分布式光伏发电项目EPC总承包投标方案（技术方案）

分布式光伏发电项目EPC总承包投标方案

目录

第一章满足设计装机容量的布置方案...............10

1.1.总体方案设计和发电量计算.................10

1.1.1.光伏组件选型.........................10

1.1.2.光伏阵列运行方式方案.................13

1.1.3.逆变器选型...........................19

1.1.4.串联电池组设计.......................22

1.1.5.光伏子方阵设计.......................23

1.1.6.辅助技术方案.........................26

1.1.7.光伏发电工程年上网电量计算...........28

1.1.8.电气设计.............................32

1.1.9.场区通信方案.........................38

1.1.10.集电线路...........................39

1.1.11.光伏阵列支架及基础设计.............50

1.1.12.箱式变电站基础设计.................56

第二章优化后的布置方案.........................58

2.1.光伏组件选型.............................58

2.1.1.光伏组件类型简介.....................58

2.1.2.组件选型.............................61

2.2.光伏阵列运行方式方案.....................63

2.2.1.安装方式简介........................63

2.2.2.安装方案比选........................66

1

2.2.3.光伏阵列倾角设计...................67

2.3.光伏装机容量布置设计方案................74

2.3.1.项目概述...........................74

2.3.2.项目需求分析.......................74

2.3.3.光伏装机容量设计...................74

2.3.4.电站建设方案.......................75

2.3.5.运行维护与管理.....................75

2.3.6.环境影响评价.......................76

2.3.7.社会经济效益评估...................76

2.3.8.总结...............................77

2.4.光伏组件布置设计方案...................78

2.4.1.引言...............................78

2.4.2.场地评估...........................78

2.4.3.组件选择...........................79

2.4.4.布局设计...........................79

2.4.5.系统连接...........................80

2.4.6.安全措施...........................80

2.4.7.监测与维护.........................80

2.4.8.环境影响评估.......................80

2.4.9.成本与预算.........................81

2.4.10.经济效益评估.......................81

2.4.11.社会效益评估.......................82

2.4.12.风险评估与应对策略.................82

2.4.13.总结与建议.........................83

2

2.5.设计质量管理和保证措施...................85

2.5.1.设计组织体系及措施..................85

2.5.2.质量保证体系及措施...................91

2.6.深化设计施工方案.......................104

2.6.1.施工图设计出图计划与控制手段.......104

2.6.2.进度计划及阶段设计任务.............105

2.6.3.设计质量保证.......................106

2.7.优化设计施工方案.......................111

2.7.1.优化关键设备，充分挖掘设备潜能，降低弱光

对光伏发电站效率的影响.....................111

2.7.2.采用高功率密度逆变升压设备，减少设备及材

料用量.....................................111

2.7.3.增强组串的匹配性设计，保证组件发电功率的

最大化.....................................112

2.7.4.利用科学技术对板阵直流集电线路进行优化，

减少线缆用量和线路损耗.....................113

2.7.5.充分考虑厂站整体规划分析功率分布，不断地

优化发电单元的出线方式.....................114

2.7.6.利用先进的仿真计算软件对板阵支承结构进

行优化设计.................................115

2.8.工程设计项目人员配置...................116

第三章工程施工方案.............................119

3.1.工程概况...............................119

3.1.1.XX矿...............................119

3

3.1.2.XX深部井...........................123

3.1.3.任楼矿.............................127

3.2.施工技术方案...........................132

3.2.1.安装服务...........................132

3.2.2.调试服务...........................134

3.2.3.发电场设备及安装工程...............136

3.2.4.屋面防水施工.......................143

3.2.5.电缆铺设施工.......................149

3.2.6.避雷针安装.........................157

3.2.7.发电设备安装.......................166

3.2.8.配电箱安装.........................173

3.2.9.光伏支架安装.......................182

3.2.10.发电场建筑工程.....................190

3.2.11.设备采购方案.......................205

3.2.12.高光伏组件安装.....................208

3.2.13.直流汇线箱安装及接线...............209

3.2.14.组串式逆变器安装...................210

3.2.15.配电柜安装及接线...................211

3.2.16.箱式变压器安装.....................213

3.2.17.终端和接头的制作...................219

3.2.18.接地系统安装.......................222

3.2.19.架空线路工程.......................225

3.2.20.埋地电缆线路工程..................234

3.2.21.电力系统测试方案..................246

4

3.2.22.视频监控和电力监测系统测试方案....248

3.2.23.配套设施测试方案...................251

3.2.24.系统调试...........................252

3.2.25.职业健康安全管理..................255

3.3.工程特点及难点重点分析.................365

3.3.1.工程特点...........................365

3.3.2.工程的重点和难点分析...............365

3.3.3.针对重点、难点问题的施工对策.......366

3.4.施工总平面布置.........................369

3.4.1.现场平面布置原则...................369

3.4.2.现场平面布置安排...................370

3.4.3.场内交通组织.......................371

3.4.4.CI形象布置.........................371

3.4.5.施工临时设施.......................372

3.5.前期工作方案...........................375

3.5.1.施工准备...........................375

3.5.2.施工工序及主要施工工艺.............378

3.5.3.质量保证措施.......................381

3.5.4.施工安全文明管理措施...............383

3.6.质量措施...............................387

3.6.1.编制说明...........................387

3.6.2.质量标准...........................387

3.6.3.管理体系...........................388

3.6.4.体系文件要求.......................389

5

3.6.5.质量管理体系的组成.................391

3.6.6.质量管理体系框架...................391

3.6.7.质量管理体系的内容.................392

3.6.8.质量管理组织机构...................394

3.6.9.质量责任人及管理部门的主要职责.....395

3.6.10.质量验收标准.......................402

3.6.11.控制保障制度.......................407

3.6.12.组织措施...........................413

3.7.安全及文明施工措施.....................427

3.7.1.职业健康与安全管理体系、组织机构...427

3.7.2.安全管理体系的建立.................427

3.7.3.安全管理体系运行控制...............429

3.7.4.安全责任体系.......................430

3.7.5.安全管理组织机构...................432

3.7.6.安全管理职责.......................434

3.7.7.安全文明施工方针...................444

3.7.8.安全、职业健康目标.................444

3.7.9.文明施工目标.......................445

3.7.10.安全管理制度.......................445

3.7.11.防止高处坠落的措施.................448

3.7.12.防止触电事故的措施.................450

3.7.13.防止火灾、爆炸事故的措施...........452

3.7.14.起重机械作业.......................455

3.7.15.高处作业安全措施..................455

6

3.7.16.大件运输和起吊安全作业措施........456

3.8.施工进度计划...........................459

3.8.1.编制依据...........................459

3.8.2.编制原则...........................459

3.8.3.目标及承诺.........................460

3.8.4.施工现场准备.......................461

3.8.5.技术准备...........................462

3.8.6.进度保证措施.......................463

3.8.7.机械材料准备.......................471

3.8.8.高效的调度指挥.....................471

3.8.9.科学的管理措施.....................472

3.9.施工机械、设备配置.....................474

3.9.1.施工设备来源.......................474

3.9.2.设备进场组织措施...................474

3.9.3.施工设备运输措施...................475

3.9.4.施工设备使用保证措施...............476

3.9.5.设备退场保证措施...................479

3.9.6.拟投入本标段的主要施工机械设备表...479

3.9.7.拟配备本标段的试验和检测仪器设备表.485

第四章劳动力计划...............................488

4.1.人员配备及组织机构.....................488

4.1.1.设置原则...........................488

4.1.2.现场组织结构.......................489

4.1.3.现场组织机构职责...................490

7

4.2.人员培训计划及措施.....................499

4.2.1.培训工作的指导思想、目的...........499

4.2.2.安全教育培训对象...................499

4.2.3.安全教育培训学时要求...............500

4.2.4.安全教育培训内容...................500

4.2.5.安全教育的方法.....................504

4.2.6.安全教育的实施.....................504

4.2.7.教育培训实施措施...................505

第五章管理制度及现场组织机构设置...............506

5.1.现场物资管理制度.......................506

5.1.1.管理职责...........................506

5.1.2.物资计划管理.......................506

5.1.3.物资采购供应管理...................507

5.1.4.物资进场验收.......................507

5.1.5.现场物资保管与发放.................508

5.2.设备物资管理组织机构及职责.............509

5.2.1.物资管理部负责人...................509

5.2.2.成套设备管理员.....................509

5.2.3.物资管理员.........................509

5.2.4.资料管理员.........................510

5.2.5.仓库保管员.........................510

5.2.6.物资采购员.........................510

5.2.7.起重运输组.........................510

5.2.8.安全保卫组.........................511

8

5.3.物资管理目标及具体措施.................512

5.3.1.物资管理目标.......................512

5.3.2.发包人提供的工程设备及材料管理措施.512

5.4.设备物资考核量化指标...................524

5.4.1.资料统计管理.......................524

5.4.2.设备物资采购.......................524

5.4.3.设备物资管理.......................525

5.4.4.设备大修折旧和特种设备管理.........526

5.5.现场物资管理保证措施...................527

9

第一章满足设计装机容量的布置方案

1.1.总体方案设计和发电量计算

1.1.1.光伏组件选型

1.光伏组件类型简介

自1954年世界上第一块太阳能电池问世以来，经过半

个多世纪的的发展，目前太阳能电池产品已经形成了以单晶

硅、多晶硅为主，各种薄膜电池快速发展的多元格局。但无

论以何种材料来制作电池，选择太阳能电池的一般要求有：

①要有较高的光电转换效率；

②电池性能稳定；

③电池已经规模化生产；

④电池材料本身对环境不造成污染。

基于以上几个方面的考虑，目前比较成熟的电池有单晶

硅电池、多晶硅电池和非晶硅薄膜电池。

(1)单晶硅太阳能电池

10

单晶硅太阳能电池是采用单晶硅片来制造的太阳电池，

这类太阳能电池发展最早，技术也最为成熟。与其他种类的

电池相比，单晶硅太阳能电池的性能稳定，转换效率高，目

前规模化量产的商品电池效率在16%~22%之间。但是受其材

料价格以及工艺影响，成本要高于多晶硅电池和非晶硅薄膜

电池。

(2)多晶硅太阳能电池

多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，但由

于多晶硅是由不同大小、不同取向的晶粒构成，因而多晶硅

的转换效率要比单晶硅电池略低，规模化量产的电池转换率

在15%~17%之间。但由于其成本相对低廉，所以近年来发展

很快，已成为产量和市场占有率最高的太阳电池。

11

(3)非晶硅薄膜太阳能电池

非晶硅薄膜电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制

成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便

的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性。但相对

于传统晶硅电池，非晶硅薄膜电池转换效率较低，仅为

12

8%-10%。而且，随着近年来晶硅电池价格的大幅下滑，非晶

硅薄膜电池的价格优势也被严重削弱。

2.组件选型

本项目规模较大，尽可能考虑目前光伏市场的主流产品、

转换效率高、衰减效应慢，适宜推广在大型光伏电站的组件

型号。故本次可研选择使用单晶硅双面组件。

下表列出了拟选用光伏组件参数。

名称单位参数

类型单晶硅双面组件

峰值功率Wp540

组件效率%21.1

开路电压V49.5

短路电流A13.85

工作电压V41.65

工作电流A12.97

峰值功率温度系数%/℃-0.35

开路电压温度系数%/℃-0.284

短路电流温度系数%/℃0.05

尺寸(L/W/H)mm2256/1133/35

防护等级IP68

重量kg32.3

1.1.2.光伏阵列运行方式方案

13

1.安装方式简介

对于选定的光伏电池组件，接受更多的太阳能辐射量就

意味着发出更多的电量，因此组件的安装支架不但要起到支

撑和固定组件的作用，还要兼有使组件在特定的时间以特定

的角度对准太阳，最大程度地利用太阳能发电的作用。其主

要安装方式主要有：固定式、单轴跟踪和双轴跟踪等。

(1)固定式安装

国内外的光伏组件安装，考虑其可安装性与安全性，目

前技术最成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式

安装。由于北半球正午时分的太阳高度角在春分、秋分时等

于本地的纬度，在冬至为纬度减去地轴偏角，在夏至为纬度

加上地轴偏角，所以北半球最佳的组件固定安装方式为朝南，

且倾角接近当地纬度。如果条件允许，可以采用人工调整倾

角的安装方式，即根据太阳高度角的月季差异，采用一年调

整方阵倾角2次，以提高发电量。

14

(2)单轴跟踪

单轴太阳自动跟踪器用于承载传统平板式太阳能电池

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,则为水平单轴跟踪；如果单轴的转轴与地面

所成角度为当地纬度，则为极轴单轴跟踪。

对于北纬30~40度的地区，采用水平单轴跟踪可提高发

电量20%左右，采用极轴单轴跟踪可提高发电量30%左右。

但与水平单轴跟踪相比，极轴单轴的支架成本较高，抗风性

相对较差，占地面积也要大于平单轴方案。

15

(3)双轴跟踪

双轴跟踪系统，是方位角和俯仰角两个方向都可以运动

的跟踪系统，双轴跟踪系统可以最大限度的提高太阳能设备

利用太阳能的效率。双轴跟踪器在世界上不同地方，对于电

量的增加是不同的：在非常多云并且有很多雾气的地方，采

16

用双轴跟踪可提高年均发电量20%~25%;在比较晴朗的地方，

采用双轴跟踪可提高年均发电量35%~45%。

2.安装方案比选

太阳能电池组件不同安装方式技术优劣性比较详见下

表。

项目固定式可调倾角跟踪支架

投资水系统投系统投资较固定式系统投资较固定支

平资最低支架高2%左右架高6～8%

按2个调节角度设

系统发发电量计，针对本项目发电发电量较固定式支

电量最低量较固定式支架高架高15～20%

4%

占地面最小较固定式上升10%较固定式上升

17

项目固定式可调倾角跟踪支架

积20~40%

无转动配备软件或辅助光

运行可部件，运需人工调节倾角；存伏组件，通过电机

靠性和行最为在旋转部件，一旦锈自动实现追日功

运维成可靠，运蚀则发电量下降明能，风荷载大，故

本维成本显，维护成本略高障率较高，运维成

低本最大。

工程经工程经在大型光伏电站中在大型光伏电站中

验验丰富应用较少应用较少

从上表中可以看到，跟踪式支架占地面积较大，施工困

难，运行经验较少，且从已有的运行项目来看故障率相对较

多，后期的运营维护成本较高。此外，本项目地势有起伏，

因此该项目的安装形式全部采用固定式支架。

综上所述，通过对运行方式可靠性、技术成熟度及项目

适用性等方面考虑，本次设计选择单晶硅单面组件，采用“固

定倾角”的运行方式进行设计。

3.光伏阵列倾角设计

光伏阵列的发电量与其接收到的太阳辐射能量成正比，

最佳的倾角设置方式使其受光面能得到最大的太阳辐射能。

根据日地运行规律，在我国北回归线以北的地区，太阳全年

均出现在南方天空，所以太阳能电池板表面应当朝向南方倾

18

斜安装。阵列越向南倾斜，夏天接收到的太阳能辐射越少，

而冬天接收到的太阳能辐射会有所增加，在全年辐射量趋于

均衡的同时，使全年的总辐射量达到最大。

对于光伏并网系统，由于所产生的电能可以全部并入电

网得到充分利用，所以在确定最佳倾角时，只要使阵列接受

面上全年能接收到最大辐照量即可。本项目选定太阳能光伏

阵列倾角为10°,该倾角下年辐射量为1365kWh/m²。

1.1.3.逆变器选型

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。

本次对集中式、组串式、集散式逆变器进行技术分析，

各技术方案对比情况见下表。

项目组串式方案集中式方案集散式方案

系统1个子方阵具有801个子方阵仅21个子方阵具有

发电路MPPT,失配损失路MPPT,失配损多路MPPT,失配

量小失大损失小

总体1个子方阵仅需1每1个子方阵，每1个子方阵，

布置个升压变及其基需要1套集装箱需要1套集装箱

及施础，有利于减少土式逆变器和升式和升压变及

19

项目组串式方案集中式方案集散式方案

工建工程量压变及相应的相应的土建工

土建工程程

针对电站不同布置

采用常规成熟采用常规成熟

情况，需优化布置

设计设计方案，设计设计方案，设计

及汇流方式，设计

方案简单方案简单

方案较复杂

逆变器及相关

设备种类较齐全，设备较为成熟，

采购厂家相对较少

运行较为成熟中国及美国运

用较多

组串式逆变器基本

需要专业工程

属于免维护设计，

师维护，需定期与集中式方案

运维可精确定位每路光

清理灰尘和做类似

伏组串的故障，节

防尘网维护

省故障定位时间

单台组串式逆变器

对1个方阵单台

安全故障对电站影响较

500kW逆变器故与集中式方案

可靠小，对1个方阵来

障时影响50%发类似

性说仅影响2%发电

电量

量

从上表可知，在技术比选阶段，对于山地地区来说，组

20

串式逆变器、集散式逆变器方案优于集中式逆变器。

本项目采用540Wp双面组件，为了减少发电损失，应采

用MPPT跟踪效果较好的逆变器。组串式逆变器具有较多的

MPPT跟踪路数，且发电能力相近，故本次推荐使用组串式逆

变器。逆变器技术参数见下表。

名称单位参数

项目组串式逆变器

输入

最大输入功率kW

一

最大输入电压kV1500

MPPT电压范围V500~1500

MPPT数量路3

每路MPPT最大输入组串数串4/5/5

输出

额定输出功率kW196

最大视在功率kVA216

输出电压频率Hz50

功率因数范围-0.8~0.8

效率

最大效率%≥99.0%

中国效率%≥98.4%

常规数据

21

名称单位参数

尺寸(宽×高×深)Mm1035×700×365

重量kg≤86

工作温度范围℃-25~60

散热方式智能风冷

防护等级IP66

最高海拔m5000

1.1.4.串联电池组设计

考虑工程建设的管理、施工和电站的运行和维护管理，

大型并网光伏电站一般采取模块化的布置方案。为了保证系

统安全可靠运行，根据当地的气象资料，光伏系统在-3℃~70℃

的情况下应正常工作。光伏组件在极限温度下的参数会发生

变化，依据光伏组件的温度系数，变化后的参数如下表所示。

组件最低气温组件最高温度参

项目标称参数

参数数

开路电压

49.553.4443.17

(V)

工作电压41.6545.7335.09

根据以上数据，计算如下：

参考国标《GB50797-2012光伏发电站设计规范》计算

方法。

22

注：Kv:光伏组件的开路电压温度系数；Ky:光伏组

件的工作电压温度系数；

N:光伏组件的串联数(N取整数);t:光伏组件工作

条件下的极限低温(℃);

t′:光伏组件工作条件下的极限高温(℃);

Vdcmax:逆变器允许的最大直流输入电压(V);

Vmpptmax:逆变器MPPT电压最大值(V);

Vmpptmin:逆变器MPPT电压最小值(V);

Voc:光伏组件的开路电压(V);

Vpm:光伏组件的开路电压(V)。

根据以上述公式，组件串联个数N需满足：14.25≤N≤

28.07。

综上并考虑到阵列排布的合理性，建议选用28块单晶

硅组件串联组成一个太阳能电池组，其输出功率为：540Wp

×28=15.12kWp。

1.1.5.光伏子方阵设计

23

(1)阵列间距的计算

太阳高度的变化，影响光伏阵列在实际布置中产生遮挡

现象，遮挡的程度与光伏组件高度、纬度、时间等有关。遮

挡会使光伏系统的效率大大下降，因此光伏阵列在排布中必

须考虑相互之间的间隔避免前排的阵列对后排产生阴影。同

时间隔过大会使整个光伏系统的占地面积增加，造成土地资

源浪费，也增大了输电电缆的投资和效率损耗，因此，必须

综合考虑，确定合理的阵列间隔下图所示为求两排组件之间

最小距离的示意图。

下图中：t为场区南北坡度，β为电池板与水平面倾角，

单位均为rad,h为电池板顶端与底端的高差，L为组件长度，

D为组件间距，单位均为m。

由几何关系得：

D·tant+h=H…(5-4)

即：

(d+L·cosβ)·tant+L·sinβ=H………(5-5)

当前后排之间的距离d恰好使得组件A、B之间没有遮

挡时：

事……………(5-6)

联立式(5-5)、(5-6)得：

24

D=d+L·sinβ…(5-8)

组件的影响距离示意图

倾斜地面下的光伏阵列间距剖面图

25

对于遮挡物阴影的长度，一般确定的原则是，冬至日真

太阳时上午9:00至下午3:00之间，后排的太阳能光伏电池

组件不应被遮挡。因此，在计算阵列间距D时，取冬至日的

赤纬角δ=-23.45°,上午9:00和下午3:00的时角@=45°,

工程所在地纬度φ=23.04°,电池组面板长度L=4.512m,倾

角β=10°。

1.1.6.辅助技术方案

光伏组件的年度例行维护计划的编制应以光伏组件制

造商提供的年度例行维护内容为主要依据，结合光伏发电系

统的实际运行状况，在每个维护年度例行维护周期到来之前

进行整理编制。编制计划内容主要包括工作开始时间、工作

进度计划、工作内容、主要技术措施和安全措施、人员安排

以及针对设备运行状况应注意的特殊检查项目等。

1.环境监测方案

光伏电站建议配置1套气象环境要素监测仪，以保障能

对整个光伏电站的运行环境做到实时监测实时，便于电站的

管理维护，以及发电效率评估等。实时监测内容包括太阳总

辐射、风速、风向、气温等参数。

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，如图。可测量环境温度、风速、

风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的

监测系统，实时记录环境数据。

26

装置示意图

2.清洗方案

光伏组件上的污浊对发电量影响显著,主要表现为：一

是会影响光线的透射率，进而影响组件表面接收到的辐射量；

二是组件表面的污浊因为距离电池片的距离很近，会形成阴

影，并在光伏组件局部形成热斑效应，进而降低组件的发电

效率，甚至烧毁组件。

本光伏电站所处环境的主要污染源为鸟屎及少量小沙

石。电站运行过程中必须对电池组件进行清洗，以保证电池

组件的发电效率和防止由于污垢引起的热斑对电池组件造

成烧毁。

光伏组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。

定期清洗一般每月进行一次，制定清洗路线，清洗时间

安排在日出前或日落后。

27

不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣

气候分为大风、雨雪后的清洗。每次起风过后的天气应及时

清洗。雨雪后应及时巡查，对落在光伏组件表面上的泥点和

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。

由于光伏组件支架较高，组件表面污染情况难以被站立

视角发现，本项目建议采用无人机巡视，发现光伏组件被污

染应及时清洗。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，确保光伏组件表面的清

洁。

考虑到本工程特点和当地气象条件，本工程拟利用清洗

水车为主，即将清洗水车和维护人员配合，利用车载水箱、

水泵及水管对光伏组件表面进行清洗。首先车载水箱将水运

至光伏阵列附近，然后人工利用软管对光伏组件进行冲洗。

此外，还可考虑在光伏组件上安装自动清除装置，采用移动

空气压缩机对光伏组件进行吹扫，采用负压吸尘器清扫光伏

组件等方法。

1.1.7.光伏发电工程年上网电量计算

1.光伏发电工程效率

影响系统发电效率的主要由以下方面：

组件的遮挡：本次可研按照太阳时冬至日早九点至下午

三点之间，前后组件无遮挡的标准进行设计。但在每天的凌

28

晨和傍晚，太阳高度角很小的时候，前后排组件不可避免会

出现互相遮挡的情况，导致一年中到达组件表面总辐射量有

所下降。这一部分折减为1.5%。

IAM反射：光伏组件表面和入射光线的夹角时刻都在变

化，因此总有一部分光线在组件表面被反射，无法到达电池

片表面。尽管目前组件表面玻璃的透光率已经较高，这一部

分折减取2.2%。

表面污染：本项目所在地沙尘暴日数极少，因此组件上

受扬沙影响较小，这一部分折减系数取2.5%。

辐射水平：光伏组件的转换效率并不恒定，而是会随着

辐射强度的减小而降低。根据厂家提供的参数，这一部分折

减取2.1%;

温度因子影响：光伏电池的效率会随着其工作时的温度

变化而变化。当它们的温度升高时，组件效率呈现出降低趋

势。全年温度折减系数取4.1%;

组件特性匹配：光伏组件阵列接入同一台逆变器，组件

之间的电气特性差异引起的效率损耗，取2%;

电力损耗：电力从电池板中送出后，在交、直流线路中

引起的损耗，取2.4%;逆变器损耗取1.6%;升压变压器损

耗按1.1%计算；

其他故障：包括设备故障和电网故障等，取0.5%;

背面增益：根据当地植被覆盖情况，取3%;;

29

综上，本项目首年综合系统效率取值为83.71%。

年际折减效率：本工程中选择电池板的参数，首年功率

保证值为98%,之后每年衰减0.45%,每年末衰减系数如下

表所示。

年第1第2第3第4第5第6第7第8第9

份年年年年年年年年

年

年

末

衰98.097.597.196.696.295.795.394.894.4

5%0%5%0%5%5%0%

减0%0%

系

数

第11第12第13第14第15第16第17第18

年第10

年年年年年

份年年年年

年

末

93.5

衰93.993.092.692.191.791.290.890.3

0%0%

减5%0%5%5%5%0%5%

系

数

第19第20第21第22第23第24第25

年

年平均

份年年年年年年

30

年

末

衰89.989.489.088.588.187.687.2

92.6%

减0%5%0%5%0%5%0%

系

数

2.光伏电站上网电量

根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数

据，综合以上布置方案的上网电量，可预测本项目在25年

内的发电量，25年逐月发电量及年际发电量变化见下图和下

表。

发电量(MWh)■首年电量■25年平均电量

18000

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0月份

123456789101112

电站建成后，得到首年上网电量148877.9MWh,等效满

负荷小时数1131.3h。25年平均年上网电量139638.5MWh,

31

年等效满负荷小时数1061h。

发电量(MWh)

155000

150000

145000

140000

135000

130000

125000

120000年份

12345678910111213141516171819202122232425

1.1.8.电气设计

1.电气一次

主要电气设备选择

依据《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005,

根据本光伏电站正常运行下的电气参数、环境条件及三相短

路电流计算结果进行电气设备选择。

本光伏电站站址处污秽等级暂按e级考虑，对应爬电比

距要求为31mm/kV,故本光伏电站户外电气设备电瓷外绝缘

最小爬电距离，35kV应不小于1256mm。

(1)组串式逆变器

1)输出参数

额定交流输出功率196kW

32

最大输入电压1500V

额定输出电压800V

额定输出频率50Hz

功率因数范围≥0.99满功率，可调范围0.8超前-0.8

滞后

(2)箱式变压器

考虑到运行、维护和检修的需要，本工程升压变压器均

用室外型油浸变压器。根据逆变器选型参数及相关配套设备

要求，本工程升压变压器具体性能参数见下：

型式油浸变压器

型号S20-3500/37kV

容量3500kVA

电压37±2×2.5%/0.8kV

调压方式无励磁调压

阻抗7%

连接组别D、yll

高压隔离开关

额定电压：40.5kV

额定电流：630A

耐受电流：31.5kA

动稳定电流：80kA

真空断路器

33

额定电压：40.5kV

额定电流：630A

开断电流：31.5kA

动稳定电流：80kA

35kV避雷器主要技术参数

型式：氧化锌避雷器

额定电压：51kV

最大持续运行电压：42kV

标称放电电流：5kA

陡波冲击残压(1/3μs,5kA):≤154kV

雷电冲击残压(8/20μs,5kA):≤134kV

操作冲击残压(30/60μs,250A):≤114kV

低压侧断路器

型式：框架式断路器

额定电压：800V

额定电流：3200A

开断电流：65kA

(3)电力电缆

1)直流电缆选型

本工程光伏发电组件至组串式逆变器之间采用DC1800V

单芯光伏专用电缆，根据《电力工程直流系统设计技术规程》

(DL/T5044-2004)P71附录D电缆截面选择D.1计算公式

34

回路允许电压降：

S=p*2*L*I/△U

p—电阻系数，铜导体p=0.0184Ω·mm2/m;

L—电缆长度；

I—计算电流；

S—电缆计算截面；

△U—回路允许电压降。

PV1-F-1×4mm2电缆最大敷设长度120m。

2)交流电缆选型

组串式逆变器至箱变之间采用ZRC-YJLV22-1.8/3kV电

缆。根据《电力工程电气设计手册》P940(三)按电压损失

校验中计算公式(17-6):

△U%=√3*I*L*(r*cosφ+x*sinφ)/U*100%

L一电缆长度；

I—计算电流；

U—线路工作线电压；

r—电缆电阻；

x—电缆电抗；

△U—回路允许电压降。

1)低压交流电缆：

此处电缆压降限定≤3%。

从工程经济效益及技术成熟度综合考虑，本工程组串式

35

逆变器至箱变之间电缆采用铝芯电缆。

3)电缆敷设方式

光伏方阵组串的直流输出电缆，东西方向的电缆沿光伏

组件安装支架直接进入组串式逆变器，南北向电缆采用穿管

直埋方式敷设进入组串式逆变器。组串式逆变器交流输出电

缆铺设方式采用直埋、穿管相结合方式敷设进入箱变低压侧。

敷设电缆与道路交叉时，穿保护管。

防雷设计和接地

1、过电压保护

A.并网逆变器内部直流侧及交流侧均具有防浪涌保护

装置。

B.箱式变压器高低压侧均装有避雷器。

2、接地

根据《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065-2011

规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠地接地或接零。

光伏阵列根据电站布置形成一个接地网，接地网与光伏

组件基础钢筋焊接做接地体辅以垂直接地极，子方阵接地体

焊接城网状，各子方阵接地体相互连接。每个光伏组件皆与

支架用铜接地线连接，直流汇流箱、箱逆变一体机均通过热

镀锌扁钢接至水平接地网，且保证两点接地。

光伏场地内接地网采用以水平接地体为主，辅以垂直接

地极的人工复合接地网，并充分利用土建金属基础钢筋支架

36

作为自然接地体，接地网外缘应闭合，接地电阻按不大于4

Ω考虑。根据GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规

范》要求，并将接触电势和跨步电势均限制在安全值以内。

水平接地体干线及引下线均采用-50×5的热镀锌扁钢，垂直

接地极DN50,2500mm长的热镀锌钢管，组件与支架的连接

采用4mm2黄绿外皮铜接地线。

2.电气二次

(1)箱式变压器监控

为实现箱变的远方监控，每台箱变配置一套箱变智能测

控单元，安装在箱变低压室内。箱变测控单元主要遥信量包

括：高压侧断路器位置及状态信号、低压侧断路器位置及状

态信号、变压器温度过高等非电量信号、箱变门开关状态信

号等；主要遥测量包括：箱变低压侧电流、电压、有功功率、

无功功率、有功电度、无功电度、功率因素、频率及变压器

温度等；还可实现对低压侧断路器遥控功能。箱变测控信息

接入智能通信柜，智能通信柜组成光纤环网后接入到升压站

计算机监控系统，从而实现箱式变电站的无人值守的运行要

求。

(2)箱式变压器保护

箱式变压器采用组合式箱变，高、低压侧配置断路器。

高压侧断路器保护作为变压器电流，电压，差动保护；低压

侧的断路器保护作为箱变低压侧段的过电流、过载、过电压

37

和短路保护、差动保护。同时变压器本体配置绕组高温报警、

绕组超温跳闸等非电量保护。

(3)场区通信网络

本工程在各方阵内设置1面通讯柜，内含通信管理设备、

光通信设备等。光伏场区就地单元间隔层以单个方阵划分，

单元方阵内各设备通过相应的通信接口将数据上传至通信

管理机内，再经由光纤环网上传至站内监控系统，在中控室

内后台对光伏场内设备进行实时监控。

(4)光伏安全防护系统

依据《国家能源局综合司关于开展电力监控系统安全防

护专项检查工作的通知》、《国调中心关于印发《国家电网

公司电力监控系统等级保护及安全评估工作规范(试行)》

等3个文件的通知》(调网安(2018)10号)等文件要求，

本工程升压站计算机监控系统与每个光伏控制终端之间网

络通信应部署纵向加密认证装置，防止单一光伏发电单元的

安全风险扩散到站控系统。

本工程在每个光伏方阵加装微型纵向加密装置一台，同

时在升压站侧分别加装一台千兆纵向加密装置，一台防火墙

(用于光伏监控系统与升压站监控系统)和一台交换机。

1.1.9.场区通信方案

本标段工程光伏场区内监控通信数据通信网络采用可

靠性高、传输速度快的光纤以太网环网结构，监控范围为本

38

标段工程所有光伏方阵。分组为若干个就地光纤环网，每个

光纤环网通过具有网管功能的光纤交换机再连接到主控级

计算机系统的交换机，接入整个光伏电站计算机监控系统数

据通信网络。

1.1.10.集电线路

方案比选

一、光伏场线路形式的选择

光伏场集电线路有3种形式：第1种是架空线方式，所

发电能经箱式变电站升压后，通过电缆接至最近的架空线路

杆塔，通过架空线路架设至升压变电站；第2种是电缆连接

方式，光伏组件所发电能经箱式变电站升压后，通过电缆连

接至相邻箱式变电站高压侧，然后通过电缆敷设至升压变电

站；第3种是架空与电缆混合方式，箱式变电站高压侧出线

后，通过电缆连接至相邻箱式变电站高压侧，汇集后通过架

空线架设至升压变电站。

架空输电线路已经是一种非常成熟的输电型式，安全性

好、可靠性高；另一方面，架空输电线路经济性好。但是架

空线路有以下缺点：

1)气象条件对架空输电线路影响大，如雷电、敷冰、

风力等都可直接导致正常运行的线路出现跳闸、断线等故障。

2)土壤电阻率高地区线路的接地电阻难以达到要求，

接地施工所需费用高，后期运行由于雷击导致跳闸的事故概

39

率高，影响安全运行。

3)对大气的污秽、腐蚀等适应性差，在污秽大、腐蚀

性强的地区容易污闪导致线路跳闸。

4)对线路走廊有要求，在线路走廊上有其它障碍物或

需要避让的物件，需要改道或拆除障碍物，增加工程投资。

直埋电缆在中重冰区、架空线路走廊紧张或空气中污染

较大的地方使用较多。在中重冰区，采用架空线路很难满足

安全运行的要求；架空线路走廊紧张的风电场，其风场内可

能建筑物较多，或线路走廊征地困难，线路走廊费用高；空

气污染较大地方空气中盐碱度高、腐蚀性强，时间久架空线

路受侵蚀比较大，对电气性能影响较大，直埋电缆能避免污

染空气对集电线路的影响。另外就是对风电场的风景有要求

的风电场，由于架空线路在各光伏之间穿行，对景观的影响

较大。使用电缆能让视线不受线路障碍，对光伏电厂的风景

开发有利。

直埋电缆有以下优点：

(1)直埋电缆受到雷击的概率非常小，防雷接地相对

简单.电缆线路接地主要采用两端钢铠接地，接地费用低廉。

(2)大大减少线路正常运行出现故障的概率，由于电

缆埋设在地下，不受雷击、覆冰、大风等气象条件的影响，

也因此不会出现这些因数导致的集电电路跳闸。

(3)日常检修和维护简单、方便，只需对电缆终端和

40

接头处进行维护。

(4)施工简单、费用低，施工周期短。

二、结论

本工程光伏场区分布较集中，但场区部分区域需要跨河

流，为节约投资，本工程场内集电线路采用35kV直埋结合

架空方式汇集各方阵箱变，以5回路集电线路输送至升压站。

设计采用直埋的形式。选用的电缆型号如下：

汇集1-3台光伏方阵间汇集电缆采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×95型铝芯交联聚乙烯绝缘聚乙烯

外护套钢带铠装电力电缆；

汇集3-4台光伏方阵间汇集电缆采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×185型铝芯交联聚乙烯绝缘聚乙烯

外护套钢带铠装电力电缆；

汇集5-6台光伏方阵间汇集电缆采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×300型铝芯交联聚乙烯绝缘聚乙烯

外护套钢带铠装电力电缆；

汇集6-7台光伏方阵间汇集电缆采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×400型铝芯电缆。

直埋段光缆与电缆同沟敷设。

三、架空线路

1、概况

(1)基本情况

41

本项目本光伏电站的光伏方阵布置比较集中。根据山地

光伏方阵的优化布置，每个发电单元配置一台容量为

3150kVA箱式变压器，本工程场内采用5回35kV直埋结合架

空方式从光伏区域分别接至升压站。分别起始于光伏场区边

缘，结束于升压站35kV进线柜。

(2)场内集电线路概况

1)架空线路本体

2)直埋电缆

电力电缆截面根据所集电线路的容量选用

YJLV22-26/35-3×95mm2、YJLV22-26/35-3×150mm2、

YJLV22-26/35-3×300mm2、YJLV22-26/35-3×400mm2等4

种规格型号的电缆，光伏场区内集电线路埋地电缆总长度约

14.9km。

3)场内通讯

场内通讯采用0PGW复合光缆，型号为：OPGW-24B1-50

(用于单回架空线路)、0PGW-48B1-50(用于双回架空线路)。

直埋光缆型号为GYFAS53-24B1,光缆线路共分为5个链路，

均独立成环。

场内35kV架空线路路径总长度：4.1km,导线选用

LGJ-240/30型钢芯铝绞线。

2、路径选择原则

本工程线路路径按下述原则确定路径方案：

42

(1)路径选择应综合考虑线路长度、地形地貌、地质、

覆冰、交通、施工、运行及地方规划等因素，进行多方案技

术经济比较，使路径走向安全可靠，经济合理。

(2)路径选择应避开重要设施、大型工矿企业、民用

住房、经济作物等，满足乡镇规划要求，并尽量减少对地方

经济发展的影响。

(3)路径选择宜避开不良地质地带和采动影响区，当

无法避让时，应采取必要的措施；路径选择宜避开重冰区及

影响安全运行的其他地区；宜避开自然保护区、风景名胜区。

(4)路径选择应控制与邻近设施如电台、基站、弱电

线路等的相互影响。

(5)路径选择宜靠近现有国道、省道、县、乡公路及

现状道路，改善交通条件，方便施工和运行。

(6)综合协调本线路路径与沿线已建成线路与其它设

施的矛盾，既保证本工程线路的经济合理，同时应兼顾同期

或远期其他线路路径的走向。

(7)路径选择中，充分体现以人为本、保护环境的意

识，尽量避免大面积拆迁民房和破坏环境。

3、气象条件

气象条件的选择原则

(1)最大设计风速、基本高度、重现期的取值标准，

依据《66kV及以下架空电力线路设计规范》的规定，采用离

43

地10m高、30年一遇、10min平均最大风速。

(2)结合气象站提