光伏发电站设计标准

GB 507972012

局部修订条文

说明:1.下划线标记的文字为新增内容.方框标记的文字为删除的原内容，无标记的文字为原内容

2.本次修订的条文应与《光伏发电站设计标准》GB 50797一2012 中其他条文一并实施。

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 标准。

1.0.2 本 规范 标准适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和 100kWp 及以上的独立离网光伏发电站。

1.0.3 大型、中型并网光伏发电站建设前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标准外，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

2.1.3 光伏发电单元photovoltaic(PV)power unit

光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串,通过直流汇流箱汇集,经逆变器逆变与隔离 光伏方阵直流发电经逆变器逆变，再经就地升压变压器升压成符合电网频率和汇集电压要求的电源又称单元发电模块。

2.1.4 光伏方阵photovoltaic( PV)array

将若干个光伏组件在 机械和电气上按一定方式 组装 连接在一起[并且有固定的支撑结构而 ,并按一定规律进行排布、安装后构成的直流发电单元。又称光伏阵列。

2.1.15 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。又称孤岛现象。

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。

2.1.23 安装容量capacity of installation

光伏发电站或光伏方阵中安装的光伏组件的标称功率之和.计量单位是峰瓦(Wp)。

2.1.23A 额定容量rated power

光伏发电站或发电单元中安装的逆变器在 0.9 功率因数下。

最大连续输出有功功率之和,计量单位是瓦(W)

2.1.26 电势诱导衰减potential induced degradation(PID)

在长期高电压、高湿度作用下,光伏组件的太阳能电池与封装材料等之间存在离子迁移,导致组件光伏性能的持续衰减。

2.1.27 最大功率点跟踪maximum power point tracking(MPPT)

利用硬件设备和软件控制策略,让光伏组件串的输出功率始终工作在最大功率点附近。

2.2符号

2.2.1 能量、功率

2.2.2 电压

2.2.3 温度、时间

2.2.4 无量纲系数

2.2.5结构系数

3基本规定

3.0.1 光伏发电站设计应综合考虑 日照 太阳能资源条件、土地和建筑条件、安装和运输条件等因素，并应满是安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维护的要求。

3.0.3 大、中型光伏发电站内 宜应装设太阳能辐射现场观测装置,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标准的规定。光伏发电站规模大小可按本期建设的额定容量进行划分:

1 小型光伏发电站:额定容量小于或等于 6MW;

2中型光伏发电站:额定容量大于 6MW 且小于或等于 50MW;

3 大型光伏发电站:额定容量大于 50MW.

3.0.5 光伏发电站设计宜选用智能一体化设备或装置,并宜采用现代数字信息技术和集成优化控制管理系统。 接入公用电网的光伏发电站应安装经当地质量技术监管机构认可的电能计量装置,并经校验合格后投入使用。

3.0.9 光伏发电站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。

3.0.10 在既有建筑物上增设光伏发电系统,不得影响消防疏散通道和消防设施的正常使用。

3.0.11 与农业、牧业和渔业生产相结合的光伏发电站应根据种植物和养殖物的生长特性，以及种植、养殖工艺特点进行设备选择和布置。光伏发电设施应满足生态环境保护要求。并满足农作物、养殖物对阳光的需求，以及生产作业、禽畜活动、渔业养殖和捕捞等对空间条件的要求。

3.0.12光伏发电站的电气设备和装置应结合当地的环境条件进行选择;对在极端低温、高湿、高热、沙尘多发、沿海滩涂和大气污染严重地区使用的电气设备和装置应采取相应的防护措施;在海拔高度 2000m 及以上高原地区使用的电气设备和装置应选用高原型产品或进行绝缘性能校验。

3.0.13 光伏发电站升压站或开关站的电气设计应符合国家现行标准《20kV 及以下变电所设计规范》GB 50053、《35kV~110kV 变电站设计规范》GB 50059 及《220kV~750kV 变电站设计技术规程》DL/T 5218 的规定。

3.0.14 光伏发电站的消防设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229、《消防给水及消火栓系统技术规范》GB 50974 和《建筑防烟排烟系统技术标准》GB 51251 的规定。

4站址选择

4.0.1 光伏发电站的站址 选择 规划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、电力消纳、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 接入条件、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 经综合技术经济比较后提出推荐站址的排序

4.0.3 光伏发电站站址防洪设计应符合下列要求:

光伏发电站的光伏方阵区按不同规划容量 ,光伏发电站1的防洪等级和所对应的防洪标准应符合表 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。防排洪措施宜在首期工程中按规划额定容量统一规划,分期实施。光伏发电的升压站或开关站及辅助设施区的防洪标准应符合国家现行标准《35kV~110kV 变电站设计规范》GB 50059 和《变电站总布置设计技术规程》DL/T 5056 的规定。

2位于海滨的光伏发电站方阵区设置防洪堤(或防浪堤)时，其堤顶标高应依据本 规范 标准表 4.0.3 中防洪标准(重现期)的要求，应按照重现期为 50 30 年波列累计频率 1%的浪爬高加上0.5m 的安全超高确定。

3 位于江、河、湖旁的光伏发电站方阵区设置防洪堤时，其堤顶标高应按本 规范 标准表 4.0.3 中防洪标准(重现期)的要求,加0.5m 的安全超高确定;当受风、浪、潮影响较大时,尚应再加重现期为 50 30 年波列累计频率 1%的浪爬高。

4在以内涝为主的地区建设光伏发电站并设置防洪堤时，其堤顶标高应按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，可采用历史最高内涉水位加 0.5m 的安全超高确定。如有排涉设施时,则应按设计内涉水位加 0.5m 的安全超高确定。位于西北干旱地区的光伏电站,应采取应对站区内的融雪或短时暴雨的排洪措施。

5 对位于山区且有洪水威胁区域的光伏发电站,应设防山洪和排山洪的措施,防排设施应按频率为 2%的山洪设计。

6 当站区 光伏方阵区不设 防洪堤 置防排洪设施时，站区设备基础顶 光伏方阵区电气设备底标高和建筑物室内地坪标高 不应低于 应按本 规范 标准表 4.0.3 中防洪标准(重现期)或50 30 年一遇最高内涝水位 的要求,加上 0.5m 的安全超高确定;当两者有差异时.应选两者高值;当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为 30 年波列累计频率 1%的浪爬高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组件的遮挡。选择应结合场地条件,并应符合下列要求:

1 地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦或北高南低的场地;与建筑物相结合的光伏电站,主要朝向宜为南向或接近南向，且宜避开周边障碍物对光伏组件的遮挡。

2利用山地建设的光伏发电站选址宜选择坡向朝南的山坡坡度应满足施工和运行维护的安全性要求,并应结合用地属性、周边山体遮挡、冲沟等因素确定。

3 光伏方阵采用固定式基础的水上光伏发电站的站址,应依据水体底部地质条件和当地水文气象条件,结合施工、运行等因素经技术经济性比较后确定。

4 光伏方阵采用漂浮式支撑结构的水上光伏发电站的站址应根据工程所在地的水深、水流、结冰、波浪、风速以及水位变化等自然条件,结合施工和运行的安全性和可靠性进行选择。

5 与农业、牧业和渔业相结合的光伏电站的站址，应结合当地自然条件、种植物和养殖物的生长规律和特点进行选择。

4.0.6 选择站址时，光伏发电站站址选择应避开 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，在危岩、发震断裂地带、岩溶发育、采空区和地质塌陷区等地区进行选址时，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.并应采取相应的防范措施。

4.0.8 除与建筑相结合的光伏发电系统以外,光伏发电站站址选

择应避让自然保护区、生态保护区和水源保护地光伏发电站宜建在地震烈度为 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。

4.0.10 光伏发电站站址选择 应 宜利用未利用荒地 非可耕地和劣地,不应破坏原有水系,做好植被保护,减少土石方开挖量并应节约用地。减少房屋拆迁和人口迁移。

5太阳能资源分析

5.1 一般规定

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 址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站 距离站址最近，且有太阳辐射长期观测记录的地面观测站作为参考气象站。当地面观测站与站址之间空间代表性不满足要求时，还应选择站址附近具备日照时数观测记录的观测站作为参考气象站。

5.1.3 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。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、完整,记录数据至少应为小时值，且不应少于一个完整年。

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。光 伏发电站太阳能资源分析应符合现行国家标准《太阳能资源评估方法》GB/T 37526 的规定。

5.2 参考气象站基本条件和数据采集

5.2.2 参考气象站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;参考气象站与光伏发电站站址距离不宜超过 100km。

5.2.4 参考气象站采集的信息 应 宜包括下列内容:

1 气象站长期观测记录所采用的标准、辐射表计型号、安装位置、高程、周边环境状况,以及建站以来的站址迁移、辐射观测设备维护记录、周边环境变动等基本情况和时间。

2最近连续 10 年及以上的逐年各月的总辐照量、直接辐照量、散射辐照量、日照时数的观测记录;与站址现场观测站同期至少个完整年的逐小时的观测记录。

3 最近连续 10 年的逐年各月 最大辐照度的平均值 日照时数、日照百分率。

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,多年年平均降水量和蒸发量。

6 近 30 年来的连续阴雨天数、雷暴日数、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、风向等的实测时间序列数据,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。的选址、数据测量、测量设备选型与校验、仪器安装与维护测量数据采集、传输、保存与整理应符合国家现行标准《太阳能资源测量 总辐射》GB/T 31156、《太阳能资源测量 直接辐射》GB/T 33698、《太阳能资源测量 散射辐射》GB/T 33699、《地面气象观测规范 辐射》GB/T 35231 和《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T 32012 的规定。太阳辐射现场观测站的观测要素应包括水平面总辐射、日照时数、环境温度、风速、风向等的数据。

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 采用双面发电光伏组件的大型光伏发电站，可结合光伏方阵安装方案,设置光伏组件背面的总辐射观测项目5.3.5 现场 实时 观测数据宜 采用有线或无线通信信道直接传送 实时传送,并接人光伏发电站监控系统。

5.4 太阳辐射观测数据验证与资源分析

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。

3 小时值的有效数据完整率不应低于 95%.且连续缺测时间不宜超过 3d。

5.4.2 对太阳辐射观测数据应依据太阳天文辐射情况等进行合理性检验,观测数据应符合下列要求:

1 水平面总辐射最大辐照度 小于 2kw/m’。,平原地区应小于 1400w/m°,高山、高原或地表反射较强地区应小于 1600W/m2 散射辐射数值小于总辐射数值,水平面总辐射最小辐照度白天不应小于 0。

3 日水平面总辐照量应小于最大可能的日水平面总辐照量最大可能的日水平面总辐照量应符合本 规范 标准附录 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应修正.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 不合理和缺测数据的插补方法应符合现行国家标准《太阳能资源评估方法》GB/T 37526 的规定。

5.4.3A 光伏发电站太阳能资源分析应利用 10 年及以上的长序列数据,长序列数据宜采用辐射观测参考气象站长序列实测数据或参考气象站长序列计算数据,也可采用格点化长序列计算数据当太阳能资源分析利用站址现场实测短期观测数据时,应利用辐射观测参考气象站的长序列数据进行代表年数据修正。

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照量变化和月总辐照量年际变化，以及年日照数变化。

2  10 年以上 代表年的年水平面总辐照量和月水平面总辐照量。

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 站址区域太阳能资源特征和丰富程度。

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 太阳能资源分析时。应依据 电站使用年限内的平均 代表年水平面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 光伏方阵阵列面上的平均 代表年各月总辐照量和年总辐照量的预测。

6光伏发电系统

6.1 一般规定

6.1.1 大、中型 地面 集中式光伏发电站的发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网方式;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。分布式光伏发电站的发电系统宜采用分散逆变、就地并网方式。

6.1.1A 大、中型光伏发电站的发电单元的容量应结合直流侧电压等级、光伏组件和逆变器的选型,经技术经济比较后确定。大.中型光伏发电站宜选用直流侧高电压系统和大容量发电单元方案。

6.1.2 当光伏方阵所在场地起伏较大、光伏阵列易受遮光影响组件布置倾角和朝向不同时,光伏发电系统宜选择具有多路最大功率点跟踪功能的逆变设备。光伏发电系统中，同一个 逆变器同·个最大功率点跟踪回路接入的光伏组件串的电压、方阵 组件朝向、安装倾角、阴影遮挡影响等宜一致。

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。光伏组件与接入逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装方式、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。光伏组件的安装容量与逆变器额定容量之比应符合下列规定:

1 年水平面总辐照量不小于 6300MJ/m’的地区，不宜超过 1.3。

2 年水平面总辐照量小于 6300MJ/m’且不小于 5040MJ/m²的地区,不宜超过 1.5。

3 年水平面总辐照量小于 5040MJ/m’的地区，不宜超过 1.8。

4配置储能的光伏发电系统,应根据光伏系统与储能系统的耦合方式,在满足功能需求的前提下,经技术经济比较后确定。

6.1.6独立离网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 特性、当地太阳能资源条件、环境条件和储能系统特性等来确定。

6.2光伏发电系统分类

6.2.1 光伏发电系统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光伏发电系统按安装容量可分为下列三种系统:

小型光伏发电系统:安装容量小于或等于 1MWp。

中型光伏发电系统:安装容量大于 1MWp 和小于或等于30MWp。

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 标称功率、转换效率、发电系统电压、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性和使用环境等 技术条件进行选择。

6.3.3 光伏组件应按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进行性能参数校验 在湿热环境下工作的光伏发电站,宜选择具备抗电势诱导衰减的光伏组件。当采用不具备抗电势诱导衰减的光伏组件时,光伏发电系统宜采取抗电势诱导衰减的措施。

6.3.4 光伏组件选型应符合下列要求:

1 根据太阳辐照量、气候特征、场地条任等因素，应经技术经济比较后确定。

2 太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用品体硅光伏组件或聚光光伏组件 当光伏组件安装场地的反光性能较好时，宜选用双面发电组件。

3 太阳辐射量较低、散射分量较大,环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件 轻型结构屋顶和异形屋面上安装的光伏方阵可选用柔性或其他轻质光伏组件。

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。建材型的光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求。

5 与农业、牧业和渔业相结合的光伏发电系统中,当常规光伏组件不能满足种植物和养殖物的光照需求时,可考虑选择透光型组件。

6 宜选用高转换效率的光伏组件。

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 现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T37408 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。

6.3.7 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。、汇流箱等设备选择应满足安装所在地的环境温度、相对湿度、风沙、盐雾、海拔高度、地震烈度等使用条件。

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和汇流箱，应选用高原型(G)产品或 采取降容使用措施 按现行国家标准《低压系统内设备的绝缘配合 第 1 部分:原理、要求和试验》GB/T16935.1、《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T 37408 和《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T 34936 的规定进行校验。

6.3.10 光伏组串汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输人输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择,并符合现行国家标准《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936 的规定。

6.3.11 汇流箱应按环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽等级、地震烈度等使用环境条件进行性能参数校验 大、中型光伏发电站中光伏组串汇流箱宜选用智能型,并具备智能监控和数据通信功能

6.3.13 室外布置的逆变器、汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱 箱体或柜体的防护等级不应低于 IP54。

6.3.14 建筑光伏发电系统直流侧电弧保护的设置应符合现行国家标准《光伏发电系统直流电弧保护技术要求》GB/T 39750 的规定,故障电弧保护装置可与逆变器、直流汇流箱相结合。

6.4光伏方阵

6.4.1 光伏方阵可分为固定式、倾角可调式和跟踪式 两 三类选择何种方式 应根据太阳能资源、气象条件、使用环境、安装容量、安装场地面积和特点、负荷 的类别特性和运行管理方式等因素，经由 技术经济比较后确定。

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:

6.4.3 光伏方阵采用固定式或倾角可调式布置时,方阵 最佳 倾角应结合站址当地的 多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度]太阳能资源、风速、雨水、积雪等 气候|条件进行|设计选择,并 宜 应符合下列要求:

1 对于场地可利用面积不受限制,且土地成本较低的并网光伏发电系统，倾角选择宜使光伏方阵 的倾斜面上受到的全年辐照量最大 单位安装容量的全年发电量最大。

2 对于 独立 离网光伏发电系统.倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上受到较大的辐照量 发电输出功率与用电负荷匹配,并应满足全年各月用电量需求。

3 对于 有特殊要求 场地可利用面积受限或土地成本较高的并网光伏发电站，可应根据(实际需要 ]工程建设场地条件和安装容量需求,经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列间距。

6.5 储能系统

6.5.1独立 离网光伏发电站应配置 恰当容量的 储能装置,并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 功能需求和技术经济的合理性来配置 恰当容量的 储能系统。

6.5.2独立 离网光伏发电站的储能系统容量配置应根据当地6.5.2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 太阳能资源、气象条件、光伏方阵安装容量、负载用电负荷、连续阴雨天的供电保证、电池充放电效率、电池使用环境温度以及电池设计寿命期容量衰减等因素后确定。

储能电池的容量应按下式计算: