淺談《分布式光伏發電係統電氣安全技術規範》

摘要：

“十四五”期間，隨著“雙碳”目標提出及逐步落實，本就呈現出較好發展勢頭的分布式光伏發展有望大幅提速。光伏發電將在未來能源結構中承擔主力軍(jun) 角色，同時也將進入一個(ge) 蓬勃發展的新時代。目前多個(ge) 省份陸續公布了分布式光伏整縣推進方案。

近日，北京發布地方標準《分布式光伏發電係統電氣安全技術規範》（文末附）征求意見稿，規定了10kV及以下並網電壓等級，單個(ge) 並網點總裝機容量不超過6MW的分布式光伏電站的電氣安全規範。

光伏電站安全：

2021年6月11日，蘇州寶時得屋頂光伏發生火災，損失慘重。同一天內(nei) ，美國亞(ya) 馬遜發生一起由屋頂上的光伏電站引起的火災事故，該場大火造成了約50萬(wan) 美元的損失，這已經是亞(ya) 馬遜發生的第二起屋頂光伏火災。

分布式光伏市場加速推進和釋放的同時，電站質量與(yu) 安全問題也日漸凸顯，其嚴(yan) 重影響終端投資者的收益，甚至威脅終端用戶的生命和財產(chan) 安全。分布式電站質量與(yu) 安全問題不解決(jue) ，也必然嚴(yan) 重影響光伏在老百姓心中的口碑和聲譽，同時也關(guan) 乎整個(ge) 光伏產(chan) 業(ye) 未來的可持續發展。

《規範》規定了光伏組件，匯流箱，變壓器，並網櫃等光伏發電各環節的防雷性能，絕緣性能等。按照規範，可有效解決(jue) 光伏電站安全運行等問題，而在光伏電站的運維層麵，依然麵臨(lin) 不少困局，比如電站運維人員水平參差不齊、電站運營效率低、備品備件問題、電站清洗問題、業(ye) 主需要第三方單項服務等。

分布式光伏運維平台：

針對光伏電站的運維難，分布廣等問題，华体会棋牌透视推出了分布式光伏運維平台。

光伏電站二次設備選型：

附：《分布式光伏發電係統電氣安全技術規範》第七節

7　電氣安全設計

7.1　設備部件

7.1.1　光伏組件

7.1.1.1　光伏組件應無外觀缺陷，組件的可觸及性、抗劃傷(shang) 性、等電位連接連續性、脈衝(chong) 耐受電壓、絕緣耐受電壓、濕漏電流和引出端強度應滿足標準要求。

7.1.1.2　組件防反二極管的額定電壓應至少為(wei) 最大係統電壓的2倍，額定電流至少為(wei) 組件短路電流的1.4倍。

7.1.2　直流匯流箱

7.1.2.1　直流匯流箱應滿足GB/T 34933和GB/T 34936的要求。

7.1.2.2　直流匯流箱中直流開關(guan) 應為(wei) 光伏專(zhuan) 用直流開關(guan) 。

7.1.2.3　直流匯流箱宜具備電弧檢測及關(guan) 斷功能。

光伏匯流箱

光伏匯流采集裝置

霍爾元件

7.1.3　光伏逆變器

7.1.3.1　逆變器應滿足GB/T 37408或NB/T 32004的要求，微型逆變器應滿足NB/T 42142的要求。

7.1.3.2　逆變器應具備限功率功能，高容配比條件時，逆變器應自動限流工作在允許的最大交流輸出功率處。

7.1.3.3　逆變器宜具備光伏組串IV掃描與(yu) 智能診斷、電弧檢測及關(guan) 斷、智能溫控、故障錄波等技術功能。

7.1.4　交流匯流設備

7.1.4.1　交流匯流設備應滿足GB 7251.1的要求。

7.1.4.2　交流匯流設備的防護等級、電擊防護、介電性能、短路保護和短路耐受強度應滿足標準要求。

多回路交流儀(yi) 表測量

7.1.1　變壓器

光伏係統升壓站主變壓器和光伏方陣內(nei) 就地升壓變壓器應滿足GB 50797的要求。

變壓器保護

7.1.6　並網/配電裝置

7.1.6.1　分布式光伏低壓並網用並網裝置應滿足NB/T 10204的要求。

7.1.6.2　分布式光伏高壓並網用配電裝置應滿足DL/T 5352的要求。

7.1.7　光伏直流連接器

7.1.7.1　光伏直流連接器應滿足GB/T 33765或等同標準的要求。

7.1.7.2　光伏直流連接器的防觸電保護、IP防護等級、絕緣和耐壓性能應滿足標準要求。

7.1.7.3　配對使用的連接器應是同廠家同型號，連接器中鐵芯應壓接到位，配對連接器應卡扣到位。

7.1.8　電湧保護器

7.1.8.1　直流側(ce) 電湧保護器應根據GB/T 18802.32選擇，並滿足GB/T 18802.31或等同標準的要求。

7.1.8.2　交流側(ce) 電湧保護器應根據GB/T 18802.12選擇，並滿足GB/T 18802.11或等同標準的要求。

直流電湧保護

7.1.9　光伏電纜

7.1.9.1　光伏電纜應滿足NB/T 42073、GB 50217或等同標準的要求。

7.1.9.2　電纜選擇應綜合考慮載流量、熱穩定、電壓降、絕緣耐壓、保護配合等因素。

7.1.9.3　光伏組串、光伏子方陣和光伏方陣的電纜規格應根據相應線路的短路電流、電纜的最小載流量以及電纜的損耗壓降值來確定。

注：光伏電纜包括光伏直流側(ce) 組件與(yu) 組件間的串聯電纜、組串之間及組串至直流匯流箱間的並聯電纜和直流匯流箱至逆變器間的電纜。逆變器與(yu) 輸電網間連接用的交流電纜也可參照執行。

7.1.10　接地連接導體(ti)

7.1.10.1　組件邊框之間的跨接線宜選用不小於(yu) BVR 1×4mm²的黃綠線。

7.1.10.2　組件金屬邊框和引下導體(ti) 之間的連接線宜選用不小於(yu) BVR 1×6mm²的黃綠線。

7.1.10.3　支架至地麵的引下導體(ti) 宜選用40mm×4mm的熱鍍鋅扁鋼或直徑12mm的圓鋼或截麵積16mm²以上的銅導線或其他等效的導體(ti) 。

7.1.10.4　其他類接地的導體(ti) ，應采用截麵積不小於(yu) 6mm2的銅或其他等效導體(ti) 。

7.2　係統設計

7.2.1　係統對地關(guan) 係

7.2.1.1　當光伏係統交直流側(ce) 隔離時，光伏方陣中正極或負極可進行功能接地。

7.2.1.2　當光伏係統交直流不隔離時，光伏方陣中正負極不允許功能接地，若需接地則應通過逆變器內(nei) 部的固定連接經由中性導體(ti) 將光伏方陣的正極或負極導體(ti) 進行接地。

7.2.2　交直流側(ce) 隔離

7.2.2.1　當選用晶矽組件時，組件不需功能接地，所以交直流側(ce) 隔離情況可根據設計或設備情況自定。

7.2.2.2　當選用薄膜組件時，組件需功能性接地，所以交直流側(ce) 應隔離；可通過隔離型逆變器或外部變壓器提供隔離，由外部變壓器提供隔離時，應保證沒有其他設備和逆變器連接到同一線圈。

7.2.3　交直流側(ce) 電擊防護

7.2.3.1　直流側(ce) 電擊防護，應至少滿足以下一項要求：

a)帶電部分與(yu) 大地之間采用滿足GB/T 16895.21-2020條款412要求雙重或加強絕緣，且組件、接線盒、連接器、電纜等逆變器直流端口之前的設備應滿足Ⅱ級或等效絕緣。

b)采用滿足GB/T 16895.21-2020條款414的要求的安全特低電壓電路。

7.2.3.2　交流側(ce) 電擊防護，應滿足以下要求：

a)帶電部分與(yu) 大地之間應采用基本絕緣防護措施。

b)采用保護等電位連接並且在故障的情況下采用滿足GB/T 16895.21-2020條款411要求的自動切斷電源防護的防護措施。

7.2.4　交直流側(ce) 過電流保護

7.2.4.1　直流側(ce) 過電流保護

7.2.4.1.1　光伏組串過電流保護：當兩(liang) 個(ge) 以上的光伏組串連接到同一路MPPT時，每一光伏組串都應裝有過電流保護裝置，過電流保護裝置的標稱額定電流In應滿足式（1）和（2）的要求：

1.5×ISC_MOD＜In＜2.4×ISC_MOD              ………………………（1）

In≤IMOD_MAX_OCPR                     ………………………（2）

7.2.4.1.2　光伏子方陣過電流保護：當兩(liang) 個(ge) 以上的光伏子方陣連接到同一逆變器時，應為(wei) 光伏子方陣提供過電流保護，過電流保護裝置的標稱額定電流值In應滿足式（3）的要求：

  1.25×ISC S-ARRAY＜In≤2.4×ISC S-ARRAY           ………………………（3）

式中，ISC S-ARRAY = ISC MOD×NSA             ………………………（4）

7.2.4.1.3　光伏方陣過電流保護：對於(yu) 在故障條件下可能會(hui) 有來自其他電源的電流注入光伏方陣時，應提供光伏方陣過電流保護。光伏方陣過電流保護裝置額定電流In應滿足式（5）的要求：

  1.25×ISC ARRAY＜In≤2.4×ISC ARRAY            ………………………（5）

式中，ISC ARRAY = ISC MOD×NA               ………………………（6）

7.2.4.2　交流側(ce) 過電流保護

係統應裝設短路保護和過負荷保護，裝設的上下級保護電器，其動作應具有選擇性，且各級之間應能協調配合。交流側(ce) 過電流保護，具體(ti) 應滿足GB 50054的要求。

過電流保護

7.2.5　直流電弧保護

直流側(ce) 最大係統電壓大於(yu) 或等於(yu) 80V的係統應具備直流電弧保護功能，當檢測到故障電弧時，應切斷故障電弧組串或關(guan) 停故障電弧所在光伏陣列，並發出可視告警信號（就地信號或遠程監控信號）。直流電弧保護具體(ti) 要求，詳見附錄B。

7.2.6　快速關(guan) 斷

分布式光伏發電係統宜具備快速關(guan) 斷功能，快速關(guan) 斷裝置啟動後30s內(nei) ，以光伏方陣邊緣外延305mm為(wei) 邊界，邊界範圍內(nei) 的電壓應降低到80V以下，邊界範圍外的電壓應降低到30V以下。快速關(guan) 斷具體(ti) 要求，詳見附錄C。

7.2.7　絕緣故障保護

7.2.7.1　光伏方陣絕緣電阻探測

7.2.7.1.1　分布式光伏發電係統在運行前，應對光伏方陣和地之間的絕緣電阻進行探測。在運行過程中應至少每24小時探測一次，探測過程中允許斷開光伏方陣的功能接地連接。

7.2.7.1.2　當探測到光伏方陣與(yu) 地間的絕緣電阻小於(yu) Umaxpv/30mA時，應：

a)非參考接地光伏方陣應指示故障；

b)非隔離型光伏方陣應關(guan) 閉逆變器且將逆變器與(yu) 交流電路或光伏方陣所有極斷開，或將光伏方陣故障部分的所有極從(cong) 逆變器斷開；

c)功能接地光伏方陣應關(guan) 閉逆變器且將光伏方陣所有極從(cong) 接地斷開，或將光伏方陣故障部分的所有極從(cong) 接地斷開。

注1：非參考接地光伏方陣：光伏方陣非功能接地，光伏方陣與(yu) 電網隔離（光伏方陣的主要直流導體(ti) 既沒有直接接地，也沒有通過逆變器接地）。

注2：非隔離型光伏方陣：光伏方陣非功能接地，光伏方陣與(yu) 電網不隔離（光伏方陣的直流電路通過非隔離型逆變器連接至參考接地係統）。

注3：功能接地光伏方陣：光伏方陣功能接地，光伏方陣與(yu) 電網隔離（光伏方陣中的主要直流導體(ti) 連接至功能接地）。

7.2.7.1.3　在所有絕緣故障情況下，絕緣電阻探測可繼續，如果光伏方陣的絕緣電阻恢複到高於(yu) Umaxpv/30mA，則故障指示可停止，並且係統可恢複正常工作。

絕緣檢測

7.2.7.2　殘餘(yu) 電流監控保護（適用於(yu) 非隔離型光伏方陣和功能接地方陣）

7.2.7.2.1　非隔離型光伏方陣組成的光伏發電係統應具備殘餘(yu) 電流監控保護功能。

7.2.7.2.2　當功能接地光伏方陣組成的光伏發電係統不具備接地故障中斷措施時，則應具備殘餘(yu) 電流監控保護功能。

7.2.7.2.3　殘餘(yu) 電流監控係統應監測直流和交流總殘餘(yu) 電流有效值，當監測到值超過300mA（≤30kVA的逆變器）或10mA/kVA（＞30kVA的逆變器）時，係統應在0.3s內(nei) 斷開並指示故障，具體(ti) 斷開情況為(wei) ：

a)非隔離型光伏方陣應關(guan) 閉逆變器並且將交流電路或光伏方陣所有極從(cong) 逆變器斷開，或將光伏方陣的故障部分的所有極從(cong) 逆變器斷開；

b)功能接地光伏方陣應將光伏方陣故障部分的所有極從(cong) 逆變器斷開，或斷開功能接地連接，允許與(yu) 交流電路連接。

7.2.7.2.4　當光伏方陣的絕緣電阻值高於(yu) Umaxpv/30mA，係統可嚐試重新連接。

剩餘(yu) 電流檢測

7.2.7.3　接地故障中斷措施（適用於(yu) 功能接地方陣）

7.2.7.3.1　當功能接地光伏方陣組成的光伏發電係統不具備殘餘(yu) 電流監控保護功能時，則應具備接地故障中斷措施。

7.2.7.3.2　當光伏方陣通過高阻抗進行功能性接地，使得由單一故障導致的通過方陣功能接地路徑的最大電流小於(yu) 表1的限值，則不需要接地故障中斷措施。

7.2.7.3.3　當直流側(ce) 出現接地故障時，接地故障中斷裝置應能自動中斷功能接地導體(ti) 中的故障電流。

7.2.7.3.4　接地故障中斷裝置的額定電壓應不低於(yu) 光伏方陣最大開路電壓，且分斷能力應不低於(yu) 光伏方陣最大短路電流。當選用熔斷器和斷路器作為(wei) 中斷裝置時，其額定電流應不超過表1限值要求；當電流傳(chuan) 感器結合繼電器等自動斷開裝置時，其額定電流值可與(yu) 表1不同。

表1 接地故障中斷裝置的額定電流（適用於(yu) 熔斷器和斷路器）

7.2.7.3.5　接地故障中斷裝置的動作要求：

a)當故障電流達到1.35倍額定電流時，應在60分鍾內(nei) 斷開；

b)當故障電流達到2倍額定電流時，應在2分鍾內(nei) 斷開。

7.2.7.4　接地故障指示

7.2.7.4.1　光伏發電係統應具備本地或遠程接地故障指示功能，需選用合適的故障指示方式。

7.2.7.4.2　接地故障恢複後，如果係統具備故障記錄功能，則故障指示可自動複位，如果係統不具備故障記錄功能，則故障指示應一直保持。

7.2.8　電能質量

7.2.8.1　光伏發電站接入電網後引起電網公共連接點的諧波電壓畸變率以及向電網公共連接點注入的諧波電流應符合GB/T 14549的規定。

7.2.8.2　光伏發電站接入電網後，公共連接點的電壓應符合GB/T 12325的規定。

7.2.8.3　光伏發電站引起公共連接點處的電壓波動和閃變應符合GB/T 12326的規定。

7.2.8.4　光伏發電站並網運行時，公共連接點三相電壓不平衡度應符合GB/T 15543的規定。

7.2.8.5　光伏發電站並網運行時，向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5％。

電能質量在線監測

7.2.9　雷擊和過電壓防護

7.2.9.1　一般規定

7.2.9.1.1　應根據GB/T 21714.3和GB 50057安裝防雷保護係統，或將光伏發電係統整合到建築物雷電防護係統（LPS）。

7.2.9.1.2　對於(yu) 組件帶金屬邊框的係統，組件邊框和支架可連接到建築物原有接地係統，或者通過引下線和接地極連接。當組件邊框作為(wei) 接閃器時，則應滿足GB 50169中的要求。

7.2.9.1.3　對於(yu) 組件無邊框的係統，光伏支架可連接到建築物原有接地係統，或通過引下線和接地極接地。

7.2.9.2　防雷接地連接

7.2.9.2.1　接地幹線應在不同的兩(liang) 點及以上與(yu) 接地網連接或與(yu) 原有建築屋頂防雷接地網連接。

7.2.9.2.2　接地幹線（網）連接、接地幹線（網）與(yu) 屋頂建築防雷接地網的連接應牢固可靠。

7.2.9.2.3　接地線不應做其他用途。

7.2.9.2.4　鋁型材連接需刺破外層氧化膜，當采用焊接連接時，焊接質量應符合要求，焊接點應做好防腐防鏽處理，並做好標識（刷漆）。

7.2.9.2.5　帶邊框的組件、支架、電纜的金屬外皮、金屬保護管線、橋架、電氣設備外殼導電部分應與(yu) 接地幹線（網）牢固連接，連接處應做好防腐防鏽處理。

7.2.9.2.6　接地連接電阻應滿足以下要求：

a)防雷接地電阻不大於(yu) 10Ω；

b)電氣設備的保護電氣接地電阻不大於(yu) 4Ω；

c)若防雷接地與(yu) 電氣設備接地共用接地極，接地電阻應不大於(yu) 4Ω；

d)組件間的等電位連接電阻應小於(yu) 0.5Ω。

7.2.9.3　過電壓保護

應根據GB/T 21714.2、GB/T 21714.3和GB/T 21714.4來評估浪湧保護器的必要性。一般逆變器中會(hui) 安裝直流SPD和交流SPD，但係統也可根據需要安裝分散的SPD，此時應保證多個(ge) SPD的匹配性。SPD應盡可能靠近被保護的設備。

直流電湧保護

自複式過欠壓保護器

7.2.10　光伏組串設計

7.2.10.1　方陣組串最大開路電壓應不高於(yu) 逆變器最大輸入電壓限值。

7.2.10.2　方陣組串的最大功率工作電壓變化範圍應在逆變器的最大功率跟蹤電壓範圍內(nei) 。

7.2.10.3　光伏組串並聯時，各組串開路電壓應在5％以內(nei) 。

7.2.10.4　同一組串中的各光伏組件的電性能參數應在偏差範圍內(nei) 。

7.2.10.5　同一組串內(nei) 組件的方位朝向、安裝傾(qing) 角應保持一致；同一路MPPT下，不同組串的組件類型、組件數量、方位朝向、安裝傾(qing) 角應保持一致。

7.2.11　電纜敷設

7.2.11.1　光伏方陣布線應滿足本文件和GB/T 16895.21的要求。

7.2.11.2　光伏組件之間及組件與(yu) 匯流箱之間的電纜應有固定措施和防曬措施。應固定電纜以使其免受風/雪造成的疲勞，防止電纜接觸尖銳楞緣。

7.2.11.3　光伏方陣應按使導電回路麵積最小的方式布線。

7.2.11.4　光伏組串正極和負極電纜應從(cong) 同一側(ce) 平行敷設。

7.2.12　監控係統

光伏監控係統應滿足GB 50797、GB/T 34932的要求，電氣安全相關(guan) 監控及告警功能應能與(yu) 監控係統聯動。

光伏運維係統

型號參數