光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范

1總則

1.0.1為了進一步貫徹落實國家有關(guān)法律、法規(guī)和政策，充分利用太陽能資源，

優(yōu)化國家能源結(jié)構(gòu)，建立安全的能源供應(yīng)體系，推廣光伏發(fā)電技術(shù)的應(yīng)用，規(guī)范

光伏發(fā)電站設(shè)計行為，促進光伏發(fā)電站建設(shè)健康、有序發(fā)展，制定本規(guī)范。

1.0.2本規(guī)范適用于新建、擴建或改建的交流并網(wǎng)光伏發(fā)電站和lOOkWp及以上

的獨立光伏發(fā)電站。

【條文說明】102本規(guī)范適用于各種類型的并網(wǎng)光伏發(fā)電站，包括地面、水上、

與建筑相結(jié)合、與農(nóng)業(yè)相結(jié)合的光伏發(fā)電站；除了適用于接入公共電網(wǎng)的光伏發(fā)

電站，也適用于用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏發(fā)電站；本規(guī)范適用于并入交流電網(wǎng)的光伏發(fā)

電站，不適用于并入直流電網(wǎng)的光伏發(fā)電站。

1.0.3大、中型并網(wǎng)光伏發(fā)電站建設(shè)前應(yīng)進行接入電網(wǎng)技術(shù)方案的可行性研究。

1.0.4光伏發(fā)電站設(shè)計除符合本規(guī)范外，尚應(yīng)符合國家現(xiàn)行有關(guān)標準的規(guī)定。

2術(shù)語和符號

2.1術(shù)語

2.1.1光伏組件photovoltaic(PV)module

具有封裝及內(nèi)部聯(lián)結(jié)的，能單獨提供直流電輸出的，最小不可分割的太陽電

池組合裝置。又稱太陽電池組件。

【條文說明】2.1.1光伏組件種類較多，目前較常用的光伏組件有單晶硅光伏組

件、多晶硅光伏組件和薄膜光伏組件等。

2.1.2光伏組件串photovoltaic(PV)modulesstring

在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，將若干個光伏組件串聯(lián)后，形成具有一定直流電輸出的

電路單元。

2.1.3光伏方陣photovoltaic(PV)array

將光伏組件在電氣上按一定方式連接在一起，并按一定規(guī)律進行排布、安裝

后構(gòu)成的直流發(fā)電單元。又稱光伏陣列。

【條文說明】2.1.3光伏方陣主要包含光伏組件、組件串等，一般以所接入逆變

器為劃分單元。組串式逆變器的光伏方陣范圍見圖2.1.3-1；集中式或集散式逆變

器的光伏方陣范圍見圖2.1.3-2。

-

|r

□>-

-

同▽:

一

一

一

：

同Y

一

工

光伏組件

組L

旁路二級管

光伏組件串

圖2.1.3-1組串式逆變器的光伏方陣示意圖

光伏方陣

…M

43-小

丁

.

..

..

..

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.

門.

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川

3多

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1：

光伏組件w

川

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…

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I…

-<"?、直流匯流箱

旁路二級管［:

光伏組件串

變

逆

器

一

一

圖2.1.3-2集中式或集散式逆變器的光伏方陣示意圖

2.1.4光伏發(fā)電單元photovoltaic(PV)powerunit

大、中型地面光伏發(fā)電站中，光伏方陣直流發(fā)電經(jīng)逆變器逆變，再經(jīng)就地升

壓變壓器升壓成符合電網(wǎng)頻率和匯集電壓要求的電源。又稱單元發(fā)電模塊。

【條文說明】2.1.3單元發(fā)電模塊一般以逆變升壓系統(tǒng)來劃分單元，其規(guī)模容量

根據(jù)電站建設(shè)條件、組件串電壓等級和逆變后交流電壓來確定，大、中型地面光

伏發(fā)電站通常以1MW及以上容量為一個單元發(fā)電模塊，該模塊包括一個升壓變

壓器。

2.1.5光伏發(fā)電系統(tǒng)photovoltaic(PV)powergenerationsystem

利用太陽電池的光生伏特效應(yīng)，將太陽輻射能直接轉(zhuǎn)換成交流電能的發(fā)電系

統(tǒng)；光伏發(fā)電系統(tǒng)按是否接入公共電網(wǎng)可分為并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)和獨立光伏發(fā)電

系統(tǒng)；并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)按接入并網(wǎng)點的不同又可分為用戶側(cè)光伏發(fā)電系統(tǒng)和電

網(wǎng)側(cè)光伏發(fā)電系統(tǒng)。

【條文說明】2.1.5光伏發(fā)電系統(tǒng)一般包含逆變器和光伏方陣等，對于10(6)kV

及以上電壓等級并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，通常還包含變壓器、匯集線路等。

2.1.6光伏發(fā)電站photovoltaic(PV)powerstation

以光伏發(fā)電系統(tǒng)為主，包含各類建(構(gòu))筑物及檢修、維護、生活等輔助設(shè)

施在內(nèi)的發(fā)電站。

2.1.7輻射式連接radialconnection

各個光伏發(fā)電單元或系統(tǒng)分別用斷路器與匯流母線連接。

2.1.8"T”接式連接tappedconnection

若干個光伏發(fā)電單元并聯(lián)后通過一臺斷路器與匯流母線連接。

2.1.9跟蹤系統(tǒng)trackingsystem

通過支架系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)對太陽入射方向進行實時跟蹤，從而使光伏方陣受光面

接收盡量多的太陽輻射量，以增加發(fā)電量的系統(tǒng)。

2.1.10單軸跟蹤系統(tǒng)single-axistrackingsystem

繞一維軸旋轉(zhuǎn)，使得光伏組件受光面在一維方向盡可能垂直于太陽光的入射

角的跟蹤系統(tǒng)。

2.1.11雙軸跟蹤系統(tǒng)double-axistrackingsystem

繞二維軸旋轉(zhuǎn)，使得光伏組件受光面始終垂直于太陽光的入射角的跟蹤系統(tǒng)。

2.1.12集電線路Collectivepowerlines

在分散逆變、集中并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)中，將各個光伏組件串輸出的電能,

經(jīng)匯流箱匯流至逆變器，并通過逆變器輸出端匯集到發(fā)電母線的直流和交流輸電

線路。

2.1.13公共連接點pointofcommoncoupling(PCC)

電網(wǎng)中一個以上用戶的連接處。

2.1.14并網(wǎng)點pointofcoupling(POC)

對于有升壓站的光伏發(fā)電站，指升壓站高壓側(cè)母線或節(jié)點。對于無升壓站

的光伏發(fā)電站，指光伏發(fā)電站的輸出匯總點。

2.1.15孤島現(xiàn)象islanding

在電網(wǎng)失壓時，光伏發(fā)電站仍保持對失壓電網(wǎng)中的某一部分線路繼續(xù)供電

的狀態(tài)。

2.1.16計劃性孤島現(xiàn)象intentionalislanding

按預(yù)先設(shè)置的控制策略，有計劃地出現(xiàn)的孤島現(xiàn)象。

2.1.17非計劃性孤島現(xiàn)象unintentionalislanding

非計劃、不受控出現(xiàn)的孤島現(xiàn)象。

2.1.18防孤島Anti-islanding

防止非計劃性孤島現(xiàn)象的發(fā)生。

2.1.19安裝容量capacityofinstallation

光伏發(fā)電站中安裝的光伏組件的標稱功率之和，計量單位是峰瓦（Wp）。

2.1.20峰瓦wattspeak

光伏組件在標準測試條件下，最大功率點的輸出功率的單位。

2.1.21額定容量ratedcapacity

光伏發(fā)電站中安裝的逆變器的額定有功功率之和，計量單位是瓦（W）。

【條文說明】2.1.23光伏發(fā)電系統(tǒng)中組件與逆變器之間安裝容量配比在不同的建

設(shè)場地、太陽能資源和工程造價等條件下，差異較大，光伏發(fā)電站組件安裝容量

已不能完全代表電站發(fā)電性能特性，故增加光伏電站額定容量的定義，用以表征

光伏電站作為電源向電網(wǎng)發(fā)出交流功率的能力。當光伏電站配置儲能系統(tǒng)時，儲

能變流器的額定容量不計入光伏電站的額定容量。

現(xiàn)行國際電工委員會標準《Photovoltaicinverters-Datasheetandnameplate》

IEC62894定義了逆變器的額定功率（ratedpowerPac,r）activepowertheinverter

candeliverincontinuousoperation,即：逆變器在持續(xù)運行條件下可以轉(zhuǎn)換的有功

功率。參照此條術(shù)語,此處選用額定功率來表述逆變器向電網(wǎng)發(fā)出交流功率的能

力。

對旋轉(zhuǎn)式發(fā)電系統(tǒng)，如發(fā)電機，有額定工況、額定功率因數(shù)和額定容量的相

關(guān)術(shù)語定義?，F(xiàn)行國家標準《旋轉(zhuǎn)電機定額和性能》GB/T755規(guī)定了旋轉(zhuǎn)電機

的額定輸出是指接線端子處的視在功率，用伏安（VA）連同功率因數(shù)表示，并

規(guī)定同步發(fā)電機的額定功率因數(shù)應(yīng)為0.8滯后（過勵）?，F(xiàn)行國家標準《隱極同

步發(fā)電機技術(shù)要求》GB/T7064定義門司步發(fā)電機的額定工況，指出發(fā)電機額定

工況由下列有關(guān)數(shù)據(jù)給出：視在功率、頻率、電壓、功率因數(shù)、初級冷卻介質(zhì)溫

度、勵磁電壓和勵磁電流，有時還包括：現(xiàn)場海拔、氫氣壓力、氫氣純度范圍。

功率因數(shù)由供需雙方協(xié)商確定。在電機出線端處的標準額定功率因數(shù)為過勵0.8、

0.85、0.9。發(fā)電機設(shè)計可考慮在功率因數(shù)0.95（欠勵）下帶額定功率（MW）運

行的能力。現(xiàn)行國家標準《水輪發(fā)電機基本技術(shù)條件》GB/T7894建議了水輪發(fā)

電機的額定功率因數(shù)，水輪發(fā)電機的額定功率因數(shù)宜為：額定容量為100MVA

及以下者，不低于0.85（滯后）；額定容量大于100MVA但不超過250MVA者,

不低于0875（滯后）。

2.1.22真太陽時solartime

以太陽時角作標準的計時系統(tǒng)，真太陽時以日面中心在該地的上中天的時刻

為零時。

2.1.23最大功率跟蹤maximumpowerpointtracking（MPPT）

利用硬件設(shè)備和軟件控制策略，讓光伏組件串的輸出功率始終工作在最大功

率點附近。

2.2符號

2.2.1能量、功率

EP——上網(wǎng)發(fā)電量（kWh）；

Es——標準條件下的輻照度（常數(shù)=lkW/m2）；

HA——水平面太陽能總輻射量（kWh/m2）；

GA——光伏陣列面太陽能總輻射量（kWh/m2）o

PAZ——組件安裝容量（kWP）；

Po——平均電負荷容量（kW）o

2.2.2電壓

Vijcmax---------最大系統(tǒng)電壓（V）;

VMPPTmax——逆變器MPPT電壓最大值（V）;

VMPPTmin--------逆變器MPPT電壓最小值（V）;

Voc一光伏組件的開路電壓（V）;

Vpm——光伏電池組件的工作電壓（V）。

2.2.3溫度、數(shù)量

t一一光伏組件晝間環(huán)境極限低溫（℃）;

t,一一工作狀態(tài)下光伏組件的電池極限高溫（C）；

N--光伏組件的串聯(lián)數(shù)（N取整）。

2.2.4無量綱系數(shù)

Kv——光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；

KJ——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；

PR-----光伏發(fā)電系統(tǒng)效率；

CPR---光伏發(fā)電綜合效率；

2.2.5結(jié)構(gòu)系數(shù)

C——結(jié)構(gòu)或結(jié)構(gòu)構(gòu)件達到正常使用要求的規(guī)定限值，

Sd——荷載組合的效應(yīng)設(shè)計值；

Rd——結(jié)構(gòu)構(gòu)件抗力的設(shè)計值。

SGk——永久荷載作用標準值Gk的效應(yīng)；

S*"、Ww—風(fēng)荷載作用標準值QWk的效應(yīng)和其組合值系數(shù)；

Ssk、一雪荷載作用標準值Qsk的效應(yīng)和其組合值系數(shù)；

S.恢、WM—施工檢修荷載作用標準值QMk的效應(yīng)和其組合值系數(shù)。

無、九——溫度荷載作用標準值Qik的效應(yīng)和其組合值系數(shù)。

%——重要性系數(shù)；

7G—永久荷載作用的分項系數(shù)；

Yw——風(fēng)荷載作用的分項系數(shù)；

h——雪荷載作用的分項系數(shù)；

7M——施工檢修荷載作用的分項系數(shù)；

八——溫度荷載作用的分項系數(shù)。

3基本規(guī)定

3.0.1光伏發(fā)電站設(shè)計應(yīng)綜合考慮日照條件、土地和建筑條件、安裝和運輸條件

等因素，并應(yīng)滿足安全可靠、經(jīng)濟適用、環(huán)保、美觀，便于安裝和維護的要求。

3.0.2光伏發(fā)電站設(shè)計在滿足安全性和可靠性的同時，應(yīng)優(yōu)先采用新技術(shù)、新工

藝、新設(shè)備、新材料。

3.0.3光伏發(fā)電站設(shè)計宜優(yōu)先選用智能一體化設(shè)備或裝置，并采用現(xiàn)代數(shù)字信息

技術(shù)和集成優(yōu)化控制管理系統(tǒng)，滿足電站安全、高效、經(jīng)濟運行的要求，實現(xiàn)與

智能電網(wǎng)、需求側(cè)相互協(xié)調(diào)，與資源和環(huán)境相互融合。

3.04光伏發(fā)電站規(guī)模大小可按單個項目的額定容量劃分如下：

1小型光伏發(fā)電站：額定容量小于等于6MW；

2中型光伏發(fā)電站：額定容量大于6MW且小于等于30MW；

3大型光伏發(fā)電站：額定容量大于30MW。

3.0.5大型光伏發(fā)電站內(nèi)應(yīng)裝設(shè)太陽能輻射現(xiàn)場觀測裝置。

【條文說明】305大型光伏發(fā)電站需要裝設(shè)太陽能輻射觀測裝置，用于分析電

站運行狀況，包括系統(tǒng)效率變化、組件衰減率等，并為光伏發(fā)電站發(fā)電功率預(yù)測

提供太陽能資源分析實時記錄數(shù)據(jù)。對大型光伏發(fā)電站，如果工程前期設(shè)置的現(xiàn)

場觀測站在廠址范圍內(nèi)，可優(yōu)先利用，無需重復(fù)建設(shè)。

3。6建筑物上安裝的光伏發(fā)電系統(tǒng)，不應(yīng)降低相鄰建筑物的日照標準。

【條文說明】3.0.6當建筑物上安裝的光伏發(fā)電系統(tǒng)，對相鄰建筑物的日照有影

響時，為了避免與鄰近建筑物業(yè)主之間因日照引起糾紛，在光伏發(fā)電站建設(shè)前,

應(yīng)事先與相關(guān)業(yè)主進行充分協(xié)商，并達成一致意見。

3.0.7在既有建筑物上增設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)，必須進行建筑物結(jié)構(gòu)和電氣的安全復(fù)

核，并應(yīng)滿足建筑結(jié)構(gòu)及電氣的安全性要求。

【條文說明】3.0.7在既有建筑物上建設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)，有可能對既有建筑物的

安全性造成不利影響，威脅人身安全，因此必須進行安全復(fù)核。這些不利影響包

括但不限于增加了既有建筑物的荷載，對既有建筑物的結(jié)構(gòu)造成了破壞，導(dǎo)熱不

利致使既有建筑物局部溫度過高，防雷接地性能不足等。

3.0.8在既有建筑物上增設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)，不得影響消防疏散通道和消防設(shè)施的

使用。

【條文說明】308在既有建筑物上建設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)，需要增加的相關(guān)設(shè)備、

設(shè)施不能影響既有建筑物的消防安全，不能占用消防通道，不能影響消防設(shè)施的

使用。

3.0.9光伏發(fā)電站設(shè)計時應(yīng)對站址及其周圍區(qū)域的工程地質(zhì)情況進行勘探和調(diào)查,

查明站址的地形條件、地貌特征和主要地層的分布及物理力學(xué)性質(zhì)、地下水條件

等。

【條文說明】3.0.9地質(zhì)勘探或調(diào)查的目的是為確定站址、光伏場布置、巖土工

程提供基礎(chǔ)資料。

3.0.10當光伏發(fā)電站建設(shè)與農(nóng)牧業(yè)、漁業(yè)等相結(jié)合時，應(yīng)對種植物和養(yǎng)殖物的生

長特性進行分析，合理選擇光伏組件類型、安裝形式、布置高度和間距，以滿足

農(nóng)牧業(yè)、漁業(yè)等的功能需求。

【條文說明】3.0.10對與農(nóng)牧業(yè)、漁業(yè)等相結(jié)合光伏發(fā)電站，組件的選型、安裝

和布置需要考慮農(nóng)作物和養(yǎng)殖物生長的光照和活動空間要求，以及種植、養(yǎng)殖過

程中生產(chǎn)設(shè)施或機械的作業(yè)通道的空間要求。

3.0.11光伏發(fā)電站中的所有設(shè)備和部件，應(yīng)符合國家現(xiàn)行相關(guān)標準的規(guī)定，主要

設(shè)備應(yīng)通過國家批準的認證機構(gòu)的產(chǎn)品認證。

【條文說明】3011光伏發(fā)電站需要專門認證的設(shè)備主要是光伏組件和逆變器。

4站址選擇

4.0.1光伏發(fā)電站的站址選擇應(yīng)根據(jù)國家可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃、地區(qū)自然

條件、太陽能資源、交通運輸、電網(wǎng)接入、電力消納、地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃、其他

設(shè)施等因素全面考慮；在選址工作中，應(yīng)從全局出發(fā)，正確處理與相鄰農(nóng)業(yè)、林

業(yè)、牧業(yè)、漁業(yè)、工礦企業(yè)、城市規(guī)劃、國防設(shè)施和人民生活等各方面的關(guān)系。

4.0.2光伏發(fā)電站選址時，應(yīng)結(jié)合電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、電力負荷、交通、運輸、環(huán)境保護

要求，出線走廊、地質(zhì)、地震、地形、水文、氣象、占地拆遷、施工以及周圍工

礦企業(yè)對電站的影響等條件，擬訂初步方案，通過全面的技術(shù)經(jīng)濟比較和經(jīng)濟效

益分析，提出論證和評價。當有多個候選站址時，應(yīng)提出推薦站址的排序。

4.0.3地面光伏發(fā)電站站址宜選擇在地勢平坦或北高南低的場地；與建筑物相結(jié)

合的光伏電站，主要朝向宜為南向或接近南向，且應(yīng)避開周邊障礙物對光伏組件

的遮擋。

【條文說明】4.0.3與建筑屋頂相結(jié)合的光伏電站，光伏組件布置時應(yīng)優(yōu)先選擇

平屋頂和朝南坡的屋面；當選擇朝北的坡屋面時，光伏方陣安裝傾角宜控制在-5

度范圍內(nèi)，以滿足發(fā)電的經(jīng)濟性要求。與建筑物結(jié)合的光伏發(fā)電站選址還需要綜

合考慮建筑圍護、節(jié)能、防水、結(jié)構(gòu)安全和電氣安全等方面的因素。

4.0.4利用山地建設(shè)的光伏發(fā)電站選址宜選擇朝坡向朝南的山坡，坡度應(yīng)滿足施

工和運行的安全性要求，并綜合考慮用地屬性、周邊山體遮擋、沖溝等因素的影

響。

【條文說明】4.0.4對山地光伏項目選址提出原則性的選址要求。山地光伏設(shè)計

時，首先需要分析周邊山體的陰影遮擋范圍，結(jié)合用地屬性，考慮施工條件，在

陰影遮擋范圍之外再選擇主導(dǎo)坡向朝南的山坡優(yōu)先布置光伏組件。

4.0.5光伏方陣采用固定式基礎(chǔ)的水面光伏電站的站址，應(yīng)依據(jù)水體底部巖土構(gòu)

成和當?shù)厮臍庀髼l件，綜合考慮施工、運行等因素經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟性比較后選擇。

【條文說明】4.0.5對采用固定式基礎(chǔ)的水面光伏電站項目選址提出原則性的選

址要求。

4.0.6光伏方陣采用漂浮式支撐結(jié)構(gòu)的水面光伏電站的站址，應(yīng)根據(jù)工程所在地

的水深、水流、結(jié)冰、波浪、風(fēng)速等自然條件，綜合考慮施工和運行的安全性和

可靠性后進行選擇。

4.0.7與設(shè)施農(nóng)業(yè)、林業(yè)相結(jié)合的光伏電站的站址，應(yīng)結(jié)合當?shù)刈匀粭l件、農(nóng)作

物和種植物生長規(guī)律和特點進行選擇。

4.0.8—光伏發(fā)電站站址防洪設(shè)計應(yīng)符合下列要求：

1光伏發(fā)電站的光伏方陣區(qū)按不同規(guī)劃容量所對應(yīng)的防洪標準應(yīng)符合表

4.0.8的規(guī)定。對于光伏方陣區(qū)內(nèi)地面低于上述標準的區(qū)域，應(yīng)采取有效的防洪措

施。防排洪措施宜在首期工程中按規(guī)劃額定容量統(tǒng)一規(guī)劃，分期實施。

表4.0.8光伏方陣區(qū)防洪等級和防洪標準

防洪等級規(guī)劃容量MW防洪標準（重現(xiàn)期）

I>500N50年一遇的高水（潮）位

II<500工30年一遇的高水（潮）位

2光伏發(fā)電站的升壓配電及生活管理區(qū)防洪標準應(yīng)滿足國家現(xiàn)行標準

G5kV-110kV變電站設(shè)計規(guī)范》GB50059,《220kV-750kV變電站設(shè)計規(guī)程》

DL/T5218的要求。

3位于海濱的光伏發(fā)電站設(shè)置防洪堤或防浪堤時,其堤頂標高應(yīng)依據(jù)表408

中的要求，并滿足重現(xiàn)期為30年波列累計頻率1%的浪爬高加上0.5m的安全超

高確定。

4位于江、河、湖旁的光伏發(fā)電站設(shè)置防洪堤時，其堤頂標高應(yīng)按本規(guī)范表

4.0.8中的要求，加0.5m的安全超高確定；當受風(fēng)、浪、潮影響較大時，尚應(yīng)再

加重現(xiàn)期為30年的浪爬高。

5在以內(nèi)澇為主的地區(qū)建站并設(shè)置防洪堤時，其堤頂標高應(yīng)按30年一遇的設(shè)

計內(nèi)澇水位加0.5m的安全超高確定；位于西北干旱地區(qū)的光伏電站，應(yīng)采取站區(qū)

內(nèi)的融雪或短時暴雨排洪措施。

6利用山地建設(shè)的光伏發(fā)電站，應(yīng)設(shè)防山洪和排山洪的措施，防排設(shè)施應(yīng)按

50年一遇的山洪設(shè)計。

7當光伏方陣區(qū)不設(shè)防洪堤時，光伏方陣區(qū)電氣設(shè)備底標高和建筑物室內(nèi)地

坪標高應(yīng)按本規(guī)范表4.0.8中防洪標準或30年一遇最高內(nèi)澇水位加上0.5米的安

全超高確定。當受風(fēng)、浪、潮影響較大時，尚應(yīng)再加重現(xiàn)期為30年的浪爬高。

【條文說明】4.0,8依據(jù)國家標準《防洪標準》GB50201-2014,結(jié)合光伏電站自

身特點及國內(nèi)光伏電站建設(shè)規(guī)模，將光伏電站防洪標準按升壓變電及管理區(qū)和光

伏方陣區(qū)分別制定防洪標準，在保證安全的前提下，有效降低投資。

防洪措施，可以是建設(shè)整個電站的防洪堤或區(qū)域防洪提，也可以通過提高設(shè)

備和建筑物基礎(chǔ)來滿足防洪標準。具體采用哪種措施可根據(jù)項目特點通過技術(shù)經(jīng)

濟比較后確定。

光伏陣列區(qū)主要電氣設(shè)備主要包括光伏組件、組串匯流箱、交流匯流箱、逆

變器、就地升壓變壓器、就地通訊柜、支架跟蹤裝置配電柜及驅(qū)動裝置等。

4.0.9選擇站址時，應(yīng)避開空氣經(jīng)常受懸浮物嚴重污染的地區(qū)。

4.0.10選擇站址時，應(yīng)避開泥石流、滑坡的地段。在危巖、發(fā)震斷裂地帶、巖溶

發(fā)育、采空區(qū)和地質(zhì)塌陷區(qū)等地區(qū)進行選址時，應(yīng)進行地質(zhì)災(zāi)害危險性評估。

【條文說明】4.0.10目前國內(nèi)在巖溶發(fā)育、采空區(qū)和地質(zhì)塌陷區(qū)已有光伏電站的

實際建設(shè)經(jīng)驗，現(xiàn)場反饋情況良好，因此在危巖、發(fā)震斷裂地帶、巖溶發(fā)育、采

空區(qū)和地質(zhì)塌陷區(qū)建設(shè)光伏電站時，在通過地質(zhì)災(zāi)害危險性評估并采取相應(yīng)措施

后可作為光伏電站場址。

4.0.11光伏發(fā)電站站址應(yīng)避讓重點保護的文化遺址。站址地下深層壓有文物、

礦藏時，除應(yīng)取得文物、礦藏有關(guān)部門同意的文件外，還應(yīng)對文物和礦藏開挖后

的安全性進行評估。

4.0.12光伏發(fā)電站站址選擇應(yīng)優(yōu)先利用未利用荒地，不應(yīng)破壞原有水系，做好

植被保護，減少土石方開挖量，并應(yīng)節(jié)約用地，減少房屋拆遷和人口遷移。

【條文說明】4.0.12本條根據(jù)合理利用土地、節(jié)約用地、避免對自然環(huán)境造成重

大影響的原則，對站址選擇提出的要求。

4.0.13除與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)以外，光伏發(fā)電站站址選擇應(yīng)避讓自然

保護區(qū)、水源保護地。

【條文說明】4.0.13按照《在國家級自然保護區(qū)修筑設(shè)施審批管理暫行辦法》，

禁止在國家級自然保護區(qū)內(nèi)修筑風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、火力發(fā)電等項目的設(shè)施。

國家級自然保護區(qū)內(nèi)一般建有服務(wù)于自然保護區(qū)的建筑物，在這些建筑物上建設(shè)

分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，可以視為建筑物的一個組成部分或建筑物的配套設(shè)施。

4.0.14光伏發(fā)電站站址選擇應(yīng)考慮電站達到規(guī)劃容量時接入電力系統(tǒng)的出線走

廊。

4.0.15條件合適時，可在風(fēng)電場內(nèi)建設(shè)光伏發(fā)電站。

【條文說明】4.0.15在風(fēng)電場內(nèi)建設(shè)光伏發(fā)電站時，需要就光伏陣列布置對地面

粗糙度的影響、風(fēng)機塔筒對光伏陣列的遮擋影響等進行綜合分析。

5太陽能資源分析

5.1一般規(guī)定

5.1.1光伏發(fā)電站設(shè)計應(yīng)對站址所在地的區(qū)域太陽能資源基本狀況進行分析，并對

相關(guān)的地理條件和氣候特征進行適應(yīng)性分析。

【條文說明】5.1.1光伏發(fā)電站設(shè)計首先需要分析站址所在地區(qū)的太陽能資源概況,

并對該地區(qū)太陽能資源的豐富程度進行初步評價，同時分析相關(guān)的地理條件和氣

候特征，為站址選擇和技術(shù)方案初步確定提供參考依據(jù)。

5.1.2當對光伏發(fā)電站進行太陽能總輻射量及其變化趨勢等太陽能資源分析時，應(yīng)

選擇站址所在地附近有太陽輻射長期觀測記錄的氣象站作為參考氣象站。

【條文說明】5.1.2若站址所在地附近沒有長期觀測記錄太陽輻射的氣象站，可選

擇站址所在地周邊較遠的多個（兩個及以上）具有太陽輻射長期觀測記錄的氣象

站作為參考氣象站，同時，借助公共氣象數(shù)據(jù)庫（包括衛(wèi)星觀測數(shù)據(jù)）或商業(yè)氣

象（輻射）軟件包進行對比分析。還可收集站址所在地附近基本氣象站的各年日

照時數(shù)與參考氣象站的日照時數(shù)進行對比分析。

5.1.3大型光伏發(fā)電站建設(shè)前期宜先在站址所在地設(shè)立太陽輻射現(xiàn)場觀測站。

5.1.4當利用現(xiàn)場觀測數(shù)據(jù)進行太陽能資源分析時，現(xiàn)場觀測數(shù)據(jù)應(yīng)連續(xù)，且不

應(yīng)少于一個完整年。

【條文說明】5.1.3~5.1.4系原條文5.1.4分拆成兩部分。目前在我國有太陽輻射

長期觀測記錄的氣象站只有近百個，實際覆蓋面積較小，尤其是在我國西北地區(qū)，

大多數(shù)情況下參考氣象站距光伏發(fā)電站較遠，很難獲得站址所在地實際的太陽能

輻射狀況。對于中小型光伏發(fā)電站而言，由于其規(guī)模小，各種影響相對較小，可

以借助公共氣象數(shù)據(jù)庫或其他手段進行粗略的分析推算。但大型光伏發(fā)電站，由

于規(guī)模較大，輻射資源分析無論是對項目本身的投資收益還是對電力系統(tǒng)的影響

都比較大，因此，在大型光伏發(fā)電項目建設(shè)前期推薦先在站址所在地設(shè)立太陽輻

射現(xiàn)場觀測站，并進行至少一個完整年的現(xiàn)場觀測記錄。

5.2參考氣象站基本條件和數(shù)據(jù)采集

5.2.1參考氣象站應(yīng)具有連續(xù)10年以上的太陽輻射長期觀測記錄。

【條文說明】5.2.1在我國西北地區(qū)，由于具有連續(xù)10年以上太陽輻射長期觀測

記錄的氣象站較少，往往距站址最近的參考氣象站也都比較遠，故當有太陽輻射

長期觀測記錄的氣象站距站址較遠時，可以選擇站址周邊兩個及以上的氣象站作

為參考氣象站。

5.2.2參考氣象站所在地與光伏發(fā)電站站址所在地的氣候特征、地理特征應(yīng)基本

一致。

523參考氣象站的輻射觀測資料與光伏發(fā)電站站址現(xiàn)場太陽輻射觀測裝置的同

期輻射觀測資料應(yīng)具有較好的相關(guān)性。

5.2.4參考氣象站采集的信息應(yīng)包括下列內(nèi)容：

1氣象站長期觀測記錄所采用的標準、輻射儀器型號、安裝位置、高程、周

邊環(huán)境狀況，以及建站以來的站址遷移、輻射設(shè)備維護記錄、周邊環(huán)境變動等基

本情況和時間。

2最近連續(xù)10年以上的逐年各月的總輻射量、直接輻射量、散射輻射量、

日照時數(shù)的觀測記錄，且與站址現(xiàn)場觀測站同期至少一個完整年的逐小時的觀測

記錄。

3最近連續(xù)10年的逐年各月最大輻照度的平均值。

4近30年來的多年月平均氣溫、極端最高氣溫、極端最低氣溫、晝間最高

氣溫、晝間最低氣溫。

5近30年來的多年平均風(fēng)速、多年極大風(fēng)速及發(fā)生時間、主導(dǎo)風(fēng)向，多年

最大凍土深度和積雪厚度，多年年平均降水量和蒸發(fā)量。

6近30年來的連續(xù)陰雨天數(shù)、雷暴日數(shù)、冰雹次數(shù)、沙塵暴次數(shù)、強風(fēng)次

數(shù)等災(zāi)害性天氣情況。

【條文說明】5.2.4最近連續(xù)10年以上的最近一年至少不早于前年。

第3款收集最近連續(xù)10年的逐年各月最大輻照度平均值的目的是分析站址

所在地的光伏發(fā)電系統(tǒng)的最大直流和交流輸出功率情況，為逆變器、變壓器及其

他電氣設(shè)備選型提供參考依據(jù)。

第4?6款為一般氣象資料，如參考氣象站距站址較遠，則需要收集站址附

近氣象站的相關(guān)數(shù)據(jù)。

5.3太陽輻射現(xiàn)場觀測站基本要求

5.3.1太陽輻射現(xiàn)場觀測站的選址、數(shù)據(jù)測量、測量設(shè)備選型與校驗、儀器安裝

與維護、測量數(shù)據(jù)采集與傳輸及測量數(shù)據(jù)保存與整理應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《太陽

能資源測量總輻射》GB/T31156.《太陽能資源測量直接輻射》GB/T33698和行

業(yè)標準《光伏發(fā)電站太陽能資源實時監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》NB/T32102.《地面氣象觀

測規(guī)范》QX/T46-66的要求。

5.3.2太陽輻射現(xiàn)場觀測站的觀測內(nèi)容應(yīng)包括總輻射、日照時數(shù)、環(huán)境溫度、相

對濕度、風(fēng)速、風(fēng)向等的實測數(shù)據(jù)。

【條文說明】531、5.3.2現(xiàn)場觀測站的觀測裝置包括日照輻射表、測溫探頭、

風(fēng)速傳感器、風(fēng)向傳感器、控制盒等。觀測裝置的安裝位置需要視野開闊，且在

一年當中日出和日沒方位不能有大于5°的遮擋物。增加了與太陽輻射觀測站相

關(guān)的現(xiàn)行國家標準和行業(yè)標準。

5.3.3大型光伏發(fā)電站應(yīng)設(shè)置光伏方陣陣列面的總輻射觀測項目，總輻射觀測儀

的設(shè)置應(yīng)與光伏陣列面的空間朝向一致；對傾角可調(diào)式和跟蹤式光伏方陣，總輻

射觀測儀還應(yīng)與光伏方陣保持同步運動。

【條文說明】5.3.3光伏陣列面上的總輻射是為了實時觀測光伏組件在受光條件

下的太陽總輻射量及變化，便于更好地分析光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行特性和主要設(shè)備

的工作狀況。當大型光伏發(fā)電站中光伏方陣有固定式、傾角可調(diào)式、跟蹤式等不

同安裝方式時，應(yīng)分別設(shè)置對應(yīng)的總輻射觀測儀。

5.3.4對于采用雙面發(fā)電光伏組件的大型光伏發(fā)電站，可結(jié)合光伏方陣安裝方案,

設(shè)置光伏組件背面的總輻射觀測項目。

【條文說明】5.3.4與常規(guī)光伏組件相比，雙面光伏組件具有背面也能接收地面

反射太陽光發(fā)電的特點，按正面接收太陽光進行功率標定的雙面光伏組件的發(fā)電

量略高于相同標稱功率的常規(guī)單面光伏組件。

現(xiàn)階段，國內(nèi)外尚未制定針對雙面光伏組件的功率標定方法；此外，雙面光

伏組件背面接收的太陽輻照度受地表反射率、光伏陣列傾角、入射光的直散分布、

太陽高度角、光伏陣列前后排間距及雙面光伏組件安裝位置（高度及東西方向）

等因素影響，甚至同一塊雙面組件背面各處接收太陽輻照度也可能存在差異，因

此，難以選取單一具有代表性的雙面組件背面總輻射觀測項目的測量位置；最后,

正面與背面分別接收的太陽光存在光譜差異，除夏季太陽從東北面升起后、西北

面落下前的一小段時間內(nèi)，絕大多數(shù)工作時間內(nèi)，雙面光伏組件背面接收到太陽

輻照度遠低于其正面接收值，而晶體硅光伏組件在低太陽輻照度下最大功率具有

快速下降的特點。

設(shè)置光伏組件背面的總輻射觀測項目目的在于為雙面組件的發(fā)電機理研究、

量化建模提供實測數(shù)據(jù)積累。

5.3.5現(xiàn)場觀測數(shù)據(jù)宜實時傳送，并接入電站監(jiān)控系統(tǒng)。

5.4太陽輻射觀測數(shù)據(jù)驗證與資源分析

5.4.1對太陽輻射觀測數(shù)據(jù)應(yīng)進行完整性檢驗，觀測數(shù)據(jù)應(yīng)符合下列要求：

1觀測數(shù)據(jù)的實時觀測時間順序應(yīng)與預(yù)期的時間順序相同；

2按某時間順序?qū)崟r記錄的觀測數(shù)據(jù)量應(yīng)與預(yù)期記錄的數(shù)據(jù)量相等；

3實測數(shù)據(jù)有效完整率應(yīng)在90%以上。

【條文說明】5.4.1實測數(shù)據(jù)記錄時，由于設(shè)備故障、斷電等原因，有時會出現(xiàn)

數(shù)據(jù)缺測或記錄偏差，因此，需進行實測數(shù)據(jù)完整性檢驗。

5.4.2對太陽輻射觀測數(shù)據(jù)應(yīng)依據(jù)日天文輻射量等進行合理性檢驗，觀測數(shù)據(jù)應(yīng)

符合下列要求：

1總輻射最大輻照度小于2kW/n?；

2日總輻射量小于天文日總輻射量。

【條文說明】5.4.2實測數(shù)據(jù)記錄時，由于一些特殊原因，有時會產(chǎn)生不合理的

無效數(shù)據(jù)，因此，需進行實測數(shù)據(jù)合理性檢驗?？傒椛渥畲筝椪斩纫话銘?yīng)小于太

陽常數(shù)(1367±7W/m2),由于云層的作用，觀測到得瞬間最大輻照度也可能超

過太陽常數(shù)，但若大于2kW/n?則可判定該數(shù)據(jù)無效。

5.4.3太陽輻射觀測數(shù)據(jù)經(jīng)完整性和合理性檢驗后，其中不合理和缺測的數(shù)據(jù)應(yīng)

進行修正，并補充完整。其它可供參考的同期記錄數(shù)據(jù)經(jīng)過分析處理后，可填補

無效或缺測的數(shù)據(jù)，形成完整的長序列觀測數(shù)據(jù)。

【條文說明】5.4.3太陽輻射觀測數(shù)據(jù)經(jīng)完整性和合理性檢驗后，需要進行數(shù)據(jù)

完整率計算，可按照下列公式進行計算：

有效數(shù)據(jù)完整率=應(yīng)測數(shù)目-缺/?土無效數(shù)據(jù)數(shù)目XI00%

應(yīng)測數(shù)目

若數(shù)據(jù)完整率較小，且由無其他有效數(shù)據(jù)補缺，該組數(shù)據(jù)可視為無效。

缺測數(shù)據(jù)的填補也可借助其他相關(guān)數(shù)據(jù)，采用插補訂正法、線性回歸法、相

關(guān)比值法等進行處理。

5.4.4光伏發(fā)電站太陽能資源分析宜包括下列內(nèi)容：

1長時間序列的年總輻射量變化和各月總輻射量年際變化。

210年以上的年總輻射量平均值和月總輻射量平均值。

3太陽能資源典型年的年總輻射量和月總輻射量。

4最近三年內(nèi)連續(xù)12個月各月輻射量日變化及各月典型日輻射量小時變化。

【條文說明】5.4.4在光伏發(fā)電站設(shè)計時，太陽能資源典型年的月總輻射量是預(yù)

測光伏發(fā)電站在運營期內(nèi)發(fā)電量、確定固定式光伏方陣的最佳傾角和傾角可調(diào)式

光伏方陣的調(diào)節(jié)范圍及調(diào)節(jié)策略的依據(jù)。

由長時間序列的總輻射量實際觀測數(shù)據(jù)，采用Sandia國家實驗室法、基于正

態(tài)擬合的概率最大法或頻率（數(shù)）最大法等方法計算太陽能資源典型年的總輻射

量。

5.4.5太陽能資源分析時應(yīng)依據(jù)太陽能資源典型年的水平面各月總輻射量，進行

典型年光伏方陣陣列面上各月總輻射量的換算。

【條文說明】5.4.5通常參考氣象站記錄的太陽輻射觀測數(shù)據(jù)是水平布置日照輻

射表接受到的數(shù)據(jù)，以此預(yù)測的電站設(shè)計使用年限內(nèi)的平均年總輻射量也是水平

日照輻射表的數(shù)據(jù)。當光伏方陣采用不同布置方式時，需進行折算。但這種計算

比較復(fù)雜，通?？刹捎密浖嬎?。目前，國際上比較流行的軟件是RetScreen、

PVsyst、Meteonorm等。

6接入系統(tǒng)

6.1一般規(guī)定

6.1.1光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)的電壓等級應(yīng)根據(jù)光伏發(fā)電站的額定容量及當?shù)仉娋W(wǎng)

的具體情況，在接入系統(tǒng)設(shè)計中經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。

【條文說明】6.1.1光伏發(fā)電站并網(wǎng)電壓等級是要在接入系統(tǒng)方案設(shè)計中經(jīng)技術(shù)

經(jīng)濟比較后確定，現(xiàn)行電力行業(yè)標準《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則》DL/T5729推

薦的50MW及以下容量的光伏發(fā)電站的并網(wǎng)電壓等級選擇如表k

表1電源并網(wǎng)電壓等級參考表

電源總?cè)萘糠秶⒕W(wǎng)電壓等級

8kW及以下220V

8kW~400kW380V

400kW~6MW10kV

6MW-50MW20kV、35kV、66kV、UOkV

對超過50MW的光伏發(fā)電站，一般選用UOkV及以上電壓等級接入電力系

統(tǒng)。

6.1.2光伏發(fā)電站應(yīng)具有相應(yīng)的繼電保護功能。

【條文說明】6.1.2光伏發(fā)電站應(yīng)具有相應(yīng)的繼電保護功能，出現(xiàn)異常及時斷開

與電網(wǎng)的連接，以保證設(shè)備和人身安全。

6.1.3通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)的發(fā)電站應(yīng)具備與電力調(diào)度部門之間進行

數(shù)據(jù)通信的能力，并符合電網(wǎng)安全運行對電力通信的要求。

【條文說明】6.1.3通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)的光伏發(fā)電站要具備與電力

調(diào)度部門之間進行實時數(shù)據(jù)通信的能力，以滿足電網(wǎng)調(diào)度的需要。小型光伏電站

與電力調(diào)度部門之間的通信要求可以適當簡化。

6.2并網(wǎng)要求

6.2.1通過35kV(20kV)及以上電壓等級并網(wǎng)以及通過10kV(6kV)電壓等級

與公共電網(wǎng)連接的光伏發(fā)電站應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)

計規(guī)范》GB/T50866的要求。

6.2.2通過10kV(6kV)電壓等級接入用戶側(cè)電網(wǎng)以及通過380V電壓等級接入

電網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)設(shè)計規(guī)范》GB"

50865的要求。

【條文說明】6.2.1~6.6.2光伏發(fā)電站由于接入電壓等級或接入電網(wǎng)位置不同，對

其并網(wǎng)要求也不相同。按照已發(fā)布的相關(guān)國家標準的要求，通過35kV及以上電

壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級與公共電網(wǎng)連接的光伏發(fā)電站的并網(wǎng)要求

較高，內(nèi)容包括：有功功率、功率預(yù)測、無功容量、電壓控制、低電壓穿越、運

行適應(yīng)性、電能質(zhì)量等；通過10kV(6)kV)電壓等級接入用戶側(cè)，以及通過

380V電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)要求較低，內(nèi)容包括：無功容量

和電壓調(diào)節(jié)、啟動、運行適應(yīng)性、電能質(zhì)量、安全與保護、通用技術(shù)要求、電能

計量等。根據(jù)現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》GB/T50866

的要求，通過35kV(20kV)及以上電壓等級并網(wǎng)以及通過10kV(6kV)電壓等

級與公共電網(wǎng)連接的新建、改建和擴建光伏發(fā)電站其一次、二次設(shè)計都應(yīng)符合現(xiàn)

行國家標準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964的要求。根據(jù)現(xiàn)

行國家標準《光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)設(shè)計規(guī)范》GB/T50865的要求，通過I0kV(6kV)

電壓等級接入用戶側(cè)電網(wǎng)以及通過380V電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)其一

次、二次設(shè)計都應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB"

29319的要求。

6.3繼電保護

6.3.1光伏發(fā)電站的送出線路保護、系統(tǒng)保護應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《繼電保護和

安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T14285的規(guī)定，且應(yīng)滿足可靠性、選擇性、靈敏

性和速動性的要求。

6.3.2通過380V電壓等級接入電網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏

發(fā)電站的防孤島及繼電保護裝置應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)

技術(shù)規(guī)定》GB/T29319的要求。

【條文說明】632防孤島保護是針對電網(wǎng)失壓后光伏電站可能繼續(xù)運行，口向

電網(wǎng)線路送電的情況而提出的。孤島現(xiàn)象的發(fā)生，將對維修人員、電網(wǎng)與負荷造

成諸多不良影響?，F(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB/T29319

中8.4條對防孤島保護提出了具體要求，應(yīng)按照執(zhí)行。

6.3.3通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級接入公用電網(wǎng)的

光伏發(fā)電站繼電保護裝置應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)

定》GB/T19964的要求。

6.3.4在并網(wǎng)線路同時T接有其它用電負荷情況下，光伏發(fā)電站防孤島保護動作

時間應(yīng)小于電網(wǎng)側(cè)線路保護重合閘時間。

【條文說明】6.3.4本條款規(guī)定目的是為了保障其它用戶的用電可靠性。

6.3.5接入110kV（66kV）及以上電壓等級的光伏發(fā)電站應(yīng)裝設(shè)專用故障記錄裝置。

故障記錄裝置應(yīng)記錄故障前10s到故障后60s的情況，并能夠與向電力調(diào)度部門

進行數(shù)據(jù)傳送。

6.4自動化

6.4.1通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級接入公用電網(wǎng)的

光伏發(fā)電站應(yīng)配置相應(yīng)的自動化終端設(shè)備，采集發(fā)電裝置及并網(wǎng)線路的遙測和遙

信量，接收遙控、遙調(diào)指令，并通過專用通道與電力調(diào)度機構(gòu)相連。

6.4.2通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級接入公用電網(wǎng)的

光伏發(fā)電站遠動設(shè)備的容量及性能指標應(yīng)滿足光伏發(fā)電站端遠動功能及規(guī)約轉(zhuǎn)

換要求。

6.4.3與電力調(diào)度機構(gòu)之間進行數(shù)據(jù)通信的光伏發(fā)電站二次設(shè)備及系統(tǒng)應(yīng)滿足電

力二次系統(tǒng)安全防護要求及國家電力監(jiān)管部門的有關(guān)規(guī)定。

【條文說明】6.4.3對于與電力調(diào)度之間進行數(shù)據(jù)通信的光伏電站，應(yīng)當落實國

家信息安全等級保護制度，按照國家信息安全等級保護有關(guān)的要求，堅持''安全

分區(qū)、網(wǎng)絡(luò)專用、橫向隔離、縱向認證”的原則，通過配置相應(yīng)的二次安全防護

措施來防止黑客及惡意代碼等對光伏發(fā)電站的攻擊和侵害，保證電力系統(tǒng)二次設(shè)

備安全運行。

6.4.4在正常運行情況下，光伏發(fā)電站向電力調(diào)度機構(gòu)提供的遠動信息應(yīng)包括遙

測量和遙信量，并應(yīng)符合下列要求：

1遙測量應(yīng)包括下列內(nèi)容：

1）發(fā)電總有功功率和總無功功率。

2）無功補償裝置的進相及滯相運行時的無功功率。

3）升壓變壓器高壓側(cè)有功功率和無功功率。

4）雙向傳輸功率的線路、變壓器的雙向功率。

5）站用總有功電能量。

6）光伏發(fā)電站的電壓、電流、頻率、功率因數(shù)。

7）大型光伏發(fā)電站的輻照數(shù)據(jù)、溫度等。

8）光伏發(fā)電站的儲能能量狀態(tài)。

2遙信量應(yīng)包括下列內(nèi)容：

1）并網(wǎng)點斷路器的位置信號。

2）有載調(diào)壓主變分接頭位置。

3）逆變器、變壓器和無功補償設(shè)備的斷路器位置信號。

4）事故總信號。

5）出線主要保護動作信號。

【條文說明】6.4.4在工程設(shè)計中，還要根據(jù)各地電力調(diào)度部門實際需要，信號

可能會有所不同。

6.4.5電力調(diào)度部門根據(jù)需要可向光伏發(fā)電站傳送下列遙控或遙調(diào)命令：

1并網(wǎng)斷路器的分合。

2無功補償裝置的投切。

3有載調(diào)壓變壓器分接頭的調(diào)節(jié)。

4光伏發(fā)電站的功率調(diào)節(jié)。

6.4.6接入220kV及以上電壓等級的光伏發(fā)電站應(yīng)配置相量測量裝置。

6.4.7通過10kV電壓等級接入用戶側(cè)，以及通過380V電壓等級接入電網(wǎng)的光伏

發(fā)電站可根據(jù)當?shù)仉娋W(wǎng)實際情況對自動化設(shè)備進行適當簡化。

【條文說明】6.4.7隨著光伏發(fā)電裝機容量在電力系統(tǒng)中的比例不斷提高，電力

調(diào)度部門對于光伏電站調(diào)度管理力度也在逐漸增大，對于通過35kV及以上電壓

等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級接入公用電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，自動化設(shè)備需

要按照當?shù)仉娋W(wǎng)對應(yīng)的標準和要求進行配置；對于通過10kV電壓等級接入用戶

側(cè)，以及通過380V電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，可結(jié)合投資的經(jīng)濟效益和

當?shù)仉娋W(wǎng)的實際情況對自動化設(shè)備進行適當簡化。

6.5通信

6.5.1光伏發(fā)電站通信可分為站內(nèi)通信與系統(tǒng)通信。通信設(shè)計應(yīng)符合現(xiàn)行國家標

準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964和《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配

電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》GB/T29319的規(guī)定，并滿足現(xiàn)行行業(yè)標準《電力通信運行管理

規(guī)程》DL/T544規(guī)定。

6.5.2站內(nèi)通信應(yīng)符合下列要求:

1光伏發(fā)電站站內(nèi)通信應(yīng)包括生產(chǎn)管理通信和生產(chǎn)調(diào)度通信。

2大、中型光伏發(fā)電站為滿足生產(chǎn)調(diào)度需要，宜設(shè)置生產(chǎn)程控調(diào)度交換機,

統(tǒng)一供生產(chǎn)管理通信和生產(chǎn)調(diào)度通信使用。

3大、中型光伏發(fā)電站內(nèi)通信設(shè)備所需的交流電源，應(yīng)由能自動切換的、可

靠的、來自不同站用電母線段的雙回路交流電源供電。

4站用通信設(shè)備可使用專用通信直流電源或DC/DC變換直流電源，電源宜

為直流48V。通信專用電源的容量，應(yīng)按發(fā)展所需最大負荷確定，在交流電源失

電后能維持放電不小于1小時。

5光伏發(fā)電站可不單獨設(shè)置通信機房，通信設(shè)備宜與線路保護、調(diào)度自動化

設(shè)備共同安裝于同一機房內(nèi)。

【條文說明】6.5.2對于無人值守的光伏發(fā)電站，站內(nèi)通信部分可以簡化。當光

伏發(fā)電站內(nèi)配有直流系統(tǒng)時，推薦采用一體化電源，通信設(shè)備所需的直流電源可

由DC/DC變換取得。

6.5.3系統(tǒng)通信應(yīng)符合下列要求：

1光伏發(fā)電站應(yīng)裝設(shè)與電力調(diào)度機構(gòu)聯(lián)系的專用調(diào)度通信設(shè)施。通信系統(tǒng)應(yīng)

滿足調(diào)度自動化、繼電保護、安全自動裝置及調(diào)度電話等對電力通信的要求。

2通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV接入公共電網(wǎng)的光伏發(fā)

電站至調(diào)度端應(yīng)有兩路通信通道，其中通過llOkV(66kV)及以上電壓等級接

入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站一個路通道應(yīng)為光纖通道。通過10kV電壓等級并網(wǎng)的光伏

發(fā)電站，應(yīng)具備與電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)進行數(shù)據(jù)通信的能力。

3光伏發(fā)電站與電力調(diào)度機構(gòu)之間通信方式和信息傳輸應(yīng)由雙方協(xié)商一致

后確定，并在接入系統(tǒng)方案設(shè)計中明確。

【條文說明】6.5.3光伏發(fā)電站與電力調(diào)度部門之間通信方式和信息傳輸，一般

可采用基于IEC-60870-5-101和IEC-60870-5-104的通信協(xié)議。

6.6電能計量

6.6.1光伏發(fā)電站電能計量點宜設(shè)置在電站與電網(wǎng)設(shè)施的產(chǎn)權(quán)分界處或合同協(xié)

議中規(guī)定的貿(mào)易結(jié)算點；光伏發(fā)電站站用電取自公用電網(wǎng)時，應(yīng)在引入線高壓側(cè)

設(shè)置計量點。電能計量裝置應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程》

DL/T448和《電測量及電能計量裝置設(shè)計技術(shù)規(guī)程》DL/T5137的規(guī)定。

【條文說明】6.6.1電能計量點原則上應(yīng)設(shè)置在電站與電網(wǎng)設(shè)施的產(chǎn)權(quán)分界處，

但為了便于計量和管理，經(jīng)雙方協(xié)商同意，也可設(shè)置在購售電合同協(xié)議中規(guī)定的

貿(mào)易結(jié)算點處。

662光伏發(fā)電站應(yīng)配置具有通信功能的電能計量裝置和相應(yīng)的電能量采集裝置。

同一計量點應(yīng)安裝同型號、同規(guī)格、準確度相同的主備電能表各一套。

6.6.3光伏發(fā)電站電能計量裝置采集的信息應(yīng)接入電力調(diào)度部門的電能信息采集

系統(tǒng)。

7光伏發(fā)電系統(tǒng)

7.1一般規(guī)定

7.1.1大、中型地面光伏發(fā)電站的發(fā)電系統(tǒng)宜采用多級匯流、分散逆變、集中并

網(wǎng)方式；分散逆變后宜就地升壓，升壓后集電線路回路數(shù)及電壓等級應(yīng)經(jīng)技術(shù)經(jīng)

濟比較后確定。

7.1.2光伏發(fā)電系統(tǒng)中光伏方陣與逆變器之間的容量配比應(yīng)綜合考慮光伏方陣的

安裝類型、場地條件、太陽能資源、各項損耗等因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。

光伏方陣的安裝容量與逆變器額定容量之比符合下列規(guī)定：

1一類太陽能資源地區(qū)，不宜超過1.2；

2二類太陽能資源地區(qū)，不宜超過1.4；

3三類太陽能資源地區(qū)，不宜超過1.8o

【條文說明】7.1.2由于光伏組件在電站壽命周期內(nèi)功率是逐年衰減的，以及工

程實際太陽輻照度一般都小于組件標準輻照強度，另外光伏發(fā)電系統(tǒng)從組件到逆

變器存在各項損耗，所以通常情況下逆變器輸出功率不能達到所對應(yīng)的組件的安

裝容量值，導(dǎo)致逆變器和其后升壓并網(wǎng)設(shè)備容量不能得到充分利用，因此提出在

光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計時應(yīng)考慮光伏組件安裝容量相對逆變器額定容量超配的要求。

要通過對光伏方陣安裝容量與逆變器額定容量之間的不同配比方案的研究，經(jīng)發(fā)

電站全壽命周期內(nèi)技術(shù)經(jīng)濟比較，來獲得最佳的容量配比值。

在高海拔、低環(huán)境溫度、太陽能輻射量高等特定條件下，光伏方陣與逆變器

之間的最佳的容量配比值可能小于lo

為了保證對建設(shè)場地的土地資源和光伏組件的有效利用，光伏方陣的安裝容

量與逆變器額定容量之比也不宜過大。

7.1.3大、中型光伏發(fā)電站中發(fā)電單元容量的大小，應(yīng)結(jié)合直流側(cè)電壓等級、光

伏組件和逆變器選型經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。大、中型光伏發(fā)電站宜選用直流側(cè)

高電壓系統(tǒng)和大容量發(fā)電單元方案。

【條文說明】7.1.3光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)電壓有從1000V向1500V,甚至更高電

壓發(fā)展的趨勢。直流側(cè)電壓采用1500V高電壓配置，可以增大發(fā)電單元容量，

減少組串、匯流箱、逆變器和升壓變壓器數(shù)量以及電纜等材料量，可以有助于降

低發(fā)電損耗，減少工程造價，從而提高了工程經(jīng)濟性。

7.1.4當光伏方陣所在場地起伏較大、光伏陣列易受遮光影響、組件布置傾角和

朝向不同時，光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)選擇具有多路最大功率跟蹤功能的逆變設(shè)備。接入

同一最大功率跟蹤回路的光伏組件串的電壓、組件朝向、安裝傾角、陰影遮擋影

響等宜一致。

【條文說明】7.1.4具有多路最大功率跟蹤MPPT功能的逆變設(shè)備主要有組串式

逆變器、帶多路最大功率跟蹤(MPPT)的集中式逆變器以及集散式逆變器等。接

入同一MPPT回路的的光伏電池組件串的直流電壓要盡可能一致,故要求對應(yīng)的

光伏方陣朝向、安裝傾角、陰影遮擋影響也要一致。對集散式逆變器，其最大功

率跟蹤功能設(shè)置在組串匯流箱內(nèi)。

7.1.5光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)的設(shè)計電壓應(yīng)高于光伏組件串在當?shù)貢冮g極端氣溫下

的最大開路電壓，系統(tǒng)中所采用的設(shè)備和材料的最高允許電壓應(yīng)不低于該設(shè)計電

壓。

7.1.6光伏組件串的最大功率工作電壓變化范圍應(yīng)在逆變器的最大功率跟蹤電壓

范圍內(nèi)。

【條文說明】7.1.6為了提高光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出效率，計算光伏組件串中組件數(shù)

量時，需根據(jù)光伏組件的工作溫度和工作電壓溫度系數(shù)，考慮由環(huán)境溫度變化等

引起的光伏組件串工作電壓的變化范圍需在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍之

內(nèi)。

7.1.7獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)的安裝容量應(yīng)根據(jù)負載特性、當?shù)靥柲苜Y源條件、環(huán)

境條件和儲能系統(tǒng)特性等來確定。

【條文說明】7.1.7獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)的安裝容量選擇時除了考慮負載所需電能

和當?shù)靥柲苜Y源條件以外，還需考慮儲能系統(tǒng)效率和影響光伏系統(tǒng)發(fā)電量的氣

象環(huán)境條件。

7.2主要設(shè)備選擇

7.2.1光伏組件應(yīng)根據(jù)類型、標稱功率、轉(zhuǎn)換效率、系統(tǒng)電壓、溫度系數(shù)、組件

尺寸和重量、功率輻照度特性、使用環(huán)境等條件進行選擇。

7.2.2光伏組件的類型按下列條件選擇：

1根據(jù)太陽輻射量、氣候特征、場地面積等因素，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。

2與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)，宜選用與建筑相協(xié)調(diào)的光伏組件。建材型的

光伏組件，應(yīng)符合相應(yīng)建筑材料或構(gòu)件的技術(shù)要求。

3對于輕型結(jié)構(gòu)屋頂和異形屋面上安裝光伏方陣，可選用柔性光伏組件。

4當光伏組件安裝場地的反光性能較好時，可選用雙面發(fā)電組件。

5與農(nóng)牧業(yè)、漁業(yè)設(shè)施相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)中，當常規(guī)光伏組件不能滿足慮

農(nóng)作物、養(yǎng)殖物的光照需求時，可考慮選擇透光型組件。

6宜選用高轉(zhuǎn)化效率的光伏組件。

【條文說明】7.2.2目前常用的組件有晶硅類、薄膜類組件。晶硅類主要有單晶

硅和多晶組件，采用剛性結(jié)構(gòu)；薄膜類主要以非晶薄膜組件為主，即可采用剛性

結(jié)構(gòu)，也可采用柔性結(jié)構(gòu)。對于輕型結(jié)構(gòu)屋頂，承載能力有限時，可以選用柔性

結(jié)構(gòu)薄膜組件。隨著雙面發(fā)電組件的出現(xiàn)，并逐漸成熟及應(yīng)用，為增加光伏發(fā)電

系統(tǒng)效益，充分利用雙面組件背面發(fā)電的特性，在光伏組件安裝場地反光性能較

好時，可使用雙面組件，增加系統(tǒng)的整體發(fā)電量。農(nóng)牧業(yè)、漁業(yè)設(shè)施相結(jié)合的光

伏發(fā)電系統(tǒng)中，可采用常規(guī)光伏組件與透光材料間隔布置等方式來增加透光率,

如果還不能滿足要求，可考慮選擇透光型組件。

7.2.3在濕熱環(huán)境下工作的光伏電站宜選擇具備抗電勢誘導(dǎo)衰減的光伏組件。

【條文說明】723研究表明潮濕、高溫、高電壓等是光伏組件發(fā)生電勢誘導(dǎo)衰

減（PID）的主要外部誘因，隨著光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)設(shè)計電壓提高，已有部分

光伏發(fā)電站的組件出現(xiàn)電勢誘導(dǎo)衰減現(xiàn)象，因此光伏組件制造廠家已改進制造工

藝，使組件具備考慮抗PID特性，并通過相關(guān)認證。

7.2.4并網(wǎng)光伏逆變器的性能應(yīng)符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)要

求》GB/TXXXX的規(guī)定。

7.2.5逆變器應(yīng)按型式、額定功率、相數(shù)、頻率、冷卻方式、功率因數(shù)、過載能

力、溫升、效率、輸入輸出電壓、最大功率跟蹤、保護和監(jiān)測功能、通信接口、

防護等級等技術(shù)條件進行選擇。

7.2.6與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)的直流側(cè)宜設(shè)置直流電弧保護功能，故障電

弧保護裝置可與逆變器、直流匯流箱相結(jié)合，并符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電系

統(tǒng)直流電弧保護技術(shù)要求》GBxxx-xxxx的規(guī)定。

【條文說明】7.2.6與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)的直流側(cè)最大系統(tǒng)電壓大于等

于80V時，通過設(shè)置直流電弧保護可以提高光伏發(fā)電系統(tǒng)建筑的安全性。電弧

保護裝置與逆變器、直流匯流箱等設(shè)備組合配置，可以簡化光伏發(fā)電系統(tǒng)，提高

保護可靠性。

7.2.7光伏組串匯流箱應(yīng)依據(jù)型式、電壓、輸入回路數(shù)、輸入額定電流等技術(shù)條

件進行選擇，并符合現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站匯流箱技術(shù)要求》GB/T34936

的規(guī)定。

7.2.8大、中型光伏發(fā)電站中組串匯流箱應(yīng)選用智能型，并具備智能監(jiān)控和數(shù)據(jù)

通信功能。

【條文說明】728大、中型光伏發(fā)電站占地面積大，運行方式主要為少人值守

或無人值班。在匯流箱上選用智能型，可以更快、更準確的了解光伏陣列的運行

信息。

729光伏發(fā)電系統(tǒng)中逆變器、匯流箱等設(shè)備選擇應(yīng)滿足環(huán)境溫度、相對濕度、

風(fēng)沙鹽霧、海拔高度、地震烈度等安裝所在地的使用條件要求。

【條文說明】7.2.9在濕熱帶、工業(yè)污穢嚴重和沿海地區(qū)使用的逆變器、匯流箱

等電器，要考慮潮濕、污穢及鹽霧的影響。

7.2.10在海拔高度2000m及以上高原地區(qū)使用的逆變器和匯流箱，應(yīng)選用高原型

產(chǎn)品或按照現(xiàn)行國家標準《低壓系統(tǒng)內(nèi)設(shè)備的絕緣配合第1部分原理、要求和試

驗》GB/T16935.1進行校驗。

7211室外布置的逆變器、匯流箱應(yīng)有防腐、防銹、防暴曬等措施，箱體或柜體

的防護等級不低于IP54。

7.3光伏方陣

7.3.1光伏方陣安裝方式分為固定式、傾角可調(diào)式和跟蹤式三類，應(yīng)根據(jù)太陽輻

射資源、氣候條件、使用環(huán)境、安裝容量、安裝場地面積和特點、負荷特性和運

行管理方式等，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較后進行選擇。

【條文說明】731傾角可調(diào)式光伏方陣可以根據(jù)太陽高度角季節(jié)變化對組件傾

角進行調(diào)節(jié)，進而增加光伏發(fā)電站綜合收益。跟蹤式光伏方陣又可分為平單軸跟

蹤、斜單軸跟蹤和雙軸跟蹤三種，一般來說，當安裝容量相同時，固定式、傾角

可調(diào)式、平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤和雙軸跟蹤的發(fā)電量依次遞增，但其占地面積

也同時遞增。

7.3.2同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數(shù)宜保持一致，光伏組件串的串

聯(lián)數(shù)應(yīng)按下列公式計算：

_____VMPPTmin_____VNV_____Vdcmax_____（730）

/-

Vpmx[l+（t-25）xK；]-VOcX[l+（t-25）xKv]'

式中：區(qū)一光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；

K'v——光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；

N——光伏組件串聯(lián)數(shù)（N取整）；

t——光伏組件晝間環(huán)境極限低溫（°C）；

f——工作狀態(tài)下光伏組件的電池極限高溫（℃）；

Vdcmax——逆變器和光伏組件允許的最大系統(tǒng)電壓，取兩者小值（直流,

V）

VMPPTmin——逆變器MPPT電壓最小值（V）;

Voc——光伏組件的開路電壓（V）;

Vpm——光伏組件最佳工作電壓（V）。

【條文說明】732同一光伏組件串中各光伏組件的電流若不保持一致，則電流

偏小的組件將影響其他組件，進而使整個光伏組件串電流偏小，影響發(fā)電效率。

為了達到技術(shù)經(jīng)濟最優(yōu)化，應(yīng)先按7.3.2公式得出光伏組件串聯(lián)數(shù)的范圍，

再結(jié)合光伏組件排布、直流匯流、施工條件等因素，進行技術(shù)經(jīng)濟比較，合理設(shè)

計組件串聯(lián)數(shù)。光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)K，v很難測量，如果組件廠商無法

給出，可采用光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)Kv值替代。

7.4光伏支架741光伏支架應(yīng)結(jié)合工程實際選用材料、設(shè)計結(jié)構(gòu)方案和構(gòu)造措

施，保證支架結(jié)構(gòu)在運輸、安裝和使用過程中滿足強度、穩(wěn)定性和剛度要求，并

符合防腐要求。

【條文說明】7.4.1在考慮光伏支架強