能源集团光伏发电典型设计手册（高清版）

光伏发电工程典型设计公众号：资料小筑微信号：7698356扫码查看更多内容1总则 1 11.2设计原则 11.3设计依据 1 11.5使用原则 22光伏发电区典型设计 32.1光伏电站场址选择 32.2光伏阵列布置 42.3结构设计 2.4光伏区总图及土建 2.5阵列区电气设计 3开关站及升压站典型设计 3.1升压站方案说明 3.2电气一次部分 3.3电气二次部分 3.4升压站土建设计 4储能系统典型设计 4.1编制原则 4.2储能规模 4.3储能系统方案总体设计 公众号：资料小筑为规范和促进国家能源集团青海分公司光伏电站建设工作，统一和规范公司所属光伏电站工程设计标准，以达到合理的工程投资获取最佳的经济效益和社会本典型设计以已建光伏发电工程为依据，在总结已建工程设计经验的基础上，通过比较、提炼、总结相关设计参数，进行设计优化，提出了光伏发电工程设计的一般性指导原则和典型性方案，为建设工程质量可靠、运行安全稳定、技术经济指标先进、造价控制合理、市场竞争力强劲、具有国家能源集团特色的光伏发1.2设计原则一性、兼顾性和前瞻性。(1)通过技术、经济等因素综合比较，选用综合指标最优方案。(2)采用技术先进、成熟可靠的新技术、新工艺、新材料、新设备。(3)充分体现环境保护和节能降耗的理念。1.3设计依据(2)国家、能源行业和电力行业有关标准、规程、规范；(3)青海省已建百兆瓦级并网光伏发电工程实例。1.4适用范围(1)本典型设计适用于国家能源集团青海分公司投资新建和扩建的光伏发电工程。典型使用环境为2500m~4000m海拔的草地、荒漠、戈壁。(2)本典型设计适用于装机容量50MW及以上，接入35kV及以上电压等级电网的地面并网型光伏发电工程，其他光伏发电工程可参照执行。1公众号：资料小筑(3)本典型设计适用于子方阵容量为3.125MW(集中式逆变器方案)和3.15MW(组串式逆变器方案)光伏发电工程，其他子方阵容量光伏发电工程可参照执行。1.5使用原则在建设条件相同或相近的情况下，原则上采用本典型设计方案。在保证工程安全、质量的前提下，鼓励创新和优化设计。2公众号：资料小筑扫码查看更多内容2光伏发电区典型设计(1)光伏发电工程的太阳能资源条件分析，应采用附近气象站近期(不少于10年)实测数据及场址区太阳辐射观测站实测数据经分析、整理进行。其它场址附近的短期实测数据可作为参考。(2)对于气象站及太阳辐射观测站应了解其基本情况，如位置、高程、周围地形地貌及建筑物现状和历史变迁、太阳辐射测量仪器型号、位置及记录方式的变化等。(3)检查获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理的数据和缺测的数据。对检验出的不合理辐射数据应进行订正，对于缺测的辐射数据应采用气象学或其它合理方法进行补充。(4)根据附近气象站数据，将验证后的现场测光数据订正为反映电站长期平均水平的工程代表年太阳辐射数据。(5)对于距离有太阳辐射观测数据的气象站较远的场址，或与气象站地形、气候条件差异较大的场址，列出不少于两种来源的卫星观测数据，并对场址的卫(6)说明工程场址区的气象条件概况、基本气象要素(气温、冻主深度、风速等)和其它气象要素(沙尘暴、大风、雷暴、积雪、冰霜、盐雾或其它极端天气等)。分析以上气象要素对光伏发电工程的影2.1.2光伏电站场址选择原则(1)参照青海省人民政府发布的《青海省关于进一步保障光伏等新能源产业发展用地的意见》,光伏选址鼓励使用荒山、荒地、荒滩、荒漠化土地等“四荒地”建设光伏等新能源项目，科学合理使用荒漠化草地、林地，少占或不占牧草地和林地，禁止占用耕地、水源地和水源涵养林。(2)场址内无名胜古迹、未查明有重要的矿产资源，远离文物保护区、自3公众号：资料小筑然保护区、军事设施及机场等，尽量避开省级以上政府部门批准的需要特殊保护的区域，符合自然环境保护的有关规定。(3)项目规划用地为已纳入当地土地利用规划，可用于光伏电站建设，场址处地势开阔、平坦，周围无遮挡物。(4)光伏电站场址区应具备大气透明度较高，日照时间长，太阳能资源丰富等特点。(5)光伏电站场址的选择应结合光伏电站建设的特点，场地地形、地貌，气候条件以及我国现行的政策进行。(6)场址应选择在山体或山丘的南坡及东、西向偏南的坡上，拟布置光伏组件处的山体南向最大坡度一般不宜超过30°;南偏东、南偏西坡度不宜超过20°,山体或山丘的北坡或偏北坡阴影遮挡较为严重，发电量损失较大，不宜布置光伏组件。(7)场址选择时应主要考虑降低土建投资，例如地质情况适宜建设，场地不需进行大规模场平处理、防洪工程简单易行等；同时还要适当考虑山地地形起伏对光伏电站布置及发电量的影响。(8)所选场址应避开较大的冲沟或山洪爆发时洪水的排泄通道，较小的冲沟在布置光伏组件时也应避开。如对冲沟采取填埋等工程措施处理，则应重点考虑整个场址区的防洪措施。(9)场址征地费用低；非地质灾害易发区，地质构造稳定，无洪涝灾害危(10)靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资。主干电网具有足够的承载能力，有能力输送光伏电站的电力。(11)拟选场址具有便利的交通运输条件和生活条件。(12)当地政府的积极参与和支持，提供优惠政策和各种便利条件。(13)如光伏电站采用自动跟踪的运行方式，不宜在山地进行选址。2.2光伏阵列布置(1)根据目前已商业化的各种光伏组件的制造水平、技术成熟度、运行可4公众号：资料小筑靠性、未来技术发展趋势等，并结合光伏电站的太阳辐照特征、安装条件和环境条件，经技术经济综合比较选择光伏组件类型。(2)不同类型的光伏组件由于转化效率不同，使得由其所组成的光伏电站的占地面积不同，电缆用量不同，支架用钢量、随着组件转化效率的逐渐增加，上述工程量均逐应优先选用转化效率较高的光伏组件。(3)对于集中式并网光伏电站，由于装机容量大，占地面积广，组件用量和安装量均比较大，故在价格接近的前提下，应优先选用峰值功率较大的电池组件，以减少占地面积，降低组件安装量。(4)根据场址地表条件、组件价格及背面增益效益，以度电成本最低为原则，通过技术经济比较确定是否采用双面组件。2.2.2光伏阵列运行方式选择原则(1)目前集中式并网光伏电站所采用的光伏阵列运行方式主要有最佳倾角 (全年发电量最大时的倾角)固定式、固定可调式、平单轴跟踪式、斜单轴跟踪式以及双轴跟踪式等。固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；固定可调式相比固定式，可调支架投资略高，需考虑一定的调节人工费用，发电量较固定式有一定的提高；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较最佳倾角固定式相比有较大的提高。因此，应从地形条件、占地面积、运行可靠性、设备价格、建成后维护费用、故障率以及发电效益等方面综合分析，选定适宜的光伏阵列的运行方式。(2)对采用自动跟踪式运行方式的光伏电站，应综合考虑目前自动跟踪运行方式的技术水平、造价成本关系以及工程管理水平等因素，经包括阵列阴影分析、运行同步性分析、发电量计算在内的多方案的技术经济比较，选定光伏电站的自动跟踪运行方案，确定跟踪系统旋转角度、斜单轴跟踪系统的倾角等参数。2.2.3逆变器选型原则(1)逆变器是将直流电能转变成交流电能的变流装置，是光伏发电系统中的重要部件。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，5公众号：资料小筑选用单台容量大的并网逆变器，可在一定程度上降低投资，减少维护工作量，并(2)对于地形起伏大、易发生前后排组件遮挡的项目，应选用组串式逆变器。对于地形起伏不大的项目，经技术经济比较后，可选用集中式或组串式逆变(3)逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的系统效率越高，系统总发电量损失越小。故在单台额定容量相同时，应选择转换效率高的逆变器。(4)逆变器转换效率包括最大效率和中国效率。中国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。光伏发电系统的输出功率是随太阳辐射强度不断变化的，因此应选用中国效率较大的逆变器。(5)逆变器的直流输入电压范围宽，可以将早晨和傍晚太阳辐照度较低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。同时，还可以使逆变器所配用的组件类型多样化。因此应选择直流输入电压范围较宽的逆变器。(6)太阳电池组件的输出功率随时变化，且具有非线性的特点，因此选择的逆变器应具备最大功率点跟踪功能，不论照、温度等因素如何变化，逆变器(7)光伏电站接入电网后，并胸点的谐波电压及总谐波电流分量应满足25年GB/T14549-1993《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。(8)并网逆变器应具有高、低电压穿越能力和耐受系统频率异常的能力，应满足GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求。号文件《国家能源局西北监管局关于开展西北电网新能源场站快速频率响应功能推广应用工作的批复》要求。(10)逆变器应具备1.1倍过载正常运行能力；其他过负荷情况下，逆变器需自动向太阳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6公众号：资料小筑(11)系统发生扰动后，在电网电压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(12)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。(13)逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到监控后台。(14)在海拔高度2000m及以上高原地区使用的逆变器，应采取降容使用措施，容量修正系数或降容曲线由设备厂家提供。2.2.4光伏阵列布置原则(1)光伏发电系统分层结构a)光伏组串由几个到几十个数量不等的光伏组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的光伏组件串联的最小单元称为光伏组串。b)光伏组串单元布置在一个固定支架上的所有光伏组串形成一个光伏组串单元。c)阵列逆变器组由若干个光伏组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。d)光伏子方阵由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个光伏子方阵。e)光伏阵列由一个或若干个光伏子方阵组合形成一个光伏阵列。(2)组件串并联数量a)光伏组件串联形成的组串，其最高输出电压不允许超过光伏组件自身最高允许系统电压，输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范b)光伏组件的串联数量选择应考虑逆变器的最佳输入电压、当地的太阳辐7公众号：资料小筑但与环境温度成反比，其变化规律并非简单的直线关系。另外，环境温度一般又与太阳辐射强度成正比。因此，分析光伏组件串联后的电压时，应根据光伏电站c)为降低直流损耗，串联后的光伏组串输出电压宜在满足第一条且接线方d)光伏组串的并联数量应考虑光伏电站所在地的太阳辐射条件、环境温度条件和其它气象条件(如大风、沙尘天气频率等)以及直流通路上的损耗对光伏阵列实际输出功率的影响。光伏阵列实际输出功率应与逆变器的直流侧最大输入功率相匹配。(3)容配比分析光伏发电系统容配比优化计算宜综合考虑项目的地理位置、地形条件、太阳能资源条件、组件选型、安装类型、布置方式、逆变器性能、建设成本、光伏方阵至逆变器或并网点的各项损耗、电网需求等因素，经过技术性和经济性比选后确定。根据项目建设目标和度电成本，确定最优的容配比。(4)组件最佳倾角选择及布置a)对于集中式并网光伏电站，如果采用固定式安装，则光伏组件的安装倾角应选择全年发电量最大时的倾角；如果采用固定可调式安装，则光伏组件的安装倾角应根据项目的调节难度、灾工费用、发电量变化等因素确认每年倾角调整的次数及时间段；如果采用平单轴自动跟踪式及斜单轴自动跟踪式安装，则支架转动轴的倾角不但应考虑全年发电量，还应考虑倾角过高引起的风荷载增加对支b)在进行光伏组串的在支架上的布置方式设计时，应进行多方案比较，综合考虑各项技术及经济指标，选择最优布置方式。c)光伏组件底边距地面应不小于0.3m;若场址区有洪涝危害，组件底边距最高洪涝水位应不小于0.2m,组件引出线距最高洪涝水位应不小于0.3m。d)对于采取“农光互补”、“牧光互补”、“林组件距地高度应满足政府对“光伏+”项目的具体要求及农牧养殖等的需求。(5)子方阵容量选择a)并网光伏电站光伏子方阵的容量选择主要取决于选定逆变器的类型、光8公众号：资料小筑伏阵列的布置条件，公共电网对光伏电站的电能质量要求、交、直流电缆用量及交、直流损耗的大小以及必须的辅助设备的数量。对不同的阵列安装运行方式，应通过技术经济分析，综合考虑各种子方阵容量在以上几个方面的差别，确定最适合该运行方式的子方阵的最佳设计容量。(6)光伏阵列布置a)为降低直流损耗，箱变或逆变升压一体化设备一般应布置在各子方阵的中间部位。如用地条件限制，也应以各光伏支架单元到箱变或逆变升压一体化设b)光伏支架单元的布置必须考虑前、后排及周围的阴影遮挡问题。应通过计算确定阵列支架单元行、列间的距离或光伏阵列与建筑物的距离。一般原则是：冬至日当天早晨9:00(真太阳时)至下午15:00(真太阳时)的时间c)采用自动跟踪运行方式的光伏阵列的布置，应首先分析计算单个跟踪系统转动到最大角度位置时的阴影遮挡情况，再分析成行、列布置的跟踪系统相互之间的阴影遮挡情况，还应适当考虑地形因素的影响，保证光伏阵列在第二条所d)对山地布置或地形坡度较大的场地，应考虑阵列中光伏支架单元东西方向高度变化所引起的阴影遮挡，并在设计中采取针对性措施。e)光伏阵列的布置，还应考虑施工安装、运行维护的便利性等其它因素。(7)光伏区围栏光伏区围栏采用高度不小于1.8m的钢丝网围栏，围栏基础间距不小于3m,围栏框架采用30mm×20mm×2.5mm的矩形管，网孔规格160mm×80mm×2.5mm,端角立柱采用外径60mm,中间立柱采用外径48mm,立柱表面除锈后先喷涂金属防锈漆两道，再喷涂绿色金属调和漆，围栏表面除锈后先喷涂金属防锈漆两道，再喷涂白色金属调和漆。围栏顶部300mm范围内可采用竖直或倾斜的结构形式。光伏区应设置单独的进场大门，根据实际情况可设置手动或电动伸缩大门，宽度不小于4m。(8)场平考虑环境保护及降低度电成本的要求，光伏阵列区采用随坡就势的原则进行9公众号：资料小筑布置，尽量不场平。升压站及管理区可根据实际需要进行场平，场平时在满足使2.3结构设计(1)设计基本参数设计参数的准确是保证结构安全、稳定、经济、合理的前提，本典型设计光表2.3.1固定式支架主要设计参数表(根据总图布置调整)序号名称参数备注1光伏组件串长度2组件排布方式2行13列竖向布置3组件最佳倾角4组件距地最小距离5基本风压重现期R=50年，支架设计按25年一遇修正6基本雪压7光伏组件自重(2)支架主要材料钢材：主要采用冷弯薄壁型钢、材料应具有钢厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。钢材可根据支架特点选用传统热浸镀锌支架或镀镁铝锌高强钢支架，镀锌应满足现行国家规范相应要求。采用热浸镀锌防腐工艺，镀锌层平均厚度不小于65um,光伏支架所有部件均应采用可靠防腐措施，满足25年内安全使用的要求。钢板主要采用Q235-B钢和Q355-B;螺栓：檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级不低于4.8级。组件安装螺栓可根据环境特点选用不锈钢螺栓或普通镀锌防腐螺栓。(3)支架荷载组合由于光伏组件支架及基础自重较小，支架设计时风荷载起控制作用，因此影响支架系统整体稳定的主要荷载为风荷载。支架受力计算主要考虑荷载：自重荷公众号：资料小筑载、风荷载、雪荷载和检修荷载。荷载组合及荷载组合分项系数按《建筑结构荷支架强度设计采用基本组合：1.2恒荷载+1.4风荷载；支架变形设计采用标准组合：1.0恒荷载+1.0风荷载。(4)支架设计方案支架应合理选择布置形式以保证整体支架受力协调，避免应力集中；各杆件应根据计算受力大小选取适宜截面，在保证各杆件强度充分利用的前提下尽量节省钢材；横梁与立柱连接节点处宜采用可增强结构整体协调变形能力的铰接连接。(5)支架结构布置光伏支架主要由立柱、横梁、斜撑及檩条组成，根据光伏组件的排布方式。立柱、横梁及斜撑组成横向抗侧力体系，纵向通过檩条连接。每个组串由多榀均匀分布的横向抗侧力体系组成。支架立柱下端与基础顶部采用预埋螺栓或可靠连接。上端与横梁通过螺栓铰接，横梁与立柱之间通过斜撑铰接。在横梁上，按照光伏组件背面安装螺栓孔的间距布置檩条，檩条底面与横梁采用螺栓连接，檩条顶面与光伏组件宜采用螺栓连接，具体应根据最终招标确定的光伏组件规格合理选用，所有连接螺栓配两平一弹垫片，应确保连接的可靠性。本典型设计固定式支架主要采用双面组件，考虑双面组件背面影响和当地“牧光互补”复合光伏政策，组件离地高度不小于1.5m,固定式支架每个光伏组串支架单元由26块组件组成，光伏组件采用竖向布置，2行13列排布方式，单个光伏组件串东西长15.08m。基础东西向间距约4.3m,单套支架由8个桩基(6)支架受力计算支架在各种荷载作用下应满足规范对钢结构强度、刚度及稳定性的要求。设计主要控制参数：受压构件容许长细比180受拉构件容许长细比300梁的挠度L/250柱顶位移1/60支架与基础为刚接，立柱与横梁、斜撑与横梁、斜撑与立柱、斜梁与檩条之(7)组串逆变器或汇流箱安装支架公众号：资料小筑组串逆变器或汇流箱设备支架可安装在支架后立柱上，采用抱箍固定横梁与立柱，设备与横梁采用螺栓固定，安装位置根据电气设计确定。(1)设计基本参数设计参数的准确是保证结构安全、稳定、经济、合理的前提，本典型设计光表2.3.2固定可调式支架主要设计参数表(根据总图布置调整)序号名称参数备注1光伏组件串长度2光伏组件排布方式2行26列竖向布置3组件调节倾角4组件距地最小距离倾角50°时5基本风压重现期R=50年，支架设计按25年一遇修正6基本雪压7光伏组件自重(2)支架主要材料钢材：主要采用冷弯薄壁型钢材料应具有钢厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。钢材可根据支架特点选用传统热浸镀锌支架或镀镁铝锌高强钢支架，镀锌应满足现行国家规范相应要求。采用热浸镀锌防腐工艺，镀锌层平均厚度不小于65um,光伏支架所有部件均应采用可靠防腐措施，满足25年内安全使用的要求。螺栓：檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级不低于4.8级。组件安装螺栓可根据环境特点选用不锈钢螺栓或普通镀锌防腐螺栓。(3)支架荷载组合由于光伏组件支架及基础自重较小，支架设计时风荷载起控制作用因此影响支架系统整体稳定的主要荷载为风荷载。支架受力计算主要考虑荷载：自重荷载、风荷载、雪荷载和检修荷载。荷载组合及荷载组合分项系数按《建筑结构荷微信号：7698356公众号：资料小筑支架变形设计采用标准组合：1.0恒荷载+1.0风荷载；(4)支架设计方案支架应合理选择布置形式以保证整体支架受力协调，避免应力集中；各杆件应根据计算受力大小选取适宜截面，在保证各杆件强度充分利用的前提下尽量节省钢材；横梁与立柱连接节点处宜采用可增强结构整体协调变形能力的铰接连接。(5)固定可调支架结构布置固定可调支架主要由立柱、斜梁、斜撑以及调节机构组成，根据光伏组件的排布方式，支架结构上部设置有檩条，檩条与组件采用螺栓连接。立柱与基础采用螺栓连接，所有连接螺栓配两平一弹垫片。固定可调支架方案每个光伏组串支架单元由52块组件组成，光伏组件采用竖向布置，2行26列排布方式，单个光伏组件串东西长30.20m。基础东西向间距约4.6m,单套支架由7个单排桩基础构成。本典型设计固定可调式支架组件调整到50°倾角时，组件离地高度不小于1.2m,满足当地复合光伏项目政策要求。(6)固定可调支架技术要求光伏支架采用固定可调方案，支架调节方式应避免采用“手搬上抬”和“插销”等调节方式，采用该方式调节过程需要多人一起人工抬高整个支架和组件，操作难度较大效率较低且调节受力不均有可能造成双面组件破坏。推荐固定可调支架采用单人可以便捷调节的端部手摇或电动式“千斤顶”调节方式，其中电动调节工具无需引入外来电源，只需小型蓄电池即可满足调节电源需要，电动调节工具和小型蓄电池可放置于单个工具背包，单人即可方便携带。该方式只需单人操作，调节过程中采用多点支撑同步受力，调节过程中对支架和组件的受力均匀固定可调支架应具有较高的调节效率和安全可靠性。(7)支架受力计算支架在各种荷载作用下应满足规范对钢结构强度、刚度及稳定性的要求。设计主要控制参数：受压构件容许长细比180受拉构件容许长细比300梁的挠度L/250扫码查看更多内容柱顶位移1/60支架与基础为刚接，立柱与横梁、斜撑与横梁、斜撑与立柱、斜梁与檩条之(8)组串逆变器或汇流箱安装支架组串逆变器或汇流箱设备支架可安装在支架后立柱上，采用抱箍固定横梁与立柱，设备与横梁采用螺栓固定，安装位置根据电气设计确定。2.3.3跟踪式支架设计(1)设计基本参数设计参数的准确是保证结构安全、稳定、经济、合理的前提，本典型设计光表2.3.3平单轴跟踪支架主要设计参数表(根据总图布置调整)序号名称参数备注1光伏组件串长度2组件排布方式1行31列竖向布置3组件倾角任50°跟踪范围4组件距地最小距离最大倾角时5基本风压重现期R=50年，支架设计按25年一遇修正6基本雪压7光伏组件自重(2)支架主要材料钢材：主要采用冷弯薄壁型钢、材料应具有钢厂出具的质量证明书或检验报告；其化学成分、力学性能和其他质量要求必须符合国家现行标准规定。钢材可根据支架特点选用传统热浸镀锌支架或镀镁铝锌高强钢支架，镀锌应满足现行国家规范相应要求。采用热浸镀锌防腐工艺，镀锌层平均厚度不小于65um,光伏支架所有部件均应采用可靠防腐措施，满足25年内安全使用的要求。钢板主要采用Q235-B钢和Q355-B;焊条：E43和E55;螺栓：檩条、支撑的连接采用普通螺栓，性能等级不低于4.8级。组件安装螺栓可根据环境特点选用不锈钢螺栓或普通镀锌防腐螺栓。(3)支架荷载组合公众号：资料小筑由于光伏组件支架及基础自重较小，支架设计时风荷载起控制作用，因此影响支架系统整体稳定的主要荷载为风荷载。支架受力计算主要考虑荷载：自重荷载、风荷载、雪荷载和检修荷载。荷载组合及荷载组合分项系数按《建筑结构荷支架强度设计采用基本组合：1.2恒荷载+1.4风荷载；支架变形设计采用标准组合：1.0恒荷载+1.0风荷载；(4)支架设计方案支架应合理选择布置形式以保证整体支架受力协调，避免应力集中；各杆件应根据计算受力大小选取适宜截面，在保证各杆件强度充分利用的前提下尽量节省钢材；横梁与立柱连接节点处宜采用可增强结构整体协调变形能力的铰接连接。(5)平单轴跟踪支架结构布置固平单轴跟踪支架要求跟踪支架旋转到±50度时组件最低处离地高度不小当平单轴跟踪支架采用双面组件590Wp,每排光伏组串支架单元由31块组件组成，光伏组件采用竖向布置，每组采用1行31列排布方式，单排光伏组件串南北长约41.73m。单排支架由8个桩基础构成，基础间距约6.4m,采用单排(6)平单轴跟踪支架技术要求a)系统具备东西方向±50°内跟踪角度。b)由于平单轴系统属于长期转动类机构，传动机构间长期摩擦容易出现磨损，锈蚀等问题，影响跟踪角度精度及系统使用寿命，主要传动部位采用具有耐磨耐腐蚀耐老化的新型材料，无需添加润滑剂。c)系统具备一定复杂地形适应性，可以适应10%以内的坡度。d)支架要有能有效防止组件的过大变形，防止组件隐裂，减少组件背杆件遮挡面积，提升系统发电效率的功能；e)转动部位应采用专用轴承，禁止采用螺栓、销轴等方式。(7)支架受力计算支架在各种荷载作用下应满足规范对钢结构强度、刚度及稳定性的要求。设计主要控制参数：受压构件容许长细比180受拉构件容许长细比300公众号：资料小筑梁的挠度L/250柱顶位移1/60支架与基础为刚接，立柱与横梁、斜撑与横梁、斜撑与立柱、斜梁与檩条之(8)组串逆变器或汇流箱安装支架组串逆变器或汇流箱设备支架可安装在支架后立柱上，采用抱箍固定横梁与立柱，设备与横梁采用螺栓固定，安装位置根据电气设计确定。2.3.4支架基础设计(1)基础型式根据目前光伏发电工程建设经验，主要采用的基础类型有钢筋混凝土独立基础、条形基础、普通桩基础(包括钢筋混凝土钻孔灌注桩和螺旋钢桩)和预应力混凝土管桩等，各种类型基础特点如下：a)钢筋混凝土独立基础，是最早采用也是通用于各种地质地形的支架基础形式，一根钢立柱下一个，由底部扩大基础及其上一定长度的短柱组成，内部构造配筋。其形式简单，技术成熟，但是其工程量大，人工多，施工周期长，对西部地区脆弱的生态环境破坏较大，县易造成施工现场扬尘，目前较少使用。b)钢筋混凝土条形基础钢筋混凝土条形基础一般直接放在地表或浅埋，钢支架前后立柱均生根于其上，基本上靠混凝土自重平衡风荷载作用下产生的上拔力，内部配置一定数量钢筋。其形式简单，施工方便，但工程量大，人工多，混凝土用量较大，需要大规模支模养护成本较大，目前较少使用。c)螺旋钢桩基础螺旋钢桩基础，施工快捷，无土方开挖量，但基础用钢量较大，对基础施工垂直度要求较高且需要专门的施工机械。钢桩地下部分遇到腐蚀环境介质容易产生腐蚀，影响结构安全性，场址区地基土存在坚硬土层对钢结构镀锌层具有一定的破坏性，容易产生腐蚀性，具有腐蚀性或地质土层较为坚硬不适合直接采用螺d)预应力混凝土管桩采用预应力混凝土管桩基础，基础施工采用机械设备静压入土方式，施工便公众号：资料小筑捷，无需混凝土浇筑和支模养护，可节省工期基础施工效率较高，但当土层含有坚硬土层如砾石层或卵石层时压桩困难整体造价相对较高，对施工打桩控制精度要求较高，场址区存在坚硬土层条件下不适合大规模采用预应力混凝土管桩基础，预制管桩静压打桩整体施工难度较大。e)混凝土灌注桩基础钢筋混凝土灌注桩基础，成孔较为方便，混凝土和钢筋用量小，钻孔孔径较小对戈壁环境地表原有植被破坏较小，施工快捷，既能满足稳定的要求又经济实用，为目前光伏电站支架基础的首选型式，采用灌注桩基础需要绑扎钢筋笼，对预埋螺栓准确定位后进行现场浇筑，浇筑后再进行养护，施工浇筑工序相对复杂，根据目前大量光伏电站的实际应用情况，目前的施工工艺和浇筑措施可满足光伏支架对基础施工质量的控制要求，目前使用较多。微孔灌注桩基础，基础施工无需绑扎钢筋笼节省人工，孔径一般在180mm~220mm,主要采用上部钢管底部焊接钢筋形式，基础施工对高程控制要求较低，基础混凝土用量较少，由于支架立柱与基础采用对穿螺栓连接方式，高度方向具备调节能力，安装方便快捷，目前应用较为广泛。基础入土部分采用混凝土保护，基础钢材无腐蚀风险。(2)基础方案选择本典型设计涉及的场址区生态环境脆弱，从环保、进度、造价、现场地质条件以及实际应用情况等多方面因素考虑，并充分考虑施工周期和造价等因素，对于固定式支架多采用前后双排基础方案或单排基础方案，对于前后双排基础方案一般采用混凝土灌注桩基础、微孔灌注桩基础或螺旋钢桩基础。对于单排基础方案一般多采用混凝土灌注桩基础或预应力管桩基础。对于固定可调支架采用单排基础方案，一般可采用混凝土灌注桩基础或预应力管桩基础。对于平单轴跟踪支架采用单排基础方案，一般可采用混凝土灌注桩基础或预应力管桩基础。最终的桩长及桩型应结合详勘、试桩结果以及钻孔成孔难易程度等因素综合优化调整。公众号：资料小筑2.4光伏区总图及土建(1)设计依据《厂矿道路设计规范》(GBJ22-87)《防洪标准》(GB50201-2014)《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)《光伏发电站工程项目用地控制指标》国土资规〔2015〕11号(2)总平面布置总平面布置应根据生产工艺、防洪、运行检修、消防、环境保护等方面的要求，按最终的装机规模对电站进行统筹安排、合理布置、实现工艺流程顺畅、检修维护方便、便于组件清洗。光伏电站的用地总体指标及光伏阵列建设用地指标均应满足《光伏发电站工程项目用地控制指标》中的指标要求。总平面的布置应结合地形及地貌进行，鲜应减少对场地进行土方平整。适宜人员生活。总布置要满足便于扩建的要求。在有冲沟的地区，总布置应避开冲沟。临水地区应满足防洪防涝要求。(1)设计原则道路布设先明确对外交通的通行情况及应采取的的措施。光伏电场道路设计以满足消防、检修维护和巡视需要为主要目的。设计应充分利用布置太阳能电池板矩阵之间的有效距离和现有乡村道路，作为场区道路，以减少场区的用地。(2)路线设计1)路线平面设计场内道路施工期路基宽度4.0m,路面宽度3.0m,检修期改建为3.0m宽检修公众号：资料小筑道路。平面线形设计考虑了各种因素，灵活运用直线、圆曲线两种线形要素，力求线形均衡协调，根据《公路路线设计规范》(JTGD20-2017),场内道路最小平曲线半径为15m,对于局部转弯半径不足15m处，进行弯道加宽改造处理。2)路线纵断面设计纵断面设计中尽量考虑纵坡的均衡性以及平面和纵面线形的协调与配合，以获得圆滑舒顺的立体线形，同时结合电池板设置标高、地形及已建成道路高程为控制点。场内道路纵断面最大纵坡应不大于20%。(3)路基设计根据沿线自然条件、工程地质条件和筑路材料的分布情况，依据交通部部颁《公路工程技术标准》(JTGB01-2014)、《公路路基设计规范》(JTGD30-2015)以及外业勘察调查资料进行设计。选择适宜的路基断面形式、边坡坡度及防护措施，以保证道路使用时路基具有足够的强度、稳定性和耐久性。路基应能承受交通荷载的作用，具有足够的强度、稳定性和耐久性；路基设计应因地制宜，就地取材，移挖作填。路基设计时根据沿线地质、地形、水文、气候和筑路材料等条件，结合施工表2.4.1路基压实度要求挖填类别零填及挖方填方路床顶面以下深度(m)路基压实度(4)路面设计根据场区沿线的气候、水文、地质、筑路材料分布特征、路基稳定性因素以及当地多年来公路建设尤其是路面结构设计方面经验，路面设计依据项目的实际情况(自然区划、交通量、气候环境等),遵循因地制宜、合理选材、便于施工、利于养护、节约投资并符合路面强度和稳定性、平整度等要求的原则，综合考虑公众号：资料小筑(A)路面结构Ⅱ-1型为：该路面结构适用于：场内施工道路路段。(B)路面结构Ⅱ-2型为：基层：20cm天然级配砂砾石该路面结构适用于：过水路段。(B)路面结构Ⅱ-3型为：基层：无该路面结构适用于：场内检修道路路段。(5)排水及防护工程设计场内道路担负施工期交通运输和运行期检修通行要求，其特点是等级较低 (为等外道路),交通量小但使用年限较长，根据上述特点，目前场内道路防洪采用5年的设防标准，在挖方边坡侧设置混凝上边沟排水，在沟渠处设置圆管涵，(6)沿线设施道路铁路平面相交时，交叉角宜为正交；必须斜交时，交叉角应大于45°且道口应符合侧向了望视距的规定。道路与铁路相邻时，铁路与道路用地界相距不镇土地利用总体规划中农业耕作机械需求，必要时应结合规划对农业机耕道作适当调整或归并。架空送电线路与道路相交叉时宜为正交，必须斜交时应大于45°;架空送电线路跨越道路时，送电线路导线与道路交叉处距路面的最小垂直距离，须符合相应送电线路标称电压规定的要求。视距不良、急弯、陡坡等路段应设置路面标线及必需的视线诱导标；路侧有悬崖、深谷、深沟等路段应设置路侧护栏。2.4.3土建设计(1)箱变或逆变升压一体化设备基础方案一公众号：资料小筑本方案户外设备主要有箱变设备基础或逆变升压一体化设备基础，设备基础埋深约1.5m,基础顶面高出地面0.3m~0.5m。基础采用C30混凝土条形基础，基础底部设置素混凝土垫层，设备周边设置档油坎，进行100%满储，设备基础应根据最终确定设备参数设置下人检修孔等方便后期运维维护。(2)箱变或逆变升压一体化设备基础方案二本方案户外设备主要有箱变设备基础或逆变升压一体化设备基础，考虑施工效率及便捷性，推荐设备基础采用预制钢制平台或混凝土平台，由工厂标准化生产现场拼接组装或采用现场浇筑，具体根据现场施工工期及季节气候条件合理选择，推荐基础方案采用混凝土灌注桩基础，桩顶高处地面约1m,设备平台周边设置积油坑，进行100%满储，设备平台周围设置保护护栏和钢制爬梯方便检修(3)户外构筑物所有构筑物基础均为现浇钢筋混凝土基础，混凝土标号不低于C30。钢结构构件防腐处理均采用热镀锌，钢梁采用螺栓或焊接连接。所有设备基础应结合项目现有地质情况，根据GB50046-2018《工业建筑防腐蚀设计标准》进行基础防护处理。(4)集电线路敷设方案发电区内电缆主要采用直埋方式敷设。埋设深度在冻土层以下，电缆沟开挖到设计标高后，先铺设细砂或细土，按电气要求敷设电缆后再铺设细砂或细土，然后盖砖，过路时均设保护套管，最后按现行国家规范进行回填压实。2.4.4消防设计光伏区各箱变或逆变升压一体化设备区域设置1台的推车式磷酸铵盐灭火器(MFT/ABC50)和1台消防砂箱。2.5阵列区电气设计(1)GB50797-2012《光伏发电站设计规范》公众号：资料小筑(2)GB50794-2012《光伏发电站施工规范》(3)GB50796-2012《光伏发电工程验收规范》公众号：资料小筑(4)GB50217-2018《电力工程电缆设计标准》(5)GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》(6)GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》(7)GB/T11032-2020《交流无间隙金属氧化物避雷器》(8)GB/T32512-2016《光伏发电站防雷技术要求》(9)GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》(10)GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》(11)GB/T17468-2019《电力变压器选用导则》(12)GB17467-2020《高压/低压预装式变电站》(13)NB/T10128-2019《光伏发电工程电气设计规范》(14)NB/T32045-2018《光伏发电站直流发电系统设计规范》(15)DL/T1364-2014《光伏发电站防雷技术规程》(16)DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(17)Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》2.5.2直流汇流箱设计直流汇流箱仅在采用集中式逆变器方案的项目使用，汇流箱的设计主要考虑以下因素：(1)为便于采购和施工，每3.125MW方阵汇流箱规格不宜太多，推荐选用1种规格汇流箱，即24路进线1路出线汇流箱。(2)汇流箱应具有隔离短路故障功能。直流电池组串采用光伏专用直流熔断器保护，熔断器额定电流In≥1.56Isc,通常熔断器额定电流取为计算值以上最接近计算电流的规格；额定电压不小于电池组串当地最低温度时的开路电压Voc。需根据所选电池组件参数结合当地气象条件进行核算选型。如采用单晶硅540Wp(182尺寸硅片)规格电池组件Isc=13.85A时，则直流熔断器额定电流为25A,额定电压1500Vdc;如采用单晶硅660Wp(210尺寸硅片)规格电池组件Isc=18.45A时，则直流熔断器额定电流为30A,额定电压1500Vdc。电池组串采用的直流电缆载流量应不小于保护熔断器的额定电流。(3)汇流箱出口侧采用光伏专用直流断路器或直流负荷开关进行隔离，其额定电流应满足nlmax≤KIn<1.56nIsc,n为汇流路数。额定电流取计算值以下的最大的额定电流规格。汇流箱的输出侧采用的直流电缆载流量应不小于直流断路Isc—STC条件下的电池组串短路电流；Imax—STC条件下的电池组串最佳工作点电流。K—考虑环境温度和海拔高度的断路器工作电流降容系数(4)配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能。防雷器持续运行电压为1500Vdc,标称放电电流为20kA,最大放电电流40kA。(5)汇流箱内配有监测装置，可以实时监测并上传每路电池组串的直流电流、输出总电流、母线电压及总输出功率，直流断路器位置或负荷开关的位置状态及故障状态、直流防雷器状态及电池组串异常报警等。具有RS485通讯口，传送距离不小于1000m,可以与子方阵数据彩集装置通讯。汇流箱测控装置电源取自电池组串，不外接电源。(6)汇流箱接线应便于固定安装·挂式安装于太阳电池组件支架上，箱底距地不低于0.8m。若场址区有洪涝危害，汇流箱底距最高洪涝水位应不小于0.3m。(7)防护等级不低于IP54。汇流箱的位置应根据电池阵列实际布置情况排布，并考虑减少直流电缆、降低直流损耗、降低施工难度等因素。通常3.125MW子方阵分成12～14个汇流区，汇流箱布置于各个汇流区的中间位置，避免暴晒，尽量布置在一条南北向的直线2.5.2.3汇流箱电气系统图直流防雷汇流箱电气原理图见附图GNQHDS-Y1-01。微信号：7698356扫码查看更多内容2.5.3升压箱变设计原则升压设备采用户外布置、具有体积小、安装方便、少维护等特点的箱式变电站，目前常用的箱变有美式箱变及欧式箱变两种。35kV短路电流水平：31.5kA,低压侧短路电流水平：50kA。在具体工程设计时应根据相关条件进行短路电流计算，并根据短路电流计算结果进行设备选择本典型设计按海拔1000m以下，电气设备的抗震烈度为VI度进行设计。在海拔1000m以上时应按相关国家标准进行修正。形式型号相数频率线圈联接组别空载损耗噪声水平无励磁调压≤55dB(距外壳1m处)中性点不接地b)35kV电气设备本典型设计中推荐采用熔断器对变压器进行内部故障保护。美式箱变高压侧采用熔断器与负荷开关串联，负荷开关用于通断负荷电流可开断变压器空载电流，公众号：资料小筑熔断用于开断短路电流。欧式箱变采用负荷开关+熔断器组合电器，熔断器单相熔断时由负荷开关配合动作，在熔断器撞击器作用下脱扣，完成三相电路开断，该负荷开关必须能进行电动操作。本典型设计中，箱变高压侧35kV开关设备具体参数如下：1)美式箱变高压侧设备高压负荷开关技术参数：名称：型式：额定电压：频率：负荷开关额定电流：额定短时耐受电流：额定峰值耐受电流：额定短时工频耐压：雷电冲击耐压：额定电流开断次数：机械寿命：操作方式：高压熔断器技术参数名称：额定电压：熔断器额定电流：额定短路开断电流：2)欧式箱变高压侧设备①高压负荷开关(带电动操作机构)型式：额定电压：频率：额定电流：两位置高压负荷开关油浸式≥200次2000次手动插入式全范围保护熔断器负荷开关-熔断器组合电器充气式公众号：资料小筑额定短时耐受电流和时间：25kA/4s额定峰值耐受电流：63kA额定短时工频耐压：110kV额定电流开断次数：≥200次操作方式：手动/电动②高压熔断器(带撞击器)额定短路开断电流：31.5kAc)箱变低压侧框架断路器选择型式：框架式断路器(低温型)额定极限短路分断能力：≥50kA额定运行短路分断能力：≥50kA电气寿命：≥5000次机械寿命：≥10000次操作方式：手动和电动c)箱变低压侧塑壳断路器选择额定电压：额定电流：壳架等级：额定开断电流：数量：公众号：资料小筑表2.5.1表5.4辅助变压器选型及主要技术参数表技术参数辅助变压器型式额定容量电压比调压方式采用固定分接头冷却方式自冷式(3)过电压保护设备a)35kV侧避雷器主要技术参数额定电压持续运行电压标称放电电流操作冲击电流残压雷电冲击电流残压陡波冲击残压直流1mA参考电压b)0.8kV侧浪涌保护器主要技术参数 (峰值)(1)箱变的保护箱变高压侧装设熔断器作短路保护；箱变应配有高温报警和超温跳闸等非电量保护，作用于跳低压开关和发信号；箱变低压侧装设断路器，带有长延时、短延时、瞬时过电流保护，作用于跳闸或发信号。(2)箱变的监控公众号：资料小筑可以具有控制功能。箱变的遥控、遥信、遥测信号宜采用I/O无源接点和交/直流采样方式送入箱变自带箱变保护测控装置，经通信网络将数据上传至电站集中计遥信量：高低压负荷开关分/合位、低压断路器关分/合位、箱变门开位、开信号，并预留有直流开关柜断路器合位、断路器故障和避雷器故障信号开入点。遥测量：变压器绕组温度(4mA～20mA)、低压侧三相电流(交流量)、低压侧三相电压(交流量),并预留有电池组件温度信息输入点。5.4.2箱变布置箱变应结合光伏阵列、汇流箱(或组串式逆变器)、集电线路、道路布置情况及运行维护等要求确定布置位置，宜布置在光伏阵列中心且靠近主通道。5.4.3箱变电气系统图箱变电气系统图见附图GNQHDS-Y1-2.5.4集电线路典型设计集电线路设计时遵循的原则有：因地制宜，缆线结合，做到技术先进、经济合理、安全适用、便于施工和维护。光伏电站中集电线路分为高压集电线路、阵列区集电线路和通讯电缆线路三1)阵列区电缆选型时应在控制电缆损耗的同时尽量减少电缆用量。2)对于集中式逆变器，连接光伏组件串、直流汇流箱和逆变器直流侧的直流电缆最大压降在标准测试条件下不宜超过2.0%,且各组串的压降宜一致。3)对于组串式逆变器，连接光伏组件串和逆变器直流侧的直流电缆最大压降在标准测试条件下不宜超过1.0%;连接组串式逆变器和变压器低压侧交流电缆公众号：资料小筑扫码查看更多内容最大压降不宜超过1.0%。3)直流汇流箱出口至逆变器间直流电缆推荐采用双芯电缆，组串逆变器出口至变压器低压侧交流电缆推荐采用三芯电缆。经技术经济比较后可选用铜芯电缆或铝合金电缆，电缆截面可根据输送距离、额定电流及压降限制等因素选择。汇流箱或逆变器电缆连接孔应与电缆规格匹配，且应保证电缆线芯分开后接线方便，易于施工。4)组串出线电缆敷设推荐采用架空敷设和埋地相结合的方式。横向敷设时采用沿组件支架架空方式，在相邻组串缝隙处穿管保护；纵向敷设时采用埋地方式，在出入地及直埋处穿管保护。采用跟踪支架或固定可调支架时注意相邻组串5)汇流箱或逆变器出线电缆采用直埋敷设，电缆埋深应该根据当地土壤冻胀性及相关国家标准确定，电缆走向应明晰简短且尽量同路径以减少开挖量。(1)各子方阵间通信线路1)每个光伏发电子系统的计算机监控系统宜采用光纤环网拓扑结构，监控范围为每个光伏发电子系统内的逆变器、汇流箱、35kV升压箱式变电站。2)场内通信线路路径与敷设方式与集电线路相同，当集电线路采用架空线路时，宜采用ADSS自承式光缆线路，与架空线同杆架设；当集电线路为电缆线路时，采用直埋型光缆，与电缆线路尽量同路径敷设。3)根据集电线路路径将发电子系统分成若干组，每组利用纤芯形成独立的光纤环网接入集中监控系统，光缆宜选用单模光缆。(2)子方阵内通信线路1)每个子方阵内若干个汇流箱采用串行连接，同一串行连接的汇流箱距箱变附近数据采集装置最远距离不应超过其最大传输距离，通常为250m。2)每个子方阵内汇流箱间通讯电缆宜采用直埋敷设，尽量与直流汇流电缆同路径，埋深与直流电缆相同，且应满足相互间距要求。3)采用组串式逆变器时，逆变器可选择电力载波通讯方式。公众号：资料小筑2.5.4.4高压集电线路(全电缆线路方案)高压集电线路方案需根据电站容量、接入系统电压等级及电站布置等因素进1)全电缆方案适用于架空线路方案造价较高的区域或当地政府规划部门限2)集电线路电压等级。集电线路的电压等级应综合考虑接入系统要求及电站装机容量、线损、压降、造价，经技术经济比较确定，本典型设计集电线路采3)集电线路回路数。确定每回集电线路输送的容量应考虑三方面因素：第一，电压等级；第二，极限输送容量；第三，阵列实际布置，尽量确保集电线路走向明晰；第四，单回集电线路故障时对整个电站及电网的影响。综合考虑上述4)电缆采用直埋敷设及电缆沟敷设方式，电缆埋深应该根据当地土壤冻胀性及相关国家标准确定，光缆应尽可能与电缆同路径，需满足相互间距要求；电5)电缆额定电压采用26/35kV。6)直埋电缆绝缘型式宜选用交联聚乙烯绝缘型式；年最低温度在-15℃以下7)电缆导体允许最小截面的选择，应同时满足载流量和通过系统最大短路8)经技术经济比较后可选用铜芯电缆或铝合金电缆。9)电缆载流量的计算应考虑不同地温、不同土壤热阻系数和直埋多根并行敷设时载流量校正系数。2.5.4.5高压集电线路(架空线路方案)(1)概述本典型设计适用于青海海拔高程为2500m及以上地区，范围自光伏厂区微信号：7698356公众号：资料小筑35kV箱变起，至升压站(开关站)进线柜。(2)规范依据及验收规范66kV及以下架空电力线路设计规范电气装置安装工程接地装置施工及验收规范电力工程电缆设计标准电气装置安装工程66kV及以下架空电力线路施工交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范交流电气装置的接地设计规范混凝土结构设计规范混凝土结构工程施工质量验收规范圆线同心绞架空导线交流电气装置的过电压保护和绝缘配合架空输电线路杆塔结构设计技术规定架空送电线路基础设计规定输电线路用绝缘子污秽外绝缘的高海拔修正镀锌钢绞线国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)2011.12电力金具手册2010年4月第三版(3)路径选择集电电路应根据线路通道并结合光伏场址布局，统一预留线路通道。集电线路回路数：根据场址布局，并考虑节约线路走廊，推荐每回输送容量不小于25MW。架空线路终端塔采用电缆直埋方式进入电缆沟，分别敷设至光伏电站35kV(4)设计气象条件气象组合条件公众号：资料小筑大气温度(℃)最高最低覆冰最大风安装雷电过电压操作过电压年平均气温风速(m/s)最大风覆冰安装雷电过电压操作过电压覆冰厚度(mm)冰的密度(g/mm²)(5)导、地线及电力电缆选择1)导线、地线根据导线经济输送容量，集电线路导线可考虑选择JL/G1A-240/30导线、其中输送容量在27MW及以下的可采用JL/G1A-240/30导线，27MW~40MW本典型设计全线架设地线，地线采用一根24芯光纤复合架空地线(OPGW)表2.5.3导线特性项目1电线型号2结构铝合金(根数/直径)钢(根数/直径)3计算截面积(mm²)4计算外径(mm)5计算重量(kg/m)6计算拉断力(N)7直流电阻(2/km)8弹性系数(MPa)9安全系数88最大使用张力(N)注：导线最大使用张力的确定：按《铝绞线及钢芯铝绞线》(GB1179-83),按安全系数3计算，试验保证拉断力是计算拉断力的95%。公众号：资料小筑序号项目参数12承载截面积(mm²)3光缆直径D(mm)45额定抗拉强度(N)6拉重比(km)7弹性模量(MPa)8热膨胀系数(1/℃)9直流电阻(Q/km)最小弯曲半径(mm)光纤应不受力注：地线的最大使用张力确定：按安全系数3.5计算。2)导线防振导地线设计平均运行张力上限不小于导线拉断力的25%。根据绝缘子串可采用FXBW4-35/120型复合绝缘子或5片XWP-100BP/146型瓷绝缘不应小于1.5。微信号：7698356公众号：资料小筑扫码查看更多内容35kV架空线路全线架设架空防雷地线，架空地线采用OPGW复合光缆。导线与地线在档距中央的距离应符合下式要求：所有架设防雷地线的电杆和安装避雷器的门型构架均需要埋设接地装置，终端杆接地网应与两端变电站接地网连接。接地电阻值要求见表2.5.5。表2.5.5接地电阻最大值100及以下100至500500至10001000至20002000以上工频接地电阻(Ω)接地引下连线采用φ14镀铜(锌)圆钢。接地埋深应大于冻土层深度。35kV架空线路对地距离及交叉跨越要求如下：导线与地面的最小距离，应不小于6m;线路与10kV或35KV线路交叉跨越时，导线间最小垂直距离不小于3m,导线与山坡、峭壁、岩石之间的最小距离不小于5m.本线路钻越110kV、220kV、330kV时，导线间最小垂直距离分别不小于3m、4m、5m。(7)空气间隙线路带电部分与杆塔构件(包括塔身、横担、脚钉)的空气间隙，应满足雷电过电压、内过电压、运行电压的要求，依据GB50061-2010,本典型设计的最表2.5.6最小空气间隙表运行情况大气过电压(m)内部过电压(m)运行电压(m)标准值(m)海拔修正后(m)(8)隔离开关在箱变高压出线引至架空线路的杆塔上安装一组GW5隔离开关，单侧下接地，安装方式为塔上侧装，配备人力操作机构。隔离开关特性表见表2.5.7。表2.5.7隔离开关特性表序号参数微信号：7698356公众号：资料小筑公众号：资料小筑1型式2额定电压3额定频率4额定电流：5额定绝缘水平6额定雷电冲击耐受电压(峰值)78-断口：91min工频耐受电压(有效值)-相对地及相间--断口：爬电比距(对地)额定短时耐受电流额定短路持续时间额定峰值耐受电流(9)电缆附件电缆终端采用冷缩式，额定电压Um(UU)不得低于电缆的额定电压。电缆终端头的外绝缘应满足工程的环境条件(d级污秽)的要求，外绝缘的泄漏比距不应小于31mm/kV。电缆终端每一导体与屏蔽或金属护套之间的雷电冲击耐受电压的峰值电缆终端的机械强度，应满足安置处引线拉力、风力、地震力作用的要求。(10)杆塔及基础1)杆塔型式由于光伏发电园区发电容量大，集电线路较多，同时需避免线路杆塔阴影对光伏电池阵列的影响，因此需在园区统一规划35kV线路走廊。35kV集电线路35kV杆塔选型采用混凝土双杆、同塔双回及同塔四回自立式铁塔。2)杆塔基础杆塔基础根据荷载、塔型和杆塔位地质条件通过经济技术比较确定型式。35kV集电线路铁塔推荐采用现浇钢筋混凝土基础或掏挖基础。基础混凝土采用C25,保护帽、垫层采用C10;箍筋采用HPB300级钢筋，主筋采用HRB400级钢筋；地脚螺栓采用Q235钢及35#钢。公众号：资料小筑在基础设计时按照安全可靠、技术先进、经济适用、因地制宜的原则选定基础型式，在有条件时，应优先采用原状土基础型式，最大程度降低基坑开方量，减少对植被和自然环境的破坏。防洪墙、挡土墙、护坡及排水沟，根据现场地质情况的需要来施工，具体工程量以实际发生且监理认可的工程量为准。(11)其他混凝土杆拉线下部应采取可靠的防盗、防割措施，对于易受撞击的杆塔和拉线，应采取防撞措施，在路边的杆塔、拉线应安装反光防护条；凡位于深度大于0.5m冲沟、或冲沟边缘的电杆，均需按施工图册中防洪帽3开关站及升压站典型设计3.1升压站方案说明本标准适用于青海省光伏电站以35kV、110kV及330kV电压等级接入电网工程，开关站及升压站典型设计。3.1.2升压站站址选择原则(1)站址选择应首先考虑升压站建设的功能要求，满足系统送出方案可行(2)站区总体规划考虑站址地形地貌、地质条件、建设规模、出线方向及走廊规划、供排水条件、对外交通、与周围环境协调等综合因素。(3)出线方向适应各电压等级线路走廊要求，尽量减少线路交叉；公众号：资料小筑(3)站址选择还应充分考虑站用水源、站用电源、交通、设备运输以及土地性质和用途等多种因素，重点解决站址的可行性问题，避免出现颠覆性因素。(4)站址选择应严格遵守国家法律法规及土地政策等相关要求，合理避让基本农田及草场，尽量占用山地、坡地或荒地。(4)升压站选址应对上述各项因素进行综合考虑、平衡，兼顾安全、经济(5)站址选择按远景建设规模进行规划，原则上提出两个及以上的可选方3.1.3使用环境条件及设计原则行方式，编制开关站及升压站典型设计方案。(1)110kV/330kV升压站典型设计原则执行国家电网公司标准化建设成果(国家电网公司标准化建设成果(35~750kV输变电工程通用设计、通用设备)应用目录(2018年版)及《国家电网公司输变电工程通用设计110(66)～750kV(2)典型设计按照“三通一标”(通用设计、通用设备、通用造价、标准化设计)的原则，全面推行通用设计，统一建设标准，控制工程造价，提高工程质量；全面推行“两型一化”(资源节约型、环境友好型、工业化)建设的要求。考虑设备的通用性，在一个地区同类设备参数尽可能统一，尽可能采用全寿命周期内性能价格比高的设备。设计工作充分考虑到青海地区及业主的实际情况，通过深入广泛的调查研究，开展本典型设计工作。(3)升压站站区地质设计条件按以下典型方案考虑：站址应选择地形无明显不良工程地质现象，场区稳定性良好，适宜建设的场址。场地土标准冻结深度不超过1.5m,地基承载力特征值不小于160kPa。地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性；不考虑地下水对建筑物基础的影响。地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构有公众号：资料小筑的影响。正(6)青海地区场址区地震基本烈度多为6度或7度，根据《电力设施抗震度为8度及以上时，应进行抗震设计。因此典型设计不进行抗震专题设计，设防烈度统一按照7度。设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组，设计特征周期为0.35s。(7)110kV升压站及330kV配电装置按户内/户外GIS考虑。环境最低温度不低于-30℃且污秽等级的级地区采用户外GIS;环境最低温度低于-30℃或污秽等级为e级地区采用户内GIS。年平均气温最低气温最高气温最大风速(地面10m)覆冰厚度设防地震烈度7度污秽等级d级/e级月平均最高相对湿度日照强度：覆冰厚度：3.1.4典型设计方案选择35kV开关站为纯预制舱站，适用于规划总容量小于50MW的项目，设计一种典型方案；微信号：7698356公众号：资料小筑四种典型平面典型方案。每种典设电气方案可对应两种平面布置方案，相互排列组合后共八种典型方案。330kV升压站按规划总容量500MW设计一种典型电气方案，对应两种布置典型平面布置方案。其中35kV配电装置采用户内或预制舱式布置，配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式。使用者可根据实际项目情况选择相近典型设计方案进行参照。典型序号典型设计方案名称开关站站电压等级汇集场区容量主变规模电气主接线平面布置方案1无线。二次设备采用预制舱式。2110kV电气主接线采用线路变压器组接线，35kV采用单母线B3110kV电气主接线采用线路变压器组接线，35kV采用单母线B4110kV电气主接线采用单母线接线，35kV采用以主变为单元B5110kV电气主接线采用单母线接线，35kV采用以主变为单元B6330kV电气主接线采用单母线接线，35kV采用以主变为单元两段35kV母线。B公众号：资料小筑国家电网基建(2011)58号绝缘配合第1部分：定义、原则和规则交流无间隙金属氧化物避雷器66kV及以下架空电力线路设计规范交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范交流电气装置的接地设计规范电力工程电缆设计标准交流电气装置的接地设计规范火力发电厂与变电站设计防火标准高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求电力变压器选用导则高压电缆选用导则高堡开关设备和控制设备的的共用技术要求高压/低压预装箱式变电站选用导则35kV~220kV变电站无功补偿装置设计技术规定变电站总布置设计技术规程220kV～750kV变电站设计技术规程220kV～1000kV变电站站用电设计技术规程导体和电器选择设计技术规定高压配电装置设计规范电力系统污区分级与外绝缘选择标准智能变电站技术导则高压设备智能化技术导则高海拔外绝缘配置技术规范关于印发国家电网公司2011年新建变电站设计公众号：资料小筑补充规定的通知故措施(修订版)的通知《国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则》《国家电网公司输变电工程通用设计110(66)^500kV变电站分册(2011版)》3.2.2电气主接线(1)主变配置选择(2)主接线方案选择采用接线简单清晰的单母线接线”微信号：7698356公众号：资料小筑序典型设主变规模出线高压侧接线35kV接35kV接地方SVG容量公众号：资料小筑号计方案名称线式1无1回/单母线电阻接地21回线路变压器组单母线电阻接地31回线路变压器组单母线电阻接地41回单母线单母线电阻接地51回单母线单母线电阻接地61回单母线扩大单元电阻接地3.2.3主要电气设备选择330kV设备的短路电流水平按50kA考虑，110kV设备的短路电流水平按40kA考虑，35kV设备的短路水平按31.5kA考虑。1)主变压器选型：各项目变压器主要参数如下表典型设计方案名称主变(规模型号额定电压%%公众号：资料小筑额定容量冷却方式调压方式有载调压有载调压有载调压有载调压有载调压连接组别短路阻抗委高压中性点接地方式不固定接地不固定接地不固定接地不固定接地不固定接地2)高压配电装置选择表3.2.3330kV配电装置主要参数序号备注1断路器隔离开关额定电流3150A,3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电流125kA。检修接地开关3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电流125kA。快速接地开关3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电流125kA。公众号：资料小筑备注电流互感器电磁式电压互感器2避雷器(户外型)出线侧无间隙氧化锌避雷器，Y10W-3电容式电压互感器(户外型)表3.2.4110kV配电装置主要参数各注1断路器峰值耐受电流125kA.隔离开关额定电流3150A,3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电检修接地开关3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电流125kA。快速接地开关3s短时耐受电流50kA,峰值耐受电流125kA。电流互感器电磁式电压互感器2避雷器(户外型)出线侧无间隙氧化锌避雷器，Y10W-3电容式电压互感器(户外型)3)35kV配电装置表3.2.535kV开关柜对比表方案一(空气柜)方案二(充气柜)优点微信号：7698356缺点2.柜体尺寸过大，对于柜体的结构和强度要求较高，生产和制造难度加大，容易更换断路器等元器件，需要气体回收和化公众号：资料小筑方案一(空气柜)方案二(充气柜)4.采用空气绝缘，容易产生柜内放电、CT闪络和相间闪络、绝缘尺寸不够、柜内安全性、可靠性较好。故典设方案中，柜子数量较少，规模较小的110kV升压表3.2.635kV配电装置主要参数序号设备名称型式及主要参数备注1主变进线柜配真空断路器，断路器额定电流2000A,4s短时耐受电流31.5kA,峰值耐受电流80kA。2电源进线及备用柜配真空断路器，断路器额定电流1250A,4s短时耐受电流31.5kA,峰值耐受电流80kA。3站用变柜配真空断路器，断路器额定电流1250A,4s短时耐受电流31.5kA,峰值耐受电流80kA。4无功补偿柜配SF₆断路器，断路器额定电流1250A,4s短时耐受电流31.5kA,峰值耐受电流80kA。5PT柜装置4)35kV无功补偿装置5)氧化锌避雷器公众号：资料小筑扫码查看更多内容6)互感器选型3.2.4过电压保护及接地1)侵入波过电压保护330kV/110kV系统工频过电压不应路侧)。(a)根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》(GB在线路出口、主变高压侧、35kV集电线路终端杆及35kV每段母线上均安装额定电压(有效值)持续运行电压(有效值)电残压(峰值)斗作残压(峰值)十避雷器312(主变侧)300(线路侧)表3.2.8110kV系统用金属氧化物避雷器的主额定电压(有效值)持续运行电压(有效值)电残压(峰值)斗操作残压(峰值)十避雷器102(主变侧)108(线路侧)微信号：7698356公众号：资料小筑表3.2.935kV系统用金属氧化物避雷器的主要参数(kV)额定电压(有效值)持续运行电压(有效值)残压(峰值)斗操作残压(峰值)十避雷器2)升压站防直击雷保护在升压站内，根据设备布置情况，在适当位置设置避雷针进行保护，经复核，所有设备均在保护范围内。对于不在保护范围内的建筑物，采用在建筑屋顶设避雷带的方式进行防直击雷保护。(2)绝缘配合1)绝缘配合原则电气设备的绝缘配合，按《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》(GB311.1-2012)规范要求进行。2)海拔修正系数对后述所有电气设备外绝缘水平均应按实际海拔高程(2000m)进行修正，海拔修正系数Ka计算公式如下：式中m——海拔修正因子，对雷电冲击、短时工频及操作冲击耐受电压均取H——海拔高度，本典型设计为3000m;计算得Ka=1.278。3)设备的绝缘配合设备的绝缘水平见表3.2.10。表3.2.10330kV设备的额定绝缘水平(kV)设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)操作冲击耐压(kV,峰值)1min工频耐压(kV,有效值)全波截波相对地相间断口相对地断口相对地断口330kV侧主变中性点///公众号：资料小筑表3.2.11110kV设备的额定绝缘水平(kV)设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)1min工频耐压(kV,有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器其它电器断路器断口间隔离开关断口间表3.2.1235kV设备的额定绝缘水平(kV)设备耐受电压值雷电冲击耐压(kV,峰值)1min工频耐压(kV,有效值)全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器35kV侧桑220其它电器隔离开关断口间6)屋外配电装置最小安全净距表3.2.13屋外配电装置最小安全净距(mm)适应范围额定电压(kV)带电部分至接地部分之间网状遮拦向上延伸线距地2.5m处与遮拦上方带电部分之间不同相带电部分之间断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间设备运输时，其外廊至无遮拦带电部分之间交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间公众号：资料小筑栅状遮拦至绝缘体和带电部分之间带电作业时的带电部分至接地部分之间网状遮拦至带电部分之间C无遮拦裸导体至地面之间无遮拦裸导体至建筑物、构筑物顶部之间D平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间注：表中的数据适用于安装地点海拔高度不大于3000m的户外电气设(3)接地系统接地系统的设计应能适用于机械和电气设备的工作接地、保护接地和防雷接地等要求，确保接地电阻、跨步电压和接触电势满足《交流电气装置的接地设计根据国家电网公司的“十八项反措”要求，在变电所内的主控制室、继电保护小室、电缆沟、端子箱等处，敷设截面积不小于100mm²与主接地网紧密连接站用电系统设