格尔木20兆瓦并网光伏发电项目设计总结报告.docx

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格尔木20兆瓦并网光伏发电项目设计总结报告

格尔木并网光伏电站

20MWp项目

设计总结报告

XXXXXX

二○一二年十二月

1工程概况

格尔木20MWp光伏发电项目场地位于格尔木市109国道东出口的隔壁荒滩上；与三期20MWp光伏发电项目场地相邻。

场地地貌处在昆仑山山前倾斜平原的后缘一带，地形平坦，地表为戈壁荒漠景观，总体地势西北低，东南高，海拔高度2852.9-2867.6m，相对高度差14.8m。

场地地层在探井控制深度自上而下一次为

砾砂（Q4eol）、

中砂（Q4eol+pl），其岩石特征分述如下：

砾砂（Q4eol）：

土黄、灰黄，干燥，稍密，砾石粒径为2-20mm的含量占28.4-32.4%，粒径主要成分以中砂为主，夹有中细沙薄层，呈透镜体分布。

该层层厚0.8-1.2m，该层以薄层状在场地西北侧分布。

中砂（Q4eol+pl）：

土灰色，干燥-稍湿，稍密，散粒结构，含少量砾石，含量0-16.1%；砾质较纯净，颗粒较均一，主要矿物成分为石英、长石为主，云母次之，其中粒径在2-20m的约占0-16.1%2-0.075mm的约占80.6-97%，其余粉粒，该层顶面埋深0.8-1.2m，勘察揭露厚度11.4-615.4m（未揭穿）。

场地均有分布。

场地在勘探深度围未发现地下水，该工程不考虑地下水影响。

场地土壤对混凝土结构具有弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有腐蚀性。

基本气象要素资料：

格尔木日照充足，历年的水平面总辐射量在6500MJ/㎡~7320MJ/㎡之间，30年平均水平面总辐射为6929.3MJ/㎡；近30年的日照时数变化为2900h~3400h之间，30年平均的年日照时数为3012.6h。

根据《太阳能资源评估办法》（QXT89-2008）确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源最丰富”区。

格尔木地区属大陆高原气候，少雨、多风、干旱，冬季漫长寒冷，夏季凉爽短促，降雨量年平均仅41.5毫米，蒸发量却高达3000毫米以上。

日常时间长，年平均高达3358小时，光热资源充足。

唐古拉山镇辖区，属典型高山地貌，气候寒冷，仅有冬夏两季，年平均气温-4.2℃，极端高温35℃，极端低温-33.6℃。

无绝对无霜期。

年平均降水量284.4毫米，年蒸发1667毫米，主要气象条件均满足光伏电站建设及运营对气象的要求。

2设计工作概况

2.1设计围

承接了本工程站光伏系统的设计，具体容如下：

电站总平面设计、组件阵列设计、电气系统设计、土建设计、招标文件编制、现场服务等。

2.2系统运行方案

采用分布发电，集中并网的设计方案，将系统分为20个多晶硅太阳能电池组件并网发电单元进行设计。

每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方针防雷汇流箱，经光伏并网逆变器接入35kV升压变压器。

每个发电单元配一台升压变升压至35kV，通过电缆引接至新建35kV配电室，汇流后经母线桥接入新建2#主变升压至110kV后实现并网发电。

35kV配电装置采用单母线接地，8回进线1回出线。

2.3设计成果交付时间

我公司承受业主委托，于2013年7月开始施工图设计工作，并按建设方要求，首先提交基础施工图，并按计划节点陆续交付全部施工图。

2.4合同双方的权利义务及费用支付

为明确双方权利义务，双方协商达成一致签订施工图设计合同。

双方权利义务及费用按照合同约定执行。

3主要设计原则

3.1美观性

与当地自然条件结合，美观大方。

在不改变原有地貌环境和外观的前提下，设计安装太阳能光伏阵列的结构和布局。

3.2高效性

设计在考虑的美观的前提下，在给定的安装面积，尽可能的提高光伏组件的利用效率，达到充分利用太阳能，提供最大发电量的目的。

3.3安全性

设计应该安全可靠，不能给建筑和其他用电设备带来安全隐患，施工过程中要保证绝对安全，不能遗漏任何设备和工器具。

尽可能的减少运行中的维修维护工作，同时应考虑到方便使用和利于维护。

3.4在太阳能光伏电站的设计、设备选型方面，也遵循如下原则：

可靠性高：

设备余量充分，系统配置先进、合理，设备、备件质量可靠。

通用性强：

设备选型尽可能一致，互换性好，维修方便。

通信接口、监控软件、充电接口配置一致，兼容性好，便于管理。

安全性好：

着重解决防雷击、抗大风、防火、防爆、防触电和关键设备的防寒、防人为破坏等安全问题。

操作性好：

自动化程度高，监控界面好，平时能做到无人值守，设备做到免维护或少维护。

直观可视性好：

现场安装由显示屏，可实时显示电站的发电量、太阳辐射、温度、瞬时功率以及二氧化碳减排量。

性能价格比高：

在设备选型和土建工程设计中，在保证系统质量、性能的前提下，尽量采用性价比最优的设备，注重经济性好实用性，以节省项目费用，减少投资。

4工程设备要点

4.1设计依据

1、工程设计合同

2、工程测量规（GBJ-50026-93）

3、国家规、规程和标准

IEC61215《晶体硅光伏组件设计鉴定和选型》

IEC91730.1《光伏组件的安全性构造要求》

IEC91730.2《光伏组件的安全性测试要求》

GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）放电系统概述和导则》

GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》

GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统的技术规定》

GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：

2004）

GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》

GB12325-2008《电能质量电力系统供电电压允许偏差》

GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》

GB50057-2010《建筑物防雷设计规》

DL/T448-200《电能计量装置技术管理规程》

GB50217—2007《电力工程电缆设计规》

DL/T404—2007《2.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》

GB50797—2012《光伏发电站设计规》

GB50794—2012《光伏发电站施工规》

GB/T29321—2012《光伏电站无功补偿技术规》

GB/T50866—2013《光伏发电站接入电力系统技术规》

4.2设计标准

可靠性高、通用性强、安全性好、操作性好、直观可视性好、性能价格比高。

满足相关法律、法规国家行业技术规要求。

4.3基本技术方案

4.3.1太阳能光伏发电系统

根据建设方拟采购电池组件情况，本项目采用245W多晶硅太阳能电池组件，总安装容量为20MWp。

组件参数如下：

厂家

型号

工作电压

工作电流

开路电压

短路电流

尺寸

国电

光伏

GDM-245PE03

30.7V

7.98A

37.3V

8.47

1650*992*45

4.3.2电气系统

本期工程20MW光伏发电项目容量以太阳能发电单元——升压变压器接线方式接入厂35kV配电室。

35kV配电室本期进线8回，出线1回，为单母线接线。

光伏电站高压侧配置动态无功补偿装置。

每个太阳能发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用美式三相1000kVA双绕组分裂变压器。

光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，35kV电缆集电线路接至35kV配电室，通过35kV出线柜送入新建#2110kV主变压器并入二期外送线路。

110kV升压站部分设备：

序号

项目

本期建设规模

备注

1

主变压器

63MVA

选用户外三相双绕组

全密封免维护有载调压自冷变压器

2

110kV部分

主变进线间隔

选用户外常规设备采用敞开式布置

3

35kV部分

8线1变，单母接线

采用户开关柜单列布置，

配真空断路器

4

35kV无功补偿装置

16Mvar

采用动态无功补偿装置（SVG）

5

消弧线圈

250kVA

4.3.3设备布置

本光伏发电项目电站为户外敞开式。

汇流箱位于光伏电池阵列之间，逆变器及数据采集柜位于逆变器室，逆变器室分布在各个子方阵中间位置。

35kV开关柜布置在新建35kV配电室，单列布置，出线柜通过母线桥与主变低压侧连接。

升压箱式变压器与阵列逆变器室外布置，逆变器、直流柜及数据采集柜逆变器室布置，汇流箱室外支架安装。

4.3.4厂用电源

厂用交流电源电压380V/220V±15%

厂用交流电源频率三相/单相50Hz±3%

厂用直流电源电压220+15%~220-15%

4.3.5主要设备概况

1）光伏发电单元

电池组件：

电池组件为多晶硅太阳能电池组件。

电池组件支架：

固定式电池组件支架形式为纵向-横向钢架式。

汇流箱；汇流箱进线为12路、16路，出线1回，进线装有直流熔断器，出线装有直流断路器。

安装方式采用挂式安装方式，采用螺栓固定。

逆变器：

光伏电站逆变器采用上能EP0500-A系列500kWp的产品，共40台。

500kW逆变器技术参数

序号

参数名称

参数值

1

输入参数

Inputdate（DC）

推荐最大太阳能电池

Max.pv

550kWp

直流电压围

DCvoltage

450~820V

允许最大直流电压

Max.

1000V

最大阵列输入电流

Max

1222A

接入方式

Numberof

8（8+,8-）

2

输出参数Outputdate（AC）

额定交流输出功率

NominalAC

500Kw

运行电网电压

Operating

270VAC±10%

额定交流电压

NominalAC

1070A

供电系统

Grid

IT、TN-C、TN-S

运行中的电网频率

Grid

48~50.5Hz

电压波动

Voltage

<3%

电网电流的谐波畸变

THDof

<3%

功率因数

Power

-0.95~+0.95

过载能力

Overload

110%

短路保护

Short

150%（<0.1s）

3

效率Efficienc

最大效率

Max.

98.8%

欧洲效率

European

98.6%

4

尺寸和重量

Dimenisonsand

宽/高/深

Width/Height

1790/2063/790mm

重量

Weight

2300kg

5

功耗

Powerconsumption

夜间工作模式自耗

Standby

≤Approx.40W

外部辅助供电

Externalauxiliary

220V,50Hz,2.5Kw

（TN-S-grid）

6

接口

Interface

计算机接口

PC

RS485

通讯

Communicat

GPRS

逆变器各项性能指标满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》要求，参数表如下

序号

名称

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》要求

逆变器厂家参数

1

谐波

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T-93《电能质量公用电网谐波》的规定；

光伏电站接入电网后，公告连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定。

本工程逆变器输出电流总谐波值：

<3%满足要求

2

电压偏差

标称电压的±10%

标称电压的±（10）%逆变器跟随电网各项电压的状态而工作，它自身并不改变电网电压水平

3

电压波动与闪变

光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定

r<1d<4%

1

10

100

（注：

r为变动频度，d为电压变动限值）

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量站的比例、以及系统电压，按照GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。

Pst=0.9Plt=0.7其中Pst,Plt每次测量周期分别取为10min和2min

r<1d<（4）%

1

10

（2）%

100

Pst=（0.9）

Plt=（0.7）

其中Pst,Plt每次测量周期分别取为

10min和2min

4

电压不平衡度

公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%

公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过（1.3）%，短时不超过（2.6）%

序号

名称

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》要求

逆变器厂家参数

5

直

流分量

小于交流额定值的0.5%

小于交流额定值（0.5%）

6

有功功率控制

大型和中型光伏电站应具有有功功率调节能力，并能根据电网点调度部门指令控制其有功功率输出。

为实现对光伏电站有功功率的控制，光伏电站需要安装有功功率控制系统，能够接受并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号。

根据电网频率值，电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。

大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。

通过配套的功率控制器来对逆变器的有功功率输出进行控制。

它接受来自调度部门的控制信号，并将其解释为控制命令，传送给站控层，后者再通过现场总线讲台控制命令发送到逆变器，由逆变器来控制功率输出。

设定的功率变化值为额定功率的100%、60%、30%或0

7

电压

/无功调节

大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98（超前）~0.98（滞后）围连续可调，有特殊要求时，与电网企业协商确定。

在其无功功率输出围，大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。

电站设置了无功补偿装置，能够满足电网对功率因数的要求。

8

启动

光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态，来自电网调度机构的指令和本地测量时的信号。

确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

光伏电站输出有功功率最大值为10MW可以调节

9

停机

除发生电气故障或接受来自电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率围

请列出光伏电站切除功率最大值，是否可调

电站切除功率最大功率为1000kW

序号

名称

《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》要求

逆变器厂家参数

10

电压与频率响特性

（电压响应特性）

上图中，UL0为正常运行的电压，一般取0.9UN。

UL1为需要耐受的电压下限，T1为电压跌落到UL1需要保持并网的时间，T2为电压跌落到UL0时需要保持的并网时间。

UL1、T1、T2数值的确定需考虑承包呼喝重合闸动作时间等实际情况。

推荐UL1设定为0.2UN、T1设定为1秒，T2设定为3秒。

频率响应特性；48Hz≤f≤49.5Hz,每次低于49.5Hz至少能运行10min

49.5≤f≤50.2Hz，每次高于50.2Hz可连续运行2min，同时具备0.2s停止向电网线路送电的能力f＞50.5Hz，0.2s停止向电网线路送电，此时，不允许处于停止状态的光伏电站并网

UL1=（0.2）UN,

T1=

（1）秒，T2=（3）秒

48Hz≤f<49.5Hz,每次低于49.5Hz至少能运行（10）min

49.5Hz≤f≤50.2Hz

（连续运行）

50.2H≤f≤50.5Hz,每次高于50.2Hz可连续运行

（2）min，同时具备（0.2）s停止向电网线路送电的能力

F>50.5Hz，（0.2）s停止向电网线路送电，此时，不允许停止状态的光伏电站并网。

11

安全与保护

光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全，光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求

安全与保护满足表中要求，按照国家标准和相关规程规进行设计

12

过流保护与短路保护

光伏电站需具备一定的过载能力在120%的额定电流下，光伏电站连续可靠工作时间不应小于1分钟，在120%~150%的额定电流，光伏电站连续可靠工作时间10秒，当检测到电网端发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于光伏电站额定电流的150%

逆变器厂家参数

13

防孤岛效应

光伏电站必须具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种。

防孤岛保护满足表中要求。

14

恢复并网

20S≤T≤5min

（20）S≤T≤（5）min

15

功率因数

-0.98~+0.98

-（0.98）~+（0.98）

16

防雷和

接地

光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127《光伏（PV）发电系统过电压保护导则》中的规定，不得与市电配电网共用接地装置。

光伏电站并网点设备应按照IEC60364-7-712《建筑物电气装置第7-712部分；特殊装置或场所的要求太伏PV发电系统》的要求接地/接保护线。

防雷和接地满足表中要求。

17

电磁兼容

光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行不见不发生误动作，同时设备本身的电磁干扰不应超过相关设备标准。

光伏电站具有表中功能

18

耐压要求

光伏电站的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。

所招设备均能满足表中电气设备耐压标准，详见技术部分各设备技术规

19

抗干扰要求

当并网点的闪变值满足GBI2326-2008《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T15543-20《电能质量三相电压不平衡》的规定时，光伏电站应能正常运行。

并网点的闪变值满足GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》，谐波值满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》，三相电压不平衡度满足GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》

20

正常运行信号

在正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应当包括：

光伏电站并网状态、福照度；光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；并网点的电压和频率，注入电力系统的电流；变压器分解头档位、主断路器开关状态等

能够上传的信号包括：

光伏电站并网状态、福照度；光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；并网点的电压和频率、注入电力系统的电流、变压器分解头档位、主断路器开关状态等

2）升压配电单元

35kV主要设备：

本工程35kV出线II回，无功补偿装置及接地变压器，接地变压器安装工程包括接地变压器及其中性点设备的安装，变压器电压侧通过电缆与35kV开关柜连接。

35kV高压开关柜主要设备及技术参数：

35kV开关柜位于升压站高压室，设备成单列布置，升压站扩建部分：

新建110kV#2主变一台，新建主变及进线间隔，主变低压侧通过室外母线桥与35kV出线柜相连。

3）电气二次及通信部分

光伏电站计算机监控系统主要由站控层设备、网络层设备、间隔层设备组成，电站计算机监控系统主要完成对本电站所有被控对象安全监控及电站整体运行、管理的任务，与一期系统连接。

继电保护设备的围：

主变保护、35kV母线保护、35kV线路保护。

光伏发电系统的各个逆变室设有数据采集柜，每面数据采集柜含1套通信服务器及1套数字式综合测控装置，各数据采集柜采集的逆变室及室外箱变的负荷开关、接地开关、低压断路器等位置状态，逆变器信号、变压器及组件温度等信号通过通信光缆接入变电站。

变电站计算机监控系统将光信号转换为电信号后接入计算机监控系统，计算机监控系统对接收的数据进行处理、显示。

4）交流控制电源系统

本期利用原有中控楼的一套直流和UPS，为站控层设备及火灾自动报警系统、电能量计量系统等设备提供不间断的交流电源。

同时设置一面交流电源配电屏，电压等级为AC220V，设一段电压母线，为间隔层柜辅助照明加热等设备提供交流电源。

电源进线分别取自0.4kV站用电源系统。

5）火灾自动报警系统

变电站火灾自动报警系统采用“控制中心报警方式”，以集中控制器为中心采用编码传输总线方式连接和控制系统各探测、报警和灭火联动等设备。

消防控制中心拟设置在中控室。

6）全站线缆敷设

全站线缆敷设工程包括35kV高压电缆、0.4V电缆、1kV电缆、控制电缆、计算机电缆、光缆、通信电缆、高低压电缆头制作、光缆熔接、电缆试验、电缆管埋设、预埋件及支架安装等。

7）设备基础和电缆支架

包括所有设备屏柜基础的安装和预埋，屏柜基础采用在混凝土中预埋插筋，将槽钢和插筋焊接作为屏柜基础，屏柜基础必须平整、焊接点不出现虚焊。

屏柜基础满足承载的要求。

包括所有电缆支架的安装，支架基础必须平整、焊接点不出现虚焊。

支架满足承载的要求。

8）设备接地及等电位接地

所有组件支架通过扁钢与接地网连接，为节省钢材用量，利用支架横梁做部分接地网联结。

发电区、生产区接地网接地电阻应不大于1Ω。

等电位接地网由裸铜排、绝缘电缆等构成，对主要二次设备及通信设备构成一个统一的等电位接地网，通过一点与一次主接地网。

逆变器室、中控室、太阳能电池方阵、箱式变电站等位置均应设有接地网端子。

对于全厂分散布置的端子箱、汇流箱宜就近通过箱统一的接地铜排与区域二次等电位接地体，对于就近没有区域二次等电位接地体的端子箱、汇流箱可通过箱统一的接地。

9）电缆防火

全站电缆沟、电缆穿墙、盘柜孔洞的封堵及穿越防火分隔的封堵和电缆防火涂料的施工等。

5主要设计变更

5.1重大设计变更

本工程前期论证充分，设计工作准备充分。

设计与施工沟通协调密切，未出现重大设计变更。

5.2非重大设计变更

本工程边设计边施工，在不影响施工的前提下，部分局部变更已根据现场情况满足规前提下得到合理处置。

6设计文件质量控制

6.1设计前期准备工作

多方面收集设计资料，实地察看类似项目，充分听取建设方需求，进行了充分的前期准备工作。

6.2设计部质量管理

组建经验丰富的设计团队，认真贯彻执行有关行业规和规程的要求，明确参加设计人员职责，设计成果严格执行核审制度，设计、校核、审核步步到位，并建立质量记录，设计成果的交付，均盖有施工图设计证章。

7设计为工程建设服务

由设计公司统一安排，设计队为更好地为业主和工程建设服务，专门派出多名设计代表，开工前向监理和施工单位进行技术交底，说明设计意图，解释主要技术要求及有关施工的重大技术事项。

设计团队密切与施工现场沟通，及时处理工程施工中出现的问题，及时做好局部变动，参与重要工序的检查验收等质量活动，保证施工的顺利进行。

维护设计的权威性，以国家规规定为标准，不随意修改设计，保证项目按规划要施