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1、光伏发电站设计规范(GB50797-2012)1总则1.0.1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。1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。1.0.4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PVmodule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
2、电池组合装置。又称太阳电池组件(solarcellmodule)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，形成具有一定直流电输出的电路单元。光伏发电单元photovoltaic(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。又称单元发电模块。2.1.4光伏方阵PVarray将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。光伏发电系统photovoltaic(PV)powergen
3、erationsystem利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。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各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。“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光伏发电站母线连接。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照量，以增加发电量的系统。单轴跟踪系统singl
4、e-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collectorline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
5、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。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1kW/m2的光源所持续照射的时间，其单位为小时(h)。低电压穿越lowvoltagerideth
6、rough当电力系统故障或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。2.1.21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，折算成辐照度1kW/m2下的小时数。法向直接辐射辐照度directnormalirradiance(DNI)到达地表与太阳光线垂直的表面上的太阳辐射强度。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）。峰瓦wattspeak光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下
7、，最大功率点的输出功率的单位。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1.2-1能St,功柬G储庄电施的容鱼（kw上网发电hn匕标耀条件T的辐照度（常数水平面太阳罷忌辐駅毎h/m】”Faz组拌安装容量仙转Pq平均电员荷容Q走优阵列倾斜面年总辐SCkW2.2.2电駁V.-光伏发电站并网点的电网标称屯压侯Vvd_翅变器允许的最大直漩输人电压0iVmppimsK述1变器MPPT电压最大值UVmn逆变器MPPT屯压域小soo21呱甲-1S囱高点刑J1SUSflSQOUtP畑组件安装容K综告做率系数.综合效率慕数K包括：光横组件类型傕
8、ie垂數.光伏方阵的倾：m.方位倩修正聚数、光试岌电至统可用率，光黑利用率、逆变辭效率、集电践路损耗升压变压器损耗、児伏蛆件表面污黑修正亲数、光伏组件靳换效率務正系散。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.6.7.4跟踪系统的选择应符合下列要求：1跟踪系统的选型应结合安装地点的环境情况、气候特征等
9、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调整至受风最小位置的功能。6.7.5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土5。2双轴跟踪系统跟踪精度不应低于土2。3线聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于1。4点聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于土0.5。6.8光伏支架6.8.1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
10、程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求。6.8.2光伏支架材料宜采用钢材，材质的选用和支架设计应符合现行国家标准钢结构设计规范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按承载能力极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的基本组合或偶然组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：涉导卩”艮*)式中：人重要性系数.光伏支勰的设计使用年限宜为為年*安全等级为二圾，重聲性系敕不小于o勇“在披贋设计申+不孝虑重熒性系数；5荷载效应组合的设计值.J?皓构构件承抚力的设计值口在抗軽设计时
11、，应隐以承载力抗莊凋整系数祝丁肛按现行国家标准构鎖物抗駆设计规范RGB50191的规足取值6.8.5按正常使用极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应的标准组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：SC(6,5.5)武中:呂一荷载效应组合的谊计偵；匸貂枸构件达到正常锲用要求浙规定的变揑限值“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下列规定：1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25年一遇的荷载数值取值。地面和楼顶支架风荷载的体型系数取1.3。建筑物立面安装的支架风荷载的确定应符合现行国家标准建筑结构荷载规范GB500
12、09的要求。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计算:S=ZuShk+e也氐+乳叭弘十”虫:麻&一&7-1)式中：s-一荷戟败应组合的设计値；斤一就久荷載分项暮数；S粧隶久荷就蝕应标准值乍S.K亂荷戟效应标唯值；5.K雪荷载效应标准值；Sk温度作用折准值裁应g旳、-风荷载、雪荷栽和温度柞用的分项系數取I升聊讯、W凤荷载、雳荷戟和温度柞用的组合值票敬口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1.0；承载力计算时，无地震作用荷载组合值系数应符合表6.8.7-1的规定。表6.8.7-1无地霞作用组合荷载组合值系数荷载组合永久荷载、塊荷载和温度作用1.066永久荷载、
13、雪荷载和温度作用L00.6永久荷载、温度作用和凤荷载66L0水久荷载温度作用和雪荷载0-64有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算:S=y町Snit+FEhEhH+wK十71i-StK(0-ci-V-2)式中矗一荷载效应和地龍柞用效应组合的设计值i水平地麗柞用分项系数5SEhK水平地震作用标准直奴应*9.*风荷载的组合值基数血取0尙r温度作用的组合值系数：粧取。益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1.0；承载力计算时，有地震作用组合的荷载分项系数应符合表6.8.7-2的规定。表&P2有地離作用组合荷载分项系数荷载组合7g丫gn永矢荷载和水平地震作用L2L
14、3氷久荷载、朋平地震作用、凤荷载及温度作用L2L31.41.4注：1YG：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0;2表中“一”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。6支架设计时，应对施工检修荷载进行验算，并应符合下列规定：1）施工检修荷载宜取1kN，也可按实际荷载取用并作用于支架最不利位置；2）进行支架构件承载力验算时，荷载组合应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，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。6.8.8钢支架及构件的变形应符合下列规定：1风荷载取标准值或在地震作用下，支架的柱顶
15、位移不应大于柱高的1/60。2受弯构件的挠度容许值不应超过表6.8.8的规定。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/25O次梁无边框光伏组件1L/25O其他1L/2OO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钢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取2mm。2受压和受拉构件的长细比限值应符合表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其他构件、支撑等220i受拉构件主要构件350柱间支撑300其他支撑400注：对
16、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，镀锌层平均厚度不应小于55口m。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，宜采取隔离措施。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6.8.10的规定。6.9聚光光伏系统6.9.1聚光光伏系统应包括聚光系统和跟踪系统。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、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，应能保证设备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，其跟踪精度不应低于10，用于高倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于土0.5。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进
18、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。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、分批征用和租用。7.1.3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）。3站内集电线其他防护功能设施（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
19、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降低工程造价，减少运行费用，提高经济效益。7.1.5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（或开关站）及站内建筑物的选址应根据光伏方阵的布置、接人系统的方案、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（或开关站）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
20、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人口，其位置应使站内外联系方便。站区主要出人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。通向建筑物出人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连接，其连接宜短捷且方便行车，宜避免与铁路线交叉。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。站内主要道路可采用泥结碎石路面、混凝土路面或沥青路面。7.1.8光伏发电站站区的竖向布置，应根据生产要求、工
21、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、道路及场地的雨水害井、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
22、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。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，并应根据地质条件计人建筑物沉降的影响。7.1.11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
23、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。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。当必须新建时，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，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、用电干线施工场地排水系统宜单独设置，施工道路
24、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。7.2光伏方阵布置7.2.1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布置应满足下列要求：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每天9:00-15:00（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不宜低于300mm，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
25、.2.3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。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，宜采用就地布置方式。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
26、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：人侵报警系统、视频安防系统和出人口控制系统等，并能相互联动。7.3.2安装于室外的安全防护设施应采取防雷、防尘、防雨、防冻等措施。7.3.3人侵报警系统设计应按下列要求进行：1人侵报警系统设置应符合现行国家标准人侵报警系统工程设计规范GB50394的规定。2人侵报警系统应能与视频监控系统、出人口控制系统等联动。防范区内人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人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、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。7.3.4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
28、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。7.3.5出人口控制系统设计应符合下列要求：1在建筑物内（外）出人口、重要房间门等处宜设置出人口控制系统，出人口控制系统宜按现行国家标准出人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，出人口信息处理、控制、通信装置及出人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
29、人员疏散的要求。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节能评价值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。8.1.2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主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且
30、宜选用标准容量。8.1.3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变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。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
31、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。8.2.2光伏发电站发电母线电压应根据接人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光伏发电站安装总容量小于或等于lMWp时，宜采用0.4kV-10kV电压等级。2光伏发电站安装总容量大于lMWp,且不大于30MWp时，宜采用10kV-35kV电压等级。3光伏发电站安装容量大于30MWp时，宜采用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
32、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，宜采用单母线光伏发电站安装容量大于30MW时，宜采用单母线当分段时，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。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，
33、并组装在一个柜内。8.2.7光伏发电站内lokV或35kV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。经汇集形成光伏发电站群的大、中型光伏发电站，其站内汇集系统宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。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。8.2.8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行业标准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llOkV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
34、确定。8.2.10220kV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线路电压互感器与祸合电容器、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站用电系统8.3.1光伏发电站站用电系统的电压宜采用380V。8.3.2380V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。8.3.3站用电工作电源引接方式宜符合下列要求：1光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线当技术经济合理时，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，就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线、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。8.3.4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宜设置备用电源自动投人装置。8.3.5站用电变压器容量选择应符合下列要求: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与工作变压器容量相同。8.3.6
36、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。8.4直流系统8.4.1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llNV。8.4.3蓄电池组及充电装置的选择可按现行行业标准电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044的规定执行。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国家现行标准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GB500
37、60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。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配电装置。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户外装配式布置。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。8.6.2
38、并联电容器装置的设计应符合现行国家标准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宜选用成套设备。8.6.4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。8.7电气二次8.7.1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。8.7.2光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现行行业标准火力发电厂、变电所二次接线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。8
39、.7.4升压站内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他重要设备的启动（停止）等元件应在控制室内监控。8.7.5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的规定。35kV母线光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。8.7.7大、中型光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能应符合下列要求：1应对发电站电气设备进行安全监控。2应满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能。3电气参数的实时监测，也可根据需要实现其他电气设备的监控操作。8.7.8大型光伏发电站站内应配
40、置统一的同步时钟设备，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，中型光伏发电站可采用网络方式与电网对时。8.7.9光伏发电站计算机监控系统的电源应安全可靠，站控层应采用交流不停电电源（UPS）系统供电。交流不停电电源系统持续供电时间不宜小于lh。8.8过电压保护和接地8.8.1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行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620和交流电气装置的接地DL/T621的规定。8.8.2光伏发电站生活辅助建（构）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。8.8.3光伏方阵场地内应设置接地网，接
41、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。8.8.4光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4n。8.9电缆选择与敷设8.9.1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。8.9.2集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆。8.9.3光伏组件之间及组件与汇流箱之间的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。8.9.5电缆沟不得作为排水通路。8.9.6远距离传输时，网络电缆宜采用光纤电缆。9接人系统9.1一般规定9
42、.1.1光伏发电站接人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，在接人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的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。9.1.3光伏发电站应具有相应的继电保护功能。9.1.4大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，并网双方的通信系统应符合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有功功率控制应符合下列要求：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其变化速率的控制指令、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
43、。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力调度部门的限值，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除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外，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电压与无功调节应符合下列要求：1应结合无功补偿类型和容量进行接人系统方案设计。2大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投人量和变压器的变化等方式。3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
44、调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。4接入10kV-35kV电压等级公用电网的光伏发电站，功率因素应能在超前0.98和滞后0.98范围内连续可调。5接人l10kV（66kV）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线路、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站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。6对于汇集升压至330kV及以上电压等级接人公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏
45、发电站满发时站内汇集线路、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站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。7T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其特点，结合电网实际情况选择无功装置类型及容量。8小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数不应小于0.98（超前或滞后）；输出有功功率在20%一50%时，功率因数不应小于0.95（超前或滞后）。9.2.3电能质量应符合下列要求：1直接接入公用电网的光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置；接人用户侧电网的光伏发电站的电能质量监测装置应设置
46、在关口计量点。大、中型光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电力调度部分，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光伏发电站接人电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合现行国家标准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后，公共连接点的电压应符合现行国家标准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的电压波动和闪变应符合现行国家标准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，公共连接点三相电压不平衡度应符合现行国家标准电能质量三相电压不平
47、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，应符合下列要求：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。大、中型光伏发电站在电网频率异常时的运行时间要求应符合表9.2.4-1的规定。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）在指定的分闸时间内系统频率可恢复到正常的电网持续运行状态时，光伏发电站不应停止送电。表9.2.4-1大中型光伏发电站在电网频率异常时
48、的运行时间要求电网频率运行时间要求/50,5Hz在CL2s内停止向电网送电且不允许停运状态的光伏发电站并网-I!厂%闪內O92Vr1oO0TyT2T3时间G）图92.4大、中型光伏发电站低电压穿越能力要求2电网电压异常时的响应应符合下列要求：1）光伏发电站并网时输出电压应与电网电压相匹配。2）大、中型光伏发电站应具备一定的低电压穿越能力（图9.2.4），当并网点电压在图9.2.4中电压曲线及以上区域时，光伏发电站应保持并网运行。当并网点运行电压高于110%电网额定电压时，光伏发电站的运行状态由光伏发电站的性能确定。接人用户内部电网的大、中型光伏发电站的低电压穿越要求由电力调度部门确定。图中UL
49、:为正常运行的最低电压限值，宜取0.9倍额定电压。UL，宜取0.2倍额定电压。T1为电压跌落到0时需要保持并网的时间，T：为电压跌落到UL：时需要保持并网的时间。Tl、T2、T3的数值需根据保护和重合闸动作时间等实际情况来确定。3）小型光伏发电站并网点电压在不同的运行范围时，光伏发电站在电网电压异常的响应要求应符合表9.2.4-2的规定。表9.2.42光伏发电站在电网电压异常的晌应要求并网点电乐最尢分闸时间fJ50%Lrw0*IsOs连续运行ZOs05s注：1UN为光伏发电站并网点的电网标称电压。2最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。9.2.5光伏发电站的逆变器应具备过载
50、能力，在1.2倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间不应小于lmin。9.2.6光伏发电站应在并网点内侧设置易于操作、可闭锁且具有明显断开点的并网总断路器。9.3继电保护9.3.1光伏发电站的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。专线接人公用电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护。9.3.2光伏发电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备，当检测到逆流超过额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.5s-2s内将光伏发电站与电网断开。9.3.3小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连
51、接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站，光伏发电站可不设置防孤岛保护。9.3.5在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线kV及以上电压等级的大、中型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lOs到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。9.4自动化9.4.1大、中型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，通过专用通道与电力调度
52、部门相连。9.4.2大、中型光伏发电站计算机监控系统远动通信设备宜冗余配置，分别以主、备两个通道与电力调度部门进行通信。9.4.3在正常运行情况下，光伏发电站向电力调度部门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、中型光伏发电站的辐照强度、温度等。8）光伏发电站的储能容量状态。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。事故总信号。出线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并网线有载调压变压器分接头的调节。
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