分布式光伏發(fā)電項目EPC總承包投標方案（技術方案）

分布式光伏發(fā)電項目EPC總承包投標方案

目錄

第一章滿足設計裝機容量的布置方案...............10

1.1.總體方案設計和發(fā)電量計算.................10

1.1.1.光伏組件選型.........................10

1.1.2.光伏陣列運行方式方案.................13

1.1.3.逆變器選型...........................19

1.1.4.串聯(lián)電池組設計.......................22

1.1.5.光伏子方陣設計.......................23

1.1.6.輔助技術方案.........................26

1.1.7.光伏發(fā)電工程年上網(wǎng)電量計算...........28

1.1.8.電氣設計.............................32

1.1.9.場區(qū)通信方案.........................38

1.1.10.集電線路...........................39

1.1.11.光伏陣列支架及基礎設計.............50

1.1.12.箱式變電站基礎設計.................56

第二章優(yōu)化后的布置方案.........................58

2.1.光伏組件選型.............................58

2.1.1.光伏組件類型簡介.....................58

2.1.2.組件選型.............................61

2.2.光伏陣列運行方式方案.....................63

2.2.1.安裝方式簡介........................63

2.2.2.安裝方案比選........................66

1

2.2.3.光伏陣列傾角設計...................67

2.3.光伏裝機容量布置設計方案................74

2.3.1.項目概述...........................74

2.3.2.項目需求分析.......................74

2.3.3.光伏裝機容量設計...................74

2.3.4.電站建設方案.......................75

2.3.5.運行維護與管理.....................75

2.3.6.環(huán)境影響評價.......................76

2.3.7.社會經(jīng)濟效益評估...................76

2.3.8.總結...............................77

2.4.光伏組件布置設計方案...................78

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

2.4.2.場地評估...........................78

2.4.3.組件選擇...........................79

2.4.4.布局設計...........................79

2.4.5.系統(tǒng)連接...........................80

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

2.4.7.監(jiān)測與維護.........................80

2.4.8.環(huán)境影響評估.......................80

2.4.9.成本與預算.........................81

2.4.10.經(jīng)濟效益評估.......................81

2.4.11.社會效益評估.......................82

2.4.12.風險評估與應對策略.................82

2.4.13.總結與建議.........................83

2

2.5.設計質(zhì)量管理和保證措施...................85

2.5.1.設計組織體系及措施..................85

2.5.2.質(zhì)量保證體系及措施...................91

2.6.深化設計施工方案.......................104

2.6.1.施工圖設計出圖計劃與控制手段.......104

2.6.2.進度計劃及階段設計任務.............105

2.6.3.設計質(zhì)量保證.......................106

2.7.優(yōu)化設計施工方案.......................111

2.7.1.優(yōu)化關鍵設備，充分挖掘設備潛能，降低弱光

對光伏發(fā)電站效率的影響.....................111

2.7.2.采用高功率密度逆變升壓設備，減少設備及材

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

2.7.3.增強組串的匹配性設計，保證組件發(fā)電功率的

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

2.7.4.利用科學技術對板陣直流集電線路進行優(yōu)化，

減少線纜用量和線路損耗.....................113

2.7.5.充分考慮廠站整體規(guī)劃分析功率分布，不斷地

優(yōu)化發(fā)電單元的出線方式.....................114

2.7.6.利用先進的仿真計算軟件對板陣支承結構進

行優(yōu)化設計.................................115

2.8.工程設計項目人員配置...................116

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

3.1.工程概況...............................119

3.1.1.XX礦...............................119

3

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

3.1.3.任樓礦.............................127

3.2.施工技術方案...........................132

3.2.1.安裝服務...........................132

3.2.2.調(diào)試服務...........................134

3.2.3.發(fā)電場設備及安裝工程...............136

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

3.2.5.電纜鋪設施工.......................149

3.2.6.避雷針安裝.........................157

3.2.7.發(fā)電設備安裝.......................166

3.2.8.配電箱安裝.........................173

3.2.9.光伏支架安裝.......................182

3.2.10.發(fā)電場建筑工程.....................190

3.2.11.設備采購方案.......................205

3.2.12.高光伏組件安裝.....................208

3.2.13.直流匯線箱安裝及接線...............209

3.2.14.組串式逆變器安裝...................210

3.2.15.配電柜安裝及接線...................211

3.2.16.箱式變壓器安裝.....................213

3.2.17.終端和接頭的制作...................219

3.2.18.接地系統(tǒng)安裝.......................222

3.2.19.架空線路工程.......................225

3.2.20.埋地電纜線路工程..................234

3.2.21.電力系統(tǒng)測試方案..................246

4

3.2.22.視頻監(jiān)控和電力監(jiān)測系統(tǒng)測試方案....248

3.2.23.配套設施測試方案...................251

3.2.24.系統(tǒng)調(diào)試...........................252

3.2.25.職業(yè)健康安全管理..................255

3.3.工程特點及難點重點分析.................365

3.3.1.工程特點...........................365

3.3.2.工程的重點和難點分析...............365

3.3.3.針對重點、難點問題的施工對策.......366

3.4.施工總平面布置.........................369

3.4.1.現(xiàn)場平面布置原則...................369

3.4.2.現(xiàn)場平面布置安排...................370

3.4.3.場內(nèi)交通組織.......................371

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

3.4.5.施工臨時設施.......................372

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

3.5.1.施工準備...........................375

3.5.2.施工工序及主要施工工藝.............378

3.5.3.質(zhì)量保證措施.......................381

3.5.4.施工安全文明管理措施...............383

3.6.質(zhì)量措施...............................387

3.6.1.編制說明...........................387

3.6.2.質(zhì)量標準...........................387

3.6.3.管理體系...........................388

3.6.4.體系文件要求.......................389

5

3.6.5.質(zhì)量管理體系的組成.................391

3.6.6.質(zhì)量管理體系框架...................391

3.6.7.質(zhì)量管理體系的內(nèi)容.................392

3.6.8.質(zhì)量管理組織機構...................394

3.6.9.質(zhì)量責任人及管理部門的主要職責.....395

3.6.10.質(zhì)量驗收標準.......................402

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

3.6.12.組織措施...........................413

3.7.安全及文明施工措施.....................427

3.7.1.職業(yè)健康與安全管理體系、組織機構...427

3.7.2.安全管理體系的建立.................427

3.7.3.安全管理體系運行控制...............429

3.7.4.安全責任體系.......................430

3.7.5.安全管理組織機構...................432

3.7.6.安全管理職責.......................434

3.7.7.安全文明施工方針...................444

3.7.8.安全、職業(yè)健康目標.................444

3.7.9.文明施工目標.......................445

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

3.7.11.防止高處墜落的措施.................448

3.7.12.防止觸電事故的措施.................450

3.7.13.防止火災、爆炸事故的措施...........452

3.7.14.起重機械作業(yè).......................455

3.7.15.高處作業(yè)安全措施..................455

6

3.7.16.大件運輸和起吊安全作業(yè)措施........456

3.8.施工進度計劃...........................459

3.8.1.編制依據(jù)...........................459

3.8.2.編制原則...........................459

3.8.3.目標及承諾.........................460

3.8.4.施工現(xiàn)場準備.......................461

3.8.5.技術準備...........................462

3.8.6.進度保證措施.......................463

3.8.7.機械材料準備.......................471

3.8.8.高效的調(diào)度指揮.....................471

3.8.9.科學的管理措施.....................472

3.9.施工機械、設備配置.....................474

3.9.1.施工設備來源.......................474

3.9.2.設備進場組織措施...................474

3.9.3.施工設備運輸措施...................475

3.9.4.施工設備使用保證措施...............476

3.9.5.設備退場保證措施...................479

3.9.6.擬投入本標段的主要施工機械設備表...479

3.9.7.擬配備本標段的試驗和檢測儀器設備表.485

第四章勞動力計劃...............................488

4.1.人員配備及組織機構.....................488

4.1.1.設置原則...........................488

4.1.2.現(xiàn)場組織結構.......................489

4.1.3.現(xiàn)場組織機構職責...................490

7

4.2.人員培訓計劃及措施.....................499

4.2.1.培訓工作的指導思想、目的...........499

4.2.2.安全教育培訓對象...................499

4.2.3.安全教育培訓學時要求...............500

4.2.4.安全教育培訓內(nèi)容...................500

4.2.5.安全教育的方法.....................504

4.2.6.安全教育的實施.....................504

4.2.7.教育培訓實施措施...................505

第五章管理制度及現(xiàn)場組織機構設置...............506

5.1.現(xiàn)場物資管理制度.......................506

5.1.1.管理職責...........................506

5.1.2.物資計劃管理.......................506

5.1.3.物資采購供應管理...................507

5.1.4.物資進場驗收.......................507

5.1.5.現(xiàn)場物資保管與發(fā)放.................508

5.2.設備物資管理組織機構及職責.............509

5.2.1.物資管理部負責人...................509

5.2.2.成套設備管理員.....................509

5.2.3.物資管理員.........................509

5.2.4.資料管理員.........................510

5.2.5.倉庫保管員.........................510

5.2.6.物資采購員.........................510

5.2.7.起重運輸組.........................510

5.2.8.安全保衛(wèi)組.........................511

8

5.3.物資管理目標及具體措施.................512

5.3.1.物資管理目標.......................512

5.3.2.發(fā)包人提供的工程設備及材料管理措施.512

5.4.設備物資考核量化指標...................524

5.4.1.資料統(tǒng)計管理.......................524

5.4.2.設備物資采購.......................524

5.4.3.設備物資管理.......................525

5.4.4.設備大修折舊和特種設備管理.........526

5.5.現(xiàn)場物資管理保證措施...................527

9

第一章滿足設計裝機容量的布置方案

1.1.總體方案設計和發(fā)電量計算

1.1.1.光伏組件選型

1.光伏組件類型簡介

自1954年世界上第一塊太陽能電池問世以來，經(jīng)過半

個多世紀的的發(fā)展，目前太陽能電池產(chǎn)品已經(jīng)形成了以單晶

硅、多晶硅為主，各種薄膜電池快速發(fā)展的多元格局。但無

論以何種材料來制作電池，選擇太陽能電池的一般要求有：

①要有較高的光電轉(zhuǎn)換效率；

②電池性能穩(wěn)定；

③電池已經(jīng)規(guī)?；a(chǎn)；

④電池材料本身對環(huán)境不造成污染。

基于以上幾個方面的考慮，目前比較成熟的電池有單晶

硅電池、多晶硅電池和非晶硅薄膜電池。

(1)單晶硅太陽能電池

10

單晶硅太陽能電池是采用單晶硅片來制造的太陽電池，

這類太陽能電池發(fā)展最早，技術也最為成熟。與其他種類的

電池相比，單晶硅太陽能電池的性能穩(wěn)定，轉(zhuǎn)換效率高，目

前規(guī)?；慨a(chǎn)的商品電池效率在16%~22%之間。但是受其材

料價格以及工藝影響，成本要高于多晶硅電池和非晶硅薄膜

電池。

(2)多晶硅太陽能電池

多晶硅太陽能電池的生產(chǎn)工藝與單晶硅基本相同，但由

于多晶硅是由不同大小、不同取向的晶粒構成，因而多晶硅

的轉(zhuǎn)換效率要比單晶硅電池略低，規(guī)?；慨a(chǎn)的電池轉(zhuǎn)換率

在15%~17%之間。但由于其成本相對低廉，所以近年來發(fā)展

很快，已成為產(chǎn)量和市場占有率最高的太陽電池。

11

(3)非晶硅薄膜太陽能電池

非晶硅薄膜電池是在不同襯底上附著非晶態(tài)硅晶粒制

成的，工藝簡單，硅原料消耗少，襯底廉價，并且可以方便

的制成薄膜，具有弱光性好，受高溫影響小的特性。但相對

于傳統(tǒng)晶硅電池，非晶硅薄膜電池轉(zhuǎn)換效率較低，僅為

12

8%-10%。而且，隨著近年來晶硅電池價格的大幅下滑，非晶

硅薄膜電池的價格優(yōu)勢也被嚴重削弱。

2.組件選型

本項目規(guī)模較大，盡可能考慮目前光伏市場的主流產(chǎn)品、

轉(zhuǎn)換效率高、衰減效應慢，適宜推廣在大型光伏電站的組件

型號。故本次可研選擇使用單晶硅雙面組件。

下表列出了擬選用光伏組件參數(shù)。

名稱單位參數(shù)

類型單晶硅雙面組件

峰值功率Wp540

組件效率%21.1

開路電壓V49.5

短路電流A13.85

工作電壓V41.65

工作電流A12.97

峰值功率溫度系數(shù)%/℃-0.35

開路電壓溫度系數(shù)%/℃-0.284

短路電流溫度系數(shù)%/℃0.05

尺寸(L/W/H)mm2256/1133/35

防護等級IP68

重量kg32.3

1.1.2.光伏陣列運行方式方案

13

1.安裝方式簡介

對于選定的光伏電池組件，接受更多的太陽能輻射量就

意味著發(fā)出更多的電量，因此組件的安裝支架不但要起到支

撐和固定組件的作用，還要兼有使組件在特定的時間以特定

的角度對準太陽，最大程度地利用太陽能發(fā)電的作用。其主

要安裝方式主要有：固定式、單軸跟蹤和雙軸跟蹤等。

(1)固定式安裝

國內(nèi)外的光伏組件安裝，考慮其可安裝性與安全性，目

前技術最成熟、成本相對最低、應用最廣泛的方式為固定式

安裝。由于北半球正午時分的太陽高度角在春分、秋分時等

于本地的緯度，在冬至為緯度減去地軸偏角，在夏至為緯度

加上地軸偏角，所以北半球最佳的組件固定安裝方式為朝南，

且傾角接近當?shù)鼐暥?。如果條件允許，可以采用人工調(diào)整傾

角的安裝方式，即根據(jù)太陽高度角的月季差異，采用一年調(diào)

整方陣傾角2次，以提高發(fā)電量。

14

(2)單軸跟蹤

單軸太陽自動跟蹤器用于承載傳統(tǒng)平板式太陽能電池

組件，可將日均發(fā)電量提高20-35%。如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面

所成角度為0,則為水平單軸跟蹤；如果單軸的轉(zhuǎn)軸與地面

所成角度為當?shù)鼐暥?，則為極軸單軸跟蹤。

對于北緯30~40度的地區(qū)，采用水平單軸跟蹤可提高發(fā)

電量20%左右，采用極軸單軸跟蹤可提高發(fā)電量30%左右。

但與水平單軸跟蹤相比，極軸單軸的支架成本較高，抗風性

相對較差，占地面積也要大于平單軸方案。

15

(3)雙軸跟蹤

雙軸跟蹤系統(tǒng)，是方位角和俯仰角兩個方向都可以運動

的跟蹤系統(tǒng)，雙軸跟蹤系統(tǒng)可以最大限度的提高太陽能設備

利用太陽能的效率。雙軸跟蹤器在世界上不同地方，對于電

量的增加是不同的：在非常多云并且有很多霧氣的地方，采

16

用雙軸跟蹤可提高年均發(fā)電量20%~25%;在比較晴朗的地方，

采用雙軸跟蹤可提高年均發(fā)電量35%~45%。

2.安裝方案比選

太陽能電池組件不同安裝方式技術優(yōu)劣性比較詳見下

表。

項目固定式可調(diào)傾角跟蹤支架

投資水系統(tǒng)投系統(tǒng)投資較固定式系統(tǒng)投資較固定支

平資最低支架高2%左右架高6～8%

按2個調(diào)節(jié)角度設

系統(tǒng)發(fā)發(fā)電量計，針對本項目發(fā)電發(fā)電量較固定式支

電量最低量較固定式支架高架高15～20%

4%

占地面最小較固定式上升10%較固定式上升

17

項目固定式可調(diào)傾角跟蹤支架

積20~40%

無轉(zhuǎn)動配備軟件或輔助光

運行可部件，運需人工調(diào)節(jié)傾角；存伏組件，通過電機

靠性和行最為在旋轉(zhuǎn)部件，一旦銹自動實現(xiàn)追日功

運維成可靠，運蝕則發(fā)電量下降明能，風荷載大，故

本維成本顯，維護成本略高障率較高，運維成

低本最大。

工程經(jīng)工程經(jīng)在大型光伏電站中在大型光伏電站中

驗驗豐富應用較少應用較少

從上表中可以看到，跟蹤式支架占地面積較大，施工困

難，運行經(jīng)驗較少，且從已有的運行項目來看故障率相對較

多，后期的運營維護成本較高。此外，本項目地勢有起伏，

因此該項目的安裝形式全部采用固定式支架。

綜上所述，通過對運行方式可靠性、技術成熟度及項目

適用性等方面考慮，本次設計選擇單晶硅單面組件，采用“固

定傾角”的運行方式進行設計。

3.光伏陣列傾角設計

光伏陣列的發(fā)電量與其接收到的太陽輻射能量成正比，

最佳的傾角設置方式使其受光面能得到最大的太陽輻射能。

根據(jù)日地運行規(guī)律，在我國北回歸線以北的地區(qū)，太陽全年

均出現(xiàn)在南方天空，所以太陽能電池板表面應當朝向南方傾

18

斜安裝。陣列越向南傾斜，夏天接收到的太陽能輻射越少，

而冬天接收到的太陽能輻射會有所增加，在全年輻射量趨于

均衡的同時，使全年的總輻射量達到最大。

對于光伏并網(wǎng)系統(tǒng)，由于所產(chǎn)生的電能可以全部并入電

網(wǎng)得到充分利用，所以在確定最佳傾角時，只要使陣列接受

面上全年能接收到最大輻照量即可。本項目選定太陽能光伏

陣列傾角為10°,該傾角下年輻射量為1365kWh/m2。

1.1.3.逆變器選型

光伏并網(wǎng)逆變器是光伏電站的核心設備之一，其基本功

能是將光伏電池組件輸出的直流電轉(zhuǎn)換為交流電；此外，它

還有自動運行停止功能、最大功率跟蹤控制功能、防孤島運

行功能等。

本次對集中式、組串式、集散式逆變器進行技術分析，

各技術方案對比情況見下表。

項目組串式方案集中式方案集散式方案

系統(tǒng)1個子方陣具有801個子方陣僅21個子方陣具有

發(fā)電路MPPT,失配損失路MPPT,失配損多路MPPT,失配

量小失大損失小

總體1個子方陣僅需1每1個子方陣，每1個子方陣，

布置個升壓變及其基需要1套集裝箱需要1套集裝箱

及施礎，有利于減少土式逆變器和升式和升壓變及

19

項目組串式方案集中式方案集散式方案

工建工程量壓變及相應的相應的土建工

土建工程程

針對電站不同布置

采用常規(guī)成熟采用常規(guī)成熟

情況，需優(yōu)化布置

設計設計方案，設計設計方案，設計

及匯流方式，設計

方案簡單方案簡單

方案較復雜

逆變器及相關

設備種類較齊全，設備較為成熟，

采購廠家相對較少

運行較為成熟中國及美國運

用較多

組串式逆變器基本

需要專業(yè)工程

屬于免維護設計，

師維護，需定期與集中式方案

運維可精確定位每路光

清理灰塵和做類似

伏組串的故障，節(jié)

防塵網(wǎng)維護

省故障定位時間

單臺組串式逆變器

對1個方陣單臺

安全故障對電站影響較

500kW逆變器故與集中式方案

可靠小，對1個方陣來

障時影響50%發(fā)類似

性說僅影響2%發(fā)電

電量

量

從上表可知，在技術比選階段，對于山地地區(qū)來說，組

20

串式逆變器、集散式逆變器方案優(yōu)于集中式逆變器。

本項目采用540Wp雙面組件，為了減少發(fā)電損失，應采

用MPPT跟蹤效果較好的逆變器。組串式逆變器具有較多的

MPPT跟蹤路數(shù)，且發(fā)電能力相近，故本次推薦使用組串式逆

變器。逆變器技術參數(shù)見下表。

名稱單位參數(shù)

項目組串式逆變器

輸入

最大輸入功率kW

一

最大輸入電壓kV1500

MPPT電壓范圍V500~1500

MPPT數(shù)量路3

每路MPPT最大輸入組串數(shù)串4/5/5

輸出

額定輸出功率kW196

最大視在功率kVA216

輸出電壓頻率Hz50

功率因數(shù)范圍-0.8~0.8

效率

最大效率%≥99.0%

中國效率%≥98.4%

常規(guī)數(shù)據(jù)

21

名稱單位參數(shù)

尺寸(寬×高×深)Mm1035×700×365

重量kg≤86

工作溫度范圍℃-25~60

散熱方式智能風冷

防護等級IP66

最高海拔m5000

1.1.4.串聯(lián)電池組設計

考慮工程建設的管理、施工和電站的運行和維護管理，

大型并網(wǎng)光伏電站一般采取模塊化的布置方案。為了保證系

統(tǒng)安全可靠運行，根據(jù)當?shù)氐臍庀筚Y料，光伏系統(tǒng)在-3℃~70℃

的情況下應正常工作。光伏組件在極限溫度下的參數(shù)會發(fā)生

變化，依據(jù)光伏組件的溫度系數(shù)，變化后的參數(shù)如下表所示。

組件最低氣溫組件最高溫度參

項目標稱參數(shù)

參數(shù)數(shù)

開路電壓

49.553.4443.17

(V)

工作電壓41.6545.7335.09

根據(jù)以上數(shù)據(jù)，計算如下：

參考國標《GB50797-2012光伏發(fā)電站設計規(guī)范》計算

方法。

22

注：Kv:光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；Ky:光伏組

件的工作電壓溫度系數(shù)；

N:光伏組件的串聯(lián)數(shù)(N取整數(shù));t:光伏組件工作

條件下的極限低溫(℃);

t′:光伏組件工作條件下的極限高溫(℃);

Vdcmax:逆變器允許的最大直流輸入電壓(V);

Vmpptmax:逆變器MPPT電壓最大值(V);

Vmpptmin:逆變器MPPT電壓最小值(V);

Voc:光伏組件的開路電壓(V);

Vpm:光伏組件的開路電壓(V)。

根據(jù)以上述公式，組件串聯(lián)個數(shù)N需滿足：14.25≤N≤

28.07。

綜上并考慮到陣列排布的合理性，建議選用28塊單晶

硅組件串聯(lián)組成一個太陽能電池組，其輸出功率為：540Wp

×28=15.12kWp。

1.1.5.光伏子方陣設計

23

(1)陣列間距的計算

太陽高度的變化，影響光伏陣列在實際布置中產(chǎn)生遮擋

現(xiàn)象，遮擋的程度與光伏組件高度、緯度、時間等有關。遮

擋會使光伏系統(tǒng)的效率大大下降，因此光伏陣列在排布中必

須考慮相互之間的間隔避免前排的陣列對后排產(chǎn)生陰影。同

時間隔過大會使整個光伏系統(tǒng)的占地面積增加，造成土地資

源浪費，也增大了輸電電纜的投資和效率損耗，因此，必須

綜合考慮，確定合理的陣列間隔下圖所示為求兩排組件之間

最小距離的示意圖。

下圖中：t為場區(qū)南北坡度，β為電池板與水平面傾角，

單位均為rad,h為電池板頂端與底端的高差，L為組件長度，

D為組件間距，單位均為m。

由幾何關系得：

D·tant+h=H…(5-4)

即：

(d+L·cosβ)·tant+L·sinβ=H………(5-5)

當前后排之間的距離d恰好使得組件A、B之間沒有遮

擋時：

事……………(5-6)

聯(lián)立式(5-5)、(5-6)得：

24

D=d+L·sinβ…(5-8)

組件的影響距離示意圖

傾斜地面下的光伏陣列間距剖面圖

25

對于遮擋物陰影的長度，一般確定的原則是，冬至日真

太陽時上午9:00至下午3:00之間，后排的太陽能光伏電池

組件不應被遮擋。因此，在計算陣列間距D時，取冬至日的

赤緯角δ=-23.45°,上午9:00和下午3:00的時角@=45°,

工程所在地緯度φ=23.04°,電池組面板長度L=4.512m,傾

角β=10°。

1.1.6.輔助技術方案

光伏組件的年度例行維護計劃的編制應以光伏組件制

造商提供的年度例行維護內(nèi)容為主要依據(jù)，結合光伏發(fā)電系

統(tǒng)的實際運行狀況，在每個維護年度例行維護周期到來之前

進行整理編制。編制計劃內(nèi)容主要包括工作開始時間、工作

進度計劃、工作內(nèi)容、主要技術措施和安全措施、人員安排

以及針對設備運行狀況應注意的特殊檢查項目等。

1.環(huán)境監(jiān)測方案

光伏電站建議配置1套氣象環(huán)境要素監(jiān)測儀，以保障能

對整個光伏電站的運行環(huán)境做到實時監(jiān)測實時，便于電站的

管理維護，以及發(fā)電效率評估等。實時監(jiān)測內(nèi)容包括太陽總

輻射、風速、風向、氣溫等參數(shù)。

該裝置由風速傳感器、風向傳感器、日照輻射表、測溫

探頭、控制盒及支架組成，如圖。可測量環(huán)境溫度、風速、

風向和輻射強度等參量，其通訊接口可接入并網(wǎng)監(jiān)控裝置的

監(jiān)測系統(tǒng)，實時記錄環(huán)境數(shù)據(jù)。

26

裝置示意圖

2.清洗方案

光伏組件上的污濁對發(fā)電量影響顯著,主要表現(xiàn)為：一

是會影響光線的透射率，進而影響組件表面接收到的輻射量；

二是組件表面的污濁因為距離電池片的距離很近，會形成陰

影，并在光伏組件局部形成熱斑效應，進而降低組件的發(fā)電

效率，甚至燒毀組件。

本光伏電站所處環(huán)境的主要污染源為鳥屎及少量小沙

石。電站運行過程中必須對電池組件進行清洗，以保證電池

組件的發(fā)電效率和防止由于污垢引起的熱斑對電池組件造

成燒毀。

光伏組件表面的清洗可分為定期清洗和不定期清洗。

定期清洗一般每月進行一次，制定清洗路線，清洗時間

安排在日出前或日落后。

27

不定期清洗分為惡劣氣候后的清洗和季節(jié)性清洗。惡劣

氣候分為大風、雨雪后的清洗。每次起風過后的天氣應及時

清洗。雨雪后應及時巡查，對落在光伏組件表面上的泥點和

積雪應予以清洗。季節(jié)性清洗主要指春秋季位于候鳥遷徙線

路下的發(fā)電區(qū)域，對候鳥糞便的清洗。在此季節(jié)應每天巡視。

由于光伏組件支架較高，組件表面污染情況難以被站立

視角發(fā)現(xiàn)，本項目建議采用無人機巡視，發(fā)現(xiàn)光伏組件被污

染應及時清洗。日常維護主要是每日巡視檢查光伏組件的清

潔程度。不符合要求的應及時清洗，確保光伏組件表面的清

潔。

考慮到本工程特點和當?shù)貧庀髼l件，本工程擬利用清洗

水車為主，即將清洗水車和維護人員配合，利用車載水箱、

水泵及水管對光伏組件表面進行清洗。首先車載水箱將水運

至光伏陣列附近，然后人工利用軟管對光伏組件進行沖洗。

此外，還可考慮在光伏組件上安裝自動清除裝置，采用移動

空氣壓縮機對光伏組件進行吹掃，采用負壓吸塵器清掃光伏

組件等方法。

1.1.7.光伏發(fā)電工程年上網(wǎng)電量計算

1.光伏發(fā)電工程效率

影響系統(tǒng)發(fā)電效率的主要由以下方面：

組件的遮擋：本次可研按照太陽時冬至日早九點至下午

三點之間，前后組件無遮擋的標準進行設計。但在每天的凌

28

晨和傍晚，太陽高度角很小的時候，前后排組件不可避免會

出現(xiàn)互相遮擋的情況，導致一年中到達組件表面總輻射量有

所下降。這一部分折減為1.5%。

IAM反射：光伏組件表面和入射光線的夾角時刻都在變

化，因此總有一部分光線在組件表面被反射，無法到達電池

片表面。盡管目前組件表面玻璃的透光率已經(jīng)較高，這一部

分折減取2.2%。

表面污染：本項目所在地沙塵暴日數(shù)極少，因此組件上

受揚沙影響較小，這一部分折減系數(shù)取2.5%。

輻射水平：光伏組件的轉(zhuǎn)換效率并不恒定，而是會隨著

輻射強度的減小而降低。根據(jù)廠家提供的參數(shù)，這一部分折

減取2.1%;

溫度因子影響：光伏電池的效率會隨著其工作時的溫度

變化而變化。當它們的溫度升高時，組件效率呈現(xiàn)出降低趨

勢。全年溫度折減系數(shù)取4.1%;

組件特性匹配：光伏組件陣列接入同一臺逆變器，組件

之間的電氣特性差異引起的效率損耗，取2%;

電力損耗：電力從電池板中送出后，在交、直流線路中

引起的損耗，取2.4%;逆變器損耗取1.6%;升壓變壓器損

耗按1.1%計算；

其他故障：包括設備故障和電網(wǎng)故障等，取0.5%;

背面增益：根據(jù)當?shù)刂脖桓采w情況，取3%;;

29

綜上，本項目首年綜合系統(tǒng)效率取值為83.71%。

年際折減效率：本工程中選擇電池板的參數(shù)，首年功率

保證值為98%,之后每年衰減0.45%,每年末衰減系數(shù)如下

表所示。

年第1第2第3第4第5第6第7第8第9

份年年年年年年年年

年

年

末

衰98.097.597.196.696.295.795.394.894.4

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

減0%0%

系

數(shù)

第11第12第13第14第15第16第17第18

年第10

年年年年年

份年年年年

年

末

93.5

衰93.993.092.692.191.791.290.890.3

0%0%

減5%0%5%5%5%0%5%

系

數(shù)

第19第20第21第22第23第24第25

年

年平均

份年年年年年年

30

年

末

衰89.989.489.088.588.187.687.2

92.6%

減0%5%0%5%0%5%0%

系

數(shù)

2.光伏電站上網(wǎng)電量

根據(jù)太陽輻射能量、系統(tǒng)組件總功率、系統(tǒng)總效率等數(shù)

據(jù)，綜合以上布置方案的上網(wǎng)電量，可預測本項目在25年

內(nèi)的發(fā)電量，25年逐月發(fā)電量及年際發(fā)電量變化見下圖和下

表。

發(fā)電量(MWh)■首年電量■25年平均電量

18000

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0月份

123456789101112

電站建成后，得到首年上網(wǎng)電量148877.9MWh,等效滿

負荷小時數(shù)1131.3h。25年平均年上網(wǎng)電量139638.5MWh,

31

年等效滿負荷小時數(shù)1061h。

發(fā)電量(MWh)

155000

150000

145000

140000

135000

130000

125000

120000年份

12345678910111213141516171819202122232425

1.1.8.電氣設計

1.電氣一次

主要電氣設備選擇

依據(jù)《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》DL/T5222-2005,

根據(jù)本光伏電站正常運行下的電氣參數(shù)、環(huán)境條件及三相短

路電流計算結果進行電氣設備選擇。

本光伏電站站址處污穢等級暫按e級考慮，對應爬電比

距要求為31mm/kV,故本光伏電站戶外電氣設備電瓷外絕緣

最小爬電距離，35kV應不小于1256mm。

(1)組串式逆變器

1)輸出參數(shù)

額定交流輸出功率196kW

32

最大輸入電壓1500V

額定輸出電壓800V

額定輸出頻率50Hz

功率因數(shù)范圍≥0.99滿功率，可調(diào)范圍0.8超前-0.8

滯后

(2)箱式變壓器

考慮到運行、維護和檢修的需要，本工程升壓變壓器均

用室外型油浸變壓器。根據(jù)逆變器選型參數(shù)及相關配套設備

要求，本工程升壓變壓器具體性能參數(shù)見下：

型式油浸變壓器

型號S20-3500/37kV

容量3500kVA

電壓37±2×2.5%/0.8kV

調(diào)壓方式無勵磁調(diào)壓

阻抗7%

連接組別D、yll

高壓隔離開關

額定電壓：40.5kV

額定電流：630A

耐受電流：31.5kA

動穩(wěn)定電流：80kA

真空斷路器

33

額定電壓：40.5kV

額定電流：630A

開斷電流：31.5kA

動穩(wěn)定電流：80kA

35kV避雷器主要技術參數(shù)

型式：氧化鋅避雷器

額定電壓：51kV

最大持續(xù)運行電壓：42kV

標稱放電電流：5kA

陡波沖擊殘壓(1/3μs,5kA):≤154kV

雷電沖擊殘壓(8/20μs,5kA):≤134kV

操作沖擊殘壓(30/60μs,250A):≤114kV

低壓側斷路器

型式：框架式斷路器

額定電壓：800V

額定電流：3200A

開斷電流：65kA

(3)電力電纜

1)直流電纜選型

本工程光伏發(fā)電組件至組串式逆變器之間采用DC1800V

單芯光伏專用電纜，根據(jù)《電力工程直流系統(tǒng)設計技術規(guī)程》

(DL/T5044-2004)P71附錄D電纜截面選擇D.1計算公式

34

回路允許電壓降：

S=p*2*L*I/△U

p—電阻系數(shù)，銅導體p=0.0184Ω·mm2/m;

L—電纜長度；

I—計算電流；

S—電纜計算截面；

△U—回路允許電壓降。

PV1-F-1×4mm2電纜最大敷設長度120m。

2)交流電纜選型

組串式逆變器至箱變之間采用ZRC-YJLV22-1.8/3kV電

纜。根據(jù)《電力工程電氣設計手冊》P940(三)按電壓損失

校驗中計算公式(17-6):

△U%=√3*I*L*(r*cosφ+x*sinφ)/U*100%

L一電纜長度；

I—計算電流；

U—線路工作線電壓；

r—電纜電阻；

x—電纜電抗；

△U—回路允許電壓降。

1)低壓交流電纜：

此處電纜壓降限定≤3%。

從工程經(jīng)濟效益及技術成熟度綜合考慮，本工程組串式

35

逆變器至箱變之間電纜采用鋁芯電纜。

3)電纜敷設方式

光伏方陣組串的直流輸出電纜，東西方向的電纜沿光伏

組件安裝支架直接進入組串式逆變器，南北向電纜采用穿管

直埋方式敷設進入組串式逆變器。組串式逆變器交流輸出電

纜鋪設方式采用直埋、穿管相結合方式敷設進入箱變低壓側。

敷設電纜與道路交叉時，穿保護管。

防雷設計和接地

1、過電壓保護

A.并網(wǎng)逆變器內(nèi)部直流側及交流側均具有防浪涌保護

裝置。

B.箱式變壓器高低壓側均裝有避雷器。

2、接地

根據(jù)《交流電氣裝置的接地設計規(guī)范》GB/T50065-2011

規(guī)定，對所有要求接地或接零部分均應可靠地接地或接零。

光伏陣列根據(jù)電站布置形成一個接地網(wǎng)，接地網(wǎng)與光伏

組件基礎鋼筋焊接做接地體輔以垂直接地極，子方陣接地體

焊接城網(wǎng)狀，各子方陣接地體相互連接。每個光伏組件皆與

支架用銅接地線連接，直流匯流箱、箱逆變一體機均通過熱

鍍鋅扁鋼接至水平接地網(wǎng)，且保證兩點接地。

光伏場地內(nèi)接地網(wǎng)采用以水平接地體為主，輔以垂直接

地極的人工復合接地網(wǎng)，并充分利用土建金屬基礎鋼筋支架

36

作為自然接地體，接地網(wǎng)外緣應閉合，接地電阻按不大于4

Ω考慮。根據(jù)GB/T50065-2011《交流電氣裝置的接地設計規(guī)

范》要求，并將接觸電勢和跨步電勢均限制在安全值以內(nèi)。

水平接地體干線及引下線均采用-50×5的熱鍍鋅扁鋼，垂直

接地極DN50,2500mm長的熱鍍鋅鋼管，組件與支架的連接

采用4mm2黃綠外皮銅接地線。

2.電氣二次

(1)箱式變壓器監(jiān)控

為實現(xiàn)箱變的遠方監(jiān)控，每臺箱變配置一套箱變智能測

控單元，安裝在箱變低壓室內(nèi)。箱變測控單元主要遙信量包

括：高壓側斷路器位置及狀態(tài)信號、低壓側斷路器位置及狀

態(tài)信號、變壓器溫度過高等非電量信號、箱變門開關狀態(tài)信

號等；主要遙測量包括：箱變低壓側電流、電壓、有功功率、

無功功率、有功電度、無功電度、功率因素、頻率及變壓器

溫度等；還可實現(xiàn)對低壓側斷路器遙控功能。箱變測控信息

接入智能通信柜，智能通信柜組成光纖環(huán)網(wǎng)后接入到升壓站

計算機監(jiān)控系統(tǒng)，從而實現(xiàn)箱式變電站的無人值守的運行要

求。

(2)箱式變壓器保護

箱式變壓器采用組合式箱變，高、低壓側配置斷路器。

高壓側斷路器保護作為變壓器電流，電壓，差動保護；低壓

側的斷路器保護作為箱變低壓側段的過電流、過載、過電壓

37

和短路保護、差動保護。同時變壓器本體配置繞組高溫報警、

繞組超溫跳閘等非電量保護。

(3)場區(qū)通信網(wǎng)絡

本工程在各方陣內(nèi)設置1面通訊柜，內(nèi)含通信管理設備、

光通信設備等。光伏場區(qū)就地單元間隔層以單個方陣劃分，

單元方陣內(nèi)各設備通過相應的通信接口將數(shù)據(jù)上傳至通信

管理機內(nèi)，再經(jīng)由光纖環(huán)網(wǎng)上傳至站內(nèi)監(jiān)控系統(tǒng)，在中控室

內(nèi)后臺對光伏場內(nèi)設備進行實時監(jiān)控。

(4)光伏安全防護系統(tǒng)

依據(jù)《國家能源局綜合司關于開展電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防

護專項檢查工作的通知》、《國調(diào)中心關于印發(fā)《國家電網(wǎng)

公司電力監(jiān)控系統(tǒng)等級保護及安全評估工作規(guī)范(試行)》

等3個文件的通知》(調(diào)網(wǎng)安(2018)10號)等文件要求，

本工程升壓站計算機監(jiān)控系統(tǒng)與每個光伏控制終端之間網(wǎng)

絡通信應部署縱向加密認證裝置，防止單一光伏發(fā)電單元的

安全風險擴散到站控系統(tǒng)。

本工程在每個光伏方陣加裝微型縱向加密裝置一臺，同

時在升壓站側分別加裝一臺千兆縱向加密裝置，一臺防火墻

(用于光伏監(jiān)控系統(tǒng)與升壓站監(jiān)控系統(tǒng))和一臺交換機。

1.1.9.場區(qū)通信方案

本標段工程光伏場區(qū)內(nèi)監(jiān)控通信數(shù)據(jù)通信網(wǎng)絡采用可

靠性高、傳輸速度快的光纖以太網(wǎng)環(huán)網(wǎng)結構，監(jiān)控范圍為本

38

標段工程所有光伏方陣。分組為若干個就地光纖環(huán)網(wǎng)，每個

光纖環(huán)網(wǎng)通過具有網(wǎng)管功能的光纖交換機再連接到主控級

計算機系統(tǒng)的交換機，接入整個光伏電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)

據(jù)通信網(wǎng)絡。

1.1.10.集電線路

方案比選

一、光伏場線路形式的選擇

光伏場集電線路有3種形式：第1種是架空線方式，所

發(fā)電能經(jīng)箱式變電站升壓后，通過電纜接至最近的架空線路

桿塔，通過架空線路架設至升壓變電站；第2種是電纜連接

方式，光伏組件所發(fā)電能經(jīng)箱式變電站升壓后，通過電纜連

接至相鄰箱式變電站高壓側，然后通過電纜敷設至升壓變電

站；第3種是架空與電纜混合方式，箱式變電站高壓側出線

后，通過電纜連接至相鄰箱式變電站高壓側，匯集后通過架

空線架設至升壓變電站。

架空輸電線路已經(jīng)是一種非常成熟的輸電型式，安全性

好、可靠性高；另一方面，架空輸電線路經(jīng)濟性好。但是架

空線路有以下缺點：

1)氣象條件對架空輸電線路影響大，如雷電、敷冰、

風力等都可直接導致正常運行的線路出現(xiàn)跳閘、斷線等故障。

2)土壤電阻率高地區(qū)線路的接地電阻難以達到要求，

接地施工所需費用高，后期運行由于雷擊導致跳閘的事故概

39

率高，影響安全運行。

3)對大氣的污穢、腐蝕等適應性差，在污穢大、腐蝕

性強的地區(qū)容易污閃導致線路跳閘。

4)對線路走廊有要求，在線路走廊上有其它障礙物或

需要避讓的物件，需要改道或拆除障礙物，增加工程投資。

直埋電纜在中重冰區(qū)、架空線路走廊緊張或空氣中污染

較大的地方使用較多。在中重冰區(qū)，采用架空線路很難滿足

安全運行的要求；架空線路走廊緊張的風電場，其風場內(nèi)可

能建筑物較多，或線路走廊征地困難，線路走廊費用高；空

氣污染較大地方空氣中鹽堿度高、腐蝕性強，時間久架空線

路受侵蝕比較大，對電氣性能影響較大，直埋電纜能避免污

染空氣對集電線路的影響。另外就是對風電場的風景有要求

的風電場，由于架空線路在各光伏之間穿行，對景觀的影響

較大。使用電纜能讓視線不受線路障礙，對光伏電廠的風景

開發(fā)有利。

直埋電纜有以下優(yōu)點：

(1)直埋電纜受到雷擊的概率非常小，防雷接地相對

簡單.電纜線路接地主要采用兩端鋼鎧接地，接地費用低廉。

(2)大大減少線路正常運行出現(xiàn)故障的概率，由于電

纜埋設在地下，不受雷擊、覆冰、大風等氣象條件的影響，

也因此不會出現(xiàn)這些因數(shù)導致的集電電路跳閘。

(3)日常檢修和維護簡單、方便，只需對電纜終端和

40

接頭處進行維護。

(4)施工簡單、費用低，施工周期短。

二、結論

本工程光伏場區(qū)分布較集中，但場區(qū)部分區(qū)域需要跨河

流，為節(jié)約投資，本工程場內(nèi)集電線路采用35kV直埋結合

架空方式匯集各方陣箱變，以5回路集電線路輸送至升壓站。

設計采用直埋的形式。選用的電纜型號如下：

匯集1-3臺光伏方陣間匯集電纜采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×95型鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣聚乙烯

外護套鋼帶鎧裝電力電纜；

匯集3-4臺光伏方陣間匯集電纜采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×185型鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣聚乙烯

外護套鋼帶鎧裝電力電纜；

匯集5-6臺光伏方陣間匯集電纜采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×300型鋁芯交聯(lián)聚乙烯絕緣聚乙烯

外護套鋼帶鎧裝電力電纜；

匯集6-7臺光伏方陣間匯集電纜采用

ZRC-YJLV23-26/35kV-3×400型鋁芯電纜。

直埋段光纜與電纜同溝敷設。

三、架空線路

1、概況

(1)基本情況

41

本項目本光伏電站的光伏方陣布置比較集中。根據(jù)山地

光伏方陣的優(yōu)化布置，每個發(fā)電單元配置一臺容量為

3150kVA箱式變壓器，本工程場內(nèi)采用5回35kV直埋結合架

空方式從光伏區(qū)域分別接至升壓站。分別起始于光伏場區(qū)邊

緣，結束于升壓站35kV進線柜。

(2)場內(nèi)集電線路概況

1)架空線路本體

2)直埋電纜

電力電纜截面根據(jù)所集電線路的容量選用

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

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

種規(guī)格型號的電纜，光伏場區(qū)內(nèi)集電線路埋地電纜總長度約

14.9km。

3)場內(nèi)通訊

場內(nèi)通訊采用0PGW復合光纜，型號為：OPGW-24B1-50

(用于單回架空線路)、0PGW-48B1-50(用于雙回架空線路)。

直埋光纜型號為GYFAS53-24B1,光纜線路共分為5個鏈路，

均獨立成環(huán)。

場內(nèi)35kV架空線路路徑總長度：4.1km,導線選用

LGJ-240/30型鋼芯鋁絞線。

2、路徑選擇原則

本工程線路路徑按下述原則確定路徑方案：

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(1)路徑選擇應綜合考慮線路長度、地形地貌、地質(zhì)、

覆冰、交通、施工、運行及地方規(guī)劃等因素，進行多方案技

術經(jīng)濟比較，使路徑走向安全可靠，經(jīng)濟合理。

(2)路徑選擇應避開重要設施、大型工礦企業(yè)、民用

住房、經(jīng)濟作物等，滿足鄉(xiāng)鎮(zhèn)規(guī)劃要求，并盡量減少對地方

經(jīng)濟發(fā)展的影響。

(3)路徑選擇宜避開不良地質(zhì)地帶和采動影響區(qū)，當

無法避讓時，應采取必要的措施；路徑選擇宜避開重冰區(qū)及

影響安全運行的其他地區(qū)；宜避開自然保護區(qū)、風景名勝區(qū)。

(4)路徑選擇應控制與鄰近設施如電臺、基站、弱電

線路等的相互影響。

(5)路徑選擇宜靠近現(xiàn)有國道、省道、縣、鄉(xiāng)公路及

現(xiàn)狀道路，改善交通條件，方便施工和運行。

(6)綜合協(xié)調(diào)本線路路徑與沿線已建成線路與其它設

施的矛盾，既保證本工程線路的經(jīng)濟合理，同時應兼顧同期

或遠期其他線路路徑的走向。

(7)路徑選擇中，充分體現(xiàn)以人為本、保護環(huán)境的意

識，盡量避免大面積拆遷民房和破壞環(huán)境。

3、氣象條件

氣象條件的選擇原則

(1)最大設計風速、基本高度、重現(xiàn)期的取值標準，

依據(jù)《66kV及以下架空電力線路設計規(guī)范》的規(guī)定，采用離

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地10m高、30年一遇、10min平均最大風速。

(2)結合氣象站提