浅谈《分布式光伏发电系统电气安全技术规范》

• 关键词：安科瑞,光伏发电
• 作者：安科瑞程海霞
• 摘要：十四五"期间，随着“双碳"目标提出及逐步落实，本就呈现出较好发展势头的分布式光伏发展有望大幅提速。光伏发电将在未来能源结构中承担主力军角色，同时也将进入一个蓬勃发展的新时代。目前多个省份陆续公布了分布式光伏整县推进方案。

摘要：

“十四五"期间，随着“双碳"目标提出及逐步落实，本就呈现出较好发展势头的分布式光伏发展有望大幅提速。光伏发电将在未来能源结构中承担主力军角色，同时也将进入一个蓬勃发展的新时代。目前多个省份陆续公布了分布式光伏整县推进方案。

近日，北京发布地方标准《分布式光伏发电系统电气安全技术规范》（文末附）征求意见稿，规定了10kV及以下并网电压等级，单个并网点总装机容量不超过6MW的分布式光伏电站的电气安全规范。

光伏电站安全：

2021年6月11日，苏州宝时得屋顶光伏发生火灾，损失惨重。同一天内，美国亚马逊发生一起由屋顶上的光伏电站引起的火灾事故，该场大火造成了约50万美元的损失，这已经是亚马逊发生的第二起屋顶光伏火灾。

分布式光伏市场加速推进和释放的同时，电站质量与安全问题也日渐凸显，其严重影响终端投资者的收益，甚至威胁终端用户的生命和财产安全。分布式电站质量与安全问题不解决，也必然严重影响光伏在老百姓心中的口碑和声誉，同时也关乎整个光伏产业未来的可持续发展。

《规范》规定了光伏组件，汇流箱，变压器，并网柜等光伏发电各环节的防雷性能，绝缘性能等。按照规范，可有效解决光伏电站安全运行等问题，而在光伏电站的运维层面，依然面临不少困局，比如电站运维人员水平参差不齐、电站运营效率低、备品备件问题、电站清洗问题、业主需要第三方单项服务等。

分布式光伏运维平台：

针对光伏电站的运维难，分布广等问题，安科瑞推出了分布式光伏运维平台。

光伏电站二次设备选型：

附：《分布式光伏发电系统电气安全技术规范》第七节

7　电气安全设计

7.1　设备部件

7.1.1　光伏组件

7.1.1.1　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应满足标准要求。

7.1.1.2　组件防反二极管的额定电压应至少为最大系统电压的2倍，额定电流至少为组件短路电流的1.4倍。

7.1.2　直流汇流箱

7.1.2.1　直流汇流箱应满足GB/T 34933和GB/T 34936的要求。

7.1.2.2　直流汇流箱中直流开关应为光伏专用直流开关。

7.1.2.3　直流汇流箱宜具备电弧检测及关断功能。

光伏汇流箱

光伏汇流采集装置

霍尔元件

7.1.3　光伏逆变器

7.1.3.1　逆变器应满足GB/T 37408或NB/T 32004的要求，微型逆变器应满足NB/T 42142的要求。

7.1.3.2　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。

7.1.3.3　逆变器宜具备光伏组串IV扫描与智能诊断、电弧检测及关断、智能温控、故障录波等先进技术功能。

7.1.4　交流汇流设备

7.1.4.1　交流汇流设备应满足GB 7251.1的要求。

7.1.4.2　交流汇流设备的防护等级、电击防护、介电性能、短路保护和短路耐受强度应满足标准要求。

多回路交流仪表测量

7.1.1　变压器

光伏系统升压站主变压器和光伏方阵内就地升压变压器应满足GB 50797的要求。

变压器保护

7.1.6　并网/配电装置

7.1.6.1　分布式光伏低压并网用并网装置应满足NB/T 10204的要求。

7.1.6.2　分布式光伏高压并网用配电装置应满足DL/T 5352的要求。

7.1.7　光伏直流连接器

7.1.7.1　光伏直流连接器应满足GB/T 33765或等同标准的要求。

7.1.7.2　光伏直流连接器的防触电保护、IP防护等级、绝缘和耐压性能应满足标准要求。

7.1.7.3　配对使用的连接器应是同厂家同型号，连接器中铁芯应压接到位，配对连接器应卡扣到位。

7.1.8　电涌保护器

7.1.8.1　直流侧电涌保护器应根据GB/T 18802.32选择，并满足GB/T 18802.31或等同标准的要求。

7.1.8.2　交流侧电涌保护器应根据GB/T 18802.12选择，并满足GB/T 18802.11或等同标准的要求。

直流电涌保护

7.1.9　光伏电缆

7.1.9.1　光伏电缆应满足NB/T 42073、GB 50217或等同标准的要求。

7.1.9.2　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。

7.1.9.3　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。

注：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。逆变器与输电网间连接用的交流电缆也可参照执行。

7.1.10　接地连接导体

7.1.10.1　组件边框之间的跨接线宜选用不小于BVR 1×4mm²的黄绿线。

7.1.10.2　组件金属边框和引下导体之间的连接线宜选用不小于BVR 1×6mm²的黄绿线。

7.1.10.3　支架至地面的引下导体宜选用40mm×4mm的热镀锌扁钢或直径12mm的圆钢或截面积16mm²以上的铜导线或其他等效的导体。

7.1.10.4　其他类接地的导体，应采用截面积不小于6mm2的铜或其他等效导体。

7.2　系统设计

7.2.1　系统对地关系

7.2.1.1　当光伏系统交直流侧隔离时，光伏方阵中正极或负极可进行功能接地。

7.2.1.2　当光伏系统交直流不隔离时，光伏方阵中正负极不允许功能接地，若需接地则应通过逆变器内部的固定连接经由中性导体将光伏方阵的正极或负极导体进行接地。

7.2.2　交直流侧隔离

7.2.2.1　当选用晶硅组件时，组件不需功能接地，所以交直流侧隔离情况可根据设计或设备情况自定。

7.2.2.2　当选用薄膜组件时，组件需功能性接地，所以交直流侧应隔离；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。

7.2.3　交直流侧电击防护

7.2.3.1　直流侧电击防护，应至少满足以下一项要求：

a)带电部分与大地之间采用满足GB/T 16895.21-2020条款412要求双重或加强绝缘，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Ⅱ级或等效绝缘。

b)采用满足GB/T 16895.21-2020条款414的要求的安全特低电压电路。

7.2.3.2　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且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。

7.2.4　交直流侧过电流保护

7.2.4.1　直流侧过电流保护

7.2.4.1.1　光伏组串过电流保护：当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：

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

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

7.2.4.1.2　光伏子方阵过电流保护：当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：

  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　光伏方阵过电流保护：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：

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

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

7.2.4.2　交流侧过电流保护

系统应装设短路保护和过负荷保护，装设的上下级保护电器，其动作应具有选择性，且各级之间应能协调配合。交流侧过电流保护，具体应满足GB 50054的要求。

过电流保护

7.2.5　直流电弧保护

直流侧最大系统电压大于或等于80V的系统应具备直流电弧保护功能，当检测到故障电弧时，应切断故障电弧组串或关停故障电弧所在光伏阵列，并发出可视告警信号（就地信号或远程监控信号）。直流电弧保护具体要求，详见附录B。

7.2.6　快速关断

分布式光伏发电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80V以下，边界范围外的电压应降低到30V以下。快速关断具体要求，详见附录C。

7.2.7　绝缘故障保护

7.2.7.1　光伏方阵绝缘电阻探测

7.2.7.1.1　分布式光伏发电系统在运行前，应对光伏方阵和地之间的绝缘电阻进行探测。在运行过程中应至少每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。

7.2.7.1.2　当探测到光伏方阵与地间的绝缘电阻小于Umaxpv/30mA时，应：

a)非参考接地光伏方阵应指示故障；

b)非隔离型光伏方阵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；

c)功能接地光伏方阵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。

注1：非参考接地光伏方阵：光伏方阵非功能接地，光伏方阵与电网隔离（光伏方阵的主要直流导体既没有直接接地，也没有通过逆变器接地）。

注2：非隔离型光伏方阵：光伏方阵非功能接地，光伏方阵与电网不隔离（光伏方阵的直流电路通过非隔离型逆变器连接至参考接地系统）。

注3：功能接地光伏方阵：光伏方阵功能接地，光伏方阵与电网隔离（光伏方阵中的主要直流导体连接至功能接地）。

7.2.7.1.3　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Umaxpv/30mA，则故障指示可停止，并且系统可恢复正常工作。

绝缘检测

7.2.7.2　残余电流监控保护（适用于非隔离型光伏方阵和功能接地方阵）

7.2.7.2.1　非隔离型光伏方阵组成的光伏发电系统应具备残余电流监控保护功能。

7.2.7.2.2　当功能接地光伏方阵组成的光伏发电系统不具备接地故障中断措施时，则应具备残余电流监控保护功能。

7.2.7.2.3　残余电流监控系统应监测直流和交流总残余电流有效值，当监测到值超过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)非隔离型光伏方阵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)功能接地光伏方阵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。

7.2.7.2.4　当光伏方阵的绝缘电阻值高于Umaxpv/30mA，系统可尝试重新连接。

剩余电流检测

7.2.7.3　接地故障中断措施（适用于功能接地方阵）

7.2.7.3.1　当功能接地光伏方阵组成的光伏发电系统不具备残余电流监控保护功能时，则应具备接地故障中断措施。

7.2.7.3.2　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。

7.2.7.3.3　当直流侧出现接地故障时，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。

7.2.7.3.4　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；当电流传感器结合继电器等自动断开装置时，其额定电流值可与表1不同。

表1 接地故障中断装置的额定电流（适用于熔断器和断路器）

7.2.7.3.5　接地故障中断装置的动作要求：

a)当故障电流达到1.35倍额定电流时，应在60分钟内断开；

b)当故障电流达到2倍额定电流时，应在2分钟内断开。

7.2.7.4　接地故障指示

7.2.7.4.1　光伏发电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。

7.2.7.4.2　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。

7.2.8　电能质量

7.2.8.1　光伏发电站接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合GB/T 14549的规定。

7.2.8.2　光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压应符合GB/T 12325的规定。

7.2.8.3　光伏发电站引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合GB/T 12326的规定。

7.2.8.4　光伏发电站并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合GB/T 15543的规定。

7.2.8.5　光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5％。

电能质量在线监测

7.2.9　雷击和过电压防护

7.2.9.1　一般规定

7.2.9.1.1　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（LPS）。

7.2.9.1.2　对于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，或者通过引下线和接地极连接。当组件边框作为接闪器时，则应满足GB 50169中的要求。

7.2.9.1.3　对于组件无边框的系统，光伏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接地。

7.2.9.2　防雷接地连接

7.2.9.2.1　接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。

7.2.9.2.2　接地干线（网）连接、接地干线（网）与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。

7.2.9.2.3　接地线不应做其他用途。

7.2.9.2.4　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）。

7.2.9.2.5　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。

7.2.9.2.6　接地连接电阻应满足以下要求：

a)防雷接地电阻不大于10Ω；

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0.5Ω。

7.2.9.3　过电压保护

应根据GB/T 21714.2、GB/T 21714.3和GB/T 21714.4来评估浪涌保护器的必要性。一般逆变器中会安装直流SPD和交流SPD，但系统也可根据需要安装分散的SPD，此时应保证多个SPD的匹配性。SPD应尽可能靠近被保护的设备。

直流电涌保护

自复式过欠压保护器

7.2.10　光伏组串设计

7.2.10.1　方阵组串最大开路电压应不高于逆变器最大输入电压限值。

7.2.10.2　方阵组串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。

7.2.10.3　光伏组串并联时，各组串开路电压应在5％以内。

7.2.10.4　同一组串中的各光伏组件的电性能参数应在偏差范围内。

7.2.10.5　同一组串内组件的方位朝向、安装倾角应保持一致；同一路MPPT下，不同组串的组件类型、组件数量、方位朝向、安装倾角应保持一致。

7.2.11　电缆敷设

7.2.11.1　光伏方阵布线应满足本文件和GB/T 16895.21的要求。

7.2.11.2　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。应固定电缆以使其免受风/雪造成的疲劳，防止电缆接触尖锐楞缘。

7.2.11.3　光伏方阵应按使导电回路面积最小的方式布线。

7.2.11.4　光伏组串正极和负极电缆应从同一侧平行敷设。

7.2.12　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。

光伏运维系统

型号参数