分布式光伏发电项目投标技术方案（纯方案）

分布式光伏发电项目投标技术方案1.污水厂10.8MWP分布式光伏EPC总承包项目技术方案 1.1.光伏系统工程 81.1.1.总的技术路线 81.1.2.光伏电池组件选择 1.1.3.光伏方阵设计 1.1.4.逆变器选择 1.1.5.直流接线方案设计 1.2.电气工程 1.2.1.设计依据及范围 1.2.2.接入电力系统方案 1.2.3.电气主接线 1.2.4.主要电气设备选择 1.2.5.计算机监控系统 1.2.6.继电保护与安全自动装置 1.2.7.辅助电源 281.2.8.火灾报警 1.2.9.暖通设计 1.3.建筑工程 1.3.1.总图布置 1.3.2.基础设计概述 1.3.3.结构设计 1.4.发电量估算 1.4.1.光资源分析 1.4.2.发电量仿真模拟 2.村民屋顶2×6MWP分布式光伏发电项目技术方案 2.1.项目概况及投资方简介 2.2.设计依据、设计范围、设计原则 2.2.1.设计依据 2.2.2.设计范围和设计原则 2.3.xx市电网现状 2.4.Xx市电力负荷预测 2.5.电力平衡及建设必要性 2.5.1.xxx市电力平衡 2.5.2.建设必要性及其在系统中的作用 2.6.接入系统方案 2.6.1.工程概况 2.6.2.周边电网及光伏电站概况 2.6.3.接入系统方案 2.6.4.潮流计算分析 2.6.5.短路计算 2.6.6.技术经济分析及投资估算 2.6.7.电气主接线及电气设备选择 2.6.8.本工程对电力系统的影响 2.7.系统继电保护 2.7.1.接入系统方案 512.7.2.系统继电保护配置方案 2.7.3.相关专业的配合 2.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案 2.7.5.系统继电保护设备及投资估算 2.8.调度自动化 2.8.1.调度关系 2.8.2.远动信息的传送方式和通道要求 2.8.3.调度自动化系统 2.8.4.远动信息 542.8.5.电量计费系统 542.8.6.光伏发电功率预测系统 542.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置 2.8.8.网络及二次系统安全防护设备 2.8.9.电能质量在线监测装置 2.8.10.调度运行管理系统 2.8.11.调度端配合费 2.8.12.调度自动化设备及投资估算 2.9.系统通信 2.9.1.接入系统概况及调度组织关系 2.9.2.通信系统现状 2.9.3.各专业对通道的要求 2.9.4.系统通信方案 2.9.5.投资估算 2.10.结论 2.10.1.接入系统推荐方案 2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求 2.10.3.系统继电保护 2.10.4.调度自动化 2.10.5.系统通信 2.10.6.接入系统推荐方案投资估算 3.建筑屋顶283.8KWP分布式光伏发电项目技术方案 3.1.综合说明 3.1.1.概述 3.1.2.太阳能资源 3.1.3.工程地质 43.1.4.项目任务与规模 53.1.5.总体方案设计 3.1.6.电气设计 63.1.7.土建工程设计 3.1.8.工程消防设计 3.1.9.发电量预测 3.1.10.施工组织设计 3.1.11.工程管理设计 3.1.12.环境保护与水土保持 3.1.13.劳动安全与工业卫生 3.1.14.工程设计概算 3.1.15.财务评价 3.1.16.结论 3.2.太阳能资源 3.2.1.区域太阳能资源概况 3.2.2.光伏电站所在地区太阳能资源分析 3.2.3.气象条件 3.2.4.太阳能资源分析 3.2.5.太阳能资源等级评估 813.3.光伏系统方案设计及发电量计算 3.3.1.光伏电站总体方案 3.3.2.光伏系统设计 3.3.3.发电量预测 3.4.环境保护与水土保持 3.4.1.环境保护 3.4.2.水土保持 3.5.工程投资概算 3.5.1.工程概况 3.5.2.编制原则及依据 3.5.3.基础资料 3.5.4.工程总投资概算 3.6.财务评价与社会效果分析 3.6.1.概述 3.6.2.财务评价 3.6.3.社会效果评价 1103.6.4.结论 4.村级5.083MWP光伏扶贫电站项目EPC总承包施工技术方案 4.1.概述 4.1.1.项目简要介绍 1114.1.2.项目范围 1114.1.3.项目特点 4.2.总体实施方案 4.2.1.项目目标 4.2.2.项目实施组织形式 1124.2.3.项目阶段划分 1154.2.4.项目工作分解结构 4.2.5.各项目各阶段工作文件的要求 4.2.6.项目分包和采购计划 1264.2.7.项目沟通与协调程序 4.3.项目实施要点 4.3.1.勘查设计实施要点 4.3.2.采购实施要点 4.3.3.施工实施要点 4.3.4.试运行实施要点 1344.4.项目管理要点 4.4.1.合同管理要点 4.4.2.资源管理要点 1354.4.3.质量控制要点 1364.4.4.进度控制要点 4.4.5.费用估算及控制要点 1554.4.6.质量安全管理要点 1554.4.7.职业健康管理要点 4.4.8.环境管理要点 4.4.9.沟通协调管理要点 4.4.10.财务管理要点 4.4.11.风险管理要点 4.4.12.文件及信息管理要点 4.4.13.报告制度 4.5.设计方案 1804.5.1.系统方案 4.5.2.板阵系统设计 4.5.3.太阳能支架系统设计 4.5.4.集电线路方案 4.5.5.电气系统配置方案 4.5.6.二次部分设计 4.5.7.线缆设计选型 2034.5.8.光伏电站的防雷接地及过电压保护措施 4.5.9.发电量估算 4.5.10.开关站及管理站区设计方案 1.污水厂10.8MWp分布式光伏EPC总承包项目技术方案1)离网光伏发电系统2)(不蓄电)并网光伏发电系统3)蓄电并网光伏发电系统模可以达到MWp甚至GWp级别，发出电能并入中高压输电网络，参与电力输送和调配。理示意如图1-1所示。其中，发电系统核心元件是光伏电池组件和并网逆变器。设10.8MWp光伏电站，采用10kV接入原厂区配电系统。上述各类型电池主要性能特点如表2-1所示。电池类型商用效率实验室效率使用特点目前应用范围晶硅电池效率高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场多晶硅效率较高技术成熟价格大幅降低中央发电系统民用消费品市场薄膜电池价格相对较低民用消费品市场中央发电系统碲化镉价格相对较低民用消费品市场铜铟硒价格相对较低民用消费品市场目前市场生产和使用最主要的有晶体硅光伏电池和非晶硅薄膜光伏电池，分别详细介伏电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%～20%,曾经长期占多晶硅电池商用转换效率目前在13%～15%,略低于单晶硅电池水平。多晶硅电池生池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积(CVD)等工艺形成电池。单晶硅电池组件、多晶硅电池组件外形外观，可参考图2-1。薄膜太阳电池包括硅薄膜太阳电池(非晶硅、微晶硅、纳米晶硅等)、多元化合物薄膜太阳电池(硫化镉、硒铟铜、碲化镉、砷化镓、磷化铟、铜铟镓硒等)、染料敏化薄膜得较高的电压。目前非晶硅太阳电池光电转换效率一般能达到10-12%,电池组件的系统在9%-12%,其他多数尚未形成产业化。率最高可达9%,没有形成产业化。较小。在相同的建设条件下，选用不同功率的光伏组件，其整体集成方案均具有可行性。60片电池组成的高效多晶硅电池组件，且逐渐占据市场主流。单晶硅组件效率不低于17%,输出功率保证率线性质保，第1年功率衰减不高于3%,第2年至第25年功率每年衰减不高于0.7%,工作环境温度范围-40℃到85℃。太阳能电池组碰伤，整个组件外表无残留的EVA、硅胶、胶带印等异物，无凸起或者凹陷(由内部引线小于5400Pa。组件的每片电池与互连条排列整齐，组件内单片电池无碎裂、无裂纹、无明显移位，组件的框架整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。接缝配合良好，所有段缝处、IP65。组件具备一定的抗潮湿能力，在雨、雾、露水或融雪的湿气的环境下，能正常工满足IEC标准的电气连接，采用工业防水耐温快速接插，防紫外线阻燃铜芯电缆的截面积不小于组4平方毫米。组件在外加直流电压1150V时，保持1分钟，无击穿、闪络现象。对组件施加500V的直流电压，测量其绝缘电阻应不小于50兆欧姆，漏电电流小于小于50微安。采用EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA的交联度大于75%,EVA与组件背板包装坚固，内部对组件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包装箱在箱面上标出中心位置、装卸方式、储运注意标识等内容。组件与安装支架之间的连接全部采用螺栓连接(不采用本项目为水厂项目，组件根据招标要求布置。根据分析，采用280Wp光伏组件，组串为22片。拟选择的光伏组件技术规格如下表。序号12组件转换效率%3V4A5V6A7最大绝缘耐受电压V8额定电池工作温度度9电流温度系数电压温度系数功率温度系数组件尺寸(长x宽x厚)二结构材料12EVA(抗PID)3框架结构阳极氧化铝合金45电池片类型6电池片转换效率%7接插件型号/防护等级1.1.3.光伏方阵设计.光伏方阵设计原则.光伏组件串联方案Tc=G/800×(Tn-20)+Te;——公式1-1度系数Kv(-0.33%/度),计算组串数量N必须大于19小于23。组串数量宜选择偶数20、22两种方案。组串数量选择22片时，该电压范围贴近逆变器最佳功率点电压，有利于提升逆变器组串数量选择20片时，虽然逆变器效率相对22片时更高，但因直流电流较低、损耗综合上述分析，选择22片组件进行组串。逆变器按功率等级分有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、630kW、1000kW等各逆变器效率，最初随负载增加而增加，达到最大值(负载率约30%)后随负载增加而减少，100%负载下效率小于最大效率，其变化曲线可见图4.2-1。低，则运行效率越高，其变化曲线可见图4.2-2。逆变器效率曲线(负载变化时)1)集中逆变器：在大于100kWp的光伏发电站系统中，很多并行的光伏组串连接到同一台集中逆变器的直流输入侧，如图5.3-1所示。这类逆变器的最大特点是效率高，成本低。大型集中逆变器(单机500kW、630kW、750kW、1MW)可直接通过一台中压变压器与中压电网(10kV或35kV)连接，省去低压变压器，减少逆变器输出交流侧电缆损耗，提1)大型地面光伏电站场和厂区屋顶分布式光伏电站地往往比较平整，光伏组件、电池架联时适配性高、损耗低。因此，在系统集成方面考虑运用集中逆变器可行；2)大型地面维护及运行管理的需要，适合选用集中逆变器；3)降低投资的需要。2)组串逆变器：如图4.3-2所示，太阳电池组件被连接成几个相互平行的串，每个串都连接单独的一遮挡不一)时，可适应各组串的实际工况统一逆变成规格相同的交流电能，特别适用于屋国内大型光伏电站广泛选用500kW级逆变器，2台并机成1MW单元运行。2台500kW逆变器匹配1MW子方阵，子方阵的占地面积不同，电缆长度不同。1交流额定输出功率234欧洲效率序号56最大功率跟踪(MPP)范围78交流输出电压9<3%(额定功率时),并网点满足GB/T14549《电能质量公用电网谐波》要求功率因素0.9(超前)~0.9(滞后)接地点故障检测(有/无)有过载保护(有/无)有反极性保护(有/无)有过电压保护(有/无)有其他保护短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护等有功功率调节能力(有/无)根据本工程特点，综合考虑技术及经济原因，可采用8汇1和16汇1型直流汇流箱。每个500Wp光伏发电单元最多配置8台汇流箱，全站初步布置280Wp单晶硅组件31724块，装机量共计8.882MWp并网系统需配置8汇1汇流箱22台，16汇1汇流箱80台。(1)防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；(2)可同时接入8路或16路光伏组串，设8路或16路熔断器回路，每路额定电流(3)每路输入回路配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V;(4)直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间配有光伏专用高压防雷器，(5)直流输出母线端配有可分断的直流断路器。所有太阳电池组件串并联接入至直流防雷汇流箱的电缆均采用1×4mm2的单芯直流1)汇流箱可直接安装在电池组件支架上，户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满2)逆变器布置在水厂区可利用且离升压变与汇流箱集中区域。本项目并网光伏发电系统包括9个1000kWp固定安装的单晶硅发电单元系统，系统总容量共8882kWp,标称容量8.882MWp。本项目电池组件、汇流箱逆变器数量见表5.3-1。1块2台93汇流箱8汇1台4汇流箱16汇1台1)招标文件；2)现场踏勘资料；3)国家相关设计规范3)其它专业资料、设备资料等；本电站规划安装光伏组件容量8.882MWp。根据本项目招标文件，光伏电站分两个接根据光伏电场技术方案，光伏电场以1MWp为发电单元，分散布置有9个逆变单元。采用就地逆变、就地升压汇流的接线原则，各逆变单元2台500kW/AC0.4kV并网逆变器，与1台1000kVA双分裂升压变压器组成“两机一变单元接线。该接线具有电能损耗少、.10kV开关站电气接线.中性点接地方式.无功补偿功率因数应能够在0.9(超前)～0.9(滞后)范围内连续可调。参考类似工程无功容量.站用电源组合式箱变(欧变)本电站设控制室，控制室内布置有：计算机监控系统主机/操作员站、视频安防监控光伏电站计算机监控系统通过双绞线或光纤将二次设备联结构成以太网或现场总线和10kV开关站电气系统及辅助系统的全面监视与控制。管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、1)数据采集与处理功能2)安全检测与人机接口功能3)运行设备控制、断路器及隔离开关的分合闸操作、站用系统的控制功能4)数据通讯功能5)系统自诊断功能6)系统软件具有良好的可修改性，可增减或改变软件功能及升级7)自动报表及打印功能8)时钟系统据采集处理装置、并网逆变器监控单元、环境参数采集仪以及电站电气设备所用的保护、计算机监控系统由随10kV集电系统敷设的管道光缆组成光纤环网通信网络，将光伏0.4/10kV和10kV开关站电气系统的计算机监控主要包括10kV箱式变压器、10kV线1.2.6.继电保护与安全自动装置元件继电保护按GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、入系统设计报告和《“防止电力生产重大事故的1)10kV箱式变电站变压器保护。由于箱式变电站变压器高压侧为熔断2)并网逆变器保护。并网逆变器为制造厂成套供货设备，应具有防孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护(具有故障检测功能)、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。并网逆变器低电压穿越能力应满足国家电网公司Q/根据"国家电网公司Q/GDW617-2011《光伏电站考虑配置2套电能质量在线监测装置，用于实时监测并网点的各项电能指标。拟在10kV线路设置关口计量点，采用有功0.2S级、无功2级的双向主/副电度表。在10kV开关站配一套电能量远方终端，用于完成电站关口计量点电能信息采集、处用于向站内一、二次及通信设备提供直流电源，全站事故停电按2小时考虑。直流系统电压为220V,采用单母线分段接线。蓄电池组容量为40Ah,共两组，每组52只。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，布置在开关站蓄电池内设置两套充电装置，采用高频开关电源，模块按N+1配置，充电装置屏设置在开关1)逆变器室通风小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。立的分体柜式空调机，以维持夏季室内温度18℃,冬季可适当提高室内温度，另设计每小时不少于12次/h的事故通风，事故排风机可兼作过渡季节通风用。项目场址位于xxxxx污水处理厂内xxx面上，东西向长600m,南北向长350m,海报21m。场地主要由一期3个氧化沟、二期3个氧化沟、东北角位置6个沉淀池、西北角6个沉淀池、绿化带及部分建筑组成。场址地形条件较好，土地属性主要为建设用地。总占地面积约24.4万平米，站址南侧及西侧有本项目本期电站总规划容量8.82MWp,本期新建内容包括一期、二期氧化沟上方的门本工程总装机容量8.882MWp,由4个主要光伏方阵组成光伏发电方阵的逆变升压设备尽量置于靠近光伏方阵及并网点位置(具体位置待后续详勘后与业主方确定),逆变升压单元10kV出线电缆通过直埋电缆汇集到整个光伏发电站的两个开关站内，然后经两个开关站由2回10kV线路并入厂区内部10kV电网。由于光伏电站安装在门式刚架及钢网架上方，光伏组件布置需与建筑结构充分结合。修通道采用钢栅格，门式刚架检修通道布置在组件下方，与组件下沿净高距离600mm,检增道路。电场管线以工艺要求主要是直埋电缆和电缆沟，结合光伏方阵，按照工艺要求合理规划布置管线，尽量使管线短截、顺畅。箱逆变及开关站占用地见表2.1-1,共计占用面积640m2。站内占用地一览表编号名称基础占面积(m²)基础高(m)1砖混结构22砖混结构2箱逆变及开光柜设备基础主要依据使用功能进行设计，在满足功能要求的前提下，按照国家的有关规范、规程进行设计，以保证满足功能使用要求。基础为开挖型基础，埋深约离地面1.5米，地上部分约0.5米，底部采用伐板式水泥基础并设置积水坑，构造柱上做圈梁，基础立面采用砌砖，里外两层均采用涂料防水。地上部分立面处设置自然通风百叶窗。氧化沟和沉淀池主要以混凝土水池为主，边缘位置为运维通道或绿化带。本工程应结合现场场地条件，与建筑、设备、施工和地方材料等因素相配合，遵循安全实用、经济合理、技术先进的设计原则，力争创出结构新、速度快、效益好的结构体系。设计采用的规程规范及技术标准：《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018-2002《建筑钢结构焊接技术规程》JGJ81-2002●本工程结构除光伏支架设计使用年限为25年外，其余建(构)筑物的结构设计使用年限为50年；●基本风压：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙类别为B类。●结构设计使用年限：光伏支架25年，建筑50年。建筑场地类别：按照Ⅱ类，设计特征周期为0.40s。●地基基础承载力特征值按照100kPa计算混凝土：门式刚架及钢网架结构基础混凝土为C35,设备基础混凝土为C30,垫层混凝土为C15;钢材：门式刚架及钢网架主体结构采用Q345,其它未注明钢材均采用Q235B;根据总平图中沉淀池位置、直径大小以及最大化布置组件，西北区域可以布置1个钢架柱顶标高距离池壁顶面垂直净高4m,网架高度3.8m;采用实腹钢柱，柱下拟采用钢筋砼独立基础，地基承载力特征值按照100kPa估算基础截面及配筋，基础位于绿化带内。门式刚架结构，二期氧化沟布置3个门式刚架结构。门式刚架结构跨度根据氧化沟池壁平台位置确定，一期氧化沟长度约104米，二期氧化沟长度约84米，梁底标高距离池壁顶面垂直净高2.5m;采用实腹钢柱、钢梁，柱脚采用地脚螺栓铰接连接在池壁上(地脚螺3、光伏支架按倾斜角度15度设计。考虑使用耐久性，光伏支架钢构件均热镀浸锌。4、检修通道南侧设置护栏，护栏高度不低于组件上沿高度，北侧在不遮挡组件的情况下，设置100mm独立基础采用C30,其余均为C25基础垫层C10HPB300钢筋热镀锌Q235B管材f=205kN/m²一类地区：全年日照时数为3200～3300h,年辐射量在6680～8400MJ/m2。这是我国二类地区：全年日照时数为3000～3200h,年辐射量在5852～6680MJ/m2。此区为一、二、三类地区，年日照时数大于2000h,年辐射总量高于5850MJ/m2,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，具有利用太阳能太阳能发电系统时也会有不同的系统设计方案，所以我国在安装太阳能发电装置时，地理位置处于太阳能资源第三类及以上地区时太阳能发电装置能发挥更高的系统发电效率。合肥地位于北纬31.9度，东经117.2度，位于第三类地区，属于暖温带大陆性季风气候区，四季分明，日照充分，太阳能资源丰富。本期工程场址位于北纬31.9度，东经117.2度，海拔21米。发电量模拟采用Meteonorm的太阳能资源数据进行分析。气象数据如下图所示：kwh/m.dsyYearMeteonorm的太阳能资源数据根据Pvsyst6.6.2仿真结果分析得首年各月发电量数据如下：首年日平均发电量(按月计),单位：度一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池日均总计一月日均二月日均三月日均四月日均五月日均六月日均七月日均八月日均九月日均十月日均十一月日均十二月日均全年日均首年各月发电量，单位：万度一期氧化池二期氧化池西侧氧化池东侧氧化池总计一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月发电量(万度)发电量(万度)25年总发电量25年发电量情况25年发电量情况模拟结论：本项目综合考虑旁边高楼阴影遮挡，结合水厂区域组件布置，通过Pvsyst6.6.2仿真结果为：二期氧化池79.47%,综合发电效率为：80.7%;25年发电总量为：21269.4万度；年平均发电量为：850.776万度。2.村民屋顶2×6MWp分布式光伏发电项目技术方案2.1.项目概况及投资方简介xxx村民屋顶2×6MWp分布式光伏发电项目(简称“xxx12MW分布式光伏电站”)位于xxxx,项目综合利用xxxx街道办事处西大封村、东大封村建筑屋顶进行光伏发电项目集中连片建设，项目利用屋顶面积18万平方米，标称装机容量12MW,为并网型光伏电站，由xxx投资建设。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。xxx是专业从事新能源终端产品研发与生产，新能源工程开发与建设的高科技股份制企业。公司拥有国内一流的新能源行业专家顾问团队和技术团队，主要经营太阳能系列产品的生产销售、智能微电网工程、建筑幕墙工程和各类光伏系统集成设计，光伏发电、风力发电等新能源项目投资建设和运营维护等，具有区域稳定的新能源市场资源，在新能源开发建设、运营管理方面拥有较强的实力和丰富的经验。●xx电网"十三五"发展规划报告(2015年版)●xx电网“十三五”规划(2015年版)●xx电网“十三五”规划(2015年版)xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。本报告根据《山东电网“十三五"发展划报告(2015年版)》、《泰安电网“十三五”《配电网规划设计技术导则》《电力系统安全稳定导则》xx电网位于xxxx,通过220kV高余变、桃园变、五凤变和肥东变接入泰安电网。目前已形成以220kV高余变、桃园变、五凤变和肥东变为主供电源，以110kV、35kV为配电截止2015年底，xxx市拥有220kV变电站4座，变电容量1350MVA,110kV变电站座数为11座，主变台数为19台，变电容量为87.9万kVA,线路的条数为20条，总长度为226.56km;35kV变电站座数为12座，主变台数为23台，变电总容量为26.64万kVA,线路的条数为28条，总长度为248.43km;10kV配变容量59.21万kVA,线路条数共142年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电2015年xxx市全社会用电量38亿kWh,全社会最大负荷700MW。至2015年全市生产总值2015年突破669.3亿元亿元，"十二五"年均增长11.36%以上，人均GDP为8.39万元/人。产业结构更趋优化，产业能级显著提升，产业布局集约科学。着力培育发展战略性新兴产业，积极发展现代农业，加快发展服务业，"十二五"末三次产业比例调整为7:52:41。xxx市2015年全社会用电量、全社会最大负荷分别为38亿kWh和700MW。随着经济的发展，xxx市电力负荷也快速增长，预kWh率为5.22%;预计2020年网供最大负荷将达到971MW;"十三五"期间递增率为6.76%。"十三五"递增全社会最大负荷2.5.电力平衡及建设必要性年发电量共6.29亿kWh,分别为xxx市精制盐厂、山东瑞泰化工有限公司、胜利化工电项目，xxx地区一直为受电区，预计2020年最大负荷为971MW,所需电力主要通过220kV(1)符合国家能源产业政策当前，我国的能源结构以常规能源(煤、石油和天然气)为主，由于常规能源的不可之不竭"。大力发展太阳能发电，实现能源多元化，缓解对有限矿物能源的依赖与约束，(2)优化山东省能源结构，保护环境，符合可持续发展的需要断增加。目前山东省96%左右的发电量均来自燃煤电站，40%左右的电煤供应依靠其他省(3)对电网供电能力形成有益的补充xxx12MW分布式光伏电站利用当地太阳能资源，所发电力全部在xxx电网及泰安电网xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。xx省位于xx。xx地区为太阳能辐射资源三类地区，全年日照时数为2200～3000小西大封村，xxx地处鲁中腹地，北纬35°37'-36°07′、东经117°16′-118°之间，年均降水量730.2毫米，年均风速1.6米/秒，年均日照时数2482.7小时，年无霜期日数总辐射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的国际通用计算倾斜面上月平均太阳辐照量。通过利用光伏发电专业软件计算，地面部分方阵安装的最佳倾角为33°,全年所接收到的太阳辐射量最大，为5383.16MJ/m2,比水平面高出约5.28%。xxx地区年平均日照数2482.7小时左右，年光照辐射强度达5383.16MJ/m2,年等效可用小时在1489小时左右，是山东地区太阳能资源较好的区域之一，适宜建设太阳能电根据工程可行性研究报告，本工程拟采用260Wp多晶硅光伏组件，组件参数如下：260Wp多晶硅光伏组件技术参数电学性能峰值电压VmpV峰值电流ImpAAV电压温度系数Tk(Voc)电流温度系数Tk(Isc)最大系统电压V组件效率工作温度℃本期工程电池组件单块容量为260Wp,总安装数量为46080块，实际总容量为12MWp。元配2台逆变器，整个工程配24台500kW逆变器。逆变器的基本参数见表。隔离方式最大太阳电池阵列功率最大阵列开路电压太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)范围总电流波形畸变率<3%(额定功率时)功率因数最大效率IT系统夜间自耗电自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、通讯接口使用环境温度-25℃~+55℃使用环境湿度0～95%,不结露满功率运行的最高海拔高度(超过3000米需降额使用)噪音防护等级IP20(室内)电网监控根据《配电网规划设计技术导则》,电源总容量范围在6MW～50MW时，并网电压等级可为10kV、35kV和110kV。xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东西大封村，电压等级接入系统，周边可考虑的接入点有110kV牛山站、110kVxxx站、110kV白云站。110kV牛山站，位于光伏电站东南约5km。规划主变(2×50)MVA,现有主变2×50MVA,单母线分段接线，现有出线24回，已出线20回，有备用间隔。2016年牛山站最大负荷110kVxxx站，位于光伏电站东约9km。规划主变(2×50)MVA,现有主变2×50MVA,10kV规划出线22回，单母线分段接线，现有出线6回，有备用间隔。2016年xxx站最大110kV白云站，位于光伏电站东南约8km。规划主变(2×50)MVA,现有主变50MVA,10kV规划出线24回，单母线分段接线，现为单母线接线，出线间隔12回，已有出线7回，有备用间隔。2016年白云站最大负荷15MW,本工程接入后能够就地消纳。白云站距周边光伏电站接入情况：xxx昊邦20MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站，接入系统方案已批复。xxx辉创20MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站。xxx天辰40MWp光伏电站以1回110kV线路接入220kV五凤站，已建成投产，与UPC风电 (50MW)、华电风电MWxxxMWxxxMWp伏电站以1回35kV线路接入220kV五凤站。xxx湖屯镇30MWp光伏电站以1回35kV线路接入220kV高余站，接入系统方案已批复。xxx盛阳20MWp光伏电站以1回35kV线路接入110kV米山站，接入系统方案已批复。项目名称况以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回110kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV五凤站已批复以1回35kV线路接入220kV高余站已批复以1回35kV线路接入110kV米山站已批复根据xxx12MW分布式光伏电站周边电网情况，相关变电站最大接入容量的计算结果如2016年相关变电站光伏发电最大接入容量公共连接点母线名称110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧注：分布式电源并网点的系统短路电流与电源额定电流之比按10计算(下同)。经计算，牛山站10kV侧和xxx站10kV侧2016年可接纳的光伏电站容量能够满足泰安xxx惠康10MW光伏电站项目的接入容量需求。方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV牛山站，新建架空线路长度约6.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和牛山站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。对侧间隔：110kV牛山站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线xxx12MW分布式光伏电站接入系统示意图见附图6.3-1。方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧光伏电站新建12MWp光伏发电装置，组成12个发电单元，经过逆变、升压、汇流后，由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至图6.4-3。110kVxxx站，新建架空线路长度约9.5m,采用JL/G1A-300导线，光伏电站出线侧和xxx站进线侧采用电缆线路，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆。对侧间隔：110kVxxx站10kV规划出线24回，目前有出线间隔24回，已利用出线6xxx12MW分布式光伏电站接入系统示意图见附图6.3-2。计算水平年：工程计划于2016年投产，潮流计算水平年取2016年。计算负荷：2016年泰安电网计算负荷取2750MW。玫瑰、石横电厂～平阴与济南电网联络；通过220kV翟电网联络；通过220kV南流泉～双龙、南流泉～温水与莱芜电网和临沂电网联络。方案1:光伏电站以1回10kV线路接入110kV牛山站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站满发时，光伏电站10kV母线电压为10.5kV,牛山站110kV母线电压为115.5kV,牛山站10kV母线电压为10.5kV;桃园站110kV母线电压为113.2kV;桃园～肥东潮流为59MW;高余站～桃园站220kV线路潮流为105MW。周边电网潮流图见附xxx12MW分布式光伏电站停运时，牛山站110kV母线电压为113.3kV,牛山站10kV母线电压为10.3kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~桃园站220kV线路潮流为105MW。周边电网潮流图见附图。方案2:光伏电站以1回10kV线路接入110kVxxx站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站满发时，光伏电站10kV母线电压为10.8kV,xxx站110kV母线电压为115.1kV,xxx站10kV母线电压为10.8kV;肥东站110kV母线电压为115.3kV;桃园～肥东潮流为51MW;高余站～桃园站220kV线路潮流为104MW。周边电网潮流图见附xxx12MW分布式光伏电站停运时，牛山站110kV母线电压为113.3kV,xxx站10kV母线电压为10.2kV;桃园站110kV母线电压为112.4kV;桃园～肥东潮流为54MW;高余站~2016年短路计算边界条件：220kV五凤站主变容量2×180MVA,220kV肥东站主变容量2×180MVA,220kV桃园站主变容量120+150MVA,220kV高余站主变容量2×180MVA。2020年短路计算边界条件：20kV五凤站主变容量2×180MVAkV2×180MVA,220kV桃园站主变容量120+150MVA,220kV高余站主变容量2×180MVA,220kV郭庄站主变容量180MVA。xxx12MW分布式光伏电站项目给系统提供的短路电流按光伏电站额定电流的1.5倍考2016年相关变电站短路计算结果详见表。2016年相关变电站短路电流单位：MVAkA厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧2020年相关变电站短路计算结果详见表。2020年相关变电站短路电流单位：MVAkA厂站母线名称断路器额定开断电流方案1110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧110kV牛山站10kV侧110kVxxx站10kV侧xxx12MW分布式光伏电站以10kV电压等级接入电网，对接入点方案1投资160万元，方案2投资220万元，方案1较方案2投资节省60万元，建议采用方案1,详见表。方案1方案2光伏电站～牛山站10kV送出线路，新建架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆，约160万元。光伏电站～xxx站10kV送出线路，新建架空线路长度约9.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长度约0.3km,采用630截面铜芯电缆，约220万元。对侧间隔已有间隔一次设备，本工程不再计列已有间隔一次设备，本工程不再计列160万元220万元60万元本工程光伏电站拟选用12台1.0MVA变压器，变压器型式为：容量比：100/50-50电压比：10.5±2×2.5%/0.315/0.315kV光伏电站新建10kV配电装置采用单母线接线，电气主接线详见附图。定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。通过35kV电压等级xxx12MW分布式光伏电站于2016年投产，取2016年为设计水平年。根据工程可行性研究报告，本期工程选用的逆变器交流侧出口功率因数可在超前0.9～xxx12MW分布式光伏电站安装1MVA变压器12台，短路阻抗按6%考虑，为补偿升压变压器的无功损耗，本期需无功补偿容量0.72Mvar。经计算，光伏电站送出线路无功损耗约0.2Mvar,充电功率0.04Mvar。因此本光伏电站工程接入系统共需安装-0.02Mvar~+0.92Mvar动态无功补偿装置。根据山东电力调度中心文件《山东电网新建光伏电站并网验收流程》(调技〔201234号)的规定，"容性无功容量不小于光伏电站总容量的+25%,感性无功容量不小于光伏电站总容量的-12.5%”。本工程光伏电站容性无功容量不小于Mvar小于1.25Mvar。综上，本期推荐选择1组-1.5Mvar～+2.5Mvar可连续调节的动态无功补偿装置。(1)孤岛效应孤岛效应是指当电力公司的供电因故障或停电检修而跳闸时(例如大电网停电),并①对电网负载或人身安全的危害，用户或线路维修人员不一定意识到自给供电系统④孤岛状态意味着脱离了电力管理部门的监控而独立运行，具有不可控性和高隐患(2)谐波①光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，应由具备相应资质的单位或部门②光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试②有功输出特性(有功输出与辐照度的关系特性)测试；xxx12MW分布式光伏电站工程新建12MWp光伏发电装置，通过逆变、升压、汇流后，经汇集线路分别接至光伏电站新建10kV开关站。光伏电站10kV电气主接线采用单母线接线，规划出线1回，本期出线1回，接入110kV牛山站10kV母线。1)线路保护光伏电站10kV出线采用架空出线。在光伏电站10kV开关站～牛山站并网线路两侧配过负荷保护作为后备保护，配置三相重合闸功能、及三相操作箱。要求10kV光伏开关站~牛山站并网线路具备光缆通道，线路保护要求四根光芯，主用2芯，备用2芯。2)母线保护3)失步解列柜4)故障录波器柜5)防孤岛保护2.7.3.相关专业的配合2.7.4.对侧变电站系统继电保护配置方案护1套。护各1套。2.7.5.系统继电保护设备及投资估算序号设备名称总价(万元)光伏电站侧110kV线路保护柜面18210kV母线保护柜面13失步解列装置柜面14故障录波器柜面15防孤岛装置二220kV桃园站侧1110kV线路保护柜面2三110kV牛山站侧1110kV线路保护柜面1212四110kV尚庄站侧1110kV线路保护柜面2224五220kV肥东站侧1110kV线路保护柜面12.8.2.远动信息的传送方式和通道要求.远动信息传输方式.通道要求2.8.3.调度自动化系统并将实时数据和历史数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无站设关口计量点，按单表配置0.2S级的智能电能表。在光伏电站并网线路出线侧设关口考核点，按单表配置0.2S级的智能电能表。计量点互感器装置应经相应部门检测通过才要求电能表带双485输出，具备失压计时功能。本工程在光伏电站安全区II设电能量远方终端1台。本工程在光伏电站安全区II配置功率预测系统1套，功率预测系统接收气象部门的数值天气预报信息(或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息)和调度主站系统全区II与主站系统通信；功率预测系统与光伏电站安全区I监控等系统通信经过硬件防2.8.7.全站时间同步系统与时间监测装置光伏电站应配置1套全站统一的公用时间同步系统，高精度时钟源双重化配置，采用接口(IRIG-B(DC)码)监测时间同步装置(主时钟及扩展装置等)的时间精度，时间同况的信息等。时间监测装置通过网络方式(NTP协议)实时监测功率预测服务器的时间信方终端等设备与系统的时间信息并上传主站系统。时间监测装置通过调度数据网安全区2.8.8.网络及二次系统安全防护设备本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，包括路由器1台、交换机1台，配置相应的二次安全防护设备，1套路由设备共计配置纵向加密认证装置1台。在光伏电站内安全区I与安全区I之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信息大区之间配置反向隔离装置1台。本工程在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套，包含路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台。2.8.9.电能质量在线监测装置本工程在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置，实现对光伏电站并网线路及母线2.8.10.调度运行管理系统本工程在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套，用于调度生产2.8.11.调度端配合费2.8.12.调度自动化设备及投资估算序号备注(总价：万元)1综合通信管理终端冗余配置，具备远动通信、有功功率控制、无功电压控制等功能套1二电量计费系统1电能量远方终端具备网络功能套172智能电能表0.2S级，关口考核点块163电能表柜柜体面1三电力调度数据网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、纵向加密认证装置1台，硬件防火墙1台，及反向隔离装置1台套1四调度管理信息网接入及二次安包括路由器1台、交换机1台、硬件防火墙1台套1五电能质量在线监测装置套1六时间监测装置套16七套13八山东省调软硬件接口费套15九泰安地调软硬件接口费套15十对侧110kV牛山站智能电能表0.2S级，关口计量点块16十一十牛山站需配置电能量采集终端一套套15合计2.9.1.接入系统概况及调度组织关系设。规划容量12MWp,为并网型光伏电站。本期一次性建成，计划2016年开工，2016年建成投产。本报告设计水平年取2016年。本工程本期新建10MWp光伏发电装置，光伏电站10kV规划出线1回，本期出线1回，接入牛山110kV变电站，新建10kV线路长度约6.8km。光伏电站由泰安地调和山东省调调度，远动信息分别送至山东省调和泰安地调主、备泰安地区已基本建成了以ADSS、OPGW光缆为主的地区级电力通信网。泰山～五凤~桃园～高余～佛山～李楼～金阳～汶口～泰山之间均已架设了OPGW/ADSS光缆，形成泰安主干环形光缆通道。南流泉～翟镇～果都～岳东～泰山建立了OPGW/ADSS局部环型光缆通泰安地区现有SDH光传输网络已建成以10Gb/s为主环，2.5G/622Mb/s为分支的结构。泰山～五凤～桃园～高余～佛山～李楼～金阳～汶口～泰山之间开通了10Gb/s骨干环。泰安地区正在建设PTN数据承载网，以满足日益增长的IP业务传输需求及220kV变电站调度数据网双平面覆盖的要求。PTN网络以泰安地调、220kV变电站、500kV变电站及供电部为节点，结构采用核心层、汇聚层、接入层三级网络。南流泉～翟镇～汶口～天平～徐楼～泰山之间已开通10GE核心环。xxx市域随110kV及35kV线路建设了OPGW或ADSS光缆。新城～双村～牛山～尚庄~调控中心已架设了24芯/16芯ADSS。随着四级通信网延伸工程的建设，桃园～牛山已架设2.5Gb/s骨干网。光伏电站配置1套调度数据网接入设备，每套接入路由器配置1路2Mbps数字通道，分别接至电力调度数据网地调接入网的不同节点，传送生产控制大区业务。光伏电站配置1路2Mbps数字通道接至山东电力调度管理信息网的地调节点，传送管理信息大区业务。要求光伏电站～牛山站线路具备光缆通道，线路保护要求4根光芯。41地文41地文(1)光缆建设方案本期随光伏电站1回10kV出线架设1根24芯OPGW光缆至牛山站，线路光缆长约6.5km,管道光缆0.3km。N24/9.0N2王瓜店所尚融变N24/3.2.19L度光缆建设方案图(2)设备配置方案在光伏电站配置1套155MSDH光传输设备，带2个155M光口。牛山站SDH设备上增加2块155M光口，结合本期新建的2根光缆利用光伏电站～牛山的光缆通道，1+1开通光伏电站～牛山的155Mb/s光路。同时在光伏电站配置1套接入层PTN设备，带2个GE光口。220kV桃园站PTN设备增加2个GE光口，跳纤开通光伏电站～桃园的GE光路。通过开通SDH和PTN光路，使得光伏电站接入泰安地区电力通信网。光伏电站配置2个IP电话，通过调度数据网同时注册至地调和地调备调已运行的调度软交换系统。光伏电站内配置配线设备，包含1套综合配线柜，内置12芯ODF模块6块、16单元DDF模块2块。对侧牛山站内增加4块ODF模块，置于站内已有配线柜内。调度数据网路由器至泰安地调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～肥东～天平～徐楼～泰城～泰安地调。至泰安备调的通道为：光伏电站～牛山～桃园～五凤～泰山～徐楼～泰安备调。均利用泰安地区SDH传输系统，各分配2M带宽。光伏电站～牛山站线路保护利用本期新建的1根光缆通道，专用光芯方式，每套线路保护主备用各2芯，主备用光芯分别使用不同的光缆。通信部分投资估算为105.4万元，其中光伏电站侧59.5万元，电网侧45.9万元。xxx12MW分布式光伏电站通信投资估算表单位：万元光伏电站侧1155M光设备套1含双光口2接入层PTN设备套1含双光口3套1334套1555辅助设备及其它套16二电网侧152管道光缆43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14xxx12MW分布式光伏电站位于泰安xxx市王瓜店东大封村、西大封村，由xxx投资建2.10.1.接入系统推荐方案由10kV汇集线路接至光伏电站新建10kV开关站。由开关站新建1回10kV线路接至110kV2.10.2.系统一次对电站的主要技术要求2.10.3.系统继电保护2.10.4.调度自动化(2)与地调主、备调数据网络通信方式采用DL/T634.5104规约。(3)光伏电站配置1套调度数据网接入设备。(4)在光伏电站安全区I设综合通信管理终端1套。(5)在并网线路对侧110kV牛山站设关口计量点；在光伏电站并网线路出线侧设关(6)本工程在光伏电站安全区II配置1套时间监测装置。(7)本工程在光伏电站侧设调度数据网接入设备1套，在光伏电站内安全区I与安全区II之间配置硬件防火墙1台，在光伏电站内生产控制大区与管理信息大区之间配置反向隔离装置1台，在光伏电站侧设调度管理信息网接入及二次安全防护设备1套。(8)在光伏电站配置1套电能质量在线监测装置。(9)在光伏电站安全区III配置调度运行管理系统的终端设备1套。本期随光伏电站1回10kV出线架设1根24芯OPGW光缆至牛山站，线路光缆长约6.5km,管道光缆0.3km。xxx12MW分布式光伏电站项目接入系统方案投资估算为545.9万元。其中：电网侧投资299.9万元(包括：系统一次部分160万元、系统继电保护78万元、调度自动化部分16万元、系统通信部分45.9万元),光伏电站侧投资246万元(包括：系统继电保护部分53万元、调度自动化部分133.5万元、系统通信部分59.5万元)。详见表。投资估算(万元)电网侧光伏电站侧1、光伏电站～牛山站10kV送出线路，新建架空线路长度约6.5km,采用JL/G1A-300导线，新建电缆线路长km1、系统继电保护3、系统通信2015年底xxx市电网地理接线图光伏电站接入系统图(方案1)光伏电站接入系统图(方案2)i出站用变宏源创业制电地云宇汇源高出站用变宏源创业制电地云宇汇源高源福宽佳源乱中心电容1121-1:m2主变又皿职91-1祥祥基汇工基汇工0牛山站主接线图二肥接和地县糟民。村用22接地变二肥接和地县糟民。村用22接地变镧肥21-1镧肥21-1位变1所变UaP.01所变UaP.0排分段臣肆二臣肆二日零正日零正63463560-3xxx站主接线图曲持好争相分段曲持好争相分段主温度1(满温):0.0国度2(油限):0.91白云站主接线图3.建筑屋顶283.8kWp分布式光伏发电项目技术方案xxx是专业从事新能源终端产品研发与生产，新能源工程开发与建设的高科顶面积1.2万平方米，总标称装机容量283.8kW,选用860块峰值功率330Wp的高效多晶硅光伏组件，5台50kW光伏并网逆变器，并配套建设变压器、集电线1)符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75%,已成为我国大气污染的主要来煤炭、交通、环保等因素的制约，随着2000年9月1日开始实施《中华人民3)改善生态、保护环境的需要厦门市区域内太阳能资源丰富，项目所在地水平总辐射为5100MJ/m²·a,度0.10g(对应地震基本烈度VII度),地震动反应谱特征周期为0.35s。根据样1件，根据水文地质环境及《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)中表12.2.1～12.2.4判断，综合评价区域内地下水对混凝土结构和钢筋混凝土283.8kW分布式光伏发电项目，在为区域发展及用户提供充足用电的同时，有效本项目标称装机容量为283.8kWp,实际装机容量283.8kW。组件采用20块串联，接入5台50kW逆变器后接入xxx配电房。所有太阳能电池组件采用随本期283.8kW分布式光伏发电项目采用5台50kW逆变器接入xxx配电房。本工程按"无人值班，少人值守"的原则进行设计。计算机监控系统应能满防火、灭火、排烟、救生等方面作完善的设计，力争做到防患于未“燃”,减少以及光伏组件运行25年后达到标称效率的80%以上的情况下，计算首年发电量为31.59万KWh,25年总发电量为718.32万KWh,平均年发电量28.73万千瓦时，年均利用小时1113h。变压器降压后供混凝土搅拌站、钢筋(钢结构)加工等用电。施工用水及将来的本，提高经济效益。建议项目建成后，运行管理人员共光伏电站场址位于经济开发区不