水上光伏发电系统设计规范-solarbe文库

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ICS xxxxxxF xx CPIA中国光伏行业协会标准T/CPIA 0010 2018水上光伏发电系统设计规范 Code for design of water photovoltaic power system（征求意见稿）2018.08在提交反馈意见时，请将您知道的相关专利连同支持性文件一并附上。 201x-xx-xx发布 201x-xx-xx实施中国光伏行业协会发布 T/CPIA 0010 2018 I 目次前言 II1 总则 .12 规范性引用文件 .13 术语和符号 .23.1 术语 23.2 符号 34 基本规定 .45 站址选择 .46 太阳能资源分析 .47 站区布置 .57.1 站区总平面布置 5 7.2 光伏方阵布置 57.3 站区设备监测及安全防护措施 68 电气 .68.1 一般规定 68.2 电气主接线 68.3 光伏发电单元 78.4 电气一次设备 88.5 电气二次设备 88.6 接地 118.7 电缆选择与敷设 119 结构与建构筑物 .129.1 一般规定 129.2 桩柱一体基础与结构 12 9.3 漂浮基础与结构 129.4 水上设备平台 139.5 漂浮光伏发电系统的锚固 139.6 建构筑物 149.7 给排水 159.8 消防及火灾报警 1510 水资源与环境保护 .1611 劳动安全、职业健康与卫生 .16附录 A 风、浪、流荷载计算 .17 T/CPIA 0010 2018 II 前言本标准编制所依据的起草规则为 GB/T1.1。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国光伏行业协会标准化技术委员会归口。本标准起草单位本标准主要起草人 T/CPIA0010 2018 1 水上光伏发电系统设计规范1 总则1.1 为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广水上光伏发电技术的应用，规范水上光伏发电站设计行为，促进水域光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。1.2 本规范适用于新建、扩建或改建的水上并网或 100kWp 及以上水上独立光伏发电系统，包括桩柱一体结构式水上光伏、漂浮式水上光伏等。1.3 大、中型并网光伏发电站建设前应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.4 本规范是国标 GB50797 光伏发电站设计规范的补充和细化，水上光伏发电系统设计除符合本规范外，尚应符合 GB50797 以及国家现行其它有关标准的规定。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 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 19666 阻燃和耐火电线电缆通则GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB 24790 电力变压器能效限定值及能效等级GB 50009 建筑结构荷载规范GB 50016 建筑设计防火规范GB 50140 建筑灭火器配置设计规范GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范GB/T 50662 水工建筑物抗冰冻设计规范GB 50797 光伏发电站设计规范 GB 51101 太阳能发电站支架基础技术规范DL/T 44 电能计量装置技术管理规程 T/CPIA 0010 2018 2 DL/T 513 电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 544 电力系统通信管理规程DL/T 598 电力系统通信自动交换网技术规范DL/T 5044 电力工程直流系统技术规程DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5222 导体和电器选择设计技术规定JTS144 港口工程荷载规范JTS165-7 游艇码头设计规范JTJ 294 斜坡码头及浮码头设计与施工规范 SL274 碾压式土石坝设计规范Planning and design Guidelines for small Craft Harbors NO.503 术语和符号3.1 术语3.1.1 水上光伏发电系统 water photovoltaic power generation system在水面上利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。3.1.2 桩柱一体结构式水上光伏发电系统 Piling Water photovoltaic power generation system采用桩柱一体结构式安装光伏方阵的水上光伏发电系统。 3.1.3 漂浮式水上光伏发电系统 floating photovoltaic power generation system采用浮体安装光伏方阵的水上光伏发电系统。3.1.4 浮体 floating body漂浮在水面上用于安装光伏发电系统（包括光伏组件、电气设备等）的漂浮系统的单元。3.1.5 漂浮式设备平台 floating equipment platform漂浮在水面上用于安装汇流箱、逆变器等关键电气设备的单元。3.1.6 锚固系统 anchorage system通过锚绳（系泊缆）将漂浮式水面光伏方阵与锚固点连接，使漂浮式水面光伏方阵具有抵御一定环境条件的能力，保证设计环境条件下的方阵稳定性及安全性。又称系泊系统。 3.1.7 锚固点 anchorage point为锚固系统提供水平力及竖直力的固定结构物。3.1.8 锚绳 anchor rope T/CPIA0010 2018 3 连接锚固点与漂浮式水面光伏方阵的绳索。3.1.9 连接件 connector安装于光伏方阵浮体上，作为转接件用来连接锚绳与阵列，保护方阵浮体的构件。3.1.10 浮体支架一体式 floating body integrated bracket浮体及支架通过工艺形成一体成品，作为光伏组件的支撑体。3.1.11 浮体支架式 floating body attached bracket浮体上安装支架形成光伏组件的支撑体。3.2 符号3.2.1 风荷载风荷载标准值（ kPa）；风荷载体型系数风压高度变化系数基本风压（ kPa）漂浮系统附近的空旷地面，离地 10m 高，重现期 25 年 10min 平均最大风速（ m/s）3.2.2 波浪荷载在风向两侧各 45° 范围内，每隔由计算点引到对岸的射线长度射线与主风向上射线之间的夹角（ ° ）平均波高（ m）平均波周期（ s）计算风速（ m/s）风区长度（ m）水域的平均水深（ m）重力加速度；风浪达到定长状态的最小风时（ s）3.2.3 作用在浮筒上的水流力作用于浮筒上的水流力（ kN）水流阻力系数，取 0.75 水流速度（ m/s），水流速度 V 应采用结构所处范围内可能出现的最大平均流速。浮筒水下部分垂直于水流方向的投影面积（ m2） T/CPIA 0010 2018 4 4 基本规定4.1 水上光伏发电系统设计的基本规定应符合 GB50797 光伏发电站设计规范中的规定。4.2 水上光伏发电系统设计须满足安全性、可靠性、环境友好性，并优先采用新技术、新工艺、新材料，经济合理性。4.3 水上光伏发电系统设计时应对采矿沉陷区水域的站址及其周围区域的工程地质稳定性进行评估。4.4 水上光伏发电系统设计时应对水域的环境保护和防洪、灌溉、船只航行、水产养殖、种植等进行评估。4.5 水上光伏发电系统设计应考虑风速、水位升降、盐雾、冰冻等自然气象的影响。 4.6 水上光伏发电系统设计使用年限应不低于 25 年。5 站址选择5.1 水上光伏发电系统设计的站址选择规定应符合 GB50797 光伏发电站设计规范第 4 章节的规定。5.2 选址宜使用采矿废弃坑塘水面、采矿沉降形成的水域，应推广光伏与渔业养殖相结合综合经济社会效益较高的项目。5.3 非通过环境、水利部门的认证和许可，水上光伏不应建在饮用水源、水域、湿地保护区、国家公园风景区。5.4 选址应符合当地产业发展和土地利用等相关规划。场址宜交通、通讯便捷；排灌方便，不易发生旱、涝灾害；水源充足，水质良好；土地没有对养殖产品造成不良危害的沉积物和残留物，土壤质地宜为粘质土或壤土、砂壤土，土壤 PH 值应在 5-9.5 之间。5.5 桩柱一体结构式水上光伏系统不宜选址在采矿沉降非稳定区。5.6 水上漂浮式光伏发电系统设计的站址宜选取水流速度＜ 1m/s 的水域，并且不宜选址在海域中、航道上以及台风频繁地区、易干旱露底水域。6 太阳能资源分析6.1 水上光伏发电系统的太阳能资源分析可参考 GB50797 光伏发电站设计规范中的规定和数值，结合项目所在地气象实测数据以及附近光伏电站实际数据。6.2 当对水上光伏发电系统进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时，应考虑水面反射、水域环境温度、光伏组件散热条件等因素分析。 T/CPIA0010 2018 5 6.3 依据太阳能辐照计算发电量时，应依据项目所在地水冲洗条件以修正灰尘遮挡损失的系数。7 站区布置7.1 站区总平面布置7.1.1 水上光伏发电系统的站区总平面布置应根据电站生产运维、建设施工的需要，结合站址及附近的自然条件和建设规划，统筹设计、立足近期，远近结合。7.1.2 光伏阵列布置对阳光的遮挡不应对水域生态有较大不利影响。渔光一体项目应符合水体生物养殖、种植的阳光需求，应预留鱼道沟投食捕捞区等位置。7.1.3 站区运维检修通道可为水面航道、堤坝道路、栈桥等型式，并宜综合考虑水体养殖等综合利用通道。7.1.4 渔光一体项目建设期间临时施工道路宜采用钢板等临时措施，如采用砂石道路不宜使用建筑垃圾，电站建设完成后应可恢复。7.1.5 光伏电站的升压站、开关站、集控室等宜布置在陆地，经技术经济比较后也可采用点式或集中式水上桩基平台。技术经济合理的还可采用漂浮式升压站、开关站。7.1.6 水上光伏电站专用水域应考虑进、排水设施。7.2 光伏方阵布置7.2.1 桩柱一体结构式水上光伏发电系统宜采用当地最佳倾角正南布置，也可选用平单轴、斜单轴跟踪支架系统。漂浮式水上光伏电站可采用较小倾角正南布置组件。可根据技术、经济比较调整组件布置的高度角、方位角。7.2.2 水上光伏发电系统中的子系统升压箱变、集中式 /集散式逆变升器宜沿岸边或堤坝道路布置；漂浮式光伏发电系统中子系统升压变压器可采用漂浮式设备平台布置于水面之上。7.2.3 漂浮光伏发电系统各方阵之间间距应综合考虑水位变化、锚固系统裕度、运维船只通行等因素，确保在最不利情况下不会发生碰撞或搁浅现象。漂浮系统下部最小水深不宜小于 2m。当最小水深小于 0.5m 时，应设法对水域补水，确保该水域水位不再下降。7.2.4 漂浮式光伏方阵及漂浮式设备平台应保证最低水位时浮体底部距离水底的安全距离。7.2.5 站区运维通道设计应考虑所有电气设备的运维检修情况。生产期的就地升压变整体更换可采用临时措施。 7.2.6 漂浮光伏发电系统工艺管线的敷设方式应符合下列要求 a 工艺管线宜沿浮体结构布置。 T/CPIA 0010 2018 6 b 电缆敷设应充分考虑浮体浮动及偏移等影响，留有足够裕度。7.3 站区设备监测及安全防护措施7.3.1 水上光伏发电站宜设置安全防护设施，该设施宜包括入侵报警系统、视频安防系统和出入口控制系统，并能够相互联动。漂浮式水上光伏电站还应设置水位监测系统等，并联动报警进排水装置，功能要求应符合 GB50797 光伏发电站设计规范第 7.3 章节的要求。有条件可监测的设施及设备宜建立工况监测及预警系统并制定应急预案。7.3.2 站区四周宜设置岸上围栏、水中隔离围栏或连续标识物。8 电气 8.1 一般规定8.1.1 电气系统配置及设备选型应做到技术先进、安全可靠、经济合理。8.1.2 水上光伏发电系统无人值班，少人值守。8.1.3 水上光伏发电系统应考虑水域中漏电的安全防护。8.2 电气主接线8.2.1 水上光伏发电系统升压站电压等级的确定应符合下列要求水上光伏发电站接入电网的电压等级应根据光伏电站的容量及电网的具体情况，在接入系统设计中经过技术经济比较后确定。 8.2.2 水上光伏发电系统主接线的接线形式的确定应符合下列要求 a 逆变器与就地升压变压器的接线方案应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数条件，经技术经济比较后确定。b 一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的逆变器时，宜选用分裂变压器。8.2.3 水上光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容量，经技术经济比较后确定，并宜符合下列规定 a 光伏发电站安装总容量小子或等于 lMWp 时，宜采用 0.4kV -10kV 电压等级。b 光伏发电站安装总容量大于 lMWp ，且不大于 30MWp 时，宜采用 10kV -35kV 电压等级。 c 光伏发电站安装容量大于 30MWp 时，宜采用 35kV 电压等级。8.2.4 水上先伏发电站发电母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择，并应符合下列要求 T/CPIA0010 2018 7 a 光伏发电站安装容量小于或等于 30MW 时，宜采用单母线接线。b 光伏发电站安装容量大于 30MW 时，宜采用单母线或单母线分段接线。8.2.5 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 o8.2.6 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，可采用下列连接方式 a 辐射式连接方式。b “T“接式连接方式。8.2.7 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。 8.2.8 光伏发电站内 10kV 或 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。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。8.2.9 当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线围的容量选择和安装要求应符合现行行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 620 的规定。8.3 光伏发电单元8.3.1 水上光伏发电站的发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网系统，分散逆变后宜就地升压，升压后集电线路回路数及电压等级应经技术经济比较后确定。8.3.2 水上光伏发电系统中，同一个逆变器接人的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。 8.3.3 水上光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。8.3.4 水上光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。8.3.5 光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。8.3.6 独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能和当地日照条件来确定。8.3.7 水上光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗，当光伏组件表面污染较严重且又清洗不便时，应设置清洗系统或配置清洗设备。8.3.8 水上光伏发电系统的组件应具备防潮功能、防盐雾功能，可采用双玻组件或组件抗 PID 效应背板。8.3.9 桩柱一体结构式水上光伏发电系统、平单轴、斜单轴跟踪支架系统、浮体支架可采用双 T/CPIA 0010 2018 8 面发电组件；当组件倾角小于最佳倾角，组件最低点距离水面高度小于 30cm 时，不宜采用双面发电组件。浮体支架一体化不宜采用双面发电组件。8.3.10 漂浮式光伏发电系统的汇流箱、组串式逆变器应能够满足太阳长期直射下的工作环境，且应具备在无遮挡条件下防雨、防水的功能。8.3.11 应根据项目规模、水面情况、技术及经济比较，确定漂浮式光伏方阵的一个升压变系统单元。当项目规模较大时，宜采用 2MW 及以上规模组成一个升压变系统单元。8.3.12 漂浮式光伏发电单元宜按规则的矩形布置，集中 /集散式逆变器、箱变置于水中时，宜置于发电单元的几何中心，并将发电单元分为接近等容量的两个半区。8.4 电气一次设备 8.4.1 光伏发电站升压站主变压器的选择应符合现行行业标准 DL/T 5222 导体和电器选择设计技术规定的规定，参数宜按现行国家标准 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求、GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求、 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值或 GB 24790 电力变压器能效限定值及能效等级的规定进行选择。8.4.2 光伏发电站升压站主变压器的选择应符合下列要求 a 应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。b 当无励磁调压电力变压器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。c 主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。8.4.3 光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求 a 宜选用干式、自冷式、低损耗电力变压器。b 变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。c 可选用高压低压预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。d 就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。e 就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。8.4.4 布置在水域上的升压变和主变宜采用干式变压器以防变压器漏油污染水体，如使用油浸变压器应设置 100挡油设施。8.4.5 水上光伏系统应结合经济技术比较后选择相应的逆变器。应采用具有防 PID 功能的逆变器。 8.5 电气二次设备8.5.1 光伏发电站内的电气元件保护应符合现行国家标准 GB/T 14285 继电保护和安全自动装 T/CPIA0010 2018 9 置技术规程的规定。8.5.2 光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现代行业标准 DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程的规定。8.5.3 光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。8.5.4 大、中型光伏发电站应采用计算机监控系统，主要功能应符合下列要求 a 应对发电站电气设备进行安全监控。b 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。c 电气参数的实时监测，也可根据需要实现其他电气设备的监控操作。8.5.5 大、中型光伏发电站计算机监控系统远动通信设备宜冗余配置，分别以主、备两个通道与电力调度部门进行通信。8.5.6 直流系统应符合下列要求 a 光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。b 蓄电池的电压可采用 220V 或 110V。c 蓄电池组及充电装置的选择可按现行行业标准 DL/T 5044 电力工程直流系统技术规程的规定执行。8.5.7 继电保护系统应符合下列要求 a 光伏发电站的系统保护应符合现行国家标准 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程的规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。专线接入公共电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护。b 光伏发电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备，当检测到逆流超过 5时，逆向功率保护应在 0.5s～ 2s 内将光伏发电站与电网断开。c 小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。d 大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站，光伏发电站可不设置防孤岛保护。e 在并网线路同时 T 接有其他用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。f 接入 66kV 及以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专业故障记录装置。故障记录 T/CPIA 0010 2018 10 装置应记录故障前 10s 到故障后 60s 的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。8.5.8 自动化系统应符合下列要求 a 大、中型光伏发电站应配置相应的自动化终端设计，采集发电装置及并网线路的遥测和遥信量，接收遥控、遥调指令，通过专门通道与电力调度部门相连。b 大、中型光伏发电站计算机监控系统远动通信设备宜冗余配置，分别以主、备两个通道与电力调度部门进行通信。c 接入 220kV 及以上电压等级的光伏发电站应配置相量测量单元（ PMU）。d 中、小型光伏发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。8.5.9 电能计量接入系统应符合下列要求 a 光伏发电站电能计量点宜设置在电站与电网设施的产权分界处或合同协议中规定的贸易结算点；光伏发电站站用电取自公用