顺德区建筑太阳能光伏系统设计导则(试行).doc

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1、顺德区建筑太阳能光伏系统设计导则（试行本）2011年4月前 言 根据顺德区推广使用太阳能光伏系统的要求，导则编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参照有关国际标准和国内先进标准，反复讨论修改，制定本导则。本导则的主要技术内容是：1 总则；2 术语；3 一般规定；4系统分类； 5 系统设计；6 配电电气系统；7 系统接入；8 储能系统设计；9 环境保护及安全防护；10 光伏系统投资经济分析。本导则由佛山市顺德区国土城建和水利局负责组织编制和管理，由中国建筑设计研究院负责具体技术内容的解释。在执行过程中如有修改或补充之处，请将意见或有关资料寄送中国建筑设计研究院（地址：北京市西城区车公庄大街19

2、号，邮编：，邮箱shundedaoze），以便修订时参考。本导则主编部门：佛山市顺德区国土城建和水利局本导则批准部门：广东省住房和城乡建设厅佛山市顺德区人民政府本导则主编单位：中国建筑设计研究院中国可再生能源学会太阳能建筑专业委员会本导则参编单位：顺德中山大学太阳能研究院中山大学太阳能系统研究所伟景太阳能科技有限公司北京市计科能源新技术开发公司本导则主要起草人：沈 辉 郑寿森 孙韵琳 周 勋 叶东嵘 陈 跃 张晓泉 王路成 刘 芳 本导则主要审核人：范长英 欧阳杞 刘力行 何喜军 杨 权 肖 俊廖启行 韩金萍 郭天宇 许弟春 吕剑虹 张 磊 刘树军 周彝馨 徐佩清 黄 芳 李 享 龚正宇 黄

3、钢 蔡锦辉 陈小琼 邹雯莉 左英志 郑永民 曾祖勤 何湛邦 黄家宽 本导则主要审定人：杨小晶 陈仲贤 徐守堂 黄杰光目 次前 言11 总则12 术语23 一般规定43.1 基本要求43.2 主要设备选择43.3 系统性能44 系统分类85 系统设计105.1 太阳辐射数据及气象信息105.2 地质、地貌或建筑物条件105.3 常用光伏系统的组成115.4 光伏系统的设备性能要求115.5 光伏电池方阵的设计115.6 方阵支架的设计及计算原则115.7 逆变器的选型原则115.8 监控系统设计原则125.9 直流侧电缆设计126 配电电气系统136.1 光伏发电机房的设计要求与原则136.2

4、变压器的选用原则146.3 并网配电装置的设计要求157 系统接入177.1 光伏系统与公共电网并网的要求177.2 光伏系统与公共电网之间的隔离措施177.3 光伏系统应该具有自动检测功能和并网切断功能177.4 光伏系统无功补偿的标准及要求177.5 通信与电能计量的要求188 储能系统设计198.1 储能装置的选用与储能系统设计198.2 充电设备的选用原则199 环境保护及安全防护219.1 环境保护219.2 安全防护2110. 光伏系统投资经济分析2210.1 投资估算2210.2 发电量估算2310.3 电价费效比2410.4 投资收益率分析24本导则用词说明25引用标准名录26

5、条文说明271 总 则1.0.1为推动太阳能光伏系统（简称光伏系统）在顺德区建筑中的应用，指导太阳能光伏系统设计，制定本导则。1.0.2 本导则规定了光伏发电系统的并网方式、电能质量、安全保护和安装要求。本导则适用于通过静态变换器（逆变器）用户以低压方式与公共电网连接的所有光伏发电系统（包括顺德地区民用建筑中的光伏发电系统和在地面安装的光伏发电站等）。光伏系统中大于1000V电压并网的相关部分，也可参照本标准。1.0.3 光伏系统接入公用电网除应符合本导则要求外，还应符合现行国家的有关法律法规和广东省电力行业相关标准及规定。2 术 语2.0.1 太阳能光伏系统 solar photovolta

6、ic (PV) system利用太阳电池的光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。简称光伏系统。2.0.2 电网 grid输电、配电的各种装置和设备、变电站、电力线路或电缆的组合。它把分布在广阔地域内的发电厂和用户联接成一个整体，把集中生产的电能配送到众多个分散的电能用户。在本标准中特指供电区电力变压器次级输出到用户端的输电网络。2. 0.3 电网保护装置 protection device for grid监测光伏系统并网的运行状态，在技术指标越限情况下将光伏系统与电网安全解列的装置。2. 0.4 并网接口 utility interface 光伏系统与电网配电系统之间相互联接的公共连

7、结点。2. 0.5 孤岛效应 islanding effect电网失压时，并网光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。2. 0.6 并网逆变器 grid-connected inverter将来自太阳电池方阵的直流电流变换为符合电网要求的交流电流的装置。2. 0.7 光伏系统有功功率 active power of PV power station光伏系统输出的总有功功率。2. 0.8 光伏系统无功功率reactive power of PV power station光伏系统输出的总无功功率。2. 0.9 光伏系统功率因数 power factor of PV power s

8、tation由光伏系统输出的总有功功率与总无功功率计算而得到的功率因数。一段时间内的平均功率因数（PF）计算公式为：式中： 光伏系统输出的总有功功率（kWh）； 光伏系统输出的总无功功率(kvarh)。2. 0.10 公共连接点 point of common coupling光伏系统与所接入的电力系统的连接处。2. 0.11 独立光伏系统 stand-alone PV system 不与公共电网联接的光伏系统。也称离网光伏系统。2. 0.12 并网光伏系统 grid-connected PV system与公共电网联接的光伏系统。2. 0.13光伏建筑一体化 building integra

9、ted photovoltaic (BIPV)在建筑上安装光伏系统，并通过专门设计，实现光伏系统与建筑的良好结合。3 一般规定3.1 基本要求3.1.1 与建筑物相结合的光伏系统，其光伏组件设计应符合光伏（PV）组件安全鉴定第一部分：结构要求GB/T20047.1规定的应用等级A的要求。3.1.2 地面建设项目应不影响公共用地、农田、鱼塘、耕地等。3.2 主要设备选择3.2.1光伏组件应符合光伏（PV）组件安全鉴定第一部分：结构要求 GB/T20047.1的产品安全要求。3.2.2光伏组件应符合地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 GB/T9535或地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型GB/T189

10、11的要求。3.2.3户用控制柜应符合家用和类似用途电器的安全第1部分：通用要求GB4706.1的要求。3.2.4 并网逆变器应符合国标规定的各项技术性能参数要求。3.2.5 铅酸蓄电池应符合储能用铅酸蓄电池GB/T 22473的要求；锂离子蓄电池应符合相关国标的各项技术性能能要求。3.3 系统性能3.3.1输出电压：光伏系统中的逆变器输出电压应与当地电网电压相匹配。正常运行时，并网型光伏系统与电网接口处的电压允许偏差应符合电能质量 供电电压偏差GB/T12325的规定。三相并网型光伏系统输出电压的允许偏差为额定电压的，单相电压的允许偏差为额定电压的、。3.3.2输出频率：并网型光伏系统应与电

11、网同步运行。光伏系统的频率允许偏差应符合电能质量电力系统频率偏差GB/T15945的规定，即偏差值允许在50Hz。3.3.3谐波和波形畸变：谐波电压和电流的允许水平取决于配电系统的特性、供电类型、所连接的负载/设备，以及电网的现行规定。并网型光伏系统的输出电流应有较低的电流畸变，以确保不会对连接到电网的其他设备造成不利影响。总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%，各次谐波应限制在表3.3.3-1、表3.3.3-2所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。表3.3.3-1 奇次谐波电流畸变限值奇次谐波畸变限值3次到9次11次到15次17次到21次23次到33次表3.3.3

12、-2 偶次谐波电流畸变限值偶此谐波畸变限值2次到8次10次到32次注：由于电压畸变会导致更严重的电流畸变，致使谐波的测试很困难。注入谐波电流不应包括任何由未连接光伏系统电网上的谐波电压畸变引起的谐波电流。满足上述要求的型式试验逆变器应视为符合条件，不需要作进一步的测试。3.3.4 功率因数（PF）：当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数应不小于0.9。3.3.5 直流分量：光伏系统在并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%。3.3.6 电压不平衡度：光伏系统并网运行（仅对三相输出）时，并网点的三相电压不平衡度不应超过电能质量 三相不平衡度GB

13、/T15543规定的数值，允许值为2%，短时不得超过4%。3.3.7 电压波动和闪变：并网型光伏发电系统在公共连接点引起的电压波动和电压闪变应满足电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326的要求。3.3.8 安全和保护：光伏系统在电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应的并网保护功能：1 过/欠电压保护：当电网接口处电压超出3.3.1规定的电压范围时，光伏系统应停止向电网送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。本导则中述及到的所有系统电压均指当地标称电压。系统应能检测到异常电压并作出反应。电压的均方根值在电网接口处测量，应满足表3.3.8的条件。表3.3.8 异常电压的响应电压（电

14、网接口处）最大分闸时间0.1s2.0s继续运行2.0s0.05s最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。主控与监测电路应切实保持与电网的连接，从而继续监视电网的状态，使得“恢复并网”功能有效。主控与监测的定义参见GB/T18479。2 过/欠频率：当电网接口处频率超出3.3.2规定的频率范围时，过/欠频率保护应在0.2s内动作，将光伏系统与电网断开。3 短路保护：光伏系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s以内将光伏系统与电网断开。4 防雷和接地：光伏系统和并网接口设备的防雷及接地应符合光伏(PV)发电系统过电保护SJ/T

15、11127中的规定。5 防孤岛效应：当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。光伏系统应各设置至少一种主动和被动防孤岛效应保护。主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏移、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛效应主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。当电网失压时，防孤岛效应在2s内动作，将光伏系统与电网断开。注：光伏系统与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。6 恢复并网：由于超限状态导致光伏系统停止向电网送电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围的20s到5min内，光伏系统不应向电网送电。7 隔离与

16、开关：在光伏系统对电网连接的开关柜中应提供手动和自动的断路开关，断路开关应采用可视断点的机械开关。8 逆向功率保护：系统在不可逆流的并网方式下工作，当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.5s 2s内将光伏系统与电网断开。3.3.9有功功率控制：并网型光伏系统在下列特定的情况下，光伏系统需要根据电力系统调度中心的指令控制其输出的有功功率。500kWp 以下的光伏系统不需要该条功能。一般逆变器本身不具备该条功能。在下列特定的情况下，光伏系统需要根据电力系统调度中心的指令控制其输出的有功功率：1 光伏系统能够接受电力系统调度中心发出的有功功率控制信号，并进行相应

17、的有功功率控制；2 电网故障时，需要降低光伏系统发出的有功功率，确保电力系统稳定运行；3 当电力系统调频能力不足时，需要限制光伏系统的功率变化率（MW/min）；4 当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，则需降低光伏系统输出的有功功率。3.3.10最大功率变化率：总装机容量大于400kWp的光伏系统应具有调整输出功率的最大功率变化率的能力。最大功率变化率应根据光伏系统所接入电力系统的电网状况、光伏系统运行特性及其技术性能指标确定。3.3.11停机：除发生电气故障或接收来自于电力系统调度中心的指令外，光伏系统同时切除的功率应在电网允许的范围内。3.3.12 晶体硅太阳电池组件光电转化效率应

18、大于14%，非晶硅光伏电池组件光电转化效率应大于6%，光伏组件正常条件下的使用寿命不低于25年。3.3.13 数据监测系统：监测的各类数据中应包含电压、电流、功率、瞬时并网电量、发电功率、日发电量和总发电量，宜有环境参数和减排数据等。4 系统分类4.0.1 并网系统中根据光伏系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，光伏系统可分为可逆流型光伏系统和不可逆流型光伏系统。1 逆流型光伏发电系统：允许通过供电变压器向公用电网馈电的光伏系统；2 非逆流型光伏发电系统：不允许通过供电变压器向公用电网馈电的光伏系统。4.0.2 并网系统按是否有储能装置分为储能型光伏发电系统和非储能型光伏发电系统。1储

19、能型光伏发电系统：配置储能装置的光伏发电系统；2非储能型光伏发电系统：没有配置储能装置的光伏发电系统。4.0.3 并网系统按容量大小分为小型系统、中型系统、大型系统。 1小型系统：总装机容量小于100kWp； 2中型系统：总装机容量100kWp-1MWp； 3大型系统：总装机容量1MWp及以上。4.0.4 并网型光伏系统按并网接口可分为单相光伏并网系统和三相光伏并网系统。4.0.5 根据光伏系统安装场地及与建筑结合的形式，在建筑物外墙或其它明显位置放置光伏系统指示牌，通过该指示牌应能清楚的反映出电站的安装形式。4.0.6 指示牌可分为地面安装、屋顶倾斜安装、斜屋顶安装、阳台遮阳安装、光伏幕墙安

20、装和平铺式屋顶安装方式。图4.0.6-14.0.6-6分别为以上六种安装方式的指示牌： 图4.0.6-1 地面安装标识 图4.0.6-2屋顶倾斜安装标识 图4.0.6-3斜屋顶安装标识 图4.0.6-4阳台遮阳安装标识 图4.0.6-5光伏幕墙安装标识 图4.0.6-6平铺式屋顶安装标识5 系统设计5.1 太阳辐射数据及气象信息5.1.1 根据顺德地区的纬度及太阳辐射数据，固定式安装方式采用17o作为最佳安装倾角，同时方位角尽可能小，最佳为0o，即朝向正南方向安装。若为光伏建筑一体化项目，可以不按此规定。5.1.2 顺德地区近十年平均水平面太阳总辐射数据见表5.1.2：表5.1.2 顺德地区近

21、十年平均水平面太阳总辐射月份日平均总辐射（kWh/m2）1月2.382月2.363月2.204月2.785月3.446月3.627月4.168月3.889月3.9310月3.7511月3.2112月2.90年均3.22（数据来源：NASA）5.2 地质、地貌或建筑物条件5.2.1 建筑设计应与光伏发电系统设计紧密结合，并应根据不同的区域、地理位置、环境及规划要求，合理选择预留安装光伏发电系统的位置。5.2.2 建筑体型及空间组合应与光伏发电系统紧密结合，并为光伏组件接收较多的太阳能创造条件。建筑设计宜满足光伏组件在冬至日9:0015:00时段内至少有3小时光照不受遮挡的要求。5.2.3 建筑物

22、周围的环境景观、绿化种植和设施，应避免对光伏组件造成遮挡。5.3 常用光伏系统的组成5.3.1 独立光伏系统由光伏组件、直流配电柜、充放电控制器、独立逆变器、储能装置、监控系统、连接电缆等部分构成。5.3.2 并网光伏系统：光伏组件、直流配电柜、并网逆变器、交流配电柜、监控系统、连接电缆等部分构成。5.4 光伏系统的设备性能要求5.4.1 光伏发电系统的设备，应符合国家对电子产品有毒有害物质控制的规定，产品应通过国家认证认可机构的认证，并注明已达到国家控制的有毒有害物质含量规定和环保使用期限标识。5.4.2 热镀锌金属支架的镀层厚度（单面）须大于50微米，使用寿命大于25年。金属支架、金属连接

23、件、光伏线缆等在系统寿命期结束时应进行回收。5.4.3 光伏方阵接线箱、光伏发电系统接线箱和断路器及防雷等应符合低压成套开关设备和控制设备GB7251.1规定要求。5.5 光伏电池方阵的设计5.5.1 光伏电池方阵的布置应结合建筑形式，合理设置倾角和方位角，避免被遮挡。5.5.2 组件的串接数（Ns）：应根据并网逆变器的最大功率跟踪控制范围内的直流工作电压来确定。1 当光伏组件处在最高工作温度工作时，组件串的最大功率输出电压应大于逆变器最大功率跟踪控制范围内的最小电压；2 当光伏组件处于最低工作温度时，组件串的最大功率输出电压应小于逆变器的最大功率控制范围内的最大工作电压。3 组件串联最高开路

24、电压（Voc）应不大于逆変器规定的最高直流输入电压（Vdc）。5.6 方阵支架的设计及计算原则5.6.1 光伏支架的设计须考虑该地区的历史最大风速等因素，并且要充分考虑支架与屋顶或地面的连接强度，达到抗震烈度7度的要求。5.6.2 光伏支架设计须进行抗风压计算，并且静荷载和动荷载分别计算。5.7 逆变器的选型原则5.7.1 逆变器应通过国家规定的相应认证。5.7.2 并网逆变器最大转换效率94%，平均无故障时间5年，使用寿命20年。5.7.3 独立逆变器最大效率85%，平均无故障时间3年，使用寿命12年。5.7.4 并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定，并网逆变器的数量应根

25、据光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量确定；独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率、最大浪涌功率及负荷性质等因素确定。5.7.5 并网逆变器的选择还应遵循以下原则：1、并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；2、逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能；3、不带工频隔离变压器的并网逆变器应具备直流检测功能；4、无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能；5、并网逆变器应具有并网保护装置，与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；6、并网逆变器的选择应满足高效、节能、环保的要求。5.8 监控系统设计原则5.8.1 50kWp以

26、上光伏系统，宜配置监控系统。5.8.2 监控系统的设计要以经济实用为原则，监控的内容主要包括风速、环境温度、组件温度、太阳辐射、逆变器实时功率、累计发电量、发电效率等。5.8.3 监控系统的构成主要为风速仪、温度传感器、太阳辐射仪和监控电脑等，为监控电脑可以实时储存监控数据，并能够方便用户导出历史数据，历史数据可通过刻录光盘备份，应至少能保存至系统拆除为止。5.9 直流侧电缆设计5.9.1 组件串和光伏方阵电缆的长期使用设计载流量，应不低于组件串或方阵标准测试条件下的短路电流的1.25倍。5.9.2 直流侧总电缆的长期使用设计载流量应不低于光伏发电系统短路电流的1.25倍。5.9.3 直流电缆

27、的载流量设计应满足组件供应商产品说明书的要求。6 配电系统6.1 光伏发电机房的设计要求与原则6.1.1 电房选址应符合以下要求：1 接近光伏发电场中心；2 进出线方便；3 接近电源侧；4 设备运输方便； 5 不应设在有剧烈振动或高温的场所； 6 不宜设在多尘或有腐蚀性气体的场所，当无法远离时不应设在污染源盛行风向的下风侧； 7 不应设在厕所、浴室或其他经常积水场所的正下方，且不宜与上述场所相贴邻； 8 不应设在有爆炸危险环境的正上方或正下方且不宜设在有火灾危险环境的正上方或正下方，当与有爆炸或火灾危险环境的建筑物毗连时应符合现行国家标准爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058的规定；

28、 9 不应设在地势低洼和可能积水的场所；10 不应设在公共活动场所，特别是小孩可以接触到的地方。6.1.2 装有可燃性油浸电力变压器的变电所不应设在三、四级耐火等级的建筑物内，当设在二级耐火等级的建筑物内时建筑物应采取局部防火措施。 6.1.3 多层建筑中装有可燃性油的电气设备的配变电所应设置在底层靠外墙部位，且不应设在人员密集场所的正上方、正下方和贴邻疏散出口的两旁。6.1.4 高层主体建筑内不宜设置装有可燃性油的电气设备的配电所和变电所，当受条件限制必须设置时应设在底层靠外墙部位，且不应设在人员密集场所的正上方、正下方和贴邻疏散出口的两旁，并应按现行国家标准高层民用建筑设计防火规范GB50

29、045有关规定采取相应的防火措施。6.1.5 变电所内门、百叶窗等均应采用不锈钢或铝合金制作，变配电所设在自然通风条件不良处应配置通风机进行机械通风，以确保电房内温升维持在一定水平。6.1.6 变配电房内各门口均应设置防鼠挡板、窗户宜设置成百叶窗，以防止蛇、老鼠等小动物进入。6.1.7 变配电所内必须配置必要的应急灯、灭火器等消防器材，配电装置长度大于6m时，其柜、屏、后通道应设两个出口，低压配电装置两个出口间的距离超15m时，应增加出口。6.1.8 变电房内应配置必备的绝缘操作工具及警示、标识牌及与安全操作相关的操作规程和操作导则、安装系统模拟图版。6.2 变压器的选用原则6.2.1 选用变

30、压器应以变压器整体的可靠性为基础，综合考虑技术的先进性和合理性，结合损耗评价的方式提出技术经济指标，同时还要考虑可能对系统安全运行、运输和安装空间方面的影响。在选用变压器时应明确变压器应符合的标准(国家标准、行业标准、国际标准和国外标准)名称和代号。6.2.2 接线方式：光伏升压变压器一般采用“Y-”即“低压侧为星形，高压侧为三角形”的接线方式，有效隔离直流分量及谐波。6.2.3 额定容量的确定：变压器的额定容量是指输入到变压器的视在功率值(包括变压器本身吸收的有功功率和无功功率)，选择变压器容量时应按相应的标准(三相油浸式电力变压器的技术要求和参数GB/T6451、油浸式电力变压器技术参数和

31、要求 500kV级GB/T16274 、发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求JB/T2426 及干式电力变压器技术参数和要求GB/T10228) 应采用优先数和优先数系GB321中的R10优先系数。6.2.4 光伏升压变压器的额定容量一般由光伏系统的额定功率确定，一般负荷运行在变压器总容量80- 85较为合适，负荷总容量不得大于变压器的总容量。6.2.5 绝缘水平是指变压器能够承受住运行中各种过电压与长期最高工作电压作用的水平。油浸式电力变压器的绝缘水平按电力变压器GB1094.3、高压输变电设备的绝缘配合GB311.1 及电力变压器绝缘水平和绝缘试验GB/T10237 的规定；干式电力

32、变压器绝缘水平按干式电力变压器GB6450 、高压输变电设备的绝缘配合GB311.1 及电力变压器绝缘水平和绝缘试验GB/T10237 的规定；当变压器与GIS 联接时，应考虑快速瞬变过电压对变压器绝缘的影响。6.2.6 电力变压器损耗应符合三相油浸式电力变压器的技术要求和参数GB/T6451、油浸式电力变压器技术参数和要求 500kV级GB/T16274、发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求JB7T2426 和干式电力变压器技术参数和要求GB/T10228 规定的产品性能水平。6.2.7 选择短路阻抗时应符合三相油浸式电力变压器的技术要求和参数 GB/T6451、油浸式电力变压器技术参

33、数和要求 500kV级GB/T16274、发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求JB/T2426或干式电力变压器技术参数和要求GB7T10228 相应标准的要求。6.2.8 多层或高层主体建筑内变电所宜选用干式变压器。6.2.9 多尘或有腐蚀性气体严重影响变压器安全运行的场所应选用防尘型或防腐型变压器。6.3 并网配电装置的设计要求6.3.1 并网配电装置的设计原则应满足以下要求：1 接线应安全可靠、简单清晰并满足所有运行工况要求；2 技术先进、经济合理；3 运行灵活、维护方便、便于管理。6.3.2 并网配电装置的布置和导体电器架构的选择应符合正常运行、检修短路和过电压等情况的要求。6.3

34、.3 电气设备外露的可导电部分必须与接地装置有可靠的电气连接，成排光伏并网配电装置的两端均应与接地线有可靠的连接。6.3.4 光伏变配电所内的并网柜及配电设备较多时柜与柜之间宜采用母线连接，并应涂刷相色油漆或相色标志，色别应为A相为黄色，B相为绿色，C相为红色。6.3.5 每台逆变器应分别引一条电缆至光伏并网进线柜内。6.3.6 当需要带负荷操作或继电保护自动装置有要求时应采用断路器，母线的分段处宜装设断路器，当不需带负荷操作且无继电保护和自动装置要求时可装设隔离开关或隔离触头。6.3.7 母线上的避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关，光伏发电所高压柜架空出线上的避雷器回路中可不设隔离开关。6

35、.3.8 在光伏配电所向地区电网输电的接入点处宜装设供计费用的专用电压、电流互感器。6.3.9 根据接入系统设计要求，如当前不需要加装无功补偿装置，建议预留无功补偿装置位置。6.3.10 低压系统配电装置应选用具有分断能力高、接通能力好、热动稳定性强等特点的低压成套开关设备。6.3.11 配电装置的最小电气安全净距应符合国家标准10kV及以下变电所设计规范GB 50053的规定。6.3.12 低压配电室内成排布置的配电屏其屏前屏后的通道最小宽度应符合低压配电设计规范GB 50054的规定。6.3.13 高压配电室内各种通道最小宽度应符合高压配电装置设计规范GB 50060的规定。6.3.14

36、在配电室内裸导体的正上方，不应布置灯具和明敷线路，如要在配电室内裸导体上方布置灯具时，灯具与裸导体的水平净距不应小于1.0m，灯具不得采用链吊和管吊。6.3.15 当中性点不接地系统电流大于10A时，需要设置消弧消谐装置。6.3.16 变电站接地装置应采用以水平接地体为主的复合接地装置。首先应满足建筑防雷接地的要求，优先利用各设备基础内的钢筋作为自然接地体，必要时再敷设人工接地网，以满足接地网的实测应接地电阻4值的要求为准，水平接地线室内采用不小于404mm 热镀锌扁钢，室外采用不小于16mm 热镀锌圆钢，埋设深度为0.7m 。垂直接地极采用不小于L505，L=2500mm 的热镀锌角钢，其底

37、部埋深不小于3m。6.3.17 光伏检测系统采用独立接地，接地电阻不大于4欧姆。6.4 并网输出电能质量检测6.4.1 对于安装容量超过500kWp的并网光伏电站，需要增加一套电能质量检测装置，实时监测逆变器输出的电能质量情况；对于安装容量小于500kWp的并网光伏电站，在正式并网前需要提供由第三方检测机构检测通过的检测报告。7 系统接入7.1 光伏系统与公共电网并网的要求7.1.1 光伏系统应符合国家电网公司对光伏电站接入电网技术规定。7.1.2电气装置的安装应符合建筑电气安装工程施工质量验收规范GB50303的规定。7.1.3电缆线路施工应符合电气装置安装工程线路施工及验收规范GB5016

38、8的规定。7.1.4电气系统的接地应符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169的规定。7.2 光伏系统与公共电网之间的隔离措施7.2.1 中型或大型光伏系统宜设置独立控制机房，机房内应设置配电柜、仪表柜、并网逆变器、监视器及蓄电池（限于带有储能装置系统）等。7.2.2 光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），并设置专用标识和“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。7.2.3 光伏系统在并网处设置的并网专用低压开关箱（柜）内，应设置手动隔离开关和自动断路器，断路器应采用带可视断点的机械开关，除当地供电部门要求外，不得采用电子式开关。7.2.4 接入公用电网的光伏发电系统中，

39、与电网连接的升压变压器，应选择合适的连接组合方式，以隔离逆变系统产生的直流分量。7.3 光伏系统应该具有自动检测功能和并网切断功能7.3.1 光伏系统应当能够自动检测电网的各项电参数，如电网电压、频率等。光伏系统发生故障或其它原因时，系统自动与电网脱离，自动检测系统应有记录并显示故障原因及相应故障代码，便于系统维护管理，其特性必须遵循光伏（PV）系统电网接口特性GB/T 20046的规定。7.4 光伏系统无功补偿的标准及要求7.4.1 总装机容量大于1MWp的光伏系统应具有无功功率调节能力，其调节范围应根据光伏系统的运行特性、电网结构和电网调度中心的要求决定。光伏系统在运行的过程中，所能吸收/

40、发出的无功功率应使其功率因数可以在一定范围内调节，可以为超前（光伏系统吸收无功）或滞后（光伏系统发出无功）状态。7.4.2 光伏系统的无功补偿装置，可以是分组调节的电容器或电抗器，也可以是能连续调节的快速无功补偿装置。7.5 通信与电能计量的要求7.5.1 光伏发电系统，宜配置相应的自动化终端设备，采集光伏发电系统装置及并网线路的遥测、遥信量数据，并将数据传输至相应的调度主站。7.5.2 1MWp以上接入公用电网的光伏发电系统，应配置2路调度电话。7.5.3 光伏发电系统应在发电侧和电能计量点分别配置、安装专用电能计量装置，并接入自动化终端设备。电能计量装置应得到相关电能计量强检机构的认可，并

41、经校验合格后方能投入使用。7.5.4 电能计量应符合电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137和电能计量装置技术管理规程DL/T448的规定。8 储能系统设计8.1 储能装置的选用与储能系统设计8.1.1 独立光伏系统，一般要用蓄电池储能装置，非逆流光伏发电系统的储能装置宜选用蓄电池。8.1.2 储能系统的设计应以能够满足负载需求为主，应充分考虑该地区最大阴雨天数及负载工作小时数和负载功率等因素，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。为了延长蓄电池的工作寿命，设计时必须控制不同类型蓄电池的放电深度。此外，储能系统的设计应考虑到各生产厂家产品的发电效率差异，以及

42、光伏系统随使用时间增加所产生产品老化对发电效果的影响。8.2 充电设备的选用原则8.2.1 蓄电池的充电设备宜采用高频开关整流充电器，兼做浮充电用。独立供电光伏发电系统使用的充电控制器至少包括以下功能：防止蓄电池过充电、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；充电控制宜采用大电流小电流（PWM）多步充电法戓恒压多路输入逐次増減等方式。8.2.2 太阳能光伏发电系统对所选用的蓄电池组的基本要求是：1 自放电率低；2 具有深循环放电性能；3 充放电循环寿命长；4 对过充电、过放电耐受能力强；5 充电效率高；6 当蓄电池不能及时补充充电时，能有效抑制小

43、颗粒硫酸铅的生长；7 富液式电池在静态环境中使用时，电解液不易层化；8 低温下具有良好的充电、放电特性；充放电特性对高温不敏感；9 蓄电池各项性能的一致性好，无需均衡充电；10 具有较高的能量效率；11 具有较高的性价比；12 具有免维护或减少维护的功能；13 蓄电池宜能回收利用，如果不能回收，则应减少环境污染。8.2.3 蓄电池性能应符合下列性能指标要求： 1 容量容量指的是电池在给定的放电终止电压以及电流时放出的安时数，并且随着电解液，温度，放电电流和终压等条件变化。表8.2.3-1 太阳能应用中电池的一般容量等级要求容量（Ah）电流（A）放电时间（h）终止电压*（V）C240I24024

44、01.90C120I1201201.85C10I10101.75* 指单体电池的终止电压2 充电效率表8.2.3-2 20及循环深度小于额定容量20%时不同荷电态下的电池安时效率荷电态（SOC）铅酸电池效率90%85%75%90%50%95%3 荷电保持荷电保持是电池在没有充电的条件下保持容量的一种能力，例如当不与系统连接的时候，如运输或储存期间。用于太阳光伏能源系统的蓄电池要有很好的荷电保持能力。因此，生产商应声明其电池的荷电保持能力，并且其常温容量应不低于贮存前容量的85；高温容量应不低于贮存前容量的80。4 循环耐受能力表8.2.3-3 单体电池或电池组在容量降低到额定容量的80%之前能

45、完成的循环数电池类型循环次数（次）密封铅酸电池3000管式铅酸电池50009 环境保护及安全防护9.1 环境保护9.1.1 光伏系统对周围环境的噪声影响，应符合城市区域环境噪声标准GB 3096的规定。9.1.2 光伏系统的防噪声系统，应对声源进行控制，优先选择低噪声的设备。9.1.3 光伏组件所选用的玻璃或柔性封装材料，其太阳光反射率应8%。9.1.4 光伏系统结构与颜色要与建筑物相协调，力求美观；同时对于金属结构件，应防止产生锈泪现象（特别是外墙安装形式）。9.2 安全防护9.2.1 光伏发电系统的各项安全生产与工业卫生措施，应符合国家相关标准要求。9.2.2 光伏发电系统的电气设备布置，应符合带电设备的安全防