T／CPIA 0017-2019标准规范下载简介

T／CPIA 0017-2019 水上光伏发电系统设计规范

浮体支架一体式floatingbodyintegratedbracket 浮体及支架通过工艺形成一体成品，作为光伏组件的支撑体。

浮体+支架式floatingbodyattachedbracket 浮体上安装支架形成光伏组件的支撑体

Wk一一风荷载标准值（kN/m²）； μs——风荷载体型系数 Hz一一风压高度变化系数 W。一一基本风压（kN/m） W一风荷载设计值（kN/m"） A一一计算面积（m） K一一方阵修正系数 Po 空气密度（kg/m²）

一一作用于浮筒上的水流力（kN） Ca一一水流阻力系数 V一一水流速度（m/s），水流速度V取浮体所处范围内可能出现的最大平均流速 A一一漂浮系统光伏方阵第一排浮体水下部分垂直于水流方向的投影面积（m） K一一方阵修正系数

DB32／T 4031-2021 建筑垃圾路基填筑设计施工技术规范.pdfT/CPIA 0017—2019

4.2水上光伏发电系统设计须满足安全性、可靠性、环境友好性、经济合理性，并优先采用新技术、 新工艺、新材料。 4.3水上光伏发电系统设计应考虑风速、水位升降、盐雾、冰雪等自然气象的影响。 4.4水上光伏发电系统设计时应对水域的环境保护和防洪、灌溉、船只航行、水产养殖、种植等进行 评估。 4.5水上光伏发电系统设计时应对所在区域站址及周围区域的工程地质稳定性进行分析，当利用采矿 沉陷区水域时应进行工程地质稳定性评估并形成专题报告。

4.6水上光伏发电系统设计使用年限应不低于

主柱一体结构式水上光伏系统不应选址在采矿沉

5.6水上漂浮式光伏发电系统设计的站址

6.3依据太阳能辐照计算发电量时，应依据项目所在地水冲洗条件以修正灰尘遮挡损失的系数

6.3依据太阳能辐照计算发电量时，应依据项目所在地水冲洗条件以修正灰尘遮挡损失的系数

1.1水上光伏发电系统的站区总平面布置应根据电站生产运维、建设施工的需要，结合站址及 自然条件和建设规划，统筹设计、立足近期，远近结合

7.1.2光伏阵列布置对阳光的避挡不应对水域生态有较天不利影响。渔光互补项目应符合水体生物养 殖的阳光需求，应预留鱼道沟投食捕捞区等位置。 7.1.3站区运维检修通道可为水面航道、堤坝道路、栈桥等型式，并宜综合考虑水体养殖等综合利用 通道。 7.1.4水上光伏发电系统设计宜考虑灰尘、鸟粪等污染物的清洗运维措施 7.1.5渔光互补项目建设期间临时施工道路宜采用钢板等临时措施，如采用砂石道路不宜使用建筑垃 圾，电站建设完成后应可恢复。 7.1.6光伏电站的升压站、开关站、集控室等宜布置在陆地，经技术经济比较后也可采用点式或集中 式水上桩基平台。技术经济合理的还可采用漂浮式升压站、开关站 7.1.7水上光伏电站专用水域应考虑进、排水设施。

7.1.8在风浪较大水域和近海区域，漂浮式光伏方阵应考虑防浪措施。

7.2.1桩柱一体结构式水上光伏发电系统宜采用当地最佳倾角正南布置，也可选用平单轴、斜单轴跟 踪支架系统。漂浮式水上光伏电站可采用较小倾角正南布置组件，也可较小倾角人字形东西向双坡布置 组件。 7.2.2桩柱一体结构式水上光伏发电系统中的子系统升压箱变、集中式/集散式逆变升器宜沿岸边或堤 坝道路布置；漂浮式光伏发电系统中子系统升压变压器可采用漂浮式设备平台布置于水面之上。 7.2.3漂浮光伏发电系统各方阵之间间距应综合考虑水位变化、锚固系统裕度、运维船只通行等因素 确保在最不利情况下不会发生碰撞或搁浅现象。漂浮系统下部最小水深不宜小于1m。当最小水深小于 0.5m时，应设法对水域补水，确保该水域水位不再下降或采取其它措施防止光伏发电系统结构的破坏。 7.2.4漂浮式光伏方阵及漂浮式设备平台应保证最低水位时浮体底部距离水底的安全距离不小于 0.5m

7.2.1桩柱一体结构式水上光伏发电系统宜采用当地最佳倾角正南布置，也可选用平单轴、斜单轴跟 踪支架系统。漂浮式水上光伏电站可采用较小倾角正南布置组件，也可较小倾角人字形东西向双坡布置 组件。

7.2.4漂浮式光伏方阵及漂浮式设备平台应保证最低水位时浮体底部距离水底的安全距离不小于 0.5m ChinaPhotovoltaiclndustrv Associotiol

2.5站区运维通道设计应考虑所有电气设备的运维检修、组件清洗等情况，漂浮式光伏发电系 上检修运输通道宽度不宜小于10m

浮光伏发电系统工艺管线的敷设方式应符合下死

a）工艺管线宜沿浮体结构布置； b）电缆敷设应充分考虑浮体浮动及偏移等影响，留有足够裕度。 c）电缆敷设在浮体上应采用穿波纹管或桥架敷设，桥架与浮体之间应采取防磨损措施。

7.3站区设备监测及安全防护措施

.2站区四周宜设置岸上围栏、水中隔离围栏

四周宜设置岸上围栏、水中隔离围栏或连续标识

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8.1.1电气系统配置及设备选型应做到技术先进、安全可靠、经济合理。

3.1.1电气系统配置及设备选型应做到技术先进、安全可靠、经济合理。 3.1.2水上光伏发电系统无人值班，少人值守。 8.1.3水上光伏发电系统逆变器端应实现漏电保护

B8.3 光伏发电单元

3.2水上光伏发电系统的组件应具备防潮功能，安装在近海区域还应具备防盐雾功能，宜采用 件或抗PID性能好的组件。 3.3水上光伏系统应结合经济技术比较后选择相应的逆变器。当组件不具备防PID效应功能时 用具有防PID功能的逆变器或系统方案。 3.4桩柱一体结构式水上光伏发电系统、平单轴、斜单轴跟踪支架系统、浮体+支架可采用双面 件；当组件倾角小于最佳倾角，组件最低点距离水面高度小于30cm时，不宜采用双面发电组件 支架一体化不宜采用双面发电组件，

备在无遮挡条件下防雨、防水的功能，否则应采取其它防护措施。 8.3.6水上光伏方阵的所有设备防护等级要求不得低于IP54，汇流箱、组串式逆变器防护等级要求宜 不低于IP65。 China PhotovoltaicIndustry Association 3.3.7应根据项目规模、水面情况、技术及经济比较，确定漂浮式光伏方阵的一个升压变系统单元， 当项目规模较大时，宜采用2MW及以上规模组成一个升压变系统单元。 8.3.8漂浮式光伏发电单元宜按规则的矩形布置，集中/集散式逆变器、箱变置于水中时，宜置于发电 单元的几何中心，并将发电单元分为接近等容量的两个半区

8.6.1桩柱一体式光伏发电系统，排水施工时应在土壤中设置接地干线和垂直接地极；水上作业施工 时宜沿支架设置接地干线，垂直接地极宜埋设进入土壤中。 8.6.2漂浮式光伏发电系统应在每个漂浮方阵四周、电气设备主通道设置接地干线，接地干线宜采用 铜包钢、接地电缆等，可在水中设置垂直接地极。 8.6.3桩柱一体式光伏系统组件间宜采用不小于4mm的接地电缆，设备接地宜采用不小于16mm的电 缆，主接地网宜采用不小于100mm的镀锌扁钢。 8.6.4漂浮式光伏发电系统组件间宜采用不小于4mm的接地电缆，设备接地宜采用不小于16mm的电 缆，主接地网宜采用不小于50mm²的铜包钢、接地电缆。 8.6.5接地电阻应小于42。 8.6.6电气设备应可靠接地，有边框的组件之间应采用多股软导线相接，也可通过双刺垫片连接至支 架系统，并接至接地干线， 8.6.7漂浮式光伏发电系统中接地用连接线或电缆应考虑浮体波动及水位变化的影响

8.7.1水上光伏发电系统的光伏组串直流出线端电缆，根据使用环境，应具有耐紫外线、阻燃的特性。 3.7.2 变压器升压后并网的电缆选型应根据预先设计的施工敷设环境进行确定。 8.7.3桩柱一体式桥架沿电缆桥架、电缆线槽敷设，电缆桥架和电缆线槽距离水面的的高度应能满足 电缆不长期浸泡于水中的要求，

3.7.5漂浮光伏发电系统宜选用C类阻燃电缆，方阵之间电缆敷设时应采取分区防火阻燃

8.7.8水底敷设电缆水面上应有路径标志及警

8.7.9在方阵之间、方阵与岸之间采用浮体作为漂浮的电缆通道时，电缆敷设时应留足够的裕量，在 方阵之间、方阵与岸间距离最远时，水中漂浮的电缆不应绷紧而承受拉力，电缆皮应不开裂，线芯应不 折断。

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9.1.1水上光伏发电系统基础的选型应考虑地质稳定性，并应综合考虑水深、淤泥层厚度等因素，综 合经济技术比较，综合考虑施工、运维，综合考虑风荷载、雪荷载。 9.1.2漂浮光伏发电系统中光伏方阵用浮体及水上设备平台的浮力应能承受风荷载、雪荷载、恒荷载、 检修荷载。 9.1.3基础形式的选取应综合考虑站址内的地形、地质条件、水文条件等。 9.1.4基础的分析应综合考虑风速、地震力、波浪力、水流速、水土腐蚀性等因素。

9.2桩柱一体基础与结构

9.5漂浮光伏发电系统的锚固

5.2锚固系统可进行受力系统模拟仿真计算来选择适宜的锚固方案和锚点布置。根据漂浮式光 环境载荷、锚固数量、锚绳布置角度锚绳余量等设计参数进行仿真模拟计算，确定光伏方阵的 泊力、方阵偏移量及偏转角度等

9.5.3光伏方阵的锚固力分析应综合考虑风向、风速、波高、波长、水流速度、锚链长度 阵的夹角等多种因素。

9.5.4镭固力计算应复核浮筒抱耳、描插销及连接件的强度。抱耳最天剪切力宜小于0.5倍 抗剪切力，抱耳最大拉力宜小于0.8倍的设计抗拉力；插销最大剪切力宜小于0.5倍的插销 力：连接件最大应力宜小于该材料的设计应力

5.5水下锚固可采用船锚锚固、混凝土锚块锚固、螺旋桩、水下锚桩等型式。有条件的宜使用 力方式。

9.5.6水底有防渗层的水库采用的锚固方式不可破坏防渗层

9.5.7漂浮式设备平台与就近的光伏方阵浮体应综合考虑锚固系统。箱变浮台与光伏方阵距离不大于 3m，可采用撑杆连接锚固；分别独立设计锚固系统时，浮台与光伏方阵距离应不小于3m。漂浮式设备 平台系泊系统需校核平台的抗倾覆性，

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9.5.8锚固系统应满足水位变化的要求

系泊缆形式的选择应综合考虑强度、腐蚀、老化等因素。锚固系统系泊缆可采用锚链、钢绳及 缆绳。系泊缆外可增加保护套。 系泊缆破断力应大于设计系泊力，宜为设计系泊力的1.5~2倍。

9.5.10系泊缆破断力应大于设计系泊力，宜为设计系泊力的1.5~2倍。

9.6.2光伏发电站建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设备型号、电源进线方 向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。 9.6.3水上光伏发电系统应明确项目所在的水质的腐蚀性，丰水期和枯水期的水位差

9. 7. 2 给水系统

根据项目站区的周边环境，排水系统主要包括生活污水排水系统及雨水排水系统等。 9.7.4漂浮光伏发电系统的水域宜有补水措施。

桩柱一体结构光伏发电系统的水域宜有排涝措

9.8.1站区总平面布置

9. 8. 2 灭火器的配置

9.8.3其他消防设施

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作用在漂浮系统结构上的风荷载标准值可按公式（A.1）计算： W.= Kuu,Wo

（资料性附录） 风、浪、流荷载计算

式中： 风荷载设计值； A一一计算面积，光伏组件在正北侧竖直方向的投影面积； 一方阵修正系数，根据流场模拟结果，一般取0.2~0.5，具体取值参照A.1

方阵修正系数，根据流场模拟结果，一般取0.2~0.5，具体取值参照A.1表

表A.1不同风向光伏方阵的方阵修正系数

注1：光伏方阵中组件为正南方向布置。 注2：风向指主风向。 注3：偏向风综合考虑两个方向的方阵修正系数

基本风压可按公式（A.3）确定：

a）风速应采用水面以上10m高度处的10min平均风速； b）计算风浪的主风向宜在计算堤段处的向岸风的方位角中选定，其允许偏差为±22.5°； 当计算风向两侧较宽广、水域周界比较规则时，风区长度可采用由计算点逆风向量到对岸的距 离；当水域周界不规则、水域中有岛或有转弯、汉道时，风区长度可采用等效风区长度F 见图A.1，F。可按公式（A.4）计算确定：

式中： F一一等效风区长度（m） ri一一在风向两侧各45°范围内，每隔Aa由计算点引到对岸的射线长度（m)。 a;一一射线r与主风向上射线ro之间的夹角（°）。计算时可取Aa=7.5°i=0，±1，±2，，± 6）。 d） 当风区长度F小于或等于100km时，可不计风时的影响； 水深可按风区内水域平均深度确定。当风区内水域的水深变化较小时，水域平均深度可按计算 风向的水下地形剖面图确定。

A.2.3风浪要素可按公式（A.5）～（A.7）

风浪要素可按公式（A.5）～（A.7）计算确定：

图A.1不同水域的等效风区

DB33／T 1162-2019 建设工程勘察企业质量管理规范图 A. 1 不同水域的等效风区

= 0.13th[ 0.13th [0.7(92)0. = 13.9()

A.2.4不规则波的周期可采用平均波周期T表示，按平均波周期计算的波长L可按公式（A.8）确定。

A.2.4不规则波的周期可采用平均波周期T表示，按平均波后

A.2.5以波高、波长、波周期等为输入值，模拟计算作用于方阵的波浪力，见公式（A.9)。

F一一作用于漂浮系统光伏方阵的波浪力（kN） F。一一作用于方阵上的波浪荷载标准值（kN/m），在浪高小于0.3m时，根据流场模拟一般取2kN/m A一一漂浮系统光伏方阵第一排浮体水下部分垂直于水流方向的投影面积（m）

作用于漂浮系统光伏方阵的波浪力（kN） 作用于方阵上的波浪荷载标准值（kN/m），在浪高小于0.3m时GB／T 51379-2019 岩棉工厂设计标准 ，根据流场模拟一般取2kN/m 一漂浮系统光伏方阵第一排浮体水下部分垂直于水流方向的投影面积（m）