01.中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册（2024版）

集中式光伏电站场区典型设计手册(2024版)2024年11月I为贯彻落实中电建新能源集团股份有限公司的基建工作管理要求，规范公司光伏项目的场区设计工作，统一设计标准，特编制《中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册》(以下简称手册)。本手册由电建新能源公司负责管理，由新能源与储能研究院负责日常管理及具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，可联系新能源与储能研究院(联系人：付强，电话。中电建新能源集团股份有限公司：潘肖宇中电建新能源集团股份有限公司：沈春勇王涛贺旭东李少朋董雷李晓鹏雷晓鹏魏少雄杨昌霖中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册集中式光伏电站场区典型设计 11适用范围 2基本规定 22.1设计原则 22.2设计依据 22.3使用要求 63光伏资源 73.1太阳能资源分析 73.2光伏系统设计 4光伏支架及箱式变电站基础典型设计 4.1光伏支架典型设计 4.2箱变基础典型设计 5光伏场道路典型设计 5.1适用范围 415.2设计原则 5.3道路设计指标 415.4道路选线 5.7排水沟 45.8圆管涵 5.9过水路面 5.10路基边坡防护 475.11安全设施 495.12错车道 505.13土石方平衡规划 中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册5.14工程量估算 6.1编制依据 6.2路径方案选择 6.3集电线路形式选择 6.4设计气象条件 6.5导地线选型 6.6电缆选型 6.7光缆选型 6.8导地线配合 6.9导、地线防振 6.10导、地线防舞动措施 6.12金具选型 816.13防雷及接地设计 6.14塔型选择 6.15基础型式选择 6.16电缆敷设 7.1电气一次 7.2电气二次 8.1总体原则 1258.2通用要求 1258.3智能化设计 8.4工程量清单及价格 1集中式光伏电站场区典型设计格执行，改(扩)建工程可参照执行。22基本规定(1)以下仅列出主要参考的国家和电力行业有关标准、规程、规范(按照现行版本执行)GB51101《太阳能发电站支架基础技术规范》3《架空输电线路防舞动技术规范》4DL/T5551《架DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T5222《导体和电GB/T12706.1《额定电压1kV到35kV挤包绝缘电力电缆及附件第1部分》5DL/T1364《光伏(2)其他政策6在建设条件相同的或相近的情况下，应严格按照本手册进行设计；如因外部条件限制，使用其他设计方案时，应在相应设计报告中说明原因和理由，并进行经济中电建新能源集团股份有限公司73光伏资源(1)光伏发电站设计应对站址所在地的区域太阳能资源基本状况进行分析，并(2)当对光伏发电站进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时，(3)大型光伏发电站建设前期宜先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站。(4)当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时，现场观测数据应包括太阳能资源各要素至少1年的连续、完整数据，数据记录应至少包括小时值，小时值的有效数据完整率应不低于95%,且连续缺测时间不宜超过3天。所收集的数据要素应至少包含每小时的水平面总辐射、水平面散射总辐射、斜面总辐射、环境温度、风速、风向，其中斜面总辐射应对安装倾角与方位角进行说明。若现场观测数据长度少于10年，则应收集相关资料对数据进行大小光年的分析与订正。(1)空间代表性要求：太阳能资源数据所选取的气象站地理位置应满足与评估目标位置属于同一气候区，两地之间距离不宜超过100km;地形复杂地区，两地地(2)时间代表性要求：太阳能资源数据应能够反映近期10年以上的太阳能资源变化特征，至少应包括太阳能资源各要素的逐月数据，宜包括逐日、逐时或逐分(3)太阳能资源长序列数据包括国家级辐射站长序列实测数据、参证气象站长序列计算数据、格点化长序列计算数据。具体应用中，三种数据使用的优先级顺序为：国家级辐射站长序列实测数据、参证气象站长序列计算数据、格点化长序列计(4)若评估目标附近有满足空间代表性的国家级辐射观测站，则可收集该观测8(5)若评估目标附近无符合要求的国家级辐射观测站，则可将附近达到空间代表性要求的、具备日照时数的气象观测站作为参证站，根据其记录的长序列日照百(6)若评估目标附近无符合要求的国家级辐射观测站及参证气象站辐射数据，应主要采用格点化长序列太阳辐射再分析计算数据；应将参证气象站处的不同来源的格点化再分析数据与参证气象站辐射数据进行对比分析，选择与参证气象站月水平面辐照量相关性较好、水平面总辐照量偏差较小的格点化再分析数据进行进一步分析。所选取的格点化长序列数据来源应包括但不限于：Meteonorm8.2.0(不得使(1)参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。(2)参考气象站所在地与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应基本一致。(3)参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同(4)参考气象站采集的信息应包括下列内容：b)最近连续10年以上的逐年各月的总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、日c)最近连续10年的逐年各月最大辐照度的平均值。d)近30年来的多年月平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼间最高气e)近30年来的多年平均风速、多年极大风速及发生时间、主导风向，多年最9f)近30年来的连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等(5)短期实测数据采集的信息应包括太阳能资源水平面总辐射、日照时数、日照百分率等各要素的至少1年的连续、完整数据，数据记录应是至少包括小时值，小时值的有效数据完了应不低于95%,且连续缺测时间不宜超过3天。应参考光伏发电站设计规范(GB50797-2(1)对太阳辐射观测数据应进行完整性检验，观测数据应符合下列要c)实测数据有效完整率应在90%以上。(2)对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进行合理性检验，观测数据应a)总辐射最大辐照度小于2kW/m²。(3)光伏发电站太阳能资源分析宜包括下列内容：(4)最近三年内连续12个月各月辐射量日变化及各月典型日辐射量小时变化。(5)太阳能资源分析时应依据太阳能资源典型年的水平面各月总辐射量，进行中电建新能源集团股份有限公司(1)应分析长序列数据的年际变化曲线，结合当地的气候变化特点，挑选近10(2)应分析长序列数据所选代表年时间区间的年总辐射量年际变化、月际变化。(3)应分析长序列数据的日照时数和日照百分率年际变化、年变化特征，说明(4)应采用代表年数据，计算评估目标的年平均水平面总辐照量，评价太阳能(5)应分析太阳能资源稳定度等级。采用代表年各月数据，计算水平面总辐射(1)光伏组件选型应结合项目的光资源及其他气候特征、场地面积等因素，分方案比选应覆盖主流的组件功率、工艺，如：N型与P型、各工艺路线(PERC、TOPCon、HJT、ABC等)、不同的电池片尺寸(182方片、210方片、矩形片、半片电池片等)。(2)在满足安全性和可靠性的同时，应结合项目实施的时间计划并分析当前市场组件产能，综合考虑发电性能、建设成本和运维成本，选择主流的组件类型。如(3)针对农光互补、渔光互补等支架下方有采光需求的项目，应采用透光型组件。对于环境较复杂的项目，应对设备耐候性进行重点分析比选，如：海光等水面风沙等颗粒物污染严重的区域，比选方案可额框无A面等工艺);光资源以散射辐射为主导的区域，宜采用弱光条件下发电性能更好的组件类型(如N型TOPCon,HJT,ABC等)。(4)地表反射率取值可参照下表。地面状态反射率地面状态反射率干草地沙漠湿草地干燥地带新雪湿裸地残雪干燥黑土干沥青湿灰色地面湿沥青干湿土混凝土湿黑土红色瓷砖森林铝冰面新镀锌钢湿砂地很脏的镀锌钢干砂地水面荒土(5)干燥、低温、雪灾或暴风等特殊气候条件下，组件选型应考虑具备抗裂抗(6)对拟选的光伏组件，列出主要结论及参数，给出组件参数特性表。光伏组件性能参数(STC)组件类型半导体类型、单双面、工艺最大功率开路电压短路电流峰值功率电压峰值功率电流组件效率%双面率首年功率衰减率%逐年功率衰减率%机械参数组件重量组件尺寸电池片尺寸单片组件电池片数量片温度系数短路电流温度系数α开路电压温度系数β功率温度系数γ工作参数工作温度范围℃功率公差W3.2.1.2逆变器选型(1)应按照形式、容量、功率因数、过载能力、效率、最大功率点跟踪、输入(2)根据逆变器的制造水平、技术成熟程度、技术性能和价格，结合光伏发电(3)平原地形宜采用集中式逆变器，山地地形应采用组串式逆变器。具体的逆(1)光伏方阵运行方式分为固定式、倾角可调式和跟踪式三类，运行方式应充分考虑当地政府及项目特点(组件最低点距地面高度是否符合当地政策要求；对于光伏+项目还应满足组件下方作物生长需求),应从太阳能资源、气候条件、安装容(2)应对支架高度进行经济性比选，经济性比选表格模板如下表所示。方案编号单位123方案组件最低点距地面高度m项目容量系统效率%25年平均发电量25年平均小时数h投资组件及安装万元支架及安装万元逆变器及汇流设备万元箱变万元电缆万元支架基础万元场内其他土建工程量万元升压站、外送线路和其他万元合计投资万元度电投资元/kWh排名(3)一般情况可采用固定式支架，特殊情况下，可根据建设方要求或当地设备(4)对选定的固定式(或倾角可调式)发电系统，确定最佳倾角、运行角度范(5)柔性支架系统具有布置灵活、抗裂性能好、自重较轻、适应性强、施工便(6)光伏阵列的倾角设计应符合下列规定：50797-2012)的相关规定。(7)对于坡度较大且组件布置倾角小于山体坡度的山地项目，应采用随坡就势(8)对拟选的组件安装方式，列出支架的主要结论。(1)应根据项目区域的太阳能资源情况、集团相关要求，容配比按照0.01步长(2)可参考相近区域内已建电站历史出力数据，复核容配比设计方案，提高项(3)容配比技术经济性比选应基于设备选型的结论与各方案的实际工程量。(1)大、中型地面式光伏发电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式，可(2)固定式布置光伏方阵的光伏组件安装方位角原则上采用正南方向。(3)光伏方阵内光伏组件下缘最低点距地高离不应低于300mm,具体取值应考(4)组件布置应达到施工图深度，避免后期发生用地面积不足的情况。山地光伏最大可布置坡度宜小于35度，东西坡向最大可布置坡度宜小于25度，北坡最大可布置坡度宜小于10度。村村通道路避让距离宜大于2m,县级以上道路根据当地实际情况确定避让距离；坟地避让距离宜大于3m,沟壑及冲沟的避让距离需根据现(5)根据《电力设施保护条例》,架空电力线路保护区是指导线边线向外侧水表3.2-7不同电压等级对应边线延伸距离电压等级导线边线延伸距离(米)5500kV及以上(6)大、中型地面光伏发电站的逆变升压室宜结合光伏方阵单元模块化布(7)光伏方阵的发电单元一般以箱变为单元模块，合理优化光伏方阵的排列布(8)为降低阴影遮挡对光伏发电系统效率的影响，光伏组件接线宜采用同排接(9)光伏组件的串、并联设计：光伏组件串联的数量由光伏组件工作条件下的(10)光伏阵列的间距设计应符合下列规定：地形坡度组件倾角方位角(绝对值)组件块数直流侧装机容量交流侧装机容量采光面总辐射量小于*0“*”代表最佳倾角…5°为间隔，最大不宜超过35°随坡就势综合(11)在综合考虑支架控制策略的情况下，光伏方阵间距设置应保证在冬至日每天9:00～15:00时段内相邻(东、西、南、北)阵列互不遮挡。内容类型单位15°倾角方案35°倾角方案35°倾角方案15°倾角方案35°倾角方案35°倾角方案地形条件水面平原山地水面平原山地组件组件功率组件形式单晶硅双面单晶硅双面单晶硅双面单晶硅双面单晶硅双面单晶硅双面组件尺寸组串单串串联组件个数块单串容量支架支架形式固定支架固定支架固定支架固定支架固定支架固定支架组件布置形式竖向，竖向，竖向，离地高度m距水面内容类型单位15倾角方案35°倾角方案35°倾角方案15°倾角方案35°倾角方案35°倾角方案固定倾角0方阵方阵中组串个数串方阵中组件个数块方阵总容量方阵中逆变器个数台11逆变器容量逆变器类型箱逆变一体机组串式逆变器组串式逆变器箱逆变一体机组串式逆变器组串式逆变器系统配置方阵个数个111111组件总个数个组串总个数个逆变器总数量个11直流总容量交流总容量容配比箱变基础钢平台t---贮油池体积----不锈钢围栏(1.2m高)m---混凝土量--垫层混凝土--钢筋量t--钢材量t--内容类型单位15倾角方案35°倾角方案35°倾角方案15°倾角方案35°倾角方案35°倾角方案油池混凝土量卵石-开挖量--回填量--电力电缆1kV电力电缆1kV电缆头配套套热镀锌扁钢-m热镀锌钢管根黄绿接地线222黄绿接地线箱变测控装置套111111视频监控系统套111111注：具体的系统配置方案(组件、支架、逆变器)应经过经3.2.3发电量计算(1)应根据代表年太阳能辐射量、安装容量、光伏阵列的运行方式，计算本项目年峰值日照小时数及年理论发电量(满发时数)和逐月理论发电量(满发时数)。(2)应采用PVsyst进行全过程仿真，并将以下仿真结果作为可研报告附录(包括但不限于):第0年的仿真报告：LID=0%,失效度取值0%,不开启老化衰减aging报告各1份。中电建新能源集团股份有限公司折减2%,之后在此基础上对首年与逐年衰减进行折减。项目全生命周期的年发电量(3)使用双面发电组件的项目应根据不同季节反射率分析背面发电增益。(4)根据光伏的技术水平现状，集中式光伏电站的系统效率(不含背面增益、组件衰减率)一般不应超82%,背面增益一般不高于3%(对于复杂山地项目背面增益不宜高于2%,水面项目背面增益不高于1%),发电量测算结果中各折减项参损失参数参照值范围或测算方法近处遮挡损失按照实际支架间距建立近处三维阴影模型据实测算远方遮挡损失导入实测数据或PVGISweb数据据实测算基于设备厂家提供的原始PAN文件，按照光伏组件的定义测算年度污秽损失不低于3%地面反照率对照“地表反射率取值”表组件逐年衰减对照“常见光伏组件衰减率统计表”辐照强度导致的光伏损失按照所选的光资源数据进行测算温度导致的光伏损失按照所选的资源数据与散热场景进行测算阴影导致的电气损失据实设置相关仿真参数损失参数参照值范围或测算方法组件品质损失LID光致衰减仿真时统一按照0%计取，后续基于仿真结果单独考虑LID失配损失(组件和组串)背面辐射的失配损失按照所选的资源数据进行测算低压直流线损1.20%~2.50%(基于项目电缆清册)辅助设备损耗逆变器损耗基于设备厂家提供的原始OND文件由软件自动测算低压交流线损1.5%~2.50%(基于项目电缆清册)中压交流线损率0.3%~0.60%(基于项目电缆清册)高压交流线损率0.10%~0.20%(基于项目电缆清册)中压变压器损耗高压变压器损耗系统失效度仿真时统一按照0%计取，后续基于仿真结果按2%考虑折损(5)应根据光伏组件性能、工程所在地环境特点等因素，提出光伏发电系统在运行期内的逐年衰减率，参照工信部《光伏制造行业规范条件》(2021)。常见的表3.2-10常见光伏组件衰减率统计表组件类型首年衰减率(%)逐年衰减率(%)P型单晶单面组件2P型单晶双面组件211(6)应根据项目直流侧装机容量和PVs光面总辐射量(GlobInc)计算得到的年理论发电量，再结合光伏发电系统综合效率及组件逐年衰减率，计算工程运行期内逐年上网电量(年利用小时数),编制逐年上网电量(年利用小时数)统计表、代表年的逐月利用小时数及发电量统计表、25对于山地光伏项目，应统计不同方位角、不同安装倾角对应的装机容量、采光面斜面辐射量，斜面辐射量由于PVsyst软件的局限性，在系统效率基础上额外考虑对采用N型182组件与组串式逆变器的平原地形35°倾角、15°倾角(水面)以损失参数系统效率15°倾角35°倾角35°倾角水面平原山地1近处遮挡损失2远方遮挡损失3IAM损失4年度污秽损失5辐照强度导致的光伏损失6温度导致的光伏损失7阴影导致的电气损失8组件品质损失9失配损失(组件和组串)背面辐射的失配损失低压直流线损辅助设备损耗逆变器损耗低压交流线损中压交流线损率高压交流线损率中压变压器损耗高压变压器损耗系统失效度首年系统效率(不含衰减、不含背面增益)背面增益首年衰减综合系统效率(包含衰减、背面增益)本手册的典型设计方案适用于非台风频发区域的项目。对位于台风易发区的项目，应参考本手册中的设计方案，根据项目所在地的实际气象条件，对支架结构、编号基础型式适用条件1预制管桩常用于渔光互补、农光互补、平原粉土等软弱地基。地形平缓，适于桩基施工操作的土质地基均可。冬季施工受低温影响小，施工便捷，施工前针2灌注桩适于桩基施工操作的土质地基均可。在山地地质条件较好或硬质夹层较多预制管桩不好使用的地区，适宜采用微孔灌注桩或灌注桩。在软土地层和松散的粉土、砂土、碎石土中不易成孔，此类场地不宜采用灌注桩。施工前针对场地进行桩抗拔试验。灌注桩对环境会造成一定的破坏，且施工质3钢螺旋桩含大量漂石、块石的地层。螺旋钢桩施工难以钻进，坚硬的岩石对钢桩的镀锌层磨损严重，不应采用，另外该方案须针对场地进行地锚抗压、抗拔4条基多应用于地基承载力较差、对不均匀沉降要求较高的光伏支架，或者屋顶5独立基础形式简单，应用广泛，但施工慢。一般适用于屋顶光伏混凝土基墩型式。(1)设计使用年限：光伏支架25年；基础50年。(3)荷载分项系数：(4)抗震验算(5)组件离地高度：根据防洪水位、用地、产业要求等确定。(6)风振系数及山地高度变化系数根据《GB55001-2021工程结构通用规范》,风振系数不应低于1.2,山地高度2012结构荷载规范》中有关规定。檩条：薄壁C型钢、卷边U型钢。焊条：E43。螺栓：螺栓为热镀锌螺栓，性能等级8.8级。(1)荷载(2)组件布置一般根据资源专业布置确定，本典设选用常见的2排竖向布置。单个支架暂定按照2×13竖向布置，组件为580Wp。组件倾角选用15°、35°作为典型设计的组(3)组件离地高度(1)光伏支架主要控制标准c)桩基础单桩承载力富余系数在1.2左右。受压主要构件长细比为180。受压其他构件长细比为220。受拉主要构件长细比为350。受拉柱间支撑构件长细比为300。(2)耐久性设计光伏支架一般采用热镀浸锌防腐或镀铝镁锌防腐。热镀浸锌防腐时镀锌层平均本典设选用了应用范围最广、技术成熟可靠的固定式光伏支架作为典型设计方(1)独立桩(预制管桩)支撑结构此种结构适用于地质为粉黏土等软土，水面之上、农业用地之上容易打桩的工程项目。光伏支架由独立桩、中柱、前后斜撑、斜梁、纵向檩条构成。由于采用单图4.1-1独立桩(预制管桩)支撑支架(2)独立桩(灌注桩)支撑结构此种结构适用于地质条件较好，碎石较多，不易打桩的工程项目。此种结构由独立桩、中柱、前后斜撑、斜梁、纵向檩条构成。立柱一般采用钢管，与桩内预埋图4.1-2独立桩(灌注桩)支撑支架(3)三角形支撑结构图4.1-3三角形支撑(双排桩)支架(4)山地三角形支撑结构此种结构形式通常由前、后立柱、斜梁、斜撑及纵向檩条构成，是最为常见的一种地面光伏支架。其优点是高度可现场调解，斜梁增加了支撑，变形控制较好。中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册图4.1-4山地三角形支撑(双排桩)支架4.1.3光伏支架典型设计(单排桩)固定式光伏支架(单排桩)型式是光伏场区现在最为常见、也最为经济的一种桩基采用预制管桩时，应优先采用预制管桩架高光伏支架，减小钢材用量，光伏支架钢立柱一般采用方钢、槽钢、C型钢等，其高度建议<1.0m,前后斜撑采用当地质条件较好，不适合选用预制桩时，可采用灌注桩。架高光伏支架部分采用钢管桩架高，减少桩基混凝土高出地面作业部分，降低施工工艺复杂性。光伏支架钢立柱建议采用钢管，与灌注桩内预埋的套筒大小套连接。前后斜撑采用抱箍型4.1.3.2固定式光伏支架典型设计方案(单排桩)表4.1-2固定式光伏支架(预制管桩)钢材量表固定式支架(预制桩)组件离地高度2.5m固定式支架(灌注桩)组件离地高度0.5m工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)固定式支架(预制桩)组件离地高度2.5m固定式支架(灌注桩)组件离地高度0.5m工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)表4.1-3固定式光伏支架(灌注桩)钢材量表固定式支架(灌注桩)组件离地高度2.5m(钢管立柱)工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)固定式支架(灌注桩)组件离地高度2.5m(钢管立柱)工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)4.1.4光伏支架典型设计(双排桩)固定式光伏支架(双排桩)型式一般适用于混凝土灌注桩或钢桩连接的工程。图4.1-4固定式(双排桩)支架表4.1-4固定式光伏支架(双排桩)钢材量表固定式支架(双排桩)工程量工程量组件容量(Wp)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)固定式支架(双排桩)工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)表4.1-5固定式光伏支架(双排桩)钢材量表固定式支架(双排桩)工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)固定式支架(双排桩)工程量工程量组件容量(Wp)倾角(°)0.30kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.45kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.60kN/m²风压支架钢材量(t/MW)0.75kN/m²风压支架钢材量(t/MW)4.1.5柔性光伏支架图纸编号图纸名称备注固定式光伏支架(预制管桩基础)示意图固定式光伏支架(灌注桩基础)示意图固定式光伏支架(双排桩)示意图(1)天然地基的工程地质：天然地基或换填后修正后地基承载力不低于100kPa,地基变形模量不低于(2)桩基础适用的工程地质条件：目前主流光伏电站配套箱变容量为2000kVA~3000kVA,体型从2.7m×3.55m到中电建新能源集团股份有限公司2.5m×5.0m不等，箱变基础典型设计假定设备为矩形，外形尺寸为L(长)×W(宽)。其他异型设备可参考设置原则执行。箱变设备底标高：根据设防标准确定箱变基础顶标高。箱变基础顶标高≥防洪基础应根据《工业建筑防腐蚀设计标准》、箱变基础混凝土设计强度等级为C30,钢筋采用HRB400,混凝土垫层强度等级采用C20,垫层厚度为100mm。(1)箱变基础采用混凝土箱型基础，按油变考虑，外侧设置集油池，集油池按照设备外扩1m范围进行设置，池内堆设直径50~80mm的卵石。油池地面以下深度不小于0.5m,卵石厚度不小于250mm,油池深度根据油池大小和具体油量调整。油池内设置0.5m×0.5m集油坑，深度不小于0.3m,集油池底板向集油坑找坡，集油坑内设置倒置镀锌钢管作为油水分离装置，在多雨情况下，能(2)基础受洪水影响顶面高出地面大于1.0m时，建议采用框架结构或架高钢结构平台，设备外设置检修平台。检修平台宽度>设备门宽度，不小于1.2m。(3)钢结构箱变平台和钢爬梯为型钢，钢材为Q235B。(4)箱变基础台阶可采用砖砌台阶也可采用钢爬梯。台阶或爬梯宽度不小于(5)箱变基础内设置0.5m×0.5m集水坑，深度不小于0.3m,基础底板朝集水坑常规箱变基础一般采用钢筋混凝土箱型基础。不受洪水影响的箱变基础顶面高箱变本体外扩1m设置集油池，集油池铺设卵石层，卵石直径为50~80mm,厚度250mm。常规箱变按照箱体净深1.8m估算工程量，光伏场区主流箱变容量为2.XMVA、表4.2-1常规箱变基础工程量表常规箱变基础(带油池)单位2.X箱变3.X箱变混凝土量垫层混凝土钢筋量t钢材量t油池混凝土量卵石开挖量回填量中电建新能源集团股份有限公司受洪水、风沙影响但基础顶面高度高出地面<1.0m时，可采用钢筋混凝土箱型基础，参考K-1-01基础型式，改变高出地面高度即可。基础受洪水影响顶面高出地面大于1.0m时，建议采用框架结构或架高钢结构平本典设架高箱变基础采用钢结构平台。检修平台外围设置护栏，护栏高度为当箱变平台下为无水状态，设置地面集油池。当为水面之上架高箱变平台，集箱变底座尺寸按L(长)×W(宽)进行设计，具体工程根据箱变厂家资料确定。钢结构平台采用钢柱支撑，钢柱顶部带有盖板，与钢结构平台焊接。钢柱底部与基础顶部预埋件采用现场焊接固定。钢结构平台上箱变外侧设置检修通道，以便于使用材料和防腐要求：钢结构平台梁采用型钢，钢材采用热镀锌防腐，镀锌层厚度架高钢结构平台单位2.X箱变3.X箱变钢材量t贮油池体积4.2.5箱逆变一体机典型设计当光伏场区布置为集中式布置，则有集中式逆变器，逆变器基础与箱变基础工程量相近。当前主流箱逆变一体机容量为3125kVA,常规箱变按照箱体净深1.8m估箱逆变器一体机箱型基础单位混凝土量垫层混凝土钢筋量t钢材量t开挖量回填量4.2.6光伏场区围栏选用说明光伏场区外围应设置围栏，型式可采用高速公路护栏网型式。围栏由型钢立柱图纸编号图纸名称备注常规箱型箱变基础图钢结构箱变平台图箱变逆变一体机基础5光伏场道路典型设计5.3道路设计指标表5.3-1道路设计指标序号单位指标1公路等级光伏场专用道路2设计速度3设计汽车荷载等级4行车道宽度m主路4.0,支路3.55路基宽度m主路4.5,支路4.06平曲线最小半径m7最大纵坡(参照《风电场工程道路设计规范》)%主线15%,支线18%8凸型竖曲线最小半径m9凹形竖曲线最小半径m挖方边坡填方边坡路面横坡路肩横坡考虑到山地道路地形复杂，一般以全断面开挖为主，道路一侧为山体，另一侧为悬崖，为保证施工、运维期通行安全，道路纵坡应能缓则缓，最大纵坡只有在受地形条件、施工条件或周围环境等因素限制时才可选用。当道路采用最大纵坡时应(1)减速行驶，最大时速不超过5km/h。(2)安排专职安全员指挥交通。(3)雨、雪天气不得行车。(4)路面可设置碾压混凝土等防滑层。(5)道路凌空侧设置防撞墩或防护栏杆。(6)必要时可设置避险车道。纵断面应设置缓坡，缓坡坡度最大不超过6%。(1)光伏场区道路主要用来连接各方阵的箱式变电站，同时兼顾场区运维车的(2)道路选线应统筹考虑箱变位置、组件布置及方阵分布情况，做到经济、合(3)道路应尽量利用既有道路，宜避免穿越村镇，避免或减少电杆、架空线、(4)道路宜减少冲沟、河沟的跨越。(5)道路宜不占或少占耕地、林地。5.5路基地形条件平原区丘陵区山地区路基宽度(m)主路4.5,支路4.0主路4.5,支路4.0主路4.5,支路4.0边坡坡率填方边坡挖方边坡典型断面图表5.5-2路基压实度及填料要求表路面底面以下深度填料最小强度填方路基上路床5下路床3上路堤3下路堤2零填及挖方路堑路肩55.5.2特殊路基处理对于软土/沙漠区/淤泥质土路基一般采用换填方式进行处理，一般换填深度为表5.6-1道路路面结构设计参数表地形条件平原区丘陵区山地区路面宽度(m)主路4.0,支路3.5主路4.0,支路3.5主路4.0,支路3.5路面厚度(cm)材料泥结碎石/建筑碎料山皮石/砂石路山皮石典型断面图各种路面材料要求如下表5.6-2所示材料要求泥结碎石粒径控制15mm~35mm,黏土用量不超过总重的15%~18%,石料强度等级不低于IV级。建筑碎料粒径控制50mm~100mm,不得含有生活垃圾，强度不低于MU30。砂石路最大粒径不超过100mm,粒径20mm以上粗集料占比不低于40%,粒径0.5mm以下的细集料占比不超过15%,石料强度等级不低于IV级。山皮石粒径控制20mm~100mm,山皮石含土量不超过总重的20%,石料强度等级不低于IV级。5.6.2混凝土路面光伏场连接升压站的进站道路或有特殊要求的场内道路，宜采用混凝土路面，路面结构采用22cm厚C30混凝土路面+2缝图详见P-2-02~03。5.7排水沟(1)湿润地区年降水量一般在800mm以上，空气湿润，蒸发量较小。自然植被是各类不同的森林，耕地以水田为主，水稻为主要粮食作物。主要分布在秦岭—淮河一线以南的(2)半湿润地区年降水量一般在400～800mm之间。自然植被为森林草原和草甸草原。属湿润地区森林带和半干旱地区草原带的过渡。耕地大多是旱地，水田只分布在有灌溉的地区。包括东北平原大部、华北平原、黄土高原东南部以及青藏高原东南部。海南岛西侧降水量虽大于800mm,但因终年高温，蒸发量大，也属此类。由于华北和东(3)半干旱地区耕地以旱地为主。包括内蒙古高原的中部和东部，黄土高原和青藏高原的大部。整(4)干旱地区包括塔里木盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地、内蒙古西部和青藏高原西北部地区。年降水量小于200mm,很多地区甚至小于50mm。自然景观是半荒漠和荒漠，中国干湿状况中国干湿状况湿润区半湿润区□半干早区干早区北回归线干湿区域划分排水沟净宽×净深(cm)湿润区半湿润区半干旱区干旱区5.7.2排水沟设置位置光伏场道路排水边沟主要有土质边沟、浆砌石边沟、现浇混凝土边沟和预制混凝土U形槽等形式，对于平原、丘陵、山地三种地形条件，具体设计指标如下表地形条件平原丘陵/山地排水沟形式土质排水沟形边沟C25混凝土现浇矩形边沟预制混凝土(C25)U形槽适用条件雨水较多地区临时性排水纵坡较大，雨水冲刷严重的路段；石料可就地取材纵坡较大，雨水冲刷严重路段；且工期紧张纵坡较大，雨水冲刷严重路段；石料取材不便，且工期紧张设置位置道路两侧道路挖方边坡坡脚处6典型设计图注：1.对预制混凝土U形槽排水沟宜少用，因为施工精度的问题，基槽开挖面往往很难与预制U形混凝土板贴合紧密，导致后期出现U形混凝土板底部或侧壁破坏。2.对于丘陵和山地光伏项目，道路挖方侧均应设置土质边沟，在纵坡较大，汇水量较大时采用浆砌石、混凝土或U形槽对边沟进行防护。中电建新能源集团股份有限公司(2)管身钢筋：采用I级钢筋。(3)基础：管身及进出口基础采用M7.5浆砌片石。(4)洞口：a)洞口八字墙身及帽石采用M7.5浆砌片石，石料强度不低于40MPa。b)洞口铺砌、隔水墙均采用M7.5浆砌片石，石料强度不低于40MPa。c)勾缝材料用M7.5砂浆。表5.8-1圆管涵布置形式汇总表地形条件平原区丘陵/山地设置位置跨越沟、渠跨越冲沟、山坳管径cm孔数根据沟(渠)的宽度确定单孔或多孔进水口八字翼墙跌水井出水口八字翼墙八字翼墙管涵埋深1m及以上典型设计图当风场道路与宽而浅，且无明显河槽的山坡流水沟相交时，可设过水路面。过水路面一般采用C25混凝土路面，宽5.0m。过水路面典型设计图见图P-4-03。5.10路基边坡防护光伏场道路边坡防护一般采用挡土墙形式进行防护，挡土墙形式中重力式挡墙最常用，重力式挡墙依据墙背的倾斜角度，分为俯斜式、直立式、仰斜式和衡重式挡土墙，参照《公路挡土墙设计及施工技术细则》,同时结合光伏场道路的特点，挡墙形式适用高度(m)设置位置备注俯斜式用于道路路堤边坡坡脚防护重力式挡墙高度不宜超过8m,若大于8m,应进行挡墙稳定性验算。直立式用于道路路堤边坡坡脚防护仰斜式用于道路路堑边坡防护衡重式用于道路填方边坡路肩防护5.10.2防护形式边坡类型挖方边坡填方边坡边坡高度防护方式仰斜式挡墙分级放坡+仰斜式挡墙衡重式路肩墙/重力式路堤墙分级放坡+重力式路堤墙材料浆砌石/毛石混凝土/混凝土现浇典型设计图分级放坡一般每8.0~10m高为一级，每级之间设置宽约2.0m的马道，马道内侧挡墙高度≤8m,材料可采用浆砌石砌筑，高度>8.0m,可考虑采用毛石混凝土或现浇混凝土。对于道路边坡较陡，水平土压力较大或挡墙墙顶直接承受运输车辆1)挡土墙石料极限抗压强度应不小于40Mpa,浸水或沿河路段挡土墙石料极限抗压强度应不小于50Mpa,一般路段挡土墙砌筑砂浆为M7.5,勾缝砂浆为M7.5。2)挡墙基础要求一般基础应置于岩石或硬土地基上，墙趾处地面坡度较陡，而地基为完整坚硬的岩层时，基础可以做成台阶形，以减少基坑开挖和节省圬工。挡土墙基础处于土质地基，基础埋置深度不小于1.5m;挡土墙基础置于硬质岩石地基，基础埋置浓度不小于1m;挡土墙基础应置于风化层以下。当风化层较厚，难以全部清除时，可根据地基的风化程度及相应的承载力将基底埋于风化层中。置于软质岩石地基时，埋置深度不小于1.0m;挡土墙基础置于斜坡地面，挡土墙墙趾埋入深度和距离地面的地层类别埋置深度(m)襟边宽度(m)岩层土层地基的容许承载力见下表5.10-4所示。表5.10-4地基的容许承载力地基容许承载力(KPa)当地基承载力不满足允许承载力要求时，施工中应根据现场实际情况分别采用加宽基础、换填夯实或砂土垫层措施加固。挡土墙排水孔采用梅花型布置，排水孔为15cm×15cm方孔，孔间距一般路段为3m,浸水路段为2m,排水孔应向外倾斜坡度3%,最下排排水孔应高出地面20cm,墙背采用回填厚50cm的开挖石渣作反滤。光伏场道路安全设施主要为防撞墩、警示桩、凸面镜、安全警示标志牌等，具表5.11-1安全设施布置及构造表安全设施设置位置尺寸(cm)间隔(m)材料典型设计图防撞墩道路紧邻悬崖、陡坎、沟渠的一侧2浆砌石/C25混凝土警示桩道路紧邻悬崖、陡坎、沟渠的一侧；道路交叉口两侧2C25混凝土凸面镜道路转弯内侧有山体、房屋建筑等遮挡，影响会车视距时，设置于转弯处外侧铝合金警示标志牌陡坡、急弯、易塌方等路段驶入前500m处铝合金光伏场道路设置的错车道宽度不应小于7.0m,有效长度不应小于10m,过渡段长度不应小于5m。错车道坡度不宜大于5%。错车道宜在不大于500m的距离内选1)光伏场水土保持的设计应以相应项目的水土保持方案报告书和水保批复为依2)光伏场水土保持一般分为光伏方阵区、集电线路区、道路区、升压站区和弃渣场区，共计5个分区，分区设计，分区治理。设计时宜土石方平衡，减少取弃土3)水土保持的措施一般包括工程措施、植物措施和临时措施，应该根据项目具根据光伏项目统计，在表5.3-1道路主要技路单公里工程量估算表如下表5.13-1所示，表中数值为给定的一般值，具体还应结序号单位地形平原丘陵山地一道路工程(单km工程量)序号单位地形平原丘陵山地1改建道路场地清理每公里土石开挖路基土石方回填碎石路面(厚20cm)φ1.0单孔钢筋混凝土圆管涵排水沟m挡墙防撞墩m2新建道路场地清理每公里土石开挖路基土石方回填碎石路面(厚20cm)φ1.0单孔钢筋混凝土圆管涵φ1.0双孔钢筋混凝土圆管涵排水沟m挡墙防撞墩m6集电线路设计类型模块静态投资(万元/公里)平原架空线路185~240导线单回路185~240导线双回路95~150导线单回路95~150导线双回路山地常规冰区架空线路185~240导线单回路185~240导线双回路95~150导线单回路95~150导线双回路山地20mm重冰区架空线路185~240导线单回路95~150导线单回路山地30mm重冰区架空线路185~240导线单回路表6.1-2电缆线路典型设计指标表型号设备费(万元/公里)平原施工费(万元/公里)山地施工费(万元/公里)777777777777777777(1)路径选择应综合考虑线路长度、地形地貌、地质、覆冰、交通、施工、运在重冰区或台风频发地区，应根据地形地势，适当减少线路档距，适当增加线路耐(2)尽可能靠近现有国道、省道、县道及乡村公路走线，以降低工程施工、运行难度，降低工程造价；线路基础外边缘距离路边距离应大于5m,遇国道、省道应(3)路径选择应避开不良地质地带，当确实无法避让时，应采取必要的措(4)路径选择应控制与邻近设施如电台、基站、弱电线路等的相互影响；线路与基站的水平距离最小应大于线路全塔高及输电线路距地的最大距离。35kV集电线(5)避让沿线乡镇规划区域、自然保护区、风景名胜区等，尽最大可能满足市、中电建新能源集团股份有限公司县、乡的规划要求；线路路径选择，应充分考虑当地的风俗习惯，避免从村庄中心对于成片甘蔗地及农场，应考虑机械化耕作及自动浇灌系统的需要，适当提高对地(6)避让矿区、矿藏探明区域、采空区、炸药库、油库等。确保路径的可行性和今后线路安全运行；明确规定输电线路与露天爆破作业矿场、采石场(含规划区域)的水平安全距离不得小于《电力设施保护条例》和《爆破安全规程》的要求。(7)输电线路与炸药库的安全距离除应符合GB50545第13.0.8条、第13.0.9(8)尽可能避开恶劣气象区，路径选择时应结合国家电网及南方电网雷电地闪密度分布图、污区分布图、冰区分布图、风速分布图等特殊气候环境资料，避开强雷区、重冰区、重污区、强风区。当确实无法避开时，应采取必要的加强措施。如在设计重冰区线路时，线路路径应沿覆冰时背风坡或山体阳坡走线，避免同一耐张段穿越不同气象区；耐张段不宜太长，中冰区不宜超过5km,重冰区不宜超过3km;重冰区线路转角角度不宜过大，通过预留足够的角度荷载以平衡极端天气下的过载(9)尽量避开树木密集区，减少树木砍伐，保护自然生态环境。对于无法避让(10)尽可能减少与已建电压等级较高的送电线路交叉，特别是减少交叉跨越(1)电缆线路穿越市、县、乡等人口密集域，应符合城市规划管理部门关于道路地下管线统一规划的原则。在电缆线路路径设计完成后，必须送交市规划管理部(2)电缆线路路径的选择，要有利于电缆的运行安全和检修方便。(3)电缆直埋敷设，原则上应布置于光伏场道路排水沟外侧，确实无法避开时应采取相应的保护措施。与建筑物基础相距0.6m,与树木中心相距0.75m。穿越车中电建新能源集团股份有限公司(4)为防止电缆遭受电化学腐蚀，电缆路径上的土壤应是中性，即pH值在(5)电缆线路应远离热力管道或足以影响电缆载流量的其他热源，应满足如下电缆与管道之间走向电力电缆控制和信号电缆热力管道平行交叉其他管道平行(6)电缆周围环境不应使电缆长期遭受各种机械力损伤，如过大的压力、拉力、(7)电缆路径无法避开穿越高速公路或铁路时，应采取非开挖水平定向拉管垂直最短距离穿越，其出、入土位置及角度应满足被穿越单位的相关要求，经被穿越(8)路径选择宜避开不良地质地带，避让矿区、矿藏探明区域；禁止直埋电缆光伏场集电线路有3种形式：第1种是架空线方式，光伏组件所发电能经箱式站；第2种是电缆连接方式，光伏组件所发电能经箱式变电站升压后，通过电缆连接至相邻箱式变电站高压侧，然后通过电缆敷设至升压变电站；第3种是架空与电中电建新能源集团股份有限公司(1)山区线路设计方案选择线路覆冰受微气候微地形影响较大时，冰区划分需针对不同地形与气候特征区别对待，应通过宏观及微观水文气象分析做出统筹规划。充分利用路径区域的农作物、植物种类及分布、地形特征、植物覆冰痕迹等信息；充分考虑水汽来源分布、气候特征、风速风向与地形的相互关系；合理分析利用各地覆冰调查数据。采用综b)高雷暴环境线路路径规划(2)沿海架空线路设计方案选择在选择线路路径时，应避免横穿风口、沿海平中电建新能源集团股份有限公司(3)平原区设计方案选择对于线路走廊有要求的平原地区，应提前做好路径规划，避免占用基本农田，在线路路径选择时应尽量避开湖泊、池塘、铁矿区等导电率较高的区域。当地表空间电场强度足够大时(25～30kV/cm),易发展为局部放电产生先导雷。无法避免时(1)直埋电缆受到雷击的概率非常小，防雷接地相对简单，电缆线路接地主要(2)有效减少了线路正常运行出现故障的概率，由于电缆埋设在地下，不受雷(3)日常检修和维护简单、方便，只需对电缆终端和接头处进行维护。(4)施工简单、费用低，施工周期短。(1)山区电缆线路应尽量沿施工道路敷设，避免跨山体敷设，遇山谷或断崖时(2)调查沿线地下管道情况，电缆路径不得直埋穿越国防光缆、燃气管道、石(3)调查矿区分布，电缆线路路径应避让采矿区等易破坏电缆的环境，特别是在线路覆冰厚度大于20mm及以上的重冰区，年均雷暴日超过40d但不超过90d的多雷区及最大风速大于30m/s的台风区域，考虑其经济性及运行稳定性，应优先考虑电缆线路。同时平原地区集中式光伏电站，也应优先考虑电缆线路。平原地区光伏地块较为分散的电站及山地光伏集电线路，考虑电缆线路路径较长，相比较于架空线路经济性较低，应优先考虑架空线路。因此可结合架空线路与电缆线路各自的优势，兼顾光伏方阵与升压站的相对位置关系，选择缆架结合的设计方案以集电线路形式适用地区特殊地区应用时处理方法全架空线路普通气象区、电缆线路无法穿越的山区、不受规划用地限制的架空线路地区。恶劣气象区应提高线路设计等级，细化气象区分区设计方案。全电缆线路恶劣气象区，规划用地受限的架空线路地区，电缆线路施工可到达地区、地下土、水无强腐蚀地区。或场区和升压站之间距离较短的项目区域。遇地下土、水强腐蚀地区，应采用换土或设计电缆防腐外护等措施。架空+电缆线路恶劣气象区，规划用地受限的架空线路地区、电缆线路无法穿越的山区、地下土、水强腐蚀地区。结合架空线路与电缆线路各自的优势，兼顾光伏方阵与升压站的相对位置关系在合适的位置选择相应设计形式。参照《电力工程气象勘测技术规定》,结合工程情况，气象条件选择的主要原(1)基准设计风速以沿线气象台、站离地面10m高、10min时距平均的年最大风速作样本进行统计分析，重现期取30年，并结合沿线风灾情况、已建线路设计运行经验等资料确定，在具体设计中，计算杆塔荷载时根据导地线平均高度和杆塔分中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册(2)设计覆冰厚度按离地面10m高，30年重现期考虑。(1)基本风压计算年一遇基本风压。推算得线路所经地区重现期30年一遇基本风压，根据线路海拔与地10m高30a一遇10min平均最大设计风速。(2)现场大风调查线路风速取值作为参考。收集测风塔离地10m高、30年一遇10min平均最大设计风(3)风区分布图(1)区域覆冰成因的宏观定性分析。(2)区域山区典型地带覆冰初步调查分析计算成果。(3)沿线地形条件、海拔、植被及微地形特殊地段的判断分类。(4)工程各方案沿线区域内已建线路设计及运行后的覆冰情况调研资料。(5)历史冰雪灾害的史料考证情况。(6)从影响设计冰厚的设计重现期、导线离地高度、导线截面大小等方面分析(7)从已建线路投运时间及覆冰稀遇程度重现期分析判断。(8)与已建线路路径相互关系分析。中电建新能源集团股份有限公司方电网线路应考虑线路的重要性及《南方电网生技〔2021〕20号附件：南方电网公司防冰抗冰工作提升方案(2021版)》相关要求，适当提高线路抗覆冰等级。考虑2008年冰灾后工程设计冰厚的取值情况，标准设计将覆冰厚度划分为：无冰、10mm、15mm、20mm(中)、20mm(重)和30mm。双回路一般用于20mm结合沿线已建35kV线路的设计运行经验并参照典型气象区的划分情况，根据线表6.4-1全国典型气象区的划分气象区最大风速覆冰风速覆冰厚度大气温度最高最低平均气温最大风速安装100南方沿海250华东35西南45京津唐、西北5华北、湖北、豫北6北方某些地区7东北承德、张家口8山东河南部分地区湘中粤北9陕西、湖南、云贵川高原地区中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册6.5导地线选型(1)线路导线选型宜根据经济电流密度选择，部分项目经论证后或线路输送距离较短时可在满足规范要求的最大压降允许范围内按导线允许载流量进行选择，并(2)导线选型按电压损耗校核，根据《工业与民用用电设计手册》中电压损耗计算结果应满足《风电场设计规范》(GB51096-2016)35kV集电线路最大压同时最大压降应满足《GB12325—2008电能质量供电电压》4.1和4.2条定：即表6.5-1钢芯铝绞线参数(mm²铝/钢)直径外径最大直断力铝钢铝钢总计(3)重冰区导线选型表6.5-2导线选型表(经济输送容量、极限输送容量及负荷距)导线型号经济输送容量持续输送容量35kV线路在电压降5%时的负荷距6.5.2地线选型原则(1)地线应满足电气和机械使用条件要求，验算短路热稳定时，钢绞线允许温度采用400℃,OPGW光缆最高允许温度采用300℃。(2)满足对腐蚀地区的防腐要求。(3)具有双地线的架空输电线路，应同时效验地线组合的热稳定性。(4)短路电流持续时间应根据系统电压等级、保护配置等情况确定。(5)在设计荷载时，地线的安全系数宜大于导线的安全系数；验算荷载时，其弧垂最低点的过载应力小于66%地线拉断力，平均运行应力满足防振要求。(6)地线安全系数、年平均运行张力百分数根据不同(7)光缆地线应具有可靠的引流线并满足线路防雷的要求。对于雷电日40天及以上地区，且宜采用铝包钢线或镀锌钢线；地线的弧垂特性应与(9)雷暴日较高的山区，为增加线路防雷保护范围，减少绕击雷发生概率，宜(10)无冰区线路一般按20%导电率的铝包钢绞线进行设计。覆冰区线路综合考虑机械特性、短路电流大小和抗雷击性能等，选择合适导电率的铝包钢绞线。重(11)效验地线覆冰厚度应较导线覆冰厚度增加5mm。序号型号最大光纤数量(芯)面外径单位长度力电阻40-200℃允许短路电16/3.0/20AS,光单元1/3.026/3.2/20AS,光单元1/3.236/3.8/20AS,光单元1/3.846/3.8/40AS,光单元1/3.8511/2.8/20AS,光单元2/2.5611/2.8/40AS,光单元2/2.5电缆名称优缺点适用范围镀锌钢带铠装优点：抗压，抗外力机械破坏，抗动物撕咬，抗腐蚀，抗低频干扰。缺点：抗拉较差，在纵向拉力较大的地段敷设易易受机械破坏及易受侵蚀的平镀锌钢丝铠装优点：具有较好的抗纵向拉力，抗动物撕咬，抗腐蚀，抗低频干扰。缺点：抗压及抗外力机械破坏能力较差，在人员短距离架空架设或在垂直、高差较大地段敷设。镀锌粗钢丝铠装优点：具有较好的防水功能。抗压、抗弯效果较普通钢丝铠装明显提高，抗腐蚀。缺点：铠装层重量较大，敷设困海底、地下水较浅的地区。非磁性金属铠装优点：具有一定的抗拉强度，因其采用非金属铠装，不会产生感应环流，消除感应电压影响。缺点：不抗压，须采用适用于单芯电缆铠装层。6.6.1.2电力电缆绝缘类型及厚度表6.6-2电力电缆绝缘类型及厚度表电缆绝缘类型优缺点绝缘厚度适用范围交联聚氯乙烯绝缘优点：冲击韧性高、电气设备性能好、耐溶剂浸蚀、具有较好的纵向防水性能。缺点：不适用于寒冷地区，因其燃烧会产生有毒气体，不适用于室内或田地敷设。适合敷设于地下水较浅的地区，电缆截面交联聚乙烯绝缘有卓越的热机械性能，阻燃性能优越，载流量也比普通YJV电力电缆好，同时也提高了该电缆的电气性能和耐热特性。环保性能较好适合于寒冷地区，环保要求较高的田地或6.6.1.3电缆截面选型1.户内或有遮阳空气中敷设：空气中单根敷设空气中单层多根并行敷设空气中电缆桥架上无间距配置多层并列敷设2.户外无遮阳空气中敷空气中单根敷设空气中单层多根并行敷设空气中电缆桥架上无间距配置多层并列敷设土壤中单根敷设土壤中多根并行敷设K值应按下表所示取值进行计算。表6.6-435kV及以下电缆在不同环境温度时的载流量校正敷设位置空气中土壤中环境温度(℃)电缆导体最高工作温度(℃)1111111111表6.6-5空气中单层多根并行敷设时电缆载流量的校正系数K1并列根数123456电缆中心距111111注：s为电缆中心间距，d为电缆外径。不适用于交流系统中使用的单表6.6-6电缆桥架上无间隔配置多层并列电缆载流量的校正系数K2叠置电缆层数一二三四桥架类别梯架托盘 土壤热阻系数分类特征(土壤特性和雨量)校正系数土壤很潮湿，经常下雨。如湿度大于9%的沙土；湿度大于10%的沙一泥土等土壤潮湿，规律性下雨。如湿度大于7%但小于9%的沙土；湿度为12%～14%的沙一泥土等土壤较干燥，雨量不大。如湿度为8%～12%的沙一泥土等土壤干燥，少雨。如湿度大于4%但小于7%的沙土；湿度为4%～8%的沙一泥土等多石地层，非常干燥。如湿度小于4%的沙土等表6.6-8土中直埋多根并行敷设时电缆载流量的校正系数K4并列根数123456电缆之间净距(mm)111场区常用的电缆导体主要分为铝、铝合金和铜，其对比分析如由于铜良好的导电性能，因此同一截面下电缆载流量铜芯>铝合金芯>铝芯，同时在运行过程中纯铝芯电缆长期满负荷运行，考虑其具有的蠕变特性，因此电缆计算载流量应较允许载流量预留5%～10%左右的裕度。但相对来说铜芯电缆造价成本高，经济性相比于铝合金芯和铝芯电缆较低，一般同一截面下造价铝芯<铝合金芯<铜芯。此外，施工时考虑电缆的机械特性及安装便捷性，同一截面下电缆机械强度铜芯>铝合金芯>铝芯，安装便捷性方面铝芯>铝合金芯>铜芯。结合上述分析，集电电缆选型应综合考虑项目特点及经济性，经详细对比后进行确定。进站电缆应选用铜芯电缆，当铜芯电缆导体截面大于等场区集电线路推荐应优先采用铜芯电缆，同一场区内集电电缆截面选型不应多于四表6.6-9推荐电缆截面表输送容量电缆型号允许载流量35kV线路在电压降5%时的负荷距YJY-3*50(须校验动热稳定)6.6.1.4电力电缆中间接头与终端接头选型1.电缆与铁塔连接普通型冷缩户外电缆终端头(2000m以下地区)高原型冷缩户外电缆终端头(2000m及以上地区)2.电缆与开关柜，箱变连接普通型冷缩户内电缆终端头(2000m以下地区)高原型冷缩户内电缆终端头(2000m及以上地区)插拔式肘型T接头(适用于充气式环网柜)3.电缆与电缆连接户外冷缩电缆中间接头(直埋电缆接续处，可根据电缆敷设环境采用电缆中间接头井或直埋并配置防水防爆接头盒)电缆转接箱(电缆长度超过耐压试验最大距离时设置一座电缆转接箱替代电缆中间接头，一般控制在3~5km)电缆分接箱(为降低故障停电范围，将回路容量合理分组，并在转接箱支路增设隔离开关)序号结构参数1光缆的结构型式松套层绞式2光缆外径(mm)3光缆芯数4光缆单位重量(kg/km)5允许短期最大拉力(N)6允许的弯曲半径(mm)7允许的弯曲半径(mm)8允许的压扁力(N/100mm)长期：1000;短期：30009使用环境温度(℃)光缆寿命大于25年光缆敷设方式管道、直埋敷设制造长度(m)涂覆光纤涂覆光纤一铝塑复合带聚乙烯内护套阻水油膏皱纹钢带铠装填充绳聚乙烯外护套导引光缆(非金属光缆)技术参数序号结构参数1光缆的结构型式松套层绞式2光缆外径(mm)3光缆芯数4光缆单位重量(kg/km)S允许短期最大拉力(N)6允许的弯曲半径(mm)7允许的弯曲半径(mm)8允许的压扁力(N/100mm)长期：600;短期：10009使用环境温度(℃)光缆寿命大于25年光缆敷设方式管道敷设制造长度(m)填充绳阻水材料涂覆光纤导、地线设计安全系数均不得小于2.5,平均运行应力不大于导线破坏应力的25%。导线安全系数、水平及垂直档距、铁塔及钢管杆呼称高相互影响，设计选择中电建新能源集团股份有限公司集中式光伏电站场区典型设计手册动措施。三跨跨越点应避开重冰区、2级及3级舞动区，确实无法避开时以冰区分布依据《输电线路舞动治理工作指导意见》(国家电网生[2010]452号)和《架空宜超过3km,档距不宜超过300m。三是合理选择杆塔和基础型式，如舞动区不采用开关形式概述缺点适用范围跌落式熔断器具有跌落开断功能。作用于保护分段，它装配在配电变压器高压侧或配电线支干线路上，作输电线路、电力变压器过载和短路保护及分合存在无故障跌落问题。遇极端天气易跌落，应选用防风型跌落式熔断器。不适用于覆冰厚度大于20mm地区。a)当电缆连接单台b)当电缆连接多台箱变，且额定电流在125A及以下时；额定负荷电流之用。具有操基于以上两种情况电作简单，维护方便。具有开缆上塔采用防风型跌断短路电流、故障电流功隔离开关隔离开关的触头全部敞露在空气中，使断开点明显可见。稳定性较高，相较于跌落式熔断器可实现较大电流的明显断点作用。隔离开关没有灭弧装置，因此仅能用来分只有电压没有负荷电流的电路，否则会在隔离开关的触头间形成强大的电弧，危及设备和人身安全，造成重大事故。不适用于覆冰厚度大于20mm地区。当电缆连接多台箱变，且额定电流在125A以上时；基于以上情况，电缆上塔时应采用隔离开关。开关型电缆转接箱相较于隔离开关及跌落式熔断器，配置开关型电缆转接箱不受气候环境条件影响，亦可解决外部人员误操作造成停电事故。配置断路器及零序电流互感器的环网柜型可实现速断保护的功能，从而无需停电即可检修故障点的功能造价较高，整体造价约5~8当集电线路处于重覆冰区和台风地区时，电缆上塔应采用开关型电缆转接箱。6.11.1.2跌落式熔断器技术要求(1)额定电压：40.5(kV)(2)额定工作电流：100(A)(3)动稳定电流(峰值):80;120(kA)(4)热稳定电流(峰值):6.3;16(kA)(5)热稳定时间：4(s)。(2)额定电流；(3)额定电流标准值应大于最大负载电流的150%;(4)选择大于系统短路电流的额定热稳定电流值。(1)环境温度：-45℃~55℃。(2)海拔不超过3000m。(3)风速不大于50m/s。(4)地震烈度不超过8度。(5)覆冰厚度不大于20mm;(6)熔断器不适用于下述场所：有燃烧或爆炸危险的场所。防雷保护范围，在较长架空线路段，间隔设置YH10WC-54/134悬挂式避雷器及放电表6.11-2氧化锌避雷器参数表避雷器型号单位备注系统标称电压有效值避雷器额定电压避雷器持续运行电压直流1mA参考电压2ms方波通流容量A雷电冲击电流下残压峰值陡波冲击电流下残压操作冲击电流下残压伞径φ高度H接头型式(接地端)/3φ-13孔16#球窝型(接绝缘子)接头型式(高压端)12φ-16孔2φ-16孔(接悬垂线夹)序号单位要求值序号单位要求值1额定电压2直径3结构参数要求避雷针接闪器针尖长度避雷针接闪器波阻体长度避雷针接闪器主体重量雷电计数器计数次数不少于99次引流线35mm²绝缘软铜线，长度不小于10m设备安装紧固件浸锌防腐蚀4耐受雷电冲击5主要功能要求1、产品必须具备两大功能，第一避雷针接闪器：对强大的雷电流消峰降陡，解决输电线路雷电引起的反击、绕击情况的发生，有效降低线路雷击跳闸率，提高线路的输电可靠2、主设备及配套的主要产品：A雷电波阻处理主件；B记录雷电数据仪6配套设备要求1、配套的计数器具有雷击数据收集功能，每台避雷针接闪器配1台计数器。2、配套的引下线必须是铜芯绝缘线，端头压接好铜鼻子，每台避雷针接闪器配一根绝缘3、提供主体产品和配套设备样品。在每个避雷器附近均安装一个放电计数器，避雷器与放电计数器采用绝缘线相(1)绝缘子形式选择表6.11-4绝缘子形式选择表绝缘子类型优点缺点适用环境耐污型玻璃绝缘子电气性能、稳定性与分散性要好于瓷绝缘子。玻璃绝缘子表面具有憎水性，自洁能力强，污染物不易附着，有较好的抗污自洁能力。且其具有零值自爆的特点，无需登塔逐片对绝缘子进行检查零值工作抗老化性能较差，受环境因素影响使用寿命，因而在重冰区或人员密集地区域不宜采用玻璃绝缘子人口活动不密集地区、轻中冰区输电线路耐污型瓷质绝缘子成本低，工艺成熟，适应不同温度下的工作状况，其抗老化能力较强尤其是在山区交通困难地区，运行维护不方便污秽等级较低的平原丘陵地区，极寒地区复合绝缘子质量轻，体积小，机械强度高，耐自恢复能力强的特点，具有良好的憎水性，其合理的伞裙结构设计能减少空气涡流的形成，从而大大减少污秽物的附着机率，因此在相同泄漏比距下，合成绝缘子污闪电压与瓷质、玻璃绝缘子相比可提高稳定性较差，一旦芯棒受潮，机械强度和绝缘水平就会降低，合成绝缘子运行7~8年，其部分绝缘子伞裙有老化和造鸟类啄食损坏，端部金具与芯棒连接部位护套裂纹，目前运行7～8年后全线更换污秽等级较高，环境湿度较小的的平原丘陵地区绝缘子参数如下表所示。表6.11-5绝缘子参数表产品型号公称结构高度H公称盘径D公称爬电距离L额定机电破坏负荷工频耐受电压kV雷电冲击干耐受电压工频击穿电压重量干湿产品型号公称结构高度H公称盘径D公称爬电距离L额定机电破坏负荷工频耐受电压kV雷电冲击干耐受电压工频击穿电压重量干湿/3/4(2)绝缘子组合形式选择推荐导线悬垂串、跳线串均采用每联4片U70BP/146-1型盘型绝缘子，重要交叉跨越悬垂串采用2×4片U70BP/146-1型盘型绝缘子，其中悬垂串第1片绝缘子采用大盘径U70BP/146-2型盘型绝缘子，导线耐张串采用每联2×5片U70BP/146-1型盘型加1片绝缘子。塔全高超过40m,每增加10米增加一片146结构的绝缘子。满足爬表6.11-6绝缘子组合形式选择推荐表海拔高程以下绝缘子型式4片、5片5片、6片空气间隙工频电压操作过电压雷电过电压带电作业设计实际安全系数为：运行情况>2.5,断线、断联情况>1.5。满足《规范》的有关(1)跳线均加装跳线绝缘子串，减小弧垂长度。引下线、避雷器引下线制作长(2)铜铝过渡线夹选用SLG-4B型面贴面钎焊型。(3)导、地线悬垂线夹、防震锤加装预绞丝护线条。(4)导线悬垂串及跳线串应根据摇摆角适当增加重锤片等措施。(5)主要导线金具选择如下(和导线对应)表6.12-1导线金具选型表导线金具悬式线夹预绞丝防振锤预绞丝护线条耐张线夹接续管根据GBT50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》,单线路型悬挂式避雷器，设置有效的接地方案等。在气温15℃,无风的条件下，档距土壤电阻率p(Ω.m)杆塔工频接地电阻(Ω)对接地电阻不能满足要求时，可根据实际情况采用换土及增加接地模块的方式表6.14-1国网塔型名录序号模块编号系统条件塔型编号I型Ⅲ型IV型1回路数：单回路导线截面：1×150mm²基本风速：25m/s角钢/2回路数：单回路导线截面：1×150mm²基本风速：25m/s角钢/3回路数：单回路导线截面：1×150mm²基本风速：29m/s角钢/4回路数：单回路导线截面：1×150mm²基本风速：29m/s角钢/序号模块编号系统条件杆塔塔型编号I型Ⅲ型IV型5回路数：单回路导线截面：1×150mm²基本风速：29m/s角钢/6回路数：双回路导线截面：1×150mm²基本风速：25m/s角钢/7回路数：双回路导线截面：1×150mm²基本