1、山西省区 800MW 光伏+40MWh储能光伏示范项目 可行性研究报告 XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 v 页 14.1 可能存在的社会稳定风险.202 14.2 社会稳定风险分析.202 14.3 化解风险的措施.203 14.4 结论和建议.203 XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 1 页 第一章第一章综合说明综合说明 XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 3 页 本工程设计范围包括太阳能光资源的分析和评价，工程地2、质评价，水文气象，光伏组件等设备选型和布置，光伏电站及其配套升压站工程的电气设计，土建工程设计，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，工程设计概算，财务评价与社会效果分析等。1.1.2 场址概况 山西省地处黄河中游，黄土高原东部，北界长城与内蒙古自治区接壤，西隔黄河与陕西省相望，南抵黄河与河南省为邻，东依太行山与河南、河北两省毗连。省境轮廓大体呈由东北倾向西南平形四边形，介于东经11015-11432，北纬3436-4044之间，南北长680公里，东西宽380公里，总面积15.63万平方公里。地形较为复杂，境内有山地、丘陵、高原、盆地、台地等3、多种地貌类型，山区、丘陵占总面积的2/3以上。大同市是山西省第二大城市,是中国首批 24 个国家历史文化名城之一、中国首批13 个较大的市之一、中国大古都之一、国家新能源示范城市、中国优秀旅游城市、国家园林城市、全国双拥模范城市、全国性交通枢纽城市、中国雕塑之都、中国十佳运动休闲城市。大同市位于山西北部,北纬 39544044,东经 1120611433。东与河北省张家口市、保定市相接;西、南与省内大同市、忻州市毗连;北隔长城与内蒙古自治区乌兰察布市接壤。大同南北长约189公里,东西宽约136.9公里,总面积 14176 平方公里,占全省面积的 9.1%。大同地处黄土高原的西北部,大同受燕山运4、动影响,地貌类型复杂多样,山地、丘陵、盆地、平川兼备。丘陵山地多,平川台地少。全市平均海拔在 10001500 米之间。桑干河自西向东横贯全市,把该市割成西北、东南两大区域。形成周围高,中间低,两山夹一川的槽型盆地。气候属温带大陆性半干旱季风气候区,昼夜温差大,多年平均气温 6.6。年平均降雨量 400 毫米左右,年际变化大。大同市新荣区位于山西省北端,地处北纬 40074024,东经 1125211331。北部、西北部以长城为界与内蒙古自治区丰镇市和凉城市毗连，东与阳高县、XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 4 页 云州区接壤，西与左5、云县相邻，南与大同市云冈区、平城区毗邻。东西长 53 公里，南北宽31公里，总面积1091.27平方公里，耕地面积51.75万亩，林地面积59.14万亩。现辖 6 乡 2 镇，150 个行政村，总人口 11.8 万人。新荣区地形地貌属黄土丘陵区，沟壑纵横，境内最高海拔2144米，最低1100米。主要山脉有：采凉山、马头山、雷公山、弥陀山等。主要河流有北部的涓子河、中部横贯东西的淤泥河、东部纵贯南北的饮马河和万泉河，均为季节性河流，属永定河系。自然气候属温带大陆性气候。春季干燥多风，夏季短暂较热，秋季温润凉爽，冬季漫长寒冷而少雪。年均气温 5左右，年均降水量为 350 毫米，水资源总量约 1486、76万立方米，相对匮乏。无霜期平均 110 天，年均日照时数为 2821 小时，是全省光照量最充足的地区之一。境内有破鲁、堡子湾、郭东盆地，是本区的主要产粮区。大同市新荣区地理位置图见图 1.1-1。图 1.1-1 大同市新荣区地理位置示意图 1.21.2 太阳太阳能能资源资源 本工程站区辐射数据依据大同气象站数据作为基础资料，客观评估光伏电站所在区域的太阳能资源。建议本工程业主在电站区域内安装太阳辐射测量装置，取得一年的数据后，对本次分析的原始数据进行验证、订正等，并对发电量重新核算。XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 5 页 根据大7、同气象站的数据近十年平均总辐射量为根据大同气象站的数据近十年平均总辐射量为5567.35567.3 MJ/(mMJ/(m2 2a)a)（1546.471546.47 kWkWh/(mh/(m2 2a)a)），即使，即使在辐射量最低的年份，总辐射量也大于在辐射量最低的年份，总辐射量也大于50405040 MJ/(mMJ/(m2 2a)a)（1400 1400 kWkWh/(mh/(m2 2a)a)）。根据太阳能资源评估方法（。根据太阳能资源评估方法（QX/T 89QX/T 89-20201 18 8），该区域属于“资源很），该区域属于“资源很丰富”带，资源等级丰富”带，资源等级为为B B类类，较8、适合大型光伏电站的建设。，较适合大型光伏电站的建设。1.31.3 工程地质工程地质 工程拟建场址区属构造稳定区。区内构造活动较弱，近场区断裂均属于非全新活动断裂。从工程地质条件来看，可不考虑断裂错动对地面建筑的影响。场址区域稳定性较好，适宜建场。拟建场址区地震动峰值加速度小于0.10g，地震动反应谱特征周期为0.35s，抗震设防烈度为度。场地土类型为中硬土，建筑场地类别为I1类，属抗震有利地段。具体建筑物位置处的场地类别宜根据下阶段勘察结果确定。1.41.4 项目任务与规模项目任务与规模 新荣县 800MW 平价项目拟选址地位于新荣县境内。该区域太阳能资源十分丰富，而且该地区交通便利、场址综合9、建设条件好，非常适宜建设大型光伏电场。根据场区规划范围及业主意见，经现场踏勘，将新建升压站一位置选定于狮子村村东侧约 1.7km 处。自然地面标高在 12701280m 之间（1985 年国家高程基准）。新建升压站二位置选定于刘安窑村东侧约 1.8km 处。自然地面标高在 13401350m 之间（1985年国家高程基准）。考虑光伏电站性质、容量、在系统中的作用、送电方向以及所处的地理位置，初步考虑接入系统方案如下：大同新荣平价光伏项目 2 个片区分别新建一座 220kV 升压站，每个升压站分别以 1回 220kV 线路接入新荣 500kV 变电站 220kV 母线，线路长度均为约 10km，10、同时为满足本工程的送出需要，新荣站需扩建第 3 台主变。上述接入系统方案仅是本阶段工作的初步设想，最终接入系统方案需在接入系统设计中详细论证，并以相关主管部门的审查意见为准。1.51.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算光伏系统总体方案设计及发电量计算 太阳能电池种类选择：考虑到晶硅电池成熟度较高，国内外均有较大规模应用的实例，而非晶硅薄膜和聚光电池技术成熟度相对较差，考虑“领跑者”技术升级要求，本XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 6 页 工程拟选用高效晶硅电池组件。太阳能电池组件的选择：综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及11、采购订货时的可选择余地，本工程初选规格为 440Wp 的高效半片双面单晶硅太阳能组件。支架推荐采用固定支架。本工程交流侧规划总容量为 800MWp，从工程投资、运行及维护考虑本工程选用容量为 3150kW 的集散式箱逆变一体机。直流侧和交流侧容配比按照 1.2 设计。本工程发电量理论计算：本工程安装光伏组件 800MWp，首年发电量利用小时数为1727 小时，25 年发电量平均利用小时数为 1633 小时。1.61.6 电气电气工程工程 本工程光伏发电项目规划装机容量为800MW，规划建设两座220kV升压站。每座容量为2*200MVA的220kV升压站，站内建设两台容量为200MVA的主变压12、器，升压变电压等级为220kV/35kV。220kV采用单母线接线，35kV采用单母分段接线。本光伏电站最终接入系统方案，需在接入系统设计中详细论证，并经上级主管部门审查后确定。光伏电站保护配置的电气设备采用微机保护。35kV集电线路配有过流、速断保护以及零序保护，35kV并网联络线路按接入系统设计和审批文件要求配置保护。电站的调度管理方式直接接受地、省网调度中心调度，初步考虑与省调实行上行信息与下行信息交换。本工程按“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。中央控制室仅设置计算机监控系统13、的值班员控制台和工程师管理站，不设常规监控控制台。1.71.7 工程消防工程消防 本工程消防系统的设计，遵照国家“预防为主、防消结合”的方针，根据国家火力发电厂与变电所设计防火规范 及本工程所处地理位置，消防系统的设置以加强自身防范为主，在具体措施上贯彻“预防为主，防消结合”的方针，采取合理的防火措施，防止和减少火灾造成的损失。主要包括：XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 7 页 1）建筑物火灾危险性分类及耐火等级2）消火栓给水系统和灭火器布置3）电力设备消防设计4）通风空调消防设计5）消防监控系统根据 火力发电厂与变电站设计防火规范 14、GB50229-2006、光伏发电站设计规范（GB50797-2012）等国家有关法律、技术规范及标准进行变电站、光伏电站消防系统的设计。1.81.8 土建工程土建工程 本工程站址位于大同市新荣区深涧乡、西村乡附近的山坡地，站区呈不规则多边形，场区总面积大、分布较为分散。附近有 G55 二广高速、S30 孙右高速、省道 S204、国道G109、县道 X020 等既有道路通过，交通较便利。本工程总占地面积约 1881.175hm2，其中永久性用地面积为 3.575hm2，临时性用地面积 1877.6hm2。本期共建设两座升压站：在上深涧乡建设一座容量为 400MVA 的 220kV 升压站，在郭15、家窑乡建设一座容量为 400MVA 的 220kV 升压站。根据光伏场区和升压站布局情况，为便于运行维护和提高供电可靠性，光伏场区外集电线路采用 35kV 架空线路，仅在箱变至架空线侧和升压站出线段采用电缆连接。本工程建筑设计原则：以“安全、适用、经济、美观、以人为本”的建筑设计方针为指导，严格遵守现行国家有关法律法规、标准、规范、规程。建筑设计结合工程特点、建筑地域特征等各种因素，建筑平面整体布局及空间组织在满足工艺布置要求的前提下，通过设计方案的必选优化，做到建筑功能性、经济性的统一，立面处理简洁大方、色彩明快。本期工程装机容量800MWp。采用单晶硅双玻双面光伏组件型号440Wp，采用高16、支架，混凝土灌注桩基础。支架材质的选用和设计应符合现行国家标准钢结构设计规范GB50017和光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）规定。升压站综合楼采用框架结构，抗震等级三级，外墙围护结构采用 300 厚的蒸压加气XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 8 页 混凝土砌块，内墙采用 200 厚的蒸压加气混凝土砌块砌筑。基础采用钢筋混凝土独立基础，基础埋深-2.5m。屋面采用钢筋混凝土现浇屋面，门、窗户采用塑钢门窗。主变基础采用混凝土大块式基础。1.91.9 施工组织设计施工组织设计 本工程站址位于大同市新荣区深涧乡、西村乡附近的山17、坡地，站区呈不规则多边形，场区总面积大、分布较为分散。附近有 G55 二广高速、S30 孙右高速、省道 S204、国道 G109、县道 X020 等既有道路通过，交通较便利。根据交通部公路工程技术标准（JTGB01-2003），场内道路按国家四级公路技术标准执行。本工程按照永临结合的原则规划场内道路。施工结束后将光伏组件组件之间的施工道路改造为砂石路面，设计为单车道，路面宽为4.0m，转弯半径为7.0m，其它技术标准符合国家四级公路标准。根据消防和工艺需求，将配电区域及站前区内的施工道路改造为混凝土路面，设计为双车道，路面宽为6.0m，转弯半径为7.0m，按环行布置，电气设备的安装、检修及消防18、均能满足要求。本工程施工生产、生活用水由220kV升压站引接。若施工高峰期水量不足，可考虑就近买水。本工程按照永临结合的原则规划施工用电，施工结束后施工电源作为升压站的备用电源永久保留。施工电源由的10kV线路就近引接，用10kV架空线引至施工现场，线路长约6km。本工程施工现场内部通信采用无线电对讲机通信方式，施工对外通信采用当地电信通信网络上提供通信线路的方式解决。水泥、木材、钢材、砂石骨料、油料等建筑材料可就近在新荣区购买。必要的部件加工机机械维修可在新荣区附近相关厂家进行加工与维修，一般小修设在施工场地。主变等大件通过二广高速运至现场。本工程主体工程施工主要包括：光伏组件组件及箱式变压19、器基础开挖和混凝土浇筑、光伏组件组件设备安装、箱式变压器安装、电力电缆和光缆敷设、升压站土建施工与设备安装等。XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 9 页 1.101.10 工程管理设计工程管理设计 在工程施工期间，建议设置计划财务、设备管理、工程管理、综合管理等部门，在总经理和副总经理的领导下对工程建设进行管理。在项目运营期间，建议设置计划财务、生产运行、设备管理、综合管理等部门，在总经理和副总经理的领导下对工程进行运行维护管理。1.111.11 环境保护和水土保持环境保护和水土保持设计设计 环境保护设计 光伏发电是可再生能源，其生产过20、程不排放任何有害气体，属于清洁能源。根据本工程的实际情况，对周围环境影响的因子主要有无线电干扰、电磁辐射、生活污水排放、生活垃圾进行分析后，得出结论：光伏发电场建成后基本对周围的环境无影响。水土保持设计 光伏发电场的开发建设需要经历建设期和生产（运行）期两个阶段。不同阶段造成的水土流失差异较大。对于一期工程而言，水土流失多集中于建设期。由于光伏发电场建设、修路、埋设管道等过程中，开挖扰动地表，改变原地貌，破坏地表植被，经受降水和风的影响，直接形成地表剥蚀、扬尘飞沙和侵蚀冲沟，并使地表原有结构被破坏，植被退化，加剧了水土流失。到了生产（运行）期，则往往达到一定的影响量级，进入相对稳定的时期，水土21、流失较轻。根据工程布置及水土流失特点，本期工程将采取的主要防治措施如下：施工期，在施工区四周可能造成土壤顺坡流失的地段，布置拦挡措施，采用编制袋装土筑坎；施工结束后，将施工区的弃土石清理，运输至弃渣场；对裸露的场地，进行平整翻松，恢复植被。1.121.12 劳动安全和工业卫生设计劳动安全和工业卫生设计 遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，在设计中结合工程实际，采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生的要求，保障劳动者在生产过程中的安全与健康，编制劳动安全及工业卫生篇。着重反映了工程投产后职工及劳动者的人身安全与卫生方面紧密相关的内XXX22、XX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 10 页 容，分析生产过程中的危害因素，提出防范措施和对策。通过对施工期存在的高空作业、基坑开挖、防雷防电等工作可能存在的危害因素，对运行期可能存在的防火防爆、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等可能存在的危害因素进行分析，提出相应对策，并成立相应的机构和应急预案。对施工和安全运行提供了良好的生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故以及由于运行人员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大，降低了经济损失，保障了生产的安全运行。1.131.13 节能节能降耗降耗分析分析 本期工程技术方案和设备材料、23、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求，减少了线路的投资，节约了土地资源，并能够适应远景建设规模和地区电网的发展。在本期工程的设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想。太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可再生能源，早开发早受益。本电站建成后预计每年可为电网提供电量156842.8万kwh，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤48.31万t(以平均标准煤煤耗为312g/kW-h计），相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳(C02）约132.38万t，二氧化硫(S02）排放量约407.79t,氮氧化24、物（NOx)392.11t,烟尘120.38万t。可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。1.141.14 社会稳定性风险评价社会稳定性风险评价 加强组织领导，依法规政策操作，政府当好“裁判员”；强化预测预警，适时训诫打击；加强舆论引导，严防不良炒作。下一阶段进行专项的社会稳定风险评估，进一步细化稳定风险评估层级，精确核实各类矛盾的焦点，有针对性地完善方案和措施，并按照法定程序组织实施，该光伏发电项目的社会稳定风险是可控的。1.151.15 项目安全管理项目安全管理 本项目在前期筹备、施工及运行中，按照国家和行业标准，进行设计、施工和验收25、，把各项安全措施落实到位，加强安全管理，规范安全行为，项目风险能够控制在XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 11 页 可承受的范围，能够实现安全建设。首先在各阶段要建立安全生产管理机构，光伏发电生产必须坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针。光伏发电场应建立、健全光伏发电安全生产网络，全面落实第一责任人的安全生产责任制。二、建立安全生产规章制度和操作规程，严格按照制度、规程执行。在项目投运后，还应长期坚持安全管理的各项措施，牢固树立安全管理的理念，保障项目的安全稳定运行，达到安全生产的目的。1.11.16 6 工程工程设计概算设计概算26、 依据太阳能发电工程技术标准 GD0032011光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）1）编制原则：依据国家、行业现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，按2019年一季度价格水平编制。2）编制依据（1）定额采用中华人民共和国能源部行业标准光伏发电工程概算定额（NB/T 32035-2016），不足部分采用国家能源局发布的国能电力（2013）289 号文电力建设工程概预算定额（建筑、电气册）（2013 年版）。（2）取费标准执行中华人民共和国能源部行业标准光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准（NB/T 32027-2016）及国家、地方有关规定计算。（3）各专业设计资料。3）建设进度：27、本工程建设期12个月。4）价格水平：2020年3-4月大同地区价格水平。5）资金来源和投资比例：股本金占总投资的 20%。资本金以外的 80%资金向银行贷款。6）工程投资：工程静态投资：工程静态投资：441620.00441620.00 万元万元 单位投资：单位投资：4600.104600.10 元元/k kW W 建设期贷款利息：建设期贷款利息：8613.558613.55 万元万元 工程动态投资工程动态投资：450233.54450233.54 万元万元 单位投资：单位投资：4689.834689.83 元元/k kW W XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性28、研究报告XXXXX公司 第 12 页 1.11.17 7 财务评价和财务评价和社会效果分析社会效果分析 根据国家计委和建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）。经济评价软件按照中国水电工程顾问集团公司、北京木联能软件技术有限公司编制的GGD风电发电工程软件-经济评价软件V2.0.1（WEE）进行计算。国家现行的财税政策及当地相关规定。本工程项目投资财务内部收益率为7.5%（税后），高于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的行业基准收益率4；本工程资本金财务内部收益率为11.46%，大于建设项目经济评价方法与参数（第三版）中的资本金基准收益率8%。从上述测算分析可以看出，项目投资财务内29、部收益率和资本金内部收益率高于行业基准收益率水平，说明该项目盈利能力能够满足行业要求。1.11.18 8 结论与建议结论与建议 根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2018），该区域属于“资源很丰富”带，资源等级为 B 类，较适合大型光伏电站的建设。1）建议本工程业主在电站区域内安装太阳辐射测量装置，取得一年的数据后，对本次分析的原始数据进行验证、订正等，并对发电量重新核算。2）建议建设单位尽快取得国土资源、林业、文物、军事等相关部门关于本项目土地、压煤、压矿等相关支撑文件。3）建议尽快开展该光伏电站的接入电网系统的设计工作，从电网角度出发，衡量该光伏电站接入点的合理性，在下阶段设计时，将30、根据光伏电站的接入电网系统设计的审查、批准意见，最终确定本光伏电站的接入电网系统方案。4）建议尽快请委托有关单位完成该工程场地地质灾害评价、地震安全性评价、水土保持、环境评价等报告，并取得批复文件。5）建议建设单位尽快委托有劳动安全和工业卫生安全评价资质的单位，对本项目进行评价，并取得批复意见，在工程设计中实施。本工程经济效益指标符合国家有关规定,从技术和经济上看项目是可行的。该项目XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 13 页 是以光伏企业为主体，积极响应国家政策，为平价上网示范项目，该项目具有建设起点高，战略思考长远，综合资源利用效率31、足，产业带动能力强，科学技术先进，示范效果明显等时代特征，符合国家产业发展政策，。大规模的光伏并网电站可以充分利用当地的太阳能资源，改善山西的能源结构。光伏电场的建设可以节约煤炭等一次能源及水资源，减少各类污染物的排放量，降低发电机组的运行成本，本工程属清洁能源工程，有明显的环境效益。因此，该项目建成后，不仅提供电力，节约资源，减少环境污染，而且改良土壤，科学发展农业，有着良好的经济效益、社会效益和环境效益。XXXXX区800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 14 页 表1 XXXXX区800MW光伏+40MWh储能光伏示范项目平价上网示范项目表1 X32、XXXX区800MW光伏+40MWh储能光伏示范项目平价上网示范项目特性表特性表 一、光伏发电工程站址概况 项 目 单位 数量 备注 装机容量 MWp 800 占地面积 hm2 1881 海拔高度 m 11781724 经度（北纬）()4012 经度（东经）()1137 工程代表年太阳总辐射量 MJ/m2 5382 二、主要气象要素 项 目 单位 数量 备注 多年平均气温 6.9 多年极端最高气温 39.2 多年极端最低气温 -34.9多年最大冻土深度 m 186 多年最大积雪厚度 cm 22 多年平均风速 m/s 2.8 多年极大风速 m/s 33.7 三、主要设备 编号 名称 单位 数量 33、备注 1 光伏组件（型号：LR4-72HBD/440Wp）1.1 峰值功率 Wp 440 1.2 开路电压 Voc V 49.2 1.3 短路电流 Isc A 11.45 1.4 工作电压 Vmppt V 41.0 1.5 工作电流 Imppt A 10.73 1.6 峰值功率温度系数%/K-0.371.7 开路电压温度系数%/K-0.301.8 短路电流温度系数%/K 0.06 1.9 首年功率衰降%2 1.10 25 年功率衰降%12.8 1.11 外形尺寸 mm 2094*1038(长*宽)山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 34、第 15 页 1.12 重量 kg 27.5 1.13 数量 块 2181868 1.14 向日跟踪方式 1.15 固定倾角角度（）2 组串式逆变器（型号：）2.1 最大输入电压 V 2.2 启动电压 V 2.3 输入端子最大允许电流 A 2.4 MPPT 电压范围 V 2.5 输入连接端数 个 2.6 MPPT 路数 个 2.7 额定功率 kW 2.8 最大交流输出功率 kW 2.9 额定输出电流 A 2.10 最大输出电流 A 2.11 最大总谐波失真%2.12 额定电网电压 V 2.13 额定电网频率 Hz 2.14 隔离变压器 2.15 直流电流分量%2.16 功率因数可调范围 2.135、7 最大效率%2.18 中国效率%2.19 数量 台 3 集散式箱逆变一体机（型号：3150kW）3.1 最大效率 99.05%3.2 中国效率 98.45%3.3 最大输入电压 V 1500 3.4 最大输入电流 A 3201 3.5 最低工作电压 V 300 3.6 MPPT 电压范围 V 300820 3.7 最大直流输入路数 2（1015）3.8 MPPT 数量 244 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 16 页 3.9 额定交流输出功率 kW 3150 3.10 最大交流输出功率 kW 21100 3.11 最大直流36、输入功率（cos=1）kW 21123 3.12 额定输出电压 V 520 3.13 频率 Hz 50/60 3.14 最大输出电流 A 2442 3.15 功率因数 0.9 超前0.9 滞后 3.16 最大总波形失真 3%3.17 工作温度 C-35 60 3.18 夜间自耗电 W 100 3.19 数量 台 254 4 箱式升压变电站（型号：）4.1 台数 台 4.2 容量 kVA 4.3 额定电压 kV 5 升压主变压器（型号：SZ11-*/220）5.1 台数 台 4 SZ11-200000/220 容量 KVA 200000 额定电压 kV 220 5.2 台数 台 容量 KVA 额37、定电压 kV 四、土建施工 编号 名称 单位 数量 备注 1 光伏组件支架钢材量 t 49315 2 土石方开挖 m3 3334709 3 土石方回填 m3 3267660 4 基础混凝土 m3 13460 5 钢筋 t 715.87 6 施工总工期 月 12 五、概算指标 编号 名称 单位 数量 备注 1 静态总投资 万元 441620.00 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 17 页 2 动态投资 万元 450233.54 3 单位千瓦静态投资 元/kWp 4600.10 4 单位千瓦动态投资 元/kWp 4689.83 38、5 设备及安装工程 万元 338330.02 6 建筑工程 万元 58554.61 7 其他费用 万元 34422.30 8 基本预备费 万元 4313.07 9 建设期贷款利息 万元 8613.55 六、经济指标 编号 名称 单位 数量 备注 1 装机容量 MWp 960.02192 2 年平均发电电量 MW.h 1568426.25 3 上网电价（25 年）元/（kW.h）0.332 含税(含超发 1400 小时后电价)4 项目投资收益率%8.58 税前 5 项目投资收益率%7.50 税后 6 资本金收益率%11.46 7 投资回收期 年 11.51 税后 8 借款偿还期 年 15 9 资39、产负债率%80 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 18 页 第二章第二章 太阳能资源太阳能资源 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 19 页 2 2 太阳太阳能资源能资源 2.1 区域太阳能资源概况区域太阳能资源概况 山西省南北长约 550km，东西宽约 290km，属于黄土高原的一部分，境内海拔多在1000m 左右。地形复杂，山区丘陵占全省总面积的 86%，地处中纬度大陆性季风气候区，日照时间长，总辐射量较多。我省的光能资源十分丰富。从全国来看，除青藏高原和西40、北地区光能资源最丰富外，在华北地区是一个高值区。全省年日照数在 2200-3000h 之间，年日照百分率为 51.67%。其中绝大部门地区全年日照数在 2600h 以上，有约 1/3 的地区在 2800h 以上，属于日照充足的地区。一年中，以 5、6 月份为最多，北部地区月平均日照时数达 270290 小时，南部地区一般也达230260 小时。11 月份，山西省大部分地区日照时数最少，一般都在 200 小时以内。7、8 月份正值雨季，云量较多,日照时数相对减少。全省年总辐射量介于 1395-1698kWh/m2 a，平均在 1511kWh/m2 a 以上。尤其在山西晋北区域，虽不及西藏、新疆、41、青海、甘肃等地，但高于同纬度的河北、北京、东北和山西以南各省市，是我国太阳能资源较丰富的地区之一。由于省内地形复杂，年总辐射量的等值线不规则，其分布特点是由南向北逐渐增加，总辐射最高的地方是北部的左云县为 1698kWh/m2 a，右玉、五寨次之为 1661kWh/m2 a南部的垣曲最低为 1345kWh/m2 a。吕梁地区的方山县以至左云、右玉一带和五台山及其西北部的繁峙、应县的部分地区，年总辐射量在 1628kWh/m2 a 以上。临汾地区的部分及晋城市、沁源县在 1511kWh/m2 a 左右。运城地区大部分在 1400kWh/m2 a 以下，是 本 省 太 阳辐 射 的 低值 区。其余42、，约占 全 省 60%的 地 区年 总 辐 射量 介 于1511-1589kWh/m2 a 之间。由此说明，山西开发利用太阳能有相当丰富的资源优势。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 20 页 图 2-1 山西省太阳能辐射分布示意图（kWh/m2/年）从图 2-1 中可以看出，总辐射低值区在山西南部，包括运城、临汾大部、长治西部和东部、晋城中部和南部、太原中部等地，年总辐射值一般在 1400kWh/m2以下，这些地区年日照时数一般在 2300 小时以下。总辐射中值区多数位于山西中部，包括吕梁大部、忻州南部、阳泉大部、太原大部、晋43、中大部、长治中部和南部、晋城西部和北部的部分地区、大同市南部等地，年辐射值一般在 14001500kWh/m2之间，这些地区年日照时数一般在 23002600 小时之间。总辐射高值区集中于山西北部，包括大同市大部地区、大同、忻州西部和东北部等地，年总辐射值一般在 1500kWh/m2以上，这些地区年日照时数一般在 2600 小时以上。拟建光伏项目所在地区属于高值区，太阳能资源丰山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告XXXXX公司 第 21 页 富，有着得天独厚的优越条件，太阳能开发利用潜力巨大。2.2 光伏电站所在地区太阳能资源分析光伏电站所在地区太44、阳能资源分析 大同气象站始建于 1954 年 11 月，位于东经 1131947E，北纬 40536N，海拔高度 1067.2 米，至今未迁站，目前为国家气象观测基准站。大同气象站的常规观测要素有气压、相对湿度、日照、气温、水汽压、天气现象（雷暴、大风、冰雹、雾、沙尘等）、风、云量、蒸发量、冻土、积雪、降水量等。大同气象站于 1961 年开始设置太阳辐射观测项目，1992 年建成太阳辐射全自动遥测三级站，开展水平总辐射观测。目前水平总辐射的观测仪器为 TBQ-2 型总辐射表。图 2.2-1 是大同气象站的观测环境状况，观测场南侧无建筑物，辐射测量基本不受影响。图 2.2-1 大同气象站观测环境45、 本工程项目所在地位于位于大同市新荣区，地块中心地理坐标东经 1130717.40、北纬 401131.04，距离大同气象站约 30 公里，相对位置详见图，距离大同气象站相对较近，气候特征基本相同，属同一气候区，可以忽略局部小气候的影响。因此本工程所在地气象数据参考大同气象站提供数据进行分析。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 22 页 图 2.2-2 大同气象站与光伏场址位置图 大同气象站提供气象数据见下表：表 2.2-1 大同市气象站气象要素成果表 项目项目 数值数值 日期日期 备注备注 年平46、均气温()6.9 极端最高气温()39.2 20100729 极端最低气温()-29.1 19670115 年平均降水量（mm）374.8 年平均蒸发量（mm）2001.1 1955-2001 年，02 年后有大型蒸发 年最大冻土深度（cm）186 19770303 年最大积雪深度（cm）22 196603,2n 年平均风速（m/s）2.8 极大风速（m/s）33.7 19630331 极大风速风向 N 1 月平均气温()-10.9 2 月平均气温()-6.8 3 月平均气温()0.4 4 月平均气温()8.9 5 月平均气温()15.9 6 月平均气温()20.4 7 月平均气温()22.247、 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 23 页 项目项目 数值数值 日期日期 备注备注 8 月平均气温()20.4 9 月平均气温()14.8 10 月平均气温()7.8 11 月平均气温()-1.2 12 月平均气温()-8.5 表 2.2-2 大同市气象站近 30 年气象资料 年份年份 年沙尘暴年沙尘暴日数日数(天天)年雷暴年雷暴 日数日数(天天)年暴雨年暴雨 日数日数(天天)年冰雹日年冰雹日 数数(天天)年日照时年日照时数数(小时小时)年总辐射量年总辐射量(MJ/(MJ/)1983 0 4548、 0 2 2541.6 5403.95 1984 1 22 0 1 2525.8 5652.18 1985 2 41 1 4 2411.0 5732.54 1986 0 36 0 1 2547.9 5804.96 1987 1 42 0 3 2419.6 5618.44 1988 6 41 1 3 2350.3 4802.63 1989 0 26 1 2 2514.1 5316.3 1990 0 45 0 3 2501.7 5280.57 1991 0 37 0 3 2613.1 5419.91 1992 0 43 1 3 2415.9 5392.09 1993 2 35 0 3 2765.849、 5866.87 1994 0 38 0 1 2706.3 5575.25 1995 0 37 1 1 2759.3 5034.33 1996 0 39 0 2 2771.1 4931.7 1997 0 33 0 1 2810.1 5196.08 1998 0 40 0 4 2775.4 4999.48 1999 1 32 0 0 2836.7 5452.45 2000 0 33 0 1 2751.1 5417.39 2001 0 29 1 0 2801.2 5386.05 2002 0 38 0 0 2666.1 5197.0 2003 0 48 0 2 2615.2 4999.89 20050、4 1 33 0 1 2649.1 5017.73 2005 1 38 0 1 2817.9 5570.75 2006 0 42 0 1 2487.9 5751.39 2007 0 31 0 1 2623.1 5350.67 2008 1 41 0 1 2471.8 5870.51 山西省大同市新猿区棚阳V光伏叫OMWh储能光伏示范项目可行性研究报告年份年沙尘.年霄年.丽年冰雹日年日照时年总辐射量日数（夫日数侠）日t（夫）数慌）数小时）创J/r,/)2009 2 27。2596.9 5810.92 2010 2 29。2618.4 5396.6 2011。43。2703.6 5705.21 251、012。45。2751.9 5288.24 2013。44。2769.0 6072.01 2014。39。2750.2 5918.JJ 大同为大陆性北温带半干旱大陆性季凤气候，春季干旱多风，夏季较热多雨、秋季干燥凉爽、冬季寒冷少笃。四季分明，冬季偏长。多年平均日照小时数2673.4小时，多年平均总辐射最为多年平均日照小时数5567.3MJ/m，属日照较充分地区。根据大同站近十年的太阳辐射资料进行统计分析，近15年大同站年总辐射量在4999.895870.51MJ田之间，日P.tt时数在2471.82769h之间：总辐射最年际变化较大，而日照时数年际变化相对平缓，二者年际变化趋势略有差别。具体见52、图2.2-3和图2.2-4。自煎商要更。12创、，饨，吨，图2.2-320002014年大同站日照时数年际变化直方图中因能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司骂：24页山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 25 页 图 2.2-4 20002014 年大同站总辐射量年际变化直方图 大同站 2000 年2014 年逐月平均日照时数和逐月平均日照总辐射量见表 2.2-3 和图2.2-5、2.2-6。大同地区多年平均日照时数为2673.4小时，年日照率为55.3%62.2%。日照时数的分布以夏季最多，冬53、季最少，年日照百分率为 60%左右，属日照较充分地区。各月日照数以 47 月份最多，月平均 246 小时269 小时；12 月1 月最少，月平均 169.9 小时178.2 小时。各月日照总辐射量以 57 月份最多，月平均 636.6 MJ/685.2 MJ/，12 月1 月最少，月平均 217.1 MJ/248.6 MJ/。表 2.2-2 20002014 年大同站逐月平均日照时数和逐月平均日照总辐射量表 月份月份 逐年月平均日照时数逐年月平均日照时数(h)(h)逐年月平均总辐射量逐年月平均总辐射量(MJ/(MJ/)1 178.24 251.1 2 185.12 302.0 3 226.8854、 495.5 4 249.5 585.8 5 269.43 694.5 6 246.17 651.9 7 253 652.9 8 232.57 582.6 9 212.85 467.7 10 224.44 388.6 11 185.36 271.9 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 26 页 月份月份 逐年月平均日照时数逐年月平均日照时数(h)(h)逐年月平均总辐射量逐年月平均总辐射量(MJ/(MJ/)12 169.93 222.8 图 2.2-5 20002014 年大同站月平均日照时数变化直55、方图 图 2.2-6 20002014 年大同站月平均总辐射量变化直方图 2.3 光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议光伏电站所在地区太阳能资源评价及建议 根据大同气象站的数据近十年平均总辐射量为 5567.3 MJ/(m2a)（1546.47 kWh/(m2a)），即使在辐射量最低的年份，总辐射量也大于 5040 MJ/(m2a)（1400 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 27 页 kWh/(m2a)）。根据太阳能资源评估方法（QX/T 89-2018），该区域属于“资源很丰富”带，资源等级56、为 B 类，较适合大型光伏电站的建设。表 2.3-1 我国太阳能区域分布表 太阳总辐射年总量太阳总辐射年总量 资源等级名称资源等级名称 等级等级符号符号 1750kWh/(m2a)最丰富 A 6300MJ/(m2a)14001750kWh/(m2a)很丰富 B 50406300MJ/(m2a)10501400kWh/(m2a)丰富 C 37805040MJ/(m2a)1050kWh/(m2a)一般 D 3780MJ/(m2a)2.4 特殊气象条件对光伏电站的影响特殊气象条件对光伏电站的影响 大同地区的主要气候灾害，包括低温、大风、雨雪以及雷暴等。1、温度影响分析 该地区多年极端最高气温为 3957、.2，极端最低气温为-29.1，多年平均气温为6.9。本项目主要在光伏组件串并联方案、电气设备选择以及系统效率折减等方面考虑温度对整个光伏电站的影响。1）在进行光伏组件串并联方案设计时，要考虑在极端温度下，组件串联后的最大开路电压不能超过组件的最大系统电压，不能超过逆变器的最大允许电压；工作电压要在逆变器工作电压的跟踪范围之内。2）光伏组件的设计温度一般为 25，温度过高会造成组件输出功率降低，本项目选用光伏组件，其峰值功率的温度系数为-0.37%/，由温度带来的折减按 20%考虑；而且温度过高，会使逆变设备频繁跳闸，选择逆变设备时应充分考虑其通风功能，控制其工作温度保持在允许工作温度范围内。58、2、风速影响分析 该地区全年平均风速 2.8m/s，极大风速 33.7 米/秒。大风对光伏电站运行会产生一定的影响，光伏阵列以及电站内建筑物等应采取有效的抗风措施。3、雨、雪天气影响分析 本区多年平均降雨量 374.8mm，降水量具有年际变化大，年内分配不均匀的特点。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 28 页 降雨多集中在 6-8 月份，此时段降雨量约占全年的 75%以上，由于降雨多集中于夏季，四季不均，易形成旱涝天气，同时风雹灾害天气也较多。该地区多年最大积雪深度为22cm。降雨对电池组件的发59、电效率影响不大，对电池组件发电效率造成影响的主要是降雪。在降雪天气时应及时清扫电池板，同时组件支架设计根据建筑结构荷载规范考虑雪荷载的影响。4、雷暴、冰雹以及霜冻影响分析 项目所在地多年平均雷暴日数为 36.9 天，雷暴日数较多，属于多雷暴区，是当地常见的自然灾害之首，雷暴主要出现在春季和夏季。本项目拟选用的光伏组件需满足室外安装的使用要求，同时在光伏阵列支架的设计时，做相应的防雷保护装置设计，以保证光伏组件安全。5、雾霾天气 近年来多次出现雾霾天气，造成了空气质量的下降。对光伏发电系统效率会产生不利影响，为避免这一影响，在电站运行期应及时对光伏组件进行清理。总之，本项目需通过设备选型和相关设60、计技术的优化，将气象因素对光伏电站的负面影响降低到最低程度。本工程站区辐射数据依据大同气象站的数据作为基础资料，评估光伏电站所在区域的太阳能资源。建议本工程业主在电站区域内安装太阳辐射测量装置，取得一年的数据后，对本次分析的原始数据进行验证、订正等，并对发电量重新核算。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 29 页 第第三三章章 工程地质工程地质 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 30 页 3 3 工61、程地质工程地质及水文气象及水文气象 3.13.1 前言前言 3.1.1 工程概况 本项目拟选场址零星分布在大同市新荣区上深涧乡、郭家窑乡和破鲁堡乡界内，占地面积约 1881.175hm2。本次勘测为可行性研究阶段。3.1.2 勘测依据与目的 3.1.2.1 勘测依据 a勘测任务书;b 岩土工程勘察规范（2009 年版）GB50021-2009;c 建筑地基基础设计规范GB50007-2011;d 建筑抗震设计规范GB50011-2010;e土工试验方法标准GB/T 50123-1999;f其它有关规程规范。3.1.2.2 勘测目的 a查明场址区的区域地质、区域构造和地震活动情况、场址范围内及附62、近断裂分布情况，对场址稳定性进行评价；b 初步查明场址区的地形地貌，地层成因、时代、分布及各层岩土的主要物理力学性质指标，对岩土工程条件做出评价；c 查明场址区地下水埋藏条件，并对其可能产生的影响进行评价；d 查明场地水、土对建筑材料的腐蚀性；e 初步查明场址区的不良地质作用，并对其危害程度和发展趋势做出判断，需要时提出防治的初步建议；f 提供场址区地震烈度及地震动参数；g 调查场址区地基土最大冻结深度；h 提供场址区地基土的土壤电阻率值。3.1.3 勘测技术方案及完成工作量 根据本次勘测任务书、岩土工程勘察规范(GB50021-2001)（2009 年版）、火力山西省大同市新荣区 800MW63、 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 31 页 发电厂岩土工程勘测技术规程(DL/T5074-2006)及 建筑抗震设计规范(GB50011-2010)的要求，本次岩土工程勘测手段以工程地质调查、资料搜集为主。1)充分收集场址范围内已有地质资料；2)工程地质调查 20km2；3)通过收资及现场调查，查明了场地范围内不良地质作用。3.3.2 2 区域地质概况区域地质概况 3.2.1 地形地貌 拟建的光伏发电项目位于大同市新荣区西南部，该区域地貌上，属中山-黄土丘陵区，属黄土高原的东北边缘，山脉呈东北一西南走向，主要山脉有：蛮汗山、64、马头山、采凉山、雷公山、弥驼山等。季节性河流主要有：北部的涓子河，中部横贯东西的淤泥河，东部纵贯南北的饮马河、万泉河。境内的破鲁、堡子湾和郭东盆地，平均海拔1178 一 1724m，从地貌上看，场地处在大同盆地西侧的鄂尔多斯断块隆起区，地貌上属山前洪积扇，地势向东倾斜，地形较平缓、开阔。地貌图如图 2.1.1 及 2.1.2 所示。图 3.2.1 地貌图一 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 32 页 图 3.2.2 地貌图二 3.2.2 区域地层 区域地质构造单元为内蒙褶皱隆起带与山西断裂隆起带65、的过渡区域，位于华北地台鄂尔多斯断块隆起区的东部。区域出露的地层由老到新简述如下：太古界集宁群(A)、桑干群：分布在本区东部采凉山、西寺山、中南部的武周山一带以及北部马头山和西部蛮汗山地区，是本区最老的地层，由花岗片麻岩、黑云角闪斜长片麻岩、麻粒岩、石墨片麻岩夹斜长角闪岩组成，并有不同程度的混合岩化。寒武系()：出露于新荣区南部、与大同市南郊区相交地带。该地层北东展布，角度不整合于太古界集宁群上，岩性为浅海相碎屑岩碳酸盐岩，以灰色薄层、中厚层灰岩夹紫红色砂、页岩为主，厚度700m左右。石炭系(C)、侏罗系(J)：该组地层为中、上统，出露于本区中南部，最大厚度约200 m。本系地层以灰色页岩、砂66、岩为主，含多层煤系及铝土矿等沉积矿产，是典型的滨海型海陆交互相含煤沉积地层，为大同两大含煤岩系之一，是本区重要的煤炭基地。白垩系(K)：泥岩、砂质泥岩、砂砾岩等，为内陆湖相与河漫滩相沉积、与下伏各时代地层呈角度不整合接触，属自垩系上统，比较发育范围最广，主要分布在本区西北山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 33 页 部，由于古地理关系，有的覆于侏罗系上，有的直接覆于基底之上，岩性松散，属半胶结。新生界第三系(N)：本区见第三系上新统，为三趾马红土，棕红色黏土，致密坚硬，夹有薄层半胶结状的砂、砾层。67、中新统基性的喷发岩(汉诺坝组)为紫红色、灰黑色橄榄玄武岩。第四系(Q)：区内第四系地层比较发育，主要分布在盆地内及边山地带，河流两岸谷底沟旁及低缓坡地梁表面，出露有上、中更新统和全新统地层。中更新统(Q2)：岩性为浅红色，棕黄色亚砂土夹薄层杂色砂砾石，淤泥质粘土及钙质结核，以冲积为主。在平原中部为河湖相沉积，主要岩性为灰黄、灰白、棕黄色粉质粘土、粉土、夹中细砂，底部为含砾粗中砂。上更新统(Q3)：主要分布于本区东部及南部的低山丘陵及山前倾斜平原上。冲积相为黄褐色粉土。粉质粘土和沙砾石层，一般底部均有一层砂砾石层，孔隙潜水较丰富。埋深于20 m以下，总厚度30 m。马兰黄土，岩性为浅黄色或黄褐色68、粉土，结构疏松，具有垂直节理。厚度变化大，最厚达20 m。全新统(Q4)：主要分布在本区四条河流及其一级支流的河谷两岸、边山倾斜平原及沟谷，岩性为砂、砾、淤泥、粉砂，粉土，粉质粘土，厚度020m。3.2.3 构造 工程场地区域位于我国东部一级大地构造单元华北断块区的北部，处于华北地台山西台背斜与阴山隆起的交接部位。区域构造形迹有西部的大同煤盆、中部的桑干河断陷及东南部的恒山多字型构造。3.3.3 3 场地稳定性场地稳定性评价评价 3.3.1 区域新构运动 3.3.1.1 区域新构造运动分区 根据区域内不同地区的新构造发育历史，隆起和沉降幅度的差异及构造地貌特征，将本区域划分为如下新构造区，具体69、可参见表 3.3.1 区域新构造分区。表表 3.3.1 区域新构造分区区域新构造分区 二 级 区 三 级 区 编 号 名称 编 号 名 称 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 34 页 岱海黄旗海断陷带 太行山断块隆起区 1 涞源盆地 汾渭断陷带 鄂尔多斯断块隆起区 河套断陷带 阴山断块隆起区 拟选光伏发电场地位于鄂尔多斯断块隆起区内，该构造单元叙述如下：鄂尔多斯断块隆起区（）东侧以口泉断裂、云中山山前断裂为界，总体走向 NNE。新生代以来整体间歇性抬升，地貌上为中山。区内发育一些 NNE 向的断70、裂及拗陷盆地，没有发生过 6 级以上地震，最大震级为 5.5 级。3.3.1.2 区域主要断裂 区域内涉及的主要断裂有：大青山山前断裂(F1)、岱海-黄旗海南缘断裂(F2)和口泉断裂（F4），见区域地震构造图（图 3.3.2）。各主要断裂分别叙述如下：(1)大青山山前断裂(F1)该断裂是河套断陷带呼和浩特盆地的北边界控制断裂。西起包头黄河南岸的昭君坟，向东呈 NEE 走向延伸至呼和浩特以东，全长 200Km，倾向 SE，倾角 45 60，为具有右旋走滑分量的正断层。根据内蒙土默特左旗上达赖村开挖的探槽资料，断层明显错断全新世时期约 2000 年左右的地层，并计算得出全新世平均垂直滑动速率为 171、.02mm/a。该断裂为全新世活动断裂。(2)岱海-黄旗海南缘断裂(F2)该断裂为岱海-黄旗海断陷带的南界断裂,走向 NE，倾向 NNW，倾角 60，断裂长150km，在六苏木附近见断层错断上更新统黄土、全新统含角砾黄土层。据 C14 年龄样测定该角砾黄土年龄为(5320 195)a，属全新世中期堆积，显示了该断裂在全新世中期有过强烈活动。(3)口泉断裂（F4）展布于大同盆地西缘，北起镇川堡，经云岗、鹅毛口至大夫庄一带，断裂走向 NE3040，倾向 SE，倾角 6080，全长 120km，属高角度正断层。据断裂活动和构造特征划分为北、中、南三段。云岗以北为北段，长约 40km，新生代以来垂直差72、异活动幅度不大，断层三角面不发育，仅在镇川堡一带可见错断了晚更新世早期的黄土层，晚更新山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 35 页 世中期以来活动明显减弱。云岗鹅毛口为中段，长约 32km，为该断裂最强活动地段。断裂错断了晚更新世全新世的地层，断裂构造现象显示了断裂的多次活动。据推算近2000a 来断裂活动速率约为 0.5-0.6mm/a。鹅毛口柏坡为南段，长 310km，全新世以来仍有活动，表明该断裂为全新世活动断裂。上述区域断裂构造距离本拟选光伏发电场地大于 20km。山西省大同市新荣区 8073、0MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 36 页 图图 3.3.2 区域地震构造图区域地震构造图（山西省地震工程勘察研究院）山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 37 页 3.3.2 近场区新构运动 3.3.2.1 近场区新构造运动分区 近场区涉及鄂尔多斯断块隆起区北部。依据地貌、岩性、地层及新构造活动特征，又划分为 3 个次级构造单元，即平顶山强烈隆起区（）、威鲁堡新双古城中等隆起区（）和威远堡弱隆起区（），如表 3-3 所示。表表74、 3.3.2 近场区新构造单元分区表近场区新构造单元分区表 一级构造单元 二级构造单元 编号 名称 鄂尔多斯断块隆起区 平顶山强烈隆起区 威鲁堡-新双古城中等隆起区 威远堡弱隆起区 拟选风电场位于威鲁堡新双古城中等隆起区内，该构造单元叙述如下：威鲁堡新双古城中等隆起区（）分布于平顶山强烈隆起区周缘。该区为基岩中低山地貌，地形北高南低，海拔标高一般在 12601560m 之间。该区广泛出露白垩系下统助马堡组、侏罗系中统云冈组地层，在山谷地带堆积第四系全新统、上更新统。沿十里河发育一、二级阶地，分布有第四系全新统、上更新统砂土、砂砾石地层。根据十里河阶地实际测量，一级阶地高为 1.02.5m，二级75、阶地为 4.010.0m，阶地高度总体呈现西小东大的特征，反映了隆起区的不均匀隆升，具有东强西弱的特点。近场区内发生过 14 次 M3.0 级地震，最大地震为 1999 年右玉 4.2 级。3.3.2.2 近场区主要断裂 据现场调查和相关资料分析，近场区无活动断裂构造分布，因此不考虑近场断裂构造对光伏发电场地稳定的影响。3.3.3 地震活动 1.工程场地位于鄂尔多斯隆起区的北部。据统计，有史料记载以来，区域内共发生 M4.7 级地震 30 多次，其中 7.9M7.0 级地震 2 次，6.9M6.0 级地震 10 次，5.9M5.0 级地震 18 次，4.9M4.7 级地震 5次，最大地震为 576、12年山西原平代县间的7级地震。1970 年2013 年 7 月有台网记录以来，按 ML震级统计，区域内共发生ML1.0 级地震 3900 余次，其中 6.9ML6.0 级地震 5 次，5.9ML5.0 级地震 17 次，山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 38 页 4.9ML4.0 级地震 58 次，3.9ML3.0 级地震 350 多次，最大地震为 1976 年内蒙古和林格尔东南 M6.2 级地震和 1998 年河北张北一带 6.2 级地震。近场区未记录到 M4.7级地震，1970 年以来，共77、发生 ML 1.0 级地震 190 多次，其中 4.9ML4.0 级 1 次，3.9ML3.0 级 20 多次，最大地震为 1999 年右玉李达窑 ML4.2 级地震。区域破坏性地震在断陷带具有密集成带分布特征，而在鄂尔多斯断块隆起区、和太行山断块隆起区破坏性地震呈零散分布。2.公元 1000 年以来，地震活动的时间分布特征表现为地震活动随时间具有相对平静和显著活跃相互交替的活动周期。3.有史料记载以来对场地造成度及度以上影响烈度的地震共 6 次，其中度 1次，度 5 次。对场地影响的地震主要来自场地区域内或边缘的 7 级大震和场地区域外的 8 级以上大震。4.汾渭地震带 b 值为 0.69，78、4 级以上地震年发生率 1.64(个/年)；银川-河套地震带 b值 0.89，4 级以上地震年发生率 2.21。5.对汾渭地震带和银川河套地震带地震活动时间特征表明，未来百年区域的地震活动活跃的阶段的后期，但仍有发生个别 7 级地震的可能。3.3.4 场地稳定性评价 综上所述，综上所述，本工本工程拟选程拟选厂址区厂址区活动断裂不发育，活动断裂不发育，地震活动微弱地震活动微弱，无论从地质构造，无论从地质构造，还是从新构造运动上分析，均处于相对稳定地块，还是从新构造运动上分析，均处于相对稳定地块，适宜进行该项目建设。适宜进行该项目建设。3.3.4 4 岩土工程条件岩土工程条件 3.4.1 场地地形79、地貌 拟建的山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目平价上网示范项目位于大同市新荣区境内。地貌上属于山前洪积扇，地势向东倾斜，地形较平缓，地面标高一般在 13501380m。3.4.2 地基岩土 根据搜集资料及本次勘测成果，场地地基土主要由第四系上更新统洪积层组成，岩性以卵石夹块石、漂石及砂层透镜体为主，局部为坡洪积的粉土、粉质粘土，厚度一般大于 10m，下伏白垩系（K2Z）泥岩、砂砾岩等。各层性质简述如下：山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 39 页（1）层：粉土(Q480、al+pl)，棕黄色，中密，稍湿，含岩屑、碎石等，分布于场地的大部分地段，厚度 0.31.0m；（2）层：层：黄土（粉土、粉质粘土）（Q3），黄棕色，中密或硬塑，稍湿，具层理，该层主要分布于场地的北部，厚度一般 15m；（3）卵石(Q3)，灰色或黑灰色，夹块石、漂石及砂透镜体，卵石岩性成分为气孔状玄武岩，磨圆度中等，直径一般 515cm，充填物一般为砂土、岩屑等，中密，稍湿。本层分布于场地的大部分地段，厚度一般大于 10m。（4）层：泥岩、砂砾岩（K2z），紫红色、砖红色等，泥质结构，强等风化厚度 12m，该岩层出露于场地的北部，厚度大于 10m。各土层和岩石的主要物理力学指标推荐值见表 3.81、4.2-1 和表 3.4.2-2。表表3.4.2-1 土层主要物理力学性质指标推荐值土层主要物理力学性质指标推荐值 指标 分类 天然 密度 g/cm3 压缩 系数 MPa a1-2 压缩 模量 MPa ES1-2 内聚 力C（kPa）内摩 擦角 承载力 特征值 fak(kPa)（1）粉土 1.6 15 22 140（2）粉土或粉质粘土 1.61.65 20 20 160（3）卵石 1.801.90 24 170180 表表 3.4.2-2 岩石主要物理力学性质指标推荐值岩石主要物理力学性质指标推荐值 指标 岩石 天然密度 (g/cm3)抗剪强度（kPa）单轴饱和抗压强度(MPa)单轴天然抗压强82、度(MPa)承载力特征值 fak(kPa)泥岩 2.2 20 300 砂砾岩 2.3 30 350 3.4.3 地下水条件 拟选光伏发电场地内地下水类型主要为松散岩类孔隙水，地下水位埋深大于 20m，可不考虑地下水对地基基础的影响。3.53.5 岩土工程条件评价岩土工程条件评价 3.5.1 黄土湿陷性评价 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 40 页 据现场调查，场地北部分布有少量坡洪积成因的黄土（粉土、粉质粘土），其厚度较小，一般 15m，孔隙不发育，范围小于 0.010km2，本阶段可初步按级83、非自重湿陷性场地考虑。3.5.2 水和土的腐蚀性评价 3.5.2.1 地下水的腐蚀性评价 场地内地下水位埋深大于 20m，可不考虑地下水对地基基础的影响。3.5.2.2 场地土的腐蚀性评价 根据岩土工程勘察规范，本场环境类型为类，地地下水位以上地基土对混凝土结构具有微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具有微腐蚀性。3.5.3 地基土评价及地基处理方案建议（1）层粉土厚度一般小于 1.0m，基坑开挖后基本被清除；（2）层黄土（粉土、粉质粘土）仅分布于场地北部，厚度较小，一般 15.0m，按照黄土规范可进行分片处理，对于厚度小于 2.0m 的地段可不进行处理，大于 2.0m 的地84、段进行局部的换土或降基即可满足地基的需要；（3）层卵石密实度一般为中密，承载力 150180kPa，可以满足场地内光伏设备基础天然地基承载力的要求；（4）层泥岩、砂砾岩埋深较深，一般大于 10m，是良好的地基下卧层。3.63.6 场地和地基的地震效应场地和地基的地震效应 3.6.1 抗震地段划分 拟选光伏发电场场地位于山前洪积扇，地势开阔，略向东倾，地基土层岩性以卵石层为主，综合评价、判定为建筑抗震一般地段。3.6.2 地基土类型及场地类别 根据本次勘测及搜资结果，根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）第 4.1.3条和 4.1.6 条相关条款，拟选场址场地土类型主要为中硬场地土，场85、地类别为类。3.6.3 地震动参数区划 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范（GB 50011-2010），本区地震动峰值加速度为 0.10g，地震动反应谱特征周期为 0.40s，拟建山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 41 页 场地的抗震设防烈度为度，设计地震分组为第二组。3.7 3.7 不良地质作用不良地质作用 3.7.1 压矿及采空 根据收集到的资料以及现场踏勘分析，场区范围内无压矿问题。3.7.2 其它不良地质作用 根据收集到的资料以及现场踏勘分析，场区为86、地质灾害低发区，可不考虑不良地质作用影响 3.8 场地水文地质条件场地水文地质条件 3.8.1 区域水文地质特征 根据地形地貌、含水层的岩性及地下水的赋存条件，光伏发电场场地所在区域水文地质类型区划分为以下 4 种。(表 8.1)。水文地质分区水文地质分区 表表 3.8.1 分 区 亚 区 编号 名 称 编号 名 称 基岩山区裂隙水区 1 北部山区玄武岩裂隙水亚区 2 南部砂岩裂隙水亚区 3 东部基岩裂隙水亚区 黄土丘陵孔隙、裂隙水区 冲洪积平原孔隙水区 1 山前冲洪积倾斜平原孔隙水亚区 2 河谷阶地平原孔隙水亚区 与本次拟选场地相关的水文地质分区是基岩山区裂隙水区的北部山区玄武岩裂隙水亚区（87、1）、黄土丘陵孔隙、裂隙水区（）和冲洪积平原孔隙水区的山前冲洪积平原孔隙水亚区（1）。简述如下：(1)基岩山区裂隙水区的北部山区玄武岩裂隙水亚区（1）玄武岩裂隙水亚区呈北东南西向分布，组成本区的含水层为气孔状及柱状节理发育的玄武岩，由于玄武岩喷发时代较晚，风化程度较低，裂隙不发育，加上喷发次数较多，各层间均有致密块状玄武岩或喷发间断时形成的风化壳形成相对隔水层，玄武岩的山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 42 页 气孔及柱状节理发育，大气降水极易补给地下水，但因地处分水岭，补给面积有限，沿裂隙渗透88、量较小，当遇到相对隔水层时，往往形成小股泉水泄出，补给地表水或转入地下水补给山前洪积扇，泉水流量一般为0.43.6m3/h，底部与白垩系紫红色泥岩接触处，因玄武岩在其下部基本上是连续喷发，没有泥岩间隔，且位置相对较低，补给源较大，有一定量的地下水储存，当遇到沟谷切割至隔水层时，往往在该接触面上有悬挂式的下降泉出露。这里既是地下水补给区，也是径流区。水化学类型为HCO3-Ca-Mg型水。（2）黄土丘陵孔隙、裂隙水区（）黄土丘陵孔隙水区分布于该区的大部分地区，存在于石炭系、侏罗纪与白垩纪地层的砂、页岩与砂砾岩中，钻孔单位涌水量0.36t/(h m)0.025t(h m)，北部及西北泉水流量一般为089、.35 t(h m)4.42 t(h m)（3）山前冲洪积倾斜平原孔隙水亚区（1）分布于西部、中部的山前冲洪积扇，含水层为上中下更新统砂砾石层及棕黄色粉土层。其中，西部玄武岩山前地段含水层厚度28m，受玄武岩裂隙水及大气降水补给，但因为补给区域面积不大，水量有限，所以含水量不丰富且不均匀，常以潜水形式补给了沟谷中的潜水，在其溢出带有泉水流出，流量也不大，只有在洪积扇溢洪道线附近，砂砾石层有富水性和含水性较好。水化学类型为HCO3-Ca2+。3.8.2 各水文地质类型区地下水文条件 本区地下水补给来源：山区地下水补给来源主要是大气降水的入渗补给，在近河谷地带还有地表水的渗漏补给。平原区地下水补给90、源较多，主要有大气降水入渗补给，其次为山区地下水的侧向补给、地表水的渗漏补给、渠道的渗漏补给和田间灌溉水的入渗补给、外区入境补给。山前倾斜平原、冲洪积扇及河谷阶地中上游地区，多为粗粒物质堆积，降水人渗能力甚强。同时，也使得边山河流进入盆地后，普遍补给地下水。总的运行方向和排泄方向与地表水的发育方向一致。一般山区地下水接受大气降水的补给，形成裂隙水,通过泉水和地下水向山间河谷区排泄。一部分形成地表径流，汇集于各河流，其中万泉河河流的水量汇集入盆地，另一部分形成地下经流直接补给山间河谷区的地下水。黄土丘陵区的一部分降水径孔隙渗入地下，形成地下径流，向盆地排泄，另一部分形成地表径流，在出边山峪口之后91、，渗入地下，补给山间河谷区。3.8.3 场地水文地质特征 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 43 页 根据现场调查和资料搜集的结果，光伏发电场地处于山前洪积扇。从拟选场地的位置、地形地貌及含水层的岩性看，其水文地质分区均属于山前冲洪积倾斜平原孔隙水亚区（1）。该区域补给区面积小，水量有限，补给条件差，含水层水量不丰富且不均匀。场地北侧的砖楼沟村南部的冲沟为该洪积扇中部的一条天然溢洪道，该村的主要生活用水水井就位于这个冲沟底部，该井深 5.0m 以上，含水层岩性为砂砾石层。据调查，该水井几十年内水92、位从未下降过，曾用 2 吋泵连续抽水 2 小时以上未出现断流现象，初步推测该井或该地段单井出水量大于 1.0t(h m)。3.9 结论及建议结论及建议 1）地貌上属于山前洪积扇，地形平缓，地面标高在 13501380m。2）区域构造上，工程场地位于鄂尔多斯断块隆起区，相对于周围其它构造区域而言，活动断裂不发育，地震活动微弱，对场址稳定性影响不大，适宜进行该项目的建设。3）本光伏电站场地内的地层主要为第四系上更新统和白垩系下统，岩性为（2）层黄土（粉土、粉质粘土）、（3）层卵石和（4）层泥岩、砂砾岩等，表层一般覆盖 0.31.0m 厚的粉土。4）(2)层黄土仅场地北部的局部有分布，具有轻微湿陷，93、厚度一般 15.0m，承载力 160kPa 左右，可根据上部结构荷载和变形控制要求确定是否进行地基处理；（3）层卵石承载力 170180kPa，厚度一般大于 10m，是场地内良好的天然地基持力层和下卧层；（4）层泥岩、砂砾岩是良好的地基下卧层。5）本光伏电站场地地下水水位埋深大于 20m，不考虑地下水对地基基础的影响。6）地基土对混凝土结构具有微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具有微腐蚀性。7）根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范（GB 50011-2010），本区地震动峰值加速度为 0.10g，地震动反应谱特征周期为 0.40s，拟建场地94、的抗震设防烈度为度，设计地震分组为第二组。8)据调查，场地地基土主要由第四系上更新统地层组成，地下水埋深大于 20m，因此，地基土不存在液化可能性。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 44 页 9)本光伏电站场地不存在压煤压矿的情况。10)拟选光伏地站场地土类型为中硬场地土，场地类别为类。11）拟选场地土（岩）土壤电阻率范围值在 2001000（m）之间。12）拟选场地地基土最大冻深为 186cm。13）光伏电站位于水文地质分区的山前冲洪积倾斜平原孔隙水亚区，该区域补给区面积小，水量有限，补给条件95、差，含水层水量不丰富且不均匀。据现场民井调查，电站场地北侧、砖楼沟村南侧的冲沟有一人工大口井，经测算该井出水量大于 1.0 t(h m)，该地段是本场地临近区域的内相对富水区，电站的生活用水可以考虑在这一地段打井取水。井深按 1020m、井径 80100cm 设计，成井工艺推荐采用人工挖大口井的方式。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 45 页 第四章第四章 项目任务和规模项目任务和规模 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力96、勘测设计院有限公司 第 46 页 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 47 页 4 4 项目任务和规模项目任务和规模 4 4.1.1 大同电网现状大同电网现状 大同电网地处山西电网北部，500kV 电网通过大房三回与华北主网相连，通过神雁双回、雁湖双回与山西省网相连；220kV 电网以雁同和平城 500kV 变电站作为支撑形成羊坊高山北郊御东官堡大二三井西万庄羊坊西部环网、官堡阳高玉泉平城官堡东北部环网及壶泉灵丘浑源平城壶泉东南部环网的供电结构。截至 2018 年底，大同电网拥有雁同、平城 50097、kV 变电站 2 座，变电容量 3500MVA；220kV 公用变电站 15 座，变电容量 4770MVA；220kV 线路 54 条，线路长度 1413km。2018 年大同地区全社会用电量 114.92108kWh，同比增加 9.91%；最大负荷1894MW，同比增加 10.24%。4.24.2 大同大同市电力需求预测市电力需求预测 预测大同市 2020 年最大供电负荷将达到 2090MW，“十三五”期间大同供电负荷平均增长率为 7.45%。山西省及大同市负荷预测详见表 4.2-1。山西省及大同市负荷预测表 表 4.2-1 单位：MW 项目 2018 年 2019 年 2020 年 十三五98、年均递增率 全省发电负荷 31988 33200 35420 8.16%大同供电负荷 1894 1960 2090 7.45%4.34.3 光伏电站建设必要性光伏电站建设必要性 （1）合理开发利用光能资源，符合能源产业发展方向 开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，中华人民共和国电力法规定：“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。我国可再生能源中长期发展规划提出到 2020 年达到 1800MW 的装机目标，并在（2005）2517 号文件中将并网型的光伏发电列为可再生能源产业发展指导目录，本项目利用当地丰富的太阳能资源建设光伏发电场，符合国家产业政策。山西省大同市新荣区99、 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 48 页（2）地区国民经济可持续发展的需要 本期项目工程所处的山西省内，经济和社会事业虽然有较大的发展，但由于交通、能源结构及能源配置等客观条件的制约，发展速度相对缓慢，同发达地区相比还存在着很大差距。要实现地区经济的可持续发展，充分利用该地区清洁、丰富的太阳能资源，把太阳能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力发展带动农业生产。同时以电力发展带动矿产资源开发，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济落后的局面。光伏电站开发会促进100、地区相关产业如建材、交通设备制造业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着光伏电站的相继开发，光伏电站将成为神池的又一产业，为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。（5）光伏电站建设是改善生态、保护环境的需要 我国能源消费占世界的 10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到 70%左右，比世界平均水平高出 40 多个百分点。燃煤造成的 S02和烟尘排放量约占排放总量的 70%80%，S02排放形成的酸雨面积已占国土面积的 1/3。环境质量的总体水平还在不断恶化，世界十大污染城市我国一直占多数。太101、阳能是清洁的、可再生的能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策。山西省具有丰富的太阳能资源，干旱少雨，地广人稀，非常适合于建设大规模高压并网光伏电站。太阳能是清洁的可再生能源，开发太阳能符合国家环保、节能政策，光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，营造出山川秀美的旅游胜地。综上所述，随着本平价项目的开发，除了充分利用荒山荒坡和露天采矿平台外，还提供大量的绿色电能，不仅带动地方经济快速发展，还对新能源的合理利用起到积极推动作用。因此，及时开发本平价项目是十分必要的。4.44.4 接入系统方案接入系统方案 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示102、范项目平价上网示范项目拟选址地位于新荣县境内。该区域太阳能资源十分丰富，而且该地区交通便利、场址综山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 49 页 合建设条件好，非常适宜建设大型光伏电场。考虑光伏电站性质、容量、在系统中的作用、送电方向以及所处的地理位置，初步考虑接入系统方案如下：方案一：方案一：大同新荣平价光伏项目 2 个片区分别新建一座 220kV 升压站，每个升压站分别以 1 回 220kV 线路接入新荣 500kV 变电站 220kV 母线，线路长度均为约 10km，同时为满足本工程的送出需要103、，新荣站需扩建第 3 台主变。方案二方案二：大同新荣平价光伏项目 2 个片区合建一座 500kV 升压站，升压站以 1 回500kV 线路接入新荣 500kV 变电站 500kV 母线，线路长度约 10km。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 50 页 第五章第五章 光伏系统总体方案设计光伏系统总体方案设计 及发电及发电量计算量计算 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 51 页 5.5.光伏光伏系统系104、统总体总体方案设计方案设计及及发电量计算发电量计算 5.1 光伏组件选型光伏组件选型 依据国能新能2015194 号关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见、光伏制造行业规范条件（2015年本）和GB50797-2012光伏发电站设计规范第6.3.1条中对现阶段光伏电站光伏组件的分类，光伏组件可分为：晶硅光伏组件（多晶硅光伏组件、单晶硅光伏组件）、聚光光伏组件和薄膜光伏组件（硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他）等。结合本工程的特点：太阳能光伏组件的造价在工程造价中的比重相对高，所以有必要降低太阳能光伏组件价格以节省工程投资。本工程推荐采用隆基乐叶高效单晶双面双玻LR4-72HBD-440Wp组件105、。5.1.1 概述 晶硅太阳能电池在光伏发电应用中占据主导地位，晶硅电池又分为多晶与单晶路线，隆基是单晶路线的技术领军企业，一直致力于单晶铸锭与硅片的提质降本，考虑到单晶组件与多晶组件15W及以上的固有功率差距所导致的单晶路线在电池与组件环节产品单瓦成本的节省，隆基判断即使多晶在铸锭环节的成本为零，单晶路线仍可具备一定优势。高功率单晶组件相比多晶组件具有更优秀的发电能力并可在系统端为客户节省一定成本，是可以为客户带来更佳投资收益的选择，隆基在全产业链的技术积累与企业长期可靠性更可最大化降低客户的应用风险。PERC技术（钝化发射极与背面的电池技术）由新南威尔士的马丁格林教授团队发明，1999年使106、用P型硅片实现了25.0%的电池实验室效率（据马丁教授讲应可提升到26%）。隆基乐叶基于PERC技术在2015年推出了单晶低衰PERC产品Hi-MO1，在2016年基于双面PERC技术推出了Hi-MO1的升级产品Hi-MO2，该产品采用双面PERC电池配合玻璃作为背板材料以透过光线，是先进技术的大集成：PERC技术、双面电池技术、低光衰技术、双玻组件、1500伏技术。双面PERC技术在2015年由德国ISFH与Solarworld报道，相比常规PERC技术背面采用局部铝栅线代替全覆盖的背铝，成本相当，在正面功率与常规PERC技术相当的情况下使电池具有背面发电的能力，组件双面率（背面标称功率与正107、面标称功率比值）可山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 52 页 做到65%。隆基乐叶的双面组件正面功率300W，双面率75%，均处于全球领先地位。5.1.2 高功率及其带来的经济性 PERC技术相对与常规的铝背场技术只增加了背面钝化和激光开孔过程，使用氧化铝钝化层兼具表面钝化和场钝化效应，同时增高了电池开路电压与量子效率（尤其是红外波段的量子效率）。隆基公司在量产PERC技术上不断精研，将量产示范线上的电池效率提高到到22%以上，示范线5BB电池最高效率达到22.71%，研发效率更是突破23%达到108、23.26%，均为全球单晶PERC路线的最领先水平。双面电池正面效率相比单面电池仅损失0.20.3%，目前在示范线上可以实现正面22%以上、背面17%的效率水平。目前隆基乐叶双面组件正面功率300W左右，组件双面率75%，随新一代技术的导入，组件功率和双面率可跃升到310W、80%。可行性研究报告山西省大向市新荣区800MW光伏十40MWh储能光伏示范项目100MW电池示范线PERC电池量产最高效率6 宝、每季egE5 4 10 ，理Fraunhofer”Oft.ab动I 0 。22.71%安8 EFogxE”22.43%6 3 2 1 4 2 22.17%0 700 600 200 300 109、400 500 Span.，咆VoltoflI mV100 2017.10 2017.8 2017.4 注：6英寸588呈在岳PERC电；也片对于己确定安装容量的大型电站，使用高功率组件能够减少组件的使用数量，相安装成本。如下表测应带来地桩、支架、直流电缆、汇流箱以及光伏场区内的施工、对于山地算，组件功率每高15W，在平地的光伏电站可以节省约0.9元W的BOS成本，15W 由于支撑结构或安装成本的提升，电站、水面打桩式电站甚至水面漂浮式电站，目前跟踪支架的技术己经成功率提升可带来0.11元W甚至0.135元W的BOS成本节省。使用单晶PERC组件按支架成本提高0.5元W二号虑，尤其适合于平地的110、光伏电站，古叶，芳、电，相对常规多晶又可以节省0.04元W以上C0.5-0.5*325/360三0.049元瓜T）。另外，在土高功率组件也可以带来一定节省，对于鱼塘等土地使用费高的地方，地使用费方面，PERC单晶组件的价值也会更加明显。建设投资成本（元飞的普通电站山地电站水面漂浮电站270W 285W 300W 270W 285W 300W 270W 285W 300W 支撑结构0.314 0.298 0.283 0.471 0.448 0.424 1.500 1.421 1.350 直流线缆与汇流箱0.204 0.190 0.180 0.204 0.194 0.180 0.204 0.194111、 0.180 光伏场区施工与安装1.300 1.236 1.171 1.561 1.484 1.400 1.006 0.957 0.906 其他设备、公用工程0.950 0.950 0.950 1.050 1.050 1.050;1.090 1.090 1.090 BOS成本2.769 2.679 2.587 3.286 3.176 3.063 3.800 3.662 3.529 BOS成本差0.089 0.092 0.113 0.138 0.132 多晶组件均按装满设使用单、高效组件的价值更加明显，在分布式电站方面，高效单晶组件考虑到组件以外的开发、租金、设备、安装、外线成本基本相同，z十，112、的节省即可按比例折算按BOS成本2.77元考虑，2.77”2.77*270/300三0.28元W)第53页中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 54 页 5.1.3 产品的低衰减特性 使用了PERC技术后，晶硅组件如无特殊处理，均会有明显的LID（光衰），原理在于载流子输运距离增强大后更容易收到B-O对、金属杂质的影响，并且对于多晶PERC，会有明显的缺陷引起的详细机理未明的温度诱导的光衰（LeTID，70100oC时才会逐渐显现），给客户的电站收益带来极大113、风险。单晶PERC的光衰已有一定解决方案，隆基乐叶拥有业内领先的与新南威尔士大学联合开发的激光退火方案，并且在硅片拥有低氧硅片与特殊处理技术，解决了PERC单晶的初始光衰问题，因此可以为客户提供首年98%的功率质保，其他厂家的首年功率质保均处于97%水平，隆基在低衰减方面虽然较其他厂家高出一定成本，但从客户收益的角度是划算的。隆基乐叶双面组件采用双面玻璃封装，相比高分子背板具有更好的耐候性（水气、盐雾、酸碱）。另外，隆基乐叶双面组件标配边框，可避免运输与安装过程中的破损，尤其可以规避无框双玻组件由于安装受力不均导致在12年后玻璃在安装位置碎裂的风险，有框组件在承载力方面也具有明显优势。隆基乐叶114、的组件全部使用隆基公司生产的单晶硅片，电池端大部分自产，部分由战略合作伙伴提供（平媒隆基），组件同样全部自产，在PV-tech的报告中位于2016年产品可追溯性第二名，仅次于First Solar。2018年上半年隆基将自有电池产能全部切换为PERC技术，加上平媒隆基的2GW产能，将具备56GW/年的PERC单面/双面电池的供应能力，完全可满足国内大客户需求。基于独有的单晶PERC低衰减技术、高可靠的组件设计与原材料质量控制，隆基乐叶为客户提供30年功率质保，首年衰减2%以内，之后每年衰减0.45%的线性功率质保，远优于行业通行水平。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示115、范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 55 页 5.1.4 优秀的弱光发电能力与功率温度系数 光伏组件在实际应用中并非处于STC(25oC，1000W/m2)条件下，不同种类组件的发电表现会有所不同。高效单晶组件主要由于更高的开路电压，因此相比多晶组件具有更低的功率温度系数值与弱光发电能力，在电站实际工作中，温度引起的发电损失与低辐照引起的发电损失相比多晶组件都更低（我们看到的多晶产品的panfile一般是经过优化不真实的）。目前隆基乐叶300W单晶PERC组件在美国RETC实验室的功率温度系数测试为-0.374%/oC，随功率进一步提升，该值还将继续下降，116、由RETC测试的低辐照下的相对转换效率也显著高于常规单晶、更高于常规多晶。另外，实验室低辐照测试时光伏分布仍与AM1.5相同，单晶PERC组件在红外波段的效率优势在实际的弱光环境中（早、晚、多云）；由于高效单晶组件光电转换效率高，因此光热转换相对低，组件的实际工作温度也会低于低功率产品。在TV莱茵质胜中国2016光伏组件发电仿真评比中，隆基乐叶第三方产线抽测的PERC产品获得单晶组第一，模拟值高于多晶组第一1%以上（PVsyst软件较为保守且未考虑PERC单晶红外发电优势与更低工作温度，通过panfile山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能117、源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 56 页 模拟比通常常规多晶发电量高11.5%）。中国电器院国家重点实验室研究了隆基乐叶的单晶PERC组件与来自国际一线厂家的270W常规多晶组件，在三亚实证基地一年的监控中，单晶PERC组件多发电3%以上。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 57 页 由国网电科院的领跑者实证平台的发电数据来看，PERC组件比常规单晶组件具有明显的优势，但是不同厂家的单晶PERC组件差别也很明显，最高值比最低值高2%，除了技术参数的差别，应主要与不同厂家的低衰减技术相关118、。双面发电应用案例与投资收益分析 隆基乐叶Hi-MO2的组件双面率处于7677%水平，出厂时可确保背面功率测试值与正面标称功率比值高于75%，与之相比，业内其他厂商的PERC组件双面率均处于6570%范围内，N型双面组件双面率可超过85%但成本提升明显（硅片成本、工艺成本、背面银浆成本）。下表为一定背面辐照假设下算得的背面发电增益，考虑到隆基乐叶双面组件正面单瓦发电能力更强（温度系数值低），增益后的最终发电性价比是最优的。需要指出的是，双面组件由于背面发电导致的电流提升，组件温度较单面PERC组件略高（实证结果，增益越好时温度越高），因此功率温度系数带来的优势会更明显。背面有效辐照(W/m2)119、组件双面率 背面增益 100 68%6.8%100 75%7.5%100 85%8.5%135 68%9.2%135 75%10.1%135 85%11.5%170 68%11.6%170 75%12.8%170 85%14.5%200 68%13.6%200 75%15.0%200 85%17.0%山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 58 页 隆基乐叶双面组件在实证应用中已表现出预期的发电结果（相关数据均做了保守处理），在地面为草地、土地混合地面的蒲城电站相对常规单晶多发电12%（56月），在地120、面为草地、沙地混合地面的库布奇客户电站配合斜单轴支架相对固定支架上的多晶组件多发电40%左右（68月）；实证表明，跟踪支架由于在跟踪过程中有一定方位角，利用接收散射光，对双面组件的背面发电有促进作用。因此，双面组件适用于通常的大型地面电站应用环境，推荐搭配无背面遮挡的跟踪支架，在平顶的工商业屋顶电站推荐对地表进行高反射处理，以获取最佳收益。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 59 页 目前，隆基乐叶已投资数千万在各地建设实证电站并制作电站设计指导书以为客户提供有效利用双面组件背面发电能力提供参考。121、相关数据都将与我们的客户共享。以下以一类地区50MW地面电站为例，根据隆基乐叶双面组件的特性测算了使用双面组件的收益，可见在与常规多晶0.6元/W的价差时，隆基乐叶双面组件在多发电10%时可以为客户带来3%以上的资本金内部收益率提升，在配合跟踪支架多发电24%时可以为客户带来5%以上的收益率提升。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 60 页 5.1.5 总结 高效单晶组件相比常规多晶、高效多晶、常规单晶、N 型双面产品，均具有明显的价值（投资收益）优势。隆基乐叶在高效单晶 PERC 组件方面具有全122、球领先的效率水平、充足的供给与优秀的发电性能，凭借上下游技术整合可以为客户提供业内最低衰减水平的单晶 PERC 产品。考虑到市场的供应量，和厂家的供应量和价格因素，本工程推荐单晶双面双玻 LR4-72HBD-440Wp 组件。表表 5.1-1 光伏组件参数光伏组件参数 序号 名 称 单 位 单晶硅 1 太阳电池组件尺寸结构 mm 2094*1038 2 太阳电池组件重量 kg 27.5 3 大气质量 AM1.5、1000W/m2的辐照度、25的电池工作温度下的标称参数(1)峰值功率 Wp 440(2)开路电压（Voc）V 49.2(3)短路电流（Isc）A 11.45 (4)工作电压（Vmpp123、t）V 41.00 (5)工作电流（Imppt）A 10.73 4 太阳电池组件温度系数 短路电流(Isc)温度系数%/K+0.050%/开路电压(Voc)温度系数%/K-0.284%/峰值功率(Pmax)温度系数%/K-0.350%/5 最大系统电压 V 1500 6 工作温度范围 -40+85 7 功率误差范围%0+5 8 表面最大承压 Pa 5400 9 电池组件转换效率%20.2 10(1)首年功率衰降%2.0 11 25 年功率衰降%12.8 5.2 光伏阵列运行方式选择光伏阵列运行方式选择 光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和复杂的跟踪系统。跟踪系统可以精确地移动以使太阳入射光124、线射到方阵表面上的入射角最小，使太阳入射的辐射强度最大。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 61 页 在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式和自动跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪（东西方位角跟踪和极轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。5.2.1 阵列倾斜角确定固定式125、 光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。如果条件允许，可以采取全年两次调节倾角的方式，也就是说在春分-夏至-秋分采用较小的倾角，在秋分-冬至-春分采用较大的倾角。图图 5.2-1 固定式安装固定式安装 图图 5.2-2 固定可调式安装固定可调式安装 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 62 页 5.126、2.2 单轴跟踪 单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高2035%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为斜单轴跟踪。对于北纬3040度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约15-20%，采用斜单轴跟踪可提高发电量约25-30%。但与水平单轴跟踪相比，斜单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。图图 5.2-3 水平单轴跟踪水平单轴跟踪 图图 5.2-4 极轴单轴跟踪极轴单轴跟踪 5.2.3 双轴跟踪 双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴127、跟踪系统可以最山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 63 页 大限度的提高太阳电池对太阳光的利用率。双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高太阳电池发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量3035%。图图 5.2-5 双轴跟踪双轴跟踪 对于跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量，但需要考虑以下几点：1)跟踪系统自动化程度高，但缺乏在场址区特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证。在沙尘天气时，其传动部件会发生沙尘颗粒侵入，增128、加了故障率，加大维护成本；2)跟踪系统装置复杂，国内成熟的且有应用过高海拔、多风沙地区验证的产品很少，并且其初始成本较固定式安装高很多。3)对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 15%-20%，若采用极轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 25%-30%，若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高 30%-35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值较大，其原因有很多，例如：太阳能光伏组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 18%129、，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约 25%。固定方式与自动跟踪各有优点，固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 64 页 自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定相比有较大的提高（发电量提高的比例高于直接投资增加的比例），若不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低；若能较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相对固定安装式系统将更有竞争力。斜单轴跟踪式系统发电量增加百分比与130、直接投资增加百分比的比值高于双轴跟踪式系统，经济性明显好于双轴跟踪系统和固定安装式系统。项目所在地风沙较大，本期光伏电站直流侧装机容量约为800MWp光伏组件属于大型光伏电站，并且光伏支架的造价在工程造价中的比重也相对较高，考虑自动跟踪系统自动化程度，其传动部件会发生沙尘颗粒侵入，增加了故障率。因此本工程光伏组件方阵支架安装方式推荐采用固定支架安装。5.3 固定固定支架方案支架方案 5.3.1 固定支架 以大同气象站提供的太阳辐射数据为基础，修正至当地，运用PVSTS软件，计算得到最佳倾角39 时，斜面上平均月太阳辐射量最大。方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。在太阳能光伏组件131、 的倾角为39 时，方位角为0度时，倾斜面所接收到的年总辐射量最大，达到1736.2kWh/m2/a。本工程固定倾角方阵采用最佳倾角39，和最佳方位角0的布置方案。5.4 逆变器选型逆变器选型 5.4.1 逆变器的技术指标 光伏逆变器作为光伏电站发电的核心设备，其选型应综合考量并网接入、发电量、初始投资和后期运维成本与难度。光伏示范基地地域分布广泛，各电站地质地形复杂，沉陷区沉降等因素导致相当多电站的运维道路等设施建设困难，现场维护难度很大，同时结合示范基地对光伏先进技术引领的原则，对光伏电站的设备选型除要求最基本的高质高效外，还对设备自动化、信息化和智能化提出了迫切需求，以满足对光伏电站的并132、网友好性、发电效率、精细化山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 65 页 监控管理、设备可靠性、无人值班及智能检测评估与维护等方面的要求。对于逆变器的选型，应注意以下几个方面的指标比较：1）可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。2）逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90或95以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85或90以上。在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功133、率10的情况下，也要保证90（大功率逆变器）以上的转换效率。3）逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。4）逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。5）最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。6）监控和数据采集：逆134、变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：额定容量；输出功率因数；额定输入电压、电流；电压调整率；负载调整率；谐波因数；总谐波畸变率；畸变因数；峰值子数等。根据2015年1月8日发改委等八部门发布的能效领跑者制度实施方案 光伏逆变器指标：1）具备零点压穿越功能，具备保护逆变器自身不受损害的功能；2）逆变器最高转化效率不低于99%；3）逆变器中国效率不低于98.2%；4）逆变器最高输入电压不低于1000V。方案选择应综合考虑：运行可靠性、可维护性、技术成熟度、未来技术发展趋势135、等，山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 66 页 并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合大型并网光伏电站使用的解决方案。5.4.2 逆变器的比较 目前大规模应用的有集中式逆变器、组串式逆变器和集散式逆变器。集中式逆变器技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，使输出非常接近于正弦波。组串式逆变方案是较传统的方案，多个光伏组136、串经过直流汇流箱汇流后，输送到组串式逆变器，再经双绕组升压变压器将逆变器输出的低压交流电升压后送出。组串式逆变器是基于模块化的概念，即把光伏方阵中每个光伏组串输入到一台指定的逆变器中，多个光伏组串和逆变器又模块化地组合在一起，所有逆变器在交流输出端并联。集散式箱逆变一体机是将MPPT和DC/DC升压功能集成到光伏控制器，然后集中将升压后直流电转换为交流电的设备，采用单体1MW逆变器，从光伏控制器输出电压抬升到820Vdc，相较组串式逆变器降低了交流线缆损耗，相较组串式逆变器降低了直流线缆损耗。表表 5.4-1 集中集中式逆变器式逆变器、集散式逆变器、集散式逆变器、组串式组串式逆变器的比较逆变器137、的比较 集中式逆变方案 组串式逆变方案 集散式逆变方案 设备 组件 MPPT 路数少，因此不支持组件混用 多路 MPPT，可支持组件混用 多路 MPPT，可支持组件混用 汇 流箱 普通直流汇流箱，只具有汇流和支路电流电压检测功能 普通交流汇流箱，只具有简单的交流汇流和防雷功能 直流汇流箱，具有多路MPPT、DC/DC 升压及智能检测故障定位功能 逆 变器 采用两台逆变器并联，体积较大 需数十台组串式逆变器，就地支架安装，不占用土地 采用一台逆变器，体积与组串式逆变方案近似 线缆 1kV 系统以直流线缆为主 1kV 系统以交流线缆为主/1.5kV 系统以交流线缆为主 1kV 系统以直流线缆为主/138、1.5kV 系统以直流线缆为主，且线缆线径小于组串式逆变方案 箱变 双分裂变压器 双绕组变压器 双分列绕组变压器 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 67 页 发电量 MPPT损耗 组串失配为直流侧失配，组串式方案一般为24 路 MPPT，因阴影遮挡、仰角不一致、组件不一致带来的损失较大 组件式方案每 2 个组串对应一路 MPPT，每 MW有约 100 路 MPPT，组件适配影响较小，根据地形此部分可提高发电量 0.52%集散式方案每 2 个组串对应一路 MPPT，每 MW有 2 个 MPPT，组139、件适配影响较小，根据地形此部分可提高发电量0.52%直 流传 输损耗 集中式方案的直流传输电压为 450V850V 之间，电压波动较大，其传输损耗较大 直流线缆就近接入逆变器，传输损耗较小 集散式方案的直流传输电压提升至 820V，相较组串式方案可提升效率为 0.2%汇 流箱 损耗 传统汇流箱的欧效一般为 99.8%交流汇流箱的效率与直流汇流箱基本一致 由 于 控 制 器 增 加 了DC/DC 升压单元，其损耗增加了 0.6%逆 变器 损耗 相当 相当 相当 交 流传 输损耗 集中式方案的交流传输电压多为315V或270V，且需配两组电缆，其传输损耗较大 由于逆变器距箱变低压侧较远，需长距离交140、流传输，其损耗相应提升0.5%集散式方案的交流传输电压提升至 520V，且只需一组线缆，对应可提升效率 0.4%总结 系统损耗主要为直流侧电缆损耗 系统损耗主要为交流侧电缆损耗，相比组串式提升 0.52%以上发电量 系统损耗主要为直流侧电缆损耗，相比组串式提升 0.52%以上的发电量 安全可靠性 1.直流走线长，拉弧风险高，灭弧困难，电站火灾隐患大，冬季尤其明显；2.直流汇流箱通信可靠性低，危情不可知不可控 1.直流环节短，无熔丝，拉弧风险降至最低；2.组串级监控，通讯可靠性高，风险可知可控 1.直流走线长，拉弧风险高，灭弧困难，电站火灾隐患大，冬季尤其明显；2.直流汇流箱通信可靠性低，危情不141、可知不可控 初始投资成本 逆变器箱（房）安装施工需土地平整，建设施工、安装难度大，成本高，但设备造价较低，整体投资较小 挂装，无需工需土建施工、安装难度小，但设备造价较高，单位造价比 组 串 式 方 案 高 约0.10.15 元/Wp 逆变器箱（房）安装施工需土地平整，建设施工、安装难度大，成本高，但设备造价较低，整体投资较组串式方案略低 电网友好性 数量少，应用成熟，谐波小 逆变器数量多，应用成熟，谐波相对较大 数量少，应用少，谐波小 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 68 页 5.4.3 逆142、变器的选择 在山地光伏中发电量存在以下制约因素：本工程地形相对平坦，光伏组件布置相对集中。本工程初步确定选择容量为3.15MW的集散式箱逆变一体机。集散式逆变器与箱变采用一体化装置。表表 5.4.1 3150kW 集散式箱逆变一体机集散式箱逆变一体机技术参数表技术参数表 序号 技术参数 3150kW 1.最大效率 99.07%2.中国效率 98.51%3.最大输入电压 1500V 4.最大输入电流 3201A 5.最低工作电压 1150V 6.MPPT 电压范围 1150V1300V 7.最大直流输入路数 1420 8.MPPT 数量 16 12 9.额定交流输出功率 3150kW 10.最大143、交流输出功率 3622kW 11.最大直流输入功率（cos=1）2614kW 12.额定输出电压 800V 13.频率 50Hz/60Hz 14.最大输出电流 2614A 15.功率因数 0.8 超前0.8 滞后 16.最大总波形失真 3%17.工作温度-30 C60 C 18.夜间自耗电 100W 19.RS485、以太网 支持 20.防孤岛保护 支持 21.直流过电压保护 支持 22.直流反接保护 支持 23.直流短路保护 支持 24.接地故障监测 支持 25.过热保护 支持 26.SVG 功能 支持 27.PID 防护与修复 支持 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光144、伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 69 页 5.5 直流汇流箱直流汇流箱 5.5.1 直流汇流 与集散式箱逆变一体机配套使用的汇流箱又称作智能MPPT汇流箱，市场上多以12汇1和16汇1居多。本项目选用的汇流箱为智能汇流箱，汇流箱内设数据采集器，能够对每路光伏组串的电流进行采集，并可自动检测每个光伏组串的电流或电压，判断异常状态发出故障报警信号，通过RS485接口送至逆变器室内数据采集器，汇流箱通讯接口满足汇流箱间通讯口串联的要求。本汇流箱不带防反二极管，二级管配置在直流配电柜内。这样的好处是，大大减小了汇流箱的体积，同时汇流箱安装在屋外，防护等级往145、往达到IP65，减轻了汇流箱散热的负担。表表 5.5-1 智能智能 MPPT 汇流箱参数表汇流箱参数表 输入参数输入参数 EJB-H24-M12 MPPT 单元数 12 每路 MPPT 单元接入组串数 2 单组串最大输入电流 13A 每路 MPPT 单元最大输入功率 22kW 每路 MPPT 单元额定输入功率 20kW 最大输入电压 1500V MPPT 电压范围 600-1300V 输出参数输出参数 额定输出电压 1200V 最大输出电压 1150-1300V 最大输出电流 220A 系统特性系统特性 工作温度-40+60 相对湿度 0100%最高海拔高度 6000 米 防护等级 IP65 146、冷却方式 自然冷却 保护保护 输入保护开关 有 输入过流保护 有 输入反接保护 有 组串故障检测 有 组串反灌保护 有 直流浪涌保护 有 输出保护开关 有 输出过流保护 有 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 70 页 5.6 光伏方阵设计光伏方阵设计 5.6.1 并网光伏发电系统分层结构 1）光伏组件组串 由几个到几十个数量不等的光伏组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的光伏组件串联的最小单元称为光伏组串。2）光伏组件组串单元 布置在一个固定支架上的所有光伏组件组串形成一个光伏组147、件组串单元。3）阵列逆变器组 由若干个光伏组件组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。4）光伏组件子方阵 由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个光伏组件子方阵。5）光伏组件阵列 由一个或若干个光伏组件子方阵组合形成一个光伏组件阵列。5.6.2 系统方案概述 本工程属于大型光伏发电系统，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用单晶双面双玻LR4-72HBD-440Wp组件。全部采用固定支架。本工程光伏组件阵列由子方阵组成，每个子方阵均由若干路光伏组件组串并联而成。每个发电单元由光伏组件组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。5.6.3 光伏组件阵列子方阵设计 5.6.3.1 光伏组148、件阵列子方阵设计的原则 1)光伏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光伏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)光伏组件串联后，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）各太阳能光伏组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 71 页 5.6.3.2 光伏组件的串、并联设计光伏组件串联的数量由逆变器的最高输入电压149、和最低工作电压、以及光伏组件允许的最大系统电压所确定。光伏组件组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。依据光伏发电站设计光伏（GB50797-2012）第6.4.2计算如下：1）光伏组件的串联电压之和要小于光伏逆变器的直流输入电压 在不考虑温升时，组件串数20串时，满足逆变器输入耐压电压1500V。考虑到温度的影响：经计算，26块单晶硅电池组件的开路电压为1037V小于逆变器的直流输入电压1500V，在逆变器的直流工作电压范围内，满足设计要求。2）光伏组件的工作电压的变化应在逆变器的MPPT变化范围之内。分析可知，当每串组件数为20时，光伏组建最小工作电压大于逆变器的MPPT最小电压；最大工作电150、压小于逆变器的MPPT最大电压1500V。综合分析确定选择每组串接26块光伏组件。按上述最佳光伏组件串联数计算，则每一路单晶硅组件串联的额定功率容量=440Wp26=11400Wp。5.6.3.3 容配比 容配比定义是光伏组件功率/逆变器额定功率。光伏系统由于组件功率的衰减、灰尘遮挡以及线路损耗的存在，再加上不同地区的光照条件的差异，在系统设计配置光伏组件功率时仅考虑逆变器额定输入功率限制，会降低系统的经济性。基于本工程场址区辐照数据和拟采用阵列布局，使用PVsyst软件进行仿真；阵列倾角选取最优发电量倾角，以当地冬至日太阳时09-15点阵列互不遮挡为原则设计间距。基于当地辐照，当组件出力小于151、或等于逆变器额定功率时，逆变器可全额输出；当组件理论可出力大于逆变器额定功率的110%时，实际出力受逆变器最大输出功率限制，产生弃光。通过计算，本项目推荐容配比按照1.2左右配置，可降低单位投资约250元/kWp。当容配比为1.2时无明显弃光现象，下阶段根据地形、资源等情况进一步计算优化。5.7 光伏组件光伏组件阵列阵列布置布置 根据项目所在地地形图，运用 Helios 3D 软件分析光伏组件的影子情况，并结合地山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 72 页 形实际坡度情况计算间距，满足每个光伏方阵152、在冬至日 9：0015：00 的真太阳时段内不遮挡的要求。HELIOS 3D 可导入不同来源的地形图信息，如实测地形图或者美国的 USGS 数据库下载地形图文件。通过自带的的坡度分析和朝向分析功能，初步筛选适合光伏项目的建设区域，进而预估开发容量 HELIOS 3D 开创性得将等高线地形图引入到光伏电站设计过程中，可精确计算出任意日期和时段，由于地形起伏引起的各个位置的组件产生的阴影影响区域，以及各种建筑以及障碍物产生的阴影影响区域。根据每排组件阴影长度不同确定不同的间距，既保证不会产生遮挡，又不会浪费场地。HELIOS 3D 实现自动排布，根据组件阴影长度确定不同的间距，在短时间内实现精确排153、，保证无阴影遮挡。随坡就势布置，根据地形情况在适当的位置（0 10）调整。在保证发电量的同时，更加充分的利用现有土地资源。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 73 页 光伏发电站工程项目用地总体指标按类地形区、类地形区、类地形区分别设置。类地形区是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于 3 的平原地区；类地形区是指地形起伏不大，地面自然坡度大于 3 但小于或等于 20，相对高差在 200m 以内的微丘地区；类地形区是指地形起伏较大，地面自然坡度大于 20，相对高差在 200m 以上的重丘或山岭地154、区。优化布置，争取达到光伏发电站工程项目用地总体指标要求。通过对本项目地形图进行综合分析，光伏组件布置应尽量做到规避以下几种地形：1）坡度较大。坡度超过 20 度，我们一般不考虑布置光伏板，这主要是考虑到施工大、后期运行维护困难。施工过程中打桩机等大型机械设备难以到达施工现场，后期运行维护中清洗车辆也难以达到组件附近。2）坡向较差（完全朝东或者朝西）。本项目光伏区域地形中，存在大量完全朝西或者朝东且坡度较大的地形，该类地形若布置光伏板，在后期发电过程中会受到严重遮挡，如朝西类地形，可能上午遮挡严重，发电量严重影响发电。3）山谷类地形。从安全角度出发，考虑到山谷类地形排洪要求，该类地形不考虑布置155、光伏板。根据上述光伏组件布置原则，本工程在光伏组件布置过程中，我们基本上没有考虑山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 74 页 以上三种地类。在对剩余的地类进行综合分析的基础上，完成了光伏组件布置图。但由于该区域地形复杂，地面存在较多山体，且大多数朝向较差，满足布板的区域面积有限，不能满足规划容量的要求。为了满足建设单位装机容量的要求，因此对光伏组件的布置进行了强制性调整，选择该种布置方式存在如下问题：1）施工难度问题。光伏板基本上布置于山坡上，且山体坡度多数处于 10 度以上，施工难度较大。且在后156、期检修维护困难。2）山体坡度影响发电量问题。由于本项目光伏场区存在大量朝向为东南或者西南的地形，在后期发电过程中，同样存在一定程度的遮挡，从而影响发电量。3）前后光伏板间距问题。受项目总体占地面积的限制，在光伏板布置时，其前后间距取值较小，这会导致在冬天的早上和傍晚，存在一定程度的遮挡，尤其是在冬至日，这一现象更为明显。5.8 逆变器和箱变的布置逆变器和箱变的布置 为了减少逆变器对光伏组件的遮挡，集散式箱逆变一体机和箱变在布置时避免对其左、右侧和南侧光伏组件的遮挡，其阴影长度按照冬至日（真太阳时）上午 9 点至下午3 点时间段无影子遮挡光伏组件。此外，各发电单元的箱变采用布置在方阵中央的方式，157、并留有检修道路，既便于设备的安装与维护，又能节省电缆用量。5.9 辅助技术方案辅助技术方案 5.9.1 积雪处理 根据大同地区的气候情况，每年冬季11、12、1、2、3月份为积雪期，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南，且有35度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件运行时表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。山西158、省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 75 页 5.9.2 太阳能光伏组件表面清理 该地区主要污染物是可吸入颗粒物。组件板面污染物主要是以浮尘为主，但是也有雨后灰浆粘结物和鸟粪等，以及昼夜温差大，组件板面结露后产生的灰尘粘结。由于组件表面一般采用了自洁涂层，经过雨水冲洗，组件表面的清洁度一般是有保证的。但是考虑到组件表面的清洁度直接影响到光伏系统的输出效率，长时间的不下雨，会影响到组件的出力，所以本工程设想：采用水冲洗和压缩空气吹扫的相结合的方式对组件积尘进行清除。在天气良好不易结冰的状况下采用水冲洗，159、其他情况下采用压缩空气吹扫，鸟粪等附着物采用局部擦洗方式。5.10 光伏发电工程年上网电量计算光伏发电工程年上网电量计算 5.10.1 太阳能阵列的方位角和倾斜角 光伏阵列的方位角为正南，倾斜角为39度，为最佳安装角度。5.10.2 系统发电效率分析 太阳能光伏发电系统效率包括：光伏组件的匹配损失，交、直流低压系统损耗及其它设备老化效率，逆变器效率，变压器及电网损耗效率等。依据光伏发电站设计规范GB50797-2012中6.6.2式，太阳能光伏发电系统效率PR值包括：光伏组件类型修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系数、光伏组160、件转换效率修正系数。光伏发电站年平均上网电量Ep计算如下：根据光伏发电系统的构成以及光伏组件的光电转换特性，电站的发电量取决于太阳总辐射量及逆变器的转换效率，同时又受到多种因素影响，故：光伏发电站上网电量可按以下公式计算：KAHEiAp（5.10-1）%100103AEPSAZi（5.10-2）KPHKEsPHEAZAAZAp310（5.10-3）式中：A 为组件安装面积（m2）；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 76 页 i 组件转换效率（%）；HA 水平面太阳能总辐照量（kWh/m2，与气象161、标准观测数据一致）；Es标准状态下的日照强度，等于1kW/m2；PAZ光伏系统的安装容量，是光伏系统中太阳能组件标准输出功率的总和，kWp。K为首年电站综合效率系数。首年电站综合效率系数K是考虑了包括：光伏方阵的倾角、方位角、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染、光伏组件转换效率偏离等各种因素后的综合性的光电转换效率。1234567=K KKKKKKK（5.10-4）234567=PR KKKKKK（5.10-5）式中：PR首年光伏电站系统效率 K1 光伏方阵的倾角和方位角修正系数 K2 光伏发电系统可用率 K3 光照利用率 K4 逆变器效162、率 K5 集电线路和升压变压器损耗修正系数 K6 光伏组件表面污染修正系数 K7 首年太阳能电池组件转换效率修正系数 相关修正系数分析如下：相关修正系数分析如下：1）光伏方阵的倾角和方位角修正系数K1 考虑电池组件安装倾角、方位角的修正系数：根据不同的电池组件阵列的安装方式，结合当地气象站太阳辐射度资料统计及当地纬度、经度，计算出安装倾角、方位角的修正系数。K1值影响综合系统效率，并不影响系统效率PR值，因此本章内容计算不考虑该系数。2）光伏发电系统可用率K2为：山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第163、 77 页 28760100%8760K（故障停用小时数检修小时数）通过无人机巡视技术，智能雷电防护和管理系统，组件衰减自评估技术（组件P-V曲线扫描），及时发现防雷引起的电站故障、电缆头故障等，提高运维管理能力，减小故障停用小时数和检修小时数可以提高系统可用率。确保一年整站停机故障时间减小至24小时，可将K2提高至0.98。3）光照利用率K3：考虑太阳光照利用率是由于障碍物对光伏方阵上太阳光的遮挡以及光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源充分利用有影响，光照利用率取值范围小于等于1.0。由于在大型光伏发电工程建设过程中希望获得较大的电量输出，一般在光伏阵列布置时都会谨慎地避开周围障碍物和164、拉开前后排阵列间距，以确保在全年915点（真太阳时）时段内不受光照遮挡。4）逆变器效率K4：逆变器平均效率是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权平均效率。逆变器选用高效的具有多路MPPT技术，采用集散式或组串式逆变器能够有效的降低因组串一致性问题（衰减不一致、组件热斑故障）、灰尘遮挡不均匀、阴影遮挡及组串朝向、倾角不一致导致的失配损失，提升系统效率。具体措施：组串式光伏并网逆变器最大转换效率高达99%，中国效率达98.5%。5）集电线路和升压变压器损耗修正系数K5：集电线路损耗、升压变压器损耗系数包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗，以及变压165、器损耗。1）直流电缆：导线电阻电能损失公式如下：式中：A1导线电阻电能损失量（kW h）；Imax最大负荷电流，A（本报告中取满负荷情况下的理论电流值计算）；R电缆电阻，R=r0 L(r0 指电缆线路每相导线单位长度的电阻值，/km；L 指电缆线路长度，km)；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 78 页 最大负荷损失时间（本报告中取 600h/a）。2）交流电缆：导线电阻电能损失公式如下：231maxA3IR 10(kWh)式中：A1导线电阻电能损失量（kW h）；Imax最大负荷电流，（本报告166、中取满负荷情况下的理论电流值计算）；R电缆电阻，R=r0 L(r0 指电缆线路每相导线单位长度的电阻值，/km；L 指电缆线路长度，km)；最大负荷损失时间（本报告中取 600h/a）。电缆介质损耗电能计算公式如下：2320AUC Ltan24 10(kWh)式中：A2电缆介质损耗电能损失量，kW h；U电缆的工作电压，kV；C0电缆每相的工作电容，F/km；角频率，Hz tan电缆绝缘介质损失角的正切 L电缆长度，km 具体措施：选择变压器选用满足国家 I 级能耗要求的油浸式变压器，采用箱逆变升压一体化变电站，可将变压器损耗降低至 1.0%。电力电缆选用铜芯电缆，严格控制压降，减小线路损耗。167、采用多点接触的光伏连接器，减小接触电阻，降低功率损耗，增加发电量，可将直流电缆损耗降低至 0.5%，交流电缆损耗降低至 0.5%。6）光伏组件表面污染修正系数K6：光伏组件表面污染修正系数是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而产生的遮光影响。该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。山西大同地区属暖温带半湿润大陆性季风气候区。受季风及复杂地形影响，不同地区的气候差异较大。总的特点是：冬夏长，春秋短，四季分明；日照比较充足，昼夜温差较大；春季少雨多风，干旱时有发生；夏季炎热多雨，降水量年际变化大；秋山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中168、国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 79 页 天云高气爽，降温快；冬季干冷，时有风沙天气。具体措施：采用无人化的光伏组件清洗方案，能增加清洗频率，减少灰尘等对光伏组件的影响；施工完恢复植被，减小扬尘对组件影响等措施可以提高光伏组件表面污染修正系数。修正系数K6取0.99。7）电池组件转换效率修正系数）电池组件转换效率修正系数 K7：本工程全部采用单晶双面双玻LR4-72HBD-440Wp组件，组件的首年衰减不超过2%，25年衰减率不大于15.05%。电池组件转换效率修正系数应考虑组件衰减率、组件工作温度系数、输出功率偏离峰值等因素。所选择地块海拔较高，海拔每超过100米（以海拔10169、00m为起点）允许温度降低0.3%，组件在工作温度下转换效率较低海拔高，同时本项目为山地电站，山地地形由于在接近山坡的空气与同高度谷底上空的空气间，因白天增热与夜间失热程度不同而产生的一种热力环流，形成山谷风，可有效降低组件运行温度，提高组件发电功率，结合当地月平均风速在组件降温提升发电量的情况，初步估算，由于风对组件运行时的降温，可使组件发电功率平均提升1.46%。选择具有+5W 正偏差的组件，可将输出功率偏离峰值系数提高 0.5%。选择合适的串并联回路数可以将失配损失减低至 1.1%。综合优化后效率修正系数 K7 可取 0.946。8）组件背面收到的辐照强度增益系数 K8：是由于采用先进的170、双面发电的光伏组件，由于组件背面发电而产生的增益。表 5.10-1 不同地物表面的反照率 地物表面状态 反照率 地物表面状态 反照率 地物表面状态 反照率 沙漠 0.24-0.28 干草地 0.15-0.25 新雪 0.81 干燥地 0.15-0.25 湿草地 0.14-0.26 残雪 0.46-0.70 湿裸地 0.08-0.09 森林 0.04-0.10 水表面 0.69 本工程光伏组件布置区域主要为利用荒山荒坡、未利用地，而且大同地区气候干燥，这些都有利于光伏组件的背面发电。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测171、设计院有限公司 第 80 页 本工程光伏发电系统的综合利用效率的各系数取值，及综合效率计算结果如下：表 5.10-2 光伏系统首年综合效率系数 序号 修正系数名称 固定系统 1 光伏方阵的倾角和方位角修正系数 K1 1.211 2 太阳能发电系统可用率 K2 0.98 3 光照利用率 K3 0.956 4 逆变器平均效率 K4 0.985 5 集电线路和升压变压器损耗修正系数 K5 0.98 6 板面污染系数 K6 0.98 7 首年电池组件转换效率修正系数 K7 0.946 8 组件背面收到的辐照强度增益系数 K8 1.1 9 光伏系统首年 PR 值（2345678）0.922 5.10.3172、 发电量计算 光伏组件选用隆基乐叶提供的440Wp，根据隆基乐叶提供的资料，组件首年衰减不大于2%，之后每年衰减0.45%的线性功率的质保，远优于行业通行水平。逆变器整机的设计寿命为25年，内部元件主要是电容等一般使用寿命为15年，需更换元件的造价及更换费用小于整机造价的10，在逆变器整机设计寿命内需更换一次。电气元件及变压器的设计寿命均大于25年，不存在更换情况。光伏电站全寿命上网电量计算：表表5.10-1 考虑衰减率，按考虑衰减率，按25年衰减计算各年预计发电量年衰减计算各年预计发电量 年份年份 本工程本工程综合综合 利用小时数利用小时数 本工程本工程综合综合 发电量（万发电量（万度）度）173、第 1 年 1727 148386.77 第 2 年 1719 147705.40 第 3 年 1711 147024.03 第 4 年 1703 146342.67 第 5 年 1696 145661.30 第 6 年 1688 144979.93 第 7 年 1680 144298.56 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 81 页 年份年份 本工程本工程综合综合 利用小时数利用小时数 本工程本工程综合综合 发电量（万发电量（万度）度）第 8 年 1672 143617.20 第 9 年 16174、65 142935.83 第 10 年 1657 142254.46 第 11 年 1649 141573.09 第 12 年 1641 140891.72 第 13 年 1633 140210.36 第 14 年 1626 139528.99 第 15 年 1618 138847.62 第 16 年 1610 138166.25 第 17 年 1602 137484.89 第 18 年 1595 136803.52 第 19 年 1587 136122.15 第 20 年 1579 135440.78 第 21 年 1571 134759.41 第 22 年 1564 134078.05 第175、 23 年 1556 133396.68 第 24 年 1548 132715.31 第 25 年 1540 132033.94 合计 3505258.92 每年平均 1633 140210.36 由表5.10-1统计可以得到，本工程安装光伏组件800*1.2MWp，全部采用固定支架，25年的总发电量为3505258.92万kWh，年平均发电量为140210.36万kWh，按照装机容量计算的年平均等效利用小时数为：1633小时。5.11 储能系统方案储能系统方案 5.11.1 背景介绍 储能作为安全清洁高效的现代能源技术，国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局于2017176、年9月22日联合颁布发改能源20171701号关于促进储能技术与产业发展的指导意见。储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源（以下简称能源互联网）的重要组成部分和关键支撑技术。储能技术被视为电网运行过程中“采发输配用储”六大环节中的重要组成部分。电力系统中引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，不仅更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。所以，电力领域采用储能技术具有重大战略意义。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省177、电力勘测设计院有限公司 第 82 页 5.11.2 系统概述 电池储能系统在电网中的作用主要体现在以下几个方面：1)减小负荷峰谷差，提高系统效率和设备利用率。如果电力系统能够大规模地储存电能，即在晚间负荷低谷时段将电能储存起来，白天负荷高峰时段再将其释放出来，就能在一定程度上缓解负荷高峰期的缺电状况，提高系统效率和输配电设备的利用率，延缓新的发电机组和输电线路的建设，节约大量投资。2)平滑间歇性电源功率波动。安装储能装置，能够提供快速的有功支撑，增强电网调频、调峰能力，大幅提高电网接纳可再生能源的能力，促进可再生能源的集约化开发和利用。3)增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量。要保证供电178、安全，就要求系统具有足够的备用容量。在电力系统遇到大的扰动时，储能装置可以在瞬时吸收或释放能量，避免系统失稳，恢复正常运行。本方案以科学安全、绿色环保、节约用地的原则进行设计，缩减客户建设周期，促进环境友好发展。该系统储能系统采用集装箱方案，电池模组和电池架均使用标准模块化设计，易于安装、运输、维护和进行系统扩容。储能系统由能量高、成本低廉、安全无污染的磷酸铁锂储能电池单元以串并联方式进行连接，同时配置先进的电池管理系统，高性能的双向变流器，温湿度控制系统，消防系统等。具有灵活、可靠，易扩展升级等优势，此外，储能系统还有如下特点：全方位、多层次的电池保护策略、故障隔离措施，高安全性；集装箱内配179、置自动火灾报警及自动灭火系统，并具有声光报警和上传功能，可有效保障极端情况下的防火要求；集装箱内配置智能温湿度调节系统，内部设备工作环境受外部环境影响小；集装箱内安装网络摄像头和红外距离感应器，用于实时监控和安全防护；开放式以太网接口设计，可提供便捷的通讯接口。5.11.3 系统方案设计 根据项目需要配置40MW/40MWh储能容量，采用1000kW/1000kWh储能系统基本单元，共分为40个单元，每个单元拟配置1台40尺储能电池集装箱1台1000kVA/35kV双绕组升压变压器。储能集装箱输出接入升压变升压至35kV。本项目采用在升压站端光伏与储能共35kV母线的交流耦合方案，交流耦合方案180、具有集中存储、集中释放、控制简单、调度灵活等特点。山西省大向市新荣区800MW光伏十40MWh储能光伏示范项目可行性研究报告集装箱每个单元配置为：1）每个储能集装箱由2台500kW PCS和1套lOOOkWh储能电池系统、温控系统、消防系统等组成。2）储能集装箱输出额定电压为380V，根据需求每2台PCS接入一台升压变至35kV，系统PCS可根据“充电”“放电”要求，分别工作在整流和逆变模式。3）安装有能量管理系统，用于储能电站的充放电管理。交流糯合方案系统图如下：环境检测仪监控平台1、气才喷线阳岳母3二，池！l电一副EE偏y一一刷刷一E僻一器变甲一国尸mp一一叫Em悍册一晴圆一二四二圆rm嘟181、嘟一，揭批出出Q 国矗亘流电缆交流电缆通信电缆光伏电站ii者能系统图5.11-1交流祸合方案系统图5.11.41诸能系统设备清单(1）储能系统单元配置清单标准lOOOkW/lOOOkWh储能系统单元主要组件由1个40尺集装箱箱体、2个DC柜、电池架含电池簇，电池模组、2台空调、2个AC柜、2台PCS(500KW）和1套能量管理系统等组成，具体数量如下表。表4-1单元储能系统配置清单：表5.11-1储能系统单元设备配置清单序号设备名称型号规格数单位、备注E三旦 L 额定容量箱式储能系lOOOkW/lOOOkWh 套lOOOkW/lOOOkWh，交流统输出360V/50Hz，不带隔离变中国能源建设182、集团山西省电力勘测设计院有限公司第83页山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 84 页 1.1 锂电池 1000kWh 1 套 采用磷酸铁锂电芯，持续放电倍率0.5C，通过电池簇串并联构成，含开关盒、BMS 系统等 1.2 储能变流器 500kW 2 台 额定功率 500kW，交流输出 400V/50Hz，直流输入范围 580850V，三相三线，不带隔离变，PCS 单机不含屏，带显示屏 1.3 电池配电柜（AC 柜）2 台 集成直流汇流和交流配电功能，含 UPS、24Vdc电源模块等 1.4 箱体及183、附件（宽高深）：1219228962550mm 1 套 含温控系统、消防系统、电池架、散热风道、照明及箱内设备间连接线缆等 1.4.1 DC 柜 直流汇流 2 台 集装箱内部系统集成单元，包含但不限于以上设备 1.4.2 空调系统 工业空调 2 台 1.4.3 消防系统 七氟丙烷含预警 1 套 1.4.4 箱内电缆 -1 套 表 5.11-2 EMS 能量管理提供主要设备配置 序号 设备名称 型号规格 数量 单位 备注 1 能量管理系统 1 套 包含工控机、显示器、核心交换机、能量管理控制器、终端盒、UPS、开关电源及屏柜 注：a、不含供货范围以外设备、线缆、材料等；b、一个电站配置1套EMS184、能量管理系统即可。（2）储能系统配置清单 储能系统共由5套储能系统单元组成，另需1套高压集装箱系统，1套交流配电及控制系统集装箱，共需5套储能电池集装箱和5套配电集装箱，如下表。表 5.11-3 储能系统配置清单 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 85 页 序号 设备名称 数量 单位 备注 1 储能系统单元 40 套 2 配电集装箱 40 套 每套配置 1 台双绕组箱变（1000kVA/35kV）及配电 3 高压集装箱系统 2 套 含 35KV 高压开关柜、PT柜。4 交流配电集控系统 1 套 185、含 AGC 调频装置、EMS、电池能量平衡管理系统装置、交流配电系统等。表 5.11-4 1MW/1MWh 储能系统单价统计表 序号 项目名称 型号 单位 金额 1 储能系统（40MW/40MWh）1MW/1MWh 万元/套 200 5.11.5 1000kW/1000KWh 箱式储能系统（1）系统简介 1000kW/1000KWh储能系统采用集装箱一体化设计，箱内集成有储能变流器、锂电池组、本地控制器、电池配电柜、温控系统、自动消防系统、照明系统等，系统配置容量为1000kW/1000KWh。其中，储能变流器单机功率为500kW，电池选用磷酸铁锂电池，系统划分为2个电池单元，每个电池单元对应186、1台电池配电柜，电池簇在电池配电柜汇流后接入储能变流器直流侧。电池系统采用集装箱安装，系统集成化程度高，环境适应性强，有效减少现场安装调试及后期维护的工作量。（2）1000kW/1000KWh技术参数 表表 5.115.11-5 5 10001000kW/kW/10001000KWhKWh 主要技术主要技术参数参数 电池参数 电芯电压等级 3.2 V 系统电池配置 228S24P 电池额定容量 1000kWh 电池电压范围 616832V BMS 通讯接口 Ethernet BMS 通讯协议 Modbus TCP 交流侧参数 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 187、可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 86 页 交流侧额定功率 1000kVA 交流侧最大功率 1100kVA 交流电流畸变率 3%（额定功率时）直流分量 0.5%（额定功率时）交流侧额定电压 360V 电网电压范围 315396V 功率因数 0.99（额定功率时）功率因数可调范围 1（超前）1（滞后）额定电网频率 50Hz 电网频率范围 4555Hz 隔离方式 无变压器 系统参数 尺寸(宽高深)1219228962550 mm 重量（包含电池/不包含电池）38.0T/18.0T 防护等级 IP54 运行温度范围-3050 运行湿度范围 095%（无冷凝）最高工作海188、拔 2000m（2000m 需降额）电池温控方式 工业级温控空调 变流器冷却方式 温控强制风冷 消防系统（电池集装箱）FM200 消防系统 系统通讯接口 Ethernet 系统通讯协议 IEC104 认证 TUV（3）系统通讯设计 1000kW/1000kWh 系统内部集成本地控制器，实现本地监控、统一调度，简化客户对储能系统的控制逻辑。本地控制器采用IEC104通讯协议，通过以太网接入电池配电柜（BCP）获取电池管理系统（BMS）信息、空调信息和消防控制信号，通过以太网接入储山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计189、院有限公司 第 87 页 能变流器信息，再通过以太网接入上层电站监控系统（EMS）。本地控制器与BCP通讯获取的系统BMS（BSMU）信息为电池系统级数据，BSMU同时提供以太网通讯接口，电站监控系统可通过BSMU网口单独获取电池详细数据，如单体电压、温度等。5.11.6 储能电池 本方案采用3.2V 120Ah磷酸铁锂电池，具备安全可靠、系统效率高、循环寿命长等特点。单个电池簇容量为175.10kWh，每簇由38个电池模组和1个开关盒组成，每个电池模组由12个电芯通过串并联构成。电池系统配置有完善的电池管理系统（BMS），采用三级管理架构，包括模组级、电池簇级和系统级，实现对电池系统的全面控190、制、管理和保护，确保电池系统的安全稳定运行。（1）电池簇技术参数 每个电池柜放一个电池簇。安装的空调工作方式取决于 BMS 系统检测到的电池温度，根据电池温度大小制冷或制热并调节内部电池仓温度；每个电池簇中间设置一个解裂盒，解裂盒设置熔断器，保证在运输过程中电池组处于解裂状态。每个电池簇控制盒设置一个 DMU 和一个 BCMS，DMU 检测电池簇的总电压，总电流，充放电容量，BCMS 管理整个电池簇并控制该电池簇输出的直流开关的断开和闭合,通过以太网通讯把电池参数及开关状态上传到 BAMS(BMSC)，并接受来自 BAMS（BCMS）控制指令。分断盒设置一个带电动操作的直流断路器，实现该电池簇191、的过充、过放、过压、过流及短路保护，接受来自上位机的命令断开或闭合该电池簇。（2）BMS控制器技术参数 BMS 实时检测各电池电压，准确估算电池的 SOC 和 SOH，当前值超过设定的阈值时，系统可自动进行均衡。同时，BMS 可以接收本地和远程的控制指令，实现在线均衡。无论是充电、放电还是静置，对电池进行均衡、保养维护，不需要人工干涉。同时还具备接收本地和远程的手动控制指令，实现远程在线均衡。表表 5.115.11-6 6 BMSBMS 控制器技术参数表控制器技术参数表 设备供电 直流输入电压 DC24V 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国192、能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 88 页 交流输入电压 AC100VAC240V 最大功耗 45W 接口参数 输入接口 8 路数字量输入，可配置为告警、故障等信号 显示 Web 接口（调试用）通讯方式 RS485、以太网 通讯协议 MODBUS RTU、MODBUS TCP、IEC104 系统参数 操作系统 Linux 安装方式 壁挂式、机架式 防护等级 IP20，室内 允许环境温度 3060 冷却方式 自然冷却 允许相对湿度 095%，无冷凝 允许最高海拔 4000m 尺寸（宽高深）44044241mm 重量 3kg 5.11.7 储能变流器参数（1）储能变流器 储能变流器是连193、接电网与储能电池组的电力电子接口设备，通过控制可实现电压、电流的交直流双向变换功能。由主功率部分、信号检测部分、控制部分、驱动部分、监控显示部分和辅助电源等部分构成。表表 5.115.11-7 7 500500kWkW 储能变流器技术参数表储能变流器技术参数表 型号 500kW 交流侧参数 交流接入方式 三相三线（无变压器）额定功率 500kW 最大容量 550kVA 额定电压 315+10%(可设定)最大输出电流 1008A 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 89 页 输出过载能力 1.1 额194、定电网频率 60HZ 频率范围 4751.5（可设定）总电流波形畸变率（THD）3%（额定功率）功率因数 0.9（超前）-0.9（滞后）直流侧（电池）参数 额定功率 500kW 直流电压范围 460V900V 最大长时运行电流 1109A 稳压精度 1%稳流精度 2%保护 低电压穿越 有 防孤岛保护 有 交流过流保护 有 交流过/欠压保护 有 交流过/欠频保护 有 相序错误保护 有 过载保护、直流过流保护 有 直流过/欠压保护 有 直流极性反接保护 有 内部短路保护 有 过温保护、绝缘保护 有 开关状态异常保护 有 功率模块（IGBT）保护 有 系统 最大转换效率 0.987 尺寸（宽*高*深195、）1406mm*2176mm*825mm 重量 1260kg 允许最高海拔 5000 米（3000 米需降额使用）防护等级 IP20 噪声 65dB 工作环境温度 35+45 存储环境温度 40+70 冷却方式 风冷 通讯接口 以太网、RS485、CAN2.0 产品特性：先进的无通讯线电压源并联技术，支持多机无限制并联（数量、机型）；支持多源并机，可与油机直接组网；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 90 页 先进的下垂控制方法，电压源并联功率均分度可达 99%；支持低温、无蓄电自主黑启动；支持三196、相 100%不平衡带载运行；具有短路支撑和自恢复功能；采用双电源冗余供电方式，提升系统可靠性；支持多类型负载单独或混合接入（阻性负载、感性负载、容性负载）；具备完善的故障以及操作日志记录功能，可记录故障时高分辨率的电压、电流波形；（2）储能变流器产品功能 并网运行功能 并网状态下，储能变流器自动跟踪电网电压频率，实现双向变流控制，有功无功可根据指令独立调节。并网状态下，储能变流器实现对电池组的智能充放电管理，具备恒流、恒压限流，恒功率等多种充放电模式，支持多种电池类型接入，如锂电池、铅酸类电池等。离网运行功能 储能变流器在离网系统中具备独立逆变功能，能够输出恒定的电压和频率，实现给负载设备提供197、稳定的交流电压。保护功能 储能变流器具有完善的保护功能，确保系统安全可靠地连续运行。主要保护功能包括输出短路保护、直流反接保护、蓄电池过流保护、硬件故障保护、接触器故障保护、过载保护、防雷保护等。通讯功能 可通过WEB监控界面进行运行参数设置，实时显示系统状态和故障信息。设备支持Modbus RTU、Modbus TCP/IP等多种通讯协议，可实现与后台可靠通讯，接收电网调度指令。其它功能 变流器同时具备功率因数调整，无功补偿、有功功率调节等功能。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 91 页 5.198、11.8 能量管理系统 能量管理系统及监控系统是整个系统协调控制的核心，协调运行的重要组成部分，是实现系统高效、稳定、安全可靠运行和可再生能源最大化利用的重要工具和保障。并网光伏电站增加储能系统后，需要增加能量管理系统系统（含储能监控系统），用于光储电站的整体管理：包括光伏发电监控系统、储能监控系统、远动系统、光功率预测系统（光伏电站已有）、功率电压控制系统、稳定控制系统、继电保护及安全自动装置、电量计费系统，以及火灾自动报警系统和视频监控系统等。光伏电站介入储能之后，光伏总的输出功率是光伏输出功率和储能装置输出功率之后。储能装置的输出功率起到平滑光伏输出的作用，即当光伏出力波动较大时，EMS199、 系统通过快速充/放协调控制，将光伏输出功率的波动限制在给定范围内，降低光伏出力波动率，以减小光伏并网对电网产生的负面影响。为降低光伏功率的过大波动，同时减少储能的使用率，只有但光伏功率波动量不满足光伏并网技术标准时才将储能投入，进行功率平滑处理。通过从光伏系统送出线路端口、单个光伏方阵供电端口、储能系统输出端口采集的相关电压、电流、功率流向等相关数据采集传输到能量管理系统。EMS 根据三个端口采集到的数据进行对比分析。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 92 页 第六章第六章 电气工程电气工程 200、山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 93 页 第六章第六章 电气电气工程工程 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 94 页 6 6 电气电气工程工程 6.1 电气一次电气一次 6.1.1 主要设计依据 光伏系统并网技术要求(GB/T-19939-2005)光伏(PV)系统电网接口特性(GB/T-20046-2006)光伏电站接入电力系统的技术规定(GB/Z-19964-2005)220kV750kV变201、电站设计技术规程（DL/T 5218-2012）220kV500kV变电站所用电设计技术规程（DL/T 5155-2002）变电所总布置设计技术规程（DL/T 5056-2007）火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程（DL/T5136-2012）火力发电厂和变电所照明设计技术规定（DLGJ56-2014）高压配电装置设计技术规程（DL/T 5352-2006）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范（GB/T 50064-2014）交流电气装置的接地设计规范（GB/T50065-2011）电力工程电缆设计规范（GB50217-200202、7）电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-2014）导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）光伏发电站设计规范（GB50797-2012）光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-2011）光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）6.1.2 电力系统接入 本工程光伏发电项目规划装机容量为800MW，规划建设两座220kV升压站。每座容量为2*200MVA的220kV升压站，站内建设两台容量为200MVA的主变压器，升压变电压等级为220kV/35kV。220kV采用单母线接线，35kV采用单母分段接线。本光伏电站最终接入系统方案，需在接入系统203、设计中详细论证，并经上级主管部门山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 95 页 审查后确定。6.1.3 光伏场区电气主接线(1)逆变器与升压变压器的组合方式 本工程采用22块光伏组件串联，多支路上网的“积木式”方案，分块发电、集中并网方案，将系统分成若干个光伏并网发电单元，经箱变将电压升至35kV。(2)发电单元与光伏母线的连接 光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、技术经济合理性和维修方便等条件综合比较确定，采用“T”接式连接方式，这种方式是将全部发电单元采用分204、区送出，每个区域的设置采用一段集电线路送出到主站的进线柜，集电线路采用分段“T”接形式，各段集电线路根据承载电流情况可选用适宜的规格。这种方式的电路结构可大大减少进线间隔、控制设备的配置量和高压电缆用量。本工程采用此方案，如图6.1-2。图6.1-1 发电单元接线方式一 6.1.4 升压站主接线 本工程新建两座升压站。容量为2*200MVA的220kV升压站，站内建设两台容量为200MVA的主变压器，升压变电压等级为220kV/35kV。220kV采用单母线接线，35kV采用单母分段线接线。35kV集电线路进线14回；每回架空导线最大输送容量按30MVA考虑；每台主变配置一套动态无功补偿装置，205、补偿容量为 45Mvar的SVG装置。整套动态无功补偿装置能满足35kV母线各段无功补偿容量从感性45Mvar至容性45Mvar可连续调整的要求，其动态山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 96 页 调节响应时间不大于30ms。6.1.5 设备选择 6.1.5.1.主变压器 主变压器采用户外油浸式、低损耗、低噪声、自然油循环有载调压降压变压器，容量为200MVA。变比：230 8*1.25%/35kV 接线：YN,yn0+d 6.1.5.2 配电装置设备 220kV配电装置采用GIS接线。220kV206、配电装置短路电流按照50kA/3s设计 35kV配电装置选用户内可移开式高压开关柜，短路电流按照31.5kA/3s设计。6.1.5.4.35kV箱式变压器 油变式变压器的绕组是浸在变压器油中的，绝缘介质就是油，冷却方式有自冷、风冷和强迫油循环冷却，其优点是冷却效果好，可以满足大容量，不足之处是得经常巡视，关注油位的变化，缺了油是件很危险的事情，变压器油的作用是冷却和绝缘。干变式变压器的绝缘介质是树脂或纸和绝缘漆，冷却方式有自冷和风冷，优点是免维护，缺点是容量受到限制。除工作原理相同外，最大的区别就是变压器内部有没有油，同时还有许多区别：1、容量及电压不同，干式变压器一般适用于配电用，容量一般在207、2000KVA以下，电压在35kV及以下，也有个别做到110KV电压等级的；而油式变压器却可以从小到大做到全部容量，电压等级也做到了所有电压。2、绝缘和散热不一样，干式变压器一般用树脂绝缘，靠自然风冷，大容量靠风机冷却，而油式变压器靠绝缘油进行绝缘，靠绝缘油在变压器内部的循环将线圈产生的热带到变压器的散热器（片）上进行散热。3、从应用场所上说，干式变压器大多应用在需要“防火、防爆”的场所，一般大型建筑、高层建筑上易采用；而油式变压器由于“出事”后可能有油喷出或泄漏，造成火灾，大多应用在室外，且有场地挖设“事故油池”的场所。4、对负荷的承受能力不同，一般干式变压器应在额定容量下运行，而油式变压器208、过载能力比较好。5、造价不一样，对同容量变压器来说，干式变压器的采购价格比油式变压器价格要高许多。另外干变空损高于油变，负损低于油变。本 工 程采用 组合式 箱式变压器。集散式箱逆变一体机 一体机 方阵采用山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 97 页 S11-2000/37kV三相油低损耗升压变压器，容量为2000kVA，37 2x2.5/0.52kV；Y,d11；Uk%=6%；组串式逆变器方阵采用S11-1600/37kV三相油低损耗升压变压器，容量为1600kVA，37 2x2.5/0.54k209、V；Y,d11；Uk%=6%。箱式变电站35kV高压侧装设负荷开关，具有快速弹簧操作机构；每台箱式变的高压侧装设3只XRNT-40.5kV型全范围保护熔断器，作为箱变过载和短路故障的保护元件。6.1.5.5.无功补偿装置 逆变器的额定功率因数大于0.9，可自行调节补偿无功，不需要针对逆变器进行无功补偿，但光伏电站的无功容量不能满足电力系统的电压调节要求，需要在升压站内设置无功补偿装置，同时对主变压器无功损耗进行补偿。升压站无功补偿装置选用动态无功补偿装置。最终以系统批复意见为准。目前SVG分为水冷型和风冷型。水冷SVG与风冷SVG的比较：1、由于SVG功率柜、启动柜采用风冷冷却时，不可避免会将210、部分沙尘等颗粒物吸入SVG室内、甚至于柜内，这样日积月累就影响到IGBT等设备的散热及其可靠运行。而SVG设备（功率柜、启动柜等）采用水冷的冷却方式不仅会增强IGBT等设备的冷却效果、保证其可靠运行。水冷设备由于无需与外界进行热交换，环境适应性强。2、风冷设备采用进风口过滤网，随着容纳灰尘不断增加，导致供风量不断下降，散热能力降低，需定期清理和更换，过滤网多，维护工作量大。水冷系统维护仅需要检查水泵、拆洗过滤器、检查仪表等，仅需一年一次。更换去离子树脂及系统补水仅需23年一次。因此可以降低运行人员的维护工作量。3、若为风冷散热设备，每柜体配一台风机，共需要6台，单台噪音83dB，叠加噪音超过8211、8dB，严重扰乱周边人员的生活。若为水冷散热设备，室内不大于60dB（主要来源于水泵噪音），室外部分不大于70dB（主要来源于空气换热器的风机噪音）。SVG设备采用水冷冷却方式，其冷却水泵柜置于集装箱内，户外空气换热器灯设备置于集装箱顶部。4、水冷系统的耗电量比风冷系统的耗电量小。本工程SVG单套容量较大，推荐采用水冷型SVG。6.1.6 电缆及其设施 本工程大部分电缆采用直埋和埋管方式进行敷设，局部设电缆沟。本工程升压站选用阻燃铜芯电缆微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40212、MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 98 页 次，由远到近。通讯线采用屏蔽双绞线，为抗干扰和保护通讯线，通讯线全程穿钢管。根据电力工程电缆设计规范(GB502172007)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，本工程光伏发电场内的电缆采用 C 类阻燃电缆。本项目冬天最低气温可能达到-29.1，夏天最高气温可能达到 39.2，加之直流侧系统最高工作电压为 1000V 左右，根据光伏发电系统用电缆（CEEIA B218.14）要求，组件串使用耐候性好、耐压 1800V 的导线。电池组件之间的连接电缆采用光伏专用电缆，由组件213、厂家自带。电池组件至汇流箱/组串式逆变器连接电缆为PV1-F-1 4mm2。该电缆为光伏专用电缆，满足 光伏发电系统用电缆。本光伏并网电站，支架、光伏电池组件数量较多，这样就有多个板阵上的电池组串连接线缆汇进安装在某一个支架上的逆变器，在这种情况下一般将导线直埋，如下图所示：光伏电池组件至逆变器路径示意图 本工程直流电缆很多，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国家消防法规，设置完备的消防措施：电缆全部采用阻燃电缆。本工程光伏场区大部分电缆采用板后绑扎和直埋方式进行敷设，局部设电缆槽盒。电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和防火堵料进214、行封堵等。在公用主沟道的分支处，长距离电缆沟的适当分段处，至建筑物或配电装置的沟道入口处等适当部位设置阻火墙。本工程选用铜芯电缆。微机保护所用电缆选用屏蔽电缆，其余电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压，从强电到弱电，由主到次，由远到近。通讯线采用铠装屏蔽双绞线，为抗干扰和保护通讯线。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 99 页 直流汇流箱到集中逆变器选用ZRC-YJLY23-1kV-2 95/120/150。组串式逆变器电缆,直流汇流箱到集中逆变器的电缆压降按2%控制，根据215、距离的远近选用不同截面的电缆。组串式逆变器至箱变的电缆采用铝合金电缆ZRC-YJLY23-1kV-3 120/150。直流汇流箱到集中逆变器的电缆压降按5%控制。35kV集电线路为采用直埋敷设，每3.03.5MW容量的方阵箱变“T”接式连接，光伏场区内通过35kV电缆连接，然后通过35kV架空集电线路送至升压站。35kV电缆型号为ZRC-YJY23-26/35-3 70/95/150/185/240 mm2，或YJY63-26/35-1 300 mm2，根据集电线电流大小选择类型不同截面的电缆。6.1.7 电缆防火 本工程大部分为直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国216、家消防法规，设置完备的消防措施：所有电缆均采用阻燃电缆，电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和防火堵料进行封堵等。本工程光伏场区有很多直流电缆，直流电流切断困难，易引发火灾。本工程按电力防火规程和国家消防法规，设置完备的消防措施。1、要求光伏组件自带电缆采用阻燃电缆，接线盒采用阻燃材质。2、光伏场区所有电缆全部选用阻燃电缆。3、所有电缆槽盒、电缆孔洞全部采用防火封堵。4、电缆沟分叉和进出房屋处设防火墙，防火墙两侧电缆刷防火涂料，屏柜下孔洞采用防火隔板和防火堵料进行封堵等。6.1.8 绝缘配合及防雷、接地 6.1.8.1.电气设备的绝缘配合(1).避雷217、器选择 氧化锌避雷器按国标 GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器及DL/T804-2014交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则的规定进行选择。氧化锌避雷器其主要技术参数见表。220kV 氧化锌避雷器主要技术参数氧化锌避雷器主要技术参数 避 雷 器 型 号 Y10WZ204532 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 100 页 额定电压（kV，有效值）204 最大持续运行电压（kV，有效值）159 操作冲击残压（kV，峰值）452 雷电冲击（820s）10kA 残压（kV，峰值）532218、 陡波冲击（1s）10kA 残压（kV，峰值）594 110kV 氧化锌避雷器主要技术参数氧化锌避雷器主要技术参数 避 雷 器 型 号 Y10WZ204532 额定电压（kV，有效值）79.6 最大持续运行电压（kV，有效值）226 操作冲击残压（kV，峰值）266 雷电冲击（820s）10kA 残压（kV，峰值）297 35kV 氧化锌避雷器氧化锌避雷器主要技术参数主要技术参数 避 雷 器 型 号 HY5WZ51134 额定电压（kV，有效值）51 最大持续运行电压（kV，有效值）40.8 操作冲击残压（kV，峰值）114 雷电冲击（820s）10kA 残压（kV，峰值）134 陡波冲击（1219、s）10kA 残压（kV，峰值）154(2).电气设备的绝缘水平 系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击 10kA 残压为基准，配合系数取 1.4。6.1.8.2.雷电侵入波保护 220kV、35kV配电装置每条主母线均配置氧化锌避雷器。在汇流箱内进线回路装有过电压保护器可以防止单个光伏组件回路直击雷和感应雷电波串至其他光伏组件回路，迅速释放雷电波从而保护其他光伏组件不受雷电波损坏。在逆变器内交、直流侧均装设有过电压保护器，在315V母线装设有避雷器，在35kV出线装设有避雷器。可以防220、止雷电波入侵和操作过电压。6.1.8.4 防直击雷 本变电所防直击雷保护采用避雷针保护。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 101 页 6.1.9 防雷接地 6.1.9.1 光伏场区防雷接地 各光伏场区接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接地极的人工复合接地网。光伏组件应将边框与光伏电池方阵支架牢靠连接，并将支架接地。线路防雷，要求光伏发电系统直流侧的正负极均悬空、不接地，将光伏电池方阵支架接地。在每个汇流箱和配电室处设有垂直接地极，以便更好的散流。每个光伏组件均接至水平接地网。在避雷器、避雷针及221、主变等处装设垂直接地极作集中接地，并与主接地网连接。光伏场区单元之间及设备连接接地线采用40 x4的镀锌扁钢做为主接地网，垂直接地极采用50 x5的镀锌角钢。各光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻不应小于4，本工程在满足规范要求的前提下，不作大接地网，各光伏区域不互联，以减少开挖，减小对柠条等植被的破坏。6.1.9.2 升压站防雷接地 各升压站设有主接地网，采用不等间距布置，以水平接地体为主。如果工程计算值超出允许值，应采取特殊措施。可用建筑物下方钢筋混凝土桩基等自然接地体，在主接地网边缘加离子接地极、在站区外加补偿地网、土壤置换、接地深井等辅助措施。最终升压站接地电阻值满足不大于0.5欧姆。本222、站采用热镀锌扁钢材料作为接地材料。同时，220kV计算时间取0.66S，按年腐蚀率0.065毫米/年，经过接地装置热稳定校验和腐蚀校验，本站主接地网采用-60 6扁钢，设备引下线采用-60 8扁钢，满足接地要求。变压器中性点用两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线便于定期进行检查测试。如果最大接触电势大于允许值，则会危及站内检修值班人员的安全，所以应采取提高接触电势允许值的措施。在站内经常维护的通道、架构及操作机构的周围，保护网附近采取地面223、硬化、铺设碎石、砾石的方法，其厚度不小于15-20cm。6.1.9.3 全厂等电位网 本工程将根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求通知、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点、山西省电力公司文件关于进一步加强继电保护二次回路抗干扰措施的通知、国家电网公司发电厂重山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 102 页 大反事故措施(国家电网生2007)883号)的要求，进行等电位网设计。6.1.10 站用电及站内照明 升压站按有人值守，建设综合楼方案考虑，站用工作变压器选用224、500kVA的干式变压器。站用备用电源采用本工程的施工电源，变压器容量为500kVA，为油浸变压器，由当地10kV电源引接；正常时，站用电负荷分别由工作变压器及备用变压器供电，当一台站用变压器故障或检修时，自动或手动投入分段开关。站用电接线为单母线接线，双电源进线，站用电配电柜选用抽屉式低压开关柜。站用电进线柜装ATS自动切换装置。全站照明分正常照明和应急照明，应急照明包括备用照明、安全照明和疏散照明。正常照明由站用电母线供电；应急照明正常时不启动，事故时自动投切由事故照明切换箱供电。站区照明主要采用低位投光灯作为操作检修照明。户内采用节能灯照明，并根据需要设置应急照明。6.1.10.1 站用225、变压器的选型 为推进变电站无油化，推荐选用技术性能先进的SC11干式变压器，置于开关柜内,采用D，yn11结线。6.1.10.2 站用电布置 站用电设备安装在综合楼所用变屏室，室内布置站用工作变压器和MNS低压配电屏，采用单列布置。在综合楼、35kV配电间内还分别设置有动力箱，对附近负荷供电。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 103 页 6.26.2 电气二次电气二次部分部分 6.2.1 设计依据和原则 GB50217-2007电力工程电缆设计规范；GB50062-2008电力装置的继电保护和自226、动装置设计规范；DL/T 5429-2009电力系统设计技术规程；GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程；DL/T 5003-2005电力系统调度自动化系统设计技术规程；DL/T 5044-2014电力工程直流电源系统设计技术规程；DL/T 5136-2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程；DL/T 5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定；DL/T 5383-2007风力发电场设计技术规范；NB/T 31026-2012风电场工程电气设计规范；GB51096-2015 风力发电场设计规范；NB 31089-2016 风电场设计防火规范；Q/CSG122227、2005-2016 风力发电并网技术标准；防止电力生产事故的二十五项重点要求(国能安全2014161 号)；国家现行的相关规程、规范和规定。6.2.2 光伏场区监控和保护方案 6.2.2.1 场区监控保护方案 光伏场区监控利用箱变配置的光伏测控保护通讯综合装置实现对场区箱变、逆变器、汇流箱等装置的测量、控制、监视、记录等功能。各光伏测控保护通讯综合装置通过光纤自愈环网传送至升压站内的场区监控屏内的光电交换机，最终送至升压站监控后台。光伏场区配置图像监视（摄像头）系统，信号与箱变信号一同通过光纤传输至升压站视频后台。6.2.2.2 保护方案（1）并网逆变器保护 山西省大同市新荣区 800MW 光228、伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 104 页 并网逆变器为制造厂成套供货设备，设备中保护有过电压、过电流、防孤岛保护、短路保护、欠压保护、缺相保护、低频保护、极性反接保护、防反放电保护及温度越限报警等功能。（2）35kV箱式变压器变压器保护 由于箱式变压器变压器高压侧为熔断器，低压侧为低压断路器，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。变压器及其高低压开关主要采用就地控制方式，以开关、按钮、指示灯、中间继电器、电流表、电压表、温度计、综合测控装置等构成二次控制回路，同时低压断路器具有远方229、硬控制接口（借助就地监控单元实现进入远方监控网络）6.2.2.3 通讯方案 光伏场区监控利用箱变配置的箱变测控三合一装置实现对场区箱变、逆变器等装置的测量、控制、监视、记录等，其中包括箱变高压侧负荷开关的位置信号。通过光纤自愈环网传送至开关站内的场区监控柜内的光电交换机，最终送至开关站监控后台。汇流箱信息利用 RS485 通讯信号送至箱变测控装置。箱变测控装置从箱变辅助变压器侧获取电源。光伏方阵与开关站之间通信采用光纤通信，箱变测控装置负责整个光伏方阵系统通信，光通信模块功能由箱变测控装置集成提供，通过沿35kV集电线路敷设12芯光纤实现环网并把信号送至开关站。6.2.3 变电站计算机监控系统230、 6.2.3.1 升压变电站监控系统方案，系统结构、主要功能及设备配置 1 设计原则（1）升压变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求均按变电站“少人值班”设计。（2）计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。站控层主要设备及网络设备采用冗余配置、热备用工作方式，间隔层设测控单元按电气间隔对应配置。（3）站控层设备按全站远期规模配置，间隔层设备按本期规模考虑。（4）以计算机监控系统为唯一监控方式，就地测控装置上保留断路器的应急一对一后备操作手段。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 105 页（5）231、计算机监控系统和远动合用一套数据采集装置，系统的设计和选型必须保证电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求，远动信息直采直送，远动命令直收直控。至各级调度的远动信息，远动机采用双主机独立通讯模式，以 IEC-20870-104 规约上传至各级调度。调度关系详见远动专业。有功功率控制和无功电压控制装置单独配置，详见远动专业。（6）计算机监控系统的电气模拟量采集采用交流采样，非电气量采用变送器采集。（7）微机五防装置独立设置，通过网络口与监控系统通信。2 系统网络结构 计算机监控系统采用分层分布式网络结构，开放式多任务实时操作系统，多窗口人机界面。网络协议采用 T232、CP/IP 协议。整个系统分成站控层和间隔层。间隔层测控装置采用直接上站控层网络的方式，通过站控层双以太网直接与站控层通信。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。3 系统功能 计算机监控系统应具有：数据采集和处理功能、数据库的建立与维护功能、监视报警功能、控制操作功能、电气防误操作功能、统计计算及制表功能、人机接口功能、同步对时功能、远动功能、同期功能、电能量管理功能、运行管理及维护功能、在线自诊断自恢复功能和冗余管理功能等。4 系统设备配置（1）硬件配置 站控层设备包括主机、操作员站、远动通信设备、公用接口装置及打印机等。其中主机、操作员站及远动通信设备按照双233、机冗余配置。、间隔层设备包括测控单元、与站控层网络的接口装置等，间隔层测控单元按断路器间隔对应配置。升压站按本期间隔单元分别配置测控装置：a)220k 线路测控；b)主变测控(包含主变高压侧测控和主变本体测控)；c)公用测控；d)安装在就地的 35kV 保护测控一体微机型装置等。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 106 页 网络设备包括网络交换机、光/电转换器和网络连接线等。（2）软件配置 监控系统的软件系统包括系统软件、支撑软件、应用软件、通信接口软件等。主机应采用安全的 LiNUX 操作系统234、。5 远方集控预留 集团光伏场区集控中心监控系统是为了实现集团公司对其地域分散的多个光伏场区进行远方监视与控制要求，旨在提升风力发电场综合管理水平，实现“无人值班、少人值守、区域检修”的科学管理模式，减少运行维护成本。本风场综自设备均要求预留远方集控所需的接口，并配置远动通讯柜（远方集控）1 面。满足未来的数据远传、远程控制、高度集成和自动化的基本要求。6.2.3.2主要电气设备继电保护方案 1.主变压器保护 主变电量保护采用两套微机型主后一体化装置保护，并能通过标准 RS-485 通讯接口分别与综合自动化系统和信息子站系统通讯。主变保护配置如下 微机型变压器保护装置的保护配置，电量保护均按主235、后一体双套配置，同时参考执行“晋电调2017304 号关于执行国网山西省电力公司关于印发 2017 年度山西电网微机继电保护装置软件版本的通知”。（1）变压器故障及异常保护主保护：差动保护：两套不同原理的差动保护，保护动作跳开变压器各侧断路器。（2）后备保护：a)复合电压闭锁相间电流保护（带方向）b)零序过流保护 c)中性点间隙零序电流保护 d)零序电压保护 e)过负荷保护：（3）35kV 侧后备保护 a)35kV 复合电压闭锁相间过流保护 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 107 页 b)35236、kV 零序过电压保护 c)过负荷保护 d)35kV 中性点零序过流保护 （4）非电量保护 a)本体、调压开关重瓦斯，油温和绕组温度高，压力释放等跳闸型非电量瞬时或延时跳闸 b)本体、调压开关轻瓦斯，温度高等信号型非电量瞬时发信号。主变告警保护 CT、PT 断线保护 2.主变故录 主变设置微机型专用故障录波装置，本工程主变采用一面故障录波器柜。故障录波装置通过以太网接口与故障录波信息子站通讯。根据国家电网调（2011）974 号（关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知）的要求，增录无功补偿设备、站用变的保护及开关动作信息、三相电流。根据国网山西省电力公司电力调度中心控制文件调自字201749 237、号文件要求，故障录波器装置以双平面接入调度数据网。3.35kV 线路保护测控装置 35kV 线路采用保护测控合一装置，分散布置于 35kV 就地开关柜内。对 35kV 线路故障装设限时速断保护、过流保护、过负荷保护、零序过流保护、重合闸等保护，保护动作后跳开线路侧断路器。保护装置具备 3 组通讯接口（3 个以太网接口）。所提供的通讯接口用于与升压站内故障信息管理子站和监控系统连接。4.站用变保护测控装置 站用变采用保护测控合一装置，分散布置于 35kV 就地开关柜内。对 35kV 站用变压器引线及内部故障，装设电流速断、过流保护以及零序过流保护，保护动作后跳开站用变高压侧开关。保护装置具备 3238、 组通讯接口（3 个以太网接口）。所提供的通讯接口用于与升压站内故障信息管理子站和监控系统连接。站用备用变由外接 10kV 电源供电，其主保护由 10kV 熔断器完成，后备保护及非电量保护由 10kV 电源供电方配置。本站仅做站用备用变的 380V 侧开关的设计以及完山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 108 页 成与 10kV 电源供电方的设计接口配合。5.35kV SVG 保护测控装置 35kV SVG 馈线采用保护测控合一装置，分散安装于 35kV 就地开关柜内。对外部相间故障装设三相限时速239、断、过流保护、单相接地保护。保护均动作于跳开 SVG 断路器。保护装置具备 3 组通讯接口（3 个以太网接口）。所提供的通讯接口用于与升压站内故障信息管理子站和监控系统连接。6.35kV 母线保护 35kV 母线配置一套微机型母线差动保护装置，母线差动保护装置设复合电压闭锁元件，母线保护屏不设置独立的复合电压闭锁装置。保护出口有复合电压闭锁措施，复合电压闭锁元件与母差元件不共 CPU。母线保护按终期接线配置。保护装置具备 3 组通讯接口和打印机接口。所提供的通讯接口用于与升压站内故障信息管理子站和直接与监控系统连接。6.2.4 电气二次接线方案 6.2.4.1 测量、信号、操作闭锁等二次接线系240、统设计方案 1.测量 模拟量的输入：包括电流、电压及温度的输入。间隔层测控单元电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样，输入 TA、TV 二次值，计算 I、U、P、Q、f、cos。2.信号（1）采集 a.状态量输入：断路器、隔离开关、接地开关以及主变有载分接头的位置信号。b.保护装置型号的接入：继电保护装置的动作和告警信号、运行监视信号、全站事故总信号。c.其他智能设备信号的接入：光伏场区风电机组监控系统、风功率预测系统、直流系统、UPS 系统、火灾报警控制系统、图像监视及安全警卫系统和其他辅助控制系统进行通信，同时预留与站内非生产设施的控制和监测接口。（2）采集信号的处241、理 模拟量采集处理：定时采集、越限报警。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 109 页 状态量采集处理：定时采集、设备异常报警、时间顺序记录。站内所有信号通过站内操作员站的显示器集中显示，并通过站内声响报警装置发出报警。系统根据事故信号和预告信号驱动声响报警装置发出不同的声音报警。3.控制操作（1）监控系统控制对象：各电压等级断路器、电动隔离开关和接地开关；380V 站用电源/备用电源断路器；主变压器分接头调节。（2）控制方式 a.对断路器的控制操作 断路器的控制操作具有三层操作可供选择。第一层控242、制在断路器就地操作机构箱上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。第二层控制设置在微机测控柜上，是完全独立于计算机通讯网络，通过选择开关和控制开关直接面向对象的操作方式，采用传统的二次接线对断路器实施控制，主要作为当计算机通讯网络完全失效，而不能通过远动通道在调度中心和站内人机界面工作站上对断路器控制操作的一种后备方式。第三层控制设置在监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，是站内操作控制的主要操作方式。35kV 断路器的控制操作具有二层操作可供选择。第一层控制设置在 35kV 开关柜上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要243、作为开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。第二层控制设置在监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，是站内操作控制的主要操作方式。b.对隔离开关、接地刀闸的控制操作 刀闸操作的线路、主变高压侧、以及主变中性点的电动隔离开关、接地开关的控制操作具有二层方式可供选择。第一层控制设置在隔离开关就地操作机构箱上，通过选择开关和控制按钮进行操作控制，主要作为开关检修，调试时用，也是控制操作的最后后备方式。第二层控制设置设置在监控人机界面工作站上，可通过键盘或鼠标进行控制操作，是站内操作控制的主要操作方式。检修用的隔离开关、接地刀闸等宜就地操作。4.微机五防 根据国家电网公司防止电气误244、操作安全管理规定，本工程在站内设置独立微机山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 110 页 五防系统一套，以实现电气设备的远方和就地操作时具有完善的电气闭锁功能（间隔内的电气闭锁加覆盖全站的可实现闭锁的微机“五防”功能）。该系统包括微机五防工作站 1 台、闭锁继电器、配套的锁具及电编码钥匙等。微机防误系统满足后期工程的接入需求。5.时间同步系统 全站设置时间同步系统装置柜 1 面，主时钟双重化。以保证站内保护、测控、录波的装置及故障信息系统子站等设备的时间统一，提高所有被同步设备的时间信号的精确性，245、以避免突发事件下局部时间同步信号受到干扰而影响电力生产的安全。两台主时钟的时间信号接收单元独立接收北斗/GPS 卫星发送的时间基准信号（优先采用北斗系统）；当某一主时钟的时间信号接收单元发生故障时，该主时钟能自动切换到另一台主时钟的时间信号接收单元接收到的时间基准信号，实现时间基准信号互为备用。站内时间同步装置使用 IEC60870-5-104 规约同站内规约转换装置进行通信，再由规约转换装置向站内通讯管理机(远动机)发送相关信息，最终由通讯管理机(远动机)向省调 D5000 主站传送相关信息。6.核心防护软件（主机加固）为保证服务器重要的数据和文件不被更改、删除、非法拷贝；关键业务、进程不被246、非法停止，根据能源局201536 号文“关于印发电力系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知”及国家电网调2006第 1167 号文关于贯彻落实电监会电力二次系统安全防护总体方案的要求，需采用主机加固对监控主站进行核心系统防护。本工程对升压站监控主机、AGC/AVC 功率控制主机、故障录波主机、电能量采集装置等进行加固。6.2.4.2 电流、电压互感器的配置及主要技术要求 1.计量 根据接入系统批复意见，本工程 220kV 线路侧为计费点，设置关口电度表（详见远动专业）。本工程其余主变高压侧、35kV 线路、35kV 无功补偿回路、站用变压器均装设多功能电度表，接入电能量采集处理器，电能量采集247、处理器通过拨号 MODEM 或数据网向相关用电部门传送电能量信息，通过 RS485 口向监控系统传送信息。主变高压侧电度表安装于主变测控柜内，35kV 电度表分散布置于 35kV 开关柜内。除关口计山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 111 页 量表计由远动专业开列外，其余均由电气二次开列。计量表计采集的电流、电压信号，由独立计量级电流互感器、电压互感器引接。升压站 220kV 出线电流互感器计量绕组精度应为 0.2S 级，220kV 电压互感器的计量绕组精度应为 0.2 级。35kV 回路(包括248、 35kV 集电线路进线、无功补偿装置进线、站用变进线、主变 35kV 低压侧进线等)配置 5 块 0.5S 级电能表，分别安装在相应的 35kV 开关柜中。35kV 开关柜电流互感器计量绕组精度应为 0.2S 级，35kV 电压互感器的计量绕组精度应为 0.2 级。2.互感器参数（1）电流互感器 电流互感器二次绕组配置应满足继电保护、自动装置、测量仪表和计量装置的要求。保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。配置单套保护的间隔使用专用保护级电流互感器；测量、计量使用不同绕组；故障录波装置与保护公用 1 个二次绕组。电流互感器额定电流采用 1A，额定输出 15VA。测量用电流互感器准确度采249、用 0.2 级，计量用电流互感器准确度采用 0.2S 级，电流互感器二次绕组接入负荷，应保证实际二次符合在 25%100%额定二次负荷范围内。本工程保护用电流互感器准确级采用 5P、10P 级，所选电流互感器准确限值系数满足复合误差要求。（2）电压互感器 电压互感器二次绕组的数量准确等级应满足测量、保护、自动装置的要求。本工程在 220kV、35kV 母线三相上装设电压互感器，220kV 出线 A 相上装设单相电压互感器。220kV、35kV 母线三相电压互感器准确级为 0.2/0.5(3P)/3P/6P，额定二次负荷为30/50/50/50VA；220kV 出线单相电压互感器准确级为 0.5250、(3P)/3P，额定二次负荷为20/20VA。0.2 级为计量专用，0.5(3P)为保护、测量合用，3P 保护专用，6P 为保护用剩余绕组（供接地故障产生剩余电压用）。电流互感器二次绕组接入负荷，应保证实际二次符合在 25%100%额定二次负荷范围内。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 112 页 6.2.5 二次电源系统 6.2.5.1直流系统 直流系统电压为 220V，采用两套 300Ah 阀控式密封铅酸蓄电池组，对控制、保护、信号、自动装置、事故照明、UPS 等负荷供电，不设端电池，蓄电池组251、容量按无人值班事故放电 2h 考虑。直流电源系统采用 2 套高频开关充电装置；系统接线采用单母线分段，两段母线采用刀开关联络，并设置防止两组蓄电池并联运行的闭锁措施。每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池，充电装置采用高频开关电源(模块按 N1 配置)。直流系统柜由 4 面主系统柜组成。每组蓄电池采用全密封阀控式铅酸(贫液)蓄电池(每组蓄电池的数量暂按每只浮充电压 2.23V 计算取 104 只)，按浮充电方式运行。蓄电池布置于蓄电池室。直流系统设有绝缘在线监测及接地故障定位装置，电池监测装置，集中监控装置，并能通过串行通讯口与计算机监控系统通讯，传送各种数据信息，达到远方监控目的。电子设备间内252、的 220kV 线路保护、220kV 母线保护、主变保护、主变故录、220kV系统的故录、信息子站以及远动设备、35kV 设备的测控保护装置等所需直流采用辐射式供电方式，监控系统的各测控屏采用每面屏供两回直流。6.2.5.2交流不间断系统（UPS）为保证变电站综合自动化系统的后台计算机和网络设备的可靠运行，设置一套逆变电源系统，保证在变电站交流失压的情况下，综合自动化系统，通信设备，网络设备能有不间断的电源供给，该逆变电源系统采用变电站的直流系统作为后备电源，无须自带蓄电池。根据本站的规模，配置 7.5kVA 不停电电源两台，组屏 2 面。UPS 系统采用双机并列运行方式，每段母线带 10 个253、馈线回路。UPS 采用静态逆变装置，由整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器等组成。UPS 交流输入电压为 AC220V10%,50Hz。输出交流电压为 AC220V,50Hz。正常运行时由站用 AC220V 电源给整流器供电，经逆变器逆变后由静态开关向负荷供电。当事故停电失去交流电源时，或整流器发生故障时，由站内 220V 直流经逆变后向负荷供电。若逆变器故障，静态开关自动切换至旁路系统，由站内 AC220V 旁路电源经静态开关山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 113 页 向负荷供电。站内不254、间断电源装置通过 Modbus 规约同站内规约转换装置进行通信，再由规约转换装置向站内通讯管理机(远动机)发送相关信息，最终由通讯管理机(远动机)向省调D5000 主站传送相关信息。6.2.6 图像监视及安全警卫系统 根据国家电网公司 220kV 变电站典型设计精神，变电站内集中配置一套图像监视安全及警卫系统（组屏于电子设备间），主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，留有实现远方监视的接口。监视服务器和就地摄像头按全站最终规模配置，视频、报警信号在监控室监视终端显示并报警。视频、报警信号远传至集控站或调度中心。摄像设备应按变电站建设周期随工程同期装设，并根据电气设备布置地点及运行需要，配置不255、同数量和类型的摄像设备。主要监视区域包括主变压器,220kV 和 35kV 配电装置、蓄电池室、电子设备间及大门等部位，该区域布置摄像头点数不少于 20 台。在 220kV 变电站周界围墙安装电子围栏，一旦强行翻越,系统会同时发出声光报警信号现场报警。大门口装设红外对射传感器，主要功能是夜间当外来人员翻大门进入站内时，遮挡住红外对射传感器发出的红外线，监控室便发出报警信号。本工程生产区各设备房间设置门禁系统一套，含门禁控制器、磁力器、读卡器等。6.2.7 火灾报警系统 为防止变电站火灾事故的发生，在变电站装设一套智能型火灾报警系统，该系统由控制器、探测器及联系电缆等组成，其终端与计算机系统布置256、在一起，通过该装置的RS485 接口和规约转换器接至站内通讯网。火灾报警的区域有：监控室、电子设备间、35kV 配电间、宿舍等。蓄电池室设独立可燃气体探测报警控制系统，该系统应由可燃气体报警控制器、可燃气体探测器组成，报警信号可联动蓄电池室轴流风机。可燃气体报警信号可接入可燃气体报警主机，可燃气体报警控制器的报警信息和故障信息，应在火灾报警控制器上显示。火灾报警系统主机、可燃气体报警主机安装于监控室内，以便火灾发生时提醒运行人员处理。本系统应考虑与图像监视安全及警卫系统的联锁起动。为了综合楼美观，火灾报警及可燃气体报系统的管线采用暗敷方式，模块箱采用嵌山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40257、MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 114 页 入式安装。6.2.8 光功率预测及环境监测系统 光功率预测及环境监测系统列入本工程配套建设的开关站部分配置。光功率预测及环境监测装置通过485型号接入共用接口装置进而接入升压站监控系统 本光伏电站配置1套光功率预测系统，具备短期、超短期光功率预测功能，本系统能够将信息通过调度数据网传送至调度主站。环境监测数据也应能上传至调度。在光伏场区内配置1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、258、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。6.2.9 二次设备屏位布置 本站二次设备采用集中布置方式，站内设置 1 个电子设备间，所有 220kV 二次、保护设备集中组柜，布置于电子设备间，35kV 采用保护测控合一装置，就地布置于 35kV配电间开关柜。在综合楼监控室内设有变电站计算机监控系统的操作员站及五防工作站、光伏场区监控系统操作员站等。6.2.10 抗干扰措施及二次电缆的选择 所有保护均为微机保护，监控系统亦是由计算机和微机型测控装置组成。这些设备的工作电压很低，一次系统的操作、短路、雷电侵袭所产生瞬变电磁场通过静电耦合、电磁耦合、传导耦合等形式，极易对259、二次回路形成干扰，造成设备误动作或损坏。另外二次回路本身如直流回路中电感线圈的开断所产生高电压，也会对电子设备产生干扰。为此，除要求这些设备本身具有一定的抗干扰能力外，还采取下列抗干扰措施：根据国家电力调度通讯中心 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 继电保护专业重点实施要求，构建全站二次铜等电位接地网；1)不同电平的回路，不合用同一根电缆；2)电缆沟内上部设置接地线，接地线与主接地网多点连接；3)所有电流互感器、电压互感器的二次回路接地均按有关反事故措施规定执行；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司260、 第 115 页 4)站内用于微机型保护的电流、电压和信号的引入线，应采用屏蔽电缆。铜屏蔽层在两端同时一点接地。5)用于两套微机保护的电缆，如果走入同一电缆沟道，应对其中一套采取防火措施（采用耐火电缆）。6.2.11 SF6 在线监测系统 SF6 在线监测系统安装于 35kV 配电间，配置有系统主机箱、监测探头、统配电箱、红外探测器、报警器等配套设备。35kV 配电间轴流风机，平时按连续运行设计。当六氟化硫检测装置发出报警信号时，全部风机自动投入运行。6.36.3 系统继电保护及安全自动装置部分系统继电保护及安全自动装置部分 6.3.1 系统概况 本工程规划容量 800MWp，配套建设 2 座261、 220kV 升压站。本项目光伏发电系统经逆变器后通过就地升压变升压至 35kV，以 35kV 电压等级汇集集电线路接入升压站 35kV侧，经变压器升压至 220kV。本工程太阳能光伏并网发电系统，采用多支路、分块发电、集中并网方案。6.3.2 设计范围及主要原则 6.3.2.1 设计范围 本设计范围仅包括：对光伏电站220kV 系统提出合理的系统继电保护的配置意见。6.3.2.2 主要原则 系统继电保护及安全自动装置应符合国网典设设计原则：安全可靠、环保节约；技术先进、标准统一；提高效率、合理造价；努力做到可靠性、统一性、通用性、经济性、先进性和灵活性的协调统一。当确定其配置和构成方案时,应262、综合考虑以下几个方面:1）光伏发电站的保护应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站可配置光纤电流差动保护。2）光伏发电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备，当检测到逆流超过额定输出的 5时，逆向功率保护应在 0.5s-2s 内将光伏发电站与电网断开。3）小型光伏发电站应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。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 116 页 4）对于大、中型光伏发电站，公用电网继电保护装置263、应保障公用电网故障时切除光伏发电站，光伏发电站可不设置防孤岛保护。其中接入用户内部电网的中型光伏发电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。5）在并网线路同时 T 接有其它用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。6）接入 35kV 及以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前 10s 到故障后 60s 的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。6.3.3 系统继电保护及安全自动装置配置意见 电力系统是统一的整体，为电力系统安全稳定服务的系统继电保护必须协调一致，才能达到保护的目的。本站在遵循上述原则的基础上、结合本工程264、电气一次接线的实际情况，提出系统保护的配置意见。6.3.3.1 220kV线路保护 本工程220kV 升压站有一回220kV 出线，每回线路保护配置为双套光纤电流差动保护。每套保护均含有完整的后备保护功能。保护通道为纤芯+纤芯通道方式。重合闸装置应可实现单相重合闸、三相重合闸、禁止重合闸、停用重合闸方式。重合闸装置应只实现一次重合闸。光纤电流差动保护采用专用纤芯通道方式传输保护信号。6.3.3.2 220kV母线及断路器失灵保护 本期工程 220kV 升压站均需配置双套母线保护设备，每套母线保护由一面柜组成。两面保护柜均含有断路器失灵保护及复合电压闭锁回路，均按 9 个单元考虑。6.3.3.3265、 故障录波器 为了分析电力系统事故及保护装置在事故过程中的动作情况，以及迅速判定故障点的位置，并需记录站内所有汇集线路的保护及开关动作信息量，2 座 220kV 升压站均需配置微机型故障录波器柜 1 面，它应具有数据远传功能、GPS 对时功能以及确保能记录故障前 10s，故障后 60s 的相关信息量及反映电压突变时波形记录的技术要求。6.3.3.4 保护及故障录波信息管理系统 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 117 页 为了完成电网继电保护、故障录波实时数据信息的收集与处理,实现电力系统事故分266、析、设备管理维护及系统信息管理。使调度可以通过数据网络迅速准确地掌握电网故障时的情况及继电保护装置的动作行为，及时分析和处理电网事故。2座220kV 升压站均配置保护及故障信息管理系统1套。6.3.3.5 保护及故障信息管理主站、分站扩容费 为山西省（备）调主站、地调分站开列信息存储单元各 1 套。6.3.3.6 其它 根据火力发电厂、变电所继电保护仪器仪表配置定额的规定，2 座 220kV 升压站均配置微机继电保护测试装置 1 台、继电保护试验电源柜 1 面。6.3.4安全稳定自动装置 根据接入系统审批文件，建议在本工程预留过载联切费用50万。6.4 6.4 调度自动化调度自动化 6.4.1267、 工程概况 本工程 800MW 太阳能光伏并网发电系统，采用多支路、分块发电、集中并网方案，分别经过 0.4kV/35kV 箱式变压器经升压、集电后接入 220kV 升压站。6.4.2 调度关系 根据山西电网分级调度管理的有关规定和调度运行要求，本项目由山西省调调度管理，升压站的远动信息均送至山西省调、山西省备调、大同地调和大同地县备调。6.4.3 远动信息 光伏电站远动信息根据国家电网发展（2009）747 号国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)以及 GB/T19964-2012“光伏发电站接入电力系统技术规定”确定信息如下：220kV 线路有功功率、无功功率、电流、电压、频率；主变268、高、低压侧有功功率、无功功率、电流；35kV 母线电压；35kV 集电线路的有功功率、无功功率，电流；35kV 无功补偿装置无功功率、电流；全站事故总信号；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 118 页 断路器合闸、跳闸位置信号和隔离开关、接地刀闸位置信号；主变分接头位置；其它运行维护所需模拟量、开关量。具体远动信息以调度需求为准。6.4.4 远动方案及设备配置 光伏电站内不设独立的远动装置，远动功能由升压站监控系统统一完成。光伏电站升压站远动信息的采集由升压站监控系统（NCS）完成；光伏组件信息269、由光伏组件监控系统采集并送至升压站 NCS 系统。NCS 系统中包含冗余配置的远动工作站，该设备将所有调度所需信息汇总并通过调度数据网设备向调度端传送。远动工作站应满足电网调度实时性、安全性、可靠性及通信方式、通信规约及接口等要求，应同时与调度数据网第一平面和第二平面通信，远动工作站与调度通讯为双主模式。光伏组件监控和 NCS 系统的具体功能及配置详见光伏电站光伏组件监控设计及升压站电气二次设计，在初设及施工图设计中由电气专业开列。6.4.5 关口电能计量 为满足山西省电力公司对关口电能计量信息的采集和结算/考核要求，光伏电站应装设关口电能计量设备，包括关口电度表、电量采集装置等。本期工程分别270、在光伏电站升压站 220kV 线路出口配置精度为 0.2S 级的双向关口电能表 2 只（按主表+副表配置）。在光伏电站升压站均配置 1 台电能量计量采集终端装置，以 RS485 串口方式采集全站电能量信息，通过通信综合数据网，以网络方式向山西省电力公司及地区供电分公司的电能量计量主站传送。电能量计量采集终端装置同时与监控系统 NCS 通信，经监控系统人机终端完成关口电量的就地显示、打印、报表等功能。光伏电站其它电能表计的配置见电气部分，升压站所有电能表的电能量信息送至电能量采集装置。6.4.6 调度数据网接入设备及纵向加密认证装置 光伏电站电力调度数据网主要承载下列数据业务的传输：调度自动化实271、时信息、相量测量信息和继电保护信息子站信息等。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 119 页 根据国家电网公司的有关规定，本项目作为电力调度数据网接入点，升压站 A、B、C 均按照双平面要求，配备调度数据网接入设备 2 套，每套包括路由器 1 台、交换机 2台。完成远动实时信息、保护信息子站系统等的网络传输，满足电网调度在正常运行和应急状态下对生产控制数据安全可靠传输的要求。另外，根据“电力二次系统安全防护规定”，为保证调度自动化系统实时数据的安全性，保障电力系统的安全稳定运行，升压站 A、B、C272、 均按双平面设置电力专用纵向加密认证装置 4 台。6.4.7 电能质量在线监测 根据国家电网公司 Q/GDW 392-2009光伏电站接入电网技术规定相关要求及光伏电站的负荷特性，山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目平价上网示范项目升压站 A、B、C 均配置电能质量在线监测装置一套，对 220kV 线路进行电能质量在线监测。对光伏电站可能引起的谐波、电压波动、电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、负序电流、闪变、电压暂降、暂升、短时中断等进行在线监测。并以网络方式将监测信息送至山西省公司电能质量监测中心。6.4.8 相量测量装置 为了适应复杂多变的潮流，防止重特大电网273、事故的发生，保证电网的安全稳定运行和对用户的优质可靠供电，进一步加强电力系统调度中心对电力系统的动态稳定监测和分析能力，根据国家电网生（2012）352 号“关于印发国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）的通知”要求，升压站各配置相量测量装置（PMU）一套，将站内线路及主变动态运行参数通过调度数据网上传至山西省调主站系统。6.4.9 有功功率/无功功率控制和调节装置 根据光伏电站接入电网技术规定，光伏电站应具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对有功功率的控制，光伏电站需配置有功功率控制系统。该系统接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保274、光伏电站最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。光伏电站应配置无功电压控制系统：根据电网调度部门指令，该系统自动调节整个光伏电站发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 120 页 因此，山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目平价上网示范项目升压站 A、B、C 均配置有功功率/无功功率控制和调节装置一套，以满足调度运行对光伏电站有功功率/无功功率控制和调节的要求275、。6.4.10光伏电站发电功率预测系统 根据国家电网光伏电站接入电网技术规定和国能新能（2011）177 号“国家能源局关于印发光伏电站功率预测预报管理暂行办法的通知”：所有并网运行的光伏电站均应具备发电功率预测预报的能力，并按要求开展发电功率预测预报。因此，升压站均配置光功率预测系统一套。光功率预测系统见电气章节。6.4.11优化调度终端 为实现全省各发电厂能够按调度计划曲线发电，山西省调装有一套优化调度主站系统，各直调电厂装有优化调度终端。因此，在本项目升压站均配置优化调度终端一套，以满足电网优化调度和管理的要求。6.4.12远动及计量数据的传输 光伏电站升压站至山西省调、山西省备调、大同276、地调及大同地县备调的远动信息采用调度数据网通道，以一平面 22M、二平面 42M 链路接入调度数据网骨干点向各调度端传送，通信规约采用 IEC60870-5-104。光伏电站电量信息传输采用综合数据网通道，通信规约采用 IEC60870-5-102。通道的具体路由组织详见本工程系统通信有关章节。6.4.13调度业务接入 根据省公司晋电调(2009)997 号关于完善发电厂侧调度业务专用数据网络及配置有关设备的通知。光伏电站需要在山西省电力通信综合数据网基础上配置有关调度业务工作站，实现相关电网调度生产管理系统的各项功能。根据光伏电站管理、分工及专业设置等实际情况，升压站均配置 OMS 工作站 277、2 台，双细则考核管理工作站 1 台。6.4.14电厂应急指挥平台 按照省公司调度应急指挥系统的应急业务需求，为加强省公司与发电厂在突发事件时的配合能力，在各发电厂应建设应急服务指挥平台。在应急指挥过程中很多情况下需山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 121 页 要省公司应急中心与各发电厂应急指挥中心协同，完成不同层面的应急指挥工作，提高山西电网应对突发事件风险隐患的排查和监控能力；加强电网突发事件的信息报告和预警，提高预防处置电网突发事件能力。因此在本期工程中升压站均开列电厂应急指挥平台一套。6278、.4.15调度端接口 本工程为山西省调、山西省备调、大同地调和大同地县备调开列调度接口费用各 2套，包括软件修改、系统联调及硬件接口等，分摊调度数据网骨干点设备扩容费用 4套（每个升压站每平面各一套）。6.4.16其它 为满足调度运行管理需要，光伏电站升压站应配置时间同步装置 2 套，具备北斗和GPS 对时功能，并优先采用北斗对时，满足双钟双源要求，对站内所有二次设备进行授时。并为升压站内自动化系统相关设备配置不间断电源（UPS）系统 2 套。两系统应具备将各自工作状态信息通过调度数据网络传输到调度主站进行监视的功能。时间同步装置及UPS设备见电气章节。6.5 6.5 通信部分通信部分 6.5279、.1设计原则 根据系统一次方案及山西电力通信网技术体制要求进行可研设计。6.5.2调度组织关系 升压站由山西省调调度管理，信息直送山西省调和大同地调。因此各电站对山西省调和大同地调均应设有通信、远动等信息的传输通道。6.5.3 系统通信 6.5.3.1 通信现状 目前，山西省电力通信网已经建成贯穿山西省南北十一个地市的主干光纤通信电路和覆盖500kV变电站、220kV变电站的主干光纤传输网，其中主干电路采用NEC/SDH/2.5G光设备，选省公司中心站、11个地调、各500kV变和枢纽220kV变等站点作为传输节点，形成第一层传输干线。另外，为了保证线路保护信号的可靠传输，同时作为2.5G主干280、电路的迂回通道，在主干OPGW光缆沿线各站配置了NEC/SDH/155M和GPT/SDH155M光设备，形成第二层传输电路。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 122 页 6.5.3.2 通道需求 1）保护通道需求 升压站A、B至新荣500kV变电站的一回220kV线路保护的保护需要两套光纤传输通道。2）远动通道需求 升压站A、升压站B至大同地调各提供2个22M数据通道。3）通信通道需求 升压站至山西省调、大同地调各需要2M调度通信通道。6.5.3.3 系统通信建设方案 1）光缆建设方案 沿升压站281、 A新荣 500kV 变的 220kV 线路架设两条 OPGW 光缆，线路长度约 20km，光缆长度按 2*22km 考虑。2）光传输系统建设方案 本工程为升压站开列主干网/区域网光传输设备各一套，分别以 622M（1+0）光链路接入新荣 500kV 变，为荣 500kV 变的主干网/区域网光传输设备各扩容 622M 光口板一块。3)PCM终端设备配置 为升压站各配置1套通信主网PCM终端设备，分别接入大同地调，山西省调，用于传输通信、远动等自动化信息。为大同地调PCM设备扩容，山西省调通过大同地调转接。4）保护通道 本工程升压站新荣500kV变电站的1回220kV线路采用双光差专用纤芯+专用282、纤芯的保护方式。5）其他设备配置 本工程通信机房、通信直流电源由电厂场内部分统一考虑。升压站A、升压站B各配置有1套调度程控总机接入山西系统调度交换网，并考虑对端站扩容各1个2M板。升压站各配置1套通信数据网设备接入山西电力数据通信网。各配置一体化通信资源管理系统专用PC终端1台。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 123 页 升压站各配置144芯光纤配线架及160系统数字配线架各1套。6.5.4 场内通信 6.5.4.1 生产管理及调度通信 根据光伏电站规模及其在系统中的地位，为适应系统调度管理283、水平，满足电力系统通信发展的要求，在光伏电站内采用生产调度通信和行政管理通信合设一套交换设备的方式，设置1台20门具有调度功能的数字式程控交换机。生产调度通信用户和行政管理通信用户按用户组划分，分别为光伏电站生产运行、巡视检修和行政业务提供通信服务。设备选型配置将根据当前通信技术发展状况和光伏电站自动化运行水平以及对通信业务的实际需要，设置与不同类型设备相连接的接口装置，并配套设置数字录音设备，对调度通话进行自动或手动启动录音，也可手动切除。6.5.4.2 对外通信 对外通信即光伏电站通过地方电信部门与外界的通信联系，主要是光伏电站至当地县电话局的中继通信线路和直通用户线路。根据电站布置规模和284、交换机容量以及通信业务量大小，现阶段暂考虑在光伏电站与当地县电话局之间敷设一条光通信线路，中继容量暂按1个2M考虑，长度暂按20公里考虑，以满足对外通信的需要。线路建设的具体方案待与当地电信部门协商后确定。6.5.4.3 场内通信网络 升压站A、升压站B的通信网络采用直接配线方式。变电所及光伏电站中控室内通信线路的敷设将根据用户群分布和路由情况，在尽量不影响美观的情况下合理选择敷设方式。一般采用暗管敷设方式，在电缆较集中处采用沿电缆架敷设。6.5.4.4 通信电源 升压站各配置2套48V 230A开关电源及2组200AH免维护蓄电池，组成不间断电源为光纤通信等设备供电。6.5.4.5 通信仪表285、 为便于通信设备维护，配置一套通信维护仪表。6.5.4.6 水源地通信 本工程暂列2部邮电市话用于水源地通信。若可研审查阶段确定电场水源地仅采用就地打井取水方式，将取消该邮电市话。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 124 页 6.6 6.6 35kV35kV 集电线路集电线路 本期建设容量 800MW，场区内共设计 38 回集电线路，其中三回采用架空线路，分别采用同塔双回路及单回设计。架空线路路径长度约为 150 公里，进站电缆线路长度约为 6.0 公里。6.6.1 设计标准及规程规范 1）66286、 千伏及以下架空电力线路设计规范（GB 50061-2010）；2）导体和电器选择设计技术规定(DL/T 5222-2005)；3）架空输电线路外绝缘配置技术导则（DL/T 1122-2009）；4）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范(GB/T 50064-2014)；5）交流电气装置的接地设计规范（GB50065-2011）；6）电力工程电缆设计技术规范(GB 50217-2007)；7）架空送电线路杆塔结构设计技术规范（DL/T5154-2002）；8）架空送电线路基础设计技术规定（DL/T 5219-2005）；9）混凝土结构设计规范（GB 50010-2002）；10）钢结构设287、计标准（GB 50017-2017）；11）工程建设标准强制性条文 电力工程部分；12）国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352号）。6.6.2 路径叙述 1）升压站 35kV 出线 本工程集电线路采用电缆从升压站进出线。2）箱变侧 根据电站集电线路接线图总体规划，本工程共有 38 回的集电线路连接场区内光伏方阵，根据光伏区域详细布置方案确定集电线路终端塔位置，并确定连接箱变的电缆路径。（铁塔距光伏组件最近点距离为 100 米，线路距对光伏组件最近点距离 30 米）。地形和交通概况：全线为一般山区，交通运输条件较为困难。集电线路所经海拔高度在 1178 米172288、4 米之间。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 125 页 4）交叉跨越及障碍物拆迁 全线交叉跨越：国道 16 次；35kV 线路 16 回；10kV 线路 35 次；380V 及以下低压线 30 次；通信线 45 次；河流 5 次。钻越 110kV 线路 2 回；35kV 线路 4 回。障碍物拆迁：砍伐零星树木合计约 3000 棵。6.6.3 气象条件 根据收集到的气象站主要气象要素成果表，结合附近已有 35kV 线路的运行情况，本线路采用的气象条件见下表：序号 名称 气温（）风速（m/s）冰厚289、(mm)1 最高气温+40 0 0 2 最低气温-35 0 0 3 基本风速-5 28 0 4 覆冰-5 10 10 5 安装-10 10 0 6 内过电压+5 15 0 7 外过电压+15 10 0 8 年平均气温+5 0 0 9 年雷电日 38 天 6.6.4 机电部分 6.6.4.1 导线选型 根据光伏场区的接线方式，在充分考虑投资经济性及技术要求的基础上，本工程进行了导线规格的论证选择，在满足近远期用电负荷的前提下，导线截面留有用电负荷发展裕度的原则。一回集电线路按用电负荷为 25MW，经计算一相一根导线载流量为 573A，结合当地风场 35kV 线路的运行经验。选 JL/G1A-24290、0/30 型钢芯铝绞线，其长期允许载流量为655A(+70)。具体使用导线型号、数量和范围在工程下一阶段详细说明。导线选用 JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线，导线选型方式可以满足出力要求及线路自山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 126 页 身的损耗。JL/G1A-240/30 型钢芯铝绞线物理特性表 表 6.6-1 项 目 JL/G1A-240/30 钢股直径+铝股直径 7/2.4+24/3.6 钢截面（mm2）31.67 铝截面（mm2）244.29 铝钢截面比 7.71 总截面（mm291、2）275.96 外径(mm)18.9 弹性系数（N/mm2）73000 线膨胀系数（1/）0.0000196 计算拉断力（kN）75.19 安全系数 2.5/3.0 导线单位长度自重（kg/km）920.7 6.6.4.2 地线选型 根据设计规范对导地线配合的要求，与JL/G1A-240/30截面导线配合使用的地线采用GJ-50(2001)型镀锌钢绞线。GJ-50（2001）型镀锌钢绞线物理特性表 表 6.6-2 项 目 GJ-50（2001）股数股径 73.0 总截面（mm2）49.48 外径（mm）9.0 弹性系数（Nmm2）181420.0 线膨胀系数（1/）0.0000115 计算拉292、断力（kN）54.91 安全系数 3.5 单位长度自重（kg/km）411.9 6.6.4.3 导线、地线的初伸长处理 本工程采用降温法补偿导地线塑性伸长对弧垂的影响，导线JL/G1A-240/30按降低山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 127 页 温度20考虑，地线按降低温度10考虑。6.6.4.4 导线、地线防振 根据66千伏及以下架空电力线路设计规范（GB 50061-2010）和导、地线的年平均运行应力，本线路采取加装普通防振锤做为导、地线的防振保护措施。导、地线的防振锤安装表 表6.6293、-3 线型 防振锤型号 安装个数 1 2 3 JL/G1A-240/30 FD-4 350m 350m700m GJ-50（2001）FG-50 300m 300m600m 6.6.4.5 线路绝缘 1）线路绝缘水平的确定 根据山西省电力系统污区分布图可知，本工程线路处在 d 级污秽区。考虑“配置到位、留有裕度”的原则。爬电比距取上限 3.2cm/kV。2）绝缘配合和绝缘子片数 导线悬垂绝缘子串和跳线悬垂绝缘子串：采用4片XWP2-70普通型瓷质绝缘子组成，泄漏比距为3.37厘米/千伏。导线耐张绝缘子串：采用2X5片XWP2-70普通型瓷质绝缘子组成，泄漏比距为4.21厘米/千伏。3）空气间隙294、 本工程所处海拔高度为1178米1724米地区，运行电压和内过电压最小空气间隙按规程规定进行相应增加，带电部分与杆塔构件最小空气间隙在相应风偏条件下不小于下列数值：带电部分与杆塔构件最小空气间隙表 表6.6-4 海拔高度（m）1000 以下 2000 以下 相应风速 工频电压下电气间隙（m）0.10 0.11 30m/s 操作过电压下电气间隙（m）0.25 0.28 15m/s 雷电过电压下电气间隙（m）0.45 0.45 10m/s 带电检修时，最小间隙不小于 0.6m，并应考虑人体活动范围增加 0.30.5m。6.6.4.6 金具选择 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能295、光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 128 页 为了便于加工订货和运行检修，本工程线路导线、地线金具除个别金具外，采用2013 年版国家电网公司颁布的标准线路金具。其安全系数在最大荷载情况下不小于2.5，在断线情况下不小于 1.5。导线悬垂线夹选用 XG-6028 型线夹，耐张线夹选用NY-240/30A 型线夹；地线悬垂采用 XGZ-4014M 型线夹，地线耐张选用 NX-2 型耐张线夹。6.6.4.7 防雷接地 1）防雷 本工程线路全线架设单地线作为防雷保护。各杆塔上地线对其最外侧边导线的保护角不大于25度，地线与导线在档距中央的距离在大气过电压296、无风工况下，满足S0.012L+1(m)的要求(L为档距)。2）接地 本工程全线杆塔均需逐基接地，接地装置的工频接地电阻应符合设计规程中的有关规定。根据土壤电阻率的不同，分别采用方形环（矩形环）或方形环（矩形环）加射线的接地装置，接地装置材料选用12的圆钢，埋置深度不宜小于0.4m，接地装置要与塔脚通过螺栓可靠连接。6.6.4.8 电力电缆选型 终端塔进升压站时采用 ZR-YJY62-26/35-1*300 阻燃单芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙稀护套电力电缆连接。高低压电缆线路均采用直埋敷设，敷设深度不小于冻土深度。6.6.5 导线对地及交叉跨越距离 6.6.5.1 对地距离 确定导线与地面、297、树木建筑物、铁路、道路、河流及各种架空线路的距离，根据导线的最大弧垂及最大风偏等进行计算。按66kV及以下架空电力线路设计规程（GB50061-2010）规定执行，本工程对地距离取7.0m。6.3.5.2 交叉跨越 交叉跨越时，本线路与被交叉跨越物的距离，按66kV及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010）应符合下表要求：被交叉物名称 最小垂直距离(m)计算条件 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 129 页 公路 7.0（至路面）+40时导线弧垂 电力线 3.0+40时导线弧垂 通信298、线 3.0+40时导线弧垂 不通航河流 至百年一遇洪水位 3.0+40时导线弧垂 冬季至冰面 6.0 导线覆冰时弧垂 架空电力线路跨越架空弱电线路的交叉角，按 66kV及以下架空电力线路设计规范（GB50061-2010）应符合下表：弱电线路等级 一级 二级 三级 交叉角 40 25 不限制 6.6.5.3 导线与树木之间的垂直距离 导线对树木(按自然生长高度)的最小垂直距离不小于4.0m。在最大计算风偏情况下，边导线与树木的最小净空距离不小于3.5m。6.6.5.4 对电信线路的影响及其防护 本工程路径影响范围内无电信线路危险影响和干扰影响。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 299、储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 130 页 第七章第七章 工程消防设计工程消防设计 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 131 页 7 7 工程消防设计工程消防设计 7.17.1 设计依据设计依据 建筑设计防火规范（GB50016-2014）；电力设备典型消防规范（DL5027-2015）；火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）；建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2005)；火灾自动报警系统设计规范(GB50116-20300、13)；变电所总布置设计技术规程（DL/T50562007）。光伏发电站设计规范（GB50797-2012）根据以上规范、规程，对每座升压站重要建筑物和容易发生火灾的部位采取以下消防措施：（1）主变压器设置充氮灭火装置。（2）站内公用设施采用移动式灭火设施及安全防护设备。（3）综合楼电子设备间、控制室及其他贮有可燃或易燃物的场所采用移动式灭火设施。7.27.2 设计原则设计原则 为了确保升压站的安全运行，防止火灾造成的危害，依据中华人民共和国消防条例，贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针，根据我国现行的有关防火、消防的规程、规范，针对本升压站的具体特点进行其消防系统设计。对可能发生火灾的场301、所，首先在设备布置和材料选择上采用有效的预防措施，尽量采用难燃或阻燃材料，最大限度的降低火灾发生的机率。其次，配备消火栓及其它灭火器材，安装防雷、防静电及火灾自动报警装置一旦发生火灾，通过火灾报警探测器或手动报警按钮发出信号至消防报警系统，消防报警系统启动发生火灾区域及附近区域的声光报警器报警，并迅速关闭发生火灾区域的通风系统，投入灭火设备，同时设置必要的安全疏散通道，及时将人员疏散到安全地带，以达到火灾发生时能限制其范围，将人员伤亡和财产损失减少到最低限度。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 1302、32 页 7 7.3 3 消防给水与灭火器配置消防给水与灭火器配置 7.3.1 灭火器配置 根据光伏发电站设计规范（GB50797-2012）和 建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005），以及电力行业标准电力设备典型消防规程（DL5027-93）的规定，电站内灭火器配置情况如下：220kV 升压站 A：（1）主变压器：设置充氮灭火装置 4 套，MFT/ABC50 推车式磷酸铵盐干粉灭火器（50kg）4 辆，1m3砂箱 4 个，消防铲 20 把。（2）在 35kV 配电间设置 MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器（5kg）6 具；在车库设置 MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器303、（5kg）10 具；在消防及生活泵房设置MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器（5kg）2 具。共计 18 具。（3）升压站公用消防设施：MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉（4kg）6 具，消防铲 8把，消防斧 5 把，盛满黄沙的消防铅桶 15 个，空气呼吸器 10 套。220kV 升压站 B：（1）主变压器：设置充氮灭火装置 2 套，MFT/ABC50 推车式磷酸铵盐干粉灭火器（50kg）2 辆，1m3砂箱 2 个，消防铲 10 把。（2）在 35kV 配电间设置 MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器（5kg）6 具；在车库设置 MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器（5kg）10 304、具；在消防及生活泵房设置MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉灭火器（5kg）2 具。共计 18 具。（3）升压站公用消防设施：MF/ABC5 手提式磷酸铵盐干粉（4kg）3 具，消防铲 4把，消防斧 3 把，盛满黄沙的消防铅桶 5 个，空气呼吸器 5 套。7 7.4 4 电力设备消防设计电力设备消防设计 7.4.1电缆消防设计 升压站35kV屋内配电装置室采用电缆沟道内装设桥架敷设电缆，站用电室、站区均设置电缆沟道，电缆沟至设备采用电缆穿水煤气管直埋敷设，电缆沟道内电缆支架采用镀锌角钢。电缆防火采取封、堵、隔等防火措施。具体防火措施为：山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示305、范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 133 页 1、盘柜：柜内不带铁盖板的开关柜及下方的楼板孔洞，用上下两层防火隔板（上层隔板5mm厚，下层隔板10mm），阻火包、有机堵料组合封堵，楼板下防火隔板用M8膨胀螺栓固定，上侧防火隔板安装在柜盘内；柜内带有铁盖板的开关柜及下方的楼板孔洞，用1层10mm厚的防火隔板、阻火包、有机堵料组合封堵，防火隔板用M8膨胀螺栓固定在楼板上。2、对于配电箱、端子箱等配电装置的电缆进出口处用有机防火堵料封堵严密。3、在电缆沟的交叉和分支处设立阻火段，用阻火包、有机堵料和无机堵料组合封堵。4、电缆沟出墙处，用阻火包、有机堵料和无机堵306、料组合封堵。5、所有电缆管两端均采用有机堵料封堵严密。7.4.2消防电气 升压站消防配电主要包括：火灾自动报警及联动控制系统、事故照明、消防水泵、风机等。1、消防电源：采用独立的双回路供电，一回路由系统供电，另一回路接当地电源，两路电源在配电箱处自动切换。2、火灾自动报警及联动控制系统：火灾自动报警及联动控制系统电源引自交流不停电电源，同时该系统自身配备1套DC24V的备用电源。3、事故照明：升压站照明分为工作照明及事故照明。35kV开关柜室、二次设备室等设置事故照明，事故照明采用220V交流供电，当失去工作照明电源时，由直流电源供电，能维持事故照明2h。在安全通道、楼梯、出入口等处设置灯光显307、示的疏散指示标志。4、消防水泵：电源引自站用变配电母线（双路供电末端切换）。5、风机：消防风机电源采用双路末端切换供电。6、消防配电线路均暗敷于非燃烧结构内，或采用金属管保护，电缆均采用阻燃型电缆。7.4.3消防监控系统 根据火灾自动报警系统设计规范（GB 50116-2013）的有关要求进行升压站火灾自动报警及联动控制系统设计。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 134 页 在控制室设置1套壁挂式火灾报警控制器（联动型），监测各火灾探测器场所的火警信号，并可根据消防要求对消防水泵、风机、防火风口308、防火阀等实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动操作按钮。火灾报警系统留有与电气计算机监控系统的通信接口。升压站火灾监测对象为重要的电气设备、电缆层等场所。根据环境条件以及不同的火灾燃烧机理，分别选用感烟、感温探测器。探测器主要安装在控制室、35kV开关室、电缆层等场所；在各防火分区设置手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警按钮动作时，火灾报警控制器发出声光报警信号并显示报警点的地址，并打印报警时间和报警点的地址等相关信息。同时，按预先编制好的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的风机、关闭防火风口和防火阀、启动声光报警器，也可由值班人员在火灾报警控制器上309、远方手动操作。各消火栓箱处设有消火栓按钮，按下按钮即能启动消防水泵，火灾报警控制器可接收并显示启泵按钮地址以及消防泵工作状态信号。火灾报警控制器正常工作电源为交流220V，由动力配电箱供给，火灾报警控制器自带备用电源。当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。电缆（线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞电线。电缆敷设在电缆桥架上或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。7 7.5 5 通风空调防火设计通风空调防火设计 7.5.1通风空调 1、配电间设置事故通风。蓄电池室采用防爆风机，采用分体防爆空调器。2、所有房间进风口均采用防火风口。电气房间通风空调设备与消防中心310、联锁，火灾发生当室内温度达70时，防火风口自动关闭。根据消防报警信号，切断风机电源，防止火灾扩大或蔓延。待火灾后，手动打开排风机进行事故后排烟。3、通风系统空气均不作循环，各个房间均为独立的通风系统。7.5.2采暖 各建筑采暖设计均符合防火规范要求，均采用电暖器采暖。7.7.6 6 施工消防管理施工消防管理 7.6.1工程施工场地规划 施工总布置采用集中布置方式，布置在光伏电站附近，包括生产区及生活区，生山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 135 页 产区包括混凝土加工厂、钢筋加工厂、木材加工厂、311、设备修理厂、材料仓库、设备仓库等。7.6.2施工消防规划 1、施工现场的消防安全由施工单位负责。施工单位落实防火安全责任制，确定一名施工现场负责人，具体负责施工现场的防火工作，配备或者指定防火工作人员，负责日常防火安全管理工作。2、施工现场设置明显的防火宣传标志。施工现场的义务消防队员，定期组织教育培训，并将培训资料存入内业档案中。3、现场划分用火作业区、易燃易爆材料区、生活区，按规定保持防火距离。各类建筑设施、材料的防火间距见下表。各类建筑设施、材料的防火间距单位：m 类别 建筑物 临建 设施 非易燃 库站 易燃 库站 固定 明火处 木料堆 废料 易燃杂料 建筑物 20 15 20 25 2312、0 30 临建设施 20 5 6 20 15 15 30 非易燃库站 15 6 6 15 15 10 20 易燃库站 20 20 15 20 25 20 30 固定明火处 25 15 15 25 25 30 木料堆 20 15 10 20 25 30 废料易燃杂料 30 30 20 30 30 30 4、施工现场设置临时消防车道，净宽3.5m，并保证临时消防车道的畅通，禁止在临时消防车道上堆物、堆料或挤占临时消防车道。严禁占用场内通道堆放材料。5、施工现场配备足够的消防器材，并合理布局。关键部位应配备不少于4具的灭火器，要有明显的防火标志，并经常检查、维护、保养，保证灭火器材灵敏有效。6、现场313、配备2套消火栓合理布局，消防干管直径不小于100mm，消火栓处昼夜要设有明显标志，配备足够的水龙带，周围3m内不存放物品。7、施工现场的水源地，筑有消防车驶进的道路。8、严格执行“十不烧”规定。电焊工、气焊工从事电气设备安装和电、气焊切割作业，持有操作证和用火证。用火前，对易燃、可燃物清除，采取隔离等措施，配备看火人员和灭火器具，作业后必须确认无火源隐患后方可离去。用火证当日有效。用火地点变换，要重新办理用火证手续。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 136 页 9、施工现场使用的电气设备严格按照314、有关防火要求。临时用电安装过载保护装置，电闸箱内不使用易燃、可燃材料。施工现场存放易燃、可燃材料的库房、木工加工场所、油漆配料房及防水作业场所采用防爆灯，室内照明线穿管保护，开关设在室外。10、现场材料堆放：木料堆垛之间应保持一定的防火间距。木材加工的废料要及时清理，防止自燃。现场生石灰应单独存放，不与易燃、可燃材料放在一起，并应注意防水。易燃、易爆物品的仓库搭设在地势低处，电石库设在地势较高的干燥处。11、现场设置吸烟室，场内严禁吸烟。12、生活区设置严格按照消防管理规定。宿舍内严禁卧床吸烟，并设置2处安全门。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告315、 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 137 页 第八章第八章 土建工程土建工程山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 138 页 8 8 土建工程土建工程 8.18.1 概述概述 8.1.1 设计依据 1）业主与我院签订的设计合同；2）勘测定界图；3）院下达的山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目平价上网示范项目可行性研究设计阶段设计计划。4）专业间资料。8.1.2 设计主要原则 1）本期工程装机容量为 800MWp,规划 220kV 两座，进场、进站道路。316、2）光伏方阵尽量保持原地坪，整平采取局部场平。3）场区主路宽 6 米，最小转弯半径 7 米，混凝土路面。南北向主路边设排水沟。4）同串支架基础标高一致，组件串东西高差不能大于 200300mm，并尽量保证组串间高差均匀。5)本工程为考虑当地农业种植，光伏组件最低点高度满足农作物种植要求，最低点高于地面约 1.5 米。6）根据该工程总体布置图及电气专业资料，结合本地区地质、水文气象情况及业主要求，通过土建专业技术经济比较，推荐土建工程最佳方案，主要包括建筑物的平面尺寸、结构型式，地基处理方案等，并提出相应工程量。8.1.3 设计范围 光伏场区及升压站围墙内土建部分设计。8.1.4 设计内容 光伏317、场区内土建部分设计，包括场区规划、场区总平面布置，竖向布置，场区道路的设计以及支架、逆变器、变压器基础的设计；升压站建、构筑物设计。每座升压站设综合楼一座，包括 35kV 配电间、电子设备间、控制室、所用配电间、值班室等。8.1.5 设计等级 山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 139 页 本期工程装机容量 800MWp,根据光伏发电站设计规范（GB 507972012）该工程等别为 II,工程规模为大型。升压站等级 220kV，根据220kV750kV 变电站设计技术规程（DL 5218-201318、2）建筑物、构筑物的结构安全等级均不应低于二级，相应的结构重要性系数不应小于 1.0，设计使用年限 50 年。8.1.6 主要建筑材料 1）现浇、预制钢筋混凝土结构的混凝土等级C30、C25，垫层C10,C15。钢筋为HPB300、HRB335、HRB400 级，直径 628mm。2）砌体工程：Mu7.5、Mu10 烧结多孔砖，烧结普通砖，M7.5、M10 水泥砂浆、混合砂浆。3）钢结构：型钢、钢板 Q235B；焊条：E43、E50 螺栓：4.8、6.8、8.8 级 4）水泥采用普通硅酸盐水泥、矿渣水泥#425#525。8 8.2.2 基本资料和设计依据基本资料和设计依据 8.2.1 工程地质319、 拟选光伏电厂场位于大同市新荣区境内。拟选厂址区活动断裂不发育，地震活动微弱，无论从地质构造，还是从新构造运动上分析，均处于相对稳定地块，适宜进行该项目建设。8.2.1.1 光伏场区地质 新荣光伏发电平价上网项目工程所处地貌单元为中山区。地貌上属于山前洪积扇，地势向东倾斜，地形较平缓，地面标高一般在 13501380m。根据搜集资料及本次勘测成果，场地地基土主要由第四系上更新统洪积层组成，岩性以卵石夹块石、漂石及砂层透镜体为主，局部为坡洪积的粉土、粉质粘土，厚度一般大于 10m，下伏白垩系（K2Z）泥岩、砂砾岩等。各层性质简述如下：（1）层：粉土(Q4al+pl)，棕黄色，中密，稍湿，含岩屑、320、碎石等，分布于场地的大部分地段，厚度 0.31.0m；（2）层：层：黄土（粉土、粉质粘土）（Q3），黄棕色，中密或硬塑，稍湿，具层理，该层主要分布于场地的北部，厚度一般 15m；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 140 页（3）卵石(Q3)，灰色或黑灰色，夹块石、漂石及砂透镜体，卵石岩性成分为气孔状玄武岩，磨圆度中等，直径一般 515cm，充填物一般为砂土、岩屑等，中密，稍湿。本层分布于场地的大部分地段，厚度一般大于 10m。（4）层：泥岩、砂砾岩（K2z），紫红色、砖红色等，泥质结构，强等风化321、厚度 12m，该岩层出露于场地的北部，厚度大于 10m。拟选光伏发电场地内地下水类型主要为松散岩类孔隙水，地下水位埋深大于 20m，可不考虑地下水对地基基础的影响。地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋砼结构中钢筋具微腐蚀性；地基土对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋砼结构中钢筋具微腐蚀性。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）及建筑抗震设计规范（GB 50011-2010），本区抗震设防烈度为 7 度，设计基本地震加速度值为 0.15g，地震动反应谱特征周期为 0.40s，设计地震分组为第二组。拟选场址范围不存地震液化土层。根据收集到的资料以及现场踏勘分析，场区范围内无压矿问题；场区为322、地质灾害低发区，可不考虑不良地质作用影响。根据本次勘测及搜资结果，根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）第 4.1.3条和 4.1.6 条相关条款，拟选场址场地土类型为中软土，场地类别为 III 类。拟选场址区盐碱地区域电阻率范围值在 2001000（m）之间。拟选场址地基土最大冻深为 186cm。8.2.2 主要技术数据 1）设计基本风压 0.47kN/m2，基本雪压 0.21kN/m2；2）抗震设防烈度：7 度，设计基本地震加速度值为 0.15g,设计地震分组为第三组。3）最大冻结深度 186cm；4）电池组件重量 26.2kg；5）固定支架、固定可调支架。8.2.5 设计依据 323、1)变电站建筑结构设计技术规程(DL/T 5457-2012)；2)屋面工程技术规范(GB 503452012)；山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 141 页 3)火力发电厂与变电站设计防火规范（GB 502292006）；4）严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准(JGJ 26-2010)；5）光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD003-2011）；6）220kV750kV 变电站设计技术规程（DL 5218-2012）；7）火力发电厂土建结构设计技术规定（DL 5022-2012）；324、8）建筑工程抗震设防分类标准（GB 502232008）9）建筑抗震设计规范（GB 500112010）；10）构筑物抗震设计规范（GB 501912012）；11）混凝土结构设计规范（GB500102010）；12）钢结构设计规范（GB 500172003）；13）建筑结构荷载规范（GB 500092012）；14）建筑地基基础设计规范（GB 500072011）；15)建筑地基处理技术规范（JGJ 79-2012）；16）建筑桩基技术规范(JGJ 94-2008)；17）光伏发电站设计规范（GB 507972012）18）变电所总布置设计技术规程（DL/T 5056-2007）。8 8.3325、.3 总体规划总体规划 8.3.1 场区总体规划 本工程按 800MWp 统筹规划，本期一次建成。本工程总体考虑了场址地形条件、进场道路、进出线走廊、太阳能电池组件布置形式等各方面因素，进行统筹安排，统一布局。采用集中式布置形式。场区总布置在满足生产要求的前提下，尽量减小占地面积。考虑到该场址属于发电站，需建设生活、服务性质建筑。1）水源 生产生活及施工用水可以从项目场址附近用水管网接引，接水点需由业主与当地水利部门协调落实，或采用在配电区域站内打井的方式来满足生产生活及施工供水。设置蓄水池，将供水水源的水由管道输送到蓄水池。配电区域附近施工用水可直接用管道输送，其它距离较远的施工点用水可以用326、罐车或水箱运输。水质应满足生产、生活使用要求。施工期供水系统应考虑光伏电站建成后生产和生活用水需要，按照“永临结合”的山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 142 页 原则规划建设供水系统。2）场区排洪规划 拟建场址范围较大，各光伏板区域的水文条件不同。场址位于大同市新荣区深涧乡、西村乡附近的山坡地，光伏场址不受 50 年一遇洪水的影响。3）出线走廊规划 光伏发电项目新建二座 220kV 升压站，朝南出线。光伏电站最终接入系统方案，需经上级主管部门审查后确定。4）进场道路 本工程光伏场区内各片区分布327、较为分散，根据场址附近的对外交通情况，项目进场道路尽量利用上深涧村、刘安窑村、下深涧村、西村村等村庄附近既有道路分别进场，参考变电所总布置设计技术规程（DL/T5056-2007），进光伏场道路采用公路型，设计道路路基宽 5.0m，路面宽度 4.0m，采用山皮石路面，进场道路两侧设置排水沟。进站道路采用混凝土路面，路基宽 5.5m，路面宽 4.5m，长约 300m。8.3.2 场区总平面布置 场区的总平面布置结合站区的总体规划及电气工艺要求进行布置。在满足自然条件和工程特点的前提下，考虑了安全、防火、卫生、运行检修、交通运输、环境保护等各方面因素。1）光伏电站总平面布置 本工程规划容量为 80328、0MWp 光伏发电系统，本工程场地满足规划容量布置。站区初步总占地面积为 1881.175hm2。光伏场区各区域之间可以利用既有道路和新建场区道路进行连接。本期场区的光伏电池组件方阵由东向西依次布置，升压站位于场区中部，进站道路由既有县道引接。结合绿化统一布置，进行重点处理。场区范围内地质构造稳定，无不良地质构造。目前暂无拆迁，人口迁移等。总平面布置方案完全按照变电所总布置设计技术规程并参考光伏发电站设计规范（征求意见稿）规定执行，在满足规范及工艺要求的前提下，尽量压缩场区用地。2）升压站总平面布置 升压站一围墙中心尺寸 76163m，围墙内占地约 1.2388hm。场区电能通过箱变升山西省大329、同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 143 页 压后送入光伏厂区 220kV 升压站一。升压站一生产区位于南侧，生活区位于北侧，向东出线，由东侧进站。进站公路由东侧既有道路得胜大道引接。综合楼布置在站区北侧，生活消防泵房、污水处理设施、车库及材料库等各项辅助建构筑物布置在综合楼西侧。站区南侧布置 220KV 配电装置、主变压器及有关电缆、电线构架等电气设备，最南侧布置无功补偿装置，各个区间均有站内道路沟通。站内道路路面宽 4.5m，混凝土路面，道路宽及转弯半径满足运输及消防要求，一般情况取 9m，消防车可330、直通站内各建筑物。升压站一围墙为 240mm 厚、高 2.5m 的实体砌筑砖墙。出入口朝东，引接升压站东侧得胜大道。升压站二围墙中心尺寸 76183m，围墙内占地约 1.3908hm。场区电能通过箱变升压后送入光伏厂区 220kV 升压站二。升压站二生产区位于西侧，生活区位于东侧，向南出线，由南侧进站。进站公路由南侧县道 X020 引接。综合楼布置在站区东侧，生活消防泵房、污水处理设施、车库及材料库等各项辅助建构筑物布置在综合楼北侧。站区西侧 220KV 配电装置、主变压器及有关电缆、电线构架等电气设备，西侧布置无功补偿装置，各个区间均有站内道路沟通。站内道路路面宽 4.5m，混凝土路面，道路331、宽及转弯半径满足运输及消防要求，一般情况取 9m，消防车可直通站内各建筑物。升压站二围墙为 240mm 厚、高 2.5m 的实体砌筑砖墙。出入口朝南，引接升压站南侧县道 X020。山西省大同市新荣区 800MW 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 144 页 8 8.3 3.2.1.2.1 升压站一总平面布置图 8 8.3 3.2.2.2.2 升压站二总平面布置图 8.3.3 场区竖向布置 根据站址的水文气象资料，拟建厂址位于场址位于大同市新荣区深涧乡、西村乡附近的山坡地，场址范围内呈北高南低缓坡阶梯状，地面海拔标高在 1200332、1400m（1985年国家高程基准）。根据场区的场地条件和太阳能发电工程自身的特点，将光伏板的行（列）间距与场地坡度相结合考虑，以有效地利用场地，且使光伏板互不遮挡阳光，从而保证发电效率。光伏组件原则上按照地形地貌顺坡布置，场区内除施工道路及少数地形变化较为剧烈的区域外不进行场平，从而减少土石方工程量，降低工程造价。本场区由于地势较为平坦，故场区不做土方平整，仅对升压站进行处理。8.3.4 站区管沟布置 根据工艺要求站区管线的布置尽可能顺畅、短捷，减少埋深和交叉，并沿道路布置，以方便检修。地下管沟与建构筑物或其它管沟的距离则根据有关规程、规范要求确定管沟间距及埋深。山西省大同市新荣区 800M333、W 光伏+40MWh 储能光伏示范项目 可行性研究报告 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司 第 145 页 全站电缆沟均按考虑排水设计，电缆沟内积水排至沟内低点处设置的集水坑，集水坑内的积水定期由移动泵抽出。站区其它地下管线均采用直埋，包括给水管、排水管、消防水管等。主要技术指标见下表：光伏场区主要技术指标表光伏场区主要技术指标表 序号 项 目 名 称 单位 数量 备 注 1 改造道路 改造道路长度 km 64 路基5.0m，路面4.0m 改造道路占地（租地）hm2 19.2 原有路面3.0m 改造道路土石方量 挖方 m3 384000 土石比1:9 填方 m3 370000 排水及防护工程 护坡 hm2 50 喷薄植草 边沟 km 32 0.4X0.4土质边沟 路面工程 泥结碎石路面（岩石路基）km 57.6 20cm山皮石面层 泥结碎石路面（土路基）km 6.4 20cm山皮