光伏發(fā)電站設計規(guī)范（GB 50797-2012）

1總則 　　1.0.1為了進一步貫徹落實國家有關法律、法規(guī)和政策，充分利用太陽能資源，優(yōu)化國家能源結構，建立安全的能源供應體系，推廣光伏發(fā)電技術的應用，規(guī)范光伏發(fā)電站設計行為，促進光伏發(fā)電站建設健康、有序發(fā)展，制定本規(guī)范。 　　1.0.2本規(guī)范適用于新建、擴建或改建的并網光伏發(fā)電站和l00kWp及以上的獨立光伏發(fā)電站。 　　1.0.3并網光伏發(fā)電站建設應進行接入電網技術方案的可行性研究。 　　1.0.4光伏發(fā)電站設計除符合本規(guī)范外，尚應符合國家現行有關標準的規(guī)定。 　　2術語和符號 　　2.1術語 　　2.1.1光伏組件 PV module 　　具有封裝及內部聯結的、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（solar cell module） 　　2.1.2光伏組件串 photovoltaic modules string 　　在光伏發(fā)電系統中，將若干個光伏組件串聯后，形成具有一定直流電輸出的電路單元。 　　2.1.3光伏發(fā)電單元 photovoltaic（PV）power unit 　　光伏發(fā)電站中，以一定數量的光伏組件串，通過直流匯流箱匯集，經逆變器逆變與隔離升壓變壓器升壓成符合電網頻率和電壓要求的電源。又稱單元發(fā)電模塊。 　　2.1.4光伏方陣 PV array 　　將若干個光伏組件在機械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的支撐結構而構成的直流發(fā)電單元。又稱光伏陣列。 　　2.1.5 光伏發(fā)電系統 photovoltaic（PV）power generation system 　　利用太陽電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的發(fā)電系統。 　　2.1.6 光伏發(fā)電站 photovoltaic（PV）power station 　　以光伏發(fā)電系統為主，包含各類建（構）筑物及檢修、維護、生活等輔助設施在內的發(fā)電站。 　　2.1.7輻射式連接 radial connection 　　各個光伏發(fā)電單元分別用斷路器與發(fā)電站母線連接。 　　2.1.8 “T”接式連接 tapped connection 　　若干個光伏發(fā)電單元并聯后通過一臺斷路器與光伏發(fā)電站母線連接。 　　2.1.9跟蹤系統 tracking system 　　通過支架系統的旋轉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照量，以增加發(fā)電量的系統。 　　2.1.10單軸跟蹤系統 single-axis tracking system 　　繞一維軸旋轉，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。 　　2.1.11雙軸跟蹤系統 double-axis tracking system 　　繞二維軸旋轉，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。 　　2.1.12集電線路 collector line 　　在分散逆變、集中并網的光伏發(fā)電系統中，將各個光伏組件串輸出的電能，經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 point of common coupling(PCC) 　　電網中一個以上用戶的連接處。 　　2.1.14 并網點 point of coupling(POC) 　　對于有升壓站的光伏發(fā)電站，指升壓站高壓側母線或節(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孤島現象 islanding 　　在電網失壓時，光伏發(fā)電站仍保持對失壓電網中的某一部分線路繼續(xù)供電的狀態(tài)。 　　2.1.16計劃性孤島現象 intentional islanding 　　按預先設置的控制策略，有計劃地出現的孤島現象。 　　2.1.17非計劃性孤島現象 unintentional islanding 　　非計劃、不受控出現的孤島現象。 　　2.1.18防孤島 Anti-islanding 　　防止非計劃性孤島現象的發(fā)生。 　　2.1.19峰值日照時數 peak sunshine hours 　　一段時間內的輻照度積分總量相當于輻照度為1kW/m2的光源所持續(xù)照射的時間，其單位為小時（h）。 　　2.1.20低電壓穿越 low voltage ride through 　　當電力系統故障或擾動引起光伏發(fā)電站并網點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網連續(xù)運行。 　　2.1.21光伏發(fā)電站年峰值日照時數 annual peak sunshine hours of PV station 　　將光伏方陣面上接收到的年太陽總輻照量，折算成輻照度1kW/m2下的小時數。 　　2.1.22法向直接輻射輻照度 direct normal irradiance（DNI） 　　到達地表與太陽光線垂直的表面上的太陽輻射強度。 　　2.1.23安裝容量 capacity of installation 　　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）。 　　2.1.24峰瓦 watts peak 　　光伏組件或光伏方陣在標準測試條件下，最大功率點的輸出功率的單位。 　　2.1.25真太陽時 solar time 　　以太陽時角作標準的計時系統，真太陽時以日面中心在該地的上中天的時刻為零時。 　　2.2符號 　　3基本規(guī)定 　　3.0.1光伏發(fā)電站設計應綜合考慮日照條件、土地和建筑條件、安裝和運輸條件等因素，并應滿足安全可靠、經濟適用、環(huán)保、美觀、便于安裝和維護的要求。 　　3.0.2光伏發(fā)電站設計在滿足安全性和可靠性的同時，應優(yōu)先采用新技術、新工藝、新設備、新材料。 　　3.0.3大、中型光伏發(fā)電站內宜裝設太陽能輻射現場觀測裝置。 　　3.0.4光伏發(fā)電站的系統配置應保證輸出電力的電能質量符合國家現行相關標準的規(guī)定。 　　3.0.5接人公用電網的光伏發(fā)電站應安裝經當地質量技術監(jiān)管機構認可的電能計量裝置，并經校驗合格后投入使用。 　　3.0.6建筑物上安裝的光伏發(fā)電系統，不得降低相鄰建筑物的日照標準。 　　3.0.7在既有建筑物上增設光伏發(fā)電系統，必須進行建筑物結構和電氣的安全復核，并應滿足建筑結構及電氣的安全性要求。 　　3.0.8光伏發(fā)電站設計時應對站址及其周圍區(qū)域的工程地質情況進行勘探和調查，查明站址的地形地貌特征、結構和主要地層的分布及物理力學性質、地下水條件等。 　　3.0.9光伏發(fā)電站中的所有設備和部件，應符合國家現行相關標準的規(guī)定，主要設備應通過國家批準的認證機構的產品認證。 　　4站址選擇 　　4.0.1光伏發(fā)電站的站址選擇應根據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、接人電網、地區(qū)經濟發(fā)展規(guī)劃、其他設施等因素全面考慮；在選址工作中，應從全局出發(fā)，正確處理與相鄰農業(yè)、林業(yè)、牧業(yè)、漁業(yè)、工礦企業(yè)、城市規(guī)劃、國防設施和人民生活等各方面的關系。 　　4.0.2光伏發(fā)電站選址時，應結合電網結構、電力負荷、交通、運輸、環(huán)境保護要求，出線走廊、地質、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，通過全面的技術經濟比較和經濟效益分析，提出論證和評價。當有多個候選站址時，應提出推薦站址的排序。 　　4.0.3光伏發(fā)電站防洪設計應符合下列要求： 　　1按不同規(guī)劃容量，光伏發(fā)電站的防洪等級和防洪標準應符合表4.0.3的規(guī)定。對于站內地面低于上述高水位的區(qū)域，應有防洪措施。防排洪措施宜在首期工程中按規(guī)劃容量統一規(guī)劃，分期實施。 　　2位于海濱的光伏發(fā)電站設置防洪堤（或防浪堤）時，其堤頂標高應依據本規(guī)范表4.0.3中防洪標準（重現期）的要求，應按照重現期為50年波列累計頻率1％的浪爬高加上0.5m的安全超高確定。 　　3位于江、河、湖旁的光伏發(fā)電站設置防洪堤時，其堤頂標高應按本規(guī)范表4.0.3中防洪標準（重現期）的要求，加0.5m的安全超高確定；當受風、浪、潮影響較大時，尚應再加重現期為50年的浪爬高。 　　4在以內澇為主的地區(qū)建站并設置防洪堤時，其堤頂標高應按50年一遇的設計內澇水位加0.5m的安全超高確定；難以確定時，可采用歷史最高內澇水位加0.5m的安全超高確定。如有排澇設施時，則應按設計內澇水位加0.5m的安全超高確定。 　　5對位于山區(qū)的光伏發(fā)電站，應設防山洪和排山洪的措施，防排設施應按頻率為2％的山洪設計。 　　6當站區(qū)不設防洪堤時，站區(qū)設備基礎頂標高和建筑物室外地坪標高不應低于本規(guī)范表4.0.3中防洪標準（重現期）或50年一遇最高內澇水位的要求。 　　4.0.4地面光伏發(fā)電站站址宜選擇在地勢平坦的地區(qū)或北高南低的坡度地區(qū)。坡屋面光伏發(fā)電站的建筑主要朝向宜為南或接近南向，宜避開周邊障礙物對光伏組件的遮擋。 　　4.0.5選擇站址時，應避開空氣經常受懸浮物嚴重污染的地區(qū)。 　　4.0.6選擇站址時，應避開危巖、泥石流、巖溶發(fā)育、滑坡的地段－和發(fā)震斷裂地帶等地質災害易發(fā)區(qū)。 　　4.0.7當站址選擇在采空區(qū)及其影響范圍內時，應進行地質災害危險性評估，綜合評價地質災害危險性的程度，提出建設站址適宜性的評價意見，并應采取相應的防范措施。 　　4.0.8光伏發(fā)電站宜建在地震烈度為9度及以下地區(qū)。在地震烈度為9度以上地區(qū)建站時，應進行地震安全性評價。 　　4.0.9光伏發(fā)電站站址應避讓重點保護的文化遺址，不應設在有開采價值的露天礦藏或地下淺層礦區(qū)上。 　　站址地下深層壓有文物、礦藏時，除應取得文物、礦藏有關部門同意的文件外，還應對站址在文物和礦藏開挖后的安全性進行評估。 　　4.0.10光伏發(fā)電站站址選擇應利用非可耕地和劣地，不應破壞原有水系，做好植被保護，減少土石方開挖量，并應節(jié)約用地，減少房屋拆遷和人口遷移。 　　4.0.11光伏發(fā)電站站址選擇應考慮電站達到規(guī)劃容量時接入電力系統的出線走廊。 　　4.0.12條件合適時，可在風電場內建設光伏發(fā)電站。 　　5太陽能資源分析 　　5.1一般規(guī)定 　　5.1.1光伏發(fā)電站設計應對站址所在地的區(qū)域太陽能資源基本狀況進行分析，并對相關的地理條件和氣候特征進行適應性分析。 　　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。 　　5.1.3當利用現場觀測數據進行太陽能資源分析時，現場觀測數據應連續(xù)，且不應少于一年。 　　5.1.4大型光伏發(fā)電站建設前期宜先在站址所在地設立太陽輻射現場觀測站，現場觀測記錄的周期不應少于一個完整年。 　　5.2參考氣象站基本條件和數據采集 　　5.2.1參考氣象站應具有連續(xù)10年以上的太陽輻射長期觀測記錄。 　　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、地理特征應基本一致。 　　5.2.3參考氣象站的輻射觀測資料與光伏發(fā)電站站址現場太陽輻射觀測裝置的同期輻射觀測資料應具有較好的相關性。 　　5.2.4參考的氣象站采集的信息應包括下列內容： 　　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、日照時數的觀測記錄，且與站址現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年來的多年平均風速、多年極大風速及發(fā)生時間、主導風向，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、雷暴日數、冰雹次數、沙塵暴次數、強風次數等災害性天氣情況。 　　5.3太陽輻射現場觀測站基本要求 　　5.3.1在光伏發(fā)電站站址處宜設置太陽能輻射現場觀測站，觀測內容應包括總輻射量、直射輻射量、散射輻射量、最大輻照度、氣溫、濕度、風速、風向等的實測時間序列數據，且應按照現行行業(yè)標準《地面氣象觀測規(guī)范》QX/T 55的規(guī)定進行安裝和實時觀測記錄。 　　5.3.2對于按最佳固定傾角布置光伏方陣的大型光伏發(fā)電站，宜增設在設計確定的最佳固定傾角面上的日照輻射觀測項目。 　　5.3.3對于有斜單軸或平單軸跟蹤裝置的大型光伏發(fā)電站，宜增設在設計確定的斜單軸或平單軸跟蹤受光面上的日照輻射觀測項目。 　　5.3.4對于高倍聚光光伏發(fā)電站，應增設法向直接輻射輻照度(DNI)的觀測項目。 　　5.3.5現場實時觀測數據宜采用有線或無線通信信道直接傳送。 　　5.4太陽輻射觀測數據驗證與分析 　　5.4.1對太陽輻射觀測數據應進行完整性檢驗，觀測數據應符合下列要求： 　　1觀測數據的實時觀測時間順序應與預期的時間順序相同。 　　2按某時間順序實時記錄的觀測數據量應與預期記錄的數據量相等。 　　5.4.2對太陽輻射觀測數據應依據日天文輻射量等進行合理性檢驗，觀測數據應符合下列要求： 　　1總輻射最大輻照度小于2kW/m2 　　2散射輻射數值小于總輻射數值。 　　3日總輻射量小于可能的日總輻射量，可能的日總輻射量應符合本規(guī)范附錄A的規(guī)定。 　　5.4.3太陽輻射觀測數據經完整性和合理性檢驗后，其中不合理和缺測的數據應進行修正，并補充完整。其他可供參考的同期記錄數據經過分析處理后，可填補無效或缺測的數據，形成完整的長序列觀測數據。 　　5.4.4光伏發(fā)電站太陽能資源分析宜包括下列內容： 　　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。 　　2 10年以上的年總輻射量平均值和月總輻射量平均值。 　　3最近三年內連續(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。 　　4總輻射最大輻照度。 　　5.4.5當光伏方陣采用固定傾角、斜單軸、平單軸、斜面垂直單軸或雙軸跟蹤布置時，應依據電站使用年限內的平均年總輻射量預測值進行固定傾角、斜單軸、平單軸、斜面垂直單軸或雙軸跟蹤受光面上的平均年總輻射量預測。 　　6光伏發(fā)電系統 　　6.1一般規(guī)定 　　6.1.1大、中型地面光伏發(fā)電站的發(fā)電系統宜采用多級匯流、分散逆變、集中并網系統；分散逆變后宜就地升壓，升壓后集電線路回路數及電壓等級應經技術經濟比較后確定。 　　6.1.2光伏發(fā)電系統中，同一個逆變器接入的光伏組件串的電壓、方陣朝向、安裝傾角宜一致。 　　6.1.3光伏發(fā)電系統直流側的設計電壓應高于光伏組件串在當地晝間極端氣溫下的最大開路電壓，系統中所采用的設備和材料的最高允許電壓應不低于該設計電壓。 　　6.1.4光伏發(fā)電系統中逆變器的配置容量應與光伏方陣的安裝容量相匹配，逆變器允許的最大直流輸人功率應不小于其對應的光伏方陣的實際最大直流輸出功率。 　　6.1.5光伏組件串的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍內。 　　6.1.6獨立光伏發(fā)電系統的安裝容量應根據負載所需電能和當地日照條件來確定。 　　6.1.7光伏方陣設計應便于光伏組件表面的清洗，當站址所在地的大氣環(huán)境較差、組件表面污染較嚴重且又無自潔能力時，應設置清洗系統或配置清洗設備。 　　6.2光伏發(fā)電系統分類 　　6.2.1光伏發(fā)電系統按是否接入公共電網可分為并網光伏發(fā)電系統和獨立光伏發(fā)電系統。 　　6.2.2并網光伏發(fā)電系統按接人并網點的不同可分為用戶側光伏發(fā)電系統和電網側光伏發(fā)電系統。 　　6.2.3光伏發(fā)電系統按安裝容量可分為下列三種系統： 　　1小型光伏發(fā)電系統：安裝容量小于或等于1MWp. 　　2中型光伏發(fā)電系統：安裝容量大于1MWp和小于或等于30MWp. 　　3大型光伏發(fā)電系統：安裝容量大于30MWp. 　　6.2.4光伏發(fā)電系統按是否與建筑結合可分為與建筑結合的光伏發(fā)電系統和地面光伏發(fā)電系統。 　　6.3主要設備選擇 　　6.3.1光伏組件可分為晶體硅光伏組件、薄膜光伏組件和聚光光伏組件三種類型。 　　6.3.2光伏組件應根據類型、峰值功率、轉換效率、溫度系數、組件尺寸和重量、功率輻照度特性等技術條件進行選擇。 　　6.3.3光伏組件應按太陽輻照度、工作溫度等使用環(huán)境條件進行性能參數校驗。 　　6.3.4光伏組件的類型應按下列條件選擇： 　　1依據太陽輻射量、氣候特征、場地面積等因素，經技術經濟比較確定。 　　2太陽輻射量較高、直射分量較大的地區(qū)宜選用晶體硅光伏組件或聚光光伏組件。 　　3太陽輻射量較低、散射分量較大、環(huán)境溫度較高的地區(qū)宜選用薄膜光伏組件。 　　4在與建筑相結合的光伏發(fā)電系統中，當技術經濟合理時，宜選用與建筑結構相協調的光伏組件。建材型的光伏組件，應符合相應建筑材料或構件的技術要求。 　　6.3.5用于并網光伏發(fā)電系統的逆變器性能應符合接人公用電網相關技術要求的規(guī)定，并具有有功功率和無功功率連續(xù)可調功能。用于大、中型光伏發(fā)電站的逆變器還應具有低電壓穿越功能。 　　6.3.6逆變器應按型式、容量、相數、頻率、冷卻方式、功率因數、過載能力、溫升、效率、輸人輸出電壓、最大功率點跟蹤（MPPT)，保護和監(jiān)測功能、通信接口、防護等級等技術條件進行選擇。 　　6.3.7逆變器應按環(huán)境溫度、相對濕度、海拔高度、地震烈度、污穢等級等使用環(huán)境條件進行校驗。 　　6.3.8濕熱帶、工業(yè)污穢嚴重和沿海灘涂地區(qū)使用的逆變器，應考慮潮濕、污穢及鹽霧的影響。 　　6.3.9海拔高度在2000m及以上高原地區(qū)使用的逆變器，應選用高原型(G）產品或采取降容使用措施。 　　6.3.10匯流箱應依據型式、絕緣水平、電壓、溫升、防護等級、輸人輸出回路數、輸人輸出額定電流等技術條件進行選擇。 　　6.3.11匯流箱應按環(huán)境溫度、相對濕度、海拔高度、污穢等級、地震烈度等使用環(huán)境條件進行性能參數校驗。 　　6.3.12匯流箱應具有下列保護功能： 　　1應設置防雷保護裝置。 　　2匯流箱的輸人回路宜具有防逆流及過流保護；對于多級匯流光伏發(fā)電系統，如果前級已有防逆流保護，則后級可不做防逆流保護。 　　3匯流箱的輸出回路應具有隔離保護措施。 　　4宜設置監(jiān)測裝置。 　　6.3.13室外匯流箱應有防腐、防銹、防暴曬等措施，匯流箱箱體的防護等級不低于IP54。 　　6.4光伏方陣 　　6.4.1光伏方陣可分為固定式和跟蹤式兩類，選擇何種方式應根據安裝容量、安裝場地面積和特點、負荷的類別和運行管理方式，由技術經濟比較確定。 　　6.4.2光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數宜保持一致，光伏組件串的串聯數應按下列公式計算： 　　6.4.3光伏方陣采用固定式布置時，最佳傾角應結合站址當地的多年月平均輻照度、直射分量輻照度、散射分量輻照度、風速、雨水、積雪等氣候條件進行設計，并宜符合下列要求： 　　1對于并網光伏發(fā)電系統，傾角宜使光伏方陣的傾斜面上受到的全年輻照量最大。 　　2對于獨立光伏發(fā)電系統，傾角宜使光伏方陣的最低輻照度月份傾斜面上受到較大的輻照量。 　　3對于有特殊要求或土地成本較高的光伏發(fā)電站，可根據實際需要，經技術經濟比較后確定光伏方陣的設計傾角和陣列行距。 　　6.5儲能系統 　　6.5.1獨立光伏發(fā)電站應配置恰當容量的儲能裝置，并滿足向負載提供持續(xù)、穩(wěn)定電力的要求。并網光伏發(fā)電站可根據實際需要配置恰當容量的儲能裝置。 　　6.5.2獨立光伏發(fā)電站配置的儲能系統容量應根據當地日照條件、連續(xù)陰雨天數、負載的電能需要和所配儲能電池的技術特性來確定。 　　儲能電池的容量應按下式計算： 　　6.5.3用于光伏發(fā)電站的儲能電池宜根據儲能效率、循環(huán)壽命、能量密度、功率密度、響應時間、環(huán)境適應能力、充放電效率、自放電率、深放電能力等技術條件進行選擇。 　　6.5.4光伏發(fā)電站儲能系統應采用在線檢測裝置進行智能化實時檢測，應具有在線識別電池組落后單體、判斷儲能電池整體性能、充放電管理等功能，宜具有人機界面和通訊接口。 　　6.5.5光伏發(fā)電站儲能系統宜選用大容量單體儲能電池，減少并聯數，并宜采用儲能電池組分組控制充放電。 　　6.5.6充電控制器應依據型式、額定電壓、額定電流、輸人功率、溫升、防護等級、輸人輸出回路數、充放電電壓、保護功能等技術條件進行選擇。 　　6.5.7充電控制器應按環(huán)境溫度、相對濕度、海拔高度、地震烈度等使用環(huán)境條件進行校驗。 　　6.5.8充電控制器應具有短路保護、過負荷保護、蓄電池過充（放）保護、欠（過）壓保護及防雷保護功能，必要時應具備溫度補償、數據采集和通信功能。 　　6.5.9充電控制器宜選用低能耗節(jié)能型產品。 　　6.6發(fā)電量計算 　　6.6.1光伏發(fā)電站發(fā)電量預測應根據站址所在地的太陽能資源情況，并考慮光伏發(fā)電站系統設計、光伏方陣布置和環(huán)境條件等各種因素后計算確定。 　　6.6.2光伏發(fā)電站上網電量可按下式計算： 　　6.7跟蹤系統 　　6.7.1跟蹤系統可分為單軸跟蹤系統和雙軸跟蹤系統。 　　6.7.2跟蹤系統的控制方式可分為主動控制方式、被動控制方式和復合控制方式。 　　6.7.3跟蹤系統的設計應符合下列要求： 　　1跟蹤系統的支架應根據不同地區(qū)特點采取相應的防護措施。 　　2跟蹤系統宜有通訊端口。 　　3在跟蹤系統的運行過程中，光伏方陣組件串的最下端與地面的距離不宜小于300mm. 　　6.7.4跟蹤系統的選擇應符合下列要求： 　　1跟蹤系統的選型應結合安裝地點的環(huán)境情況、氣候特征等因素，經技術經濟比較后確定。 　　2水平單軸跟蹤系統宜安裝在低緯度地區(qū)。 　　3傾斜單軸和斜面垂直單軸跟蹤系統宜安裝在中、高緯度地區(qū)。 　　4雙軸跟蹤系統宜安裝在中、高緯度地區(qū)。 　　5容易對傳感器產生污染的地區(qū)不宜選用被動控制方式的跟蹤系統。 　　6宜具備在緊急狀態(tài)下通過遠程控制將跟蹤系統的角度調整至受風最小位置的功能。 　　6.7.5跟蹤系統的跟蹤精度應符合下列規(guī)定： 　　1單軸跟蹤系統跟蹤精度不應低于±5°。 　　2雙軸跟蹤系統跟蹤精度不應低于±2°。 　　3線聚焦跟蹤系統跟蹤精度不應低于±1°。 　　4點聚焦跟蹤系統跟蹤精度不應低于±0.5°。 　　6.8光伏支架 　　6.8.1光伏支架應結合工程實際選用材料、設計結構方案和構造措施，保證支架結構在運輸、安裝和使用過程中滿足強度、穩(wěn)定性和剛度要求，并符合抗震、抗風和防腐等要求。 　　6.8.2光伏支架材料宜采用鋼材，材質的選用和支架設計應符合現行國家標準《鋼結構設計規(guī)范》GB 50017的規(guī)定。 　　6.8.3支架應按承載能力極限狀態(tài)計算結構和構件的強度、穩(wěn)定性以及連接強度，按正常使用極限狀態(tài)計算結構和構件的變形。 　　6.8.4按承載能力極限狀態(tài)設計結構構件時，應采用荷載效應的基本組合或偶然組合。荷載效應組合的設計值應按下式驗算： 　　6.8.5按正常使用極限狀態(tài)設計結構構件時，應采用荷載效應的標準組合。荷載效應組合的設計值應按下式驗算： 　　6.8.6在抗震設防地區(qū)，支架應進行抗震驗算。 　　6.8.7支架的荷載和荷載效應計算應符合下列規(guī)定： 　　1風荷載、雪荷載和溫度荷載應按現行國家標準《建筑結構荷載規(guī)范》GB 50009中25年一遇的荷載數值取值。地面和樓頂支架風荷載的體型系數取1.3。建筑物立面安裝的支架風荷載的確定應符合現行國家標準《建筑結構荷載規(guī)范》GB 50009的要求。 　　2無地震作用效應組合時，荷載效應組合的設計值應按下式 　　計算： 　　3無地震作用效應組合時，位移計算采用的各荷載分項系數均應取1.0；承載力計算時，無地震作用荷載組合值系數應符合表6.8.7-1的規(guī)定。 　　 　　4有地震作用效應組合時，荷載效應組合的設計值應按下式計算： 　　 　　5有地震作用效應組合時，位移計算采用的各荷載分項系數均應取1.0；承載力計算時，有地震作用組合的荷載分項系數應符合表6.8.7-2的規(guī)定。 　　注：1YG：當永久荷載效應對結構承載力有利時，應取1.0; 　　  2表中“一”號表示組合中不考慮該項荷載或作用效應。 　　6支架設計時，應對施工檢修荷載進行驗算，并應符合下列規(guī)定： 　　1)施工檢修荷載宜取1kN，也可按實際荷載取用并作用于支架最不利位置； 　　2）進行支架構件承載力驗算時，荷載組合應取永久荷載和施工檢修荷載，永久荷載的分項系數取1.2，施工或檢修荷載的分項系數取1.4; 　　3）進行支架構件位移驗算時，荷載組合應取永久荷載和施工檢修荷載，分項系數均應取1.0。 　　6.8.8鋼支架及構件的變形應符合下列規(guī)定： 　　1風荷載取標準值或在地震作用下，支架的柱頂位移不應大于柱高的1/60。 　　2受彎構件的撓度容許值不應超過表6.8.8的規(guī)定。 　　注：L為受彎構件的跨度。對懸臂梁，L為懸伸長度的2倍。 　　6.8.9鋼支架的構造應符合下列規(guī)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，當有可靠依據時板厚可取2mm。 　　2受壓和受拉構件的長細比限值應符合表6.8.9的規(guī)定。 　　注：對承受靜荷載的結構，可僅計算受拉構件在豎向平面內的長細比。 　　6.8.10支架的防腐應符合下列要求： 　　1支架在構造上應便于檢查和清刷。 　　2鋼支架防腐宜采用熱鍍浸鋅，鍍鋅層平均厚度不應小于55μm。 　　3當鋁合金材料與除不銹鋼以外的其他金屬材料或與酸、堿性的非金屬材料接觸、緊固時，宜采取隔離措施。 　　4鋁合金支架應進行表面防腐處理，可采用陽極氧化處理措施，陽極氧化膜的最小厚度應符合表6.8.10的規(guī)定。 　　6.9聚光光伏系統 　　6.9.1聚光光伏系統應包括聚光系統和跟蹤系統。 　　6.9.2線聚焦聚光宜采用單軸跟蹤系統，點聚焦聚光應采用雙軸跟蹤系統。 　　6.9.3聚光光伏系統的選擇應符合下列要求： 　　1采用水平單軸跟蹤系統的線聚焦聚光光伏系統宜安裝在低緯度且直射光分量較大地區(qū)。 　　2采用傾斜單軸跟蹤系統的線聚焦聚光光伏系統宜安裝在中、高緯度且直射光分量較大地區(qū)。 　　3點聚焦聚光光伏系統宜安裝在直射光分量較大地區(qū)。 　　6.9.4用于光伏發(fā)電站的聚光光伏系統應符合下列要求： 　　1光組件應通過國家相關認證機構的產品認證，并具有良好的散熱性能。 　　2具有有效的防護措施，應能保證設備在當地極端環(huán)境下安全、長效運行。 　　3用于低倍聚光的跟蹤系統，其跟蹤精度不應低于±10，用于高倍聚光的跟蹤系統，其跟蹤精度不應低于±0.5°。 　　7站區(qū)布置 　　7.1站區(qū)總平面布置 　　7.1.1光伏發(fā)電站的站區(qū)總平面應根據發(fā)電站的生產、施工和生活需要，結合站址及其附近地區(qū)的自然條件和建設規(guī)劃進行布置，應對站區(qū)供排水設施、交通運輸、出線走廊等進行研究，立足近期，遠近結合，統籌規(guī)劃。 　　7.1.2光伏發(fā)電站的站區(qū)總平面布置應貫徹節(jié)約用地的原則，通過優(yōu)化，控制全站生產用地、生活區(qū)用地和施工用地的面積；用地范圍應根據建設和施工的需要按規(guī)劃容量確定，宜分期、分批征用和租用。 　　7.1.3光伏發(fā)電站的站區(qū)總平面設計應包括下列內容： 　　1光伏方陣。 　　2升壓站（或開關站）。 　　3站內集電線路。 　　4就地逆變升壓站。 　　5站內道路。 　　6其他防護功能設施（防洪、防雷、防火）。 　　7.1.4光伏發(fā)電站的站區(qū)總平面布置應符合下列要求： 　　1交通運輸方便。 　　2協調好站內與站外、生產與生活、生產與施工之間的關系。 　　3與城鎮(zhèn)或工業(yè)區(qū)規(guī)劃相協調。 　　4方便施工，有利擴建。 　　5合理利用地形、地質條件。 　　6減少場地的土石方工程量。 　　7降低工程造價，減少運行費用，提高經濟效益。 　　7.1.5光伏發(fā)電站的站區(qū)總平面布置還應符合下列要求： 　　1站內建筑物應結合日照方位進行布置，合理緊湊；輔助、附屬建筑和行政管理建筑宜采用聯合布置。 　　2因地制宜地進行綠化規(guī)劃，利用空閑場地植樹種草，綠地率應滿足當地規(guī)劃部門的綠化要求。 　　3升壓站（或開關站）及站內建筑物的選址應根據光伏方陣的布置、接人系統的方案、地形、地質、交通、生產、生活和安全等要素確定。 　　4站內集電線路的布置應根據光伏方陣的布置、升壓站（或開關站）的位置及單回集電線路的輸送距離、輸送容量、安全距離等確定。 　　5站內道路應能滿足設備運輸、安裝和運行維護的要求，并保留可進行大修與吊裝的作業(yè)面。 　　7.1.6大、中型地面光伏發(fā)電站站區(qū)可設兩個出人口，其位置應使站內外聯系方便。站區(qū)主要出人口處主干道行車部分的寬度宜與相銜接的進站道路一致，宜采用6m；次干道（環(huán)行道路）寬度宜采用4m。通向建筑物出人口處的人行引道的寬度宜與門寬相適應。 　　7.1.7地面光伏發(fā)電站的主要進站道路應與通向城鎮(zhèn)的現有公路連接，其連接宜短捷且方便行車，宜避免與鐵路線交叉。應根據生產、生活和消防的需要，在站區(qū)內各建筑物之間設置行車道路、消防車通道和人行道。站內主要道路可采用泥結碎石路面、混凝土路面或瀝青路面。 　　7.1.8光伏發(fā)電站站區(qū)的豎向布置，應根據生產要求、工程地質、水文氣象條件、場地標高等因素確定，并應符合下列要求： 　　1在不設大堤或圍堤的站區(qū)，升壓站（或開關站）區(qū)域的室外地坪設計標高應高于設計高水位0.5m。 　　2所有建筑物、構筑物及道路等標高的確定，應滿足生產使用方便。地上、地下設施中的基礎、管線，管架、管溝、隧道及地下室等的標高和布置，應統一安排，合理交叉，維修、擴建便利，排水暢通。 　　3應減少工程土石方工程量，降低基礎處理和場地平整費用，使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量無法達到平衡時，應落實取土或棄土地點。 　　4站區(qū)場地的最小坡度及坡向以能較快排除地面水為原則，應與建筑物、道路及場地的雨水害井、雨水口的設置相適應，并按當地降雨量和場地土質條件等因素確定。 　　5地處山坡地區(qū)光伏發(fā)電站的豎向布置，應在滿足工藝要求的前提下，合理利用地形，節(jié)省土石方量并確保邊坡穩(wěn)定。 　　7.1.9站區(qū)場地排水系統應根據地形、工程地質、地下水位等因素進行設計，并應符合下列要求： 　　1場地的排水系統應按規(guī)劃容量進行設計，并使每期工程排水暢通。 　　2室外溝道高于設計地坪標高時，應有過水措施，或在溝道的兩側設排水設施。 　　3對建在山區(qū)或丘陵地區(qū)的光伏發(fā)電站，在站區(qū)邊界處應有防止山洪流入站區(qū)的設施。 　　7.1.10生產建筑物底層地面標高，宜高出室外地面設計標高150mm-300mm，并應根據地質條件計人建筑物沉降的影響。 　　7.1.11光伏發(fā)電站的交通運輸、供水和排水、輸電線路等站外設施，應在確定站址和落實站內各個主要系統的基礎上，根據規(guī)劃容量和站址的自然條件進行綜合規(guī)劃。 　　7.1.12應結合工程具體條件，做好光伏發(fā)電站的防排洪（澇）規(guī)劃，充分利用現有防排洪（澇）設施。當必須新建時，可因地制宜地選用防洪（澇）堤、排洪（澇）溝或擋水圍墻。 　　7.1.13光伏發(fā)電站的出線走廊，應根據系統規(guī)劃、輸電線出線方向、電壓等級和回路數，按光伏發(fā)電站規(guī)劃容量，全面規(guī)劃，避免交叉。 　　7.1.14光伏發(fā)電站的施工區(qū)應按規(guī)劃容量統籌規(guī)劃，并應符合 　　下列要求： 　　1布置應緊湊合理，節(jié)省用地。 　　2應按施工流程的要求安排施工臨時建筑、材料設備堆置場、施工作業(yè)場所及施工臨時用水、用電干線路徑。 　　3施工場地排水系統宜單獨設置，施工道路宜永臨結合。 　　4利用地形，減少場地平整土石方量，并應避免施工區(qū)場地表土層的大面積破壞，防止水土流失。 　　7.2光伏方陣布置 　　7.2.1光伏方陣應根據站區(qū)地形、設備特點和施工條件等因素合理布置。大、中型地面光伏發(fā)電站的光伏方陣宜采用單元模塊化的布置方式。 　　7.2.2地面光伏發(fā)電站的光伏方陣布置應滿足下列要求： 　　1固定式布置的光伏方陣、光伏組件安裝方位角宜采用正南方向。 　　2光伏方陣各排、列的布置間距應保證每天9:00-15:00（當地真太陽時）時段內前、后、左、右互不遮擋。 　　3光伏方陣內光伏組件串的最低點距地面的距離不宜低于300mm，并應考慮以下因素： 　　1)當地的最大積雪深度； 　　2)當地的洪水水位； 　　3)植被高度。 　　7.2.3與建筑相結合的光伏發(fā)電站的光伏方陣應結合太陽輻照度、風速、雨水、積雪等氣候條件及建筑朝向、屋頂結構等因素進行設計，經技術經濟比較后確定方位角、傾角和陣列行距。 　　7.2.4大、中型地面光伏發(fā)電站的逆變升壓室宜結合光伏方陣單元模塊化布置，宜采用就地布置方式。逆變升壓室宜根據工藝要求布置在光伏方陣單元模塊的中部，且靠近主要通道處。 　　7.2.5工藝管線的敷設方式應符合下列要求： 　　1工藝管線和管溝宜沿道路布置。地下管線和管溝一般宜敷設在道路行車部分之外。 　　2電纜不應與其他管道同溝敷設。 　　3管溝、地下管線與建筑物、道路及其他管線的水平距離以及管線交叉時的垂直距離，應根據地下管線和管溝的埋深、建筑物的基礎構造及施工、檢修等因素綜合確定。 　　7.3站區(qū)安全防護設施 　　7.3.1光伏發(fā)電站宜設置安全防護設施，該設施宜包括：人侵報警系統、視頻安防系統和出人口控制系統等，并能相互聯動。 　　7.3.2安裝于室外的安全防護設施應采取防雷、防塵、防雨、防凍等措施。 　　7.3.3人侵報警系統設計應按下列要求進行： 　　1人侵報警系統設置應符合現行國家標準《人侵報警系統工程設計規(guī)范》GB 50394的規(guī)定。 　　2人侵報警系統應能與視頻監(jiān)控系統、出人口控制系統等聯動。防范區(qū)內人侵探測器的設置不得有盲區(qū)，系統除應具有本地報警功能外，還宜具有異地報警功能。 　　3人侵報警系統的信號傳輸可采用專用有線傳輸為主、無線信道傳輸為輔的傳輸方式。控制信號電纜及電源線耐壓等級、導線及電纜芯線的截面積均應滿足傳輸要求。 　　4系統報警應有記錄，并能按時間、區(qū)域、部位任意編程設防和撤防。系統應具有設備防拆功能、系統自檢功能及故障報警功能。 　　5主控室內應裝有緊急按鈕。緊急按鈕的設置應隱蔽、安全并便于操作，且應具有防誤觸發(fā)、觸發(fā)報警自鎖、人工復位等功能。 　　7.3.4視頻安防監(jiān)控系統設計應符合下列要求： 　　1視頻安防監(jiān)控系統設置應符合現行國家標準《視頻安防監(jiān)控系統工程設計規(guī)范》GB 50395的規(guī)定，并應具有對圖像信號的分配、切換、存儲、還原、遠傳等功能。 　　2系統設計應滿足監(jiān)控區(qū)域有效覆蓋、布局合理、圖像清晰、控制有效的要求。 　　3視頻監(jiān)控系統宜與燈光系統聯動。監(jiān)視場所的最低環(huán)境照度應高于攝像機要求最低照度（靈敏度）的10倍，當被監(jiān)視場所照度低于所采用攝像機要求的最低照度時，應在攝像機防護罩上或附近加裝輔助照明（應急照明）設施。 　　4攝像機、解碼器等宜由控制中心專線集中供電。距控制中心（機房）較遠時，可就地供電，但控制中心應能對其進行開關控制。 　　7.3.5出人口控制系統設計應符合下列要求： 　　1在建筑物內（外）出人口、重要房間門等處宜設置出人口控制系統，出人口控制系統宜按現行國家標準《出人口控制系統工程設計規(guī)范》GB 50396的要求設計。 　　2出入口控制系統宜由出入對象識別裝置，出人口信息處理、控制、通信裝置及出人口執(zhí)行機構等三部分組成。 　　3系統應與火災報警系統及其他緊急疏散系統聯動，并滿足緊急逃生時人員疏散的要求。 　　8電氣 　　8.1變壓器 　　8.1.1光伏發(fā)電站升壓站主變壓器的選擇應符合現行行業(yè)標準《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》DL/T 5222的規(guī)定，參數宜按現行國家標準《油浸式電力變壓器技術參數和要求》GB/T 6451，《干式電力變壓器技術參數和要求》GB/T 10228，《三相配電變壓器能效限定值及節(jié)能評價值》GB 20052或《電力變壓器能效限定值及能效等級》GB 24790的規(guī)定進行選擇。 　　8.1.2光伏發(fā)電站升壓站主變壓器的選擇應符合下列要求： 　　1應優(yōu)先選用自冷式、低損耗電力變壓器。 　　2當無勵磁調壓電力變壓器不能滿足電力系統調壓要求時，應采用有載調壓電力變壓器。 　　3主變壓器容量可按光伏發(fā)電站的最大連續(xù)輸出容量進行選取，且宜選用標準容量。 　　8.1.3光伏方陣內就地升壓變壓器的選擇應符合下列要求： 　　1宜選用自冷式、低損耗電力變壓器。 　　2變壓器容量可按光伏方陣單元模塊最大輸出功率選取。 　　3可選用高壓（低壓）預裝式箱式變電站或變壓器、高低壓電氣設備等組成的裝配式變電站。對于在沿海或風沙大的光伏發(fā)電站，當采用戶外布置時，沿海防護等級應達到IP65，風沙大的光伏發(fā)電站防護等級應達到IP54。 　　4就地升壓變壓器可采用雙繞組變壓器或分裂變壓器。 　　5就地升壓變壓器宜選用無勵磁調壓變壓器。 　　8.2電氣主接線 　　8.2.1光伏發(fā)電站發(fā)電單元接線及就地升壓變壓器的連接應符合下列要求： 　　1逆變器與就地升壓變壓器的接線方案應依據光伏發(fā)電站的容量、光伏方陣的布局、光伏組件的類別和逆變器的技術參數等條件，經技術經濟比較確定。 　　2一臺就地升壓變壓器連接兩臺不自帶隔離變壓器的逆變器時，宜選用分裂變壓器。 　　8．2．2光伏發(fā)電站發(fā)電母線電壓應根據接人電網的要求和光伏發(fā)電站的安裝容量，經技術經濟比較后確定，并宜符合下列規(guī)定： 　　1光伏發(fā)電站安裝總容量小于或等于1MWp時，宜采用0.4kV-10kV電壓等級。 　　2光伏發(fā)電站安裝總容量大于1MWp，且不大于30MWp時，宜采用10kV-35kV電壓等級。 　　3光伏發(fā)電站安裝容量大于30MWp時，宜采用35kV電壓等級。 　　8.2.3光伏發(fā)電站發(fā)電母線的接線方式應按本期、遠景規(guī)劃的安裝容量、安全可靠性、運行靈活性和經濟合理性等條件選擇，并應符合下列要求： 　　1光伏發(fā)電站安裝容量小于或等于30MW時，宜采用單母線接線。 　　2光伏發(fā)電站安裝容量大于30MW時，宜采用單母線或單母線分段接線。 　　3當分段時，應采用分段斷路器。 　　8.2.4光伏發(fā)電站母線上的短路電流超過所選擇的開斷設備允許值時，可在母線分段回路中安裝電抗器。母線分段電抗器的額定電流應按其中一段母線上所聯接的最大容量的電流值選擇。 　　8.2.5光伏發(fā)電站內各單元發(fā)電模塊與光伏發(fā)電母線的連接方式，由運行可靠性、靈活性、技術經濟合理性和維修方便等條件綜合比較確定，可采用下列連接方式： 　　1輻射式連接方式。 　　2“ T”接式連接方式。 　　8.2.6光伏發(fā)電站母線上的電壓互感器和避雷器應合用一組隔離開關，并組裝在一個柜內。 　　8.2.7光伏發(fā)電站內lokV或35kV系統中性點可采用不接地、經消弧線圈接地或小電阻接地方式。經匯集形成光伏發(fā)電站群的大、中型光伏發(fā)電站，其站內匯集系統宜采用經消弧線圈接地或小電阻接地的方式。就地升壓變壓器的低壓側中性點是否接地應依據逆變器的要求確定。 　　8.2.8當采用消弧線圈接地時，應裝設隔離開關。消弧線圈的容量選擇和安裝要求應符合現行行業(yè)標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T 620的規(guī)定。 　　8.2.9光伏發(fā)電站110kV及以上電壓等級的升壓站接線方式，應根據光伏發(fā)電站在電力系統的地位、地區(qū)電力網接線方式的要求、負荷的重要性、出線回路數、設備特點、本期和規(guī)劃容量等條件確定。 　　8.2.10 220kV及以下電壓等級的母線避雷器和電壓互感器宜合用一組隔離開關，110kV-220kV線路電壓互感器與禍合電容器、避雷器、主變壓器引出線的避雷器不宜裝設隔離開關；主變壓器中性點避雷器不應裝設隔離開關。 　　8.3站用電系統 　　8.3.1光伏發(fā)電站站用電系統的電壓宜采用380V。 　　8.3.2 380V站用電系統，應采用動力與照明網絡共用的中性點直接接地方式。 　　8.3.3站用電工作電源引接方式宜符合下列要求： 　　1光伏發(fā)電站有發(fā)電母線時，宜從發(fā)電母線引接供給自用負荷。 　　2當技術經濟合理時，可由外部電網引接電源供給發(fā)電站自用負荷。 　　3當技術經濟合理時，就地逆變升壓室站用電也可由各發(fā)電單元逆變器變流出線側引接，但升壓站（或開關站）站用電應按本條的第1款或第2款中的方式引接。 　　8.3.4站用電系統應設置備用電源，其引接方式宜符合下列要求： 　　1當光伏發(fā)電站只有一段發(fā)電母線時，宜由外部電網引接電源。 　　2當發(fā)電母線為單母線分段接線時，可由外部電網引接電源，也可由其中的另一段母線上引接電源。 　　3各發(fā)電單元的工作電源分別由各自的就地升壓變壓器低壓側引接時，宜采用鄰近的兩發(fā)電單元互為備用的方式或由外部電網引接電源。 　　4工作電源與備用電源間宜設置備用電源自動投人裝置。 　　8.3.5站用電變壓器容量選擇應符合下列要求： 　　1站用電工作變壓器容量不宜小于計算負荷的1.1倍。 　　2站用電備用變壓器的容量與工作變壓器容量相同。 　　8.3.6站用電裝置的布置位置及方式應根據光伏發(fā)電站的容量、光伏方陣的布局和逆變器的技術參數等條件確定。 　　8.4直流系統 　　8.4.1光伏發(fā)電站宜設蓄電池組向繼電保護、信號、自動裝置等控制負荷和交流不間斷電源裝置、斷路器合閘機構及直流事故照明等動力負荷供電，蓄電池組應以全浮充電方式運行。 　　8.4.2蓄電池組的電壓可采用220V或1lNV。 　　8.4.3蓄電池組及充電裝置的選擇可按現行行業(yè)標準《電力工程直流系統設計技術規(guī)程》DL/T 5044的規(guī)定執(zhí)行。 　　8.5配電裝置 　　8.5.1光伏發(fā)電站的升壓站（或開關站）配電裝置的設計應符合國家現行標準《高壓配電裝置設計技術規(guī)程》DL/T 5352及《3-110kV高壓配電裝置設計規(guī)范》GB 50060的規(guī)定。 　　8.5.2升壓站35kV以上配電裝置應根據地理位置選擇戶內或戶外布置。在沿海及土石方開挖工程量大的地區(qū)宜采用戶內配電裝置；在內陸及荒漠不受氣候條件、占用土地及施工工程量等限制時，宜采用戶外配電裝置。 　　8.5.3 10kV-35kV配電裝置宜采用戶內成套式高壓開關柜配置型式，也可采用戶外裝配式配電裝置。 　　對沿海、海拔高于2000m及土石方開挖工程量大的地區(qū)，當技術經濟合理時，66kV及以上電壓等級的配電裝置可采用氣體絕緣金屬封閉開關設備；在內陸及荒漠地區(qū)可采用戶外裝配式布置。 　　8.6無功補償裝置 　　8.6.1光伏發(fā)電站的無功補償裝置應按電力系統無功補償就地平衡和便于調整電壓的原則配置。 　　8.6.2并聯電容器裝置的設計應符合現行國家標準《并聯電容器裝置設計規(guī)范》GB 50227的規(guī)定。 　　8.6.3無功補償裝置設備的型式宜選用成套設備。 　　8.6.4無功補償裝置依據環(huán)境條件、設備技術參數及當地的運行經驗，可采用戶內或戶外布置型式，并應考慮維護和檢修方便。 　　8.7電氣二次 　　8.7.1光伏發(fā)電站控制方式宜按無人值班或少人值守的要求進行設計。 　　8.7.2光伏發(fā)電站電氣設備的控制、測量和信號應符合現行行業(yè) 　　標準《火力發(fā)電廠、變電所二次接線設計技術規(guī)程》DL/T 5136的規(guī)定。 　　8.7.3電氣二次設備應布置在繼電器室，繼電器室面積應滿足設備布置和定期巡視維護的要求，并留有備用屏位。屏、柜的布置宜與配電裝置間隔排列次序對應。 　　8.7.4升壓站內各電壓等級的斷路器以及隔離開關、接地開關、有載調壓的主變分接頭位置及站內其他重要設備的啟動（停止）等元件應在控制室內監(jiān)控。 　　8.7.5光伏發(fā)電站內的電氣元件保護應符合現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》GB/T 14285的規(guī)定。35kV母線可裝設母差保護。 　　8.7.6光伏發(fā)電站逆變器、跟蹤器的控制應納入監(jiān)控系統。 　　8.7.7大、中型光伏發(fā)電站應采用計算機監(jiān)控系統，主要功能應符合下列要求： 　　1應對發(fā)電站電氣設備進行安全監(jiān)控。 　　2應滿足電網調度自動化要求，完成遙測、遙信、遙調、遙控等遠動功能。 　　3電氣參數的實時監(jiān)測，也可根據需要實現其他電氣設備的監(jiān)控操作。 　　8.7.8大型光伏發(fā)電站站內應配置統一的同步時鐘設備，對站控層各工作站及間隔層各測控單元等有關設備的時鐘進行校正，中型光伏發(fā)電站可采用網絡方式與電網對時。 　　8.7.9光伏發(fā)電站計算機監(jiān)控系統的電源應安全可靠，站控層應采用交流不停電電源（UPS)系統供電。交流不停電電源系統持續(xù)供電時間不宜小于1h。 　　8.8過電壓保護和接地 　　8.8.1光伏發(fā)電站的升壓站區(qū)和就地逆變升壓室的過電壓保護和接地應符合現行行業(yè)標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T 620和《交流電氣裝置的接地》DL/T 621的規(guī)定。 　　8.8.2光伏發(fā)電站生活輔助建（構）筑物防雷應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規(guī)范》GB 50057的規(guī)定。 　　8.8.3光伏方陣場地內應設置接地網，接地網除應采用人工接地極外，還應充分利用支架基礎的金屬構件。 　　8.8.4光伏方陣接地應連續(xù)、可靠，接地電阻應小于4n。 　　8.9電纜選擇與敷設 　　8.9.1光伏發(fā)電站電纜的選擇與敷設，應符合現行國家標準《電力工程電纜設計規(guī)范》GB 50217的規(guī)定，電纜截面應進行技術經濟比較后選擇確定。 　　8.9.2集中敷設于溝道、槽盒中的電纜宜選用C類阻燃電纜。 　　8.9.3光伏組件之間及組件與匯流箱之間的電纜應有固定措施和防曬措施。 　　8.9.4電纜敷設可采用直埋、電纜溝、電纜橋架、電纜線槽等方式。動力電纜和控制電纜宜分開排列。 　　8.9.5電纜溝不得作為排水通路。 　　8.9.6遠距離傳輸時，網絡電纜宜采用光纖電纜。 　　9接人系統 　　9.1一般規(guī)定 　　9.1.1光伏發(fā)電站接人電網的電壓等級應根據光伏發(fā)電站的容量及電網的具體情況，在接人系統設計中經技術經濟比較后確定。 　　9.1.2光伏發(fā)電站向當地交流負載提供電能和向電網發(fā)送的電能質量應符合公用電網的電能質量要求。 　　9.1.3光伏發(fā)電站應具有相應的繼電保護功能。 　　9.1.4大、中型光伏發(fā)電站應具備與電力調度部門之間進行數據通信的能力，并網雙方的通信系統應符合電網安全經濟運行對電力通信的要求。 　　9.2并網要求 　　9.2.1有功功率控制應符合下列要求： 　　1大、中型光伏發(fā)電站應配置有功功率控制系統，具有接收并自動執(zhí)行電力調度部門發(fā)送的有功功率及其變化速率的控制指令、調節(jié)光伏發(fā)電站有功功率輸出、控制光伏發(fā)電站停機的能力。 　　2大、中型光伏發(fā)電站應具有限制輸出功率變化率的能力，輸出功率變化率和最大功率的限值不應超過電力調度部門的限值，但因太陽光輻照度快速減少引起的光伏發(fā)電站輸出功率下降率不受此限制。 　　3除發(fā)生電氣故障或接收到來自于電力調度部門的指令以外，光伏發(fā)電站同時切除的功率應在電網允許的最大功率變化率范圍內。 　　9.2.2電壓與無功調節(jié)應符合下列要求： 　　1應結合無功補償類型和容量進行接人系統方案設計。 　　2大、中型光伏發(fā)電站參與電網的電壓和無功調節(jié)可采用調節(jié)光伏發(fā)電站逆變器輸出的無功功率、無功補償設備的投人量和變壓器的變化等方式。 　　3大、中型光伏發(fā)電站應配置無功電壓控制系統，具備在其允許的容量范圍內根據電力調度部門指令自動調節(jié)無功輸出，參與電網電壓調節(jié)的能力。其調節(jié)方式、參考電壓等應由電力調度部門遠程設定。 　　4接入10kV-35kV電壓等級公用電網的光伏發(fā)電站，功率因素應能在超前0.98和滯后0.98范圍內連續(xù)可調。 　　5接人l10kV(66kV）及以上電壓等級公用電網的光伏發(fā)電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站滿發(fā)時站內匯集線路、主變壓器的全部感性無功及光伏發(fā)電站送出線路的一半感性無功之和；其配置的感性無功容量能夠補償光伏發(fā)電站站內全部充電無功功率及光伏發(fā)電站送出線路的一半充電無功功率之和。 　　6對于匯集升壓至330kV及以上電壓等級接人公用電網的光伏發(fā)電站群中的光伏發(fā)電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站滿發(fā)時站內匯集線路、主變壓器及光伏發(fā)電站送出線路的全部感性無功之和，其配置的感性無功容量能夠補償光伏發(fā)電站站內全部充電無功功率及光伏發(fā)電站送出線路的全部充電無功功率之和。 　　7 T接于公用電網和接入用戶內部電網的大、中型光伏發(fā)電站應根據其特點，結合電網實際情況選擇無功裝置類型及容量。 　　8小型光伏發(fā)電站輸出有功功率大于其額定功率的50％時，功率因數不應小于0.98(超前或滯后）；輸出有功功率在20％一50%時，功率因數不應小于0.95(超前或滯后）。 　　9.2.3電能質量應符合下列要求： 　　1直接接入公用電網的光伏發(fā)電站應在并網點裝設電能質量在線監(jiān)測裝置；接人用戶側電網的光伏發(fā)電站的電能質量監(jiān)測裝置應設置在關口計量點。大、中型光伏發(fā)電站電能質量數據應能夠遠程傳送到電力調度部分，小型光伏發(fā)電站應能儲存一年以上的電能質量數據，必要時可供電網企業(yè)調用。 　　2光伏發(fā)電站接人電網后引起電網公共連接點的諧波電壓畸變率以及向電網公共連接點注入的諧波電流應符合現行國家標準《電能質量公用電網諧波》GB/T 14549的規(guī)定。 　　3光伏發(fā)電站接入電網后，公共連接點的電壓應符合現行國家標準《電能質量供電電壓偏差》GB/T 12325的規(guī)定。 　　4光伏發(fā)電站引起公共連接點處的電壓波動和閃變應符合現行國家標準《電能質量電壓波動和閃變》GB/T 12326的規(guī)定。 　　5光伏發(fā)電站并網運行時，公共連接點三相電壓不平衡度應符合現行國家標準《電能質量三相電壓不平衡》GB/T 15543的規(guī)定。 　　6光伏發(fā)電站并網運行時，向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%. 　　9.2.4電網異常時應具備下列響應能力； 　　1電網頻率異常時的響應，應符合下列要求： 　　1)光伏發(fā)電站并網時應與電網保持同步運行。 　　2)大、中型光伏發(fā)電站應具備一定的耐受電網頻率異常的能力。大、中型光伏發(fā)電站在電網頻率異常時的運行時間要求應符合表9.2.4-1的規(guī)定。當電網頻率超出49.5Hz-50.2Hz范圍時，小型光伏發(fā)電站應在0.2s以內停止向電網線路送電。 　　3)在指定的分閘時間內系統頻率可恢復到正常的電網持續(xù)運行狀態(tài)時，光伏發(fā)電站不應停止送電。 　　2電網電壓異常時的響應應符合下列要求： 　　1)光伏發(fā)電站并網時輸出電壓應與電網電壓相匹配。 　　2)大、中型光伏發(fā)電站應具備一定的低電壓穿越能力（圖9.2.4)，當并網點電壓在圖9.2.4中電壓曲線及以上區(qū)域時，光伏發(fā)電站應保持并網運行。當并網點運行電壓高于110％電網額定電壓時，光伏發(fā)電站的運行狀態(tài)由光伏發(fā)電站的性能確定。接人用戶內部電網的大、中型光伏發(fā)電站的低電壓穿越要求由電力調度部門確定。圖中UL：為正常運行的最低電壓限值，宜取0.9倍額定電 壓。UL，宜取0.2倍額定電壓。T1為電壓跌落到0時需要保持并網的時間，T：為電壓跌落到UL：時需要保持并網的時間。Tl、 T2、 T3的數值需根據保護和重合閘動作時間等實際情況來確定。 　　 3)小型光伏發(fā)電站并網點電壓在不同的運行范圍時，光伏發(fā)電站在電網電壓異常的響應要求應符合表9.2.4-2的規(guī)定。 　　注：1 UN為光伏發(fā)電站并網點的電網標稱電壓。 　　2最大分閘時間是指異常狀態(tài)發(fā)生到逆變器停止向電網送電的時間。 　　9.2.5光伏發(fā)電站的逆變器應具備過載能力，在1.2倍額定電流以下，光伏發(fā)電站連續(xù)可靠工作時間不應小于lmin。 　　9.2.6光伏發(fā)電站應在并網點內側設置易于操作、可閉鎖且具有明顯斷開點的并網總斷路器。 　　9.3繼電保護 　　9.3.1光伏發(fā)電站的系統保護應符合現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》GB/T 14285的規(guī)定，且應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。專線接人公用電網的大、中型光伏電站可配置光纖電流差動保護。 　　9.3.2光伏發(fā)電站設計為不可逆并網方式時，應配置逆向功率保護設備，當檢測到逆流超過額定輸出的5％時，逆向功率保護應在0.5s-2s內將光伏發(fā)電站與電網斷開。 　　9.3.3小型光伏發(fā)電站應具備快速檢測孤島且立即斷開與電網連接的能力，其防孤島保護應與電網側線路保護相配合。 　　9.3.4大、中型光伏發(fā)電站的公用電網繼電保護裝置應保障公用電網在發(fā)生故障時可切除光伏發(fā)電站，光伏發(fā)電站可不設置防孤島保護。 　　9.3.5在并網線路同時T接有其他用電負荷情況下，光伏發(fā)電站防孤島效應保護動作時間應小于電網側線路保護重合閘時間。 　　9.3.6接人66kV及以上電壓等級的大、中型光伏發(fā)電站應裝設專用故障記錄裝置。故障記錄裝置應記錄故障前l(fā)Os到故障后60s的情況，并能夠與電力調度部門進行數據傳輸。 　　9.4自動化 　　9.4.1大、中型光伏發(fā)電站應配置相應的自動化終端設備，采集發(fā)電裝置及并網線路的遙測和遙信量，接收遙控、遙調指令，通過專用通道與電力調度部門相連。 　　9.4.2大、中型光伏發(fā)電站計算機監(jiān)控系統遠動通信設備宜冗余配置，分別以主、備兩個通道與電力調度部門進行通信。 　　9.4.3在正常運行情況下，光伏發(fā)電站向電力調度部門提供的遠動信息應包括遙測量和遙信量，并應符合下列要求： 　　1遙測量應包括下列內容： 　　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。 　　7）大、中型光伏發(fā)電站的輻照強度、溫度等。 　　8）光伏發(fā)電站的儲能容量狀態(tài)。 　　2遙信量應包括下列內容： 　　1)并網點斷路器的位置信號。 　　2)有載調壓主變分接頭位置。 　　3)逆變器、變壓器和無功補償設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。 　　9.4.4電力調度部門根據需要可向光伏發(fā)電站傳送下列遙控或遙調命令： 　　1并網線路斷路器的分合。 　　2無功補償裝置的投切。 　　3有載調壓變壓器分接頭的調節(jié)。 　　4光伏發(fā)電站的啟停。 　　5光伏發(fā)電站的功率調節(jié)。 　　9.4.5接入220kV及以上電壓等級的光伏發(fā)電站應配置相量測量單元（PMU) 　　9.4.6中、小型光伏發(fā)電站可根據當地電網實際情況對自動化設備進行適當簡化。 　　9.5通信 　　9.5.1光伏發(fā)電站通信可分為站內通信與系統通信。通信設計應符合現行行業(yè)標準《電力系統通信管理規(guī)程》DL/T 544和《電力系統通信自動交換網技術規(guī)范》DL/T 598的規(guī)定。中、小型光伏發(fā)電站可根據當地電網實際情況對通信設備進行簡化。 　　9.5.2站內通信應符合下列要求： 　　1光伏發(fā)電站站內通信應包括生產管理通信和生產調度通信。 　　2大、中型光伏發(fā)電站為滿足生產調度需要，宜設置生產程控調度交換機，統一供生產管理通信和生產調度通信使用。 　　3大、中型光伏發(fā)電站內通信設備所需的交流電源，應由能自動切換的、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1h。 　　5光伏發(fā)電站可不單獨設置通信機房，通信設備宜與線路保護、調度自動化設備共同安裝于同一機房內。 　　9.5.3系統通信應符合下列要求： 　　1光伏發(fā)電站應裝設與電力調度部門聯系的專用調度通信設施。通信系統應滿足調度自動化、繼電保護、安全自動裝置及調度電話等對電力通信的要求。 　　2光伏發(fā)電站至電力調度部門間應有可靠的調度通道。大型光伏發(fā)電站至電力調度部門應有兩個相互獨立的調度通道，且至少一個通道應為光纖通道。中型光伏發(fā)電站至電力調度部門宜有兩個相互獨立的調度通道。 　　3光伏發(fā)電站與電力調度部門之間通信方式和信息傳輸應由雙方協商一致后確定，并在接人系統方案設計中明確。 　　9.6電能計量 　　9.6.1光伏發(fā)電站電能計量點宜設置在電站與電網設施的產權分界處或合同協議中規(guī)定的貿易結算點；光伏發(fā)電站站用電取自公用電網時，應在高壓引入線高壓側設置計量點。每個計量點均應裝設電能計量裝置。電能計量裝置應符合現行行業(yè)標準《電能計量裝置技術管理規(guī)程》DL/T 448和《電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程》DL/T 5137的規(guī)定。 　　9.6.2光伏發(fā)電站應配置具有通信功能的電能計量裝置和相應的電能量采集裝置。同一計量點應安裝同型號、同規(guī)格、準確度相同的主備電能表各一套。 　　9.6.3光伏發(fā)電站電能計量裝置采集的信息應接人電力調度部門的電能信息采集系統。 　　10建筑與結構 　　10.1一般規(guī)定 　　10.1.1光伏發(fā)電站建（構）筑物的布置應根據總體布置要求、站址地質條件、設備型號、電源進線方向、對外交通以及有利于站房施工、設備安裝與檢修和工程管理等條件，經技術經濟比較確定。 　　10.1.2建筑設計應根據規(guī)劃留有擴建的空間。 　　10.1.3光伏一體化的建筑應結合建筑功能、建筑外觀以及周圍環(huán)境條件進行光伏組件類型、安裝位置、安裝方式和色澤的選擇，使之成為建筑的有機組成部分。建筑設計應為光伏組件安裝、使用、維護和保養(yǎng)等提供承載條件和空間。 　　10.1.4在既有建筑物上增設光伏發(fā)電系統時，應根據建筑物的種類分別按照現行國家標準《工業(yè)建筑可靠性鑒定標準》GB 50144和《民用建筑可靠性鑒定標準》GB 50292的規(guī)定進行可靠性鑒定。 　　位于抗震設防烈度為6度一9度地區(qū)的建筑還應依據其設防烈度、抗震設防類別、后續(xù)使用年限和結構類型，按照現行國家標準《建筑抗震鑒定標準》GB 50023的規(guī)定進行抗震鑒定。經抗震鑒定后需要進行抗震加固的建筑應按現行行業(yè)標準《建筑抗震加固技術規(guī)程》JGJ 116的規(guī)定設計施工。 　　10.1.5電氣間應設防止蛇、鼠類等小動物危害的措施。 　　10.2地面光伏發(fā)電站建筑 　　10.2.1地面光伏發(fā)電站的建筑物設計應符合下列要求： 　　1滿足設備布置、安裝、運行和檢修的要求。 　　2滿足內外交通運輸的要求。 　　3滿足站房結構布置的要求。 　　4滿足站房內采暖、通風和采光要求。 　　5滿足防水、防潮、防塵、防噪聲要求。 　　6建筑造型與場地協調，布置合理，適用美觀。 　　10.2.2建筑物節(jié)能設計應滿足建筑功能和使用質量的要求，并應符合下列要求： 　　1滿足建筑圍護結構的基本熱工性能。 　　2宜利用自然采光。 　　10.2.3建筑物門窗應根據建筑物內通風、采暖和采光的需要合理布置，必要時可采用雙層玻璃窗。 　　10.2.4建筑物屋面可根據當地氣候條件和站房內通風、采暖要求設置保溫隔熱層。 　　10.2.5建筑物應預留設備搬人口，設備搬人口可結合門窗洞或非承重墻設置。 　　10.2.6采用酸性蓄電池的蓄電池室和貯酸室應采用耐酸地面，其內墻面應涂耐酸漆或鋪設耐酸材料。 　　10.3屋頂及建筑一體化 　　10.3.1與光伏發(fā)電系統相結合的建筑，應依據建設地點的地理、氣候條件、建筑功能、周圍環(huán)境等因素進行規(guī)劃設計，并確定建筑布局、朝向、間距、群體組合和空間環(huán)境。規(guī)劃應滿足光伏發(fā)電系統設計和安裝的技術要求。 　　10.3.2建筑設計應為光伏發(fā)電系統的安裝、使用、維護、保養(yǎng)等提供條件，在安裝光伏組件的部位應采取安全防護措施。在人員有可能接觸或接近光伏發(fā)電系統的位置，應設置防觸電警示標識。 　　10.3.3光伏組件安裝在建筑屋面、陽臺、墻面或建筑其他部位時，不應影響該部位的建筑功能，并應與建筑協調一致，保持建筑統一和諧的外觀。 　　10.3.4合理規(guī)劃光伏組件的安裝位置，建筑物及建筑物周圍的環(huán)境景觀與綠化種植不應對投射到光伏組件上的陽光造成遮擋。 　　10.3.5光伏發(fā)電系統各組成部分在建筑中的位置應滿足其所在部位的建筑防水、排水和保溫隔熱等要求，同時便于系統的維護、檢修和更新。 　　10.3.6直接以光伏組件構成建筑圍護結構時，光伏組件除應與建筑整體有機結合、與建筑周圍環(huán)境相協調外，還應滿足所在部位的結構安全和建筑圍護功能的要求。 　　10.3.7光伏組件不應跨越建筑變形縫設置。 　　10.3.8建筑一體化光伏組件的構造及安裝應采取通風降溫措施。 　　10.3.9多雪地區(qū)建筑屋面安裝光伏組件時，宜設置人工融雪、清雪的安全通道。 　　10.3.10在屋面防水層上安裝光伏組件時，若防水層上沒有保護層，其支架基座下部應增設附加防水層。光伏組件的引線穿過屋面處應預埋防水套管，并作防水密封處理。防水套管應在屋面防水層施工前埋設完畢。 　　10.3.11光伏玻璃幕墻的結構性能應符合現行行業(yè)標準《玻璃幕墻工程技術規(guī)范》JGJ 102的規(guī)定，并應滿足建筑室內對視線和透光性能的要求。 　　10.4結構 　　10.4.1光伏發(fā)電站中，除光伏支架外的建（構）筑物的結構設計使用年限應為50年。 　　10.4.2建（構）筑物結構型式、地基處理方案應根據地基土質、建（構）筑物結構特點、施工條件和運行要求等因素，經技術經濟比較后確定。 　　10.4.3光伏發(fā)電站建（構）筑物的抗震設防烈度應按國家對該地區(qū)的要求確定。地震烈度6度及以上地區(qū)建筑物、結構物的抗震設防要求，應符合現行國家標準《建筑抗震設計規(guī)范》GB 50011的規(guī)定。 　　10.4.4結構構件應根據承載能力極限狀態(tài)及正常使用極限狀態(tài)的要求，進行承載能力、穩(wěn)定、變形、抗裂、抗震驗算。 　　10.4.5與光伏發(fā)電系統相結合建筑的主體結構或結構構件應能夠承受光伏發(fā)電系統傳遞的荷載。 　　10.4.6光伏發(fā)電站的結構設計應依據巖土工程勘察報告中下列內容進行： 　　1有無影響場地穩(wěn)定性的不良地質條件及其危害程度。 　　2場地范圍內的地層結構及其均勻性，以及各巖土層的物理力學性質。 　　3地下水埋藏情況、類型和水位變化幅度及規(guī)律，以及對建筑材料的腐蝕性。 　　4在抗震設防區(qū)劃分的場地土類型和場地類別，并對飽和砂土及粉土進行液化判別。 　　5對可供采用的地基基礎設計方案進行論證分析；確定與設計要求相對應的地基承載力及變形計算參數，以及設計與施工應注意的問題。 　　6土壤腐蝕性。 　　7地基土凍脹性、濕陷性、膨脹性的評價。 　　10.4.7建筑結構及支架的基礎應進行強度、變形、抗傾覆和抗滑移驗算，采取相應的措施，且應符合國家現行標準《構筑物抗震設計規(guī)范》GB 50191，《建筑地基基礎設計規(guī)范》GB 50007，《建筑樁基技術規(guī)范》JGJ 94和《建筑地基處理技術規(guī)范》JGJ 79等的規(guī)定。 　　10.4.8當場地地下水位低、穩(wěn)定持力層埋深大、冬季施工、地形起伏大或對場地生態(tài)恢復要求較高時，支架的基礎可采用鋼制地錨。采用鋼制地錨時，應符合本規(guī)范附錄C的要求。 　　10.4.9天然地基的支架基礎底面在風荷載和地震作用下允許局部脫開地基土，但脫開地基土的面積不應大于底面全面積的1/4。 　　10.4.10新建光伏一體化建筑的結構設計應為光伏發(fā)電系統的安裝埋設預埋件或其他連接件。連接件與主體結構的錨固承載力設計值應大于連接件本身的承載力設計值。安裝光伏發(fā)電系統的預埋件設計使用年限應與主體結構相同。 　　10.4.11與建筑結合的光伏支架，當采用后加錨栓連接時宜采用化學錨栓，且每個連接節(jié)點錨栓數量不應少于兩個，直徑不小于10mm，承載力設計值不應大于其選用材料極限承載力的50%. 　　11給排水、暖通與空調 　　11.1給排水 　　11.1.1光伏發(fā)電站給排水設計應符合下列要求： 　　1應滿足生產、生活和消防用水要求，且應符合現行國家標準《建筑給水排水設計規(guī)范》GB 50015的規(guī)定。 　　2應合理利用水資源和保護水體，且排水設計應符合現行國家標準《污水綜合排放標準》GB 8978的規(guī)定。 　　11.1.2給水水源的選擇應根據水資源勘察資料和總體規(guī)劃的要求，通過技術經濟比較后確定。 　　11.1.3生活飲用水的水質應符合現行國家標準《生活飲用水衛(wèi)生標準》GB 5749的規(guī)定。 　　11.1.4條件允許時宜設置光伏組件清洗系統。 　　11.1.5寒冷及嚴寒地區(qū)，給水管設計時應設泄水裝置。 　　11.2通與空調 　　11.2.1光伏發(fā)電站建筑采暖通風與空氣調節(jié)設計方案，應根據建筑的用途與功能、使用要求、冷熱負荷構成特點、環(huán)境條件以及能源狀況等，結合國家有關安全、環(huán)保、節(jié)能、衛(wèi)生等方針、政策，經綜合技術經濟比較確定。 　　11.2.2累年日平均溫度穩(wěn)定低于或等于5℃的日數大于或等于90天的地區(qū)，當建筑物內經常有人停留、工作或對室內溫度有一定要求時，應設置采暖設施。 　　11.2.3采暖通風和空氣調節(jié)室外空氣計算參數的選用，應符合現行國家標準《采暖通風與空氣調節(jié)設計規(guī)范》GB 50019的規(guī)定。 　　11.2.4光伏發(fā)電站內各類建筑物冬季采暖室內計算溫度宜符合表11.2.4的規(guī)定： 　　注：采用閥控式密封鉛酸電池組的蓄電池室，室內計算溫度為5℃ 　　11.2.5需設置采暖的建筑物，當其位于嚴寒地區(qū)或寒冷地區(qū)且在非工作時間或中斷使用的時間內，室內溫度需保持在0℃以上而利用房間蓄熱量不能滿足要求時，應按5℃設置值班采暖。 　　11.2.6低溫加熱電纜輻射采暖宜采用地板式；低溫電熱膜輻射采暖宜采用頂棚式。 　　11.2.7光伏發(fā)電站各類建筑應有良好的自然通風。當自然通風達不到室內空氣參數要求時，可采用自然與機械聯合通風、機械通風、局部空氣調節(jié)等方式。通風系統應考慮防風沙措施。 　　11.2.8當通風裝置不能滿足工藝對室內的溫度、濕度要求時，主控制室、繼電器室等應設置空氣調節(jié)裝置。在滿足工藝要求的條件下，宜減少空氣調節(jié)區(qū)的面積。當采用局部空氣調節(jié)或局部區(qū)域空氣調節(jié)能滿足要求時，不應采用全室性空氣調節(jié)。 　　11.2.9逆變器室的通風及空氣調節(jié)應符合下列要求： 　　1逆變器室的環(huán)境溫度應控制在設備運行允許范圍內。 　　2逆變器室應有通風設施，確保逆變器產生的廢熱能排離設備。 　　3出風口的朝向應根據當地主導風向確定。 　　4進風口、出風口應有防塵、防雨設施。 　　12環(huán)境保護與水土保持 　　12.1一般規(guī)定 　　12.1.1光伏發(fā)電站的環(huán)境保護和水土保持設計應貫徹執(zhí)行國家和所在省（市）頒布的環(huán)境保護和水土保持法律、法規(guī)、標準、行政規(guī)章及環(huán)境保護規(guī)劃。 　　12.1.2光伏發(fā)電站的環(huán)境保護設計應貫徹國家產業(yè)政策和發(fā)展循環(huán)經濟及節(jié)能減排的要求，采用清潔生產工藝，對產生的各項污染物及生態(tài)環(huán)境影響應采取防治措施。 　　12.1.3光伏發(fā)電站應根據國家和地方環(huán)境保護行政主管部門的要求進行環(huán)境影響評價。 　　12.1.4光伏發(fā)電站的環(huán)境保護設計方案應以批復的環(huán)境影響報告書（表）為依據。 　　12.1.5各污染物的處理應選用資源利用率高、污染物排放量少的設備和工藝，對處理過程中產生的二次污染應采取相應的治理措施。 　　12.2污染防治 　　12.2.1光伏發(fā)電站生活污水應集中處理，有條件的應集中排人站址所在地區(qū)的污水處理系統統一處理；沒有條件的應在站內收集處理?？赏馀诺模瑧獫M足排放標準的要求。 　　12.2.2光伏發(fā)電站污水排放口的設置應滿足地方環(huán)境保護標準的要求。 　　12.2.3光伏發(fā)電站噪聲防治設計應符合現行國家標準《工業(yè)企業(yè)廠界環(huán)境噪聲排放標準》GB 12348的規(guī)定。對逆變器及其他輸變電設施產生的噪聲應從聲源上進行控制，并可采用隔聲、消聲、吸聲等控制措施。噪聲控制的設計應符合現行國家標準《工業(yè)企業(yè)噪聲控制設計規(guī)范》GBJ 87的規(guī)定。 　　12.3水土保持 　　12.3.1光伏發(fā)電站水土保持設計應符合當地水土流失防治目標的要求。 　　12.3.2光伏發(fā)電站所在地為山區(qū)、丘陵等水土易流失區(qū)域時，應按國家相關規(guī)定編制水土保護方案，并取得相關的批復文件。 　　12.3.3施工結束后，除基礎和道路外，其他地方宜恢復原有植被。對施工過程中形成的控制地貌應進行整治。 　　12.3.4站內生活區(qū)可綠化部位宜進行綠化。 　　13勞動安全與職業(yè)衛(wèi)生 　　13.0.1光伏發(fā)電站設計應符合國家現行的職業(yè)安全與職業(yè)病危害防治相關法律、標準及規(guī)范的規(guī)定，且應貫徹“安全第一、預防為主、綜合治理”的方針。 　　13.0.2光伏發(fā)電站的職業(yè)安全與職業(yè)病危害防護設施和各項措施應與主體工程同時設計、同時施工、同時投人生產和使用。 　　13.0.3光伏發(fā)電站站區(qū)的配電間、逆變器室、變壓器室、綜合樓、庫房、車庫、作業(yè)場所等的防火分區(qū)、防火隔斷、防火間距、安全疏散和消防通道設計均應符合現行國家標準《建筑設計防火規(guī)范》GB 50016，《建筑內部裝修設計防火規(guī)范》GB 50222，《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范》GB 50229等標準的規(guī)定。 　　13.0.4光伏發(fā)電站防爆設計應符合國家現行標準《爆炸和火災危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》GB 50058，《電力工程電纜設計規(guī)范》GB 50217，《交流電氣裝置的接地》DL/T 621等標準的規(guī)定。 　　13.0.5電氣設備的布置應滿足帶電設備的安全防護距離要求，并應有必要的隔離防護措施和防止誤操作措施；應設置防直擊雷設施，并采取安全接地等措施。 　　防電灼傷的設計應符合國家現行標準《高壓配電裝置設計技術規(guī)程》DL/T 5352《建筑物防雷設計規(guī)范》GB 50057，《3-110kV高壓配電裝置設計規(guī)范》GB 50060，《交流電氣裝置的接地》DL/T 621，《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T 620，《電業(yè)安全工作規(guī)程》DL 408，《電氣設備安全設計導則》GB/T 25295等標準的規(guī)定。 　　13.0.6平臺、走道、吊裝孔等有墜落危險處，應設欄桿或蓋板。 　　需登高檢查、維修及更換光伏組件處，應設操作平臺或扶梯。 　　防墜落傷害設計應符合現行國家標準《生產設備安全衛(wèi)生設計總則》GB 5083等標準的規(guī)定。 　　13.0.7防暑、防寒、防潮、防噪聲設計應符合現行國家標準《采暖 　　通風與空氣調節(jié)設計規(guī)范》GB 50019等標準的規(guī)定。 　　14消防 　　14.1建（構）筑物火災危險性分類 　　14.1.1光伏發(fā)電站建（構）筑物火災危險性分類及耐火等級應符合表14.1.1的規(guī)定： 　　注：1當綜合控制樓（室）未采取防止電纜著火后延伸的措施時，火災危險性應為丙類。 　　 2當將不同使用用途的變配電部分布置在一幢建筑物或聯合建筑物內時，除另有防火隔離措施的，其建筑物火災危險性分類及耐火等級應按火災危險性類別高的確定。 　　 3當電纜夾層電纜采用A類阻燃電纜時，其火災危險性可為丁類。 　　14.1.2建（構）筑物構件的燃燒性能和耐火極限應符合現行國家標準《建筑設計防火規(guī)范》GB 50016的規(guī)定。 　　14.1.3電站內的建（構）筑物與電站外的民用建（構）筑物及各類廠房、庫房、堆場、儲罐之間的防火間距應符合現行國家標準《建筑設計防火規(guī)范》GB 50016的規(guī)定。 　　14.1.4電站內的建（構）筑物及設備的防火間距不宜小于表14.1.4的規(guī)定。 　　14.1.5控制室室內裝修應采用不燃材料。 　　14.1.6設置帶油電氣設備的建（構）筑物與貼鄰或靠近該建（構）筑物的其他建（構）筑物之間必須設置防火墻。 　　14.1.7大、中型光伏發(fā)電站內的消防車道宜布置成環(huán)形；當為盡端式車道時，應設回車場地或回車道。消防車道寬度及回車場的面積應符合現行國家標準《建筑設計防火規(guī)范》GB 50016的規(guī)定。 　　14.2變壓器及其他帶油電氣設備 　　14.2.1油量為2500kg及以上的屋外油浸變壓器之間的最小間距應符合表14.2.1的規(guī)定。 　　14.2.2當油量為2500kg及以上的屋外油浸變壓器之間的防火間距不能滿足本規(guī)范表14.2.1的要求時，應設置防火墻。防火墻的高度應高于變壓器油枕，其長度不應小于變壓器的儲油池兩側各1m。 　　14.2.3油量為2500kg及以上的屋外油浸變壓器與本回路油量為600kg以上且2500kg以下的帶油電氣設備之間的防火間距不應小于5m。 　　14.2.4  35kV以上屋內配電裝置必須安裝在有不燃燒實體墻的間隔內，不燃燒實體墻的高度嚴禁低于配電裝置中帶油設備的高度。 　　總油量超過100kg的屋內油浸變壓器必須設置單獨的變壓器室，并設置滅火設施。 　　14.2.5屋內單臺總油量為100kg以上的電氣設備應設置貯油或擋油設施。擋油設施的容積宜按油量的20％設計，并應設置將事故油排至安全處的設施。當不能滿足上述要求時，應設置能容納全部油量的貯油設施。 　　14.2.6屋外單臺油量為1000kg以上的電氣設備應設置貯油或擋油設施。當設置容納油量的20％貯油或擋油設施時，應設置將油排至安全處的設施。當不能滿足上述要求時，應設置能容納全部油量的貯油或擋油設施。 　　當設置有油水分離措施的總事故貯油池時，其容量宜按最大一個油箱容量的60％確定。 　　貯油或擋油設施應大于變壓器外廓每邊各1m。 　　14.2.7貯油設施內應鋪設卵石層，其厚度不應小于250mm，卵石直徑宜為50mm-80mm。 　　14.3電纜 　　14.3.1當控制電纜或通信電纜與電力電纜敷設在同一電纜溝內時，宜采用防火槽盒或防火隔板進行分隔。 　　14.3.2電纜溝道的下列部位應設置防火分隔措施： 　　1電纜從室外進入室內的人口處。 　　2穿越控制室、配電裝置室處。 　　3電纜溝道每隔loom處。 　　4電纜溝道分支引接處。 　　5控制室與電纜夾層之間。 　　14.4建（構）筑物的安全疏散和建筑構造 　　14.4.1變壓器室、電纜夾層、配電裝置室的門應向疏散方向開啟；當門外為公共走道或其他房間時，該門應采用乙級防火門。 　　配電裝置室的中間隔墻上的門應采用不燃材料制作的雙向彈簧門。 　　14.4.2建筑面積超過250m2的主控室、配電裝置室、電纜夾層，其疏散出口不宜少于兩個，樓層的第二個出口可設在固定樓梯的室外平臺處。當配電裝置室的長度超過60m時，應增設一個中間疏散出口。 　　14.5消防給水、滅火設施及火災自動報警 　　14.5.1在進行光伏發(fā)電站的規(guī)劃和設計時，應同時設計消防給水系統。消防水源應有可靠的保證。 　　當電站內的建筑物滿足耐火等級不低于二級，建筑物單體體積不超過3000m3且火災危險性為戊類時，可不設置消防給水系統。 　　14.5.2光伏發(fā)電站同一時間內的火災次數應按一次確定。 　　14.5.3光伏發(fā)電站消防給水量應按火災時一次最大消防用水量的室內和室外消防用水量之和計算。 　　14.5.4含逆變器室、就地升壓變壓器的光伏方陣區(qū)不宜設置消防水系統。 　　14.5.5除采用水噴霧主變壓器消火栓的光伏電發(fā)站之外，光伏電發(fā)站屋外配電裝置區(qū)域可不設置消火栓。 　　14.5.6電站室外消火栓用水量不應小于表14.5.6的規(guī)定。 　　注：1室外消火栓用水量應按消防用水量最大的一座建筑物計算； 　　 2當變壓器采用水噴霧滅火系統時，變壓器室外消火栓用水量不小于1OL/s. 　　14.5.7電站室內消火栓用水量不應小于表14.5.7的規(guī)定。 　　14.5.8光伏發(fā)電站內建（構）筑物符合下列條件時可不設室內消火栓： 　　1耐火等級為一、二級且可燃物較少的單層和多層的丁、戊類建筑物。 　　2耐火等級為三級且建筑體積小于3000m3的丁類建筑物和建筑體積不超過5000m3的戊類建筑物。 　　3室內沒有生產、生活用水管道，室外消防用水取自儲水池且建筑體積不超過5000m3的建筑物。 　　14.5.9消防管道、消防水池的設計應符合現行國家標準《建筑設計防火規(guī)范》GB 50016的規(guī)定。 　　14.5.10單臺容量為125MV·A及以上的主變壓器應設置水噴霧滅火系統、合成型泡沫滅火噴霧系統或其他固定式滅火系統裝置。其他帶油電氣設備宜采用干粉滅火器。當油浸式變壓器布置在地下室時，宜采用固定式滅火系統。 　　14.5.11當油浸式變壓器采用水噴霧滅火時，水噴霧滅火系統的設計應符合現行國家標準《水噴霧滅火系統設計規(guī)范》GB 50219的規(guī)定。 　　14.5.12光伏發(fā)電站的建（構）筑物與設備火災類別及危險等級應符合表14.5.12的規(guī)定： 　　14.5.13滅火器的設置應符合現行國家標準《建筑滅火器配置設計規(guī)范》GB 50140的規(guī)定。 　　14.5.14大型或無人值守的光伏發(fā)電站在綜合控制樓（室）、配電裝置樓（室）、繼電器間、可燃介質電容器室、電纜夾層及電纜豎井處應設置火災自動報警系統。 　　14.5.15電站主要建（構）筑物和設備火災探測報警系統應符合表14-5.15的規(guī)定： 　　14.5.16火災自動報警系統的設計應符合現行國家標準《火災自動報警系統設計規(guī)范》GB 50116的規(guī)定。 　　14.5.17消防控制室應與電站主控制室合并設置。 　　14.6消防供電及應急照明 　　14.6.1光伏發(fā)電站的消防供電應符合下列要求： 　　1消防水泵、火災探測報警、火災應急照明應按II類負荷供電。 　　2消防用電設備采用雙電源或雙回路供電時，應在最末一級配電箱處自動切換。 　　3應急照明可采用蓄電池作備用電源，其連續(xù)供電時間不應小于20min。 　　14.6.2火災應急照明和疏散標志應符合下列要求： 　　1電站主控室、配電裝置室和建筑疏散通道應設置應急照明。 　　2人員疏散用的應急照明的照度不應該低于0.5lx，連續(xù)工作應急照明不應低于正常照明照度值的10%。