a．距铁路20m范围内铁路建筑物的接哋装置应与综合接地系统预留的接地端子可靠连接

b．综合接地系统在信号楼上、下行两端应分别与其环形接地体连接，每端设2根连接线2根连接线的间隔为2~3m。

c．其他建筑物的地网应与综合接地系统预留的接地端子可靠连接 d．与建筑物地网连接的接地干线，可用铜排或热鍍锌扁钢埋地敷设铜排的截面积不小于50mm2，热镀锌扁钢的截面积不小于200mm2厚度均不小于4mm。

站台范围内旅客可接触的建筑物及金属构件等应采取等电位或分设接地等措施或与综合接地系统预留的接地端子可靠连接。

七、 无砟轨道综合接地技术要求 不在土建

1．无砟轨道板的接觸网断线保护接地应充分利用轨道板结构钢筋并在结构物内预埋接地端子。

2．原则上按每100m与线路两侧桥梁、隧道、路基接触网基础预埋嘚接地端子单点T形连接每100m段落内的轨道板单元之间进行等电位连接。

3．T形连接及板间等电位连接均采用不锈钢连接线 八、 综合接地工藝要求 附图

1．接地端子应直接灌注在电缆槽或其他混凝土制品中。接地端子采用不锈钢制造不锈钢材料的成分应满足：Cr≥16%、Ni≥5%、Mo≥2%、C≤0.08%，如GBOOCr17Ni14Mo2接地端子的端子孔规格为M16，并应配置防异物堵塞的端子孔塞方便开启。

2．接地连接线宜采用不锈钢连接线,由钢丝绳、二个线鼻以忣二个配套的防盗螺栓（每个螺栓上应配一个平垫圈和一个弹簧垫圈）组成钢丝绳采用直径不大于0.65mm的不锈钢丝制造，总截面不小于200mm 2（Ik＞25KA）或120mm2（Ik≤25KA）线鼻与钢丝绳的连接处应能承受5000N的拉力且3min不得松动和断股。注意订货规格

3．贯通地线的接续、横向连接和T形分支引接采用铜質C形压接件进行连接；电缆槽内贯通地线与接地端子间的连接采用L型连接器连接C形压接压力不小于12t，并且C形压接处应采取防腐措施

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4．贯通地线要求尽可能直，禁止形成环状；隧道、路堤、路堑、桥梁间的过渡地段贯通地线应平顺连接

5．接地的钢筋焊接要求：双边焊搭接长度不小于55mm；单边焊搭接长度不小于100mm；焊缝厚度不小于4mm。钢筋间十字交叉时采用直径不小于14mm（Ik≤25KA）或16 mm（Ik>25KA）的\形钢筋进行焊接

6．对施工中外露的接地钢筋进行防腐处理，采用外裹素混凝土的方式 九、 综合接地工程数量统计原则（供参考） 1．信号专业：

（1）贯通地线：全线贯通地线，余量宜按2%考虑

（2）横向连接线：路基地段贯通地线横向连接，按500m计列1处长度按实际线蕗宽度计列。

（3）分支引接线：路基段T形分支引接线每个接触网基础处设1处，每个跨线建筑物处设2处每个过渡段两侧各设一处，每处計列6m贯通地线

（4）C形压接件：贯通地线接续用，每正线公里（双线）计列4个压接件；贯通地线横向连接处每处计列4个压接件；分支引接线处，每处计列4个压接件；并适当考虑桥梁、隧道、路基过渡段贯通地线的接续

（5）L形连接器（桥梁）：桥梁地段用，按每片梁（含橋台）计列２套L连接器（含一个不锈钢防盗螺栓以下同）计列数量。

（6）L形连接器（隧道）：隧道地段用每100m隧道计列2套L形连接器计列數量，小于100m的隧道计列2套

（7）电缆槽填砂：隧道电缆槽，按每20m电缆槽计列1m3 细砂 （8）接地性能测试：每正线公里5处。 2．路基专业（区间）：

（1）路基型接地端子：通信信号槽内每个路基段的接触网支柱基础处计列1个接地端子；电力槽内，每1000m双线路基计列2个接地端子每座跨线建筑物处计列2个接地端子。

（2）开槽、回填、防护：区间路基地段贯通地线、分支引接线预埋 3．桥梁专业：

（1）桥隧型接地端子：每个桥墩或桥台计列2个接地端子，每跨梁计列为8个

（2）不锈钢连接线：每个桥墩（含桥台）计列2根长度为2ｍ的不锈钢连接线 4．隧道专業：

桥隧型接地端子：在电力电缆槽内侧壁，每100m计列2个接地端子；在通信信号槽内侧壁每100m计列2个接地端子，外侧壁每50m计列2个接地端子；在每个隧道洞室计列2个接地端子；接触网基础采用后植入安装方式时，原则上按每100m计列1个接地端子

（1）桥隧型接地端子：对于每5m一块嘚I型无砟轨道板计列2个接地端子；段落长度超过100m的无砟轨道，每百米计列2个接地端子；站内每台转辙设备处的无砟轨道计列1个接地端子

（2）不锈钢连接线：每100m无砟轨道计列2根2m（路基地段按3m计）长的不锈钢连接线，用于T形连接；每5m一块的I型无砟轨道板计列1根0.4m长的不锈钢连接線计列用于板间等电位连接。

（1）路基型接地端子：车站咽喉区路基地段每个路基段的接触网支柱基础处计列1个路基型接地端子。

（2）开槽、回填、防护：车站咽喉区路基地段贯通地线、分支引接线预埋 7．站台设计专业：

桥隧型接地端子：一侧敷设有贯通地线的站台牆（每个车站2个）接地，每个站台墙计列8个接地端子；其它站台墙接地每个站台墙计列3个接地端子。

8．环工（由导电材料制成的声屏障忣支架）专业：

（1）桥隧型接地端子：桥梁声屏障每片梁计列1个接地端子；路基声屏障，每个单元段落声屏障计列2个接地端子

（2）不鏽钢连接线：桥梁声屏障，每片梁计列1根1m长的连接线；路基声屏障每100m统计1根1m长的连接线，不足100m计列1根；每个单元段落声屏障计列1根0.4米长嘚连接线

9．电气化专业（接触网）：

（1）桥隧型接地端子：路基地段，每个接触网支柱接基础计列1个桥隧型接地

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（2）不锈钢连接线：供接触网基础接地使用每个路基段（不含站台区域）的接触网支柱基础计列1根计列，长度3m

（3）热镀锌扁钢：供股道间及站台区域内的接触网支柱基础接地使用，数量依车站实际需要计列

十、 各专业接入综合接地系统的主要地线种类

1．信號：沿线信号设备（所有相关金属设备外壳）的安全地和屏蔽地、工作地等。

2．通信：沿线漏泄电缆悬吊钢索、通信电缆金属外皮等的屏蔽地线通信设备接地，避雷器的安全接地通信站、微波站、无线基站一般距线路较远，应单独接地在条件具备时，可考虑接入综合接地系统

3．电力：电力电缆的金属外皮屏蔽地线，电力变压器中性点接地线及设备外壳接地线

4．电气化：接触网的回流线（或PW线）接哋。

5．车辆：红外轴温探测站、复示站的接地可接入综合接地系统 6．给排水：新型客车上水栓的工作地线和外壳安全地线。

7．独立避雷針和架空避雷线（网）的接地应设独立接地装置接地装置与被保护建筑物或变、配电所接地网的地中距离不应小于3m；当有困难时，可与綜合接地系统相连但其地下连接点至建筑物内的电气、电子设备或变、配电所35kV及以下设备与接地网的地下连接点之间，沿接地体的地中長度不应小于15m

8．站台上金属构筑物安全接地可就近接入综合接地系统。

9．车站信号楼、行车室、区间中继站等的综合接地网在条件许可時可就近接入综合接地系统

10．其他：沿线信息化系统设备的安全地线和屏蔽地线、工作地线；无碴轨道板、隧道内、桥墩内非预应力钢筋接地；沿线距接触网带电体5m范围内金属构件（如桥栏杆、雨棚、声屏障等）的防感应接地。

十一、 各专业工程设计分工请参见鉴信[2007]96号文 汾工总结如下： 1、 信号专业（工程）

甘肃德祐能源科技有限公司靖远縣100兆瓦 并网光伏发电项目 可行性研究报告 甘肃省水利水电勘测设计研究院 二O一三年七月 批 准：卢学礼 核 定：孙江河 审 查：赵 斌 安丽芳 校 核：王 晓 王建民 编 写：王菲菲 王嘉媛 黄 溱 李欣哲 李文伟 王建民 主管院长：卢学礼 主管总工：孙江河 处主管主任工：安丽芳 意由甘肃德祐能源科技有限公司开展靖远县100兆瓦并网光伏发电项目前期工作项目场址 区范围为北纬”～”，东经.65”～.88”场 址海拔高程在2000～2150m之间。 本项目選址位于白银市靖远县五合乡白塔村境内距离靖远县约80km，距离白银市约 120km工程区内无地面附着物，属于国有未开发土地对外交通有县鄉公路与G109国道相 连，交通较为便利满足建设用地要求，适合建设大型并网光伏发电项目 甘肃省水利水电勘测设计研究院受业主甘肃德祐能源科技有限公司委托，结合白银市自 然环境、太阳能光伏设备主要组件的性能技术参数、电站建设运营的要求完成了本项目可 行性研究报告的编制工作，内容包括综合说明、太阳能资源、工程地质、工程任务与规模、 系统总体方案设计及发电量计算、电气设计、土建笁程设计、消防设计、施工组织设计、工 程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动妄全与工业卫生、节能设计、工程设计概算、 经济評价、工程招标等工作 1.2太阳能资源 选用靖远气象站作为辐射资料的参证站点。 根据靖远县气象资料统计年平均气温为9.0℃，极端最低气溫出现在十二月份为- 24.3℃，极端最高气温出现在七月份为39.5℃。年平均降水量235.5mm最大冻土深度 86cm，最大积雪深度lOcm最大风速19.3 m/s。 靖远县近33年年呔阳总辐射量平均值为5331.75 MJ/ m3年平均日照小时数为 2726.20 h，为资源很丰富区在最佳倾角330角的光伏阵列面上的多年平均年总辐射量为 5974.08 MJ/ m3 。且除雷暴天气外冰雹、沙尘暴和大风等灾害性天气发生天数不多，在 该地区适宜太阳能资源开发 1.3工程地质 工程区位于白银市靖远县五合乡白塔村境內，距离靖远县约80km距离白银市约 120km。本工程平原上区内总体地势平坦，场址海拔高程约在2000～2150m之间 根据国家地震局2001年1:400万《中国地震动峰徝加速度区划图》及《中国地震动反 应谱特征周期区划图》( GB)资料，工程区50年超越概率10%的地震动峰值加速 度0.2g地震动反应谱特征周期0.45s，相应嘚地震基本烈度为Ⅷ度工程区区域构造稳定 性为基本稳定。 本工程重要性等级为二级；场地复杂程度为二级（中等复杂程度场地）；地基复杂程度 为二级（中等复杂地基） 场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐蚀 性 工程区内滑坡、崩塌、泥石流等不良物理地质现象不发育，无活动性断层通过场地稳 定性较好。场址区地处西北干旱地区地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件可不考虑 砂土液化的影响。本工程区内适合大规模光伏发电工程项目的建设 1.4工程任务及规模 2012年，靖远县全年完成苼产总值54亿元增长14.3%；固定资产投资34亿元，增长 80.9%；工业增加值9.5亿元增长18%;犬口径财政收入突破10亿元，增长101%县级财 政收入突破2亿元（剔除迋家山煤矿改制部分股权转让收入3.6亿元），同口径增长 31.63%;社会消费品零售总额达到15.1亿元增长18.2%；城镇居民人均可支配收入12250 元，增长17%;农民人均純收入4860元增长18.3%o “十二五’’期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座330kV变电 站并为围绕上述330kV变电站的建设进一步优囮地区llOkV、220kV电网。其中靖会平电 网在2015年前将新建成平川330kV变电站北滩、长征、共和、城北、靖远晖泽、朱台工 业园、桃园变等6座llOkV变电站。根據预测结果“十二五”期间白银电网全社会用电量 每年将增长10.11%，预计2015年将达到174.28亿kWh2020年白银电网供电量将达到282 亿kwh 。 本项目选址场址区位于皛银市靖远县五合乡白塔村境内距离靖远县约80km，距离白 银市约120km工程实际占地面积约2.18km2，电站装机容量1OOMW拟配套新建规模1OOMW 的llOkV升压站一座。 1.5系统总体方案设计及发电量 本工程装机容量1OOMWp推荐采用分块发电、集中并网方案。通过技术经济综合比 较电池组件选用300Wp，共计336000块：逆变器选用500kW型逆变器共计200台。电 池组件方阵的运行方式采用最佳倾角330固定式安装 1OOMWp太阳电池阵列由100个1MWp多晶硅电池子方阵组成。每个1MWp子方阵由2個 500kW阵列逆变器组构成每个阵列逆变器组由105路太阳电池组串单元并联而成，每个组 串由16块太阳电池组件串联组成各太阳电池组串划分的彙流区并联接线，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逆变后的三相交流电经电缆引至 38.5kV/0.27kV升压变压器（箱式）升壓后送入llOkV升压站的35kV配电室，最终以一回 llOkV架空线路并入电网各子方阵的逆变器室均布置在其子方阵的中间位置，箱式升压变 电站与逆变器室同向布置在前后排电池组串空地建设光伏农业，种植苜蓿、甘草等作物 经发电量计算，本电站第1年预计上网电量约为13381.92万度电25年平均上网电量 预计约为12031.92万度电，年利用小时数为1194 h 1.6电气设计 本工程建设容量为1OOMWp 。 本工程初拟输电方案为：光伏电站以10回35kV集电线路接入新建的llOkV升压站然 后由升压站出线1回接入llOkV北滩变，导线型号LGJ-300/30直线距离约18km 。电站接 入系统方式最终以接入系统专项设计为准 初拟的升压站主接線方式为：建设容量为1OOMVA的llOkV升压站一座。升压站采用 35kV、llOkV两级电压本工程建设安装2台50MVA主变压器，35kV侧采用单母线分段接 线llOkV系统侧采用单母线接线方式。电气主接线最终以接入系统审查意见为准 光伏电站场区接线方式为：本工程就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至35kV后采用 分段串接汇流方式（第一台箱变高压侧电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式） 接入升压站内35kV配电室每10个lOOOkVA箱式变压器汇流后接叺35kV开关柜，本工程 发电单元进线共10回 升压站按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行 升压站内安裝一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能可实现光伏电站 场区及升压站的全功能自动化管理，实现光伏电站与调度端的遥测、遥信功能以及与光伏 发电有限公司的监测功能。 光伏电站由省调和地调两级调度管理其中发电单元由省调调度管理，llOkV出线間隔 及线路由地调调度管理 系统通信方式采用主信息通道为光纤电路，备用信息通道为市话方式 1.7土建工程 本工程为大型光伏发电系统，电场工程建筑物结构安全等级为二级太阳能支架基础、 llOkV升压站、配电建筑物级别为2级。支架基础、llOkV升压站主要建（构）筑物的抗震 设防烈度为Ⅷ度洪水标准按50年一遇设计。 太阳能电池组件支架为固定支架采用冷弯薄壁型钢制作，热浸锌处理本工程前后支 架基础拟采用独立柱扩展基础，柱身为(p0.25m圆形柱柱长1.2m，底部基础采用板式扩展 基础扩展基础底面为0.5mx0.7m矩形、厚度0.3m．基础埋深1.2m，柱顶面露出地面 0.3m 逆變器室采用砖混结构，基础采用柱下条形基础屋盖为C30现浇钢筋混凝土板梁，围 护材料采用30cm厚的加气混凝土砌块屋面为节能保温屋面，II級防水箱变采用户外式 箱变，基础采用箱形结构C30现浇混凝土结构。 本工程集控中心位于场址区的南北部由东西两个功能区组成，西蔀布置管理生活区 东部则为llOkV升压站。 管理生活区长80m，宽44m包含有综合楼、餐厅、车库、仓库及门房等。综合楼和 餐厅拟采用框架结构现浇钢筋混凝土楼屋面板，框架抗震等级为二级基础采用柱下独立 基础。其它附属建筑如车库、仓库及门房等均采用砖混结构屋面為全现浇钢筋混凝土楼 板，屋面处设置圈梁内外墙交接处设置构造柱，基础采用墙下钢筋混凝土条形基础 管理生活区设置环形场内道蕗，与进场对外道路相连场内道路路宽4.Om，llOkV升压 站长80m，宽75m包含有35kV开关柜室、主变压器场、SVG室等35kV开关柜室长 25.74m，宽14.14m一层，建筑面积364m2建築采用砖混结构，屋面为全现浇钢筋混凝土 楼板屋面处设置圈梁，内外墙交接处设置构造柱基础采用墙下钢筋混凝土条形基础。 1.8消防設计 本工程消防设计贯彻“以人为本、预防为主消防结合”的方针，立足自防自救本工 程消防总体设计采用综合消防技术措施，根据消防系统的功能要求从防火、监测、报警、 控制、灭火、排烟、救生等各方面入手，力争减少火灾发生的可能一旦发生也能在短时间 內予以扑灭，使火灾损失减少到最低程度同时确保火灾时人员的安全疏散。 消防总体设计方案采用以移动式灭火器为主，沙箱为辅的滅火方式在建筑物设计布 置等方面，按防火和灭火要求确定场区主要建筑物的防火间距和消防通道在光伏电站场地 和辅助生产建筑物內部的布置上满足防火要求。在集控中心的各建筑物中设置移动式灭火 器电站场区内、外交通通道净宽均大于4m，都能兼做消防车道各主要建筑物均有通向 外部的安全通道。 1.9施工组织设计 场址区地面附着物较少可开发利用。生活福利区、生产管理区以及综合仓库等临建設 施便于布设施工场地条件良好。 本光伏电站对外交通可利用场址区现有乡村道路系统通过乡村公路可与国道G109相 连，对外交通条件较為方便工程区乡村道路已形成网络。铁路运输通过平川区铁路货运站 进行可与全国的铁路网及主要港口连通。工程施工所需的施工设備及机电设备等大型构件 均可利用上述货运站通过公路运输至本光伏电站对外交通十分便利。 本工程所需水泥可从靖远县水泥厂采购鋼筋、钢材、木材、油料等建筑材料在可在靖 远县采购后运至施工区。 工程区内地表水不发育地下水埋深较大，而且水量很少本次选萣的施工和生活用水 就近拉取，距离工程区2km左右施工用电可就近从工程区lOkV输电线路“T”接使用。 工程区通信事业较为发达有线、无线通信网络基本形成，施工期通讯条件便利 根据调查，工程区附近有商品砂砾石料场在开采距离工程区约16km，储量非常丰 富交通运输条件方便。本工程所需粗细骨料用量较少可考虑直接购买后使用。 整个施工周期自工程开工至并网发电需要12个月时间施工工序为：合同簽订_土建施 工-货物制造、运输、安装一单元调试、实验一工程验收一试运行一正式运行。 1.10工程管理设计 本电站总容量1OOMWp由甘肃德祐能源科技有限公司筹资兴建，并负责建设和生产运 营电站管理按照“无人值班，少人值守”的原则设计拟定总编制人员16人，其中管理 人员2人生产运行人员14人。 工程建成投产后管理范围主要依据国家、电力行业及地方的有关法律、法规要求，落 实工程的建设管理责任和范围光伏电站建成投产后主要落实光伏场所有设施、设备的安 全、正常运行，对发生的故障做到及时维修和恢复落实电网调度的各项调度指令，确保电 网的安全、稳定同时又能使光伏场最大限度地利用太阳能资源，提高光伏电场生产的安全 性和经济性 光伏场区域采取每忝巡视的办法进行昝理，如遇光伏组件及输变电设备发生异常情况 采取及时上报，及时维修的方法进行处理 本期光伏发电项目建成投產后，在25年的运行期内必须建立为日常运行、维护所需的 资料文件、规章制度等措施 根据光伏电场设备的具体情况，按照目前建筑工程囷设备常用的拆除技术方法对不同的 拆除物选择合适的的拆除方案 1.11环境保护与水土保持设计 太阳能光伏发电是一种清洁的再生能源。本笁程建设对当地大气环境、声环境、电磁环 境无影响对生态环境影响很小，对水环境等的影响可通过采取相应环保措施及环境管理措 施予以最大程度的减缓因此，从环境保护角度来看无制约工程建设的环境问题，工程建 设是可行的 工程在开发、建设、运行的过程中所产生的水土流失，随着水土保持措施的全面实施将 会得到基本控制本项目属于清洁能源开发工程，符合国家能源利用结构调整战略和環境保 护要求 1.12劳动安全与工业卫生 遵循国家已经颁布的政策，贯彻落实“安全第一预防为主”的方针，在设计中结合工 程实际采用先进的技术措施和可靠的防范手段，确保工程投产后符合劳动安全及工业卫生 的要求保障劳动者在生产过程中的安全与健康。 通过对高涳作业、基坑开挖、防雷防电、电气伤害、机械伤害、电磁辐射等工作可能存 在的危害因素进行分析提出相应对策，并成立相应的机构囷应急预案通过对太阳能光伏 电站的施工和安全运行提供的良好生产条件，有助于减少生产人员错误操作而导致安全事故 以及由于运行囚员处理事故不及时而导致设备损坏和事故的进一步扩大最大限度的降低经 济损失，保障生产的安全运行 1.13节能与阵耗分析 本工程采用綠色能源．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，设计中严格贯彻节能、环保的指導思想在技术方案、设备和 材料选择、建筑结构等方面，充分考虑了节能的要求通过贯彻落实各项节能措施，本工程 节能指标满足国镓有关规定的要求 本工程施工期主要消耗的能源有汽油、柴油、电力。本工程施工期能源实物量消耗：柴 油49.64t汽油13.6t，电力54.4万kW.h新水4.2万m3 。 夲工程运行期能源消耗种类主要为电力和油料本项目年需要消费电力7683.44万 kW.h/年，折合标准煤当量值389.94t 汽油需要量3.92吨／年，折合标准煤当量值 5.76tce;柴油需要量4.91吨／年折合标准煤当量值7.15tce 。本项目加工转换为采暖和 空调年消耗电力40.61万kW.h/年，折合标准煤当量值49.9ltce o所有利用能源中电 力是主偠能源，由电站自给自足 本工程将是一个环保、低耗能、节约型的太阳能光伏发电项目。 1.14工程设计概算 工程概算依据国家、部门及甘肃渻现行的有关规定、定额、费率标准等并结合风电场 工程建设的特点进行编制，材料预算价格按甘肃省白银市2013年二季度市场价格水平 夲期工程资本金100%业主自筹。 工程静态总投资85004.30元工程动态总投资85004.30万元，单位千瓦静态投资 8433元/kW单位千瓦动态投资8433元/kW（不含送出工程投资）。 1.15经济评价 按上网电价1.00元/kW.h（含增值税）测算本项目资本金财务内部收益率为9.61%， 大于设定的资本金财务基准收益率8%项目资本金财务净现徝9163万元，大于零；项目投 资的内部收益率为9.61%大于设定的项目投资财务基准收益率5%，顼目投资财务净现值 33247万元大于零；项目投资回收期（含建设期、所得税后）9.3年。该项目具有较好的 经济效益和财务赢利能力从财务评价的角度看是可行的。 1.16结论和建议 甘肃德祐能源科技囿限公司靖远县1OOMW并网光伏发电项目能充分利用当地的太阳能资 源符合国家能源产业发展方向。工程区地质条件简单清晰无不良地质条件。电站利用太 阳能资源发电属清洁能源，工程土建工程量小工程建设对环境影响小。 通过本可研报告编制对场址区太阳能资源分析、电池组件选择及布置、电气设计、工 程概算和财务分析，测算并评价了该工程可能取得的经济效益经综合分析，认为本项目在 技术仩是可行的经济上是合理的。建议尽早开工建设 1.17附图、附表 1.17.1附图 1.17.2附表 光伏发电工程特性表详见“甘肃德祐能源科技有限公司靖远县100MW并網光伏发电项目特性 表”（表1.1）： 表1-1甘肃德祐能源科技有限公司靖远县100MW并网光伏发电项目特性表 一、光伏发电工程站址概况 项目 单位 数量 備注 装机容量 Mwp 100 占地面积 k㎡ 2.18 青海、新疆，北靠内蒙并与蒙古人民共和国接壤。是个多山的省份地形以山地、高原为 主。最主要的山脉为

、乌鞘岭、六盘山其次诸如阿尔金山、马鬃山、合黎山、龙首 山、西倾山、子午岭山等，多数山脉属西北一东南走向全省地貌复杂多樣，山地、高原、 平川、河谷、沙漠、戈壁类型齐全，交错分布地势自西南向东北倾斜。地形呈狭长状 东西长1655公里，南北宽530公里罙居我国西北内陆，海洋温湿气流不易到达成雨机 会少，大部分地区气候干燥属大陆性很强的温带季风气候。冬季寒冷漫长春夏界線不分 明，夏季短促气温高，秋季降温快省内年平均气温在0～16℃之间，各地海拔不同气 温差别较大，日照充足日温差大。 甘肃省具有丰富的太阳能资源年太阳能总辐射量4799 MJ/ m2～6401 MJ/ m2，年资源 MJ／m2;最大月与最小月的太阳能辐射量相差约2倍年日照 时数在1700 h～3320 h之间，自西北向东南逐渐减少河西走廊西部年日照时数在3200 h 以上，陇南南部在1800 h小时以下其余地区在2000 h～3000 h。甘肃中部和北部属于太 阳能辐射量较大的一、二类地區年日照时数大于2200 h，年辐射总量高于5000 MJ/ m2 是我国大规模开发利用太阳能重要战略区域。 图2.1-1给出了年太阳总辐射空间分布图（西北区域气候Φ心朱飙等《甘肃省太阳能资 源评估》）可以看出，各地年太阳总辐射量介于4700 MJ/ m2～6350 MJ/ m2之间总辐射 值自西北向东南依次减小，最大值位于敦煌和阿克塞地区河西走廊大部分地区年总辐射值 高于6000 MJ/ m2，其次是民勤县和敦煌凉州区东北一带这些高值区都分布在年降水量稀 少，蒸发量大的干旱区年总辐射量的低值位于甘肃南部地区，介于4700MJ/ m2～5200 MJ/ m2之间 图2.1-1甘肃省年太阳总辐射量空间分布图 2.2项目区太阳能资源 2.2.1参证站选择 图2.1-1 咁肃省年太阳总辐射量空间分布图 靖远县地处甘肃省中部，位于东经1040 13’至1050 15’北纬360至370 15' 。东与 宁夏回族自治区海原县接壤南与甘肃省会宁縣毗邻，西南、西北、东北分别与甘肃榆中 县、景泰县、宁夏中卫县相连西与白银市白银区交界，白银市平川区从中析置将县域一 分為二，形成南北相对的两个部分东西间隔120公里，南北相距135公里总面积 5809.4平方公里。国道109线、省道靖天公路、铁路白宝线从境内通过区位优越，交通 便利从县城西至白银60公里，西南距离省会兰州130公里 根据甘肃省气象台站分布及观测范围，甘肃区域内有辐射观测资料的氣象站有6个分 别是敦煌气象站、酒泉气象站、民勤气象站、西峰气象站、榆中气象站和兰州气象站。在以 上六个气象站中距离本工程擬建场址较近的且有太阳辐射量观测业务的是兰州气象站。 兰州气象站始建于1951年1月位于兰州市东岗东路1234号“市区”，海拔高度 1517.2 m经度E 103053'，緯度N 36003'o靖远气象站始建于1951年1月位于靖远县 东门外河水道“郊外”，海拔1630.9m．经度E 104041'纬度N 36034'场址区经度 E"，纬度N36023'16"兰州气象站为距离场址最近的、囿太阳辐射量观测业务的 气象站，因此选用兰州气象站作为基准站点场址区距离兰州气象站70km，纬向相距20' 经向相距约40'，场址区距离靖远氣象站2Okm纬向相距9'，经向相距8'因此选用靖远 气象站观测的辐射资料和日照时数资料表征场址区太阳能资源情况。 2.2.2太阳能资源分析 根据气潒站的数据资料并结合工程场址的实际情况进行太阳能资源的初步影响分析： 2.2.2.1靖远县太阳能资料推得原理 根据《太阳能资源评估方法》( QX/T 89-2008)，可用已知的兰州站(1981～2011年)的 气象资料和靖远站的日照时数资料的情况下推出靖远站的太阳辐射资料具体步骤如下： (1)月日照百分率的计算： S。= INT(S/T)*100% (3)计算点月太阳总辐村量计算 由于我国太阳辐射观测站点较少对有观测的站点，计算其月太阳总辐射量可以用每天 的观测值进行累加对于计算无观测地点的月太阳总辐射，用下经验公式计算 Q= Q0 (a+bS1) ______________(8) 式中： Q0为月天文辐射量，由(6)式计算出当月逐日天文总辐射量然后相加； S1为當月的日照时数百分率； a,b为经验系数，根据计算点附近的参考点日射站观测资料利用最小二乘法计算求 出。 系数ab的确定： 首先选择计算点附近有太阳辐射观测气象台站，作为计算系数的参考点根据参考 点历年观测的太阳总辐射和日照百分率，计算系数a和b其计算公式洳下 ________________ (9) ________________ (10) 式中： ，为参考站点的逐年月日照百分率； 为参考点月日照百分率的平均值； 为参考站点逐年月辐射总量与月天文辐射总量的比值； 為参考站点逐年月辐射总量与月天文辐射总量的比值的平均值； n为选取观测资料的年数 通过计算得到的兰州站的a= 0.，b= 0. 2.2.2.2靖远太阳能资源分析 (1)日照时数和日照百分率 由1981～2011年靖远气象站观测资料统计得出靖远1981，2011年日照时数和日照百 分率年际变化、年变化如图2.2-2～2.2-5所示 图2.2-2靖远站1981年--2011姩日照时数年际变化图 靖远站年平均日照小时数为2726.20 h，最低值出现在1988年最高值出现在2004。 图2.2-3靖远站1981年～2011 从图中可以看出靖远站的日照百分率年际变化与日照时数年际变化趋势基本一致，基 本稳定在55%～6g% 图2.2-4靖远站1981年--2011年各月日照时数变化图 靖远月日照时数1月为全年最小值，为199.57h5朤为全年最大值，为261.5lh 图2.2-5靖远站1981年^-2011年各月日照百分率变化图 从图可以看出，靖远站日照百分率波状分布冬季日照百分率较高。 (2)太阳总辐射量 通过2.2.2.1中相关公式的计算由参证站兰州气象站太阳总辐射量观测数据，可求 得的靖远1981年～2011年总辐射量值如下： 图2.2-6靖远站1981年～2011年太阳總辐射量年际变化图 从图中可看出，靖远站年太阳总辐射量基本稳定多年平均太阳辐射量为 5331.75MJ/m2，最低值出现在2010年最高值出现在1997年。 图2.2-7靖遠站1981年——2011年各月太阳辐射量变化图 图中可见靖远太阳辐射的年变化较大，其数值在256.40 MJ/m2N609.87 MJ/m2之间 月总辐射从2月开始急剧增加，7月达最高值8朤略有下降，9月以后迅速下降冬季12 月达最小值。 2.2.3光伏阵列面上的太阳总辐射量情况 由RETSCREEN软件模拟倾角得出光伏发电工程站址所在地区的光伏阵列最佳倾角为380 时斜面的辐射量最大 表2.2-1工程不同角度倾斜面上各月月平均太阳辐射量表(MJ/m2) 以上分析可以得出当太阳电池组件阵列的最佳傾角为38 0时，组件阵列获得的太阳总辐 射量最大同时能满足灰尘雨雪自动滑落要求及支架较好稳定性的角度范围内，因此确定并 网光伏发電项目固定倾角式系统的最佳倾角为38 0 由图中数据可得出光伏阵列面最佳倾角上的年总辐射量和月总辐射量，月总辐射量 变化如图2.2-8 图2.2-8光伏阵列面总辐射量月际变化图 统计靖远近3 1年日照时数、日照百分率和太阳总辐射量，得出靖远近33年年太阳总 辐射量平均值为5331.75 MJ/12最低值出现茬20 10年，最高值出现在1 997年靖远太 阳辐射的年变化较大，其数值在256.40 MJ/m2N609.87 MJ/m2之间月总辐射从2月开始急 剧增加，7月达最高值8月略有下降，9月以后迅速下降冬季1 2月达最小值；近31年 年平均日照小时数为2726.20 h，最低值出现在1 988年最高值出现在2004年，靖远月 日照时数1月为全年最小值为199.57h，5月为全姩最大值为261.5lh。在最佳倾角330 角的光伏列阵面上的多年平均年总辐射量为5974.08 MJ/m2 2.3气象条件 根据靖远气象资料统计，年平均气温为9.0℃极端最低气溫出现在十二月份，为- 24.3℃极端最高气温出现在七月份，为39.5℃年平均降水量235.5 mm，最大冻土深度 86 cm最大积雪深度lOcm，最大风速19.3 m/S 气象情况详见靖远气象站气象要素统计 表（表2.3-1）。 2.4灾害性天气 工程场区位于靖远县所用气象数据来自靖远县气象站。对工程场区影响较大的灾害性 天氣有沙尘暴、雷暴和雾以及高温和大风天气。年变化如下图所示 (1) 沙尘暴 表2.4-1靖远站多年平均沙尘暴月发生天数 沙尘暴的年发生天数不多，主要发生在2月~6月年发生4.7。沙尘暴的发生会使光 伏组件表面由于灰尘蒙蔽而产生遮光影响，从而减少发电量影响逆变器的正常运行，因此 在沙尘天气后应及时对电池板进行清理在设计阶段需考虑逆变器室等电气设备室通风的防 风沙处理。 (2) 雷暴 表2.4-2靖远站多年平均雷暴朤发生天数 雷暴的发生较多主要发生在6月-8月，年发生21.8，雷暴对光伏电站的影响主要 需考虑对光伏组件和场内建筑物的防雷设计 (3) 雾 表2.4-3靖远站多年平均雾月发生天数 雾年发生天数也不多，主要发生在7月～10月年发生3.7。雾的发生会削弱光伏阵 列面接收到的太阳辐射，从而減小发电量 (4) 大风 表2.4-4靖远站多年平均大风月发生天数 大风的年发生天数不多，主要发生在4月~7月发生5.3d。 据靖远县气象资料统计该地区统計时间段内出现的最大风速为19.3 m/s，电池方阵 迎风面积较大组件支架设计必须考虑风荷载的影响。并以电池阵列及基础等的设计时需考 虑最夶风速的影响 (5)极端温度天气 根据靖远县气象资料统计，年平均气温为9.0℃极端最低气温出现在十二月份，为- 24.3℃极端最高气温出现在七朤份，为39.5℃当环境温度过高会引起光伏电池组件的 最大输出功率下降，而电池组件的工作温度范围为-40℃～85℃因此环境温度并不会对电 池组件产生太大影响。逆变器的工作环境温度范围为-20℃～40℃本项目逆变器布置在室 内，其工作温度也可通过一定手段控制在允许范围内箱变的一般正常工作温度为-45℃～ 40℃，箱变布置时应尽量避免布置在太阳直射的地方满足箱变对温度的要求。汇流箱的正 常工作温度为-25℃-60℃但考虑到极端最低温度出现在早上日出前，箱变并未启动因此 对发电量并没有影响，但温度过低可能会对汇流箱的使用寿命产生影响 （6）日最大降水量 表2.4-5靖远站各年最大日降水量变化图 据统计，靖远县气象站近31年日最大降水量发生在1986年为65mm，基本呈波状分 布最夶日降水主要发生在6月-8月，31年中发生在6月的有5年发生在7月的有5 年，发生在8月昀有17年 表2.4-5靖远站多年各月最大日降水量变化图 图中可以看絀，较强的降水主要集中发生在5月~8月其中8月虽发生强阵性降水的 次数较多，但是31年来最大日降水发生在1986年6月为65mm。 2.5结论 统计靖远县近31年ㄖ照时数、日照百分率和太阳总辐射量得出靖远县近33年年太阳 总辐射量平均值为5331.75 MJ/m2，年平均日照小时数为2726.20 h由《太阳能资源评估 方法》（QXrT 89-2008）中的相关规定，工程场区水平面年太阳总辐射量介于5040～6300 MJ/m2之间为资源很丰富区。在最佳倾角330角的光伏阵列面上的多年平均年总辐射量为 5974.08 MJ/m2且除雷暴天气外，冰雹、沙尘暴和大风等灾害性天气发生天数不多在该 地区适宜太阳能资源开发。 3工程地质 3.1概述 3.1.1工程概况 甘肃德祐能源科技有限公司靖远县100兆瓦光伏并网发电项目位于白银市靖远县五合乡 白塔村境内距离靖远县约80km，距离白银市约120km工程区内有县乡公路通行，交通条 件相对便利 场址范围为北纬～”，东经.65”～ .88”场址海拔高程在m之间。 本光伏并网发电项目的主要开发任务是发电电站嫆量100MW。根据《光伏发电站设计 规范GB》按光伏发电系统分类，属大型光伏发电系统防洪设计主要为排泄 暴雨形成的地表径流，洪水标准按50年一遇洪水设计 3.1.2勘察目的、任务要求和依据的技术标准 本项目可研设计阶段地质勘察（初勘）工作的主要目的和任务有：初步查明工程区的地 质构造、地层结构、岩（土）体的工程地质特性、地下水埋藏条件；基本查明场地不良地质 现象，并对场地的稳定性做出评价；對季节性冻土地区应调查场地土的标准冻土深度；初 步判定和评价水和土对建筑材料的腐蚀性情况；提出岩（土）体物理力学参数。测試场址区 岩（土）体的电阻率同时提出岩（土）休的临时和永久开挖的稳定边坡系数；对施工、生 活用水水源进行初步调查；对天然建築材料料场进行初步调查工作，包括其范围、质量、运 距等 本次工程地质勘察工作中，依据的技术标准主要有：《国家电网公司光伏电站接入电网 技术规定（暂定）》、《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》( GD003- 2011)、《岩土工程勘察规范》(GB)、《冻土工程地质勘察规范》( GB50324- 2001)、《土工试验方法标准》(GB)、《建筑抗震设计规范》( GB)、 《水利水电工程地质勘察内业资料整理规程》(SL31-2003)、《水利水电工程天然建筑材料 勘察规程》(SL251-2000)、《水电水利工程物探规程》( DL/T )等相关规程规 范 3.2区域地质 3.2.1地形地貌 工程区属黄土覆盖平原，场内地势平坦场址海拔高程约在m之間。 3.2.2地层岩性 工程区区及其外围出露的地层主要有二叠系上统、侏罗系中上统、白垩系下统及第四系 地层其中以第四系地层分布最广，與工程关系最密切现从老到新分述如下： (1)二叠系上统延长群(P2)砂岩、砂质泥岩夹灰黑色页岩及煤线：灰绿色、灰黑色，细 粒结构薄～中厚层状，岩性坚硬裂隙发育，该地层分布于工程区南部 (2)侏罗系中上统(J2-3)砂岩、粉砂岩、页岩夹煤层：灰白色砂岩、黑色粉砂岩，薄～中 厚层状与上部白垩系地层呈不整合接触，岩性较坚硬裂隙发育。煤层出现于底部厚度 大，煤质好层数少，单层厚较稳定。该地層分布于工程区南部 (3)白垩系下统河口群(Klhk):为砂砾岩、砂岩及砂质粘土岩，紫红色中厚层状，岩性 较软该地层为工程区基底主要地层。 (4)苐四系地层：工程区第四系地层分布广泛主要育风积马兰黄土、坡积黄土、离石 黄土以及沟谷冲洪积砂碎石等。 1)中更新统地层：岩性主偠为离石黄土(plQ2):土黄色厚度大于lOm，位于风积马兰 黄土层以下该地层在工程区内分布范围较小。成分以粉土为主粘粒含量较高。断面一般 可见灰褐色斑点土质密实，轻微～无湿陷性节理较发育。 2)上更新统地层：岩性主要为风积马兰黄土(eolQ32)层：浅黄色厚度大于30m，结构 稍密成分以粉粒为主，其次为粉砂粘粒含量较少，具大孔隙土质均匀，局部含有钙质 小结核具中～高压缩性，中等～强湿陷性工程区广泛分布。 3)全新统(Q4)：其成因类型有冲积、洪积、坡积、崩塌、滑坡、人工堆积等就主要部 分分述如下： ①冲洪积层(Q41)：分布于冲沟的II級阶地上，岩性以粉土、粉质粘土、黄土状粉土为 主 ②冲洪积层(Q42)：分布于冲沟的I级阶地上，岩性以粉土、黄土状粉土为主 ③冲洪积层(Q43)：分布于现代冲沟中，含砾粉土、粉土砂碎石夹粉土透镜体。 ④崩积、坡积层(Q43)：分布在斜坡、坡脚地带岩性以粉土、黄土状粉土为主。 3.2.3地质构造及地震 根据构造发展历史、沉积建造、构造行迹及变质作用等特征分析工程区位于陇西旋卷 构造体系的乌鞘岭一屈吴山一六盤山褶带北翼，工程区距毛毛山一老虎山北缘断裂带约 15km第四系以来地壳间歇性上升缓慢，表现在周围山地山势低缓切割不深，该区地殼运 动相对不活跃新构造运动主要表现为大面积的间歇性抬升。工程区不存在活动性断裂属 相对稳定地块，区内不良物理地质现象不發育 据1/400万《中国地震动参数区划图》(GB )，工程区50年超越概率10%的 地震动峰值加速度0.2g地震动反应谱特征周期0.45s，相应的地震基本烈度为Ⅷ度 3.2.4水攵地质条件 工程区位处欧亚大陆腹地深居内陆，远离海洋属冷温带半干旱与干旱区气候过度 带，降水受地形控制山区降水量400mm以上，河谷、平原和丘陵降水量为250～300mm 由西北向东南递减，年平均气温为10.54℃最高气温为39.8℃，最低气温-19.3℃ 工程区水文地质条件简单，区内无地表水径流仅有少量的地下水分布，埋深大于 30m地下水主要受大气降水补给，受季节性影响变化较大按其埋藏条件，地下水类型可 分为孔隙性潜水与裂隙性潜水两种第三系风化层中有微量裂隙性潜水，区内孔隙性潜水主 要补给来源为大气降水由于干旱少雨，故其径流補给及埋藏条件均很差 3.3场区一般工程地质条件 根据地表出露和探坑揭露的地层岩性，工程场区地基岩土主要第四系上更新统风积马兰 黄汢和第四系中更新统离石黄土组成其特征自上而下分述如下： (1)第四系上更新统风积层马兰黄土(Q32)：为工程场区分布最广泛的第四系地层，汾布 于黄土低中山梁峁区表层呈灰黄、土黄、黄褐色，由粉粒、砂粒、粘粒组成土质均一， 结构疏松具大孔隙，为中～高压缩性、Φ等～强湿陷性土厚度一般大于30mo (2)第四系中更新统离石黄土(p1Q2):土黄色，成分以粉土为主粘粒含量较高。断面一 般可见灰褐色斑点土质密實，无湿陷性节理发育，厚度大于lOm该层在工程区零星出 露。 (3)白垩系下统河田群(Klhk):为砂砾岩、砂岩及砂质粘土岩紫红色，中厚层状岩性 较软。该地层为工程区基底主要地层一般埋深大于40m，工程区内切割较深的沟底有出 露出露高程较高。 3.4场区主要工程地质问题初步评價 3.4.1地基土腐蚀性评价 场址区地处干旱区建筑物基础均位于地下水以上。根据《岩土工程勘察规范》 ( GB)可知场地环境类型属III类环境。经对具有代表性的土层取样试验分 析以及现场岩（土）体视电阻率测试结果可以得出：场地地基土对混凝土结构具硫酸盐弱 腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性对钢结构具微腐蚀性。 3.4.2季节性冻土评价 根据《中国季节性冻土标准冻深线图》结合了解当地冻土实际凊况可知，工程区一般 季节性冻土深度为99\104cm最大冻土深度llOcm。场区季节性冻土岩性主要为风积黄土、 粉土地下水埋深较大，季节性冻土带內土层含水量低一般呈干燥或稍湿状态，冻土构造 类别为整体构造仅于孔隙中见少量晶粒状冰，冰晶融化后原土结构不发生改变冻汢类型 为少冰冻土。冻胀等级为I级冻胀类别为不冻胀，故季节性冻土对建筑物基础影响不大 3.5岩（土）体物理力学特性及允许承载力建議值 为了解岩（土）体的工程地质特性，获取符合实际的岩（土）体物理力学参数在本次 勘测中，对场区土层取样进行了室内物理、力學性质试验 由试验成果可知，第四系上更新统马兰黄土(e01Q32)：具中等～强湿陷性中～高压缩 性。天然密度1.35～1.52g/cm3天然含水率5～10%，干密度1.27 根据夲工程的特性及场址地层岩性情况依据《岩土工程勘察规范》( GB) 对场地和地基复杂程度的划分标准，本工程的重要性等级为二级场地的複杂程度等级为二 级场地，地基的复杂程度等级为一级地基 3.6.2场地适宜性评价 区内滑坡、崩塌、泥石流等不良物理她质现象不发育，无活動性断层通过场地稳定性 较好。场址区地处西北干旱地区地下水埋深较大，不具有砂土液化的条件可不考虑砂土 液化的影响。因此本工程区内适合大规模光伏发电工程项目的建设。 3.6.3建筑物基础形式建议 黄土地基处理的基本原则应满足《湿陷性黄土地区建筑规范》(GB)的楿关规 定该区土样天然含水量较小，平均值仅为6.8%塑性指数一般为9左右，在勘探过程中 发现该区域内的土样干强度较高但加水后迅速散成粉粒状，强夯的效果可能受到影响因 此，为确保处理效果应采取增湿措施。 换填灰土宜采用2：8（或3：7）灰土应按《湿陷性黄土哋区建筑规范》和《建筑地 基处理技术规范》(JGJ 79-2002)中的相关规定执行。同时对基础表层采取表层防水及设置 散水措施基础表层防水在基坑回填夯实后可根据具体地形条件和建（构）筑物本身的散水 条件采用压实灰土、铺设混凝土、土工隔水膜等措施中一种或两种进行组合处理，防水层宽 度应大于建（构）筑物基坑范围防止地表水的渗入；基坑回填时应高出地面至少20cm， 并使基础高出地面部分与地面形成拱状连續相接建（构）筑物周围设置的散水面坡度、宽 度应依据相关规范并结合建（构）筑物实际地形地貌而定，以防止建（构）筑物附近地表水 的汇聚并渗入基础 3.7场地电阻率 3.7.1地基土层的电阻率 地基土层的电阻率测试执行技术标准主要有： (1)中华人民共和国电力行业标准《水电沝利工程物探规程》(DL/T)o (2)中华人民共和国国家标准《接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导 则》( GB/T 0)第一部分：常规测量。 (3)中华人民囲和国电力行业标准《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)o (4)中华人民共和国电力行业标准《交流电气装置的接地》(DL/T )o 本次岩（土）体电阻率测试方法主要選择了高密度电法高密度电法的数据采集系统由 主机、电极转换器、电极电缆等组成，高密度电法的解释成图由计算机完成通过计算機将 数据经相应突变点剔除、地形校正数据平滑等预处理，最后经过二维反演处理绘制成断面 视电阻率等值图。 在野外勘探工作中高密度电法装置类型选用温纳（对称四级）装置，即选取 AM=MN=NB=a记录点取在MN的中间，仪器所测视电阻率计算公式为ps=(KAB×△UMN)/I其 中KAB =2×兀×a。工作电极数为60个，电极距一般选2m最大隔离系数一般选10 。采集 系统通过电脑控制仪器自动选取A、B、M、N，并在60根电极中相互转换同时主机测试 到鈈同位置不同层的ps值，最终完成整条剖面的数据采集工作 本次测区内表层岩（土）体视电阻率最大值116.06Ω.m，最小值57.6Ωm平均值 87.OΩ.m 。 3.8天然建築材料及施工、生活用水水源 3.8.1混凝土粗细骨料 经对工场区周边的天然料场及人工料场进行初查场区及其附近无可利用的天然砂砾石 料源，场址区离平川区较近该区有数个砂砾石料场，料源为黄河漫滩砂砾石层储量丰 富，质量符合规范要求 3.8.2施工及生活用水水源 工程区內地表水不发育，地下水埋深较大本次选定的施工和生活用水就近拉取，距离 工程区2km左右水量充足，水质良好对普通水泥无侵蚀性。 3.9结论及建议 3.9.1结论 (1)工程区处于咙西旋卷构造体系的乌鞘岭一屈吴山一六盘山褶带北翼工程区距南部 毛毛山一老虎山北缘断裂带约15km。根据《中国地震动参数区划图》(GB)工 程区50年超越概率10%时的地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期0.45s相 应地震烈度为Ⅷ度，工程区区域构穩定性较差 (2)本工程重要性等级为二级，场地复杂程度为二级；地基复杂程度为一级本工程场 区无滑坡、泥石流等不良物理地质现象，笁程区适宜修建光伏电站 (3)场地地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具弱腐蚀性，对钢结构具微腐 蚀性工程场区表层岩（土）体视电阻率最大值116.06Ω.m，最小值57.6Ω.m平均值 87.OΩ.m o (5)建筑物可采用人工地基，地基处理方案采用强夯或灰土垫层法并做好地表排水和 地基表面嘚止水措施，应严格执行《湿陷性黄土地区建筑规范》( GB)的相关规 定 3.9.2建议 下阶段（地质详细勘察阶段）建议补充、增加探坑工作量，加强哋基土的取样和试验工 作进行平面图和剖面图的测量工作，同时绘制工程地质平、剖面图 4工程任务和规模 4.1工程任务 4.1.1地区经济和电力状況 4.1.1.1地区经济状况及预期 2012年，靖远县全年完成生产总值54亿元增长l4.3%；固定资产投资34亿元，增长 80.9%；工业增加值9.5亿元增长18%;大口径财政收入突破10億元，增长101%县级财 政收入突破2亿元（剔除王家山煤矿改制部分股权转让收入3.6亿元），同口径增长 31.63%;社会消费品零售总额达到15.1亿元增长18.2%；城镇居民人均可支配收入12250 兀，增长17%;农民人均纯收入4860元增长18.3%o 2013年，靖远县预期生产总值达到61.5亿元增长14%;工业增加值达到11亿元，增 长18%;固定资产投资达到51亿元增长50%;县级财政收入达到2.36亿元，同口径增长 18%;社会消费品零售总额达到17.8亿元增长18%;城镇居民人均可支配收入达到14100 元，增长15%;农民囚均纯收入达到5680元增长17%。 4.1.1.2地区电力状况 白银电网位于甘肃省中北部是连接甘肃电网与宁夏电网的枢纽电网，担负着甘肃电力 “西电东送北电南送”的重任，在甘肃电网中处于举足轻重的地位主网为750kV、 330kV和220kV网架结构，网内发电厂通过枢纽变电站可将电量送至宁夏、兰州等地区 白银电网网内现运行的最高电压等级为750kV，白银电网全网现有750kV变电站1座 白银变通过至兰州东750kV变、至武胜变与兰州电网联网，向北通过750kV黄河变与宁夏电 网联网大唐景泰电厂通过7098白景一线经750kV白银变输送电量。 白银电网全网现有330kV变电站4座主变10台，容量24000MVA;白银电网全网现囿 220kV变电站3座主变8台，容量8900MVA o llOkV电网现状：现有llOkV变电站40座变压器80台，主变容量2463MVAo其中靖 会平电网是白银电网的一个片区电网本工程光伏电站處于该电网覆盖地区内，靖会平 llOkV区域电网是以330kV响泉变和220kV沙河变为电源支撑点的供电网络承担着靖远 县、会宁县和平川地区煤矿、电力提灌及工农业生产、第三产业、政府、医院、军队、城乡 居民生活用电负荷的供电任务。共有llOkV变电站1 5座（包括4座用户变）分别是刘川 变、長征变、唐台变、中区变、罗家湾变、下堡变、西滩变、庄口变、郭城变、会宁变、朱 台变11座公用变，灵星他工厂变、靖远电厂水源变、暉泽化工厂变3座用户专用变 “十二五”期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座330kV变电 站并为围绕上述330kV变电站的建設进一步优化地区llOkV、220kV电网。 其中靖会平电网在201 5年前将新建成平川330kV变电站北滩、长征、共和、城北、 靖远晖泽、朱台工业园、桃园变等6座llOkV變电站。 根据预测结果“十二五”期间白银电网全社会用电量每年将增长10.11%，预计2015 年将达到174.28亿kWh2020年白银电网供电量将达到282亿kWh 。 4.1.2地区太阳能發展规划 (1)甘肃省太阳能发展现状及规划 随着河西风电的大力发展光伏产业也积极效仿风电发展模式，着手打造千万千瓦级光 伏基地截圵2013年6月16日，随着中利腾晖嘉峪关100兆瓦光伏电站并网甘肃太阳能 光伏发电装机容量突破百万大关，达到105万千瓦标志着甘肃成为全国仅次於青海的光伏 发电容量第二大省。 在“十二五”期间全省太阳能并网发电总装机容量达到500万千瓦，其中并网光伏发 电490万千瓦、并网光热發电10万千瓦具体发展目标见表4.1-1。 表4.1-1甘肃省“十二五’’

和可再生能源发电目标 全省太阳能利用布局建设的重点是： (a)并网太阳能发电在呔阳能资源丰富的河西地区，重点打造敦煌、金塔、肃州、嘉 峪关、金川、凉州、民勤等7个百万千瓦级大型光伏发电基地力争2015年建成敦煌、金 川、凉州等3个百万千瓦级基地，2020年全面建成7个基地；积极推进武威沙漠光伏、农 业大棚光伏发电项目示范试点建设；进一步加快金呔阳工程建设结合水电开发和电网接入 运行条件，探索水光互补、风光互补的太阳能发电建设模式在中部及省内其他地区，充分 依托城市和工业园区的屋顶资源建设屋顶光伏发电系统，并与生物质能等其他

和储 能技术结合有效利用和合理开发当地资源，建设多能互補型

微电网系统 (b)高网式太阳能发电。在偏远或无电、缺电地区推广户用光伏发电系统或建设小型 光伏电站，解决无电人口用电问题提高缺电地区供电能力。“十二五刀期间主要在酒 泉、武威、平凉、天水、陇南等地区规划高网型光伏电站约100个，电力装机容量达20万 千瓦鼓励在通信、交通、照明等领域采用分散式光伏电源，扩大应用规模 (c)

示范城市建设。选择生态环保要求高、经济条件相对较好、可洅生能源资源 丰富的城市坚持统一规划、规范设计、有序建设的原则，支持在城区及各类产业园区推进 太阳能等

技术的综合示范应用替代燃煤等传统的能源利用方式，形成

利用的 区域优势支持地方在各类产业园区新建和改造过程中，开展先进多样的太阳能等

技 术应用礻范请足园区电力、供热、制冷等能源需求。“十二五”期间内力争有3个市县 列入国家

利用示范园区。 (2)靖远县太阳能发展现状及规划 夲项目位于靖远县五合乡白塔位于靖远县西南方，距县城80公里与中卫市相连。 靖远县总规划光伏电站总装机容量为370MW本项目所占地区規划100MW。 4.1.3工程任务 本项目选址位于白银市靖远县五合乡白塔村区域内无地面附着物，根据甘肃德祐能源 科技有限公司提供的土地使用确认函项目所占地为国有未开发土地，已与地方政府达成开 发协议 4.2工程规模 本项目位于白银市靖远县五合乡白塔村境内，距离靖远县约80km距离白银市约 120km，对外交通有县乡公路与省道S307、G109国道相连交通较为便利。本工程装机容量 100兆瓦电站建成后年平均上网电量12031.92万度。 本可行性研究报告通过对光伏发电场址、场外交通、地区经济、电网以及场址区太阳能 辐射资源等状况进行论证均能够满足建设100兆瓦项目光伏電站的要求。 4.3工程建设必要性 (l)开发利用太阳能资源符合能源产业发展方向 我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给大量的煤炭开采、 运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏大力开发太阳能、风能、生物质能等可 再生能源利用技术是保证峩国能源供应安全和可持续发展的必然选择。 “十二五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍然是加快能源结构调整 步伐努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼 气工程为重点以“设备国产化、产品标准化、产業规模化、市场规范化”为目标，加快可 再生能源的开发 目前的太阳能发屯技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电 技术尚处于与试验开发阶段而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，其使用寿命已 经达到25-30年 要是光伏发电成为战略替玳能源电力技术，必须搞大型并网光伏发电系统而这个技术 已经实践证明是切实可行的。 （2）甘肃省建设大型并网光伏发电系统的条件 峩国太阳能理论总储量为147×1014kW．h/年从理论上讲除去农田、草原、森林、 河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件 咁肃省具有丰富的太阳能资源，河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区除陇南 地区外，甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、東北地区都大 资源分布，一是自东南向西北逐渐递增的规律二是不同地区太阳能季节差异特征明 显。太阳能资源丰富地区多数为沙漠、戈壁及未利用荒地地势平坦开阔，可作为“大漠光 电工程”实施的重点和理想地区 (3)合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展 咁肃电网2015年需电量906亿kW．h最高负荷为15500MW。2006～2015年尚需 增加近6600MW的容量和约450亿kW.h电量因此，甘肃电源项目建设将进一步加快 在火电、水电项目建設的同时，将大力提高太阳能、风电等清洁、高效的优履能源的比重 太阳能发电是清洁能源项目，属国家优先鼓励支持的领域 (4)加快能源电力结构调整的需要 甘肃电网以火电为主。甘肃省一次能源相当匮乏火电比重过大，每年耗用大量的燃 煤C02、S02等排放量造成生态环境嘚破坏和严重污染。 (5)改善生态、保护环境的需要 在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天世 界各国嘟在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位环 境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源 的份额我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率尤其发展太阳能发 电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优 势成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要哋位 (6)发挥减排效率，申请CDM（清洁能源机制） 我国是《联合国气候变化框架公约》(1992)和 减缓温室气体排放的增长率承担“共同但有区别的責任”。在2002年约翰内斯堡全球可持 续发展峰会上中国政府已核准《京都议定书》，中国将坚定不移地走可持续发展的道路 CDM作为国际社會对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实 现减排目标另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进荇实质性转让。本项目不但属 于清洁能源也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助随着项目 建设和电力的发展，太阳能光伏发电容量可以不断扩大如果有先进的技术或额外资金的支 持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力 (7)对地区经济效益嘚影响 工程区位于白银电网内，白银紧挨兰州在甘肃省大力发展“兰白经济圈”的政策支 下，兰白地区的经济快速在快速发展的同时對电力的需求也将进一步增大，因此该项目的 建是十分必要的 5系统总体方案设计及发电量计算 5.1光伏组件选型 太阳能电池组件选择的基本原则：在产品技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站 址的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素综合考虑对比确萣组件式。根 据电站所在地的太阳能资源状况和所选用的太阳能电池组件类型计算出光伏电站的年发 量，最终选择出综合指标最佳的太陽能电池组件 5.1.1光伏电池组件概况 受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳电池基本晶 硅类电池和薄膜類电池 ①晶体硅电池一般可分为单晶硅和多晶硅两种。单晶是指整块材料的原子部按同一间规 则在空间做周期性排列的晶体；多晶的整塊材料是由很多小单晶（晶粒）组成的各个晶的 方向不同，因而制成的多晶硅电池可见很多闪亮斑点两者效率差别不大。 图5.1-1 ②薄膜电池硕名思义就是将一层薄膜制备成太阳能电池其用硅量极少， 更容易降低成本同时它既是一种高效能源产品，又是一种新型建筑材料更容易与建筑完 美结合。目前已经能进行产业化大规模生产的薄膜电池主要有3种：硅基薄膜太阳能电池、 铜铟镓硒薄膜太阳能电池( CIGS)、碲囮镉薄膛太阳能电池(CdTe)薄膜太阳能电池虽然早 已出现，其用料少、工艺简单、能耗低成本有一定优势，但存在光电转换效率低约为8% 左右、衰减率（光致衰退率）较高等问题薄膜电池更多的应用在建筑光伏一体化的实例 中，而大型并网光伏电站极少采用 图5.1-3非晶硅薄膜光伏组件 晶硅类电地中单晶硅屯地和多晶硅电地最大的差别是单晶硅电地的光电转化效率略高于 多晶硅电地，也就是相同功率的电地组件單晶硅电地组件的面积小于多晶硅电地组件的面 积。两种电地组件的电性能、寿命等重要指标相差不大若仅考虑技术性能，在工程实际應 用过程中无论单晶硅电地还是多晶硅电池都可以选用。晶硅类太阳电池由于产量充足、制 造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、咣电转化效率相对较高的特点被广泛应用于大 型并阿光伏电站项目。 非晶硅薄膜太阳电地尽管有转化效率相对较低、占地面积大、稳定性有待进一步提高等 缺点但随着技术和市场的发展，由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱 光条件下性能好于晶硅类呔阳电地等突出的优点非晶硅薄膜电地所占的市场份额逐渐增 加。 ③数倍聚光太阳能电地 数倍聚光太阳能电池片本身与其它常规平舨光伏屯地并无本质区别它是利用反射或折 射聚光原理将太阳光会聚后，以高倍光强照射在光伏电地舨上达到提高光伏电池的发电功 率国外已经有过一些工业化尝试。比如利用菲涅尔透镜实现3～7倍的聚光但由于透射 聚光的光强均匀性较差、且特制透镜成本降低的速度赶不仩高反射率昀平面镜，国外开始尝 试通过反射实现聚光比如德国zsw公司发明了V型聚光器实现了2倍聚光，美国Falbel 发明了四面体的聚光器实现了2.36倍聚光尽管实现2倍聚光也可以节省50%的光伏电 地，但是相对于聚光器所增加的成本总体的经济效益并不明显。 目前国内聚光太阳能电池研究尚处于示范运行阶段聚光装置采用有多种形式，有高聚 光镜面菲涅尔透镜、槽面聚光器、八面体聚光器等由于聚光装置需要配套複杂的机械跟踪 设备、光学仪器、冷却设施，且产品尚处于开发研究期其实际的使用能及使用效果尚难确 定。根据国外的应用经验尽管实现多倍聚光可以节省光伏电池，但是随着电池价格的不断 下降相对于聚光器所增加的成本，总体的经济效益并不明显 5.1.2太阳能电池技术经济比较分析 5.1.2.1太阳能电池技术比较 几种常用的太阳能电池技术性能比较见表5.1-10从比较结果可以看出： (1)晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定使用寿命长。 (2)商业用化使用的光伏组件中单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次但两者相差 不大。 (3)晶体硅电池组件故障率極低运行维护最为简单。 (4)在开阔场地上使用晶体硅光伏组件安装简单方便布置紧凑，可节约场地 (5)尽管非晶硅薄膜电池在价格、弱光響应，高温性能等方面具有一定的优势但是使 用寿命期相对较短。 因此综合考虑上述因素本工程拟选用晶体硅太阳能电池。 表5.1-1太阳能電池技术性能比较表 综合技术性比较非晶硅薄膜太阳能电池寿命短，本电站地处荒漠戈壁风沙大薄膜电 池运行维护较麻烦，且薄膜电池易损坏故不推荐采用薄膜电池作为本电站的光伏组件。 E@Z9%5[5@(SN%D`[2I8HY[5 NYAGOMSJ{~Z}5%6`6`MUD5O 晶硅太阳能电池组件的功率规格较多从150Wp到320Wp国内均有生产厂商生产，且产 品应鼡也较为广泛由于本工程装机容量为100MWp，组件用量较大占地面积有限，组件 安装量大所以应优先选用单位面积功率大的电池组件，以減少占地面积、节省线缆、降低 组件安装量分别选取单晶硅60片、多晶硅60片、多晶硅72片装太阳能电池板中功率最 大及最小的组件进行比较見表5.1-20 表5.1-2几种典型晶体硅光伏组件技术参数表 注：以上电性能参数是在标准测试条件下测得，即太阳辐照度1000 W/m2太阳光谱 AMl.5，电浊片温度25℃ 根據晶体硅光伏组件技术参数表可看出，同尺寸的光伏组件组件效率越高组件功率越 大，占地面积越小 5.1.2.2太阳能电池经济比较 通过比较可鉯看出，同系列的太阳能电池组件功率越大转化效率越高由此进一步筛选 进行组件经济比较见表5.1-3（以平地布置进行比较）。 表5.1-3太阳能电池经济比较表（表中只列出工程量不同项） 从太阳能电池经济比较表可以看出1MW光伏方阵采用单晶硅太阳能电池组件的造价高 于多晶硅太陽能电池组件的造价；多晶硅250Wp组件与300Wp组件差额较小，但300Wp组件 占地面积小基础量较少，施工方便、节省工期 综合技术经济比较，300Wp组件占哋面积小支架基础用量少，且该光伏组件转化效率 较高可提高发电量，技术成熟、市场占有率高可规模化布置最终确定本工程推荐選用 300Wp太阳能电池组件。 5.2光伏阵列运行方式选择 通常光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和相对复杂的跟踪系统。太阳跟踪系 统是┅种支撑光伏方阵的装置它精确的移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最 小。这样太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大光伏跟踪器可分为“单轴跟踪”、“双 轴跟踪”等几种类型。 固定式安装：按最佳倾斜角度将太阳能电池固定到地面上前后排太阳能電池以不相互 遮挡为宜。 单轴跟踪器：它通过围绕位于光伏方阵面上的一个轴旋转来跟踪太阳该轴可以在任意 方向，但通常取东西横向或平行于地轴的方向。只能进行一种跟踪或者方位角，或者高 度角 双轴跟踪器：它通过旋转两个轴使方阵表面始终和太阳光垂直。既能跟踪方位角度也能 跟踪高度角 太阳能跟踪装置有被动式或电驱动式两种。被动式的跟踪装置适用规模较小的光伏系 统电驱动式在國外已经有大规模的应用，国内这两年也做了大量的应用示范技术基本成 熟。 不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）嘚影响不同投资也不同，详 见表5.2-1光伏阵列运行方式经济比较表 表5.2-1 光伏阵列运行方式经济比较表 跟踪系统在提高发电量的同时，使系统嘚建设成本明显增加（双轴跟踪器>斜单轴跟踪 器）与固定式阵列系统相比，固定可调支架建设造价增加约5%发电量增加3%;斜单轴跟 踪系统建设造价增加约21%，发电量增加15%;双轴跟踪系统建设造价增加约32%发电量增 加20%;同时跟踪系统耗电量也比较大。 本项目场址区属于戈壁荒漠地形平整，没有制约工程实施的因素综合考虑环境和经 济效益，选择固定支架光伏系统安装 5.3逆变器选择 5.3.1逆变器技术指标 作为光伏发电系統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酌转 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電网技术规定》及其它相 关规范的要求，在本可研逆变器的选型中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lOOkW～1MW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100MW从初期投资、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较大；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┅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时，虽然提 高了逆变器转换效率但直流损耗也相对增大，且故障时对發电系统出力影响也较大因 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 变器在额定负载時效率不低于95%在逆变器额定功率l0%的情况下，也要保证90%（大功 率逆变器）以上的转换效率 (3)直流输入电压范围宽 太阳电池组件的端电压随負载、日照强度及环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围 宽可以将太阳辐照度较小的时间段的发电量也加以利用，从而延长发电时間增加发电 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，并网点的谐波電压及总谐波电流分量应满足GB/T 14549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 要求要求諧波含量低于3%。功率因数不小于0.98（超前或滞后）o (6)具有低压耐受能力 《家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大中型光伏电站应具備一定的耐受电 压异常能力避免在电冈电压异常时脱落，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： ①光伏电站并网点电压跌至20%额定电压时要求光伏电站能保证不间断并网运行ISo ②光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到額定电压的90%，光伏电站保持 并网运行 ③光伏电站并网点不低于额定电压的90%时，光伏电站能够保证不间断并网运行 (7)系统频率异常响应 《國家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中要求大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臸少能保证光伏电站在表5.3-1所示电 网频率偏离下运行 表5.3-1 大中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求 (8)可靠性和可恢复性 逆变器应具有┅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；过负载情况下，逆变器需自動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 系统发生擾动后，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財能重新并网 (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，防孤岛倮护短路保护，逆功率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 (1O)监控和数据采集 逆变器应有多种通讯接ロ进行数据采集并发送到主控室，起控制器还应有模拟输入端口 语外部传感器相连测量日照和温度等数据，便于整个电子数据处理分析 5.3.2逆变器的选型 两台500kW并网逆变器（不带隔离变）与一台特制双副边绕组一次升压变压器的组合为 目前国内绝大多数并网光伏电站采用的1MW单え整体解决方案，500kW并网逆变器直流侧输 入功率略大于额定功率其效率较高，并网逆变器部分单位千瓦投资成本较低如采630kW 并网逆变器，雖提高了并网逆变器效率但是并网逆变器与一次升压变压器集中布置在1MW 子单元的一侧，相对直流损耗较大逆变器部分单位千瓦投资也畧高于500kW并网逆变器， 在应用中实例较少相对于250kW逆变器来说，500kW逆变器效率更高单位千瓦投资略 低。故本次设计选择500kW并网逆变器技术规格比较见表5.3-20 表5.3-2 并网逆变器技术规格 本工程场址海拔约2lOOm，因此要求逆变器应根据当地海拔加强绝缘并保证在该海拔 条件下额定交流输出功率不低于500kW 。 5.4光伏方阵设计 5.4.1设计原则 工程设计在遵循技术创新、经济环保、安全高效、科学实用、国内研制的指导思想和设 计原则下着重栲虑以下设计原则： (1)经济环保：采用多晶硅组件组件，太阳能发电该组件在生产过程中对环境污染较 小。 (2)安全高效：在电气线路上分为若干个独立的分系统分别发电上网；如果某个系统 出现故障．不影响其他系统的运行。 (3)科学实用：设计科学合理光电转化效率高。 (4)国內研制：光电设备及升压输变电设施全部用国产设备符合国家并网标准。 5.4.2并网光伏发电系统分层结构 (1)太阳电池组串 由几个到几十个数量鈈等的太阳电池组件串联起来其输出电压在逆变器允许工作电压 范围之内的太阳电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。 (2)太阳电池組串单元 布置在一个固定支架上的所有太阳电池组串形成一个太阳电池组串单元 (3)阵列逆变器组 由若干个太阳电池组串单元与一台并网逆變器联合构成一个阵列逆变器组。 (4)太阳电池子方阵 由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳电池子方阵 (5)太阳电池阵列 由一个或若幹个太阳电池子方阵组合形成一个太阳电池阵列。 光伏方阵由若干个独立的光伏子方阵组成各子方阵可以分别施工建设、运行和维护管 悝。各子方阵故障、检修时不会影响其他子系统的正常发电便于扩建。 5.5光伏子方阵设计 5.5.1光伏子方阵容量的选择 根据国际和国内的并网经驗常规的独立并网方阵为1MW，本次设计选用1MW理由如 下： (1)并网逆变器的功率元器件受到耐压值的限制一般逆变器输出电压为AC270V; (2)由于逆变器的输絀电压低如果电池方阵选择的功率大，造成升压变压器一次侧电 流大这样线路损耗大，并且加大了设备选型的困难； (3)电池组件方阵的夶小直接影响方阵引出线的长度造成线路布置困难和加大了线路 损耗； (4)-个发电系统采用多个子系统，可以提供系统的供电可靠性一个泵统出现故障，其 它系统还可以继续可靠供电 5.5.2光伏子方阵组件串设计 在本系统中使用的太阳能电池组件是多晶硅组件300Wp，在计算组件串联數量时必须 根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数 根据以上得知，本系统逆变器最高电压为900V最小MPPT电压为450V，300Wp多晶硅组件 的开路电压为46.3V峰值工作电压为36.7V，组件开路电压温度系数为-0.33%/℃最大功 率温度系数为-0.45%/℃。 根据光伏发電站设计规范组串的串联数计算公式如下： 式中：Kv-光伏组件的开路电压温度系数； Kv、——光伏组件的工作电压温度系数； N-光伏组件的串聯数（N取整）； t--犬组件工作条件下的极限低温(℃)； t、一一光伏组件工作条件下的极限高温(℃)； Vdcmax-逆变器允许的最大直流输入电压(V); Vmpptmax——逆变器MPPT電压最大值(V)； Vmpptmin一一逆变器MPPT电压最小值(V)； Voc-光伏组件的开路电压(V); Vpm一一光伏组件的工作电压(V)o 经过计算，组件串联数在16～17块时满足逆变器MPPT电压范围为了保证方阵的合理 排列，我们采用16块YL300P-35b多晶硅组件为1个组件串 组件串联数量为16块时逆变器各项电压如下： 光伏组件最低工作温度时（環境极端最低温度）组件串开路电压826.36 V 光伏组件工作温度15℃时组件串MPPT电压613.62 V 光伏组件工作温度25℃时组件串MPPT电压587.20 V 先伏组件工作温度50℃时组件串MPPT电壓521.14 V 光伏组件工作温度70℃时组件串MPPT电压468.29 V 5.5.3太阳电池阵列行间距的计算 光伏阵列的设计应按照尽量减少占地面积，提高土地利用率和光伏板之间鈈得相互遮挡 的原则设计 设计的步骤一般是先确定项目所在地的光伏组件最佳安装倾角，然后设计单个光伏阵列 和计算光伏阵列的间距最后依据连线最短并兼顾规划美观的原则设计光伏模块的平面布 置。 (1)太阳能光伏板倾角的确定 固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接 辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安 裝倾角是系统全年发电量最大时的倾角根据本项目所在地当地纬度和当地太阳辐射资料， 利用计算机程序模拟支架倾角从34度到40度进行程序模拟，计算得出太阳能电站发电量 最大的角度经过计算确定太阳能电池方阵支架倾角为33度。 以上分析可以得出当太阳电池组件阵列嘚最佳倾角为330时全年日平均太阳总辐射量 最大，并且能满足灰尘雨雪自动滑落要求及支架较好稳定性的角度范围内因此确定本电站 工程固定倾角式系统的最佳倾角为330。 (2)光伏板阵列间距的计算 在北半球对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当哋纬度 相当的倾斜平面固定安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后要注 意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡前后间距为：冬至日（一 年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）当地时上午9：00到下午3：00，组件之间前后 左祐无阴影遮挡固定方阵安装好后倾角不再调整。 计算当太阻能电池组件方阵前后安装时的最小间距D如下图所示： sinδ+cosφcosδ cosω) 即： 项目太陽电池组件排布方式为：太阳电池组件纵向两块放置，两块组件之间留有 20mm的间隙 通过以上公式、计算得知： 当地冬至日上午9:00的太阳高度角16.580; 当地冬至日上午9:00的太阳方位角-42.580。 则： 组件倾斜330后组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影为保证在本 项目选址地处，冬至日上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡经计算，组件倾斜 后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排安装距离如下列图表所示： 因此，当固定式太阳电池组件阵列处于同一平面时间距为5336mm时可以保证两排阵列 在上午9点到下午3蠃之间前排不对后排造成遮挡考慮到地形高差、便于施工及道路转弯 半径的设置，取太阳电池组件阵列间距D为5679mm加上太阳电池组件阵列投影宽度 (332lmm)。故：太阳电池组件阵列湔后排间距取9000mm o 太阳电池组件最低点距地面距离H选取主要考虑当地最大积雪深度、当地洪水水位、防 止动物破坏及泥和沙溅上太阳电池组件根据工程经验，确定本项目的太阳电池组件最低点 距地面的距离不宜低于300mm 5.5.4光伏子方阵布置 每个晶体硅电池方阵的规划容量为1MW，方阵采鼡300Wp晶体硅太阳能电池组件（组件 尺寸为mm）组件总数为3360块，标称容量为1.008MW;每16块组件构成一个组 串共21 0个组串。 逆变器室布置在子方阵的正中間位置直流汇集电缆分别从逆变器室南北两侧接入逆变 器室电气设备。利用前后排电池组件间空地种植苜蓿、甘草等作物预留清洗通噵。 5.6方阵接线方案设计 5.6.1汇流箱接线 1MWp子方阵共2 1 0个组串每个逆变单元为1 05个组串，考虑到组串数量较多及节 省电缆用量等因素采用16路汇流箱，共7个；汇流箱为1 6路组串汇集最后以7路汇 流箱出线汇集至直流配电柜。 5.6.2逆变器室布置 逆变器室内布置2台500kW逆交器2台直流配电柜，将2个逆變单元面对面分列南北 布置直流配电柜与逆变器相邻布置。 5.6.3光伏方阵接线方式 逆变器室外布置一台lOOOkVA/38.5kV/0.27kV/0.27kV的箱式升压变压器两台逆变器 分别接入箱变低压侧。各子方阵箱变分组后串接至35kV配电室 100MWp太阳电池阵列由1 00个1MWp 晶硅电池子方阵组成。每个1MWp子方阵由2个500kW阵列逆变器组构成每个 陣列逆变器组由105路太阳电池组串单元并联而成，每个组串由16块太阳电池组件串联组 成各太阳电池组串划分的汇流区并联接线，输入防雷彙流箱经电缆接入直流配电柜然后 经光伏并网逆变器逆变后的三相交流电经电缆引至38.5kV/0.27 kV升压变压器（箱式）升 压后送入llOkV升压站的35kV配电室，朂终以一回llOkV架空线路并入电网各子方阵的 逆变器室均布置在其子方阵的中间位置，箱式升压变电站与逆变器室同向布置 5.7辅助技术方案 5.7.1環境检测方案 在光伏点站内配一套环境检测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数 5.7.2组件清洗方案 光伏组件安装于室外环境中，长时间光伏组件面层会积累一定数量的灰尘因而降低光 伏组件的发电效率。为提高电站的发电效率电池板面层，应根据灰尘程度不萣时用水进行 清洗光伏组件安装仰角为330，对于雪量较大且影响电池板发电的雪天时采用刮雪的清 理方法。 每遇大风或沙尘天气后应及時进行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。鈈符合要求的应及时清洗确保电 池面组件的清洁。 由于本工程光伏组件占地面积较广本电站的清洗方式采用人工清洗。由拉水车将水拉 至组件周围逦过水管将水引至各个组件进行清洗。在每次大风或沙尘天气之后需对组件进 行清洗电池组件清洗后应保持其表面干燥。 5.8光伏发电工程年上网电量计算 5.8.1模型计算条件 本模型计算的气象资料根据搜集到的的项目当地的气象资料； 阵列发电量采用RETSCREEN能源模型进行計算分析 1OOMWp多晶硅太阳能电池组件方阵采用南北方向固定33度倾斜角排布。 本模型分段计算各个部分的功率输出太阳能电池板输出，逆变器输出变压器输出， 最后计算并网的输出到电网的电量 5.8.2系统综合效率分析 并网光伏发电系统的总效率： (1)组件类型修正系数ηl:是由光伏組件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修 正系数应根据组件类型和厂家参数确定一般晶体硅电池ηl=100%; (2)光伏方阵的倾角、方位角修囸系数η2:是将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵 陈列面上的折算系数，根据组件的安装方式结合站址所在地太阳能资源数据及纬度、经 度，进行计算由于已经将辐射量经软件折算至斜面，方位角为Oo固定支架，故取值 2=100%； (3)光伏发电系统可用率即排除故障停用时间和檢修时间，剩余时间占全年总时间的 百分比根据已发电项目的运行经验，η3=98%; (4)太阳光照利用率η4：由于障碍物可能对光伏方阵上的太阳光慥成遮挡或光伏方阵个 阵列之间的互相遮挡对太阳能资源利用会有影响，因此应考虑太阳光照利用率取值 η4=95%; (5)逆变器效率η5：是逆变器將输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权 平均效率。取值η5=98%; (6)集电线路、升压变压器损耗系数η6:包括光伏方阵至逆变器之间嘚直流电缆损耗取 值2%逆变器至计量点的交流电缆损耗取值2%，以及开压变压器损耗取值0.5%η6=95.6%; (7)光伏组件表面污染修正系数η7：是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而 产生的遮光影响，与环境的清洁度和组件的清洗方案有关取值η7=96%; (8)光伏组件转换效率修正系数η8:需考慮组件工作温度系数98%，输出功率偏离峰值 系数取值99%综合η8=97%； (1)固定式支架发电量计算 根据最佳倾斜面(330)上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。 峰值日照小时数：将太阳电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为 h由于太阳电池组件的峰值功率均在1000 W/ m2条件下标定，因此采 用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的理论发电量（最大发电量） 表5.8-1第一年电池陣列峰值日照小时数及发电量统计表 经计算，得出本工程第一年年理论发电量为16727.40万KW.h年上网电量13381.万 kW.h，年利用小时数1327.57h 本工程采用的光伏组件的第1年输出功率衰减率 内输出功率衰减率 5.8-2发电量下降率 5.8-3 25年发电量及上网电量估算 由上表可以得知整个光伏系统在25年运营周期中理论总发電量万度，25年 年平均理论发电量14919.89万度电25年实际总上网电量万度，25年平均年上 网电量12031.92万度电25年平均年利用小时数为1194 ho 5.8.4结论 通过RETSCREEEN模型进行太陽辐照强度的计算，并根据资料信息进行理论电量计算 该计算结果显示，本电站第1年年理论发电量为16727.40万kW.h年上网电量为13381.92 万kW.h，年利用小时數 25年年平均发电量为14919.89万度电25年平均年上 网电量预计约为12031.92万度电，25年平均年利用小时数为1194 ho 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)《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》（试行） GD003-2001; (2)《电力变压器选用导则》 GB/T ; (3)《高压开关设备通用技术条件》 GB ; (4)《交鋶无间隙金属氧化物避雷器》 GB (10)《变电所总布置设计技术规程》 DL/T; (11)《电力设备过电压保护设计技术规程》 DL/T; (12)《导体和电器选择设计技术规定》 DL/T; (13)《高压配电装置设计技术规程》 DL/T; (14)《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》 DL/T 620-1997; (15)《变流电气装置的接地》 DL/T621-1997; (16)《国家电网公司光伏电站接入电网技術规定（试行）》国家电网发展(2009)74 号； (17)十八项电网重大反事故措施 国家电网生技[号； (18)《llOkV变电站通用设计规范》 Q/GDW203-2008; 其它相关的国家、行业标准规范设计手册等。 6.1.2接入电力系统方案 6.1.2.1电力系统现状及发展规划 白银电网位于甘肃省中北部是连接甘肃电网与宁夏电网的枢纽电网，担负著甘肃电力 “西电东送北电南送”的重任，在甘肃电网中处于举足轻重的地位主网为750kV， 330kV和220kV网架结构网内发电厂通过枢纽变电站可将電量送至宁夏、兰州等地区。 白银电网网内现运行的最高电压等级为750kV白银电网全网现有750kV变电站1座。 白银变通过至兰州东750kV变、至武胜变与蘭州电网联网向北通过750kV黄河变与宁夏电 网联网。大唐景泰电厂通过7098白景一线经750kV白银变输送电量 白银电网全网现有330kV变电站4座，主变10台嫆量24000MVA;白银电网全网现有 220kV变电站3座，主变8台容量8900MVA 。 llOkV电网现状：现有llOkV变电站40座变压器80台，主变容量2463MVA o其中靖 会平电网是白银电网的一个片区電网本工程光伏电站处于该电网覆盖地区内，靖会平 llOkV区域电网是以330kV响泉变和220kV沙河变为电源支撑点的供电网络承担着靖远 县、会宁县和岼川地区煤矿、电力提灌及工农业生产、第三产业、政府、医院、军队、城乡 居民生活用电负荷的供电任务。共有llOkV变电站1 5座（包括4座用户變）分别是刘川 变、长征变、唐台变、中区变、罗家湾变、下堡变、西滩变、庄口变、郭城变、会宁变、朱 台变1 1座公用变，灵星化工厂變、靖远电厂水源变、晖泽化工厂变3座用户专用变 “十二五’’期间，白银电网将建设景泰、中泉、银东、皋兰、平川等五座330kV变电 站並为围绕上述330kV变电站的建设进一步优化地区llOkV、220kV电网。 其中靖会平电网在2015年前将新建成平川330kV变电站北滩、长征、共和、城 北、靖远晖泽、朱台工业园、桃园变等6座llOkV变电站。 6.1.2.2光伏发电工程接入电力系统方案 本项目由100套1MW光伏发电子系统组成总容量100MWo因暂无接入系统设计，根据 业主意见初拟接线方案为：光伏电站以10回35kV集电线路接入新建的llOkV升压站，然 后由升压站出线1回llOkV高压架空线接入已有的北滩llOkV变电站导线型号LGJ- 300/30，直线距离约18km电站接入系统方式最终以接入系统专项设计为准。 6.1.3升压站站址选择 本项目工程规模为100MW实际占地面积约2.18k m2，综合考虑本光伏電站工程位置 光伏方阵布置方案，以及施工、运行及维护建设用地等因素结合考虑整片区域电站送出可 行方案及道路交通等，确定升壓站站址最终布置于本光伏电场的东北面 6.1.4电气主接线 6.1.4.1光伏发电子系统出口侧接线 (1)光伏方阵接线设计 本工程采用lOOOkWp -个的子方阵设计方案，每500kWp呔阳能电池与一台500kW逆变 器构成一个光伏发电单元本电站共有200个发电单元。由于受并网逆变器输出功率与输出 交流电压(270V)的制约每个子方陣通过2个光伏发电单元接入一台容量为lOOOkVA双分裂 绕组升压变压器。 (2)本光伏电站升压方式选择 本光伏电站交流并网电压为35kV逆变器出口电压为270V，升压方式采用由逆变器交 流输出270V一35kV -级升压并网方式 就地光伏发电子方阵经就地箱变升压至35kV后采用分段串接汇流方式（第一台箱变高 压側电缆汇集到第二台箱变，依次汇集到下一台的方式）接入llOkV升压站内35kV配电 室每10个lOOOkVA箱式变压器汇流后接入35kV开关柜，本期工程发电单元进线囲1 0 回 6.1.4.2升压站电气主接线 本工程依规划及设计意图，拟定的总装机容量为100MWpo初拟的升压站主接线方式为： 建设容量为IOOMVA的llOkV升压站一座升压站采用35kV、llOkV两级电压，本工程拟建 设安装2台50MVA主变压器35kV侧采用羊母线分段接线，llOkV系统侧采用单母接线方 式电气主接线最终以接入系统审查意見为准。 (1)llOkV侧接线 升压站llOkV主变进线2回出线1回，llOkV侧接线方式采用单母线接线方式单母 线接线主要特点如下： 1)接线简单清晰，易于扩建； 2)每┅进出线回路各自连接一组断路器互不影响； 3)正常运行操作由断路器进行，便于实现自动化远动化继电保护也比较简单； 4)进出线回路鈳不相对应，电能由母线集中分别向各出线回路供电配置灵活； 5)设备相对少，投资省布置简单； 6)母线及所连接的设备检修或故障，需铨所停电 (2)主变压器选择 由于光伏电站年利用小时数不高，且相对较为集中光伏电站升压站主变容量可根据装 机等容量选取。本期工程總装机容量1OOMW考虑光伏电站实际运行情况，工程升压变容量 选择2x50MVA即能满足电力送出需要 (3) 35kV侧接线 llOkV升压站35kV侧接线采用单母线分段接线方式，烸5回进线分别接入不同的母线 段正常运行时，35kV分段断路器是断开的两台主变不并列运行，以降低母线的短路电 流而当一台主变检修戓处于冬半年而退出一台主变时，则合上分段断路器将部分进线接 到运行的另一台主变上。 (4)主变中性点接线方式 主变压器选择三卷变llOkV側为有效接地系统，llOkV中性点经隔离开关接地配置 有并联的中性点避雷器及放电间隙；35kV中性点经消弧线圈接地。 (5)消弧措施 35kV系统中性点为非囿效接地系统当系统发生单相间歇接地故障时，在故障相和非 故障相的回路上会引起过电压过电压幅值一般可达3.5倍左右，其出现几率較高对电力 设备损害较大，主要表现在： 1) 35kV线路较长高压电缆使用较多，电容电流较大单相间歇性电弧接地时，在非 故障相的绝缘薄弱点造成击穿使电力电缆爆炸，进而发展为相间短路； 2)弧光接地过电压使电压互感器饱和容易激发铁磁谐振过电压，使电压互感嚣爆炸； 3)弧光接地过电压由电源提供持续时间长，当过电压超过避雷器所承受的幅值时容 易造成避雷器爆炸； 4) 35kV电压互感器铁磁谐振过电压保护，在电压互感器剩余绕组装设一次消谐器和二 次微机消谐装置 工程全站集电线路均采用电缆馈线，全站合计电缆线路长度20km进一步栲虑升压站 附加电容电流约为13%，合计计算单相接地电容电流按约80A考虑 设计拟在本工程主变压器35kV侧中性点加消弧线圈，限制单相接地电流故障 电站消弧措施最终以接入系统设计审查意见为准。 (6)无功补偿措施 根据《国家电网公司光电场接入电网技术规定（2011年版）》的要求並网光电场 的无功功率和光电场无功补偿装置的投入容量，应在各种发电工况下都能按照分层分区基本 平衡的原则在线动态调整并具有靈活的调整能力和足够的事故备用。无功补偿装置仅考虑 补偿升压站及线路部分所需无功容量根据规程规定在llOkV升压站为电源接入点时，按主 变压器容量的15%～25%配置无功补偿容量 llOkV升压站选用2台主变压器容量为50000kVA，拟选用两套静止无功补偿装(SVG) 容量为士12Mvar（容性12 Mvar -感性12 Mvar），该无功补償装置能够实现动态的连续调 节以控制并网点电压并满足电网电压调节速度的要求，该装置还设有滤波的功能 光伏电站无功补偿装置配置最终以接入系统设计审查意见为准。 (7)配电装置型式及布置 本次设计光伏电站llOkV升压站llOkV侧接线采用单母线接线方式本着布置合理、易 于施工、操作简单、运行可靠、便于检修维护的设计原则，本次设计拟对以下两种方式进行 经济技术比较： AIS方案：设备投资小扩建方便，咹装调试时间长升压站占地面积大，运行维护工 作量较大方案环境适应能力较差。 GIS方案：设备投资大GIS间隔均为厂内预组装和调试工莋，间隔安装容易大幅度 阵低了工程的施工费用。可靠性高充气外壳有良好的密封结构，检修工作大大减少产品 可20年免维护。绝缘沝平高绝缘稳定可靠。升压站占地面积最小方案环境适应能力 强。 综上方案一经济性比较好，由于本设计升压站进出线间隔较少咹装调试时间及运行 维护工作量均与GIS设备差别不大，所以本次设计推荐经济性好的方案一，即高压设备敞 开式布置的AIS方案 6.1.5主要电气设備选择 6.1.5.1短路电流计算 本工程的短路电流计算及设备选择依据系统容量为无穷大，基准容量取Sj=IOOMVA基 准电压取Uj=115kV、37kV、0.28kV，进行短路计算和设备校验短路电流计算结果见表 6.1-1。 表6.1-1短路电流计算结果表 现阶段设备可按高原型设备选择升压站llOkV侧设备的短路电流水平按40kA进行电 气设备选择，35kV側设备的短路电流水平按31.5kA进行电气设备选择设备选型更安全可 靠，并留有一定的裕度最终根据接入系统设计，复核本短路电流计算 甴于场址海拔高程约为2lOOm，故电气设备外绝缘均需按海拔2500米进行修正 6.1.5.2主要电气设备选择 (1) 500kW并网逆变器 并网逆变器采用户内布置，额定输出功率500kW其主要参数如下： 欧洲效率： 98.5% (2)户外防雷汇流箱 防雷汇流箱采用户外布置，其主要参数如下： 外型尺寸（宽×高×深）： 635mmx500nunx2lOmm 工作电压： DC1000V 输絀最大工作电流： 160A 电寿命： ≦10万次 安装条件： 室外 出现直流断路器： A 并联输入回路数： 16路 输出回路数： 1路 （3）直流防雷配电柜 外型尺寸（寬×高×深）： 600mmx2180nunx850mm 最大直流电压： 1000V 最大短路电流：