青海省无电地区电力建设光伏独立供电工程规范设计规范.doc

青海省无电地区电力建设光伏独立供电工程建设设计规范（暂行）目 录1 总则52 术语和符号62.1 术语62.2 符号73 基本规定94 站址选择105 太阳能资源分析115.1 一般规定115.2 参考气象站基本条件和数据采集116 光伏发电系统及主要设备技术条件126.1 一般规定126.2 光伏发电系统分类126.3 主要设备选择126.4 光伏方阵136.5 储能系统146.6 光伏支架157 网络与通信208 站区布置218.1 站区总平面布置218.2 光伏方阵布置229 架空线路及接（进）户239.1 0.4kV架空线路设计239.2 接（进）户线239.3 计量装置249.4户用配电盘2410建筑结构2510.1 一般规定2510.2 站房建筑设计2510.3 结构2611 采暖通风与空气调节2812 环境保护和水土保持2912.1 一般规定2912.2 污染防治2912.3 水土保持2913 劳动安全与工业卫生3014 消防3115 户用光伏系统设计3215.1 光伏组件3215.2 支架设计3215.3 储能系统3215.4 控制逆变一体机32本规范用词说明34引用标准名录351 总则1.0.1为了贯彻国家和青海省地方政府关于青海省无电地区电力建设任务安排的政策、规定，全面解决青海无电人口用电问题，规范偏远无电地区独立光伏发电站设计，保障青海省无电地区独立光伏发电站快速、规范、健康、有序发展，制定本规范。1.0.2 本规范适用新建、扩建或改建的独立光伏发电站。1.0.3 独立光伏发电站建设应充分考虑将来大电网延伸时情况，设计时应预留相应功能和接口。1.0.4 独立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2.1.1 光伏组件 PV module 具有封装及内部联构的，能单独提供直流电输出的，最小不可分割的太阳电池组和装置，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。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元，又称单元发电模块。2.1.4 光伏方阵 PV array又称光伏阵列，将光伏组件安装在支架结构上，通过对光伏组件适当的串联然后并联，形成含一个或若干个光伏发电单元的阵列。2.1.5 逆变器 inverter将直流电变换成交流电的设备。2.1.6 储能变流器（power conversion system，PCS）用于储能系统电能的交直流转换，实现有功和无功的双向流动。2.1.7 电池管理单元（battery management system, BMS）用来动态监测电池电压、电流、功率、温度等参量，估测电池剩余电量，均衡单体电池电压，监控电池的状态。2.1.8 并网点 point of interconnection(POC)也称接入点，对于通过变压器接入公共电网的光伏发电站，指与电网直接连接的变压器节点，对于不通过变压器接入公共电网的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。2.1.9 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）。2.1.10 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。2.2 符号2.2.1 能量、功率Q 光伏阵列倾斜面年总辐照量（kWh/m2）；HA水平面太阳能总辐照量（kWh/m2）；C 为储能电池的容量（kWh）；Ed 为负载每日耗电量（kWh/日）；Ep 为上网发电量（kWh）；PAZ组件安装容量（kWp）。2.2.2 电压Voc 光伏电池组件的开路电压（V）；Vdcmax逆变器允许的最大直流输入电压（V）；UN光伏发电站并网点的电网额定电压（kV）。2.2.3 温度、时间Tp光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（h）；Df 连续阴雨天数（日）；t光伏电池组件工作条件下的极限低温（）。 2.2.4 无量纲系数K 为综合效率系数；Kv光伏电池组件的开路电压温度系数；L为储能电池衰减率（%）；DOD 为储能电池放电深度（%）。2.2.5 结构系数S 荷载效应（和地震作用效应）组合的设计值；R 结构构件承载力的设计值；结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值；重要性系数； 承载力抗震调整系数； 永久荷载分项系数；永久荷载效应标准值； 温度作用标准值效应；风荷载效应标准值； 雪荷载效应标准值；温度作用组合值系数；雪荷载的组合值系数；风荷载分项系数； 温度作用分项系数； 雪荷载的分项系数；水平地震作用分项系数；水平地震作用标准值效应；风荷载的组合值系数；3 基本规定3.0.1 独立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 独立光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，应保证光伏发电产品及系统集成具有先进性。3.0.3 独立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。3.0.4 独立光伏发电站应安装经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。 3.0.5 独立光伏发电站设计时应对站址及其周围区域的工程地质情况进行勘探和调查，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。 3.0.6 独立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，光伏组件、逆变器、蓄电池等主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证，设备供应企业和产品性能应满足相关要求（参照金太阳示范工程关键设备基本要求执行）。3.0.7 独立光伏发电站应配置数据采集系统和远程通讯系统，能够实行集中远程监控。4 站址选择4.0.1 独立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、乡镇规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。 4.0.2 独立光伏发电站选址时，应结合电力负荷、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对位于山区的独立光伏发电站，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。 4.0.4 地面独立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。坡屋面独立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。 4.0.5 选择站址时，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。 4.0.6 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，并应采取相应的防范措施。 4.0.7 独立光伏发电站宜建在地震基本烈度为9度及以下地区。在9度以上地区建站时，应进行地震安全性评价。 4.0.8 独立光伏发电站站址选择应利用非可耕地和劣地，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。 4.0.9 独立光伏发电站站址选择应考虑电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。 5 太阳能资源分析5.1 一般规定5.1.1独立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 当对独立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，宜选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站，如没有辐射数据，可通过气温、降雨量、风速、风向、最长无日照天数、日照小时数等常规数据进行间接分析。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。5.2 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年以上的长期气象观测记录。5.2.2 参考气象站所在地与独立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 最近连续10年以上的逐年各月的总辐射量、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 最近连续 10 年的逐年各月最大辐照度的平均值。 4 近10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10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10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。 6 光伏发电系统及主要设备技术条件6.1 一般规定6.1.1 相同区域（县级行政区）内建设的独立光伏发电站，光伏组件、逆变器、蓄电池、储能变流器等主要设备宜分别选用相同品牌，同等规模独立光伏发电站的同类设备型号宜保持一致。6.1.2 独立光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。6.1.3 独立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 独立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无电地区未来35年的用电负荷增长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，站点应配置简易的清洗设备。 6.2 光伏发电系统分类 6.2.1 独立光伏发电系统按系统规模可分为独立光伏发电站和户用光伏发电系统。 6.2.2 独立光伏发电系统按供电区域可分为下列三种： 1 乡镇模式独立光伏发电站，用于无电乡镇供电； 2 村庄模式独立光伏发电站，用于无电村庄供电； 3 户用模式独立光伏发电系统，用于无电户供电。6.3 主要设备选择 6.3.1 独立光伏发电系统光伏组件宜采用晶体硅光伏组件。 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 根据电网建设和区域发展规划，未来35年大电网可延伸的地区建设的独立光伏电站，其逆变器宜采用并网型逆变器，性能应符合现行国家接入公用电网相关标准的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。 6.3.5 逆变器应按型式、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。 6.3.6 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。6.3.7 在海拔高度在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。6.3.8 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。 6.3.9 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。 6.3.10 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。 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。 6.3.11 室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒、防寒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54 。 6.4 光伏方阵 6.4.1 光伏方阵宜采用固定式安装。 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： (6.4.2-1) (6.4.2-2)式中： 光伏组件的开路电压温度系数； 光伏组件的工作电压温度系数； 光伏组件的串联数（ N 取整）； 光伏组件工作条件下的极限低温（）； 光伏组件工作条件下的极限高温（）； 逆变器允许的最大直流输入电压（ V ）； 逆变器 MPPT 电压最大值（ V ）； 逆变器 MPPT 电压最小值（ V ）； 光伏组件的开路电压（ V ）； 光伏组件的工作电压（ 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、风速、雨水、积雪等气候条件进行设计，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。 6.5 储能系统6.5.1 独立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。 6.5.2 独立光伏发电站配置的储能系统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。 储能电池的容量应按下式计算： Cc= D*F*P0/(U*Ka) (6.5.2-1)式中： Cc 储能电池容量（ kWh ）； D 最长无日照期间用电时数（ h ）； F 储能电池放电效率的修正系数（通常为 1.05 ）；P0 平均负荷容量（ kW ）；U 储能电池的放电深度（ 0.50.8 ）； Ka 包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为 0.70.8 ）。 6.5.3 用于独立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、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择。6.5.4 独立光伏发电站储能系统宜采用电池管理系统实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通讯接口。6.5.5 独立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。6.5.6 储能变流器应依据型式、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 储能变流器应满足环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境要求。6.5.8 储能变流器应具有短路保护、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。 6.6 光伏支架 6.6.1 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。 6.6.2 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。 6.6.3 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。 6.6.4 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： 0 *S R (6.6.4-1)式中： 0 重要性系数。光伏支架的设计使用年限宜为25年，安全等级为三级，重要性系数不小于0.95；在抗震设计中，不考虑重要性系数； S 荷载效应组合的设计值； R 结构构件承载力的设计值。在抗震设计时，应除以承载力抗震调整系数RE，RE按现行国家标准构筑物抗震设计规范GB50191的规定取值。 6.6.5 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 (6.6.5-1)式中：S 荷载效应组合的设计值； C 结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值。 6.6.6 在抗震设防地区，支架应进行抗震验算。6.6.7 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GB50009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： (6.6.7-1)式中：S 荷载效应组合的设计值； G 永久荷载分项系数； SGK 永久荷载效应标准值； SwK 风荷载效应标准值； SsK 雪荷载效应标准值； StK 温度作用标准值效应；w、s 、t 分别为风荷载、雪荷载和温度作用的分项系数，取1.4； w、s、t 分别为风荷载、雪荷载和温度作用的组合值系数。 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6.6.7-1的规定。 表6.6.7-1 无地震作用组合荷载组合值系数荷载组合wst永久荷载、 风荷载和温度作用1.00.6永久荷载、 雪荷载和温度作用1.00.6永久荷载、 温度作用和风荷载0.61.0永久荷载、 温度作用和雪荷载0.61.0注： 1 表中 “” 号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。 4 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： (6.6.7-2)式中： S 荷载效应和地震作用效应组合的设计值； Eh 水平地震作用分项系数； SEhK 水平地震作用标准值效应； w 风荷载的组合值系数，应取 0.6 ； t 温度作用的组合值系数，应取 0.2 。 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6.6.7-2的规定。 表6.6.7-2 有地震作用组合荷载分项系数荷载组合GEhwt永久荷载和水平地震作用1.21.3永久荷载、 水平地震作用、风荷载及温度作用1.21.31.41.4注： 1 G ：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取 1.0 ；2 表中“”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。 6.6.8 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6.6.8-1的规定。 表6.6.8-1 受弯构件的挠度容许值受弯构件扰度容许值主梁L/250次梁无边框光伏组件L/250其它L/250注:1L为受弯构件的跨度。对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍。 6.6.9 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6.6.9-1的规定： 表6.6.9-1 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其它构件、支撑等220受拉构件主要构件350柱间支撑300其它支撑400注： 1 对承受静荷载的结构，可仅计算受拉构件在竖向平面内的长细比。6.6.10 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55m。 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6.6.10-1的规定。 表6.6.10-1 氧化膜的最小厚度腐蚀等级最小平均膜厚（m）最小局部膜厚（m ） 弱腐蚀1512 中等腐蚀2016强腐蚀25207 网络与通信7.0.1独立光伏发电站就地监控应具有远程信息传送能力或配置信息远程传送装置，应将独立光伏发电站运行信息传送至远程集中监控系统。7.0.2 独立光伏发电站应根据其具体地理实际情况通过无线网或有线向远程集中监控系统传送实时运行信息。7.0.3 独立光伏发电站与远程集中监控系统的通讯规约应采用标准工业MODBUS协议或DL/T634.5104协议。7.0.4 独立光伏发电站向远程集中监控系统传送完整运行信息的时间间隔不大于5分钟。7.0.5 独立光伏发电站向远程集中监控系统传送的信息包括但不限于以下信息：有功功率、无功功率、功率因数、发电量；储能系统充放电状态、充放电功率、剩余电量（SOC）；独立光伏发电站的母线电压、母线频率、保护动作信号、报警和告警信号、控制保护定值参数；预留并网开关状态，并网点电压、电流（考虑将来大电网延伸）。8 站区布置8.1 站区总平面布置8.1.1 独立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，控制全站生产用地和施工用地的面积。用地范围应根据建设和施工需要征用。8.1.2独立光伏发电站的站区总平面布置设计可由以下部分组成：1 光伏方阵2 场内集电线路3 站内道路4 其他防护功能设施（防雷、防火）8.1.3独立光伏发电站的站区总平面布置应符合以下要求：1 交通运输方便2 协调好站内与站外，生产与生活、生产和施工之间的关系3 方便施工，有利于扩建4 合理利用地形、地质条件5 减少场地的土石方工程量6 工程造价低、运行费用小、经济效益高8.1.4光伏电站站区设一个出入口，其位置应使内外联系方便，站区主要出入口处道路部分的宽度，宜采用4m，通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。站内主要道路可采用碎石路面或混凝土路面。8.1.5 独立光伏发电站站区的竖向布置应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等综合考虑，并应符合下列要求：1 独立光伏发电站生产建筑物底层的地面标高，宜高出室外地面 设计标高150-300mm，并应根据地质条件考虑建筑物沉降的影响。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。保证合理交叉，维修、扩建便利，排水畅通的目的。3 应使工程土石方工程量最小，地基处理和场地整理措施费用最少，并使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量无法达到平衡时，应落实取土和弃土地点。4 站区场地的最小坡度及坡向以能尽快排除地面水为原则，应与道路、建筑物的设置相适应，并按当地的降雨量和场地土质条件等因素来确定。5 地处山坡地区独立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。8.1.6 站区场地排水系统的设计，应根据地形、工程地质、地下水位等因素综合考虑，并符合下列要求：1 场地排水系统，应保证施工时和使用时的排水畅通。2 当室外沟道高于设计地平标高时，应有过水措施，或在沟道的两侧设排水设施。3 对山区的独立光伏发电站，在站区边界处应有防止山洪流入站区的设施。8.1.7 独立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 施工场地排水系统宜单独设置，施工道路宜结合永久设施修建。3 光伏电站布置时，应尽量利用地形，减少平整的土石方工程量，避免施工区场地表层的大面积破坏，防止水土流失。8.2 光伏方阵布置8.2.1 地面独立光伏发电站的布置应遵循下列原则：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全年9:00-15:00时段内,前、后、左、右互不遮挡。3 光伏方阵内光伏组件的最低点距地面的距离不宜低于0.3m，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) 当地的植被高度8.2.2光伏方正基础可采用混凝土独立基础，条形基础，亦可采用钢制的地锚基础。8.2.3独立光伏发电站厂区内的电缆可采用直埋或地沟敷设。9 架空线路及接（进）户9.1 0.4kV架空线路设计9.1.1气象条件：周围空气温度-35+40，海拔高度30005000m。9.1.2 配电线路绝缘子的性能应符合国家有关标准。本设计直线杆采用针式绝缘子，具体型号可视强度、类型、电压等级和当地具体情况而定；耐张杆宜采用蝶式绝缘子。绝缘子机械强度的使用安全系数；针式绝缘子不应小于2.5，蝶式绝缘子不应小于2.0。9.1.3架空线路采用的导线截面积应按温升和经济电流选择，并按电压损失和机械强度进行校验，导线截面积不小于35mm2，线路宜采用1kV架空绝缘导线，排列方式采用水平排列，档距不大于40米。9.1.4电站供电半径不宜大于800m。架空线路与弱电线路交叉跨越或接近时，两线路之间水平和垂直距离均不小于1m。导线对地距离不应小于6m。9.1.5架空导线其气象条件应按DL/T601标准的规定进行校核；强度安全系数不应小于2.5；架空绝缘导线不应小于3.0。强度安全系数K可用下式表示：K/max式中：导线的抗拉强度（N/mm2）；max导线的最大使用应力（N/mm2）。9.1.6电杆宜采用10m、12m普通钢筋混凝土电杆，电杆梢径分别采用150mm、190mm，其强度安全系数不应小于 1.7。对于跨公路、民房等或转角杆、终端杆以及一个档距杆塔之间高度落差大于1.5m以上者，应该在设计初期考虑安全性及使用强度，采用适用于现场需求的杆塔类型。 9.1.7拉线采用镀锌钢绞线，截面不小于25 mm2，拉线棒直径不小于 18 mm圆钢，强度安全系数不小于2.0。所有拉线均应装设拉线绝缘子，绝缘子对地距离不得小于2.5米，拉伸强度必须满足要求。9.1.8横担材料应采用不小于63mm63mm6mm角钢。所有铁附件除特殊注明外均采用钢材质，应采用热镀锌防腐工艺加工。9.2 接（进）户线9.2.1 接户线截面积不小于10mm2，应采用架空绝缘导线或电缆，其档距不宜大于25m，超过25m时应加装接户杆，但接户线的总长度（包括沿墙敷设部分）不宜超过50m。9.2.2进户要求：进户点低于2.7米时应加装进户杆。进户杆宜采用混凝土杆或木杆。进户线固定方式宜采用杆顶横担和低压ED-2的碟式绝缘子。9.3 计量装置9.3.1用户用电必须实行一户一表计量，公用设施用电必须单独装表计量。9.3.2电表箱9.3.2.1电表箱宜采用非金属材料制作，建议选用PC(聚碳酸酯)工程塑料或FRP玻璃钢。电表箱宜采用整体注塑方式制作，整体寿命20年，表箱应留有观察窗，且能防紫外线照射，电表箱的外壳防护等级不低于IP34D。9.3.2.2杆上悬挂的电表箱表位数宜采用2-6表位，应预留1个表位，便于采集器或集中器的安装。9.3.3户用电能表9.3.3.1宜采用5*（40）A单相预付费载波电能表，同时应满足以下要求：1)该系列表符合GB/T 17215-2004 1级和2级静止式交流有功电能表、GB/T18460.3-2001 IC卡预付费售电系统第三部分：预付费电度表、DL/T698-1999低压电力用户集中抄表系统技术条件的要求。2)额定电压：单相220V，标定电流：5*（40）A、额定频率：50Hz。3)准确度等级：1.0级。 4)电能表采用CPU卡以插卡方式实现预付费用电。CPU卡可由供电部门密码设置，一户一卡。5)电能表还应具有回读功能、载波通讯功能、CPU卡辨伪功能、负荷控制功能和剩余电量度数报警功能。9.4户用配电盘9.4.1额定电压220V；配电盘应配置 DZ47LE-63/30A带短路和过载保护功能的漏电保护器，采用的剩余电流断路器动作电流不大于30 mA，动作时间不大于0.1秒；配置JW-60A单相闸刀。9.4.2配电盘内连线以BX-6mm2铜芯线为宜，配电盘尺寸为：250mm200mm20mm。10建筑结构10.1 一般规定10.1.1站房布置应根据总体布置要求和站址地质条件、设备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。站房应布置配电室、蓄电池室、值班室等基本房间。10.1.2站房建筑设计应根据规划需要留有扩建的可能性。10.1.3站房建筑设计应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行设计，并能为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供必要的承载条件和空间，在安装光伏组件的部位采取安全防护措施，在人员有可能接触或接近光伏发电系统的位置，应设置防触电警示标识。10.1.4电气间应有防止蛇鼠类等小动物危害的措施。10.1.5站房建筑应尽可能采用被动式太阳能采暖房，太阳能采暖房应具备两种以上的供暖方式，在最冷天气时，被动式太阳能采暖房的屋内温度应达到0以上，以保证站房内铅酸蓄电池不被破坏。10.1.6被动式太阳能采暖房的外墙应采用夹心保温墙或在墙外贴保温材料，厚度根据现行节能标准由建筑专业设计。被动式太阳能采暖房的廊道净宽度以能有一人进入清扫为佳。廊道内墙宜设进风口和回风口。10.1.7 站区内应设置旱厕，旱厕所产生的污染物应定期清除。10.1.8 站区宜设置简易围墙，以保证站区内的安全运行，围墙应能阻挡动物和闲杂人等的进入。站区宜设置一个大门，大门宜与室外道路直接相通。10.2 站房建筑设计10.2.1站房根据规模和需要可布置成平房或二层建筑。蓄电池室、配电室层高根据设备高度及维护检修高度确定。10.2.2站房屋面防水标准宜适当提高，站房的屋顶宜设置为坡屋面，屋面排水坡度不应小于2%并应采用有组织排水。站房屋面可根据当地气候条件和站房内通风、采暖要求设置保温隔热层。10.2.3采用耐酸性蓄电池的蓄电池室应采用耐酸地面，其内墙面应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙、支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料。10.2.4站房的节能设计应满足建筑功能和使用质量的要求，并应符合下列规定：1 满足建筑围护结构的基本热工性能。2 宜利用自然采光。10.2.5站房门窗应根据站房内通风、采暖、采光的需要合理布置。必要时可采用双层玻璃窗，外门窗应有防风沙措施。蓄电池室、配电室外门窗应有防雨、雪和蛇、鼠类小动物进入室内的措施。底层外窗应有防盗措施。10.2.6站房应预留设备搬入口，设备搬入口可结合门窗洞或非承重墙设置。10.2.7 站房内的值班室面积约占1520m2为宜，大于100KW的电站应单独设器械间。10.3 结构10.3.1站房结构的设计使用年限为50年。10.3.2站房结构型式、地基处理方案应综合考虑地基土质、站房结构特点、施工条件和运行要求等因素，经技术经济比较确定。10.3.3站房建（构）筑物抗震设防烈度，应按国家有关规定确定。地震烈度6度及以上地区建筑物、构筑物的抗震设防要求，应符合建筑抗震设计规范GB50011的有关规定。10.3.4独立光伏发电站设计时，岩土工程勘察报告应提供以下资料：1 有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度；2 场地范围内的土层结构及其均匀性，以及各岩土层的物理力学性质；3 地下水埋藏情况、类型和水位变化幅度及规律，以及对建筑材料的腐蚀性；4 在抗震设防区应划分场地土类型和场地类别，并对饱和砂土及粉土进行液化判别；5 对可供采用的地基基础设计方案进行论证分析，提出经济合理的设计方案建议；提供与设计要求相对应的地基承载力及变形计算参数，并对设计与施工应注意的问题提出建议；6 土壤电阻率；7 地基土冻胀性、湿陷性、膨胀性、腐蚀性；10.3.5支架的基础应根据国家相关标准进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，并采取相应的措施,并按照构筑物抗震设计规范GB50191、地基基础设计规范GB50007和建筑地基处理技术规范JGJ79等国家相关标准进行设计。10.3.6在场地地下水位高、稳定持力层埋深大、冬季施工、地形起伏大或场地生态恢复要求较高时，支架的基础宜采用钢制地锚。钢制地锚应尽量减少扰动土地或对草原植被进行破坏。11 采暖通风与空气调节11.0.1独立光伏发电站站房内宜设自然排风口，排风口的面积以不影响室内的正常温度为宜。排风口应有防尘、防雨设施。12 环境保护和水土保持12.1 一般规定12.1.1 独立光伏发电站的环境保护和水土保持设计应贯彻执行国家和所在省（市）颁布的环境保护和水土保持法律、法规、标准、行政规章及环境保护规划。12.1.2 独立光伏发电站的环境保护设计应贯彻国家产业政策和发展循环经济及节能减排的要求，采用清洁生产工艺，对产生的各项污染物及生态环境影响应采取防治措施。12.1.3 独立光伏发电站应根据地方环境保护部门的要求进行环境影响评价。12.1.4 独立光伏发电站的环境保护设计方案应以批复的环境影响报告书（表）为依据。12.1.5 各污染物的处理应选用资源利用率高、污染物排放量少的设备和工艺，对处理过程中产生的二次污染应采取相应的治理措施。12.2 污染防治12.2.1 独立光伏发电站生活污水应集中处理。有条件的应集中排入站址所在地区的污水处理系统统一处理；没有条件的应在站内收集处理。可外排的，应满足排放标准的要求。12.2.2 独立光伏发电站污水排放口的设置应满足地方环境保护标准的要求。 12.2.3 独立光伏发电站噪声防治设计应符合工业企业厂界噪声标准GB12348的规定。对逆变器及其它输变电设施产生的噪声应从声源上进行控制，并可采用隔声、消声、吸声等控制措施。噪声控制的设计，应符合工业企业噪声控制设计规范GBJ87的规定。12.3 水土保持12.3.1 独立光伏发电站水土保持设计应符合当地水土流失防治目标的要求。12.3.2 独立光伏发电站所在地为山区、丘陵等水土易流失区域时，应按国家相关规定编制水土保护方案，并取得相关的批复文件。 12.3.3 施工结束后，除基础和道路外，其它地方宜恢复原有植被。对施工过程中形成的控制地貌应进行整治。12.3.4 站内生活区可绿化部位宜进行绿化。13 劳动安全与工业卫生13.0.1 独立光伏发电站设计必须符合国家现行的有关的法律、标准及规范的规定，且应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。13.0.2 独立光伏发电站站区的房屋和作业场所的设计应符合建筑设计防火规范GBJ16,建筑内部装修设计防火规范GB50222-2006。电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求，并应有必要的隔离防护措施和防止误操作措施，应设置防直击雷，并采取安全接地等措施。防雷做法应符合建筑物防雷设计规范GB50057。13.0.3 防潮、防寒的设计应符合工业企业设计卫生标准TJ36、采暖通风与空气调节设计规范GBJ19及其他有关标准、规范的规定。14 消防14.0.1 独立光伏发电站建筑物的火灾危险性为丙类，耐火等级为二级。14.0.2 电站内的建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限，应符合现行的国家标准建筑防火设计规范GB50016的有关规定。14.0.3电站内的建（构）筑物与电站外的建（构）筑物及各类厂房、库房、堆场、储罐之间的防火间距应符合国家标准建筑防火设计规范GB50016的有关规定。14.0.4 电站内的建筑物控制室装修应采用不燃材料。14.0.5 电缆沟道的下列部位应设置防火分隔措施：1 电缆从室外进入室内的入口处。2 穿越控制室、配电装置室处。3 电缆沟道每隔10m处。4 电缆沟道分支引接处。5 控制室与电缆夹层之间。14.0.6 配电室、储能室的门应向疏散方向开启；当门外为公共走道或其他房间时，该门应采用乙级防火门。14.0.7独立光伏发电站站区内的站房火灾危险类别按照E(A)考虑，危险等级为中等危险级。其灭火器的设置应符合现行的国家标准建筑灭火器配置设计规范GB50140的有关规定。站房内应设置蓄电池电源的应急照明装置。其连续供电时间不应小于20min,应急照明灯宜设置在墙面或顶棚上。15 户用光伏系统设计15.1 光伏组件 15.1.1 光伏组件应选用晶体硅电池组件，组件的转换效率不低于13.5%。15.1.2 光伏组件的连接及接线盒应具有防尘防水功能，具备完全密封性能。15.1.3 光伏组件设计寿命为25 年。15.2 支架设计 15.2.1 户用系统光伏组件支架应采用热镀锌钢结构，符合GBT50205标准要求。15.2.2 户用系统光伏组件支架强度抗风能力大于等于30m/s风速。15.3 储能系统 15.3.1 宜采用12V全密封的深循环储能阀控密封式铅酸蓄电池，应适用于高原地区特殊气候环境。15.3.2 在工作环境温度为0时的容量应大于或等于额定容量的88%，温度为-10时容量应大于或等于额定容量的80%，温度为-20时容量应大于或等于额定容量的65%。15.3.3 储能系统每天自放电量不大于0.07%（25）。15.3.4 储能系统30%DOD循环放电寿命不小于20002500次。15.3.5 储能系统蓄电池应具有防暴能力，当外遇明火时其内部不应发生燃烧或爆炸。电池能承受50kPa的正压而不破裂、不开胶，压力释放后壳体无残余变形。15.3.6 储能系统蓄电池静置28天后容量不低于额定容量的96%。15.4 控制逆变一体机 15.4.1 光伏控制逆变一体机应采用控制/逆变一体化设计，应具有欠压、过压、过充、过载、过流、短路等保护功能和故障显示及系统告警功能。15.4.2 光伏控制逆变一体机为工频交流变压器完全隔离方波输出，输出电压为交流220V/50Hz。15.4.3光伏控制逆变一体机应能测量如下信息：1 蓄电池电压；2 交流输出电压；3 交流输出电流；4 交流功率；5 电度量。6 太阳能组件电压7 太阳能组件功率15.4.4 光伏控制逆变一体机应具备防雷措施。15.4.5 光伏控制逆变一体机应具备防反接功能。15.3.6 光伏控制逆变一体机宜具有和远方监控中心进行通信功能。本规范用词说明 1 为了在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词采用“必须”； 反面词采用“严禁”。2）表示严格，正常情况下均这样做的用词： 正面词采用“应”； 反面词采用“不应”或“不得”。3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词： 正面词采用“宜”； 反面词采用“不宜”。4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。2 条文中指定应按其他有关标准、规范执行时，写法为“应符合的规定”或“按执行”。引用标准名录 工业企业噪声控制设计规范GBJ87生产设备安全卫生设计总则GB5083工业企业厂界噪声标准GB123481级和2级静止式交流有功电能表GB/T 1721