DB44T 1702.1-2015 屋面并网光伏发电系统 第1部分：设计标准

屋面并网光伏发电系统第1部分：设计标准2015-11-05发布2016-02-05实施IDB44/T1702.1—2015前言 Ⅲ1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 24基本规定 45规划设计与建筑设计 45.1一般规定 45.2规划设计 45.3建筑设计 46结构设计 56.1一般规定 56.2设计原则 66.3荷载和作用 76.4光伏组件结构设计 86.5支架结构设计 86.6连接结构设计 97光伏发电系统 97.1一般规定 97.2材料与设备 97.3光伏方阵 7.4系统发电量估算 8.1一般规定 8.2电气主接线 8.3变压器 8.4配电装置 8.5配电房内外设备布置 8.6电气二次系统 8.7过电压保护 8.8电缆选型与敷设 8.9光伏微电网系统 8.10光伏微网监控系统 9接入系统 9.1接入电网原则 9.2接入系统条件 9.3电网调度 209.4电能质量要求 219.5继电保护 229.6电能计量 Ⅱ10防雷与接地 2410.1防雷装置设计 2410.2接地装置设计 2611消防 12给排水 13环境保护及安全防护 13.1环境保护 13.2安全防护 28附录A(规范性附录)调整系数β取值区域分布 附录B(资料性附录)光伏方阵安装倾角与朝向修正系数表 参考文献 ⅢDB44/T1702《屋面并网光伏发电系统》分为两部分：——第1部分：设计标准；——第2部分：施工与验收规范。本部分为DB44/T1702的第1部分。本部分按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。本部分由广东省质量技术监督局提出并归口。本部分主起草单位：顺德中山大学太阳能研究院、珠海兴业新能源科技有限公司、中山大学太阳能系统研究所。本部分参编单位：广东顺德电力设计院有限公司、中国国电集团公司南方分公司粤西代表处、珠海兴业绿色建筑科技有限公司、广东顺和能源实业有限公司、深圳市永联科技股份有限公司、广东省建筑科学研究院集团有限公司、湖南兴业绿色能源科技有限公司、深圳金粤幕墙装饰工程有限公司、上海神舟电力有限公司、深圳蓝波绿建集团股份有限公司、湖南兴业太阳能科技有限公司、广东汉能新能源发电投资有限公司。本部分主要起草人：孙韵琳、罗多、沈辉、陈思铭、张玲、梁宗存、葛树国、邓鑫、杨仕超、梅建滨、吴光琼、肖慧明、谭红鹏、徐淑通、张烈金、徐宁、刘大庆、李进、黎庭、姜锦华、张博、张佳超、王小杨、陈文锋、王树希、林佳楠、王晓丹、毛慧洁、林笑兰。1屋面并网光伏发电系统第1部分：设计标准本部分规定了屋面并网光伏发电系统设计的基本规定、规划设计、建筑设计、结构设计、光伏发本部分适用于附加在新建、改建、扩建及既有建筑屋面上的并网型(含微网)光伏系统，不包括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，仅所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。GB7251.1低压成套开关设备和控制设备第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备GB/T9535地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14549电能质量公共电网谐波GB/T18911地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型GB/T19862电能质量监测设备通用要求GB20052三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB/T26866电力系统的时间同步系统检测规范GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定GB50009建筑结构荷载规范2GB50011建筑抗震设计规范GB50016建筑设计防火规范GB50017钢结构设计规范GB50045高层民用建筑设计防火规范GB50054低压配电设计规范GB50057建筑防雷设计规范GB500603-110kv高压配电装置设计规范GB50140中国建筑灭火器配置设计规范GB50429铝合金结构设计规范GB50797光伏发电站设计规范GB/T50866光伏发电站接入电力系统设计规范CNCA/CTS0004-2008太阳光伏能源系统用铅酸蓄电池认证技术规范DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T621交流电气装置的接地DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程JGJ203民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范NB/T32004光伏发电并网逆变器技术规范SJ/T11127光伏(PV)发电系统过《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发【2000】589号)《电力二次系统安全防护规定》(国家电力监管委员会第5号令，2005年2月)《工程建设标准强制性条文》(2006版电力工程)IEC62108太阳能聚光器(CPV)模块与组件设计资格和类型批准(Concentratorphotovoltaic(CPV)modulesandassemblies.Designqualification3术语和定义3并网光伏发电系统grid-connectedPVsystem直接或间接接入公共电网运行的光伏发电系统，简称并网光伏系统。屋面并网光伏发电系统rooftopgrid-connectedPVsystem附加安装在建筑屋面上的并网光伏发电系统。光伏组件所在平面与水平面的夹角。中国效率Chinaefficiency逆变器不同输入电压下反映中国日照资源特征加权总效率的平均值，称为平均加权总效率，即中国效率，公式如下：ncGc——中国效率，即平均加权总效率；acGc;i——某负载点下的加权系数；nconv.i——某负载点下的转换系数；ηMPPTstat.j—某负载点下的静态MPPT系数；N——不同电压测试数据个数。双向变流器bi-directionalconverter兼具逆变和整流功能的变流装置，兼具孤岛运行与并网运行功能，可受控调整电能流动功率与方向的设备。微电网microgrid由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以并网运行，也可以孤立运行。44.2新建建筑的屋面并网光伏发电系统设计应纳入建筑工程设计，统一规同步验收，与建筑工程同步投入使用；在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须进行建筑物结构和电4.3屋面并网光伏发电系统输出的电能质量应符合国家现行相关标准规定。4.6屋面并网光伏发电系统的设计，除应执行本部分规定外，还应执行国5.1.3既有建筑安装屋面并网光伏发电系统，建筑物抗震设防应符合该地5.1.4屋面并网光伏发电系统的规划应根据建筑物实际情况进行，5.1.5屋面并网光伏发电系统的设计宜结合建筑节能与绿色建筑的设计理念。5.2.2在建筑群体组合规划中，通过计算机模拟，应保证光伏组件每天9:00-15:00(当地真太阳时)5及周围环境相互协调。5.3.3新建建筑设计应为光伏系统提供安全的安装和使用条件，并应在安装光伏组件的部位采取安全防护措施，且应满足相应的结构安全和电气安全。5.3.4安装屋面并网光伏发电系统的建筑，应根据光伏系统安装位置及与建筑结合的形式，在建筑物外墙或其它明显位置设置相关安全标志。5.3.5设置于建筑物内部的光伏系统各种配电及控制线路应与建筑物其它管线综合设计，统筹安排，满足便于安装、检修、维护及管理的要求。5.3.6新建建筑物电气设计、电气室设计应按照JGJ16相关规定进行。5.3.7平屋面上安装光伏组件应符合下列规定：a)光伏组件安装宜按最佳的光伏组件倾角进行设计，并应设置运维、人工清洗的设施与通道；b)采用支架安装的光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日9:00-15:00(当地真太阳时)之间不被遮挡；c)光伏组件基础不应影响屋面排水功能；d)光伏组件基础与结构层相连时，防水层应铺设到基础和金属埋件的上部，并应在地脚螺栓周围作密封处理；e)配重式屋面并网光伏发电系统的基础下部应增设附加防水层；f)光伏组件周围的屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道应为上人屋面；g)光伏组件的引线穿过平屋面处应预埋防水套管，并应做防水密封处理；h)光伏组件最低点距屋面完成面不宜小于300mm,当组件下方需要人员通过时光伏组件最低点距屋面完成面不宜小于2200mm;i)安装光伏系统不应影响建筑物的消防通道，并根据消防疏散和保护人身安全等方面的需要，安装必要的照明设施。5.3.8坡屋面上安装光伏组件应符合下列规定：a)对于新建建筑，坡屋面坡度宜按光伏组件全年获得太阳辐照最多的倾角设计；对于既有建筑，综合考虑安全性和经济性等因素选择光伏组件安装方式；b)光伏组件根据建筑造型要求和屋面结构、构造形式，宜选择顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式；c)设置在瓦屋面上的光伏组件支架应与埋设在屋面板上的预埋件连接牢固，并应采取防水构造措d)光伏组件与坡屋面结合处的雨水排放应通畅；e)光伏组件采用顺坡镶嵌安装方式时，其与周围屋面材料连接部位应做好防水构造处理，不应影响屋面整体的保温、隔热、排水、防水、防雷、抗风及抗震等功能；f)坡屋面上光伏组件的各类电气管线需穿过坡屋面时，应做防水密封处理；g)顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间距的要求，通风散热h)应在屋面设置用于安装及维护的相关设施与通道。6结构设计6.1一般规定6.1.1屋面并网光伏发电系统的结构设计应考虑结构布置、结构强度计算、结构相关影响以及主体承载力等。6.1.2新建建筑屋面并网光伏发电系统的结构设计应在建筑结构设计、给排水设计、围护结构深化设6筑的结构设计、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度等提供技术资料，并就安装后对既有建筑6.1.4屋面并网光伏发电系统结构设计应包括光伏组件强度及刚度校核；支架构件的强度及刚度校a)屋面并网光伏发电系统的结构设计使用年限不应小于25年；b)屋面并网光伏发电系统的锚栓和预埋件等难以更换的部件，其结构设计使用年限宜按50年考发电系统，在多遇地震作用下应能正常使用；在设防烈度地震作用下经6.1.7屋面并网光伏发电系统应进行承6.2设计原则a)无地震作用效应组合时，承载力应符合式(2)的要求；b)有地震作用效应组合时，承载力应符合式(3)的要求；YRE—结构构件承载力抗震调整系数，钢结构杆件可取0.8,连接件和焊缝可取为0.9。c)挠度应符合式(4)的要求。d,≤dfJim………………d,——构件在风荷载标准值或永久荷载标准值作用下产生的挠度值；76.2.2玻璃的强度设计值及其它物理力学性能应按JGJ113的规定采用，光伏组件所用到的5mm以下厚度的玻璃强度设计值(f₈s)见表1。表1光伏组件玻璃强度(N/m²)与水平夹角大于75°与水平夹角小于等于75°厚度大面强度大面强度普通浮法玻璃。9696注1:当钢化玻璃的强度标准值达不到浮法玻璃强度标准值的3倍时，表中数值应根据实测结果予以调整；准值2倍时，其设计值应根据实测结果予以调整；注3:侧面指玻璃切割后的断面，其宽度为玻璃厚度。6.2.3配重式屋面并网光伏发电系统的支架应考虑其整体抗滑移、抗倾覆能力。在9度以上地震地区不宜设置配重式屋面并网光伏发电系统。6.3荷载和作用6.3.1非抗震设计的屋面并网光伏发电系统的结构荷载计算应考虑重力荷载、活荷载、检修荷载和风荷载的效应，必要时考虑温度作用。抗震设计的光伏系统结构荷载计算，还应计入地震作用的效应。作用组合的效应设计值应参照GB50009的相关规定计算。6.3.2偶然状况下屋面并网光伏发电系统的抗震设计，应计入地震作用的效应。作用效应组全应符合GB50011的规定。6.3.3屋面并网光伏发电系统的风荷载应按式(5)计算。式中：wk—风荷载标准值，kN/m²;β=——阵风系数，应按GB50009的规定采用；μ=—风压高度变化系数，应按GB50009的规定采用；μ₃——风荷载体型系数，应按6.3.4采用；wo——基本风压，单位为kN/m²,应按GB50009的规定采用。8b)钢型材：b)钢型材：6.3.4屋面并网光伏发电系统的风荷载体型系数应符合式(6)的要求。Hs=μs₁×β……(6)Hs——按GB50009的要求，计算围护结构构件及其连接件的风荷载局部体型系数；β——调整系数，根据不同形式的屋面并网光伏发电系统构造，按附录A分区域取值。6.3.5屋面并网光伏发电系统的支架系统所承受的风荷载应计入面板传来的风荷载和支架直接承受的风荷载。6.4光伏组件结构设计6.4.1光伏组件的面板玻璃应按单层玻璃设计计算，应能承受施加于面板的荷载、地震作用和温度作用。6.4.2光伏组件在风荷载标准值为控制荷载作用下产生的面板挠度值，边支承面板不应大于短边的1/40,点支承面板不应大于沿较大边长支承点间距的1/40;在恒荷载标准值作用下，边支承面板不应大于短边的1/60,点支承面板不应大于沿较大边长支承点间距的1/60,不应大于取其支承点间特征长度的1/200。6.4.3带边框的光伏组件挠度宜采用有限元方法进行计算，也可按JGJ102-2003提供的简化方法进行计算。6.5支架结构设计6.5.1支架结构设计应按GB50017和GB50429的规定进行。6.5.2在既有建筑屋面设置光伏系统，其光伏支架结构应经过结构计算，确保光伏系统对屋面增重不超出屋顶承载能力，同时应验证屋面并网光伏发电系统整体的稳定性。在已建金属屋面和瓦屋面上设光伏系统时，宜优先选用跟屋面坡度平行安装形式，避免屋面风荷载体形系数的改变带来对原结构的影响。6.5.3开口型材应进行局部稳定验算，偏心受压柱应进行整体稳定性验算，受有轴向压力的金属构件，其长细比不应大于150。6.5.4钢支架构件的截面厚度不应小于2.0mm,其钢种、牌号和质量等级及焊接性能要求等应符合现行国家标准和行业标准的规定。6.5.5钢支架应采取有效的防腐措施。当采用热浸镀锌防腐处理时，锌镀层厚度不宜小于55μm,并满足现行国家标准GB/T13912的规定。采用氟碳喷涂时，涂层厚度不宜小于35μm;在空气污染严重及海滨地区，涂层厚度不宜小于45μm。采用防锈漆或其它防腐涂料时应遵照相应的技术规定。6.5.6腐蚀严重地区的钢支架，必要时可在条款6.5.5规定的基础上适当增加防腐蚀涂层厚度。6.5.7由荷载标准值作用下产生的挠度应符合式(7)和(8)的要求：a)铝合金型材： (7) (8)9l——支撑结构跨度。6.5.8在风荷载标准值作用下，光伏组件支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。6.6.1连接系统的设计和计算应遵照GB50017和GB50429的规定进行，或通过有限元分析进行结构6.6.2支架系统与主体结构的连接应能承受光伏系统结构传来的内力设计值，并件的位置应准确。预埋件应按GB50010进行设计，计算可参照JGJ102-2003附录C。d)每个连接点锚栓不应少于2个，锚栓直径不应小于10mm;的认证机构的产品认证；在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、实用美观的前提下，优先7.1.4光伏系统材料的防火性能应符合GB50016的有关要求。支架结构件和连接件应采用不燃材料，保温材料和密封材料宜采用不燃烧或难燃材料，其防火封堵结构应采用防火a)安全性应符合GB/T20047.1的有关规定；1)晶体硅光伏组件应符合GB/T9535的有关规定；2)薄膜光伏组件应符合GB/T18911的有关规定；3)聚光光伏组件应符合IEC62108的有关规定。c)多晶硅电池组件和单晶硅电池组件衰减率在1年内分别不高于2.5%和3%,25年内不高于20%;薄膜电池组件衰减率在1年内不高于5%,25年内不高于20%;d)工作温度范围为-10℃~+85℃,初始功率(出厂前)不低于组件标称峰值功率。1)每一输入回路应具有短路保护功能；2)输出回路应设置具有隔离功能的断路器；3)宜设置组串监测装置，其监测信号应传送到监控装置。c)户外安装的汇流箱防护等级应不低于IP54;户内安装的防护等级应不低于IP20;e)绝缘强度应符合GB7251.1的规定；f)电气间隙和爬电距离应不小于表3的规定值。额定直流电压Un(V)最小电气间隙(mm)最小爬电距离(mm)687.2.3选用逆变器时应该综合考虑如下因素：逆变器类型要求、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪(MPPa)含变压器型的并网逆变器中国效率不得低于96%,不含变压器型的并网逆变器中国效率不得低于98%(微逆变器效率不低于94%);b)使屋面并网光伏系统接入并网点的谐波注入电流符合GB/Tc)使屋面并网光伏系统接入电网后，并网点的电压偏差符合GBd)使屋面并网光伏系统并网点的电压波动和闪变符合GB/T12326的有关规定；e)使屋面并网光伏系统并网点的电压不平衡及引起的电压不平衡度符合GB/T15543的f)能够自动化运行，运行状态可视，通讯应提供包括RS485或Ethernet(以太网)远程通讯接口，g)具有低电压穿越功能。中高压型逆变器，即并入35kV及以上电压等级电网的逆变器必须具备电网支撑能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的波动；并入10(20)kV及以下电压等级电网的逆变器，具备故障脱离功能即可。并网逆变器的低电压穿越能力要求应符合NB/T32004中的h)具有限制输出功率变化率的能力，功率输出的上升速度不允许超过电网调度给定的最大变化i)逆变器可靠性及保护功能应符合NB/T32004有关规定；对于不接地光伏直流系统可设置具有11k)具备过载10%的情况下长期安全稳定运行的能力；1)湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区选用的逆变器，应具备防潮湿、污秽及盐雾的影响；m)逆变器房宜采用主动通风；n)户内使用的逆变器宜具备防凝露功能。7.2.5选用的双向变流器应满足如下要求：a)具备双向变流及控制功能；b)根据微电网系统储能装置类型选择储能装置接口；c)具备并网运行和离网运行功能；在支持负载不掉电的情况下，双向变流器可在并网离网两种状态下进行平滑切换；d)当多台逆变器并联运行时应具有同步功能；e)逆变器性能与保护功能等技术要求可参考NB/T32004和GB/T19064的有关规定。7.2.6选用的光伏控制器应满足如下要求：a)符合国家或行业标准；b)具有输入端防反接保护，输出端防反接保护，夜间防止储能装置向光伏组件反向放电保护，储能装置过充、过放保护，储能装置开路保护，过流与短路保护；c)宜选用带有可视人机对话窗口的、具有现场编程功能的光伏控制器，如果选用固定控制程序的光伏控制器，宜带有监视屏，其控制程序应在出厂前完成，并可进行现场调试；d)可视人机对话窗口和监视屏应能显示储能装置的实时电压，充、放电电流；充电电压(适用于控制电压量充电方式),控制器输入电压，故障类型及故障部位等；e)变换效率应不低于96%;f)自室外引入光伏控制器、或自光伏控制器引向室外的线路，在光伏控制器内应设置具有失效报警功能的电涌保护器；g)光伏控制器的通讯应提供包括RS485或Ethernet(以太网)远程通讯接口，实现局域监控和远程监控功能。7.2.7选用的储能装置应满足如下要求：a)设置储能装置的光伏系统，可优先选用蓄电池作为其储能装置；b)电池类储能装置宜优先采用铅酸免维护蓄电池、胶体蓄电池和磷酸铁锂电池；c)蓄电池组的标称电压宜与负载的额定电压一致；d)储能电池容量和性能应可检测和可诊断，使控制系统可在预知电池容量和性能的情况下降低电站接入电网的冲击和依赖，提高电网的可靠性和效率。电池储能系统的监控系统及其子系统(包括电池管理系统、储能系统配套升压变及高低压配电装置监控单元等)所采用的通讯协议应需符合国际通用标准及客户要求；e)在正常使用情况下，浅循环铅酸蓄电池的循环寿命必须超过600次(平均放电深度50%),深循环蓄电池的循环寿命必须超过200次(平均放电深度80%);浅循环磷酸铁锂电池的循环寿命超过2000次(平均放电深度50%),深循环蓄电池的循环寿命必须超过1000次(平均放电深度80%);f)在极限情况下，即使发生故障也在受控范围；g)储能电池应具有良好的快速响应和大倍率充放电能力，宜具备不小于3倍的充放电能力；h)储能电池应满足较高的充电效率，铅酸蓄电池充电效率应符合CNCA/CTS0004-2008的有关规i)储能电池应具有较好的环境适应性，铅酸蓄电池在-30℃~50℃,磷酸铁锂蓄电池在-10℃~55℃的环境温度下平稳运行；j)储能电池应符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中应符合国家有关规定环境保护的要求；能电池整体性能、充放电管理等功能；且应具有良好的人机界面和标准的网络化通1)若选用铅酸电池，其应符合GB/T22473的有关规定。7.3.2光伏方阵所在水平面在无遮挡的情况下，各个朝向不同的效率参见附录B。7.3.4光伏方阵不应影响所在建筑部位的保温、隔热、防水性能以及雨水排放等功能。7.3.6应根据建筑物的实际条件，选择光伏组件安装位置求，确定光伏组件安装的面积，按式(9)计算光伏组件安装面积。A——光伏组件安装面积，单位为平方米(m²);C——光伏发电安装容量，单位为瓦(W);可能达到的最高工作温度(约85℃)和最低工作温度(约-10℃)确定光伏组件的串联数。7.3.8光伏组串的最大功率点电压最大值和最小值分别按式(10)和式(11)进行计算。Vmpmax=Vmp×[1+γ×(Tmn- Vmpmin=Vmp×[1+y×(Tmax- Tmin——组件正常工作最低温度，单位为摄氏度(℃);Tmax—组件正常工作最高温度，单位为摄氏度(℃);N——串联数。7.3.10光伏组串的最大开路电压不能超过逆变器的最大输入电压，光伏组串的最大开路电压按式(12)进行计算。Vmax=V×[1+y×(Tmin-25)]×N……………Vmax—光伏组串的最大开路电压，单位为伏(V);Vo——单块光伏组件的开路电压，单位为伏(V)。7.3.11输入逆变器的光伏组串峰值功率应在逆变器额定输入功率的90%～110%之内。7.3.12光伏方阵中，应根据实际情况预留足够的维护发电系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素，估算拟安装容量7.4.3光伏系统发电量按式(13)计算。Ep——发电量，单位为千瓦时(kW·h);PAz——组件安装容量，单位为千瓦(kWp);Es——标准条件下的辐照度(常数=1kW/m²);K——为综合效率系数。8.1.2屋面并网光伏发电系统的并网侧供配电型式及防雷设计应根据建筑电气设计或在建筑电气设计的基础上进行。8.1.3屋面并网光伏发电系统的电气设计应符合GB50797、GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、标准要求。8.2.1屋面并网光伏发电系统的逆变器与就地升压变压器的接线方案根据光伏系统的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件，经技术经济比较确定。8.2.2屋面并网光伏发电系统并入电网时，并网侧宜选用下列连接方式：a)单母线或单母线分段接线，分段时应采用分段断路器；b)逆变器-线路组串联接线。8.2.3光伏系统母线上的电压互感器和电涌保护器应合用一组隔离开关。8.2.4屋面并网光伏发电系统内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，由运行可靠性、灵活性、技术经济合理性、维修方便等条件综合比较确定，可采用下列连接方式：a)辐射式连接方式；b)“T”接式连接方式。8.3变压器8.3.1变压器应符合GB/T关规定。8.3.2安装在民用建筑内的变压器应选用干式变压器；安装在建筑外的变压器应在综合考虑安装地点及环境情况的基础上，根据有关规定确定。8.3.3户内安置的变压器的防护等级应不低于IP20;户外安置的变压器的防护等级应不低于IP54。8.3.4变压器的容量不宜小于逆变器容量的1.1倍。8.3.5可选用高压(低压)预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。8.3.6就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器，就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。油浸式变压器应采用S11及以上型号的升压变压器，干式变压器应采用SC(G)B10及以上型号升压变压器。8.4配电装置8.4.1光伏系统的10kV及以上配电装置的设计应符合DL/T5352及GB50060的规定，选用的高压开关柜应符合国家或行业标准的规定。8.4.210kV及以上配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式箱式配电装置。8.4.30.38/0.22kV配电装置应符合GB50054及JGJ16的规定，选用的交、直流配电柜应符合国家或行业标准的规定；8.4.4直流配电柜应满足如下要求：a)选用的直流配电柜应符合国家或行业标准；b)额定电压应不低于DC1000V;c)应能监测和显示各路输入电流及输出电压值，其信号应能输入监控系统；d)每路输入及输出端均应设置过流与短路保护；e)柜内应设置具有隔离功能的断路器；f)柜内应设置具有失效报警功能的电涌保护器；g)安装在室内的直流配电柜的防护等级应不低于IP20。g)安装在室内的交流配电柜的防护等级应不低于IP20。8.4.7屋面并网光伏发电系统的配电箱(柜),应设置专用安全标识和提示性文字及符号。8.5.2屋面并网光伏发电系统的供配电设备宜布置在建筑电气配电满足光伏供配电设备安装要求时，宜在并网点邻近设置光伏配8.5.3逆变器和变压器室内布置时，其防护等级应不低于IP20,可靠近布置；室外布置时，干式变压器和逆变器的防护等级应不低于IP54,可靠近布置；油浸变压器与逆变器宜分开布置。电气设备之间8.5.5储能装置应安装在通风状况良好的室内，室内温度宜控制在15℃~30℃。8.6.2屋面并网光伏发电系统电气设备的控制、测量和信号应符合DL/T5136的规定。8.6.3通过10kV及以上电压等级并网的屋面并网光伏发电系统宜设置控制室，当具备条件时，二次8.6.5屋面并网光伏发电系统元件的继电保护应符合GB/T14288.6.6通过10(20)kV及以上电压等级安装容量为1MWp以上的屋面并网光伏系统宜采用计算机监b)光伏系统发电设备数据采集的数据至少应包括：1)光伏发电汇流设备、直流柜输出电压、电流、设备内温度；2)光伏组件斜面上太阳辐射；3)光伏阵列所在地区环境参数：气温、风速、湿度、水平面太阳总辐射等；4)光伏逆变器输出电压、电流、发电量、逆变器内部温度等。d)应配置一套时间同步系统，用于监控系统、保护测控装标和技术参数应符合GB/T26866的各项规定；e)宜配置一套交流不间断电源系统，交流不间断电源系统持续供电时间按不小于1h考虑，容量屋面并网光伏发电系统升压变压器的过电压保护应符合DL/T620的规定。卤阻燃交联聚乙烯电力电缆，二类建筑内敷设的电缆应选用光伏专用直流电缆或阻燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆，二类建筑以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；特殊场所内敷设c)电缆的载流量/截面应不小于与其连接的保护电器的长延时过流保护整定值，直流线路总电压损失应不大于2%;燃交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆；三类及以下等级建筑内敷设的电缆可选用普通电力电缆；c)电缆的载流量应根据GB50054、GB50217及DL/T5222等相关规定选取。8.8.3光伏系统电缆敷设应符合国家现行标准GB50217的有关规定。8.8.8埋地电缆其埋设深度不宜小于700mm。8.9.1光伏微电网系统(以下简称“微网系统”)的网架结构以及通用技术要求应符合DB44/T1509-2014的有关要求。8.9.2微网系统内的接地方案不能造成公共配电网过电压，不应造成公共配电网接地保护装置误动8.9.3微网系统内的电源不应造成公共配电网保护装置的误动作或重复动作。8.9.4当公共配电网发生故障停止运行时，微网系统应能够按照预案作出处理，在2s内与公共电网8.9.5微网系统内任何总容量不低于250kVA的分布式电源，应有独立的状态监控，监控内容至少包8.9.6微网系统与公共配电网间必须要有隔离装置，隔离装置满足易操作、独立、断开状态可见的要求。8.9.7对于在公共配电网发生故障情况下断开互连的微网系统，如果有自动恢复互连功能，接入电压等级为0.4kV及以下用户低压侧的，延时20s以上方可恢复互连；对于接入电压等级为10kV及以上电网，需经供电部门允许后方能恢复互连。8.9.8微网系统可根据实际需要配置一定容量的储能装置，以满足向负载提供持续、稳定电力的要求。配置储能系统的容量应根据当地电网条件、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定。储能电池的容量按式(14)计算。Cc——储能电池的容量，单位为千瓦时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—平均负荷容量，单位为千瓦(kW);U——储能电池的放电深度(0.5～0.8);Ka——包括逆变器等交流回路的效率(通常为0.7～0.8)。8.9.9用于微网系统的储能电池宜按以下技术条件选择：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。储能装置采用直流供电系统时，应符合DL/T5044的规定。8.9.10微网系统电线、电缆的选择与敷设设计，应符合GB50217的规定，电线、电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。8.10光伏微网监控系统8.10.1光伏微网监控系统须具备以下功能：a)微网内关键节点电能质量监测；b)储能系统容量监测；c)光伏发电趋势预测；d)网内负荷变化趋势预测；f)报表曲线；g)历史数据查询；h)电能流动功率与方向控制；i)Web远程浏览、控制。8.10.2环境监控系统构成主要为风速仪、温度传感器、太阳辐射仪和监控电脑等，为监控电脑可以实时储存监控数据，并能够方便用户导出历史数据，历史数据可通过刻录光盘备份，应至少能保存至系统拆除为止。8.10.3光伏监控系统包含场地环境监控系统、光伏阵列和逆变器运行参数监控及交流侧并网参数监控等。8.10.4监控系统测量和记录的参数如表4所示：G℃SVVAW℃跟踪装置倾角跟踪装置方位角□能量储存VAAP负载负载电压KV负载电流IA负载功率R并网电网电压VVA电网输出电流A电网输出功率VA注1:总辐照度是指方阵平面内的辐照度，定义为入射在倾斜面单位面积上直接辐射注2:除特殊规定要求，或如果光伏方阵处于极端工作条件的情况下，风注3:交流和直流量可以用附加下标来表示，对多相系统参数Va、Ia和Pa注4:单个电流或功率传感器通常能用于输入和输出方向的电流测量或到储存设备或电网，负信号表示从储能设备或电网输注5:跟踪装置的角度对跟踪方阵系统是可以选择的，对单轴跟踪装置的位置，例如，这个参数给出和水平面的夹角，东为负，西为正。注6:如果有助于提高精度，功率调节器的逆变部分的功8.10.5记录间隔应小于5min,如果需要，可以增加记录频率，在每个记录间隔，衡量时段结束时，8.10.6监测时段应足够长以获得能代表负载和环境条件的运行数据。因此，连续监测的最小时段应8.10.7监测记录应记录所有异常时事件、部件变化、失效、故障或意外事件。也应记录能用于说明和评价数据的其它注释事件，如天气、传感器重新校准、数据采集系统的变化、负载或系统的运行、8.10.8光伏系统检测宜采用有线连接方式，当通信距离小于300m时，宜采用通信电缆连接，当通信距离为300m及以上时，宜采用光纤连接。9.1.2应结合当前电网考虑，容量设置按“就地消纳，自发自用，余电上网”的原则。9.2.1屋顶光伏系统并网接入方式宜按表5方式设计。表5光伏系统并网接入方式表适用范围1自发自用/余量上网安装位置在居民区2自发自用/余量上网安装于商业区、负载较大的工厂等具3自发自用/余量上网电所较近的场所a)采用0.38kV接入时，接入单台10(20)/0.38kV专用变压器的光伏发电总容量不宜超出接入的配电变压器额定容量的85%;b)接入电网电压级数：同一项目接入电网电压等级宜为1级，不宜超过2级；台区建立低压联络(配电室、箱式变低压母线间联络除外);d)接入单回10kV专用馈线的光伏发电总容量不宜超过8000kW,10(20)kV馈线支干线的载e)接入110kV变电站10(20)kV母线的光伏发电总容量不宜超过其单台变压器容量的25%。9.2.2接入10(20)kV配电网应符合以下要求：并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏系统有功功率和无功功率、光伏发电电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的光伏系统，应能接收、执行调度端远b)并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。9.2.3接入0.22/0.38kV配电网应符合以下要求：a)并网点应安装易操作，具有明显开断指示、b)接入0.22kV配电网的光伏系统，应校核同一台区每相接入的光伏发电总容量，防止三相功率9.3.1功率控制和电压调节a)屋面并网光伏发电系统功率控制及电压调节应符合GB/T29319的规定。通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统应具有有功功率调节能力，应根据电网调c)屋面并网光伏发电系统的功率因数和电压调节能力应满足相关标准的要求，功率因数应能在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调。当不能满足要求时，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿d)屋面并网光伏发电系统在其无功输出范围内，应根据并网点电压水平调节无功输出，参与电a)调度关系通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统由电网调度机构调度管理，应具备与电网b)远动系统1)远动方案①远动方案应符合DL/T5002和DL/T516相关要求。远动功能由光伏系统的计算机监控系②通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统，相关远动信息上传至电网调度③远动信息的采集和传送遵循“直采直送”的原则。远动系统与电网调度机构的通信协议须2)远动信息远动信息应根据屋面并网光伏发电系统的安装容量及电网调度机构要求来确定，远动信息一①遥测量a.光伏系统有功功率、无功功率、发电量、功率因数b.升压变高压侧有功功率和无功功率c.并网点的电压、频率、有功功率、注入电力系统的电流d.总进线开关的有功功率、电流②遥信量a.逆变器、升压变的断路器位置信号b.并网点断路器的位置信号c.保护动作、报警等信号d.事故总信号③遥控量b.分布式光伏系统的启停④遥调量a.光伏系统的功率调节b.光伏系统的电压调节3)通道要求通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统至电网调度机构应具有可靠的调度通c)二次系统安全防护(国家电力监管委员会第5号令，2005年2月)要求配置二次安防设备。a)基本要求1)通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统应具备与电网调度机构之间进行2)通信建设方案应根据屋面并网光伏发电系统的调度组织关系、装机容量、接入电压等级以1)实现“四遥”功能的光伏系统，相关远动信息应通过至少1路电力专网光纤通道或电力无3)屋面并网光伏发电系统电能计量信息可采用电力专网或公网通道上传至计量中心主站系4)电能质量在线监测系统、管理信息系统、视频及环境监控系统、一次设备在线监测和状态通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统，应在并网点处安装电能质量监测终端装置，装置应符合GB/T19862的相关要求。电能质量监测数据上传至电网调度机构电能质量监测系统主行，所接入公共连接点的电压偏差应符合GB/T12325的规定，10(20)kV及以下三相供电电压偏差为当屋面并网光伏发电系统并网点频率在49.5Hz～50.2Hz时，光伏系统应能正常运行。当屋面并屋面并网光伏发电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/T14549的规定，见表6和表7。表6公用电网谐波电压限值(相电压)电网标称电压(kV)电压总畸变率(%)各次谐波电压含有率(%)表7注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压(kV)基准短路容量(MVA)23456789屋面并网光伏发电系统引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合国家标准GB/T12326的规定。屋面并网光伏发电系统接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。屋面并网光伏发电系统并网运行时，所接入公共连接点的电压不平衡度及光伏发电引起的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。屋面并网光伏发电系统的继电保护应符合GB/T14285的规定，满足可靠性、选择性、灵敏性和速a)通过10(20)kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统，并网线路应配置10(20)kV线路保护测控一体化装置，应具备电流速断保护、过流保护、零序过流保护、低周减载、高周解列、低压解b)有特殊要求的10(20)kV线路，可采用光纤电流差动保护；c)通过0.38kV/0.22kV电压等级并网的屋面并网光伏发电系统，并网线路应配置速断、过流、9.5.3升压变保护a)屋面并网光伏发电系统电压在10kV及以下、容量在10000kVA及以下的升压变采用电流速断c)升压变采用800kVA及以上油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。屋面并网光伏发电系统并网点电压超出表8规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线表8保护动作时间要求并网点电压最大分闸时间不超过0.2s最大分闸时间不超过2.0s最大分闸时间不超过2.0s最大分闸时间不超过0.2s注1:Un为光伏系统并网点的电网额定电注2:最大分闸时间是指异常状态发生到光伏系统停止向电网送电时9.5.5频率保护当屋面并网光伏发电系统并网点频率超出47.5Hz～50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。9.5.6防孤岛保护屋面并网光伏发电系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护整定时间不大于2s,防孤岛保护应与并网侧线路保护相配合。9.5.7并网同期屋面并网光伏发电系统在逆变器交流输出端设置同期点，由屋面并网光伏发电系统逆变器自动检测电网电压、相位、频率，待电压、相位、频率一致时，再投入并网，保证逆变器并网运行对电网无冲击、无扰动。9.5.8恢复并网系统发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前屋面并网光伏发电系统不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，屋面并网光伏发电系统需要经过一定延时后才能重新并网，延时值应在20s～300s范围内可调，具体由电网调度机构给定。9.6.1计量设置原则a)屋面光伏发电电能计量要求设置两套电能计量装置，实现光伏系统发电量、上网电量和下网电量分别计量，其接线方式见图1。其中，电能表2需支持正反向计量功能、分时计量功能和整点电量冻结功能，具备电流、电压、功率、功率因数测量及显示功能；b)光伏发电发电量E1可由电能表1计量得到；用户下网电量E2和上网电量E3可由电能表2计量得到；用户自发自用电量E4可通过计算E4=E1-E3得到。公共母线10(20、0.38或0.22)公共母线10(20、0.38或0.22)kV上网电量计量自动化终端电能表2下网电量电能表1屋面并网光伏发电电量屋面并网光伏发电系统用电设备a)10(20)kV接入类点分别设置10(20)kV电能计量装置一套，配置三相多功能电能表及负荷管理终端；b)0.38kV接入类用户选择低压计量方式，应在电力设施的产权分界处及光伏发电电源接别设置三相0.38V/0.22V电能计量装置一套，配置三相多功能电能表及Ⅱ型集中抄表集中器。若产权c)0.22kV接入类用户选择低压计量方式，应在电力设施的产权分界处及光伏发电电源接入点分别设置单相0.22V电能计量装置一套，配置单相电能表(双向)及Ⅱ型集中抄表系统集中器。若产权9.6.3计量数据采集a)具有光伏发电电源接入的用户计量电能表可通过负荷管理终端或I型集中抄表系统集中器实b)接入计量自动化系统的终端设备需符合新10.1.1屋面并网光伏发电系统防雷设计应分为建筑部分防雷系统设计和电气部分防雷系统设计；建筑和光伏系统的防雷等级分类及防雷措施应符合国家现行标准GB50057和JGJ16的有关规定；10.1.2既有建筑设计光伏系统时，应对建筑物原有防雷和接地设计进行验算，必要时利用建筑物原1)接闪器高度宜高于屋面光伏阵列最高点；2)接闪器高度计算：在综合考虑实际情况条件下，依据GB50057相关计算方法进行计算；3)在利用金属屋面作为自然接闪器的金属屋面上安装的光伏方阵，宜利用固定组件的金属压块、金属边框、支撑组件的金属檩条及金属屋面作为自然接闪器；4)在不利用金属屋面作为自然接闪器的金属屋面上及其它屋面上安装的光伏方阵，宜利用固定组件的金属压块、金属边框和金属檩条作为自然接闪器；5)接闪网、接闪带应沿屋角、屋脊、屋檐和檐角等易受雷击的部位，并应在整个屋面组成不大于10m×10m或12m×8m网格。屋面周边每隔18m～24m应采用引下线接地一次；6)光伏方阵需另设防雷装置时，接闪器应设置在方阵背向，且离方阵边缘距离应大于3m以上，接闪器地线严禁直接从方阵支架上引出。b)引下线设计：光伏方阵的引下线宜与建筑物的引下线共享；c)防雷接地装置设计：1)光伏方阵的防雷接地装置宜与建筑物的防雷接地装置共享；2)光伏系统的防雷接地装置接地电阻值应不大于4Ω。10.1.4防雷等电位连接设计应符合以下要求：a)防雷等电位连接导体设计：1)在利用金属屋面作为自然接闪器的金属屋面上安装的光伏方阵的防雷等电位连接导体，宜利用金属屋面、金属支架、金属檩条、连接螺栓及金属卡具等作为防雷等电位连接导体；2)在不利用金属屋面作为自然接闪器的金属屋面上安装的光伏方阵的防雷等电位连接导体，宜利用金属屋面、金属支架、金属檩条、连接/固定螺栓、金属卡具及在金属屋面上敷设的接闪带等作为防雷等电位连接导体；3)在其它屋面上安装的光伏方阵的防雷等电位连接导体，宜利用截面不小于40mm×4mm的热浸镀锌扁钢或直径不小于16mm的热浸镀锌圆钢、金属支架、金属檩条、连接螺栓及金属卡具等作为防雷等电位连接导体。b)防雷等电位连接导体的连接：1)防雷等电位导体之间的连接，宜采用螺栓连接、螺栓压接及焊接等方法连接，使任一金属支架之间形成可靠的电气通路，并就近与引下线可靠连接；2)对于带边框光伏组件应将边框与支架系统的金属框架可靠连接，光伏组件支架的金属支架和线槽应与屋顶避雷装置作可靠连接。10.1.5防闪电电涌侵入设计应符合以下要求：a)在直流汇流箱中，应设置直流电涌保护器。其标称电压应不低于1000V,标称放电电流应不小于20kA,电压保护水平应不高于4000V;b)在直流配电柜中，宜设置直流电涌保护器。其标称电压应不低于1000V,标称放电电流应不小于15kA,保护电压水平应不高于4000V;c)交流配电柜内应设置具有失效报警功能的电涌保护器。配电柜的输出线路不接到室外的，应选用Ⅱ级试验电涌保护器，其标称电压应不低于系统最高电压，标称放电电流应不低于5kA,电压保护水平应根据系统电压及保护模式确定；配电柜的输出线路接到室外的，宜选用I级试验电涌保护器，其标称电压应不低于系统最高电压，标称放电电流应不小于15kA,电压保护水平应根据系统电压及保护模式确定；d)电信和信号线路上，应安装用于电子系统的电涌保护器，其型号应根据产品说明书选取，或由设备生产企业设置。10.1.6室外变配电站的防雷设计，应根据变配电站的规模、与建筑的相对位置等，参照电网变电所10.1.8对所有线槽金属外壳进行可a)室内外配电装置、架空线路、光伏组件等，均应装设直击雷过电压保护。直击雷过电压保护装置应充分利用建筑