初步設(shè)計文件(說明書)A01-說明書1綜合說明 1 11.3工程地質(zhì) 2 31.5主要設(shè)計原則及方案 4 5 52.2項目所在地的自然環(huán)境概況 62.3太陽能資源分析 62.4氣象條件影響分析 73工程地質(zhì) 3.3巖土工程條件 13.4地下水 3.7場地土壤電阻率 3.8結(jié)論與建議 4.1概述 4.2全站總體規(guī)劃 4.3總平面布置及豎向布置 4.4站區(qū)管線布置 24.5站區(qū)管線布置 24.6站區(qū)綠化規(guī)劃 5光伏系統(tǒng)總體方案設(shè)計及發(fā)電量 5.1光伏組件選型 5.2光伏陣列運行方式選擇 5.3光伏方陣設(shè)計 5.4光伏子方陣設(shè)計 5.5輔助技術(shù)方案 5.6發(fā)電量估算 6.1概述 6.2電氣主接線 6.4站用電系統(tǒng)接線及布置 6.5交流不停電電源系統(tǒng)(UPS) 6.6直流系統(tǒng) 6.7電氣設(shè)備布置 6.9過電壓保護及接地 56.10照明及檢修 6.11火災(zāi)報警系統(tǒng) 6.12安保系統(tǒng) 7土建工程 7.1概述 7.2設(shè)計安全標(biāo)準(zhǔn) 7.3陣列區(qū) 7.4110KV升壓站 7.5場前區(qū)建筑結(jié)構(gòu)設(shè)計 7.6逆變-升壓單元基礎(chǔ) 7.8光伏電站圍欄設(shè)計 7.9道路 7.10主要建筑材料 7.11采暖通風(fēng)消防 8消防部分 8.1水工部分執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范 8.2主要設(shè)計原則 8.3建、構(gòu)筑物的防火分類與耐火等級 8.4消防措施 9施工組織設(shè)計 9.2施工條件 9.3施工總平面規(guī)劃布置 9.4施工交通運輸 9.5主要工程項目的施工方案 9.6項目實施綜合控制輪廓進度 10工程管理設(shè)計 10.1工程管理機構(gòu) 10.2主要管理設(shè)施 11環(huán)境保護與水土保持設(shè)計 11.1環(huán)境保護 11.2水土保持設(shè)計 12勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生 12.1設(shè)計依據(jù) 12.2勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計 912.3勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生管理 1綜合說明1.1.1項目概況(2)建設(shè)單位：中xx太陽能科技江西有限公司；(3)建設(shè)規(guī)模：80MW光伏電站；(4)項目地址：江西省上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村；(5)安裝方式：21°固定傾角安裝。1.1.2工程地理位置本項目位于萬x縣境內(nèi)。本項目建設(shè)場地位于上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村附近，經(jīng)緯度值分別為東經(jīng)116°49′44”,北緯28°47′31”,規(guī)劃使用面積約2300畝，安裝規(guī)模80MWp。場址區(qū)東距X716縣道，交通便利，運輸方便。萬x縣屬亞熱帶季風(fēng)濕潤氣候，年平均氣溫17.5℃,極端最高氣溫41.2℃,年極端北長43公里。境內(nèi)地貌類型以崗地、丘陵為主，輔之于濱湖平原，地勢由東南向西北傾斜，呈階梯狀。東南部群山起伏，雄偉壯觀，最高峰海撥685米；中部丘陵起伏，間年均日照時數(shù)為1803.5小時，最長月份日照時數(shù)為255.4小時，出現(xiàn)在7月份；最短月份日照明數(shù)為83.6小時，出現(xiàn)在2月份。年均太陽輻射總量為108.7千卡/平方厘米。年平均氣溫為17.4℃,年均最高氣溫出現(xiàn)在1961年，18.6℃;極端最低溫度-12.8℃,極端最高達41.2℃;年均降水量為1808.0毫米，最大最小值降水量分別為2879.7毫米和1230.7毫米。(1)設(shè)計委托函；(2)業(yè)主單位提供的紅線坐標(biāo)及紅線圖；(3)勘察測繪單位出具的地勘資料及地形圖等；(4)本工程的可行性研究報告；(5)業(yè)主單位提供的其他資料及要求。本次初步設(shè)計原則上認(rèn)真貫徹國家能源相關(guān)的方針和政策，符合國家的有關(guān)法規(guī)、規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)。1.3工程地質(zhì)本項目位于萬x縣境內(nèi)。本項目建設(shè)場地位于上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村附近，經(jīng)緯度值分別為東經(jīng)116°49′44”,北緯28°47'31",規(guī)劃使用面積約2300畝，安裝規(guī)模80MWp。場址區(qū)東距X716縣道，交通便利，運輸方便。本項目建設(shè)地點位于上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村附近，經(jīng)緯度值分別為東經(jīng)116°49'44",北緯28°47'31",可利用土地范圍面積約2315畝，安裝規(guī)模80MWp。站址東側(cè)為X716縣道，交通便利。1)擬建項目區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定，擬建項目范圍內(nèi)無深大斷裂通過，適宜建設(shè)。2)據(jù)《中國地震動峰值加速度區(qū)劃圖》(1:400萬)及《江西省地震動參數(shù)區(qū)劃工作用圖》(1:75萬),站址區(qū)域內(nèi)一般場地條件下50年超越概率10%的地震動峰值加速度值為<0.05g,對應(yīng)抗震設(shè)防烈度為<6度，設(shè)計特征周期為0.35s。3)升壓站區(qū)域內(nèi)地下水主要以上層滯水為主，勘察期間測得地下水位在3.5米至5.6米之間，該類型地下水位隨季節(jié)性變化較大，水量大小和季節(jié)有關(guān)，補給方式為大氣降水和地表水，排泄方式為蒸發(fā)及向低處滲透。本次升壓站區(qū)域內(nèi)勘探的各孔中未見潛水面，根據(jù)搜集附近工程資料及現(xiàn)場調(diào)查訪問，附近居民用水(地勢較低處)的水井深度為10～20m。光伏陣列站區(qū)位于湖云湖內(nèi)，湖水與附近的溪流以及水塘有水力聯(lián)系，水位隨季節(jié)性變化較小，水量大小也和季節(jié)有關(guān)，補給方式為大氣降水、溪流和水塘水，排泄方式為蒸發(fā)及向低處滲透。根據(jù)實測水庫歷史最高洪水位，在加上0.5m的安全超高，即設(shè)計洪水位為15.7m。據(jù)調(diào)查了解當(dāng)?shù)亟ㄖ?jīng)驗及相近工程水樣分析結(jié)果，項目區(qū)域地表水對混凝土結(jié)4)擬建場區(qū)內(nèi)無文物、遺址、遺跡和化石群，是否有地下文物等尚未發(fā)現(xiàn)。5)本場區(qū)地勢起伏較小。場區(qū)區(qū)域下伏無可溶巖、不存在巖溶、無地面塌陷及采空區(qū)，也不存在滑坡、崩塌、泥石流等不良地質(zhì)作用分布。6)地基承載力特征值建議如下：①層耕表土Es=2~2.5MPa;②層素填土，Es=2.5~3.0MPa;③層淤泥質(zhì)土fak=70~75kPa,Es=2~2.5MPa;④層粘土fak=160~170kPa,Es=3.5~5.1MPa;⑤層粘土fak=170~180kPa,Es=5~6MPa;⑥層粘土fak=200~220kPa,Es=6.5~8.5MPa;⑦層粘土fak=260~280kPa,Es=7.4~14.6MPa;⑧層粉土fak=150~160kPa,Es=5~6.5MPa;⑨層細砂fak=160~170kPa,Es=5~6.5MPa;7)本項目升壓站區(qū)域建議采用天然地基，⑥、⑦層粘土層位穩(wěn)定，層厚較厚，承載力較高，工程性能較好，是良好的天然地基持力層。光伏陣列站區(qū)持力層以上無密實砂層，建議采用預(yù)制管樁，其具有經(jīng)濟性好、施⑤、⑥層粘土層位穩(wěn)定，層厚較厚，承載力較高，工程性能較好，是良好的天然地基持力層。項目區(qū)域內(nèi)①層耕表土呈松散狀、欠固結(jié)、②層素填土呈松散狀、欠固結(jié)，呈軟塑粘性土狀，③層淤泥質(zhì)土為軟塑，三者均為高壓縮性土，承載力不高，對工程須特別注意升壓站區(qū)域內(nèi)第④、⑥、⑦層粘土易散，遇水迅速軟化崩解，施工時應(yīng)進行場地降水，確?；觾?nèi)無水，開挖后及時澆筑基礎(chǔ)。8)結(jié)合鉆孔的地層劃分及資料分析，剔除其中異常值，考慮雨季系數(shù)1.5~2.0,升壓站場地土壤電阻率可按700~800Ω.m考慮；光伏陣列站區(qū)位于湖中，土壤電阻率1.4.1萬年電網(wǎng)現(xiàn)狀萬x縣位于江西省東北部，鄱陽湖東南岸，東與弋陽交壤，西與余干毗鄰，南與鷹潭市交壤，北與鄱陽、樂平相鄰，隸屬于上饒市行政區(qū)域管轄，供電隸屬于贛東北供萬，占全部人口的18.6%,人口自然增長率為7.38‰。截止2014年底，萬x縣220kV變電站1座，即高新變(2×150MVA)。有110kV變電站3座，分別為牛頭嶺變(50+31.5MVA)、萬年變(2×31.5+50MVA)、橋頭變(20+31.5MVA),總?cè)萘繛?46MVA。有35kV公用變電站7座，主變11臺，總?cè)萘?4.1MVA。另有35kV用戶專變1座，為銀金礦變(1×1.6MVA);有35kV開關(guān)站1座，一、安全可靠性原則本項目共有75個發(fā)電單元，每10個發(fā)電單元“T”接在一回35kV的進線電纜線路35kV配電裝置為單母線接線，集電線路進線8回(預(yù)留2回),接地變壓器、母線設(shè)備、無功補償裝置出線各1回，主變出線1回。以光伏組件—直流防雷匯流箱—直流配電柜一并網(wǎng)逆變器—箱式升壓變壓器組成一個發(fā)電單元。每個1MW光伏發(fā)電單元內(nèi)，每18塊310W光伏組件串聯(lián)為一個支路，以16或12個支路接入一個直流防雷匯流箱，共約14個直流防雷匯流箱；每6個直流防雷流線箱出線接入1臺500kW逆變器，每個發(fā)電單元共2臺逆變器。逆變器輸出為315V三相交流，通過電纜分別連接至1000kVA箱式升壓變壓器的低壓側(cè)。本項目工程建設(shè)規(guī)模為80MWp(按遠期100MW考慮),根據(jù)萬x縣負(fù)荷發(fā)展和電網(wǎng)規(guī)劃，湖云光伏電站所發(fā)電力主要在萬x縣境內(nèi)消納。根據(jù)接入系統(tǒng)評審意見，本光伏電站新建1座110kV升壓站，升壓站新建1臺主變，結(jié)合遠期規(guī)模，容量選擇100MVA,升壓站以1回110kV線路接入在建的青云110kV變電站，線路長度約19km,線路選用LGJ-300導(dǎo)線。二、經(jīng)濟性原則系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性主要包括實現(xiàn)光伏電站的最大化運行方案。設(shè)計中合理設(shè)計光2太陽能資源分析下圖為我國國家氣象局風(fēng)能太陽能資源評估中心發(fā)布的我國日照資源分布圖：太陽能資源分布圖(兆焦耳/平方米太陽能資源分布圖(兆焦耳/平方米·年)項目所在地755058505000圖2-1我國太陽能資源分布圖按照我國日照資源分布圖及太陽能資源評估方法(QX/T89-2008)將我國分為四類一類地區(qū)(資源最豐富帶)全年輻射量在6300MJ/m2以上。主要包括青藏高原、甘肅北部、寧夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、內(nèi)蒙古南部、寧夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部等地。二類地區(qū)(資源很豐富帶)全年輻射量在5040～6300MJ/m2。主要包括山東、河南、河北東南部、山西南部、新疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣東南部、福建南部、江蘇中北部和安徽北部等地。三類地區(qū)(資源豐富帶)全年輻射量在3780～5040MJ/m2。主要是長江中下游、福建、浙江和廣東的一部分地區(qū)，春夏多陰雨，秋冬季太陽能資源還可以。四類地區(qū)(資源一般帶)全年輻射量在3780MJ/m2以下。主要包括四川、貴州兩省。此區(qū)是我國太陽能資源最少的地區(qū)。一、二、三類地區(qū)，年輻射量不小于3780MJ/m2,是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區(qū)，面積較大，約占全國總面積的2/3以上，具有利用太陽能的良好條件。四類地區(qū)雖然太陽能資源條件較差，但仍有一定的利用價值。項目地近年水平面平均年太陽輻射量為4603.7MJ/m。屬我國三類太陽能資源區(qū)域，適合建設(shè)太陽能光伏發(fā)電項目。2.2項目所在地的自然環(huán)境概況本項目位于萬x縣境內(nèi)。本項目建設(shè)場地位于上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村附近，經(jīng)緯度值分別為東經(jīng)116°49′44”,北緯28°47′31”,規(guī)劃使用面積約2300畝，安裝規(guī)模80MWp。場址區(qū)東距X716縣道，交通便利，運輸方便。萬x縣屬亞熱帶季風(fēng)濕潤氣候，年平均氣溫17.5℃,極端最高氣溫41.2℃,年極端最低氣溫-12.8℃,年平均降水量1908.4毫米，年平均無霜期254天。萬年地處江西省東北部、鄱陽湖東南岸，屬于丘陵地區(qū)，土地面積1140.76平方公里。地理坐標(biāo)為北緯2830'15"—2854'5",東經(jīng)11646'48'—11715'10",東西寬47公里，南北長43公里。境內(nèi)地貌類型以崗地、丘陵為主，輔之于濱湖平原，地勢由東南向西北傾斜，呈階梯狀。東南部群山起伏，雄偉壯觀，最高峰海撥685米；中部丘陵起伏，間夾小塊平原；西北部與鄱陽毗鄰，系濱湖地區(qū)，湖塘眾多，地勢較低，最低點海撥11.5米。年均日照時數(shù)為1803.5小時，最長月份日照時數(shù)為255.4小時，出現(xiàn)在7月份；最短月份日照明數(shù)為83.6小時，出現(xiàn)在2月份。年均太陽輻射總量為108.7千卡/平方厘米。年平均氣溫為17.4℃,年均最高氣溫出現(xiàn)在1961年，18.6℃;極端最低溫度-12.8℃,極端最高達41.2℃;年均降水量為1808.0毫米，最大最小值降水量分別為2879.7毫米和2.3太陽能資源分析本項目站址暫無太陽能輻射長期觀測資料，本階段選用NASA太陽輻射量數(shù)據(jù)進行NASA數(shù)據(jù)庫模擬出的氣象數(shù)據(jù)是基于插值算法計算的結(jié)果，插值算法基本原理是，以全球范圍內(nèi)的7700多個觀測站數(shù)據(jù)作為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫，當(dāng)輸入任意一個站點經(jīng)緯度時，表2-3年平均水平面月輻照度(NASA數(shù)據(jù))月份月輻照度(MJ/m2/m)月輻照度(kwh/m2)一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月2.3.2評價及結(jié)論2.4氣象條件影響分析2.4.1氣象條件概況屬亞熱帶季風(fēng)區(qū)，風(fēng)向有季節(jié)性變化。秋季北方冷空氣南下，冬季冷空氣勢力達到最強，因此秋冬二季以偏北風(fēng)為主；春季，南方暖濕氣流勢力增強，與北方冷氣團在萬年地區(qū)來往重復(fù)，表現(xiàn)為偏北風(fēng)和偏南風(fēng)交替出現(xiàn)；夏季暖空氣勢力達到最強，多受副熱帶高壓控制，天氣炎熱，偶有臺風(fēng)影響，地面多偏南風(fēng)。(1)基本氣象要素萬x縣基本氣象要素資料，見表2-2表2-2萬年氣象站基本氣象要素統(tǒng)計表序號單位數(shù)量備注1多年平均氣溫℃2極端最高氣溫℃3極端最低氣溫℃4年平均降水量mm5年最大降水量6年最小降水量mm7年均相對濕度%8最大相對濕度%9最小相對濕度%年平均風(fēng)速(1)環(huán)境溫度條件分析：萬年氣候濕潤，氣溫日差較小，年平均氣溫為17.4℃。本工程選用逆變器的工作環(huán)境溫度范圍為-25～40℃,選用組件的工作溫度范圍為-40～85℃。正常情況下，組件的板面工作溫度要比當(dāng)時環(huán)境溫度高出10℃~30℃左右。從上述氣溫數(shù)據(jù)可以看出，組件的工作溫度可控制在允許范圍內(nèi)，但在組件串并聯(lián)組合中，應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)氐膶嶋H氣溫情況進行溫度修正計算，以確保系統(tǒng)有較高的運行效率；同時，對于布置在逆變器室內(nèi)的設(shè)備，也應(yīng)采取相應(yīng)工程措施和工藝，控制其工作溫度保持在允許工作溫度范圍內(nèi)。綜上所述，廠區(qū)氣溫條件對電氣設(shè)備有一定的影響，但可以通過一系列措施使氣(2)風(fēng)速影響本工程地處丘陵地帶，多年平均風(fēng)速1.6m/s年平均大風(fēng)1.7次，年最多大風(fēng)日數(shù)90天，風(fēng)向以北風(fēng)和南風(fēng)為主，故在該地區(qū)風(fēng)速對光伏電站的影響較小。3工程地質(zhì)3.1.1工程概況根據(jù)《江西省地質(zhì)構(gòu)造圖》(1:100萬)(圖2-1)和《江西省區(qū)域地質(zhì)志》,站址區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造單元位于贛北揚子準(zhǔn)地臺(I1)之江南臺隆(Ⅱ2)之萍鄉(xiāng)-樂平臺陷(Ⅲ5)之豐城-樂平凹斷束(IV12)構(gòu)造單元。萍鄉(xiāng)-樂平臺陷(I5):本區(qū)南北兩側(cè)均大致以深斷裂為界，廣泛出露晚古生代和中生代地層。中部及西部，晚古生代及其以后的沉積層甚為發(fā)育，總厚度達13000-15000米；沉積蓋層褶皺，主要發(fā)育于西端之萍鄉(xiāng)-高安地區(qū)，以過渡型褶皺和寬展型褶皺為主，在萍鄉(xiāng)-宜春地區(qū)，尚發(fā)育一系列同斜轉(zhuǎn)褶皺，南翼倒轉(zhuǎn)。斷裂頗為發(fā)育，主要以北東東之走向沖斷層為主，且往往成群、成組出現(xiàn)。其它尚有北北東向、近東西向及北西向斷裂，但其規(guī)模一般較小。巖漿活動比較微弱，僅在其次級隆起和斷裂帶的交叉復(fù)合地段，有少許加里東期和燕山期的花崗巖、花崗閃長巖及少許燕山-喜馬拉雅的基性巖及超基性巖。豐城-樂平凹斷束(IV12):大致西以新干-湖口深斷裂為界，東經(jīng)余干、樂平至婺源一帶。南北兩側(cè)均為深斷裂所限，呈一近北東向的狹長地帶。西段多為第四系所覆蓋，基巖出露甚少，僅有少許晚古生代及中新生代地層出露；區(qū)內(nèi)基底褶皺強烈，蓋層褶皺較弱。前者呈北東東至北東向展布，后者主要呈北東向展布，受斷裂破壞嚴(yán)重。斷裂較為發(fā)育，以北東向斷層為主，且多成組、成帶出現(xiàn)，延伸一般為數(shù)十公里到百余公里。巖漿巖不甚發(fā)育。本項目介于三條深大斷裂之間，其中西北側(cè)為鷹潭-瑞昌大斷裂，其總體延伸方向為西北-東南向，本項目距離其約20km左右；宜豐-景德鎮(zhèn)深斷裂(3),其總體延伸方向為東北-西南向，距離約13km左右；東南側(cè)為豐城-婺源斷裂(4),北東向延入浙西，距離約8km。根據(jù)《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》(GB50011-2010),上述各斷裂與本工程距離大于13km,因此，判定擬建站址區(qū)域?qū)傧鄬Ψ€(wěn)定區(qū)域。綜合上述構(gòu)造單元、地質(zhì)構(gòu)造、斷裂活動、地震活動等特征表明：本場區(qū)在區(qū)域地質(zhì)上屬于相對穩(wěn)定地段，適宜光伏項目的建設(shè)。3.2.2地震地質(zhì)及地震動參數(shù)分布圖》(1:600萬)和《江西省地震志》,擬選站址建項目區(qū)域歷史上無強震發(fā)生，1995年4月15日發(fā)生的4.9級地震及2005年11月26日發(fā)生的5.7級地震的震中均位于瑞昌一九江縣交界地帶。德安縣1634年6月曾發(fā)生一次5級地震，烈度VI度，震中位于北緯29.3°,東經(jīng)115.7°。1971至1978年間德安縣共發(fā)生5次小震，震級2-3.1級。從地震的活動特點來看，強度小，頻率低，活動點根據(jù)《中國地震動峰值加速度區(qū)劃圖》(1:400萬)及《江西省地震動參數(shù)區(qū)劃工作用圖》(1:75萬)(2003年版),擬建項目區(qū)域內(nèi)一般場地條件下50年超越概率10%的地震動峰值加速度小于0.05g,對應(yīng)抗震設(shè)防烈度小于6度。根據(jù)最新發(fā)布的《中國地震動峰值加速度區(qū)劃圖》(1:400萬)及《中國地震動參數(shù)區(qū)劃圖》(GB10306-2015)(2015年05月15日發(fā)布，2016年06月01日實施),擬建項目區(qū)域內(nèi)一般場地條件下50年超越概率10%的地震動峰值加速度為0.05g,對應(yīng)抗震設(shè)防烈度為6度。根據(jù)《中國地震動反應(yīng)譜特征周期區(qū)劃圖》(1:400萬),擬建項目區(qū)域一般場地條件下地震動反應(yīng)譜特征周期為：0.35s。根據(jù)最新發(fā)布的《中國地震動反應(yīng)譜特征周期區(qū)劃圖》(1:400萬),擬建項目區(qū)擬建項目區(qū)域一般場地條件下地震動反應(yīng)譜特征周期為：0.35s。3.3巖土工程條件3.3.1地形地貌程在18.3米~20.2米；光伏陣列站區(qū)位于湖云湖內(nèi)，湖底海拔高程在12.2米~13.1米，地形平坦，起伏小。3.3.2地層巖性根據(jù)江西省地質(zhì)圖(1:50萬)(圖4-2)、地質(zhì)礦產(chǎn)圖(波陽幅)(1:20萬)及實地勘探，場區(qū)內(nèi)出露地層巖性主要有第四系覆蓋層，本區(qū)域基巖埋深很深，①耕表土(Q4ml):灰褐色，褐紅色，松散，稍濕，主要成分為粘性土，夾少量植物根系。該層土為新近堆積，沉降尚不穩(wěn)定，具高壓縮性，承載力較低。升壓站區(qū)域分布，僅在第ZK1,ZK2,ZK3,ZK4,ZK5,ZK6,ZK25號孔一帶可見；最薄處為0.20米，見于ZK25號孔；最厚處為0.40米，見于ZK1號孔；高為13.20米，見于ZK25號孔；平均標(biāo)高為18.29米。②素填土(Q4ml):褐紅色，松散，濕-飽和，主要成分為粘性土，粘性土狀態(tài)為軟塑。該層填土為新近堆填(人工堆填壩),以分隔湖與魚塘。沉降尚不穩(wěn)定，具高壓縮性，承載力較低。光伏陣列站區(qū)分布，僅在第ZK12,ZK20,ZK21,ZK27,ZK30號孔一帶可見；度為1.60米；層面最高處標(biāo)高為14.50米，見于ZK30號孔；層面最低處標(biāo)高為14.00米，見于ZK20號孔；平均標(biāo)高為14.22米。光伏陣列站區(qū)分布，僅在第ZK7,ZK8,ZK9,ZK10,ZK11,ZK12,ZK13,ZK14,ZK15,ZK16,ZK17,ZK18,ZK19,ZK20,ZK21,ZK22,ZK23,ZK24,ZK25,ZK26,ZK27,ZK28,ZK29,ZK30號孔一帶可見；最薄處為0.40米，見于ZK27號孔；米，見于ZK12號孔；層面最低處標(biāo)高為11.70米，見于ZK20號孔；平均標(biāo)高為12.45米。④粘土(Q2el、Q4lal):褐紅色，灰白色，可塑低處標(biāo)高為11.10米，見于ZK20號孔；平均標(biāo)高為13.28米。光伏陣列站區(qū)分布。僅在第ZK7,ZK8,ZK9,ZK10,ZK11,ZK12,ZK13,ZK14,ZK15,ZK16,ZK17,ZK18,ZK19,ZK20,ZK21,ZK22,ZK23,ZK24,ZK25,ZK26,ZK27,ZK28,ZK29,ZK30號孔一帶可見；最薄處為0.60米，見于ZK27號孔；最厚處為3.60米，見于ZK15號孔；平均厚度為2.76米；層面最高處標(biāo)高為12.70米，見于ZK12號孔；層面最低處標(biāo)高為10.00米，見于ZK20號孔；平均標(biāo)高為⑥粘土(Q2el):褐紅色、灰白色、灰褐色，硬塑。稍有光澤，韌性中等，干強度高，無搖震反應(yīng)。全場地分布；最薄處為1.30米，見于ZK1號孔；最厚處為6.50米，見于ZK25號孔；平均厚度為3.06米；層面最高處標(biāo)高為17.10米，見于ZK1號孔；層面最低處標(biāo)高為7.10米，見于ZK13號孔；平均標(biāo)高為9.76米。⑦粘土(Q2el):褐紅色，堅硬。升壓站區(qū)域內(nèi)分布；僅在第ZK1,ZK2,ZK3,ZK4,ZK5,ZK6號孔一帶可見；最薄處為3.90米，見于ZK5號孔；最厚處為5.50米，見于ZK1號孔；平均厚度為4.83米；層面最高處標(biāo)高為15.80米，見于ZK1號孔；層面最低處標(biāo)高為13.10米，見于ZK5號孔；平均標(biāo)高為14.72米。⑧粉土(Q2el):棕黃色，濕-飽和，稍密，可塑土狀。干強度低，韌性低，搖振反應(yīng)中等，無光澤。升壓站區(qū)域內(nèi)分布；僅在第ZK1,ZK2,ZK3,ZK4,ZK5,ZK6號孔一帶可見；最薄處為1.10米，見于ZK3號孔；最厚處為1.70米，見于ZK1號孔；平均厚度為1.47米；層面最高處標(biāo)高為10.60米，見于ZK3號孔；層面最低處標(biāo)高為9.20米，見于ZK5號孔；平均標(biāo)高為9.88米。⑨細砂(Q2el):棕黃色，飽和，稍密，分選性好，顆粒均勻，可見長石、石英、云母等，巖心呈散狀，鉆進有涌砂、塌孔現(xiàn)象。全場地分布；層面最高處標(biāo)高為9.50米，見于ZK3號孔；層面最低處標(biāo)高為4.20米，見于ZK25號孔；平均標(biāo)高為5.44米；該層未鉆穿，該層厚度不詳。3.4地下水升壓站區(qū)域內(nèi)地下水主要以上層滯水為主，勘察期間測得地下水位在3.5米至5.6米之間，該類型地下水位隨季節(jié)性變化較大，水量大小和季節(jié)有關(guān)，補給方式為大氣降水和地表水，排泄方式為蒸發(fā)及向低處滲透。本次升壓站區(qū)域內(nèi)勘(地勢較低處)的水井深度為10～20m。根據(jù)《巖土工程勘察規(guī)范》(GB50021-20012009年版)附錄G第G.0.1有土結(jié)構(gòu)具弱腐蝕性，對鋼筋混凝土中鋼筋具微腐蝕性。3.5不良地質(zhì)作用及地質(zhì)災(zāi)害本項目升壓站位于丘陵崗地，光伏陣列站區(qū)位于湖云湖內(nèi)，地勢起伏較小。3.6場地巖土工程分析與評價3.6.1地基巖土參數(shù)的統(tǒng)計分析及選用18件(詳見附表1:土工試驗報告);在現(xiàn)場勘測時進行了標(biāo)準(zhǔn)貫入試驗，對各項試驗進行了統(tǒng)計分析，其結(jié)果見下表。表3-1土工試驗主要物理力學(xué)指標(biāo)統(tǒng)計表土層編號土層名稱統(tǒng)計項目W%W%含水率pp濕密度孔隙比e液性指數(shù)模模量Es1-2MPaukPaukPa凝聚力C摩擦u°4粘土(可塑)數(shù)6666666最大值最小值平均值標(biāo)準(zhǔn)差6粘土(硬塑)取樣數(shù)6666666最大值最小值平均值標(biāo)準(zhǔn)差7粘土(堅硬)取樣數(shù)6666666最大值最小值平均值標(biāo)準(zhǔn)差層號土層名稱試驗次數(shù)實測擊數(shù)范圍值實測擊數(shù)平均值修正統(tǒng)計值N4粘土(可塑77～106粘土(硬塑)77粘土(堅硬)721～29表3-3各巖土層主要物理力學(xué)指標(biāo)推薦值物理學(xué)指標(biāo)地層巖性天然容重kN/m3含水率w%3濕密度p孔隙比e液性數(shù)壓縮模量EsMpa凝聚C)內(nèi)摩擦角)承載力特征值fak(kPa)混凝土預(yù)制樁極限側(cè)阻力標(biāo)準(zhǔn)值)極限端阻力標(biāo)準(zhǔn)值qpk(kPa)抗拔系數(shù)入①耕表土22~2.5②素填土~16.5③淤泥質(zhì)土~17.02~2.5~12.56~6.5(~18.19~18.1~1.1531~22.7~16.4⑤粘土~19.01~19.0~1.0941~26.53~1900一硬(~19.56~19.3~1.041-0.03~0.26~39.64~3000(~20.08~20.0~0.945-0.01~0.05~14.6~42.6~20.5~38008⑧粉土~18.58~18.5~1.078~16.6~20.1⑨細砂~18.58~18.50~21006注：表中樁基指標(biāo)是按l<9.0m提供的參數(shù)指標(biāo)；抗拔系數(shù)是根據(jù)《建筑樁基技術(shù)規(guī)范》(JGJ94-2008)取值，且應(yīng)試樁；3.6.2地基巖土層分析與評價①耕表土：灰褐色，褐紅色，松散，稍濕，主要成分為粘性土，夾少量植物根系。該層土為新近堆積，沉降尚不穩(wěn)定，具高壓縮性，承載力較低，未經(jīng)處理，不宜作為建筑物地基持力層。②素填土：褐紅色，松散，濕-飽和，主要成分為粘性土，粘性土狀態(tài)為軟塑。該層填土為新近堆填，沉降尚不穩(wěn)定，具高壓縮性，承載力較低，主要分布于光伏陣列站區(qū)，未經(jīng)處理，不宜作為建筑物地基持力層。③淤泥質(zhì)土：灰褐色，黑色，軟塑。具高壓縮性，承載力較低，主要分布于光伏陣列站區(qū)，未經(jīng)處理，不宜作為建筑物地基持力層。④粘土：褐紅色，灰白色，可塑。全場地分布，剔除異常值，該土層壓縮系數(shù)a1-2=0.18～0.37MPa-1、修正后標(biāo)準(zhǔn)貫入擊數(shù)統(tǒng)計值N=7.6擊，具中壓縮性，物理力學(xué)性質(zhì)好，承載力較高，fak=160-170kpa;可作為一般建(構(gòu))筑物的天然地基持力層。⑤粘土：褐紅色，可-硬塑，主要分布于光伏陣列站區(qū)。具中壓縮性，物理力學(xué)性質(zhì)好，承載力較高，fak=170-180kpa;可作為主要建(構(gòu))筑物的天然地基持力層。⑥粘土：褐紅色，硬塑。全場地分布，剔除異常值，該土層壓縮系數(shù)a1-2=0.19～0.29MPa-1、修正后標(biāo)準(zhǔn)貫入擊數(shù)統(tǒng)計值N=14.1擊，具中低壓縮性，物理力學(xué)性質(zhì)好，承載力高，fak=200-220kpa;可作為主要建(構(gòu))筑物的天然地基持力層。⑦粘土：褐紅色，堅硬。升壓站區(qū)域分布，剔除異常值，該土層壓縮系數(shù)al-2=0.09～0.13MPa-1、修正后標(biāo)準(zhǔn)貫入擊數(shù)統(tǒng)計值N=21.7擊，具低壓縮性，物理力學(xué)性質(zhì)好，承載力高，fak=260-280kpa;可作為主要建(構(gòu))筑物的天然地基持力層。⑧粉土：棕黃色，濕-飽和，稍密，可塑土狀。升壓站區(qū)域分布，具中壓縮性，承載力較低，fak=150-160kpa;可作為天然地基持力層的下臥層。⑨細砂：棕黃色，飽和，稍密。全場地分布，物理力學(xué)性質(zhì)好，承載力較高，fak=160-170kpa;可作為天然地基持力層的下臥層。結(jié)合鉆孔的地層劃分及資料分析，剔除其中異常值，考慮雨季系數(shù)1.5~2.0,升壓站場地土壤電阻率可按700~800Ω.m考慮；光伏陣列站區(qū)位于湖中，土壤電阻率較小，可按140~180Ω.m考慮。1)擬建項目區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定，擬建項目范圍內(nèi)無深大斷裂通過，適宜建設(shè)。2)據(jù)《中國地震動峰值加速度區(qū)劃圖》(1:400萬)及《江西省地震動參數(shù)區(qū)劃工作用圖》(1:75萬),站址區(qū)域內(nèi)一般場地條件下50年超越概率10%的地震動峰值加速度值為<0.05g,對應(yīng)抗震設(shè)防烈度為<6度，設(shè)計特征周期為3)升壓站區(qū)域內(nèi)地下水主要以上層滯水為主，勘察期間測得地下水位在3.5米至5.6米之間，該類型地下水位隨季節(jié)性變化較大，水量大小和季節(jié)有關(guān)，補給方式為大氣降水和地表水，排泄方式為蒸發(fā)及向低處滲透。本次升壓站區(qū)域內(nèi)勘探的各孔中未見潛水面，根據(jù)搜集附近工程資料及現(xiàn)場調(diào)查訪問，附近居民用水(地勢較低處)的水井深度為10～20m。光伏陣列站區(qū)位于湖云湖內(nèi)，湖水與附近的溪流以及水塘有水力聯(lián)系，水位隨季節(jié)性變化較小，水量大小也和季節(jié)有關(guān)，補給方式為大氣降水、溪流和水塘水，排泄方式為蒸發(fā)及向低處滲透。根據(jù)實測水庫歷史最高洪水位，在加上0.5m的安全超高，即設(shè)計洪水位為15.7m。據(jù)調(diào)查了解當(dāng)?shù)亟ㄖ?jīng)驗及相近工程水樣分析結(jié)果，項目區(qū)域地表水對混凝土結(jié)構(gòu)具弱腐蝕性，對鋼筋混凝土中鋼筋具微腐蝕性。4)擬建場區(qū)內(nèi)無文物、遺址、遺跡和化石群，是否有地下文物等尚未發(fā)現(xiàn)。5)本場區(qū)地勢起伏較小。場區(qū)區(qū)域下伏無可溶巖、不存在巖溶、無地面塌陷及采空區(qū)，也不存在滑坡、崩塌、泥石流等不良地質(zhì)作用分布。6)地基承載力特征值建議如下：①層耕表土Es=2~2.5MPa;②層素填土，Es=2.5~3.0MPa;③層淤泥質(zhì)土fak=70~75kPa,Es=2~2.5MPa;④層粘土fak=160~170kPa,Es=3.5~5.1MPa;⑤層粘土fak=170~180kPa,Es=5~6MPa;⑥層粘土fak=200~220kPa,Es=6.5~8.5MPa;⑦層粘土fak=260~280kPa,Es=7.4~14.6MPa;⑧層粉土fak=150~160kPa,Es=5~6.5MPa;⑨層細砂fak=160~170kPa,Es=5~6.5MPa;7)本項目升壓站區(qū)域建議采用天然地基，⑥、⑦層粘土層位穩(wěn)定，層厚較厚，承載力較高，工程性能較好，是良好的天然地基持力層。光伏陣列站區(qū)持力層以上無密實砂層，建議采用預(yù)制管樁，其具有經(jīng)濟性好、施工速度快的特點。④層粘土有軟弱夾層，不建議光伏陣列以該層作為天然地基持力層；⑤、⑥層粘土層位穩(wěn)定，層厚較厚，承載力較高，工程性能較好，是良好的天然地基持力層。項目區(qū)域內(nèi)①層耕表土呈松散狀、欠固結(jié)、②層素填土呈松散狀、欠固結(jié)，呈軟塑粘性土狀，③層淤泥質(zhì)土為軟塑，三者均為高壓縮性土，承載力不高，對工程無實際意義。須特別注意升壓站區(qū)域內(nèi)第④、⑥、⑦層粘土易散，遇水迅速軟化崩解，施工時應(yīng)進行場地降水，確?；觾?nèi)無水，開挖后及時澆筑基礎(chǔ)。8)結(jié)合鉆孔的地層劃分及資料分析，剔除其中異常值，考慮雨季系數(shù)1.5~2.0,升壓站場地土壤電阻率可按700~800Ω.m考慮；光伏陣列站區(qū)位于湖中，土壤電阻率較小，可按140~180Ω.m考慮。4總圖部分本項目建設(shè)地點位于上饒市萬x縣湖云鄉(xiāng)湖云村湖云水庫內(nèi)。本項目設(shè)計裝機容量80MW,占地面積約2320畝，共劃分為75個光伏發(fā)電單元。主要建(構(gòu))筑物有：光伏組件固定支架、支架基礎(chǔ)、110kv升壓站、綜合樓、配電室、水泵房、逆變-升壓單元基礎(chǔ)、道路、圍欄等。電站總平面布置嚴(yán)格遵照設(shè)計審定的設(shè)計方案，依據(jù)太陽能資源、站區(qū)進出場公路、高壓出線走廊方向、水源、環(huán)保、站區(qū)工程地質(zhì)、地形、風(fēng)向、施工等建站外部條件及工藝要求等。1)站區(qū)總平面布置本期總平面布置，建(構(gòu))筑物間距均需滿足《建筑設(shè)計防火規(guī)范》及《火力發(fā)電廠及變電站設(shè)計防火規(guī)范》的相關(guān)要求。2)站區(qū)道路道路工程的設(shè)計任務(wù)是結(jié)合原有道路布置光伏發(fā)電站道路系統(tǒng)，合理規(guī)劃道路的位置，方便對外交通；盡量節(jié)省工程投資，保證在工程量最節(jié)省的前提條件下做到道路暢通。根據(jù)道路設(shè)計的有關(guān)規(guī)范和道路用途設(shè)計道路斷面、用材和施工方法?；炷恋缆?，做法為：清表；路基碾壓密實，壓實度≥94%;250厚天然級配碎礫石碾實；200厚C25混凝土面層3)站區(qū)豎向布置根據(jù)工藝要求并結(jié)合自然地形、光伏組件、建構(gòu)筑物、場地排水及道路、管線接口標(biāo)高綜合考慮。4)站區(qū)溝道、地下設(shè)施站區(qū)主要管線有：生活上水管、排水管、電纜。本期工程場地較為開闊、地勢平坦，站區(qū)總平面布置在滿足全站總體規(guī)劃既定原則和有關(guān)規(guī)程、規(guī)范、規(guī)定的前提下，力求規(guī)劃合理、布置緊湊、分期分區(qū)明確、工藝流程順暢短捷、節(jié)約用地、方便管理、土方工程量小、再擴建條件優(yōu)越并盡量減少對周邊環(huán)境的影響。4.2全站總體規(guī)劃本期建設(shè)規(guī)模80MWp,占地2320畝，結(jié)合總體規(guī)劃以及土地資源，本著因地制宜的原則，本工程主要分為兩部分：即管理區(qū)和生產(chǎn)區(qū)。管理區(qū)用地為建設(shè)用地，布置于本期項目站址南側(cè)，主要包括綜合樓、配電房、水泵房等，場前區(qū)考慮設(shè)置一定數(shù)量的停車位及綠化。生產(chǎn)區(qū)主要包含支架基礎(chǔ)、逆變-升壓單元基礎(chǔ)、圍欄等。本工程為80MW光伏工程，共計配置75個光伏子系統(tǒng)。每個子系統(tǒng)設(shè)置1個逆變升壓子站，每個逆變升壓子站設(shè)2臺逆變器及1臺變壓器，逆變器布置于靠近檢修水路邊一側(cè)，以便于檢修。全場水路布置原則為能滿足一般檢修通行為準(zhǔn)并確保道路能通到每臺逆變器。進場道路根據(jù)周邊交通網(wǎng)的布置現(xiàn)狀，設(shè)置在本期站址南側(cè)。基于安全生產(chǎn)管理的需要，在紅線范圍內(nèi)站區(qū)周邊設(shè)置噴塑鋼絲網(wǎng)圍欄。進場主出入口處設(shè)置有軌雙開鋼筋柵欄門一個。4.3總平面布置及豎向布置1)設(shè)計依據(jù)電站總平面布置嚴(yán)格遵照設(shè)計審定的設(shè)計方案，依據(jù)太陽能資源、站區(qū)進出場公路、高壓出線走廊方向、水源、環(huán)保、站區(qū)工程地質(zhì)、地形、風(fēng)向、施工等建站外部條件及工藝要求等。2)根據(jù)其各自的生產(chǎn)工藝流程、運行管理等要求按其功能分為下述幾個區(qū)a、管理區(qū)：面積約10000m2,主要為綜合房、配電室、水泵房等構(gòu)成；b、生產(chǎn)區(qū)：面積約1533634m2,主要由光伏組件固定支架、支架基礎(chǔ)、逆變-升壓單元區(qū)域等構(gòu)成。3)場地地勢較為平緩，場前區(qū)位于西側(cè)場地的南側(cè)。全場采用水路檢修，結(jié)合逆變器及匯流箱檢修通道位置及附近村莊道路情況，并考慮水位的變化，設(shè)置簡易?？看a頭。保證水路能夠通向每一個逆變—升壓單元，便于設(shè)備檢修和維護。碼頭采用單層混凝土框架結(jié)構(gòu)，40平方米/個，含遮陽棚，共8個。4.3.2豎向設(shè)計本項目場地較平整，僅對局部低洼地區(qū)進行局部場平，不進行大面積場平。展的需要，本著體現(xiàn)工程量少、見效快、環(huán)境好的整體效果。結(jié)合本工程要滿的技術(shù)要求，解決場地排水問題，滿足工程建設(shè)與使用的地質(zhì)、水文地質(zhì)條件，滿足建筑基礎(chǔ)埋深、工程管線敷設(shè)的要求等。區(qū)、城市(鎮(zhèn))聯(lián)系方便。4.4.1主要建構(gòu)筑物室內(nèi)外標(biāo)高的確定根據(jù)規(guī)范及工藝要求，主要建構(gòu)筑物室內(nèi)外設(shè)計高差為0.3m,當(dāng)室內(nèi)外高4.5站區(qū)管線布置4.5.1管線布置主要設(shè)計原則(1)管線敷設(shè)方式以工藝要求、自然條件、場地條件等綜合考慮；(2)管線(溝)走徑：力求順直短捷，并盡量沿規(guī)劃管線走廊平行路網(wǎng)，(3)方便施工運行管理及檢修。4.5.2站區(qū)管線布置4.5.2.1站區(qū)管線總體規(guī)劃規(guī)劃設(shè)計內(nèi)容包括：光伏電站內(nèi)室(內(nèi))外地上、地下所有管線，溝道的走徑、長度、坐標(biāo)，交叉點標(biāo)高，凈空及防護檢修間距，以及站區(qū)對外接口，進行全面控制，以免相互碰撞，確保運行安全。4.5.2.2管線敷設(shè)方式本工程電纜設(shè)計采用地下直埋敷設(shè)和電纜溝相結(jié)合方式。電纜溝內(nèi)設(shè)排水井，人工定期抽水，以防止電纜溝內(nèi)積水。站區(qū)綠化的目的是美化環(huán)境，綠化重點應(yīng)在廠前區(qū)空地及建筑物周圍。綠化采用高檔的植物，確保美觀。5光伏系統(tǒng)總體方案設(shè)計及發(fā)電量光伏組件選擇的基本原則：在產(chǎn)品技術(shù)成熟度高、運行可靠的前提下，結(jié)合電站周圍的自然環(huán)境、施工條件、交通運輸?shù)臓顩r，選用行業(yè)內(nèi)的主導(dǎo)光伏組件類型。再根據(jù)電站所在地的太陽能資源狀況和所選用的光伏組件類型，計算出光伏電站的年發(fā)電量，最終選擇出綜合指標(biāo)最佳的光伏組件。商用的光伏組件主要有以下幾種類型：單晶硅電池、多晶硅電池、非晶硅電池、碲化鎘電池、銅銦鎵硒電池等。上述各類型電池分類見圖5-1,主要性能參數(shù)見表5-1。光伏組件光伏組件薄膜組件化合物薄膜組件多晶硅組硅基薄膜組件單晶硅組件晶硅組件圖5-1光伏組件分類表5-1光伏組件性能參數(shù)比較電池類型商用效率實驗室效率優(yōu)缺點晶體硅單晶硅優(yōu)點：轉(zhuǎn)換效率高、穩(wěn)定性好缺點：成本相對略高多晶硅優(yōu)點：成本較單晶硅組件低缺點：轉(zhuǎn)換效率較單晶硅略低薄膜電池非晶硅優(yōu)點：弱光性能好、成本低缺點：轉(zhuǎn)換效率較低、衰減快碲化鎘8～10%優(yōu)點：成本低缺點：轉(zhuǎn)換效率較低、衰減快、鎘有劇毒銅銦鎵硒優(yōu)點：成本低缺點：原材料有毒、大面積生產(chǎn)困難聚光電池砷化鎵20～30%優(yōu)點：轉(zhuǎn)化效率高缺點：成本高、需配備聚光及跟蹤裝置由表5-1可知，晶體硅組件由于制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉(zhuǎn)化效率相對較高的特點，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項目。非晶硅薄膜光伏組件穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對較低、使用壽命相對較短，但由于其近年來技術(shù)改進，組件的年衰減速度和使用壽命已幾乎接近晶體硅水平，而其擁有的良好弱光發(fā)電能力和溫度特性，在某種程度上可減少電網(wǎng)的波動。目前，全球光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)中，晶體硅材料是生產(chǎn)及應(yīng)用技術(shù)最成熟的光伏發(fā)電材料。在可以預(yù)見的未來數(shù)年以內(nèi)，晶體硅材料仍將為主流光伏發(fā)電材料。我國光伏組件商業(yè)化生產(chǎn)的光伏組件主要以晶體硅組件為主。通過對比不同材料光伏組件的各項性能指標(biāo)，晶體硅組件全光照面積組件轉(zhuǎn)換效率為15.5%左右，現(xiàn)階段扔高于非晶硅組件，而現(xiàn)階段薄膜組件相比較晶體硅組件，成本相當(dāng)。如表表5-2不同材料的光伏組件性能對比A公司B公司C公司組件種類單位單晶硅多晶硅薄膜峰值功率W開路電壓短路電流工作電流外形尺寸重量峰值功率溫度系數(shù)開路電壓溫度系數(shù)短路電流溫度系數(shù)10年功率衰降25年功率衰降組件轉(zhuǎn)換效率晶體硅組件由于制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉(zhuǎn)化效率相對較高的特點，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項目。同樣尺寸的組件，單晶硅與多晶硅組件標(biāo)稱峰值功率參數(shù)基本相同。同樣的可利用面積，可認(rèn)為選擇單晶硅或多晶硅組件裝機容量幾乎沒有差別；另外，根據(jù)市場調(diào)查，單晶硅組件單瓦價格要比多晶硅組件高0.05元/瓦左右。薄膜光伏組件相對晶體硅光伏組件而言，光伏組件轉(zhuǎn)換效率較低，建設(shè)占地面積大，現(xiàn)階段已不具備價格優(yōu)勢，而其他原料的薄膜光伏組件比非晶硅薄膜光伏組件的價格更高。綜合考慮以上各種因素，本工程擬全部選用多晶硅組件。5.1.2光伏組件規(guī)格選型光伏組件的功率規(guī)格較多，從5Wp到315Wp國內(nèi)均有生產(chǎn)廠商生產(chǎn)，且產(chǎn)品應(yīng)用也較為廣泛。本光伏電站裝機容量為80MW,組件安裝量大，且占地面積較廣，由于紅線面積有限，所以應(yīng)優(yōu)先選用單位面積容量大的光伏組件，以減少占地面積，降低光伏組件安裝量。另外，根據(jù)建設(shè)單位的相關(guān)要求，本工程采用310Wp多晶硅雙玻組件，具體組件型號根據(jù)招投標(biāo)情況確定。光伏組件安裝方式有固定式和跟蹤式兩種型式。自動跟蹤系統(tǒng)包括傾角可調(diào)系統(tǒng)、單軸跟蹤系統(tǒng)和雙軸跟蹤系統(tǒng)。單軸跟蹤(東西方位角跟蹤和極軸跟蹤)系統(tǒng)以固定的傾角從東往西跟蹤太陽的軌跡，雙軸跟蹤系統(tǒng)(全跟蹤)可以隨著太陽軌跡的季節(jié)性位置的變換而改變方位角和傾角。1)固定支架光伏組件的安裝，考慮其可安裝性和安全性，目前技術(shù)最為成熟、成本相對最低、應(yīng)用最廣泛的方式為固定式安裝。該方式將太陽能電池方陣按照一個固定的對地角度和固定的方向安裝。這種方式具有安裝簡單，維護量小的優(yōu)點，但相對于自動跟蹤式發(fā)電量較低。圖5-1固定式安裝2)傾角可調(diào)式支架基于傾角可調(diào)式固定支架安裝的光伏方陣年發(fā)電量比傾角固定式安裝的方陣會有一定的提高。具體項目實施時，會根據(jù)電站所在地輻射量等氣象條件考慮角度調(diào)節(jié)范圍，以及調(diào)節(jié)形式(連續(xù)可調(diào)/間斷可調(diào)),間斷可調(diào)式穩(wěn)定性較高，成本相對較低。但其成本相對于傾角固定式支架稍高，另外后期維護成本相對固定式較高，電站投產(chǎn)運營后，運營成本相對固定式也較高。圖5-2傾角可調(diào)式安裝3)單軸跟蹤單軸自動跟蹤器用于承載傳統(tǒng)平板光伏組件，可將日均發(fā)電量提高20~35%。如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面所成角度為0度，則為水平單軸跟蹤；如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面成一定傾角，光伏組件的方位角不為0,則稱為極軸單軸跟蹤。對于北緯30~40度的地區(qū)，采用水平單軸跟蹤可提高發(fā)電量約20%,采用極軸單軸跟蹤可提高發(fā)電量約35%。但與水平單軸跟蹤相比，極軸單軸跟蹤的支架成本較高，抗圖5-3水平單軸跟蹤圖5-4極軸單軸跟蹤4)雙軸跟蹤雙軸跟蹤是方位角和傾角兩個方向都可以運動的跟蹤方式，雙軸跟蹤系統(tǒng)可以最大限度的提高光伏組件對太陽光的利用率。雙軸跟蹤系統(tǒng)在不同的地方、不同的天氣條件下，提高光伏組件發(fā)電量的程度也是不同的：在非常多云而且很多霧氣的地方，采用雙軸跟蹤可提高發(fā)電量20~25%;在比較晴朗的地方，采用雙軸跟蹤系統(tǒng)，可提高發(fā)電量35%~45%。圖5-5雙軸跟蹤對于跟蹤式系統(tǒng)，其傾斜面上能最大程度的接收的太陽總輻射量，從而增加了發(fā)電量，但增加了故障率，加大維護成本。對于跟蹤式系統(tǒng)，其傾斜面上能最大程度的接收的太陽總輻射量，從而增加了發(fā)電量，但考慮建設(shè)地點位于西北部，風(fēng)沙較大，其傳動部件會發(fā)生沙塵顆粒侵入，增加了故障率，加大維護成本。表5-3不同支架類型對比支架類型占地面積復(fù)雜程度維修量靜態(tài)投資發(fā)電量固定式支架1簡單基本沒有手動可調(diào)固定安裝1簡單少量平單軸跟蹤支架1較簡單較多斜單軸跟蹤支架2較復(fù)雜較多雙軸跟蹤支架復(fù)雜多表5-4不同支架類型優(yōu)缺點對比支架類型優(yōu)點缺點固定式支架技術(shù)最為成熟，成本相對最低，應(yīng)用最為廣泛不能最大限度利用太陽總輻射量傾角可調(diào)式支架技術(shù)較為成熟，成本相對較低人工調(diào)整傾角，費時費力平單軸跟蹤跟蹤方式較為簡單故障率及維護成本高，成本相對較高斜單軸跟蹤跟蹤方式較為簡單故障率及維護成本高，抗風(fēng)性能不佳，成本相對較高雙軸跟蹤最大程度利用太陽總輻射量，增加了發(fā)電量故障率及維護成本高，成本相對最高表中可以看到，跟蹤安裝方式的初期投資要相比固定安裝方式較高，電站發(fā)電量相比固定安裝方式也較高。在不考慮其他影響因素的情況下，采用跟蹤安裝方式有利于增加企業(yè)效益，可以提前收回工程投資，為企業(yè)賺取更多利潤。同時，從上表可以發(fā)現(xiàn)，跟蹤安裝方式由于采用自動跟蹤機構(gòu)使得方陣的運行更為復(fù)雜，也因此而使得運行期間的故障率較高，維護、維修工作量加大，增加了運行難度。因此而增加的維護、維修費用消減了增加發(fā)電量所帶來的效益。另外此類型的支架在后期運營管理方面會增加額外費用(檢修及調(diào)節(jié)支架人工減小初始投資，降低運行成本，推薦采用固定支架安5.3光伏方陣設(shè)計本工程是水面光伏電站，裝機容量為80MW,共安裝310Wp型多晶硅組件258084塊，分為75個發(fā)電子系統(tǒng)，同時根據(jù)場地紅線合理劃分，具體見光伏方陣平面布置圖。本工程每套支架安裝36塊光伏組件，采用2x18豎向雙排布置。每個子系統(tǒng)配置2臺500kW并網(wǎng)逆變器和1臺1000kVA升壓變。本項目共有75個發(fā)電單元，每10個發(fā)電單元“T”接在一回35kV的進線電纜線路上，接入一臺35kV高壓開關(guān)柜。35kV配電裝置為單母線接線，集電線路進線8回(預(yù)留2回),接地變壓器、以光伏組件—直流防雷匯流箱—直流配電柜一并網(wǎng)逆變器—箱式升壓變壓器組成一個發(fā)電單元。每個1MW光伏發(fā)電單元內(nèi)，每18塊310W光伏組件串聯(lián)為一個支路，以16或12個支路接入一個直流防雷匯流箱，共約14個直流防雷匯流箱；每6個直流防雷流線箱出線接入1臺500kW逆變器，每個發(fā)電單元共2臺逆變器。逆變器輸出為315V三相交流，通過電纜分別連接至1000kVA箱本項目工程建設(shè)規(guī)模為80MWp(按遠期100MW考慮),根據(jù)萬x縣負(fù)荷發(fā)審意見，本光伏電站新建1座110kV升壓站，升壓站新建1臺主變，結(jié)合遠期規(guī)模，容量選擇100MVA,升壓站以1回110kV線路接入在建的青云110kV變電站，線路長度約19km,線路選用LGJ-300導(dǎo)線。逆變—升壓單元盡量布置于子系統(tǒng)中心位置并靠近通道側(cè)，便于檢修維護。水面通道寬度均為12m。5.4光伏子方陣設(shè)計5.4.1光伏方陣的串、并聯(lián)設(shè)計光伏方陣通過組件串、并聯(lián)得到，光伏組件的串聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器的直流輸入電壓要求，光伏組件并聯(lián)必須滿足并網(wǎng)逆變器輸入功率的要求。5.4.1.1光伏方陣的串聯(lián)設(shè)計光伏組件的組串?dāng)?shù)主要是根據(jù)光伏組件參數(shù)、逆變器參數(shù)以及系統(tǒng)容量選取。主要按以下原則設(shè)計：1)在運行環(huán)境下，光伏組件串的最大開路電壓應(yīng)小于光伏逆變器允許的最大直流輸入電壓；2)光伏組件的工作電壓會受組件溫度影響，不同溫度下的工作電壓不同，不同工況下的工作電壓應(yīng)在逆變器MPPT范圍以內(nèi)。根據(jù)前文所選擇的光伏組件參數(shù)和逆變器參數(shù)，逆變器其最大直流輸入電壓為1000V。結(jié)合本工程現(xiàn)場環(huán)境條件和組件運行溫度預(yù)測(經(jīng)查詢，本項目所在市歷史上最低溫度為-28.9℃,組件在夏季時最高溫度一般為75°)。按以上原則計算并比選，對選用的常規(guī)晶硅組件進行計算。本工程選用310Wp型晶體硅組件，其組件開路電壓為45.4V,由下列公式求得：Voc——光伏電池組件的開路電壓(V);t——為光伏電池組件工作條件下的極限低溫(℃);Kv——光伏電池組件的開路電壓溫度系數(shù)；N光伏電池組件的串聯(lián)數(shù)(N向下取整);Vdcmax——逆變器允許的最大直流輸入電壓(V)。Vmpptmin——逆變器最大功率跟蹤范圍最小電壓Vmpptmax——逆變器最大功率跟蹤范圍最大電壓，Vpm——光伏組件STC測試條件下工作電壓K——光伏組件工作電壓溫度系數(shù)，無此數(shù)據(jù)時可用Kv代替。t′——光伏組件工作條件下的極限高溫(攝氏度)。根據(jù)組件參數(shù)和運行環(huán)境，計算得16≤N≤18。為增大組串的輸出電壓減少線路損耗，組件串聯(lián)數(shù)量宜選用最大值，同時考慮直流側(cè)絕緣耐壓及固定支架的優(yōu)化設(shè)計、方陣的布置，綜合以上各種因素，本工程選用18塊310Wp晶體硅組件組成一個組串。本工程選用的并網(wǎng)逆變器直流輸入功率為500kW,組件峰值功率為310Wp,假定可以并聯(lián)的支路數(shù)為N,則：18塊310Wp組件串聯(lián)功率為310Wp×18=5580W;500kW并聯(lián)支路數(shù)N=500kW/5.58kW≈90,單臺500kW型并網(wǎng)逆變器的具體連接容量根據(jù)紅線面積和項目區(qū)域劃分來確定。固定式安裝的最佳傾角選擇取決于諸多因素，如：地理位置、全年太陽輻射分布、直接輻射與散射輻射比例、負(fù)載供電要求和特定的場地條件等。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)方陣的最佳安裝傾角是系統(tǒng)全年發(fā)電量最大時的傾角。根據(jù)本項目所在地緯度和當(dāng)?shù)靥栞椛滟Y料，采用目前光伏工藝常用的方法確定固定支架的最佳安裝傾角。利用PVSYST軟件的praze模型進行模擬分析，支架傾角從19度到24度進行程序模擬。經(jīng)過模擬計算，當(dāng)支架傾角為21°時，光伏方陣接受到的輻射量最大，支架傾角程序模擬分析見表5-5:表5-5不同傾角輻照度比較表傾角(°)輻射量(kwh/m2)根據(jù)Praze模型的分析結(jié)果，當(dāng)組件安裝傾角為21°時，全年接收到的輻射量最大，達到了1283.13kwh/m2。根據(jù)《光伏電站設(shè)計規(guī)范》(GB50797-2012)要求，并網(wǎng)電站的傾角宜使光伏方陣的傾斜面上受到的全年輻照量最大。綜上所述，本工程組件安裝傾角宜為21°。5.4.3光伏方陣間距的計算在北半球，對應(yīng)最大日照輻射接收量的平面為朝向正南，與水平面夾角度數(shù)與當(dāng)?shù)鼐暥认喈?dāng)?shù)膬A斜平面，固定安裝的太陽能光伏組件要據(jù)此角度傾斜安裝。方陣傾角確定后，要注意南北向前后方陣間要留出合理的間距，以免前后出現(xiàn)陰影遮擋，前后間距為：冬至日(一年當(dāng)中物體在太陽下陰影長度最長的一天)上午9:00到下午3:00(真太陽時),光伏組件之間南北方向無陰影遮擋。固定方陣安裝好后傾角不再調(diào)整。計算當(dāng)光伏組件方陣前后安裝時的最小間距D,如下圖所示：陽光射線陽光射線前排太陽電池方陣HZ地平面D陽光射線正南HDL太陽射線在地面上的投影后排太陽太陽電池方陣支架圖5-6光伏方陣間距一般確定原則：冬至當(dāng)天早9:00至下午3:00光伏組件方陣不應(yīng)被遮擋。計算公式如下：太陽高度角的公式：sina=sinφsinδ+cosocosδcosw太陽方位角的公式：sinβ=cosδsino/cosaD=cosβ×L,L=H/tana,α=arcsin(sinosinδ+cosocosδcoso)本項目單套組件支架安裝36塊組件，采用2x18豎向雙排布置，單塊310Wp組件尺寸為1968×992×40mm,相鄰兩塊組件之間的上下左右間隙為20mm。通過以上公式計算得知：光伏方陣安裝傾角為21°時，前后排組件間距D≈2806mm因此，當(dāng)前后排組件間距大于上述數(shù)值時可以保證兩排方陣在冬至日上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋，如下圖表所示：2806mm綜合考慮，本工程前后排組件單元中心間距宜為6.5m。光伏組件最低點距地面距離H選取主要考慮當(dāng)?shù)刈畲蠓e雪深度、當(dāng)?shù)睾樗弧⒒牟莞叨?、泥和沙濺上光伏組件；另外考慮到本工程支架安裝傾角較大，組件最下沿距離水面不宜低于1500mm,高于當(dāng)?shù)睾樗?00mm。在光伏電站內(nèi)配置一套光功率預(yù)測裝置，實時監(jiān)測日照強度、風(fēng)速、風(fēng)向、溫度等參數(shù)。5.5.2組件清洗方案光伏組件很容易積塵，影響發(fā)電效率。必須對光伏組件進行清洗，保證光伏組件的發(fā)電效率。組件表面的清洗可分為定期清洗和不定期清洗。清洗時間安排在日出前或日落后，嚴(yán)禁在風(fēng)力大于4級、大雨、大雪的氣象條件下清洗光伏組件。本項目配置兩條清洗船，四個清洗平臺以及一條救生快艇，其中清洗平臺配備電氣設(shè)備檢修所需器材。定期清洗一般每兩個月進行一次，制定清洗路線。不定期清洗分為惡劣氣候后的清洗、季節(jié)性清洗和日常維護清洗。惡劣氣候分為大風(fēng)、沙塵或雨雪后的清洗。每次大風(fēng)或沙塵天氣后應(yīng)及時清洗。雨雪后應(yīng)及時巡查，對落在光伏組件上的泥點和積雪應(yīng)予以清洗。季節(jié)性清洗主要指春秋季位于候鳥遷徙線路下的發(fā)電區(qū)域，對候鳥糞便的清洗。在此季節(jié)應(yīng)每天巡視，發(fā)現(xiàn)光伏組件被污染的應(yīng)及時清洗。日常維護主要是每日巡視檢查光伏組件的清潔程度。不符合要求的應(yīng)及時清洗，確保光伏組件的清潔。本項目不設(shè)沖洗管網(wǎng)，采用清洗船只進行人工清洗方案。由運行維護人員根據(jù)場址實際情況確定除塵清洗頻率，可委托專業(yè)清洗公司完成。5.6.1系統(tǒng)效率分析建設(shè)在開闊地的并網(wǎng)光伏電站基本沒有朝向損失，影響電站總效率的關(guān)鍵因素主要是系統(tǒng)效率，系統(tǒng)效率主要考慮的因素有逆變器的效率損失、變壓器的效率損失，灰塵及雨雪遮擋損失、光伏組件串并聯(lián)不匹配損失、交直流部分線路損失、其它雜項損失。本電站的系統(tǒng)效率如下：表5-6本電站的系統(tǒng)效率序號效率損失項目修正系數(shù)電站平均瞬時總效率1不可利用的太陽輻射損失2灰塵及雨雪遮擋損失3溫度影響損失95.5%4光伏組件串并聯(lián)不匹配損失5防反二極管及線纜接頭損失99.5%6直流電纜損失7逆變器的效率損失8交流線路損失9變壓器損失系統(tǒng)故障機維護損失綜上本工程設(shè)計系統(tǒng)效率為80%,并以此數(shù)據(jù)進一步估算光伏電站的年發(fā)電根據(jù)PVSYST軟件分析得到本工程的光伏組件在朝向正南21度傾斜后，全年太陽總輻射量達到4373.43MJ/m2,折合標(biāo)準(zhǔn)日照條件(1000W/m2)下日照峰值小時數(shù)為1283.13小時。數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析：光伏組件光電轉(zhuǎn)換效率逐年衰減，整個光伏發(fā)電系統(tǒng)25年壽命期內(nèi)平均年有效利用小時數(shù)也隨之逐年降低，該項目所采用晶體硅光伏組件2年內(nèi)不高于2%,5年內(nèi)不高于5%,10年內(nèi)不高于8%,25年內(nèi)不高于20%。第N年發(fā)電量=安裝容量×傾斜面年峰值日照小時數(shù)×系統(tǒng)效率×(1-第N年組件累計衰減率)1)25年總發(fā)電利用小時數(shù)：22942h,總發(fā)電量：183539萬度2)每五年平均發(fā)電量：表5-7每5年平均發(fā)電量十五年內(nèi)平均值二十年內(nèi)平均值二十五年內(nèi)平均值3)各年平均發(fā)電量：表5-825年運營期年平均發(fā)電量第年第4年第5年數(shù)(h)數(shù)(h)數(shù)(h)發(fā)電量(萬數(shù)(h)數(shù)(h)發(fā)電量(萬8047.79995.71985.44975.18第6年第7年第8年第9年第10年數(shù)(h)數(shù)(發(fā)電量萬度數(shù)發(fā)電量(萬數(shù)(h)數(shù)發(fā)電量(萬969.02962.86956.70950.54第11年第2年第13年第14年第15年數(shù)(h)數(shù)發(fā)電量厲度數(shù)發(fā)電量(萬數(shù)十?dāng)?shù)(h)發(fā)電量(萬936.17927.96919.75911.54903.32第17年第18年第19年第20年數(shù)(h)數(shù)(h)度數(shù)(h)發(fā)電量(萬數(shù)(h)數(shù)(h)發(fā)電量(萬895.11886.90878.69870.48862.26第2年第23年第24年數(shù)(h)數(shù)(h)數(shù)(h)發(fā)電量(萬數(shù)(h)數(shù)(h)發(fā)電量(萬854.05845.846766.71837.636701.02829.42821.201光伏電站有關(guān)規(guī)程規(guī)范《太陽光伏能源系統(tǒng)術(shù)語》(GB/T2297-1989)《地面用光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)導(dǎo)則》(GB/T18479-2001)《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收技術(shù)規(guī)范》(CECS85-1996)《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程設(shè)計規(guī)范》(CECS84-1996)《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》GB/T19939-2005《光伏系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性》(IEC61727:2004)GB/T20046-2006《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB50797-2012《光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范》GB/T50796-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》GB/T50866-2013《光伏發(fā)電站無功補償技術(shù)規(guī)范》GB/T29321-20122其它國家及行業(yè)設(shè)計規(guī)程規(guī)范《建筑設(shè)計防火規(guī)范》GB50016-2014《建筑內(nèi)部裝修設(shè)計防火規(guī)范》GB50222-1995《35kV~110kV變電站設(shè)計規(guī)范》GB50059-2011《電力工程勘測制圖第1部分：測量》DL/T5156.1-2002《火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計防火規(guī)范》G50299-2006《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》GB14285-2006《電力裝置的繼電保護和自動裝置設(shè)計規(guī)范》GB50062-2008《35kV～220kV無人值班變電站設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T5103-2012《變電站總布置設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T5056-2007《3～110kV高壓配電裝置設(shè)計規(guī)范》GB50060-2008《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設(shè)計規(guī)范》GB/T50064-2014《交流電氣裝置的接地設(shè)計規(guī)范》GB/T50065-2011《電測量及電能計量裝置設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T5137-2001《箱式變電站技術(shù)條件》DL/T537-2002《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》GB50217-2007《3.6kV～40.5kV交流金屬封閉開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備》DL/T404-2007《電力工程直流系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T5044-2004《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范》GB50057《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》GB12326-2008《電能質(zhì)量電力系統(tǒng)供電電壓允許偏差》GB12325-2008《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》GB/T14549-1993《電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程》DL/T448-2000《電能質(zhì)量三相電壓允許不平衡度》GB/T15543-2008《電能質(zhì)量電力系統(tǒng)頻率允許偏差》GB/T15945-2008《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》QGDW617-2011以上規(guī)程規(guī)范如有更新應(yīng)按最新版執(zhí)行本工程建設(shè)規(guī)模為80MW(按遠期100MW考慮),采用500kW逆變器，每1MW左右為一個發(fā)電單元，共75個發(fā)電單元，各發(fā)電單元通過箱式升壓變壓器一次升壓至35kV,10個發(fā)電單元按照所屬區(qū)“T”接為一回35kV集電線路，共8回集電線路接入35kV開關(guān)室。再經(jīng)主變壓器二次升壓至110kV,1回110kV線路接入在建的青云110kV變電站，線路長度約19km,線路選用LGJ-300導(dǎo)線。6.1.3主要設(shè)計內(nèi)容電壓保護與接地、照明檢修、電纜敷設(shè)及防火封堵、二次系統(tǒng)(含微機監(jiān)控其及通信網(wǎng)絡(luò)系與線路專業(yè)的設(shè)計分界點為出線門型架的懸掛點，不包括進線檔絕緣子串、導(dǎo)線金具。本項目工程建設(shè)規(guī)模為80MWp(按遠期100MW考慮),根據(jù)萬x縣負(fù)荷發(fā)展和電網(wǎng)規(guī)劃，湖云光伏電站所發(fā)電力主要在萬x縣境內(nèi)消納。根據(jù)接入系統(tǒng)評審意見，本光伏電站新建1座110kV升壓站，升壓站新建1臺主變，結(jié)合遠期規(guī)模，容量選擇100MVA,升壓站以1回110kV線路接入在建的青云110kV變電站，線路長度約19km,線路選用LGJ-300導(dǎo)線。6.2.2升壓站站址選擇綜合考慮本項目場址位置、接入系統(tǒng)方案、光伏陣列布置及地形地質(zhì)條件，開關(guān)站位置選在整個光伏電站項目場址南側(cè)建設(shè)用地內(nèi)，靠近進場道路，升壓站向東南方向以架空線路6.2.3電氣主接線以光伏組件—直流防雷匯流箱—直流配電柜一并網(wǎng)逆變器—箱式升壓變壓器組成一個發(fā)電單元。每個1MW光伏發(fā)電單元內(nèi)，每18塊310W光伏組件串聯(lián)為一個支路，以16個支路接入一個直流防雷匯流箱，共約12個直流防雷匯流箱；每6個直流防雷流線箱出線接入1臺500kW逆變器，每個發(fā)電單元共2臺逆變器。逆變器輸出為315V三相交流，通過電纜分別連接至1000kVA箱式升壓變壓器的低壓側(cè)。6.2.3.235kV配電裝置接線本項目共有75個發(fā)電單元，每10個發(fā)電單元“T”接在一回35kV的進線電纜線路上，接6.2.3.3110kV配電裝置接線110kV配電裝置采用線變組接線，設(shè)置一臺100MVA的主變壓器。主變壓器110kV側(cè)中性點經(jīng)隔離開關(guān)接地，采用避雷器并接間隙保護。35kV系統(tǒng)需采用根據(jù)接入評審意見，升壓站內(nèi)110kV設(shè)備短路電流耐受水平取40kA,35kV設(shè)備短路電流耐受水平取31.5kA。遵循《導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計技術(shù)規(guī)定》-DL/T5222-2005中的規(guī)定，選擇光伏發(fā)電站內(nèi)35kV及110kV導(dǎo)體及設(shè)備。升壓站海拔高度為1000m以下，電氣設(shè)備的抗震校驗烈度為6度。項目地外絕緣污穢等級為IV級，公稱爬電比距不低于31mm/kV。6.3.1并網(wǎng)逆變器逆變器參數(shù)數(shù)據(jù)額定功率最高輸入電壓MPPT電壓范圍最大直流輸入電流輸出額定頻率輸出額定電壓AC315V(不含隔離變)最大交流輸出電流額定輸入輸出時輸出功率因數(shù)額定輸入輸出時電流諧波含量(THD)額定輸入輸出時效率≥98.4%(歐洲效率)噪聲冷卻方式強制風(fēng)冷防護等級光伏并網(wǎng)逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心設(shè)備。逆變器將光伏方陣產(chǎn)生的直流電(DC)逆變?yōu)槿嗾医涣麟?AC),輸出符合電網(wǎng)要求的電能。本工程所選擇的并網(wǎng)逆變器滿足(1)單臺逆變器的額定容量為500kW;(2)并網(wǎng)逆變器的功率因數(shù)和電能質(zhì)量應(yīng)滿足中國電網(wǎng)要求，各項性能指標(biāo)滿足國網(wǎng)公司2011年6月下發(fā)的《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》要求；(3)逆變器的安裝應(yīng)簡便，無特殊性要求；(4)逆變器采用光伏組件最大功率跟蹤技術(shù)(MPPT);(5)逆變器應(yīng)具有有功功率輸出控制功能，并能遠程控制。(6)逆變器能夠自動化運行，運行狀態(tài)可視化程度高，顯示屏可清晰顯示實時各項運行數(shù)據(jù)，實時故障數(shù)據(jù)，歷史故障數(shù)據(jù)，總發(fā)電量數(shù)據(jù)，歷史發(fā)電量(按月、按年查詢)數(shù)據(jù)；(7)逆變器具有故障數(shù)據(jù)自動記錄存儲功能，存儲時間大于10年；(8)逆變器本體要求具有直流輸入分?jǐn)嚅_關(guān)，交流輸出分?jǐn)嚅_關(guān)，緊急停機操作開關(guān)。每臺逆變器直流側(cè)及交流輸出側(cè)應(yīng)帶有隔離開關(guān)與變壓器低壓側(cè)形成安全隔離；(9)逆變器具有極性反接保護、短路保護、非計劃孤島現(xiàn)象保護、過溫保護、交流過流及直流過流保護、直流母線過電壓保護、電網(wǎng)斷電、電網(wǎng)過欠壓、電網(wǎng)過欠頻、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功能、低電壓穿越等，并相應(yīng)給出各保護功能動作的條件和工況(即何時保護動作、保護時間、自恢復(fù)時間等);(10)逆變器具有數(shù)據(jù)遠傳功能，通訊規(guī)約符合監(jiān)控系統(tǒng)的要求，并開放通訊接口。(11)逆變器按照CNCA/CTS0004:2009A認(rèn)證技術(shù)規(guī)范要求，通過國家批準(zhǔn)認(rèn)證機構(gòu)的(12)逆變器采用1MW集裝箱式，集裝箱內(nèi)安裝2臺500kW集裝箱、1臺通訊柜、1(13)逆變器須具備負(fù)極接地功能，并且具備相應(yīng)的接地監(jiān)測和保護功能。箱式升壓變將逆變器輸出的交流0.315kV電壓升至35kV,采用歐式箱變，安裝在戶外，高低壓設(shè)備安裝在箱體內(nèi)，此結(jié)構(gòu)便于日常運行維護。分接頭范圍：±2×2.5%(高壓側(cè))額定頻率：50Hz局部放電：不大于10PC中性點接地方式：不接地采用戶外型布置歐式變壓器，低壓側(cè)配抽屜式框架斷路器、CT、箱變測控裝高壓側(cè)配三工位帶電動機構(gòu)的真空負(fù)荷開關(guān)、熔斷器、避雷器。發(fā)電單元的站用電考慮自發(fā)自用，需在升壓變壓器的低壓側(cè)設(shè)置一臺10kVA,0.315/0.38kV的輔助變壓器。6.3.3直流防雷匯流箱采用專用光伏防雷匯流箱，箱內(nèi)每個組串進線回路正極、負(fù)極均設(shè)有熔斷器。匯流母線安裝有光伏專用避雷器，正極負(fù)極都具備防雷功能，采用Y型接線方式。進線回路熔斷器可以迅速切斷每一串電池板的過電流故障。出線回路采用斷路器，可作為快速保護就地元件，切除整個匯流箱所連接的所有電池板，從而避免了事故的擴大。直流匯流箱安裝于組件支架后立柱上，防護等級IP65。匯流箱配備智能監(jiān)測通信設(shè)備，至少監(jiān)控支路電流、電壓、機箱溫度、防雷器失效狀態(tài)檢測、故障報警及故障支路定位等信息。如果出現(xiàn)光伏組件串支路短路或開路、防雷器出現(xiàn)故障，斷路器跳閘、箱體內(nèi)溫度過高等故障，匯流箱內(nèi)的智能監(jiān)測通信設(shè)備應(yīng)能夠準(zhǔn)確判斷故障狀態(tài)并通過RS485向數(shù)據(jù)采集器發(fā)送對應(yīng)的故障、報警信號。6.3.435kV成套開關(guān)柜6.3.4.1整柜參數(shù)型式35kV金屬鎧裝型移開式交流金屬封閉開關(guān)柜額定電流1250A、2500A頻率50HZ整柜防護等級IP4X1P2X(柜門打開)柜內(nèi)主要設(shè)備及參數(shù)適合工程所在地的環(huán)境。額定開斷短路電流：短路關(guān)合電流：開斷非周期分量：操作循環(huán)：機械壽命：額定短路開斷次數(shù)：合閘時間：跳閘時間：31.5kA40%≥50≤66ms,≤45ms,(2)斷路器操動機構(gòu)的主要技術(shù)參數(shù)機構(gòu)形式：彈簧操作機構(gòu)操作電源電壓：220VDC操作電源電壓變動范圍：在65%--120%額定操作電壓下可靠分閘，在小于30%額定操作電壓下不分閘；在80%--110%額定操作電壓下可靠合閘。輔助開關(guān)常閉接點8個，常開接點8個。6.3.535kV無功補償裝置由于光伏逆變器功率因數(shù)達0.99,且具有超前0.95～滯后0.95的功率因數(shù)調(diào)節(jié)能力，電能質(zhì)量滿足國家電網(wǎng)要求。但光伏發(fā)電站內(nèi)的各類變壓器和高壓電纜將消耗無功，逆變器本身也產(chǎn)生一些諧波，為了減小光伏發(fā)電站電壓波動和輸送電能的損耗，滿足國家電網(wǎng)并網(wǎng)電能質(zhì)量的要求，在升壓站35KV側(cè)配置容量為1x10MvarFC(可投切)+1x15MvarSVG的無功補償裝置。SVG采用液冷降壓式。光伏電站的無功補償裝置能夠?qū)崿F(xiàn)動態(tài)的連續(xù)調(diào)節(jié)以控制并網(wǎng)點電壓，并滿足電網(wǎng)電壓波動要求，同時具有濾波功能，以滿足電網(wǎng)對供電質(zhì)量的要求。6.3.6主變壓器為便于升壓站的無人值班管理，110kV主變壓器選用低損耗、檢修周期較長的三相雙繞組風(fēng)冷式全密封變壓器。為保證供電電壓質(zhì)量，110kV側(cè)采用有載調(diào)壓開關(guān)，分接開關(guān)按1