DB34/T 5501-2026 10千伏及以下户用光伏并网建设工程技术规范

ICS 27.100 CCS F 22

34

安徽 省地 方标 准

DB34/T 5501—2026

10 千伏及以下户用光伏并网建设工程

技术规范

Technical specifications for grid-connected construction projects of household

photovoltaic systems of 10 kV and below

2026-04-30 发布 2026-05-30 实施

安徽省市场监督管理局发 布

目次

前言 III

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 2

4 总体要求 3

5 设计 3

5. 1 一般要求 3

5. 2 系统规划 3

5. 3 电气主接线 4

5.4 设备选择 4

5.5 无功补偿 4

5.6 储能配置 5

5. 7 继电保护及自动装置 5

5.8 过电压保护和接地 6

5.9 线缆 6

5. 10 电能质量监测 6

6 施工 6

6. 1 一般要求 6

6. 2 光伏组件 6

6. 3 光伏逆变器 7

6.4 升压变压器 7

6.5 开关站 7

6.6 并网柜(箱)、汇流柜(箱) 7

6.7 储能系统 7

6.8 防雷和接地 7

6,9 线缆敷设 7

7 电能计量 8

7. 1 一般要求 8

7. 2 计量方式 8

7. 3 计量配置 8

7.4 安装要求 8

7.5 采集要求 8

8 通信及远程控制 9

8 .1 通信要求 9

8.2 远程控制要求 9

9 调试与验收 9

I

9. 1 一般要求 9

9. 2 调试 9

9. 3 验收 10

10 运行维护 10

附录 A (规范性) 户用光伏系统采集数据项 12

附录 B (资料性) 现场验收的检查内容和要求 13

参考文献 14

II

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《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。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由国网安徽省电力有限公司提出。

本文件由安徽省能源局归口。

本文件起草单位：国网安徽省电力有限公司、国网安徽省电力有限公司营销服务中心、合肥工业大学设计院 (集团)有限公司、安徽省质量和标准化研究院、深圳市建筑设计研究总院有限公司合肥分院、安徽省城建设计研究总院股份有限公司、安徽瑞能电力工程设计有限公司、阳光新能源开发股份有限公司、国网安徽省电力有限公司滁州供电公司、国网安徽省电力有限公司阜阳供电公司、国网安徽省电力有限公司蚌埠供电公司、国网安徽省电力有限公司黄山供电公司、国网安徽省电力有限公司六安供电公司、国网安徽省电力有限公司淮南供电公司、国网安徽省电力有限公司池州供电公司、国网安徽省电力有限公司合肥供电公司、国网安徽省电力有限公司安庆供电公司、国网安徽省电力有限公司芜湖供电公司、国网安徽省电力有限公司马鞍山供电公司、国网安徽综合能源服务有限公司。

本文件主要起草人：吴前、巩舒、杨之俊、汪学中、汪泳、舒方玲、徐连杰、段玉卿、李理、张彤阳、陈明霞、阮仁权、王友亮、张彦虎、刘单华、郭鹏飞、郑抗震、王欧、赵阳、袁加梅、黄丹、赵骞、汤旭、刘金友、戚振彪、齐红涛、严焱、程煌伦、陆钦、 吴延延、丁洁、张锐、祝言菊、李锐、吴倩、李梁、胡海琴、胡婧、梁晓伟、蔺菲、刘辉舟、王海鸿、张莉莉、常丽、李欣然、高强、燕莎莎、胡锦涛、王波、仇建、潘海龙、王克峰、巩弘扬、招永生、王城、刘振宇、解紫城、张朝禹、周福平、王飞、杜波、李琳琳、李婷婷。

III

10 千伏及以下户用光伏并网建设工程技术规范

1 范围

本文件规定了10kV及以下电压等级户用光伏并网建设工程的总体要求、设计、施工、电能计量、通信及远程控制、调试与验收、运行维护。

本文件适用于10kV及以下电压等级新建、扩建或改建的户用光伏发电并网建设工程，一般工商业分布式光伏并网工程可参照执行。

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 1094.1 电力变压器第1部分：总则

GB/T 1094.11 电力变压器第11部分：干式变压器

GB/T 4208 外壳防护等级(IP代码)

GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求

GB/T 10233 低压成套开关设备和电控设备基本试验方法

GB/T 12706.1 额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件第1部分：额定电压1kV(Um=1.2kV)和3kV(Um=3.6kV)电缆

GB/T 12706.2 额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件第2部分：额定电压6kV(Um=7.2kV)到30kV(Um=36kV)电缆

GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波

GB/T 16895.6 低压电气装置第5-52部分：电气设备的选择和安装布线系统

GB/T 16895.18 建筑物电气装置第5-51部分：电气设备的选择和安装通用规则

GB 16895.21 低压电气装置第4-41部分：安全防护电击防护

GB/T 17468 电力变压器选用导则

GB/T 18857 配电线路带电作业技术导则

GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求

GB 20052 电力变压器能效限定值及能效等级

GB/T 24612.1 电气设备应用场所的安全要求第1部分：总则

GB/T 24612.2 电气设备应用场所的安全要求第2部分：在断电状态下操作的安全措施

GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定

GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范

GB 31247 电缆及光缆燃烧性能分级

GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求

GB/T 33593 分布式电源并网技术要求

GB/T 33982 分布式电源并网继电保护技术规范

GB/T 34120 电化学储能系统储能变流器技术要求

1

GB/T 34131 电力储能用电池管理系统

GB/T 34133 储能变流器检测技术规程

GB/T 34933 光伏发电站汇流箱检测技术规程

GB/T 35694 光伏发电站安全规程

GB/T 36558 电力系统电化学储能系统通用技术条件

GB/T 40289 光伏发电站功率控制系统技术要求

GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范

GB 50148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

GB 50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范

GB 50217 电力工程电缆设计标准

GB 50227 并联电容器装置设计规范

GB 50254 电气装置安装工程低压电器施工及验收规范

GB 50601 建筑物防雷工程施工与质量验收规范

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 51048 电化学储能电站设计规范

GB/T 51338 分布式电源并网工程调试与验收标准

DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

DL/T 584 3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

DL/T 724 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程

DL/T 825 电能计量装置安装接线规则

DL/T 1364 光伏发电站防雷技术规程

DL/T 5729 配电网规划设计技术导则

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3. 1

户用光伏 residential photovoltaic(PV)

自然人或非自然人利用住宅或宅基地范围内的建筑物、附属物投资建设的分布式光伏发电系统。

3. 2

并网 grid connection

光伏发电系统与电网形成物理连接，与电网建立调度关系。

3. 3

额定容量 rated capacity

光伏发电站或光伏发电单元中安装的逆变器在0.9功率因数下，最大连续输出有功功率之和，即安装的逆变器的额定有功功率之和，单位为瓦(W)。

注：光伏发电系统的安装容量为安装光伏组件的标称功率之和，单位为峰瓦(Wp)。

2

3. 4

分布式电源接入单元 distributed power supply access unit

对低压分布式光伏逆变器和断路器进行监控的设备，具备通信协议转换、数据采集、电能质量监测、远程/本地控制等功能，并支持对储能变流器等设备的采集监控。

3. 5

孤岛 is landing

包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。

注：孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。非计划性孤岛指非计划、不受控地发生孤岛。计划性孤岛指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。

4 总体要求

4, 1 自然人户用光伏宜就近分散接入电网，非自然人户用光伏宜以集中汇流方式接入电网;非自然人户用光伏应进行统一规划、选址定容和有序并网。

4. 2 利用新建建筑物及其附属场所建设的光伏电力工程宜与建筑物电气系统统一规划、同步设计、同步施工;利用既有建筑物及其附属场所增设光伏发电系统的，应进行既有电气系统安全复核。

4. 3 户用光伏发电系统选用的逆变器、汇流柜(箱)、并网柜、变压器、计量柜(箱)等涉网设备性能应符合国家或行业的产品技术要求。

4,4 光伏发电系统并网后，引起的公共连接点电能质量指标应满足 GB/T 29319 的有关规定。

5 设计

5. 1 一般要求

5.1.1 户用光伏项目设计应考虑太阳能资源、建设条件、电量消纳能力、电网承载力等因素，并满足安全可靠、经济适用、生态环保、便于安装和维护的要求。

5.1.2 户用光伏应实现“可观、可测、可调、可控”，保障光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。

5.2 系统规划

5.2.1 上网模式

户用光伏可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网三种模式。

5.2.2 容配比

光伏发电系统中逆变器的配置容量应与其对应的光伏方阵的安装容量相匹配，光伏组件与接入逆变器之间的容配比应综合考虑光伏方阵的安装方式、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定;光伏组件的安装容量与逆变器额定容量之比不宜超过1.6。

5.2.3 接入电压等级

接入的电压等级应根据光伏发电系统额定容量、发电特性、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、所在地区配电网情况、周边分布式电源规划情况，经过综合比选后确定，具体可参考表1。

3

表1 户用光伏接入电压等级推荐表

额定容量

接入电压等级

8kW以下

220V

8kW～400kW

380V

400kW～6MW

10kV

注：最终接入电压等级应根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。若高低两级电压均具备接入条件， 优先采用低电压等级接入。

5.2.4 并网点

户用光伏可接入公共电网或用户电网，并网点的选择应根据其电压等级及周边电网情况确定，单相并网点应根据三相负载情况选择，具体可参考表2。

表2 户用光伏并网点

电压等级

并网点

380V/220V

配电箱;线路;配电室、箱变或柱上变压器的低压母线

变电站、开关站、配电室、箱变、环网箱 (室)的 10kV 母线;10kV 架空线路

5. 3 电气主接线

户用光伏系统的接线方式应按额定容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件进行选择，宜采用单元接线或单母线接线。

5.4 设备选择

5.4.1 升压变压器

5.4.1.1 变压器的性能参数、技术要求等应符合 GB/T 6451、GB/T 17468、GB/T 1094.1、GB/T 1094.11和 GB/T 10228 的有关规定，能效等级应不低于 GB 20052 中 2 级能效标准。

5.4.1.2 变压器额定容量不宜小于光伏发电系统额定视在功率。

5.4.2 断路器

5.4.2.1 断路器选择应遵循以下要求：

a) 采用 380/220V 并网时，设置明显开断点，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断路器，并配置剩余电流保护装置;断路器可选用微型、塑壳式或万能断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并应留有一定裕度，具备电源端与负荷端反接能力;

b) 采用 10kV 并网时，并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、具备接地条件、可开断故障电流的断路器。

5.4.2.2 汇流箱应按所采用的组件和逆变器类型根据需要进行配置;逆变器交流侧应设置隔离开关。

5.4.2.3 光伏发电系统直流侧宜配置直流故障电弧检测和保护功能。

5.4.2.4 户用光伏并网公共连接点为负荷开关时，宜改造为断路器，并根据短路电流水平选择设备开断能力。

5.5 无功补偿

5.5.1 无功补偿应符合 GB/T 29321、GB 50227 的有关规定。

5.5.2 无功补偿容量计算时应考虑并网逆变器的无功容量及其调节能力以及汇集线路、变压器和送出

4

线路的无功损耗等因素，功率因数应在超前 0.95～滞后0.95 范围内连续可调。

5.5.3 逆变器的无功容量不满足系统调节需要时，应加装无功补偿装置，并具备自动投切功能。

5.5.4 无功补偿装置宜装设在升压站主变压器低压侧或 10kV 开关站母线上，宜选用动态无功功率补偿成套装置。

5.6 储能配置

5.6.1 户用光伏系统自发自用消纳比例低、电网接入承载力不足时，宜配置储能系统。

5.6.2 储能应主要发挥保障重要电力用户保安负荷安全可靠供电、满足偏远地区离网电力用户供电需求、促进电力用户自发自用新能源消纳、提升电力用户电能质量、降低电力用户用电成本或提升电力用户额外收益等功能;储能系统的额定功率和容量宜符合以下规定：

——根据负荷特性，满足平滑出力的要求;

——根据光伏发电系统需存储电量、负荷大小及供电时间等确定。

5.6.3 户用光伏系统配置储能系统时，宜采用电化学储能方式。

5.6.4 户用光伏系统配置储能系统时，应符合 GB 51048、GB/T 36558、GB/T 34131、GB/T 34120 的有关规定。

5.6.5 光伏发电系统与储能装置之间连接方式宜选用交流耦合接线方式，也可选用直流耦合接线方式。

5. 7 继电保护及自动装置

5.7.1 继电保护

5.7.1.1 户用光伏的系统保护、送出线路保护、防孤岛保护应符合 GB/T 14285、GB/T 29319、GB/T 33982 和DL/T 584 的有关规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

5.7.1.2 以 380/220V 电压等级接入公共电网时，并网点和公共连接点断路器应具备短路速断、延时保护功能和分励脱扣、失压跳闸、过压跳闸、检有压合闸、低压闭锁合闸等功能;失压跳闸定值宜整定为20% UN、10 秒，过压跳闸定值宜整定为 110% UN、10 秒，检有压定值宜整定为大于 85% UN。

5.7.1.3 以 10kV 电压等级接入公共电网时，保护配置应符合以下要求：

a) 户用光伏系统采用专用送出线路接入变电站、开关站、环网室 (箱)、配电室或箱变 10kV 母线时，并网线路两侧可采用电流保护,必要时加装方向元件;当动作电流整定值和时限配合不能满足可靠性和选择性要求时,宜采用距离保护或纵联电流差动保护;

b) 户用光伏系统采用 T 接线路接入系统时，宜在光伏电站侧配置无延时过流保护并配置联切装置;

c) 防孤岛检测动作时间应与电网侧重合闸动作时间相配合。

5.7.1.4 接入容量超过公用台区配变额定容量的 25% 时，配变低压母线处应装设防孤岛装置;低压总开关应与防孤岛装置间具备操作闭锁功能，母线间有联络时，联络开关也应与防孤岛装置间具备操作闭锁功能。

5.7.1.5 逆变器、汇流柜(箱)、并网柜、变压器等涉网设备应具备故障和异常工作状态报警和保护功能。

5.7.2 自动装置

户用光伏安全自动装置应符合以下要求：

a) 具备频率电压异常紧急控制功能，按照整定值跳开并网点断路器;

5

b) 具备快速检测孤岛功能且检测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，防止产生非计划性孤岛; 10kV 电压等级接入时应通过独立装置实现防孤岛功能;380/220V 电压等级接入时可通过独立装置实现防孤岛功能，也可以由设备中的防孤岛模块或逆变器等实现;

c) 采用全部自发自用模式的光伏系统应配置逆功率保护装置。

5.8 过电压保护和接地

5.8.1 户用光伏的防雷保护、过电压保护和接地应符合 GB/T 50064、GB/T 50065、GB/T 32512、DL/T 620 的有关规定;接地方式应与配电网侧接地方式相配合，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。

5.8.2 系统的防雷及接地保护宜与建筑物防雷及接地系统合用，安装光伏系统后不应降低建筑物的防雷保护等级，且接地电阻不应大于 4Ω。

5.9 线缆

5.9.1 光伏电站电缆的选择与敷设应符合 GB 50217 的有关规定，电缆截面应进行技术经济比较后选择确定;送出线路导线截面选择遵循以下要求：

a) 送出线路导线截面选择应根据所需送出的容量、并网电压等级选取，并考虑发电效率等因素，按持续极限输送容量选择;

b) 当接入公共电网时，应结合本地配电网规划与建设情况选择适合的导线。

5.9.2 电力电缆宜选用铜导体。

5.9.3 线缆燃烧性能等级应不低于 GB 31247 规定的 B2 级要求。

5.9.4 通信线缆应选用具备抗干扰能力的屏蔽线缆。

5.9.5 裸露在外的连接器防护等级应不低于 GB/T 4208 中 IP67 的有关规定。

5. 10 电能质量监测

5.10.1 通过 10kV 电压等级并网光伏发电系统的公共连接点应装设满足 GB/T 19862 要求的 A 级电能质量在线监测装置，电能质量监测数据应保存不少于 1 年。

5.10.2 通过 380V 电压等级并网光伏发电系统的公共连接点宜装设满足 GB/T 19862 要求的电能质量在线监测装置或具备电能质量在线监测功能的设备，电能质量监测数据应保存不少于 1 年。

6 施工

6. 1 一般要求

6.1.1 电力设备的安装应满足 GB 50148、GB 50254、GB/T 16895.6、GB/T 16895.18 的有关规定。

6.1.2 逆变器、并网柜(箱)、汇流柜(箱)的安装位置应便于调试、操作和检修，承重满足设计要求，不应安装在影响行人或者周围有腐蚀性、易燃易爆物品和易受强风侵袭的位置;不应受季节性水涝影响。

6.1.3 施工过程中破坏原有防水层需重新做防水处理且防水等级应不低于原设计标准。

6.1.4 电气连接作业不应在雨雪天、大雾等潮湿环境进行。

6. 2 光伏组件

6.2.1 光伏组件的垂直投影范围不应超出宅基地范围。

6.2.2 组件连接应牢固可靠，极性正确，不应反接或错接。

6.2.3 光伏组件金属部件应做接地处理，光伏组件上接地螺丝应与接地线正确连接。

6

6.2.4 光伏组件安装时不应在组件边框上钻孔、扩孔。

6.3 光伏逆变器

6.3.1 逆变器宜安装在清洁、通风、干燥、无直晒的地方，安装场地温度、湿度应满足逆变器的使用环境要求，且考虑防凝露措施。

6.3.2 光伏逆变器安装应远离高温发热、易燃易爆物品及腐蚀性化学物品和儿童可触摸处范围。

6.3.3 宜垂直于地面安装，不可平放、横放或倒放安装，安装高度和间距需考虑后期维护需求。

6.3.4 当逆变器上方无有效遮挡时，宜安装遮阳罩，遮阳罩材质宜采用不锈钢，板厚不小于 0.5mm。

6.3.5 接线端子连接应牢固可靠，直流侧线缆极性和交流侧线缆相序应接线准确。

6.3.6 电缆引线完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵。

6.4 升压变压器

升压变压器的安装应满足GB 50148 的有关规定。

6.5 开关站

开关站内设备的安装应符合GB 50171 的有关规定。

6.6 并网柜(箱)、汇流柜(箱)

6.6.1 表面不应有锐利边角、棱角，户外安装时防护等级不低于 GB/T 4208 中 IP54 有关规定。对于出入线孔或其他与外界联通位置，应采用防水、防火材料进行封堵。

6.6.2 室外落地安装时，柜(箱)底距地不应低于 0.3m;挂墙安装时，箱底距地不应低于 1.5m。

6.7 储能系统

6.7.1 储能电池应安装于无高温、无潮湿、无振动、少灰尘、避免阳光直射且有良好通风的专用储能电池室，储能电池室应安装防爆型照明灯及防爆型照明开关。

6.7.2 安装固定完毕后，设备与基础接触面应进行密封处理;设备与金属预埋件、接地连接处及裸露的金属表面应进行防腐蚀处理。

6.8 防雷和接地

6.8.1 防雷、接地施工应符合 GB 50601、GB 50169、GB 50794 的有关规定。

6.8.2 光伏或光储系统宜与建筑物共用接地系统;当不具备条件时，可采用独立接地系统。

6.8.3 对光伏组件、逆变器及其他电气设备进行电气连接时，应进行保护接地连接。

6.9 线缆敷设

6.9.1 线缆的敷设和连接应满足 GB 50217 的相关规定，并符合以下要求：

a) 遵循先敷设后连接的顺序;

b) 排列整齐、固定牢固，并装设标识牌;

c) 避开物品尖锐边缘;

d) 不同回路、不同电压的线缆应敷设于不同保护管内，且管内线缆不应有接头;

e) 穿过建筑物墙体时采取防水、防火措施。

6.9.2 线缆的敷设和连接宜符合以下要求：

a) 避开高温发热物体;

b) 光伏组件间连接线宜采用绝缘轧带固定在支架上;

7

c) 保护管宜采用阻燃、耐腐蚀型。

6.9.3 不同材质线缆连接时应采用转换接头连接。

7 电能计量

7. 1 一般要求

7.1.1 电能表和互感器的配置及安装应满足DL/T 448 有关规定。

7.1.2 电能计量装置安装位置应便于调试、操作和检修，不受季节性水涝、强风侵袭影响。

7.1.3 户用光伏并网工程计量点设置应满足以下要求：

a) 全额上网的户用光伏，在供用电设施产权分界处、发电量计量点设置电能计量装置;

b) 全部自发自用的户用光伏，在发电量计量点处设置电能计量装置;

c) 自发自用余电上网的户用光伏，在供用电设施产权分界处、发电量计量点、用户自用电处设置电能计量装置。

7. 2 计量方式

7.2.1 380/220V 接入的户用光伏并网工程，应采用低供低计的计量方式;接线方式满足以下要求：

a) 额定容量 8kW 以下，宜采用单相直接接入的接线方式;

b) 额定容量 8kW～30kW(不含)，宜采用三相四线直接接入的接线方式;

c) 额定容量 30kW～400kW，宜采用三相四线经互感器接入的接线方式。

7.2.2 10kV 接入的户用光伏并网工程，宜采用高供高计的计量方式;不具备条件时，可采用高供低计的计量方式。

7. 3 计量配置

7.3.1 户用光伏系统应设置专用计量柜(箱)，计量柜(箱)配置应满足电能表、电压互感器、电流互感器、采集终端、分布式电源接入单元和专用断路器等设备安装和检修要求。

7.3.2 电能表应具备双向有功和四象限无功计量功能，准确度等级应满足以下要求：

a) 单相电能表准确度等级不低于 2.0;

b) 三相四线制电能表准确度等级不低于 1.0;

c) 三相三线制电能表准确度等级不低于 0.5S。

7.3.3 互感器准确度等级应满足以下要求：

a) 电流互感器准确度等级不低于 0.5S;

b) 电压互感器准确度等级不低于 0.5。

7.3.4 电流和电压计量回路应装设专用试验接线盒。

7.3.5 计量柜(箱)内应设置专用断路器，具备远程/本地控制分合闸、自动合闸、过欠压保护和防孤岛保护等功能，可实现断路器开关状态实时反馈。

7,4 安装要求

7.4.1 电能计量装置的计量二次回路、通信控制回路、计量封印和接地装置安装应符合DL/T 825 的有关规定。

7.4.2 采用直接接入且最大电流为 60A 的电能表，计量导线截面不应低于 25mm² ;经互感器接入的电能表，电流二次回路导线截面不应低于 4mm²。

7.5 采集要求

8

7.5.1 采集终端配置应满足通信及远程控制要求，并按以下方式设置：

a) 380/220V 接入的户用光伏并网工程，应在电网公用变压器低压侧设置采集终端;

b) 10 kV 接入的户用光伏并网工程，应在用户专用变压器高压侧或低压侧设置采集终端。

7.5.2 户用光伏应配置分布式电源接入单元，上行连接采集终端，下行连接专用断路器、逆变器。

8 通信及远程控制

8. 1 一般要求

户用光伏宜结合光伏和电网的数字化、智能化条件，具备智能监控与数据分析、远程诊断与故障预警等能力。

8. 2 通信要求

8.2.1 户用光伏逆变器应具备通信接口与分布式电源接入单元连接，接口宜采用RS-485 通信方式。

8.2.2 户用光伏逆变器与电网企业采集设备通信协议宜采用 Modbus 协议。

8.2.3 供电企业应采用有线或无线公网通信方式，建立用电信息采集系统或配电自动化等主站与户用光伏系统的通信连接，并符合以下要求：

a) 满足电力监控系统安全防护规定的相关要求;

b) 具备信息双向交互能力。

8.2.4 户用光伏发电系统应具备上传并网逆变器电压、电流、有功功率、无功功率、电能量等信息，以及状态信号的能力。

8.2.5 采集终端、电能表和光伏断路器相关设备的采集数据项应符合附录 A 的要求。

8. 3 远程控制要求

8.3.1 户用光伏发电系统应具备执行供电企业的功率调节及启停控制指令的能力，输出功率偏差及功率变化率应满足 GB/T 40289 的有关规定。

8.3.2 户用光伏发电系统应具备无功功率与电压调节的能力，功率因数值应满足 GB/T 33593 的有关规定。

8.3.3 供电企业相关调控系统应具备调控过程记录、记录查询和防篡改功能，包括但不限于控制指令信息、事件记录信息，记录时间不少于 3 年。

9 调试与验收

9. 1 一般要求

9.1.1 户用光伏系统的调试应包括光伏组串、汇流箱、逆变器、并网柜(箱)、计量柜(箱)、二次系统、储能系统等设备调试和系统的并网调试。

9.1.2 调试前，设备接线正确无误，牢固无松动;设备及各回路电缆绝缘良好，符合接地要求;设备及线路标识清晰、准确。

9.1.3 系统的并网调试应符合 GB/T 51338 的有关规定。

9.2 调试

9.2.1 光伏组串调试应测试各组串直流开路电压，开路电压应在逆变器允许范围内。

9.2.2 汇流箱调试应符合 GB/T 34933 的有关规定，并应符合以下要求：

9

a) 汇流箱中输出断路器处于分断状态，熔断器熔丝未放入;

b) 汇流箱及内部浪涌保护器接地应牢固、可靠;

c) 汇流箱的投、退顺序应符合下列规定：

1) 汇流箱的总开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：先投入光伏组件串开关或熔断器，后投入汇流箱开关;先退出汇流箱开关，后退出光伏组件串开关或熔断器;

2) 汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组件串的开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：

• 先投入汇流箱输出熔断器，后投入光伏组件串开关;

• 先退出箱内所有光伏组件串开关，后退出汇流箱输出熔断器;

3) 汇流箱总输出和分支回路的光伏组件串均采用熔断器时，投、退熔断器前，均应将逆变器解列。

9.2.3 逆变器调试应符合 GB 50794 的有关规定。

9.2.4 配电柜调试应符合 GB 50150、GB/T 10233 的有关规定。

9.2.5 并网箱调试应符合以下要求：

a) 调试前，输入和输出线缆相序应正确连接，手动操作开关器件应能正常分合，操作机构动作灵活、无卡滞及操作力过大现象;金属机壳接地及内部元器件无漏接或虚接;

b) 调试前，电网侧开关与逆变器直流侧开关应处于断开状态;

c) 断开交流主电路隔离开关，户用光伏发电系统应立即停止运行;交流隔离开关合闸后，户用光伏发电系统应恢复正常;

d) 投切并网箱上级开关模拟电网断电及恢复，当并网箱内配置自动重合闸开关时，自动重合闸开关应能自动断开及合闸;

e) 调试过程中，户用光伏发电系统有异常时，应停止运行;

f) 调试过程中，户用光伏发电系统运行时，严禁断开无灭弧能力的开关。

9.2.6 储能系统调试应符合 DL/T 724、GB/T 34120、GB/T 34133 的有关规定，并应检测电化学储能电池反接保护、防雷保护、防反向放电保护。

9.2.7 户用光伏系统在完成分步调试、具备电网接入条件后应进行系统联合调试，系统联合调试应符合以下要求：

a) 合上逆变器电网侧交流空开，测量电网侧电压和频率符合逆变器并网要求;

b) 在电网电压、频率均符合并网要求的情况下，合上任意一至两路汇流箱输出直流空开，并合上相应直流配电柜空开及逆变器侧直流空开，直流电压值符合逆变器输入条件;

c) 交流、直流均符合并网运行条件，且逆变器无异常，启动逆变器并网运行开关，检测直流电流、三相输出交流电流波形符合要求，逆变器运行应正常;

d) 在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，停止逆变器运行;

e) 正常运行后，检测功率限制、启停机、紧急停机等功能;

f) 逐步增加直流输入功率检测各功率点运行时的电能质量。

9. 3 验收

9.3.1 户用光伏工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工验收四个阶段的检查验收，各阶段验收应符合 GB/T 50796 的有关规定。

9.3.2 户用光伏安装工程验收和并网验收可参见附录 B。

10 运行维护

10

10.1 系统运行与维护应符合 GB/T 32512、DL/T 1364、GB/T 35694、GB/T 16895.21、GB/T 24612.1、 GB/T 24612.2 和 GB/T 18857 的有关规定;电能质量应满足 GB/T 29319 的有关规定。

10.2 系统运行过程中，不应退出继电保护及自动装置，不应调整逆变器整定参数。

10.3 系统发电量异常变化时，应及时检查维护。

10. 4 应定期对光伏发电系统进行巡检，每半年不少于 1 次。

10.5 光伏组件应定期检查光伏方阵遮挡情况，及时清理光伏组件表面上污渍、异物。

10.6 光伏组件出现以下异常状态时应及时维护或更换：

——破损、腐蚀、灼焦或有明显的颜色变化;

——封装结构内有明显的结露、进水及气泡;

——接线盒变形、开裂、烧毁。

10.7 电缆破损、电气设备老化或发生故障时，应及时维护或更换。

10.8 接线端子松动或接触不良时应及时维护或更换。

10.9 消防通道应保持畅通，消防器具应按消防要求定期检查、维护。

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A

附录 A

(规范性)

户用光伏系统采集数据项

依据采集终端、电能表、专用断路器等相关技术规范，结合实际业务需求，对分布式电源接入单元、智能电能表、光伏专用断路器、光伏逆变器数据的采集、存储。具体数据采集项表见A.1、表A.2、表A.3、表A.4、表A.5。

表A.1 采集终端数据项

采集对象

数据分类

数据项

采集终端

参数类

分布式电源接入单元档案信息、控制参数、台区变压器容量

事件类

光伏越限事件、反向重过载事件、调控事件、超容并网事件、过压事件、欠压事件

表A.2 分布式电源接入单元数据项

分布式

电源接入单

元

数据类

电压、设备运行状态字 1

时钟参数、控制参数

光伏越限事件、光伏逆变器开关机控制事件、光伏逆变器有功功率控制事件

光伏逆变器无功功率控制事件、光伏逆变器功率因数控制事件、光伏逆变器通信异

常事件、本地调控事件、参数变更事件、升级事件、校时事件

表A.3 智能电能表采集数据项

电能表

变量类

电能表运行状态字 3

正反向有功总电能、电压、电流、有功功率、无功功率、电网频率、功率因数、电

压波形失真度、电流波形失真度、三相电压/电流不平衡度(三相电能表)

过流事件、失压事件、失流事件、电压逆相序事件、欠压事件、过压事件、断相事

件、功率因数越限事件、电流谐波总畸变率越限事件、电压谐波总畸变率越限事

件、电压不平衡越限事件、电流不平衡越限事件、电压闪变、调控事件(仅物联

表)

表A.4 专用断路器采集数据项

专用断路器

开关变位事件、孤岛事件、过压事件、欠压事件

表A.5 光伏逆变器采集数据项

光伏逆变器

电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数

光伏电站基础信息，包括设备编号、额定有功功率、额定无功功率、设定电压、输出类型

逆变器开关机状态、逆变器开关机控制、有功功率控制、无功功率控制、功率因数控制、有功功率百分比、无功功率百分比

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B

附录 B

(资料性)

现场验收的检查内容和要求

安装工程及并网工程检查内容和要求参见表B.1。

表B.1 检查内容和要求

序号

验收项目

要求

1.1

发电量计量

分布式电源的发电出口 (发电量计量)应安装具有电能信息采集功能的计量表

1.2

关口计量

分布式电源与公用电网的连接点 (关口计量)应安装具有电能信息采集功能的计量表

1.3

计量装置

(1)计量装置按规定校验、安装、更换、加封;

(2)出具上、下网电能计量信息采集系统接入调试报告和测试报告

2.1

设备外观

(1)设备安装基础符合要求;

(2)设备铭牌清晰;

(3)油漆或电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象;

(4)电气导线无裸露、无损伤;

(5)接线牢固，紧固螺钉无松动 ;

(6)机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密;

(7)所有金属结构及设备外露可导电部分均可靠接地;

(8)互感器套管支柱绝缘清洁、无放电现象

2.2

安全标识

应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号，标识的形状、颜色、尺寸和高度应符合 GB 2894 的有关规定

3.1

一次接线

接线应整齐、规范

3.2

主要电气设备

应具有相关试验报告、调试报告、产品合格证和随带的技术使用说明等文件;实行生产许可证和安全认证制度的产品，有许可证编号和安全认证标志

3.3

并网点开断设备

出具并网点开断设备测试报告

3.4

一次回路电缆绝缘

检查接入电网的电气连接点各回路的一次回路电缆的绝缘测试报告，其测试方法应符合GB 50150 的有关规定，测试结果应满足 GB/T 12706.1 和 GB/T 12706.2 的有关规定

4.1

二次接线

4.2

二次回路电缆绝缘

检查接入电网的控制电缆和通信电缆等二次电缆的绝缘测试报告，其测试方法应符合 GB 50150 的有关规定，测试结果应满足 GB/T 12706.1 和 GB/T 12706.2 的有关规定

4.3

涉网保护

(1)涉网保护配置和参数整定符合GB/T 33593 的有关规定;

(2)保护定值应与电网企业提供的保护定值单一致;

(3)防孤岛保护动作时间不大于 2s

5.1

电能质量

(1)电压偏差： 20kV 及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%,220V 单相供电电压偏差为标称电压的+7%,-10%;

(2)频率范围：连续运行 48.5Hz～50.5Hz;

(3)谐波：满足 GB/T 14549 的要求;

(4)直流分量：向公共连接点注入的直流电流分量应不超过其交流额定功率的 0.5%;

(5)功率因数：超前 0.95～滞后 0.95

6.1

防雷和接地

(1)检查接地系统的接地电阻测试报告，其测试方法应符合GB/T 21431 的有关规定，测试结果应符合 GB/T 50065 的有关规定;

(2)每个光伏方阵接地网接地电阻现场检测数量不少于 2 个点(对角位置);每台电气设备现场检测数量不少于 2 个点(设备外壳接地端、附近接地干线)

7.1

其他

(1)消防器材配置齐全;

(2)防水、防火封堵，防小动物等措施完备

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参考 文献

[1] GB/T 17215.322 交流电测量设备特殊要求第22部分：静止式有功电能表(0.2S 级和0.5S 级)

[2] GB/T 19964 光伏电站接入电力系统技术规定

[3] GB 50052 供配电系统设计规范

[4] GB 50060 3～110kV高压配电装置设计规范

[5] GB 50797 光伏发电站设计标准

[6] GB/T 50866 光伏发电站接入电力系统设计规范

[7] GB 51348 民用建筑电气设计标准

[8] DL/T 614 多功能电能表

[9] DL/T 645 多功能电能表通信协议

[10] DL/T 1917 电力用户业扩报装技术规范

[11] DL/T 2041 分布式电源接入电网承载力评估导则

[12] DL/T 5044 电力工程直流电源系统设计技术规程

[13] NB/T 32015 分布式电源接入配电网技术规定

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