（可研送审版）中电投临泽光伏并网发电工程一期9MWp

60-F9101K-A01-01中电投临泽并网光伏发电一期工程可行性研究阶段可行性研究报告（送审版）中国电力工程顾问集团西北电力设计院2011年6月西安

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目录TOC\o"1-2"\h\z\u1综合说明 图2-图2-1张掖地区2010年110kV电网接线示意图 第201页2.2张掖地区电力负荷预测及电力平衡2.2.1张掖地区电力负荷预测张掖地区地域辽阔，物产富饶，资源丰富，区内公路纵横交错，兰新铁路和甘新公路横贯全境，随着西部开发的逐步实施及欧亚大陆桥的建设、开通，该地区的经济将会获得快速发展。按照《国务院办公厅关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》省委十一届十次全委会提出的“推动经济社会跨越式发展”的要求，“十二五”时期要加快以新能源和有色金属新材料基地建设为重点的河西地区发展。加快建设张掖经济区。以甘州—临泽为重点，充分发挥“居中四向”的区位和生态比较优势，加快推进新城区建设，打造宜居宜游宜商绿洲城市。积极发展新能源、光伏发电设备制造业及新材料产业，建设全国重要的钨钼产业基地和传统能源清洁转化基地，提升现代农业及特色农产品加工产业发展水平，加快发展旅游及现代物流业。将张掖经济区建设成为西陇海兰新经济带重要节点城市、现代农业和生态经济示范区以及重要的矿产资源战略接续区。张掖地区电网用电负荷预测见表2.2-1。张掖电网2015年、2020年的最大用电负荷分别为900MW、1500MW，相应“十二五”、“十三五”增长率为11.99%、10.76%。表2.2-1张掖地区电网用电负荷预测单位:10MW年份201120122013201420152020增长率十二五十三五张掖地区57.264.171.880.490.0150.011.99%10.76%

2.2.2张掖地区电力平衡电力平衡原则1）按张掖电网电力自平衡考虑，作张掖地区电力市场空间分析。火电机组只考虑在建、已核准项目。2）电力平衡选择张掖电网枯水年冬季11月份。3）总备用率按系统最高发电负荷的17％考虑。4）水电电源按投产月份参加电力电量平衡，火电电源上半年投产的参加当年平衡，下半年投产的第二年参加平衡。5）风电、太阳能不参加电力平衡。电力平衡张掖电网电力平衡见表2.2-2。由张掖电网电力平衡结果可见，2011年张掖电网电力盈余64MW，2012年～2015年张掖电网电力亏缺为13MW～343MW，2020年张掖电网电力缺额为1106MW。表2.2-2张掖电网电力平衡10MW年份2011年2012年2013年2014年2015年2020年1、发电负荷62.269.778.087.497.8163.02、备用容量10.611.813.314.916.627.73、水电出力14.115.215.215.215.215.24、水电装机70.775.975.975.975.975.9水电参加平衡容量14.115.215.215.215.215.25、火电装机65.065.065.065.065.065.0参加平衡容量65.065.065.065.065.065.0张掖65.065.065.065.065.065.06、电力盈亏6.4-1.3-11.1-22.0-34.3-110.62.3电厂在电力系统中的作用、建设的必要性及建设规模符合可再生能源发展规划和能源产业发展方向。《中华人民共和国可再生能源法》将太阳能作为十一五期间重点发展方向。《可再生能源中长期发展规划》要求：我国到2010年，太阳能发电总容量达到300MW，到2020年达到1800MW。《中国应对气候变化国家方案》和《可再生能源发展“十一五”规划》要求到2010年可再生能源占一次能源消费总量的比重提高到10%。2009年3月财政部会同住房和城乡建设部印发《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》及《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，2009年7月财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》。这一系列的扶持政策，极大地促进了我国太阳能光电发展。改善生态，保护环境的需要。太阳能是清洁的、可再生的能源，污染物排放很少，太阳能的开发利用可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，这对于减少二氧化碳等温室气体排放、保护环境具有重要意义。促进能源电力结构调整的需要。国家要求每个省常规能源和可再生能源必须保持一定的比例。甘肃省的可再生能源中，除水电和风电外，相对于其它再生能源，光伏发电的开发利用尚处于起步阶段。因此，大力发展光伏发电，将有效地改善能源结构，增加可再生能源的比例，优化电力系统电源结构，对实现地区经济的可持续发展，具有重要作用。4）开发光电，促进当地旅游业发展。科技旅游时新兴的一种旅游形式，在促进旅游业发展的同时，提高了公众的科学文化素质。光伏电站是新的绿色能源项目，本光伏电站建成后，将会成为科普旅游的一个新亮点，促进当地旅游业的发展。综上所述，中电投临泽并网光伏电站的建设是有必要的。中电投临泽并网光伏电站规划容量500MWp，本期容量9MWp。本期工程计划2012年4月开工，2012年12月建成投产。2.4接入系统方案中电投临泽并网光伏电站一期9MWp工程暂考虑以35kV电压等级接入系统，1回35kV线路接入110kV临泽变35kV侧。光伏电站电气原则主接线见图2.4-1。光伏电站投产年接入系统示意图见图2.4-2。最终接入系统、电气主接线及主设备参数应以电厂接入系统设计及其审查意见为准。图2.4-1光伏电站电气原则主接线图2.4-2光伏电站投产年接入系统示意图3水文气象条件及太阳能资源分析3.1 区域自然地理概况甘肃省临泽县位于河西走廊中部，地处东经99°51´～100°30´、北纬38°57´～39°42´之间。东邻张掖市甘州区，西接高台县，南依祁连山与肃南裕固族自治县接壤，北毗内蒙古自治区阿拉善右旗，地形特征为“两山夹一川”，南屏祁连峻峰，北蔽合黎群峦，走廊平原横亘于两脉之间。临泽县整体地势南北高、中间低，由东南向西北逐渐倾斜，海拔在1380m～2278m之间。县境内祁连山区为祁连山脉的浅山区，黑河最大支流梨园河从中流经，河南、河北阶地为耕地，山坡为牧场，北部合黎山属于天山余脉，山势不高，地势平缓，是干旱剥蚀的低山区，植被稀少，属荒漠平原，中部走廊平原地势呈东、南、北三面高，西北低，南北山前戈壁和荒漠相拥，中间为沃野绿洲，地势平坦，土地肥沃。3.2 站址水文条件站址位于临泽县城西南方向直线距离约12km处，西临临梨公路，东约2km处为黄家湾大队林场，站址整体地势为南高北低，站内平均海拔在1605m～1618m之间。根据1:50000地形图，站址受到南面坡面洪水的影响，漫水深度暂按0.5m考虑。3.3 站址气象要素3.3.1常规气象要素距离站址最近的气象站为临泽县气象站，位于临泽县城南“郊外”，北纬39º09´、东经100º10´，观测场海拔高度1453.7m。站址与气象站之间无大的山体阻挡，属于同一气候区，临泽气象站多年统计的基本气象要素可以直接移用于站址处。对临泽气象站多年观测资料进行统计，求得临泽气象站基本气象要素统计值见表3-1。表3-1 临泽气象站多年基本气象要素统计表项目单位数值发生时间年平均气压hPa854.7年平均气温℃8.0极端最高气温℃39.11972.8.8极端最低气温℃-26.31991.12.28平均水汽压hPa6.1平均相对湿度%48年平均降水量mm113.1一日最大降水量mm49.81974.7.30年平均蒸发量mm2074.3平均风速m/s2.3最大风速m/s18.31987.4.1全年主导风向NW夏季主导风向SE冬季主导风向NW最大积雪深度cm11最大冻土深度cm1191968平均雷暴日数d9.9平均沙尘暴日数d6.0平均大风日数d11.1冻融循环次数次>50根据临泽气象站多年实测气象资料，统计出多年逐月平均的气象条件成果如表3-2。表3-2 临泽气象站气象要素逐月平均统计表月份一二三四五六七八九十十一十二全年气温℃-8.5-4.62.410.516.520.422.220.915.37.7-0.3-6.88.0风速m/s2.3相对湿度%50423834374753555752535448气压hPa858.6856.5854.7853.3851.9849.1847.9850.3854.9858.9860.6860.3854.7降雨量mm4.09.119.427.124.31.6113.1蒸发量mm42.264.7143.5247.5301.8291.7292.5258.0186.2134.770.041.520 50年一遇设计风速由于临泽气象站位于城郊，风速受周围建筑物影响，而站址处地形较为开阔空旷，风速较气象站为大。考虑到城市化对风速的影响，根据现场大风调查及气象站实测风速资料进行统计计算，并结合《建筑结构荷载规范》中基本风压分布图综合分析后认为，站址处五十年一遇10m高10min平均最大风速采用28.3m/s，相应风压为0.50kN/m2。3.3.3 暴雨强度公式临泽地区的暴雨强度公式可采用民乐县暴雨强度公式：式中：q—流量(L/s/ha)（升/秒/公顷）；p—重现期(a)；t—时间(min.)。3.4 太阳能资源分析3.4.1区域太阳能资源概况甘肃省位于我国的中西部，地处黄河上游，地域辽阔，介于32°11′N～42°57′N、92°13′E～108°46′E之间。东接陕西，东北与宁夏毗邻，南邻四川，西连青海、新疆，北靠内蒙，并与蒙古人民共和国接壤。总面积42.58万km2。甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在4800MJ/m2～6400MJ/m2之间，年资源理论储量67万亿kW.h，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿t标准煤的能量，开发利用前景广阔。甘肃省总辐射空间变化分布图如图3.1所示，河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为6400MJ/m2和5800MJ/m2；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅4800MJ/m2～5200MJ/m2；其余地区为5200MJ/m2～5800MJ/m2。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为560MJ/m2～740MJ/m2；1月为260MJ/m2～380MJ/m2；4月为480MJ/m2～630MJ/m2；10月为300MJ/m2～480MJ/m2。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在1700h～3320h之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数在3200h以上；陇南南部在1800h以下；其余地区在2000h～3000h之间。6000MJ/m2·a5500MJ/m2·a图3.1甘肃省总辐射空间变化分布图(单位：MJ/m2)4100MJ/m2·a临泽县地处内陆，属大陆性荒漠草原气候。多年平均气温8.0℃，气温年内变化大，各月平均气温中1月气温最低，7月气温最高，即夏季炎热，冬季寒冷；临泽县降水少而集中，年均降水量113.1mm，主要降水集中在6～8月，降水量在地区分布上不均，南部多于北部，从东向西递减；临泽县气候干燥，相对湿度小，蒸发强烈，3～5月气候干燥，7～12月相对湿润；临泽县每年风季为1～6月，以3～5月多大风，伴随大风时有沙尘暴发生；临泽县城年平均日照小时数为3033.5h，日照百分率为68%，根据临泽气象站统计成果，临泽县年太阳辐射总量为6133MJ/m2，6月最多，为713.2MJ/m2，12月最小，为303.7MJ/m2，日照时间长，太阳辐射强，适宜建立光伏电站。3.4.2站址处太阳能资源临泽气象站与本光伏电站直线距离约12km，两者之间无大障碍物阻挡，气象站所在地势比站址处略低，属于同一气候区，因此采用临泽气象站日照时数数据作为本工程处日照时数参考值是可行的。临泽气象站为国家基本气象站，观测有常规气象要素数据，但无太阳辐射量观测项目，与临泽气象站最近的具有太阳辐射量观测的气象站为酒泉气象站，酒泉气象站为国家基准气象站，该站地理坐标为39°46′N、98°29′E，观测场海拔高度为1300m。根据甘肃省气候特点，酒泉地区与本工程拟建站址同处于河西走廊温带大陆性荒漠气候区，气候特点类似，纬度上，酒泉气象站与临泽气象站相差37′，海拔上，两者相差23.5m，酒泉气象站多年（1971年～2000年）平均年日照小时数为3030.7h，多年平均日照百分率为68%，临泽气象站多年（1971年～2000年）平均日照小时数为3021.2h，多年平均日照百分率为68%，对比两者之间多年各月日照小时数变化曲线（图3.2），酒泉气象站与临泽气象站年内日照小时数分布规律一致，年平均日照小时数相近。从以上对比分析可以看出，临泽气象站与酒泉气象站太阳能资源趋于一致，可以采用酒泉气象站太阳辐射量数据作为本工程处太阳辐射量引用值，日照小时数数据依然采用临泽气象站实测数据。图3.2 临泽气象站与酒泉气象站各月日照小时数变化曲线图 太阳辐射量对酒泉气象站提供的1993年～2008年共16年逐年各月太阳总辐射量进行统计，得到各年太阳总辐射量数值及多年各月太阳总辐射量，统计结果见表3-3、表3-4，为直观判断太阳总辐射量变化趋势，绘制近16年来太阳总辐射量变化图，见图3.3。表3-3 酒泉气象站历年太阳总辐射量统计表单位：MJ/m2年份19931994199519961997199819992000总辐射量6125.156297.666362.565959.476190.995881.986000.796102.84年份20012002200320042005200620072008总辐射量6015.366307.046122.196236.146286.145986.875941.176263.06表3-4 酒泉气象站多年各月平均太阳总辐射量统计表单位：MJ/m2月1234567总辐射量285.86352.23498.85611.03744.95729.67705.62月89101112多年总辐射量656.98538.59442.19309.34254.496129.80图3.3 酒泉气象站各年太阳总辐射量变化图从以上图表可以看出，近16年间酒泉气象站太阳辐射分布年际变化较平稳，数值区间在5800MJ/m2～6400MJ/m2之间；最低值出现在1998年，为5881.98MJ/m2；最高值出现在1995年，达到6362.56MJ/m2，大多数值基本稳定在6100MJ/m2左右；根据近16年酒泉气象站年内太阳辐射量分布图（图3.4），近16年期间太阳辐射年内变化较大，月平均值5月最大，为744.95MJ/m2；12月最小，为254.49MJ/m2，全年5月～8月较大，均在650MJ/m2以上，12月、1月最小，均在300MJ/m2以下，近16年酒泉气象站平均年太阳总辐射量为6129.80MJ/m2。从全国太阳辐射资源分布情况来看，酒泉地区太阳辐射资源属于较丰富区。图3.4 酒泉气象站年内太阳总辐射分布图 日照小时数对临泽气象站1971年～2010年共40年历年各月日照时数进行统计分析，由近40年来日照小时数年际变化图（图3.5）可得，临泽气象站年日照小时数基本稳定在2800h～3300h之间，近40年年平均日照小时数为3033.5h，最低值出现在1998年，为2816.4h，最高值出现2004年，为3260h；从图3.6可以看出，日照小时数年内分布表现为，日照小时数最高的月份为5月，日照小时数最低的月份为1月，全年5月～7月日照小时数最高，均在270h以上，12月、1月、2月日照小时数最低，在220h以下。临泽气象站1971年～2010年年内各月日照小时数统计表见表3-5。图3.5 临泽气象站1971～2010年年日照小时数年际变化图图3.6 临泽气象站1971～2010年月日照小时数年内变化图表3-5 临泽气象站1971～2010年年内日照小时数统计表单位：h月1234567日照小时数219.6216.9246.7261.5290.5286.4276.3月89101112多年日照小时数274.5249.3257.9234.8218.930.3 太阳能资源综合评价拟建光伏电站站址地理位置距离临泽气象站较近，两者属于同一气候区域，两者之间的太阳辐射情况相似，可以选择临泽气象站日照小时数数据作为拟建光伏电站的参考数据，但因临泽气象站不具有太阳辐射量观测项目，与临泽气象站邻近的酒泉气象站为国家基准站，具有较长的太阳辐射量观测数据，酒泉气象站在海拔高度、纬度、日照小时数、天气状况方面与临泽气象站趋于相似，因此采用酒泉气象站太阳辐射资料作为本工程处太阳能资源分析的数据，日照小时数采用临泽气象站实测资料分析。根据酒泉气象站1993年～2008年太阳辐射资料，近16年间酒泉气象站太阳辐射分布年际变化较平稳，平均年太阳总辐射量为6129.80MJ/m2，太阳辐射年内变化较大，全年夏季较大，冬季较小。根据临泽气象站1971年～2010年日照小时数资料，临泽气象站年日照小时数基本稳定在2800h～3300h之间，近40年年平均日照小时数为3033.5h，日照小时数年内分布表现为夏季日照小时数最高，冬季日照小时数最低。由以上可以判断拟建站址处太阳能资源较丰富，太阳能利用潜力大，建设大型太阳能光伏电站是可行的。4工程地质4.1前言4.1.1工程概况中电投临泽并网光伏电站一期工程是中电投黄河上游水电开发有限责任公司陇电分公司投资兴建的受国家产业政策鼓励的新能源项目，规划总容量约500MW，本期规划9MW。项目站址位于甘肃省张掖市临泽县城西南约12km的区域，附近312国道、县道和乡道经过，交通较为便利。厂址区地理位置示意图4.2区域地质条件及其稳定性4.2.1区域地质构造拟选场址区在大地构造位置上属于祁连山地槽褶皱系走廊过渡带内。在新构造分区上属于祁连山前沉降区。如图4.2.1所示，场地在区域断裂构造上主要受龙首山南缘断裂(F8）和榆木山北缘断裂(F9)控制。图4.2.1区域地震构造图龙首山南缘断裂(F8），西起酒泉盆地北缘，向东经高台北侧、山丹北侧，然后插入武威盆地西北侧，全长约370km，总体走向300～330°，倾向北东，倾角60～70°。断裂北侧的古生代及前古生代地层向南逆冲于侏罗纪、第三纪、第四纪地层之上。断裂在张掖北部以西地段新活动较弱，卫星影象线性模糊，呈舒缓波状。地貌上高差变化较小，多为准平原化的低山、丘陵地形。在晚更新世覆盖层内未见断裂活动迹象，为早、中更新世活动断裂。榆木山北缘断裂(F9)，西起元山子北，向东经苦水沟、绿泉河、梧桐泉、石炭沟、西大口，止于梨园河口，全长60km。在西大口，断裂产状为300°／SW∠50°，在苦水沟产状为275°／SW∠57°，总体为275～300°／SW∠43～61°。榆木山北缘断裂位于榆木山隆起与走廊拗陷之间的边缘洪积扇上。据收集到的资料，该断裂为全新世断裂，距场地直线距离大于10km。综上所述，场地在区域上虽有断裂构造分布，但距离场地均较远，厂址处于相对稳定地带，区域稳定性满足工程建设要求。4.2.2地震地质从图区域地震带划分图可以看出，场地位于祁连山－六盘山地震带。Ⅰ阿尔金－柴达木地震带，Ⅱ祁连山－六盘山地震带图区域地震带划分图祁连山－六盘山地震带的地震活动以频度高，强度大为特征（如图）。历史上大的地震对场地区均产生过影响。图区域强震震中分布图（公元前780年～2009年10月）4.2.3建筑场地类别与地震动参数根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2010），工程场地地形开阔、平坦，地层结构较为简单、稳定，无明显的不良地质现象存在，场地内无活动断层通过，构造条件相对稳定，属于建筑抗震有利地段。根据本次勘察成果，场地土主要为较为稳定的密实圆砾土，对应《建筑抗震设计规范》（GB50011—2010）表4.1.3，场地土的类型按中硬土考虑；场地覆盖层厚度大于5m，建筑场地类别为=2\*ROMANII类。根据《中国地震动参数区划图》（GB18306－2001）图A1及《中国地震动反映谱特征周期区划图》（GB18306－2001）图B1，拟建场地所在地区地震动峰值加速度为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.40s，相应的地区地震基本烈度为7度。4.3岩土工程条件及初步评价4.3.1地形地貌特征及不良地质作用拟建场地在地貌单元上属于山前冲洪积坡地，地形相对平坦开阔，高程一般为1610～1618m。图3.1场地地形地貌情况厂址区地表局部区域，见有雨水冲刷形成的地表浅沟，沟深一般均小于0.5m，除此之外，未见其它不良地质作用。据业主提供相关文件，本厂区不存在压覆文物、压矿及采空区问题。4.3.2地层岩性及其性能根据区域调查、收资及本次的勘察成果，厂址地层岩性主要为第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）圆砾层（经现场取样进行筛分试验，依照《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001，2009年版），岩土定名为圆砾）。本次现场勘探结果及踏勘附近地层的出露情况显示，该区域在本次勘探深度范围内的地层较为稳定，上下情况变化不大。本次勘察主要根据现场勘探成果，将勘探范围内的岩土分为两层，描述如下：图3.2地层断面照片①圆砾（Q3al+pl）：呈杂色，稍湿，中密，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径2～20mm占总量30%～40%，大于20mm粒径占总量23%～40%，最大粒径可达120mm，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层，级配良好。该层平均厚度约1.2m。②圆砾（Q3al+pl）：呈杂色，稍湿，密实，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径2～20mm占总量25%～35%，大于20mm粒径占总量28%～45%，最大粒径可达120mm以上，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层。级配良好，本层未揭穿，根据区域地质资料，其厚度可大于20m4.3.3地基土物理力学指标根据本次现场勘察成果，结合有关文献资料及地区的建筑经验，经综合分析给出地基土的物理力学性质指标如下：

表3.3地基土主要指标一览表层层号值别指标①②范围值推荐值范围值推荐值天然重度g（kN/m3）19.0～22.021.020.0～22.721.0内摩擦角Φ(0)30～383538～4240超重型动探击数N’120(击)15~251930~4535渗透系数Kv(cm/s)1.0×10-1～4.0×10-26.0×10-21.0×10-1～6.0×10-28.0×10-2变形模量E0(MPa)32～453840～5545地基承载力特征值300~350400~450注：1动探击数未经修正。2天然密度采用灌水法试验结果并参考《工程地质手册》（第四版）。3部分指标主要参考《工程地质手册》（第四版）中经验数据。4.3.4地下水及水、土腐蚀性厂区地下水类型属第四纪冲洪积地层中的深藏潜水，补给来源主要为大气降水。本次勘察期间勘测深度范围内未揭露地下水。参考区域地质资料，地下水位埋深可能大于15m，可以不考虑地下水的腐蚀性和对基础的影响。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001，2009年版）G.0.1的规定，本场地环境类型为=3\*ROMANIII类，并属于冰冻区（冰冻段）。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋按具中腐蚀性考虑。建议在随后阶段岩土工程勘察过程中，对场地地基土的腐蚀性进行进一步分析与评价，以最终确定场地土的腐蚀性情况。土对建筑材料腐蚀的防护，应符合现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》的规定。4.3.5地基方案分析根据本次的勘察成果，场地圆砾层厚度大，分布较为稳定，承载力可满足设计所提出的作为主要建筑物天然地基的要求。另据该地区的建筑经验，当地大型建筑物也多采用天然地基，且运行使用情况良好。因此，对于本场地推荐采用天然地基方案。由于本阶段探井深度有限，勘探点间距也较大，所以并不排除在场地区域范围内局部地段存在有软弱夹层（或透镜体）的可能性，如果局部遇到软弱夹层（或透镜体），可考虑采用级配良好的砂砾石或C10素混凝土（或毛石混凝土）做换填处理。对厂区建筑区域回填厚度较大时，地基处理也可选择砂砾石换填处理。4.4天然建筑材料初步调查按照勘测任务书要求，在厂址附近对天然建筑材料做了初步调查。4.4.1块石料场据踏勘调查，厂址附近山体有采石场分布，距离一般在15km之内，岩石多以花岗岩为主，是理想的块石材料场。储量大，可以满足工程要求。该地区花岗岩表面为强风化，厚约0.5~6.3m，下部岩体较完整，强度较高。根据《工程地质手册》（第四版），提供花岗岩的基本物理力学性质指标经验值如下，请设计选择使用。比重2.67；重度26kN/m3；孔隙率1.4%；吸水率0.4%；单轴抗压强度75MPa。4.4.2碎石料场杨家庄砂石料场，距离厂址区北侧约3km，系正在开采的平地露天开采砂石场，占地约0.1km2，最大挖深约12m。开采出的砂石经过机械分选，形成各种粒径的砂石料供应建材市场。该砂石料场储量大，开采能力完全可以满足建厂使用要求，且具有运输距离超近的优势。4.4.3土料场拟建厂附近地区土料相对匮乏，且土层厚度往往小于5m，主要来源于宋家新庄和沙沟地等地段，距离厂址约10～20km。4.5结论与建议（1）场地在区域上虽有断裂构造分布，但距离场地均较远，厂址处于相对稳定地带，区域稳定性满足工程建设要求。（2）根据《中国地震动参数区划图》（GB18306－2001）图A1及《中国地震动反映谱特征周期区划图》（GB18306－2001）图B1，拟建场地所在地区地震动峰值加速度为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.40s，相应的地区地震基本烈度为7度。（3）拟建场地属抗震有利地段。场地土的类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ类。（4）本次所揭露的地层主要为圆砾层，各土层物理力学性能指标见前面章节相关内容。（5）本次勘察深度范围内未见地下水出露，不考虑地下水的影响。场地土对混凝土结构具弱腐蚀性、对钢筋混凝土结构中的钢筋具中腐蚀性。（6）根据本次的勘察成果，场地圆砾层厚度大，分布较为稳定，推荐采用天然地基方案。如果局部遇到软弱夹层（或透镜体），可考虑采用级配良好的砂砾石或C10素混凝土（或毛石混凝土）做换填处理。对厂区建筑区域回填厚度较大时，地基处理也可选择砂砾石换填处理。（7）场地土最大冻深以水文气象专业提交的资料数据为准。（8）拟建场地区附近有大型砂石料场分布，距离近，砂石料性能和储量均能满足工程需求。5发电单元设计及发电量预测5.1太阳能光伏发电系统的分类及构成太阳能光伏发电系统通常分为离网型太阳能光伏发电系统和并网型太阳能光伏发电系统。与公共电网相连接的太阳能光伏发电系统称为并网型太阳能光伏发电系统，它是太阳能光伏发电进入大规模商业化的重要方向，它又可分为：分散式小型并网光伏系统：并入低压配电网，光伏与建筑或景观结合（BIPV、BAPV）。以下简称户用并网系统。集中式大型并网光伏系统：并入高压输电网，荒漠戈壁大型光伏电站（VLS-PV）。以下简称大型并网系统。本工程属于集中式大型并网光伏电站。并网太阳能光伏发电系统不设蓄电池，减少了蓄电池的投资与损耗，也间接减少了处理废旧蓄电池产生的污染，降低了系统运行成本，提高了系统运行和供电的稳定性。在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳能电池组成的光伏组件方阵转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供公共电网用电设备使用和远程调配。本工程光伏发电系统主要由光伏组件方阵、逆变器及升压系统三大部分组成，其中光伏组件方阵及逆变器组合成发电单元部分。5.2太阳能光伏组件选择太阳能光伏组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳能电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的太阳能光伏组件类型。5.2.1太阳能光伏组件类型的选择太阳能电池分类目前太阳能电池按基体材料主要分为：（1）硅太阳能电池：系指以硅为基体材料的太阳能电池，主要包括单晶硅（SingleCrystaline-Si）电池、多晶硅（Polycrystaline-Si）电池等。（2）化合物半导体太阳能电池：系指由两种或两种以上元素组成的具有半导体特性的化合物半导体材料制成的太阳能电池。如砷化镓（GaAs）电池、铜铟镓硒（CIGS）电池、碲化镉（CdTe）电池、Cr2O3和Fe2O3等。（3）有机半导体太阳能电池：系指用含有一定数量的碳-碳键且导电能力介于金属和绝缘体之间的半导体材料制成的太阳能电池。（4）薄膜太阳能电池：系指用单质元素、无机化合物或有机材料等制作的薄膜为基体材料的太阳能电池。主要有非晶硅薄膜电池（-Si）、多晶硅薄膜太阳能电池、化合物半导体薄膜太阳能电池、纳米晶薄膜太阳能电池、微晶硅薄膜太阳能电池等。目前市场生产和使用的太阳能光伏电池大多数是用晶体硅材料制造的，随着晶体硅太阳能电池生产能力和建设投资力度的不断增长，一些大型新建、扩建的项目也陆续启动，据市场统计，预计2010左右，全国晶体硅电池的生产能力至少达到5000MW以上；同时薄膜太阳能电池项目的建设也不断扩大，产能也在不断上升，薄膜电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大，据统计目前国内非晶硅薄膜年产能已达到1000MW。本文结合目前国内太阳能电池市场的的产业现状和产能情况，选取目前市场上主流太阳能电池（即晶体硅电池和非晶硅薄膜电池）进行性能技术比较。（1）晶体硅太阳能电池单晶硅电池太阳能电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳能电池，也是大规模生产的硅基太阳能电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在14%~17%，曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在13%~15%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生产成本也较单晶硅太阳能电池低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最高的太阳能电池。晶体硅类太阳能电池在二十一世纪的前20年内仍将是居主导地位的光伏组件，并将不断向效率更高、成本更低的方向发展。（2）非晶硅薄膜光伏电池（-Si）薄膜类太阳能电池由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。由于其半导体层很薄，可大为节省电池材料，低生产成本，因而是最有前景的新型太阳能电池，已成为当今世界光伏技术研究开发的重点项目、热点课题。在薄膜类电池中非晶硅薄膜电池所占市场份额最大。其主要具有如下特点：a)材料用量少，制造工艺简单，可连续大面积自动化批量生产，制造成本低；b)制造过程消耗电力少，能量偿还时间短；c)基板种类可选择；d)弱光效应好，温度系数低，发电量多；e)售价低。目前约比晶体硅电池售价低1/3~1/2。太阳能电池主要特性如表5.1所示。表5.1太阳能电池分类汇总表种类电池类型商用效率实验室效率使用寿命优点晶硅电池单晶硅14～17%23%25年效率高技术成熟多晶硅13～15%20.3%25年效率较高技术成熟薄膜电池非晶硅5～7%13%25年弱光效应好成本相对较低碲化镉5～8%15.8%25年弱光效应好成本相对较低铜铟硒5～8%15.3%25年弱光效应好成本相对较低由上表可见，晶硅类电池中单晶硅电池和多晶硅电池最大的差别是单晶硅电池的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能，在工程实际应用过程中，无论单晶硅还是多晶硅电池都可以选用。晶硅类太阳能电池由于产量充足、制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳能电池尽管有转化效率相对较低、占地面积较大、稳定性不佳等缺点，但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱光条件下性能好于晶硅类太阳能电池等突出的优点，非晶硅薄膜电池所占的市场分额逐渐增加。因此，非晶硅薄膜太阳能电池在兆瓦级太阳能光伏电站的应用中具备一定的竞争力，前景非常广阔。但薄膜类太阳能电池中碲化镉、铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，其规模化生产受到限制，目前仍在进一步研究中。围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国均在进行各种新型太阳能电池的研究开发工作。目前，晶体硅高效太阳能电池和各类薄膜太阳能电池是全球新型太阳能电池研究开发的两大热点和重点。太阳能光伏组件经济性比较根据目前光伏市场电池、设备等最新报价情况，以固定式安装9MWp装机容量为基准，拟对9MWp全部采用多晶硅太阳能光伏组件、9MWp全部采用非晶硅薄膜太阳能光伏组件初步经济性比较如下：方案一9MWp全部采用多晶硅太阳能光伏组件方案二9MWp全部采用非晶硅薄膜太阳能光伏组件电池价格（元/Wp）1279MWp电池价格（万元）108006300占地面积（hm2）2140.5土地费用(万元)315607.5电气设备及安装(万元)37804590建筑工程费用（万元）23403960主要项目合计（万元）1723515457.5由上表比较可知，方案一总投资较方案二总投资低，由此可见，薄膜电池经济性较好，比晶硅电池在价格上有一定优势。太阳能电池类型的确定经过对市场上所占份额最大的两类电池（晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池）的技术经济的综合比较：考虑到晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，太阳能电池市场占有率最大（其中多晶硅太阳能电池所占比重最大），随着技术的不断更新和硅片厚度持续减少、节省材料，单位能耗降低，其成本也在不断缩减，单晶硅和多晶硅太阳能电池的优势在于转化效率高，电池板平面尺寸小，光伏阵列占地面积小；缺点在于其市场价格高，单块电池板峰值功率小，电池板使用数量多。非晶硅薄膜太阳能电池的优点在于市场价格低，其缺点在于转化效率低，光伏阵列占地面积大，虽然目前有一定的价格优势，但其技术成熟度相对较低、技术正处于不断完善阶段、大规模成功应用的工程实例较少。而随着国内多晶硅生产规模的不断扩大，多晶硅较单晶硅电池板的性价比高，因此根据以上综合分析，本工程推荐选用9MWp多晶硅光伏组件。5.2.2太阳能光伏组件的选型太阳能光伏组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。多晶硅太阳能光伏组件的选型多晶硅太阳能光伏组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统装机容量为9MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用单位面积功率大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。同时组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。因此综合考虑制造技术、产品性能、使用寿命、光电转化效率、组件价格、能否量产等因素初步选定本工程太阳能光伏组件为多晶硅230Wp太阳能光伏组件。其主要技术参数见下表：230WP太阳能光伏组件主要技术参数峰值功率(Wp)230工作电流(A)7.71工作电压(V)29.8短路电流(A)8.34开路电压(V)36.8短路电流温度系数0.06%开路电压温度系数-0.35%峰值功率温度系数-0.45%最大系统电压1000VDC光电转化效率≥14%组件尺寸(mm)1638×982×405.3光伏方阵的运行方式设计5.3.1光伏方阵的运行方式分类目前，国内外光伏发电系统普遍采用的是非聚焦平板固定倾角阵列发电方式。但实际上光伏阵列吸收太阳辐射的大小与太阳辐射入射光线和阵列法向之间夹角即入射角θi有关，假设沿某一方向入射角太阳辐射强度为Eb，则太阳电池阵列实际所能利用的太阳辐射强度为Eb*COSθi。因此，要提高光伏阵列的太阳辐射利用率，就必须减小入射角θi。对于地球表面任何固定的平面而言，射向该平面的太阳辐射光线的入射角θi随昼夜、季节的变化而变化。如果采用自动跟踪光伏阵列，随时根据太阳的运动轨迹调整阵列表面位置以减小入射角θi，就能够在相同的入射条件下吸收比固定安装光伏阵列更多的太阳辐射能量。采用自动跟踪装置可提高发电量10～30%左右，从而相对降低投资。自动跟踪光伏阵列按照旋转轴的个数分为单轴跟踪和双轴跟踪。单轴跟踪单轴跟踪的光伏阵列只能围绕一个旋转轴旋转，旋转轴可以有多种放置方式：水平南北向放置、水平东西向放置或地平面垂直放置等。单轴跟踪光伏阵列只能够跟踪太阳运行的方位角或者高度角的变化，因此，一般情况下入射角只能减小而不能实现为零。斜单轴系统的跟踪轴在地平面的投影呈南北方向，跟踪轴与地平面的夹角为当地纬度，所以有时也称此种系统为倾纬度角斜单轴跟踪系统。双轴跟踪双轴跟踪的光伏阵列沿着两个旋转轴运动，能够同时跟踪太阳的方位角与高度角的变化，理论上可以完全跟踪太阳的运行轨迹以实现入射角为零。单轴跟踪系统目前有联动平单轴系统和斜单轴跟踪系统。从提高发电量的角度看，斜单轴跟踪系统能够提高系统发电量20%~30%，更具优势。但同时斜单轴系统较联动平单轴系统容量小、抗风性能差、成本高。5.3.2电池阵列的运行方式的比较对于自动跟踪式，其倾斜面上能最大程度地接收太阳总辐射量，从而增加发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪式自日出开始至日落结束均有任何遮挡的理想情况下）可提高15%~20%（与固定式比较），若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%~30%（与固定式比较）。实际工程中效率往往比理论值小，其原因有很多，例如：太阳能电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。由以上综合分析可见，固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高（发电量提高的比例高于直接投资增加的比例），假如不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，设备的可靠性和稳定性不断提高，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决光伏组件方阵同步性及减少运行维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。5.3.3光伏组件方阵的运行方式的确定经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外光伏组件方阵的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的荒漠戈壁区大规模应用的工程也相对较少。根据以上分析，本工程推荐选用光伏组件方阵固定式运行方式。5.4逆变器的选择由于本工程为大型并网型光伏电站，无蓄电池。因此光伏组件方阵的确定直接由并网逆变器的最大功率跟踪电压范围所决定。光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一，其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电；此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较：(1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。(2)逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90％或95％以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85％或90％以上。即使在逆变器额定功率10％的情况下，也要保证90％（大功率逆变器）以上的转换效率。(3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。(4)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。(5)可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。(6)监控和数据采集：逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。本工程拟采用高效率、大功率逆变器，逆变器参数暂按如下参数进行设计：逆变器型号500HE输出额定功率500kW最大交流侧功率500kW最大交流电流1070AAC最高转换效率98.6%欧洲效率98.4%最大开路电压1000VDC最大功率跟踪（MPPT）范围450VDC-820VDC最大直流输入电流1200ADC交流输出电压范围270VAC输出频率范围50Hz待机功耗/夜间功耗<100W输出电流总谐波畸变率<3%功率因数>0.99自动投运条件直流电压输入≥450Vdc隔离变压器（有/无）有接地点故障检测（有/无）有过载保护（有/无）有反极性保护（有/无）有过电压保护（有/无）有其它保护交流欠压、超频、高温及交流和直流过流保护，防孤岛效应，浪涌保护等工作环境温度范围-20℃到50℃相对湿度95%非冷凝满功率运行的最高海拔高度1000m防护类型/防护等级IP20散热方式强制对流冷却重量1900kg机械尺寸（宽×高×深）2800×2120×8505.5太阳能光伏方阵设计5.5.1太阳能光伏子方阵设计太阳能电池阵列子方阵设计的原则（1）太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。（2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能光伏组件的总功率应大于等于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。（3）太阳能光伏组件串联后，其最高输出电压应在逆变器MPPT范围内。（4）各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流电压损耗与功率损耗。太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最大开路电压和MPPT电压所确定。太阳能光伏组串的并联数量由逆变器的直流输入容量确定。本工程所选500kW逆变器的最大开路电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450～820V。230Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压Voc为36.8V，最佳工作点电压Vmp为29.8V，根据该光伏组件开路电压温度系数计算组件串联数量为20块。对应于所选500kW逆变器的直流输入功率计算，多晶硅光伏组件并联的路数109路。太阳能光伏组串单元的排列方式本工程太阳能光伏组串单元将1组多晶硅太阳能电池组串（每串20块）每块竖向放置，排成2行10列。5.5.2发电系统方案概述本工程总装机容量为9MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。光伏组件采用9MWp多晶硅电池(230Wp)组件，均采用固定式安装在支架上。9MWp太阳能光伏方阵由9个1MWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能光伏组件串并联而成。每个1MWp太阳能光伏子方阵由太阳能光伏组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。本工程采用每个1MWp太阳能光伏子方阵就地设置逆变器室的布置方案，每1MWp太阳能光伏子方阵为一个发电分系统，1MWp方阵就地布置1座逆变器室，逆变器室内布置2台500kW逆变器。次级汇流箱也考虑布置于该逆变器室内。每个1MWp太阳能光伏子方阵设置升压变压器一台，采用箱式变电站形式布置于逆变器室旁。5.5.3太阳能光伏方阵最佳倾角的计算光伏组件方阵的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式光伏组件方阵最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。计算倾斜面上的太阳辐射量，通常利用PVSYST软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，计算不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量，计算结果经数据分析后作出曲线图，见下图所示。从图中可以得出各月太阳辐射变化趋势，当电池组件倾角为35°、36°时，全年日平均太阳总辐射量均较大，但从结构支架稳定性、用钢量、电站占地面积等方面比较，确定本工程电池方阵的最佳固定倾角为35°。5.5.4太阳能光伏方阵间距的计算可行性研究报告电池光伏方阵布置必须考虑阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离及太阳能光伏方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9:00至下午15:00（当地真太阳时）的时间段内，太阳能光伏方阵不应被遮挡。计算公式如下：光伏方阵间距或可能遮挡物与方阵底边的垂直距离应不小于D：D=cosA×H/tan[sin(sinsin+coscoscosh)]式中：D——遮挡物与阵列的间距，m；H——遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差，m；——当地纬度，deg；A——太阳方位角，deg；——太阳赤纬角，deg；h——时角，deg。经计算可得：本阶段多晶硅光伏方阵南北向间距为5.4m。5.6年理论发电量计算5.6.1系统效率交直流线路损耗1%尘土、雨水等覆盖损耗、不可利用辐射损失、光伏组件性能差异、组件工作温度损耗等12%逆变器平均损耗（500KW不带隔离变）2%升压变压器4.7%二极管压降引起的功率损耗0.1%汇流箱自耗电0.6%其它损耗(设备故障、电网故障等)2%综上考虑，系统的效率为79.18%。5.6.2预测发电量的计算根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测9MWp并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。计算时设定：光伏阵列为固定式安装,倾角等于35°,系统总效率79.18%，系统25年输出衰减15%。预测发电量＝系统容量×35°斜面辐射量×系统总效率，见下表1月2月3月4月5月6月7月水平面辐射量(kWh/m2)88.04103.6142.6168.9199.02198195.336°斜面辐射量(kWh/m2)137.95144.76172.98180.3195.61181.5178.87预测发电量985.810251034.475481236.139601288.449361397.856791297.024731278.230378月9月10月11月12月全年水平面辐射量(kWh/m2)179.49143.7121.5293.679.671713.4436°斜面辐射量(kWh/m2)182.9174170.81142.5128.961991.14预测发电量1307.029321243.428661220.632471018.32520921.5664414228.96867考虑系统25年输出衰减15%，可计算出25年总发电量，平均年发电量1313.4万千瓦时。6电气设计6.1电气一次6.1.1电气主接线本期工程9MW发电容量以太阳能发电单元-升压变压器接线方式接入厂内35kV配电室。35kV配电室本期发电单元进线9回，出线1回，单母线接线。（接入系统最终以接入系统审查意见为准）每个太阳能发电单元设一台三相升压变压器，容量为1000kVA。光伏组件方阵、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以单元为单位就地布置，经35kV电缆接至35kV配电室。35kV配电室暂按本期规模建设。电气主接线详见附图。35kV出线电缆从35kV配电室内引出至站区围墙外1m与线路杆塔相连。6.1.2站用电接线站用电源考虑由本期35kV母线引接一路，规划由当地10kV（施工电源）引接一路，以提高站用电的可靠性。6.1.3主要电气设备选择1）主变压器的选择本工程主变采用双分裂变压器，其容量为1000kVA，变比为38.5×2.5%/逆变器交流侧电压-逆变器交流侧电压，接线组为D,y12-y12，阻抗Ud=6%。本工程推荐采用箱式变电站。2）35kV设备35kV断路器采用真空断路器，额定电流630A，额定开断电流25kA，额定热稳定电流25kA/4s，额定动稳定电流63kA(峰值)。35kV6.2电气二次6.2.1电站的调度管理与运行方式电站以35kV一级电压1回线接入系统。电站的调度管理方式暂定由省网调度中心调度。该电站按"无人值班"（少人值守）的原则进行设计。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及35kV开关站的全功能综合自动化管理，实现光伏电站与地调端的遥测、遥信功能及发电公司的监测管理。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。6.2.2电站的综合自动化系统电站的综合自动化系统包括计算机监控系统、继电保护与自动装置系统以及调度自动化系统。35kV配电装置控制、就地低压配电装置、站用电源系统控制均纳入电站综合自动化系统。综合楼内35kV及就地交直流系统数据采集采用现场总线系统，电流量、控制回路断线、远方/就地位置等信号将通过装设在开关柜内的现场智能元件的通讯接口传送至控制系统，控制命令仍采用硬接线送控制系统。6.2.3工业电视系统本电站设置一套工业电视系统，实现对电站主要电气设备，光伏电池方阵、主控室、进站通道等现场的视频监视，系统主要配置前置摄像机及相关附件。可实现全站视频监视，并同时在值班室及控制室显示，同时可通过网络视频服务器、视频监视主机及网络输出设备将视频信号通过电网调度通信网络实现视频信号的远传。6.2.4火灾自动报警系统电站设一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统选用集中报警方式，内含火灾探测器、手动报警按钮、消防通讯、联动控制以及火警集中报警控制器等，火灾集中报警控制器能显示火灾报警区域和探测区域，可以进行联动控制。本工程不设专门的消防控制室。消防控制中心设在主控室。6.2.5环境监测系统在太阳能光伏发电站内配置一套环境监测仪，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，其通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。6.2.6通信与调度（1）电站通信：由当地电信网引入电话电缆，在办公楼设一套数字式程控交换机为站内生产管理，生活服务。（2）电力调度：由中控室引光纤电缆至地调网络交换机，为电力调度及远动服务。6.3电气设备布置各发电单元箱式变电站、逆变器及次级直流汇流箱等设备均就地布置在每个发电单元光伏组件方阵旁，逆变器及次级直流汇流箱等设备布置于就地逆变器室内。35kV配电装置采用户内金属封闭式开关设备，布置于35kV配电室。综合楼内设集中控制室，能够实现全站的控制和监测。其中布置有操作员工作站、工程师站及辅助控制屏等。系统二次部分屏柜、故障录波柜等也布置在集中控制室内。6.4过电压保护及接地太阳能光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T620-1997）的规定。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装一组避雷器以保护电气设备。全厂接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。计算机接地系统将采用计算机系统（电站控制系统）接地网与主接地网合用接地网的形式。7消防7.1消防总体设计根据消防规范的有关规定，本工程按站区内同一时间发生火灾的次数为一次考虑。站区内设消火栓消防。站区及电气控制楼内配移动式灭火器。7.2工程消防设计7.2.1建筑物火灾危险性分类及耐火等级序号建(构)筑物名称火灾危险性分类耐火等级=1\*Arabic1生产综合楼二级2警卫传达室二级7.2.2主要场所及主要机电设备消防设计（1）主要设计原则本工程依据国家有关消防条例、规范进行设计，本着“预防为主、防消结合”的消防工作方针，消防系统的设置以加强自身防范力量为主，立足于自救，同时与消防部门联防，做到“防患于未然”，从积极的方面预防火灾的发生及蔓延。变电站内电气设备较多，消防设计的重点是防止电气火灾。设计采用的标准及规范如下：《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140－2005）（2）各设施消防配置变电站建构筑物内灭火器按《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）的有关规定配置。对设有电气仪表设备的房间（如主控室、继电器室、计算机室等），考虑采用移动式气体灭火器作为主要灭火手段。在主变压器及电容器附近配置推车式干粉灭火器，用于大型带油电气设备的灭火。按主变压器台数，每台配置一只砂箱，砂箱容积为1m3。此外，还应配置一定数量的消防铲、消防斧、消防铅桶等作为变电站公用消防设施。7.2.3安全疏散通道和消防通道户内主要房间和通道装设事故照明，以便事故处理和人员疏散。7.2.4消防给水系统设计根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）第7.1.11条要求，机组容量为300MW以下的燃煤电厂，当油浸变压器容量为9x104KV.A及以上时，应设置火灾报警系统、水喷雾灭火系统或其他灭火系统；另在变电站消防篇中第11.5.1条中要求，单台容量在125MV.A及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾系统或其他固定式灭火装置。现阶段，暂时没有光伏电场变压器消防设计的相关标准和规范，站区内单台变压器最大容量为1250KV.A，小于以上两条规范所规定的容量标准，因此，暂不考虑特殊消防设施。站区内的综合楼体积不超过3000m3，耐火等级为二级，火灾危险性为丁类。本工程站区设消防给水系统，室外消火栓用水量为15L/s，火灾延续时间为2h，站区消防用水总量为108m3。本工程水消防系统仅设置室外消火栓，采用SS100/65-1.0型地上式消火栓，该消火栓有1个DN100的出水口和2个DN65的出水口。室外消火栓沿道路设置，间距在站区建筑物周围不大于120m。室外最小消防给水管道管径为DN100。本工程不设消防给水设施，消防给水管道直接引接自临泽县的消防给水管网，接口分界线在站区围墙外1米。7.2.5电气消防（1）变压器的主保护采用微机变压器保护装置，配置有多种保护装置，以最快速度切断通向故障区的电源。（2）电缆的防火措施按规程要求执行。电缆沟分段分隔，封堵电缆孔洞，涂刷防火阻燃涂料等。（3）根据不同场所，配置相应的消防器材。（4）加强全站防雷措施，避免设备因雷击破坏造成火灾等次生灾害。7.2.6通风空调系统的防火排烟设计集控室及继电保护室设有排烟系统，当空调房间内发生火灾时，及时切断通风及空调设备电源，避免火种或烟气的传播。在确认空调房间内火已被扑灭且不能复燃的情况下，开启排烟风机，在负压状态下排除室内废气和烟气。电气屋内配电装置室、变压器室及电容器室均设有事故通风系统，即采用轴流风机排风。以上通风及空调设备均与消防系统联锁。7.2.7消防监控系统按照《220kV～500kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-2005）的有关规定，本工程应设有火灾探测报警及控制系统。根据不同的保护对象，分别采用温、烟、光感探测器和热敏温感线等探测手段。在走廊、门厅及会议室等处设有手动报警器或警铃。探测报警控制系统的主要功能是收集各方的火灾信息，同时发出报警信息及远方指令，启动主变消防或其它各种灭火措施，达到自动灭火的目的。7.2.8建筑消防设计本工程站区内建构筑物均按《220kV～500kV变电所设计技术规程》（DL/T5218-2005）规定的火灾危险性分类和最低耐火等级要求进行设计。7.3施工消防7.3.1工程施工场地规划施工总体布置见施工总平面布置图。7.3.2施工消防规划（1）工程施工道路对外有公路相连通，道路宽度大于4m,并有充足的回转场地，可作消防车道及紧急疏散通道。道路的具体规划、布置见施工总体布置图。（2）施工用电电缆导线截面积选择按工作电流及短路电流进行选择，并留有一定裕度。（3）施工期内，采用临时消防措施，即在施工用水管道上安装临时消火栓。材料加工厂、设备及材料仓库和辅助加工厂等施工现场室外消火栓按每个保护半径不超过150m的要求设置，并配有足够的水龙带，其周围3m内，没有其他杂物堆放。消防供水管路，进水干管直径不小于100mm。消防用水量不小于15L/s。（4）临建区域内，每100m2配备2只10L灭火器。大型临时设施总面积超过1200m2，备有专供消防用得太平桶、蓄水桶（池）、黄砂池等设施。临时木工房、油漆房和木、机具间等每25m2配置一只种类合适的灭火器，油库、危险品仓库应配备足够数量、种类合适的灭火器。消防设施周围不堆放物品，阻塞通道。8土建工程8.1厂址条件和设计主要技术参数8.1.1地质条件工程区地处场址区在大地构造位置上属于祁连山地槽褶皱系走廊过渡带内。厂址地层岩性主要为第四系上更新统冲洪积（Q3al+pl）圆砾层，可分为两层：①圆砾（Q3al+pl）：呈杂色，稍湿，中密，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径2～20mm占总量30%～40%，大于20mm粒径占总量23%～40%，最大粒径可达120mm②圆砾（Q3al+pl）：呈杂色，稍湿，密实，岩石成分以岩浆岩、变质砂岩和砂岩为主，呈浑圆和亚浑圆形，粒径2～20mm占总量25%～35%，大于20mm粒径占总量28%～45%，最大粒径可达120mm以上，以多量砾砂、粗、中砂及少量的粘性土充填，局部夹有少量的粉细砂、粉土薄层。级配良好，本层未揭穿，根据区域地质资料，其厚度可大于20m根据《中国季节性冻土标准冻深线图》及当地工程建设经验，场址区存在季节性冻土，最大季节性冻土深度为地面以下1.0m～1.2m。未见不良地质作用，地基方案按天然地基考虑。8.1.2主要设计数据根据《中国地震动峰值加速度区划图》及《中国地震动反映谱特征周期区划图》（GB18306-2001）资料，场址区50年超越概率10％的地震动峰值加速度为0.15g，地震动反映谱特征周期为0.40s，相对应的地震烈度为7度。最终的抗震设计参数应以专门场地地震安全性评价报告及审查通过的结论性意见为准。8.2结构设计1)固定式太阳能电池板支墩：固定式太阳能电池板支墩共11690个，支墩3000×700×1800(长×宽×高mm)，采用钢筋砼独立基础。2)综合楼：现浇钢筋砼框架结构，基础采用钢筋砼独立基础。3)防雷汇流箱基础（共5座）：采用钢筋砼独立基础。4)门卫室：现浇钢筋砼框架结构，基础采用钢筋砼独立基础。8.3建筑设计8.3.1综合楼平面布置：综合楼包括补偿装置室、继电器室及控制室、配电室、宿舍、办公室、餐厅厨房及公共卫生用房等。结构采用钢筋混凝土框架结构。建筑物因其功能不同分为运行单元和辅助单元两大部分，通过半封闭的中庭来过渡，端部通过门厅相联系。达到既有机联系又相对独立的效果。南侧向阳面布置办公休息单元，以争取更多的日照，达到更好的节能要求。中庭这一小型景观空间即加强自然通风，达到节能的目的，又能美化环境，给辛苦工作下班后的员工带来精神上的调节和愉悦。综合楼运行单元长28.8m，宽13.4m,辅助单元长28.8m，宽9m,门厅部分长7.2m，宽9.6米，总建筑面积714.2m²。内外围护墙体均采用240厚多孔砖。8.3.2综合楼建筑处理： 1)综合楼围护墙采用外墙外保温，仿石贴面及外饰涂料，内墙为内墙涂料；其他建筑均采用内墙涂料、外墙涂料。全厂建筑以白为主调，点缀浅色仿石贴面，在蓝天绿地的衬托下，将营造出一个自然清新环保的电厂。 2)门窗：一般是保温彩钢板外门、铝合金门窗、木门及各种等级的防火门窗。 3)楼﹑地面：均为全瓷地砖地面。其中卫生间、入口台阶处采用防滑地砖地面。 4)屋面：采用氯化聚乙稀或三元乙丙柔性防水材料、防水涂料，屋面保温采用80厚挤塑聚苯板保温层。8.3.3警卫传达室建筑设计：警卫传达室包括值班室、休息室和卫生间。长为4.2m，宽为7.5m，高为3m，共1层。采用钢筋混凝土框架结构。外围护墙体采用240厚多孔砖加保温外饰涂料。内墙采用240厚多孔砖。8.4主要建筑材料8.4.1混凝土现浇混凝土构件：C30，C35素混凝土垫层：C108.4.2钢材 型钢和钢板：一般采用Q235B，特殊处采用Q345系列钢。钢次梁热轧H型钢和焊接H型钢钢筋：HPB235级、HRB335和HRB400级8.4.3水泥普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥及抗硫酸盐水泥等。8.4.4砖及砂浆砖：Mu10多孔砖、实心砖砂浆：一般为M7.5混合砂浆及M7.5水泥砂浆8.5给水系统8.5.1水源给水水源拟采用厂址附近的地下水。8.5.2设计用水量(1)生活用水量站区综合楼按10人定员设计，最高日用水定额取250L/人•d。(2)绿化用水量站区内绿化用地面积为61950m2，绿化定额取1L/m2•次，按每10天浇洒一次计算。(3)道路、广场用水量站区内道路、广场用地面积为24417.41m2，道路的浇洒用水定额取2L/m2•次，按每15天浇洒一次计算。(4)冲洗电池组件用水量站区太阳能电池组件共39240块，结合当地的气候条件及光伏电站的特点，气温下降到0℃以下不得采