光伏发电项目系统接入方案32.pdf

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1、 光伏发电项目系统接入方案 *有限公司*光伏发电项目 接入系统方案 云南省电力设计院 201*年*昆明 批 准：审 核：校 核：编 写：目 录 1 项目概况及设计范围.1 1.1 项目概况.1 1.2 设计范围.1 2*电网概况.2 2.1*电网概况.2 2.1.1*电源现状.2 2.1.2*用电情况.2 2.1.3*电网现状.3 2.2*市电网概况.4 2.2.1*市电源现状.4 2.2.2*市用电情况.4 2.2.3*市电网现状.4 3 负荷预测及电力平衡.5 3.1*负荷预测及电力平衡.5 3.1.1*负荷预测.5 3.1.2*电源规划情况.6 3.1.3*电力平衡结果.6 3.2*市负

2、荷预测及电力平衡.7 3.2.1*市负荷预测.7 3.2.2*市电源规划情况.7 3.2.3*市电力平衡结果.8 4*光伏发电项目在电力系统中的作用.8 5*光伏发电项目供电范围.9 6*光伏发电项目接入系统方案.10 6.1 光伏电站附近电网概况.10 6.2 接入系统方案设想.11 6.2.1 接入系统电压等级及接入点分析.11 6.2.2 接入系统方案.13 6.2.3 方案比较及推荐方案.16 6.2.4 推荐方案接入系统导线截面选择.17 7 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见.18 7.1 接入系统的电压等级及出线回路数.18 7.2 对电站主接线的建议.18 7.3 对

3、主要电气设备参数的建议.18 8 投资估算.19 9 结论.20 1 1 项目概况及设计范围 1.1 项目概况*有限公司*光伏发电项目位于*市苍岭镇南侧，场址至*城公路里程约 12km，距离省会昆明高速公路里程约 140 公里。安楚高速公路和 G320 国道分别从场址的北侧通过，分别距离场址约2km、2.5km，交通十分方便。本光伏电站的建设规模为 6MWp，预计 2010 年 12 月建成投运。6MWp 光伏发电系统由 6 个 1MWp 光伏发电分系统组成；每个1MWp 光伏发电分系统由 4 个 250kWp 光伏发电单元系统组成；每个光伏发电单元系统主要由1个250kWp太阳电池方阵和1台

4、250kW逆变器组成；项目共 24 个 250kWp 光伏发电单元系统。在 1 个光伏发电单元系统中，250kWp 太阳电池组件经串并联后发出的直流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆变器将直流电转变成交流电。1.2 设计范围 本报告仅对工程的建设必要性、送电范围等进行了分析，对6MWp 并网光伏电站进行接入系统方案设想，该光伏电站接入系统的电压等级、出线回路、电站主接线、升压变容量及抽头选择等主要电气设备参数由审定的电站接入系统确定。2 2*电网概况 2.1*电网概况 2.1.1*电源现状 截至 2008 年底，*境内电源总装机容量 287.527MW，其中，

5、水电装机 231.027MW，自备火电厂装机 56.5MW，自备火电厂全部位于禄丰县境内。*分县电源装机现状情况见表 2.1-1 所示，表中不含自备火电厂。表 2.1-1*2008 年分县电源装机容量表 单位：MW 州市 县市名称 装机总容量（MW）*市 41.57*县 0.6*县 1*县 31.9*县 13.2*县 20.4*县 75.8*县 19.9*县 26.6 电源装机总计 231.027 注：上表中不含自备火电装机容量 2.1.2*用电情况 2008年*全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为 689MW。2000 年2008 年电量年均增长率为 16.5。2008 年*市、*

6、县电量约占*全州的 72%，其中*市占 28%、禄丰县占 44%，为*的负荷集中区。3 2008年*全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为 689MW。2000 年2008 年电量年均增长率为 16.5。2008 年*市、*县电量约占*全州的 72%，其中*市占 28%、*县占 44%，为*的负荷集中区。表 2.1-2 *历史用电情况表 项目年份 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 全社会用电量/亿 kW.h 10.36 13.55 14.26 15.30 16.96 22.60 25.55 31.59 35.14 最大负荷/MW

7、212 283 297 323 357 474 523 633 689 2.1.3*电网现状*电网供电范围为*所辖 1 市 9 县，分别为*市、*县，*县、*县、*县、*县、*县、*县、*县、*县。网内电源均以 110kV及以下电压等级接入。至 2008 年底，*电网共有 500kV 变电站 1 座500kV 和平变，变电容量 1750MVA，境内 500kV 线路长度为 729.583km。220kV变电站5座，变电容量1530MVA，境内220kV线路长度为350.522km。2008 年*220kV 电网已形成以和平变为中心的 500kV 和平变谢家河变元谋变500kV 和平变单环网，向

8、禄丰变辐射供电的格局。*电网已建 220kV 变电站情况详见表 2.1-3。表 2.1-3 *电网 220kV 变电站现状表 变电所名称 容量(MVA)最大负荷(MW)所在县份 已建 谢家河变 2150 187*市 禄丰变 150+180 219 禄丰县 元谋变 2120 126 元谋县 狮山变 2180 武定县 紫溪变 2150 *市 小计 1530 4 2.2*市电网概况 2.2.1*市电源现状*市水能资源较为丰富，全市境内大小河流有 14 条，分属于长江水系（金沙江流域龙川江支流）和红河水系（礼社江流域和马龙河流域），水资源总量 9.66 亿立方米。至 2008 年底，*市境内共有水电站

9、 11 座，总装机容量为 41.57 MW。110kV 并网电站 2 座，总装机容量 33.9MW；35kV 并网电站 1 座，总装机容量 3MW；10kV 并网电站 8 座，总装机容量 4.67MW；以 35kV 及以下电压等级并网的9 座电站均为季节性径流发电，没有库容调节容量。2.2.2*市用电情况 20002008 年间，*市最高负荷与全社会用电量增长迅速，2008年全县用电量为 10 亿 kW.h，最大负荷 21.1 万 kW。2000 年2008年用电量年均增长率 12。2.2.3*市电网现状 截至 2008 年底，*市有 2 座 220kV 变电站,即 220kV 谢家河变（21

10、50MVA）和 2008 年底新投运的 220kV 紫溪变（2150MVA），主变容量共计 600MVA。110kV 变电站 4 座（西郊变、东郊变、白龙新村变和东瓜变），主变 7 台，容量为 234.5MVA；110kV 输电线路6 条，总长度为 38.948km。35kV 公用变电站 13 座，主变 21 台，主变容量 96.95MVA；35kV 公用输电线路 17 条，线路总长度 263.16km。5 3 负荷预测及电力平衡 3.1*负荷预测及电力平衡 3.1.1*负荷预测 根据云南电网公司、云南省电力设计院编制的*电网规划（20092013 年）的负荷预测结果，至 2010 年*全社会

11、用电量为41.4 亿 kW.h，负荷 825MW；2013 年全社会用电量为 56.7 亿 kW.h，负荷 1112MW；2015 年全社会用电量将达到 68.3 亿 kW.h 左右，负荷约 1350MW。如表 3.1-1 所示。表 3.1-1*电力需求预测表 项目/年份 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2008-2015年增长率 全社会用电量（亿 kW.h）38.0 41.4 48.5 53.1 56.7 61.0 68.3 10.0%最高负荷（MW）754 825 952 1027 1112 1201 1350 10.1%最高负荷利用小时（h）5041

12、 5024 5099 5170 5103 5083 5058 6 3.1.2*电源规划情况*地处金沙江和元江的分水岭上，境内无天然湖泊，也无入境暗河，水资源多由大气降水形成。经水力普查和规划，*各河流水能理论蕴藏量为 4163.6MW，其中，州境内中小河流水能理论蕴藏量1880.6MW，近期可开发量水能资源约 1063MW；金沙江干流2283MW。不考虑自备火电厂的基础上，2009-2015 年间*电网规划新增电源 194MW（均为水电），预计至 2013 年电源总装机将达 405MW，至 2015 年电源装机将达到 425MW，新增水电项目主要集中在*南部。3.1.3*电力平衡结果 按照*电

13、源规划及推荐负荷需求预测水平，进行全州电力平衡计算，结果如表 3.1-2 所示。表 3.1-2*2009-2015 年电力平衡结果表 单位：MW 项目月份 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 2009-638-632-683-741-694-639-484-430-553-635-622-768 2010-688-682-737-802-750-688-506-437-585-680-659-830 2011-808-800-864-937-878-810-617-550-703-805-790-973 2012-862-854

14、-923-1003-938-862-640-558-738-853-830-1038 2013-929-921-995-1082-1012-929-685-593-792-918-892-1120 2014-1007-998-1078-1172-1096-1008-748-652-862-997-970-1213 2015-1147-1137-1227-1331-1247-1150-879-786-1001-1144-1124-1381 注：（1）表示电力盈余、表示电力亏损；（2）上表含备用容量。由平衡结果可知，20092015 年期间，*全年依靠外区送电，最大电力缺额为 1381MW。7 3

15、.2*市负荷预测及电力平衡 3.2.1*市负荷预测 根据*电网规划（20092013 年）的负荷预测结果，至 2010年*市全社会用电量为 11 亿 kW.h，负荷 232MW；2013 年全社会用电量为 14.9 亿 kW.h，负荷 306MW；2015 年全社会用电量将达到 16.2亿 kW.h 左右，负荷约 346MW。如表 3.2-1 所示。表 3.2-1 *市电力需求预测表 项目/年份 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2008-2015年增长率 全社会用电量（亿 kW.h）10.3 11.0 12.8 13.8 14.9 15.4 16.2 7.

16、2%最高负荷（MW）218 232 260 274 306 320 346 7.3%最高负荷利用小时（h）4746 4761 4935 5019 4863 4812 4689 3.2.2*市电源规划情况 2009-2015 年间*市规划建设 3 座水电站，新增装机总容量27MW。8 3.2.3*市电力平衡结果 根据*市负荷预测结果及 20092015 年电源开发情况，进行电力平衡计算，结果见表 3.2-2。表 3.2-2*市 2009-2015 年电力平衡结果表 单位：MW 年/月 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2009 -171.0-169.2-182.3-196.6

17、-184.9-171.9-140.5-132.8-155.9-173.5-174.3-205.0 2010 -182.5-180.6-194.5-209.6-197.2-183.6-151.1-143.7-167.3-185.5-186.9-218.7 2011 -206.4-204.2-219.8-236.7-222.8-207.8-173.3-166.5-190.9-210.6-213.1-247.2 2012 -218.5-216.2-232.6-250.4-235.8-220.0-184.6-178.0-202.9-223.2-226.3-261.6 2013 -236.8-234.4

18、-252.7-273.1-256.5-237.8-189.6-175.9-212.4-238.7-237.9-284.3 2014 -248.8-246.3-265.5-286.8-269.4-250.0-200.9-187.4-224.4-251.4-251.1-298.7 2015 -270.9-268.2-288.9-311.8-293.1-272.3-221.4-208.4-246.2-274.5-275.3-324.9 由上表可见，*市境内用电负荷较大，所需电力基本上都由主网提供。2010 年丰季缺 143.7MW，枯季电力缺 218.7MW；2015 年丰季电力缺为 208.4MW

19、，枯季电力缺 324.9MW。4*光伏发电项目在电力系统中的作用 1）改善*的能源电力结构 2008 年，*电网中水电装机 231.027MW，占总装机容量的80.35%；火电装机 56.5 MW（自备电厂），占总装机容量的 19.65%，电网以水电为主。太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在*开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能 9 源结构，有利于增加可再生能源的比例，可与水电互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻环保压力。2）满足*市用电负荷发展和提高*市电网供电可靠性的需要 根据前面*市电力电量平衡结果，由于*市用电负荷较大，电源装机无法满足境内负荷需求，20

20、092015 年*市丰、枯季均缺电，至 2015 年*市的电力缺额达到 324.9MW。*市光伏电站（6MWp）建成后将在一定程度上改善*市主要依靠系统主网供电的局面，同时增强了*市的 35kV 电网网架，对电网的供电可靠性也有一定提升。3）项目的建设有利于保持能源可持续发展 光伏发电具有清洁无污染的特点，在促进当地经济发展的同时，不会破坏原有的生态环境和居住环境。在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。光伏电站的建设可以替代燃煤电厂，减少废气、废渣的排放，本项目规模 6MWp，理论年

21、发电量 0.0739 亿 kWh，按火电单耗295g/kWh 计，每年可为电网节约标准煤约 0.218 万吨，相应地可减少因燃煤产生的废气、废渣排放处理所需耗费的资源。5*光伏发电项目供电范围 本项目装机为 6MWp，装机容量小，而*市电源缺乏，丰枯均从主网下网电力。因此，光伏电站建成后，主要满足其所在地*市的负荷需求。10 6*光伏发电项目接入系统方案 6.1 光伏电站附近电网概况 根据*市 110kV 及以下配电网规划（20092013 年），*市规划 2009 年新建 110kV 沙沟变，主变容量 250MVA，110kV 龙潭变，主变容量 250MVA,110kV 东郊变增容改造,新增

22、主变容量 150MVA;2011 年 35kV 中山变升压改造为 110kV 变电站，新增主变容量 140MVA，110kV 东瓜变更换主变，更换主变容量为 250MVA。*市 2009 年规划新建 35kV 东华变，主变容量 18MVA；2010年规划 35kV 马石铺变更换 210MVA 主变 2 台，新增主变容量13.2MVA，35kV 三街变新增 4MVA 主变 1 台；2012 年新建 35kV 八角变，主变容量 22.5MVA；35kV 富民变、中山变、田家屯变分别于 2010 年、2012 年、2014 年停运。*市光伏电站位于*市苍岭镇南侧，规划2010年12月建成投运，届时光

23、伏电站近区 35kV 及以上电网简图如图 6.1-1（不含用户变）。根据目前建设进度，110kV 龙潭变和 110kV 沙沟变均在建，预计 2010年投运。11 220kV紫溪变220kV谢家河变110kV沙沟变至老虎山电站至110kV双柏变110kV西郊变至110kV南华变至110kV姚安变110kV冬瓜变110kV白龙新村变110kV东郊变110kV龙潭变110kV烟厂变至35kV吕合变至110kV中山35kV子午变35kV东华变35kV田家屯变35kV开发区变35kV马石铺变至110kV金山变至大海波电站220kV变电站110kV变电站35kV变电站S光伏电站 图 6.1-1 2010

24、年*市电网规划接线图 6.2 接入系统方案设想 6.2.1 接入系统电压等级及接入点分析*市苍岭镇光伏电站装机总规模为 6MWp，从电站装机规模、就近供电及电力分层接入考虑，该电站宜以 35kV 或 10kV 电压等级接入系统。若以 35kV 接入系统，根据光伏电站装机容量及与附近 35kV、110kV变电站的相对位置，光伏电站适宜以单回35kV线路接入系统，可能的接入点有 220kV 谢家河变、110kV 龙潭变、110kV 沙沟变、12 35kV 马石铺变。1）220kV 谢家河 目前，220kV 谢家河变 35kV 侧为单母线分段接线，接有两台35/10.5kV 的配电变压器至站内的 1

25、0kV 母线，共 5 回出线，分别至35kV 开发区变 2 回，至烟厂 1 回，至 35kV 富民变 1 回、至冶炼厂用户变 1 回，无备用间隔。谢家河变投运较早，从场地等方面考虑扩建 35kV 间隔较为困难。2）110kV 龙潭变 根据关于 110kV 龙潭输变电工程可行性研究的批复，110kV龙潭变 35kV 侧为单母线分段接线，最终 10 回出线，初期电气建成 4回，备用 6 回。3）110kV 沙沟变 根据关于 110kV 沙沟输变电工程可行性研究的批复，110kV沙沟变 35kV 侧为单母线分段接线，最终 18 回出线，初期电气建成 8回，备用 10 回。4）35kV 马石铺变 35

26、kV 马石铺变 35kV 侧为单母线接线，最终出线 2 回，均已建成，分别至 35kV 田家屯变和大海波电站。根据当地供电公司提供资料，马石铺变 35kV 侧还可扩建 12 个间隔。通过以上分析，除 220kV 谢家河变外，均可作为*光伏电站的接入点。13 若以 10kV 接入系统，对于中、短距离输电线路，其传输能力决定于运行的电压损失(一般限制在 10%以内)与功率及能量损耗。导线型号为 LGJ-120 的 10kV 线路在电压降 10%时的输送能力如表 6.2-1所示。*市光伏电站采用电流源并网，即控制逆变器交流侧功率因数为 1.0，因此送出线路的功率因数应在 0.91.0 之间，相应的负

27、荷距在 23200kWkm37000kWkm 之间，已知距离光伏电站最近的接入点线路长度为 8.5km，可计算得出该线路最大传输功率在 2.734.35MW 之间，为满足光伏电站 6MW 功率的送出，光伏电站需以 23 回 10kV 线路接入系统。表 6.2-1 导线型号为 LGJ-120 的 10kV 线路输电能力 功率因数cos 1.0 0.95 0.9 最大传输功率(MW)4.35 3.09 2.73 通过上述分析，若以 10kV 电压等级接入系统，挤占了较多的10kV 接入间隔，占用过多的通道资源。因此，*市光伏电站接入系统方案仅考虑以 35kV 电压等级接入系统。6.2.2 接入系统

28、方案 根据上述分析，结合*市电网规划情况，提出以下三个方案。方案一：光伏电站以单回 35kV 线路接入 110kV 龙潭变，线路长度均为 8.5km，导线截面均按 70mm2选择。14 702/8.5km220kV紫溪变220kV谢家河变110kV沙沟变至老虎山电站至110kV双柏变110kV西郊变至110kV南华变至110kV姚安变110kV冬瓜变110kV白龙新村变110kV东郊变110kV龙潭变110kV烟厂变至35kV吕合变至110kV中山35kV子午变35kV东华变35kV田家屯变35kV开发区变35kV马石铺变至110kV金山变至大海波电站220kV变电站110kV变电站35kV变

29、电站S光伏电站方案一 方案二：光伏电站以单回 35kV 线路接入 110kV 沙沟变，线路长度均为 14km，导线截面均按 70mm2选择。15 702/14km220kV紫溪变220kV谢家河变110kV沙沟变至老虎山电站至110kV双柏变110kV西郊变至110kV南华变至110kV姚安变110kV冬瓜变110kV白龙新村变110kV东郊变110kV龙潭变110kV烟厂变至35kV吕合变至110kV中山35kV子午变35kV东华变35kV田家屯变35kV开发区变35kV马石铺变至110kV金山变至大海波电站220kV变电站110kV变电站35kV变电站S光伏电站方案二 方案三：光伏电站以单

30、回 35kV 线路接入 35kV 马石铺变，线路长度均为 9.5km，导线截面均按 70mm2 选择。16 702/9.5km220kV紫溪变220kV谢家河变110kV沙沟变至老虎山电站至110kV双柏变110kV西郊变至110kV南华变至110kV姚安变110kV冬瓜变110kV白龙新村变110kV东郊变110kV龙潭变110kV烟厂变至35kV吕合变至110kV中山35kV子午变35kV东华变35kV田家屯变35kV开发区变35kV马石铺变至110kV金山变至大海波电站220kV变电站110kV变电站35kV变电站S光伏电站方案三 6.2.3 方案比较及推荐方案 上述三个方案，均以 1

31、回 35kV 线路接入系统。本推荐方案综合考虑造价、路损、沿线地形拆迁等因素：方案一，光伏电站接入 110kV 龙潭变，理论上投资较低，但是沿途将进过三个村庄，拆迁任务较重，综合成本较高。方案二，新建线路较长，理论上投资相对其余方案较高。通过长距离送电，理论上线路损耗也相对其余方案高些，但地势相对平坦，不涉及村庄，无拆迁费用，综合成本相对合理。方案三，需要对 35kV 马石铺变进行扩建，而目前大海波电站接 17 入马石铺变 35kV 侧，马石铺变仅通过一回 35kV 线路（至 35kV 田家屯变）与系统相连，该线路截面为 120mm2，经济输送能力为6.5MVA，当马石铺变负荷较低时，35kV

32、 马（石铺变）田（家屯变）线需同时送出大海波电站（3MW）和光伏电站（6MWp）功率，线路潮流较重。若 35kV 马（石铺变）田（家屯变）线检修或故障，两个电站送出功率均受阻。另外，方案三新建线路较方案一长，投资比方案一高。另外，110kV 龙潭变为新建变电站，主要对*东南城区供电，预计 2010 年当地负荷约 25MW。光伏电站接入可满足东南城区的用电需求。通过上述分析和比较，方案二较优，推荐方案二为光伏电站的接入系统方案。6.2.4 推荐方案接入系统导线截面选择*光伏电站等效最大负荷利用小时数较低为 1232h，按照最大负荷利用小时数为 2000h 进行导线截面的比选。表 6.2-2 列出

33、了不同截面的导线在 35kV 电压等级下的经济输送容量和持续输送功率。表 6.2-2 35kV 电压等级下导线截面与输送能力比较表 导线截面(mm2)经济输送容量(MW)持续极限输送功率(MW)备注 50 5.298 11.87 经济电流密度J=1.84A/mm2 COS=0.95 温度修正系数取 0.94 70 7.417 14.82 95 10.066 18.12 从经济输送容量来看，送出线路导线截面选择 70mm2较为合适，18 建议光伏电站送出线路导线截面均选择 70mm2。7 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见 7.1 接入系统的电压等级及出线回路数*6MWp 并网光伏电站

34、接入系统方案推荐为：*并网光伏电站以一回 35kV 线路接入 110kV 龙潭变 35kV 侧。*6MWp 并网光伏电站 35kV 侧出线按 1 回考虑：至 110kV 龙潭变 1 回。7.2 对电站主接线的建议 对*6MWp 并网光伏电站升压站主接线提出如下建议：项目共 24 个 250kWp 光伏发电单元系统，每 4 台 250kW 逆变器输出的交流电由1台1MVA升压变压器将电压从400V升至10kV，并汇至一组10kV母线后经一台容量为8MVA升压并网变压器升压至35kV 并入 35kV 电网。35kV 升压变 10kV 侧采用单母线接线，35kV 侧采用线路变压器组接线。7.3 对主

35、要电气设备参数的建议 1）6MWp 太阳能光伏电站 35kV 升压变：35kV 升压变为 1 台，容量为 8MVA，为三相双卷有载调压变压器，额定电压为：3532.5kV/10.5kV，接线组别为：YN，d11；19 35kV 中性点按不接地设计。备注：变压器分级调压抽头及阻抗电压最终由审定的电站接入系统确定。2）6MWp 太阳能光伏电站 35kV 升压变无功补偿：一般情况下，并网逆变器的功率因数都调整为1.0(或是接近 1.0)，也就是光伏组件本体在运行过程中不与电网进行无功交换。无功消耗主要来源于光伏电站单元升压变、光伏电站升压变以及送出线路的无功损耗。目前，暂不考虑安装无功补偿装置，待进

36、行该电站并网计算分析后确定是否需要无功补偿。8 投资估算*6MWp 并网光伏电站接入系统的一次项目及其投资如表 8.1-1所示。*并网光伏电站接入系统一次部分投资为 198 万元。表 8.1-1*并网光伏电站接入系统一次项目投资估算(单位：万元)方案 项目 单价 投资 投资合计 方案一*光伏电站110kV龙潭变 35kV 线路 70mm2/8.5km 18 153 198 龙潭变需增加间隔 1 个35kV 间隔 45 45 20 9 结论（1）从*的电力发展需求和加快能源电力结构调整，满足*市用电负荷发展和提高*市电网供电可靠性，有利于保持能源可持续发展等角度综合考虑，建设*6MWp 并网光伏

37、电站是必要的。（2）*6MWp 并网光伏电站建成后，主要满足其所在地*市的负荷需求。（3）*6MWp 并网光伏电站的接入系统推荐方案为：以单回35kV 线路接入 110kV 龙潭变，线路长度均为 8.5km，导线截面均按70mm2选择。（4）本项目共 24 个 250kWp 光伏发电单元系统，每 4 台 250kW逆变器输出的交流电由 1 台 1MVA 升压变压器将电压从 400V 升至10kV，并汇至一组 10kV 母线后经一台容量为 8MVA 升压并网变压器升压至 35kV 并入 35kV 电网。35kV 升压变 10kV 侧采用单母线接线，35kV 侧采用线路变压器组接线。（5）主要电气设备参数 35kV 升压变为 1 台，容量为 8MVA，为三相双卷有载调压变压器，额定电压为：3532.5kV/10.5kV，接线组别为：YN，d11；35kV 中性点按不接地设计。目前，暂不考虑安装无功补偿装置，待进行该电站并网计算分析后确定是否需要无功补偿。21（6）投资估算*并网光伏电站接入系统一次部分投资为 326 万元。