DB11-T 1773-2022分布式光伏发电工程技术规范.pdf

ICS 27.160 CCS F 12 DB11 北京市地方标准 DB11/T 17732022 代替 DB11/T 17732020 分布式光伏发电工程技术规范 Technical code for distributed photovoltaic power engineering 2022-12-27 发布 2023-04-01 实施 北京市市场监督管理局 发 布 DB11/T 17732022 I 目次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.3 4 总体要求.4 5 设计.4 5.1 一般要求.4 5.2 系统设计.4 5.3 电气设计.6 5.4 接入设计.8 5.5 监控系统.10 5.6 安全要求.10 6 施工.11 6.1 一般要求.11 6.2 施工流程.11 6.3 施工要求.13 7 调试.18 7.1 一般要求.18 7.2 光伏矩阵调试与检测.19 7.3 逆变器调试与检测.19 7.4 并网箱调试与检测.19 7.5 监控系统调试.20 7.6 无功补偿装置.20 7.7 系统性能测试.20 8 验收.21 8.1 一般要求.21 8.2 验收项目.22 DB11/T 17732022 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020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。本文件代替DB11/T 17732020分布式光伏发电工程技术规范，与DB11/T 17732020相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术内容变化如下：a)增加了建筑物上安装光伏发电系统与建筑物相协调的要求（见 5.1.3）；b)删除了柔性轻型光伏组件安装要求（见 2020 版 5.2.1.6）；c)更改了建筑上安装光伏系统荷载作用和组合效应计算要求（见5.2.2.2 b，2020版5.2.2.2 b）；d)增加了组件旁路二极管和防反二极管的要求（见 5.3.1）；e)增加了光伏组串电流与电缆线径的要求（见 5.3.2.3，2020 版 5.3.2.3）；f)更改了逆变器符合标准要求的描述（见 5.3.4.1，2020 版 5.3.4.1）；g)增加了隔离变压器要求（见 5.3.4.5 e）；h)更改了分布式发电系统快速关断功能要求（见 5.6.1，2020 版 5.6.1）；i)更改了直流侧防浪涌能力要求（见 5.6.3，2020 版 5.6.3）；j)增加了无金属边框光伏组件防雷体系要求（见 5.6.5 e)）；k)增加了安装在建筑各部位的光伏组件的功能和性能要求（见 5.6.6）；l)增加了在既有建筑上增设或改造光伏系统功能要求和建筑节能要求（见 5.6.7）；m)增加了有限空间作业的要求（见 5.6.10）；n)增加了消防安全设计（见 5.6.12）；o)删除了第九章运行与维护。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 本文件起草单位：北京节能环保中心、北京鉴衡认证中心有限公司、国家电投集团北京电力有限公司、北京市消防救援总队、西城区消防救援支队、深圳赛能数字能源技术有限公司、北京能源学会、北京市标准化研究院、中国建筑科学研究院有限公司、北京金茂绿建科技有限公司、中节能衡准科技服务（北京）有限公司、北京京能能源技术研究有限责任公司、北京首能信通科技发展有限公司。本文件主要起草人：孙干、郁灿、吴京涛、陈文华、焦垒、李继伟、周巍、魏彤、杜林芳、黄波、李金鸿、王芳、李云浩、刘大为、尤建军、李文峰、贾月芹、陈向春、尹晓博、韩峦、柳晓斌、李忠武、韩一叶、马若腾、吴晓海、方振雷、冯武军、马运涛、董美智、白燕、刘奎。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2020年首次发布为DB11/T 17732020分布式光伏发电工程技术规范；本次为第一次修订。DB11/T 17732022 1 分布式光伏发电工程技术规范 1 范围 本文件规定了分布式光伏发电项目的总体要求、设计、施工、调试、验收等要求。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 2518 连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带 GB/T 4208 外壳防护等级（IP代码）GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型 GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差 GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变 GB/T 14048.2 低压开关设备和控制设备 第2部分：断路器 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波 GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡 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 18575 建筑幕墙抗震性能振动台试验方法 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 18802.31 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 18911 地面用薄膜光伏组件 设计鉴定和定型 GB/T 19064 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法 GB 20052 电力变压器能效限定值及能效等级 GB/T 21086 建筑幕墙 GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范 GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求 GB/T 33342 户用分布式光伏发电并网接口技术规范 GB/T 33599 光伏发电站并网运行控制规范 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 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范 GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求 DB11/T 17732022 2 GB/T 37655 光伏与建筑一体化发电系统验收规范 GB 50009 建筑结构荷载规范 GB 50011 建筑抗震设计规范 GB 50017 钢结构设计标准 GB 50018 冷弯薄壁型钢结构技术规范 GB 50052 供配电系统设计规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50068 建筑结构可靠性设计统一标准 GB 50116 火灾自动报警系统设计规范 GB 50140 建筑灭火器配置设计规范 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50153 工程结构可靠性设计统一标准 GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准 GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB 50172 电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范 GB 50191 构筑物抗震设计规范 GB 50205 钢结构工程施工质量验收标准 GB 50207 屋面工程质量验收规范 GB 50217 电力工程电缆设计标准 GB/T 50224 建筑防腐蚀工程施工质量验收标准 GB 50227 并联电容器装置设计规范 GB 50303 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50345 屋面工程技术规范 GB 50429 铝合金结构设计规范 GB 50693 坡屋面工程技术规范 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 50896 压型金属板工程应用技术规范 GB 51022 门式刚架轻型房屋钢结构技术规范 GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准 DL/T 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621 交流电气装置的接地 DL 5027 电力设备典型消防规程 DL/T 5044 电力工程直流电源系统设计技术规程 DL/T 5137 电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T 5222 导体和电器选择设计规程 JGJ/T 101 建筑抗震试验规程 JGJ 102 玻璃幕墙工程技术规范 JGJ 133 金属与石材幕墙工程技术规范 JGJ/T 139 玻璃幕墙工程质量检验标准 JG/T 490 太阳能光伏系统支架通用技术要求 DB11/T 17732022 3 JG/T 492 建筑用光伏构件通用技术要求 JG/T 516 建筑装饰用彩钢板 JG/T 535 建筑用柔性薄膜光伏组件 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 852 有限空间作业安全技术规范 DB11/T 1401 太阳能光伏发电系统数据采集及传输系统技术条件 DB11/T 1402 太阳能光伏在线监测系统接入规范 DB11/T 2036 分布式光伏发电系统电气安全技术规范 DB11/T 2037 光伏建筑一体化设计要求 3 术语和定义 下列术语和定义适用本文件。3.1 分布式光伏发电系统 distributed photovoltaic(PV)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。简称“光伏系统”。3.2 光伏组件 photovoltaic(PV)module 具有封装及内部联结的，能单独提供电流输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置。光伏组件按太阳电池封装类型可分为玻璃封装光伏组件和柔性封装光伏组件。3.3 建材型光伏构件 photovoltaic(PV)module as building components 集成封装光伏发电芯片，具有光伏发电功能和建材功能的建材构件。3.4 柔性光伏组件 flexible photovoltaic(PV)module 采用柔性材料封装，可以一定程度弯曲而保持组件各项性能不被破坏的轻型光伏组件。3.5 光伏组件串 photovoltaic(PV)modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。3.6 光伏阵列 photovoltaic(PV)array 将若干个光伏组件在机械和电器上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。3.7 额定容量 rated capacity 光伏系统中安装的逆变器的额定有功功率之和，计量单位是千瓦（kW）。3.8 蓄电池 Secondary battery 能将所获得的电能以化学能的形式贮存并将化学能转为电能的一种电化学装置。DB11/T 17732022 4 4 总体要求 4.1 光伏系统工程应进行勘察与可行性评估，并根据规划设计进行发电量预估。4.2 光伏系统设计应综合考虑辐照条件、建筑条件、并网条件、雷电环境及有关安全防护条件、安装和运输条件等因素，与建筑及周边环境相协调，并应符合安全可靠、适用、环保、美观，便于清洗和维护的要求。4.3 光伏建筑一体化系统应纳入建筑工程管理，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同时投入使用，建筑设计应根据光伏组件的类型、安装位置和安装方式，为光伏组件的安装、使用、维护和保养提供必要的承载条件和空间。4.4 光伏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。4.5 无人值守的光伏系统，应设置生产运行远程监控系统，并定期查看设备运行工况；具备条件的，宜布置远程视频监控系统，作为无人值守的补充监控手段，加强现场安全状态监控特别是恶劣气象条件下的监控。5 设计 5.1 一般要求 5.1.1 光伏系统应优先选用环保低碳、节能高效的材料和设备。5.1.2 在既有建筑物上安装光伏系统，必须进行建筑物结构安全复核，必要时须增加支撑结构，并应满足 GB 50153 的要求；电气安全应满足 GB 50303 的要求。5.1.3 安装于建筑物上的光伏系统不应超出建筑物结构轮廓线，其支撑结构的结构样式、建设高度、结构外沿应与建筑物立面相协调。5.1.4 安装于建筑物上的光伏系统的防雷设计应符合 GB 50057 的要求。5.1.5 光伏组件不宜产生光污染。5.1.6 光伏系统不应降低相邻建筑物的日照标准。5.1.7 对于采用双面发电光伏组件的光伏系统，可结合光伏方阵布置方案，设置光伏组件背面的反射措施。5.1.8 与建筑相结合的光伏系统其直流侧最大系统电压大于或等于 120V 时，宜设置直流电弧保护装置。5.1.9 光伏系统的过电压保护应选用低残压、低残流的防雷技术或产品；接地系统应优先选用隔离式分组接地防护技术。5.2 系统设计 5.2.1 基本要求 5.2.1.1 光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、光伏方阵至逆变器的各项损耗等因素后确定。5.2.1.2 宜配套组件清洗系统。5.2.1.3 结构安全设计应符合 GB 50068、GB 50153 的要求。5.2.1.4 光伏幕墙系统应设置防止构件坠落的警示标识、安全措施，应满足 GB/T 20186、JGJ 133、JGJ/T 365 的有关规定。5.2.1.5 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标识。DB11/T 17732022 5 5.2.2 支架和支撑系统 5.2.2.1 支架和支撑系统材料要求如下：a)支架和支撑系统应结合工程实际选用材料，金属支架的选用应符合 JG/T 490 的规定，应使用不燃材料；b)异质金属接触、紧固时，应采取防止电化学腐蚀的隔离措施。5.2.2.2 支架和支撑系统结构设计要求如下：a)支撑结构系统的强度、刚度和稳定性应符合 GB 50429 和 GB 50017 的要求；b)建筑上安装的光伏系统荷载，荷载作用和组合效应的计算，应符合 GB 50068、GB 50009、GB 50011、GB 50797 及其他标准的相关要求；厂房荷载应符合 GB 51022 的要求；c)对安装在有抗震要求的构筑物上的光伏系统，还应根据 GB 50191 的要求进行抗震设计。5.2.2.3 光伏幕墙结构设计应符合 GB/T 21086、JGJ 102、JGJ 203 的要求。宜根据建筑保温、隔热、隔声、防火、防水、防潮及其他方面的性能要求和光伏发电的结构特点，合理确定墙体结构、墙身构造、外观和区划，包括墙身构造层的功能分配及光伏幕墙的安装方式。建于防水或抗震性能要求较高的光伏幕墙，宜选择适当的结构单元，参照 JGJ/T 101 或 GB/T 18575 进行抗震性能试验。5.2.2.4 柔性光伏组件的支撑系统要求如下：a)组件支撑板件宜采用彩钢板、热镀锌钢板、镀铝锌钢板，材质设计应符合 JG/T 516、GB/T 2518的规定；b)组件支撑板件的板型设计与施工应符合 GB 50896 的相关规定。5.2.3 光伏方阵 5.2.3.1 光伏方阵安装方式分为固定式、可调式和跟踪式三种，应根据太阳辐射资源、气候条件、使用环境、安装容量、安装场地面积，负荷特性和运行管理方式等进行选择。注：安装容量指光伏系统中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是峰瓦（Wp）。5.2.3.2 光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角应结合项目当地多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件进行设计，应满足建筑屋顶排水坡度要求。5.2.3.3 光伏系统中，接入同一光伏组件串的各光伏组件的电性能参数宜保持一致，接入同一最大功率跟踪回路的光伏组件串的电压、组件朝向、安装倾角宜保持一致。5.2.3.4 光伏组件串的工作电压变化范围应在逆变器的最大功率追踪电压范围内。5.2.3.5 当两个以上的光伏组串连接到同一路最大功率点跟踪（MPPT），两个以上的光伏子方阵连接到同一逆变器时，应提供光伏组串/子方阵过电流保护；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。5.2.3.6 光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗和维修。5.2.3.7 屋面光伏系统方阵设置要求如下：a)应结合屋面的设备和设施统一合理布置；b)光伏组件及方阵布置应符合屋面的建筑防火要求；c)光伏方阵的构造及安装应有利通风散热要求。5.2.3.8 屋面光伏系统的防水设计要求如下：a)不应影响屋面雨水排放；b)光伏阵列基座与屋面结构层相连时，基座的强度应符合设计要求，基座与建筑主体结构连接应牢固，并应进行防水处理，其防水制作应符合 GB 50345 的规定；c)在屋面防水层上安装光伏组件时，其阵列基座下部应增设附加防水层；d)光伏系统的引线穿过屋面、阳台、墙体等处应预埋防水套管，并作防水密封处理，穿墙管线不DB11/T 17732022 6 应设在结构柱处。5.2.3.9 平屋面上安装光伏组件要求如下：a)采用安装型光伏组件时宜按最佳倾角设计；b)光伏组件可采用固定式或可调节式安装支架；c)光伏组件的周围屋面、检修通道、屋面的出入口和光伏方阵之间的人行通道上部应敷设保护层。注：安装型光伏组件指工厂生产的标准光伏组件。5.2.3.10 坡屋面上安装光伏组件要求如下：a)光伏组件、构件宜采用顺坡镶嵌、钩挂或顺坡架空等安装方式；b)在坡屋面上安装光伏组件时，宜采用建材型光伏构件；c)建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应设计合理的构造措施，符合屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求。5.2.3.11 阳台或平台栏板上安装光伏组要求如下：a)安装在阳台或平台栏板上的光伏组件宜有适当的倾角；b)安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与主体结构上的连接件可靠连接；c)在阳台或平台栏板安装光伏组件时，应采取保护人身安全的防护措施。5.2.3.12 墙面上安装光伏组件要求如下：a)光伏组件支撑结构应与墙面结构可靠连接；b)光伏组件与墙面的连接不应影响墙体的保温构造和节能效果；c)对安装在墙面上提供遮阳功能的光伏构件，应符合室内遮阳系数的要求。5.2.3.13 光伏幕墙方阵设计要求如下：a)应选用建材型光伏构件；b)光伏构件尺寸与幕墙分格尺寸应相协调，光伏构件表面颜色、质感应与幕墙协调统一；c)光伏幕墙不应降低整体建筑幕墙的抗风压性能、水密性能、气密性能、平面内变形性能、空气隔声性能、耐撞击性能等要求；d)光伏幕墙系统不应降低墙体和整体围护结构的保温节能效果；e)光伏幕墙设计应符合组件的散热要求；f)应考虑设置维修、清洗的设施与通道；g)光伏幕墙支撑结构体系设计应符合电气布线的安全和维护要求，对室内可透光位置如采光顶、透光幕墙、发电窗等，应兼顾玻璃采光性能，还应考虑隐藏线缆和接线盒，符合美观和安全的要求；h)光伏幕墙的热工性能应符合 DB11/T 2037 的相关要求；i)光伏幕墙的结构安全和防火性能应符合 JGJ 102 的要求和 DB11/T 2037 的相关要求；j)由建材型光伏构件构成的雨篷、檐口和采光顶，应符合建筑相应部位的刚度、强度、排水功能及防止空中坠物的安全要求。5.3 电气设计 5.3.1 组件 光伏组件应符合 GB/T 9535、GB/T 18911、JG/T 492、JGJ 203、JG/T 535。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，额定电流应不低于光伏组件短路电流的 1.4 倍。5.3.2 电缆 5.3.2.1 光伏系统用电缆的选择与敷设，应符合 GB 50217 的规定。DB11/T 17732022 7 5.3.2.2 当采用 1500V 电压系统时，电缆的绝缘性、护套厚度，椭圆度，绝缘电阻，热延伸，耐盐雾、烟雾、成束燃烧试验的差异，应通过 1500V 电缆相关测试要求。5.3.2.3 光伏组件与组串汇流箱、光伏组件与组串逆变器之间的电缆应符合 NB/T 42073 的规定。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最小额定电流、线路过电流保护值以及线路预期故障电流来确定，取最大电流值确定电缆线径。5.3.2.4 集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用 C 类阻燃电缆，进入建筑内部的电缆应不低于原有建筑对电缆防火等级的要求。5.3.2.5 光伏组件之间及组串与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。5.3.2.6 控制电缆或通讯电缆不宜与电力电缆敷设在同一电缆沟内，当无法避免时，应各置一侧，宜采用防火槽盒或防火隔板进行分隔。5.3.2.7 电缆及穿线管在穿越防火分区、楼板、墙体时，应采取防火保护措施，洞口、缝隙应采用防火封堵材料填塞密实。5.3.3 汇流箱 5.3.3.1 光伏直流汇流箱应满足 GB/T 34933 和 GB/T 34936 的要求，直流开关应为光伏专用直流开关。5.3.3.2 汇流箱应具有低残压、低残流的雷电防护能力，宜采用对接地电阻值不限制，且防护性能好的隔离式防雷接地汇流装置。5.3.3.3 汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护；对于多级汇流光伏发电系统，只需一级具有防逆流保护。5.3.4 逆变器 5.3.4.1 逆变器应符合 GB/T 37408 或 NB/T 32004 或 NB/T 42142 的规定。5.3.4.2 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、故障录波等功能。5.3.4.3 逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定，独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质确定。逆变器的数量应根据实际安装条件，光伏系统装机容量与单台逆变器额定容量，并结合逆变器允许接入的电流、电压值来确定，超配系数不宜大于 1.7。逆变器最大直流输入功率应符合公式（1）规定：1212+NINVNSSSSKKK .(1)式中：INVS逆变器最大直流输入功率，单位为瓦(W)；12NSSS、组件标称功率，单位为瓦（W）；12NKKK、超配系数。5.3.4.4 薄膜光伏组件方阵有负极接地要求时，应采用带隔离变压器的隔离型逆变器。5.3.4.5 隔离变压器的选择要求如下：a)应符合逆变器输出额定功率和接入电压等级的要求；b)隔离变压器的容量应与逆变器输出额定功率相匹配，且不宜小于逆变器输出额定功率；c)隔离变压器电网侧接线组别及接地方式应与接入电网相匹配；d)宜选用低损耗、低谐波的隔离变压器；e)当变压器为外部隔离变压器时，应无其他设备与逆变器连接到同一线圈。5.3.4.6 逆变器的通风及空气调节要求如下：DB11/T 17732022 8 a)室外安装时，宜背阴放置或增加遮阴措施；b)逆变器的环境温度应控制在设备允许范围内；c)逆变器安装室内应有通风设施，确保逆变器产生的废热能排离设备；d)出风口的朝向根据当地主导风向确定；e)进出风口应有防尘，防雨，防植物飞絮等措施。5.3.5 蓄电池与充放电控制设备 5.3.5.1 光伏系统可根据需求选配储能装置，储能装置容量应根据系统参数与用户需求确定，并应符合向负载提供持续、稳定电力的要求。5.3.5.2 光伏系统配置的储能电池组容量应根据负载功率、额定电压、工作电流、日平均用电时数、连续阴雨天数、储能电池的类型及其电气特性等参数确定。储能电池的总容量可按公式（2）计算:.(2)式中：CC 储能电池总容量，单位为千瓦时(kWh)；D 最长无日照期间用电时数，单位为小时(h)；F 储能电池放电效率的修正系数，通常为1.05；P0 负载功率，单位为千瓦(kW)；U 储能电池的放电深度，通常为0.50.8；Ka 综合效率系数，包括储能电池的放电效率，控制器、逆变器以及交流回路的效率，通常为0.70.8。5.3.5.3 储能电池根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、技术条件等因素选择，并符合下列规定：a)宜选用循环寿命长、充放电效率高、自放电小等性能优越的储能电池；b)宜选用大容量单体储能电池，减少并联数；储能电池串并联使用时，应由同型号、同容量、同制造厂的产品组成，并应具有一致性；c)储能系统应具有电池管理系统。宜具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能；d)充放电控制器应具有短路保护、过负荷保护、过充(放)保护、欠(过)压保护、反向放电保护、极性反接保护及防雷保护等功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能；e)充放电控制器应符合电磁兼容性要求。5.4 接入设计 5.4.1 基本要求 5.4.1.1 光伏系统发送的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。5.4.1.2 光伏系统应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，通信系统应符合电网安全运行对电力通信的要求。5.4.1.3 光伏系统接入电网时，其继电保护、通信和电能计量装置等接入方案应满足当地电网的要求。5.4.1.4 接入电网时，除应符合 GB/T 33599、GB/T 33342 的要求外，其他要求如下：a)光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间、公共电网与负荷之间应设置隔离装置，隔离装置应具有明显断开点指示及同时切断中性线功能；DB11/T 17732022 9 b)光伏系统在并网处设置的并网专用低压开关箱（柜）应设置隔离开关和断路器，断路器应采用可视断点的机械开关；c)并网专用开关箱（柜）应设置专用标示和“警 告”、“双电源”提示性文字和符号。5.4.1.5 光伏系统应在并网点设置专用的计量装置，并应符合 DL/T 5137 和 DL/T 448 的相关规定。5.4.2 变压器 5.4.2.1 升压主变压器的选择应符合 GB 20052、GB 24790、GB 50797、DL/T 5222 的规定。5.4.2.2 升压主变压器的其他要求如下：a)当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器；b)主变压器容量可按光伏系统的最大连续输出容量进行选取，宜选用标准容量。5.4.3 电气主接线 5.4.3.1 母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。5.4.3.2 光伏系统内 l0kV 系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。5.4.3.3 当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合 DL/T 620的规定。5.4.4 站内电源 5.4.4.1 光伏系统宜设置蓄电池组，向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。5.4.4.2 蓄电池组及充电装置的选择可按 DL/T 5044 的规定执行。5.4.5 无功补偿装置 5.4.5.1 光伏系统的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则配置。光伏系统无功电源特性应符合 GB/T 29321 的要求。5.4.5.2 并联电容器装置的设计应符合 GB 50227 的规定。5.4.5.3 无功补偿装置宜选用成套设备，其性能应符合 GB/T 29321 的要求。5.4.5.4 无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力。5.4.6 过电压保护和接地 5.4.6.1 光伏系统过电压保护设计应符合分布式光伏发电系统电气安全技术规范的要求。5.4.6.2 升压站区、就地逆变升压室的过电压保护和接地应符合 DL/T 620 和 DL/T 621 的规定。5.4.6.3 光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金属构件。5.4.6.4 光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应满足 GB 50797 的规定。5.4.6.5 光伏组件金属边框应与金属支架进行可靠的电气连接，且单个金属支架应至少在两端接地。当采用非金属支架时，光伏组件金属边框应使用引下线与接地网直接连接。5.4.6.6 对于室外布置的箱式逆变器和变压器等设备，宜充分利用其箱体金属外壳对设备进行雷电防护；当采用非金属箱体时，应设置接闪器对设备进行防护。5.4.7 并网要求 5.4.7.1 除发生电气故障或接收到来自电力调度部门的指令以外，光伏系统同时切除的功率应在电网DB11/T 17732022 10 允许的最大功率变化率范围内。5.4.7.2 电压与无功调节要求如下：a)应结合无功补偿类型和容量进行接入系统方案设计；b)小型光伏系统输出有功功率大于其额定功率的 50时，功率因数不应小于 0.98(超前或滞后）；输出有功功率在 2050%时，功率因数不应小于 0.95(超前或滞后）。5.4.8 电能质量 5.4.8.1 直接接入公用电网的光伏系统应在并网点装设电能质量在线监测装置；接入用户侧电网的光伏系统的电能质量监测装置应设置在关口计量点。电能质量数据应储存一年以上。5.4.8.2 光伏系统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。5.4.8.3 接入电网后，公共连接点的电压应符合 GB/T 12325 的规定。5.4.8.4 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。5.4.8.5 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。5.4.8.6 并网运行时，向电网馈送的直流电流分量最大不应超过其交流额定值的 0.5%。5.4.9 继电保护 5.4.9.1 光伏系统的保护应符合 GB/T 14285 的规定，且应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。5.4.9.2 光伏系统应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。5.4.9.3 在并网线路同时 T 接有其他用电负荷情况下，光伏系统防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。5.4.10 电能计量 电能计量应满足当地电网标准要求。5.5 监控系统 监控系统应满足 GB 50797、GB/T 34932、DB11/T 1401、DB11/T 1402 内相关要求。5.6 安全要求 5.6.1 直流汇流箱的光伏组件串保护、绝缘性能、电气间隙、爬电距离等电气安全相关项目应满足 GB/T 34933 和 GB/T 34936 的要求。5.6.2 室外型逆变器的外壳防护等级应不低于 GB/T 4208 规定的 IP54。5.6.3 光伏系统的交流侧浪涌保护器应符合 GB/T 18802.11 的要求，直流侧若使用浪涌保护器应符合GB/T 18802.31 的要求。5.6.4 光伏系统防雷要求如下：a)建筑上安装的光伏系统应采取防雷措施，并应作为建筑电气防雷设计的一部分，防雷等级分类和防雷措施应按 GB 50057 的相关要求执行；b)光伏系统和并网接口设备的防雷和接地措施，应符合 GB/T 16895.32 的相关要求。5.6.5 光伏系统接地要求如下：a)建筑上安装的光伏系统接地应与建筑电气系统接地联合统一设置，接地连接电阻应符合DB11/T 2036 分布式光伏发电系统电气安全技术规范的要求；DB11/T 17732022 11 b)光伏系统直流侧不得采用不接地的等电位保护；c)光伏系统的交流配电接地型式应与建筑配电系统接地型式相一致；d)光伏组件和构件的金属外框应可靠接地，光伏方阵应与建筑物防雷接地系统连结，连结点不得少于两处；e)采用无金属边框组件时，应在方阵周边设置符合建筑防雷要求的防雷体系。5.6.6 安装在建筑各部位的光伏组件，包括直接构成建筑围护结构的光伏构件及光伏阵列应满足该部位的建筑围护、建筑节能、结构安全和电气安全要求。5.6.7 在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并应满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。5.6.8 光伏系统的安装不应妨碍既有消防措施的功能。5.6.9 对于光伏组（构）件可能发生高空坠落及危险性较高区域，应明显标注相关警示标识。5.6.10 施工过程遇有限空间作业时，应确保双人作业，各项人身安全、设备设施安全措施检查后再进行操作；施工单位应指派专人担任施工现场安全员，除固定机位安全监控摄像设备外，应由安全员定时巡场并做好安全检查记录备查。5.6.11 有限空间作业应符合 DB11/T 852 的要求。5.6.12 消防安全设计要求如下：a)光伏系统周边应设置和配置消火栓、灭火器等消防设施设备，并应符合 GB 50140、GB50794和 DL 5027 的规定要求；b)光伏系统不得影响消防疏散通道和消防设施的使用；c)光伏系统不得遮挡窗户，不得影响影响人员逃生和灭火救援、人员施救和破拆排烟等工作；d)光伏系统不得直接设置在易燃、可燃、难燃材料的屋面、屋平面、坡屋面、阳台、墙面等位置；e)光伏系统的单个支架或单个组件不应跨越建筑变形缝和防火分区；f)消防器材的配备、安全逃生的要求应符合 GB 50797 的规定；g)光伏电站在配电室、电缆夹层及电缆竖井等处应设置火灾自动报警系统，并符合 GB 50116 的规定；h)屋面宜使用不燃材料的防水层，或在防水层与系统支架基座之间使用不燃材料进行分隔。6 施工 6.1 一般要求 6.1.1 光伏系统工程施工包括基座、光伏组（构）件、光伏支架、电气设备等。6.1.2 施工安装应符合设计要求。大型项目应单独编制安装施工方案，光伏建筑一体化系统的安装施工应纳入建筑设备安装施工组织设计，并应包括与主体结构施工、设备安装、建筑与环境相协调的配合方案以及安全措施等。6.1.3 施工安装前应进行测量放线。6.2 施工流程 6.2.1 安装型光伏系统施工工艺流程 安装型光伏系统施工工艺流程见图 1。DB11/T 17732022 12 注1：在既有屋顶安装宜选用配重式支架基础；注2：在新建建筑屋顶或墙体等部位安装宜选用预埋件且预埋件应与主体结构同时施工。图1 安装型光伏系统施工工艺流程 6.2.2 光伏发电瓦屋面系统施工工艺流程 光伏发电瓦屋面系统施工工艺流程见图 2。注：光伏发电瓦具有光伏发电功能和建材功能的瓦片。图2 光伏瓦屋面光伏系统施工工艺流程 6.2.3 光伏幕墙施工工艺流程 光伏幕墙施工工艺流程见图 3。注：根据幕墙构造形式不同，第4步“安装建材型光伏构件”和第7步“安装防火设施/保温”可互换。当采用单元式幕墙形式时，龙骨、光伏构件、保温防火材料等在工厂提前组装好，即第3步、第4步和第7步合成一步，直接在现场进行整体吊装。图3 光伏幕墙施工工艺流程 配重式支架基础施工 安装转接件 安装支架系统 安装光伏组件 安装电气设备 连接并调试 预埋件施工 或 安装挂瓦条 安装伏主瓦 安装光伏配瓦 安装电气设备 连接并调试 安装顺水条 安装电气设备 连接并调试 安装建材型光伏构件 安装龙骨/保温 安装转接件 安装防火设施/保温 封边及细部构造处理 打胶清洗 安装预埋件/后置埋件 DB11/T 17732022 13 6.2.4 粘接式柔性光伏组件屋面施工工艺流程 粘接式柔性光伏组件屋面施工工艺流程见图 4。图4 粘接式柔性光伏组件屋面施工工艺流程 6.2.5 框架式柔性光伏组件屋面施工工艺流程 框架式柔性光伏组件屋面施工工艺流程见图 5。图5 框架式柔性光伏组件屋面施工工艺流程 6.3 施工要求 6.3.1 基本要求 6.3.1.1 建筑物上的光伏系统的安装与施工，不应破坏建筑物的结构和建筑物的附属设施，不应影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载的能力。6.3.1.2 方阵支架施工及组件安装完成后，应先对设施和设备采取保护措施，再进入电气安装施工。6.3.1.3 穿过楼板、屋面和墙面的电缆，其防水套管与建筑主体结构之间的缝隙，应做好防水、防火密封，并做好建筑物表面的光洁处理。6.3.1.4 光伏系统的电气装置安装应符合 GB 50303 的要求。电缆线路施工，应符合 GB 50168 的要求。6.3.1.5 系统、光伏方阵、组串等所用的光伏汇流箱、接线盒均应设带电警示标