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。
3最近连续10年的逐年各月最大辐照度的平均值。
4近30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30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30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。
5.3太阳辐射现场观测站基本要求
5.3.1在光伏发电站站址处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，且应按照现行行业标准《地面气象观测规范》QX/T 55的规定进行安装和实时观测记录。
5.3.2对于按最佳固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的最佳固定倾角面上的日照辐射观测项目。
5.3.3对于有斜单轴或平单轴跟踪装置的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的斜单轴或平单轴跟踪受光面上的日照辐射观测项目。
5.3.4对于高倍聚光光伏发电站，应增设法向直接辐射辐照度(DNI)的观测项目。
5.3.5现场实时观测数据宜采用有线或无线通信信道直接传送。
5.4太阳辐射观测数据验证与分析
5.4.1对太阳辐射观测数据应进行完整性检验，观测数据应符合下列要求：
1观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同。
2按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等。
5.4.2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：
1总辐射最大辐照度小于2kW/m2
2散射辐射数值小于总辐射数值。
3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本规范附录A的规定。
5.4.3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，其中不合理和缺测的数据应进行修正，并补充完整。其他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。
5.4.4光伏发电站太阳能资源分析宜包括下列内容：
1长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化。
2 10年以上的年总辐射量平均值和月总辐射量平均值。
3最近三年内连续12个月各月辐射量日变化及各月典型日辐射量小时变化。
4总辐射最大辐照度。
5.4.5当光伏方阵采用固定倾角、斜单轴、平单轴、斜面垂直单轴或双轴跟踪布置时，应依据电站使用年限内的平均年总辐射量预测值进行固定倾角、斜单轴、平单轴、斜面垂直单轴或双轴跟踪受光面上的平均年总辐射量预测。
6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多级汇流、分散逆变、集中并网系统；分散逆变后宜就地升压，升压后集电线路回路数及电压等级应经技术经济比较后确定。
6.1.2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人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负载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，当站址所在地的大气环境较差、组件表面污染较严重且又无自洁能力时，应设置清洗系统或配置清洗设备。
6.2光伏发电系统分类
6.2.1光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统。
6.2.2并网光伏发电系统按接人并网点的不同可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。
6.2.3光伏发电系统按安装容量可分为下列三种系统：
1小型光伏发电系统：安装容量小于或等于1MWp.
2中型光伏发电系统：安装容量大于1MWp和小于或等于30MWp.
3大型光伏发电系统：安装容量大于30MWp.
6.2.4光伏发电系统按是否与建筑结合可分为与建筑结合的光伏发电系统和地面光伏发电系统。
6.3主要设备选择
6.3.1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。
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光伏组件的类型应按下列条件选择：
1依据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比较确定。
2太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件。
3太阳辐射量较低、散射分量较大、环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件。
4在与建筑相结合的光伏发电系统中，当技术经济合理时，宜选用与建筑结构相协调的光伏组件。建材型的光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求。
6.3.5用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合接人公用电网相关技术要求的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。用于大、中型光伏发电站的逆变器还应具有低电压穿越功能。
6.3.6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、输人输出电压、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。
6.3.7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。
6.3.8湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区使用的逆变器，应考虑潮湿、污秽及盐雾的影响。
6.3.9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。
6.3.10汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输人输出回路数、输人输出额定电流等技术条件进行选择。
6.3.11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。
6.3.12汇流箱应具有下列保护功能：
1应设置防雷保护装置。
2汇流箱的输人回路宜具有防逆流及过流保护；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护。
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。
6.3.13室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。
6.4光伏方阵
6.4.1光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类，选择何种方式应根据安装容量、安装场地面积和特点、负荷的类别和运行管理方式，由技术经济比较确定。
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：
6.4.3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，并宜符合下列要求：
1对于并网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。
2对于独立光伏发电系统，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。
3对于有特殊要求或土地成本较高的光伏发电站，可根据实际需要，经技术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列行距。
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。并网光伏发电站可根据实际需要配置恰当容量的储能装置。
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：
6.5.3用于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光伏发电站储能系统应采用在线检测装置进行智能化实时检测，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，并宜采用储能电池组分组控制充放电。
6.5.6充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输人功率、温升、防护等级、输人输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件进行选择。
6.5.7充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进行校验。
6.5.8充电控制器应具有短路保护、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。
6.5.9充电控制器宜选用低能耗节能型产品。
6.6发电量计算
6.6.1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。
6.6.2光伏发电站上网电量可按下式计算：
6.7跟踪系统
6.7.1跟踪系统可分为单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。
6.7.2跟踪系统的控制方式可分为主动控制方式、被动控制方式和复合控制方式。
6.7.3跟踪系统的设计应符合下列要求：
1跟踪系统的支架应根据不同地区特点采取相应的防护措施。
2跟踪系统宜有通讯端口。
3在跟踪系统的运行过程中，光伏方阵组件串的最下端与地面的距离不宜小于300mm.
6.7.4跟踪系统的选择应符合下列要求：
1跟踪系统的选型应结合安装地点的环境情况、气候特征等因素，经技术经济比较后确定。
2水平单轴跟踪系统宜安装在低纬度地区。
3倾斜单轴和斜面垂直单轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。
4双轴跟踪系统宜安装在中、高纬度地区。
5容易对传感器产生污染的地区不宜选用被动控制方式的跟踪系统。
6宜具备在紧急状态下通过远程控制将跟踪系统的角度调整至受风最小位置的功能。
6.7.5跟踪系统的跟踪精度应符合下列规定：
1单轴跟踪系统跟踪精度不应低于±5°。
2双轴跟踪系统跟踪精度不应低于±2°。
3线聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于±1°。
4点聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于±0.5°。
6.8光伏支架
6.8.1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。
6.8.2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》GB 50017的规定。
6.8.3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。
6.8.4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：
6.8.5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：
6.8.6在抗震设防地区，支架应进行抗震验算。
6.8.7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现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009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》GB 50009的要求。
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：
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6.8.7-1的规定。
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：
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6.8.7-2的规定。
注：1YG：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0;
2表中“一”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。
6.8.8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6.8.8的规定。
注：L为受弯构件的跨度。对悬臂梁，L为悬伸长度的2倍。
6.8.9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6.8.9的规定。
注：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。
6.8.10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6.8.10的规定。
6.9聚光光伏系统
6.9.1聚光光伏系统应包括聚光系统和跟踪系统。
6.9.2线聚焦聚光宜采用单轴跟踪系统，点聚焦聚光应采用双轴跟踪系统。
6.9.3聚光光伏系统的选择应符合下列要求：
1采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区。
2采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区。
3点聚焦聚光光伏系统宜安装在直射光分量较大地区。
6.9.4用于光伏发电站的聚光光伏系统应符合下列要求：
1光组件应通过国家相关认证机构的产品认证，并具有良好的散热性能。
2具有有效的防护措施，应能保证设备在当地极端环境下安全、长效运行。
3用于低倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于±10，用于高倍聚光的跟踪系统，其跟踪精度不应低于±0.5°。
7站区布置
7.1站区总平面布置
7.1.1光伏发电站的站区总平面应根据发电站的生产、施工和生活需要，结合站址及其附近地区的自然条件和建设规划进行布置，应对站区供排水设施、交通运输、出线走廊等进行研究，立足近期，远近结合，统筹规划。
7.1.2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、生活区用地和施工用地的面积；用地范围应根据建设和施工的需要按规划容量确定，宜分期、分批征用和租用。
7.1.3光伏发电站的站区总平面设计应包括下列内容：
1光伏方阵。
2升压站（或开关站）。
3站内集电线路。
4就地逆变升压站。
5站内道路。
6其他防护功能设施（防洪、防雷、防火）。
7.1.4光伏发电站的站区总平面布置应符合下列要求：
1交通运输方便。
2协调好站内与站外、生产与生活、生产与施工之间的关系。
3与城镇或工业区规划相协调。
4方便施工，有利扩建。
5合理利用地形、地质条件。
6减少场地的土石方工程量。
7降低工程造价，减少运行费用，提高经济效益。
7.1.5光伏发电站的站区总平面布置还应符合下列要求：
1站内建筑物应结合日照方位进行布置，合理紧凑；辅助、附属建筑和行政管理建筑宜采用联合布置。
2因地制宜地进行绿化规划，利用空闲场地植树种草，绿地率应满足当地规划部门的绿化要求。
3升压站（或开关站）及站内建筑物的选址应根据光伏方阵的布置、接人系统的方案、地形、地质、交通、生产、生活和安全等要素确定。
4站内集电线路的布置应根据光伏方阵的布置、升压站（或开关站）的位置及单回集电线路的输送距离、输送容量、安全距离等确定。
5站内道路应能满足设备运输、安装和运行维护的要求，并保留可进行大修与吊装的作业面。
7.1.6大、中型地面光伏发电站站区可设两个出人口，其位置应使站内外联系方便。站区主要出人口处主干道行车部分的宽度宜与相衔接的进站道路一致，宜采用6m；次干道（环行道路）宽度宜采用4m。通向建筑物出人口处的人行引道的宽度宜与门宽相适应。
7.1.7地面光伏发电站的主要进站道路应与通向城镇的现有公路连接，其连接宜短捷且方便行车，宜避免与铁路线交叉。应根据生产、生活和消防的需要，在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车通道和人行道。站内主要道路可采用泥结碎石路面、混凝土路面或沥青路面。
7.1.8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、场地标高等因素确定，并应符合下列要求：
1在不设大堤或围堤的站区，升压站（或开关站）区域的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.5m。
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。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟、隧道及地下室等的标高和布置，应统一安排，合理交叉，维修、扩建便利，排水畅通。
3应减少工程土石方工程量，降低基础处理和场地平整费用，使填方量和挖方量接近平衡。在填、挖方量无法达到平衡时，应落实取土或弃土地点。
4站区场地的最小坡度及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水害井、雨水口的设置相适应，并按当地降雨量和场地土质条件等因素确定。
5地处山坡地区光伏发电站的竖向布置，应在满足工艺要求的前提下，合理利用地形，节省土石方量并确保边坡稳定。
7.1.9站区场地排水系统应根据地形、工程地质、地下水位等因素进行设计，并应符合下列要求：
1场地的排水系统应按规划容量进行设计，并使每期工程排水畅通。
2室外沟道高于设计地坪标高时，应有过水措施，或在沟道的两侧设排水设施。
3对建在山区或丘陵地区的光伏发电站，在站区边界处应有防止山洪流入站区的设施。
7.1.10生产建筑物底层地面标高，宜高出室外地面设计标高150mm-300mm，并应根据地质条件计人建筑物沉降的影响。
7.1.11光伏发电站的交通运输、供水和排水、输电线路等站外设施，应在确定站址和落实站内各个主要系统的基础上，根据规划容量和站址的自然条件进行综合规划。
7.1.12应结合工程具体条件，做好光伏发电站的防排洪（涝）规划，充分利用现有防排洪（涝）设施。当必须新建时，可因地制宜地选用防洪（涝）堤、排洪（涝）沟或挡水围墙。
7.1.13光伏发电站的出线走廊，应根据系统规划、输电线出线方向、电压等级和回路数，按光伏发电站规划容量，全面规划，避免交叉。
7.1.14光伏发电站的施工区应按规划容量统筹规划，并应符合
下列要求：
1布置应紧凑合理，节省用地。
2应按施工流程的要求安排施工临时建筑、材料设备堆置场、施工作业场所及施工临时用水、用电干线路径。
3施工场地排水系统宜单独设置，施工道路宜永临结合。
4利用地形，减少场地平整土石方量，并应避免施工区场地表土层的大面积破坏，防止水土流失。
7.2光伏方阵布置
7.2.1光伏方阵应根据站区地形、设备特点和施工条件等因素合理布置。大、中型地面光伏发电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式。
7.2.2地面光伏发电站的光伏方阵布置应满足下列要求：
1固定式布置的光伏方阵、光伏组件安装方位角宜采用正南方向。
2光伏方阵各排、列的布置间距应保证每天9:00-15:00（当地真太阳时）时段内前、后、左、右互不遮挡。
3光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面的距离不宜低于300mm，并应考虑以下因素：
1)当地的最大积雪深度；
2)当地的洪水水位；
3)植被高度。
7.2.3与建筑相结合的光伏发电站的光伏方阵应结合太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝向、屋顶结构等因素进行设计，经技术经济比较后确定方位角、倾角和阵列行距。
7.2.4大、中型地面光伏发电站的逆变升压室宜结合光伏方阵单元模块化布置，宜采用就地布置方式。逆变升压室宜根据工艺要求布置在光伏方阵单元模块的中部，且靠近主要通道处。
7.2.5工艺管线的敷设方式应符合下列要求：
1工艺管线和管沟宜沿道路布置。地下管线和管沟一般宜敷设在道路行车部分之外。
2电缆不应与其他管道同沟敷设。
3管沟、地下管线与建筑物、道路及其他管线的水平距离以及管线交叉时的垂直距离，应根据地下管线和管沟的埋深、建筑物的基础构造及施工、检修等因素综合确定。
7.3站区安全防护设施
7.3.1光伏发电站宜设置安全防护设施，该设施宜包括：人侵报警系统、视频安防系统和出人口控制系统等，并能相互联动。
7.3.2安装于室外的安全防护设施应采取防雷、防尘、防雨、防冻等措施。
7.3.3人侵报警系统设计应按下列要求进行：
1人侵报警系统设置应符合现行国家标准《人侵报警系统工程设计规范》GB 50394的规定。
2人侵报警系统应能与视频监控系统、出人口控制系统等联动。防范区内人侵探测器的设置不得有盲区，系统除应具有本地报警功能外，还宜具有异地报警功能。
3人侵报警系统的信号传输可采用专用有线传输为主、无线信道传输为辅的传输方式。控制信号电缆及电源线耐压等级、导线及电缆芯线的截面积均应满足传输要求。
4系统报警应有记录，并能按时间、区域、部位任意编程设防和撤防。系统应具有设备防拆功能、系统自检功能及故障报警功能。
5主控室内应装有紧急按钮。紧急按钮的设置应隐蔽、安全并便于操作，且应具有防误触发、触发报警自锁、人工复位等功能。
7.3.4视频安防监控系统设计应符合下列要求：
1视频安防监控系统设置应符合现行国家标准《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395的规定，并应具有对图像信号的分配、切换、存储、还原、远传等功能。
2系统设计应满足监控区域有效覆盖、布局合理、图像清晰、控制有效的要求。
3视频监控系统宜与灯光系统联动。监视场所的最低环境照度应高于摄像机要求最低照度（灵敏度）的10倍，当被监视场所照度低于所采用摄像机要求的最低照度时，应在摄像机防护罩上或附近加装辅助照明（应急照明）设施。
4摄像机、解码器等宜由控制中心专线集中供电。距控制中心（机房）较远时，可就地供电，但控制中心应能对其进行开关控制。
7.3.5出人口控制系统设计应符合下列要求：
1在建筑物内（外）出人口、重要房间门等处宜设置出人口控制系统，出人口控制系统宜按现行国家标准《出人口控制系统工程设计规范》GB 50396的要求设计。
2出入口控制系统宜由出入对象识别装置，出人口信息处理、控制、通信装置及出人口执行机构等三部分组成。
3系统应与火灾报警系统及其他紧急疏散系统联动，并满足紧急逃生时人员疏散的要求。
8电气
8.1变压器
8.1.1光伏发电站升压站主变压器的选择应符合现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222的规定，参数宜按现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451，《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T 10228，《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB 20052或《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790的规定进行选择。
8.1.2光伏发电站升压站主变压器的选择应符合下列要求：
1应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。
2当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器。
3主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。
8.1.3光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求：
1宜选用自冷式、低损耗电力变压器。
2变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。
3可选用高压（低压）预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。对于在沿海或风沙大的光伏发电站，当采用户外布置时，沿海防护等级应达到IP65，风沙大的光伏发电站防护等级应达到IP54。
4就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。
5就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。
8.2电气主接线
8.2.1光伏发电站发电单元接线及就地升压变压器的连接应符合下列要求：
1逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件，经技术经济比较确定。
2一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的逆变器时，宜选用分裂变压器。
8．2．2光伏发电站发电母线电压应根据接人电网的要求和光伏发电站的安装容量，经技术经济比较后确定，并宜符合下列规定：
1光伏发电站安装总容量小于或等于1MWp时，宜采用0.4kV-10kV电压等级。
2光伏发电站安装总容量大于1MWp，且不大于30MWp时，宜采用10kV-35kV电压等级。
3光伏发电站安装容量大于30MWp时，宜采用35kV电压等级。
8.2.3光伏发电站发电母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择，并应符合下列要求：
1光伏发电站安装容量小于或等于30MW时，宜采用单母线接线。
2光伏发电站安装容量大于30MW时，宜采用单母线或单母线分段接线。
3当分段时，应采用分段断路器。
8.2.4光伏发电站母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时，可在母线分段回路中安装电抗器。母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择。
8.2.5光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、技术经济合理性和维修方便等条件综合比较确定，可采用下列连接方式：
1辐射式连接方式。
2“ T”接式连接方式。
8.2.6光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。
8.2.7光伏发电站内lokV或35kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。经汇集形成光伏发电站群的大、中型光伏发电站，其站内汇集系统宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。
8.2.8当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合现行行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620的规定。
8.2.9光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式，应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。
8.2.10 220kV及以下电压等级的母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关，110kV-220kV线路电压互感器与祸合电容器、避雷器、主变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关；主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。
8.3站用电系统
8.3.1光伏发电站站用电系统的电压宜采用380V。
8.3.2 380V站用电系统，应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。
8.3.3站用电工作电源引接方式宜符合下列要求：
1光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线引接供给自用负荷。
2当技术经济合理时，可由外部电网引接电源供给发电站自用负荷。
3当技术经济合理时，就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线侧引接，但升压站（或开关站）站用电应按本条的第1款或第2款中的方式引接。
8.3.4站用电系统应设置备用电源，其引接方式宜符合下列要求：
1当光伏发电站只有一段发电母线时，宜由外部电网引接电源。
2当发电母线为单母线分段接线时，可由外部电网引接电源，也可由其中的另一段母线上引接电源。
3各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时，宜采用邻近的两发电单元互为备用的方式或由外部电网引接电源。
4工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投人装置。
8.3.5站用电变压器容量选择应符合下列要求：
1站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1倍。
2站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。
8.3.6站用电装置的布置位置及方式应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定。
8.4直流系统
8.4.1光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。
8.4.2蓄电池组的电压可采用220V或1lNV。
8.4.3蓄电池组及充电装置的选择可按现行行业标准《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T 5044的规定执行。
8.5配电装置
8.5.1光伏发电站的升压站（或开关站）配电装置的设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352及《3-110kV高压配电装置设计规范》GB 50060的规定。
8.5.2升压站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。在沿海及土石方开挖工程量大的地区宜采用户内配电装置；在内陆及荒漠不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。
8.5.3 10kV-35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式配电装置。
对沿海、海拔高于2000m及土石方开挖工程量大的地区，当技术经济合理时，66kV及以上电压等级的配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备；在内陆及荒漠地区可采用户外装配式布置。
8.6无功补偿装置
8.6.1光伏发电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。
8.6.2并联电容器装置的设计应符合现行国家标准《并联电容器装置设计规范》GB 50227的规定。
8.6.3无功补偿装置设备的型式宜选用成套设备。
8.6.4无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验，可采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。
8.7电气二次
8.7.1光伏发电站控制方式宜按无人值班或少人值守的要求进行设计。
8.7.2光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现行行业
标准《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T 5136的规定。
8.7.3电气二次设备应布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，并留有备用屏位。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。
8.7.4升压站内各电压等级的断路器以及隔离开关、接地开关、有载调压的主变分接头位置及站内其他重要设备的启动（停止）等元件应在控制室内监控。
8.7.5光伏发电站内的电气元件保护应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定。35kV母线可装设母差保护。
8.7.6光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。
8.7.7大、中型光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能应符合下列要求：
1应对发电站电气设备进行安全监控。
2应满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能。
3电气参数的实时监测，也可根据需要实现其他电气设备的监控操作。
8.7.8大型光伏发电站站内应配置统一的同步时钟设备，对站控层各工作站及间隔层各测控单元等有关设备的时钟进行校正，中型光伏发电站可采用网络方式与电网对时。
8.7.9光伏发电站计算机监控系统的电源应安全可靠，站控层应采用交流不停电电源（UPS)系统供电。交流不停电电源系统持续供电时间不宜小于1h。
8.8过电压保护和接地
8.8.1光伏发电站的升压站区和就地逆变升压室的过电压保护和接地应符合现行行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620和《交流电气装置的接地》DL/T 621的规定。
8.8.2光伏发电站生活辅助建（构）筑物防雷应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的规定。
8.8.3光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金属构件。
8.8.4光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4n。
8.9电缆选择与敷设
8.9.1光伏发电站电缆的选择与敷设，应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217的规定，电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。
8.9.2集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆。
8.9.3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。
8.9.4电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。动力电缆和控制电缆宜分开排列。
8.9.5电缆沟不得作为排水通路。
8.9.6远距离传输时，网络电缆宜采用光纤电缆。
9接人系统
9.1一般规定
9.1.1光伏发电站接人电网的电压等级应根据光伏发电站的容量及电网的具体情况，在接人系统设计中经技术经济比较后确定。
9.1.2光伏发电站向当地交流负载提供电能和向电网发送的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。
9.1.3光伏发电站应具有相应的继电保护功能。
9.1.4大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，并网双方的通信系统应符合电网安全经济运行对电力通信的要求。
9.2并网要求
9.2.1有功功率控制应符合下列要求：
1大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统，具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及其变化速率的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。
2大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力，输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电力调度部门的限值，但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。
3除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。
9.2.2电压与无功调节应符合下列要求：
1应结合无功补偿类型和容量进行接人系统方案设计。
2大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投人量和变压器的变化等方式。
3大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。
4接入10kV-35kV电压等级公用电网的光伏发电站，功率因素应能在超前0.98和滞后0.98范围内连续可调。
5接人l10kV(66kV）及以上电压等级公用电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的全部感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。
6对于汇集升压至330kV及以上电压等级接人公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。
7 T接于公用电网和接入用户内部电网的大、中型光伏发电站应根据其特点，结合电网实际情况选择无功装置类型及容量。
8小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数不应小于0.98(超前或滞后）；输出有功功率在20％一50%时，功率因数不应小于0.95(超前或滞后）。
9.2.3电能质量应符合下列要求：
1直接接入公用电网的光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置；接人用户侧电网的光伏发电站的电能质量监测装置应设置在关口计量点。大、中型光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电力调度部分，小型光伏发电站应能储存一年以上的电能质量数据，必要时可供电网企业调用。
2光伏发电站接人电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合现行国家标准《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549的规定。
3光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压应符合现行国家标准《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325的规定。
4光伏发电站引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合现行国家标准《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326的规定。
5光伏发电站并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合现行国家标准《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543的规定。
6光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%.
9.2.4电网异常时应具备下列响应能力；
1电网频率异常时的响应，应符合下列要求：
1)光伏发电站并网时应与电网保持同步运行。
2)大、中型光伏发电站应具备一定的耐受电网频率异常的能力。大、中型光伏发电站在电网频率异常时的运行时间要求应符合表9.2.4-1的规定。当电网频率超出49.5Hz-50.2Hz范围时，小型光伏发电站应在0.2s以内停止向电网线路送电。
3)在指定的分闸时间内系统频率可恢复到正常的电网持续运行状态时，光伏发电站不应停止送电。
2电网电压异常时的响应应符合下列要求：
1)光伏发电站并网时输出电压应与电网电压相匹配。
2)大、中型光伏发电站应具备一定的低电压穿越能力（图9.2.4)，当并网点电压在图9.2.4中电压曲线及以上区域时，光伏发电站应保持并网运行。当并网点运行电压高于110％电网额定电压时，光伏发电站的运行状态由光伏发电站的性能确定。接人用户内部电网的大、中型光伏发电站的低电压穿越要求由电力调度部门确定。图中UL：为正常运行的最低电压限值，宜取0.9倍额定电 压。UL，宜取0.2倍额定电压。T1为电压跌落到0时需要保持并网的时间，T：为电压跌落到UL：时需要保持并网的时间。Tl、 T2、 T3的数值需根据保护和重合闸动作时间等实际情况来确定。
3)小型光伏发电站并网点电压在不同的运行范围时，光伏发电站在电网电压异常的响应要求应符合表9.2.4-2的规定。
注：1 UN为光伏发电站并网点的电网标称电压。
2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。
9.2.5光伏发电站的逆变器应具备过载能力，在1.2倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间不应小于lmin。
9.2.6光伏发电站应在并网点内侧设置易于操作、可闭锁且具有明显断开点的并网总断路器。
9.3继电保护
9.3.1光伏发电站的系统保护应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。专线接人公用电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护。
9.3.2光伏发电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备，当检测到逆流超过额定输出的5％时，逆向功率保护应在0.5s-2s内将光伏发电站与电网断开。
9.3.3小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。
9.3.4大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站，光伏发电站可不设置防孤岛保护。
9.3.5在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。
9.3.6接人66kV及以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前lOs到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。
9.4自动化
9.4.1大、中型光伏发电站应配置相应的自动化终端设备，采集发电装置及并网线路的遥测和遥信量，接收遥控、遥调指令，通过专用通道与电力调度部门相连。
9.4.2大、中型光伏发电站计算机监控系统远动通信设备宜冗余配置，分别以主、备两个通道与电力调度部门进行通信。
9.4.3在正常运行情况下，光伏发电站向电力调度部门提供的远动信息应包括遥测量和遥信量，并应符合下列要求：
1遥测量应包括下列内容：
1)发电总有功功率和总无功功率。
2)无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率。
3）升压变压器高压侧有功功率和无功功率。
4)双向传输功率的线路、变压器的双向功率。
5)站用总有功电能量。
6)光伏发电站的电压、电流、频率、功率因数。
7）大、中型光伏发电站的辐照强度、温度等。
8）光伏发电站的储能容量状态。
2遥信量应包括下列内容：
1)并网点断路器的位置信号。
2)有载调压主变分接头位置。
3)逆变器、变压器和无功补偿设备的断路器位置信号。
4)事故总信号。
5)出线主要保护动作信号。
9.4.4电力调度部门根据需要可向光伏发电站传送下列遥控或遥调命令：
1并网线路断路器的分合。
2无功补偿装置的投切。
3有载调压变压器分接头的调节。
4光伏发电站的启停。
5光伏发电站的功率调节。
9.4.5接入220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相量测量单元（PMU)
9.4.6中、小型光伏发电站可根据当地电网实际情况对自动化设备进行适当简化。
9.5通信
9.5.1光伏发电站通信可分为站内通信与系统通信。通信设计应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T 544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T 598的规定。中、小型光伏发电站可根据当地电网实际情况对通信设备进行简化。
9.5.2站内通信应符合下列要求：
1光伏发电站站内通信应包括生产管理通信和生产调度通信。
2大、中型光伏发电站为满足生产调度需要，宜设置生产程控调度交换机，统一供生产管理通信和生产调度通信使用。
3大、中型光伏发电站内通信设备所需的交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同站用电母线段的双回路交流电源供电。
4站用通信设备可使用专用通信直流电源或DC/DC变换直流电源，电源宜为直流48V。通信专用电源的容量，应按发展所需最大负荷确定，在交流电源失电后能维持放电不小于1h。
5光伏发电站可不单独设置通信机房，通信设备宜与线路保护、调度自动化设备共同安装于同一机房内。
9.5.3系统通信应符合下列要求：
1光伏发电站应装设与电力调度部门联系的专用调度通信设施。通信系统应满足调度自动化、继电保护、安全自动装置及调度电话等对电力通信的要求。
2光伏发电站至电力调度部门间应有可靠的调度通道。大型光伏发电站至电力调度部门应有两个相互独立的调度通道，且至少一个通道应为光纤通道。中型光伏发电站至电力调度部门宜有两个相互独立的调度通道。
3光伏发电站与电力调度部门之间通信方式和信息传输应由双方协商一致后确定，并在接人系统方案设计中明确。
9.6电能计量
9.6.1光伏发电站电能计量点宜设置在电站与电网设施的产权分界处或合同协议中规定的贸易结算点；光伏发电站站用电取自公用电网时，应在高压引入线高压侧设置计量点。每个计量点均应装设电能计量装置。电能计量装置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448和《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137的规定。
9.6.2光伏发电站应配置具有通信功能的电能计量装置和相应的电能量采集装置。同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主备电能表各一套。
9.6.3光伏发电站电能计量装置采集的信息应接人电力调度部门的电能信息采集系统。
10建筑与结构
10.1一般规定
10.1.1光伏发电站建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。
10.1.2建筑设计应根据规划留有扩建的空间。
10.1.3光伏一体化的建筑应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，使之成为建筑的有机组成部分。建筑设计应为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供承载条件和空间。
10.1.4在既有建筑物上增设光伏发电系统时，应根据建筑物的种类分别按照现行国家标准《工业建筑可靠性鉴定标准》GB 50144和《民用建筑可靠性鉴定标准》GB 50292的规定进行可靠性鉴定。
位于抗震设防烈度为6度一9度地区的建筑还应依据其设防烈度、抗震设防类别、后续使用年限和结构类型，按照现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB 50023的规定进行抗震鉴定。经抗震鉴定后需要进行抗震加固的建筑应按现行行业标准《建筑抗震加固技术规程》JGJ 116的规定设计施工。
10.1.5电气间应设防止蛇、鼠类等小动物危害的措施。
10.2地面光伏发电站建筑
10.2.1地面光伏发电站的建筑物设计应符合下列要求：
1满足设备布置、安装、运行和检修的要求。
2满足内外交通运输的要求。
3满足站房结构布置的要求。
4满足站房内采暖、通风和采光要求。
5满足防水、防潮、防尘、防噪声要求。
6建筑造型与场地协调，布置合理，适用美观。
10.2.2建筑物节能设计应满足建筑功能和使用质量的要求，并应符合下列要求：
1满足建筑围护结构的基本热工性能。
2宜利用自然采光。
10.2.3建筑物门窗应根据建筑物内通风、采暖和采光的需要合理布置，必要时可采用双层玻璃窗。
10.2.4建筑物屋面可根据当地气候条件和站房内通风、采暖要求设置保温隔热层。
10.2.5建筑物应预留设备搬人口，设备搬人口可结合门窗洞或非承重墙设置。
10.2.6采用酸性蓄电池的蓄电池室和贮酸室应采用耐酸地面，其内墙面应涂耐酸漆或铺设耐酸材料。
10.3屋顶及建筑一体化
10.3.1与光伏发电系统相结合的建筑，应依据建设地点的地理、气候条件、建筑功能、周围环境等因素进行规划设计，并确定建筑布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。规划应满足光伏发电系统设计和安装的技术要求。
10.3.2建筑设计应为光伏发电系统的安装、使用、维护、保养等提供条件，在安装光伏组件的部位应采取安全防护措施。在人员有可能接触或接近光伏发电系统的位置，应设置防触电警示标识。
10.3.3光伏组件安装在建筑屋面、阳台、墙面或建筑其他部位时，不应影响该部位的建筑功能，并应与建筑协调一致，保持建筑统一和谐的外观。
10.3.4合理规划光伏组件的安装位置，建筑物及建筑物周围的环境景观与绿化种植不应对投射到光伏组件上的阳光造成遮挡。
10.3.5光伏发电系统各组成部分在建筑中的位置应满足其所在部位的建筑防水、排水和保温隔热等要求，同时便于系统的维护、检修和更新。
10.3.6直接以光伏组件构成建筑围护结构时，光伏组件除应与建筑整体有机结合、与建筑周围环境相协调外，还应满足所在部位的结构安全和建筑围护功能的要求。
10.3.7光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。
10.3.8建筑一体化光伏组件的构造及安装应采取通风降温措施。
10.3.9多雪地区建筑屋面安装光伏组件时，宜设置人工融雪、清雪的安全通道。
10.3.10在屋面防水层上安装光伏组件时，若防水层上没有保护层，其支架基座下部应增设附加防水层。光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。
10.3.11光伏玻璃幕墙的结构性能应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的规定，并应满足建筑室内对视线和透光性能的要求。
10.4结构
10.4.1光伏发电站中，除光伏支架外的建（构）筑物的结构设计使用年限应为50年。
10.4.2建（构）筑物结构型式、地基处理方案应根据地基土质、建（构）筑物结构特点、施工条件和运行要求等因素，经技术经济比较后确定。
10.4.3光伏发电站建（构）筑物的抗震设防烈度应按国家对该地区的要求确定。地震烈度6度及以上地区建筑物、结构物的抗震设防要求，应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的规定。
10.4.4结构构件应根据承载能力极限状态及正常使用极限状态的要求，进行承载能力、稳定、变形、抗裂、抗震验算。
10.4.5与光伏发电系统相结合建筑的主体结构或结构构件应能够承受光伏发电系统传递的荷载。
10.4.6光伏发电站的结构设计应依据岩土工程勘察报告中下列内容进行：
1有无影响场地稳定性的不良地质条件及其危害程度。
2场地范围内的地层结构及其均匀性，以及各岩土层的物理力学性质。
3地下水埋藏情况、类型和水位变化幅度及规律，以及对建筑材料的腐蚀性。
4在抗震设防区划分的场地土类型和场地类别，并对饱和砂土及粉土进行液化判别。
5对可供采用的地基基础设计方案进行论证分析；确定与设计要求相对应的地基承载力及变形计算参数，以及设计与施工应注意的问题。
6土壤腐蚀性。
7地基土冻胀性、湿陷性、膨胀性的评价。
10.4.7建筑结构及支架的基础应进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，采取相应的措施，且应符合国家现行标准《构筑物抗震设计规范》GB 50191，《建筑地基基础设计规范》GB 50007，《建筑桩基技术规范》JGJ 94和《建筑地基处理技术规范》JGJ 79等的规定。
10.4.8当场地地下水位低、稳定持力层埋深大、冬季施工、地形起伏大或对场地生态恢复要求较高时，支架的基础可采用钢制地锚。采用钢制地锚时，应符合本规范附录C的要求。
10.4.9天然地基的支架基础底面在风荷载和地震作用下允许局部脱开地基土，但脱开地基土的面积不应大于底面全面积的1/4。
10.4.10新建光伏一体化建筑的结构设计应为光伏发电系统的安装埋设预埋件或其他连接件。连接件与主体结构的锚固承载力设计值应大于连接件本身的承载力设计值。安装光伏发电系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。
10.4.11与建筑结合的光伏支架，当采用后加锚栓连接时宜采用化学锚栓，且每个连接节点锚栓数量不应少于两个，直径不小于10mm，承载力设计值不应大于其选用材料极限承载力的50%.
11给排水、暖通与空调
11.1给排水
11.1.1光伏发电站给排水设计应符合下列要求：
1应满足生产、生活和消防用水要求，且应符合现行国家标准《建筑给水排水设计规范》GB 50015的规定。
2应合理利用水资源和保护水体，且排水设计应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的规定。
11.1.2给水水源的选择应根据水资源勘察资料和总体规划的要求，通过技术经济比较后确定。
11.1.3生活饮用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的规定。
11.1.4条件允许时宜设置光伏组件清洗系统。
11.1.5寒冷及严寒地区，给水管设计时应设泄水装置。
11.2通与空调
11.2.1光伏发电站建筑采暖通风与空气调节设计方案，应根据建筑的用途与功能、使用要求、冷热负荷构成特点、环境条件以及能源状况等，结合国家有关安全、环保、节能、卫生等方针、政策，经综合技术经济比较确定。
11.2.2累年日平均温度稳定低于或等于5℃的日数大于或等于90天的地区，当建筑物内经常有人停留、工作或对室内温度有一定要求时，应设置采暖设施。
11.2.3采暖通风和空气调节室外空气计算参数的选用，应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019的规定。
11.2.4光伏发电站内各类建筑物冬季采暖室内计算温度宜符合表11.2.4的规定：
注：采用阀控式密封铅酸电池组的蓄电池室，室内计算温度为5℃
11.2.5需设置采暖的建筑物，当其位于严寒地区或寒冷地区且在非工作时间或中断使用的时间内，室内温度需保持在0℃以上而利用房间蓄热量不能满足要求时，应按5℃设置值班采暖。
11.2.6低温加热电缆辐射采暖宜采用地板式；低温电热膜辐射采暖宜采用顶棚式。
11.2.7光伏发电站各类建筑应有良好的自然通风。当自然通风达不到室内空气参数要求时，可采用自然与机械联合通风、机械通风、局部空气调节等方式。通风系统应考虑防风沙措施。
11.2.8当通风装置不能满足工艺对室内的温度、湿度要求时，主控制室、继电器室等应设置空气调节装置。在满足工艺要求的条件下，宜减少空气调节区的面积。当采用局部空气调节或局部区域空气调节能满足要求时，不应采用全室性空气调节。
11.2.9逆变器室的通风及空气调节应符合下列要求：
1逆变器室的环境温度应控制在设备运行允许范围内。
2逆变器室应有通风设施，确保逆变器产生的废热能排离设备。
3出风口的朝向应根据当地主导风向确定。
4进风口、出风口应有防尘、防雨设施。
12环境保护与水土保持
12.1一般规定
12.1.1光伏发电站的环境保护和水土保持设计应贯彻执行国家和所在省（市）颁布的环境保护和水土保持法律、法规、标准、行政规章及环境保护规划。
12.1.2光伏发电站的环境保护设计应贯彻国家产业政策和发展循环经济及节能减排的要求，采用清洁生产工艺，对产生的各项污染物及生态环境影响应采取防治措施。
12.1.3光伏发电站应根据国家和地方环境保护行政主管部门的要求进行环境影响评价。
12.1.4光伏发电站的环境保护设计方案应以批复的环境影响报告书（表）为依据。
12.1.5各污染物的处理应选用资源利用率高、污染物排放量少的设备和工艺，对处理过程中产生的二次污染应采取相应的治理措施。
12.2污染防治
12.2.1光伏发电站生活污水应集中处理，有条件的应集中排人站址所在地区的污水处理系统统一处理；没有条件的应在站内收集处理。可外排的，应满足排放标准的要求。
12.2.2光伏发电站污水排放口的设置应满足地方环境保护标准的要求。
12.2.3光伏发电站噪声防治设计应符合现行国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB 12348的规定。对逆变器及其他输变电设施产生的噪声应从声源上进行控制，并可采用隔声、消声、吸声等控制措施。噪声控制的设计应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GBJ 87的规定。
12.3水土保持
12.3.1光伏发电站水土保持设计应符合当地水土流失防治目标的要求。
12.3.2光伏发电站所在地为山区、丘陵等水土易流失区域时，应按国家相关规定编制水土保护方案，并取得相关的批复文件。
12.3.3施工结束后，除基础和道路外，其他地方宜恢复原有植被。对施工过程中形成的控制地貌应进行整治。
12.3.4站内生活区可绿化部位宜进行绿化。
13劳动安全与职业卫生
13.0.1光伏发电站设计应符合国家现行的职业安全与职业病危害防治相关法律、标准及规范的规定，且应贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。
13.0.2光伏发电站的职业安全与职业病危害防护设施和各项措施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投人生产和使用。
13.0.3光伏发电站站区的配电间、逆变器室、变压器室、综合楼、库房、车库、作业场所等的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计均应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016，《建筑内部装修设计防火规范》GB 50222，《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229等标准的规定。
13.0.4光伏发电站防爆设计应符合国家现行标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058，《电力工程电缆设计规范》GB 50217，《交流电气装置的接地》DL/T 621等标准的规定。
13.0.5电气设备的布置应满足带电设备的安全防护距离要求，并应有必要的隔离防护措施和防止误操作措施；应设置防直击雷设施，并采取安全接地等措施。
防电灼伤的设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352《建筑物防雷设计规范》GB 50057，《3-110kV高压配电装置设计规范》GB 50060，《交流电气装置的接地》DL/T 621，《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620，《电业安全工作规程》DL 408，《电气设备安全设计导则》GB/T 25295等标准的规定。
13.0.6平台、走道、吊装孔等有坠落危险处，应设栏杆或盖板。
需登高检查、维修及更换光伏组件处，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》GB 5083等标准的规定。
13.0.7防暑、防寒、防潮、防噪声设计应符合现行国家标准《采暖
通风与空气调节设计规范》GB 50019等标准的规定。
14消防
14.1建（构）筑物火灾危险性分类
14.1.1光伏发电站建（构）筑物火灾危险性分类及耐火等级应符合表14.1.1的规定：
注：1当综合控制楼（室）未采取防止电缆着火后延伸的措施时，火灾危险性应为丙类。
2当将不同使用用途的变配电部分布置在一幢建筑物或联合建筑物内时，除另有防火隔离措施的，其建筑物火灾危险性分类及耐火等级应按火灾危险性类别高的确定。
3当电缆夹层电缆采用A类阻燃电缆时，其火灾危险性可为丁类。
14.1.2建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。
14.1.3电站内的建（构）筑物与电站外的民用建（构）筑物及各类厂房、库房、堆场、储罐之间的防火间距应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。
14.1.4电站内的建（构）筑物及设备的防火间距不宜小于表14.1.4的规定。
14.1.5控制室室内装修应采用不燃材料。
14.1.6设置带油电气设备的建（构）筑物与贴邻或靠近该建（构）筑物的其他建（构）筑物之间必须设置防火墙。
14.1.7大、中型光伏发电站内的消防车道宜布置成环形；当为尽端式车道时，应设回车场地或回车道。消防车道宽度及回车场的面积应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。
14.2变压器及其他带油电气设备
14.2.1油量为2500kg及以上的屋外油浸变压器之间的最小间距应符合表14.2.1的规定。
14.2.2当油量为2500kg及以上的屋外油浸变压器之间的防火间距不能满足本规范表14.2.1的要求时，应设置防火墙。防火墙的高度应高于变压器油枕，其长度不应小于变压器的储油池两侧各1m。
14.2.3油量为2500kg及以上的屋外油浸变压器与本回路油量为600kg以上且2500kg以下的带油电气设备之间的防火间距不应小于5m。
14.2.4 35kV以上屋内配电装置必须安装在有不燃烧实体墙的间隔内，不燃烧实体墙的高度严禁低于配电装置中带油设备的高度。
总油量超过100kg的屋内油浸变压器必须设置单独的变压器室，并设置灭火设施。
14.2.5屋内单台总油量为100kg以上的电气设备应设置贮油或挡油设施。挡油设施的容积宜按油量的20％设计，并应设置将事故油排至安全处的设施。当不能满足上述要求时，应设置能容纳全部油量的贮油设施。
14.2.6屋外单台油量为1000kg以上的电气设备应设置贮油或挡油设施。当设置容纳油量的20％贮油或挡油设施时，应设置将油排至安全处的设施。当不能满足上述要求时，应设置能容纳全部油量的贮油或挡油设施。
当设置有油水分离措施的总事故贮油池时，其容量宜按最大一个油箱容量的60％确定。
贮油或挡油设施应大于变压器外廓每边各1m。
14.2.7贮油设施内应铺设卵石层，其厚度不应小于250mm，卵石直径宜为50mm-80mm。
14.3电缆
14.3.1当控制电缆或通信电缆与电力电缆敷设在同一电缆沟内时，宜采用防火槽盒或防火隔板进行分隔。
14.3.2电缆沟道的下列部位应设置防火分隔措施：
1电缆从室外进入室内的人口处。
2穿越控制室、配电装置室处。
3电缆沟道每隔loom处。
4电缆沟道分支引接处。
5控制室与电缆夹层之间。
14.4建（构）筑物的安全疏散和建筑构造
14.4.1变压器室、电缆夹层、配电装置室的门应向疏散方向开启；当门外为公共走道或其他房间时，该门应采用乙级防火门。
配电装置室的中间隔墙上的门应采用不燃材料制作的双向弹簧门。
14.4.2建筑面积超过250m2的主控室、配电装置室、电缆夹层，其疏散出口不宜少于两个，楼层的第二个出口可设在固定楼梯的室外平台处。当配电装置室的长度超过60m时，应增设一个中间疏散出口。
14.5消防给水、灭火设施及火灾自动报警
14.5.1在进行光伏发电站的规划和设计时，应同时设计消防给水系统。消防水源应有可靠的保证。
当电站内的建筑物满足耐火等级不低于二级，建筑物单体体积不超过3000m3且火灾危险性为戊类时，可不设置消防给水系统。
14.5.2光伏发电站同一时间内的火灾次数应按一次确定。
14.5.3光伏发电站消防给水量应按火灾时一次最大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算。
14.5.4含逆变器室、就地升压变压器的光伏方阵区不宜设置消防水系统。
14.5.5除采用水喷雾主变压器消火栓的光伏电发站之外，光伏电发站屋外配电装置区域可不设置消火栓。
14.5.6电站室外消火栓用水量不应小于表14.5.6的规定。
注：1室外消火栓用水量应按消防用水量最大的一座建筑物计算；
2当变压器采用水喷雾灭火系统时，变压器室外消火栓用水量不小于1OL/s.
14.5.7电站室内消火栓用水量不应小于表14.5.7的规定。
14.5.8光伏发电站内建（构）筑物符合下列条件时可不设室内消火栓：
1耐火等级为一、二级且可燃物较少的单层和多层的丁、戊类建筑物。
2耐火等级为三级且建筑体积小于3000m3的丁类建筑物和建筑体积不超过5000m3的戊类建筑物。
3室内没有生产、生活用水管道，室外消防用水取自储水池且建筑体积不超过5000m3的建筑物。
14.5.9消防管道、消防水池的设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。
14.5.10单台容量为125MV·A及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫灭火喷雾系统或其他固定式灭火系统装置。其他带油电气设备宜采用干粉灭火器。当油浸式变压器布置在地下室时，宜采用固定式灭火系统。
14.5.11当油浸式变压器采用水喷雾灭火时，水喷雾灭火系统的设计应符合现行国家标准《水喷雾灭火系统设计规范》GB 50219的规定。
14.5.12光伏发电站的建（构）筑物与设备火灾类别及危险等级应符合表14.5.12的规定：
14.5.13灭火器的设置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的规定。
14.5.14大型或无人值守的光伏发电站在综合控制楼（室）、配电装置楼（室）、继电器间、可燃介质电容器室、电缆夹层及电缆竖井处应设置火灾自动报警系统。
14.5.15电站主要建（构）筑物和设备火灾探测报警系统应符合表14-5.15的规定：
14.5.16火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。
14.5.17消防控制室应与电站主控制室合并设置。
14.6消防供电及应急照明
14.6.1光伏发电站的消防供电应符合下列要求：
1消防水泵、火灾探测报警、火灾应急照明应按II类负荷供电。
2消防用电设备采用双电源或双回路供电时，应在最末一级配电箱处自动切换。
3应急照明可采用蓄电池作备用电源，其连续供电时间不应小于20min。
14.6.2火灾应急照明和疏散标志应符合下列要求：
1电站主控室、配电装置室和建筑疏散通道应设置应急照明。
2人员疏散用的应急照明的照度不应该低于0.5lx，连续工作应急照明不应低于正常照明照度值的10%。
