Embed Size (px)
Citation preview
CGC
北京鉴衡认证中心认证技术规范
CGC/GFXXX:XXXX
(CNCA/CTSXXXX-XXXX)
光伏方阵技术规范
Technical Specification of Photovoltaic (PV) arrays
（IEC/TS 62548:2013，IDT）
XXXX-XX-XX 发布 XXXX-XX-XX 实施
北京鉴衡认证中心 发布
目 次
前 言................................................................................................................................................................. I
1 范围..................................................................................................................................................................... 12 参考标准............................................................................................................................................................. 13 术语和定义，符号和缩略语.............................................................................................................................24 符合 IEC 60364..................................................................................................................................................85 光伏方阵系统结构.............................................................................................................................................86 安全要求........................................................................................................................................................... 167 电气装置选择和建立.......................................................................................................................................218 验收................................................................................................................................................................... 319 运行与维护....................................................................................................................................................... 3110 标识与文件..................................................................................................................................................... 31
附 录 A （资料性附录） 标识实例...........................................................................................................33
附 录 B （资料性附录） 光伏方阵的系统功能性接地实例.................................................................. 34
附 录 C （资料性附录） 防反二极管.......................................................................................................36
附 录 D （资料性附录） 光伏阵列中电弧故障的检测与中断.............................................................. 39
附 录 E （资料性附录） DVC 限值............................................................................................................40
I
前 言
北京鉴衡认证中心是经国家认证认可监督管理委员会批准，由中国计量科学研究院组建，专业从
事新能源和可再生能源产品标准化研究和产品质量认证的第三方认证机构。
为推动和规范我国光伏产业的发展，规范产品性能指标，促进产品产业化，适应国际贸易、技术
和经济交流的需要，特制定本认证技术规范。
本技术规范由全国能源基础与管理标准化技术委员会新能源与可再生能源分技术委员会提出。
本技术规范由北京鉴衡认证中心归口。
本技术规范起草单位：北京鉴衡认证中心、汉能控股集团有限公司、顺德中山大学太阳能研究院、
中国风电集团有限公司
本技术规范主要起草人：范士林，王宗，邹积凯，刘璇璇，孙韵琳，张波。
1
光伏方阵技术规范
1 范围
本技术规范规定了光伏方阵的技术要求，包含:直流方阵配线、电气保护设备、开关及接地的要求。
该范围包含了光伏方阵除储能设备、功率转换设备和负载之外的所有部分。
本技术规范目的是根据光伏系统的特性确定其安全性要求。直流系统特别是光伏方阵会产生一些
常规交流系统不会造成的危害，包括：产生并维持一个电流不高于正常工作电流的电弧。
本技术规范在并网系统中的安全性要求应符合IEC 62109-1和IEC 62109-2中对与光伏方阵相连接
的逆变器的要求。
安装要求也应符合IEC 60364的系列标准（看条款4）。
本技术规范不包含在标准测试条件（STC）下，功率低于100W且直流开路电压低于35V的光伏方阵。
注意附录D对光伏方阵的故障检测和中断的描述。当可靠的商业设备能有效检测光伏系统中的电弧
时，本技术规范将包含这类设备的使用要求。
注 1：本技术规范包含了使用了蓄电池的光伏方阵的技术要求。
注 2：更专业的安装可能需要附加的要求，如:聚光系统、追踪系统和与建筑一体化光伏系统。
2 参考标准
下列文件的整体和部分都被规范地引用在本文件中，且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 新版本（包括所
有的修改单）适用于本文件。
IEC 60228:2004 绝缘电缆的导线
IEC 60269-6 低压熔断器-第6部分：太阳光伏能量系统保护用熔断体的补充要求
IEC 60287（所有部分） 电缆-电流定额的计算
IEC 60332-1-2:2004 火灾环境下电缆和光缆试验-第1-2部分：垂直安装的单绝热电线电缆的垂直火
苗蔓延试验-1kw预混合火焰用程序IEC 60364（所有部分），低压电气装置
IEC 60364-4-41:2005 低压电气装置-第4-41部分：安全防护-电击防护
IEC 60364-5-54:2011 低压电气装置-第5-54部分：电气设备的选择和安装-接地安排和保护导体
IEC 60364-7-712:2002 建筑物电气装置-第7-712部分：特殊装置或场所的要求-太阳能光伏（PV）
电源供电系统
IEC 60529 外壳防护等级（国际防护等级代码）
IEC 60898-2 家用和类似装置的过电流保护用断路器-第2部分：交流电和直流电断路器
IEC 60947-1 低压开关柜和控制柜-第1部分：总则
IEC 60947-2 低压开关柜和控制柜-第2部分：断路器
IEC 60947-3 低压开关柜和控制柜-第3部分：开关、隔离器、隔离开关和开关熔断器
IEC 61215:2005 地面用晶体硅光伏组件-设计、鉴定和定型
IEC 61646 地面用薄膜光伏组件-设计、鉴定和定型
IEC 61730-1:2004 光伏组件安全鉴定-第1部分：结构要求
IEC 61730-2:2004 光伏组件安全鉴定-第2部分：试验要求
IEC 62109-1:2010 光伏电力系统用电力变流器的安全-第1部分：一般要求
IEC 62109-2 光伏电力系统用电力变流器的安全-第2部分：反用换流器的特殊要求
IEC 62305-2 雷电防护-第2部分：风险管理
IEC 62305-3 雷电防护-第3部分：建筑物的物理损害和生命危险
IEC 62305-4 雷电防护-第4部分：建筑物中电气和电子系统
2
IEC 62446 并网光伏系统-系统文件、试运行测试和检查的 低要求
EN 50521 光伏系统连接器-安全要求和实验
3 术语和定义，符号和缩略语
3.1 术语，定义和符号
下列术语和定义适用于本文。
3.1.1
防反二极管 blocking diode
与光伏组件、子方阵及方阵串联的二极管，用于防止反向电流流过光伏组件、子方阵及方阵。
3.1.2
等电位联接导线 bonding conductor
用于功能等电位连接或保护等电位连接的导线。
3.1.3
旁路二极管 bypass diode
与一个或多个电池片相连，且电流流向相同的二极管，用于防止在电池片出现遮挡或损坏的情况
下，组件中的其他电池片的反向电压产生的电流流入该电池片而出现热斑效应或烧坏电池片。
3.1.4
电缆 cable
集合一个或多个导线和/或光纤电缆，具有保护外层和填充物的绝缘和保护的材料。
3.1.5
电缆芯 cable core
包含绝缘层的导线，但不包括任何机械防护层。
3.1.6
等级A：公众可接近的、危险电压、危险功率条件下应用
Class A: General access, hazardous voltage, hazardous power applications
通过本等级鉴定的组件可用于公众可能接触的、大于直流50V或240W以上的系统。通过IEC 61730-1
和IEC 61730-2应用等级A评估满足安全等级Ⅱ要求。
3.1.7
等级B：限制靠近、危险电压、危险功率条件下应用
Class B: Restricted access, hazardous voltage, hazardous power applications
通过本等级鉴定的组件，可用于以围栏、特定区划或其它措施限制公众接近的系统。通过本应用
等级鉴定的组件只提供了基本的绝缘保护，满足安全等级0的要求。
3.1.8
等级C：限定电压、限定功率条件下应用
Class C: Limited voltage, limited power applications
3
通过本等级鉴定的组件只能用于公众有可能接触的、低于直流50V和240W的系统。通过IEC 61730-1
和IEC 61730-2本部分等级鉴定的组件满足安全等级Ⅲ的要求。
安全等级在IEC 61140中定义。
3.1.9
专业人员 competent person
通过培训、资质认证、具备相关经验或综合上述内容，经验和技能符合相应工作要求的人员。
3.1.10
隔离器 disconnector
在断开状态下能符合规定的隔离功能要求的机械开关电器。
注：如分断或接通的电流可忽略，或隔离器的每一极的接线端子两端的电压无明显变化时，隔离器能够断开和闭
合电路。隔离器能承载正常电路条件下的电流，也能在一定时间内承载非正常电路条件下的电流（短路电流）。
也称为“隔离开关”。
3.1.11
双重绝缘 double insulation
包括基本绝缘和附加绝缘的绝缘方式。
3.1.12
外部可导电部件 extraneous conductive part
非电气装置的组成部分，易于引入电位的可导电部件，该电位通常为局部地电位。
3.1.13
功能接地光伏方阵 functionally earthed PV array
为了安全的目的，光伏方阵中有导线特意与地相连，也意味着该方阵不满足保护连接的要求。
注 3：该系统不被视为接地方阵。
注 4：功能方阵接地包括通过电阻将一根导线接地或由于功能或性能要求仅仅将方阵临时接地。
注 5：逆变器使用在需要使用阻抗测试网络测量方阵对地的阻抗的不接地的方阵时，该测试网络不能被视为是功能
接地的一种形式。
3.1.14
独立手动操作 independent manual operation
机械断路装置的独立手动操作 independent manual operation of a mechanical switching
device
用于存储能量操作的开关动作，能量产生于手动力量，并且存储和释放能量是一个连续的操作（例
如：弹簧式脱开装置），操作的速度和力度和操作人员动作无关。
3.1.15
辐照度 irradiance
G (单位: W/m2)
单位面积电磁辐射太阳能，符号G，单位W/m2。
3.1.16
IMOD_MAX_OCPR
IEC 61730-2中规定了光伏组件的 大过流保护电流等级。
4
注：通常由组件制造商以“ 大串联熔断器等级”给出。
3.1.17
In
过电流保护设备的标称电流。
3.1.18
ISC ARRAY
在标准测试条件（STC）下，光伏方阵的短路电流为：
ISC ARRAY = ISC MOD ×SA
其中，SA为光伏方阵中并联光伏组串个数。
3.1.19
ISC MOD
在标准测试条件（STC）下，光伏组件或光伏组串的短路电流，由组件制造商在产品标签中给出。
注：由于光伏组串是一系列串联的光伏组件，因此组串的短路电流等于ISC MOD。
3.1.20
ISC S-ARRAY
在标准测试条件（STC）下，光伏子方阵的短路电流为：
ISC S-ARRAY = ISC MOD ×SSA
其中，SSA为光伏子方阵中并联光伏组串个数。
3.1.21
隔离型功率转换设备（PCE） isolated PCE
至少在主要功率输出电路和光伏电路之间具有简单的分离，并且漏电流低于限制值的PCE通常被定
义为电气分离PCE。
注 1：逆变器需要满足 IEC 62109-2 的要求。电气分离可能完全来自于 PCE 或由外部提供，如：具有外部隔离变压
器的逆变器。如果分离/隔离由外部提供，那么在 PCE 的回路上必须没有其他的设备。
注 2：如果 PCE 具有超过 2 个外部电路，那么可能某些部分有电气分离而其他部分没有电气分离。例如，光伏方阵
和逆变器、蓄电池和主要电路，在主要电路和光伏电路之间需要电气分离，但是在光伏方阵和蓄电池电路之
间不需要电气分离。本技术规范中，一般电气分离 PCE 用于定义上述主要功率输出电路和光伏电路之间的电
气分离。
注 3：主要功率输出电路和光伏电路之间没有内部电气分离，但需要使用专用的隔离手段，且没有其他设备与 PCE
侧连接的一个 PCE，被认为是隔离 PCE。
注 4：当一个逆变器需要用作专用的外部隔离变压器，要求逆变器和逆变器侧绕组之间没有其他设备连接时，允许
设计成多个逆变器与同一个变压器连接，只要每个逆变器连接在独立的变压器绕组上。如果多个逆变器连接
在一个单独的绕组上，那么这些逆变器必须被认定为非隔离逆变器。
3.1.22
接线盒 junction box
封闭或被保护的连接器件，允许有一个或多个连接点。
[IEC 60050-442:1998,442-08-03]
3.1.23
带电部件 live part
5
在常规操作下，导线或导电部分，包括：中性导线，但不是常规的PEN导线或PEM导线或PEL导线。
注：这个概念并不一定意味着电击风险。
3.1.24
低电压 low voltage
电压超过判定电压等级A（DVC-A），但交流电压不超过1000V或直流电压不超过1500V。
3.1.25
主要接地端子 main earthing terminal
用于连接主要接地保护导线、等电位连接导线以及用于功能接地导线的终端或插头。
3.1.26
最大功率点跟踪 maximum power point tracking
MPPT
光伏方阵工作时，使得光伏器件的电流和电压在产生或接近产生 大功率的情况下工作的控制标
准。
3.1.27
非隔离型功率转换设备 Non-isolated PCE
在主要功率输出和光伏电路之间的没有 小电气分离的PCE，或漏电流高于电气分离PCE要求的
PCE。
3.1.28
PEL 导线 PEL Conductor
兼有保护接地导线和线导线功能的导线。
3.1.29
PEM 导线 PEM Conductor
兼有保护接地导线和中间导线功能的导线。
3.1.30
PEN 导线 PEN Conductor
兼有保护接地导线和中性导线功能的导线。
3.1.31
功率转换设备 power conversion equipment
PCE
可以把光伏方阵产生的电能转化成适当频率和/或电压值，输送到负载或储存在蓄电池中或输送到
电网上的系统。（见图2到图4）
3.1.32
保护接地 protective earthing
为了电气安全，将系统、装置或设备的一点接地。
3.1.33
光伏方阵 PV array
6
光伏组件、光伏组串或光伏子方阵内部电气连接的集合。
注 1：本技术规范中，光伏方阵包括与逆变器直流输入终端或其他功率调节器或直流负载连接的所有元件。
光伏方阵不包括地基、跟踪设备、热控装置及其他类似元件。
注 2：光伏方阵可能包括独立光伏组件，独立光伏组串，或多并联光伏组串，或多并联光伏子方阵及与它们相关的
电气元件（见图 2 到图 4）。本技术规范中，光伏方阵的范围直到光伏方阵断开装置的输出端。
3.1.34
光伏方阵电缆 PV array cable
光伏方阵输出电缆用于传输方阵的全部输出电流。
3.1.35
光伏电池 PV cell
具有光伏效应的 基本原件，例如：将入射能量通过直接、非热能转化变为电能。
注：常用短语“太阳能光伏电池”或“光伏电池”，通俗地称为“太阳电池”。
3.1.36
光伏方阵汇流箱 PV array combiner box
光伏子方阵共同连接的接线盒，通常包括过电流保护设备和/或者隔离开关。
注：小型光伏方阵通常由光伏组串简单组成而不包含子方阵，大型光伏方阵通常由多个子方阵组成。
3.1.37
光伏方阵最大电压 PV array maximum voltage
参考7.2，大气温度 恶劣条件下修正的Voc ARRAY。
3.1.38
光伏组件 PV module
具有完整的、环境防护措施的，内部相互连接的， 小太阳电池组合体。
3.1.39
光伏组串 PV string
一个或多个光伏组件串联形成的电路。
3.1.40
光伏组串电缆 PV string cable
光伏组串中用于组件内连的电缆，或将光伏组串连接到汇流箱，PCE，或其他直流负载的电缆。（见
图2到图4）
3.1.41
光伏组串汇流箱 PV string combiner box
多个光伏组串共同连接的接线盒，通常包括过流保护装置和/或隔离开关。（见图4）
注：光伏组串汇流箱仅与能够分成子方阵的光伏方阵有关。
3.1.42
光伏子方阵 PV sub-array
由并联的光伏组串组成，是光伏方阵的电气子集。
7
3.1.43
光伏子方阵电缆 PV sub-array cable
光伏子方阵的输出电缆，用于传输与之相连的子方阵的输出电流。
注：光伏子方阵电缆仅与能够分成子方阵的光伏方阵有关。（见图4说明）
3.1.44
加强绝缘 reinforced insulation
危险带电部件的绝缘，它的防电击保护等级与双重绝缘相当。
注：加强绝缘由很多层组成，它们不能作为基本绝缘或附加绝缘被单独测量。
3.1.45
残余电流监控系统 residual current monitor
RCM
器件或器件组合，用于监控电气安装的残余电流，当残余电流超过工作值或检测到限定的阶跃变
化时，它显示为故障。
3.1.46
SA
光伏方阵中，并联光伏组串总数。
3.1.47
防护罩 shield
电缆防护罩 shield of a cable
电缆周围的接地金属层，用于限制电缆内部的电场和/或保护电缆不受外部电气影响。
注：金属保护层、铠装层和同轴接地导线经常作为防护罩使用。
3.1.48
基本隔离 simple separation
电路之间隔离或电路和地之间隔离，也就是所谓的基本绝缘。
3.1.49
同时可触及部件 simultaneously accessible parts
人能同时触及的导线或导电部件。
注：同时可触及部分包括：带电部分、外露导电部分、外部导电部分、保护导线或接地极。
3.1.50
标准测试条件 standard test conditions
STC
用于测量和评价光伏电池和组件性能的基本参考条件。标准测试条件为：
a）光伏电池温度为25 ℃；
b）光伏电池或组件平面福照度为1000 W/m2；
c）光谱与AM1.5相匹配。
3.1.51
附加绝缘 supplementary insulation
8
附加在基本绝缘上的一种独立绝缘，用于故障保护。
3.1.52
隔离开关 switch-disconnector
在常规电路条件下，用于制造、传输和切断电流的机械开关器件，在给定的过载工作条件下被设
定。另外，在特定时间，它可以在特定非常规电路环境中输送电流，例如：在短路条件下。此外，它
满足断路器的需要。
注：隔离开关起到负载隔离作用。本技术规范中，这些开关要用警告标识，通常用“隔离”警告标识。
3.1.53
Voc ARRAY
标准测试条件下，光伏方阵开路电压为：
Voc ARRAY=Voc MOD×MM为光伏方阵中，任一个光伏组串中串联光伏组件个数。
注：本技术规范中，假设光伏方阵的所有光伏组串并联，因此光伏组串和光伏子方阵的开路电压均等于Voc ARRAY。
3.1.54
Voc MOD
标准测试条件下，光伏组件的开路电压，通常由组件供应商在产品标签中给出。
3. 2 缩写
DVC-A 判定电压等级A，如IEC 62109-1中定义。见附录E。
DVC-B 判定电压等级B，如IEC 62109-1中定义。
DVC-C 判定电压等级C，如IEC 62109-1中定义。
4 符合 IEC 60364
光伏系统的设计、建设及验收都应符合IEC 60364、包括IEC 60364-7-712的要求。IEC 60364-7-712
的要求包括对IEC 60364基本部分的补充、修改和取代部分。
注：在 IEC 60364-7-712中，排除IEC 60364基本部分中的一部分、一章或一条时没有参考，则说明主体部分的相
应条款是适用的。
5 光伏方阵系统结构
5.1 概述
5.1.1 光伏方阵的功能结构
在所采用电路中，光伏方阵作为供电装置。
图1为光伏发电系统的基本功能结构图。
9
图 1 光伏发电系统基本功能结构图
所采用电路主要包括三种情况：
——光伏方阵直接与直流负载连接；
——光伏方阵通过转换设备与交流系统连接，至少包括基本隔离；
——光伏方阵通过转换设备与交流系统连接，但不包括基本隔离。
5.1.2 光伏系统构架
光伏方阵对地的关系，主要根据以下情况决定：由于功能的原因，方阵是否需要接地以及接地阻
抗；光伏方阵所连接电路（例如：逆变器或其他设备）的接地状态。光伏方阵是否接地及接地点位置
均影响光伏方阵的安全性（见附录B）。
需要考虑光伏组件制造商及光伏方阵所连接的功率转换设备制造商的要求，从而决定系统接地的
佳方案。
不允许光伏方阵中任何导线进行保护接地。出于功能的原因，除非通过PCE在内部或通过一个单独
的变压器在外部与大地之间有 少基本的隔离，否则将光伏方阵中的一根导线接地是不允许的。
在没有 少基本隔离的系统中，通过内部连接，在PCE内经过中性导体允许导线与地相连。
5.1.3 方阵电气图
图2到图4分别给出单个光伏组串、多并联光伏组串及多个子方阵的基本电气结构图。
10
注 1 如需要，旁路二极管一般为组件厂标配。
注 2 光伏方阵的绝缘/隔离开关的要求参见 7.3.5 和 7.4.1。
图 2 光伏方阵电气图-单个光伏组串
11
注 1：如需要，旁路二极管一般为光伏组件厂标配；
注 2：所需的过流保护装置要求见 6.3；
注 3：在一些系统中，可能不存在光伏方阵电缆，所有的光伏组串或光伏子方阵终端共同连接在一个汇流箱中，然
后直接与功率转换设备连接。
图 3 光伏方阵电气图-多并联光伏组串
12
注 1：所需的过流保护装置要求见 6.3；
注 2：在一些系统中，可能不存在光伏方阵电缆，所有的光伏组串或光伏子方阵终端共同连接在一个汇流箱中，然
后直接与功率转换设备连接。
图 4 光伏方阵电气图-光伏方阵被分成子方阵时的多并联光伏组串
13
图 5 采用多 MPPT 直流输入 PCE 的光伏方阵
14
图 6采用多直流输入内部连接到直流公共母线 PCE 的光伏方阵
5.1.4 使用多直流输入 PCE
5.1.4.1 概述
光伏方阵常与具有多直流输入的PCEs相连。参考图5和6。如果使用多直流输入，光伏方阵中各个
部分的过电流保护及电缆线径应严格取决于PCE每条输入线路的反向电流限制值（例如：电流由PCE流
入光伏方阵）。
5.1.4.2 具有多个独立最大功率点跟踪（MPPT）输入的 PCE
PCE输入电路提供了多个独立的MPPT输入，与这些输入相连的光伏方阵的过电流保护应根据IEC
62109-1要求，考虑任何一个反向电流。
15
在本技术规范中，任一个与输入连接的光伏部分（参考图5）都应被视为独立光伏方阵。每个光伏
方阵应有一个隔离开关以实现与逆变器的隔离。多隔离开关的规定应符合7.4.1.3要求，并且根据
10.5.2要求贴警告标识。
5.1.4.3 具有多输入并且在 PCE 内部连接在一起的 PCEs
PCE的多输入电路在PCE内部并联到公共直流母线上，与每一路输入相连的光伏部件（参考图6）在
本技术规范中都被视为一个子方阵，所有的光伏部件总体构成一个完整的光伏方阵。每个光伏子方阵
应包含一个隔离开以实现逆变器的隔离。多隔离开关的规定应符合7.4.1.3要求，并根据10.5.2要求贴
警告标识。
5.1.5 串并联结构
光伏方阵中所有并联的光伏组串都应使用相同技术的组件，每个组串中光伏组件的数目应相同（见
图2到图4）。此外，光伏方阵中所有并联的光伏组件应具有相近的电学性能，包括：短路电流，开路电
压， 大工作电流， 大工作电压及额定功率（所有参数均在STC条件下测量）。
这个设计问题需要项目设计人员考虑，特别是在替换组件及调整已有系统时。
5.1.6 系统中的蓄电池
光伏系统中的蓄电池是作为潜在的大故障电流的源头，应安装过电流保护装置。蓄电池的过电流
保护装置一般安装在蓄电池和充放电控制器之间，且尽可能靠近蓄电池。这个保护设计能够为光伏方
阵电缆提供过电流保护，使得光伏方阵电缆能够承受和蓄电池过电流保护设备相同的电流。
所有不接地的导体中都应安装蓄电池过电流保护。
5.1.7 光伏方阵中可预见故障
在任何安装中，都应考虑故障电流的产生源头。
由于蓄电池自身特性，含有蓄电池的系统中可能会出现潜在的大高潜在故障电流。（见5.1.6）
不含蓄电池的光伏系统，在低阻抗故障时，光伏电池（和 终的光伏方阵）表现为电流源。因此，
即使在短路情况下，故障电流也不会高于常规满载电流很多。
故障电流取决于光伏组串的数量，故障点及辐照强度。这就使得光伏方阵中短路电流的检测非常
困难。在光伏方阵中，故障电流可能在不启动过电流保护设备产生电弧。
根据光伏方阵特性进行的设计应考虑以下情况。
a）与传统电气安装相比，尽量减少光伏方阵中出现的线间故障、接地故障及意外线路断开的可能
性。
注：传统电气安装中，当故障发生时，系统内部 大故障电流一般可以熔断熔断器、启动断路器或其他保护系统。
b），需要将接地故障检测和预警作为系统保护功能的一部分，依据方阵的尺寸和位置，消除火灾
风险。
参考6.3的过电流保护要求和6.4的接地故障检测要求。
5.1.8 工作温度
不能使得系统中任意部件的工作温度超过其 大额定工作温度。光伏组件的等级是在标准测试条
件（25℃）得到。
在常规工作条件下，电池片温度会明显上升，并高于环境温度。在1000W/m2的太阳辐照和通风良
好的情况下，工作在 大功率点的晶体硅组件的温度一般会相对环境温度上升25℃。当辐照度超过
1000W/m2、通风较差情况下，温度会上升更多。
由于光伏组件的工作特性，以下给出光伏方阵的主要设计要求：
a) 对于一些光伏工艺，转换效率随着温度的升高而降低。因此具有良好的通风设备是光伏方阵
设计的一个目标，这可以保证光伏组件和相关部件的 优性能；
b）与光伏方阵直接接触或相邻的所有部件和设备（导线、逆变器、连接器等）都应具有承受光伏
方阵 大预期工作温度的能力；
c）在寒冷条件下，晶体硅组件电压会升高（参考7.2进行考虑）。
16
注：工作温度每升高1℃，晶体硅组件的 大输出功率减少0.4%-0.5%。
5.1.9 性能问题
光伏方阵的性能会受很多因素的影响，包括以下几点，但不仅限于这些：
——遮挡或部分遮挡；
——温度升高；
——电缆中的电压下降；
——由于灰尘、泥土、鸟粪、积雪、工业污染等造成的方阵表面的污渍；
——方位；
——光伏组件衰减。
应该谨慎选择光伏方阵的地点。在树木和建筑物旁边会引起光伏方阵在一天中某些时段有阴影。
因此尽量减少任何阴影是实用和重要的，在光伏方阵上的一个很小的阴影都会显著的影响它的性能。
由于温度升高和通风不良导致的性能衰减问题在5.2.2中有所描述。应注意保持组件尽可能冷却。
在设计过程中，光伏方阵电缆的尺寸和从方阵到应用电路之间的电缆连接会在这些电缆未满负荷
时影响电压降。这在低输出电压和高输出电流的系统中显得尤其重要。在 大负载条件下，从方阵
远处组件到应用电路终端的电压降不应超过光伏方阵在其 大功率点时电压的3%。
由于灰尘、泥土、鸟粪、积雪等造成的光伏组件表面的污染会显著降低方阵的输出。在有可能出
现重大污染的情况下，应该制定定期清洗组件的安排。如果有，应考虑组件厂家的清洗说明。
5.2 机械设计
5.2.1 概述
支架结构及组件安装方式应符合相关建筑规范和标准及组件制造商的安装要求。
5.2.2 温度影响
在预期工作温度下，光伏组件的支架设计应根据组件制造商的要求，考虑组件 大膨胀/收缩性能。
其他所采用的金属部件包括支架、导管、电缆槽等也应考虑相似性能。
5.2.3 光伏结构的机械载荷
考虑光伏方阵的载荷特性，光伏方阵的支架结构必须满足国家、行业标准和规范。要特别注意光
伏方阵上的风载荷和雪载荷。
5.2.4 风
组件、组件支撑边框及组件在建筑物或地面的安装方法，都需要根据安装地的 大预期风速确定，
这取决于安装地的特点。
对于这部分的评估，可在现场测量风速（或已知），同时进一步考虑风的类型（暴风、龙卷风、飓
风等）。光伏方阵结构应该用一个合适的方式固定或满足当地的建筑标准。
光伏方阵上的风压会对建筑结构产生明显载荷。这个载荷在评估建筑可承受压力时需要计算在内。
5.2.5 光伏方阵上的异物积累
雪、冰或其他物质可能会在光伏方阵上积累，在选择适当组件、计算组件支架结构及计算建筑可
支撑光伏方阵能力时，这部分需要计算在内。
注：雪下落之后这些载荷通常是平均分布的，但当雪滑落时就不是平均分布的。这会对组件及支架结构造成明显
破坏。
5.2.6 腐蚀
组件支撑边框，组件连接到边框及边框连接到建筑物或地面都需要选择抗腐蚀材料，从而保证寿
命和系统的质量。例如：铝、镀锌钢材、防腐材料等。
如果铝被安装在海边或其他高腐蚀环境中，需要对铝进行阳极氧化，电镀的厚度和规格应符合当
地的标准以及保证系统的质量。在农业环境中需要经常考虑腐蚀气体，如氨气。
17
在不同类金属中，要注意电化学腐蚀。这在支架和建筑物以及支架、固定装置和光伏组件之间可
能会发生。
为了减少电化学腐蚀，不同金属表面采用隔离材料，例如：尼龙垫圈，橡胶绝缘等。
在支架系统和其它连接（例如：接地系统）设计中，需要参考制造商说明和当地标准。
6 安全要求
6.1 概述
当光伏方阵 大直流电压超过1000V，全部光伏方阵、连接线及保护装置，仅专业人员可以接近。
安装在建筑物上的光伏方阵 大直流电压不能超过1000V。
6.2 电击保护
电击保护要求应满足IEC 60864-4-41。
光伏组件暴露的金属接地和粘接应满足本技术规范的7.4.2。
6.3 过电流保护
6.3.1 概述
光伏方阵中的过电流来自于方阵连接线中的接地故障，或组件内部、接线盒、汇流箱或组件引线
短路而引起的故障电流。
光伏组件是电流限制源，但由于它们可以并联且经常与外部源（例如：蓄电池）相连，因此容易
遭受过电流。以下电流的总和会产生过电流：
• 多并联相邻光伏组串
• 它们连接的一些型号的逆变器，和/或
• 外部源
6.3.2 过流保护要求
应该提供与6.3.3到6.3.6及光伏组件制造商要求一致的过电流保护。
光伏组件和/或连接线的过电流保护装置选择要求为，当过电流是正常器件的应用额定电流的135%
时，过流保护装置在2小时之内仍能持续、可靠工作。
6.3.3 与蓄电池相连的光伏系统过电流保护
与蓄电池相连的所有光伏系统都应该提供过电流保护。在系统内部接近蓄电池端可以建立主要光
伏方阵电缆保护。如果不是这种情况，应该为主要方阵电缆提供过电流保护，从而防止电缆遭受来自
蓄电池系统的故障电流。过电流保护选型见6.3.5。所有过电流保护都应该有中断来自蓄电池的可预期
大故障电流的能力。
6.3.4 光伏组串的过电流保护要求
当((SA -1) x ISC_MOD ) > IMOD_MAX_OCPR时，应该为光伏组串提供过电流保护。
当断路器和过流保护元件一起使用时，他们也能提供在7.4.1中要求的断路功能。
当采用熔断器时，熔断体必须满足IEC 60269-6的要求（“gPV型”）。
6.3.5 光伏子方阵过电流保护要求
当超过两个光伏子方阵连接到同一PCE时，必须为光伏子方阵提供过电流保护。
6.3.6 过电流保护的选型
6.3.6.1 光伏组串过电流保护装置
光伏组串过电流保护装置应满足如下要求（见图7）：
18
a) 当每一个光伏组串都装有过电流保护器件时，过电流保护器件的标称额定过流保护电流 In
应满足:
1.5 x ISC_MOD＜In＜2.4 x ISC_MOD
且In≤IMOD_MAX_OCPR
或
b) 当多个并联的光伏组串共用一个过流保护器件时:
In＞1.5 x SG x ISC_MOD
且In＜IMOD_MAX_OCPR- ((SG -1) x ISC_MOD).
其中，
SG是在一个过流保护器保护下的一组光伏组串的总数目；
In是该组过流保护装置的标称额定电流。
当使用断路器作为过电流保护器件时，其断开方式应满足7.4.1的要求。
某些光伏组件在其工作前几周或前几个月，ISC MOD会大于标称值。在确定过电流保护器件额定值及
电缆规格时，需考虑这点。
注 1：：如果 IMOD_MAX_OCPR高于 4 倍的 ISC_MOD，光伏组串通常能在一个过流保护装置下连接成组。
19
注 2：这是特殊情况，只有当光伏组件的过电流保护等级高于它的正常工作电流时，可以采用这种设计。
注 3：这只是示意图，个别情况可能需要其他开关，为了简化图中并没有给出断路器和/或过电流保护装置。
图7每组有一个过电流保护装置的光伏组串组成的光伏方阵示意图
6.3.6.2 光伏子方阵过电流保护
光伏子方阵过电流保护装置的正常电流值（In）应该由以下计算公式确定：
In>1.25×ISC S-ARRAY且
In≤2.4×ISC S-ARRAY
用于组串时，此处用1.25代替1.5作为乘数，是为了增加设计的灵活性。但必须注意在高辐射地区，
若选用较低倍数会引起过电流保护装置的频繁动作。
6.3.6.3 光伏方阵过电流保护
20
仅在以下情况需要光伏方阵过电流保护：系统与蓄电池连接，或在故障情况下，其他源的电流流
入光伏方阵。光伏方阵过电流保护装置电流值（In）确定如下：
In>1.25×ISC S-ARRAY且
In≤2.4×ISC ARRAY
光伏方阵过电流保护装置通常安装在蓄电池（蓄电池组）和充放电控制器之间，尽可能接近蓄电
池（蓄电池组）。如果这些设备值合适，那么它们能够保护充放电控制器和光伏方阵电缆。这种情况下，
在光伏方阵和任何充放电控制器之间不需要光伏电缆的过电流保护。
6.3.6.4 直接功能接地的光伏方阵
通过一个导管直接与功能接地相连的光伏方阵（例如：没有通过电阻）应该具有功能接地故障中
断装置，该装置在光伏方阵中发生接地故障时中断接地故障电流。这个可以通过中断方阵的功能接地
实现。表1给出功能接地故障中断器的常规过电流等级。
功能接地故障中断器不能断开外露金属部分和地之间的连接。
根据6.4.2，当功能接地故障中断器工作时，要发出接地故障警报。
表1功能接地故障中断器的常规过电流等级
光伏方阵总功率值
（kWp）
电流值
（A）
0-25 ≤1>25-50 ≤2>50-100 ≤3>100-250 ≤4
>250 ≤5
6.3.7 过电流保护位置
根据6.3，光伏方阵、光伏子方阵和光伏组串所需过电流保护装置的安装位置如下：
• 光伏组串过电流保护装置，应安装在光伏组串汇流箱中，光伏组串电缆与子方阵或方阵
电缆连接处（参考图 3和 4）
• 子方阵过电流保护装置，应安装在方阵汇流箱中，子方阵电缆与方阵电缆连接处（参考
图 4）
• 方阵过电流保护装置，应安装在方阵电缆与所采用电路或 PCE 的连接处（参考图 2到图
4）
注：过电流保护装置位置应该在这些电缆末端，远离光伏方阵、子方阵和光伏组串，从而保护系统和连接线不遭
受来自光伏方阵其他部件或源（例如：蓄电池）的故障电流损害。
包含功能接地的系统，光伏组串和子方阵电缆的过电流保护装置应安装在所有未接地导线中（例
如：所有没有与功能接地直接连接的电路）。
没有功能接地的系统，光伏组串和子方阵电缆的过电流保护装置应安装在其中一个有效导线中。
由于独立接地故障需要检测和报警以及所有方阵电路中导线需要双重绝缘，对于流电系统，允许
有单独过电流装置。
6.4 DVC-B 和 DVC-C 电压等级的光伏方阵的要求
6.4.1 检测和报警要求
6.4.1.1 一般要求
接地故障的检测，动作和报警要求取决于系统接地类型和 PCE 是否可以使光伏方阵与输出电路
（例如：电网）电气分离。表 2 给出光伏方阵接地绝缘电阻测量值、光伏方阵残余电流监控以及检测
到故障时的动作和指示要求。
21
表2 基于PCE电气分离和光伏方阵功能接地的不同系统类型要求
系统类型
无分离 PCE+
无功能接地光伏方阵
电气分离PCE+
无功能接地光伏方
阵
电气分离 PCE+
功能接地光伏方阵
光伏方阵接地绝缘电
阻
测量 参考 6.4.1.2
故障反应
关闭 PCE 以及
从 PCE 断开输出电路
所有极点或光 伏方
阵所有极点
允许输出电路连接
（PCE 允许工作）
故障标识 参考 6.4.2 进行故障标识
光伏方阵残余电流监
测
测量 参考 6.4.1.3
没要求
参考 6.4.1.3
故障反应
关闭 PCE 以及
从 PCE 断开输出电路
所有极点或光 伏方
阵所有极点
断开功能接地（见
6.4.1.3）
允许输出电路连接
（PCE 允许工作）
故障标识参考 6.4.2 进行故障标
识
参考 6.4.2 进行故障
标识
注1 允许隔离光伏方阵的故障部分而不关闭PCE和断开输出电路。
注2 根据7.4.2.1d进行功能接地。
注3 使用非隔离PCE的系统，也就是输出电路以地面作为参考，不允许在PCE的光伏端使用功能接地，见附录B。
6.4.1.2 光伏方阵绝缘电阻检测
本节涉及对方阵异常接地的绝缘电阻的检测和反应要求，主要目的是减少由于系统绝缘性能衰退
造成的危害。
当无分离PCE与接地输出电路（例如：主电路）连接时， PCE一与和接地电路连接，方阵接地故障
就会导致潜在危害性电流。例如：逆变器和主电路连接，由于主电路的中性接地，逆变器必须和主电
路断开。在电气分离PCE中，如果在光伏方阵的浮动或功能接地端没有检测出接地故障，伴随的接地故
障能导致危害电流流动。因此要求检测和标明初始接地故障。
在开始工作前，应该测量光伏方阵和地之间的绝缘电阻，并且至少每24小时测量一次。
注：PCE应提供测量绝缘电阻的功能。
检测的 小阈值应参考表3。
表3 绝缘接地故障检测的最小绝缘电阻阈值
系统容量
kW
R 限制值
kΩ
≤20 30＞20 且≤30 20＞30 且≤50 15＞50 且≤100 10＞100 且≤200 7＞200 且≤400 4＞400 且≤500 2
≥500 1需要说明的是，绝缘电阻的检测阈值要尽量高于表格中给出的 小值。值越高表明能尽早检测出
故障，可以提升系统安全性。
22
在上述限制下，测量电路应该有能力检测地和光伏方阵之间的绝缘电阻。在检测过程中，允许移
开光伏方阵的功能接地连接。
故障反应取决于所使用PCE类型，如下：
——对于电气分离 PCE，应根据 6.4.2 指示故障（允许操作）；应保持故障指示直到方阵绝缘电
阻恢复至高于上述限制值；
——对于无电气分离 PCE，应根据 6.4.2 指示故障，且不能与任何接地输出电路连接（例如：主
电路）；器件要持续测量，直到方阵的绝缘电阻恢复至高于上述限制值时，才可以停止故障
显示并允许连接输出电路。
6.4.1.3 残余电流监控系统保护
根据表 2 的要求，当 PCE 和参考接地输出电路相连时，应为残余电流监控提供自动你关闭功能。
残余电流监控意味着应该测量所有 RMS 残余电流（包括：直流和交流部件）。
如果逆变器交流输出端与未和地相连的电路连接，同时光伏方阵没有功能接地，就不需要残余电
流监控。
根据以下限定，需要监控连续过度残余电流以及残余电流过度的突变：
c) 连续残余电流：残余电流监控系统应能在 0.3s 内中断，，如果连续残余电流超过以下限制那
么应该根据 6.4.2 要提示故障：
——连续输出功率≤30kVA，且 PCE 大电流 300mA；
——连续输出功率>30kVA，且 PCE 大电流值 10mA/kVA。
注1:有必要在光伏方阵的子方阵或更小组成部分安装分布式残余电流监控系统。特别对于大的光伏方阵这是
有益的，因为可以允许较小的检测阈值。这个能够快速确定潜在故障，并且能够帮助确定方阵可能受影响部
分。
当光伏方阵的漏电流阈值低于6.4.1.3规定的值且方阵的绝缘电阻值满足6.4.1.2的限制，残余电
流监控系统可以重新尝试连接。
d) 残余电流的突变：如果检测到 RMS 残余电流突然增加到超过表 4中的值时， PCE 应该在表 4
中规定的时间内与任何参考接地输出电路（例如：主电路）断开连接且根据 6.4.2 指示故障。
表 4 残余电流突变的响应时间范围
突变残余电流
mA
与接地参考电路断开的 大时间
s
30 0.3
60 0.15
150 0.04
注2：这些残余电流值和时间 初来自于残余电流动作断路器标准IEC 61008-1，但在本技术规范中不再与抗
电击相关。
当光伏方阵的漏电流阈值低于6.4.1.3规定的值且方阵的绝缘电阻值满足6.4.1.2要求，残余电流
监控系统可以重新尝试连接。
6.4.2 接地故障报警
根据6.4.1要求，需要安装接地故障报警系统。触发报警系统使它一直工作，直到系统关断和/或
接地故障被修复。
警报是确保系统操作者或拥有者知道故障的一种方法。例如：报警系统可以是可视的或能听到的
信号，安装在操作人员或系统拥有者可以注意的位置，也可以是其他故障交流形式，例如：邮件，SMS
及相似方式。
应该向系统拥有者提供一系列操作手册，这些手册提出要迅速对故障进行调查并纠正。
许多逆变器具有接地故障检测功能并且以指示灯的形式进行提醒。但逆变器安装的典型位置意味着这些指示
不能被注意。IEC 62109-2要求逆变器要有当地指示，也就意味着对接地故障要有外部信号显示。
23
6.5 雷击和过电压保护
6.5.1 一般要求
安装在建筑物上的光伏方阵，对直接雷击的可能性有微小的影响；因此如果光伏方阵没有防雷系
统，那么并不意味着一定要安装防雷系统。
但是如果由于安装光伏方阵，建筑物的物理性能或突出物发生了明显变化，建议根据IEC 62305-2，
需要对是否要安装防雷系统进行评估，如果需要安装，那么应该根据IEC 60305-3进行安装。
如果防雷系统（LPS）已经安装在建筑物上，根据IEC 62305-3，光伏系统应该集成在防雷系统中。
如果建筑物上不需要防雷系统或是独立的光伏方阵，光伏方阵、逆变器及安装的所有部分仍需要
过电压保护。
6.5.2 过电压保护
所有直流电缆安装应满足，同一光伏组串的正极和负极电缆，子方阵和主要方阵电缆应连接在一
起，从而防止系统中产生回路。参考7.4.3.3。连接在一起的要求包括任何一个相关的接地/搭接导线。
长电缆（例如：超过50 m的光伏主要直流电缆）应采用以下任一种方法安装：
• 安装在接地金属导管或线槽中，
• 埋在地下（采取适当的机械保护），
• 具有机械保护措施的电缆，或
• 通过电涌保护器（SPD）进行保护。
这些措施均可以保护电缆以免遭受电感性电涌，通过增加感应系数，减小电涌传播。通过适当的
设计和安装通风口使得导管或线槽中积累的水汽或冷凝水珠能够排出。
为了整体保护直流系统，在有效导线之间及有效导线和逆变器直流电缆末端之间，和在方阵接地
端可以安装电涌保护装置。为了保护特定设备，电涌保护装置实际安装时应尽可能接近设备。
电涌保护装置应参照IEC 62305及相应保护措施的要求。在雷电环境中，IEC 62305-4提供了电气
和电子系统保护方法。
上述措施仅作为指导。过电压保护是一个复杂问题，特别在光照比较充足的地区，更需要进行完
整评估。
7 电气装置选择和建立
7.1 一般要求
所有功率转换设备根据IEC 62109-1确定，其他相关部分根据设备类型确定。
光伏方阵连接线及相关部件经常暴露在紫外，风，水，雪和其他环境测试条件中。连接线和部件
应该满足目的，并且安装时尽可能减少由于暴露在恶劣环境中受到的影响。
PCE应该根据IEC 62109-1：2010第6章对环境的要求进行选择。
特别注意防止电缆/组件支架系统中的水气积累。
7.2 光伏方阵最大电压
光伏方阵 大电压等于VOC ARRAY，通过 低预期工作温度进行修正。
低预期工作温度下，电压修正应根据组件供应商提供的说明计算。如果组件供应商提供的说明
不适合单晶硅和多晶硅组件，VOC ARRAY应该乘以修正系数，以表5的 低预期工作温度为参考。
当 低预期环境温度低于-40℃，或使用单晶硅、多晶硅以外的技术，那么仅以组件供应商提供的
说明为参考修正电压。
24
表5 单晶硅和多晶硅光伏组件的电压修正因子
低预期工作电压
℃
修正因子
24~20 1.0219~15 1.0414~10 1.069~5 1.084~0 1.10
-1~-5 1.12-6~-10 1.14-11~-15 1.16-16~-20 1.18-21~-25 1.20-26~-30 1.21-31~-35 1.23-36~-40 1.25
注：在一些地区，组件暴露面温度能够比环境温度低5℃。
7.3 部件要求
7.3.1 一般要求
所有元件应该满足以下要求：
——满足直流使用等级；
——电压等级等于或高于 7.2 给出的光伏方阵 大电压；
——电流等级等于或高于表 6 给出的值。
在一些光伏技术中，光伏组件在前几周工作时，ISC可能高于常规等级。在一些技术中，组件工作
一段时间后ISC会增加。设备应根据 高预期电流进行评定。
7.3.2 光伏组件
7.3.2.1 工作环境和外部影响
晶体硅光伏组件应该符合 IEC 61215。薄膜光伏组件应该符合 IEC 61646。系统直流电压高于 50V应该含有旁路二极管。
一些薄膜组件不需要安装旁路二极管。如需要，应根据组件制造商提供的说明确定旁路二极管。
7.3.2.2 设备等级
应该根据 IEC 61730-1 和 IEC 61730-2 对光伏组件等级进行评定，使用条件必须与它们的等级相匹
配。
防电击保护：
系统电压超过DVC-A等级的系统应使用满足IEC 61730-1的A级组件。
系统电压在DVC-A等级以内的系统应使用满足IEC 61730-1的C级组件。
不能使用B级组件。
7.3.3 光伏方阵和光伏组串汇流箱
7.3.3.1 环境影响
根据 IEC 60529，暴露在环境中的光伏方阵和光伏组串汇流箱至少要满足 IP 54 要求，并且应该具
有抗紫外能力。
任何外壳IP等级需要满足环境条件。应根据安装位置和方向确定相应IP等级。
25
7.3.3.2 光伏方阵和光伏组串汇流箱位置
包含过电流和/或开关器件的光伏方阵和光伏组串汇流箱，应该能在不拆除主要结构部件、外壳或
相似部件的情况下进行检测、保持和维修。
7.3.4 断路器
光伏方阵中用于过电流保护的断路器应该：
a）满足 IEC 60898-2 或 IEC 60947-2，和
b）不具有极性敏感；
c）在满载和预期故障电流情况下可自行中断。故障电流一般来自于光伏方阵和其他连接能量
源例如：蓄电池、发电机及电网；
d）满足 6.3.5 过电流等级。
7.3.5 断路器和隔离开关
所有断路器，应该满足以下要求：
——在连接和未连接状态，都不能有暴露的带电金属部分；
——电流等级等于或高于相关的过电流保护装置，如果没有过电流保护装置，那么电流等级等于
或高于它们所安装电路的 小电流输送能力，参考表 6。
隔离开关应根据IEC 60947-1和IEC 609147-3确定，要具有独立手动操作结构。
另外，用于保护和/或切断作用的断路器和其他负荷隔离开关，需要满足以下要求：
——没有极性敏感（光伏方阵中的故障电流可能会与常规工作电流方向相反）；
——在满载和预期故障电流情况下可自行中断。故障电流一般来自于光伏方阵和其他连接功率
源，例如：蓄电池、发电机以及电网；
——如果含有过电流保护装置，参考 6.3 确定等级。
如果能够确定相应安全等级，在负载下可以使用插头连接进行切断功能。
注：只有有特殊构造的插头和插座能安全中断负载。开路电压高于30V的所有系统都能产生直流电弧。不具备特殊
构造的插头和插座用于中断负载时，如果未与负载相连，则存在安全风险并且会导致连接点损坏，这个与电
气连接点质量有关，能够导致连接点过热。
7.3.6 电缆
7.3.6.1 线径
7.3.6.1.1 概述
光伏组串、光伏子方阵及光伏方阵电缆的线径应该根据使用的过电流保护等级， 小电流等级（参
考表 6），电压降及预期故障电流确定。应该采用由这些所确定的 大线径。
不与蓄电池连接的光伏方阵是电流限制系统，但由于光伏组串和光伏子方阵的并联，在故障情况
下，反常的大电流会流入方阵连接线。根据需要，确定过电流保护，且电缆应能解决从方阵远距离部
分流过 近过电流保护装置的 坏情况电流和来自附近任一个光伏并联串 坏情况电流之和。
7.3.6.1.2 载流量（CCC）
根据载流量，光伏方阵连接线的 小电缆线径应取决于通过表 6 计算的电流等级，而电缆本身的
载流能力由 IEC 60287 系列规定。根据 IEC 60364，在考虑电缆安装地、安装方式是，应该采用电缆降
级因子。
在一些光伏组件技术中，光伏组件在前几周或几个月工作时， ISC MOD可能高于常规值，在其他技术
中，在工作一段时间后ISC MOD会增加。在确定电缆等级时，需要考虑这些因素。
在故障情况下，逆变器或其他能量转换装备有能力在方阵中产生反灌电流时，在所有电路电流等
级计算中应该考虑反灌电流值。在一些情况下，反灌电流值需要加到由表 6 计算得到的电流值上。
注：根据IEC 62109，需要评定能量转换器的反灌电流值。
26
表 6 电路最小电流等级
参考电流 保护小电流
根据它选择电缆横截面积和或其他电路等级 a b
光伏组串
无光伏组串过电
流保护
近的下游过电流保护装置的额定电流 In，
+1.25× ISC MOD×（SPO – 1)
其中：
SPO 是由 近的过电流保护装置保护的并联光伏组
串总数。
注： 近的下游过电流保护装置可能是保护子方阵的，如果
没有，则是方阵的过电流保护。
在完整的方阵中没有使用过电流保护，那 SPO是完整方阵中
并联光伏组串总数，且 近的过电流保护装置的额定电流
（In）变为 0。
有光伏组串过电
流保护光伏组串过电流保护装置的额定电流 In（参考 6.3）
光伏子方阵
无光伏子方阵过
电流保护
下列电流的较大者：
1）光伏方阵过电流保护装置的额定电流值
In+1.25×其他子方阵短路电流之和；
2） 1.25×ISC S‐ARRAY （相关方阵）
注：光伏方阵无过电流保护，则 1）公式中 In 变为 0。
有光伏子方阵过
电流保护光伏子方阵过电流保护装置额定电流 In（参考 6.3）
光伏方阵 无光伏方阵过电
流保护1.25×ISC ARRAY
有光伏方阵过电
流保护光伏方阵过电流保护装置额定电流 In（参考 6.3）
a 光伏组件及与其连接电缆的工作温度会明显高于环境温度。接近或连接光伏组件的电缆 小工作温
度等于 大预期环境温度+40℃。
b 确定电缆等级时应考虑安装地点和安装方式（如封装、夹具安装、埋地等）。根据安装方法确定电缆
等级时应考虑电缆制造商的建议。
7.3.6.2 类型
用于光伏方阵的电缆应该：
——符合直流使用要求；
——电压等级等于或高于 7.2 确定的光伏方阵 大电压；
——根据使用条件，具有温度等级。
光伏组件常规工作温度高于环境温度40℃。连接或接近组件连接线的电缆绝缘应根据该情况评定。
——暴露在环境中，要具有抗紫外能力或通过适当保护措施防止紫外线照射或安装在防紫外线导
管中；
——防水；
——暴露在盐雾环境中，应为镀锡铜和多股导线，以减少电缆性能随时间的衰退；
——所有系统工作电压高于 DVC-A 时，电缆选择要尽可能减少接地故障和短路的风险。这通常会
利用强化或双重绝缘电缆，特别是当电缆暴露或放置在金属盒或套管中。如图 8 所示，也可
以利用强化连接线的保护；
——根据 IEC 60332-1-2 的要求，电缆应该是阻燃的。
27
——IEC 正在编制光伏电缆相关标准。值得指出的是，电缆暂时需要满足相关国家标准要求，或
以制造商要求作为参考进行选择和安装。
——光伏组串电缆：
——光伏组串电缆推荐使用软线（IEC 60228 第 5 章），从而允许热/风造成的组件/方阵移动。
光伏组串电缆的 IEC 标准正在编制中，电缆暂时应符合 UL 4703 或 VDE-AR-E 2283-4 要求。
图 8a 单个或多个导线电缆，每个导线都有绝缘层及护套层
图 8b 单芯导线电缆-安装在合适的套管或线槽中
图 8c 金属铠装电缆 SWA（常常仅作为主要直流电缆使用）
图 8 连接线的增强保护
7.3.6.3 安装方法
电缆应适当支撑，可以防止风、雪造成的性能衰退。电缆必须远离尖锐物品边缘。电缆应适当支
撑，从而保证电缆性能和安装符合电站寿命要求。暴露在太阳光中，所有非金属套管和导管应该为抗
紫外型。
只有在电缆绑带寿命不小于系统寿命或预计维持时间时，才能用做上述电缆支撑。
注：在光伏方阵下安装的套管、导管及电缆仍可能暴露在反射紫外光的照射中。随着时间推移和风的影响，金属
电缆绑带可能有尖锐边缘，会造成电缆损坏。
7.3.7 交直流电路的分离
根据 IEC 60364，交流和直流电路分离和不同电压等级分离的要求相同。
参考 7.4.3.6，不同类型电路应有明确标识（例如：标签或不同颜色电缆）。
7.3.8 插头、插座和端子
光伏系统中连接在一起的插座和插头端子应该来自相同制造商的同型号产品。不同制造商的插头
和插座不能连接。
28
插头、插座和端子应符合下列要求：
——EN 50521；
——直流使用等级；
——电压等级等于或高于 7.2 规定的光伏方阵 大电压；
——在连接和断开状态下，都要防止与带电部分连接（例如：被覆盖）；
——电流等级等于或高于其所安装电路的电流输送能力（参考表 3）；
——与其所安装电路电缆相匹配；
——需要外力断开连接；
——如被非专业人员接触，应该可以自锁，即断开连接的两个独立动作；
——符合安装地温度要求；
——多极端子，应有极性区别；
——系统工作电压高于 DVC-A 级时，满足等级Ⅱ；
——暴露在环境中，要满足安装地的户外使用、抗紫外线和 IP 等级；
——安装方式要尽可能减少连接线拉力（例如：对连接线的各端电缆做支撑）；
——般用于连接家庭设备和低压交流电源的插头、插座端口，不适合在光伏方阵中使用。
注：这些要求的目的是防止安装时直流和交流电路混淆。
7.3.9 汇流箱连接线
如果可能，汇流箱中导线的正极和负极应该分离，这样可以减少导线中直流电弧产生的可能性。
7.3.10 熔断器
7.3.10.1 一般要求
光伏方阵中熔断器应满足以下要求：
——直流使用等级；
——电压等级等于或高于 7.2 规定的光伏方阵 大电压；
——可用于切断故障电流，故障电流来自于光伏方阵和其他连接功率源例如：蓄电池、发电机及
电网；
—— 根据 IEC 60269-6，适用于光伏方阵的过电流和短路电流保护。
当熔断器用于过电流保护时，需要使用熔断器断路器（熔断器集成元件）。
7.3.10.2 熔断器底座
熔断器底座应满足以下要求：
——电压等级等于或高于 7.2 规定的光伏方阵 大电压；
——电流等级等于或高于相应熔断器等级；
——提供适合安装地的保护等级且不低于 IP 2X。
7.3.11 旁路二极管
旁路二极管一般用于防止光伏组件遭受反向电流及热斑加热损害。如果使用外部旁路二极管，并
且它们没有被封装在光伏组件内或也不是厂家安装接线盒的一部分，则它们应满足以下要求：
1) 电压等级至少为被保护组件的 2×VOC MOD；
2) 电流等级至少为 1.4×ISC MOD；
3) 根据组件制造商要求进行安装；
4) 安装时，不能暴露任何带电部分；
5) 具有防止环境造成的性能衰退的保护措施。
7.3.12 防反二极管
防反二极管用于阻止光伏方阵组成部分的反向电流。
在一些国家，防反二极管被允许作为过电流保护。在其他国家，认为防反二极管没有足够能力作
为过电流保护，因为当电压突变时，二极管的失效模式通常是短路状态。系统设计要结合当地要求。
29
包含蓄电池的系统，为了防止夜间反向漏电流从蓄电池传输到光伏方阵，需要配置保护设备，可
以通过很多方法实现，包括：防反二极管。
如果使用防反二极管，应满足以下要求：
——电压等级至少为 7.2 规定的光伏方阵 大电压的 2 倍；
——电流等级 IMAX至少为它们所保护电路在标准条件下的短路电流的 1.4 倍，也就是：
• 光伏组串=1.4×ISC MOD；
• 光伏子方阵=1.4×ISC S-ARRAY；
• 光伏方阵=1.4×ISC ARRAY。
——安装时，不能暴露任何带电部分；
——具有保护措施，防止环境造成的性能衰退。
可能存在雪或其他环境反射造成光伏组件大短路电流，这种情况下 IMAX修正因子应大于 1.4。例如：
在有雪的情况下，短路电流受环境温度，光伏组件倾角和方向角，雪反射，以及地理因素等影响。IMAX
由气候环境等确定。
在附录C中，详细给出防反二极管使用。
7.4 安装及位置要求
7.4.1 断开方式
7.4.1.1 一般要求
根据表7，光伏方阵应该提供断开连接方式从而隔离光伏方阵和功率转换设备，反之亦然，并且允
许采用安全的保持和检测工作。
注：地方标准可能允许某些类型系统在组件和功率调节器之间不安装直流断路器，如：电压和电流阈值小于特定
值，断路器安装在系统其他位置，或以下任一种情况（负载断开等级或在断开端子前确保无负载电流流动方
法）使用插座和端子系统时。
7.4.1.2 功率调节器隔离开关（PCE）
小功率调节器经常通过直接更换进行维修；大功率调节器经常通过更换内部元器件进行维修。通
过更换进行维修的功率调节器，必须使用以下断开方式：
a) 一个邻近的，物理隔离开关，或；
b) 隔离开关与功率调节器机械连接，允许功率调节器从含有隔离开关部分移除时不会出现电击
危害，或；
c) 隔离开关安装在功率调节器内部，当隔离开关处于断开状态时，功率调节器包含手动隔离方
式。例如：当隔离开关处于断开状态时，功率调节器保留部分只能是断开或孤立的；
d) 隔离开关安装在功率调节器内部，功率调节器仅含有通过工具隔离方式且有明显可视警告标
识或文字说明“在负载情况下不要连接”。
通过更换内部元件进行维修的功率调节器，必须安装隔离开关，保证功率调节器保留部分（例如：
更换逆变器组件，更换风扇，清洁滤网）不会出现电击危害。该隔离开关可以和功率调节器在相同柜
体中。
7.4.1.3 安装
用于过电流保护的适当等级的断路器可具备负载切断连接功能。
具有7.3.4所描述性能的其他断路及隔离设备可用做断开方式。
用于过电流保护的熔断器系统，如果有可移除的熔断器元件，则可以没有负载切断连接方式，
好有机械切断功能，（熔断器组合元件）。
过电流保护装置和/或负载切断连接方式应该安装在电缆末端，电气上距离光伏组件 远。
注1：采用上述安装位置的原因是光伏方阵中部分组成的故障电流是由其他部分产生的。例如：如果光伏方阵由四
个子方阵（a，b，c&d）组成，如果子方阵电缆（a）过流，由于内部电流限制，它不会来自子方阵（a）本身，
过电流只能是子方阵b、c和d电流之和。 有效切断故障电流的点是在子方阵电流汇合处，例如：子方阵电缆
30
终端，电气上距离光伏组件 远。相似规则可应用于光伏组串。
表7 光伏方阵安装中的断开装置
光伏方阵
电压子电路 隔离方式 要求
DVC-A
光伏组串电缆 断开装置 推荐a
子方阵电缆 断开装置 要求
方阵电缆 隔离开关 要求
DVC-B 和
DVC-C
光伏组串电缆 断开装置a
推荐a
子方阵电缆断开装置
a要求
隔离开关b
推荐
方阵电缆 隔离开关 要求
a）合适的短路设备包括：被保护的插头和插座端子（接触安全）、可更
换熔断器或绝缘器。根据表格要求，这些设备要具有切断负载电流的能
力。
b）如使用隔离开关，需要提供隔离功能，例：只允许使用一个隔离开关。
没有切断负载电流能力的开关，应标识为“无负载切断”，一般不能接触；
注2：系统含有长直流电缆穿过建筑物时，需要使用附加直流隔离开关。该开关通常会用在建筑物中的电缆进口点。
当多子方阵断开装置安装接近功率调节器时（例如：2米之内且是直线），则不需要光伏方阵电缆
和光伏方阵负载切断连接开关。在这种情况下，子方阵开关应该全部是负载切断开关。
如采用多断开装置隔离功率调节器，他们应该满足以下条件之一：
a) 组成一组，可以同时工作，或
b) 组成一组，集中安装在公共位置，应该有警告标识，需要隔离所有输入才能隔离设备。
根据表7要求，断开装置应安装在所有未直接接地的有效导线中。
需要负载切断（隔离开关），必须是设备所有极均具有这个能力并且所有极组成一组。
在由于功能原因直接与地连接的光伏方阵中，如6.3.6.4所述，需要接地故障断续器。
注3：一些国家允许切断光伏方阵上（而非边框上的）功能接地，这样可以增加火灾或应急工人的安全。这种情况
下，主要光伏方阵的隔离开关可以包括不与光伏方阵功能接地端连接的额外端点。
7.4.2 接地和连接安装
7.4.2.1 一般要求
光伏方阵接地或连接的选择：
a) 导电非载流部分的接地功能（例如：允许对地的漏电流路径更好检测）。光伏方阵裸露导线
部分的接地和等电位应满足图 9。
b) 防雷接地保护。
c) 等电位连接安装中要避免电势差。
d) 光伏方阵电流输送端的功能接地，也就是所谓的功能接地方阵。详细内容见 7.4.2.4.3 和
7.4.2.4.4。
注：一些组件型号，在正常工作下需要接地。这些接地仅被认为是功能接地。
在安装中，一个接地导线可能表现出一个或多个这些功能。导线的尺寸和安装点取决于它的功能。
更多信息参见附录B。
7.4.2.2 连接导线尺寸
用于光伏方阵外部金属框架接地的导线，应为 小线径6mm2的铜或其他等效物体。
参考图9，在一些系统结构中，由于光照系统要求， 小导线线径可能需要大一些。
31
图10给出光伏方阵暴露导线部分接地要求。
a 为了回答这个问题，可以参考 IEC 62305-2 和 IEC 62305-3，或参考当地情况例如：一年中打雷的
天数或者其他雷电数据。评估应包括：光伏方阵与其他建筑物的相对位置和防止光伏方阵遭受雷
击的结构。
注：参考IEC 62305-3，实现这部分接地。
图9 光伏方阵暴露导电部分的功能接地/连接选择流程图
32
a 图中所示接地连接均为功能接地。暴露金属边框连接应该需要防雷保护。
b 光伏方阵和所采用电路之间的等电位连接是必需的，主要用于电气设备的雷击过电压保护。等电位连接导线应尽
可能与有效导线物理接近，可以减少环路。
c 过电压保护电泳保护器的所需安装位置应该根据供应商要求确定。
图 10 光伏方阵暴露导线的接地
所有带电导线与设备接地导线之间应存在较大阻抗。
7.4.2.3 独立接地电极
光伏方阵中如提供独立接地电极，这个电极应通过主要等电位连接导线与电气安装主要接地终端
连接。
参考IEC 62305-3，防雷保护电极设计要求。
7.4.2.4 等电位连接
7.4.2.4.1 一般要求
有两种等电位连接方式：主要等电位连接和辅助等电位连接。
主要等电位连接是暴露导线部分与主接地终端的连接。这些导线一般称为“主要等电位连接导线”。
辅助等电位连接是暴露导线之间和/或暴露导线部分与外部导线部分的连接。为了保证同时接触的
暴露导线部分和/或外部导线部分电压等级足够低从而避免电击，需要辅助等电位连接。
根据图9，需要完成光伏方阵的边框连接。
7.4.2.4.2 光伏方阵连接导线
光伏方阵连接导线的布线应尽量与光伏方阵的正负极相近，和/或子方阵导线尽可能减少由闪电引
起的诱导电压。
7.4.2.4.3 光伏方阵的功能接地终端
当光伏方阵如7.4.2.1 d）中要求接地时，应该在一个独立的点接地，同时，这个点应与电气安装
的主要接地终端相接。
33
一些电气安装需要有子接地终端。只要有考虑这种使用，光伏功能性接地和子接地终端之间的连
接是可接受的。
功能性接地连接应建立在PCE内部。
在没有蓄电池的系统中，这个连接点应该在光伏方阵和功率转换器之间，且应尽可能接近功率转
换器。
在有蓄电池的系统中，这个连接点应该在控制器和蓄电池保护设备之间。
注：在一些国家，如果隔断器需要或可用于中断功能性接地导线，那么接地连接的位置对于中断来说很重要。
7.4.2.4.4 光伏方阵的功能接地导线
在使用功能性接地（直接接地导线或经过电阻接地）去连接一个主要光伏方阵导线和地面的位置，
功能性接地导线的 小电流输送能力应满足以下要求：
• 对于直接接地而否经过电阻接地的系统来说，这个值不小于功能性接地故障断路器的标
称值。参考 6.3.6.4 或
• 这个值不小于光伏方阵 大电压与 R 的比值。这个 R值是通过串联电阻接地的功能性接
地系统中串联的电阻阻值。
关于材料和类型、绝缘、鉴定、安装和连接，接地导线应满足国家布线标准对接地导线的要求，
或没有如此的标准，应满足在IEC 60364-5-54中的规定。
一些组件技术需要对系统的正极或负极的主要导线进行功能性接地，目的是使电荷远离光伏电池。
这是一个功能/操作的要求或这需要用来防止电池的衰减。建议按照制造厂的说明来进行。在可能的地
方，也建议通过一个电阻或直接接地来达到功能性接地的目的，从而把电池的电荷导出。推荐的电阻
值应该为每个厂家说明中允许的 高电阻值。
7.4.3 连接线系统
7.4.3.1 一般要求
光伏方阵布线时应小心（防止发生电缆损坏），尽量减小线与线之间、线与地之间故障发生的可能
性。
在安装时，应检查所有连接线的松紧度及极性，减少启动、工作和后期维护的故障风险和电弧产
生的可能性。
7.4.3.2 符合相关配线标准
光伏方阵配线应满足本标准中电缆及安装要求，且应满足地方强制标准和规范。没有国家标准和/
或规范时，光伏方阵配线系统应符合IEC 60364系列标准。
特别注意保护配线系统以免受到外部影响。
7.4.3.3 步线环路
为减少雷电导致的过电压等级，光伏方阵布线应采用图11所示方式，这种情况下，导线回路面积
小。
34
图 11 最小回路面积的光伏组串布线
7.4.3.4 光伏组串布线
光伏组串组件之间连接线没有导管或线槽保护时，所有方阵连接线要求应满足以下内容：
——应保护电缆免受机械损坏，且
——电缆要固定且没有应力，从而防止导线从连接点脱落。
7.4.3.5 汇流箱内部连接线安装
汇流箱布线系统的安装应满足以下要求：
导线没有通过导管进入汇流箱，应采用应力释放系统，以防止电缆在汇流箱内部断开（例如：使
用密封连接器）。
安装的所有输入电缆，应保持外壳的IP防护等级。
注：在一些安装地，汇流箱中的水气冷凝可能是一个问题，需要考虑安装排水装置。
工作电压高于DVC-A的光伏方阵，任何通过组件接线盒和/或汇流箱的回路导线应该是双重绝缘电
缆，在全部长度上，电缆和它的绝缘均应保持双重绝缘状态，特别是通过接线盒和汇流箱的导线（例
如：这些规定适合于任何连接点）。
7.4.3.6 布线标识
安装在建筑物上或内部的光伏方阵电缆应具有永久可辨识标识。光伏方阵（和子方阵）电缆应通
过以下方式中的一种进行识别：
35
a） 光伏电缆所使用的特殊光伏电缆标识，应该是永久的、易读的、不能消失的（例如：满足 TUV
2 pfg），或
b） 光伏电缆没有特殊标识，一般情况下，5m 之内的电缆应该粘贴标有“SLOAR、DC”的不同颜
色标签，两个标签直线距离不超过 10m，这样可以保证两标签之间能看得清楚。c） 光伏电
缆安装在导管内部，应在导管外部 5m 之内贴上标签。
多光伏子方阵和/或光伏组串导线进入汇流箱的地方，它们应该分组或成对，这样同一线路的正、
负极导线容易与其他组对区分开。
光伏系统中不需要IEC 60445:2010中提到的直流系统颜色标识。
注：光伏电缆通常为黑色，从而具有防紫外功能。
8 验收
验收测试根据IEC 62446标准的要求进行。
9 运行与维护
参考IEC 62446标准中运行与维护的相关要求。
10 标识与文件
10.1 设备标识
所有电子设备均应依据IEC标准或地方标准与法规的相关可行要求予以标识。标识应当使用当地语
言书写或当地相关警告标志表示。标识的英语实例见附录A。
10.2 标识要求
在这条款中的所有标识应：
a） 符合 IEC 标准规定；
b） 不可擦除；
c） 除非在其他条款中另有说明（参考附录 A 中的标识实例），保证至少距离在 0.8 米处标识清
晰可见；
d） 保证标识在设备使用寿命内清晰可辨；
e） 能够被操作者理解；
附录A给出了标识实例。
10.3 光伏系统安装鉴定
为了保证各类工作人员的安全（维护人员，部门职员，巡逻员，公共配电网络运营商，医护急救
服务人员等），有必要标明所在建筑物上安装有光伏设施。
如图A.2中所示标志，应该被设置在：
• 电气设施的起点位置，
• 计量位置，若计量位置远离电气设施起点位置的话，
• 与逆变器连接的配电箱或配电板，
• 所有供给电源的各个绝缘位置。
10.4 光伏方阵与光伏组串汇流箱的标签
36
标有“SOLAR DC”字样的标识应该固定在光伏方阵与光伏组串的汇流箱上，同样，标有“白天带电”的标签也应粘贴在直流汇流箱与开关上。
10.5 断开装置标签
10.5.1 一般要求
断开装置应根据光伏方阵接线图采用可识别的名称或数字予以标注。
所有的开关应该有清楚标明的“ON”和“ OFF”位置。
10.5.2 光伏方阵断开装置
应在光伏方阵直流断开装置附近显著位置对其加以标识。
采用多个非联动的断路器时（参考条款7.4.1.3），应对多个相应直流电源进行标识，并提供需关
闭所有断路器才能满足安全隔离设备需要的警示。
10.6 文件资料
提供的档案资料应与 IEC 62446 标准关于光伏方阵的规定一致。
37
附 录 A
（资料性附录）
标识实例
本附录提供满足条款9中说明要求的正确标识实例（见图A.1与A.2）
图A.1 光伏方阵汇流箱上的标识（9.4）
图A.2 用于配电盘的建筑物上安装光伏设施标识
标识应遵守当地消防机关的相关要求。
国家委员会或国家标准制定相关部门应制订相关标志以及应用位置的相关规定。
38
AA
附 录 B
（资料性附录）
光伏方阵的系统功能性接地实例
参考图B.1
图B.1 系统功能性接地
注：图中接地的连接类型均为功能性接地。
图B.2(a)到(c)为普通光伏系统示意图。这些图表没有详细描述所有可能的光伏系统连接。
带简单直流 /交流隔离的逆变器
不带直流 /交流
隔离的逆变器
为光伏方阵提供
故障电流的电源
39
图B.2 常规用途的各种光伏系统配置
注：图中接地的连接类型均为功能性接地。户外金属支架接地也可能出于防雷需要。
40
BB
附 录 C
（资料性附录）
防反二极管
C.1 介绍
此资料性附录主要介绍光伏方阵中用于防止反向电流的阻塞二极管的应用
C.2 利用阻塞二极管防止方阵中的过电流/故障电流
在光伏方阵中，加装阻塞二极管是阻止产生反向电流的一个有效措施。光伏方阵中的过电流/故障
电流很多是从正常工作的方阵区域流向具有故障的方阵导致的。故障电流是反方向的。如果方阵中加
装了参数合适并且功能正常的阻塞二极管，反向电流是能够阻止的，且故障电流不是被消除掉就是被
显著的减小（见图片 D.3 例子）
有些国家阻塞二极管可以用来取代过电流保护装置。这是一个有效的避免产生过电流/故障电流的
方法，但是阻塞二极管必须能够保证经受时间的考验。
C.3 阻塞二极管在故障情况下的实例
此章节主要展示方阵中几个利用反向二极管避免或显著减小故障电流的事例。
C.3.1 光伏组串短路电流
如果方阵中没有阻塞二极管，当出现如图 C.1 (a)中的情况时，故障电流会绕过故障组件导通，
并且有些组件会流过更大的反向电流，此电流来源于其他组串。如果组串中装有过电流保护装置，那
么当此故障电流大于其断路电流时，故障电流可以被切断。但是当辐照度比较低的情况时，过电流装
置不应动作。
如果方阵（每个组串都装有阻塞二极管）遇到同样的情况，如图 C.1 (b)，故障组件周围的电流
无法被阻塞二极管切断，但是故障电流将会被极大的减少，这归功于阻塞二极管阻断了其他组串对故
障电流的贡献。阻塞二极管对此类故障的功能对所有系统都有效，不管方阵是否接地或者逆变器是否
隔离。
：Parallel Arcing Point ：Parallel Arcing Point
(a) 不装阻塞二极管 (b)每串均加装阻塞二极管
图 C.1 – 光伏组串短路时阻塞二极管的作用
41
C.3.2 功能性接地方阵中的方阵接地故障
图 C.2 显示了故障电流的路径，这是一个负极功能性接地的系统，其中一个组串出现了接地故障。
坏的情况是接地故障发生在 靠近组串顶部的地方（即距接地点 远端）。在这种情况下阻塞二极
管需安装在组串正极侧。
.
(a) 不装阻塞二极管 (b)装阻塞二极管
图 C.2 -负极接地系统中接地故障情况下阻塞二极管的功能
图 C.3 显示了故障电流的路径，这是一个正极功能性接地的系统，其中一个组串出现了接地故障。
坏的情况是接地故障发生在 靠近组串底部的地方（即距接地点 远端）。在这种情况下阻塞二极
管需安装在组串的负极侧。
(a) 不装阻塞二极管 (b)装阻塞二极管
图 C.3 –正极接地系统中接地故障情况下阻塞二极管的功能
在图 C.2 和图 C.3 情况下，可以看到安装阻塞二极管在减小方阵中并联组串的故障电流的明显优
势。图图 C.2 和图 C.3 是接地连接时没有阻抗的直接接地的情况。本标准倾向于通过较小的接地电阻
实现功能性接地。如果确实是这样实现功能性接地的，那么可能出现的故障电流会因为此电阻而显著
降低。
C.4 阻塞二极管技术参数
： Ground Fault Point： Ground Fault Point ： Ground Fault Point： Ground Fault Point
： Ground Fault Point： Ground Fault Point ： Ground Fault Point： Ground Fault Point
42
阻塞二极管应该满足条款5.4.4的要求。
C.5 阻塞二极管的散热设计
因为阻塞二极管在正向电流的情况下会导致超过 1V的电压降，因此需要考虑二极管的散热设计可
靠性。有可能需要散热器来保证阻塞二极管的温度处于安全限制以内。下边的程序是一个考虑热扩散
的设计方法：
−通过标准条件下的方阵组件电流 ISC MOD 计算通过 大电流 IMAX。
IMAX=1,4 X ISC MOD(根据运行条件，可选取更高的乘积因子)
−通过二极管的工作特点，根据 大电流 IMAX 得到阻塞二极管的正常正向导通电压 VD_OP。
−计算功率损失 PCAL
PCAL = VD_OP X IMAX
−用如下表达式计算热阻 RTH，这样阻塞二极管的结温在任意温度 TAMB 时不至于超过二极管的限制值.
RTH = (TJ- TAMB)/PCAL
−如果要求的热阻小于二极管 PN 结到外壳与外壳到空气的热阻和，那么就需要加装散热器。
注意：当有可能出现导致组件短路电流增大的情况时（比如积雪导致的光反射），计算 IMAX时系
数要大于 1.4。
43
CC
附 录 D
（资料性附录）
光伏阵列中电弧故障的检测与中断
不同于传统电子产品，光伏组件与电缆没有一个外壳对主体进行包裹，因此器件和系统的故障容
易产生电弧或电火花。许多光伏系统在直流电压下运行，很有可能存在持续性的直流电弧。
在光伏系统中有三种主要类型的电弧（参考图D.1）：
a) 由于电缆的错误连接或断路导致的串联电弧。
b) 不同电势下相邻电缆间的局部短路导致的并联电弧。
c) 绝缘故障导致的接地电弧。
由光伏阵列故障导致的电弧会对阵列产生严重的损害，同时也对与阵列相连的电缆和建筑结构产
生一定的危害。危害 大的电弧是并联电弧，这是因为只要光伏阵列产生电能，这种类型的电弧就能
一直持续，尤其是并联电弧产生在光伏阵列主电缆间时更是如此。本标准要求在用于光伏阵列接线的
电缆采用双层绝缘电缆，因为双层绝缘电缆除非是电缆发生火灾或受到严重机械损伤而导致重大绝缘
损坏，不然是很难产生并联电弧的。光伏系统中 有可能发生的是串联电弧，这是由于典型的光伏系
统中包含了大量的串联连接结构。串联电弧一般可通过移除电子负载的方式来快速消除，在并网系统
中，则可简单地通过关闭逆变器来实现，相比而言，并联电弧不易发生，但一旦发生就很难排除。
图D.1-光伏阵列中不同类型的电弧
如果串联电弧没有被快速排除，它将在导线中传播，并可能与其他导线产生并联电弧。因此，提
出一种快速检测与中断光伏系统中电弧故障的解决方案是非常必要的。美国保险商实验室(UL)已制订
并发布了一项新标准——UL 1699B“光伏直流电弧故障的电路保护”，制造商也就这一新标准正在研
发相关的针对电弧故障的电路保护设备，这种电路保护设备可用于检测和精确地分辨光伏阵列中的电
弧故障，并采取相应的措施进行电弧故障的排除。
若这种针对电弧故障的电路保护设备的可靠性受到业界认可，本标准可进行修订，以涵盖这一设
备在某些系统中的相关使用要求。
44
附 录 E
（资料性附录）
DVC 限值
E.1 DVC限值
对于每个DVC级别的电压限制如表E.1所示。
表E.1- 判定电压等级限定的汇总
注：以上为DVC分类指南，获取更多信息可参考IEC62109-1.
判定电压级别
（DVC）
工作电压限制/ V
交流电压
（均方根）
交流电压
（峰值）
直流电压
（平均值）
表格中括号里的数值适用于安装在潮湿地点的电缆与器件。
*在故障状态下，DVC-A级电路电压允许在DVA-B级范围内 长0.2秒时间。
