下面是小编为大家整理的光伏项目勘察设计实施要点【精选推荐】,供大家参考。
1 1 勘察设计实施要点
1 1.1 地质勘测
1.1.1 1 地勘范围及要求
光伏场区根据组件布置做地质详勘，开关站根据面积做地质详勘。以满足光伏电站设计、施工及验收需求为准。
1.1. .2 2 地勘内容及要求
光伏场区部分岩土工程分析和评价：
地基土物理力学性质分析，应包含如下数据：含水量 W0、重力密度 γ、干重度 γd、孔隙比 e、饱和度 Sr、液限 WL、塑限 WP、液性指数 IL、塑性指数 Ip、粘聚力 C、内摩擦角 φ、压缩系数 a1～2、压缩模量 ES、重型动力触探修正击数、地基承载力、变形模量、回弹模量、基准基床系数、剪切波速、泊松比等。如场地土层具有湿陷性，应提供湿陷系数和自重湿陷系数。
地基土工程性质评价, 土壤电阻率。
岩土主要参数的分析选用。
湿陷性评价。
场地稳定性与适宜性。
常规三轴压缩试验数据：除强度指标外，要求提供应力-应变曲线（剪应力轴向应变，体积应变-轴向应变）和数据；其它土工强度试验，如直剪或简单剪切试验，除强度指标外，提供上述应力-应变试验曲线和数据。（试验请尽可能采用原状土进行）。
其他未说明事项按国家和河南地方规范、标准执行。
升压站部分岩土工程应做以下分析和评价内容：
地基土物理力学性质分析，应包含如下数据：重力密度γ、干重度γd、地基承载力、变形模量。
基土工程性质评价, 土壤电阻率。
湿陷性评价。
场地稳定性与适宜性。
其他未说明事项按国家和地方规范、标准执行。
1.13 .3 地勘成果
项目场址地质详勘报告应包括以下技术内容：
场地地形、地貌、地质构造及地震情况。
提供为光伏场区设计所需的地形地貌形态、成因类型和特征。
地层的成因类型、地质年代、岩性、岩层产状、风化程度及分带、岩土层接触面特性等。
土的成因类型、物质组成、层次结构、分布规律、水平向和垂直向的均匀性及其物理力学性质等。
确定光伏电站场址的地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度。
对光伏电站的区域地质构造稳定性做出评价。
初步查明光伏电站场址的工程地质条件，对主要工程地质问题作出初步评价。
进行施工和生活用水水源的调查。
场地土对建筑材料的腐蚀性评价。
场地土液化情况。
1.2 2 工程设计
1. 2.1 设计范围及要求
包括项目初步设计、施工图设计、竣工图编制工作（包括送出线路及对侧间隔）。
工程设计应遵循招标文件要求的规范和标准，且应执行国家和地方规范、标准。
1.22 .2 设计内容及要求
1.2.2.1 初步设计 初步设计阶段提供光伏电站的整体规划、初步设计图纸（包括光伏区及开关站总平面布置、场地平整、电气主接线、支架基础、箱变基础、集电线路、场内施工道路、场区防洪设计、给排水设计等图纸)、35kV 开关站工程、主要设备材料清单、相关计算书、建安工程量清单、全站效果图设计及概算等。
1.2.2.2 施工图设计 依据建设部《建筑工程设计文件编制深度规定》的规定进行本工程施工图设计。施工图设计文件包括施工图纸、施工总说明、施工技术要求。施工图设计文件应满足设备材料采购、非标准设备制作和施工的需要。
本工程所采用的设计方案必须经招标方审定确认后方可进行施工图设计，包括但不限于此：总平面布置图；电气主接线图；支架构件图；支架基础设计；场内所有土建工程（包括交通工程；场平工程；变配电基础工程；配套辅助生产建筑等房建工程）、全站电气设备选型及技术资料（含全站一、二次设备、计量、通讯、调度、集电线路、电缆敷设及安装工程；其它设备及安装，包括采暖通风及空调系统、照明系统、配套工程、消防系统、防洪设计、安保系统、给排水、全站防雷接地设计、劳动安全和工业卫生设备及安装）等施工图设计；建筑物内观及外观形象设计及装饰材料选型；全站效果图设计。
1.2.2.3 竣工图设计 根据项目实际实施情况编制竣工图、电缆清册及相关竣工验收资料。
1.2.2.4 图纸审核 与本项目实施、竣工验收相关的图纸审核工作，都应向第三方提供审核资料。
1.2.2.5 技术文件编制 本工程所提供的所有资料应符合《建设工程文件归档规范》GBT 50328-2014的要求。
1. 2.3 设计成果要求
1.2.3.1 初步设计阶段 初步设计文件应包括（包括但不限于以下内容）：
初步设计方案及说明书 设备清册 设计概算 设计计算书 初步设计图纸 站用电负荷统计 设计方案评审 1.2.3.2 施工图设计阶段 图纸范围应保证电站的正常建设、调试、验收之需要。施工图设计文件应包括（包括但不限于以下内容）：
1、招标工程范围内所有施工图纸
2、所有相关的计算书 3、相关政府部门所需要的技术资料 设计成果应满足安全性、稳定性、经济性，应保证甲方利益。
1.2.3.3 竣工图设计阶段 1、所有竣工图纸并加盖竣工章。
2、提供相关设计竣工验收资料，并满足项目竣工验收要求。
1.4 2.4 技术服务
设计单位在工程施工期间提供以下服务：
1）现场技术支持服务； 2）参加并配合隐蔽工程验收、竣工工程验收； 3）协助召开设计联络会，进行设计交底、图纸会审等； 4）其他相关服务。
1. 2.5
电站系统效率保障
根据招标文件要求， 本光伏电站系统效率必须满足首年不低于 83% 。
影响系统效率的主要因素有：阴影遮挡损失、组件表面反射损失、灰尘和雨雪遮挡损失、组件功率衰减损失、组件弱光效应损失、组件温度损失、组件功率偏差损失、失配损失、直流交流线缆损失、逆变器的功率损耗、变压器功率损耗等。对于以上各部分损失，以国家相关标准为基础，结合我公司工程项目建设经验和运维经验进行相应的优化设计，各部分损失率可以得到有效的控制。为保障系统效率，提升电站发电量，本工程在方案设计和施工中进行以下优化设计和措施：
（1）采用优质的多晶硅组件，控制组件的衰减率、降低组件功率温度系数、减少。多晶硅首年衰减率不超过 2.5%，后续每年按低于 0.7%线性衰减，组件供货商提供 25 年功率衰减质保，保障项目 25 年运营期内的发电量。组件的最大功率温度系数为-0.41%/℃，降低组件温度损失。
（2）严格控制隐裂率，减少组件后期的衰减率和发电量损失。组件较为严重的隐裂会导致组件部分失效，甚至会加速组件衰减率，组件在出厂前和施工期间应严格控制隐裂率。组件在出厂前和到达项目现场后应进行隐裂检测，控制组
件出厂前和运输过程中的隐裂。在施工期间，通过制定合理的工序和有效的管理，可以减少施工过程造成的组件隐裂，保障电站运行寿命和发电量。
（3）组件电流分档，降低组串失配损失。组件失配损失导致的发电量损失在 1%以上。组件在出厂前进行电流分档（一般每种规格分为三档，档位宽度为0.1A），按不同电流档位分箱包装运输；组件安装时，同一串组串只能安装一种规格一种电流档位的组件，严禁不同电流档位混合安装。
（4）采用大功率高效集中式逆变器，逆变器最大效率不低于 99%，加权效率不低于 98.4%，减少了逆变器转换效率损失。
（5）采用优质的低功耗升压箱变，变压器空载损耗、负载损耗功率小于国家标准要求，减少变压器损耗功率。
（6）优化总平面布置图和子发电单元布置，减少交直流电缆线路损耗。本工程设计中合理布置子阵逆变升压一体机位置，减少了直流汇线电缆和 35kV 集电线路长度，减少系统交直流电缆线路损耗，交直流电缆线路总损耗约为 1.8%。
（7）本工程选用固定倾角可调支架，综合考虑斜面最大辐照量和前后方阵之间的遮挡因素，通过 PVsyst 软件模拟，选用各季度发电量最大的倾角进行按季节调整。
（8）本工程设计中选用优质的设备，故障率低，设备故障发电量损失大幅降低；同时通过制定合理的设备运维制定，及时排除故障问题，设备故障损失不超过 0.5%。
（8）合理制定组件清洗制度，减少组件表面灰尘损失。一般光伏电站组件表面灰尘损失在 2.5%~4%。本工程配备清洗车辆，通过定期和不定期进行清洗，可将灰尘损失降低到 1%以内。
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