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1、光伏发电系统电气设计1变压器1.1 光伏发电站升压站主变压器的选择应符合现行行业标准导体和电器选择设计技术规定DL/T5222的规定，参数宜按现行国家标准油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451,干式电力变压器技术参数和要求GB/T10228,三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB20052或电力变压器能效限定值及能效等级GB24790的规定进行选择。1.2 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
2、用标准容量。1.3 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。对于在沿海或风沙大的光伏发电站，当采用户外布置时，沿海防护等级应达到IP65,风沙大的光伏发电站防护等级应达到IP54。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。2电气主接线2.1光伏发电站发电单元接线及就地升压变压器的连接应符合下列要求：a.逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、光伏方阵的布
3、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。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。1.2 2光伏发电站发电母线电压应根据接人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于或等于IMWp时，宜采用0.妹VTOkv电压等级。b.光伏发电站安装总容量大于IMWP,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。1.3 光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
4、择，并应符合下列要求：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。c.当分段时，应采用分段断路器。1.4 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。1.5 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.“接式连接方式。2.6 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，
5、并组装在一个柜内。2.7 光伏发电站内IOkV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。经汇集形成光伏发电站群的大、中型光伏发电站，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。2.8 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现行行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620的规定。2.9 光伏发电站IlOkv及以上电压等级的升压站接线方式，应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。
6、2.10 220kV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，IlOkV-22OkV线路电压互感器与祸合电容器、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。3站用电系统3.1 光伏发电站站用电系统的电压宜采用380V。3.2 380V站用电系统，应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。3.3 站用电工作电源引接方式宜符合下列要求：a.光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线引接供给自用负荷。b.当技术经济合理时，可由外部电网引接电源供给发电站自用负荷。c.当技术经济合理时，就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线侧引接，但升
7、压站（或开关站）站用电应按本条的第1款或第2款中的方式引接。3.4 站用电系统应设置备用电源，其引接方式宜符合下列要求：a.当光伏发电站只有一段发电母线时，宜由外部电网引接电源。b.当发电母线为单母线分段接线时，可由外部电网引接电源，也可由其中的另一段母线上引接电源。c.各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时，宜采用邻近的两发电单元互为备用的方式或由外部电网引接电源。d.工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投人装置。3.5 站用电变压器容量选择应符合下列要求：a.站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1倍。b.站用电备用变压器的容量与工作变压器容量相同。3.6 站用电
8、装置的布置位置及方式应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定。4直流系统4.1 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。4.2蓄电池组的电压可采用220V或IlOV。4.3 蓄电池组及充电装置的选择可按现行行业标准电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044的规定执行。5配电装置5.1 光伏发电站的升压站（或开关站）配电装置的设计应符合国家现行标准高压配电装置设计技术规程DL/T5352及3-1IOkV高压配电装置设计规范GB50060的规定。5.2 升压
9、站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。在沿海及土石方开挖工程量大的地区宜采用户内配电装置；在内陆及荒漠不受气候条件、占用土地及施工工程量等限制时，宜采用户外配电装置。5.3 IOkV35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式配电装置。对沿海、海拔高于200Om及土石方开挖工程量大的地区，当技术经济合理时，66kV及以上电压等级的配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备；在内陆及荒漠地区可采用户外装配式布置。6无功补偿装置6.1 光伏发电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。6.2 并联电容器装置的设计应符合现行国家标准
10、并联电容器装置设计规范GB50227的规定。6.3 无功补偿装置设备的型式宜选用成套设备。6.4 无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数及当地的运行经验，可采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。7电气二次7.1 光伏发电站控制方式宜按无人值班或少人值守的要求进行设计。7.2 光伏发电站电气设备的控制、测量和信号应符合现行行业标准火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136的规定。7.3 电气二次设备应布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，并留有备用屏位。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。7.4 升压站内各电压等级的断路器以及隔离开关、接地开
11、关、有载调压的主变分接头位置及站内其他重要设备的启动（停止）等元件应在控制室内监控。7.5 光伏发电站内的电气元件保护应符合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。35kV母线可装设母差保护。7.6 光伏发电站逆变器、跟踪器的控制应纳入监控系统。7.7 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。7.8 大型光伏发电站站内应配置统一的同步时钟设备，对站控层各工作站及间隔层各测控单元
12、等有关设备的时钟进行校正，中型光伏发电站可采用网络方式与电网对时。7.9 光伏发电站计算机监控系统的电源应安全可靠，站控层应采用交流不停电电源（UPS）系统供电。交流不停电电源系统持续供电时间不宜小于lh。8过电压保护和接地8.1 光伏发电站的升压站区和就地逆变升压室的过电压保护和接地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/T620和交流电气装置的接地DL/T621的规定。8.2 光伏发电站生活辅助建（构）筑物防雷应符合现行国家标准建筑物防雷设计规范GB50057的规定。8.3 光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金属构件。8.4 光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Q。9电缆选择与敷设9.1 光伏发电站电缆的选择与敷设，应符合现行国家标准电力工程电缆设计规范GB50217的规定，电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。9.2 集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆。1.1 3光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。9.4 电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。动力电缆和控制电缆宜分开排列。9.5 电缆沟不得作为排水通路。9.6 远距离传输时，网络电缆宜采用光纤电缆。
