2020高海拔地区光伏发电站设计规范

高海拔地区光伏发电站设计规范 目 次 前 言 II 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 高海拔地区光伏发电站站址选择 2 5 太阳能资源分析 2 6 高海拔地区光伏发电系统 3 7 高海拔地区光伏发电站站区布置 5 8 高海拔地区光伏发电站电气系统 6 9 建筑设计 7 10 结构设计 7 11 给排水设计 7 12 暖通设计 7 13 环境保护与水土保持 8 14 劳动安全与职业卫生 8 15 消防 8 附录 A（规范性附录） 条文说明 9 I 高海拔地区光伏发电站设计规范 1 范围 本标准规定了高海拔地区光伏发电站设计的术语和定义、站址选择、太阳能资源分析、发电系统、站区布置、电气系统、建筑设计、结构设计、给排水设计、暖通设计、环境保持与水土保持、劳动安全与职业卫生等要求。 本标准适用于海拔高度为2000 m及以上的高海拔地区新建、扩建或改建的并网光伏发电站和100 kWp 及以上的独立光伏发电站。 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 4208 外壳防护等级（IP代码） GB 5749 生活饮用水卫生标准 GB 8978 污水综合排放标准 GB/T 20321.1 离网型风能、太阳能发电系统用逆变器 第1部分:技术条件 GB/T 20626.3 特殊环境条件 高原电工电子产品 第3部分：雷电、污秽、凝露的防护要求GB/T 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 GB 50009-2012 建筑结构荷载规范 GB 50013 室外给水设计规范 GB 50014 室外排水设计规范 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB 50017 钢结构设计规范 GB 50019 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB 50034 建筑照明设计标准 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50736 民用建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB 50797－2012 光伏发电站设计规范GB 50981 建筑机电工程抗震设计规范 JG/T 490 太阳能光伏系统支架通用技术要求 JGJ 118 冻土地区建筑地基基础设计规范 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范QX/T 55 地面气象观测规范 第11部分辐射观测CGC/GF002:2010 光伏汇流箱技术规范 3 术语和定义 9 GB 50797-2012 确立的术语和定义适用于本标准。 3.1 高海拔地区 海拔高度高于 2000 m 的地区。 3.2 高海拔地区光伏发电站 海拔高度为 2000 m 及以上的高海拔地区新建、扩建或改建的并网光伏发电站和 100 kWp 及以上的独立光伏发电站。 4 高海拔地区光伏发电站站址选择 4.1 高海拔地区光伏发电站站址选择应符合现行国家标准 GB 50797-2012 第 4 章的规定。 4.2 高海拔地区光伏发电站站址选择应根据国家或地方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、接入电力系统、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，正确处理与农业、林业、牧业、渔业、工矿业、城市规划、国防设施、宗教习俗和人民生活等各方面的关系。 4.3 高海拔地区光伏发电站选址时，应结合电网结构、电力负荷、交通运输、环境保护要求，送出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、宗教、文物保护、压覆矿、施工及周围工矿企业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。 4.4 高海拔地区光伏发电站选址应避开环境保护区、风景名胜区、宗教敏感区、军事保护区等敏感区域，应避开基本农田保护区、基本草场保护区、生态防护林区域等重点生态保护区域。 4.5 高海拔地区光伏发电站宜连续、成片开发，宜选择在地势平坦的区域或北高南低的坡度区域。 5 太阳能资源分析 5.1 高海拔地区光伏发电站太阳能资源分析应符合现行国家标准 GB 50797-2012 第 5 章的规定。 5.2 在光伏发电站站址所在地宜设置太阳能辐射现场观测站，观测内容应包括总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、湿度、风速、风向等的实测时间序列数据，现场观测记录的周期不应少于一个完整年。 5.3 太阳辐射现场观测站应按照现行行业标准 QX/T 55 的规定进行安装和实时观测记录。所设观测仪器应满足高海拔运行的要求，具备防冻、自动除雪的功能设计，宜采用无线传输的方式接收数据。 5.4 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： ——通过合理性检验的有效数据量应不小于该时间序列内预期记录数据量的 90%。 ——总辐射量最大辐照度小于 2kW/m2。 ——散射辐射数值小于总辐射数值。 ——日总辐射量小于可能的日总辐射量，可能的日总辐射量应符合现行国家标准 GB 50797-2012 中附录 A 的规定。 5.5 太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，对其中不合理和缺测的数据应进行修正，并补充完整。其它可供参考的同期记录数据经过分析处理后，可填补无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测 数据。通过参考气象站的长期观测数据与现场观测数据的相关分析，订正出光伏发电站所在地多年的各月总辐射平均值。 5.6 当光伏发电站站址区附近气象站没有可供利用的太阳辐射观测数据时，经论证后可采用再分析数据作为太阳能资源研究的基础数据。 5.7 应分析光伏发电站所在地降雨、积雪、雷暴、风速、沙尘等气候条件可能出现的极端情况及对光伏发电站工程的影响。 6 高海拔地区光伏发电系统 6.1 一般规定 6.1.1 大、中型地面光伏发电站的发电系统宜采用分块发电、集中并网系统方案，并结合自然地形分成多个光伏发电子方阵。 6.1.2 光伏发电系统中，若地势平坦，光伏发电子方阵的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角一致时，宜通过技术经济比较确定逆变器型式，选用集中式或组串式逆变器。 6.1.3 光伏发电系统中，若地势起伏较大，光伏发电子方阵的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角不一致时，宜选用组串式逆变器；但接入同一个组串式逆变器 MPPT 回路的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜保持一致。 6.1.4 独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能、蓄电池类型及容量、当地日照条件及连续阴雨天数等来确定。 6.1.5 对于使用在 2000m 及以上高海拔地区的电气产品，应考虑环境因素对变压器，逆变器和高低压变配电设备容量，绝缘及最高运行电压的影响，采用降容使用或选用高原产品。 6.2 光伏发电系统分类 并网光伏发电系统按规模和集中程度的不同可分为集中式光伏发电系统和分布式光伏发电系统。 6.3 主要设备选择 6.3.1 光伏组件选择 光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型。应根据光伏组件的制造水平和技术成熟度、技术特性，针对场址区域的气候特点、安装条件、使用条件和太阳辐照特征等条件， 通过技术经济比较，确定光伏组件的形式、规格等参数。 6.3.2 光伏组件衰减率 应符合《光伏制造行业规范条件（2018 年本）》的规定。多晶硅光伏组件和单晶硅光伏组件衰减率首年分别不高于 2.5%和 3%，后续每年不高于 0.7%，25 年内不高于 20%；薄膜光伏组件衰减率首年不高于 5%，后续每年不高于 0.4%，25 年内不高于 15%。 6.3.3 光伏组件背板材料 宜遵循以下原则： ——宜采用耐低温配方； ——宜首先选用对紫外线不敏感的材料，其次选用添加了紫外线吸收剂的材料； ——宜采用对臭氧、氨气不敏感的材料。 6.3.4 逆变器 6.3.4.1 应根据逆变器的制造水平、技术成熟度、技术性能，并结合装机规模、安装条件和设备运输条件，确定逆变器的单台容量范围。 6.3.4.2 通过对所选逆变器与组件的匹配、工程运行及后期维护等因素的分析，确定逆变器的形式及主要技术参数。 6.3.4.3 应符合《光伏制造行业规范条件（2018 年本）》的规定。含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 96%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 98%（单相二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不低于 94.5%和 96.8%），微型逆变器相关指标分别不低于 94.3%和 95.5%。 6.3.4.4 逆变器应采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，要求电流谐波总畸变率不应超过 3%。 6.3.4.5 并网逆变器应具有低电压穿越能力，应符合 NB/T 32004 的规定。 6.3.4.6 并网逆变器应具有防孤岛保护功能，应符合 NB/T 32004 的规定。 6.3.4.7 离网逆变器应符合 GB/T 20321.1 的规定。 6.3.4.8 高海拔地区，逆变器应考虑环境因素的影响，并能平稳运行。 6.3.5 汇流箱 6.3.5.1 箱体结构应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定冲击， 同时不因运输等情况而影响设备的性能，并便于运行维护。外壳防护等级应符合 GB 4208 的规定，室内型不低于 IP20，室外型不低于 IP54。 6.3.5.2 箱体应允许从底部进入电缆，设有光伏阵列电线或电缆进线孔，并设有供汇流电缆进出柜体的防水端子，并配有接地线和通讯线引接电缆孔。 6.3.5.3 汇流箱应能在当地极端气温条件下正常工作。 6.3.5.4 直流汇流箱熔断器安装底座应使用全密封的绝缘底座。 6.3.5.5 智能直流汇流箱应监控支路电流、电压、防雷器失效状态检测、故障报警及故障支路定位等信息，具有通讯功能，使用标准规约或开放协议。 6.3.5.6 交流汇流箱内的断路器应按分级保护原则进行设计。交流断路器的选择必须充分考虑设备自身的技术特点和环境条件对交流断路器的影响。 6.3.5.7 监控模块的供电模式为自供电时，应选择输入电压范围大于该系统逆变器工作电压范围的DC/DC 转换模块，以保证监控模块在阵列电压较低时能正常工作，同时监控模块与主电路之间应按主电路的耐压值进行选择。 6.3.5.8 监控模块使用外部电源供电时，应不会因外部电源正常波动导致停止工作，在汇流箱中外部供电端口安装保护熔丝和适配的浪涌保护器，应使端口具有防浪涌能力。 6.3.6 其他 6.3.6.1 逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备应根据项目所在地区的海拔高度，按现行国家标准GB/T 20626.3 进行相应的外绝缘修正。 6.3.6.2 对于污秽地区，逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备需采取防腐、防凝露等措施并按现行国家标准 GB/T 20626.3 进行相应的外绝缘修正。 6.4 光伏方阵设计 6.4.1 应综合考虑汇流箱及逆变器等诸多因素，通过技术经济比较后，确定光伏子方阵的容量。 6.4.2 应根据选定的光伏组件和逆变器的型式和参数，结合场址区逐时太阳辐射量及风速、气温、海拔高度等数据，进行光伏组件的串、并联设计。 6.4.3 应综合考虑项目太阳辐射、逆变器特性、环境污染情况、地形、遮挡、环境温度及并网容量要求等因素，确定最佳容量配比。 6.4.4 应根据组串的排布和跟踪方式，结合场址区地形变化情况，确定光伏方阵的行、列间距。 6.4