DB45∕T 2365-2021 并网光伏发电站设计规范

ICS65.160

CCSF11245

广西壮壮族族自自治区地方标准标准

DBB45/T23665—2021

并网网光伏伏发电电站设计规范范

Specifficationdeforssofignggrid-connectedpphotovolttpowaicestatiron

2021-009-27发布2021--10-31实施

广西壮壮族自治区区市场监督督管理局发布布

DB45/T2365DB45/T—2021

前言

本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定1.1—2020《标准化工作导则本文件按照GB/T

起草。

本文件由广西壮族自治区人民政府国有资产监督管理委员会提出、归口并宣贯。

本文件起草单位：广西西江开发投资集团有限公司、广西航桂实业有限公司、广西鼎旭同辉农业投

资有限公司、广西西江环境能源科技产业有限公司、广东永光新能源设计咨询有限公司、顺德中山大学

太阳能研究院、信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司、广西万信工程咨询有限责任公

司、阳光电源股份有限公司、晶科能源有限公司、泰州中来光电科技有限公司、苏州爱康金属科技有限

公司。

本文件主要起草人：刘声付、李展、李伟远、马岗权、黄德智、郑小鹏、吕东霖、陈荣、窦广元、

孙韵琳、陈思铭、禹中文、张跃火、李林、徐敏、李冰之、周兵、何志利、刘明超、袁伯文、容晓晖、

班正超、代洲洲、蒋海永、陈义桃、田素峰、赵刚刚、刘淑娜赵显光。

II

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并网光伏发电站设计规范并网光伏发电站设计规范

11范围

本文件规定了并网光伏发电站系统设计的基本规定、规划设计、系统设计、电气、接入系统、防雷、

消防、给排水设计、环境保护及安全防护的要求。

本文件适用于广西行政区域内地面光伏发电站、水面光伏发电站及建筑屋面的设计，不

PV适用于漂浮式光伏发电站和光伏建筑一体化（BI）项目的设计。

22规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。的引用文件，其中，注日期

的引用文件，其最仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB2536电工2536GB流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油

GB环境3095空气质量标准

GB3096声环境3096GB质量标准

GB38383838GB地表水环境质量标准

GB/T64516451GB/T油浸式电力变压器技术参数和要求

GB7251.17251.1GB低压成套开关设备和控制第1部分：总则

GB/T1022810228GB/T技术参数和要求干式电力变压器

GB/T12325电能12325GB/T供电电压偏差质量

GB/T12326电能12326GB/T电质量压波动和闪变

GB/T13912金属13912GB/T覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法

GB/T1428514285GB/T动装置技术规程继电保护和安全自

GB/T14549电能14549GB/T公用电网谐波质量

GB/T15543电能15543GB/T三相电压不平衡质量

GB/T17468电17468GB/T用导则力变压器选

GB/T19862电能19862GB/T质量监测设备通用要求

GB光伏发电19964/T站接入电力系统技术规定

GB/T20047.1光伏20047.1GB/T(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求

GB2005220052GB三相配电变压器能效限定值及能效等级

GB24790电24790GB力变压器能效限定值及能效等级

GB/T29319光伏发电系统接入29319GB/T配电网技术规定

GB/T33593分33593GB/T网技术要求布式电源并

GB5001050010GB混凝土结构设计规范

GB5001450014GB室外排水设计规范

GB5001550015GB建筑给水排水设计规范

GB5001650016GB建筑设计防火规范

GB5001750017GB钢结构设计规范

GB5005450054GB低压配电设计规范

GB50060350060GB～110电装置设计规范kV高压配

1

DB45/T2365DB45/T—2021

GB/T5006450064GB/T交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

GB50084自50084GB动喷水灭火系统设计规范

GB50116火50116GB灾自动报警系统设计规范

GB5014050140GB建筑灭火器配置设计规范

GB50217电50217GB力工程电缆设计标准

GB50268给水排水管50268GB道工程施工及验收规范

GB5033650336GB建筑中水设计标准

GB50394入50394GB侵报警系统工程设计规范

GB5042950429GB铝合金结构设计规范

GB50794光伏发电50794GB站施工规范

GB50797光伏发电50797GB站设计规范

GB/T50866光伏发电50866GB/T站接入电力系统设计规范

DL电572/T力变压器运行规程

DL620/T交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

DL电5044/T力工程直流系统设计技术规程

DL火5136/T力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL导5222/T体和电器选择设计技术规定

DL5352/T高压配电装置设计规范

JGJ102玻璃幕墙工程技术规范

JGJ民用203建筑太阳能光伏系统应用技术规范

N光伏发电并32004B/T网逆变器技术规范

33术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.13.1

光伏组件PVmodulemodulePV光伏组件

具有封装及内部结联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太

阳电池组件。

3.23.2

光伏组件串photovoltaicmodulesstringmodulesphotovoltaic光伏组件串

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。

3.33.3

光伏发电单元photovoltaic（PV）powerunitunitphotovoltaic（PV）power光伏发电单元

并网光伏发电站中，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。

3.43.4

光伏发电系统PVpowergenerationsystemsystemgenerationpowerPV光伏发电系统

利用太阳电池的光伏效应，将太阳辐射直接转换成电能的发电系统。

3.53.5

光伏发电站PVpowerstationstationpowerPV光伏发电站

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。

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DB45/T2365DB45/T—2021

3.63.6

并网光伏发电站grid-connectedPVpowerstationstationpowerPVgrid-connected并网光伏发电站

直接或间接接入公共电网运行的光伏发电站。

3.73.7

光伏方阵PVarrayarrayPV光伏方阵

由若干个光伏组件在机械和电气上按一定的方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流

发电单元。

3.83.8

光伏组件倾角tiltangleofPVmodulemodulePVofangletilt光伏组件倾角

光伏组件所在平面与水平面的夹角。

3.93.9

并网光伏逆变器Grid-connectedPVinverterinverterPVGrid-connected并网光伏逆变器

并网光伏发电站中将直流电转化为交流电的设备。

3.103.10

中国效率ChinaefficiencyefficiencyChina中国效率

中国权总效率，即逆变器不同输入电压下反映中国日照资源特征加权总效率的平均值，称为平均加

（1）。效率，计算公式见式（1）。

=

∑××···················································(1)

,

*)1,$



.//,$

式中：

ηCGC效率，即平均加权总效率；——中国

αCGC,I——某负载点下的加权系数；

ηconv,i的转换系数；——某负载点下

ηMPPTstat,i——某负载点下的静态MPP效率；

N——不同电压测试数据个数。

44基本规定

4.14.1并网光伏发电站设计应综合考虑环境气象条件、土地和建筑条件、运输与施工条件等因素，满足

安全可靠、经济适用、环保美观、安装与施工方便便于系统运行和维护的要求。

4.24.2并网光伏发电站应安装经检定合格的电能计量装置。

4.34.3建筑屋面上安装的并网光伏发电系统，不应降低相邻建筑物的日照标准。

4.44.4新建建筑的屋面并网光伏发电系统设计应纳入建筑工程设计，统一规划、同步设计、同步施工、

工程同同步验收，与建筑步投入使用；在既结构和电气的有建筑物上增设光伏发电系统，应进行建筑物

安全复核，并应满足建筑结构及电气的安全性要求。

4.54.5光伏发电站的系统设计，除执行本文件规定外，其他方面应按照国家、南方电网及地方电网的相

关规定执行。

55规划设计

5.15.1一般规定

5.1.15.1.1然气候、太阳能资源、并网光伏发电站的站址选择应综合考虑所在地区地理纬度、自土地性质、

交通运输、接入电网、消纳条件、国防设施等外在条件。

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5.1.25.1.2并网光伏发电站的选址设计和防洪设计应按照50797GB的要求执行。

5.1.35.1.3在既有建筑屋面上安装并网光伏发电系统，建筑物抗震设防应符合该地区抗震设防烈度的要求，

各地区抗震设防烈度参见附录A。

5.1.45.1.4安装在建筑屋面上的并网光伏发电系统的规划应根据建筑物实际情况进行，做到合理、经济、

美观，不应影响建筑功能和安全设施，同时宜结合建筑节能与绿色建筑的设计理念。

5.1.55.1.5对于光伏方阵可能引起的二次光反射进行预测，对可能造成的光污染采取相应措施。

5.25.2土地资源占用管理规划

5.2.15.2.1并网光伏发电站土地资源占用管理规划除符合国家相关土地管理政策要求外，还应按照广西壮

族自治区的中长期用地管理规划要求执行。

5.2.25.2.2渔光互补、农光互补和林光互补等并网光伏复合项目应科学制定并严格落实土地综合利用方案，

其建设和设计要求如下：

——列入年度建设方案的并网光伏复合项目，应将土地综合利用方案同时报当地县级能源管理部

门、国土资源主管部门进行备案管理；

——在既有农林设施或养殖大棚上安装的并网光伏系统，光伏组件敷设应满足：最低沿高于地面

2500mm，桩基础间距大于4000mm，行间距大于6000mm；

——渔光互补项目应在已有的水库水面、河流水面、湖泊水面或坑塘水面上建设或者改造，不应

在农用地上挖塘建设光伏发电项目。渔光互补项目(不含漂浮式光伏发电项目)的光伏组件最

低沿应高于最高水位600mm。

5.35.3屋面并网光伏发电站规划设计

5.3.15.3.1新建建筑屋面的并网光伏发电系统的结构设计应在建筑结构设计、给排水设计、围护结构深化

设计时同步考虑、统一规划，符合国家相关规定。

5.3.25.3.2在既有建筑上安装的并网光伏发电系统，不应影响建筑物的结构安全、采光、通风以及原有给

排水系统的正常运行，且不应引起建筑物的能耗增加。

5.3.35.3.3在既有建筑屋面增设光伏发电系统设计前，应向设计单位提供既有建筑的结构设计、结构材料、

耐久性、安装部位的构造及强度等技术资料，并核查既有建筑设计寿命、已使用年限、建筑使用情况等

信息；评估构件受损及腐蚀情况，并结合原设计资料，由原设计单位或具备相关资质单位对安装光伏发

电系统后的既有建筑结构进行复核验算并出具相关证明文件。对于承载力不能满足要求的既有建筑，应

按照国家相关规定的要求进行加固处理。

5.3.45.3.4在建筑物上安装的并网光伏发电系统，在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、实用

美观的前提下，宜选用与建筑协调的光伏系统设备，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。

66系统设计

6.16.1一般规定

6.1.16.1.1并网光伏发电系统中的设备与材料的选型和设计应符合国家相关规定，主要设备应通过国家批

准的认证机构的产品认证。

6.1.26.1.2并网光伏发电系统中材料强度设计值和其它物理、力学性能可按照国家相关规定的要求执行。

6.1.36.1.3并网光伏发电系统中所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。

6.1.46.1.4并网光伏发电系统中材料的防火性能应符合GB50016的规定。支架结构件和连接件应采用不燃

材料，保温材料和密封材料宜采用不燃烧或难燃材料，其防火封堵结构应采用防火密封材料。各类电气

设备的防火性能应符合国家相关规定。

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6.1.56.1.5并网光伏发电站向当地交流负载提供电能和向电网发送的电能质量应符合公用电网的电能质量

要求。

6.1.66.1.6装机容量超过1MWp，应配置小型气象设备。的光伏系统

6.26.2材料与设备

6.2.16.2.1光伏组件

6.2.1.16.2.1.1光伏组件的安全性应符合20047.1GB/T的规定。

6.2.1.26.2.1.2晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件、聚光光伏组件的性能要求应符合行业规范的认证要求和相

关规定。

6.2.1.36.2.1.3晶硅组件衰减率首年不高于％，后2.5续每年不高于％，0.625年内不高于17％；双面电池

组件的功率衰减在1年内不高于2.5％（正面），25年内不高于14.5％，30年不高于17％；薄膜组件

衰减率首年不高于5％，后续每年不高于％，0.425年内不高于15％。

6.2.1.46.2.1.4所有组件工作温度范围为-40℃～+85℃，初始功率（出厂前）不应低于组件标称峰值功率。

6.2.1.56.2.1.5组件型号应具备相关国际内产品认证。

6.2.26.2.2汇流箱

6.2.2.16.2.2.1汇流箱的额定电压和电流应满足并网光伏发电系统使用的要求。

6.2.2.2应具有下列基本保护功能如下：

——每一输入回路具有短路保护功能；

——输出回路设置具有隔离功能的断路器。

6.2.2.36.2.2.3汇流箱宜设置组串监测装置，其监测信号需传送到监控装置。

6.2.2.46.2.2.4户外安装的汇流箱防护等级应不低于IP54；户内安装的防护等级应不低于IP20。

6.2.2.56.2.2.5外壳正面应有铭牌、安全警示标识等，箱内应附电路原理图和接线、使用说明书及产品合

格证等。

6.2.2.6绝缘强度应符合7251.1GB的规定。

6.2.2.76.2.2.7电气间隙和爬电距离应不小于表1的规定值。

表1表1电气间距和爬电距离

额定直流电压͏͢最小电气间隙最小爬电距离

Vmmmm

͏)≤250610

250＜͏͢≤690816

690＜͏͢≤10001432

6.2.36.2.3逆变器

6.2.3.16.2.3.1选用逆变器时应该综合考虑如下因素：逆变器类型要求、容量、转换效率、直流侧超配能力、

相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入出电压、最大功率点跟踪（MPPT）、

PID防护及修复功能、能力、保护和监测等级、接入通信接口、防护双绕组变压器的载波同步能力等技

术条件。

6.2.3.26.2.3.2选用的并网逆变器的要求如下：

——含变压器型的并网逆变器中国效率不应低于96.5型的并网逆变器中国效率不％，不含变压器

应低于98％（单项二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不应低于94.5％和97.3％），微

型逆变器相关指标分别不应低于95％和95.5％；

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——并网逆变器宜采用转换效率更高的多电平技术，逆变器在各负载点的加权系数如下表2所示；

表2表2逆变器在各负载点的加权系数

逆变器负载点5％10％20％30％50％75％100％

所占权重系数0.020.030.060.120.250.370.15

——使并网光伏发电系统接入公共连接点的谐波注入电流应符合14549GB/T的规定；

——使并网光伏发电系统接入电网后，公共连接点的电压偏差应符合12325GB/T的规定；

——使并网光伏发电系统公共连接点的电压波动和闪变应符合12326GB/T的规定；

——使并网光伏发电系统公共连接点的电压不平衡及引起的电压不平衡度应符合15543GB/T的规

定；

——并网逆变器应实现自动化运行，运行状态应可视，通讯应提供包括RS485或Ethernet（以太

网）远程通讯接口，应实现局域监控和远程监控功能；

——并网逆变器应具有低电压穿越功能，并入35kV及以上电压等级电网的逆变器应具备电网支撑

能力，并入10/20kV及以下电压等级电网的逆变器应具备故障脱离功能，并网逆变器的低电

压穿越能力要求应符合N32004B/T的规定；

——并网逆变器应按照PID防护及修复能力、保护和监测功能、通信接口、防护等级、接入双绕

组变压器的载波同步能力等技术条件进行选择；

——并网逆变器可靠性及保护功能应符合N32004B/T的规定，对于不接地光伏直流系统可设置具

有报警功能的绝缘监视器，在配置防反二极管的系统中应考虑其对绝缘阻抗监测的影响；

——并网逆变器应具有防孤岛运行保护功能；

——并网逆变器应具备在环境温度45℃时过载10％的情况下长期安全稳定运行的能力；

——湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区选用的逆变器应具备防潮湿、污秽及盐雾的功能，广

西区域宜采用具备白天PID防护、夜间PID修复功能的逆变器方案，PID工作电路应具备抑制

漏电流＜30mA的功能；

——逆变器宜采用智能风冷的高效散热方式并具备抑制内部过快温升的能力，当逆变器输入端电

流大、内部热量高时应考虑采用高防护等级散热风扇的智能风冷功能，屋顶并网光伏发电站

宜采用散热效率更高的智能风冷方式并选择重量更轻的逆变器方案；

——逆变器室宜采用主动通风，室内使用的逆变器宜具备防凝露功能。

6.2.46.2.4主变压器

6.2.4.16.2.4.1主变压器应按照17468GB/T的要求选型。

6.2.4.26.2.4.2主变压器的一般技术要求应符合20052、10228、GB6451、GB/TGB/TDL572/T及24790GB

的规定。

6.2.4.36.2.4.3电力变压器油应符合2536GB的规定，330kV以上电压等级的变压器油应符合超高变压器油

的相关规定。

6.2.4.46.2.4.4新型变压器应经过技术经济指标比较，确认技术先进合理可选用。

6.2.4.56.2.4.5宜优先选用环保、节能的电力变压器消防方式（如充氮灭火等）。

6.2.4.66.2.4.6城市变电站宜采用低噪声变压器。

6.36.3光伏方阵

6

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6.3.16.3.1光伏组串设计

件的串联数量计算见式光伏方阵中同一光伏组串中各光伏组件的电性能参数应保持一致，组（2）～

（5）。（5）。

N≤ėĖĠĔī···································································(2)

Ĉü×ʞͥͮʚ/ͯͦͩʛ×

ďʟ

式中：

N——光伏组件的串联数（N取整数）；

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压，单位为伏（V）；

VOC——光伏组件的开路电压，单位为伏（V）；

t——光伏组件工作条件下的极限低温，单位为摄氏度（℃）；

KV——光伏组件的开路电压温度系数（％/K）。

ĠģģħĠĜġĠģģħĠĔī

ɒɒ≤N≤ɒ·················································(3)

ģĠ×ƫͥͮʚ/ͯͦͩʛ×

ďƯģĠ×ƫͥͮʚ/ͯͦͩʛ×

ďƯ

式中：

Vmpptmin——逆变器MPPT电压的最小值，单位为伏（V）；

Vmpptmax——逆变器MPPT电压的最大值，单位为伏（V）；

Vpm——光伏组件的工作电压，单位为伏（V）；

t——光伏组件工作条件下的极限低温，单位为摄氏度（℃）；

t'——光伏组件工作条件下的极限高温，单位为摄氏度（℃）；

KV'——光伏组件的工作电压温度系数（％/K）。

ͨ=͎+ʚ͈͉͎̽−20ʛ×(························································4)

''(ͤ.ͬ

式中：

tcell——光伏组件的工作温度，单位为摄氏度（℃）；

Tamb——环境温度，单位为摄氏度（℃）；

NOCT——太阳电池标称工作温度，指为45°倾角敞开式支架安装的光伏组件，在总辐照度

800W/m2温度20℃、环境、风速1m/s情况下，开路时太阳电池的平均平衡结温；

G——总辐照度。

ɑ

t≤ͨ''≤ͨ··········································································(5)

式中：

t——光伏组件工作条件下的极限低温，单位为摄氏度（℃）；

t'——光伏组件工作条件下的极限高温，单位为摄氏度（℃）；

tcell——光伏组件的工作温度，单位为摄氏度（℃）。

注1：光伏组件工作条件下的极限低温或高温，是指光伏组件在工作状态下（有光照）的极限温度。光伏组件的工

作温度ͨ''可根据环境温度͎(́、总辐照度和光伏组件͈͉͎̽（太阳电池标称工作温度）参数简单估算得到。

注2：由于极限最低环境温度往往出现在凌晨时段，因此通过常规手段获取的极限最低气温不适用于本计算中。为

简化计算工作，可按照光伏组件工作状态下的极限最低温度比该地区极限最低温度高5℃考虑。

注3：简单修正时，光伏组件工作条件下的极限低温按G=0.2kW/m2计算；光伏组件工作条件下的极限高温按G=1.0

kW/m2。

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6.3.26.3.2安装倾角设计

6.3.2.16.3.2.1并网光伏发电系统的光伏方阵，宜优先选择太阳辐射量最优的角度，广西壮族自治区各设区

市推荐最佳安装倾角参见附录B。

6.3.2.26.3.2.2对于屋面并网光伏发电站，应同时结合太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝

向、屋顶结构与安装容量等因素进行光伏方阵设计，经技术经济比较后确定光伏方阵的方位角和倾角：

——平屋顶的水泥屋面如果有方位角，在方位角较小（20°以下）的情况，组件排布可不考虑方位

角，方位角较大的情况下综合比较其与安装容量对最终项目收益的影响下选择合适的排布方

式；

——对于采用坡屋面的新建建筑物，屋面坡度宜按光伏组件全年获得太阳辐照最多的倾角设计；

对于既有建筑物，综合考虑安全性和经济性等因素选择光伏组件安装方式。

6.3.2.36.3.2.3在台风影响区域，彩钢瓦屋面组件宜贴合屋面安装，非台风区可在考虑安装容量与发电量的

影响后，在南北朝向的屋面可考虑南向倾角。

6.3.36.3.3光伏阵列布置

6.3.3.16.3.3.1光伏方阵应根据站区地形、设备特点和施工条件等因素合理布置。大、中型地面并网光伏发

电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式。

6.3.3.26.3.3.2地面并网光伏发电站光伏方阵布置的要求如下：

——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；

——光伏方阵各排、列的布置间距应保证每天9:00～15:00（当地真太阳时）时段内前、后、左、

右互不遮挡；

——光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面不宜低于300mm，并应考虑以下因素：

•当地50年一遇洪水水位；

•植被高度；

•组件下面农业或者渔业等作业需求。

6.3.3.36.3.3.3屋面并网光伏发电系统布置的要求如下：

——平屋顶上安装光伏发电系统要求如下：

•应设置运维、人工清洗的设施与通道；

•采用支架安装的光伏方阵中光伏组件的间距应满足每天9:00～15:00（当地真太阳时）之

间不被遮挡；

•光伏组件基础不应影响屋面排水功能；

•光伏组件基础与结构层相连时，防水层应铺设到基础和金属埋件的上部，并应在地脚螺

栓周围作密封处理；

•光伏组件周围的屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道应为上人屋面；

•光伏组件的引线线缆穿过平屋面处应预埋防水套管，并应做防水密封处理；

•安装光伏系统不应影响建筑物的消防通道，并根据消防疏散和保护人身安全等方面的需

要，安装必要的照明设施。

——坡屋顶上安装光伏发电系统的要求如下：

•光伏组件根据建筑物造型要求、屋面结构和构造形式，宜选择顺坡镶嵌或顺坡架空安装

方式；

•设置在瓦屋面上的光伏组件支架应与埋设在屋面板上的预埋件连接牢固，并应采取防水

构造措施；

•光伏组件与坡屋面结合处的雨水排放应通畅；

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•光伏组件采用顺坡镶嵌安装方式时，其与周围屋面材料连接部位应做好防水构造处理，

不应影响屋面整体的保温、隔热、排水、防水、防雷、抗风及抗震等功能；

•坡屋面上光伏组件的各类电气管线需穿过屋面时，应做防水密封处理；

•顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间距的要求，通

风散热间距不宜小于150mm；

•应在屋面设置用于安装及维护的相关施与通道。检修主通道宽度不小于400mm，次检修

通道和阵列间距离不小于300mm。

•在没有女儿墙的屋面，需设置警示护栏，且不宜在屋面周边置检修通道。

6.3.46.3.4逆变器(室)的布置

地面并网光伏发电站的集中式逆变器（室）宜结合光伏方阵单元模块化布置，宜采用就地布置方式。

逆变器（室）宜根据工艺要求布置在光伏方阵单元模块的中部，且靠近主要通道处。对于采用组串式逆

变器的地面光伏发电站或屋面站，组串式逆变器宜就近布置。

6.3.56.3.5清洗系统的设计

6.3.5.16.3.5.1取水清洁的方式宜采用就近满足光伏发电站生活、消防以及组件清洗需求。

6.3.5.2屋面光伏发电站在屋面布置清洗水管和水龙头时，宜在15m×15m的范围内布置一个水龙头。

6.3.5.36.3.5.3地面并网光伏发电站，电站施工时已进行了场地平整，光伏场区站内道路可满足车辆进出要

求的，则不必在发电场区设置清洗系统，较为复清洗光伏组件的用水可采用车辆运水的方式；对于地形

杂的山地电站，或者农光互补的地面电站，宜在发电场区设置清洗水管和水龙头，设计原则宜为15m

×15m内布置一个水龙头。的范围

6.3.5.46.3.5.4允许使用高压水枪进行组件清洗的，质、水压可按以下的要求执行：

——水压：0.5——a＜P≤MP0.7a；MP

——pH值：5.5≤pH≤；8.5

——水质硬度：＜450——mg/L。

6.3.5.56.3.5.5采用机器人清洗方式的设备要求如下：

——具有出厂合格证书，清洁过程不应对光伏组件镀膜玻璃造成损伤；

——具有远程控制功能，应能及时传输设备的运行状态；

——清洗机器人产生的附加压力值不宜超过0.6MPa。

6.46.4结构设计

6.4.16.4.1一般要求

6.4.1.16.4.1.1并网光伏发电站结构设计应包括支架构件的强度、稳定性及变形计算，光伏组件与支架构件

的连接强度计算，以及支架构件与主体结构的算。

6.4.1.26.4.1.2并网光伏发电站在进行结构设计时，使用年限的设计要求如下：

——结构设计使用年限不应小于——25年；

——锚栓、地桩和预埋件等难以更换的部件，其结构设计使用年限宜按50年考虑；

——对于屋面并网光伏发电站大跨度支架钢结构的结构设计使用年限应与主体结构相同。

6.4.1.3在正常使用状态下，并网光伏发电站应具有良好的工作性能；抗震设计的并网光伏发电站，

在小于设防烈度地震作用下应能正常使用；在后经修复后仍可使用。

6.4.1.46.4.1.4并网光伏发电站的结构应进行承载能力极限状态计算和正常使用。

6.4.1.56.4.1.5屋面并网光伏发电站应考虑结构布置对既有建筑的影响。

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6.4.26.4.2设计原则

6.4.2.16.4.2.1并网光伏发电站的结构构件应按规定验算承载力和挠度，并按最不利组合取值。

6.4.2.26.4.2.2无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按公式（6）计算。

S=

͍

+

2Ψ2͍2

+

..͍.

+

//͍/

··············································(6)

式中：

S——载荷效应组合的设计值；

SGK永——久载荷效应标准值；

SwK——风载荷效应标准值；

SsK——雪载荷效应标准值；

StK——温度作用标准值效应；

γG——永久载荷分项系数；

γw、γs、γt——风载荷、雪载荷和温度作用的分项系数，取1.4；

Ψw、ψs、ψt——风载荷、雪载荷和温度作用的组合值系数。

6.4.2.36.4.2.3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3的规定。

表3表3无地震作用组合载荷组合值系数

载荷组合Ψ2./

永久荷载、风荷载和温度作用1.0-0.6

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0.6-1.0

永久荷载、温度作用和雪荷载-0.61.0

注：表中的“-”表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。

6.4.2.46.4.2.4有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按公式（7）计算。

S=

͍

+

#͍#

+

22͍2

+

//͍/&··············································(7)

式中：

S——荷载效应和地震作用效应组合的设计值；

γEh——水平地震作用分项系数；

SEhK——水平地震作用标准值效应；

ψw——风荷载的组合值系数，应取0.6；

ψt——温度作用的组合值系数，应取0.2。

6.4.2.56.4.2.5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的规定。4

表4表4有地震作用组合载荷分项系数

1

载荷组合



#

2

/

永久载荷和水平地震作用1.21.3--

永久载荷、水平地震作用、风载荷及温度作用1.21.31.41.4

注：“-”表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。

1

γG，当永久载荷效应对结构承载力有利时，应取1.0。

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6.4.2.66.4.2.6由荷载标准值作用下产生的挠度计算应按照50797GB的要风荷载标准值作用下，求执行；在

光伏组件支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。

6.4.36.4.3支架结构设计

6.4.3.16.4.3.1支架结构的设计应按照5079750017、GBGB和50429GB的要求执行。

6.4.3.26.4.3.2开口型材应进行局部稳定验算，偏心受压柱应进行整体稳定性验算，受有轴向压力的金属构

件，其长细比不应大于150。

6.4.3.36.4.3.3钢支架构件的截面厚度不应小于2.0依据时，mm；在具备可靠构件的截面厚度可小于2.0mm；

构件钢种、牌号和质量等级及焊接性能要求等应符合现行国家标准和业标准的规定。

6.4.3.46.4.3.4钢支架应采取有效的防腐措施。当采用热浸镀锌防腐处理时，锌镀层厚度不宜小于55μm，

并符合13912的规定。GB/T采用氟碳喷涂时，涂层厚度不宜小于35空μm；在气污染严重及海滨地区，

涂层厚度不宜小于45μm。采用防锈漆或其它防腐涂料时应遵照相应的技术规定。

6.4.3.56.4.3.5腐蚀严重地区的钢支架，必要时可在条款6.4.3.4规定的基础上适当增加防腐蚀涂层厚度。

6.4.3.66.4.3.6由荷载标准值作用下产生的挠度应符合条款6.4.2.6的规定。

6.4.3.76.4.3.7在既有建筑屋面增设的并网光伏发电系统，其光伏支架结构应经过结构计算，确保光伏发电

系统对屋面增重不超出屋顶承载能力，同时应验证屋面并网光伏发电系统整体的稳定性。在已建金属屋

面和瓦屋面上设光伏发电系统时，宜优先选用跟屋面坡度平行安装形式，避免改变倾角对原结构产生的

最不利影响。

6.4.4连接结构设计

6.4.4.16.4.4.1连接系统的设计和计算应按照50017GB和50429GB的要有限元分析进行结求执行，或通过

构验算。

6.4.4.26.4.4.2支架系统与主体结构的连接应能承受光伏系统结构的内力设计值，并有效传递至结构。

6.4.4.36.4.4.3在钢结构金属屋面或瓦屋面上安装光伏发电系统，屋面板不应承受来自于光伏发电系统传递

的外力，光伏发电系统结构所承受的外力应通过连接件传递至屋面檩条，连接件的受压和拉接应进

行强度试验，必要时可按试验值确定。

6.4.4.4支架系统与主体混凝土结构宜通过预埋件连接。预埋件应在主体结构混凝土施工时埋入，预

埋件的位置应准确。预埋件的计算应按照的要50010GB计算应符合求执行，JG102J的规定。

6.4.4.56.4.4.5支架系统与主体混凝土结构采用后加锚栓连接时，要求如下：

——产品应具有出厂合格证；——

——碳素钢锚栓应经过防腐处理，不锈钢的材质不低于S304XX；

——应通过现场拉拔试验确定承载力标准值；确定其承载力设计值时，材料分项系数不应小于2.15；

——每个连接点锚栓不应少于2个，锚栓直径不应小于10mm；

——连接点全部采用化学锚栓时，不宜在板上进行连续的、受力的焊缝焊；

——在地震设防区应使用抗震设防型锚栓。

6.4.56.4.5系统发电量估算

6.4.5.16.4.5.1并网光伏发电站系统发电量预测应根据场址所在地的太阳能资源情况，并考虑并网光伏发电

立该并网光伏发电站系统发电量计算模型，布置和环境条件等各种因素，建站系统设计、光伏方阵估算

拟安装容量条件下系统每年的发电量以及整个生命周期内量。

6.4.5.26.4.5.2光伏系统发电量按公式（8）计算。

úē

̿=͂××ͅ·····································································(8)

Č

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式中：

EP——发电量，单位为千瓦时（kW·h）；

2

HA——水平面太阳能总辐照量峰值日照小时数，单位为千瓦时每平方米（kW·h/m）；

P)(AZ——组件安装容量，单位为千瓦峰值（kWp）；

K——综合效率系数；

2

ES——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m）。

注：综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括: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；线路、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。

77电气

7.17.1一般规定

7.1.17.1.1并网光伏发电站系统电气设计应在保证人身和财产安全的前提下，本着提高系统效率、技术先

进、功能完善、经济合理、供配电可靠和安装运行方便的原则进行。

7.1.27.1.2并网光伏发电站系统的并网侧供配电形式及防雷设计应根据建筑电气设计或在建筑电气设计的

基础上进行。

7.1.37.1.3并网光伏发电站系统的电气设计应符合14549、12326、GB/T12325、GB/T50797、GB/TGB

GB/TGB/T15543、GB/T19862、GB/T14285、GB/T19964、GB/T29319、GB/T33593、GB/T50866、JGJ203、

DL5044/T的规定。

7.1.47.1.4并网光伏发电站系统的电气设计应满足区域电网的设计要求。

7.27.2电气主接线

7.2.17.2.1并网光伏发电站发电单元接线及就地升压变压器连接的要求如下：

——应依据并网光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、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逆变器与就地升压变压器的接线方案；

——一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的集中式逆变器时，可选用更具优势的双绕

组变压器。

7.2.27.2.2并网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，可在母线分段回路中安装

电抗器。母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择。

7.2.37.2.3并网光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、技术

经济合理性和维修方便等条件综合比较确定，可采用辐射式连接方式或“T”接式连接方式。

7.2.47.2.4并网光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。

7.2.57.2.5并网光伏发电站内6kV～35kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。

经汇集形成的并网光伏发电站，其站内汇集系统宜采用经消弧线圈接地或