光伏发电站设计规范

'UDC中华人民共和国国家标准PGB5××××—201×光伏发电站设计规范DesignCodeforPhotovoltaicPowerSatation（征求意见稿）201×－××－××发布201×－××－××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质量监督检验检疫总局 中华人民共和国国家标准光伏发电站设计规范DesignCodeforPhotovoltaicPowerSatationGB50×××—201×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：201×年××月××日中国计划出版社201×年北京 前言根据住房和城乡建设部《关于印发〈2009年工程建设标准规范制订、修订计划〉的通知》（建标［2009］88号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国内标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制订本规范。本规范的主要技术内容是：1总则、2术语和符合、3基本规定、4站址选择、5太阳能资源分析、6光伏发电系统、7站区布置、8电气、9接入系统、10、建筑与结构、11采暖通风与空气调节、12环境保护与水土保持、13劳动安全与工业卫生、14消防。本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。本标准由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由XXXX负责日常管理，由XXXX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XXXX（地址XXXX,邮编XXXXXX）。本规范主编单位：XXXXXXXXXXX本规范参编单位：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX本规范参加单位：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX XXXXXXXXXXX本规范主要起草人员：XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXXXXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXXXXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX本规范主要审查人员：XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXXXXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXXXXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX、XXX 目次1总则12术语和符号22.1术语22.2符号43基本规定64站址选择75太阳能资源分析95.1一般规定95.2参考气象站基本条件和数据采集95.3太阳辐射现场观测站基本要求105.4太阳辐射观测数据验证与分析106光伏发电系统126.1一般规定126.2光伏发电系统分类126.3主要设备选择136.4光伏方阵及平衡系统146.5储能系统156.6发电量计算166.7跟踪系统176.8光伏支架176.9聚光光伏系统207站区布置227.1站区总平面布置227.2光伏方阵布置247.3站区安全防护设施258电气278.1变压器278.2电气主接线276 8.3自用电系统298.4直流系统298.5配电装置308.6无功补偿装置308.7电气二次318.8过电压保护和接地318.9电线、电缆选择与敷设319接入系统339.1一般规定339.2并网要求339.3继电保护369.4自动化379.5通信389.6电能计量3910建筑与结构4010.1一般规定4010.2地面光伏发电站建筑4010.3屋顶及建筑一体化4110.4结构4211采暖通风与空气调节4412环境保护与水土保持4612.1一般规定4612.2污染防治4612.3水土保持4613劳动安全与工业卫生4714消防4814.1建（构）筑物火灾危险性分类4814.2变压器及其他带油电气设备5014.3电缆516 14.4建构筑物的安全疏散和建筑构造5114.5消防给水、灭火设施及火灾自动报警5114.6消防供电及应急照明53附录A可能的总辐射日曝辐量54附录B光伏阵列最佳倾角推荐值55附录C钢制地锚56引用标准名录57本规范用词说明59附：条文说明606 Contents1Generalprovisions12Termsandsymbols22.1Terms22.2Symbols43Basicrequirement64Siteselection75Solar resourceanalysis95.1Generalrequirement95.2Referenceto thebasicconditionsand  datacollectionofweatherstation95.3ThebasicrequirementsofSolarradiation observationstation105.4Thevalidation andanalysisofSolarradiation observationdata 106 PhotovoltaicPowerSystem126.1Generalrequirement126.2Classification ofphotovoltaic powersystem126.3Mainequipmentselection136.4Photovoltaicarray and balancesystem146.5EnergyStorageSystem156.6Powergenerationcalculation166.7TrackingSystem176.8PV stent176.9Concentratingphotovoltaic system217Station area layout227.1GenerallayoutofStationarea227.2PVarray layout247.3SafetyprotectionmeasureofStationarea258Electricity278.1Transformer278.2MainElectricalConnection276 8.3Auxiliarypowersystem298.4DCsystem298.5Distributionequipment308.6Reactivepowercompensation308.7SecondaryElectricalSystem318.8Overvoltage protectionand grounding318.9Wire,CablesSelectionandLaying319 AccessSystem339.1Generalrequirement339.2grid-connectionrequirement339.3Relayprotection369.4Automation379.5Communication389.6Electricenergymetering3910ArchitectureandStructure4010.1Generalrequirement4010.2PVstationconstruction4010.3RoofandBuildingIntegratedPhotovoltaic4110.4construction4211Heatingventilationandaircondition4412EnvironmentalprotectionandSoilConservation4612.1Generalrequirement4612.2PollutionControl4612.3SoilConservation4613Laboursafetyandindustrialsanitation4714Fire4814.1RiskclassificationofBuildingFire4814.2Transformerandother electricalequipment withoil5014.3Cable516 14.4Safeevacuationof building structures and buildingconstruction5114.5Firewatersupply,firefighting facilitiesand fireautomaticalarm5114.6PowerSupplyforFireFightingandEmergencyLighting53AppendixAPossibleglobalradiation dailyradiantexposure54AppendixBTherecommendedvalueofoptimalinclinationangleofsolararray55AppendixCSteelgroundanchorage56Quotestandards57Explanationofwordinginthiscode59Addition:Explanationofprovisions606 1总则1.0.1为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，特制定本规范。1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的：1并网光伏发电站；2100kW及以上的大型独立光伏发电站。1.0.3光伏发电站并入公共电网应获得当地电网管理部门的认可。1.0.4光伏发电站设计，除符合本规范外，还应符合国家现行有关标准的规定。58 2术语和符号2.1术语2.1.1光伏组件PVmodule又称太阳电池组件（SolarCellmodule）。是将多个电气连接的太阳电池经封装形成在光照下具有额定的电压、电流输出的单元，是光伏发电系统中可独立应用的最小发电单元。2.1.2光伏组件串photovoltaicmodulesstring在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。2.1.3光伏发电单元photovoitaic（PV）powerunit光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元，又称单元发电模块。2.1.4光伏方阵PVarray又称光伏阵列，将光伏组件安装在支架结构上，通过对光伏组件适当的串联然后并联，形成含一个或若干个光伏发电单元的阵列。2.1.5就地升压变压器isolatingStep-uptransformer又称隔离升压变压器。装于逆变器交流输出端和公共电网（或负荷）间，将逆变器输出符合公共电网频率的交流电升压为符合公共电网或负荷要求的交流电的变压器。2.1.6辐射式连接radialconnection各个光伏发电单元分别用高压断路器与发电站母线连接。2.1.7“T”接式连接tappedconnection多个光伏发电单元并联后用一台高压断路器作联合单元再与发电站母线连接。2.1.8环网式连接ringconnection采用环网柜仅用两台高压断路器作环网式与光伏发电站母线连接。2.1.9跟踪系统trackingsystem通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加光伏发电系统发电量。58 2.1.10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。2.1.11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。2.1.12集电线路collectorline在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个逆变器后输出的交流电能汇集到并网站点的输电线路。2.1.13平衡系统BalanceofSystem在光伏发电系统中，除光伏组件以外的其他设备和系统，如逆变器、蓄电池、汇流箱、连接器、配电柜及所有的其他光伏系统配件等。2.1.14最大系统电压Maximumsystemvoltage光伏组件的最大耐受电压值。2.1.15公共连接点Pointofcommoncoupling(PCC)电网中一个以上用户的连接处。2.1.16并网点Pointofinterconnection(POC)也称接入点，对于通过变压器接入公共电网的光伏电站，指与电网直接连接的变压器节点，对于不通过变压器接入公共电网的光伏电站，指光伏电站的输出汇总点。2.1.17孤岛现象Islanding当脱离公用电网时，光伏电站仍保持对电网中的某一部分负荷继续供电的状态。2.1.18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。2.1.19非计划性孤岛现象Unintentionalislanding非计划、不受控出现的孤岛现象。2.1.20防孤岛Anti-islanding禁止非计划性孤岛现象的发生。2.1.21峰值日照时数PeakSunshineHours一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1000W/m258 的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。2.1.22光伏发电站年峰值日照时数AnnualPeakSunshineHoursofPVStation将光伏方阵面上接收到的年太阳总辐照量，折算成标准测试条件（辐照度1000W/m2）下的小时数。其计算公式为：Tp=Q/(1kW/m2)（2.1.23）式中：Tp——光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（h）；Q——光伏阵列倾斜面年总辐照量（kWh/m2）；1kW/m2——太阳电池的标准光源测试条件。2.1.23法向直接辐射辐照度DirectNormalIrradiance（DNI）直接辐射在与射束垂直的平面上的辐照度。2.1.24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）。2.1.25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。2.2符号2.2.1能量、功率Q——光伏阵列倾斜面年总辐照量（kW·h/m2）；HA——水平面太阳能总辐照量（kW·h/m2）；C——为储能电池的容量（kW·h）；Ed——为负载每日耗电量（kW·h/日）；Ep——为上网发电量（kW·h）；PAZ——组件安装容量（kW）。2.2.2电流、电压Voc——光伏电池组件的开路电压（V）；Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；UN——光伏发电站并网点的电网额定电压（kV）。2.2.3温度、时间Tp——光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（h）；58 Df——连续阴雨天数（日）；t——光伏电池组件工作条件下的极限低温（℃）。2.2.4无量纲系数K——为综合效率系数；Kv——光伏电池组件的开路电压温度系数；L——为储能电池衰减率（%）；DOD——为储能电池放电深度（%）。2.2.5结构系数S——荷载效应（和地震作用效应）组合的设计值；R——结构构件承载力的设计值；——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值；——重要性系数；——承载力抗震调整系数；——永久荷载分项系数；——永久荷载效应标准值；——温度作用标准值效应；——风荷载效应标准值；——雪荷载效应标准值；——温度作用组合值系数；——雪荷载的组合值系数；——风荷载分项系数；——温度作用分项系数；——雪荷载的分项系数；——水平地震作用分项系数；——水平地震作用标准值效应；——风荷载的组合值系数；——温度作用的组合值系数。58 3基本规定3.0.1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，满足适用、安全、经济、环保、美观，便于安装和维护的要求。3.0.2大、中型光伏发电站内宜装设太阳能辐射现场观测装置。3.0.3光伏发电站的系统配置应保证输出电力的电能质量符合国家现行标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964的规定。3.0.4接入公用电网的光伏发电系统应安装经当地质量技术监管机构认可的电能计量装置，并经校验合格后方能投入使用。3.0.5建筑物上安装光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。3.0.6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，满足建筑结构及电气的安全性要求。3.0.7光伏发电站可根据需要配置辅助能源或储能装置。3.0.8光伏发电站选址时应对站址及其周围区域的地质情况进行勘探或调查，查明站址的地形地貌特征、结构和主要地层的分布及物理力学性质、地下水条件等。3.0.9光伏发电系统中的所有设备和部件，应符合现行国家和行业相关产品标准的规定，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。58 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、接入电网、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，应研究电网结构、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站址场地标高应满足与光伏发电站等级相对应的防洪标准，见表4.0.3。对于站内地面低于上述高水位的区域，应有防洪设施。防排洪设施宜在首期工程中按规划容量统一规划，分期实施。表4.0.3光伏发电站的等级和防洪标准光伏电站等级规划容量MW防洪标准（重现期）Ⅰ＞500≥100年一遇的高水（潮）位Ⅱ30～500≥50年一遇的高水（潮）位Ⅲ＜30≥30年一遇的高水（潮）位对位于海滨的光伏发电站，如设防洪堤（或防浪堤），其堤顶标高应按表4.0.3防洪标准（重现期）的要求加重现期为50年累积频率1%的浪爬高和0.5m的安全超高确定。对位于江、河、湖旁的光伏发电站，其防洪堤的堤顶标高应按表4.0.3防洪标准（重现期）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50年的浪爬高。防洪堤的设计尚应征得当地水利部门的同意。在以内涝为主的地区建站时，防涝堤堤顶标高应按50年一遇的设计内涝水位（当难以确定时，可采用历史最高内涝水位）加0.5m的安全超高确定。如有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。如不设防洪堤，58 站区设备基础顶标高和建筑物室外地坪标高应不少于表4.0.3防洪标准（重现期）或历史最高内涝水位的要求。对位于山区的光伏发电站，应考虑防山洪和排山洪的措施，防排设施应按频率为1％的山洪设计。4.0.4地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦的地区或北高南低的坡度地区。坡屋面光伏发电站的建筑，其主要朝向宜为南或接近南向。宜避开周边障碍物对光伏电池组件的遮挡。4.0.5选择站址时，应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。4.0.6选择站址时应避开地质灾害易发区，如有危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等。4.0.7当站址选择采空区影响范围内时，应进行地质灾害危险性评估，综合评价地质灾害危险性的程度，提出建设站址适宜性的评价意见，并采取相应的防范措施。4.0.8光伏发电站站址宜建在地震基本烈度为9度及以下地区，对于9度以上地区建站应进行地震安全性评价。4.0.9光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。若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，还应对站址在文物和矿藏开挖后的安全性进行评估。4.0.10光伏发电站站址选择应利用非可耕地和劣地，不破坏原有水系，做好植被保护，减少土石方开挖量。应节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移。4.0.11光伏发电站站址选择应充分考虑电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。4.0.12在条件合适时，可在风电场内建设光伏发电站。58 5太阳能资源分析5.1一般规定5.1.1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。5.1.2光伏发电站的太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站，进行太阳能总辐照量及其变化趋势分析。5.1.3用于光伏发电站太阳能资源分析的现场观测数据应连续观测记录，且不少于一年。5.1.4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，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5.2.1参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录，且距光伏发电站站址较近。5.2.2参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。5.2.3参考气象站辐射观测与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置同期辐射观测的相关性较好。5.2.4应采集的参考气象站信息主要包括：1气象站基本情况：包括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、周边环境变动等情况和时间；2近年来连续10年～30年的逐年各月总辐射量、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近年来连续10年的逐年各月最大辐照度平均值；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，多年平均降水量和蒸发量；58 6近30年来的灾害性天气，包括年连续阴雨天数、雷暴次数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等。5.3太阳辐射现场观测站基本要求5.3.1在光伏发电站站址处设置太阳能辐射现场观测站，其观测内容应包括：总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大瞬间辐射强度、气温、风速、风向、日照时数等的实测时间序列数据。且应按《地面气象观测规范》QX/T55的规定进行安装和实时观测记录。5.3.2对于按最佳固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在该最佳固定倾角面上的日照辐射观测项目。5.3.3对于有斜单轴或平单轴光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在该斜单轴或平单轴跟踪受光面上的日照辐射观测项目。5.3.4对于高倍聚光光伏发电站，应增设法向直接辐射辐照度（DNI）的观测项目。5.3.5现场实时观测数据宜通过有线或无线通信信道直接传送至电站监控系统主机。5.4太阳辐射观测数据验证与分析5.4.1对太阳辐射观测数据应进行完整性检验，且应符合下列要求：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。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，且应符合下列要求：1总辐射最大辐照度小于2000W/m2；2散射辐射数值小于总辐射数值；3日总辐射曝辐量小于可能的日总辐射曝辐量（见附录A）。5.4.3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，应对其中不合理和缺测的数据进行修正，并补充完整。可将备用或可供参考的同期记录数据经过分析处理后，填补无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测数据。5.4.4光伏发电站太阳能资源分析内容宜包括：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；2代表年的月变化和各月典型日变化；58 2电站使用年限内的平均年总辐射量和月总辐射量预测；3总辐射最大辐照度预测。5.4.5当光伏方阵采用固定倾角、斜单轴、平单轴或双轴跟踪布置时，应依据电站使用年限内的平均年总辐射量预测值进行固定倾角、斜单轴、平单轴或双轴跟踪受光面上的平均年总辐射量预测。58 6光伏发电系统6.1一般规定6.1.1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、集中并网系统；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。6.1.2光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角应一致。6.1.3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。6.1.4光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。6.1.5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。6.1.6独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能和当地日照条件来确定。6.1.7光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗，当站址所在地的大气环境较差，组件表面污染较严重，且又无自洁能力时，应设置清洗系统或配置清洗设备。6.2光伏发电系统分类6.2.1光伏发电站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。6.2.2并网光伏发电系统按接入并网点的不同可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。6.2.3光伏发电系统按装机容量的大小可分为下列三种系统：1小型光伏发电系统：小于等于1MWp；2中型光伏发电系统：大于1MWp和小于等于30MWp；3大型光伏发电系统；大于30MWp。6.2.4光伏发电系统按是否与建筑结合可分为与建筑结合的光伏发电系统和地面光伏发电系统。58 6.3主要设备选择6.3.1光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型。6.3.2光伏组件可按下列技术条件进行选择：类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等。6.3.3光伏组件应按下列使用环境条件校验：1太阳光谱辐照度2光伏组件工作温度6.3.4光伏组件的类型可按下列条件选择：1按太阳辐照度、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比较确定。2太阳辐照度较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件。3太阳辐照度较低、散射分量较大、环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件。4在与建筑相结合的光伏发电系统中，当技术经济合理时，宜选用与建筑结构相协调的光伏组件，并应符合相应建筑材料的技术要求。6.3.5用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。用于大、中型光伏发电站的逆变器还应具有低电压穿越功能。6.3.6逆变器可按下列技术条件选择：型式、容量、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、最大功率点跟踪（MPPT）、保护和监测功能、通信接口、防护等级等。6.3.7逆变器应按下列使用环境条件校验：1环境温度；2相对湿度；3海拔高度；4地震烈度；5污秽。6.3.8对于使用在湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区的逆变器，应考虑潮湿、污秽及盐雾的影响。6.3.958 对于使用在2000m及以上高原地区的逆变器，应选用高原型（G）产品或采取降容使用措施。6.4光伏方阵及平衡系统6.4.1光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类，选择何种方式应根据安装容量、安装场地面积和特点、负荷的类别和运行管理方式，由技术经济比较确定。6.4.2光伏方阵中同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串最大串联数可由下列公式求得：（6.4.2）式中：Voc——光伏电池组件的开路电压（V）；t——为光伏电池组件工作条件下的极限低温（℃）；Kv——光伏电池组件的开路电压温度系数；S——光伏电池组件的串联数（S向下取整）；Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）。6.4.3光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角设计应综合考虑站址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、积雪等气候条件，并符合下列要求：1对于并网光伏发电系统，光伏方阵的倾角宜使倾斜面上受到的全年辐照量最大。2对于独立光伏发电系统，光伏方阵的倾角宜使最低辐照度月份倾斜面上受到较高的辐照量。3对于有特殊要求或土地成本较高的光伏发电站，可根据实际需要，经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列行距。6.4.4汇流箱应按下列技术条件选择：型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等。6.4.5汇流箱尚应按下列使用环境条件校验：1环境温度；2相对湿度；3海拔高度；4污秽；58 5地震烈度。6.4.6汇流箱应具有下列保护功能：1汇流箱应设置防雷保护装置；2汇流箱的输入回路应具有防逆流及过流保护，对于多级汇流光伏系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护；3汇流箱的输出回路应具有隔离保护；4汇流箱宜设置监测装置。6.4.7室外汇流箱应具有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。6.4.8充电控制器应按下列技术条件选择：型式、额定电压、额定电流、输入功率、温升、防护等级、输入输出回路数、充放电电压、保护功能等。6.4.9充电控制器应按下列环境条件校验：1环境温度；2相对湿度；3海拔高度；4地震烈度。6.4.10充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充/放保护、欠/过压保护及防雷保护功能。6.4.11充电控制器宜选用低能耗节能型产品。 6.5储能系统6.5.1独立光伏发电站应配置适当容量的储能装置，以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实际需要配置一定容量的储能装置。6.5.2独立光伏发电站配置储能系统的容量应根据当地日照条件、连续阴雨天数、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定。储能电池的容量计算如下：（6.5.3）式中：C——为储能电池的容量（kW·h）；Ed——为负载每日耗电量（kW·h/日）；58 Df——为连续阴雨天数（日）；L——为储能电池衰减率（%）；DOD——为储能电池放电深度（%）。6.5.3用于光伏发电站的储能电池宜按以下技术条件选择：储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力。6.5.4光伏发电站储能系统宜采用在线检测装置进行智能化实时检测，一般应具有在线甄别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能。且应具有良好的人机界面和标准的网络化通讯接口。6.5.5光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池，尽量减少并联数，有条件可采用储能电池组分组控制充放电方式。6.6发电量计算6.6.1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。6.6.2光伏发电站上网电量Ep计算如下：（6.6.2）式中：HA——为水平面太阳能总辐照量（kW·h/m2）；Ep——为上网发电量（kW·h）；PAZ——组件安装容量（kW）；K——为综合效率系数。综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：1）光伏组件类型修正系数；2）光伏方阵的倾角、方位角修正系数；3）光伏发电系统可用率；4）光照利用率；5）逆变器效率；6）集电线路、升压变压器损耗；7）光伏组件表面污染修正系数；8）光伏组件转换效率修正系数。58 6.7跟踪系统6.7.1跟踪系统可分为单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。6.7.2跟踪系统的控制方式可分为主动控制方式、被动控制方式和复合控制方式。6.7.3跟踪系统的设计符合下列要求：1跟踪系统的支架应根据不同地区特点采取必要的防护措施；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宜不小于0.3mm。6.7.4跟踪系统的选择符合下列要求。1跟踪系统的选型应综合考虑安装地点的环境情况、气候特征等因素，经技术经济比较后确定。2水平单轴跟踪系统宜安装在低纬度地区。3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。4双轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。5容易对传感器产生污染的地区不宜选用被动控制方式的跟踪系统。6宜具备在紧急状态下通过远程控制将跟踪系统的角度快速调整至在受风最小位置的功能。6.8光伏支架6.8.1光伏方阵支架设计应结合工程实际，合理选用材料、结构方案和构造措施，保证结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，符合抗震、抗风和防腐等要求。6.8.2支架构件宜采用钢材，材料的选用和设计指标应符合《钢结构设计规范》GB50017的规定。6.8.3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。6.8.4对于承载能力极限状态，结构构件应按荷载效应的基本组合或偶然组合，采用下列极限状态设计表达式：(6.8.4)式中：58 ——重要性系数。对一般光伏组件支架，设计使用年限为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，不考虑重要性系数；——荷载效应组合的设计值；——结构构件承载力的设计值。在抗震设计时，应除以承载力抗震调整系数，按《构筑物抗震设计规范》GB50191取值。6.8.5对于正常使用极限状态，结构构件应按荷载效应的标准组合，采用下列极限状态设计表达式：(6.8.5)式中：——荷载效应组合的设计值；——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值。6.8.6在抗震设防地区，支架应进行抗震验算。6.8.7支架的荷载和荷载效应计算应符合以下规定：1风荷载、雪荷载和温度荷载应按《建筑结构荷载规范》GB50009取25年一遇的荷载数值。2无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式确定：(6.8.7-1)式中：——荷载效应组合的设计值；——永久荷载分项系数；——永久荷载效应标准值；——温度作用标准值效应；——风荷载效应标准值；——雪荷载效应标准值；、——分别为温度作用和雪荷载的组合值系数，分别取为0.6和0.0或0.6和0.2；、、——分别为风荷载、温度作用和雪荷载的分项系数。3无地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取为1.0；承载力计算时，荷载分项系数应按表6.8.7-1采用。表6.8.7-1无地震作用组合荷载分项系数58 荷载组合永久荷载、风荷载和温度作用1.21.41.4—永久荷载、风荷载、温度作用和雪荷载1.21.41.41.4注：1：当其效应对结构不利时，对由永久荷载控制的组合应取1.35；当其效应对结构有利时，应取1.0。当验算结构抗倾覆或抗滑移时，宜采用0.9。2表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。4有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式确定：(6.8.7-2)式中：——荷载效应和地震作用效应组合的设计值；——水平地震作用分项系数；——水平地震作用标准值效应；——风荷载的组合值系数，应取0.6；——温度作用的组合值系数，应取0.2。5有地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系数均应取为1.0；承载力计算时，荷载分项系数应按表6.8.7-2采用。表6.8.7-2有地震作用组合荷载分项系数荷载组合永久荷载和水平地震作用1.21.3——永久荷载、水平地震作用、风荷载及温度作用1.21.31.41.4注：1：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0；2表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。6支架设计应对施工检修荷载进行验算，并应符合以下规定：1）施工检修荷载宜取1kN，也可按实际荷载取用，作用于支架最不利位置。2）进行支架构件承载力验算时，荷载组合取永久荷载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取1.2，施工或检修荷载的分项系数取1.4。3）进行支架构件位移验算时，荷载组合取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。6.8.8支架及构件的变形应满足下列要求：58 1风荷载标准值或地震作用下，支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60；2受弯构件的挠度不应超过表6.8.8的容许值。表6.8.8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。6.8.9支架的构造应符合下列规定：1用于次梁的板厚不宜小于1.5mm，用于主梁和柱的板厚不宜小于2.5mm，当有可靠依据时板厚可用2mm。2受拉和受压构件的长细比应满足表6.8.9的规定：表6.8.9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。6.8.10支架的防腐应符合下列要求：1支架在构造上应便于检查和清刷。2钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层厚度不应小于65。3当铝合金材料与除不锈钢以外的其他金属材料或与酸、碱性的非金属材料接触、紧固时，应采用材料隔离。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，阳极氧化膜的厚度应符合表6.8.14-2的要求。表6.8.10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252058 6.9聚光光伏系统6.9.1聚光光伏系统由聚光系统和跟踪系统组成。6.9.2线聚焦聚光宜采用单轴跟踪系统，点聚焦聚光应采用双轴跟踪系统。6.9.3聚光光伏系统的选择应符合下列要求：1采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区；2采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区；3点聚焦聚光光伏系统宜安装在直射光分量较大地区。6.9.4用于光伏发电站的聚光光伏系统应符合下列要求：1聚光组件应通过国家相关认证机构的产品认证，并具有良好的散热性能。2具有有效的防护措施，以保证设备能在当地极端环境下安全、长效运行。3用于低倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不低于±1°，用于高倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不低于±0.5°。58 7站区布置7.1站区总平面布置7.1.1光伏发电站的站区总平面布置，应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合站址及其附近地区的自然条件和建设规划，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。7.1.2光伏发电站的站区总平面布置，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。7.1.3光伏发电站的站区总平面布置设计可由以下部分组成：1光伏方阵；2升压站（或开关站）；3场内集电线路；4就地逆变升压站；5站内道路；6其他防护功能设施（防洪、防雷、防火）。7.1.4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协调好站内与站外、生产与生活、生产与施工之间的关系；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；7工程造价低，运行费用小，经济效益高。7.1.5光伏发电站的站区总平面布置还应满足以下要求：1站内建筑物的布置应考虑日照方位，并力求合理紧凑。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58 的布置、接入系统的方案、地形、地质、交通、生产、生活和安全要素确定。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。7.1.6大、中型地面光伏发电站站区可设两个出入口，其位置应使站内外联系方便。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，通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。7.1.7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，还宜避免与铁路线交叉。站区内各建筑物之间，应根据生产、生活和消防的需要设置行车道路、消防车通道和人行道。站内主要道路可采用碎石泥结路面、混凝土路面或柏油路面。7.1.8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、场地标高等综合考虑，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）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，以达到合理交叉，维修、扩建便利，排水畅通的目的。3应使工程土石方工程量最小，地基处理和场地整理措施费用最少，并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来确定。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。7.1.9站区场地排水系统的设计，应根据地形、工程地质、地下水位等因素综合考虑，并符合下列要求：58 1场地的排水系统设计，应按规划容量全面考虑，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对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。7.1.10生产建筑物底层地面标高，宜高出室外地面设计标高150mm～300mm，并应根据地质条件考虑建筑物沉降的影响。7.1.11光伏发电站的站外设施，包括交通运输、供水和排水、输电线路等，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，全面考虑，综合规划。7.1.12应结合工程具体条件，做好光伏发电站的防排洪（涝）规划，充分利用现有防排洪（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。7.1.13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，力求避免交叉。7.1.14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妥善安排施工临时建筑、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，施工道路宜结合永久设施修建。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。7.2光伏方阵布置7.2.1光伏方阵布置应根据站区地形、设备特点和施工条件等因素，合理安排。大、中型地面光伏发电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式。7.2.2地面光伏发电站的光伏方阵的布置需遵循下列原则：1固定式布置的光伏方阵，光伏组件安装方位角宜采用正南方向。2光伏方阵各排、列的布置间距应保证全年9:00点～15:00点（当地真太阳时）时段内前、后、左、右互不遮挡。3光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面的距离宜不低于0.3m，58 并应考虑以下因素：1）当地的最大积雪深度；2）当地的洪水水位；3）植被高度。7.2.3与建筑相结合的光伏发电站的光伏方阵设计应综合考虑太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝向、屋顶结构等因素，经技术经济比较后确定方位角、倾角和阵列行距。7.2.4大、中型地面光伏发电站的逆变升压室宜结合光伏方阵单元模块化布置，采用就地布置方式。逆变升压室宜根据工艺要求布置在光伏方阵单元模块的中部，且靠近主要通道处。7.2.5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根据具体条件，站区内的电缆可采用直埋、地沟、排管或架空敷设。（与后面重复了）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。7.3站区安全防护设施7.3.1光伏发电站宜设置安全防护设施，该设施宜包括：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。7.3.2安装于室外的安全防护设施应采取雷电保护、防尘、防雨、防冻等措施。7.3.3入侵报警系统设计按下列要求进行：1入侵报警系统设置应符合《入侵报警系统工程设计规范》GB50394的规定。2入侵报警系统能与视频监控系统、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，还应具有异地报警功能。358 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，并应具有防误触发、触发报警自锁、人工复位等功能。7.3.4视频安防监控系统设计按下列要求进行：1视频安防监控系统设置应符合《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、控制有效的基本要求。3视频监控系统应与灯光系统联动。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、解码器等一般应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。7.3.5出入口控制系统设计按下列要求进行：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《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系统必须与火灾报警系统及其他紧急疏散系统联动，满足紧急逃生时人员数疏散的要求。58 8电气8.1变压器8.1.1光伏发电站升压站主变压器的选择应符合《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222的规定，且宜按《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节能评价值》GB20052、《电力变压器能效限定值及能效等级标准》GB24790的参数选择。8.1.2光伏发电站升压站主变压器应按下列原则选择：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主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。8.1.3光伏方阵内就地升压变压器应按下列原则选择：1应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。2升压变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。3可选用高压/低压预装式箱式变电站或由变压器与高低压电气元件等组成的敞开式设备。对于在沿海或风沙大的光伏发电站，当采用户外布置时，沿海防护等级应达到IP65，风沙大的光伏发电站防护等级应达到IP54。4就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。5就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。8.2电气主接线8.2.1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—就地升压变压器接线方案应根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不自带隔离变压器的逆变器为两台时，宜选用分裂变压器。8.2.2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安装容量，经技术经济比较后，按下列条件选择确定：58 1光伏发电站安装总容量小于等于1MW，可采用0.4kV电压等级。不能就地消纳时，也可采用10kV等级。2光伏发电站安装总容量大于1MW，不大于30MW时，宜采用10kV-35kV电压等级。3光伏发电站安装容量大于30MW时，应采用35kV电压等级。8.2.3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，并符合下列要求：1光伏发电站安装容量小于或等于30MW，宜采用单母线接线。2光伏发电站安装容量大于30MW，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。8.2.4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。8.2.5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，由运行可靠性、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。3环网式连接方式。但电压不高于10kV的环网连接系统正常应开环运行。8.2.6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，组装在一个柜内。主变压器引出线的避雷器，不应装设隔离开关。8.2.7光伏发电站内10kV与35kV系统中性点采用不接地方式。当单相接地故障电容电流10kV系统超过30A、35kV系统超过10A、又需在接地故障条件下运行时，则应装设消弧线圈接地。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地由所连接的逆变器的要求确定。8.2.8当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关，且消弧线圈宜接在光伏发电站站用电变压器高压侧的中性点,也可装在就地升压变压器高压侧的中性点。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620的规定。8.2.9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58 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。8.2.10110kV-220kV等级电压的主变压器的中性点为直接接地方式，应根据电力系统的要求装设中性点接地设备。8.2.11220kV以下等级电压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。8.3自用电系统8.3.1光伏发电站自用电系统的电压宜采用380V。8.3.2380V自用电系统，应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。8.3.3自用电工作电源宜采用下列引接方式：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当技术经济合理时，就地逆变升压室自用电也可由各发电单元逆变器交流出线侧引接。但升压站（或开关站）自用电尚应按本条的第1款或第2款中的方式引接。8.3.4自用电系统应设置备用电源，且采用下列引接方式：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逆变器交流出线侧引接时，宜采用邻近的两发电单元互为备用的方式，或由外部电网引接电源。4工作电源与备用电源间应设置备自投装置。8.3.5自用电变压器容量应按下列要求选择：1自用电工作变压器容量宜为计算负荷的1.1倍；2自用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。8.3.6自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。8.4直流系统8.4.158 光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、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，蓄电池组应以全浮充电方式运行。8.4.2蓄电池组的电压可采用220V或110V。8.4.3蓄电池组及充电装置的选择可按《电力工程直流系统设计规程》DL/T5044的规定执行。8.4.4光伏发电站的直流系统宜采用单母线或单母线分段的接线方式。当采用单母线分段时，每组蓄电池和相应的充电设备应接在同一母线上，公用备用的充电设备应能切换到相应的两段母线上。8.5配电装置8.5.1光伏发电站的升压站（或开关站）配电装置的设计应符合《高压配电装置设计技术规程》DL/T5352及《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060的规定。8.5.2升压站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。当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。8.5.310kV~35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式布置。对沿海、海拔高于2000m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布置。8.6无功补偿装置8.6.1光伏发电站的无功补偿装置应根据电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。8.6.2并联电容器装置的设计应符合《并联电容器装置设计规范》GB50227的规定。8.6.3无功补偿装置设备的型式根据容量宜选用成套设备，且宜选用动态连续可调设备。8.6.4无功补偿装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验，采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。8.7电气二次8.7.158 光伏发电站宜采用少人值守或无人值班的控制方式。控制方式应符合无人值班的要求。8.7.2光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136的规定。8.7.3控制室的建筑宜按光伏发电站的规划容量在第一期工程中一次建成。8.7.4电气二次设备布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，屏位按光伏发电规划容量一次建成，并留有增加少量屏位的余地。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。8.7.5继电器室应按监控系统、继电保护设备的抗电磁干扰能力要求采取适当的抗干扰措施。8.7.6升压站内的下列元件，应在控制室内监控：各电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变分接头位置及站内其它重要设备的启动/停止。8.7.7光伏发电站内的电气元件保护应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285以及相关规程、规范的规定。8.7.8光伏发电站逆变器的控制应纳入监控系统。8.8过电压保护和接地8.8.1光伏发电站及其升压站的过电压保护和接地应符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/620和《交流电气装置的接地》DL/T621的规定。光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。8.8.2光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。8.9电线、电缆选择与敷设8.9.1光伏发电站电线、电缆的选择与敷设设计，应符合《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定，电线、电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。8.9.2集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类或C类以上的阻燃电缆。8.9.3光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电线、电缆应有固定措施和防晒措施。8.9.4电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。动力电缆和控制电缆宜分开排列并满足最小间距要求。8.9.5电缆沟严禁作为排水通路。8.9.6远距离传输时网络电缆宜采用光纤电缆。58 9接入系统9.1一般规定9.1.1光伏发电站接入电网的电压等级，应根据光伏发电站的容量及电网的具体情况，在接入系统设计中，经技术经济比较后确定。9.1.2光伏发电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应满足公用电网的电能质量要求，当出现偏离标准的越限状况时，光伏发电站应能检测到这些偏差，并具有将光伏发电站与电网安全断开的功能。9.1.3光伏发电站应具有相应的继电保护功能。9.1.4大、中光伏发电站应具备与电力系统调度部门之间进行数据通信的能力，并网双方的通信系统应满足电网安全经济运行对电力通信的要求。9.2并网要求9.2.1有功功率控制应满足下列要求：1大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统，具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。2大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力，输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电网调度部门的限值，但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。3光伏发电站启动时需要考虑电站自身的当前状态，来自电网调度机构的指令和本地测量的信号，并应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。4除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。9.2.2电压与无功调节应满足下列要求：1在进行接入系统方案设计时，应重点研究无功补偿类型和容量。2大、中型光伏发电站参与电网电压和无功调节的方式包括调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投入量和变压器的变比。358 大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等方式应可由电网调度机构远程设定。4专线接入220kV及以下电压等级公用电网的大、中型光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站送出线路的一半充电无功功率。5接入500kV及以上电压等级公用电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集系统、主变压器及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站送出线路的全部充电无功功率。6T接于公用电网和接入用户内部电网的大、中型光伏发电站应根据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量。7小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20％～50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。9.2.3电能质量应符合下列要求：1光伏发电站应在并网点或公共连接点装设电能质量在线监测装置，大、中型光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电网企业，小型光伏发电站应能储存一年以上的电能质量数据，必要时可供电网企业调用。2光伏发电站接入电网后并网点谐波电压以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合《电能质量公用电网谐波》GB/T14549的规定。3光伏发电站接入电网，公共连接点的电压应符合《电能质量供电电压偏差》GB/T12325的规定。4光伏发电站引起公共连接点处电压波动和闪变应符合《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326的规定。5光伏发电站并网运行时，并网点三相电压不平衡度应符合《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543的规定。6光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。9.2.4电网异常时，应具备下列响应能力：1电网频率异常时的响应，应满足下列要求：58 1）光伏发电站并网时应与电网保持同步运行。2）大、中型光伏发电站应具备一定的耐受电网频率异常的能力，在电网不同频率下的允许运行时间应满足表9.2.4-1的要求。当电网频率超出49.5Hz~50.2Hz范围时，小型光伏发电站应在0.2s以内停止向电网线路送电。3）在指定的分闸时间内系统频率恢复到正常的电网持续运行状态，则光伏电站不需要停止送电。表9.2.4-1大、中型光伏发电站在电网频率异常时的运行时间要求电网频率运行时间要求f<48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz≤f<49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min49.5Hz≤f≤50.2Hz连续运行50.2Hz