6MWp屋顶分布式光伏发电可行性报告.docx

6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究报告目录第一章综合说明I1.1 概述I1.2 编制依据313项目任务与规模31.4 太阳能资源41.5 工程地质41.6 发电单元设计及发电量预测41.7 电气设计51.8 总平面布置及土建设计71.9 工程消防设计81.10 施工组织设计81.11 工程管理设计81.12 环境保护与水土保持设计91.13 劳动安全与工业卫生101.14 节能分析1()1.15 工程设计概算I1.第二章项目任务与规模2.1 地区现状及发展规划132.2 工程建设的必要性152.3 开发光电，促进当地旅游业发展172.4 工程建设规模17第三章太阳能资源分析183.1 我国太阳能资源分布1832xx省太阳能资源分析203.3 参考气象站选择223.4 场址区域的太阳辐射量233.5 特殊气象条件对光伏电站的影响273.6 太阳能资源评价结论28第四章工程地质294.1 设计理念294.2 结论及建议29第五章发电单元设计及发电量预测295.1 太阳能光伏发电系统的分类及构成295.2 太阳电池组件选择295.3 太阳电池阵列的运行方式设计345.4 逆变器的选择385.5 太阳电池阵列设计435.6 年上网电量预测47第六章电气设计496.1 电气一次496.2 电气二次606.3 通信部分64第七章总平面布置及土建设计657.1 项目所在地概况657.2 设计安全标准及设计依据657.3 光伏阵列支架及逆变器-升压变单元基础设计667.4 地基处理677.5 主要建筑材料677.6 防风沙设计67第八章工程消防设计698.1 设计依据698.2 设计原则698.3 消防总体设计方案7()8.4 建筑消防设计708.5 消防车道设计718.6 建筑灭火器设计718.7 采暖通风消防设计718.8 给排水消防设计718.9 消防电气设计718.10 施工期消防设计72第一章综合说明1.1概述XX市位于XX省北部XX三角洲地区，中华民族的XX河一XX,在XX市境内流入渤海。XX市地理位置为北纬XX,东经XX。东、北临渤海,西与XX市毗邻，南与XX市、XX市接壤。南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里。XX市地处中纬度，背陆面海，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，基本气候特征为冬寒受热，四季分明。春季，干旱多风，早春冷暖无常，常有倒春寒出现，晚春回暖迅速，常发生春早；夏季，炎热多雨，温高湿大，有时受台风侵袭；秋季，气温下降，雨水琳减，天高气爽；冬季，天气干冷，寒风频吹，多刮北风、西北风，雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰很、干旱、涝灾、风暴潮灾等。境内南北气候差异不明显。多年平均气温12.8°C,无霜期206天，不小于10°C的积温约4300°C,可满足农作物的两年三熟。年平均降水量555.9富米，多集中在夏季，占全年降水量的65以降水量年际变化大，易形成旱、涝灾害。本项目地处太阳能资源较为丰富的XX市XX经济开发区XX市XX工程有限公司厂房屋顶上，厂房总面积76780平方米。XX工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW。XX工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目屋面以固定倾角17°设计安装24000块标准功率255WP多晶硅光伏组件，总容量6.12MWP,预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh。XX市位于XX省北部XX三角洲地区，区域太阳能资源丰富，具有利用太阳能的良好条件，根据我国太阳能资源区域划分标准，该地区为资源很丰富地区，适合建设大型光伏发电项目。1.1.1建筑类型项目总可利用面积约76780平方米，集中于XX市XX工程有限公司的厂房屋顶。建筑形式及承重结构完全满足屋顶太阳能光伏电站建设要求。1.1.2峰值功率本工程设计容量6.12MWp.利用厂房屋顶安装太阳能光伏组件。本工程运行期年平均上网电量744.12万kWhO本项目按6MW装机容量设计，计划总投资为5296万元人民币，包含设备供给、设计、安调、培训、消缺、质保等。本工程计划总投资5296万元，其中静态投资5190.46万元，单位瓦静态投资8314.85元。上网电价1.47元（含税），在此电价下，投资回收期为（所得税后）6.73年，总投资收益率为12.71%,项目资本金利润率为49.01斩项目财务内部收益率（全部投资）15.37%;就财务报表显示，项目具有一定的盈利能力。XX设计院有限公司受XX工程委托，承担XX工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目可行性研究阶段的设计工作。设计的主要内容包括项目任务与规模、太阳能资源、工程地质、发电单元设计及发电量预测、电气设计、电站总平面布置及土建设计、工程消防设计、施工组织设计、工程管理设计、环境保护和水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、节能分析、工程设计概算、财务评价与社会效果分析等。1.2编制依据1、国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见国发201324号2、xx省人民政府关于贯彻落实国发201324号文件促进光伏产业健康发展的意见鲁政发【2014】16号3、本工程可行性研究技术咨询合同4、业主提供的其他资料及附件1.3项目任务与规模本工程的主要任务是发电。从可再生能源资源利用分析，XX市太阳能资源较为丰富，开发潜力巨大。XX市平均年太阳辐射量5186.10MJm2,属于太阳光能资源很丰富的地区，适宜建设太阳能电站。从项目开发建设条件方面分析，本电站场址选择在XX市XX工程有限公司厂房屋顶，不重新使用土地，有效地节约土地的使用。项目所在的经济开发区已经形成了由公路、铁路构成的交通网络，内外交通便捷，有利于建设期间所需设备材料的运输。综合分析，建设XX工程6MWp屋顶分俗式光伏发电项目是合适的。表：5.4-1大量和中型太阳能光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz视电网要求而定48Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟49.5Hz-50.2Hz连续运行50.2Hz-50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，太阳能光伏电站应具备能够连续2分钟的能力，同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机松决定：此时不允许处于停运状态的太阳能光伏电站并网。高于50.5Hz在02秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的太阳能光伏电站并网。(7)可率性和可恢复性逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过我能力，如：过电压情况下，太阳能光伏发电系统应正常运行：过负荷情况下，逆变器需自动向太阳能光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。(8)具有保护功能根据电网对太阳能光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护、防孤岛保护、短路保护、交流及直流的过流保护、过我保护，反极性保护、高温保护等保护功能。(9)监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制瑞还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量口照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。5.4.2逆变器的参数本工程6MW多晶硅阵列采用50OkW逆变器。其主要技术参数见表5.4-2。表5.4-2:逆变器主要技术参数表技术参数直流侧参数最大直流功率(COSA=I时)702KW最大直流电压100OVdc最大直流输入电压1400最低工作电压500V满载MPPT电压范围500-820V输入连接端数16交流侧参数额定输出功率500kW最大输出功率700kVA最大交流输出电流1283A额定电网电压315V允许电网电压250362Vac额定电网频率50Hz60Hz允许电网频率范围4752Hz5762Hz（可设置）最大总谐波失真<3%（额定功率时）宜流电流分量<0.5%（额定输出电流）功率因数0.9（超前）09（滞后）效率最大效率98.7%欧洲效率98.5%5.5太阳电池阵列设计5.5.1太阳能光伏并网发电系统分层结构（1）太阳电池组串由几个到几卜个数量不等的太阳电池组件串联而成，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。（2）太阳电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元。（3）太阳能光伏发电单元由若干个太阳电池组串与一台并网逆变器及相应汇流设备构成一个太阳能光伏发电单元。(4)太阳电池子方阵由一个或若干个太阳能光伏发电单元组合形成一个太阳电池子方阵。5.5.2系统方案概述XX工程6MWp屋顶分布式光伏发电项目规划总容量6MW°屋面以固定倾角17°,设计安装24000块标准功率255WP多晶硅光伏组件，总容量6.12MWp,预计运营期内平均年上网电量744.12万kWh.5.5.3太阳电池阵列子方阵设计5.5.3.1太阳电池阵列子方阵设计的原则(1)太阳电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。(2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。(3)太阳电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。(4)各太阳电池组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少宜流损耗。5.5.3.2太阳电池组件的串、并联设计太阳电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本工程所选50OkWP逆变器的最高允许输入电压VdCma为100OV,输入电压MPPT工作范围为500-820V。255WP多晶硅太阳电池组件的开路电压VOC为37.5V,最佳工作点电压VmP为31.8V、开路电压温度系数为-0.36%K>太阳电池组件串联数量计算计算公式：INT(VdcminVmp)<NINT(VdcmaxVoc)(5.1)式中：Vdcmax逆变器输入直流侧最大电压；Vdcmin逆变器输入直流侧最小电压：Voc电池组件开路电压；Vmp一电池组件最佳工作电压：N电池组件串联数。经计算得：255WP多晶硅串联太阳电池组件数量N为：15WNS21,根据逆变器最佳输入电压以及太阳电池组件工作环境等因素进行修正后，最终确定太阳电池组件的串联数为20。按上述最佳太阳电池组件串联数计算，多晶硅电池每一路组件串联的额定功率容量为255WpX20=5100Wp.电池所需实际并联的路数应考虑逆变瞄效率及系统损失，根据方阵具体布置确定。5.5.3.3太阳电池组串单元的排列方式一个太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式有多种，但是为接线筒单，线缆用量少，施工复杂程度低。系统组件排布及安装方式为固定支架安装，系统方阵选用255WP组件24000块系统总计安装容量6.12MWp。5.5.4太阳电池阵列汇流箱设计本工程6MW多晶硅太阳电池方阵需设置16路汇流箱76台，8路汇流箱10台。汇流箱具有以卜特点(以16路汇流箱为例)：(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)同时可接入16路输入，每回路设12A直流熔断丝保护，其耐压值为100oV;(3)配有太阳能光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；(4)直流输出母线端配有可分断的宜流断路器；(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:(6)配有标准RS485通讯口，可与电站计算机监控系统通讯。5.5.5逆变器室的设计逆变器室是整个电站的重要部位。太阳电池组件产生的直流电通过室内的逆变器转换成交流电。为了降低直流线路损耗，结合现有场地地形及交通道路，逆变器室布置在建设光伏电站屋顶就近位置。逆变器室内设有直流柜、逆变器。直流柜是室外汇流箱送入的电缆与逆变器的连接柜，柜内设直流保护开关及避宙器，具有防止雷电及操作过电压功能，过流和速断保护功能。柜内设有数字式电流电压表，可在现场或中控室监视每个汇流箱回路工作状况。5. 5.6太阳电池阵列设计太阳电池方阵阵列的布置原则：合理利用屋顶，利于运营期生产管理及维护，便于电气接线，井尽量减少电缆长度，减少电能损耗。5. 6年上网电量预测5. 6.1太阳能光伏发电系统效率分析太阳能光伏发电系统效率包括：太阳电池老化效率、交、直流低压系统损耗及其他设备老化效率、逆变器效率、变压器及电网损耗效率。(1)太阳电池老化系数n1.:太阳电池由于老化等因素的影响，使太阳能光伏系统运行期发电效率逐年衰减。多晶碎组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%之后每年衰减率不高于07乐项目全生命周期内衰减率不高于20%;(2)系统综合效率n2:太阳电池方阵组合的损失、尘埃遮挡、线路损耗及逆变器、变压器等电气设备老化，使系统效率降低，本工程损耗及老化综合效率取85.1战。6. 6.2年理论发电量计算本项目6MW太阳能光伏发电工程根据相关计算软件得出具体发电量情况如下：表5.6-1各年平均上网电量年份上网电量（万KWh）年份上网电量（万KWh）1828.7115730.372818.9816723.553812.1617716.744805.3418709.925798.5319703.116791.7120696.297784.8921689.478778.0822682.669771.2623675.8410764.4524669.0311757.6325662,02112750.82平均每年上网电量744.1213744.025年上网电量总和18602.9214737.18经估算：本项目年均上网电量为744.12度，25年总上网电量为1860.92万度。第六章电气设计6. 1电气一次6.1.1设计依据(1)国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知(发改办能源(2007)2898号)(2)光伏发电站有关设计规程规范太阳光伏能源系统术语(GB-TT297-1989)地面用光伏(PV)发电系统导则(GB/T18479-2001)光伏(PV)系统电网接口特性(GB/T20016-2006)太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范(CECS85-96)太阳光伏电源系统安装工程设计规范(CECS84-96)(3)其它国家及行业设计规程规范外壳防护等级(IP代码)GB1208-2008电能质量电力系统供电电压允许偏差GB12325-2008电能质量电压波动和闪变GB12326-2008继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006电能质量公用电网谐波GB/T14549-1993电能侦量三相电压允许不平衡度GB/T15543-2008电能质量电力系统频率允许偏差GB/T15945-2008低压系统内设备绝缘的配合GB/T16935-2008建筑设计防火规范GB50016-2006电力装置的继电保护和H动装置设计规范GB50062-2008建筑物防雷设计规范GB50057-2010交流电气装置的接地设计规范(GB50065-2011)(35-1IOkV变电所设计规范GB50059-1992电力工程电缆设计规范GB50217-2007火力发电厂与变电站设计防火规范G50299-20063.6kV-40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备D1./T404-2007电能计量装置技术管理规程D1./T448-2000箱式变电站技术条件D1./T537-2002多功能电能表D1./T614-2007交流电气装置的过压保护和绝缘配合DI./T620-1997交流电气装置的接地D1./T621-1997低压电器外壳防护等级GB/T4942.2-1993电力工程直流系统设计技术规程D1./T5044-2004(35kV-I1.OkV无人值班变电所设计规程D1./T5103T999电测量及电能计量装置设计技术规程D1./T5137-2001国家电网公司Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。GO本项目采用“分区发电、集中并网”方案，本项目装机容量6MWp,共12个光伏发电单元。接入方式采用一级升压的方式，即O.27kV-0.IkVe(D逆变器与箱式变压器的组合方式逆变器容量为500kW,每1台逆变器配1台50OkVA箱式变压器，将电压从270V升至0MkV0该接线具有电能损耗少、接线简单、操作方便、任意一组光伏设备故障不会影响其他光伏设备正常运行等特点。箱变就近布置在逆变器旁，箱变高压侧采用并联接线方式。(2)集电线路方案本工程集电线路采用OMkV电缆接线方式连接至04kV配电装置。根据光伏阵列的布置情况，6MW光伏阵列组成一个集电单元，共敷设12回集电线路至O.4kV配电装置。(3)0.4kV侧接线方式通过12回0.4kV线路接至本厂区内的0.4kV配电室实现并网，最终以接入系统审查意见为准。6.1.3发电单元接线本项目前期共12个光伏发电单元共安装6.12MWP光伏组件，每20块255WP光伏组件串联为一个光伏组件串：各光伏发电单元的光伏组件串平均分配接入直流汇流箱，若干直流汇流箱接入1台直流汇流柜，再由直流汇流柜接入逆变器，每个光伏发电单元配置1台50OkW逆变器。逆变器输出0.27kV三相交流电接入0.妹V就地升压变压器低压侧。6.1.4主要电气设备的选择因系统短路水平暂没有明确数据，O.4kV侧电气设备额定短路开断电流水平应与原0.4kV配电室设备-致，40OV侧按40kA设计。由于本工程所处海拔高度小于100Om,所以在选择主要电气设备时无需考虑海拔对电气设备性能的影响。6.1.4.1并网逆变器选用原则光伏并网逆变器是光伏发电系统中的核心设备。逆变器将光伏方阵产生的直流电(De)逆变为三相正弦交流电(AC),输出符合电网要求的电能。逆变器满足以卜要求：(1)单台逆变器的额定容量为500kW.(2)并网逆变器的功率因数和电能质量满足中国电网要求，各项性能指标满足国网公司Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定要求。(3)逆变器设备能在本工程海拔高度使用，逆变器额定功率满足用于本项目海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。(4)逆变器的安装简便，无特殊性要求。逆变器采用太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)。(6)逆变器能够自动化运行，运行状态可视化程度高。显示屏可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据，总发电量数据，历史发电量(按月、按年查询)数据。(7)逆变器具有故障数据自动记录存储功能，存储时间大于10年。(8)逆变器本体具有直流输入分断开关，紧急停机操作开关。(9)逆变器本体具有交流输出断路器，能够接受远方跳闸命令。(10)逆变器具有极性反接保护、短路保护、非计划孤岛现象保护、低电压穿越、过温保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、功率调节、光伏方阵及逆变器本身的接地检测及保护功能等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即何时保护动作、保护时间、自恢复时间等)等功能。(ID逆变器按照CNCA/CTS0(XM:2009A认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。(12)逆变器平均无故障时间不低于5年，使用寿命不低于25年。(13)逆变器整机质保期不低于25年。6.1.4.2直流配电柜光伏并网发电系统配置的直流配电柜安装在室内，主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再与并网逆变器连接，方便操作和维护。其主要性能和特点如下(以500kW1.()回路直流配电柜为例)：1)每台直流防雷配电柜的容量为50OkW;2)每介直流防雷配电柜具有8路直流输入接口，可接8台汇流箱；3)每路直流输入侧都配有可分断的直流断路器：4)宜流母线输出侧都配有光伏专用防雷器。每台直流配电柜按照50OkWP的直流配电单元进行设计，1个光伏并网单元需要1台直流配电柜。每个直流配电单元可接入8路光伏方阵防雷汇流箱。6.1.4.3汇流箱选用原则直流防雷汇流箱的工作模式为把相同规格的多路电池串列输入经汇流后输出1路直流。汇流箱具有以下特点（以16路汇流箱为例）：D防护等级IP65,满足室外安装的要求：2）可同时接入16路电池串列，每路电池串列的允许最大电流12A;3）每路接入电池串列的开路电压值可达100OV;4）每路电池串列的正负极都配有光伏专用中压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1.OoOV;5）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中压防雷器，选用知名品牌防雷器，其额定放电电流为20kA,最大电流为40kA;6）直流输出母线端配有可分断的国外品牌直流断路器：7）采用智能汇流箱:8）汇流箱的外壳不锈钢涂防腐漆汇流箱的主要参数见表6.1-1。表6.IT汇流箱的主要技术参数直流输入路数16路（16路正极、16路负极）直流输出路数1路正极、1路负极直流输入的正负极线径41111f2直流输出的正负极线径307011112地线线径161111,末路直线输入的保险丝12A直流输出的最大电流225防护等级IP656.1.4.4升压变压器就地升压变压器为将逆变器输出的交流027kV电源升至O.4kV的设备，采用箱式变室外布置方式。光伏单元就地升压变参数：型式：三相无励磁调压干式变压器型号：YD1.1.-500KV-0.27KV0.4KV容量：500kVA额定电压:0.4±2.5%0.27/0.27kV额定短路阻抗：Ud=6%联结组别：D.YNII箱式变低压恻配IkV框架开关。箱式变低压侧设500KVA变压器，0270.4kV,作箱变附近照明、检修、加热及光伏区等低压负荷电源。6.1.5光伏发电站站用电接线及布置6.1.5.1光伏发电站站用电接线箱式变低压侧设150OVA变压器，0.2704kV.作箱变附近照明、检修、加热及光伏区等低压负荷电源。6.1.5.2光伏发电站电气系统中性点接地方式O.4kV系统的中性点接地方式由0.4kV系统综合考虑；0.4kV系统为中性点直接接地系统。6.1.6电气设备的布置直流防雷汇流箱按区域划分，安装在光伏模块的支架上。直流配电柜、逆变器一体化装置与箱式升压变压器配合，分散布置在光伏组件安装现场。0.4kV开关柜、补偿装置的保护控制屏等设备布置在中心控制室内。6.1.7过电压保护、防雷及接地6.1.7.1防雷太阳能光伏并网电站防雷主要是防宜击雷、感应雷和侵入雷电波侵害。D直击雷保护考虑到光伏组件安装高度较低，光伏方阵内不安装避雷针和避雷线等防宜击雷装置。将光伏组件边框与支架可拳连接，然后与接地网可靠连接。为增加宙电流散流效果，可将站内所有光伏电池组件支架可靠连接。逆变器、就地升压变外壳与主接地网可靠连接。在动态无功补偿装置附近设置独立避雷针。为防腐蚀，全站接地材料统一选用热镀锌材料。2）感应雷保护感应雷电过电压的接地线、接地极的布置方式应符合D162O1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合的要求；防雷电感应的接地电阻不应大于30Q。为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护，汇流箱内配置防雷器。3）侵入雷电波保护为防止侵入宙电波对电气设备造成危害，在O4kV线路、升压变乐器高低压侧、0.4kV段母线各处装设氧化锌避雷器。配电室内的并网设备在04kV开关柜内装设无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护。6.1.7.2接地电站监控系统及计算机系统接地网形成独立接地网再与主接地网4点连接。系统各设备的保护接地、工作接地（也称逻辑接地）均不得混接，工作接地实现一点接地。所有的屏柜体、打印机等设备的金属洸体可靠接地。装设敏感电了装置的扉柜设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100平方亳米，并列布置的屏柜体间接地铜线直接连通。当屏柜上布置有多个系统插件时，各插件的工作接地点均与插件箱体绝缘，并分别引至扉柜内专用的接地铜排母线。接地电阻不大于1Q。接地装置及设备接地的设计按交流电气装置的接地设计规范和十八项电网重大反事故措施的有关规定进行设计。光伏组件区域接地装置设计原则为以水平接地体为主，辅以垂宜接地体的人工复合接地网。垂宜接地体采用热镀锌的钢管或角钢。光伏组件支架及组件外边金属框与站内地下接地网可靠相连，逆变器、升压变接地装置与光伏组件区域接地网连接。6.1.8照明及检修网络6.1.8.1照明网络(1)照明网络电压照明系统分正常照明与事故照明两大类。正常照明网络电压为交流380/220V。宜流事故照明宜流电压为220V,一般移动式检修用照明电压采用交流24V。(2)照明供电方式本工程照明及动力系统采用TN-C-S系统。交流正常照明系统为光伏发电站正常运行时供全厂运行，维护，检修，管理等使用。对于配电房距离事故照明电源较远的出入口、通道的事故照明采用应急灯。(3)灯具及光源灯具：监控室内采用嵌入式灯具照明。其它场所根据工艺要求分别采用荧光灯具、配照型、广照型、防水防尘型等型式的灯具以及其它建筑灯具。光源：全厂照明尽量采用高效节能的气体放电灯。6.1.8.2检修网络设置移动的低压检修供电网络，采用380/22OV三相四线中性点接地系统，设置固定检修电源箱，由380/220V低压厂用电系统供电。电源插座加漏电保护。6.1.9消防报警火灾报警系统由一个火灾报警控制器和若干个火灾探测器、F动报警装置、火灾报警扬声器组成。6.1.10电缆设施6.1.10.1电缆敷设及构筑物从太阳能电池组件串联单元至汇流箱电缆敷设采用沿支架横梁、穿管与桥架相结合的敷设方式。汇流箱至逆变器间电缆采用桥架与电缆沟相结合的敷设方式敷设，变压器之间及至配电室间电缆采用电缆沟敷设。0.4kV配电室及无功补偿装置室设电缆沟及电缆隧道。6.1.10.2电缆选型根据电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)及防止电力生产市大事故的二十五项重点要求对电缆选型的要求，本工程对光伏发电站内电缆均采用C类阻燃电缆，对特别重要的回路，如消防系统、站用直流系统、事故照明系统采用耐火电缆。对IkV及以下动力、控制电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆或光伏专用电缆。连接微机设备的控制电缆选用聚氯乙烯绝缘屏蔽控制电缆。计算机网络电缆采用网络五类线。发电子系统至集中控制室之间通讯采用"8芯铠装光纤传输。6. 1.10.3电缆防火措施本工程电缆防火主要采用以下措施：采用阻燃和耐火电缆；在适当的地方设置防火隔墙，在隔墙两侧的电缆表层涂防火涂料：采用架空桥架敷设方式时，当电缆通过高温、易燃场所时采用带虚板的耐火槽盒：电缆设施遵循电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)的要求。电缆从室外进入室内的人口处、电缆接头处、长度超过100m的电缆沟、电缆通过的孔洞，均应进行防火封堵。6.2电气二次6.2. 1设计依据和原则6.3. 1.1设计依据光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)GD003-2011火力发电厂厂用电设计技术规定D1./T5153-2002火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程D以T5136-2012电力装置的电测量仪表装置设计技术规范GB/T50063-2008继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006电力工程电缆设计规范GB50217-2007火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006电力工程直流系统设计技术规程D1./T5044-2004盯乜力系统调度F1.动化设计技术规程D1./T5003-2005电能量计量系统设计技术规程D1./T5202-2004电力系统微机继电保护技术导则D1./T769-2001远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准D1./T667-1999电力系统继电保护柜、屏通用技术条件D1./T720-2000电安生1994191号电力批电保护及安全H动装置反事故措施要点“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则国家电网公司十八项电网重大反事故措施国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求上述设计标准、规程及其他相关规程按照现行最新版本执行。6.2.1.2二次设计原则光伏发电系统及配套的04kV升压开关站按“少人值守”的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。整个光伏电站安装一套综合F1.动化监控系统，负责整个电站的电力监控、调度、故障报警、光伏方阵的视频监视等功能：每组50OkWP光伏阵列的运行数据及工作状态，通过通讯口连接到主监控室进行实时监控、故障报警、电力监测等功能。6.2.2监控系统6.2.2.1监控室布置监控室内设有微机监控系统操作台、工程师站及主机工作站，总共分12个光伏发电单元通讯管理机进行电气微机监控。6.2.2.2计算机监控系统功能本工程监控系统的设备配置和功能要求按少人值守设计。本工程的计算机监控系统采用分层分布开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按工程远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。站控层设备主要包括：主机兼操作员站、远动通信设备、公用接口设备等，其中主机兼操作员站和远动通信设备均按单套配置，本工程不设置系统工程师维护工作站，预留系统维护接口。间隔层设备包括两部分：并网逆变测控装置和电力系统测控。井网逆变测控装置主要是采集光伏电站逆变器的运行数据和工作状态，以及现场的H照强度、风速、风向和环境温度：电力系统测控装置包括站内电气设备的测控、保护。(】)太阳能电池方阵和逆变器测控太阳能电池方阵和逆变器的控制系统布置在逆变器室内，主要监视并网逆变器的运行状态。数据采集系统包括数据采集控制器、显示终端、就地测量仪表等设备。并网逆变器及电网的数据信息通过通讯的方式传输至数据采集控制器，再上传至监控系统站控层。逆变器配置防孤岛保护。逆变器本体实现对中间电压的稳定，便于前级升压斩波器对最大功率点的跟踪，并且具有完善的并网保护功能，保证系统能够安全可靠地运行。(2)站内电气设备的测控400V设备的测控功能则由低压开关柜内的控制保护装置实现，不再单独设保护测控柜，电气设备的参数以通信的方式上传至监控系统站控层。6.2.2.3继电保护6.2.2.3.1保护装置的选型本电站采用微机型数字综合保护装置。微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备臼检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口。6.2.2.3.2保护配置方案根据GB50062-2008电力装置的继电保护和自动化装置设计规范以及GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程的要求，本电站保护配置如下：-并网逆变器保护并网逆变器为制造厂成套供货设备，具有孤岛效应保护、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、三和不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能。-安全自动装置本站配置故障录波装置用于电力故障数据记录分析。本站配置电能质量检测装置。6.2.3交流不停电电源系统(UPS)原设备若配UPS电源可以接入本期装置使用。UpS采用静态逆变装置，容量为5kVA。当光伏发电站交流停电时，由220V蓄电池供给I流电源，经逆变后向负荷供电。交流电源消失情况下连续供电时间为2小时。6.2.4直流系统原设备的直流电源本期装置可以接入使用。直流系统采用单母线接线，电压220V,配置一组阀控式密封免维护铅酸蓄电池，蓄电池组容量按2h放电时间考虑，单组容量为150Ah,并配置一套高频开关充电电源。6.2.5安防系统本工程设置一套安保系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池阵列、控制室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置监控主机、数字硬盘录像机、前置摄像机及相关附件。安全防范系统包括：视频监视和报警两部分功能。系统应采用基于数字技术、结构化设计的设备，便于安装，具有环境适应性强，视直接用水冲洗。控制室运行人员可至少在控制室监视器上同时监视多幅现场画面，其画面能根据需方要求在监视器上进行分割和切换。6. 3通信部分6.3. 1工程概述本设计为光伏发电站站内通信部分，将光伏发电站调度信息传送至地方地调，预留当地县调接入信息接口；域终以系统接入意见为准。光伏电站内通讯采用对讲机加座机方式。调度、行政电话布置在控制室内，同时还在控制室内预留网线。第七章总平面布置及土建设计7.1项目所在地概况项目位于太阳能资源很丰富的XX市。总厂房面积约为76780平方米。太阳能光伏阵列的安装位置是在XX市XX工程有限公司厂房上。7. 2设计安全标准及设计依据混凝土结构设计规范GB50010-2010砌体结构设计规范GB50003-2011建筑结构荷载规范GB50009-2001（2006年版）建筑抗震设计规范GB500112010构筑物抗族设计规范GB50191-2012建筑内部装修设计防火规范GB50222-95建筑设计防火规范GB50016-2012建筑地基基础设计规范GB