光伏chudian365

UDC中华人民共和国国家标准PGB50797—20XX光伏发电站设计规范Codefordesignofphotovoltaicpowerstation(征求意见稿)20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施中华人民共和国住房和城乡建设部联合发布中华人民共和国国家市场监督管理总局中华人民共和国国家标准光伏发电站设计规范CodeforDesignofPhotovoltaicPowerStationGB50797—20XX主编部门:中国电力企业联合会批准部门:中华人民共和国住房和城乡建设部施行日期:20XX年XX月XX日中国计划出版社201X年北京中华人民共和国住房和城乡建设部公告第XXX号住房和城乡建设部关于发布国家标准《光伏发电站设计规范》修订的公告修订说明本规范根据《住房城乡建设部关于印发2017年工程建设标准规范制修订及相关工作计划的通知》(建标[2016]248号)的要求,由上海电力设计院有限公司会同有关单位编制完成的.
本规范共分14章,主要技术内容是:总则,术语和符号,基本规定,站址选择,太阳能资源分析,接入系统,光伏发电系统,站区布置,电气,建筑与结构,给排水、暖通与空调,环境保护与水土保持,劳动安全与职业卫生,消防,并有一个附录.

本规范由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释,由中国电力企业联合会负责日常管理,由上海电力设计院有限公司负责具体技术内容的解释.
执行过程如有意见或建议,请寄送上海电力设计院有限公司(地址:上海市重庆南路310号,邮编200025).

本规范主编单位、参编单位、主要起草人员和主要审查人员:本规范主编单位:上海电力设计院有限公司中国电力企业联合会本规范参编单位:中国电子工程设计院新疆电力设计院北京科诺伟业科技有限公司信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司上海摩昆新能源科技有限公司阳光电源股份有限公司特变电工新疆新能源股份有限公司诺斯曼能源科技有限公司浙江正泰新能源开发有限公司协鑫集团晶科电力无锡昊阳新能源科技有限公司汉能移动能源控股集团有限公司江苏固德威电源科技有限公司上海幕众电力科技有限公司上海神舟电力有限公司北京乾华科技发展有限公司本规范主要起草人员:本规范主要审查人员:目次1总则12术语和符号22.
1术语22.
2符号73基本规定94站址选择115太阳能资源分析155.
1一般规定155.
2参考气象站基本条件和数据采集155.
3太阳辐射现场观测站基本要求165.
4太阳辐射观测数据验证与资源分析186接入系统206.
1一般规定206.
2并网要求206.
3继电保护216.
4自动化226.
5通信236.
6电能计量247光伏发电系统267.
1一般规定267.
2主要设备选择277.
3光伏方阵297.
4光伏支架307.
5跟踪系统367.
6发电量计算387.
7储能系统418站区布置438.
1一般规定438.
2站区总平面布置438.
3光伏方阵布置468.
4站区安全防护设施529电气559.
1一般规定559.
2变压器559.
3电气主接线569.
4站用电系统599.
5直流电源系统609.
6配电装置619.
7无功补偿装置619.
8电气二次设备629.
9监控系统639.
10过电压保护和接地669.
11电线电缆选择与敷设6710建筑与结构7010.
1一般规定7010.
2地面光伏发电站建筑7010.
3与光伏发电系统相结合的建筑7110.
4结构7211给排水、暖通与空调7411.
1给排水7411.
2暖通与空调7412环境保护与水土保持7712.
1一般规定7712.
2污染防治7712.
3水土保持7813劳动安全与职业健康7914消防8014.
1一般规定8014.
2建筑消防8014.
3变压器及其它带油电气设备8514.
4电缆防火8614.
5消防给水及灭火设施8714.
6火灾自动报警9014.
7消防供电及应急照明91附录A光伏阵列最佳倾角参考值93本规范用词说明94引用标准名录95条文说明98Contents1GeneralProvisions12Termsandsymbols22.
1Terms22.
2Symbols73BasicRequirement94SiteSelection115SolarResourceAnalysis155.
1GeneralRequirements155.
2StandardConditionandDataCollectionforReferencedWeatherStation155.
3BasicRequirementsofOn-siteSolarIrradianceObservationStation165.
4ValidationandAnalysisforSolarIrradianceObservationData186GridConnection206.
1GeneralRequirements206.
2RequirementsforGridConnection206.
3Relayprotection216.
4Automation226.
5Communications236.
6ElectricalEnergyMetering247PhotovoltaicSystem267.
1GeneralRequirement267.
2MainEquipmentSelection277.
3PhotovoltaicArray297.
4PVSupportStructure307.
5TrackingSystem367.
6ElectricalenergyCalculatingandPerformanceMetrics387.
7EnergyStorageSystem418PlanningforPVPowerStation438.
1GeneralRequirement438.
2GeneralPlanning438.
3PlanningforPVArray468.
4SecurityFacilities529Electric559.
1GeneralRequirement559.
2Transformer559.
3MainElectricalConnection569.
4AuxilaryPowerSystem599.
5DcPowerSystem609.
6EquipmentforPowerDistribution619.
7EquipmentforReactivePowerCompensation619.
8SecondaryElectricalSystem629.
9Monitoring-controlSystem639.
10OvervoltageProtectionandGrounding669.
11CableSelectionandLaying6710ArchitectureandStructure7010.
1GeneralRequirement7010.
2Architecture7010.
3BuildingAttachedorIntegratedPhotovoltaic7110.
4Structure7211WaterSupplyandDrainage,BuildingHeatingVentilationandAirConditioning7411.
1WatersupplyandDrainage7411.
2HeatingVentilationandAirConditioning7412EnvironmentalProtection&SoilandWaterConservation7712.
1GeneralRequirement7712.
2EnvironmentalProtection7712.
3SoilandWaterConservation7713OccupationalSafetyandHealth7914FireProtectionandPrevention8014.
1GeneralRequirement8014.
2FireProtectionofBuildings8014.
3TransformerandOtherOil-immersedElectricalEquipment8514.
4FireProtectionofCables8614.
5FireWaterSupplyandFireExtinguishingEquipment8714.
6AutomaticFireAlarm9014.
7EmergencyPowerSupplyandLighting91AppendixARecommendedValueofOptimalInclinationAngleforPVarray93ExplanationofWordinginthiscode94ListofQuotedStandards95Addition:ExplanationofProvisions981总则为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策,充分利用太阳能资源,优化国家能源结构,建立安全的能源供应体系,推广光伏发电技术的应用,规范光伏发电站设计行为,促进光伏发电站建设健康、有序发展,制定本规范.

本规范适用于新建、扩建或改建的交流并网光伏发电站和100kWp及以上的独立光伏发电站.
【条文说明】1.
0.
2本规范适用于各种类型的并网光伏发电站,包括地面、水上、与建筑相结合、与农业相结合的光伏发电站;除了适用于接入公共电网的光伏发电站,也适用于用户侧并网的光伏发电站;本规范适用于并入交流电网的光伏发电站,不适用于并入直流电网的光伏发电站.

大、中型并网光伏发电站建设前应进行接入电网技术方案的可行性研究.
光伏发电站设计除符合本规范外,尚应符合国家现行有关标准的规定.
2术语和符号2.
1术语光伏组件photovoltaic(PV)module具有封装及内部联结的,能单独提供直流电输出的,最小不可分割的太阳电池组合装置.
又称太阳电池组件.
【条文说明】2.
1.
1光伏组件种类较多,目前较常用的光伏组件有单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件和薄膜光伏组件等.
光伏组件串photovoltaic(PV)modulesstring在光伏发电系统中,将若干个光伏组件串联后,形成具有一定直流电输出的电路单元.
2.
1.
3光伏方阵photovoltaic(PV)array将光伏组件在电气上按一定方式连接在一起,并按一定规律进行排布、安装后构成的直流发电单元.
又称光伏阵列.
【条文说明】2.
1.
3光伏方阵主要包含光伏组件、组件串等,一般以所接入逆变器为划分单元.
组串式逆变器的光伏方阵范围见图2.
1.
3-1;集中式或集散式逆变器的光伏方阵范围见图2.
1.
3-2.

图2.
1.
3-1组串式逆变器的光伏方阵示意图图2.
1.
3-2集中式或集散式逆变器的光伏方阵示意图2.
1.
4光伏发电单元photovoltaic(PV)powerunit大、中型地面光伏发电站中,光伏方阵直流发电经逆变器逆变,再经就地升压变压器升压成符合电网频率和汇集电压要求的电源.
又称单元发电模块.
【条文说明】单元发电模块一般以逆变升压系统来划分单元,其规模容量根据电站建设条件、组件串电压等级和逆变后交流电压来确定,大、中型地面光伏发电站通常以1MW及以上容量为一个单元发电模块,该模块包括一个升压变压器.

光伏发电系统photovoltaic(PV)powergenerationsystem利用太阳电池的光生伏特效应,将太阳辐射能直接转换成交流电能的发电系统;光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统;并网光伏发电系统按接入并网点的不同又可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统.

【条文说明】2.
1.
5光伏发电系统一般包含逆变器和光伏方阵等,对于10(6)kV及以上电压等级并网光伏发电系统,通常还包含变压器、汇集线路等.
光伏发电站photovoltaic(PV)powerstation以光伏发电系统为主,包含各类建(构)筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站.
辐射式连接radialconnection各个光伏发电单元或系统分别用断路器与汇流母线连接.
"T"接式连接tappedconnection若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与汇流母线连接.
跟踪系统trackingsystem通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪,从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐射量,以增加发电量的系统.
单轴跟踪系统single-axistrackingsystem绕一维轴旋转,使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统.
双轴跟踪系统double-axistrackingsystem绕二维轴旋转,使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统.
集电线路Collectivepowerlines在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中,将各个光伏组件串输出的电能,经汇流箱汇流至逆变器,并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交流输电线路.
公共连接点pointofcommoncoupling(PCC)电网中一个以上用户的连接处.
并网点pointofcoupling(POC)对于有升压站的光伏发电站,指升压站高压侧母线或节点.
对于无升压站的光伏发电站,指光伏发电站的输出汇总点.
孤岛现象islanding在电网失压时,光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态.
计划性孤岛现象intentionalislanding按预先设置的控制策略,有计划地出现的孤岛现象.
非计划性孤岛现象unintentionalislanding非计划、不受控出现的孤岛现象.
防孤岛Anti-islanding防止非计划性孤岛现象的发生.
2.
1.
19安装容量capacityofinstallation光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和,计量单位是峰瓦(Wp).
2.
1.
20峰瓦wattspeak光伏组件在标准测试条件下,最大功率点的输出功率的单位.
2.
1.
21额定容量ratedcapacity光伏发电站中安装的逆变器的额定有功功率之和,计量单位是瓦(W).
【条文说明】2.
1.
23光伏发电系统中组件与逆变器之间安装容量配比在不同的建设场地、太阳能资源和工程造价等条件下,差异较大,光伏发电站组件安装容量已不能完全代表电站发电性能特性,故增加光伏电站额定容量的定义,用以表征光伏电站作为电源向电网发出交流功率的能力.
当光伏电站配置储能系统时,储能变流器的额定容量不计入光伏电站的额定容量.

现行国际电工委员会标准《Photovoltaicinverters-Datasheetandnameplate》IEC62894定义了逆变器的额定功率(ratedpowerPac,r)activepowertheinvertercandeliverincontinuousoperation,即:逆变器在持续运行条件下可以转换的有功功率.
参照此条术语,此处选用额定功率来表述逆变器向电网发出交流功率的能力.
对旋转式发电系统,如发电机,有额定工况、额定功率因数和额定容量的相关术语定义.
现行国家标准《旋转电机定额和性能》GB/T755规定了旋转电机的额定输出是指接线端子处的视在功率,用伏安(VA)连同功率因数表示,并规定同步发电机的额定功率因数应为0.
8滞后(过励).
现行国家标准《隐极同步发电机技术要求》GB/T7064定义了同步发电机的额定工况,指出发电机额定工况由下列有关数据给出:视在功率、频率、电压、功率因数、初级冷却介质温度、励磁电压和励磁电流,有时还包括:现场海拔、氢气压力、氢气纯度范围.
功率因数由供需双方协商确定.
在电机出线端处的标准额定功率因数为过励0.
8、0.
85、0.
9.
发电机设计可考虑在功率因数0.
95(欠励)下带额定功率(MW)运行的能力.
现行国家标准《水轮发电机基本技术条件》GB/T7894建议了水轮发电机的额定功率因数,水轮发电机的额定功率因数宜为:额定容量为100MVA及以下者,不低于0.
85(滞后);额定容量大于100MVA但不超过250MVA者,不低于0.
875(滞后).

2.
1.
22真太阳时solartime以太阳时角作标准的计时系统,真太阳时以日面中心在该地的上中天的时刻为零时.
2.
1.
23最大功率跟踪maximumpowerpointtracking(MPPT)利用硬件设备和软件控制策略,让光伏组件串的输出功率始终工作在最大功率点附近.
2.
2符号能量、功率Ep——上网发电量(kWh);Es——标准条件下的辐照度(常数=1kW/m2);HA——水平面太阳能总辐射量(kWh/m2);GA——光伏阵列面太阳能总辐射量(kWh/m2).
PAZ——组件安装容量(kWp);P0——平均电负荷容量(kW).
电压Vdcmax——最大系统电压(V);VMPPTmax——逆变器MPPT电压最大值(V);VMPPTmin——逆变器MPPT电压最小值(V);Voc——光伏组件的开路电压(V);Vpm——光伏电池组件的工作电压(V).
温度、数量t——光伏组件昼间环境极限低温(℃);t'——工作状态下光伏组件的电池极限高温(℃);N——光伏组件的串联数(N取整).
无量纲系数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;PR——光伏发电系统效率;CPR——光伏发电综合效率;结构系数C——结构或结构构件达到正常使用要求的规定限值,——荷载组合的效应设计值;——结构构件抗力的设计值.
SGk——永久荷载作用标准值Gk的效应;、——风荷载作用标准值QWk的效应和其组合值系数;、——雪荷载作用标准值QSk的效应和其组合值系数;、——施工检修荷载作用标准值QMk的效应和其组合值系数.
、——温度荷载作用标准值Qtk的效应和其组合值系数.
——重要性系数;——永久荷载作用的分项系数;——风荷载作用的分项系数;——雪荷载作用的分项系数;——施工检修荷载作用的分项系数;——温度荷载作用的分项系数.
3基本规定光伏发电站设计应综合考虑日照条件、土地和建筑条件、安装和运输条件等因素,并应满足安全可靠、经济适用、环保、美观,便于安装和维护的要求.
光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时,应优先采用新技术、新工艺、新设备、新材料.
3.
0.
3光伏发电站设计宜优先选用智能一体化设备或装置,并采用现代数字信息技术和集成优化控制管理系统,满足电站安全、高效、经济运行的要求,实现与智能电网、需求侧相互协调,与资源和环境相互融合.

3.
04光伏发电站规模大小可按单个项目的额定容量划分如下:1小型光伏发电站:额定容量小于等于6MW;2中型光伏发电站:额定容量大于6MW且小于等于30MW;3大型光伏发电站:额定容量大于30MW.
3.
0.
5大型光伏发电站内应装设太阳能辐射现场观测装置.
【条文说明】3.
0.
5大型光伏发电站需要装设太阳能辐射观测装置,用于分析电站运行状况,包括系统效率变化、组件衰减率等,并为光伏发电站发电功率预测提供太阳能资源分析实时记录数据.
对大型光伏发电站,如果工程前期设置的现场观测站在厂址范围内,可优先利用,无需重复建设.

3.
0.
6建筑物上安装的光伏发电系统,不应降低相邻建筑物的日照标准.
【条文说明】3.
0.
6当建筑物上安装的光伏发电系统,对相邻建筑物的日照有影响时,为了避免与邻近建筑物业主之间因日照引起纠纷,在光伏发电站建设前,应事先与相关业主进行充分协商,并达成一致意见.

3.
0.
7在既有建筑物上增设光伏发电系统,必须进行建筑物结构和电气的安全复核,并应满足建筑结构及电气的安全性要求.
【条文说明】3.
0.
7在既有建筑物上建设光伏发电系统,有可能对既有建筑物的安全性造成不利影响,威胁人身安全,因此必须进行安全复核.
这些不利影响包括但不限于增加了既有建筑物的荷载,对既有建筑物的结构造成了破坏,导热不利致使既有建筑物局部温度过高,防雷接地性能不足等.

3.
0.
8在既有建筑物上增设光伏发电系统,不得影响消防疏散通道和消防设施的使用.
【条文说明】3.
0.
8在既有建筑物上建设光伏发电系统,需要增加的相关设备、设施不能影响既有建筑物的消防安全,不能占用消防通道,不能影响消防设施的使用.
3.
0.
9光伏发电站设计时应对站址及其周围区域的工程地质情况进行勘探和调查,查明站址的地形条件、地貌特征和主要地层的分布及物理力学性质、地下水条件等.
【条文说明】3.
0.
9地质勘探或调查的目的是为确定站址、光伏场布置、岩土工程提供基础资料.
3.
0.
10当光伏发电站建设与农牧业、渔业等相结合时,应对种植物和养殖物的生长特性进行分析,合理选择光伏组件类型、安装形式、布置高度和间距,以满足农牧业、渔业等的功能需求.
【条文说明】3.
0.
10对与农牧业、渔业等相结合光伏发电站,组件的选型、安装和布置需要考虑农作物和养殖物生长的光照和活动空间要求,以及种植、养殖过程中生产设施或机械的作业通道的空间要求.

3.
0.
11光伏发电站中的所有设备和部件,应符合国家现行相关标准的规定,主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证.
【条文说明】3.
0.
11光伏发电站需要专门认证的设备主要是光伏组件和逆变器.
4站址选择4.
0.
1光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、电网接入、电力消纳、地区经济发展规划、其他设施等因素全面考虑;在选址工作中,应从全局出发,正确处理与相邻农业、林业、牧业、渔业、工矿企业、城市规划、国防设施和人民生活等各方面的关系.

4.
0.
2光伏发电站选址时,应结合电网结构、电力负荷、交通、运输、环境保护要求,出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电站的影响等条件,拟订初步方案,通过全面的技术经济比较和经济效益分析,提出论证和评价.
当有多个候选站址时,应提出推荐站址的排序.

4.
0.
3地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦或北高南低的场地;与建筑物相结合的光伏电站,主要朝向宜为南向或接近南向,且应避开周边障碍物对光伏组件的遮挡.
【条文说明】4.
0.
3与建筑屋顶相结合的光伏电站,光伏组件布置时应优先选择平屋顶和朝南坡的屋面;当选择朝北的坡屋面时,光伏方阵安装倾角宜控制在-5度范围内,以满足发电的经济性要求.
与建筑物结合的光伏发电站选址还需要综合考虑建筑围护、节能、防水、结构安全和电气安全等方面的因素.

4.
0.
4利用山地建设的光伏发电站选址宜选择朝坡向朝南的山坡,坡度应满足施工和运行的安全性要求,并综合考虑用地属性、周边山体遮挡、冲沟等因素的影响.
【条文说明】4.
0.
4对山地光伏项目选址提出原则性的选址要求.
山地光伏设计时,首先需要分析周边山体的阴影遮挡范围,结合用地属性,考虑施工条件,在阴影遮挡范围之外再选择主导坡向朝南的山坡优先布置光伏组件.
4.
0.
5光伏方阵采用固定式基础的水面光伏电站的站址,应依据水体底部岩土构成和当地水文气象条件,综合考虑施工、运行等因素经技术经济性比较后选择.
【条文说明】4.
0.
5对采用固定式基础的水面光伏电站项目选址提出原则性的选址要求.
4.
0.
6光伏方阵采用漂浮式支撑结构的水面光伏电站的站址,应根据工程所在地的水深、水流、结冰、波浪、风速等自然条件,综合考虑施工和运行的安全性和可靠性后进行选择.
4.
0.
7与设施农业、林业相结合的光伏电站的站址,应结合当地自然条件、农作物和种植物生长规律和特点进行选择.
4.
0.
8光伏发电站站址防洪设计应符合下列要求:1光伏发电站的光伏方阵区按不同规划容量所对应的防洪标准应符合表4.
0.
8的规定.
对于光伏方阵区内地面低于上述标准的区域,应采取有效的防洪措施.
防排洪措施宜在首期工程中按规划额定容量统一规划,分期实施.

表4.
0.
8光伏方阵区防洪等级和防洪标准防洪等级规划容量MW防洪标准(重现期)Ⅰ>500≥50年一遇的高水(潮)位Ⅱ≤500≥30年一遇的高水(潮)位2光伏发电站的升压配电及生活管理区防洪标准应满足国家现行标准《35kV-110kV变电站设计规范》GB50059、《220kV-750kV变电站设计规程》DL/T5218的要求.

3位于海滨的光伏发电站设置防洪堤或防浪堤时,其堤顶标高应依据表4.
0.
8中的要求,并满足重现期为30年波列累计频率1%的浪爬高加上0.
5m的安全超高确定.
4位于江、河、湖旁的光伏发电站设置防洪堤时,其堤顶标高应按本规范表4.
0.
8中的要求,加0.
5m的安全超高确定;当受风、浪、潮影响较大时,尚应再加重现期为30年的浪爬高.
5在以内涝为主的地区建站并设置防洪堤时,其堤顶标高应按30年一遇的设计内涝水位加0.
5m的安全超高确定;位于西北干旱地区的光伏电站,应采取站区内的融雪或短时暴雨排洪措施.
6利用山地建设的光伏发电站,应设防山洪和排山洪的措施,防排设施应按50年一遇的山洪设计.
7当光伏方阵区不设防洪堤时,光伏方阵区电气设备底标高和建筑物室内地坪标高应按本规范表4.
0.
8中防洪标准或30年一遇最高内涝水位加上0.
5米的安全超高确定.
当受风、浪、潮影响较大时,尚应再加重现期为30年的浪爬高.

【条文说明】4.
0.
8依据国家标准《防洪标准》GB50201-2014,结合光伏电站自身特点及国内光伏电站建设规模,将光伏电站防洪标准按升压变电及管理区和光伏方阵区分别制定防洪标准,在保证安全的前提下,有效降低投资.
防洪措施,可以是建设整个电站的防洪堤或区域防洪提,也可以通过提高设备和建筑物基础来满足防洪标准.
具体采用哪种措施可根据项目特点通过技术经济比较后确定.
光伏阵列区主要电气设备主要包括光伏组件、组串汇流箱、交流汇流箱、逆变器、就地升压变压器、就地通讯柜、支架跟踪装置配电柜及驱动装置等.
4.
0.
9选择站址时,应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区.
4.
0.
10选择站址时,应避开泥石流、滑坡的地段.
在危岩、发震断裂地带、岩溶发育、采空区和地质塌陷区等地区进行选址时,应进行地质灾害危险性评估.
【条文说明】4.
0.
10目前国内在岩溶发育、采空区和地质塌陷区已有光伏电站的实际建设经验,现场反馈情况良好,因此在危岩、发震断裂地带、岩溶发育、采空区和地质塌陷区建设光伏电站时,在通过地质灾害危险性评估并采取相应措施后可作为光伏电站场址.

4.
0.
11光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址.
站址地下深层压有文物、矿藏时,除应取得文物、矿藏有关部门同意的文件外,还应对文物和矿藏开挖后的安全性进行评估.
4.
0.
12光伏发电站站址选择应优先利用未利用荒地,不应破坏原有水系,做好植被保护,减少土石方开挖量,并应节约用地,减少房屋拆迁和人口迁移.
【条文说明】4.
0.
12本条根据合理利用土地、节约用地、避免对自然环境造成重大影响的原则,对站址选择提出的要求.
4.
0.
13除与建筑相结合的光伏发电系统以外,光伏发电站站址选择应避让自然保护区、水源保护地.
【条文说明】4.
0.
13按照《在国家级自然保护区修筑设施审批管理暂行办法》,禁止在国家级自然保护区内修筑风力发电、光伏发电、火力发电等项目的设施.
国家级自然保护区内一般建有服务于自然保护区的建筑物,在这些建筑物上建设分布式光伏发电系统,可以视为建筑物的一个组成部分或建筑物的配套设施.

4.
0.
14光伏发电站站址选择应考虑电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊.
4.
0.
15条件合适时,可在风电场内建设光伏发电站.
【条文说明】4.
0.
15在风电场内建设光伏发电站时,需要就光伏阵列布置对地面粗糙度的影响、风机塔筒对光伏阵列的遮挡影响等进行综合分析.
5太阳能资源分析5.
1一般规定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,并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析.
【条文说明】5.
1.
1光伏发电站设计首先需要分析站址所在地区的太阳能资源概况,并对该地区太阳能资源的丰富程度进行初步评价,同时分析相关的地理条件和气候特征,为站址选择和技术方案初步确定提供参考依据.

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,应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站.
【条文说明】5.
1.
2若站址所在地附近没有长期观测记录太阳辐射的气象站,可选择站址所在地周边较远的多个(两个及以上)具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站,同时,借助公共气象数据库(包括卫星观测数据)或商业气象(辐射)软件包进行对比分析.
还可收集站址所在地附近基本气象站的各年日照时数与参考气象站的日照时数进行对比分析.

5.
1.
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.
5.
1.
4当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时,现场观测数据应连续,且不应少于一个完整年.
【条文说明】5.
1.
3~5.
1.
4系原条文5.
1.
4分拆成两部分.
目前在我国有太阳辐射长期观测记录的气象站只有近百个,实际覆盖面积较小,尤其是在我国西北地区,大多数情况下参考气象站距光伏发电站较远,很难获得站址所在地实际的太阳能辐射状况.
对于中小型光伏发电站而言,由于其规模小,各种影响相对较小,可以借助公共气象数据库或其他手段进行粗略的分析推算.
但大型光伏发电站,由于规模较大,辐射资源分析无论是对项目本身的投资收益还是对电力系统的影响都比较大,因此,在大型光伏发电项目建设前期推荐先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站,并进行至少一个完整年的现场观测记录.

5.
2参考气象站基本条件和数据采集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.
【条文说明】5.
2.
1在我国西北地区,由于具有连续10年以上太阳辐射长期观测记录的气象站较少,往往距站址最近的参考气象站也都比较远,故当有太阳辐射长期观测记录的气象站距站址较远时,可以选择站址周边两个及以上的气象站作为参考气象站.

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.
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期辐射观测资料应具有较好的相关性.
参考气象站采集的信息应包括下列内容:1气象站长期观测记录所采用的标准、辐射仪器型号、安装位置、高程、周边环境状况,以及建站以来的站址迁移、辐射设备维护记录、周边环境变动等基本情况和时间.
2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、日照时数的观测记录,且与站址现场观测站同期至少一个完整年的逐小时的观测记录.
3最近连续10年的逐年各月最大辐照度的平均值.
4近30年来的多年月平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼间最高气温、昼间最低气温.
5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,多年最大冻土深度和积雪厚度,多年年平均降水量和蒸发量.
6近30年来的连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等灾害性天气情况.
【条文说明】5.
2.
4最近连续10年以上的最近一年至少不早于前年.
第3款收集最近连续10年的逐年各月最大辐照度平均值的目的是分析站址所在地的光伏发电系统的最大直流和交流输出功率情况,为逆变器、变压器及其他电气设备选型提供参考依据.
第4~6款为一般气象资料,如参考气象站距站址较远,则需要收集站址附近气象站的相关数据.
5.
3太阳辐射现场观测站基本要求5.
3.
1太阳辐射现场观测站的选址、数据测量、测量设备选型与校验、仪器安装与维护、测量数据采集与传输及测量数据保存与整理应符合现行国家标准《太阳能资源测量总辐射》GB/T31156、《太阳能资源测量直接辐射》GB/T33698和行业标准《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T32102、《地面气象观测规范》QX/T46~66的要求.

5.
3.
2太阳辐射现场观测站的观测内容应包括总辐射、日照时数、环境温度、相对湿度、风速、风向等的实测数据.
【条文说明】5.
3.
1、5.
3.
2现场观测站的观测装置包括日照辐射表、测温探头、风速传感器、风向传感器、控制盒等.
观测装置的安装位置需要视野开阔,且在一年当中日出和日没方位不能有大于5°的遮挡物.
增加了与太阳辐射观测站相关的现行国家标准和行业标准.

5.
3.
3大型光伏发电站应设置光伏方阵阵列面的总辐射观测项目,总辐射观测仪的设置应与光伏阵列面的空间朝向一致;对倾角可调式和跟踪式光伏方阵,总辐射观测仪还应与光伏方阵保持同步运动.
【条文说明】5.
3.
3光伏阵列面上的总辐射是为了实时观测光伏组件在受光条件下的太阳总辐射量及变化,便于更好地分析光伏发电系统的运行特性和主要设备的工作状况.
当大型光伏发电站中光伏方阵有固定式、倾角可调式、跟踪式等不同安装方式时,应分别设置对应的总辐射观测仪.

5.
3.
4对于采用双面发电光伏组件的大型光伏发电站,可结合光伏方阵安装方案,设置光伏组件背面的总辐射观测项目.
【条文说明】5.
3.
4与常规光伏组件相比,双面光伏组件具有背面也能接收地面反射太阳光发电的特点,按正面接收太阳光进行功率标定的双面光伏组件的发电量略高于相同标称功率的常规单面光伏组件.

现阶段,国内外尚未制定针对双面光伏组件的功率标定方法;此外,双面光伏组件背面接收的太阳辐照度受地表反射率、光伏阵列倾角、入射光的直散分布、太阳高度角、光伏阵列前后排间距及双面光伏组件安装位置(高度及东西方向)等因素影响,甚至同一块双面组件背面各处接收太阳辐照度也可能存在差异,因此,难以选取单一具有代表性的双面组件背面总辐射观测项目的测量位置;最后,正面与背面分别接收的太阳光存在光谱差异,除夏季太阳从东北面升起后、西北面落下前的一小段时间内,绝大多数工作时间内,双面光伏组件背面接收到太阳辐照度远低于其正面接收值,而晶体硅光伏组件在低太阳辐照度下最大功率具有快速下降的特点.

设置光伏组件背面的总辐射观测项目目的在于为双面组件的发电机理研究、量化建模提供实测数据积累.
5.
3.
5现场观测数据宜实时传送,并接入电站监控系统.
5.
4太阳辐射观测数据验证与资源分析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求:1观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同;2按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等;3实测数据有效完整率应在90%以上.
【条文说明】5.
4.
1实测数据记录时,由于设备故障、断电等原因,有时会出现数据缺测或记录偏差,因此,需进行实测数据完整性检验.
5.
4.
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,观测数据应符合下列要求:1总辐射最大辐照度小于2kW/m2;日总辐射量小于天文日总辐射量.
【条文说明】5.
4.
2实测数据记录时,由于一些特殊原因,有时会产生不合理的无效数据,因此,需进行实测数据合理性检验.
总辐射最大辐照度一般应小于太阳常数(1367±7W/m2),由于云层的作用,观测到得瞬间最大辐照度也可能超过太阳常数,但若大于2kW/m2则可判定该数据无效.
太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后,其中不合理和缺测的数据应进行修正,并补充完整.
其它可供参考的同期记录数据经过分析处理后,可填补无效或缺测的数据,形成完整的长序列观测数据.
【条文说明】5.
4.
3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后,需要进行数据完整率计算,可按照下列公式进行计算:若数据完整率较小,且由无其他有效数据补缺,该组数据可视为无效.
缺测数据的填补也可借助其他相关数据,采用插补订正法、线性回归法、相关比值法等进行处理.
光伏发电站太阳能资源分析宜包括下列内容:1长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化.
210年以上的年总辐射量平均值和月总辐射量平均值.
3太阳能资源典型年的年总辐射量和月总辐射量.
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.
【条文说明】5.
4.
4在光伏发电站设计时,太阳能资源典型年的月总辐射量是预测光伏发电站在运营期内发电量、确定固定式光伏方阵的最佳倾角和倾角可调式光伏方阵的调节范围及调节策略的依据.
由长时间序列的总辐射量实际观测数据,采用Sandia国家实验室法、基于正态拟合的概率最大法或频率(数)最大法等方法计算太阳能资源典型年的总辐射量.
5.
4.
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,进行典型年光伏方阵阵列面上各月总辐射量的换算.
【条文说明】5.
4.
5通常参考气象站记录的太阳辐射观测数据是水平布置日照辐射表接受到的数据,以此预测的电站设计使用年限内的平均年总辐射量也是水平日照辐射表的数据.
当光伏方阵采用不同布置方式时,需进行折算.
但这种计算比较复杂,通常可采用软件计算.
目前,国际上比较流行的软件是RetScreen、PVsyst、Meteonorm等.

6接入系统6.
1一般规定6.
1.
1光伏发电站接入电网的电压等级应根据光伏发电站的额定容量及当地电网的具体情况,在接入系统设计中经技术经济比较后确定.
【条文说明】6.
1.
1光伏发电站并网电压等级是要在接入系统方案设计中经技术经济比较后确定,现行电力行业标准《配电网规划设计技术导则》DL/T5729推荐的50MW及以下容量的光伏发电站的并网电压等级选择如表1.
表1电源并网电压等级参考表电源总容量范围并网电压等级8kW及以下220V8kW~400kW380V400kW~6MW10kV6MW~50MW20kV、35kV、66kV、110kV对超过50MW的光伏发电站,一般选用110kV及以上电压等级接入电力系统.
6.
1.
2光伏发电站应具有相应的继电保护功能.
【条文说明】6.
1.
2光伏发电站应具有相应的继电保护功能,出现异常及时断开与电网的连接,以保证设备和人身安全.
6.
1.
3通过35kV及以上电压等级并网的发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力,并符合电网安全运行对电力通信的要求.
【条文说明】6.
1.
3通过35kV及以上电压等级并网的光伏发电站要具备与电力调度部门之间进行实时数据通信的能力,以满足电网调度的需要.
小型光伏电站与电力调度部门之间的通信要求可以适当简化.
6.
2并网要求6.
2.
1通过35kV(20kV)及以上电压等级并网以及通过10kV(6kV)电压等级与公共电网连接的光伏发电站应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866的要求.
6.
2.
2通过10kV(6kV)电压等级接入用户侧电网以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电系统应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865的要求.
【条文说明】6.
2.
1~6.
6.
2光伏发电站由于接入电压等级或接入电网位置不同,对其并网要求也不相同.
按照已发布的相关国家标准的要求,通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站的并网要求较高,内容包括:有功功率、功率预测、无功容量、电压控制、低电压穿越、运行适应性、电能质量等;通过10kV(6)kV)电压等级接入用户侧,以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电系统的并网要求较低,内容包括:无功容量和电压调节、启动、运行适应性、电能质量、安全与保护、通用技术要求、电能计量等.
根据现行国家标准《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866的要求,通过35kV(20kV)及以上电压等级并网以及通过10kV(6kV)电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站其一次、二次设计都应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的要求.
根据现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865的要求,通过10kV(6kV)电压等级接入用户侧电网以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电系统其一次、二次设计都应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的要求.
6.
3继电保护6.
3.
1光伏发电站的送出线路保护、系统保护应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的规定,且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求.
6.
3.
2通过380V电压等级接入电网,以及通过10kV电压等级用户侧并网的光伏发电站的防孤岛及继电保护装置应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的要求.
【条文说明】6.
3.
2防孤岛保护是针对电网失压后光伏电站可能继续运行,且向电网线路送电的情况而提出的.
孤岛现象的发生,将对维修人员、电网与负荷造成诸多不良影响.
现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319中8.
4条对防孤岛保护提出了具体要求,应按照执行.
6.
3.
3通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV电压等级接入公用电网的光伏发电站继电保护装置应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的要求.
6.
3.
4在并网线路同时T接有其它用电负荷情况下,光伏发电站防孤岛保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间.
【条文说明】6.
3.
4本条款规定目的是为了保障其它用户的用电可靠性.
6.
3.
5接入110kV(66kV)及以上电压等级的光伏发电站应装设专用故障记录装置.
故障记录装置应记录故障前10s到故障后60s的情况,并能够与向电力调度部门进行数据传送.
6.
4自动化6.
4.
1通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV电压等级接入公用电网的光伏发电站应配置相应的自动化终端设备,采集发电装置及并网线路的遥测和遥信量,接收遥控、遥调指令,并通过专用通道与电力调度机构相连.

6.
4.
2通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV电压等级接入公用电网的光伏发电站远动设备的容量及性能指标应满足光伏发电站端远动功能及规约转换要求.
6.
4.
3与电力调度机构之间进行数据通信的光伏发电站二次设备及系统应满足电力二次系统安全防护要求及国家电力监管部门的有关规定.
【条文说明】6.
4.
3对于与电力调度之间进行数据通信的光伏电站,应当落实国家信息安全等级保护制度,按照国家信息安全等级保护有关的要求,坚持"安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证"的原则,通过配置相应的二次安全防护措施来防止黑客及恶意代码等对光伏发电站的攻击和侵害,保证电力系统二次设备安全运行.

6.
4.
4在正常运行情况下,光伏发电站向电力调度机构提供的远动信息应包括遥测量和遥信量,并应符合下列要求:1遥测量应包括下列内容:1)发电总有功功率和总无功功率.
2)无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率.
3)升压变压器高压侧有功功率和无功功率.
4)双向传输功率的线路、变压器的双向功率.
5)站用总有功电能量.
6)光伏发电站的电压、电流、频率、功率因数.
7)大型光伏发电站的辐照数据、温度等.
8)光伏发电站的储能能量状态.
2遥信量应包括下列内容:1)并网点断路器的位置信号.
2)有载调压主变分接头位置.
3)逆变器、变压器和无功补偿设备的断路器位置信号.
4)事故总信号.
5)出线主要保护动作信号.
【条文说明】6.
4.
4在工程设计中,还要根据各地电力调度部门实际需要,信号可能会有所不同.
6.
4.
5电力调度部门根据需要可向光伏发电站传送下列遥控或遥调命令:1并网断路器的分合.
2无功补偿装置的投切.
3有载调压变压器分接头的调节.
4光伏发电站的功率调节.
6.
4.
6接入220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相量测量装置.
6.
4.
7通过10kV电压等级接入用户侧,以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电站可根据当地电网实际情况对自动化设备进行适当简化.
【条文说明】6.
4.
7随着光伏发电装机容量在电力系统中的比例不断提高,电力调度部门对于光伏电站调度管理力度也在逐渐增大,对于通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV电压等级接入公用电网的光伏发电站,自动化设备需要按照当地电网对应的标准和要求进行配置;对于通过10kV电压等级接入用户侧,以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电站,可结合投资的经济效益和当地电网的实际情况对自动化设备进行适当简化.

6.
5通信6.
5.
1光伏发电站通信可分为站内通信与系统通信.
通信设计应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964和《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的规定,并满足现行行业标准《电力通信运行管理规程》DL/T544规定.
6.
5.
2站内通信应符合下列要求:1光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信.
2大、中型光伏发电站为满足生产调度需要,宜设置生产程控调度交换机,统一供生产管理通信和生产调度通信使用.
3大、中型光伏发电站内通信设备所需的交流电源,应由能自动切换的、可靠的、来自不同站用电母线段的双回路交流电源供电.
4站用通信设备可使用专用通信直流电源或DC/DC变换直流电源,电源宜为直流48V.
通信专用电源的容量,应按发展所需最大负荷确定,在交流电源失电后能维持放电不小于1小时.
5光伏发电站可不单独设置通信机房,通信设备宜与线路保护、调度自动化设备共同安装于同一机房内.
【条文说明】6.
5.
2对于无人值守的光伏发电站,站内通信部分可以简化.
当光伏发电站内配有直流系统时,推荐采用一体化电源,通信设备所需的直流电源可由DC/DC变换取得.
6.
5.
3系统通信应符合下列要求:1光伏发电站应装设与电力调度机构联系的专用调度通信设施.
通信系统应满足调度自动化、继电保护、安全自动装置及调度电话等对电力通信的要求.
2通过35kV及以上电压等级并网,以及通过10kV接入公共电网的光伏发电站至调度端应有两路通信通道,其中通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电站一个路通道应为光纤通道.
通过10kV电压等级并网的光伏发电站,应具备与电网调度机构进行数据通信的能力.

3光伏发电站与电力调度机构之间通信方式和信息传输应由双方协商一致后确定,并在接入系统方案设计中明确.
【条文说明】6.
5.
3光伏发电站与电力调度部门之间通信方式和信息传输,一般可采用基于IEC-60870-5-101和IEC-60870-5-104的通信协议.
6.
6电能计量6.
6.
1光伏发电站电能计量点宜设置在电站与电网设施的产权分界处或合同协议中规定的贸易结算点;光伏发电站站用电取自公用电网时,应在引入线高压侧设置计量点.
电能计量装置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448和《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137的规定.

【条文说明】6.
6.
1电能计量点原则上应设置在电站与电网设施的产权分界处,但为了便于计量和管理,经双方协商同意,也可设置在购售电合同协议中规定的贸易结算点处.
6.
6.
2光伏发电站应配置具有通信功能的电能计量装置和相应的电能量采集装置.
同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主备电能表各一套.
6.
6.
3光伏发电站电能计量装置采集的信息应接入电力调度部门的电能信息采集系统.
7光伏发电系统7.
1一般规定7.
1.
1大、中型地面光伏发电站的发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网方式;分散逆变后宜就地升压,升压后集电线路回路数及电压等级应经技术经济比较后确定.
7.
1.
2光伏发电系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素,经技术经济比较后确定.
光伏方阵的安装容量与逆变器额定容量之比符合下列规定:1一类太阳能资源地区,不宜超过1.
2;2二类太阳能资源地区,不宜超过1.
4;3三类太阳能资源地区,不宜超过1.
8.
【条文说明】7.
1.
2由于光伏组件在电站寿命周期内功率是逐年衰减的,以及工程实际太阳辐照度一般都小于组件标准辐照强度,另外光伏发电系统从组件到逆变器存在各项损耗,所以通常情况下逆变器输出功率不能达到所对应的组件的安装容量值,导致逆变器和其后升压并网设备容量不能得到充分利用,因此提出在光伏发电系统设计时应考虑光伏组件安装容量相对逆变器额定容量超配的要求.
要通过对光伏方阵安装容量与逆变器额定容量之间的不同配比方案的研究,经发电站全寿命周期内技术经济比较,来获得最佳的容量配比值.

在高海拔、低环境温度、太阳能辐射量高等特定条件下,光伏方阵与逆变器之间的最佳的容量配比值可能小于1.
为了保证对建设场地的土地资源和光伏组件的有效利用,光伏方阵的安装容量与逆变器额定容量之比也不宜过大.
7.
1.
3大、中型光伏发电站中发电单元容量的大小,应结合直流侧电压等级、光伏组件和逆变器选型经技术经济比较后确定.
大、中型光伏发电站宜选用直流侧高电压系统和大容量发电单元方案.
【条文说明】7.
1.
3光伏发电系统直流侧电压有从1000V向1500V,甚至更高电压发展的趋势.
直流侧电压采用1500V高电压配置,可以增大发电单元容量,减少组串、汇流箱、逆变器和升压变压器数量以及电缆等材料量,可以有助于降低发电损耗,减少工程造价,从而提高了工程经济性.

7.
1.
4当光伏方阵所在场地起伏较大、光伏阵列易受遮光影响、组件布置倾角和朝向不同时,光伏发电系统应选择具有多路最大功率跟踪功能的逆变设备.
接入同一最大功率跟踪回路的光伏组件串的电压、组件朝向、安装倾角、阴影遮挡影响等宜一致.

【条文说明】7.
1.
4具有多路最大功率跟踪MPPT功能的逆变设备主要有组串式逆变器、带多路最大功率跟踪(MPPT)的集中式逆变器以及集散式逆变器等.
接入同一MPPT回路的的光伏电池组件串的直流电压要尽可能一致,故要求对应的光伏方阵朝向、安装倾角、阴影遮挡影响也要一致.
对集散式逆变器,其最大功率跟踪功能设置在组串汇流箱内.

7.
1.
5光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压,系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压.
7.
1.
6光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内.
【条文说明】7.
1.
6为了提高光伏发电系统输出效率,计算光伏组件串中组件数量时,需根据光伏组件的工作温度和工作电压温度系数,考虑由环境温度变化等引起的光伏组件串工作电压的变化范围需在逆变器的最大功率跟踪电压范围之内.

7.
1.
7独立光伏发电系统的安装容量应根据负载特性、当地太阳能资源条件、环境条件和储能系统特性等来确定.
【条文说明】7.
1.
7独立光伏发电系统的安装容量选择时除了考虑负载所需电能和当地太阳能资源条件以外,还需考虑储能系统效率和影响光伏系统发电量的气象环境条件.
7.
2主要设备选择7.
2.
1光伏组件应根据类型、标称功率、转换效率、系统电压、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性、使用环境等条件进行选择.
7.
2.
2光伏组件的类型按下列条件选择:1根据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素,经技术经济比较后确定.
2与建筑相结合的光伏发电系统,宜选用与建筑相协调的光伏组件.
建材型的光伏组件,应符合相应建筑材料或构件的技术要求.
3对于轻型结构屋顶和异形屋面上安装光伏方阵,可选用柔性光伏组件.
4当光伏组件安装场地的反光性能较好时,可选用双面发电组件.
5与农牧业、渔业设施相结合的光伏发电系统中,当常规光伏组件不能满足虑农作物、养殖物的光照需求时,可考虑选择透光型组件.
6宜选用高转化效率的光伏组件.
【条文说明】7.
2.
2目前常用的组件有晶硅类、薄膜类组件.
晶硅类主要有单晶硅和多晶组件,采用刚性结构;薄膜类主要以非晶薄膜组件为主,即可采用刚性结构,也可采用柔性结构.
对于轻型结构屋顶,承载能力有限时,可以选用柔性结构薄膜组件.
随着双面发电组件的出现,并逐渐成熟及应用,为增加光伏发电系统效益,充分利用双面组件背面发电的特性,在光伏组件安装场地反光性能较好时,可使用双面组件,增加系统的整体发电量.
农牧业、渔业设施相结合的光伏发电系统中,可采用常规光伏组件与透光材料间隔布置等方式来增加透光率,如果还不能满足要求,可考虑选择透光型组件.

7.
2.
3在湿热环境下工作的光伏电站宜选择具备抗电势诱导衰减的光伏组件.
【条文说明】7.
2.
3研究表明潮湿、高温、高电压等是光伏组件发生电势诱导衰减(PID)的主要外部诱因,随着光伏发电系统直流侧设计电压提高,已有部分光伏发电站的组件出现电势诱导衰减现象,因此光伏组件制造厂家已改进制造工艺,使组件具备考虑抗PID特性,并通过相关认证.

7.
2.
4并网光伏逆变器的性能应符合现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/TXXXX的规定.
7.
2.
5逆变器应按型式、额定功率、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率跟踪、保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择.
7.
2.
6与建筑相结合的光伏发电系统的直流侧宜设置直流电弧保护功能,故障电弧保护装置可与逆变器、直流汇流箱相结合,并符合现行国家标准《光伏发电系统直流电弧保护技术要求》GBxxx-xxxx的规定.

【条文说明】7.
2.
6与建筑相结合的光伏发电系统的直流侧最大系统电压大于等于80V时,通过设置直流电弧保护可以提高光伏发电系统建筑的安全性.
电弧保护装置与逆变器、直流汇流箱等设备组合配置,可以简化光伏发电系统,提高保护可靠性.

7.
2.
7光伏组串汇流箱应依据型式、电压、输入回路数、输入额定电流等技术条件进行选择,并符合现行国家标准《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936的规定.
7.
2.
8大、中型光伏发电站中组串汇流箱应选用智能型,并具备智能监控和数据通信功能.
【条文说明】7.
2.
8大、中型光伏发电站占地面积大,运行方式主要为少人值守或无人值班.
在汇流箱上选用智能型,可以更快、更准确的了解光伏阵列的运行信息.
7.
2.
9光伏发电系统中逆变器、汇流箱等设备选择应满足环境温度、相对湿度、风沙盐雾、海拔高度、地震烈度等安装所在地的使用条件要求.
【条文说明】7.
2.
9在湿热带、工业污秽严重和沿海地区使用的逆变器、汇流箱等电器,要考虑潮湿、污秽及盐雾的影响.
7.
2.
10在海拔高度2000m及以上高原地区使用的逆变器和汇流箱,应选用高原型产品或按照现行国家标准《低压系统内设备的绝缘配合第1部分原理、要求和试验》GB/T16935.
1进行校验.
7.
2.
11室外布置的逆变器、汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施,箱体或柜体的防护等级不低于IP54.
7.
3光伏方阵7.
3.
1光伏方阵安装方式分为固定式、倾角可调式和跟踪式三类,应根据太阳辐射资源、气候条件、使用环境、安装容量、安装场地面积和特点、负荷特性和运行管理方式等,经技术经济比较后进行选择.
【条文说明】7.
3.
1倾角可调式光伏方阵可以根据太阳高度角季节变化对组件倾角进行调节,进而增加光伏发电站综合收益.
跟踪式光伏方阵又可分为平单轴跟踪、斜单轴跟踪和双轴跟踪三种,一般来说,当安装容量相同时,固定式、倾角可调式、平单轴跟踪、斜单轴跟踪和双轴跟踪的发电量依次递增,但其占地面积也同时递增.

7.
3.
2同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致,光伏组件串的串联数应按下列公式计算:(7.
3.
2)式中:Kv——光伏组件的开路电压温度系数;K'v——光伏组件的工作电压温度系数;N——光伏组件串联数(N取整);t——光伏组件昼间环境极限低温(℃);t'——工作状态下光伏组件的电池极限高温(℃);Vdcmax——逆变器和光伏组件允许的最大系统电压,取两者小值(直流,V)VMPPTmin——逆变器MPPT电压最小值(V);Voc——光伏组件的开路电压(V);Vpm——光伏组件最佳工作电压(V).
【条文说明】7.
3.
2同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致,则电流偏小的组件将影响其他组件,进而使整个光伏组件串电流偏小,影响发电效率.
为了达到技术经济最优化,应先按7.
3.
2公式得出光伏组件串联数的范围,再结合光伏组件排布、直流汇流、施工条件等因素,进行技术经济比较,合理设计组件串联数.
光伏组件的工作电压温度系数K'v很难测量,如果组件厂商无法给出,可采用光伏组件的开路电压温度系数Kv值替代.

7.
4光伏支架7.
4.
1光伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施,保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求,并符合防腐要求.
【条文说明】7.
4.
1在考虑光伏支架强度、稳定性和刚度时包含抗风和抗震要求.
7.
4.
2当光伏支架采用钢材时,型钢选用应符合现行国家标准《钢结构设计标准》GB50017和《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018的规定.
当光伏支架采用铝合金材料时,材质的选用应符合现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB50429的规定.
【条文说明】7.
4.
2增列了近年来光伏发电工程中已使用的铝合金材料.
本条列出了光伏支架常用材料,当支架采用其他特殊材料时,支架结构设计应满足相应标准的规定.
7.
4.
3光伏支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度,按正常使用极限状态计算结构和构件的变形.
7.
4.
4对于承载能力极限状态,应按荷载的基本组合计算荷载组合的效应设计值,并应采用表达式7.
4.
4进行设计:(7.
4.
4)式中:——重要性系数.
光伏支架的设计使用年限宜为25年,安全等级为三级,重要性系数不小于0.
95;在抗震设计中重要性系数取1.
0;——荷载组合的效应设计值;——结构构件抗力的设计值.
7.
4.
5承载能力极限状态下,荷载基本组合的效应设计值应按式7.
4.
5确定:(7.
4.
5)式中:——永久荷载作用标准值Gk的效应;、——风荷载作用标准值QWk的效应和其组合值系数;、——雪荷载作用标准值QSk的效应和其组合值系数;、——施工检修荷载作用标准值QMk的效应和其组合值系数.
、——温度荷载作用标准值Qtk的效应和其组合值系数.
——永久荷载作用的分项系数,一般情况下应取1.
2,当永久荷载对结构有利时,不应大于1.
0;——风荷载作用的分项系数,应取1.
4;——雪荷载作用的分项系数,应取1.
4;——施工检修荷载作用的分项系数,应取1.
4;——温度荷载作用的分项系数,应取1.
4.
7.
4.
6对于正常使用极限状态,应采用荷载的标准组合,并应按表达式7.
4.
6进行设计:(7.
4.
6)式中:C——结构或结构构件达到正常使用要求的规定限值,例如变形、裂缝、振幅、加速度、应力等的限值,应按相关建筑结构设计规范的规定采用.
7.
4.
7正常使用极限状态下,荷载标准组合的效应设计值应按7.
4.
7式进行计算:(7.
4.
7)7.
4.
8各种组合工况下的可变荷载组合值系数应符合表7.
4.
8的规定.
表7.
4.
8各种组合工况下的可变荷载组合值系数荷载作用组合工况永久荷载+负风荷载+温度荷载1.
0--0.
6永久荷载+正风荷载+雪荷载+温度荷载1.
00.
7-0.
6永久荷载+雪荷载+正风荷载+温度荷载0.
61.
0-0.
6永久荷载+施工检修荷载--1.
0注:1表中"-"号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应;2正风荷载指组件正面为受荷面时的风荷载,负风荷载指组件背面为受荷面时的风荷载.
3当支架长度大于等于120m,应考虑温度荷载.
7.
4.
9当抗震设防烈度大于8度时,支架应进行抗震验算,抗震验算中结构重要性系数取1.
0,结构构件抗力的设计值应除以承载力抗震调整系数γRE,γRE按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定取值.

【条文说明】7.
4.
4~7.
4.
9与现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009、《建筑抗震设计规范(2016年版)》GB50011和《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101相协调.
一般光伏组件的支架的设计使用年限为25年,安全等级为三级.
对于特殊光伏组件支架,设计使用年限和重要性系数要另行确定.
对于地面用光伏组件的支架,当设防烈度小于8度时,可以不进行抗震验算;对于与建筑结合的光伏组件的支架,应按相应的设防烈度进行抗震验算.
7.
4.
10支架的荷载和荷载效应计算应符合下列规定:1地面光伏发电站风荷载、雪荷载和温度荷载应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009中不小于25年一遇的荷载数值取值.
支架风荷载的体型系数应通过风洞试验确定.
无实验数据时,可取1.
3.

2与建筑相结合的发电系统的支架荷载的确定,应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术规范》GBxxxxx要求.
3当需要考虑施工检修荷载时,检修荷载按实际荷载取用并作用于支架最不利位置.
7.
4.
11钢支架及构件的变形应符合下列规定:1支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60;2倾角可调式支架、柔性悬索结构的柱顶位移不应大于柱高的1/80;3受弯构件的挠度容许值不应超过表7.
4.
10的规定.
表7.
4.
11受弯构件的挠度容许值受弯构件挠度容许值主梁L/250次梁无边框光伏组件L/250其它L/200注:L为受弯构件的跨度.
对悬臂梁,L为悬伸长度的2倍.
【条文说明】7.
4.
11本次修改增加倾角可调式支架、柔性悬索结构的柱顶位移要求.
7.
4.
12支架的构造应符合下列规定:1普通碳钢构件除受拉构件外壁厚不宜小于2mm;采用屈服强度≥420N/mm的连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带时,构件最小壁厚不应小于0.
8mm,应符合现行国家标准《连续热镀锌钢板及钢带》GB/T2518和《连续热镀铝锌合金镀层钢板及钢带》GB/T14978;2铝合金构件最小壁厚应符合现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB50429的相关要求;3受压和受拉构件的长细比限值应符合表7.
4.
11-1、表7.
4.
11-2的规定:表7.
4.
12-1钢支架受压和受拉构件的长细比限值构件类别容许长细比受压构件主要承重构件180其它构件、支撑等220受拉构件主要构件350柱间支撑300其它支撑(张紧的圆钢或钢绞线除外)400注:对承受静荷载的结构,可仅计算受拉构件在竖向平面内的长细比.
表7.
4.
12-2铝合金、连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带支架受压和受拉构件的长细比限值构件类别容许长细比受压构件主要承重构件150其它构件、支撑等200受拉构件主要构件350其它支撑400注:1计算单角铝受压构件的长细比时,应采用角铝的最小回转半径,但计算在交叉点相互连接的交叉杆件平面外的长细比时,可采用与角铝肢边平行轴的回转半径.
2受压构件由容许长细比控制截面的杆件,在计算其长细比时,可不考虑扭转效应.
3受拉构件在永久荷载与风荷载组合下受压时,其长细比不宜超过250.
【条文说明】7.
4.
12本次修改增加了对连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带和铝合金设计构造要求.
铝合金支架设计与现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB50429-2007相协调.
连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带应符合现行国家标准《连续热镀锌钢板及钢带》GB/T2518和《连续热镀铝锌合金镀层钢板及钢带》GB/T149787.
4.
13支架的防腐应符合下列要求:1支架的防腐蚀设计应综合考虑使用环境,使用年限,施工和维修条件等因素,因地制宜,进行防腐蚀设计.
2支架在结构类型、布置、构造上应并于检查和维修.
3普通碳素钢支架可综合采用金属覆盖层、涂层、增加腐蚀余量等防腐措施,金属覆盖层厚度和腐蚀余量应根据当地腐蚀速率进行确定.
当无实测资料时,热浸镀锌层平均厚度不宜小于55μm.
涂层应按照涂层配套进行设计,应综合考虑底涂层与基材的适应性,涂料各层之间相容性和适应性,涂料品种与施工方法的适应性,附着力不宜低于5MPa.
腐蚀速率当无实测资料时可按表7.
4.
13-1进行确定.

表7.
4.
13-1大气环境对普通碳素钢的腐蚀速率腐蚀环境腐蚀速率(mm/a)大气环境大气环境气体类型年平均环境相对湿度(%)乡村大气A750.
025~0.
05城市大气B60~75工业大气C750.
05~0.
2工业大气C60~75海洋大气D750.
2~1.
0海洋大气D60~75海洋大气D>751.
0~5.
0注:1在特殊场合与额外腐蚀符合作用下,应提高腐蚀速率;2处于潮湿状态下或不可避免结露部位,环境相对湿度应取大于75%;3大气环境气体类型可根据本规范附录B进行划分.
4铝合金支架应进行表面防腐处理,可采用阳极氧化处理措施,阳极氧化膜的最小厚度应符合表7.
4.
13-2的规定.
表7.
4.
13-2氧化膜的最小厚度腐蚀等级最小平均膜厚()最小局部膜厚()弱腐蚀1512中等腐蚀2016强腐蚀25205连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带支架,对于一般腐蚀性地区,结构构件镀层的镀锌量不应低于180g/㎡(双面)或镀铝锌量不应低于100g/㎡(双面);对于高腐蚀性地区,镀锌量不应低于275g/㎡(双面)或镀铝锌量不应低于100g/㎡(双面),并应满足现行国家或行业标准的规定.

6支架用耐候钢、复合材料等耐候材料时,应经专项论证,经济技术对比后采用.
【条文说明】7.
4.
13近些年光伏行业发展,支架种类多样化,对本条进行细化,结合《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-2018、《建筑钢结构防腐蚀技术规程》JGJ/T251-2011、《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法》GB/T13912-2002等规范标准和相关技术文献及实际工程经验给出了规范限制.
钢支架腐蚀与所处使用环境不同,造成的腐蚀率有很大区别,因此根据使用环境选择适宜的防腐措施,才能做到先进、经济、实用.
通过国家材料环境腐蚀平台"十三五数据",2006~2014年的热镀锌构件在大气暴露试验数据进行对比分析得出,镀锌层腐蚀速度跟构件所处的大气环境有关,不同的气候条件下热镀锌构件的腐蚀年限不同,干旱、空气洁净度好的地区,热镀锌构件腐蚀缓慢,随着空气中湿度增大腐蚀速度逐渐加快,因此提出根据当地腐蚀速率确定防腐设计.

与现行行业标准《低层冷弯薄壁型钢房屋建筑技术规程》JGJ227-2011中防腐要求相协调.
一般腐蚀性地区是指城市及其邻近的工业区,高腐蚀性地区是指工业区或近海地区.
7.
4.
14倾角可调式支架的转动构件部分应满足长期户外使用条件,寿命周期内免维护.
7.
5跟踪系统7.
5.
1跟踪系统应符合现行国家标准《光伏跟踪系统》GBTXXX的要求.
7.
5.
2跟踪系统宜闭环控制,位置信号采集宜采用角度传感器.
【条文说明】7.
5.
1跟踪系统控制方式分为主动式、被动式和复合式.
主动控制方式是指根据地理位置和当地时间实时计算太阳光的入射角度,通过控制系统使太阳电池方阵调整到指定位置.
又称为天文控制方式或时钟控制方式.
被动控制方式是指通过感应器件测量出太阳光的入射角度,从而控制光伏方阵旋转并跟踪太阳光入射角度.
又称为光感控制方式.
复合控制方式是主动控制和被动控制相结合的控制方式.
跟踪系统具备闭环控制功能可以有利于提高跟踪精度.

7.
5.
3跟踪系统的设计应符合下列要求:1跟踪系统的支架应根据不同地区特点采取相应的防护措施.
2跟踪系统宜有通讯端口.
3在跟踪系统的运行过程中,光伏方阵组件串的最下端与地面的距离不宜小于300mm.
【条文说明】7.
5.
2在一些特殊地区应考虑腐蚀、风沙、潮湿、冰雹、盐雾等因素对跟踪系统支架的影响,满足其在设计条件下的使用寿命不低于光伏发电站的设计寿命.
有时还要加设驱鸟装置.
跟踪系统预留通讯端口用于远程监控和数据采集.
7.
5.
4跟踪系统的选型应结合安装地点的太阳能资源、场地条件、环境情况、气候特征等因素,经技术经济比较后确定,并符合下列要求:1水平单轴跟踪系统宜安装在中、低纬度地区;2倾斜单轴和斜面垂直单轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区;3双轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区;4空气污染严重地区不宜选用被动控制方式的跟踪系统;5跟踪系统应具备应急保护功能;6单轴跟踪的可转动范围宜大于-45°~+45°;7跟踪系统应具备自动反向跟踪功能;8控制系统户外布置时防护等级不低于IP54;9跟踪系统支撑结构部分的转动轴承应满足长期户外使用条件,其使用寿命应与电站设计寿命相同;10驱动装置满足长期户外使用条件,维护、更换简便,防护等级不低于IP54.
【条文说明】7.
5.
4光伏发电的跟踪系统一般可分为单轴跟踪系统和双轴跟踪系统,而单轴跟踪系统又可分为水平单轴、倾斜单轴和斜面垂直单轴三种,倾斜单轴的倾斜角度可根据实际情况有不同的取值.
环境情况需要考虑安装地点的地势、阴影遮挡等因素.
气候特征需考虑安装点的最大风速、环境温度等因素.
水平单轴跟踪系统安装在纬度20度以内的地区最佳,低纬度地区全年太阳高度角相对较高,水平面上的太阳直射辐照度较大,水平单轴跟踪系统提高的发电量比较明显.
光感控制方式的跟踪系统容易因外界因素(如灰尘等)的影响而引起系统的非正常工作.
在大风天气,当风速超过跟踪系统工作风速时,可通过远程控制将跟踪系统快速调至最小受风面积位置(顺风向放平);在暴雪天气,当雪压超过跟踪系统工作雪压时,可通过远程控制将跟踪系统快速调至最小受压位置(最下限位置).

7.
5.
5跟踪系统的跟踪精度应符合下列规定:1单轴跟踪系统跟踪精度不应低于±3°;2双轴跟踪系统跟踪精度不应低于±2°.
7.
6发电量计算7.
6.
1光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况,并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定.
7.
6.
2发电量计算宜按照不大于1h间隔的逐时段发电量累积计算.
【条文说明】7.
6.
2由于本次规范修编提出了光伏组件额定容量和逆变器的额定容量超配,在不同时刻逆变器输入功率限制引起的发电量损失并不相同,因此发电量计算宜按照不大于1h间隔进行逐时计算.
7.
6.
3光伏发电站发电量可按下式计算:(7.
6.
3)式中:——光伏发电站上网电量(kWh);n——计算时段数,对于一个完整计算年,若按1小时间隔计算,则为8760.
——计算时段水平面太阳能辐射量,(kWh/m2);——计算时段光伏方阵太阳能辐射量倾角、方位角修正系数;——计算时段光伏方阵太阳能辐射量阴影遮挡损失修正系数;——计算时段光伏组件表面太阳入射角损失修正系数;——计算时段光伏组件工作温度修正系数;——计算时段逆变器输入功率限制引起的发电量损失修正系数,如果该时段没有功率限制,取1;——计算时段光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率;PAZ——光伏电站的安装容量(kWp);Es——标准条件下的辐照度(常数=1kW/m2);K——其它效率系数.
其它效率系数K是考虑光伏组件类型、光伏组件输出功率偏离峰值、光伏组件表面污染、组串适配损失、光伏组件衰减、集电线路损耗、升压变压器损耗、站用电率、系统可利用率等各种因素后的修正系数.

【条文说明】7.
6.
3为了提高工程经济性,光伏发电系统中组件与逆变器之间安装容量一般都超配,为了提高计算精度宜逐时段计算发电量:1某一计算时段内的数值可用平均值或中间值代替.
2光伏方阵的倾角、方位角的修正系数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.
3由障碍物对光伏方阵上入射太阳光造成遮挡或光伏方阵各阵列之间的互相遮挡,在计算时应考虑因阴影遮挡引起的发电量损失修正系数.
4逆变器输入功率限制引起的发电量损失系数指由于光伏安装容量大于光伏额定容量,光伏阵列的实际输出功率大于逆变器的最大直流输入功率时引起的发电量损失修正系数.
5在不同计算时段,由于光照条件不同,逆变器输入功率不同,逆变器转化效率也不相同,因此逆变器效率指计算时段光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率.
6组件类型修正系数是由于光伏组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,一般晶体硅电池可取1.
0.
7光伏组件表面污染修正系数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.
该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关.
8集电线路、升压变压器损耗系数包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗,以及升压变压器损耗.
9光伏发电系统可用率η为:由于光伏发电量计算涉及影响因素较多,手工计算较为复杂,可采用专用发电量计算软件进行计算.
7.
6.
4采用双面发电组件的光伏系统宜对正面和反面分别计算后获得总发电量.
【条文说明】双面组件发电量将正面和反面分别计算后求和获得,计算方式按照7.
6.
3条执行,反面发电量计算时先分析组件背面所受到太阳辐射量.
7.
6.
5光伏发电系统效率可按下式计算:(7.
6.
5)式中:PR——光伏发电系统效率(%);GA——光伏阵列面太阳能总辐射量(kWh/m2).
7.
6.
6光伏发电综合效率可按下式计算:(7.
6.
6)式中:CPR——光伏发电综合效率(%);HA——水平面太阳能总辐射量(kWh/m2).
【条文说明】7.
6.
5、7.
6.
6系统效率体现了光伏发电站对照射到光伏阵列面上太阳辐射量的有效利用性,是光伏发电系统最终发电量与其理论发电量的比值.
该效率没有体现光伏方阵安装方式(包括跟踪系统、阵列安装倾角、安装方位角等)对太阳能资源利用的影响.
综合效率是体现光伏发电站在整个发电过程中将水平面太阳总辐射量有效利用的相对性系数,包含了光伏方阵安装方式,能较全面地体现光伏发电站对当地太阳能资源的有效利用.

对采用双面发电光伏组件的光伏系统,光伏阵列面上的太阳能总辐射量是正面受到的太阳辐射量.
由于光伏系统最终发电量受到组件衰减、温度等因素影响,系统效率、综合效率会随建成后时间周期段不同存在差异,因此论述系统效率、综合效率时应有时间周期定义.
7.
7储能系统7.
7.
1独立光伏发电站应配置储能装置,满足向负载提供持续、稳定电力的要求.
并网光伏发电站可根据工程实际需要和技术经济的合理性配置储能系统.
【条文说明】7.
7.
1独立光伏发电站配置储能装置的目的是为了满足向负载提供持续、稳定电力的需求.
并网光伏发电站配置储能装置的目的是为了改善光伏发电系统输出特性,包括平滑输出功率曲线、跟踪电网计划出力曲线、电力调峰、系统调频等.
由于配置储能设备会增加投资,故配置前应考虑技术经济的合理性.

7.
7.
2光伏发电站储能装置应选用电化学储能电池作为储能载体,电化学储能电池的类型选择应根据使用目的,经技术经济比较后确定.
电化学储能电池应满足现行国家标准《电力储能用锂离子电池》GB/T36276、《电力储能用铅炭电池》GB/T36280和《全钒液流电池通用技术条件》GB/T32506的规定.
【条文说明】7.
7.
2由于电化学储能系统结构简单,运维方便,经济可靠,光伏发电站选用电化学储能电池作为储能载体有较好技术经济性.
国内电化学储能电池常用的有锂离子电池、铅酸电池、液流电池等,不同类型的储能电池的技术经济性能差异较大,选用时需要进行比选.

7.
7.
3独立光伏发电系统与储能装置之间应采用直流耦合接线方式,并网光伏发电系统与储能装置之间连接方式宜选用交流耦合接线方式,也可选用直流耦合接线方式.
7.
7.
4并网光伏发电系统中采用交流耦合的储能系统配置和设备选择应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048、《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558和《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T34120的要求.
【条文说明】7.
7.
4与并网光伏发电系统采用交流耦合的储能系统由电池、变流器、电池管理系统等组成,储能系统配置、技术性能和安全性要求要符合现行国家相关标准要求.
7.
7.
5独立光伏发电系统的储能电池和逆变器的选型配置应满足用电负载中最大用电设备的启动工况.
【条文说明】7.
7.
5当独立光伏发电系统单个供电负载用电功率较大时,启动瞬间电压和电流会有冲击性波动,储能电池和逆变器性能参数和保护配置要满足该启动工况.
7.
7.
6独立光伏发电系统的储能电池容量配置应综合考虑当地太阳能资源、气象条件、光伏方阵安装容量、负载用电负荷、连续阴雨天的供电保证和电能需求、电池充放电效率、电池使用环境温度以及电池设计寿命期容量衰减等因素后确定.

【条文说明】7.
7.
6独立光伏发电站配置的储能系统目的主要是在无太阳光照时满足负载用电需求,以及在有太阳光照时平衡光伏发电系统输出功率与用电负荷之间不匹配.
由于储能系统单位造价较高,连续阴雨天的电能需求要综合考虑供电保证率和其它备用电源(如柴油发电机等)的配置情况后确定.
如果储能电池使用环境温度与设备标准使用温度相差较大时,需要考虑电池容量的温度折减.

7.
7.
7光伏发电系统储能装置应配置电池管理系统,电池管理系统应与光伏发电站的监控系统实现通信连接和信号交换.
并网光伏发电系统储能装置的电池管理系统和通信配置应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558的要求.
7.
7.
8光伏发电系统储能装置的能量管理系统应纳入到光伏发电站的监控系统中整体设计.
8站区布置8.
1一般规定8.
1.
1光伏发电站的站区布置应根据发电站的生产、施工和生活需要,结合站址区域自然条件和建设规划进行布置,应对站区供排水设施、交通运输、出线走廊等进行研究,立足近期,远近结合,统筹规划.

8.
1.
2光伏发电站的站区布置应贯彻节约用地的原则,通过优化,控制全站生产用地、生活区用地和施工用地的面积;用地范围应根据建设和施工的需要按规划容量确定,宜分期、分批征用和租用.
8.
1.
3与农牧业、渔业相结合的光伏发电站的光伏方阵应综合考虑种植、养殖工艺需要进行布置,满足农作物、养殖物对光照的需求,以及生产作业、禽畜活动、渔业养殖和捕捞等对空间条件的要求.
【条文说明】8.
1.
3与农牧业、渔业互补的光伏发电站的光伏方阵布置,需要满足农作物种植及畜牧业和渔业养殖过程中,农作物、水产养植物对光照需求,以及农业生产机械作业、禽畜活动、渔业养殖和捕捞等对空间的需求.

8.
2站区总平面布置8.
2.
1光伏发电站的站区总平面设计应包括下列内容:1光伏方阵;2升压站或开关站及辅助设施区;3站内10kV及以上交流集电线路;4就地逆变升压单元;5站内道路及通道;6安全防护设施.
【条文说明】8.
2.
1光伏发电站的辅助设施区是指协助发电生产正常开展需要配套的相关设施,例如办公楼、车库、宿舍和水泵房等,安全防护设施是指防洪、防雷、防火、防触电以及周界安防设施等.

8.
2.
2光伏发电站的站区总平面布置应符合下列要求:1交通运输方便.
2站内与站外、生产与生活、生产与施工之间相协调.
3与城镇或工业区规划相协调.
4方便施工,有利扩建.
5合理利用地形、地质条件.
6减少场地的土石方工程量.
降低工程造价,减少运行费用,提高经济效益.
【条文说明】8.
2.
2光伏方阵布置时要合理利用场地地形,优先选用平坦场地和南坡场地,用于施工图总平面布置的地形图比例一般为1:500~1:1000.
8.
2.
3光伏发电站的站区总平面布置还应符合下列要求:1站内建筑物应结合日照方位进行布置,合理紧凑;辅助、附属建筑和行政管理建筑宜采用联合布置.
2因地制宜地进行绿化规划,利用空闲场地植树种草,绿地率应满足当地规划部门的绿化要求.
3升压站及站内建筑物的选址应根据光伏方阵的布置、接入系统的方案、地形、地质、交通、生产、生活和安全等要素确定.
4站内集电线路的布置应根据光伏方阵的布置、升压站的位置及单回集电线路的输送距离、输送容量、安全距离等确定.
5站内道路应能满足设备运输、安装和运行维护的要求,并保留可进行大修与吊装的作业面.
6光伏站区的布置应合理避让原有建筑物、构筑物和障碍物.
【条文说明】8.
2.
3光伏电站的布置需要应避让架空线路杆塔、建筑物等及其阴影区域.
8.
2.
4光伏发电站升压站或开关站的总图布置,应符合国家现行标准《20kV及以下变电所设计规范》(GB50053)、《35kV-110kV变电站设计规范》(GB50059)及《220-750kV变电站设计技术规程》(DL/T5218)的要求.
8.
2.
5地面光伏发电站的主要进站道路应与通向城镇的现有公路相连接,其连接宜短捷且方便行车,宜避免与铁路线交叉.
站区主要出入口的设置应使站内外联系方便.
8.
2.
6地面光伏发电站区主要出入口处主干道行车部分的宽度宜与相衔接的进站道路一致,宜采用6m;次干道(环行道路)宽度宜采用4m.
主、次干道的转弯半径应满足消防车转弯的要求,并应满足设备运输的通行要求.
应根据生产、生活和消防的需要,在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车通道和人行道,通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应.
站内主、次干道可采用泥结碎石路面、混凝土路面或沥青路面.

【条文说明】8.
2.
6一般情况下,升压站或开关站的进站道路和站内道路采用混凝土路面或柏油路面,光伏场内道路采用泥结碎石路面.
8.
2.
7光伏发电站站区的竖向布置,应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等因素确定,并应符合下列要求:1在不设大堤或围堤的站区,升压站(或开关站)区域的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.
5m;2所有建筑物、构筑物及道路等标高的确定,应满足生产使用方便.
地上、地下设施中的基础、管线,管架、管沟、隧道及地下室等的标高和布置,应统一安排,合理交叉,维修、扩建便利,排水畅通;3应减少工程土石方工程量,降低基础处理和场地平整费用,使填方量和挖方量接近平衡.
在填、挖方量无法达到平衡时,应落实取土或弃土地点;4站区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则,应与建筑物、道路及场地的雨水窨井、雨水口的设置相适应,并按当地降雨量和场地土质条件等因素确定;5地处山坡地区光伏发电站的竖向布置,应在满足工艺要求的前提下,合理利用地形,节省土石方量并确保边坡稳定.
8.
2.
8站区场地排水系统应根据地形、工程地质、地下水位等因素进行设计,并应符合下列要求:1场地的排水系统应按规划容量进行设计,并使每期工程排水畅通;2当室外沟道高于设计地坪标高时,应有过水措施,或在沟道的两侧设排水设施;3地面光伏发电站的光伏方阵区场地排水宜采用自然散排.
【条文说明】8.
2.
8地面光伏发电站的升压站或开关站的场地排水可根据具体条件,采用明沟接入公路型道路的雨水排水系统.
有条件时,也可采用自流排水.
地面光伏发电站光伏方阵区场地为了减少对土壤扰动,一般利用自然地形,不进行场地平整,场地排水可结合现状排水,采用自然散排,有利于节约投资和水土保持.

8.
2.
9生产建筑物底层地面标高,宜高出室外地面设计标高150mm~300mm,并应根据地质条件计入建筑物沉降的影响.
8.
2.
10光伏发电站的交通运输、供水和排水、输电线路等站外设施,应在确定站址和落实站内各个主要系统的基础上,根据规划容量和站址的自然条件进行综合规划.
8.
2.
11光伏发电站应结合工程建设条件做好防排洪、防涝规划,站区内建筑物、构筑物的设计应满足防洪要求,宜充分利用现有防排洪、防涝设施,当必需新建时,可因地制宜地选用防洪(涝)堤、排洪(涝)沟或挡水围墙.

【条文说明】8.
2.
11站区内建、构筑物设施的设计应满足以当地防洪防涝水位要求,宜建设在无洪涝影响的地区.
如无法避开洪涝影响,应考虑防洪(涝)堤、排洪(涝)沟、挡水围墙或抬高建、构筑物标高以保护站区.
对建在山区或丘陵地区的光伏发电站,在站区边界处应有防止山洪流入站区的设施.

8.
2.
12光伏发电站的出线走廊,应根据系统规划、输电线出线方向、电压等级和回路数,按光伏发电站规划容量,全面规划,避免交叉.
8.
2.
13光伏发电站的施工区应按规划容量统筹规划,并应符合下列要求:1布置应紧凑合理,节省用地.
2应按施工流程的要求安排施工临时建筑、材料设备堆置场、施工作业场所及施工临时用水、用电干线路径.
3施工场地排水系统宜单独设置,施工道路宜永临结合.
4利用地形,减少场地平整土石方量,并应避免施工区场地表土层的大面积破坏,防止水土流失.
5植被茂盛地区宜设置防火隔离带或其它防火措施.
【条文说明】8.
2.
13当光伏发电站周边植被茂盛时,设置的防火隔离措施可以有:1光伏区与植被间定期进行防火级别树木清理和除草,并需将树枝、杂草清运出场地;2光伏区与植被间覆盖防草布形成隔离带;3防火隔离带可优先利用光伏场地道路.
8.
3光伏方阵布置8.
3.
1光伏方阵应根据站区地形、设备特点和施工条件等因素合理布置.
大、中型光伏发电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式.
【条文说明】8.
3.
1大、中型地面光伏发电站的光伏方阵布置一般均采用分单元、模块化的布置方式,单元模块的容量需结合逆变器和升压变的配置选取.
8.
3.
2固定式或倾角可调式光伏方阵布置时,方阵倾角应结合当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等条件进行选择,并符合下列要求:1对场地可利用面积受限或土地成本较高的并网光伏发电站,应根据工程建设场地条件和安装容量需求,经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列间距;2对场地可利用面积不受限制,且土地成本较低的并网光伏发电站,光伏方阵最佳倾角选择宜使其单位安装容量的全年发电量最大;3对于独立光伏发电系统,倾角宜使光伏方阵在发电输出功率与用电负荷匹配,并满足全年各月用电量需求.
【条文说明】8.
3.
2光伏发电站建设占地面积较大,光伏方阵布置应贯彻节约土地、提高土地利用效率的设计原则,并符合政府相关的用地指标要求.
光伏方阵布置时,一般都是带有一定倾角,既可以提高对太阳能资源的利用率,又有利于组件对表面灰尘的自洁.
场地可利用面积受限或土地成本较高的并网光伏发电站,通过对不同的方阵倾角和阵列间距布置方案的工程造价和发电量差异,经技术经济比较后确定设计倾角和阵列间距.
光伏发电系统全年发电量应根据光伏方阵布置的倾角、方位角和阵列行距,按照7.
6节的要求进行计算.
一般独立光伏系统,各月的发电量与用电量要力求均衡,所以应该重点关注最低辐射量月份的发电能力,可通过提高最低辐射量月份的发电量来均衡发电输出,保证全年各月发电量均能满足用电需求.
8.
3.
3地面光伏发电站的光伏方阵布置应满足下列要求:1固定式、倾角可调式方阵位于北半球宜采用正南方向,方位角东西方向偏差不宜超过15度,光伏方阵各排、列的布置宜使每天当地真太阳时9:00~15:00时段内前、后互不遮挡.
2采用平单轴跟踪支架的方阵,光伏方阵各排、列的布置宜使每天当地真太阳时9:00~15:00时段内东、西向互不遮挡.
3对于方阵采用倾角平单轴,斜单轴,方位角跟踪和双轴跟踪支架,应同时考虑光伏方阵南北方向和东西方向间距,宜使每天当地真太阳时9:00~15:00时段内东西向、南北向互不遮挡.
4当土地使用面积受限或土地成本较高时,跟踪式方阵应采用反向跟踪技术.
5光伏方阵内光伏组件的最低点距地面的距离不宜低于300mm,并应考虑以下因素:1)当地的最大积雪深度;2)方阵区洪、涝水位设防标准;3)植被高度.
【条文说明】8.
3.
3光伏方阵各排、列的布置间距,无论是固定式、倾角可调式或跟踪均应保证全年9:00点~15:00点(当地真太阳时)时段内前、后、左、右互不遮挡,也即冬至日当天9:00点~15:00点时段内前、后、左、右互不遮挡.

光伏方阵各排、列的布置间距,无论是固定式还是跟踪式均应保证在下述情况下光伏方阵南北方向和东西方向互不遮挡.
南北向间距计算推荐条件:冬至日9:00点~15:00点(当地真太阳时)各排方阵南北向互不遮挡,南北向光伏方阵间距计算如下:D=D1+D2=(L*cosZ)+(L*sinZ)*cos(β-r)/tanD1=L*cosZD2=cos(β-r)*L',L'=H/tan,H=L*sinZ式中:D——光伏方阵南北方向前后排间距;L——光伏方阵纵向长度;Z——光伏方阵向南倾角;H——光伏方阵垂直高度;L'——太阳射线在地面上的投影;β——太阳方位角cosβ=(sinφsinα-sinδ)/(cosαcosφ)正南为零,东向为正,西向为负;r——方阵方位角正南为零,东向为正,西向为负;α——太阳高度角sin=sinφsin+cosφcoscos;φ——当地纬度;ω——太阳时角正午为零,上午为正,下午为负(太阳时)计算公式:ω=15*(ST-12)其中ST为真太阳时,以24小时计.
真太阳时的换算公式为:真太阳时(t)=北京时间+时差;时差=(当地经度-120°)/15°δ——太阳赤纬角δ=23.
45sin(360x(284+N)/365)(Cooper方程)式中N代表从1月1日算起的天数.
图1南北向光伏方阵间距示意图东西向间距计算推荐条件:冬至日9:00点~15:00点(当地真太阳时)各排方阵东西向互不遮挡,东西向光伏方阵间距计算如下:D=D1+D2=(K*cosA)+(K*sinA)*cosβ'/tanD1=K*cosAD2=cosβ'*L',L'=H/tan,H=K*sinA式中:D——光伏方阵东西方向前后排间距K——光伏方阵长度A——光伏方阵向东倾角Ω——方阵向东旋转角从三角关系可知,总有:A=ΩH——光伏方阵垂直高度L'——太阳射线在地面上的投影β'——太阳方位角的余角(90-β)α——太阳高度角sin=sinφsin+cosφcoscosφ——当地纬度ω——太阳时角正午为零,上午为正,下午为负(太阳时)计算公式:ω=15*(ST-12)其中ST为真太阳时,以24小时计;真太阳时的换算公式为:真太阳时(t)=北京时间+时差;时差=(当地经度-120°)/15°δ——太阳赤纬角δ=23.
45sin(360x(284+N)/365)(Cooper方程)式中N代表从1月1日算起的天数.
图2南北向光伏方阵间距示意图上述间距计算公式及适用于固定式和倾角可调式光伏方阵,也适用于各类太阳跟踪系统的方阵间距计算.
当土地面积成为约束条件时,无论固定方阵还是太阳跟踪器方阵,都应当根据土地面积首先确定方阵南北方向和东西方向的间距,然后根据上述计算公式,反推光伏方阵南北方向或东西方向的倾角,使得光伏方阵在上述推荐的边界条件下互不遮挡.

对于带有驱动动力、具有自动调节能力的跟踪系统,还可以采用"反向跟踪"(Back-Tracking)技术实现全年方阵无遮挡.
无论是固定式、倾角可调式方阵还是自动跟踪系统方阵,都应正确地对阵列进行南北和东西间距进行计算,使得光伏方阵能够尽量减少遮挡损失(一般应控制在3%以下),最大化地提高光伏阵列的发电量,提高光伏发电站总体经济效益.

当采用双面发电组件时,考虑场地反射条件及设置的背面反射措施以确定双面发电组件的安装高度.
8.
3.
4利用山地建设光伏发电站时,光伏方阵布置应考虑山体对光伏组件的遮挡,宜随坡就势布置.
8.
3.
5光伏发电方阵布置在趋于稳定的采空沉陷区时,光伏方阵单列支架宜分段设置.
当光伏场区涉及冲沟发育区时,布置光伏发电方阵时应做避让或采取防止冲沟发育、保护支架基础的措施.
【条文说明】8.
3.
5在采空沉陷区建设光伏发电站,应根据地质灾害危险性评估报告的建议,选择趋于稳定的采空沉陷区布置光伏方阵,避免布置在适宜性差的区域.
光伏方阵单列支架可以通过分段设置来适应支架基础不均匀沉降的影响.

光伏发电方阵区域涉及有冲沟发育区时,应根据地质勘查报告或地质灾害危险性评估报告中对冲沟的形成、发育形态及水文工程地质条件的详细调查,做相应的避让或处理措施,如:1当冲沟发育可能危及支架基础的稳定性时,应采取防止冲沟发育、保护支架基础的措施;2当方阵基础附近有地表水流时,应引流或设置排水沟,阻止冲沟向阵列区延伸;3光伏发电方阵与冲沟沟坡间的距离,应视组成沟坡的岩性、坡度、植被发育情况及冲沟发育阶段而定.
8.
3.
6与建筑相结合的光伏发电站的光伏方阵应结合太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝向、屋顶结构等因素进行设计,经技术经济比较后确定方位角、倾角和阵列行距.
8.
3.
7大、中型光伏发电站采用集中式逆变器时,逆变器宜布置在光伏方阵单元模块的中部,且靠近主要通道处;采用组串式逆变器时,逆变器布置位置宜经技术经济比较后确定,且宜布置在光伏方阵内通风良好的背光区域.

8.
3.
8光伏发电站采用集中式逆变器时,就地升压变压器宜与集中式逆变器相邻布置;采用组串式逆变器时,就地升压变压器宜布置在光伏方阵单元模块的中部,且靠近主要通道处.
【条文说明】8.
3.
7、8.
3.
8采用集中式逆变升压设备,布置在光伏方阵单元模块中部是为了尽量缩短光伏方阵汇流直流线缆的敷设长度,进而降低直流线损、减少投资;采用组串式逆变器时,逆变器布置位置宜经技术经济比较后确定.
集中式逆变器、就地升压变压器、箱逆变一体机设备布置在靠近主要通道处是为了方便设备安装及检修.

8.
3.
9逆变器和就地升压变压器的布置高度应符合光伏发电站站址区防洪、防涝标准的要求.
除满足防洪、防涝标准以外,当光伏方阵区位于内涝易发区域时,逆变升压设备基础还应采取防治基础内积水或长时间浸水措施.

【条文说明】8.
3.
9光伏方阵区设备布置要考虑防洪、防涝,在保证安全的前提下,为有效降低投资,可通过提高逆变器、升压变压器设备的安装高度来满足本规范4.
0.
8条防洪、防涝设防标准要求.
当光伏方阵区位于内涝易发区域,设备基础内易积水或长时间浸水,应考虑基础底标高适当抬高、设置排水管、采用敞开式基础等措施.

8.
3.
10光伏方阵布置应便于光伏组件表面清洗,宜设置相应的清洗通道;当站址所在地的大气环境较差,组件表面污染较严重时,光伏方阵宜设置清洗系统或配置清洗设备.
【条文说明】8.
3.
10当光伏组件表面受到污染时,其发电效率会大幅下降;同时,组件表面局部污染会产生热斑效应,影响光伏组件使用寿命,鉴于以上原因,光伏方阵设计时一般要带有一定倾角,并根据运维清洗的方式设置相应的清洗通道和配置清洗系统或清洗设备,以便于对光伏组件表面进行定期清洗.
目前光伏电站清洗设备有半人工的清洗车、一体化的清洗车、智能清洗机器人等,光伏方阵布置要为组件清洗开展提供良好条件.

8.
3.
11工艺管线的敷设方式应符合下列要求:1工艺管线和管沟宜沿道路布置.
地下管线和管沟一般宜敷设在道路行车部分之外.
2电缆不应与其他管道同沟敷设.
3管沟、地下管线与建筑物、道路及其他管线的水平距离以及管线交叉时的垂直距离,应根据地下管线和管沟的埋深、建筑物的基础构造及施工、检修等因素综合确定.
8.
4站区安全防护设施8.
4.
1光伏发电站宜设置安全防护设施,该设施可包括:围栏、入侵报警系统、视频安防系统和出入口控制系统等,并能相互联动.
【条文说明】8.
4.
1光伏发电站一般为无人或少人值守站,为了安全运行,需要设置红外线报警及视频监控系统,并需要将信息传至远方有人值班的控制中心.
本规范中配置的相关设备,应满足《安全防范工程技术规范》GB50348和《民用闭路监控电视系统工程技术规范》GB50198的要求.
光伏发电站安全防护设计还应符合当地政府反恐防暴的要求.

8.
4.
2光伏发电站的光伏方阵区宜设置围栏,可采用钢丝护栏网.
开关站或升压站站区宜设置实体围墙,高度应不低于2.
2米.
8.
4.
3入侵报警系统设计应按下列要求进行:1入侵报警系统设置应符合现行国家标准《入侵报警系统工程设计规范》GB50394的规定.
2入侵报警系统应能与视频监控系统、出入口控制系统等联动.
防范区内入侵探测器的设置不得有盲区,系统除应具有本地报警功能外,还宜具有异地报警功能.
3入侵报警系统的信号传输可采用专用有线传输为主、无线信道传输为辅的传输方式.
控制信号电缆及电源线耐压等级、导线及电缆芯线的截面积均应满足传输要求.
4系统报警应有记录,并能按时间、区域、部位任意编程设防和撤防.
系统应具有设备防拆功能、系统自检功能及故障报警功能.
5主控室内应装有紧急按钮.
紧急按钮的设置应隐蔽、安全并便于操作,且应具有防误触发、触发报警自锁、人工复位等功能.
【条文说明】8.
4.
3入侵报警系统若是与110联网的系统,还需通过当地公安部门技防办的验收.
8.
4.
5视频安防监控系统设计应符合下列要求:1视频安防监控系统设置应符合现行国家标准《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395的规定,并应具有对图像信号的分配、切换、存储、还原、远传等功能.
2系统设计应满足监控区域有效覆盖、布局合理、图像清晰、控制有效的要求.
3视频监控系统宜与灯光系统联动.
监视场所的最低环境照度应高于摄像机要求最低照度(灵敏度)的10倍,当被监视场所照度低于所采用摄像机要求的最低照度时,应在摄像机防护罩上或附近加装辅助照明(应急照明)设施.

4摄像机、解码器等宜由控制中心专线集中供电.
距控制中心(机房)较远时,可就地供电,但控制中心应能对其进行开关控制.
【条文说明】8.
4.
4视频监控电视图像质量的主观评价可采用五级损伤制评定.
在正常工作条件下,图像质量应不低于4级的要求;在允许的最恶劣工作条件下或应急照明情况下,图像质量应不低于3级的要求.
8.
4.
5出入口控制系统设计应符合下列要求:1在建筑物内(外)出入口、重要房间门等处宜设置出入口控制系统,出入口控制系统宜按现行国家标准《出入口控制系统工程设计规范》GB50396的要求设计.
2出入口控制系统宜由出入对象识别装置,出入口信息处理、控制、通信装置及出入口执行机构等三部分组成.
3系统应与火灾报警系统及其他紧急疏散系统联动,并满足紧急逃生时人员疏散的要求.
9电气9.
1一般规定9.
1.
1光伏发电站的电气设备选择应考虑当地环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级、风沙盐雾等环境条件.
9.
1.
2光伏发电站的电气设备应符合节能、环保、安全等方面要求.
9.
2变压器9.
2.
1光伏发电站升压站主变压器的选择应符合现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222的规定,参数宜按现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228、《三相配电变压器能效限定值及能效等级》GB20052或《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790的规定进行选择.

【条文说明】9.
2.
1光伏发电站的变压器可分为两部分:一是升压站主变压器,二是就地升压变压器.
升压站主变压器一般采用常规电力变压器,可按《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222的要求选择.
9.
2.
2光伏发电站升压站主变压器的选择应符合下列要求:1应优先选用自冷式、低损耗电力变压器.
2当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时,应采用有载调压电力变压器.
3主变压器容量宜根据光伏发电站的额定容量进行选取,且宜选用标准化产品.
9.
2.
3光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求:1宜选用自冷式、低损耗电力变压器.
2变压器容量宜根据光伏发电单元中逆变器的额定容量选取.
3宜选用变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站或高压/低压预装式箱式变电站;防护等级应不低于IP54.
4当多台两电平集中式逆变器接入一台就地升压变压器时,就地升压变压器应采用分裂变压器.
当多台多电平的集中式逆变器接入一台就地升压变压器时,且逆变器具备同步控制措施时,就地升压变压器可采用双绕组变压器.

5就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器.
6对逆变升压一体化设备,当采用油浸式变压器时,应有防火措施.
【条文说明】9.
2.
3就地升压变压器容量根据光伏发电单元中逆变器的额定容量选择.
就地升压变压器一般选用无励磁调压变压器,经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时,可选有载调压变压器.
由于防护等级IP65很难做到,且对散热要求太高,故防护等级统一调整为IP54.
增加了双绕组变压器或分裂变压器与逆变器拓扑结构配置的配合要求.

9.
3电气主接线9.
3.
1光伏发电站发电单元接线及就地升压变压器的连接应符合下列要求:1逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件,经技术经济比较确定.
2一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的逆变器时,宜选用分裂变压器.
【条文说明】9.
3.
1光伏发电站设计时需根据逆变器的输入端直流电压要求,将一定数量的光伏组件成串,经逆变器逆变和升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源.
由一定数量的光伏组件→逆变器→单个就地升压变压器集合构成为一个发电单元,光伏发电站就是由多个发电单元组合而成的.
发电单元逆变器与就地升压变压器接线方案则按本条第1款中的要求确定.

逆变器与就地升压变压器连接应结合9.
2.
3条中就地升压变压器选型要求.
9.
3.
2光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容量,经技术经济比较后确定,并宜符合下列规定:1小型光伏发电站宜采用0.
4kV~10kV电压等级;2中型光伏发电站宜采用10~35kV电压等级.
3大型光伏发电站宜采用35kV或66kV电压等级.
【条文说明】9.
3.
2光伏电站内连接各单元发电模块就地升压变高压侧的母线为光伏电站母线.
母线电压的确定,既要符合地区电力网络的需要,也要根据光伏电站的容量、远景规划、一次性投资和长期运营费绪多因素综合考虑.
依据《城市电力网规划设计导则》Q/GDW156有关分布式电源并网的电压等级和《标准电压》GB/T156的有关规定,本规范中光伏电站母线电压可有380V、10kV、20kV、35kV和66kV五种系统标称电压等级.
小型光伏发电站能就地消纳,并网电量可不上网时,为降低造价和运营费用,可采用0.
4kV.
当不能就地消纳时,也可采用10kV,部分无10kV电网地区可使用20kV.
中型光伏发电站一般采用10kV~35kV电压等级.
其发电站母线电压有10kV、20kV和35kV三种等级可供选择,主要取决于其综合技术经济效益和光伏发电站周边电网的实际情况.
大型光伏发电站额定容量大,经技术经济分析计算,母线电压采用35kV或66kV时,电站总体效益比采用10kV和20kV好,光伏发电站母线电压宜确定为35kV或66kV.
9.
3.
3光伏发电站发电母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择,并应符合下列要求:1光伏发电站安装容量小于或等于30MW时,宜采用单母线接线.
2光伏发电站安装容量大于30MW时,宜采用单母线或单母线分段接线.
3当分段时,应采用分段断路器.
【条文说明】9.
3.
3根据光伏发电站的特点,发电母线接线方式除按照本期、远景规划的发电容量、安全可靠、运行灵活和经济合理等条件选择外,还需考虑下列因素:1光伏发电站总容量小于或等于30MW时,母线电压一般采用10kV~35kV,根据当前成套开关柜设备制造技术水平,采用单母线接线就能满足安全经济运行的要求.
2光伏发电站发电容量大于30MW时,母线电压一般采用35kV.
如果一次建成投产,在一条并网进线、一个并网点的情况下,可采用单母线接线.
如果分期建成投产,或有两条并网进线、两个并网点,则采用单母线分段接线较合理.
9.
3.
4光伏发电站母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时,可在母线分段回路中安装电抗器.
母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择.
9.
3.
5光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式,应经运行可靠性、灵活性、技术经济合理性和维修方便等条件综合比较确定,可采用下列连接方式:1辐射式连接方式.
2"T"接式连接方式.
【条文说明】9.
3.
5光伏发电站一般由若干个发电单元组成,站内各单元发电模块与发电母线之间如何连接,需要对运行可靠性、运行方式灵活度和维修方便等条件进行综合比较,选择技术可行而又经济合理的最佳方案.
从已建成投产和正在建设的多个光伏电站的连接接线的调查结果看,存在着本条规范中所列举的几种方式.

9.
3.
6光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关,并组装在一个柜内.
9.
3.
7大、中型光伏发电站内汇集系统宜采用小电阻接地或经消弧线圈接地的方式.
小型光伏发电站内10kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式.
就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定.

【条文说明】9.
3.
7大、中型光伏发电站内汇集系统更多采用小电阻接地方式,故本次修改将小电阻接地方式调整至前面.
9.
3.
8当采用消弧线圈接地时,应装设隔离开关.
消弧线圈的容量选择和安装要求应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064的规定.
【条文说明】9.
3.
8消弧线圈装设隔离开关、容量选择和安装要求按照现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064第3.
1.
6条中相关规定.
9.
3.
9光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式,应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定.
9.
3.
10220kV及以下电压等级的母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关,110kV-220kV线路电压互感器与耦合电容器、避雷器、主变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关;主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关.
9.
4站用电系统9.
4.
1光伏发电站站用电系统的电压宜采用380/220V.
【条文说明】9.
4.
1光伏发电站一般无高压站用电设备,所以站用电的电压推荐采用380V.
9.
4.
2380/220V站用电系统,应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式.
9.
4.
3站用电工作电源引接方式宜符合下列要求:1当光伏发电站有发电母线时,宜从发电母线引接供给自用负荷.
2当技术经济合理时,可由外部电网引接电源供给发电站自用负荷.
3就地逆变升压设备用电宜由就近的就地升压变压器低压侧引接,但升压站(或开关站)站用电应按本条的第1款或第2款中的方式引接.
4光伏跟踪支架电机的工作电源采用交流电时,宜由就近的就地升压变压器低压侧引接.
【条文说明】9.
4.
3集控室和配电室等地要求按第1款和第2款中方式配置站用电.
当所选用的逆变器不带隔离变压器、安装容量大于1MW及以上时,各发电单元站用电可从就地升压变压器低压侧引接,并配置自用变压器.
当选用的逆变器带隔离变压器时,通常隔离变压器输出为0.
4kV,站用电可直接引接,不需配置自用变压器.
大型逆变器一般要求独立的外供控制电源,以增加其运行的可靠性.

不同光伏跟踪支架设备厂商对电动执行机构的电源取用有所不同,有用直流电的,也有用交流电的,对采用交流电源的,推荐与本发电单元共用站用电源,引接要求按本条第四款.
9.
4.
4大、中型光伏发电站用电系统应设置备用电源,其引接方式宜符合下列要求:1当光伏发电站只有一段发电母线时,宜由外部电网引接电源.
2当发电母线为单母线分段接线时,可由外部电网引接电源,也可由其中的另一段母线上引接电源.
3各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时,宜配置适当容量的UPS作为控制、通信等重要负荷的备用电源.
4工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投入装置.
5当外部电网距离较远时,经技术经济比较合理时,可设置柴油发电机作为备用电源.
6光伏跟踪支架电动执行机构宜配置备用电源.
【条文说明】9.
4.
4本次修改调整了发电单元备用电源的配置要求,并增加了光伏跟踪支架电动执行机构备用电源的配置要求.
当外部电网距离较远时,外部电网电源引接困难或费用较高时,经技术经济比较合理时,可设置柴油发电机作为备用电源.
光伏跟踪支架设备备用电源一般采用UPS、移动充电车、相邻发电单元就地升压变电器低压侧引接.

9.
4.
5站用电变压器容量选择符合下列要求:1站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.
1倍.
2站用电备用变压器的容量应与工作变压器容量相同.
9.
4.
6站用电装置的布置位置及方式应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定.
9.
5直流电源系统9.
5.
1光伏发电站宜设置直流电源系统向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电,蓄电池组正常应以浮充电方式运行.
9.
5.
2直流电源系统电压可采用220V或110V.
9.
5.
3直流电源系统选择与设计应按现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044的规定执行.
9.
6配电装置9.
6.
1光伏发电站的升压站(或开关站)配电装置的设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计规范》DL/T5352及《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060的规定.
9.
6.
2升压站66kV及以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置.
在沿海及土石方开挖工程量大的地区宜采用户内配电装置;在内陆及荒漠不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时,宜采用户外配电装置.

9.
6.
310kV~35kV配电装置宜采用成套式高压开关柜配置型式.
对沿海、海拔高于及土石方开挖工程量大的地区,当技术经济合理时,66kV及以上电压等级的配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备;在内陆及荒漠地区可采用装配式配电装置.
对土地使用条件受限的地区或现场施工工期较短的项目,可采用预装式变电站.
预装式变电站的选择和安装要求应符合现行国家标准《高压/低压预装式变电站》GB17467的规定.
【条文说明】9.
6.
3目前10kV~35kV配电装置一般采用户内成套式高压开关柜配置型式为主.
对于66kV~220kV配电装置一般采用户外敞开式布置,考虑到气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)制造技术水平的提高和造价的降低,如计及土建费用和安装运行费用后与敞开式经济指标接近时,IV级及以上污秽地区、土石方开挖工程量大的地区、地震烈度9度及以上地区推荐采用GIS配电装置.

本次修改增加了预装式变电站使用场合的规定和选型、安装要求.
9.
7无功补偿装置9.
7.
1光伏发电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置.
光伏发电站无功电源特性应符合现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规定》GB/T29321的要求.
9.
7.
2光伏发电站的无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力,逆变器无功容量及其调节能力应符合现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/TXXXXX的规定.
9.
7.
3无功补偿装置采用集中式时,宜选用成套设备,并且其性能应符合现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321的规定.
9.
7.
4集中式无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验,可采用户内或户外布置型式,并应考虑维护和检修方便.
【条文说明】9.
7.
4随着光伏发电在电力系统中的占比越来越大,光伏发电站应与常规能源(水电、火电)一样具备电压调节和无功支撑的能力.
考虑资源优化配置、减少光伏发电站的建设成本,光伏电站配置无功补偿装置时可优先考虑配置光伏逆变器的无功容量,当其容量不满足时才考虑安装集中式无功补偿装置.

9.
8电气二次设备9.
8.
1大、中型光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合国家现行标准《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866和《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136的规定.
小型光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865和《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的规定.
9.
8.
2大、中型光伏发电站的电气二次设备应布置在继电器室,继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求,并留有备用屏位.
屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应.
9.
8.
3升压站内10kV及以上各电压等级的断路器以及隔离开关、接地开关、有载调压的主变分接头位置及站内其它重要设备的启动/停止等元件应在控制室内监控.
9.
8.
4光伏发电站内的电气元件保护应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285和《光伏发电站继电保护技术规范》GB/T32900的规定.
35kV及以上电压等级母线宜装设母差保护.
【条文说明】9.
8.
4根据电网接入要求,35kV及以上电压等级母线一般均要求装设母差保护.
9.
8.
5就地升压变的低压开关宜具备就地和远方控制功能.
【条文说明】9.
8.
6由于现光伏发电站控制方式一般按无人值班或少人值守的要求进行设计,现场运维人员很少,故推荐就地升压变的高、低压开关具备就地和远方控制功能,减少运维人员奔赴现场次数和时间.
9.
8.
6交流不间断电源的供电时间应根据光伏发电站的地点与故障修复时间要求而不同.
当光伏发电站内配有直流系统时,宜采用一体化电源,交流不间断电源系统不单独配置蓄电池.
【条文说明】9.
8.
10不间断电源的供电时间一般根据光伏发电站的地点与故障修复时间要求而不同.
当光伏发电站内配有直流系统时,宜采用一体化电源,UPS系统不单独配置蓄电池.
9.
9监控系统9.
9.
1光伏发电站控制方式宜按无人值班或少人值守的要求进行设计.
【条文说明】9.
9.
1电站的自动化水平一般根据发电站规划容量和特点,以及预期的电站管理水平等因素确定;控制方式及控制水平的设计一般以本期工程为主,兼顾前期和后期工程,并与电站自动化水平、运行管理水平相适应.
光伏发电站生产过程相对简单,日常维护工作量少,具备无人值守或少人值守的条件.
国内光伏发电系统多采用无人值守运行方式,部分地面光伏发电站也开始采用远程监控方式取代有人值守运行式,因此本标准推荐光伏电站按无人值班或少人值守的要求进行设计.

9.
9.
2光伏发电站宜采用一体化的监控系统控制,实现电站的监视、测量、控制功能.
监控范围宜包括升压站/开关站区、光伏发电区、储能系统区和生活附属设施区的高、低压电气设备、继电保护和专用装置及生产辅助设备.

【条文说明】9.
9.
2目前国内光伏电站多采用升压站/开关站监控系统和光伏区监控系统分离设计的设计方式.
这种监控方式软、硬件不统一,信息交互困难,信息利用率低,其自动化控制水平远低于目前国内火力发电站的控制水平.
电站采用一体化监控系统后,监控系统可以直接采集电站运行数据和二次设备运行状态信息,通过标准化接口与辅助应用系统、计量等进行信息交互,实现电站全景采集、处理、监视、运行管理等.
一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主要系统,横向连通电站内各主要自动化设备,是光伏发电站计算机监控系统未来发展的方式.

9.
9.
3电站监控系统宜具备经济运行决策、自动巡检及状态分析、设备状态检修等功能,实现电站的基本智能化的监控与运维管理.
【条文说明】9.
9.
3新增条文.
随着光伏电站建设数量、建设规模的增加,电站智能化有益于电站管理并进一步降低运营成本,提高项目收益.
经济运行决策系统、自动巡检及状态分析系统、设备状态检修系统是监控系统智能化的基础功能,其他智能化功能和模块可根据建设单位需要增加.

9.
9.
4监控系统应具有开放性、可扩充性.
9.
9.
5大、中型电站的监控系统应具备与电网调度网连接的能力,实现遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能.
9.
9.
6监控系统应采取抵御黑客、病毒、恶意代码等对系统的破坏、攻击以及非法操作的安全防护措施,满足电力监控系统安全防护要求.
当光伏场区内采用无线通信时,接入生产控制大区前应设立安全接入区,并按接入区要求部署安全隔离、访问控制、身份认证等安全措施.

【条文说明】9.
9.
6根据中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号《电力监控系统安全防护规定》的要求,增加了光伏场区内采用无线通信方式时,在网络通信安全方面的要求.
9.
9.
7监控系统宜由站控层、间隔层和过程层三部分组成,并采用分层、分布、开放式网络系统实现连接,具备标准软件接口和良好的可扩展性.
【条文说明】9.
9.
7站控层由计算机网络连接的计算机监控系统主机、操作员站和各种功能站构成,提供电站内运行的人机联系界面,实现管理控制间隔层设备等功能,形成光伏发电站监控、管理中心,并与调度中心通讯.
站控层设备一般有操作员站、工程师站、远动通信设备、与专用装置的接口、网路设备等;网络设备包括网络连接装置、光电转换器、接口设备、网络连接线、电缆、光缆等;间隔层由工控网络计算机网络连接的若干个监控子系统组成,在站控层及网络失效的情况下,仍能独立完成间隔设备的就地监控功能.
间隔层设备一般有I/O单元、控制单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和专用装置的接口等;过程层,又称设备层,由就地一次设备构成,包括高低压电气设备及其辅助触点,电流电压互感器等.
9.
9.
8站控层设备宜集中布置.
间隔层设备宜按相对集中方式分散设置,当技术经济合理时也可按全分散方式设置或全集中方式设置.
【条文说明】9.
9.
7站控层设备一般布置在控制室和继电器室内.
控制室与继电器室一般相邻布置,因此可以实现集中布置.
间隔层设备一根据布置在控制对象附近,因此需要根据实际情况确定.
9.
9.
9站控层和间隔层可采用统一的计算机网络,也可分别采用不同的网络.
当采用统一网络时,应采用标准的网络结构.
间隔层监控子系统间宜直接实现通信.
9.
9.
10大型光伏发电站的站控层网络宜冗余设置,远动通信设备应冗余设置.
【条文说明】9.
9.
10大型光伏电站对电网运行采用一体化监控系统后,对监控系统的可靠性要求很高.
为满足可靠性要求,并结合光伏发电站9.
9.
11大、中型光伏发电站的监控系统应配置卫星对时系统,卫星对时系统同步脉冲输出接口及数字接口数量应满足计算机监控系统系统及电站继电保护装置需要,对时精度应满足事件顺序记录分辨率的要求.
【条文说明】9.
9.
11为满足事故分析要求,电站内各主要装置的时钟应保持一致,因此需要配置卫星时钟设备,对站控层各工作站及间隔层各测控单元等有关设备的时钟进行校正.
9.
9.
12监控系统软件应由系统软件、支持软件、应用软件和必要的工具软件组成.
软件的可靠性、兼容性、可移植性、可扩展性及界面的友好性应满足本期及远期规划要求.
9.
9.
13监控系统应具有数据采集和处理、控制操作、防误闭锁、同期、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动、时钟同步、自诊断与自恢复及与其他系统和装置的信息交互功能.

9.
9.
14监控系统所有操作控制均应经防误闭锁,并有出错报警和判断信息输出.
站控层应实现面向电站设备的综合操作闭锁功能,间隔层应实现各电气单元设备的操作闭锁功能.
9.
9.
15监控系统应具有同期功能,同期功能宜在间隔层完成.
9.
9.
16监控系统的远动功能应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003和《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5002的要求.
9.
9.
17监控系统应设有与继电保护装置的通信接口,接受继电保护装置的报警和事件记录信号,并对保护装置的动作行为及整定值进行查询等功能.
9.
9.
18监控系统应设有与单独设置的自动准同步、站用电自动切换、微机防误、电能计费系统、无功补偿装置、功率预测系统、现场环境监测系统等的通信接口,使其与间隔层网络或站控层网络连接.
9.
9.
19站控层设备及布置在控制室附近的间隔层设备应采用交流不间断电源供电,不间断电源的后备时间不低于2h.
布置在现场的间隔层设备宜由就地设置的交流不间断电源供电,不间断电源的后备时间不低于0.
5h.

9.
9.
20光伏发电站计算机监控系统的交流不间断电源系统宜与电站交流不停电电源系统合并设置.
9.
10过电压保护和接地9.
10.
1光伏发电站的升压站区和就地逆变升压室的过电压保护和接地应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065和现行行业标准《光伏发电站防雷技术规程》DL/T1364的规定.
9.
10.
2光伏发电站建筑物防雷应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的规定.
9.
10.
3光伏方阵场地内应设置接地网,接地网除应采用人工接地极外,还应充分利用支架基础的金属构件.
9.
10.
4光伏方阵接地应连续、可靠,接地电阻应小于4Ω.
9.
10.
5光伏组件金属边框应与金属支架可靠电气连接,且单个金属支架应至少在两端接地.
当采用非金属支架时,光伏组件金属边框应用引下线引下与接地网可靠连接.
9.
10.
6升压站的防雷设计应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064规定.
9.
10.
7室外布置的箱式逆变器和变压器等宜充分利用其箱体金属外壳对设备进行雷电防护;当采用非金属箱体时,应设置接闪器对设备进行防护.
9.
10.
8对水上光伏电站,不应将雷电流直接释放至水中.
【条文说明】9.
9.
8由于自然界中的水是良电导体,如果将雷电流通过接地体直接释放至水中,人或鱼虾在泄流接地体附近就会被电伤甚至死亡,故要求不应将雷电流直接释放至水中.
可根据实际情况采取接地体沿桩基内埋设至水下,或沿电缆敷设通道、人员巡视通道引至岸边接地,也可在水体中接地体采用绝缘套管等措施来避免将雷电流直接释放至水中.

9.
11电线电缆选择与敷设9.
11.
1光伏发电站电缆的选择与敷设,应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定,电缆截面应进行技术经济比较后选择确定.
9.
11.
2光伏组件与组串汇流箱、光伏组件与组串式逆变器之间的电缆宜采用单芯电缆,电缆应符合现行行业标准《太阳能光伏发电用电缆技术规范》DB51/T1997的规定.
【条文说明】9.
11.
2光伏组件与组串汇流箱或组串式逆变器之间的电缆宜采用光伏专用电缆,其耐紫外线、耐臭氧、耐气候性、温度特性、阻燃特性等均应符合现行国家标准《太阳能光伏发电用电缆技术规范》DB51/T1997的规定.
9.
11.
3光伏发电系统中电缆的截面应根据长度进行选择,光伏系统交流电压降落不宜大于3%,;光伏系统直流电压降落不宜大于2%,且应符合《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044的规定.
【条文说明】9.
11.
3光伏系统中交流、直流电缆路径长度确定时,需满足载流量和系统电压降落的相关要求,如电压降落不满足要求时,应增大相应电缆的截面或调整设备相对位置以缩短路径长度,使压降在规定范围内.
交流电压降落计算可参照《工业与民用配电设计手册》.

9.
11.
4集中敷设于沟道、槽盒中的电缆应选用C类及以上阻燃电缆;与建筑相结合的光伏发电系统,电缆宜采用C类及以上阻燃电缆,电力电缆宜选择铜导体.
【条文说明】9.
11.
4因光伏电站占地面积大,电缆敷设时会比较分散.
在西北干旱地区常采用直埋方式敷设,采用此方式敷设有利于降低工程投资并有利于防止电缆火灾,因此对此部分电缆不做阻燃要求,但应采用铠装电缆.

与建筑相结合的光伏发电系统,电缆应具有良好的阻燃性能,电缆的导体材料宜选择导电性能较好的铜导体,在同等载流量条件下,铜导体电缆的线径较小,所以占用空间较小.
9.
11.
5光伏组件之间及组件与汇流箱或组串式逆变器之间的电缆应有固定措施和防晒措施.
9.
11.
6电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆宜分开排列,当采用直埋敷设时,应选用铠装电缆或采取穿管保护.
【条文说明】9.
11.
6电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆分开排列是为了防止电力电缆对信号电缆干扰;电缆直埋敷设时要采取铠装保护.
组件与组串汇流箱或组串式逆变器之间的连接电缆需要埋地敷设时,采用穿管保护时,可不用铠装保护,但穿管时正负极电缆应分穿在不同保管内.

9.
11.
7电缆沟不得作为排水通路.
9.
11.
8光伏发电站中电气设备电缆出线孔与地面之间需要设置电缆保护管.
【条文说明】9.
11.
8光伏发电站中电气设备电缆出线孔与地面之间电缆裸露在外部的部分需要设置电缆保护管加以保护,以防外力破坏或断线引起周围设备带电,同时增加电缆抗腐蚀能力.
9.
11.
9集电线路采用架空设计时应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的规定;站区内杆塔定位时应减少杆塔对光伏组件的遮挡影响.
【条文说明】9.
11.
9对于光伏组件区域的地块比较分散的项目,可能用到10kV或35kV架空集电线路,其设计应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的规定;组件区域的杆塔会对光伏组件形成遮挡,定位时应计算其阴影范围,杆塔定位与光伏方阵布置要互相配合,对组件避免遮挡.
9.
11.
11与农牧业、水面相结合的光伏发电站,电缆敷设应满足以下要求:1与农牧业相结合的光伏发电站,汇流箱和逆变设备之间的电缆宜采用电缆桥架或电缆线槽形式,电缆桥架、电缆线槽的设置要便于通行和农事作业;2与农牧业相结合的光伏发电站,电缆采用直埋敷设时,耕作区直埋电缆深度宜不小于1000mm;3采用固定式方阵基础的水面光伏发电站,位于水面区域的电缆宜采用电缆桥架或电缆线槽敷设,电缆桥架、电缆线槽的设置不应影响水域内交通运输.
4漂浮式水面光伏发电站,光伏方阵与陆上连接段的电缆宜固定在浮体上呈蛇形敷设且满足伸缩要求.
位于水面区域的电缆应具有防水、抗紫外性能.
【条文说明】9.
11.
11与农牧业、水面相结合的光伏发电站,电缆敷设除应考虑运行安全外,还应考虑水域内交通运输通道.
10建筑与结构10.
1一般规定10.
1.
1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.
【条文说明】光伏发电站主要配备有综合控制室、变配电站、水泵房、汽车库、警卫室等.
根据项目规模及总体布置,这些站、室可增减或合并.
本条规定了以上站房布置的基本要求.
10.
1.
2建筑设计应根据规划留有扩建的空间.
【条文说明】站房建筑平面和空间布局一般具有适当的灵活性,为生产工艺的扩建、调整创造条件.
10.
1.
3电气设备间应设防止蛇、鼠类等小动物危害的措施.
10.
2地面光伏发电站建筑10.
2.
1地面光伏发电站的建筑物设计应符合下列要求:1满足设备布置、安装、运行和检修的要求.
2满足内外交通运输的要求.
3满足站房结构布置的要求.
4满足站房内采暖、通风和采光要求.
5满足防火、防潮、防尘、防噪声要求.
6建筑造型与场地协调,布置合理,适用美观.
10.
2.
2建筑物节能设计应满足建筑功能和使用质量的要求,并应符合下列要求:1满足建筑围护结构的基本热工性能.
2宜利用自然采光.
【条文说明】地面光伏发电站建筑物的节能设计,主要以加强建筑围护结构的热工性能及自然通风采光为主.
建筑热工设计主要包括建筑物及其围护结构的保温、隔热和防潮设计,所采取的主要措施有:控制窗户面积,提高窗户气密性;围护结构实际采用的传热阻尽量接近经济传热阻;在严寒和寒冷地区,入口处设置门斗,加强外门、窗保温等.
采取这些措施后,将在一定程度上降低采暖和空调能耗,提高经济和社会效益.

建筑物设计中,需合理布置各用房的外墙的开窗位置、窗口大小、开窗方向,有效地组织与室外空气直接流通的自然风,提高各用房的空气质量,降低设备运行温度.
建筑设计中宜尽量争取好朝向.
各类房间的平面空间组合需有利于获取良好的天然采光,这样既可以保证卫生,又可以节约能源.
各类用房的采光标准应按《建筑采光设计标准》GB/T50033中有关规定执行.

10.
2.
3建筑物门窗应根据建筑物内通风、采暖和采光的需要合理布置,必要时可采用双层玻璃窗.
【条文说明】在严寒和寒冷地区,一般可采用双层玻璃窗以满足保温要求.
在风沙较大的荒漠地区,外门窗还需有防风沙措施.
10.
2.
4建筑物屋面可根据当地气候条件和站房内通风、采暖要求设置保温隔热层.
10.
2.
5建筑物应预留设备搬入口,设备搬入口可结合门窗洞或非承重墙设置.
10.
2.
6采用酸性蓄电池的蓄电池室和贮酸室应采用耐酸地面,其内墙面应涂耐酸漆或铺设耐酸材料.
10.
3与光伏发电系统相结合的建筑10.
3.
1与光伏发电系统相结合的建筑设计,应符合现行国家标准《建筑光伏发电系统应用技术规范》GB/T50***的规定.
10.
3.
2与光伏发电系统相结合的建筑应符合以下要求1建筑设计应为光伏发电系统的安装、使用、维护、保养等提供条件,光伏发电系统宜布置在便于光伏设备维修、更换的建筑部位;2厨房排油烟烟口、屋面排风、排烟道、通气管、空调系统等构件布置应与光伏组件相互避让;3光伏发电系统的布置不应影响建筑所在部位的雨水排放;4多雪地区的建筑屋面安装光伏组件时宜设置便于人工除雪、清扫的安全通道.
5屋面防水层上安装光伏组件时应采取保护措施;光伏发电系统的管线需要穿越屋面时应设置防水套管,并做防水密封处理;建筑屋面安装光伏发电系统应考虑屋面防水的更新和维护的需要.
6单个光伏支架不应跨越建筑变形缝;7建筑应有防止光伏组件坠落的安全防护措施.
10.
4结构光伏发电站中,除光伏支架及基础外的建(构)筑物的结构设计使用年限应为50年.
【条文说明】按照《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068,光伏发电站建(构)筑物的结构设计使用年限为50年,结构在规定的设计使用年限内应具有足够的可靠度.
建(构)筑物结构型式、地基基础方案应根据地基土质、建(构)筑物结构特点、施工条件和运行要求等因素,经技术经济比较后确定.
光伏发电站建(构)筑物的抗震设防烈度应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB50011的规定.
结构构件应根据承载能力极限状态及正常使用极限状态的要求,进行承载能力、稳定、变形、抗裂、抗震验算.
与光伏发电系统相结合的建筑主体结构或结构构件应能够承受光伏发电系统传递的荷载.
【条文说明】在新建建筑上安装光伏发电系统时,建筑结构设计时需事先考虑其传递的荷载效应;在既有建筑物上安装光伏发电系统时,需进行建筑结构安全复核.
光伏发电站的结构设计应依据岩土工程勘察报告中下列内容进行:1有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度.
2场地范围内的地层结构及其均匀性,以及各岩土层的物理力学性质.
3地下水埋藏情况、类型和水位变化幅度及规律,以及对建筑材料的腐蚀性.
4在抗震设防区划分的场地土类型和场地类别,并对饱和砂土及粉土进行液化判别.
5对可供采用的地基基础设计方案进行论证分析;确定与设计要求相对应的地基承载力及变形计算参数,以及设计与施工应注意的问题.
6地下水、土壤腐蚀性.
7地基土冻胀性、湿陷性、膨胀性的评价.
8水面光伏发电站应明确项目所在水体的腐蚀性、丰水期和枯水期的水位.
【条文说明】10.
4.
6水面光伏发电站工程的岩土工程勘察报告还需要有水体的腐蚀性、丰水期和枯水期的水位,以便于设计方案中对支架基础形式和所采用材料的确定.
建筑结构及支架的基础应进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算,采取相应的措施,且应符合国家现行标准《构筑物抗震设计规范》GB50191、《建筑地基基础设计规范》GB50007、《建筑桩基技术规范》JGJ94、《建筑地基处理技术规范》JGJ79和《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101等的规定.
对于地面电站,当场地地下水位低、稳定持力层埋深大、需要冬季施工、地形起伏大或对场地生态恢复要求较高时,支架的基础可采用螺旋桩、型钢桩等钢制地锚.
10.
4.
9与建筑相结合的光伏系统结构设计,应符合现行国家标准《建筑光伏发电系统应用技术规范》GB50***的规定.
10.
4.
10对于水面光伏电站,应根据水文、工程地质和施工条件,经技术经济对比后,确定采用漂浮式或固定式支架基础.
采用固定式支架基础时,宜采用预制桩基础.
【条文说明】10.
4.
10近年来水面光伏电站工程已有较多投用生产,结合已建工程经验总结,对水面光伏电站支架基础和集中式逆变升压单元基础的形式做了基本规定.
11给排水、暖通与空调11.
1给排水光伏发电站给排水设计应符合下列要求:1应满足生产、生活和消防用水要求,且应符合现行国家标准《建筑给水排水设计规范》GB50015的规定.
2应合理利用水资源和保护水体.
3综合利用各种水资源并符合所在地区水资源综合利用规划.
4电站内各类废、污水应按水质分流排水,并应根据排放要求进行处理,处理后对外排放的水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978的有关规定.
5、采用管道清洗光伏组件时,设计水压应满足现行国家标准《室外给排水设计规范》GB50014中的相关规定.
【条文说明】11.
1.
1从绿色建筑角度出发,将节水纳入水资源规划的重点考虑因素.
除生活饮用、盥洗、淋浴等用水外,在满足水质要求的情况下,生产和杂用应充分考虑利用非传统水资源、生产排出的清洁废水等资源,当有市政再生水条件时,应优先利用市政再生水.

对于污、废水排放,通常情况下,避免少量高浓度废水与大量低浓度废水互相混合,分流后分别处理往往比较经济合理.
11.
1.
2给水水源的选择应根据水资源勘察资料和总体规划的要求,通过技术经济比较后确定.
生活饮用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB5749的规定.
光伏组件清洗系统和设备宜采用节水型,清洗用水应为中性水,避免使用弱酸弱碱水对组件产生腐蚀.
【条文说明】11.
1.
4根据场地的水资源状况,选择有水清洁和无水清洁.
清洗方式可根据条件选择人工清洗方式、半自动清洗方式和自动清洗方式.
清洗设备采用节水型设备.
寒冷及严寒地区,给水管设计时应设泄水装置.
11.
2暖通与空调光伏发电站建筑采暖通风与空气调节设计方案,应根据建筑的用途与功能、使用要求、冷热负荷构成特点、环境条件以及能源状况等,结合国家有关安全、环保、节能、卫生等方针、政策,经综合技术经济比较确定.

【条文说明】11.
2.
1由于空气调节系统的初投资和运行费用较高,因此,建(构)筑物是否设置全年使用的空气调节系统应从多个方面进行综合分析.
建筑物所在地的室外气象条件、建筑物室内温、湿度要求以及投资是影响空调系统设置与否的主要因素,需要充分考虑.

此外,要结合场地情况、全生命周期的经济分析结果,合理的将被动式太阳房、太阳能光热、光电、太阳能热泵、复合热泵等技术有效融合在一起,构建高效、绿色能源系统.
累年日平均温度稳定低于或等于的日数大于或等于90天的地区,当建筑物内经常有人停留、对工作或对室内温度有一定要求时,应设置采暖设施.
采暖通风和空气调节室外空气计算参数的选用,应符合现行国家标准《工业建筑采暖通风与空气调节设计规范》GB50019和《民用建筑采暖通风与空气调节设计规范》GB50736的规定.
光伏发电站内各类建筑物冬季采暖室内计算温度宜符合表11.
2.
4的规定:表建筑物冬季采暖室内计算温度序号房间室内计算温度(°C)1主控制室182配电室53继电器室54无功补偿室55逆变器室按工艺要求6蓄电池室57电缆夹层58办公室189生活间18注:1采用阀控式密封铅酸电池组的蓄电池室,室内计算温度为15oC.
需设置采暖的建筑物,当其位于严寒地区或寒冷地区且在非工作时间或中断使用的时间内,室内温度需保持在以上而利用房间蓄热量不能满足要求时,应按设置值班采暖.
低温加热电缆辐射采暖宜采用地板式;低温电热膜辐射采暖宜采用顶棚式.
光伏发电站各类建筑应有良好的自然通风.
当自然通风达不到室内空气参数要求时,可采用自然与机械联合通风、机械通风、局部空气调节等方式.
通风系统应考虑防风沙措施.
当通风装置不能满足工艺对室内的温度、湿度要求时,主控制室、继电器室等应设置空气调节装置.
在满足工艺要求的条件下,宜减少空气调节区的面积.
当采用局部空气调节或局部区域空气调节能满足要求时,不应采用全室性空气调节.

逆变器室的通风及空气调节应符合下列要求:1逆变器室的环境温度应控制在设备运行允许范围内.
2逆变器室应有通风设施,确保逆变器产生的废热能排离设备.
3出风口的朝向应根据当地主导风向确定.
进风口、出风口应有防尘、防雨、防植物飞絮等设施.
11.
2.
10通风和空气调节设计应根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑防烟排烟系统技术标准》GB51251的规定设置.
【条文说明】11.
2.
10光伏电站种类较多、规模差异性较大,暖通空调设计时,需根据建筑具体情况,合理设计防排烟系统,配置防排烟设备.
12环境保护与水土保持12.
1一般规定12.
1.
1光伏发电站环境保护和水土保持设计应贯彻执行国家和所在省(市)颁布的环境保护和水土保持的法律、法规、标准、规划、行政规章制度、节能减排、产业政策和发展循环经济的要求,对建设和运行过程中产生的各项污染物采取防治措施.

12.
1.
2各污染物的处理应选用资源利用率高、污染物排放量少的设备和工艺,对处理过程中产生的二次污染应采取相应的治理措施.
12.
1.
3光伏发电站设计时设备和材料选择应有利于运行期及运行期满后,对废旧设备和物资进行回收处理.
12.
2污染防治12.
2.
1光伏发电站污染防治应根据施工期、运行期及运行期满后产生影响的对象、范围、持续时间、危害性等情况,对影响因素进行分析评价后,制定防治措施.
12.
2.
2光伏发电站的生活污水,有条件的应引入市政集中污水处理系统,统一处理;没有条件的应站内收集处理,处理后宜综合利用,需要排放的,排放标准应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978和当地地方标准的规定.

【条文说明】12.
2.
2为避免重复投资,有条件的光伏发电站的生活污水可引入集中污水处理系统统一处理,但当企业周围没有污水集中处理场,或有集中处理场但距离太远时,可采用厂内集中处理、回收利用或达标排放.
12.
2.
3光伏发电站噪声防治设计应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348和《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087的规定.
对逆变器及其他输变电设施产生的噪声应从声源上进行控制,并可采用隔声、消声、吸声等控制措施.
【条文说明】设计时需对设备制造企业提出要求,采取措施,有效降低噪声.
12.
2.
4当水面光伏发电站的就地逆变升压单元采用油浸式变压器时,应采取措施防止变压器运行和检修时的漏油对环境造成污染.
【条文说明】12.
2.
4采取措施包括变压器设置漏油收集池和挡油槛,或者变压器采用植物型绝缘油等12.
3水土保持12.
3.
1光伏发电站水土保持设计应符合当地水土流失防治目标的要求.
12.
3.
2光伏发电站所在地为山区、丘陵等水土易流失区域时,应按国家相关规定编制水土保护方案,并取得相关的批复文件.
12.
3.
3施工结束后,除基础和道路外,其他地方宜恢复原有植被.
对施工过程中形成的控制地貌应进行整治.
12.
3.
4站内生活区可绿化部位宜进行绿化.
13劳动安全与职业健康13.
0.
1光伏发电站设计应符合国家现行的职业安全与职业病危害防治相关法律、标准及规范的规定,且应贯彻"安全第一、预防为主、综合治理"的方针.
光伏发电站的职业安全与职业病危害防护设施和各项措施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用.
【条文说明】《中华人民共和国劳动法》规定:"劳动安全与职业卫生设施必须符合国家规定的标准.
新建、改建、扩建工程的劳动安全与职业卫生设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用.
"光伏发电站站区的配电间、逆变器室、变压器室、综合楼、库房、车库、作业场所等的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计均应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016、《建筑内部装修设计防火规范》GB50222、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229等标准的规定.

光伏发电站防爆设计应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058、《电力工程电缆设计规范》GB50217、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065等标准的规定.
电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求,并应有必要的隔离防护措施和防止误操作措施;应设置防直击雷设施,并采取安全接地等措施.
防电灼伤的设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计规范》DL/T5352、《建筑物防雷设计规范》GB50057、《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065和《电气设备安全设计导则》GB/T25295的规定.

平台、走道、吊装孔等有坠落危险处,应设栏杆或盖板.
需登高检查、维修及更换光伏组件处,应设操作平台或扶梯.
防坠落伤害设计应符合现行国家标准《生产设备安全卫生设计总则》GB5083的规定.

防暑、防寒、防潮、防噪声设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019等标准的规定.
13.
0.
8利用山地建设光伏发电站时,对山体地形较陡、土壤松动、有碎石滚落等区域,应进行避让或做好安全防护设计.
14消防14.
1一般规定14.
1.
1消防设计应贯彻"预防为主、防消结合"的方针,防止或减少火灾损失,保障人身和财产安全.
14.
1.
2消防设计除执行本规定外,还应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229、《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974、《建筑防排烟系统技术标准》GB51252的规定.
14.
2建筑消防14.
2.
1建(构)筑物火灾危险性分类及耐火等级应符合表14.
1.
1的规定:表14.
1.
1建(构)筑物火灾危险性分类及其耐火等级建(构)筑物名称火灾危险性分类耐火等级控制室丁二级继电器室丁二级逆变器室戊二级配电室单台设备油量60kg以上丙二级单台设备油量60kg及以下丁二级无含油电气设备戊二级屋外配电装置单台设备油量60kg以上丙二级单台设备油量60kg及以下丁二级无含油电气设备戊二级油浸变压器室丙一级干式变压器室丁二级电容器室(有可燃介质)丙二级干式电容器室丁二级油浸电抗器室丙二级事故贮油池丙一级柴油发电机室丙二级生活、消防水泵房戊二级雨淋阀室戊二级污水、雨水泵房戊二级铅酸蓄电池室戊二级检修备品仓库(有含油设备)丁二级检修备品仓库(无含油设备)戊二级警卫室戊三级汽车库丁二级注:1当控制室未采取防止电缆着火后延伸的措施时,火灾危险性应为丙类.
2当将不同使用用途的变配电部分布置在一幢建筑物或联合建筑物内时,除另有防火隔离措施的,其建筑物火灾危险性分类及耐火等级应按火灾危险性类别高的确定.
【条文说明】14.
2.
1通过对目前已建光伏电站的调研,一些位置偏远、交通不便的光伏电站为解决后备电源、备品备件储存等问题,建设了"柴油发电机室"、"检修备品仓库"等建筑物,为此本条新增了对这些建筑物火灾危险性分类的界定和建筑物耐火等级的要求.

根据《建筑设计防火规范》GB50016-2014(2018年版)及《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019的规定,结合光伏发电站内建筑物的特性确定.
14.
2.
2建(构)筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定.
14.
2.
3变压器室、蓄电池室、继电器室、配电室的门应向疏散方向开启;当门外为公共走道或其他房间时,该门应采用乙级防火门.
【条文说明】14.
2.
3目前光伏电站一般不设电缆夹层,故本标准中删除对电缆夹层疏散门开启方向的要求.
随着储能系统在光伏电站中的应用,将会出现专用的蓄电池室,故在本标准中增加了对蓄电池室和继电器室的疏散门要求.
光伏电站配电室一般不设中间隔墙,故本规范不再对中间隔墙上的门提出要求.

14.
2.
4建筑面积超过250m2的控制室、配电室、继电器室,其疏散出口不宜少于2个.
【条文说明】14.
2.
4目前光伏电站一般不设电缆夹层,故本标准中删除与电缆夹层的相关内容.
原规范中的主控制室内涵是包括继电器室,但现在电站控制室与继电器室分离设计情况非常普遍,为此本标准将主控室改为控制室、继电器室.

14.
2.
5控制室顶棚和墙面应采用A级装修材料,地面及其他装修应采用不低于B1级的装修材料.
【条文说明】14.
2.
5控制室是光伏电站的核心,是人员比较集中的地方,有必要限制房间内的可燃物,减少火灾损失.
本条系依据《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017中4.
0.
10条制定.
14.
2.
6电站各类建筑的室内装修防火设计应符合现行国家标准《建筑内部装修设计防火规范》GB50222的规定.
【条文说明】14.
2.
6依据《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017增加本条款.
14.
2.
7电站内的建(构)筑物与电站外的民用建(构)筑物及各类厂房、库房、堆场、储罐之间的防火间距应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定.
14.
2.
8电站内的建(构)筑物及设备的防火间距应不小于表14.
2.
8的规定.
表14.
2.
8电站内的建(构)筑物及设备的防火间距(m)建(构)筑物名称丙、丁、戊类生产建筑室外配电装置电容器室(有可燃介质)事故贮油池办公、生活建筑(单层、多层)耐火等级每组断路器油量(t)耐火等级一、二级三级﹤1≥1一、二级三级丙、丁、戊类生产建筑耐火等级一、二级1012—101051012三级12141214室外配电装置每组断路器油量(t)﹤1——1051012≥110油浸变压器、油浸电抗器、箱逆变一体机设备(油变)单台设备油量(t)≥5,≤1010见14.
2.
13条1051520>10,≤502025>502530干式变压器、干式电抗器、干式电容器室、箱逆变一体机设备(干变)———51012电容器室(有可燃介质)1010—51520事故贮油池555—1012办公、生活建筑(单层、多层)耐火等级一、二级101210151067三级121412201278注:1建、构筑物防火间距应按相邻建(构)筑物外墙的最近水平距离计算,如外墙有凸出的可燃或难燃构件时,则应从其凸出部分外缘算起;变压器之间的防火间距应为相邻变压器外壁的最近水平距离;变压器与带油电气设备的防火间距应为变压器和带油电气设备外壁的最近水平距离;变压器与建筑物的防火间距应为变压器外壁与建筑外墙的最近水平距离;屋外配电装置间距应为设备外壁的最近水平距离;2两座丙、丁、戊类建筑相邻两面的外墙均为不燃烧墙体,当无外露的可燃性屋檐,每面外墙上的门、窗、洞口面积之和各不大于外墙面积的5%,且门、窗、洞口不正对开设时,其防火间距可按本表减少25%;3两座相邻建筑较高一面的外墙为防火墙,或相邻两座高度相同的一、二级耐火等级建筑中相邻任一侧外墙为防火墙且屋顶耐火等级不低于1.
00h时,其防火间距不限;两座一、二级耐火等级的建筑,当相邻较低一面外墙为防火墙且较低一座建筑屋顶无天窗,屋顶的耐火极限不低于1.
00h,或相邻较高一面外墙的门、窗等开口部位设置甲级防火门、窗或防火分隔水幕时,其防火间距不应小于4m;4符合第14.
2.
9条规定的生产建筑物与油浸变压器、油浸电抗器或可燃介质电容器除外;5表中办公、生活建筑系指生产行政综合楼、食堂、浴室、宿舍、警卫室等建筑物.
【条文说明】14.
2.
8本条为保持标准间的协调,依据现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019修改.
表中的办公、生活建筑是指设置在厂区内独立建造的办公、实验研究、食堂、浴室等不具有生产或仓储功能的建筑,从使用功能上看,上述建筑应属民用建筑范畴.
为生产和管理方便,直接为车间服务的办公管理用房、工作人员临时休息用房等与厂房组合建造在同一座建筑内时,可以根据所服务场所的火灾危险性类别设置.

14.
2.
9电站生产建筑物与油浸变压器、油浸电抗器或可燃介质电容器的间距不满足14.
2.
8条的要求时,应符合下列规定:1当建筑物与油浸变压器或可燃介质电容器等电气设备间距小于5m时,在设备外轮廓投影范围外侧各3m内的建筑物外墙上不应设置门、窗、洞口和通风孔,且该区域外墙应为防火墙.
当设备高于建筑物时,防火墙应高于该设备的高度;当建筑物墙外5m~10m范围内布置有变压器、油浸电抗器或可燃介质电容器等电气设备时,在上述外墙上可设置甲级防火门,设备高度以上可设防火窗,其耐火极限不应小于0.
90h.

2当工艺需要油浸变压器等电气设备有电气套管穿越防火墙时,防火墙上的电缆孔洞应采用耐火极限为3.
00h的电缆防火封堵材料或防火封堵组件进行封堵.
【条文说明】14.
2.
9油浸变压器等含油电气设备装有大量可燃油,一旦发生火灾,火势很大,所以当变压器与建筑物较近时,建筑物外墙应为防火墙,墙上不应设门窗,以免火灾蔓延到建筑物内.
当变压器距建筑物较远时,火灾影响的小一些,可以设置防火门、防火窗,以减少火灾对建筑物的影响.

当油浸变压器等含油电气设备与配电装置室贴邻布置时,由于电气工艺需要有变压器等的电气套管穿越防火墙进入配电装置楼,规定防火墙的预留孔与套管之间的空隙应全部封堵严密,防止火灾穿过防火墙.

14.
2.
10电站储能系统的建(构)筑物和设备的火灾危险性分类及其最低耐火等级、防火间距应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定.
【条文说明】14.
2.
10本条系根据光伏电站储能的建设需求,增加电站储能系统的建(构)筑物和设备的火灾危险性分类及其最低耐火等级、防火间距要求.
14.
2.
11油量为2500kg及以上的室外油浸变压器、油浸电抗器之间的最小间距应符合表14.
2.
11的规定.
表14.
2.
11室外油浸变压器、油浸电抗器之间的最小间距(m)电压等级最小间距35kV及以下566kV6110kV8220kV及以上10【条文说明】14.
2.
11根据光伏电站建设情况,增加66kV电压等级相关要求,并根据条款内容,调整所属章节位置.
14.
2.
12当油量为2500kg及以上的室外油浸变压器或油浸电抗器之间的防火间距不能满足表14.
2.
11的要求时,应设置防火墙.
防火墙的高度应高于变压器油枕,其长度不应小于变压器的储油池两侧各1m.

14.
2.
13油量为2500kg及以上的室外油浸变压器或电抗器与油量为600kg以上且2500kg以下的带油电气设备之间的防火间距不应小于5m;油量为1000及以上至2500kg以下的室外油浸变压器或电抗器之间的防火间距不应小于3.
0m;油量为1000kg以下的室外油浸变压器或电抗器之间的防火间距不应小于1.
5m;当不能满足上述要求时,应设置防火墙.

【条文说明】14.
2.
13本条根据光伏发电站特点及《20kV及以下变电所设计规范》GB50053-2013相关条文编制.
14.
2.
14设置带油电气设备的建(构)筑物与贴邻或靠近该建(构)筑物的其他建(构)筑物之间应设置防火墙.
【条文说明】14.
2.
14带油电气设备在使用过程中容易引发火灾.
一旦发生火灾,为了防止火势蔓延到与其贴邻或靠近该建(构)筑物的其他建(构)筑物,在与其他建(构)筑物贴邻或靠近侧应设置防火墙.
14.
2.
15大、中型光伏发电站内的消防车道宜布置成环形;当为尽端式车道时,应设回车场地或回车道.
消防车道宽度及回车场的面积应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的规定.
【条文说明】14.
2.
15光伏发电站占地面积大,光伏组件阵列区道路布置为环形后更易于满足消防半径要求.
14.
3变压器及其它带油电气设备14.
3.
135kV及以下室内配电装置当未采用金属封闭开关设备时,其油断路器、油浸电流互感器和电压互感器,应设置在两侧有不燃烧实体墙的间隔内;35kV以上室内配电装置应安装在有不燃烧实体墙的间隔内,不燃烧实体墙的高度不应低于配电装置中带油设备的高度.

14.
3.
2总油量超过100kg的室内油浸变压器应设置单独的变压器室,并应设置灭火设施.
14.
3.
3室内单台总油量为100kg以上的电气设备,应设置挡油或储油设施.
挡油设施的容积宜按油量的20%设计,并应有将事故油排至安全处的设施,排油管的内径不宜小于150mm,管口应加装铁栅滤网;当不能满足上述要求时,应设置能容纳设备全部油量的储油设施.

【条文说明】14.
3.
3增加了对排油管道管径及管口滤网的要求.
14.
3.
4室外单台油量为1000kg以上的电气设备,应设置档油或储油设施.
挡油设施的容积宜按设备油量的20%设计,并应有将事故油排至安全处的设施,排油管的内径不宜小于150mm,管口应加装铁栅滤网;当不能满足上述要求时,应设置能容纳相应电气设备全部油量的贮油设施.

【条文说明】14.
3.
4增加了对排油管道管径及管口滤网的要求.
总事故油池容量的规定与《高压配电装置设计规范》DL5352-2018保持一致,删除了原规范中"当设置有油水分离措施的总事故油池时,其容量宜按最大一个油箱容量的60%确定"的规定,总事故油池容量的规定执行本规范14.
3.
6条的规定.

14.
3.
5储油和挡油设施应大于设备外廓每边各1m,贮油设施内应铺设卵石层,其厚度不应小于250mm,卵石直径宜为50mm~80mm,卵石层下应能容纳不小于设备20%油量的空间.
14.
3.
6当设置有总事故储油池时,其容量宜按其接入的油量最大一台设备的全部油量确定.
14.
4电缆防火14.
4.
1当控制电缆或通信电缆与电力电缆敷设在同一电缆沟内时,宜采用防火槽盒或防火隔板进行分隔.
【条文说明】14.
4.
1电力电缆发热量较大,火灾发生几率远大于控制电缆或通讯电缆,采用适当的防火分隔措施可提高监控系统的可靠性.
14.
4.
2电缆沟道的下列部位应设置耐火极限不低于2.
00h的防火分隔及防火封堵措施:1电缆从室外进入室内的入口处.
2穿越控制室、配电装置室处.
3电缆沟道每隔100m处.
4电缆沟道分支引接处.
5控制室与电缆夹层之间.
【条文说明】14.
4.
2考虑到光伏电站电缆分布广,从发现火情到人员赶到地方需要一定的时间,为了尽量缩小事故范围,缩短修复时间并节约投资,在电缆沟道内应采用分隔和阻燃作为应对电缆火灾的主要措施.
14.
4.
3电缆及穿线管在穿越防火分区、楼板、墙体的洞口等处应采用防火堵料进行防火封堵,其防火堵料的耐火极限不应低于被贯穿物的耐火极限,且不低于1.
00h.
【条文说明】14.
4.
3采用电缆防火封堵材料对穿越防火分区、楼板、墙体的洞口进行严密封堵,可以隔离或局限燃烧的范围,防止火势蔓延.
14.
4.
4光伏区电缆采用电缆槽盒地面敷设时,应在电缆槽盒分支处及电缆槽盒每间距100m处进行防火封堵.
【条文说明】14.
4.
4据调查,近年新建的光伏电站,光伏区电缆采用电缆槽盒地面敷设较多,在电缆槽盒分支处及电缆槽盒一定范围处做阻火措施可以有效防止电缆火灾的扩大.
14.
4.
5电缆明敷时,在电缆中间接头两侧各2m~3m长度范围内以及与该电缆并行敷设的其它电缆同一长度范围内,应采取防火措施.
【条文说明】14.
4.
5目前电力工程中电缆接头火灾或爆炸事故较多,加强电缆接头防火处理是防范电缆接头火灾事故扩大的一种措施.
14.
4.
6对明敷的35kV及以上的高压电缆,应采取防止着火延燃的措施.
【条文说明】14.
4.
6对高压电缆采取一定的阻火延燃措施,可以限制电缆着火延燃范围,减少事故损失.
14.
4.
7靠近带油设备的电缆沟盖板应密封.
【条文说明】14.
4.
7含油设备如发生爆炸溢油,可能流入电缆沟造成火灾事故扩大.
14.
5消防给水及灭火设施14.
5.
1在进行光伏发电站的规划和设计时,应同时设计消防给水系统.
消防水源应有可靠的保证.
当电站内的建筑物满足耐火等级不低于二级且建筑物单体体积不大于3000m3的戊类厂房,居住区人数不超过500人且建筑层数不超过两层的居住区可不设置消防给水系统.
【条文说明】14.
5.
1根据《建筑设计防火规范》GB50016确定光伏电站消防给水的基本原则.
消防用水可由城市给水管网、天然水源或消防水池供给.
利用天然水源时,其保证率不应小于97%,且应设置可靠的取水设施.
在我国,有些地区水源十分丰富(例如长江三角洲地区等),有的地区常年干旱,水资源十分缺乏(如西北地区等),因此光伏电站消防水源的选择应根据当地实际情况确定.

14.
5.
2光伏发电站同一时间内的火灾次数应按一次确定.
14.
5.
3光伏发电站消防给水量应按火灾时一次最大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算.
14.
5.
4逆变器室、就地升压变压器及光伏方阵区不宜设置室内与室外消防水.
【条文说明】14.
5.
4根据《建筑设计防火规范》GB50016和光伏电站实际情况,光伏阵列区主要由电气设备构成,白天直流侧始终带电,不适合采用水消防.
14.
5.
5除采用水喷雾主变压器、油浸电抗器消火栓的光伏电发站之外,光伏发站电屋外配电装置区域可不设置消火栓.
14.
5.
6电站建筑物室外消火栓设计流量不应小于表14.
5.
6的规定.
表14.
5.
6建筑物室外消火栓设计流量(L/s)建筑物耐火等级建筑物火灾危险性类别建筑物体积(m3)≤15001501~30003001~50005001~20000一、二级丙类厂房152025丁、戊类厂房15办公、生活建筑1525注:1室外消火栓设计流量应按消防用水量最大的一座建筑物计算;2当变压器采用水喷雾灭火系统时,变压器室外消火栓设计量不应小于15L/s.
【条文说明】14.
5.
6依据现行国家标准《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974进行调整.
14.
5.
7电站建筑物室内消火栓设计流量不应小于表14.
5.
7的规定.
表14.
5.
7建筑物室内消火栓设计流量建筑物名称高度H(m)、体积V(m3)、火灾危险性消火栓设计流量(L/s)同时使用消防水枪数(支)每根竖管最小流量(L/s)综合控制楼、配电装置楼及其他生产类建筑H≤24丁、戊类10210丙类V≤500010210V>5000204152415或V>1000015310【条文说明】14.
5.
7依据现行国家标准《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974进行调整.
14.
5.
8光伏发电站内建(筑)物符合下列条件时可不设室内消火栓:1耐火等级为一、二级且可燃物较少的单层和多层的丁、戊类生产建筑物.
2耐火等级为三级且建筑体积小于3000m3的丁类建筑物和建筑体积不超过5000m3的戊类建筑物.
3室内没有生产、生活给水管道,室外消防用水取自储水池且建筑体积不超过5000m3的建筑物.
4占地面积不大于300m2的建筑.
14.
5.
9消防水池、消防水泵、消火栓系统及消防水管道的设计,应符合现行国家标准《消防给水及消火栓系统设计规范》GB50974的规定.
【条文说明】14.
5.
9依据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016相关内容进行调整.
14.
5.
10单台容量为125MVA及以上的油浸变压器、200Mvar及以上的油浸电抗器应设置水喷雾灭火系统或其它固定式灭火装置.
其它带油电气设备宜配置干粉灭火器.
【条文说明】14.
5.
10增加对油浸电抗器设置水喷雾灭火系统或其它固定式灭火装置的容量进行要求.
14.
5.
11当油浸式变压器、油浸电抗器布置在地下室时,宜采用固定式灭火系统.
【条文说明】14.
5.
11增加了对油浸电抗器布置在地下室时采用的灭火措施要求.
14.
5.
12当油浸式变压器、油浸电抗器采用水喷雾灭火时,水喷雾灭火系统的设计应符合现行国家标准《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219的规定.
【条文说明】14.
5.
12增加了对油浸电抗器采用水喷雾灭火的设计要求.
14.
5.
13建筑灭火器应按表14.
5.
13的要求设置灭火器:表14.
5.
13建(构)筑物与设备火灾种类及危险等级建(构)筑物名称火灾危险类别危险等级控制室E严重配电室(有含油电气设备)E中配电室(无含油电气设备)E轻预装式变电站(有含油电气设备)E中预装式变电站(无含油电气设备)E轻逆变器室E中继电器室E中油浸变压器室B、E中气体或干式变压器室E轻油浸电抗器室B、E中干式电抗器室E轻电容器室(有可燃介质)B、E中干式电容器室E轻蓄电池室C中柴油发电机室及油箱B中检修备品仓库(有含油设备)B中检修备品仓库(无含油设备)A轻生活、消防水泵房(有柴油发动机)B中生活、消防水泵房(无柴油发动机)A轻雨淋阀室设备室A轻污水、雨水泵房A轻警卫室A轻汽车库B中【条文说明】14.
5.
13根据目前光伏电站配套建设的情况对建(构)筑物与设备进行调整.
14.
5.
14灭火器的设置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的规定.
14.
6火灾自动报警14.
6.
1大型或无人值守的光伏发电站在控制室、配电室、继电器室、采用可燃介质的电容器室、采用固定灭火系统的油浸变压器或油浸电抗器、电缆竖井等处应设置火灾自动报警系统.
【条文说明】14.
6.
1将电站火灾报警与消防给水及灭火设施章节分列,并将采用固定灭火系统的油浸变压器(油浸电抗器)纳入该条款.
14.
6.
2电站主要建(构)筑物和设备火灾探测报警系统应符合表14.
6.
2的规定:表14.
6.
2主要建(构)筑物和设备火灾探测报警系统建筑物和设备火灾探测器类型备注控制室点型感烟/吸气式配电室点型感烟/吸气式继电器室点型感烟/吸气式电抗器室点型感烟可燃介质电容器室点型感烟室外变压器缆式线型感温不包括设置在光伏区的变压器室内变压器缆式线型感温/吸气式不包括设置在光伏区的变压器【条文说明】14.
6.
2根据目前光伏电站配套建设情况对建(构)筑物、设备名称进行调整.
14.
6.
3火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116的规定.
14.
6.
4有人值班的光伏电站的火灾报警控制器应设置在电站控制室;无人值守的变电站变电站的火灾报警控制器宜设置在综合楼门厅,并将火警信号传至集控中心.
【条文说明】14.
6.
4目前一些光伏电站采用远程控制,此时光伏电站控制室无人值班,因此需要将电站火灾报警信息上传至远程集控中心监控室,确保监控人员获得报警信息和灭火系统动作信息,及时处理火警.
14.
7消防供电及应急照明14.
7.
.
1光伏发电站的消防供电应符合下列要求:1消防水泵、自动灭火系统、火灾探测报警、火灾应急照明应按Ⅱ类负荷供电.
2消防用电设备采用双电源或双回路供电时,应在最末一级配电箱处自动切换.
3应急照明可采用蓄电池作备用电源,其连续供电时间不应小于90min,且不小于灯具本身标称的应急工作时间.
其连续供电时间不应小于30min,继续工作应急照明连续供电时间不应少于3h.
【条文说明】14.
7.
1消防电源采用双电源或双回路供电时,为了避免一路电源或一路母线故障造成消防电源失去,延误消防灭火的时机,保证消防供电的安全性和消防系统的正常运行,规定两路电源供电至末级配电箱进行自动切换.
但是在设置自动切换设备时,要有防止由于消防设备本身故障且开关拒动时造成的全站站用电停电的保护措施,因此需配置必要的控制回路和备用设备,保证可靠的切换.

14.
7.
2火灾应急照明和疏散标志应符合下列要求:1电站控制室、配电室和建筑疏散通道和楼梯间应设置应急照明.
2人员疏散通道应急照明的地面最低水平照度不应低于1.
0lx,对于楼梯间不应低于5.
0lx,消防控制室、消防水泵房、柴油发电机室、配电室以及发生火灾时仍需继续工作的应急照明应保证正常照明的照度.
3应急照明灯应设置在出入口的顶部、墙面的上部或顶棚上.
【条文说明】14.
7.
2根据《建筑设计防火规范》GB50016对应急照明的照度要求进行了调整.
14.
7.
3电站应急照明的设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑照明设计规范》GB50034的规定.
14.
7.
4建筑内设置的安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB13495和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的规定.
附录A光伏阵列最佳倾角参考值表A全国各大城市光伏阵列最佳倾角参考值城市纬度φ(/°)斜面日均辐射量kJ/m2)日辐射量(kJ/m2)独立系统推荐倾角(/°)并网系统推荐倾角(/°)哈尔滨45.
681583512703φ+3φ-3长春43.
91712713572φ+1φ-3沈阳41.
71656313793φ+1φ-8北京39.
81803515261φ+4φ-7天津39.
11672214356φ+5φ-3呼和浩特40.
782007516574φ+3φ-3太原37.
781739415061φ+5φ-6乌鲁木齐43.
781659414464φ+12φ-3西宁36.
751961716777φ+1φ-1兰州36.
051584214966φ+8φ-9银川38.
481961516553φ+2φ-2西安34.
31295212781φ+14φ-5上海31.
171369112760φ+3φ-7南京321420713099φ+5φ-4合肥31.
851329912525φ+9φ-5杭州30.
231237211668φ+3φ-4南昌28.
671371413094φ+2φ-6福州26.
081245112001φ+4φ-7济南36.
681599414043φ+6φ-2郑州34.
721455813332φ+7φ-3武汉30.
631370713201φ+7φ-6长沙28.
21158911377φ+6φ-6广州23.
131270212110φ+0φ-1海口20.
031351013835φ+12φ-3南宁22.
821273412515φ+5φ-4成都30.
671030410392φ+2φ-8贵阳26.
581023510327φ+8φ-8昆明25.
021533314194φ+0φ-1拉萨29.
72415121301φ+0φ+2本规范用词说明1为了在执行本规范条文时区别对待,对要求严格程度不同的用词说明如下:1)表示很严格,非这样做不可的:正面词采用"必须",反面词采用"严禁";2)表示严格,在正常情况下均应这样做的:正面词采用"应",反面词采用"不应"或"不得";3)表示允许稍有选择,在条件许可时首先应这样做的:正面词采用"宜",反面词采用"不宜";4)表示有选择,在一定条件下可以这样做的,采用"可".
2条文中指定应按其他有关标准、规范执行的写法为"应符合……的规定"或"应按……执行".
引用标准名录《生活饮用水卫生标准》GB5749《生产设备安全卫生设计总则》GB5083《污水综合排放标准》GB8978《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348《消防安全标志》GB13495《高压/低压预装式变电站》GB17467《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945《三相配电变压器能效限定值及能效等级》GB20052《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790《建筑地基基础设计规范》GB50007《建筑结构荷载规范》GB50009《建筑抗震设计规范》GB50011《室外给排水设计规范》GB50014《建筑给水排水设计规范》GB50015《建筑设计防火规范》GB50016《钢结构设计标准》GB50017《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018《工业建筑采暖通风与空气调节设计规范》GB50019《建筑照明设计规范》GB50034《20kV及以下变电所设计规范》GB50053《建筑物防雷设计规范》GB50057《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058《35kV-110kV变电站设计规范》GB50059《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061《火灾自动报警系统设计规范》GB50116《建筑灭火器配置设计规范》GB50140《构筑物抗震设计规范》GB50191《电力工程电缆设计规范》GB50217《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219《建筑内部装修设计防火规范》GB50222《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229《入侵报警系统工程设计规范》GB50394《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395《出入口控制系统工程设计规范》GB50396《铝合金结构设计规范》GB50429《民用建筑采暖通风与空气调节设计规范》GB50736《消防给水及消火栓系统设计规范》GB50974《电化学储能电站设计规范》GB51048《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101《建筑防烟排烟系统技术标准》GB51251《连续热镀锌钢板及钢带》GB/T2518《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285《连续热镀铝锌合金镀层钢板及钢带》GB/T14978《低压系统内设备的绝缘配合第1部分原理、要求和试验》GB/T16935.
1《电气设备安全设计导则》GB/T25295《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319《光伏发电站无功补偿技术规定》GB/T29321《太阳能资源测量总辐射》GB/T31156《全钒液流电池通用技术条件》GB/T32506《光伏发电站继电保护技术规范》GB/T32900《太阳能资源测量直接辐射》GB/T33698《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T34120《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936《电力储能用锂离子电池》GB/T36276《电力储能用铅炭电池》GB/T36280《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/TXXXX《光伏发电系统直流电弧保护技术要求》GB/Txxx-xxxx《建筑光伏系统应用技术规范》GB/Txxxxx《光伏跟踪系统》GB/Txxx《电业安全工作规程》DL408《电能计量装置技术管理规程》DL/T448《电力通信运行管理规程》DL/T544《电力系统自动交换电话网技术规范》DL/T598《光伏发电站防雷技术规程》DL/T1364《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5002《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137《220kV-750kV变电站设计规程》DL/T5218《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222《高压配电装置设计规范》DL/T5352《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T32102《地面气象观测规范》QX/T46~66的要求.
《建筑地基处理技术规范》JGJ79《建筑桩基技术规范》JGJ94中华人民共和国国家标准光伏发电站设计规范GB50797-2012条文说明制订说明《光伏发电站设计规范》(GB50797—2012),经住房和城乡建设部2012年6月28日以第1428文公告批准发布.
本规范制订过程中,编制组进行了广泛、深入的调查研究,总结了我国在太阳能光伏发电站建设中的实践经验,同时参考了国外先进技术法规、技术标准.
为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定,《光伏发电站设计规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明.
对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明,还着重对强制性条文的强制性理由做了解释.
但是,本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力,仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考.

目次1总则2术语和符号2.
1术语3基本规定4站址选择5太阳能资源分析5.
1一般规定5.
2参考气象站基本条件和数据采集5.
3太阳辐射现场观测站基本要求5.
4太阳辐射观测数据验证与分析6光伏发电系统6.
1一般规定6.
2光伏发电系统分类6.
3主要设备选择6.
4光伏方阵6.
5储能系统6.
6发电量计算6.
7跟踪系统6.
8光伏支架6.
9聚光光伏系统7站区布置7.
1站区总平面布置7.
2光伏方阵布置7.
3站区安全防护设施8电气8.
1变压器8.
2电气主接线8.
3站用电系统8.
5配电装置8.
7电气二次8.
9电缆选择与敷设9接入系统9.
1一般规定9.
2并网要求9.
3继电保护9.
4自动化9.
5通信9.
6电能计量10建筑与结构10.
1一般规定10.
2地面光伏发电站建筑10.
3屋顶及建筑一体化10.
4结构11给排水、暖通与空调11.
1给排水11.
2暖通与空调12环境保护与水土保持12.
2污染防治13劳动安全与职业卫生14消防14.
1建(构)筑物火灾危险性分类14.
2变压器及其它带油电气设备14.
3电缆14.
5消防给水、灭火设施及火灾自动报警14.
6消防供电及应急照明1总则2术语和符号2.
1术语3基本规定4站址选择5太阳能资源分析5.
1一般规定5.
2参考气象站基本条件和数据采集5.
3太阳辐射现场观测站基本要求5.
4太阳辐射观测数据验证与分析6接入系统6.
1一般规定6.
2并网要求6.
3继电保护6.
4自动化6.
5通信6.
6电能计量7光伏发电系统7.
1一般规定7.
2主要设备选择7.
3光伏方阵7.
4光伏支架7.
5跟踪系统7.
6发电量计算7.
7储能系统8站区布置8.
1一般规定8.
1站区总平面布置8.
2光伏方阵布置8.
3站区安全防护设施9电气9.
1一般规定9.
2变压器9.
3电气主接线9.
4站用电系统9.
5直流系统9.
6配电装置9.
7无功补偿装置9.
8电气二次设备9.
9监控系统9.
10过电压保护和接地9.
11电缆选择与敷设10建筑与结构10.
1一般规定10.
2地面光伏发电站建筑10.
3屋顶及建筑一体化10.
4结构11给排水、暖通与空调11.
1给排水条件允许时,可与农业、水利、邻近城镇和工业企业协调,综合利用水资源.
11.
2暖通与空调由于空气调节系统的初投资和运行费用较高,因此,建(构)筑物是否设置全年使用的空气调节系统应从多个方面进行综合分析.
建筑物所在地的室外气象条件、建筑物室内温、湿度要求以及投资是影响空调系统设置与否的主要因素,需要充分考虑.