《电力企业通信站光伏电源系统技术要求》

ICS

DL/T××××—××××

备案号：DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/T××××—××××

电力企业通信站光伏电源系统技术要求

TechnicalrequirementofcommunicationstationPVpowersystemforelectric

powerenterprises

（征求意见稿）

2012-××-××发布2012-××-××实施

国家能源局发布

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I

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1范围

本标准规定了电力行业通信站光伏电源系统的总体技术要求、主要设备技术要求、系统

要求、安装技术要求、系统调试方法等内容。

本标准适用于电力通信站用电源系统。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适

用于本文件。凡是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/T700碳素结构钢

GB/T1591低合金高强度结构钢

GB/T2423.10电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Fc：振动（正弦）

GB/T3859.2半导体变流器应用导则

GB4208外壳防护等级(IP代码)

GB/T6495.3光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据

GB/T9535地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型

GB/T13912金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法

GB/T16935.1低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验

GB/T18911地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型

GB/T19638.2固定型阀控密封式铅酸蓄电池

GB/T20047.1光伏(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求

GB/T22473储能铅酸蓄电池

GB/T25294电力综合控制机柜通用技术要求

GB50009建筑结构荷载规范

GB50017钢结构设计规范

GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

DL548电力系统通信站防雷运行管理规程

SJ/T11169锂电池标准

YD/T585通信用配电设备

YD/T731通信用高频开关整流器

YD/T983通信电源设备电磁兼容性限值及测量方法

3术语、定义和缩略语

3.1术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1.1光伏电源系统PVpowersystems

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光伏电源系统系指利用光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。系统

由光伏组件方阵、系统控制器、蓄电池、配电设备及电路保护等部件通过电气连接组成，并

可以与风机、油机等供电设备共同供电。

3.1.2光伏组件PVmodule

可将光能转换为电能、具有封装及内部联结并单独提供直流电输出的、最小不可分割的

太阳电池组合装置。

3.1.3光伏组件方阵PVarray

由若干光伏组件在机械和电气上按一定关系组合在一起，并具有固定支撑结构及串并联

关系的直流发电单元。

3.1.4光伏组串PVstring

为了达到一定的电压值，而将若干个光伏组件通过导线串联成一串，称为光伏组串。

3.1.5系统控制器systemcontrolunit

对光伏组件方阵进行发电控制，同时又能控制其它供电系统的接入，并包含直流配电单

元的控制装置。

3.1.6汇流箱junctionbox

用于光伏组件方阵电流并联汇接，并内置防雷、接地保护元件的室外装置。

3.1.7逐级投入式step-by-stepswitchingmode

采用光伏组件子方阵的逐级投入和逐级切除方法实现对蓄电池充电电流和系统电压进

行调节的控制方式。

3.1.8变换稳压式DC/DCconvertermode

采用直流-直流变换方法实现对蓄电池充电电流和系统电压进行调节的控制方式。

3.1.9脉宽调制式PWMmode

采用脉冲宽度调制的方法控制输入电压的占空比，实现对蓄电池充电电流和系统电压进

行调节的控制方式。

3.1.10高频开关电源high-frequencyswitchingpowersupply

高频开关电源是一种采用功率半导体器件作为开关器件，通过周期性间断工作，控制开

关器件占空比来调整输出电压的设备。

3.1.11真太阳时truesolartime

太阳视圆面中心连续两次上中天的时间间隔叫做真太阳日,1真太阳日又分为24真太阳

时。这个时间系统称为真太阳时。

3.2缩略语

3.2.1PWMPulseWidthModulation脉冲宽度调制

3.2.2LVDLowVoltageDisconnect欠压断开保护功能

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3.2.3MTBFMeanTimeBetweenFailure平均无故障时间

3.2.4PLCPowerLineCommunication电力线载波通信

3.2.5PVPhotovoltaic光伏

3.2.6PEProtectingearthing保护接地

4总则

4.1电力通信站用光伏电源系统应可以稳定、可靠、安全的运行。

4.2电力通信站用光伏电源系统所提供电源供电质量应能满足站内用电负载的要求。

4.3无人值守通信站应具备远程及本地集中监视与控制功能，监视内容建议包括光伏组件及

光伏组串工作状态。

4.4对于无人值守通信站，光伏组件方阵的安装应避免遮挡，并应具备一定的防盗、防破坏

能力。

5主要设备技术要求

5.1光伏组件

5.1.1外观

5.1.1.1应采用平板型晶体硅光伏组件。

5.1.1.2光伏组件的外观，应符合GB/T9535中10.1的规定。

5.1.2电气性能

5.1.2.1额定功率

光伏组件的额定输出功率应在额定电压（见GB/T6495.3-1996的附录A）下进行测量。

组件实际输出功率的负偏差不能超过-3%。

5.1.2.2绝缘性能

光伏组件的绝缘性能，应符合GB/T9535中10.3的规定。

5.1.2.3转换效率

5.1.2.3.1光伏组件的转换效率应不小于13.5%

5.1.2.3.2转换效率应按以下公式计算：

1000组件额定容量(Wp)

组件光电转化效率＝100%

组件外形最大长度(mm)组件外形最大宽度(mm)

5.1.3结构要求

光伏组件的结构，应符合GB/T20047.1的规定。

5.1.4环境温度

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-40℃～＋85℃

5.1.5监测功能

对于无人值守站，宜针对单块组件提供模块化的在线监测功能。

5.1.6环境试验要求

光伏组件应满足下列实验的规定。

5.1.6.1室外曝露试验

5.1.6.1.1光伏组件的室外暴露试验方法，应按GB/T9535中10.8的规定执行。

5.1.6.1.2试验后的光伏组件，应符合GB/T9535中10.8.5的规定。

5.1.6.2热斑耐久试验

5.1.6.2.1光伏组件的热斑耐久试验方法，应按GB/T9535中10.9的规定执行。

5.1.6.2.2试验后的光伏组件，应符合GB/T9535中10.9.7的规定。

5.1.6.3紫外线试验

光伏组件的紫外线试验方法，应按GB/T9535中10.10的规定执行。

5.1.6.4热循环试验

光伏组件的热循环试验方法，应按GB/T9535中10.11的规定执行。

5.1.6.5湿-冷试验

光伏组件的湿-冷试验方法，应按GB/T9535中10.12的规定执行。

5.1.6.6湿-热试验

光伏组件的湿-热试验方法，应按GB/T9535中10.13的规定执行。

5.1.6.7引线端强度试验

光伏组件的引线端强度试验方法，应按GB/T9535中10.14的规定执行。

5.1.6.8扭曲试验

光伏组件的扭曲试验方法，应按GB/T9535中10.15的规定执行。

5.1.6.9机械载荷试验

光伏组件的机械载荷试验方法，应按GB/T9535中10.16的规定执行。

5.1.6.10冰雹试验

光伏组件的冰雹试验方法，应按GB/T9535中10.17的规定执行。

5.1.6.11低辐照度下的性能

光伏组件的低辐照度下的性能，应符合GB/T9535中10.7的规定。

5.1.7薄膜光伏组件

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薄膜光伏组件的技术要求和试验方法，应按GB/T18911的规定执行。

5.1.8支架

5.1.8.1外观

应表面平整，无毛刺；热浸镀锌镀层均匀，无漏镀；螺栓孔处无残渣。

5.1.8.2材质

对于一般支架材料常用的角钢、槽钢等材质，机械性能应符合GB/T700、GB/T1591的

规定。对一些特殊材料宜视具体要求进行选择。

5.1.8.3支架的结构性能

支架的结构设计，应符合GB50009和GB50017的规定。

5.1.8.4表面防腐处理

对户外使用的支架或其它结构件材料均要求热浸镀锌，按GB/T13912的规定执行；对

户内设备或材料，应按户内相应防腐处理相关标准执行；对沿海有盐雾的地区，应采用铅合

金支架阳极钝化防腐处理。

5.1.8.5螺栓、螺母的要求

作为紧固联接件，要求保证联接强度（有时要求紧密性）。通常采用六角头螺栓、螺母，

机械强度参照粗制（GB5-76）和螺母粗制（GB41-76）等标准。螺栓、螺母表面均应采用达

克罗防腐处理。对于一些特殊要求可以采用防盗螺栓和螺母；对于沿海有盐雾腐蚀严重地区，

应采用不锈材质螺栓、螺母。

5.1.8.6支架与基础的联接

a）地面或屋面安装方式：

如果采用槽钢，基础槽钢与地脚螺栓应采用双螺母紧固，地脚螺栓尺寸≥M16，并且要

求地脚螺栓与混凝土基础钢筋焊接牢固。如果不采用槽钢，支架的地脚应与基础内的预埋

件直接进行牢固焊接。

b）架空平台安装方式：

要求方阵支架基础槽钢与紧固件有牢固的连接。

5.2蓄电池技术要求

5.2.1类型

蓄电池应选用适合光伏电源系统充放电特性的类型。宜采用铅酸蓄电池、锂电池等。

5.2.2外观

蓄电池外观应无漏液、裂纹、污迹及变形；标识应清晰。

5.2.3结构

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5.2.3.1蓄电池的正、负极端子应有明显标志，且便于连接。

5.2.3.2铅酸蓄电池应符合GB/T19638.2中6.1.7的规定，锂电池应符合SJ/T11169中

4.1的规定。

5.2.3.3其他类型蓄电池的结构要求，应符合我国有关国家标准的规定。

5.2.4容量性能

5.2.4.1铅酸蓄电池的容量，应满足GB/T22473中5.2的要求。

5.2.4.2其他类型蓄电池的容量性能要求，应符合我国有关国家标准的规定。

5.2.5蓄电池架

5.2.5.1蓄电池架的材质、规格、尺寸、承重应满足安装蓄电池的要求。

5.2.5.2对于要求抗震设防的通信站，蓄电池架应为抗震架，且与地面牢固连接。对于地震

设计烈度为8度及以上的站点，还应与房屋柱体连接。

5.3系统控制器

5.3.1一般要求

5.3.1.1系统控制器的额定电压等级应为-48Vdc，正极接地。

5.3.1.2根据控制方式，系统控制器可以分为以下三种类型：

a）逐级投入式：充放电效率应大于98%

b）脉宽调制式：充放电效率应大于98%

c）变换稳压式：充放电效率应大于92%

5.3.2正常使用环境条件

a）环境温度：室外型应满足-30℃～+55℃；室内型应满足-10℃～+50℃。环境温度

为0℃以下时，不要求控制器的显示功能。

b）相对湿度：≤98%，无凝露；

c）海拔高度：≤1000米不降容；超过1000米，应按GB/T3859.2附录B的规定

降容使用。

5.3.3贮存运输条件

a）温度：-30～70℃；

b）振动：频率10~50Hz、振幅0.35mm、扫频循环5次。应符合GB/T2423.10中

第5.1节、第5.2节和第5.3节的规定。

5.3.4外观与机械结构

5.3.4.1机柜（箱）外观

5.3.4.1.1系统控制器机柜（箱）的机壳面板应平整、镀层牢固、防腐保护涂层匀称；所有

标记、标牌应清晰可辨，无剥落、锈蚀、裂痕、明显变形等现象。

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5.3.4.1.2机柜（箱）的外观应符合GB/T25294中5.5.1的规定。

5.3.4.2机柜（箱）的机械结构

5.3.4.2.1系统控制器机柜（箱）宜采用墙挂式或落地式安装。

5.3.4.2.2机柜（箱）的机械结构应考虑到设备成套性的要求，设计尺寸应符合GB/T3047.1

的规定。

5.3.4.3机柜（箱）的防护等级和装配

5.3.4.3.1室内型机柜防护等级应达到IP20；室外型机柜的防护等级应达到IP55。

5.3.4.3.2机柜（箱）的连接导线和颜色标志，应符合YD/T585中5.14和5.15的规定。

5.3.5系统控制器的功能要求

5.3.5.1系统控制器应具备以下基本功能：

a）对输出电压的控制功能。

b）防止蓄电池通过光伏组件反向放电的保护功能。

c）能够承受负载、光伏组件或蓄电池极性反接的电路保护。

d）过流与短路的自动保护功能。过流或短路故障排除后应能自动或人工恢复正常

工作状态。

e）蓄电池组过压、欠压保护功能。系统控制器输出电压的过、欠电压值应可以根

据要求设定。

f）系统的交流输入分路应具备断路器保护装置；系统直流输出分路应具备熔断器

（或断路器）保护装置。

g）远端监控功能。

5.3.5.2系统控制器应具备以下状态显示功能：

a）系统电压。

b）蓄电池电压/电流。

c）负载电流。

d）光伏组件方阵电流。

e）蓄电池工作状态/温度。

f）告警信息。

5.3.5.3系统控制器应具备以下设置功能：

a）工作模式设置。

b）系统浮充电压设置。

c）系统均充电压设置。

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d）LVD激活和恢复电压设置。

e）蓄电池电压告警门限设置。

f）光伏组件方阵告警门限设置。

g）温度补偿系数设置。

h）系统中光伏组件子方阵的数目设置。

i）通信接口波特率设置。

j）站名设置。

5.3.5.4系统控制器应具备以下告警功能：

a）蓄电池电压越限。

b）蓄电池温度越限。

c）环境温度越限。

d）蓄电池、负载熔丝熔断。

e）LVD激活。

f）系统控制器故障。

g）光伏组件方阵故障。

h）声、光告警。

5.3.5.5系统控制器应能提供最近31天的日统计数据和最近12个月的月统计数据，其中至

少应包括：

a）太阳能发电量（单位：WH）

b）设备累计功耗（单位：WH）

c）电池累计充电量（单位：AH）

d）电池累计放电量（单位：AH）

e）系统最高电压（单位：V）

f）系统最低电压（单位：V）

g）蓄电池最高温度（单位：℃）

h）蓄电池最低温度（单位：℃）

5.3.5.6系统控制器应具备以下监控功能：

a）实时监视系统工作状态；

b）采集和存储系统运行参数；

c）按照监控中心的命令对被控设备进行控制。

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d）遥测：蓄电池电压、蓄电池充放电电流、蓄电池温度、负载电流、光伏组件方

阵输出电压/电流。

e）遥信：蓄电池过、欠压告警，直流输出过流告警，熔断器/断路器告警，光伏组

件方阵工作状态。

f）干接点输入监视、干接点输出告警。

g）通信接口：采用RS232、RS485或以太网通信接口。

h）通信规约：采用MODBUS通信规约或其它相关电力规约。

5.3.5.7系统控制器的平均无故障时间(MTBF)不少于10万小时。

5.3.5.8系统控制器应具备以下输入分路：

a）至少2路光伏组件子方阵输入接口。

b）其他电源接口（指高频开关电源、油机、风力发电机等）

c）能接入至少2组蓄电池。

d）其它供电方式输入接口。

e）防雷保护装置。

f）过流保护装置。

g）防反接保护装置。

h）防反向充电保护装置。

5.3.5.9系统控制器的直流输出分路，应从从蓄电池组引出；数量应与负载路数相匹配，并

在此基础上考虑适当的冗余。

5.3.5.10系统输入端应具备浪涌保护装置，至少能承受电流脉冲（8/20us、20kA线）的冲

击；对于多雷及强雷区，应能承受电流脉冲（8/20us、40kA线）的冲击。

5.3.5.11系统控制器的可闻噪音应不大于55dB（A）。

5.3.5.12当市电电压为额定值，输出电压为稳压工作上限值，输出电流为额定值时，铜母

线本体（远离连接处）温升不应高于35℃，铜母线螺钉固定连接处（镀锡）温升不应高于

55℃。

5.3.5.13系统控制器的空载损耗（静态耗电）不能超过其额定充电电流的1%。

5.3.5.14充放电回路全程压降不能超过系统额定电压的2%至5%。

5.3.6系统控制器的安全要求

5.3.6.1绝缘电阻

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在环境温度为15℃～35℃，相对湿度为90%，试验电压为直流500V时，交流电路和直

流电路对地、交流部分对直流部分的绝缘电阻均要求不低于2MΩ。

5.3.6.2抗电强度

5.3.6.2.1抗电强度应符合GB16935.1的规定。

5.3.6.2.2输入对输出，交流有效值1500V（此项仅对变换稳压式系统控制器）；

5.3.6.2.3输入对地，交流有效值1500V；

5.3.6.2.4输出对地，交流有效值1500V。

5.3.6.3系统接触电流

系统接触电流应不大于3.5mA。

5.3.7系统电磁兼容性要求

5.3.7.1传导骚扰限值应符合YD/T983中第5.1条的要求。

5.3.7.2辐射骚扰限值应符合YD/T983中第5.2条要求。

5.3.7.3系统控制器机柜（箱）应能保护产品抵御静电的破坏，其保护能力应符合YD/T983

第7.3条表9中“静电放电”的要求，应能承受不低于8kV静电电压的冲击。

5.4汇流箱

5.4.1安装位置

汇流箱应安装在光伏组件方阵背面的框架结构上，如方阵背面的框架结构上不具备安装

条件，宜选择连接线缆最节省且便于安装、接线的位置进行安装。

5.4.2防雷接地

汇流箱输出端应配置防雷器，正极、负极都应具备防雷功能，规格应满足如下要求：

a）最大持续工作电压（Uc）：Uc>1.3Uco(STC)

b）最大放电电流（Imax）：Imax（8/20）:≥40kA,标称放电电流In:In(8/20):≥20kA

c）电压保护水平（Up）：Up是在标称放电电流In下的测试，具体应用要求见表5-1

d）防雷器应具有脱离器和故障指示功能

表5-1电压保护水平

汇流箱额定直流电压Un(V)电压保护水平Up(kV)

Un<=60<1.1

60<=Un<=250<1.5

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250<Un<=400<2.5

5.4.3电气间隙和爬电距离

汇流箱的电气间隙应不小于6mm，爬电距离应不小于10mm。

5.4.4监测功能

对于无人值守站，宜对每个光伏组串的电流、电压分别进行监测。

5.4.5通讯功能

当需要监测每个光伏组串的工作状态时，汇流箱内应配备通讯接口。接口类型宜采用

RS485、PLC等。

5.4.6外壳防护等级

汇流箱外壳防护等级应达到IP55。

5.4.7警告标示

汇流箱应标有箱内金属部件带电的警告标示。

5.4.8材质要求

汇流箱材质可以采用冷轧钢板（喷室外塑）、镀锌金属或塑料。

5.5直流、交流配电柜（户内、户外）

5.5.1直流、交流配电柜（箱）内安全要求

5.5.1.1各类电气元件、仪表、开关和线路应排列整齐，安装牢固，操作方便，柜（箱）内

无积尘积水和杂物。

5.5.1.2落地安装的箱、柜底面应高出地面50~100mm，操作手柄中心距地面应为

1200~1500mm；箱、柜、板前方1.2m的范围内应无障碍物（因工艺布置设备安装确有困难时

可以减至0.8m，但不能影响箱门开启和操作）。

5.5.2箱体PE可靠

配电柜（箱）的所有金属构件，凡因漏电可能呈现对地电压处，应有可靠的接地故障保

护，接地故障保护的选择应根据配电系统的接地形式确定。且应符合以下要求：

a）应保持导电的连续性，不得有任何脱节现象。

b）电气设备的接地或接零支线应单独与接地或接零干线相连接，接地或接零支线

之间不能够串联。

c）PE线应有足够的机械强度和防松脱措施，以及足够的导电能力和热稳定性。

d）保护接地的接地体，其允许的最大接地电阻值应符合我国有关国家标准的规定。

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5.5.3电气元件及线路安全要求

电气元件及线路应接触良好，连接可靠，无严重发热，烧损现象。

5.5.4柜（箱）内插座安装要求

a）单相两孔插座，面对插座右极应接相线，左极应接零线。

b）单相两孔插座上下安装时，零线应在下方，相线应在上方。

c）单相三孔插座，面对插座上孔应接PE线，右极应接相线，左极应接工作零线。

d）四孔插座应用于380V电源，上孔应接PE线，交流、直流或不同电源的插座在

同一场所时，应有明显区别或标志。

5.5.5保护装置齐全，与负载匹配合理

a）一般熔断元件的短路保护额定电流应不大于导线允许载流量的2.5倍。如按负荷

计算，熔断元件短路保护额定电流可以为1.5~2.5倍负荷额定工作电流。

b）对于自动开关，单相短路电流应不小于脱扣器整定电流的1.5倍。

c）柜（箱）以外不能有裸带电体外露。

d）装设在箱、柜外表面或配电板上的电气元件，应有可靠的屏护。

5.5.6编号、识别标记齐全、醒目

a）柜（箱）都应有设施本身的编号，可以根据有利于管理的实际情况确定编号形

式和内容。

b）柜（箱）上每一处开关，每一组熔断器，都应有表明控制对象的名称、标记及

对应图示，并与实际情况相符。

5.6高频开关电源

高频开关电源的技术要求，应符合YD/T731的规定。

5.7电缆

5.7.1材质

应采用铜质材料。电气性能应符合我国有关国家标准的规定。

5.7.2截面积应符合以下要求：

a）光伏组件间的串联线缆≥2.5～4mm2

b）光伏组串到汇流箱的汇流线缆≥4～6mm2

c）汇流箱到系统控制器的电缆≥16～25mm2

5.7.3电缆技术要求：

a）光伏组件间的串联线缆和并联线缆应采用光伏专用电缆；

b）连接光伏组件方阵与系统控制器的电缆宜采用铠装电缆，铠装层应可靠接地。

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如果采用普通电缆，应埋设金属管加以保护，金属管应可靠接地，并能完全保

护电缆的室外部分。

c）其它户内设备间连接电缆应符合我国有关国家标准的规定。

5.7.4电缆的固定：

户外电缆的固定应采用带有保护材料的夹子或有一定强度的细软线将电缆固定在支架

或光伏组件方阵的结构件上，不应因摇摆、振动等造成磨损甚至断裂。

6光伏电源系统的技术要求

6.1光伏电源系统容量计算

6.1.1光伏组件方阵的容量计算

6.1.1.1光伏组件方阵的总功率可以采用下面的简化公式进行工程估算。

a）光伏组件方阵容量W（单位：Wp）

方阵容量W=单组方阵功率M×并联组数N（F1）

b）单组方阵功率M（单位：Wp）

单组方阵功率M=单块光伏组件容量（Wp）×串联块数（F2）

c）单组方阵电压应满足系统电压的需要。

d）单组方阵并联组数N

N=Q/（Ip×H×K）（F3）

式中：

N——单组方阵的并联数；

Q——负载及系统日耗电量（单位：Ah）；

Ip——单组方阵的峰值电流（单位：A）；

H——等效的日照小时数（单位：h），从日出到日落的总日照量按1kW/m2的辐射

强度折算所得的小时数，即以1kW/m2的强度所能持续的日照时间，该数据是一个折算

出的等效时间；

K——综合设计系数，对光伏组件方阵输出偏差的修正，包括组件输出功率偏差、

线损、温度、污垢、充电系数、系统10年后降效等影响因素）取值范围宜为：0.8-0.9。

6.1.2蓄电池的容量计算

6.1.2.1蓄电池组可以由多只蓄电池串、并联组成，蓄电池并联组数一般不宜超过4组。

6.1.2.2蓄电池的配置容量，应根据负荷容量参照当地气象数据中连续阴雨天数的情况进

行设计。

6.1.2.3以铅酸蓄电池为例，C10容量可以按照以下公式计算：

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DL/T××××—××××

C10=P×T×fV×fC×fL/UN/fE/fM

式中：

C10——蓄电池C10额定容量（单位：Ah）

P——负荷容量（单位：W）。

T——蓄电池后备时间（单位：小时）。

fV——温度折算系数

fC——容量补偿系数

fL——寿命折算系数（老化系数）

fE——放电深度；

fM——极板活化系数；

6.1.3系统控制器的容量计算

系统控制器的容量，应在光伏组件方阵的总峰值电流基础上，考虑20%~30%的冗余。

6.1.4补充电源的配置要求

6.1.4.1采用“市电+高频开关电源”做为补充电源时，高频开关电源的容量配置应满足：

充电电流大于蓄电池容量/10小时（A）。

6.1.4.2指采用“移动式油机+高频开关电源整流模块”做为补充电源时，油机和整流模块

可以采用移动组合的容量配置，并应满足以下要求：

a）一般小型车辆均可以携带。

b）整流模块的容量应与油机容量相匹配。

c）用油量的确定：用油量=油机工作时间x耗油量（L/h）。

6.2供电方式选择

6.2.1供电方式的分类

电力通信站光伏电源系统常用的供电方式，可以分为太阳能-市电组合供电方式和太阳

能独立供电方式。

6.2.2太阳能-市电组合供电

6.2.2.1双母排组合供电

6.2.2.1.1对于用电负荷的安全等级要求高、且市电供应稳定的站型，宜采用“太阳能-交

流市电双母排”组合供电。

6.2.2.1.2系统由光伏组件方阵、汇流箱、系统控制器、蓄电池组、高频开关电源整流模块、

交直流配电单和防雷保护装置组成。直流配电单元采用双段直流母排，太阳能和市电的供电

输出分别接入各自对应的直流母排上。

6.2.2.1.3系统示意图见附录A图2。

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DL/T××××—××××

6.2.2.2单母排组合供电

6.2.2.2.1对于用电负荷的安全等级要求较高，且市电供应稳定的站型，宜采用“太阳能—

交流市电单母排”组合供电。

6.2.2.2.2系统由光伏组件方阵、汇流箱、系统控制器、蓄电池组、高频开关电源整流模块、

交直流配电单和防雷保护装置组成。直流配电单元采用单段直流母排，太阳能和市电的供电

输出并联在直流母排上。

6.2.2.2.3系统示意图见附录A图3。

6.2.3太阳能独立供电

6.2.3.1对于无市电供应的偏远站点，宜采用“太阳能独立供电”。

6.2.3.2系统由光伏组件方阵、汇流箱、防雷保护装置、系统控制器、蓄电池组、直流配电

单元组成。

6.2.3.3系统示意图见附录A图4。

6.2.4其他供电方式

6.2.4.1对于无市电供应，且油料供应充足的站型，宜采用“太阳能-油机”组合供电。

6.2.4.2系统由光伏组件方阵、汇流箱、防雷保护装置、系统控制器、蓄电池组、高频开关

电源整流模块、油机、交直流配电单元和防雷保护装置组成。

6.2.4.3系统供电以太阳能供电为主，油机备用：当太阳能供电不足时，系统控制器应能自

动发出告警信号，通知运维人员利用油机进行补充供电。

6.2.4.4系统示意图见附录A图5。

6.3光伏电源系统要求

6.3.1系统连接技术要求

6.3.1.1系统输入分路的技术要求，应按本技术要求第5.3.5.9.

6.3.1.2系统直流输出分路，应按本技术要求第5.3.5.8。

6.3.1.3蓄电池并联组数一般不宜超过4组。

6.3.1.4系统的通信接口和通信规约，应按本技术要求第5.3.5.6。

6.3.2系统供电质量要求

6.3.2.1交流输入

6.3.2.1.1电压波动范围应符合YD/T731中4.2.3的要求，单相范围：187-242V；三相范

围：323-418V。

6.3.2.1.2频率波动范围应符合YD/T731中4.2.4的要求，50Hz+/-2.5Hz。

6.3.2.2太阳能输入

6.3.2.2.1-48V系统：0-90V

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DL/T××××—××××

6.3.2.2.224V系统：0-45V

6.3.2.3直流输出

6.3.2.3.1输出电压可调节范围应符合YD/T731中4.3.1的要求。

6.3.2.3.2-48V系统：-43.2--57.6V

6.3.2.3.324V系统：21.6-28.8V

6.3.2.3.4输出电压应连续可调。

6.3.3系统接地要求

6.3.3.1支架应采用热镀锌防腐处理，光伏组件与支架之间宜采用钢制或铝制金属固定件或

紧固件连接固定，应保证可靠接地。

6.3.3.2汇流箱应单独引出接地线缆，汇流箱引出线缆连接于支架，防雷接地各项指标应符

合DL548的规定。支架与接地体宜采用截面不小于90mm2的铜排或120mm2的镀锌扁钢连接。

6.3.3.3控制机柜控制器应设计接地排，接地排应可靠连接于机房环形接地母线或接地体。

6.3.4系统防雷要求

6.3.4.1最大持续工作电压：Uc＞1.3Uoc（STC）

6.3.4.2最大放电电流：Imax（8-20）≥40kA

6.3.4.3标称放电电流：In（8-20）≥20Ka

6.3.4.4电压保护水平：Un＜60V、Up1.1KV

6.3.4.5电压保护水平：60V＜Un＜250V、Up1.5KV

6.3.4.6防雷器应具有脱离器和故障显示。

6.3.5系统绝缘要求

6.3.5.1绝缘电阻应符合以下要求：

a）实验电压：DC500V

b）DC输出-PE电路：2MΩ

c）光伏DC输入-DC输出电路：2MΩ

6.3.5.2抗电强度应符合以下要求：

a）DC输出-PE电路：1500V、1min、30mA不飞孤、不击穿

b）光伏DC输入-DC输出电路：1500V、1min、30mA不飞孤、不击穿

7光伏电源系统的安装技术要求

7.1安装环境检查

7.1.1在安装前应检查光伏组件方阵土建与设计图纸尺寸是否相符。

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DL/T××××—××××

7.1.2应考虑光伏组件方阵最短的引线方式。

7.1.3应检查光伏组件方阵基础在安装上光伏组件后是否有周围建筑物遮挡，前后排光

伏组件是否有遮挡，如果发现遮挡，应停止施工，并要求其重新选址或增高整改。

7.1.4应检查土建基础朝向是否正南正北，检查土建水泥基础预埋螺栓型号是否与图纸

相符，检查预埋螺栓间距是否与图纸相符。

7.1.5机房内控制柜、蓄电池支架的预留基座、预埋件、预埋管等设施应符合设计图纸，

并已验收合格。

7.2系统安装要求

电力通信站光伏电源系统的安装应符合GB/T50196的规定。

7.2.1光伏组件方阵的安装

7.2.1.1对光伏组件方阵基础的安装，应按照我国有关国家标准的规定执行。

7.2.1.2最佳倾角应依据以下原则进行确定：按一年中平均日辐射量最差的月份为依据，

计算不同倾角下的光伏方阵发电量，当发电量达到最大值时，将该数值所对应的倾角确

定为该站的最佳倾角。即：支架的最佳倾角，应使光伏组件方阵在设计月份中（即平均

日辐射量最差的月份）能够获得最大的发电量。

7.2.1.3在组装光伏组件支架及安装光伏组件时，应使用相应型号的螺栓。

7.2.1.4在安装完成后，每个光伏组件方阵应形成一个镜面，不能有突出或变形。

7.2.1.5光伏组件之间的线缆连接固定：应使用室外型扎带扎在光伏组件支架角钢上，

不得架空斜拉，线缆应排列整齐。

7.2.1.6安装完后，应再次检查光伏组件、支架、汇流箱、线缆的连接、线缆的固定。

7.2.2蓄电池组的安装

7.2.2.1蓄电池应安装在专用支架或蓄电池柜中，在单体蓄电池摆放过程中，单体蓄电

池要求摆放整齐，相邻的蓄电池之间间隙之间至少有1CM的空隙，但间隙不能过大，

最大间隙标准为蓄电池短连线长度的2/3。.

7.2.2.2蓄电池组的位置设计摆放原则是蓄电池组与通信设备之间的连线应尽量缩短。

7.2.2.3安装蓄电池时，应检查电池端电压和极性，保证极性正确连接。

7.2.2.4酸性蓄电池不能与碱性蓄电池安装在同一电池室内。

7.2.3机柜的安装

7.2.3.1机柜的安装位置应符合以下要求：

a）机柜侧面与墙的距离不小于0.8m；

b）正面或背面与墙距离不小于1m；

c）机房应留有不少于1m宽的通道。

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DL/T××××—××××

机柜的位置要求如图1所示：

800

1000

单位：mm

正向

图1机柜位置要求示意图

7.2.3.2机柜固定方式应符合以下要求：

a）要求做到稳定不动，整齐美观；

b）机架的垂直偏差应不大于5mm；

c）各种螺钉要求全部拧紧，但不能扭伤螺纹和螺帽；

d）机架上的各零件不能脱落和碰坏，连线不能碰伤、碰断。各种标志牌应正确，

清晰、齐全；

e）使用工具时应注意保护机柜，不应使机柜表面受损。

7.2.3.3整体外观效果应符合以下要求：

a）设备表面应无污迹，机架内部应无金属屑、线头、泥渣等施工残留物，机架前

后门、侧板等应干净，不能有污损手印等。

b）走线槽及机架底座，机架周围的活动地板下等处，不应有扎带、线头、干燥剂

等施工遗留物，所有部分应整齐、干净。

c）设备表面应无划伤，各连接部位应无划痕，设备或紧固件应无锈蚀。

d）与设备配套的附件要求不得缺失。

e）机房内应将多余不用的物品清除掉，需要放置于机房内的物品应摆放整齐，操

作台应干净、整洁，活动地板应平整、干净。

7.2.4线缆敷设

7.2.4.1光伏组件方阵、交流屏、直流屏系统控制柜、蓄电池组的位置应按设计原则合

理摆放，要求做到各部件之间的电缆路径最优化。

7.2.4.2布放线缆的规格和位置应符合施工图的规定，线缆排列必须整齐，外皮无损伤，

并在必要的地方留有余量。。

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DL/T××××—××××

7.2.4.3电源电缆和用户电缆应分开布放。

7.2.4.4进入系统控制柜的电缆应做到交流电缆、直流电缆分开。

7.2.4.5