DB11-T 2036-2022 分布式光伏发电系统电气安全技术规范

ICS

27.160CCS

F

12DB11 DB11/T

2036—2022分布式光伏发电系统电气安全技术规范

safety

photovoltaicpower

system 北京市市场监督管理局 发

布DB11/T

2036—2022 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

.............................................................................

15DB11/T

2036—2022 本文件按照GB/T

1.1—2020《标准化工作导则

第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件由北京市发展和改革委员会提出并归口。本文件由北京市发展和改革委员会组织实施。司、建科环能科技有限公司、北京市勘察设计研究院有限公司。双、焦垒、李忠武、韩一叶、张彦虎、周巍、黄波、李云浩、尤建军、杜军、方振雷、魏国、宁晓慧、姚晓锋、马若腾、王力刚、刘辉、韩峦、徐洪军、李海军、陈国良、裴建军、柴保双、孟超、牛少华、孙忠杰、黄祝连、赵淼、吴京涛、张玉。IIDB11/T

2036—20221 范围识等要求。本文件适用于以10kV的光伏发电系统。2 规范性引用文件文件。GB/T

4208 IP

代码）GB/T

低压成套开关设备和控制设备

第

1

部分：总则GB/T

低压开关设备和控制设备

第

3

部分：开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器GB/T

低压电气装置

第

部分：安全防护

过电流保护GB/T

16895.21—2020 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/T

18802.12 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/T

18802.31 低压电涌保护器

第

31

部分：用于光伏系统的电涌保护器

性能要求和试验方法GB/T

18802.32 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/T

雷电防护

第

2

部分：风险管理GB/T

雷电防护

第

3

部分：建筑物的物理损坏和生命危险GB/T

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DB11/T

2036—2022GB

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

界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1分布式光伏发电系统

photovoltaic

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。分布式光伏发电系统的一般结构示意图见附录[来源于：

，3.1]3.2湿漏电流

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。U：光伏方阵最大输出电压；I：在标准测试条件下，组件或光伏组串的短路电流；I：I

：标准测试条件下光伏子方阵的短路电流；N：光伏子方阵中并联光伏组串的总数量；I

：标准测试条件下光伏方阵的短路电流；N：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、

50794、

50796

和

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

DC1000）V

DC。6 电气安全设计6.1 设备部件DB11/T

2036—20226.1.1 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

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。6.1.2.3 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

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

6.1.4 交流汇流设备满足

GB/T

7251.1

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

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。6.1.7.2

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

1×4mm²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。DB11/T

2036—20226.1.8.3 支架至地面的引下导体宜选用直径不小于

10mm

²的热镀锌扁钢或截面积

16mm²以上的铜导线或其它等效的导体。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

412

要求；b) 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

16895.21-2020

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

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

U

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高于U/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。

P/kW0<P≤2525<P≤5050<P≤100100<P≤250P>250/ADB11/T

2036—20226.2.4.2.3 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（

的逆变器）或

的逆变器）时，系统应在

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开；b) 流电路连接。6.2.4.2.4 当光伏方阵的绝缘电阻值高于

U/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

1

电流为

倍额定电流时应在

2

倍额定电流时应在

2

分钟内断开。表

1

表

1

接地故障中断装置的额定电流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

电流保护装置的标称额定电流

I应满足式（1）和（2）的要求：1.5×I＜I＜2.4×I ………（1）I≤I ………（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

I应满足式（3）的要求，式（3）中

I

由式（4）计算：1.25×I

＜I≤2.4×I

………（3）I

=

I×N ………（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

I55

I61.25×I

＜I≤2.4×ISC

………（5）I

=

I×N ………（6）DB11/T

2036—20226.2.5.1.4 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

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

C

6.2.7 快速关断30s305mm围内的电压应降低到120V以下，边界范围外的电压应降低到以下。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

和

GB

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

b) 电气设备的保护电气接地电阻不大于

4Ω；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

4Ω；d) 组件间的等电位连接电阻应小于

0.1Ω。DB11/T

2036—20226.2.8.3 过电压保护应根据GB/T

21714.2、GB/T

21714.3和GB/T

近被保护设备。6.2.9 电缆敷设6.2.9.1 光伏方阵布线应满足

GB/T

16895.21-2020

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 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用。6.2.11.3 消防用水应满足水压和水量的要求。6.2.11.4 消防相关设计应满足

GB

50797、GB

50016、GB

、GB

50974

和

GB

的规定。6.2.11.5 险测试。DB11/T

2036—20226.2.11.6 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 一般要求7.1.1 系统施工安装应依据

GB

50794

和

DB11/T

1773

7.1.2 施工安装阶段涉及的电气安全相关内容详见

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；安装质量DB11/T

2036—2022b)

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) 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) 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、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

和

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

表

2

各阶段验收内容

DB11/T

2036—2022表

2

表

2

各阶段验收内容至的要求进行验收。8.3 性能测试8.3.1 接地连续性接地与接地排之间、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，结果应满足

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1MΩ。对于容量高于

10kWp

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

1MΩ。8.3.4 红外热成像测试8.3.4.1 宜进行光伏组件/域的温度差值应小于

108.3.4.2 逆变器的温度应满足

GB/T

37408

或

NB/T

或

42142

的要求，直流汇流箱的温度应满足

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；10DB11/T

2036—2022f) 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/T

2036—2022

附 录 A（资料性）光伏系统电气结构图系统一般电气结构图如图

A.1

。

图A.1

光伏组串/组件+组串式逆变器/微型逆变器组成的光伏系统