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NB／T 10128-2019 光伏发电工程电气设计规范

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。

DB23 2500-2019 草原植物资源调查技术规程.pdf5.1.4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：

NB/T101282019

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，

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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，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。

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

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盘等共同布置在电气二次盘室；300Ah及以上容量的蓄电池宜 安装在电池架上，布置在单独的蓄电池室内

6.6.1中央控制室位置选择应满足下列要求： 1运行、维护管理方便。 2避免和减少噪声及工频磁场干扰的影响。 6.6.2中央控制室布置应为值班人员工作提供良好舒适的环境 条件，方便适用，有良好的采暖通风、空调及防燥条件，宜采用 自然采光和通风。

6.6.1中央控制室位置选择应满足下列要求： 1运行、维护管理方便。 2避免和减少噪声及工频磁场干扰的影响。 6.6.2中央控制室布置应为值班人员工作提供良好舒适的环境 条件，方便适用，有良好的采暖通风、空调及防燥条件，宜采用 自然采光和通风。

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1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用 “可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合. 的规定”或“应按执行”

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《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB T3906 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451 《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 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285 《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964 《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790 《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319 《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T29321 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》GB/ T30427 《光伏发电站监控系统技术要求》GB/T31366 《光伏发电站防雷技术要求》GB/T32512 《光伏发电站继电保护技术规范》GB/T32900 《光伏系统用直流断路器通用技术要求》GB/T34581 《低压配电设计规范》GB50054 《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059 《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060 《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061 《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》GB50065 《火灾自动报警系统设计规范》GB50116 《电力工程电缆设计标准》GB50217

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中华人民共和国能源行业标准

光伏发电工程电气设计规范

NB/ 10128 2019 条文说明

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《光伏发电工程电气设计规范》NB/T10128一2019，经国家 能源局2019年6月4日以第4号公告批准发布。 本规范制定过程中，编制组在广泛调查、深入研究的基础 上，总结了光伏发工程电气设计的实践经验，并向有关单位征求 了意见。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用 本规范时能正确理解和执行条文规定，《光伏发电工程电气设计 规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条 文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。 但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用 者作为理解和把握规范规定的参考

NB/T101282019

NB/T101282019

3.1.1光伏发电工程规模按照《光伏发电站设计规范》GB 50797规定划分。根据现行GB50797的规定，规模按安装容量 分为三种：安装容量小于或等于1MWp的为小型光伏发电工程； 安装容量大于1MWp、小于或等于30MWp的为中型光伏发电工 程；安装容量大于30MWp的为大型光伏发电工程。 3.1.3逆变器直流侧实际输入功率与当地太阳能辐照强度、使 用环境条件（包括温度、风速等）、组件安装方式（安装倾角、 跟踪方式等）、直流损耗等因素相关，逆变器直流侧安装容量需 考虑上述因素影响。实际接入逆变器直流侧的功率超过逆变器允 许的最大直流输人功率时，逆变器会限功率运行，导致部分弃 光，但不影响逆变器正常运行。

3.1.4光伏组件的最大开路电压计算时需考虑昼间温度以及

3.1.6在弱光条件下，光伏组件串的最大功率工作电压可能超 出逆变器的MPPT电压范围，不影响逆变器的正常工作。 3.1.7在高湿、高盐雾环境条件下，除采用防PID组件外，根 据实际情况采取逆变器直流侧负极直接接地、交流侧虚拟接地、 夜间施加反向电压等措施提高组件防PID效果。

3.2.2转换效率加权平均计算可参考《光伏并网逆变器中国效

3.2.2转换效率加权平均计算可参考《光伏并网逆变器中国效 率技术条件》CNCA/CTS0002附录B选择效率权重系数。 3.2.3 针对交流侧采用虚拟接地防 PID功能的系统，交流系统

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工作电压需考虑虚拟接地对工作电压的影响。 3.2.4根据已建工程经验，考虑变压器的过载能力，变压器容 量与逆变器最大输出功率比按1：1.1可保证设备安全可靠运行， 且经济性较好。 随着集中式、集散式逆变器技术的进步，对直接并联后不产 生环流影响的逆变器可不选用双分裂绕组变压器限制环流。

工作电压需考虑虚拟接地对工作电压的影响。

3.3.1光伏组件串联数量越多，同等安装容量下光伏组件串数 量越少，相应的汇流箱或组串式逆变器数量、直流电缆量越少， 因此在满足串联计算公式条件下，串联数量尽量取大值，并根据 组件布置形式、接线方式及对支架用钢量影响，取综合成本低的 串联方案。

NB/T 101282019

4.3.1考虑到光伏发电工程年利用小时数低，满负荷运行时间

4.3.1考虑到光伏发电工程年利用小时数低，满负荷运不

4.3.1考虑到光伏发电工程年利用小时数低，满负荷运行时间 短，在主变压器容量选择时，可以考虑利用主变压器的过载能 力，同时需与相应逆变器输出总容量相匹配。

4.7.3站用电系统需保证可靠供电。因此，在升压站或开关站 通常装设2台及以上的站用变压器，以保证相互切换和轮换 检修。 4.7.4根据已建工程建设经验，采用外来电源方式时，一次性 投资费用较高，需进行经济性比较计算确定。 4.7.6外部电网距离较远或外部电网电源不可靠时，可设置其 他备用应急电源，.如柴油发电机或储能系统等

4.7.3站用电系统需保证可靠供电。因此，在升压站或开关站 通常装设2台及以上的站用变压器，，以保证相互切换和轮换 检修。

4.9过电压保护和接地

4.9.3为保障人身安全，光伏组件的金属边框需良好接地。目 前光伏组件金属边框多有金属氧化层，且电阻率大，为确保光伏 组件金属边框与光伏支架可靠连接，可选择刮除氧化层或采用专 用接地线。若光伏组件的金属边框与可靠接地的光伏支架保持良 好的电气连通，可不设置专用接地线

NB/T10128—2019

5.2.4监控系统服务器需根据其处理能力及电站测点数量配置， 通常10MWp光伏发电站测点数量约11000点～13000点；通常 以110kV（66kV）及以上电压等级接入电力系统的电站，其站控 层主要设备采用余配置。

5.2.4监控系统服务器需根据其处理能力及电站测点数量配置，

5.2.11直流汇流箱、逆变器、就地升压预装式变电站及跟踪系

（1）直流汇流箱。 1）直流母线电压和每个光伏组件串电流。 2）直流输出总电流、功率。 3）电保护器状态。 4）直流断路器状态。 5）光伏组件串异常、故障告警信息。 （2）逆变器。 1）直流侧母线电压、电流、功率。 2）直流侧各进线支路电压、电流、功率。 3）交流侧三相电压、频率、电流、功率。 4）交流侧日、月、年累计总发电量。 5）实时转换效率、功率因数、机内温度。 6）当日开、停机时间。 7）逆变器状态、故障告警信息。 （3）就地升压预装式变电站。 1）低压侧主回路三相电压、频率、电流、 2）低压侧断路器位置。

T／CECS 559-2018 给水排水管道原位固化法修复工程技术规程(完整正版、清晰无水印).pdfNB/T101282019

NB/T101282019

3）变压器绕组温度或油面温度。 4）高压侧负荷开关或断路器位置、熔断器位置信号、接地 开关位置。 5）干式变压器绕组高温报警或油浸式变压器油温高报警、 油位高报警、油位低报警、瓦斯保护信号。 (4）跟踪系统。 1）实时运行角度。 2）实时运行状态。 3）运行时间。 4）自动/手动状态。 5)抗风雪状杰

GB／T 23819-2018 机械安全 防火与消防5.6光伏发电功率预测系统

光伏发电功率预测系统

5.6.3太阳能资源和环境监测需实时监测以下数据：总辐射、 直接辐射、散射辐射、斜面辐射、日照时数、风速、风向、环境 温度、环境湿度、气压、雨量、地表温度等。太阳能资源数据既 可用于功率预测系统，又可以作为光伏电站评估和分析的基础 数据。