從住建部官網獲悉：日前，住房和城鄉建設部發布工程建設強制性國家規范《太陽能發電工程項目規范（征求意見稿）》公開征求意見，截止時間為2020年10月30日。

據介紹：根據國務院《深化標準化工作改革方案》（國發〔2015〕13號）要求，2016年住房城鄉建設部印發了《關于深化工程建設標準化工作改革的意見》（建標〔2016〕166 號），并在此基礎上，全面啟動了構建強制性標準體系、研編工程規范工作。

2018年住房城鄉建設部下達了《風力發電工程項目規范》的研編任務，本征求意見稿是在研編成果的基礎上形成。

水電水利規劃設計總院、中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司、國家電力投資集團黃河上游水電開發有限責任公司、中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司、中國電建集團北京勘測設計研究院有限公司、中國電建集團河北省電力勘測設計研究院有限公司、上海電力設計院有限公司、西北水利水電工程有限責任公司、中國長江三峽集團公司、中國廣核新能源控股有限公司、陽光電源股份有限公司、晶澳太陽能股份有限公司、浙江中控太陽能技術有限公司、北京首航艾啟威節能技術股份有限公司、山東電力建設第三工程公司

1  總則 1

2  基本規定 2

3  光伏發電工程 4

3.1  一般規定 4

3.2  光伏陣列 4

3.3  電氣系統 5

4  太陽能熱發電工程 7

4.1  一般規定 7

4.2  聚光集熱系統 8

4.3  儲換熱系統 9

4.4  發電島系統 10

4.5  電氣系統 11

附：起草說明 12

  

1.0.1  為在太陽能發電工程項目規劃、建設、驗收、運行及拆除中保障人身健康和生命財產安全、國家安全、生態環境安全以及滿足經濟社會管理基本需要，依據有關法律、法規，制定本規范。

1.0.2  本規范是太陽能發電工程項目的規劃、建設、驗收、運行及拆除等過程技術和管理的基本要求。新建、擴建和改建的太陽能發電工程項目的規劃、建設、驗收、運行及拆除，必須遵守本規范。

1.0.3  太陽能發電工程項目的規劃、建設、驗收、運行及拆除，除應符合本規范要求外，尚應遵守國家有關法律法規和強制性標準的規定。

1.0.4  采用可靠的新技術、新工藝、新設備、新材料時，若技術措施與本規范的規定不一致時，必須采取合規性判定。

 

2.0.1  太陽能發電工程項目應符合國家能源和區域的發展戰略。

2.0.2  太陽能發電工程項目建設中的安全設施和環保設施應與主體工程同時設計、同時施工、同時投產和使用。

2.0.3  太陽能發電工程項目發現安全事故隱患的，應制定應急預案并采取措施。

2.0.4  光伏發電工程項目應分為光伏電站、分布式光伏系統、戶用光伏系統。光伏電站按總裝機容量分為大、中、小型，大于500MW為大型、小于等于500MW且大于等于50MW為中型，小于50MW為小型。分布式光伏系統的下限是戶用系統的上限，分布式光伏系統的上限是6MW。戶用光伏系統的用戶側單點并網容量應不超過50kW。分布式光伏系統的用戶側單點并網容量應大于50kW且不超過6MW。

2.0.5  太陽能熱發電工程項目按總裝機容量分為大、中、小型，大于等于400MW為大型、小于400MW且大于等于50MW為中型，小于50MW為小型。

2.0.6  太陽能發電工程項目前期應對開發建設條件進行調查。

2.0.7  項目前期應對站址所在地的區域進行太陽能資源評估。用于太陽能熱發電工程項目的太陽能資源評估的現場觀測數據應為連續觀測記錄，且不少于一個完整年。

2.0.8  在地理信息與氣象環境數據的采集、存儲、傳輸及使用過程中應符合國家法律法規對保密及安全的有關要求。

2.0.9  太陽能發電工程的設計使用年限不應小于25年。

2.0.10  太陽能發電工程生產運行過程應防止、減少環境污染和生態破壞。

2.0.11  生產運行工作人員應配備職業健康與安全防護設施。

2.0.12  電氣設備的布置應滿足帶電設備與生產運行工作人員之間的安全防護距離要求，并應有必要的隔離防護、防止誤操作和安全接地措施。

2.0.13  設置帶油電氣設備的建（構）筑物與貼鄰或靠近該建（構）筑物的其他建（構）筑物之間必須設置防火墻。

2.0.14  35kV以上屋內配電裝置必須安裝在有不燃燒實體墻的間隔內，不燃燒實體墻的高度嚴禁低于配電裝置中帶油設備的高度。

總油量超過100kg的屋內油浸變壓器必須設置單獨的變壓器室，并設置滅火設施。

2.0.15  太陽能發電工程應履行驗收程序，未經驗收或驗收不合格的工程不得交付使用。

2.0.16  在設計使用年限內，太陽能發電工程應保證在正常使用和維護條件下的可靠運行。當達到設計使用年限時或遭遇重大事故災害后，若繼續使用，應對其進行評估。

2.0.17  太陽能發電系統應安裝電能計量裝置，并經校驗合格后投入使用。并網系統應具有相應的并網保護功能。

2.0.18  除戶用系統外，太陽能發電工程項目調試試運行前，應編制調試試運行大綱。

2.0.19  并網太陽能發電工程涉及電網安全穩定運行的數據網應采取安全防護措施，與公共信息網安全隔離。

2.0.20  除戶用系統外，太陽能發電工程項目規劃、建設、驗收、運行及拆除應建立相應的檔案。

2.0.21  太陽能發電工程拆除應遵循環保和回收利用的原則，必須制定安全防護措施和拆除程序。應對拆除后場地進行清理，對所有零部件進行妥善處置，嚴禁造成環境污染和生態破壞。

  

3.1.1  建筑光伏發電工程利用既有建筑時，必須進行建筑結構安全、建筑電氣安全的復核，并應滿足光伏組件所在建筑部位的防火、防雷、防靜電等相關功能要求和建筑節能要求。工程實施不應降低既有建筑物的使用標準。

3.1.2  直接以光伏組件構成建筑圍護結構時，應滿足所在部位的建筑圍護、建筑節能、結構安全和電氣安全要求。

3.1.3  建筑光伏系統中，在人員有可能接觸或接近光伏系統的位置，應設置防觸電警示標識。

3.1.4  光伏玻璃幕墻和采光頂背面應通風良好，光伏玻璃幕墻和采光頂組件溫度不應超過90℃。

3.1.5  建筑光伏系統選用電氣設備發出的噪聲限值應符合對社會生活噪聲污染源達標排放的要求。光伏玻璃幕墻應避免引起二次反射光污染。

3.1.6  水面光伏電站不應對原有水體的水質造成不良影響。

3.1.7  水面光伏電站采用漂浮結構時，其結構應具有抗風浪能力。浮體不應采用易燃材料。光伏方陣的布置應滿足光伏方陣之間、光伏方陣與周邊水域行船之間的安全距離要求，并應設置安全標識。

3.2  光伏陣列

3.2.1  光伏發電工程光伏陣列區的防洪標準不應低于30年。

3.2.2  光伏陣列區布置應遵循節約集約用地和充分利用太陽能資源的原則。

3.2.3  光伏陣列區建設應遵循因地制宜、隨坡就勢原則，避免大面積挖填、減少水土流失。

3.2.4  光伏發電工程光伏支架和基礎應按承載能力極限狀態設計，并滿足正常使用極限狀態的要求。

3.2.5  光伏支架的安全等級為三級，結構重要性系數不應小于0.95。

3.2.6  支架基礎設計安全等級不應小于上部支架結構設計安全的等級，結構重要性系數對于光伏發電站支架基礎不應小于0.95。

3.2.7  對于建筑光伏系統，光伏陣列的支架連接件與主體結構的錨固承載力應大于連接件本身的承載力。

3.2.8  對于建筑光伏系統，當光伏陣列的支架不能與主體結構錨固時，應設置支架基座。光伏支架基座應進行抗滑移和抗傾覆驗算。

3.2.9  對于建筑光伏系統，抗震設防烈度為6度及以上地區的建筑光伏組件或方陣的支架應進行抗震設計。

3.2.10  光伏方陣應設置接地網，接地連續、可靠，工頻接地電阻應小于4Ω。

3.2.11  對于光伏建筑一體化項目，光伏組件安裝應避免跨越建筑物變形縫。 

3.2.12  光伏支架的樁基礎施工完成后，必須進行混凝土強度、樁身完整性抽樣檢測并應進行承載力靜載荷試驗檢驗。光伏支架的樁基礎應以受力點開展豎向抗壓、抗拔抽檢，抽檢數量不應少于總樁數的1‰、且不應少于6根。

3.2.13  光伏組件安裝過程中，施工安裝人員應采取防觸電措施，嚴禁觸摸光伏組件串的帶電部位，嚴禁在雨中進行光伏組件的接線工作。當光伏系統安裝位置上空有架空電線時，應采取保護和隔離措施。

3.2.14  光伏支架堆存、轉運、安裝過程中不應破壞支架防腐層。

3.2.15  含逆變器室、就地升壓變壓器的光伏方陣區應設置消防沙箱和干粉滅火器。

3.3.1  光伏組件、逆變器、匯流箱應通過檢測認證。

3.3.2  低壓并網光伏系統與公共電網之間應設置隔離裝置。光伏系統在并網處應設置并網專用低壓開關箱（柜），并設置專用標識和“警告”、“雙電源”提示性文字和符號。

3.3.3  建筑光伏系統不應作為消防應急電源。

3.3.4  光伏直流電纜應滿足耐候、耐紫外線輻射要求。電纜截面應滿足最大輸送電流的要求。

3.3.5  光伏電站戶外電氣設備防護等級不應低于IP54。水面漂浮式光伏電站布置在水面上的電氣設備，應采取防水措施。

3.3.6  水面或水下敷設的電纜必須采用防水電纜。

3.3.7  匯流箱內光伏組件串的電纜接引前，必須確認光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。逆變器直流側電纜接線前必須確認匯流箱側有明顯斷開點。

3.3.8  交流匯流箱與組串式逆變器電纜接引前，必須確認箱式變壓器側和組串式逆變器側均有明顯斷開點。集中式逆變器直流側電纜接線前必須確認匯流箱側有明顯斷開點。

3.3.9  逆變器停運后，需打開盤門進行檢測時，必須切斷直流、交流和控制電源，并確認無電壓殘留后，在有人監護的情況下進行。逆變器在運行狀態下，嚴禁斷開無滅弧能力的匯流箱總開關或熔斷器。

3.3.10  并網逆變器應具備低電壓穿越能力。

3.3.11  光伏方陣應設置接地網，并充分利用支架基礎金屬構件等自然接地體，接地連續、可靠，接地電阻應小于4Ω。

3.3.12  在既有建筑上安裝或改造光伏系統應按建筑工程審批程序進行專項工程的設計、施工和驗收。

 4  太陽能熱發電工程

4.1.1  太陽能熱發電工程應遵循節約集約用地、用水和充分利用太陽能資源的原則。

4.1.2  太陽能熱發電工程供水水源應穩定可靠。采用單一水源可靠性不能保證時，應設備用水源。采用多水源供水時，應滿足在事故時能相互調度。

4.1.3  具備儲能系統的大型、中型太陽能熱發電站，應具有電力調峰、調頻的能力。

4.1.4  太陽能熱發電工程應根據資源及建設條件，進行系統優化和技術經濟比較后，確定聚光集熱、儲換熱、發電島系統性能指標水平。

4.1.5  太陽能熱發電工程建（構）筑物的安全等級應按表4.1.5的規定執行。

4.1.6  抗震設防烈度為6度及以上地區的太陽能熱發電工程建（構）筑物應進行抗震設計,抗震設防類別的劃分應符合下列規定：

1  吸熱塔構筑物、集控樓建筑物應劃為重點設防類（乙類）；

2  除第1、3款以外的其他生產建筑、輔助及附屬建筑物應劃分為標準設防類（丙類）；

3  圍墻、車棚、材料庫等次要建筑物應劃分為適度設防類（丁類）。

4.1.7  根據地基復雜程度、建筑物規模和功能特征以及由于地基問題可能造成建筑物破壞或影響正常使用的程度，太陽能熱發電工程地基基礎設計分為三個設計等級，設計時應根據具體情況，按表4.1.6選用。

表4.1.6  地基基礎設計等級

4.1.8  太陽能熱發電站應設置可靠接地網，接地網應按電站主體工程壽命進行防腐設計。

4.1.9  吸熱塔的樓梯、平臺、孔洞等周圍，均應設置欄桿或蓋板。樓梯、平臺均應采用防滑措施。

4.1.10  采用熔融鹽或導熱油的太陽能熱發電系統，應根據場址氣候條件、設備配置及系統特點采用防凝方案。熔融鹽管道、閥門、儀表應配置伴熱系統。

4.1.11  伴熱電纜在敷設前后應進行檢查，伴熱電纜應經隱蔽工程驗收合格后方可進行保溫施工。

4.1.12  太陽能熱發電鏡場布置應因地制宜，符合自然資源和生態環境保護要求。

4.1.13  太陽能熱發電站廢水應經無害化處理后循環利用或達標排放。

4.1.14   太陽能熱發電工程項目在運行階段應制定安全和運行手冊。運行維護人員必須接受專門的培訓。

4.2.1   太陽能熱發電工程集熱場區的防洪標準不應低于50年。

4.2.2  吸熱塔航空標識的設置，應符合航空飛行器安全飛行的要求。

4.2.3  太陽能熱發電工程集熱場區的支架和基礎應按承載能力極限狀態設計，并滿足正常使用極限狀態的要求。支架基礎設計安全等級不應小于上部支架結構設計安全等級。

4.2.4   吸熱器周圍應采取防止集熱場能量對吸熱器周邊設備和結構造成損壞的防護措施。

4.2.5  導熱油系統安裝結束后，所有管道必須經強度試驗合格。

4.2.6  導熱油管路閥門、集熱器（SCE）間的旋轉接頭處，應采取泄漏應對措施。

4.2.7  聚光集熱系統的跟蹤設備應具備將自身置于安全位置的功能。

4.2.8  在生態環境脆弱的地區建設的太陽能熱發電站，集熱場區電纜敷設應避免大面積挖填。

4.2.9  塔式太陽能熱發電站外置式熔融鹽吸熱器，應在進口緩沖罐上設置安全裝置。水工質吸熱器的汽包、過熱器出口和再熱器進口應設置安全閥，或采取其他安全措施。

4.2.10  定日鏡或集熱器支架樁基礎施工完成后，應進行基樁檢測，抽檢數量不應少于總樁數的1‰、且不應少于6根。

4.2.11  吸熱塔結構施工時應根據工藝要求制定大件設備吊裝方案，保證吸熱塔周圍建（構）筑物及人員安全。

4.2.12  滑模施工模板滑升速度必須由混凝土早期強度增長速度確定。

4.2.13  吸熱塔滑模在滑升過程中，應隨時檢查操作平臺結構、支承桿的工作狀態及混凝土的凝結狀態，發現異常時，應及時分析原因并采取有效的處理措施。

4.2.14  吸熱塔模板提模或滑升前應進行1.25倍的滿負荷靜載試驗和1.1倍的滿負荷滑升試驗。

4.2.15  吸熱塔施工采用電動（液壓）提模或滑動模板工藝施工時，模板須進行專項設計。

4.2.16  熔融鹽吸熱器及熔融鹽換熱器應有事故排鹽措施。

4.2.17  吸熱塔內的輔助設備用房應采用耐火極限不低于2小時的防火隔墻或1.5小時的樓板與吸熱器本體分隔。吸熱塔內應設置火災報警系統。

4.3.1  吸熱器出口高于450℃熔融鹽下塔管道應裝設蠕變監察段，監察段應設置在靠近出口緩沖罐出口管段上。

4.3.2  太陽能熱發電站熔融鹽管道監察段上不應開孔和安裝儀表插座，也不應安裝支吊架。

4.3.3  熔融鹽的運輸應當依照有關法規的規定取得運輸許可。

4.3.4   導熱油管道法蘭結合面應用質密、耐油和耐熱的墊料，不應采用塑料墊、橡皮墊和石棉墊。

4.3.5  導熱油系統的設備及管道的保溫材料，應采用不燃燒材料。

4.3.6  導熱油注入和熔融鹽融化應制定專項方案。

4.3.7  熔融鹽儲罐區應設防護堤。導熱油儲存區集油坑應采取防滲漏措施。

4.3.8  熔融鹽儲罐基礎應采用隔熱基礎，并進行相應的熱工計算和應力分析。

4.3.9  熔融鹽泵支架應根據熔融鹽泵的動參數進行結構諧響應動力分析。

4.3.10  熔融鹽儲罐的罐壁和罐底邊緣板用鋼應為一級板，并應逐張進行超聲檢測。儲罐焊縫焊接前應進行焊接工藝評定。儲罐罐壁、罐底板、底圈罐壁板與罐底邊緣板之間的焊縫質量等級應達到一級。

4.3.11  當輔助能源采用天然氣且室內布置時，其泄壓部位應避免面對人員集中場所和主要交通道路。

4.3.12  太陽能熱發電站設置的自動滅火系統、與消防有關的電動閥門及交流控制負荷，應按保安負荷供電。當機組無保安電源時，應按Ⅰ級負荷供電。

4.3.13  抗震設計時，設備抗震重要度應按設備用途和地震破壞后的危害程度分為以下四類。

第一類，除第二、三、四類以外的設備。

第二類，附錄X 壓力容器分類中II類壓力容器，以及加熱爐和高度為20m～80m的直立設備。

第三類，附錄X 壓力容器分類中III類壓力容器，以及加熱爐和高度大于80m的直立設備。

抗震計算時，設備抗震重要度系數應根據設備抗震重要度類別按下表選用。

4.4.1  汽輪機本體的安裝程序，應符合其技術文件的要求，不應因設備供應、圖紙交付、現場條件原因更改安裝程序。

4.4.2  發電機定子吊裝就位前，與起吊有關的建筑結構、起重機械、輔助起吊設施等強度必須經過核算，并應作性能試驗，以滿足起吊要求。

4.4.3  集中控制室的疏散出口不應小于2個。

4.4.4  集中控制室不應穿行汽、水、油等工藝管道。集中控制室應設置整體剛性防水樓、屋面。

4.5.1  塔式太陽能熱發電站頂部和外墻上接閃器必須與構筑物欄桿、旗桿、管道、設備、門窗、支架等外露金屬進行可靠的電氣連接。

4.5.2  導熱油系統內的的電機及電纜應考慮防爆要求。

4.5.3  太陽能熱發電站應根據運行模式配置保安電源。運行過程中，聚光集熱系統定日鏡和熔融鹽主循環泵不應同時失電，槽式或線性菲涅爾式集熱單元和導熱介質主循環泵不應同時失電。

4.5.4  太陽能熱發電站鏡場戶外電氣、控制設備防護等級不應低于IP54。