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2023年注册电气发输专业考试案例解析（上）专业案例题（共25题，每题2分。
考生解答应依据准确，解答过程完整，计算结果正确）题1-5：某光伏发电站规划安装容量250MWp 级，通过1回110kV 线路接入系统，升压站110kV 侧系统提供的三相短路容量5000MVA。
本期建设光伏发电安装容量125MWp 级，选择540Wp 单晶硅光伏组件和500kW 逆变器，容配比为1.3。
单晶硅光伏组件和逆变器相关主要技术参数分别见表1和表2。
请分析计算并解答下列各小题。
表1单晶硅光伏组件主要技术参数表技术参数单位参数峰值功率Wp 540开路电压（OC V ）V 49.6短路电流（SC I ）A 13.86工作电压（PM V ）V 41.64工作电流（PM I ）A 12.97工作电压温度系数%/K -0.35开路电压温度系数%/K -0.275短路电流温度系数%/K 0.045工作条件下的极限低温℃5工作条件下的极限高温℃65表2逆变器主要技术参数表技术参数单位参数额定功率kW 500最大输出功率kW 550最大输入直流电压V 1000最低启动电压V 540最小输入电压V 520MPPT 电压范围V 520V～850V交流额定输出电压V 400交流输出频率Hz50【2023案上01】该光伏电站场址年平均气温、极端最低气温和极端最高气温分别为16℃、-15℃和40℃，若每个光伏组件串安装于1个固定可调式支架上，呈2行n 列排布，则每个支架光伏组件安装容量宜为下列哪项数值？A.8.1kWpB.8.64kWpC.9.72kWpD.10.26kWp答案:［C ］解答过程：依据《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)，6.4.2条条文说明，按地面站考虑，仅需满足公式6.4.2-1max 100019.11[1(25)]49.6[1(525)(0.275%)]dc oc v V N V t K ≤==⨯+-⨯⨯+-⨯-，依题意每个光伏组件串“呈2行n 列排布”即取偶数，故取18（个），3max 18540109.72P kWp-=⨯⨯=注：本公式的中的温度需要代入的是工作条件下光伏组件的极限低温5℃，而不应代入小题干中提及的光伏站的极端最低气温-15℃，前者是设备温度，后者为环境温度，在工程中设备温度不易取得，一般用环境温度代替，以往真题中有采用环意温度，这个也符合工程实际，但本题给了设备温度，故采用设备温度。
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。
1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。
1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。
1.0.4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 PV module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。
2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，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。
又称单元发电模块。
2.1.4光伏方阵 PV array将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。
又称光伏阵列。
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。
光伏发电工程验收规范（GB/T 50796-2012）1总则1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。
1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。
1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。
1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。
1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。
2.0.2光伏电站photovoltaic power station指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。
2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit光伏电站中，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。
2.0.4观感质量quality of appearance通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。
2.0.5绿化工程plant engineering由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。
2.0.6安全防范工程security and protection engineering以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。
光伏发电站设计规（GB 50797-2012）1总则1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规。
1.0.2本规适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。
1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。
1.0.4光伏发电站设计除符合本规外，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 PV module具有封装及部联结的、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。
2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，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。
又称单元发电模块。
2.1.4光伏方阵 PV array将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。
又称光伏阵列。
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。
光伏电站设备调试方案一、编制目的作为光伏发电单元、逆变器、箱变、监控系统调试依据, 检查光伏电站设计、施工质量, 验证光伏电站设备的设计、制造、安装质量, 通过对光伏电站设备试验、调试, 达到光伏电站设备安全、顺利并网, 保证各个系统运行正常、设备安全稳定。
二、编制依据1.《光伏发电站设计规范》GB50797-2012。
2.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005。
3.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006 。
4.《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》Q/SPS22。
三、调试目标1.检验方阵内设备接线正确、满足带电条件, 调试设备参数、性能, 保证设备顺利并网、安全稳定运行。
2.调试监控中心内设备, 达到参数设置正确、性能调试正常, 以保证并网后运行正常。
四、调试内容1.方阵（1）组件: 一次回路检查、组件交接性能试验。
（2）箱变: 带电前一次回路检查、交接试验。
（3）逆变器: 带电前一次、二次回路检查、并网调试。
2.监控中心（1）直流系统: 绝缘检查、监视系统检查。
（2）UPS系统: 绝缘检查、输出测试、切换调试。
（3）配电系统: 一次、二次回路检查。
（4）光功率系统: 系统安装、功能调试。
（5）监控系统: 系统安装、功能调试。
（6）AGC系统:接口测试、功能调试。
五、组织措施1.调试小组组长: A（电力建设第三工程公司）组员: B.C.D.设备厂家人员组长职责：负责调试方案的制定、落实, 保证设备正常调试, 协调解决出现问题。
组员职责：负责调试方案执行, 按照调试方案逐项调试, 处理调试过程中出现问题, 做好调试记录。
2.监督小组组长: E（水电咨询有限公司）副组长: F（光伏电站管理部）组员:光伏电站管理部: G、H、J水电咨询有限公司: K、L组（副）长职责: 审批并监督执行设备调试方案, 组织好人员培训、调试监督、验收把关。
组员职责：监督设备调试方案执行, 做好调试项目监督、旁站, 做好设备调试验收工作。
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
文章属性
•【制定机关】住房和城乡建设部
•【公布日期】2012.06.28
•【文号】住房和城乡建设部公告第1428号
•【施行日期】2012.11.01
•【效力等级】部门规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】标准定额
正文
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GB50797-2012，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
2012年6月28日。
《光伏发电站工程项目用地控制指标》解读2015-12-11 | 作者：雷爱先黄清 | 来源：中国国土资源报 | 【大中小】【打印】【关闭】编者按 2015年12月2日，国土资源部以规范性文件形式发布了《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规〔2015〕11号，以下简称《指标》），明确自2016年1月1日起实施。
该指标的颁布，填补了产业（能源）领域用地标准的一项空白。
为什么要发布这样一项用地控制指标？《指标》主要适用什么类型的光伏项目？具体怎样确保光伏项目节约集约用地？本报特邀国土资源部土地利用司就《指标》编制和实施的必要性、《指标》主要内容和需要重点说明的几个问题进行了初步解读。
为何要发布光伏用地控制指标？填补产业（能源）领域用地标准一项空白编制和发布实施《光伏发电站工程项目用地控制指标》（以下简称《指标》），是贯彻中央关于“建立最严格节约集约用地制度”和《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》强调的“坚持最严格的节约用地制度”的重要举措，也是落实《国务院关于促进节约集约用地的通知》（国发〔2008〕3号）提出“要健全各类建设用地标准体系”，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）提出的加快形成有利于产业持续健康发展的法规、政策、标准体系和市场环境，以及《节约集约利用土地规定》（国土资源部令第61号）要求“国家实行建设项目用地标准控制制度”，“国土资源部会同有关部门制定工程建设项目用地控制指标”的具体措施。
建设项目用地审查、供应和使用，应当符合用地控制指标和供地政策。
制定《指标》，使光伏工程建设项目用地从无标准控制走向有标准控制，既是完善用地标准控制制度的重要内容，也是运用标准控制规范土地审批和供应、促进节约集约用地的重要手段。
目前，国土资源部已单独或与有关部门联合发布实施的工程项目用地指标有16项，涵盖了工业、能源、交通、水利、公共文化和体育等领域。
光伏发电系统逆变器交接试验标准及流程随着可再生能源的发展，光伏发电系统作为清洁能源的重要组成部分，其在发电过程中需要逆变器来将直流电转换为交流电。
逆变器作为光伏发电系统的关键设备，其性能的稳定与否直接关系到整个发电系统的运行效率和安全性。
为了确保光伏发电系统的正常运行，交接试验成为了必不可少的环节之一。
本文将从光伏逆变器交接试验的标准、流程和注意事项等方面进行详细介绍。
一、光伏逆变器交接试验的标准1. 光伏逆变器交接试验应符合国家相关标准以及光伏发电系统的技术规范要求，主要包括：（1）《光伏发电站设计规范》（GB 50797-2012）中有关逆变器部分的规定；（2）《光伏发电场光伏逆变器技术规范》（GB/T 19913-2015）中的相关标准。
2. 交接试验还需要根据具体的项目情况，结合用户自身的要求和技术参数进行制定相应的测试方案，确保交接试验的全面性和有效性。
二、光伏逆变器交接试验的流程1. 交接试验前的准备工作：（1）明确交接试验的时间和地点，以及参与试验的相关人员名单；（2）核对逆变器相关资料和技术文件，包括逆变器的型号、参数、使用说明等；（3）检查逆变器的运行状态和运行数据，确保逆变器在试验前处于正常运行状态。
2. 交接试验的具体步骤：（1）对逆变器进行外观检查，包括外壳、连接线路、散热器等是否完好，是否存在损坏和松动现象；（2）对逆变器的内部结构和零部件进行检查，确保逆变器的所有元件都处于正常状态；（3）对逆变器的接地和接线进行检查，确保接地连接牢固可靠，接线连接正确无误；（4）对逆变器的运行参数进行检测，包括输出功率、电压、电流等参数是否符合要求；（5）对逆变器的保护功能进行测试，包括过压保护、欠压保护、过流保护等功能是否正常可靠；（6）对逆变器的远程通信功能进行测试，确保与监控系统的通信畅通无阻。
3. 交接试验后的总结和验收：（1）根据交接试验的结果进行总结，对于发现的问题和不足进行及时修复和处理；（2）编制交接试验报告，明确逆变器的整体情况和试验结果，并由相关专业人员进行验收。
光伏发电站施工规范（GB 50794-2012）摘要：为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。
1总则1.0.1为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。
1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电工程。
1.0.3光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项应急预案。
1.0.4光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语2.0.1光伏组件PV module指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置。
又称为太阳电池组件。
2.0.2光伏组件串PV string在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。
简称组件串或组串。
2.0.3光伏支架PV supporting bracket光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。
简称支架。
2.0.4方阵（光伏方阵）array（PV array）由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。
又称为光伏方阵。
2.0.5汇流箱combiner-box在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接人的装置。
2.0.6跟踪系统tracking system通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用，调整光伏组件平面的空间角度，实现对人射太阳光跟踪，以提高光伏组件发电量的装置。
2.0.7逆变器inverter光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。
2.0.8光伏发电站PV power station利用太阳电池的光生伏打效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。
2.0.9并网光伏发电站grid-connected PV power station直接或间接接人公用电网运行的光伏发电站。
屋顶分布式光伏电站防护栏设计
参照《光伏发电站设计规范》GB50797-2012的第13.0.6条规定：平台、走道、吊装孔等有坠落危险处，应设栏杆或盖板。
需要登高检查及更换光伏组件处，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》GB5083等标准规定。
《生产设备安全卫生设计总则》GB5083第5.7.4防滑或防高处坠落规定，设计操作位置，必须充分考虑人员脚踏和站立的安全性。
a）若操作人员经常变换工作位置，则必须在生产设备上配置安全走板。
安全走板的宽度应不小于500mm。
b）若操作人员进行操作、维护、调节的工作位置在坠落基准面2m以上时，必须在生产设备上配置站立的平台和防坠落的护栏、护板或安全圈等。
设计梯子、钢平台和防护栏杆，按GB4053.1、GB4053.2、GB4053.3、GB4053.4执行。
根据GB4053.3《工业防护栏及钢平台》设计规范要求，在距基准面高达大于2m并小于20m的平台、通道及作业场所的防护栏高度应不低于1050m。
光伏电站平均发电量计算方法光伏电站在做前期可行性研究的过程中，需要对拟建光伏电站的发电量做理论上的预测，以此来计算投资收益率，进而决定项目是否值得建设。
一般而言，每个有经验的光伏人心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，那么本次总结列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，方便读者选择最合适的计算方法。
一、计算方法1）国家规范规定的计算方法。
根据最新的《光伏发电站设计规范GB50797－2012》第6.6条：发电量计算中规定：1、光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。
2 、光伏发电站年平均发电量Ep计算如下：Ep=HA×PAZ×K式中：HA——为水平面太阳能年总辐照量（kW·h/m2）；Ep——为上网发电量（kW·h）；PAZ ——系统安装容量（kW）；K ——为综合效率系数。
综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：1）光伏组件类型修正系数；2）光伏方阵的倾角、方位角修正系数；3）光伏发电系统可用率；4）光照利用率；5）逆变器效率；6）集电线路、升压变压器损耗；7）光伏组件表面污染修正系数；8）光伏组件转换效率修正系数。
这种计算方法是最全面一种，但是对于综合效率系数的把握，对非资深光伏从业人员来讲，是一个考验，总的来讲，K2的取值在75%-85%之间，视情况而定。
2）组件面积——辐射量计算方法光伏发电站上网电量Ep计算如下：Ep=HA×S×K1×K2式中：HA——为倾斜面太阳能总辐照量（kW·h/m2）；S——为组件面积总和（m2）K1 ——组件转换效率；K2 ——为系统综合效率。
综合效率系数K2是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：1）厂用电、线损等能量折减交直流配电房和输电线路损失约占总发电量的3%，相应折减修正系数取为97%。
光伏发电站设计规范-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1
《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）
3.基本规定
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。
8电气
电缆选择与敷设
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。
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。
光伏组件之间的接线应符合下列要求：
1 光伏组件连接数量和路径应符合设计要求。
2 光伏组件间接插件应连接牢固。
3 外接电缆同插接件连接处应搪锡。
4 光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试。
5 光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐。
6 同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。
2 基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm。
基础型钢应有明显的可靠接地。
3 逆变器的安装方向应符合设计规定。
一．传统光伏组串设计在《光伏发电站设计规范(GB 50797-2012)》，提出如下公式。
（公式1）（公式2）N—光伏组件串联个数（N取整数） Kv—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 t—光伏组件工作条件下的极限低温t’—光伏组件工作条件下的极限高温 Voc—光伏组件的开路电压Vmppt—光伏组件的工作电压 Vdcmax—逆变器允许的最大支流输入电压Vmpptmax—逆变器MPPT电压最大值 Vmpptmin—逆变器MPPT电压最小值上述公式也是工程师们常用的设计方法，我自己也一直沿用这个方。
然而，在这个公式中，部分参数是无法获得的。
1、工作电压温度系数K’v各组件厂家的规格参数中，都不会有这一项，一般采用开路电压温度系数Kv进行计算；2、工作条件下的极限低温t首先，光伏组件运行后的温度，会高于环境温度的；其次，光伏系统只有在白天才能运行，夜间其实是不运行的。
因此，t理论上应该是昼间光伏组件的极限低温。
然而，光伏组件的温度会比环境温度具体高多少？这个尚无定论；但在全国众多的气象站中，只有很少的几个气象站，可以收集到昼间极端高温、昼间极端低温数值，大部分气象站是无法获得的。
因此，极限低温t一般取环境的极端低温。
3、工作条件下的极限高温t’如前所述，光伏组件运行后的温度，会高于环境温度的，但具体高多少尚无定论。
下图是一张组件温度和环境温度的变化图。
图1 环境温度、辐照度与组件温度的关系可以看出，组件温度可以比环境温度高出20多度。
根据文献《太阳能光伏发电应用中的温度影响》（王建军）介绍，西宁地区可测出背板温度高达70℃。
因此，我在计算时，极端高温一般采用环境温度增加25℃、或者直接采用70℃的方案。
例1：以天合260W多晶硅组件为例，假设当地极端低温为-30℃；逆变器最大开路电压为1000V，MPPT电压在420~850V。
表1 天合光伏组件技术参数表根据上表，Voc=38.2V、Vmppt=30.6V、Kv= K’v =-0.32%/℃，运用GB 50797-2012中公式计算结果如下。
GB50797 《光伏发电站设计规范》解读第三讲周建朋目次● 1.总则● 2.术语和符号● 3.基本规定● 4.站址选择● 5.太阳能资源分析● 6.光伏发电系统●7.站区布置●8.电气●9.接入系统●10.建筑与结构●11.给排水、暖通与空调●12.环境保护与水土保持●13.劳动安全与职业卫生●14.消防●附录A：可能的总辐射日曝辐射量●附录B：光伏阵列最佳倾角参考值●附录C：钢制地锚共有4条强制性条款回顾一下说明●鉴于已有专门的光伏电站接入电力系统技术规定，本章讲解将结合已有的《GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定》来讲解。
●通过对比的方法找出《GB50797-2012光伏发电站设计规范》和《GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定》中对光伏电站接入系统规定的相同与不同之处。
9 接入系统接入系统中的系统指的是电力系统。
第9章目录9.1 一般规定9.2 并网要求9.3 继电保护9.4 自动化9.5 通信9.6 电能计量9.1 一般规定●电压等级电站容量、电网情况、技术经济比较●电能质量符合公用电网电能质量要求●继电保护应具备●调度通信大中型，电站与电力调度部门间、安全9.2 并网要求并网要求——有功功率控制●适用范围大中型光伏电站●具备能力接受并自动执行调度指令有功功率控制+有功功率变化率控制调节有功功率输出控制光伏电站停机●限制输出功率变化率功率变化率限制不应超过电力调度部门限制，辐照度快速减少引起电站输出功率下降率不受此限制。
电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率《GB/T 19664-2012 光伏电站接入电力系统技术规定》中的要求《GB/T 19664-2012 光伏电站接入电力系统技术规定》中的要求9.2 并网要求并网要求——无功电压控制●调节方式逆变器无功+无功补偿设备投入量+变压器变比●无功电压控制系统（AVC）大中型光伏电站应配置、根据指令自动调节调节方式、参考电压由电力调度部门远程设定《GB/T 19664-2012 光伏电站接入电力系统技术规定》中的要求●基本要求10~35KV并网：应具备参与电网电压调节的能力110(66)kV及以上并网：应配置无功电压控制系统●控制目标通过110（66）kV电压等级并网，公共电网电压正常时，控制并网点电压在标称电压97%~107%范围内通过220kV及以上电压等级并网，公共电网电压正常时，控制并网点电压在标称电压100%~110%范围内●主变压器的选择通过35 kV及以上电压并网，主变采用有载调压变压器逆变器的无功输出能力曲线逆变器型号40KTL逆变器无功输出曲线不会超过PQ曲线功率因数超前0.8~滞后0.8可调最大无功输出范围-24Kvar~+24KvarS=(P2+Q2)^0.5SQP液晶显示器键盘服务器服务器键盘PDUAGC/AVC 柜配置光功率预测《GB/T 19664-2012 光伏电站接入电力系统技术规定》中的要求●基本要求适用范围：10MW及以上电站应配置光功率预测系统预测功能：0~72h短期光伏发电功率预测15min~4h超短期光伏发电功率预测●预测曲线上报每15min滚动上报未来15min~4h发电功率预测曲线，预测值时间分别率15min.每天按规定时间上报次日0时~24h发电功率预测曲线，预测值时间分别率15min.●预测准确度短期预测月平均绝对误差＜0.15，月合格率＞80%超短期预测第4小时月平均绝对误差＜0.1，月合格率＞85%并网要求——无功补偿类型一小型发电站接入电压等级10kV~35kV容性无功感性无功接入电压等级110kV(66kV)及以上满发时(汇集线路+主变压器)全部感性无功+0.5x送出线路感性无功全部充电无功功率+0.5x送出线路充电无功功率汇集接入电压等级330kV及以上满发时(汇集线路+主变压器)全部感性无功+送出线路感性无功全部充电无功功率+送出线路充电无功功率类型三T 接于公网接入用户内部的大中型电站类型二功率因数无功容量结合电网实际情况选择装置类型和容量要求超前0.98和滞后0.98范围内连续可调输出功率＞50%额定功率，功率因数≥0.98（超前或滞后）；20%额定功率≤输出功率≤额定功率50%，功率因数≥0.95（超前或滞后）并网要求——电能质量●电能质量监测监测设备：电能质量在线监测装置安装位置：接入公网的—并网点；接入用户侧的—关口计量点。
1、光伏发电站设计规范 GB 50797—20122、光伏发电站施工规范 GB 500794-20123、光伏发电工程验收规范 GB/T 50796 – 20124、光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T29319-20125、光伏（PV）发电系统过电保护-导则SJ/T 111276、光伏系统电网接口特性GB 20046—2006设计：建筑地基基础设计规范GB50007建筑结构荷载规范GB50009混凝土结构设计规范GB50010建筑抗震设计规范GB50011建筑给水排水设计规范GB50015建筑设计防火规范GB50016施工：建筑地基基础施工质量验收规范GB 50202建筑基坑支护规程JGJ120建筑桩基技术规范JGJ94混凝土强度检验评定标准GB50107混凝土质量控制标准GB 50164-2011混凝土结构工程施工规范GB_50666-201111G101-1、2、3 图集UDC中华人民共和国国家标准P GB *****-201*光伏电站施工规范Code for Construction of PV power Station（征求意见稿）201×－××－××发布201×－××－××实施************ 发布目次1 总则 02 术语 (1)3 基本规定 (2)4 土建工程 (3)4.1 一般规定 (3)4.2 土方工程 (4)4.3 支架基础 (4)4.4 场地及地下设施 (7)4.5 建（构）筑物 (8)5 安装工程 (9)5.1 一般规定 (9)5.2 支架安装 (10)5.3 组件安装 (12)5.4 汇流箱安装 (14)5.5 逆变器安装 (14)5.6 电气二次系统 (16)5.7 其它电气设备安装 (16)5.8 防雷与接地 (17)5.9 线路及电缆 (17)6 设备和系统调试 (18)6.1 一般规定 (18)6.2 光伏组串调试 (18)6.3 跟踪系统调试 (20)6.4 逆变器调试 (21)6.5 其它电气设备调试 (23)6.6 二次系统调试 (23)7 消防工程 (26)7.1 一般规定 (26)7.2 火灾自动报警系统 (27)7.3 灭火系统 (28)8 环保与水土保持 (30)8.1 施工环境保护 (30)8.2 施工水土保持 (31)9 安全和职业健康 (32)9.1 一般规定 (32)9.2 现场安全文明施工总体规划 (32)9.3 现场安全施工管理 (33)9.4 职业健康管理 (33)9.5 应急处理 (34)附录A 光伏组件现场测试表 (35)附录B汇流箱回路测试记录表 (36)附录C 并网逆变器现场检查测试表 (37)附录D中间交接签证书 (38)本规范用词说明 (39)引用标准名录 (40)条文说明.................................................. 错误!未定义书签。
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。
1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。
1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。
1.0.4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 PV module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。
2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，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。
又称单元发电模块。
2.1.4光伏方阵 PV array将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。
又称光伏阵列。
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孤岛现象 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。
2.1.16计划性孤岛现象 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非计划性孤岛现象 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。
2.1.23安装容量 capacity of installation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）。
2.1.24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符号3基本规定3.0.1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光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，应优先采用新技术、新工艺、新设备、新材料。
3.0.3大、中型光伏发电站内宜装设太阳能辐射现场观测装置。
3.0.4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。
3.0.5接人公用电网的光伏发电站应安装经当地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。
3.0.6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，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。
4站址选择4.0.1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、接人电网、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、城市规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。
4.0.2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，出线走廊、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，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光伏发电站防洪设计应符合下列要求：1按不同规划容量，光伏发电站的防洪等级和防洪标准应符合表4.0.3的规定。
对于站内地面低于上述高水位的区域，应有防洪措施。
防排洪措施宜在首期工程中按规划容量统一规划，分期实施。
2位于海滨的光伏发电站设置防洪堤（或防浪堤）时，其堤顶标高应依据本规范表4.0.3中防洪标准（重现期）的要求，应按照重现期为50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、湖旁的光伏发电站设置防洪堤时，其堤顶标高应按本规范表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50年的浪爬高。
4在以内涝为主的地区建站并设置防洪堤时，其堤顶标高应按50年一遇的设计内涝水位加0.5m的安全超高确定；难以确定时，可采用历史最高内涝水位加0.5m的安全超高确定。
如有排涝设施时，则应按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。
5对位于山区的光伏发电站，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。
6当站区不设防洪堤时，站区设备基础顶标高和建筑物室外地坪标高不应低于本规范表4.0.3中防洪标准（重现期）或50年一遇最高内涝水位的要求。
4.0.4地面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，应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。
4.0.6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。
4.0.7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。
4.0.8光伏发电站宜建在地震烈度为9度及以下地区。
在地震烈度为9度以上地区建站时，应进行地震安全性评价。
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。
4.0.11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太阳能资源分析5.1一般规定5.1.1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，应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。
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。
5.1.4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，现场观测记录的周期不应少于一个完整年。
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年以上的太阳辐射长期观测记录。
5.2.2参考气象站所在地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。
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。
