青海无电地区电力建设光伏独立供电工程建设设计规范.docx
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青海无电地区电力建设光伏独立供电工程建设设计规范
1总则
1.0.1为了贯彻国家和青海省地方政府关于青海省无电地区电力建设任务安排的政策、规定，全面解决青海无电人口用电问题，规范偏远无电地区独立光伏发电站设计，保障青海省无电地区独立光伏发电站快速、规范、健康、有序发展，制定本规范。
1.0.2本规范适用新建、扩建或改建的独立光伏发电站。
1.0.3独立光伏发电站建设应充分考虑将来大电网延伸时情况，设计时应预留相应功能和接口。
1.0.4独立光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语和符号
2.1术语
2.1.1光伏组件PVmodule
具有封装及内部联构的，能单独提供直流电输出的，最小不可分割的太阳电池组和装置，又称太阳电池组件（solarcellmodule）。
2.1.2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。
2.1.3光伏发电单元photovoitaic（PV）powerunit
光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，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。
这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元，又称单元发电模块。
2.1.4光伏方阵PVarray
又称光伏阵列，将光伏组件安装在支架结构上，通过对光伏组件适当的串联然后并联，形成含一个或若干个光伏发电单元的阵列。
2.1.5逆变器inverter
将直流电变换成交流电的设备。
2.1.6储能变流器（powerconversionsystem，PCS）
用于储能系统电能的交直流转换，实现有功和无功的双向流动。
2.1.7电池管理单元（batterymanagementsystem,BMS）
用来动态监测电池电压、电流、功率、温度等参量，估测电池剩余电量，均衡单体电池电压，监控电池的状态。
2.1.8并网点pointofinterconnection（POC）
也称接入点，对于通过变压器接入公共电网的光伏发电站，指与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发电站，指光伏发电站的输出汇总点。
2.1.9安装容量capacityofinstallation
光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是峰瓦（Wp）。
2.1.10真太阳时solartime
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符号
2.2.1能量、功率
Q——光伏阵列倾斜面年总辐照量（kW·h/m2）；
HA——水平面太阳能总辐照量（kW·h/m2）；
C——为储能电池的容量（kW·h）；
Ed——为负载每日耗电量（kW·h/日）；
Ep——为上网发电量（kW·h）；
PAZ——组件安装容量（kWp）。
2.2.2电压
Voc——光伏电池组件的开路电压（V）；
Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；
UN——光伏发电站并网点的电网额定电压（kV）。
2.2.3温度、时间
Tp——光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（h）；
Df——连续阴雨天数（日）；
t——光伏电池组件工作条件下的极限低温（℃）。
2.2.4无量纲系数
K——为综合效率系数；
Kv——光伏电池组件的开路电压温度系数；
L——为储能电池衰减率（%）；
DOD——为储能电池放电深度（%）。
2.2.5结构系数
S——荷载效应（和地震作用效应）组合的设计值；
R——结构构件承载力的设计值；
——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值；
——重要性系数；
——承载力抗震调整系数；
——永久荷载分项系数；
——永久荷载效应标准值；
——温度作用标准值效应；
——风荷载效应标准值；
——雪荷载效应标准值；
——温度作用组合值系数；
——雪荷载的组合值系数；
——风荷载分项系数；
——温度作用分项系数；
——雪荷载的分项系数；
——水平地震作用分项系数；
——水平地震作用标准值效应；
——风荷载的组合值系数；
3基本规定
3.0.1独立光伏发电站设计应综合考虑日照条件、土地和建筑条件、安装和运输条件等因素，并应满足安全可靠、经济适用、环保、美观，便于安装和维护的要求。
3.0.2独立光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，应保证光伏发电产品及系统集成具有先进性。
3.0.3独立光伏发电站的系统配置应保证输出电力的电能质量符合国家现行相关标准的规定。
3.0.4独立光伏发电站应安装经质量技术监管机构认可的电能计量装置，并经校验合格后投入使用。
3.0.5独立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。
3.0.6独立光伏发电站中的所有设备和部件，应符合国家现行相关标准的规定，光伏组件、逆变器、蓄电池等主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证，设备供应企业和产品性能应满足相关要求（参照金太阳示范工程关键设备基本要求执行）。
3.0.7独立光伏发电站应配置数据采集系统和远程通讯系统，能够实行集中远程监控。
4站址选择
4.0.1独立光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电网、地区经济发展规划、其他设施等因素全面考虑；在选址工作中，应从全局出发，正确处理与相邻农业、林业、牧业、渔业、工矿企业、乡镇规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。
4.0.2独立光伏发电站选址时，应结合电力负荷、交通、运输、环境保护要求，出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工对电站的影响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。
当有多个候选站址时，应提出推荐站址的排序。
4.0.3对位于山区的独立光伏发电站，应设防山洪和排山洪的措施，防排设施应按频率为2％的山洪设计。
4.0.4地面独立光伏发电站站址宜选择在地势平坦的地区或北高南低的坡度地区。
坡屋面独立光伏发电站的建筑主要朝向宜为南或接近南向，宜避开周边障碍物对光伏组件的遮挡。
4.0.5选择站址时，应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等地质灾害易发区。
4.0.6当站址选择在采空区及其影响范围内时，应进行地质灾害危险性评估，综合评价地质灾害危险性的程度，提出建设站址适宜性的评价意见，并应采取相应的防范措施。
4.0.7独立光伏发电站宜建在地震基本烈度为9度及以下地区。
在9度以上地区建站时，应进行地震安全性评价。
4.0.8独立光伏发电站站址选择应利用非可耕地和劣地，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。
4.0.9独立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。
5太阳能资源分析
5.1一般规定
5.1.1独立光伏发电站设计应对站址所在地的区域太阳能资源基本状况进行分析，并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。
5.1.2当对独立光伏发电站进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时，宜选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站，如没有辐射数据，可通过气温、降雨量、风速、风向、最长无日照天数、日照小时数等常规数据进行间接分析。
5.1.3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，且不应少于一年。
5.2参考气象站基本条件和数据采集
5.2.1参考气象站应具有连续10年以上的长期气象观测记录。
5.2.2参考气象站所在地与独立光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应基本一致。
5.2.3参考的气象站采集的信息应包括下列内容：
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年的逐年各月最大辐照度的平均值。
4近10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10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10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。
6光伏发电系统及主要设备技术条件
6.1一般规定
6.1.1相同区域（县级行政区）内建设的独立光伏发电站，光伏组件、逆变器、蓄电池、储能变流器等主要设备宜分别选用相同品牌，同等规模独立光伏发电站的同类设备型号宜保持一致。
6.1.2独立光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。
6.1.3独立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独立光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的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。
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独立光伏发电系统的安装容量应根据无电地区未来3～5年的用电负荷增长所需电能和当地日照条件来确定。
6.1.7光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗，站点应配置简易的清洗设备。
6.2光伏发电系统分类
6.2.1独立光伏发电系统按系统规模可分为独立光伏发电站和户用光伏发电系统。
6.2.2独立光伏发电系统按供电区域可分为下列三种：
1乡镇模式独立光伏发电站，用于无电乡镇供电；
2村庄模式独立光伏发电站，用于无电村庄供电；
3户用模式独立光伏发电系统，用于无电户供电。
6.3主要设备选择
6.3.1独立光伏发电系统光伏组件宜采用晶体硅光伏组件。
6.3.2光伏组件应根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等技术条件进行选择。
6.3.3光伏组件应按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进行性能参数校验。
6.3.4根据电网建设和区域发展规划，未来3～5年大电网可延伸的地区建设的独立光伏电站，其逆变器宜采用并网型逆变器，性能应符合现行国家接入公用电网相关标准的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。
6.3.5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。
6.3.6逆变器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件进行校验。
6.3.7在海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选用高原型（G）产品或采取降容使用措施。
6.3.8汇流箱应依据型式、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技术条件进行选择。
6.3.9汇流箱应按环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽等级、地震烈度等使用环境条件进行性能参数校验。
6.3.10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。
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。
6.3.11室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒、防寒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。
6.4光伏方阵
6.4.1光伏方阵宜采用固定式安装。
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：
（6.4.2-1）
（6.4.2-2）
式中：
——光伏组件的开路电压温度系数；
——光伏组件的工作电压温度系数；
——光伏组件的串联数（N取整）；
——光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；
——光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；
——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；
——逆变器MPPT电压最大值（V）；
——逆变器MPPT电压最小值（V）；
——光伏组件的开路电压（V）；
——光伏组件的工作电压（V）。
6.4.3光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角应结合站址当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件进行设计，倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上受到较大的辐照量。
6.5储能系统
6.5.1独立光伏发电站应配置恰当容量的储能装置，并满足向负载提供持续、稳定电力的要求。
6.5.2独立光伏发电站配置的储能系统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。
储能电池的容量应按下式计算：
Cc=D*F*P0/（U*Ka）（6.5.2-1）
式中：
Cc——储能电池容量（kWh）；
D——最长无日照期间用电时数（h）；
F——储能电池放电效率的修正系数（通常为1.05）；
P0——平均负荷容量（kW）；
U——储能电池的放电深度（0.5~0.8）；
Ka——包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为0.7~0.8）。
6.5.3用于独立光伏发电站的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进行选择。
6.5.4独立光伏发电站储能系统宜采用电池管理系统实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通讯接口。
6.5.5独立光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池，减少并联数。
6.5.6储能变流器应依据型式、额定电压、额定电流、输入功率、温升、防护等级、输入输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件进行选择。
6.5.7储能变流器应满足环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境要求。
6.5.8储能变流器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充/放保护、欠/过压保护及防雷保护功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能。
6.6光伏支架
6.6.1光伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求。
6.6.2光伏支架材料宜采用钢材，材质的选用和支架设计应符合现行国家标准《钢结构设计规范》GB50017的规定。
6.6.3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。
6.6.4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或偶然组合。
荷载效应组合的设计值应按下式验算：
γ0*S≤R（6.6.4-1）
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0.95；在抗震设计中，不考虑重要性系数；
S——荷载效应组合的设计值；
R——结构构件承载力的设计值。
在抗震设计时，应除以承载力抗震调整系数γRE，γRE按现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定取值。
6.6.5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（6.6.5-1）
式中：
S——荷载效应组合的设计值；
C——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值。
6.6.6在抗震设防地区，支架应进行抗震验算。
6.6.7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《建筑结构荷载规范》GB50009中25年一遇的荷载数值取值。
地面和楼顶支架风荷载的体型系数取1.3。
建筑物立面安装的支架风荷载的确定应符合现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009要求。
2无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算：
（6.6.7-1）
式中：
S——荷载效应组合的设计值；
γG——永久荷载分项系数；
SGK——永久荷载效应标准值；
SwK——风荷载效应标准值；
SsK——雪荷载效应标准值；
StK——温度作用标准值效应；
γw、γs、γt——分别为风荷载、雪荷载和温度作用的分项系数，取1.4；
Ψw、Ψs、Ψt——分别为风荷载、雪荷载和温度作用的组合值系数。
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6.6.7-1的规定。
表6.6.7-1无地震作用组合荷载组合值系数
荷载组合
Ψw
Ψs
Ψt
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
—
1.0
0.6
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
—
0.6
1.0
注：
1表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。
4有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下式计算：
（6.6.7-2）
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。
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6.6.7-2的规定。
表6.6.7-2有地震作用组合荷载分项系数
荷载组合
γG
γEh
γw
γt
永久荷载和水平地震作用
1.2
1.3
－
－
永久荷载、水平地震作用、风荷载及温度作用
1.2
1.3
1.4
1.4
注：
1γG：
当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0；
2表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。
6支架设计时，应对施工检修荷载进行验算，并应符合下列规定：
1）施工检修荷载宜取1kN，也可按实际荷载取用并作用于支架最不利位置。
2）进行支架构件承载力验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取1.2，施工或检修荷载的分项系数取1.4。
3）进行支架构件位移验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。
6.6.8钢支架及构件的变形应符合下列规定：
1风荷载取标准值或在地震作用下，支架的柱顶位移不应大于柱高的1/60；
2受弯构件的挠度容许值不应超过表6.6.8-1的规定。
表6.6.8-1受弯构件的挠度容许值
受弯构件
扰度容许值
主梁
L/250
次梁
无边框光伏组件
L/250
其它
L/250
注:
1L为受弯构件的跨度。
对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍。
6.6.9钢支架的构造应符合下列规定：
1用于次梁的板厚不宜小于1.5mm，用于主梁和柱的板厚不宜小于2.5mm，当有可靠依据时板厚可取2mm。
2受压和受拉构件的长细比限值应符合表6.6.9-1的规定：
表6.6.9-1受压和受拉构件的长细比限值
构件类别
容许长细比
受压构件
主要承重构件
180
其它构件、支撑等
220
受拉构件
主要构件
350
柱间支撑
300
其它支撑
400
注：
1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。
6.6.10支架的防腐应符合下列要求：
1支架在构造上应便于检查和清刷。
2钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层平均厚度不应小于55µm。
3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，宜采取隔离措施。
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6.6.10-1的规定。
表6.6.10-1氧化膜的最小厚度
腐蚀等级
最小平均膜厚（µm）
最小局部膜厚（µm）
弱腐蚀
15
12
中等腐蚀
20
16
强腐蚀
25
20
7网络与通信
7.0.1独立光伏发电站就地监控应具有远程信息传送能力或配置信息远程传送装置，应将独立光伏发电站运行信息传送至远程集中监控系统。
7.0.2独立光伏发电站应根据其具体地理实际情况通过无线网或有线向远程集中监控系统传送实时运行信息。
7.0.3独立光伏发电站与远程集中监控系统的通讯规约应采用标准工业MODBUS协议或DL/T634.5104协议。
7.0.4独立光伏发电站向远程集中监控系统传送完整运行信息的时间间隔不大于5分钟。
7.0.5独立光伏发电站向远程集中监控系统传送的信息包括但不限于以下信息：
有功功率、无功功率、功率因数、发电量；储能系统充放电状态、充放电功率、剩余电量（SOC）；独立光伏发电站的母线电压、母线频率、保护动作信号、报警和告警信号、控制保护定值参数；预留并网开关状态，并网点电压、电流（考虑将来大电网延伸）。
8站区布置
8.1站区总平面布置
8.1.1独立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，控制全站生产用地和施工用地的面积。
用地范围应根据建设和施工需要征用。
8.1.2独立光伏发电站的站区总平面布置设计可由以下部分组成：
1光伏方阵
2场内集电线路
3站内道路
4其他防护功能设施（防雷、防火）
8.1.3独立光伏发电站的站区总平面布置应符合以下要求：
1交通运输方便
2协调好站内与站外，生产与生活、生产和施工之间的关系
3方便施工，有利于扩建
4合理利用地形、地质条件
5减少场地的土石方工程量
6工程造价低、运行费用小、经济效益高
8.1.4光伏电站站区设一个出入口，其位置应使内外联系方便，站区主要出入口处道路部分的宽度，宜采用4m，通向建筑物出入口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。
站内主要道路可采用碎石路面或混凝土路面。
8.1.5独立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、场地标高等综合考虑，并应符合下列要求：
1独立光伏发电站生产建筑物底层的地面标高，宜高出室外地面设计标高150-300mm，并应根据地质条件考虑建筑物沉降的影响。
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。
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