1、XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目可 行 性 研 究 报 告2022 年 3 月长春目录1 综合说明- 1 -1.1 概述- 1 -1.2 太阳能资源- 4 -1.3 工程地质与水文- 4 -1.4 工程任务和规模- 5 -1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算- 5 -1.6 电气- 5 -1.7 土建工程- 6 -1.8 消防- 7 -1.9 总平面布置- 7 -1.10 施工组织设计- 8 -1.11 工程管理设计- 9 -1.12 环境保护与水土保持- 9 -1.13 劳动安全与工业卫生- 9 -1.14 节能降耗- 10 -1.15 设计概算- 10 -1.16 财务2、评价与社会效果分析- 10 -1.17 工程招标- 11 -1.18 社会稳定风险分析- 11 -1.19 结论及建议- 11 -2 太阳能资源- 14 -2.1 区域太阳能资源- 14 -2.2 场址太阳能资源- 16 -2.3 气象条件分析- 23 -2.4 太阳能资源综合评价- 25 -3 工程建设条件- 27 -3.1 站址条件- 27 -3.2 地质条件- 27 -3.3 岩土参数- 28 -3.4 地基基础建议- 29 -3.5 气象水文- 29 -4 工程任务和规模- 31 -4.1 XX市经济社会发展概况及发展规划- 31 -4.2 工程建设必要性- 33 -4.3 工程任务与3、规模- 35 -5 光伏系统- 36 -5.1 光伏组件选型- 36 -5.2 逆变器选型- 44 -5.3 光伏阵列运行方式- 50 -5.4 光伏阵列设计- 53 -5.5 辅助技术方案- 56 -5.6 系统效率计算- 57 -5.7 年上网电量- 60 -6 电气- 61 -6.1 电气一次- 61 -6.2 电气二次- 78 -6.3 集电线路- 99 -6.4 通信- 102 -6.5 储能- 103 -7 总平面图布置- 125 -7.1 场址条件- 125 -7.2 光伏发电站总平面布置- 125 -7.3 升压站总布置- 126 -II8 土建工程- 128 -8.1 概况-4、 128 -8.2 主要设计原则及有关设计参数- 129 -8.3 工程地质与水文地质- 130 -8.4 结构设计基本参数- 134 -8.5 光伏组件支架设计- 136 -8.6 太阳能电池组件支架基础方案比选- 138 -8.7 光伏场区道路- 140 -8.8 升压站- 140 -9 消防- 146 -9.1 工程消防概况和消防总体设计- 146 -9.2 工程消防设计- 147 -9.3 施工消防- 152 -10 施工组织设计- 156 -10.1 设计原则- 156 -10.2 施工条件- 156 -10.3 施工总体布置- 157 -10.4 施工交通运输- 158 -11 环5、境保护与水土保持- 159 -11.1 设计依据- 159 -11.2 概述- 160 -11.3 环境影响分析- 160 -11.4 环境保护措施- 161 -11.5 水土保持设计- 163 -11.6 综合评价结论- 165 -12 劳动安全与工业卫生- 166 -12.1 设计依据、任务与目的- 166 -III12.2 工程概况- 169 -12.3 劳动安全与职业卫生设计- 169 -12.4 劳动安全与职业卫生对策措施- 170 -12.5 安全与职业卫生机构设置、人员配备及管理制度- 173 -12.6 事故应急预案- 175 -12.7 预期效果评价- 178 -12.8 存6、在的问题和建议- 178 -13 节能降耗- 180 -13.1 设计原则及依据- 180 -13.2 施工期能耗指标分析- 181 -13.3 运行期能耗指标分析- 181 -13.4 主要节能降耗措施- 182 -14 工程设计概算- 186 -14.1 工程概况- 186 -14.2 原则及依据- 186 -14.3 工程范围- 186 -14.4 工程概算表- 187 -15 财务评价与社会效果分析- 188 -15.1 项目概况- 188 -15.2 财务评价- 188 -15.3 社会效果分析- 194 -16 社会稳定风险分析- 197 -16.1 项目概况- 197 -16.27、 编制依据- 197 -16.3 风险调杳- 198 -16.4 风险识别- 199 -16.5 风险防范和化解措施- 200 -IV16.6 风险防范、化解措施有效性分析- 202 -16.7 风险分析结论- 204 -17 工程招标- 205 -17.1 建设规模- 205 -17.2 招标内容- 205 -17.3 招标方式和组织形式- 206 -17.4 招标基本情况表- 206 -V1 综合说明1.1 概述1.1.1 项目概况项目名称：XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目；项目规模：本期规划容量3GW；建设单位：*水利水电投资有限公司；项目地点：吉林省XX市XX县XX镇、道8、字乡、严字乡。1.1.2 项目背景a) 加快开发利用可再生能源已成为全球共识。自石油危机以来，为保障能源安全、应对气候变化，可再生能源日益受到国际社 会的高度重视。近年来，世界能源格局深刻调整，供求关系总体缓和，应对气候变化 进入新阶段，新一轮能源革命蓬勃兴起。联合国气候变化框架公约及其巴黎协定、蒙特利尔议定书等一系列 协议相继签署，发达经济体和发展中国家积极开展气候变化南南合作，发达经济体承 诺：为气候资金出资，为发展中国家应对气候变化提供技术、能力建设等方面支持。在刚刚结束的全球领导人气候峰会上，美国承诺到 2030 年实现与 2005 年温室气 体排放量相比减少 50-52%, 日本承诺9、 2030 年与 2013 年相比减排 46%,英国承诺到 2035 年与 1990 年相比减排 78%,欧盟承诺到 2030 年与 1990 年相比减排 55% 。世界逐步进 入低碳能源时代。b) 加快开发利用可再生能源是践行国家 3060 战略，推动能源生产和消费革命的 重要途径。为应对全球变暖和环境污染，中国政府承诺二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。习近平总书记要求全党、全国始终坚持绿色发展理念，坚定不移地走生态文明发 展之路，强化“绿色担当”、建设美丽中国。为了实现绿色发展目标，为世界绿色发 展做出“样板”。全国和吉林省按照目前煤炭和能耗双10、控政策，加大能源产业结构调整力度，加快- 1 -新能源的发展。与此同时XX县具备较好的资源条件和发展基础，绿色能源发展机遇 与挑战并存，必须全力把握机遇、破解瓶颈，因势利导，集中力量实现绿色能源健康快速发展。c) 加快开发利用可再生能源是吉林省进行能源结构调整、加快新旧动能转换和绿 色低碳发展的迫切需求。加快可再生能源开发利用，既是推动吉林省能源生产革命、构建多轮驱动的能源 供应体系、增强能源自主保障能力的重要举措，也是推动我省能源消费革命、顺应我 国能源消费总量和强度“双控制”、提升可再生能源消费占比的重要途径。1.1.3 建设规模XX县隶属于吉林省XX市，地处于东经 12321- 124211、2，北纬 4437-4518, 位于吉林省的西北部，XX市西部，松嫩平原腹地，松花江、嫩江汇合处以南，分别 与前郭尔罗斯蒙古族自治县、长岭县、通榆县、大安市接壤。XX县属于温带大陆性 季风气候天气，年平均气温 5.6C ， 日照时间 2866.6 小时，全年积温 2884.5C ，无 霜期平均 146 天，年均降水量 425.8 毫米。全境地势西南部稍高，东北部稍低，整体 地势平坦，无山川、丘陵和河流。XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目，建设方是*水利水电投 资有限公司，本期建设 3GW ，同时建设六座 220kV 升压站。本项目位于吉林省XX 市XX县XX镇、道字乡、严字乡，根据12、新建的 220kV 升压站选址，新建 220kV 升压 站、生产楼、配电室等。1.1.4 地理位置吉林省位于中华人民共和国东北地区的中部，地处北温带，在东经3813119、 北纬 40524618之间。全境东西最长约 750 公里，南北最宽约 600 公里，总面积 18.74 万平方公里， 占全国面积 2% 。吉林省处于日本、俄罗斯、朝鲜、韩国、蒙古与 中国东北部组成的东北亚几何中心地带。北接黑龙江省，南接辽宁省，西邻内蒙古自 治区，东与俄罗斯接壤，东南部以图们江、鸭绿江为界，与朝鲜民主主义人民共和国 隔江相望。东南部高，西北部低，中西部是广阔的平原。XX县处于大兴安岭和长白 山脉之间的西南气13、流通道上，地势平坦，相对高差十余，是吉林省太阳能、风能储量最丰富的地区之一。XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目 (以下简称本项目) 位于吉林省XX市XX县XX镇、道字乡、严字乡。本项目地理位置详见图 1. 1- 1 ，拟 建光伏项目地理位置图见图 1. 1-2。图 1.1-1 本项目在吉林省位置示意图图 1.1-2 拟建光伏项目地理位置图1.1.5 编制原则和依据本报告依据的主要规程、规范为： (各专业相关规程、规范详见各章节) a ) 光伏发电工程可行性研究报告编制规程 (NB/T32043-2018) ； b) 光伏发电站接入电力系统技术规定 (GB/T19964-2012) 14、；c ) 光伏发电站设计规范 (GB50797-2012) ；d) 光伏系统并网技术要求 (GB/T19939-2005) ；e ) 光伏发电工程施工组织设计规范(GB/T50795-2012)；f) 光伏发电站施工规范(GB50794-2012)；g) 光伏发电站防雷技术要求(GB/T32512-2016)。1.1.6 编制的基本任务XX东北勘测设计研究有限责任公司接受委托，承担XX县渔光互补 3000MW 光 伏发电平价项目可行性研究报告编制工作。根据现场选址勘查情况，进行项目可行性 研究报告的编制，设计的主要内容包括太阳能资源、工程地质、工程任务与规模、系 统总体方案设计及发电量计算、电15、气设计、土建工程、工程消防设计、施工组织设计、 工程管理设计、环境保护和水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、节能降耗分析、 工程设计概算与社会效果分析等。1.2 太阳能资源根据 Meteonorm 数据，项目地 10 年水平面太阳能辐射量为 5367.6MJ/m，太阳能 辐射等级为 B 级，属于资源很丰富地区。根据 Meteonorm 数据，站址区域水平面太阳能总辐射稳定度约为 0.3 ，属于一般 稳定 C 级。根据现有数据和分析结果，初步判定本项目场址区域的太阳能资源水平良好，具 备光伏发电项目的开发潜力。1.3 工程地质与水文a) 本场地无滑坡、崩塌、岩溶溶洞及土空洞等不良地质作用，无地16、震液化现象。 场地是稳定的，作为建筑的场地是适宜的。b) 地下水对混凝土结构有弱腐蚀性，在有干湿交替作用的情况下地下水对混凝土 结构中的钢筋有中等腐蚀性，在长期浸水情况下，地下水对混凝土结构中的钢筋有微 腐蚀性，地下水位以上的土对混凝土结构有弱腐蚀性，地下水位以上的土对混凝土结构中的钢筋有中等腐蚀性，地下水位以上的土对混凝土中的钢筋有中等腐蚀性。c) 根据中国地震动峰值加速度区划图 (GB18306-2015) ，地震动峰值加速度 调整为 0. 125g (相对应地震基本烈度为 7 度) ，场地基本地震动加速度反应谱特征周 期调整为 0.45s。d) 根据建筑抗震设计规范 (GB50011-217、010) 表 4. 1.6 判定该地段场地土类型 为中软土，建筑场地类别为类，为可建设的一般场地。e) 根据建筑地基基础设计规范GB50007-2011 的相关规定，层粉砂层为冻 胀土，冻胀等级为级。f) 根据建筑物结构特征和预建场地地基土特征及建筑环境，建议采用桩基础，可 根据需要选用合适的桩径和桩长。g) 本地区标准冻深为 1.85m ，应考虑冬季冰水的冻拔作用。1.4 工程任务和规模XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目本期建设 3GW ，新建六座 220kV 升 压站。光伏基地项目通过 220kV 电压等级就近并网。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算本项目光伏系统包括光伏18、组件、组件支架、箱逆变一体机。本项目拟选用 N 型 560Wp 高效双面双玻光伏组件，960 个阵列选用固定支架，朝向正南，倾角 40 ，选 定支架南北方向中心距 16m；根据项目地点处的太阳能资源情况，综合考虑光伏发电站系统设计、光伏阵列布 置和环境条件等因素，计算得出项目25 年年平均年发电量为 4392000MWh，多年平均 等效利用小时数为 1464h。1.6 电气XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目装机规模 3GW ，建设六座 220kV 变电站；其中每个变电站容量 500MW ，安装 2 台 200MVA 、1 台 100MVA 主变压器， 拟通过两回 220kV 线路接19、入附近 500kV 系统站，每回线路采用2LGJ-240/35 钢芯铝 绞线。每个子阵配备一台 3125kW 集中式箱逆变一体机升压至 35kV，每 160 个子阵通过 20 回集电线路接至一座新建变电站 35kV 母线上，共新建六座 220kV 变电站。35kV 侧接线形式为 3 段单母线，对应的 /段 35kV 母线分别接入 8 回、8 回、4 回集 电线路，再经 3 台变压器升至 220kV 电压等级。光伏电站工程按照“无人值班，少人值守”的原则设计。光伏电站设置一套计算 机监控系统。光伏发电设备、箱逆变一体机的监控通过放置在箱变内的监控设备上传 至升压站计算机监控单元，统一进行数据采集20、显示及监控。为了确保进出光伏场区 的人员和各种财产安全，基地设置 1 套安保监控系统。1.7 土建工程本工程光伏组件支架采用固定可调支架设备，主要由立柱、斜梁、檩条、角度调 节装置等组成。每个立柱上的连续调节装置都具备自锁功能，防止由于风震导致的组 件平面晃动，支架在调节和非调节工况下具备自锁功能。光伏组件支架结合电池组件 排列方式布置，组件为 212 排布。固定可调支架采用纵向立柱、横向檩条方案。在 立柱和檩条之间，按照光伏组件的安装宽度布置横梁，用于直接承受光伏组件的重量。 横梁固定于支架斜梁上。组件每条长边上有两个点与檩条连接，一块光伏组件共有四 个点与檩条固定。光伏组件与檩条的连接采21、用螺栓连接。根据岩土工程勘察报告中工程地质剖面图和各土层岩土物理力学参数，本工程场 区内固定可调支架及箱变基础下均采用预应力管桩基础，基础变形满足工艺及规范要 求，经济合理；本工程场区内下部土层较为均匀，较利于预应力管桩基础施工。每组固定可调支架下设 5 根 PHC300AB70 型预应力管桩，预估桩长 5m ，桩距约 3.0m 。每组箱变下设一座预制钢筋混凝土平台 (含集油池) ，平台下设置 6 根预应力 管桩，桩距 2.5m ，桩型 PHC300AB70 ，桩长 5m ，桩露出地面以上 1.5m。1.8 消防消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的方针，立足自防自救。针对不同建 (构) 筑物和22、设施，采取多种消防措施。在工艺设计、设备及材料选用、平面布置、消防通 道均按照有关消防规定执行，分别进行了对主要场所和主要机电设备的消防设计、消 防电气设计、移动灭火器设计、通风消防设计等。在施工区及施工生活区内按照有关部门消防安全的要求，配备足够的灭火器材。对所有的施工上岗人员进行上岗前的消防安全教育。并指定专人 (安全员) 进行 消防安全监督，定期对施工中存在的消防安全隐患进行排查和整改。1.9 总平面布置a) 光伏区总布置本工程装机规模 3GW ，每个光伏发电单元布置 232/234 组光伏支架，每组支架布 置 24 块光伏组件，采用560Wp 光伏组件。每组支架上 24 块光伏组件采用23、2*12 纵向 两排布置，相邻组件之间横向和纵向间距均为 20mm 。全部采用集中式逆变器。箱逆 变一体机尽量位于单元中心，以减少电缆长度，降低直流损耗，同时逆变器和箱变紧 邻检修道路，方便安装检修。光伏电站内的施工检修道路主要沿逆变器修建 。道路宽度为 4.5m ，路面采用 200mm 厚碎石路面。道路的纵向坡度结合地形设计，满足设备运输及运行管理的需要。光伏阵列支撑采用固定倾角方式。最佳安装倾角为 40 度，采用纵向檩条，横向支 架布置方案，一个结构单元内有 8 根支架，支架由立柱、横梁及斜撑 (或拉梁) 组成。 光伏组件发电经汇流箱汇集后就近接入逆变器，再经升压变压器升压与相邻的单元相连24、后送至光伏电站 220kV 升压站，最终接入电网。b) 升压站总平面布置本项目本期建设 3GW ，同期建设六座 220kV 升压站。升压站位置主要考虑出线 方向、光伏组件之间电缆的连接等因素，结合土地性质、地形、进站道路等确定在本 期光伏发电区域北部中间位置， 向东北方向出线接入 220kV 站 220kV 侧 (或 500kV 变电站 220kV 侧) 。进站道路从西侧光伏区施工检修道路引接，混凝土路面宽 4.5m,满足运输要求。每座升压站东西长 89.9m,南北宽 200.4m 主入口向南；站内布置有 220kV 配电室、 综合楼、SVG 、供水泵房、深井泵房等设施，布置间距满足防火规程要25、求，建筑物之 间设有道路，满足消防和运行要求。升压站站内道路采用 4m 宽混凝土路面，公路型， 转弯半径 7m, 围墙米用砖砌实体围墙，墙高 2.2m。1.10 施工组织设计本工程主要包括光伏电站场区内光伏阵列基础及光伏组件安装、逆变器、220kV 升压站、电缆敷设、站内道路等项目。a) 运输条件本项目位于XX县XX镇、道字乡、严字乡，交通运输较便利。其它建筑材料可用汽车直接运到工地。b) 施工用水施工用水考虑站内打深井一眼，施工时由水车运至光伏施工区。c) 施工用电施工电源考虑由施工临建场地北侧的已有 10kV 架空线路就近引接，距离约 100m, 由业主方出资建设。即可满足施工、生活用电的26、需求。各机位的施工电源，考虑移动柴油发电机由施工单位自行解决。d) 建筑材料钢筋、水泥、砂石料等建材可在XX县市或及其附近购买。e) 通信施工现场的对外通信，拟采用由当地通信网络上提供通信线路的方式，其内部通信则采用无线电通信方式解决。f) 施工进度1) 结合当地气候条件。本工程计划于工程备案后当年 12 月 30 日前完成前期文件 办理、施工单位招标、临水临电等施工准备工作。2) 计划土建开工从备案后次年 1 月 1 日开始，开工后第二年 10 月 30 日前完成光 伏组件基础工程、220kV 升压站、电缆沟、及场内道路工程。3) 安装工程从备案后次年 4 月 1 日开始进行，分专业进行平行27、施工，完成太阳能 光伏组件、升压变压器、逆变器的安装，计划完成时间为开工后第二年 11 月 30 日。4) 并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间开工后第 二年 12 月 20 日调试完毕。5) 并网发电，计划开工后第二年 12 月 30 日前光伏电站并网发电。总工期为 24 个月。1.11 工程管理设计根据生产和经营需要，遵循精干、统一、高效的原则，对运营机构的设置实施企 业管理。按“无人值班、少人值守”的原则进行设计。建设期间，根据项目目标以及针对项目的管理内容和管理深度设置组织机构，组 织机构采用直线职能制，互相协调分工，明确职责，开展项目管理各项工作。项目运营公司28、由高层管理者全面负责公司的各项日常工作，下设运营维护、财务 等负责综合计划、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理以及运 营公司生产运营以及安全管理，设备技术监控、点检定修、定期维护。1.12 环境保护与水土保持本项目建设施工期间严格按照本章节落实各项环保措施和生态保护措施，不会对 环境产生较大影响，不会造成重大生态改变，从环境保护的角度来看，本项目建设是 实际可行的。本项目的建设具有较大的社会、环境等综合效益。工程选址、总体布局、施工布 置等环节考虑了经济、技术和环境影响因素，基本满足或符合水土保持有关要求，在 实施本方案确定的水土保持综合防治措施后，能有效防治工程建设和运行期29、间造成的 水土流失，改善项目区生态环境。从水土保持角度分析，本项目没有禁止工程建设的 水土保持制约因素，其建设是可行的。1.13 劳动安全与工业卫生本工程的劳动安全与工业卫生设计范围是对光伏场区和作业岗位的劳动安全及工 业卫生进行分析评价。- 9 -电站劳动安全与工业卫生设计的重点：分析评价电站运行过程中可能出现的劳动 安全与工业卫生等方面的主要危险有害因素；从设计、运行、管理的角度提出相应的 消除和减免措施；提出劳动安全与工业卫生建议。对施工过程中的主要危险有害因素 只做一般性分析，不做具体评价说明。1.14 节能降耗本工程采用绿色能源-太阳能，并在设计中采用先进可行的节电、节水及节约原材 30、料的措施，能源和资源利用合理，设计中严格贯彻了节能、环保的指导思想，在技术 方案、设备和材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求。本工程各项设计 指标达到国内先进水平，为光伏电站长期经济高效运行奠定了基础，符合国家的产业 政策，符合可持续发展战略，节能、节水、环保。1.15 设计概算本光伏发电工程总装机容量为 3GW ，出线电压等级为 220kV，建设工期 24 个月。 资金来源：资本金占工程动态总投资的 20.00，其余为银行贷款。工程静态总投资 1426042 万元，工程动态总投资 1450000 万元，单位千瓦静态投 资 4753.47 元/kWp ，单位千瓦动态投资 4833.331、3 元/kWp。1.16 财务评价与社会效果分析本光伏电站建设工期为 24 个月，项目静态投资 1426042 万元。单位千瓦静态投资为 4753.47 元/kW。本项目按上网电价 0.3731 元/kWh 进行财务评价得出：项目投资财务内部收益率 为 6.4% (税后，下同) ，资本金财务内部收益率为 8.81% ，投资回收期为 13.53 年， 总投资收益率为 4.91% ，项目资本金净利润率为 13.56% 。项目资本金财务内部收益率 (8.81%) 高于资本金基准收益率 (8%) ，因此，该项目财务评价可行。本光伏电站工程的建设符合可持续发展的原则，是国家能源战略的重要体现。项 目建成32、后，每年可为电网提供清洁电能 4392000MWh 。按照火电煤耗每度电耗标准煤 305g ，投运后每年可节约标准煤约 1339560t ，每年可减少 CO2 排放量约 3469592. 16t、 SO2 排放量约 25210.08t、氮氧化物排放量约 37859.04t。此外，每年还可减少大量的灰- 10 -渣及烟尘排放，节约用水，并减少相应的废水排放，节能减排效益显著。1.17 工程招标招标范围包括：光伏场内及升压站内勘察、设计、施工、监理、重要设备及材料 的采购，招标方式为公开招标。1.18 社会稳定风险分析光伏发电作为可再生能源项目，符合国家发展方向，社会认可度高，在项目建设 期间按照33、国家及当地要求支付土地使用费用、倾听群众的建议和意见后，可进一步促 进当地经济发展和社会稳定。1.19 结论及建议本期光伏发电项目日照资源较好，交通运输满足设备运输的要求，地质条件稳定， 具有光伏发电场综合建设条件。光伏发电等效满负荷 1464 小时，每年可向电网提供 4392000MWh 的绿色电能。电站的建设具有良好的社会、环境等综合效益。表 1.19-1 光伏电站工程特性表一、光伏发电工程站址概况项目单位数量备注装机容量MWp2999.99952占地面积hm/亩6000/90000海拔高度m130 140经度123.8046纬度44.7610工程代表年太阳总辐射量MJ/m5367工程代表34、年日照小时数h2571.69二、主要设备1 光伏组件1.1峰值功率Wp5601.2开路电压 VocV49.51.3短路电流 IscA13.851.4工作电压 VmpptV41.651.5工作电流 ImpptA12.97- 11 -1.6峰值功率温度系数%/K-0.351.7开路电压温度系数%/K-0.271.8短路电流温度系数%/K0.0481.9外形尺寸mm2411x1134x351. 10数量块53571421. 11固定倾角角度( )402 箱逆变一体机2.1数量台9602.2额定输出功率kW31252.3最大输出功率kW35932.4电网电压kV352.5额定电网频率Hz50/602.35、6功率因数 (额定功率下)0.992.7功率因数可调范围0.8 (超前) 0.8 (滞后)2.8最大输入电压 (直流)V15002.9启动电压V875V/915V2.1MPPT 电压范围V875 1300V2. 11MPPT 数量个22. 12最大直流输入数量回14/ 18/22/242. 13最大输入电流 (直流)A41782. 14最大效率%99%2. 15中国效率%98.49%2. 16工作环境温度范围C-40-+70C3 升压站出线回路数、电压等级和出线形式3升压站数量座43.1出线回路数回23.2电压等级kV2203.3出线回路数回203.4电压等级kV35三、土建施工1光伏组件支架36、钢材量t1002242土方开挖万 m127.23土方回填万 m118.2- 12 -4钢筋制作安装t785预应力高强管桩m55680006施工总工期月24四、概算指标1静态总投资万元14260422动态总投资万元14500003单位千瓦静态投资元/kWp4753.474单位千瓦动态投资元/kWp4833.33五、财务评价指标1装机容量MW30002年平均上网电量MWh43920003上网电价元/kWh0.3731含税4项目投资内部收益率(所得税前)%7.465项目投资内部收益率(所得税后)%6.46资本金财务内部收益率%8.817投资回收期 (所得税前)年12.488借款偿还期年159资产负债37、率%79.76最大- 13 -2 太阳能资源2.1 区域太阳能资源2.1.1 场址概况XX县隶属于吉林省XX市，地处于东经 12321- 12422，北纬 4437-4518, 位于吉林省的西北部，XX市西部，松嫩平原腹地，松花江、嫩江汇合处以南，分别 与前郭尔罗斯蒙古族自治县、长岭县、通榆县、大安市接壤。拟建场址地理位置如下所示:图 2.1-1 拟建光伏项目地理位置图2.1.2 我国太阳能资源分布我国是太阳能资源相当丰富的国家，绝大多数地区年平均日辐射量在 4kWh/m 以上，与同纬度的其它国家相比，和美国类似，比欧洲、 日本优越得多。一、二、三类 地区约占全国总面积的九成以上，年太阳辐射总38、量高于 5000MJ/m,年日照时数大于 2000h,具有利用太阳能的良好条件。太阳能资源是以太阳总辐射量表示的，一个国家或一个地区的太阳总辐射量主要 取决所处纬度、海拔高度和天空的云量。根据太阳能资源评估方法(QX/T89-2008),- 14 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告太阳能资源丰富程度等级划带，分布如下图 2. 1-2：- 15 -表 2.1-1图 2.1-2 中国水平面太阳辐射分布图中国水平面太阳辐射等级划分表等级资源带号年总辐射量(MJ/m )年总辐射量(kWh/m )平均日辐射量 (kWh/m )资源最丰富I6300 17504.8资源很丰富39、II5040-63001400- 17503.8-4.8资源丰富III3780-50401050- 14002.9-3.8资源一般IV3780 10502.9根据气象部门的调查测算： 我国太阳能年总辐射量最大值在青藏高原，高达 10100MJ/m,最小值在四川盆地，仅 3300MJ/m 。从大兴安岭南麓向西南穿过河套， 向南沿青藏高原东侧直至西藏南部，形成一条等值线。此线以西为太阳能日照丰富地 区，年日照时长 3000 小时，这是这些地区位处内陆，全年气候干旱、云量稀少所致。 按照全国太阳能日照资源分为：最丰富带 (3000 小时/年) 、很丰富带 (2400-3000小时/年) 、丰富带 (40、1600-2400 小时/年) 和一般带 (1600 小时/年) 4 个区域。XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告2.1.3 吉林省太阳能资源吉林省地处中国东北中部，东北亚地理中心，因清初建吉林乌拉城而得名。吉林 省位于中纬度欧亚大陆的东侧，属于温带大陆性季风气候，四季分明，雨热同季，春 季干燥风大，夏季高温多雨，秋季天高气爽，冬季寒冷干燥。2.2 场址太阳能资源( 1)工程点太阳能资源评估-气象站与项目地位置概述距离工程点最近的、具有长期辐射观测资料的气象站为XX气象站。XX气象站 为国家基准站，观测系列长，一致性较好。XX气象站纬度位置与站址接近，XX气 象站海41、拔 236.8m ，项目场址海拔 223m ，海拔高度也接近；但根据 19792007 年全国 年平均总辐射量分布图，项目地与XX气象站属于同一资源带，因此，本报告选择用 XX气象站数据进行对比分析，进而修订项目场址的 Meteonorm 数据，得到项目场址的实测太阳辐射量用于项目点辐射数据分析。(2)太阳能资源评估本次长期站采用了XX气象站实测太阳辐射量修订项目场址地太阳辐射量和XX 气象站日照时数观测资料进行太阳能资源分析。本工程目前收集到的资料来源除XX市气象站 19912010 年逐年逐月太阳辐射数据外，其他来源数据主要为 Meteonorm 数据。Meteonorm 软件数据是由瑞士42、联邦能源局所开发的气象计算软件 Meteonorm 是一 种可以计算全球任何地理位置的太阳辐射和气象资料软件，它包含了对全球 906 个地区至少长达 10 年的气象监测资料。本阶段收集了 Meteonorm 软件数据库提供的XX市气象站站点和场址区中心点太 阳能月均辐射数据。(3) XX气象站太阳能辐射年际变化目前收集到XX气象站 19912010 年辐射数据，分析观测站 20 年辐射数据。表 2.2-1 XX气象站 19912010 年辐射数据 (单位:MJ/m2)年份1991199219931994199519961997199819992000总辐射568746925192515949243、247875084481750694956- 16 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告年份2001200220032004200520062007200820092010总辐射5137500146834988461949085002469748364426图 2.2-1 XX气象站 19912010 年辐射数据直方图从上图可以看出，XX气象站各年的太阳总辐射值均超过 4400MJ/m ，数值在 4426MJ/m5687MJ/m之间变动，最小值出现在 2010 年，最大值出现在 1991 年。 年平均太阳辐射量为 4933MJ/m。(4) XX气象站太阳辐射数据月44、变化XX气象站 19912010 年月均辐射数据见表 2.2-2 ，图 2.2-2。表 2.2-2 XX气象站 19912010 年太阳总辐射 (单位:MJ/m2)月1 月2 月3 月4 月5 月6 月月均总辐射213.9305.2442.0511.6607.5604.8月7 月8 月9 月10 月11 月12 月月均总辐射545.3517.6457. 1332.9218.8176.6- 17 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告图 2.2-2 累年各月辐射量直方图从上图可见，XX气象站 19912010 年各月总辐射量在 176.6607.5MJ/m之间 变化，45、最小值出现在 12 月，最大值出现在 5 月，48 月份月均总辐射量均达到 550MJ/m 以上，约占全年总辐射量的 56.5%；从季节分配看，夏季总辐射量最多，约占全年总 辐射量的 35.6% ，冬季总辐射量最少，约占全年总辐射量的 12.4%。(5) 吉林 Meteonorm 数据太阳辐射月变化吉林 Meteonorm 数据与XX气象站 19912010 年月均辐射数据对比见表 2.2-3， 图 2.2-3。表 2.2-3吉林 Meteonorm 数据与XX气象站月均辐射数据对比 (单位:MJ/m2)月份Meteonorm 数据实测数据1 月230213.92 月309.2305.23 月46、455.8442.04 月536511.65 月617.8607.56 月629.6604.87 月555.8545.38 月523. 1517.69 月452.9457. 110 月332.6332.9- 18 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告11 月221.8218.812 月182.5176.6年值5047. 14933.2对比分析XX气象站和吉林 Meteonorm 数据，二者线性关系良好，Meteonorm 数 据 (全年总辐射量 5047. 1MJ/m ) 略高于气象站数据 (全年总辐射量 4933.2MJ/m ) 。详见图 2.2-5。图 2.247、-3 XX气象站和吉林 Meteonorm 数据对比(5) 项目场址 Meteonorm 数据太阳辐射值项目场址 Meteonorm 数据 19912010 年月均辐射数据与吉林 Meteonorm 数据对 比见表 2.2-4 ，图 2.2-4。表 2.2-4项目场址 Meteonorm 数据月与吉林 Meteonorm 数据对比 (单位:MJ/m2)月份项目场址 Meteonorm 数据吉林 Meteonorm 数据1 月239.42302 月308.2309.23 月440.3455.84 月510.85365 月601.6617.86 月618.5629.67 月556.6555.88 48、月509.4523. 1- 19 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告9 月449.6452.910 月331.2332.611 月219.6221.812 月185.4182.5年值4971.25047. 1图 2.2-4 吉林和项目厂址 Meteonorm 数据对比对比分析项目场址Meteonorm 数据 19912010 年月均辐射数据与吉林Meteonorm 数据，二者线性关系良好，吉林 Meteonorm 数据 (全年总辐射量 5047. 1MJ/m ) 略高 于项目地数据 (全年总辐射量 4971.2MJ/m ) 。详见图 2.3-7 。因此，认为可以49、用项目 场址的 Meteonorm 数据对实测数据进行修订，从而得到合理的项目场址辐射数据。(6) 项目场址修订太阳辐射值经过计算，项目场址修订太阳辐射值详见表 2.2-5 ，图 2.2-5。表 2.2-5 项目场址修订 19912010 年太阳总辐射 (单位:MJ/m2)月1 月2 月3 月4 月5 月6 月月均总辐射222.6304.2427.0487.6591.5594. 1月7 月8 月9 月10 月11 月12 月月均总辐射546. 1504.0453.8331.5216.6179.4- 20 -图 2.2-5 累年各月辐射量直方图(7) XX日照时数年际变化目前收集到XX气象站 150、9912010 年日照时数，分析观测站 20 年日照时数。表 2.2-6 XX气象站 19912010 年日照数据 (单位:h)年1991199219931994199519961997199819992000年日照时数2599252025752580259725752793262228102712年2001200220032004200520062007200820092010年日照时数2844272925002603232524252534238124172295从上图可以看出，XX气象站各年的日照时数值均超过 2570h ，数值在 2295h 2843.9h 之间变动，最小值出现在 2051、10 年，最大值出现在 2001 年。年平均日照时数为2571.69h。图 2.2-6 XX气象站 19912010 年日照时数直方图- 21 -(8) XX日照时数月变化XX气象站 19912010 年月均日照时数值见表 2.2-7 ，图 2.2-7。表 2.2-7 XX气象站 19912010 年累年各月日照时数 (单位:h)月份1 月2 月3 月4 月5 月6 月日照时数176.0202.8233.9233.7255.5246.8月份7 月8 月9 月10 月11 月12 月日照时数215.0232. 1239.5209.3169.6157.6图 2.2-7 累年各月日照时数直方图从上图52、可见 ，XX气象站 19912010 年各月 日照时数随季节变化明显 ，在 157.6255.5h 之间变化，最小值出现在 12 月，最大值出现在 5 月。(9) 项目站址月均总辐射、散射辐射和直接辐射项目站址 19912010 年辐射量累年逐月统计结果见表 2.2-8。表 2.2-8 站址年均各月太阳总辐射量表(MJ/m2)月份总辐射散射辐射直接辐射1222.672.4150.22304.287.8216.43427.0143.9283. 14487.6185.0302.55591.5225.0366.5- 22 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告6594. 53、1229.9364.27546. 1231.0315. 18504.0202.5301.59453.8152.8301.010331.5113.5218.011216.676.0140.612179.464.2115.2全年4858.31783.93074.4图 2.2-8 站址年均各月太阳辐射量构成2.3 气象条件分析2.3.1 区域气象概况吉林省地处中国东北中部，东北亚地理中心，因清初建吉林乌拉城而得名。吉林 省位于中纬度欧亚大陆的东侧，属于温带大陆性季风气候，四季分明，雨热同季，春 季干燥风大，夏季高温多雨，秋季天高气爽，冬季寒冷干燥。XX气象站与项目地理气候条件差异不大，资料代表性较好54、。根据吉林市气象站 累年观测资料系列进行统计分析，各气象要素成果如下：表 2.3-1 XX气象站气象要素表序号内容数值序号内容数值1累年平均气温6. 18累年平均风速3.5m/s2极端最高气温36.79累年年最多风向11 度- 23 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告3极端最低气温-33.710累年年最多风向频率18%4累年平均气压986.7hPa11累年年极大风速28.5m/s5累年极端最大气压1019.9hPa12累年年极大风速的风向13 度6累年极端最小气压953.6hPa13年平均雷暴日数40.5d7累年平均相对湿度62%14累年 20-20 时平均年降55、水量577. 1mm2.3.2 气象条件影响分析(1) 气温条件影响分析吉林年平均气温为 6. 1 ，累年极端最高气温为 36.7 ，累年极端最低气温为 -33.7。本工程光伏组件的工作温度应控制在其允许范围以内，对于本工程的逆变器，其 工作温度也应控制在允许范围内。故场址区气温条件对太阳能电池组件及逆变器的安 全性没有影响。(2) 大风影响分析本工程场址区地势平坦开阔，多年平均风速为 3.5m/s 。当光伏组件周围空气处于 低速风状态时，可增强组件的强制对流散热，降低光伏组件板面工作温度，从而在一 定程度上提高发电量。由于光伏组件方阵迎风面积较大，组件支架设计必须考虑风荷 载的影响。(3) 56、风沙影响分析沙尘会削弱到达地面的太阳辐射，沉降在光伏组件表面的沙尘则会降低太阳能发 电量。沙尘天气时空气混浊，大气透明度大幅度降低，太阳辐射也相应降低，会直接 影响光伏阵列的工作，对光伏电站的发电量有一定影响。(4) 雾霾影响分析近年来雾霾天气越严重，即大气中的悬浮颗粒物和二氧化氮浓度越高，大气中各 污染物对太阳光吸收和反射的越多，导致光伏组件表面接收到的太阳光辐照强度降低， 从而导致光伏电站发电量降低。同时，如果雾霾天气频繁持续出现，电池组件表面的 颗粒物不断累积，在组件表面会形成难以清洗的积尘遮挡，造成电池组件表面污染。 组件表面的积尘具有反射、散射和吸收太阳辐射的作用，会降低太阳的透过率57、，造成 面板接收到的太阳辐射减少，导致光伏系统发电量降低。另外，积尘吸收太阳辐射后- 24 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告可使光伏面板升温，并且积尘中含有一些腐蚀性的化学成分，这些均会导致光电转换 效率的降低。故在光伏组件使用过程中，需要对组件定期清洁，以保证其在使用过程 中保持最佳工作状态。(5) 雷暴影响分析本工程拟建场址区年最多雷暴日为 40.5d。应根据光伏组件布置的区域面积及运行 要求合理设计防雷接地系统。2.4 太阳能资源综合评价2.4.1 太阳能资源丰富等级评估本工程所在地区多年年均辐射总量为5367.6MJ/m，年平均日照小时数为2571.658、9h。 参照 GB/T31155-2014太阳能资源等级总辐射，评估项目所在地太阳总辐射等级为 丰富 (C) ，具有较好的开发优势。表 2.4-1 太阳能总辐射年辐照量等级等级名称分级阈值kWhm-2a- 1分级阈值MJm-2a- 1等级符号最丰富G1750G6300A很丰富1400G17505040G6300B丰富1050G14003780G5040C一般G1050G3780D2.4.2 太阳能资源稳定度等级评估一年中各月总辐射量 (月平均日辐照量) 的最小值与最大值的比值可表征总辐射 年变化的稳定度，在实际大气中其数值在(0 ，1)区间变化，越接近于 1 越稳定。采用 稳定度作为分级指标，59、将太阳能资源分为四个等级：很稳定 (A) ，稳定 (B) ，一般 (C) 以及欠稳定(D)。Rw 表示为稳定度，计算 Rw 时，首先计算总辐射各月平均日辐照量的 20 年平均值，然后求最小值与最大值之比。总辐射各月平均日辐照量的 20 年平均值最大值出现在 6 月，为 19. 16MJ/m；最小值出现在 12 月，为 5.79MJ/m；因此 Rw=5.79/ 19. 16=0.30。计算本工程太阳能资源稳定度 Rw=0.30 ，参照 GB/T31155-2014太阳能资源等级 总辐射，稳定度等级为一般 (C) 。- 25 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- 260、6 -表 2.4-2稳定度等级等级名称分级阈值等级符号很稳定RW0.47A稳定0.36RW0.47B一般0.28RW0.36C欠稳定RW0.28DXX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告3 工程建设条件3.1 站址条件吉林省位于中国东北地区中部，东南与俄罗斯、朝鲜交界，北、西、南与黑龙江、内蒙古、辽宁毗邻。XX市位于吉林省西北部。XX县位于XX地区西部。松嫩平原腹地，松花江、 嫩江汇合处以南，属松花江第二和第三阶地。与XX地区的前郭尔罗斯蒙古族自治县、 长岭县， 白城地区的通榆县、大安市接壤。地势平坦，是吉林省光能资源最丰富的地区之一。本项目距离XX市约约 55 公里，61、距离长春市约 200 公里。位于东经 12402 12412，北纬 45094515，海拔高度约为 129133m。场址周边没有较大粉尘或有害气体等不利因素，同时其周边也没有超高层建筑， 对屋顶光伏无遮挡，适合安装光伏。3.2 地质条件本次勘测深度内，主要为一套 Q3 和 Q4 冲积地层，主要地层为耕土、粉土、粉质 黏土、粉细砂、黏土等。详细地层描述如下：耕 (表) 土：黄褐色，稍湿湿，以粉质黏土和粉土为主，松散，见植物根系。粉土：黄褐色，灰褐色，稍湿湿，中密密实。切面无光泽反应，摇震反应 迅速，干强度低，韧性低。局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含有机质。粉质黏土：黄褐色、灰色、灰黑色，可塑，切面62、稍有光滑，无摇振反应，干强 度中等，韧性中等。局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉细砂：灰色，灰褐色，稍密中密，主要矿物成分为长石、石英，含有少量 暗色矿物，级配差，分选好，饱和。局部夹粉土及黏性土薄层。粉质黏土：灰色、灰黑色，可塑,切面稍有光滑，无摇振反应，干强度中等，韧 性中等。局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉土：灰色，灰黑色，湿，中密密实。切面无光泽反应，摇震反应迅速，干 强度低，韧性低。局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含少量有机质。- 27 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- 2 -粉细砂：灰色，灰黑色，中密密实，饱和，主要矿物成分为长石、63、石英，含 有少量暗色矿物，级配差，分选好。局部夹粉土及黏性土薄层。该层在 T33 号附近厚 度较大。粉质黏土：灰色，灰黑色，硬塑，局部可塑,切面稍有光滑，无摇振反应，干强 度中等，韧性中等，局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉土：灰色，湿，密实，切面无光泽反应，摇振反应迅速，干强度低，韧性低。 局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含少量有机质。黏土：灰色，灰黑色，硬塑，局部可塑,切面光滑，无摇振反应，干强度高，韧 性高，局部夹粉土及粉砂薄层。3.3 岩土参数3.3.1 各层岩土地基承载力特征值根据钻探结果及土工试验结果综合分析，该场地地层结构在垂直和水平方向变化较大，垂直方向共计分 10 层。但64、在水平方向上土层变化较小。根据土工试验、原位测试成果及地区经验综合确定各层岩土地基承载力特征值fak， 详见表 3.3- 1。表 3.3-1 地基土承载力特征值 fak (kPa)土层号土层名称地基土承载力特征值fak备注粉土120kPa150kPa粉质粘土130kPa160kPa粉细砂130kPa150kPa粉质粘土150kPa170kPa粉土160kPa190kPa粉细砂180kPa210kPa粉质粘土190kPa260kPa粉土180kPa210kPa黏土210kPa260kPa3.3.2 桩基承载力参数根据建筑物结构特征和预建场地地基土特征及建筑环境，建议采用桩基础。光伏8XX县渔光互65、补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告区地面光伏基础拟选用混凝土预制桩基础，桩基承载力参数即桩端阻力特征值qpa(kPa) 及桩侧阻力特征值 qsa (kPa) ，详见表 3.3-2。表 3.3-2 桩基计算参数土层及编号极限侧阻力标准值 qsik(kPa)极限端阻力标准值 qpk(kPa) 15 米 L30 米粉土4265粉质黏土5370粉细砂2656粉质黏土5370粉土5576650900粉细砂60869001200粉质黏土8410210001400粉土62829001100黏土8410210001400注：表 3.3-2 中提供的桩基参数供估算单桩竖向承载力特征值时使用，具66、体单桩竖 向承载力特征值应以静载试验为准。3.4 地基基础建议工程场地内各土层厚度均匀，地层层面接近水平，但考虑风荷载和季节性冻土以 及冬季冰水的冻拔作用，因此不建议采用天然地基。该拟建工程场地内第层粉细砂 层物理力学性能较好，分布稳定，厚度较大，顶板埋藏浅，是良好的桩端持力层，可 以采用桩基础形式。3.5 气象水文XX县属于温带大陆性季风气候，四季分明。年平均气温 5.6 ，年平均降水量 425.8 毫米，年平均无霜期 146 天。XX县境内河流多为无尾河，工程场地地下水类型主要为第四系孔隙型潜水，埋 藏于粉质粘土、粉砂、中砂层中，各勘察钻孔中实测地下水稳定水位为自然地面下 1.60-3. 67、10m。- 29 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告地下水主要靠大气降水补给及地下含水层侧向补给，主要以蒸发及侧向径流方式 排泄。场地地下水位随季节变化，69 月份为丰水期，水位年变化幅度1.0m 左右。- 30 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告4 工程任务和规模4.1 XX市经济社会发展概况及发展规划4.1.1 XX市社会经济状况根据各省市统计局年鉴及各市统计公报数据可知：2020 年XX市实现地区生产总 值 752.88 亿元，占吉林省生产总值总量的 6. 12% ，比上年增加 15.49 亿元，增长 2. 1%； 全市居民68、消费价格比上年上涨 2.2%,构成 CPI 的八大类商品和服务价格呈现五涨三降 的特点。全市食品烟酒类、生活用品及服务、教育文化和娱乐、其他用品及服务、医 疗保健类分别上涨 7.7% 、0.2% 、0.3% 、4.6% 、2. 1% ，衣着类、居住类、交通和通信 类分别下降 0.8% 、0.4% 、3.2%。4.1.2 XX地区电力系统现状4.1.2.1 电网现状吉林省电网位于东北电网的中部，覆盖省内的长春、吉林、四平、辽源、通化、 白山、 白城、XX和延边 9 个供电区。电网南连辽宁省电网、北接黑龙江省电网、西 接蒙东电网。在满足本省电力供给和向东北主网送出水电调峰的同时，还肩负着东北50069、 千伏电网东电西送、北电南送的重任，是东北电网南北电力交换的重要通道。吉林省电网现已实现黑吉断面、吉辽断面、蒙吉断面 500 千伏/220 千伏解环运行。 其中：与黑龙江省电网经 500 千伏合南 1 、2 号线、永包线、林平线联网运行，与辽宁 省电网经 500 千伏丰徐 1 、2 号线、蒲梨 1 、2 号线联网运行，与蒙东地区电网经 500 千伏兴甜 1 、2 号线、扎向 1 、2 号线和扎昌 1 、2 号线联网运行。截止 2020 年底，全省现有 500 千伏变电站 17 座，变电总容量 2685.5 万千伏安， 运行的 500 千伏线路长度为 5405 公里；220 千伏变电站 95 座70、，变电总容量 2538.5 万 千伏安，运行的 220 千伏线路长度 12691 公里。预计“十四五”期间，全省规划新增 500 千伏变电容量 1910 万千伏安，新增 500 千伏线路 1592 公里，新增 220 千伏变电 容量 1064.7 万千伏安，新增 220 千伏线路 4304. 1 公里，整体网架结构将进一步增强。4.1.2.2 XX地区电网概况XX地区电网通过 500kV 合松 1 、2 号线、金龙 1 、2 号线与长春地区电网相连，- 31 -通过 500kV 甜松 1 、2 号线、龙昌 1 、2 号线与白城地区电网相连。到 2020 年底，XX电网所辖 500kV 变电站 71、2 座，共 3 台主变，总容量 2502MVA。 220kV 变电站 9 座 (前郭变、扶余变、XX变、长山变、长岭变、广发变、兴原变、 荣家变、富强变) ，共 14 台主变，总容量 1890MVA 。66kV 电压等级变电站共 129 座，总容量 2690MVA。公司所属 66kV 变电站共 90 座，主变 139 台，容量 1895MVA； 用户变电站共 39 座，主变 71 台，容量 3795MVA。到 2020 年底，XX电网境内共有 500kV 线 8 条，总长 1031.70km 。220kV 线路 46 条，总长 1649.97km ，同比增加 2.6% 。66kV 线路 84 72、条，长度 3002.23km ，同比增 长 0. 1%。到 2020 年底，XX电网总装机容量 3101MW。XX电网共有火力发电厂 4 座，机 组 9 台，总容量 870MW；风电场 14 座，装机容量 1711MW；生物质电站 6 座，机组 9 台，总容量 175MW；光伏电站 16 座，容量 308MW；水电站 1 座，机组 5 台，合计 容量35MW；分布式电源 1 座，容量 2MW。2020 年XX地区全社会最大负荷 1368MW ，全社会用电量 63. 14 亿千瓦时，同比增长 5.45%。2020 年XX地区 220kV 及以上电网地理位置现状图详见下图。图 4.1-12020 73、年XX地区 220kV 及以上电网地理位置现状图- 32 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告4.2 工程建设必要性4.2.1 中国的环境现状和发展趋势大规模、无节制地开发利用化石燃料不仅加速了这些宝贵资源的枯竭，而且造成 日益严重的环境问题。过度的排放起义引起全球关注，解决这些问题已不再是各国自 身的事情，控制和减少排放已经成为全球各国的目标和义务，责任的分担已经成为各 国政府讨价还价的政治问题。随着全球能耗的快速增长，环境将进一步恶化，减排的纷争将更加激烈。我国目前的能源将近 70%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造 成了很大的环境、经济和社会负74、面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环 境已经造成了极大的破坏。初步估算煤炭发电造成的污染的经济损失以及由此引致的 环境污染治理成本高达 606 亿元。大力开发利用可再生能源是我国能源供应安全和可 持续发展的必然选择。我们的环境状况已经警示我国所拥有的排放空间已经十分有限 了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。4.2.2 符合国家能源战略及吉林省能源产业政策世界能源问题位列世界十大焦点问题之首，特别是随着世界经济的发展、世界人 口的剧增和人民生活水平的不断提高，世界能源需求量持续增大，由此导致全球化石 能源逐步枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日75、趋严重。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源 的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75，已成为我国 大气污染的主要来源。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等 新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以光电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气 工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加 快可再生能源开发。近几年，国际光伏发电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代 能源过渡，76、并在向并网发电的方向发展。可见，建设本项目符合国家及地方能源产业政策，是非常必要的。- 33 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告4.2.3 改善生态、保护环境的需要中国是世界 SO2 排放最严重的国家，因而也是酸雨污染最严重的国家。煤炭燃烧 排放的污染物占全国同类排放物的比例 SO2 为 87% ，CO2 为 71% ，NOx 为 67% ，烟 尘为 60%。2020 年 9 月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话， 指出： “中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放 力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2077、60 年前实现碳中和。 ”的伟大愿景。2020 年 12 月，习近平主席在气候雄心峰会上进一步宣布：“到 2030 年，中国单 位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消费 比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电 总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。 ”的郑重承诺。因此，加快可再生能源发展，优化能源消费结构，增加清洁能源比例，减少温室 气体和有害气体排放是中国也是吉林省能源和环境可持续发展的当务之急。生态环境 的保护和建设迫切要求为生产和生活提供清洁、高效的可再生能源。而太阳能光伏发电系统由于其能源来78、自太阳，取之不尽，用之不竭，同时由于太 阳能光伏发电系统没有转动部件，没有噪音污染，比其他常规发电方式都要环保。开 发太阳能符合国家环保、节能政策，可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保 护生态环境。4.2.4 新的经济增长点，扩大当地就业XX县位于吉林省西部地区，本项目的开展可以成为新的经济点，促进当地经济 快速发展。XX太阳能资源的开发利用，可以利用当地的自然资源和人类资源，推动 相关产业的发展。新能源是国家积极鼓励投资的产业，光伏电站的发展能够带动XX电力和光伏产 业投资，进而促进地方经济的发展。光伏产业是资金和技术密集型产业，涉及硅材料 资源开发、加工、电池片生产、光伏组件封装、光79、伏发电系统平衡部件急其他配套部 件生产等多个领域，需要大量的资金投入， 以及大量的技术、管理和劳动人员，能为 相关装备制造和原材料业提供很大的市场空间，对经济发展和社会就业具有重要的带- 34 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告动效应。4.3 工程任务与规模XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目，建设方是*水利水电投 资有限公司，本项目本期建设 3GW ，同时建设六座 220kV 升压站。每个光伏发电单 元布置 123 组光伏支架，每组支架布置 52 块光伏组件，采用 560Wp 光伏组件。每组 支架上 52 块光伏组件采用 2*12 纵向两排布置，相邻80、组件之间横向和纵向间距均为 20mm 。全部采用集中式逆变器。箱逆变一体机尽量位于单元中心，以减少电缆长度，降低直流损耗，同时逆变器和箱变紧邻检修道路，方便安装检修。本项目位于吉林省XX市XX县XX镇、道字乡、严字乡，根据新建的 220kV 升 压站选址，新建 220kV 升压站、生产楼、配电室等。- 35 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告5 光伏系统5.1 光伏组件选型光伏组件主要分为多晶硅组件、单晶硅组件、聚光光伏组件和薄膜光伏组件。 a ) 多晶硅组件：多晶硅是单质硅的一种形态。熔融的单质硅在过冷条件下凝固时，硅原子以金刚 石晶格形态排列成许多晶核，这些81、晶核长成晶面取向不同的晶粒，则这些晶粒结合起 来，就结晶成多晶硅。多晶硅可作拉制单晶硅的原料，多晶硅与单晶硅的差异主要表 现在物理性质方面。多晶硅电池由多晶硅片制造。硅片由众多不同大小、不同方向的晶粒组成，而在 晶粒界面处光电转化容易受到干扰，因而多晶硅的转化效率相对较低。多晶硅的电学、力学和光学性能的一致性不如单晶硅。图 5.1- 1 多晶硅b) 单晶硅电池：用高纯度的多晶硅在单晶炉内拉制而成：熔融的单质硅在凝固时硅原子以金刚石 晶格排列成许多晶核，如果这些晶核长成晶面取向相同的晶粒，则这些晶粒平行结合 起来便结晶成单晶硅。单晶硅电池是最早发展起来的太阳电池，与其他电池相比，单晶硅电池的效率82、最高， 目前的商业效率在 18-23之间。- 36 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告图 5.1- 2 单晶硅图 5.1- 3 多晶硅、单晶硅太阳能电池组件外形 (左为多晶硅组件，右为单晶硅组件)c)聚光光伏组件高倍聚光光伏是通过聚光技术，利用相对便宜的光学聚光设备将 500 倍以上的太 阳光汇聚在太阳电池表面。高倍聚光光伏组件包括光学聚光器、二次光学设备、多结 太阳电池等。高倍聚光光伏组件宜布置安装在太阳辐射量较高、直射分量较大的地区，所以在 我国北方 (直射比值为 A 、B 等级的区域) 较适合采用高倍聚光光伏组件。- 37 -XX县渔光互补 3000MW 83、光伏发电平价项 目 可行性研究报告高倍聚光电池具有面积小、功率大、效率高的特点。虽然聚光电池具有突出的优点，但是，聚光电池必须采用跟踪系统才能发挥其优点。依据 GB50797-2012光伏发 电站设计规范第 6.9.4 条“用于高倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于0.5” 目前高倍聚光光伏组件没有得到广泛应用，MW 级电站较少，大多为实验型电站。其 原因是高倍聚光电池需要精确的跟踪太阳才能采集更多的直射光分量，采集受精确的 跟踪系统制约，精确跟踪系统技术有待提高；高倍聚光电池发热量高。现有的跟踪系统价格高，故障率高。d)薄膜光伏组件硅基薄膜太阳电池是对所有以硅为主要材料的薄膜类太阳电池的总称84、。材料结构 上包括非晶硅、微晶硅，电池结构上包括非晶硅单结、非晶硅/非晶硅双结叠层、非晶 硅/微晶硅双结叠层电池，也包括以硅为基础的各种合金材料和电池，例如非晶硅锗电 池等。碲化镉薄膜太阳能电池简称 CdTe 电池，它是一种以 p 型 CdTe 和 n 型 Cd 的异质 结为基础的薄膜太阳能电池。CdTe 太阳能电池的光电转换效率低，且存在光致衰减的 固有缺陷，加之生产设备投资大，CdTe 太阳能电池的成本短时间内难有明显下降；而 CdTe 太阳能电池由于生产成本低，转换效率也比薄膜硅电池高，其规模化量产具有很 高的性价比，太阳电池中 Cd 成分不在重金属限制范围内。CdTe 太阳能电池具有成85、本 低、效率高、寿命长、用料省、投资少、能耗低、可柔性、比功率高、弱光性能好、 抗辐射能力强、性能提升潜力大且环境友好等优点。CIGS 薄膜太阳能电池，由 Cu (铜) 、In (铟) 、Ga (镓) 、Se (硒) 四种元素 构成最佳比例的黄铜矿结晶薄膜太阳能电池，是组成电池板的关键技术。由于该产品 具有光吸收能力强，发电稳定性好、转化效率高， 白天发电时间长、发电量高、生产 成本低以及能源回收周期短等诸多优势，CIGS 太阳能电池已是太阳能电池产品的明日 之星，可以与传统的晶硅太阳能电池相抗衡。铜铟镓硒薄膜太阳电池具有生产成本低、污染小、不衰退、弱光性能好等特点， 光电转换效率居各种薄膜太86、阳能电池之首，接近晶体硅太阳电池，而成本则是晶体硅 电池的三分之一，被国际上称为“下一时代非常有前途的新型薄膜太阳电池”。此外，- 38 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- -该电池具有柔和、均匀的黑色外观，是对外观有较高要求场所的理想选择，如大型建 筑物的玻璃幕墙等，在现代化高层建筑等领域有很大市场。表 5.1- 1 光伏组件特性比较特征多晶硅电池单晶硅电池薄膜电池效率16%21%18%23%10%15%LID2.5%3%2.5%3%6%8%年衰减率0.5%0.8%0.5%0.8%0.3%0.5%附加峰值功率1%3%1%3%6%9%峰值功率误差-3%+3%-87、3%+3%-3%+10%全面保值期410years410years5years10 年效率保证值90%92%90%92%90%92%25 年效率保证值80%85%80%85%80%85%优缺点效率高、技术成熟、成本较高效率高、技术成熟、成本高效率低、弱光效率好、成本低温度系数0.380.49Pmax%/C0.380.49Pmax%/C0.220.32Pmax%/C高倍聚光光伏组件宜布置安装在太阳辐射量较高、直射分量较大的地区，且采集 受精确的跟踪系统制约，精确跟踪系统技术有待提高；现有的跟踪系统价格高，故障 率高。太阳能薄膜电池的光电转换效率低，工程占地面积较大，且存在光致衰减的固有 缺陷，生88、产设备投资大，同时受区域气候状况影响较大，本区域不推荐大规模使用。单晶硅组件与多晶硅组件的比较： (1) 单晶无晶界，材料纯度高，内阻小，温度 升幅较小。多晶硅功率温度系数一般为-0.42%/K 左右，单晶硅功率温度系数一般为 -0.40%/K 左右。同样光照强度下，单晶工作温度比多晶工作温度低，因而功率损失较 低。 (2) 在低辐照度条件下单晶硅电池比多晶硅电池效率衰减小，单晶电池弱光响应 优于多晶电池。 (3) 单晶硅组件全寿命周期的发电量高于多晶组件约 1%2% 。 (4) 单晶硅组件的光电转换效率高于多晶硅组件的效率，在相同的土地上面可以布置更多 容量的光伏组件。根据中国光伏产业发展路89、线图 (2020 年版) ，2020 年，全国组件产量达到 124.6GW ，同比增长 26.4% ，以晶硅组件为主。2020 年，单晶硅片 (P 型+N 型) 市场39XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告占比约 90.2% ，其中P 型单晶硅片市场占比由 2019 年的 60%增长到 86.9%，N 型单晶 硅片约 3.3% 。随着下游对单晶产品的需求增大，单晶硅片市场占比也将进一步增大， 且 N 型单晶硅片占比将持续提升。多晶硅片的市场份额由 2019 年的 32.5%下降至 2020 年的 9.3% ，未来呈逐步下降趋势，但仍会在细分市场保持一定需求量。铸锭单90、晶市场占比达到 0.5% ，未来市场份额保持平稳。图 5.1- 42020-2030 年不同尺寸硅片市场占比变化趋势推荐本工程使用单晶硅组件。目前单晶硅电池主要有 P 型和 N 型两种。 目前市场主流产品是 P 型 PERC 电池， P 型电池掺硼元素，硼与硅分凝系数相当，分散均匀度容易控制，制作工艺简单，成 本较低，平均转换效率达到 22.8%；N 型硅片掺磷元素，磷与硅相溶性差，拉棒时磷 分布不均，N 型硅片通常少子寿命较大，TOPcon 技术电池平均效率达 23.5%，但是工 艺更加复杂。未来随着生产成本的降低及良率的提升，N 型电池将会是电池技术的主 要发展方向之一。采用 N 型组件优91、点有以下几点：1) 采用零 LID 的 N 型电池片，POE 材料 (高电阻率) 进行组件封装，增强抗 PID 能力，双玻阻水性能强，可靠性高，使用寿命高达 30 年。2) N 型双面具有优异的弱光响应效果，低辐照度或阴雨天发电能力强。3) N 型双面高效组件效率温度效率系数0.32%/。4) N 型组件功率衰减较低，首年功率衰减在 1%内，以后每年衰减不超过 0.4%- 40 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告5) 双面因子范围 0.80.9 之间，高于 PERC 双面双面因子。在背面辐照情况相同 情况下，有更多的电能增益。6) N 型双面组件适用于 150092、V 的直流系统设计，节省 BOS 成本。 因此，本工程推荐选用N 型 TOPcon 电池片。表 5.1- 2 2020-2030 年各种电池技术平均转换效率变化趋势图 5.1- 52020-2030 年各种电池技术市场占比变化趋势2020 年市场上硅片尺寸种类多样，包括 156.75mm 、157mm 、158.75mm 、166mm、 182mm 、210mm 等，且各占有一定的市场份额。其中，158.75mm 和 166mm 尺寸占比 合计达到 77.8% ，158.75mm 是现有电池生产线最易升级的方案，166mm 是现有电池 产线可升级的最大尺寸方案，因此将是近 2-3 年的过渡尺寸93、； 156.75mm 尺寸 (包括- 41 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告157mm)由2019 年的主流尺寸下降为17.7%，预计在2022 年左右被淘汰；2020 年 182mm 和 210mm尺寸合计占比约 4.5%，但在 2021 年其占比将快速扩大，或将占据半壁江山， 且呈持续扩大趋势。图 5.1- 62020-2030 年不同尺寸硅片市场占比变化趋势182mm 和 210mm尺寸组件现阶段在组件包装运输、人员施工和接线盒可靠性等 方面存在较明显的差异。1) 组件包装运输，182 尺寸光伏组件通常采用短边垂直于地 面的侧立包装方式，保障了运输的可靠94、性问题，同时长边着地使组件在项目现场放置 时具有较好的稳定性。210 尺寸光伏组件， 由于尺寸较大，包装采取平放于地面的方 式，此方式会因运输中的振动导致组件隐裂乃至破损，且竖立的包装稳定性差，易在 现场施工堆放时倾倒且增加拆包装的难度。2) 现场人员施工的难度。182 尺寸光伏组 件的宽度为 1. 13m ，安装工人双臂自然张开即可抓握住组件，两人的搬运在平坦地形、 甚至山地下仍可稳定实现；210 尺寸光伏组件，其尺寸超过该边界后，影响搬运的平 稳性，人工安装的困难度显著增加，导致工人易疲劳或安装破损率显著提高。3) 接线 盒可靠性。182 尺寸双面双玻组件，选用额定电流 25A 的接线盒 95、(该接线盒使用了 3 个大尺寸的旁路二极管) ，保持了 10%充足的安全余量，充分保障了大电流长时间运 行下的可靠性。210 尺寸光伏组件，至少需要选用 30A 的接线盒， 目前没有成熟且可 靠的方案。双二极管并联的方案一方面二极管数量翻倍，故障率增加了不止一倍；另 一方面双二极管不完全一致导致分流不均进一步增加应用风险；大电流组件还会导则- 42 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告连接器发热量增大，210 组件短路电流在 18A 以上，同等条件下，连接器的发热量是 182 组件的 2 倍以上，极大的增加了安全隐患。综合考虑以上因素，本工程选用 182 型电池片96、尺寸。根据组件供应商提供信息，目前 N 型 182 型组件主流单晶硅太阳电池组件的功率 为 540Wp-570Wp ，且均可在 2022 年第二季度实现量产。采用大容量光伏组件可以有 效减少土地占用面积；相同容量的光伏电站，所需大容量光伏组件数量更少，连接组 件的直流电缆也越少，可以降低投资，也可以降低直流损耗，提高光伏电站系统发电 效率。本项目建设期为 2022 年，表 5. 1- 1 列出了 3 种不同组件的技术参数进行对比，考 虑一定的技术前瞻性可量产性，本工程暂下表 B 型组件进行技术方案设计，具体组件 选型可在工程实施阶段根据招标结果及市场供应情况确定。表 5.1- 3 不同 N 型97、单晶硅太阳能电池组件性能参数对比表型号ABC标准测试条件下峰值功率 (Wp)545560560最佳工作电流 Imp (A)12.6512.8613.21最佳工作电压 Vmp (V)43. 143.5542.4短路电流 Isc (A)13.4613.6713.99开路电压 Voc (V)50 8551 3050 6组件效率 (%)21.321.921.8短路电流温度系数 (%/)0.0460.0460.046开路电压温度系数 (%/)-0.25-0.25-0.26峰值功率温度系数 (%/)-0.31-0.31-0.32输出功率公差 (%)0+30+30+3重量 (kg)32.332.332.5注98、：STC (标准测试环境) ：光谱 AM1.5 ，辐照度 1000W/m ，电池温度 25。由上表可以看出，3 种同等级别峰值功率的光伏组件，各项差异不大，从单位面 积功率方面考虑，B 型最高、A 型最低。B 型光伏组件重量略轻于 A 和 C 。综合考虑 组件效率、组件尺寸、重量等因素，本阶段暂推荐使用 B 型单体功率为 560Wp 的单 晶硅 N 型双面双玻组件，最终太阳能光伏组件选型应根据招标情况确定。- 43 -5.2 逆变器选型5.2.1 逆变器类型概述逆变器主要有集中式、集散式和组串式三种类型，在大型地面电站中均得到应用， 三种逆变器对比如下：5.2.1.1 集中式逆变器集中式逆变器99、是目前技术最成熟、运行最可靠、应用最为广泛的逆变器方案，相 比较集散式和组串式两种逆变器，其单瓦造价最低，单体容量在 500kW-3150kW 之间， 但 MPPT 数量很少，一般为 1-2 路。在地形起伏、朝向多变的环境下，将带来较大的 组件匹配损耗，降低系统综合效率，因此，集中式逆变器主要适用于地形平坦、布置 集中的应用环境。表 5.2- 1 集中式逆变器特性表序号先进特性1规模化设计，支持大方阵设计。2电网无功支撑作用：具备 SVG 功能，节省 SVG 投资。3电网友好性高 ，环境 45温度内 ，额定有功输出同时保证功率因数调节范围为 -0.9+0.9。4发电效率高，三电平技术，最大效率100、 99% ，中国效率 98.49%。5过载能力高，一般支持 1. 1 倍长期过载运行。6技术稳定性，运行可靠，故障率低。5.2.1.2 集散式逆变器集散式逆变器是目前技术最新、性价比较高、近几年应用不断扩大的逆变器方案， 其单瓦造价介于较集中式逆变器和组串式逆变器之间。单体容量在 500kW-3150kW 之 间，通过把传统的 MPPT 功能置于直流汇流箱中，增加了MPPT 路数，一般 500kW 集 散式逆变器 MPPT 路数高达 12 路。在地形起伏、朝向多变的环境下，通过含 MPPT 功能的直流汇流箱，将组件匹配等损耗降低，保证系统综合效率，因此，集散式逆变 器即可用于地形平坦、布置集中101、的应用环境，也可用于地形起伏、朝向多变的应用环境。集散式逆变器主要特点有：- 44 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告1)集中逆变高可靠性集散式逆变器方案与集中式逆变器方案在系统构架上基本 相同，保留了集中式逆变器集中逆变高可靠性的特性；且其带有 MPPT 控制功能的智 能 MPPT 汇流箱在安全保护功能上比传统汇流箱强，具备完善的输入隔离开关、防反 隔离二极管、输出直流断路器等保护装置，具备了各种短路拉弧故障模式的组串级主 动式断路保护功能。2) 集成 SVG 功能。集散式逆变器因单机功率大，配置齐全，具有高性能无功补 偿功能，易于实现无功调节和夜间 SVG 102、功能，可取代光伏电站配置的传统 SVG 功能；3) 支持电网调度能力强。集散式逆变器单机功率大，逆变器数量变少，调度更加快捷和方便、安全；4) 集散式逆变器最大效率可达 99. 1% ，中国效率高达 98.41%；5) 在降低度电成本、提高系统效率、降低运维成本、提升并网电能质量、提高光 伏电站对系统支持等各方面指标也优势明显。集散式逆变器优势指标如下：1) 多路 MPPT 技术：每 MW 子阵多达 4488 路 MPPT ，能够有效的降低因组串 一致性问题 (衰减不一致、组件热斑故障) 、灰尘遮挡不均匀、阴影遮挡及组串朝向、 倾角不一致导致的失配损失，提升系统效率；2) 提升了远距离传输电压103、：采用智能 MPPT 汇流箱替代传统的直流汇流箱，智 能 MPPT 汇流箱内置的 DC/DC 升压电路不但完成了组串的分散 MPPT 控制功能，还 将电压提升到直流 800V ，高于集中式逆变方案汇流箱输出的直流 650V 左右，逆变器 的输出电压也相应地从 315V 提高到 520V ，降低了交直流线损；3) 低启动电压技术：集散式逆变器启动电压 (智能 MPPT 汇流箱) 仅 300V ，优 于领跑者先进性指标要求；4) 含组串级 P-V 特征曲线扫描技术，可定期自动进行组串 P-V 特征曲线扫描， 也可按需实现手动一键启动式组串 P-V 特征曲线扫描， 自动对整个光伏电站、单个发 电单元104、或者单个智能 MPPT 汇流箱下所有组串进行 P-V 特征曲线扫描和对比分析。- 45 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告表 5.2- 2 集散式逆变器先进特性表序号先进特性1规模化设计，支持大方阵设计.2电网无功支撑作用：具备 SVG 功能，节省 SVG 投资。3电网友好性高，环境 45温度内，额定有功输出同时保证功率因数调节范围为-0.9+0.9。4MPPT 路数多，降低组件匹配等损耗。5发电效率高，三电平技术，最大效率 99. 1% ，中国效率 98.41%。6过载能力高，一般支持 1. 1 倍长期过载运行。7组串级 P-V 特征曲线扫描技术，提高电站运105、行监测能力。8直流电压高，智能 MPPT 汇流箱至逆变器之间直流电压达 800V ，降低直流线损。5.2.1.3 组串式逆变器组串式逆变器是目前技术较为成熟，在分布式光伏领域应用较多的逆变器类型， 近几年，由于地面电站的地形条件越来越差，组串式逆变器得到了大规模应用，其单 瓦造价高于较集中式逆变器和集散式逆变器，应用在地面电站中的组串式逆变器单体 容量在 60kW-250kW 之间，一般具有较多的 MPPT 路数。在地形起伏、朝向多变的环 境下，其较多的 MPPT 路数，大大降低了组件匹配等损耗降，提高了系统综合效率， 因此，组串式逆变器在地形起伏、朝向多变的环境具有一定的应用优势，但在地形平106、 坦、布置集中的环境下，由于单瓦造价较高，优势不明显。组串逆变器的主要优点有：1) 组串式光伏并网逆变器最大转换效率高达 99% ，中国效率达 98.49%；2) 组串式光伏并网逆变器多达 12 路 MPPT 跟踪路数，启动电压 200V，跟踪范围 宽达 200V 1500V，静、动态跟踪效率分别高达 99.9%和 99.8% ，能够应对各种类型的 发电场景，提升光伏电站发电量；3) 组串式光伏并网逆变器具有响应电网调度功能，单逆变器能够在 30ms 内执行电网调度指令，无论是多机并联还是单机应用均能够快速响应调度指令。4)组串式光伏并网逆变器具有 8 路高精度组串智能监测功能，监测精度高达 107、0.5%， 能够快速定位组串故障，提升系统可靠性和可维护性；5) 单台逆变器故障影响范围相比传统集中式方案大幅度减少，且故障恢复迅速，- 46 -无需专业人员即可完成，降低故障对发电量的影响。表 5.2- 3 组串式逆变器先进特性表序号先进特性1规模化设计，支持 1.25MW 及以上单元方阵设计，初始投资成本相比较 1MW 方阵，节省7%。2电网无功支撑作用：具备 SVG 功能，可选配。3MPPT 路数多，降低组件匹配等损耗。4发电效率高，三电平技术，最大效率 99% ，中国效率约 98.5%5过载能力高，一般支持 1. 1 倍过载不低于 2 小时运行。6技术稳定性，运行可靠，故障率低。5.2108、.2 逆变器选型及参数本方案选用 3125kW 的集中式箱逆变一体设备，每台设备包括 1 台 3125kW 的集 中逆变器设备以及一台箱变以及相应的附属设施。(1) 高电压大容配比技术采用 1500VDC ，能够减少低压直流线损以及逆变器出口的低压交流线损。提高了 整个系统的光伏发电效率。逆变器支持直流输入支路数量最大 24 路，通过直流侧输入 支路数量和前端汇流箱数量来实现容配比的灵活调整，最大接入容配比 1.8；(2) 降低建设运维成本以及施工成本采用 3. 125MW 的逆变升压单元，在本项目现场环境条件下，可以减少逆变升压单 元数量以及汇流箱数量，降低了后期的运维工程量。同时，主要设备109、均采用器件模块 化进行设计，可以通过插拔的方式进行更换，使得维护方式变为器件级，减少了维护 的时间。逆变器和光伏升压变采用一体机设备，工厂化生产，现场通过吊车将设备直接吊 至已完成的设备基础上，减少逆变器与变压器之间的电缆施工，缩短了施工时间。(3) 逆变器具有类 SVG 功能逆变器具有较大的无功功率输出能力，单台设备功率因数可调范围-0.8+0.8 ，额 定有功时最大能发出 1495kVar 无功，最大可输出 2062kVar 无功功率，可以在大范围 内提供无功功率补偿夜间电缆无功损耗。同时，可接受电网调度，实现有功和无功调- 47 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性110、研究报告节。根据本工程装机容量、安装地点及安装角度和运维等实际情况，结合应用领跑者 对整体发电效率的要求考虑，以及地区整年的气象条件，本项目推荐采用集中式逆变 升压一体机。- 48 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- 49 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告5.3 光伏阵列运行方式在光伏发电系统的设计中，光伏阵列的运行方式对发电系统接收到的太阳总辐射 量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。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111、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。5.3.1 光伏阵列运行方式概述光伏组件的主要安装方式有：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，一年调整方阵倾角 2-6 次，以提高发电量。图 5.3- 112、1 固定式安装方式(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- 50 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告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 3040 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。目前，一套 100kW 的水平单轴跟踪系统的售价约 20 万元；100kW 的斜113、轴跟踪系统的售价约 20-25 万元。图 5.3- 2 水平单轴跟踪方式图 5.3- 3 极轴单轴跟踪方式(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%。- 51 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告目前，一套 100kW 的双轴跟踪系统的价格在 30-35 万元左右。图 5.3- 4 114、双轴跟踪方式5.3.2 光伏阵列运行方式分析固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定或固定可调式初始投资较低、且基本免维护； 自动跟踪式初始投资稍高、需要大量的维护，但年发电量较倾角最优固定式相比 有一定的提高。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：1) 跟踪系统自动化程度高，系统复杂，且缺乏在场址区特殊的气候环境下 (多风 沙、高风压) 的长期实际应用的可靠性验证。在沙尘天气时，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；2) 由于采用跟踪式安装，东西南北两个方向均要保证全年915 点 (真太阳时)时段内对组件不遮挡，留出遮光阴影区域115、， 占地很大。3) 根据气象数据分析，地区最大风速达 31m/s ，风荷载较大，采用跟踪系统对土 建基础的承载要求很高。4) 固定可调方阵电缆一般沿支架敷设，而跟踪支架为了相互不遮挡，支架间距离 普遍较远，因此方阵内的电缆需要通过大量的开挖电缆沟和接地沟，对现有地表植被 造成较大破坏，支架距离的增加导致交直流电缆也增加，系统的电缆损耗也有所增加， 降低了系统的整体发电效率。- 52 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告比较内容固定固定可调平单轴发电量(%)100104105.5占地面积 (万m)8.18.258.4支架造价(元/Wp)0.30.40.67直接投资增116、加百分比(%)100103109运行维护量最小较大很大组件支撑点多点多点多点抗风能力较好较好自动调节,较好发电量 MWh569759256009投资万元132013601470费用效益比0.23170.22950.2447综合考虑以上因素，结合场址规划区域面积、地形等因素推荐本工程的阵列运行 方式为：本工程推荐选用初始投资较低、且支架系统基本免维护的固定支架，做为本 项目的主要支架形式。5.4 光伏阵列设计5.4.1 阵列倾角及方位角的选择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117、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。本项目平地部分采用光 伏阵列朝向正南，山地部分根据山坡走向布置。光伏阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式并网光伏发电 系统，一般选择最佳倾角按 GB50797-2012光伏发电站设计规范的要求，倾角宜使 光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。根据本光伏站址代表年的月平均太阳能辐射情况，计算不同倾斜角度条件下采用 固定式光伏阵列表面的太阳能总辐射量。根据不同倾斜角度条件下的固定式光118、伏阵列表面的太阳能总辐射量，画出组件表- 53 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告Hs太阳 L面太阳辐射年总量与倾斜角度之间的拟合曲线。固定式光伏阵列倾角采用 40时阵列 面接受到的太阳能辐射能量最大，此时阵列面上接收到的年辐射量为 1882kWh/m。5.4.2 光伏阵列划分考虑工程建设的管理、施工和电站的运行和维护管理，电站主要设备选择的情况 以及场地的地形条件，本工程拟将场区分成 960 个子方阵，每个子方阵交流侧容量 3. 15MW。5.4.3 阵列间距的确定太阳高度的变化，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119、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，也增大了输电电缆的投资和线缆损耗，因此，必须综 合考虑，确定合理的阵列间隔。按照经验，当阵列各排布置间距保证每天 9:0015:00(当地真太阳时) 时段内前、 后、左、右互不遮挡，则可认为对电池的的输出基本没有影响，对北半球，即要求冬 至日当天 9:0015:00 (当地真太阳时) 时段内前、后、左、右互不遮挡。根据光伏发电站设计规范 (GB50797-2012) 影长计算公式如下：D=LcosLsin (0.707tan0.4338)/120、(0.707-0.4338tan)式中是当地地理纬度，是阵列倾角，L 是阵列倾斜面长度。投影公式参数关系示意如下图：D图 5.4- 4 投影参数关系示意图- 54 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告根据光伏发电站设计规范 (GB50797-2012) ，经 Pvsyst 软件优化模拟计算， 固定支架，朝向正南，倾角 40 ，选定南北方向中心距 16m。5.4.4 电池组件串并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳 能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定 容量确定。5.4.4.1 串联数量的121、确定根据初步选定 N 型 560Wp 光伏组件参数和集中式逆变器，结合光伏发电站设 计规范 (GB50797-2012) 公式计算电池组件串联计算如下：N Voc 1+t(d)cm2(ax)5)KV Vpm 1 +Vmp(t，p2(in)5) KV， N Vpm 1 m(t(p)2(ax)5) KV，式中：Kv光伏组件的开路电压温度系数；Kv光伏组件的工作电压温度系数；N光伏组件的串联数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Vmpptmax逆变器允许的最大直流输入电压Vmpptmin逆变器允许的最小直流输入电压Voc光伏组件的开路电122、压Vpm光伏组件的工作电压代入组件参数及逆变器参数进行计算，推荐光伏组件串联数量为 24 块。5.4.5 光伏组件排列方式结合固定可调的分季节调整的特点，为减少调整成本，采用竖向布置方式。同时 结合光伏组件的串并联数量，支架单元采用竖向212 布置方式。逆变器布置于每行- 55 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告支架中间，箱变位于子阵中心，共 960 个子阵。5.4.6 方阵接线方案设计本工程共安装光伏组件 N 型 560Wp 单晶硅双玻双面发电组件 3GW。整个光伏电站划分为 960 个子阵，每个子阵 3. 15MW 。相邻两个太阳电池组件通 过防水密封接头起123、来，以实现光伏阵列的串联。每 24 块电池板组成 1 个电池组，逆变 器直流侧电压选用 1500V 系统，逆变器交流侧并网电压选择为 800V ，经逆变为交流 电，接入 35kV 箱式变电站，升压后经集电线路接入 220kV 升压站。具体接入系统方案将在接入系统报告评审后批复确定。5.5 辅助技术方案本项目不设光伏组件自动清洗装置，如确实需要清洗时，可进行人工清洗。光伏电站需安排专人或委托当地清洗公司对光伏组件表面灰尘、污染物进行清洁 处理。清洁方案包括一般性除尘、局部清洗、整体清洗三种方式，清洗应在辐照度低 于 200W/m的情况下清洁光伏组件，严禁在风力大于 4 级、大雨、大雪的气象条件下124、 清洗光伏组件。组件清洗的频率需根据逆变器的功率输出情况进行调整，当电站输出 功率下降至 80%以下时，需立即组织清洗。为了不影响发电，应在日落后清洗组件。一般性除尘：一般情况下，采用掸子或干拖布对光伏组件表面的灰尘进行清洁， 以减少灰尘的发电量的影响。局部清洗：当光伏阵列某个局部有鸟粪便等较难去除的污染物时，将用清水对光 伏阵列进行局部清洗，再用干净的软布或海绵将水轻轻擦干。严禁使用腐蚀性溶剂或 用硬物擦拭光伏组件。整体清洗：当由于清洁间隔时间长或恶劣气候造成光伏组件表面灰尘积累较厚时， 需要对光伏阵列进行整体清洗。由于站址所在地冬季时间较长，当降雪量比较少时，由于阵列支架倾角比较大， 可以125、不作专门的防雪措施，利用太阳光照射自然融化滑落。为如遇大规模降雪时，在 降雪停止后，需及时组织人力刮擦清除组件表面积雪，将损失降低到最小程度。- 56 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告5.6 系统效率计算运行期光伏电站的生产工艺流程为：通过太阳辐照，经直流发电单元 (将太阳能 转化成直流电能，再经逆变产生交流电) ，再经 35kV 升压箱变，将电压升至 35kV 后， 由 35kV 集电线路汇集至 220kV 升压站，经 220kV 主变压器升压后，通过 220kV 架空 线路送入系统电网。综合效率系数包括：光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数126、 光伏发电系统可利用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、 光伏组件表面污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数。PR-首年光伏电站系统效率K1-光伏方阵的倾角和方位角修正系数K2-光伏组件类型修正系数，单晶硅取 1。K3-光伏发电系统可利用率K4-光照利用率K5-逆变器效率K6-集电线路损耗K7-升压变压器损耗K8-光伏组件表面污染修正系数K9-光伏组件转换效率修正系数相关修正系数及提升措施如下：1) 光伏方阵的倾角、方位角修正系数 K1：光伏方阵的倾角、方位角修正系数是 将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵阵列面上的折算系数，根据组件的安装方式， 结合站址所在地太阳能资127、源数据及纬度、经度，进行计算。本项目直接采用斜面辐射 量计算，因此无需进行倾角、方位角修正，K1 取值 1.0。2) 光伏组件类型修正系数 K2：考虑组件类型修正系数是由于光伏组件的转换效 率在不同辐照度、波长时不同，该修正系数应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池可取 1.0。本项目全部选择高效晶体硅电池，K2= 1.0。- 57 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告3)光伏发电系统可利用率 K3:光伏发电系统可利用率为n = 8760 一 (故障停用小时数 + 检修小时数) 100 %8760由于年故障小时数及检修小时数取值相较于年小时数来说很小，对主要128、设备招标 时提出高标准的技术要求，设备生产时进行第三方监造，严格控制设备质量；本项目 采用智能运维站控系统，具备 IV 曲线扫描功能，准确指出故障点，大幅减少人工排查 时间，使用智能逆变器自动分析组串的运行状态同时预判落后设备分析，预防事故的 发生,保证整套光伏系统安全可靠的运行。光伏发电系统可利用率 K3 可提高至 0.98。4) 光照利用率 K4： 由于障碍物可能对光伏方阵上的太阳光造成遮挡或光伏方阵 各阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源利用会有影响，因此应考虑太阳光照利用率。 光照利用率取值范围小于或等于 1.0。组串逆变器低启动电压设计，本项目采用组串式逆变器，500- 1500V 的宽129、输入电 压范围，在较低的太阳能辐照条件下条件下即可发电，即在光照条件满足组件启动时， 将太阳能转换为电能，送入电网。在本项目位于地势平坦开阔地区，周围没有高大建 筑物，按规程规范计算手动固定可调间距，保证全年 9:00 15:00 (真太阳时) 时段内不受光照遮挡,经计算 K4=0.975。5) 逆变器效率 K5:逆变器效率是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权平均效率。即为逆变器中国效率 (提供检验报告) 。本次逆变器效率修正系数取值逆变器中国效率 K5=0.985。6)集电线路损耗 K6:包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗;逆变器至箱变之 间的交流电缆损耗;箱变至升130、压站 35kV 电缆损耗。采用安全可靠的铜芯电缆，适当提高选用电缆截面，严格控制铜芯电缆压降，在 1000W/m标准太阳辐照所对应的光伏组件额定输出电流条件和等效传输线径条件下， 连接在同一 MPPT 追踪支路下的任意两个光伏组串之间最大直流电压损失的差值不得 超过 DC3.3V 。连接在同一台逆变器下的任意光伏组串的最大直流电压损失绝对值不 得超过 5.5V 。在组串式逆变器的额定输出功率条件、额定工作电压条件和等效传输线 径条件下，从任意一台逆变器输出到箱式变压器低压侧的交流电缆损耗不得超过逆变- 58 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告器额定功率的 3.0131、% 。经计算:K6=0.97。7) 升压变压器损耗 K7：包括光伏场区箱变损耗;升压站主变损耗;升压站站用变及无功装置损耗。本项目使用 3150kVA 变压器，选用低损耗的 S11 型变压器，适当降低变压器的空 载损耗与负载损耗。经计算，本项目箱变损耗 0.9894 ，升压站主变损耗 0.9943 ，升压 站站用损耗及无功装置损耗为 0.9934 。K7=0.98。8) 光伏组件表面污染修正系数 K8：光伏组件表面污染修正系数是指光伏组件表 面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而产生的遮光影响,该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。根据常规统计污秽程度对发电量的影响在 2%6% (无人工清洗132、情况下) ， 白城 地区春秋季节风沙较大，考虑在组件玻璃上使用 SSG 纳米材料涂层，增加玻璃的自洁 能力，减少灰尘吸附，并起到增透作用；另外组件固定可调支架采用自动清洁机器人， 加强对组件的清洗。K8=0.985。9) 光伏组件转换效率修正系数 K9：光伏组件转换效率修正系数应考虑组件首年 衰减；组件逐年衰减；组件功率温度修正系数；组件失配损失修正系数等因素。本项 目 K9 取值 0.965。通过以上各项系数取值，本工程光伏发电系统综合效率计算结果如下表：表 5.6- 1 光伏发电系统首年综合效率计算表序号修正系数名称取值K1光伏方阵的倾角、方位角修正系数100.0%K2光伏组件类型修正系数133、100.0%K3光伏发电系统可利用率98.0%K4光照利用率97.5%K5逆变器效率98 5%K6集电线路损耗97.0%K7升压变压器损耗98.0%K8光伏组件表面污染修正系数98.5%K9光伏组件转换效率修正系数96.5%光伏系统首年系统效率 PR=(K2K3K4K5K6K7K8K9)85.0%- 59 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告本项目采用双面光伏组件，按地区太阳能辐射量水平、支架的安装方式、双面组 件背面率。5.7 年上网电量光伏发电站发电量可按以下公式计算：P A AZ SE = H P E K式中：Ep上网发电量 (kWh) ；HA阵列表面太阳能134、总辐射量 (kWh/m ) ；PAZ组件安装容量 (kWp) ；Es标准条件下的辐照度 (常数=1kW/m ) ；K综合效率系数。根据光伏组件电池组件 25 年衰减率，按照分段线性衰减计算，第 1 年衰减 1.0%，第 2 年至 25 年，每年衰减 0.40% ，整个生命周期组件总衰减 10.6% ，并按此计算得出 25 年分年发电量。光伏电站 25 年年均发电量约 4392000MWh ，25 年总发电量为 9767303.466MWh。 首年利用小时数为 1600 小时，25 年年平均利用小时数为 1464 小时。- 60 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告135、6 电气6.1 电气一次6.1.1 概述XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目装机规模 3GW ，建设六座 220kV 变 电站；其中每个变电站容量 500MW ，安装 2 台 200MVA 、1 台 100MVA 主变压器， 拟通过两回 220kV 线路接入附近 500kV 系统站，每回线路采用2LGJ-240/35 钢芯铝 绞线。6.1.2 设计依据1光伏发电工程验收规范 GBT50796-20122光伏电站接入电网技术规定 Q/GDW617-20153光伏发电站设计规范 GB50797-20124电力工程电缆设计标准 GB50217-20185电气装置安装工程电缆线路施工及验收规136、范 GB50168-20186变电站总布置设计技术规程 DL/T5056-20077220kV750kV 变电站设计技术规范 DL/T5218-20128高压配电装置设计技术规程 DL/T535220189火力发电厂变电站设计防火规范 GB50229-201910建筑设计防火规范 GB50016-201411火灾自动报警系统设计规范 GB50116-201312交流电气装置的接地设计规范 GB/T50065-201113交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范 GB/T50064-201414建筑物防雷设计规范 GB/T50057-201015电力工程电缆设计标准 GB-52017-2018137、16导体和电器选择设计技术规定 DL/T5222-201617电力工程直流电源系统设计技术规程 DL/T5044-201418火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程 DL/T5136-201219220500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程 DL/T5149-2020202201000kV 变电站站用电设计技术规程 DL/T5155-201621电力工程交流不间断电源系统设计技术规程 DL/T5491-201422火力发电厂和变电所照明设计技术规定 DL/T5390-2014- 61 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告23建筑物照明设计标准 GB50034138、-201324电流互感器和电压互感器选择及计算过程 DL/T866-201525低压配电设计规范 GB50054-201126通用用电设备配电设计规范 GB50055-201127公共建筑节能设计标准 GB50189-201528国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施 (修订版) 国家电网设备2018979 号29电力系统网源协调技术规范 DL/T1870201830其它现行国家及行业技术标准31工程建设标准强制性条文6.1.3 电网现状吉林省电网位于东北电网的中部，覆盖省内的长春、吉林、四平、辽源、通化、 白山、 白城、XX和延边 9 个供电区。电网南连辽宁省电网、北接黑龙江省电网、西 接139、蒙东电网。在满足本省电力供给和向东北主网送出水电调峰的同时，还肩负着东北500 千伏电网东电西送、北电南送的重任，是东北电网南北电力交换的重要通道。吉林省电网现已实现黑吉断面、吉辽断面、蒙吉断面 500 千伏/220 千伏解环运行。 其中：与黑龙江省电网经 500 千伏合南 1 、2 号线、永包线、林平线联网运行，与辽宁 省电网经 500 千伏丰徐 1 、2 号线、蒲梨 1 、2 号线联网运行，与蒙东地区电网经 500 千伏兴甜 1 、2 号线、扎向 1 、2 号线和扎昌 1 、2 号线联网运行。截止 2020 年底，全省现有 500 千伏变电站 17 座，变电总容量 2685.5 万千伏安，140、 运行的 500 千伏线路长度为 5405 公里；220 千伏变电站 95 座，变电总容量 2538.5 万 千伏安，运行的 220 千伏线路长度 12691 公里。预计“十四五”期间，全省规划新增 500 千伏变电容量 1910 万千伏安，新增 500 千伏线路 1592 公里，新增 220 千伏变电 容量 1064.7 万千伏安，新增 220 千伏线路 4304. 1 公里，整体网架结构将进一步增强。6.1.4 设计规模XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项目装机容量为 3GW ，分为 4 个容量为 500MW 的 220kV 升压变电站建设。每个升压站接入 160 组逆变升压单元，141、相对应设 置 160 台箱逆变一体机，并采用 20 回 35kV 电缆方式送入新建 220kV 升压站 35kV 母 线上。- 62 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告每座新建 220kV 升压站安装 2 台电压等级为 230/36.75kV ，容量为 200MVA； 1 台电压等级为 230/36.75kV ，容量为 100MVA 的有载调压升压变压器。35kV 侧采用三 段单母线接线， /段 35kV 母线分别设 1 回主变进线，8 回 (4 回) 光伏出线、1 回 SVG 动态无功补偿出线、1 回接地 (兼站用) 变压器出线、1 回 PT 出线、1 回储能142、 出线。220kV 侧为单母线接线，3 个主变出线间隔，1 个 PT 间隔，2 个出线间隔。6.1.5 电气主接线6.1.5.1 光伏场区电气主接线根据本项目装机容量，每座升压站设置 160 台容量为 3125kW 箱逆变一体机。每 个发电单元容量为 3. 15MW ，由 14 台/15 台汇流箱、336/360 个组串构成，总计 160 个 发电单元；每 24 串接入一台汇流箱。箱逆变一体机方案：光伏场区以 3. 15MW 为一个发电单元将光伏区划分为 160 个 子阵，每个子阵配备一台 3125kW 集中式箱逆变一体机升压至 35kV，每 7 台或每 8 台 集中式箱逆变一体机通过电缆并接143、，采用电缆敷设方式分组送至 220kV 升压站 35kV 开关柜，最终通过3 台230/36.75kV 电力变压器升压至220kV，再由升压站以两回220kV 输电线路接入电网。6.1.5.2 升压站电气主接线a)升压站电气主接线电气主接线设计方案的选择要满足可靠性、灵活性和经济性的要求。根据本工程 的实际情况对 220kV、35kV 侧主接线方式的考虑有不同的侧重点，设计的主接线方案 如下：35kV 侧采用三段单母线接线，/段 35kV 母线分别设 1 回主变进线、8 回 (4 回) 光伏出线、1 回 SVG 动态无功补偿出线、1 回接地变压器出线、1 回 PT 出线、1回储能出线。220k144、V 侧为单母线接线，3 个主变出线间隔，1 个 PT 间隔，2 个出线间隔。 b) 35kV 电气主接线新建 35kV 侧为三段单母线接线，每段母线设 1 回主变进线，8 回 (4 回) 光伏出 线、1 回接地变压器出线、1 回 PT 出线、1 回接地变出线、1 回储能出线、1 回 SVG- 63 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告动态无功补偿出线，配置 1 组容量为60Mvar 、 60Mvar 、 30Mvar 的 SVG 动态无功补偿装置。35kV 系统与主变压器之间采用 35kV 管母线连接。c)主变压器 220kV 中性点接地方式主变压器 220kV 145、中性点宜采用直接接地方式。按照“交流电气装置的过电压保护 和绝缘配合设计规范” (GB/T50064-2014) ，多雷区单进线变电站且变压器中性点引出 时，宜装设 MOA。本项目 220kV 为单路进线，共计 3 台 230/36.75kV 主变压器。推荐采用主变压器 中性点经 MOA 接地。d) 35kV 系统接地方式新建 35kV 系统采用小电阻接地方式设计。升压站 35kV 电源进线侧集电线路数量 较多，电力电缆数量较长，35kV 系统单相接地电容电流较大。拟采用设置接地变方式， 当线路侧发生单相接地故障时，快速切断该回路，以确保电力电缆及光伏场区的安全。e ) 站用电源及引接方式按照146、先前所做 220kV 升压站经验，本升压站站用变容量选为 500kVA 。站内设置 一台站用变。本工程施工变压器型号为 S10-400/ 10 ，10/0.4kV ，Dyn11,施工用电取自 临时用电，运行期间该变压器作为站用变的备用变压器。6.1.6 短路电流新建 220kV 升压站设备主要参数如下：220kV 额定开断电流：50kA (3S)220kV 额定关合电流：125kA35kV 额定开断电流：31.5kA (4S)35kV 额定关合电流：80kA本项目升压站电气参数暂按上述选取。6.1.7 主要电气设备选择6.1.7.1 主变压器名称技术参数220/35kV 升压电力变型号：SZ1147、1-200000/230 、SZ11- 100000/230；- 64 -名称技术参数压器额定容量：200 、100MVA额定电压：230 81.25%/36.75kV接线组别：Yn,d 11阻抗电压：Ud=14%冷却方式：ONAN调压方式：高压中性点带负荷调压有载调压开关：主变压器本体附有载调压开关，采用合资或进口有载调压开关变压器套管：智能干式玻璃钢变压器套管局部放电：在 1.5 倍最高运行电压下，局部放电量应100PC噪声 (在额定参数下运行) ：在距变压器 2m 处噪声65 分贝电晕：在 1. 1 倍最高运行电压下无线电干扰电压500V ，并在晴天夜晚无 可见电晕。变压器油：选用克拉玛148、依 45变压器油6.1.7.2 35kV 箱逆变一体机本工程从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多， 会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备， 可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆 变器发生故障时，发电系统损失发电量过大，本项目为地面集中式光伏，地块比较集 中，建议采用 1500V 系统 3125kW 集中式箱逆变一体机，每个方阵采用 14 台/15 台 24 进 1 出的直流防雷汇流箱。逆变升压单元和与其配套的光伏组件构成 1 个 3. 15MW 光伏方阵单元，本期工程共包括 160 座 3.149、 15MW 光伏方阵单元。本工程站址在地面上，35kV 集电线路电缆采用直埋敷设方式，考虑到电缆在土壤 里敷设对电缆载流量校正系数的影响，汇集的箱变较少，载流量偏小时选用铝合金电 缆；汇集的箱变较多，载流量偏大时选用铜芯电缆，本工程 35kV 集电线路电缆拟选 用 ZR-YJLHY23-26/35 及 ZR-YJY23-26/35 型电力电缆。a ) 型式阻燃型 35kV 交联聚乙烯绝缘钢带铠装电力电缆。- 65 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告b) 性能参数1) 额定电压 U0/U：26/35kV2) 工频 5min 耐压：91kV3) 电缆线芯温度导体最高150、允许工作温度：90 短路时 (最长持续时间 5s) 允许温度：250c ) 电缆截面选择1) 逆变升压单元高压侧电力电缆选择本项 目单台箱逆变一体机容量为 3125kW ，箱逆变一体机高压侧工作电流为 54. 13A ，考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 中计算规 定，拟选择 1 根 ZR-YJLHY23-26/35,350 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铝合金芯电力 电缆。2) 两组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择两组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱逆变一体机高压侧工作电流为 108.26A ， 考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 151、中计算规定，拟选择 1 根 ZR-YJLHY23-26/35,370 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铝合金芯电力电缆。3) 三组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择三组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱逆变一体机高压侧工作电流为 162.38A ， 考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 中计算规定，拟选择 1 根 ZR-YJLHY23-26/35,3150 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铝合金芯电力电缆。4) 四组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择四组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱逆变一体机高压侧工作电流为 216.51A ， 考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50152、217-2018 中计算规定，拟选择 1 根 ZR-YJLHY23-26/35,3240 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铝合金芯电力电缆。5) 五组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择五组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱逆变一体机高压侧工作电流为 270.64A ， 考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 中计算规定，拟选 择 1 根 ZR-YJLHY23-26/35,3400 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铝合金芯电力电缆。- 66 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告6) 六组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择六组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱153、逆变一体机高压侧工作电流为 324.77A ， 考虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 中计算规定，拟选择 1 根 ZR-YJY23-26/35,3300 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铜芯电力电缆。7) 七组逆变升压单元高压侧汇流电力电缆选择七组逆变升压单元高压侧并联汇流时箱逆变一体机高压侧工作电流为 378.9A，考 虑电缆直埋敷设，根据电力工程电缆设计标准GB50217-2018 中计算规定，拟选择 1 根 ZR-YJY23-26/35,3400 三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装铜芯电力电缆。综上所述：箱 逆 变 一 体 机 之 间 及 至 升 压 站 电 力 电 缆 154、采 用 35kV 电 缆 ， 型 号 为 ZR-YJLHY23-26/35kV 及 ZR-YJY23-26/35kV；该电缆采用直埋敷设的方式。6.1.7.3 220kV 配电装置设备本工程为新建升压站项目，考虑设备可靠性及占地面积等因素，220kV 电气设备 推荐选用户内GISSF6 组合电气设备。SF6 全封闭组合电气主要参数：户内型,252kV, 1250A ，50kA/3S, 125kA。a)断路器选择：本工程 220kV 断路器推荐选用 SF6 断路器，附弹簧机构，220kV 线路线变组接线，主变压器间隔断路器三相机械联动操作。断路器的主要技术参数如下表：名称技术参数SF6 断路器额155、定电压：220kV最高电压：252kV额定频率：50HZ额定电流：1250A额定短路开断电流：50kA额定短时耐受电流：50kA (3s)额定短路关合电流：125kA (峰值)额定峰值耐受电流：125kA额定操作顺序：分-0.3S-合分- 180S-合分合闸时间：60ms- 67 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告分闸时间：30ms重合闸无电流间隙时间：300ms机械操作的次数：5000 次断路器三相分闸不同期性：3ms断路器三相合闸不同期性：5ms噪声水平： 110dB操作机构：弹簧或液压机构b)隔离开关选择：本工程隔离开关主要技术参数如下表：名称技术参数隔离156、开关额定电压：220kV最高电压：252kV额定频率：50HZ额定电流：1250A额定短时耐受电流：50kA (3s)额定峰值耐受电流：125kA合闸时间：60ms分闸时间：30ms机械操作的次数：2000 次主操作机构： 电动机构接地刀操作机构： 电动机构分、合电感电流：0.5A分、合电容电流：1A爬电距离：7812mm支柱绝缘子：高强瓷c ) 电流互感器选择：本工程电流互感器的主要技术参数如下表：名称技术参数电流互感器额定电压：220kV最高电压：252kV额定频率：50HZ额定电流比：2400/ 1A 、800/ 1A- 68 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研157、究报告准确级：0.2S/0.5/5P30/5P30；5P30/5P30/5P30/5P30容量：15VA/ 15VA/ 15VA/ 15VA；15VA/ 15VA/ 15VA/ 15VAd)电压互感器选择：本工程 220kV 母线电压互感器推荐选用电容式电压互感器，供测量、保护和同期用。电容式电压互感器的主要技术参数如下表：名称技术参数电容式电压互感器额定电压：230kV最高电压：252kV额定频率：50HZ额定电压比：220/3/0. 1/3/0. 1/3/0. 1kV二次组合：0.5(3P)/0.5(3P)/6P二次额定负载:50/50/ 100VA电压互感器二次接线盒防护等级:IP54局158、放：不超过 10PC。6.1.7.4 35kV 电气设备选择本项目 35kV 配电装置布置方式拟推荐为户内型式，单列布置。a)高压开关柜35kV 配电装置采用屋内布置，选择交流金属封闭型中置式高压开关柜，配置真空 断路器。高压开关柜应选用LSC2 类 (具备运行连续性功能) 、“五防”功能完备的产 品，装设具有自检功能的带电显示装置，并与接地开关 (柜门) 实现强制闭锁。 电缆 连接端子距离开关柜底部应不小于 700mm 。满足国家电网有限公司“十八项电网重大反事故措施 (2018) 979 号”要求。1)主变进线开关柜技术参数如下表：序号名称主要参数具体数值01主变进线开关柜最高工作电压40159、.5kV额定电流4000额定频率50Hz额定开断电流31.5kA (4s)额定关合电流80kA外壳防护等级IP4X- 69 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告数量3 面2) 无功补偿开关柜技术参数如下表：序号名称主要参数具体数值02无功补偿开关柜最高工作电压40.5kV额定电流1250A额定频率50Hz额定开断电流31.5kA (4s)额定关合电流80kA外壳防护等级IP4X数量3 面3) 集电线路开关柜技术参数如下表：序号名称主要参数具体数值03集电线路开关柜最高工作电压40.5kV额定电流630A额定频率50Hz额定开断电流31.5kA (4s)额定关合电流160、80kA外壳防护等级IP4X数量20 面4) 接地变开关柜技术参数如下表：序号名称主要参数具体数值04接地变开关柜最高工作电压40.5kV额定电流630A额定频率50Hz额定开断电流31.5kA (4s)额定关合电流80kA外壳防护等级IP4X数量3 面5) 电压互感器开关柜技术参数如下表：序号名称主要参数具体数值05电压互感器开关柜最高工作电压：40.5kV变比：3530. 130. 13/0. 13- 70 -kV额定频率：50Hz额定开断电流：31.5kA (4s)熔断器额定电流：0.5A一次消协装置：1 套外壳防护等级：IP4X数量：3 面6) 储能出线开关柜技术参数如下表：序号名称主161、要参数具体数值06储能出线开关柜最高工作电压：40.5kV额定电流：630A额定频率：50Hz额定开断电流：31.5kA (4s)额定关合电流80kA外壳防护等级：IP4X数量：3 面b)35kV 动态自动无功补偿装置在升压变电站 35kV 母线上装设动态无功自动补偿装置，确保升压变电站电压水 平和功率因子在合格范围内。在主变低压侧配置一套 SVG ，按主变容量的 30%选取。本项目推荐选用 35kV 母线装设 SVG 型动态自动无功补偿装置。共计 2 套容量从 容性 60Mvar 连续调整至感性 60Mvar 的60Mvar 及 1 套容量从容性 30Mvar 连续调整 至感性 30Mvar162、 的30Mvar 静止型、水冷式、直挂式动态无功补偿成套装置，装置调 节的响应时间10ms 。本期安装 1 套，接于主变压器低压侧 35kV 母线上。SVG 阀体主要技术参数如下表:额定频率50Hz额定容量60Mvar 、30Mvar额定电压35kV最高电压40.5kV- 71 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告额定电流990 、495A容量调节范围从额定感性容量到额定容性容量连续可调冷却方式水冷平均损耗 1%谐波特性 1.4 。截波配合系数：220/ 154= 1.43 1.4 。35kV 电气 设备绝缘水平参数的选择经核算满足配合要求。3)变压器中性点设备绝163、缘配合变压器中性点设备的绝缘水平系统标称电压(kV)系统最高电压(kV)中性点接地方式雷电全波和截波 耐受电压 (kV)短时工频电压(有 效值) (kV)14411618585表 6.1-2 中性点氧化锌避雷器的主要参数序号参数数值110kV1额定电压 (kV ，有效值)1442最大持续运行电压 (kV ，有效值)116- 75 -3操作冲击残压 (kV ，峰值)2994雷电冲击 1.5kA 残压 (kV ，峰值)320配合系数：110kV：320/ 186= 1.72 1.4 。变压器中性点设备绝缘水平参数的选择经核算满足配 合要求。d) 接地保护依据交流电气装置的接地设计规范，升压站部分主164、接地网采用方格型布置方 式。为降低接地网接地电阻值，主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅，所有 电气设备和构架等均采用2 根接地引下线与主接地网可靠连接，构架避雷针与主接地 网连接处设集中接地装置。由于本升压站部分为大接地电流系统，接地电阻值按 2000/I 进行计算。经计算，接地体采用截面-606 的热镀锌扁钢，主接地网接地电阻值0.5 欧姆，满足接触电势和跨步电势要求。升压站部分的电缆沟内，端子箱内电缆沟，新增 35kV 配电装置室、220kVGIS 室 内电缆沟均设置等电位接地网。该等电位地网应与升压变电站主地网一点相连，连接 点设置在二次设备间的电缆沟道入口处。为保证连接可靠，等电165、位地网与主地网的连 接应使用4 根及以上，每根截面积不小于 50mm的铜排 (缆) 。6.1.9 电气设备布置及配电装置型式6.1.9.1 场区部分本项目光伏场区内集中式箱逆变一体机采用管桩平台基础，基础面高出地面 1.5米，每台集中式箱逆变一体机布置于所属的阵列单元中心，且位置临近场内路，方便 日后检修与维护。光伏场区内的低压交流电缆采用电缆桥架敷设方式，集电线路采用直埋及电缆桥 架敷设方式，并在转角处设立电缆标志桩，以方便日后电缆的维护。6.1.9.2 升压站部分升压站部分 220kV 配电装置布置在#3 主变的北侧，220kV 配电装置推荐采用户内 GISSF6 组合电气设备，共 3 台166、主变压器。35kV 屋内配电装置室、接地变、无功补偿装置布置在升压站南侧。集电线路进线- 76 -20 回，朝北侧电缆进线；35kV 无功补偿装置 3 套；35kV 接地变 3 组。 35kV 配电装置推荐采用屋内高压开关柜，单列布置方式。35kVSVG 装置采用水冷、直挂式，户外布置在升压站东侧。SVG 装置的功率单 元、控制柜、水冷系统 (除散热器) 户内建筑物布置，连接电抗器、启动装置、隔离 开关、氧化锌避雷器等布置在室外。35kVSVG 装置与 35kV 高压开关柜间采用高压电 缆连接。35kV 接地变压器系统为户外型，布置在 35kV 屋内配电装置室与 SVG 室中 间位置，其与高压167、开关柜间采用高压电缆连接。220kV 配电装置与 35kV 配电装置室采用平行布置，主变压器布置在 220kV 屋外 配电装置与 35kV 配电装置室的中间位置。生产区由东向西再向北依次按 SVG 装置-接地变-35kV 屋内配电装置室-主变压器 -220kV 配电装置的顺序排列布置。6.1.9.3 站用电及照明表 6.1-3 站用电源负荷统计计算结果表序 号名称单位容量(kW)台数容量 (kW)安装运行安装运行一、动力负荷1220kV 动力负荷5552通信电源2626263直流电源3030304UPS 电源1010105给水泵及深井水泵1010106给水气压罐222 P1=83kW二、 电热168、负荷1户外箱体加热2222220kVGIS 加热及照明222335kVSVG 加热及照明102210104220kV 配电室电加热303030535kV 配电室电加热101010- 77 -6主控室电加热505050 P2= 104kW三、照明负荷1屋外配电装置照明1010102生产楼照明202020335kV 配电装置室照明2020204其他101010 P3=60kWP1 负荷同时率取 0.85平均功率因素取 COS=0.9计算负荷：S= (0.85P1+P2+P3) /COS=26061根据以上的负荷计算统计，站用变容量按最终规模单台带全站负荷考虑，站用变 压器容量选择为 500kVA。169、6.2 电气二次6.2.1 设计依据继电保护和安全自动装置设计规程GB/T14285-2006火灾自动报警系统设计规范GB50116-2013地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5002-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-201435kV220kV 无人值班变电站设计规程DL/T5103-2012电力装置的电测量仪表装置设计规程GB/T50063-2017电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T5147-2001电能量计量系统设计技术规程DL/T5202-2004光伏电站接入电力系统规定GB19964-2012火力发170、电厂、变电站二次接线设计技术规程 (DL/T5136-2012) 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 (原国电发2000589 号)国家电网公司十八项电网重大反事故措施 (试行) 继电保护专业重点实施要求- 78 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告新能源并网运行反事故措施要点 (国家电网调2011974 号)电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 (国家经济贸易委员会第 30号令，2002 年)电力监控系统安全防护总体方案 (国能安全201536 号)国家发改委 2014 年第 14 号令电力监控系统安全防护规定和国能安全 2015 第36 号文国家171、能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知国网调网安2018 10 号并网新能源场站电力监控系统涉网安全防护补充方案 并网电源一次调频技术规定及试验导则GB/T40595-20216.2.2 设计原则本项目总容量为 3GW，4 个 220kV 升压站，6 个 220kV 升压站的电能汇集到 500kV 变电站再接入系统，本章节主要介绍光伏场区及 220kV 升压站的电气二次部分，下面 介绍一个 220kV 升压站的电气二次及通信配置。光伏电站采用无人值班、少人值守的计算机监控系统。本系统以智能化电气设备 为基础， 以串行通讯总线为通讯载体，将箱逆变一体机、站内 0172、.38kV/35kV/220kV 电 气系统和辅助系统在线智能监测和监控设备等组成一个实时网络。通过网络内信息数 据的流动，采集上述系统全面的电气数据进行监测， 以采集的数据为基础进行分析处 理，建立实时数据库、历史数据库，完成报表制作、指标管理、保护定值分析与管理、 设备故障预测及检测、设备状态检修等电站电气运行优化、控制及专业管理功能。计算机监控系统分为站控层和间隔层，站控层设备包括一台工程师站和两台操作 员站，一台五防工作站。220kV 升压站间隔层设备集中布置在继电器室 (35kV 配电装 置的监控设备安装在开关柜内) ，光伏发电系统的间隔层设备布置在就地，通过光缆 与站控层通讯。6.173、2.3 监控系统光伏电站工程按照“无人值班，少人值守”的原则设计。全站设一套计算机监控 系统，采用集电站运行数据采集 显示 数据传输等功能为一体的综合自动化监控系 统。- 79 -本光伏电站计算机监控系统分为两部分：第一部分为升压站的监控单元 (简称升 压站监控系统) ，第二部分为光伏发电站组件设备的计算机监控单元(简称站控系统)。6.2.3.1 升压站监控系统升压站监控系统采用分层、分布式网络计算机监控系统，以间隔为单位，按对象 进行设计。a ) 系统结构系统结构采用两层设备的网络结构。即站级控制层设备和间隔层监控单元。站级控制层设备由一套计算机网络连接的操作员工作站 (双套主机) 和二台中174、央 管理单元构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形 成全站监控、管理中心，并可与调度通信中心通信。站级控制层设备主要包括操作员 工作站、中央管理单元、GPS 时钟、远动通信设备、与电能量计费系统的接口及公用 接口等。站级控制层与间隔级控制层可直接连接。间隔级控制层按不同电压等级和电气间隔单元划分，每个断路器单元设置一个测 控单元。间隔级控制层设备主要包括测控单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和 继电保护通信接口装置等。测控单元集中组屏装于电子设备间内。在站级控制层及网络失效的情况下，间隔级控制层仍能独立完成间隔设备的就地监制功能。b) 网络结构站级控制层采用国际标175、准推荐的双以太网，具有良好的开放性。间隔级控制层采 用现场总线网，具有足够的传送速率和极高的可靠性，间隔级控制层测控单元间实现直接通信。站级控制层与间隔级控制层间网络通讯介质采用网线或光纤连接。网络设备主要包括网络连接装置、光/电转换器、接口设备和网络连线等。c ) 系统软件计算机监控系统的软件由系统软件、支持软件和应用软件组成。软件系统的可靠 性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均满足本期及远景规划要求。d) 系统功能计算机监控系统具有数据采集和处理、数据库的建立与维护、控制操作、防误闭- 80 -锁、同期、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、176、 电能量处理、时钟同步、人机联系、系统自诊断和自恢复、远动功能和与其它设备 接口等功能。e ) 控制和操作计算机监控系统具有手动控制和自动控制两种控制方式。手动控制包括控室遥控、控 室内操作员工作站或测控柜面板控制和就地控制，三种控制级别间可相互切换，并相 互闭锁，同一时刻只允许一级控制操作。各种控制操作具备选择、返核、分步执行和 防误闭锁等功能。升压站监控系统具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，五防主机单独 配置。该系统与计算机监控系统进行通信联系。系统操作应在主机上进行模拟操作， 生成操作票下传到电脑钥匙进行常规操作。总原则为站内全部可操作 (电动、手动) 的高压电气设备必须加装锁177、具 (电编码锁、机械编码锁) 。6.2.3.2 光伏发电系统的监控(1) 光伏场区监控、保护光伏场区监控主要包括以下几个部分：光伏阵列、直流汇流箱、箱逆变一体机。 a ) 光伏阵列光伏组件不单独设置监控保护装置，通过直流汇流箱、箱逆变一体机对光伏组串的实时数据进行测量和采集。b) 直流汇流箱保护与监控1) 汇流箱监控光伏汇流箱设有专用的监控模块，实时监测输出开关状态；监测组串电流、母线 电压，及时发现组串异常。光伏汇流箱采用PLC 方式接入到单元子阵 PLC 模块内，再经由 RS485 与单元子 阵内的数采装置 (具备通信管理机功能) 进行数据交换；对于不支持 PLC 通讯方式的 光伏汇流箱经178、 RS485 总线方式接入单元子阵内的数采装置进行数据交换。2) 汇流箱保护汇流箱具备二级防雷器，通信防雷功能，采用 1500V 专用保险丝进行保护。- 81 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告c ) 箱逆变一体机监控保护1) 箱逆变一体机监控为实现箱逆变一体机的远方监控，每台箱逆变一体机配置一套智能数采装置，安 装在箱逆变一体机低压室内。光伏逆变器管理模块经由 RS485 与单元子阵内的数采装 置进行数据交换；配置一台智能测控单元用于监控箱变，同样经由 RS485 与数采装置 进行数据交换。智能测控单元主要遥信量包括： 电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高179、 电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短 路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP 故障、通讯失败。高压侧负荷开关位置信号、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、箱逆变一体机门开关状 态信号等；主要遥测量包括：箱逆变一体机低压侧电流、电压、有功功率、无功功率、 有功电度、无功电度、功率因数、频率及变压器温度等；还可实现对低压侧断路器遥 控功能。箱逆变一体机测控单元利用户外通信柜内的数采装置经光纤环网接入到升压 站计算机监控系统，从而实现箱逆变一体机的无人值守的运行要求。2) 箱逆变一体机变电站保护逆变器保护：光伏逆变器主要保护有：电网异常保护180、防反放电和极性接反保护、 电网相序自适应、过压/过流保护、内部短路保护、残余电流保护和接触漏电流、温度 过高时降额运行、防孤岛保护，DSP 故障保护等。保护装置动作后跳逆变器出口断路 器，并发出信号。 零电压和过电压穿越要求逆变器应具备零电压和过电压穿越功能，同时具备保护逆变器自身不受损坏的功 能。 运行适应性要求本工程选用的光伏逆变器在表 6.2- 1 所示并网点电压范围内应能按规定运行。 本工程选用的光伏逆变器满足 NBT32004-2018 中频率适应性的要求。表 6.2-1 光伏电站在不同并网电压范围内运行规定并网点工频电压值 (p.u. )运行时间- 82 -并网点工频电压值 (p181、.u. )运行时间0.9符合低电压穿越要求0.9UT1. 10正常运行1. 10UT 103 = I 103C C (a )其中：C热稳定系数，对于交联聚乙烯吕芯电缆近似取 96t短路电流持续时间，为后备保护动作时间加断路器全分闸时间，取 0.4s 经计算 S79.4mm ，故 35kV 电缆最小电缆截面可选为 95mm。2) 按持续允许电流选择- 100 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告本光伏电站阵列区集电线路方案为：每个 3. 15MWp 子方阵为 1 个发电子系统，经 1 台箱逆变一体化升压设备将电压升至 35kV ，每 78 台变压器在高压侧并联后接入182、 35kV 开关柜，每回集电线路输送容量最大为 25MW 。利用式 (b) 计算集电线路上额 定电流。I = Sn nUn (b)经计算，每回集电线路路上从 1#8#箱变间电缆上额定电流分别为 51.9A，103.93A，155.89A ，207.85A ，259.82A ，311.78A ，363.74A ，415.2A。敷设在空气和土壤中的电缆允许载流量计算公式如下：KIN In (c )In计算额定电流；IN 电缆在标准敷设条件下的额定载流量；K不同敷设条件下载流量的校正系数，空气中单根敷设：K=Kt ，空气中多根 敷设：K=KtK1；土壤中单根敷设：K=K=KtK3 ，土壤中多根敷设：183、K=KtK3K4；Kt环境温度校正系数K1空气中并列敷设电缆载流量校正系数；K3直埋敷设不同热阻系数时电缆载流量的校正系数K4多根并列直埋敷设时电缆载流量校正系数。本电站各箱变之间的连接电缆主要为单根直埋敷设，仅在进入 35kV 汇集站前存 在电缆沟内并列敷设情况，查电力工程电缆设计标准，电缆在空气中及土壤中两 种情况下校正系数分别为 Kt=1.05 (空气中，环境温度 35) ，Kt=1.0 (土壤中，土 壤温度 25) ，考虑本项目所在地土壤较干燥情况 K3=0.87 。经计算，阵列区直埋敷 设时，K=KtK3=0.87。考虑本项目集电线路主要采用直埋敷设，查 YJLHY23-26/35k184、V 交联聚乙烯电缆载 流量表，得出 395mm 电缆载流量为 230A ，校正后载流量为 200A (土壤中敷设) 。同理可得 3185mm 电缆载流量为 331A，校正后载流量为 288A，3300mm 电缆 载流量为 460A ，校正后载流量为 400A ，3400mm 电缆载流量为 540A ，校正后载流 量为 470A ，均能满足集电线路长期在额定电流下运行的要求且留有一定余量。且由于光伏电站运行的特殊性，并结合海南州地区光资源情况，每天能达到额定- 101 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告电流的时间最多持续 12 小时，经常运行在额定电流的 6090185、%范围内，因此上述根 据额定电流选择的电缆截面完全能满足运行要求。6.3.3 光缆部分本光伏电场内，将为每 160 台箱变设 20 回 35kV 集电线路，光缆线路与 35kV 集 电线路同沟敷设。每台箱变、数据采集柜的信息通过 1 回光缆一同送往一座 220kV 升 压站，与光伏电场 220kV 升压站的光伏区监控后台设备连接，形成各自独立的光纤环 网，实现 220kV 升压站对每个子阵的监控。本工程 35kV 集电线路光缆线路采用 GYFTA-53 光缆。每条光缆线路分别至子阵 数据采集柜内串接相关传输设备；GYFTA53 光缆选用 GYFTA53- 16B1. 1 型。6.4 通信6.4186、.1 光伏厂区通信光伏厂区的通信方式主要以光缆通信、通信电缆、RS485 通信以及以太网通信为 主。每座箱逆变一体机室内设置一套智能箱逆变一体机测控一体化装置 (集成光纤交 换机及规约转换功能，并配置相应的光纤终端盒及相应尾纤) 和一套数据采集装置。 每个光伏子阵内的数据采集装置、箱逆变一体机测控装置及其它智能设备构成一个子 系统数据采集单元。汇流箱与所配套的数据采集装置间采用通信线传输数据，数据采 集装置与箱逆变一体机测控装置间采用以太网进行连接，其它智能设备以 RS485 方式 接入箱逆变一体机测控装置相应接口。本项目每 8 个方阵的智能箱逆变一体机测控一体化装置组成一个环网，每个环网 的187、所有箱逆变一体机测控装置间以单模光纤组成光纤环网接入 220kV 升压站的中心环网交换机，最终接入 220kV 升压站计算机监控系统。220kV 升压站配置 1 台调度交换机，容量为 48 线，兼做系统调度及站内通信用。 该交换机应满足吉林省程控调度交换网的组网要求，组网中继接口采用22M 方式。6.4.2 光伏电站运维管理电站建成之后需要将设备数据以通信方式接入到升压站二次设备室，并通过专用 系统对电站设备进行管控。智能光伏电站监控系统与生产管理系统实现对电站进行集中管理，提高电站的管- 102 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告理和运维效率，提升发电量，降低188、管理成本。6.4.3 生产调度管理通信系统生产调度管理通信系统是为了确保 220kV 升压变电站的统一调度指挥，并接受上 级调度部门的调度管理，保证电站的安全经济运行，并为电站的行政管理通信及对外 通信提供通信平台。根据工程规模及布局，220kV 升压变电站生产调度管理通信系统 配置具有调度、管理交换合二为一功能的 256 端口数字程控调度交换机一套。6.4.4 系统调度系统通信方式及系统通信通道的组织，由系统设计单位进行专项设计确定。本设 计仅考虑 220kV 升压变电站侧相关设备的接口预留、系统设备布置以及电源的配置。 光伏电站按由吉林省调调度指挥考虑，远动信息直送吉林省调、吉林省调备调、189、XX 地调和XX地调备调，最终的调度组织关系应以接入系统审定意见为准。调度自动化设备暂考虑设为 2 套 622M 的 SDH 光端机，配备 4 套 STM-4 光接口， 2 套 PCM 集群设备，2 部调度电话。6.4.5 对外通信对外通信通过 220kV 升压变电站配置的调度交换机与当地公用电话网的中继连接 来实现。本设计阶段，暂定采用 1 个 2M 数字中继接口接入当地公用电话网，入网方 式为全自动直拨中继方式 (DOD1+DID) 。6.4.6 通信电源系统及其它通信电源由站内220V 直流系统经 DC/DC 变换装置供电，配置 2 套 DC/DC 变换 装置，每段-48V 直流母线分别190、接 1 套 DC/DC 装置。每套 DC/DC 装置模块数量按 N+ 1 原则配置，按远期考虑配置 4*30A 个模块。2 套 DC/DC 装置电源引自站内220V 直流 系统不同母线段。通信直流电源屏布置在二次设备室内。6.5 储能6.5.1 系统方案设计6.5.1.1 设计原则本项目总容量为 3GW，6 个 220kV 升压站，6 个 220kV 升压站的电能汇集到 500kV 变电站再接入系统，本章节主要介绍 220kV 升压站的储能及一次调频部分，下面介绍- 103 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告一个 220kV 升压站的储能及一次调频配置。本项目新191、增储能系统的设计以保证光伏场区运行的安全性、可靠性为第一要素，依据以下设计原则：a) 储能系统运行、故障、投切不影响光伏场区本身正常运行；b) 在保证项目整体可靠性的基础上，充分优化储能与光伏联合系统响应网调调度 指令，促进光伏消纳；c) 电化学储能系统应选用国内先进锂离子电池制造商的成熟产品，以保证系统整 体可靠性及使用寿命，最小化储能技术本身的风险；d) 严格控制储能系统安全性，做好防火防爆等安全措施。6.5.1.2 标准规范储能系统设计主要参考标准规范包括：GB/T34120-2017电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T34133-2017储能变流器检测技术规程GB/T36276-2192、018电力储能用锂离子电池GB/T34131-2017电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范 GB/T36558-2018电力系统电化学储能系统通用技术条件GB/T36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定GB/T36548-2018电化学储能系统接入电网测试规范6.5.1.3 方案优势说明本项目采用锂电池储能方式，具备以下技术优势：a) 促进光伏消纳由于光伏受季节和天气条件的影响波动性较大，且与用电需求不完全匹配，为满 足用户负荷侧的需求，经常会产生弃光现象。储能系统有助于解决光伏的消纳问题， 起到平滑光伏出力和能量调度的作用，并可以在相当程度上改善光伏发电的间歇性、波动性问题，193、提升光伏发电可预测性，提高利用率。b) 参与电网调峰电化学储能可实时调整充放电功率及充放电状态，具备 2 倍于自身装机容量的调- 104 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告峰能力，利用储能功率/能量的时空搬运能力，实时跟踪调度计划曲线和满足调度紧急 控制要求，有效降低电网峰谷差，缓解负荷高峰期电网供电能力不足的问题。c) 参与电网调频传统火电机组存在机械惯性，导致调频性能与电网的调节期望相比存在差距，具 体表现为调节的延迟、偏差(超调和欠调)等现象。而储能具备快速精准调整频率的能 力在响应速度与调节精度上均远超火电机组的调节性能。6.5.1.4 系统概述220k194、V 升压站配置 10% ，2h 储能系统 ，储能配置 50MW/ 100MWh 。 由 25 个 2.5MW/5.0MWh 储能单元组成，储能单元采用 ST5000KWH(L)-2500UD-MV 集装箱一 体化设计方案，具有安装维护方便、系统集成化程度高等优点。ST5000KWH(L)-2500UD-MV 储能单元由 1 台 20 尺“逆”“变”一体储能变流器 升压一体机 (SC2500UD-MV) 和 1 台 40 尺磷酸铁锂电池集装箱 (ST5000KWH(L) 组成。储能系统交流侧并网电压等级为 35kV ，可实现平滑出力、减少限发、一次调频 等功能。图 6.5-1 储能单元集装箱外观195、效果图 (仅供参考)6.5.1.5 系统配置表 6.5-1 储能系统配置清单序号设备名称型号规格数量单位备注1箱式储能系统ST5000KWH(L)-2500UD-MV25套额定容量 2500kW/5000KWH， 并网电压等级 35kV ，分项见1. 11.31.1变流升压一体机SC2500UD-MV1套降额至 2500kW 使用- 105 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告1.2箱式储能锂电池ST5000KWH(L)1套额定容量 5000KWH1.3本地控制器LC1001台本地设备层控制管理，统一系统通讯接口和协议2能量管理系统1套接受 AGC 调度指令平滑出196、力、削峰填谷，一次调频6.5.1.6 储能单元拓扑图图 6.5-2 储能单元拓扑示意图2.5MW/5.0MWh 储能单元采用集装箱一体化设计方案，包括 1 台 20 尺变流升压 一体机 (SC2500UD-MV) 和 1 台 40 尺箱式储能锂电池 (ST5000KWH(L) 。单套 SC2500UD-MV 变流升压系统主要由 2 台 1375kW 储能变流器 (SC1375UD) 、升压变 压器等组成，单套 ST5000KWH(L)锂电池系统主要由 8 个电池簇组成，每簇容量为 315.392kWh ，每 4 簇通过电池控制柜汇流后接入储能变流器 SC1375UD 直流侧，2 台 SC137197、5UD 交流侧输出直接并联通过 1 台 2500kVA 油变升压后接入 35kV 母线。每个 储能单元集成有本地控制器，可实现本地设备层综合管理，统一通讯接口和协议。6.5.1.7 储能单元系统参数表 6.5-2 ST5000KWH(L)-2500UD-MV 系统参数电池参数电芯类型3.2V/280Ah系统电池配置352S8P- 106 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告电池额定容量5000KWH电池电压范围950.4V1285VBMS 通讯接口RS485 ，EthernetBMS 通讯协议ModbusRTU ，ModbusTCP交流侧参数交流侧额定功率2500198、kVA交流电流畸变率3% (额定功率时)直流分量0.5% (额定功率时)电网电压35kV功率因数0.99 (额定功率时)功率因数可调范围1 (超前) 1 (滞后)额定电网频率50Hz电网频率范围4555Hz隔离方式变压器隔离变压器参数额定容量2500kVA电压变比0.55kV/35kV组别Dy11冷却方式油浸自冷 (ONAN)油类型矿物油系统参数变流器集装箱尺寸(宽 高深)6140251025108mm电池集装箱尺寸(宽 高深)1219228962438mm变流器集装箱重量15.0T电池集装箱重量 (含电池/不含电池)40T/ 17T防护等级IP54运行温度范围-3050运行湿度范围095% 199、(无冷凝)最高工作海拔2000m (1000m 需定制)- 107 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告电池温控方式工业级温控空调变流器冷却方式温控强制风冷消防系统 (电池集装箱)Fm00 灭火系统系统通讯接口RS485 ，Ethernet系统通讯协议ModbusRTU ，ModbusTCP6.5.2 集装箱系统设计6.5.2.1 变流升压一体机 SC2500UD-MVa) 设备配置表 6.5-3 SC2500UD-MV 主要设备配置序号设备名称型号规格数量单位备注120 尺变流升压一体机SC2500UD-MV1套额定功率 2500kW ，并网电压 等级 35kV200、，分项详见 1. 11.31.1储能变流器SC1375UD2台额定功率 1375kW ，交流输出550V/50Hz ，直流输入范围8001500V ，三相三线，不带隔离变1.2升压变压器0.55kV/35kV ，Dy11， 2500kVA1台美变，双绕组，含负荷开关、熔断器等1.3箱体及附件(宽 高深) ：614025102510mm1套含箱内设备间连接线缆等b) 电路框图图 6.5-3SC2500UD-MV 电路框图- 108 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- 109 -c) 技术参数表 6.5-4SC2500UD-MV 主要技术参数直流侧参数直流电压范围201、8001500V最大直流电流1935A2直流输入路数2交流侧参数额定交流功率2500kVA45最大交流电流3174A并网电压等级35kV交流电流畸变率3% (额定功率时)直流分量0.5% (额定功率时)隔离方式变压器隔离功率因数0.99 (额定功率时)功率因数可调范围1 (超前) 1 (滞后)额定电网频率50Hz电网频率范围4555Hz变压器参数额定容量2500kVA电压变比0.55kV/35kV组别Dy11冷却方式油浸自冷 (ONAN)油类型矿物油系统参数尺寸(宽 高深)614025102510mm重量15.0T防护等级IP54运行温度范围-3060 (45降额)运行湿度范围0 100% (202、无冷凝)最高工作海拔1000m (标准) ，1000m (可选)XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告变流器冷却方式温控强制风冷系统通讯协议ModbusRTU ，ModbusTCP6.5.2.2 箱式储能锂电池 ST5000KWH(L)a) 系统简介ST5000KWH(L)箱式储能锂电池采用集装箱一体化设计，箱内集成有储能锂电池 组、 电池控制柜、温控系统、 自动消防系统等。 电池总容量为 5000KWH ，共由 8 个 电池簇组成， 电池簇在电池控制柜汇流后接入储能变流器直流侧。 电池系统采用 40 尺集装箱安装，系统集成化程度高，环境适应性强，有效减少现场安装调试203、及后期维护的工作量。b) 设备配置表.6.5-5 ST5000KWH(L)主要设备组成序号设备名称型号规格数量单位备注140 尺箱式储能电池系统ST5000KWH(L)1套额定容量 5000KWH ，分项详见1. 11.51.1锂电池5000KWH1套采用 3.2V280Ah 磷酸铁锂电芯， 持续放电倍率0.5C ，共由 8 个 电池簇组成，每个电池簇容量为 315.392kWh ，单簇串并联方式为 352S1P，含开关盒、BMS 系统等1.2电池控制柜PMD-B1台集成电池簇汇流，保护功能1.3电池供电柜1台集成辅助配电功能，含 UPS、 24Vdc 电源模块等设备1.4本地控制器LC100204、1台本地设备层控制管理，统一系统通讯接口和协议1.5箱体及附件(宽 高深) ： 1219228962438mm1套含温控系统、消防系统、电池架、散热风道及箱内设备间连接线缆等c) 电路框图- 110 - 111 -d) 技术参数表 6.5-6图 6.5-4ST5000KWH(L)电路框图ST5000KWH(L)主要技术参数电池参数电芯类型3.2V/280Ah ，LFP系统电池配置352S14P电池额定容量 (BOL)5000KWH电池电压范围950.41285V额定放电倍率1CBMS 通讯接口RS485 、EthernetBMS 通讯协议ModbusRTU 、ModbusTCP系统参数尺寸(宽205、 高深)1219228962438mm重量 (含电池/不含电池)40T/ 17T防护等级IP54运行温度范围-3050运行湿度范围095% (无冷凝)最高工作海拔2000m (2000m 需降额)电池温控方式工业空调消防系统Fm00 灭火系统系统通讯接口RS485 、Ethernet系统通讯协议ModbusRTU 、ModbusTCPe) 集装箱基本参数表 6.5-7 ST5000KWH(L)集装箱基本参数表常规数据尺寸(宽 高深) (mm)1219228962438mm辅助供电400V/50Hz (三相四线)防腐等级C3防护等级 (IEC60529)IP54风载荷 (m/s/mph)49.9206、/ 111雪载荷 (Mpa/psf)1.9110-3/40箱体 Logo标准 (SUNGROW)箱体颜色RAL7035主体箱体材质SPA-H (耐候钢)进出线方式下进下出6.5.2.3 温控系统设计储能系统中锂电池最佳工作温度范围为235 ，集装箱内温控系统设计的优劣 直接决定锂电池组的工作性能和效率，影响电池循环寿命。储能锂电池集装箱采用恒温恒湿设计，内置工业空调制冷制热系统，使得集装箱 内环境温度恒定在235 。同时通过对集装箱锂电池进行热仿真效果进行集装箱风 道设计，保障每一路电池架均能满足温度均衡，使得每组电池架的上下层电池模组的 温度之差控制在最佳运行温度范围内。6.5.2.4 消防207、系统设计消防系统采用七氟丙烷气体消防，其组成包括两大部分，即药剂储存和喷放设备、 报警和控制设备。药剂储存和喷放设备主要包括 HFC-227ea 气体钢瓶、电磁阀、释放 管路、压力开关、喷头等。报警及控制设备主要包括控制盘、探测器、紧急停止按钮 或手/自动转换开关、报警器等。气体保护区的烟感和温感火灾探测器由火灾自动报警- 112 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告系统设置，并通过模块将每个保护区的两路火警信号送到气体控制盘。a) 设计依据气体灭火系统设计规范GB50370-2005建筑设计防火规范GBJ16-87柜式气体灭火装置GB16670-2006洁净气体208、灭火系统标准NFPA2001气体灭火系统施工及验收规范GB50263-2007火灾自动报警系统设计规范GB50116-98b) 选用的灭火材料灭火系统选用材料为七氟丙烷，七氟丙烷灭火机理与卤代烷系列灭火剂的灭火机 理基本相同，物理过程和化学反应结合，通过灭火剂的热分解，可以吸收大量的热， 同时产生含氟的活性游离基，与燃烧过程中的链锁反应产生的 H+ 、OH- 、O2 活性游 离基发生气相反应，从而抑制燃烧过程中化学反应，不断地快速消除燃烧过程中的游 离基来实施灭火。c) 设计上采用的防火措施1) 集装箱外壳结构、内外部装饰材料等全部为阻燃材料，材料防火等级是 A 级。2) 气体消防管路采用无缝209、钢管；消防电源与其他设备采用独立电源供电，并且配 置备用电源；满足相关消防设计规范要求。d) 灭火过程：当防护区发生火灾时，首先探测到火灾信号的回路将火灾信号传送给控制盘，当火 灾被另一个探测回路确认后，控制盘延时至 30 秒自动启动火灾区域相对应的储气钢瓶 瓶头阀上的电磁阀，或同时启动相应的选择阀，释放灭火气体，气体会在 10 秒钟内完 全淹没充斥整个保护区域。在延时阶段控制盘将完成相关设备的联动。如值班人员先 于火灾探测系统发现火情，可直接按下手动释放按钮或在气瓶间通过紧急机械装置直接启动气瓶阀。e) 控制方式。系统具有自动控制、手动控制和紧急机械启动方式。- 113 -XX县渔光互补 3210、000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告1) 自动控制方式当防护区长期无人值班或很少有人出入时，应将火灾报警控制器上的控制方式选 择键置于“自动”位置。此时控制系统处于自动工作状态，当防护区发生火灾时，气 体灭火系统自动完成防护区内的火灾报测、报警联动控制及喷气灭火整个过程。防护 区内的单一探测回路探测火灾信号后，控制盘启动设在该防护区内外的警铃。同时向 FAS 系统提供火灾预报警信号。同一防护区内的两个回路都探测到火灾信号后，控制 盘启动设在该防护区域内外的声光报警器，经过 30 秒延时后，火灾报警控制器输出 24V 直流电，启动灭火系统。灭火剂经喷射短管和喷头释放到防护区，控制面板喷211、放 指示灯亮，同时报警控制器接收压力讯号器反馈信号，开启防护区内门灯，避免人员进入，直至确认火灾已经扑灭。2) 手动控制方式当防护区经常有人工作时且有人值班的情况下，为了防止系统误动作，应将火灾 报警控制器上的控制方式选择键置于“手动”位置。此时系统处于手动控制状态。当 防护区发生火灾时，火灾探测器将探测到的火灾信号输送给控制器，控制器立即发出 声、光报警信号，同时发出联动信号，但不会输出启动灭火系统信号，此时需要经值 班人员确认火灾后，按下控制器上相对应防护区的紧急启动按钮，即可按预先设定的 程序启动灭火系统，释放七氟丙烷气体进行灭火。这种手动控制，实际上还是通过电 气方式的手动控制。手动启212、动后，系统将不经过延时而被直接启动，释放灭火剂。6.5.3 主要设备参数6.5.3.1 储能变流器 SC1375UDa) 电路框图图 6.5-5SC1375UD 储能变流器电路框图- 114 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告- 115 -b) 技术参数表 6.5-8SC1375UD 储能变流器技术参数表直流参数直流电压范围800 1500V最大直流电流1935A直流输入路数1电网参数交流输出功率1375kVA45最大交流电流1443A45额定电网电压550V允许电网电压范围484605V额定电网频率50Hz允许电网频率范围4555Hz电流总谐波失真3%(额定功213、率时)直流电流分量0.99功率因数可调范围1(超前) 1(滞后)输出参数 (独立逆变)额定交流输出电压550V交流电压范围484605V输出电压畸变率45降额)相对湿度0% 100% (无冷凝)冷却方式温控强制风冷最高海拔5000m显示LED ，WLAN+WEBHMI通讯接口RS485 ，Ethernet ，CAN通讯协议ModbusRTU ，ModbusTCP ，CAN2.0B符合标准CE ， IEC62477 ， IEC61000 ，GB/T34120,GB/T341336.5.3.2 储能锂电池本项目采用 3.2V280Ah 磷酸铁锂电池，具备安全可靠、系统效率高、循环寿命长 等特点，单214、个电池簇容量为 315.392kWh ，每簇由22 个电池模组和 1 个开关盒组成， 每个电池模组由 16 个电芯通过串并联构成。电池系统配置有完善的电池管理系统 (BMS) ，采用三级管理架构，包括模组级、 电池簇级和系统级，实现对电池系统的全面控制、管理和保护，确保电池系统的安全- 116 - 117 -稳定运行。a) 电池模组技术参数表 6.5-9电池模组技术参数项目参数/配置型号-mL-M143倍率-1C电芯类型-LFP280Ah组合方式-1P16S关键部件-16 个电芯，模组 BMS额定容量Ah280额定能量kWh14.3额定充放功率kW7. 15标称电压V51.2运行电压范围V43215、.258.4尺寸(宽*高*深)mm455230760重量kg105b) 电池簇技术参数表 6.5-10电池簇技术参数表项目参数/配置型号-mL-R315倍率-1C排列类型-3 列 9 行组合方式-1P352S关键部件EA22 个模组，1 个开关盒额定容量Ah280额定能量kWh315.392额定充放功率kW315.392标称电压V1126.4运行电压范围V950.41285V尺寸(宽*高*深)mm15002285760c) 开关盒技术参数- 118 -表 6.5-11开关盒技术参数表项目参数/配置名称-开关盒 (SwitchGear)型号-mL-S280H尺寸 (宽 高深)mm开关盒 (Swi216、tchGear)辅助电源V410230760通讯方式-24电压采集精度VCAN2.0B/菊花链电流采集精度FSR5d) 电池管理系统电池簇 (RACK) 是大规模电储能的基本单元，其构成要素包括：存储能量的电 池包 (PACK) ，弱电监测控制的电池管理系统 (BMS) ，强电监测控制的开关盒， 结构承重的电池架等。其中BMS 采用三级管理架构设计，系统的整体控制及通信框图如下图所示：图 6.5-6BMS 系统控制及通信框图1) 电池管理单元 (BMU) ： 内置在 PACK ，具有电压和温度采样、被动均衡等 功能，其采用无软件设计，通过差分 UART 菊花链实现通信及控制功能。2) 电池簇管217、理单元 (CMU) ： 内置在开关盒，具有 SOC 计算、控制 BMU 、控 制主功率电路通断功能。3) 电池系统管理单元 (SMU) ：内置在直流配电柜，具有环境监控(选配) 、控制CMU ，控制主功率电路通断功能。各级 BMS 的具体功能描述如下表所示。表 6.5-12 BMS 层级及功能描述BMS 层级功能分类具体功能BMU电池状态采集单体电压采集温度采集能量管理被动均衡热管理风扇驱动信息管理与 CMU 通信CMU电池状态采集电流采集总压采集绝缘电阻采集电池状态估算SOC 估算SOH 估算故障诊断电池系统故障诊断BMS 系统故障诊断能量管理充电控制管理放电控制管理被动均衡控制管理热管理电218、池制冷控制管理信息管理软件升级与 BMU 和 SMU 通讯SMU能量管理RACK 接入接出管理信息管理与 PCS 和 CMU 通信日志记录故障录波6.5.3.3 本地控制器a) 系统架构如下图所示，本地控制器通过 Ethernet 采集储能系统中 PCS 、 电池集装箱等各单 元的实时信息，将各单元设备信息汇总后上传给能量管理系统；同时能量管理系统通 过本地控制器实现对储能系统的控制，本地控制器负责各储能子系统的启停逻辑管理、- 119 -系统保护逻辑处理和储能功率分配等工作。- 120 -b) 技术指标表 6.5-13图 6.5-7 本地控制器典型应用网络拓扑本地控制器技术参数表设备供电直流219、输入电压DC24V交流输入电压AC100VAC240V最大功耗45W接口参数输入接口8 路数字量输入，可配置为告警、故障等信号显示Web 接口 (调试用)通讯方式RS485 、以太网通讯协议MODBUSRTU 、MODBUSTCP 、IEC104系统参数操作系统Linux安装方式壁挂式、机架式防护等级IP20 ，室内允许环境温度3060冷却方式自然冷却允许相对湿度095% ，无冷凝允许最高海拔4000m尺寸 (宽 高深)44044241mm重量3kg- 121 -6.5.3.4 EMS 控制器表 6.5-14EMS200 控制器技术参数表供电直流输入电压DC12VDC24V交流输入电压AC10220、0VAC240V最大功耗45W系统操作系统Linux安装方式壁挂式、机架式防护等级IP20 ，室内允许环境温度3060冷却方式自然冷却允许相对湿度095% (无冷凝)允许最高海拔4000m尺寸 (宽 高深)44044221mm重量3kg显示和通讯显示Web 接口通讯方式RS485 、以太网通讯协议MODBUSRTU 、MODBUSTCP 、IEC1046.5.3.5 能量管理系统 EMS1000a) 典型应用拓扑图- 122 -b) 系统参数表 6.5-15图 6.5-8EMS1000 典型应用系统拓扑图EMS1000 主要系统参数供电电压AC220V/50Hz系统配置服务器服务器交换机二层交221、换机、支持网管功能显示器LED 显示器，分辨率不低于 1600900ScadaInsightEMS 控制器EMS200 ，功能选配或随项目定制通讯管理机规约转换网络防火墙选配UPS选配，2kVA 或 3kVA状态指示供电指示有，绿色运行指示有，绿色故障指示有，红色系统参数操作系统Linux通讯介质以太网/光纤/屏蔽双绞电缆组网形式光纤环网通讯规约支持光纤组网，支持 ModbusRTU,ModbusTCP,IEC104其他参数防护等级IP20运行温度540存储温度- 10+55运行湿度范围095%(无冷凝)外形尺寸屏柜：80010002260 (WDH ，单位 mm )6.5.4 一次调频系统近222、年来，随着新能源的发展，新能源出力占比不断增加，常规电源被大量替代， 系统转动惯量和频率调节能力持续下降，交直流故障导致大功率缺额情况下，电网频 率控制特性问题日益凸显，易诱发全网频率问题。新能源电站频率响应慢，常规机组 调频调峰压力大，成本高，新能源电站一次调频功能是新能源技术发展的趋势，新增新能源的项目的大量接入电网，将主要带来以下三个问题：a) 新能源高占比下系统频率和电压调节能力持续下降。b) 新能源机组电网适应性不足，大规模脱网风险增大。c) 多电力电子设备交互作用复杂，振荡问题凸显。上述三个问题是新能源高速增长带来的网源协调突出矛盾，也是决定新能源未来 可持续发展的关键点。一次调频223、控制，解决的是上述三个问题中的“高占比新能源下 的频率调节问题”。基于此，西北能监局于 2016 年已在西北地区进行一次调频响应的试点研究。云南 紧跟其后，要求新并网新能源电站必须具备一次调频；华中能监局也在 19 年下发文件， 要求河南、湖南、四川、湖北、江西、重庆六省所辖新能源电站，30MW 及以上光伏，- 123 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告10kV 及以上并网的集中式光伏电站必须具备一次调频功能，否则不允许并网运行；为配合新能源发电的快速发展，保障高比例新能源接入电力系统的运行安全，对 于新能源场站主动支撑电网运行的要求将越来越高，考核政策逐步趋严224、。具备惯量响 应、一次调频、快速调压等调节能力的电网支撑型新能源基地发展是大势所趋。基于此，本工程配置一套一次调频系统，用于新能源一次调频，包含电化学储能 的控制系统。- 124 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告7 总平面图布置7.1 场址条件7.1.1 工程地点本项目地点位于吉林省XX市XX县境内，项目场址距XX县城直线距离约 30km， 场址中心坐标北纬 444539.64,东经 1234816.70 。拟选场址地貌为冲击平原地区，地类为湿地，地形平坦。7.1.2 对外交通运输XX县交通比较便捷，长白、通让铁路穿境而过，大广高速公路、五右高速公路 纵横交错225、，一二级公路四通八达，形成了完整的交通网络，距长春、哈尔滨机场均 200 多公里。7.2 光伏发电站总平面布置7.2.1 光伏发电站总体规划光伏电站总规划开发容量为 3GW。本工程采用固定支架安装。本工程光伏场区新建六座 220kV 升压站。7.2.2 光伏发电站总平面布置本工程光伏区共 960 个子阵,共安装 5357142 块单块容量为 560Wp 的单晶光伏发 电板，共 960 个发电单元，由 14 台/15 台汇流箱、232/234 个组串构成，每个组串由 24 块组件串联，每 24 串接入一台汇流箱。每一块太阳能光伏电池组件尺寸 2411mm 1134mm (长宽) ，采用固定支架安226、装，倾角 40。光伏发电站区域四周设置 1.8m 高铁丝网围栏，做法与当地施工条件相适应。7.2.3 光伏发电站竖向设计本项目规划装机容量为3GW ，防洪标准按50年一遇的高水 (潮) 位设计。 本工程主要位于吉林省XX县境内，影响工程的主要河流有嫩江、松花江。拟建站址区地貌单元属于冲击平原区，地势较为平坦，地势低洼、平缓，高差相 差不大，地类为湿地，属未利用地。场地范围内高程为138m左右。站区不受河流洪水危害。但遇强降雨时场址内的低洼地带由于下渗不及时会出现 内涝积水现象，经现场历史洪水调查，结合站址地形特点，站区50年一遇内涝水位淹- 125 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价227、项 目 可行性研究报告深为0.6m1m(高程系统与测量采用系统一致)。7.3 升压站总布置本期建设规模为 3GW, 同期建设六座 220kV 升压站。其中每座升压站位置主要考 虑出线方向、光伏组件之间电缆的连接等因素，结合土地性质、地形、进站道路等确 定在本期光伏发电区域北部中间位置，向东北方向出线接入 220kV 站 220kV 侧 (或 500kV 变电站 220kV 侧) 。进站道路从西侧光伏区施工检修道路引接，混凝土路面宽 4.5m,满足运输要求。每座升压站东西长 89.9m,南北宽 200.4m 主入口向南；站内布置有 220kV 配电室、 综合楼、SVG 、供水泵房、深井泵房等设施228、，布置间距满足防火规程要求，建筑物之 间设有道路，满足消防和运行要求。升压站站内道路采用 4m 宽混凝土路面，公路型， 转弯半径 7m, 围墙米用砖砌实体围墙，墙高 2.2m。1) 生产楼及配电室升压站生产楼采用单层框架结构，基础采用柱下条形基础。主要布置高、低压配 电室、SVG 室。外立面装修采用外墙涂料。外墙门窗采用铝合金门窗，大门采用钢大门。内装修 采用白色乳胶漆涂料；地面采用水泥砂浆地面，顶棚为白色乳胶漆涂料。防水材料采 用 SBS 改性沥青防水卷材，保温材料采用挤塑聚苯板。升压站针对地下水和地基土存在腐蚀性，根据工业建筑防腐蚀设计规范可考 虑在基础表面涂抹 500um 厚的环氧沥青和229、垫层采用 100mm 厚的沥青混凝土。2) 储能设备结合光伏试验基地装机规模 ，按照吉林省相关政策要求 ，本基地规划配置 200MW/400MWh 储能设备，储能设备与光伏试验基地同时建设、同时投用。储能设 备以电化学储能为主，配置原则为按照光伏试验基地容量 10% 、2 小时储能设置，最 终实施的储能装置容量根据配置的光伏的容量和电网公司的意见确定。常规电化学储能方式主要作为储能调峰辅助服务， 电池采用磷酸铁锂电池，放电 倍率 0.5C 。通过配置一定的储能设备使得电站可根据计划的出力曲线或调度指令，控 制储能电池的充放电过程，使得电站的实际功率输出尽可能接近计划出力曲线，能够- 126 -230、XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告灵活地对有功输入和输出进行调整，因而对于增强发电侧频率调节能力实现电网调频 辅助服务。- 127 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告8 土建工程8.1 概况8.1.1 工程概况本项目位于吉林省XX市境内，XX县位于XX地区西部。松嫩平原腹地，松花 江、嫩江汇合处以南，属松花江第二和第三阶地。与XX地区的前郭尔罗斯蒙古族自 治县、长岭县、大安市接壤。地势平坦，是吉林省光能资源最丰富的地区之一。本项目距离XX市约约 55 公里，距离长春市约 200 公里。位于东经 12402 12412，北纬 4509231、4515，海拔高度约为 129133m。场址周边没有较大粉尘或有害气体等不利因素，同时其周边也没有超高层建筑， 对屋顶光伏无遮挡，适合安装光伏8.1.2 设计依据建筑结构荷载规范GB50009-2012混凝土结构设计规范GB50010-2010 (2015 版)建筑地基基础设计规范GB50007-2011钢结构设计标准GB50017-2017建筑地基处理技术规范JGJ79-2012建筑抗震设计规范GB50011-2010(2016 版)构筑物抗震设计规范GB50191-2012电力设施抗震设计规范GB50260-2013建筑设计防火规范GB50016-2014(2018 版)光伏发电工程预可行232、性研究报告编制办法NB/T32044-2018 光伏发电工程可行性研究报告编制规程 (NB/T32043-2018)太阳能发电站支架基础技术规范GB51101-2016太阳能光伏系统支架通用技术要求JG/T490-2016光伏发电站设计规范GB50797-2012光伏支架结构设计规程NB/T10115-2018- 128 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告铝合金结构设计规范GB50429-2007铝合金建筑型材GB/T5237建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2018建筑桩基技术规范JGJ94-2008工程结构可靠性设计统一标准GB50153-2008混233、凝土结构耐久性设计规范GBT50476-2019钢结构防火涂料 (GB14907-2018)低合金高强度结构钢 (GB/T1591-2018)碳素结构钢 (GB/T700-2006)岩土工程勘察规范 (GB-50021-2001)以上规范与标准如有最新版，均以最新版为准。8.2 主要设计原则及有关设计参数8.2.1 主要设计原则a) 结构设计必须满足承载力极限状态和正常使用极限状态的计算要求。满足强度、 刚度、稳定性的要求。b) 工程结构基础型式需满足工艺、设备等相关专业技术要求，并预留其他专业所 需预埋件。c) 结构设计满足光伏发电运营、抗震、防火、防护、防腐蚀、防雷接地、防迷流 及施工工艺234、等对结构的要求，同时做到结构安全、耐久、技术先进、经济合理。d) 结构基础设计应减少施工中和建成后对环境造成的不利影响，考虑整体规划引 起周围环境的改变对结构的作用。e) 结构基础设计除满足现行国家标准、规范、规定外，尚应满足吉林省地方集相 关行业有关的规范、规定。f) 结构基础设计应采取有效的措施，提高基础的延性及承载能力，同时应选取合 理的基础型式，以节约投资，并考虑施工方便，以减小施工难度、缩短工期。8.2.2 主要设计标准a) 光伏支架设计使用年限为 25 年，安全等级为三级，按 25 年重现期确定基本风- 129 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告压。235、支架基础设计使用年限为 50 年，设计等级为丙级，按 50 年重现期确定基本风压。b) 工程重要性等级为三级，场地等级为三级，地基等级为三级，基础构件重要性 系数0 取 1.0。c) 抗震设防类别为标准设防类。d) 地震作用设防烈度按度，设计基本地震加速度 0. 125g，设计地震分组第一组。e) 建筑结构耐火等级：二级。f) 建筑地基基础设计等级：丙级。g) 地面粗糙度类别：B 类。h) 基础上部荷载详见相关专业内容。8.3 工程地质与水文地质8.3.1 地形地貌场地地貌单元为冲积平原区，地势低洼、平缓，高差相差不大，地类为湿地，属 未利用地。场区属松辽平原的西部冲积平原区。地形平坦，场内海236、拔在 129133m。8.3.2 区域气象XX县位于吉林省西北部，属温带大陆性季风气候，年平均气温为 5.6 ，年降 水量为 425.8mm，全年四季分明、气候温和。夏季极端最高气温 41.6 ，冬季极端最 低气温-35.1 ，日照较充足，阴雨天少、日照时间较长、大气透明度。本工程选用光 伏组件的工作温度范围为-4085。正常情况下，光伏组件的实际工作温度可保持 在环境温度加30的水平。因此，按本工程场区极端气温数据校核，本项目光伏组件的工作温度可控制在允 许范围内，故场址区气温条件对光伏组件的安全性没有影响。8.3.3 工程地质条件根据勘探孔揭露，该场址地层主要为一套 Q3 和 Q4 冲积、237、湖积相地层，主要地层 为耕土、粉土、粉质黏土、粉细砂、黏土等。详细地层描述如下：耕 (表) 土：黄褐色，稍湿湿，以粉质黏土和粉土为主，松散，见植物根系。粉土：黄褐色，灰褐色，稍湿湿，中密密实。切面无光泽反应，摇震反应 迅速，干强度低，韧性低。局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含有机质。- 130 -XX县渔光互补 3000MW 光伏发电平价项 目 可行性研究报告粉质黏土：黄褐色、灰色、灰黑色，可塑，切面稍有光滑，无摇振反应，干强 度中等，韧性中等。局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉细砂：灰色，灰褐色，稍密中密，主要矿物成分为长石、石英，含有少量 暗色矿物，级配差，分选好，饱和。局部夹粉土及黏238、性土薄层。粉质黏土：灰色、灰黑色，可塑,切面稍有光滑，无摇振反应，干强度中等，韧 性中等。局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉土：灰色，灰黑色，湿，中密密实。切面无光泽反应，摇震反应迅速，干 强度低，韧性低。局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉细砂：灰色，灰黑色，中密密实，饱和，主要矿物成分为长石、石英，含 有少量暗色矿物，级配差，分选好。局部夹粉土及黏性土薄层。该层在 T33 号附近厚 度较大。粉质黏土：灰色，灰黑色，硬塑，局部可塑,切面稍有光滑，无摇振反应，干强 度中等，韧性中等，局部夹粉土及粉砂薄层。局部含少量有机质。粉土：灰色，湿，密实，切面无光泽反应，摇振反应迅速，干强度低，韧性低。局部夹黏性土及粉砂薄层。局部含少量有机质。黏土：灰色，灰黑色，硬塑，局部可塑,切面光滑，无摇振反应，干强度高， 韧性高，局部夹粉土及粉砂薄层。8.3.4 各层岩土地基承载力特征值根据土工试验、原位测试成果及地区经验综合确定各层岩土地基承载力特征值fak， 详见表 8.3- 1。表 8.3-1 地基土承载力特征值 fak (kPa)土层号土层名称地基土承载力特征值fak备注粉土120kPa150kPa粉质粘土130kPa160kPa粉细砂130kPa150kPa粉质粘土150kPa170kPa粉土160