标准规范下载简介
DB44／T 1702.1-2015 屋面并网光伏发电系统 第1部分：设计标准.pdf8.9.6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。
D,xFxP Cc UxK.
式中： Cc一一储能电池的容量，单位为千瓦时（kW·h）； D，一一最长无日照期间用电时数，单位为小时（h)； F一一储能电池放电效率的修正系数（通常为1.05）； U一一储能电池的放电深度（0.5～0.8）； K。一一包括逆变器等交流回路的效率（通常为0.7～0.8）。 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 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。 9.10微网系统电线、电缆的选择与敷设设计CECS 377-2018-T 绿色住区标准，应符合GB50217的规定，电线、电缆截面应进行技 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 e）事故告警记录； 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
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加散射的辐射功率。 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，风速参数是非强制的。 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应对每相加以标明。 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功率测量，传感器输出正信号表示输入 到储存设备或电网，负信号表示从储能设备或电网输出，从单个传感器获取的输入和输出，必须在软件中分别累加 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，对水平单轴跟踪装置， 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率使出可直接测量。
9.1.1接入电网电压应根据接入电网的要求和屋面并网光伏发电系统安装容量，经技术经济比较后确 定。 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 接入系统条件
9.2.1屋顶光伏系统并网接入方式宜按表5方式设计。
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
接人要求如下 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； c）屋面并网光伏发电系统应以单点方式接入配电网。接有光伏系统的低压配电台区，不能与其它 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 流量应经计算论证是否满足接入的要求； 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： a）屋面并网光伏发电系统应按照相关技术标准和《电力二次系统安全防护规定》要求，实时采集 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 控制解并列一自信和发中动家的华合
9.2.2接入10（20）kV配电网应符合以下要
a）屋面并网光伏发电系统应按照相关技术标准和《电力二次系统安全防护规定》要求，实时采集 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、光优 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 方控制解并列、启停和发电功率的指令； 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、具备开断故障电流能力的开断设备；应具备失压跳 闸功能； 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 不平衡。
9.3.1功率控制和电压
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。 b）有功功率控制应符合下列要求： 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 机构指令调节电源的有功功率输出。 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 措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。 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 网电压调节的能力，其调节方式、参考电压等由电力调度机构给定
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 度机构之间进行数据通信的能力，相关远动信息上传至电网调度机构。 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 统实现，远动工作站宜按双机配置； 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 机构，具备遥测、遥信、遥控、遥调功能； 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 满足电网调度机构相关要求。 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 般包括以下内容： ①）遥测量 8.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 8.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 ?遥控量
a.并网线路断路器的分合 b.分布式光伏系统的启停 ?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 道，通道可采用电力专网通道或公网通道。 c）二次系统安全防护 屋面并网光伏发电系统通过网络通道与电网调度机构通信时，应按《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）要求配置二次安防设备。
9.4.1电能质量监测
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 站，并应至少保存一年。
屋面并网光伏发电系统接人电网后，并网点的电压在90%～110%标称电压时，光伏系统应能止常运 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 标称电压的士7%
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 网光伏发电系统并网点频率在47.5Hz～49.5Hz时，频率每次低于49.5Hz，光伏系统应能至少运行10 min
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
表8保护动作时间要求
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 路送电。
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 送电。 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 于2S，防孤岛保护应与并网侧线路保护相配合，
屋面并网光伏发电系统应具 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
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。
系统发生扰动脱网后， 前屋面并网光伏发电系统不充许 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
9. 6. 1 计量设置原则
9.6.2计量点安装位置
图1屋面并网光伏发电系统计量装置接线示意图
a）10（20）kV接入类用户选择高压计量方式，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入点分 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 分界处不具备安装条件，可安装在其它易于抄表的合适位置； 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 分界处不具备安装条件，可安装在其它易于抄表的合适位置。
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II型集中抄表系统集中器实 现数据采集，接入计量自动化系统； b）接入计量自动化系统的终端设备需符合新颁布的南方电网计量自动化终端系列技术标准； c）计量自动化主站需根据电能表安装位置，相应处理采集到的各种电量数据，计算得到屋面并网 光伏发电系统发电量、上网电量、下网电量及自发自用电量，
10. 1防雷装置设计
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 有的接地装置进行改造。 10.1.3防直击雷设计应符合以下要求： a接闪器设计： 1）接闪器高度宜高于屋面光伏阵列最高点：
接闪器设计： 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、支撑组件的金属標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、金属边框和金属標条作为自然接闪器； 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万阵支架上引出。 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42。 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、金属標条、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、金属標条、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、金属標条、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莲接，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； 注：金属边框的危险电位通常是交流侧的接地故障转移而来的。金属边框的危险电位的高低是由金属边框与 接地故障处之间的等电位连接导体的阻抗和故障电流决定的，金属边框处于金属压块与標条之间，并与之紧密接 触，因此金属边框不必做保护接地。 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。 5防闪电电涌侵人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 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 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 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 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， 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 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 备生产企业设置。
a）防雷等电位连接导体设计：
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 的防雷设计进行设计。
V.1.0 的防雷设计进行设计。 10.1.7所有导电连接部位应清除非导电保护层并保持导电通畅。 10.1.8对所有线槽金属外壳进行可靠接地处理以削减雷电波侵入的幅值。 10.1.9过电压保护设计应符合以下要求： 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物现有条件，采用接闪杆或接闪线（带）。在强雷地区，应加强防雷措施； b）35kV以下的高压配电装置的构架或厂房顶上，不宜装设接闪器。在变压器的门型构架上，不 得装设接闪杆或接闪线（带）； c）1kV以下中性点直接接地的电力网中，电力设备的金属外壳宜采用低压接零保护。由同一电 源供电的低压电力网，不宜同时采用接零、接地两种保护方式。 10.1.10屋面并网光伏发电系统和并网接口设备的防雷和接地，符合SJ/T11127的规定
10.1.9过电压保护设计应符合以下要求：
10. 2接地装置设计
10.2.1屋面光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的 支架和基础。光伏发电的接地装置宜与建筑物原有接地装置共享。 10.2.2屋面光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于42。当接地电阻不符合设计要求时，应 设置人工接地系统。一个完整的屋面光伏方阵，其接地必须形成闭环回路，以保证支架系统的任何两 点之间等电位。 10.2.3对需要接地的光伏系统设备，应保持接地的连续性和可靠性。接地装置的接地电阻值必须符 合相关国家标准要求。当以防雷为目的进行接地时，其冲击接地电阻不宜大于102。光伏系统保护接 地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，其接地电阻不大于42。 10.2.4接地装置及设备接地按DL/T621和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规 定进行设计。
10.2.5接地装置设计应符合以下要求：
a）接地装置设计，应采用以下自然接地体： 1）常年与水接触的钢筋混凝土水工建筑物的表层钢筋； 2）钢结构建筑的与接地网连接的构件： 3）压力钢管及金属埋设件； 4）留在地下或水中的金属体。 5）除设置自然接地体外，尚应适当设置人工接地网。 b）利用自然接地体时应用导体在不同地点引出。导体并应不少于两根与人工接地网可靠连接。自 然接地体与人工接地网的接地电阻测量井可分开设置。
11.1屋面并网光伏发电系统消防设计应满足GB50016及GB50045的有关要求， 11.2屋面并网光伏发电系统安装场地及新增配电房都应设置消防疏散通道。 11.3在彩钢瓦屋面上安装汇流设备时，宜在汇流设备与彩钢瓦屋面之间采用防火板进行阻隔。 11.4当控制电缆或通信电缆与电力电缆敷设在同一电缆沟内时，宜采用防火槽盒或防火隔板进行分 隔。 11.5如有需要，屋面并网光伏发电系统应根据建筑电气设计来补充完善配电房的消防系统，并满足 GB50054的有关规定。 11.6屋内单台总油量为100kg以上的电气设备，应设置贮油或挡油设施。挡油设施的容积宜按油量
的20%设计，并应设置将事故油排至安全处的设施。当不能满足上述要求时，应设置能容纳全部油量的 忙油设施。 11.7贮油设施内应铺设卵石层，其厚度不应小于250mm，卵石直径宜为50mm～80mm。 11.8变压器室、电缆夹层、配电装置室的门应向疏散方向开启；当门外为公共走道或其它房间时， 该门应采用甲级防火门。配电装置室的中间隔墙上的门应采用不燃材料制作的双向弹簧门。 11.9主控室、配电装置室、电缆夹层均应配置合理的疏散出口。 11.10灭火器设置要求参照GB50140相关规定。
表9主要建（构）筑物和设备火灾探测报警系
11.12火灾探测器安装位置，距墙或梁应天于500mm，距送风口天于1500mm，回风口大于500mm。 11.13屋面并网光伏发电系统的消防供电应符合下列规定： a）消防水泵、火灾探测报警、火灾应急照明应按一级负荷供电； b）消防用电设备采用双电源或双回路供电时，应在最末一级配电箱处自动切换： c）应急照明可采用蓄电池作备用电源，其连续供电时间不应小于30min； d）火灾报警控制器应按照规范要求做好接地，可采用公共接地系统或专用接地，电阻值满足施工 规范要求。
1.14火灾应急照明和疏散指示标志应符合下列
明与疏散指示标志； b）人员疏散用的应急照明的照度不应低于1.01x，莲续工作应急照明不应低于正常照明的照度： c）应急照明灯宜设置在墙面上部、顶棚上或出口的顶部； d）安全出口和疏散门的正上方应采用“安全出口”作为指示标志： e）沿疏散走道设置的灯光疏散指示标志，应设置在疏散走道及其转角处距地面高度1.0m以下的 墙面上，且灯光疏散指示标志间距不应大于20m；对于袋形走道，不应大于10m；在走道转角区，不 应大于1.0m，其指示标志应符合GB13495的有关规定。
12.1光伏组件安装场地宜设置固定水源，水源数量宜根据场地需要设置。 12.2宜设置光伏组件清洗系统。 12.3清洗系统和固定水源应保证与电气设施有足够安全距离
13环境保护及安全防护
13.1.1光伏系统对周围环境的噪声影响，应符合GB3096的规定。 13.1.2光伏系统的防噪声系统，应首先确定声源，如逆变器等，并对声源进行控制，优先选择低噪 声的设备。 13.1.3光伏组件阵列不应造成周围环境光污染。 13.1.4光伏微网系统储能装置进行维护时，应考虑到对周围环境可能造成的污染。 13.1.5应选用可回收利用、对环境无污染的材料
13.2.1光伏系统的各项安全生产与工业卫生措施，应符合国家相关标准要求。 13.2.2光伏系统的电气设备布置GB／T 13449-2021 金块矿取样和制样方法.pdf，应符合带电设备的安全防护距离要求，并应有必要的隔离防护措 施和防止误操作措施。 13.2.3广东属于东亚季风区，室外电气设备应选用适用于本地湿热气候的产品。 13.2.4光伏系统应符合防风相关要求，安装牢固。 13.2.5光伏微网系统检修时，应断开与公共配电网的连接，并切断微网内分布式电源。 13.2.6应在光伏系统安装范围内与安全有关的醒目地方设置相关安全标志。常设的安全标志与带电 部分的安全距离应符合有关规定，并不影响运维人员对设备的巡视检查和检修。高压室还应注明电压 等级。设置安全标志时应兼顾建筑的美观，且不影响原有建筑物的安全和使用。 13.2.7光伏方阵安装场地应设置防滑格栅 0
附录A （规范性附录） 调整系数β取值区域分布
图A.1无女儿墙平屋面的屋面并网光伏发电系统调整系数分布
图A.2带1.5m高女儿墙平屋面的屋面并网光伏发电系统调整系数分布
星面上设置平行于屋面坡度的屋面并网光伏发电
注：以上各图中的E应取2H和B中较小值：H屋顶高度，B 一建筑迎风宽度
DB11／T 597-2018 农村公厕、户厕建设基本要求面上设置平行于屋面坡度的屋面并网光伏发电系
附录B （资料性附录） 光伏方阵安装倾角与朝向修正系数表
[2】《光伏制造业规范条件（2015年本）》（工信部2015年第23号）