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1、30MW渔光互补光伏电站项目电气设计方案1.1 电气一次部分1.1.1 设计依据1光伏发电站有关设计规程规范太阳光伏能源系统术语(GB_T_2297-1989)地面用光伏(PV)发电系统导则(GB/T18479-2001)太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范(CECS85-1996)太阳光伏电源系统安装工程设计规范(CECS84-1996)光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/T19964-2012光伏系统电网接口特性(IEC61727：2004)GB/T20046-2006光伏发电站接入电网技术规定Q/GDW617-20112其它国家及行业设计规程规范建筑设计防火规范GB50016-2
2、006建筑内部装修设计防火规范GB50222-199535110kV变电所设计规范GB50059-1992电力勘测设计制图统一规定SDGJ42-1984火力发电厂与变电站设计防火规范G50299-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-200835kV110kV无人值班变电所设计规程DL/T5103-1999变电所总布置设计技术规程DL/T5056-1996交流电气装置的过压保护和绝缘配合DL/T620-1997交流电气装置的接地DL/T621-1997电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001箱式变电站
3、技术条件DL/T537-2002外壳防护等级（IP代码）GB4208-2008电力工程电缆设计规范GB50217-20073.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T404-2007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DL/T5044-2004多功能电能表DL/T614-2007建筑物防雷设计规范GB50057-2010电能质量电压波动和闪变GB12326-2008电能质量电力系统供电电压允许偏差GB12325-2008电能质量公用电网谐波GB/T14549-1993电能计量装置技术管理规程DL/T448-2000电能质量三相电压允许不
4、平衡度GB/T15543-2008电能质量电力系统频率允许偏差GB/T15945-2008以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。L1.2接入电力系统现状截至2012年8月底，某电网共有35千伏及以上变电所21座，其中：220千伏变电站2座，主变3台，容量420兆伏安；110千伏变电站8座，主变16台，容量738兆伏安；35千伏变电站11座，主变20台，容量212.3兆伏安。运行管辖35千伏及以上线路35条,长度382.78公里。其中：110千伏线路14条，长度192.74公里；35千伏线路21条，长度190.04公里。1.1.2.1接入系统方案方案一：以一条IlokV专线送至黄滕变。黄麟变
5、是某正在建设中的一个22OkV变电站，配置一台180MVA主变，设计建设14个IlokV间隔，光伏电站可以接入。此站在建设中。本方案需建设一条约20km的IlOkV线路送至黄睦变。方案二：以一条IlOkV出线T接至安天线上。本项目距离安天线最近T接点约6km,需架设一条IlOkV线路至该点。由于黄腾变具体投产时间相对滞后，再加之20km的IlOkV线路建设周期较长，本期电站拟以IlOkV电压出线以T接形式接入到安宜变与平安变的联络线安天线上，出线为1回。最终接入方案以接入系统审查意见为准。LL3升压站站址选择站址一：位置位于场址东北角靠近大门，交通便利，紧靠公路,地势平坦开阔，土质较好，无妨碍
6、进出线障碍物，进出线方便；对组件布置方案影响较小。站址二：站址位于场区中央，交通略有不便，进出线不太方便,离负荷中心相对较近，但对组件布置方案影响较大。选址比较表站址一站址二站址情况地势平坦开阔，土质较好需做地平负荷中心离负荷中心较远离负荷中心较近进出线问题进出线四周开阔周围均布置组件，进出线不便进站道路紧靠规划道路无对组件布置影响较小较大根据以上技术条件的比较，在满足建站基本条件的情况下，备选在进出线、站址环境、运输、与临近设施的影响条件等多方面符合建站条件；推荐站址一。1.1.4电气主接线1.1. 4.1电气主接线设计原则（1）根据本电站设计的规模、光伏方阵布置、接入系统方式、枢纽布置及设
7、备特点等因素综合考虑，初拟相应的接线方式。（2）主接线应满足供电可靠、运行灵活、接线简单明了、便于操作检修和节约投资的原则。1.1. 4.2光伏方阵一变压器组合方案（1）可选用光伏方阵一箱式变电站组合方案有以下两种，如图6-1所示：方案一：O.625MW组件一直流汇流箱一625kW逆变器一箱式变电站单元接线方案二：L267MW组件一直流汇流箱一2台625kW逆变器一双分裂绕组箱式变电站扩大单元接线方案-单元接线方案二双分裂绕级接线图6-1光伏方阵一变压器组合方式（2）各方案特点：D方案一接线特点：选用625kVA双绕组箱式变电站，逆变器与箱式变电站容量匹配，接线简明清晰，运行操作灵活；A元件故
8、障或检修影响范围小，如箱式变故障或检修，仅影响O.625MW的光伏方阵电量送出；A箱式变及高压侧出线回路较多，布置场地和设备投资较大。2）方案二接线特点：选用125OkVA双分裂箱式变电站，组成同一扩大单元的两逆变器相互影响较小；与单元接线相比减少了箱式变电站台数及相应的高压设备，减小布置场地，因此一次性投资相对节省，单台变压器容量增大;箱式变故障或检修时，整个光伏方阵电量不能送出。（3）各方案技术比较：从接线方式看，方案一较为可靠灵活，方案二的高压侧电气设备投资相对较少。考虑到本光伏发电站采用子方阵的设计思路，受并网逆变器输出功率与输出交流电压的制约,为了提高整个光伏方阵的效率,本工程拟主要
9、采用方案二：即2台625kV逆变器接入1台125OkVA双分裂绕组升压箱式变的升压组合方案。LL4.3集电线路设计方案方案一：本工程升压站共设置6回集电线路，每回进线4个发电单元。方案二：本工程升压站共设置3回集电线路，每回进线8个发电单元。1）经技术经济比较：方式二系统简单，但可靠性稍差，1OkV侧故障时需切除较多的输出容量；方式一的2组单元进线，一台箱式变电站故障，影响的输出容量仅为方式二的一半，投资较方式二高。考虑到方式一比方是二投资高出较少,而本工程需要兼顾经济性和可靠性，故本工程推荐采用方式一，即：本工程升压站共设置6回光伏发电进线线路。2）根据光伏发电站特性，本电站最大利用小时数T
10、nIaXW3000h0按最大长期工作电流选择ImaxIal拟选用XLPE300/15架空线Imax：回路最大长期工作电流，本电站集电线路最大工作电流为289A（按4个升压变T接计算）Ial=735AIal=735AImax=289A按经济电流密度选择Sj=IgjTTmax3000h,则查得j=l.18Sj=289l.18=245mm2,选用截面为300/15的钢芯铝绞线热稳定校验：Smin=QCx102=27.39300mm2（Q=I2t）根据计算得：35kV集电线路电缆，采用XLPE300/15合格。L1.4.4光伏发电站电气主接线D光伏发电站升压方式选择：方案1：本期工程35kV采用单母线
11、分段接线，系统发电容量为30MW,设置48台625kW的逆变器。本电站设24个发电子系统，每个子系统L267MW配置2台625kW逆变器与1台125OkVA分裂升压变。经T接，共2回集电回路（具体并联方式详见光伏发电站电气主接线）引至35kV进线柜。35kV配电室进线6回（发电用），出线1回接至升压站的35kV母线，经主变压器升压后再通过站外IlOkV架空线路接至安天线。方案2：本期工程IOkV采用单母线分段接线，系统发电容量为30MW,设置48台625kW的逆变器。本电站设24个发电子系统，每个子系统L267MW配置2台625kW逆变器与1台125OkVA分裂升压变。经T接，共6回集电回路（
12、具体并联方式详见光伏发电站电气主接线）引至IOkV进线柜。IOkV配电室进线6回（发电用），出线1回接至升压站的IOkV母线，经主变压器升压后再通过站外IlOkV架空线路接至安天线。详见光伏电站电气主接线图。电气主接线方案技术经济比较表案系统名或方案一：35kV二次升压方案方案二：IOkV二次升压方案电气主要设备数量及价格电气主要设备型号电气主要设备数量及价格电气主要设备型号30MW发电单元35kV升压变压器单价：约18万/台共24台合计：约432万元35kV升压变压器S11-M-1250/351250kVA625kVA-625kVA38.52X2.5%0.32-0.32kVUk=I.5%Y/
13、dll-dll（8台）IOkV升压变压器单价：约15万/台共24台合计：约360万元IOkV升压变压器S11-M-1250/101250kVA625kVA-625kVA10.52X2.5%0.32-0.32kVUk=I.5%Y/dll-dll（8台）35kV开关柜（进线）单价：约17万/台35kV金属铠装移开式开关柜IOkV开关柜（进线）单价：约15万/台IOkV金属铠装移开式开关柜共21台合计：约357万元共21台合计：约315万元35kV站用变压器单价：约9万/台共1台IOkV站用变压器单价：约8万/台共1台合计：约17万元35kV站用变压器SC10-160/3538.52x2.5%0.4
14、kVIOkV站用变压器SC10-160/1010.52x2.5%0.4kVIOkV站用变压器单价：约8万/台共2台合计：约16万元；IOkV站用变压器SC10-160/1010.52x2.5%0.4kV无功补偿装置单价：170万/套共1套合计：约170万元；单价：150万/套共1套合计：约150万元二次升压单元至IlOkV升压变断路器隔离开关电流互感器等单价：170万/套共1套合计：约170万元IlOkV升压变31500/31500kVASZ11-31500/1151158X1.5%38.5kVYN,dllUd%=14等至IlOkV升压变断路器隔离开关电流互感器等单价：170万/套共1套合计：
15、约170万元HOkV升压变31500/31500kVASZ11-31500/1151158X1.5%/10.5kVYN,dllUd%=10.5等总计合计：约1146万元合计：约1011万元说明：因本工程架空线路两方案差价很小，本表不包含导体部分只表示有关设备两种方案不同之处价格，表中设备价格仅为参考价。经比较，方案一价格较方案二高，同时方案一种35kV电压等级高于方案二的IOkV,开关设备的安全性要求高于IokV开关设备，所以选择方案二。2）本期光伏发电站IOkV侧配置动态无功补偿装置，功率柜、控制柜安装在电气楼内，容量暂定6MVar,最终以系统接入意见为准。3）站用电采用双电源供电，其中1路
16、引自外网，另1路引自本光伏发电站IokV母线，正常情况下，站用电由外网供电，当外网电源停电时，由光伏发电站IOkV母线供电，两路电源互为备用。子系统内的用电设备电源取自每个子系统内的升压变压器低压侧，在每个子系统升压变压器低压侧设置一台IOkVA的0.32/0.38V的变压器为子系统内的用电设备提供电源。4）考虑本项目远景总容量为30MW,按三期总的布置计，根据单相接地电容电流计算，本工程三期电容电流共为2.5086A,小于规范要求的30A,因此不需设置接地系统。电容电流计算详见附件Io1 .L5主要电气设备的选择与布置考虑本项目建设在鱼塘上,光伏发电区域就地布置的设备防护等级均应达到IP65
17、,且应满足能在本项目场地湿度条件下正常运行的条件。L1.5.1短路电流计算经短路电流计算，按照此系统三相短路电流容量值，遵循导体和电器选择设计技术规定-DL/T5222-2005中的规定，本工程光伏发电站内IlOkV母线上应能承受系统最大运行方式下三相短路电流为31.5kA,IOkV母线上应能承受系统最大运行方式下三相短路电流为25kA,短路电流计算结果见附图。1.1. 5.2主要电气设备选择：(1)主变压器主变压器容量按电站最大连续输出容量变压器绕组温升不超过60选择。主变参数：SZ11-31500/115,31.5MVA,11581.5%10.5kV,Yndll,Ud=IO.5%,自然风冷
18、。(2)IIOkV设备本期IlOkV进线1回，出线1回。HOkV断路器选用SF6断路器，额定开断电流值为3L5kA,三相操作机构。高压隔离开关选用GW4-110型，额定电流为1250Ao电流互感器选用LVBlT10W2型，进线额定电流2X200/5A。计量次级均带中间抽头，变比200/5A,热稳定电流为3L5kA3s0次级排列为10P30/10P30/10P30/0.5/0.2S。(3)子系统升压变升压变选用油浸预装式箱式变压器。型号Sl1-M-1250/10,额定容量1250kVA2625kVA,电压比10.522.5%(0.32/0.32)kV,接线组别Y/dll-dlL短路阻抗Ud=L5
19、%,冷却方式AN。变压器装设带报警及跳闸信号的温控设施。温度信号通过通讯接入监控系统，温度跳闸由监控系统对综合自动化保护装置进行遥控，1OkV高压开关柜动作于跳闸。(2) IOkV配电装置IOkV高压开关柜选用手车式开关柜，内配真空断路器，微机综合保护装置等元件。额定开断电流为25kA。(3) IOkV补偿电容装置：由于光伏逆变器功率因数达0.99,且具有超前0.95滞后0.95的功率因数调节能力，光伏电站采用动态无功补偿装置，容量拟定6MVar,最终以接入系统意见为准。(4)低压配电装置站用低压开关柜为抽屉式开关柜，额定电压为380V,低压系统为中性点直接接地系统，额定开断电流为50kA。(
20、5)逆变器并网型逆变器选型时除应考虑具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护、逆向功率保护等保护功能外，同时应考虑其电压(电流)总谐波畸变率满足国际规定要求，减少对电网的干扰。整个光伏系统采用若干组逆变器,每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着光伏组件接收的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。逆变器具有有功、无功功率调节功能，且可通过监控系统远程控制。本工程拟选用的逆变器功率为625kW,输入直流电压范围为DC500-850V,输出交流电压为AC281-352V,功率因数大于0.99,谐波畸变率小于3%o(6)直流汇流箱本工程采用智能型汇流箱。汇流箱满足室外安装的使用要求，
21、绝防护等级达到IP65,同时可接入12路的光伏组件串，每路电流最大可达10A,接入最大光伏组件串的开路电压值可达DC900V,熔断器的耐压值不小于DC1000V,每路光伏组件串具有二极管防反保护功能，配有光伏专用避雷器，正极负极都具备防雷功能，采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DCIOOOVO汇流箱具有每路进线电流监控功能，并通过RS485接口将其信息上传至监控系统，方便人员监视和进行维护。(7)站用变压器根据估算光伏发电站的站用电负荷，选用两台站用变压器，互为备用，型号为SClO-400/1010.522.5%0.4kV,布置在升压站内站用电配电间。站用电
22、电压等级采用AC380V/220V三相四线制。本站用电负荷统计表详见附件2。(8)电线电缆根据电力工程电缆设计规范(GB5021794)及防止电力生产重大事故的二十五项重点要求对电缆选型的要求，本工程对光伏发电场内电缆均采用C类阻燃电缆对IkV及以下动力、控制电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆：组件之间及组串至汇流箱采用ZRC-YJV-O.6/lkVIx4mm2,汇流箱至逆变器采用ZRC-YJV22-0.6lkV-2x5070mm2,逆变器至升压变采用ZRC-YJV-O.6/lkV-3x(3x240)mm2oIOkV进线柜采用ZRC-YJV22-8.715kV-3x50150mm2;站内IOkV
23、线路采用XLPE300/15钢芯铝绞线计算机网络电缆采用网络五类线。发电子系统通讯系统至升压站监控系统之间通讯采用光纤传输。1.1. 5.3电气设备的布置本工程IlOkV配电装置采用户外敞开式设备,与主变压器一起户外布置。IlokV配电装置布置在升压站的南侧，拟定向西南架空出线。本工程设置电气配电房，内设二次设备室、控制室、IOkV配电室、无功补偿室、低压配电室，详见升压站电气设备平面布置图。IOkV升压变压器和逆变器现场就地布置。每个光伏发电单元设一个逆变升压子站，就地安装逆变器、升压变等电气设备。24个逆变升压子站分别布置于太阳能电池方阵附近,通过IokV架空线汇集至IOkV配电室内。1.
24、1.6 过电压保护及接地本电站的过电压保护及绝缘配合设计按DL/T620T997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准规范进行。（1）直击雷保护本期设置了IlOkV升压站，IlOkV配电装置周围采安装1个独立避雷针，避雷针高度为30米，防止直击雷过电压。对于露天光伏组件利用其四周的铝合金边框与支架可靠连接,再通过支架与接地体连接。（2）侵入雷电波保护为防止侵入雷电波对电气设备造成危害,在以下各处装设氧化锌避雷器：IlOkV线路出线端、IlOkV配电装置母线、IokV进、出线柜、电压互感器柜、逆变器、升压变压器及汇流箱。（3）接地接地装置及设备接地的设计按交流电气装置的接地和十八项电网重大反事故
25、措施的有关规定进行设计。由于光伏组件区域在水面上，水下土壤电阻率极小，所以本项目仅考虑分散单独接地，接地体材料均采用热镀锌处理。电池设备支架及太阳能板外边金属框与接地体可靠相连，接地电阻以满足电池厂家要求为准，箱变接地装置与接地体直接连接。IlokV升压站内主接地网采用60义8热镀锌扁钢（含引上线），垂直接地体采用63X63义6mm热镀锌角钢，L=2500mm0光伏电站内子系统及逆变升压单元接地网采用一50X5热镀锌扁钢，垂直接地体采用50x5n热镀锌角钢，L=2500mm,水平接地体一般埋深0.8m。光伏阵列接地电阻不大于4欧姆,升压站接地电阻不大于0.5欧姆,二次接地电阻不大于1欧姆。系统
26、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壳体可靠接地。1.1.7 照明系统L1.7.1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AC380/220V。事故照明网络电压为DC220V。IOkV配电室内事故照明由直流屏供电。1.1.7.2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场正常运行时供全场运行，维护，检修，管理等使用。正常照明由接在低压场用母线上的照明总盘供电。1.1. 7.3灯具及光源灯具：单元控制室内采用嵌入式灯具照明。升压站内采用投光灯。其它场所根据要求分
27、别采用荧光灯具、配照型等型式的灯具以及其它建筑灯具。1.1.8 电缆敷设及电缆防火本站屋内配电装置、控制室均设电缆沟，由于项目建设于水上，太阳能组件方阵中电缆桥架敷设。IOkV集电线路及站用电采用架空线形式。电缆构筑物中，电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处,配电室、控制室入口处均应实施阻火封堵。1.1.9 消防报警系统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、手动报警装置、火灾报警扬声器组成。通过RS458接口传至配电室通讯管理机，火灾信号直接上传至光伏发电监控系统进行报警。1.2电气二次1.2.1电站的调度管理本电站
28、以IOkV二级升压至IlOkV,再1回出线接至安天线。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按无人值班（少人值守）的原则进行设计。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏发电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及IIokV升压站的全功能综合自动化管理,实现光伏发电站与地调端的四遥功能及发电公司的监测管理。光伏电站有功功率、无功功率控制调节由逆变器和综合自动化后台共同完成。L2.2电站的综合自动化系统电站的综合自动化系统包括计
29、算机监控系统、继电保护与自动装置系统。下面介绍各个系统的功能特点。1、计算机监控系统（1）计算机监控系统的内容光伏发电站采用无人值班式电站运行数据采集、显示、数据传输等的综合监控系统。本系统以智能化电气设备为基础，以串行通讯总线（现场总线）为通讯载体,将光伏组件,并网逆变器，电气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组网组成一个实时网络。通过网络内信息数据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测，以采集将的数据为基础进行分析处理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、设备故障预测及检测、设备状态检测等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。(2)计算机监控系统
30、的结构计算机监控系统为开放式分层、分布式结构，可分为站控层和间隔层。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电气设备，分别布置在对应的开关柜内，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层设备的监视和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。站控层主要设备包括主机操作员工作站、远动工作站、网络交换机、通信管理机、打印机、网络设备及规约转换接口等；间隔层主要设备为并网逆变器监控单元、箱式变电站、环境参数采集仪以及电站一次设备所用的保护、测量、计量设备、公用直流等二次设备组成。2、继电保护(1)保护装置的选型与集成电
31、路型模拟式保护相比，微机保护装置功能齐全、运行灵活、可靠性高、抗干扰能力强、具备自检功能、价格适中、且能方便地与电站计算机监控系统接口，结合本电站自动化水平的要求，本电站采用微机型数字综合保护装置。(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：a) IlOkV出线保护IlOkV出线拟选用光纤纵联差动保护装置，具备保护、测量和控制功能。微机数字式综合保护装置采用国产优质产品，安装在IlokV线路保护柜内，最终以接入系统意见为准。b) IlokV主变保护主变压器保护采用微机型
32、保护装置，包括主保护和完整的后备保护以及相应的非电量保护。主保护：瓦斯保护(包括主变本体瓦斯和有载开关瓦斯。重瓦斯动作跳主变压器三侧断路器及桥断路器，轻瓦斯动作于信号)；差动保护(包括差动电流速断保护，二次谐波制动比率差动保护)。后备保护：零序过电流保护，零序过电压保护，11OkV侧配置复合电压闭锁过流保护，IlOkV侧过负荷保护，IOkV侧复合电压闭锁过流保护。其他保护：主变超温、油位异常、压力释放阀动作后发信号。c) IOkV配电室进线保护进线设电流速断保护作为主保护，过流保护作为后备保护，动作于跳闸；装设过负荷保护、接地等动作于信号。d) IOkV箱式变电站变压器保护由于箱式变电站变压器
33、高压侧为熔断器，低压侧为框架式断路器,当变压器过载或相间短路时，将断开高压侧熔断器与低压侧断路器。因此不另配置保护装置。变压器温度信号通过通讯接入监控系统，由监控系统对综合自动化保护装置进行遥控。e) IokV站用变压器保护IOkV站用变压器为干式变压器，布置在配电室。IOkV电源引自市电，在引入塔杆处装设跌落式刀闸作为保护，由当地电网负责配置。f）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、三相不平衡保护等及报警、相位保护以及对地电阻监测和报
34、警功能。（3）防误操作IlOkV及主变单元采用计算机监控系统的逻辑闭锁加电气闭锁来实现防误功能。1.2.3 直流系统直流控制电源系统电压为DC220Vo本工程装设220V阀控密封式铅酸免维护蓄电池组。为控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷和交流不停电电源等负荷提供直流电源。根据小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）及电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-2004）规定，220V直流系统设一组阀控式密封铅酸蓄电池及1套充电装置（高频开关电源）。直流系统包括蓄电池组、充电器、直流馈线屏及DC220V/48V电源模块（供远动通信装置电源）等。电站直流控制电源系统拟配置1组
35、容量为200Ah的蓄电池、1套充电/浮充电装置和1套充放电设备，采用单母线接线方式；蓄电池和充电/浮充电装置分别连接在控制母线上。在控制母线上装设一套微机型直流系统绝缘监测装置，以监视直流系统的绝缘水平。1.2.4 不停电电源系统UPS采用静态逆变装置。当光伏发电场交流停电时，由220V蓄电池供给直流电源，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60分钟。设一套逆变电源装置，容量为5kVA。1.2.5 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：
36、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，视场角大、使用寿命长、抗干扰能力强的特点。现场的设备免维护，可直接用水冲洗。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。L2.6环境监测系统在光伏发电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量,其通讯接口可接入计算机监控系统,实时记录环境数据。1.3通信部分1.3.1工程概述光伏发电站调度信息拟传送至地方
37、地调，预留当地县调接入信息接口；最终以系统接入意见为准。按照电网计量系统配置原则要求，本期IlOkV出线设置关口计量，关口表计及互感器精度要求：关口计量表精度为02S级，具备负荷曲线分析功能，电流互感器计量级次精度为0.2S级，电压互感器计量级次的精度为0.2级，将计量信息通过数据网送至省调。在光伏电站配置一套STM4SDH设备、一套PeM复接设备、一组电源变换器、一块通信综合屏、一套数配、音配、光配单元模块和一部电话机；对侧配置STM-4光支路板一块，一套PCM复接设备。6.3.2站内通信光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信,为满足生产调度需要，宜设置生产程控调度交换机，统一供
38、生产管理通信和生产调度通信使用。6.3.3光功率预测系统按照电网功率预测系统要求，在站内配置一套光功率预测装置,将预测信息通过数据网送至省调。附件1电容电流计算书电容电流计算书1、计算条件：出线架空线路总长约6km,站内IOkV架空线路总长约8km2、光伏发电站电容电流计算2.1出线架空线路电容电流Zci=KUJ*0.001=311060.001=1.98A注：系数K取32.2站内架空线路电容电流Ici=KUeI*0.001=31080.001=0.24A2.3光伏发电站电容电流(IOkV发电站附加的电容电流为13%)Ic=(zc+c2)*1.13=(1.98+0.24)1.13=2.5086
39、A结论：因为V30A,故本光伏发电站不需装设消弧线圈。附件2站用电负荷统计表序号名称单位容量(kW)台数安装运行安:1配电室动力电源5012安保监控电源113消防报警电源114UPS电源515直流屏电源516高压开关柜小母线0.75107水泵动力电源1519IlOkV设备电源1.5Pl=116kW10IOkV开关柜加热0.41911IlOkV间隔加热3.51P2=10.9kW12升压站场地照明电源13配电室照明电源14其他照明电源P3=14kWSK1P1P2+P3式中：S一所用变压器容量(kVA)；K1一所用动力负荷换算系数，一般取Kl=O.85；P1一所用动力负荷之和(kW)；P2一所用电热负荷之和(kW)；P3一所用用Sjsl=O.85X116+10.9+14=123.5(kVA)逆变升压单元负荷计算表名称单位容量(kW)台数容量(kW)安装运行安装运彳逆变器动力电源428通讯及升压变辅助电源111Pl=9kWK1一所用动力负荷换算系数，由于本项目逆变器均为同时工作，取Kl=LP1一所用动力负荷之和(kW)；Sjs2=l9=9(kVA)经以上计算，本工程站用电容量为SjS=SjSl+24*Sjs2=339.5,拟配置站用变压器容量为400kVA两台(一备一用)。
