8389.DB51T2447-2018高海拔地区光伏发电站设计规范-solarbe文库

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ICS DB51 四川省地方标准 DB51/T 24472018 高海拔地区光伏发电站设计规范 2018 - 04 - 18 发布 2018 - 05 - 01 实施四川省质量技术监督局发布 DB51/T 24472018 I 目次前言 . II 1 范围 . . 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 高海拔地区光伏发电站站址选择 2 5 太阳能资源分析 2 6 高海拔地区光伏发电系统 3 7 高海拔地区光伏发电站站区布置 5 8 高海拔地区光伏发电站电气系统 6 9 建筑设计 . . 7 10 结构设计 . 7 11 给排水设计 . 7 12 暖通设计 . 7 13 环境保护与水土保持 . 8 14 劳动安全与职业卫生 . 8 15 消防 . 8 附录 A（规范性附录）条文说明 9 DB51/T 24472018 II 前言本标准按照 GB/T 1.1-2009 给出的规则起草。本标准由四川省经济和信息化委员会提出并归口。本标准由四川省质量技术监督局批准。本标准起草单位四川省电气照明学会、四川大学电气信息学院、信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司、中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司、中国建筑西南设计研究院有限公司、昆明电器科学研究所、中国电力工程顾问集团西南电力设计院、中国中铁二院工程集团有限责任公司地铁院、中国中铁二院工程集团有限责任公司建筑院、西藏自治区建筑勘察设计院、中建西南科创绿色建筑设计有限公司、四川电力建设集团、攀枝花学院、国际铜业协会中国）、成都达卡电气股份有限公司、华为技术有限公司、深圳 ABB 新能源系统有限公司、四川汉舟电气股份有限公司。本标准主要起草人陈白瑶、赵莉华、曾奇、孙庆、陈萍、周琼芳、齐春、何建枝、廖宇、张宝利、王勇、曾楠森、刘黔蜀、王大刚、李湘勇、舒震寰、卢民荣、李明宏。 DB51/T 24472018 1 高海拔地区光伏发电站设计规范 1 范围本标准规定了高海拔地区光伏发电站设计的术语和定义、站址选择、太阳能资源分析、发电系统、站区布置、电气系统、建筑设计、结构设计、给排水设计、暖通设计、环境保持与水土保持、劳动安全与职业卫生等要求。本标准适用于海拔高度为2000 m及以上的高海拔地区新建、扩建或改建的并网光伏发电站和100 kWp 及以上的独立光伏发电站。 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 4208 外壳防护等级（IP代码） GB 5749 生活饮用水卫生标准 GB 8978 污水综合排放标准 GB/T 20321.1 离网型风能、太阳能发电系统用逆变器第1部分技术条件 GB/T 20626.3 特殊环境条件高原电工电子产品第3部分雷电、污秽、凝露的防护要求 GB/T 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求 GB 50009-2012 建筑结构荷载规范 GB 50013 室外给水设计规范 GB 50014 室外排水设计规范 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB 50017 钢结构设计规范 GB 50019 工业建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB 50034 建筑照明设计标准 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50736 民用建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB 50797－2012 光伏发电站设计规范 GB 50981 建筑机电工程抗震设计规范 JG/T 490 太阳能光伏系统支架通用技术要求 JGJ 118 冻土地区建筑地基基础设计规范 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 QX/T 55 地面气象观测规范第11部分辐射观测 CGC/GF0022010 光伏汇流箱技术规范 3 术语和定义 DB51/T 24472018 2 GB 50797-2012 确立的术语和定义适用于本标准。 3.1 高海拔地区海拔高度高于 2000 m 的地区。 3.2 高海拔地区光伏发电站海拔高度为 2000 m 及以上的高海拔地区新建、扩建或改建的并网光伏发电站和 100 kWp 及以上的独立光伏发电站。 4 高海拔地区光伏发电站站址选择 4.1 高海拔地区光伏发电站站址选择应符合现行国家标准 GB 50797-2012第4 章的规定。 4.2 高海拔地区光伏发电站站址选择应根据国家或地方可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电力系统、地区经济发展规划、其他设施等因素全面考虑；在选址工作中，应从全局出发，正确处理与农业、林业、牧业、渔业、工矿业、城市规划、国防设施、宗教习俗和人民生活等各方面的关系。 4.3 高海拔地区光伏发电站选址时，应结合电网结构、电力负荷、交通运输、环境保护要求，送出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、宗教、文物保护、压覆矿、施工及周围工矿企业对电站的影响等条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价。当有多个候选站址时，应提出推荐站址的排序。 4.4 高海拔地区光伏发电站选址应避开环境保护区、风景名胜区、宗教敏感区、军事保护区等敏感区域，应避开基本农田保护区、基本草场保护区、生态防护林区域等重点生态保护区域。 4.5 高海拔地区光伏发电站宜连续、成片开发，宜选择在地势平坦的区域或北高南低的坡度区域。 5 太阳能资源分析 5.1 高海拔地区光伏发电站太阳能资源分析应符合现行国家标准 GB 50797-2012第 5 章的规定。 5.2 在光伏发电站站址所在地宜设置太阳能辐射现场观测站，观测内容应包括总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、湿度、风速、风向等的实测时间序列数据，现场观测记录的周期不应少于一个完整年。 5.3 太阳辐射现场观测站应按照现行行业标准 QX/T 55 的规定进行安装和实时观测记录。所设观测仪器应满足高海拔运行的要求，具备防冻、自动除雪的功能设计，宜采用无线传输的方式接收数据。 5.4 对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进行合理性检验，观测数据应符合下列要求通过合理性检验的有效数据量应不小于该时间序列内预期记录数据量的 90。总辐射量最大辐照度小于 2kW/m 2 。散射辐射数值小于总辐射数值。日总辐射量小于可能的日总辐射量，可能的日总辐射量应符合现行国家标准 GB 50797-2012 中附录 A 的规定。 5.5 太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，对其中不合理和缺测的数据应进行修正，并补充完整。其它可供参考的同期记录数据经过分析处理后，可填补无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测 DB51/T 24472018 3 数据。通过参考气象站的长期观测数据与现场观测数据的相关分析，订正出光伏发电站所在地多年的各月总辐射平均值。 5.6 当光伏发电站站址区附近气象站没有可供利用的太阳辐射观测数据时，经论证后可采用再分析数据作为太阳能资源研究的基础数据。 5.7 应分析光伏发电站所在地降雨、积雪、雷暴、风速、沙尘等气候条件可能出现的极端情况及对光伏发电站工程的影响。 6 高海拔地区光伏发电系统 6.1 一般规定 6.1.1 大、中型地面光伏发电站的发电系统宜采用分块发电、集中并网系统方案，并结合自然地形分成多个光伏发电子方阵。 6.1.2 光伏发电系统中，若地势平坦，光伏发电子方阵的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角一致时，宜通过技术经济比较确定逆变器型式，选用集中式或组串式逆变器。 6.1.3 光伏发电系统中，若地势起伏较大，光伏发电子方阵的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角不一致时，宜选用组串式逆变器；但接入同一个组串式逆变器 MPPT回路的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜保持一致。 6.1.4 独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能、蓄电池类型及容量、当地日照条件及连续阴雨天数等来确定。 6.1.5 对于使用在 2000m 及以上高海拔地区的电气产品，应考虑环境因素对变压器，逆变器和高低压变配电设备容量，绝缘及最高运行电压的影响，采用降容使用或选用高原产品。 6.2 光伏发电系统分类并网光伏发电系统按规模和集中程度的不同可分为集中式光伏发电系统和分布式光伏发电系统。 6.3 主要设备选择 6.3.1 光伏组件选择光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型。应根据光伏组件的制造水平和技术成熟度、技术特性，针对场址区域的气候特点、安装条件、使用条件和太阳辐照特征等条件，通过技术经济比较，确定光伏组件的形式、规格等参数。 6.3.2 光伏组件衰减率应符合光伏制造行业规范条件（2018 年本）的规定。多晶硅光伏组件和单晶硅光伏组件衰减率首年分别不高于 2.5和 3，后续每年不高于 0.7，25 年内不高于 20；薄膜光伏组件衰减率首年不高于 5，后续每年不高于 0.4，25年内不高于 15。 6.3.3 光伏组件背板材料宜遵循以下原则宜采用耐低温配方；宜首先选用对紫外线不敏感的材料，其次选用添加了紫外线吸收剂的材料；宜采用对臭氧、氨气不敏感的材料。 DB51/T 24472018 4 6.3.4 逆变器 6.3.4.1 应根据逆变器的制造水平、技术成熟度、技术性能，并结合装机规模、安装条件和设备运输条件，确定逆变器的单台容量范围。 6.3.4.2 通过对所选逆变器与组件的匹配、工程运行及后期维护等因素的分析，确定逆变器的形式及主要技术参数。 6.3.4.3 应符合光伏制造行业规范条件（2018 年本）的规定。含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 96，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 98（单相二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不低于 94.5和 96.8），微型逆变器相关指标分别不低于 94.3和95.5。 6.3.4.4 逆变器应采取滤波措施使输出电流能满足并网要求，要求电流谐波总畸变率不应超过 3。 6.3.4.5 并网逆变器应具有低电压穿越能力，应符合 NB/T 32004 的规定。 6.3.4.6 并网逆变器应具有防孤岛保护功能，应符合 NB/T 32004 的规定。 6.3.4.7 离网逆变器应符合 GB/T 20321.1 的规定。 6.3.4.8 高海拔地区，逆变器应考虑环境因素的影响，并能平稳运行。 6.3.5 汇流箱 6.3.5.1 箱体结构应有足够的强度和刚度，应能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定冲击，同时不因运输等情况而影响设备的性能，并便于运行维护。外壳防护等级应符合 GB 4208 的规定，室内型不低于 IP20，室外型不低于 IP54。 6.3.5.2 箱体应允许从底部进入电缆，设有光伏阵列电线或电缆进线孔，并设有供汇流电缆进出柜体的防水端子，并配有接地线和通讯线引接电缆孔。 6.3.5.3 汇流箱应能在当地极端气温条件下正常工作。 6.3.5.4 直流汇流箱熔断器安装底座应使用全密封的绝缘底座。 6.3.5.5 智能直流汇流箱应监控支路电流、电压、防雷器失效状态检测、故障报警及故障支路定位等信息，具有通讯功能，使用标准规约或开放协议。 6.3.5.6 交流汇流箱内的断路器应按分级保护原则进行设计。交流断路器的选择必须充分考虑设备自身的技术特点和环境条件对交流断路器的影响。 6.3.5.7 监控模块的供电模式为自供电时，应选择输入电压范围大于该系统逆变器工作电压范围的 DC/DC 转换模块，以保证监控模块在阵列电压较低时能正常工作，同时监控模块与主电路之间应按主电路的耐压值进行选择。 6.3.5.8 监控模块使用外部电源供电时，应不会因外部电源正常波动导致停止工作，在汇流箱中外部供电端口安装保护熔丝和适配的浪涌保护器，应使端口具有防浪涌能力。 6.3.6 其他 6.3.6.1 逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备应根据项目所在地区的海拔高度，按现行国家标准 GB/T 20626.3 进行相应的外绝缘修正。 6.3.6.2 对于污秽地区，逆变器、升压变压器、开关柜等电气设备需采取防腐、防凝露等措施并按现行国家标准 GB/T 20626.3进行相应的外绝缘修正。 6.4 光伏方阵设计 6.4.1 应综合考虑汇流箱及逆变器等诸多因素，通过技术经济比较后，确定光伏子方阵的容量。 6.4.2 应根据选定的光伏组件和逆变器的型式和参数，结合场址区逐时太阳辐射量及风速、气温、海拔高度等数据，进行光伏组件的串、并联设计。 DB51/T 24472018 5 6.4.3 应综合考虑项目太阳辐射、逆变器特性、环境污染情况、地形、遮挡、环境温度及并网容量要求等因素，确定最佳容量配比。 6.4.4 应根据组串的排布和跟踪方式，结合场址区地形变化情况，确定光伏方阵的行、列间距。 6.4.5 应根据光伏子方阵布置方案和光伏组串、并联方案以及选定的逆变器方案，确定汇流箱的位置、型式、规格，确定汇流箱、逆变器的布置方案及接线方案。 6.4.6 应根据子方阵布置方案和逆变器的布置方案，通过技术经济比较后，确定升压变压器配置方案、接线、位置、容量、电压等级，确定光伏子方阵单元接线方案。 6.4.7 应根据电站所在地区的地理气候环境等因素，针对性提出环境监测方案、组件清洗方案等必要的辅助技术方案。 6.5 储能系统 6.5.1 储能系统应符合 GB 50797 的规定。 6.5.2 储能系统应在高海拔环境强烈变化情况下保证稳定高效运行。 6.6 发电量计算 6.6.1 应根据工程代表年太阳辐射数据、光伏阵列运行方式及倾角、光伏组件特性，结合工程所在地区的气候特征、控制系统特性及发电系统综合效率等因素，分析计算光伏发电工程第一年的理论发电量。 6.6.2 应根据所选光伏组件的年衰减系数，计算出运行期 25 年内各年的理论发电量。 6.6.3 应根据光伏组件表面污染修正系数、汇流箱及逆变器效率、交流并网效率、电缆损耗等因素，确定光伏发电系统综合效率。 6.7 跟踪系统 6.7.1 水平面太阳直接辐照度较大时，宜采用跟踪系统。跟踪系统的选型应符合 GB 50797-2012 第 6.7.4 条的规定。 6.7.2 跟踪系统应符合 GB/T 29320 的规定。 6.8 光伏支架及基础 6.8.1 光伏支架的设计使用年限不应小于 25 年。支架选材应保证其通用性，一般宜采用钢材，材质的选用和支架设计应符合现行国家标准 GB 50017、JG/T 490的相关规定，并应结合地形考虑支架布置方案。 6.8.2 应根据光伏发电站的使用年限和运行特点，结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求；在结构安全可靠、满足光伏组件安装使用要求的前提下，综合考虑技术优化、经济合理、方便安装拆除及防锈防腐等方面因素。 6.8.3 支架设计应受力明确、传力清晰简洁，支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳定性以及连接强度，按正常使用极限状态计算结构和构件的变形。 6.8.4 支架基础应按照减少开挖、减轻对地表土的扰动、机械化作业便利的思路进行支架基础设计。 6.8.5 支架基础应进行强度、变形、抗倾覆和抗滑移验算，并结合工程厂址的地质条件和气候条件，采取相应的措施。 6.8.6 支架与基础连接设计，应以支架设计模型假定为基础，综合考虑现场施工条件，选用预埋螺栓、焊接、后锚固或其它连接方式，保证安装精确、快捷、稳固、美观。 7 高海拔地区光伏发电站站区布置 DB51/T 24472018 6 7.1 一般规定高海拔地区光伏发电站站区布置应符合现行国家标准GB 50797-2012第7章的规定。 7.2 站区总平面布置 7.2.1 光伏发电站场外道路设计应与当地交通规划相结合，新建的场内道路宜采用泥结碎石路面。 7.2.2 光伏发电站的站区布置应与生态保护相结合，优化布置方式，减小对原生态植被的破坏。 7.3 光伏方阵布置 7.3.1 光伏发电站若采用土地综合利用形式开发的，还应根据土地综合利用形式，确定光伏组件最小距地高度和间距。 7.3.2 光伏发电站宜优先采用钢质螺旋桩的基础型式，在地质条件不满足使用条件时，也可采用微孔灌注桩或混凝土桩基的基础形式。 8 高海拔地区光伏发电站电气系统 8.1 一般规定高海拔地区光伏发电站站区布置应符合现行国家标准GB 50797-2012第8章及现行有关标准的规定。 8.2 电气系统 8.2.1 光伏发电站电气布置及电气设备选择应根据工程所在地的海拔高度，进行高海拔绝缘修正。 8.2.2 光伏发电站子阵列容量应根据逆变器的容量、型式以及与就地升压变压器的距离进行确定，单个子阵列容量不宜大于 2.5MW。 8.2.3 光伏发电站就地升压变压器宜选用干式变压器或内装干式变压器的预装箱式变电站。 8.2.4 采用预装箱式变电站应根据当地环境条件，考虑防风、防沙及散热要求。 8.2.5 就地升压变压器应根据逆变器的工作要求选用双分裂变压器或双绕组变压器 8.2.6 光伏发电站电缆应根据环境气候条件，选用适用温差较大的电缆，敷设宜采用电缆桥架、电缆线槽的方式，动力电缆与控制电缆宜分开布置。根据环境气候条件，选用适用温差较大的电缆。 8.2.7 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辐射式连接方式。 “T”接式连接方式。 “π”接式连接方式。 8.2.8 光伏发电站内 10kV 或 35kV 汇集母线中性点宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。 8.2.9 光伏发电站厂用电系统应确认备用电源的可靠性。 8.2.10 光伏发电站设置的蓄电池组，应布置于具有保温或取暖措施的房间内，避免夜间温度过低影响蓄电池组使用寿命。 8.2.11 光伏发电站无功补偿装置根据当地环境特点宜采用户内布置或集装箱式布置型式。 8.2.12 光伏电站使用的电线电缆宜选具有耐紫外、耐高温、耐低温、阻燃耐火的电线电缆，宜采用经过认证的光伏专用电线电缆。 8.2.13 光伏阵列接地网应连续、可靠，有条件的情况下可将升压变电站或开关站接地网与光伏阵列接地网连接，形成统一的整体接地网。 DB51/T 24472018 7 8.2.14 高海拔地区光伏发电站防雷接地设计，应符合 GB 50797-2012 及GB 50057 的相关规定。根据相关设计规范的要求确定各单体建筑用电设备的接地形式及接地电阻，不同电压等级用电设备的保护接地和功能接地，宜采用共用接地网；除有特殊要求外，电信及其他电子设备等非电力设备也可采用共用接地网，接地网的接地电阻应符合其中设备最小值的要求。 8.2.15 高海拔地区光伏发电站照明设计，应符合 GB 50797-2012及GB 50034 的相关规定，照明灯具应在高海拔环境中正常使用。 8.3 接入电力系统方案 8.3.1 光伏发电站输出电能质量应满足电力系统的要求。 8.3.2 光伏发电站进行数据通讯时，可采用光纤、电缆或无线传输的方式。 8.3.3 光伏发电站若采用微电网等方式接入电力系统，或接入电网较薄弱的区域时，宜对光伏电站接入电网后的系统稳定性进行分析。 9 建筑设计高海拔地区建筑应合理的选用建筑材料，充分考虑建筑材料的运输条件和施工条件。合理规划建筑布局和建筑朝向，最大化利用太阳能资源，避免冬季冷风的垂直吹射。建筑体形宜规整紧凑，避免过多的凹凸变化，控制建筑的形体系数。 10 结构设计高海拔地区光伏发电站中，除光伏支架外的建（构）筑物的结构设计使用年限应为50年。对于高海拔的寒冷地区，基础设计应符合JGJ 118的相关规定。对于高海拔山地项目，风荷载标准值取值应符合 GB 50009-2012第7章相应要求。 11 给排水设计 11.1.1 给水水源的选择应根据水资源勘察资料和总体规划的要求，通过技术经济比较后确定，且室外给水设计应满足现行国家标准 GB 50013 的规定。应合理利用水资源和保护水体，且室外排水设计应符合现行国家标准 GB 50014 和GB 8978的规定。应满足生产、生活和消防用水要求，且应符合现行国家标准 GB 50015 的规定。生活饮用水的水质应符合现行国家标准 GB 5749的规定。根据当地气候条件和环境状况，有选择性设置光伏组件清洗系统。 11.1.2 寒冷及严寒地区，给排水管设计时应考虑防冻措施。 12 暖通设计 12.1.1 采暖通风和空气调节室外空气计算参数的选用，应符合 GB 50736 的相关规定。 12.1.2 采暖通风和空气调节室内空气计算参数的选用及采暖、通风、空调方案的选取，应符合GB 50019 及 GB 50797-2012 的相关规定。 12.1.3 高海拔地区光伏电站各站房采暖或空调系统应保证可靠性，有条件情况下宜考虑备用。高海拔地区各类空调器制热制冷能力应根据当地气压条件做相应修正。 DB51/T 24472018 8 13 环境保护与水土保持 13.1 环境保护 13.1.1 环境保护设计应执行国家环境保护的法规、政策；污染物排放不得超过国家或地方规定的排放标准和主要污染物总量控制指标。环境影响报告书（表）、环境保护主管部门对环境影响报告书（表）的批复文件及环境保护设计专题报告是环境保护设计的依据，其中规定的各项环境保护措施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。 13.1.2 环境保护目标生态、地表水水质、环境空气质量、声环境质量等，应根据当地环境功能区划，确定生态、地表水、大气环境、声环境执行的环境标准，确定地表水和大气环境执行的污染物排放标准。 13.2 水土保持 13.2.1 水土保持设计应执行国家水土保持法规、政策，以水土保持方案报告书和水土保持行政主管部门的批复文件为设计依据，其中水土保持设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。 13.2.2 应根据工程的地形地貌、施工平面布局、施工工艺流程及水土流失特点，合理进行水土流失防治分区，提出水土保持方案，进行水土保持监测。 14 劳动安全与职业卫生 14.1.1 高海拔地区光伏发电站设计应认真贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，劳动安全与工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。 14.1.2 审定的劳动安全与工业卫生评价报告及其评审意见，应作为设计的依据，并应在各专业设计中落实。 15 消防高海拔地区光伏发电站消防设计，应符合 GB 50797- 2012 的相关规定。 DB51/T 24472018 9 A A 附录 A （规范性附录）条文说明 4 高海拔光伏发电站站址选择 4.1 利用耕地、草地、林地等性质的土地时，应符合国家相关部门对于土地综合利用的相关规定。 5 太阳能资源分析 5.3 考虑高海拔地区通信网络的覆盖率较低的问题，故推荐采用无线传输方式传输测光数据。 5.4 对于再分析数据一般指历史卫星数据。 6 高海拔地区光伏发电站发电系统 6.1 一般规定 6.1.1 大、中型地面光伏发电站通常以就地升压变为单元划分子方阵，其目的是便于建设和运行管理。 6.2 光伏发电系统分类发改能源[2013]1381 号中规定分布式发电，是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。但需注意，现各部委、各地方对分布式发电暂无统一规定。 6.3 光伏方阵设计 6.3.3 各光伏组件商对光伏组件所承诺的使用年限一般都在 25 年以上，要确保其使用年限，选择合适的背板很重要。目前，光伏组件的背板材料品种繁多，结构、性能各不相同。高海拔地区环境恶劣，须避免背板失效带来的光伏组件失效问题。 6.4 光伏方阵设计 6.4.3 容量配比逆变器所连接的光伏组件的标称功率之和/逆变器的额定容量。容量配比一般按照大于 1 设计，以达到提高逆变器的运行效率、电站收益的目的。设计时需依据项目地址的辐射值进行分析，并计算不同配比值情况下的电站新增发电量与新增投资的关系，以确定合理的配比值。 7 高海拔地区光伏发电站站区布置 7.2 站区总平面布置 7.2.1 考虑高海拔光伏发电站运营结束后的生态恢复的要求，故推荐采用泥结碎石路面等非硬化路面。 7.3 光伏方阵布置布置 DB51/T 24472018 10 7.3.1 土地综合利用形式开发的，根据土地综合利用形式，如农光互补、林光互补、牧光互补、渔光互补等模式，应考虑农业、林业、牧业、渔业生产及运行的协调关系，在不影响光伏组件正常发电及安全的情况下确定组件最小距地高度。 7.3.2 钢质螺旋桩对环境破坏较小，但对地质条件要求较高，按照环境保护的原则建议优选钢制螺旋桩基础。 8 高海拔地区光伏发电站电气系统 8.2 电气系统 8.2.3 高海拔地区光伏发电站就地升压变压器从环境保护的角度推荐采用干式变压器。 8.2.6 高海拔地区光伏发电站电缆敷设从减少对原生态环境扰动的原则下，推荐采用电缆桥架、电缆线槽的方式，减少电缆直埋。 8.2.9 高海拔地区光伏发电站生产生活环境较恶劣，对厂用电系统要求更高，在无法确保备用电源可靠的情况下，可配置柴油发电机等备用电源，保证人员生产生活安全。 8.2.14 高海拔地区光地表多以电阻率较高的岩石为主，土壤电阻率随温度降低反而升高，且低温对土壤电阻率影响非常明显，对于防雷接地十分不利。设计时依据环境及地质条件，通过技术经济比较，采用深埋、外引或换土等措施。 8.2.15 高海拔地区光伏发电站照明设计，应特别注意高寒地区对照明灯具的影响。灯体材料经常采用的是塑胶件和金属配合结构，塑料材质和金属材质在大温差环境下膨胀系数差异较大，这可能导致塑料材料破裂，或者两者之间的间隙增大，导致防水密封结构失效，进而水汽进入或者漏水，导致产品出现问题。在高寒地区使用的户外LED灯具，还要注意除了LED光源之外的LED驱动电源和强紫外线天气因素。电源开发要注意低温启动，注意低温情况下驱动内部的电解液电容活性下降，防止电容容量衰减过大，导致电路不能正常工作。 _________________________________ DB51/T 24472018