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DB11T 2036-2022 分布式光伏发电系统电气安全技术规范.pdf

图1光伏方阵布线示例

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GB50797、GB50016、GB50229、GB50974和GB51251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。

DB11/T2036—2022 6.2.11.6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

7.1.1 系统施工安装应依据GB50794和DB11/T1773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。

7.2.1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【最新现行】GBT 50459-2017 油气输送管道跨越工程设计标准.pdf，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。

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。

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； 6 逆变器的安装高度应避免儿童接触； 逆变器的通风孔应无堵塞，风机运转正常； C d) 逆变器外壳应可靠接地。

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。

连接器安装应满足以下要求 9） 配对使用的连接器应是同厂家同型号：

b) 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。

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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 口应进行防火封堵，套管管卡的固定点位应满足设计要求，

防雷接地安装应满足以下要求： a) 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； b） 1 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； ? 1 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、强度减弱或锈蚀等问题； g) 1M 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。

8.1.1 系统验收应依据GB/T50796和DB11/T1773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。

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表2各阶段验收内容（

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 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

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6.2.8.2.6的

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 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1MQ，

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/T37408或NB/T32004或NB/T42142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/T7251.1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。

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；

F 验收内容及总结。

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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

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： ? 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月 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月 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

附录A （资料性） 光伏系统电气结构图

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。

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

图A.2光伏组串+集中式逆变器组成的光伏系统

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连接器的外壳防护等级应不低于GB/个4208中的IP65

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500Ω，试验电压值由表B.1确定，

表B.1额定脉冲电压

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 nin，应无击穿和闪络。

附录C （规范性） 直流串联电弧保护

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拆迁安置房高层建筑施工组织设计，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/T14048.3 的要求。 C.14申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.2.1保护装置包括电弧检测期和电弧断路器。 C.2.2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2.5s且电孤能量小于750J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。

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

开关装置安宜装于光伏组件或接线盒的输出

可通过逆变器控制实现灭弧保护。

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