1、报告编号：3430-K-ZHB-1云南省 楚雄州 双柏县大庄并网光伏电站工程可行性研究报告二一四年三月院长：冯峻林分管院领导：熊 云总工程师：张宗亮分管副总工：唐欢设计总工程师：高鹏审 定：唐 欢核 定：张云杰王荣金张 杰叶 杨审 查：程梓筠肖红光陶世雄吴 滨张 晶沈峥琦校 核：高 鹏王建林袁 龙桂 重廖建坤杨镇庭王 绎编 写：周 哲曹 洪刘 伟段 波高 飞吴克超孙丽云双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告目录目 录1综合说明11.1概述11.2太阳能资源21.3工程地质31.4工程任务和规模31.5光伏系统总体方案设计及发电量计算41.6电气设计51.7土建工程61.8工程消防设计81.9施工组2、织设计91.10工程管理设计101.11环境保护和水土保持设计111.12劳动安全与工业卫生111.13节能降耗分析121.14设计概算121.15财务评价与社会效果分析121.16结论与建议132太阳能资源182.1云南省太阳能资源总述182.2双柏县太阳能资源概述242.3辐射观测及资源分析242.4太阳能资源综合评价383工程地质403.1概述403.2区域地质概况423.3场地基本地质条件463.4场地工程地质条件评价493.5开关站工程地质条件评价513.6天然建筑材料523.7结论及建议524工程任务和规模544.1自然和社会经济概况544.2电网概况554.3供电范围574.4工3、程规模604.5工程建设必要性605系统总体方案设计及发电量计算635.1光伏发电系统分类及构成635.2光伏组件选型635.3光伏阵列运行方式设计685.4逆变器选择735.5光伏方阵设计785.6光伏子方阵设计825.7光伏接线方案设计905.8总平面布置915.9辅助技术方案915.10年上网电量计算936电气976.1电气一次976.2电气二次1096.3通信1166.4配套送出工程1187土建工程1207.1设计安全标准1207.2基本资料和设计依据1207.3光伏阵列支架设计1227.4构筑物设计1237.535kV开关站设计1247.6土建工程量1267.7防风沙设计1298工程4、消防设计1308.1消防设计原则1308.2设计规范1308.3建筑物火灾危险性分类和耐火等级1308.4防火间距1318.5电缆防火1318.6消防措施1328.7建筑安全疏散、消防车道1328.8消防电气1338.9消防监控系统1338.10施工消防1338.11消防管理1349施工组织设计1359.1施工条件1359.2施工总布置1389.3施工交通运输1409.4工程建设用地1409.5主体工程施工1419.6施工总进度1439.7附表及附图1459.8建设征地14610工程管理设计15810.1管理模式15810.2工程管理机构15810.3主要管理设施16010.4电站运行维护、回5、收及拆除16111环境保护与水土保持设计16211.1环境保护16211.2水土保持设计17111.3环境监测与管理17411.4环境保护与水土保持投资17711.5综合评价与结论17812劳动安全与工业卫生17912.1总则17912.2建设项目概况18312.3主要危险、有害因素分析18312.4工程安全卫生设计18512.5劳动安全工业卫生管理19212.6预期效果评价19712.7存在的问题和建议19813节能降耗分析19913.1设计原则和依据19913.2施工期能耗种类、数量分析和能耗指标20013.3运行期能耗种类、数量分析和能耗指标20113.4主要节能降耗措施20313.5节6、能降耗效益分析20714工程设计概算20814.1工程概况20814.2编制原则及依据20814.3基础资料20814.4设计概算编制20914.5工程概算表21415财务评价与社会效果分析22715.1概算22715.2财务评价22715.3敏感性分析23215.4结论23415.5社会效果分析235V附 图 目 录序号图名图号1电站地理位置示意图GD62-3430-0922-22-012光伏阵列布置图GD62-3430-0922-22-023子方阵设计图GD62-3430-0922-22-034电站接入系统地理示意图GD62-3430-0922-20-015集电线路接线示意图GD62-347、30-0922-20-02635kV开关站电气主接线图GD62-3430-0922-20-037发电技术方案GD62-3430-0922-20-048逆变升压配电室平面布置图GD62-3430-0922-20-05935kV开关站电气总平面布置图GD62-3430-0922-20-0610全站监控系统规划图GD62-3430-0922-20-0711开关站直流系统原理接线图GD62-3430-0922-20-081235kV开关站继电保护示意图GD62-3430-0922-20-0913平面地质图GD62-3430-0922-31-0114-工程地质剖面图GD62-3430-0922-31-08、215-工程地质剖面图GD62-3430-0922-31-0316光伏板构架体形图GD62-3430-0922-45-0117开关站平面布置图GD62-3430-0922-45-021835kV配电室平面图GD62-3430-0922-45-0319办公综合楼一层平面图GD62-3430-0922-45-0420办公综合楼二层平面图GD62-3430-0922-45-0521逆变器室平面图GD62-3430-0922-45-0622对外交通示意图GD62-3430-09K-63-0123施工总布置图GD62-3430-09K-63-0224施工控制性进度图GD62-3430-09K-63-039、双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告1 综合说明1 综合说明1.1 概述1.1.1 工程概况大庄并网光伏电站场址位于云南省楚雄彝族自治州双柏县大庄镇北部山脊上，坡地总体为朝南方向，场址坡度较平缓，海拔在1460m1560m之间，距双柏县城直线距离约23km，距大庄镇直线距离约5km；地理坐标介于东经10149521015058、北纬244550244640之间，场址地理位置见附图GD62-3430-0922-22-01。大庄并网光伏场址朝向基本为南向，地形坡度约530；场址地形比较分散，占地面积约0.5667km2（850.10亩），周围无大的遮挡物，阳光接收条件好，适于光伏阵列的布置。场址主要10、地类为林地，不涉及公益林和基本农田，场址内无具开采价值的矿产及古文化遗址分布，工程建设不涉及重要环境敏感区，工程总体建设条件较好。大庄并网光伏电站工程任务为发电，拟采用多晶硅光伏组件进行开发，电站装机容量为27MWp，由27个容量为1MWp的固定倾角式光伏子阵列组成。拟在光伏电站内建设一个35kV开关站，以1回35kV线路接至35kV大庄变，线路长度约5km，最终接入系统方案将服从于电网整体规划。建设期为8个月。大庄并网光伏电站静态总投资26292.91万元（含送出工程），静态单位千瓦投资9608元/kWp，静态单位电度投资7.60元/kWh，动态总投资26699.19万元，动态单位千瓦投资911、889元/ kWp，动态单位电度投资7.71元/kWh。按国家制定的云南省并网光伏电站标杆上网电价0.95元/kWh（含税）计算项目的财务指标，借款偿还期12.98年，项目投资财务内部收益率为8.53%，资本金财务内部收益率为10.96%，高于行业基准收益率8%。在目前光伏发电项目标杆上网电价0.95元/kWh情况下，项目在财务上是可行的。敏感性分析表明本项目具有一定的抗风险能力。1.1.2 勘测设计工作历程1.1.2.1 太阳辐射资源评估中国水电顾问集团昆明勘测设计研究院有限公司（以下简称“昆明院”）于2011年3月开始在双柏县开展太阳辐射观测，采用NRG太阳能观测系统，架设在10m高的圆管12、塔塔顶。在观测时间满一年后，委托云南省气候中心编制完成了太阳能资源评估报告，本报告中的太阳辐射资源基于气候中心对辐射观测数据订正后的结果。双柏县太阳能资源观测站年太阳总辐射为5716.0MJ/m2a，年日照时数2188.1hr，判定其太阳能资源很丰富，资源具备较好的工程开发条件。昆明院于2013年9月在大庄场址设立了一个太阳辐射观测站，采用Meteo-40M的设备，观测了总辐射等项目，目前收集到5个月的观测数据。1.1.2.2 预可行性研究2013年9月中国水电顾问集团勘测总院就昆明院编制完成的双柏县大庄并网光伏电站工程预可行性研究报告进行了评估，与会领导、专家和代表进行了认真讨论，提出了需要13、补充修改的意见。会后，昆明院编制完成了云南省楚雄州双柏县大庄并网光伏电站预可行性研究报告（以下简称预可研报告）。2013年10月9日，专家组对预可研报告进行了评估，认为预可研报告达到了预可研阶段的设计深度和要求。2013年11月，云南省能源局下发了关于同意大庄并网光伏电站开展前期工作的函，初步确定大庄并网光伏电站装机容量为27MWp。1.1.2.3 可行性研究根据光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）、光伏并网电站太阳能资源评估规范（征求意见稿）等相关规定，昆明院开展了大庄并网光伏电站的可行性研究工作，并编制完成了云南省楚雄州双柏县大庄并网光伏电站可行性研究报告（以下简称可研报告）。可研报14、告确定大庄并网光伏电站的装机容量为27MWp，共采用111240块容量为245Wp的多晶硅光伏组件，工程静态总投资26292.91万元（含送出工程）。项目业主委托相关单位完成了水土保持方案、环境影响评价、用地预审等专题工作并获得了相应的批复（文）。1.2 太阳能资源双柏县观测站年太阳总辐射为5716.0MJ/m2a，年日照时数2188.1hr，根据太阳能资源评估方法（QX/T 892008）判定其太阳能资源很丰富，资源具备开发条件。双柏县空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，太阳总辐射值最高月与最低月之比为1.38，年内月太阳总辐射值变化平稳，有利于太阳能能源的稳定输出。双柏县太阳15、总辐射的年内变化呈“春季大，夏秋小”的特点，能与水电形成较好的互补，对电网的正常运行起到积极的作用。双柏县降雪天气很少，无沙尘天气，气温年内变化不大，区域内风速不大，气候条件有利于太阳能资源开发。1.3 工程地质大庄并网光伏电站工程区位于云贵高原和横断山脉交接地区，地处金沙江和红河水系分水岭地带。属滇东高原盆地区之楚雄红岩高原亚区，西部紧临滇西山地峡谷区之丽江山原湖盆亚区与哀牢山中山亚区的接触部位，地势总体北东高南西低，区内山脉、沟谷受构造的影响，呈NNW向展布。工程区位于云贵高原之西南红河以北，属滇东高原盆地区之楚雄红层高原亚区地貌单元，地处红河水系，以侵蚀、剥蚀地貌为主。根据1:400万中16、国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程场地区50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度。设计地震分组为第三组。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010），拟建场地属抗震有利地段；场地土的类型为中硬场地土；建筑场地类别为1类。拟建光伏电站场址位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间，自然山坡稳定。场地内不良物理地质现象不发育，有布置太阳能光伏阵列的地形、地质条件。根据现场地质调查及勘察，地基岩（土）的承载力较高，各岩（土）层均可作地基基础持力层，强度可满足设计要求。拟建场地的地基土中无地17、震液化及震陷的土层分布，且地下水水位较深，因此不存在地基土地震液化及震陷问题。拟建场地内无具开采价值的有用矿产及古文化遗址。工程区附近主要分布的岩性为侏罗系及白垩系的砂岩、泥岩等，岩体抗风化能力差且风化较深，质量差，不能作为工程所需的天然建筑材料。工程所需的天然建筑材料建议就近购买。总体而言，拟建场地具备修建并网光伏电站的地形、地质条件。1.4 工程任务和规模太阳能是取自于大自然的清洁能源，也是取之不尽、用之不竭的可再生能源，其开发利用潜力巨大。随着光电技术的日益成熟，光伏发电已成为目前最具有发展前途的可再生能源之一。双柏县大庄并网光伏电站的项目任务为发电，工程建设符合国家能源产业发展策略，促18、进当地经济发展，社会效益和环境效益显著。建设该光伏电站可以得到国家激励政策和措施的保证，对充分利用双柏县的太阳能资源，开拓新能源是十分必要的。根据双柏县大庄并网光伏电站的太阳能辐射资源条件、地形地质条件、交通运输条件以及目前的光伏组件制造水平等进行了分析研究，拟采用多晶硅光伏组件进行开发，光伏电站建设规模为27MWp。由电力平衡结果可知，大庄并网光伏电站的电力在双柏县可以消纳。拟在光伏电站内建设一个35kV开关站，以1回35kV线路接至35kV大庄变，新建线路长度5km，最终接入系统方案将服从于电网整体规划。本工程运行期年平均上网电量3461万kWh，年利用小时数1270hr。工程静态投资2519、942.91万元，工程动态总投资26699.19万元，单位千瓦静态投资9608元/kWp，单位千瓦动态投资9889元/kWp。1.5 光伏系统总体方案设计及发电量计算1.5.1 系统总体方案设计本次大庄并网光伏电站采用晶体硅光伏组件进行开发，选用国产245Wp多晶硅光伏组件。采用固定倾角式的运行方式不仅可以节省占地面积，且初始投资和维护成本都较低，运行可靠性较高，同时考虑到国内外大部分光伏电站均采用固定式安装方式。因此，本阶段推荐大庄并网光伏电站采用固定倾角式的运行方式。经分析计算，光伏阵列的方位角设为0，阵列的倾角为27。并网逆变器选择容量适中，目前市场上应用较广的500kW逆变器，该产品技20、术参数满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。且绝对最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率呈增大趋势。单个光伏子方阵的容量为1MWp，采用2台500kW逆变器和2个装机容量为500kWp的光伏阵列相连，输出的电能经箱式变压器升至35kV后送往开关站。其中2台500kW逆变器布置在一间逆变器室内，270V/35kV箱式变压器置于逆变器室外。经初步布置，本工程可布置27个光伏子方阵，共计采用111240块容量为245Wp的多晶硅光伏组件，电站装机容量为27MWp。1.5.2 电站总体布置本工程设计装机容量27MWp，总占地面积约0.5667km221、（850.10亩），根据场址地形条件，35kV开关站位于场址东部，建设场地长63m，宽43m。35kV开关站布置办公综合楼和35kV配电室各一幢。配电室设SVG室、保护屏室、中控室、消防器材室、通讯室、休息室、备件室。办公综合楼共二层，一层布置厨房、餐厅、办公室和资料室；二层布置宿舍和备用房。站内道路为4m宽混凝土路面，转弯半径9m，道路净高不小于4m，道路尽端设12m12m回车场，满足消防要求。场地东侧布置35kV配电室和无功补偿装置，各电气设备与35kV配电室有电缆沟连接。开关站四周设砖砌围墙，办公综合楼四周空地适当布置绿化。场地西南侧绿化区地下布置消防水池和泵房。生产区包括光伏阵列、逆变22、器室、箱式变及检修通道等。电池阵列由27个1MWp固定式多晶硅电池子方阵组成。每个1MWp子方阵设一座逆变器室，共27座，逆变器室按照靠近相应子方阵的位置设置，每个逆变器室均有道路相连。电池阵列结合用地范围和地形情况，尽量按照子方阵的长宽度相近进行布置，以达到用地较优、节约连接电缆、日常巡查线路较短的最佳布置方案。场内施工主线及支线道路路面宽3.5m，路基宽4.5m，泥结石路面，道路总长约6.85km，根据地形每隔300m500m设会车道。本工程围墙沿占地范围设置，为了便于封闭管理及安全生产，围墙采用砖砌围墙和钢丝网围墙相结合的形式，围墙高度2.2m。1.5.3 发电量计算大庄并网光伏电站的系23、统效率按0.7989考虑，并计入光伏组件逐年0.9%的转换效率损耗，采用经订正后的代表年日辐射资料计算得电站在25年运行期内的总上网电量为86516万kWh，年平均上网电量为3461kWh，年平均等效满负荷利用小时为1270hr。1.6 电气设计本光伏电站拟建规模为27MWp，结合并网光伏电站就近上网、节约投资的原则，拟在并网光伏电站附近配套建设35kV开关站1座，汇集并网光伏电站电力后，以1回35kV线路接至35kV大庄变，新建线路长度5km。本光伏电站每1MWp发电单元经逆变升压后输出电压为35kV，每个发电单元的电力拟采用电缆分接箱接线，即在每台箱变附近设置一个35kV电缆分接箱，经集电24、线路汇集电力后集中输出至35kV开关站。整个电力的汇流、汇集系统全部采用35kV电缆。本光伏电站27MWp的光伏发电单元分为3回集电线路汇集电力送入开关站，每回集电线路汇集9MWp电力。本工程在每台箱变出口均配置一台低压变压器就地供电，满足逆变器、安全闭路电视安防、照明、检修等用电。开关站站用电采用双电源供电，单母线接线。主供电源引自附近10kV电网，备用电源引自开关站35kV配电装置母线。本工程场地污秽等级按III级考虑，户外电气设备按爬电比距不小于3.15cm/kV选型。35kV配电装置为户内布置，采用固定式铠装金属封闭高压开关柜，柜内配置真空断路器，采用单列布置。开关站35kV电气配电室25、中控室、SVG室接地变、消防器材室、休息室等组成一综合性单层建筑。根据规程规定，本开关站及逆变器室内均设置火灾报警系统。本光伏电站全部设备均由计算机监控系统进行监控。光伏电站分为三级监控：在各光伏阵列现场逆变升压配电室对每1MWp光伏阵列进行监控；在35kV开关站的中央控制室对光伏阵列主要设备和开关站电气设备等进行集中监控；根据需要可在远方调度，对整个光伏电站设备进行监控。1.7 土建工程大庄并网光伏电站的主要设计安全标准为：二级建筑结构安全等级，丙类建筑抗震设防类别，丙级地基基础设计等级，50年的结构设计使用年限，地震基本烈度7度，设计基本地震加速度值0.15g，场地类别1类。本工程光伏方26、阵支架采用Q235钢主次梁交叉支撑。光伏方阵支架采用Q235钢主次梁交叉支撑，每个支架单元由4榀框架和4根次梁组成，前立柱、后立柱、主梁、斜撑组成一榀框架。主梁和次梁采用C61412镀锌薄壁卷边槽钢，斜撑采用L403mm镀锌角钢，立柱采用602.5钢管。次梁、主梁、支柱之间采用螺栓连接。根据场区地质情况，光伏阵列支架基础初步考虑采用钢管桩基础。桩基钻孔直径为150mm，钻孔深度1.5m，钢管桩采用764钢管，桩基钻孔完成后插入钢管，调直钢管并将钻孔空隙灌入M25砂浆，待砂浆强度达到设计值的75%，先做抗拔实验，再进行上部支架安装。光伏阵列对水平度有一定要求，由于现场地形起伏，采用调整立柱长短的27、方式使支架安装达到预期高度。根据电气设计要求，采用预装式逆变器集装箱，每个阵列布置一个逆变器集装箱（箱内安装两台500kW逆变器），共27个。逆变器集装箱基础为C30钢筋混凝土箱形结构。基础长6.5m，宽3m，高2.3m，埋深1m，每个基础占地面积为19.5m2。基础底板厚300mm，侧壁厚250mm，顶板厚100mm，外挑0.9m作为逆变器集装箱操作平台。基础侧壁设通风孔和电缆孔，顶板上预埋安装槽钢，与逆变器集装箱外壳焊接。逆变器集装箱至开关站采用直埋电缆形式，直埋电缆开挖深1m，宽1m，直接在原地面进行开挖，铺砂垫层后布置电缆，然后进行回填。直埋电缆开挖长度约8000m。在场址东部建设3528、kV开关站一座，建设场地长63m，宽43m。站内布置办公综合楼和35kV配电装置室各一幢。站内道路为4m宽混凝土路面，转弯半径9m，道路净高不小于4m，道路尽端设12m12m回车场，满足消防要求。入口道路北侧布置35kV配电装置室，南侧布置无功补偿装置，各电气设备与35kV配电装置室有电缆沟连接。开关站四周设砖砌围墙，办公综合楼四周空地适当布置绿化。办公综合楼旁边侧绿化区地下布置消防水池和泵房。开关站建设场地为场址东部一处平缓山脊。场地开挖成一个平台，入口处高程确定为1527.9m。为便于排水，场地略微向北侧找坡，坡度为0.5%。场地东侧为填方区，填方深度小于1.5m，不影响建构筑物及道路布置29、。场地西侧开挖形成3m5m的边坡，拟采用2m高浆砌石挡墙支护坡脚，超出挡土墙部分按1：1.5放坡，坡面用浆砌石护坡，坡顶设截水沟，坡脚设排水沟。开关站内建筑物均为框架结构，建筑物抗震设防烈度为度，总建筑高度均低于24m，框架抗震等级为三级，结构安全等级为2级，抗震设防类别为丙类。建筑物基础均采用钢筋混凝土扩展基础，基础持力层为第层粉土夹碎石或第层强风化泥岩。办公综合楼基础埋深约1.5m，为避让35kV配电装置室内电缆沟，35kV配电装置室基础埋深约为2m。开关站内设备支架主要用于无功补偿装置。根据设备安装的高度要求，选用3m或4.5m水泥环形杆，上端焊接钢板便于与设备连接，下端埋入钢筋混凝土独30、立基础杯口。站内电缆沟采用砖砌，净宽一般为0.6m1.2m。局部穿道路电缆沟为承受车辆荷载，采用钢筋混凝土现浇。电缆沟上均铺设预制钢筋混凝土沟盖板。开关站内不设集中供暖设备，在办公综合楼各房间按需求配置电暖器等设备临时采暖。35kV配电装置室内设柜式空调机，根据电气设备工作要求调节室内湿度、温度。办公综合楼自然通风满足日常生产、生活需求。35kV配电装置室内设轴流风机，换气量满足每小时10次的要求。在开关站场址周围未发现可靠水源点，拟采用罐车运水至开关站内蓄水池供水。开关站泵房内布置生活水池一个，容积为5m，满足48h用水量。生活用水采用变频泵加压，以枝状管网供水到开关站各用水点。生活用水质必31、须达到饮用水水质标准,如不满足需设净化处理系统。开关站采取雨污分流排水方式，雨水由排水沟汇集排向地势较低处。污水汇集后流入化粪池，经化粪池澄清过滤后排入污水处理设备，处理后用于绿化灌溉或排放，排放要求达到污水综合排放标准中一级标准。1.8 工程消防设计本光伏发电站消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针。设计保证消防扑救、防火间距、安全出口、事故排烟及照明等符合有关规范要求。主要机电设备采用二氧化碳或磷酸铵盐干粉灭火方式；主要建筑消防采用磷酸铵盐干粉灭火器和室外消火栓。本工程开关站建筑物所有的承重构件、钢筋混凝土梁、板、柱、墙均达到二级耐火等级，非承重隔墙、吊顶、装饰材料也达到二级耐火32、等级。开关站内各建筑物、构筑物防火间距均达到火力发电厂与变电站设计防火规范第11.1.4条要求。电缆从室外进入室内的入口处及进出电气屏柜等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃分隔措施。消防水源取自消防水池，采用消防水池与消防水泵供水方式。开关站由电气设备，特别是带油设备引起的火灾，适合采用推车式或手提式干粉灭火器进行消防灭火。各建筑单体内均按建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005配置了相应数量的手提式磷酸铵盐干粉灭火器。开关站内35kV配电室建筑面积为561.6 m2，根据建筑设计防火规范第3.7.2条：厂房的每个防火分区、一个防火分区内的每个楼层，其安全出口的数量应经计算确定，且不应小于两个33、。根据第3.7.4条计算，设置两个安全出口满足要求。在本工程中，生产用房均布置两个出入口，满足要求；根据建筑设计防火规范第5.3.2条，办公综合楼层数为2层，每层建筑面积不足300 m2，设置1个疏散楼梯，布置于建筑物中部。据火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006），消防用电设备的电源按二级负荷供电，在光伏电站监控中心设置相应的火灾自动报警系统，并安装相应的探测器。施工消防重点分别为临时营地和材料储存区，混凝土制拌区，焊接区，临时营地和材料储存区，按每25 m2设置磷酸铵盐干粉型灭火器两具。根据中华人民共和国消防法的有关规定，发电站应建立相应的消防管理机构和消防队，配合武警专34、职消防站，共同承担本光伏电站的火灾扑救工作，并接受当地消防部门的领导和管理。1.9 施工组织设计大庄并网光伏电站场址位于双柏县大庄镇北部，紧靠大寨村，场址与大庄镇直线距离约5km，与双柏县城直线距离约23km。场址附近有公路通过，交通较为便利，其中县道XE17由双柏县通至大庄镇，并有乡道从大庄镇通至场址西部的大寨村（进场道路接入点）。施工所用的主要建筑材料拟从附近地区采购，施工用水从场址南面的水塘取水，采用水车运水的方式供应，施工用电可由附近农网10kV线路引接作为电源，距离较远处施工及紧急备用电源采用柴油机发电机供电。本工程对外交通运输采用公路运输方式，主要线路为：昆明安宁长田大庄大寨村（进35、场道路接入点），总里程约142km。本工程最重件为35kV箱式变压器，单件重约8t，尺寸为2.85m1.82m3.1m（长宽高），无重大件运输问题。场内交通线路采用施工主线道路与施工支线道路相结合的方式进行布置。进场道路拟从场址南侧的大寨村接入，修建至光伏电站大门处，总长约1km。场内施工道路由进场道路接入，沿线尽可能地靠近或通过较多的光伏阵列。场内交通道路的布置主要考虑两个因素：满足35kV箱式变压器的运输要求，35kV箱式变压器尺寸为2.85m1.82m3.1m（长宽高），重约8t，需利用汽车运至安装地点安装；尽可能覆盖施工区，以满足其它光伏组件的运输需要。场内施工道路路面宽3.5m，路基36、宽4.5m，泥结石路面，道路总长约6.85km，根据地形每隔300m500m设会车道。施工用地分为永久性用地和临时用地。本工程永久性用地主要包括：开关站和建构筑物占地。临时用地包括：光伏阵列、场内施工道路、设备临时存放场、建筑材料临时堆放场、临时生产、生活及现场办公建筑和其它施工中所需临时用地等。施工临时设施用地分两部分设置于场址中部，用地面积约4500m2。本工程临时设施用地与光伏阵列占地有小部分重叠，重叠部分光伏支架及组件在工程收尾阶段临时设施拆除后安装。本工程土建施工范围包括：场地平整、场内道路施工、支架钢管桩基础施工、支架安装、电缆沟开挖和衬砌、房屋基础开挖、处理、砌筑和装修、开关站设37、备基础开挖和砌筑、暖通及给排水、水保环保措施和防洪排涝设施施工等。主要设备安装施工范围包括：光伏组件安装、直流汇流箱安装、直流配电柜安装、逆变器安装与调试、箱式变压器安装、35kV配电柜安装、无功补偿设备安装、站用变安装、二次系统设备安装、电缆敷设和防雷接地等。土建工程施工方案应考虑有利于先后作业之间、土建与设备安装之间的协调均衡。在施工顺序上，前期以土建为主，安装配合预留、预埋，施工中后期应以安装为主，土建配合并为安装创造条件。光伏阵列支架钢管桩基础施工包括基坑钻孔、基础钢管埋设及灌浆。光伏电池组件的安装分为两部分：支架安装、光伏电池组件安装。变压器、逆变器及其配套电气设备通过汽车运抵开关站38、逆变器室附近，采用吊车、液压升降小车等设备进行安装就位。本工程施工建设可分为以下几个部分：施工准备、进场道路修建、场内施工道路修建、光伏阵列基础和支架施工、光伏组件安装、箱式变压器逆变器及相关配电装置安装、电缆敷设、开关站施工、调试和收尾工作、竣工验收。经工程类比，结合本工程实际，初拟从施工准备到工程竣工，总工期8个月，其中施工期6个月，第一年1月开始施工准备，第一年8月底光伏阵列并网发电，工程竣工。大庄并网光伏电站工程建设占地总面积0.5667km2，其中永久占地0.0049km2，临时占地0.5618 km2。占地仅涉及双柏县大庄镇。建设征地补偿费用估算包括征收和征用土地补偿费、独立费用39、预备费共3个部分。经计算，大庄光伏电站工程建设征地处理静态补偿总费用为739.38万元，其中建设征收和征用土地补偿费为355.54万元，独立费用329.07万元，预备费54.77万元。1.10 工程管理设计为了充分利用人才和管理资源，实现工程建设管理的专业化、标准化、规范化和现代化，提高本项目总体经营管理水平和经济效益，本项目由项目业主组建项目公司，由项目公司并对工程实施全面建设和运营管理。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，光伏电站工程将成立项目公司。项目公司建设期设置5个部门：计划部、综合管理部、设备管理部、工程管理部、财务审计部，共12人。建设期结束后光伏电站项目40、公司职能转变为项目运营，运营公司编制12人，设经理1人，全面负责公司的各项日常工作。运营公司设三个部门，综合管理部（3人）、财务部（3人）、生产运行部（5人）。综合管理部由工程建设期间的计划部和综合管理部合并，负责综合计划、经理办公、文档管理；财务部负责财务收支、财务计划、工资福利管理；生产运行部负责运营公司生产运营以及安全管理；设备管理部负责设备技术监控、定期维护。电池组件维护采用日常巡检、定期维护、经常除尘。电池组件定期进行除尘和清洗，每两个月清洗一次。清洗时采用先除尘再用水洗，每次清洗完成后应保持组件干燥。运营期对车辆的需求主要是电站内的日常检修和维护，配置生产用车两辆。电站25年运行期41、满后，光伏组件由厂家或专业回收处理公司负责回收及再利用。组件支架、基础钢筋等钢材由物质再生公司进行回收。所有的建（构）物及其基础由专业拆迁公司拆除、清理。电站区域地表由电站运营商负责结合当地的防风固沙水土保持等环境治理专项活动，使其恢复至与周边环境相近的地貌。1.11 环境保护和水土保持设计大庄并网光伏电站不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区等环境敏感区，工程建设区及周边300m范围内无居民点。工程建设将损毁地表植被，破坏陆生动物生境，导致地表裸露，产生水土流失；施工期将产生施工设备噪声影响，施工扬尘和少量生产生活污水，运行期产生清洗废水影响。这些影响均可采取相应的环境保护措施将其降低42、到较小程度。太阳能光伏发电工程属国家鼓励的新能源开发项目之一，工程建设可减少不可再生资源的损耗及由此带来的“三废”排放，具有明显的环境效益。从环境保护的角度来看，大庄太阳能光伏电站工程建设是可行的。项目建设所产生的水土流失影响，可以通过工程措施、植物措施、管理措施等加以消除减免，把项目水土流失影响降低到最小。因此，只要认真落实水土保持措施，本项目的建设不会对当地水土资源造成大的不利影响，项目建设是可行的。1.12 劳动安全与工业卫生设计光伏电站工程中可能存在的火灾、爆炸、电气伤害、机械伤害、物体打击伤害以及其它设备损坏事故等，在工程可行性研究设计中均提出了相应的防范措施。只要在工程设计、制造、43、运行、维护各个环节，严格遵守国家相关法律、法规和技术标准的有关规定，在工程建设中，认真落实各项安全对策措施、职业危害防范措施，同时严格监理施工、安装活动，并在机组运行、维护和维修全过程中，认真落实电业安全工作规程、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求等规程、规范的有关规定，则可为作业人员提供较为安全的作业环境，可使生产过程中的各种危险、有害因素控制在可接受的范围内。由于本工程光伏电站采用的生产工艺、设备操作和维护均较为成熟，自动化程度高，大都是远距离控制，且生产过程中基本不会产生易燃、易爆、有毒、有害物质。设计中采取了科学、全面的安全措施，如：继电保护与自动化集中控制系统、自动报警防火系统、44、计算机监控系统等安全自动系统的设计、施工与管理，为光伏电站安全运行打下了良好的基础。因此，总体来看，光伏电站设备和人身安全方面存在的危险与有害因素较为简单和轻微，正常情况下安全性高。1.13 节能降耗分析本工程采用可再生绿色能源太阳能，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，减少了线路投资，节约了土地资源。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。本项目总装机容量27M45、Wp，运行期多年平均上网电量为3461万kWh。若按照火电煤耗（标准煤）330g/kWh，建设投运每年可节约标煤1.14万t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约2.74万t，二氧化硫（SO2）约11.69t，烟尘3.51t。有害物质排放量的减少，可减轻环境污染。由以上分析可见，光伏电站的建设替代燃煤电厂的建设，可达到充分利用可再生能源、节约不可再生化石资源的目的，将大大减少对环境的污染，同时还可节约大量淡水资源，对改善大气环境有积极作用。可见光伏电站建设对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用，并有明显的节能、环境和社会效益。1.14 设计概算大庄并网光伏电46、站拟采用多晶硅光伏组件及相关的配套电气设备进行开发，电站装机容量为27MWp。参考风电场工程现行的有关文件规定、费用定额、费率标准等，按2013年第四季度价格水平编制本工程的造价概算，电站静态总投资为26292.91万元（含送出工程投资）。1.15 财务评价与社会效果分析1.15.1 财务评价大庄并网光伏电站静态总投资26292.91万元（含送出工程），静态单位千瓦投资9608元/kWp，静态单位电度投资7.60元/kWh，动态总投资26699.19万元，动态单位千瓦投资9889元/kWp，动态单位电度投资7.71元/kWh。按国家制定的并网光伏电站标杆上网电价0.95元/kWh（含税）计算项47、目的财务指标，借款偿还期12.98年，项目投资财务内部收益率为8.53%，资本金财务内部收益率为10.96%，高于行业基准收益率8%。在目前光伏发电项目标杆上网电价0.95元/kWh情况下，项目在财务上是可行的。敏感性分析表明本项目具有一定的抗风险能力。1.15.2 社会效果分析本项目总装机容量27MWp，运行期多年平均上网电量为3461万kWh。若按照火电煤耗（标准煤）330g/kWh，建设投运每年可节约标煤1.14万t，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳（CO2）约2.74万t，二氧化硫（SO2）约11.69t，烟尘3.51t。有害物质排放量的减少，可减轻环境污染。国家要48、求每个省（区）常规能源和再生能源必须保持一定的比例。为确保云南省能源平衡，保持能源发展的可持续性，在云南电网覆盖范围内适当加大太阳能资源的利用是必要的。大力发展太阳能发电，将改善能源结构，有利于增加再生能源的比例。云南省楚雄州双柏县大庄27MWp并网光伏电站工程的开发，可促进地区相关产业的发展，为地方开辟新的经济增长点。光伏发电是清洁的可再生能源，具有较好的环境效益，工程难度小，建设周期短,在节能减排、改善当地能源结构及促进区域经济发展等方面能产生积极的社会效益，从缓解能源供应紧张并同时保护环境的角度考虑，开发太阳能光伏发电项目是必要的。大庄并网光伏电站符合国家政策和社会发展要求，工程技术可行49、经济合理，项目建设是可行的。1.16 结论与建议1.16.1 结论大庄场址年太阳总辐射为5716.0MJ/m2a，年日照时数2188.1hr，根据太阳能资源评估方法（QX/T 892008）判定其太阳能资源很丰富，资源具备开发条件。电站初拟采用多晶硅光伏组件进行开发，组件方位角按0考虑，倾角27，发电系统的系统效率为0.7989，并计入光伏组件逐年0.9%的转换效率衰减，采用经订正后的代表年日辐射资料计算得电站在25年运行期内的总上网电量为86516万kWh，年平均上网电量为3461万kWh，年平均等效满负荷利用小时为1270hr。经研究分析，拟建场地具备修建大庄并网光伏电站的地形、地质条件50、，且工程的施工条件较为便利。双柏县大庄光伏电站不涉及自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区等环境敏感区。工程建设将损毁地表植被，破坏陆生动物生境，导致地表裸露，产生水土流失；施工期将产生施工设备噪声影响，施工扬尘和少量生产生活污水，运行期产生清洗废水影响。这些影响均可采取相应的环境保护措施将其降低到较小程度。太阳能光伏发电工程属国家鼓励的新能源开发项目之一，工程建设可减少不可再生资源的损耗及由此带来的“三废”排放，具有明显的环境效益。从环境保护的角度来看，大庄光伏电站工程实施是可行的。项目建设所产生的水土流失影响，可以通过工程措施、植物措施、管理措施等加以消除减免，把项目水土流失影响降低到最小51、。因此，只要认真落实水土保持措施，本项目的建设不会对当地水土资源造成大的不利影响，项目建设是可行的。本项目静态总投资26292.91万元（含送出工程），静态单位千瓦投资9608元/kWp，静态单位电度投资7.60元/kWh，动态总投资26699.19万元，动态单位千瓦投资9889元/kWp，动态单位电度投资7.71元/kWh。按国家制定的并网光伏电站标杆上网电价0.95元/kWh（含税）计算项目的财务指标，借款偿还期12.98年，项目投资财务内部收益率为8.53%，资本金财务内部收益率为10.96%，高于行业基准收益率8%。在目前光伏发电项目标杆上网电价0.95元/kWh情况下，项目在财务上是52、可行的。敏感性分析表明本项目具有一定的抗风险能力。1.16.2 建议（1）大庄并网光伏电站太阳辐射资源具备开发价值，场址地形地质条件满足光伏电站的建设要求，对外交通相对较好，建设征地区没有制约工程建设的重要经济对象和敏感对象，工程建设不涉及重要环境敏感区，工程总体建设条件较好。工程建设符合国家政策和社会发展要求，技术方案合理，财务评价可行，具有明显的环境效益和社会效益。因此，建议尽快报楚雄州发改委备案，争取早日开工建设。（2）大庄并网光伏电站地处云南山区，场址所在区域总体上为南向坡，但场址地形比较分散，在下阶段设计中应着重考虑优化光伏支架之间的间距设计，以达到在满足冬至日6hr无遮挡的前提下，53、尽可能减少占用土地面积，同时兼顾整体布局的简洁、美观。1.16.3 工程特性表表1.161 大庄并网光伏电站工程特性表一、大庄光伏发电工程站址概况编号项 目单位数量备注1装机容量MWp272占地面积km20.56673海拔高度m146015604经度（东经）101495210150585纬度（北纬）2445502446406工程代表年太阳总辐射量MJ/m25716.07工程代表年日照小时数hr2188.1二、主要气象要素1多年平均气温15.12多年极端最高气温31.03多年极端最低气温-4.44多年最大积雪厚度cm95多年平均风速m/s3.17多年平均沙尘暴日数日08多年平均雷暴日数日57.154、三、主要设备1 光伏组件（型号：多晶硅245Wp）1.1峰值功率Wp2451.2开路电压VocV37.81.3短路电流IscA8.631.4工作电压VmpV30.21.5工作电流ImpA8.111.6峰值功率温度系数%/K-0.451.7开路电压温度系数%/K-0.331.8短路电流温度系数%/K0.0471.910年功率衰减%101.10 25年功率衰减%201.11 外形尺寸mm1640990501.12 重量kg18.61.13 数量块1112401.14 向日跟踪方式固定倾角1.15 固定倾角角度（）272 逆变器（C型）2.1 输出额定功率kW5002.2 最大交流侧功率kW550255、.3 最大交流侧电流A11802.4 最大转换效率%98.72.5 欧洲效率%98.42.6 输入直流侧最大电压V DC10002.7 最大功率跟踪（MPPT）范围V DC4208502.8 最大直流输入电流A12502.9 交流输出电压范围V2103102.10 输出频率范围Hz50602.11 功率因数0.9（超前）0.9（滞后）2.12 宽/高/厚mm240080022002.13 重量kg18002.14 工作环境温度范围-25552.15 数量台543 箱式升压变电站 3.1 台数台273.2 容量kVA10003.3 额定电压kV354 开关站出线回路数、电压等级和出线形式4.1 56、出线回路数回14.2 电压等级kV35四、土建施工编号项 目单位数量备注1150钻孔m667442基础钢材（76/4钢管）t5053光伏组件支架钢材量t17554M25砂浆m312365土石方开挖m3911206土石方回填m3249007混凝土m34508钢筋t1709浆砌石、砖砌体m3252010施工总工期月8五、概算指标编号项 目单位数量备注1静态总投资万元25942.912动态投资万元26699.193单位千瓦静态投资元/kWp96084单位千瓦动态投资元/kWp98895设备及安装工程万元18229.58 6建筑工程万元4394.95 7施工辅助工程万元300.64 8其他费用万元2257、08.95 9基本预备费万元808.79 10建设期贷款利息万元675.28六、经济指标编号项 目单位数量备注1装机容量MWp272年平均上网电量万kWh34613上网电价(25年)元/kWh0.95含税5项目投资财务内部收益率%8.53税后6资本金财务内部收益率%10.96税后7投资回收期年9.84税后8借款偿还期年12.989资产负债率%80.00/55.47最大值/还贷期258双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告2 太阳能资源2 太阳能资源2.1 云南省太阳能资源总述云南地处低纬高原，北回归线贯穿于省内南部，各地海拔相对较高，加之所处地理位置的特殊性，使得全年可接受的太阳辐射能比较充裕，全58、年太阳高度角变化幅度不大，冬夏半年太阳可照时数差别较小，一年中太阳辐射能量差异不大，季节分配比较均匀，四季温暖，年气温差较小。云南全省国土均位于北纬30以南的区域，许多地区海拔都在2000m左右，分属热带山原或低纬高原。境内大部分地区地势较高，山地、高原占全省总面积的94%，地表上空大气层厚度较薄，空气密度小而大气透明度高，太阳辐射获取量比平原地区多。云南的太阳能资源仅次于西藏、青海等省区，是中国最丰富的省份之一。云南北部的金沙江河谷地区干旱少雨，日照充足，是云南省内太阳总辐射量最多的地区。2.1.1 云南日照时数分布日照是指太阳在一地实际照射的时数。在给定时间，日照时数定义为太阳直接辐射达到59、或超过120W/m2的时段总和。在空旷的水平地面上，日照时数受大气浑浊度、云雾的光学厚度、季节的变化等因素影响。一地的日照时间一般冬短夏长，夏季高纬地区长于低纬地区，冬季低纬地区长于高纬地区。（1）空间分布云南地区年理论可照时数约4400hr，南北纬度差造成的差异仅6hr左右。由于各地地形复杂，天气气候各异，造成各地实际日照时数相差十分悬殊。在地形起伏的地理条件下，局部地区的实际日照时数还将受到此地坡度、坡向、周围地形遮挡等三个因素的影响。根据云南省各地气象资料分析，省内日照时数最大的地方在永仁县，为2698hr，日照时数最小的地方在盐津县，为869hr；省内大部分地区的年实际日照时数在21060、0hr2500hr之间。云南省各地（实际）年日照时数的分布情况见图2.11。双柏县图2.11 云南省年日照时数分布图（单位：0.1hr）（2）时间分布由于低纬高原多数地区无明显的四季之分，只有干季、雨季之别，故干季和雨季的日照时数有较大差异。干季晴天多，雨日、云天少，日照充足，多数地区风高物燥，不仅降雨日数少，云量也十分稀少，日照时间长，光照强度大。雨季的降雨日数多，云层较多，各地日照时数一般比干季少。根据全省126个气象站多年逐月平均日照时数分析显示，云南省月平均日照时数时间分布的特征是：干季日照时数（11月5月中旬）要明显大于雨季（5月下旬10月），省内大多数地方本地全年月最高日照时数一般61、出现在3月，最低日照时数一般出现在7、9月份。2.1.2 云南日照百分率分布日照百分率表征日照时数和可照时数之间的比值，日照百分率可以衡量一个地区在一段时间内太阳照射的条件。（1）空间分布：云南省大部分地区的年日照百分率在46%54%之间。年日照百分率最大的地方在永仁县，为61%；最小的地方在盐津县，为20%。云南省各地年平均日照百分率分布图如图2.12。双柏县图2.12 云南省年平均日照百分率分布（单位：%）（2）时间分布：与全年月最高日照时数的规律相似，全省大多数地方本地全年月最高日照百分率一般出现在干季的1、2月份，全年月最低日照百分率一般出现在7月份。省内月平均日照百分率峰值为60%，62、出现在13月；低值为30%，出现在7月；冬半年与夏半年日照百分率差异显著。2.1.3 云南省太阳总辐射的变化规律分析一地太阳能资源状况，是由此地的太阳总辐射量来表征的。太阳总辐射量的变化，受太阳高度角和环流季节变化制约。云南地处低纬度高原，海拔高度大多在1000m以上，大气透明度好，干季晴朗少云，空气十分干燥，日照时数多。雨季多以过程性降水为主，长时间连绵阴雨少，夜雨多，全省大部分地区到达地面的太阳辐射强度大。云南太阳总辐射量的地区分布受天气气候影响很大，不同于太阳辐射随纬度增加而降低，随高度增加而增大的一般规律。（1）空间分布：从地区分布看，一般纬度低的区域冬夏半年太阳高度角都大，太阳辐射总63、量较纬度高的地方多，使得在全省范围内，太阳辐射总的分布趋势是南多北少。但太阳辐射分布并不完全符合南多北少这一规律，也有例外，北部河谷地区干旱少雨，日照充足，为全省太阳总辐射量最多的地区。在云南全省129个县中，有92个县的年太阳总辐射在5000 MJ/m2a6000 MJ/m2a之间，有59个县的年太阳总辐射在5500 MJ/m2a以上。云南省年太阳总辐射的空间分布趋势与年日照时数和年日照百分率的空间分布趋势是一致的，见图2.13。双柏县图2.13 云南太阳能年总辐射量分布图（单位：MJ/m2a）（2）时间分布：一般而言，我国大部分地区太阳总辐射量夏季最大，极端最高气温一般出现在盛夏的7、8月64、份。在云南省，从季节分布看，夏季太阳直射北半球，太阳高度角大，日照时间长，地表单位面积获得的太阳总辐射量多，因而气温高；冬季则相反，受季风的影响，形成冬冷夏热的气候特点。但夏季因受云雨影响，太阳总辐射并非全年最多，冬、夏太阳总辐射量季节差别不大，年间气温差远低于其它省区。即云南省多数地区春季太阳总辐射量最大，极端最高气温常出现在春末夏初。一般情况下，云南全省范围内春季太阳总辐射量多于秋季太阳总辐射量，春温高于秋温。其中： 云南省滇东北北部地区的太阳总辐射量表现为“夏大冬小”，一年中高值出现在夏季（68月），最大值一般出现在7月；低值出现在111月，最小值一般出现在12月，这段时间受冷空气影响，65、阴雨天气多，日照百分率很低。 云南省其它地区的太阳总辐射量多表现为“春大秋小”，一年中最高值大多出现在45月，这段时间正值雨季来临前，空气十分干燥，日照时间长，日照百分率高，到达单位地表的太阳总辐射量多；最低值一般出现在1112月，主要是天文辐射量少的缘故。云南全省月太阳总辐射最高值出现在4、5月，最低值出现在11、12月。月太阳总辐射最低值并未与月日照时数最低值和月日照百分率最低值同步出现在7、8月份，是因为云南地处北半球，7、8月间云南各地天文赤纬为正值，且数值较高，所以天文辐射值较高，虽然日照不充分，但月太阳总辐射不会降为全年最低。云南省7个辐射站连续10年的年太阳总辐射值显示，7个站166、0年间逐年太阳总辐射值与其本站10年太阳总辐射平均值的距平百分率，最大为12.84%，最小为0.084%，平均为3.85%。可见这7个站年太阳总辐射的年际变化是很小的。2.1.4 资源储量太阳能资源总储量是指不考虑地形影响、工程成本、技术效率等因素，只考虑水平面上所接收到太阳能总辐射量。云南省太阳能资源评价报告对省内太阳能资源进行了详尽细致的研究，分析计算出云南省省内太阳能资源总储量为2.11015MJ/a，相当于每年获得731.5亿t标准煤。2.1.5 区域分类在综合考虑太阳总辐射、日照时数、日照百分率三个要素的基础上，云南省太阳能资源评价报告将云南省太阳能资源开发区划分为四类区域：最佳开发67、区、较佳开发区、可开发区、一般区。（1）最佳开发区此区域内年太阳总辐射在6000MJ/m2a以上，年日照时数在2300hr以上，年日照百分率在53%61%之间。主要分布在丽江市中部和东部，大理州东部，楚雄州西部和北部。此区域内有永仁、双江县、弥渡、元谋、华坪、祥云、丽江、南涧、保山、大姚、洱源和姚安共12个县，国土总面积为36603 km2，占全省总面积的9.29%。（2）较佳开发区此区域内年太阳总辐射在5500 MJ/m2a6000 MJ/m2a之间，年日照时数在2100hr2300hr之间，年日照百分率不低于50%。主要分布在迪庆州东部、丽江市北部和西部、大理州西部、保山市中部、德宏州、临68、沧市东部、普洱市西部、西双版纳州西部、楚雄州东部和南部、昆明市北部和南部、红河州北部和西部、玉溪市，共59个县，国土总面积为170799km2，占全省总面积的43.35%。（3）可开发区此区域内年太阳总辐射在5000 MJ/m2a5500 MJ/m2a之间，年日照时数在2100hr左右，年日照百分率在45%50%间。主要分布在迪庆州西部、怒江州南部、保山市北部、临沧市西部、普洱市中部、西双版纳州东部、昆明市中部、曲靖市西部、昭通市南部、文山州西部、红河州中部，共32个县，国土总面积为112960 km2，占全省总面积的28.67%。（4）一般区在此区域内年太阳总辐射在5000 MJ/m2a以下69、，年日照时数在2100hr以下，年日照百分率不到40%。主要分布在文山州北部、东部和南部、昭通市北部、曲靖市东部、怒江州北部，共22个县，国土总面积为7.3639km2，占全省总面积的18.69%。2.2 双柏县太阳能资源概述双柏县是云南省太阳能资源较佳开发区域之一，其境内大部分地区多年平均太阳总辐射量在5500 MJ/m2a6000 MJ/m2a之间，多年平均日照时数为2359.6hr。在双柏县境内，太阳照射受地形影响较小的大部分地区日照都十分丰富，太阳辐射能量较高，空气透明度好、太阳辐射在大气中的损耗较少；全县太阳总辐射在年内分布差别不大、变化基本平稳，有利于太阳能发电电力的稳定输出。2.70、3 辐射观测及资源分析为掌握双柏县太阳能辐射资源情况，2011年3月昆明院开始在双柏县境内大麦地开展太阳辐射观测。大庄场址内的观测站于2013年9月开始观测，目前未满一年。大麦地观测站位于大庄场址正南方向约40km处（相对位置见图2.3），观测设备采用NRG太阳能观测系统，架设在10m高的圆管塔塔顶，观测的基本情况见Error! Reference source not found.。表2.31 大庄太阳辐射观测基本情况海拔高度（m）868地理坐标纬度N2418.618经度E10146.318观测项目与安装高度（m）总辐射10记录时间起2011-3-15迄至今采用记录时间起2011-7-1迄271、012-6-30大麦地辐射观测站大庄光伏电站场址图2.31 大庄光伏电站与辐射观测站相对位置示意图大庄场址内的观测站于2013年9月开始进行观测，目前收集到2013年10月2014年2月共5个月的数据，此观测数据未进行长序列数据订正。根据云南省同时具有2013年10月2014年2月和2011年10月2012年2月辐射值的参照站数据，2013年10月2014年2月总辐射量与2011年10月2012年2月的总辐射量相当，具体情况见表2.33，因而云南省内不同年份的同月数据具有一定可比性。表2.32 参照站辐射观测基本情况观测站位置月份1辐射量1月份2辐射量2辐射量1/辐射量2红河蒙自2013.1072、411.42011.10391.91.0502013.11418.62011.11398.01.0522013.12344.292011.12347.40.9912014.01460.52012.01490.50.9392014.02536.92012.02530.71.012平均比例1.000大庄场址实测辐射量与同月但不同年的大麦地实测数据比较情况见表2.3-3，大庄实测辐射量比大麦地实测辐射量平均高约6.6%，表明大庄太阳能资源比大麦地太阳能资源略好。表2.3-3 大庄实测与大麦地实测辐射数据比较表观测站位置月份大庄实测辐射量月份大麦地实测辐射量大庄辐射量/大麦地辐射量楚雄双柏2013.173、0401.7 2011.10404.40.993 2013.11468.3 2011.11433.61.080 2013.12365.5 2011.12300.11.218 2014.01475.6 2012.01439.21.083 2014.02533.5 2012.02528.31.010 平均比例1.066由于大庄场址内的观测站于2013年9月开始观测，目前未满一年，因此本项目资源分析系用大麦地的观测站进行。在收集连续一年辐射观测数据后，委托了云南省气候中心对观测站太阳能资源进行评估。本报告中的太阳辐射资源基于气候中心对大麦地辐射观测数据订正后的结果。2.3.1 观测资料整理（1）完整74、性检验完整性检验包括数量及时间顺序检验，即数据的数量应等于预期记录的数据数量，数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。在2011年7月1日00:002012年6月30日23:50间，总辐射观测数据完整无缺测。（2）值域合理性检验值域合理性检验即判断测量数据取值是否在合理范围之内。范围检验的判别标准详见表 2.3。表 2.34 观测数据范围检验判别标准主要参数单位合理取值范围总辐射W/m201500经分析，在2011年7月1日00:002012年6月30日23:50间，总辐射观测数据均通过范围检验。（3）有效数据完整率综合以上分析，总辐射数据完整、合理，有效数据完整率为100%。（75、4）日照时数计算日照时数是指太阳在一地实际照射的时数。在给定时间，日照时数定义为到达地面的太阳直接辐射达到或超过120 W/m2的时段总和。目前双柏县太阳辐射观测项目未开展日照时数观测，本报告采用十分钟总辐射达到300/m2及其以上的时间统计为日照时数。2.3.2 数据订正由于太阳辐射量与日照时间年际变化较大，现场观测资料的时段有限，有必要根据附近气象站的长期观测资料，将检验后的原始观测数据订正为一套反映长期平均水平的代表性数据。2.3.2.1 参证站选取场址周边有双柏、新平气象站，本报告选取这两个气象站作为候选参证站。表 2.35 候选参证站概况站名海拔高度（m）距观测点直线距离（km）方位76、观测环境破坏程度最近一次迁站时间双柏1968.144北轻微1978年新平1497.534东南轻微1974年取2011年7月1日2012年6月30日：将双柏、新平气象站每日日照时数与观测点同期数据系列进行相关分析，具体结果见表2.3-6。表 2.3-6 观测站与双柏、石屏气象站日照时数相关分析站名相关系数（-）双柏0.704新平0.776由上表可见，两个候选气象站与观测点间每日日照时数的相关性均较好，在0.7以上，能通过0.01的显著性水平检验。由于新平站与观测点相关性相对较好，且观测点与新平气象站同处于红河河谷，气候背景相似，同时距离观测点距离最近，基于此考虑，本报告选择新平气象站作为本次数据77、订正的参证站。2.3.2.2 数据订正取2011年7月1日2012年6月30日为一个完整年来计算。日照时数（或总辐射）数据订正方法具体过程如下：（1）先求出新平气象站19812010年近30年逐日的5日滑动平均日照时数； （2）计算观测时段新平气象站的逐日日照时数；（3）求解观测时段内，观测点与对应时段新平气象站日照时数的一元一次回归方程，形如y=ax+b，其中x为新平气象站每日日照时数序列，y为观测点每日日照时数序列；（4）求解观测点观测时段内，12个月逐日日照时数与总辐射的一元一次拟合方程，形如y=ax+b，其中x序列为观测点每日日照时数，y序列为观测点总辐射，共获得12个方程；（5）将新78、平气象站逐日的5日滑动平均日照时数代入第3步所求得的方程，可得到观测点多年平均的逐日日照时数。（6）将观测点多年平均的逐日日照时数代入第4步所求得的方程，可得到观测点多年平均逐日太阳总辐射量。表2.3-7给出了订正前后总辐射、日照时数的变化情况。2.37 观测点订正前后各要素比较表月份总辐射曝辐量（MJ/m2）日照时数（hr）订正前订正后相差()订正前订正后相差()1439.2488.511.2178.7202.413.32528.3480.9-9.0214.5192-10.53562.8553.2-1.7217.9213.8-1.94613.4560.1-8.7229.4209.3-8.8579、641.9569.7-11.2232.5200.6-13.76526.5428.5-18.6205.7167.6-18.57591.7457.2-22.7217.4154.9-28.78594.1464.9-21.7218.4163.7-25.09469.6425.6-9.4176.9154.7-12.510404.4426.15.4151.7163.47.711433.6437.20.8175.2177.21.112300.1424.141.3115.5188.563.2全年6105.65716.0-6.42333.82188.1-6.22.3.3 相关要素分析2.3.3.1 总辐射与日照时80、数年内分布总辐射、日照时数年内变化情况见表2.3-8、图 2.31和图 2.32。从图表分析可知：月太阳总辐射曝辐量最高值出现在5月份，月太阳总辐射曝辐量最低值出现在12月份，最大月与最小月的比值为1.34，月太阳总辐射曝辐量年内变化表现为“春季大，夏秋小”的特征。月日照时数最高值出现在3月份，月日照时数最低值出现在9月份，最大月与最小月的比值为1.38，月日照时数年内变化表现为“冬春大，夏秋小”的特征。表 2.3-8 总辐射和日照时数年内变化月份总辐射曝辐量（MJ/m2）日照时数（hr）1488.5 202.42480.9 1923553.2 213.84560.1 209.35569.7 81、200.66428.5 167.67457.2 154.98464.9 163.79425.6 154.710426.1 163.411437.2 177.212424.1 188.5全年5716.0 2188.1 图 2.31 总辐射年内变化图 2.32 日照时数年内变化2.3.3.2 总辐射与日照时数日内变化订正数据中的总辐射、日照时数日内变化情况见表2.3-9、图 2.33和图 2.34。每日7时18时，总辐射辐照度在零值以上，总辐射辐照度最大值出现在12时14时。每平方米上，全年总辐射辐照度10分钟平均最大峰值为1230.3W/m2，全年总辐射辐照度瞬时最大峰值为1351.7W/m2。82、日照时数在10时16时之间，均在0.5小时以上。从各月的总辐射日变化来看，7月份总辐射强度最大值出现在14时，4、5、10、11月份总辐射强度最大值出现在12时，其余月份总辐射强度最大值出现在13时；6月份的小时总辐射辐照度最高值在2.0MJ/m2以下，其余月份小时总辐射辐照度最高值均在2.0MJ/m2以上，其中3月份的小时总辐射辐照度最高值为2.68MJ/m2，为全年最高。表 2.3-9 总辐射和日照时数日内变化小时总辐射（MJ/m2）日照时数（hr）00.000 010.000 020.000 030.000 040.000 050.000 060.000 070.069 080.365 83、0.06190.894 0.401101.450 0.696111.919 0.808122.227 0.854132.280 0.871142.175 0.866151.833 0.802161.353 0.675170.800 0.33180.295 0.03190.000 0200.000 0210.000 0220.000 0230.000 0图 2.33 总辐射日变化图 2.34 日照时数日变化图 2.35 总辐射各月日变化曲线2.3.3.3 总辐射强度分布以能量大于等于50 W/m2为下限值，定义为有效能量区间。以50 W/m2为一个区间，统计总辐射强度在不同区间出现的小时数及其在84、全年总能量中所占比率。订正数据的总辐射强度频率分布情况见表2.3-10、图 2.36、图 2.37。大庄太阳能有效能量小时数约为3751.8hr，占全年能量的99.36%，其中辐照度在500W/m2以上的区间为有效能量的主要分布区。表 2.3-10 总辐射强度各区间分布表区间总辐射辐照度(W/m2)所占总能量比率（%）所占小时数（hr）1501001.57358.521001502.21302.031502002.72264.242002503.35253.052503003.91241.863003504.19219.073504004.55205.784004504.21168.2945085、5004.78170.5105005505.26170.2115506005.72168.5126006506.28170.2136507007.47187.7147007508.19191.5157508008.50186.2168008507.11146.3178509005.87114.0189009505.0793.21995010004.8283.82010003.5657.5有效能量区间(50W/m2以上)99.363751.8图 2.36 总辐射强度各区间所占能量比率分布图（hr）图 2.37 总辐射强度各区间所占小时数分布图2.3.4 新平县气候特征新平县气象站观测资料对该地区86、有较好的代表性。新平县气象站19812010年的部分多年气象特征值如下：多年极端最高气温：33.5（2010年5月6日）多年极端最低气温：-2.7（1982年12月27日）多年年平均气压：849.5hPa多年年平均降水量：951.5mm多年年平均雷暴日数：69.0天多年年平均雾日数：14.4天多年年平均冰雹日数：1.1天新平县气象站（19812010年）逐月平均气象特征值见表。表 2.3-11 新平县气象站逐月平均气象特征值平均气温（）平均风速（m/s）平均日照时数（hr）平均晴天日数（d）平均阴天日数（d）1月112.3225.211.14.42月13.22.7224.311.13.83月187、6.83.1247.810.64.84月19.83.2245.25.95.85月21.42.6221.52.512.36月22.22.3161.30.420.57月21.81.8129.40.124.38月21.41.4147.10.220.59月20.11.5135.31.315.410月181.7147313.511月141.7179.96.8812月10.81.9197.29.76.5全年17.52.22261.262.7139.82.3.5 场址太阳辐射观测情况昆明院于2013年9月在大庄场址设立了一个太阳辐射观测站，采用NRG的设备，观测了太阳总辐射等项目，目前收集到5个月的观测数据88、，与订正数据和大麦地实测、订正数据的比较结果如表2.3-12所示。表2.3-12 场址实测与订正数据及大麦地实测数据比较月份总辐射总辐射场址实测订正数据相差(%)场址实测大麦地实测相差(%)2013.10401.7426.1-5.70%401.7404.4-0.70%2013.11468.3437.27.10%468.3433.68.00%2013.12365.5424.1-13.80%365.5300.121.80%2014.01475.6488.5-2.60%475.6439.28.30%2014.02533.5480.910.90%533.5528.31.00%平均-0.54%6.60%89、由表2.3-12可看出，虽然场址的总辐射与大麦地订正后数据相比低0.54%，但比大麦地实测的总辐射高6.60%，可以预期大庄场址订正后的总辐射也会比大麦地订正后的总辐射高。2.3.6 特殊天气条件对项目的影响光伏组件的发电效率受组件温度影响较大，其发电效率随组件温度的升高而降低，而组件工作温度受环境温度影响较大。双柏县年内温差不大，“冬无严寒、夏无酷暑”，多年平均气温为15.1，有利于光伏组件工作在较高的发电效率点。此外，场址区空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，太阳总辐射值最高月与最低月之比为1.38，年内月太阳总辐射值变化平稳，有利于太阳能能源的稳定输出。固定式安装的光伏电站90、因组件被支撑与地面形成一定倾角，在设计时需考虑风荷载的影响。根据双柏县气象局的统计成果，双柏县多年平均风速为3.1 m/s，考虑到大庄场址位于山区，其周围地形具备成风条件，在支架基础设计中应重点考虑对风荷载的承载能力。双柏县多年年平均降水量943.1mm，多年最大一日降雨量110.6mm，多年年平均雷暴日数57.1天，属于雷暴多发地区。施工时要严格按照相关规程规范施工，严禁在雨天进行光伏组件的连线工作，并做好防雷暴工作，在电气设计中应重点考虑防雷保护设计。2.4 太阳能资源综合评价（1）场址年太阳总辐射曝辐量5716.0MJ/m2a，根据太阳能资源评估方法（QX/T 892008）判定其太阳能91、资源很丰富，资源具备开发条件。（2）场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少，太阳总辐射值最高月与最低月之比为1.38，年内月太阳总辐射值变化平稳，有利于太阳能能源的稳定输出。（3）场址太阳总辐射的年内变化呈“春季大，夏秋小”的特点，能与水电形成较好的互补，对电网的正常运行起到积极的作用。（4）场址无沙尘天气，气温年内变化不大，目标区域内风速不大，气候条件有利于太阳能资源开发。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告3 工程地质3 工程地质3.1 概述3.1.1 工程概况大庄并网光伏电站位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间，地理92、位置坐标介于东经1014952015058、北纬244550244640之间，场址总占地面积0.5667km2，周围无大的遮挡物，阳光接收条件好，适于太阳能光伏阵列的布置。该工程主要包括光伏阵列及一个35kV开关站。根据该场址的地形条件，太阳能电池方阵拟布置27个阵列，装机规模约27MWp。受中国水电顾问集团双柏开发有限公司的委托，昆明院于2013年10月编制完成了云南省楚雄州双柏县大庄并网光伏电站预可行性研究报告（送审稿）。2013年10月21日，水电水利规划设计总院在昆明主持召开了云南省楚雄州双柏县大庄并网光伏电站预可行性研究报告审查会议。对工程地质专业的审查意见如下：1 工程区在大地构造93、上位于扬子准地台的西南部，区域构造稳定性较差。根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），场地50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.15g，相应的地震基本烈度为度。2 基本同意对工程场地稳定性与适宜性的初步评价意见。站址区为低丘缓坡，地形平坦开阔，地下水类型为孔隙性潜水和基岩裂隙水，埋深大；站区未见大的滑坡、崩塌、泥石流等不良地质现象；具备建设光伏电站的地形地质条件。3 站址区地下水埋深大，对基础影响较小。下阶段应进行运行期清洗水源调查。4 基本同意对站址地基岩土体工程特性及地基条件的初步评价意见。站区地层分为4层，层粉土夹碎石，层全强风化泥岩，层全强风化砂岩，层弱风化基岩，各94、岩土层的物理力学参数值基本合适，地基条件较好，各岩土层均可满足光伏电站工程的建基要求。根据云南省楚雄州双柏县大庄并网光伏电站可行性研究阶段的工作安排，昆明院于2013年12月组织相关专业对拟选场址进行了综合考查与查勘，地质专业随继开展了场址的工程地质勘察工作，本阶段完成的主要勘察工作量详见表3.11。3.1.2 勘察目的及要求根据拟建建筑物的特点及拟建场地的工程地质条件，本次工程地质勘察重点要解决以下几个方面的主要问题：（1）查明工程场地范围的土层的分布规律及地基土的物理力学性质，并提供地基各土层的物理力学指标及承载力； （2）查明工程场地范围的不良地质作用的成因、分布、规模、发展趋势，并对场95、地的适宜性及稳定性做出评价；（3）查明地下水类型、埋藏情况、对混凝土的腐蚀性及对基础施工的影响；（4）查明采用天然地基浅基础的可能性；（5）对地基基础设计方案进行充分的技术经济对比，提出最佳的地基基础设计方案。为达上述目的，本次工程地质勘察工作主要执行的规范、规程如下：岩土工程勘察规范（GB500212001）（2009年版）建筑地基基础设计规范（GB500072011）建筑抗震设计规范（GB500112010）光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）3.1.3 勘察工作量可行性研究阶段完成的主要勘察工作量详见表 3.11。表 3.11 可行性研究阶段勘察工作量表勘 察 项 目单 位工作量区96、域卫星照片解译km26000区域地震调查了解km260001:20万区域地质调查、复核km230001:10000工程地质调查测绘km28.75坑、槽探m31163.2 区域地质概况3.2.1 地形地貌工程区位于云贵高原和横断山脉交接地区，地处金沙江和红河水系分水岭地带。属滇东高原盆地区之楚雄红岩高原亚区，西部紧临滇西山地峡谷区之丽江山原湖盆亚区与哀牢山中山亚区的接触部位，地势总体北东高南西低，区内山脉、沟谷受构造的影响，呈NNW向展布。3.2.2 地层岩性工程区位于扬子准地台的西南部，基底由下元古界上昆阳群地层构成，盖层全由中生界地层组成，下部为上三叠统，由海相碳酸盐建造渐变为海陆交替及陆相97、含煤建造，上部为侏罗系、白垩系巨厚的陆相红层建造。区内地层出露较齐全，从元古界至新生界地层均有出露，其中下元古界昆阳群变质岩系出露于元谋一带，中生界“红层”组成的覆盖层广布全区，为一套紫红色砂泥岩，局部夹泥灰岩的内陆湖相沉积地层。区域内的沉积建造、岩浆活动及变质作用受区域构造控制明显；区内变质作用不强烈。场址区出露的地层主要为中生界侏罗系中统张河组上段（J2z2）灰绿、灰紫色长石石英砂岩夹泥岩。3.2.3 地质构造工程区内主要由南北向压性断裂、褶皱，北东、北西向压扭性断裂和近东西向张性断裂组成。在漫长的地史时期中，特别是三叠世以后，构造动力作用十分强烈复杂，区域内经受了多次复杂的构造变动，不同98、方向、不同规模、不同性质、不同时期的构造形迹广泛发育，反映出多次构造运动破坏、改造的区域构造景观，造就了不同的构造体系。场址区东距元谋-绿汁江断裂（F52）约9km，楚雄-南华断裂带（F27）从场址区西南侧通过见图 3.21。图 3.21 区域构造纲要图主要构造形迹简述如下：元谋-绿汁江断裂带（F52）：为一条纵贯滇中块体中部的深大断裂，也是“康滇地轴”的主体构造。北起冕宁的牦牛山，向南经元谋鱼鮓、元谋，沿绿汁江河谷延伸至易门三家厂南，总体走向近南北，长约410km。根据组合形态、结构特点和活动特性，可将之分为3段，研究区属于它的南段，一平浪以南，结构变得较为复杂，多处被北西向断裂交切。在第四99、纪断陷盆地内的下更新统中见有构造形变。据此推测，强烈活动时代应为中更新世。附近，发生过多次4级左右地震，在望谟附近1971年记录到一次4.8级地震。地震活动主要集中在晚更新世活动的中段。20世纪曾有过5次中强地震记录，最大地震为1955年鱼鲊63/4级。楚雄-南华断裂带（F27）：东起大庄，向北西方向经由楚雄、南华、沙桥，在普棚附近与北西向隐伏断裂相连，总体上呈北4060西走向，全长约100km。断裂由彼此近于平行的多条断裂组成，所经地段中生界和新生界发生强烈变形，甚至出现倒转，上新统中常见有错断现象。断错地貌十分发育，可见断层三角面、断裂谷地和断错山脊、水系等，更新世表现出较强的右旋压扭活动100、。在楚雄和南华两地，记录有多次5级以上的地震，最大达6 3/4级。该断层最近一次活动发生在晚更新世末，第四纪时期具有逆冲活动的性质，垂直错距约5米。3.2.4 区域构造稳定性评价3.2.4.1 区域地震地质环境工程区位于青藏地震区的鲜水河滇东地震带及滇西南地震带接触地带。上述两个地震带地震活动总体表现为频度高、强度大。地震对场址的影响主要来自上述两个地震带。地震的空间分布显示了明显的不均一性，但中强地震的震中呈条带性分布。4.7级以上历史地震多呈现北西向、近南北向分布。总体上地震强度与频度为北部强、西部及南部弱。震源深度分布均在35km之内，区内的地震一般属于地壳中上层的浅源构造地震。区内地震101、活动在时间上表现为非平稳性的特点，即地震活动随时间出现相对平静和显著活跃相互交替转化的发展过程，目前正处于1988年以来的地震活跃幕中。区内新构造运动强烈，活动频繁，地壳块体以不均匀隆升作用为特征，总体表现为西高东低的掀斜块体运动。区内地震带地震活动总体表现为频度高、强度大。地震的空间分布显示了明显的不均一性，但中强地震的震中呈条带状分布，区内地震地质环境复杂。场址区周围分布多条规模大，活动性强的区域性深大断裂带，且距发震构造较近，总体上属构造稳定性差地区。3.2.4.2 地震活动及基本地震烈度（1）历史地震对场区的影响据有关资料，工程区附近地震活动相对较微弱，4级、5级地震稀少，自有记载以来102、至今，在距工程区最近M5级以上地震2次，震中位置工程区直线距离已大于85km，震中烈度对工程区的影响烈度远低于度，工程近场区历史上未发生过5级以上强烈地震。根据本地区历史地震强度随距离衰减规律分析，各历史地震对工程区的影响烈度均小于度。（2）地震基本烈度工程区域地震地质环境复杂，构造较发育，周边地区地震活动较为频繁，根据1:400万中国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程场地区50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度见图3.22。场址范围图 3.22 地震动参数区划图3.3 场地基本地质条件3.3.1 地形地貌工程区位于云贵高原和横断山脉交接地103、区，属滇东高原盆地区之楚雄红岩高原亚区，地势总体北东高南西低，区内山脉、沟谷受构造的影响，呈NNW向展布。拟建场地位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间。区内冲沟发育，规模一般较小。场址内山坡植被覆盖一般，以荒草地和灌木为主，有布置光伏电站的开阔地形见图3.31 。图 3.31 场址区地形地貌3.3.2 地层岩性与地质构造场址区分布的地层主要为中生界侏罗系中统张河组（J2z）细砂岩、长石石英砂岩、泥岩及第四系坡、残积层（Qdl+el）见图 3.32、图 3.33。由新至老叙述如下：坡、残积层（Qdl+el）：岩性主要为褐黄色粉土、粉砂土104、夹碎石，碎石成分为紫红色砂岩，直径一般1cm3cm，小部分大于5cm，分布于整个场区。厚度一般0.2m0.5m。张河组上段（J2z2）：岩性为暗紫红、紫红、灰紫、灰绿色杂色厚层状泥岩夹泥灰岩、细粒含长石石英砂岩及泥质粉砂岩。分布于整个场址区，厚度689.9m。张河组下段（J2z1）：岩性上部为灰紫、紫红、黄绿色中厚层状细砂岩与紫红色泥岩，不等厚互层。夹两层中粗粒长石石英砂岩。下部为灰绿、黄绿色中厚层状中粒长石石英砂岩夹泥岩。分布于场址区西北角，厚度516.7m。场址范围图 3.32 场址区地质图图 3.33 场址区出露的泥岩根据现场地质调查，场址区地层由单斜构造组成，地层产状为N5E，SE40105、，场址区内未发现断层等构造，场地处于相对稳定的地段，适宜工程的建设。3.3.3 物理地质现象根据现场地质测绘，场址区地形地貌较完整，物理地质现象主要以岩体风化为主，场区及其附近未发现规模较大的滑坡体、崩塌体及泥石流等不良物理地质现象。3.3.4 水文地质条件场址区水文地质条件相对较简单，含水层较为单一，按地下水赋存的介质条件不同，主要分为第四系孔隙水和基岩裂隙水两种类型。孔隙水：主要赋存于上覆第四系松散土层中，受大气降水的补给，水量、水位随季节性变化较大，无连续的水位面，通过大气蒸发和周边径流排泄，或垂直下渗补给下伏基岩裂隙水。基岩裂隙水：主要赋存于砂岩裂隙中，主要受大气降水的补给，受地形控制106、向两侧沟谷运移并排泄于当地最低侵蚀基准面。据现场调查该地下水埋深较大，对工程建设无影响。3.3.5 岩(土)体物理力学参数拟建场址地基主要为中生界侏罗系中统张河组上段（J2z2）厚层状泥岩夹泥灰岩、细粒含长石石英砂岩、泥质粉砂岩及第四系粉土夹碎石层。粉土夹碎石：灰褐色、褐黄色，碎石成分为紫红色砂岩，松散稍密状，具一定的承载力，可作为浅基础持力层。泥岩：紫红、灰紫色，全强风化，可作为基础持力层。石英砂岩、泥质粉砂岩：灰紫、灰绿色，全强风化，可作为基础持力层。石英砂岩、泥质粉砂岩：紫红色，弱风化，具有较高的承载力，可作为基础持力层。根据现场地质条件并类比有关的工程经验，提出各类岩(土)体的物理力学107、参数建议值见表 3.31。表 3.31 岩（土）体物理力学参数建议值地层编号地层名称容重（KN/m3）内摩擦角（）黏聚力（kPa）压缩系数a1-2 承载力特征值（kPa）参考电阻率（m）粉土夹碎石18.020.0152015250.30.51502002.21027103全强风化泥岩19.020.0202530500.20.420025010l02全强风化砂岩20.022.0253020400.20.325030010l03弱风化砂岩22.025.0800100010l033.4 场地工程地质条件评价3.4.1 场地工程地质条件拟建光伏电站场址位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡108、，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间。场址区表部多为第四系粉土夹碎石，下伏基岩为紫红、紫灰色细砂岩、长石石英砂岩、泥岩，地表基岩零星出露，山坡植被一般，大量生长低矮的小型灌木，有布置太阳能电池方阵的开阔地形条件，场址区内局部发育的小型冲沟，切割深度一般较小，对工程建设影响不大。区内物理地质现象以岩体风化为主，整体上无制约工程建设的滑坡、崩塌、泥石流等不良物理地质现象发育，自然山坡稳定，场地工程地质条件较好。根据区域地质资料分析及现场调查，场址区内断层不发育；场址区内无具开采价值的有用矿产及古文化遗址。3.4.2 场地水文地质条件场区水文地质条件相对较简单，含水层较为单一。地下水主要接109、受大气降水补给，向两侧沟谷及低凹处排泄，水位随季节性变化较大，埋深也大，对工程建设无影响。3.4.3 场地地震效应及稳定性评价该区属于青藏地震区的鲜水河滇东地震带，区内地震活动较强烈，工程区主要受外围地震的影响，属于区域构造稳定性较差的地区。根据1:400万中国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程场地区50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度。设计地震分组为第三组。场址区第四系坡、残积层主要为粉土夹碎石，下伏基岩为全强风化的细砂岩、长石石英砂岩、泥岩；地下水位埋深大，无液化土层分布，不存在地震液化问题。场址区无滑坡、崩塌及泥石流等不良物理地质现110、象，场地适宜工程建设，按建筑抗震设计规范（GB50011-2010）中建筑抗震有利、一般、不利和危险地段划分标准，该建筑物场地属抗震有利地段；按岩土工程勘察规范（GB 500212001）（2009年版）的有关规定，结合场地土层结构及力学性质，判定场地土的类型为中硬场地土，建筑场地类别为1类。3.4.4 主要工程地质问题太阳能光伏阵列主要布置于山脊及较缓的山坡部位，地形坡度普遍较缓，覆盖层相对较薄，基岩出露较好，自然山坡稳定条件较好。一般情况下基础开挖范围深度不大，边坡稳定问题不突出。太阳能光伏阵列布置后，施工道路为了避开方阵，将顺山坡布置，局部边坡开挖施工道路可能会影响太阳能方阵基础的稳定，111、因此，应合理设计解决太阳能电池方阵与交通道路的关系。3.5 开关站工程地质条件评价3.5.1 开关站工程地质条件开关站位于场区东面，平缓开阔，地表多为第四系粉土夹碎石，下伏基岩为紫红、紫灰色泥岩、长石石英砂岩、细砂岩，基岩零星出露。地表植被一般，主要为杂草及低矮的小型灌木见图3.51。图 3.51 开关站地形地貌根据野外地质测绘，并结合地基土的工程地质特性，将升压站的地基（岩）土分为以下三层。层坡、残积层（Qdl+el）：岩性主要为褐黄色粉土、粉砂土夹碎石，碎石成分为紫红色砂岩，直径一般1cm3cm，小部分大于5cm，分布于整个场区。厚度一般0.2m0.5m；层：全强风化泥岩，碎块状，承载力高112、；层：全强风化砂岩，碎块状，承载力高。3.5.2 场地地震效应评价根据1：400万中国地震动参数区划图（GB18306-2001），升压站场地的50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度，设计地震分组为第三组。根据野地质测绘，依据建筑抗震设计规范(GB50011-2010)有关规定，开关站场地的第四系覆盖层厚度一般0.2m0.5m，结合地形地貌特征，判定场地土的类型为中硬场地土，建筑场地类别为1类。开关站场地内的地基土中无地震液化及震陷的土层分布，且地下水水位埋藏较深，因此不存在地基土地震液化及震陷问题。3.5.3 场地整体稳定性、建筑适应性评价开关站地表多为113、第四系坡、残积层（Qdl+el），下伏基岩为全强风化泥岩、砂岩。根据野外地质测绘，场地内无规模较大的断裂分布，物理地质现象以岩体风化为主，无滑坡、崩塌及泥石流等不良物理地质现象，场地整体稳定性较好，建筑物场地属抗震有利地段。3.5.4 场地地基土建筑条件评价开关站场地的地基土主要为层坡、残积层（Qdl+el），为褐黄色粉土、粉砂土夹碎石，厚度0.2m0.5m；、层：强风化泥岩、砂岩，碎块状，承载力高，能满足升压站建筑物的基础的设计要求。各类岩(土)体的主要物理力学参数建议值见表3.3-1。3.6 天然建筑材料工程区附近主要分布的岩性为侏罗系及白垩系的砂岩、泥岩等，岩体抗风化能力差且风化较深，质114、量差，不能作为工程所需的天然建筑材料。工程所需的天然建筑材料建议就近购买。3.7 结论及建议3.7.1 结论（1）该区属于青藏地震区的鲜水河滇东地震带，区内地震活动较强烈，工程区主要受外围地震的影响，属于区域构造稳定性较差的地区。根据1:400万中国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程场地区50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度。设计地震分组为第三组。（2）拟建场地位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间，自然山坡稳定。场地内不良物理地质现象不发育，有布置太阳能光伏阵列的地形、地质条件。115、（3）根据现场地质调查及勘察，地基岩（土）的承载力较高，各岩（土）层均可作地基持力层，强度可满足设计要求。（4）按建筑抗震设计规范（GB50011-2010）该建筑物场地属抗震有利地段；场地土的类型为中硬场地土；建筑场地类别为1类。（5）场址区地下水埋深较大，无液化土层分布，不存在地震液化问题。（6）场址区具备修建太阳能光伏电站的地形、地质条件。3.7.2 建议（1）建议太阳能光伏阵列的基础型式优先采用天然地基条形基础或独立柱基，以层或层全强风化泥岩、砂岩作为基础持力层；基础埋深0.5m1.5m；层、层全强风化细泥岩、砂岩承载力特征值取200kPa300kPa。（2）建议开关站的基础采用天然地116、基条形或独立基础，以层或层全强风化泥岩、砂岩作为基础持力层，基础埋深0.6m1.0m；、层全强风化泥岩、砂岩承载力特征值取200kPa300kPa。（3）建议合理设计太阳能光伏阵列与交通道路以及方阵内电缆沟的关系，以免由于道路及电缆沟的开挖影响光伏阵列基础的稳定。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告4 工程任务和规模4 工程任务和规模4.1 自然和社会经济概况4.1.1 楚雄州概况4.1.1.1 楚雄州自然地理概况楚雄彝族自治州（以下简称“楚雄州”）辖楚雄市和双柏、牟定、南华、姚安、大姚、永仁、元谋、武定、禄丰9县，位于云南省中部偏北，地处北纬24132630，东经1004310230之间，属云117、贵高原西部、滇中高原的主体部位，自古为“省垣屏障、滇中走廊、川滇通道”。楚雄州东靠昆明市，西接大理白族自治州，南连普洱市和玉溪市，北临四川省攀枝花市与凉山彝族自治州，西北隔金沙江与丽江市相望。全州行政区域总面积29258km2。自治州机关驻楚雄市城区，海拔1773m，东距省会昆明市区165km。楚雄州境内地势大致由西北向东南倾斜，东西最大横距175km，南北最大纵距247.5km。最高点为大姚县百草岭的主峰帽台山，海拔3657m；最低点是双柏县与玉溪市新平县交界的三江口，海拔556m。楚雄州地跨金沙江、元江两大水系，其分水岭自东向西从州境中部蜿蜒而过，构成南北分流之态。其中金沙江在州境段全场1118、37km，水系流域面积17043.5km2，范围涉及除双柏县以外的8县1市，占全州面积的60.1%，主要支流自西向东有渔泡江、多底河、湾碧河、万马河、蜻蛉河、龙川江、勐果河、黑鲁拉河等河流，流向均由南向北；元江水系流域面积11322.5km2，范围涉及双柏全县及南华、楚雄、禄丰3县（市）的大部分地区，占全州面积的39.9%，主要支流有礼社江、马龙河、绿汁江及14条小支流，均系从北向南流。楚雄州境气候宜人，属亚热带季风气候，但由于山高谷深，气候垂直变化明显。全州总的气候特征是冬夏季短，春秋季长；日温差大，年温差小；冬无严寒，夏无酷暑；干湿分明，雨热同季；日照充足，霜期较短；降水偏少，春夏旱偏重。119、全州地表水资源量73.13亿m3，地下水资源量16.73亿m3，扣除重复计算量后全州水资源总量为73.23亿m3。楚雄州境内地质构造复杂，矿产资源丰富。种类涉及11大类73种。优势矿种有铁、铜、钛、煤、砷、石盐、石膏、芒硝、铌、硒、碲、氟、钒、硅石、石墨等，金、大理石、石棉、磷等矿藏也有分布。据初步探测，楚雄州境内还有丰富的石油和天然气资源。楚雄州境内设有哀牢山、雕林山、化佛山、紫溪山、狮山、方山、昙华山、白竹山、老黑山等19个自然保护区，保护区面积282.44万亩，其中国家级保护区3个、面积48.56万亩，省级保护区2个、面积24.92万亩。4.1.1.2 楚雄州社会经济概况2012年楚雄州120、实现生产总值570.0亿元，比2011年增长12.8%。其中：第一产业增加值完成134.0亿元，增长7.3%；第二产业增加值完成239.5亿元，增长6.5%；第三产业增加值完成196.5亿元，增长11.4%；第一产业、第二产业、第三产业的比重为23.5:42.0:34.5。2012年人均生产总值为2.102万元。2012年末全州常住人口271.90万人。4.1.2 双柏县概况4.1.2.1 双柏县自然地理概况双柏县位于云南省中部、楚雄彝族自治州南部，地处哀牢山脉以东，金沙江与红河水系分水岭南侧，地跨东经1010310202，北纬24132455之间，东西横距95km，南北纵距76km。东邻玉溪121、市易门、峨山县，南界新平县，西与思茅市的镇沅、景东县接壤，北与楚雄市，东北与禄丰县相连。全县总面积4045km2，县城距楚雄州首府楚雄市60km，距昆明210km。双柏县是典型的山区县，山区占总面积的99%以上，境内最高海拔是西部哀牢山脉的大梁山海拔2964.9m，最低海拔是南部三江口海拔556m。县域属亚热带季风气侯，季节变化不明显，由于地势高差大，地形复杂，形成“一山分四季，隔里不同天”的立体气候特点，县城所在地海拔1960m，多年平均日照2392hr，多年平均气温15.1，极端高温31.3，极端低温是零下4.4，年平均无霜期270天，多年平均降雨量950.1mm。双柏县农副土特产丰富，主122、要有酱油、茶叶、核桃、金雀花、红宝石榴、黑木耳、香菌、畜禽等；双柏县水力资源理论蕴藏量达36.345万kW，总装机容量可达30万kW，森林覆盖率达84%。4.1.2.2 双柏县社会经济概况截至2012年底，双柏县全年实现生产总值20.02亿元，按可比价格计算，比上年增长14.6%，其中：第一产业实现8.5亿元，增长7.0；第二产业实现4.8亿元，增长26.5，其中工业实现增加值2.9亿元，增长17.6%；第三产业实现6.6亿元，增长15.1。第一产业、第二产业、第三产业的比重为42.7:24.2:33.1。2012年人均生产总值为12987元。2012年末全县常住人口16.12万人。4.2 电123、网概况4.2.1 楚雄州电网概况4.2.1.1 楚雄州电网现状（1）电源现状截至2012年底，楚雄州境内以110kV及以下接入电网的电源总装机容量732.781MW。其中，水电装机323.281MW，自备火电厂装机72.5MW，风电装机337MW。（2）电网现状截至2012年底，楚雄220kV及以上主干电网已形成以和平变为中心的500kV和平变谢家河变元谋变500kV和平变、500kV和平变紫溪变谢家河变500kV和平变的两个220kV单环网，向禄丰变和腰站变辐射供电的格局。其中，武定县220kV狮山变由昆明电网供电，紫溪变通过1回220kV线路与大理220kV祥云变相连，作为备用线路。截至2124、012年底，楚雄电网有1座500kV和平变，变电容量2750MVA，境内500kV线路长度为1239.722km（含漫湾电站草铺境内双回线路以及大朝山电站宝峰境内双回线路）；220kV变电站6座，变电容量1890MVA。（3）用电现状2012年楚雄州全社会用电量为77.1亿kW.h，最大负荷为1406MW。20052012年楚雄州用电量年均增长率为18.17%，负荷年均增长率为17.08%。4.2.1.2 楚雄州电力系统规划（1）负荷需求预测根据楚雄州“十二五”电网发展规划研究成果，2015年楚雄州需电量将达到97.4亿kW.h，负荷约1764MW。（2）电源规划“十二五”期间规划新增电源装机125、889.28MW，其中含水电69.78MW、新能源819.5MW，至2015年楚雄州电源装机总规模为1549.6MW。（3）电网规划根据楚雄州“十二五”电网发展规划，“十二五”期间楚雄电网新增500kV变电站2座：500kV吕合变（2750MVA），500kV仁和开关站；新增220kV变电站3座：220kV腰站变二期（1180MVA），塔城变（1180MVA），东南新城变（1180MVA）。4.2.2 双柏县电网概况4.2.2.1 双柏县电网现状截至2012年底，双柏县境内电源总装机容量103.91MW（均为水电装机）。2012年双柏县全社会用电量为0.898亿kW.h，最大负荷为19.57M126、W。截至2012年，双柏县有1座110kV双柏变、9座35kV变电站。4.2.2.2 双柏县电力系统规划（1）负荷需求预测根据楚雄州“十二五”电网发展规划，双柏县2015年全社会用电量1.16亿kW.h，最高负荷24.34MW。（2）电源规划根据楚雄州“十二五”电网发展规划，“十二五”期间，双柏县新增水电装机15.8MW，均以110kV电压等级接入电网，无新增的火电装机，新增光伏电站27MWp。至2015年，双柏县电源装机总容量146.71MW。（3）电网规划根据楚雄州“十二五”电网发展规划，十二五期间建设完成110kV双柏变二期容量为40MVA。4.3 供电范围4.3.1 楚雄州电力平衡根据127、楚雄州负荷预测及电源规划情况，进行楚雄电网110kV下网电力计算分析，结果见表4.3-1所示。通过110kV以下电力平衡可知：20132015年期间，楚雄州110kV电网丰枯季均需要从系统下网大量电力，2015年最大下网电力达539.8MW。表 4.3-1 20132015年楚雄州110kV以下电力平衡计算结果表单位：MW项目/年份201320142015楚雄州丰大枯大丰大枯大丰大枯大一、负荷744.51034.1849.91180.5931.51293.7二、电源装机949.3949.31029.11029.1121.61212.6其中：水电343.3343.3393.1393.1393.1128、393.1火电000000新能源（不含大庄光伏电站）606606636636819.5819.5三、电源出力585.7570.6647.5607.1723.6753.9其中：火电343.385.8393.198.3393.198.3火电（6%厂用）000000新能源242.4484.8254.4508.8330.5655.6五、平衡结果-158.8-463.5-202.4-573.4-207.9-539.8注：平衡结果值“-”表示有电力缺口、“+”表示电力盈余。表 4.3-2 楚雄州电力平衡结果表单位：MW项目/年份201320142015丰期枯期丰期枯期丰期枯期楚雄州110kV电网上下网负荷129、-158.8-463.5-202.4-573.4-207.9-539.8大庄并网光伏电站装机情况00002727丰10% 枯50%-158.8-463.5-202.4-573.4-205.2-526.3丰50% 枯75%-158.8-463.5-202.4-573.4-194.4-519.55丰100% 枯100%-158.8-463.5-202.4-573.4-180.9-512.8注：平衡结果值“-”表示电力缺、“+”表示电力盈余。从楚雄州电力平衡结果可以看出，2015年楚雄州110kV电网丰、枯季、需要从系统下网电力分别达207.9MW、539.8MW。将大庄并网光伏电站（27MWp）按130、100%出力考虑，参与楚雄州平衡，2015年楚雄州丰、枯季电力缺额仍分别为180.9MW、512.8MW。4.3.2 双柏县电力平衡根据双柏县负荷预测及电源规划情况，进行双柏电网35kV下网电力计算分析，结果见表4.3-3所示。通过35kV以下电力平衡可知：20132015年期间，双柏县35kV电网丰枯季均需要从系统下网电力，2015年最大下网电力达21.8MW。表 4.3-3 20132015年双柏县35kV以下电力平衡计算结果表单位：MW项目/年份201320142015丰期枯期丰期枯期丰期枯期一、双柏县总负荷17.920.819.422.620.924.3二、35kV及以下电源装机8.2131、8.28.28.235.235.2水电8.28.28.28.28.28.2三、35kV及以下电源出力7.42.57.42.57.42.5水电出力7.42.57.42.57.42.5四、平衡结果（不含备用）-10.5-18.3-12-20.1-13.5-21.8表 4.3-4 双柏县电力平衡结果表单位：MW项目/年份201320142015丰期枯期丰期枯期丰期枯期双柏县35kV电网上下网负荷-10.5-18.3-12-20.1-13.5-21.8大庄并网光伏电站装机情况00002727丰10% 枯50%-10.5-18.3-12-20.1-10.8-8.3丰50% 枯75%-10.5-18.3-132、12-20.10-1.55丰100% 枯100%-10.5-18.3-12-20.1+13.5+5.2注：平衡结果值“-”表示电力缺、“+”表示电力盈余。从双柏县电力平衡结果可以看出，2015年双柏县35kV电网丰、枯季电力缺额分别达13.5MW、21.8MW。将大庄并网光伏电站（27MW）按100%出力考虑，参与双柏县电力平衡，2015年双柏县丰、枯季电力盈余分别为13.5MW、5.2MW；按照丰期50%，枯期75%出力考虑2015年丰期刚好平衡，枯期缺额1.55MW。4.3.3 大庄并网光伏电站供电范围根据双柏县电力平衡结果，2015年双柏县基本可以消纳大庄并网光伏电站的电力。考虑光伏电站133、本身不宜远距离输送以及就近上网、节约投资的特点，应就近接入相应变电站。因此，大庄并网光伏电站供电范围拟定为双柏县境内。4.4 工程规模根据大庄并网光伏电站的太阳能辐射资源条件、地形地质条件、交通运输条件以及目前的光伏组件制造水平等进行分析研究，本光伏电站装机规模为27MWp，采用多晶硅光伏组件。考虑本光伏电站建设规模，拟在光伏电站场址内建设一座35kV开关站，汇集并网光伏电站电能后，以1回35kV架空线路接入35kV大庄变，线路长度约5km。最终接入系统方案将在下阶段设计中进一步研究，并服从于电网整体规划。4.5 工程建设必要性4.5.1 项目的开发建设符合国家政策和可持续发展方向国家“十二五134、”规划纲要提出了优先发展能源工业和发展循环经济的指导原则，并规划确定可再生能源发电包括风能、太阳能、生物质能等发电项目。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。根据中国应对气候变化国家方案和可再生能源中长期发展规划，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的比重提高到15%。近几年，国际光伏发135、电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡， 并在向并网发电的方向发展。我国是世界上太阳能最丰富的地区之一，具有良好的太阳能利用条件，全国2/3以上地区的年平均日照数大于2000hr、年平均辐射总量约为5900MJ/m2。特别是西北的西藏、青海、新疆、内蒙古和甘肃以及西南的云南地区，其太阳能资源尤其丰富。因此，大型太阳能光伏电站的建设已成为国家温室气体减排和能源安全的必然需要。2007年底国家发展和改革委员会下发了关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知，鼓励在青海、宁夏、新疆、西藏、甘肃、云南等太阳能资源丰富地区开展大型并网光伏电站的建设工作。2013年7月，国务院出台了国务院关于136、促进光伏产业健康发展的若干意见，鼓励光伏产业的发展和光伏应用市场的开拓，并对光伏产业的市场拓展、规范发展和政策支持提出了新的要求和指导。保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，制定了减排目标，到2020年，单位GDP二氧化碳排放量较2005年降低40%45%。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。本并网光伏电站选址在云南省，是国家政策鼓励扶持地区。从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在云南省开发光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，137、优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。4.5.2 云南省及双柏县具有开发太阳能资源和技术优势云南地处低纬度高原，北回归线贯穿于省内南部，各地海拔相对较高，加之所处地理位置的特殊性，使得全年可接受的太阳辐射比较充裕。全省多年平均日照时数为2200hr，太阳年辐射总量3615MJ/m2a6667MJ/m2a，日照时数超过2000hr的县达94个，占全省的74.6%。太阳年辐射量大于5000MJ/m2a的区域占全省国土面积的90%。省内全年太阳高度角变化幅度不大，冬夏半年太阳可照时数差别较小，年内太阳辐射能量差异不大，季节分配比较均匀。云南全省国土位于北纬30以南的区域，许多地区海拔都在2138、000m左右，分属热带山区或低纬高原。境内大部分地区地势较高，地表上空大气层厚度较薄，空气密度小而大气透明度高，太阳辐射获取量比平原地区多。根据云南省气候中心编制完成的云南省太阳能资源评价报告的研究，在云南省129个县中，有92个县的年太阳总辐射在5000MJ/m2a6000MJ/m2a之间，其中有59个县的年太阳总辐射在5500MJ/m2a以上，全省太阳能资源总储量为2.142511015MJ/a，相当于每年获得标准煤731.5322亿t。全省一半以上的县，其太阳能开发条件均比较好。云南省太阳能资源评价报告在综合考虑太阳总辐射、日照时数、日照百分率三个要素的基础上，将云南省太阳能资源开发区划139、分为四类区域：最佳开发区、较佳开发区、可开发区、一般区。从云南省太阳能资源区划来看，双柏县属于太阳能资源区划中的较佳开发区域，其多年平均太阳总辐射量为5500MJ/m2a 6000MJ/m2a，区域太阳能资源具备较好的开发价值。云南省光伏产业的基础良好、历史悠久。早在上世纪80年代，云南师范大学就开展了太阳能资源利用的研究工作，在光热、光伏发电领域获得了许多研究成果和工程应用实践。太阳能是最清洁、安全的可再生能源，不产生任何污染。太阳能光伏发电作为太阳能资源利用方式，其相关的技术已基本成熟。随着太阳能电池制造成本的下降，太阳能光伏发电将会得到广泛的利用，并在未来社会新能源的发展中起到重要作用。140、4.5.3 我国发展新能源的需要能源是经济发展的物质基础，为保证国民经济的可持续发展，必须有可持续供应的能源作为支撑。我国能源结构是以煤为主，这对国家经济发展带来的能源安全和环境问题已日益突出。从能源安全、减少污染、改善生态环境和立足于本国资源等方面来考虑，我国开发利用安全、可靠的清洁能源，并提高其在能源结构中的比重，将是实现经济社会可持续发展的重要保证。云南电网水电比重大，今后的水电比重将超过80%。水电与光伏发电具有较好的天然互补特性，雨季水电出力大、光伏发电能力小，旱季光伏发电能力大、水电出力降低。云南电网及其电源独特的结构特征，为大型光伏电站并网接入创造了良好的条件。4.5.4 促进当141、地社会经济的发展在工程建设期间，对当地的建筑材料、小型机械和日常生活用品的需求将增加，同时当地的劳动力资源可得到大量利用，增加个人收入和地方政府税收，由此可以促进当地的消费水平，随着建设展开，人流、物流、资金流的进入，将拉动地方区域经济发展。光伏电站的建设对促进经济发展，改善当地居民生活水平，加快边远地区脱贫致富具有积极的意义。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告5 系统总体方案设计及发电量计算5 系统总体方案设计及发电量计算5.1 光伏发电系统分类及构成按照与电力系统的连接关系进行分类，光伏发电系统通常可以分为独立光伏发电系统和并网光伏发电系统。独立光伏发电系统与电网没有电气连接，所发电力经过142、存储或不经过存储在系统内部被消耗。有存储单元的独立光伏系统通常受限于存储容量；无存储单元的独立光伏系统通常受限于所发电力的不稳定性，独立光伏的容量一般较小，通常不超过几十千瓦，有的甚至只有几十瓦。并网光伏发电系统是与公共电网连接在一起的系统，一般可分为分散式和集中型两种。光伏阵列在阳光的照射下产生直流电，直流电再经过逆变器转换为电压较低的交流电；如果光伏系统直接通过低等级的电压（市电）把能量馈入电网，一般称之为分散式并网光伏系统；集中型并网光伏系统则需要通过升压变压器把逆变器输出的低压交流电升压至符合公共电网电压要求的交流电，通常接入35kV及以上的公共电网，并能接受电网的远程调度。受接入点功143、率容量的限制，分散式光伏系统的装机容量相对较小，一般不超过几百千瓦；而集中型并网光伏电站的容量通常较大，一般在几百千瓦至几百兆瓦级，根据装机功率的不同又可分为大、中、小型系统。本工程属于集中式中型并网光伏电站，主要由光伏阵列、逆变器、升压系统等部分组成。5.2 光伏组件选型双柏县大庄并网光伏电站属于集中式中型并网光伏电站，太阳能光伏组件的选择应综合考虑目前已投入商业化生产的各类太阳能光伏组件的技术成熟度、光电转换效率、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输条件等因素，经技术经济比较后选用适合集中式并网光伏电站使用的光伏组件类型。5.2.1 光伏组件种类及性144、质根据光伏组件中电池材料的不同，可将太阳能电池分为硅太阳能电池、化合物半导体太阳能电池、有机半导体太阳能电池。目前地面太阳能光伏发电装置应用较多的为硅太阳能电池，且当前市场上主流的光伏组件主要为晶体硅类（主要为单晶硅和多晶硅）光伏组件和非晶硅薄膜光伏组件。两类太阳能电池各有优势，下面将分别对这两类光伏组件进行简单介绍。（1）晶体硅光伏组件晶体硅光伏组件是目前技术最成熟、性能最稳定可靠、应用最广泛的光伏组件，其安装方式简单。主要包括单晶硅和多晶硅光伏组件，二者的市场价格相近，光电转换效率几乎相同，大约为15%左右。组件的输出效率会随着使用时间增加而发生衰减。（2）非晶硅薄膜光伏组件非晶硅薄膜组件145、在光电转换效率方面逊于晶体硅光伏组件，目前技术较为成熟的商业组件转换效率大约为8%左右。在价格方面，非晶硅薄膜电池较晶体硅电池有一定程度的优势。此外，非晶硅光伏组件在弱光条件下的电特性较好，且组件在高温环境下发电量较高。非晶硅电池的输出效率会随使用时间增长呈指数型衰减。两类光伏组件的特性对比见表 5.21。表 5.21 光伏组件对比表序号项 目非晶硅薄膜光伏组件晶体硅光伏组件1温度效应非晶硅薄膜组件受温度影响较小2弱光性弱光环境下非晶硅薄膜组件发电量较多3环境适应性风沙条件下非晶硅薄膜组件发电量多约2%4沙尘环境安全性非晶硅薄膜光伏组件封装工艺更安全5电池组件成本非晶硅薄膜组件的价格稍低6光电146、转换效率约8%约15%7输出衰减衰减较严重有一定程度衰减5.2.2 光伏组件种类的选择对于大中型光伏电站来说，太阳能光伏组件要求具备优良的耐候性，能在室外严酷的环境条件下长期稳定可靠的运行，同时具有较高的光电转换效率和性价比。大庄并网光伏电站场址地处云南省楚雄州双柏县境内，场址内大部分区域地类属于裸地和其他草地，据了解，历史上很少出现沙尘暴等恶劣天气，对于晶体硅和非晶硅薄膜组件来说，均能满足场址环境条件对光伏组件耐侯性和封装性的要求。场址内空气质量好，非晶硅薄膜组件的弱光性优势不明显。此外，场址所在地区四季温差小，双柏全县多年平均气温17.5，夏无酷暑，夏季（5月9月）多年平均气温约为21.4147、，晶体硅光伏组件在高温下转换效率降低的劣势将不明显。目前市场上较成熟的晶体硅光伏组件转换效率约为14%，非晶硅薄膜组件的转换效率约为7%，因此相同装机规模下，采用晶体硅组件所占面积约为非晶硅薄膜组件的一半，相应在土建和电气设备方面也可节省大笔投资。由于制造技术进步及行业内激烈竞争，近年来，晶体硅光伏组件的价格有了大幅度的下降，晶体硅光伏组件和非晶硅薄膜光伏组件在价格上的差别已不大，再加上相同装机规模下晶体硅组件占地面积小，在土建和线缆方面可以节省大笔投资，并且晶体硅光伏组件安装快速、便捷。另外，在输出稳定性方面，晶体硅光伏组件也有较大的优势。因此，目前建设地面光伏电站采用晶体硅光伏组件相比非晶148、硅薄膜组件更经济合理。综合上述分析，本次大庄并网光伏电站拟采用规模不受限制、生成工艺稳定成熟的多晶硅光伏组件。对比其它各种薄膜太阳能电池，在相同装机规模下，晶体硅类太阳能电池的转换效率较高，占用地面积较少，电池板的安装较简单。5.2.3 光伏组件选型遍历国内市场主流晶体硅光伏组件的生产厂家，诸如英利、尚德、天合、晶澳、阿特斯等，用于大型光伏电站的产品主要有两类，一类是由60片156mm电池片组装成的电池板，其标称容量通常为240Wp260Wp；另一类是由72片156mm电池片组装成的电池板，其标称容量通常为280Wp310Wp。各厂家在此两类产品上形成了事实上的统一，不存在有实质性区别。本阶段149、选择目前技术较成熟、市场上较常见的245Wp和285Wp的两个组件型号进行比选。表5.2-2列出了两种规格的典型产品参数表。表 5.22 主流多晶硅光伏组件典型参数表项 目单位245Wp285Wp标称输出功率W245285输出功率公差%0/+30/+3最高光电转换效率%15.014.7最大功率点的工作电压V30.235.6最大功率点的工作电流A8.118.02开路电压V37.844.7短路电流A8.638.50短路电流的温度系数%/K+0.047+0.046开路电压的温度系数%/K-0.33-0.33峰值功率的温度系数%/K-0.45-0.44最大系统电压V10001000尺寸(L/W/T)m150、m1640/990/501956/992/40工作温度范围-40+85-40+85注：以上电气数据为电池板在组件温度25，AM1.5 及1000W/m2辐射强度的标准条件下测得根据设计方法和类似工程经验，当组件的安装方式为竖向排列时具有较低的建设成本，配置500kW逆变器，单个支架上安装1个组串，245Wp和285Wp组件的组串设计分别如图5.21和图5.22所示。图5.21 245Wp组件方案支架设计图图5.22 285Wp组件方案支架设计图采用固定式安装方式，与水平面的倾角取27，以相同工程占地进行布置。245Wp组件方案总装机容量为27.25MWp、285Wp组件方案总装机容量为27.4151、81MWp。根据2013年四季度价格水平，初步估算两个方案的投资水平。表 5.23 组件比选方案主要技术经济指标对比表项目指 标245Wp285Wp总装机（MWp）27.25027.481年均上网电量（万kWh）34613490阵列占地面积（亩）850850工程静态总投资（万元）2594325964单位千瓦投资（元/kWp）96089597单位电能投资（元/kWh）7.607.63两个电池板的光电转换效率基本相当。因场址所在地为山区地形，考虑到场址地形比较分散，局部微地形变化较大，综合多方面因素考虑，本阶段大庄并网光伏电站推荐采用容量为245Wp的多晶硅光伏组件。245Wp光伏组件的主要输出特152、性参数见表5.2-4，相应的I-V特性曲线见图5.2-3。表 5.24 245Wp光伏组件主要输出特性参数表辐射强度（W/m2）开路电压（V）工作电压（V）短路电流（A）工作电流（A）峰值功率（W）100037.830.28.76 8.11245.0 80037.130.26.986.48 217.0 60036.4 30.05.12 4.85 173.4 40034.529.5 3.41 3.20 119.0 20033.7 29.1 1.71 1.60 56.1 图 5.23 245Wp光伏组件I-V特性曲线图5.3 光伏阵列运行方式设计5.3.1 光伏阵列运行方式太阳能光伏发电系统的发电153、能力主要取决于光伏组件接收到的太阳辐射量，而光伏组件接收的太阳辐射量主要取决于光伏阵列的运行方式。目前较常见的光伏阵列运行方式主要有固定式安装、倾角季度调节和自动跟踪三种。其中自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪系统是光伏组件平面与地面保持一定的倾角，每日从早到晚由东向西旋转跟踪太阳的轨迹；双轴跟踪系统的光伏组件平面除了每日由东向西旋转，还能随着季节的变化改变与地面的倾角，从而在最大程度上获得太阳辐射量。各种光伏阵列的运行方式见图 5.31图 5.33。图 5.31 固定式安装运行方式图 5.32 单轴跟踪运行方式图 5.33 双轴跟踪运行方式对于自动跟踪式系统，光伏组件表面可154、最大程度的接受太阳总辐射量，从而增加系统发电量，但也有其自身的缺点：（1）自动跟踪式系统缺乏在场址区特殊气候环境下实际应用的可靠性验证，其传动部件在风沙天气会发生沙尘侵入，增加了系统故障率，加大运行维护成本；（2）本工程规模较大，光伏组件数目较大，为了保证自动跟踪系统的安装空间和设备追踪活动空间，其占地面积比固定式安装方式大，增加了增地费用；（3）自动跟踪式系统的逆变器多采用分散式布置，相比固定式系统的集中式逆变器布置，投资较大，且不便于集中控制；（4）自动跟踪式系统装置复杂，对机电控制和机械传动构件要求较高，且自动跟踪式系统缺乏在云南山区地形或相似特殊气候环境下的大规模实际应用经验。可见，采155、用固定倾角式的运行方式不仅可以节省占地面积，且初始投资和维护成本都较低，运行可靠性较高，同时考虑到国内外大部分光伏电站均采用固定式安装方式。因此，本阶段推荐大庄并网光伏电站采用固定倾角式的运行方式。5.3.2 光伏阵列方位角电池板方位角即电池板的朝向与正南方向的夹角，且以偏东为负，偏西为正。对于以发电为单一目标的光伏电站，电池板方位角的设置原则为一天内太阳能电池板获得较大的辐射量，若光伏电站东边有较大遮挡物，则电池板方位角考虑偏西设置，反之亦然。本工程位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔双，周围无高大遮挡物。将方位角设置为0有利于光伏阵列平面获得较大的辐射量。因此，156、本阶段确定全部阵列方位角均为0。5.3.3 光伏阵列倾角计算采用固定倾角运行方式的光伏阵列的发电量取决于电池板接收到的太阳总辐射量，而光伏组件接收到的太阳辐射量受安装倾角的影响较大。对于采用固定倾角的并网光伏电站，电池阵列的最佳倾角即为光伏发电系统获得最大发电量时的倾角。倾斜面上的太阳辐射量计算通常采用Klein在Liu和Jordan研究成果提出的改进计算方法，根据云南省气候中心对双柏太阳辐射观测数据订正后的结果计算不同倾斜面上全年的太阳辐射量，并统计倾斜面上辐射强度大于50W/m2时段的发电有效辐射量，统计成果见表 5.31。表 5.31 固定式安装不同倾斜面上年平均太阳辐射量统计表单位：M157、J/m2倾角1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年20636.9 577.0 608.6 576.1 560.8 418.5 448.8 469.2 449.9 483.1 548.6 556.8 6334.4 21642.0 579.7 609.2 574.8 558.3 416.6 446.8 467.8 449.6 484.3 552.3 561.5 6342.8 22647.0 582.3 609.6 573.4 555.7 414.6 444.8 466.3 449.1 485.3 555.8 566.0 6349.9 23651.8 584.7 609.9 57158、1.8 553.0 412.5 442.6 464.6 448.6 486.3 559.1 570.4 6355.7 24656.5 587.1 610.1 570.2 550.2 410.4 440.4 463.0 448.0 487.2 562.3 574.7 6360.0 25661.0 589.2 610.1 568.4 547.3 408.2 438.2 461.2 447.3 487.9 565.4 578.8 6363.0 26665.3 591.3 610.0 566.5 544.3 405.9 435.8 459.3 446.5 488.6 568.4 582.8 6364.159、6 27669.4 593.2 609.8 564.5 541.2 403.5 433.4 457.3 445.6 489.1 571.2 586.7 6364.9 28673.4 595.0 609.4 562.3 538.0 401.1 430.8 455.3 444.7 489.6 573.9 590.3 6363.8 29677.3 596.6 608.9 560.1 534.6 398.6 428.3 453.2 443.6 489.9 576.4 593.9 6361.3 30680.9 598.1 608.3 557.7 531.2 396.1 425.6 451.0 442.5160、 490.1 578.8 597.3 6357.4 31684.4 599.4 607.5 555.2 527.6 393.4 422.8 448.7 441.2 490.3 581.1 600.5 6352.2 32687.7 600.6 606.6 552.6 524.0 390.7 420.0 446.3 439.9 490.3 583.2 603.6 6345.6 33690.8 601.7 605.5 549.9 520.3 388.0 417.1 443.9 438.5 490.2 585.2 606.6 6337.6 34693.8 602.6 604.4 547.1 516.4161、 385.1 414.2 441.3 437.0 490.0 587.0 609.4 6328.3 35696.5 603.3 603.1 544.1 512.5 382.3 411.1 438.7 435.5 489.7 588.7 612.0 6317.6 图 5.34 不同倾角倾斜面上辐射量变化示意图由表5.3-1和图5.3-4中太阳辐射量计算结果可见，当光伏组件的倾角为27时，全年接收到的辐射量为最大，全年可达6364.9MJ/m2；故本阶段的组件最佳倾角取27。5.4 逆变器选择光伏并网逆变器是将光伏组件输出的直流电转换成符合电网要求的交流电的设备，是并网光伏发电系统能量转换与控制的162、核心。光伏并网逆变器的性能不仅影响和决定整个光伏并网系统能否稳定、安全、可靠、高效，而且也是影响整个系统使用寿命的主要因素。5.4.1 逆变器选择的关键指标作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。结合国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：（1）单台容量大对于大中型并网光伏电站工程，一般选用大容量集中型并网逆变器。目前市场的大容量集中型逆变器额定输出功率在100kW1MW之间，通常单台逆变器容量越大，单位造价相对越低，转换效率也越高。本工程系统容量为27MWp，从初期163、投资、工程运行及维护方面考虑，若选用单台容量小的逆变器，则逆变器数量较多，初期投资相对较高，系统损耗大，并且后期的维护工作量也大；在大中型并网光伏电站工程中，应尽量选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但单台逆变器容量过大，则故障时对发电系统出力影响较大。因此，在实际选型时，应全面综合考虑。（2）转换效率高逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于95%，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转164、换效率。逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。（3）直流输入电压范围宽太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出或日落前后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。如在落日余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。（4）最大功率点跟踪太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应165、于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。（5）输出电流谐波含量低，功率因数高光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数高于0.98。（6）具有低电压耐受能力国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下： 光伏电站必须166、具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s； 光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，光伏电站必须保持并网运行； 光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间断并网运行。（7）系统频率异常响应国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，逆变器频率异常时的响应特性至少能保证光伏电站在表 5.41所示电网频率偏离下运行。表 5.41 大中型光伏在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz视电网要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min49.5Hz167、50.2Hz连续运行50.2Hz50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续2min的能力，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。（8）可靠性和可恢复性逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力，如在一定程度过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。系统发生扰动后，在电网电压168、和频率恢复正常范围之前逆变器不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，逆变器需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网。（9）具有保护功能根据电网对光伏电站运行方式的要求，逆变器应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，防孤岛保护，短路保护，交流及直流的过流保护，过载保护，反极性保护，高温保护等保护功能。（10）监控和数据采集逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到主控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于电站数据处理分析。表5.4-2列出了逆变器选型所要求的主要技术参数，其它功能要求和参数需符合国家相关规定。表 5.42 逆变器主要技术参数要求项目单位最小值169、最大值额定直流输入功率kW500MPPT电压范围V450850CEC加权效率%97.5最大直流耐压V1000MPPT工作电压V400总谐波电流%3满载运行海拔高度m1800夜间自耗电W1005.4.2 逆变器选型通过对目前市场上常见非隔离逆变器产品的考察，现对几款并网逆变器的技术参数进行比较，结果如表5.4-3所示。各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。表 5.43 逆变器选型参数表技术参数逆变器A逆变器B逆变器C逆变器D额定交流输出功率250kW336 kW500 kW1000 kW推荐的最大功率275kW354kW550 kW1160kW绝对最大输入电170、压900VDC900VDC880VDC900VDCMPPT输入电压范围300V850V465V850V450V820V450V820V峰值效率97.20%97.41%98.70%98.85%欧洲效率96.83%97.14%98.50%98.54%额定交流频率50 Hz50 Hz50 Hz50 Hz功率因数（coscp）0.990.990.990.99电流波形畸变率3%3%3%3%由表5.4-3比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。且绝对最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率呈增大趋势。从工程运行及维171、护考虑，若选用容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；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。综合考虑后，本工程推荐选用容量适中的逆变器C。5.4.3 所选逆变器的主要参数C电站型并网光伏逆变器的主要参数列于表5.4-4，效率曲线如图 5.41所示。表 5.44 C电站型并网光伏逆变器的主要参数表直流侧参数最大直流电压1000VDC最大功率电压跟踪范围420VDC850VDC最大直流功率550kW最大输入电流1250A 推荐光伏方阵功率500 kW交流侧参数额定输出功率500kW172、额定输出电压270V额定电网频率50Hz/60Hz允许电网频率4753Hz/5762Hz总电流波形畸变率3%（额定功率） 功率因数0.9（超前）0.9（滞后）系统最大效率98.7%欧洲效率98.4%防护等级IP20待机功耗/夜间功耗100W工作环境温度范围-2555散热方式强制风冷允许相对湿度090%（无滴露）允许最高海拔6000m显示与通讯显示触摸屏通讯方式RS485/以太网机械参数外形尺寸28002180850mm重量2288kg图 5.41 C电站型并网光伏逆变器效率曲线图5.5 光伏方阵设计5.5.1 光伏方阵容量在大庄并网光伏电站工程的场址区域进行用地分析，遵循避开基本农田和少占用林173、地的原则，利用对应地形所需的阵列布置面积，并经过技术经济比较，推荐大庄并网光伏电站的装机规模为27MWp。5.5.2 光伏方阵布置根据预可研成果，大庄并网光伏电站工程位于双柏县大庄镇北部山脊上，场址地形比较分散，坡地总体为朝南方向，场址坡度较平缓。结合土地预审情况，光伏阵列的布置有两套方案可供选择。方案（1）：以原大庄场址范围为基础进行布置，占用部分北向坡，且局部未避开沟壑等地形不利地区，场址总占地约814亩。方案（2）：在方案1的基础上进行微调，主要把北向坡的占地调整为南向，并减少东西向坡面的最大适用角度，而使整个场址占地基本为南向坡。同时，为了便于施工，尽量避开沟壑等地形不利地区。场址总占174、地约850亩。两套方案的场址范围示意图分别为图 5.51和图 5.52。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告5 系统总体方案设计及发电量计算图 5.51 光伏阵列布置示意图（方案1）图 5.52 光伏阵列布置示意图（方案2）双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告5 系统总体方案设计及发电量计算两套布置方案的装机规模和年均发电量相同，主要从土建挖方量、占地面积、静态投资等方面进行比较，主要成果见表 5.51。表 5.51 光伏阵列布置方案对比分析表方案项目方案1方案2总装机（MWp）27.2527.25占地面积（亩）814850土石挖方工程量（方）11240091120工程静态总投资（万元）25918175、25943单位千瓦投资（元/kWp）96259608单位电能投资（元/kWh）7.697.60方案2的占地面积略大，但地形基本为南向坡面，且避开了沟壑等不利地形；同时，方案2的土建工程量相较于方案1小，从而使方案2工程的单位千瓦投资比方案1低。因此推荐采用方案2的布置方案。具体的光伏方阵布置见图GD62-3430-0922-22-02。5.6 光伏子方阵设计5.6.1 子方阵布置设计本工程装机规模为27MWp，主要设备采用245Wp多晶硅光伏组件和500kWp逆变器。对于子方阵的设计，可考虑500kWp子方阵和2500kWp子方阵的布置方案：（1）500kWp子方阵方案单个子方阵的容量为500176、kWp，采用1台500kWp逆变器和1个装机容量为500kWp的光伏阵列相连，输出的电能经箱式变压器升至35kV后送往开关站。其中500kWp逆变器布置在逆变器室内，270V/35kV箱式变压器置于逆变器室外。（2）2500kWp子方阵方案单个子方阵的容量为1MWp，采用2台500kW逆变器和2个装机容量为500kWp的光伏阵列相连，输出的电能经箱式变压器升至35kV后送往开关站。其中2台500kW逆变器布置在一间逆变器室内，270V/35kV箱式变压器置于逆变器室外。表 5.61 子方阵布置设计方案对比表方案项目方案1方案2布置布置灵活，方便布置集中布置，方便管理直流线缆电缆较短，线损较低电177、缆较长，线损较高交流设备箱式变压器数目较多，35kV电缆根数多，总线路长箱式变压器数目较少，35kV电缆根数少，总线路短土建工程逆变器室较多，场内道路较多，土建工程量较多逆变器室较少，场内道路较少，土建工程量较少可靠性逆变器等电气设备数目较多，故障几率较高。若发生故障，仅影响500kW系统逆变器等电气设备数目较多，故障几率较高。若发生故障，仅影响500kW系统从布置上看，方案1的单个子方阵容量较小，占地面积较小，布置起来较为灵活，方案2子方阵容量较大，占地面积也较大，但因为单个子方阵的容量较大，管理起来较为方便；从直流侧看，方案1的逆变器距离光伏阵列较近，因此直流电缆较短，直流线损也较低，而方178、案2的直流电缆用量高，线损也较高；从交流侧设备看方案1的箱式变压器较多，35kV集电线路较长，方案2在这方面用量则优于方案1；从土建工程方面看，因逆变器均需布置在逆变器室内，方案1的逆变器室数目较多，且场内道路较长，方案1的土建工程量相比方案2要高。综合考虑布置管理灵活性、工程投资费用和运行可靠性等方面，本阶段初步选择2500kWp的子方阵设计方案。5.6.2 光伏组串的设计光伏组串中组件的串联数量由逆变器的最高输入电压和最低输入电压、以及光伏组件自身的电气参数等共同确定，在条件允许时，应尽可能提高直流电压，以降低直流线路的损耗，同时还可以减少汇流设备的耗电量。光伏发电子系统中组串的并联数量由179、逆变器的额定容量和组串的容量共同确定。本工程选用的500kW逆变器的最高允许输入电压为1000V，其MPPT工作电压范围为420V850V。245Wp多晶硅光伏组件在标准测试条件（STC）下的开路电压为37.8V，在-10极端最低环境温度下开路电压为41.59V；组件在200W/m2辐射强度条件下的最佳工况下的输出电压约为30V，在70下的组件温度条件下工作电压为25.68V。根据设计原则计算光伏组件的串联数量。INT(VDCmin/Vinmin) N INT(VDCmax/Vinmax)其中：VDCmin 为逆变器允许的最低输入电压 VDCmax 为逆变器允许的最高输入电压 Vinmin 为180、光伏组串的最低输出电压 Vocmax 为光伏组串的最高输出电压经计算，串联光伏组件数量N应满足：17 N 24，本工程以20个组件为为一个组串。5.6.3 光伏组件支架形式及安装维护要求5.6.3.1 光伏组件支架比选本项目拟采用60片电池片组装的245Wp多晶硅组件。本节将根据占地面积、用钢量、混凝土用量和电缆长度等因素对不同布置方式进行比选，选择最优的方案。光伏组件的排列方式有多种，但合乎建设成本低、便于施工和维护设计原则的方案有限。根据组件串接方便的设计方法，作出如下4种比选方案：（1）245Wp组件竖向排列，2行10列；（2）245Wp组件竖向排列，2行20列；（3）245Wp组件横向181、排列，4行5列；（4）245Wp组件横向排列，4行10列；4种比选方案的排列示意和尺寸图分别为图 5.61图 5.64。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告5 系统总体方案设计及发电量计算图 5.61 2行10列的竖向排列尺寸及示意图图 5.62 2行20列的竖向排列尺寸及示意图图 5.63 4行5列的横向排列尺寸及示意图图 5.64 4行10列的横向排列尺寸及示意图双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告5 系统总体方案设计及发电量计算分别采用以上4种支架设计方案进行大庄并网光伏电站的阵列布置，各方案的支架间距都以冬至日6hr的无遮挡日照时间为目标进行计算。主要评估27MWp装机容量下不同方案的占地182、面积、支架用钢量和直流电缆的差异，结果见表 5.62。表 5.62 支架设计方案主要工程量比选表方案1234占地面积（亩）850.1864.3853.6871.8基础及支架用钢量（t）2260238023102450直流电缆长度（km）440420445405由表 5.62中成果可见，4种方案的占地基本接近，方案1和方案3的占地面积略小；方案1和方案3的支架用钢量指标相比方案2和方案4较优，且优势较为明显；方案2、方案4相比方案1、方案3的直流电缆长度较短。考虑造价因素后，方案1在经济方面相对较优，且在施工安装过程中更为便利，因此，本阶段的支架设计推荐方案1，即单个支架上安装20个245Wp光183、伏组件，20个组件为1个组串，以2排10列的竖向进行排列。5.6.3.2 支架的安装维护要求本工程按照5.3章节所确定的组件方位角和倾角与5.6.3.1章节所比选出的方案1进行安装建设。在支架安装时，必须保证不同地形条件下的支架满足确定的方位角和倾角，可以采用调整土建基础或者支架高度来完成；因本场址的地形变化较为复杂，调平的工程量在施工及设计两方面均较大。为防止泥土在降雨期间大规模溅射到组件表面从而降低系统的发电效率，要求组件安装完成后其下边缘离地面高度高于0.5m。5.6.4 阵列的间距设计根据优化设计，本工程确定光伏组件的支架方位角为0，倾角为27，在进行支架间距计算时，应按太阳高度角最低184、的冬至日保证各组件之间无遮挡日照时间不低于6hr考虑。因为项目所在地为山地地形，各种坡向坡度变化较多，支架间的间距会随山地的坡度坡向而变化。 其中：D支架间的南北向间距； W支架间的东西向间距； l支架的宽度（南北方向）； w支架的长度（东西方向）； a光伏阵列面与水平面的倾角； b所在坡地与水平面的夹角； 所在坡地与正南向的夹角； 太阳方位角。根据场址所在地理坐标以及支架布置设计方案，计算出大庄场址内不同地形条件的阵列间距如表 5.63，其中，地形中需要阵列间距大于8m的区域不进行布局。由此可见，由于场址绝大部分区域为南向坡，阵列间距较小，有利于减小场址的占地面积。表 5.63 大庄场址不同185、地形条件下的南北方向间距单位：m b（）（）3691215182124273002.3 2.3 1.9 1.6 1.3 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 102.3 2.3 2.0 1.6 1.4 1.1 0.9 0.7 0.5 0.3 202.3 2.3 2.0 1.7 1.5 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 302.3 2.3 2.1 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.7 402.3 2.3 2.1 1.9 1.8 1.6 1.5 1.3 1.2 1.0 502.3 2.3 2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 602.3 2.3 186、2.3 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 702.3 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 2.7 2.9 3.1 3.3 802.3 2.3 2.4 2.6 2.8 3.0 3.3 3.7 4.3 5.0 902.3 2.3 2.5 2.8 3.1 3.5 4.1 4.8 6.0 7.9 1002.3 2.3 2.6 3.0 3.4 4.0 4.9 6.2 1102.3 2.3 2.7 3.1 3.7 4.5 5.7 7.7 1202.3 2.3 2.7 3.3 4.0 5.0 6.5 1302.3 2.3 2.8 3.4 4.2 5.3 7.0 1402.3 2.3187、 2.8 3.4 4.3 5.4 7.3 1502.3 2.3 2.8 3.5 4.3 5.5 7.2 1602.3 2.3 2.8 3.4 4.3 5.3 6.9 1702.3 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.4 1802.3 2.3 2.8 3.3 4.0 4.8 5.9 7.4 注：当计算的间距小于1m时，为便于施工维护，将间距设置为1m。由阵列间距计算成果可见，当坡面方位角大于90时，阵列的南北间距会随着坡度的增大而显著增大；当坡面的方位角在30150之间时，大部分情况下阵列间的东西间距距离较大。场址内微地形复杂，坡度及坡向多变，根据地形的变化设计各支架组串单元间的间距，尽188、量节约用地和节省电缆用量，共布置27个光伏发电子系统，包含5562个支架，采用245Wp光伏组件111240个，电站实际装机容量27.25MWp，标称规模27MWp。具体的阵列布置见图GD62-3430-0922-22-02。5.7 光伏接线方案设计单个500kW子方阵由206路光伏组串并联而成，每个光伏组串由20块光伏组件串联组成。各光伏组串按接线划分的汇流区，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入35kV/0.3kV升压变及配电装置升压后送至35kV开关站室。5.7.1 直流汇流及直流配电设计5.7.1.1 汇流箱设计本工程占地面积较大，为了便于实现无189、人值守和集中实时监控，汇流箱尽量选择具备监控功能的设备。根据大庄并网光伏电站的工程特点，综合考虑技术及经济因素，推荐采用国产的16路直流汇流箱。每个500kW光伏子阵列配置7台汇流箱，全站27MWp发电系统配备378台防雷汇流箱。所选的汇流箱应具备以下性能特点：（1）户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；（2）可同时接入16路输入，具备电量监测功能，每路额定电流为20A；（3）每路输入回路配有光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为DC1000V；（4）直流输出母线的正负极对地；（5）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；（6）直流输出母线端配有可分断的直流断路器。5.7190、.1.2 直流配电柜设计各个汇流箱输出的电能通过直流电缆接至布置在逆变器室内的直流防雷配电柜，每个500kWp光伏子阵列配置1台直流防雷配电柜，每台直流防雷配电柜连接6台防雷汇流箱，由直流配电柜输出的电能再接至500kW逆变器。大庄并网光伏电站总共需配置54台直流防雷配电柜，初拟在直流防雷配电柜内部对每回进线加设电流监控元件，在有效控制成本的前提下，实现对单台光伏阵列汇流箱的输出电流进线监测。本工程所选用的直流防雷配电柜应包含以下主要性能：（1）单个直流防雷配电柜最大容量为500kW；（2）单个直流防雷配电柜具有8路直流，至多可接8台汇流箱；（3）每路直流输入侧配有可分断的直流断路器和防反二极191、管；（4）直流母线输出侧应配置光伏专用防雷器；（5）直流母线输出侧配置1000V直流电压显示表。5.7.2 直流系统设备汇总大庄27MWp并网光伏发电系统包括54个500kW固定式安装的多晶硅子方阵，共采用111240个容量为245Wp的光伏组件，电站总装机容量为27.25MWp，标称容量为27MWp。本光伏电站中光伏组件、汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器数目以及单个光伏发电子系统的容量汇总见表5.7-1。表5.71 直流侧设备汇总表序号名称规格单位1Wp子系统数量27MWp系统总计1光伏组件245Wp/块块41201112402逆变器室内型 500kW台2543汇流箱户外型 16路直流输入个1192、43784直流防雷配电柜8路输入台2545系统容量kW1009.2272506标称容量MWp1275.8 总平面布置本工程设计装机容量27MWp，总占地面积约0.5667km2（850.10亩），根据场址地形条件，35kV开关站位于场址东部，建设场地长63m，宽43m。35kV开关站布置办公综合楼和35kV配电室各一幢。配电室设SVG室、保护屏室、中控室、消防器材室、通讯室、休息室、备件室。办公综合楼共二层，一层布置厨房、餐厅、办公室和资料室；二层布置宿舍和备用房。站内道路为4m宽混凝土路面，转弯半径9m，道路净高不小于4m，道路尽端设12m12m回车场，满足消防要求。场地东侧布置35kV配电193、室和无功补偿装置，各电气设备与35kV配电室有电缆沟连接。开关站四周设砖砌围墙，办公综合楼四周空地适当布置绿化。场地西南侧绿化区地下布置消防水池和泵房。生产区包括光伏阵列、逆变器室、箱式变及检修通道等。电池阵列由27个1MWp固定式多晶硅电池子方阵组成。每个1MWp子方阵设一座逆变器室，共27座，逆变器室按照靠近相应子方阵的位置设置，每个逆变器室均有道路相连。电池阵列结合用地范围和地形情况，尽量按照子方阵的长宽度相近进行布置，以达到用地较优、节约连接电缆、日常巡查线路较短的最佳布置方案。场内施工主线及支线道路路面宽3.5m，路基宽4.5m，泥结石路面，道路总长约6.85km，根据地形每隔300194、m500m设会车道。本工程围墙沿占地范围设置，为了便于封闭管理及安全生产，围墙采用砖砌围墙和钢丝网围墙相结合的形式，围墙高度2.2m。5.9 辅助技术方案5.9.1 环境监测方案目前在光伏电站已设置有太阳能辐射观测塔，观测场址区的太阳辐射强度。日后将在太阳能辐射观测塔的基础上增设风速、风向、气温等项目的观测仪器。5.9.2 组件清洗方案光伏组件均为露天摆放，日积月累后电池组件很容易积尘，影响发电效率。必须对光伏组件进行清洗，尽可能的保证电池板接收的辐射量无衰减以提高电站的发电效率。光伏阵列的电池组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在195、日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风或雨雪后的清洗。每次大风天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在电池面组件上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现电池组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查电池组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保电池面组件的清洁。由于光伏电站占地面积较大，采用人工清洗耗时耗水，故本电站的清洗方式考虑采用机械清洗。机械清洗分为粗洗和精洗两种方式。在组件表面积尘到一定程度后采用移动式空气压缩机吹洗电池组件表面进行粗洗，将电池组件表面较大的196、灰尘颗粒吹落，但由于二次扬尘的问题，细小的灰尘仍会落在电池组件表面。之后，采用移动式节能喷水设施进行精洗。电池组件清洗后应保持其表面干燥。5.10 年上网电量计算5.10.1 计算发电量采用的气象数据2011年3月在双柏县境内设立了太阳能辐射观测站，主要观测区域内的太阳总辐射强度，辐射资料间隔为10分钟。本次大庄并网光伏电站上网电量的计算采用双柏辐射观测站辐射资料经订正后的典型年数据。5.10.2 装机规模本工程采用容量为245Wp的多晶硅光伏组件111240块，光伏组件装机规模总计为27.25MWp，电站标称规模为27MWp。5.10.3 理论发电量大庄并网光伏电站的方位角为0，阵列与水平面197、倾角为27，电站实际装机容量为27.25MWp，光伏阵列面年均接受的太阳总辐射量为6364.9MJ/m2，由此计算光伏电站的理论年发电量为4818万kWh。5.10.4 发电系统总效率并网光伏发电系统的总效率取决于光伏电池阵列的效率、逆变器的效率以及交流并网效率。（1）光伏阵列效率1太阳能光伏电池阵列在1000W/m2的标准太阳辐射强度条件下，实际的输出功率与标称功率之比。光伏阵列在光电能量转换与传输过程中的损失包括光伏组件因温度影响产生的损失、组件表面灰尘遮挡损失、光伏组件匹配损失以及直流线路损失等。 光伏组件匹配损失各个光伏组件个体由于在生产过程中环境和工艺的原因，其输出特性会有微小的差异198、，本阶段该项损失按2%考虑。 光伏组件温度影响由于半导体的特性，随着晶体硅光伏组件温度的升高，组件输出功率会有所下降，下降值与环境温度和电池组件的温度特性有关。双柏县城年平均气温为15.1，据此条件，粗估该项损失为6%。 光伏组件表面尘埃遮挡太阳能电池组件周围环境所产生的灰尘及杂物随着空气流动，会附着在电池组件的表面，影响其光电的转换效率，降低其使用性能，甚至引起太阳电池局部发热而烧坏太阳电池组件。据研究，该项因素会对光伏组件的输出功率产生约7%的影响。因此，需定期对太阳能电池组件表面进行清洗。在每年雨季的时候，降雨冲刷能对电池组件表面起到自然清洗的作用；在旱季，为保证太阳能电池组件的正常工作199、，需安排专人负责太阳能电池组件的清洗，以减少灰、杂物对太阳电池组件发电的影响。另外，场址区空气洁净度高，做好绿化工作的同时加强组件清洁管理，可将该项损失控制在3%以内。因此，本次规划尘埃遮挡的相应效率取97%。 直流电缆损耗损失太阳能光伏电站中，由于电池方阵面积大，组件较多，线路较长，因此直流电缆的损失也较大。在工程实践中，可通过合理选择电缆，优化设计，可将该项损失控制在2%以内。因此，本次计算相应效率取98%。 复杂地形影响损失本工程场地总体上为山脊和南向坡，周边无大的遮挡物，场址局部的相互遮挡比较少，地形对光伏阵列的发电效率影响较小，取复杂地形影响损失为1%，相应效率取99%。综上所述，光200、伏阵列效率1为：1 =98% 94% 97% 98% 99% = 86.69%（2）逆变器的转换效率2：逆变器的交流输出功率与其直流输入功率之比。对于额定功率为500kW 的大型并网逆变器，2都大于97%，考虑到实际运行中逆变器不可能始终处于高效状态，取其平均工作效率为96%。（3）交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。对于大型电站，其交流系统的效率可取3=96%。综合以上分析，光伏系统的总效率等于上述各效率的乘积： = 123 = 86.69% 96% 96% = 79.89%即光伏发电系统的总效率为79.89%。经计算，大201、庄并网光伏电站首年上网电量约为3849万kWh，各月上网电量示意见图 5.101。图 5.101 大庄并网光伏电站首年各月上网电量示意图5.10.5 光伏组件衰减光伏电池组件的发电能力在工作一段时间后会因电池组件的老化有一定程度的衰减。目前光伏行业针对组件衰减制定的标准为：运行10年发电能力不低于标称峰值功率的90%，运行25年发电能力不低于标称峰值功率的80%。因此多晶硅太阳能电池的运行期按25年计，除第一年正常发电外，之后每年在上一年基础上输出衰减0.9%。根据上述计算原则，计算大庄并网光伏电站运行期内上网电量总计为86516万kWh，多年平均上网电量为3461万kWh，年平均满负荷利用小202、时数为1270hr。计算的上网电量成果见表 5.101和表 5.102。表 5.101 逐年上网电量年序上网电量(万kWh)年平均等效满负荷利用小时数(hr)年序上网电量(万kWh)年平均等效满负荷利用小时数(hr)第1年38491412第14年34221256第2年38141400第15年33911245第3年37801387第16年33611233第4年37461375第17年33311222第5年37121362第18年33011211第6年36791350第19年32711200第7年36461338第20年32421190第8年36131326第21年32121179第9年35811203、314第22年31841168第10年35481302第23年31551158第11年35161290第24年31261147第12年34851279第25年30981137第13年34531267多年平均34611270表 5.102 上网电量统计表项目单位数值标称装机容量MWp27实际装机容量MWp27.2525年总上网电量万kWh86516年平均上网电量万kWh3461年平均等效满负荷小时数hr1270双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告6 电气6 电气6.1 电气一次6.1.1 设计依据可研报告编制依据和主要引用标准、规范如下：1）光伏系统并网技术要求（GB/Z 19939-2005）2204、）电力电缆设计规范（GB 50217-2007）3）光伏电站接入电网技术规定Q/GDW 617-20114）光伏（PV）发电系统过电压保护导则（SJ/T11127-1997）5）电力工程电缆设计规范（GB/T 50217-2007）6）火力发电厂和变电站照明设计技术规定（DL/T 5390-2007）7）导体和电器选择设计技术规定（DL/T 5222-2005）8）火力发电厂厂用电设计技术规定（DL/T5153-2002）9）3.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备（DL/T 404-2007）10）3110kV高压配电配置设计规范（GB 50060-92）11）建筑物防雷设计规范205、（GB 50057-94 2000）12）电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006）13）交流电气装置的接地（DL/T 621-1997）14）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 620-1997）15）电子计算机场地通用规范（GB 2887-2000）6.1.2 接入电力系统方式6.1.2.1 供电区电网现状及发展规划截至2012年，双柏县有1座110kV双柏变、9座35kV变电站。“十二五”期间，将建设完成110kV双柏变二期容量为40MVA。6.1.2.2 接入系统方案大庄并网光伏电站装机容量为27MWP供电范围为双柏县。考虑本光伏电站的送出，结合并网光206、伏电站就近上网、节约投资的原则，拟在并网光伏电站场址内配套建设35kV开关站1座，汇集并网光伏电站电能后，以1回35kV架空线路接入35kV大庄变，线路长度约5km。最终接入系统方案将在下阶段设计中进一步研究，并服从于电网整体规划。大庄并网光伏电站初拟接入系统示意图见图GD62-3430-0922-20-01。6.1.3 开关站站址选择综合考虑本项目场址位置、光伏发电单元布置及地形地质条件，开关站位置选在项目场址东部，整个站址地形坡度平缓，靠近道路便于运输，有利于工程的建设。6.1.4 电气主接线6.1.4.1 光伏发电工程集电线路设计本工程建设规模为27MWp，全部采用多晶硅组件，共27个1207、MWp光伏发电单元。（1）集电方式选择本工程采用1MWp为一个发电单元的设计方案，1MWp的发电单元需经由逆变器及箱变逆变升压后汇集到开关站并网，可采用0.27kV10kV35kV和0.27kV35kV两种集电方式。方案一：0.27kV10kV35kV 升压方式此种方式分别将每1MWp逆变器的交流电力输出电压（270V）升至10kV后，采用电缆分支头以每3MWp为一个单位，用10kV电缆汇流至升压站10kV配电装置母线，再通过升压站内10/35kV的主变压器升压至35kV后接入电网。方案二：0.27kV35kV 升压方式此种方式分别将每1MWp逆变器的交流输出电压（270V）直接升至35kV后208、，用35kV电缆汇流至开关站35kV配电母线并接入电网，本工程按每9MWp一个汇流单元计算。两种方案均能实现光伏电力升压并网的功能，操作管理和设备检修维护量差别不大，对比如下：1）投资对比分析两种集电线路方案主要经济对比见表6.1-1。表 6.1-1 两种集电线路方案主要经济对比表序号设备名称方案一方案二规格数量单价总价规格数量单价总价1箱式升压变压器0.27/10kV1000kVA27154050.27/35kV1000kVA27236212主变压器10/35kV27000kVA（有载调压型）11201203集电电缆10kV，3704km2510035kV，3504km3012010kV，3209、1855km4623035kV，3954.2km36151.24高压开关柜(含站用电系统)10kV13面1013035kV7面201405站用变压器10kV站用接地变1台303035kV站用接地变1台60606电缆连接件10kV电缆分支头18个610835kV电缆分接箱27个6162合计11231254.2由上表可以看出，方案一设备投资较方案二多131.2万元。2）损耗对比分析 方案一先升压至10kV电压，再经过10/35kV升压变升至35kV，较方案二多1台主变；且方案一较方案二集电线路损耗较大。 方案一采用两级升压，系统相对复杂，使用电气设备较多，故障点增多，管理及维护量增加，维护费用增加210、。方案二采用一级升压，系统简单，运行管理方便，故障率较方案一低，维护量及维护费用均较方案一减少。3）推荐方案基于以上分析比较，本项目拟采用方案二，即采用35kV集电线路汇集电力。（2）集电线路接线本光伏电站场址范围较大，35kV开关站布置在光伏发电单元的东部，场内35kV集电线路若采用架空线路则要求加大组件之间的间距，才能满足架空集电线路的安全距离大于太阳辐射的遮挡，考虑到集电线路距离较短，架空线路对光伏阵列的影响及美观的角度考虑，本工程集电线路采用电缆集电线路，采用电缆沟敷设的方式。本光伏电站27MWp的光伏发电单元分为3回集电线路汇集电力送入开关站，每回集电线路汇集9MWp电力。根据地形和211、光伏发电单元的布置情况，选用的ZR-YJV22-6/10-350、395两种型号电力电缆，各集电线路与光伏发电单元箱变组连接方案如下：1UL线路：连接1#-9#光伏箱变，共9个光伏发电单元；2UL线路：连接10#-15#、25#、26#、27#光伏箱变，共9个光伏发电单元；3UL线路：连接16#-24#光伏箱变，共9个光伏发电单元；3回集电线路最大输送容量为9MWp，交流电缆最大输送距离约2.6km，电缆电压降按进行计算。经计算，最大压降U=0.44 %5%，满足线路压降要求。大庄并网光伏电站集电线路示意图见图GD62-3430-0922-20-02。（3）发电单元主要电气设备选择1）逆变器的212、选型本工程采用预装式逆变器房，房内设备为一体化设计，每1MWp发电单元内部集成2台500kW逆变器、2台直流配电柜、1套数据采集器及光电转换柜、1套通风系统、1台UPS辅助电源系统及1套检修配电柜等设备。2）箱变的选型每个1MWp光伏发电单元系统采用2台500kW逆变器，初拟了两个方案进行比较：方案一，采用1台500kW逆变器与1台500kW双绕组升压变压器（升压至35kV）的单元出线方式；方案二，采用1台预装式逆变器房（包括2台500kW逆变器）与1台1000kW双分裂绕组升压变压器（升压至35kV）的联合单元出线方式。方案一单台变压器故障面影响较小，但电气设备投资大；方案二接线简单，电气设213、备投资小，但单台变压器故障将影响两台逆变器的送出，由于光伏发电利用小时较低，且变压器故障概率较小，本工程采用方案二为箱变的接线方式。3）电缆分接箱的选型电缆分接箱的优点有连接组合方式简单方便灵活、绝缘水平较高，适用于环境使用严苛的、组线方式复杂的光伏电站，同时也可以减少电缆出线回路及使用量、便于查找故障及检修等优点。本工程采用箱变与电缆分接箱配合进行电能汇集使用的方式，每个发电单元的电能经过箱变升压后接至电缆分接箱，将每9MWp的发电单元的电能经过电缆分接箱的串接后以1回线接入35kV开关站，本工程共计需要27台35kV电缆分接箱。并网光伏电站发电技术方案见图GD62-3430-0922-20214、-04。并网光伏电站预装式逆变器房平面布置图详见GD62-3430-0922-20-05。6.1.4.2 开关站电气主接线全全站光伏发电单元经逆变升压至35kV后送入35kV开关站，汇集并网光伏电站电能后，以1回35kV线路接入35kV大庄变。大庄并网光伏电站电气主接线图见图GD62-3430-0922-20-03。（1）35kV系统接线35kV开关站系统接线35kV采用单母线接线形式，3个进线间隔，1个PT间隔，1个线路出线间隔，1个站用变间隔，1个无功补偿间隔。动态无功补偿装置为让本光伏电站并网运行时基本不与电网交换无功，拟在35kV开关站安装一套动态无功补偿装置，无功补偿采用户外动态无功215、补偿装置，暂按5000kVar考虑。配置容量最终根据光伏电站接入系统设计的要求进行设计。电容电流的补偿方式从光伏发电单元箱变35kV出线侧到35kV开关站的电缆长度约8.5km，电容电流估算为：Ic1=0.1UeL=0.1358.5=29.75（A）35kV架空线路长度为5km，电容电流计算为：Ic2=3.3UeL10-3=3.335510-3=0.578（A）开关站电容电流的计算：Ic3=(Ic1+Ic2)=0.13(29.75+0.578)3.943（A）本工程电容电流为Ic=1.13(Ic1+Ic2+ Ic3）=34.271（A），因35kV侧电网单相接地的电容电流超过10A，为降低系统216、过电压水平，本工程35kV采用经接地变压器带消弧线圈接地的方式降低弧光过电压。根据消弧线圈容量计算公式（K=1.35、Ue为电网额定线电压），计算Q=935kVA，消弧线圈的容量Q选择为1000kVA。本工程采用接地变压器兼作站用变压器的方式，估算风电场站用负荷Ss=250kVA，接地变压器容量应与消弧线圈及站用容量匹配，取站用电的=0.6，=0.8,则接地变压器容量计算为=1167 kVA。选用产品系列较接近的站用变兼作接地变压器接于35kV I段母线，站用变容量为1200kVA，型号为DKSC-1200/35-250kVA /0.4GY型三相接地变压器。另设置1台10kV变压器接于外引电源217、做为备用站用变，型号为：S11-250/10GY。开关站配置5块GCS型低压抽出式配电屏作为全站的交流电源屏。（2）站用电系统根据初步负荷统计情况分析，本开关站站用变压器容量需约1200kVA，采用35/0.4kV级电压供电，拟选择容量为1200kVA的DKSC-1200/250kVA-35/0.4GY型站用兼接地变压器。开关站站用电采用单母线接线双电源供电方式。主供电源引自附近10kV电网，备用电源引自开关站35kV配电装置母线。外引电源站用变型号选取S11-250/10kV。6.1.5 电站直流系统6.1.5.1 光伏发电单元直流系统设计光伏发电单元的直流系统是指光伏组件、组串、汇流箱、直218、流配电柜与逆变器直流输入侧所构成的系统。在大型光伏发电系统中，光伏发电单元的布置区域很大，合理设计光伏发电单元的直流系统可提高系统效率，以降低发电成本。（1）汇流箱的选择以1MWp多晶硅光伏发电单元直流系统接线为例：每1MWp多晶硅光伏发电单元有206路并列光伏组串，并配置1台1000kW预装式逆变器房。本阶段采用以下直流系统方案：206路光伏组串采用14个汇流箱，每个汇流箱输入14或15路，每7个汇流箱输出接入1个直流配电箱，直流配电箱的输出直接与逆变器输入母排相连。这种接线方式压降较小，太阳电池组串到逆变器之间的直流电缆平均压降小于2%，系统总效率高。本光伏电站标称总容量27MWp，采用2219、7个1MWp子发电单元。以此类推，可计算出各个光伏发电单元直流系统接线需要的汇流箱数量详见表6.1-2。表 6.1-2 光伏发电单元直流系统设计数据汇总序号名称发电单元数量（个）发电单元参数汇流箱（个）逆变器房组串127MWp国产多晶硅光伏组件2727（1000kW）272062714（2）逆变器的选择本工程根据地形实际及光伏板的排布，将场区光伏阵列分为27个发电单元，每个发电单元光伏板接入1个预装式逆变器房，每个房内布置有2台500kW的逆变器、2台直流配电箱，本工程共需要27台预装式逆变器房。6.1.5.2 直流电缆通道设计（1）全站均采用阻燃电缆，电缆过道路部分埋管敷设。（2）光伏组件每220、20个1串串接后通过PV1-F-1x4光伏专用电缆汇接至16进1出汇流箱，汇流箱再通过ZR-YJV22-l-2x70电缆接至预装式逆变器房的直流柜。直流电缆在太阳能组件中沿支架固定安装，穿出光伏板的安装支架后在逆变器房外适当位置下到户外电缆沟，并接至直流配电柜内的直流母线。（3）控制室、保护室、通信室内设防静电地板，静电地板层内设电缆支架。此外，对于直埋电缆较困难的地方，电缆通道可根据光伏板的布置位置和间隔距离等，灵活敷设，也可设置小型电缆槽盒、电缆桥架支路或主电缆桥架等。电缆槽盒和电缆桥架可就近利用光伏板组串的支架、地面基础作为支撑，需过公路的电缆可埋管敷设或架空桥架敷设。6.1.6 主要电221、气设备选择本项目场地污秽等级按III级考虑，户外电气设备按爬电比距不小于3.15cm/kV选型。（1）35kV开关站主要电气设备35kV配电装置拟采用KGN-40.5铠装式金属封闭高压开关柜，具体选型如下：母线PT柜（1个），内装：熔断器：XRNP1-40.5/0.5A，3只电压互感器：JDZXF-KXR，0.2/0.5/3P/3P 3只隔离开关：GW27-40.5GY，1250A，315kA，1只避雷器：HY5WZ-51/125GY，3只消谐器：LXQ（III）-40.5,35kV 1只电缆进线柜(3个)，每个内装：真空断路器 VN1-40.5EG 1250A，31.5kA，配弹簧操作机构1222、台电流互感器：LZZBJ9-40.5GY，200/5A， 5P30/0.2S/0.5/5P30，3只避雷器：HY5WZ-51/125GY，3只接地开关：JN-40.5GY，31.5kA 1组隔离开关：GN27-40.5GY，1250A，31.5kA 2组零序电流互感器：HZ-LH 1只电缆出线柜（1个）：真空断路器 VN1-40.5EG 1250A，31.5kA，配弹簧操作机构1台电流互感器：LZZBJ9-40.5GY，600/5A， 5P30/0.2S/0.5/5P30，3只避雷器：HY5WZ-51/125GY，3只接地开关：JN-40.5GY 1组隔离开关：GN27-40.5GY 2组零序223、电流互感器：HZ-LH 1只站用兼接地变柜（1个）：真空断路器 VN1-40.5EG 1250A，31.5kA，配弹簧操作机构1台电流互感器：LZZBJ9-40.5GY，10/5A， 5P30/0.2S/0.5/5P30，3只避雷器：HY5WZ-51/125GY，3只接地开关：JN-40.5GY，1250A，31.5kA 1组隔离开关：GN27-40.5GY 2组零序电流互感器：HZ-LH 1只无功补偿柜(1个)，每个内装：SF6断路器 FP4031D， 1250A，31.5kA ，配弹簧操作机构1台电流互感器：LZZBJ9-40.5GY，100/5A， 5P30/0.2S/0.5/5P30，224、3只避雷器：HY5WZ-51/125GY，3只接地开关：JN-40.5GY，1250A，31.5kA 1组隔离开关：GN27-40.5GY 2组零序电流互感器：HZ-LH 1只站用兼接地变压器（1台）：型式：DKSC-1200/250kVA-35/0.4GY型变压器容量：1200 kVA变比电压：3522.5%/0.4kV阻抗电压：Ud=6.5%接线组别：Zn,yn11消弧线圈成套装置（1台）：额定电压：35kV额定容量：1000kVA箱式升压变压器（27台）：型式：SBH15-1000/35非晶合金双分裂变压器容量：1000kVA变比电压：3722.5%/0.28kV阻抗电压：Ud=6.5%225、接线组别：D,yn11施工10kV变压器（1台）：型式：S11-250/10GY型油浸式变压器容量：250kVA变比电压：1022.5%/0.4kV阻抗电压：Ud=6.5%接线组别：D,yn11（2）电缆选择逆变器回路电力电缆a、逆变器输入最高直流电压为880V，采用lkV电缆连接。光伏发电单元光伏板每个14或15路组串接入1个汇流箱。根据汇流箱至逆变器房直流柜的距离及汇流箱电流大小，使最远处光伏组件电压降控制在2%左右，从而可以确定各汇流箱至预装式逆变器房直流柜的直流电缆型号与规格，初步采用ZR-YJV22-l-270mm2规格。b、逆变器引至箱式变电站回路电压为0.27kV，采用lkV电缆226、连接，经计算，每500kW采用3根ZR-YJV22-1-3240电缆并联连接。高压电缆每9MWp电力从箱变出线后，经过电缆分接箱集中汇集至开关站35kV户内配电室，根据每组箱变的接线情况电缆采用ZR-YJV22-26/35-3x50、ZR-YJV22-26/35-3x95电缆连接。6.1.7 防雷、接地及过电压保护设计6.1.7.1 光伏阵列保护（1）直击雷保护及接地光伏电站接地装置按交流电气装置的接地（DL/T621-1997）的规定进行设计。站区接地需结合场地地质条件，选用经济合理的接地方案，保证光伏接地电阻不大于4。本工程光伏阵列区域较大，若采用避雷针作为防雷保护装置，会产生阴影对光伏板227、布置造成遮挡，影响发电量。本工程光伏阵列主要采取光伏组件和支架与厂区接地网连接进行直击雷保护，光伏发电单元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，子发电单元接地体焊接成网状，各子发电单元接地体相互连接。光伏阵列区组件自带金属边框，金属边框与地面金属支架相连，金属支架与热镀锌扁钢相连，热镀锌扁钢与光伏发电单元接地网相连，构成了接地、防雷体系。（2）光伏发电系统过电压保护为防止直流线路上侵入波雷电压，本工程电缆桥架、汇流箱均与接地网相连，光伏阵列的各汇流箱、预装式逆变器房内均逐级装设光伏专用防雷器，在35kV箱式变电站各电气设备高低压侧，均装有相应的避雷器和228、浪涌保护器，以防止雷电及操作过电压对电气设备造成的损害。6.1.7.2 开关站保护（1）直击雷防护本电站的过电压保护及绝缘配合设计按交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T620-1997）的规定进行。本35kV开关站设置一颗独立避雷针，在35kV户内配电室和综合楼屋顶设置一圈避雷带，作为开关站内的防直击雷保护。（2）感应雷防护和接地针对感应雷的破坏途径，釆取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。开关站内接地装置采用以水平接地带为主，辅助以垂直接地极的复合接地网，并局部添加土壤改良剂的综合方法进行接地设计。接地网的外缘闭合，外缘各角做成圆弧形。接地装置的229、接地电阻、接触电压和跨步电压应满足规程要求，尽可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。为防止由线路雷电侵入波以及雷电感应过电压和断路器操作时的过电压对电气设备的损坏，在以下各处装设避雷器。35kV出线终端35kV母线预装式逆变器房、汇流箱内6.1.8 照明系统照明系统电源从0.4kV母线引来，照明系统电压为AC380/220V。主要部位照明配置如下：（1）中控室及办公室采用吸顶荧光灯。（2）宿舍、走廊及楼梯间采用节能吸顶灯。（3）在办公楼顶及场地周边设投光灯。本工程在开关站35kV配电室、主控制室等处设置了事故应急灯，保证了事故状态下，在交流电源消失时的应急、检修照明及人员疏散照明。6.1230、.9 电气设备布置6.1.9.1 光伏阵列设备布置汇流箱布置在组件支架下方，户外安装；35kV箱式变电站布置在逆变器房旁，箱变与逆变器房和开关站之间的电缆采用电缆沟敷设。6.1.9.2 开关站布置开关站35kV配电室、中控室、消防器材室、SVG室、接地变室、备品备件库等组成一综合性单层建筑。35kV配电装置为户内布置，采用固定式铠装金属封闭高压开关柜，柜内除无功补偿柜配置SF6断路器外其余柜体配置真空断路器，采用单列布置。开关站配有SVG室和站用兼接地变室，布置1套动态无功补偿装置和1套消弧线圈接地装置。大庄并网光伏电站开关站电气设备平面布置图见图GD62-3430-0922-20-06。6.231、1.10 电气一次主要设备及材料表表 6.1-3 电气一次主要设备及材料序号名 称型号规格单位数量备注一光伏阵列部分1多晶硅组件245Wp块1112402汇流箱16路面3783电缆PV1-F-1x4km4404电缆ZR-YJV22-l-2x70km405光缆ADSS 24芯km106电缆槽盒（1）槽盒及配套支架XQJ-T-01-10-2型km10（2）槽盒及配套支架XQJ-T-01-10-4型km47电缆保护管（1）电缆套管30 可挠金属保护管km12（2）电缆套管70 可挠金属保护管km6二逆变及配电部分11000kW预装式逆变器房含2台直流柜、2台500kW逆变器、UPS电源、通信柜、照明232、检修配电柜等台27235kV箱式升压变电站1000kVA-35/0.27台273电缆分接箱35kV台27435kV电力电缆ZR-YJV22-26/35-350km4535kV电力电缆ZR-YJV22-26/35-395km4.2635kV户内电缆终端头350套88735kV户内电缆终端头395套20三35kV配电系统部分1电缆进线柜KGN-40.5面32电缆出线柜KGN-40.5面13动态无功补偿柜KGN-40.5面14所用电柜KGN-40.5面15母线电压互感器柜KGN-40.5面1635kV动态无功补偿装置5000kVar套1根据接入系统确定735kV电力电缆ZR-YJV22-26/35-233、3185m60835kV户内电缆终端头3185，35kV套1935kV户外电缆终端头3185，35kV套1四厂用电部分1站用变兼接地变DKSC-1200/250kVA-35/0.4GY台1210kV施工变压器S11-250-10/0.4GY 315kVA台150.4kV低压配电箱个32610kV电缆ZR-YJV22-8/10-3x50m100710kV电缆头10kV，3x50套2五防雷及接地部分1避雷针独立避雷针高30m颗12光伏组件接地线BV-lx2.5km203接地扁钢60x6镀锌扁钢km254镀锌角钢L50*50*5 L=2500根150六照明部分1照明配电箱只52灯具套403电线km2234、七暖通部分套16.2 电气二次6.2.1 主要编制依据及原则6.2.1.1 编制依据（1）光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）（GD 003-2011）（2）光伏电站接入电网技术规范（Q/GDW 617-2011）（3）电子计算机场地通用规范（GB/T 2887-2000）（4）继电保护和安全自动装置技术规范（GB/T 14285-2006）（5）微机线路保护装置通用技术条件（GB/T15145-2001）（6）静态继电器保护及安全自动化装置通用技术条件（DL478-92）（7）电力系统继电保护柜、屏通用技术条件（DL/T720-2000）（8）继电保护设备信息接口配套标准（DL/T66235、7-1999）（9）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB 50229-2006）（10）火灾自动报警系统设计规范（GB 50116-1998）（11）电能计量装置技术管理规程（DL/T 448-2000）（12）电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2005）（13）电力工程直流系统设计技术规程（DL/T 5044-2004）（14）火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程（DL/T 5136-2001）（15）电测量及电能计量装置设计技术规范（DL/T 5137-2001）（16）电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50063-20086.2.1.2 设计原则本工程电气二次236、设计力求安全可靠、经济适用，设备配置和功能要求按“无人值班，少人值守”原则设计。6.2.2 计算机监控系统本光伏电站全部设备均由计算机监控系统进行监控。光伏电站分为三级监控：在各光伏发电单元现场逆变升压配电室对每1MWp光伏发电单元进行监控；在35kV开关站的中央控制室对光伏阵列主要设备和开关站电气设备等进行集中监控；根据需要可在远方调度，对整个光伏电站设备进行监控。35kV开关站按“无人值班，少人值守”的原则设计，系统通信暂按光纤通信方式考虑。大庄并网光伏电站全站监控系统规划图见图GD62-3430-0922-20-07。6.2.2.1 太阳能光伏发电单元的监控本工程并网光伏发电系统由光伏组237、件、汇流箱和预装式逆变器房、箱变组成。分成若干个独立的光伏发电单元，也称光伏发电单元。本工程采用就地分散布置，同一个单元采用集中布置的方式。各光伏发电单元的运行参数（包括直流输入电压和电流、交流输出电压和电流、功率、电网频率及故障代码和信息等、光伏组件工作温度、区域辐照度、环境温度以及太阳能光伏组件串电流等）依靠逆变器控制单元监控并通过逆变器的通讯控制器，采用以太网传输方式上传至35kV开关站计算机监控系统，在开关站中控室内通过计算机监控系统操作员站实现上述运行参数的监视、报警、历史数据储存。在35kV开关站主控室操作员站上还可以单独对每台逆变器进行参数设置，可以根据实际的天气情况设置逆变器系238、统的启动和关断顺序，以使整个发电站的运行达到最优性能和最大的发电能力。6.2.2.2 35kV开关站的监控35kV开关站采用计算机监控系统及微机保护自动化装置来实现开关站的控制、保护、测量、远动等全部功能。计算机监控方式采用开放式、分布式网络结构，所有控制、保护测量、报警等信号均在就地单元内处理，经总线传输至主控室内的监控计算机。计算机监控系统包括光伏发电系统的数据采集及监控、开关站微机保护信息的采集与监视、开关站断路器就地与远方操作等功能。计算机监控系统的主控站设置一个当地监控主站和一个远方调度站，实现就地和远方（电网调度）对光伏电站的监视控制，其控制操作需互相闭锁。计算机监控系统包括站控层239、和间隔层两部分，其网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为整个并网光伏电站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆与开关站控制间隔层及各光伏并网逆变器控制器相连。开关站控制间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元分布在各配电室或主控制室内。在站控层及网络失效的情况下，间隔层（包括逆变器）仍能独立完成间隔层的监测以及断路器的保护控制功能。站控层设备包括后台监控主站、打印机、GPS对时装置及网络设备等。间隔层设备由电气设备测控单元、微机保护装置通讯单元、逆变器控制器、汇流箱组串电流监测器、网络通信单元、网络系统等构成。6.2.2.3 远方监控开关站的计算机监控系统通过电力240、系统通信通道与调度连接，实现调度端对并网光伏电站开关站的远方监控。6.2.3 保护、测量、信号和现地控制6.2.3.1 光伏发电系统光伏发电系统的保护和检测装置配置如下：温度升高保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等。保护装置动作后跳开逆变器出口与电网连接的真空断路器并发信号。光伏发电系统的保护、测量和信号装置随光伏发电系统一起配套供货。6.2.3.2 逆变器并网逆变器应具备交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流侧的过电流保护，直流侧过电压保护，防孤岛效应等保护功能，并外送电压、电流模拟量及报警信号。6.2.3.3 35/0.27kV箱变箱变高压侧采用负荷开关+高压241、熔断器作为主保护。变压器温度、压力释放等非电量保护，作用于信号和箱变低压侧断路器的跳闸。以上保护及现地控制要求与箱变一体化设计及制造，并外送空接点信号，电压、电流模拟量信号。箱变配置智能保护测控装置。6.2.3.4 35kV开关站（1）35kV进线保护35kV进线采用保护测控一体的微机型保护装置，配置三段式电流电压速断、过流保护和零序电流保护，具备自动重合闸、低频减载、录波等功能。35kV动态无功补偿采用保护测控一体的微机型保护装置，设置带时限电流速断及过流保护，过电压、欠电压保护、过负荷保护、零序电压保护。35kV线路、动态无功补偿设备保护测控装置下放到配电室内，放在相应的开关柜上。屏上要求242、配置操作按钮及信号灯。（2）35kV母线保护开关站配置一套能快速切除母线故障的母线保护装置。（3）35kV线路差动保护35kV出线线路配置一套光纤电流差动保护，设置相间距离、接地距离及零序电流保护，并具备自动重合闸功能。具体配置根据本项目的接入系统设计和审查批准的要求进行配置。（4）防误操作闭锁开关站装设一套微机五防系统，该系统与计算机监控系统进行通信联系，能对开关站内断路器、隔离开关、接地刀闸和网门等进行五防操作闭锁。（5）故障录波开关站设置1面故障录波柜，录取35kV出线、母线故障过程的动作情况。（6）GPS系统全站装设一套GPS装置，为站内运行需要准确时间的设备（测控装置、保护装置等）提243、供时间基准。6.2.3.5 计量根据电力装置的电气测量仪表装置设计规范（GB/T50063-2008）及电能计量装置技术管理规程（DL/T448-2000）及光伏发电站接入电力系统技术规定，为了实现电能量信息的采集及传输，本光伏电站需配置1套电能量釆集装置，开关站出线关口表处设置一主一备2块0.2s关口表，在施工电源引入10kV间隔上设置0.5S级电能表。光伏电站所有电能表计均接入电能量采集装置，该采集装置接入云南省调电能量计量系统。关口表均需配置失压计时仪反映故障情况，记录失压、断流时间，为追补电能提供科学依据。6.2.3.6 操作电源（1）直流系统为了给开关站断路器分/合闸，微机综合自动化244、系统及通信、事故照明等直流用电，开关站设置1套220V智能微机高频开关电源直流成套装置，装置含1组100Ah的铅酸免维护蓄电池和1组高频开关电源充电模板。蓄电池容量能满足全站停电2小时的放电容量。直流操作电源成套装置设置监控模块，具备通信接口，将直流电源装置工作状态量，电压模拟量，充电电流模拟量及故障信号量上传至开关站监控系统。开关站直流系统详见图GD62-3430-0922-20-08。（2）交流不停电电源本工程拟装设一套容量为25kVA的交流不停电电源，向监控主机、网络设备、火灾报警系统、闭路电视系统等设备提供交流工作电源。6.2.3.7 电能质量监测设备开关站配置一套电能质量监测装置，用245、于电压偏差、频率偏差、三相不平衡电流、负序电流、谐波、闪变、电压波动的实时监测以及其他电能质量指标的连续记录，以准确评估光伏发电站对电网电能质量的影响，并根据实测结果确定是否需要安装滤波装置。开关站继电保护配置详见图GD62-3430-0922-20-09。6.2.4 AGC/AVC系统根据电网要求，光伏开关站配置一套AGC/AVC控制系统。6.2.5 GPS时间同步系统开关站设置一套统一的时间同步系统，接收全球卫星定位系统GPS的标准授时信号。GPS主时钟采用双时钟冗余配置，并根据站内规模配置相应的扩展装置。时间同步系统提供开关站内所有监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、故障录波、自动装246、置及其它智能设备等站内二次设备的对时功能。6.2.6 火灾报警系统在35kV开关站区域及各逆变器房设置一套火灾报警系统，包括探测装置（点式或缆式探测器、手动报警器）、集中报警装置、电源装置和联动信号装置等。其集中报警装置布置在开关站主控制室内，探测点直接汇接至集中报警装置上。在35kV开关站区域内设备和房间及各逆变器房发生火警后，在集中报警装置上立即发出声光信号，并记录下火警地址和时间，经确认后可人工启动相应的消防设施组织灭火。拟采用联动控制方式对区域内主控室、配电室的通风机、空调等进行联动控制，并监控其反馈信号。6.2.7 图像监视及公共报警系统在开关站、逆变器场地等重要部位和围墙等处设置闭247、路电视监视点，根据不同监视对象的范围或特点选用定焦或变焦监视镜头；并在站区围墙处设置对射式红外报警围墙安防系统。各闭路电视监视点的视频信号通过图像宽带网，将视频信号处理、分配、传送至主控室内的监视器终端，并联网组成一个统一的覆盖本工程范围的闭路电视监视系统。本工程的红外报警围墙安防系统可与闭路电视监视系统实现报警联动：当围墙安防系统报警时，主控室的闭路电视监视器终端将自动切换为报警位置或区域的监视图象，并实现声响报警和显示报警位置的名称。6.2.8 环境监测系统本工程配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架248、组成，可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其RS485通讯接口可接入计算机监控系统，实时记录环境数据。6.2.9 电工实验设备开关站根据并网光伏电站的工程管理原则和需要，配备一定数量的仪器仪表设备，可对电气设备进行调整、试验以及维护和检验。6.2.10 光伏发电工程信息管理与上报系统按照可再生能源信息管理要求，配置一套光伏发电工程信息管理与上报系统。6.2.11 二次设备布置开关站的二次设备布置按继电保护及监控集中布置方式设计，微机综合自动化装置、网络交换机柜、故障录波屏、电能质量监控屏、电度表计屏、直流屏、通信柜、UPS电源及闭路电视机柜等设备均集中布置于中控室保护室、通讯室内。6.249、2.12 电气二次主要设备及材料表表 6.2-1 电气二次主要设备及材料1微机综合自动化监控装置包括：监控主机，显示器，基础软件平台，继电保护信息系统、支撑软件、应用软件、通讯软件、网络安全防护软件等套1（1）公用测控柜面1（2）35kV母线保护柜面1（3）故障录波柜面1（4）电能质量监测柜面1（5）试验电源柜面1（6）35kV馈线保护测控一体装置套3（7）35kV线路光纤保护差动装置套1（8）35kV无功补偿保护测控一体装置套1（9）站用变保护测控一体装置套1（10）所用变备自投装置套1（11）远动柜面12电度表柜0.2s表 2块 ；电能计量采集装置、失压计时仪，各1套面13直流系统100A250、h套14UPS交流不间断电源25kVA套15微机五防装置包括：工控主机，电脑钥匙，通讯，充电座，各种锁具套16图像监视及安全防护系统套17光伏发电工程信息管理与上报系统套18火灾报警系统套19GPS对时系统套110光功率预测系统套111控制电缆各种截面km1512有功功率控制系统（AGC）套113电压控制系统（AVC）套114光伏电站环境监测仪套16.3 通信6.3.1 太阳能光伏发电系统通信本工程每个集电线路配置1台数据采集处理装置。该装置通过RS485总线获取本单元逆变器的运行参数、故障状态和发电参数以及每个直流汇流箱内各接入回路的电流量信号并进行储存，同时数据采集处理装置通过工业以太网的251、传输方式将数据上传至光伏电站计算机监控系统。另外配置手机和对讲机，作为并网光伏电站运行人员巡视和检修联络通信用。6.3.2 35kV开关站通信35kV开关站按“无人值班，少人值守”的原则设计，开关站与调度端通信为光纤通信。系统通信方式和主要设备以并网光伏电站接入系统的通信设计要求为准。6.3.3 远动本光伏电站由云南省调和楚雄州地调共同管理，远动信息上送至楚雄州地调，省调所需信息由地调转发。按照电力系统调度自动化设计技术规程（DL/T 5003-2005）的要求，开关站拟采集传送的远动信息量如下：（1）遥测信息：35kV送出线路的正向有功电度、负向有功电度、正向无功电度、负向无功电度、带时标的252、单点信息；35kV线路有功功率、无功功率、电流、电压；35kV母线电压、频率；全厂总有功电能量；（2）遥信信息全厂事故总信号；所有断路器位置信号；所有隔离开关、线路侧接地开关位置信号；全厂断路器的动作SOE；电压无功调节装置故障信息。电力系统远动信息及传输方式，以并网光伏电站接入系统设计为准。6.3.4 通信主要设备及材料表通信主要设备及材料见表6.3-1。表 6.3-1 通信主要设备及材料表一开关站远动及通信部分1通信系统套1（1）光端机套2（2）PCM设备套2（3）高频开关电源48V，带一组100AH蓄电池，一面交直流分配屏面1（4）程控交换机套1（5）调度电话套1（6）程控电话部5（7）253、录音电话系统套1（8）ODF配线柜套16.4 配套送出工程本工程配套送出工程含：（1）大庄并网光伏电站35kV开关站35kV大庄变采用架空线路，长度约5km。导线截面为LGJ-185，光缆暂按24芯考虑。表 6.4-1 送出工程主要设备及材料表序号名 称型号规格单位数量备注135kV出线电缆ZR-YJV22-26/35-3x300m3002 35kV 电缆头户内3300套1335kV 电缆头户外3300套1435kV避雷器HY5WZ-51/125GY只3535kV架空出线LGJ-185km56普通光缆24芯km6（2）35kV大庄变新增1回35kV进线间隔，含保护测控及通信装置。表 6.4-2254、 系统对侧主要设备及材料表序号名 称型号规格单位数量备注135kV出线间隔个1235kV出线间隔继电保护装置套13系统通信设备套1双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告7 土建工程7 土建工程7.1 设计安全标准本工程场址位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平缓开阔，海拔在1460m1560m之间。场址面积约0.69km2，装机规模27MW，布置27个光伏阵列，建设35kV开关站一座。主要设计安全标准如下：（1）建筑结构安全等级：二级（2）建筑抗震设防类别：丙类（3）地基基础设计等级：丙级（4）结构设计使用年限：50年7.2 基本资料和设计依据7.2.1 工程地质资料本工程地基255、承载力受岩（土）体性质影响较大，根据工程地质特性，将地基岩土主要分为三层，地层特征自上而下描述如下：第层：粉土夹碎石：灰褐色、褐黄色，碎石成分为紫红色砂岩，松散稍密状，具一定的承载力，可作为浅基础持力层。第层：泥岩：紫红、灰紫色，全强风化，可作为基础持力层。石英砂岩、泥质粉砂岩：灰紫、灰绿色，全强风化，可作为基础持力层。第层：石英砂岩、泥质粉砂岩：紫红色，弱风化，具有较高的承载力，可作为基础持力层。场地内岩土物理力学参数如表7.2-1所示：表 7.2-1 岩土物理力学参数地层编号地层名称天然容重（kN/m3）内摩擦角（）黏聚力（kPa）压缩系数a1-2 承载力特征值（kPa）参考电阻率（m）粉256、土夹碎石18.020.0152015250.30.51502002.21027103全强风化泥岩19.020.0202530500.20.420025010l02全强风化砂岩20.022.0253020400.20.325030010l03弱风化砂岩22.025.0800100010l03场址内地下水埋藏较深，对工程建设无不良影响。根据1:400万中国地震动参数区划图（GB 183062001），拟建场地50年超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.15g，对应的地震基本烈度为度，设计地震分组为第三组。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010），结合拟建场地工程地质条件分析，拟建场地土的257、类型为中硬场地土，建筑场地类别为1类。根据工程地质勘察成果分析，拟建场地内的地基土中无地震液化及震陷的土层分布，且地下水水位较深，因此不存在地基土地震液化及震陷问题，属抗震有利地段。7.2.2 设计依据（1）前阶段主要工作成果通过对现场的勘察，初步确定了场址处工程地质、水文条件，拟定了场址岩土物理力学参数。确定了场址内建筑安全、抗震等级。（2）设计采用的规程规范及技术标准：建筑结构荷载规范GB50009-2012建筑抗震设计规范GB50011-2010混凝土结构设计规范GB50010-2010建筑地基基础设计规范GB50007-2011建筑地基处理技术规范JGJ79-2002建筑结构可靠度设计258、统一标准GB50068-2001建筑工程抗震设防分类标准GB50023-2008钢结构设计规范GB50017-2003建筑设计防火规范GB50016-2006民用建筑设计通则GB50352-2005采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003工业建筑防腐蚀设计规范GB 50046-2008冷弯薄壁型钢结构技术规范GB50018-2002（3）设计采用的相关文件：云南省双柏县大庄并网光伏电站预可行性研究报告云南省双柏县大庄并网光伏电站预可行性研究报告审查意见7.3 光伏阵列支架设计7.3.1 支架系统设计参数（1）风荷载：0.35kN/m2（2）电池板重量：0.12kN/m2（3）固定支架259、倾角：277.3.2 荷载组合根据建筑抗震设计规范，对于一般结构地震荷载与风荷载不进行组合，由于电池组件自重很小，支架设计时风荷载起控制作用，因此最不利荷载组合中不考虑地震荷载。荷载组合考虑下列两种组合：1自重荷载+正风荷载+0.7雪荷载；2自重荷载+逆风荷载。7.3.3 支架系统设计经过比较，本工程采用245Wp多晶硅电池组件，每个组串单元由20块1640mm990mm多晶硅电池组件按10（列）2（行）的布置方式组成一个支架单元，206个支架单元组成一个1MWp阵列，共有支架5562个。光伏方阵支架采用Q235钢主次梁交叉支撑，每个支架单元由4榀框架和4根次梁组成，前立柱、后立柱、主梁、斜撑260、组成一榀框架。主梁和次梁采用C61412镀锌薄壁卷边槽钢，斜撑采用L403mm镀锌角钢，立柱采用60X2.5钢管。次梁、主梁、支柱之间采用螺栓连接。由于支架所受荷载较小，支架设计的主要控制参数为各杆件的稳定与变形。主要控制参数见表7.3-1。表 7.3-1 支架设计主要控制参数序号构件名称参数名称限值1受压构件（立柱、斜撑）1502受拉构件（立柱、斜撑）2003立柱顶位移/h1/1504主、次梁挠度w/L01/200经计算，在各荷载组合作用下，支架系统整体稳定，各杆件满足设计参数要求。每1MWp方阵支架主材用钢量约65t。7.3.4 支架基础设计根据场区地质情况，光伏阵列支架基础初步考虑采用钢261、管桩基础。桩基钻孔直径为150mm，钻孔深度1.5m，钢管桩采用76x4钢管，桩基钻孔完成后插入钢管，调直钢管并将钻孔空隙灌入M25砂浆，待砂浆强度达到设计值的75%，先做抗拔实验，再进行上部支架安装。光伏阵列对水平度有一定要求，由于现场地形起伏，采用调整立柱长短的方式使支架安装达到预期高度。阵列支架体型图见附图，图号GD62 -3430-0922-45-01。7.4 构筑物设计7.4.1 逆变器集装箱基础根据电气设计要求，采用预装式逆变器集装箱，每个阵列布置一个逆变器集装箱（箱内安装两台500kW逆变器），共27个。逆变器集装箱基础为C30钢筋混凝土箱形结构。基础长6.5m，宽3m，高2.3262、m，埋深1m，每个基础占地面积为19.5m2。基础底板厚300mm，侧壁厚250mm，顶板厚100mm，外挑0.9m作为逆变器集装箱操作平台。基础侧壁设通风孔和电缆孔，顶板上预埋安装槽钢，与逆变器集装箱外壳焊接。逆变器集装箱基础详见图（图号：GD62-3430-0922-45-02）。7.4.2 箱式变压器基础每个逆变器集装箱旁安装35kV箱式变压器一台。基础为C30钢筋混凝土箱形基础，基础埋深0.6m，基础露出地面0.6m，箱变与基础顶部预埋钢板焊接，朝向箱变开门一侧砌筑踏步及操作平台，侧壁开电缆孔。箱式变压器基础详见图（图号：GD62-3430-0922-45-03）。7.4.3 电缆分接263、箱基础每台35kV箱式变压器旁安装电缆分接箱一台。基础为C30钢筋混凝土筏形基础，四周采用砖砌体，基础埋深0.85m，基础露出地面0.6m，电缆分接箱与基础顶部预埋钢板焊接，朝向电缆分接箱开门一侧砌筑踏步及操作平台，埋在地下侧壁开电缆孔。电缆分接箱基础详见附图（图号：GD62-3430-0922-45-04）。7.4.4 场内集电线路设计逆变器集装箱至开关站采用直埋电缆形式，直埋电缆开挖深1m，宽1m，直接在原地面进行开挖，铺砂垫层后布置电缆，然后进行回填。直埋电缆开挖长度约8000m。7.4.5 围栏为了便于管理，沿光伏发电场个阵列外侧1m设置钢丝网围栏。围栏高度2.2m，每隔2.8m设混凝264、土支柱一根，支柱截面积为0.250.25m，埋深0.8m。7.5 35kV开关站设计7.5.1 总平面布置在场址东部建设35kV开关站一座，建设场地长63m，宽43m。站内布置办公综合楼和35kV配电装置室各一幢。站内道路为4m宽混凝土路面，转弯半径9m，道路净高不小于4m，道路尽端设12m12m回车场，满足消防要求。入口道路北侧布置35kV配电装置室，南侧布置无功补偿装置，各电气设备与35kV配电装置室有电缆沟连接。开关站四周设砖砌围墙，办公综合楼四周空地适当布置绿化。办公综合楼旁边侧绿化区地下布置消防水池和泵房。开关站站内布置详见附图开关站平面布置图，图号：GD62-3430-0922-4265、5-05。7.5.2 竖向布置开关站建设场地为场址东部一处平缓山脊。场地开挖成一个平台，入口处高程确定为1527.9m。为便于排水，场地略微向北侧找坡，坡度为0.5%。场地东侧为填方区，填方深度小于1.5m，不影响建构筑物及道路布置。场地西侧开挖形成35m的边坡，拟采用2m高浆砌石挡墙支护坡脚，超出挡土墙部分按1：1.5放坡，坡面用浆砌石护坡，坡顶设截水沟，坡脚设排水沟。7.5.3 建筑设计（1）35kV配电装置室建筑面积为561.6m2，为单层建筑，层高5.4m。35kV配电装置室内设SVG室、保护屏室、中控室、消防器材室、通讯室。中控室、保护屏室、通讯室之间用防火门分隔。除通讯室外，其余房266、间均有直接向外的疏散通道。（2）办公综合楼建筑面积为556.7m2，共二层，一层层高为3.6m，二层层高为3.3m。一层左侧布置厨房、餐厅、办公室，餐厅可满足2030人就餐，右侧布置办公室和厕所。二层布置布置宿舍7间，每间宿舍内设卫生间，可满足14人住宿。建筑物中部设楼梯间，满足消防疏散要求。以上两幢建筑物外墙均采用涂料，颜色以白色、灰蓝色为主，色调简洁明快。内墙面刷白色乳胶漆，办公综合楼内卫生间、厨房墙面贴砖。35kV配电装置室内中控室、保护屏室、通讯室地面为抗静电地板，消防器材间地面为水泥石屑地坪。办公综合楼内办公室、卫生间地面铺地砖，宿舍地面铺强化木地板。7.5.4 结构设计开关站内建筑267、物均为框架结构，建筑物抗震设防烈度为度，总建筑高度均低于24m，框架抗震等级为三级，结构安全等级为2级，抗震设防类别为丙类。建筑物基础均采用钢筋混凝土扩展基础，基础持力层为第层粉土夹碎石或第层强风化泥岩。办公综合楼基础埋深约1.5m，为避让35kV配电装置室内电缆沟，35kV配电装置室基础埋深约为2m。35kV配电装置室为一层单跨框架，跨度为9.0m。主梁在施工中采取预起拱措施，按跨度的3/1000考虑，满足主梁挠度限值。墙体高度超过3.6m，在墙高中部设水平系梁并与两端框架柱拉接，保证墙体稳定。主体结构采用C30混凝土，垫层为C10素混凝土。梁、柱纵向受力钢筋为HRB400级（C），构造钢筋268、为HPB300级（A）。7.5.5 电气设备构筑物开关站内设备支架主要用于无功补偿装置。根据设备安装的高度要求，选用3m或4.5m水泥环形杆，上端焊接钢板便于与设备连接，下端埋入钢筋混凝土独立基础杯口。站内电缆沟采用砖砌，净宽一般为0.6m1.2m。局部穿道路电缆沟为承受车辆荷载，采用钢筋混凝土现浇。电缆沟上均铺设预制钢筋混凝土沟盖板。7.5.6 采暖、通风云南省双柏县为南方非采暖区，常年气温舒适，冬季寒冷天气短暂。开关站内不设集中供暖设备，在办公综合楼各房间按需求配置电暖器等设备临时采暖。35kV配电装置室内设柜式空调机，根据电气设备工作要求调节室内湿度、温度。办公综合楼自然通风满足日常生产269、生活需求。35kV配电装置室内设轴流风机，换气量满足每小时10次的要求。7.5.7 给水、排水在开关站场址周围未发现可靠水源点，拟采用罐车运水至开关站内蓄水池供水。开关站用水量按人均综合用水量200L/人d，10人计，日用水量为2m3/d。开关站泵房内布置生活水池一个，容积为5m，满足48h用水量。生活用水采用变频泵加压，以枝状管网供水到开关站各用水点。生活用水质必须达到饮用水水质标准,如不满足需设净化处理系统。开关站采取雨污分流排水方式，雨水由排水沟汇集排向地势较低处。污水汇集后流入化粪池，经化粪池澄清过滤后排入污水处理设备，处理后用于绿化灌溉或排放，排放要求达到污水综合排放标准中一级标准270、。7.6 土建工程量7.6.1 开关站土建工程量表 7.6-1 开关站土建工程量序号项目单位数量一场地平整1 占地面积m23250 2 石方开挖m35429 3 土方开挖m33619 4 土石回填m3810 5 浆砌石挡土墙m3612 三配电设备基础1 C30混凝土m340.0 2 C10混凝土m312.0 3 钢筋t4.0 4 型钢t0.8 5 土方开挖m316.0 6 石方开挖m324.0 7 土石回填m325.0 二构筑物1 C30混凝土m310.0 2 C10混凝土m31.0 3 钢筋t0.4 4 型钢t1.2 5 土方开挖m310.0 6 石方开挖m315.0 7 土石回填m330.271、0 三电缆沟1 C30混凝土m328.8 2 钢筋t2.3 3 砌砖m3144 4 土方开挖m3144 5 石方开挖m3216 6 土石回填m3108 四排水沟、截水沟1 C30混凝土m364.0 2 钢筋t5.2 3 砌砖m3320 4 土方开挖m3428 5 石方开挖m3642 6 土石回填m3240 7 浆砌石m3150 五建筑物1 办公综合楼（框架二层）m2556.72 35kV配电装置室（框架一层）m2561.6六其他辅助设施1 污水处理设备套1 2 100立方消防水池个1 3 泵房m248 7.6.2 光伏组件支架、基础及构筑物工程量表 7.6-2 光伏组件支架、基础及构筑物工程量272、序号项目单位数量一光伏组件支架及基础及工程量1150钻孔m667442基础钢材（76/4钢管）t5053支架钢材（镀锌型钢Q235）t17554M25砂浆m31236 二逆变器集装箱、箱变基础工程量1石方开挖m3700 2土方开挖m3466 3土石方回填m3351 4C30砼基础m3529 5C10垫层m386 6钢筋t24 7预埋钢板t4 三其他构筑物1电缆直埋（断面尺寸1*1m）m8000 2钢丝网围墙(2.2m高)km27 3电动伸缩门个1 4门卫室（砖混一层）m212 7.7 防风沙设计根据当地气象条件，本工程不考虑防风沙设计。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告8 工程消防设计8 工程273、消防设计8.1 消防设计原则本光伏发电站消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防工作方针。设计保证消防扑救、防火间距、安全出口、事故排烟及照明等符合有关规范要求。主要机电设备采用二氧化碳或磷酸铵盐干粉灭火方式；主要建筑消防采用磷酸铵盐干粉灭火器和室外消火栓。8.2 设计规范本工程消防设计遵循以下规范：（1）建筑设计防火规范GB50016-2006；（2）建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005；（3）火灾自动报警系统设计规范GB50116-98；（4）电力设备典型消防规程DL5027；（5）火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006;（6）变电站消防技术规程（DGJ 53/T274、-30-2010）8.3 建筑物火灾危险性分类和耐火等级按照火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006)第11.1.1条规定：逆变器室、35kV配电室、室外无功补偿设备火灾危险性分类及耐火等级详表8.3-1。根据建筑设计防火规范（GB50016-2006），办公综合楼耐火等级详表8.3-1。本工程开关站建筑物所有的承重构件、钢筋混凝土梁、板、柱、墙均达到二级耐火等级，非承重隔墙、吊顶、装饰材料也达到二级耐火等级。详见表8.3-2。表 8.31 建筑物火灾危险性分类和耐火等级火灾危险性分类耐火等级主要生产建筑物、构筑物名称丙二级逆变器集装箱（单台设备含油大于60kg）戊二级35kV275、配电装置室（无含油设备）、无功补偿设备（无含油设备）二级办公综合楼表 8.32 建筑物、构筑物构件的燃烧性能和耐火极限（h）构件名称耐火等级二级墙防火墙不燃烧体：3.00承重墙不燃烧体：2.50非承重墙、疏散走道两侧的隔墙不燃烧体：1.00房间隔墙不燃烧体：0.50防火隔墙不燃烧体：2.00柱不燃烧体：2.50梁不燃烧体：1.50楼板不燃烧体：1.00屋顶承重构件不燃烧体：1.00疏散楼梯不燃烧体：1.00吊顶难燃烧体：0.258.4 防火间距开关站内各建筑物、构筑物防火间距见表8.4-1。括号内距离为火力发电厂与变电站设计防火规范第11.1.4条要求。表 8.41 各建筑物、构筑物防火间距（276、m）建、构筑物名称办公综合楼35kV配电装置室无功补偿设备办公综合楼12（10）15.7（10）35kV配电装置室12（10）9.7（-）无功补偿设备15.7（10）9.7（-）8.5 电缆防火电缆从室外进入室内的入口处及进出电气屏柜等采取了防止电缆火灾蔓延的阻燃分隔措施如下：（1）电缆桥架上的动力电缆、控制电缆、消防专用电缆、通信电缆均分开敷；（2）电力电缆各层间和电力电缆与控制电缆、通信电缆间均加设耐火隔板；（3）电力电缆选用聚氯乙稀绝缘电缆，控制电缆选用阻燃电缆；（4）所有电气柜、盘（屏）柜的底部在楼板上预留电缆孔洞，在电缆敷设完成后，均采用防火材料封堵；（5）电缆穿入有防火要求房间的墙277、壁、楼板的孔洞，均用防火材料封堵。8.6 消防措施8.6.1 室外消防给水开关站内建筑物耐火等级均达到二级，且为可燃物较少的戊类建筑，根据火力发电厂与变电站设计防火规范第11.5.7条规定，可不设室内消火栓。消防水源取自消防水池，采用消防水池与消防水泵供水方式。整个消防给水系统为一套临时高压系统。消火栓采用压力启动控制方式，当任意室外消火栓开启，消火栓系统管网内压力下降时，消火栓泵自动启动。开关站内35kV配电装置室耐火等级为二级，体积为3032m3，为最大消防用水量建筑。根据建筑消防灭火对象用水量的要求，室外消火栓用水量为10L/s，火灾延续时间为2h；本工程建筑物一次灭火的最大消防用水量为278、72m3，开关站内设置100m3消防水池满足消防用水量。室外消火栓系统采用环状管网供水，场区内设置了室外消火栓，消火栓间距小于120m。消防水池的补水时间为48h（满足水利水电工程设计防火规范SDJ278-90消防水池的补水时间不超过48h的规定），可保证消防水池有充足的水量。8.6.2 灭火器配置开关站由电气设备，特别是带油设备引起的火灾，适合采用推车式或手提式干粉灭火器进行消防灭火。它具有存放时间长、使用灵活方便，对初起火灾灭火效能较高，不会使机电设备受到污损等优点。各建筑单体内均按建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005配置了相应数量的手提式磷酸铵盐干粉灭火器，详见表8.6-1。表279、 8.61 主要生产生活场所灭火设备配置编号名 称规 格 型 号数量单位房 间1磷酸铵盐干粉型MF/ABC5-2A16具35kV配电装置室2磷酸铵盐干粉型MF/ABC3-2A14具办公楼综合楼8.7 建筑安全疏散、消防车道开关站内35kV配电装置室建筑面积为561.6m2，根据建筑设计防火规范第3.7.2条：厂房的每个防火分区、一个防火分区内的每个楼层，其安全出口的数量应经计算确定，且不应小于两个。根据第3.7.4条计算，设置两个安全出口满足要求。在本工程中，生产用房均布置两个出入口，满足要求；根据建筑设计防火规范第5.3.2条，办公综合楼层数为2层，每层建筑面积不足300 m2，设置1个疏散280、楼梯，布置于建筑物中部。通过对外交通道路，消防车可达开关站场区，场区内设有消防车道，道路宽度4m，净高不低于4m，最小转弯半径为9m，道路尽头设回车场，回车场面积为12m12m。8.8 消防电气据火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006），消防用电设备的电源按二级负荷供电。开关站消防用电电源取自双回0.4kV厂用电，双回路电源互为备用。消防用电设备采用单独的供电回路；所有的消防设备供电回路均采用阻燃电缆，以便在发生火灾时仍能保证消防用电。所有疏散通道、楼梯间及安全出口处设置安全出口指示灯和疏散指示灯，其间距不大于15m；指示灯及疏散照明灯最低照度高于0.5Lx。指示灯及疏散照明281、灯均为自带蓄电池型，当交流失电时，连续供电时间不少于30min。8.9 消防监控系统按火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）的要求，在光伏电站监控中心设置相应的火灾自动报警系统，并安装相应的探测器。 火灾报警系统设计根据火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）的要求设计，该系统包括感温电缆探测器、智能光电感烟探测器及感温探测器、控制模块、声光报警器、指示灯、手动报警按钮等。火灾探测报警区域包括光伏电站开关站内中央控制室、通讯室等区域。当有火情发生时，火灾报警控制箱可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点并将信号反馈到联动控制箱。8.10 施工消防施工消防重点分别为282、临时营地和材料储存区，混凝土制拌区，焊接区。施工现场设置的临时房屋区，按每25m2设置磷酸铵盐干粉型灭火器一具。对于木模板、油料等易燃品储存区，按每25m2设置磷酸铵盐干粉型灭火器两具，并配沙箱。消防通道上不摆放物品，保持畅通。混凝土制拌区在混凝土拌合站内配置磷酸铵盐干粉型灭火器一具。支架阵列焊接施工临时用电取自移动柴油发电机，在柴油发电机和油料桶旁摆放磷酸铵盐干粉型灭火器一具，并由专人管理。8.11 消防管理根据中华人民共和国消防法的有关规定，发电站应建立相应的消防管理机构和消防队，配合武警专职消防站，共同承担本光伏电站的火灾扑救工作，并接受当地消防部门的领导和管理。光伏电站应当履行下列消防283、安全职责：（1）实行防火安全责任制，确定光伏电站及其下属各部门的消防安全责任人；（2）制定本单位的消防安全制度、消防安全操作规程；（3）对职工进行消防宣传教育和消防安全培训；（4）建立防火档案，确定防火重点部位，设置防火标志，实行严格管理；（5）定期组织对消防设施和器材的检查、维修，确保消防设施和器材完好、有效；（6）组织防火检查，及时消除火灾隐患；（7）制定灭火和应急疏散预案，定期组织消防演练。双柏大庄并网光伏电站可行性研究报告9 施工组织设计9 施工组织设计9.1 施工条件9.1.1 自然条件（1）地形、地质条件大庄并网光伏电站场址位于双柏县大庄镇北部数个小山坡上，坡地总体为南向坡，场地平284、缓开阔，海拔在1460m1560m之间。场区地表由第四系粉土夹碎石覆盖，其颜色主要为灰褐色、褐黄色，碎石成分为紫红色砂岩，松散稍密状，具一定的承载力，下伏基岩为泥岩、石英砂岩、泥质粉砂岩。场址内山坡植被覆盖一般，以荒草地和灌木为主，区内冲沟发育，规模一般较小，对工程建设影响不大。根据1:400万中国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程区50年超越概率10%的地震水平动峰值加速度为0.15g，所对应基本烈度为度。拟建项目场址区无规模较大的断裂分布，无较大滑坡体及泥石流，处于相对稳定地段，地基土不存在砂土液化问题，适宜工程建设。（2）气象条件双柏县属亚热带冬干夏湿低纬高原季风气候，光285、照充足，热量丰富，干旱少雨，立体气候明显。双柏气象站位于双柏县境内，其观测资料对于双柏全县具有较好的代表性。双柏气象观测站19712000年的多年气象特征值如表9.1-1所示。表 9.1-1 双柏气象站（19712000年）多年气象特征值项 目数值备注气压（hPa） 多年平均气压802.9气温（） 多年平均气温15.1 多年最热月（6月）平均气温19.4 多年最冷月（12月）平均气温8.6 多年极端最高气温31.01986年6月1日 多年极端最低气温 -4.41982年12月27日相对湿度（%） 多年平均相对湿度72 多年最小相对湿度 31999年3月29日水汽压（hPa） 多年平均水汽压12286、.5降水量（mm） 多年年平均降水量 943.1 多年最大一日降雨量 110.61990年7月26日蒸发量（mm） 多年平均蒸发量1969.4 风速（m/s） 多年平均风速3.1 全年主导风向及频率SW风向频率为16.17%积雪深度（cm） 多年最大积雪深度 91974年3月27日云量（成） 多年平均总云量5.9天气日数 多年年晴天日数（d）69.5 多年年阴天日数（d）128.3 多年年平均雷暴日数 （d）57.1 多年平均雾日数 （d）37.9 多年平均冰雹日数 （d）2 多年平均日照小时数（hr）2359.6 多年平均日照百分率（%）53表中资料显示，双柏县多年年平均降水量943.1mm287、，多年最大一日降雨量110.6mm，多年年平均雷暴日数57.1天，属于雷暴多发地区。施工时要严格按照相关规程规范施工，严禁在雨天进行光伏组件的连线工作，并做好防雷暴工作。9.1.2 地理位置及对外交通运输条件大庄并网光伏电站场址位于双柏县大庄镇北部，紧靠大寨村，场址与大庄镇直线距离约5km，与双柏县城直线距离约23km。场址附近有公路通过，交通较为便利，其中县道XE17由双柏县通至大庄镇，并有乡道从大庄镇通至场址西部的大寨村（进场道路接入点）。本工程对外交通运输采用公路运输方式，主要线路为：昆明安宁长田大庄大寨村（进场道路接入点），总里程约142km。公路交通线路具体条件如下：昆明长田为国道G288、56，高速公路，里程72km；长田大庄里程约65km，其中长田-鸡冠山为县道X318，四级公路，里程37km；鸡冠山-大庄为县道XE17，四级公路，里程28km；大庄-大寨村（进场道路接入点）为乡道，里程约5km，均能满足运输要求。对外交通运输条件详见对外交通示意图（图号：GD62-3430-0922-63-01）。9.1.3 主要建筑材料、施工期供水、供电的来源施工所需的主要建筑材料，水、电以及混凝土等拟采用以下方式供应：（1）主要建筑材料石料本工程开挖料中岩体抗风化能力差且风化较深，质量差，不能作为工程所需的天然建筑材料，浆砌石、毛石混凝土等所需石料需就近购买。砂石骨料本工程光伏支架采用钢289、管桩基础，工程共需成品砂石骨料约2600t，主要为配制水泥砂浆所需砂料。鉴于工程砂石骨料用量不大，砂石骨料供应，拟从双柏县当地就近采购。水泥本工程采用符合国标要求的42.5级普通硅酸盐水泥，用量约630t，可在双柏当地采购。混凝土本工程混凝土主要为建筑物、电缆沟、截排水沟等混凝土，所需混凝土总量约450m3。采用移动式搅拌机就近搅拌供应。钢材、火工材料：光伏阵列支架钢材由招标采购，工程所需其他钢材可由双柏采购、火工材料从双柏采购。（2）施工供水本工程施工用水主要为建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等。场址地处山顶，无天然水源地，场址内未发现有地表出露泉水。施工用水从场址南面的水塘取水，采用水290、车运水的方式供应。（3）施工供电场址附近有农网10kV线路。施工用电可由该10kV线路引接作为电源，距离较远处施工及紧急备用电源采用柴油机发电机供电。引接的10kV施工电源在施工结束后保留，作为本电站开关站用电备用电源。9.1.4 施工特点（1）光伏组件占地面积大，区域集中。施工期一部分临时用地可充分利用场址空闲区域。（2）光伏组件及其支架、线缆等工程量较大，应考虑提高对外运输效率以减少现场堆存量。堆存临建设施的设置应当符合工艺流程，方便施工，保证运输方便快捷，尽量做到运输距离短，减少二次搬运。（3）光伏组件及其支架安装是制约本工程的关键线路，可将本工程划分成若干区域，同时施工以加快进度。（4291、）施工期间，可能受气候条件影响，应合理安排工程进度，尽量避免对施工的不利影响。9.2 施工总布置9.2.1 总布置原则根据光伏电站工程工期紧、建设地点集中等特点，结合工程具体情况，按照充分利用、方便施工的原则进行场地布置。施工总平面布置按以下基本原则进行：（1）尽可能做到永久、临时相结合。（2）尽可能利用双柏县当地生产资源。（3）尽快完成工程通向外界的进场道路，然后按工程建设的次序，修建场内施工道路。（4）将本工程划分成若干区域，同时施工以加快进度。（5）光伏组件的堆放和临建设施的设置应当符合工艺流程，方便施工，前后照应，左右兼顾，保证运输方便快捷，尽量做到运输距离短，减少二次搬运。9.2.2292、 施工用电施工现场供电应满足全工地土建和安装的动力用电、焊接、照明等的最大用电量。本工程施工用电高峰负荷约200kW。场址附近有农网10kV线路。本工程施工区域较为集中，施工用电可由该10kV线路引接作为电源，配置10/0.4kV电力变压器1台，容量为250kVA。经引接的10kV施工电源在施工结束后保留，作为本电站开关站站用电备用电源。其他零星负荷可采用柴油发电机供给。9.2.3 施工用水工程施工用水分散于各施工点，估算高峰期用水量约为15m3 /h。由于场址施工区范围大，施工点多而且分散，各施工点用水量较少，施工用水拟用水车从附近的水源点运至施工现场。场址地处山顶，无天然水源地，场址内未发现有地表出露泉水。施工用水从场址南面的水塘取水，采用水车运水的方式供应，运距约3.5km。9.2.4 对外通信施工现场有中国移动、联通信号覆盖，对外通信主要采用移动通讯方式。必要时也可采用有线方式。9.2.5 施工临建设施本工程工期较短，且工程区距离双柏县城近，交通方便，不考虑在现场设业主营地、承包商营地、机械修配间等。施工所需的这些设施，拟利用双柏县资源。在施工现场主要设置：临时生产、生活、现场办公用房，临时生产设施，设备临时堆放场、材料仓库等。（1）砂石料生产系统本工程所需混凝土总量约450m3，砂浆总量约1300 m3，需成品