光伏发电安全预评价模版

1编制说明1.1评价目的、内容和范围1、评价的目的安全预评价是对可研报告提出的建设方案的安全可靠性进行论证，其主要目的是：根据可研报告等技术资料，辨识与分析评价对象在施工、投产运行后，在运行过程中存在的主要危险有害因素及其可能导致发生事故的诱发因素，评价可研报告中危险有害因素预防与控制措施的可靠性，以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性，预测发生事故的可能性及严重程度，提出消除危险和危害的安全对策措施及建议，为编制初步设计、安全设施设计提供参考，使建设项目的安全管理由事后处置变为事先预测和预防，以实现评价对象的本质安全。2、评价内容安全预评价的主要内容应包括：（1）辨识建设项目施工和投产运行后在运行过程中存在的主要危险有害因素，并分析其可能导致发生事故的诱发因素、可能性及严重程度；（2）评价可研报告中危险有害因素预防和控制措施的可靠性，以及与有关安全生产法律、法规、规章、规范性文件和标准的符合性；（3）提出消除未受控危险有害因素的安全对策措施及建议；（4）安全预评价结论。安全预评价报告的内容按照《光伏工程（项目）安全预评价报告编制规定》（水电规安办[2010]121号）主要有：编制说明（包含评价目的、评价范围、评价依据等），建设项目概况，危险、有害因素辨识与分析，评价单元划分和评价方法选择，定性、定量评价，安全对策措施建议，评价结论等。3、评价范围预评价报告的评价对象为****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目。该项目的安全预评价范围为：主体工程、辅助设施、公用工程。主要包括光伏组件阵列工程、逆变器、集电线路、升压变压器、35kV配电装置室、生活办公综合楼、警卫室、站用电变室、控制系统、通信设施、场区道路、水泵房等辅助工程等。1.2评价依据****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目的评价依据主要为国家法律、法规，地方法规、部门规章及规范性文件，国家标准、行业标准以及山东省环能设计院有限公司编制的《****发电有限责任公司****一期20兆瓦发电项目可行性研究报告》等。1.2.1国家法律1、《中华人民共和国劳动法》（国家主席令[1994]第28号）；2、《中华人民共和国电力法》（国家主席令[1995]第60号）；3、《中华人民共和国气象法》（国家主席令[1999]第23号）；4、《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令[2007]第69号）；5、《中华人民共和国消防法》（国家主席令[2008]第6号）；6、《中华人民共和国防震减灾法》（国家主席令[2008]第7号）；7、《中华人民共和国防洪法》（国家主席令[2009]第18号）；8、《中华人民共和国可再生能源法》（国家主席令[2009]第23号）；9、《中华人民共和国社会保险法》（国家主席令[2010]第35号）；10、《中华人民共和国建筑法》（国家主席令[2011]第46号）；11、《中华人民共和国道路交通安全法》（国家主席令[2011]第47号）；12、《中华人民共和国特种设备安全法》（国家主席令[2014]第4号）；13、中华人民共和国环境保护（国家主席令[2014]第9号）；14、《中华人民共和国安全生产法》（国家主席令[2014]第13号）；15、《中华人民共和国职业病防治法》（国家主席令[2016]第48号）。1.2.2行政法规1、《中华人民共和国尘肺病防治条例》1987.12.3；2、《电力设施保护条例（98年修正）》（国务院令第239号）；3、《建筑工程质量管理条例》（国务院令第279号）；4、《建设工程安全生产管理条例》（国务院令第393号）；5、《地质灾害防治条例》（国务院令第394号）；6、《劳动保障监察条例》（国务院令第423号）；7、《电力监管条例》（国务院令第432号）；8、《中华人民共和国防汛条例》（国务院令第441号）；9、《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）；10、《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）；11、《气象灾害防御条例》（国务院令第570号）；12、《工伤保险条例》（国务院令第586号）；13、《危险化学品安全管理条例》（国务院令第591号）；14、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）。1.2.3地方性法规1、新疆维吾尔自治区劳动安全暂行条例（修正）1998.1.1；2、《新疆维吾尔自治区安全生产条例》2008.1.1；3、《新疆维吾尔自治区安全生产事故隐患排查治理条例》2010.7.1。1.2.4政府部门规章1、《产业结构调整指导目录（2011年本）》（国家发改委令第40号）；2、《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会令2014年第14号）；3、《电力安全生产监督管理办法》（国家发展和改革委员会令2015年第21号）；4、《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》（国家安监总局令第16号）；5、《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）；6、《工作场所职业卫生监督管理规定》（国家安监总局令第47号）；7、《职业病防治申报办法》（国家安监总局令第48号）；8、《用人单位职业健康监护监督管理办法》（国家安监总局令第49号）；9、《建设项目职业卫生“三同时”监督管理暂行办法》（国家安监总局令第51号）；10、《企业安全生产风险公告六条规定》（国家安监总局令第70号）；11、《用人单位职业病危害防治八条规定》（国家安监总局令第76号）；12、《〈生产安全事故报告和调查处理条例〉罚款处罚暂行规定》（国家安监总局令第13号、77号令修改）；13、《建设项目安全设施“三同时”监督管理办法》（国家安监总局令第36号、77号令修改）；14、《生产经营单位安全培训规定》（国家安监总局令第3号、80号令修改）；15、《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》（国家安监总局令第30号、80号令修改）；16、《安全生产培训管理办法》（国家安监总局令第44号、80号令修改）；17、《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局令第88号）；18、《起重机械安全监察规定》（国家质检总局令第92号）；19、《特种设备作业人员监督管理办法》（国家质检总局令第140号）；20、《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》（公安部令第61号）；21、《电力设施保护条例实施细则公安部》[1999]8号令；22、《防雷减灾管理办法》（中国气象局令第24号）；23、《公安部关于修改＜建设工程消防监督管理规定＞的决定》（公安部令第119号）；24、《国家电力监管委员会安全生产令》（电监会令第1号）；25、《电力安全生产监管办法》（电监会令第2号）；26、《电力二次系统安全防护规定》（电监会令第5号）；27、《电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）；28、《电网运行规则》（试行）（电监会令第22号）；29、《防雷装置设计审核和竣工验收规定》（中国气象局令第21号）。1.2.5政府部门规范性文件1、《关于切实加强电力建设工程质量安全监督管理的紧急通知》（国家发改委、建设部、国家安监总局、国家电监会、发改能源[2005]1690号）；2、《国家突发公共事件总体应急预案》（国务院2006年1月9日）；3、《国务院关于全面加强应急管理工作的意见》（国发[2006]24号）；4、《关于进一步做好防雷减灾工作的通知》（国办发明电[2006]28号）；5、《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》（国发[2008]20号）；6、《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》（国发[2010]23号）；7、《关于加强重大工程安全质量保障措施的通知》（发改投资[2009]3183号）；8、《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56号）；9、《关于规范重大危险源监督与管理工作的通知》（安监管协调字[2005]125号）；10、《关于做好建设项目安全监管工作的通知》（安监总协调[2006]124号）；11、《国家安全监管总局关于开展工程建设领域安全生产突出问题排查工作的通知》（安监总管二[2009]229号）；12、《国家安全监管总局关于印发金属非金属矿山建设项目安全评价报告编写提纲的通知》（安监总管一[2016]49号）；13、职业病分类目录（国卫疾控发[2013]48号）；14、《职业病危害因素分类目录》（卫法监发[215]92号）；15、《电力企业应急预案评审与备案细则》（国能综安全[2014]953号）；16、《光伏发电企业安全生产标准化创建规范》国能安全[2015]127号；17、《关于加强电力建设起重机械安全管理的通知》（电监安全[2006]28号）；18、《关于印发＜电力突发事件应急演练导则（试行）＞等文件的通知》（电监安全[2009]22号）；19、《电力企业应急预案管理办法》（电监安全[2009]61号）；20、《关于深入开展电力安全生产标准化工作的指导意见》（电监安全[2011]21号）；21、《关于印发＜发电企业安全生产标准化规范及达标评级标准＞的通知》（电监安全[2011]23号）；22、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）；23、《关于印发＜电力安全标准化达标评级管理办法（试行）＞的通知》（电监安全[2011]28号）；24、《国家电网公司安全生产工作规定》（国家电网总[2003]407号）；25、《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）（国家电网公司2009版）；26、《光电工程（项目）安全预评价编制报告规定》（水电规安办[2010]121号）；27、《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企[2012]16号）；28、《新疆光伏发电机组并网安全条件及评价标准》（国家电力监管委员会新疆电力监管专员办公室2011年12月）。1.2.6国家标准1、《工业与民用电力装置的接地设计规范》（GBJ65－1983）；2、《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－1985）；3、《企业职工伤亡事故分类》（GB6441－1986）；4、《作业场所微波辐射卫生标准》（GB10436－1989）；5、《消防安全标志》（GB13495－1992）；6、《低温作业分级》（GB/T14440－1993）；7、《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549－1993）；8、《消防安全标志设置要求》（GB15630－1995）；9、《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222－1995）；10、《电力设施抗震设计规范》（GB50260－1996）；11、《光伏器件2部分：标准太阳电池的要求》（GB/T6495.2－1996）；12、《高压输变电设备的绝缘配合》（GB311.1－1997）；13、《中国地震动参数区划图》（GB18306－2001）；14、《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》（GB/T18479－2001）；15、《岩土工程勘察规范[2009年版]》（GB50021－2001）；16、《绝缘配合第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》（GB/T311.2－2002）；17、《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019－2003）；18、《工业管道的基本识别色、识别符号和安全标识》（GB7231－2003）；19、《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》（GB/T8196－2003）；20、《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158－2003）；21、《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343－2004）；22、《国家电气设备安全技术规范》（GB19517－2004）；23、《安全防范工程技术规范》（GB50348－2004）；24、《建筑照明设计标准》（GB50034－2004）；25、《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939－2005）；26、《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140－2005）；27、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T20046－2006）；28、《手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程》（GB/T3787－2006）；29、《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－2006）；30、《室外排水设计规范》（2011年版）（GB50014－2006）；31、《防止静电事故通用导则》（GB12158－2006）；32、《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（GB/T20047.1－2006）；33、《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》（GB/T20047.2－2006）；34、《生活饮用水卫生标准》（GB5749－2006）；35、《工作场所有害因素职业接触限值第1部分化学有害因素》（GBZ2.1－2007）；36、《工作场所有害因素职业接触限值第2部分物理因素》（GBZ2.2－2007）；37、《入侵报警系统工程设计规范》（GB50394－2007）；38、《电力工程电缆设计规范》（GB50217－2007）；39、《视频安防监控系统工程设计规范》（GB50395－2007）；40、《个体防护装备选用规范》（GB11651－2008）；41、《系统接地的型式及安全技术要求》（GB14050－2008）；42、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223－2008）；43、《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801－2008）；44、《3－110kV高压配电装置设计规范》（GB50060－2008）；45、《用电安全导则》（GB/T13869－2008）；46、《电能质量供电电压偏差》（GB/T12325－2008）；47、《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326－2008）；48、《电能质量三相电压不平衡》（GB/T15543－2008）；49、《特低电压（ELV）限值》（GB/T3805－2008）；50、《安全色》（GB2893－2008）；51、《安全标志及其使用导则》GB2894－2008；52、《带电作业用绝缘手套》GB17622－2008；53、《工业企业厂内铁路、道路运输安全规程》（GB4387－2008）；54、《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116－2008）；55、《火灾分类》（GB/T4968－2008）；56、《工业金属管道设计规范》（GB50316－2008）；57、《高温作业分级》（GB/T4200－2008）；58、《外壳防护等级（IP代码）》（GB4208－2008）；59、《足部防护电绝缘鞋》GB12011－2009；60、《生产过程危险和有害因素分类与代码》（GB/T13861－2009；61、《供配电系统设计规范》（GB50052－2009）；62、《太阳能光伏照明装置总技术规范》（GB24460－2009）；63、《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2010）；64、《建筑抗震设计规范》（GB50011－2010）；65、《工业企业设计卫生标准》（GBZ1－2010）；66、《消防应急照明和疏散指示系统》（GB17945－2010）；67、《交流无间隙金属氧化物避雷器》（GB11032－2010）；68、《用人单位职业病防治指南》（GBZ/T225－2010）；69、《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2011）；70、《电力安全工作规程（电力线路部分）》GB26859－2011；71、《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》GB26860－2011；72、《电力安全工作规程（高压试验室部分）》GB26861－2011；73、《通用用电设备配电设计规范》（GB50055－2011）；74、《低压配电设计规范》（GB50054－2011）；75、《35kV－110kV变电站设计规范》（GB50059－2011）；76、《建筑地基基础设计规范》（GB50007－2011）；77、《工业企业总平面设计规范》（GB50187－2012）；78、《光伏发电站设计规范》（GB50797－2012）；79、《光伏发电站施工规范》（GB50794－2012）；80、《光伏发电工程施工组织设计规范》GB/T50795－2012；81、《光伏发电工程验收规范》（GBT50796－2012）；82、《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321－2012；83、《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343－2012）；84、《土方与爆破工程施工及验收规范》（GB50201－2012）；85、《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》（GB/T29639－2013）；86、《建筑设计防火规范》（GB50016－2014）；87、《职业健康监护技术规范》（GBZ188－2014）；88、《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218－2014）。1.2.7安全生产行业技术标准1、《安全评价通则》（AQ8001－2007）；2、《安全预评价导则》（AQ8002－2007）；3、《企业安全生产标准化基本规范》（AQ/T9006－2010）。1.2.8电力行业技术标准1、《电力设备典型消防规程》（DL5027－2015）；2、《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84－1996）；3、《六氟化硫电气设备气体监督导则》（DL/T595－1996）；4、《电力设备预防性试验规程》（DL/T596－1996）；5、《交流电气装置的接地》（DL/T621－1997）；6、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620－1997）；7、《光伏（PV）发电系统过电压保护——导则》（SJ/T11127－1997）；8、《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》（DL/T639－1997）；9、《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T724－2000）；10、《电力系统安全稳定导则》（DL/T755－2001）；11、《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137－2001）；12、《电力系统安全自动装置设计技术规范》（DL/T5147－2001）；13、《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044－2004）；14、《电力用直流电源监控装置》（DL/T856－2004）；15、《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46－2005）；16、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995－2006）；17、《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352－2006）；18、《电网运行准则》（DL/T1040－2007）；19、《电力技术监督导则》（DL/T1051－2007）；20、《高压电气设备绝缘技术监督规程》（DL/T1054－2007）；21、《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》（DL/T5394－2007）；22、《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587－2007）；23、《通信中心机房环境条件要求（YD/T1821－2008）；24、《电力行业紧急救护技术规范》（DL/T692－2008）；25、《起重机械定期检验规程》（TSGQ7015－2008）；26、《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》（DL/T623－2010）；27、《电力变压器运行规程》（DL/T572－2010）；28、《电力变压器检修导则》（DL/T573－2010）；29、《电力系统通信自动交换网技术规范》（DL/T598－2010）；30、《微机型防止电气误操作装置通用技术条件》（DL/T687－2010）；31、《电力行业劳动环境监测技术规范》（DL/T799.1～799.7－2010）；32、《光伏电站接入电网技术规范》（Q/GDW617－2011）；33、《冻土地区建筑地基基础设计规范》（JGJ118－2011）；34、《带电作业绝缘鞋（靴）通用技术条件》（DL/T676－2012）；35、《电力设施治安风险等级和安全防范要求》（GA1089－2013）；36、《电容型验电器》（DL740－2014）；37、《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044－2014）；38、《电力设备典型消防规程》（DL5027－2015）。1.2.9其它技术资料1、安全评价委托书；2、企业法人营业执照；3、****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目可行性研究报告；4、可研报告审查意见；5、核准批复文件、环境影响报告表批复文件、接入系统评审意见；6、其它工程性技术资料等。1.3建设单位简介****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目属*******股份有限公司的项目。主要经营太阳能发电投资运营，太阳能发电服务业务（包括前期开发、技术咨询、设计建设、安装调试、专业运营及维修服务）。*******股份有限公司是中国最早从事太阳能系统集成工程设计和建设、集成技术研发和光伏产品制造的企业之一，横跨光伏、风电、火电三大领域，是集项目开发、投资、设计、建设、调试、运维为一体的综合型能源服务商。*******股份有限公司在全球十大光伏系统集成商排名中位列全球前三、中国第一。具备了GW级光伏系统集成能力，与华电、大唐电力、中电投、华能、中节能、中广核等“五大四小”电力企业密切合作，所建设的大型并网地面电站遍布新疆、青海、宁夏、内蒙古、西藏等20余个省区，承建离并网电站3000多座，总规模达到200万千瓦。此外，公司大力开发投资光伏电站，2013年开发建设项目达50万千瓦，2014年预计达到100万千瓦，居全国第一。1.4评价程序评价工作大体可分为以下三个阶段。第一阶段为准备阶段，主要收集有关资料，进行初步的工程分析和危险、有害因素识别，划分评价单元和选择评价方法；第二阶段为实施评价阶段，对工程安全情况进行类比调查，运用合适的评价方法进行定性或定量分析，提出安全对策措施；第三阶段为报告书的编制阶段，主要是汇总第二阶段所得到的各种资料、数据，综合分析，提出结论与建议，完成安全预评价报告书的编制。本次安全预评价工作程序如图1－1所示。前期准备前期准备选择评价方法划分评价单元辨识与分析危险、有害因素定性、定量评价提出安全对策措施建议做出评价结论编制安全预评价报告图1－1安全预评价程序2建设项目概况2.1项目地理位置****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目建设规模为20MWp，本项目位于**市西北约15km处，G3016清伊高速、G218国道以北，北临科古琴山，南临建材园通达路，交通方便。场区中心点坐标约为：40°58'30"N，81°07'07"E。本项目位于**州**县，项目选址位于**县西南方向距离约10km的图开沙漠内，东距**市42km，北侧约6km处有G3016清伊高速、G218国道通过，路网发达，交通便利。场区中心点坐标约为：43°59'13.34"N，80°48'17.26"E。场区的四角坐标为：1#：4874512.680，484340.888；2#：4874300.924，484792.807；3#：4872867.652，484793.810；4#：4872867.652，484340.231。场区总占地面积约69.67公顷，场区形状为直角梯形，场区东高西低，北高南低，海拔高度约为585－592m。图1交通位置图2.2周边环境**县位于新疆维吾尔自治区西北部，天山西段，**河谷西北部。南与察布查尔锡伯自治县相接，西邻哈萨克斯坦，东与**市、**县相邻，北与博乐市、温泉县相连。县城水定镇距乌鲁木齐市公路里程655km。有汉、维吾尔、回、哈萨克等29个民族全县总面积5466.25km2，总人口357657人（2003年）。**县北依天山，南濒**河，西邻哈萨克斯坦，东距**市45km。312、218国道和欧亚通讯光缆贯穿全境。交通电信便捷，境内有联结中亚和西欧各国的通道，国家一级陆路口岸－－－－霍尔果斯口岸。**县是国内外进入**的最重要的通道。**县北高南低，西北和东北分别是别珍套山和科古琴山，中部是黄土丘陵，南部是**河冲积平原，西南部为沙漠。境内有**河、霍尔果斯河等水系。属温带亚干旱气候，年均气温9.1°C，极端最高气温40.1°C，极端最低气温－42.6°C。年均降水219mm。本工程场区位于**市附近的戈壁荒地上，场地所处地貌单元属山前冲洪积扇中部，地形起伏不大，，场区地形平坦开阔，地表分布有北向南呈树枝状的宽浅冲沟，地表有少量耐旱植被，呈荒漠戈壁景观。场址区为荒漠戈壁，土地类型为国有未利用荒地，土地较为平坦开阔，适合建设光伏电站。站址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。站址附近也没有对电站造成污染的矿藏。2.3水文地质条件本光伏电场规划区范围内及附近分布季节性冲沟和沟壑，场区地势由北向南倾斜，受地形地貌的控制，场区在洪水季节地表易汇水形成冲刷危害，设计时考虑洪水对场区建筑冲刷的影响，建议在场区北侧设计小型防洪堤坝。根据现场踏勘、当地走访，对临近建筑工程、农业水利灌溉设施调查，对该区域水文地质资料、临近工程的岩土勘察资料的参考，本场区范围地下水埋深大于10m，设计不考虑地下水对地基基础的影响。编制可研报告时，未进行水文地质勘探。2.4气象条件1、主要气象要素**农场测侯所1939年设立，**市气象站建于1951年8月。2004年**哈萨克自治州气象局下属一个国家基准站（在**市）、一个国家基本站（在昭苏县）、8个一般站。**州气象局为当地经济建设、社会发展和人民生活提供公众天气预报、重大天气决策预报、气候预测、农业气象预报、气象卫星遥感应用、气象仪器计量检定、环境气象预报、地质灾害预报等项气象服务以及专业专项科技服务。表2－1气象要素统计值表序号项目数值备注l平均气温（°C）11.92极端最高气温（°C）40.11958年7月12日出现3极端最低气温（°C）－24.41959年1月12日出现4年平均降水量（mm）64.85年最大降水量（mm）158.66年平均无霜期（d）210.07年平均雷暴日数（d）18.48年平均大风日数（d）16.09年平均沙尘暴日数（d）7.510年平均大雾日数（d）1.411最大积雪深度（cm）461976年2月28日12最大冻土深度（cm）761955年1月20日13平均风速（m/s）1.914最大风速（m/s）30.91954年5月2个出现15年平均气压（kPa）871.816空气平均相对湿度（%）5117年蒸发量（mm）2451.118年均日照时数（h）2785.319年均日照百分率（%）63根据气象站的实测数据资料和场区的实际情况，进行气象条件的初步影响分析。**属中温带半干燥大陆性气候。在干旱的新疆是一块气候特征较为独特的区域，这里雨水相对充沛、天气温润，被称为“瀚海湿岛”。夏季短促，冬季漫长，春季升温不稳定，秋季降温迅速；阳光充足，热量资源比較丰富，空气湿度小，蒸发量大；日温差大，无霜期因地形纬度不同为140至180d。气温年变化十分明显，以1月最冷，极端最低温度可达－24°C以下；7月最热，平均温度在22－23°C，极端最高温度可达39－40°C。冬季最长，春长于秋，夏季最短。2、气温条件影响分析本工程所选逆变器的工作环境温度范围为－25°C～＋50°C，电池组件的工作温度范围为－40°C～＋85°C。正常情况下，太阳电池组件的实际工作温度可保持在环境温度加30°C的水平。参照气象站提供的气象数据，当地极端最低气温－24.4°C，当地极端最高气温40.1°C，拟选场区的气温条件对太阳能电池组件的可靠运行及安全性没有影响。逆变器通过设置加热和通风系统，亦可以安全可靠运行。在太阳能电池组件的串并联组合设计中，需根据当地的实际气温情况进行相应的温度修正，以确保整个太阳能发电系统的安全性和在全年中有较高的运行效率。（1）最大风速影响分析本工程地处荒地，场址平坦四周无遮挡，场址区多年平均风速为1.9m/s，最大风速30.9m/s，低风速环境有助于增加太阳能组件的强制对流散热，降低电池组件板面的工件温度，从而在一定程度上提高发电量。但考虑到太阳能电池组件迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷载的影响，并以光伏支架及基础在极端最大风速下不损坏为基本原则。（2）沙尘和雷暴影响**年平均沙尘暴日数为7.5d。沙尘天气对大气影响较大，空气中粉尘量剧增，大气透明度大幅度降低，大气中的尘埃和粉尘大大阻挡和减弱了太阳直射。加之该区域气候干旱，植被稀少，在大风季节里，极易出现沙尘天气。电站所处环境周边的沙尘较大，经常受到沙尘、强风的影响，电池板很容易积尘，影响发电效率。故应经常对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列的电池板面得清洗可分为定期清洗和不定期清洗。**年平均雷暴日数18.4d。该雷电对光伏电站有一定的危害，电池阵列均固定金属支架之一，且电池阵列面积较广，需对防雷接地要求较高。（3）积雪影响分析太阳能电池板最低点距地面距离H的选取主要考虑以下因素：1）高于当地最大积雪深度；2）高于当地洪水水位；3）防止动物破坏；4）防止泥和沙溅上太阳能电池板；5）当地年最大积雪厚度为46cm，所以本次设计H取0.5m。**与**地形地貌相似，辐射近似。采用新疆**太阳辐射监测站的数据对本建设项目进行太阳能资源分析基本可靠。新疆**太阳辐射监测站属于国家基准站，位于**市城郊。辐射数据对本项目具有代表性，可作为光伏发电场数据分析计算的依据。2.5光能资源1、**太阳辐射量分析根据1993年－2010年**气象局提供的辐射资料，绘制出近18年太阳总辐射量年际变化图，见图2。图2**近18年太阳总辐射量年际变化图根据1993年－2010年**气象局提供的辐射资料，绘制出近18年日照时数年际变化图，见图3。图3**近18日照时数年际变化图图2－6为**日照百分率的年际变化图。图4**日照百分率的年际变化图做出收集到的**太阳辐射资料太阳辐射量月际变化图，如图5所示。图5**近18年平均太阳总辐射量月际变化图**近18年日照时数月际变化图，见图6。图6**近18年月平均日照时数月际变化图**近18年各月日照百分率月际变化图，见图7。图7**近18年月平均日照百分率月际变化图2、太阳能资源丰富程度评估根据QX/T89－2008《太阳能资源评估方法》，太阳能资源丰富程度的评估以太阳能总辐射的年总量为指标，其评估等级见表2－2。表2－2太阳总辐射年总量资源丰富程度≥1750kW·h/（m2·a）资源最丰富6300MJ/（m2·a）1400－1750kW·h/（m2·a）资源很丰富5040－6300MJ/（m2·a）1050－1400kW·h/（m2·a）资源丰富3780－5040MJ/（m2·a）＜1050kW·h/（m2·a）资源一般＜3780MJ/（m2·a）距离本工程站址最近的气象站为**市气象站（站号：51431），位于新疆**市飞机场路136号，位置坐标：E81°22′，N43°57′，观测场海拔高度662.5m，风速感应器距地面高度10.5m。**气象站为国家基准气象站，二级辐射观测站，有基本气象资料及辐射资料观测记录。气象站距拟建场址约20km，与场址区之间无大山阻隔，海拔相近，属于同一气候区。**（同**）平均太阳能辐射量为15.47MJ/m2·d，折合年平均太阳能辐射总量5654.8MJ/m2·a，年均日照时数为2609.28h/a。从图2可以看出，近18年来数据相对稳定，年总辐射量多稳定在5300－5700MJ/m2之间。18年间的平均太阳能辐射量为5654.8MJ/m2。最大值出现在1993年，达6712.32MJ/m2。最小值出现在2004年，为5098.01MJ/m2。图3为**日照时数的年际变化图，最大值出现在2000年为2824.8h，最小值出现在1995年为2366.8h。全区年日照时数基本稳定在2500－2600h之间。图4为**日照百分率的年际变化图，最大值出现在1997年为64%，最小值出现在1995年为53%。图5可以看出，**地区太阳辐射月际变化较大，其数值在6.33－24.67MJ/m2·d之间，月总辐射量从3月开始急剧增加，6月达到最高值，为24.67MJ/m2·d，到8月后迅速下降，冬季12月达到最小值，为6.33MJ/m2·d。图6中可以看出，**近18年间平均日照时数，1－5月逐月增加，6、7、8月份较平稳，处于全年日照时数最大区，10月之后日照时数开始逐月递减。图7中可以看出，一年之中**地区的日照百分率较平稳，其中6－11月的日照百分率最高。**地区在我国属太阳能资源二类地区，属于我国太阳能资源较丰富地区，开发利用潜力大。从太阳能资源利用角度来说，在本项目地建设光伏电站的太阳能资源条件良好，适合建设大型太阳能光伏发电场。3、光伏电站光资源计算（1）计算原则由于太阳辐射的随机性，无法事先确定光伏系统安装后方阵面上各个时段确切的太阳辐射量，只能根据气象站记录的历史资料作为参考，而且应用多年（在10年以上）的太阳辐射数据取平均值。然而通常气象站提供的只是水平面上的太阳辐射量，而电池方阵一般是倾斜放置的，需要将水平面的太阳总辐射量转换成倾斜面上的辐射量。在光伏并网电站系统设计中，如果按天进行能量的平衡计算，即没有意义，也太繁琐，更不能按照小时计算，而按年为周期进行计算有太粗糙，因此最合理的是按照月进行能量平衡的计算。（2）固定式电池方阵的最佳倾角计算为了使光伏方阵表面接收到更多太阳能量，根据日地运行规律，方阵表面最好是朝向赤道（方位角为0度）安装，并且应该倾斜安装，对于光伏并网电站来说，由于所产生的电能全部输入电网，得到充分利用，因此只要使方阵面上全年接收到最大辐射量即可。本工程利用**地区的水平面上的辐射量运用光伏软件PVSYST计算出**县电池板倾斜面上的辐射量，结果见表2－3。表2－3固定式太阳能电池板阵列倾角在20度－45度时月平均日辐射量计算结果统计表倾斜各月平均日辐射量（kw.h/m2.d）年平均日辐射量年平均辐射量角度1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月（kw.h/m2.a）（MJ/m2.a）202.893.674.425.256.036.676.516.105.384.583.422.541749.536298.31212.933.704.445.256.026.656.496.105.404.613.462.571754.366315.70222.963.744.465.266.006.626.466.105.424.653.502.601758.856331.86233.003.774.485.265.996.596.446.095.434.683.532.631762.476344.89243.033.804.505.265.976.566.426.085.454.723.572.661766.386358.97253.063.824.515.265.956.536.396.075.464.753.612.701769.096368.72263.093.854.535.265.936.506.366.065.474.783.642.731771.786378.41273.123.884.545.255.916.466.336.055.484.813.682.751773.556384.78283.153.904.565.255.896.436.306.045.494.833.712.781775.656392.34293.183.934.575.245.866.396.276.025.54.863.752.811777.116397.60303.213.954.585.245.846.356.236.015.504.893.782.841778.306401.88313.243.974.595.235.816.326.205.995.514.913.812.861778.866403.90323.274.004.605.225.786.286.165.975.514.933.842.891779.106404.76333.294.024.615.215.755.524.953.872.921779.056404.58343.324.044.615.205.726.206.095.935.524.983.902.941779.016404.44353.344.054.625.185.696.156.055.915.524.993.922.961776.866396.70363.374.074.635.175.666.116.015.885.515.013.952.991776.216394.36373.394.094.635.165.626.065.975.865.515.033.973.011774.336387.59383.414.104.635.145.596.015.925.835.515.044.003.031771.556377.58393.434.124.635.125.555.965.864.023.051768.766367.54403.454.134.635.105.515.915.835.775.495.074.043.071765.076354.25413.474.144.635.085.485.865.795.745.495.084.073.091762.606345.36423.494.164.635.065.445.815.745.705.485.094.093.111758.886331.97433.514.174.635.045.45.765.695.675.421754.286315.408443.534.184.625.025.365.75.645.645.441749.986299.928453.544.184.624.995.315.645.595.65.461744.486280.128图8电池阵列不同倾斜面上太阳辐射量比较图从上表的计算可以看出，该项目倾角等于34°时全年接受到的太阳能辐射能量最大，为4.87kw.h/m2·d，折合6404.76MJ/m2·a。项目地的整体地势为西高东低，北高南低，东西方向坡度约为1.5%，南北方向基本水平，坡度不到1%，此坡度为电站竖向布置的容许坡度。在施工阶段可以采用调节电池板支架基础高度等方式使电池板的方位角保持0°，电池板的南北方向倾角选用接收到辐射量最大的角度，从而确定本项目太阳能光伏阵列安装最佳倾角为34°。4、光资源综合评述通过综合分析和比较，可以看出本项目开发区太阳能资源较丰富，在倾角度为32°时，倾斜面所接收到的年总辐射量为6404.76MJ/m2以上。太阳能利用前景广阔，能够为光伏电站提供充足的光照资源，实现社会、环境和经济效益。2.6工程地质条件1、区域地质构造勘察区出露地层为巨厚的第四系全新统卵石，构成广阔的山前砾质倾斜平原和冲洪积平原，岩性主要以卵石为主，分布于冲洪积扇下缘的亚沙土及沙层为主。卵石分选性较好，磨圆度中度，一般粒径2－10mm，最大粒径40mm，沙土质充填物约占30%，总厚度不超过300m。2、区域稳定性评价本区为近、现代地震活动性较强地区、上世纪九十年代，中国大陆以及南疆地震区进入一个新的地震潮幕，**周边的伽师曾发生多次6级以上上中强地震，这些中强震既有主震、余震型也有群震型。根据《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306－2001），勘察区地震动峰值加速度0.20g，对应地震基本烈度8度。勘察区地基土为砾沙，地下水埋深大于15m，可不考虑地基土液化问题。勘察区地段属中硬场地土，场地类别为II类。3、场区岩土工程条件场地地层岩性。根据现有资料及现场踏勘，拟建场地地层主要为角砾地层，对其岩性描述如拟建光伏电站场址下：卵石：青灰色、灰褐色，稍湿，中密，一般粒径2－10mm，最大粒径40mm，颗粒形状以棱角形为主，级配良好，骨架颗粒呈交错排列，大部分接触，锹镐可挖掘，井壁取出大颗粒后能保持凹面形状，稍密—中密状态，干燥－稍湿，充填物为粗中沙，无胶结；骨架颗粒主要成分以花岗岩、石英、长石为主，局部夹薄层细沙，层厚大于8m，分布连续，层厚稳定。4、不良地质现象经现场踏勘，本工程建设范围及周边不存在滑坡、崩塌及泥石流等不良地质作用，本工程建设可不考虑不良地质作用的影响。5、冻土深度根据《中国季节性冻土标准冻深线图》及项目建设地的气象资料，场址区地处多年冻土区，最大冻土深度为地面以下80cm。根据《建筑地基基础设计规范》附录G表G..0.1，判定场地为不冻胀性土。6、场地的稳定性和适宜性评价根据本工程场址区的区域地质资料，站址区及附近无活动构造，场地无不良地质作用，地形较平坦开阔，地基土层主要为坚硬的卵石土层，厚度较大，分布连续，场地稳定，适宜工程建设。（1）场址区地基土物理力学性质场址区目前为荒漠戈壁滩，场区建筑物基础荷载影响深度范围内地层主要由角砾层构成，地层较稳定连续，承载力较高，结构稍密—中密，抗变形能力较强，可作为较好的天然地基。其物理力学指标根据当地工程建设经验建议如下：卵石：fak＝300kPa，Φk＝40°，γ＝22kN/m3，Es＝35Mpa。（2）地基土腐蚀性评价根据现场踏勘，场地环境类别按III类考虑，依据《岩土工程勘察规范》（GB50021－2001）及临近工程易容盐试验成果报告判定场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土中的钢筋具中腐蚀性，对钢结构具中腐蚀性。（3）场址区地基基础评价场址区目前为戈壁荒滩，地势较平缓开阔，本光伏工程建筑物基础埋置深度及荷载影响深度范围内主要由角砾地层构成，地层分布连续稳定，厚度大，结构稍密至中密，压缩性较低，承载力较高，建筑物基础可采用天然地基，不需进行地基处理。7、结论与建议（1）本工程场区位于**市附近的戈壁荒地上，场地所处地貌单元属山前冲洪积扇中部，地形起伏不大，海拔高程585m左右，总体地势由东北向西南倾斜，场区地形平坦开阔；（2）场址区建筑物基础埋深及荷载影响深度范围地基土层为碎石土层，地层分布连续稳定，其物理力学指标推荐位：fak＝300kPa，Φk＝40°，γ＝22kN/m3，Es＝35MPa；（3）场区与活动断裂满足规范要的最小安全距离，本工程建设不受断裂的影响，属于构造稳定区；（4）场址区无崩塌、塌方、滑坡、泥石流等不良地质现象，场地稳定安全，适宜工程建设；（5）场址区地震动峰值加速度为0.20g，抗震设防烈度为8度，地震分组为第二组。场址区属抗震有有利地段，场地类别为II类；（6）本工程建设不考虑地下水对建筑物基础的影响，设计时考虑洪水对场区建筑冲刷的影响，建议在场区北侧设计小型防洪堤坝；（7）最大冻土深度为80cm；（8）场地土为非盐渍土，其对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土中的钢筋具中腐蚀性，对钢结构具中腐蚀性。2.7项目任务和规模1、项目任务近年来光伏发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的新能源发电方式，世界光伏发电装机以年均30%以上的速度增长，光伏电池组件光电转换效率逐年提高及系统集成技术日趋成熟，单机容量不断增加，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措，本项目充分利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，发出绿色无污染电力，可以改善当地电力系统的能源结构，实现电力供应的多元化，提高电网中可再生能源发电的比例，优化电源结构，推动社会和经济的可持续发展。本工程任务主要是发电，为当地提供清洁的电能。2、项目规模本工程的主要任务是建设高压并网光伏电厂，充分开发利用**地区丰富的太阳能资源，建设绿色环保的新能源。从能源资源利用、电力系统供需、项目开发条件以及项目规划占地面积和阵列单元排布等方面综合分析，本工程规划建设规模为20MWp。2.8站址选择及平面布置1、站址选择****发电有限责任公司****（一期）20兆瓦发电项目，中心地理位置约为北纬43°59'13.34"N″，东经80°48'17.26"，电站场址高程约为585－592m。项目选址位于**县西南方向距离约10km的图开沙漠内，东距**市42km，北侧约6km处有G3016清伊高速、G218国道通过，路网发达，交通便利。本期光伏电场总装机容量为20.188MWp，场区总占地面积69.67公顷，场区形状为直角梯形，场区东高西低，北高南低，海拔高度约为585－592m。（1）太阳能资源丰富综上所述，场址区与**气象站地理位置接近，均属同一气候区；两地太阳辐射的影响因素（太阳高度角、天气状况、海拔高度及日照时数）较为接近；本阶段选取的工程代表年太阳总辐射量为5654.8MJ/m2∙a。从太阳能资源利用的角度来说，项目所在地太阳能资源属资源较丰富区。（2）地形地貌适宜**（一期）20兆瓦并网光伏发电项目根据本工程场址区的区域地质资料，站址区及附近无活动构造，场地无不良地质作用，地形较平坦开阔，地基土层主要为坚硬的卵石土层，厚度较大，分布连续，场地稳定，适宜工程建设。总体来说，本区域工程地质条件较好。（3）接入系统便利根据规划方案，项目本期建设规模20.188MWp，光伏电站由20个光伏逆变单元组成，每1000kWp光伏组件为一个子系统，逆变器输出的交流电经升压变压器升至35kV；在场内使用35kV电缆汇流，汇流后，经电缆接入本期建设的35kV开关站内，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。（4）场址内及周边环境条件场址内无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军事设施及地下矿藏等。场址周围没有草场，也没有对电站造成污染的厂矿。（5）交通条件项目选址位于为**县城西南方向42km处，有未利用地，交通较为便捷、运输较便利。（6）当地政府的支持力度当地政府对光伏发电项目均大力支持，承诺供法律及政策允许的各种优惠政策及便利条件，以支持光伏发电项目在本地的建设。经综合考虑多种因素，该处场址的选择在技术上是可行的，具备建设大型光伏电站的条件。2、总平面布置图见附件2.9光电系统配置及设备选择2.9.1光电系统配置在项目地区，倾斜面上中午的瞬间辐射强度可能大于1000W/m，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳能电池组件的串联组数为20块/串。固定阵列布置方式以1MWp为一个基本发电单元，全厂20MWp发电容量共20个基本发电单元。每20块电池组件组成一串，每2串组成一面电池板阵，每面电池板阵输出电压600V，输出功率9600Wp。根据电池组件的串联数及500kW逆变器额定输入功率及最大允许输入功率得出单台500kW逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为103串。1MWp基本发电单元并联组总数为103×2＝206串，电池组件数量为20×206＝4120串。全厂20MWp需要这种电池板支架数量为206/2×20＝2060套，需要这种电池组件40×2060＝82400块，电站实际装机容量为20.188MWp。每1MWp光伏组件为一个子系统，逆变器输出的交流电经升压变压器升至35kV；在场内使用35kV电缆汇流，汇流后，经电缆接入本期建设的35kV开关站内，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。2.9.2主要设备选择1、短路电流计算（1）计算目的：校验本工程投运后对系统有关各点短路电流水平的影响，并为本工程的设备选型提供依据；（2）计算水平年：2020年；（3）计算网架及电源：计算网架为2020年**州地区目标电网及新疆主电网等效电源；（4）电压取基准值，即230/115/37，基准容量为100MVA。表2－4短路电流计算结果表短路点母线名称三相短路电流（kA）三相短路容量（MVA）三道河变110kV升压站35kV母线3.60229.21光伏场内开关站35kV母线2.82180.77通过短路电流计算，本工程投运后对系统有关各点短路电流水平影响不大，对本工程的设备选型没有特殊要求。35kV配电装置短路电流水平暂按31.5kA考虑，选型时考虑一定裕量，待本区光伏发电接入系统设计审定后再进行校验。2、设备使用环境条件海拔高程585-592m年平均气温11－13°C最低气温－33.8°C最高气温39.2°C最大风速30.9m/s3、逆变器的选择根据工程实际情况，考虑到未来工程扩建的需要以及国内外大型并网发电系统的成功案例，在电气线路上将20MWp分成20个独立的1MWp系统。并网逆变器的选择500kW。本工程由20个1MWp的并网光伏发电单元构成，每1MWp并网光伏发电单元由2台500kW并网逆变器及太阳能方阵组成。并网逆变器输出0.315kV三相交流。逆变器允许的最高直流电压：1000V；最大功率跟踪点电压：820V；逆变器输入电压范围为450V－1000V。将选定的245Wp太阳能板每20块串联成一串，每2串组成一面电池板阵，每面电池板阵输出电压600V，输出功率9600Wp。根据电池组件的串联数及500kW逆变器额定输入功率及最大允许输入功率得出单台500kW逆变器接入的太阳能电池组件的并联组数为103串。1MWp基本发电单元并联组总数为103×2＝206串，电池组件数量为20×206＝4120串。全厂20MWp需要这种电池板支架数量为206/2×20＝2060套，需要这种电池组件40×2060＝82400块，电站实际装机容量为20.188MWp。1MWp光伏并网系统采用2台500kW逆变器，由于500kW逆变器输出为3相0.270kV，所以需将逆变器输出接入升压变压器，并入公共高压电网运行。系统配置表2－5：表2－5500kW1MWp20MWp备注总功率（kWp）50010002000逆变器数量（台）1240变压器数量（台）01200.270kV/35kV，1000kVA采用40台500kW组成20MWp系统。国内外生产500kW逆变器现场运行时间都比较长，产品成熟度高；所需逆变器较少，系统较为简单，转换效率较高。4、35kV出线设备主要参数选择（1）隔离开关额定电压40.5kV额定电流1250A额定频率50Hz额定短时耐受电流31.5KA/4S额定峰值耐受电流80kA额定雷电冲击耐受电压（峰值）185kV额定短时工频耐受电压（有效值）95kV（2）避雷器额定电压54kV持续运行电压43.2kV直流1mA参考电压73kV操作冲击残压114kV雷电冲击残压134kV徒破冲击残压154kV5、35kV开关设备主要参数选择35kV开关设备采用固定式手车柜，开关采用真空断路器。（1）真空断路器额定电压40.5kV额定电流1250/630A额定频率50Hz额定短路开断电流31.5kA额定短路开合电流80kA额定短时耐受电流31.5kA/4S额定峰值耐受电流80kA额定雷电冲击耐受电压（峰值）185kV额定短时工频耐受电压（有效值）95kV6、箱式升压变压器本工程选用具有运行灵活、操作方便、免维修、价格性能比较优越等优点的箱式变。升压变压器采用双绕组油浸式变压器，电压等级分别为35/0.315kV。35kV侧采用负荷开关加熔断器。（1）35kV双分裂绕组升压变压器型式双分裂绕组升压变压器容量1000kVA变比38.5±2×2.5%/0.270kV/0.270kV调压方式无励磁调压联接组标号D，yn11，yn11短路阻抗6.5%冷却方式自冷/风冷（2）35kV负荷开关额定电压35kV最高工作电压40.5kV额定电流630A额定短时耐受电流25kA/4S额定峰值耐受电流63kA（3）35kV熔断器额定电压40.5kV额定电流40A熔体额定电流31.5A（4）35kV避雷器额定电压42kV持续运行电压23.4kV标称放电电流5kA直流1mA参考电压≥73kV操作冲击电流残压（峰值）≤114kV雷电冲击电流残压（峰值）≤134kV徒波冲击残压（峰值）≤154kV（5）低压断路器（低温型）额定电压400V额定电流630A极限分断能力≥50kA7、35kV接地变压器形式三相油浸式双绕组变压器容量630kVA变比35±2×2.5%/0.4kV调压方式无励磁调压联接组标号ZN，ynll短路阻抗6.5%冷却方式自冷/风冷8、厂用箱式变压器形式油浸变压器容量500kVA变比S11－100/35调压方式无励磁调压联接组标号D，ynll短路阻抗6.5%冷却方式自冷/风冷表2－6主要设备表序号名称型号及规范单位数量备注一、光伏阵列部分电气设备1太阳能电池组件全固定式245Wp块82400电缆及其它附件，含支架套20602防雷汇流箱16路输入台260二、逆变及配电部分电气设备1并网逆变器500kWp，270V台40235kV美式箱变含S11－1000/35等高低压设备台203300低压开关柜MCC面204控制柜含网络通讯装置等面20三、35kV开关站一次部分电气设备1厂用箱式变电站内含：S11－100/35台3所用变压器内含：S11－200/35台12无功补偿装置SVG－35－2－＋2MVar套1335kV站用接地变压器DKSC1－630/35，消弧线圈630kVA套1435kV高压开关柜KYN61－40.5面1送出线柜KYN61－40.5面4电缆馈线柜KYN61－40.5面1PT柜KYN61－40.5面1接地变出线柜KYN61－40.5面1SVG出线柜四、35kV开关站二次部分1公用测控屏小接地选线装置1套，公用测控单元1套面12远动屏1）通讯管理机1台，2）GPS同步卫星对时装置，3）调制解调器2台，4）通道隔离器2台，5）工业用以太网交换机2台6）远动通信装置2台，通道切换装置1台面1335kV线路光纤差动保护屏35kV线路光纤差动保护测控装置1台，打印机1台面1光纤差动保护装置型号与对侧一致435kV母线保护屏母线保护装置1台、打印机1台面1535kV线路、SVG、接地变兼站用变保护测控装置包含4个线路保护测控单元，1个接地变保护测控单元、1个SVG保护测控单元台6安装于开关柜内6电力调度数据网络屏接入路由器3台，接入交换机5台，纵向认证装置5台，电能量远方终端1台，地调端接口设备面27有功、无功功率测控系统服务器（有功、无功功率测控系统）面18频率电压紧急控制屏频率电压紧急控制装置面19电度表屏三相四线电度表，有功0.2S，无功2.0块2出线关口计量表10智能型电度表三相四线电度表，有功0.5S，无功2.0块6安装于开关柜内11UPS逆变电源屏5KVAUPS逆变电源装置面112高频开关直流电源屏100Ah，220V，由4面屏组成；蓄电池屏2面；充电馈线柜2面套113监控主机及操作员站2台主机、显示器、报警音响，1台打印机套114火灾报警控制系统JB－QB－6800/32DB套115视频监控系统监控系统，球型彩色摄像机64个预置点套116微机防误闭锁装置含微机防误闭锁功能，包含全所锁具，配后台显示，系统PIV2.8GDELL主机彩显、打印机套117电能质量监测屏电能质量在线监测装置1台面118光功率预测屏光伏电站功率预测系统面119天气预报服务器屏天气预报系统面120数字式故障录波屏数字式故障录波装置1台面12.10电气2.10.1一次电气1、光伏发电工程电气主接线本期建设规模为20MW，全部采用245Wp多晶硅电池组件，电站共设20个1MWp的子方阵。每500kWp太阳电池经一台一体化500kW逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电单元经500kW逆变器将直流电转换为低压交流电，逆变器室两个光伏发电单元经1台1000kVA双分裂绕组升压变压器将逆变器输出交流电压升压。本工程为每个1MWp逆变器的2台500kW逆变器出口电压（0.315kV）经一台容量为1000kVA升压变电站升压至35kV后，再由35kV开关站出1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线，线路长约12km。电缆拟选用LGJ－240型导线。此方式光伏电站主要电气设备需20台1000kVA、35/0.315/0.315kV箱式升压变电站，8面35kV高压开关柜以及户外设备（含断路器、CT、PT、避雷器、避雷针等）。电站共20个1MWp光伏发电单元，每个发电单元设置1台1000kVA、35kV双分裂绕组箱式变，5台35kV双分裂绕组箱式变再高压侧并联为1个联合进线单元；4个联合进线单元分别接入35kV母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。电站采用单母线接线，4回进线，1回出线。2、无功补偿根据国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617－2011标准对光伏电站并网的要求，逆变器技术参数应明确功率因数能在进相0.95－滞相0.95之间连续可调及具备低电压穿越能力。本电站除需满足站内箱变、集电线路等的无功损耗外，还需具有一定的调节范围要求，因此本阶段暂按在升压站35kV侧设置一套连续可调的－2MVar－＋2MVar无功补偿装置（SVG）。该无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压波动要求，同时具有滤波功能，以满足电网对供电质量的要求。下阶段将根据接入系统方案要求对无功补偿容量及方案进行优化及调整。3、各级电压中性点接地方式根据最新颁布的GD003－2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行）中规定，需计算光伏发电工程单相接地电容电流值，并提出相应的消弧消谐措施。根据本工程的载流量计算，本光伏电站35kV所用电缆，电缆型号有ZR－YJV22－3×70mm2、ZR－YJV22－3×95mm2、ZR－YJV22－3×120mm2、ZR－YJV22－3×185mm2、ZR－YJV22－3×240mm2等型号电缆。单相接地电容电流为43.2A，超出了规程规定的不大于10A的要求，因此本期工程35kV侧考虑采用中性点接消弧线圈接地，消弧线圈容量585kVA，经整定消弧线圈容量选630kVA，接地变容量为630kVA。具体消弧线圈容量以接入系统报告为准。4、配电装置型式及布置35kV配电装置推荐采用手车式开关柜设备户内布置在35kV配电室内，35kV出线采用35kV电缆引至终端杆，经架空线送出，35kV配电装置母线设有无间隙金属氧化物避雷器，箱式变、直流配电柜、汇流箱内均逐级装设过电压保护装置。下阶段根据绝缘配合进一步优化和调整。35kV无功补偿装置采用SVC装置，布置在综合楼一侧，户内布置。5、电站用电本工程拟采用双电源供电方式，一路电源（主供电源）引自就近10kV公网电源线路，经一台10/0.4kV变压器降压至0.4kV母线；一路电源（备用电源）引自本电站35kV母线，经一台35/0.4kV变压器降压至0.4kV母线，两路电源在0.4kV侧设置备自投装置。由于光伏电站场地面积较大，考虑到线路压降和线损并根据厂用电初步负荷统计，本电站采用1台200kVA－10/0.4kV的干式变压器向综合楼和邻近逆变器室供电，另在场地内设4台100kVA－10/0.4kV箱式变电站向其余逆变器室供电。表2－7逆变器室自用电测算项目额定功率（kW）同时率系数估算负荷（kW）逆变器室UPS5×3115逆变器室通风5×80.624盘柜加热器50.63屋外道路照明150.69辅助建筑照明50.631#－5#逆变小室400.832总计86经光伏电站厂用电初步负荷统计，故本期选用的厂用变压器容量为200kVA，厂用电仍采用0.4VA级电压供电，电能质量能够满足规程规范要求。2.10.2二次电气1、工程概况及主接线电站共20个1MWp光伏发电单元，每个发电单元设置1台1000kVA、35kV双分裂烧组箱式变，5台35kV双分裂绕组箱式变再高压侧并联为1个联合进线单元；4个联合进线单元分别接入35kV母线侧，汇流为1回35kV出线接入地方电网。电站采用单母线接线，4回进线，1回出线。1回35kV线路接入110kV三道河变35kV母线。2、电站的综合自动化系统电站的综合自动化以微机保护和计算机监控系统为主体，加上其他智能设备构成电站综合自动化系统。电站配置一套计算机监控系统，并具有远动功能，根据调度运行的要求实现对电站的控制、调节、本站采集到各种实时数据和信息，经处理后可传送上级调度中心。（1）计算机监控系统主要任务计算机监控系统的任务是根据电力系统的要求和电站的运行方式，完成对站内35kV线路、35kV开关柜、SVG装置、控制电源系统、光伏发电设备及逆变器等电气设备的自动监控和调节，主要包括：1）准备、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并事实上送；2）对电气设备进行实时监控，保证其安全运行和管理自动化；3）根据电力系统调度对本站的运行要求，进行最佳控制和调节。（2）计算机监控系统功能计算机监控系统设置如下功能：1）数据采集与处理功能系统对站内主要设备的运行状态和运行参数进行实时自动采集，包括模拟量、数字量（包括状态量和报警数据等）、脉冲量、通讯数据的采集；对所采集的数据进行分析、处理、计算，形成电站管理所需的数据；对重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档；将部分重要数据实时上传至电力系统调度中心；2）安全监测和人机接口功能各个间隔层测控单元能实时监测本间隔设备的运行状态和参数，并能完成越限报警、顺序记录、事故追忆等功能；在各个间隔层测控装置上所带人机接口设备实现人机对话；3）控制和调度功能根据调度运行要求，自动完成对电站内设备的实时控制和调节，主要包括：断路器及有关隔离开关的断合操作、隔离开关操作连锁功能、逆变器有功及无功输出调节、SVG调节、设备运行管理及指导功能等；计算机监控系统