DB45／T 2365-2021标准规范下载简介
DB45／T 2365-2021 并网光伏发电站设计规范.pdf3.1.1并网光伏发电系统中的设备与材料的选型和设计应符合国家相关规定，主要设备应通过国家批 准的认证机构的产品认证。 6.1.2并网光伏发电系统中材料强度设计值和其它物理、力学性能可按照国家相关规定的要求执行。 6.1.3并网光伏发电系统中所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。 6.1.4并网光伏发电系统中材料的防火性能应符合GB50016的规定。支架结构件和连接件应采用不燃 材料，保温材料和密封材料宜采用不燃烧或难燃材料，其防火封堵结构应采用防火密封材料。各类电气 设备的防火性能应符合国家相关规定。
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6.1.5并网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。 6.1.6装机容量超过1MWp的光伏系统世纪朝阳工程钢筋工程专项安全施工方案.doc，应配置小型气象设备。
6. 2. 1 光伏组件
2.3.1选用逆变器时应该综合考虑如下因素：逆变器类型要求、容量、转换效率、直流侧超配能 数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪（MPPT D防护及修复能力、保护和监测功能、通信接口、防护等级、接入双绕组变压器的载波同步能力 条件。
6.2.3.2选用的并网逆变器的要求如下：
含变压器型的并网逆变器中国效率不应低于96.5%，不含变压器型的并网逆变器中国效率不 应低于98%（单项二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不应低于94.5%和97.3%），微 型逆变器相关指标分别不应低于95%和95.5%：
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一并网逆变器宜采用转换效率更高的多电平技术，逆变器在各负载点的加权系数如下表2所示：
表2逆变器在各负载点的加权系数
6.2. 4 主变压器
6.2.4.1主变压器应按照GB/T17468的要求选型。 6.2.4.2主变压器的一般技术要求应符合GB/T6451、GB/T10228、GB20052、DL/T572及GB24790 的规定。 6.2.4.3电力变压器油应符合GB2536的规定，330kV以上电压等级的变压器油应符合超高变压器油 的相关规定。 6.2.4.4新型变压器应经过技术经济指标比较，确认技术先进合理可选用。 6.2.4.5宜优先选用环保、节能的电力变压器消防方式（如充氮灭火等）。 6.2.4.6城市变电站宜采用低噪声变压器。
6.3.1光伏组串设计
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光伏方阵中同一光伏组串中各光伏组件的电性能参数应保持一致，组件的串联数量计算见式。
注1：光伏组件工作条件下的极限低温或高温，是指光伏组件在工作状态下（有光照）的极限温度。光伏组 作温度tcelu可根据环境温度Tamb、总辐照度G和光伏组件NOCT（太阳电池标称工作温度）参数简单估算行 注2：由于极限最低环境温度往往出现在凌晨时段，因此通过常规手段获取的极限最低气温不适用于本计算中 简化计算工作，可按照光伏组件工作状态下的极限最低温度比该地区极限最低温度高5℃考虑。 注3：简单修正时，光伏组件工作条件下的极限低温按G=0.2kW/m计算；光伏组件工作条件下的极限高温按 kW/m。
注1：光伏组件工作条件下的极限低温或高温，是指光伏组件在工作状态下（有光照）的极限温度。光伏组件的工 作温度tcelu可根据环境温度Tamb、总辐照度G和光伏组件NOCT（太阳电池标称工作温度）参数简单估算得到。 注2：由于极限最低环境温度往往出现在凌晨时段，因此通过常规手段获取的极限最低气温不适用于本计算中。为 简化计算工作，可按照光伏组件工作状态下的极限最低温度比该地区极限最低温度高5℃考虑。 注3：简单修正时，光伏组件工作条件下的极限低温按G=0.2kW/m计算；光伏组件工作条件下的极限高温按G=1.0 kW/m。
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6.3.2安装倾角设计
6.3.2安装倾角设讯
6.3.2.1并网光伏发电系统的光伏方阵，宜优先选择太阳辐射量最优的角度，广西壮族自治！ 市推荐最佳安装倾角参见附录B。
向、屋顶结构与安装容量等因素进行光伏方阵设计，经技术经济比较后确定光伏方阵的方位角和倾角： 一平屋顶的水泥屋面如果有方位角，在方位角较小（20°以下）的情况，组件排布可不考虑方位 角，方位角较大的情况下综合比较其与安装容量对最终项目收益的影响下选择合适的排布方 式； 对于采用坡屋面的新建建筑物，屋面坡度宜按光伏组件全年获得太阳辐照最多的倾角设计； 对于既有建筑物，综合考虑安全性和经济性等因素选择光伏组件安装方式。 6.3.2.3在台风影响区域，彩钢瓦屋面组件宜贴合屋面安装，非台风区可在考虑安装容量与发电量的 影响后，在南北朝向的屋面可考虑南向倾角。
6.3.3光伏阵列布置
6.3.3.1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、中型地面并 电站的光伏方阵宜采用单元模块化的布置方式。
3.2地面并网光伏发电站光伏方阵布置的要求如下： 一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； 一光伏方阵各排、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； 一光伏方阵内光伏组件串的最低点距地面不宜低于300mm，并应考虑以下因素： 当地50年一遇洪水水位； · 植被高度； 组件下面农业或者渔业等作业需求。 3.3屋面并网光伏发电系统布置的要求如下： 平屋顶上安装光伏发电系统要求如下： 应设置运维、人工清洗的设施与通道； 采用支架安装的光伏方阵中光伏组件的间距应满足每天9：00～15：00（当地真太阳时）之 间不被遮挡； 光伏组件基础不应影响屋面排水功能； 光伏组件基础与结构层相连时，防水层应铺设到基础和金属理件的上部，并应在地脚螺 栓周围作密封处理； 光伏组件周围的屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道应为上人屋面； 光伏组件的引线线缆穿过平屋面处应预埋防水套管，并应做防水密封处理； 安装光伏系统不应影响建筑物的消防通道，并根据消防疏散和保护人身安全等方面的需 要，安装必要的照明设施。 坡屋顶上安装光伏发电系统的要求如下： 光伏组件根据建筑物造型要求、屋面结构和构造形式，宜选择顺坡镶嵌或顺坡架空安装 方式； 设置在瓦屋面上的光伏组件支架应与埋设在屋面板上的预埋件连接牢固，并应采取防水 构造措施； 光伏组件与坡屋面结合处的雨水排放应通畅：
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光伏组件采用顺坡镶嵌安装方式时，其与周围屋面材料连接部位应做好防水构造处理， 不应影响屋面整体的保温、隔热、排水、防水、防雷、抗风及抗震等功能； 坡屋面上光伏组件的各类电气管线需穿过坡屋面时，应做防水密封处理； 顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间距的要求，通 风散热间距不宜小于150mm; 应在屋面设置用于安装及维护的相关设施与通道。检修主通道宽度不小于400mm，次检修 通道和阵列间距离不小于300mm。
6.3.4逆变器（室)的布置
6. 4. 1 一般要求
6.4.1.2并网光伏发电站在进行结构设计时，使用年限的设计要求如下：
格设订 锚栓、地桩和预埋件等难以更换的部件，其结构设计使用年限宜按50年考虑； 一对于屋面并网光伏发电站大跨度支架钢结构的结构设计使用年限应与主体结构相同。 5.4.1.3在正常使用状态下，并网光伏发电站应具有良好的工作性能；抗震设计的并网光伏发电站， 在小于设防烈度地震作用下应能正常使用；在设防烈度地震作用后经修复后仍可使用。 6.4.1.4并网光伏发电站的结构应进行承载能力极限状态计算和正常使用极限状态计算。 6.4.1.5屋面并网光伏发电站应考虑结构布置对既有建筑的影响。
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，并网开伏发电站的经 2.2无地震作用效应组合时 值应按公式（6）计算。
S=YeSck+Yw?uSwk+YsSsk+YtStk
式中： S一载荷效应组合的设计值； SGK永久载荷效应标准值； SwK一 一风载荷效应标准值； SsK一 一雪载荷效应标准值； SK温度作用标准值效应； YwYs、Yt—风载荷、雪载荷和温度作用的分项系数，取1.4; 4w、s、一一风载荷、雪载荷和温度作用的组合值系数。 6.4.2.3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3的规定。
表3无地震作用组合载荷组合值系数
合时，荷载效应组合的设计值应按公式（7）计算。 S = YcSck + YehSehk + wwSwk + YthtStk .
式中： S一一荷载效应和地震作用效应组合的设计值； SEhK一 一水平地震作用标准值效应； 中w一风荷载的组合值系数，应取0.6： 一一温度作用的组合值系数，应取0.2。 5.4.2.5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4的规定。
表4有地震作用组合载荷分项系数
YG，当永久载荷效应对结构承载力有利时，应取1.0。
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6.4.2.6由荷载标准值作用下产生的挠度计算应按照GB50797的要求执行；在风荷载标准值作用下， 光伏组件支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150
6.4.3支架结构设计
6.4.4连接结构设计
6.4.5系统发电量估算
6.4.5.1并网光伏发电站系统发电量预测应根据场址所在地的太阳能资源情况，并考虑并网光伏发电 站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素，建立该并网光伏发电站系统发电量计算模型，估算 拟安装容量条件下系统每年的发电量以及整个生命周期内的发电量。 6.4.5.2光伏系统发电量按公式（8）计算。
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7.1.1并网光伏发电站系统电气设计应在保证人身和财产安全的前提下，本着提高系统效率、技术先 进、功能完善、经济合理、供配电可靠和安装运行方便的原则进行。 7.1.2并网光伏发电站系统的并网侧供配电形式及防雷设计应根据建筑电气设计或在建筑电气设计的 基础上进行。 7.1.3并网光伏发电站系统的电气设计应符合GB50797、GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、 GB/T15543、GB/T19862、GB/T14285、GB/T19964、GB/T29319、GB/T33593、GB/T50866、JGJ203、 OL/T5044的规定。 7.1.4并网光伏发电站系统的电气设计应满足区域电网的设计要求。
应依据并网光伏发电站的容量、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逆变器与就地升压变压器的接线方案； 台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的集中式逆变器时，可选用更具优势的双绕 组变压器。 7.2.2并网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。 7.2.3并网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，可采用辐射式连接方式或“T”接式连接方式。 7.2.4并网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。 7.2.5并网光伏发电站内6kV～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。 经汇集形成的并网光伏发电站，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。采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式， 宜结合400V站用电系统，设立满足接地阻抗要求和站用电容量需求的站用接地变。 7.2.6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DL/T620的 规定。 7.2.7并网光伏发电站110kV及以上电压等级的升压站接线方式，应根据并网光伏发电站在电力系统 的重要性、地区电力网接线方式要求、负荷等级、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。 7.2.8220kV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 电压互感器与耦合电容器、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。
7.3.1应采用动力与照明网络共用的中性点直
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7.3.3站用电系统应设置备
7.5.4当技术经济合理时，110kV及以上电压等级的配电装声可采用气体绝缘金属封闭开关设备；在 内陆地区可采用户外装配式布置
7.6.1并网光伏发电站宜符合无人值班或少人值守的设计要求。 7.6.2并网光伏发电系统的电气二次系统设计应按照GB50797的要求执行。 7.6.3并网光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合DL/T5136的规定。 7.6.4并网光伏发电站内的电气元件保护应符合GB/T14285的规定。35kV母线可装设母差保护。
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并网光伏发电站系统升压变压器的过电压保护应符合GB/T50064及DL/T620的规定。
7.8.1并网光伏发电站电缆选择与敷设应符合GB50217、GB50797的规定。
套电力电缆，二类建筑以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；特殊场所内敷设的 电缆，应根据有关规定选取； 电缆的载流量/截面应不小于与其连接的保护电器的长延时过流保护整定值，直流线路总电压 损失应不大于2%； 电缆的额定电压应根据光伏系统连接方式选择确定。 7.8.3交流电缆的选用要求如下： 一类建筑内敷设的电缆应选用低烟无卤阻燃交联聚乙烯电力电缆；二类建筑内敷设的电缆应 选用阻燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆；三类及以下等级建筑内敷设的电缆可选用 普通电力电缆；特殊场所内敷设的电缆，应根据有关规定选取； 一电缆的电压等级不应低于系统最高电压； 电缆的载流量应符合GB50054、GB50217及DL/T5222的规定。 7.8.4水面并网光伏发电站中用于潮湿区域的电缆，其金属套、加强层、铠装上应有聚乙烯外护层； 水中电缆的粗钢丝铠装应有挤塑外护层；敷设在桥架等支承较密集的电缆可不需要铠装。 7.8.5光伏电缆敷设采用的穿线管或金属槽盒应有不少于两点可靠接地。 7.8.6电力电缆与控制电缆宜分开设置，当设置在同一侧或同一支架上时，控制电缆宜设置在电力电 览的下方。 7.8.7电缆沟或电缆由站外进入电气室的入口处，或电缆穿入控制室、配电装置室及有防火要求的房 同墙壁和地板处，其孔洞均应采用防火封堵材料填封。 .8.8电缆沟内应采取防火、排水和防止动物抓咬电缆的措施。电缆管进出口应设置防水及阻止老鼠 等动物进入管内的措施。 7.8.9埋地电缆的埋设深度不宜小于700mm。
7.8.3交流电缆的选用要求如下:
7.9.1并网光伏发电站的监控系统设计应按照国家规范和地方规范的要求执行。 7.9.2并网光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。A 7.9.3大、中型并网光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能的基本要求如下： 一应对发电站电气设备进行安全监控； 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：
7.9.1并网光伏发电站的监控系统设计应按照国家规范和地方规范的要求执行。
2并网光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。 3大、中型并网光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能的基本要求如下： 一应对发电站电气设备进行安全监控； 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； 光伏系统发电设备采集的数据应至少包括： 光伏发电汇流设备、直流柜输出电压、电流、设备内温度； 光伏组件表面上太阳辐照度； 光伏阵列所在地区环境参数：气温、风速、湿度、水平面太阳总辐射等； 光伏逆变器输出电压、电流、发电量、逆变器内部温度等：
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并网光伏发电系统的电力及安全防护系统设计应按照国家规范和地方规范的要求执行
并网光伏发电系统的接入系统设计应按照GB/T19964、GB/T29319、GB/T33593的要求执行， 足“就近接入、就地消纳”的原则。
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9.1.1并网光伏发电站应根据雷电防护等级进行防雷设计。 9.1.2并网光伏发电站的光伏方阵、光伏发电单元其它设备以及综合楼等建（构）筑物应采取直击雷 防护措施，接闪器不应遮挡光伏组件。
表6光伏发电站各个防护目标的防雷措施
注2：O：当室外布置时，应设防直击雷保护/防雷击电磁脉冲措施。 注3：/：不涉及相关要求。
9.1.4并网光伏发电站电气装置、设施的金属部件应进行等电位连接并接地。 9.1.5通讯及信号线路雷电防护宜采取屏蔽和合理布线措施。 .1.6并网光伏发电站宜采用共用（联合）接地。共用接地网的工频接地电阻值由光伏发电系统电气 装置要求的最小接地电阻值确定。 9.1.7光伏方阵的接地网应根据不同的发电站类型采取相应的接地网形式，工作接地与保护接地应统 一规划。
光伏方阵的防雷设计要求如下： 一光伏方阵设备和线路应采取防雷击电磁脉冲的措施； 一光伏方阵电气装置、设施的金属部件应与防雷装置进行等电位连接并接地； 光伏方阵接地装置的冲击接地电阻不宜大于10Q； 独立接闪器和泄流引下线应与地面光伏发电电气设备、线路保持足够的安全距离，不应小于 3000mm; 光伏方阵外围接闪针（线）宜设置独立的防雷地网，其它防雷接地宜与站内设施共用地网
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并网光伏发电站及相关建（构）筑物的消防设计应符合GB50016、GB50794、GB50116、GB50140、 GB50084以及GB50797的规定。
10.2建（构）筑物火灾危险性分类
12.1.2并网光伏发电站对周围环境的噪声影响应符合GB3096的规定。 12.1.3并网光伏发电站的防噪声系统，应首先确定声源，如逆变器等，并对声源进行控制，优先选择 噪声的设备。 12.1.4光伏组件阵列不应造成周围环境光污染。 12.1.5光伏系统储能装置进行维护时，应考虑到对周围环境可能造成的污染。 12.1.6应选用可回收利用、对环境无污染的材料。 12.1.7水上并网光伏发电站建设项目所在地水质环境应符合GB3838的规定。
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12.2.1光伏系统的各项安全生产与工业卫生措施应按照国家相关规定的要求执行。 12.2.2光伏系统的电气设备布置应符合带电设备的安全防护距离要求，并配备必要的隔离防护措施和 防止误操作措施。 12.2.3广西壮族自治区属于亚热带季风气候区，室外电气设备应选取适用于本地湿热气候的产品。 12.2.4光伏系统的按照应牢固，并符合防风的相关规定。 12.2.5应在光伏系统安装范围内与安全有关的醒目地方设置相关安全标志。常设的安全标志与带电部 分的安全距离应符合有关规定，且不应影响运维人员对设备的巡视检查和检修。高压室还应注明电压等 级。设置安全标志时应兼顾建筑的美观，且不影响原有建筑物的安全和使用。 12.2.6影响人身安全的光伏方阵安装场地应设置防滑格栅。
附录A （资料性） 广西壮族自治区抗震设防 广西壮族自治区各地级市抗震设防烈度见表A.1。
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表A.1广西壮族自治区各地级市抗震设防烈
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附 录 B （资料性） 广西壮族自治区光伏方阵安装倾角推荐值
甬台温高速铁路4标施工组织设计表B.1广西壮族自治区各设区市光伏方阵安装
DB45/T2365—2021附录C（资料性）光伏监测系统数据报表光伏监测系统数据报表见表C.1。表C.1光伏监测系统数据报表****光伏发电站20**年序号指标项目单位数值备注太阳能资源指标1月平均风速m/s2平均温度3相对湿度4水平面总辐射量kw h/m倾条面总辐射量5kw·h/m6日照时数h电量指标7理论发电量kw·h发电量kw · h89上网电量kw •h10贝购网电量kw·h11过变器输入电kw·h12边变器输出电kw • h等效利用小时数12（年利用小时数）h标准等价发电小时13峰值日照时数）h14奔光电量kw·h15弃光率能耗指标16用电量kw · h17综合厂用电量ki.h18厂用电率%19综合厂用电率%20厂损率%21逆变器损耗kw · h22集电线路及箱变损耗kw · h23升压站损耗kw · h21
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表C. 1光伏监测系统数据报表（续）
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南方电网：低压用电客户电能计量装置典型设计（中国南方电网有限责任公司修编2014年12月）11GB50229火力发电厂与变电站设计防火规范 [2]CGC/GF035:2013（CNCA/CTS0002—2014）光伏并网逆变器中国效率技术条件 [3】SDAS1—2015/SDSIA1—2015光伏农业大棚及园区建设技术规范 【4】《光伏制造业规范条件（2021年本）》