)已投運(yùn)光伏電站全年出力比例分布情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，光伏電站出力達(dá)到85%以上的概率相對(duì)較小，占有效出力時(shí)間比例約5.66%;達(dá)到90%以上概率進(jìn)一步降低，約2.80%;達(dá)到95%以上的概率極小，僅約0.02%。包頭地區(qū)光伏出力概率曲線見圖4.2-7。4.2.3光伏建設(shè)容量分析多晶硅項(xiàng)目年用電量約62億千瓦時(shí)，其中一期擬替代的一條生產(chǎn)線和制氫及電蒸汽鍋爐用電量約32.4億千瓦時(shí)，第二條生產(chǎn)線用電量29.6億千瓦時(shí)。按照可再生能源替代生產(chǎn)線50%電量考慮，配套新能源發(fā)電量分別為16.2億千瓦時(shí)和31億千瓦時(shí)。項(xiàng)目所在土右地區(qū)光伏最大出力小時(shí)數(shù)1650小時(shí)，有效出力小時(shí)數(shù)按95%考慮，約為1568小時(shí)，近遠(yuǎn)期需要光伏裝機(jī)分別為103萬千瓦和198萬千瓦。因此，本項(xiàng)目按整體建設(shè)200萬千瓦光伏裝機(jī)，一期建設(shè)100萬千瓦光伏裝機(jī)考慮。序號(hào)一期規(guī)劃最大負(fù)荷1多晶硅主要生產(chǎn)裝置最大負(fù)荷2制氫負(fù)荷3電極蒸汽鍋爐負(fù)荷二利用小時(shí)數(shù)1多晶硅生產(chǎn)線恒定負(fù)荷(按峰值負(fù)荷折算)2制氫負(fù)荷3電極蒸汽鍋爐負(fù)荷三1多晶硅生產(chǎn)線恒定負(fù)荷2制氫負(fù)荷3電極蒸汽鍋爐負(fù)荷四五需要光伏裝機(jī)4.2.4儲(chǔ)能配置方案分析儲(chǔ)能是源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的重要組成部分，是支撐源網(wǎng)荷協(xié)調(diào)發(fā)展、安全運(yùn)行的重要元件。以下對(duì)本項(xiàng)目?jī)?chǔ)能配置方案進(jìn)行分析。儲(chǔ)能配置容量根據(jù)負(fù)荷及光伏裝機(jī)情況，對(duì)項(xiàng)目電力平衡情況進(jìn)行分析，結(jié)果見表4.2-3。平衡中，光伏出力比列按100%、85%、70%、50%、30%和零出力6種情況考慮。根據(jù)平衡結(jié)果：(1)規(guī)劃規(guī)模：光伏出力比例50%時(shí)，基本達(dá)到電力平衡，略有盈余；光伏出力比例在50%以上時(shí)，最大負(fù)荷情況下，仍有電力盈余，光伏出力比例70%、85%和100%時(shí)，盈余電力分別為46萬千瓦、76萬千瓦和106萬千瓦。(2)一期規(guī)模：光伏出力比例50%時(shí)，基本達(dá)到電力平衡，略有不足；光伏出力比例在50%以上時(shí)，最大負(fù)荷情況下，仍有電力盈余，光伏出力比例70%、85%和100%時(shí)，盈余電力分別為13.5萬千瓦、28.5萬千瓦和43.5萬千瓦。根據(jù)地區(qū)光伏出力特性，光伏實(shí)際出力達(dá)到85%以上的概率相對(duì)較小，占有效出力時(shí)間比例約5.66%,綜合考慮控制項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率和整體經(jīng)濟(jì)性，光伏最大出力率按85%控制較為合理。因此，本項(xiàng)目規(guī)劃規(guī)模下儲(chǔ)能配置容量按76萬千瓦考慮，約占光伏總裝機(jī)規(guī)模的38%;一期規(guī)模下儲(chǔ)能配置容量按29萬千瓦考慮，約占光伏總裝機(jī)規(guī)模的29%。序號(hào)一期規(guī)劃一最大負(fù)荷1多晶硅生產(chǎn)線恒定負(fù)荷2制氫負(fù)荷3電極蒸汽鍋爐負(fù)荷44二光伏裝機(jī)三電力平衡1電力平衡(100%)2電力平衡(85%)3電力平衡(70%)4電力平衡(50%)65電力平衡(30%)6電力平衡(0%)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)分析根據(jù)負(fù)荷情況和擬建設(shè)光伏裝機(jī)規(guī)模，進(jìn)行模擬仿真分析，確定儲(chǔ)能配置時(shí)長(zhǎng)。電力不上網(wǎng)的前提下，按1h配置，規(guī)劃規(guī)模下項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率14.72%,一期規(guī)模下項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率7.01%;按2h配置，規(guī)劃規(guī)模下項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率8.39%,一期規(guī)模下項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率3.89%。為將項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄光率控制在合理水平內(nèi)，建議儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)按2小時(shí)考慮。綜上所述，本項(xiàng)目整體儲(chǔ)能配置按76萬千瓦/132萬千瓦考慮，一期29萬千瓦/58萬千瓦考慮。序號(hào)棄光率一期規(guī)劃11小時(shí)22小時(shí)儲(chǔ)能安裝位置分析儲(chǔ)能按照安裝位置不同，可分為電源側(cè)儲(chǔ)能、負(fù)荷側(cè)儲(chǔ)能、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能。在電源側(cè)，新型儲(chǔ)能是將新能源集成為傳統(tǒng)電源特性的物理基礎(chǔ)，通過新能源與儲(chǔ)能的智慧融合，建設(shè)大規(guī)模電網(wǎng)友好型新能源電站，是傳統(tǒng)電力系統(tǒng)向新型電力系統(tǒng)過渡的重要舉措；在電網(wǎng)側(cè)，新型儲(chǔ)能是改善現(xiàn)有電力系統(tǒng)運(yùn)行狀況的重要支撐，新型儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中快速吸收、釋放功率，能夠有效支撐節(jié)點(diǎn)電壓、平抑系統(tǒng)頻率波動(dòng)，緩解新能源高滲透帶來的系統(tǒng)安全問題；在負(fù)荷側(cè)，新型儲(chǔ)能是改善負(fù)荷特性、增強(qiáng)應(yīng)急儲(chǔ)備、提升用電安全性和靈活性的有效手段，應(yīng)用新型儲(chǔ)能進(jìn)行“削峰填谷”,可大幅改善負(fù)荷特性，提高電力系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和電力設(shè)備的利用效率。本項(xiàng)目以新特220kV總降變?yōu)楹诵?，?xiàng)目整體通過總降變至威俊500kV變電站的雙回220kV線路與電網(wǎng)連接，多晶硅負(fù)荷通過總降變主變降壓供電，光伏裝機(jī)通過4個(gè)220kV升壓站匯集接入總降變220kV側(cè)。本項(xiàng)目?jī)?chǔ)能主要考慮平滑新能源短時(shí)出力波動(dòng)，提升新能源的電力供應(yīng)可靠性，提高新能源利用小時(shí)數(shù)及輸變電設(shè)備利用效率，因此考慮將儲(chǔ)能配置在光伏電站升壓站側(cè)。4.3項(xiàng)目建設(shè)時(shí)序多晶硅項(xiàng)目年用電量約62億千瓦時(shí)，其中一期擬替代的一條生產(chǎn)線和制氫及電蒸汽鍋爐用電量約32.4億千瓦時(shí)，第二條生產(chǎn)線用電量29.6億千瓦時(shí)。考慮儲(chǔ)能造價(jià)等因素，項(xiàng)目初步按整體規(guī)劃、分期實(shí)施考慮。晶硅生產(chǎn)線及制氫、電蒸汽鍋爐用電負(fù)荷進(jìn)行清潔替代。條多晶硅生產(chǎn)線用電負(fù)荷進(jìn)行清潔替代。階段(億千瓦時(shí))規(guī)劃2一期1二期14.4可再生能源消納情況分析根據(jù)負(fù)荷情況、擬建設(shè)光伏裝機(jī)規(guī)模及儲(chǔ)能配置方案，對(duì)源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目整體進(jìn)行模擬仿真分析。根據(jù)仿真結(jié)果，光伏出力基本可滿足多晶硅項(xiàng)目日間11:00-17:00的全部供電需求，并在午間光伏大發(fā)期間調(diào)用可控負(fù)荷和儲(chǔ)能，基本可消納光伏電站所發(fā)電力，有合理范圍內(nèi)的棄光。晚間18:00-21:00,通過儲(chǔ)能放電，滿足部分大部分負(fù)荷供電需求。夜間22:00-次日7:00之間負(fù)荷主要通過電網(wǎng)供電，可增加大電網(wǎng)負(fù)荷低谷時(shí)段的用電需求。圖4.4-1和圖4.4-2分別為規(guī)劃規(guī)模和一期規(guī)模下源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目特性仿真圖。(1)規(guī)劃規(guī)模下，項(xiàng)目總用電量62億千瓦時(shí)，光伏總發(fā)電量34.83億千瓦時(shí)，消納電量32.46億千瓦時(shí)，棄電量2.37億千瓦時(shí)，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄電率6.81%,可再生能源消納電量占總用電量比例52.4%。(2)一期規(guī)模下，項(xiàng)目總用電量32.4億千瓦時(shí)，光伏總發(fā)電量17.41億千瓦時(shí)，消納電量16.73億千瓦時(shí)，棄電量0.68億千瓦時(shí)，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目?jī)?nèi)部棄電率3.89%,可再生能源消納電量占總用電量比例51.6%。整體來看，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目?jī)?nèi)部可再生能源消納電量占總電量比例較高，達(dá)到約50%;內(nèi)部棄電率也能夠控制在合理水平，在7%以內(nèi)。表4.4-1源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目可再生能序號(hào)一期規(guī)劃一總用電量(億千瓦時(shí))二可再生能源總發(fā)電量(億千瓦時(shí))1消納電量(億千瓦時(shí))2棄電量(億千瓦時(shí))三內(nèi)部棄光率四可再生能源電量占總電量比重4.5項(xiàng)目實(shí)施后對(duì)系統(tǒng)的影響4.5.1對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰的影響(1)xx電網(wǎng)負(fù)荷特性曲線1)年負(fù)荷特性xx電網(wǎng)負(fù)荷以工業(yè)負(fù)荷為主，整體來看，負(fù)荷季不平衡系數(shù)在0.83～0.93之間，各月負(fù)荷分布相對(duì)均勻。xx市位于內(nèi)蒙古自治區(qū)中部，屬典型的北方城市，冬季長(zhǎng)，且氣溫寒冷，項(xiàng)目施工期主要集中在夏季，企業(yè)投運(yùn)多集中在下半年，因此負(fù)荷較大的月份主要集中在9月～次年1月份之間。圖4.5-1為xx電根據(jù)地區(qū)氣候、環(huán)境條件，預(yù)計(jì)未來xx電網(wǎng)年負(fù)荷特性曲線變化趨勢(shì)不會(huì)季不平衡系數(shù)不會(huì)出現(xiàn)大的波動(dòng)，仍將在0.87附近波動(dòng)。2)日負(fù)荷特性xx電網(wǎng)工業(yè)負(fù)荷居多，負(fù)荷波動(dòng)相對(duì)較小，除個(gè)別年份外，冬、夏季典型日平均負(fù)荷率基本維持在0.9及以上，最高值達(dá)到0.95;最小負(fù)荷率基本維持在0.75及以上，最高值達(dá)到0.9;峰谷差均在100萬千瓦以內(nèi)，冬季峰谷差相對(duì)較大，夏季峰谷差較小，最小峰谷差僅約20萬千瓦。xx電網(wǎng)冬季日負(fù)荷峰值多出現(xiàn)在晚高峰期間。冬季日負(fù)荷特性：除個(gè)別年份以外，xx電網(wǎng)冬季日負(fù)荷特性曲線基本保持相同的趨勢(shì)。8時(shí)起負(fù)荷逐步上升，到12時(shí)達(dá)到午高峰的峰值，12時(shí)～16時(shí)緩慢下降，17時(shí)起逐步上升進(jìn)入晚高峰，18時(shí)～19時(shí)達(dá)到晚高峰的峰值，22時(shí)起負(fù)荷逐步下降，24時(shí)至次日6時(shí)之間，負(fù)荷穩(wěn)定地維持在較低水平。夏季日負(fù)荷特性：xx電網(wǎng)夏季日負(fù)荷特性曲線基本保持較為一致的變化趨勢(shì)。8時(shí)起負(fù)荷逐步上升，12時(shí)達(dá)到午高峰的峰值，13時(shí)～14時(shí)緩慢下降，17時(shí)起逐步上升進(jìn)入晚高峰，20時(shí)后負(fù)荷逐步下降，24時(shí)至次日6時(shí)之間，負(fù)荷穩(wěn)定地維持在較低水平。預(yù)計(jì)“十四五”期間，xx市工業(yè)城市的定位不會(huì)發(fā)生變化，未來工業(yè)負(fù)荷仍將是xx電網(wǎng)負(fù)荷的主要構(gòu)成部分，因此電網(wǎng)日負(fù)荷特性曲線變化趨勢(shì)不會(huì)有太大變化，平均負(fù)荷率及最小負(fù)荷率仍將維持在較高的水平，分別在0.9和0.7以上，峰谷差也不會(huì)出現(xiàn)大幅增加，日負(fù)荷峰值仍主要出現(xiàn)在晚高峰期間。(2)xx市新能源出力曲線1)風(fēng)電出力特性曲線根據(jù)xx地區(qū)已投運(yùn)風(fēng)電場(chǎng)的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)(含棄風(fēng)功率),疊加后得到xx地區(qū)風(fēng)電的總出力特性。xx地區(qū)風(fēng)電全年平均出力率約30.8%,折合風(fēng)電理論可發(fā)年利用小時(shí)數(shù)為2700h。xx地區(qū)風(fēng)電發(fā)電量呈現(xiàn)一定的季節(jié)特性，如圖4.5-4所示。冬季12月、1月以及春季3-5月風(fēng)電平均出力最大。夏季7-8月風(fēng)電平均出力最小。如圖所示，xx地區(qū)各時(shí)段風(fēng)電可發(fā)出力的分布較為平均。相對(duì)而言，后夜1點(diǎn)-6點(diǎn)、12點(diǎn)-15點(diǎn)風(fēng)電發(fā)電量較高，7點(diǎn)-9點(diǎn)，21點(diǎn)-23點(diǎn)風(fēng)電發(fā)電量較低。圖4.5-5xx地區(qū)風(fēng)電各時(shí)段出力概率分布2)光伏出力特性曲線根據(jù)xx地區(qū)已投運(yùn)光伏電站的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)(含棄光伏功率),疊加后得到疊加后得到xx地區(qū)光伏發(fā)電的總出力特性。xx地區(qū)光伏發(fā)電全年平均出力率約20.6%,折合光伏發(fā)電理論可發(fā)年利用小時(shí)數(shù)為1809h。xx地區(qū)光伏發(fā)電量呈現(xiàn)顯著的季節(jié)特性，4-8月的太陽能可發(fā)電量較大，其中最大月7月份的可發(fā)電量是最小月3月份的約3倍左右。從光伏發(fā)電量和風(fēng)電發(fā)電量的月度分布來看，兩者之間有一定的互補(bǔ)性。圖4.5~6xx地區(qū)全年各月光優(yōu)可發(fā)電量分布圖4.5-7xx地區(qū)光伏典型日出力曲線(夏季)(3)xx市新能源消納情況及調(diào)峰控制時(shí)段分析xx全年棄風(fēng)的月度分布情況如圖4.5-9所示，棄風(fēng)在全年各月均有發(fā)生，其中供暖期所在1-3月和10-12月消納形勢(shì)較為嚴(yán)重，供暖期發(fā)生的棄風(fēng)電量占全年棄風(fēng)電量的76%。如圖4.5-10所示，從xx地區(qū)棄風(fēng)的時(shí)段分布來看，全天各時(shí)段均有棄風(fēng)現(xiàn)象發(fā)生，其中夜間23點(diǎn)-次日7點(diǎn)的棄風(fēng)電量占比較高；中午和下午時(shí)段12-17點(diǎn)，由于光伏大發(fā)，風(fēng)電和光伏的消納呈現(xiàn)較為顯著的相互影響，風(fēng)電在午間和下午的棄風(fēng)現(xiàn)象較為突出。其中晚上23-次日早上7點(diǎn)的棄風(fēng)電量占比為42%,午間12點(diǎn)-16點(diǎn)棄風(fēng)電量占比為31%。(4)本項(xiàng)目接入后對(duì)xx電網(wǎng)新能源消納的影響源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目作為整體，通過一體化聯(lián)合運(yùn)行管控平臺(tái)統(tǒng)籌優(yōu)化內(nèi)部運(yùn)行方式，形成對(duì)電網(wǎng)較為友好的外部特性。圖4.4-11為本項(xiàng)目綜合出力曲線，由圖可知，日間11:00-17:00光伏出力基本可滿足多晶硅項(xiàng)目的全部供電需求，并在午間光伏大發(fā)期問調(diào)用可控負(fù)荷和儲(chǔ)能，基本可消納光伏電站所發(fā)電力，有合理范圍內(nèi)的棄光；晚間18:00-21:00,通過儲(chǔ)能放電，滿足部分負(fù)荷供電需求，緩解晚高峰期間電網(wǎng)供電壓力；夜間22:00-次日7:00之間負(fù)荷主要通過電網(wǎng)供電，可增加大電網(wǎng)負(fù)荷低谷時(shí)段的用電需求。對(duì)本項(xiàng)目投產(chǎn)前后電網(wǎng)新能源消納情況進(jìn)行分析計(jì)算，計(jì)算中按風(fēng)電、光伏等比例消納考慮，結(jié)果見表4.4-1。本項(xiàng)目投產(chǎn)后，不引起電網(wǎng)棄風(fēng)率、棄光率的增加，并在一定程度上緩解夜間低谷負(fù)荷段的棄風(fēng)情況。序號(hào)2022年2023年 本項(xiàng)目接入前棄風(fēng)率棄光率二本項(xiàng)目接入后棄風(fēng)率棄光率4.5.2對(duì)系統(tǒng)安全穩(wěn)定的影響源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目以多晶硅項(xiàng)目總降變作為與大電網(wǎng)的物理連接點(diǎn)，通過雙回220kV線路與系統(tǒng)威俊500kV變電站連接。威俊500kV變電站是xx東部供電區(qū)重要的供電電源點(diǎn)，“十四五”期間，隨著xx東部供電區(qū)用電負(fù)荷的增長(zhǎng)，xx東部供電區(qū)220kV層面用電需求逐步超出電源供應(yīng)能力，供需就地平衡能力減弱，電力缺口逐步增加，地區(qū)500kV變電容量出現(xiàn)缺額。本項(xiàng)目通過源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化系統(tǒng)的構(gòu)建，減輕白天及晚高峰時(shí)段用電需求，緩解負(fù)荷高峰段威俊500kV變電站供電壓力。一方面可提高地區(qū)負(fù)荷和電源就地平衡能力，提高電力系統(tǒng)運(yùn)行效率，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行能力；另一方面，可減少或推遲輸變電設(shè)施建設(shè)，節(jié)約電網(wǎng)建設(shè)成本。潮流計(jì)算分析(1)計(jì)算分析條件1)負(fù)荷邊界條件：按2022年負(fù)荷水平考慮，xx電網(wǎng)最大負(fù)荷975萬千瓦，其中，xx東部供電區(qū)負(fù)荷按426萬千瓦考慮。2)開機(jī)方式：全網(wǎng)按備用率按13%考慮，xx東部供電區(qū)自備機(jī)組按大開機(jī)考慮，公用機(jī)組按小開機(jī)方式考慮(包二電廠、包三電廠、東華電廠、達(dá)拉特電廠均按50%開機(jī)考慮)。(2)潮流計(jì)算圖4.4-12為本項(xiàng)目投產(chǎn)后夏季典型日午間地區(qū)電網(wǎng)潮流圖。夏季典型日午間時(shí)刻，xx東部供電區(qū)整體光伏電站同時(shí)率按70%考慮，負(fù)荷按最大負(fù)荷的95%考慮；本項(xiàng)目?jī)?nèi)部光伏最大出力按85%考慮，為促進(jìn)內(nèi)部可再生能源電力消納，可調(diào)負(fù)荷控制到最大水平，總負(fù)荷約94萬千瓦，儲(chǔ)能處于充電狀態(tài)。根據(jù)潮流計(jì)算結(jié)果，該方式下，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目?jī)?nèi)部基本達(dá)到電力自平衡，項(xiàng)目負(fù)荷全部由光伏供電，源網(wǎng)荷儲(chǔ)系統(tǒng)與大電網(wǎng)潮流交換較小。該方式下，光伏升壓站送出線路、新特220kV總降變至系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線及威俊500kV變電站主變等相關(guān)元件“N-1”方式下，均不存在過載問題，系統(tǒng)能夠保持穩(wěn)定運(yùn)行。圖4.4-13為本項(xiàng)目投產(chǎn)后冬季典型日夜間地區(qū)電網(wǎng)潮流圖。冬季典型日夜間時(shí)刻，光伏出力為零，xx東部供電區(qū)負(fù)荷按最大負(fù)荷的85%考慮。本項(xiàng)目負(fù)荷按最小負(fù)荷水平運(yùn)行，總負(fù)荷約77萬千瓦，儲(chǔ)能可根據(jù)系統(tǒng)需求適當(dāng)充電。根據(jù)潮流計(jì)算結(jié)果，該方式下，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目負(fù)荷主要通過大電網(wǎng)供電，新特220kV總降變與大電網(wǎng)有功潮流交換約77萬千瓦，在線路的合理輸送范圍之內(nèi)；由于夜間地區(qū)整體處于負(fù)荷低谷時(shí)段，威俊500kV變電站供電壓力減輕，能夠滿足本項(xiàng)目負(fù)荷的供電需求。該方式下，新特220kV總降變至系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線及威俊500kV變電站主變等相關(guān)元件“N-1”方式下，均不存在過載問題，系統(tǒng)能夠保持穩(wěn)定運(yùn)行。圖4.4-14為本項(xiàng)目投產(chǎn)后陰天晚高峰地區(qū)電網(wǎng)潮流圖。陰天光伏日間出力不足，儲(chǔ)能未充電，晚高峰時(shí)段負(fù)荷主要通過大電網(wǎng)供電。xx東部供電區(qū)負(fù)荷按最大負(fù)荷的95%考慮。本項(xiàng)目負(fù)荷按最小負(fù)荷水平運(yùn)行，總負(fù)荷約77萬千瓦。根據(jù)潮流計(jì)算結(jié)果，該方式下，源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目負(fù)荷主要通過大電網(wǎng)供電，新特220kV總降變與大電網(wǎng)有功潮流交換約77萬千瓦，在線路的合理輸送范圍之內(nèi)。該方式下，威俊500kV變電站降壓壓力有所加重，正常方式有功潮流達(dá)到約140萬千伏安；考慮威俊主變“N-1”方式，剩余一臺(tái)主變降壓有功潮流達(dá)到104萬千瓦，基本達(dá)到滿載；其他相關(guān)元件“N-1”方式下，均不存在過載問題，系統(tǒng)能夠保持穩(wěn)定運(yùn)行。第五章源網(wǎng)荷儲(chǔ)建設(shè)方案5.1項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模本項(xiàng)目源網(wǎng)荷儲(chǔ)建設(shè)方案總體包括光伏場(chǎng)，儲(chǔ)能電站，升壓站以及配套送出線路。本工程光伏場(chǎng)遠(yuǎn)期建設(shè)規(guī)模為2GWp(實(shí)際布置容量為2123.2224MMp),一期建設(shè)規(guī)模為1GWp(實(shí)際布置容量為1061.6112MWp),二期建設(shè)規(guī)模為1GW,(實(shí)際布置容量為106L.6112MWp)。儲(chǔ)能電站遠(yuǎn)期建設(shè)規(guī)模為760MW/1520MWh,其中一期配置儲(chǔ)能290MW/580MWh,項(xiàng)目整體規(guī)劃建設(shè)4座220kV升壓站，(以下暫稱為#1^#4升壓站),其中#1、#2、#4號(hào)升壓站容量600MVA,#3號(hào)升壓站容量為230MVA。#1、#2、#4升壓站打捆后通過同塔四回(預(yù)留一回檢修)220kV線路接入新特多晶硅一期項(xiàng)目擬建的220kV總降變，#1、#2、#4升壓站送出線路導(dǎo)線截面暫按不低于JL/G1A-2×400考慮；#3升壓站匯集光伏電力后打捆，通過單回220kV線路接入220kV總降變，送出線路按同塔架設(shè)、部分掛線考慮，預(yù)留二期接入條件。5.2項(xiàng)目選址及土地情況5.2.1項(xiàng)目選址本工程建設(shè)場(chǎng)址位于內(nèi)蒙古自治區(qū)xx市xx,項(xiàng)目場(chǎng)址中心坐標(biāo)約為東經(jīng)110°47′35”,40°18′45”,項(xiàng)目場(chǎng)址用地地理位置如下圖所示，各地塊色，也有彩色的。根據(jù)設(shè)備廠的資料，多晶硅太陽電池在工程項(xiàng)目投運(yùn)后效率逐年衰減穩(wěn)定，單晶硅太陽電池投運(yùn)后的前幾年電池的效率逐年衰減稍快，以后逐年衰減穩(wěn)定。兩種電池組件的電性能、壽命等重要指標(biāo)相差不大，執(zhí)行的標(biāo)準(zhǔn)也相同，在工程實(shí)際應(yīng)用過程中，無論單晶硅還是多晶硅組件都可以選用。2019年，晶硅組件總產(chǎn)能達(dá)到96.8GW,同比增長(zhǎng)17%,硅片產(chǎn)量約為134.6GW,多晶硅產(chǎn)量超過34.2萬噸，同比增長(zhǎng)32%,單晶及多晶電池產(chǎn)業(yè)化效率分別達(dá)到22.3%和19.3%。單晶硅片價(jià)格下滑導(dǎo)致單晶電池成本顯著下降，單晶報(bào)價(jià)接近多晶。單晶成本下降的速率高于多晶下降速率，另外，單晶電池在實(shí)驗(yàn)室和量產(chǎn)效率上都遙遙領(lǐng)先于多晶電池，單晶比多晶有更好的弱光效應(yīng)，單晶比多晶有更低的溫度系數(shù)，較高光強(qiáng)下，單晶工作溫度比多晶低5℃~6℃左右，因而功率損失較低。至于投資者擔(dān)心的單晶衰減速率過快的問題，目前各個(gè)公司單晶組件可采取光照退火工藝，使得單晶LID光致衰減完全消除，認(rèn)為單晶組件會(huì)逐步替代多晶硅組件成為主流。(2)光伏組件前沿技術(shù)對(duì)比為響應(yīng)國(guó)家號(hào)召，推動(dòng)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，本項(xiàng)目擬選用目前國(guó)內(nèi)先進(jìn)技術(shù)，旨在引領(lǐng)光伏技術(shù)進(jìn)步、推動(dòng)光伏產(chǎn)業(yè)尤其是制造業(yè)發(fā)展。目前國(guó)內(nèi)光伏電池組件池技術(shù)、IBC背觸式電池技術(shù)、疊層電池技術(shù)等。1)PERC電池技術(shù)PERC電池是鈍化發(fā)射極及背面接觸電池，其采用正背面介質(zhì)膜(雙面鈍化),且背面采用局部接觸引出電極，可以有效降低表面復(fù)合，從而提升電池效率。而且在傳統(tǒng)電池的背面印刷Al漿，經(jīng)過燒結(jié)后，整個(gè)背面會(huì)形成Al-Si合金層，即Al-BSF具有鈍化效果而電池效率穩(wěn)定。b.將P-N極間的電勢(shì)差最大化，降低電子復(fù)合，衰減??；c.相對(duì)其他高效電池，設(shè)備投入小，可量產(chǎn)化；d.PERC技術(shù)使單晶電池的轉(zhuǎn)換效率提升高出1個(gè)百分點(diǎn)以上；單晶硅PERC電池組件光電轉(zhuǎn)換效率≥17.5%,多晶硅PERC電池組件光電轉(zhuǎn)換效率≥16.6%。目前，國(guó)內(nèi)大多數(shù)制造廠商已掌握了PERC電池技術(shù)，PERC電池技術(shù)已進(jìn)入了量產(chǎn)階段。2)雙玻組件技術(shù)雙玻光伏組件是指由兩片玻璃和太陽能電池片組成復(fù)合層，電池片之間由導(dǎo)線串、并聯(lián)匯集到引線端所形成的光伏電池組件。雙玻組件與普通組件比較如下環(huán)境固子酸堿鹽霧水汽風(fēng)沙普通組件(背板：有機(jī)復(fù)合材料)背板腐蝕大陽電池(透水率：背板易被意出雙玻組件(背板：強(qiáng)化玻璃)雙玻組件(背板：強(qiáng)化玻璃)品質(zhì)光伏電站提供了最好的解決方案，主要體現(xiàn)在：a.生命周期較長(zhǎng)：普通組件質(zhì)保是25年，雙玻組件提出的質(zhì)保是30年；b,生命周期內(nèi)具有更高的發(fā)電量；雙玻組件預(yù)期比普通組件高出25%左右，當(dāng)然這里指的是雙玻組件30年的發(fā)電量與普通組件25年發(fā)電量的對(duì)比；c.衰減較低：傳統(tǒng)組件的衰減在0.7%左右，而雙玻組件小于0.5%;d.玻璃的透水率幾乎為零，不需要考慮水汽進(jìn)入組件誘發(fā)EVA膠膜水解的問題。玻璃封裝組件解決了現(xiàn)有邊框組件因是有機(jī)材料而易在戶外降解的缺點(diǎn)，同時(shí)可防PID和電池片黑線，使雙玻組件適用于較多酸雨或者鹽霧大的地區(qū)的光伏電站；而取消鋁框也使組件非硅成本降低、易清洗且不易積灰。e.玻璃的耐磨性非常好：有效解決了組件在野外的耐風(fēng)沙問題，大風(fēng)沙地區(qū)雙玻組件的耐磨性優(yōu)勢(shì)明顯；f.玻璃的絕緣性優(yōu)于背板，組件可以滿足更高的系統(tǒng)電壓，以節(jié)省整個(gè)電站的g.雙玻組件的防火等級(jí)由普通晶其使雙玻硅組件的C級(jí)升級(jí)到A級(jí)，使其更適合用于居民住宅、化工廠等需要避免火災(zāi)隱患的地區(qū)；h.雙玻組件可以實(shí)現(xiàn)透明組件的需求，可以廣泛應(yīng)用于農(nóng)光互補(bǔ)、漁光互補(bǔ)、林光互補(bǔ)項(xiàng)目；尤其在光伏玻璃溫室大棚方面具有得天獨(dú)厚的優(yōu)勢(shì)，既實(shí)現(xiàn)了光伏目前，多家國(guó)內(nèi)企業(yè)已掌握雙玻組件技術(shù)，雙玻組件已處于量產(chǎn)階段。3)雙面電池技術(shù)雙面電池技術(shù)只能同時(shí)接受正面和背面光線，從而實(shí)現(xiàn)雙面發(fā)電功能的電池。雙面電池分為N型雙面電池和P型雙面電池。而N型雙面電池可最大程度的提高雙面電池的性能及轉(zhuǎn)換效率。N型雙面電池有幾大優(yōu)勢(shì)：a.背面可以提供一個(gè)20%～30%發(fā)電增益；正面效率是20.8%,背面效率是19.5%的雙面電池，如果背面的發(fā)電增益為20%,其實(shí)際發(fā)電量相當(dāng)于24.7%單面電池；290W的一個(gè)雙玻雙面組件，其實(shí)際發(fā)電量值相當(dāng)于347W的單面組件。b.采用N型硅片消除了B-0對(duì)帶來的光致衰減，p型電池在20年的壽命中會(huì)有18%左右的光致衰減，但N型電池只有EVA帶來的變黃的衰減。c.雙面電池的溫度系數(shù)比常規(guī)鋁背場(chǎng)電池的低，工作溫度也低于常規(guī)鋁背場(chǎng)電d.安裝方式多樣，可以垂直安裝，也可以最佳傾角安裝。4)MWT電池技術(shù)MWT(金屬穿孔卷繞)電池技術(shù)指通過激光鉆孔將電池正面收集的電流穿過電池轉(zhuǎn)移至電池的背面，電池的正負(fù)極都從電池背面引出。該技術(shù)主要優(yōu)點(diǎn)為：a.無主柵線遮光，光電轉(zhuǎn)換效率提升0.2%～0.4%b.不再使用焊條，避免了焊接應(yīng)力和微裂紋導(dǎo)致的性能衰減，生產(chǎn)線可實(shí)現(xiàn)應(yīng)用前景廣闊。單晶硅MWT電池組件光電轉(zhuǎn)換效率≥17.5%,多晶硅MWT電池組件光電轉(zhuǎn)換5)黑硅電池技術(shù)在電池制絨工藝應(yīng)用反應(yīng)離子刻蝕技術(shù)(RIE)或金屬粒子輔助催化技術(shù)』分選』*圖5.3-16黑硅電池技術(shù)多晶硅黑硅電池組件光電轉(zhuǎn)換效率≥16.5%。目前，大多數(shù)制造廠商對(duì)黑硅電電池結(jié)構(gòu)為IBC(Interdigitatedbackcontact指交叉背接觸)的電池，黑色，不僅為使用者帶來同等面積更大的發(fā)電效率，且看上去更美觀的核心問題是如何在電池背面制備出質(zhì)量較好、呈叉指狀間隔排列的P區(qū)和N玻璃圖5.3-17背板技術(shù)相同規(guī)格的72片電池組件，對(duì)于同容量的電站，電池組件的功率越大，效序號(hào)1組件數(shù)據(jù)以后期實(shí)際招標(biāo)結(jié)果為準(zhǔn)峰值功率功率公差組件轉(zhuǎn)換效率%VA陽光工匠論壇()光伏/儲(chǔ)能/能源/電力資料下載QQ群：312095674工作電壓VA%工作溫度范圍℃工作濕度%1年功率衰減%%3%10年功率衰降%725年功率衰降%耐雹撞擊性能耐風(fēng)壓光伏組件尺寸結(jié)構(gòu)最大系統(tǒng)電壓V組件使用年限年2玻璃數(shù)據(jù)生產(chǎn)廠家及型號(hào)以后期實(shí)際招標(biāo)結(jié)果為準(zhǔn)玻璃厚2%%3電池片數(shù)據(jù)生產(chǎn)廠家及型號(hào)以后期實(shí)際招標(biāo)結(jié)果為準(zhǔn)電池功率%AA工作電壓氧濃度碳濃度電池尺寸4EVA數(shù)據(jù)生產(chǎn)廠家及型號(hào)以后期實(shí)際招標(biāo)結(jié)果為準(zhǔn)密度交聯(lián)度%拉伸強(qiáng)度收縮率%≤2(橫向)≤4(縱向)光伏陣列運(yùn)行方式選擇(1)光伏陣列運(yùn)行方式在光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)中，光伏組件方陣的安裝方式直接影響系統(tǒng)對(duì)太陽總輻射量的接收，從而影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電能力。光伏方陣的安裝方式有簡(jiǎn)單“雙軸跟蹤”兩種類型。單軸跟蹤(水平單軸跟蹤和斜單軸跟蹤)系統(tǒng)以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡，雙軸跟蹤系統(tǒng)(全跟蹤)可以隨著太陽軌跡的季節(jié)性位置的變換而改變方位角和傾角。1)固定式光伏方陣固定安裝在支架上，一般朝正南方向放置，且有一定的傾角。傾角可根據(jù)當(dāng)?shù)靥栞椛渲岛偷乩砦恢眠M(jìn)行優(yōu)化選擇?？v觀國(guó)內(nèi)外的光伏組件安裝方案，考慮其可安裝性與安全性，目前技術(shù)最成熟，成本相對(duì)最低、應(yīng)用最廣泛的方式為固定式安裝。由于北半球正午時(shí)分的太陽高度角在春分、秋分時(shí)等于本地的緯度，在冬至為緯度減去地軸偏角，在夏至為緯度加上地軸偏角，所以北半球最佳的組件固定安裝方式為朝南。2)傾角調(diào)節(jié)式傾角調(diào)節(jié)式與固定式類似，不同之處在于其方陣傾角通常設(shè)計(jì)成約15°~65°之間，每10°設(shè)置一個(gè)檔位手動(dòng)調(diào)節(jié)。通過調(diào)節(jié)使太陽光盡可能垂直入射到光伏方陣面以提高發(fā)電量。3)自動(dòng)跟蹤式I)單軸跟蹤式它通過圍繞位于光伏方陣面上的一個(gè)軸旋轉(zhuǎn)來跟蹤太陽。該軸可以有任一方向，但通常取東西橫向、南北橫向、或平行于地軸的方向。最常見的是軸取為南北橫向，且有一定的傾角。單軸太陽自動(dòng)跟蹤器用于承載傳統(tǒng)平板式太陽能電池組件，可將日均發(fā)電量提高15-25%。如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面所成角度為0,則為水平單軸跟蹤，圖5.2.1-3平單軸跟蹤支架安裝效果圖；如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面成一定的角度，則為斜單軸跟蹤。Ⅱ)雙軸跟蹤式它有兩個(gè)可以旋轉(zhuǎn)的軸，通過旋轉(zhuǎn)這兩個(gè)軸可使得方陣面始終和太陽光垂直，從而最大可能捕獲太陽能DNI值。雙軸跟蹤系統(tǒng)是方位角和高度角雙向跟蹤系統(tǒng)，雙軸跟蹤系統(tǒng)可以最大限度的提高太陽能設(shè)備利用太陽能的效率。雙軸跟蹤器在世界上不同地方，對(duì)于電量的增加是不同的：在多云并且有很多霧氣的地方，采用雙軸跟蹤可提高年均發(fā)電量20%～25%;在比較晴朗的地方，采用雙軸跟蹤可提高年均發(fā)電量35%～45%。因此雙軸跟蹤系統(tǒng)適用于空氣透明度較好的區(qū)域。(2)光伏陣列運(yùn)行方式比選對(duì)于光伏發(fā)電系統(tǒng)中使用晶體硅類光伏組件陣列來說，安裝方式有多種類型可供選擇。以固定安裝式為基準(zhǔn)，設(shè)定系統(tǒng)發(fā)電量為100%,直接投資增加百分比為100%,對(duì)1MWp光伏陣列采用不同運(yùn)行方式進(jìn)行比較，見下表。1MW占地(畝)電站投資比例比例投資收益固定式0手動(dòng)可調(diào)平單軸由表中數(shù)據(jù)可知，固定式占地面積最小、直接投資最低、運(yùn)行維護(hù)工作量最小，水平單軸跟蹤式次之，雙軸跟蹤式最大；發(fā)電量方面，固定式的發(fā)電量也最少、水平單軸跟蹤式，斜單軸跟蹤式次之，雙軸跟蹤式最大。采用不同運(yùn)行方式，以初始投資中關(guān)鍵性數(shù)據(jù)做簡(jiǎn)單比較，見下表。固定安裝固定可調(diào)水平單軸跟蹤占地面積(萬m2)5系統(tǒng)發(fā)電量(%)支架通價(jià)(元/wp)2支架費(fèi)用(萬元)估算電纜費(fèi)用(萬元)直接投資增加百分(%)最小較小最大最大組件支撐點(diǎn)多點(diǎn)多點(diǎn)多點(diǎn)多點(diǎn)單點(diǎn)抗風(fēng)能力差差由表中數(shù)據(jù)可見，固定方式與自動(dòng)跟蹤各有優(yōu)點(diǎn)，固定式初始投資較低，且支架系統(tǒng)基本免維護(hù)；自動(dòng)跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護(hù)，但發(fā)電量較傾角最優(yōu)固定相比有較大的提高(發(fā)電量提高的比例高于直接投資增加的比例),若不考慮后期維護(hù)工作增加的成本，采用自動(dòng)跟蹤式運(yùn)行的光伏電站單位電度發(fā)電成本將有所降低。若自動(dòng)跟蹤式支架造價(jià)能進(jìn)一步降低，則其發(fā)電量增加的優(yōu)勢(shì)則更加明顯：同時(shí)，若能較好解決陣列同步性及減少維護(hù)工作量，則自動(dòng)跟蹤式系統(tǒng)相對(duì)定安裝式系統(tǒng)將更有競(jìng)爭(zhēng)力。斜單軸跟蹤式系統(tǒng)發(fā)電量增加百分比與直接投資增加百分比的比值高于雙軸跟蹤式系統(tǒng)，經(jīng)濟(jì)性明顯好于雙軸跟蹤系統(tǒng)和固定安裝式系統(tǒng)。根據(jù)目前掌握的情況，單軸和雙輔跟蹤系統(tǒng)造價(jià)偏高，初始投資及占地面積較大，項(xiàng)目所在地為內(nèi)蒙古武川地區(qū)，風(fēng)沙較大，光伏電站裝機(jī)容量為50MWp固定支架和固定可調(diào)節(jié)支架投資差異為20萬元/MW,發(fā)電量提高在3-8%之間，按0.2829元kWh電價(jià)測(cè)算，每年提高收益在1.3～3.5萬元/MW之問，20年提高收益26～80萬元/MN。每年的調(diào)節(jié)成本控制在1.5～3.9萬元/MW之間(不考慮限電等因素，調(diào)節(jié)4次)。逆變器選型當(dāng)前光伏逆變器行業(yè)主要有集中式、組串式和集散式三種技MPPT電壓范圍最大直流電壓額定功率(AC,kW)最大輸出功率(kW)輸出頻率范圍(Hz)最大逆變器效率中國(guó)效率功率因數(shù)0.8(超前)～0.8(滯后)直流過壓保護(hù)，直流短路保護(hù)，絕緣檢測(cè)，電網(wǎng)檢測(cè)、接地故障檢測(cè)、過熱保護(hù)電流總諧波畸變率(%)<3%(額定功率)外殼防護(hù)等級(jí)工作環(huán)境溫度光伏子方陣設(shè)計(jì)(1)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)分層結(jié)構(gòu)1)太陽能電池組串由幾個(gè)到幾十個(gè)數(shù)量不等的太陽能電池組件串聯(lián)起來，其輸出電壓在逆變器允許工作電壓范圍之內(nèi)的太陽能電池組件串聯(lián)的最小單元稱為太陽電池組串。2)太陽能電池組串單元布置在一個(gè)固定支架上的所有太陽能電池組串形成一個(gè)太陽能電池組串單3)陣列逆變器組由若干個(gè)太陽能電池組串單元與一臺(tái)并網(wǎng)逆變器聯(lián)合構(gòu)成一個(gè)陣列逆變器4)太陽能電池子方陣由一個(gè)或若干個(gè)陣列逆變器組組合形成一個(gè)太陽能電池子方陣。5)太陽能電池陣列由一個(gè)或若干個(gè)太陽能電池子方陣組合形成一個(gè)太陽能電池陣列。(2)光伏子方陣設(shè)計(jì)原則太陽電池組件串聯(lián)形成的組串，其輸出電壓的變化范圍必須在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內(nèi)。每個(gè)逆變器直流輸入側(cè)連接的太陽電池組件的總功率應(yīng)大于該逆變器的額定輸入功率，且不應(yīng)超過逆變器的最大允許輸入功率。太陽電池組組件串聯(lián)后，其最高輸入電壓不允許超過太陽電池組件自身的最高允許系統(tǒng)電壓，太陽電池組組件至逆變器的直流部分電纜通路應(yīng)盡可能短，以減少直流損耗。應(yīng)根據(jù)工程所在地的氣候條件，合理選擇太陽電池組件的串聯(lián)數(shù)量，達(dá)到最大限度獲取發(fā)電量的目的。(3)太陽電池組件的串、并聯(lián)設(shè)計(jì)太陽電池組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓，以及太陽電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓確定，太陽電池組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。在條件允許時(shí)，應(yīng)盡可能的提高直流電壓，以降低直流部分線路的損耗，同時(shí)還可減少匯流設(shè)備和電纜的用量。電池組件串的串聯(lián)數(shù)應(yīng)按下列公式計(jì)算：N—光伏組件的串聯(lián)數(shù)(N取整):1—光伏組件工作條件下的極限低溫(℃);t一光伏組件工作條件下的極限高溫(℃);可能的最低電壓條件：1)太陽輻射強(qiáng)度最?。?)組件工作溫度最高；這種情況一般發(fā)生在夏季日出、日落時(shí)。光伏組件輸出的可能的最高電壓條件；1)太陽輻射強(qiáng)度最大；2)組件工作溫度最低。這種情況一般發(fā)生在冬季中午由于多年極端低溫是-30.3℃,逆變器是布置在室內(nèi)，其工作溫度可以控制在允許范圍內(nèi)。太陽能電池組件的工作溫度為-40℃~85℃,根據(jù)項(xiàng)目場(chǎng)址區(qū)域因此，本項(xiàng)目最終確定光伏組件的最佳串聯(lián)數(shù)為26個(gè)，每一路光伏組件串(4)光伏組件支架形式考慮到安裝、運(yùn)維等因素，本工程光伏組件支架形個(gè)支架方陣單元由26塊光伏組件組成(每個(gè)串聯(lián)電路串接26個(gè)光伏組件),按2行×13列豎向放置。240個(gè)支架方陣單元組成一個(gè)并網(wǎng)發(fā)電單元，單元容量為3.3384MWp。(5)光伏陣列的行、列間距無論是固定式還是跟蹤式均應(yīng)保證全年9:00～15:00(當(dāng)?shù)卣嫣枙r(shí))時(shí)段內(nèi)經(jīng)過對(duì)單晶硅光伏方陣計(jì)算，按優(yōu)化傾角36°計(jì)算(考慮土地利用情況),光伏方陣行距約為11.8m。(6)光伏子方陣布置本工程采用“分塊發(fā)電，集中并網(wǎng)”光伏陣列設(shè)計(jì)本工程采用535Wp單晶硅光伏組件，整個(gè)光伏陣列遠(yuǎn)期2GWp共設(shè)636個(gè)分區(qū)，每個(gè)分區(qū)單元容量為3.3384MWp,總裝機(jī)容量2123.2224MWp,本期1GWp共設(shè)318個(gè)分區(qū)，每個(gè)分區(qū)單元客量為3.3384MWp,總裝機(jī)客量1061.6112MWp。每個(gè)分區(qū)安裝光伏組件6240塊，240個(gè)支架，遠(yuǎn)期2GWp共安裝535Wp單晶硅組件3968640塊，共計(jì)152640個(gè)支架，本期1GWp共安裝535Wp單晶硅組件1984320塊，共計(jì)76320個(gè)支架。(1)環(huán)境監(jiān)測(cè)電站應(yīng)設(shè)立環(huán)境監(jiān)測(cè)站，切實(shí)有效地加強(qiáng)環(huán)保管理和監(jiān)測(cè)工環(huán)境監(jiān)測(cè)站，配備專職或兼職人員1～2人，并且配備相應(yīng)的儀器設(shè)備。(2)融雪措施根據(jù)站址地區(qū)的氣候情況，降雪主要發(fā)生在每年冬季11月，12月，1月，(3)光伏組件清洗在光伏電站運(yùn)行期間，為保證發(fā)電效率，需定期(視當(dāng)?shù)貙?shí)際情況確定)對(duì)ES——標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度(常數(shù)=1kWh/m2);Ep—光伏發(fā)電工程總效率影響發(fā)電量的關(guān)鍵因素是系統(tǒng)效率，系統(tǒng)效率主要1)陰影遮擋損失陰影遮擋主要受組件安裝傾角和組件間距影響，組件間距越影遮擋，可以計(jì)算得到陰影遮擋的損失率為2.3%。2)組件表面反射損失組件表面的玻璃面板會(huì)對(duì)入射到組件表面的太陽輻射產(chǎn)算結(jié)果，該項(xiàng)損失率為2.5%。3)灰塵遮擋損失灰塵遮擋會(huì)引起組件表面接受輻照量的降低，通過提高運(yùn)維低灰塵遮擋引起的損失，本項(xiàng)目中灰塵遮擋損失可控制在1%。4)組件首年功率衰減損失組件首年功率衰減包括年均功率衰減0.5%和光致衰減2.5%,本項(xiàng)目中使用高效組件，組件年均功率衰減為0.5%,初始光致衰減為2.5%,首年功率衰減率廠家保證值不小于3%。5)組件弱光效應(yīng)損失組件弱光損失是組件在弱光條件下轉(zhuǎn)換效率降低所帶來可以有效提高弱光條件下的組件轉(zhuǎn)換效率，降低弱光損失，經(jīng)計(jì)算弱光損失率為6)組件溫度損失由于溫度升高會(huì)引起組件輸出功率的下降，本項(xiàng)目中組件離地高度較高、通風(fēng)散熱情況較好，根據(jù)廠家提供的參數(shù)以及當(dāng)?shù)貧庀髷?shù)據(jù)，可以計(jì)算出本項(xiàng)目中組件溫度損失率為1.6%。7)組件功率偏差損失組件出廠實(shí)際功率與標(biāo)稱功率通常存在一定的偏差，本項(xiàng)目中使用一線廠家的優(yōu)質(zhì)組件，可保證組件功率偏差為正，即偏差損失率為-0.4%。8)失配損失組件串聯(lián)以及組串并聯(lián)的過程中，由于各個(gè)組件和組串的工作狀態(tài)不同，會(huì)產(chǎn)生串并聯(lián)失配損失。在設(shè)計(jì)和施工的過程中，通過對(duì)組件進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量合理分檔、優(yōu)化組串布置等方法可以將組件之間以及組串之間的技術(shù)參數(shù)差異降低。在本項(xiàng)目為山地項(xiàng)目，周圍環(huán)境相對(duì)復(fù)雜，通過PVsyst軟件計(jì)算項(xiàng)目失配損失率為1.1%。9)直流交流線纜損失電能在傳輸過程中會(huì)產(chǎn)生歐姆損失，通過合理規(guī)劃集電電路路徑以及合理選擇電纜類型和截面升檔應(yīng)用，可以有效降低線纜歐姆損失。根據(jù)本項(xiàng)目總平面圖優(yōu)化設(shè)計(jì)情況，在PVsyst中計(jì)算可知直流交流線纜損失率為1.4%。10)逆變器的功率損耗逆變器功率損失包含逆變器直流交流轉(zhuǎn)換功率損失以及逆變器自身功率損耗兩個(gè)部分，本項(xiàng)目中采用先進(jìn)的集中式逆變器，功率損失率可降至1.2%。11)變壓器功率損耗變壓器功率損失包含鐵損和銅損，本項(xiàng)目變壓器功率損失率可降至1%。12)其他損失其他損失包括設(shè)備的風(fēng)扇、照明、通訊等輔助設(shè)備損失，在PVsyst中計(jì)算可知本項(xiàng)目為0.4%。根據(jù)以上各部分損失情況，可對(duì)本項(xiàng)目綜合系統(tǒng)效率進(jìn)行估算：n=(1-2.3%)×(1-2.5%)×(1-1%)×(1-3%)×(1-0.8%)×(1-通過上述分析可知，光伏系統(tǒng)總效率約為85.13%。年平均上網(wǎng)發(fā)電量根據(jù)PVsyst軟件計(jì)算模擬，由于太陽能光伏發(fā)電技術(shù)已經(jīng)成熟、可靠、實(shí)用，目前行業(yè)內(nèi)共認(rèn)的光伏組件壽命為25年～30年，本工程發(fā)電量計(jì)算按運(yùn)營(yíng)期25年考慮。是按照第1年衰減率2.5%,之后每年衰減不超過0.5%,計(jì)算得到的逐年發(fā)電量。表5.3-15光伏電站(遠(yuǎn)期2GWp)逐年(25年)上網(wǎng)電量(MWh)第1年第2年第5年第6年第7年由上表可知，本項(xiàng)目