分布式光伏發(fā)電項目投標技術方案（純方案）

分布式光伏發(fā)電項目投標技術方案1.污水廠10.8MWP分布式光伏EPC總承包項目技術方案 1.1.光伏系統(tǒng)工程 81.1.1.總的技術路線 81.1.2.光伏電池組件選擇 1.1.3.光伏方陣設計 1.1.4.逆變器選擇 1.1.5.直流接線方案設計 1.2.電氣工程 1.2.1.設計依據(jù)及范圍 1.2.2.接入電力系統(tǒng)方案 1.2.3.電氣主接線 1.2.4.主要電氣設備選擇 1.2.5.計算機監(jiān)控系統(tǒng) 1.2.6.繼電保護與安全自動裝置 1.2.7.輔助電源 281.2.8.火災報警 1.2.9.暖通設計 1.3.建筑工程 1.3.1.總圖布置 1.3.2.基礎設計概述 1.3.3.結構設計 1.4.發(fā)電量估算 1.4.1.光資源分析 1.4.2.發(fā)電量仿真模擬 2.村民屋頂2×6MWP分布式光伏發(fā)電項目技術方案 2.1.項目概況及投資方簡介 2.2.設計依據(jù)、設計范圍、設計原則 2.2.1.設計依據(jù) 2.2.2.設計范圍和設計原則 2.3.xx市電網(wǎng)現(xiàn)狀 2.4.Xx市電力負荷預測 2.5.電力平衡及建設必要性 2.5.1.xxx市電力平衡 2.5.2.建設必要性及其在系統(tǒng)中的作用 2.6.接入系統(tǒng)方案 2.6.1.工程概況 2.6.2.周邊電網(wǎng)及光伏電站概況 2.6.3.接入系統(tǒng)方案 2.6.4.潮流計算分析 2.6.5.短路計算 2.6.6.技術經(jīng)濟分析及投資估算 2.6.7.電氣主接線及電氣設備選擇 2.6.8.本工程對電力系統(tǒng)的影響 2.7.系統(tǒng)繼電保護 2.7.1.接入系統(tǒng)方案 512.7.2.系統(tǒng)繼電保護配置方案 2.7.3.相關專業(yè)的配合 2.7.4.對側變電站系統(tǒng)繼電保護配置方案 2.7.5.系統(tǒng)繼電保護設備及投資估算 2.8.調度自動化 2.8.1.調度關系 2.8.2.遠動信息的傳送方式和通道要求 2.8.3.調度自動化系統(tǒng) 2.8.4.遠動信息 542.8.5.電量計費系統(tǒng) 542.8.6.光伏發(fā)電功率預測系統(tǒng) 542.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置 2.8.8.網(wǎng)絡及二次系統(tǒng)安全防護設備 2.8.9.電能質量在線監(jiān)測裝置 2.8.10.調度運行管理系統(tǒng) 2.8.11.調度端配合費 2.8.12.調度自動化設備及投資估算 2.9.系統(tǒng)通信 2.9.1.接入系統(tǒng)概況及調度組織關系 2.9.2.通信系統(tǒng)現(xiàn)狀 2.9.3.各專業(yè)對通道的要求 2.9.4.系統(tǒng)通信方案 2.9.5.投資估算 2.10.結論 2.10.1.接入系統(tǒng)推薦方案 2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術要求 2.10.3.系統(tǒng)繼電保護 2.10.4.調度自動化 2.10.5.系統(tǒng)通信 2.10.6.接入系統(tǒng)推薦方案投資估算 3.建筑屋頂283.8KWP分布式光伏發(fā)電項目技術方案 3.1.綜合說明 3.1.1.概述 3.1.2.太陽能資源 3.1.3.工程地質 43.1.4.項目任務與規(guī)模 53.1.5.總體方案設計 3.1.6.電氣設計 63.1.7.土建工程設計 3.1.8.工程消防設計 3.1.9.發(fā)電量預測 3.1.10.施工組織設計 3.1.11.工程管理設計 3.1.12.環(huán)境保護與水土保持 3.1.13.勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生 3.1.14.工程設計概算 3.1.15.財務評價 3.1.16.結論 3.2.太陽能資源 3.2.1.區(qū)域太陽能資源概況 3.2.2.光伏電站所在地區(qū)太陽能資源分析 3.2.3.氣象條件 3.2.4.太陽能資源分析 3.2.5.太陽能資源等級評估 813.3.光伏系統(tǒng)方案設計及發(fā)電量計算 3.3.1.光伏電站總體方案 3.3.2.光伏系統(tǒng)設計 3.3.3.發(fā)電量預測 3.4.環(huán)境保護與水土保持 3.4.1.環(huán)境保護 3.4.2.水土保持 3.5.工程投資概算 3.5.1.工程概況 3.5.2.編制原則及依據(jù) 3.5.3.基礎資料 3.5.4.工程總投資概算 3.6.財務評價與社會效果分析 3.6.1.概述 3.6.2.財務評價 3.6.3.社會效果評價 1103.6.4.結論 4.村級5.083MWP光伏扶貧電站項目EPC總承包施工技術方案 4.1.概述 4.1.1.項目簡要介紹 1114.1.2.項目范圍 1114.1.3.項目特點 4.2.總體實施方案 4.2.1.項目目標 4.2.2.項目實施組織形式 1124.2.3.項目階段劃分 1154.2.4.項目工作分解結構 4.2.5.各項目各階段工作文件的要求 4.2.6.項目分包和采購計劃 1264.2.7.項目溝通與協(xié)調程序 4.3.項目實施要點 4.3.1.勘查設計實施要點 4.3.2.采購實施要點 4.3.3.施工實施要點 4.3.4.試運行實施要點 1344.4.項目管理要點 4.4.1.合同管理要點 4.4.2.資源管理要點 1354.4.3.質量控制要點 1364.4.4.進度控制要點 4.4.5.費用估算及控制要點 1554.4.6.質量安全管理要點 1554.4.7.職業(yè)健康管理要點 4.4.8.環(huán)境管理要點 4.4.9.溝通協(xié)調管理要點 4.4.10.財務管理要點 4.4.11.風險管理要點 4.4.12.文件及信息管理要點 4.4.13.報告制度 4.5.設計方案 1804.5.1.系統(tǒng)方案 4.5.2.板陣系統(tǒng)設計 4.5.3.太陽能支架系統(tǒng)設計 4.5.4.集電線路方案 4.5.5.電氣系統(tǒng)配置方案 4.5.6.二次部分設計 4.5.7.線纜設計選型 2034.5.8.光伏電站的防雷接地及過電壓保護措施 4.5.9.發(fā)電量估算 4.5.10.開關站及管理站區(qū)設計方案 1.污水廠10.8MWp分布式光伏EPC總承包項目技術方案1)離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)2)(不蓄電)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)3)蓄電并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)?？梢赃_到MWp甚至GWp級別，發(fā)出電能并入中高壓輸電網(wǎng)絡，參與電力輸送和調配。理示意如圖1-1所示。其中，發(fā)電系統(tǒng)核心元件是光伏電池組件和并網(wǎng)逆變器。設10.8MWp光伏電站，采用10kV接入原廠區(qū)配電系統(tǒng)。上述各類型電池主要性能特點如表2-1所示。電池類型商用效率實驗室效率使用特點目前應用范圍晶硅電池效率高技術成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)民用消費品市場多晶硅效率較高技術成熟價格大幅降低中央發(fā)電系統(tǒng)民用消費品市場薄膜電池價格相對較低民用消費品市場中央發(fā)電系統(tǒng)碲化鎘價格相對較低民用消費品市場銅銦硒價格相對較低民用消費品市場目前市場生產和使用最主要的有晶體硅光伏電池和非晶硅薄膜光伏電池，分別詳細介伏電池中，效率最高的電池，目前規(guī)?；a的商用電池效率在14%～20%,曾經(jīng)長期占多晶硅電池商用轉換效率目前在13%～15%,略低于單晶硅電池水平。多晶硅電池生池的制造中得到應用。另一種方法是在單晶硅襯底上采用化學氣相沉積(CVD)等工藝形成電池。單晶硅電池組件、多晶硅電池組件外形外觀，可參考圖2-1。薄膜太陽電池包括硅薄膜太陽電池(非晶硅、微晶硅、納米晶硅等)、多元化合物薄膜太陽電池(硫化鎘、硒銦銅、碲化鎘、砷化鎵、磷化銦、銅銦鎵硒等)、染料敏化薄膜得較高的電壓。目前非晶硅太陽電池光電轉換效率一般能達到10-12%,電池組件的系統(tǒng)在9%-12%,其他多數(shù)尚未形成產業(yè)化。率最高可達9%,沒有形成產業(yè)化。較小。在相同的建設條件下，選用不同功率的光伏組件，其整體集成方案均具有可行性。60片電池組成的高效多晶硅電池組件，且逐漸占據(jù)市場主流。單晶硅組件效率不低于17%,輸出功率保證率線性質保，第1年功率衰減不高于3%,第2年至第25年功率每年衰減不高于0.7%,工作環(huán)境溫度范圍-40℃到85℃。太陽能電池組碰傷，整個組件外表無殘留的EVA、硅膠、膠帶印等異物，無凸起或者凹陷(由內部引線小于5400Pa。組件的每片電池與互連條排列整齊，組件內單片電池無碎裂、無裂紋、無明顯移位，組件的框架整潔、平整、無毛刺、無腐蝕斑點。接縫配合良好，所有段縫處、IP65。組件具備一定的抗潮濕能力，在雨、霧、露水或融雪的濕氣的環(huán)境下，能正常工滿足IEC標準的電氣連接，采用工業(yè)防水耐溫快速接插，防紫外線阻燃銅芯電纜的截面積不小于組4平方毫米。組件在外加直流電壓1150V時，保持1分鐘，無擊穿、閃絡現(xiàn)象。對組件施加500V的直流電壓，測量其絕緣電阻應不小于50兆歐姆，漏電電流小于小于50微安。采用EVA、玻璃等層壓封裝的組件，EVA的交聯(lián)度大于75%,EVA與組件背板包裝堅固，內部對組件有牢靠的加固措施及防撞措施。全包裝箱在箱面上標出中心位置、裝卸方式、儲運注意標識等內容。組件與安裝支架之間的連接全部采用螺栓連接(不采用本項目為水廠項目，組件根據(jù)招標要求布置。根據(jù)分析，采用280Wp光伏組件，組串為22片。擬選擇的光伏組件技術規(guī)格如下表。序號12組件轉換效率%3V4A5V6A7最大絕緣耐受電壓V8額定電池工作溫度度9電流溫度系數(shù)電壓溫度系數(shù)功率溫度系數(shù)組件尺寸(長x寬x厚)二結構材料12EVA(抗PID)3框架結構陽極氧化鋁合金45電池片類型6電池片轉換效率%7接插件型號/防護等級1.1.3.光伏方陣設計.光伏方陣設計原則.光伏組件串聯(lián)方案Tc=G/800×(Tn-20)+Te;——公式1-1度系數(shù)Kv(-0.33%/度),計算組串數(shù)量N必須大于19小于23。組串數(shù)量宜選擇偶數(shù)20、22兩種方案。組串數(shù)量選擇22片時，該電壓范圍貼近逆變器最佳功率點電壓，有利于提升逆變器組串數(shù)量選擇20片時，雖然逆變器效率相對22片時更高，但因直流電流較低、損耗綜合上述分析，選擇22片組件進行組串。逆變器按功率等級分有100kW、200kW、250kW、330kW、500kW、630kW、1000kW等各逆變器效率，最初隨負載增加而增加，達到最大值(負載率約30%)后隨負載增加而減少，100%負載下效率小于最大效率，其變化曲線可見圖4.2-1。低，則運行效率越高，其變化曲線可見圖4.2-2。逆變器效率曲線(負載變化時)1)集中逆變器：在大于100kWp的光伏發(fā)電站系統(tǒng)中，很多并行的光伏組串連接到同一臺集中逆變器的直流輸入側，如圖5.3-1所示。這類逆變器的最大特點是效率高，成本低。大型集中逆變器(單機500kW、630kW、750kW、1MW)可直接通過一臺中壓變壓器與中壓電網(wǎng)(10kV或35kV)連接，省去低壓變壓器，減少逆變器輸出交流側電纜損耗，提1)大型地面光伏電站場和廠區(qū)屋頂分布式光伏電站地往往比較平整，光伏組件、電池架聯(lián)時適配性高、損耗低。因此，在系統(tǒng)集成方面考慮運用集中逆變器可行；2)大型地面維護及運行管理的需要，適合選用集中逆變器；3)降低投資的需要。2)組串逆變器：如圖4.3-2所示，太陽電池組件被連接成幾個相互平行的串，每個串都連接單獨的一遮擋不一)時，可適應各組串的實際工況統(tǒng)一逆變成規(guī)格相同的交流電能，特別適用于屋國內大型光伏電站廣泛選用500kW級逆變器，2臺并機成1MW單元運行。2臺500kW逆變器匹配1MW子方陣，子方陣的占地面積不同，電纜長度不同。1交流額定輸出功率234歐洲效率序號56最大功率跟蹤(MPP)范圍78交流輸出電壓9<3%(額定功率時),并網(wǎng)點滿足GB/T14549《電能質量公用電網(wǎng)諧波》要求功率因素0.9(超前)~0.9(滯后)接地點故障檢測(有/無)有過載保護(有/無)有反極性保護(有/無)有過電壓保護(有/無)有其他保護短路保護、孤島效應保護、過熱保護、過載保護等有功功率調節(jié)能力(有/無)根據(jù)本工程特點，綜合考慮技術及經(jīng)濟原因，可采用8匯1和16匯1型直流匯流箱。每個500Wp光伏發(fā)電單元最多配置8臺匯流箱，全站初步布置280Wp單晶硅組件31724塊，裝機量共計8.882MWp并網(wǎng)系統(tǒng)需配置8匯1匯流箱22臺，16匯1匯流箱80臺。(1)防水、防銹、防曬，滿足室外安裝使用要求；(2)可同時接入8路或16路光伏組串，設8路或16路熔斷器回路，每路額定電流(3)每路輸入回路配有光伏專用高壓直流熔絲進行保護，其耐壓值為DC1000V;(4)直流輸出母線的正極對地、負極對地、正負極之間配有光伏專用高壓防雷器，(5)直流輸出母線端配有可分斷的直流斷路器。所有太陽電池組件串并聯(lián)接入至直流防雷匯流箱的電纜均采用1×4mm2的單芯直流1)匯流箱可直接安裝在電池組件支架上，戶外壁掛式安裝，防水、防銹、防曬，滿2)逆變器布置在水廠區(qū)可利用且離升壓變與匯流箱集中區(qū)域。本項目并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)包括9個1000kWp固定安裝的單晶硅發(fā)電單元系統(tǒng)，系統(tǒng)總容量共8882kWp,標稱容量8.882MWp。本項目電池組件、匯流箱逆變器數(shù)量見表5.3-1。1塊2臺93匯流箱8匯1臺4匯流箱16匯1臺1)招標文件；2)現(xiàn)場踏勘資料；3)國家相關設計規(guī)范3)其它專業(yè)資料、設備資料等；本電站規(guī)劃安裝光伏組件容量8.882MWp。根據(jù)本項目招標文件，光伏電站分兩個接根據(jù)光伏電場技術方案，光伏電場以1MWp為發(fā)電單元，分散布置有9個逆變單元。采用就地逆變、就地升壓匯流的接線原則，各逆變單元2臺500kW/AC0.4kV并網(wǎng)逆變器，與1臺1000kVA雙分裂升壓變壓器組成“兩機一變單元接線。該接線具有電能損耗少、.10kV開關站電氣接線.中性點接地方式.無功補償功率因數(shù)應能夠在0.9(超前)～0.9(滯后)范圍內連續(xù)可調。參考類似工程無功容量.站用電源組合式箱變(歐變)本電站設控制室，控制室內布置有：計算機監(jiān)控系統(tǒng)主機/操作員站、視頻安防監(jiān)控光伏電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)通過雙絞線或光纖將二次設備聯(lián)結構成以太網(wǎng)或現(xiàn)場總線和10kV開關站電氣系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)的全面監(jiān)視與控制。管理、保護定值分析與管理、設備故障預測及檢測、設備狀態(tài)檢修等電站電氣運行優(yōu)化、1)數(shù)據(jù)采集與處理功能2)安全檢測與人機接口功能3)運行設備控制、斷路器及隔離開關的分合閘操作、站用系統(tǒng)的控制功能4)數(shù)據(jù)通訊功能5)系統(tǒng)自診斷功能6)系統(tǒng)軟件具有良好的可修改性，可增減或改變軟件功能及升級7)自動報表及打印功能8)時鐘系統(tǒng)據(jù)采集處理裝置、并網(wǎng)逆變器監(jiān)控單元、環(huán)境參數(shù)采集儀以及電站電氣設備所用的保護、計算機監(jiān)控系統(tǒng)由隨10kV集電系統(tǒng)敷設的管道光纜組成光纖環(huán)網(wǎng)通信網(wǎng)絡，將光伏0.4/10kV和10kV開關站電氣系統(tǒng)的計算機監(jiān)控主要包括10kV箱式變壓器、10kV線1.2.6.繼電保護與安全自動裝置元件繼電保護按GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》、入系統(tǒng)設計報告和《“防止電力生產重大事故的1)10kV箱式變電站變壓器保護。由于箱式變電站變壓器高壓側為熔斷2)并網(wǎng)逆變器保護。并網(wǎng)逆變器為制造廠成套供貨設備，應具有防孤島效應保護、直流過電壓/過流保護、極性反接保護、短路保護、接地保護(具有故障檢測功能)、交流欠壓/過壓保護、過載保護、過熱保護、過頻/欠頻保護、三相不平衡保護及報警、相位保護以及對地電阻監(jiān)測和報警功能。并網(wǎng)逆變器低電壓穿越能力應滿足國家電網(wǎng)公司Q/根據(jù)"國家電網(wǎng)公司Q/GDW617-2011《光伏電站考慮配置2套電能質量在線監(jiān)測裝置，用于實時監(jiān)測并網(wǎng)點的各項電能指標。擬在10kV線路設置關口計量點，采用有功0.2S級、無功2級的雙向主/副電度表。在10kV開關站配一套電能量遠方終端，用于完成電站關口計量點電能信息采集、處用于向站內一、二次及通信設備提供直流電源，全站事故停電按2小時考慮。直流系統(tǒng)電壓為220V,采用單母線分段接線。蓄電池組容量為40Ah,共兩組，每組52只。蓄電池采用閥控式密封鉛酸電池，布置在開關站蓄電池內設置兩套充電裝置，采用高頻開關電源，模塊按N+1配置，充電裝置屏設置在開關1)逆變器室通風小時不少于12次/h的事故通風，事故排風機可兼作過渡季節(jié)通風用。立的分體柜式空調機，以維持夏季室內溫度18℃,冬季可適當提高室內溫度，另設計每小時不少于12次/h的事故通風，事故排風機可兼作過渡季節(jié)通風用。項目場址位于xxxxx污水處理廠內xxx面上，東西向長600m,南北向長350m,海報21m。場地主要由一期3個氧化溝、二期3個氧化溝、東北角位置6個沉淀池、西北角6個沉淀池、綠化帶及部分建筑組成。場址地形條件較好，土地屬性主要為建設用地?？傉嫉孛娣e約24.4萬平米，站址南側及西側有本項目本期電站總規(guī)劃容量8.82MWp,本期新建內容包括一期、二期氧化溝上方的門本工程總裝機容量8.882MWp,由4個主要光伏方陣組成光伏發(fā)電方陣的逆變升壓設備盡量置于靠近光伏方陣及并網(wǎng)點位置(具體位置待后續(xù)詳勘后與業(yè)主方確定),逆變升壓單元10kV出線電纜通過直埋電纜匯集到整個光伏發(fā)電站的兩個開關站內，然后經(jīng)兩個開關站由2回10kV線路并入廠區(qū)內部10kV電網(wǎng)。由于光伏電站安裝在門式剛架及鋼網(wǎng)架上方，光伏組件布置需與建筑結構充分結合。修通道采用鋼柵格，門式剛架檢修通道布置在組件下方，與組件下沿凈高距離600mm,檢增道路。電場管線以工藝要求主要是直埋電纜和電纜溝，結合光伏方陣，按照工藝要求合理規(guī)劃布置管線，盡量使管線短截、順暢。箱逆變及開關站占用地見表2.1-1,共計占用面積640m2。站內占用地一覽表編號名稱基礎占面積(m2)基礎高(m)1磚混結構22磚混結構2箱逆變及開光柜設備基礎主要依據(jù)使用功能進行設計，在滿足功能要求的前提下，按照國家的有關規(guī)范、規(guī)程進行設計，以保證滿足功能使用要求?；A為開挖型基礎，埋深約離地面1.5米，地上部分約0.5米，底部采用伐板式水泥基礎并設置積水坑，構造柱上做圈梁，基礎立面采用砌磚，里外兩層均采用涂料防水。地上部分立面處設置自然通風百葉窗。氧化溝和沉淀池主要以混凝土水池為主，邊緣位置為運維通道或綠化帶。本工程應結合現(xiàn)場場地條件，與建筑、設備、施工和地方材料等因素相配合，遵循安全實用、經(jīng)濟合理、技術先進的設計原則，力爭創(chuàng)出結構新、速度快、效益好的結構體系。設計采用的規(guī)程規(guī)范及技術標準：《冷彎薄壁型鋼結構技術規(guī)范》GB50018-2002《建筑鋼結構焊接技術規(guī)程》JGJ81-2002●本工程結構除光伏支架設計使用年限為25年外，其余建(構)筑物的結構設計使用年限為50年；●基本風壓：0.35kN/m2(n=50年),建筑物地面粗糙類別為B類?！窠Y構設計使用年限：光伏支架25年，建筑50年。建筑場地類別：按照Ⅱ類，設計特征周期為0.40s。●地基基礎承載力特征值按照100kPa計算混凝土：門式剛架及鋼網(wǎng)架結構基礎混凝土為C35,設備基礎混凝土為C30,墊層混凝土為C15;鋼材：門式剛架及鋼網(wǎng)架主體結構采用Q345,其它未注明鋼材均采用Q235B;根據(jù)總平圖中沉淀池位置、直徑大小以及最大化布置組件，西北區(qū)域可以布置1個鋼架柱頂標高距離池壁頂面垂直凈高4m,網(wǎng)架高度3.8m;采用實腹鋼柱，柱下擬采用鋼筋砼獨立基礎，地基承載力特征值按照100kPa估算基礎截面及配筋，基礎位于綠化帶內。門式剛架結構，二期氧化溝布置3個門式剛架結構。門式剛架結構跨度根據(jù)氧化溝池壁平臺位置確定，一期氧化溝長度約104米，二期氧化溝長度約84米，梁底標高距離池壁頂面垂直凈高2.5m;采用實腹鋼柱、鋼梁，柱腳采用地腳螺栓鉸接連接在池壁上(地腳螺3、光伏支架按傾斜角度15度設計?？紤]使用耐久性，光伏支架鋼構件均熱鍍浸鋅。4、檢修通道南側設置護欄，護欄高度不低于組件上沿高度，北側在不遮擋組件的情況下，設置100mm獨立基礎采用C30,其余均為C25基礎墊層C10HPB300鋼筋熱鍍鋅Q235B管材f=205kN/m2一類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3200～3300h,年輻射量在6680～8400MJ/m2。這是我國二類地區(qū)：全年日照時數(shù)為3000～3200h,年輻射量在5852～6680MJ/m2。此區(qū)為一、二、三類地區(qū)，年日照時數(shù)大于2000h,年輻射總量高于5850MJ/m2,是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區(qū)，面積較大，約占全國總面積的2/3以上，具有利用太陽能太陽能發(fā)電系統(tǒng)時也會有不同的系統(tǒng)設計方案，所以我國在安裝太陽能發(fā)電裝置時，地理位置處于太陽能資源第三類及以上地區(qū)時太陽能發(fā)電裝置能發(fā)揮更高的系統(tǒng)發(fā)電效率。合肥地位于北緯31.9度，東經(jīng)117.2度，位于第三類地區(qū)，屬于暖溫帶大陸性季風氣候區(qū)，四季分明，日照充分，太陽能資源豐富。本期工程場址位于北緯31.9度，東經(jīng)117.2度，海拔21米。發(fā)電量模擬采用Meteonorm的太陽能資源數(shù)據(jù)進行分析。氣象數(shù)據(jù)如下圖所示：kwh/m.dsyYearMeteonorm的太陽能資源數(shù)據(jù)根據(jù)Pvsyst6.6.2仿真結果分析得首年各月發(fā)電量數(shù)據(jù)如下：首年日平均發(fā)電量(按月計),單位：度一期氧化池二期氧化池西側氧化池東側氧化池日均總計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發(fā)電量，單位：萬度一期氧化池二期氧化池西側氧化池東側氧化池總計一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月發(fā)電量(萬度)發(fā)電量(萬度)25年總發(fā)電量25年發(fā)電量情況25年發(fā)電量情況模擬結論：本項目綜合考慮旁邊高樓陰影遮擋，結合水廠區(qū)域組件布置，通過Pvsyst6.6.2仿真結果為：二期氧化池79.47%,綜合發(fā)電效率為：80.7%;25年發(fā)電總量為：21269.4萬度；年平均發(fā)電量為：850.776萬度。2.村民屋頂2×6MWp分布式光伏發(fā)電項目技術方案2.1.項目概況及投資方簡介xxx村民屋頂2×6MWp分布式光伏發(fā)電項目(簡稱“xxx12MW分布式光伏電站”)位于xxxx,項目綜合利用xxxx街道辦事處西大封村、東大封村建筑屋頂進行光伏發(fā)電項目集中連片建設，項目利用屋頂面積18萬平方米，標稱裝機容量12MW,為并網(wǎng)型光伏電站，由xxx投資建設。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。xxx是專業(yè)從事新能源終端產品研發(fā)與生產，新能源工程開發(fā)與建設的高科技股份制企業(yè)。公司擁有國內一流的新能源行業(yè)專家顧問團隊和技術團隊，主要經(jīng)營太陽能系列產品的生產銷售、智能微電網(wǎng)工程、建筑幕墻工程和各類光伏系統(tǒng)集成設計，光伏發(fā)電、風力發(fā)電等新能源項目投資建設和運營維護等，具有區(qū)域穩(wěn)定的新能源市場資源，在新能源開發(fā)建設、運營管理方面擁有較強的實力和豐富的經(jīng)驗?！駒x電網(wǎng)"十三五"發(fā)展規(guī)劃報告(2015年版)●xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)●xx電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃(2015年版)xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建設。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。本報告根據(jù)《山東電網(wǎng)“十三五"發(fā)展劃報告(2015年版)》、《泰安電網(wǎng)“十三五”《配電網(wǎng)規(guī)劃設計技術導則》《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》xx電網(wǎng)位于xxxx,通過220kV高余變、桃園變、五鳳變和肥東變接入泰安電網(wǎng)。目前已形成以220kV高余變、桃園變、五鳳變和肥東變?yōu)橹鞴╇娫?，?10kV、35kV為配電截止2015年底，xxx市擁有220kV變電站4座，變電容量1350MVA,110kV變電站座數(shù)為11座，主變臺數(shù)為19臺，變電容量為87.9萬kVA,線路的條數(shù)為20條，總長度為226.56km;35kV變電站座數(shù)為12座，主變臺數(shù)為23臺，變電總容量為26.64萬kVA,線路的條數(shù)為28條，總長度為248.43km;10kV配變容量59.21萬kVA,線路條數(shù)共142年發(fā)電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電2015年xxx市全社會用電量38億kWh,全社會最大負荷700MW。至2015年全市生產總值2015年突破669.3億元億元，"十二五"年均增長11.36%以上，人均GDP為8.39萬元/人。產業(yè)結構更趨優(yōu)化，產業(yè)能級顯著提升，產業(yè)布局集約科學。著力培育發(fā)展戰(zhàn)略性新興產業(yè)，積極發(fā)展現(xiàn)代農業(yè)，加快發(fā)展服務業(yè)，"十二五"末三次產業(yè)比例調整為7:52:41。xxx市2015年全社會用電量、全社會最大負荷分別為38億kWh和700MW。隨著經(jīng)濟的發(fā)展，xxx市電力負荷也快速增長，預kWh率為5.22%;預計2020年網(wǎng)供最大負荷將達到971MW;"十三五"期間遞增率為6.76%。"十三五"遞增全社會最大負荷2.5.電力平衡及建設必要性年發(fā)電量共6.29億kWh,分別為xxx市精制鹽廠、山東瑞泰化工有限公司、勝利化工電項目，xxx地區(qū)一直為受電區(qū)，預計2020年最大負荷為971MW,所需電力主要通過220kV(1)符合國家能源產業(yè)政策當前，我國的能源結構以常規(guī)能源(煤、石油和天然氣)為主，由于常規(guī)能源的不可之不竭"。大力發(fā)展太陽能發(fā)電，實現(xiàn)能源多元化，緩解對有限礦物能源的依賴與約束，(2)優(yōu)化山東省能源結構，保護環(huán)境，符合可持續(xù)發(fā)展的需要斷增加。目前山東省96%左右的發(fā)電量均來自燃煤電站，40%左右的電煤供應依靠其他省(3)對電網(wǎng)供電能力形成有益的補充xxx12MW分布式光伏電站利用當?shù)靥柲苜Y源，所發(fā)電力全部在xxx電網(wǎng)及泰安電網(wǎng)xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建設。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。xx省位于xx。xx地區(qū)為太陽能輻射資源三類地區(qū)，全年日照時數(shù)為2200～3000小西大封村，xxx地處魯中腹地，北緯35°37'-36°07′、東經(jīng)117°16′-118°之間，年均降水量730.2毫米，年均風速1.6米/秒，年均日照時數(shù)2482.7小時，年無霜期日數(shù)總輻射量10月11月12月采用KlienSA,TheilackerJC的國際通用計算傾斜面上月平均太陽輻照量。通過利用光伏發(fā)電專業(yè)軟件計算，地面部分方陣安裝的最佳傾角為33°,全年所接收到的太陽輻射量最大，為5383.16MJ/m2,比水平面高出約5.28%。xxx地區(qū)年平均日照數(shù)2482.7小時左右，年光照輻射強度達5383.16MJ/m2,年等效可用小時在1489小時左右，是山東地區(qū)太陽能資源較好的區(qū)域之一，適宜建設太陽能電根據(jù)工程可行性研究報告，本工程擬采用260Wp多晶硅光伏組件，組件參數(shù)如下：260Wp多晶硅光伏組件技術參數(shù)電學性能峰值電壓VmpV峰值電流ImpAAV電壓溫度系數(shù)Tk(Voc)電流溫度系數(shù)Tk(Isc)最大系統(tǒng)電壓V組件效率工作溫度℃本期工程電池組件單塊容量為260Wp,總安裝數(shù)量為46080塊，實際總容量為12MWp。元配2臺逆變器，整個工程配24臺500kW逆變器。逆變器的基本參數(shù)見表。隔離方式最大太陽電池陣列功率最大陣列開路電壓太陽電池最大功率點跟蹤(MPPT)范圍總電流波形畸變率<3%(額定功率時)功率因數(shù)最大效率IT系統(tǒng)夜間自耗電自動投運條件直流輸入及電網(wǎng)滿足要求，逆變器自動運行斷電后自動重啟時間5min(時間可調)極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、通訊接口使用環(huán)境溫度-25℃~+55℃使用環(huán)境濕度0～95%,不結露滿功率運行的最高海拔高度(超過3000米需降額使用)噪音防護等級IP20(室內)電網(wǎng)監(jiān)控根據(jù)《配電網(wǎng)規(guī)劃設計技術導則》,電源總容量范圍在6MW～50MW時，并網(wǎng)電壓等級可為10kV、35kV和110kV。xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東西大封村，電壓等級接入系統(tǒng)，周邊可考慮的接入點有110kV牛山站、110kVxxx站、110kV白云站。110kV牛山站，位于光伏電站東南約5km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變2×50MVA,單母線分段接線，現(xiàn)有出線24回，已出線20回，有備用間隔。2016年牛山站最大負荷110kVxxx站，位于光伏電站東約9km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變2×50MVA,10kV規(guī)劃出線22回，單母線分段接線，現(xiàn)有出線6回，有備用間隔。2016年xxx站最大110kV白云站，位于光伏電站東南約8km。規(guī)劃主變(2×50)MVA,現(xiàn)有主變50MVA,10kV規(guī)劃出線24回，單母線分段接線，現(xiàn)為單母線接線，出線間隔12回，已有出線7回，有備用間隔。2016年白云站最大負荷15MW,本工程接入后能夠就地消納。白云站距周邊光伏電站接入情況：xxx昊邦20MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站，接入系統(tǒng)方案已批復。xxx輝創(chuàng)20MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站。xxx天辰40MWp光伏電站以1回110kV線路接入220kV五鳳站，已建成投產，與UPC風電 (50MW)、華電風電MWxxxMWxxxMWp伏電站以1回35kV線路接入220kV五鳳站。xxx湖屯鎮(zhèn)30MWp光伏電站以1回35kV線路接入220kV高余站，接入系統(tǒng)方案已批復。xxx盛陽20MWp光伏電站以1回35kV線路接入110kV米山站，接入系統(tǒng)方案已批復。項目名稱況以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回110kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV五鳳站已批復以1回35kV線路接入220kV高余站已批復以1回35kV線路接入110kV米山站已批復根據(jù)xxx12MW分布式光伏電站周邊電網(wǎng)情況，相關變電站最大接入容量的計算結果如2016年相關變電站光伏發(fā)電最大接入容量公共連接點母線名稱110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側注：分布式電源并網(wǎng)點的系統(tǒng)短路電流與電源額定電流之比按10計算(下同)。經(jīng)計算，牛山站10kV側和xxx站10kV側2016年可接納的光伏電站容量能夠滿足泰安xxx惠康10MW光伏電站項目的接入容量需求。方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至110kV牛山站，新建架空線路長度約6.5m,采用JL/G1A-300導線，光伏電站出線側和牛山站進線側采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。對側間隔：110kV牛山站10kV規(guī)劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線xxx12MW分布式光伏電站接入系統(tǒng)示意圖見附圖6.3-1。方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側光伏電站新建12MWp光伏發(fā)電裝置，組成12個發(fā)電單元，經(jīng)過逆變、升壓、匯流后，由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至圖6.4-3。110kVxxx站，新建架空線路長度約9.5m,采用JL/G1A-300導線，光伏電站出線側和xxx站進線側采用電纜線路，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜。對側間隔：110kVxxx站10kV規(guī)劃出線24回，目前有出線間隔24回，已利用出線6xxx12MW分布式光伏電站接入系統(tǒng)示意圖見附圖6.3-2。計算水平年：工程計劃于2016年投產，潮流計算水平年取2016年。計算負荷：2016年泰安電網(wǎng)計算負荷取2750MW。玫瑰、石橫電廠～平陰與濟南電網(wǎng)聯(lián)絡；通過220kV翟電網(wǎng)聯(lián)絡；通過220kV南流泉～雙龍、南流泉～溫水與萊蕪電網(wǎng)和臨沂電網(wǎng)聯(lián)絡。方案1:光伏電站以1回10kV線路接入110kV牛山站10kV側xxx12MW分布式光伏電站滿發(fā)時，光伏電站10kV母線電壓為10.5kV,牛山站110kV母線電壓為115.5kV,牛山站10kV母線電壓為10.5kV;桃園站110kV母線電壓為113.2kV;桃園～肥東潮流為59MW;高余站～桃園站220kV線路潮流為105MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附xxx12MW分布式光伏電站停運時，牛山站110kV母線電壓為113.3kV,牛山站10kV母線電壓為10.3kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~桃園站220kV線路潮流為105MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附圖。方案2:光伏電站以1回10kV線路接入110kVxxx站10kV側xxx12MW分布式光伏電站滿發(fā)時，光伏電站10kV母線電壓為10.8kV,xxx站110kV母線電壓為115.1kV,xxx站10kV母線電壓為10.8kV;肥東站110kV母線電壓為115.3kV;桃園～肥東潮流為51MW;高余站～桃園站220kV線路潮流為104MW。周邊電網(wǎng)潮流圖見附xxx12MW分布式光伏電站停運時，牛山站110kV母線電壓為113.3kV,xxx站10kV母線電壓為10.2kV;桃園站110kV母線電壓為112.4kV;桃園～肥東潮流為54MW;高余站~2016年短路計算邊界條件：220kV五鳳站主變容量2×180MVA,220kV肥東站主變容量2×180MVA,220kV桃園站主變容量120+150MVA,220kV高余站主變容量2×180MVA。2020年短路計算邊界條件：20kV五鳳站主變容量2×180MVAkV2×180MVA,220kV桃園站主變容量120+150MVA,220kV高余站主變容量2×180MVA,220kV郭莊站主變容量180MVA。xxx12MW分布式光伏電站項目給系統(tǒng)提供的短路電流按光伏電站額定電流的1.5倍考2016年相關變電站短路計算結果詳見表。2016年相關變電站短路電流單位：MVAkA廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側2020年相關變電站短路計算結果詳見表。2020年相關變電站短路電流單位：MVAkA廠站母線名稱斷路器額定開斷電流方案1110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側110kV牛山站10kV側110kVxxx站10kV側xxx12MW分布式光伏電站以10kV電壓等級接入電網(wǎng)，對接入點方案1投資160萬元，方案2投資220萬元，方案1較方案2投資節(jié)省60萬元，建議采用方案1,詳見表。方案1方案2光伏電站～牛山站10kV送出線路，新建架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-300導線，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜，約160萬元。光伏電站～xxx站10kV送出線路，新建架空線路長度約9.5km,采用JL/G1A-300導線，新建電纜線路長度約0.3km,采用630截面銅芯電纜，約220萬元。對側間隔已有間隔一次設備，本工程不再計列已有間隔一次設備，本工程不再計列160萬元220萬元60萬元本工程光伏電站擬選用12臺1.0MVA變壓器，變壓器型式為：容量比：100/50-50電壓比：10.5±2×2.5%/0.315/0.315kV光伏電站新建10kV配電裝置采用單母線接線，電氣主接線詳見附圖。定有功出力下功率因數(shù)在超前0.95～滯后0.95的范圍內動態(tài)可調。通過35kV電壓等級xxx12MW分布式光伏電站于2016年投產，取2016年為設計水平年。根據(jù)工程可行性研究報告，本期工程選用的逆變器交流側出口功率因數(shù)可在超前0.9～xxx12MW分布式光伏電站安裝1MVA變壓器12臺，短路阻抗按6%考慮，為補償升壓變壓器的無功損耗，本期需無功補償容量0.72Mvar。經(jīng)計算，光伏電站送出線路無功損耗約0.2Mvar,充電功率0.04Mvar。因此本光伏電站工程接入系統(tǒng)共需安裝-0.02Mvar~+0.92Mvar動態(tài)無功補償裝置。根據(jù)山東電力調度中心文件《山東電網(wǎng)新建光伏電站并網(wǎng)驗收流程》(調技〔201234號)的規(guī)定，"容性無功容量不小于光伏電站總容量的+25%,感性無功容量不小于光伏電站總容量的-12.5%”。本工程光伏電站容性無功容量不小于Mvar小于1.25Mvar。綜上，本期推薦選擇1組-1.5Mvar～+2.5Mvar可連續(xù)調節(jié)的動態(tài)無功補償裝置。(1)孤島效應孤島效應是指當電力公司的供電因故障或停電檢修而跳閘時(例如大電網(wǎng)停電),并①對電網(wǎng)負載或人身安全的危害，用戶或線路維修人員不一定意識到自給供電系統(tǒng)④孤島狀態(tài)意味著脫離了電力管理部門的監(jiān)控而獨立運行，具有不可控性和高隱患(2)諧波①光伏電站接入電網(wǎng)的測試點為光伏電站并網(wǎng)點，應由具備相應資質的單位或部門②光伏電站應在并網(wǎng)運行后6個月內向電網(wǎng)企業(yè)提供有關光伏電站運行特征的測試②有功輸出特性(有功輸出與輻照度的關系特性)測試；xxx12MW分布式光伏電站工程新建12MWp光伏發(fā)電裝置，通過逆變、升壓、匯流后，經(jīng)匯集線路分別接至光伏電站新建10kV開關站。光伏電站10kV電氣主接線采用單母線接線，規(guī)劃出線1回，本期出線1回，接入110kV牛山站10kV母線。1)線路保護光伏電站10kV出線采用架空出線。在光伏電站10kV開關站～牛山站并網(wǎng)線路兩側配過負荷保護作為后備保護，配置三相重合閘功能、及三相操作箱。要求10kV光伏開關站~牛山站并網(wǎng)線路具備光纜通道，線路保護要求四根光芯，主用2芯，備用2芯。2)母線保護3)失步解列柜4)故障錄波器柜5)防孤島保護2.7.3.相關專業(yè)的配合2.7.4.對側變電站系統(tǒng)繼電保護配置方案護1套。護各1套。2.7.5.系統(tǒng)繼電保護設備及投資估算序號設備名稱總價(萬元)光伏電站側110kV線路保護柜面18210kV母線保護柜面13失步解列裝置柜面14故障錄波器柜面15防孤島裝置二220kV桃園站側1110kV線路保護柜面2三110kV牛山站側1110kV線路保護柜面1212四110kV尚莊站側1110kV線路保護柜面2224五220kV肥東站側1110kV線路保護柜面12.8.2.遠動信息的傳送方式和通道要求.遠動信息傳輸方式.通道要求2.8.3.調度自動化系統(tǒng)并將實時數(shù)據(jù)和歷史數(shù)據(jù)通過電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)上傳到主站系統(tǒng)，同時從主站接收有功/無站設關口計量點，按單表配置0.2S級的智能電能表。在光伏電站并網(wǎng)線路出線側設關口考核點，按單表配置0.2S級的智能電能表。計量點互感器裝置應經(jīng)相應部門檢測通過才要求電能表帶雙485輸出，具備失壓計時功能。本工程在光伏電站安全區(qū)II設電能量遠方終端1臺。本工程在光伏電站安全區(qū)II配置功率預測系統(tǒng)1套，功率預測系統(tǒng)接收氣象部門的數(shù)值天氣預報信息(或直接接收調度主站系統(tǒng)下發(fā)的數(shù)值天氣預報信息)和調度主站系統(tǒng)全區(qū)II與主站系統(tǒng)通信；功率預測系統(tǒng)與光伏電站安全區(qū)I監(jiān)控等系統(tǒng)通信經(jīng)過硬件防2.8.7.全站時間同步系統(tǒng)與時間監(jiān)測裝置光伏電站應配置1套全站統(tǒng)一的公用時間同步系統(tǒng)，高精度時鐘源雙重化配置，采用接口(IRIG-B(DC)碼)監(jiān)測時間同步裝置(主時鐘及擴展裝置等)的時間精度，時間同況的信息等。時間監(jiān)測裝置通過網(wǎng)絡方式(NTP協(xié)議)實時監(jiān)測功率預測服務器的時間信方終端等設備與系統(tǒng)的時間信息并上傳主站系統(tǒng)。時間監(jiān)測裝置通過調度數(shù)據(jù)網(wǎng)安全區(qū)2.8.8.網(wǎng)絡及二次系統(tǒng)安全防護設備本工程在光伏電站側設調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設備1套，包括路由器1臺、交換機1臺，配置相應的二次安全防護設備，1套路由設備共計配置縱向加密認證裝置1臺。在光伏電站內安全區(qū)I與安全區(qū)I之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內生產控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間配置反向隔離裝置1臺。本工程在光伏電站側設調度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護設備1套，包含路由器1臺、交換機1臺、硬件防火墻1臺。2.8.9.電能質量在線監(jiān)測裝置本工程在光伏電站配置1套電能質量在線監(jiān)測裝置，實現(xiàn)對光伏電站并網(wǎng)線路及母線2.8.10.調度運行管理系統(tǒng)本工程在光伏電站安全區(qū)III配置調度運行管理系統(tǒng)的終端設備1套，用于調度生產2.8.11.調度端配合費2.8.12.調度自動化設備及投資估算序號備注(總價：萬元)1綜合通信管理終端冗余配置，具備遠動通信、有功功率控制、無功電壓控制等功能套1二電量計費系統(tǒng)1電能量遠方終端具備網(wǎng)絡功能套172智能電能表0.2S級，關口考核點塊163電能表柜柜體面1三電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入及二次安包括路由器1臺、交換機1臺、縱向加密認證裝置1臺，硬件防火墻1臺，及反向隔離裝置1臺套1四調度管理信息網(wǎng)接入及二次安包括路由器1臺、交換機1臺、硬件防火墻1臺套1五電能質量在線監(jiān)測裝置套1六時間監(jiān)測裝置套16七套13八山東省調軟硬件接口費套15九泰安地調軟硬件接口費套15十對側110kV牛山站智能電能表0.2S級，關口計量點塊16十一十牛山站需配置電能量采集終端一套套15合計2.9.1.接入系統(tǒng)概況及調度組織關系設。規(guī)劃容量12MWp,為并網(wǎng)型光伏電站。本期一次性建成，計劃2016年開工，2016年建成投產。本報告設計水平年取2016年。本工程本期新建10MWp光伏發(fā)電裝置，光伏電站10kV規(guī)劃出線1回，本期出線1回，接入牛山110kV變電站，新建10kV線路長度約6.8km。光伏電站由泰安地調和山東省調調度，遠動信息分別送至山東省調和泰安地調主、備泰安地區(qū)已基本建成了以ADSS、OPGW光纜為主的地區(qū)級電力通信網(wǎng)。泰山～五鳳~桃園～高余～佛山～李樓～金陽～汶口～泰山之間均已架設了OPGW/ADSS光纜，形成泰安主干環(huán)形光纜通道。南流泉～翟鎮(zhèn)～果都～岳東～泰山建立了OPGW/ADSS局部環(huán)型光纜通泰安地區(qū)現(xiàn)有SDH光傳輸網(wǎng)絡已建成以10Gb/s為主環(huán)，2.5G/622Mb/s為分支的結構。泰山～五鳳～桃園～高余～佛山～李樓～金陽～汶口～泰山之間開通了10Gb/s骨干環(huán)。泰安地區(qū)正在建設PTN數(shù)據(jù)承載網(wǎng)，以滿足日益增長的IP業(yè)務傳輸需求及220kV變電站調度數(shù)據(jù)網(wǎng)雙平面覆蓋的要求。PTN網(wǎng)絡以泰安地調、220kV變電站、500kV變電站及供電部為節(jié)點，結構采用核心層、匯聚層、接入層三級網(wǎng)絡。南流泉～翟鎮(zhèn)～汶口～天平～徐樓～泰山之間已開通10GE核心環(huán)。xxx市域隨110kV及35kV線路建設了OPGW或ADSS光纜。新城～雙村～牛山～尚莊~調控中心已架設了24芯/16芯ADSS。隨著四級通信網(wǎng)延伸工程的建設，桃園～牛山已架設2.5Gb/s骨干網(wǎng)。光伏電站配置1套調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設備，每套接入路由器配置1路2Mbps數(shù)字通道，分別接至電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)地調接入網(wǎng)的不同節(jié)點，傳送生產控制大區(qū)業(yè)務。光伏電站配置1路2Mbps數(shù)字通道接至山東電力調度管理信息網(wǎng)的地調節(jié)點，傳送管理信息大區(qū)業(yè)務。要求光伏電站～牛山站線路具備光纜通道，線路保護要求4根光芯。41地文41地文(1)光纜建設方案本期隨光伏電站1回10kV出線架設1根24芯OPGW光纜至牛山站，線路光纜長約6.5km,管道光纜0.3km。N24/9.0N2王瓜店所尚融變N24/3.2.19L度光纜建設方案圖(2)設備配置方案在光伏電站配置1套155MSDH光傳輸設備，帶2個155M光口。牛山站SDH設備上增加2塊155M光口，結合本期新建的2根光纜利用光伏電站～牛山的光纜通道，1+1開通光伏電站～牛山的155Mb/s光路。同時在光伏電站配置1套接入層PTN設備，帶2個GE光口。220kV桃園站PTN設備增加2個GE光口，跳纖開通光伏電站～桃園的GE光路。通過開通SDH和PTN光路，使得光伏電站接入泰安地區(qū)電力通信網(wǎng)。光伏電站配置2個IP電話，通過調度數(shù)據(jù)網(wǎng)同時注冊至地調和地調備調已運行的調度軟交換系統(tǒng)。光伏電站內配置配線設備，包含1套綜合配線柜，內置12芯ODF模塊6塊、16單元DDF模塊2塊。對側牛山站內增加4塊ODF模塊，置于站內已有配線柜內。調度數(shù)據(jù)網(wǎng)路由器至泰安地調的通道為：光伏電站～牛山～桃園～肥東～天平～徐樓～泰城～泰安地調。至泰安備調的通道為：光伏電站～牛山～桃園～五鳳～泰山～徐樓～泰安備調。均利用泰安地區(qū)SDH傳輸系統(tǒng)，各分配2M帶寬。光伏電站～牛山站線路保護利用本期新建的1根光纜通道，專用光芯方式，每套線路保護主備用各2芯，主備用光芯分別使用不同的光纜。通信部分投資估算為105.4萬元，其中光伏電站側59.5萬元，電網(wǎng)側45.9萬元。xxx12MW分布式光伏電站通信投資估算表單位：萬元光伏電站側1155M光設備套1含雙光口2接入層PTN設備套1含雙光口3套1334套1555輔助設備及其它套16二電網(wǎng)側152管道光纜43155M光接口板套236牛山2套122牛山3套14xxx12MW分布式光伏電站位于泰安xxx市王瓜店東大封村、西大封村，由xxx投資建2.10.1.接入系統(tǒng)推薦方案由10kV匯集線路接至光伏電站新建10kV開關站。由開關站新建1回10kV線路接至110kV2.10.2.系統(tǒng)一次對電站的主要技術要求2.10.3.系統(tǒng)繼電保護2.10.4.調度自動化(2)與地調主、備調數(shù)據(jù)網(wǎng)絡通信方式采用DL/T634.5104規(guī)約。(3)光伏電站配置1套調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設備。(4)在光伏電站安全區(qū)I設綜合通信管理終端1套。(5)在并網(wǎng)線路對側110kV牛山站設關口計量點；在光伏電站并網(wǎng)線路出線側設關(6)本工程在光伏電站安全區(qū)II配置1套時間監(jiān)測裝置。(7)本工程在光伏電站側設調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設備1套，在光伏電站內安全區(qū)I與安全區(qū)II之間配置硬件防火墻1臺，在光伏電站內生產控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間配置反向隔離裝置1臺，在光伏電站側設調度管理信息網(wǎng)接入及二次安全防護設備1套。(8)在光伏電站配置1套電能質量在線監(jiān)測裝置。(9)在光伏電站安全區(qū)III配置調度運行管理系統(tǒng)的終端設備1套。本期隨光伏電站1回10kV出線架設1根24芯OPGW光纜至牛山站，線路光纜長約6.5km,管道光纜0.3km。xxx12MW分布式光伏電站項目接入系統(tǒng)方案投資估算為545.9萬元。其中：電網(wǎng)側投資299.9萬元(包括：系統(tǒng)一次部分160萬元、系統(tǒng)繼電保護78萬元、調度自動化部分16萬元、系統(tǒng)通信部分45.9萬元),光伏電站側投資246萬元(包括：系統(tǒng)繼電保護部分53萬元、調度自動化部分133.5萬元、系統(tǒng)通信部分59.5萬元)。詳見表。投資估算(萬元)電網(wǎng)側光伏電站側1、光伏電站～牛山站10kV送出線路，新建架空線路長度約6.5km,采用JL/G1A-300導線，新建電纜線路長km1、系統(tǒng)繼電保護3、系統(tǒng)通信2015年底xxx市電網(wǎng)地理接線圖光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案1)光伏電站接入系統(tǒng)圖(方案2)i出站用變宏源創(chuàng)業(yè)制電地云宇匯源高出站用變宏源創(chuàng)業(yè)制電地云宇匯源高源福寬佳源亂中心電容1121-1:m2主變又皿職91-1祥祥基匯工基匯工0牛山站主接線圖二肥接和地縣糟民。村用22接地變二肥接和地縣糟民。村用22接地變鑭肥21-1鑭肥21-1位變1所變UaP.01所變UaP.0排分段臣肆二臣肆二日零正日零正63463560-3xxx站主接線圖曲持好爭相分段曲持好爭相分段主溫度1(滿溫):0.0國度2(油限):0.91白云站主接線圖3.建筑屋頂283.8kWp分布式光伏發(fā)電項目技術方案xxx是專業(yè)從事新能源終端產品研發(fā)與生產，新能源工程開發(fā)與建設的高科頂面積1.2萬平方米，總標稱裝機容量283.8kW,選用860塊峰值功率330Wp的高效多晶硅光伏組件，5臺50kW光伏并網(wǎng)逆變器，并配套建設變壓器、集電線1)符合可再生能源發(fā)展規(guī)劃和能源產業(yè)發(fā)展方向我國是世界上最大的煤炭和消費中，煤炭約占商品能源消費構成的75%,已成為我國大氣污染的主要來煤炭、交通、環(huán)保等因素的制約，隨著2000年9月1日開始實施《中華人民3)改善生態(tài)、保護環(huán)境的需要廈門市區(qū)域內太陽能資源豐富，項目所在地水平總輻射為5100MJ/m2·a,度0.10g(對應地震基本烈度VII度),地震動反應譜特征周期為0.35s。根據(jù)樣1件，根據(jù)水文地質環(huán)境及《巖土工程勘察規(guī)范》(GB50021-2001)中表12.2.1～12.2.4判斷，綜合評價區(qū)域內地下水對混凝土結構和鋼筋混凝土283.8kW分布式光伏發(fā)電項目，在為區(qū)域發(fā)展及用戶提供充足用電的同時，有效本項目標稱裝機容量為283.8kWp,實際裝機容量283.8kW。組件采用20塊串聯(lián)，接入5臺50kW逆變器后接入xxx配電房。所有太陽能電池組件采用隨本期283.8kW分布式光伏發(fā)電項目采用5臺50kW逆變器接入xxx配電房。本工程按"無人值班，少人值守"的原則進行設計。計算機監(jiān)控系統(tǒng)應能滿防火、滅火、排煙、救生等方面作完善的設計，力爭做到防患于未“燃”,減少以及光伏組件運行25年后達到標稱效率的80%以上的情況下，計算首年發(fā)電量為31.59萬KWh,25年總發(fā)電量為718.32萬KWh,平均年發(fā)電量28.73萬千瓦時，年均利用小時1113h。變壓器降壓后供混凝土攪拌站、鋼筋(鋼結構)加工等用電。施工用水及將來的本，提高經(jīng)濟效益。建議項目建成后，運行管理人員共光伏電站場址位于經(jīng)濟開發(fā)區(qū)不