《光伏发电站设计标准》GB50797-2012(2024年版)

中华人民共和国国家标准

光伏发电站设计标准

Standard for design of photovoltaic power station

GB 50797-2012

发布部门：中华人民共和国住房和城乡建设部

中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局

发布日期：2012年06月28日

实施日期：2012年11月01日
 

中华人民共和国住房和城乡建设部公告

第1428号

关于发布国家标准《光伏发电站设计规范》的公告

    现批准《光伏发电站设计规范》为国家标准，编号为GB 50797-2012，自2012年11月1日起实施。其中，第3.0.6、3.0.7、14.1.6、14.2.4条为强制性条文，必须严格执行。

    本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。

中华人民共和国住房和城乡建设部

二〇一二年六月二十八日

    本规范是根据住房和城乡建设部《关于印发<2009年工程建设标准规范制订、修订计划>的通知》（建标【2009】88号）的要求，由上海电力设计院有限公司会同有关单位编制完成的。

    本规范共分14章，主要技术内容是：总则，术语和符号，基本规定，站址选择，太阳能资源分析，光伏发电系统，站区布置，电气，接入系统，建筑与结构，给排水、暖通与空调，环境保护与水土保持，劳动安全与职业卫生，消防，并有三个附录。

    本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。

    本规范由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国电力企业联合会负责日常管理，由上海电力设计院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程如有意见或建议，请寄送上海电力设计院有限公司（地址：上海市重庆南路310号；邮政编码：200025）。

    本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：

    主编单位：上海电力设计院有限公司 中国电力企业联合会

    参编单位：中国电子工程设计院 协鑫光伏系统有限公司 中国科学院电工研究所 北京科诺伟业科技有限公司 新疆电力设计院 福建钧石能源有限公司 上海绿色环保能源有限公司 中电电气（南京）太阳能研究院有限公司 上海神舟电力有限公司 诺斯曼能源科技（北京）有限公司 四川中光防雷科技股份有限公司 北京鉴衡质量认证中心 北京乾华科技股份有限公司 无锡昊阳新能源科技有限公司 国电太阳能研究设计院

    主要起草人：郭家宝  徐永邦  顾华敏  袁智强  于金辉 朱伟钢  王  立  余  寅  刘代智  朱开情 何  晖  于  耘  张  萍  曹海英  晁  阳 赵小勇  龚春景  嵇尚海  刘莉敏  黄  键 吕平洋  谈  红  唐征岐  程  序  张开军 陈水松  霍达仁  朱  涛  乔海文  许兰刚 贾艳刚  司德亮  李  扬  王德言  王  宗 叶留金  张海平

    主要审查人：王斯成  许松林  汪  毅  李世民  袁凯峰 韩传高  吴金华  高  平  王  野  张海洋 鄢长会  王玉国  王文平  冉启平  陈默子 吕宏水  冯  炜  习  伟  钟天宇  林岚岚 姜世平  王小京  李晓军  张树森  韩金玲 张  磊  杨戈秀

    具有封装及内部联结的、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（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。

2.1.5  光伏发电系统    photovoltaic （PV）power generation system

    利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。

2.1.6  光伏发电站    photovoltaic （PV）power station

    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。 

2.1.7  辐射式连接    radial connection

    各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。

2.1.8  “T”接式连接    tapped connection

    若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 

2.1.9  跟踪系统    tracking system

    通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加发电量的系统。

2.1.10  单轴跟踪系统    single-axis tracking system 

    绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。

2.1.11  双轴跟踪系统    double-axis tracking system

     绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。

2.1.12  集电线路    collector line

    在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交流输电线路。

2.1.13  公共连接点    point of common coupling（PCC）

    电网中一个以上用户的连接处。

2.1.14  并网点    point of coupling（POC）

    对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。

2.1.15  孤岛    islanding

    在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。又称孤岛现象。

2.1.16  计划性孤岛    intentional islanding

    按预先设置的控制策略，有计划地出现的孤岛现象。

2.1.17  非计划性孤岛    unintentional islanding

    非计划、不受控出现的孤岛现象。

2.1.18  防孤岛    Anti-islanding

    防止非计划性孤岛现象的发生。

2.1.19  峰值日照时数  peak sunshine hours

    一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kw/m2的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。

2.1.20  低电压穿越  low voltage ride through

    当电力系统故障或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。

2.1.21  光伏发电站年峰值日照时数    annual peak sunshine hours of PV station

    将光伏方阵面上接收到的年太阳总辐照量，折算成辐照度1kW/m2下的小时数。

2.1.22  法向直接辐射辐照度    direct normal irradiance（DNI）

    到达地表与太阳光线垂直的表面上的太阳辐射强度。

2.1.24  峰瓦    watts peak

    光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。

2.1.25  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。

2.2.1  能量、功率

    E_p——上网发电量（kW·h）；

    E_s——标准条件下的辐照度（常数＝1kW/㎡）；

    H_A——水平面太阳能总辐照量（kW·h/㎡）；

    P_AZ——组件安装容量（kWp）；

   G_A——光伏阵列面太阳总辐照量（kW·h/㎡）。

2.2.2  电压

    V_dcmax——逆变器和光伏组件允许的最大系统电压（V）；

    V_mpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）；

    V_mpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；

    V_oc——光伏组件的开路电压（V）；

    V_pm——光伏组件的最佳工作电压（V）。

2.2.3  温度、时间

    t——昼间环境下光伏组件的极限低温（℃）；
    t'——工作状态下光伏组件电池的极限高温（℃）。

2.2.4  无量纲系数

    K——其他效率系数；

    K_v——光伏组件的开路电压温度系数；

    K_v ′——光伏组件的工作电压温度系数；

    N——光伏组件的串联数（N取整）；

    PR——光伏发电系统效率；
    C_PR——光伏发电综合效率。

2.2.5  结构系数

    C——结构或结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值；

    R——结构构件承载力的设计值；

    S——荷载效应组合的设计值；

    γ_G——永久荷载作用的分项系数；

    γ_w——风荷载作用的分项系数；

    γ_t——温度荷载作用的分项系数；

    γ_s——雪荷载作用的分项系数；

    γ_M——施工检修荷载作用的分项系数；
    S_Gk——永久荷载作用标准值G_k的效应；
    S_tk、ψ_t——温度荷载作用标准值Q_tk的效应和其组合值系数；
    S_Wk、ψ_W——风荷载作用标准值Q_Wk的效应和其组合值系数；
    S_Sk、ψ_S——雪荷载作用标准值Q_Sk的效应和其组合值系数；
    S_Mk、ψ_M——施工检修荷载作用标准值Q_Mk的效应和其组合值系数。

3.0.6  建筑物上安装的光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。

3.0.7  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核，并应满足建筑结构及电气的安全性要求。

3.0.8  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。

3.0.9  （此条删除）

4.0.2  光伏发电站选址时，应结合电网接入条件、交通、运输、环境保护、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电站的影响等条件，经综合技术经济比较后提出推荐站址的排序。

4.0.3  光伏发电站站址防洪设计应符合下列要求：
    1 光伏发电站的光伏方阵区按不同规划容量所对应的防洪标准应符合表4.0.3的规定。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。光伏发电的升压站或开关站及辅助设施区的防洪标准应符合国家现行标准《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059和《变电站总布置设计技术规程》DL/T5056的规定。

表4.0.3 光伏方阵区的防洪标准

    2 位于海滨的光伏发电站方阵区设置防洪堤（或防浪堤）时，其堤顶标高应依据本标准表4.0.3中防洪标准（重现期）的要求，应按照重现期为30年波列累计频率1％的浪爬高加上0.5m的安全超高确定。
    3 位于江、河、湖旁的光伏发电站方阵区设置防洪堤时，其堤顶标高应按本标准表4.0.3中防洪标准（重现期）的要求，加0.5m的安全超高确定；当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为30年波列累计频率1％的浪爬高。
    4 在以内涝为主的地区建设光伏发电站并设置防洪堤时，其堤顶标高应按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定；位于西北干旱地区的光伏电站，应采取应对站区内的融雪或短时暴雨的排洪措施。
    5 对位于山区且有洪水威胁区域的光伏发电站，应设防山洪和排山洪的措施。
    6 当光伏方阵区不设置防排洪设施时，光伏方阵区电气设备底标高和建筑物室内地坪标高应按本标准表4.0.3中防洪标准或30年一遇最高内涝水位，加上0.5m的安全超高确定；当两者有差异时，应选两者高值；当受风、浪、潮影响较大时，尚应再加重现期为30年波列累计频率1％的浪爬高。

4.0.4  光伏发电站站址选择应结合场地条件，并应符合下列要求：
    1 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；与建筑物相结合的光伏电站，主要朝向宜为南向或接近南向，且宜避开周边障碍物对光伏组件的遮挡。
    2 利用山地建设的光伏发电站选址宜选择坡向朝南的山坡，坡度应满足施工和运行维护的安全性要求，并应结合用地属性、周边山体遮挡、冲沟等因素确定。
    3 光伏方阵采用固定式基础的水上光伏发电站的站址，应依据水体底部地质条件和当地水文气象条件，结合施工、运行等因素经技术经济性比较后确定。
    4 光伏方阵采用漂浮式支撑结构的水上光伏发电站的站址，应根据工程所在地的水深、水流、结冰、波浪、风速以及水位变化等自然条件，结合施工和运行的安全性和可靠性进行选择。
    5 与农业、牧业和渔业相结合的光伏电站的站址，应结合当地自然条件、种植物和养殖物的生长规律和特点进行选择。

4.0.5  选择站址时，应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。

4.0.6  光伏发电站站址选择应避开泥石流、滑坡等地质灾害易发区。

4.0.7  在危岩、发震断裂地带、岩溶发育、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，并应采取相应的防范措施。

4.0.8  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保护区、生态保护区和水源保护地。

4.0.9  光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。

    站址地下深层压有文物、矿藏时，除应取得文物、矿藏有关部门同意的文件外，还应对站址在文物和矿藏开挖后的安全性进行评估。

4.0.10  光伏发电站站址选择宜利用未利用荒地，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。

4.0.11  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。

4.0.12  条件合适时，可在风电场内建设光伏发电站。 

5.1.2  太阳能资源分析时，应选择距离站址最近，且有太阳辐射长期观测记录的地面观测站作为参考气象站。当地面观测站与站址之间空间代表性不满足要求时，还应选择站址附近具备日照时数观测记录的观测站作为参考气象站。

5.1.3  大型光伏发电站建设前期宜先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站。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、完整，记录数据至少应为小时值，且不应少于一个完整年。

5.1.4  光伏发电站太阳能资源分析应符合现行国家标准《太阳能资源评估方法》GB/T37526的规定。

5.2.2  参考气象站与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应基本一致；参考气象站与光伏发电站站址距离不宜超过100km。

5.2.3  参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同期辐射观测资料应具有较好的相关性。

5.2.4  参考的气象站采集的信息宜包括下列内容：

    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年的逐年各月日照时数、日照百分率。

    4  近30年来的多年月平均气温、极端最高气温、极端最低气温、昼间最高气温、昼间最低气温。

    5  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、强风次数等灾害性天气情况。

5.3.2  对于按最佳固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的最佳固定倾角面上的日照辐射观测项目。

5.3.3  对于有斜单轴或平单轴跟踪装置的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的斜单轴或平单轴跟踪受光面上的日照辐射观测项目。

5.3.4  对于采用双面发电光伏组件的大型光伏发电站，可结合光伏方阵安装方案，设置光伏组件背面的总辐射观测项目。

5.3.5  现场观测数据宜实时传送，并接入光伏发电站监控系统。

    1  观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同。

    2  按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等。
    3  小时值的有效数据完整率不应低于95％，且连续缺测时间不宜超过3d。

5.4.2  对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进行合理性检验，观测数据应符合下列要求：

    1 水平面总辐射最大辐照度，平原地区应小于1400W/㎡，高山、高原或地表反射较强地区应小于1600W/㎡。
    2 散射辐射数值小于总辐射数值，水平面总辐射最小辐照度白天不应小于0。
    3 日水平面总辐照量应小于最大可能的日水平面总辐照量，最大可能的日水平面总辐照量应符合本标准附录A的规定。

5.4.3  太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，其中不合理和缺测的数据应修正，并补充完整。不合理和缺测数据的插补方法应符合现行国家标准《太阳能资源评估方法》GB/T37526的规定。
5.4.3A 光伏发电站太阳能资源分析应利用10年及以上的长序列数据，长序列数据宜采用辐射观测参考气象站长序列实测数据或参考气象站长序列计算数据，也可采用格点化长序列计算数据。当太阳能资源分析利用站址现场实测短期观测数据时，应利用辐射观测参考气象站的长序列数据进行代表年数据修正。

5.4.4  光伏发电站太阳能资源分析宜包括下列内容：

    1 长时间序列的年总辐照量变化和月总辐照量年际变化，以及年日照数变化。
    2 代表年的年水平面总辐照量和月水平面总辐照量。
    3 各月典型日辐射量小时变化。
    4 站址区域太阳能资源特征和丰富程度。

5.4.5  太阳能资源分析时，应依据代表年水平面总辐射量预测值进行光伏方阵阵列面上的代表年各月总辐照量和年总辐照量的预测。

6.1.2  当光伏方阵所在场地起伏较大、光伏阵列易受遮光影响、组件布置倾角和朝向不同时，光伏发电系统宜选择具有多路最大功率点跟踪功能的逆变设备。光伏发电系统中，逆变器同一个最大功率点跟踪回路接入的光伏组件串的电压、组件朝向、安装倾角、阴影遮挡影响等宜一致。

6.1.3  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  光伏发电系统中光伏组件与接入逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装方式、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。光伏组件的安装容量与逆变器额定容量之比应符合下列规定：
    1  年水平面总辐照量不小于6300MJ/㎡的地区，不宜超过1.3。
    2  年水平面总辐照量小于6300MJ/㎡且不小于5040MJ/㎡的地区，不宜超过1.5。
    3  年水平面总辐照量小于5040MJ/㎡的地区，不宜超过1.8。
    4  配置储能的光伏发电系统，应根据光伏系统与储能系统的耦合方式，在满足功能需求的前提下，经技术经济比较后确定。

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  离网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、环境条件和储能系统特性等来确定。

6.1.7  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，应设置清洗系统或配置清洗设备。

6.3.2  光伏组件应根据类型、标称功率、转换效率、发电系统电压、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性和使用环境等条件进行选择。

6.3.3  在湿热环境下工作的光伏发电站，宜选择具备抗电势诱导衰减的光伏组件。当采用不具备抗电势诱导衰减的光伏组件时，光伏发电系统宜采取抗电势诱导衰减的措施。

6.3.4  光伏组件选型应符合下列要求：
    1 根据太阳辐照量、气候特征、场地条件等因素，应经技术经济比较后确定。
    2 当光伏组件安装场地的反光性能较好时，宜选用双面发电组件。
    3 轻型结构屋顶和异形屋面上安装的光伏方阵，可选用柔性或其他轻质光伏组件。
    4 在与建筑相结合的光伏发电系统中，宜选用与建筑结构相协调的光伏组件。建材型的光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求。
    5 与农业、牧业和渔业相结合的光伏发电系统中，当常规光伏组件不能满足种植物和养殖物的光照需求时，可考虑选择透光型组件。
    6 宜选用高转换效率的光伏组件。

6.3.5  用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T37408的规定。

6.3.6  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。

6.3.7  逆变器、汇流箱等设备选择应满足安装所在地的环境温度、相对湿度、风沙、盐雾、海拔高度、地震烈度等使用条件。

6.3.8  （此条删除）

6.3.9  海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器和汇流箱，应选用高原型（G）产品或按现行国家标准《低压系统内设备的绝缘配合　第1部分：原理、要求和试验》GB/T16935.1、《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T37408和《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936的规定进行校验。

6.3.10  光伏组串汇流箱应依据型式、电压、防护等级、输入回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择，并符合现行国家标准《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936的规定。

6.3.11  大、中型光伏发电站中光伏组串汇流箱宜选用智能型，并具备智能监控和数据通信功能。

6.3.12  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；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护。

    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。

6.3.13  室外布置的逆变器、汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，箱体或柜体的防护等级不应低于IP54。
6.3.14  建筑光伏发电系统直流侧电弧保护的设置应符合现行国家标准《光伏发电系统直流电弧保护技术要求》GB/T39750的规定，故障电弧保护装置可与逆变器、直流汇流箱相结合。

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：

    式中：
    K_v——光伏组件的开路电压温度系数；

    K_v′——光伏组件的工作电压温度系数；

    N——光伏组件的串联数（N取整）；

     t——昼间环境下光伏组件的极限低温（℃）；
    t'——工作状态下光伏组件的电池极限高温（℃）；
    V_dcmax——逆变器和光伏组件允许的最大系统电压，取两者小值（V）；
    V_mpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；
    V_oc——光伏组件的开路电压（V）；
    V_pm——光伏组件的最佳工作电压（V）。

6.4.3  光伏方阵采用固定式或倾角可调式布置时，方阵倾角应结合站址当地的太阳能资源、风速、雨水、积雪等条件进行选择，并应符合下列要求：
    1 对于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系统，倾角选择宜使光伏方阵单位安装容量的全年发电量最大。
    2 对于离网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的发电输出功率与用电负荷匹配，并应满足全年各月用电量需求。
    3 对于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。

6.5.2  离网光伏发电站的储能系统容量配置应根据当地太阳能资源、气象条件、光伏方阵安装容量、负载用电负荷、连续阴雨天的供电保证、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定。

6.5.3  用于光伏发电站的储能电池宜选用电化学储能电池作为储能载体，电化学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，经技术经济比较后确定。电化学储能电池应符合现行国家标准《电力储能用锂离子电池》GB/T36276和《电力储能用铅炭电池》GB/T36280的规定。
6.5.3A  离网光伏发电系统与储能装置之间宜采用直流耦合接线方式；并网光伏发电系统与储能装置之间连接方式宜选用交流耦合接线方式，也可选用直流耦合接线方式。
6.5.3B  并网光伏发电系统与储能装置之间采用交流耦合时，储能系统的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》GB51048、《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558和《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T34120的规定。
6.5.3C  离网光伏发电系统的储能电池和逆变器的选型配置应满足用电负载中最大用电设备的启动工况。

6.5.4  光伏发电站储能系统应配置电池管理系统，电池管理系统与光伏发电站的监控系统应实现通信连接和信号交换。并网光伏发电系统储能装置的电池管理系统和通信配置应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558和《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T34131的规定。

6.5.5  （此条删除）

6.5.6  （此条删除）

6.5.7  （此条删除）

6.5.8  （此条删除）

6.5.9  （此条删除）
6.5.10  光伏发电系统储能装置的能量管理系统应接入光伏发电站的监控系统中。

6.6.2  光伏发电站上网电量可按下式计算：

    式中：
    n——计算时段数，对于一个完整计算年，若按1小时间隔计算，则为8760；
    H_i，A——计算时段水平面太阳总辐照量（kW·h/㎡）；
    η_i，zq——计算时段光伏方阵太阳辐照量倾角、方位角修正系数；
    η_i，yy——计算时段光伏方阵太阳辐照量阴影遮挡损失修正系数；
    η_i，rs——计算时段光伏组件表面太阳入射角损失修正系数；
    η_i，wd——计算时段光伏组件工作温度修正系数；
    η_i，ns——计算时段逆变器输入功率限制引起的发电量损失修正系数，如果该时段逆变器没有功率限制，取1；
    η_i，nb——计算时段太阳辐照条件下的逆变器输入功率对应的转化效率；
    E_p——上网发电量（kW·h）；
    E_s——标准条件下的辐照度（常数=1kW·h/㎡）；
    P_AZ——组件的安装容量（kWp）；
    K——其他效率系数。其他效率系数K包括：光伏组件类型修正系数、光伏发电系统可用率、光伏组件输出功率偏离峰值、组串适配损失、光伏组件衰减、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染、站用电率等修正系数。
6.6.3 采用双面发电光伏组件的光伏系统在发电量计算时，应同时按照组件背面的光电转换特性计算光伏组件背面所受到辐照量。
6.6.4 光伏发电系统效率可按下式计算：

    式中：
    PR——光伏发电系统效率（％）；
    G_A——光伏阵列面太阳总辐照量（kW·h/㎡）。
6.6.5 光伏发电综合效率可按下式计算：

    式中：
    C_PR——光伏发电综合效率（％）；
    H_A——水平面太阳总辐照量（kW·h/㎡）。

条文说明

6.6.2  光伏发电站上网电量计算中：
    （1）考虑组件类型修正系数是由于光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修正系数应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池可取1.0。
    （2）光伏方阵的倾角、方位角的修正系数是计算时段内将水平面太阳能总辐射量转换到光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。
    （3）光伏发电系统可用率η为：

    （4）由于障碍物对光伏方阵上的太阳光造成遮挡或光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源利用会有影响，因此在计算时要考虑因阴影遮挡引起的发电量损失修正系数。
    （5）在不同计算时段，由于阵列面上辐照强度变化，逆变器输入功率也不同，逆变器效率也不相同，因此逆变器效率是指计算时段逆变器输入功率所对应的转化效率。对于早晚太阳辐照较弱的时间段内，当组串输出电压低于逆变器启动电压时，逆变器转化效率为0。逆变器不同输入功率所对应的转化效率数据可以根据厂家参数确定。如果计算时段内存在光伏方阵单元的输出功率大于逆变器的最大直流输入功率情况，还要考虑逆变器输入功率限制导致的发电量损失修正系数。
    （6）集电线路、升压变压器损耗系数包括光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗，以及升压变压器损耗。
    （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蒙蔽而产生的遮光影响。该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。
    （8）由于本次标准修编提出了光伏方阵安装容量和逆变器的额定输出容量优化配比要求，可能会发生某些时刻由逆变器输入功率限制引起的发电量损失，而且各时刻损失量也并不完全相同，因此为提高计算准确性，发电量计算一般按照不大于1h间隔进行逐时计算。计算时段内的计算参数数值可用平均值或中间值代替。
    （9）公式中带下标i的系数，均为与时间有关的修正系数，因每时每刻都在变化，因此需要按照时间段分别进行计算。除此之外，与时间关系不密切的影响因素的修正系数，统一用其他修正系数K来表示，包括：光伏组件类型、光伏组件输出功率偏离峰值、光伏组件表面污染、组串适配损失、光伏组件衰减、集电线路损耗、升压变压器损耗、站用电率、系统可利用率等各种因素，各项系数需通过乘积得到其他效率系数K。
    （10）由于光伏发电量计算涉及影响因素较多，手工计算较为复杂，可采用专用发电量计算软件进行计算。
6.6.3 双面发电光伏组件背面所受到辐照量与组件安装高度、安装倾角以及周围地面反射情况有关，不同地面状态的反射率可参照表1A。

表1A 不同地面状态的反射率

续表A

6.6.4 光伏发电系统效率体现了光伏发电站对照射到光伏阵列面上太阳辐照量的有效利用性，是光伏发电系统最终实际发电量与其理论发电量的比值。对采用双面发电光伏组件的光伏系统，计算时光伏阵列面上的太阳能总辐照量是组件正面受到的太阳辐照量。
6.6.5 光伏发电系统效率没有体现光伏方阵安装方式对太阳能资源利用的影响，包括跟踪系统、阵列安装倾角、安装方位角等。光伏发电综合效率是体现光伏发电站在整个发电过程中将水平面太阳总辐照量有效利用的相对性系数，包含了光伏方阵安装方式等因素，能较全面地体现光伏发电站对当地太阳能资源的有效利用。
    由于光伏系统最终发电量受到组件衰减、温度等因素影响，系统效率、综合效率会随建成后时间周期段不同存在差异，因此论述系统效率、综合效率时要有时间周期定义。

6.7.2  跟踪系统宜采用主动跟踪，且宜采用闭环控制方式，位置反馈信号采集宜采用角度传感器，跟踪效果反馈信息宜采用对应组串的实时功率或电流信号。

6.7.3  跟踪系统的设计应符合下列要求：

    1  跟踪系统的支架应根据不同地区特点采取相应的防护措施。

    2  跟踪系统宜有通讯端口。

    3  在跟踪系统的运行过程中，光伏方阵组件串的最下端与地面的距离不宜小于300mm。

6.7.4  跟踪系统的选择应符合下列要求：

    1  跟踪系统的选型应结合安装地点的环境情况、气候特征、太阳能资源、场地条件等因素，经技术经济比较后确定。

    2  水平单轴跟踪系统宜安装在低纬度地区。

    3  倾斜单轴和斜面垂直单轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。

    4  双轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。

    5  容易对传感器产生污染的地区不宜选用被动控制方式的跟踪系统。

    6  宜具备在紧急状态下通过远程控制将跟踪系统的角度调整至受风最小位置的功能。
    7  单轴跟踪的可转动范围宜为-45°～+45°。
    8  跟踪系统应具备防阴影遮挡的自动反向跟踪控制功能。
    9  控制系统户外布置时防护等级不应低于IP54。
    10  跟踪系统支撑结构部分的转动轴承应满足长期户外使用条件，其使用寿命应与电站设计寿命相同。
    11  跟踪系统驱动装置应满足长期户外使用条件，维护、更换简便，防护等级不应低于IP54。
    12  跟踪系统宜设置减震措施，在可耐受风速和积雪条件下，工作和保护状态时的支架结构应稳定可靠。

6.7.5  跟踪系统的跟踪精度应符合下列规定：

    1  单轴跟踪系统跟踪精度不应低于±3°。

    2  双轴跟踪系统跟踪精度不应低于±2°。

    3  （此款删除）

    4  （此款删除）

6.8.2  光伏支架采用钢材时，型钢选用应符合国家现行标准《钢结构设计标准》GB50017和《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018的规定。当光伏支架采用铝合金材料时，材质的选用应符合国家现行标准《铝合金结构设计规范》GB50429的规定。

6.8.3  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。

6.8.4  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。荷载效应组合的设计值应按下式验算：

γ₀S≤R        （6.8.4）

式中：γ₀——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0.90；在抗震设计中，重要性系数取1.0；

    S——荷载效应组合的设计值； 

    R——结构构件承载力的设计值。
6.8.4A  承载能力极限状态下，荷载效应基本组合的设计值应按下式确定：

    式中：
    S_Gk——永久荷载作用标准值G_k的效应；
    S_Wk、ψ_W——风荷载作用标准值Q_Wk的效应和其组合值系数；
    S_Sk、ψ_S——雪荷载作用标准值Q_Sk的效应和其组合值系数；
    S_Mk、ψ_M——施工检修荷载作用标准值Q_Mk的效应和其组合值系数。
    S_tk、ψ_t——温度荷载作用标准值Q_tk的效应和其组合值系数。
    γ_G——永久荷载作用的分项系数，一般情况下应取1.3，当永久荷载对结γ构有利时，不应大于1.0；
    γ_W——风荷载作用的分项系数，应取1.5；
    γ_S——雪荷载作用的分项系数，应取1.5；
    γ_M——施工检修荷载作用的分项系数，应取1.5；
    γ_t——温度荷载作用的分项系数，应取1.5。

6.8.5  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：

S≤C        （6.8.5）

    式中：

    C——结构或结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值，包括变形、裂缝、振幅、加速度、应力等的限值，应按相关建筑结构设计标准的规定采用。
6.8.5A　正常使用极限状态下，荷载效应标准组合的设计值应按下式计算：

6.8.5B　各种组合工况下的可变荷载组合值系数应符合表6.8.5B的规定。

表6.8.5B　各种组合工况下的可变荷载组合值系数

    注：1 表中“-”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应；
           2 正风荷载指组件正面为受荷面时的风荷载，负风荷载指组件背面为受荷面时的风荷载；
           3 当支架长度大于或等于120m时，应考虑温度荷载。

6.8.6  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γ_RE，γ_RE按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定取值。

6.8.7  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现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009中不小于25年一遇的荷载数值取值。支架风荷载的体型系数宜取±1.3，特殊体型的支架结构宜通过风洞试验确定。与建筑相结合的发电系统的支架风荷载的确定应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的要求。当需要考虑施工检修荷载时，检修荷载按实际荷载取用并作用于支架最不利位置。

    2  （此款删除）

    3  （此款删除）

    4  （此款删除）

    5  （此款删除）

    6  （此款删除）

6.8.8  钢支架及构件的变形应符合下列规定：

    1 支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60。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1/80。
    2 受弯构件的挠度容许值不应超过表6.8.8的规定。

表6.8.8  受弯构件的挠度容许值

    注：L为受弯构件的跨度。对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍。

6.8.9  支架的构造应符合下列规定： 

    1 普通碳钢构件除受拉构件外，壁厚不宜小于2mm；采用屈服强度不小于420N/m㎡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0.8mm，并应符合现行国家标准《连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带》GB/T2518的规定。
    2 受压和受拉构件的长细比限值应符合表6.8.9-1和表6.8.9-2的规定。
    3 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》GB50429的规定。

表6.8.9-1  钢支架受压和受拉构件的长细比限值

续表6.8.9-1

注：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。

表6. 8.9-2铝合金、连续热镀锌、热镀铝锌合金镀层钢板及钢带支架受压和受拉构件的长细比限值

    注：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，但计算在交叉点相互连接的交叉杆件平面外的长细比时，可采用与角铝肢边平行轴的回转半径；
           2 受压构件由容许长细比控制截面的杆件，在计算其长细比时，可不考虑扭转效应；
           3 受拉构件在永久荷载与风荷载组合下受压时，其长细比不宜超过250。

6.8.10  支架的防腐蚀应符合下列要求：

    1  支架在结构类型、布置、构造上应便于支架防腐的检查和维护。支架应结合使用环境、使用年限、施工和维修条件等因素，因地制宜进行防腐蚀设计；大气腐蚀环境分类应按本标准附录D中数值采用。
    2  普通碳素钢支架防腐宜综合采用热浸镀锌、锌铝双金属涂层、锌铝镁合金镀层等措施，防腐层最小平均厚度应满足使用年限内所处大气腐蚀环境下腐蚀裕量的要求；热浸镀锌层平均厚度不应小于55μm。    

    3  （此款删除）

    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6.8.10的规定。

表6.8.10  氧化膜的最小厚度

    5  连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带制作的支架，对于腐蚀环境种类C1～C3地区，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）；对于腐蚀环境种类C4、C5地区，镀锌量不应低于275g/㎡（双面）或镀铝锌量不应低于150g/㎡（双面）。
    6  耐候钢支架除应满足使用年限内所处大气环境下腐蚀裕量的要求，尚应满足腐蚀环境种类C1～C3地区，腐蚀裕量不应小于0.25mm/面，C4及以上地区，腐蚀裕量不应小于0.5mm/面。
    7  其他复合材料制作的支架应满足使用年限内所处大气环境下腐蚀裕量要求。
6.8.11  倾角可调式支架的转动构件部分应满足长期户外使用条件。

（此节删除）

7.1.2  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、生活区用地和施工用地的面积；用地范围应根据建设和施工的需要按规划容量确定，宜分期、分批征用和租用。 

7.1.3  光伏发电站的站区总平面设计应包括下列内容：

    1  光伏方阵。

    2  升压站（或开关站）及辅助设施区。
    3  站内10kV及以上交流集电线路。
    4  就地逆变升压单元。
    5  站内道路及通道。

    6  防护功能设施（防洪、防雷、防火）。

7.1.4  光伏发电站的站区总平面布置应符合下列要求：

    1  交通运输方便。

    2  站内与站外、生产与生活、生产与施工之间。

    3  与城镇或工业区规划相协调。

    4  方便施工，有利扩建。

    5  合理利用地形、地质条件。

    6  减少场地的土石方工程量。

    7  降低工程造价，减少运行费用，提高经济效益。

7.1.5  光伏发电站的站区总平面布置还应符合下列要求：

    1  站内建筑物应结合日照方位进行布置，合理紧凑；辅助、附属建筑和行政管理建筑宜采用联合布置。

    2  因地制宜地进行绿化规划，利用空闲场地植树种草，绿地率应满足当地规划部门的绿化要求。

    3  升压站（或开关站）及站内建筑物和设施的选址应根据光伏方阵的布置、接入系统的方案、地形、地质、交通、生产、生活和安全等要素确定。

    4  站内集电线路的布置应根据光伏方阵的布置、升压站（或开关站）的位置及单回集电线路的输送距离、输送容量、安全距离等确定。 

    5  站内道路应能满足设备运输、安装和运行维护的要求，并保留可进行大修与吊装的作业面。
    6  光伏站区的布置应合理避让既有建（构）筑物和障碍物。
    7  光伏发电站升压站或开关站的布置，应符合国家现行标准《20kV及以下变电所设计规范》GB50053、《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5218的规定。

7.1.6  地面光伏发电站站区出入口设置应使站内外联系方便。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道路一致，宜采用6m；次干道（环行道路）宽度宜采用4m。主、次干道的转弯半径应满足消防车转弯的要求，并应满足设备运输的通行要求。应根据生产、生活和消防的需要，在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车通道和人行道，通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。

7.1.7  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连接，其连接宜短捷且方便行车，宜避免与铁路线交叉。

7.1.8  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、场地标高等因素确定，并应符合下列要求：

    1  升压站（或开关站）区域的室外地坪设计标高应符合国家现行标准《20kV及以下变电所设计规范》GB50053、《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059及《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5218的规定。

    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。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟、隧道及地下室等的标高和布置，应统一安排，合理交叉，维修、扩建便利，排水畅通。

    3  应减少工程土石方工程量，降低基础处理和场地平整费用，使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量无法达到平衡时，应落实取土或弃土地点。

    4  站区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水窨井、雨水口的设置相适应，并按当地降雨量和场地土质条件等因素确定。 

    5  地处山坡地区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。

7.1.9  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：

    1  场地的排水系统应按规划容量进行设计，并使每期工程排水畅通。

    2  当室外沟道高于设计地坪标高时，应有过水措施，或在沟道的两侧设排水设施。

    3  地面光伏发电站的光伏方阵区场地排水宜采用自然散排。对建在山区或丘陵地区的光伏方阵区，应根据洪水侵扰情况，设置防排山洪设施。

7.1.10  生产建筑物底层地面标高，宜高出室外地面设计标高150mm～300mm，并应根据地质条件计入建筑物沉降的影响。

7.1.11  光伏发电站的交通运输、供水和排水、输电线路等站外设施，应在确定站址和落实站内各个主要系统的基础上，根据规划容量和站址的自然条件进行综合规划。

7.1.12  应结合工程具体条件，做好光伏发电站的防排洪（涝）规划，充分利用现有防排洪（涝）设施。当必须新建时，可因地制宜地选用防洪（涝）堤、排洪（涝）沟或挡水围墙。

7.1.13  光伏发电站的出线走廊，应根据系统规划、输电线出线方向、电压等级和回路数，按光伏发电站规划容量，全面规划，避免交叉。

7.1.14  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  应按施工流程的要求安排施工临时建筑、材料设备堆置场、施工作业场所及施工临时用水、用电干线路径。

    3  施工场地排水系统宜单独设置，施工道路宜永临结合。

    4  利用地形，减少场地平整土石方量，并应避免施工区场地表土层的大面积破坏，防止水土流失。
    5  施工区的总平面布置应符合现行国家标准《光伏发电工程施工组织设计规范》GB/T50795的规定。
7.1.15  当光伏发电站周边植被茂盛时，光伏发电站宜设置防火隔离带或其他防火措施。
7.1.16  光伏发电站中储能系统的布置应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定。

7.2.2  地面光伏发电站的光伏方阵布置应满足下列要求：

    1  固定式、倾角可调式布置的光伏方阵安装方位角宜采用正南方向，方位角东西方向偏差不宜超过15°。
    2　光伏方阵各排、列的布置间距宜使每天9：00～15：00（当地真太阳时）时段内东西向、南北向互不遮挡。
    2A　当土地使用面积受限或土地成本较高时，跟踪式方阵应采用反向跟踪技术。
    3　光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面的距离不宜低于300mm，并应考虑以下因素：
    1）当地的最大积雪深度；
    2）方阵区的洪涝水位设防标准；
    3）植被高度；
    4）采用双面发电组件时，应根据场地反射条件和设置的背面反射措施，确定双面发电组件的安装高度。
7.2.2A  利用山地建设光伏发电站时，光伏方阵布置应考虑山体对光伏组件的遮挡，且宜随坡就势布置。
7.2.2B  光伏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设置。当光伏场区涉及冲沟发育区时，布置光伏发电方阵时应做避让或采取防止冲沟发育、保护支架基础的措施。

7.2.3  （此条删除）

7.2.4  大、中型地面光伏发电站采用集中式逆变器时，逆变器宜与变压器相邻布置在光伏方阵单元的中部；采用组串式逆变器时，逆变器布置位置宜经技术经济比较后确定，且宜布置在光伏方阵内通风良好的背光区域。逆变升压变压器宜布置在光伏方阵单元的中部，且靠近主要通道处。

7.2.5  工艺管线的敷设方式应符合下列要求：

    1  工艺管线和管沟宜沿道路布置。地下管线和管沟一般宜敷设在道路行车部分之外。

    2  电缆不应与其他管道同沟敷设。

    3  管沟、地下管线与建筑物、道路及其他管线的水平距离以及管线交叉时的垂直距离，应根据地下管线和管沟的埋深、建筑物的基础构造及施工、检修等因素综合确定。
7.2.6  逆变器和就地升压变压器的布置高度应符合光伏发电站站址区防洪、防涝标准的要求。除满足防洪、防涝标准以外，当光伏方阵区位于内涝易发区域时，逆变升压设备基础还应采取防治基础内积水或长时间浸水措施。
7.2.7  光伏方阵布置应便于光伏组件表面清洗，宜设置相应的清洗通道。

7.3.2  安装于室外的安全防护设施应采取防雷、防尘、防雨、防冻等措施。

7.3.3  入侵报警系统设计应按下列要求进行：

    1  入侵报警系统设置应符合现行国家标准《入侵报警系统工程设计规范》GB 50394的规定。 

    2  入侵报警系统应能与视频监控系统、出入口控制系统等联动。防范区内入侵探测器的设置不得有盲区，系统除应具有本地报警功能外，还宜具有异地报警功能。

    3  入侵报警系统的信号传输可采用专用有线传输为主、无线信道传输为辅的传输方式。控制信号电缆及电源线耐压等级、导线及电缆芯线的截面积均应满足传输要求。

    4  系统报警应有记录，并能按时间、区域、部位任意编程设防和撤防。系统应具有设备防拆功能、系统自检功能及故障报警功能。

    5  主控室内应装有紧急按钮。紧急按钮的设置应隐蔽、安全并便于操作，且应具有防误触发、触发报警自锁、人工复位等功能。

7.3.4  视频安防监控系统设计应符合下列要求：

    1  视频安防监控系统设置应符合现行国家标准《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395的规定，并应具有对图像信号的分配、切换、存储、还原、远传等功能。

    2  系统设计应满足监控区域有效覆盖、布局合理、图像清晰、控制有效的要求。

    3  视频监控系统宜与灯光系统联动。监视场所的最低环境照度应高于摄像机要求最低照度（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（应急照明）设施。

    4  摄像机、解码器等宜由控制中心专线集中供电。距控制中心（机房）较远时，可就地供电，但控制中心应能对其进行开关控制。

7.3.5  出入口控制系统设计应符合下列要求：

    1  在建筑物内（外）出入口、重要房间门等处宜设置出入口控制系统，出入口控制系统宜按现行国家标准《出入口控制系统工程设计规范》GB 50396的要求设计。 

    2  出入口控制系统宜由出入对象识别装置，出入口信息处理、控制、通信装置及出入口执行机构等三部分组成。

    3  系统应与火灾报警系统及其他紧急疏散系统联动，并满足紧急逃生时人员疏散的要求。

8.1.2  光伏发电站升压站主变压器的选择应符合下列要求：

    1  应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。

    2  当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器。

    3  主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。

8.1.3  光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求：

    1  宜选用自冷式、低损耗电力变压器。

    2  变压器容量宜按光伏方阵单元最大连续输出功率选取。
    3  宜选用高压（低压）预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。防护等级不应低于IP54。
    4  就地升压变压器可采用双绕组变压器，当多台没有高频环流抑制功能的集中式或集散式逆变器直接接入同一台就地升压变压器时，就地升压变压器应采用分裂变压器，且其分裂系数不宜低于3。

    5  就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。
    6  就地升压变压器应具备电气隔离功能，不应采用自耦变压器。

    1  逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、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。 

    2  （此款删除）

8.2.2  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量，经技术经济比较后确定，并宜符合下列规定：

    1  小型光伏发电站宜采用0.4kV～10kV电压等级。
    2  中型光伏发电站宜采用10kV～35kV电压等级。
    3  大型光伏发电站宜采用35kV或66kV电压等级。

8.2.3  光伏发电站发电母线的接线方式应结合本期、远景规划的额定容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择，并应符合下列要求：
    1  中、小型光伏发电站宜采用单母线接线。
    2  大型光伏发电站宜采用单母线或单母线分段接线。

    3  当分段时，应采用分段断路器。

8.2.4  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。

8.2.5  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，可采用下列连接方式：

    1  辐射式连接方式。

    2  “T”接式连接方式。

8.2.6  光伏发电站220kV及以下电压等级的母线上的电压互感器和避雷器宜合用一组隔离开关。

8.2.7  小型光伏发电站内10kV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，接地方式应与电网的接地方式相适应。大、中型光伏发电站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。

8.2.8  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现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064的规定。

8.2.9  光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式，应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。

8.2.10  220kV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。GIS配电装置的母线避雷器和电压互感器、电缆进出线间隔的避雷器、线路电压互感器应设置独立的隔离开关或隔离断口。架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。

8.3.2  380V站用电系统，应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。

8.3.3  站用电工作电源引接方式宜符合下列要求：

    1  当光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线引接供给自用负荷。

    2  当技术经济合理时，可由外部电网引接电源供给发电站自用负荷。

    3  就地逆变升压室站设备用电宜由就近的就地升压变压器低压侧引接。
    4  光伏跟踪支架电机的工作电源采用交流电时，宜由就近的就地升压变压器低压侧引接。

8.3.4  大、中型光伏发电站站用电系统应设置备用电源，其引接方式宜符合下列要求：
    1  当光伏发电站只有一段发电母线时，宜由外部电网引接电源。当外部电网距离较远时，经技术经济比较合理时，可设置柴油发电机作为备用电源。

    2  当发电母线为单母线分段接线时，可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。

    3  （此款删除）

    4  工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投入装置。
    5  光伏跟踪支架电动执行机构宜配置备用电源。

8.3.5  站用电变压器容量选择应符合下列要求：

    1  站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1倍。

    2  站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。

8.3.6  （此条删除）

8.4.1 大、中型光伏发电站应设直流电源系统向继电保护、信号、自动装置等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。
8.4.2 直流电源系统的电压可采用220V或110V。
8.4.3 直流电源系统的选择与设计应符合现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044的规定。

8.5.2  升压站66kV及以上配电装置应根据地理位置、气候条件、用地条件和经济合理性等因素选择户内或户外布置。在沿海、用地紧张及土石方开挖工程量大的地区宜采用户内配电装置；在内陆及不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。

8.5.3  10kV～35kV配电装置宜采用成套式高压开关柜配置型式。
    对沿海、海拔高度2000m及以上、污秽严重及土石方开挖工程量大的地区，当技术经济合理时，66kV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；在内陆及荒漠地区可采用装配式配电装置。
8.5.4  当技术经济合理时，光伏发电站升压站或开关站的35kV及以下配电装置宜采用预制舱式。

8.6.2  无功补偿装置的性能应符合现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321的规定。

8.6.3  无功补偿装置设备的型式宜选用成套设备。

8.6.4  无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验，可采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。

8.7.2  光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合国家现行标准《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866、《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865和《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T5136的规定。

8.7.3  大、中型光伏发电站的电气二次设备应布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，并留有备用屏位。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。

8.7.4  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他重要设备的启动及停止等元件应在控制室内监控。

8.7.5  光伏发电站内的电气元件保护应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》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。

8.7.6  光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。光伏发电单元就地升压变的高、低压主开关宜具备就地和远方控制功能。

8.7.7  （此条删除）

8.7.8  （此条删除）

8.7.9  光伏发电站交流不间断电源装置的设置应符合下列要求：
    1  升压站或开关站内的交流不间断电源应合并设置，交流不间断电源的持续供电时间不应低于2h。
    2  各光伏发电单元宜分单元配置交流不间断电源，交流不间断电源的持续供电时间不应低于0.5h。
    3  升压站或开关站内配有直流电源系统时，宜采用一体化电源，交流不间断电源装置不单独配置蓄电池。

8.8.2  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的规定。

8.8.3  光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金属构件。

8.8.4  光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。
8.8.5  光伏组件、组件支架的接地应符合下列要求：
    1  组件金属边框与金属支架之间应有可靠的接地连接措施。
    2  金属支架可先与临近的其他金属支架进行等电位连接，组成接地群后再与接地网连通，每个支架群与接地网的接地点不应少于两个。
    3  当采用非金属组件支架时，组件金属边框应先接地互连，后在支架两端通过引下线与接地网可靠连接。
8.8.6  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。
8.8.7  水上光伏电站的接地宜沿支架或支座基础引至水下土壤，或沿通道引至岸边接地。
8.8.8  光伏方阵接地网与升压站接地网相连时，光伏方阵接地网应满足升压站接地故障时的接触电位差、跨步电位差要求。

8.9.2  集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类及以上阻燃电缆；建筑光伏发电系统电缆应采用C类及以上阻燃电缆，电力电缆宜选择铜导体。

8.9.3  光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。

8.9.4  电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆宜分开排列，当采用直埋敷设时，应选用铠装电缆或采取穿管保护。

8.9.5  电缆沟不得作为排水通路。

8.9.6  远距离传输时，网络电缆宜采用光纤电缆。
8.9.7  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挡影响。
8.9.8  与农业、牧业相结合的光伏发电站、水上光伏发电站的电缆敷设应符合下列要求：
    1  汇流箱和逆变设备之间的电缆采用电缆桥架或电缆线槽敷设时，电缆桥架、电缆线槽的设置应便于通行、种植和养殖作业。
    2  电缆采用直埋敷设时，耕作区直埋电缆深度不宜小于1000mm。
    3  采用固定式方阵基础的水上光伏发电站，位于水面区域的电缆宜采用电缆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。
    4  漂浮式水上光伏发电站光伏方阵与陆上连接段的电缆宜固定在浮体上呈蛇形敷设，且应满足伸缩要求。位于水面区域的电缆应具有防水、抗紫外光能力。
8.9.9  光伏发电站中电气设备电缆出线孔与地面之间需要设置电缆保护管或保护槽盒。

9.1.2  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。

9.1.3  光伏发电站应具有相应的继电保护功能。

9.1.4  通过35kV及以上电压等级并网的光伏发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，并应符合电网安全运行对电力通信的要求；通过10kV及以下电压等级并网的光伏发电站宜具备数据上报能力。
9.1.5  与电力调度机构之间进行数据通信的光伏发电站的电力监控系统安全防护应符合现行国家标准《光伏发电站监控系统技术要求》GB/T31366和国家有关电力监控系统安全防护的规定。

9.2.2  （此条删除）
9.2.2A  通过10kV电压等级接入用户侧电网以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电系统应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865和《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的规定。

9.2.3  （此条删除）

9.2.4  （此条删除）

9.2.5  （此条删除）

9.2.6  （此条删除）

9.3.2  （此条删除）

9.3.3  通过380V电压等级接入电网，以及通过10kV电压等级用户侧并网的光伏发电站的防孤岛及继电保护装置应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的规定。有计划性孤岛要求的光伏电站，应配置频率、电压控制装置。

9.3.4  通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站的继电保护装置应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的规定。

9.3.5  在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。

9.3.6  接入66kV及以上电压等级电网的光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够向电力调度部门进行数据传送。

9.4.2  通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站计算机监控系统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。

9.4.3  光伏发电站向电力调度部门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：

    1  遥测量应包括下列内容： 

        1）发电总有功功率和总无功功率。

        2）无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率。

        3）升压变压器高压侧有功功率和无功功率。

        4）双向传输功率的线路、变压器的双向功率。

        5）站用总有功电能量。

        6）光伏发电站的电压、电流、频率、功率因数。

        7）大型光伏发电站的辐照强度、温度等。

        8）光伏发电站的储能容量状态。

    2  遥信量应包括下列内容：

        1）并网点断路器的位置信号。

        2）有载调压主变分接头位置。

        3）逆变器、变压器和无功补偿设备的断路器位置信号。

        4）事故总信号。

        5）出线主要保护动作信号。

9.4.4  电力调度部门根据需要可向光伏发电站传送下列遥控或遥调命令：

    1  并网线路断路器的分合。

    2  无功补偿装置的投切。

    3  有载调压变压器分接头的调节。

    4  （此款删除）

    5  光伏发电站的功率调节。

9.4.5  通过35kV及以上电压等级并网且额定容量在40MW及以上的光伏发电站应配置同步相量测量单元（PMU）装置。

9.4.6  通过10kV电压等级接入用户侧电网以及通过380V电压等级接入电网的光伏发电站可根据当地电网实际情况对自动化设备进行适当简化。

9.5.2  站内通信应符合下列要求：

    1  光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信。

    2  大、中型光伏发电站为满足生产调度需要，宜设置生产程控调度交换机，统一供生产管理通信和生产调度通信使用。

    3  大、中型光伏发电站内通信设备所需的交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同站用电母线段的双回路交流电源供电。

    4  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，在交流电源失电后能维持放电不小于1h。

    5  光伏发电站可不单独设置通信机房，通信设备宜与线路保护、调度自动化设备共同安装于同一机房内。

9.5.3  系统通信应符合下列要求：

    1  光伏发电站应装设与电力调度部门联系的专用调度通信设施。通信系统应满足调度自动化、继电保护、安全自动装置及调度电话等对电力通信的要求。

    2  通过10kV接入公共电网的光伏发电站至电力调度部门应配置一路通信通道，通过35kV及以上电压等级并网的光伏发电站至电力调度部门应有两个相互独立的调度通道，其中通过110kV（66kV）及以上电压等级接入电网的光伏发电站至少一个通道应为光纤通道。

    3  光伏发电站与电力调度部门之间通信方式和信息传输应满足当地电力调度的要求。

9.6.2  光伏发电站应配置具有通信功能的电能计量装置和相应的电能量采集装置。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。

9.6.3  光伏发电站电能计量装置采集的信息应接入电网的电能信息采集系统。

10.1.2  建筑设计应根据规划留有扩建的空间。

10.1.3  光伏一体化的建筑应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，使之成为建筑的有机组成部分。与光伏发电系统相结合的建筑设计应为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供承载条件和空间，并应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的规定。

10.1.4  （此条删除）

    1  满足设备布置、安装、运行和检修的要求。

    2  满足内外交通运输的要求。

    3  满足站房结构布置的要求。

    4  满足站房内采暖、通风和采光要求。

    5  满足防水、防潮、防尘、防噪声要求。

    6  建筑造型与场地协调，布置合理，适用美观。

10.2.2  建筑物节能设计应满足建筑功能和使用质量的要求，并应符合下列要求：

    1  满足建筑围护结构的基本热工性能。

    2  宜利用自然采光。

10.2.3  建筑物门窗应根据建筑物内通风、采暖和采光的需要合理布置，必要时可采用双层玻璃窗。

10.2.4  建筑物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。

10.2.5  建筑物应预留设备搬入口，设备搬入口可结合门窗洞或非承重墙设置。

10.2.6  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。

（此节删除）

10.4.2  建（构）筑物结构型式、地基处理方案应根据地基土质、建（构）筑物结构特点、施工条件和运行要求等因素，经技术经济比较后确定。

10.4.3  一般情况下，建筑的抗震设防烈度应采用根据中国地震动参数区划图确定的地震基本烈度。

10.4.4  结构构件应根据承载能力极限状态及正常使用极限状态的要求，进行承载能力、稳定、变形、抗裂、抗震验算。

10.4.5  与光伏发电系统相结合建筑的主体结构或结构构件应能够承受光伏发电系统传递的荷载。

10.4.6  光伏发电站的结构基础设计应依据岩土工程勘察报告等资料内容进行：

    1  有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度。

    2  场地范围内的地层结构及其均匀性，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  在抗震设防区划分的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；确定与设计要求相对应的地基承载力及变形计算参数，以及设计与施工应注意的问题。

    6  地下水、土壤腐蚀性。
    7  地基土冻胀性、湿陷性、膨胀性的评价。
    8  水上光伏发电站应明确项目所在水体的腐蚀性、丰水期和枯水期的水位等。

10.4.7  建筑结构及支架的基础应进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，采取相应的措施，且应符合国家现行标准《构筑物抗震设计规范》GB50191、《建筑地基基础设计规范》GB50007、《太阳能发电站支架基础技术规范》GB51101、《建筑桩基技术规范》JGJ94和《建筑地基处理技术规范》JGJ79等的规定。

10.4.8  当场地地下水位低、稳定持力层埋深大、需要冬季施工、地形起伏大或对场地生态恢复要求较高时，支架的基础可采用钢制螺旋桩、型钢桩

10.4.9  （此条删除）

10.4.10  （此条删除）

10.4.11  （此条删除）
10.4.12  水上光伏发电站的组件支架和设备基础应根据水文、工程地质和施工条件，经技术经济对比后确定。当采用固定式支架基础时，宜采用预制桩基础。

    1  应满足生产、生活和消防用水要求，且应符合现行国家标准《建筑给水排水设计规范》GB 50015的规定。

    2  应合理利用水资源和保护水体。各类废、污水应按水质分流排水，并应根据排放要求进行处理，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的规定。

11.1.2  给水水源的选择应根据水资源勘察资料和总体规划的要求，通过技术经济比较后确定。

11.1.3  生活饮用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的规定。

11.1.4  光伏组件清洗系统宜采用节水型设备，清洗用水宜为中性水。采用管道水清洗光伏组件时，设计水压应符合现行国家标准《室外给水设计规范》GB50013的规定。

11.1.5  寒冷及严寒地区，给水管设计时应设泄水装置。

11.2.2  累年日平均温度稳定低于或等于5℃的日数大于或等于90天的地区，当建筑物内经常有人停留、工作或对室内温度有一定要求时，应设置采暖设施。

11.2.3  供暖通风和空气调节室外空气计算参数的选用应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019和《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50736的规定。

11.2.4  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11.2.4的规定：

表11.2.4  建筑物冬季采暖室内计算温度

    注：采用阀控式密封铅酸电池组的蓄电池室，室内计算温度为15℃。

11.2.5  需设置采暖的建筑物，当其位于严寒地区或寒冷地区且在非工作时间或中断使用的时间内，室内温度需保持在0℃以上而利用房间蓄热量不能满足要求时，应按5℃设置值班采暖。

11.2.6  低温加热电缆辐射采暖宜采用地板式；低温电热膜辐射采暖宜采用顶棚式。

11.2.7  光伏发电站各类建筑应有良好的自然通风。当自然通风达不到室内空气参数要求时，可采用自然与机械联合通风、机械通风、局部空气调节等方式。通风系统应考虑防风沙措施。

11.2.8  当通风装置不能满足工艺对室内的温度、湿度要求时，主控制室、继电器室等应设置空气调节装置。在满足工艺要求的条件下，宜减少空气调节区的面积。当采用局部空气调节或局部区域空气调节能满足要求时，不应采用全室性空气调节。

11.2.9  逆变器室的通风及空气调节应符合下列要求：

    1  逆变器室的环境温度应控制在设备运行允许范围内。

    2  逆变器室应有通风设施，确保逆变器产生的废热能排离设备。 

    3  出风口的朝向应根据当地主导风向确定。

    4  进风口、出风口应有防尘、防雨设施。
11.2.10  11.2.10　通风和空气调节设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和《建筑防烟排烟系统技术标准》GB51251的规定。

12.1.2  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  光伏发电站应根据国家和地方环境保护行政主管部门的要求进行环境影响评价。

12.1.4  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。

12.2.2  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  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排放标准》GB 12348的规定。对逆变器及其他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现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T50087的规定。
12.2.4  水上光伏发电站的就地逆变升压单元采用油浸式变压器时，应采取防止变压器漏油对水环境造成污染的措施。

12.3.2  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，其他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。

13.0.2  光伏发电站的职业安全与职业病危害防护设施和各项措施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。

13.0.3  光伏发电站站区的配电间、逆变器室、变压器室、综合楼、库房、车库、作业场所等的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计均应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑内部装修设计防火规范》GB 50222、《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB 50229等标准的规定。

13.0.4  光伏发电站防爆设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058、《电力工程电缆设计标准》GB50217和《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065等标准的规定。

13.0.5  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；应设置防直击雷设施，并采取安全接地等措施。

    防电灼伤的设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计规范》DL/T5352、《建筑物防雷设计规范》GB50057、《3～110kV高压配电装置设计技术规范》GB50060、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064、《电气设备安全设计导则》GB/T25295的规定。

13.0.6  平台、走道、吊装孔等有坠落危险处，应设栏杆或盖板。需登高检查、维修及更换光伏组件处，应设操作平台或扶梯。

    防坠落伤害设计应符合现行国家标准《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083等标准的规定。

13.0.7  防暑、防寒、防潮设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019和《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50736的规定。
13.0.8  利用山地建设光伏发电站时，对山体地形较陡、土壤松动、有碎石滚落等区域，应采取安全防护措施。

表14.1.1  建（构）筑物火灾危险性分类及其耐火等级

注：1  当综合控制楼（室）未采取防止电缆着火后延伸的措施时，火灾危险性应为丙类。

    2  当将不同使用用途的变配电部分布置在一幢建筑物或联合建筑物内时，除另有防火隔离措施的，其建筑物火灾危险性分类及耐火等级应按火灾危险性类别高的确定。

    3  当电缆夹层电缆采用A类阻燃电缆时，其火灾危险性可为丁类。

14.1.2  建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。

14.1.3  电站内的建（构）筑物与电站外的民用建（构）筑物及各类厂房、库房、堆场、储罐之间的防火间距应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。

14.1.4  电站内的建（构）筑物及设备的防火间距不宜小于表14.1.4的规定。

表14.1.4  电站内的建（构）筑物及设备的防火间距（m）

注：1  建（构）筑物防火间距应按相邻两建（筑）物外墙的距离计算，如外墙有凸出的燃烧构件时，应从其凸出部分外缘算起。

    2  相邻两座建筑物两面的外墙为非燃烧体且无门窗、无外露的燃烧屋檐时，其防火间距可按本距离减少25％。

    3  相邻两座建筑两面较高一面的外墙如为防火墙时，其防火间距不限，但两座建筑物门窗之间的净距不应小于5m。

    4  生产建（构）筑物外墙5m以内布置油浸变压器或可燃介质电容器（无功补偿）等电气设备时，该墙在设备高度总高度加3m的水平线以下及设备外廓两侧各3m的范围内，不应设有门、窗、洞口；当建（筑）物外墙距设备外廓5m～10m时，在上述范围内的外墙可设甲级防火门，设备高度以上可设防火窗，其耐火极限不应小于0.90h。

14.1.5  控制室室内装修应采用不燃材料。 

14.1.6  设置带油电气设备的建（构）筑物与贴邻或靠近该建（构）筑物的其他建（构）筑物之间必须设置防火墙。

14.1.7  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，应设回车场地或回车道。消防车道宽度及回车场的面积应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。

14.2.2  当油量为2500kg及以上的屋外油浸变压器或油浸电抗器之间的防火间距不能满足本标准表14.2.1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1m。
14.2.2A  油量为1000kg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；当不能满足上述要求时，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0.5m。

14.2.3  油量为2500kg及以上的屋外油浸变压器、油浸电抗器与油量为600kg以上的其他充油电气设备之间的防火间距不应小于5m；油量为2500kg以下的屋外油浸变压器、油浸电抗器与其他充油电气设备之间的防火间距不应小于3m。当不能满足要求时，应设置防火墙。防火墙的高度应高于变压器油枕顶部0.3m，其长度不应小于变压器的储油池两侧各0.5m。

14.2.4  （此条删除）
14.2.4A　35kV以上屋内配电装置应安装在有不燃烧实体墙的间隔内，不燃烧实体墙的高度不应低于配电装置中带油设备的高度。35kV及以下屋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。总油量超过100kg的屋内油浸变压器应设置单独的变压器室。

14.2.5  屋内单台总油量为100kg以上的电气设备应设置贮油或挡油设施。挡油设施的容积宜按油量的20％设计，并应设置将事故油排至安全处的设施。当不能满足上述要求时，应设置能容纳全部油量的贮油设施。

14.2.6  屋外单台油量为1000kg以上的电气设备应设置贮油或挡油设施，其容积宜按设备油量的20％设计，并能将事故油排至总事故贮油池。总事故贮油池的容量应按其接入的油量最大的一台设备确定，并设置油水分离装置。当不能满足上述要求时，应设置能容纳相应电气设备全部油量的贮油设施，并设置油水分离装置。
    贮油或挡油设施应大于设备外廓每边各1m。
14.2.6A  光伏方阵区域的室外单台油量为1000kg以上的箱式变压器或逆变一体机等预装式变电站设备，应设置能容纳相应电气设备全部油量的事故贮油池或事故贮油箱。

14.2.7  贮油设施内应铺设卵石层，其厚度不应小于250mm，卵石直径宜为50mm～80mm。
14.2.8  至总事故贮油池的事故排油管的内径不宜小于150mm，管道入口处应加装铁栅滤网。

14.3.2  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100m处。

    4  电缆沟道分支引接处。

    5  控制室与电缆夹层之间。

（此节删除）

    当电站内的建筑物满足耐火等级不低于二级，建筑物单体体积不超过3000m3且火灾危险性为戊类时，可不设置消防给水系统。

14.5.2  光伏发电站同一时间内的火灾次数应按一次确定。

14.5.3  光伏发电站消防给水量应按火灾时一次最大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算。

14.5.4  含逆变器室、就地升压变压器的光伏方阵区不宜设置消防水系统。

14.5.5  除采用水喷雾主变压器消火栓的光伏电发站之外，光伏电发站屋外配电装置区域可不设置消火栓。

14.5.6  电站室外消火栓用水量不应小于表14.5.6的规定。

表14.5.6  室外消火栓用水量（L/s）

注：1  室外消火栓用水量应按消防用水量最大的一座建筑物计算；

    2  当变压器采用水喷雾灭火系统时，变压器室外消火栓用水量不小于10L/s。

14.5.7  电站室内消火栓用水量不应小于表14.5.7的规定。

表 14.5.7 室内消火栓用水量（L/s）

14.5.8  光伏发电站内建（构）筑物符合下列条件时可不设室内消火栓：

    1  耐火等级为一、二级且可燃物较少的单层和多层的丁、戊类建筑物。

    2  耐火等级为三级且建筑体积小于3000m3的丁类建筑物和建筑体积不超过5000m3的戊类建筑物。

    3  室内没有生产、生活用水管道，室外消防用水取自储水池且建筑体积不超过5000m3的建筑物。

14.5.9  消防管道、消防水池的设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。

14.5.10  单台容量为125MV&middot;A及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫灭火喷雾系统或其他固定式灭火系统装置。其他带油电气设备宜采用干粉灭火器。当油浸式变压器布置在地下室时，宜采用固定式灭火系统。

14.5.11  当油浸式变压器采用水喷雾灭火时，水喷雾灭火系统的设计应符合现行国家标准《水喷雾灭火系统设计规范》GB 50219的规定。

14.5.12  光伏发电站的建（构）筑物与设备火灾类别及危险等级应符合表14.5.12的规定：

表14.5.12  建（构）筑物与设备火灾类别及危险等级

14.5.13  灭火器的设置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的规定。

14.5.14  大型或无人值守的光伏发电站在综合控制楼（室）、配电装置楼（室）、继电器间、可燃介质电容器室、电缆夹层及电缆竖井处应设置火灾自动报警系统。

14.5.15  电站主要建（构）筑物和设备火灾探测报警系统应符合表14.5.15的规定：

表 14.5.15 主要建（构）筑物和设备火灾探测报警系统

14.5.16  火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。

14.5.17  消防控制室应与电站主控制室合并设置。

    1  消防水泵、火灾探测报警、火灾应急照明应按Ⅱ类负荷供电。

    2  消防用电设备采用双电源或双回路供电时，应在最末一级配电箱处自动切换。

    3  应急照明可采用蓄电池作备用电源，其连续供电时间不应小于20min。

14.6.2  火灾应急照明和疏散标志应符合下列要求：

    1  电站主控室、配电装置室和建筑疏散通道应设置应急照明。

    2  人员疏散用的应急照明的照度不应该低于0.5 lx，连续工作应急照明不应低于正常照明照度值的10％。

    3  应急照明灯宜设置在墙面或顶棚上。

（此附录删除）

（此附录删除）

1  为便于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：

    正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；

    2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：

    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：

    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，采用“可”。

2  条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

    《建筑地基基础设计规范》GB 50007

    《建筑结构荷载规范》GB 50009

    《建筑抗震设计规范》GB 50011

    《建筑给水排水设计规范》GB 50015

    《建筑设计防火规范》GB50016

    《钢结构设计规范》GB 50017

    《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019

    《建筑抗震鉴定标准》GB 50023

    《建筑物防雷设计规范》GB 50057

    《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058

    《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060

    《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116

    《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140

    《工业建筑可靠性鉴定标准》GB 50144

    《构筑物抗震设计规范》GB 50191

    《电力工程电缆设计规范》GB 50217

    《水喷雾灭火系统设计规范》GB 50219

    《建筑内部装修设计防火规范》GB 50222

    《并联电容器装置设计规范》GB 50227

    《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229

    《民用建筑可靠性鉴定标准》GB 50292

    《入侵报警系统工程设计规范》GB 50394

    《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395

    《出入口控制系统工程设计规范》GB 50396

    《工业企业噪声控制设计规范》GBJ 87

    《电气设备安全设计导则》GB/T 25295

    《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083

    《生活饮用水卫生标准》GB 5749

    《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451

    《污水综合排放标准》GB 8978 

    《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T 10228

    《电能质量  供电电压偏差》GB/T 12325

    《电能质量  电压波动和闪变》GB/T 12326

    《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348

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

    《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285

    《电能质量  公用电网谐波》GB/T 14549

    《电能质量  三相电压不平衡》GB/T 15543

    《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB 20052

    《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790

    《建筑地基处理技术规范》JGJ 79

    《建筑桩基技术规范》JGJ 94

    《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102

    《建筑抗震加固技术规程》JGJ 116

    《电业安全工作规程》DL 408

    《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448

    《电力系统通信管理规程》DL/T 544

    《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T 598

    《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620

    《交流电气装置的接地》DL/T 621

    《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T 5044

    《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T 5136

    《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137

    《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222

    《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352

    《地面气象观测规范》QX/T 55