新40MW光伏电站可行性研究报告

新能源40MWp2 1 1 41.3气候条件 4 5 6 6 7 7 8 1.11环境保护和水土保护设计 1.14工程设计概算 第二章太阳能资源 132.1我国太阳能资源状况 2.2神木县太阳能资源 2.3特殊气候条件影响分析 20第三章工程地质 3.4水文气象 4.3该工程建设的必要性 4.5电网规划目标及原则 355.1光伏组件选型 405.3逆变器选型 425.4光伏方阵设计 435.5光伏子方阵设计 45.6方阵接线方案设计 475.7辅助技术方案 49 5.9上网电量估计 505.10节能估计 546.1工程建设地电力系统现状及规划 56 36.3通信 857.2工程消防设计 857.3施工消防 第八章土建工程 8.1设计安全标准 878.2基本资料和设计依据 87 8.4光伏阵列支架和基础及分站房设计 8.7地质灾害治理工程 8.8给排水设计 8.9采暖通风空调 9.1施工总布置 9.3施工质量管理 9.4施工总进度 123 第十一章环境保护和水土保持设计 第十二章劳动安全与工业卫生 12.1总则 130 12.4劳动安全与工业卫生对策措施 13.1编制说明 第一章综合说明1)工程名称：新能源40MWp光伏电站工程项目2)建设单位：新能源有限公司3)建设规模：总体建设40MWp光伏电站，远期规划300MWp(2015年10月)。4)工程地址：陕西省榆林市神木县6)规划占地面积：1250亩7)工程投资：总体投资39595.48万元(2015年)。神木县位于陕西省北部，隶属榆林市，地理坐标为北纬38°13最大宽度约95公里。总面积7706平方公里，居陕西省内各县之首。神木县界于海拔738.7～1448.7米的沙漠丘陵地带，年平均日照2875.9小时，日照百分率为65%。人口42万。神木县的地理位置见图1.1。旗乌审旗图1.1神木县位置图静乐县杭锦旗神池县壤地带，历史悠久，资源富集，人杰地灵。全县国土面积7635平方公里，是陕西省面积最大的县，辖21个乡镇(办事处),629个行政村，总人口42万，县域经济综合竞争力居全国百强县第26位。神木是陕西历史文化名城、国家级卫生县城、全国科0神木县神木县榆林市喧喧华了宝鸡市宝鸡市安安康图1.2神木县行政区域图31003909.40平方米，合1505.954亩图1.3项目所在地坐标点项目地址位于神木县西南22公里处水洞村附近建设40MWp光伏电站，工程离变电站距离28公里便于上网电量运送。工程土地性质为租用。4市属于我国太阳能资源第Ⅱ类地区，太阳辐射量在5400MJ/m²·a～6700MJ/m²·a之间，陕西全省年平均太阳总辐射量为4410MJ/m²~5300MJ/m²,年平均日照时数在1270h～3100h之间。榆林地区光伏年平均日照时数为2500h～3100h,年平均太阳总辐射量为4880MJ/m²~9500MJ/m²,属于我国太阳能资源较丰富地区，适宜在该地建东南低。地貌以明长城为界，北部为风沙草滩区，占全县总面积的51%;中南部为丘四季分明，全县属半干旱大陆性季风气候，年平均日照2876小时、气温8.9℃、无霜期169天、降水440.8毫米。神木县年平均气温8.9℃,年平均最高气温10.6℃(1999年),年平均最低气温7.3℃(1984年);极端最高气温41.2℃(2005年6月22日),极端最低气温-29.0℃ (1998年1月19日)。神木县年平均气温变化具有波动性，整体呈上升趋势，气候相应五十年一遇风速25.3m/s;百年一遇基本风压0.45kN/m2,相应百年一遇风速短，日照丰富，光能强，积温有效性大。四季划分是以气候平均气温小于0℃为冬，5大于20℃为夏，0℃—20℃为春秋。春季风大沙多，冷热剧变，气候干燥。季平均降水量57毫米，占全年总量的12.9%,属于干旱期。夏季高温炎热，雨水集中，雷暴频繁。季平均降水量282.4毫米，占全年总量的64.1%。7-8月为半湿润和湿润期。秋季雨季终止，暑日清退，秋高气爽，天气晴朗。季平均降水量93.6毫米，占全年总量的21.2%,属半干旱和干旱期。冬季严寒干燥，多西北风，降雪稀少。季平均降水量8毫米，以雪为主，仅占全年总量的2%,属于干旱期。工程总体设计安装40个1MWp的光伏阵列，组成40个1MWp并网发电单元，每个1MWp并网发电单元的光伏组件都通过直流汇流装置分别接至2台500KW无变压器及35KV开关柜，采用一次升压设计方案并入35KV接入站，实现40个1MW并预计本工程总体建成运营期内平均每年能提供上网电量5051.602万kW·h。本工程与同等装机容量的燃煤电厂相比，以供电标煤煤耗360g/(kW·h)计，每年可节节能年发电单位单位1替代标准煤21t3t4减少t65减少t6减少t对推动产业结构调整和节能减排，促进地方经济发展有着重要意义。本工程总体装机容量为40MWp,推荐采用分方阵中发展种植的养殖业。通过技术与经济综合比较，电池组件选用40Mp多晶硅电池组件，共计400000块，实际装机容量为40MWp;逆变器选用500kW型逆变器，共计200台。光伏方阵总体建成由40个1MWp多晶硅电池子方阵组成；有4000块组件，实际装机容量为1MW。每个子方阵由2个500kWp方阵逆变器组构成。每个方阵逆变器组由100路光伏组件组串单元并联而成，每个组串由20块光伏组件串联组成。各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器逆变后的三相交流电经电缆引至35KV箱式变压器。箱式本工程总体设计装机容量40MWp,电站布置区域总占地面积1.25km²。本工程主要包括电池方阵、逆变器站、箱式变及检修通道等。每1个1MWp子升压站内，平台宽6米，长20米。内道路路面宽度均为4m。25年内的年平均发电量为34.8亿kW·h,年均利用小时数为1380h。本工程总体建成共装40MWp光伏组件，考虑系统安装和维护的方便，把40MWp7至110KV变电站35kV侧，再由110KV变电站1回线路送至石岩湾110KV变电站。全站光伏电站不设专职消防队，但需配备2～3名兼职消防人员，初期火灾由站内兼本工程总体建成共分为100个发电单元，每个单位发电单元就地设置一个逆变升81.8.2结构示意图如图1.3所示。图1.3安装节点本工程光伏电池组件基础拟采钢筋混凝土浅基础，混凝土强度等级为C25,基础高出场平标高0.15m,埋深为1.4m,单固定支架采用钢结构，材质选用Q235C。9本工程40MWp总用地共1250亩，主要包括光伏方阵单元、综合楼、配电室、安装生产和土建生产临建及施工生活区。初步估算本工程施工建设总占地约2Km²。采购、设备安装调试、试运行及投产运行等。工程建设阶段为：2014年12月至2015年10月，建设期为11个月。工程具体实施进度如表1.9-1。表1-1工程实施进度计划表序号1可研报告批复、资金落实23建筑工程及设备签订合同4设备到货检验5设备安装、调试6试运行、职工培训和投产运行本工程位于陕西省榆林市神木县，可为施工用地考虑10000平方米的设备堆放用光伏组件单件重量在19kg左右，重量较轻，起吊、安装较为方便。安装前应先将成立工程公司。工程公司建设期计划设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共32人，组织机构采用直线职能制，互相协调分于印发新型电厂实行新管理办法的若干意见的通知”,结合运营公司设四个部门，综合部(1人)、财务部(1人)、安监部(1人)、安生部(6人)。另设总经理一人。综合部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综太阳能光伏发电是可再生能源，其生产过程主要是利用太阳能转变为电能的过根据国际能源署(IEA)《世界能源展望2007》,中国的CO₂2排放指数为：0.814kg/kWh,同时，我国火电厂每发电上网1kWh,需消耗标准煤305g,排放6.2克的硫氧化物(SOx)(脱硫前统计数据)和2.1克的氮氧化物(NOx)(脱氮前统计数据),量126290.1万kW·h。本工程与同等装机容量的燃煤电厂相比，节能减排指标如下：年发电单位单位1替代标准煤21t3t4减少t5减少t6减少t来源：资本金占总投资的20%,银行贷款80%。1)本工程总体建设需静态投资38191.90万元，工程动态总投资39595.48万元，项目投资财务内部收益率为7.5%,资本金财务内部收益率9.15%。税后静态投资回收期为11年(含建设期)。2)投资减少，内部收益率增大；电价降低，内部收益率减小。如果保持内部收2太阳能资源中国气象科学研究院根据20世纪末期最新研究数据重新计算了中国太阳能资源阳辐射量大于6700MJ/m2·a的资源丰富区；Ⅱ类地区：太阳辐射量在5400MJ/m2·a~6700MJ/m2·a的资源较富区；Ⅲ类地区：太阳辐射量在4200MJ/m2·a～5400MJ/m2·a能资源分布及区划如图2-1及表2-1所示：呼和浩特郑州郑州资源区划代号占国土面积的比例工资源丰富区Ⅱ资源较富区Ⅲ资源一般区资源贫乏区从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕我国太阳能资源分布的主要特点为：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬4月8月9月10月11月12月1990年1991年1992年1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年依照上表得出下表1990-2008年榆林地区月均总辐射量平均数据表8月10月11月12月10月11月12月通过榆林市月均辐射量的实测数据和上海电力学院软件数据的对比(如图),取其差值，发现其差值在-13%—13%左右波动，计算结果如下：月份1990-2008修正后平均值10月11月12月0图2-2辐射量比较图为了有效的判断多年太阳总辐射量的变化趋势，利用数据分析，通过前面1990~2008年现场实际数据得到的修正后的月均总辐射量值，做出该地区太阳能资源的年年辐射量(M/m2/y)1990年1992年1994年1996年1998年2000年2003年2005年2007年从图中可以看出，近19年间该地区太阳辐射分布年际变化基本稳定，其区间稳定在4885.26MJ/m2-9451.28间的年最大值出现在1991年，达到9451.28MJ/m2,最小值出现在2003年，为(2)太阳能资源月际变化0图2-4该地区月平均辐射量从图中可见，该地区的太阳能辐射的月际变化较大，其数值在266.13MJ/m²——759.39MJ/m²之间，月总辐射从3月开始急剧增加，5月达最高值，为通过分析神木气象站2000年～2007年8年间的年日照时数变化图可推测本工程日照时间(h)004年2006年图2-52000年～2007年8年间年日照时数变化表从上图可以看出，近8年间的值在2562.8～3003.4h之间变化，最大值出现在2005年，为3003.4h;最小值出现在2002年，为2562.8,平均日照时间为2737.5h。该地目前光伏工程斜面上太阳能辐射资源分析主要采用软件模拟或通过附近气象站实际测量的辐射数据(如直射量、散射量)进行计算。由于本工程散射量及折射量无度下太阳能辐射资源。详见下表2-7.日平均辐射量(kWh/m²/d)月份水平线一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均数根据上表可计算出个月在不同倾角斜面上的总辐射量表2-8.表2-8不同倾角斜面上月辐射量(kWh/m²/m)月平均辐射量(kWh/m²/d)月份一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月分析表2-8可以看出，当倾角是36°时，光伏阵列斜面上接受的日均太阳辐射量最大，其日均辐射量约为5.46kWh/m²/d。全年辐射量为7169.33MJ/m²a,相当于2.3.1环境温度条件分析本工程选用逆变器的环境温度范围为-25～45℃,选用电池组件的工作温度范围为-40～85℃。根据当地气象站的多年实测气象资料，本工程场址区的多年平均气温为8.9℃,年平均最高气温10.6℃(1999年),年平均最低气温7.3℃(2004年);极端最高气温41.2℃(2005年6月22日),极端最低气温-29.0℃(1998年1月19日)。2.3.2最大风速影响分析平均风速为1.9m/s,太阳能电池组件迎风面影响。并以太阳电池组件支架及基础等的抗风能力在23m/s风速下不损坏为基本原2.3.3积雪影响分析本次设计固定式组件安装方式H暂取为0.5m;斜单轴跟踪系统H取1m。本工程场址区平均沙尘暴天数为33天/年。沙尘暴天气时空气混浊，大气透明度通过上述分析可以看到，该工程所在地的年平均辐射量在5500MJ/m²以上，30化的变化而变化的特点，平均年日照时间在2600h以上，属于我国工程总体装机容量40MWp,拟选场址为陕西省陕西省榆林市神木县，占地面积1250二级；场地等级为二级(中等复杂场地),地基等级为二级(中等复杂地基),综合判侧及西北侧分别形成东西和东北向狭窄的断陷带，即渭河、河套和银川-吉兰泰断陷津、临汾，北达大同、延怀地区形成了一条走向北北东至北东、长达800km的山西块已成为一个被断陷带和断裂带围限的多边形地块。(见下图)白资是虚山带斯银川一吉兰泰断陷带史以来虽发生过9次5～5.5级地震，但无6级以上地震发生。地块内地震活动强度按《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),两场址场地的地震动峰值加速度均小于0.05g,相应的地震基本烈度为6度，特征周期值为0.35s。厂址位于神木县县城西北侧约20km处，距离榆林市75km。场址北临尔林兔镇，河河漫滩，地表生长有稀疏的荒漠植物，地势平坦、开阔。地面标高一般为738.7~新统冲、洪积粉土、粉砂组成，钻孔最大揭露深度为20m,根据勘察结果，将各层岩①黄土状粉土(Q4eol):褐黄色，湿～饱和，松散，土质均匀，孔隙较发育，①-1粉砂(Q4eol):褐黄色，稍湿，松散，矿物成分以长石、石英为主，砂质②粉土(Q4pl+al):褐黄色，饱和，松散，土质较均匀，局部夹有粉砂及粘性③粉砂(Q4pl+al):浅灰色，饱和，中密，矿物成分以长石、石英为主，含少④粉土(Q4pl+al):灰黄色，饱和，中密，土质较均匀，粘粒含量高，孔隙不3.3.3地基岩土物理力学性质指标①②④%比重Gs%%%液性指数I内摩擦角f·压缩系数a₁2表3-2地基土物理力学性质指标推荐值天然重度γ粘聚力内摩擦角08.0×10⁻⁴~1.2×10⁻³③06.0×10⁻⁴~1.0×10⁻³4.0×10⁻⁵~6.0×10⁻⁴表3-3各层土标贯击数统计表地层编号平均值(击)①②72③④2表3-4各层土承载力特征值地层编号①②③地层编号④本场地环境地质条件为湿、很湿的弱透水层，按《岩土工程勘察规范》在场址进行了地下水腐蚀性分析试验，按Ⅱ类环境评价，其结果表明，(1)干湿性。(2)长期浸水时，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具微表3-5地基土的腐蚀性评价位置指标类型对混凝土结构的对钢筋混凝土结构中钢对钢结构的//微48.0~微//9.0~/微/8.0~微////微50.0~微//32.0~/微/13.0~微//虽然场区内存在可能液化的饱和砂土、粉土，但由于场地的地震动峰值加速度<0.05g,根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)(2008版)的有关条款，6度时，3.3.8场区地基基础方案分析评估①-1粉砂系风积砂，工程性能很差，不能作建(构)筑物地基持力层，施工时应清除。①黄土状粉土，呈松散状态，标准贯入击数小于4,大多数为1击，压缩性高，承载力低，未经处理不能作为建(构)筑物地基持力层。②粉土及②-1粉砂，基本呈松散状态，标准贯入击数一般为5～10击，可考虑作为建(构)筑物地基下卧层。③可作为建(构)筑物地基下卧层。对生产办公建(构)筑物，初步建议采取碎石垫层对基底以下①黄土状粉土进行东经北纬观测场拔海高(m)平均气压(hPa)平均极端最低平均水汽压(hPa)相对湿度(%)平均实测最大风速(m/s)平均风速(m/s)主导风向S降水量年平均一日最大天气日数晴天阴天降水最大冻土深度(cm)最大积雪深度(cm)根据《建筑结构荷载规范》风压等值线图，榆林地区五十年一遇基本风压CBA3NEEEEWCES风向NESWC32234347558654DCBAEDCBANwSWS风向NESWC43334347548665EDCBAEDCBANNWSNESWC2113332457964EDCBA第四章工程任务与规模及该工程建设的必要性本工程并网型太阳能光伏发电系统，总体建设规模为40MWp,包括太阳能光伏发并网发电系统分为40个子系统，每个子系统为1MWp。每个子系统连接一座1MVA箱式变压器，组成子系统一箱式变单元接线，该单元接线将子系统逆变组件输出的0.27kV电压升至35kV;每10个单元出线并成1路进线接至35kV开关柜内，最终以10回线路送至110KV变电站35kV侧，再由110KV变电站1回线路送至石岩湾110KV变电站。全站40个子系统配置40座箱式变压器，组建40回子系统一箱式变单元接线。本工程为并网型太阳能光伏发电系统，总体建设规模为40MWp,包括太阳能光和养殖业。工程占地1250亩，总体建成后年发电量0.505亿度。家科委、国家经贸委制定的《1996-2010年新能源和可再生能源发展纲要》则进一设步伐。2005年2月28日中国人大通过的自2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》要求中国的发电企业必须用可再生能源(主要是太阳能和风能)生产一定比例的电力。在国家发改委2007年4月所作的《能源发展“十一五”规划中》再次强调系列鼓励太阳能发展的政策，2009年3月26日，财政部联合住房和城乡建设部发布光电建筑一体化应用，对农村及偏远地区建筑光电利用等给予定额补助，2009年补助标准原则上定为20元/Wp。财政部、科技部和国家能源局2009年7月16日出台了《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》财建〔2009〕397号。我国光伏发电产业于20世纪70年代起步，国内早期的的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，90年代中期进入年3月，财政部、住房和城乡建设部颁发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》,明确支持开展光电建筑应用示范，对屋顶装机容量50千瓦以上的光伏发电系统给予20元/瓦的资金补助；2009年7月，财政部、科技部、国家能源局又联合颁发《关于实施金太阳示范工程的通知》,规定对并其配套输配电工程总投资的50%给予补助，并对光电发电关键技术产业化和产业基础面，在建的大型光伏电站有甘肃敦煌(总装机100兆瓦，总投资10亿元)、云南石林 (总装机166兆瓦，总投资18亿元)等。我们必须抢抓国家加大对光伏产业发展的本工程拟建在陕北榆林地区的神木县。陕西全省年平均太阳总辐射量为4410MJ/m²~5300MJ/m²,年平均日照时数在1270h～3100h之间。榆林地区光伏年平均日照时数为2500h～3100h,年平均太阳总辐射量为4880MJ/m²~9500MJ/m²,属于本次太阳能光伏发电工程的建设不仅能为榆林地区不断快速发展的经济提供了域特征、资源优势和经济状况，榆林市生态农业建设将大力发展6大产业，建立适合草、羊产业，榆林市陕西省的主要牧区，草资源丰富，目前全市羊子饲养量为775万只，居全省第一。只有发展好草产业，才能带动羊产业的发展，才能发展生态1)对于新增大负荷不断出现，现有网架供电压力不断加大。应考虑加快地区内220kV变电站和配套线路建设，适当增加110KV变电站布点。2)受地区高耗能负荷性质影响，致使系统电压波动较大，出现电压极限、无功(1)电网规划目标(2)规划原则起构成光伏组件。光伏电池片主要包括：晶体硅电池(包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si)、非晶硅电池(a-Si)、非硅光伏电池(包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe)。目前市场生产和使用的光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年占88%左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。从1)晶体硅光伏电池单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%,略低于图5.3多晶硅、单晶硅光伏组件外形(左为多晶硅组件，右为单晶硅组件)2)非晶硅电池和薄膜光伏电池的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场占有率一度高达20非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前约为12%。制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优(1)非晶硅薄膜电池：是薄膜光伏组件中最成熟的产品之一。(2)多晶硅硅薄膜电池：其转换效率高于非晶硅薄膜光伏组件，又无效率衰退(3)有机染料敏化电池：它是一种光电化学电池。(4)铜铟硒(CIS)和锑化镉(CdTe):两种化合物多晶薄膜光伏组件，中试转换效率已经超过10%。但是，由于元素镉的有毒性及其对环境的污染，这种光伏组件技术均不具备长远的产业化生命力。据美国Miasole公司称，他们研制的铜铟硒(及其合金)电池样品转换效率可达19.5%,试销产品的转换效率可达9%。但由于铟和(5)砷化镓II-V化合物薄膜电池：在250℃的条件下，光电转换性能仍很良好，其最高光电转换效率约30%,且能耐高温，特别适合做高温聚光光伏组件。但生产成目前又出现了各种叠层光伏组件，转换效率达14.6%,接近多晶硅光伏组件。广泛的关注。理论上其最大转换率为44%,如能产业化，则高于单晶硅电池。5.1.2光伏组件选型这也与国外的光伏电池使用情况的发展趋势相符合。根据《日本光伏发电系统2004量从30.5%减到17.8%;多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%;非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变2006年单晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜这三种电池所占的份额分别为：43.40%、46.50%和10.10%。表5-1对单晶硅、多晶硅和非晶硅这三种电池类型就转换效率、制造能耗、成本表5-1单晶硅、多晶硅和非晶硅的比较电池原料转换效率制造能耗成本资源可靠性公害技术壁垒单晶硅高高中高小中多晶硅中中中中小高非晶硅低低丰富中低小高且产品应用也较为广泛。由于本工程系统装机容量为40MWp,组件用量大，占地面范围内，市场占有率比较高的几家厂商所生产的多晶硅光伏组件规格尤以200Wp到285Wp之间居多。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及工程建设工表5-2多晶硅电池组件性能指标表名称参数标准测试条件下峰值功率(Wp)最佳工作电流(A)最佳工作电压(V)短路电流(A)开路电压(V)工作温度(℃)最大系统电压(V)组件效率短路电流温度系数(%/℃)开路电压温度系数(%/℃)峰值功率温度系数(%/℃)一0.4510年功率衰降20年功率衰降组件尺寸(mm)重量(kg)安装式和自动跟踪式几种型式。其中自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪(水平单轴跟踪和斜单轴跟踪)系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统(全跟踪)可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量(指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下)可提高15%～20%;若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%～30%;若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%～35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：安装晶硅类电池组件，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约15%,若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约20%。在此条件下，以固定安装式为工程固定安装式水平单轴跟踪式发电量增加百分比(%)占地面积(万直接投资增加百分比(%)运行维护工作量小有旋转机构，工作量大有旋转机构，工作量大有旋转机构，工作量更大支撑点多点支撑多点支撑多点支撑单点支撑抗大风能力迎风面积固定，抗风较差风大时可将板面调平，抗风较好风大时可将板面调平，抗风较好风大时可将板面调平，抗风较好运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降考虑其电压(电流)总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高；具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交完全满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求，具有低电压表5-4逆变器技术参数对比表逆变器型号功率电压MppT输入电压范围峰值效率98.1%欧洲效率出功率出电流出电压率防护等级功率因数电流波形畸<3%(额定功<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)<3%(额定功率)5.4.1模块化设计备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：40MW光伏组件由331)各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2)每个子系统是单独的模块，由于整个40MWp光伏系统是多个模块组成，各3)有利于工程分步实施；4)减少光伏组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统5)每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致6)便于进行各种不同元器件设备、不同技术设计的技术经济性能评估，如国产5.4.2系统方案概述本工程总体设计装机容量为40MWp,推荐采用分块发电、集中并网方案。光伏组件选用40Mp多晶硅光伏组件，均采用最佳倾角为固定安装方式。5.5.1光伏方阵及倾角设计表5-5各角度太阳辐射量不同时间变化表月平均辐射量(kWh/m²/d)月份一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月表5-5中所显示的倾斜面上太阳辐射变化趋势可知，当电池组件方位角为0°(朝5.5.2光伏方阵支架的设计50年一遇10m高10min平均最大风速26.0m/s(据订正系列)5.5.3光伏方阵间距计算要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距冬至日(一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天)上午9:00到下午3:00,组件阳光射线阳光射线前排太阳电池方阵HZ地平面D阳光射线太阳射线在地面上的投影太阳电池方阵支架后排太阳电池方阵图5.4光伏方阵间距一般确定原则：冬至当天早9:00至下午3:00光伏组件方阵不应被遮挡。D=cosβ×L,L=H/tanα,α=arcsin(s光伏组件方阵间距：D≈7212mm,考虑到施工及检修方便，建议取8m。每个晶体硅太阳组件串支架的横向为2排，每排20快组件，即：每个单支架上安装40快晶体硅太阳电池组件，构成2个串组。每2块组件之间安装间距为20mm,以减少光伏方阵组成，每个支路由20件光伏板组件阵列串联组成，每个光伏板组件阵列尺寸为：5.5.4光伏组件的串并联计算组件温度修正参数以及逆变器最佳输入电压等，经修正计算后光伏组件的串联数为20(块)。则每一路组件串联的额定功率容量=40Mp×20=5000Wp。对应于所选500kW逆变器的额定功率计算，并联的路数N=500/5≈100路，本工程每1MW采用2台每个1MWp光伏发电单元共安装4000块40Mp光伏板组成件，每20件光伏板组件串联为一个支路，共200个支路，各支路平均分配接入防雷汇流箱，再接入直流防雷配电500kW逆变器，共2面逆变器。逆变器输出270V三相交流电，通过交流电缆分别接到5.6.1汇流箱及配电柜设计1)汇流箱设计(1)户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；(2)可同时接入16路输入，每回路设15A的光伏专用高压直流熔丝(只装正极)(3)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；(4)直流输出母线端配有可分断的直流断路器；(5)汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电(6)配有标准RS485通讯口(自供电),可以与电站计算机监控系统通讯。2)直流配电柜设计(1)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；(2)每个回路配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电(3)配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。5.6.2逆变器室布置本工程总体设计装机为40MWp,全部采用多晶硅太阳光伏组件。逆变器室在组1)对于两种组合方式均能满足线路损耗的限定要求，方案一所用电缆规格低于2)方案二比方案一逆变器室数量少，出现故障相对管理及维护工作量小。本工程所选逆变器额定输出电压等级为270V,最大交流电流为1176A,故不宜将光伏方阵发电功率可能会超过其额定功率1000kW,由于变压器过载10%时可持续运行2h,因此选择1000kVA容量能够满足1MWp方阵光伏发电特性要求。1、土壤类型：苜蓿在土层深厚、排水良好的土壤中生长最为良好。苜蓿的轴根深达2米，因此种植苜蓿的地块，地下水位最好在2米以下，而且种植苜蓿前一定要打破土壤中的限制层，因为土壤中若有坚硬的土层或岩石层都会阻止苜蓿根系的发2、土壤pH:土壤的pH值在6.7以上对苜蓿的生长最有利。如果土壤pH过低，播种前最好在地表25cm地土层中均匀施用石灰。3、接种：在最近2年未种过苜蓿的土地中种植苜蓿最好接种根瘤菌，以促进幼4、播种时间：春季和秋季都可播种，但一般秋季的播种效果要好于春季。要保证苜蓿安全越冬，秋季最晚播种时间最好在0℃低温出现前一个月。北方特别干旱地5、种床：平整、紧实、湿润、有肥力的种床最适合苜蓿种子萌发。由于苜蓿种的地里或在风沙比较大的地区将大麦作为保护作物都可行，但要求有较高的播种技6、播种量：一般情况下每亩地播种1.0—1.2公斤，土壤条件不好时可加大到2公斤/亩，要确保每平方米至少有425株幼苗。7、播种方法：一般采用条播，行距为15—30厘米，在壤土上播种深度为5—12毫米，而在沙性土壤上可将播种深度增加到25毫米。8、毒害性：不要在出苗不好的苜蓿地里行进补种，因为旧的根系分解时会释放热功换算公式：1千瓦小时(kW·h)=3.6MJ,1MJ=0.2778kW线路损失等，取能量损失12%计算。(2)逆变器转换能量损失η2:逆变器输出的交流电功率与直流输根据500kW逆变器厂家提供的欧洲效率，可确定η2为97.7%。(3)交流并网能量损失η3:从逆变器输出至高压电网的传输效率。由于设计优的35kV交流电损失也很小，使得这部分损失主要表现在升压变压器的效率损失，目前所选用的变压器损失非常小，因此，取此部分效率损失为2.5%。考虑不同的电池组件效率随着时间也存在着衰减，可以计算25年发电期间的每月份阵列平面辐射量综合能量损失(万kWh)月发电量(万kWh)10月11月12月15079.94万kW.h。量不断减少，根据国际及国内实际工程经验，组件在25年发电周期内每年平均衰减约为0.5%～0.6%,本工程取保守值0.6%进行估算，由此可以计算出电站运行25年的发电量。25年年平均发电量为5060.1万度。期内输入的总能量与系统运行时内每年每年产生的能量之比。本工程40MWp光伏电站总寿命期内输入总能量为31633.1光伏系统消耗电能列表部件单位能耗(kWh/kWp)安装容量(kWp)总消耗能量(万kWh)组件框架及配套系统总计本工程光伏电站年均生产能力为5060.1万kWh,由此可知，光伏电站能量偿还本工程40MWp光伏组件寿命期内发电总和约为34.8亿度，光伏组件寿命期内共可节约标准煤1.22×10⁶吨，减少二氧化碳排放量314.57万吨，减少二氧化硫排放量29037.52吨，减少粉尘1209.90吨，减少氮氧化合物排放11252.04吨。详细减排量就见表5-12.节能类型系数(kg/kWh)节能减排量(吨)二氧化碳排放量二氧化硫排放量区形成了多个330kV单环网网架，以关中电网为核心，通过330kV金—黄—延—榆—4回线路扩展到陕南的汉中、安康、商洛地区，同时通过4回330kV线接近90%的火电电容容量，水电则集中分布在陕南。根据2009年9月中国电力工程顾线路总长度5791km,330kV变电站37座，总变电容量17070MVA;220kV线路总长度(1)电网结构比较薄弱。相对于当前电力需求增长较快的形势，电网建设相对(2)电源和电网建设进度不协调。电力体制和投资体制改革后，电源、电网企(3)火电小机组比重大，电源装机技术水平较低，供电没耗高。(4)环境保护任务繁重。根据西北电网公司2008年7月编制的《西北电网2008—2012年滚动规划》中的电力需求，陕西电网2010年需电量844亿度，最高负荷为1540MW;2015年需电量1240亿度，最高负荷为22200MW;2020年需电量电网电力需求预测见表6-1;年负荷曲线见表6-2;典型日负荷曲线见表6-3.工程水平年负荷(MW)电量(亿kWh)月份123456P最大负荷月份789最大负荷时间12345678冬季时间9冬季时间冬季注：γ夏=0.884,γ冬=0.865,β夏=0.768,β冬=0.769榆林供电公司管辖榆林330kV电网，北起神木变电站，经榆林变电站后南至延安区，直管的110KV电网南起神木330kV变和神木国华电厂，截止2009年底，榆林电网共有并网电厂7座，机组16台，总装机容量1253MW,全部为火电机组；共有330kV变电站5座，变电容量1800MVA;110KV变电站15座，的428086.86万千瓦时下降6.41%,其中购大网电量完成365811.3万千瓦时，购地方电神木双回输变电工程，新增750千伏神木变，容量210万千伏安，新增线路长度130公GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》总布置设计技术规程》DL/T5352-2006《高压配电装置设计技术规程》DL/T5103-1999《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T621-1997《交流电气装置的接GB50229-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50060-2008《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50061-2010《66kV及以下架空电榆林电网位于陕西省主网最北边，2011年榆横750kV变投运后，地区最高电压等级为750kV。榆林电网330kV线路北起清水川电厂，经郝家、神木、榆林变电所后南至朱家、延安变电所，在全区形成双回330kV超高压网架。目前，榆林电网通过榆横～延安～信义两回750kV线路以及桃曲/金锁～黄陵～延安/朱家～统万/绥德~榆林～神木～郝家/麟州两回330kV线路与关中主网联系。榆林地区电网包括榆林供电公司管辖的330/110kV电网和榆林供电局管辖的其中火电装机3995MW,水电装机14.4MW(不包括天桥电厂64MW),风电装机245.5MW,其它装机382.4MW;330kV变电所6座，主变12台，总容量2760MVA;110kV变电站共有105座(包括用户变),总变电容量7930.8MVA;330kV线路15条，总长944.669km;110kV线路290条，总长5081.834km。2011年榆林电网最大用电负荷3070MW,用电量216.4亿kWh。6.本光伏电站规划装机容量为40MWp,拟接入电力系统方式为：新建1座110kV升压变电站按照总装机容量安装1台50MVA主变压器拟以1回110kV架空线路接至330kV变电站110kV侧导线选型LGJ-300输送距离约22km。光伏电站的建设应与地根据《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011,本光伏电站通过110kV电1)光伏电站并网点应装设电能质量在线监测装置，且电能质量数据应能够远程传2)光伏电站应装设有功功率控制系统，具备有功功率调节能力；光伏电站并网运行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令确保光伏电站有功功率及有3)光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力，并根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出(或吸收)的无功功率，控制光伏电站并4)光伏电站应具备一定的低电压穿越能力：光伏电站并网点电压跌至20%标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s;光伏电站并网点电压在发生跌落3s内能够恢复到标称电压的90%时光伏电站能够保证不间断并网运行。5)光伏电站应装设专用故障录波装置，应记录故障前10s到故障后60s的情况，6.2.3升压变电站站址选择本工程光伏发电工程场区分装机容量为40MW,本工程新建1座110kV升压站，行维护，升压站站址选择布置在西区光伏发电工程场区内，光伏发电工程部分采用6.2.4.1光伏发电工程电气主接线本项目光伏场区规划装机容量为40MWp,选用40Mp的多晶硅电池组件，采用全固定式安装方式。考虑到系统安装和维护的方便，把40MWp并网发电系统分为40个子系统，每个子系统为1MWp。考虑地理接线、运行与经济影响，分别将不少于10个光伏子系统并联形成1回集电线路，光伏场区共采用5回集电线路，雷汇线箱；直流防雷汇线箱每16路或17路出线分别汇入2台500kW直流汇流柜；再分别接入2台500kW逆变器；2台500kW逆变器最终接入1台1000kVA、变压器。110kV升压站110kV侧采用线变组接线方式，采用110kV户内GIS型式；35kV侧采用单母线接线方式，共安装10面35kV高压开关柜(5面35kV进35kV侧配置可快速调节的无功补偿装置，本工程暂拟采用SVG型式，补充容量短路点平均电压(KV)短路电流周期有效值(kA)短路电流冲击值(kA)设备按短路电流31.5kA水平选型，270V设备按短路电流50kA水平选型。下阶选型，户外设备爬电比距取31mm/kV,户内设备取2(一)升压站设备离开关、检修用接地开关：切合电流1600A,额定开断电流40kA,电动弹簧操动机选用三相交流户内成套装置KYN-40.5金属铠装开关设备，采用加强绝缘型结构抽SF6断路器：型号为HD4-40.5(无功补偿回路)额定电压40.5kV35kV开关柜断路器额定电流630A、31.5kA(有效值)额定短路关合电流峰值80kA额定短时耐受短路电流操作机构弹簧操作机构(1)站用变压器型号：工作变压器SCB10-31537±232.5%/0.400V低压开关柜选用金属铠装柜体，断路器抽屉式结构，户系统最高电压：440V系统中性点接地方式：直接接地额定绝缘电压：690伏外双电源开关自带智能保护单元配置；保护单元具有完善的馈线塑壳断路器应采用电子式脱扣器或热磁式电子脱扣器。开关柜内各个控制及5、35kV接地装置根据集电线路的长度，估算出电容电流。(1)架空线路单回路电容电流：(2)架空线路双回路电容电流：估算：Ic2=1.633.333535310³=0.924A(3)光伏场区电缆线路的电容电流：考虑对于升压站35kV电气设备引起电容电流附加值(13%)则总电容电流Ic=1.13³本项目采用接地变和小电阻成套设备，接地变采用DKSC-400/35,电压37±232.5%,接线组别ZN,阻抗电压VK=4%,小电阻装置电阻值取200Ω。的25%考虑，暂定为15000kVar,无功补偿装置配置最终以接入系统设计审查意见该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制补偿响应时间不大于40Ms,并要确保装置的电容器支路和电抗器支路在紧急情况下(二)分站房设备用具有运行灵活操作方便免维修价格性能比优越等优点压侧)短路阻抗：6%235kV负荷开关箱式变压器35KV高压侧装设负荷开关，负荷开关具有快速弹簧操作机构，用于终端型变压器负荷开关浸在变压器油里采用绝缘操作杆来操作负荷开关，可免维护。型式：两位置高压负荷开关额定电压：40.5kV额定电流：630A额定热稳定电流：20kA操作方式：手动235kV熔断器每台箱式变的高压侧装设3只XRNT(STR20)-40.5kV型插入式全范围保护熔断器，型式：35KV插入式高压全范围保护熔断器额定电压：40.5kV熔丝额定电流：40A235kV过电压保护器接线方式：相-相，相-地额定电压：51kV持续运行电压：42kV标称放电电流：5kA(峰值)2ms方波通流容量：800A保护等级：B+C级防雷防浪涌保护持续工作电压：1200V标称放电电流：1502自用变压器光伏组件场区用电负荷主要有并网逆变器控制系统、并网逆变器通最大开路电压：1000V(MPPT)范围：500V-820V直流输入路数：2路最大直流输入功率：700kWp最大阵列输入电流：1400A额定交流输出功率：500kW最大交流输出线电流：1270A功率因数：0.95超前～0.95滞后最大效率：98.7%欧洲效率：6.2.6防雷、接地及过电压保护设计1)直击雷保护太阳能电池阵列采取电池组件和支架与场区接地网连接等措施进行直击雷保护。考虑到太阳能电池阵列设备均贴近地表，无高大建筑；且场区面积2)侵入雷电波保护为防止雷电侵入波及操作过电压变电站装设氧化锌避雷器；直流汇流柜和汇3)接地根据地勘测试结果，结合相关工程资料及伏电池组件可防止半径为40M的滚雷，为增加雷电流散流效果，将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。光伏阵列接地网与光伏电池板基础钢筋焊接为一个整体接地体，并辅以一定数量的垂直接地极。其中每1MW子方阵接地体焊接成网状，各子方阵接地体尽量相互连接，且与集电线路接地系统可靠连接，最终与110kV升压站主接地网可靠连接。考虑本工程各子方阵的分散性，本工程下阶段根据各子方阵所在区域实际土壤电阻率，部分分散远离110kV升压站的光伏发电场区做成独立1)直击雷保护为了防止电气设备遭受直击雷侵害，110kV站外架空出线采用避雷线保护，光伏2)侵入雷电波保护根据《交流电气装置的接地》DL/T621-1997和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中规定，110kV线路一般沿全线架设避雷线，对沿线路的雷电侵入波的过电压进行保护。在变电所110kV出线侧、35kV母线、35kV进线上均设置无间隙金属氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。3)接地根据地勘测试结果，结合相关工程资料在接入系统设计审定后，按电网参数计算接地入地电流I确定接地允许阻值且不大形封闭式接地网，并充分利用土建金属基础钢筋作为自然接地体。水平接地体采用接地网工频接地电阻设计值应满足DL/T621-1997<《交流电气装置的接地》要求，6.2.7.1站用电本工程站用电源采用双电源供电，主供电源引自附近10kV电网，备用电源引自本380V/220V,三相四线制，单母线接线。根据估算站用电负荷量，暂选站用变容量为315kVA,工作站用电变压器电压比10±232.5%kV/400V,接线组别D,yn11,Ud=4%;备用站用电变压器电压比37±232.5%kV/400V,接线组别D,yn11,Ud=4%。表6-2站用变压器负荷统计表号名称负荷类型一、动力负荷1经常、连续235kV操动机构6断续、短时3110kV配电装置断续、短时4空调设备经常、连续52经常、连续66经常、连续7交流不停电电源5经常、连续85经常、连续93经常、连续消防水泵不经常短时、连续号名称负荷类型二、电热135kV断路器加热经常、连续2经常、连续三、照明1照明电源短时、连续2其他生活用电短时、连续1)逆变器室、中控室及办公室采用格栅荧光灯2)宿舍、走廊及楼梯间采用节能吸顶灯3)在综合楼顶及场地周边设投光灯4)办公室和宿舍设电采暖插座5)主控制室、建筑主要通道、继电保护室、蓄电池室、所用电室、10kV配电装置室等处设事故照明，主控制室、建筑主要通道、继电保护室、蓄电池室、直流柜和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内分站房内，每置2面直流汇流柜和2面500kW逆变器，单排布置，并配备UPS及监控设备。箱式(1)汇流箱布置在电池板方阵中，户外安装。电池板与汇流箱、汇流箱与直流配(2)直流配电柜与逆变器屏分散布置在光伏场内的各个逆变器房内。为减少线损，(3)升压箱变紧邻逆变器房布置。为减少线损，宜采用大截面电缆连接。升压箱变与逆变器之间的电缆通过直埋方式敷设升压箱变与升压变电站之间的集电线路通用户内GIS布置35kV采用户内高压开关柜布置生产楼为一层建筑包含35kV110kV采用线路-变压器组单元接线，出线采用架空线方式；35kV侧光伏集电线6.2.8.3集电线路本工程光伏发电工程场区机容量为40MW,新建110kV升压站布置在西区光伏发电工程场区内，考虑光伏发电工程周边地类性质，各逆变升压单元35kV汇集线均采用电缆直埋敷设方式，每8～13个逆变升压单元环网连接，由终端箱式变电站经电缆直埋或架空导线引入110kV升压站35kV配电室内。1)电缆集电线路(1)电缆选型本工程依据光伏电站方阵的最终排布情况及110kV升压站电气设备布置情况，2电池组串至汇流箱的直流电缆选用太阳能专用直流电缆，2根型号为PFG-4mm²,其绑扎在组件支架角钢上固定，跨方阵连接至直流防雷汇线箱的电缆需2按直流线路总压降率为2%左右控制，考虑电缆载流量并进行经济性比较后，汇当汇流箱至逆变器距离小于95m时，电逆变器距离小于150m时，电缆采用YJV22-1kV-2325mm²,当汇流箱至逆变器距离小于200m时，电缆采用YJV22-1KV-2335mm²,当汇流箱至逆变器距离小于280m时，电缆采用YJV22-1kV-2350mm²,当汇流箱至逆变器距离小于410m时，电缆采用YJV22-1kV-2370mm²,当汇流箱至逆变器距离小于540m时，电缆采用直流配电柜至逆变器的直流电缆选用电缆4³(YJV22-1kV-23120mm2)。逆变器至箱变的交流电缆选用三芯电缆4³(YJV22-1kV-33120mm2)。考虑箱变35kV汇集电缆需跨越冲沟，电缆高落差敷设且应能承受较大拉力，且考虑电缆造价，本工程选用铝芯电缆。根据载流量、敷设长度、压降及线损，逐级YJLV42-26/35-33120mm2(可连接10台箱变)、YJLV42-26/35-33150mm2(可连接13台箱变)。(2)电缆敷设光伏发电工程场区内电缆均采用电缆直埋敷设方式，(3)防火封堵2)架空集电线路(1)导线选择形地貌、地质、气象条件等因素，本工程光伏发电工压站采用采用架空集电线路方案。按经济电流密度至110kV升压变电站的架空线路导线采用同塔双回2³LGJ-95/10。(2)路径选择原则按照线路的起始点要线路最短、转角(特别是大转角)要尽量少。尽量避开不良地质地带、林区以及严重影响安全运行的其他地区，并应考虑与邻(3)路径方案参见附图《光伏发电工程集电线路布置图》。6.3.1设计依据和原则GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T50062-1992《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》GB/T50116-1998《火灾自动报警系统设计规范》DL/T866-2004《电流互感器和电压互感器选择及DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5044-2004《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计规程》DL/T5149-2001《35kV～110kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T5391-2007《电力系统通信设计技术规定》SDJ9-87《电测量仪表装置设计技术规程》Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》其他相关的国家、行业标准规值班”(少人值守)的原则进行设计。本工程在110kV升压站内设监控系统(带远动功能，向调度部门传送远动信息，并接受调度部门的远方监视，最终的调度管理方至调度部门远方监控的信息由全站监控系统(带远动功能)完成。为了电量计费的需要，计算输送给电力公司的上网6.3.2.1计算机监控系统本工程在110kV升压站配置1套计算机监控系统。1)计算机监控系统的设计原则本工程110kV升压站主控室配置1套带远动功能的升压站综合自动化计算机监2)监控范围计算机监控系统的监测范围为全110kV升压站的断路器、电动操作隔离开关及接地开关、变压器、电容器、所用电系统、优先级为就地控制>站控层控制>远方遥控。在监控系统正常运行的情况下，任何4)系统功能a)数据采集与处理功能：系统对电站主要设备的运行状态和运行参数实时自动采并能完成越限报警事故顺序记录事故追忆等任务系统可通过LCD、键盘等人机接口c)控制功能：系统能自动完成对电站设备的实时控制，主要包括运行设备控制、断d)数据通信功能：能实现计算机监控系统e)系统自诊断功能：计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断，在f)系统软件具有良好的可修改性，能很容易地增减或改变软件功能及方便升级。5)计算机监控系统的构成选用两台工控计算机6.3.2.2全站时间同步系统升压站配置1套公用的时间同步系统实现站内所有对时6.3.2.4箱式变电站与出线站控制本工程设有40座35kV箱式变电站、1座110kV升压站，每座箱式变电站的变路器采用计算机控制，也可实行就地控制；所有35kV箱式变电站及开关柜应具有按照Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求，本项目需配备1根据GB50062-2006《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》以及GB14285-2009《继电保护和安全自动装置技术规程》进行配置，本站保护配置如根据接入系统要求配置，暂按设置1套光纤纵差保护。(2)主变保护(按单套配置原则，主保护、后备保护分开)主变差动保护；保护；主变低压侧复合电压闭锁过电流保护；主变过根据国家电网公司有关规定，本项目110kV升压变电站配置有35kV母线保护装(4)无功补偿SVG配有速断、过流保护。(5)站用电变压器站用电变压器及所用电备用变压器均配置电流速断、过流保护，箱式变电站采用油浸式变压器，变压器配备温度控制装及跳闸功能。变压器内应配有温控、温显并带计算机串行接口RS232或RS485,(7)并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备设备中包含有欠电压保护过电压保护、低频保(8)升压站35KV侧为经小电阻接地系统，为监视系统是否发生接地，在(9)电能质量监测装置全站配置1套电能质量监测装置，以录取故障时35KV进线、35kV母线和(10)故障录波在升压站设置1套故障录波装置，能够记录故障前10s到故障后60s的情况，可率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为按省调要求配备至省调和所属地调的数据传输通道。并网的光伏发电(11)环境监测系统在升压变电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等(12)光功率预测系统为满足电力系统对太阳能光伏发电系统输出功率进行预测以及调整控制策略的需求，在110kV升压站内配置1套光功率预测系统。光功率预测系统将依据远动通信设备与调度数据网设备组1面屏；公用接口及网络设备组1面屏，柜上110kV线路保护、测控装置组1面屏；110kV主变压器保护组2面屏(主保护、后备保护分开；110kV主变压器测控柜组1面屏；设1面公用测控柜(包括1～2个测控装置)直流蓄电池组2面屏、充电装置1面屏、直流馈线柜1面屏；UPS组1应35kV开关柜上，不集中组屏；电能质量在线监测、图像监视及安全警卫系统功率预测系统、安全稳控装置等均各组1面屏；电能量远方线路电能表集中组1面屏(可安装9块电能表)1套SDH设备和1套PCM设备组1面屏；光纤配线单元、数字配线单元、音频配线单元组1面屏；本工程2组100Ah通信蓄电池组1面屏；通信电源开关模块、6.3.5.1测量系统测量表计按DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》有关要求进行3)直流电源系统母线电压。3)继电保护及自动装置的动作及装置异常信号；4)直流系统和交流不停电电源故障信号。电压互感器准确级次为0.2级)计量专用的电流、电压互感器二次绕组及其二次直流系统电压为220V,选用智能高频开关直流电源，整流模块采用高频开充电方式运行，事故放电后进行均衡充电，直流放电小时数为2h。直流系统还配有2)交流不停电电源全所配置1套交流不停电电源UPS,容量为5kVA,给微机监控系统提供安全可靠本工程不单设消防控制室，火灾报警控制盘设置在生产主控制器设在中控室内，它负责全站消防系统的监控110kV配电装置及35kV配电装置、主控室、保护盘室和进站通道等现场的视频控室布置图像监视主机并预留摄像设备的接口。光伏发电工程考虑在太阳能光伏场根据光伏电站工程管理原则和需要，本工程配备一定数量的仪器仪表试验电气设站内不单设通信机房，通信设备布置在保护盘室内。保6.4.1光伏发电工程场内通信数字式程控调度交换机1套(20门)作为光伏电站和光伏阵列的生产、行政通信使作为主供电源，电源系统输出交流220V及直流48V供通信设备用。各光伏发电工程子方阵至110kV升压站的通信主通道采用光纤以太网通讯，通讯媒体介质为8芯ADSS单模光缆，光缆敷设随35kV集电线路采用直埋敷设和架空两同时考虑光电场检修及巡视，光电场及逆变器室与控制室之间的语音通信，主要6.4.2110kV升压站通信系统通信是为上级主管部门对光伏电站生产调度和现代化管理提供电话通道，系统设计资料故暂按光纤通信传输方式设计作为系统调度通信的主、备用通道，并拟通过拟接入电站的通信系统接收省、地区电网调度系统的指令；最终系统通信的本工程通过1回110kV线路出线至330kV变电站，拟架设1条110kV升压站至330kV变电站之间的16芯OPGW光缆通道光传输系统采用SDH制式，传输速率暂b)PCM设备：1套c)综合配线设备(光配+数配+音配)1套d)引入光缆：0.3km2通信电a)48V/40A高频开关电源：1套交流配电单元：1套高频开关整流模块：N+1备份方式配置(N个模块的总容量≥40A)直流配电单元：1套监控单元：1套b)48V/100Ah阀控式密封铅酸蓄电池：2组级调度管理。由中控室引光纤电缆至地调网络交换机，为电力调度及远动服务。升2)远动方案a)光伏电站配备有1套计算机监控系统，远动信息的采集由监控系统完成。b)远3)远方电能计量系统光伏电站远方电能计量系统由高精度多功能电能表、电能量计量关口点设在110kV出线侧，装设有0.2S级计量表。电能量远方终端采集表计4)数据网接入方案计量系统和保护级故障信息系统通过榆林电力调度数据网分别以2M光纤通道5)二次系统安全防护方案本工程设置1套光电场信息管理系统，根据可再生能源信息管a)基本要求光伏电站与电力调度部门之间的部门作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥b)正常运行信号在正常运行情况下，光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门编号名称型号及规格备注一、光伏系统设备1多晶4Mp块2直流防雷汇线箱台3直流汇线柜台4台不带隔离5至汇流箱2VIV。1LV2316mm直流配电柜2编号名称型号及规格备注直流配电柜至逆变器6电缆穿线管57台自用变压器8交流电力电缆箱式变电站222VIIV35LV.33150mm39电缆终端头2与VIIV351V3370mm配在套2与VIV351V33120mm配套套套3同塔双回5地线ADSS8芯机部5二、升压变电设备110.5%外绝缘泄漏比距>3.1cm/kV附瓦斯、温度继电器等各种本体监台12套1台1电流互感器台2中性点间隙套1只1编号名称型号及规格备注(二)110kV配电装置1线变组接线GIS间隔DC220V隔离开关：1600A,40kA,电压互感器额定电压比：套1货2只3(三)1光伏进线柜电流互感器1200/1A5P20300/1A5P20/0.5/0.2s接地开关31.5kA氧化锌避雷器面52主变进线柜电流互感器1200/1A面13无功补偿柜电流互感器1200/1A5P2031.5kA氧化锌避雷器面14电流互感器1200/1A5P20100/1A5P20/0.5/0.2s接地开关31.5kA氧化锌避雷器面15电流互感器1200/1A5P2031.5kA氧化锌避雷器面1编号名称型号及规格备注6电压互感器-35面17接地变及小电阻成套装置接地变DKSC-400/35电压37±232.5%接线组别ZN阻抗电压小电阻装置电阻值取200Ω套18三相米(三)无功补偿系统1置套1(四)1电力变压器台1电力变压器台12电力电缆2mm3电缆终端头2与VIV351V2350mm配态套22与VIV.10LV3370mm配态套2410kV进线柜面15站用电屏面56检修电源箱台47动力/配电箱面(五)12电力电缆53电缆支架t5(六)1热镀锌扁钢22热镀锌扁钢3热镀锌钢管根4降阻模块个(七)1套5编号名称型号及规格备注2SVG保护装置套13所用电综合保护套210kV各太