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1、500MW光伏发电项目初步设计方案1项目概况该500MW光伏发电项目位于辽宁省，辖境居东经11850-121。17和北纬40。25-42。22之间，东西跨度165km,南北跨度约216km,边界周长约980km,海拔150m400m。场址区中心离市直线距离约35km,有多条县道和乡道在规划区内穿过，交通十分便利。场址区地貌属于山地、丘陵地貌，地势起伏较大,坡度约20。40。，海拔高程约18Om450m,装机规模为500MWp,实际装机容量为634.260MWp,拟安装2046000块单晶硅光伏组件，分为295个方阵,平均每个方阵装机1.20MWp,1.90MWp,2.80MWp.拟建两座220
2、kV升压站，初拟以一回220kV架空线路就近接入电网。项目名称500兆瓦光伏发电平价上网示范项目第六标段EPC总承包建设地点工程规模500MW建设单位新能源有限公司本标段光伏组件装机容量117.702870MWp500兆瓦光伏发电平价上网示范项目第六标段容量配置表序号地块编号IMW方阵个数1.6MW方阵个数2MW方阵个数方阵合计个数装机容量合计（MW）除以1.2997后容量（交流测）（MW）第六1712147.2897265.883556标段2033162249.25138439.7509152414212661.16176049.363810合计593852117.70287094.9982
3、812系统总体方案设计2.1电池组件选型本标段光伏组件采用高效PERC技术单晶硅310Wp（60片电池片）组件（1100V）,组件转化效率为18.94%。计划装机容量大约117.702870MWp。（光伏的转化效率公式为：转换效率=X100%d其中，输出电能指的是光伏电池输出的电能，输入光能指的是光线照射在光伏电池上的光能。这个公式反映了光伏发电系统中,电池板将太阳能转化为电能的效率。）2.2光伏阵列方阵设计及运行方式选择本项目支架全部采用固定倾角方式铝合金压块安装，每个组件单元由22块电池组件组成，横向2行，竖向11列，电池板竖向布置。电池组件固定支架结合电池组件排列方式布置，支架倾斜角度3
4、2。，支架由立柱、横梁及斜撑组成。2.3汇流箱本标段配置16进一出智能MPPT汇流箱，每个汇流箱接入16路电池组串。2.4逆变器选型原则本工程逆变器选用组串式逆变器和集散式逆变器相结合的方式。组串式逆变器方窠与集散式逆变器方窠的特点如下：1）MPPT数量：（MPPT（MaXimUmP。WerPOintTraCker）在光伏系统中起着重要作用。它的主要功能是实时追踪光伏组件（方阵）的最大输出功率，并最大化提升发电量。由于太阳能电池受到光强以及环境等外界因素的影响，其输出功率是不断变化的。而MPPT通过内部的电路结构调节回路上的电阻，以改变组件输出电压，同时改变输出电流，一直到输出功率最大。因此，
5、在太阳辐射不变的情况下，有MPPT后的输出功率会比没有MPPT前的要高。）对相同容量的组串式逆变器和集散式逆变器，组串式方案的独立逆变器数量和可接入的MPPT数量相对较多，具有的优势是失配或逆变器损坏时对发电量的影响较小，提高了发电量和稳定性。2）土建工程量组串式方案由于采用分散设计，逆变器体积小，可壁挂，不需要设置独立基础。集散式逆变器需要独立基础，通常和箱变整体布置。3）价格组串式逆变器的单位容量采购价格要高于集散式方案。4）应用环境组串式逆变器适用于山地光伏板较分散的情况。集散式更有利于光伏板可密集布置得区域。应招标文件要求，对组串式逆变器、集散逆变器投资方案进行经济性比较；2MW集散式
6、方案与2MW组串式方案投资对比表2MW组串式单晶硅组件31OWp100OkVA箱式变压器组串型逆变器直流电缆1x4mm2(km)交流电缆3x150mm2km)数量739221433.61.7总价（万元）515.635.738.821.615.4合计（万元）627.1(3.136元/W)2MW集散式单晶桂组件3WWp2000kVA箱逆一体机MPPT汇流箱直流电缆1x4mm2(km)直流电缆2x120mm2(km)数量739212133.63.2总价（万元）515.6563.321.617.9合计（万元）614.4(3.072元/W)以上方案是在光伏组件布置在地势相对平坦，且光伏组件密集布置的情况
7、下完成对比的，本项目场地多为山地丘陵，在光伏组件布置上会存在位置离散、倾角不一的情况。这种情况下组串式方案的优势就比较明显，根据经验在上述情况组串式方案会有2%的发电量提升。因此在山地布置组串式逆变器虽然前期投资较高，但也要考虑后期发电量提升带来的经济效益。结论：针对山地光伏电站建设，在组件分散的情况下使用组串式方案，在组件相对紧凑的区域优先使用集散式逆变器布置，可在节约成本的前提下提高发电量口2.5辅助技术方案本项目不设光伏组件自动清洗装置，如确实需要清洗时，可进行人工清洗。清洗水源随维护用车携带。清洁方案包括一般性除尘、局部清洗、整体清洗三种方式。a.一般性除尘：一般情况下，采用弹子或干拖
8、布对光伏组件表面的灰尘进行清洁，以减少灰尘的发电量的影响。b.局部清洗：当光伏阵列某个局部有鸟粪便等较难去除的污染物时，将用清水对光伏阵列进行局部清洗，再用干净的软布或海绵将水轻轻擦干。严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件。c.整体清洗：当由于清洁间隔时间长或恶劣气候造成光伏组件表面灰尘积累较厚时，需要对光伏阵列进行整体清洗。d.由于站址所在地冬季时间较长，当降雪量比较少时，由于阵列支架倾角比较大，可以不作专门的防雪措施，利用太阳光照射自然融化滑落。如遇大规模雪时，在降雪停止后，需及时组织人力刮擦清除组件表面积雪，将损失降低到最小程度。3电气3.1电气一次设计3.1.1电气主接线本期工程装机
9、规模约为117.70MWp。光伏场区内有IMW、1.6MW、2MW三种光伏方阵。本标段由5个IMW光伏方阵、9个1.6MW光伏方阵、38个2MW光伏方阵组成。每个IMW光伏方阵设置7个组串式逆变器、1台35kV100OkVA箱式变压器，每个1.6MW光伏方阵设置12个组串式逆变器、1台35kV1600kVA箱式变压器，每个2MW光伏方阵设置24个汇流箱、1台35kV2000kW的逆变升压一体化设备，将光伏方阵输出的直流电压逆变升压后输出。光伏阵列通过逆变装置逆变升压后接入35kV集电线路，再通过35kV集电线路接入升压站。方阵型式数量每个方阵设备数量IMW方阵535V100OkVA箱式变压器1
10、组串式逆变器7最大接入光伏组件36961.6MW方阵935KV1600KVA箱式变压器1组串式逆变器12最大接入光伏组件63362MW方阵3835KV2000KV（集散式）逆变升压一体化设备1汇流箱24最大接入光伏组件84483.1.2电气主要一次设备选择3.1.2.1短路电流计算由于招标文件未提供光伏电站接入系统报告，本投标文件35kV相关设备的短路电流水平待定，待下一阶段取得接入系统审查意见后进行校验核算。3.1.2.2箱式升压变压器a.箱变厂家满足招标要求。b.南坡含偏东西坡及东西坡坡度较大的区域优先采用组串式逆变器，光伏组件布置松散的区域优先采用组串式逆变器；南坡区域、布置较为集中的区
11、域采用集散式逆变升压一体化设备。c.标准和规范按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。优先电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准，选用的标准是在合同签订之前己颁布的最新版本。3.1.2.3光伏专用电缆3.1.2.3.1标准和规范按照国家、地方及行业最新相关标准和规范执行。优先采用国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准，选用的标准是在合同签订之前己颁布的最新版本。3J.2.3.2电缆选择a.35kV电缆选择1)35kV电力电缆为铠装电缆，型号:型号截面额定载流量YJLY22-2635kV395mm2230AYJLY22-2
12、635kV3185mm2300AYJLY22-2635kV3300mm2460AYJLY22-2635kV3400mm2540A2)计及敷设条件系数的电缆载流量如下：土壤环境温度25,电缆载流量校正系数a1=1.0:土壤干燥，少雨，电缆载流量校正系数a2=0.87;本工程35kV电缆主要采用电缆桥架的敷设方式，电缆载流量校正系数33=0.8：因此，计及敷设条件载流量校正系数后，不同电缆截面的载流量为：额定载流量XQIXa2X。3型号截面额定载流量电缆截面的实际载流量（额定载流量XalXQ2Xa3）YJLY22-2635kV395mm230A230X1.0X0.87X0.8=160.08AYJL
13、Y22-2635kV3X185mm2300A300XI.0X0.87X0.8=208.8AYJLY22-2635kV3300三?460A460XI.0X0.87X0.8=320.16AYJLY22-2635kV3400三?540A540XI.0X0.87X0.8=375.84A3）综上35kV集也线路导线截面选取如下:5-gx焉变压器容量额定电流电缆选用01OMKVA10X103373=156.04AYJLY23-26/35KV-3X951013MKVA13X103373=202.85AYJLY23-2635KV-31851320MKVA20X103373=312.08AYJLY23-2635
14、KV-33002026MKVA24X103373=374.50A2X(YJLY23-2635KV-3185)2635MKVA32X103373=546.14A2X(YJLY23-2635KV-3X300)b.低压电缆选择1）低压动力电缆采用铠装电缆，型号：YJLH63-0.61kV2120mm2；YJLH63-0.61kV3150mm2电力电缆PVl-F-IX4mm2（组件间连接及至汇流箱、逆变器电缆）。2）IMW光伏方阵、1.6MW光伏方阵中组串式逆变器与35kV箱式变压器间选用丫JLH63-0.6/1kV3150mm2型电缆,2MW光伏方阵中汇流箱与35kV逆变升压一体化设备间选用YJLH
15、63-0.6/IkV3150mm2型电缆。3）所有直埋电缆全部采用铠装电缆，若采用不带铠的电缆，地埋时穿热镀锌国标钢管。3.1.2.3.3电缆设施a.场区光伏场区35kV集电线主要采用电缆直埋或电缆桥架的方式。b.汇流箱和组串逆变器之前（光伏组件间连接直流电缆）电缆敷设采用直埋或电缆桥架沿组件支架敷设的方式。低压动力电缆采用直埋或电缆桥架敷设方式。c.所有电缆穿过马路必须穿热镀锌国标钢管。直埋电缆执行国家规范，埋深不小于08m,铺沙盖砖，控制电缆、通讯电缆与动力电缆分开敷设。3.1.2.3.4电缆防火电缆通道按发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程规定及火力发电厂与变电站设计防火规范设置防止电缆
16、着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段;封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、箱逆变底部电缆孔洞等。3.1.3过电压保护a.光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。b.主、辅建（构）筑物的防雷保护设施按交流电气装置的过电压保护设计技术规程（DUT620-1997）的规定。c.每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装-组避雷器以保护电气设备。d.本工程各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按交流电
17、气装置的过电压保护设计技术规程（DuT620-1997）的规定选取。3.1,4接地a.全厂接地网设计原则为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。b.计算机接地系统将采用计算机系统（电站控制系统）接地网与主接地网合用接地网的形式。c.全站接地电阻值按不大于4Q,承包方在开展施工图设计前对土壤电阻率时行测量。控制系统不大于05Q考虑。d.所有电池组件必须采用专用接地线将组件边框与支架直接连接，确保接地良好。e.光伏场地内的接地设置以水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网。接地扁铁全部采用505mm热镀锌扁钢将光伏场地设备支架之间、箱变外壳及太阳能板外边金属框等可靠相连，并引下与站内
18、主接地网相连。镀锌层平均厚度不小于65of.如果接地电阻达不到要求，现场增设人工接地极，接地极采用505mm热镀锌角钢，长度为2.5米。3.1.5污秽情况及电气设备外绝缘本工程电气设备选型按Ill级污秽条件选型，电气设备外绝缘爬距均按2.5cmkV（最高运行电压为基准）选择。3.2电气二次设计3.2.1设计依据SJ/T11127-1997光伏（PV）发电系统过电压保护-导则GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/T20046-2006光伏系统电网接口特性（IEC61727：2004）GB12326-2000电能质量电压波
19、动和闪变GB12325-2003电能质量电力系统供电电压允许偏差GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波GB50057-2000建筑物防雷设计标准DLTT448-2000电能计量装置技术管理规程GB50217-2007电力工程电缆设计规范DLT404-20073.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级DUT5044-2004电力工程直流系统设计技术规程GB50395-20
20、07视频安防监控系统工程设计规范GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置设计技术规程GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定国家电网公司十八项电网重大反事故措施3.2.2监控系统光伏场区配置一套光伏监控系统，安装在升压站控制室内，本标段后台不设独立监控系统，光伏场区监控系统接入升压站监控系统。光伏场区监控系统采集光伏场区设备的信息,通过升压站监控系统上传至电网调度，并接收调度端指令,实现对整个光伏场区的控制和调节。3.2.2.1光伏发电监控系统的监控范围光伏发电监控系统的
21、功能a.测量。监测汇流箱每组电池串的电流；直流配电柜直流母线及支路的输入电压、输入电流、功率、绝缘阻抗；逆变器直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线、电压畸变率、电流畸变率等；箱变各低压侧三相电流、电压、功率和变压器温度。b.信号。监视汇流箱熔断器；直流配电柜的直流断路器；逆变器的交、直流断路器；箱变低压侧断路器、高压侧负荷开关、箱变高低压侧门等电气设备的运行状态信号。C.控制。控制对象包括：逆变器、箱变高压侧负荷开关、箱变低压侧断路器口d.有功、无功自动调节功能。e.与光伏发电监控系统升压站
22、部分的接口。光伏场区52个通讯柜内的交换机组成环网，通过光纤接入升压站内光伏场区监控系统交换机，从而实现计算机监控系统光伏场区部分与升压站部分之间的通讯互联。3.2.2.2与升压站GPS对时的接口光伏方阵区的各智能装置采用网络报文对时模式，通过各通信柜进行传输,时钟源来自升压站时钟对时系统。3.2.3继电保护及安全自动装置3.2.3.1并网逆变器保护逆变器的保护装置由逆变器成套提供并安装于逆变器内。主要保护功能有:电网过欠压保护、过/欠频保护、过温保护、过负荷保护、过压保护、低电压穿越功能、防孤岛保护，DSP故障保护等。保护装置动作后跳逆变器出口断路器，并发出信号。3.2.3.2汇流箱保护光伏
23、电站智能汇流箱具有过流保护，汇流箱进线采用熔断器保护，出线采用空气断路器并配有脱扣器。3.2.4光伏场区内测、信号和控制a.汇流箱内自带智能测控装置，用于采集汇流箱每组电池串的电流量、熔断器熔断信号。b.每台逆变器自带智能测控装置，用于采集直流母线及支路的输入电压、输入电流、绝缘阻抗和直流断路器跳闸及状态信号、逆变器相关的交流量、保护动作及运行状态信号和控制逆变器的启停机。c.箱变自带箱变智能测控装置，用于采集箱变测量电气量、运行状态及保护信号和控制箱变高低压侧开关。3.2.5低电压穿越能力a.本工程选用的逆变器需满足低电压穿越要求：b.光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行
24、0.15s:c.光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站自动从电网切出。1.2-IJ-曲线11V5432V.O.0.0.0.0.0.0.O.要求光伏发电站小反网还续也h光伏发电站心以从电网切出O0.150.625I时EJ(三)图3.2-1光伏发电站的低电压穿越能力要求并网点电压最大分闸时间U50%UmO.Is50%UnU85%Un2.Os85%LU110%U连续运行110%UnU135%Un2.Os135%UnUO.05s注：1UN为光伏发电站并网点的电网标称电压2最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间图3.2-2光伏发电站在电网电压异常的响应要求3.2.6防孤岛保护
25、根据光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T50866-2013,光伏发电站应配置独立的防孤岛保护，防孤岛保护应与线路保护、重合闸、低电压穿越能力相配合。该功能由逆变器实现。33通信3.3.1光伏场区内通信本工程光伏场区数据通讯网络采用可靠性高、传输速度快的光纤以太网环网结构，监控范围为本工程52个光伏方阵。光伏场区52个通讯柜内的交换机组成环网，每个光纤环网通过具有网管功能的光纤交换机再连接到光伏场区监控系统交换机，组成光伏发电监控系统数据通信网络。3.4视频监视3.4.1光伏场区视频监控系统a.升压站设置1套视频监控系统，光伏场区不设独立视频监控系统，光伏场区视频监控系统接入升压站视频监控系
26、统。视频监视范围主要包括：光伏场区进出大门处以及光伏场区各箱变等。b.在光伏场区进出大门处、箱变处及场区内设置摄像头，达到光伏场区全覆盖、无死角，摄像头数量120个。光伏场区52个通讯柜内配置供视频系统传输数据的环网交换机，组成环网，每个光纤环网通过具有网管功能的光纤交换机再连接到光伏场区主交换机，进行视频数据传输。3.5集电线路a.本工程拟建光伏场区35kV集电线路采用电缆直埋、电缆桥架敷设和架空集电线路相结合的方式。为避免建构筑物遮挡，光伏组件区域采用电缆直埋及电缆桥架敷设方式，35kV电缆引出光伏组件区域后，可以采用架空集电线路方式，导线选用LGJ型钢芯铝绞线。b.架空集电线路采用全塔方
27、案。分为直线塔、转角塔和终端塔。c.35kV架空集电线路导线截面选取如下：按回路持续工作电流选择导线截面。考虑了不同海拨高度及环境温度下的综合较正系数(0.83)后1)LGJ-95导线允许载流量为302A:2)LGJ-185导线允许载流量为464A；3)LGJ-240导线允许载流量为560A。汇集015MW时，额定电流为15X103+37+Y3=234.07A,选用LGJ-95型导线。汇集1525MW时,额定电流为25X103+37+43=390.11A,选用LGJ-185型导线。汇集2535MW时，额定电流为35X103+37Z3=546.14A,选用LGJ-240型导线。d.地线选择24芯
28、OPGW光缆兼做地线，通信光缆地埋处选用24芯ADSS,穿镀锌钢管敷设。4土建工程方案设计4.1设计安全标准光伏阵列安全等级为三级，设计使用年限按照25年设计。4.2主要设计技术数据4.2.1地质条件a.依据招标文件给出的地质条件，场地地貌以山地为主，部分区域为丘陵,山体地势起伏较大，山顶较为平坦，向阳坡度平均约30。场址区内植被茂密,大部分区域以草地和小灌木为主,光伏组件布置区域海拔高程约200.0360.0m。本工程采用CGCS2000坐标系、85国家高程基准。有多条县道和乡道在规划区内穿过，设备及建材运输条件便利。b.根据现场坑探及场区内天然岩层断面，按沉积年代、成因类型，拟建场区现状地
29、面下（最大钻探深度8.0m）的地层地表为第四系（ChWdi）残坡积土,下部为白垩系（Kl）砂岩层，局部区域基岩直接裸露于地表。C.现将各层岩性特征按自上而下简述如下：1）残坡积土层：杂色，呈稍湿，稍密状态，以黏质粉土为主，混碎石。该层层厚为0.5Om1.40m。地基承载力特征值Gk=I40kPa。2）砂岩层：褐黄色，全风化，岩石己基本风化成土状，岩石结构尚可辨别，尚有残余结构强度，手可掰断。该层在场区内广泛分布，该层层厚为0.5Om0.80m,地基承载力特征值生=250kPa。3）砂岩层：褐黄色，强风化，细砂质结构，块状构造，节理裂隙额发育，锤击声哑，镐不易挖，该层未被穿透，最大揭示层厚6.8
30、0m,根据地质资料该层厚度大于300m。地基承载力特征值4k=500kPa4）拟建场地地下水类型为孔隙裂隙水，大气降水补给地下水，地面蒸发和人工开采为其主要排泄方式。本次勘察期间（2018年10月27日10月28日），在最大勘探深度8m范围内未见地下水。因本场地地震基本烈度为皿度，根据构筑物抗震设计规范（GB50191-2012）中的第4.3条规定，本场区不存在液化土层，故本场区可不进行液化判别和处理。d.本次勘察期间场区附近未发现外界污染源且场区控制性地层主要为基岩，场地土对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋按微腐蚀性考虑。e.根据场地土层的结构特征，本工程可以采用微孔灌注桩。1）残积土层较
31、薄，为保证光伏电池板组件支架的稳定，建议采用2）全风化砂岩层、3）强风化砂岩层作为光伏组件基础桩基持力层作为桩端持力层。4.2.2主要规程规范光伏发电站设计规范GB50797-2012光伏发电工程施工组织设计规范GB/T50795-2012光伏发电工程验收规范GB/T50796-2012光伏发电站施工规范GB50794-2012钢结构设计标准GB50007-2017混凝土结构设计规范GB50010-2010建筑结构荷载规范GB50009-2012建筑抗震设计规范GB50011-2010（2016年版）砌体结构设计规范GB50003-2011建筑设计防火规范GB50016-2014建筑地基基础设
32、计规范GB50007-2011建筑桩基技术规范JGJ94-2008423主要建筑材料序号材料性能1钢材型钢、钢板主要用Q235-B钢；焊条：E43、E502螺栓普通螺栓、摩擦型高强螺栓（8.8级、10.9级）3钢筋构造钢筋及次要结构钢筋采用HPB300钢筋，受力结构采用HRB400钢筋。4混凝土现浇混凝土结构为C25C30,垫层为C155砖MUlo多孔病、实心砖或粉煤灰砖6砂浆地上或防潮层以上砌体采用M5混合砂浆，地下采用M5水泥砂浆4.2.4风雪荷载本场址25年一遇的基本风压0.48kN/m2、基本雪压0.40kN/m2。4.3建（构）筑物抗震分类和抗震设防原则本工程拟建场地基本地震动峰值加
33、速度为0.10g,相应地震基本烈度为Vn度,基本地震动加速度反应谱特征周期为025s,地震分组为第一组。本工程所有建构筑物均按建筑抗震设计规范GB50011-2010（2016年版）进行抗震设防设计。光伏阵列抗震设防类别为丙类。4.4光伏电场4.4.1光伏组件支架单元基础a.光伏组件支架单元基础采用单排钢筋混凝土灌注桩基础，基础埋深约2.0m（相对于自然地面）。支撑柱顶标高出地面约1.4m（暂定），基础混凝土的强度等级C30。b.光伏组件支架单元基础形式还可以采用其它形式，本阶段仅按标书方案投标，其它方案将在下阶段详勘后进行详细的技术经济分析，现暂对几种基础方案就技术可行性做简单描述：1）微孔
34、灌注桩出地面1.4m（标书方案）由于灌注桩露出地面部分需要支模板，所以整个桩体需要二次浇筑，工期较长，现场混凝土浇筑量大。2）微孔灌注桩露出地面0.2m,上部采用钢管柱支撑光伏组件支架需要在桩顶部预留联结铁件，可一次浇筑混凝土。3）预制混凝土桩（实心混凝土桩或预应力混凝土管桩）打入方案由于强风化土层埋藏较浅，局部裸露，预制桩打入困难，需要在打桩前预钻孔，该方案不需要在现场浇筑混凝土，施工速度快，如果采用锤击方式打桩，噪音较大，采用静压方案，机械在坡地上移动比较困难。4）预制桩二次浇筑方案钻孔直径大于预制桩直径，并预留二次浇筑厚度，钻孔后，将预制桩插入孔内，矫正后，在钻孔内浇筑细石混凝土，固定桩
35、体。该方案需要在现场浇筑少量混凝土，施工速度较快。5）钢管桩二次浇筑方案施工方法与预制桩二次浇筑方案一样，将钢管插入钻孔内，再浇筑细石混凝.该方案钻孔尺寸较小，与光伏组件支架连接简单。4.4.2光伏组件支架光伏组件支架采用钢结构，支架横梁直接用抱箍固定在桩身上，纵向檬条按照太阳能组件宽度布置于横梁上，光伏板单元采用卡扣安装于纵向槌条上。支架结构系统传力明确，结构稳定，经济合理。光伏组件支架采用热浸锌防腐，锌层平均厚度不小于65m。4.4.3箱式变压器及箱逆变一体机基础箱式变压器及箱逆变一体机基础拟按天然地基上的浅基础进行设计。根据设备外形尺寸，基础采用钢筋混凝土结构箱形基础（混凝土强度不低于C
36、30）o基础下设IoOmm厚C15素混凝土垫层，基础埋深约1.50m,边坡拟采用1:0.5。四周设置18m宽、厚Ioomm的巡检平台，高度0.4m。在变压器油箱及散热器区域设置事故油池。4.4.4铁塔和基础4.4.4.1架空线路铁塔本工程架空线路采用铁塔方案,所有铁塔均采用自立式角钢塔。塔型采用国家电网公司输变电工程典型设计35kV集电线路分册的塔型。铁塔材料采用Q235或Q345,4.4.4.2铁塔基础根据杆塔形式、沿线地貌特征、现场踏勘以及以往工程的经验，本线路铁塔基础主要采用掏挖基础形式，小根开基础采用联合基础形式。掏挖基础可以减少对山体的破坏，有利于环境的保护。对于有耕土的塔基，施工时
37、先清除耕土，开挖施工作业面至全风化砂岩层。对于根开较小的铁塔，掏挖基础容易使相邻基础掏空，所以采用联合基础型式更适合。基础钢筋采用HPB300,HRB400.基础混凝土等级为C30级，垫层及保护帽采用CI5。基础按照66kV及以下架空电力线路设计规范GB50061-2010及架空输电线路基础设计技术规程DLT5219-2014等进行设计。5道路及围栏方案设计5.1自然环境位于辽宁省西部，辖境居东经118。50-121。17和北纬40。25-42。22之间，东西跨度165km,南北跨度约216km,边界周长约980km,海拔150m400m.,场址区中心离市直线距离约35km,有多条县道和乡道在
38、规划区内穿过，交通十分便利。场址区地貌属于山地、丘陵地貌，地势起伏较大，坡度约20。40。，海拔高程约18Om450m。5.2光伏场内道路a.本项目场内道路依地形布置，采用3.5m宽路基。最终通往光伏厂区箱变处，如该地块有多处箱变，则箱变之间应互通连接。平曲线最小转弯半径需满足运输要求，部分承载力不足地段采用不低于15Cm厚碎石路面，在合理路段设置会车道，道路尽头设置回车场，以满足运输，维修车辆日常的调头运输。各场内道路在后期应能满足人员巡视及维护的需求，光伏场内道路本着方便检修、巡视、消防、便于分区管理的原则进行设计，道路以能满足组件、箱变、逆变器运输要求。b.路基设计原则1)根据本地区的自
39、然条件和工程地质、水文地质条件，本着因地制宜、就地取材的原则选择合理的路基横断面形式和边坡坡率，并采取经济有效的防护工程及病害防治措施，防止各种不利因素对路基造成的危害，确保路基有足够的强度和稳定性。2)尽量保持土石方填挖平衡，避免高路堤、陡坡路堤和挖方高边坡。3)根据公路路基设计规范(JTGD30-2015)及厂矿道路设计规范(GBJ22-87)及风电场对外物资运输量、重大件运输主导车型的要求，结合本段区域的地形，地质条件进行设计5.3光伏厂外接道路设计方案光伏场进场施工、检修主干线道路拟采取沿乡村机耕路选线改建，设计4.0m宽粒料路面，直至光伏地块铁艺大门处。在特殊地形条件下道路两侧可适当
40、设置防护设施，以防对施工道路路基软化。在节约用地的前提下尽量保持原有生态自然环境，尽量少占用农田和林地，山上主、支干道路最大纵坡及转弯半径应满足运输车辆正常行驶。5.4围栏部分光伏电站位于野外山区，考虑到运行安全，要在场区四周设置围栏。为了减少建构筑物的阴影对太阳能板的影响，采用高速公路护栏网。a.网丝塑后直径不小于4.8mm；b.网孔不大于50*50mm;C.立柱壁厚不小于2.5mm：d.围栏高度不低于1.8米；e.围栏混凝土(C20)基础直径300mm、入土埋深400mm；1.与太阳能板之间的距离不小于3m；g.每个独立地块及地块间设置铁艺大门。5.5厂区排水由于在光伏场内设置的光伏板及基
41、础未改变原有地形标高、坡度、地表下渗能力，经现场踏勘，光伏组件区域内原地形在降雨时未产生明显的积水情况，因此本工程光伏场内排水仍利用原有地形进行排水，不另设系统性排水。6消防工程方案设计6.1消防设计主要原则6.1.1消防设计主要依据的规程规范a.建筑设计防火规范(GB50016-2014)；b.火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)；C.电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)；d.光伏发电站设计规范(GB50797-2012)；e.电力设备典型消防规程(DL5027-2015)；f.建筑灭火器配置设计规范(GB50140-2010):g.太阳光伏电源系统安装工程
42、设计规范(CECS84-96)6.1.2一般设计原则a.贯彻预防为主、防消结合的消防工作方针，加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施，做到防患于未然。严格按照规程规范的要求设计，采取一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施，立足自防自救。b.设计中，严格执行有关防火规范和标准，工程消防设计与总平面布置统筹考虑，保证消防车道、防火间距等各项要求。c.设计做到保障安全，使用方便，经济合理。同时加强消防管理工作，建立消防制度，并切实实施。6.2工程消防设计6.2.1光伏组件场区消防a.光伏场区应根据其容量大小及重要性，配备适当数量的手提式灭火器用于光伏组件的灭火。灭火器应选择灭火效能高、使用方便、能长期存放不失效、喷射距离远的品种。b.在光伏场区场内箱变设备附近配置手提式式灭火器、砂箱及消防铲等消防器具。
