如果光伏方阵的绝缘电阻值高于Umaxpv/30mA，系统可尝试重新连接。

4.5.4功能接地光伏方阵接地故障中断措施

由功能接地光伏方阵组成的光伏发电系统如果不具备残余电流监控保护功能，则功能接地光伏方阵 立具备接地故障中断措施。 如果光伏方阵通过高阻抗进行功能性接地，使得由单一故障导致的通过方阵功能接地路径的最大电 流小于表1的限值，则不需要接地故障中断措施。 当直流侧出现接地故障时，器件应能自动中断功能接地导体中的故障电流，且应同时满足以下要求 a）额定电压应能满足光伏方阵最大开路电压； b）分断能力不低于光伏方阵最大短路电流； c）额定电流不超过表1限值

垫片标准表1接地故障中断装置的额定电流

额定电流“In”适用于熔断器和断路器，当故障电流为130%I至140%In时应断开，135%In时，应 60分钟内断开；200%I.时，应2分钟内断开。如果通过电流传感器和自动断开装置实现接地故障中断功 能，则设置值可与表1中的In值不同，故障电流在135%I.时系统应在60分钟内断开，200%I.时系统应在2 分钟内断开。

4.5.5接地故障指示

光伏发电系统应具备本地或远程接地故障指示功能，需选用合适的故障指示方式。 接地故障恢复后，如果系统具备故障记录功能，则故障指示可自动复位，如果系统不具备故障记 则故障指示应一直保持。

过电流保护装置中的熔断器应符合GB/T13539.6，其他设备应符合GB10963的要求。过电流保折 当使用具有过流保护功能的断路器时，其提供的断开措施应满足5.3.1的要求。

4.6.2光伏组串过电流保护

当两个或两个以上的光伏组串连接到同一路MPPT时，每一光伏组串都应装有过电流保护装置， 过电流保护装置的标称额定电流I.应满足式（1）和（2）的要求：

4.6.3光伏子方阵过电流保护

当两个或两个以上的光伏子方阵连接到同一逆变器时，应为光伏子方阵提供过电流保护，过 护装置的标称额定电流值I.应满足式（3）的要求：

4.6.4光伏方阵过电流保护

对于在故障条件下可能会有来自其他电源的电流注入光伏方阵时，应提供光伏方阵过电流保 伏方阵过电流保护装置额定电流I应满足式（5）的要求：

4.6.5过电流保护装置位置

125 ×IsG ARRAY

过电流保护装置应安装在易于更换处，具体应满足： a）组串过电流保护装置，应安装在组串电缆与子方阵或方阵电缆连接处，或安装在组串汇流装置 处； b）子方阵过电流保护装置，应安装在子方阵电缆与方阵电缆连接处，或安装在子方阵汇流装置处 c）方阵过电流保护装置，应安装在方阵电缆与逆变器的连接处。 对于包含功能接地的系统，组串和子方阵电缆的过流保护装置应安装在所有未接地导体中。 对于只有两个带电导体没有功能接地的系统，如果在组串电缆和子方阵电缆间有物理隔离措施，或 者没有子方阵且没有子方阵电缆时，系统的过电流保护装置仅需要放置在组串电缆或子方阵电缆的一个 未接地的带电导体上，该导体应和其他需要保护的所有电缆极性相同。 浮地系统可使用单极过电流保护装置

4.7雷击和过电压防护

应根据GB/T21714.3和GB50057安装防雷保护系统，或将光伏发电系统适当的整合到已安装雷电 防护系统（LPS）。 对于组件带金属边框的系统，组件边框和支架可连接到建筑物原有接地系统，或者通过引下线和 接地极连接。当组件边框作为接闪器时，则应满足GB50169中的要求。 对于组件无边框的系统，光伏支架可连接到建筑物原有接地系统，或通过引下线和接地极接地

4.7.2防雷接地连接

接地十线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋质防雷接地网连接。 接地干线（网）连接、接地干线（网）与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺 破外层氧化膜；当采用焊接连接时，焊接质量应符合要求，焊接点应做好防腐防锈处理。 带边框的组件、支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外壳导电部分应与接地 干线（网）牢固连接，连接处应做好防腐防锈处理。 接地线不应做其他用途，接地电阻应不大于42

4.7.3.1一般规定

安装于同一光伏组串的正极和负极电缆、主方阵电缆应采用集束安装，以避免系统中产生环路。 所有相关的接地/连接导体也应集束安装。 光伏方阵外的电缆应增加PVC套管防护。 应通过适当的设计和安装通风口将导管或线槽中积累的水或冷凝液排出。 应根据GB/T21714系列标准来评估浪涌保护器的必要性，宜在逆变器直流电缆末端、光伏方阵的带 电导体间以及带电导体和大地之间安装浪涌保护器，并采取适当的防护措施。

4.7.3.2浪涌保护器(SPD）

光伏发电系统电路宜具备快速关断功能。 快速关断功能是以距离光伏方阵305mm为边界，在快速关断装置启动后30s内，边界范围外电压 30V以下，边界范围内电压降低到80V以下。

组件应满足IEC61215、IEC61730的要求，并应通过UL790的料块燃烧和火烧蔓延测试，防 等级达到C级及以上。 逆变器应满足NB/T32004的要求，微型逆变器应满足NB/T42142或其他相关标准的要求。 汇流箱应满足GB/T34933、GB/T34936的要求，进出线口应有防火泥封堵。 并网箱应满足GB/T33342的要求，进出线口应有防火泥封堵。

所有直流元器件应符合下列要求： a）额定电压不小于光伏方阵最大电压； b）额定电流不小于表2中给出的值，且应满足最高预期电流的要求； c）IP防护等级适用其所在位置和环境； d温度等级适用其所在位置和环境：

e）可保证系统寿命期间接触压力的端子和连接设备

5.2.3.1熔断器应满足以下要求：

a）可切断来自于光伏方阵和电网的故障电流； b）短路和过载电流保护类型满足GB/T13539.6中gPV型的要求。 当熔断器用于过流保护时，宜使用熔断器式隔离开关（熔断器组合电器）

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a）额定电流不小于相匹配的熔断体； b）不改变熔断体额定值或特性； c）防护等级不低于IP2X，且能满足安装地的防护等级要求。

5.2.4隔离器和隔离开关

5.2.4.1隔离器应满足以下要求： a）在连接和断开状态下，无裸露的带电金属部件； b) 额定电流不小于所关联的过电流保护装置，或无过电流保护装置时，额定电流不小于安装电路 的最小电流承载能力，参考表2。 5.2.4.2隔离开关应符合GB/T14048.1和GB/T14048.3的要求，且应有独立的手动操作机构。光伏 方阵隔离开关应切断所有导体(包括功能接地导体）。 5.2.4.3起保护和/或隔离作用的负荷开关，应满足以下要求： 信息服务平 a) 无极性； b) 可切断满载电流； c) 可切断来自于光伏方阵和电网的故障电流； d) 当关联过电流保护装置时，额定值应满足4.6的要求； 可切断所有带电导体。 L e) 5.2.4.4如能确保同等安全水平，也可使用带载切断插头。只有具有特殊结构的插头和插座才能安 全切断负期

5.2.4.4如能确保同等安全水平，也可使用带载切断插头。只有具有特殊结构的插头和插 全切断负载

5.2.5插头、插座和连接器

直流侧的插头、插座和连接器应满足如下要求： a）满足IEC62852或等同标准：

若使用防反二极管，应满足以下要求： a）额定电压至少为光伏方阵最大电压的2倍； b) 防反二极管的额定电流至少为被保护电路在STC下的短路电流的1.4倍，即： 1）对光伏组串：1.4倍的组件短路电流； 2）对光伏子方阵：1.4倍的光伏子方阵短路电流； 3）对光伏方阵：1.4倍的光伏方阵短路电流。 c) 安装后无裸露的导电部件； d）应带防护以避免环境因素引起的衰退。 防反二极管不可替代过流保护装置。 当雪或其他环境的反射可能造成组件产生较大短路电流时，计算防反二极管的额定电流的修正因子

5.2.7电涌保护器（SPD）

直流侧电涌保护器应满足GB/T18802.31或等同标准的要求。交流侧电涌保护器应根 18802.12进行选择，并满足GB/T18802.1或同类标准的要求。直流电缆长度不大于1.5m时， 直流侧浪涌保护器。

5.2.8剩余电流动作保护器

5.2.9自恢复式过欠压保护器

若使用自恢复式过欠压保护器，应满足JB/T12762的要求。

5.2.10.1一般规定

光伏直流电缆应满足NB/T42073或其他相关标准的要求，光伏方阵电缆的额定电压应不低于光伏 方阵最大电压值，额定温度范围应能满足光伏发电系统的使用条件。交流电缆应选用C类及以上的阻 燃电缆。 光伏组串、光伏子方阵和光伏方阵的电缆规格应根据以下要素确定： a）所用的过电流保护额定值； b）电路最小额定电流（见表2）； c）电压降和预期故障电流； 应根据4.6确定过电流保护，且电缆应能承受经最近过电

处方阵部分）和与之相邻的并联组串产生的最坏情况电流的叠加值。

5.2.10.2载流量

电缆的载流量应大于表2的电路最小电流， 安装地点和安装方式造成的电缆的降额因数应根据 GB/T16895.6确定。电缆的选择和敷设应满足GB50217的要求。 在确定电缆额定值时应考组件的实际短路电流值与标称值之间的差异

靠近或与组件相连的电缆最低工作温度可等于最大预期环境温度十40℃ 确定电缆额定值时应考虑安装地点和安装方式。根据安装方式确定额定值时应考虑电缆制造商的建议。

逆变器在故障情况下会向光伏方阵反灌电流，所有电路额定电流的计算均应考虑反灌电流值， 由表2算得的电路额定值中

5.3.1.1一般要求

应根据表3确定光伏方阵的隔离方式。 逆变器的断开装置应可接近并符合隔离开关的要求，

5.3.1.2逆变器的隔离开关

直接更换设备进行维修的逆变器，应采用如下陷

a）邻近的物理上独立的隔离开关； b) 与逆变器机械相连的隔离开关，逆变器从包含隔离开关的部分移除时无电击风险 C 安装在逆变器内部的隔离开关，此时逆变器的隔离措施只在隔离开关处于断开位置时才可操 作，逆变器的可维修部分才能断开或拆卸； d) 安装在逆变器内部的隔离开关，此时逆变器的隔离措施仅通过工具才能操作，并且标注易见的 警告标识或文字说明。

5.3.1.2.2通过更换内部元器件进行维修的逆变器，隔离开关的安装应使逆变器的维修不会 击危险。此隔离开关可与逆变器在同一外壳中。 5.3.1.2.3直流线继长度≤1.5m时，可不采取隔离措施

流保护的适当额定值的断路 5.2.2特性的断开隔离装置也可作为隔离措施

表3光伏方阵安装所规定的隔离装置

模安全）的插头插座连接器、可移除的熔断器或隔离器都可作为合适的隔离装置。这些装置分断负载电流 足本表的要求。

不能分断负载电流的开关，应不可接近且应标注“不能带载分断” 当多个子方阵隔离装置靠近逆变器安装时（即2m内且在视线范围内），则不需要光伏方阵电缆，因 也不需要光伏方阵带载分断开关。这种情况下，子方阵开关都应是带载分断开关 当采用多个隔离装置隔离逆变器时，应满足以下条件之一：人 a）是联动的，以保证全部同时动作： 表3要求的隔离装置应安装在所有未直接接地的带电导体上。 当要求带载分断（隔离开关），则装置的所有极均具备此功能且所有极应是联动。

5.3.2接地和连接布置

5.3.2.1连接导体的尺寸

接地连接导体的尺寸应满足以下要求： a）组件边框之间的跨接线宜选用不小于BVR1×4mm的黄绿线；

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b）组件金属边框和引下导体之间的连接线宜选用不小于BVR1×2.5mm的黄绿线； c）支架至地面的引下导体宜选用40mm×4mm的镀锌扁铁或直径12mm的圆钢或截面积16mm以上 的铜导线或其他等效的导体； d）其他类接地的导体，应采用截面积不小于6mm2的铜或其他等效导体。 e）由于雷电防护系统的要求，导体的最小尺寸宜根据图1的要求增大。应依据GB/T21714.3进 行现场接地。

图1光伏方阵裸露可导电部分的功能接地/连接判定流程图

图中的接地连接均为功能接地连接。出于雷电防护也可要求连接外露的金属边框。 为了保护电气设备免受雷电过电压，光伏方阵和应用电路之间须进行等电位连接。等电位连接导体应尽可能 靠近带电导体，以减少线路环路。

图中的接地连接均为功能接地连接。出于雷电防护也可要求连接外露的金属边框， 为了保护电气设备免受雷电过电压，光伏方阵和应用电路之间须进行等电位连接。等电位连接导体应尽可能 靠近带电导体，以减少线路环路

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过压保护浪涌保护器的安装位置应根据制造商的要求确定。

所有带电导体与设备接地导体间应保持较高阻抗。

5.3.2.2独立接地电极

雷电防护电极的规格和材质应按照GB50057

5.3.2.3等电位连接

5.3.2.3.1光伏方阵连接导体

5.3.2.3.2光伏方阵的功能接地端子

图2光伏方阵裸露可导电部分的接地

光伏方阵的一个载流极接地时，即功能接地时，只能在一个点接地，此点应与电气安装的主接地 端子相连。 对于包含子接地端子的电气安装，如果子接地端子已考虑了此用途，则光伏功能接地可与子接地 端子连接。 功能接地连接可建立在逆变器内部。当测量光伏方阵与地之间的绝缘电阻时允许切断功能接地。 功能接地点应在光伏方阵和逆变器间，并靠近逆变器。 注：隔离装置切断功能接地导体时，应注意切断接地连接的位置

5.3.2.3.3光伏方阵的功能接地导体

当功能接地（直接或通过电阻接地）是将主光伏方阵导体接地时，功能接地导体的最小载流量应： a）不通过电阻而直接接地的系统，此值不小于功能接地故障中断器的额定电流： b）通过串联电阻进行功能接地的系统，此值不小于（光伏方阵最大电压）／R，其中R为与功能 接地串联的电阻值。 接地导体的材料和类型、绝缘、鉴定、安装和连接，应满足GB/T16895.3或其他相关布线标准的 规定。 用于泄放电池片电荷的功能接地宜通过阻抗接地而非直接接地。电阻值宜采用制造商允许的最高 值。

5.3.3.1一般规定

光伏方阵布线应满足GB/T16895系列标准，以及本标准中电缆和安装的要求。应注意保护布线系 统免受外部影响。

5.3.3.2布线回路

光伏方阵应按使导电回路面积最小的方式布线。光伏组串正极和负极电缆应从同一侧平行敷设， 见图3所示的平行敷设方式。

5.3.3.3布线标识

图3最小回路面积的光伏组串布线

在建筑物上或内部安装的光伏方阵布线应贴有永久标识。光伏方阵（和子方阵）电缆可通过以下 方式之一进行识别： a）光伏布线使用的光伏电缆有特殊标识，且标识是永久的、清楚的、不可擦除的； 当布线没有特殊标识时，应粘贴带有“光伏直流”字样的特殊颜色标签； c）当电缆封闭在导管或护套中，则应将标签粘贴在导管或护套外面。 当多个光伏子方阵或光伏组串导线接入逆变器或汇流设备时，应分组或成对标识

5.3.3.4电缆安装方式

电缆应被支撑以使其免受风/雪造成的疲劳，并在光伏发电系统全寿命期内保持电缆的性能和安装 要求。应防止电缆接触尖锐楞缘。所有暴露在阳光下的非金属套管和导管应为耐紫外型。 电缆扎带不应作为主要的支撑方式，除非其寿命大于等于系统寿命或预定的维护周期。如果将电缆 扎带作为支撑装置，则其安装不能对电缆造成损坏

户用并网光伏发电系统的标识应： a）符合国家相关标准的要求； b）不可擦除且在系统的使用寿命内应清晰可辨； C）能被操作人员理解。

为了保证维护人员、巡检员、公共配电网络运营商、紧急救助人员等各类操作人员的安全，宜注明 建筑物上安装有光伏设施。 标识可设置在： a）电气安装的起始位置； b）计量位置，当远离电气安装起始位置时； c）与逆变器相连的并网箱或配电箱； 供给电源的所有隔离位置。

应在汇流箱或逆变器上粘贴“光伏直流”或类似标识，且在汇流箱和开关上标注“有电危险”标识

6.4 隔离装置的标识

隔离装置应按光伏方阵布线图采用可识别的名称或数字予以标注。 所有开关应清楚地标明闭合和断开的位置， 光伏方阵隔离装置应在靠近隔离开关或同类设备的显著位置处粘贴标识。当使用多个非联动隔离装 置时，应提供标识以警告：含多个直流电源气象标准，且应关闭所有隔离开关才能安全隔离设备。

DVC的电压限值见表A.1.

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附录A 资料性附录） DVC限值

公厕标准1决定电压分级的限值氵

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