温县黄河滩涂100MW太阳能电站
示范项目建议书
南京双豪机电一体化有限公司
2012年6月
目录
一、概况（一）地理位置（二）太阳能资源情（三）当地上网电二、项目情况三、技术实施方案
（一）美观而牢固支架结构体（二）光电系统技术设计方（三）节能量计（四）运行维护和管（五）数据监测与远传系统（六）进度计划与安排（七）监控系统描述（八）系统方案配置（九）系统安全四、项目保障措（一）质量保障措施（二）资金来源及使用办法（三）项目实施进度管理措施
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一、概况
（一）地理位置
温县地处豫北平原西部，南临黄河，北依太行，历史悠久，人杰地灵，属黄、沁河冲积平原，暖温带大陆性季风气候，四季分明，光照充足，土地肥沃，总面积462平方公里，属暖温带大陆性季风气候，北纬35.14°东经113.12°。年平均气温14.3°C，年降水量552.4毫米，无霜期210天，是重要的产粮县。工业形成了机械、电子、化工、医药等10大支柱产业。主要土特产有山药、地黄、银菊花、牛膝。是闻名中外的太极拳发祥地（陈家沟），三国著名军事家司马懿的故里，而温县也正在发展与此相关的旅游业。盛产的山药、地黄、菊花、牛膝“四大怀药”享誉中外。全县总面积462平方公里，辖262个行政村，总人口41.9万人。
焦作温县黄河滩涂卫星高清图
（二）太阳能资源情况
温县地处东经113.12°、北纬35.14°，邻近北回归线，年平均气温12.7-14.3℃。极端最高气温40.8℃，极端最低气温-17.4℃。属暖温带半湿润大陆性季风气候，年平均气温14.3℃，年降水总量552.4毫米，年日照2030.6小时，平均无霜期210天，历年最
热月（7月）平均温度27℃，最冷月（1月）平均温度-2℃。年平均太阳辐射量110.4千卡/平方厘米光照充足。
每月平均直
焦作温县北纬35.14
℃
东113.12一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均数
-1.41.97.515.721.024.925.423.820.815.17.30.813.6
52.5%51.7%50.5%44.3%47.4%52.8%69.6%72.1%60.0%53.1%53.5%53.0%55.1%
2.923.594.345.395.705.474.874.553.913.432.992.624.15
97.196.996.596.095.795.295.195.596.196.697.097.296.2
-1.12.99.518.523.827.427.025.122.416.67.90.915.1
土地温
大气压力
度
kPa
℃
空气温度相对湿度
接正常辐射
﹪
kWh/㎡/day
温县基础气象数据（数据来源美国NASA）
（三）当地上网电价
2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。2011年7月1日及以后核准的太阳
能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1.00元执行。
二、项目情况
太阳能地面（黄河滩涂）光伏电站，是暨光伏发电与生态农业、旅游观光为一体的农业光伏生态园。该项目是利用荒废的黄河滩涂资源打造绿色、环保、低碳的生态农业。
该项目结合当地的地理、人文条件，在黄河滩涂上建设光伏冬暖式疏菜大棚6000座，在大棚上建光伏发电站，装机容量30MW，建设滩涂地面光伏电站70MW，总计装机容量100MW，同时根据项目规划将该项目建设成滩涂湿地光伏生态农业科技旅游区。预计项目总投资：15亿元人民币。
1、
冬暖式疏菜大棚光伏电站：
将太阳能组件支架安装在大棚的北面墙的上方，与大棚北面墙于一体固定。再将太阳能组件正面朝南安装在支架上，每一座大棚可安装50KW的太阳能组件，用汇流箱集中各个大棚的电量送入逆变器（见下参考图）。
光伏大棚支架图
太阳能组件安装后
2、黄河滩涂地面光伏电站
是将光伏组件与地面支架结构结合，在黄河滩涂上通过浇筑基础，在基础上安装光伏组件支架，再将太阳能组件安装在支架上。将太阳能转化为电力，达到发电功效。太阳能地面（黄河滩涂）光伏电站设计，必须综合考虑太阳辐射资源、光伏组件安装角度等多重因素，集合太阳能、电气设备、当地电网情况等各方向专业技术力量，共同完成。
焦作温县黄河滩涂100MW太阳能光伏电站，采用金太阳235W的多晶硅光伏组425532块，计划安装面积为3千亩的黄河滩涂上，总装机容量为100MW。年均发电量为5296万度，组件寿命为25年，则25年总发电量为98265万度。项目计划四年内全部投入使用并网发电。
温县黄河滩涂实景
焦作温县黄河滩涂100MW太阳能光伏电站及滩涂湿地光伏生
态
农业科技旅游区规划在四年内完成，每年建设25MW，属于发电侧并网光伏发电项目。合理利用原有的荒废黄河滩涂资源，在充分吸收和转化太阳能的同时，打造太阳能光伏生态旅游区，凸现高新科技的内涵和与周边环境和谐共生的理念，是本项目以黄河滩涂光伏电站及旅游生态设计为出发点，同时满足发电侧上网的原则。三、技术实施方案
（一）美观而牢固支架结构体系
太阳能光伏地面电站（黄河滩涂），是将光伏组件与地面支架结构有机的结合，在保证支架系统功能的同时，将太阳能转化为电力，达到生态农业、发电、旅游为一体。太阳能光伏地面电站支架系统设计，必须综合考虑太阳辐射资源、光伏组件和周边景观特点等多重因素，集合生态农业、太阳能、电气设备、当地电网条件等各方向专业技术力量，共同完成。1、支架基础的及防雷接地网设计
根据当地的地层地质、最大风载、最大雪载情况，设计混凝土预制桩，同时根据组件支架安装区域用镀锌扁铁预埋至桩体上方供组件支架防雷接地。在桩的表面留有和支架连接的焊接面或紧固面。
2、支架设计
光伏组件支架采用热镀锌C型钢或型材一次成型制成，最佳倾角30°-45°之间，支架底部与混凝土预制桩固定，光伏组件采用铝合金或镀锌铁导轨进行固定。组件与地面之间留出30厘米高的空间。组件排布在支架上经过固定后，具备一定的抗风能力，组件与支架可看作结合成一体，无需再加额外的围护结构。每组支架之间预留6-7米安全人行通道，供维护人员通行及参观者参观（支架效果参考图如下）。
滩涂支架效果参考图
组件安装效果参考图
（二）光电系统技术设计方案1.设计依据及说明
焦作温县黄河滩涂100MW太阳能光伏电站的材料、设备、施工遵照当地法定规定及有关标准、技术规范之最新版，其中包括但不限于：所有相关的中国标准／规范之最新版，及消防要求，包括但不限于下列规范：本项目光伏系统设计主要以现行国家及相关行业的有效标准为依据，部分参考IEC或行业最新标准和规范。如标准间有矛盾时，应以较高标准为准，主要有以下标准及规范：(1)IEC61215(2)IEC6173O.l(3)IEC6173O.2(4)GB/T18479-2001
晶体硅光伏组件设计鉴定和定型光伏组件的安全性构造要求光伏组件的安全性测试要求《地面用光伏（PV）发电系统
概述和导则
》
(5)SJ/T11127-1997(6)GB/T19939-2005(7)EN61701-1999(8)EN61829-1998(9)EN61721-1999(10)EN61345-1998(11)GB6495.1-1996量
(12)GB6495.2-1996(13)GB6495.3-1996理
《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》《光伏系统并网技术要求》光伏组件盐雾腐蚀试验晶体硅光伏方阵
I-V特性现场测量
光伏组件对意外碰撞的承受能力(抗撞击试验)光伏组件紫外试验
光伏器件第1部分:光伏电流－电压特性的测
光伏器件第2部分:标准太阳电池的要求光伏器件第3部分:地面用光伏器件的测量原
及标准光谱辐照度数据
晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照
(14)GB6495.4-1996度修正方法
(15)GB6495.5-1997
光伏器件第5部分:用开路电压法确定光伏
(PV)器件的等效电池温度(ECT)(16)GB6495.7-2006
《光伏器件
第7部分：光伏器件测量过程中
引起的光谱失配误差的计算》(17)GB6495.8-2002测量》测量
(18)GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量(19)GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验(20)GB/T19394-2003光伏（PV）组件紫外试验(21)GB/T13384—1992
机电产品包装通用技术条件《光伏器件
第8部分:光伏器件光谱响应的
(22)GB/T191-2008包装储运图示标志
(23)GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》
(24)GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：试验要求》
(25)GB6495-86
地面用太阳能电池电性能测试方法；地面用太阳能电池标定的一般规定；
(26)GB6497-1986
(27)GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总规范；(28)GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；(29)GB/T9535-1998
地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；
(30)GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；(31)GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；
(32)GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；(33)IEEE1262-1995(34)SJ/T2196-1982
太阳电池组件的测试认证规范；地面用硅太阳电池电性能测试方法；地面用晶体硅太阳电池单体
质量分等标
(35)SJ/T9550.29-1993准；
(36)SJ/T9550.30-1993准；
地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标
(37)SJ/T10173-1991TDA75单晶硅太阳电池；(38)SJ/T10459-1993(39)SJ/T11209-1999(40)IEC61646���版）�版）��������
《构筑物抗震设计规范》《建筑内部装修设计防火规范》《建筑设计防火规范》《建筑地基基础设计规范》《建筑地基处理技术规范》《钢结构设计规范》
《钢—混凝土组合结构设计规程》《工业企业设计卫生标准》
太阳电池温度系数测试方法；
光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；
《混凝土结构设计规范》《砌体结构设计规范》《建筑结构荷载规范》
GB50010-2002GB50003-2001
GB50009-2001（2006年
《建筑抗震设计规范》GB50011-2001（2008年
GB50191-93GB50222-95GB50016-2006GB50007-2002JGJ79-2002GB50017-2003DL/T5085-1999（GBZ1-2002）
�
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�《屋面工程质量验收规范》《屋面工程技术规范》《建筑地面设计规范》《电力工程制图标准》《砼结构工程施工质量验收规范》《钢结构工程施工质量验收规范》《建筑基桩检测技术规范》（GB50207-2002）（GB50245-2004）（GB50037-97）DL5028-93（GB50204-2002）（GB50205-2001）（JGJ106-2003）
2.光伏景观一体化设计
太阳能光伏景观一体化，是将光伏组件与周边景观结合，在保持当地沙漠旅游功能的同时，将太阳能转化为电力，达到发电、旅游为一体。增强旅游品质，凸显高新科技内涵和与周边环境和谐共生的理念、绿色能源多重功效（光伏电站景观参考图）。
滩涂光伏电站景观参考图
3.并网系统设计
焦作温县黄河滩涂100MW太阳能光伏电站示范项目，共计安装光伏组件425532块，装机容量100MW。配置100台SG1000K3逆变器；占地安装面积约3千亩。
项目采用太阳能光伏景观一体化设计，将425532块多晶硅光伏组件集成安装在库布其沙漠，装机容量约100MW。本项目采用发
电
侧并网技术，光伏阵列产生的电力经并网逆变器接入交流电网发电侧，上网销售。
光伏系统电气原理图
并网型光伏系统由光伏阵列、直流汇流箱（含直流防雷器）、并网逆变控制器、交流配电系统（交流防雷器）和发电计量监测系统以及安装附件等构成。各部分作用如下：
(1)光伏阵列：
光伏阵列是由若干太阳电池组件，按一定的串并联关系组成的太阳能转化系统。光伏阵列是光伏系统的能源生产单元，也是光伏系统投资最大的部分。
(2)逆变控制器：
逆变器是将直流电转化为交流电的设备，通常和控制器集成在一起，兼顾逆变和控制功能。并网逆变控制器是光伏系统的能源控制单元，主要作用在于通过最大功率点跟踪（MPPT）及逆变功能将直流电转变为满足一定要求的交流电，一般包含并网孤岛保护、过压保护、自动侦测电网信号等功能。
(3)直流/交流配电系统：
直流配电系统以直流配电箱形式出现，通常设有汇线、直流防雷和接地保护等装置；交流配电系统以交流配电箱形式出现，通
常
设有交流防雷和接地保护装置。
(4)发电计量监测系统：
发电计量监测系统用于集中记录并显示各阵列运行情况，便于运行维护人员实时掌握光伏系统运行状况，兼顾展示宣传功能。
3.1配电方案
太阳能是资源最丰富的可再生能源，具有独特的优势和巨大的开发利用潜力。太阳能光伏发电是可再生的清洁绿色能源的利用，有助于改善区域大气环境。
焦作温县黄河滩涂100MW太阳能光伏电站示范项目，该项目是规模化推广应用太阳能光伏发电，符合国家新能源政策，是荒废（黄河滩涂）资源优化提升的具体表现，该项目积极响应国家节能减排、发展的特征。
本项目并网光伏发电系统主要包括太阳电池组件、并网逆变器、直流汇流箱、智能直流柜、智能交流柜、升压变压器、交流并网箱、若干动力电缆连接线、安装支架及监控系统。
按照本接入系统设计，工程拟采用发电侧高压并网，以110KV电压等级接入电网系统。
3.1.1设计依据
（1）光伏发电站接入电力系统技术规定
（2）光伏系统并网技术要求
（3）光伏（PV）系统电网接口特性
（4）相关规范、政策、法规
3.1.2焦作市温县黄河滩涂描述
温县黄河滩湿地总面积350公顷，位于黄河北岸的神北滩与汜水滩之间。黄河滩湿地属黄河邙山大断裂层构造之上的黄河自然蓄洪区的嫩滩，地表为新生界第四系地层的黄色黏土。湿地区内水草茂盛，乔木、灌木丛生，各种水鸟与候鸟云集，其水景、地貌和野生动植物景观都颇具观赏价值。主要树种有毛白杨、泡桐、刺槐、柏、榆、椿、柳、桑等，果树有苹果、桃、梨、葡萄等，灌木有紫穗槐、白蜡条、簸箕柳、沙棘等，野生草类有蒲草、抓地龙、芦
草、车前草等近百种，因植被良好，非常适宜鸟类隐蔽栖息，是鸟类的自然栖息地。鸟类户要有布谷鸟、大雁、斑鸠、乌鸦、啄木鸟、猫头鹰、红隼等。草木苍翠，百鸟争鸣。天地合一，是一处较为完整的生态系统，具有较高的景观价值。3月初至10月底是参观湿地丛林的最好季节。
温县黄河滩涂湿地
3.1.3光伏发电站概述
焦作温县黄河滩涂100MW，装机容量100MWW。采用分块发电，集中并网。项目投运后，预计年输出电量约5297万度/年。所发电能将送入电网。
并网光伏发电系统主要包括太阳电池组件、并网逆变器、直流汇流箱、交流并网箱、若干动力电缆连接线、安装支架及监控系统。根据查阅当地电网资源资料，光伏并网工程的逆变器损耗不大于5%，总损耗按照不大于15%考虑。本设计扣除损耗后发电站并网最大出力按照最大功率的95%考虑，即出力合计约为95MW。
光伏发电站一般早上7：30点启动，晚上16：30点关闭。发电出力依据天气情况，从小到大逐步增加，中午时间达到最大功率，再逐步降低，功率曲线基本成正态分布。项目建成后，增加白天高峰负荷期间电力供应，可起到调峰的作用，同时减轻对环境的污染排放，起到绿色能源的示范作用。
焦作温县黄河滩涂阳能光伏电站项目,实现了光伏组件与周边景观的一体化结合，具有较强的示范作用，对推进温县太阳能光
伏
应用与光伏产业发展有积极的引导作用。
3.1.4建设的必要性
太阳能是一种取之不尽、用之不竭的能源。据估算，地球上每年接收的太阳能，相当于地球上每年燃烧其他燃料所获能量的3000倍，光伏发电是将太阳照射的能量转化为电能的方法，大力开发利用太阳能是21世纪的高新技术。
与常规发电方式相比较，光伏发电是一种洁净能源，它无需任何矿产资源，对环境零排放，减少对空气的污染，减少对环境治理的投入。光伏发电还可为当地补充电力，调峰、缓解电力紧张。因此光伏发电工程的实施对环保、节能均有贡献。
焦作温县黄河滩涂太阳能光伏电站示范项目建成投入运行后，预计每年可以产生绿色电力约5297万度，与常规火力发电相比，每年可以节约常规能源约1854吨标准煤，减排二氧化碳约4619吨，减排碳粉尘1261吨，减排二氧化硫139吨。在系统运行过程中，不产生大气、水、固体废弃物等方面的污染物和噪声污染，起到了节煤增电的良好环境效益。
焦作温县挖掘自身潜力，充分利用既有黄河滩涂资源，建设光伏发电工程，即符合国家节约减排，发展低碳经济政策，还可为焦作温县内的企业提供电能，在节约能源的同时，提高城市自身在光伏产品的竞争力。故焦作温县黄河滩涂太阳能光伏电站项目建设是非常必要的。其光伏电站装机容量合计100MW，将光伏电站所发电能就近、可靠送入电网，保障太阳能发电出力的顺利送出，也是必要的。
3.1.5接入系统方案（初步框架）
3.1.5.1接入系统方案设想
焦作温县黄河滩涂太阳能光伏电站，装机容量合计为100MW，综合效率按照95%考虑，光伏实际有效出力为95MW。电站以发电侧的方式，并入市政电网。故接入方案可选取10KV、35KV、110KV、220KV均可。具体确定光伏电站接入方案的容量和电压等级以当地供电部门接入设计为准。
3.1.5.2接入系统方案拟定
方案一：
光伏发电站出力通过逆变器直流变为交流，以分片发电集中并网为原则，50MW为并网主体，太阳能发电通过配电变压器升压10kV。由10KV并入市政电网。
方案二：
光伏发电站出力通过逆变器直流变为交流，以分片发电集中并网为原则，100MW为并网主体，太阳能发电通过配电变压器升110kV。由110KV并入市政电网。
3.1.5.3接入系统方案分析比较
※光伏电站出力程度
根据光伏接入容量及当地电网、内负载情况确定，方案一和方案二均能保证光伏发电出力完全上网。正常情况下，可以解决当地白天用电高峰的缓解。
※方案可实施性
方案一：就地建设配电房，光伏接入组件分散接入，实施方便可行。
方案二：集中建设配电房，光伏电站升压配电变压器室、配电房，安放变压器及配电设备投资较大。
※方案可靠性
方案一：就地分散接入，影响光伏发电容量范围小。运行风险低，可靠性高。
方案二：集中线路接入、单台升压配变，任何一个电气设备故障，光伏电站需全部停运，影响范围大。可靠性一般。
※运行维护
方案一：维护简单，经过简单培训普通电工即可进行维护。方案二：需专人维护。维护技术含量高，维护费用较贵。
注：最后以当地供电部门设计为准
3.1.6光伏发电系统的电能质量
根据《光伏发电站接入电力系统技术规定》及《光伏系统并网
技术要求》的规定，光伏系统向当地交流负载提供电能应受控，在电压偏差、频率、谐波和波形畸变、和功率因数方面应满足实用要求、符合标准。出现偏离越线情况，应将光伏系统与电网安全断开。
焦作温县黄河滩涂太阳能光伏电站项目，以用户并网为原则，并网逆变器必须具备低电压穿越工作能力，其电能质量及对电网的影响参考上述规定。
3.1.6.1谐波和波形畸变
光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。光伏发电站并网运行时，向公共连结点注入的谐波电流应满足GB/T14549-1993的要求。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。各次谐波应限制在下表所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限制的25%。
电流畸变限值
谐波次数
3
奇次谐波次至9次次
次
次
次
次
次
次电流畸变限值小于4.0%小于2.0%小于1.5%小于0.6%小于1.0%小于0.5%小于0.375%小于0.15%11次至1517232次至21次至33次至10偶次谐波12次至161824次至22次至34
（1）直流分量：
光伏发电站并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%。
（2）频率：
光伏发电站并网时应与电网同步运行。电网额定频率50Hz，光伏发电站并网后的频率允许偏差应符合GB/T15945-2008的规定，即偏差值允许±0.2Hz。
（3）电压偏差：
为了使当地交流负载正常工作，光伏系统输出电压应与电网相匹配。光伏发电站接入电力系统后，应使公共连接点的电压偏差符合GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的±7%。
（4）电压不平衡度：
光伏发电站并网运行，并网点三相电压不平衡度不应超过
GB/T15543-2008规定的数值，允许值为2%，短时不得超过4%。
（5）电压波动和闪变：
光伏发电站在公共连接点引起的电压波动和闪变应满足
GB12326-2008的要求。
（6）有功功率控制：
在特定情况下，光伏发电站需要根据电力系统调度中心的指令（特定情况）控制其输出的有功功率。具有调整输出最大功率变化率的能力。最大功率变化率应根据光伏发电站所接入的配电系统的电网状况、光伏发电站运行特性及其技术性能指标等确定。并确保实现三相电流平衡。
（7）无功功率：
一定规模的光伏发电站应具有无功功率调节的能力。其调节范围应根据光伏发电站运行特性、电网结构和电网调度中心的要求决定。
光伏发电站运行过程中，所能吸收、发出的无功功率应使其功率因数在一定范围内调节，可以超前（光伏发电站吸收无功）或滞后（光伏发电站发出无功）状态。
（8）功率因数：
当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数应不小于0.9（超前或滞后）。启动和停机，启动光伏子系统时需要考虑光伏子系统的当前状态、来自市电电力系统调度中心的指令和本地测量的信号。
光伏子系统启动时应确保光伏发电站输出的有功功率变化不超
过所设定的最大功率变化率。
除发生电气故障或接收到来电力系统调度中心的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的范围。
（9）孤岛效应：
当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。
（10）安全标识：
连接光伏系统和配电网的专业低压开关柜均需有醒目标识，标识“双电源”等提示性文字和符号。
（11）短路保护：
光伏系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。
（12）光伏电站运行测试：
光伏电站应当在并网运行后6个月内向电力系统管理部门提供有关光伏电站运行特性的测试报告，以表明光伏电站满足接入电力系统的相关规定。当光伏电站更换主要设备时，需要重新提交测试报告。
测试的内容包括但不仅限于最大功率变化率、电压波动和闪变、谐波。
3.1.7系统继电保护
电力系统二次根据系统专业推荐的太阳能光伏并网发电站（简称光伏系统）接入系统方案对光伏系统的并网方式、电能质量、安全与保护方面进行论述。光伏并网发电站的并网需按照国家标准《光伏系统并网技术要求》（GB/T19939-2005）的要求。
3.1.7.1并网方式
本案太阳能光伏并网发电站推荐采用110KV发电侧并网。光伏系统的接入与退出应不影响同一发电侧上其它设备的安全运行。根据系统专业要求，本系统采用不可逆流的并网方式。
3.1.7.2电能质量
光伏系统向同一母线上的交流负载提供电能或向电网送电，电能质量应受控，在电压偏差、频率、谐波和功率因数方面应满足实用要求并符合标准。出现偏离标准的越限状况，应将光伏系统与电网安全断开。
1）电压偏差：三相电压允许偏差为额定电压±7%；
2）频率：频率允许偏差值±0.5Hz
3）谐波：总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%。
4）功率因数：逆变器功率输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数应不小于0.9。
5）电压不平衡度：并列点的三相电压不平衡度不超过2%，短时不得超4%。
6）直流分量：逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的1%。
3.1.7.3安全与保护
在光伏系统侧，电能质量由逆变器的功能参数保证。在系统侧并网点设置电网保护装置。
1）在电压超偏差值时，光伏系统应停止向电网送电；
2）频率超偏差值时：光伏系统应与电网断开；
3）防孤岛效应：当光伏系统并入的电网失压时，保护应在2S内动作，将光伏系统与电网断开。
4）恢复并网：由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20S到5min，光伏系统不应向电网送电。
5）防雷和接地：光伏系统与并网接口设备的防雷与接地应符合SJ/T11127中的规定。
6）短路保护：光伏系统对电网设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。
7）逆向功率保护：系统在不可逆的并网方式下工作，当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5%时，逆向功率保护应
在0.5s-2s内将光伏系统与电网断开。
3.1.7.4故障录波
光伏发电站需要安装故障录波仪，且记录故障前10s到故障后60s的情况。
3.1.7.5电能计量
在光伏系统并网点应设置电能计量装置。装设0.5S级的电子式多功能电度表。
3.1.7.6系统调度管理
本光伏系统接入电网后，由电力系统管理部门与建设单位进行二级调度管理。光伏发电站与电力系统调度部门之间通信方式由双方协商一致后作出决定。
3.1.8系统通信
根据系统调度管理关系及系统二次专业要求，光伏系统本期不配置通信设备，由光伏系统申请对外联系电话。光伏系统与调度之间通信方式和信息传输由双方协商后作确定。
由于通信方式和信息传输待确定,本方案系统通信无投资。
3.1.9结论
光伏发电是一种清洁、环保、节能的新的发电形式，积极推进，鼓励发展是有意义的。本项目光伏发电总容量100MW，电站效率95%，最大发电出力95MW。光伏发电站通过10KV或110KV电缆线路，接入到市政电网变电站，以不可逆流的方式并网。
光伏系统提供的电能应受控，在电压偏差、频率、谐波和波形畸变、和功率因数方面应满足实用要求、符合标准。出现偏离越线情况，系统应将光伏系统与电网安全断开。
在光伏系统侧，电能质量由逆变器的功能参数保证。在系统侧并网点设置电网保护装置。
根据系统调度管理关系及系统二次专业要求，光伏系统本期不配置通信设备，由光伏系统申请对外联系电话。光伏系统与调度之间通信方式和信息传输由双方协商后作确定。
光伏发电是一种新型发电形式，对其所供电能质量认识、了解
不足，建议项目投产后对其记录、测试跟踪。
25年发电系统平均效率预测表
序号[***********][***********]32425
年份第一年第二年第三年第四年第五年第六年第七年第八年第九年第十年第十一年第十二年第十三年第十四年第十五年第十六年第十七年第十八年第十九年第二十年第二十一年第二十二年第二十三年第二十四年第二十五年
年可利用小时数
[***********][***********][***********][***********][***********]1018001790
单位小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时小时
发电量[***********][***********][***********][***********][***********]3944044368
单位万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh万KWh
合计
4.主要产品、部件及性能参数4.1光伏组件
98265万KWh
多晶硅光伏组件
本项目采用凤凰光伏金太阳认证的235Wp单晶硅光伏组件。其具有以下特点：
具有TUV、CE、IEC等多家国际、国内质量认证机构认证；高转换效率：组件转换效率达17.27%；
在标准条件下（即：大气质量AM=1.5，标准光强E=1000W/m2，温度为25±1℃，在测试周期内光照面上的辐照不均匀性≤±5%），太阳电池组件的实际输出功率范围±3%；防护等级IP65,设计使用寿命25年以上；25年转换效率保证；
机械性能满足满足IEC61215光伏电池的测试标准；
采用MC4快速电气接头，不仅方便安装，更具有良好的耐候性；其他性能满足国家强制性标准要求。其主要参数如下：
光伏组件主要参数表外形尺寸总重量产品结构电池出线位置
电线类型/长度/内线径/外线径接头额定功率额定电压开路电压额定电流
IP65/MCPV-KBT4/MCPV-KST4（正极P/负N）235Wp36.5V44.2V9.86A
1636mm×992mm19.5kg
×45mm
Glass/EVA/Cells/EVA/TPT125mm×125mm72/6×12pcs背面/back
双层绝缘护套DWRZ/1000mm
短路电流最大系统电压最大系统电流工作温度电流温度系数电压温度系数功率温度系数
10.7A
IEC,UL1000VDC,600V16A45+/-2%/℃0.017%/℃-0.34%/℃-0.48%/℃
太阳能组件参考图
4.2逆变器
本项目采用国内金太阳认证著名品牌，SG1000K3光伏并网逆变器，获得金太阳要求认证，输入电压的范围大，保证了接入的光伏阵列有了更多的组合方式。采用光纤隔离技术，抗干扰能力强。优化的电路和结构设计，提高系统散热效率，增强系统稳定性。增强的防护功能，相比较于普通逆变器，增加了直流接地故障保护。性能特点：
·转换效率达97.3%·宽直流输入电压范围
·
MPPT自寻优技术,最大限度提高系统的发电量·先进的IGBT功率器件增强了可靠性·完善的保护功能·方便的安装与使用·精确的输出电能计量
·多语种触摸屏监控与控制界面·适应严酷的电网环境安全：
·完善的保护功能：过压保护，短路保护，孤岛保护，过热保护，·过载保护·直流接地保护
·具有CE、TUV、DK5940及国家金太阳认证
·符合标准：EN61000-6-2,EN61000-6-4,EN50178,RD1663/2
并网逆变器主要参数表
大功率逆变器参考图
5.系统能效计算分析
本项目共分四期完成计划总投资10亿元，一期项目投资为2.5亿元，年均预计四期完成后，发电量为5297万度，组件寿命为25年，则25年总发电量为98265万度。则此系统的费效比为1.00元/KWh。
6.技术经济分析6.1技术分析
目前，光伏发电已经在国内外得到许多成功的应用，光伏建筑一体化并网发电系统的应用技术已经成熟。
6.2经济分析
焦作温县黄河滩涂太阳能光伏电站示范项目的装机容量共100MW，投资项目包括购买光伏组件、直流防雷汇流箱、直流配电柜、直流/交流逆变器、交流升压配电系统、电缆、光伏组件安装架、配电房及人工成本。
6.3项目投资
参照科研计划类似工程项目的费用、设计要求及相关系统功能要求，本工程项目预计总投资10亿元
。
（三）节能量计算3.1发电量预测
本项目总装机容量为100MW，根据焦作温县的日照情况分析，年均发电量为5297万度。系统的设计寿命为25年，在电站25年生命周期内，共可发电约98265万度。
3.2节能减排计算
光伏系统利用太阳能进行发电。光伏发电过程不消耗任何化石能源，也不排放任何废气，是非常理想的绿色能源。光伏发电系统的应用，可以有效减少常规能源的消耗，并且可以有效减少温室气体及其它有害气体的排放，因此具有非常重要的环保意义。
目前我国火力发电每产生一度电能平均消耗350克标煤（能源基础数据汇编，国家计委能源所，1999.1，P16）。本工程项目实施后，每年可以节省8.96万吨标准煤，25年共可节省203.76万吨标准煤。
据统计，火力发电每发一度电需：0.35Kg标煤，水耗是4Kg，排放二氧化碳约0.872Kg，二氧化硫约0.0263Kg，氮氧化物约0.0131Kg，碳粉尘约0.238Kg（《对我国能源及能源问题的思考》，国家发展和改革委员会能源局，史立山）。此项目实施后，每年可以节省大量的煤炭，并可以减少排放大量温室气体。此外，光伏发电还可以减排大量粉尘和烟尘。见下表：节能减排表
年平均发电量：5297万KWh标准煤（吨）
1854
CO2（吨）
4619
SO2（吨）
139
NOX（吨）69
碳粉尘（吨）
1261
H2O（吨）21188
25年总发电量：98265万KWh标准煤（吨）34393
CO2（吨）85687
SO2（吨）25844
NOX（吨）3076
碳粉尘（吨）23387
H2O（吨）393060
（四）运行维护和管理4.1光伏阵列的运行维护
光伏阵列是光伏系统中最稳定，最不容易出现故障的组成部分，但考虑到灰尘、鸟粪、塑料袋等杂物的遮挡可能造成系统效率降低，进而影响系统的功率输出，合理及时地维护非常有必要。
焦作温县地区秋冬季节雨量相对较少，在每年的10-12月份，对组件进行一到两次的清洗，对保证系统的功率输出非常有必要；对靠近地面、滩涂的光伏阵列，发现有灰尘需要及时清理。清理（洗）时用海棉蘸水檫拭或水龙头冲洗即可，不能用硬物、刷子，不能用有可能腐蚀组件或电缆的溶液。
每月至少安排人员作一次巡查，发现有明显的异物（塑料袋、树叶、纸屑、鸟粪等）在太阳电池组件上，及时将其清理掉。
如果没有自动数据采集设备，还需要每个月记录发电的数据；对于带有自动记录设备的，需要每个月或定期了解数据情况，需要下载或转存的及时操作。
每半年对直流汇线盒（箱）进行一次巡检，确定没有虫子、没有潮气等，检查相关的保险丝。
每半年需要检查避雷装置（防浪涌装置等）是否动作，每次雷电之后也需要检查；
每半年检查一次线缆，看是否有烧焦、绝缘破坏以及其他破坏（被老鼠咬等），电缆连接头以及电缆固定点是否松动。每三到四年请专业技术人员重复一次试运行时的各项检测。每次天气异常时，都必须进行一次巡查，了解光伏系统受到的影响，及时处理。
4.2逆变控制器的运行维护
由于逆变器需要不停地运行，故障率最高，所以必须每天检查逆变器是否有异常现象（噪音、温度、转换效率），如果有数据采集系统，可以掌握设备的转换效率与温度是否在合理的范围，也至少每个星期现场检查并记录一次逆变器的噪音、温度。检查相关的空气开关的闭合以及保险盒的保险丝是否熔断。
检查逆变器的通风口是否有被堵住，附近是否有热源，是否有
漏水或其他液体到逆变器上，固定是否松动等。在温度特别高的夏季，需要特别注意逆变器的散热是否良好。
4.3防雷系统与防雷器的使用与维护
太阳电池阵列的金属支架及其它金属构件均与屋面避雷带或防雷引下线做可靠连接，在交、直流配电框内均安装防雷保护装置。设有专用保护接地线，所有电气设备金属外壳均做可靠接地，太阳能光伏并网发电接地系统与建筑物的接地系统采用联合接地体。
防雷系统在运行期间要进行必要的维护，每年在雷雨季节到来之前，进行一次全面检测，在每次雷击之后进行日常性维护。检测外部防雷装置的电气连续性，若发现有脱焊、松动和锈蚀等，应进行相应的处理，特别是在断接卡或接地测试点处，应进行电气连续性测量。检查避雷针、避雷带、杆塔和引下线的腐蚀情况及机械损伤，包括由雷击放电所造成的损伤情况。若有损伤，应及时修复；当锈蚀部位超过截面的三分之一时，应更换。测试接地装置的接地电阻值，若测试值大于规定值，应检查接地装置和土壤条件，找出变化原因，采取有效的整改措施。检测内部防雷装置和设备（金属外壳、机架）等电位连接的电气连续性，若发现连接处松动或断路，应及时修复。检查各类浪涌保护器的运行情况：有无接触不良、漏电流是否过大、发热、绝缘是否良好、积尘是否过多等，出现故障，应及时排除。
（五）数据监测与远传系统
太阳能光伏系统的数据计量是通过监控系统完成的。太阳能监控系统实现标准的监控功能和应用功能。实现可测量和显示光伏发电各系统的各类参数；逆变器、高低压开关柜、升压变的电压和电流、光伏发电各系统的工作状态、组串直流侧的电压和电流，交流输出电压和电流、功率、功率因数、频率、故障报警信息以及环境参数（如辐照度、环境温度等），二氧化碳减排量，统计和显示日发电量、总发电量等信息，并形成可打印报表。通过键盘可实现对升压变、高、低压开关进行遥控，对逆变器进行遥调等功能。
太阳能发电数据监测远传示意图
光伏远程监控系统采用了跨平台及模块化设计，部署方便、操作简便，通过基于以太网技术可以实现所辖变电站的统一管理，可根据电力行业自身管理需求和监控现状进行定制。统一集控平台系统接入所有的光伏电站在线监控设备和系统：包括汇流系统、逆变系统、环境系统、安防系统、电能及电能质量设备等；接入的数据非常全面：包括设备状态数据、设备运行数据、警报数据、事件数据等；系统所提供的应用服务面广，服务的人员包含了电站的各类人员，包括运行人员、检修人员、管理人员等。
系统支持B/S和C/S应用架构，软件遵循分层开放式体系结构，各服务间各自独立，分层部署，完全松耦合，各服务可独立升级和维护，不影响其他功能的应用。已经在电力系统多个地区调度、集控中心以及变电站/电厂投入实际运行。
光伏远程监控系统作为电力系统生产管理的重要辅助手段，集成化、高清化、智能化的系统给光伏变电站安全运行提供了可靠的保障。
为了解决监测设备分散独立、无法进行远程集中监控和诊断的问题，本系统接入所有的光伏电站在线监测设备，进行设备统一管理，设备运行数据统一采集、查看和分析，提供综合全面的运行
状
态监测、运行告警发现与通知、数据查询分析、设备运行管理。
为实现设备的动态扩展接入，系统应能实现在不进行二次开发的情况下即能完成新增监控设备的接入。设备数据接入后进行分级存储，分类汇总统计，利用监测数据和事件信息，可以实现电站设备的集中远程监控，也可以为故障诊断提供技术手段和数据支持，也为电站管理提供全面的统计数据和各类报表。
监测数据按数据类型和应用特性分类存储，实现不同层面和不同人员关注不同的信息。同时各级数据可自上而下进行追溯。系统组网设计如下，组网架构主要包括一体化监控平台、监测设备、通讯设备、以及各系统/设备的连接方式。
本方案使用通信管理机进行硬件接口适配和协议转换RS485/232接口的装置转换为基于TCP/IP的网络通信接口，由于通信管理机具有支持多端口、多协议、多物理接口，且易于扩展和部署的特点，很好的解决了变电站多装置和专业系统的通信集成。
平台公共服务和数据库等集中部署于监控平台服务器，也可以根据应用规模和需要进行分布式部署，应用层通过C/S和B/S方式进行访问，满足不同类型人员监视和管理的需要，大大的提高了系统可用性。
（六）进度计划与安排
6.1施工用地
本期项目在黄河滩涂进行，场地可供使用的临时用地较多。本期施工用地考虑为1000平方米，主要为设备堆放。施工过程要考虑建设临时办公设施、生活设施。
6.2施工组织设计
（1）工程工艺施工顺序安排大致如下
：
工程工艺施工顺序
（2）组件系统安装流程
组件系统安装顺序
（3）电气施工流程图
电气施工安装顺序
6.3项目实施计划
由于本项目主要在黄河滩涂区域施工，一期工程为25MW整个工程周期为4个月。二期、三期、四期分别在三年内完成。
（七）监控系统概述
为了让用户更方便的对光伏系统进行管理、维护以及更好的宣传；更直观的了解光伏发电系统的运行状态及各项数据，如发电量累计、二氧化碳减排量等，系统配置监控单元。
在系统后端设计安装1套完整的数据采集监控系统完成对整个光伏并网发电系统的数据采集与远程监控。并提供整光伏并网发电系统并网运行数据。
并网逆变器带有RS485通讯接口，可以与电力系统的电力监控平台直接通讯，可以提供Modbus通讯协议，将逆变器采集来的各种参数，数据及故障报警型号，通过串口数据线或局域网络等方式，及时在后台快速掌握第一手数据。
系统具备高度智能化，合理优化，提供良好并网、监控界面。SHH-PV太阳能监控系统实现标准的监控功能和应用功能。实现可测量和显示光伏发电各系统的各类参数；逆变器、直流汇流箱（光伏组串）、交流并网箱的电压和电流、光伏发电各系统的工作状态、组串直流侧的电压和电流，交流输出电压和电流、功率、功率因数、频率、故障报警信息以及环境参数（如辐照度、环境温度
等），二氧化碳减排量，统计和显示日发电量、总发电量等信息，并形成可打印报表。通过监控系统可实现对交流并网箱开关进行遥控等功能。
监控系统可根据各个设备采集到得实时数据自动分析，如出现越限或故障，将分等级进行报警，严重时自动断开高低压开关柜，对电网及设备进行保护。例如通过直流汇流箱采集到每一组串的实时电流，并进行比较，运用系统后台的逻辑运算功能分析组串的运行状态是否正常，如某一组串电流大大小于其他组串，系统则报警组串故障，并定位故障位置，方便用户及时发现和检修故障，实现真正的无人值守。
系统还可以通过Internet实现远程监控，为用户提供远程故障诊断、系统数据分析等服务，让用户好无后顾之忧
。
远程管理界面参考图
系统发电峰值参考图
完善的监控系统及远程服务为用户免除后顾之忧。SHH-PV光伏监控系统具有系统运行监视、报警和事件管理、电能管理及远程监控等功能，可实现真正的无人值守，并且我们还能为用户提供远程数据分析及故障诊断服务，让系统保持安全、高效的行。
数据主要以MODBUS协议传输到计算机监控软件，不同的设备，协议形式也不同。SHH-PV能做到设备通讯协议的可扩展性。监控系统的特性
发电站监测系统成本降低
报警事件管理，帮助用户进行故障原因分析和追溯
历史数据分析管理
无人值守，减少运营投入
采用多种通讯方式，如无线通讯，RS232,RS485等
与所有逆变器（包括早期版本）相兼容可以对1000台不同型号的逆变器进行监测,模块化设计，系统扩容简单。
（八）系统方案配置
8.1数据通信配置
太阳能光伏系统按照太阳能电池板的光伏组件组、智能直流汇流箱、并网逆变器组成，每个子系统相互独立，每个子系统都可以通过RS485总线与中心控制室连接，通过通信管理机将需要采集
的
数据汇集发送到后台电气监控系统。
8.2控制中心监控
光伏电站的控制中心监控系统采用高研华可靠性工控机进行集中控制和数据采集，具有四遥（遥控、遥测、遥信和遥调）功能。LCD液晶屏显示，可测量和显示光伏发电各系统的各类参数；逆变器、高低压开关柜、升压变的电压和电流、光伏发电各系统的工作状态、组串直流侧的电压和电流，交流输出电压和电流、功率、功率因数、频率、故障报警信息以及环境参数（如辐照度、环境温度等），二氧化碳减排量，统计和显示日发电量、总发电量等信息，并形成可打印报表。
系统具有数据存储查询功能，数据存储最短30秒，能够记录20年以上数据，可以方便的归档查询。
监控系统具有RS232/485、以太网标准通讯接口，通信协议采用标准协议，将相关信息送至上层监控系统，进行集中监控并实现故障自动记录（录波）、用电评价指标的记录计算。
在公共区安装实时显示屏，可有选择地显示系统输出功率、发电量、系统电压、功率因数、二氧化碳减排量等信息参数。
8.3技术指标
秒；
秒；
系统年可用率系统寿命>=99.8%>=100000小时系统实时性指标数据存储>26年
画面刷新时间0.5-3秒可调；遥测数据容量10000点；遥信数据容量20000点；累加数据容量500遥控数据容量点；1000点；遥调数据容量300点；计算量SOE分辨率遥测精度遥信正确率遥控正确率拒动率误动率3000100000小时；系统时间与标准时间误差≤10ms/天。
8.4通信机制
内部通信
在SHH-PV系统内部，人机工作站、后台服务器与通信管理机之间采用标准以太局域网互连并采用分布平台提供的消息机制交互通信。
智能设备通信
这是SHH-PV与外部第三方的各种智能设备仪表、太阳能逆变器及智能汇流箱之间的通信通过通信管理机或者太阳能数据采集器实现完成。这类通信通过各种标准和常规的规约模块来实现，包括串行通信和网络通信。
8.2监控系统功能
8.2.1数据库功能
1）包括实时数据库、历史数据库。实时数据库保存的是从各个装置采集上来的实时数据，其数据在每次系统扫描周期之后被刷新一次，在实时数据库中可以保存模拟量、数字量、脉冲累计量、控制量、计算量、设定点控制输出等多种类型的量。对运行数据和开关状态进行实时监视和记录保存。
数据库生成：系统管理人员可以方便地在工作站和服务器在线生成实时库和历史库。
数据库查询：利用数据库查询程序，对实时数据分类检索，通过人机联系系统及相应的图表直观地反映，并根据需要随时存在外设内。具有统计开关动作次数的功能。
实时数据的备份：实时数据库具有备份，一旦有实时数据库被破坏，可及时恢复运行（各机之间的相互备份）。
实时数据的人工编辑：允许任意增加、减少（删除）或修改数据库中数据。
举例：当RTU或通道故障造成数据错误或丢失，根据需要可人工输入数据，系统自动将数据加入实时数据库中。对每个遥信、遥测均有人工屏蔽或设置功能，一旦经屏蔽设置后，不能接收实时信息，直到解除屏蔽或设置，设置的类型可用颜色来区分。
2）
3）
4）数据库方便检索和查询。在多主机运行时，实时数据库能保持一致。历史数据库的采样周期可任意定义和修改（按秒、分钟、小时、天、月、年等）。数据归档的定义和修改可以通过界面在线进行，不影响系统的运行。
5）
6）历史数据能方便地转移到磁盘、光盘等其他存贮介质上。历史数据库至少可保存五年。
8.2.2处理功能
1)遥测处理
工程量变换：每个遥测量都有一个可在线修改的工程转换系数
和偏移量，用于将原始数值转换成工程数值。
越限报警：每个遥测量都有可以在线修改的值域上下限、合格值上下限、报警值上上限、上限、下下限、下限和报警死区，用于检查数据的合理性，给出报警，避免限值附近振荡报警。越限时间按时段记入历史数据库，并可取出生成统计报表。模拟量人工置数。
极值的计算：对遥测值（功率、电压、电流等）在定义的时间段内出现的最大值、最小值及其出现的时间和日期一同存入数据库，时间段可定义。
零漂处理：可在线设定遥测量的残差值范围，在此范围内用零代替。
数据滤波：规定数据的最大最小合法值，当数据超出范围时，视为不合格数据被滤掉。
遥测在开关分时归零处理：当线路开关断开时，系统可自动判断线路遥测值合理性，将其归零。
完成连续模拟量输出记录：遥测类曲线可设定采样密度。
2）状态量的处理
状态量定义：可在状态量定义窗口中在线定义其取反、变位报警、复位报警、报警类型、变位打印输出、变位记录存档、变位统计等。
事故判断：根据事故总信号是否动作等判据，区分事故跳闸或人工拉闸，并给出相应的报警提示。
统计功能：自动累计断路器跳合闸次数、事故跳闸次数，当到达设定次数时给出告警信息。
人工置值：对于非实时采集的状态量，由人工处理，在MMI界面上用不同的颜色区分表示，系统自动记录操作事件。
旁路转代：旁路开关替代运行时，所有与旁路开关有关的量一次对应到位。系统自动记录旁路替代操作事件。
保护信号：保护信号动作时，系统按设定自动推出光字牌报警画面，同时给出语音告警。
屏蔽功能：对于检修和不可用状态的开关可进行按单元或按站屏蔽。
3）电度量处理
接收并处理RTU发送的实测脉冲计数值。对有关有功、无功功率进行积分生成电度量；包括送电、受电累计。
调度员人工设置电度量值。能按峰、谷、平时段处理电度量，峰谷时段可定义选择。日总供电量、网供电量和网损计算。对累计的各种时段的电量进行日、月、年统计计算。对累计的各种时段的电量按不同费率进行电费的计算。
计算及统计功能
本站有功功率总加、无功功率总加、电度量总加。
电压合格率、频率越限时间累计计算。
采用触发机制，完成日、月、年负荷峰谷值、平均值和负荷率计算。
利用实测值算出用户需要的各种值，如功率因数、发电出力、用电负荷、交换功率等。
能实时计算总加负荷的超欠情况，并计算超欠值占计划值的百分比，用电负荷指标可任意设置时段。
安全天数自动计算功能（仅输入安全天数起始日期，即可显示当前安全天数）。
能正确统计RTU月停运时间，停运次数及动作率。
能正确统计遥控、遥调次数和动作率。
计算包括加、减、乘、除、乘方、开方等算术运算和大于、小于、与、或等逻辑运算。用户可灵活定义各种计算表达式，完成对应功能。
根据计算公式实现对电容器的日、月、年的投切率。
8.3系统控制
控制输出（遥控）主要有：
对断路器分、合的操作
对补偿电容器投、切的操作
对有载调压变压器分接头的调节操作
保护信号的启动、闭锁及信号复归
遥控操作在操作对象画面上进行，系统具有多种校核功能，保证遥控操作的安全和正确性。
权限限制：操作者输入口令，以确认是否具备操作权限，操作权限有效时间可人工设置。
选点：操作者选择操作对象，程序校核该对象是否可控，并弹出遥控对话窗口，显示启发对象的属性描述，供操作员再确认内部校验：检验数据库中相应开关状态，确认对该开关操作是否合法。返校：选择对象命令发送到RTU后，系统接收RTU发出的返校信息，并显示于正在操作的MMI机屏幕上。操作人员根据校核结果，确认执行或者撤消命令。遥控超时、无校验返回将自动撤消本次操作，超时时间范围可以灵活设置。
执行结果返回：RTU执行遥控命令，引起开关变位及事件发生，执行结果显示与后台，并打印记录。
操作记录：操作人员姓名、操作时间、操作内容结果（状态量状态改变）等记录下来，存档于遥控遥调操作记录中，可分类检索显示、打印等。
统计：具有遥控、拒动、正确比统计；系统管理员有权对统计进行人工设置。
8.4事件记录处理
包括遥测类事项、遥信类事项、遥控类事项、周波类事项、通道类事项、操作类事项等。
电网运行变化和调度操作等事件连同时标信息被系统记录下来，保存到历史数据库中（一年以上）。记录信息可以按日、月、厂站等检索显示、打印。事件发生时，系统及时显示、报警并跟踪打印。
遥测类事项：遥测越限、恢复。时标由系统提供（系统由GPS统一对时）。
遥信类事项：当状态量发生状态改变时，系统根据遥信属性生成变
化事项，如开关的合、分，刀闸的合、分，保护的动作、复归等。时标由系统提供。系统还能接收由RTU送来的带时标的SOE信息。遥控类事项：对象的选择、命令的返校信息、操作执行。事项中包含有操作人员的姓名等信息。时标由系统提供。
周波类事项：周波的越限、恢复。周波限值应可灵活调整，并可设定两重限值（如±0.1越限、±0.2越限）。时标由系统提供。通道类事项：通道数据中断、误码、仅有同步字、发送错误以及其状态的恢复等事项。时标由系统提供。
操作类事项：人工置值、解除；旁母替代、解除。时标由系统提供。
8.5报警处理
报警包含声音报警、语音报警、打印报警、推画面报警等几种方式，可单独使用，也可组合使用，可在调度工作站实现，也可在其他工作站实现，并可根据工作站的职责范围有选择性地报警。
事故时可自动调图，事项打印，声光或语音报警等。
可根据RTU发送的事故总信号，保护信号、相应模拟量或线路有关刀闸状态，区别事故信息与正常变位存档。
报警在专门开辟的窗口位置；且能实时打印事件顺序记录；当越限告警时，可通过报警窗口显示，并可根据需要打印记录。报警类型：
变位告警（含SOE）：系统发生遥信正常变位时，给出变位画面和文字提示，根据设定进行语音告警或打印记录。
越限告警：数据量越限时，数据变色，根据设定给出语音提示或打印记录。
事故告警：系统发生事故时，给出强烈告警，推出光字牌或相关画面，给出文字提示，变位闪烁，语音提示，打印事故信息，启动事故追忆。
工况告警：站内间隔级设备、数据通道、系统中服务器或工作站故障时，系统给出告警信息。
事故追忆：当系统出现事故变位时，自动记录与其有关的遥测事故
前后的值。
8.6人机会话功能
具有图形无级缩放，画面导航，漫游和热点选择功能。画面调出时间及动态数据刷新时间符合电力部部颁标准。
既有全景又有细节显示，在对图形放大、缩小时，自动按比例选择合适的平面显示。
支持一机双屏显示，双屏能同时显示不同的画面内容，鼠标在双屏之间快速随意移动。
可用鼠标或键盘选择厂站名、索引表、热点、热键等调图。曲线可局部放大、可用鼠标选中曲线族上的任意曲线，可拉开并使其上下移动。
支持画面硬拷贝。
画面的更新周期可由用户自己定义。
画面显示类型：
各种类型的中文表格包括：索引目录表、电力系统实时数据表、越限工况显示表、事项顺序记录表、报警一览表、常用数据表、厂站设备参数表、静态信息表、备忘录等。
各种类型的图形画面，包括：地理图、接线图、曲线图、棒形图、混合图等。可显示地理接线图、电网结构图、厂站主接线图、负荷曲线图、秒级（1秒以上）趋势图、系统运行状态提示、系统提示菜单等。不同电压等级的元件用不同颜色区别。接线图、曲线图、棒形图与图形可在一个画面中混合编排。系统支持1280×1024分辨率和256色显示，全图形方式。
显示内容：实时采集、计算、系统估计和人工置入的各种电网动态及静态运行参数。如P、Q、I、V、电度量、开关和刀闸位置、变压器档位、继电保护信息、时间、周波、模拟时钟、设备编号和汉字提示、控制和操作提示，异常和事故报警提示等。
显示直观，操作方便。可一键调出主要画面，通过键盘或鼠标操作可调出任何画面。潮流方向用活动箭头或流水线表示。允许在线设置和修改画面。
曲线图有人工置入的计划值曲线，当日的实时曲线、趋势曲线和历史曲线。任何遥测量和计算数值量都可以曲线的方式显示。电压、周波、负荷等常用曲线可方便地调出，同一画面中可以显示多幅曲线。能显示实时用电负荷、计划用电负荷及超欠值。可选择任意数据的历史曲线显示。
能以棒图的方式显示任何实时遥测量。显示坐标可采用实际坐标或标么值，监视点站名、遥测值和上下限值可灵活设置显示方式，图形方式有多种填充方式的平面图和三维立体图。
遥信变位可以自动推出相应的画面，变位遥信闪烁，越限量值用醒目的颜色表示。
汉字提示与说明使用国标两级汉字库，汉字字型、大小均可选择。
系统提供在线图表编辑工具，可对全部图表进行离线或在线编辑维护。编辑工具使用方便、界面友好，提供有丰富的电力系统专用符号，并可根据需要添加定义复杂符号。字符的字体、大小、位置可随意设定。具备块删除、复制、对齐等操作功能。
8.7报表功能
系统提供Excel格式的报表制作工具包，可在CRT上设计制作各种格式报表框架，其中的单元格、字形字体可灵活设定，数据库定义采用交互方式编辑。生成的数据可以修正。
报表的生成：两种方法，一是自动定时生成，时间可人工设定；一是人工召唤生成。
报表的内容：包含各种历史数据、计算数据、统计数据，还可插入棒图、曲线图、趋势图等。
报表类型：有运行日报、月报、各类考核报表、调度部门统计月报表、通道统计报表等。
系统具有制作特殊报表的能力。
8.8打印功能
包括图形、报表及事项打印。系统支持各种常用主流打印机，如Epson与Hp激光、喷黑、针式打印机。
（九）系统安全措施
系统提供必要的安全措施，防止非法用户登录和未授权的操作。
安全性：系统根据用户类型（如调度员、遥控操作员、系统维护员、一般观看者等）限制其操作权限范围。
所有的系统操作员根据需要被赋予某些特性，用以规定各级操作员对系统及各种业务活动的使用范围，如用户姓名、口令字、操作权限及操作范围等特性。
操作员只有输入正确的特性，才能进入系统，保证系统的安全性。对每个操作员都有口令字控制，以限定各个不同操作员的操作权限和范围，在执行操作、修改、保存时进行口令字检查，防止无关人员误操作。根据需要各类用户分配相应的用户权限，由系统管理员负责增删用户和用户权限分配以及用户最初的口令设置。
系统对站内设备进行自动监视，判断设备运行状况，并可统计打印以上状态的累计时间和次数；故障时能自动报警。
主站系统能进行诊断，并具有远方诊断和维护功能。
系统支持和故障录波装置、变压器智能诊断装置、变电站无功自动投切装置等设备的接口和通信，并通过系统可就地控制上述装置。与防逆流控制器通讯实现太阳能光伏并网发电防逆流功能。
四、项目保障措施
（一）质量保障措施
1.各分部项工程的施工质量保证措施
1.1质量管理体系
为确保本工程施工质量达到现行质量检验评定标准的合格标准，投标人将切实贯彻和实施国家、行业及地方等现行有效的施工规范及质量验评标准，严格遵守企业的质量方针，按照质量管理标准的规定进行操作，加强项目质量管理，规范各项管理工作。建立以项目经理为首，各专业部门积极配合的项目质量管理体系。同时认真自觉地接受工程监理单位、政府质量监督机构对工程质量实施的监督检查。通过项目质量管理体系协调运作，使工程质量始终处
于受控状态。充分利用公司完善的OA系统、ERP系统、质量保证体系全面、全方位控制工程施工全过程，严格控制每一个分项、分部工程的质量，以确保工程质量目标的实现。
1.2质量管理体系标准
光伏并网发电项目工程将严格按ISO9001-2000（GB/T19001-2008）质量管理体系标准建立项目质量管理体系，实现工程项目质量管理的标准化、规范化、程序化、流程化和制度化，保证各项工作开展有计划、有依据、有标准、有措施、有检查、有分析和有改进。
1.3达到的项目质量目标
（1）设计质量目标
统筹考虑，组织技术团队对方案进行深度优化设计，采用国际先进的指标进、参考知名专家论证进行严格评审，组建强大团队及时供图，满足施工需要。
（2）设备质量目标
深化设计，合理规划，选择最合理、性价比最优的设备，同时保证该设备的制造技术可靠，并严格监造，保证供货及时，设备达到零缺陷率。
（3）施工质量目标
安装工程
分项工程合格率
分部工程合格率
单位工程合格率100％100％100％
100％分项工程优良率分部工程优良率单位工程优良率≥95％≥95％≥95％受检焊接接头一检合格率
（4）调试质量目标
保护装置、主要仪表投入率100％、自动投入率100％
试运项目验收优良率
整体试运一次成功
1.4项目质量管理体系≥98％
项目管理体系流程图
1.5环境保护措施
在本项目施工过程中，我们将始终贯彻ISO14001环境管理体系标准环境管理体系要求，识别工程施工过程中的重大环境影响因素，并制订针对性的控制措施，认真落实工地环境保护措施，最大程度地减少施工活动对环境的不利影响。《建设工程施工现场环境保护工作基本标准》、我们将根据已经认证的ISO14001环境管理体系标准，的有关要求和本企业《环境及职业安全卫生管理手册》，把“预防、控制、监督和监测”这一环境管理基本思想贯穿于整个施工生产过程中，以“预防”为核心，以“控制”为手段，实施环境持续改善。量减少施工现场噪声的产生。
严格控制人为噪声，进入现场的工作人员不得高声喊叫，无故敲打模板、管架等。
依照项目方有关的规定，在指定的时间和路线运输施工用材料。坚决执行项目方对施工噪声和环境保护的有关要求。
1.6安全生产的规定
健全和完善各类安全管理，强化安全管理软件资料工作包括：
安全责任制、安全教育、施工组织设计、分部（项）工程安全技术交底、特殊作业持证上岗、安全检查、班前安全活动、遵章守纪、工伤事故处理、施工现场与安全标志。
“三宝”使用必须达标包括：安全帽、安全网和安全带使用。脚手架设施达到检查标准并有验收使用手续包括外脚手架、爬架、挂脚手、挑非脚手、吊脚手等，每周检查一次，及时整改，治理隐患。
施工临时用电达标推行三相五线制，设专业人员管理，对建筑工程与高压线的距离、支线架设、现场照明、变配电装置、熔丝、低压干线架设等必须达到建设部颁标准。
大型施工机械达标和安全使用各类吊机必须达到部颁标准，经验收合格挂牌后方可使用，其驾驶员、指挥员持有效证上岗，每天有运做记录；施工机械的三保险、五限位齐全、灵敏可靠，其它各项符合规定。中小型机械完好和安全使用保持完好状态，传动和刀口防护和接零地达标，操作人员按其使用要求特殊有效证上岗。
实施有力的安全监控有具体的安全监护实施计划，实施安全监控的具体做法，安全监控人员持证上岗，施工现场所有人员必须佩带胸卡。
1.7场容场貌的规定
工地实行围挡封闭施工围栏设置按工程所处位置分别要求：高度不低于2.5米并达到稳固、整洁、美观；其他路段的围栏高度不低于1.8米，保证稳固、美观；建筑、装饰工程立面：围挡封闭高度必须高出作业层1.5米以上，以防物体外坠。
工地建立企业特色标志工地的门头、大门、旗杆设置实行各企业有各自特色的统一标准，标明集团、企业的规范简称。工地区域分布合理有序、场容场貌整洁文明施工区域与生活区域严格分隔，场容场貌整齐、整洁、有序、文明、材料区域堆放整齐，并采取安全保卫措施。
设置醒目安全标志施工区域和危险区域设置醒目的安全警示标志。
二）资金来源及使用
三）项目实施进度管理措
施
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