分布式户用太阳能光伏系统执行标准3.docx

. 实 施 标 准 编号XXXXXXXXX 分布式户用太阳能光伏并网系统（草案）2012xxxx发布 2012xxxx实施嘉兴优太太阳能有限公司 发 布.目 次前 言11、范围22、规范性引用文件23、术语和定义34、系统构成65、计量要求96、安装方式187、施工要求208、并网技术要求239、监控技术要求3510、运营维护36前 言本标准根据GB/T 19064-2003家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法，并根据家用太阳能并网光伏系统的实际情况加以制定。本标准格式根据GB/T1.1-2000标准化工作导则 第1部分:标准的结构和编写规则和GB/T 1.2-2002标准化工作导则 第2部分:标准中规范性技术要素内容的确定方法的规定进行编写。本标准由嘉兴优太太阳能有限公司提出， 本标准起草部门：嘉兴优太太阳能有限公司光伏投资事业部本标准主要起草人：xxx、xxx。本标准自xxxx年xx月首发布。1、 范围本标准规定了分布式户用太阳能光伏并网系统的术语和定义、产品分类、计量要求、安装模式、施工注意事项、系统维护、分布式并网、系统监控。本标准适用于户用太阳能光伏发电系统。2、 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DL/T 448 电能计量装置技术管理规定DL/T 5202-2004 电能量计量系统设计技术规程DL/T645多功能电能表通信协议GB 17625.2 电磁兼容 限值 对额定电流不大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制GB 4208 外壳防护等级(IP代码) GB 50205 钢结构工程施工质量验收规范 GB 50207 屋面工程质量验收规范 GB 50212 建筑防腐蚀工程施工及验收规范 GB 50224 建筑防腐蚀工程质量检验评定标准GB 50303 建筑电气工程施工质量验收规范 GB/T 11287 继电器、继电保护装置振动(正弦)试验GB/T 14537 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB/T 22264 安装式数字显示电测量仪表GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压偏差GB/T 12326-2008 电能质量 电压波动和闪变GB/T 14549-93 电能质量 公用电网谐波GB/T 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡GB/T 17626.2 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 21086 建筑幕墙 GB/T20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性GB/Z 17625.3 电磁兼容 限值 对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制GB50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备 第一部分: 型式试验和部分型式试验成套设备GB-T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB-T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性IEC 60364-7-712 建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统IEC 61000 电磁兼容性(EMC).环境.各种环境下的低频磁场IEC 61727-2004 光伏(PV)系统.电网接口的特性IEC62116 并网逆变器防孤岛测试方法JGJ/T139 玻璃幕墙工程质量检验标准 SJ/T11127 光伏（PV）发电系统过电压保护-导则YD/T 1208 800MHz CDMA蜂窝移动通信网无线智能网(WIN)阶段1:接口技术要求YD/T 1214 900/1800MHz TDMA数字蜂窝移动通信网通用分组无线业务(GPRS)设备技术要求:移动台3、 术语和定义3.1 光伏电站 photovoltaic(PV) power station包含所有变压器、逆变器（单台或多台）、相关的BOS（平衡系统部件）和太阳电池方阵在内的发电系统。3.2 并网光伏电站 grid-connected PV power station接入公用电网运行的光伏电站。3.3 逆变器 invertor将光伏电站的直流电变换成交流电的设备。用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、逆变器和控制器均可属于逆变器的一部分。注1：具备控制、保护和滤波功能，用于电源和电网之间接口的任何静态功率变换器。有时被称作功率调节子系统、功率变换系统、静态变换器、或者功率调节单元。注2：由于其整体化的属性，在维修或维护时才要求逆变器与电网完全断开。在其他所有的时间里，无论逆变器是否在向电网输送光伏能源，控制电路保持与电网的连接，以监测电网状态。“停止向电网线路送电”的说法在本规定中普遍使用。应该认识到在发生跳闸时，例如过电压跳闸，逆变器不会与电网完全断开。逆变器维护时可以通过一个电网交流断路开关来实现与电网完全断开。3.4 光伏建筑一体化Building Integrated PV (BIPV)BIPV技术是将太阳能发电（光伏）产品集成到建筑上的技术。3.5 智能电能表 smart electricity meter由测量单元、数据处理单元、通信单元等组成，具有电能量计量、信息存储及处理、实时监测、自动控制、信息交互等功能的电能表。3.6 需量 demand规定时间内的平均功率。3.7 冻结 freeze存储特定时刻重要数据的操作。3.8 时段、费率 time consumption，rates将一天中的24小时划分成的若干时间区段称之为时段；一般分为尖、峰、平、谷时段。与电能消耗时段相对应的计算电费的价格体系称为费率。3.9 公网通信 communication via public network采用无线公网信道，如：GSM/GPRS、CDMA等实现数据传输的通信。3.10 阶梯电价 step tariff针对阶梯电量制定的单位电价。3.11 公共连接点 point of common coupling (PCC)电力系统中一个以上用户的连接处。3.12 并网点 point of interconnection（POI）对于通过升压变压器接入电网的发电系统，指与电网直接连接的升压变高压侧母线。对于不通过变压器直接接入电网的发电系统，指发电系统的输出汇总点，并网点也称为接入点（point of integration）。3.13 孤岛效应 islanding电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛效应可分为非计划性孤岛效应和计划性孤岛效应。3.14 非计划性孤岛效应 unintentional islanding非计划、不受控地发生孤岛效应。3.15 计划性孤岛效应 intentional islanding按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛效应。3.16 防孤岛效应 anti-islanding禁止非计划性孤岛效应的发生。注：非计划性孤岛效应发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全；干扰电网的正常合闸；电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。3.17 功率因数 power factor由发电站输出总有功功率与总无功功率计算而得的功率因数。功率因数(PF)计算公式为：式中：Pout电站输出总有功功率；Qout电站输出总无功功率。3.18 供电机构electric utility一般来说，指负责电力供应和低压配电系统安装、运行和维护的机构。3.19 电网调度机构power system operator负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。4、 系统构成分布式户用太阳能光伏并网系统主要包括光伏电池组件方阵、并网逆变器、计量装置、监控装置。4.1 光伏电池组件方阵4.1.1 一般规定太阳能电池组件方阵由一个或多个太阳能电池组件构成。如果组件不止一个，各组件的电流和电压应基本一致, 以减少串、并联组合损失。太阳能电池方阵的总功率应依据现场可安装面积确定；太阳能电池组件串并联的组件数量应依据所设计的系统的电压电流要求确定。太阳能电池方阵支架用于支撑太阳能电池组件。太阳能电池方阵及所有的紧固件的结构设计要保证组件与支架的连接牢固可靠，并能够更换太阳能电池组件。太阳能电池方阵及支架必须能够抵抗120km/h的风力而不被损坏。太阳能电池方阵可以安装在屋顶上，但方阵支架必须与建筑物的主体结构相连接，而不能连接在屋顶材料上。对于地面安装的太阳能电池方阵，太阳能电池组件与地面之间的最小间距推荐在0.3m以上，以降低风阻并减少泥污溅上组件及增加散热。立柱的底部必须牢固地连接在基础上，以便能够承受太阳能电池方阵的重量并能承受设计风速。支架可以是倾角可调节的，也可以是安装在一个固定的角度。固定角度的选择以使太阳能电池方阵在设计月份 (例如平均日辐射量最差的月份) 中获得最大的发电量。或者采用BIPV方式安装，组件作为建材应用到建筑物整体设计中。4.1.2 具体要求 组件的具体要求按GB/T 9535-1998及GB/T 18911-2002执行，包括外观检查、标志、严重外观缺陷、标准测试条件下的性能、绝缘试验、温度系数的测量、额定工作温度的测量、额定工作温度下的性能、低辐照度下的性能、室外暴露试验、热斑耐久试验、紫外试验、温度循环试验、湿冷试验、湿热试验、接线端强度试验、机械载荷试验、冰雹试验、湿漏电流试验、旁路二极管温度试验等。4.2 并网逆变器4.2.1 一般规定产品应符合GB-T 19939-2005、GB-T 20046-2006、IEC 61727-2004的规定，并应按照规定程序审批和签署完整的图样及技术文件制造。4.2.2 具体要求a) 性能指标包括：逆变效率、并网电流谐波、功率因数、工作电压、工作频率、直流分量、噪声。其中 “逆变效率”的技术指标是按照目前我国光伏专用逆变器的技术水平拟定，“噪声”的技术指标参考GB19606-2004家用和类似用途电器噪声限值拟定，其他测试项目的技术指标参照GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求、GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性拟定。b) 电磁兼容性包括：电压波动和闪烁、发射要求、抗扰度。测试项目的技术指标主要参照GB 17625.2 电磁兼容 限值 对额定电流不大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制、GB/Z 17625.3 电磁兼容 限值 对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生的电压波动和闪烁的限制、GB/T 17626.2 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验、GB/T 17626.3 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验等电磁兼容标准拟定。c) 保护功能包括：电网故障保护、防反放电保护、极性反接保护、过载保护。其中，防孤岛测试方法和技术要求主要参考IEC62116 并网逆变器防孤岛测试方法拟定，其他测试项目主要参考GB/T 19939-2005光伏系统并网技术要求、GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性拟定。d) 绝缘耐压试验包括：绝缘电阻和绝缘强度。测试项目的技术指标主要参照GB7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备 第一部分: 型式试验和部分型式试验成套设备拟定。e) 外壳防护等级主要依据GB 4208的有关规定。4.3 计量装置4.3.1 一般规定a) 户用型光伏并网系统采用双向智能电能计量表，具有双向累计电量功能，并且与原抄表系统兼容。b) 智能电表安装尺寸以及接口和软件与原有抄表系统匹配。c) 智能电表应采用精度0.5S或者以上。4.3.2 具体要求 分布式户用太阳能光伏系统应采用双向智能电能计量表，参照标准GB/T 22264。4.4 监控装置4.4.1 一般规定a) 监控系统设备选型应该做到安全可靠、经济实用和技术先进。应采用具有开放性和可扩展性、抗干扰能力强、成熟可靠的产品。b) 监控系统应能实现对发电系统可靠、合理、完善的监视、测量、控制、并具有遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能，具有与上级调度中心计算机系统交换信息的能力。4.4.2 具体要求监控系统能具备数据采集与处理、事件记录与报警、系统运行监控、发电控制、电能质量监测、能量管理与预测、在线统计与制表、时钟同步、系统自诊断与自恢复、系统维护、外部接口，并且符合本标准规定。5、 计量要求光伏电站应装设符合DL/T 448 电能计量装置技术管理规定和DL/T 5202-2004电能量计量系统设计技术规程的独立的电能计量设备。计量设备的技术等级应符合国家电力法规、安全规程和技术规定，具有电力计量部门校验合格的证书或测试报告。与并网运行有关的电能计量装置应按电力部门的规定在投产前装设，光伏电站计量装置原则上设置在并网点，具体安装位置在并网协议中明确。大型和中型光伏电站采集的电量信息应通过通信接入电网调度机构，通信规约符合DL/T645多功能电能表通信协议。5.1 电能计量a) 具有正向、反向有功电能量和四象限无功电能量计量功能，并可以据此设置组合有功和组合无功电能量。b) 具有分时计量功能；有功、无功电能量应对尖、峰、平、谷等各时段电能量及总电能量分别进行累计、存储；不应采用各分相电能量算术加的方式计算总电能。c) 具有计量分相有功电能量功能；不应采用各分相电能量算术加的方式计算总电能量。5.2 需量测量a) 在约定的时间间隔内（一般为一个月），测量双向最大需量，分时段最大需量及其出现的日期和时间。b) 需量周期可在5、10、15、30、60min中选择；滑差式需量周期的滑差时间可以在1、2、3、5min中选择；需量周期应为滑差时间的5的整倍数。c) 总的最大需量测量应连续进行；各费率时段最大需量的测量应在相应的费率时段内完整的测量周期内进行。d) 当发生电量清零、时钟调整、时段转换、需量周期变更、功率潮流方向转换等情况时，电能表应从当前时刻开始，按照需量周期进行需量测量；当第一个需量周期完成后，按滑差间隔开始最大需量记录；在不完整的需量周期内，不应做最大需量的记录。5.3 时钟a) 应采用具有温度补偿功能的内置硬件时钟电路；在-25+60的温度范围内：时钟准确度应1s/d；在参比温度（23）下，时钟准确度0.5s/d。b) 时钟应具有日历、计时、闰年自动转换功能。c) 应使用环保型的锂电池作为时钟备用电源；时钟备用电源在电能表寿命周期内无需更换，断电后应维持内部时钟正确工作时间累计不少于5年；电池电压不足时，电能表应给予报警提示。d) 日期和时间的设置必须有防止非授权人操作的安全措施。e) 广播校时不受密码和硬件编程开关限制；电能表只接受小于或者等于5分钟的时钟误差校时；每日只允许校时一次，且应尽量避免在电能表执行冻结或结算数据转存操作前后5分钟内进行。5.4 费率和时段a) 至少应支持尖、峰、平、谷四个费率。b) 全年至少可设置2个时区；24小时内至少可以设置8个时段；时段最小间隔为15分钟，且应大于电能表内设定的需量周期；时段可以跨越零点设置。c) 应支持节假日和公休日特殊费率时段的设置。d) 应具有两套可以任意编程的费率和时段，并可在设定的时间点起用另一套费率和时段。5.5 清零5.5.1 电表清零a) 清除电能表内存储的电能量、最大需量、冻结量、事件记录、负荷记录等数据。b) 清零操作应作为事件永久记录，应有防止非授权人操作的安全措施，如：设置硬件编程开关、操作密码或封印管理以及保留清零前数据等。c) 电能表底度值只能清零，禁止设定。5.5.2 需量清零a) 清空电能表内当前的最大需量及发生的日期、时间等数据。b) 需量清零应有防止非授权人操作的措施。5.5.3 数据存储a) 至少应能存储上12个结算日的单向或双向总电能和各费率电能数据；数据转存分界时刻为月末的24时（月初零时），或在每月的1号至28号内的整点时刻。b) 至少应能存储上12个结算日的单向或双向最大需量、各费率最大需量及其出现的日期和时间数据；数据转存分界时刻为月末的24时（月初零时），或在每月的1号至28号内的整点时刻；月末转存的同时，当月的最大需量值应自动复零。c) 在电能表电源断电的情况下，所有与结算有关的数据应至少保存10年，其它数据至少保存3年。5.6 数据存储a) 至少应能存储上12个结算日的单向或双向总电能和各费率电能数据；数据转存分界时刻为月末的24时（月初零时），或在每月的1号至28号内的整点时刻。b) 至少应能存储上12个结算日的单向或双向最大需量、各费率最大需量及其出现的日期和时间数据；数据转存分界时刻为月末的24时（月初零时），或在每月的1号至28号内的整点时刻；月末转存的同时，当月的最大需量值应自动复零。c) 在电能表电源断电的情况下，所有与结算有关的数据应至少保存10年，其它数据至少保存3年。5.7 冻结a) 定时冻结：按照约定的时刻及时间间隔冻结电能量数据；每个冻结量至少应保存12次。b) 瞬时冻结：在非正常情况下，冻结当前的日历、时间、所有电能量和重要测量量的数据；瞬时冻结量应保存最后3次的数据。c) 日冻结：存储每天零点的电能量，应可存储2个月的数据量。d) 约定冻结：在新老两套费率/时段转换、阶梯电价转换或电力公司认为有特殊需要时，冻结转换时刻的电能量以及其他重要数据。e) 整点冻结：存储整点时刻或半点时刻的有功总电能，应可存储96个数据。5.8 事件记录a) 应记录各相失压的总次数，最近10次失压发生时刻、结束时刻及对应的电能量数据等信息；失压功能应满足DL/T 566的技术要求。b) 应记录各相断相的总次数，最近10次断相发生时刻、结束时刻及对应的电能量数据等信息。c) 应记录各相失流的总次数，最近10次失流发生时刻、结束时刻及对应的电能量数据等信息。d) 应记录最近10次全失压发生时刻、结束时刻、及对应的电流值；全失压后程序不应紊乱，所有数据都不应丢失，且保存时间应不小于180天；电压恢复后，电能表应正常工作。e) 应记录电压（流）逆相序总次数，最近10次发生时刻、结束时刻及其对应的电能量数据。f) 应记录掉电的总次数，以及最近10次掉电发生及结束的时刻。g) 应记录需量清零的总次数，以及最近10次需量清零的时刻、操作者代码。h) 应记录编程总次数，以及最近10次编程的时刻、操作者代码、编程项的数据标识。i) 应记录校时总次数（不包含广播校时），以及最近10次校时的时刻、操作者代码。j) 应记录各相过负荷总次数、总时间，最近10次过负荷的持续时间。k) 应记录开表盖总次数，最近10次开表盖事件的发生、结束时刻。l) 应记录开端钮盖总次数，最近10次开端钮盖事件的发生、结束时刻。m) 永久记录电能表清零事件的发生时刻及清零时的电能量数据。n) 应记录最近10次远程控制拉闸和最近10次远程控制合闸事件，记录拉、合闸事件发生时刻和电能量等数据。o) 应支持失压、断相、开表盖、开端钮盖、内部程序错误等重要事件记录主动上报。5.9 通信通信信道物理层必须独立，任意一条通信信道的损坏都不得影响其它信道正常工作。当有重要事件发生时，宜支持主动上报。5.9.1 RS485通信a) RS485接口必须和电能表内部电路实行电气隔离，并有失效保护电路。b) RS485接口应满足DL/T 6452007电气要求，并能耐受交流电压380V、2分钟不损坏的试验。c) RS485接口通信速率可设置，标准速率为1200bps、2400bps 、4800bps 、9600bps，缺省值为2400bps。d) RS485接口通信遵循DL/T 6452007协议及其备案文件。5.9.2 红外通信a) 应具备调制型或接触式红外接口。b) 红外接口的电气和机械性能应满足DL/T 6452007的要求。c) 调制型红外接口的缺省的通信速率为1200bps。d) 红外通信遵循DL/T 6452007协议及其备案文件。5.9.3 载波通信a) 电能表可配置窄带或宽带载波模块。b) 电能表与载波通信模块之间的通信遵循DL/T 6452007协议及其备案文件。c) 如采用外置即插即用型载波通信模块的电能表，载波通信接口应有失效保护电路，即在未接入、接入或更换通信模块时，不应对电能表自身的性能、运行参数以及正常计量造成影响。d) 在载波通信时，电能表的计量性能、存储的计量数据和参数不应受到影响和改变。5.9.4 公网通信a) 电能表的无线通信接口组件应采用模块化设计；更换或去掉通信模块后，电能表自身的性能、运行参数以及正常计量不应受到影响；更换通信网络时，应只需更换通信模块和软件配置，而不应更换整只电能表。b) 当有重要事件发生时，应主动上报主站。c) 应能将主站命令转发给所连接的其他智能装置，以及将其他智能装置的返回信息传送给主站的功能。如转发其他智能装置的信息不成功，应返回否认帧。d) 无线（GSM/GPRS、CDMA等）通信模块应符合通信行业标准YD/T 1214和YD/T 1208的有关要求。e) 支持TCP与UDP两种通信方式，通信方式由主站设定，默认为TCP方式；在TCP通信方式下，终端初始化后和到心跳周期时，应主动与主站心跳3次，如不成功则在下一个心跳周期之前不再主动心跳；心跳周期由主站设置。f) 支持“永久在线”、“被动激活”两种工作模式；工作模式可由主站设定。g) 公网通信底层协议应符合DL/T 6452007及其备案文件的要求。5.10 信号输出5.10.1 电能量脉冲输出a) 应具备与所计量的电能量（有功/无功）成正比的光脉冲输出和电脉冲输出。b) 光脉冲输出采用超亮、长寿命LED器件，脉冲宽度：80ms20ms。c) 电脉冲输出应有电气隔离，并能从正面采集。5.10.2 多功能信号输出a) 多功能信号输出端子可输出时间信号、需量周期信号或时段投切信号；三种信号通过软件设置、转换；电能表初次上电，或断电再上电后，多功能信号输出初始化为时间信号输出。b) 时间信号为秒信号；需量周期信号、时段投切信号为80ms20ms的脉冲信号。5.10.3 控制输出电能表可输出电脉冲或电平开关信号，控制外部报警装置或负荷开关。5.11 显示a) 应具备自动循环和按键两种显示方式；自动循环显示时间间隔可在520秒内设置；按键显示时，LCD应启动背光，带电时无操作60s后自动关闭背光。b) 显示内容分为数值、代码和符号三种。c) 电能表可显示电能量、需量、电压、电流、功率、时间、剩余金额等各类数值，数值显示位数不少于8位，显示小数位可以设置；显示的数值单位应采用国家法定计量单位，如：kW、 kvar、 kWh、kvarh、V、A等；d) 显示符号可包括功率方向、费率、象限、编程状态、相线、电池欠压、故障（如失压、断相、逆相序）等标志；e) 显示代码包括显示内容编码和出错代码；电能表如果发生出错故障，显示器应立即停留在该代码上；出错代码至少应包括下列故障类型：内部程序错误、时钟错误、存储器故障或损坏；显示代码参见附录B。f) 显示内容可通过编程进行设置。g) 应具有停电后唤醒显示的功能。5.12 测量a) 可测量总及各分相有功功率、无功功率、功率因数、分相电压、分相（含零线）电流、频率等运行参数。b) 测量误差（引用误差）不超过1。5.13 安全保护电能表应具备编程开关和编程密码双重防护措施，以防止非授权人进行编程操作。电能表仅在允许编程状态才能进行编程操作，广播校时和读表操作不受编程开关的控制。5.13.1 编程开关a) 编程开关应采用按键式设计，且只有在打开封印后方能触及到编程开关。b) 在可编程状态下，若240分钟内没有任何操作，电能表将自动关闭编程状态。5.13.2 编程密码a) 电能表需先通过编程密码验证才能执行编程或其他特殊操作。b) 密码采用两级管理，每一级密码由6位阿拉伯数字组成；密码权限等级不同，可执行的操作不同。c) 具有高等级密码权限的人员，可修改低等级密码，并执行低等级密码的所有操作。d) 连续3次密码输入错误，电能表将自动关闭编程功能24小时。5.14 费控功能a) 费控功能的实现分为本地和远程两种方式；本地方式通过CPU卡、射频卡等固态介质实现，远程方式通过公网、载波等虚拟介质和远程售电系统实现。b) 当剩余金额小于或等于设定的报警金额时，电能表应能以声、光或其他方式提醒用户；透支金额应实时记录，当透支金额低于设定的透支门限金额时，电能表应发出断电信号，控制负荷开关中断供电；当电能表接收到有效的续交电费信息后，应首先扣除透支金额，当剩余金额大于设定值（默认为零）时，方可通过远程或本地方式使电能表处于允许合闸状态，由用户人工恢复供电。c) 剩余金额不能超过设计允许的电能表最大储值金额；最大储值金额由电能表显示位数决定。d) 电能表的预存电费金额应能与表内的剩余金额进行准确迭加。e) 完成电费预存后，电能表应能将剩余金额、电能表用电参数等信息，按照不同的费控方式返写至固态介质或通过虚拟介质传回售电系统。f) 电能表不应接受使用非指定介质输入购电金额等信息。g) 若用户遗失CPU卡或射频卡，通过一定的补遗程序可获得补发的新卡；电能表应接受补发的CPU卡或射频卡，并拒绝原卡继续使用。h) 当使用非指定介质或进行非法操作时，电能表应能进行有效防护；在非指定介质或非法操作撤销后，电能表应能正常工作且数据不丢失。i) 购电卡插入电能表后3s内，应完成相应的读写操作。j) 可通过固态介质对电能表内的用电参数进行设置，除用户购电信息外的其他用电参数设置应通过编程开关和密码验证使电能表处于编程允许状态方可进行。k) 在保证安全的情况下，可通过虚拟介质对电能表内的用电参数进行设置；不提倡通过载波通信信道实现费率时段表、电价方案等用电参数的远程预置。5.15 负荷记录a) 负荷记录内容可以从DL/T 6452007定义的“电压、电流、频率”、“有、无功功率”、“功率因数”、“有、无功总电能”、“四象限无功总电能”、“当前需量”六类数据项中任意组合。b) 负荷记录间隔时间可以在160min范围内设置；每类负荷记录的间隔时间可以相同，也可以不同。c) 负荷记录的存储空间应至少保证在记录正反向有功总电能、无功总电能、四象限无功，间隔时间为1min的情况下不少于40天的数据量。5.16 阶梯电价 具有两套阶梯电价，并可在设置时间点启用另一套阶梯电价计费。5.17 停电抄表a) 在停电状态下，能通过按键或非接触方式唤醒电能表抄读数据。b) 电能表停电唤醒后应能通过红外通信方式抄读表内数据。5.18 报警a) 应有发光或声音报警输出。b) 光报警采用红色常亮指示，当事件恢复正常后报警自动结束。c) 声报警生效后，可通过按键关闭，当事件恢复正常后报警自动结束。d) 报警事件包括：失压、失流、逆相序、过载、功率反向（双向表除外）、电池欠压等。5.19 辅助电源a) 电能表可配置辅助电源接线端子。b) 辅助电源供电电压为100240V交、直流自适应。c) 具备辅助电源的电能表，应以辅助电源供电优先；线路和辅助电源两种供电方式应能实现无间断自动转换。5.20 安全认证a) 通过固态介质或虚拟介质对电能表进行参数设置、预存电费、信息返写和下发远程控制命令操作时，需通过严格的密码验证或ESAM模块等安全认证，以确保数据传输安全可靠。b) ESAM模块的加密算法应采用国密算法。6、 安装方式分布式户用太阳能光伏并网系统按照民用屋顶结构形式不同，采用适合的安装方式。6.1 平屋顶 平屋顶既是承重构件,又是围护结构。为满足多方面的功能要求,屋顶构造具有多种材料叠合、多层次做法的特点。坡度一般低于5%。安装方式采用阵列式倾斜安装或者BIPV方式安装。a) 列式倾斜安装方式在此种安装方式中，若屋顶承重载荷允许，则可采取现场浇筑水泥墩作为光伏支架固定的基础，光伏支架与水泥基础通过膨胀螺栓或预埋件进行固定，此种方式优点是可以尽量避免破坏屋顶原有防水层；若屋顶承重载荷不允许浇筑水泥基础，则可在有承重梁接触的屋顶面积部分采取膨胀螺栓或者化学螺栓与支架进行固定，在与屋面的固定点需要重新做好防水保护结构。b) BIPV安装方式此种安装方式即需要将光伏电站与房屋整体结构结合起来，达到光伏电站与建筑物的完美融合，可采用将平面屋顶进行“平改坡”改造，即将平面屋顶改造成南北方向的斜面坡屋顶，朝南向屋顶由BIPV光伏组件及必要支架组成，需要达到成为一个整体的防水面，朝北向屋顶由树脂瓦、彩钢瓦等材料组成，整个斜屋顶可以对建筑物起到防水、防晒的作用。6.2 坡屋顶坡屋顶的常见形式有:单坡、双坡屋顶等。坡屋顶的屋面防水材料多为瓦材,坡度一般可为10%100%，一般10%20%多用于金属板材屋面，20%以上多用于平瓦及油毡瓦屋面。安装方式采用平铺方式，或者BIPV方式。6.3 其他形式屋顶 其他形式的屋顶包括悬索屋顶、薄亮 屋顶、拱屋顶、折板屋顶等，采用BIPV方式。6.4 地面地面安装系统采用阵列式倾斜安装或者BIPV方式安装。其中BIPV方式安装是指，可以在地面搭架一个类似车棚的钢结构框架，在向阳面采取BIPV组件进行安装，北面采取传统材料安装，则即可以利用了阳光照射的面积，又最小程度的减少了土地的占用面积。7、 施工要求7.1 一般规定7.1.1 新建建筑光伏系统的安装施工应纳入建筑设备安装施工组织设计，并制定相应的安装施工方案和特殊安全措施。a) 设计文件齐备，且已审查通过；b) 施工组织设计及施工方案已经批准；c) 场地、电、道路等条件能满足正常施工需要；d) 预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管和设施符合设计图纸，并已验收合格。7.1.2 光伏系统安装前应具备以下条件：7.1.3 光伏系统安装时应制定详细的施工流程与操作方案，选择易于施工、维护的作业方式。7.1.4 安装光伏系统时，应对已完成土建工程的部位采取保护措施。7.1.5 施工安装人员应采取以下防触电措施：a) 应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具；b) 在建筑场地附近安装光伏系统时，应保护和隔离安装位置上空的架空电线；c) 不应在雨、雪、大风天作业。7.1.6 光伏系统安装施工时还应采取以下安全措施：a) 光伏系统的产品和部件在存放、搬运、吊装等过程中不得碰撞受损。光伏组件吊装时，其底部要衬垫木，背面不得受到任何碰撞和重压；b) 光伏组件在安装时表面应铺遮光板，遮挡阳光，防止电击危险；c) 光伏组件的输出电缆不得非正常短路；d) 对无断弧功能的开关进行连接时，不得在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通正负极或断开；e) 连接完成或部分完成的光伏系统，遇有光伏组件破裂的情况应及时设置限制接近的措施，并由专业人员处置；f) 电路接通后应注意热斑效应的影响，不得局部遮挡光伏组件；g) 在坡度大于 10的坡屋面上安装施工，应设置专用踏脚板。7.2 基座a) 安装光伏组件或方阵的支架应设置基座。b) 基座应与建筑主体结构连接牢固，并由专业施工人员完成施工。c) 屋面结构层上现场砌（浇）筑的基座，完工后应做防水处理，并应符合国家现行标准屋面工程质量验收规范 GB 50207 的要求。d) 预制基座应放置平稳、整齐，不得破坏屋面的防水层。e) 钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，在支架安装前应涂防腐涂料，并妥善保护。f) 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。7.3 支架a) 安装光伏组件或方阵的支架应按设计要求制作。钢结构支架的安装和焊接应符合国家现行标准钢结构工程施工质量验收规范 GB 50205 的要求。b) 支架应按设计要求安装在主体结构上，位置准确，与主体结构固定牢靠。c) 固定支架前应根据现场安装条件采取合理的抗风措施。d) 钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。e) 钢结构支架焊接完毕，应按设计要求做防腐处理。防腐施工应符合国家现行标准建筑防腐蚀工程施工及验收规范 GB 50212 和建筑防腐蚀工程质量检验评定标准 GB 50224 的要求。7.4 组件a) 光伏组件上应标有带电警告标识，光伏组件强度应满足设计强度要求。b) 光伏组件或方阵应按设计要求可靠地固定在支架或连接件上。c) 光伏组件或方阵应排列整齐，光伏组件之间的连接件，应便于拆卸和更换。d) 光伏组件或方阵与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙，不得被施工等杂物填塞。e) 光伏组件或方阵安装时必须严格遵守生产厂家指定的其他条件。f) 坡屋面上安装光伏组件时，其周边的防水连接构造必须严格按设计要求施工，不得渗漏。g) 光伏幕墙的安装应符合以下要求：双玻光伏幕墙应满足国家现行标准玻璃幕墙工程质量检验标准 JGJ/T139 的相关规定；光伏幕墙应排列整齐、表面平整、缝宽均匀，安装允许偏差应满足国家现行标准建筑幕墙 GB/T 21086 的相关规定；光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测。h) 在盐雾、寒冷、积雪等地区安装光伏组件时，应与产品生产厂家协商制定合理的安装施工方案。i) 在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、结构状况，选择可靠的安装方法。7.5 电气系统a) 电气装置安装应符合现行国家标准建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50303 的相关要求。b) 电缆线路施工应符合现行国家标准电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB50168 的相关要求。c) 电气系统接地应符合现行国家标准电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB50169 的相关要求。d) 光伏系统直流侧施工时，应标识正负极性，并宜分别布线。e) 带蓄能装置的光伏系统，蓄电池的上方和周围不得堆放杂物，保障蓄电池的正常通风，防止蓄电池两极短路。f) 在并网逆变器等控制器的表面，不得设置其他电气设备和堆放杂物，保证设备的通风环境。g) 穿过楼、屋面和外墙的引线应做防水套管和防水密封措施。7.6 系统调试和检测a) 建筑工程验收前应对光伏系统进行调试与检测。b) 调试和检测应符合国家现行标准的相关规定。8、 并网技术要求8.1 逆变器技术要求8.1.1 一般规定a) 标准试验条件标准的试验条件见表1影响量和影响因素标准试验条件环境温度 1535大气压力 kPa86106相对湿度45%75%工作位置垂直安装，任一方向不超过2b) 影响量和影响因素标称范围的标准极限值表2 影响量和影响因素标称范围的标准极限值影响量和影响因素标称范围 环境温度 -5+40、 045、-10+50(+55)24h日平均温度不超过35 大气压力kPa80110相对湿度最湿的月平均最大相对温度为90%，同时该月的月平均最低温度为25，且表面无凝露，最高温度为40时，平均最大相对温度不超过50%。工作位置偏离基准位置任一方向5。c) 对使用场所的其它要求i. 使用场所不出现超过GB/T 11287和GB/T 14537规定的严酷等级为级的振动和冲击值；ii. 使用场所不得有爆炸危险的介质，周围介质不含有腐蚀金属和破坏绝缘的气体及导电介质，不允许充满水蒸汽及较严重的霉菌存在；iii. 使用场所应具有防御雨、雪、沙的设施；iv. 使用场所任一方向不超过0.5mT外磁场院感应强度。d) 环境温度极端范围极限值环境温度极端范围极限值为-25和+65。在运输、贮存的条件下，产品不加激励量，应能耐受此范围内的温度极限值，不应出现不可恢复的损坏。e) 基本技术参数：i. 电网额定电压：单相：220Vii. 允许电网电压波动范围：180V260Viii. 允许电网频率：49.850.2HZ8.1.2 绝缘性能a) 除非另有规定，考核绝缘性能的大气条件均不应超出下列范围：i. 环境温度为1535；ii. 相对温度为45%75%；iii. 大气压力为86kpa 106kpa。考核绝缘性能在产品处于自然干燥和没有自热条件下进行。b) 绝缘电阻用测试仪器测量有关部位的绝缘电阻，应符合以下规定：i. 各独立电路与地（即金属框架）之间的绝缘电阻应不小于10M；ii. 无电气联系的各电路之间的绝缘电阻应不小于10M；iii. 产品内直流汇流排和电压小母线，在断开所有其它连接支路时，对地之间绝缘电阻应不小于10M；c) 介质强度i. 产品的下列部位应进行介质强度试验：1. 各独立电路与地（金属框架）之间；2. 无电气联系的各电路之间；3. 产品内直流汇流排和电压小母线，在断开所有其它连接支路时与地之间。ii. 介质强度试验电压值i.中所列部位，应能承受频率为50Hz5Hz之间，表3所列的正弦波试验电压值（也可采用直流电压），历时1min的试验，绝缘不应出现击穿或闪络现象。表3绝缘试验的试验等级额定绝缘电压Un V绝缘电阻测试仪器的电压等级V试验电压kV冲击电压kVUn6025010（15）160Un30050020（30）5300Un500100025（375）12注：1 括号内数据为直流介质强度试验值。2 抽样试验和出厂试验时，介质强度试验允许试验电压高于表11中规定值的10%，试验时间为1s。d) 冲击电压设备各电路与地（即金属框架之间），交流电路与直流电路之间，应能承受标准雷电波的短时冲击电压试验。承受冲击电压后，设备的主要功能应符合出厂试验项目要求，在试验过程中，允许出现不导致损坏绝缘的闪络。如果出现闪络，刚应复查绝缘电阻及介质强度，介质强度试验电压为规定值的75%。8.1.3 温升当环境温度为1535，产品输出额定电压和额定电流，并输入电压为额定电压的110%时，其各元器件的温升不得超过表4的规定。并且发热元件的温度不应影响周围元器件的正常工作和损坏。表4温升要求元器件（部件）名称温 升整流管外壳70功率管外壳55电阻元件25（距外表30mm处空间）变压器电抗器80母线连接处铜铜铜搪锡铜搪锡铜镀银铜镀银铝搪锡铝搪锡铝搪锡铜镀银5060805555操作手柄金属的绝缘材料的151）251）可接触的外壳和覆板金属表面绝缘表面302）402）注： 1 装在设备内部的操作手柄，因只有门打开后才能被触及且不经常操作，其温升允许略高于表中的数字。 2 除非另有规定，对可以接触，但正常工作时不需触及的外壳和覆板，允许其温升比表14中的数据高10K。8.1.4 噪音在额定负载和周围环境噪间不大于40dB的条件下，距设备内噪音源水平位置1m处，测得产品的噪声最大值应不大于60dB（A级）。8.1.5 耐湿热性能设备应能承爱GB/7261-1987中21规定的交变湿热试验，产品在最高温度为+40、试验周期为两周期（48h）的条件下，经交变湿热试验，在试验结束前2h内，用规定开路电压值的测试仪表，分别测量规定部位的绝缘电阻，应不小于0.5M,其介质强度为规定试验电压的75%。8.1.6 防护等级不低于IP20。8.1.7 防触电措施a) 防触电分为防直接触电和防间接触电两种。b) 对直接触电的防护应从结构上考虑防护措施，例如加隔离挡板、防护门、加绝缘防护等。c) 对间接触电应采用保护电路进行防护。保护电路由单独的保护导体或导电构件（或两者都有）组成，用以防止设备内部故障的扩大，也可用以防止设备相联系的外部电路故障的扩大，并应满足以下要求。i. 设备的各裸露的非带电的导电部件之间，以及它们与保护电路之间的电连续性，设备内任意应该接地的点至总接地之间的电阻应不大于0.1,并且接地端子有明显的标志,且符合有关标准的要求。ii. 裸露的非带电的导