泰国曼谷3MWp光伏电站工程技术方案20130603.doc

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1、泰国曼谷3MWp地面光伏电站工程技术方案2013年06月目 录1项目概述12总体设计12.1系统组成12.2设计依据13详细方案设计23.1光伏发电系统23.1.1光伏系统概述23.1.2 1MWp光伏分系统33.1.3并网逆变器选型33.1.4光伏组件的选型及设计53.1.5光伏防雷汇流箱设计73.1.6直流配电柜设计83.1.7 10kV升压箱变（美式箱变）93.1.8光伏监控系统113.1.9光伏系统接入163.1.10环境监测设计173.1.11 并网发电系统的防雷及接地184设备清单185.项目组织及人员安排206.施工206.1 技术准备206.2 现场准备216.3 项目管理、沟

2、通与协调216.4 工程施工流程216.5 实施进度计划226.5.1施工质量管理226.5.2安全文明施工措施23231项目概述太阳能发电是一种清洁可再生能源，与其他形式的发电技术相比，具有一系列特有的优势，主要为：(1) 太阳能取之不尽，用之不竭，地球表面接受的太阳辐射能，足够满足目前全球能源需求的1万倍。只要在全球4%的沙漠上安装太阳能光伏系统，所发电力就可以满足全球的需要。太阳能发电安全可靠，不会遭受能源危机和燃料市场不稳定的冲击。(2) 太阳能随处可得，可就近供电，不必长距离输送，避免了长距离输电线路上的电能损失。(3) 太阳能不用燃料，运行成本很低。(4) 太阳能发电没有运动部件，

3、不易损坏，维护简单，特别适合无人值守情况下使用。(5) 太阳能在发电环节不产生任何废弃物，没有噪声，对大气环境无不良影响，是理想的清洁能源。(6) 太阳能发电系统建设周期短，方便灵活，而且可以根据负荷的增减，任意添加或减少太阳电池方阵容量，避免浪费。本工程站址位于泰国曼谷。曼谷(Bangkok)，在泰语里是天使之都的意思，有“佛庙之都”之誉，是泰国的政治、经济、文化和交通中心，被列为东南亚第二大城市。两千多年前，曼谷原是一片被人称为泥海的沼泽地。1782年，泰国国王拉玛一世将都城迁到曼谷，用记录佛教经典的巴利文给新首都起了一个长名，将许多美好的称号都加在这个新首都名字上，泰国人简称其为共台甫，

4、而外国人称之为曼谷。 并有“佛庙之都”之誉，为黄袍佛国之泰国首都，位于湄南河下游，距暹罗湾40公里，全市面积1568平方公里，城市人口达到910万（2010年），是泰国政治、经济、文化、教育、交通运输中心及最大城市。曼谷市内河道纵横，货运频繁，有“东方威尼斯”之称。曼谷港，是泰国和世界著名稻米输出港之一。此外，曼谷还与中国的许多城市建立友好关系，如广州、北京、上海，潮州等等，跨国城际间的各种交往常年不断。曼谷位于湄南河三角洲，距暹罗湾40公里，离入海口15公里，全市面积1568平方公里。城市地跨湄南河两岸，地势低洼，平均海拔不足2米。经度：10031E，纬度：1345N 。曼谷属热带季风气候，

5、终年炎热，年平均气温27.5，6月份为全年最高气温35，而一年中最舒适的月份是11月至次年1月，那是曼谷的凉季，月均温度17-24左右，各种花卉依然绚丽多姿，曼谷此时景色最美，也是曼谷的最佳旅游季节。曼谷全年日照时间在2000小时以上，非常适合光伏电站的建设。图1-1 曼谷（泰国）气候资料2总体设计2.1系统组成光伏并网发电系统主要组成如下：（1）光伏电池组件及其支架；（2）光伏阵列防雷汇流箱；（3）直流防雷配电柜；（4）光伏并网逆变器；（5）升压变压器（6）环境监测仪；（7）系统的通讯监控系统；（8）系统的防雷及接地装置；（9）土建、配电房等基础设施；（10）系统的连接电缆及防护材料。2.2

6、设计依据 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法2009 GB 50054-95 低压配电设计规范 GB 50217-94 电力工程电缆设计规范 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 IEEE 1547:2003 分布式电源与电力系统进行互连的标准 IEEE 1547.1:2005 分布式电源与电力系统的接口设备的测试程序 IEC 62116 光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法 JGL/T16-92 民用建筑电气设计规范 GB 50057-94 建筑物防雷设计规范 GB 50217-94 电力工程电缆设计规范 GB/Z 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB 123

7、25 电能质量 供电电压允许偏差 GB/T14549 电能质量 公用电网谐波 GB 12326 电能质量 电压波动与闪变 GB/T15543 电能质量 三相电压允许不平衡度3详细方案设计3.1光伏发电系统3.1.1光伏系统概述利用泰国曼谷丰富的光照资源和土地资源，建设3MWp光伏电站。本工程采用分散安装，就地逆变，集中并网的设计方案，根据光伏组件选型，将系统分成3个1MWp并网发电单元。每1MWp单元通过一台1000kVA升压变压器升压至10kV，3MWp光伏集中接入10kV高压柜接入电网，实现并网发电。主接线图如图3-1所示：图3-1 3MWp光伏发电系统主接线示意图光伏电站采用“分散安装建

8、设，就地逆变升压至10kV，集中并网”的技术方案。即：1）电气线路上，光伏并网系统分成3个独立的1MWp单元。2）每个1MWp单元作为一个整体，为方便实施，采用箱变设计及箱变单元按照1MWp单元进行设计，将1MWp系统分成2个500kWp的并网发电单元，通过2台并网逆变器逆变后接入1台1000kVA 10/0.27/0.27kV双分裂绕组升压箱式变。 3）每个500kWp发电单元由500kWp组件和7个光伏防雷汇流箱、1个直流配电柜和一台500KW的并网逆变器组成，输出270V三相交流电。3.1.2 1MWp光伏分系统将1MWp系统分成2个500kWp的并网发电单元，由2台500kWp并网逆变

9、器接入1台1000kVA 10/0.27/0.27kV双分裂绕组升压箱式变。电池组件选用245Wp多晶硅电池组件，采用最佳倾角固定安装方式。根据500kW并网逆变器的MPPT工作电压范围（450V820V），每个电池串列按照20块电池组件串联进行设计。每个500kWp的并网单元需配置102个电池串列，2040块电池组件,其功率为499.8 kWp。为了减少光伏电池组件到逆变器之间的连接线，以及方便维护操作，建议直流侧采用分段连接，逐级汇流的方式连接，即通过光伏防雷汇流箱（简称“汇流箱”）将光伏阵列进行汇流。此系统还要配置直流防雷配电柜，该配电柜包含了直流防雷配电单元。其中：直流防雷配电单元是将

10、汇流箱进行配电汇流，分别接入2台500kW并网逆变器；再接入10/0.27/0.27kV升压箱式变。1MWp光伏发电系统示意图如图3-2所示： 图3-2 1MWp并网发电示意图3.1.3并网逆变器选型并网逆变器是并网光伏发电系统的核心转换设备，它直流侧连接直流汇流箱汇流过的直流电源经并网逆变器逆变后输出三相交流电。并网逆变器需具有较高的转换效率、完善的保护功能、优质的电能输出。逆变器的选型需满足如下要求： 先进的最大功率跟踪点技术，MPPT效率99%； 具有正弦波形的电流，额定功率时，功率因数约为l； 和监控系统电气分离，可采用多种通讯和显示方案； 具有通讯与故障诊断功能； 完善的保护功能，可

11、独立设定保护及运行参数，系统的可靠性更高； 安装操作简便；产品具有输出电能质量高，完全满足国家电能质量标准，保护措施完善，具有过载、短路保护，直流输入反接保护，孤岛效应保护，电网过欠压保护和电网过欠频保护，直流漏电保护和抗雷击保护。同时具有完全的自动运行功能，不需要任何的人工干预。在出现各种故障时，自动停止工作，故障状态消失后，逆变器将自动开始重新运行。逆变器自带的监测系统可以实时显示运行状态，并可记录运行数据和故障数据。相关技术参数如表3-1所示：表3-1 500kW并网逆变器技术参数表这个表格中的参数是有几项是盛宏逆变器的参数，如果采用柔性输电逆变器，请更换成柔性输电的并网逆变器参数主要参

12、数直流输入最大直流电压900VMPPT范围450V820V最大直流功率550kWp最大输入电流1200A交流输出额定输出功率500kW额定输出电压270V允许电网电压波动范围10%额定输出电流1070A 额定电网频率50Hz总电流波形畸变率3%（额定功率）功率因数0.99（额定功率），0.9可调系统参数机械参数最大效率98.6%防护等级IP20噪声65dB夜间自耗电100W工作温度-2555冷却方式强制风冷相对湿度10%95%，无冷凝污染等级3级保护类别1类最高海拔6000m（高于3000m降额使用）通讯接口RS485/以太网（选配）机械参数宽/高/深2700/2165/800mm重量2180

13、kg光伏并网逆变器采用32位专用DSP控制芯片，主电路采用先进的智能功率IPM模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术，可靠性高、保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。 采用32位DSP芯片进行控制； 太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT)； 有先进的孤岛效应检测方案； 具备低电压穿越功能； 具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关； 具有正弦波形的电流，额定功率时，功率因数约为l； 人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电

14、量（按月、按年查询）数据； 逆变器支持按照群控模式运行，并具有完善的监控功能； 逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。太阳能光伏组件串联的组件数量Ns设计原则 ：500kW并网逆变器的直流工作电压范围为450Vdc820Vdc注意此参数不对；光伏组串开路电压最大值不允许超过逆变器直流电压上限950V；根据以上得出光伏组件串联数为20块。单列串联功率P：P=2020245Wp=4900Wp考虑光伏电池板的一致性，单支路光伏阵列的工作电压为610V，组件组串在25时的开路电压为760V，从逆变器的输入范围和整个回路的绝缘水平来说，器件的选型和计算符合工程实际要求。3.1.4光伏组件的选型及

15、设计3.1.4.1光伏组件选型采用245Wp多晶硅组件，其规格参数如下表：表3-2 245Wp多晶硅组件规格参数 序号项目名称参数指标1峰值功率245Wp2峰值电压30.5V3峰值电流8.03A4开路电压38V5短路电流8.42A6温度功率系数-0.45%/7开路电压温度系数-0.35%/8短路电流温度系数0.05%/9额定电池工作温度45210工作温度-40+8511最高系统电压1000V12重量19.5kg13外形尺寸1640mm992mm40mm3.1.4.2安装倾角设计根据当地的辐射情况和位置，由设计软件得安装倾角为14度。3.1.4.3光伏组件间距计算与光伏阵列布置太阳能电池方阵间距

16、计算以冬至当天早9：00至下午3：00 太阳电池方阵不应被遮挡为一般原则，相应的经验公式如下：D = H其中为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，为阵列前排最高点与后排组件最低位置的高度差）。组件间距布置设计如下图所示： 图3-3 光伏组件间距图3.1.4.4 太阳电池组串单元的排列方式太阳电池组串单元中太阳电池组件的排列方式为竖向双排排放，如下图所示：图3-4 光伏组串排列（水平投影）图图3-5 光伏组串排列图3.1.5光伏防雷汇流箱设计光伏防雷汇流箱的接线方式可选择16进1出，即把相同规格的16路电池组件串列输入经汇流后输出1路直流。该光伏防雷汇流箱具有以下特点：该光伏防雷汇流箱具有

17、以下特点：1）满足室外安装的使用要求；2）可同时接入16路电池串列，每路电流最大可达10A；3）每路接入电池串列的开路电压值最大可达DC1000V；4）每路的正负极都配置高压直流熔断器，其耐压值不小于DC1000V；5）配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；6）采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的直流电压值不小于DC1000V。；光伏防雷汇流箱的电气原理框图如图3-6所示：图3-6 光伏阵列汇流箱配置图注：该图为标准16进1出光伏防雷汇流箱图，项目中用到的光伏防雷汇流箱根据实际情况来选择设计。3.1.6直流配电柜设计直接将多串的光伏组件的输出端口连接到逆变器是危险的

18、，也是不符合规范的，一旦系统出现故障，将危及光伏组件和系统的安全。必须在光伏组件的输出端设置配电器件来保护相关设备。光伏防雷汇流箱就地将多路直流电汇为1路直流电后通过电缆接入到直流配电柜内，直流配电柜将多台光伏防雷汇流箱的直流输出汇成1路输入到逆变器内，由逆变器将直流电转换为交流电输接入配电系统。电气原理框图如图3-7所示：）每个500kWp发电单元由500kWp组件和8个光伏防雷汇流箱组成，但是这张图上的汇流箱数量是7台。图3-7直流配电柜配置图3.1.7 10kV升压箱变（美式箱变）图3-8 美式箱变原理示意图3.1.7.1交流配电柜设计交流配电柜为逆变器提供输出接口，配置输出交流断路器直

19、接并网（或供交流负载使用），在光伏发电系统出现故障需要维修时，不会影响到光伏发电系统和电网（或负载）的安全，同时也保证了维修人员的人身安全。本方案中1MWp光伏子系统配置2面交流配电柜。交流配电柜具有以下特点： 配置交流断路器，具有短路、过流等保护功能； 配置电涌保护器，具有防雷功能； 配置指示灯，分合闸指示各1只； 系统布线简化、布局美观、操作简单； 维护方便、系统可靠性高、安全性高；3.1.7.2油浸式升压变压器（10kV）本期工程10kV箱变选用具有过载能力高、免维修、性价比优等特点的美式箱式变电站。升压变压器采用油浸式双分裂绕组变压器，电压等级为10.5/0.27/0.27kV。10.

20、5kV侧采用油浸式高压负荷开关加熔断器保护。箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。变压器主要技术参数： 主变压器名称：散热器组油箱全密封三相双分裂绕组无励磁调压变压器变压器型号：S11-1000变压器性能：油浸、自冷、全密封、低损耗额定容量：1000kVA额定频率： 50Hz联接组标号： D，yn11，yn11阻抗电压： 6.5噪声水平： 55dB容量(kVA) 1000空载损耗(W)： 1440W，偏差范围按国标负载损耗(W)： 12200W 偏差范围按国标空载电流： 1.1%变压器绝缘水平（kV）： 设备最高电压（有效值）12kV 额定雷电冲击耐受电压（峰值）全波：

21、75kV 截波：85kV 额定短时工频耐受电压（1min,有效值）高压/低压：35/5kV变压器抗短路能力：按现行国标执行。其它参数如额定短路耐受电流、额定峰值耐受电流、温升等均按现行国家标准执行，并根据高海拔要求进行修正。变压器承受短路能力：按现行国家标准执行。变压器要求装设电子式温控器（提供RS485接口，MODBUS规约）。铁心材料选用进口优质高导磁冷轧晶粒取向硅钢片，绕组采用优质材料满足国标要求。绝缘液体： 采用25#绝缘油。3.1.8光伏监控系统3.1.8.1概述许继电气在多年的电力系统发电、变电和电网运行监控系统实施的基础上，针对并网光伏发电监控系统的特点，继制定了太阳能光伏发电监

22、控系统设计技术规程的国家标准(许继是光伏监控国标的唯一起草单位)之后，全力打造出了Solar-8000综合自动化系统产品。Solar-8000监控系统为发电系统的安全运行而设计。发电系统通过配置相应的保护设备实现对所有站内电气设备的运行安全，以及对所供负荷和并网电网的连接安全，监控系统将实时监测这些发电设备本身及其保护设备运行状况。监控系统将尽可能地提供各种自动化功能，确保运行和检修人员能够远离各种危险和防止误操作。Solar-8000监控系统为发电系统的可靠运行而设计。监控系统将实时监测各种设备的运行工况，对设备产生的异常信号在监控界面上进行声光信号的报警，以提醒运行人员进行处理。监控系统实

23、时监测发电电能质量指标，对电压、频率、功率因数、三相不平衡率、谐波含量等关键指标进行实时分析，发现指标偏差及时进行声光信号报警，情况严重的自动对设备进行控制调整，以确保发电系统能提供质量可靠的电能。监控系统本身的可靠性设计也是系统可靠性的重要方面，重点从通信网络的可靠性和监控软件系统的可靠性两方面进行了考虑。Solar-8000监控系统为发电系统的经济运营而设计。对未限制并网功率的发电系统，监控系统将从系统层面控制所有发电设备进入最大功率状态，以提高全站发电经济效益。对限制了并网功率的发电系统，监控系统将从系统层面对发电设备自动进行计划停机管理，延长设备使用寿命。监控系统本身的设计，尤其是设备

24、配置和通信网络规划方面，在保证可靠性和性能的基础上，将尽可能考虑经济性目标，以缩小发电站的总体投资及运营成本。Solar-8000监控系统为发电系统的监管方便而设计。现场设备将提供就地监控功能，采用操作按钮或简易操作屏幕方式实现，在监控系统计算机或网络出现故障的情况下能就地进行操作。对一般带储能专供发电系统或小型并网发电系统将直接采用远程监控方式把多个发电系统集中进行监控，减少投资的同时方便统一监控与运营。对需要建立现场通信网络甚至多级网络的发电系统，将针对实际情况在网络规划与布线、设备配置和部署上做到简洁明了，以方便运行和维护人员的工作。Solar-8000监控系统无论在硬件配置、网络规划和

25、设备部署上，还是在软件系统结构设计和功能配置上，将全面支持各种结构和部署模式的光伏发电系统，软硬件系统都将针对具体工程场景进行灵活配置。3.1.8.2设计原则本设计遵循光伏电站自动化监控系统的总体建设目标，坚持以使整个系统具有安全性、可靠性、灵活性、经济性、简便性等特性为设计总则。3.1.8.3系统特点（1）采用局部网的全分布式开放系统结构，主机/操作员站使用开放的操作系统，直接接入网络，可获得高速通讯和共享资源的能力。（2）网络上接入的每一设备都具有自己特定的功能。实现功能的分布，既提供了某一设备故障只影响局部功能的优点，又利于今后功能的扩充。（3）技术的先进性和结构合理性：采用分层、分布式

26、结构（现地层和主控层两层），先进的网络通讯技术，所有现地单元连在网上，层次简化，可靠性高，扩展性强，通信速度快。（4）安全性和高可靠性：系统主要硬件设备均采用国内外先进设备，满足光伏电站恶劣环境下正常运行的需要。（5）系统的经济性：综合设计思想合理，减少建设投资和维护费用。（6）系统可扩展性：整个系统通过标准以太网连接，单元可按要求任意增减。（7）系统的设计规范和基本技术条件遵循IEEE和IEC等有关国际标准、国家标准和部颁标准的规定要求。3.1.8.4系统结构光伏监控系统包括两部分：站控层和就地层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心。光伏监控系统通

27、过以太网与就地层相连,就地层按照不同的功能的系统划分，以相对独立的方式分散在配电装置室中，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层各电气设备的监测和断路器控制功能。综合自动化系统通过数据上送装置与鉴衡中心数据中心实现数据通讯。站控层由计算机网络连接的监控主机及操作员站、远动站等组成，提供站内运行的人机界面，实现管理控制就地层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方控制中心通信。就地层设备由测控单元、通信单元、网络系统和逆变器等构成。它直接采集处理现场的原始数据，通过网络传送给站控层监控主站，同时接收站控层发来的控制操作命令，经过有效性判断、闭锁检测、同步检测等，最后对设备进行操

28、作控制。网络采用光纤以太网，交换机采用10/100高速工业以太网。监控对象为光伏系统中带有通讯接口的设备与装置。图3-9 光伏监控系统图3.1.8.5系统功能系统功能包括：数据采集与处理、报警处理、控制操作、时钟同步、人机界面、远动功能、继电保护和故障信息管理、有功功率自动调节子系统、电压无功自动控制子系统。3.1.8.6光伏监控系统性能指标1）测量值指标a、交流采样测量值误差：不大于0.2（I、U），不大于0.5（P、Q）b、直流采样模数转换误差：不大于0.2c、越死区传送整定最小值：不小于0.52）状态信号指标a、信号正确动作率：不小于99.99%b、事故采集装置SOE分辨率：不大于2毫秒

29、3) 实时响应指标a、操作员发出操作指令到I/O单元输出和返回信号从I/O单元输入至CRT显示器上显示的总时间：不大于3秒b、从数据采集装置输入值越死区到CRT显示： 不大于2秒c、从数据采集装置输入状态量变位越死区到CRT显示：不大于2秒d、模拟量数据更新周期：不大于2秒e、数字量数据更新周期：不大于1秒f、动态画面整幅调用响应时间：实时画面不大于1秒、其他画面不大于2秒g、画面实时数据刷新周期： 310s,可调h、双机自动切换至功能恢复时间：不大于15秒g、脉冲量数据更新周期： 5XN（N=1，212min）可调h、遥控、遥调命令传送时间：不大于4秒i、遥测信息传送时间：不大于3秒（从I/

30、O测控单元输入突变量至远动工作站向调度发出报文）j、遥信变位传送时间：不大于2秒（从I/O测控单元输入突变量至远动工作站向调度发出报文）4)事故追忆事故追忆前后时间段（最长事故前5分钟、事故后10分钟）、追忆模拟量的数量、追忆数据取值间隔时间（1秒到10秒）均可灵活配置。能够同时存放10各事故追忆事故表。事故追忆点数不受限制。5)实时数据库容量1）模拟量：大于40000点2）开关量：大于60000点3）电度量：大于10000点4）遥控量：大于10000点5）虚拟量：大于20000点6)历史数据库存储容量1）历史曲线采样间隔160min，可调。2）历史趋势曲线，日报，月报，年报存储时间只受磁盘存

31、储空间限制。3）历史趋势曲线数量理论上不受限制，只受磁盘存储空间的限制。4）历史告警数据保存事件理论上不受限制，只受磁盘存储空间的限制。5）历史数据具体保存周期可由用户自行定义，至少保存最近两年到三年内的历史数据。7)可靠性指标1）系统可用率：不小于99.9%2）遥控、遥调执行可靠率：不小于99.9%3）计算机工作站平均故障间隔时间（MTBF）：不小于20000小时4）数据采集及控制装置平均故障间隔时间（MTBF）：不小于27000小时8)校时误差监控系统时间与GPS/北斗标准时间的误差：不大于1 ms9) CPU负荷率所有计算机的CPU负荷率，在正常状态下（同时处理模拟量更新处理30%，数字

32、量变位处理20%）任意5min内小于30%，在事故情况下（同时处理模拟量更新处理100%，数字量变位处理50%）任意10s内小于50%。10)网络负荷率以太网负荷率，在正常状态下（同时处理模拟量更新处理30%，数字量变位处理20%）任意30min内小于25%，在事故情况下（同时处理模拟量更新处理100%，数字量变位处理50%）任意10s内小于35%。3.1.9光伏系统接入该工程建设总装机容量为3MWp的光伏电站，该光伏发电系统采用“分散安装，就地逆变，集中上网”技术方案，以1个接入点接入就近10kV母线。系统主接线如图3-10所示。图3-10 光伏发电系统主接线图3.1.10环境监测设计在太阳

33、能光伏发电场内配置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、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。环境监测装置如图3-11所示。图3-11环境监测装置图3.1.11 并网发电系统的防雷及接地太阳能光伏发电系统的雷电入侵路径，除光伏组件外，还有配电线路、接地线以及它们的组合。为了保证电力系统的安全运行和光伏发电及电力设施的安全，并网光伏电站必须有良好的避雷、防雷及接地保护装置。防雷击的主要措施是安装避雷针，本项目户外设备安装位置在整个环境中不是最

34、高建筑物，所以设计为：把所有钢结构与整个建筑的防雷网相连，以达防雷的目的。本项目采取以下防雷电措施：在光伏系统直流输入处和交流输出处设计了防雷装置，并接地以确保设备的安全，避雷元件分散安装在接线箱内，也安装在配电柜内。防雷接线箱一般安装在光伏组件附近，必须满足室外安装的要求，防护等级一般为IP65。整个系统采用三级防雷措施：设备级：组件的铝合金边框以及金属支架通过接地扁钢与屋顶防雷扁钢带可靠焊接；直流侧级：直流汇线处采用直流防雷模块，最终与防雷带连接；交流侧级：在交流柜内采用交流防雷模块，与电气防雷带连接。对于系统防雷和安全用电来说，可靠的接地是至关重要的。本设计中，支架、光伏组件边框以及连接

35、件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接，并于接地网就近可靠连接，各连接点的接地电阻应小于10欧姆。机房内的交流配电柜、直流配电柜的外壳及各逆变器的接地端子和机房内的接地体进行牢固的电气连接，各连接点接地电阻应小于4欧姆。4设备清单表4-1 设备清单表序号设备名称及规格单位数量一3MWp光伏电站1光伏组件Wp29988002支架套13水泥基础套14防雷汇流箱台4253MW逆变单元直流配电柜面6500kW并网逆变器台6通风及照明套3逆变房套3RS485串口服务器SGU-802台3光纤收发器对3逆变器数据采集柜面36箱变交流柜面610/0.27/0.27kV 分

36、裂式变压器台3高压柜面3箱变通风照明套3箱体及附件套3710kV出线柜含断路器、1块电度表面1810kV计量柜含CT、PT、预留2块电度表位置面19保护测控柜保护测控装置、电能质量、UPS、开关电源套110电缆及附件套111桥架套112光伏场接地套1二监控系统（含预测）1监控主机台12功率预测服务器台13语音报警装置台14打印机台152工位工作台（含椅子）套16卫星同步时钟套17通讯屏面17.1光伏监控远动装置台17.2天气预报下载装置台17.3反向隔离装置台17.4功率预测远动装置台17.5硬件防火墙台27.6交换机台17.7SGU-801通讯接入装置台17.8屏柜及附件面18操作系统套19

37、监控系统软件套19.1基本监控系统套19.2功率调节系统套19.3功率预测系统套110环境气象监测仪套111通迅线缆套1三其它1安装施工项12运输费项13调试费项14设计费项1注：此设备清单中的设备数量视具体的项目情况而定。5.项目组织及人员安排本工程主要技术及管理人员安排如下：项目经理1名， 电气工程师1名， 产品工程师1名， 质量员1名， 安全员1名， 材料员1名。项目组织结构如图5-1。图5-1项目组织结构图6.施工6.1 技术准备技术准备是决定施工质量的关键因素，本项目在施工前主要进行以下几方面的准备工作：（1）先对实施工现场进行勘测和调查，考查建筑结构、位置及环境,配电情况等有关数据

38、并对资料进行分析汇总，做出切合实际的工程方案。（2）准备好施工中所需的各种规范，作业指导书，施工图册有关资料及施工所需各种记录表格。（3）组织施工队熟悉图纸和规范，做好图纸初审记录。（4）技术人员对图纸进行会审，并将会审中问题做好记录。（5）确定和编制切实可行的施工方案和技术措施，编制施工进度表。6.2 现场准备（1）物资的存放准备一座临时仓库：主要贮存并网发电系统的逆变器、光伏组件、太阳电池支架、线缆及其它辅助性的材料；（2）主要设备及工程材料准备施工前由质量员对太阳能电池组件、方阵支架、并网逆变器等设备进行检查验收，确保所有设备质量满足设计要求，准备好各种工程用具、施工所需的各种主要原材料

39、和辅助性材料。（3）建设单位现场管理人员办公场所与用户方沟通, 在施工区域附近准备一间办公场所,以便建设单位现场管理及技术人员办公。6.3 项目管理、沟通与协调项目因合作单位较多,为保障整个工程的质量及进度,成立项目建设协调小组,由用户方牵头,各相关合作单位安排专人共同组成。6.4 工程施工流程工程施工主要流程为：项目土建施工设备安装设备调试并网运行调试试运行竣工验收。如下图所示： 图6-1 光伏系统施工流程图6.5 实施进度计划6.5.1施工质量管理1）施工质量符合规范要求。2）严格按许继电气制定的工程质量管理制度实行自检，互检和复检，具有实测数据和签证手续。3）设备及安装施工材料均需有质量

40、合格证，并对品种、数量、外观、出厂日期等进行验收，如有异议应会同有关部门签定后方能发放施工。4）严格操作规程，按工艺要求施工。5）对参加施工人员进行质量教育，增强施工人员的质量意识。6）工地定期进行质量安全例会和坚持自检制度。7）施工过程中，应做好施工日记，安装原始记录，整理好有关技术资料并保存完好。6.5.2安全文明施工措施1）建立安全作业教育，检查制度，强化安全意识，加强施工人员的安全技术教育，认真执行电力安全作业有关规程；2）建立施工现场管理制度； 3）建立机械、电气安全作业管理制度，所有施工、用电设备均作好接地保护，手持电动工具要设漏电保护开关，使用前应检查机具是否良好，以防发生意外事故；4）遵守电力施工管理制度，施工队及现场管理人员进出现场须遵循郑州财专管理制度； 施工建设单位进场前须提前联系并征得同意方可进场施工，工地每天收工时与相关现场管理人员交代清楚，完成一个阶段的任务后，离场须通知现场工程负责人；5）现场工具和材料堆放要排列整齐；6）施工建设单位在施工中保持良好沟通，工程施工中服从相关管理部门安排。