光伏电站AGC-AVC子站技术规范
青海电网光伏电站
自动有功/电压无功控制（AGC/AVC）子站
技术规范
2013年6月
目录
1.范围 (1)
2.规范性引用文件 (1)
3.术语和定义 (1)
4.总则 (3)
5.硬件配置 (3)
6.控制对象和通信接口 (4)
6.1.逆变器 (4)
6.2.SVC/SVG装置 (5)
6.3.升压站监控系统 (6)
6.4.调度主站 (7)
7.软件功能 (8)
8.AGC控制策略 (8)
9.AVC控制策略 (9)
10.安全闭锁 (10)
10.1.设备闭锁 (10)
10.2.全站闭锁 (10)
11.性能指标 (11)
12.附录 (12)
12.1.主站下发有功控制指令编码 (12)
12.2.主站下发电压控制命令编码 (12)
1.范围
1.1本技术规范为接入青海电网的光伏电站实施自动有功/电压无功控制子站的相关技术规范，内容包括控制方式、设备配置、软件功能、接口方式等其它事项。
2.规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定
Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定
DL/T 634.5101 — 2002 远动设备及系统第 5101 部分：传输规约基本远动任务配套标准（ IEC60870-5-101:2002 IDT ）
DL/T 634.5104 — 2002 远动设备及系统第 5104 部分：传输规约采用标准传输协议子集的 IEC60870-5-101 网络访问（ IEC 60870-5-104:2000 IDT ）
DL 451 — 91 循环式远动规约
SD 325 — 89 电力系统电压和无功电力技术导则
DL 755 — 2001 电力系统安全稳定导则
3.术语和定义
下列术语和定义适用于本规范。
3.1光伏发电站升压站
（简称：升压站）在光伏发电站内，将一批逆变器发出的电能汇集后升压送出的变电站。
3.2光伏发电站集电线路
（简称：集电线路）在光伏发电站内，连接逆变器的架空（电缆）线路。一般为T接线路。
3.3 SVC/SVG装置
SVC是静止式动态无功补偿装置,能够输出感性和容性无功，在一定范围内连
续可调；SVG是静止式无功发生器，采用全控型电力电子器件组成的桥式变流器来进行动态无功补偿的装置，可从感性到容性连续调节。
3.4 自动发电控制 Automatic Generation Control （AGC）
自动发电控制（ Automatic Generation Control, 下简称 AGC ）指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制发电设备的有功输出。
3.5自动电压控制 Automatic Voltage Control （AVC）
自动电压控制（ Automatic Voltage Control, 下简称 AVC ）指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。
3.6 光电功率预测Photovoltaic Power Forecasting
以光伏发电站的历史功率、光照、温度、地形地貌以及数值天气预报、逆变器运行状态等数据建立光伏发电站输出功率的预测模型，以光照、温度等数值天气预报数据作为模型的输入，结合逆变器的设备状态及运行工况，得到光伏发电站未来的输出功率；预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。
3.7 AGC/AVC 主站 AGC/AVC masterstation
简称主站，指设置在调度（控制）中心，用于 AGC和AVC 分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。
3.8 光伏发电站AGC/AVC子站 AGC/AVC Slavestation
光伏发电站AGC/ AVC子站(AGC/AVC Slavestation ,以下简称子站)，指运行在光伏发电站就地的控制装置或软件，用于接收、执行调度AGC/AVC主站的有功和电压控制指令，并向主站回馈信息。
3.9 逆变器监控系统 Inverter Control System
在光伏发电站内对各逆变器进行监控的自动化系统，其可以采集各逆变器的运行状态和实时数据，并转发到AGC/AGC子站；同时可以接收AGC/AVC子站下发的有功无功控制指令，并发送到各逆变器。
4.总则
4.1光伏发电站AGC/AVC子站安装在升压站内安全I区，与升压站监控系统、逆变器监控系统、SVC/SVG装置等设备通讯获取实时运行信息，从调度AGC/AVC主站接收有功和电压的调节指令，计算后向逆变器监控系统、SVC/SVG装置等发送控制指令。
4.2 光伏发电站AGC/AVC子站的控制设备对象主要包括：逆变器、SVC/SVG装置、独立并联电容器、独立并联电抗器、主变分接头。
4.3 光伏发电站AGC/AVC子站应为一体化集成设备，在同一套软硬件平台上实现光伏发电站内的AGC和AVC的自动控制功能；AGC与AVC控制功能应在逻辑上各自独立，可以分别投入或退出。
4.4 光伏发电站AGC控制功能以升压站送出线路总有功功率为控制目标，子站可以接收调度主站实时下发的总有功功率设定值，并应考虑光伏发电站内各逆变器有功出力的均衡合理。
4.5 光伏发电站AVC控制功能以升压站高压侧母线电压为控制目标，子站可以接收调度主站实时下发的高压侧母线电压设定值；子站应同时兼顾逆变器机端电压在正常范围内的控制目标，并应考虑光伏发电站内各种控制对象无功出力的均衡合理。
4.6 光伏发电站AVC控制功能应充分利用逆变器的无功出力，在满足电压控制要求的基础上，尽量保留SVC/SVG装置的动态无功储备。
4.5当光伏发电站子站正常接收调度主站下发的有功和电压控制目标时，能够自动控制光伏发电站内各种控制对象，追随调度主站下发的有功和电压控制目标；当子站与调度主站通信中断时，能够按照就地闭环的方式，按照预先给定的有功计划曲线和高压侧母线电压计划曲线进行自动控制。
5.硬件配置
5.1AGC/AVC子站的硬件应遵循标准化和开放性的原则配置，子站应包括计算控制设备、历史存储设备、串口接入设备、网络交换机和人机工作站等设备，除人机工作站外，其他设备均应集中组屏。
5.2 计算控制设备应采用成熟可靠的服务器或工业嵌入计算机，应采用双机冗余配置，主机故障时自动切换到备机。
5.3 子站应配置千兆网络交换机，用于连接子站设备，并完成与其他站内其他系统的数据通信，以及子站与调度主站的数据通信。
5.4 串口接入设备用于与SVC/SVG装置进行通信，可以接入的串口类型应包括232/422/485，串口通信波特率等参数可设置。
5.5 人机工作站主要用于光伏发电站控制子站的运行监视和日常维护。
5.6 应配置历史数据存储设备，可以配置独立的历史存储设备，也可以在计算控制设备或人机工作站上存储历史数据。
5.7 配置的硬件设备应满足电力系统二次安全防护要求。
5.8 配置的硬件设备应满足光伏发电站已有规划的各期工程投产后，对全站进行自动控制的容量和性能要求。
6.控制对象和通信接口
6.1.逆变器
6.1.1.控制模式
子站对逆变器的有功/无功控制应支持以下2种方式：
控制单台你逆变器的无功：控制方式包括设定逆变器无功的出力值或功率因数。
控制成组逆变器的无功：控制方式为设定成组逆变器的总有功、总无功出力值。
6.1.2.通信接口
光伏发电站子站与1套或多套逆变器监控系统进行通信，通信接口应优先采用网络TCP/IP通信方式和104规约，至少具备网络MODBUS(TCP/IP)或OPC通信接口。通信数据内容如下：
a)子站下发设定值
b)子站接收数据
6.2.SVC/SVG装置
6.2.1.控制模式
子站向SVC/SVG等动态无功补充装置同时下发电压上、下限值和无功指令值，SVC/SVG装置应能够实现无功和电压的协调控制，控制模式如下：
a)当采集母线的实时电压在下发的电压上下限范围之内时，SVC装置按照接
收的无功指令进行无功出力调节；
b)当采集母线的实时电压在下发的电压上下限范围之外时，SVC装置自主调
节设备无功出力，把电压控制在上下限值范围内。
6.2.2.通信接口
子站与SVC/SVG装置通信接口应优先采用网络TCP/IP通信方式，104规约。至少具备232/485串口方式、CDT或Modbus规约，通信数据内容如下：
a)子站下发数据
b)子站接收数据
6.3.升压站监控系统
6.3.1.电容器控制模式
当光伏发电站配置独立于动态无功补偿装置的电容器或电抗器时,子站可以采用遥控分合电容/抗器开关的方式，进行控制。
6.3.2.分接头控制模式
当光伏发电站升压站配置有载调压变压器时,子站可以采用遥控升/降分接头开关的方式，进行控制。
6.3.3.通信接口
光伏发电站子站与升压站监控系统优先采用网络TCP/IP通信方式，104规约进行通信。至少应具备232/485串口方式、101或CDT规约，通信数据内容如下。
a)风场子站下发控制命令
b)升压站监控系统发送：
6.4.调度主站
子站与调度主站通信的数据通过升压站监控系统进行转发，通信数据内容如下。
a)调度主站下发控制命令：
b)子站上送数据
除上述数据外，子站可以以文件方式接收调度主站下发的日有功计划曲线和日电压计划曲线。
当调度主站需要时，子站从逆变器监控系统、SVC/SVG装置所采集的数据，可以实时转发到调度主站。
7.软件功能
1)全站监视功能：应能提供直观的图形化方法，对光伏发电站内包括各期逆变
器、箱变、集电线、升压变在内的全部电气设备的运行状态进行监视。
2)人工设置功能：应提供软件界面支持运行人员输入送出线路总有功目标值、
送出线路总有功计划曲线、高压侧母线电压目标值，高压侧母线电压计划曲线；具有人工投入/退出AGC/AVC子站的功能；具有人工修改各种控制参数的功能。
3)数据存储功能，可存储采集的数据点并形成历史数据库，用于绘制趋势曲线
和形成报表，历史数据可存储一年以上。
4)运行监视功能，能方便地监视子站系统的运行工况，母线电压、逆变器有功
功率/无功功率、开关状态、设备运行状态，监视子站与其他系统、调度主站的通信状态。当出现异常时进行报警。
5)就地自动控制功能：应具备就地AGC/AVC自动控制功能。当超过一定时间无
法接收到主站下发的控制指令或主站指令通不过校验时，子站应报警应并自动切换到就地控制模式；当与主站通信恢复或主站指令恢复正常时，可以自动切换或人工切换为主站远方自动控制。
6)报警处理功能：子站系统运行异常或故障时能自动报警，停止指令下发，并
存入事件记录。
7)计算统计功能：对遥测量进行最大值/最大时、最小值/最小时等统计，具有
本地的有功/电压控制投入率和合格率统计功能。
8)事件记录功能：可对AVC子站告警、闭锁原因、人员操作等形成事件记录。
9)具备和升压站监控系统统一时钟对时功能。
10)权限管理功能：所有操作带权限管理功能，操作前进行权限校验，操作信息
存入事件记录，保证操作安全。
11)软件应成熟可靠、并能方便维护和扩充。
8.AGC控制策略
1)当子站接收到的当前有功计划值小于光伏发电站当前出力时，执行降低总
有功出力的控制，能综合考虑各逆变器的运行状态和当前有功出力，按照
等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。
2)当子站接收到的当前有功计划值大于光伏发电站当前出力时，执行增加总
有功出力的控制，能综合考虑各逆变器的运行状态和有功出力预测值，按
照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。
3)子站应能够对光伏发电站有功出力变化率进行限制，具备1分钟、10分钟
调节速率设定能力，以防止功率变化波动较大对电网的影响。变化率限值
参考《GB/T 19964-2012风电场接入电力系统技术规定》。
4)具备接收主站下发的紧急切除有功指令功能。在紧急指令下，在指定的时
间内全站总有功出力未能达到控制目标值时，子站可以采用向逆变器下发
停运指令，或者通过遥控指令拉开集电线开关等方式，快速切除有功出力。
5)当升压站高压侧采用多分段母线时，能够分别接收不同母线所连接的送出
线总有功设定值指令。
9.AVC控制策略
1)在电网稳态情况下，应充分利用逆变器的无功调节能力来调节电压，当逆变
器无功调节能力不足时，考虑SVC/SVG装置的无功调节。在保证电压合格基础上，SVC/SVG装置应预留合理的动态无功储备。
2)在电网故障情况下，SVC/SVG装置可以自主动作，快速调节无功使电压恢复
到正常水平，暂态下SVC/SVG装置的动作响应时间应<30ms。
3)当电网从故障中恢复正常后，子站应通过调节逆变器的无功出力，将SVC、
SVG装置已经投入的无功置换出来，使其置预留合理的动态无功储备。
4)子站应能协调站内的逆变器和SVC/SVG装置，避免逆变器和SVC/SVG装置之
间无功的不合理流动。
5)当升压站内有多组SVG/SVC装置时，子站应协调控制各组SVC/SVG装置，各
组装置之间不应出现无功不合理流动。
6)当全部无功调节能力用尽，电压仍不合格时，子站可以给出调节分头的建议
策略或自动调节分头。
7)当升压站高压侧采用多分段母线时，能够分别接收不同的母线电压设定值指
令。
10.安全闭锁
AVC控制功能应充分考虑光伏发电站内各设备的安全，设备出现异常时应能自动报警并闭锁自动控制。
10.1.设备闭锁
当出现以下情况之一者，子站应能自动识别设备故障，自动闭锁该设备的AGC/AVC控制：
1)逆变器上送闭锁信号或脱网信号，闭锁该逆变器的AVC/AGC控制。
2)逆变器所连接集电线停运，闭锁该逆变器的AVC/AGC控制
3)SVC/SVG装置停运或上送闭锁信号，闭锁该装置的AVC/AGC控制
4)低压母线电压量测值异常，闭锁该母线所连接SVC/SVG和逆变器的AVC/AGC
控制
5)主变分接头滑档，或者分头上送保护闭锁信号，闭锁分头的AVC控制。10.2.全站闭锁
当出现以下情况之一者，子站应自动闭锁全站AGC/AVC控制功能，并给出告警，正常后恢复调节。
1)送出线路有功量测值异常，闭锁全站AGC。
2)送出线路有功量测值波动过大，闭锁全站AGC。
3)高压侧母线电压量测值异常，闭锁全站AVC。
4)高压侧母线电压量测值波动过大，闭锁全站AVC。
5)主站电压设定值指令异常，闭锁全站AVC。
6)与逆变器监控系统通信故障，闭锁全站AGC和AVC。
7)与升压站监控系统通信故障，闭锁全站AGC和AVC。
8)升压站全部主变退出运行，闭锁全站AGC和AVC。
9)光伏发电站与电网解列，闭锁全站AGC和AVC。
11.性能指标
1）可接入逆变器数量：≥1000台
2）可接入SVC/SVG数量：≥4台
3）可接入升压站主变数量：≥4台
4）可接入高压侧分段母线数量：≥4组
5）接收主站AVC指令最小周期： 1分钟
6）接收主站AGC指令最小周期： 30秒
7）子站AVC控制指令计算下发周期：≤15秒8）子站AGC控制指令计算下发周期：≤15秒9）全站总有功控制死区：≤5MW
10）330kV高压侧母线电压控制死区：≤0.5kV 11）110kV高压侧母线电压控制死区：≤0.3kV 12）35kV高压侧母线电压控制死区：≤0.2kV 13）主站电压指令控制到位时间：≤2分钟14）主站有功指令控制到位时间：≤1分钟15）历史记录保存时间：≥3年
16）平均无故障时间：≥25000小时
17）主机CPU平均占用率：≤25%
18）网络平均占用率：≤25%
12.附录
12.1.主站下发有功控制指令编码
（待主站厂家补充）
12.2.主站下发电压控制命令编码
12.2.1.编码方式
共5位整数，说明如下：
最高万位为1~3循环，每轮指令循环变化，子站可以据此判定指令是否实时更新
后面4位为330kV/110kV/35kV高压侧电压浮点值*10。
12.2.2.命令示例
1）第一轮：当前的参考电压为117.5，目标电压为116.5，下发指令值： “电压当前值”为11175（红色为循环码1；绿色为参考值117.5*100） “电压目标值”为11165（红色为循环码1；绿色为目标值116.5*100）2）第二轮，当前的参考电压为116.7，目标电压为115.4，下发指令值 “电压当前值”为21167（红色为循环码2；绿色为参考值116.7*100） “电压目标值”为21154（红色为循环码2；绿色为目标值115.4*100）3）第三轮：当前的参考电压为115.6，目标电压为114.3，下发指令值： “电压当前值”为31156（红色为循环码3；绿色为参考值115.6*100） “电压目标值”为31143（红色为循环码3；绿色为目标值114.3*100）4）第四轮最高位从1开始继续循环。
光伏电站防雷与等电位连接
光伏电站防雷与等电位连接 一、引言 云南光伏电站一般建在山坡或山顶，那里海拔高、土层浅，很容易遭到雷击。光伏电站遭到雷击，轻则开关、电表烧毁，重则设备电路板烧焦、电子元器件击穿损坏，致使光伏电站无法正常运行，造成重大经济损失。因此，为了有效地防范雷击，使光伏电站达到长期稳定、安全、可靠运行的目标，在机房外部和太阳电池方阵附近安装接闪器、引下线和接地装置组成的防雷装置，并在机房内部安装防雷器件组成等电位连接的防雷装置。本文重点分析光伏电站防雷装置中等电位连接的概念以及由防雷器件进行等电位连接时应注意的问题。 二、等电位连接的基本概念 等电位连接是防雷技术中的一个重要概念。等电位连接是指用连接导线或过压保护器将处在需要防雷空间内的防雷装置(由接闪器、引下线和接地装置组成)、建筑物的金属构架、金属装置、外来的导体物、电气和电讯装置等连接起来，在所有需要防雷的空间内，当遭到雷击时所有各相关部分不存在电位差，避免雷电流产生的高电位差对设备的破坏作用。 1、各电气设备独立接地系统与共同接地系统接地是防雷技术中最重要的环节。在光伏电站内，根据电气设备功能不同存在不同性质的接地要求，如避雷接地、安全(保护)接地、工作接地、交流接地和直流接地。光伏电站的防雷工程接地系统应该采用独立接地系统还是共同接地系统?光伏电站内所有需接地的电气设备分别单独接地，即为独立接地系统(图1)，假设各个独立接地电阻值均为标准接地电阻：R ，=尺 =4 Q。将光伏电站内所有需接地的电气设备都统一先接到一个节点后再接地，即为共同接地系统(图2)，假设也是标准接地电阻R=4 Q，连接导线1～4的电阻值和接触电阻值均设为0 Q。 如图1所示，独立接地系统若遭遇雷电流，从避雷接地支路经尺流入地时，假设雷电流I=30kA，则在尺两端产生的电压降为 =，X R =120kV，而邻近的R：、尺，和尺两端的压降为 =v~=v4=ov，因此，尺上端产生的电位与其他接地点回路间的电位差为Vl—V2=V1一 = 一V4=120kV，即避雷接地支路与安全接地支路、交流接地支路和直流接地支路的回路间有120l 电位差。上述的接地电阻值假设为
光伏发电工程施工规范GB50794-2019
目次1总则 2术语 3 基本规定 4 土建工程 4.1 一般规定 4.2 土方工程 4.3 支架基础 5 安装工程 5.1 一般规定 5.2 支架安装 5.3 光伏组件安装 5.4 汇流箱安装 5.5 逆变器安装 5.6 电气二次系统 6 设备和系统调试 6.1 一般规定 6.2 光伏组件串测试 6.3 跟踪系统调试 6.4 逆变器调试 6.5 二次系统调试 6.6 其他电气设备调试 7 消防工程 7.1 一般规定 7.2 火灾自动报警系统 7.3 灭火系统 8 环保与水土保持 8.1 一般规定
8.2 施工环境保护 8.3 施工水土保持 9 安全和职业健康 9.1 一般规定 9.2 安全文明施工总体规划 9.3 安全施工管理 9.4 职业健康管理 9.5 应急处理 附录A 中间交接验收签证书 附录B 汇流箱回路测试记录 引用标准名录 附：条文说明 1总则 1.0.1 为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电站
工程。 1.0.3 光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项应急预案。 1.0.4 光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 术语 2.0.1 光伏组件 指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置，又称为太阳电池组件。 2.0.2 光伏组件串 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 2.0.3 光伏支架 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 2.0.4 方阵（光伏方阵） 由若干个太阳电池组件或太阳电池板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。又称为光伏方阵。 2.0.5 汇流箱 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装置。 2.0.6 跟踪系统 通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用，调整光伏组件平面的空间角度，实现对入射太阳光的跟踪，以提高光伏组件发电量的装置。 2.0.7 逆变器 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 2.0.8 光伏发电站 利用太阳电池的光生伏打效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.0.9 并网光伏发电站 直接或间接接入公用电网运行的光伏发电站。
光伏发电站设计技术要求
光伏发电站设计技术要求 A、厂房电气设计要求 一、设计依据: 1. <<民用建筑电气设计规范>> JGJ16-2008 2. <<建筑设计防火规范>> GB50016-2006 3. <<建筑物防雷设计规范>> GB50057-2010 4. <<低压配电设计规范>> GB50054-1995 5. <<供配电系统设计规范>> GB50052-2009 6. <<建筑照明设计标准>> GB50034-2004 7. <<火灾自动报警系统设计规范>> GB50116-1998 8. <<10kv及以下变电所设计规范>> GB50053-1994 9. <<建筑物电子信息系统防雷技术规范>> GB500343-2004 10. 建设单位的有关意见和各专业所提供的工艺要求 11. 其它有关国家及地方的现行规程规范标准 . 二、工程概况: 本工程太阳能超白钢化玻璃厂厂房,总建筑面积为平方米其中地上平方米,本工程结构型式为钢结架结构，建筑高度为米。变配电所设在；消防中心设在。 。 三、设计范围: 1.强电部分: a). 10KV变配电系统. b) 220V/380V配电系统. c) 电气照明系统. d) 防触电安全保护系统.
e)建筑物防雷接地系统 2. 弱电部分: a) 通信系统(宽带,电话). b) 有线电视系统(CATV). c). 火灾自动报警系统. d). 视频安防监控系统(CCTV) 四、10KV/变配电系统: 1. 本工程用电负荷分级如下: 一级负荷为: 火灾报警及联动控制设备,消防泵,喷淋泵，,保安监控系统,应急照明，弱电用电、生活泵。 三级负荷为: 一般照明及普通动力用电。 2. 供电电源及电压等级 本工程采用1路10kV电源供电； 3. 变电所低压配电系统 变压器低压侧采用单母线集中方式运行,设置母联开关。 按相关容量设计低压配电柜。 4. 功率因数补偿采用低压集中自动补偿方式。 在变配电所低压侧设功率因数自动补偿装置,要求补偿后的变压器侧功率因数在以上。 5.变压器出线：设计与光伏阵列电源容量相符的变电所及开闭所，以及相应的供电线路。 五、低压配电方式及线路敷设: 1. 低压配电方式: a). 本工程采用放射式和树干式相结合的供电方式。 b). 一级负荷采用双电源供电,在末端双电源自动切换。 C）三级负荷,采用单电源供电。 2.导线选型
光伏发电工程验收规范.doc
光伏发电工程验收规范
1 总则 1.本规范的适用范围虽限定在380V及以上电压等级接入电网的光伏发电新（扩）建工程。 2 光伏发电工程一般通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段验收，但对于规模较小的光伏发电工程四个阶段验收可以简化，可通过单位工程、工程启动试运和移交生产、工程竣工三个阶段验收，相应的验收组织、验收流程和验收资料制备可以适当简化，在保证验收质量的前提下提高效率。 3除国家或相关行业有特殊要求外，采用的标准系指验收时国家或相关行业已颁发执行的标准。 “批准”文件是指按照该工程项目管理权限，经过有关部门或单位的正式批准。超越上述权限单位所批准的各种文件不能作为验收依据。 光伏发电工程的验收依据，在本规范附录中已一一列出，在验收时应以此对照检查。 4确定验收主持单位，并主持验收工作，主要是为了落实验收责任，保证验收工作质量。 2 基本规定 1 本条规定了工程验收的主要依据。 2 本条规定了工程验收的主要内容。 3 验收过程中发现的问题，其处理原则应由验收委员会（工作组）协商确定。主任委员（组长）对争议问题有裁决权，若1/2以上的委员（组员）不同意裁决意见时，应报请验收监督管理机关或竣工验收主持单位决定。 4 参照其他电力建设工程，在现实中，不按有关规定进行验收就将工程投人使用，造成重大事故的实例时有发生，给人民的生命财产造成了重大损失。为了防止光伏发电工程类似事件的出现，及时发现和解决有关问题，本条再次强调应经过验收后方可投人使用或进行下阶段施工。 5 本着分工明确、便于管理的原则，由建设单位负责验收资料的收集、整理，有关单位按要求配合。
光伏电站生产运行指标体系
光伏电站生产运行指标体系
1 范围 本标准适用于集中式并网光伏电站，规定了并网光伏电站运行指标统计的内容不方法。 分布式并网光伏电站可参考此标准。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必丌可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是丌注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 2297-89 太阳光伏能源系统术诧 GB/T 20513-2006_光伏系统性能监测_测量、数据交换和分析导则（IEC 61724：1998,IDT） GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（IEC 61277：1995，IDT） GB/T 16895.32-2008/IEC 60364-7-712:2002 建筑电气装置第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求-太阳能光伏（PV）电源供电系统 宁电调 2011【82】幵网技术导则自动化部分-光伏电站幵网运行技术导则自动化部分（试行） 中国大唐集团公司风电企业生产指标体系及评价标准（试行） 中电联科技[2008]8 号风电场生产运行统计指标体系（试行） 光伏幵网电站太阳能资源评估规范（征求意见稿） 幵网光伏发电系统技术要求（讨论稿）
中国电力投资集团公司新能源项目对标管理办法 3 术语和定义 3.1 太阳能资源 Solar energy resource 可转化成热能、电能、化学能等能够直接或间接被人类利用的太阳能。 参考《光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求》。 3.2 总辐射量 Global radiation 指通过总辐射仪测量的光伏电站内太阳能辐射的单位面积总辐射量，总辐射仪应当 水平放置，科学维护，单位：kWh/㎡（或 MJ/㎡）。 参考宁电调 2011【82】幵网技术导则自动化部分-光伏电站幵网运行技术导则自动化部分（试行）。 3.3 日照时数 Sunshine duration 日照时数也称实照时数，太阳辐射强度达到或超过 120W/㎡的时间总和，单位：h 参考《光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求》。 3.4 峰值日照时数 peak sunshine hours 将当地的太阳辐照量折算成标准测试条件（辐照度 1kW/㎡）下的小时数。 出自《光伏幵网电站太阳能资源评估规范》。
光伏发电施工规范概述讲义
光伏发电工程施工规范 目的 1.1指导并规范公司工程服务人员对光伏发电工程的施工; 1.2指导并规范外包公司对光伏发电工程的施工。 、适用范围 适用于公司所有光伏发电工程。 、概述 此施工规范共分为三部分，土建工程、安装工程、设备和系统调试。土建工程主 要由光伏支架地基、线缆沟（管道）等施工组成。安装工程主要由支架安装、组件安装、汇流箱安装、控制器安装、逆变器安装、电缆布设等组成，设备和系统测试主要 由光伏组件测试、控制器测试、逆变器测试等组成。 四、建工程 4.1准备工作及注意事项 4.1.1施工之前确认现场是否具备施工条件，是否通电、通水、通路，场地是否平整。 如果不具备需要考虑如何搬运地基施工材料和设备的方案，包括自己修路，人工搬运, 自备水桶、发电机等。 4.1.2开挖场地内存在原有的沟道、管线等地下设施时，土方开挖之前应对原有的地 下设施做好标记或相应的保护措施。 4.1.3 土方开挖宜按照阵列方向通长开挖。基坑两侧宜堆放需要回填的土方，多余的土方应运至弃土场地堆放。 4.1.4现场需要有能够满足光伏安装面积需要的场地。同时兼顾场地周边的环境，在 白天阳光充足时，无论冬夏不能有建筑物、树木、铁塔等物体的影子投影到光伏板表面，影响光伏发电。 4.1.5光伏板阵列距离控制器的距离要求尽量短，建议不超过50米。 4.1.6太阳能光伏组件应该被安装在全年内能够最大限度接受阳光照射的地方。若在北半球，通常选择太阳能光伏组件的受光面向南面安装；而在南半球，贝ffl常选择太
阳能光伏组件的受光面向北面安装。 4.1.7冬季或高寒地区混凝土宜采用塑料薄膜或草包覆盖并保温养护。 4.2支架基础施工步骤4.2.1按照地基设计图纸要求，核算总体需要的混凝土材料，地笼钢筋材料，地脚 螺栓材料等，并将材料都运输到施工现场。 4.2.2按照地基设计图纸要求并且考虑安装场地的现状，确定每个基坑的位置，打好工程拉线（包括前后左右和水平高度） 4.2.3按照地基图纸要求编织地笼，铁丝绑扎密度并将地脚螺栓和地笼用细铁丝绑扎 在一起。用少量的混凝土在基坑底部打底，然后将地笼放在地基基坑中。 4.2.4用卷尺测量每个基坑地脚螺栓的间距，确认满足图纸设计要求。用木板做定位 板将地脚螺栓的位置固定，用水平仪测量定位木板的水平度，确认误差小于3mm,并 在基坑内四周放置模板。 4.2.5混凝土浇筑，用木棍边浇注边用棍棒进行搅拌，除去其中气泡，使混凝土密实 结合，消除混凝土的蜂窝麻面等现象，以提高其强度，保证混凝土构件的质量；为防止浇注机坑时地笼位移大，应分别从4个方向依次浇注，并实时调整中心位置。 4.2.6浇筑完毕，地基表面需要重新抹平，然后将地脚螺栓螺纹部分涂抹黄油。浇注完毕后，用覆 盖塑料薄膜或草包方法养护并浇水保持湿润， 一般养护时间7~15天, 视天气情况以适当调整。 1 ■亠 -.-2
《光伏发电站环境影响评价技术规范》(征求意见稿)
光伏发电站环境影响评价技术规范 Technical Regulations for Environmental Impact Assessment of Photovoltaic Power Station （征求意见稿）
目次 前言............................................................................................................................................II 1 适用范围 (3) 2 规范性引用文件 (3) 3 术语和定义 (3) 4 总则 (2) 5 光伏电站环境影响识别 (3) 6 光伏电站环境影响评价技术要求 (4) 7 光伏电站环境现状调查与评价 (4) 8 光伏电站环境影响预测与评价 (6) 9 光伏电站公众参与 (9) 10 光伏电站环境保护措施与对策 (9) 11 光伏电站环境影响报告表的编制 (10) 附录A（规范性附录）光伏电站环境影响报告表编制格式和要求 (13)
前言 为贯彻《中华人民共和国环境保护法》和《中华人民共和国环境影响评价法》，规范和指导光伏电站环境影响评价工作，保护环境，减缓光伏电站环境影响，制定本标准。 本标准规定了光伏电站环境影响评价的一般性原则、内容、工作程序、方法和要求。 本标准的附录A为规范性附录。 本标准为首次发布。 本标准由国家能源局组织制订。 本标准主要起草单位：国电环境保护研究院。
光伏电站环境影响评价技术规范 1 适用范围 本标准规定了光伏电站新、改、扩建工程项目环境影响评价的一般性原则、内容、工作程序、方法和要求。 本标准适用于新建、改建和扩建的光伏电站建设项目，包括建筑一体化光伏发电工程。 2 规范性引用文件 本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本适用于本标准。 HJ/T 2.1 环境影响评价技术导则总纲 HJ 2.2 环境影响评价技术导则大气环境 HJ/T 2.3 环境影响评价技术导则地面水环境 HJ 2.4 环境影响评价技术导则声环境 HJ 19环境影响评价技术导则生态影响 HJ 610环境影响评价技术导则地下水影响 HJ/T 169 建设项目环境风险评价技术导则 HJ/T 10.2辐射环境保护管理导则电磁辐射监测仪器和方法 HJ/T 10.3 辐射环境保护管理导则电磁辐射环境影响评价方法与标准 GB/Z 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 环境影响评价公众参与暂行办法 固体废物鉴别导则 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 环评EIA environment impact assessment “环境影响评价”的缩写。 3.2 报告表Environmental Impact Assessment Report Form
光伏发电工程验收规范
光伏发电工程验收规范 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，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。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。
2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。 3基本规定 3.0.1工程验收依据应包括下列内容： 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。 2有关主管部门的规定。 3经批准的工程立项文件、调整概算文件。 4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。 3.0.2工程验收项目应包括下列主要内容： 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。 2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。 3检查施工安全管理情况。 4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。 5检查工程投资控制和资金使用情况。 6对验收遗留问题提出处理意见。 7对工程建设作出评价和结论。 3.0.3工程验收结论应经验收委员会（工作组）审查通过。 3.0.4当工程具备验收条件时，应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交
最新渔光互补光伏电站PC范围及技术要求标准
一、工程范围及界定 (1) 1.1 工程范围 (1) 1.2 工程界限 (2) 二、项目管理要求 (3) 2.1 承包单位管理人员要求 (3) 2.2 项目工期的要求 (3) 2.3 项目文件要求 (3) 2.4 项目验收流程要求 (4) 三、项目技术要求 (6) 3.1 总则 (6) 3.2 基本要求 (7) 3.3 工程验收技术标准 (8) 3.4 工程施工技术要求 (11) 3.5 设备和系统调试 (15) 四、组件验收标准 (17)
技术规范书 一、工程范围及界定 ，工程承包范围主要包括****光伏区（含渔业改造）土建安装、升压站建筑工程，包括但不限于临建房、临水/临电、设备材料采购供应(光伏组件、逆变器、箱变、电缆、汇流箱、管桩等主材采购除外)、建筑安装工程施工、工程质量及工期控制、工程管理、调试、试运行、功能试验、直至竣工验收交付生产以及在质量保修期内的保修等全过程的施工总承包工作，并按照工期要求和合同规定的总价达到标准并移交投产。以便项目尽早投入移交甲方。乙方应为达到上述合同目标而履行协议。 1.1 工程范围 工程承包范围包括****工程的建筑土建、设备材料采购（光伏组件、逆变器、箱变、电缆、汇流箱、管桩等主材采购除外）、机电安装、检测试验、其他手续和相关专项验收（并网验收、竣工验收等等）协调配合，全部工作完全由乙方完成，包括但不限于下列工作内容：（1）建筑类：升压站围墙及大门、警卫室、35kV配电室、主控室、房建装修（含必要照明、空调、消防）等等； （2）土建类：渔业改造（场地清理、捕捞区开挖及倒运土方或淤泥、底排污等）、永久进场道路、场区道路、电缆沟、场平、光伏支架基础、箱变（含集中式逆变器）基础、升压站变配电设备基础、站区道路、站区广场、站区绿化、站区给排水系统和防洪沟、集水井等； （3）设备材料类：桥架、电缆保护管、电缆终端、电缆防火堵料、接地材料、视频监控系统（视频监控系统需完成方阵和升压站监控，采集数据汇总到升压站监控系统并能够上传到甲方集团集控系统。集控系统软件由甲方提供，乙方需配合完成上传数据准确性调试；视频监控系统全部由承包方来完成，且系统技术方案需经过甲方运维部审核后方可执行。以上费用包含在本合同价款中，由乙方承担）、火灾报警系统、消防器材、升压站采暖通风及空调系统、升压站广场外照明系统、抽水水泵等等； （4）机电安装类：光伏组件安装、组件支架安装、场区内电气一次二次接线调试、电缆敷设及接线、电气设备安装及接线、防雷接地部分、光伏场区系统的联调，光伏场区所有甲供设备材料现场卸货、抽检及保管、倒运； （6）检测及试验：箱变、电缆等涉网设备材料的试验，桩基、防雷接地等电力行业规程规范所要求的全部试验项目；
光伏电站施工方案(专业)
光伏电站施工方案(专业版) NO TABLE OF CONTENTS ENTRIES FOUND.：检验支架安装合格后，安装光伏板。 1、电池组件倒运布料，准备配件及安装工具 2、先安装最高排光伏版：首先根据图纸位置安装四个已打孔的橡胶垫片，加底部夹片，安装最高排第一个光伏版按设计图纸定位，最高处拉横向、立向基准线，作为光伏版的横向基准；光伏板靠近支架外侧一端穿入顶部盖片，紧固螺栓。内侧盖片在安装第二片光伏板之后安装，并紧固螺栓。依次安装其他光伏板。 3、安装中间一排光伏版，方法同上。 4、安装最下排光伏版，方法同上。 5、复测平整度、边缘高差等，调整至符合质量要求。 6、安装完毕后，安装长、短立柱最后的固定螺栓。 注意事项：轻拿轻放；注意磕碰；光伏版可能已经因日照带电，注意两端线端不要连接，造成触电或者损坏光伏板。 八、接地镀锌扁铁： 九、电器： 1、电池组件安装 1.1安装流程 电池组件安装施工流程框图见图1.1.1。 图1.1.1 电池组件安装施工流程框图 1.2施工方案 （1）电池组件倒运布料及开箱验收
将电池组件倒运至施工子方阵内，并按照事先算好的数量整齐布放在各施工区域内。每个子方阵电池组件安装前要对组件开箱验收。施工队开箱前通知项目部，由项目部通知监理、业主及厂家等进行验收，并做好验收记录。 （2）电池组件安装 电池组件安装前，要对支架进行复查，主要检查横梁的水平等，防止支架水平、高程等变化从而影响组件安装质量。 多晶硅光伏组件的安装宜从下向上安装，具体施工步骤如下： ●根据电池组件安装图纸，用盒尺测量出第一排（最下面一排）电池组件上边缘所在位置，在阵列两端的支架上定点，拉工程线。 ●安装第一块电池组件。以从左向右安装为例，电池板上缘以施工线为基准，左边缘尽量往左侧靠，为右侧所有组件留出一定的调整余量，以防安装右侧最后一块电池组件时因间隔不够导致无法安装。位置调整完毕后，安装四周压块，紧固螺丝。 ●安装第二块及其余电池组件。因压块自身间隙为20mm，所以不需要可以关注电池组件间的间隙大小，只需要紧靠压块安装即可。 ●下方第一排安装完成后，安装第二排。此时可不用施工线，以已安装完成的电池组件上边缘为基准进行安装。安装时注意组件需要对角及边缘平齐。完成后，依次安装剩余两排的电池组件。 每个电池组件背面有一个接线盒及接线盒引出的正负极线，安装时应注意这两条线不要被压在光伏支架与电池组件间。正负极线两端的连接器需要悬空，绝不可以触碰光伏支架或其他金属体。 组件要按照厂家编好的子阵号进行安装，严禁混用。 （3）组件串联及接地 按照设计图纸要求确定串联数量、串联路径。要求光伏组件之间接插件互相连接紧固。接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串电池板连接完毕后，应检查电池板串联开路电压是否正确，连接无误后断开一块电池板的接线，保证后续工序的安全操作。 组件接地通过组件接地孔、导线与接地体良好连接。在需要更多接地孔时候，按照组件生产商要求在相应位置打孔。 （4）电池组件安装验收 组件安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。
光伏电站技术方案(整理后)
光伏电站技术方案 1.系统概况 1.1项目背景及意义 系统由室外太阳电池组件阵列系统、室外太阳能电池组件汇流系统、室内控制储能系统、逆变配电装置与布线系统、室内光伏发电综合测试系统组成。用于研究不同材料电池组件的光伏阵列，采取跟踪模式和固定模式时发电的情况，以及5种相同功率不同方式的太阳能电发电的对比。本系统建成后可以作为学校光伏科研方向的重点实验室，为学校学科建设、科技创新、人才培养发挥重要作用。 1.2光伏发电系统的要求 系统是一个教学实习兼科研项目，根据要求设计一个5kWp的小型光伏电站系统，包含3kWp的并网光伏系统，2kWp的离网光伏系统，共计平均每天发电约9.5kWh,可供一个1kW的负载工作9小时左右。 2.项目概况 2.1光伏系统方案的确定 根据现场资源和环境条件，系统设计采用独立型离网光伏系统和离散型并网光伏系统方案。 太阳能光伏并网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其专用固定支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏并网逆变器； （4）系统的通讯监控装置；
（5）系统的防雷及接地装置； （6）土建、配电房等基础设施； （7）系统的连接电缆及防护材料； 太阳能光伏离网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其双轴跟踪逐日支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏控制器； （4）光伏离网逆变器； （5）系统的通讯监控装置； （6）系统的防雷及接地装置； （7）土建、配电房等基础设施； （8）系统的连接电缆及防护材料； 3.设计方案 3.1方案介绍 将系统分成并网和离网两个部份。并网和离网系统中用到的太阳能电池组件有3种，一是175Wp单晶硅太阳能电池板，其工作电压为35.9V,开路电压为43.6V，经过计算，6块此类电池板串联，构成1个1KW的光伏阵列。二是175Wp多晶硅太阳能电池板，其工作电压为33.7V,开路电压为42.5V, 经过计算，6块此类电池板串
钟顺太阳光伏并网发电系统防雷初步设计
钟顺太阳光伏并网发电系统防雷初步设计 成都兴业雷安电子有限公司易燕平林毅龙 1、前言 随着太阳能光伏电站和并网发电系统的数量、规模和应用规模的不断扩大和增容。如何减少雷害、减少维护，确保太阳能光伏并网发电系统安全可靠运行。对太阳能光伏并网发电系统的《防雷与接地设计》必须引起高度的重视。太阳能光伏并网发电系统的防雷与接地和一般电器的防雷既有区别又有联系，因此，要根据太阳能光伏电站及并网发电系统的特点、跟据站场、地域和气候特点来进行综合设计，以开放性大系统理论为指导，通过电气工程师、防雷工程师、基建工程师的通力合作，才能提高电站建设的质量，保证电站的安全运，获的良好的效费比。 2、雷电的危害 直击雷是由积雷雨云中电场突变，水滴群集合电子破发对大地或云间放电现象，地面上的建筑物或构筑物突出部形成接闪或尖端放电，电离通导的形成，流光柱下行，即直击雷。一个直击雷在2.5平方公里的范围内，由于电磁场作用对远处或防雷保护区之内的导线、金属管道，均能形成感应场，同时可以通过导线和金属管道传输到电子设备和太阳电池组件上，强大的冲击电流、炽热的高温、猛烈的冲击波，强烈的电磁辐射，所以能损坏放电通道上的输电线和电子设备，造成财产损失，甚至击死击伤人畜，造成生命损失。 雷云下表面分布着大量负电荷，对大地形成静电感应，并使各种金属支架和电缆等感应出高电压。闪电电流在闪电通道周围的空间产生强大的电磁场，使周围的各类金属导体上产生感应电动势或感生电流，从而损坏设备。
并且雷电感应高电压和雷电电磁脉冲的作用范围广，作用方式比较隐蔽，所以其后果往往比直击雷更严重。 如果没有采取等电位连接和钳位措施而且避雷针引下线与导线、金属管道或电器设备的工作地线间的距离小于安全间距，雷击发生时，导线感应雷电流，或者雷击建筑物导致地电位抬高，都会使设备的电源线、信号线和接地线之间存在电位差，如果电位差超过设备的耐受能力，则该设备必然被击坏。 3、太阳能光伏电站及并网发电系统的防雷设计 设计思路：环境识别、地线优化、端口加固、空域防护。 太阳能光伏电站及并网发电系统的基本组成为：太阳电池方阵、直流配电柜、交流配电柜和逆变器等。太阳电池方阵的支架采用金属材料并占用较大空间且一般放置在建筑物顶部或开阔地， 跟踪器9台，按照3×3的矩阵排列，跟踪器与跟踪器之间的间距为17米。跟踪器长宽高分别为9.8×7.3×6。 图1 站场布局 在雷暴发生时，尤其容易受到雷击而毁坏，并且太阳电池组件和逆变器
光伏发电工程验收规范GBT50796-2012
光伏发电工程验收规范（GB/T 50796-2012） 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，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。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。 2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。
分布式光伏电站EPC范围及技术要求标准模板
EPC合同技术标准 一、EPC承包范围 1.1承包内容 1）项目所需开工手续办理包括不限于土地合法手续、土地规划手续、建筑物合法证明文件、建筑物荷载证明、并网方案及并网方案批复、项目可研报告编制及审批、项目发改委备案、环评、安评、图纸审核、消防报审、气象报审、并网验收等手续收集，办理等；（根据项目情况确定具体范围） 2）光伏电站所有建设项目的设计工作，具体包括：前期项目踏勘，电站初步设计方案，设备技术规范书，施工图设计和竣工图的绘制； 3）光伏电站设备和材料的供货、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、验收、仓储保管（设备的供货不包括组件）； 4）光伏电站施工包括：场区围栏施工，原有建筑物的结构和原有电气设备设施的加固和改造施工（如果需要），施工引起的建筑物防水的修补，新增建筑物或构筑物建设，光伏电站的支架基础、支架、组件、逆变器、汇流箱、交直流柜、并网柜、环境监测仪、通风空调、消防、桥架、防雷接地、电站清洗系统、屋面上人设施施工、监控系统等供货、安装和调试工程（监控系统硬件部分由承包方负责供货安装及数据连通调试，采集无需具备展示功能，数据需采集到当地监控中心并负责将采集数据上传到发包方集控系统之间的网络连接。集控系统软件由发包方提供，集控的电站数据调试由发包方负责，承包方配合完成调试）；（根据项目情况确定具体范围） 5）为完成电站项目施工而采取的施工措施包括：环境保护、安全文明、临时设施、冬雨季及夜间施工、二次搬运、脚手架、混凝土模板及支架施工、成品保护施工以及仓储保管以及房屋发包单位的设施因施工造成损坏的修复和赔偿； 6）负责收集整理电站各项建设和施工资料，经验收合格后装订成册，竣工验收时提供4套竣工图纸和施工资料； 7）电站并网及竣工验收涉及到的电力公司及相关各政府部门的协调工作以及为完成验收而进行的电力试验、调试，消防检测、防雷检测工作，进行电站的各项验收工作； 8）系统的单机调试和联合调试工作，无故障运行240小时后移交发包单位； 9）负责对发包方相关人员的培训工作（电站操作、设备维护等）；
光伏发电站施工规范(GB 50794-2012)
1总则 1.0.1为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电工程。 1.0.3光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项应急预案。 1.0.4光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏组件PV module 指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为太阳电池组件。 2.0.2光伏组件串PV string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出电压的电路单元。简称组件串或组串。 2.0.3光伏支架PV supporting bracket 光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。 2.0.4方阵（光伏方阵）array（PV array） 由若干个太阳电池组件或太阳电池板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。又称为光伏方阵。 2.0.5汇流箱combiner-box 在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接人的装置。 2.0.6跟踪系统tracking system 通过机械、电气、电子电路及程序的联合作用，调整光伏组件平面的空间角度，实现对人射太阳光跟踪，以提高光伏组件发电量的装置。
2.0.7逆变器inverter 光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。 2.0.8光伏发电站PV power station 利用太阳电池的光生伏打效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.0.9并网光伏发电站grid-connected PV power station 直接或间接接人公用电网运行的光伏发电站。 3基本规定 3.0.1开工前应具备下列条件： 1在工程开始施工之前，建设单位应取得相关的施工许可文件。 2施工现场应具备水通、电通、路通、电信通及场地平整的条件。 3施工单位的资质、特殊作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕。 4开工所必需的施工图应通过会审；设计交底应完成；施工组织设计及重大施工方案应已审批；项目划分及质量评定标准应确定。 5施工单位根据施工总平面布置图要求布置施工临建设施应完毕。 6工程定位测量基准应确立。 3.0.2设备和材料的规格应符合设计要求，不得在工程中使用不合格的设备材料。 3.0.3进场设备和材料的合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。 3.0.4设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求；当产品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。 3.0.5隐蔽工程应符合下列要求： 1隐蔽工程隐蔽前，施工单位应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后向监理方提出验收申请。
光伏电站建设有效标准规范规程及主要技术文件清单(报审版)(X页)全解
光伏发电工程有效 规程、规范、质量验收、 标准清单 目录 （2015年度） 二〇一五年九月
说明 为严格遵守国家有关质量的法律、法规、政策、标准，坚决贯彻“百年大计，质量第一”的方针，加强对光伏发电工程建设过程中的质量行为管理，规范项目单位、设计、监理、施工、质量、调试等建设各方行为，促进光伏发电工程建设健康、有序发展，特整理、汇编现行有效规程、规范、标准及主要技术文件清单目录，供工程技术人员及时正确使用有效版本，以后会定期进行补充、更新。 二零一五年九月
序号规程规范名称版本号 一、法律、法规 1 中华人民共和国建筑法(2011年修正版) 主席令第46号 2 中华人民共和国安全生产法主席令第70号 3 中华人民共和国合同法主席令第15号 4 中华人民共和国招标投标法主席令第21号 5 中华人民共和国担保法主席令第50号 6 中华人民共和国公司法主席令第42号 7 中华人民共和国电力法主席令第60号 8 中华人民共和国环境保护法主席令第22号 9 建设工程质量管理条例国务院令第279号 10 建设工程安全生产管理条例国务院令第393号 11 建设项目环境保护管理条例国务院令第253号 12 建设工程勘察设计管理条例国务院令第293号 二、综合管理类主要标准、规范 1 工程建设标准强制性条文电力工程部分2011版 2 工程建设标准强制性条文房屋建筑部分2011版 3 工程建设标准强制性条文工业建筑部分2012版 4 工程质量监督工作导则建质〔2003〕162号 5 实施工程建设标准强制性监督规定（2000）建设部令第81号 5 电力建设工程质量监督规定(暂行) 电建质监〔2005〕52 号 6 建筑工程项目管理规范GB/T 50326-2006 7 建设工程监理规范GB 50319-2013 8 电力建设工程监理规范DL/T 5434-2009 9 质量管理体系要求GB/T 19001-2008/SO9001:2008 10 质量管理体系基础和术语GB/T 19000-2008/SO9000:2005 11 电力建设工程施工技术管理导则国电电源〔2002〕896 号 12 建设工程勘察设计资质管理规定（2007）建设部令第160 号 13 建设工程勘察设计管理条例国务院令第293号 14 工程监理企业资质管理规定（2007）建设部令第158号 15 建设项目工程总承包管理规范GB/T 50358－2005 16 建筑施工特种作业人员管理规定建质[2008]75号
太阳能光伏发电站防雷技术探讨
太阳能光伏发电站防雷技术探讨 太阳能光伏发电是一种新兴的环保型发电产业，随着太阳能光伏电站规模的增大和应用范围的不断扩大，太阳能光伏电站的接地与防雷技术已成为光伏电站可靠安全运行的一个重要因素，如何进行光伏电站的防雷接地设计是个新的挑战。而光伏发电站一般布置在开阔平坦的滩涂或开阔的屋顶上，作为至高奴，极易发生雷击事件，特别在雷电高发地区，易受雷击而造成设备受损和停电甚至威胁人身安全，所以必须因地制宜的设计合理可靠防雷接地方案，以满足光伏电站安全运行要求。本文通过对雷电和防雷装置以及技术分析，来探讨光伏发电站防雷的方法和意义。 标签：太阳能、光伏发电站、防雷技术 太阳能是取之不尽的可再生资源，由于具有完全的清洁性和充足性以及潜在的经济性，它的应用正在全球范围内加速增长，利用太阳能最重要的方式之一就是太阳能发电。太阳能光伏发电作为新兴的环保型发电产业，得到政府的大力支持开始逐渐发展，但目前国内尚没有一个独立的光伏电站的防雷接地设计规范来确保电站的安全持久运行。 一.雷电的危害及特征分析 雷电是一种很常见的自然现象，它产生于大气中带电云块之间或带电云层与地面之间。云层对大地的放电，则对建筑物、电子电气设备和人、畜危害甚大。雷击容易发生在土壤电阻率较小和土壤电阻率变化明显的地方。有金属矿床的地区、河床、地下水出口处、山坡与稻田接壤处、山坡和山脚下、河边、湖边、海边、低洼地区和地下水位高的地方，都是容易遭受雷击的地方。一些孤立的铁塔、烟囱等高大建（构）筑物，也容易遭受雷击多发生于土壤电阻率突变和潮湿阴冷的地方以及孤立高耸地物体上。雷电的放电时间极短，但是伴随着雷电的向地的闪击，将产生静电感应过电压、电磁感应过电压和电涌效应和热效应以及机械效应，这些过电压和各种效应将会对电气设备、电子器件产生破坏性损伤。 二.太阳能光伏电站的特点、系统组成及标准 太阳能光伏电站一般设置在开阔的地方，在雷电发生时，不管是感应雷，还是直击雷，都有可能对孤立的电站发生雷击现象。对于并网的光伏电站，不仅会造成太阳能组件和逆变器造成毁坏，而且会造成电网整个系统的瘫痪。太阳能组件和逆变器及其他电气设备的造价昂贵，在整个投资中，占有绝对大的比例。如果遭受雷击，带给光伏发电系统的不仅仅是经济的损失，更重要的关系到国民生计和国家安全的保证。如果光伏组件遭到雷击，会造成该组组件发电功率降低，总发电量就会减少。如果逆变器遭到雷击，也可能损坏，其严重后果是总投资额会增大，后期设备的维护费用大，使总投资额增加。所以在设计光伏电站时，必须注意防雷接地的合理性，做到减少最大损失，做到防患于未然。
光伏发电项目采购清单及技术参数要求
光伏发电项目采购清单及技术参数要求一、技术参数 （一）采购清单：1、光伏组件； 2、10千瓦光伏并网逆变器； 3、交流配电箱； 4、其他配件。 （二）技术参数要求 1、光伏组件
1.2组件认证要求 太阳光伏组件作为光伏电站的主要设备，应当提供具有专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）、具有CQC认证证书。如果该产品没有国家标准（或IEC标准），亦应出具专业测试机构出具的可以证明该产品的主要性能参数符合技术规范中提供的技术参数和性能指标的测试报告。如果设备已经取得国际/国内认证机构的认证，则应提供认证证书复印件。 a）按国际电工委员会IEC61215：1993标准进行设计，并经过充分的试验论证，确保组件的质量、电性能和寿命要求； b）采用绒面低铁钢化玻璃 (又称为白玻璃)，厚度3.2mm, 透光率达91.5％以上，电池组件整体有足够的机械强度，能经受运输、安装和使用过程中发生的冲击、震动和其他应力，并具有优良的防腐、防风、防水和防雹能力； c）采用加有抗紫外剂、抗氧化剂和固化剂的优质EVA（乙烯－醋酸乙烯共聚物）膜层作为太阳电池的密封剂和与玻璃、TPT之间的连接剂。具有高透光率（胶膜固化后透光率≥89.5％）和抗老化能力； d）TPT（聚氟乙烯复合膜）：用于太阳电池组件封装的TPT至少应该有三层结构：外层保护层PVF具有良好的抗环境侵蚀能力，中间层为聚脂薄膜具有良好的绝缘性能，内层PVF 需经表面处理和EVA具有良好的粘接性能。电池组件的绝缘强度大于100MΩ； e）专用太阳能电池组件优质密封硅胶，增加组件的绝缘性能和防止湿气进入组件，保证组件寿命； f）太阳能电池片：多晶硅，质量是A级；组件在-40℃的低温下和85℃的高温下可正常工作； g）密封防水多功能接线盒，防护等级达到IP65，内装旁路二极管，有效防止热斑效应造成的电池烧毁等质量事故；