K05-2 0.8-11.772 0.422 0.234 0.251 202 50.4 20 24.8 39.73 7.08 5.76 5.51 2.54 3.56 / / 中盐渍土 氯盐渍土 弱盐渍土 氯盐渍土 非盐渍土 非盐渍土 .0 1.4-1K05-4 .5 1.9-2K05-5 .0 2.4-2K05-7 .5 2.9-3弱盐渍土 K05-8 0.347 35.2 7.89 2.23 .0 氯盐渍土 ---注：当土中同时存在氯化物和硫酸盐时，Cl含盐量是指氯化物中的Cl与硫酸盐折算后的Cl之和，即含量= Cl+ SO4×0.25
本阶段岩土工程有关试验数据代表性有限，建议下个阶段对场地土、水的腐蚀性及盐渍土问题作进一步研究。不排除其土、水腐蚀性及盐渍化等级有提高的可能。
鉴于土和水两种介质的腐蚀性，应按照现行国家标准《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046）的有关规定进行防护。 1.5.8饱和砂土液化评价
由于本场地20m深度范围内地基土的构成以粉细砂和粉土为主，地下水位较高，且抗震设防烈为8度，根据《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074-1997）第6.2.2条规定，初步判定该场地土具有液化的可能性。
进一步采用标贯试验判别法对20m深度范围内的地基土进行液化判定：站区地下水位埋深为1.0m～1.4m，粉土的粘粒含量均大于13%，而粉细砂的粘粒含量相对较低，但根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（2008年版）第4.3.4-1式判别，粉土、粉细砂层实测标贯击数均大于判别标贯锤击数的临界值，故场地地基土可按不液化考虑。 1.5.9地基方案分析
第①－1、①－2层土质较软，均匀性差，承载力低，且具有一定的腐蚀性，不经处理不宜作为持力层。其余各层均可根据上部建筑物的荷载大下、安全等级、对变形的敏感程度等作为天然地基持力层或进行处理（复合地基、人工地基），但须消除盐渍土的影响。
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1.6结论与建议
（1）拟建工程站址周边的断裂在第四纪以来活动不明显，且各断裂与拟建站址有一定距离。可认为拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。
（2）根据《中国地震动参数区划图(GB18306-2001)》及《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）
（2008年版），勘察区抗震设防烈为8度，设计基本地震动峰值加速度为0.20g，设计地震分组为第一组，设计地震动反应谱特征周期可按0.40s考虑。
（3）拟建场地在地貌单元上属于贺兰山东麓山前缓倾斜洪积平原区前缘与银川盆地北段平坦的冲积平原后缘的交接带附近，地层主要由晚第四系冲积～湖积层（Q4al+l）构成，岩性主要为粉细砂、粉质粘土与粉土。
（4）根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）第4.3.4-1式判别，粉土、粉细砂层实测标贯击数均大于判别标贯锤击数的临界值，故场地地基土可按不液化考虑。
（5）根据本期水样测试结果及周边工程资料：地下水对混凝土结构具有强腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋在长期浸水条件下弱腐蚀性，在干湿交替条件下具有强腐蚀性；对钢结构具中等腐蚀性。由于地下水位埋藏较浅（农灌或雨季地下水溢出地表），所以土层对建筑材料的腐蚀性可按照地下水的腐蚀性考虑。
（6）第①－1、①－2层土质较软，均匀性差，承载力低，具有一定的腐蚀性，不经处理不宜作为持力层。其余各层均可根据上部建筑物的荷载大下、安全等级、对变形的敏感程度等作为天然地基持力层或进行处理（复合地基、人工地基）。可采用深井井点结合明沟排水方案进行排水降水工作，并注意放坡及采取支护措施。
（7）根据《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）中的附录F(中国季节性冻土标准冻深线图)及周边工程资料，确定该地区地基土的标准冻深为1.0m左右。
1.7 总的设计工艺和方案
本期工程采用多支路上网的“积木式”技术方案，分块发电、集中并网方案，将系统分成若干个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器接入35kV配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入35kV交流电网进行并网发电的方案。
本工程总装机容量不小于10.528MWp，全部采用固定式安装。
本期工程装机容量不小于10.528MWp，分为10个光伏发电单元，每个发电单元1MWp，每1MWp建1个逆变器小室，采用500kW不带隔离变的逆变器，每个光伏发电单元设1台1000kVA、 35/0.27-0.27kV箱式升压变压器。35KV母线采用单母线接线，2条进线（5个阵列一条进线），1条出线。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入35KV升压变压器。(具体接线方式由投标人根据上述要求确定)
第2章 性能保证
2.1 性能保证要求
投标方提供的整套光伏发电系统应能满足发包方提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明投标方不能达到以下技术指标，发包方将对投标方进行罚款，详见商务部分。
如果整个工艺过程不能满足运行保证中所许诺的要求，则投标方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证要求。这部分费用由投标方负责（包括修理、替换或者处理、拆卸和安装所需要的人员费用）。在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，费用由投标方负责。在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证，如果由于修理、替换或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求重新试验，费用由投标方负责。
电站整体竣工验收后的2年时间里（逆变器5年），如果投标方所提供的光伏发电系统的设备和部件出现故障，投标方应负责修理和替换，直至发包方完全满意，费用由投标方负责。
☆2.2 主要性能保证
在设计工况下，承包方应确保下列技术指标，当由第三方所做的性能试验证明承包方不能达到以下技术指标，发包方将对承包方进行罚款，详见商务部分。 （1)全站光伏组件总容量≥10.528MWp（不含正公差）
（2）光伏组件光电转化效率≥ 14.4％；（以组件边框面积计算转换效率） (3) 光伏组件峰瓦功差满足0～+3W；
（4）晶体硅光伏组件第1年内输出功率衰减率不高于1%，2年内输出功率衰减率不高于2%，五年内输出功率衰减率不高于 5％,10年内输出功率衰减率不高于10%、25年内输出功率衰减率不高于20%； （5）光伏组件故障率≤0.01% （6）逆变器效率 500KW逆变器效率：
最大效率：≥ 98.5%； 欧洲效率：≥ 98.3%； （7）逆变器输入参数 500KW逆变器输入参数：
最大输入电压：≥DC880V MPPT电压范围：450～820
(8)年故障小时数：<12小时 （扣除非承包商原因，发电单元（初级汇流箱下每一串为一个发电单元）年故障小时数不超过12h。）
（9）系统总效率：≥ ％（由投标人通过计算确定）
系统总效率＝年上网发电量/以本光伏电站设立的环境监测仪所取得的太阳能辐射数据为基准折合标准日照条件下，利用PVSYST软件估算出年总发电量。 （10）第一年上网电量：≥ 万度
第一年 第二年 万度 万度
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