【正文】 此外，還有反映運行設備異常的告警信號，同時設置事故總信號。 遙測功能 ： 包括中調、地調所需要的交流電流，交流電壓，頻率、有功、無功功率、 直流系統(tǒng)母線電壓 等模擬量以及有功、無功 電度量 。歷史數據記錄 178。事件順序記錄及故障處理 178。 （ 2） 監(jiān)測功能 178。第三層控制在隔離開關就地操作機構箱上，通過選擇開關和控制按鈕進行操作控制，主要作為開關檢修，調試時用，也是控制操作的最后后備方式。第一層控制設置在站內監(jiān)控人機界面工作站上，可通過鍵盤或鼠標進行控制操作， 是 在站內操作控制的主要方式。第一層控制同上第一層；第二層控制同上第三層 ： 第三層控制設置在 10kV 開關柜上，通過選擇開關和控制按鈕進行操作控制，主要作為開關檢修、調試時用，也是控制操作的最后后備方式。第四層控制在斷路器就地操作機構箱上，通過選擇開關和控制按鈕進行操作控制，主要作為開關檢修、調試時用，也是控制操作的最后后備方式。 當計算機通訊網絡完全失效，而不能通過遠動通道在調度中心和站內人機界面工作站上對斷路器控制操作 時， 測控柜控制是 主要 的 后備 控制 方式 。第一層控制設置在站內監(jiān)控人機界面工作站上，可通過鍵盤或鼠標進行控制操作，作為在站內操作控制的主要操作方式?，F地控制級設備主要由測控設備和保護設備組成，保護設備 獨立，測控裝置采用面向設備， 單元化設計。分層即設置全所控制級和現地控制級二層結構，二層之間通過網絡互聯；分布即現地控制級 的 保護與測控相互獨立。 升壓站（ 35kV）控制、保護、測量和信號 l、 35kV 升壓站控制采用微機監(jiān)控的變電所自動化系統(tǒng)，將變電所的二次設備 （ 包括控制、保護、信號、測量、自動裝置、遠動終端等 ） 應用自動控制技術 、 微機及網絡通信技術，經 過功能的重新組合和優(yōu)化設計，組成計算機的軟硬件設備代替人工對變電所執(zhí)行監(jiān)控、保護、測量、運行操作管理，信息遠傳及其協調。 35 光伏發(fā)電系統(tǒng)應設防反二 極 管及直流側熔斷器，對逆變器設有過載、短路、過壓、欠壓等保護，保護裝置動作后同時發(fā)出保護裝置動作信號。主要實現光伏發(fā)電系統(tǒng)正常運行控制和安全保護、故障檢測及處理、運行參數的設定、數據記錄顯示以及人工操作，配備有多種通訊接口，能夠實現就地通訊及遠程通訊。繼電保護間、所用配電室和蓄電池室均布置在主控制樓內，主控制樓布置在站區(qū)北側。 10kV 配電裝置布置在站區(qū)西北側，采用 屋內開關柜單列布置。主控制室、建筑主要通道 、 繼電保護室、蓄電池室、所用電室、 10kV 配電裝置室設置疏散指示燈。照明設正常照明和事故照明。光伏發(fā)電系統(tǒng)保護接地、工作接地、過壓保護接地使用一個接地裝置，按小接地短路電流考慮，接地裝置的接地電阻值不大于 4Ω。變電站接地裝置采用以水平接地體為主的復合接地裝置。 10kV 屋內配電裝置 ， 為防止雷電侵入波及操作過電壓，在進、出線均裝設過電壓保護器。 變電站采用架構避雷針和獨立避雷針組成防直擊雷聯合保護。 電 纜：逆變器與變壓器低壓側選用 VLV22。 隔 離 開 關：選用 ZN35T/400。 3179。所用變壓器擬采用 干 式變壓器， 380/220V 配電裝置選用 GCS型抽屜式開 關柜。 %/，接線組別 Y， yn0。 ％ /，接線組別 Y， yn0；另一臺由 10kV 線路引接，電壓 10177。自用電源分別通過、 ；所用 電壓為 380/220V，為中性點直接接地系統(tǒng)，變電所設 2 臺容量為 200kVA、互為備用的站用變壓器，一臺電源由站 內 10kV 母線引接，電壓 10177。 3179。在 10kV 32 側安裝 2Mvar 動態(tài)電容補償裝置。 升壓變電站主接線方式 升壓變電站裝設一臺 雙繞組有載調壓變壓器。本工程安裝的 光伏電池組件采用每 1MW 一變，共 2 臺 相變，以 2 回 35kV線路通過地埋電纜接入光伏電站 35kV 開關站的 35kV 母線上。 在赤峰市元寶山區(qū) 光伏發(fā)電站建設 35kV 升壓站一座，本期 光伏發(fā)電系統(tǒng)以 10kV 電壓等級接入光伏發(fā)電站升壓站，光伏發(fā)電站升壓站出單回 35kV 線路至 站址附近 110kV 變的 35kV 側 。 31 6 電氣 電氣一次 接入電力系統(tǒng)方式 本項目發(fā)電量大部分自用，余量上網。最佳安裝角度45176。 表 54 各月水平面上的平均輻射量 月 1 2 3 4 5 6 輻射量（ kWh/m2/day） 月 7 8 9 10 11 12 輻射量（ kWh/m2/day） 表 55 各月平均溫度 月 1 2 3 4 5 6 溫度（℃） 20 月 7 8 9 10 11 12 溫度（℃） 本工程光伏組件選用單晶硅太陽電池組件，可按 25 年運營期考慮，系統(tǒng) 25 年電量輸出衰減幅度為每年衰減 %，至 25 年末，衰減率為 20%。太陽能日照數擬采用 NASA 數據庫提供的 22 年間太陽輻射數據的平均值。 機組的可利用率 雖然太陽能電池的故障率極低，但定期檢修及電網故障依然會造成損失，其系數取 1％，機組可利用率為 99％。 （ 2） 光伏 電站內用電、線損等能量損失 初步估算電站內用電、輸電線路、升壓站內損耗。 電力調節(jié)系統(tǒng)的損耗 （ 1） 逆變器的平均效率 逆變器是用來控制太陽電池方陣和把直流輸出變?yōu)榻涣鬏敵龅膬x器。當它們的溫度升高時，不同類型的大多數電池效率呈現出降低趨勢。見示意 圖 5圖 54。各區(qū)之間用 維修 道路分開，區(qū)內再以 100kW 作為子系統(tǒng)劃分。每十個子系統(tǒng)組成一個 1MW 分系統(tǒng)。經過計算得光伏網陣平面布置時 CNPV180W 組件行間距離為 。行間距離的計算要相對復雜一些，通常陣列的影子長度因安裝場所的經度、季節(jié)、時間不同而異，如果在最長時間的冬至，從上午 9 時至午后 3 時之間，影子對陣列沒有遮擋，那么光伏輸出功率就不會有影響。 保護功能： 26 極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過熱保護、過載保護、接地保護； 系統(tǒng)通訊： 通訊接口： RS485 或 CAN 總線； 電網監(jiān)測：按照 UL1741 標淮。該逆變器克服了晶閘管有源逆變的一切弊病，可靠性高，保護功能全，且具有電網側高功率因子正弦波電 流、無諧波污染供電等特點。逆變器型號采用 SG100K3。 逆變器的選擇 并網逆變器具有最大功率跟蹤功能，該設備用來把光伏方陣連接到系統(tǒng)的部分。本項目 中固定安裝系統(tǒng)的 方陣傾角經過RET Screen 能源模型 — 光伏項目軟件優(yōu)化， 以及綜合考慮節(jié)約用地的原則， 本次固定的太陽能支架方陣斜角為 45 度。 所以本項目安裝固定形式的支架系統(tǒng)。光伏跟蹤器可分為如下類型：單軸跟蹤器、方位角跟蹤器、雙軸跟蹤器， 不同跟蹤系統(tǒng)在當地條件下對發(fā)電量 （ 與固定支架相比 ）的影響不同，雙軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高約 29％，單軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高 25％，方位角跟蹤器能使方陣能量輸出提高 21％。 35 g 電池片轉換效率： % h 組件轉換效率： % 1580 35 808 圖 51 CNPV180M 正面詳圖 FRONT VIEW 24 圖 52 CNPV180M 背面詳圖 光伏系統(tǒng)方陣支架的類型 太陽能電池陣列用支架 光伏系統(tǒng)方陣支架的類型有簡單的固定支架和復雜跟蹤系統(tǒng)。 組件參數如下： a 最大功率（ Pmax）： 180Wp 23 b 開路電壓（ Voc）： 43V c 短路電流（ Isc）： d 最大功率點電壓（ Vmp）： 35V e 最大功率點電流（ Imp）： f 組件尺寸（ mm）： 1580179。 本工程太陽能電池組件擬采用單晶硅太陽能電池組件。而 180W 的單晶硅電池組件和 100W 非晶硅薄膜電池組件外形尺寸相差不大。而非晶硅薄膜電池目前 Pm 較大的也就 100W 左右。應用高品質的金屬漿料制作背場和電極，確保良好的導電性、可靠的附著力和很好的電極可焊性。 （ 3）單片電池組件在封裝過程中采用先進的擴散技術，保證片內各處轉換效率的均勻性。先進的生產技術其光電轉換效率可達到 16%— 17%，而多晶硅太陽電池光電轉換效率最高可達 15%— 16%左右，非晶硅薄膜太陽電池實驗室最先進的技術光 22 電轉換效率也不大于 10%。 （ 1）單晶硅太陽電池組件作為目前技術最為成熟，應用最廣的電池組件。非晶硅薄膜太陽電池光電轉換效率相對較低，但它成本低，重量輕，應用更為方便。單晶硅太陽電池光電轉換效率相對較高，但價格相對較高。由于薄膜電池的特有結構，在光伏建筑一體化方面，有很大的應用優(yōu)勢。當前商業(yè)應用的薄膜電池轉化效率較低，硅基薄膜電池為 58%， CdTe 電池為11%， CIGS 電池為 10%。當前國際上已建成的大型光伏并網電站基本上采用晶硅電池。在光伏電 池組件生產方面我國 2020 年已成為第三大光伏電池組件生產國，生產的組件主要出口到歐美等發(fā)達國 21 家。 當前商業(yè)應用的太陽能電池分為晶硅電池和薄膜電池。選擇的原則可參照供貨商的價格、產品供貨情況、保障、效率等。 5 太陽能光伏系統(tǒng)的選型、布置和發(fā)電量的計算 太陽能光伏系統(tǒng)的選型 在光伏電站的建設中，光伏系統(tǒng)的選型主要根據制造 水平，運行的可靠性，技術的成熟度和價格，并結合光伏電場的具體情況進行初步布置，計算其在標準狀況的理論發(fā)電量，最后通過技術比較確定機型。由此可見，開發(fā)新能源特別是 太陽 能資源將成為我國改善能源危機、調整電力結 20 構的重要措施之一。 開發(fā)新能源是我國能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分，我國政府對此十分重視，《國家計委、科技部關于進一步支持可再生能源發(fā)展有關問題的通知》（計基礎 [1999]44 號）、國家經貿委 1999 年 11 月 25 日發(fā)布的《關于優(yōu)化電力資源配置，促進公開公平調度的若干意見》和1998 年 1 月 1 日起施行的《中華人民共和國節(jié)約能源法》都明確鼓勵新能源 發(fā)電和節(jié)能項目的發(fā)展。 19 赤峰市電力電量預測 表 41 赤峰市電力電量預測 單位：億 kWh、 MW 年份 2020（實際） 2020 年 2020 年 十一五遞增 2020 年 2020 年 2020 年 十二五遞增 全社會用電量 18 16% 29 10% 網供最大負荷 232 245 260 11% 285 310 400 9% 光電站建設必要性 太陽能是一種清潔能源，是取之 不盡、用之不竭的可再生能源，與傳統(tǒng)能源相比，太陽能發(fā)電不依賴外部能源，沒有燃料價格風險，發(fā)電成本穩(wěn)定。根據赤峰城市發(fā)展規(guī)劃，未來兩年將有通裕集團特鋼等36 個用電負荷較重的項目陸續(xù)在赤峰工業(yè)園區(qū)投產。 近年來，赤峰市國民經濟逐年加速增長， 2020 年在國際金融危機的背景下，全市仍然完成生產總值 123 億元，同比增長 %。 目前赤峰供電區(qū)域內的常規(guī)電源中，直接接入 220kV及以上電網的發(fā)電廠 2座，其中元寶山發(fā)電廠主要為東北電網供電，裝機容量達到 2100MW，除部分滿足本地負荷外，大部分電力通過 500kV元董兩回線送入遼寧電網；赤峰熱電廠在擴建了 2臺 135MW的供機組后裝機容量為 349MW，通過 2回 220kV線路接入赤峰一次變。 赤峰 市電網現狀 赤峰地區(qū)電網位于東北電網的西部，目前赤峰地區(qū)電網以 220kV 電壓等級電網為主干網架，赤峰地區(qū)現有 220kV變電站 12座。 2020 年至 2020 年預計投產發(fā)電裝機規(guī)模 41000MW，到 2020 年全區(qū)發(fā)電裝機總容量將達到 1 億 kW。黑龍江省中部負荷中心形成哈南～永源～綏化～大慶的環(huán)網結構，吉林省中部負荷中心形成合心～長春南～東豐～包家的環(huán)網結構，遼寧省中部負荷中心形成沙嶺～沈北～沈東～徐家～南芬～王石～鞍山～遼陽的雙回路環(huán)網結構，大連受端電網形成三角環(huán)網結構。預計到“十一五”期末，東北電網基本形成“西電東送、北電南送”的網 架結構。到 2020 年底，發(fā)電裝機總量達到 59410MW，結轉“十二五” 17200MW。投產電站規(guī)模 17540MW，其中，常規(guī)水電 835MW， 17 抽水蓄能 750MW，火電 15470MW，風電 480MW。h，最大負荷 79770MW。 2020 年～ 2020 年用電量預計年均增長 ％，最大負荷年均增長 ％。h，最大負荷將達到 45820MW。 截至 2020 年底，東北電網區(qū)域已建成并網發(fā)電的風電場總裝機容量為 ，主要分布在遼寧沿海一帶以及吉林西部、黑龍江東部和內蒙古赤峰、通遼地區(qū)，總裝機臺數 1236 臺，其中內蒙古赤峰、通遼地區(qū) 320MW。 東北電網共有 500kV 輸電線路 3