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1、分布式光伏发电系统电气安全技术规范目次前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义24 符号25 总体要求26 电气安全设计26.1 设备部件26.2 系统设计47 施工安装87.1 一般要求87.2 人员要求87.3 组件安装87.4 逆变器安装87.5 直流汇流箱安装87.6 连接器安装87.7 电缆敷设97.8 防雷接地安装98 系统验收98.1 一般要求98.2 安装质量108.3 性能测试108.4 验收报告109 标识11附录 A （资料性） 光伏系统电气结构图12附录 B （规范性） 光伏直流连接器要求13附录 C （规范性） 直流串联电弧保护14参考文献15I分布式光伏
2、发电系统电气安全技术规范1 范围本文件规定了分布式光伏发电系统电气安全的总体要求、电气安全设计、施工安装、系统验收和标识等要求。本文件适用于以10kV及以下电压等级接入电网，单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电系统。2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件；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 4208外壳防护等级（IP 代码）GB/T7251.1低压成套开关设备和控制设备 第 1 部分：总则GB/T14048.3低压开关设备和控制设备 第 3 部分：开关
3、、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器GB/T16895.5低压电气装置 第 4-43 部分：安全防护 过电流保护GB/T 16895.212020低压电气装置 第 4-41 部分：安全防护 电击防护GB/T 16895.32 低压电气装置 第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源系统GB/T 18802.11低压电涌保护器(SPD) 第 11 部分：低压电源系统的电涌保护器 性能要求和试验方法GB/T18802.12低压电涌保护器(SPD) 第 12 部分：低压配电系统的电涌保护器 选择和使用导则GB/T18802.31低压电涌保护器 第 31 部分：用于光伏系统的电涌
4、保护器 性能要求和试验方法GB/T18802.32低压电涌保护器 第 32 部分：用于光伏系统的电涌保护器 选择和使用导则GB/T21714.2雷电防护 第 2 部分：风险管理GB/T21714.3雷电防护 第 3 部分：建筑物的物理损坏和生命危险GB/T21714.4雷电防护 第 4 部分：建筑物内电气和电子系统GB/T 34932分布式光伏发电系统远程监控技术规范GB/T 34933光伏发电站汇流箱检测技术规程GB/T 34936光伏发电站汇流箱技术要求GB/T 37408光伏发电并网逆变器技术要求GB 50016建筑设计防火规范GB 50054低压配电设计规范GB 50057建筑物防雷设
5、计规范GB 50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 50217电力工程电缆设计标准GB 50229火力发电厂与变电站设计防火标准GB 50794光伏发电站施工规范GB/T 50796光伏发电工程验收规范GB 50797光伏发电站设计规范GB 50974消防给水及消火栓系统技术规范1GB 51251建筑防烟排烟系统技术标准NB/T 32004光伏并网逆变器技术规范NB/T 42073光伏发电系统用电缆NB/T 42142光伏并网微型逆变器技术规范DB11/T 1773分布式光伏发电工程技术规范3 术语和定义GB/T 16895.32界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1 3.
6、1分布式光伏发电系统 distributed photovoltaic power system在用户现场或靠近用户现场，采用光伏组件，将太阳能辐射直接转换为电能的发电系统。注：分布式光伏发电系统的一般结构示意图见附录A。来源于：GB/T 38946-2020，3.13.2 3.2湿漏电流 wet leakage current浸水条件下，在光伏组件不希望导电的路径内流过的电流。4 符号下列符号适用于本文件。Umaxpv：光伏方阵最大输出电压；ISC_MOD：在标准测试条件下，组件或光伏组串的短路电流；IMOD_MAX_OCPR：光伏组件的最大过流保护值，通常光伏组件制造商规定为“最大串联熔断
7、器值”； ISC S_ARRAY：标准测试条件下光伏子方阵的短路电流；NSA：光伏子方阵中并联光伏组串的总数量；ISC ARRAY：标准测试条件下光伏方阵的短路电流；NA：为光伏方阵中并联光伏组串总数量； I-V：伏安特性曲线；BVR：铜芯聚氯乙烯绝缘软电缆； MPPT：最大功率点跟踪。5 总体要求5.1 分布式光伏发电系统电气安全应满足 GB/T 16895.32、GB 50797、GB 50794、GB/T 50796 和 DB11/T 1773 的相关规定。5.2 分布式光伏发电系统的最大系统电压应不大于 1500V DC，建筑光伏系统的最大系统电压宜不大于1000（100）V DC。6
8、 电气安全设计6.1 设备部件26.1.1 光伏组件6.1.1.1 光伏组件应无外观缺陷，组件的可触及性、抗划伤性、等电位连接连续性、脉冲耐受电压、绝缘耐受电压、湿漏电流和引出端强度等电气安全相关项目应满足标准要求。6.1.1.2 光伏组件防反二极管的额定电压应不低于最大系统电压的 2 倍，额定电流应不低于组件短路电流的 1.4 倍。6.1.2 直流汇流箱6.1.2.1 直流汇流箱的光伏组件串保护、绝缘性能、电气间隙、爬电距离、接地、防雷和防护等级等电气安全相关项目应满足 GB/T 34933 和 GB/T 34936 的要求。6.1.2.2 直流汇流箱中直流开关应为光伏专用直流开关。6.1.
9、2.3 直流汇流箱宜具备电弧检测及关断功能。6.1.3 逆变器6.1.3.1 逆变器的电击防护、能量危险防护、方阵绝缘阻抗检测、方阵残余电流检测和防护等级等电气安全相关项目应满足 GB/T 37408 或 NB/T 32004 或 NB/T 42142 的要求。6.1.3.2 逆变器应具备限功率功能，高容配比条件时，逆变器应自动限流工作在允许的最大交流输出功率处。6.1.3.3 逆变器宜具备光伏组串 I-V 扫描与智能诊断、电弧检测及关断、智能温控、故障录波等功能。6.1.4 交流汇流设备交流汇流设备的电击防护、介电性能、短路保护、短路耐受强度和防护等级等电气安全相关项目应满足 GB/T 72
10、51.1 的要求。6.1.5 连接器6.1.5.1 光伏直流连接器的电击防护、外壳防护等级和耐压强度应满足附录 B 的要求。6.1.5.2 配对使用的连接器应是同厂家同型号。6.1.6 电涌保护器6.1.6.1 直流侧电涌保护器应根据 GB/T 18802.32 选择，电气性能应满足 GB/T 18802.31 的要求。6.1.6.2 交流侧电涌保护器应根据 GB/T 18802.12 选择，电气性能应满足 GB/T 18802.11 的要求。6.1.7 光伏电缆6.1.7.1 光伏电缆包括光伏直流侧组件与组件间的串联电缆、组串之间及组串至直流汇流箱间的并联电缆和直流汇流箱至逆变器间的电缆。6
11、.1.7.2 光伏电缆选择应综合考虑载流量、热稳定、电压降、绝缘耐压、保护配合等因素，应满足 NB/T 42073 和 GB 50217 的要求。6.1.7.3 光伏组串、光伏子方阵和光伏方阵的电缆规格应根据相应线路的短路电流、电缆的最小载流量以及电缆的损耗压降值来确定。6.1.8 接地连接导体6.1.8.1 组件边框之间的跨接线宜选用不小于 BVR 14mm的黄绿线。6.1.8.2 组件边框直接与光伏支架接地连接宜选用符合设计要求的不锈钢刺破导电片。36.1.8.3 支架至地面的引下导体宜选用直径不小于 10mm 的热镀锌圆钢、截面不小于 80mm的热镀锌扁钢或截面积 16mm以上的铜导线或
12、其它等效的导体。6.2 系统设计6.2.1 系统对地关系6.2.1.1 光伏系统交直流侧隔离时，光伏方阵中正极或负极进行功能接地。6.2.1.2 光伏系统交直流不隔离时，光伏方阵中正负极应不进行功能接地，或通过逆变器内部的固定连接经由中性导体进行接地。6.2.1.3 光伏方阵的任何导体都不允许进行保护性接地。6.2.2 交直流侧隔离6.2.2.1 选用晶硅组件时，交直流侧隔离情况可根据设计或设备情况自定。6.2.2.2 选用薄膜组件时，交直流侧可通过隔离型逆变器或外部变压器提供隔离，由外部变压器提供隔离时，应保证没有其他设备和逆变器连接到同一线圈。6.2.3 交直流侧电击防护6.2.3.1 直
13、流侧电击防护，应满足以下要求：a) 带电部分与大地之间满足 GB/T 16895.21-2020 条款 412 要求；b) 双重或加强绝缘，且组件、接线盒、连接器、电缆等逆变器直流端口之前的设备应满足级或等效绝缘；c) 宜具备快速关断功能。6.2.3.2 交流侧电击防护，应满足以下要求：a) 带电部分与大地之间应采用基本绝缘防护措施；b) 采用保护等电位连接并在故障的情况下采用满足 GB/T 16895.21-2020 条款 411 要求的自动切断电源防护的防护措施。6.2.4 绝缘故障保护6.2.4.1 光伏方阵绝缘电阻探测6.2.4.1.1 分布式光伏发电系统在运行前，应对光伏方阵和地之间
14、的绝缘电阻进行探测，每 24 小时探测一次，探测过程中允许断开光伏方阵的功能接地连接。6.2.4.1.2 当探测到光伏方阵与地间的绝缘电阻小于 Umaxpv/30mA 时，要求如下：a) 晶硅组件和非隔离型逆变器组成的非功能接地系统，应关闭逆变器且将逆变器与交流电路或光伏方阵所有极断开，或将光伏方阵故障部分的所有极从逆变器断开；b) 薄膜组件和隔离型逆变器组成的功能接地系统，应关闭逆变器且将光伏方阵所有极从接地断开，或将光伏方阵故障部分的所有极从接地断开；c) 晶硅组件和隔离型逆变器组成的系统应指示故障。6.2.4.1.3 在所有绝缘故障情况下，绝缘电阻探测可继续，如果光伏方阵的绝缘电阻恢复到
15、高于Umaxpv/30mA，则故障指示可停止，并且系统可恢复正常工作。6.2.4.2 残余电流监控保护6.2.4.2.1 非功能接地系统应具备残余电流监控保护功能。6.2.4.2.2 功能接地系统不具备接地故障中断措施时，应具备残余电流监控保护功能。46.2.4.2.3 残余电流检测装置应能检测总的有效值电流（包括直流和交流部件），有效值电流超过300mA（30kVA 的逆变器）或 10mA/kVA（30kVA 的逆变器）时，系统应在 0.3s 内断开并指示故障，具体断开情况为：a) 非功能接地系统应关闭逆变器并且将交流电路或光伏方阵所有极从逆变器断开，或将光伏方阵的故障部分的所有极从逆变器断
16、开；b) 功能接地系统应将光伏方阵故障部分的所有极从逆变器断开，或断开功能接地连接，允许与交流电路连接。6.2.4.2.4 当光伏方阵的绝缘电阻值高于Umaxpv/30mA，系统可尝试重新连接。6.2.4.3 接地故障中断措施6.2.4.3.1 功能接地系统不具备残余电流监控保护功能时，应具备接地故障中断措施。6.2.4.3.2 当光伏方阵通过高阻抗进行功能性接地，使得由单一故障导致的通过方阵功能接地路径的最大电流小于表 1 的限值，则不需要接地故障中断措施。6.2.4.3.3 直流侧接地故障时，接地故障中断装置应能自动中断功能接地导体中的故障电流。6.2.4.3.4 接地故障中断装置的额定电
17、压应不低于光伏方阵最大开路电压，且分断能力应不低于光伏方阵最大短路电流。当选用熔断器和断路器作为中断装置时，其额定电流应不超过表 1 限值要求，故障电流为 1.35 倍额定电流时应在 60 分钟内断开，故障电流为 2 倍额定电流时应在 2 分钟内断开。表 1 接地故障中断装置的额定电流标准测试条件下光伏方阵的额定功率 P/kW0P2525P5050P100100250额定电流/A123456.2.4.4 接地故障指示6.2.4.4.1 系统应具备本地或远程接地故障指示功能，需选用合适的故障指示方式。6.2.4.4.2 接地故障恢复后，如果系统具备故障记录功能，则故障指示可自动复位，如果系统不具
18、备故障记录功能，则故障指示应一直保持。6.2.5 交直流侧过电流保护6.2.5.1 直流侧过电流保护6.2.5.1.1 两个以上的光伏组串连接到同一路 MPPT 时，每一光伏组串都应装有过电流保护装置，过电流保护装置的标称额定电流 In 应满足式（1）和（2）的要求：1.5ISC_MODIn2.4ISC_MOD（1）InIMOD_MAX_OCPR（2）6.2.5.1.2 两个以上的光伏子方阵连接到同一逆变器时，应为光伏子方阵提供过电流保护，过电流保护装置的标称额定电流值 In 应满足式（3）的要求，式（3）中 ISC S_ARRAY 由式（4）计算：1.25ISC S_ARRAYIn2.4IS
19、C S_ARRAY（3）ISC S_ARRAY = ISC_MODNSA（4）6.2.5.1.3 对于在故障条件下可能会有来自其他电源的电流注入光伏方阵时，应提供光伏方阵过电流保护，光伏方阵过电流保护装置额定电流 In 应满足式（5）的要求，式（5）中 ISC ARRAY 由式（6）计算：1.25ISC ARRAYIn2.4ISC ARRAY（5）ISC ARRAY = ISC_MODNA（6）56.2.5.1.4 直流侧过电流保护装置应安装在易于更换处，安装具体位置如下：a) 组串过电流保护装置应安装在组串电缆与子方阵或方阵电缆连接处，或安装在组串汇流装置处；b) 子方阵过电流保护装置应安装
20、在子方阵电缆与方阵电缆连接处，或安装在子方阵汇流装置处；c) 方阵过电流保护装置应安装在方阵电缆与逆变器的连接处。6.2.5.1.5 功能接地系统中，组串和子方阵电缆的过流保护装置应安装在所有未接地导体中。6.2.5.1.6 非功能接地系统中，过电流保护装置仅需要放置在组串电缆或子方阵电缆的一个未接地的带电导体上。6.2.5.2 交流侧过电流保护系统应装设短路保护和过负荷保护，且满足 GB 50054 和 GB/T 16895.5 的要求。6.2.6 直流串联电弧保护直流侧最大系统电压大于或等于 120V 的系统应具备直流串联电弧保护功能。当检测到故障电弧时， 应能切断发生电弧故障的组串或关停
21、故障电弧所在的光伏方阵，并发出可视的告警信号（就地信号或远程监控信号）。直流串联电弧保护详细规定应符合附录 C 的要求。6.2.7 快速关断系统宜具备快速关断功能，快速关断装置启动后30s内，以光伏方阵边缘外延305mm为边界，边界范围内的电压应降低到120V以下，边界范围外的电压应降低到30V以下。6.2.8 雷击和过电压防护6.2.8.1 基本要求6.2.8.1.1 应根据 GB/T 21714.3 和GB 50057 安装防雷保护系统，或将光伏发电系统整合到建筑物雷电防护系统。6.2.8.1.2 组件带金属边框的系统，组件边框和支架可连接到建筑物原有接地系统，或通过引下线和接地极连接。组
22、件边框作为接闪器时，应满足 GB 50169 中的要求。6.2.8.1.3 对于组件无边框的系统，应在方阵周边设置符合建筑防雷要求的防雷体系。6.2.8.2 防雷接地连接6.2.8.2.1 接地干线（网）连接、接地干线（网）与建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。6.2.8.2.2 接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与建筑防雷接地网连接。6.2.8.2.3 带边框的组件、支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外壳导电部分应与接地干线（网）牢固连接，连接处应做好防腐防锈处理。6.2.8.2.4 铝型材连接需刺破外层氧化膜，当采用焊接连接时，焊接质量应符合要求，焊接点应做好防腐防锈处
23、理，并做好标识（刷漆）。6.2.8.2.5 接地线不应做其他用途。6.2.8.2.6 接地连接电阻应满足以下要求：a) 防雷接地电阻不大于 10；b) 电气设备的保护电气接地电阻不大于 4；c) 若防雷接地与电气设备接地共用接地极，接地电阻应不大于 4；d) 组件间的等电位连接电阻应小于 0.1。66.2.8.3 过电压保护应根据GB/T 21714.2、GB/T 21714.3和GB/T 21714.4来评估电涌保护器的必要性，电涌保护器应靠近被保护设备。注：直流电缆长度不大于1.5 m时，可不加装直流侧电涌保护器。6.2.9 电缆敷设6.2.9.1 光伏方阵布线应满足 GB/T 16895
24、.21-2020 的要求。6.2.9.2 光伏组件之间及组件与直流汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。6.2.9.3 光伏方阵应按使导电回路面积最小的方式布线，光伏组串正极和负极电缆应从同一侧平行敷设，详见图 1。 光伏组件 组件接线盒图1光伏方阵布线示例6.2.10 监控系统光伏监控系统应满足 GB 50797、GB/T 34932 的要求，电气安全相关监控及告警功能应能与监控系统联动。6.2.11 消防安全6.2.11.1 消防设计应贯彻“预防为主、防消结合”方针，防止或减少火灾损失，保障人身和财产安全。6.2.11.2 在既有建筑上增设光伏发电系统，不得影响消防疏散通道和消防设施的使
25、用。6.2.11.3 消防用水应满足水压和水量的要求。6.2.11.4 建筑消防、变压器及其他带油电气设备、电缆防火、消防给水及灭火设施、火灾自动报警等消防相关设计应满足 GB 50797、GB 50016、GB 50229、GB 50974 和 GB 51251 的规定。6.2.11.5 光伏组件应通过温升、热斑耐久性、防火、可燃性、二极管热性能和反向电流过载等火灾危险测试。76.2.11.6 逆变器、汇流箱等电气设备外壳应为防火外壳，外壳材料可燃性等级应不低于 5VB。6.2.11.7 电缆、电缆护套等应采用耐火阻燃材料，电缆进出箱、柜或套管端口应采用防火材料封堵。7 施工安装7.1 一般
26、要求7.1.1 系统施工安装应依据 GB 50794 和 DB11/T 1773 执行。7.1.2 施工安装阶段涉及的电气安全相关内容详见 7.3 至 7.8 的要求。7.2 人员要求7.2.1 安装人员应熟知设备部件性能、系统性能和相关技术标准。7.2.2 安装人员应在安装前提前熟悉施工相关文件，并根据现场实际情况组织施工。7.2.3 安装人员应具备施工安装作业能力，特种作业人员应具备专项作业能力，特种设备作业人员应具备专项作业能力。7.2.4 施工单位的安全管理人员应在安装前对安装人员进行安全教育培训。7.3 组件安装光伏组件安装应满足以下要求：a) 安装前应确认光伏组件外观及各部件完好无
27、损；b) 组件在安装完成后连接直流电缆时，应注意安全防护；c) 带金属边框的组件边框应可靠接地，不带边框组件的接地应符合设计要求。7.4 逆变器安装逆变器安装应满足以下要求：a) 逆变器前方应留有便于观察和操作的间隙；b) 逆变器的安装高度应避免儿童接触；c) 逆变器的通风孔应无堵塞，风机运转正常；d) 逆变器外壳应可靠接地。7.5 直流汇流箱安装直流汇流箱安装应满足以下要求：a) 直流汇流箱前方应留有便于观察和操作的间隙；b) 直流汇流箱的安装高度应避免儿童接触；c) 直流汇流箱外壳应有锁闭装置，并使用到位，外壳是金属的，需要做外壳接地；d) 直流汇流箱内的电气连接应可靠、无松动；e) 直流
28、汇流箱内暴露在外的带电导体宜有适当的隔离装置；f) 直流汇流箱的进出线孔应封堵完好，无进水或积尘等现象；g) 直流汇流箱外壳应可靠接地。7.6 连接器安装连接器安装应满足以下要求：a) 配对使用的连接器应是同厂家同型号；8b) 连接器应卡扣到位；c) 连接器与电缆应匹配；d) 连接器的放置位置应无积水和暴晒。7.7 电缆敷设电缆敷设应满足以下要求：a) 电缆绝缘层应完好无破损；b) 电缆敷设方式应与设计一致；c) 通讯电缆、动力电缆应分开敷设；d) 组件、组串和方阵电缆应集束安装；e) 组件间的电缆应固定在支架上，固定方式、固定点位应满足设计要求；f) 其余电缆应采用阻燃型套管或其他适用措施进
29、行保护，使用套管时套管内应无积水，套管端口应进行防火封堵，套管管卡的固定点位应满足设计要求。7.8 防雷接地安装防雷接地安装应满足以下要求：a) 接地干线（网）连接、接地干线（网）与建筑防雷接地网的连接应牢固可靠；b) 接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与建筑防雷接地网连接；c) 带边框的组件、支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外壳导电部分应与接地干线（网）牢固连接；d) 不带边框的组件接地应符合设计要求；e) 铝型材连接需刺破外层氧化膜，当采用焊接连接时，焊接质量应符合要求，焊接点应做好防腐防锈处理，并做好标识；f) 接地系统的连接应可靠，不应因加工造成接地线截面减小
30、、强度减弱或锈蚀等问题；g) 接地极之间连接应采用同种金属，避免使用存在电化学腐蚀的异种金属直接连接。8 系统验收8.1 一般要求8.1.1 系统验收应依据 GB/T 50796 和 DB11/T 1773 执行。8.1.2 不同验收阶段涉及的电气安全相关验收内容详见表 2。表 2 各阶段验收内容验收内容验收阶段自验收并网前验收竣工验收抽检验收安装质量性能测试接地连续性接地电阻绝缘电阻红外热成像可选可选可选9表 2 各阶段验收内容（续）验收内容验收阶段自验收并网前验收竣工验收抽检验收注 1：自验收一般指施工单位安装完成但系统还未并网时开展的验收；并网前验收指系统并网前开展的验收；竣工验收一般指
31、建设单位在系统并网后开展的验收；抽样验收一般指竣工完成后，委托具有专业检测能力的第三方开展的验收；注 2：条件适用时，不同验收阶段可进行一体化验收，或后续验收阶段采信前序验收阶段的验收结果。8.2 安装质量组件、逆变器、汇流箱、连接器和防雷接地安装质量，以及电缆敷设按照7.3至7.8的要求进行验收。8.3 性能测试8.3.1 接地连续性应进行光伏组件边框之间、光伏组件边框与光伏支架之间、光伏支架与接地扁铁之间、逆变器保护接地与接地排之间、并网箱保护接地与接地排之间的接地连续性测试，结果应满足6.2.8.2.6的要求。8.3.2 接地电阻应进行接地扁铁与大地之间，或接地极与大地之间的接地电阻测试
32、，结果应满足 6.2.8.2.6 的要求。8.3.3 绝缘电阻应进行光伏方阵和地之间的绝缘电阻测试，测试电压1000V，绝缘电阻应大于1M。对于容量高于 10kWp 的光伏方阵，当光伏方阵与地之间的绝缘电阻不满足要求时，也可进行单个组串和多个组串（组串总容量不高于 10kWp）的绝缘电阻测试，测试结果应大于 1M。8.3.4 红外热成像测试8.3.4.1 宜进行光伏组件/串红外热成像测试，应无热斑、二极管击穿等红外缺陷，局部温度与其余区域的温度差值应小于 10。8.3.4.2 宜进行逆变器、直流汇流箱和交流汇流设备等电气设备的红外热成像测试，不应有温度异常， 逆变器的温度应满足 GB/T 37
33、408 或 NB/T 32004 或 NB/T 42142 的要求，直流汇流箱的温度应满足 GB/T 34936 的要求，交流汇流设备的温度应满足GB/T 7251.1 的要求。8.3.4.3 宜进行自光伏组件开始至并网点之间的电缆连接处的红外热成像测试，电缆和连接器的温度不应超过相应标准规定的温度上限。8.4 验收报告验收报告应包括以下内容：a) 验收方描述；b) 验收人员；c) 验收日期；d) 系统基本信息；e) 设备部件信息；10f) 验收内容及总结。9 标识9.1 建筑光伏系统应在建筑物上标明存在光伏系统，安全标记示例见图 2。安全标记应固定于：a) 电气装置的电源引入点；b) 距电源
34、引入点较远，则选在计量位置：c) 由逆变器供电的用户单元或配电盘上。图2指示建筑物上存在光伏系统的标识示例9.2 直流侧靠近带电部分的每个点位都应设置永久性的 “光伏直流带电、请勿靠近！”等字样的标识。9.3 所有逆变器宜具有标记，标明在进行任何维修操作之前应将逆变器与全部电源隔离。9.4 所有分断电器应注明名称或编号，应清晰标明系统所有分断电器的“开”和“关”位置。9.5 光伏方阵的直流隔离开关应由贴在隔离开关附近显著位置的标志牌进行标识。使用非联动的多个分断电器时，应提供多个直流电源的警告标识，警示需要打开全部隔离开关以安全隔离设备。11DB11/TAA附 录 A（资料性）光伏系统电气结构
35、图分布式光伏发电系统直流部分主要有单块或多块光伏组件、单个或多个并联光伏组串、多个光伏子方阵等结构形式，交直流转换部分主要有微型逆变器、组串式逆变器、集中式逆变器等产品类型。光伏系统一般电气结构图如图A.1 和图 A.2。 变压器组串式逆变器/微型逆变器#1组串式逆变器/微型逆变器#2 交流输出直流输入光伏方阵/组件交流输出直流输入光伏方阵/组件光伏组串/组件n直流输入MPPTn光伏组串/组件1 光伏组串/组件n光伏组串/组件1直流输入MPPT2光伏组串/组件n光伏组串/组件1直流输入MPPT1交流输出 并网点组串式逆变器/微型逆变器#n图A.1 光伏组串/组件+组串式逆变器/微型逆变器组成的
36、光伏系统汇流箱#1汇流箱#2汇流箱#n变压器变压器集中式逆变器#1集中式逆变器#2 集中式逆变器#n变压器光伏方阵交流输出直流输入光伏方阵交流输出直流输入光伏组串n光伏组串1光伏组串n光伏组串1光伏组串n光伏组串1光伏子方阵直流输入MPPTn光伏子方阵直流输入MPPT2直流输入MPPT1交流输出 并网 点图A.2 光伏组串+集中式逆变器组成的光伏系统12附 录 B（规范性）光伏直流连接器要求B.1 电击防护连接器组装后以及插拔过程中，其带电部件不能被GB/T 4208 中规定的试验指接触到。B.2 外壳防护等级连接器的外壳防护等级应不低于 GB/T 4208 中的 IP65。B.3 耐压强度B
37、.3.1 脉冲电压连接器应能耐受脉冲耐压试验，试验电压波形为 1.2/50us，每极脉冲 3 次，间隔至少为 1s，应无击穿和闪络。脉冲电压发生器的输出阻抗不大于 500，试验电压值由表 B.1 确定。表 B.1 额定脉冲电压额定直流电压V额定脉冲电压V基本绝缘加强绝缘10015002500150250040003004000600060060008000100080001000015001000016000B.3.1 工频耐压连接器应能耐受工频耐压试验电压，试验电压为 2000V 加 4 倍额定电压（50/60Hz），持续时间为 1min，应无击穿和闪络。13BB附 录 C（规范性） 直流串
38、联电弧保护C.1 一般要求C.1.1 电弧保护装置应具有动作信号功能。动作信号可由控制器或逆变器持续发出。当保护装置在 15s 内接收不到动作信号时应触发保护动作。当逆变器意外断开或主网电压丢失时，外部动作信号应中断， 外部动作信号也可由其他开关或监控装置手动中断。C.1.2 电弧保护装置中的电弧分断器应符合故障安全原则。C.1.3 电弧保护可采用隔离、开关或改变逆变器工作状态等方式，隔离、开关方式应满足 GB/T 14048.3 的要求。C.1.4 电弧保护装置应标明电弧保护装置类型，开关器件应显著标示出开和关的位置。C.2 保护装置要求C.2.1 保护装置包括电弧检测器和电弧断路器。C.2
39、.2 保护装置在检测到故障电弧并动作后，应能切断发生电弧故障的组串并发出可视的告警信号(就地信号或远程监控信号)，当不能判断发生电孤故障的组串时应关停故障电弧所在的整个光伏方阵。C.2.3 保护装置的过流分断能力不应小于电灭断路器安装处短路电流的 1.25 倍。C.2.4 保护装置动作时间应小于发生电孤 2.5 s 且电孤能量小于 750 J 时。C.2.5 保护装置复位可采用就地手动复位、远程手动复位或自动复位三种方式，当采用自动复位方式时，要求如下：a) 保护装置应在动作 3min 后自动复位；b) 当保护装置需要二次复位时，自动复位等待时间不应小于 10min；c) 当保护装置在一天内自动复位 5 次后，第 6 次复位应采用手动复位方式。C.3 保护方式C.3.1 隔离方式可采用隔离组串或隔离光伏发电系统的方式实现，隔离装置安装于光伏组串输出端或逆交器输入侧。C.3.2 开关方式开关装置宜安装于光伏组件或接线盒的输出端。C.3.3 改变逆变器工作状态可通过逆变器控制实现灭弧保护。1415