光伏发电系统汇流箱技术规范Word文档格式.docx
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GB/T18380.12-2008电缆和光缆在火焰条件下的燃烧试验第12部分：
单根绝缘电线电缆火焰垂直蔓延试验1kW预混合型火焰试验方法
CNCA/CTS0001-2011光伏汇流箱技术规范（CGC/GF002:
2010）
IEC60269-6:
2010低压熔断器第6部分：
太阳光伏能量系统保护用熔断器
UL94防火塑胶测试方法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1外壳防护等级
外壳防护等级（IP代码）是将产品依其防尘、防止外物侵入、防水、防湿气之特性加以分级。
3.2电涌保护器（SPD）
电涌保护器，又名浪涌保护器、防雷器、避雷器，用于限制瞬时过电压和泄放浪涌电流的电器，它至少包含一非线性元件。
3.3电气间隙
不同电位的两个导电部件间最短的空间直线距离。
3.4爬电距离
不同电位的两个导电部件之间沿绝缘材料表面的最短距离。
注：
两个绝缘材料之间的接合处亦被视为上述表面。
4汇流箱总体要求
4.1外观要求
（1）机箱油漆电镀应牢固、平整、无剥落、锈蚀及裂痕等现象。
（2）
（3）机箱面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范。
（4）
（5）标牌、标志、标记完整清晰、内容详实，如带电危险、接地点、安装方向、出口需要密封、正负极、线缆颜色区分等应符合相应标准要求；
铭牌应至少包含制造厂、外壳防护等级、额定电压、额定电流、、最大支路输入电流、直流输入路数、产品型号、产品序列号、重量等信息。
（6）
4.2性能及安全指标
4.2.1汇流箱的壳体
（1）防护等级
汇流箱壳体的防护等级要求满足室外型不低于IP65（温差、湿度较大地区应具有透气排湿装置），室内型不低于IP30。
使用钥匙或工具，即只有靠器械的帮助才能打开门、盖板或解除联锁。
进出汇流箱的电缆，在安装时应保持箱体的IP等级不变，且需要安装防拉拽装置（如使用防水密封连接头）
（2）壳体材料
金属壳体材质应不低于Q235冷轧钢板，门盖厚度≥2mm,机箱体厚度≥1.2mm,，汇流箱金属壳体强度应满足CNCA/CTS0001-2011中6.10.5的相关要求,同时对内外表面进行处理（户外型塑粉+底粉）；
非金属壳体应采用聚碳酸酯（PC）或已按GB/T16422.2进行了UV（紫外线试验）的具有更高耐老化性能的材料，同时壳体强度满足CNCA/CTS0001-2011中6.10.5的相关要求；
（3）根据应用环境要求对箱体及内部材料的耐腐蚀度、阻燃等级做出合理要求，具体参照GB/T20641-2006、UL94等标准。
4.2.2汇流箱的介电性能
绝缘电阻、绝缘强度、电气间隙和爬电距离满足CNCA/CTS0001-2011中5.7.1和5.7.2的要求。
绝缘电阻：
在电路与裸露导电部件之间，每条电路对地标称电压的绝缘电阻应不小于1000Ω/V。
绝缘强度：
对于主电路电压施加值满足表1要求，对于不由主电路直接供电的辅助电路电压施加值满足表2要求：
表1主电路的试验电压
额定绝缘电压Ui
（线-线交流或直流）
V
介电试验电压
交流有效值
Ui≤60
1000
60＜Ui≤300
2000
300＜Ui≤690
2500
690＜Ui≤800
3000
800＜Ui≤1000
3500
1000＜Ui≤1500a
a仅指直流
表2：
不与主电路相连的辅助电路的试验电压
（线-线）V
交流有效值V
Ui≤12
250
12＜Ui≤60
500
60＜Ui
2Ui+1000
其值最小为1500
电气间隙和爬电距离应不小于表3的规定值。
表3：
电气间隙和爬电距离
额定直流电压ＵN（V）
最小电气间隙（mm）
最小爬电距离（mm）
ＵN≤250
10
250＜ＵN≤690
8
16
690＜ＵN≤1000
14
25
如系统不允许长期单线接地工作，正负到地的电压应按系统电压的一半处理。
4.2.3汇流箱的温升要求满足表4：
表4：
温升要求
部件和部位
极限温升（K）
内装元器件（功率半导体器件a等）
由元器件自身的技术条件规定
汇流电路中的导体连接处
裸铜：
45
有锡镀、镍镀层：
55
有银镀层：
70
母线（非连接处）：
铜
铝
35
可接近的外壳和覆板
金属表面：
30b
绝缘表面：
40b
手动操作器件
金属：
15c
绝缘材料：
25c
用于连接外部绝缘导线的端子
a功率半导体器件的温升极限可以是规定部位（例如外壳）的最高温升，也可以是等效结温，由制造厂决定；
b除非另有规定，对可以接触，但在正常工作情况下不需要触及的外壳和覆板，允许其温升提高10K；
c仅在设备打开后才能接触到的操作手柄，由于不经常操作，允许其有较高温升。
4.2.4功率电缆及接线端子
4.2.4.1箱内电缆的选型
●符合直流和绝缘等级要求；
●
●电压等级满足汇流箱额定电压要求；
●电缆截面积应取过流保护装置额定电流，电压跌落及预期故障电流三项要求中最大线径要求；
●电缆应用环境：
温度-40℃～120℃；
耐压等级为1000v以上的阻燃电缆；
●如在盐雾环境下，芯线应使用镀锡铜或镀镍铜多股导线以减少腐蚀；
●电缆阻燃性满足GB/T18380.12-2008的要求。
4.2.4.2箱内电缆的安装
●连接两个端子之间的电缆不应有中间接头，如绞接或焊接；
●一个端子上通常只能连接一根导线，只有在端子是为此用途而设计的情况下才允许将两根或多跟导线连接到一个端子上；
●应防止电缆与带有尖角的边缘接触。
4.2.4.3接线端子
端子应符合如下要求：
●符合直流使用和绝缘等级要求；
●符合汇流箱额定电压要求；
●符合二类保护等级要求；
●接线端子设计应能保证电缆可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件。
●紧固用螺钉和螺母要保证安装力矩达到要求，保证电气连接可靠，并在满足要求的力矩位置紧固后做有标识，以方便维护检修。
4.2.5过流保护
14.2.5.1光伏组串过流保护要求
3当（（SA-1）xISC_MOD）>
IMOD_MAX_OCPR时，必须为光伏组串提供支路过电流保护。
5注1SA为并联到光伏方阵的光伏组串总数目
7注2ISC_MOD为光伏组件短路电流，在标准测试条件下（STC）光伏组件或光伏组串的短路电流，由制造商提供。
9注3IMOD_MAX_OCPR为光伏组件最大反向过电流保护值
11注4当使用直流断路器作为过电流保护装置时，其断开方式应保证隔离输入电源与负载。
12
注5当采用熔断器作为过流保护装置时，熔断体必须满足IEC60269-6的要求（gPV型）。
134.2.5.2光伏组串过流保护装置的选型
15光伏组串过电流保护装置的标称额定电流（In）应满足如下要求：
1）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电流In应满足:
1.25xISC_MOD＜In＜2.4xISC_MOD且In≤IMOD_MAX_OCPR。
2）
3）当IMOD_MAX_OCPR﹥4ISC_MOD时，允许多个光伏组串共用一个过流保护器件，其标称额定电流In应满足:
1.25xSGxISC_MOD＜In
4）
17In＜IMOD_MAX_OCPR-（（SG-1）xISC_MOD）.
18
19注1：
SG为并联到同一过流保护装置的光伏组串总数目
20
21注2：
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。
22
234.2.5.3过电流保护装置的安装位置
24
在功能接地的系统中，组串的过流保护装置应安装在非接地极上。
4.2.6其他要求
（1）汇流排建议选取TMY或TMR紫铜排，汇流铜排电流密度选取：
≤2A/mm2，使用钝化、镀镍或镀银等工艺处理的防腐、防氧化处理方式。
（2）汇流箱应能在高温、低温条件下正常工作。
高温条件试验参照GB/T2423.2-2008中“试验B”进行，试验方法按GB/T2423.2-2008中“试验B”进行，低温条件试验参照GB/T2423.1-2008中“试验A”进行。
（3）智能汇流箱需至少监控支路电流、电压、防雷器失效状态检测、故障报警及故障支路定位等信息，测量精度应不低于1.0级，具备防浪涌能力，使用规定8/20us波形的电流（电流值参见CNCA/CTS0001-2011表4，试验等级不低于3级）对汇流箱进行冲击（线-线和线-地）后，监控系统不应损坏。
具有通讯功能，使用标准规约或开放协议。
监控模块的供电模式为自供电时，应选择输入宽范围的DC/DC转换模块,宽于该系统逆变器工作电压范围，以保证监控模块在阵列电压较低时能正常工作，同时监控模块与主电路之间应按主电路的耐压值进行选择（即满足表1）。
监控模块使用外部电源供电时，应具备较宽的供电范围，不会因外部电源正常波动导致停止工作，在汇流箱中外部供电端口安装保护熔丝，供电端口应具备防浪涌能力。
监控模块和电源应满足相关EMC要求。
（4）应附汇流箱型号命名说明。
（5）汇流箱额定参数，可包含产品系列的参数,应包含产品的使用环境条件，如高温、低温、湿度、海拔等,应包含产品的使用电气条件，如电压、电流、频率、谐波（如有通信需供电，应标明汇流箱供电方式）。
（6）危险处应有明显标志。
（7）开箱后应有绝缘防护板，且满足环境温度要求，防止人体直接接触带电部件。
4.3测试及认证要求
4.3.1汇流箱应按照CNCA/CTS0001-2011通过相关的测试并获得金太阳产品认证（需提此次投标使用的认证型号的关键元器件清单）。
4.3.2材料及元器件应通过GB/T5169.17-2008阻燃性试验，具体要求如下：
零部件
最低要求
防火外壳
5VB
覆板、出线孔、自制设备的外壳、外购元器件（如隔离开关、熔断器）外壳
V-2级
4.3.3在沿海或具有盐雾地区使用时应通过GB/T20641-2006中9.12的要求
5关键元器件要求
5.1直流侧开关设备应选用直流专用开关设备（铭牌上必须标明直流额定电压），额定直流工作电压大于等于光伏系统的额定电压。
5.1.1断路器
应满足如下要求：
1——额定电压大于等于光伏汇流箱的额定电压（注：
铭牌上需标明直流额定电压）
2——
3——额定电流满足4.2.5过电流保护的要求（用作过电流保护的断路器需满足此条）
4——
5——极限分断能力（直流）：
≥10kA
6——
7——无极性的（光伏方阵中的故障电流会造成电流反方向，此时断路器应能正常动作）
8——
9——直流断路器若采用的多断点串联型式，各触头在结构设计上应保证同步接触与分断
10——
11——满足相关临界电流测试的要求，且其操作性能试验满足下表：
额定电流a
A
每小时的操作循环数b
操作循环数
无电流
有电流c
总计
In≤100
100＜In≤315
315＜In≤630
630＜In≤2500
2500＜In
120
60
101
7000
4000
2000
1000
8000
5000
3000
a指给定壳架等级的最大额定电流。
b第二列给出了最低操作频率。
如制造商同意，此值可以增加；
在这种情况下，应在试验报告中注明该操作频率。
c在每次操作循环中，断路器应保持足够的闭合时间以确保达到全电流值，但不超过2秒。
5.1.2直流隔离开关
12——符合GB14048.3-2006，使用类别至少为DC-21，且满足光伏系统使用要求
13——
14——额定电压大于等于光伏汇流箱的额定电压（注：
15——
16——额定电流大于等于与之配套使用的过流保护装置的额定电流；
17——
18——若采用的多断点串联型式，各触头在结构设计上应保证同步接触与分断
19——
20——应具有独立的手动带负荷操作能力，并具有隔离的功能
21——
5.1.3直流断路器及直流隔离开关的安装
22——开关器件在布线时，导线的截面积不应低于依据制造商或GB14048.1-2006中表9和表10的要求
23——
24——开关器件安装时，出弧口前端应按制造商要求至少留有飞弧距离的空间，且此空间内不允许安装其它元件，或增设绝缘防护罩
25——
26——应按制造商的要求加装相间隔板
27——
5.2熔断器（如有）
5.2.1熔断体应满足如下要求：
28——光伏专用，gPV型
29——
30——额定电压大于等于光伏汇流设备的额定工作电压
31——
32——额定电流满足4.2.5过电流保护的要求
33——
34——短路及过载电流保护类型满足IEC60269-6:
2010中的太阳能光伏系统保护用熔断体的要求
35——
36——额定分断能力（直流）：
≥10kA
37——
5.2.2熔断器支持件应满足如下要求：
38——满足GB13539.1相关要求
39——
40——额定电压大于等于相匹配的熔丝的额定电压
41——
42——额定电流大于等于相匹配的熔丝的额定电流
43——
44——峰值耐受电流大于相匹配的熔丝的额定分断能力，且不低于10kA
45——
5.2.3熔断器厂家或汇流箱厂家应在显著位置处标注“禁止带负载操作熔断器”。
5.3电涌保护器
5.3.1电涌保护器（SPD）的选择和安装
由于光伏系统I/V特性的特殊性，只有明确为光伏系统直流侧使用设计的电涌保护器可以被采用。
符合相关标准规范的要求。
地面光伏（PV）发电系统中应选用Ⅱ级及以上分类实验的SPD，即T2SPD。
SPD可安装在正极与等电位连接带、负极与等电位连接带、正极与负极之间。
每一保护模式的标称放电电流值In不应小于12.5KA的要求。
25SPD的电压保护水平Up不应大于表的要求。
26
表6地面光伏（PV）发电系统中电压保护水平Up的选择
27汇流箱额定直流电压Un（V）
28电压保护水平Up（kV）
29Un≤60
301.1
3160＜Un≤250
321.5
33250＜Un≤400
342.5
35400＜Un≤690
363.0
37690＜Un≤1000
384.0
39
40
41SPD的最大持续运行电压UCPV不应小于PV设备标准测试条件下的开路电压UOCSTC的1.3倍。
UCPV的的选择要考虑每种保护模式（+/-,+/地,-/地）。
42
5.3.2电涌保护器的短路耐受电流ISCWPV>
Isc（汇流设备的短路总电流），或在系统内配置保护器件，以确保电涌保护器失效后可以脱离开主电路。
5.3.3SPD的设计结构应采用抗故障Y形结构。
6电气参数范围
汇流箱的最大额定工作电压应不小于1000V，其标称的支路额定电流应大于光伏阵列中的并联Isc。
每路过电流保护装置的标称额定电流应至少为Isc的1.25倍。
7使用环境参数
汇流箱正常使用的环境条件应至少满足以下要求：
（1）使用环境温度：
-25℃～+60℃（无阳光直射），相对湿度≤95%，无凝露；
（严寒地区使用环境温度为-40℃～+60℃）
（2）符合GB7251.1-2005中6.1.2.3中污染等级≤3的规定
（3）在高海拔地区使用的汇流箱及内装关键元器件应符合电站实际海拔降额要求（按GB/T3859.2的规定降容使用），并应在产品用的户手册或产品说明中注明产品的使用海拔高度适用范围；
8生产厂的要求
8.1生产厂须配备出厂检测设备（直流源、耐压测试仪及绝缘阻抗等设备）并具备相应的出厂检测能力。
8.2生产厂须提供汇流箱内装关键元器件的清单。
8.3提供出厂检测设备清单及出厂检测报告。
8.4相应的出厂检测设备须有有效的计量校准报告。
8.5供操作使用说明书。
制造商应提供安装方式及安装角度的说明。
应明确包含用户自行安装时，输入线端子安装扭力矩要求及系统直流电压存在时，切勿带载开合装取熔断体等。
建议输入线不仅仅依靠熔断器座的连接端子紧固力悬挂于汇流箱，应有其它措施避免使用中由于风暴、动物触碰引发连接故障而引发事故，说明书应规定汇流箱的输入、输出线规格（包含线径、端子头等），避免现场端子不匹配引发接触不良故障等需提醒的事项。
8.6制造商应在使用说明及给予用户的相关资料中，明确汇流箱的安装方法、位置及使用空间要求，安装应避免直射，以避免用户产生误操作或误安装的情况。
9寿命及质保期要求
汇流箱在正常使用下满足使用寿命25年的要求，在使用寿命期内，关键元部件不应损坏。
质保期应不小于5年，质保期内因汇流箱故障而必须产生的维修费用、交通运输费用等由设备厂商承担。
附加说明
本标准由太阳能事业部负责起草、修订并解释
本标准于2013年5月2日首次发布
本标准批准人：
总经理办公会审议通过，总经理批准
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