GB 50797-2012光伏发电站设计规范20140722

UDC 中华人民共和国国家标准 P GB50797 2012 光伏发电站设计规范 Code for design of photovoltaic power satation 2012－ 06－ 28 发布 2012－ 11－ 01 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 Code for design of photovoltaic power satation GB50797 2012 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 2 0 1 2 年 1 1 月 1 日 中国计划出版社 2012 年 北 京 中华人民共和国住房和城乡建设部 公告 第 1428 号 关于发布国家标准 光伏发电站设计规范的公告 现批准光伏发电站设计规范为国家标准，编号为 GB50797-2012，自 2012 年 11 月 1 日起实施。其中，第 3.0.6、 3.0.7、 14.1.6、 14.2.4 条为强制性条文，必须严格执行。 本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国住房和城乡建设部 二〇一二年六月二十八 日 前 言 本规范是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，由上海电力设计院有限公司会同有关单位编制 完成的。 本规范共分 14 章主要技术内容是 主要技术内容是总则 ， 术语和符 号， 基本规定 ， 站 址选择 ， ， 太阳能资源分析 ， 光伏发电系统 ， 站区布置 ， 电气 ， 接入系统 ， 建筑与结构 ，给 排水、 暖通与空调 ， 环境保护与水土保持 ， 劳动安全与 职 业卫生 ， 消防 ，并有三个附录 。 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，由中国电力企业联合会负 责日常管理，由 上海电力设计院有限公司 负责具体技术内容的解释。执行过程如有意见或建 议，请寄送 上海电力设计院有限公司 （地址 上海市重庆南路 310 号；邮政 邮编 200025） 。 本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人 主编单位 上海电力设计院有限公司 中国电力企业联合会 参编单位 中国电子工程设计院 协鑫光伏系统有限公司 中国科学院电工研究所 北京科诺伟业科技有限公司 新疆电力设计院 福建钧石能源有限公司 上海绿色环保能源 有限公司 中电电气（南京）太阳能研究院有限公司 上海神舟电力有限公司 诺斯曼能源科技（北京）有限公司 四川中光防雷科技股份有限公司 北京鉴横质量认证中心 北京乾华科技股份有限公司 无锡昊阳新能源科技有限公司 国电太阳能研究设计院 主要起草人 郭家宝 徐永邦 顾华敏 袁智强 于金辉 朱伟钢 王 立 余 寅 刘代智 朱开情 何 晖 于 耘 张 萍 曹海英 晁 阳 赵小勇 龚春景 嵇尚海 刘莉敏 黄 键 吕平洋 谈 红 唐征歧 程 序 张开军 陈水松 霍达仁 朱 涛 乔海文 许兰刚 贾艳刚 司德亮 李 扬 王德言 王 宗 叶留金 张海平 主要审查人 王斯成 许松林 汪 毅 李世民 袁凯峰 韩传高 吴金华 高 平 王 野 张海洋 鄢长会 王玉国 王文平 冉启平 陈默子 吕宏水 冯 炜 习 伟 钟天宇 林岚岚 姜世平 王小京 李晓军 张树森 韩金玲 张 磊 杨戈秀 目 次 1 总则 . 1 2 术语和符号 . 2 2.1 术语 . 2 2.2 符号 . 4 3 基本规定 . 6 4 站址选择 . 7 5 太阳能资源分析 . 9 5.1 一般规定 . 9 5.2 参考气象站基本条件和数据采集 . 9 5.3 太阳辐射现场观测站基本要求 . 9 5.4 太阳辐射观测数据验证与分析 . 10 6 光伏发电系统 . 11 6.1 一般规定 . 11 6.2 光伏发电系统 分类 . 11 6.3 主要设备选择 . 11 6.4 光伏方阵 . 12 6.5 储能系统 . 13 6.6 发电量计算 . 14 6.7 跟踪系统 . 14 6.8 光 伏 支 架 . 15 6.9 聚光光伏系统 . 18 7 站区布置 . 20 7.1 站区总平面布置 . 20 7.2 光伏方阵布置 . 22 7.3 站区安全防护设施 . 23 8 电气 . 24 8.1 变压器 . 24 8.2 电气主接线 . 24 8.3 站用电系统 . 25 8.4 直流系统 . 26 8.5 配电装置 . 26 8.6 无功 补偿装置 . 27 8.7 电气二次 . 27 8.8 过电压保护和接地 . 27 8.9 电缆选择与敷设 . 28 9 接入系统 . 29 9.1 一般规定 . 29 9.2 并网要求 . 29 9.3 继电保护 . 32 9.4 自动化 . 32 9.5 通信 . 33 9.6 电能计量 . 34 10 建筑与结构 35 10.1 一般规定 35 10.2 地面光伏发电站建筑 . 35 10.3 屋顶及建筑一体化 . 36 10.4 结构 36 11 给排水、暖通与空调 38 11.1 给排水 38 11.2 暖通与空调 38 12 环境保护与水土保持 40 12.1 一般规定 40 12.2 污染防治 40 12.3 水土保持 40 13 劳动安全与职业卫生 41 14 消防 42 14.1 建（构）筑物火灾危险性分类 . 42 14.2 变压器及其他带油电气设备 . 45 14.3 电缆 46 14.4 建（构）筑物的安全疏散和建筑构造 . 46 14.5 消防给 水、灭火设施及火灾自动报警 . 46 14.6 消防供电及应急照明 . 49 附录 A 可能的总辐射日曝辐量 . 50 附录 B 光伏阵列最佳倾角推荐值 . 50 附录 C 钢制地锚 . 52 制定说明 58 1 总则 61 2 术语和符号 62 2.1 术语 62 3 基本规定 63 4 站址选择 64 5 太阳能资源分析 65 5.1 一 般 规 定 65 5.2 参考气象站基本条件和数据采集 65 5.3 太阳辐射现场观测站基本要求 65 5.4 太阳辐射观测数据验证与分析 66 6 光伏发电系统 67 6.1 一般规定 67 6.2 光伏发电系统分类 67 6.3 主要设备选择 67 6.4 光 伏 方 阵 68 6.5 储 能 系 统 69 6.6 发电量计算 70 6.7 跟踪系统 70 6.8 光 伏 支 架 71 6.9 聚光光伏系统 71 7 站区布置 72 7.1 站区总平面布置 72 7.2 光伏方阵布置 72 7.3 站区安全防护设施 73 8 电气 74 8.1 变压器 74 8.2 电气主接线 74 8.3 站用电系统 75 8.4 配 电 装 置 75 8.5 电 气 二 次 75 8.6 电缆选择与敷设 75 9 接入系统 76 9.1 一般规定 76 9.2 并网要求 76 9.3 继电保护 78 9.4 自动化 78 9.5 通信 78 9.6 电能计量 78 10 建筑与结构 . 79 10.1 一般规定 . 79 10.2 地面光伏发电站建筑 . 79 10.3 屋顶及建筑一体化 . 79 10.4 结构 . 80 11 给排水、暖通与空调 . 81 11.1 给排水 . 81 11.2 暖通和空调 . 81 12 环境保护与水土保持 . 82 12.2 污染防治 . 82 13 劳动安全与职业卫生 . 83 14 消 防 . 84 14.1 建（构）筑物火灾危险性分类 . 84 14.2 变压器及其他带油电气设备 . 84 14.3 电缆 . 84 14.5 消防给水、灭火设施及火灾自动报警 . 84 14.6 消防供电及应急照明 . 85 第 1 页 共 85 页 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 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 并网光伏发电站 和 100kWp 及以上的独立光 伏发电站。 1.0.3 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。 第 2 页 共 85 页 2 术语和符号 2.1 术语 2.1.1 光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳能电池组合装置 。又 称太阳电池组件（ solar cell module）。 2.1.2 光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流 电 输出的电路单元。 2.1.3 光 伏发电单元 photovoitaic（ PV） power unit 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。又称单元发电模块。 2.1.4 光伏方阵 PV array 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具有固定的支撑结构而形成的直 流发电单元。 又称光伏阵列 。 2.1.5 光伏发电系统 photovoitaic（ PV） power generation system 利用太阳能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 。 2.1.6 光伏发电站 photovoitaic（ PV） power station 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。 2.1.7 辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “ T” 接 式连接 tapped connection 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。 2.1.9 跟踪系统 tracking system 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 光伏发电 量的 系统。 2.1.10 单轴跟踪系统 single-axis tracking system 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-axis tracking system 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 collector line 第 3 页 共 85 页 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。 2.1.13 公共连接 点 Point of common couplingPCC 电网中一个以上用户的连接处。 2.1.14 并网点 Point of interconnectionPOC 对于 有升压站 的光伏 发 电站，指 升压站高压侧母线或 节点 。 对于 无升压站 的光伏 发 电站，， 指光伏电站的输出汇总点。 2.1.15 孤岛现象 Islanding 在电网失压时， 光伏电站仍保持对电网中的某一部分 线路 继续供电的状态。 2.1.16 计划性孤岛现象 Intentional islanding 按预先设置的控制策略，有计划地出现的孤岛现象。 2.1.17 非计划性孤岛现象 Unintentional islanding 非计划、不受控出现的孤岛现象。 2.1.18 防孤岛 Anti-islanding 防止 非计划性孤岛现象的发生。 2.1.19 峰值日照时数 Peak Sunshine Hours 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）。 2.1.20 低电压穿越 low voltage ride through 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 Annual Peak Sunshine Hours of PV Station 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。 2.1.22 法向直接辐射辐照度 Direct Normal Irradiance（ DNI） 到达地表与太阳光线垂直的表面上的太阳能辐射强度。 2.1.23 安装容量 Capacity of Installation 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）。 2.1.24 峰瓦 watts peak 光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。 2.1.25 真太阳时 Solar time 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。 第 4 页 共 85 页 2.2 符号 2.2.1 能量、功率 Cc为储能电池的容量（ kWh） ； Ep 为上网发电量（ kWh） ； Es 标准条件下的辐照度（常数 1kW/ m2） ； HA水平面太阳能总辐照量（ kWh/m2） ； Ed 为负载每日耗电量（ kWh/日） ； PAZ组件安装容量（ kW） 。 PO平均电负荷容量 （ kW） 。 Q光伏阵列倾斜面年总辐照量（ kWh/m2） 。 2.2.2 电压 UN光伏发电站并网点的电网 标称 电 压（ kV） 。 Vdcmax逆变器允许的最大直流输入电压（ V）； Vmpptmax逆变器 MPPT 电压最大值 （ V）； Vmpptmin逆变器 MPPT 电压最小值 （ V）； Voc 光伏电池组件的开路电压（ V） ； Vpm光伏电池组件的 工作 电压（ V） 。 2.2.3 温度、时间 D 最长无日照期间用电时数（ h）； Tp光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（ h） ； t光伏电池组件工作条件下的极限低温（ ℃ ） ； t＇ 光伏电池组件工作条件下的极限 高 温（ ℃ ） 。 2.2.4 无量纲系数 F 储能电池放电效率的休整系数（通 常取 1.05）； K 综合效率系数 ； Ka包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为 0.70.8）； Kv光伏电池组件的开路电压温度系数 ； Kv光伏电池组件的 工作 电压温度系数 ； N光伏组件的串联数 N 取整 ； U储能电池放电深度 （取 0.50.8）。 第 5 页 共 85 页 2.2.5 结构系数 C 结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值 ； R 结构构件承载力的设计值 ； S 荷载效应（和地震作用效应）组合的设计值； 0 重要性系 数 RE 承载力抗震调整系数 ； G 永久荷载分项系数； w 风荷载分项系数 ； t 温度作用分项系数 ； s 雪荷载的分项系数 ； Eh 水平地震作用分项系数 ； GKS 永久荷载效应标准值 ； tKS 温度作用标准值效应 ； wKS 风荷载效应标准值 ； sKS 雪荷载效应标准值 ； EhKS 水平地震作用标准值效应 ； t 温度作用组合值系数 ； s 雪荷 载的组合值系数 ； w 风荷载的组合值系数 。 第 6 页 共 85 页 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， 并应满足安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维护的要求。 3.0.2 光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，应优先采用新技术、新工艺、新设 备、新材料。 3.0.3 大、中型光伏发电站内宜装设太阳能辐射现场观测装置。 3.0.4 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相关的规定。 3.0.5 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。 3.0.6 建筑物上安装的光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。 3.0.7 在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须进行建筑物结构和电气的安全复核，并应 满足建筑结构及电气的安全性要求。 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，应符合国家现行相关标准的规定，主要设备应 通过国家批准的认证机构的产品认证。 第 7 页 共 85 页 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 结合 电网结构、电力负荷、交通、运输、环境保护要求、出 线走廊、地质、地震、地形、水文、气象 、占地拆迁、施工，以及周围工矿企业对电站的影 响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。当 有多个候选站址时，应提出推荐站址的排序。 4.0.3 光伏发电站防洪设计应符合下列要求 1 按不同规划容量，光伏发电站的防洪等级和 防洪标准 应符合 表 4.0.3 的规定 。对于站 内地面低于上述高水位的区域，应有防洪 措施 。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 防洪 等级和防洪标准 防洪 等级 规划容量 MW 防洪标准（重现期） Ⅰ ＞ 500 ≥ 100 年一遇的高水（潮 ）位 Ⅱ 30～ 500 ≥ 50 年一遇的高水（潮）位 Ⅲ ＜ 30 ≥ 30 年一遇的高水（潮）位 2 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。 3 位于江、河、湖旁的光伏发电站 设置 防洪堤 时，其 堤顶标高应按 本规范 表 4.0.3 防洪 标准（重现期）的要求 ， 加 0.5 m 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。 4 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 水位加 0.5m 的安全超高确定 ； 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。 5 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。 6 当站区 不设防洪堤 时 ，站区设备基础顶标高和建筑物室外地坪标高应不 应低于本规 范 表 4.0.3 防洪标准（重现期）或 50 年一遇最高内涝水位 的要求。 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。 第 8 页 共 85 页 4.0.6 选择站址时 ， 应避开地质危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等 地质灾害易发区 。 4.0.7 当站址选择 在 采空区 及其 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， 在地震烈度为 9 度以上地 区建站 时， 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 条件合适时，可在风电场内建设光伏发电站。 第 9 页 共 85 页 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 当对光伏发电站进行太阳能总辐 射量及其变化趋势等太阳能资源分析时， 应选择站 址所在地附近具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站 。 5.1.3 当利用现场观测数据进行 太阳能资源分析 时， 现场观测数据应连续，且不 应 少于一 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，现场观测记 录 的周期不应少于一个完整年 。 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 。 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 资料 与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置同期辐射 观测 资 料应具有 较好 的相关性 。 5.2.4 参考 的 气象站 采集的 信息 应 包括 下列内容 1 气象站长期观测记录所采用的标准、辐射仪器型号、安装位置、高程、周边环境状 况，以及建站以来的站址迁移、辐射设备维护记录、周边环境变动等 基本 情况和时间； 2 近年来连续 10 年 以上 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 近 30 年来的 多年平 均风速、多年极大风速及发生时间、主导风向，多年最大冻土 深度和积雪厚度，多年平均降水量和蒸发量； 6 近 30 年来的连续阴雨天数、雷暴次数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等 灾害 性天气情况 。 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 宜 设置太阳能辐射现场观测站，观测内容应包括总辐射量、直 射辐射量、散射辐射量、最大辐 照 度、气温、 湿度、 风速、风向等序列数据 ， 且应 按照现行 行业标准 地面气象观测规范 QX/T 55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 设计确定的 最佳固 定倾角面上的日照辐射观测项目。 第 10 页 共 85 页 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 设计确定的 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。 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， 观测数据 应符合下列要求 1 观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同。 2 按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等。 5.4.2 对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射 量等进行合理性检验， 观测数据 应符合下列 要求 1 总辐射最大辐照度小于 2kW/m2； 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量 ，可能的日总辐射量应符合本规范附录 A 的规定 。 5.4.3 太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，其中不合理和缺测的数据进行修正， 并补充完整。 其他 可供参考的同期记录数据经过分析处理后， 可 填补无效或缺测的数据，形 成完整的长序列观测数据。 5.4.4 光伏发电站太阳能资源分析宜包括 下列内容 1 长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化 。 2 10 年以上的 代表年的年总辐射量 平均值 和月总辐射 量 平均值 。 3 最近三年内连续 12 个月各月辐射量日变化及各月典型日辐射量小时变化。 4 总辐射最大辐照度 度 。 5.4.5 当光伏方阵采用固定倾角、斜单轴、平单轴 、斜面垂直单轴 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 、斜面垂直单 轴 或双轴跟踪受光面上的平均年总辐射量预测。 第 11 页 共 85 页 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 昼间 极端气温下的最大开 路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。 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 安装容量 小于等于 1MWp； 2 中型光伏发电系统 安装容量 大于 1MWp 和小于 或 等于 30 MWp； 3 大型光伏发电系统； 安装容量 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。 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 应根据 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 技术条件进行选择 。 6.3.3 光伏组件应按太阳光谱辐照度 、 工作温度 等使用环境条件进行性能参数校验。 6.3.4 光伏组件的类型 应 按下列条件选择 第 12 页 共 85 页 1 依据 太阳 辐射量 、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比较确定。 2 太阳 辐射量 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 。建筑型的光伏组件， 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 接入公用电网相关技术要求的 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 应按 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 技术条件进行选择 。 6.3.7 逆变器应按环境温度 、 相对湿度 、 海拔高度 、 地震烈度 、 污秽 等级等使用环境条 件进行校验 。 6.3.8 湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区 使用 的逆变器，应考虑潮湿、污秽及盐雾的 影响。 6.3.9 海拔高度 在 2000m 及以上高原地区 使用 的逆变器，应选用高原型（ G）产品或采取 降容使用措施。 6.3.10 汇流箱应依据 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 技术条件进行选择 。 6.3.11 汇流箱应按 环境温度 、 相对湿度 、 海拔高度 、 地震烈度 、 污秽 等进行性能参数校 验 。 6.3.12 汇流箱应具有下列保护功能 1 应设置防雷保护装置。 2 汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护 ；对于多级汇流光伏发电系统，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措施。 4 宜设置监测装置。 6.3.13 室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于 IP54。 6.4 光伏方阵 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 的 串联数 应按 下列公式 计算 第 13 页 共 85 页 N≤ Vdcmax/ Voc [1（ t-25） Kv] （ 6.4.2-1） Vmpptmin / Vpm [1 t＇ -25 Kv＇ ] ≤ N ≤ Vmpptmax / Vpm [1 t-25 Kv＇ ] （ 6.4.2-2） 式中 Kv光伏电池组件的开路电压温度系数 ； Kv＇ 光伏电池组件的 工作 电压温度系数 ； N光伏组件的串联数 N 取整 ； t光伏电池组件工作条件下的极限低温（ ℃ ） ； t＇ 光伏电池组件工作条件下的极限 高 温（ ℃ ） 。 Vdcmax逆变器允许的最大直流输入电压（ V）； Vmpptmax逆变器 MPPT 电压最大值 （ V）； Vmpptmin逆变器 MPPT 电压最小值 （ V）； Voc 光伏电池组件的开路电压（ V） ； Vpm光伏电池组件的 工作 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。 6.5 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 应按下式公式计算 C c DF Po/ U Ka 6.5.2 式中 Cc为储能电池的容量（ kWh）； D 最长无日照期间用电时数（ h）； Po平均电负荷容量（ kW） ； U储能电池放电深度（取 0.5∼ 0.8） ； 第 14 页 共 85 页 Ka包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为 0.70.8） 。 6.5.3 用于光伏发电站的储能电池宜 根据 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 、充放电效率、自放效率、深放电能力等技术条件进行选择。 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，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。 宜具有 人机界面和标准的通讯 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，减少并联数， 并宜 采用储能电池 组分组控制充放电。 6.5.6 充电控制器应依据型式、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、保护功能等技术条件进行选择。 6.5.7 充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进行校 验。 6.5.8 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，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能。 6.5.9 充电控 制器宜选用低能耗节能型产品。 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 可按下式计算 Ep HA PAZ / EsK 6.6.2 式中 HA为水平面太阳能总辐照量（ kWh/m2） ； Ep为上网发电量（ kWh） ； Es 标准条件下的辐照度（常数 1kW/m2） ； PAZ 组件安装容量（ kW） ； K 综合效率系数 。 综 合效率系数 K 包括光伏组件类型修正系数 、 光伏方阵的 倾角、方位角修正系数 、 光伏发电系统可用率 、 光照利用率 、 逆变器效率 、 集电线路 损耗 、升压变压器损耗 、 光伏组件表面污染修正系数 、 光伏组件转 换效率修正系数。 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 第 15 页 共 85 页 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