1總則

1.0.1為了進一步貫徹落實國家有關法律、法規和政策，充分利用太陽能資源，

優化國家能源結構，建立安全的能源供應體系，推廣光伏發電技術的應用，規范

光伏發電站設計行為，促進光伏發電站建設健康、有序發展，制定本規范。

1.0.2本規范適用于新建、擴建或改建的交流并網光伏發電站和lOOkWp及以上

的獨立光伏發電站。

【條文說明】102本規范適用于各種類型的并網光伏發電站，包括地面、水上、

與建筑相結合、與農業相結合的光伏發電站；除了適用于接入公共電網的光伏發

電站，也適用于用戶側并網的光伏發電站；本規范適用于并入交流電網的光伏發

電站，不適用于并入直流電網的光伏發電站。

1.0.3大、中型并網光伏發電站建設前應進行接入電網技術方案的可行性研究。

1.0.4光伏發電站設計除符合本規范外，尚應符合國家現行有關標準的規定。

2術語和符號

2.1術語

2.1.1光伏組件photovoltaic(PV)module

具有封裝及內部聯結的，能單獨提供直流電輸出的，最小不可分割的太陽電

池組合裝置。又稱太陽電池組件。

【條文說明】2.1.1光伏組件種類較多，目前較常用的光伏組件有單晶硅光伏組

件、多晶硅光伏組件和薄膜光伏組件等。

2.1.2光伏組件串photovoltaic(PV)modulesstring

在光伏發電系統中，將若干個光伏組件串聯后，形成具有一定直流電輸出的

電路單元。

2.1.3光伏方陣photovoltaic(PV)array

將光伏組件在電氣上按一定方式連接在一起，并按一定規律進行排布、安裝

后構成的直流發電單元。又稱光伏陣列。

【條文說明】2.1.3光伏方陣主要包含光伏組件、組件串等，一般以所接入逆變

器為劃分單元。組串式逆變器的光伏方陣范圍見圖2.1.3-1；集中式或集散式逆變

器的光伏方陣范圍見圖2.1.3-2。

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同▽:

一

一

一

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同Y

一

工

光伏組件

組L

旁路二級管

光伏組件串

圖2.1.3-1組串式逆變器的光伏方陣示意圖

光伏方陣

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43-小

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門.

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光伏組件w

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旁路二級管［:

光伏組件串

變

逆

器

一

一

圖2.1.3-2集中式或集散式逆變器的光伏方陣示意圖

2.1.4光伏發電單元photovoltaic(PV)powerunit

大、中型地面光伏發電站中，光伏方陣直流發電經逆變器逆變，再經就地升

壓變壓器升壓成符合電網頻率和匯集電壓要求的電源。又稱單元發電模塊。

【條文說明】2.1.3單元發電模塊一般以逆變升壓系統來劃分單元，其規模容量

根據電站建設條件、組件串電壓等級和逆變后交流電壓來確定，大、中型地面光

伏發電站通常以1MW及以上容量為一個單元發電模塊，該模塊包括一個升壓變

壓器。

2.1.5光伏發電系統photovoltaic(PV)powergenerationsystem

利用太陽電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成交流電能的發電系

統；光伏發電系統按是否接入公共電網可分為并網光伏發電系統和獨立光伏發電

系統；并網光伏發電系統按接入并網點的不同又可分為用戶側光伏發電系統和電

網側光伏發電系統。

【條文說明】2.1.5光伏發電系統一般包含逆變器和光伏方陣等，對于10(6)kV

及以上電壓等級并網光伏發電系統，通常還包含變壓器、匯集線路等。

2.1.6光伏發電站photovoltaic(PV)powerstation

以光伏發電系統為主，包含各類建(構)筑物及檢修、維護、生活等輔助設

施在內的發電站。

2.1.7輻射式連接radialconnection

各個光伏發電單元或系統分別用斷路器與匯流母線連接。

2.1.8"T”接式連接tappedconnection

若干個光伏發電單元并聯后通過一臺斷路器與匯流母線連接。

2.1.9跟蹤系統trackingsystem

通過支架系統的旋轉對太陽入射方向進行實時跟蹤，從而使光伏方陣受光面

接收盡量多的太陽輻射量，以增加發電量的系統。

2.1.10單軸跟蹤系統single-axistrackingsystem

繞一維軸旋轉，使得光伏組件受光面在一維方向盡可能垂直于太陽光的入射

角的跟蹤系統。

2.1.11雙軸跟蹤系統double-axistrackingsystem

繞二維軸旋轉，使得光伏組件受光面始終垂直于太陽光的入射角的跟蹤系統。

2.1.12集電線路Collectivepowerlines

在分散逆變、集中并網的光伏發電系統中，將各個光伏組件串輸出的電能,

經匯流箱匯流至逆變器，并通過逆變器輸出端匯集到發電母線的直流和交流輸電

線路。

2.1.13公共連接點pointofcommoncoupling(PCC)

電網中一個以上用戶的連接處。

2.1.14并網點pointofcoupling(POC)

對于有升壓站的光伏發電站，指升壓站高壓側母線或節點。對于無升壓站

的光伏發電站，指光伏發電站的輸出匯總點。

2.1.15孤島現象islanding

在電網失壓時，光伏發電站仍保持對失壓電網中的某一部分線路繼續供電

的狀態。

2.1.16計劃性孤島現象intentionalislanding

按預先設置的控制策略，有計劃地出現的孤島現象。

2.1.17非計劃性孤島現象unintentionalislanding

非計劃、不受控出現的孤島現象。

2.1.18防孤島Anti-islanding

防止非計劃性孤島現象的發生。

2.1.19安裝容量capacityofinstallation

光伏發電站中安裝的光伏組件的標稱功率之和，計量單位是峰瓦（Wp）。

2.1.20峰瓦wattspeak

光伏組件在標準測試條件下，最大功率點的輸出功率的單位。

2.1.21額定容量ratedcapacity

光伏發電站中安裝的逆變器的額定有功功率之和，計量單位是瓦（W）。

【條文說明】2.1.23光伏發電系統中組件與逆變器之間安裝容量配比在不同的建

設場地、太陽能資源和工程造價等條件下，差異較大，光伏發電站組件安裝容量

已不能完全代表電站發電性能特性，故增加光伏電站額定容量的定義，用以表征

光伏電站作為電源向電網發出交流功率的能力。當光伏電站配置儲能系統時，儲

能變流器的額定容量不計入光伏電站的額定容量。

現行國際電工委員會標準《Photovoltaicinverters-Datasheetandnameplate》

IEC62894定義了逆變器的額定功率（ratedpowerPac,r）activepowertheinverter

candeliverincontinuousoperation,即：逆變器在持續運行條件下可以轉換的有功

功率。參照此條術語,此處選用額定功率來表述逆變器向電網發出交流功率的能

力。

對旋轉式發電系統，如發電機，有額定工況、額定功率因數和額定容量的相

關術語定義。現行國家標準《旋轉電機定額和性能》GB/T755規定了旋轉電機

的額定輸出是指接線端子處的視在功率，用伏安（VA）連同功率因數表示，并

規定同步發電機的額定功率因數應為0.8滯后（過勵）。現行國家標準《隱極同

步發電機技術要求》GB/T7064定義門司步發電機的額定工況，指出發電機額定

工況由下列有關數據給出：視在功率、頻率、電壓、功率因數、初級冷卻介質溫

度、勵磁電壓和勵磁電流，有時還包括：現場海拔、氫氣壓力、氫氣純度范圍。

功率因數由供需雙方協商確定。在電機出線端處的標準額定功率因數為過勵0.8、

0.85、0.9。發電機設計可考慮在功率因數0.95（欠勵）下帶額定功率（MW）運

行的能力。現行國家標準《水輪發電機基本技術條件》GB/T7894建議了水輪發

電機的額定功率因數，水輪發電機的額定功率因數宜為：額定容量為100MVA

及以下者，不低于0.85（滯后）；額定容量大于100MVA但不超過250MVA者,

不低于0875（滯后）。

2.1.22真太陽時solartime

以太陽時角作標準的計時系統，真太陽時以日面中心在該地的上中天的時刻

為零時。

2.1.23最大功率跟蹤maximumpowerpointtracking（MPPT）

利用硬件設備和軟件控制策略，讓光伏組件串的輸出功率始終工作在最大功

率點附近。

2.2符號

2.2.1能量、功率

EP——上網發電量（kWh）；

Es——標準條件下的輻照度（常數=lkW/m2）；

HA——水平面太陽能總輻射量（kWh/m2）；

GA——光伏陣列面太陽能總輻射量（kWh/m2）o

PAZ——組件安裝容量（kWP）；

Po——平均電負荷容量（kW）o

2.2.2電壓

Vijcmax---------最大系統電壓（V）;

VMPPTmax——逆變器MPPT電壓最大值（V）;

VMPPTmin--------逆變器MPPT電壓最小值（V）;

Voc一光伏組件的開路電壓（V）;

Vpm——光伏電池組件的工作電壓（V）。

2.2.3溫度、數量

t一一光伏組件晝間環境極限低溫（℃）;

t,一一工作狀態下光伏組件的電池極限高溫（C）；

N--光伏組件的串聯數（N取整）。

2.2.4無量綱系數

Kv——光伏組件的開路電壓溫度系數；

KJ——光伏組件的工作電壓溫度系數；

PR-----光伏發電系統效率；

CPR---光伏發電綜合效率；

2.2.5結構系數

C——結構或結構構件達到正常使用要求的規定限值，

Sd——荷載組合的效應設計值；

Rd——結構構件抗力的設計值。

SGk——永久荷載作用標準值Gk的效應；

S*"、Ww—風荷載作用標準值QWk的效應和其組合值系數；

Ssk、一雪荷載作用標準值Qsk的效應和其組合值系數；

S.恢、WM—施工檢修荷載作用標準值QMk的效應和其組合值系數。

無、九——溫度荷載作用標準值Qik的效應和其組合值系數。

%——重要性系數；

7G—永久荷載作用的分項系數；

Yw——風荷載作用的分項系數；

h——雪荷載作用的分項系數；

7M——施工檢修荷載作用的分項系數；

八——溫度荷載作用的分項系數。

3基本規定

3.0.1光伏發電站設計應綜合考慮日照條件、土地和建筑條件、安裝和運輸條件

等因素，并應滿足安全可靠、經濟適用、環保、美觀，便于安裝和維護的要求。

3.0.2光伏發電站設計在滿足安全性和可靠性的同時，應優先采用新技術、新工

藝、新設備、新材料。

3.0.3光伏發電站設計宜優先選用智能一體化設備或裝置，并采用現代數字信息

技術和集成優化控制管理系統，滿足電站安全、高效、經濟運行的要求，實現與

智能電網、需求側相互協調，與資源和環境相互融合。

3.04光伏發電站規模大小可按單個項目的額定容量劃分如下：

1小型光伏發電站：額定容量小于等于6MW；

2中型光伏發電站：額定容量大于6MW且小于等于30MW；

3大型光伏發電站：額定容量大于30MW。

3.0.5大型光伏發電站內應裝設太陽能輻射現場觀測裝置。

【條文說明】305大型光伏發電站需要裝設太陽能輻射觀測裝置，用于分析電

站運行狀況，包括系統效率變化、組件衰減率等，并為光伏發電站發電功率預測

提供太陽能資源分析實時記錄數據。對大型光伏發電站，如果工程前期設置的現

場觀測站在廠址范圍內，可優先利用，無需重復建設。

3。6建筑物上安裝的光伏發電系統，不應降低相鄰建筑物的日照標準。

【條文說明】3.0.6當建筑物上安裝的光伏發電系統，對相鄰建筑物的日照有影

響時，為了避免與鄰近建筑物業主之間因日照引起糾紛，在光伏發電站建設前,

應事先與相關業主進行充分協商，并達成一致意見。

3.0.7在既有建筑物上增設光伏發電系統，必須進行建筑物結構和電氣的安全復

核，并應滿足建筑結構及電氣的安全性要求。

【條文說明】3.0.7在既有建筑物上建設光伏發電系統，有可能對既有建筑物的

安全性造成不利影響，威脅人身安全，因此必須進行安全復核。這些不利影響包

括但不限于增加了既有建筑物的荷載，對既有建筑物的結構造成了破壞，導熱不

利致使既有建筑物局部溫度過高，防雷接地性能不足等。

3.0.8在既有建筑物上增設光伏發電系統，不得影響消防疏散通道和消防設施的

使用。

【條文說明】308在既有建筑物上建設光伏發電系統，需要增加的相關設備、

設施不能影響既有建筑物的消防安全，不能占用消防通道，不能影響消防設施的

使用。

3.0.9光伏發電站設計時應對站址及其周圍區域的工程地質情況進行勘探和調查,

查明站址的地形條件、地貌特征和主要地層的分布及物理力學性質、地下水條件

等。

【條文說明】3.0.9地質勘探或調查的目的是為確定站址、光伏場布置、巖土工

程提供基礎資料。

3.0.10當光伏發電站建設與農牧業、漁業等相結合時，應對種植物和養殖物的生

長特性進行分析，合理選擇光伏組件類型、安裝形式、布置高度和間距，以滿足

農牧業、漁業等的功能需求。

【條文說明】3.0.10對與農牧業、漁業等相結合光伏發電站，組件的選型、安裝

和布置需要考慮農作物和養殖物生長的光照和活動空間要求，以及種植、養殖過

程中生產設施或機械的作業通道的空間要求。

3.0.11光伏發電站中的所有設備和部件，應符合國家現行相關標準的規定，主要

設備應通過國家批準的認證機構的產品認證。

【條文說明】3011光伏發電站需要專門認證的設備主要是光伏組件和逆變器。

4站址選擇

4.0.1光伏發電站的站址選擇應根據國家可再生能源中長期發展規劃、地區自然

條件、太陽能資源、交通運輸、電網接入、電力消納、地區經濟發展規劃、其他

設施等因素全面考慮；在選址工作中，應從全局出發，正確處理與相鄰農業、林

業、牧業、漁業、工礦企業、城市規劃、國防設施和人民生活等各方面的關系。

4.0.2光伏發電站選址時，應結合電網結構、電力負荷、交通、運輸、環境保護

要求，出線走廊、地質、地震、地形、水文、氣象、占地拆遷、施工以及周圍工

礦企業對電站的影響等條件，擬訂初步方案，通過全面的技術經濟比較和經濟效

益分析，提出論證和評價。當有多個候選站址時，應提出推薦站址的排序。

4.0.3地面光伏發電站站址宜選擇在地勢平坦或北高南低的場地；與建筑物相結

合的光伏電站，主要朝向宜為南向或接近南向，且應避開周邊障礙物對光伏組件

的遮擋。

【條文說明】4.0.3與建筑屋頂相結合的光伏電站，光伏組件布置時應優先選擇

平屋頂和朝南坡的屋面；當選擇朝北的坡屋面時，光伏方陣安裝傾角宜控制在-5

度范圍內，以滿足發電的經濟性要求。與建筑物結合的光伏發電站選址還需要綜

合考慮建筑圍護、節能、防水、結構安全和電氣安全等方面的因素。

4.0.4利用山地建設的光伏發電站選址宜選擇朝坡向朝南的山坡，坡度應滿足施

工和運行的安全性要求，并綜合考慮用地屬性、周邊山體遮擋、沖溝等因素的影

響。

【條文說明】4.0.4對山地光伏項目選址提出原則性的選址要求。山地光伏設計

時，首先需要分析周邊山體的陰影遮擋范圍，結合用地屬性，考慮施工條件，在

陰影遮擋范圍之外再選擇主導坡向朝南的山坡優先布置光伏組件。

4.0.5光伏方陣采用固定式基礎的水面光伏電站的站址，應依據水體底部巖土構

成和當地水文氣象條件，綜合考慮施工、運行等因素經技術經濟性比較后選擇。

【條文說明】4.0.5對采用固定式基礎的水面光伏電站項目選址提出原則性的選

址要求。

4.0.6光伏方陣采用漂浮式支撐結構的水面光伏電站的站址，應根據工程所在地

的水深、水流、結冰、波浪、風速等自然條件，綜合考慮施工和運行的安全性和

可靠性后進行選擇。

4.0.7與設施農業、林業相結合的光伏電站的站址，應結合當地自然條件、農作

物和種植物生長規律和特點進行選擇。

4.0.8—光伏發電站站址防洪設計應符合下列要求：

1光伏發電站的光伏方陣區按不同規劃容量所對應的防洪標準應符合表

4.0.8的規定。對于光伏方陣區內地面低于上述標準的區域，應采取有效的防洪措

施。防排洪措施宜在首期工程中按規劃額定容量統一規劃，分期實施。

表4.0.8光伏方陣區防洪等級和防洪標準

防洪等級規劃容量MW防洪標準（重現期）

I>500N50年一遇的高水（潮）位

II<500工30年一遇的高水（潮）位

2光伏發電站的升壓配電及生活管理區防洪標準應滿足國家現行標準

G5kV-110kV變電站設計規范》GB50059,《220kV-750kV變電站設計規程》

DL/T5218的要求。

3位于海濱的光伏發電站設置防洪堤或防浪堤時,其堤頂標高應依據表408

中的要求，并滿足重現期為30年波列累計頻率1%的浪爬高加上0.5m的安全超

高確定。

4位于江、河、湖旁的光伏發電站設置防洪堤時，其堤頂標高應按本規范表

4.0.8中的要求，加0.5m的安全超高確定；當受風、浪、潮影響較大時，尚應再

加重現期為30年的浪爬高。

5在以內澇為主的地區建站并設置防洪堤時，其堤頂標高應按30年一遇的設

計內澇水位加0.5m的安全超高確定；位于西北干旱地區的光伏電站，應采取站區

內的融雪或短時暴雨排洪措施。

6利用山地建設的光伏發電站，應設防山洪和排山洪的措施，防排設施應按

50年一遇的山洪設計。

7當光伏方陣區不設防洪堤時，光伏方陣區電氣設備底標高和建筑物室內地

坪標高應按本規范表4.0.8中防洪標準或30年一遇最高內澇水位加上0.5米的安

全超高確定。當受風、浪、潮影響較大時，尚應再加重現期為30年的浪爬高。

【條文說明】4.0,8依據國家標準《防洪標準》GB50201-2014,結合光伏電站自

身特點及國內光伏電站建設規模，將光伏電站防洪標準按升壓變電及管理區和光

伏方陣區分別制定防洪標準，在保證安全的前提下，有效降低投資。

防洪措施，可以是建設整個電站的防洪堤或區域防洪提，也可以通過提高設

備和建筑物基礎來滿足防洪標準。具體采用哪種措施可根據項目特點通過技術經

濟比較后確定。

光伏陣列區主要電氣設備主要包括光伏組件、組串匯流箱、交流匯流箱、逆

變器、就地升壓變壓器、就地通訊柜、支架跟蹤裝置配電柜及驅動裝置等。

4.0.9選擇站址時，應避開空氣經常受懸浮物嚴重污染的地區。

4.0.10選擇站址時，應避開泥石流、滑坡的地段。在危巖、發震斷裂地帶、巖溶

發育、采空區和地質塌陷區等地區進行選址時，應進行地質災害危險性評估。

【條文說明】4.0.10目前國內在巖溶發育、采空區和地質塌陷區已有光伏電站的

實際建設經驗，現場反饋情況良好，因此在危巖、發震斷裂地帶、巖溶發育、采

空區和地質塌陷區建設光伏電站時，在通過地質災害危險性評估并采取相應措施

后可作為光伏電站場址。

4.0.11光伏發電站站址應避讓重點保護的文化遺址。站址地下深層壓有文物、

礦藏時，除應取得文物、礦藏有關部門同意的文件外，還應對文物和礦藏開挖后

的安全性進行評估。

4.0.12光伏發電站站址選擇應優先利用未利用荒地，不應破壞原有水系，做好

植被保護，減少土石方開挖量，并應節約用地，減少房屋拆遷和人口遷移。

【條文說明】4.0.12本條根據合理利用土地、節約用地、避免對自然環境造成重

大影響的原則，對站址選擇提出的要求。

4.0.13除與建筑相結合的光伏發電系統以外，光伏發電站站址選擇應避讓自然

保護區、水源保護地。

【條文說明】4.0.13按照《在國家級自然保護區修筑設施審批管理暫行辦法》，

禁止在國家級自然保護區內修筑風力發電、光伏發電、火力發電等項目的設施。

國家級自然保護區內一般建有服務于自然保護區的建筑物，在這些建筑物上建設

分布式光伏發電系統，可以視為建筑物的一個組成部分或建筑物的配套設施。

4.0.14光伏發電站站址選擇應考慮電站達到規劃容量時接入電力系統的出線走

廊。

4.0.15條件合適時，可在風電場內建設光伏發電站。

【條文說明】4.0.15在風電場內建設光伏發電站時，需要就光伏陣列布置對地面

粗糙度的影響、風機塔筒對光伏陣列的遮擋影響等進行綜合分析。

5太陽能資源分析

5.1一般規定

5.1.1光伏發電站設計應對站址所在地的區域太陽能資源基本狀況進行分析，并對

相關的地理條件和氣候特征進行適應性分析。

【條文說明】5.1.1光伏發電站設計首先需要分析站址所在地區的太陽能資源概況,

并對該地區太陽能資源的豐富程度進行初步評價，同時分析相關的地理條件和氣

候特征，為站址選擇和技術方案初步確定提供參考依據。

5.1.2當對光伏發電站進行太陽能總輻射量及其變化趨勢等太陽能資源分析時，應

選擇站址所在地附近有太陽輻射長期觀測記錄的氣象站作為參考氣象站。

【條文說明】5.1.2若站址所在地附近沒有長期觀測記錄太陽輻射的氣象站，可選

擇站址所在地周邊較遠的多個（兩個及以上）具有太陽輻射長期觀測記錄的氣象

站作為參考氣象站，同時，借助公共氣象數據庫（包括衛星觀測數據）或商業氣

象（輻射）軟件包進行對比分析。還可收集站址所在地附近基本氣象站的各年日

照時數與參考氣象站的日照時數進行對比分析。

5.1.3大型光伏發電站建設前期宜先在站址所在地設立太陽輻射現場觀測站。

5.1.4當利用現場觀測數據進行太陽能資源分析時，現場觀測數據應連續，且不

應少于一個完整年。

【條文說明】5.1.3~5.1.4系原條文5.1.4分拆成兩部分。目前在我國有太陽輻射

長期觀測記錄的氣象站只有近百個，實際覆蓋面積較小，尤其是在我國西北地區，

大多數情況下參考氣象站距光伏發電站較遠，很難獲得站址所在地實際的太陽能

輻射狀況。對于中小型光伏發電站而言，由于其規模小，各種影響相對較小，可

以借助公共氣象數據庫或其他手段進行粗略的分析推算。但大型光伏發電站，由

于規模較大，輻射資源分析無論是對項目本身的投資收益還是對電力系統的影響

都比較大，因此，在大型光伏發電項目建設前期推薦先在站址所在地設立太陽輻

射現場觀測站，并進行至少一個完整年的現場觀測記錄。

5.2參考氣象站基本條件和數據采集

5.2.1參考氣象站應具有連續10年以上的太陽輻射長期觀測記錄。

【條文說明】5.2.1在我國西北地區，由于具有連續10年以上太陽輻射長期觀測

記錄的氣象站較少，往往距站址最近的參考氣象站也都比較遠，故當有太陽輻射

長期觀測記錄的氣象站距站址較遠時，可以選擇站址周邊兩個及以上的氣象站作

為參考氣象站。

5.2.2參考氣象站所在地與光伏發電站站址所在地的氣候特征、地理特征應基本

一致。

523參考氣象站的輻射觀測資料與光伏發電站站址現場太陽輻射觀測裝置的同

期輻射觀測資料應具有較好的相關性。

5.2.4參考氣象站采集的信息應包括下列內容：

1氣象站長期觀測記錄所采用的標準、輻射儀器型號、安裝位置、高程、周

邊環境狀況，以及建站以來的站址遷移、輻射設備維護記錄、周邊環境變動等基

本情況和時間。

2最近連續10年以上的逐年各月的總輻射量、直接輻射量、散射輻射量、

日照時數的觀測記錄，且與站址現場觀測站同期至少一個完整年的逐小時的觀測

記錄。

3最近連續10年的逐年各月最大輻照度的平均值。

4近30年來的多年月平均氣溫、極端最高氣溫、極端最低氣溫、晝間最高

氣溫、晝間最低氣溫。

5近30年來的多年平均風速、多年極大風速及發生時間、主導風向，多年

最大凍土深度和積雪厚度，多年年平均降水量和蒸發量。

6近30年來的連續陰雨天數、雷暴日數、冰雹次數、沙塵暴次數、強風次

數等災害性天氣情況。

【條文說明】5.2.4最近連續10年以上的最近一年至少不早于前年。

第3款收集最近連續10年的逐年各月最大輻照度平均值的目的是分析站址

所在地的光伏發電系統的最大直流和交流輸出功率情況，為逆變器、變壓器及其

他電氣設備選型提供參考依據。

第4?6款為一般氣象資料，如參考氣象站距站址較遠，則需要收集站址附

近氣象站的相關數據。

5.3太陽輻射現場觀測站基本要求

5.3.1太陽輻射現場觀測站的選址、數據測量、測量設備選型與校驗、儀器安裝

與維護、測量數據采集與傳輸及測量數據保存與整理應符合現行國家標準《太陽

能資源測量總輻射》GB/T31156.《太陽能資源測量直接輻射》GB/T33698和行

業標準《光伏發電站太陽能資源實時監測技術規范》NB/T32102.《地面氣象觀

測規范》QX/T46-66的要求。

5.3.2太陽輻射現場觀測站的觀測內容應包括總輻射、日照時數、環境溫度、相

對濕度、風速、風向等的實測數據。

【條文說明】531、5.3.2現場觀測站的觀測裝置包括日照輻射表、測溫探頭、

風速傳感器、風向傳感器、控制盒等。觀測裝置的安裝位置需要視野開闊，且在

一年當中日出和日沒方位不能有大于5°的遮擋物。增加了與太陽輻射觀測站相

關的現行國家標準和行業標準。

5.3.3大型光伏發電站應設置光伏方陣陣列面的總輻射觀測項目，總輻射觀測儀

的設置應與光伏陣列面的空間朝向一致；對傾角可調式和跟蹤式光伏方陣，總輻

射觀測儀還應與光伏方陣保持同步運動。

【條文說明】5.3.3光伏陣列面上的總輻射是為了實時觀測光伏組件在受光條件

下的太陽總輻射量及變化，便于更好地分析光伏發電系統的運行特性和主要設備

的工作狀況。當大型光伏發電站中光伏方陣有固定式、傾角可調式、跟蹤式等不

同安裝方式時，應分別設置對應的總輻射觀測儀。

5.3.4對于采用雙面發電光伏組件的大型光伏發電站，可結合光伏方陣安裝方案,

設置光伏組件背面的總輻射觀測項目。

【條文說明】5.3.4與常規光伏組件相比，雙面光伏組件具有背面也能接收地面

反射太陽光發電的特點，按正面接收太陽光進行功率標定的雙面光伏組件的發電

量略高于相同標稱功率的常規單面光伏組件。

現階段，國內外尚未制定針對雙面光伏組件的功率標定方法；此外，雙面光

伏組件背面接收的太陽輻照度受地表反射率、光伏陣列傾角、入射光的直散分布、

太陽高度角、光伏陣列前后排間距及雙面光伏組件安裝位置（高度及東西方向）

等因素影響，甚至同一塊雙面組件背面各處接收太陽輻照度也可能存在差異，因

此，難以選取單一具有代表性的雙面組件背面總輻射觀測項目的測量位置；最后,

正面與背面分別接收的太陽光存在光譜差異，除夏季太陽從東北面升起后、西北

面落下前的一小段時間內，絕大多數工作時間內，雙面光伏組件背面接收到太陽

輻照度遠低于其正面接收值，而晶體硅光伏組件在低太陽輻照度下最大功率具有

快速下降的特點。

設置光伏組件背面的總輻射觀測項目目的在于為雙面組件的發電機理研究、

量化建模提供實測數據積累。

5.3.5現場觀測數據宜實時傳送，并接入電站監控系統。

5.4太陽輻射觀測數據驗證與資源分析

5.4.1對太陽輻射觀測數據應進行完整性檢驗，觀測數據應符合下列要求：

1觀測數據的實時觀測時間順序應與預期的時間順序相同；

2按某時間順序實時記錄的觀測數據量應與預期記錄的數據量相等；

3實測數據有效完整率應在90%以上。

【條文說明】5.4.1實測數據記錄時，由于設備故障、斷電等原因，有時會出現

數據缺測或記錄偏差，因此，需進行實測數據完整性檢驗。

5.4.2對太陽輻射觀測數據應依據日天文輻射量等進行合理性檢驗，觀測數據應

符合下列要求：

1總輻射最大輻照度小于2kW/n?；

2日總輻射量小于天文日總輻射量。

【條文說明】5.4.2實測數據記錄時，由于一些特殊原因，有時會產生不合理的

無效數據，因此，需進行實測數據合理性檢驗。總輻射最大輻照度一般應小于太

陽常數(1367±7W/m2),由于云層的作用，觀測到得瞬間最大輻照度也可能超

過太陽常數，但若大于2kW/n?則可判定該數據無效。

5.4.3太陽輻射觀測數據經完整性和合理性檢驗后，其中不合理和缺測的數據應

進行修正，并補充完整。其它可供參考的同期記錄數據經過分析處理后，可填補

無效或缺測的數據，形成完整的長序列觀測數據。

【條文說明】5.4.3太陽輻射觀測數據經完整性和合理性檢驗后，需要進行數據

完整率計算，可按照下列公式進行計算：

有效數據完整率=應測數目-缺/?土無效數據數目XI00%

應測數目

若數據完整率較小，且由無其他有效數據補缺，該組數據可視為無效。

缺測數據的填補也可借助其他相關數據，采用插補訂正法、線性回歸法、相

關比值法等進行處理。

5.4.4光伏發電站太陽能資源分析宜包括下列內容：

1長時間序列的年總輻射量變化和各月總輻射量年際變化。

210年以上的年總輻射量平均值和月總輻射量平均值。

3太陽能資源典型年的年總輻射量和月總輻射量。

4最近三年內連續12個月各月輻射量日變化及各月典型日輻射量小時變化。

【條文說明】5.4.4在光伏發電站設計時，太陽能資源典型年的月總輻射量是預

測光伏發電站在運營期內發電量、確定固定式光伏方陣的最佳傾角和傾角可調式

光伏方陣的調節范圍及調節策略的依據。

由長時間序列的總輻射量實際觀測數據，采用Sandia國家實驗室法、基于正

態擬合的概率最大法或頻率（數）最大法等方法計算太陽能資源典型年的總輻射

量。

5.4.5太陽能資源分析時應依據太陽能資源典型年的水平面各月總輻射量，進行

典型年光伏方陣陣列面上各月總輻射量的換算。

【條文說明】5.4.5通常參考氣象站記錄的太陽輻射觀測數據是水平布置日照輻

射表接受到的數據，以此預測的電站設計使用年限內的平均年總輻射量也是水平

日照輻射表的數據。當光伏方陣采用不同布置方式時，需進行折算。但這種計算

比較復雜，通常可采用軟件計算。目前，國際上比較流行的軟件是RetScreen、

PVsyst、Meteonorm等。

6接入系統

6.1一般規定

6.1.1光伏發電站接入電網的電壓等級應根據光伏發電站的額定容量及當地電網

的具體情況，在接入系統設計中經技術經濟比較后確定。

【條文說明】6.1.1光伏發電站并網電壓等級是要在接入系統方案設計中經技術

經濟比較后確定，現行電力行業標準《配電網規劃設計技術導則》DL/T5729推

薦的50MW及以下容量的光伏發電站的并網電壓等級選擇如表k

表1電源并網電壓等級參考表

電源總容量范圍并網電壓等級

8kW及以下220V

8kW~400kW380V

400kW~6MW10kV

6MW-50MW20kV、35kV、66kV、UOkV

對超過50MW的光伏發電站，一般選用UOkV及以上電壓等級接入電力系

統。

6.1.2光伏發電站應具有相應的繼電保護功能。

【條文說明】6.1.2光伏發電站應具有相應的繼電保護功能，出現異常及時斷開

與電網的連接，以保證設備和人身安全。

6.1.3通過35kV及以上電壓等級并網的發電站應具備與電力調度部門之間進行

數據通信的能力，并符合電網安全運行對電力通信的要求。

【條文說明】6.1.3通過35kV及以上電壓等級并網的光伏發電站要具備與電力

調度部門之間進行實時數據通信的能力，以滿足電網調度的需要。小型光伏電站

與電力調度部門之間的通信要求可以適當簡化。

6.2并網要求

6.2.1通過35kV(20kV)及以上電壓等級并網以及通過10kV(6kV)電壓等級

與公共電網連接的光伏發電站應符合現行國家標準《光伏發電站接入電力系統設

計規范》GB/T50866的要求。

6.2.2通過10kV(6kV)電壓等級接入用戶側電網以及通過380V電壓等級接入

電網的光伏發電系統應符合現行國家標準《光伏發電接入配電網設計規范》GB"

50865的要求。

【條文說明】6.2.1~6.6.2光伏發電站由于接入電壓等級或接入電網位置不同，對

其并網要求也不相同。按照已發布的相關國家標準的要求，通過35kV及以上電

壓等級并網，以及通過10kV電壓等級與公共電網連接的光伏發電站的并網要求

較高，內容包括：有功功率、功率預測、無功容量、電壓控制、低電壓穿越、運

行適應性、電能質量等；通過10kV(6)kV)電壓等級接入用戶側，以及通過

380V電壓等級接入電網的光伏發電系統的并網要求較低，內容包括：無功容量

和電壓調節、啟動、運行適應性、電能質量、安全與保護、通用技術要求、電能

計量等。根據現行國家標準《光伏發電站接入電力系統設計規范》GB/T50866

的要求，通過35kV(20kV)及以上電壓等級并網以及通過10kV(6kV)電壓等

級與公共電網連接的新建、改建和擴建光伏發電站其一次、二次設計都應符合現

行國家標準《光伏發電站接入電力系統技術規定》GB/T19964的要求。根據現

行國家標準《光伏發電接入配電網設計規范》GB/T50865的要求，通過I0kV(6kV)

電壓等級接入用戶側電網以及通過380V電壓等級接入電網的光伏發電系統其一

次、二次設計都應符合現行國家標準《光伏發電系統接入配電網技術規定》GB"

29319的要求。

6.3繼電保護

6.3.1光伏發電站的送出線路保護、系統保護應符合現行國家標準《繼電保護和

安全自動裝置技術規程》GB/T14285的規定，且應滿足可靠性、選擇性、靈敏

性和速動性的要求。

6.3.2通過380V電壓等級接入電網，以及通過10kV電壓等級用戶側并網的光伏

發電站的防孤島及繼電保護裝置應符合現行國家標準《光伏發電系統接入配電網

技術規定》GB/T29319的要求。

【條文說明】632防孤島保護是針對電網失壓后光伏電站可能繼續運行，口向

電網線路送電的情況而提出的。孤島現象的發生，將對維修人員、電網與負荷造

成諸多不良影響。現行國家標準《光伏發電系統接入配電網技術規定》GB/T29319

中8.4條對防孤島保護提出了具體要求，應按照執行。

6.3.3通過35kV及以上電壓等級并網，以及通過10kV電壓等級接入公用電網的

光伏發電站繼電保護裝置應符合現行國家標準《光伏發電站接入電力系統技術規

定》GB/T19964的要求。

6.3.4在并網線路同時T接有其它用電負荷情況下，光伏發電站防孤島保護動作

時間應小于電網側線路保護重合閘時間。

【條文說明】6.3.4本條款規定目的是為了保障其它用戶的用電可靠性。

6.3.5接入110kV（66kV）及以上電壓等級的光伏發電站應裝設專用故障記錄裝置。

故障記錄裝置應記錄故障前10s到故障后60s的情況，并能夠與向電力調度部門

進行數據傳送。

6.4自動化

6.4.1通過35kV及以上電壓等級并網，以及通過10kV電壓等級接入公用電網的

光伏發電站應配置相應的自動化終端設備，采集發電裝置及并網線路的遙測和遙

信量，接收遙控、遙調指令，并通過專用通道與電力調度機構相連。

6.4.2通過35kV及以上電壓等級并網，以及通過10kV電壓等級接入公用電網的

光伏發電站遠動設備的容量及性能指標應滿足光伏發電站端遠動功能及規約轉

換要求。

6.4.3與電力調度機構之間進行數據通信的光伏發電站二次設備及系統應滿足電

力二次系統安全防護要求及國家電力監管部門的有關規定。

【條文說明】6.4.3對于與電力調度之間進行數據通信的光伏電站，應當落實國

家信息安全等級保護制度，按照國家信息安全等級保護有關的要求，堅持''安全

分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原則，通過配置相應的二次安全防護

措施來防止黑客及惡意代碼等對光伏發電站的攻擊和侵害，保證電力系統二次設

備安全運行。

6.4.4在正常運行情況下，光伏發電站向電力調度機構提供的遠動信息應包括遙

測量和遙信量，并應符合下列要求：

1遙測量應包括下列內容：

1）發電總有功功率和總無功功率。

2）無功補償裝置的進相及滯相運行時的無功功率。

3）升壓變壓器高壓側有功功率和無功功率。

4）雙向傳輸功率的線路、變壓器的雙向功率。

5）站用總有功電能量。

6）光伏發電站的電壓、電流、頻率、功率因數。

7）大型光伏發電站的輻照數據、溫度等。

8）光伏發電站的儲能能量狀態。

2遙信量應包括下列內容：

1）并網點斷路器的位置信號。

2）有載調壓主變分接頭位置。

3）逆變器、變壓器和無功補償設備的斷路器位置信號。

4）事故總信號。

5）出線主要保護動作信號。

【條文說明】6.4.4在工程設計中，還要根據各地電力調度部門實際需要，信號

可能會有所不同。

6.4.5電力調度部門根據需要可向光伏發電站傳送下列遙控或遙調命令：

1并網斷路器的分合。

2無功補償裝置的投切。

3有載調壓變壓器分接頭的調節。

4光伏發電站的功率調節。

6.4.6接入220kV及以上電壓等級的光伏發電站應配置相量測量裝置。

6.4.7通過10kV電壓等級接入用戶側，以及通過380V電壓等級接入電網的光伏

發電站可根據當地電網實際情況對自動化設備進行適當簡化。

【條文說明】6.4.7隨著光伏發電裝機容量在電力系統中的比例不斷提高，電力

調度部門對于光伏電站調度管理力度也在逐漸增大，對于通過35kV及以上電壓

等級并網，以及通過10kV電壓等級接入公用電網的光伏發電站，自動化設備需

要按照當地電網對應的標準和要求進行配置；對于通過10kV電壓等級接入用戶

側，以及通過380V電壓等級接入電網的光伏發電站，可結合投資的經濟效益和

當地電網的實際情況對自動化設備進行適當簡化。

6.5通信

6.5.1光伏發電站通信可分為站內通信與系統通信。通信設計應符合現行國家標

準《光伏發電站接入電力系統技術規定》GB/T19964和《光伏發電系統接入配

電網技術規定》GB/T29319的規定，并滿足現行行業標準《電力通信運行管理

規程》DL/T544規定。

6.5.2站內通信應符合下列要求:

1光伏發電站站內通信應包括生產管理通信和生產調度通信。

2大、中型光伏發電站為滿足生產調度需要，宜設置生產程控調度交換機,

統一供生產管理通信和生產調度通信使用。

3大、中型光伏發電站內通信設備所需的交流電源，應由能自動切換的、可

靠的、來自不同站用電母線段的雙回路交流電源供電。

4站用通信設備可使用專用通信直流電源或DC/DC變換直流電源，電源宜

為直流48V。通信專用電源的容量，應按發展所需最大負荷確定，在交流電源失

電后能維持放電不小于1小時。

5光伏發電站可不單獨設置通信機房，通信設備宜與線路保護、調度自動化

設備共同安裝于同一機房內。

【條文說明】6.5.2對于無人值守的光伏發電站，站內通信部分可以簡化。當光

伏發電站內配有直流系統時，推薦采用一體化電源，通信設備所需的直流電源可

由DC/DC變換取得。

6.5.3系統通信應符合下列要求：

1光伏發電站應裝設與電力調度機構聯系的專用調度通信設施。通信系統應

滿足調度自動化、繼電保護、安全自動裝置及調度電話等對電力通信的要求。

2通過35kV及以上電壓等級并網，以及通過10kV接入公共電網的光伏發

電站至調度端應有兩路通信通道，其中通過llOkV(66kV)及以上電壓等級接

入電網的光伏發電站一個路通道應為光纖通道。通過10kV電壓等級并網的光伏

發電站，應具備與電網調度機構進行數據通信的能力。

3光伏發電站與電力調度機構之間通信方式和信息傳輸應由雙方協商一致

后確定，并在接入系統方案設計中明確。

【條文說明】6.5.3光伏發電站與電力調度部門之間通信方式和信息傳輸，一般

可采用基于IEC-60870-5-101和IEC-60870-5-104的通信協議。

6.6電能計量

6.6.1光伏發電站電能計量點宜設置在電站與電網設施的產權分界處或合同協

議中規定的貿易結算點；光伏發電站站用電取自公用電網時，應在引入線高壓側

設置計量點。電能計量裝置應符合現行行業標準《電能計量裝置技術管理規程》

DL/T448和《電測量及電能計量裝置設計技術規程》DL/T5137的規定。

【條文說明】6.6.1電能計量點原則上應設置在電站與電網設施的產權分界處，

但為了便于計量和管理，經雙方協商同意，也可設置在購售電合同協議中規定的

貿易結算點處。

662光伏發電站應配置具有通信功能的電能計量裝置和相應的電能量采集裝置。

同一計量點應安裝同型號、同規格、準確度相同的主備電能表各一套。

6.6.3光伏發電站電能計量裝置采集的信息應接入電力調度部門的電能信息采集

系統。

7光伏發電系統

7.1一般規定

7.1.1大、中型地面光伏發電站的發電系統宜采用多級匯流、分散逆變、集中并

網方式；分散逆變后宜就地升壓，升壓后集電線路回路數及電壓等級應經技術經

濟比較后確定。

7.1.2光伏發電系統中光伏方陣與逆變器之間的容量配比應綜合考慮光伏方陣的

安裝類型、場地條件、太陽能資源、各項損耗等因素，經技術經濟比較后確定。

光伏方陣的安裝容量與逆變器額定容量之比符合下列規定：

1一類太陽能資源地區，不宜超過1.2；

2二類太陽能資源地區，不宜超過1.4；

3三類太陽能資源地區，不宜超過1.8o

【條文說明】7.1.2由于光伏組件在電站壽命周期內功率是逐年衰減的，以及工

程實際太陽輻照度一般都小于組件標準輻照強度，另外光伏發電系統從組件到逆

變器存在各項損耗，所以通常情況下逆變器輸出功率不能達到所對應的組件的安

裝容量值，導致逆變器和其后升壓并網設備容量不能得到充分利用，因此提出在

光伏發電系統設計時應考慮光伏組件安裝容量相對逆變器額定容量超配的要求。

要通過對光伏方陣安裝容量與逆變器額定容量之間的不同配比方案的研究，經發

電站全壽命周期內技術經濟比較，來獲得最佳的容量配比值。

在高海拔、低環境溫度、太陽能輻射量高等特定條件下，光伏方陣與逆變器

之間的最佳的容量配比值可能小于lo

為了保證對建設場地的土地資源和光伏組件的有效利用，光伏方陣的安裝容

量與逆變器額定容量之比也不宜過大。

7.1.3大、中型光伏發電站中發電單元容量的大小，應結合直流側電壓等級、光

伏組件和逆變器選型經技術經濟比較后確定。大、中型光伏發電站宜選用直流側

高電壓系統和大容量發電單元方案。

【條文說明】7.1.3光伏發電系統直流側電壓有從1000V向1500V,甚至更高電

壓發展的趨勢。直流側電壓采用1500V高電壓配置，可以增大發電單元容量，

減少組串、匯流箱、逆變器和升壓變壓器數量以及電纜等材料量，可以有助于降

低發電損耗，減少工程造價，從而提高了工程經濟性。

7.1.4當光伏方陣所在場地起伏較大、光伏陣列易受遮光影響、組件布置傾角和

朝向不同時，光伏發電系統應選擇具有多路最大功率跟蹤功能的逆變設備。接入

同一最大功率跟蹤回路的光伏組件串的電壓、組件朝向、安裝傾角、陰影遮擋影

響等宜一致。

【條文說明】7.1.4具有多路最大功率跟蹤MPPT功能的逆變設備主要有組串式

逆變器、帶多路最大功率跟蹤(MPPT)的集中式逆變器以及集散式逆變器等。接

入同一MPPT回路的的光伏電池組件串的直流電壓要盡可能一致,故要求對應的

光伏方陣朝向、安裝傾角、陰影遮擋影響也要一致。對集散式逆變器，其最大功

率跟蹤功能設置在組串匯流箱內。

7.1.5光伏發電系統直流側的設計電壓應高于光伏組件串在當地晝間極端氣溫下

的最大開路電壓，系統中所采用的設備和材料的最高允許電壓應不低于該設計電

壓。

7.1.6光伏組件串的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤電壓

范圍內。

【條文說明】7.1.6為了提高光伏發電系統輸出效率，計算光伏組件串中組件數

量時，需根據光伏組件的工作溫度和工作電壓溫度系數，考慮由環境溫度變化等

引起的光伏組件串工作電壓的變化范圍需在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍之

內。

7.1.7獨立光伏發電系統的安裝容量應根據負載特性、當地太陽能資源條件、環

境條件和儲能系統特性等來確定。

【條文說明】7.1.7獨立光伏發電系統的安裝容量選擇時除了考慮負載所需電能

和當地太陽能資源條件以外，還需考慮儲能系統效率和影響光伏系統發電量的氣

象環境條件。

7.2主要設備選擇

7.2.1光伏組件應根據類型、標稱功率、轉換效率、系統電壓、溫度系數、組件

尺寸和重量、功率輻照度特性、使用環境等條件進行選擇。

7.2.2光伏組件的類型按下列條件選擇：

1根據太陽輻射量、氣候特征、場地面積等因素，經技術經濟比較后確定。

2與建筑相結合的光伏發電系統，宜選用與建筑相協調的光伏組件。建材型的

光伏組件，應符合相應建筑材料或構件的技術要求。

3對于輕型結構屋頂和異形屋面上安裝光伏方陣，可選用柔性光伏組件。

4當光伏組件安裝場地的反光性能較好時，可選用雙面發電組件。

5與農牧業、漁業設施相結合的光伏發電系統中，當常規光伏組件不能滿足慮

農作物、養殖物的光照需求時，可考慮選擇透光型組件。

6宜選用高轉化效率的光伏組件。

【條文說明】7.2.2目前常用的組件有晶硅類、薄膜類組件。晶硅類主要有單晶

硅和多晶組件，采用剛性結構；薄膜類主要以非晶薄膜組件為主，即可采用剛性

結構，也可采用柔性結構。對于輕型結構屋頂，承載能力有限時，可以選用柔性

結構薄膜組件。隨著雙面發電組件的出現，并逐漸成熟及應用，為增加光伏發電

系統效益，充分利用雙面組件背面發電的特性，在光伏組件安裝場地反光性能較

好時，可使用雙面組件，增加系統的整體發電量。農牧業、漁業設施相結合的光

伏發電系統中，可采用常規光伏組件與透光材料間隔布置等方式來增加透光率,

如果還不能滿足要求，可考慮選擇透光型組件。

7.2.3在濕熱環境下工作的光伏電站宜選擇具備抗電勢誘導衰減的光伏組件。

【條文說明】723研究表明潮濕、高溫、高電壓等是光伏組件發生電勢誘導衰

減（PID）的主要外部誘因，隨著光伏發電系統直流側設計電壓提高，已有部分

光伏發電站的組件出現電勢誘導衰減現象，因此光伏組件制造廠家已改進制造工

藝，使組件具備考慮抗PID特性，并通過相關認證。

7.2.4并網光伏逆變器的性能應符合現行國家標準《光伏發電并網逆變器技術要

求》GB/TXXXX的規定。

7.2.5逆變器應按型式、額定功率、相數、頻率、冷卻方式、功率因數、過載能

力、溫升、效率、輸入輸出電壓、最大功率跟蹤、保護和監測功能、通信接口、

防護等級等技術條件進行選擇。

7.2.6與建筑相結合的光伏發電系統的直流側宜設置直流電弧保護功能，故障電

弧保護裝置可與逆變器、直流匯流箱相結合，并符合現行國家標準《光伏發電系

統直流電弧保護技術要求》GBxxx-xxxx的規定。

【條文說明】7.2.6與建筑相結合的光伏發電系統的直流側最大系統電壓大于等

于80V時，通過設置直流電弧保護可以提高光伏發電系統建筑的安全性。電弧

保護裝置與逆變器、直流匯流箱等設備組合配置，可以簡化光伏發電系統，提高

保護可靠性。

7.2.7光伏組串匯流箱應依據型式、電壓、輸入回路數、輸入額定電流等技術條

件進行選擇，并符合現行國家標準《光伏發電站匯流箱技術要求》GB/T34936

的規定。

7.2.8大、中型光伏發電站中組串匯流箱應選用智能型，并具備智能監控和數據

通信功能。

【條文說明】728大、中型光伏發電站占地面積大，運行方式主要為少人值守

或無人值班。在匯流箱上選用智能型，可以更快、更準確的了解光伏陣列的運行

信息。

729光伏發電系統中逆變器、匯流箱等設備選擇應滿足環境溫度、相對濕度、

風沙鹽霧、海拔高度、地震烈度等安裝所在地的使用條件要求。

【條文說明】7.2.9在濕熱帶、工業污穢嚴重和沿海地區使用的逆變器、匯流箱

等電器，要考慮潮濕、污穢及鹽霧的影響。

7.2.10在海拔高度2000m及以上高原地區使用的逆變器和匯流箱，應選用高原型

產品或按照現行國家標準《低壓系統內設備的絕緣配合第1部分原理、要求和試

驗》GB/T16935.1進行校驗。

7211室外布置的逆變器、匯流箱應有防腐、防銹、防暴曬等措施，箱體或柜體

的防護等級不低于IP54。

7.3光伏方陣

7.3.1光伏方陣安裝方式分為固定式、傾角可調式和跟蹤式三類，應根據太陽輻

射資源、氣候條件、使用環境、安裝容量、安裝場地面積和特點、負荷特性和運

行管理方式等，經技術經濟比較后進行選擇。

【條文說明】731傾角可調式光伏方陣可以根據太陽高度角季節變化對組件傾

角進行調節，進而增加光伏發電站綜合收益。跟蹤式光伏方陣又可分為平單軸跟

蹤、斜單軸跟蹤和雙軸跟蹤三種，一般來說，當安裝容量相同時，固定式、傾角

可調式、平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤和雙軸跟蹤的發電量依次遞增，但其占地面積

也同時遞增。

7.3.2同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數宜保持一致，光伏組件串的串

聯數應按下列公式計算：

_____VMPPTmin_____VNV_____Vdcmax_____（730）

/-

Vpmx[l+（t-25）xK；]-VOcX[l+（t-25）xKv]'

式中：區一光伏組件的開路電壓溫度系數；

K'v——光伏組件的工作電壓溫度系數；

N——光伏組件串聯數（N取整）；

t——光伏組件晝間環境極限低溫（°C）；

f——工作狀態下光伏組件的電池極限高溫（℃）；

Vdcmax——逆變器和光伏組件允許的最大系統電壓，取兩者小值（直流,

V）

VMPPTmin——逆變器MPPT電壓最小值（V）;

Voc——光伏組件的開路電壓（V）;

Vpm——光伏組件最佳工作電壓（V）。

【條文說明】732同一光伏組件串中各光伏組件的電流若不保持一致，則電流

偏小的組件將影響其他組件，進而使整個光伏組件串電流偏小，影響發電效率。

為了達到技術經濟最優化，應先按7.3.2公式得出光伏組件串聯數的范圍，

再結合光伏組件排布、直流匯流、施工條件等因素，進行技術經濟比較，合理設

計組件串聯數。光伏組件的工作電壓溫度系數K，v很難測量，如果組件廠商無法

給出，可采用光伏組件的開路電壓溫度系數Kv值替代。

7.4光伏支架741光伏支架應結合工程實際選用材料、設計結構方案和構造措

施，保證支架結構在運輸、安裝和使用過程中滿足強度、穩定性和剛度要求，并

符合防腐要求。

【條文說明】7.4.1在考慮光伏支架強