并网光伏电站初步设计方案

xxxx80MWp光伏电站项目初步设计文件（说明书）

A01-说明书xxxx80MWp光伏电站项目初步设计文件说明书批准：审核：校核:编制：目录TOC\o"1-2"\h\z\u1综合说明 11.1概述 11.2设计依据 11.3工程地质 21.4电网概况 31.5主要设计原则及方案 42太阳能资源分析 52.1全国太阳能资源分析 52.2项目所在地的自然环境概况 62.3太阳能资源分析 62.4气象条件影响分析 73工程地质 103.1概况 103.3岩土工程条件 113.4地下水 133.5不良地质作用及地质灾害 143.6场地岩土工程分析与评价 143.7场地土壤电阻率 183.8结论与建议 184总图部分 204.1概述 204.2全站总体规划 214.3总平面布置及竖向布置 214.4站区管线布置 224.5站区管线布置 224.6站区绿化规划 235光伏系统总体方案设计及发电量 245.1光伏组件选型 245.2光伏阵列运行方式选择 275.3光伏方阵设计 315.4光伏子方阵设计 325.5辅助技术方案 355.6发电量估算 366电气 406.1概述 406.2电气主接线 416.3主要设备选择 426.4站用电系统接线及布置 476.5交流不停电电源系统(UPS) 486.6直流系统 486.7电气设备布置 496.8电气二次系统 496.9过电压保护及接地 556.10照明及检修 576.11火灾报警系统 576.12安保系统 576.13电缆设施 587土建工程 597.1概述 597.2设计安全标准 597.3阵列区 607.4110kV升压站 617.5场前区建筑结构设计 617.6逆变-升压单元基础 627.7防洪设计 627.8光伏电站围栏设计 627.9道路 627.10主要建筑材料 637.11采暖通风消防 647.12给排水部分 658消防部分 678.1水工部分执行标准及规范 678.2主要设计原则 678.3建、构筑物的防火分类与耐火等级 678.4消防措施 679施工组织设计 699.1编制依据 699.2施工条件 699.3施工总平面规划布置 719.4施工交通运输 739.5主要工程项目的施工方案 749.6项目实施综合控制轮廓进度 8110工程管理设计 8210.1工程管理机构 8210.2主要管理设施 8210.3电站运行维护、回收及拆除 8311环境保护与水土保持设计 8711.1环境保护 8711.2水土保持设计 9511.3水土保持设计评价及结论 9612劳动安全和工业卫生 9712.1设计依据 9712.2劳动安全和工业卫生设计 9912.3劳动安全和工业卫生管理 103附图 1061综合说明1.1概述1.1.1项目概况（1）项目名称：xxxx80MWp光伏电站项目；（2）建设单位：中xx太阳能科技江西有限公司；（3）建设规模：80MW光伏电站；（4）项目地址：江西省上饶市万x县湖云乡湖云村；（5）安装方式：21°固定倾角安装。1.1.2工程地理位置本项目位于万x县境内。本项目建设场地位于上饶市万x县湖云乡湖云村附近，经纬度值分别为东经116°49′44″，北纬28°47′31″，规划使用面积约2300亩，安装规模80MWp。场址区东距X716县道，交通便利，运输方便。万x县属亚热带季风湿润气候，年平均气温17.5℃，极端最高气温41.2℃，年极端最低气温-12.8℃，年平均降水量1908.4毫米，年平均无霜期254天。万年地处江西省东北部、鄱阳湖东南岸，属于丘陵地区，土地面积1140.76平方公里。地理坐标为北纬2830'15"—2854'5"，东经11646'48'—11715'10"，东西宽47公里，南北长43公里。境内地貌类型以岗地、丘陵为主，辅之于滨湖平原，地势由东南向西北倾斜，呈阶梯状。东南部群山起伏，雄伟壮观，最高峰海拨685米；中部丘陵起伏，间夹小块平原；西北部与鄱阳毗邻，系滨湖地区，湖塘众多，地势较低，最低点海拨11.5米。年均日照时数为1803.5小时，最长月份日照时数为255.4小时，出现在7月份；最短月份日照明数为83.6小时，出现在2月份。年均太阳辐射总量为108.7千卡/平方厘米。年平均气温为17.4℃，年均最高气温出现在1961年，18.6℃；极端最低温度-12.8℃，极端最高达41.2℃；年均降水量为1808.0毫米，最大最小值降水量分别为2879.7毫米和1230.7毫米。1.2设计依据本初步设计说明书主要根据下列文件和资料进行编制：（1）设计委托函；（2）业主单位提供的红线坐标及红线图；（3）勘察测绘单位出具的地勘资料及地形图等；（4）本工程的可行性研究报告；（5）业主单位提供的其他资料及要求。本次初步设计原则上认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。1.3工程地质1.3.1概述本项目位于万x县境内。本项目建设场地位于上饶市万x县湖云乡湖云村附近，经纬度值分别为东经116°49′44″，北纬28°47′31″，规划使用面积约2300亩，安装规模80MWp。场址区东距X716县道，交通便利，运输方便。1.3.2主要水文地质本项目建设地点位于上饶市万x县湖云乡湖云村附近，经纬度值分别为东经116°49'44"，北纬28°47'31"，可利用土地范围面积约2315亩，安装规模80MWp。站址东侧为X716县道，交通便利。1）拟建项目区域地质构造稳定，拟建项目范围内无深大断裂通过，适宜建设。2）据《中国地震动峰值加速度区划图》(1：400万)及《江西省地震动参数区划工作用图》(1：75万)，站址区域内一般场地条件下50年超越概率10％的地震动峰值加速度值为＜0.05g，对应抗震设防烈度为＜6度，设计特征周期为0.35s。3）升压站区域内地下水主要以上层滞水为主，勘察期间测得地下水位在3.5米至5.6米之间，该类型地下水位随季节性变化较大，水量大小和季节有关，补给方式为大气降水和地表水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。本次升压站区域内勘探的各孔中未见潜水面，根据搜集附近工程资料及现场调查访问，附近居民用水（地势较低处）的水井深度为10～20m。光伏阵列站区位于湖云湖内，湖水与附近的溪流以及水塘有水力联系，水位随季节性变化较小，水量大小也和季节有关，补给方式为大气降水、溪流和水塘水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。根据实测水库历史最高洪水位，在加上0.5m的安全超高，即设计洪水位为15.7m。据调查了解当地建筑经验及相近工程水样分析结果，项目区域地表水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具微腐蚀性。4）拟建场区内无文物、遗址、遗迹和化石群，是否有地下文物等尚未发现。5）本场区地势起伏较小。场区区域下伏无可溶岩、不存在岩溶、无地面塌陷及采空区，也不存在滑坡、崩塌、泥石流等不良地质作用分布。6）地基承载力特征值建议如下：①层耕表土Es=2~2.5MPa；②层素填土，Es=2.5~3.0MPa；③层淤泥质土fak=70~75kPa，Es=2~2.5MPa；④层粘土fak=160~170kPa，Es=3.5~5.1MPa；⑤层粘土fak=170~180kPa，Es=5~6MPa；⑥层粘土fak=200~220kPa，Es=6.5~8.5MPa；⑦层粘土fak=260~280kPa，Es=7.4~14.6MPa；⑧层粉土fak=150~160kPa，Es=5~6.5MPa；⑨层细砂fak=160~170kPa，Es=5~6.5MPa；7）本项目升压站区域建议采用天然地基，⑥、⑦层粘土层位稳定，层厚较厚，承载力较高，工程性能较好，是良好的天然地基持力层。光伏阵列站区持力层以上无密实砂层，建议采用预制管桩，其具有经济性好、施工速度快的特点。④层粘土有软弱夹层，不建议光伏阵列以该层作为天然地基持力层；⑤、⑥层粘土层位稳定，层厚较厚，承载力较高，工程性能较好，是良好的天然地基持力层。项目区域内①层耕表土呈松散状、欠固结、②层素填土呈松散状、欠固结，呈软塑粘性土状，③层淤泥质土为软塑，三者均为高压缩性土，承载力不高，对工程无实际意义。须特别注意升压站区域内第④、⑥、⑦层粘土易散，遇水迅速软化崩解，施工时应进行场地降水，确保基坑内无水，开挖后及时浇筑基础。8）结合钻孔的地层划分及资料分析，剔除其中异常值，考虑雨季系数1.5~2.0，升压站场地土壤电阻率可按700~800Ω.m考虑；光伏阵列站区位于湖中，土壤电阻率较小，可按140~180Ω.m考虑。1.4电网概况1.4.1万年电网现状万x县位于江西省东北部，鄱阳湖东南岸，东与弋阳交壤，西与余干毗邻，南与鹰潭市交壤，北与鄱阳、乐平相邻，隶属于上饶市行政区域管辖，供电隶属于赣东北供电公司管辖。万x县东西宽47公里，南北长43公里，土地面积1140.76平方公里。万x县下辖6个镇，6个乡。截止2011年末，总人口约40.5万人，其中非农业人口7.6万，占全部人口的18.6%，人口自然增长率为7.38‰。至2014年底，万x县电源总装机容量约为1.9MW，年发电总量约334.2万kWh。均为没有库容的径流式小水电站。截止2014年底，万x县220kV变电站1座，即高新变（2×150MVA）。有110kV变电站3座，分别为牛头岭变（50+31.5MVA）、万年变（2×31.5+50MVA）、桥头变（20+31.5MVA），总容量为246MVA。有35kV公用变电站7座，主变11台，总容量54.1MVA。另有35kV用户专变1座，为银金矿变（1×1.6MVA）；有35kV开关站1座，为石镇开关站。2014年万x县统调用电量约3.2656亿kWh，2014年万x县全社会用电量6.2958亿kWh，全社会最大供电负荷135.2MW。1.5主要设计原则及方案一、安全可靠性原则本工程采用多支路并接的“积木式”技术方案，分块发电、集中并网的建设模式。本项目共有75个发电单元，每10个发电单元“T”接在一回35kV的进线电缆线路上，接入一台35kV高压开关柜。35kV配电装置为单母线接线，集电线路进线8回（预留2回），接地变压器、母线设备、无功补偿装置出线各1回，主变出线1回。以光伏组件—直流防雷汇流箱—直流配电柜—并网逆变器—箱式升压变压器组成一个发电单元。每个1MW光伏发电单元内，每18块310W光伏组件串联为一个支路，以16或12个支路接入一个直流防雷汇流箱，共约14个直流防雷汇流箱；每6个直流防雷流线箱出线接入1台500kW逆变器，每个发电单元共2台逆变器。逆变器输出为315V三相交流，通过电缆分别连接至1000kVA箱式升压变压器的低压侧。本项目工程建设规模为80MWp（按远期100MW考虑），根据万x县负荷发展和电网规划，湖云光伏电站所发电力主要在万x县境内消纳。根据接入系统评审意见，本光伏电站新建1座110kV升压站，升压站新建1台主变，结合远期规模，容量选择100MVA，升压站以1回110kV线路接入在建的青云110kV变电站，线路长度约19km，线路选用LGJ-300导线。二、经济性原则系统运行的经济性主要包括实现光伏电站的最大化运行方案。设计中合理设计光伏子系统的容量及逆变器、变压器的配置，有效的节省了成本，增加了运行便利程度。2太阳能资源分析2.1全国太阳能资源分析下图为我国国家气象局风能太阳能资源评估中心发布的我国日照资源分布图：项目所在地项目所在地图2-1我国太阳能资源分布图按照我国日照资源分布图及太阳能资源评估方法（QX/T89-2008）将我国分为四类地区。一类地区（资源最丰富带）全年辐射量在6300MJ/m2以上。主要包括青藏高原、甘肃北部、宁夏北部、新疆南部、河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部等地。二类地区（资源很丰富带）全年辐射量在5040～6300MJ/m2。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏中北部和安徽北部等地。三类地区（资源丰富带）全年辐射量在3780～5040MJ/m2。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。四类地区（资源一般带）全年辐射量在3780MJ/m2以下。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。一、二、三类地区，年辐射量不小于3780MJ/m2，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3以上，具有利用太阳能的良好条件。四类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。项目地近年水平面平均年太阳辐射量为4603.7MJ/m。属我国三类太阳能资源区域，适合建设太阳能光伏发电项目。2.2项目所在地的自然环境概况本项目位于万x县境内。本项目建设场地位于上饶市万x县湖云乡湖云村附近，经纬度值分别为东经116°49′44″，北纬28°47′31″，规划使用面积约2300亩，安装规模80MWp。场址区东距X716县道，交通便利，运输方便。万x县属亚热带季风湿润气候，年平均气温17.5℃，极端最高气温41.2℃，年极端最低气温-12.8℃，年平均降水量1908.4毫米，年平均无霜期254天。万年地处江西省东北部、鄱阳湖东南岸，属于丘陵地区，土地面积1140.76平方公里。地理坐标为北纬2830'15"—2854'5"，东经11646'48'—11715'10"，东西宽47公里，南北长43公里。境内地貌类型以岗地、丘陵为主，辅之于滨湖平原，地势由东南向西北倾斜，呈阶梯状。东南部群山起伏，雄伟壮观，最高峰海拨685米；中部丘陵起伏，间夹小块平原；西北部与鄱阳毗邻，系滨湖地区，湖塘众多，地势较低，最低点海拨11.5米。年均日照时数为1803.5小时，最长月份日照时数为255.4小时，出现在7月份；最短月份日照明数为83.6小时，出现在2月份。年均太阳辐射总量为108.7千卡/平方厘米。年平均气温为17.4℃，年均最高气温出现在1961年，18.6℃；极端最低温度-12.8℃，极端最高达41.2℃；年均降水量为1808.0毫米，最大最小值降水量分别为2879.7毫米和1230.7毫米。2.3太阳能资源分析2.3.1项目所在地太阳能资源分析本项目站址暂无太阳能辐射长期观测资料，本阶段选用NASA太阳辐射量数据进行分析。NASA数据库模拟出的气象数据是基于插值算法计算的结果，插值算法基本原理是，以全球范围内的7700多个观测站数据作为基础数据库，当输入任意一个站点经纬度时，软件自动在以站点为中心1000km范围内搜索观测站，然后通过插值算法将参考气象站数据折算成所需站点数据。NASA气象数据库日照辐射量如下表：表2-3年平均水平面月辐照度（NASA数据）月份月辐照度（MJ/m²/m）月辐照度（kwh/m²)一月240.2566.74二月238.3366.20三月276.1976.72四月344.7895.77五月437.38121.5六月435.20120.89七月545.19151.44八月503.09139.75九月416.32115.64十月358.3399.53十一月298.0882.8十二月280.2977.86年日照辐射总量4373.431214.842.3.2评价及结论综上所述，本工程代表年太阳总辐射量为4373.43MJ/㎡，根据《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008），属于三类地区，资源稳定程度为稳定。2.4气象条件影响分析2.4.1气象条件概况万年地处江西省东北部、鄱阳湖东南岸，属于丘陵地区，土地面积1140.76平方公里，境内地貌类型以岗地、丘陵为主，辅之于滨湖平原，地势由东南向西北倾斜，呈阶梯状。东南部群山起伏，雄伟壮观，最高峰海拨685米。中部丘陵起伏，间夹小块平原。西北部与鄱阳毗邻，系滨湖地区，湖塘众多，地势较低，最低点海拨11.5米。属亚热带季风区，风向有季节性变化。秋季北方冷空气南下，冬季冷空气势力达到最强，因此秋冬二季以偏北风为主;春季，南方暖湿气流势力增强，与北方冷气团在万年地区来往重复，表现为偏北风和偏南风交替出现;夏季暖空气势力达到最强，多受副热带高压控制，天气炎热，偶有台风影响，地面多偏南风。（1）基本气象要素万x县基本气象要素资料，见表2-2表2-2万年气象站基本气象要素统计表序号项目单位数量备注1多年平均气温℃17.42极端最高气温℃41.523极端最低气温℃-12.84年平均降水量mm18085年最大降水量mm1230.76年最小降水量mm287.77年均相对湿度%828最大相对湿度%849最小相对湿度%7610年平均风速m/s1.62.4.2气候条件影响分析（1）环境温度条件分析：万年气候湿润，气温日差较小，年平均气温为17.4℃。本工程选用逆变器的工作环境温度范围为-25～40℃，选用组件的工作温度范围为-40～85℃。正常情况下，组件的板面工作温度要比当时环境温度高出10℃~30℃左右。从上述气温数据可以看出，组件的工作温度可控制在允许范围内，但在组件串并联组合中，应根据当地的实际气温情况进行温度修正计算，以确保系统有较高的运行效率；同时，对于布置在逆变器室内的设备，也应采取相应工程措施和工艺，控制其工作温度保持在允许工作温度范围内。综上所述，厂区气温条件对电气设备有一定的影响，但可以通过一系列措施使气温条件的影响控制在相应的安全范围内。（2）风速影响本工程地处丘陵地带，多年平均风速1.6m/s年平均大风1.7次，年最多大风日数90天，风向以北风和南风为主，故在该地区风速对光伏电站的影响较小。3工程地质3.1概况3.1.1工程概况根据《江西省地质构造图》（1：100万）（图2-1）和《江西省区域地质志》，站址区域地质构造单元位于赣北扬子准地台（Ⅰ1）之江南台隆（Ⅱ2）之萍乡-乐平台陷（Ⅲ5）之丰城-乐平凹断束（Ⅳ12）构造单元。萍乡-乐平台陷（Ⅲ5）：本区南北两侧均大致以深断裂为界，广泛出露晚古生代和中生代地层。中部及西部，晚古生代及其以后的沉积层甚为发育，总厚度达13000-15000米；沉积盖层褶皱，主要发育于西端之萍乡-高安地区，以过渡型褶皱和宽展型褶皱为主，在萍乡-宜春地区，尚发育一系列同斜转褶皱，南翼倒转。断裂颇为发育，主要以北东东之走向冲断层为主，且往往成群、成组出现。其它尚有北北东向、近东西向及北西向断裂，但其规模一般较小。岩浆活动比较微弱，仅在其次级隆起和断裂带的交叉复合地段，有少许加里东期和燕山期的花岗岩、花岗闪长岩及少许燕山-喜马拉雅的基性岩及超基性岩。丰城-乐平凹断束（Ⅳ12）：大致西以新干-湖口深断裂为界，东经余干、乐平至婺源一带。南北两侧均为深断裂所限，呈一近北东向的狭长地带。西段多为第四系所覆盖，基岩出露甚少，仅有少许晚古生代及中新生代地层出露；区内基底褶皱强烈，盖层褶皱较弱。前者呈北东东至北东向展布，后者主要呈北东向展布，受断裂破坏严重。断裂较为发育，以北东向断层为主，且多成组、成带出现，延伸一般为数十公里到百余公里。岩浆岩不甚发育。本项目介于三条深大断裂之间，其中西北侧为鹰潭-瑞昌大断裂，其总体延伸方向为西北-东南向，本项目距离其约20km左右；宜丰-景德镇深断裂（3），其总体延伸方向为东北-西南向，距离约13km左右；东南侧为丰城-婺源断裂（4），北东向延入浙西，距离约8km。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），上述各断裂与本工程距离大于13km，因此，判定拟建站址区域属相对稳定区域。综合上述构造单元、地质构造、断裂活动、地震活动等特征表明：本场区在区域地质上属于相对稳定地段，适宜光伏项目的建设。3.2.2地震地质及地震动参数江西是个少震弱震区。根据国家地震局分析预报中心编制的《中国地震震中分布图》(1：600万)和《江西省地震志》，拟选站址建项目区域历史上无强震发生，1995年4月15日发生的4.9级地震及2005年11月26日发生的5.7级地震的震中均位于瑞昌—九江县交界地带。德安县1634年6月曾发生一次5级地震，烈度Ⅵ度，震中位于北纬29.3°，东经115.7°。1971至1978年间德安县共发生5次小震，震级2-3.1级。从地震的活动特点来看，强度小，频率低，活动点分散，对拟建项目影响极小。根据《中国地震动峰值加速度区划图》(1：400万)及《江西省地震动参数区划工作用图》(1：75万)（2003年版），拟建项目区域内一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度小于0.05g，对应抗震设防烈度小于6度。根据最新发布的《中国地震动峰值加速度区划图》（1：400万）及《中国地震动参数区划图》（GB10306-2015）(2015年05月15日发布，2016年06月01日实施)，拟建项目区域内一般场地条件下50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.05g，对应抗震设防烈度为6度。根据《中国地震动反应谱特征周期区划图》(1：400万)，拟建项目区域一般场地条件下地震动反应谱特征周期为：0.35s。根据最新发布的《中国地震动反应谱特征周期区划图》(1：400万)，拟建项目区拟建项目区域一般场地条件下地震动反应谱特征周期为：0.35s。3.3岩土工程条件3.3.1地形地貌拟建项目地形相对较宽缓，植被稀疏。其中，升压站区域位于岗地，海拔高程在18.3米~20.2米；光伏阵列站区位于湖云湖内，湖底海拔高程在12.2米~13.1米，地形平坦，起伏小。3.3.2地层岩性根据江西省地质图（1:50万）（图4-2）、地质矿产图（波阳幅）（1:20万）及实地勘探，场区内出露地层岩性主要有第四系覆盖层，本区域基岩埋深很深，本次钻探未能揭露。勘探深度内场地地层由新到老描述如下：①耕表土（Q4ml）：灰褐色，褐红色，松散，稍湿，主要成分为粘性土，夹少量植物根系。该层土为新近堆积，沉降尚不稳定，具高压缩性，承载力较低。升压站区域分布，仅在第ZK1，ZK2，ZK3，ZK4，ZK5，ZK6，ZK25号孔一带可见；最薄处为0.20米，见于ZK25号孔；最厚处为0.40米，见于ZK1号孔；平均厚度为0.33米；层面最高处标高为20.10米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为13.20米，见于ZK25号孔；平均标高为18.29米。②素填土（Q4ml）：褐红色，松散，湿-饱和，主要成分为粘性土，粘性土状态为软塑。该层填土为新近堆填（人工堆填坝），以分隔湖与鱼塘。沉降尚不稳定，具高压缩性，承载力较低。光伏阵列站区分布，仅在第ZK12，ZK20，ZK21，ZK27，ZK30号孔一带可见；最薄处为0.30米，见于ZK12号孔；最厚处为2.30米，见于ZK20号孔；平均厚度为1.60米；层面最高处标高为14.50米，见于ZK30号孔；层面最低处标高为14.00米，见于ZK20号孔；平均标高为14.22米。③淤泥质土（Q4lal）：灰褐色，黑色，软塑，稍有臭味。稍有光泽，韧性低，干强度低，无摇震反应。光伏阵列站区分布，仅在第ZK7，ZK8，ZK9，ZK10，ZK11，ZK12，ZK13，ZK14，ZK15，ZK16，ZK17，ZK18，ZK19，ZK20，ZK21，ZK22，ZK23，ZK24，ZK25，ZK26，ZK27，ZK28，ZK29，ZK30号孔一带可见；最薄处为0.40米，见于ZK27号孔；最厚处为0.90米，见于ZK28号孔；平均厚度为0.55米；层面最高处标高为13.80米，见于ZK12号孔；层面最低处标高为11.70米，见于ZK20号孔；平均标高为12.45米。④粘土（Q2el、Q4lal）:褐红色，灰白色，可塑。稍有光泽，韧性中等，干强度中等，无摇震反应。全场地分布，最薄处为0.50米，见于ZK25号孔；最厚处为3.30米，见于ZK3号孔；平均厚度为1.31米；层面最高处标高为19.70米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为11.10米，见于ZK20号孔；平均标高为13.28米。⑤粘土（Q2el）：褐红色、灰白色、灰褐色，可-硬塑。稍有光泽，韧性中等，干强度中等，无摇震反应。光伏阵列站区分布。仅在第ZK7，ZK8，ZK9，ZK10，ZK11，ZK12，ZK13，ZK14，ZK15，ZK16，ZK17，ZK18，ZK19，ZK20，ZK21，ZK22，ZK23，ZK24，ZK25，ZK26，ZK27，ZK28，ZK29，ZK30号孔一带可见；最薄处为0.60米，见于ZK27号孔；最厚处为3.60米，见于ZK15号孔；平均厚度为2.76米；层面最高处标高为12.70米，见于ZK12号孔；层面最低处标高为10.00米，见于ZK20号孔；平均标高为10.84米。⑥粘土（Q2el）：褐红色、灰白色、灰褐色，硬塑。稍有光泽，韧性中等，干强度高，无摇震反应。全场地分布；最薄处为1.30米，见于ZK1号孔；最厚处为6.50米，见于ZK25号孔；平均厚度为3.06米；层面最高处标高为17.10米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为7.10米，见于ZK13号孔；平均标高为9.76米。⑦粘土（Q2el）：褐红色，坚硬。升压站区域内分布；仅在第ZK1，ZK2，ZK3，ZK4，ZK5，ZK6号孔一带可见；最薄处为3.90米，见于ZK5号孔；最厚处为5.50米，见于ZK1号孔；平均厚度为4.83米；层面最高处标高为15.80米，见于ZK1号孔；层面最低处标高为13.10米，见于ZK5号孔；平均标高为14.72米。⑧粉土（Q2el）：棕黄色，湿-饱和，稍密，可塑土状。干强度低，韧性低，摇振反应中等，无光泽。升压站区域内分布；仅在第ZK1，ZK2，ZK3，ZK4，ZK5，ZK6号孔一带可见；最薄处为1.10米，见于ZK3号孔；最厚处为1.70米，见于ZK1号孔；平均厚度为1.47米；层面最高处标高为10.60米，见于ZK3号孔；层面最低处标高为9.20米，见于ZK5号孔；平均标高为9.88米。⑨细砂（Q2el）：棕黄色，饱和，稍密，分选性好，颗粒均匀，可见长石、石英、云母等，岩心呈散状，钻进有涌砂、塌孔现象。全场地分布；层面最高处标高为9.50米，见于ZK3号孔；层面最低处标高为4.20米，见于ZK25号孔；平均标高为5.44米；该层未钻穿，该层厚度不详。3.4地下水升压站区域内地下水主要以上层滞水为主，勘察期间测得地下水位在3.5米至5.6米之间，该类型地下水位随季节性变化较大，水量大小和季节有关，补给方式为大气降水和地表水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。本次升压站区域内勘探的各孔中未见潜水面，根据搜集附近工程资料及现场调查访问，附近居民用水（地势较低处）的水井深度为10～20m。光伏阵列站区位于湖云湖内，湖水与附近的溪流以及水塘有水力联系，水位随季节性变化较小，水量大小也和季节有关，补给方式为大气降水、溪流和水塘水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。根据实测水库历史最高洪水位，在加上0.5m的安全超高，即设计洪水位为15.7m。升压站与湖云湖有水力联系，为评价场地水对建筑材料的腐蚀性，在湖云湖内采集了2组水样进行水质腐蚀性分析）。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021-20012009年版）附录G第G.0.1有关条文：地下水按II类环境、粘性土及粉土层按B类渗透性判定水对混凝土结构、钢筋混凝土中的钢筋及钢结构腐蚀性评价根据试验结果：场区区域地下水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具微腐蚀性。3.5不良地质作用及地质灾害本项目升压站位于丘陵岗地，光伏阵列站区位于湖云湖内，地势起伏较小。升压站及光伏阵列站区下伏无可溶岩、不存在岩溶、无地面塌陷及采空区，也不存在滑坡、崩塌、泥石流等不良地质作用分布。3.6场地岩土工程分析与评价3.6.1地基岩土参数的统计分析及选用本次勘测室内试验包括土的物理性质试验及压缩、剪切试验，外业取原状土18件（详见附表1：土工试验报告）；在现场勘测时进行了标准贯入试验，对各项试验进行了统计分析，其结果见下表。表3-1土工试验主要物理力学指标统计表土层编号土层名称统计项目含水率Ｗ％湿密度ρg/cm3孔隙比ｅ液性指数IL压缩模量Es1-2MPa凝聚力ＣukPa摩擦角Φu°4粘土（可塑）取样数6666666最大值34.91.811.1530.4111.476.224.2最小值30.61.651.0250.061.910.414.1平均值33.81.761.0840.195.138.720.2标准差1.70.060.0520.143.527.63.56粘土（硬塑）取样数6666666最大值34.61.931.0410.2618.490.827.3最小值27.31.790.820<03.436.715.0平均值30.61.880.9020.039.153.822.0标准差2.70.050.0880.205.119.74.67粘土（坚硬）取样数6666666最大值31.82.000.9450.0519.081.329.3最小值26.21.860.718<07.454.118.4平均值28.81.930.833<015.671.922.1标准差2.00.050.0860.074.310.85.0表3-2标准贯入试验成果统计表层号土层名称试验次数实测击数范围值实测击数平均值修正统计值N4粘土（可塑77～108.87.66粘土（硬塑）713～1815.714.17粘土（坚硬）721～2925.821.7表3-3各岩土层主要物理力学指标推荐值物理学指标地层岩性天然容重kN/m3含水率Ｗ％湿密度ρg/cm3孔隙比ｅ液性指数IL压缩模量EsMpa凝聚力C(kPa)内摩擦角ϕ(o)承载力特征值fak(kPa)混凝土预制桩极限侧阻力标准值qsik(kPa)极限端阻力标准值qpk(kPa)抗拔系数λ①耕表土16~16.22~2.522~24②素填土16.0~16.52.5~3.023~25③淤泥质土16.5~17.02~2.512~12.56~6.570~7515~22④粘土（可塑）17.5~18.130.6~34.916.5~18.11.025~1.1530.50~0.613.5~5.111.4~22.713.1~16.4160~17055~62⑤粘土（可-硬塑）18.5~19.033.9~37.117.5~19.00.923~1.0940.27~0.415~615.6~26.515~17.3170~18070~781700~19000.7⑥粘土（硬塑）17.9~19.527.3~34.617.9~19.30.820~1.041-0.03~0.266.5~8.536.7~39.617~18.4200~22086~922500~30000.7⑦粘土（坚硬）19.5~20.026.3~31.818.6~20.00.718~0.945-0.01~0.057.4~14.638.6~42.618.4~20.5260~28098~1013500~38000.8⑧粉土18.0~18.538.5~41.818.0~18.50.948~1.0785.0~6.515~16.617.9~20.1150~16026~30700~8000.7⑨细砂18.0~18.550.6~61.818.0~18.55.0~6.521.1~23.0160~17045~501900~21000.6注：表中桩基指标是按l<9.0m提供的参数指标；抗拔系数是根据《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）取值，且应试桩；3.6.2地基岩土层分析与评价①耕表土：灰褐色，褐红色，松散，稍湿，主要成分为粘性土，夹少量植物根系。该层土为新近堆积，沉降尚不稳定，具高压缩性，承载力较低，未经处理，不宜作为建筑物地基持力层。②素填土：褐红色，松散，湿-饱和，主要成分为粘性土，粘性土状态为软塑。该层填土为新近堆填，沉降尚不稳定，具高压缩性，承载力较低，主要分布于光伏阵列站区，未经处理，不宜作为建筑物地基持力层。③淤泥质土：灰褐色，黑色，软塑。具高压缩性，承载力较低，主要分布于光伏阵列站区，未经处理，不宜作为建筑物地基持力层。④粘土：褐红色，灰白色，可塑。全场地分布，剔除异常值，该土层压缩系数a1-2=0.18～0.37MPa-1、修正后标准贯入击数统计值N=7.6击，具中压缩性，物理力学性质好，承载力较高，fak=160-170kpa；可作为一般建（构）筑物的天然地基持力层。⑤粘土：褐红色，可-硬塑，主要分布于光伏阵列站区。具中压缩性，物理力学性质好，承载力较高，fak=170-180kpa；可作为主要建（构）筑物的天然地基持力层。⑥粘土：褐红色，硬塑。全场地分布，剔除异常值，该土层压缩系数a1-2=0.19～0.29MPa-1、修正后标准贯入击数统计值N=14.1击，具中低压缩性，物理力学性质好，承载力高，fak=200-220kpa；可作为主要建（构）筑物的天然地基持力层。⑦粘土：褐红色，坚硬。升压站区域分布，剔除异常值，该土层压缩系数a1-2=0.09～0.13MPa-1、修正后标准贯入击数统计值N=21.7击，具低压缩性，物理力学性质好，承载力高，fak=260-280kpa；可作为主要建（构）筑物的天然地基持力层。⑧粉土：棕黄色，湿-饱和，稍密，可塑土状。升压站区域分布，具中压缩性，承载力较低，fak=150-160kpa；可作为天然地基持力层的下卧层。⑨细砂：棕黄色，饱和，稍密。全场地分布，物理力学性质好，承载力较高，fak=160-170kpa；可作为天然地基持力层的下卧层。3.7场地土壤电阻率结合钻孔的地层划分及资料分析，剔除其中异常值，考虑雨季系数1.5~2.0，升压站场地土壤电阻率可按700~800Ω.m考虑；光伏阵列站区位于湖中，土壤电阻率较小，可按140~180Ω.m考虑。3.8结论与建议1）拟建项目区域地质构造稳定，拟建项目范围内无深大断裂通过，适宜建设。2）据《中国地震动峰值加速度区划图》(1：400万)及《江西省地震动参数区划工作用图》(1：75万)，站址区域内一般场地条件下50年超越概率10％的地震动峰值加速度值为＜0.05g，对应抗震设防烈度为＜6度，设计特征周期为0.35s。3）升压站区域内地下水主要以上层滞水为主，勘察期间测得地下水位在3.5米至5.6米之间，该类型地下水位随季节性变化较大，水量大小和季节有关，补给方式为大气降水和地表水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。本次升压站区域内勘探的各孔中未见潜水面，根据搜集附近工程资料及现场调查访问，附近居民用水（地势较低处）的水井深度为10～20m。光伏阵列站区位于湖云湖内，湖水与附近的溪流以及水塘有水力联系，水位随季节性变化较小，水量大小也和季节有关，补给方式为大气降水、溪流和水塘水，排泄方式为蒸发及向低处渗透。根据实测水库历史最高洪水位，在加上0.5m的安全超高，即设计洪水位为15.7m。据调查了解当地建筑经验及相近工程水样分析结果，项目区域地表水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土中钢筋具微腐蚀性。4）拟建场区内无文物、遗址、遗迹和化石群，是否有地下文物等尚未发现。5）本场区地势起伏较小。场区区域下伏无可溶岩、不存在岩溶、无地面塌陷及采空区，也不存在滑坡、崩塌、泥石流等不良地质作用分布。6）地基承载力特征值建议如下：①层耕表土Es=2~2.5MPa；②层素填土，Es=2.5~3.0MPa；③层淤泥质土fak=70~75kPa，Es=2~2.5MPa；④层粘土fak=160~170kPa，Es=3.5~5.1MPa；⑤层粘土fak=170~180kPa，Es=5~6MPa；⑥层粘土fak=200~220kPa，Es=6.5~8.5MPa；⑦层粘土fak=260~280kPa，Es=7.4~14.6MPa；⑧层粉土fak=150~160kPa，Es=5~6.5MPa；⑨层细砂fak=160~170kPa，Es=5~6.5MPa；7）本项目升压站区域建议采用天然地基，⑥、⑦层粘土层位稳定，层厚较厚，承载力较高，工程性能较好，是良好的天然地基持力层。光伏阵列站区持力层以上无密实砂层，建议采用预制管桩，其具有经济性好、施工速度快的特点。④层粘土有软弱夹层，不建议光伏阵列以该层作为天然地基持力层；⑤、⑥层粘土层位稳定，层厚较厚，承载力较高，工程性能较好，是良好的天然地基持力层。项目区域内①层耕表土呈松散状、欠固结、②层素填土呈松散状、欠固结，呈软塑粘性土状，③层淤泥质土为软塑，三者均为高压缩性土，承载力不高，对工程无实际意义。须特别注意升压站区域内第④、⑥、⑦层粘土易散，遇水迅速软化崩解，施工时应进行场地降水，确保基坑内无水，开挖后及时浇筑基础。8）结合钻孔的地层划分及资料分析，剔除其中异常值，考虑雨季系数1.5~2.0，升压站场地土壤电阻率可按700~800Ω.m考虑；光伏阵列站区位于湖中，土壤电阻率较小，可按140~180Ω.m考虑。

4总图部分4.1概述4.1.1工程概况本项目建设地点位于上饶市万x县湖云乡湖云村湖云水库内。本项目设计装机容量80MW，占地面积约2320亩，共划分为75个光伏发电单元。主要建（构）筑物有：光伏组件固定支架、支架基础、110kv升压站、综合楼、配电室、水泵房、逆变-升压单元基础、道路、围栏等。4.1.2主要设计原则电站总平面布置严格遵照设计审定的设计方案，依据太阳能资源、站区进出场公路、高压出线走廊方向、水源、环保、站区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等。1）站区总平面布置本期总平面布置，建（构）筑物间距均需满足《建筑设计防火规范》及《火力发电厂及变电站设计防火规范》的相关要求。2）站区道路道路工程的设计任务是结合原有道路布置光伏发电站道路系统，合理规划道路的位置，方便对外交通；尽量节省工程投资，保证在工程量最节省的前提条件下做到道路畅通。根据道路设计的有关规范和道路用途设计道路断面、用材和施工方法。混凝土道路，做法为：清表；路基碾压密实，压实度≥94%；250厚天然级配碎砾石碾实；200厚C25混凝土面层3）站区竖向布置根据工艺要求并结合自然地形、光伏组件、建构筑物、场地排水及道路、管线接口标高综合考虑。4）站区沟道、地下设施站区主要管线有：生活上水管、排水管、电缆。4.1.3工程特点本期工程场地较为开阔、地势平坦，站区总平面布置在满足全站总体规划既定原则和有关规程、规范、规定的前提下，力求规划合理、布置紧凑、分期分区明确、工艺流程顺畅短捷、节约用地、方便管理、土方工程量小、再扩建条件优越并尽量减少对周边环境的影响。4.2全站总体规划本期建设规模80MWp，占地2320亩，结合总体规划以及土地资源，本着因地制宜的原则，本工程主要分为两部分：即管理区和生产区。管理区用地为建设用地，布置于本期项目站址南侧，主要包括综合楼、配电房、水泵房等，场前区考虑设置一定数量的停车位及绿化。生产区主要包含支架基础、逆变-升压单元基础、围栏等。本工程为80MW光伏工程，共计配置75个光伏子系统。每个子系统设置1个逆变升压子站，每个逆变升压子站设2台逆变器及1台变压器，逆变器布置于靠近检修水路边一侧，以便于检修。全场水路布置原则为能满足一般检修通行为准并确保道路能通到每台逆变器。进场道路根据周边交通网的布置现状，设置在本期站址南侧。基于安全生产管理的需要，在红线范围内站区周边设置喷塑钢丝网围栏。进场主出入口处设置有轨双开钢筋栅栏门一个。4.3总平面布置及竖向布置4.3.1站区总平面布置方案1）设计依据电站总平面布置严格遵照设计审定的设计方案，依据太阳能资源、站区进出场公路、高压出线走廊方向、水源、环保、站区工程地质、地形、风向、施工等建站外部条件及工艺要求等。2)根据其各自的生产工艺流程、运行管理等要求按其功能分为下述几个区域：a、管理区：面积约10000m2，主要为综合房、配电室、水泵房等构成；b、生产区：面积约1533634m2，主要由光伏组件固定支架、支架基础、逆变-升压单元区域等构成。3）场地地势较为平缓，场前区位于西侧场地的南侧。全场采用水路检修，结合逆变器及汇流箱检修通道位置及附近村庄道路情况，并考虑水位的变化，设置简易停靠码头。保证水路能够通向每一个逆变—升压单元，便于设备检修和维护。码头采用单层混凝土框架结构，40平方米/个，含遮阳棚，共8个。4.3.2竖向设计本项目场地较平整，仅对局部低洼地区进行局部场平，不进行大面积场平。道路中心标高依自然地势确定，场前区标高应高于场外相邻公路及四周场地的标高。竖向设计的基本原则要因地制宜，就地取材，适应经济环境和生产、生活发展的需要，本着体现工程量少、见效快、环境好的整体效果。结合本工程要满足建、构筑物的使用功能要求，结合自然地形、减少土方量，满足道路布局合理的技术要求，解决场地排水问题，满足工程建设与使用的地质、水文地质条件，满足建筑基础埋深、工程管线敷设的要求等。4.4站区管线布置竖向布置必须满足安全、生产、运输、装卸、场地防洪及排水的要求。且应与厂外有关的道路、排水系统、厂区周围及相邻企业场地标高相适应，并和居住区、城市（镇）联系方便。4.4.1主要建构筑物室内外标高的确定根据规范及工艺要求，主要建构筑物室内外设计高差为0.3m，当室内外高差较大时，可采用散水下加矮墙或局部调整场地设计坡度来解决，场地较大考虑整体标高。4.5站区管线布置4.5.1管线布置主要设计原则（1）管线敷设方式以工艺要求、自然条件、场地条件等综合考虑;（2）管线（沟）走径：力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网，靠接口较多一侧布置，减少交叉，埋深及长度;（3）方便施工运行管理及检修。4.5.2站区管线布置4.5.2.1站区管线总体规划根据上述设计原则及既定敷设方式和各专业提供的接口位置及标高，综合考虑，统筹规划。规划设计内容包括：光伏电站内室（内）外地上、地下所有管线，沟道的走径、长度、坐标，交叉点标高，净空及防护检修间距，以及站区对外接口，进行全面控制，以免相互碰撞，确保运行安全。4.5.2.2管线敷设方式本工程电缆设计采用地下直埋敷设和电缆沟相结合方式。电缆沟内设排水井，人工定期抽水，以防止电缆沟内积水。4.6站区绿化规划站区绿化的目的是美化环境，绿化重点应在厂前区空地及建筑物周围。绿化采用高档的植物，确保美观。5光伏系统总体方案设计及发电量5.1光伏组件选型光伏组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导光伏组件类型。再根据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的光伏组件类型，计算出光伏电站的年发电量，最终选择出综合指标最佳的光伏组件。5.1.1晶体硅与非晶硅光伏组件之间对比选型商用的光伏组件主要有以下几种类型：单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、碲化镉电池、铜铟镓硒电池等。上述各类型电池分类见图5-1，主要性能参数见表5-1。图5-1光伏组件分类表5-1光伏组件性能参数比较电池类型商用效率实验室效率优缺点晶体硅单晶硅16～24%23%优点：转换效率高、稳定性好

缺点：成本相对略高多晶硅15～19%20.30%优点：成本较单晶硅组件低

缺点：转换效率较单晶硅略低薄膜电池非晶硅5～8%13%优点：弱光性能好、成本低

缺点：转换效率较低、衰减快碲化镉8～10%15.80%优点：成本低

缺点：转换效率较低、衰减快、镉有剧毒铜铟镓硒10～14%15.30%优点：成本低

缺点：原材料有毒、大面积生产困难聚光电池砷化镓20～30%40%优点：转化效率高

缺点：成本高、需配备聚光及跟踪装置注：商用效率资料来源公司产品手册和各种分析报告；实验室效率资料来源《SolarCellEfficiencyTables-2009-version34》由表5-1可知，晶体硅组件由于制造技术成熟、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。非晶硅薄膜光伏组件稳定性较差、光电转化效率相对较低、使用寿命相对较短，但由于其近年来技术改进，组件的年衰减速度和使用寿命已几乎接近晶体硅水平，而其拥有的良好弱光发电能力和温度特性，在某种程度上可减少电网的波动。目前，全球光伏发电产业中，晶体硅材料是生产及应用技术最成熟的光伏发电材料。在可以预见的未来数年以内，晶体硅材料仍将为主流光伏发电材料。我国光伏组件商业化生产的光伏组件主要以晶体硅组件为主。通过对比不同材料光伏组件的各项性能指标，晶体硅组件全光照面积组件转换效率为15.5％左右，现阶段扔高于非晶硅组件，而现阶段薄膜组件相比较晶体硅组件，成本相当。如表5-2所示。表5-2不同材料的光伏组件性能对比项目A公司B公司C公司组件种类单位单晶硅多晶硅薄膜峰值功率W260260120开路电压V37.938.197.6短路电流A9.108.981.69工作电压V30.931.176.9工作电流A8.428.371.56外形尺寸mm1650×990×401650×992×401190×790×7.3重量kg191916.5峰值功率温度系数%/℃-0.40-0.41-0.29开路电压温度系数%/℃-0.30-0.31-0.38短路电流温度系数%/℃0.040.060.0410年功率衰降%≤10≤10≤1025年功率衰降%≤20≤20≤20组件转换效率%15.8915.8912.8晶体硅组件由于制造技术成熟、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。同样尺寸的组件，单晶硅与多晶硅组件标称峰值功率参数基本相同。同样的可利用面积，可认为选择单晶硅或多晶硅组件装机容量几乎没有差别；另外，根据市场调查，单晶硅组件单瓦价格要比多晶硅组件高0.05元/瓦左右。薄膜光伏组件相对晶体硅光伏组件而言，光伏组件转换效率较低，建设占地面积大，现阶段已不具备价格优势，而其他原料的薄膜光伏组件比非晶硅薄膜光伏组件的价格更高。综合考虑以上各种因素，本工程拟全部选用多晶硅组件。5.1.2光伏组件规格选型光伏组件的功率规格较多，从5Wp到315Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。本光伏电站装机容量为80MW，组件安装量大，且占地面积较广，由于红线面积有限，所以应优先选用单位面积容量大的光伏组件，以减少占地面积，降低光伏组件安装量。另外，根据建设单位的相关要求，本工程采用310Wp多晶硅双玻组件，具体组件型号根据招投标情况确定。5.2光伏阵列运行方式选择光伏组件安装方式有固定式和跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括倾角可调系统、单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪（东西方位角跟踪和极轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。1）固定支架光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。该方式将太阳能电池方阵按照一个固定的对地角度和固定的方向安装。这种方式具有安装简单，维护量小的优点，但相对于自动跟踪式发电量较低。图5-1固定式安装2）倾角可调式支架基于倾角可调式固定支架安装的光伏方阵年发电量比倾角固定式安装的方阵会有一定的提高。具体项目实施时，会根据电站所在地辐射量等气象条件考虑角度调节范围，以及调节形式（连续可调/间断可调），间断可调式稳定性较高，成本相对较低。但其成本相对于倾角固定式支架稍高，另外后期维护成本相对固定式较高，电站投产运营后，运营成本相对固定式也较高。图5-2倾角可调式安装3）单轴跟踪单轴自动跟踪器用于承载传统平板光伏组件，可将日均发电量提高20~35%。如果单轴的转轴与地面所成角度为0度，则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面成一定倾角，光伏组件的方位角不为0，则称为极轴单轴跟踪。对于北纬30~40度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发电量约20%，采用极轴单轴跟踪可提高发电量约35%。但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴跟踪的支架成本较高，抗风性相对较差，一般单轴跟踪系统多采用水平单轴跟踪的方式。图5-3水平单轴跟踪图5-4极轴单轴跟踪4）双轴跟踪双轴跟踪是方位角和倾角两个方向都可以运动的跟踪方式，双轴跟踪系统可以最大限度的提高光伏组件对太阳光的利用率。双轴跟踪系统在不同的地方、不同的天气条件下，提高光伏组件发电量的程度也是不同的：在非常多云而且很多雾气的地方，采用双轴跟踪可提高发电量20~25%；在比较晴朗的地方，采用双轴跟踪系统，可提高发电量35%~45%。图5-5双轴跟踪对于跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量，但增加了故障率，加大维护成本。对于跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量，但考虑建设地点位于西北部，风沙较大，其传动部件会发生沙尘颗粒侵入，增加了故障率，加大维护成本。表5-3不同支架类型对比支架类型占地面积复杂程度维修量静态投资发电量固定式支架1简单基本没有1.01.0手动可调固定安装1简单少量1.051.05平单轴跟踪支架1较简单较多1.1-1.151.1斜单轴跟踪支架2较复杂较多1.2-1.31.20双轴跟踪支架2-3复杂多1.3-1.41.25表5-4不同支架类型优缺点对比支架类型优点缺点固定式支架技术最为成熟，成本相对最低，应用最为广泛不能最大限度利用太阳总辐射量倾角可调式支架技术较为成熟，成本相对较低人工调整倾角，费时费力平单轴跟踪跟踪方式较为简单故障率及维护成本高，成本相对较高斜单轴跟踪跟踪方式较为简单故障率及维护成本高，抗风性能不佳，成本相对较高双轴跟踪最大程度利用太阳总辐射量，增加了发电量故障率及维护成本高，成本相对最高表中可以看到，跟踪安装方式的初期投资要相比固定安装方式较高，电站发电量相比固定安装方式也较高。在不考虑其他影响因素的情况下，采用跟踪安装方式有利于增加企业效益，可以提前收回工程投资，为企业赚取更多利润。同时，从上表可以发现，跟踪安装方式由于采用自动跟踪机构使得方阵的运行更为复杂，也因此而使得运行期间的故障率较高，维护、维修工作量加大，增加了运行难度。因此而增加的维护、维修费用消减了增加发电量所带来的效益。手动可调固定安装能够提高一定的发电量，但是由于支架成本会相应增高，另外此类型的支架在后期运营管理方面会增加额外费用（检修及调节支架人工费）。本工程为大型地面光伏电站项目，综合考虑发电量、运行、维护等方面因素，减小初始投资，降低运行成本，推荐采用固定支架安装方式。5.3光伏方阵设计本工程是水面光伏电站，装机容量为80MW，共安装310Wp型多晶硅组件258084块，分为75个发电子系统，同时根据场地红线合理划分，具体见光伏方阵平面布置图。本工程每套支架安装36块光伏组件，采用2x18竖向双排布置。每个子系统配置2台500kW并网逆变器和1台1000kVA升压变。本项目共有75个发电单元，每10个发电单元“T”接在一回35kV的进线电缆线路上，接入一台35kV高压开关柜。35kV配电装置为单母线接线，集电线路进线8回（预留2回），接地变压器、母线设备、无功补偿装置出线各1回，主变出线1回。以光伏组件—直流防雷汇流箱—直流配电柜—并网逆变器—箱式升压变压器组成一个发电单元。每个1MW光伏发电单元内，每18块310W光伏组件串联为一个支路，以16或12个支路接入一个直流防雷汇流箱，共约14个直流防雷汇流箱；每6个直流防雷流线箱出线接入1台500kW逆变器，每个发电单元共2台逆变器。逆变器输出为315V三相交流，通过电缆分别连接至1000kVA箱式升压变压器的低压侧。本项目工程建设规模为80MWp（按远期100MW考虑），根据万x县负荷发展和电网规划，湖云光伏电站所发电力主要在万x县境内消纳。根据接入系统评审意见，本光伏电站新建1座110kV升压站，升压站新建1台主变，结合远期规模，容量选择100MVA，升压站以1回110kV线路接入在建的青云110kV变电站，线路长度约19km，线路选用LGJ-300导线。逆变—升压单元尽量布置于子系统中心位置并靠近通道侧，便于检修维护。水面通道宽度均为12m。5.4光伏子方阵设计5.4.1光伏方阵的串、并联设计光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。5.4.1.1光伏方阵的串联设计光伏组件的组串数主要是根据光伏组件参数、逆变器参数以及系统容量选取。主要按以下原则设计：1）在运行环境下，光伏组件串的最大开路电压应小于光伏逆变器允许的最大直流输入电压；2）光伏组件的工作电压会受组件温度影响，不同温度下的工作电压不同，不同工况下的工作电压应在逆变器MPPT范围以内。根据前文所选择的光伏组件参数和逆变器参数，逆变器其最大直流输入电压为1000V。结合本工程现场环境条件和组件运行温度预测（经查询，本项目所在市历史上最低温度为-28.9℃，组件在夏季时最高温度一般为75°）。按以上原则计算并比选，对选用的常规晶硅组件进行计算。本工程选用310Wp型晶体硅组件，其组件开路电压为45.4V，由下列公式求得：QUOTE式中：Voc——光伏电池组件的开路电压（V）；t——为光伏电池组件工作条件下的极限低温（℃）；Kv——光伏电池组件的开路电压温度系数；N——光伏电池组件的串联数（N向下取整）；Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）。Vmpptmin——逆变器最大功率跟踪范围最小电压Vmpptmax——逆变器最大功率跟踪范围最大电压，Vpm——光伏组件STC测试条件下工作电压——光伏组件工作电压温度系数，无此数据时可用Kv代替。——光伏组件工作条件下的极限高温（摄氏度）。根据组件参数和运行环境，计算得16≤N≤18。为增大组串的输出电压减少线路损耗，组件串联数量宜选用最大值，同时考虑直流侧绝缘耐压及固定支架的优化设计、方阵的布置，综合以上各种因素，本工程选用18块310Wp晶体硅组件组成一个组串。5.4.1.2光伏方阵的并联设计本工程选用的并网逆变器直流输入功率为500kW，组件峰值功率为310Wp，假定可以并联的支路数为N，则：18块310Wp组件串联功率为310Wp×18＝5580W；500kW并联支路数N=500kW/5.58kW≈90，单台500kW型并网逆变器的具体连接容量根据红线面积和项目区域划分来确定。5.4.2最佳倾角的设计固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角是系统全年发电量最大时的倾角。根据本项目所在地纬度和当地太阳辐射资料，采用目前光伏工艺常用的方法确定固定支架的最佳安装倾角。利用PVSYST软件的praze模型进行模拟分析，支架倾角从19度到24度进行程序模拟。经过模拟计算，当支架倾角为21°时，光伏方阵接受到的辐射量最大，支架倾角程序模拟分析见表5-5：表5-5不同倾角辐照度比较表倾角（°）辐射量（kwh/m2）191342201344.6211283.13221344231343.2241342根据Praze模型的分析结果，当组件安装倾角为21°时，全年接收到的辐射量最大，达到了1283.13kwh/㎡。根据《光伏电站设计规范》（GB50797-2012）要求，并网电站的倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。综上所述，本工程组件安装倾角宜为21°。5.4.3光伏方阵间距的计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的太阳能光伏组件要据此角度倾斜安装。方阵倾角确定后，要注意南北向前后方阵间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00（真太阳时），光伏组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当光伏组件方阵前后安装时的最小间距D，如下图所示：图5-6光伏方阵间距一般确定原则：冬至当天早9：00至下午3：00光伏组件方阵不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太阳方位角的公式：sinβ=cosdsinw/cosa式中：f为当地纬度为28.78°；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5°；w为时角，上午9:00的时角为-45°。D=cosβ×L，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind+cosfcosdcosw)即：本项目单套组件支架安装36块组件，采用2x18竖向双排布置，单块310Wp组件尺寸为1968×992×40mm，相邻两块组件之间的上下左右间隙为20mm。通过以上公式计算得知：光伏方阵安装倾角为21°时，前后排组件间距D≈2806mm因此，当前后排组件间距大于上述数值时可以保证两排方阵在冬至日上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡，如下图表所示：28062806mm21°21°综合考虑，本工程前后排组件单元中心间距宜为6.5m。光伏组件最低点距地面距离H选取主要考虑当地最大积雪深度、当地洪水水位、荒草高度、泥和沙溅上光伏组件；另外考虑到本工程支架安装倾角较大，组件最下沿距离水面不宜低于1500mm，高于当地洪水水位500mm。5.5辅助技术方案5.5.1环境监测方案在光伏电站内配置一套光功率预测装置，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。5.5.2组件清洗方案光伏组件很容易积尘，影响发电效率。必须对光伏组件进行清洗，保证光伏组件的发电效率。组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。清洗时间安排在日出前或日落后，严禁在风力大于4级、大雨、大雪的气象条件下清洗光伏组件。本项目配置两条清洗船，四个清洗平台以及一条救生快艇，其中清洗平台配备电气设备检修所需器材。定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗、季节性清洗和日常维护清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在光伏组件上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现光伏组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查光伏组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保光伏组件的清洁。本项目不设冲洗管网，采用清洗船只进行人工清洗方案。由运行维护人员根据场址实际情况确定除尘清洗频率，可委托专业清洗公司完成。5.6发电量估算5.6.1系统效率分析建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响电站总效率的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有逆变器的效率损失、变压器的效率损失，灰尘及雨雪遮挡损失、光伏组件串并联不匹配损失、交直流部分线路损失、其它杂项损失。本电站的系统效率如下：表5-6本电站的系统效率序号效率损失项目修正系数电站平均瞬时总效率1不可利用的太阳辐射损失96%80%2灰尘及雨雪遮挡损失97%3温度影响损失95.5%4光伏组件串并联不匹配损失99%5防反二极管及线缆接头损失99.5%6直流电缆损失99%7逆变器的效率损失98%8交流线路损失98%9变压器损失98%10系统故障机维护损失99%本工程暂不考虑气候极端变化、自然灾害等不可预见自然现象。综上本工程设计系统效率为80%，并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。5.6.2发电量估算根据PVSYST软件分析得到本工程的光伏组件在朝向正南21度倾斜后，全年太阳总辐射量达到4373.43MJ/m2，折合标准日照条件（1000W/m2）下日照峰值小时数为1283.13小时。数据统计分析：光伏组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低，该项目所采用晶体硅光伏组件2年内不高于2%，5年内不高于5%，10年内不高于8%，25年内不高于20%。年发电量估算公式如下：第N年发电量＝安装容量×倾斜面年峰值日照小时数×系统效率×（1-第N年组件累计衰减率）因此，该项目年发电量估算如下：1）25年总发电利用小时数：22942h，总发电量：183539万度2）每五年平均发电量：表5-7每5年平均发电量发电利用小时数（h）发电量（万度）五年内平均值995.717965.67十年内平均值976.217809.64十五年内平均值957.397659.09二十年内平均值937.717501.69二十五年内平均值917.697341.563）各年平均发电量：表5-825年运营期年平均发电量第1年第2年第3年第4年第5年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）1016.248129.911005.978047.79995.717965.67985.447883.55975.187801.43第6年第7年第8年第9年第10年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）969.027752.16962.867702.89956.707653.61950.547604.34944.387555.07第11年第12年第13年第14年第15年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）936.177489.37927.967423.68919.757357.98911.547292.28903.327226.59第16年第17年第18年第19年第20年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）895.117160.89886.907095.20878.697029.50870.486963.80862.266898.11第21年第22年第23年第24年第25年发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）发电利用小时数（h）发电量（万度）854.056832.41845.846766.71837.636701.02829.426635.32821.206569.63备注：上表的发电量预计是以高压出线计量表计值进行核算。6电气6.1概述6.1.1遵循的规程规范1光伏电站有关规程规范《太阳光伏能源系统术语》（GB/T2297-1989）《地面用光伏(PV)发电系统导则》（GB/T18479-2001）《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》（CECS85-1996）《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》（CECS84-1996）《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-2005《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：2004）GB/T20046-2006《光伏发电站设计规范》GB50797-2012《光伏发电站施工规范》GB50794-2012《光伏发电工程验收规范》GB/T50796-2012《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321-20122其它国家及行业设计规程规范