2022修订版光伏发电站设计规范

Codefordesignofphotovoltaicpower2024总 术语和符 术 符 基本规 站址选 太阳能资源分 一般规 参考气象站基本条件和数据采 太阳辐射现场观测站基本要 太阳辐射观测数据验证与资源分 接入系 一般规 并网要 继电保 自动 通 电能计 光伏发电系 一般规 主要设备选 光伏方 光伏支 跟踪系 发电量计 储能系 站区布 一般规 站区总平面布 光伏方阵布 站区安全防护设 电 一般规 变压 电气主接 站用电系 直流电源系 配电装 无功补偿装 电气二次设 监控系 过电压保护和接 电线电缆选择与敷 建筑与结 一般规 地面光伏发电站建 与光伏发电系统相结合的建 结 给排水、暖通与空 给排 暖通与空 环境保护与水土保 一般规 污染防 水土保 劳动安全与职业健 消 一般规 建筑消 变压器及其它带油电气设 电缆防 消防给水及灭火设 火灾自动报 消防供电及应急照 附录A光伏阵列最佳倾角参考 本规范用词说 引用标准名 条文说 General Termsand Basic Site SolarResource General StandardConditionandDataCollectionforReferencedWeather BasicRequirementsofOn-siteSolarIrradianceObservation ValidationandAnalysisforSolarIrradianceObservation Grid General RequirementsforGrid Relay ElectricalEnergy General MainEquipment PVSupport ElectricalenergyCalculatingandPerformance EnergyStorage PlanningforPV General General PlanningforPV Security General MainElectrical AuxilaryPower DcPower EquipmentforPower EquipmentforReactivePower SecondaryElectrical Monitoring-control OvervoltageProtectionand CableSelectionand Architectureand General BuildingAttachedorIntegrated WaterSupplyandDrainage,BuildingHeatingVentilationandAir Watersupplyand HeatingVentilationandAir EnvironmentalProtection&SoilandWater General Environmental SoilandWater OccupationalSafetyand FireProtectionand General FireProtectionof TransformerandOtherOil-immersedElectrical FireProtectionof FireWaterSupplyandFireExtinguishing AutomaticFire EmergencyPowerSupply AppendixARecommendedValueofOptimalInclinationAngleforPV ExplanationofWordinginthis ListofQuoted Addition：Explanationof 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，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。本规范适用于新建、扩建或改建的交流并网光伏发电站和10Wp及以上的独立光伏发电站。1.2大、中型并网光伏发电站建设前光伏组件【条文说明】2.1光伏组件种类较多，目前较常用的光伏组件有单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件和薄膜光伏组件等。光伏组件串photovoltaic(PV)modules电路单元。photovoltaic(PV)【条文说明】2.3光伏方阵主要包含光伏组件、组件串等，一般以所接入逆变2-2.32。2.1.3-1图2.1.3-2光伏发电单元photovoltaic(PV)power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。【条文说明】2.3单元发电模块一般以逆变升压系统来划分单元，其规模容量伏发电站通常以1W压器。光伏发电系统photovoltaic(PV)powergeneration网侧光伏发电系统。【条文说明】2.1.5光伏发电系统一般包含逆变器和光伏方阵等，对于photovoltaic(PV)power构施在内的发电站。辐射式连接radial“T”接式连接 单轴跟踪系统single-axistracking角的跟踪系统。双轴跟踪系统double-axistrackingCollectivepower 公共连接点pointofcommoncoupling（PCC）pointof对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站孤岛现象计划性孤岛现象intentional非计划性孤岛现象unintentional防孤岛Anti-安装容量capacityof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峰瓦watts额定容量rated光伏发电站中安装的逆变器的额定有功功率之和，计量单位是瓦（W2.1.23能变流器的额定容量不计入光伏电站的额定容量。现行国际电工委员会标准《Photovoltaicinverters-Datasheetandnaelat》IC694定义了逆变器的额定功率ratdpowerPac,r）activepowerthenverternrnuusoertio关术语定义。现行国家标准《旋转电机定额和性能》T5规定了旋转电机的额定输出是指接线端子处的视在功率，用伏安（A）连同功率因数表示，并规定同步发电机的额定功率因数应为0.8滞后（过励。现行国家标准《隐极同0.8、行的能力。现行国家标准《水轮发电机基本技术条件》GB/T7894建议了水轮发100MVA0.85（滞后100MVA250MVA者，0.875（滞后。真太阳时solar为零时。maximumpowerpoint率点附近。Ep——上网发电量（kWh；=1kW/m2；（kWh/m2；m2（kWp；（kWVdcmax——最大系统电压（V；VMPPTmax——MPPT电压最大值（V；VMPPTmin——MPPT电压最小值（V；（V；（Vt——光伏组件昼间环境极限低温（℃；t'——工作状态下光伏组件的电池极限高温（℃；N——光伏组件的串联数（N取整C——————SGk——永久荷载作用标准值GkSWk、W——QWkSSk、S——QSkSMk、M——QMkStk、

——温度荷载作用标准值Qtk0——G——W——S——M——t——艺、新设备、新材料。光伏发电站设计宜优先选用智能一体化设备或装置，并采用现代数字信息3.04小型光伏发电站：额定容量小于等于6MW30大型光伏发电站：额定容量大于30MW【条文说明】3.5大型光伏发电站需要装设太阳能辐射观测装置，用于分析电场观测站在厂址范围内，可优先利用，无需重复建设。【条文说明】3.6当建筑物上安装的光伏发电系统，对相邻建筑物的日照有影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【条文说明】3.7在既有建筑物上建设光伏发电系统，有可能对既有建筑物的利致使既有建筑物局部温度过高，防雷接地性能不足等。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【条文说明】3.8在既有建筑物上建设光伏发电系统，需要增加的相关设备、使用。【条文说明】3.9地质勘探或调查的目的是为确定站址、光伏场布置、岩土工程提供基础资料。0.10设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。【条文说明】3.0.11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。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；与建筑物相结的遮挡。403-5合考虑建筑围护、节能、防水、结构安全和电气安全等方面的因素。利用山地建设的光伏发电站选址宜选择朝坡向朝南的山坡，坡度应满足施响。4..4阴影遮挡范围之外再选择主导坡向朝南的山坡优先布置光伏组件。【条文说明】4.0.5对采用固定式基础的水面光伏电站项目选址提出原则性的选可靠性后进行选择。4.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。4.0.8防洪标准（重现期≥50年一遇的高水（潮）≥30年一遇的高水（潮）光伏发电站的升压配电及生活管理区防洪标准应满足国家现行标准《35kV-110kV变电站设计规范》GB50059220kV-750kVDL/T52184.0.8301%0.5m的安全超0.5m3030.内的融雪或短时暴雨排洪措施。504.0.8300.5全超高确定。当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为304..8GB521‐01伏方阵区分别制定防洪标准，在保证安全的前提下，有效降低投资。济比较后确定。变器、就地升压变压器、就地通讯柜、支架跟踪装置配电柜及驱动装置等。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。4..0后可作为光伏电站场址。4.0.1光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址。站址地下深层压有文物、的安全性进行评估。4.0.12光伏发电站站址选择应优先利用未利用荒地，不应破坏原有水系，做好【条文说明】4.0.12本条根据合理利用土地、节约用地、避免对自然环境造成重4.0.13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4.134.0.14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4.0.15【条文说明】4.0.15在风电场内建设光伏发电站时，需要就光伏阵列布置对地面相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。5.光伏发电站设计首先需要分析站址所在地区的太阳能资源概和气候特征，为站址选择和技术方案初步确定提供参考依据。5.2（或商业气照时数与参考气象站的日照时数进行对比分析。1.3~5.1.45.1.可以参考气象站应具有连续10【条文说明】5.2.1在我国西北地区，由于具有连续10为参考气象站。一致。最近连续10最近连续10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【条文说明】5.2.4最近连续10第3款收集最近连续10年的逐年各月最大辐照度平均值的目的是分析站址他电气设备选型提供参考依据。4～6款为一般气象资料，如参考气象站距站址较远，则需要收集站址附能资源测量总辐射》36398和行业标准《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》224~6的要求。5.、32现场观测站的观测装置包括日照辐射表、测温探头、关的现行国家标准和行业标准。大型光伏发电站应设置光伏方阵阵列面的总辐射观测项目，总辐射观测仪5.3光伏阵列面上的总辐射是为了实时观测光伏组件在受光条件5.4与常规光伏组件相比，双面光伏组件具有背面也能接收地面量略高于相同标称功率的常规单面光伏组件。太阳高度角、光伏阵列前后排间距及双面光伏组件安装位置（）量化建模提供实测数据积累。实测数据有效完整率应在90%5.1数据缺测或记录偏差，因此，需进行实测数据完整性检验。符合下列要求：总辐射最大辐照度小于42实测数据记录时，由于一些特殊原因，有时会产生不合理的阳常数167W/2，由于云层的作用，观测到得瞬间最大辐照度也可能超过太阳常数，但若大于2W/2则可判定该数据无效。无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测数据。【条文说明】5.4.3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，需要进行数据

100关比值法等进行处理。10最近三年内连续1244在光伏发电站设计时，太阳能资源典型年的月总辐射量是预光伏方阵的调节范围及调节策略的依据。Sandi国家实验室法、基于正（量。典型年光伏方阵阵列面上各月总辐射量的换算。45通常参考气象站记录的太阳辐射观测数据是水平布置日照辐、、om等。【条文说明】6.1.1光伏发电站并网电压等级是要在接入系统方案设计中经技术经济比较后确定，现行电力行业标准《配电网规划设计技术导则》DL/T5729推50MW1。表 电源并网电压等级参考8kW20kV、35kV、66kV、对超过50MW的光伏发电站，一般选用110kV及以上电压等级接入电力系【条文说明】6.2光伏发电站应具有相应的继电保护功能，出现异常及时断开与电网的连接，以保证设备和人身安全。通过3kV及以上电压等级并网的发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，并符合电网安全运行对电力通信的要求。【条文说明】6.3通过3kV及以上电压等级并网的光伏发电站要具备与电力与电力调度部门之间的通信要求可以适当简化。通过3k0V及以上电压等级并网以及通过1k（6电压等级G/T586的要求。通过10kV（6kV）380V电压等级接入508656.16.23kV及以上电1kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站的并网要求行适应性、电能质量等；通过1kV（6）kV）电压等级接入用户侧，以及通过30V电压等级接入电网的光伏发电系统的并网要求较低，内容包括：无功容量计量等。根据现行国家标准《光伏发电站接入电力系统设计规范》G/T5863k（2k及以上电压等级并网以及通过16V电压等行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》G/T194的要求。根据现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》T05的要求，通过1kV（6V）电压等级接入用户侧电网以及通过30V电压等级接入电网的光伏发电G/T239的要求。安全自动装置技术规程》G/T125的规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。通过3V1kV电压等级用户侧并网的光伏G/T239的要求。【条文说明】6.2防孤岛保护是针对电网失压后光伏电站可能继续运行，且向G/T239中8.435kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级接入公用电网的定》GB/T19964在并网线路同时T时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。【条文说明】6.3.4接入(k)及以上电压等级的光伏发电站应装设专用故障记录装1s到故障后6s通过3V1V电压等级接入公用电网的信量，接收遥控、遥调指令，并通过专用通道与电力调度机构相连。通过3V1V电压等级接入公用电网的光伏发电站远动设备的容量及性能指标应满足光伏发电站端远动功能及规约转换要求。与电力调度机构之间进行数据通信的光伏发电站二次设备及系统应满足电力二次系统安全防护要求及国家电力监管部门的有关规定。【条文说明】43对于与电力调度之间进行数据通信的光伏电站，应当落实国在正常运行情况下，光伏发电站向电力调度机构提供的远动信息应包括遥测量和遥信量，并应符合下列要求：【条文说明】6.4在工程设计中，还要根据各地电力调度部门实际需要，信号可能会有所不同。接入220kV10kV电压等级接入用户侧，以及通过380V电压等级接入电网的光伏【条文说明】47随着光伏发电装机容量在电力系统中的比例不断提高，电力3kV1kV1kV30V当地电网的实际情况对自动化设备进行适当简化。准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964电网技术规定》G/T239的规定，并满足现行行业标准《电力通信运行管理4规定。站内通信应符合下列要求统一供生产管理通信和生产调度通信使用。靠的、来自不同站用电母线段的双回路交流电源供电。站用通信设备可使用专用通信直流电源或DC/DC变换直流电源，电源宜为直流48V。通信专用电源的容量，应按发展所需最大负荷确定，在交流电源失1小时。设备共同安装于同一机房内。【条文说明】6.2对于无人值守的光伏发电站，站内通信部分可以简化。当光由C变换取得。系统通信应符合下列要求满足调度自动化、继电保护、安全自动装置及调度电话等对电力通信的要求。通过3kV及以上电压等级并网，以及通过0V接入公共电网的光伏发电站至调度端应有两路通信通道，其中通过kV（6kV）及以上电压等级接1kV发电站，应具备与电网调度机构进行数据通信的能力。光伏发电站与电力调度机构之间通信方式和信息传输应由双方协商一致后确定，并在接入系统方案设计中明确。【条文说明】53光伏发电站与电力调度部门之间通信方式和信息传输，一般可采用基于IE68--01和I-07514的通信协议。DL/T448和《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137【条文说明】6.1电能计量点原则上应设置在电站与电网设施的产权分界处，贸易结算点处。同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主备电能表各一套。光伏发电站电能计量装置采集的信息应接入电力调度部门的电能信息采集系统。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、集中并济比较后确定。光伏发电系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的光伏方阵的安装容量与逆变器额定容量之比符合下列规定：一类太阳能资源地区，不宜超过二类太阳能资源地区，不宜超过三类太阳能资源地区，不宜超过1.8【条文说明】7.2由于光伏组件在电站寿命周期内功率是逐年衰减的，以及工。大、中型光伏发电站中发电单元容量的大小，应结合直流侧电压等级、光高电压系统和大容量发电单元方案。7.3光伏发电系统直流侧电压有从10V向10V，甚至更高电压发展的趋势。直流侧电压采用10V高电压配置，可以增大发电单元容量，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【条文说明】14具有多路最大功率跟踪T功能的逆变设备主要有组串式逆变器、带多路最大功率跟踪)的集中式逆变器以及集散式逆变器等。接入同一T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压。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。【条文说明】7.6为了提高光伏发电系统输出效率，计算光伏组件串中组件数引起的光伏组件串工作电压的变化范围需在逆变器的最大功率跟踪电压范围之内。独立光伏发电系统的安装容量应根据负载特性、当地太阳能资源条件、环【条文说明】7.7独立光伏发电系统的安装容量选择时除了考虑负载所需电能象环境条件。尺寸和重量、功率辐照度特性、使用环境等条件进行选择。光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求。【条文说明】7.2目前常用的组件有晶硅类、薄膜类组件。晶硅类主要有单晶【条文说明】7.3研究表明潮湿、高温、高电压等是光伏组件发生电势诱导衰减PID）艺，使组件具备考虑抗PIDGB/TX的规定。逆变器应按型式、额定功率、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能防护等级等技术条件进行选择。与建筑相结合的光伏发电系统的直流侧宜设置直流电弧保护功能，故障电Gxxxx的规定。【条文说明】7.2.6与建筑相结合的光伏发电系统的直流侧最大系统电压大于等于80V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/T通信功能。7.8大、中型光伏发电站占地面积大，运行方式主要为少人值守信息。风沙盐雾、海拔高度、地震烈度等安装所在地的使用条件要求。【条文说明】7.2.9在湿热带、工业污秽严重和沿海地区使用的逆变器、汇流箱2000m1部分原理、要求和试验》GB/T16935.1的防护等级不低于IP5。光伏方阵安装方式分为固定式、倾角可调式和跟踪式三类，应根据太阳辐行管理方式等，经技术经济比较后进行选择。7.1也同时递增。K'v——光伏组件的工作电压温度系数；N——光伏组件串联数（N取整；（℃；t'——工作状态下光伏组件的电池极限高温（℃；Vdcmax——逆变器和光伏组件允许的最大系统电压，取两者小值（直流，VMPPTmin——MPPT电压最小值（V；Voc——光伏组件的开路电压（V；（V【条文说明】7.3.2同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致，则电流为了达到技术经济最优化，应先按7.2公式得出光伏组件串联数的范围，Kv给出，可采用光伏组件的开路电压温度系数Kv值替代。删除的内容光伏支架7.1符合防腐要求。删除的内容【条文说明】7.4.1GB50017和《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018的规定。当光伏支架采用【条文说明】7.2强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。7.4.40——25年，安全等级为三0.951.0；————承载能力极限状态下，荷载基本组合的效应设计值应按式7.4.5SGk——GkSWk、W——QWkSSk、S——QSkSMk、M——QMkStk、t——QtkG——1.2，当永久荷载对结1.0；W——S——M——t——1.47.4.6进行正常使用极限状态下，荷载标准组合的效应设计值Sd7.4.7式进行计各种组合工况下的可变荷载组合值系数应符合表7.4.87.4.8永久荷载+负风荷载+永久荷载+正风荷载+雪荷载+永久荷载+雪荷载+正风荷载+永久荷载+注：1表中“-”当抗震设防烈度大于8度时，支架应进行抗震验算，抗震验算中结构重要性系数取1.0，结构构件抗力的设计值应除以承载力抗震调整系数γRE，γRE按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定取值。【条文说明】7.4.4~7.4.9与现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009筑抗震设计规范（2016年版》GB50011和《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101相协调。一般光伏组件的支架的设计使用年限为25年，安全等级为三级。对于特殊8G509中不小于251.。Gxxx要求。支架的柱顶位移不应大于柱高的倾角可调式支架、柔性悬索结构的柱顶位移不应大于柱高的受弯构件的挠度容许值不应超过表7.4.107.4.11注：L为受弯构件的跨度。对悬臂梁，L2【条文说明】7.4.11本次修改增加倾角可调式支架、柔性悬索结构的柱顶位移要2m40/m²的连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带时，构件最小壁厚不应小于0.m，应符合现行国家标准《连续热镀锌钢板及钢带》G/T218T17；铝合金构件最小壁厚应符合现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB504297.4.11-17.4.11-27.4.12-1其它支撑（绞线除外1计算单角铝受压构件的长细比时，应采用角铝的最小回转半径，但计算在交叉点7.12B54-07现行国家标准《连续热镀锌钢板及钢带》GB/T2518钢板及钢带》GB/T素，因地制宜，进行防腐蚀设计。浸镀锌层平均厚度不宜小于5μ。涂层应按照涂层配套进行设计，应综合考虑适应性，附着力不宜低于5Pa。腐蚀速率当无实测资料时可按表7.1-1进行确定。7.4.13-1腐蚀速率注：1B7.4.13-27.4.13-2最小平均膜厚（m最小局部膜厚（m结构构件镀层的镀锌量不应低于180g/㎡(双面)或镀铝锌量不应低于100g/㎡(双面);对于高腐蚀性地区，镀锌量不应低于275g/㎡（双面)或镀铝锌量不应低100g/㎡(双面)，并应满足现行国家或行业标准的规定。采用。【条文说明】7.4.13近些年光伏行业发展，支架种类多样化，对本条进行细化，结GB50046-201813912-2002等规范标准和相关技术文献及实际工程经验给出了规范限制。境选择适宜的防腐措施，才能做到先进、经济、实用。20214年的热镀锌构件在大气暴露试验数据进行对比分析得出，镀锌层腐蚀速度跟构件所处的大气环境有1中防腐业区或近海地区。跟踪系统应符合现行国家标准《光伏跟踪系统》GB?TXXX【条文说明】51跟踪系统控制方式分为主动式、被动式和复合式。主动控制于30m。【条文说明】52在一些特殊地区应考虑腐蚀、风沙、潮湿、冰雹、盐雾等因设计寿命。有时还要加设驱鸟装置。候特征等因素，经技术经济比较后确定，并符合下列要求：单轴跟踪的可转动范围宜大于-控制系统户外布置时防护等级不低于应与电站设计寿命相同；IP547.4光伏发电的跟踪系统一般可分为单轴跟踪系统和双轴跟踪系轴的倾斜角度可根据实际情况有不同的取值。2如灰尘等非正常工作。双轴跟踪系统跟踪精度不应低于±2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。发电量计算宜按照不大于1h【条文说明】7.2由于本次规范修编提出了光伏组件额定容量和逆变器的额定1h间隔进行逐时计算。式中：——光伏发电站上网电量（kWh；n——计算时段数，对于一个完整计算年，若按18760（kWh/m2；段没有功率限制，取1；（kWp；kW/m2；K——其它效率系数。其它效率系数K是考虑光伏组件类型、光伏组件【条文说明】7.6.3为了提高工程经济性，光伏发电系统中组件与逆变器之间安伏方阵陈列面上的折算系数，根据组件的安装方式，结合站址所在地太阳能资源数据及纬度、经度，进行计算。由障碍物对光伏方阵上入射太阳光造成遮挡或光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，在计算时应考虑因阴影遮挡引起的发电量损失修正系数。逆变器输入功率限制引起的发电量损失系数指由于光伏安装容量大于光伏额定容量，光伏阵列的实际输出功率大于逆变器的最大直流输入功率时引起的发电量损失修正系数。效率也不相同，因此逆变器效率指计算时段光照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率。1.0。7光伏组件表面污染修正系数是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗，以及升压变压器损耗。光伏发电系统可用率η

检修小时数

1007.6.3式中：PR——光伏发电系统效率（%；GA——光伏阵列面太阳能总辐射量（kWh/m2式中：CPR——光伏发电综合效率（%；HA——水平面太阳能总辐射量（kWh/m2【条文说明】7.5、66系统效率体现了光伏发电站对照射到光伏阵列面上太（面受到的太阳辐射量。【条文说明】7.1独立光伏发电站配置储能装置的目的是为了满足向负载提供光伏发电站储能装置应选用电化学储能电池作为储能载体，电化学储能电G/T326GB/T36280和《全钒液流电池通用技术条件》GB/T32506【条文说明】7.2由于电化学储能系统结构简单，运维方便，经济可靠，光伏独立光伏发电系统与储能装置之间应采用直流耦合接线方式，并网光伏发并网光伏发电系统中采用交流耦合的储能系统配置和设备选择应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》G508G/T3583【条文说明】7.7.47.5独立光伏发电系统的储能电池容量配置应综合考虑当地太阳能资源、气象电池充放电效率、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【条文说明】7.7.6光伏发电系统储能装置应配置电池管理系统，电池管理系统应与光伏发电G/T358的要求。光伏发电系统储能装置的能量管理系统应纳入到光伏发电站的监控系统中光伏发电站的站区布置应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合站址等进行研究，立足近期，远近结合，统筹规划。光伏发电站的站区布置应贯彻节约用地的原则，通过优化，控制全站生产与农牧业、渔业相结合的光伏发电站的光伏方阵应综合考虑种植、养殖工【条文说明】8.3与农牧业、渔业互补的光伏发电站的光伏方阵布置，需要满10kV【条文说明】8.1光伏发电站的辅助设施区是指协助发电生产正常开展需要配防雷、防火、防触电以及周界安防设施等。【条文说明】8.2光伏方阵布置时要合理利用场地地形，优先选用平坦场地和10~0。与吊装的作业面。【条文说明】8.3光伏电站的布置需要应避让架空线路杆塔、建筑物等及其阴影区域。2kV（GB5035V（G509）207kV（DL/T51）的要求。地面光伏发电站的主要进站道路应与通向城镇的现有公路相连接，其连接地面光伏发电站区主要出入口处主干道行车部分的宽度宜与相衔接的进站6环行道路宽度宜采用4【条文说明】8.6一般情况下，升压站或开关站的进站道路和站内道路采用混凝土路面或柏油路面，光伏场内道路采用泥结碎石路面。（应高于设计高水位0.；利用地形，节省土石方量并确保边坡稳定。站区场地排水系统应根据地形、工程地质、地下水位等因素进行设计，并应符合下列要求：【条文说明】8.8地面光伏发电站的升压站或开关站的场地排水可根据具体条生产建筑物底层地面标高，宜高出室外地面设计标高150mm～300mm，并规划。21（）涝回路数，按光伏发电站规划容量，全面规划，避免交叉。破坏，防止水土流失。8.2.1331模块化的布置方式，单元模块的容量需结合逆变器和升压变的配置选取。对场地可利用面积受限或土地成本较高的并网光伏发电站，应根据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；对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站，光伏方对于独立光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵在发电输出功率与用电负荷匹【条文说明】32光伏发电站建设占地面积较大，光伏方阵布置应贯彻节约土倾角和阵列间距。按照7.6节的要求进行计算。出，保证全年各月发电量均能满足用电需求。59:～1:0时段内前、后互不遮挡。太阳时9:00～15:00时考虑光伏方阵南北方向和东西方向间距，宜使每天当地真太阳时9:0～1:00时段内东西向、南北向互不遮挡。光伏方阵内光伏组件的最低点距地面的距离不宜低于30m，并应考虑以下因素：【条文说明】8.3光伏方阵各排、列的布置间距，无论是固定式、倾角可调式或跟踪均应保证全年9:0点1:00点（当地真太阳时）9:0点1:009:00点～15:00点（当地真太阳时）各排D=D1+D2=（L×cosZ）+（L×sinZ）×cos（β-r）/tanD1=L×cosZD2=cos（β-r）×L，’=H/tan，H=L×sinβcosβ=(sinφsinα-sinδ)/(cosαcosφ)正南为零，东向为正，αsin=sinφsin+cosφcoscos；φ——当地纬度；ω——太阳时角正午为零，上午为正，下午为负（太阳时）=15×（ST-12）ST24小时计。真太阳时的换算公式δ——太阳赤纬角δ=23.45sin(360x(284+N)/365)（Cooper方程）N11日算起的天数。19:00点～15:00点（当地真太阳时）各排D=D1+D2=（K×cosA）+（K×sinA）×cosβ’/tanD1=K×cosAcosβ’×L，’式中：DKA——光伏方阵向东倾角Ω——方阵向东旋转角从三角关系可知，总有：A=ΩH——光伏方阵垂直高度L'β’——太阳方位角的余角（90-αsin=sinφsin+cosφcosω——太阳时角正午为零，上午为正，下午为负（太阳时）=15×（ST-12）其中ST24小时计；真太阳时的换算公式为：真δ——太阳赤纬角δ=23.45sin(360x(284+N)/365)（Cooper方程）N112（Back-Tracking）制在3%以下面发电组件的安装高度。宜随坡就势布置。光伏发电方阵布置在趋于稳定的采空沉陷区时，光伏方阵单列支架宜分段冲沟发育、保护支架基础的措施。【条文说明】8.3.5在采空沉陷区建设光伏发电站，应根据地质灾害危险性评估应的避让或处理措施，如：当冲沟发育可能危及支架基础的稳定性时，应采取防止冲沟发育、保护支架基础的措施；当方阵基础附近有地表水流时，应引流或设置排水沟，阻止冲沟向阵列区延伸；育情况及冲沟发育阶段而定。与建筑相结合的光伏发电站的光伏方阵应结合太阳辐照度、风速、雨水、方位角、倾角和阵列行距。大、中型光伏发电站采用集中式逆变器时，逆变器宜布置在光伏方阵单元术经济比较后确定，且宜布置在光伏方阵内通风良好的背光区域。光伏发电站采用集中式逆变器时，就地升压变压器宜与集中式逆变器相邻且靠近主要通道处。【条文说明】8.7、38采用集中式逆变升压设备，布置在光伏方阵单元模块便设备安装及检修。【条文说明】8.9光伏方阵区设备布置要考虑防洪、防涝，在保证安全的前提规范4.8条防洪、防涝设防标准要求。当光伏方阵区位于内涝易发区域，设备置清洗设备。【条文说明】8.3.10当光伏组件表面受到污染时，其发电效率会大幅下降；同时，等因素综合确定。【条文说明】8.1光伏发电站一般为无人或少人值守站，为了安全运行，需要本规范中配置的相关设备，应满足《安全防范工程技术规范》G538和《民用闭路监控电视系统工程技术规范》G518的要求。光伏发电站安全防护设站站区宜设置实体围墙，高度应不低于2.2GB50394应具有防误触发、触发报警自锁、人工复位等功能。【条文说明】8.4.3入侵报警系统若是与110联网的系统，还需通过当地公安部8.4.5G535要求最低照度（灵敏度）的10倍，当被监视场所照度低于所采用摄像机要求的最低照度时，应在摄像机防护罩上或附近加装辅助照明（（时，可就地供电，但控制中心应能对其进行开关控制。【条文说明】8.4.4视频监控电视图像质量的主观评价可采用五级损伤制评定。在正常工作条件下，图像质量应不低于438.4.5外596疏散的要求。光伏发电站的电气设备选择应考虑当地环境温度、相对湿度、海拔高度、设计技术规定》DL/T5222的规定，参数宜按现行国家标准《油浸式电力变压器《三相配电变压器能效限定值及能效等级》G202或《电力变压器能效限定G270【条文说明】9.1光伏发电站的变压器可分为两部分：一是升压站主变压器，D/T522的要求选择。当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调宜选用变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站或高压/低压预装式箱式变电站；防护等级应不低于IP5。【条文说明】9.3就地升压变压器容量根据光伏发电单元中逆变器的额定容量技术经济比较合理时，可选有载调压变压器。由于防护等级IP65很难做到，且对散热要求太高，故防护等级统一调整为IP4。增加了双绕组变压器或分裂变的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件，经技术经济比较确定。变压器。【条文说明】9.1光伏发电站设计时需根据逆变器的输入端直流电压要求，将1款中的要求确定。逆变器与就地升压变压器连接应结合9.2.3光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容小型光伏发电站宜采用0.4kV~10kV中型光伏发电站宜采用10~35kV大型光伏发电站宜采用35kV或66kV【条文说明】9.2光伏电站内连接各单元发电模块就地升压变高压侧的母线为市电力网规划设计导则》Q/GDW156有关分布式电源并网的电压等级和《标准电压》T6的有关规定，本规范中光伏电站母线电压可有30V、1kV、20kV、35kV66kV可采用0.kV。当不能就地消纳时，也可采用1kV，部分无10V电网地区可使用2。10kV~35kV10kV、20kV35kV三种等级可供选择，主要取决于其综合技术经济效益和光伏发电大型光伏发电站额定容量大，经技术经济分析计算，母线电压采用35kV66kV10kV20kV35kV66kV光伏发电站安装容量小于或等于30MW光伏发电站安装容量大于30MW9.3根据光伏发电站的特点，发电母线接线方式除按照本期、远列因素：3M1k~5V，的要求。3M35k建成投产，或有两条并网进线、两个并网点，则采用单母线分段接线较合理。光伏发电站母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时，可在母线的最大容量的电流值选择。方式：“T9.5光伏发电站一般由若干个发电单元组成，站内各单元发电模种方式。一个柜内。1k【条文说明】9.3.7大、中型光伏发电站内汇集系统更多采用小电阻接地方式，/50。标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064第3.1.6条k设备特点、本期和规划容量等条件确定。20V及以下电压等级的母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关，kkV线路电压互感器与耦合电容器、避雷器、主变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关；主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。光伏发电站站用电系统的电压宜采用380/220V【条文说明】9.4.1光伏发电站一般无高压站用电设备，所以站用电的电压推荐采用380V。320式。站（或开关站）2款中的方式引接。9.4.3集控室和配电室等地要求按第1款和第2款中方式配置站用电。求：另一段母线上引接电源。作为控制、通信等重要负荷的备用电源。备用电源。44S元就地升压变电器低压侧引接。站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1和逆变器的技术参数等条件确定。池组正常应以浮充电方式运行。直流电源系统电压可采用220V或110V5的规定执行。（DL/5523VG500的规定。升压站6kV件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。10kV~35kV对沿海、海拔高于00m及土石方开挖工程量大的地区，当技术经济合理时，6kV及以上电压等级的配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备；在内站。预装式变电站的选择和安装要求应符合现行国家标准《高压/低压预装式变GB147的规定。【条文说明】9.6.310kV~35kV配电装置一般采用户内成套式高压开关柜对于6k~20kVGI）装运行费用后与敞开式经济指标接近时，IV级及以上污秽地区、土石方开挖工程量大的地区、地震烈度9度及以上地区推荐采用S配电装置。G/T231的要求。光伏发电站的无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调GB/TX的规定。921的规定。【条文说明】9.7.4随着光伏发电在电力系统中的占比越来越大，光伏发电站应伏发电站接入电力系统设计规范》G/T586和《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/536的规定。小型光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319大、中型光伏发电站的电气二次设备应布置在继电器室，继电器室面积应装置间隔排列次序对应。升压站内10kV及以上各电压等级的断路器以及隔离开关、接地开关、有载调压的主变分接头位置及站内其它重要设备的启动/停止等元件应在控制室内监控。装置技术规程》GB/T14285和《光伏发电站继电保护技术规范》GB/T32900的规定。35kV及以上电压等级母线宜装设母差保护。【条文说明】9.8.435kV及以上电压等级母线一般均要求【条文说明】9.6由于现光伏发电站控制方式一般按无人值班或少人值守的要交流不间断电源的供电时间应根据光伏发电站的地点与故障修复时间要求系统不单独配置蓄电池。9.10系统不单独配置蓄电池。守的要求进行设计。光伏发电站宜采用一体化的监控系统控制，实现电站的监视、测量、控制功能。监控范围宜包括升压站/开关站区、光伏发电区、储能系统区和生活附属设施区的高、低压电气设备、继电保护和专用装置及生产辅助设备。【条文说明】9.9.2目前国内光伏电站多采用升压站/开关站监控系统和光伏区监电站监控系统宜具备经济运行决策、自动巡检及状态分析、设备状态检修等功能，实现电站的基本智能化的监控与运维管理。9.3其他智能化功能和模块可根据建设单位需要增加。大、中型电站的监控系统应具备与电网调度网连接的能力，实现遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能。监控系统应采取抵御黑客、病毒、恶意代码等对系统的破坏、攻击以及非离、访问控制、身份认证等安全措施。9.6根据中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14络通信安全方面的要求。监控系统宜由站控层、间隔层和过程层三部分组成，并采用分层、分布、开放式网络系统实现连接，具备标准软件接口和良好的可扩展性。【条文说明】9.9.7站控层由计算机网络连接的计算机监控系统主机、操作员站单元、控制单元、间隔层网络、与站控层网络的接口和专用装置的接口等；触点，电流电压互感器等。站控层设备宜集中布置。间隔层设备宜按相对集中方式分散设置，当技术经济合理时也可按全分散方式设置或全集中方式设置。【条文说明】9.7站控层设备一般布置在控制室和继电器室内。控制室与继电附近，因此需要根据实际情况确定。【条文说明】9.9.10大型光伏电站对电网运行采用一体化监控系统后，对监控脉冲输出接口及数字接口数量应满足计算机监控系统系统及电站继电保护装置需要，对时精度应满足事件顺序记录分辨率的要求。【条文说明】9.1为满足事故分析要求，电站内各主要装置的时钟应保持一程》DL/T5003和《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5002事件记录信号，并对保护装置的动作行为及整定值进行查询等功能。使其与间隔层网络或站控层网络连接。站控层设备及布置在控制室附近的间隔层设备应采用交流不间断电源供电，不间断电源的后备时间不低于h。布置在现场的间隔层设备宜由就地设置的交流不间断电源供电，不间断电源的后备时间不低于0.h。光伏发电站计算机监控系统的交流不间断电源系统宜与电站交流不停电电源系统合并设置。G/T504流电气装置的接地设计规范》G/T505和现行行业标准《光伏发电站防雷技DL/164的规定。光伏发电站建筑物防雷应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω靠连接。缘配合设计规范》GB/T50064室外布置的箱式逆变器和变压器等宜充分利用其箱体金属外壳对设备进行雷电防护；当采用非金属箱体时，应设置接闪器对设备进行防护。【条文说明】9.8由于自然界中的水是良电导体，如果将雷电流通过接地体直G527的规定，电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。197的规定。2D5/T17的规定。光伏发电系统中电缆的截面应根据长度进行选择，光伏系统交流电压降落不宜大于32T54的规定。3合的光伏发电系统，电缆宜采用C类及以上阻燃电缆，电力电缆宜选择铜导体。4电缆火灾，因此对此部分电缆不做阻燃要求，但应采用铠装电缆。所以占用空间较小。防晒措施。9.68部的部分需要设置电缆保护管加以保护，以防外力破坏或断线引起周围设备带电，同时增加电缆抗腐蚀能力。集电线路采用架空设计时应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的规定；站区内杆塔定位时应减少杆塔对光伏组件的遮【条文说明】9.11.910kV35kV架空集电线路，其设计应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线9.11.11桥架或电缆线槽形式，电缆桥架、电缆线槽的设置要便于通行和农事作业；度宜不小于10m；桥架或电缆线槽敷设，电缆桥架、电缆线槽的设置不应影响水域内交通运输。蛇形敷设且满足伸缩要求。位于水面区域的电缆应具有防水、抗紫外性能。【条文说明】9.11.11与农牧业、水面相结合的光伏发电站，电缆敷设除应考虑（构）管理等条件，经技术经济比较确定。1定了以上站房布置的基本要求。【条文说明】10.1.2站房建筑平面和空间布局一般具有适当的灵活性，为生产工2《建筑采光设计标准》GB/T50033可采用双层玻璃窗。3层。采用酸性蓄电池的蓄电池室和贮酸室应采用耐酸地面，其内墙面应涂耐酸漆或铺设耐酸材料。T×的规定。发电系统宜布置在便于光伏设备维修、更换的建筑部位；光伏组件相互避让；道。光伏发电站中，除光伏支架及基础外的建（构）501G50，光伏发电站建（构）筑物的结构设计使用年限为50年，结构在规定的设计使用年限内应具有足够的可靠度。构构（构G501的规定。统传递的荷载。5安全复核。性。【条文说明】659G509B51等的规定。GB50××的规定。对于水面光伏电站，应根据水文、工程地质和施工条件，经技术经济对桩基础。【条文说明】0近年来水面光伏电站工程已有较多投用生产，结合已建工本规定。G505的规定。处理后对外排放的水质应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB8978的有5B514中的相关规定。1件时，应优先利用市政再生水。合，分流后分别处理往往比较经济合理。济比较后确定。5的规定。4用节水型设备。【条文说1 由于空气调节系统的初投资和运行费用较因（构筑物是否设置全年使用的空气调节系统应从多个方面进行综合分建筑物所在地的室外气象条建筑物室内湿度要求以及投资是影响空调系统设置与否的主要因素，需要充分考虑。绿色能源系统。累年日平均温度稳定低于或等于5℃的日数大于或等于90业建筑采暖通风与空气调节设计规范》519和《民用建筑采暖通风与空气GB576光伏发电站内各类建筑物冬季采暖室内计算温度宜符合表11.2.411.2.4室内计算温度注：115oC0应按℃设置值班采暖。 通风和空气调节设计应根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑防烟排烟系统技术标准》GB51251【条文说明】11.2.10光伏电站种类较多、规模差异性较大，暖通空调设计时，对处理过程中产生的二次污染应采取相应的治理措施。旧设备和物资进行回收处理。光伏发电站污染防治应根据施工期、运行期及运行期满后产生影响的对施。光伏发电站的生活污水，有条件的应引入市政集中污水处理系统，统一G872但距离太远时，可采用厂内集中处理、回收利用或达标排放。光伏发电站噪声防治设计应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声B2458吸声等控制措施。声。【条文说明】12.2.4采取措施包括变压器设置漏油收集池和挡油槛，或者变压器定编制水土保护方案，并取得相关的批复文件。中形成的控制地貌应进行整治。。G505252等标准的规定。G50G52G/T50等标准的规定。DL/T55G50~G50流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》0645629的规定。G58的规定。51等标准的规定。GB50016GB50229栓系统技术规范》GB50974GB51252的规定。建（构）筑物火灾危险性分类及耐火等级应符合表14.1.114.1.1建（构）建（构）60kg60kg60kg60kg电容器室（有可燃介质检修备品仓库（有含油设备检修备品仓库（无含油设备注：12根据《建筑设计防火规范》50-04（218年版）及《火力发电厂与变电站设计防火标准》52-19的规定，结合光伏发电站内建筑物的特性确定。构G506的规定。3配电室一般不设中间隔墙，故本规范不再对中间隔墙上的门提出要求。建筑面积超过250m22控制室顶棚和墙面应采用AB1【条文说明】14.2.5控制室是光伏电站的核心，是人员比较集中的地方，有必要GB50222-20174.0.10计防火规范》GB50222【条文说明】14.2.6依据《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-2017增加本（构）构）G506的规定。电站内的建（构）筑物及设备的防火间距应不小于表14.2.814.2.8电站内的建（构）筑物及设备的防火间距建（构）多层量备（油变（干变电容器室（有可燃介质层、多层注：1建、构筑物防火间距应按相邻建（构）筑物外墙的最近水平距离计算，如外墙有5%，且门、窗、洞口不正25%；级建筑中相邻任一侧外墙为防火墙且屋顶耐火等级不低于1.00h时，其防火间距不屋顶无天窗，屋顶的耐火极限不低于1.00h，或相邻较高一面外墙的门、窗等开口4m；14.2.9条规定的生产建筑物与油浸变压器、油浸电抗器或可燃介质电容器【条文说明】14.2.8本条为保持标准间的协调，依据现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019修改。14.2.8当建筑物与油浸变压器或可燃介质电容器等电气设备间距小于5m3m5～10m范围内布置有变压器、油浸电抗器或可燃介质电容其耐火极限不应小于0.0。电缆孔洞应采用耐火极限为300h的电缆防火封堵材料或防火封堵组件进行封堵。9可以设置防火门、防火窗，以减少火灾对建筑物的影响。之间的空隙应全部封堵严密，防止火灾穿过防火墙。电站储能系统的建（构）筑物和设备的火灾危险性分类及其最低耐火等级、防火间距应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB5148的规定。【条文说明】14.2.10本条系根据光伏电站储能的建设需求，增加电站储能系统油量为2500kg及以上的室外油浸变压器、油浸电抗器之间的最小间距应14.2.11的规定。14.2.11室外油浸变压器、油浸电抗器之间的最小间距35kV220kV【条文说明】14.2.1166kV电压等级相关要求，当油量为250g及以上的室外油浸变压器或油浸电抗器之间的防火间距不能满足表14.11的要求时，应设置防火墙。防火墙的高度应高于变压器油枕，其长度不应小于变压器的储油池两侧各1。油量为2500kg及以上的室外油浸变压器或电抗器与油量为600kg2500kg以下的带油电气设备之间的防火间距不应小于5m；油量为1000及以上至2500kg以下的室外油浸变压器或电抗器之间的防火间距不应小于3.0m；油量为1000kg以下的室外油浸变压器或电抗器之间的防火间距不应小于1.5m；当不14.2.1320kVGB50053-2013设置带油电气设备的建（构）筑物与贴邻或靠近该建（构）建（构）【条文说明】14.2.14大、中型光伏发电站内的消防车道宜布置成环形；当为尽端式车道时，G506的规定。【条文说明】14.2.15光伏发电站占地面积大，光伏组件阵列区道路布置为环形3kV及以下室内配电装置当未采用金属封闭开关设备时，其油断路器、油浸电流互感器和电压互感器，应设置在两侧有不燃烧实体墙的间隔内；3V低于配电装置中带油设备的高度。总油量超过100kg室内单台总油量为10g2015mm，管口应加装铁栅滤网；当不能满足上述要求时，应设置能容纳设备全部油量的储油设施。【条文说明】14.3.310kg210m4DL55-18设置有油水分离措施的总事故油池时，其容量宜按最大一个油箱容量的6%确6条的规定。储油和挡油设施应大于设备外廓每边各1m250mm50mm～80mm，卵石层下应能容纳不小20%油量的空间。槽盒或防火隔板进行分隔。【条文说明】14.4.1电力电缆发热量较大，火灾发生几率远大于控制电缆或通讯电缆沟道的下列部位应设置耐火极限不低于2.0h的防火分隔及防火封100m2内应采用分隔和阻燃作为应对电缆火灾的主要措施。行防火封堵，其防火堵料的耐火极限不应低于被贯穿物的耐火极限，且不低于1.0。间距10m处进行防火封堵。1.44电缆火灾的扩大。电缆明敷时，在电缆中间接头两侧各2m～3m【条文说明】14.4.5目前电力工程中电缆接头火灾或爆炸事故较多，加强电缆接对明敷的35kV【条文说明】14.4.6对高压电缆采取一定的阻火延燃措施，可以限制电缆着火延【条文说明】14.4.7含油设备如发生爆炸溢油，可能流入电缆沟造成火灾事故扩应有可靠的保证。当电站内的建筑物满足耐火等级不低于二级且建筑物单体体积不大于3000m3的戊类厂房，居住区人数不超过500人且建筑层数不超过两层的居住区【条文说明】1根据《建筑设计防火规范》GB506确定光伏电站消防给9，有的地区常年干旱，水资源十分缺乏（，因此光伏电站消防水源的选择应根据当地实际情况确定。防用水量之和计算。【条文说明】14.5.4根据《建筑设计防火规范》GB50016和光伏电站实际情况，站电屋外配电装置区域可不设置消火栓。电站建筑物室外消火栓设计流量不应小于表14.5.6表 建筑物室外消火栓设计流量建筑物体积注：1215L/s【条文说明】14.5.6依据现行国家标准《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974进行调整。电站建筑物室内消火栓设计流量不应小于表14.5