DB44_T 1508-2014 太阳能光伏电站设计与施工规范.docx

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1、ICS.27.100F20备案号：46820-2015DB44广东省地方标准DB44/T15082014太阳能光伏电站设计与施工规范2014-12-09发布2015-03-09实施广东省质量技术监督局发布DB44/T15082014目次前言1范围12规范性引用文件13术语和定义24分类35设计35.1规划设计35.2光伏发电系统设计45.3接入系统设计75.4供配电系统设计85.5建筑及结构设计105.6安全规定105.7光伏电站布置116施工126.1施工组织126.2光伏发电系统施工126.3设备与系统调试156.4配套工程施工156.5施工环境保护和水土保持166.6施工安全与职业健康1

2、6附录A（资料性附录）发电量计算17A.1光伏电站发电量17A.2光伏发电综合效率系数17DB44/T15082014前言本标准按照GB/T1.12009给出的规则起草。本标准由广东省质量技术监督局提出并归口。本标准起草单位：深圳市创益科技发展有限公司、汉能华宇新能源投资发展有限公司、深圳市科创标准服务中心、深圳市标准技术研究院、顺德中山大学太阳能研究院、深圳市计量质量检测研究院、珠海兴业绿色建筑科技有限公司、广东省电力设计研究院、深圳金粤幕墙装饰工程有限公司、深圳市中装光伏建筑科技有限公司、深圳蓝波幕墙及光伏工程有限公司、深圳市富瑞达新能源科技有限公司。本标准主要起草人：李志坚，王俊娟，温利

3、峰，姜锦华，于喜峰，杨舸，李菊欢，孙韵琳，崔明现，任继伟，倪易洲，苏小武，杨文彪，汪少勇，尹平，付小华，李明杰，雷月龙，赵杰。DB44/T15082014太阳能光伏电站设计与施工规范1范围本标准规定了太阳能光伏电站的设计和施工要求。本标准适用于新建、改建和扩建的地面光伏电站及屋顶光伏电站。本标准中的屋顶光伏电站不包括光伏建筑一体化系统（BIPV）。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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。GB/T3956电缆的导体GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12

4、326电能质量电压波动和闪变GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T19939光伏系统并网技术要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/Z24846交流电气设备预防性试验规程GB50007建筑地基基础设计规范GB50011建筑抗震设计规范GB50016建筑设计防火规范GB50017钢结构设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB500603110kV高压配电装置设计规范GB50093自动化仪表工程施工及验收规范GB50144工业厂房可靠性鉴定标准GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸

5、电抗器、互感器施工及验收规范GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50191构筑物抗震设计规范GB50204混凝土结构工程施工质量验收规范GB50205钢结构工程施工质量验收规范GB50217电力工程电缆设计规范GB50227并联电容器装置设计规范GB50292民用建筑可靠性鉴定标准GB50300建筑工程施工质量验收统一标准GB50303建筑电气工程施工质量验收规范GB50311综合布线系统工程设计规范GB50312综合布线系统工程验收规范1DB44/T1508

6、2014GB50348安全防范工程技术规范GB/T50502建筑施工组织设计规范GB50794-2012光伏发电站施工规范GB/T50795光伏发电工程施工组织设计规范GB50797-2012光伏发电站设计规范DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T572电力变压器运行规程DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T621交流电气装置的接地DL/T5044电力工程直流系统设计规程DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5161.3电气装置安装工程质量检验及评定规程第3部分:电力变压器、油浸电抗器、互感器施工

7、质量检验DL/T5352高压配电装置设计技术规程GA/T367视频安防监控系统技术要求JGJ81钢结构焊接技术规程JGJ94建筑桩基技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1光伏电站photovoltaic(PV)powerstation太阳能光伏电站的简称。以光伏发电系统为主，包括各类附属建筑物及检修、维护和生活等辅助设施在内的发电站。3.2光伏组件PVmodule将太阳电池进行内部封装及连接，并单独提供直流电流输出，形成的最小不可分割的组合装置。3.3光伏组串stringofPVmodule在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。3.4光伏

8、方阵PVarray由若干个光伏组件在机械和电气上，连同支撑结构组装在一起所构成的直流发电装置，但不包括地基、太阳跟踪器、温度控制器和其他此类装置。3.5并网点pointofcoupling(POC)也称接入点。对于通过变压器接入公共电网的光伏电站，指与公共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电站，指光伏电站的输出汇总/汇集点。2DB44/T150820143.6装机容量capacityofinstallation光伏电站中安装的光伏组件的标称功率之和。4分类4.1光伏电站按是否接入公共电网分为：并网光伏电站；离网（独立）光伏电站。4.2光伏电站按装机容量分为：小型光伏电

9、站，装机容量不大于1MW；中型光伏电站，装机容量大于1MW且不大于30MW；大型光伏电站，装机容量大于30MW。4.3光伏电站按是否具有储能装置分为：储能型光伏电站；非储能型光伏电站。5设计5.1规划设计5.1.1一般要求5.1.1.1光伏电站的规划设计应综合考虑日照、负荷、土地、建筑、安装和运输等条件，满足适用、安全、经济、环保、便于安装和维护的要求。5.1.1.2光伏电站装机容量的确定应符合以下原则：a)应根据场地面积和光伏组件的标称功率计算出装机容量，并以此作为光伏系统设计的基础；b)用户侧非逆流并网光伏电站装机容量应合理匹配用户侧的负载；c)离网光伏电站的装机容量应根据负载容量、使用特

10、性及当地气象条件来确定。5.1.1.3光伏电站的并网设计应根据当地电网、地理或建筑等条件确定接入电压等级和并网点。5.1.1.4屋顶安装光伏电站，还应满足以下要求：a)应进行建筑物结构和电气的安全复核，满足建筑结构及电气的安全性要求；b)不应影响相邻建筑物的采光。5.1.2电站选址5.1.2.1光伏电站的选址应根据广东省太阳能光伏应用发展规划、自然条件、日照资源及气候特征、交通运输、电网结构、电力负荷等因素综合考虑。选址过程中应正确处理与农、林、牧、渔等相关产业的关系。5.1.2.2地面光伏电站宜选择在地势平坦或北高南低的坡度地区，并应避开地质灾害和森林火灾易发地区。对于建设在海滨、江、河、湖

11、旁的地面光伏电站，应根据防洪的实际需要增加相应的防洪设施。5.1.2.3地面光伏电站的选址应提供岩土工程勘察报告。5.1.2.4光伏电站宜朝南向或接近南向布置，避开周围障碍物对光伏组件的遮挡。5.1.3气象及太阳能资源分析5.1.3.1应选择站址所在地附近具有太阳辐射10年以上观测记录的气象站数据作为参考数据，并对太阳辐射观测数据进统计分析。无完整气象资料时，可参考条件相近地点的气象资料或采用经验公式、方法进行计算。3DB44/T150820145.1.3.2所收集的气象数据应包括逐日逐月太阳总辐射、直接辐射、散射辐射、年平均气温、最高气温、最低气温、最长连续阴雨天数、最大风速、冰雹、降雪、雷

12、电等情况。5.1.3.3光伏电站太阳能资源分析内容应包括：a)长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年度变化；b)代表年的总辐射量月变化和各月典型日变化；c)电站使用年限内的平均年总辐射量和月总辐射量预测；d)总辐射最大辐照度预测。5.1.4站区总平面布置5.1.4.1光伏电站的总平面布置包括光伏方阵、设备站房、集电线路、维护通道和防护功能等设施的布置设计。5.1.4.2地面光伏电站的布置应根据光伏电站的实际应用需要，结合站址及附近地区的自然条件、建设情况、供排水系统、交通系统等进行统筹规划，应与区域规划相协调，合理利用地形、地质条件，方便施工，有利扩建。通过优化设计在建设及使用电站的过程中

13、控制建设用地和运行用地面积，节约用地。5.1.4.3屋顶光伏电站应与建筑外观相协调，合理利用建筑条件。5.2光伏发电系统设计5.2.1一般规定5.2.1.1光伏发电系统应由光伏方阵、直流汇流箱/配电柜、逆变器、交流配电柜、储能系统（可选）和光伏发电监测系统等部件组成。5.2.1.2光伏发电系统主要设备和部件的选型应满足：a)符合现行国家和行业相关产品标准的规定，光伏组件、直流汇流箱/配电柜、逆变器、交流配电柜等主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证，接入公共电网的光伏电站应安装符合要求的电能计量装置；b)应对环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽和地震烈度等使用环境条件进行校验。5.2.1.3

14、光伏方阵配置与逆变器配置应匹配，且满足以下要求：a)逆变器的容量应与光伏方阵的装机容量相匹配，逆变器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；b)光伏组串在当地极端气温下的最大开路电压应不高于逆变器最高输入电压；c)光伏组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；d)接入同一个逆变器或逆变器同一MPPT输入回路的光伏组串的电压、组件朝向与安装倾角应一致。5.2.1.4光伏电站内宜架设小型气象站。5.2.2光伏方阵5.2.2.1光伏方阵布置应根据站区地形或建筑条件、设备特点和施工条件等因素，合理安排。大、中型地面光伏电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置

15、方式。5.2.2.2光伏方阵的布置应遵循下列原则：a)光伏方阵各排的布置间距应保证全年9:00点15:00点（当地真太阳时）时段内前、后、左、右互不遮挡。光伏方阵前排最高点与后排组件最低位置的水平间距可按下式计算：D=式中：当地纬度（）；0.707Htanarcsin(0.648cos0.399sin).(1)4S=.(2)DB44/T15082014H光伏方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差（m）；b)光伏方阵采用固定式布置时，光伏组件安装方位角宜采用正南方向；c)光伏方阵最佳倾角设计应综合考虑站址当地多年的月平均辐照度、直射辐照度、散射辐照度、风速等气候条件以及光伏组件的排水、清洁要求

16、。并网光伏系统的光伏方阵的倾角宜使倾斜面上受到的全年辐照量最大；离网光伏系统的光伏方阵的倾角宜使最低辐照量月份倾斜面上受到较高的辐照量；有特殊要求或土地成本较高的光伏电站，可根据实际需要，经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和方阵行距；d)地面光伏电站光伏组件的最低点距地面的距离不宜低于0.3m，并应根据当地的洪水水位和植被高度等因素适当增加。屋顶光伏电站光伏组件与屋顶应有一定的间隙，不应紧贴屋面布置；e)光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗。当站址所在地的大气环境较差，组件表面污染较严重，且又无自洁能力时，宜设置清洗系统或配置清洗设备。5.2.2.3同一发电单元中光伏组件应采用同一类型和相

17、同的安装方式（朝向、倾角、跟踪方式等），具有一致的电性能参数。同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离散性允许偏差5。有并联关系的各组串间，总开路电压和最大功率点电压的离散性允许偏差5。5.2.2.4光伏组串的串联数应根据逆变器的MPPT电压范围和组件的最大功率点电压确定，其与最大功率点电压的乘积应处于MPPT电压范围中间。光伏组串的串联数不应超过由下式确定的最大串联数Vdc,maxVoc1+(t25)Kv式中：Vdc,max逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Voc光伏组件的开路电压（V）；t光伏组件工作条件下的极限低温（C）；Kv光伏组件的开路电压温度系数；S光伏组件的串联数（S

18、向下取整）。5.2.2.5光伏组串的并联数可根据总装机容量及光伏组串的容量确定。5.2.3光伏支架5.2.3.1光伏方阵支架设计应结合工程实际，合理选用材料、结构方案和构造措施，保证构件在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，符合抗震、抗风和防腐等要求。5.2.3.2光伏支架类型包括固定式、可调式和跟踪式等。光伏支架类型的选择应考虑装机容量、安装场地面积和特点、气候特征等因素，由技术经济比较确定。除聚光光伏系统外，低纬度地区宜选用固定式支架。5.2.3.3光伏支架的设计应符合GB507972012中第6.8节的规定及以下规定：a)支架构件可选用钢材和铝型材，宜采用钢材。钢材的选用和

19、设计指标应符合GB50017中的相关规定；b)钢支架防腐应采用热浸镀锌，镀锌层平均厚度不应小于70m；c)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，应采用防腐垫片隔离。5.2.3.4跟踪式光伏支架的设计还应符合GB507972012中第6.7节的相关规定。5.2.3.5屋顶光伏电站的光伏支架，当采用后加锚栓连接时，宜采用化学锚栓，每个连接节点锚栓数量不少于2个，直径不小于10mm，承载力设计值不应大于其选用材料极限承载力的50。5.2.3.6地面光伏电站的光伏支架，其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，且应符合GB50

20、191、GB50007、JGJ94中的相关规定。5.2.3.7在场址地下水位高、稳定持力层埋深大、冬季施工、地形起伏大或对场地生态恢复要求较高时，支架的基础宜采用钢制地锚。钢制地锚的要求应符合GB507972012中附录C的相关规定。5EDdfLDODDB44/T150820145.2.4直流汇流箱/配电柜5.2.4.1直流汇流箱/配电柜应按下列技术条件选择：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。5.2.4.2直流汇流箱/配电柜应满足以下要求：a)输入回路的正极和负极均应设置过流保护装置（如熔断器）。过流保护装置的额定电流应为光伏方阵在标准测试条件下的短路电

21、流的1.25倍2.4倍。对于多级汇流光伏系统，后一级的过流保护装置的额定电流应为前一级光伏子方阵在标准测试条件下的短路电流的1.25倍2.4倍；b)直流汇流箱输出回路应设置直流断路器，直流配电柜每个输入回路应设置直流断路器；c)外壳防护等级室内型应不低于IP20，室外型应不低于IP65；d)宜设置电压和电流监测、显示装置及通讯接口；e)应设置防雷装置。5.2.5逆变器5.2.5.1逆变器应按下列技术条件选择：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。5.2.5.2逆变器的总额定容量应根据光伏

22、发电系统总装机容量确定。逆变器数量应根据总额定容量和单机额定容量确定。5.2.5.3逆变器输出电能质量应符合GB/T19939中的相关规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。用于10kV及以上电压等级的大、中型光伏电站的并网逆变器还应具有低电压穿越功能。5.2.5.4无变压器型逆变器最大转换效率应不低于96，含变压器型逆变器最大转换效率应不低于94。5.2.5.5外壳防护等级室内型应不低于IP20，室外型应不低于IP54。5.2.6储能系统5.2.6.1离网光伏电站应配置适当容量的储能装置，以满足向负载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏电站可根据实际需要配置一定容量的储能装置。5.2.6.

23、2离网光伏电站配置储能装置的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。对于不可断电的负载，其储能装置的容量要适当扩大以保证供电的连续性。储能电池的容量可按下式计算：C=.(3)式中：C储能电池的容量（kWh）；Ed负载每日耗电量（kWh/d），包括储能电池输出端后各种设备损耗；Df最长连续阴雨天数（d）；L储能电池衰减率；DOD储能电池放电深度，一般铅酸蓄电池取0.75。5.2.6.3用于光伏电站的储能电池宜按以下技术条件选择：储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力和价格等。5.2.6.4储能系统宜选用大容量单体储能电池，尽量减

24、少并联数。有条件可采用储能电池组分组控制充放电方式。5.2.6.5储能系统宜采用在线检测装置进行智能化实时检测，具有在线甄别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，且具有良好的人机界面和标准的网络化通讯接口。6DB44/T150820145.2.6.6储能系统充电控制器应包括以下功能：防止储能电池过充电、过度放电负载自动切断功能和自动恢复接通功能、充电电压温度补偿功能和防雷、短路保护等功能。5.2.7光伏发电监测系统5.2.7.1光伏电站宜配置光伏发电监测系统。监测系统的设计要以经济实用为原则，构成主要为数据采集器、变送器、传感器、显示屏、通讯及信号电缆和电脑等。5.2.7.2

25、监测系统应能监测以下参数：a)环境参数（如日照辐射强度、环境温度、风速等）、组件温度、发电功率、累计发电量；b)每一组串直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流、频率、谐波等；c)监测涉及的全部开关量，包括与断路器相关的程控、联锁、报警、动态画面等信号开关量。5.2.7.3监测系统应具有以下功能：a)存储和查询历史运行信息和故障记录；b)提供友好的人机操作界面与监测显示界面；c)提供接入远程监控的接口，监控软件应与操作系统相兼容；d)防计算机网络病毒措施。5.2.7.4监测系统供电电源应稳定可靠，宜设置交流不间断电源。5.2.8发电量计算根据太阳辐射数据及安装方式等因素，估算拟安装容量条件下系统每

26、年的发电量以及整个生命周期内的发电量。发电量计算可按附录A进行。5.3接入系统设计5.3.1一般规定5.3.1.1并网光伏电站接入系统设计应根据光伏电站的容量、接入电网条件和对配电网的影响，进行必要的电气计算和技术经济比较，合理制定接入方案。5.3.1.2接入方案应符合当地电力调度部门的规定及要求且应经电力部门审查和批准。5.3.1.3光伏电站接入电网的电压等级，应根据光伏电站的容量及不同电压等级电网的输配电容量、电能质量等技术要求，合理选择。5.3.1.4光伏电站宜以专线接入公共电网，不具备专线接入条件时，可以T接方式接入公共电网。不具备接入公共电网条件时，可以非逆流方式就近接入用户侧电网。

27、5.3.1.5T接于公共电网的光伏电站总容量宜控制在所接入的公共电网线路最大输送容量的30以内。小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25。5.3.1.6光伏电站并网点选择宜因地制宜，就近并网；且应考虑并网点变压器容量是否足够，并网点附近负载大小和多个接入点时的安全问题。5.3.1.7并网点内侧应设置易于操作、可闭锁且具有明显断开点的并网总断路器。5.3.1.8大、中型光伏电站宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网系统，分散逆变后宜就地升压。对规模小、接入电压等级低的光伏系统，应适当简化并网设计。5.3.1.9并网光伏电站接入电压等级为0.4kV低压电网，接入设备应采用低

28、压配电柜；接入电压等级为10kV以上电网时，接入设备采用低压开关柜（提供并网接口、分断功能）、升压站（变压器）、高压开关柜（计量、开关、保护及监控）。5.3.1.10大、中型光伏电站应具备与电力系统调度部门之间进行数据通信的能力，并网双方的通信系统应满足电网安全经济运行对电力通信的要求。5.3.2电能质量7DB44/T150820145.3.2.1光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326和GB/T15543中的相关规定。5.3.2.2光伏电站并网

29、运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流电流额定值的0.5。5.3.2.3光伏电站应在并网点装设电能质量在线监测装置。大、中型光伏电站电能质量数据应能够远程传送到电网企业，小型光伏电站应能储存一年以上的电能质量数据。5.3.2.4光伏电站的有功功率、无功功率应满足相应国家标准及当地电力部门的要求。5.3.3安全与保护5.3.3.1光伏电站应具备一定的过电流能力，在120额定电流时，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min。5.3.3.2光伏电站设计为非逆流并网时，应配置逆功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5时，光伏电站应在0.5s2s内停止向电网线路送电。5.3.3.3小型光伏

30、电站应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。大、中型光伏电站所接入的公共电网继电保护装置必须保障公共电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。接入用户侧电网的中型光伏电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。5.3.3.4电网电压和频率异常时的响应应符合GB507972012中9.2.4的规定。5.3.3.5电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，小型光伏电站应经过一个可调的延时时间后才能重新并网。延时时间一般为20s5min，具体延时时间应根据光伏电站容量、接入方式并结合分批并网原则由电力调度部门确定。大、中型光伏电站应按

31、电力调度部门指令执行，不可自行并网。5.3.3.6光伏电站应具有相应的继电保护功能，且应符合GB/T14285以及相关规程、规范中的规定。5.3.4电能计量5.3.4.1光伏电站电能计量点宜设置在电站与电网设施的产权分界处；光伏电站自用电取自外网时，应在高压引入线高压侧设置计量点。5.3.4.2每个计量点均应装设具有通信功能的电能计量装置。电能计量装置的设备配置及技术要求应符合DL/T448及DL/T5137中的相关规定。5.3.4.3光伏电站电能计量装置采集的信息应能接入电网企业的电能信息采集系统。5.4供配电系统设计5.4.1电气主接线电气主接线的配置应符合GB507972012中8.1的

32、规定。5.4.2变压器5.4.2.1升压变压器在选型时，应考虑项目地的环境条件（包括海拔高度、环境温度、日温差、年平均温度、相对湿度、地震烈度等）和电力系统条件（包括系统额定电压、额定频率、最高工作电压、中性点接地方式等）。5.4.2.2升压站主变压器、光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合GB507972012中8.1的规定。5.4.3配电装置5.4.3.1光伏电站的升压站（或开关站）配电装置的设计应符合DL/T5352及GB50060中的相关规定。5.4.3.210kV35kV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布置。8DB44/T150820145.4.3.335

33、kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。当在沿海及土石方开挖工程量大的地区宜采用户内配电装置；在内陆不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。5.4.4无功补偿装置5.4.4.1光伏电站的无功补偿装置应根据电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。5.4.4.2无功补偿装置设备的型式根据容量宜选用成套设备，且宜选用动态连续可调设备。5.4.4.3无功补偿装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验，采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。5.4.4.4并联电容器装置的设计应符合GB50227中的相关规定。5.4.4.5小型光伏电站可不额外装设

34、具备无功功率及电压调节装置。5.4.5电气二次系统5.4.5.1电气二次设备布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，屏位按光伏发电规划容量一次建成，并留有增加少量屏位的余地。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。继电器室应按监控系统、继电保护设备的抗电磁干扰能力要求采取适当的抗干扰措施。5.4.5.2光伏电站宜采用少人或无人值守的控制方式。光伏电站交流侧电气设备的控制、测量和信号应符合DL/T5136中的相关规定。5.4.5.3升压站内各电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变分接头位置及站内其它重要设备的启动/停止状态应在控制室内监控。光伏逆变器应在控

35、制室内监控。5.4.5.4通过0.4kV电压等级接入的光伏电站宜采用熔断器或断路器。通过10kV及以上电压等级接入的光伏电站，继电保护配置及安全自动装置应符合GB/T14285中的相关规定。5.4.5.5光伏电站内的电气元件保护应符合GB/T14285以及相关规程、规范中的规定。5.4.6电缆选择与敷设5.4.6.1光伏电站电缆的选择应按照电压等级、持续工作电流、短路热稳定性、允许电压降、经济电流密度和敷设环境条件因素等进行选型，且应符合GB50217中的相关规定。5.4.6.2直流电缆包括组件之间连接、汇流箱与直流配电柜连接、直流配电柜与并网逆变器连接电缆。直流电缆应满足以下要求：a)直流电

36、缆的绝缘和护套应为不低于90C的无卤阻燃、耐辐射材料且厚度应大于0.5mm；导体应符合GB/T3956中第5种镀锡铜的规定；有条件的可选择铠装电缆；b)光伏组件之间，汇流箱与直流配电柜之间的连接电缆的额定电流应不小于电缆中最大连续电流的1.56倍；直流配电柜与逆变器之间连接电缆额定电流应不小于电缆中最大连续电流的1.25倍；c)电缆截面的选择应使直流侧线路损耗小于2；d)直流电缆宜选用单芯电缆，使用多芯电缆时多芯结构的每一根单芯电缆都应满足a）的要求。直流配电柜与并网逆变器连接电缆采用暗敷方式时可适当降低对绝缘和护套的要求，但不应低于C类阻燃要求；e)直流电缆接口宜采用符合光伏标准及认证的快速

37、插接接头，及相应转换器、连接器、配线器等。5.4.6.3交流电缆选择还应满足以下要求：a)根据应用电压等级选择相应的耐压等级；b)电缆截面的选择选择应保证线路损耗小于2；c)集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类或C类以上的阻燃电缆。5.4.6.4控制及信号电缆还应满足以下要求：9DB44/T15082014a)通讯线缆接口应符合GB50311中的相关规定；b)远距离传输时网络电缆宜采用光纤。5.4.6.5电缆敷设方式应根据工程条件、电缆类型和数量等因素，按满足运行可靠、便于维护和技术经济合理的原则选择。直流电缆可采用直埋、穿管、槽架、电缆沟、隧道敷设等方式，其中光伏组件之间的直流电缆宜沿光伏

38、支架绑扎敷设或穿管直埋敷设。交流电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。5.4.6.6电缆敷设应符合GB50217中的相关规定及以下规定：a)电缆路由应优化设置，在满足安全要求条件下，应保证路径最短。光伏组串输出应就近汇流；b)动力电缆和控制电缆宜分开排列并满足最小间距要求；c)电缆沟严禁作为排水通路。5.4.7监控用直流系统5.4.7.1光伏电站监控用直流系统宜采用单母线或单母线分段的接线方式。当采用单母线分段时，每组蓄电池和相应的充电设备应接在同一母线上，公用备用的充电设备应能切换到相应的两段母线上。5.4.7.2光伏电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流

39、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，且满足以下要求：a)蓄电池组及充电装置的选择应符合DL/T5044中的相关规定；b)蓄电池组应以全浮充电方式运行，且应具备均衡充电功能；c)蓄电池组的电压可采用220V或110V。5.5建筑及结构设计5.5.1地面光伏电站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，并应根据规划需要留有扩建的可能性。站房布置和站房设计应满足GB507972012中10.1和10.2的规定。5.5.2地面光伏电站站房的结构设计应满足：a)使用年限为50年；b)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；c)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GB50011中的相关规定。5.5.3屋顶光伏电站所依附的建筑设计应满足以下要求：a)建筑设计应为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供必要的承载