标准规范下载简介
39.《光伏发电站设计规范》GB 50797-20127.1.3用于施工图总平面布置的地形图比例宜为1： 1： 2000。 7.1.7在条件允许的情况下，站区内通往就地逆变升压站的道路 宜采用混凝土路面或柏油路面，以减少道路扬尘对光伏组件表面 的污染，
7.1.9站区场地排水可根据具体条件，采用雨水口接入城市型道
路的下水系统的主干管窖井内的系统，或采用明沟接入公路型道 路的雨水排水系统。有条件时，可采用自流排水
7.2.1大、中型地面光伏发电站的光伏方阵布置一般均采用分单 元、模块化的布置方式，单元模块的容量需结合逆变器和升压变的 配置选取，一般取1MW（2个500kW逆变器十1个分裂变压器）， 不宜大于2MW。 7.2.2光伏方阵各排、列的布置间距，无论是固定式还是跟踪式 均应保证全年9：00～15：00（当地真太阳时）时段内前、后、左、右 互不遮挡，也即冬至日当天9：00～15：00时段内前、后、左、右互不 遮挡。 固定式布置的光伏方阵，在冬至日当天太阳时9：00～15：00 A
7.2.1大、中型地面光伏发电站的光伏方阵布置一般均采用分单 元、模块化的布置方式，单元模块的容量需结合逆变器和升压变的 配置选取GB/T 41883-2022 粉末床熔融增材制造钽及钽合金，一般取1MW（2个500kW逆变器十1个分裂变压器）， 不宜大于2MW
7.2.2光伏方阵各排、列的布置间距，无论是固定式还是跟踪式 均应保证全年9：00～15：00（当地真太阳时）时段内前、后、左、右 互不遮挡，也即冬至日当天9：00～15：00时段内前、后、左、右互不 遮挡
固定式布置的光伏方阵，在冬至日当天太阳时9：00～15：00 不被遮挡的间距如图1所示，可由以下公式计算：
如采用跟踪布置方式，在同等土地面积条件下，需要尽量优化 每台跟踪器上的光伏组件排布，选择合适的跟踪器形式，有效地对 跟踪器阵列进行南北和东西间距设计，使得光伏组件能够在同等 条件下，最有效地跟踪太阳运动轨迹，最大化地提高光伏阵列的发 电量，提高光伏发电站总体经济效益
短光伏方阵汇流直流线缆的敷设长度，进而降低直流线损、减少投 资；逆变升压室布置在靠近主要通道处是为了方便设备安装及 检修。
7.3站区安全防护设施
7.3.1光伏发电站般为无人或少人值守站，为了安全运行，需 要设置红外线报警及视频监控系统，并需要将信息传至远方有人 直班的控制中心。 本规范中配置的相关设备，应满足现行国家标准《安全防范工 程技术规范》GB50348和《民用闭路监控电视系统工程技术规范》 GB50198的要求。 若是与110联网的系统，还需通过当地公安部门技防办的
7.3.4视频监控电视图像质量的主观评价可采用5级推
7.3.4视频监控电视图像质量的主观评价可采用5级损伤制评 定。在正常工作条件下，图像质量应不低于4级的要求；在充许的 最恶劣工作条件下或应急照明情况下，图像质量应不低于3级的 要求。
8.1.1光伏发电站的变压器可分为两部分：一是升压站主变压 器，二是就地升压变压器。升压站主变压器一一般采用常规电力变 压器，可按现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》 DL/T5222的要求选择。
压器，按现行行业标 优上 DL/T5222的要求选择。 8.1.3就地升压变压器一般选用无励磁调压变压器，经调压计算 论证确有必要目技术经济比较合理时，可选有载调压变压器
8.1.3就地升压变压器一般选用无励磁调压变压器，经调压计算 论证确有必要目技术经济比较合理时，可选有载调压变压器
8.1.3就地升压变压器一般选用无励磁调压变压器，经调压计算
8.2.1光伏发电站设计，必须根据逆变器的输入端直流电压要 求，将一定数量的光伏组件组成串，通过直流汇流箱多串汇集，经 逆变器逆变与升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电 源。这种由一定数量的光伏组件一→直流汇流箱一→逆变器一→就地升 压变压器的集合体构成为个发电单元，光伏发电站就是由多个 发电单元组合而成的。发电单元逆变器一就地升压变压器接线方 案则按本条第1款中的要求确定。 一台就地升压变压器与两台不带隔离变压器的逆变器连接 时，根据目前一般逆变器生产技术水平，为了限制并联两台逆变器 交流低压输出侧的环流，一般采用分裂绕组变压器。 8.2.2光伏发电站内连接各单元发电模块就地升压变高压侧的 母线为光伏电站母线。母线电压的确定，既要符合地区电力网络 的需要，也要根据光伏电站的容量、远景规划、次性投资和长期 运营费诸多因素综合考虑。依据现行企业标准《城市电力网规划设 计导则》Q/GDW156有关分布式电源并网的电压等级和现行国
8.2.3根据光伏发电站的特点，发电母线接线方式除按照本期、
1光伏发电站总容量小于或等于30MW时，母线电压一般 采用10kV～35kV，根据当前成套并开关柜设备制造技术水平，采用 单母线接线就能满足安全经济运行的要求。 2光伏发电站发电容量大于30MW时，母线电压一般采用 35kV。如果一次建成投产，在一条并网进线、个并网点的情况 下，可采用单母线接线。如果分期建成投产或有两条并网进线、两 个并网点，则采用单母线分段接线较合理。
1MW，几个兆瓦级的光伏发电站必定由数量众多的发电单元 成，所以站内各单元发电模块与发电母线存在着如何连接问题 要对运行可靠性、运行方式灵活度和维修方便等条件进行综合
较，选择技术可行而文经济： 理出取丰厅杀 从已建成投产和止 在建设的多个光伏电站的连接接线的调查结果看，存在着本条规 范中所列举的儿种方式。
在建设的多个光伏电站的连接接线的调查结果看，存在着本条规 范中所列举的儿种方式。 8.2.8消弧线圈的容量选择和安装要求完全套用现行行业标准 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620中的第 3.1.6条规定作法。
8.3.1光伏发电站一般无高压站用电设备，所以站用电的电压宜 采用380V
8.3.3当所选用的逆变器不带隔离变压器、安装容量大于1
及以上，采用就地升压变压器低压侧引接，考虑要有备用电源时， 集控室和配电室等地还要求按第1款和第2款中方式配置站用 电，经与集中一至两处的布置形式进行经济比较分析，并无明显的 优越性，且大型逆变器一般要求独立的外供控制电源，以增加其运 行的可靠性。当选用的逆变器带隔离变压器时，通常隔离变压器 输出为0.4kV，站用电可直接引接，不需配置自用变压器，经济性 明显，故才采用此种引接方式。
8.7.2现行行业标准《火力发电厂、变电所二次接线设计
程》DL/T5136对变电站二次线设计有明确的规定，二次接线设 计应符合上述规定的技术要求。
8.7.8光伏发电站宜配置同步时钟设备，便于做到与调度端的
障修复时间要求而不同。当光伏发电站内配有直流系统时，宜采 用一体化电源，UPS系统不单独配置蓄电池
8.9.2因光伏电站占地面积大，电缆敷设时会比较分散。在西北 干旱地区常采用直埋方式敷设，采用此方式敷设有利于降低工程 投资并有利于防止电缆火灾，因此对此部分电缆不做阻燃要求。
8.9.6传输数据的金属线缆超过一定距离时导致信号衰
9.1.1光伏发电站接人电网的电压等级与电站的装机容量、周边 电网的接入条件等因素有关，需要在接入系统设计中，经技术经济 比较后确定。
。1：1光伏发电站接人电网的电压等级一 电网的接入条件等因素有关，需要在接入系统设计中，经技术经济 比较后确定。 9.1.2光伏发电作为可再生能源发电重要的组成部分，具有波动 性和间歇性的特点，接人电网易产生电网频率变化、电压波动和闪 变。同时，光伏发电并网逆变器易产生谐波、三相电流不平衡等， 为减少光伏发电接入电网对电力系统产生的影响，并保证电站和 电网的安全，在出现严重偏差时，需要有安全防范措施。 9.1.3本条规定光伏发电站应具有相应的继电保护功能，出现异 常及时断开与电网的连接，以保证设备和人身安全。 9.1.4本条规定大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间 进行实时数据通信的能力，以满足电网调度的需要。小型光伏电
9.1.2光伏发电作为可再生能源发电重要的组成部分，具有波动 性和间歇性的特点，接人电网易产生电网频率变化、电压波动和闪 变。同时，光伏发电并网逆变器易产生谐波、三相电流不平衡等， 为减少光伏发电接入电网对电力系统产生的影响，并保证电站和 电网的安全，在出现严重偏差时，需要有安全防范措施。
常及时断开与电网的连接，以保证设备和人身安全。 9.1.4本条规定大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间 进行实时数据通信的能力，以满足电网调度的需要。小型光伏电 站与电力调度部门之间的通信要求可以适当简化，
9.2.1光伏发电站有功功率控制是很重要的能力，进行功率控制 可以产生非常显著的好处，特别是在光伏装机容量比例比较高的 电网中，对光伏发电站进行功率控制可以在系统能力降低的情况 下，帮助系统恢复正常运行，随着光伏电站容量的增加，控制有功 功率的能力也应提高。大型和中型光伏电站应具备一定的电源特 性，在定程度上参与电网的频率调节。出现事故时，如果光伏发 电站的并网运行危及电网的安全稳定，则需要电力调度部门暂时 将光伏发电站解列。针对目前的技术条件，允许太阳光辐照度快
速降低引起功率下降速率超过最大变化率的情况
速降低引起功率下降速率超过最天变化率的情况。 9.2.2无功功率通常与输电系统电压控制有关，因此，光伏发电 站能够提供无功功率的能力非常重要。按电力系统无功分层分区 平衡的原则，光伏发电站所消耗的无功负荷需要其自身提供的无 功出力来平衡，并且当系统需要时，大型和中型光伏发电站需要向 电网中注入所需要的无功，以维持并网点的电压水平，对电网电压 稳定性做出贡献。当光伏发电站所发无功能力不足时，则需要装 设动态无功补偿装置来动态地连续调节无功。由于电网对光伏发 电站的无功需求与光伏发电站的容量大小及所接人申网的情况有 关，因此很难对光伏发电站的无功容量提出具体要求的范围，本条 给出的是基本要求，实际需要补偿的容量一般需要结合电网需求 进行相关论证。小型光伏发电站要求其无功能够自平衡，尽量少 地依靠电网进行平衡无功
9.2.3光伏发电站电能质量问题一般包括以下几个主要方面：谐
波、直流分量、电压波动和闪变以及三相不平衡等。
首先，光伏发电站会对电网产生谐波污染。光伏发电站通过 光伏电池组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型变器将 直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，在将直流电 能经逆变转换为交流电能的过程中会产生高次谐波。特别是逆变 器输出轻载时，谐波会明显变大。在10%额定出力以下时，电流 总谐波畸变率甚至会达到20%以上。因此，在太阳能光伏发电站 实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测其是否满足国 家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施， 避免对公用电网的电能质量造成污染，滤波装置可与无功补偿装 置配合安装。 其次，光伏发电站易造成电网的电压闪变。光伏发电站的启 动和停运与气候条件等因素有关，其不确定性易造成电网明显的 电压闪变；同时，若光伏发电站输出突然变化，系统和反馈环节的
电压控制设备相互影响也容易直接或间接引起电压闪变。 最后，对系统电压的影响。光伏发电站电压波动可能是出力 变化引起，也可能是电站电气系统引起的。若大量光伏发电站接 入在配网的终端或馈线末端，由于存在反向的潮流，光伏发电站电 流通过馈线阻抗产生的压降将使沿馈线的各负荷节点处电压被抬 高，可能会导致一些负荷节点的电压越限。另外，光伏发电站输出 电流的变化也会引起电压波动，当光伏发电站容量较大时，这将加 剧电压的波动，可能引起电压/无功调节装置的频繁动作，加大配 电网电压的调整难度。 《光伏（PV)系统电网接口的特性》IEC61727中规定光伏发 电站总谐波畸变率少于逆变器输出的5%，各次谐波畸变率限制值 见表2。此范围内偶次谐波限值应小于更低奇次谐波的25%
IEC61727推荐的逆变器畸变率限制值
质量电压波动和闪变》GB/T12326、《电能质量三相电压不平 衡》GB/T15543等规定，本规范规定光伏电站的电能质量按上述 示准执行。其中光伏电站向电网注人的谐波电流允许值按照装机 容量与公共连接点上具有谐波源的发（供）电设备总容量之比进行 分配，引起的长时间闪变值按照装机容量与公共连接点上的干扰 源总容量之比进行分配，
9.2.4光伏发电站检测到电网异常时，一方面应在定的时间
与电网断开，以有效防止孤岛情况，另一方面，也要保证能运行必 要的时间，以避免因短时扰动造成的过多跳闸。 随着光伏发电站接人电网比例的增加，在故障时将电站切除 不再是一个合适的策略，因此要求大中型光伏发电站能够耐受系 统故障状态，在故障清除后能够正常地发出功率，帮助电网恢复频 率与电压，减少对电力系统的影响。 由于低电压穿越对地区和整个电网的安全稳定都很必要，因 此，已经成为电力调度部门主要关心的问题之一。低电压穿越曲 线包括瞬时电压跌落，最低电压水平持续时间以及电压恢复曲线。 T1、T2、T3的数值需根据当地电网的保护和重合闻动作时间等实 际情况来确定。般情况下T，为0.15s，T²为0.625s，T3为 2.0S。 9.2.5本条是考虑在电网重负荷的情况下末端节点电压水平偏
低，有可能导致光伏发电站输出电流超过额定值，此时光伏发电立 不应立即解列，而应能够对电网提供短时的支撑。根据调研结果 当逆变器输出电流超过1.2额定电流时，逆变器自动关闭输出， 般允许持续时间为20s~10min，
9.2.6设置并网总断路器的目的在于逆变器维护时，可以实
继续运行，且向电网线路送电的情况而提出的。孤岛现象的发生， 将对维修人员、电网与负荷造成诸多不良影响。如当电网发生故 障或中断后，由于光伏发电系统持续独立供电给负载，电力部门认 为已经停电的电力设施可能仍然带电，将使得维修人员在进行修 复时受到安全威胁；当电网发生故障或中断时，电网不能控制孤岛 中的电压和频率，造成电站输出电流、电压和频率出现漂移而偏离 电网频率，产生不稳定的情况，且可能含有较大的电压与电流的谐 波成分，如果不能将光伏发电站切除，处于孤岛中的用电设备会因 电压、频率或谐波的变化而损坏。此外，孤岛供电还干扰电网的正 常合闸，降低用户的供电可靠性等。 由于大、中型光伏电站防孤岛保护依靠电站内多个并联逆变 器的控制存在技术问题，同时些逆变器厂商在同时实现低电压 穿越和防孤岛保护要求时还存在技术困难，因此大、中型光伏电站 无需专门设置孤岛保护，但公用电网继电保护装置必须保障公用 电网在发生故障时能够合理切除光伏电站。其中接入用户内部电 网的大、中型光伏发电站的防孤岛保护能力可由电力调度部门 确定。 个2一发规宝日的具保障甘仙用自的用由可贵性
9.3.5本条规定目的是保障其他用户的用电可靠性
9.4.2计算机监控系统远动通信设备一般为双套配置，分别以 主、备两个通道与调度端进行通信。满足相关调度要求，其容量及 性能指标需满足光伏发电站端远动功能及规约转换要求，并能实 现与光伏发电站内其他智能IED设备的通信接口，实现数据 共享。
9.4.3．在工程设计中，根据各地电力调度部门实际需要，信号会 有所不同。
9.4.6由于配置的调度自动化设备投资较大，考虑到投资方的
经济效益，建议对中、小型光伏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
9.5.2对于无人站，站内通信部分可以简化。当光伏发电站内 配有直流系统时，推荐采用一体化电源，通信设备所需的直流电源 可由DC/DC变换取得。
9.5.3光伏发电站与电力调度部门之间通信方式和信息传输
处，但为了便于计量和管理，经双方协商同意，也可设置在购售电 合同协议中规定的贸易结算点处
10.1.1光伏发电站主要配备有综合控制室、变配电站、水泵房、 汽车库、警卫室等。根据项目规模及总体布置，这些站、室可增减 或合并。本条规定了以上站房布置的基本要求。 10。1.2站房建筑平面和空间布局一般具有适当的灵活性，为生 产工艺的扩建、调整创造条件。 10.1.3光伏体化的建筑设计应与光伏发电系统设计同步进 行。建筑设计需要根据选定的光伏发电系统类型，确定光伏组件 形式、安装面积、尺寸大小、安装位置方式，考虑连接管线走向及辅 助能源及辅助设施条件，明确光伏发电系统各部分的相对关系，合 理安排光伏发电系统各组成部分在建筑中的位置，并满足所在部 位防水、排水等技术要求。建筑设计需为光伏发电系统各部分的 安全检修、光伏构件表面清洗等提供便利条件。 10.1.4根据现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB50023的规 定，当需要改变结构的用途和使用环境的现有建筑时，需要进行抗 震鉴定。抗震鉴定指对现有建筑物是否存在不利于抗震的构造缺 陷和各种损伤进行系统“诊断”，因此其基本内容、步骤、要求和鉴 定结论必须依照现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB50023的 要求执行，确保鉴定结论的可靠性
10.2.2地面光伏发电站建筑物的节能设计，主要以加强建筑围 护结构的热工性能及自然通风采光为主。建筑热工设计主要包括 建筑物及其围护结构的保温、隔热和防潮设计，所采取的主要措施
有：控制窗户面积，提高窗户气密性；围护结构实际采用的传热阻 尽量接近经济传热阻；在严寒和寒冷地区，入口处设置门斗，加强 外门、窗保温等。采取这些措施后，将在一定程度上降低采暖和空 调能耗，提高经济和社会效益。 建筑物设计中，需合理布置各用房的外墙的开窗位置、窗口大 小、开窗方向，有效地组织与室外空气直接流通的自然风，提高各 用房的空气质量，降低设备运行温度。 建筑设计中宜尽量争取好的朝向。各类房间的平面空间组合 需有利于获取良好的天然采光，这样既可以保证卫生，又可以节约 能源。各类用房的采光标准应按现行国家标准《建筑采光设计标 准》GB/T50033中的有关规定执行。
10.2.3在严寒和寒冷地区，一般可采用双层玻璃窗以满足保温
10.3.1根据我国的地理条件，建筑单体或建筑群体朝南可为光 伏发电系统接收更多的太阳能创造条件。安装光伏发电系统的建 筑，建筑间距需满足所在地区日照间距要求，且不能因布置光伏发 电系统而降低相邻建筑的日照标准。 10.3.2般情况下，建筑的设计寿命是光伏发电系统寿命的2 倍～3倍，光伏组件及系统其他部件在构造、型式上需利于在建筑 围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。为此，建筑设计需为 光伏发电系统的日常维护，无其是光伏组件的安装、维护、日常保 养、更换提供必要的安全便利条件。 当光伏发电系统从交流侧断开后，直流侧的设备仍有可能带 电。因此，光伏发电系统直流侧应设置触电警示和防止触电的安 全措施。
10.3.3安装在建筑屋面、阳台、墙面、窗面或其他部位的
建筑的有机组成部分，保持与建筑和谐统一的外观。
量，影响组件的正常使用。因此，在进行建筑周围的景观设计和绿 化种植时，要避免对投射到光伏组件上的阳光造成遮挡，从而保证 光伏组件的正常工作。
10.3.7建筑主体结构在伸缩缝、沉降缝、抗震缝的变形缝两侧
LU.J./ 会发生相对位移，光伏组件跨越变形缝时容易遭到破坏，造成漏 电、脱落等危险。所以光伏组件不应跨越主体结构的变形缝，或应 采用与主体建筑的变形缝相适应的构造措施。
电、脱落等危险。所以光伏组件不应跨越主体结构的变形缝，或应 采用与主体建筑的变形缝相适应的构造措施。 10.3.8光伏组件温度升高，特别是高于85℃时会严重影响发电 量。因此，安装光伏组件时，应采取必要的通风降温措施以抑制其 表面温度升高。 10.3.11光伏幕墙的性能应与所安装普通幕墙具备同等的强 度，以及具有同等保温、隔热、防水等性能，保证幕墙的整体性能。
10.3.8光伏组件温度升高，特别是高于85℃时会严重影响发电 量。因此，安装光伏组件时，应采取必要的通风降温措施以抑制其 表面温度升高。
10.3.8光伏组件温度升高，特别是高于85℃时会严重影响
.3.11光伏幕墙的性能应与所安装普通幕墙具备同等的强 ，以及具有同等保温、隔热、防水等性能，保证幕墙的整体性能。
10.3.11光伏幕墙的性能应与所安装普通幕墙具备同等
10.4.1按照现行国家标准《建筑结构可靠度设计统一标准》 GB50068，光伏发电站建（构）筑物的结构设计使用年限为50年， 结构在规定的设计使用年限内应具有足够的可靠度。 10.4.3一般情况下，建筑的抗震设防烈度应采用根据中国地震 动参数区划图确定的地震基本烈度。
10.4.5在新建建筑上安装光伏发电系统时,结构设计时需
考虑其传递的荷载效应；在既有建筑物上安装光伏发电系统时，需
10.4.10进行结构设计时，不但要校核安装部位结构
变形，而且需要计算支架、支撑金属件及各个连接节点的承载能 力。光伏方阵与主体结构的连接和锚固必须牢固可靠，主体结构 的承载力必须经过计算或实物试验予以确认，并要留有余地，防止 偶然因素产生破坏。
11给排水、暖通与空调
11.1.2条件允许时，可与农业、水利、邻近城镇和工业企业协 调，综合利用水资源。
11.2.1由于空气调节系统的初投资和运行费用较高，因此， （构）筑物是否设置全年使用的空气调节系统应从多个方面进行 合分析。建筑物所在地的室外气象条件、建筑物室内温、湿度要 以及投资是影响空调系统设置与否的主要因素，需要充分考虑，
11.2.2光伏发电站建筑物可采用散热器采暖、燃气红外线辐
使用寿命，可按现行行业标准《电力工程直流系统设计技
使用寿命，可按现行行业标准《电力工程直流系统设计技不规程》 DL/T5044选择蓄电池。
用时间内，室内温度应保持在4℃以上，当利用房间蓄热量不能满 足要求时，需按5℃设置值班采暖系统
用时间内，室内温度应保持在4℃以上，当利用房间蓄热量不能
施，保证设备正常运行
.1 人集中污水处理系统统一处理，但当企业周围没有污水集中处理 场，或有集中处理场但距离太远时，可采用厂内集中处理、回收利 用或达标排放。
12. 2.3 设计时需对设备制造企业提出要求，采取措施，有效降 低噪声。
13劳动安全与职业卫生
13.0.1大、中型光伏发电站在项目可行性研究阶段，可根据需 要单独编制《劳动安全与职业卫生专篇》。 13.0.2《中华人民共和国劳动法》规定：“劳动安全与职业卫生 设施必须符合国家规定的标准。新建、改建、扩建工程的劳动安全 与职业卫生设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生 产和使用。”
4.1建（构）筑物火灾危险性分类
14.1.1表14.1.1系根据现行国家标准《建筑设计防火规范》 GB50016及《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229的规 定，结合光伏发电站内建筑物的特性确定。 14.1.4表14.1.4系根据现行国家标准《建筑设计防火规范》 GB50016的规定，结合光伏电站内建筑物的特性确定。 14.1.5主控制室是光伏电站的核心，是人员集中的地方，有必 要限制其可燃物放烟量，减少火灾损失。 14.1.6本条为强制性条文，必须严格执行。带油电气设备在使
14.1.7光伏发电站占地面积大，光伏组件阵列区道路布置为环 形后更易于满足消防半径要求。
14.1.7光伏发电站占地面积大，光伏组件阵列区道路布置为环
4.2变压器及其他带油电气设备
14.2.4本条为强制性条文，必须严格执行。由于35kV以上屋 外配电装置中带油设备较多且较大，如发生火灾容易向周边蔓延， 因此应安装在有不燃烧实体墙的间隔内。 总油量超过100kg的屋内油浸变压器单独设置变压器室 35kV变压器和10kV、80kV。A及以上的变压器油量均超过 100kg），并设置灭火设施，目的也是防止火势向周边蔓延
通讯电缆，采用适当的防火分隔措施可提高监控系统的可靠性。 14.3.2电缆的火灾事故率在光伏发电站较低。考虑到光伏发 电站电缆分布广，如在电站内大量设置固定的灭火装置，不仅投资 太高，而且从发现火情到人员赶到地方需要一定的时间，鉴于电缆 火灾的蔓延速度很快，仅仅靠灭火器不一定能及时防止火灾蔓延 为了尽量缩小事故范围，缩短修复时间并节约投资，在电缆沟道内 应采用分隔和阻燃作为应对电缆火灾的主要措施。
消防给水、灭火设施及火灾自动
14.5.1根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016确定 光伏电站消防给水的基本原则。消防用水可由城市给水管网、天 然水源或消防水池供给。利用天然水源时，其保证率不应小于 97%，且应设置可靠的取水设施。在我国，有些地区水源十分丰富 （例如长江三角洲地区等），有的地区常年干旱，水资源十分缺乏 （如西北地区等），因此光伏电站消防水源的选择应根据当地实际 情况确定。
14.5.4根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和光 伏发电站实际情况，光伏阵列区主要由电气设备构成，白天直流侧 始终带电，不适合采用水消防
14.5.4根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016和
范》GB50229的规定，50MW及以上的火力发电广在重点部位设 置火灾探测报警系统。光伏发电站火灾危险源主要是电缆及电气 类设备，因光伏电站发电量由太阳辐射大小决定，其电气设备负荷 及电缆载流量也随太阳辐射量的变化而变化，早晚为零，中午接近 设计值，因此光伏发电站火灾发生概率较常规火电厂小许多。结 合光伏发电站特性，建议大型光伏发电站或无人值守电站设置火
灾报警系统DB34／T 3378-2019 管道式取用水计量监测系统建设与运行维护技术规程，并相应规定火灾探测报警系统的设置范围，以减少设 备投资。
灭报音系，开相应规定， 备投资。 14.5.15根据现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》 GB50016，结合光伏发电站的实际情况，规定了主要建筑物火灾 危险类别和危险等级。建筑物不同的火灾危险类别和危险等级需 配不同种类的灭火设施，才能防患于未然。
14.5.15根据现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》
GB50016，结合光伏发电站的实际情况，规定了主要建筑物火灾 危险类别和危险等级。建筑物不同的火灾危险类别和危险等级需 配不同种类的灭火设施，才能防患于未然
DB37T 5173-2020 绿色农房建设技术标准.pdf14.6消防供电及应急照明
14.6.1消防电源采用双电源或双回路供电时，为了避免一路电 源或一路母线故障造成消防电源失去，延误消防灭火的时机，保证 消防供电的安全性和消防系统的正常运行，规定两路电源供电至 末级配电箱进行自动切换。但是在设置自动切换设备时，要有防 止由于消防设备本身故障且开关拒动时造成的全站站用电停电的 保护措施，因此需配置必要的控制回路和备用设备，保证可靠的 切换。