GB 50797-2012  光伏发电站设计规范(完整正版、清晰无水印)

具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小 割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件(solar cell modul

2. 1. 2光伏组件串

在光伏发电系统中医药标准，将若干个光伏组件串联后，形成具有 流电输出的电路单元。

2.1.3光伏发电单元

photovoltaic(P)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

将若千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。文称光伏阵列

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换 的发电系统，

以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、 活等辅助设施在内的发电站，

2. 1.7 辐射式连接

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

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

绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的 的跟踪系统

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 的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集 母线的直流和交流输电线路。

2.1.13公共连接点

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 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

在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部 继续供电的状态

2. 1. 16 计划性孤岛现象

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

防止非计划性孤岛现象的发生。

peak sunshinehours

一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kV 光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）

当电力系统故障或扰动弓起光伏发电站井网点电压跌落 一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证 连续运行。

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 W /m 下的小时数,

1.22法向直接辐射辐照度

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 瓦(Wp)。

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。

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. 1 能量,功率

C. 储能电池的容量（kW·h）; Ep 上网发电量（kW·h）; E 标准条件下的辐照度（常数=1kW/m）； HA 水平面太阳能总辐照量(kW·h/m);

PAz 组件安装容量（kW,）； Q—光伏阵列倾斜面年总辐照量(kW·h/m)

Uv 光伏发电站并网点的电网标称电压（kV）; V dcmax 逆变器充许的最大直流输入电压（V）； Vmprmax 逆变器MPPT电压最大值（V）； Vmptmin 逆变器MPPT电压最小值（V） Vo 光伏组件的开路电压（V）； Vm 光伏电池组件的工作电压（V)

2. 2. 3 温度、时间

2. 2. 4 无量纲系数

2. 2. 5结构系数

结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值； 结构构件承载力的设计值： S 荷载效应（和地震作用效应）组合的设计值； 一一重要性系数; YRE 承载力抗震调整系数；

YG 永久荷载分项系数； Yw 风荷载分项系数； Y 温度作用分项系数； Ys 雪荷载的分项系数； Yth 水平地震作用分项系数； SGK 永久荷载效应标准值； SiK 温度作用标准值效应； SwK 风荷载效应标准值； Ssk 雪荷载效应标准值； Sehk 水平地震作用标准值效应； 温度作用组合值系数； , —一雪荷载的组合值系数； 亚 风荷载的组合值系数。

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

3.0.5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，并经校验合格后投人使用。 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

兄进行勘探和调查，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。

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。

4.0.1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、城市规 划、国防设施和人民生活等各方面的关系。

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、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，

环境保护要求，出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占 施工以及周围工矿企业对电站的影响等条件，拟订初步方 过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价 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。

.0.3光伏发电站的防洪等级和际

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提时，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 遇最高内涝水位的要求。

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提时，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 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

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

4.0.12条件合适时，可在风电场内建设光伏发电站

5.1.3当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时，现

参考气象站基本条件和数

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、

5.2.3参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现块

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、叠间最高气温、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/T55的规定进行安装和实时观测 记录。

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

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。

5.3.5现场实时观测数据宜采用有线或无线通信信道直接传送。

太阳辐射观测数据验证与全

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

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

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。

应验，观测数据应衬合 1总辐射最大辐照度小于2kW/m。 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

和缺测的数据应进行修正，并补充完整。其他可供参考的同 录数据经过分析处理后，可填补无效或缺测的数据，形成完垂 字列观测数据

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

6.1.2光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电

6.1.5光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在道

1.6独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能

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。

6.2.1光伏发电系统按是否接人公共电网可分为并网光伏发电

6.2.1光伏发电系统按是否接人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月

伏发电系统和电网侧光伏发电

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。 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

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。

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月

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；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 的防护等级不低王IP54

6.4.1光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类，选择何种

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1

求，光伏组件串的串联数应按下

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（℃）； 逆变器充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）

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，

独立光伏发电站应配置恰当容量的储能装置，并满足向负 待续、稳定电力的要求。并网光伏发电站可根据实际需要

载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏发电站可根据实

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。

6.5.2独立光伏发电站配置的储能系统容量应根据当地

储能电池的容量应按下式计算，

C. = DFP./(UK,)

式中:C—储能电池容量(kW·h); D 最长无日照期间用电时数（h）； 储能电池放电效率的修正系数（通常为1.05）； P。一 一 平均负荷容量（kW）； U 储能电池的放电深度（0.5～0.8）； K一 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不锈钢板标准，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

式中：C。 储能电池容量（kW·h）； 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）； P。 平均负荷容量（kW）； U 储能电池的放电深度（0.5～0.8）； K， 包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为0.7～0.8）

6.5.4光伏发电站储能系统应采用在线检测装置进行智

（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。

它 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。

牛奶标准E, = HA × PAZ X K