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1、UDC P 中华人民共和国行业标准G JGJ/T 365-2015 备案号J1993-2015 太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范Code for electrical design of solar photovoltaic glass curtain wall 2015-03-13 发布2015-11-01 实施中华人民共和国住房和城乡建设部发布中华人民共和国住房和城乡建设部公告第767号住房城乡建设部关于发布行业标准太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范的公告现批准太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范为行业标准，编号为GjT365 一2015，自2015年11月1日起实施。本规范由我部标准定额研究所组织中
2、国建筑工业出版社出版发行。中华人民共和国住房和城乡建设部2015年3月13日3 前根据住房和城乡建设部关于印发(2010年工程建设标准规范制订、修订计划的通知)(建标2010J43号)的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，编制了本规范。本规范的主要技术内容是:1 总则;2 术语;3 光伏幕墙系统设计;4 光伏并网;5 布线系统;6 监测系统;7 安全防护;8 系统环境。本规范由住房和城乡建设部负责管理，由深圳市创益科技发展有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送深圳市创益科技发展有限公司(地址:深圳
3、市龙岗区宝龙7路创益产业园，邮编:518116)。4 本规范主编单位:深圳市创益科技发展有限公司本规范参编单位:深圳市标准技术研究院广东省电力设计研究院晶澳(扬州)太阳能光伏工程有限公司珠海兴业绿色建筑科技有限公司深圳市计量质量检测研究院华森建筑与工程设计顾问有限公司深圳市三鑫玻璃幕墙工程有限公司深圳蓝波绿建集团股份有限公司乐山太阳能研究院浙江公元太阳能科技有限公司新奥光伏能源有限公司本规范主要起草人员:崔明现李毅孙坚黄曼雪温利锋杨嗣胡希杰汪少勇黄伟中徐宁尹平罗炳馄胡盛明李菊欢张立军张桂先任继伟刘井山倪易洲武振羽苏乘风姜希猛谢炜韩占强本规范主要审查人员:李英姿孙韵琳王健孙兰傅明华李军生杨文彪苏
4、小武赵亮5 目次1 总则-2 术语23 光伏幕墙系统设计.4 3.1 一般规定.4 3.2 光伏幕墙系统分类.4 3.3 光伏玻璃幕墙结构.5 3.4 装机容量与发电量.5 3.5 光伏幕墙方阵.6 3.6 主要电气设备选型.7 3.7 储能系统.10 4 光伏并网.12 4.1 一般规定.12 4.2 电能质量.13 4.3 并网保护.13 4.4 通信.13 4.5 电能计量.14 5 布线系统.15 5.1 一般规定.15 5.2 电缆选择.15 5.3 电缆布线要求.16 6 监测系统.四6.1 一般规定.19 6.2 数据采集装置.19 7 安全防护.21 7.1 一般规定.21 6
5、 7.2 电击防护.21 7.3 直流侧过电流保护.22 7.4 绝缘故障防护.24 7.5 直流电弧故障防护.26 7.6 防雷与接地.27 7.7 防火要求.28 8 系统环境.29 本规范用词说明.30 引用标准名录.31 附:条文说明.33 7 Contents 1 General Provisions.1 2 Terms.2 3 Design of PV System for Glass Curtain Wall.4 3.1 General Requirements4 3.2 System Classification4 3.3 Structure of PV Glass Curta
6、in Wall 5 3.4 Installation Capacity and Power Generation 5 3.5 Array of PV Modules for Glass Curtain Wall 6 3.6 Selection of Main Electrical Equipment 7 3.7 Energy Storage System 10 4 PV Grid-connecting.12 4.1 General Requirements12 4.2 Power Quality13 4.3 Protection for Grid-co日nectmg134.4 Communic
7、ation13 4.5 Electric Energy如1etering145 System Cabling.15 5.1 General Requirements15 5.2 Cable Selection15 5.3 Cabling Requirements16 6 Monitoring System.19 6.1 General Requirements19 6.2 Data Acquisition Equipment19 7 Safety Protection.21 7.1 General Requirements21 8 7.2 Protection Against Electric
8、 Shock 21 7.3 Protection Against Overcurrent at D.C.Side22 7.4 Protection Against Effects of Insulation Faults 24 7.5 Protection Against D.C.Arc Faults 26 7.6 Protection Against Effects of Lightning and Earthing27 7.7 Fire Protection and Prevention28 8 System Environment.29 Explanation of W ording i
9、n This Code.30 List of Quoted Standards.31 Addition:Explanation of Provisions.33 9 1总则1.0.1 为推动太阳能光伏发电系统在玻璃幕墙中的应用，规范太阳能光伏玻璃幕墙的电气设计，保证光伏玻璃幕墙供电安全可靠、技术先进和经济合理，制定本规范。1.O.2 本规范适用于新建、扩建和改建的接人交流220V/380V 电压等级用户侧的并网或离网太阳能光伏玻璃幕墙及采光顶的电气设计。1.O.3 新建太阳能光伏玻璃幕墙的电气设计应纳入建筑工程设计，统一规划和管理，并应与建筑工程同时投入使用。1.O.4 扩建和改建太阳能光伏玻
10、璃幕墙的电气设计应按建筑工程设计审批程序进行专项工程的设计。1.O.5 太阳能光伏玻璃幕墙电气设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。1 2术语2.0.1 光伏玻璃幕墙photovoltaic CPV)glass curtain wall 具有光伏发电功能的玻璃幕墙。2.0.2 光伏玻璃幕墙组件PV module for glass curtain wall 可用于玻璃幕墙(采光顶)并作为建筑围护结构材料的光伏组件。2.0.3 光伏组串string of PV modules for glass curtain wall 将多个光伏玻璃幕墙组件以串联方式连接，形成具有所需直流输
11、出电压的最小单元。2.O.4 光伏玻璃幕墙方阵array of PV modules for glass cur-tain wall 由若干个光伏玻璃幕墙组件在机械和电气上按一定方式组装在一起的有序方阵，由若干光伏组串并联构成。简称光伏幕墙方阵。2.0.5 光伏玻璃幕墙系统PV system for glass curtain wall 利用光伏玻璃幕墙组件和其他辅助设备将太阳能转换成电能的光伏系统，是光伏建筑一体化的一种应用形式。简称光伏幕墙系统。2.O.6 并网光伏幕墙系统grid-connected PV system for glass curtain wall 与公共电网连接的光伏幕
12、墙系统。2.O.7 离网光伏幕墙系统off-grid PV system for glass curtain wall 不与公共电网连接的光伏幕墙系统。2.O.8 光伏专用电缆PV cable 具有抗紫外线、耐臭氧、耐酸碱和耐高低温等性能，一般用2 于光伏系统直流侧的电缆。简称光伏电缆。2.O.9 并网点point of coupling CPOC)光伏系统的输出与公共电网的连接点。2.0.10 逆变器PV inverter 用于将光伏幕墙方阵输出的直流电压和直流电流转换成交流电压和交流电流，并具备最大功率点跟踪功能和保护功能的电气设备。2.0.11 最大功率点跟踪maximum power
13、point tracking(MPPT)实时监测光伏组件(组串)的发电电压，并追踪其最大功率值，使光伏系统以最大功率输出。2.0.12 标准试验条件下的短路电流short-circuit current un der standard test conditions of PV modules 标准试验条件下光伏玻璃幕墙组件、光伏幕墙于方阵或光伏幕墙方阵的短路电流。2.0.13 监测系统monitoring system 用于监测光伏系统运行状态，由数据采集系统和数据传输系统构成，是光伏系统的一个重要部分。3 3 光伏幕墙系统设计3.1一般规定3.1.1 光伏幕墙系统宜由光伏幕墙方阵、光伏汇流
14、设备、逆变器、交流配电柜、储能系统、布线系统和监测系统等设备组成。3.1.2 光伏幕墙系统设计应按负载性质、用电容量、幕墙结构、工程特点、建设规模以及所在建筑的供配电条件，合理确定设计方案，并应符合现行行业标准民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203的规定。3.1.3 光伏幕墙系统设计应为电气设备提供安全的安装条件。逆变器、交流配电柜和储能装置等电气设备宜安置于配电室或控制室内。配电室或控制室可根据系统规模及建筑物形式采用分散或集中布置。配电室或控制室的设计应符合现行国家标准低压配电设计规范GB 50054的规定。3.2 光伏幕墙系统分类3.2.1 光伏幕墙系统按接人方式可分为下列两种
15、系统:1 并网光伏幕墙系统;2 离网光伏幕墙系统。3.2.2 光伏幕墙系统按储能装置的配置可分为下列两种系统:1 带有储能装置的光伏幕墙系统;2 不带储能装置的光伏幕墙系统。3.2.3 光伏幕墙系统按装机容量可分为大、中、小型:1 小型光伏幕墙系统，装机容量不大于20kWp;2 中型光伏幕墙系统，装机容量大于20kWp且不大于100kWp;3 大型光伏幕墙系统，装机容量大于100kWp。4 3.3 光伏玻璃幕墙结构3.3.1 光伏玻璃幕墙支承结构设计和材料选择应符合国家现行标准建筑幕墙GB/T 21086和玻璃幕墙工程技术规范JGJ 102的规定。3.3.2 光伏玻璃幕墙支承结构设计应满足电气
16、布线的安全、隐蔽、美观、维护等要求。3.3.3 光伏玻璃幕墙支承结构宜设置一体化布线型腔。布线型腔的截面积或孔径应根据电缆根数及电缆外径确定，并应满足布线要求。开口型腔应使用扣盖密封。3.3.4 在光伏玻璃幕墙支承结构上增加穿线孔时，应对支承结构进行结构安全校核。3.3.5 光伏玻璃幕墙背面应通风良好。3.3.6 光伏玻璃幕墙组件可采用明框式、隐框式、半隐框式或点支式安装。安装时应保证组件有足够的连接能力。3.4 装机容量与发电量3.4.1 并网光伏幕墙系统的装机容量应根据光伏玻璃幕墙组件的可安装面积、类型和建筑供配电条件等因素确定，并应符合下列规定:1 装机容量应为所安装光伏玻璃幕墙组件的标
17、称功率之和;2 光伏玻璃幕墙组件的安装数量可由光伏玻璃幕墙组件的可安装面积和单个组件面积的比值确定。3.4.2 离网光伏幕墙系统的装机容量应根据负载容量、设备性能和当地太阳能资源条件等因素确定。3.4.3 光伏幕墙系统的发电量应根据所在地的太阳能资源情况、光伏幕墙系统的设计、光伏幕墙方阵的布置和环境条件等因素计算确定。并网光伏幕墙系统的上网电量可按下式估算:R二号.P.K(3.4.3)5 式中:Ep一一上网发电量(kWh);HA一一水平面太阳总辐照量(kWh/m勺，计算月发电量时，应取各月的日均水平面太阳总辐照量乘以每月的天数;Es-标准条件下的辐照度(常数)，其值为1kW/m2;P一-装机容
18、量(kWp);K 综合效率系数，综合了各种因素的修正系数。3.5 光伏幕墙方阵3.5.1 光伏幕墙方阵的设计，应符合下列规定:1 光伏玻璃幕墙组件的类型、规格和安装位置应根据建筑设计和用户需求确定;2 光伏玻璃幕墙组件应与建筑外观相协调，并应与建筑模数相匹配;3 应满足室内采光要求;4 应避免由于朝向和遮挡对光伏发电造成不利影响;5 应便于排水、除雪、除尘，保证通风良好，并应确保光伏幕墙系统电气d性能安全可靠;6 应满足消防要求和防雷要求;7 应便于光伏幕墙方阵和建筑相关部位的检修和维护，光伏采光顶宜预留检修通道。3.5.2 光伏幕墙方阵最大电压不应超过1000V。光伏幕墙方阵最大电压可由光伏
19、组串在标准测试条件下的开路电压通过最低预期工作温度修正后确定。最低预期工作温度下，电压修正系数可根据光伏玻璃幕墙组件供应商提供的数据计算。3.5.3 光伏幕墙方阵设计应符合下列规定:1 光伏玻璃幕墙组件的串联数应按现行国家标准光伏发电站设计规范)GB 50797的有关规定。对离网光伏幕墙系统，光伏玻璃幕墙组件的串联数还应使光伏组串的最大功率点电压与储能电池组浮充电压相匹配，浮充电压应包括防反二极管和直流6 线路的压降。2 光伏组串的并联数可根据逆变器额定容量及光伏组串的功率确定。3.5.4 同一方阵内，光伏玻璃幕墙组件电性能参数宜一致。同一组串内，光伏玻璃幕墙组件的短路电流和最大工作点电流的离
20、散性允许偏差应为士3%;有并联关系的各组串间，总开路电压和最大功率点电压的离散性允许偏差应为:1:2%。3.5.5 光伏幕墙方阵可根据光伏幕墙组件厂商的要求正极或负极功能接地。功能接地应符合下列规定:1 宜通过电阻接地。通过电阻接地时，光伏幕墙系统应有本规范第7.4.2条规定的绝缘电阻检测保护，且电阻值应符合下式规定:R拮(3.5.5)式中:R接地电阻(0);Uocmax 光伏幕墙方阵最大电压(V)。2 功能接地应单点连接到接地母排。不带储能装置的光伏幕墙系统，接地连接点应位于光伏幕墙方阵的隔离开关和逆变器之间，且应尽量靠近逆变器或位于逆变器内;带有储能装置的光伏幕墙系统，接地连接点应位于充电
21、控制器和电池保护装置之间。3.6 主要电气设备选型3.6.1 光伏玻璃幕墙组件选型应符合下列规定:1 应选用符合现行国家标准光伏(PV)组件安全鉴定第1部分:结构要求)GB/T 20047.1要求的光伏组件;2 双玻光伏玻璃幕墙组件应符合现行国家标准建筑用太阳能光伏夹层玻璃)GB 29551的规定。3.6.2 光伏幕墙系统的汇流设备、逆变器和交流配电柜等电气设备性能应符合现行国家标准低压成套开关设备和控制设备7 第1部分:总则GB 7251.1，其标记应符合现行国家标准电气设备电源特性的标记安全要求GB 17285的规定。3.6.3 直流侧电气设备应符合下列规定:1 应适用于直流;2 额定电压
22、不应低于由本规范第3.5.2条确定的光伏幕墙方阵最大电压;3 用于直流电缆或其他直流设备选型的最小电流值不应低于本规范表3.6.3的规定。表3.6.3用于直流电缆或其他直流设备选型的最小电流值最小电流(A)相应电路有过电流保护无过电流保护单组串光伏幕墙方阵:1.25XIrr时其他情况:In十1.25 X 1 mod X(Spo一1)按本规范第7.3.2条光伏组串确定的光伏组串过电流式中:In是最近的下游过电流保护电器保护电器额定电流In额定电流;Iscmod是光伏玻璃幕墙组件标准测试条件下的短路电流;S阳是最近的过电流保护电器保护的并联光伏组串数按本规范第7.3.3条1.25 X 1忧s-ar
23、ray光伏幕确定的光伏幕墙子方阵式中:lsc位array是光伏幕墙子方阵标准汩墙子方阵过电流保护电器额定电试条件下的短路电流流In按本规范第7.3.4条1.25 X Iamy 光伏幕确定的光伏幕墙方阵过式中:1 sc array是光伏幕墙方阵标准测试墙方阵电流保护电器额定电流In条件下的短路电流注:1 一些光伏玻璃幕墙组件在安装后最初几周或几个月内，其实际1scmod可能大于标称值或会随时间而增大，在确定电缆载流量时应予以考虑。8 2 光伏玻璃幕墙组件及其布线的工作温度会远大于环境温度。对于布置在光伏玻璃幕墙组件附近或与其有接触的电缆，其最小工作温度应等于预期最大环境温度加上40.C。3 对于
24、可调的保护电器，额定电流In是给定的整定电流。3.6.4 光伏汇流设备可包括光伏汇流箱和直流配电柜。光伏组串的输出应经光伏汇流箱就近汇流。光伏组串数量较多时应采用两级或多级汇流，多个光伏汇流箱的输出宜由直流配电柜进行总汇流后接人逆变器。3.6.5 光伏汇流设备应依据形式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择，并应符合下列规定:1 应符合国家现行相关产品标准的规定。2 光伏汇流箱输出应设置具有隔离功能的保护电器。直流配电柜的每个配电单元的输入应经隔离电器接至汇流母排。直流配电柜的输出应设置隔离开关或适用于隔离的断路器。3 安装位置应便于操作和检修，宜
25、选择室内干燥的场所;设置在室外时，应具有防水、防腐、防日照措施，且其外壳防护等级不应低于IP5404 宜能监测各光伏组串的电流、电压。3.6.6 逆变器的配置应符合下列规定:1 并网逆变器的总额定功率应根据光伏玻璃幕墙组件的安装容量确定;2 离网逆变器的总额定功率应根据负载功率和负载性质确定，并应满足最大负载条件下设备对电功率的要求;3 逆变器的功率与台数应根据光伏幕墙方阵分布情况和光伏幕墙方阵额定功率等确定，并应合理选择逆变器的功率和台数;4 逆变器允许的最大直流输入电压和功率不应小于其对应的光伏幕墙方阵的最大电压和额定功率;5 接人逆变器的光伏幕墙方阵或光伏组串应具有相同的规格和朝向，不同
26、朝向、不同规格的光伏幕墙方阵或光伏组串应接入不同逆变器或逆变器的不同MPPT输入回路。3.6.7 并网逆变器的选型应符合下列规定:1 应符合现行行业标准光伏发电并网逆变器技术规范9 NB/T 32004的规定;2 大中型光伏幕墙系统应采用带隔离变压器的隔离型逆变器;3 光伏幕墙方阵正极或负极功能接地时，应采用带隔离变压器的隔离型逆变器;4 海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选用高原型产品或降容使用，降容系数可根据厂商产品手册确定。3.6.8离网逆变器的选型应符合现行国家标准离网型风能、太阳能发电系统用逆变器第1部分:技术条件)GB/T 20321.1的规定。3.6.9 隔离变压
27、器应符合下列规定:1 满足逆变器输出额定功率和接人电压等级的要求;2 隔离变压器的容量不应小于逆变器输出额定功率;3 变压器电网侧接线组别及接地方式应与接人电网相匹配。3.7储能系统3.7.1 离网光伏幕墙系统应配置储能装置，并应满足向负载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏幕墙系统可根据用户需求配置储能装置的容量。3.7.2 离网光伏幕墙系统储能电池组容量应根据负载功率、额定电压、工作电流、日平均用电时数、连续阴雨天数、储能电池的类型及其电特性等参数确定。储能电池的总容量可按下式计算:c 旦工王三卫旦一c U.Ka(3.7.2)式中:Cc 储能电池总容量(kWh);10 D-一最长无日照期间用
28、电时数(h);F一一储能电池放电效率的修正系数，通常为1.05;Po-二一负载功率(kW);U一一储能电池的放电深度，通常为O.50.8;Ka-综合效率系数，包括储能电池的放电效率，控制器、逆变器以及交流回路的效率，通常为O.7 O.8。3.7.3储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、技术条件和价格等因素选择，并应符合下列规定:1 应符合国家现行相应产品标准的规定F2 宜选用循环寿命长、充放电效率高、自放电小等性能优越的储能电池;3 宜选用大容量单体储能电池，减少并联数;4储能电池串并联使用时，应由同型号、同容量、同制造厂的产品组成，并应具有一致性。3.
29、7.4储能系统应具有电池管理系统。采用在线检测装置进行智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通信接口。3.7.5 充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、过充(放)保护、欠(过)压保护、反向放电保护、极性反接保护及防雷保护等功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能。3.7.6储能系统的标称电压宜为DC12V、24V、48V、110V、220V或500V。11 4光伏并网4.1一般规定4.1.1 光伏幕墙系统的并网设计应符合下列规定:1 应结合电网规划、用电负载分布和分布式电源规划，按照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计;
30、2 光伏幕墙系统可选择单点集中并网，但多个建筑的光伏幕墙系统不应接人同一并网点;3 并网点可选择用户配电箱(柜)或箱变低压母线。4.1.2 逆变器的输出应经交流配电柜或并网专用低压开关柜并网，不应直接接人电网。4.1.3 光伏幕墙系统应在与电网或负载连接的交流配电柜中设置具有隔离、保护、控制和监测功能的并网总断路器。并网总断路器选型及安装应符合下列规定:1 应根据短路电流水平选择设备开断能力，并应留有一定裕度;2 应具备过电流保护功能，并应具备反映故障及运行状态的辅助接点及同时切断中性线的功能;3 安装时，应将电网看作电源，将光伏幕墙系统看作负载。4.1.4 逆变器、交流配电柜与并网总断路器之
31、间不应接人负载。4.1.5 光伏幕墙系统每一并网点的并网容量不宜超过上一级变压器额定容量的25%。4.1.6 光伏幕墙系统不应作为应急电源。4.1.7 额定功率大于等于8kW的并网逆变器宜兰相接入电网，8kW及以下的并网逆变器可单相接入电网。4.1.8 单相逆变器接人三相电网时，宜使兰相平衡，各相接人的逆变器容量宜一致。12 4.2电能质量4.2.1 光伏幕墙系统向当地交流负载提供电能或向电网馈送电能的质量应符合现行国家标准光伏发电系统接入配电网技术规定)GB/T 29319的规定。电能质量出现偏离标准的越限状况时，光伏幕墙系统应能检测到偏差并将其与电网断开。4.2.2 光伏幕墙系统向电网馈送
32、的直流电流分量不应超过其输出交流电流额定值的0.5%或5mA.并应取两者中的较大值。4.2.3 光伏幕墙系统输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数不应小于0.98(超前或滞后).输出有功功率在20%50%之间时，功率因数不应小于O.95(超前或滞后)。4.3并网保护4.3.1 光伏幕墙系统的并网保护应符合现行国家标准光伏发电系统接人配电网技术规定)GB/T 29319的规定。4.3.2 光伏幕墙系统应对电网设置短路保护。当交流侧短路时，并网逆变器的过电流不应大于1.5倍额定输出电流，并应在O.ls内将光伏幕墙系统与电网断开。4.3.3 并网逆变器应具备过载能力。在1.0倍1.2倍额定输
33、出电流时，光伏幕墙系统连续可靠工作时间不应小于1min.且可在10min以内将光伏幕墙系统与电网断开。4.4通信4.4.1 光伏幕墙系统接入电网前，应明确通信要求。4.4.2 光伏幕墙系统应配置相应的通信装置，并应确定通信方式、传输通道和要传输的信息。4.4.3 大型光伏幕墙系统可在并网点或公共连接点配置电能质量在线监测装置，并宜将可测量到的电能质量参数传输至相应的调度主站。13 4.5电能计量4.5.1 光伏幕墙系统接入电网前，应明确并网点和上网电量、下网电量关口计量点。关口计量点宜设置在产权分界点。4.5.2 光伏幕墙系统应在每个并网点和关口计量点分别设置单套电能计量装置。并网点位于关口计
34、量点处时，可仅设置一套关口电能计量装置。4.5.3 电能计量装置应符合现行行业标准电能计量装置技术管理规程)DL/T 448的规定，并应符合下列规定:1 有功电能表准确度等级不应低于1.0级，且相关电流互感器、电压互感器的准确度应分别达到0.5S、O.5级;2 关口计量电能表应采用静止式多功能电能表，并至少应具备下列功能:14 1)应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能;2)应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能;3)应配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。5布线系统5.1一般规定5.1.1 布线系统应符合国家现行标准民用建筑电气设计规
35、范JGJ 16、建筑物电气装置第5部分:电气设备的选择和安装第52章:布线系统)GB 16895.6和电力工程电缆设计规范)GB 50217的有关规定。5.1.2 布线系统应符合下列规定:1 应安全、隐蔽、集中布置，建筑外观应整齐，应易于安装维护;2 应能承受预期的外部环境影响，并应避免电缆遭受机械外力、过热、腐蚀等危害;3 在满足安全条件的前提下应保证电缆路径最短。5.1.3 新建建筑应预留光伏幕墙系统的电缆通道，并宜与建筑本身的电缆通道综合设计。既有建筑增设光伏幕墙系统时，光伏幕墙系统电缆通道应满足建筑结构和电气安全，梯架、托盘及槽盒等电缆通道宜单独设置。5.2电缆选择5.2.1 电缆的选
36、择应按照电压等级、持续工作电流、短路热稳定性、允许电压降和敷设环境条件等因素进行选型。电缆导体材质、绝缘类型、绝缘水平、护层类型、导体截面等应符合现行国家标准电力工程电缆设计规范)GB 50217的规定和建筑物电气装置第5部分:电气设备的选择和安装第52章:布线系统)GB 16895.6中关于载流量的规定。5.2.2 直流电缆选型除符合本规范第5.2.1条的规定外，还应符合下列规定:15 1 直流电缆的额定电压，应大于本规范第3.5.2条确定的光伏幕墙方阵最大电压;2 直流电缆应选用带非金属护套的电缆或金属铠装电缆;3 曝露在室外的直流电缆应抗紫外线辐射，当采用不抗紫外线辐射的电缆时，电缆应安
37、装在抗紫外线辐射的导管中;4 直流电缆应为阻燃电缆，阻燃等级及发烟特性应根据建筑的类别、人流密度及建筑物的重要性等综合考虑;5 光伏玻璃幕墙组件连接电缆应选用光伏电缆。5.2.3 直流电缆导体截面的选择除符合本规范第5.2.1条的规定外，还应符合根据下列规定确定的导体截面的最大值:1载流量应大于过电流保护电器的额定值或本规范表3.6.3规定的最小电流值;2 根据电缆敷设环境温度、位置和敷设方法，载流量应乘以载流量校正系数;3 在系统额定功率状态下，光伏幕墙系统直流侧的线路电压降不应大于3%。5.2.4 光伏玻璃幕墙组件连接电缆的电连接器应符合下列规定:1 应采用符合现行国家标准光伏CPV)组件
38、安全鉴定第1部分:结构要求)GBjT 20047.1规定的电连接器;2 用于室外的电连接器防护等级不应低于IP55;3 应采用相同厂商的同类型的公母头相互连接;4不应采用用于连接家用设备和交流低压电源的插头和插座。5.3 电缆布结要求5.3.1 电缆布线应符合本规范第5.1.1条的规定。5.3.2 直流电缆在幕墙内布线时，应符合下列规定:1 直流电缆不应在光伏玻璃幕墙组件间的胶缝内布线;2 直流电缆宜通过幕墙横梁、立柱或副框的开口型腔布线，型腔应通过扣盖扣接密封;16 3直流电缆也可通过固定在幕墙支承结构上的金属槽盒、金属导管布线;4 金属槽盒、金属导管以及幕墙横梁、立柱、副框的布线型腔内光伏
39、电缆的截面利用率不宜超过40%;5 光伏玻璃幕墙组件连接电缆宜用符合本规范第5.2.4条规定的电连接器连接;6 金属槽盒和金属导管的连接处，不得设在穿楼板或墙壁等孔处;7 幕墙横梁、立柱以及金属槽盒的电缆引出孔应采用机械加工开孔方法并进行去毛刺处理，管孔端口应采取防止电缆损伤的措施;8 光伏玻璃幕墙组件接线盒的位置宜由光伏玻璃幕墙组件的安装方式确定，点支式、隐框式幕墙宜采用背面接线盒，明框式、半隐框式幕墙宜采用侧边接线盒。5.3.3 直流电缆正负极采用单独导体时，宜靠近敷设。5.3.4 光伏汇流设备布线应符合下列规定:1 直流电缆未经导管进出光伏汇流设备时，应采用防水端子等方式连接以防止电缆在
40、内部断开并保持设备的外壳防护等级;2 光伏汇流设备内正极和负极导体应隔离;3进人光伏汇流设备的导体应按极性分组或按回路编号配对。5.3.5 在直流电缆与其他布线系统可能发生混淆的地方，应进行标识并应符合下列规定:1 印有光伏或直流标识的直流电缆，其标识应清晰、耐擦除;2元光伏或直流标识的直流电缆，宜附加印有SOLARD.C.等字样的彩色标签。标签间隔不宜超过5m，平直布线时，间隔可大于5m但不应超过10m。当电缆布置在导管或槽盒中时，标签应附着在导管或槽盒的外表面上。17 5.3.6 信号线缆，包括控制电缆与通信线缆，其布线及接口应符合现行国家标准综合布线系统工程设计规范)GB 50311中的
41、规定及下列规定:1 室外敷设的信号线缆应采用室外型电缆或采取相应的防护措施;2 信号线缆应采用屏蔽线，宜避免与电力电缆平行布线;3 线路不应敷设在易受机械损伤、有腐蚀性介质排放、潮湿及有强磁场和强静电场干扰的区域，必要时应使用金属导管屏蔽。18 6监测系统6.1一般规定6.1.1 大型光伏幕墙系统宜设置监测系统。监测系统宜由数据采集系统和数据传输系统组成，且宜具备下列功能:1 存储和查询历史运行信息和故障记录;2 友好的人机操作界面与监测显示界面;3 与储能系统的电池管理系统相集成;4接入远程监控的接口，且能以规定的数据格式与远程数据中心传输数据。6.1.2 监测系统应能监测、记录及保存下列参
42、数z1 太阳总辐射、环境温度、湿度等环境参数;2 光伏玻璃幕墙组件温度、发电功率和累计发电量;3 直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流和频率等;4 监控涉及的全部开关量，包括与断路器相关的程控、报警等信号开关量。6.1.3 监测系统应采用开放的通信协议和标准通信接口。6.1.4监测系统供电电源应稳定可靠。宜设置交流不间断电源保证监测系统在电源失电或电源不符合要求时能正常工作至少2h。6.2 数据采集装置6.2.1 数据采集系统应至少包括一个太阳总辐射传感器、个环境温度传感器、一个光伏玻璃幕墙组件温度传感器和电参数监测设备。当有多种类型的光伏玻璃幕墙组件时，每种类型的光伏玻璃幕墙组件都应设置一个
43、温度传感器。6.2.2 数据采集系统应至少设置一个数据采集器，并应符合下19 列规定z1 应支持标准的通信协议与接口;2 应具有识别和传输运行状态的能力，并应支持对数据采集接口、通信接口以及光伏幕墙系统的故障定位和诊断;3 一个数据采集模块的多路模拟量输入信号之间电压差不得大于24Vo6.2.3 监测系统在并网点装设的电能质量在线检测装置，应符合下列规定:1应符合现行国家标准电能质量监测设备通用要求GB/T 19862的规定p2 电能质量数据应能保存1年以上。20 7安全防护7.1一般规定7.1.1 电气设备的安全性应符合本规范及现行国家标准国家电气设备安全技术规范GB 19517的规定。7.
44、1.2 逆变器的直流侧应装设具有隔离和通断负荷功能的隔离开关。7.1.3 光伏幕墙系统应在靠近电网或负载的连接处装设过电流保护电器。7.1.4 在人员有可能接触或接近光伏幕墙系统带电设备的位置，应设置明显的防电击警示标识。标识应标明警告、高压危险等提示性文字和符号，并应符合下列规定:1 逆变器和交流配电柜或专用低压开关柜的标识应标明警告、双电源等提示性文字和符号;2 光伏汇流设备应设置警示标签，标明在逆变器隔离断开后，设备内带电部分仍可存在带电危险;3标识的形状、颜色、尺寸和高度应符合现行国家标准安全标志及其使用导则GB 2894的规定。7.1.5 光伏玻璃幕墙组件温度超过900C时，光伏幕墙
45、系统应指示故障，并宜断开光伏幕墙方阵与逆变器的连接或关闭逆变器。7.2电击防护7.2.1 电击防护应符合现行国家标准低压电气装置第4-41部分:安全防护电击防护GB 16895.21的规定。7.2.2 光伏幕墙系统直流侧宜优先选择E类设备或与其绝缘等效的保护方式。7.2.3光伏幕墙方阵外露金属部件的连接应符合本规范第21 7.6.4条的规定。7.3 直流侧过电流保护7.3.1 光伏幕墙方阵应装设符合本规范第7.3.2条第7.3.4条以及光伏玻璃幕墙组件制造商要求的过电流保护电器。7.3.2 当可能的反向故障电流大于光伏玻璃幕墙组件的最大过电流保护额定值时，应为光伏组串提供过电流保护。光伏组串过
46、电流保护电器宜安装在光伏汇流箱中，且应符合下列规定:1 每个光伏组串都应装设过电流保护电器，过电流保护电器的额定电流1n应按下列公式确定:1.5 X 1 mod 1n 41scmod时，多个并联的光伏组串可共用一个过电流保护电器。过电流保护电器的额定电流1n应按下式确定:1.5 X Sg X Iscmod 1n 1mod_max呻r一(Sg一1)X Iscrnod(7.3.2-3)式中:1n一一熔断器熔体额定电流或断路器额定电流或整定电流(A);1sc rnod一-光伏玻璃幕墙组件在标准测试条件下的短路电流(A);1mod max叩-光伏玻璃幕墙组件最大过电流保护额定值(A);Sg-一同一过电
47、流保护电器保护下的光伏组串数量。7.3.3 当超过两个光伏幕墙子方阵连接到同一逆变器或充电控制器时，应设置光伏幕墙子方阵过电流保护。光伏幕墙子方阵过电流保护电器应安装在直流配电柜中，其额定电流1n应符合下式要求:1.25 X Isc s-array 1n 2.4 X Isc s-array(7.3.3)式中:1 sc s-array-光伏幕墙子方阵标准测试条件下的短路电流(剖，其值为光伏幕墙子方阵并联的光伏组串22 数与光伏玻璃幕墙组件标准测试条件下短路电流的乘积。7.3.4 有储能装置的光伏幕墙系统，应在充电控制器和储能电池组之间靠近储能电池组安装光伏幕墙方阵过电流保护电器。过电流保护电器的
48、额定电流In应符合下式要求:1.25 X Iscar町GB/T 13539.6的规定;2 熔断体及熔断器底座的额定电压应等于或高于光伏幕墙方阵最大电压;3 分断能力应大于可能的反向故障电流。反向故障电流来自并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源。7.3.6 用于光伏幕墙方阵保护的断路器应符合下列规定:1 应选用直流断路器;2 直流断路器当采用多断点串联形式时，各触头在结构设计上应保证同步接触与分断;3 用于光伏组串和光伏幕墙子方阵保护的直流断路器，应无极性;4分断能力应大于可能的反向故障电流。反向故障电流来自并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源。7.3.7 光伏汇
49、流箱的每个输人回路可安装防反二极管，防止故障条件下的逆流，但不应代替过电流保护电器。防反二极管应符合下列规定z1 额定电压应高于2倍光伏幕墙方阵最大电压;2 额定电流应大于1.4倍所保护光伏组串标准测试条件下的短路电流;23 3 应选择压降低、热阻小、热循环能力强的二极管。7.4 绝缘故障防护7.4.1 光伏幕墙系统应根据光伏幕墙方阵功能接地方式及逆变器类型，设置对地绝缘故障检测、保护和报警措施。不同类型的光伏幕墙系统对地绝缘故障防护要求应符合表7.4.1的规定。表7.4.1不罔类型的光伏幕墙系统对地绝缘故障防护要求光伏幕墙系统类型防护项目非隔离型逆变器隔离型逆变器隔离型逆变器且光伏幕墙方且光
50、伏幕墙方且光伏幕墙方阵阵无功能接地阵功能接地无功能接地检测符合本规范第符合本规范第符合本规范7.4.2条7.4.2条第7.4.2条光伏幕1)关闭逆变器且限制墙方阵 故障保接入电网;或允许继续接人允许继续接对地绝护动作2)隔离发生故障的光电网入电网缘电阻伏幕墙方阵故障是是是指示应设置符合本规范第宜设置符合本规7.4.3条规定的剩余电范第7.4.3条规定检测流监测系统或本规范第的剩余电流监测不需要光伏幕7.4.4条规定的剩余电系统墙方阵流保护动作电器剩余电1)关闭逆变器且限制1)断开功能接流监测故障保接入电网;或地;或不需要系统护动作2)隔离发生故障的光2)隔离发生故障伏幕墙方阵的光伏幕墙方阵故障