2.0MW太陽能光伏發電示范工程工程可行性研究報告

目錄

l綜合說明...........................................-1-

1.1概述.............................................................-1-

1.2太陽能資源.......................................................-1-l.3工程地質.........................................................-2-

1.4工程任務和規模...................................................-2-

1.5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算.........................-3-

1.6電氣.............................................................-4-

1.7工程消防設計.....................................................-4-

1.8土建工程.........................................................-5-

1.9施工組織設計.....................................................-5-

1.10工程管理設計....................................................-6-l.11環境保護與水土保持..............................................-6-

1.12勞動平安與工業衛生..............................................-7-

1.13工程概算........................................................-8-2太陽能資源.........................................-9-

2.1概況.............................................................-9-

2.2太陽能資源......................................................-11-3工程地質..........................................-13-

3.1工程地質條件....................................................-13-

3.1.1地形地貌..................................................-13-

3.1.2水文條件..................................................-14-

3.1.3地層結構及不良地質作用....................................-14-

3.2場地地震效應....................................................-15-

3.3建議及說明......................................................-15-4工程任務和規模....................................-15-

4.1東北電網電力系統概況............................................-15-

4.2赤峰市電網現狀..................................................-18-

4.3赤峰市電力電量預測..............................................-19-

4.4光電站建設必要性................................................-19-5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算...........-20-

5.1太陽能光伏系統的選型............................................-20-

5.1.1光伏組件的選型............................................-20-

5.1.2單晶硅太陽能電池組件的參數及外形..........................-22-

5.1.3光伏系統方陣支架的類型....................................-24-

5.1.4逆變器的選擇..............................................-25-

5.2光伏電站的系統設計與布置........................................-27-1

5.2.1光伏陣列的布置............................................-27-

5.2.2光伏電站的系統設計........................................-27-

5.3系統年發電量的估算..............................................-28-

5.3.1太陽能電場發電量計算的根底數據............................-28-

5.3.2年發電量的估算............................................-29-6電氣..............................................-31-

6.1電氣一次........................................................-31-

6.1.1接入電力系統方式..........................................-31-

6.1.2電氣主接線................................................-31-

6.1.3主要電氣設備選擇..........................................-32-

6.1.4過電壓保護及接地..........................................-33-

6.1.5照明......................................................-33-

6.1.6升壓變電所電氣設備布置....................................-34-

6.2電氣二次........................................................-34-

6.2.1光伏電站控制、保護、測量和信號............................-34-

6.2.2升壓站〔35kV〕控制、保護、測量和信號......................-35-

6.2.3直流系統..................................................-41-

6.2.4通信調度..................................................-42-

6.3主要電氣設備統計表..............................................-42-7工程消防設計......................................-45-

7.1消防設計主要原那么................................................-45-

7.1.1一般原那么..................................................-45-

7.1.2設計采用的主要技術標準、規程..............................-45-

7.2工程消防設計....................................................-46-

7.2.l建筑物火災危險性分類及耐火等級............................-46-

7.2.2主要場所及主要機電設備消防設計............................-46-

7.2.3平安疏散通道和消防通道....................................-48-

7.2.4消防給水..................................................-49-

7.2.4消防電氣..................................................-49-

7.2.5消防監控系統..............................................-50-

7.2.6消防工程主要設備..........................................-51-

7.2.7建筑消防設計..............................................-53-

7.3施工消防........................................................-54-

7.3.1工程施工場地規劃..........................................-54-

7.3.2施工消防規劃..............................................-55-

7.3.3易燃易爆倉庫消防..........................................-55-8土建工程..........................................-57-

8.1工程地質條件....................................................-57-

8.2主要技術指標....................................................-58-

8.3主要建筑材料....................................................-58-

8.4太陽能板支架根底及箱式變電站根底................................-58-2

8.4.1太陽能板支架根底及地基處理................................-58-

8.4.2箱式變壓器根底............................................-60-

8.4.3電纜壕溝..................................................-60-

8.4.4主變根底工程..............................................-60-

8.4.5光電站場地平整............................................-61-

8.5升壓站的總體布置................................................-61-

8.5.1總體規劃..................................................-61-

8.5.2站區總平面布置............................................-61-

8.5.3站區管溝布置..............................................-62-

8.5.4道路及場地處理............................................-62-

8.5.5站前區場地及屋外配電裝置場地地面的處理....................-63-

8.5.6光伏電站3

10.1.2工程管理范圍.............................................-79-10.2主要管理設施...................................................-79-

10.2.1光伏電站工程生產區、生活區的主要設施的規劃...............-79-10.2.2生產、生活所需電源及備用電源.............................-79-10.2.3生產、生活供水設施及供水方式.............................-79-10.2.4生產、生活區綠化規劃.....................................-80-10.2.5工程管理4

12.8.1勞動平安主要危害因素防護措施的預期效果評價...............-99-12.8.2工業衛生主要有害因素防護措施的預期效果評價...............-99-12.8.3存在的問題和建議.........................................-99-13工程估算........................................-100-

13.1編制說明......................................................-100-

13.1.1工程概況................................................-100-13.1.2編制原那么和依據..........................................-101-13.1.3根底單價、取費標準......................................-102-13.1.4其他費用................................................-103-13.1.5預備費、建設期貸款利息、鋪底流動資金....................-104-13.2工程投資概算表................................................-104-5

l綜合說明

1.1概述

赤峰2.0MW太陽能光伏發電示范工程工程位于內蒙古赤峰市元寶山經濟轉型試驗區。本工程遠期規劃裝機規模4.6MW，本期建設裝機規模2.0MW。

本次光伏電站的主要任務是：為我國今后大力開展光伏電站起到示范和建設經驗積累的作用。本次主要的工作內容包括：資源分析、工程地質評價、工程任務和規模、主要設備選型和布置、發電量估算、工程投資概算和財務評價等內容。

在內蒙古地區大規模建設光伏并網電站具有非常好的自然條件。充分利用這些資源大力開展并網光伏電站，對改善我國能源結構、保護環境、減少污染、節約資源非常必要。

本期赤峰太陽能光伏發電示范工程工程建設規模為2.0MW，主要任務滿足內蒙古美科能源高純硅提純工業用電、周圍經濟轉型試驗區的工業用電，多余電量并網。

1.2太陽能資源

內蒙古赤峰市元寶山太陽能資源較豐富，具有經濟開發利用價值。據NASA數據庫數據顯示，赤峰市元寶山年日照時數約3168h，太陽能輻射總量約為1558[kWh/m22Y]。

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l.3工程地質

擬建場區根本為荒地，地勢較為平坦，地面標高在450m左右。宏觀地貌上屬于山前沖洪積平原。

1、場地地基穩定，巖土工程條件較好，適宜本工程的建設。

2、根據本工程的工程特性及土層的埋藏分布條件，該場地無不良工程地質現象，具有較好的建筑穩定性。

3、根據本工程的建設特點及結構類型，場地可采用天然地基。

4、場地土對建筑材料無腐蝕性，設計時也不用考慮場土的液化問題。

5、場地處于抗震的有利地段，本地區抗震設防烈度為7度，設計根本地震加速度為0.15g。

1.4工程任務和規模

1、赤峰市電網現狀

赤峰地區電網位于東北電網的西部，目前赤峰地區電網以220kV電壓等級電網為主干網架，赤峰地區現有220kV變電站12座。地區電網通過500kV元董兩回線和220kV寧建線與遼寧西部電網相連。

在赤峰北部，以新建成的大板開關站為核心，形成熱水～大板開關站～烏丹～熱水和天山～林東～大板～大板開關站～天山的2個220kV環網結構；赤峰南部電網負荷密度較大，其電力負荷為赤峰總計算負荷的五分之四；同時也是赤峰地區的能源中心，元寶山～赤-2-

峰～西郊～烏丹～元寶山發電廠～元寶山形成了南部地區的供電環網，還有元寶山～平莊～寧城～建平〔遼寧〕的供電線路。

目前赤峰供電區域內的常規電源中，直接接入220kV及以上電網的發電廠2座，其中元寶山發電廠主要為東北電網供電，裝機容量到達2100MW，除局部滿足本地負荷外，大局部電力通過500kV元董兩回線送入遼寧電網；赤峰熱電廠在擴建了2臺135MW的供機組后裝機容量為349MW，通過2回220kV線路接入赤峰一次變。接入地區66kV及以下電網的電廠有21座，還有一些小水電廠分布在赤峰地區西北部。

2、光伏電站規模

本期規劃建設容量為2.0MW的光伏電站，主要采用的太陽能光電池為單晶硅組件，支架采用常規的固定式。

1.5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算

光伏系統的選型主要根據制造水平，運行的可靠性，技術的成熟度和價格，并結合光伏電場的具體情況進行初步布置，計算其在標準狀況的理論發電量，最后通過技術比較分析后擇優選型，初步推薦晶體硅太陽能電池組件，型號為CNPV-180W。太陽能支架采用固定形式。

2.0MW光伏并網系統的布置為2個獨立的1MW分系統，每個1MW分系統由10個100kW子系統組成，每個100kW子系統由100kW太陽電池方陣和100kW并網逆變器組成，每個1MW分系統通過一臺1.25MVA的變壓器升壓到10kV，2.0MW光伏并網系統再通過-3-

5MVA的變壓器升壓到35kV，并入66kV的高壓輸電網。

光伏系統的發電量是通過RETScreenInternational軟件計算，其年平均發電量約為289萬kWh。

1.6電氣

本工程發電量大局部自用，余量上網。擬選廠址亦選擇并入美科高純硅提純工業園區變電站的用戶側并網方案。在赤峰市元寶山區光伏發電站建設35kV升壓站一座，本期2.0MW光伏發電系統以10kV電壓等級接入光伏發電站升壓站，光伏發電站升壓站出單回35kV線路至站址附近66kV變的35kV側。

升壓變電站裝設一臺6.3MVA雙繞組有載調壓變壓器。35kV規劃出線1回，10kV規劃出線1回，電氣接線采用單母線接線。在10kV側安裝2Mvar動態電容補償裝置。升壓變壓器電壓比為35±83

1.25%/10.5kV；在10kV母線側安裝過電壓消弧裝置。

35kV配電裝置布置在站區西南側，向南出線，采用屋外普通中型斷路器單列布置。10kV配電裝置布置在站區西北側，采用屋內開關柜單列布置。10kV電容器布置在10kV配電裝置西北側，主變壓器布置在站區中部。繼電保護間、所用配電室和蓄電池室均布置在綜合樓內，綜合樓布置在站區北側。

1.7工程消防設計

本工程消防設計貫徹“預防為住，防消結合〞的消防工作方針，-4-

設計考慮站區的各類火災的防止和撲滅，立足自救，布置要考慮消防通道，要滿足在發生火災時施救人員和機械的通行。設備選型〔包括電纜選型〕要選擇防火型設備。針對工程的具體情況采取防火措施，以防止和減少火災危害。積極采用先進的防火技術和新型防火材料，做到保障平安、使用方便、經濟合理。對消防部位中央控制采取專門防火措施，安裝消防監測自動報警裝置。

1.8土建工程

太陽能板固定式共布置714個單元，電池板型號為CNPV-180W。每個單元方陣與地面有4個支撐點，支架為角鋼，支架根底為現澆筑鋼筋混凝土根底。根底為長方柱，以最大載荷組合狀態下根底的反力不脫開為原那么，經計算固定式根底尺寸為0.830.831.8〔m〕，根底埋深1.8m，單個鋼筋混凝土根底體積1.2m3。施工前在四周及底面鋪設200mm的中粗砂。太陽能支架地基需鋼筋混凝土根底總方量為3427.2m3，鋼筋172t。

變電站為光電站的配套工程，站區總布置在滿足生產要求的前提下，盡量減小占地面積。考慮到該工程屬于發電廠，需要在升壓站內建設生活、效勞性建筑。本工程建筑平面布局本著合理，功能分區明確，形體簡單中求變化，形體上下錯落，整個建筑簡潔明快的原那么。

1.9施工組織設計

根據本工程的特點，在施工布置中考慮以下原那么：施工總布置遵循因地制宜、方便生產、管理，平安可靠、經濟適用的原那么。充分考-5-

慮光伏電池板布置的特點，統籌規劃，盡量節約用地，合理布置施工設施與臨時設施。合理布置施工供水與施工供電。施工期間施工布置必須符合環保要求，盡量防止環境污染。

光伏電池板和箱變根底混凝土澆筑：先澆筑混凝土墊層，后澆筑根底混凝土。光伏陣網和箱式變壓器安裝采用20t汽車吊裝就位。

根據工程所在地區的氣候條件、建設期限的要求、控制性關鍵工程及工程量制定的分項施工。

1.10工程管理設計

光電站的自動化程度較高，管理機構的設置應根據生產經營需要，本著高效、精簡的原那么，實行現代化的企業管理。結合本光電站的特點進行機構設置和人員編制，定員標準為8人。其中管理人員2人，負責光伏電站的生產經營和日常管理工作，維護人員6人，負責電站設備巡視、設備定期檢查、日常維護及平安和技術管理等工作。l.11環境保護與水土保持

本次規劃的太陽能電站的環境影響初步評價，是在對赤峰元寶山區太陽能電站地區環境現狀現場資料調查的根底上進行的，并對主要環境要素做了初步的分析、識別和篩選，確定了主要環境要素。在此根底上，得出主要有利影響和不利影響，本次規劃的太陽能電站的環境影響以有利影響為主，不利影響很小，在采取必要的措施后對生態環境根本上沒有不良的影響，從環境保護的角度來考慮，建設本工程是可行的，不存在環境制約因素。

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水土流失預測結果說明，本工程建設期和運行期均不同程度地存在著擾動地表、破壞原地貌結構，加速土壤流失的問題。為遏制工程建設和運行期間的人為土壤流失，必須堅持預防為主、因地制宜和因害設防的原那么，采取有效的水土保持防護措施進行預防和治理，嚴格按照環境保護及水土保持設計要求進行生產運行，維護好各項設施，構成行之有效的防治體系，遏制新增水土流失的發生與開展。提高區域水土保持能力，治理人為造成的水土流失，保證主體工程平安運行。建設本工程的水土保持防治工程設計技術可行、投資合理，從水土保持設計的角度來考慮，是可行的。

1.12勞動平安與工業衛生

遵循國家已經公布的政策，貫徹落實“平安第一，預防為主〞的方針，在設計中結合工程實際，采用先進的技術措施和可靠的防范手段，確保工程投產后符合勞動平安及工業衛生的要求，保障勞動者在生產過程中的平安與健康，分析生產過程中的危害因素，提出以下防范措施和對策：

1、建立以工程總經理負責的勞動平安與工業衛生組織機構，配備兼職的管理人員，明確責任，建立完善的管理體系。

2、建立建設單位和施工單位兩級組織機構，確定主要負責人，具體管理人。

3、確定工程建設期及建成運營期的管理點。

4、按照國家法律、法規針對本工程制定相關規章制度。

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5、制定有關執行規章制度的具體方法。6、對規章制度的執行情況定期檢查。

1.13工程概算

工程概算依據國家、部門現行的有關文件規定、費用定額、費率標準等，材料價格按2021年2.0MW光伏電站工程特性表

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2太陽能資源

2.1概況

太陽能資源的分布具有明顯的地域性。這種分布特點反映了太陽能資源受氣候和地理條件的制約。從全球角度來看，中國是太陽能資源相當豐富的國家，具有開展太陽能利用得天獨厚的優越條件。中國

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國土面積從南到北、自西向東的距離都在5000公里以上，總面積達960萬平方公里，為世界陸地總面積的7%。在我國有著十分豐富的太陽能資源。全國各地太陽輻射總量為3340～8400[MJ/〔m22y〕]，中值為5852[MJ/〔m22y〕]。從中國太陽輻射總量分布來看，西藏、新疆、青海、內蒙古等地的輻射量較大〔見圖2－1〕，分布的根本特點是:西部多于東部，而南部大多少于北部〔除西藏、新疆外〕。

內蒙古海拔較高〔見圖2-2〕，晴天多，太陽輻射強，日照時數也較多。全區總輻射量在4830～7014[MJ/〔m22y〕]之間，僅次于青藏高原，居全國第2位。日照時數在2600～3200小時，是全國的高值地區之一，太陽能資源異常豐富。全區太陽能資源的分布自東部向西南增多，以巴彥淖爾盟西部及阿拉善盟最多。一年之中，4～9月的輻射總量與日照率都在全年的50％以上。特別是4～6月，東南季風未到內蒙古境內，所以空氣枯燥，陰云天氣少，日照充足。

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2.2太陽能資源

赤峰市地處內蒙古自治區東南部、蒙冀遼三省區交匯處，與河北承德、遼寧朝陽接壤。地處燕山北麓、大興安嶺南段與內蒙古高平原向遼河平原的過渡地帶。總面積90021平方公里，東西最寬375公里、南北最長458公里。東與通遼市毗鄰，東南與遼寧省朝陽市接壤，西南與河北省承德市交界，西北與錫林郭勒盟相連，地理坐標為北緯41°17’-45°24’、東經116°21’-120°58’之間。

赤峰市位于內蒙古的東南部，地處溫帶季風區，

屬于大陸性干旱-11-

氣候。季風顯著：冬季盛行西北、東北和北風；到夏季盛行西南、南和東南風。四季清楚，溫度適中。水熱同期。春季太陽輻射增強，氣溫升高較快，日差較大，少雨風大、氣候干旱；夏季主要為降雨量集中，季降水量占全年的60%-70%；秋季，多受極地大陸氣團控制，降水較少，易發生秋旱；冬季，受蒙古冷高壓控制，盛行偏北風。全年氣候根本規律是：冬季干冷，春旱多風，夏熱多雨，晚秋易旱。

赤峰市區位優勢明顯，交通條件便利，居于東北、華北兩大經濟區之間，東南和西南分別靠近遼中南和京津唐兩個興旺經濟區域。正南臨近渤海，距北京、天津、沈陽、大連幾大中心城市和錦州、秦皇島均在500公里左右，是連接關內外的重要通道。赤峰境內有8條國省公路干線與市外相通，南部京通、葉赤兩條鐵路與關內、東北和遼寧沿海相連。北部集通鐵路橫貫內蒙古腹地。民用航空擁有通往北京、赤峰市的定期航班。

內蒙古赤峰市元寶山太陽能資源較豐富，具有經濟開發利用價值。據NASA數據庫數據顯示，赤峰市元寶山年日照時數約3168h，太陽能輻射總量約為1558[kWh/m22Y]，太陽能直輻射量約為2089[kWh/m22Y]，太陽能散輻射量約為513[kWh/m22Y]，環境溫度6.78℃，10米高度風速4.81m/s。

主要氣象條件：

累年極端最高氣溫40℃，出現日期：1955年7月20日；

累年極端最低氣溫-30℃，出現日期：1951年12月1日；

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累年平均降雨量616.0mm；

累年最大降雨量950mm，出現于1964年；

累年最小降雨量210mm，出現于1968年；

累年全年主導風向為SSW，相應頻率為15%；

累年冬季主導風向為SSW，相應頻率為13%；

累年夏季主導風向為SSW，相應頻率為14%；

累年最大積雪厚度為45cm，出現日期為1073年3月1日；

累年一般積雪厚度為11cm；

累年最大凍土深度82cm，1968年2月12、13日

累年一般凍度土深48cm。

3工程地質

3.1工程地質條件

3.1.1地形地貌

擬建站地區地貌成因類型為沖積平原，地貌類型為平地，地形平坦。站址自然地面高度約為450m。場地東西方向可利用長度1km，南北方向約為0.5km，可滿足規劃容量2.0MW的太陽能建設及施工場地需要，擴建條件較好。

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3.1.2水文條件

站址地處赤峰市元寶山經濟轉型開發區，開發區水源保障充足，內蒙古丘陵地形的特征雨水較少，站址50年內未遇洪澇災害，可確保工程平安運行。

3.1.3地層結構及不良地質作用

擬建站址區地層為第四系全新統沖積層〔Q4al〕，巖性主要為粉土、粘性土及砂土地層。

①粉土：黃褐、褐黃色，稍密，干~微濕，具觸變性。該層厚度一般不大于10m。

②粘性土：黃褐色，可塑~軟塑狀態，微濕。該層厚度不均，厚度一般為5.00~10.00m。

③砂土：淺黃、褐黃色，松散~稍密，微濕。

地基的承載力特征值建議采用：

①粉土：fak=100~130kpa;

②粘性土：fak=110~130kpa；

③砂土：fak=150~200kpa。

站址范圍內無礦產資源及文物分布。

站址范圍內無滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂縫等不良地質現象。

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站址土對混凝土結構具有弱腐蝕性，對鋼筋混凝土結構中的鋼筋具有弱腐蝕性，對鋼結構具有弱腐蝕性。

3.2場地地震效應

根據?中國地震動參數區劃圖?，赤峰市元寶山區的抗震設防烈度為7度，設計根本地震加速度值為0.15g。

3.3建議及說明

1、場地地基穩定，巖土工程條件較好，適宜本工程的建設。

2、根據本工程的工程特性及土層的埋藏分布條件，該場地無不良工程地質現象，具有較好的建筑穩定性。

3、根據本工程的建設特點及結構類型，場地可采用天然地基。

4、場地土對建筑材料無腐蝕性，設計時也不用考慮場土的液化問題。

5、場地處于抗震的有利地段，本地區抗震設防烈度為7度，設計根本地震加速度為0.15g。

6、累年最大凍土深度82cm。

4工程任務和規模

4.1東北電網電力系統概況

目前，東北電網已初步形成500kV主網架，覆蓋全區絕大局部的電源基地和負荷中心。黑龍江與吉林省間500kV輸電線路2回，-15-

220kV線路4回；吉林與遼寧省間500kV輸電線路2回，220kV線路5回；同時，通過綏中電廠至華北姜家營變電站，實現東北電網與華北電網跨區域交流聯網。

東北電網共有500kV輸電線路31回，總長5035km；220kV輸電線路473回，總長23545km。500kV變電站16座〔包括梨樹、永源開閉所〕，變電容量為14560MVA；220kV變電站226座，變電容量為42680MVA。

截至2006年底，東北電網區域已建成并網發電的風電場總裝機容量為974.88MW，主要分布在遼寧沿海一帶以及吉林西部、黑龍江東部和內蒙古赤峰、通遼地區，總裝機臺數1236臺，其中內蒙古赤峰、通遼地區320MW。

根據東北地區電力工業中長期開展規劃預測，“十一五〞用電量年均增長7％，最大負荷年均增長7％，到2021年東北地區用電量將到達2956億kW·h，最大負荷將到達45820MW。其中遼寧、吉林、黑龍江省和內蒙古東部地區用電量分別占全區的54.1％、17.6％、23.6％和4.7％。2021年～2021年用電量預計年均增長5.5％，最大負荷年均增長5.7％。到2021年東北地區用電量將到達5050億kW·h，最大負荷79770MW。

“十一五〞期間東北電網新開工電站規模20320MW，其中，常規水電100MW，抽水蓄能800MW，火電16940MW，核電2000MW，風電480MW。投產電站規模17540MW，其中，常規水電835MW，-16-

抽水蓄能750MW，火電15470MW，風電480MW。新增500kV交流線路5336km，變電容量20000MVA，直流輸電線路952km，換流容量6000MW。到2021年底，發電裝機總量到達59410MW，結轉“十二五〞17200MW。500kV線路到達11470km，變電容量39060MVA，直流輸電線路952km，換流容量6000MW。預計到“十一五〞期末，東北電網根本形成“西電東送、北電南送〞的網架結構。黑龍江東北部電源基地形成向黑龍江中部地區輸電的雙通道3回線路，黑龍江東南部電源基地形成向吉林東部送電的單通道2回線路，黑龍江與吉林、吉林與遼寧省間形成中部的北電南送的雙通道4回路輸電網結構，內蒙古呼倫貝爾電源基地形成向遼寧負荷中心的直流輸電通道。黑龍江省中部負荷中心形成哈南～永源～綏化～大慶的環網結構，吉林省中部負荷中心形成合心～長春南～東豐～包家的環網結構，遼寧省中部負荷中心形成沙嶺～沈北～沈東～徐家～南芬～王石～鞍山～遼陽的雙回路環網結構，大連受端電網形成三角環網結構。到2021年，東北區域電網電力供需根本平衡，“西電東送〞、“北電南送〞的輸電網架結構和大慶、哈爾濱、長春、沈陽、大連等負荷中心500kV受端環網根本形成，黑龍江東部煤電基地已經形成，內蒙古東部呼倫貝爾煤電基地開始建設，霍林河及周邊、錫林郭勒盟白音華煤電基地初具規模，電源布局和電網結構更加優化，優化配置電力資源的能力進一步加強。

2021年至2021年預計投產發電裝機規模41000MW，到2021年全區發電裝機總容量將到達1億kW。到2021年，東北電網系統將-17-

形成“西電東送、北電南送〞的輸電通道和負荷中心500kV受端環網，結構合理、技術先進、運行靈活、平安可靠的電網。

4.2赤峰市電網現狀

赤峰地區電網位于東北電網的西部，目前赤峰地區電網以220kV電壓等級電網為主干網架，赤峰地區現有220kV變電站12座。地區電網通過500kV元董兩回線和220kV寧建線與遼寧西部電網相連。

目前赤峰供電區域內的常規電源中，直接接入220kV及以上電網的發電廠2座，其中元寶山發電廠主要為東北電網供電，裝機容量到達2100MW，除局部滿足本地負荷外，大局部電力通過500kV元董兩回線送入遼寧電網；赤峰熱電廠在擴建了2臺135MW的供機組后裝機容量為349MW，通過2回220kV線路接入赤峰一次變。接入地區66kV及以下電網的電廠有21座，還有一些小水電廠分布在赤峰地區西北部。

近年來，赤峰市國民經濟逐年加速增長，2021年在國際金融危機的背景下，全市仍然完成生產總值123億元，同比增長17.1%。赤峰市重視改造提升傳統產業，積極開展新興產業，逐步形成了功能糖、生物制藥、機械制造、羊絨精深加工、木材加工、精細化工等一批優勢產業群。根據赤峰城市開展規劃，未來兩年將有通裕集團特鋼等36個用電負荷較重的工程陸續在赤峰工業園區投產。預計2021年赤峰網供負荷將到達245MW，全社會用電量將達16億kWh，2021年網供負荷達260MW，全社會用電量18億kWh。

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4.3赤峰市電力電量預測

表4-1赤峰市電力電量預測

單位：億kWh、MW

4.4光電站建設必要性

太陽能是一種清潔能源，是取之不盡、用之不竭的可再生能源，與傳統能源相比，太陽能發電不依賴外部能源，沒有燃料價格風險，發電本錢穩定。正是因為有這些獨特的優勢，太陽能發電逐漸成為我國可持續開展戰略的重要組成局部，開展迅速。

開發新能源是我國能源開展戰略的重要組成局部，我國政府對此十分重視，?國家計委、科技部關于進一步支持可再生能源開展有關問題的通知?〔計根底[1999]44號〕、國家經貿委1999年11月25日發布的?關于優化電力資源配置，促進公開公平調度的假設干意見?和1998年1月1日起施行的?中華人民共和國節約能源法?都明確鼓勵新能源發電和節能工程的開展。同時，國家開展與改革委員會提出了到2021年全國建設1800MW太陽能發電裝機的目標。由此可見，開發新能源特別是太陽能資源將成為我國改善能源危機、調整電力結-19-

構的重要措施之一。

因此，建設赤峰2.0MW太陽能光伏發電示范工程工程，不僅符合我國的能源開發戰略、優化能源結構、改善生態環境、節約煤炭資源，減少各類污染物的排放量，同時對當地的工業和旅游業開展起到積極的促進作用。

5太陽能光伏系統的選型、布置和發電量的計算

5.1太陽能光伏系統的選型

在光伏電站的建設中，光伏系統的選型主要根據制造水平，運行的可靠性，技術的成熟度和價格，并結合光伏電場的具體情況進行初步布置，計算其在標準狀況的理論發電量，最后通過技術比較確定機型。

5.1.1光伏組件的選型

光伏組件種類有很多，如“單晶硅〞，“多晶硅〞，“非晶硅〞等。選擇的原那么可參照供貨商的價格、產品供貨情況、保障、效率等。一般地面應用“晶體硅〞是首選，且“單晶硅〞比“多晶硅〞有更好的性價比。

當前商業應用的太陽能電池分為晶硅電池和薄膜電池。晶硅電池分為單晶硅和多晶硅電池，目前商業應用的光電轉換效率為單晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏電池組件生產方面我國2007年已成為第三大光伏電池組件生產國，生產的組件主要出口到歐美等興旺國-20-

家。2021年我國已能規模化生產硅原料，使得硅原料價格大幅下滑，由最高價500美元/kg降到當前的70-80美元/kg，并還有繼續下降的空間，從而使晶硅電池組件的價格形成了大幅下滑的局面。當前國際上已建成的大型光伏并網電站根本上采用晶硅電池。

薄膜電池分為硅基薄膜電池、CdTe電池和CIGS電池。當前商業應用的薄膜電池轉化效率較低，硅基薄膜電池為5-8%，CdTe電池為11%，CIGS電池為10%。硅基薄膜電池商業化生產技術較為成熟，并已在國內形成產能；CdTe和CIGS電池在國內還沒有形成商業化生產。由于薄膜電池的特有結構，在光伏建筑一體化方面，有很大的應用優勢。

通過多方面的調研，目前在兆瓦級光伏電站中應用較多的是晶硅太陽能電池和非晶硅薄膜太陽能電池。單晶硅太陽電池光電轉換效率相對較高，但價格相對較高。多晶硅太陽電池光電轉換效率一般，但是材料制造簡便，節約電耗，總的生產本錢較低。非晶硅薄膜太陽電池光電轉換效率相對較低，但它本錢低，重量輕，應用更為方便。

單晶硅太陽電池組件在光伏發電行業有其他電池所無法比較的優勢。

〔1〕單晶硅太陽電池組件作為目前技術最為成熟，應用最廣的電池組件。其光電轉換效率方面的優勢非常明顯。先進的生產技術其光電轉換效率可到達16%—17%，而多晶硅太陽電池光電轉換效率最高可達15%—16%左右，非晶硅薄膜太陽電池實驗室最先進的技術光-21-

電轉換效率也不大于10%。

〔2〕單晶硅太陽電池組件可靠性高，廠家都能保證25年內，光電轉換效率衰減不小于穩定效率的80%。

〔3〕單片電池組件在封裝過程中采用先進的擴散技術，保證片內各處轉換效率的均勻性。運用先進的PECVD成膜技術，在電池外表鍍上深藍色的氮化硅減反射膜，顏色均勻美觀。應用高品質的金屬漿料制作背場和電極，確保良好的導電性、可靠的附著力和很好的電極可焊性。

〔4〕單晶硅太陽電池組件可做到較大的功率，目前主流產品Pm為180W左右，最大可做到Pm接近300W左右。而非晶硅薄膜電池目前Pm較大的也就100W左右。在同等外部條件下，假設使用180W的單晶硅電池組件的數量比使用100W非晶硅薄膜電池組件少50%。而180W的單晶硅電池組件和100W非晶硅薄膜電池組件外形尺寸相差不大。因此，使用單晶硅電池組件的占地面積約為非晶硅薄膜電池一半，在考慮土地本錢的前提下，可節省大量的投資。

本工程太陽能電池組件擬采用單晶硅太陽能電池組件。

5.1.2單晶硅太陽能電池組件的參數及外形

本工程擬采用單晶硅太陽能電池組件型號為CNPV-180W。

組件參數如下：

a最大功率〔Pmax〕：180Wp

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b開路電壓〔Voc〕：43V

c短路電流〔Isc〕：5.77A

d最大功率點電壓〔Vmp〕：35V

e最大功率點電流〔Imp〕：5.14A

f組件尺寸〔mm〕：15803808335

g電池片轉換效率：16.89%

h組件轉換效率：14.10%

圖5-1CNPV-180M正面詳圖

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圖5-2CNPV-180M反面詳圖

5.1.3光伏系統方陣支架的類型

1、太陽能電池陣列用支架

光伏系統方陣支架的類型有簡單的固定支架和復雜跟蹤系統。跟蹤系統是一種支撐光伏方陣的裝置，它精確地移動以使太陽入射光線射到方陣外表上的入射角最小，以使太陽入射輻射〔即收集到的太陽能〕最大。光伏跟蹤器可分為如下類型：單軸跟蹤器、方位角跟蹤器、雙軸跟蹤器，不同跟蹤系統在當地條件下對發電量〔與固定支架相比〕的影響不同，雙軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高約29％，單軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高25％，方位角跟蹤器能使方陣能量輸出提高21％。但系統本錢將明顯增加〔雙軸跟蹤器＞單軸跟蹤器＞方位跟蹤器〕，但就其性價比來說，太陽能跟蹤的方陣其性價比要優于固定的方陣，但跟蹤系統的運行本錢會明顯高于固定系統。所以本工程安裝固定形式的支架系統。

2、太陽能陣列的傾斜角和方位角確定

1〕固定的太陽能陣列的傾角

大多數情況下，太陽能并網發電系統的方陣傾角一般等于當地緯度的絕對值，這個傾角通常使全年在方陣外表上的太陽輻射能到達最大，適于全年工作系統使用。本工程中固定安裝系統的方陣傾角經過RETScreen能源模型—光伏工程軟件優化，以及綜合考慮節約用地的原那么，本次固定的太陽能支架方陣斜角為45度。

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2〕太陽能陣列的方位角

固定的太陽能支架方位角是指輸入垂直照射到方陣外表上的光線在水平地面上的投影與當地子午線間的夾角，一般正南方向定為零點，故太陽能陣列的方位角為0°。

5.1.4逆變器的選擇

并網逆變器具有最大功率跟蹤功能，該設備用來把光伏方陣連接到系統的局部。最大功率跟蹤器〔MPPT〕是一種電子設備，無論負載阻抗變化還是由溫度或太陽輻射引起的工作條件的變化，都能使方陣工作在輸出功率最大的狀態，實現方陣的最正確工作效率。逆變器型號采用SG100K3。

本工程擬采用100kW/50kW光伏直流/交流并網逆變器，該類型光伏直流/交流電能轉換器采用美國TI公司32位專用DSP芯片LF2407A控制，主電路采用日本最先進的智能功率IGBT模塊〔IPM〕組裝，采用電流控制型PWM有源逆變技術和優質環行變壓器。該逆變器克服了晶閘管有源逆變的一切弊病，可靠性高，保護功能全，且具有電網側高功率因子正弦波電流、無諧波污染供電等特點。

該類型逆變器提供液晶LCD+按鍵的人機界面，同時提供RS485通訊接口，可以方便地與系統運行指示牌和上位機進行實時通訊，實現遠程監控。

保護功能：

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極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過熱保護、過載保護、接地保護；

系統通訊：

通訊接口：RS485或CAN總線；電網監測：按照UL1741標淮。

表5-1逆變器特性參數值

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5.2光伏電站的系統設計與布置

5.2.1光伏陣列的布置

太陽能陣列的列間與行間距離確實定

太陽能陣列的行間距離與日照和陰影有關，由于廠址內無障礙物的遮擋，而且又比較平坦，所以只考慮陣行間陰影的影響即南北方向。行間距離的計算要相對復雜一些，通常陣列的影子長度因安裝場所的經度、季節、時間不同而異，如果在最長時間的冬至，從上午9時至午后3時之間，影子對陣列沒有遮擋，那么光伏輸出功率就不會有影響。通過查詢冬至太陽位置圖，得出當地緯度下的太陽高度，算出影子倍率。經過計算得光伏網陣平面布置時CNPV-180W組件行間距離為5.3m。

5.2.2光伏電站的系統設計

CNPV-180W的系統設計：首先由16塊太陽能板組成一個2.8kW的光伏陣網，每36個網陣構成一個100kW的子系統。每十個子系統組成一個1MW分系統。

根據工程地塊特點，考慮系統的可靠性和靈活性，將2.0MW并網發電系統分為2個系統，其中兩個系統分別為1MW，直流輸出電壓為568V。各區之間用維修道路分開，區內再以100kW作為子系統劃分。

每個子系統獨立地通過并網逆變器轉換為380V/50Hz交流電，每-27-

個分系統通過各區的0.4kV/10KV箱式變壓器升壓到10kV，進入工程變電所經過10kV/35kV變壓器送出并網。見示意圖5-3、圖5-4。

圖5-32.0MW光伏電站系統原理

圖5-4100kW子系統示意圖

5.3系統年發電量的估算

5.3.1太陽能電場發電量計算的根底數據

1、光伏組件的根底數據

型號：CNPV-180W

數量：11429

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2、光伏溫度因子

光伏電池的效率會隨著其工作時的溫度變化而變化。當它們的溫度升高時，不同類型的大多數電池效率呈現出降低趨勢。光伏溫度因子取0.4％/℃

3、其他光伏陣列的損耗

由于組件上有灰塵或積雪造成的污染，污染的折減系數取95％。

4、電力調節系統的損耗

〔1〕逆變器的平均效率

逆變器是用來控制太陽電池方陣和把直流輸出變為交流輸出的儀器。逆變器的平均效率取96％。

〔2〕光伏電站內用電、線損等能量損失

初步估算電站內用電、輸電線路、升壓站內損耗。約占總發電量的2％，故損耗系數為98％。

5、機組的可利用率

雖然太陽能電池的故障率極低，但定期檢修及電網故障依然會造成損失，其系數取1％，機組可利用率為99％。

5.3.2年發電量的估算

光伏系統的發電量是通過RETScreenInternational軟件計算，該軟件是已標準化和集成化清潔能源分析軟件，在世界范圍內都可應-29-

用。太陽能日照數擬采用NASA數據庫提供的22年間太陽輻射數據的平均值。各月水平面上的平均輻射量、各月平均溫度見下表5-4、5-5。

表5-4各月水平面上的平均輻射量

表5-5各月平均溫度

本工程光伏組件選用單晶硅太陽電池組件，可按25年運營期考慮，系統25年電量輸出衰減幅度為每年衰減0.8%，至25年末，衰減率為20%。年發電量按25年的平均年發電量考慮。最正確安裝角度45°時，電池組件接受的年輻射量為1582.43kWh/m2，單晶硅太陽電池組件的受光面積為35520m2，通過第1年到第25年的年發電量計算，總發電量為7225萬kWh，平均年發電量約289萬kWh。

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6電氣

6.1電氣一次

6.1.1接入電力系統方式

本工程發電量大局部自用，余量上網。擬選廠址亦選擇并入通裕集團工業園區變電站的用戶側并網方案。在赤峰市元寶山區光伏發電站建設35kV升壓站一座，本期2.0MW光伏發電系統以10kV電壓等級接入光伏發電站升壓站，光伏發電站升壓站出單回35kV線路至站址附近110kV變的35kV側。

6.1.2電氣主接線

l、光伏電站集電線路方案

本期工程共裝2.0MW光伏組件，每100kW為一個子系統，經過100kVA逆變器逆變成電壓為0.40kV的三相交流電，每十個子系統接入一臺1.2MVA非晶合金箱變至35kV側。本工程安裝的2.0MW光伏電池組件采用每1MW一變，共2臺1.2MVA相變，以2回35kV線路通過地埋電纜接入光伏電站35kV開關站的35kV母線上。

光伏發電站的接入系統方案經主管部門審查確定后，再最終確定。

2、升壓變電站主接線方式

升壓變電站裝設一臺6.3MVA雙繞組有載調壓變壓器。35kV規劃出線1回，10kV規劃出線l回，電氣接線采用單母線接線。在10kV-31-

側安裝2Mvar動態電容補償裝置。升壓變壓器電壓比為35±332.5％/10.5kV；在10kV母線側安裝過電壓消弧裝置。自用電源分別通過0.4/35kV、0.4/10kV兩臺變壓器來實現；所用電壓為380/220V，為中性點直接接地系統，變電所設2臺容量為200kVA、互為備用的站用變壓器，一臺電源由站短路電流計算

2、主要電氣設備

10kV升壓變壓器：選用ZGSBH15—1250/10，Ud＝4.5％，箱式變壓器，接線組別Y，yn0

35kV升壓變壓器：選用SLZ7—5000/35，Ud=7.5％，

35±332.5％/10.5kV，YN，d11

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斷路器：選用ZN-35/630-12.5-35型真空斷路器。

隔離開關：選用ZN-35T/400。

避雷器：選用Y10W-42／126W。

電纜：逆變器與變壓器低壓側選用VLV22。

6.1.4過電壓保護及接地

l、變電站污穢等級按III級考慮，配電裝置外絕緣按海拔高度修正。

2、變電站采用架構避雷針和獨立避雷針組成防直擊雷聯合保護。在35kV、10kV母線、主變35kV進線裝設氧化鋅避雷器以防止雷電侵入涉及操作過電壓危害。10kV屋內配電裝置，為防止雷電侵入涉及操作過電壓，在進、出線均裝設過電壓保護器。

3、接地裝置及設備接地，按?交流電氣裝置的接地?和?防止電力生產重大事故的二十五項重點要求?的有關規定進行設計。變電站接地裝置采用以水平接地體為主的復合接地裝置。

4、光伏發電系統支架及根底，利用支架根底作為自然接地體，再敷設人工接地網，接地電阻不大于10Ω。光伏發電系統保護接地、工作接地、過壓保護接地使用一個接地裝置，按小接地短路電流考慮，接地裝置的接地電阻值不大于4Ω。

6.1.5照明

變電所屋外配電裝置采用泛光燈照明，道路采用庭院燈照明，主-33-

建筑、繼電保護室、各屋內配電室采用熒光或白熾燈照明。照明設正常照明和事故照明。主控制室、建筑主要通道、繼電保護室、蓄電池室、所用電室、10kV配電裝置室等處設事故照明，事故照明正常時由交流電供電，事故情況下失掉交流電源時由事故照明切換屏切換至直流供電。主控制室、建筑主要通道、繼電保護室、蓄電池室、所用電室、10kV配電裝置室設置疏散指示燈。

6.1.6升壓變電所電氣設備布置

35kV配電裝置布置在站區西南側，向南出線，采用屋外普通中型斷路器單列布置。10kV配電裝置布置在站區西北側，采用屋內開關柜單列布置。10kV電容器布置在10kV配電裝置西北側，主變壓器布置在站區中部。繼電保護間、所用配電室和蓄電池室均布置在主控制樓內，主控制樓布置在站區北側。

6.2電氣二次

6.2.1光伏電站控制、保護、測量和信號

l、光伏陣列及逆變器的電氣控制系統以可編程控制器為核心，控制電路由PLC中心控制器及其功能擴展模塊組成。主要實現光伏發電系統正常運行控制和平安保護、故障檢測及處理、運行參數的設定、數據記錄顯示以及人工操作，配備有多種通訊接口，能夠實現就地通訊及遠程通訊。電氣控制系統由配電柜、控制柜、傳感器和連接電纜等組成，其包含正常運行控制、運行狀態監測和平安保護三個方面的職能。

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2、光伏發電系統應設防反二極管及直流側熔斷器，對逆變器設有過載、短路、過壓、欠壓等保護，保護裝置動作后同時發出保護裝置動作信號。10/0.4kV升壓變壓器高壓側采用負荷開關及熔斷器，利用熔斷器作為變壓器的短路保護。

6.2.2升壓站〔35kV〕控制、保護、測量和信號

l、35kV升壓站控制采用微機監控的變電所自動化系統，將變電所的二次設備〔包括控制、保護、信號、測量、自動裝置、遠動終端等〕應用自動控制技術、微機及網絡通信技術，經過功能的重新組合和優化設計，組成計算機的軟硬件設備代替人工對變電所執行監控、保護、測量、運行操作管理，信息遠傳及其協調。

本變電所自動化系統的結構配置采用分層分布式結構。分層即設置全所控制級和現地控制級二層結構，二層之間通過網絡互聯；分布即現地控制級的保護與測控相互獨立。

全所控制級由全所的通用設備組成，包括主機、前置機、工程師站、通訊網絡、GPS時鐘設備等組成，這些設備在硬件上各自獨立，數據庫各自獨立，并共享所內的所有信息。現地控制級設備主要由測控設備和保護設備組成，保護設備

獨立，測控裝置采用面向設備，單元化設計。

2、本變電所自動化系統的主要功能如下：

〔1〕控制功能

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對斷路器的控制操作：所有35kV斷路器的控制操作具有四層操作可供選擇。第一層控制設置在站-36-

自動控制功能：可根據系統電壓實現變壓器分接頭調整控制及電容器的自動投切。

〔2〕監測功能

2數據采集及處理

2事件順序記錄及故障處理

2異常報警

2歷史數據記錄

2運行監視及運行管理

〔3〕遠動功能

本自動化系統具備遠動功能，能以不同規約向中調及地調遠傳數據。

遙測功能：包括中調、地調所需要的交流電流，交流電壓，頻率、有功、無功功率、直流系統母線電壓等模擬量以及有功、無功電度量。

遙信功能：包括中調、地調所需的斷路器，隔離開關、主變中性點接地刀，主變調壓開關接頭位置等開關量，此類開關量變位優先傳送。此外，還有反映運行設備異常的告警信號，同時設置事故總信號。

遙控功能：對35kV斷路器在中調進行遙控操作，變壓器有載調壓分接頭在中調進行遙控操作，主變中性點的電動隔離開關可以在控制室遙控，所有遙控操作必須具有操作權限和保護閉鎖限制。-37-

遙調功能：能對保護定值進行修改，能對變壓器分接頭進行調節。同樣，上述操作也必須有操作權限和閉鎖限制。

3、本變電所采用少人值班的運行方式，主控制室與繼電保護室分開。

主變壓器、35kV線路的測控屏及相應的保護屏安裝于繼電保護室，電表選用智能電度表，能與監控系統接口，以上設備集中組屏、集中布置于繼電保護室。

10kV線路、10kV電容器、10kV分段及所用變的測控保護裝置下放，安裝在10kV開關柜內。10kV開關柜內配智能溫濕度控制器。

4、保護及自動裝置

保護及自動裝置均按?繼電保護和自動裝置設計技術規程?設置，主變壓器、

35kV線路、10kV線路、l0kV電容器、l0kV分段及所用變保護均采用微機保護。

〔1〕主變壓器保護

二次諧波原理差動保護

主變35kV側復壓過流保護

主變35kV側過負荷保護

主變35kV側中性點零序過流保護

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主變中性點間隙過流保護及零序過電壓保護

主變10kV側復合電壓過流保護

主變10kV側過負荷保護

主變10kV側中性點零序過流保護

非電量保護包括本體輕重瓦斯、調壓開關輕重瓦斯、壓力釋放、溫度等。

〔2〕10kV線路保護

電流速斷保護

三相二段式過電流保護

單相接地保護

過負荷保護

〔3〕所用變保護

速斷過流保護

低壓零流保護

高壓單相接地保護

非電量保護。

〔4〕10kV電容器保護

短延時電流速斷保護

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過流保護。

過負荷保護。

過壓保護

欠壓保護

差壓保護

所內設置一套微機防誤閉鎖裝置，用于全所隔離開關的操作閉鎖。

全所設置一套火災報警系統。在主控制室、繼電保護室、蓄電池室、10kV配電裝置室、所用電室、主變壓器等處裝設火災報警探測裝置。火災報警系統由不間斷電源引接。

根據?火力發電廠、變電所二次接線設計技術規程?本工程設置主變壓器故障錄波裝置，根據?電測量及電能計量裝置設計技術規程?，10kV線路設置諧波監測裝置。

10kV每段母線設一套PT消諧裝置。

〔5〕保護及故障信息遠傳系統

根據生產運行管理工作的需要，本工程在光伏電站升壓變配置一套保護及故障信息遠傳系統子站，將所有保護裝置及錄波器的各種狀態信息收集整理，根據需要傳送至調度端，便于調度部門對設備的各種運行情況能夠有及時正確的了解，有利于生產運行管理，對電網平安穩定運行提供強有力的支持。保護及故障信息遠傳系統子站與站內-40-

各保護裝置通過RS-485接口進行通信，采用IEC60870-5-103規約，收集保護運行人員關心的保護裝置及故障錄波器的故障報告，進行事故分析，并對裝置運行情況進行評價，以及監視這些裝置的運行狀況，并及時報告裝置告警信息，將所有保護信息收集整理，通過以太網接口接入電力調度數據網，將數據上傳至中調。

本工程在35kV側配置一臺微機故障錄波測距裝置，對相應的各種模擬量及開關量進行錄波，用于系統各種事故情況的記錄分析。該裝置應具有精確測距功能。

由于光伏電站升壓變二次控制采用微機監控系統，并配置有保護及故障信息遠傳系統，本工程配置的線路保護應配置標準的RS-485通信接口，使用IEC60870-5-103規約，以便保護接入微機監控裝置和保護及故障信息遠傳系統，進行信息傳送。

故障錄波器采用硬件與監控裝置連接，與保護及故障信息遠傳系統采用串口通信。

各保護裝置及故障錄波器均應具有GPS衛星時鐘同步對時功能，具有軟硬對時接口，以保證站內設備時鐘的統一。

6.2.3直流系統

直流系統采用240Ah密封閥控鉛酸蓄電池成套直流裝置，作為斷路器合閘、保護、自動裝置、信號和事故照明的直流電源。蓄電池組采用恒壓浮充方式運行。

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本變電所設置一套交流不間斷電源〔UPS〕，UPS系統包括整流器、逆變器、靜態轉換開關、隔離變壓器、手動旁路開關等，對主控制室光伏電站工程主要電氣設備統計表

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7工程消防設計

7.1消防設計主要原那么

7.1.1一般原那么

本工程消防設計貫徹“預防為住，防消結合〞的消防工作方針，設計考慮站區的各類火災的防止和撲滅，立足自救，布置要考慮消防通道，要滿足在發生火災時施救人員和機械的通行。設備選型〔包括電纜選型〕要選擇防火型設備。針對工程的具體情況采取防火措施，以防止和減少火災危害。積極采用先進的防火技術和新型防火材料，做到保障平安、使用方便、經濟合理。對消防部位中央控制采取專門防火措施，安裝消防監測自動報警裝置。

7.1.2設計采用的主要技術標準、規程

電力設備典型消防標準(DL5027-93)

火力發電廠與變電站設計防火標準(GB50229-2006)

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建筑設計防火標準(GB5016-2006)建筑滅火器配置設計標準(GB50140-2005)火災自動報警系統設計標準(GB50116-98)

7.2工程消防設計

7.2.l建筑物火災危險性分類及耐火等級

變電站建筑物在生產過程中的火災危險性及耐火等級表7-1。

表7-1建筑物在生產過程中的火災危險性及耐火等級

7.2.2主要場所及主要機電設備消防設計

1、變壓器

主變壓器布置在室外，變壓器下設置主變壓器油坑，主變油坑設置鋼格柵，鋼格柵上鋪設厚度不小于250mm的直徑50-80卵石，主變壓器油坑尺寸大于主變壓器外廓每邊各1m。另設事故油池，事故

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油池的容積為50m3，滿足主變壓器在事故狀態下的100%排油量。主變壓器在事故狀態下需排油時，經下部的儲油坑排值食物油池。

在變壓器區域配置推車式干粉滅火器和手提式干粉滅火器。

2、光伏組件

配置移動式消防車一臺為光伏組件區域的消防使用。

3、箱變

每臺變壓器配四只MLY4手提式滅火器和一個裝滿沙的消防鋁桶。

4、電纜

1〕電纜選月C級阻燃交聯乙烯電線，最小截面滿足負荷電流和短路熱穩定要求。

2〕將穿越墻壁、樓板和電纜溝道而進入控制室、電纜夾層、控制柜、開關柜等處的電纜孔洞，進行嚴密封堵。

3〕綜合樓中的電纜豎井在底部入口處嚴密封堵。

4〕電纜溝中考慮通風。

5、綜合樓

綜合樓為現澆框架磚混合結構。樓內布置有計算機監控室〔中控室〕、繼電器室、通訊室、值班室、資料室、辦公室、會議室、傳達室等辦公場所、廚房、餐廳、宿舍、標準間、活動室、衛生間等生活-47-

設施。

綜合樓靠主變壓器側位混凝土防爆墻，其余均為鋼筋混凝土框架填充墻結構，建筑物及主要承重構件的耐火等級均在二級以上。

綜合樓靠兩部樓梯，樓梯寬度均為1.3m。戶外樓梯外掛于主樓一側，一層設三個對外出口中。電費層、35KV開關柜室、中控繼電保護室等主要防火區域均設二個或二個以上的出口，門為乙級防火門，電費層設甲級防火門，所有門均向疏散方向開啟。

根據各房間內使用性質不同，適量配備手提式1211滅火器材。辦公室、值班室、員工宿舍等，設有采暖系統，采暖系統供熱介質溫度為95。C，符合防火要求。鍋爐房為獨立建筑，內設泡沫滅火器，50m2/只。

6、上下壓配電室

高壓配電室配置MFT35推車式干粉滅火器一臺、MLY4手提式滅火器四只和消防鋁桶六只裝滿沙。10KV屋內配電裝置室配MF-4型手提式干粉滅火器八臺。

7、泵房

泵房提供電場工作生產、生產用水泵房配備MLY4手提式滅火器二只和裝滿干砂的消防鋁桶一只。

7.2.3平安疏散通道和消防通道

根據現行國家標準?建筑設計防火標準?GB50016-2006及?火-48-

力發電廠與變電站設計防火標準?GB50229-2006的有關規定，綜合樓及配電室平安出口應不少于兩個，門的開啟方向朝疏散方向，綜合樓最遠工作地點到外部出口或樓梯距離將不超過50m；當屋內配電裝置長度超過60m時，設置中間平安出口。電纜溝兩端均設置通往地面的平安出口，當電纜溝長度超過100m時，增加中間平安出口，其間距不超過75m。其他建筑物的平安疏散設計也應符合國家有關規定。

7.2.4消防給水

根據主建筑的體積及耐火等級，站內室內外均設置消防栓。其中，室內外消防設計用水量為20L/s。室內外消防給水量合計30L/s暨108m3/h。

消防水系統采用獨立的系統，由面積為150m3蓄水池、消防水泵及管網構成。消防水泵布置在消防水泵房內，設消防泵2臺，消防穩壓泵2臺，壓力罐1個。消防穩壓泵采用變頻控制，以滿足消防管網的常規壓力。消火栓系統管網在站內沿道路形成環管，在變壓器附近、綜合樓附近、倉庫及汽車房、屋外配電裝置附近設地下消防栓，管道采用焊接鋼管。

7.2.4消防電氣

l、消防供電

消防用電設備采用獨立的雙電源或雙回路供電，均由所用電供應，兩路電源可以自動切換。

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2、照明及疏散指示

生產房和疏散通道應設置火災應急照明。火災應急照明可采用蓄電池作為備用電源，其連續供電時間不應少于20min。

3、通風空調系統的防火排煙設計

〔1〕控制室設置空調系統，空調設備采用分體柜式空調機。空調系統與消防系統連鎖運行，發生火災時自動切斷空調系統電源，空調系統停止運行，在確定火災被完全撲滅后，空調系統人工啟動投入運行。

〔2〕屋內配電裝置設置事故排風系統，可兼做通風機用，但凡有消防檢測系統的配電裝置，當發生火災時，應能自動切斷通風機的電源。

〔3〕控制室設置排煙風機。

7.2.5消防監控系統

本光伏電站火災自動報警及消防控制系統是根據?火災自動報警系統設計標準?〔GBJ50116-98〕要求進行設計。

在中控室設置壁掛式火災報警器〔聯動型〕一臺，主要監測設置在各火災探測器場所的火警信號，并根據消防要求對相關部位如風機、防火風口、防火閥等實施自動聯動控制。火災報警控制器上設有被監控設備運行狀態指示和手動操作按鈕。

火災監測對象是重要的電氣設備、電纜層等場所。根據環境不同-50-

的火災燃燒機理，分別選擇感煙、感溫探測器。探測器主要安裝在中控室、35KV開關柜室、通訊機房、電纜層等場所；在各防火分區設置了手動報警按鈕和聲光報警器。探測器或手動報警按鈕動作時，火災報警控制器發出聲光報警并顯示報警點的地址、打印報警時間和報警點的地址，同時按預先編制號的邏輯關系發出控制指令，自動聯動停止相關部位的風機、關閉防火風口和防火閥、啟動聲光報警器，也可由值班人員在火災報警器上遠方手動操作。

火災報警控制器自帶備用電源，正常工作電源交流220V由動力配電箱供應，當交流電消失時，自動切換至直流備用電源供電，保證系統正常工作。電纜〔線〕采用阻燃屏蔽控制電纜和阻