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3.1.1大、中型光伏发电工程的发电系统宜采用多级汇流、分 散逆变、集中并网方式，分散逆变后宜就地升压。 3.1.2光伏发电站直流发电系统的系统电压应经技术经济比较 后确定。 3.1.3光伏发电站直流发电系统中光伏组件与逆变器之间的容 配比，应综合考虑当地太阳能资源、使用环境条件、组件安装方 式、直流损耗等因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4光伏组件串在当地昼间极端环境条件下的最大开路电压 不应高于光伏发电站直流发电系统的系统电压。 3.1.5接入同一个最大功率点跟踪（MPPT）模块的光伏组件 串，其工作电压、电缆压降、方阵朝向、安装倾角、阴影遮挡影 响宜一致。 3.1.6光伏组件串的最大功率工作电压变化范围宜在逆变器的 MPPT电压范围内。

3.1.1大、中型光伏发电工程的发电系统宜采用多级汇流、分 散逆变、集中并网方式 拉伸强度测试标准，分散逆变后宜就地升压。 3.1.2光伏发电站直流发电系统的系统电压应经技术经济比较 后确定。

3.1.3光伏发电站直流发电系统中光伏组件与逆变器之间的谷 配比，应综合考虑当地太阳能资源、使用环境条件、组件安装方 式、直流损耗等因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4光伏组件串在当地昼间极端环境条件下的最大开路电压 不应高于光伏发电站直流发电系统的系统电压，

3.1.5接入同一个最大功率点跟踪（MPPT）模块的光伏

串，其工作电压、电缆压降、方阵朝向、安装倾角、阴影遮挡影 响宜一致。

3.2.1光伏组件的选择应符合下列要求：

境条件进行性能参数校验。 3在高湿、高盐雾环境条件下，宜选用防PID光伏组件。 4太阳辐照度较高、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；太阳辐照度较低、散射分量较大、环境 温度较高的地区，宜选用薄膜光伏组件。光伏组件的类型选择应 经技术经济比较后确定。 5与建筑相结合的光伏发电系统，宜选用与建筑相协调的 光伏组件。建材型光伏组件应符 建筑材料和构件的技术要求

1应符合国家现行标准《光伏发电站设计规范》GB 50797、《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》GB/T 30427、《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/T32004的有关 规定。 2应考虑环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污 移等级等使用环境条件的影响。 3逆变器容量应根据光伏发电站的安装容量，综合考虑直 流损耗、电缆用量、土建成本、组件布置等因素，经技术经济比 较后确定。 4在高盐雾地区，逆变器应采取防腐蚀措施。 5宜选择加权平均转换效率高的逆变器。 6逆变器直流侧电气主回路设备元件的额定电压不应低于 直流发电系统的系统电压。 7在海拔高度2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选 用高原型产品或采取降容使用措施，容量修正系数或降容曲线由 设备厂家提供。 8逆变器应具备有功功率和无功功率连续调节能力，其调 节范围、响应时间及速率应满足现行国家标准《光伏发电站接入 电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。 9在大、中型并网光伏发电站使用的逆变器应具有低电压

术规定》GB/T19964的有关规定。 10户外型逆变器的防护等级不应低于IP54，户内型逆变 器的防护等级不应低于IP20。 3.2.3汇流箱选择应符合下列规定： 1应根据环境条件、光伏发电单元规模、设备布置，对汇 流箱的绝缘水平、额定电压、输入回路数、输入及输出额定电流 等进行选择。 2直流汇流箱的输入回路应配置直流熔断器或直流断路器， 直流汇流箱输出回路宜配置直流断路器。直流熔断器和直流断路 器的选择应符合现行国家标准《低压熔断器第6部分：太阳能 光伏系统保护用熔断体的补充要求》GB/T13539.6和《光伏系 统用直流断路器通用技术要求》GB/T34581的有关规定。 3交流汇流箱的输入回路应设置交流断路器，输出回路宜 设置交流断路器或负荷开关。 4汇流箱母线应安装电涌保护器，直流汇流箱电涌保护器 最大持续工作电压应大于直流系统电压，交流汇流箱电涌保护器 最大持续工作电压应大于交流系统工作电压的1.15倍。 5用于集散式逆变器的直流汇流箱应具有MPPT功能。 6箱体的防护等级不应低于IP54。 3.2.4光伏阵列区就地升压变压器及相关配电装置应符合下列 要求： 1就地升压变压器及相关配电装置宜采用预装式变电站。 逆变器集成在预装式变电站内时，应满足安全、维护、防火等 要求。 2变压器宜采用油浸式变压器，对于水上、农田、林地 牧场、居民区、工矿企业及其他有特殊要求的场所宜采用十式变 压器。 3变压器宜选用自冷式、无励磁调压、低损耗电力变压器

3.2.3汇流箱选择应符合下列

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3.3.1光伏阵列中同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数 应保持一致，光伏组件串的串联数应符合现行国家标准《光伏发 电站设计规范》GB50797的有关规定，并结合组件布置形式及 经济性确定。

3.3.2计算接入逆变器直流侧的功率时，应计及组件不匹配景 响及直流汇流损失。

流箱和逆变器直流侧的直流电缆最大压降在标准测试条件下不宜 超过2. 0%，且各组串的压降宜一致。

3.3.4对于组串式逆变器，连接光伏组件串和逆变器直流侧的

直流电缆最大压降在标准测试条件下不宜超过1.0%；连接组串 式逆变器和变压器低压侧交流电缆最大压降不宜超过1.0%

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4. 1 接入电力系统

4.1.1光伏发电工程接入电力系统设计应符合国家现行标准 《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964、《光伏发电 系统接入配电网技术规定》GB/T29319、《电力系统设计技术规 程》DL/T5429的有关规定。 4.1.2光伏发电工程接入电力系统方案应根据电力系统发展规 划、光伏发电工程规划容量、本期容量及其出力特性、总布置、 地理位置等，经技术经济比较后确定

1现有电力系统地理接线图及各规划年地理接线图、短路 电流计算结果。 2出线电压等级、回路数、导线截面、各回出线落点及送 出容量。 3系统对无功补偿装置、主变压器及并联电抗器等设备主 要性能参数的要求。 4系统中性点接地方式的要求。

4.2.1电气主接线的设计应综合考虑光伏发电站特性、建设规 模、接入系统要求等因素。同时，应满足供电可靠、运行灵活、 维护方便、接线简单、便于保护配置和分期过渡、经济合理等 要求。

4.2.2集电线路输送电压等级及回路数应根据电站近期及远期

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110kV变电站设计规范》GB50059及《220kV～750kV变电站 设计技术规程》DL/T5218的有关规定，升压站低压侧、开关 站的接线方式应根据接入系统电压要求和光伏发电工程容量，经 技术经济比较后确定，并宜符合下列规定： 1光伏发电工程容量小于或等于1MWp时，.宜采用0.4kV~ 10kV电压等级接入系统。 2光伏发电工程容量大于1MWp，且小于或等于30MWp 时，宜采用10kV～35kV电压等级，单母线接线。 3光伏发电工程容量大于30MWp，宜采用35kV电压等 级，单母线或单母线分段接线，

4.3.1主变压器容量及台数应与光伏发电工程容量相匹配，经 技术经济比较后确定。主变压器参数应符合现行国家标准《油浸 式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、《电力变压器能效 限定值及能效等级》GB24790的有关规定。 4.3.2无励磁调压电力变压器及光伏发电站无功补偿能力不能 满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器。 4.3.3主变压器宜选用自冷、低损耗电力变压器

4.4.1配电装置设计应符合国家现行标准《高压配电装置设计 规范》DL/T5352、《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060及《低压配电设计规范》GB50054的有关规定。 4.4.2配电装置型式的选择，应考虑环境条件、升压站布置、 进出线方式等因素，经技术经济比较后确定。

并应符合现行国家标准《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设 备和控制设备》GB/T3906的有关规定。海拨超过3000m时， 35kV配电装置宜采用SF。充气式开关柜。 4.4.466kV及以上配电装置宜采用屋外散开式。沿海、工业 污染严重地区、高烈度的地震区、海拨2000m以上的高海拨地 区以及场地受限制地区宜选用气体绝缘金属封闭开关设备 （GIS），沿海、工业污染严重地区宜采用户内布置。 4.4.5场地受限制时，经技术经济比较，可采用预装式升压站 或开关站。

4.5.1导体和电器选择应符合现行行业标准《导体和电器 设计技术规定》DL/T5222的有关规定。

4.5.1导体和电器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/T5222的有关规定。 4.5.2导体和电器选择应根据电力系统规划水平年进行短路电 流计算。

4.6.1无功补偿装置的选择应符合现行国家标准《光伏发电站 无功补偿技术规范》GB/T29321的有关规定。 4.6.2无功补偿容量计算时宜考虑并网逆变器的无功容量及其 调节能力，逆变器的无功容量不能满足系统调节需要时，应在光 伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置。 4.6.3集中无功补偿装置宜装设在升压站主变压器低压侧或开 关站母线上，宜选用动态无功功率补偿成套装置。 4.6.4配置两套及以上无功补偿装置时，各无功补偿装置之间 应能协调运行，并满足系统电压无功自动调节的要求。

发电站无功补偿技术规范》GB/T29321的有关规定

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4.7.1升压站或开关站站用电

4.7.2站用电系统应采用三相四线制，系统中性点直接接地，

1开关站站用电源宜采用2路电源供电，1路引自本站母 线，1路引自外部电网；若开关站母线为两段及以上时，也可从 其中两段母线分别引接1路工作电源，互为备用。 2220kV及以下的升压站仅1回出线时，宜从升压站低压 母线引接1回电源，从站外引接1回可靠电源；有2回及以上出 线时，可从不同主变压器低压侧分别引接2路容量相同、互为备 用的工作电源。 3330kV及以上的升压站，应从不同主变压器低压侧分别 引接2路容量相同、可互为备用的工作电源，并从站外引接1回 可靠的站用备用电源。仅有1台主变压器时，除从其低压侧引接 1回电源外，还应从站外引接1回可靠电源。 4.7.4光伏发电单元自用电电源宜引自就地升压变压器低压侧： 对于有跟踪系统的光伏发电单元，其跟踪系统电源也可引自组串 逆变器交流侧、光伏组件或外来电源。 4.7.5工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投入装置或 自动切换装置。

4.7.6外部电网距离较远、环境恶劣地区可设置其他备用电源

1工作变压器容量不宜小于计算负荷。 2备用变压器容量宜与工作变压器容量相同

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4.8.1光伏发电工程采用110kV及以上电压等级接入电力系统 时，高压系统中性点接地方式应按接入系统要求确定，集电线路 系统中性点宜采用电阻接地方式：

4.8.2光伏发电工程采用66kV及以下电压等级接入电力系

4.9过电压保护和接地

4.9.1光伏发电工程过电压保护和接地设计应符合现行国家标 准《光伏发电站防雷技术要求》GB/T32512、《交流电气装置的 过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064、《交流电气装置 的接地设计规范》GB/T50065的有关规定。 4.9.2光伏阵列区接地网应利用支架基础的金属构件。 4.9.3光伏组件金属边框应可靠接地。 4.9.4接地设计应根据实测土壤电阻率和短路电流计算结果， 对接地装置区域进行接地电阻计算。光伏发电工程光伏阵列接地 装墨的工频接地电及

4.9.4接地设计应根据实测土壤电阻率和短路电流计算结果，

4.10.1照明设计应符合现行行业标准《发电厂和变电站照明设 计技术规定》DL/T5390的有关规定。光伏阵列区可不设室外 照明。

4.10.2照明电源宜引自站用电380V系统。应急照明电源宜由 直流系统逆变供电，或采用自带蓄电池的应急照明灯具。 4.10.3应急照明系统的配电线路应独立敷设。

4.10.2照明电源宜引自站用电380V系统。应急照明电源

时也可采用架空线路。

4.11.2架空线路设计应满足现行国家标准《66kV及以下架空 电力线路设计规范》GB50061的有关规定。

电力线路设计规范》GB50061的有关规定。

4.12.1电缆选择与敷设应符合国家现行标准《电力工程电缆设

4.12.1电缆选择与敷设应符合国家现行标准《电力工程电缆 计标准》GB50217、《光伏发电系统用电缆》NB/T42073的不 关规定。

计标准》GB50217、《光伏发电系统用电缆》NB/T42073的有 关规定。 4.12.2集电线路电缆截面应按100%持续工作电流选择，并按 短路热稳定条件校验。 4.12.3户外明敷电缆应有固定措施和防暴晒措施，直埋敷设电 缆应带铠装层，穿管敷设时可不带铠装层。 4.12.4户外敷设的电缆桥架应满足电缆散热、桥架排水的 要求。 4.12.5光伏阵列区内直埋电缆宜同沟敷设，动力电缆与控制电 缆、光缆宜保证安全距离。 4.12.6水面上固定安装的光伏发电站，电缆宜采取桥架敷设方 式，电缆桥架的安装高度应按不低于光伏发电站防洪标准水位加 0.5m的安全超高确定。

4.12.2集电线路电缆截面应按100%持续工作电流选择，并按

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5.1.1光伏发电工程控制、保护、通信等系统的设计应满足电 站安全、经济运行的需要，同时也应满足所在电力系统调度自动 化、系统继电保护和安全自动装置、电能计费、系统通信以及电 力系统生产调度管理等方面的要求

5.1.1光伏发电工程控制、保护、通信等系统的设计应满足电 站安全、经济运行的需要，同时也应满足所在电力系统调度自动 化、系统继电保护和安全自动装置、电能计费、系统通信以及电 力系统生产调度管理等方面的要求。 5.1.2光伏发电工程监控系统应能与相关调度自动化系统通信 5.1.3光伏发电工程控制方式宜按“无人值班”（少人值守）原 则设计，按有人值班设计时，应留有远期实现无人值班的接口和 功能。

5.1.2光伏发电工程监控系统应能与相关调度自动化系统通信。

5.1.2光伏发电工程监控系统应能与相关调度自动化系统通信。 5.1.3光伏发电工程控制方式宜按“无人值班”（少人值守）原 则设计，按有人值班设计时，应留有远期实现无人值班的接口和 功能。

5.1.4光伏发电工程控制系统在电站控制室或远方应能实现对

5.1.4光伏发电工程控制系统在电站控制室或远方应能实现对 设备的监视、控制、调节，同时应具备在现地进行手动操作、调 试和紧急事故处理的功能。

5.2.1监控系统设计应满足现行国家标准《光伏发电站监控系 统技术要求》GB/T31366和《并网光伏发电监控系统技术规 范》NB/T30216的有关规定。 5.2.2监控系统应能实现对光伏组件串、汇流箱、逆变器、就 地升压变压器、跟踪系统、集电线路和配套升压站或开关站电气 没发的临视控制

5.2.2监控系统应能实现对光伏组件串、汇流箱、逆变器、就 地升压变压器、跟踪系统、集电线路和配套升压站或开关站电气 设备的监视、控制

5.2.3监控系统网络结构除应满足现行行业标准.《并网光伏发

5.2.3监控系统网络结构陈应满定现行行业标：《开网无伙发 电监控系统技术规范》NB/T30216的相关规定外，还应符合下 列规定：

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下光伏发电工程站控层宜采用单以太网，110kV及以上光伏发 电工程站控层宜采用双以太网。 2站控层与升压站或开关站间隔层之间的物理连接宜采用 星形，与光伏阵列间隔层之间的物理连接宜采用环形。 5.2.4监控系统站控层设备应按电站容量、配套升压站或开关 站规模、接入系统要求等综合因素配置。 5.2.5站控层与升压站或开关站间隔层之间的网络介质宜采用 屏蔽双绞线，与光伏阵列间隔层之间的网络介质宜采用光缆。 5.2.6监控系统应设置统一的时钟同步系统，时钟源应采用北 斗、GPS对时系统双重化配置，宜将北斗卫星时钟源作为主用 时间同步精度和授时精度应满足站内所有设备的对时精度要求。 5.2.7监控系统应能与继电保护及故障录波信息管理子站、电 能计量终端设备、电能质量监测系统、光伏发电功率预测系统、 有功功率控制系统、无功电压控制系统、安全自动装置等设备实 现数据通信，将调度系统所需要的信息上传给调度中心。 5.2.8监控系统宜与交/直流电源系统、火灾自动报警系统、视 频监视系统、无功补偿装置及其他附属设备通信。 5.2.9监控系统应能对断路器、负荷开关、隔离开关、主变压 器有载调压分接开关、逆变器、无功补偿装置及其他需要执行启 动、停止或调节的重要设备实现远方控制。 5.2.10站控层设备宜由交流不停电电源供电，升压站或开关站 内间隔层设备宜由直流电源供电，光伏阵列区间隔层设备宜由交 流电源供电，可就近引自升压变压器低压侧。 5.2.11光伏发电单元应设1套数据采集装置，数据采集装置应 与各光伏发电单元直流汇流箱、逆变器、就地升压预装式变电站 成送亦升压一体化设务一明腔系缩笙设务通信

与各光伏发电单元直流汇流箱、逆变器、就地升压预装式变电立 或逆变升压一体化设备、跟踪系统等设备通信

5.3继电保护及安全自动装置

系统短路状况下的电流源特性。

系统短路状况下的电流源特性。 5.3.2就地升压变压器保护、集电线路保护、主变压器保护、 母线保护、接地变保护、无功补偿设备保护、站用变保护等的保 护配置应满足现行国家标准《光伏发电站继电保护技术规范》 GB/T32900的有关规定。 5.3.3逆变器保护应满足国家现行标准《光伏发电站继电保护 技术规范》GB/T32900、《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/ T32004的有关规定。 5.3.4送出线路保护应按现行国家标准《继电保护和安全自动 装置技术规程》GB/T14285的规定配置。 5.3.5故障录波装置应能记录故障前10s到故障后60s的电气 量数据。 5.3.6根据需要配置的独立防孤岛保护装置应具有过电压及低 电压保护功能、过频率及低频率保护功能。 5.3.7安全自动装置的装设应符合现行行业标准《电力系统安 全稳定导则》DL755、《电力系统安全自动装置设计技术规定》 DL/T5147和《电力系统安全稳定控制技术导则》DL/T723的 有关规定

5.3.2就地升压变压器保护、集电线路保护、主变压器保护、 母线保护、接地变保护、无功补偿设备保护、站用变保护等的保 护配置应满足现行国家标准《光伏发电站继电保护技术规范》 GB/T32900的有关规定。

5.3.3逆变器保护应满足国家现行标准《光伏发电站继电保护 技术规范》GB/T32900、《光伏发电并网逆变器技术规范》NB/ T32004的有关规定。

5.3.6根据需要配置的独立防孤岛保护装置应具有过电压及低

主自现农直时农付自业准电力系北安 全稳定导则》DL755、《电力系统安全自动装置设计技术规定》 DL/T5147和《电力系统安全稳定控制技术导则》DL/T723的 有关规定。

5.4.1关口电能计量点应设在光伏发电工程与电网的产权分界处。 5.4.2电能量采集终端应具备对上网电能量的信息采集、数据 处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能。 5.4.3电能计量装置的配置和技术要求应符合现行行业标准 《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137和《电能量 计量系统设计技术规程》DL/T5202的有关规定。

5.4.1关口电能计量点应设在光伏发电工程与电网的产权分界处。

5.5交/直流电源系统

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1直流电源系统额定电压宜采用220V。 2蓄电池宜采用阀控式密封铅酸蓄电池，事故放电持续时 间宜取2h。 3充电装置宜选用高频开关电源，高频开关电源模块选择、 配置应符合现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规 程》DL/T5044的有关规定。 4接入系统电压为35kV及以下的光伏发电工程，宜设置1 组蓄电池，1套充电装置；接入系统电压为66kV～110kV的光 伏发电工程，宜设置1组蓄电池和1套充电装置，也可设置2套 充电装置；接入系统电压为220kV及以上的光伏发电工程，宜 设置2组蓄电池和2套充电装置，也可配置3套充电装置。 5每套蓄电池、充电装置及直流母线宜配置1套直流电源 系统微机监控装置，微机监控装置应具有智能告警、信息综合分 析、自诊断和远程维护等功能 5.5.2交流不停电电源系统（UPS）设计应符合下列规定：

1UPS正常运行时，宜由站用电源供电，站用电源因故障 消失时，由直流电源供电。 2UPS的直流电源应由电站直流电源系统供电。对于无直 流电源系统的光伏发电工程，UPS应自带蓄电池，蓄电池宜按照 特续带电时间不小于2h设计。 335kV及以上电压等级接人系统的光伏发电工程UPS宜 元余设置。 4应采用辐射式供电。

5.6光伏发电功率预测系统

5.6.110MWp及以上容量的光伏发电工程应配置光伏发电功 率预测系统，系统应具有0h～72h短期光伏发电功率预测以及 15min240min超短期光伏发电功率预测功能。

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要求应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T19964的有关规定。

5.6.3光伏发电功率预测系统应具备太阳能资源和环境监测 功能。 5.6.4 光伏发电功率预测系统应能与监控系统实现数据通信。

5.7有功功率控制系统及无功电压控制系统

5.7.110kV及以上电压等级接入系统的光伏发电工程应配置 有功功率控制系统，控制系统具备有功功率连续平滑调节能力， 能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变 化率的控制指令

5.7.210kV及以上电压等级接入系统的光伏发电工程应配置

5.7.210kV及以上电压等级接入系统的光伏发电工程应配置 无功电压控制系统，控制系统具备无功功率调节及电压控制功 能，能够接收并自动执行电网调度机构下达的无功功率及电压调 节的控制指令。

5.7.3有功功率控制系统及无功电压控制系统应符合现行国家

5.7.3有功功率控制系统及无功电压控制系统应符合现行国家 标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关 规定，同时还应满足电网安全稳定运行的要求

7.4有功功率控制系统应能实现对逆变器、光伏进线断路器 的控制和调节，无功电压控制系统应能实现对逆变器、主变分 头、无功补偿装置等的控制和调节。

5.7.4有功功率控制系统应能实现对逆变器、光伏进线断路器

5.8.1大、中型光伏发电工程宜设置视频监视系统，视频监视 系统设计应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348、《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395的有关 规定。

5.8.2光伏阵列区周界视频监视系统前端设备电源宜就近取自

视频监视系统应具有与火灾自动报警联动的功能。

5.8.3视频监视系统应具有与火灾自动报警联动的功能。

5.9火灾自动报警系统

5.9.1大、中型光伏发电工程应设置火灾自动报警系统，火灾 自动报警系统应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规 范》GB50116的有关规定。 5.9.2逆变器室、控制室、配电装置室、二次盘室、无功补偿 设备室、蓄电池室、电缆竖井、主变压器等处应设置火灾自动报 警系统探测器。

5.10.1二次接线设计应符合现行行业标准《火力发电厂、变电 站二次接线设计技术规程》DL/T5136、《水力发电厂二次接线 设计规范》NB/T35076的有关规定。 5.10.2微机型继电保护装置二次回路电缆应使用屏蔽电缆， 5.10.3交流电流和交流电压回路、不同交流电压回路、交流和 支法回收强中和记中回收

5.10.1二次接线设计应符合现行行业标准《火力发电厂、变电 站二次接线设计技术规程》DL/T5136、《水力发电厂二次接线 设计规范》NB/T35076的有关规定。

5.10.2微机型继电保护装置二次回路电缆应使用屏蔽电缆。

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信电源可采用通信直流电源或DC/DC变换直流电源；220kV及 以上电压等级接人系统的光伏发电工程，通信电源宜采用通信直 流电源系统。通信直流电源系统宜采用直流一48V。 5.11.4通信直流电源系统的蓄电池容量，应按电站终期规模所 需通信设备负荷配置。110kV及以下电压等级接入系统的光伏 发电工程，蓄电池组单独供电时间不应小于2h；220kV及以上 电压等级接入系统的光伏发电工程，蓄电池组单独供电时间不应 小于4h。

5.11.5通信设备宜与继电保护、调度自动化设备安装于同一设 备用房内，可不单独设置通信机房

备用房内，可不单独设置通信机房。

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6.1.1设备布置应遵循安全可靠、运行维护方便的原则，结合 光伏发电工程总布置、地形、地质、环境条件等统筹规划。 5.1.2设备布置应满足光伏发电工程分期建设的要求，还应满 足防洪、防火、防潮、抗震等方面的要求。

6.2光伏发电系统设备

6.2.1光伏组件布置应符合下列规定：

1光伏组件布置形式应根据组件参数、场址地形、支架结 构等经技术经济比较后确定。 2同一串联回路中光伏组件的光伏特性曲线宜相同，且峰 值工作电流偏差不宜超过0.1A，并联回路中的光伏组件串的峰 值工作电压宜相同。 3同一电流档位的光伏组件应集中布置，电流档位较高的 光伏组件宜靠近逆变器布置。 4与建筑相结合的光伏发电系统中同一支架结构不应跨越 建筑变形缝，光伏组件应避开屋面排烟、排风、通气等管道。 5.光伏组件与建筑物围护结构之间的垂直距离应满足安装 和涌风散热间臀的要或

6.2.2逆变器布置应符合下列要

1逆变器宜布置在相应光伏阵列的中心，集中式、集散式 逆变器宜靠近主通道。 2建设于水面上的光伏发电工程，在技术经济合理的前提 下，逆变器宜靠近岸边或巡视通道，

NB/T101282019

6.2.3汇流箱布置应符合下列要求： 1宜布置在汇流区域的中心装修工艺、技术，避免暴晒。 2宜安装于光伏支架或独立支架上。 3应便于运行维护

1地面光伏发电工程的就地升压变压器应结合光伏阵列、 逆变器、集电线路、道路布置情况及运行维护等要求确定布置位 置，宜布置在光伏阵列中心且靠近主通道。 2屋面分布式光伏发电工程的就地升压变压器宜布置在屋 面附近的空地或绿化带内。 3建设于水面上的光伏发电工程，就地升压变压器宜靠近 岸边或巡视通道。

6. 4 高压配电装置

高压配电装置布置应符合现行行业标准《高压配电装置设计 规范》DL/T5352的有关规定。

6.5.1光伏阵列各子阵数据采集装置，可组屏安装于逆变器室 内或室外独立安装，也可与就地升压预装式变电站测控装置功能 集成为一体化综合测控装置，布置在就地升压预装式变电站内。 6.5.210kV/35kV系统保护测控装置宜安装在10kV/35kV开 关柜内。

6.5.3升压站或开关站测控保护及安全自动装置等设备组屏后 宜布置在二次盘室。

电气装置标准规范范本6.5.3升压站或开关站测控保护及安全自动装置等设备组屏后