DB45-T 2365-2021 并网光伏发电站设计规范

45并网光伏发电站设计规范Specificationfordesignofgrid-connectedphotovoltaicpowerstation广西壮族自治区市场监督管理局发布前言本文件按照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。1、并网光伏发电站设计规范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光伏发电站的设计，不适用于漂浮式光伏发电站和光伏建筑一体化（BIPV）项目的设计。2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。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251.1低压成套开关设备和控制设备第1部分：总则GB/T10228干式电力变压器技术参数和要求GB/T13912金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20047.1光伏(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求GB20052三相配电变压器能效限定值及能效等级GB24790电力变压器能效限定值GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定2GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB50268给水排水管道工程施工及验收规范GB/T50866光伏发电站接入电力系统设计规范DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T5044电力工程直流系统设计技术规程DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5222导体和电器选择设计技术规定JGJ102玻璃幕墙工程技术规范JGJ203民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1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。3.2光伏组件串photovoltaicmodulesstring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。3.3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。3.4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。3.5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。33.6并网光伏发电站grid-connectedPVpowerstation直接或间接接入公共电网运行的光伏发电站。3.7光伏方阵PVarray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。3.8光伏组件倾角tiltangleofPVmodule光伏组件所在平面与水平面的夹角。3.9并网光伏逆变器Grid-connectedPVinverter并网光伏发电站中将直流电转化为交流电的设备。3.10中国效率Chinaefficiency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，称为平均加权总效率，即中国效率，计算公式见式（1）。式中：ηCGC——中国效率，即平均加权总效率；αCGC,I——某负载点下的加权系数；ηconv,i——某负载点下的转换系数；N——不同电压测试数据个数。4基本规定4.1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。4.2并网光伏发电站应安装经检定合格的电能计量装置。4.3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。4.4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、同步验收，与建筑工程同步投入使用；在既有建筑物上增设光伏发电系统，应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。4.5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。5规划设计5.1一般规定5.1.1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、自然气候、太阳能资源、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。45.1.2并网光伏发电站的选址设计和防洪设计应按照GB50797的要求执行。5.1.3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。5.1.4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。5.1.5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。5.2土地资源占用管理规划5.2.1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。5.2.2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——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5.3屋面并网光伏发电站规划设计5.3.1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。5.3.2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。5.3.3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。5.3.4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。6系统设计6.1一般规定6.1.1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。6.1.2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。6.1.3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。6.1.4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。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。6.2材料与设备6.2.1光伏组件6.2.1.1光伏组件的安全性应符合GB/T20047.1的规定。6.2.1.2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。6.2.1.3晶硅组件衰减率首年不高于2.5后续每年不高于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14.530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％。6.2.1.4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。6.2.1.5组件型号应具备相关国际国内产品认证。6.2.2汇流箱6.2.2.1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。6.2.2.3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。6.2.2.4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。6.2.2.5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图、使用说明书及产品合格证等。6.2.2.6绝缘强度应符合GB7251.1的规定。6.2.2.7电气间隙和爬电距离应不小于表1的规定值。表1电气间距和爬电距离额定直流电压unV686.2.3逆变器6.2.3.1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、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。6.2.3.2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不含变压器型的并网逆变器中国效率不应低于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%;6——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逆变器在各负载点的加权系数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GB/T14549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GB/T12325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GB/T12326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GB/T15543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——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NB/T32004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——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。6.2.4主变压器6.2.4.1主变压器应按照GB/T17468的要求选型。6.2.4.3电力变压器油应符合GB2536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。6.2.4.4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。6.2.4.5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）。6.2.4.6城市变电站宜采用低噪声变压器。6.3光伏方阵76.3.1光伏组串设计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，组件的串联数量计算见式（2）~式中：）；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（Vt——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）。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）。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2、环境温度20℃、风速1m/s情况下，开路时太阳电池的平均平衡结温；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，是指光伏组件简化计算工作，可按照光伏组件工作状态下的。86.3.2安装倾角设计6.3.2.1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。6.3.2.2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。6.3.2.3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。6.3.3光伏阵列布置6.3.3.1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。6.3.3.2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。6.3.3.3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；9•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坡屋面时，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•应在屋面设置用于安装及维护的相关设施与通道。检修主通道宽度不小于400mm，次检修•在没有女儿墙的屋面，需设置警示护栏，且不宜在屋面周边设置检修通道。6.3.4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光伏发电站，组串式逆变器宜就近布置。6.3.5清洗系统的设计6.3.5.1取水清洁的方式宜采用就近取水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。6.3.5.3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，清洗光伏组件的用水可采用车辆运水的方式；对于地形较为复杂的山地电站，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15m6.3.5.4允许使用高压水枪进行组件清洗的，水质、水压可按以下的要求执行：——pH值：5.5≤pH≤8.5；6.3.5.5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。6.4结构设计6.4.1一般要求6.4.1.1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连接强度计算。6.4.1.2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；在设防烈度地震作用后经修复后仍可使用。6.4.1.4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极限状态计算。6.4.1.5屋面并网光伏发电站应考虑结构布置对既有建筑的影响。6.4.2设计原则6.4.2.1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。6.4.2.2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。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。6.4.2.3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无地震作用组合载荷组合值系数--6.4.2.4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。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。6.4.2.5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4的规定。表4有地震作用组合载荷分项系数Ehwt6.4.2.6由荷载标准值作用下产生的挠度计算应按照GB50797的要求执行；在风荷载标准值作用下，光伏组件支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。6.4.3支架结构设计6.4.3.2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行业标准的规定。6.4.3.4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，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。6.4.3.5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。6.4.3.6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。6.4.3.7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6.4.4.1连接系统的设计和计算应按照GB50017和GB50429的要求执行，或通过有限元分析进行结构验算。6.4.4.2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，并有效传递至主体结构。6.4.4.3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，连接件的受压和受拉连接应进行强度试验，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GB50010的要求执行，计算应符合JGJ102的规定。6.4.4.5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，不锈钢锚栓的材质不低于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，不宜在锚板上进行连续的、受力的焊缝焊接；——在地震设防区应使用抗震设防型锚栓。6.4.5系统发电量估算6.4.5.1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站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素，建立该并网光伏发电站系统发电量计算模型，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的发电量。6.4.5.2光伏系统发电量按公式（8）计算。式中：EP发电量，单位为千瓦时（kW·hHA——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/m2P(AZ)——组件安装容量，单位为千瓦峰值（kWp）；K——综合效率系数；ES标准条件7.1一般规定7.1.1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。7.1.2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。7.1.4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。7.2电气主接线7.2.1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。7.2.2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。7.2.3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。7.2.4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。7.2.5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小电阻接地的方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式，宜结合400V站用电系统，设立满足接地阻抗要求和站用电容量需求的站用接地变。7.2.6当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合DL/T620的规定。7.2.7并网光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式，应根据并网光伏发电站在电力系统的重要性、地区电力网接线方式要求、负荷等级、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。7.2.8220kV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，110kV～220kV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。7.3站用电系统7.3.1应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。7.3.2站用电工作电源引接方式宜符合下列要求：——当并网光伏发电站有发电母线时，从发电母线引接供给自用负荷；当技术经济合理时，由外部电网引接电源供给发电站自用负荷；——当技术经济合理时，就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线侧引接，但升压站（或开关站）站用电推荐本条上两条款的引接方式。7.3.3站用电系统应设置备用电源，其引接方式宜符合下列要求：当并网光伏发电站只有一段发电母线时，由外部电网引接电源；——当发电母线为单母线分段接线时，由外部电网引接电源，也可由其中的另一段母线上引接电源。7.3.4各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时，宜采用邻近的两发电单元互为备用的方式或由外部电网引接电源。7.3.5工作电源与备用电源间宜设置备用电源、自动投入装置。7.3.6站用电变压器容量选择宜符合下列要求：——站用电工作变压器容量不小于计算负荷的1.1倍；站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。7.3.7站用电装置的布置位置及方式应根据并网光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定。7.4直流系统7.4.1并网光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。7.4.2蓄电池组的电压可采用220V或110V，或根据设备的电压等级选择。7.4.3蓄电池组及充电装置的选择可按照DL/T5044的要求执行。7.5配电装置7.5.1并网光伏发电站的升压站（或开关站）配电装置的设计应符合DL/T5352及GB50060的规定。7.5.210kV～35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式配电装置。7.5.3升压站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。在沿海及土石方开挖工程最大的地区宜采用户内配电装置；在不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。7.5.4当技术经济合理时，110kV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；在内陆地区可采用户外装配式布置。7.6电气二次系统7.6.1并网光伏发电站宜符合无人值班或少人值守的设计要求。7.6.2并网光伏发电系统的电气二次系统设计应按照GB50797的要求执行。7.6.3并网光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合DL/T5136的规定。7.6.4并网光伏发电站内的电气元件保护应符合GB/T14285的规定。35kV母线可装设母差保护。7.7过电压保护并网光伏发电站系统升压变压器的过电压保护应符合GB/T50064及DL/T620的规定。7.8电缆敷设7.8.1并网光伏发电站电缆选择与敷设应符合GB50217、GB7.8.2直流电缆的选用要求如下：——组件连接电缆及组串连接电缆应选用光伏专用直流电缆；——汇流箱到逆变器的输入端的电缆：一类建筑内敷设的电缆应选用低烟无卤阻燃交联聚乙烯电力电缆，二类建筑内敷设的电缆应选用光伏专用直流电缆或阻燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，二类建筑以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；特殊场所内敷设的电缆，应根据有关规定选取；——电缆的载流量/截面应不小于与其连接的保护电器的长延时过流保护整定值，直流线路总电压损失应不大于2%;——电缆的额定电压应根据光伏系统连接方式选择确定。7.8.3交流电缆的选用要求如下：——一类建筑内敷设的电缆应选用低烟无卤阻燃交联聚乙烯电力电缆；二类建筑内敷设的电缆应选用阻燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆；三类及以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；特殊场所内敷设的电缆，应根据有关规定选取；——电缆的电压等级不应低于系统最高电压；7.8.4水面并网光伏发电站中用于潮湿区域的电缆，其金属套、加强层、铠装上应有聚乙烯外护层；水中电缆的粗钢丝铠装应有挤塑外护层；敷设在桥架等支承较密集的电缆可不需要铠装。7.8.5光伏电缆敷设采用的穿线管或金属槽盒应有不少于两点可靠接地。7.8.6电力电缆与控制电缆宜分开设置，当设置在同一侧或同一支架上时，控制电缆宜设置在电力电缆的下方。7.8.7电缆沟或电缆由站外进入电气室的入口处，或电缆穿入控制室、配电装置室及有防火要求的房间墙壁和地板处，其孔洞均应采用防火封堵材料填封。7.8.8电缆沟内应采取防火、排水和防止动物抓咬电缆的措施。电缆管进出口应设置防水及阻止老鼠等动物进入管内的措施。7.9监控系统7.9.1并网光伏发电站的监控系统设计应按照国家规范和地方规范的要求执行。7.9.2并网光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。7.9.3大、中型并网光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能的基本要求如下：应对发电站电气设备进行安全监控；——应满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能；——光伏系统发电设备采集的数据应至少包括：•光伏发电汇流设备、直流柜输出电压、电流、设备内温度；•光伏组件表面上太阳辐照度；•光伏阵列所在地区环境参数：气温、风速、湿度、水平面太阳总辐射等；•光伏逆变器输出电压、电流、发电量、逆变器内部温度等；——应配置一套时间同步系统，用于监控系统、保护测控装置及其它需对时的装置，标准同步时钟本体应能接收中国北斗卫星和GPS卫星发送的信息，作为主时钟的时间基准；宜配置一套交流不间断电源系统，交流不间断电源系统持续供电时间按不小于1h考虑，容量7.9.4计算机监控系统的技术要求如下：——直流电压、电流和功率的监测，如采用能够监控到光伏组串的智能汇流箱，监测点应包括：每一光伏组串的输出电流、电压和功率；汇流箱的输出电流、电压和功率；直流配电柜中每路汇流箱的输入电流、电压和功率；以及逆变器的输入电流、电压和功率。如采用普通汇流箱，则监测点应包括：每一个汇流箱的输出电流、电压和功率；直流配电柜中每路汇流箱的输入电流、电压和功率；以及逆变器的输入电流、电压和功率。电流和电压的量程应不低于最高值的1.2倍，但也不超过最高值的2倍。应依据现场监测时段可能的最大辐照度和最低组件温度设定电流和电压最高值，不同地点最高值会有所不同。监测误差：直流电压≤1.0%,直流电流≤1.0直流功率≤2.0％。采用组串逆变器的光伏发电站直流参数监测点应根据实际情况设置；交流电压、电流和功率的监测，监测点应包括：每台逆变器的输出电流、电压和功率；交流配电柜的输入电流、电压和功率；变压器（就地升压变压器，以下同）的输入电流、电压和功率，以及并网计费点的电流、电压和功率。电流和电压的量程应不低于最高值的1.2倍，但也不超过最高值的2倍。应依据现场监测时段可能的最大辐照度和最低组件温度设定电流和电压最高值，不同地点最高值会有所不同。监测误差：交流电压≤0.5直流电流≤0.5%,直流功率≤1.0%;——电能质量和功率因数的监测，电能质量（电压偏差、频率偏差、电压波动和闪变、谐波、三相不平衡等）和功率因数的实时监测应根据电网企业的要求设置；无效数据处理，监测系统采集的数据有可能是无效数据或无效的突变数据，应当去除。表5规定了数据的有效范围和无效数据的类型：表5有效数据范围℃℃击沉损失(%)——光伏监测系统数据报表中应包含附录C中表C.1中的内容。7.10电力监控及安全防护系统并网光伏发电系统的电力及安全防护系统设计应按照国家规范和地方规范的要求执行。8接入系统满足“就近接入、就地消纳”的原则。9.1一般要求9.1.1并网光伏发电站应根据雷电防护等级进行防雷设计。9.1.2并网光伏发电站的光伏方阵、光伏发电单元其它设备以及综合楼等建（构）筑物应采取直击雷防护措施，接闪器不应遮挡光伏组件。9.1.3光伏发电设备应采取雷电感应、雷电电涌侵入等防护措施。并网光伏发电站各个防护目标的防雷措施应满足表6的要求。表6光伏发电站各个防护目标的防雷措施√/√√○√○√√√○√○√√√√/√/9.1.4并网光伏发电站电气装置、设施的金属部件应进行等电位连接并接地。9.1.5通讯及信号线路雷电防护宜采取屏蔽和合理布线措施。9.1.6并网光伏发电站宜采用共用（联合）接地。共用接地网的工频接地电阻值由光伏发电系统电气装置要求的最小接地电阻值确定。9.1.7光伏方阵的接地网应根据不同的发电站类型采取相应的接地网形式，工作接地与保护接地应统一规划。9.2光伏发电单元光伏方阵的防雷设计要