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太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范JGJ/T 365 - 2015

文章作者:rdywn 上傳更新:2017-01-30

UCD

JGJ

中華人民共和國行業標準

JGJ/T 365-2015

備案號J 1993-2015

太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范

Code for electrical design of solar photovoltaic

glass curtain wall

2015-03-13發布2015-11-01實施

中華人民共和國住房和城鄉建設部發布

中華人民共和國住房和城鄉建設部

公告

第767號

住房城鄉建設部關于發布行業標準

《太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范》的公告

批準《太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范》為行業標準,編號為JGJ/T 365一2015,自2015年11月1日起實施。

本規范由我部標準定額研究所組織中國建筑工業出版社出版發行。

中華人民共和國住房和城鄉建設部

2015年3月13日

前言

根據住房和城鄉建設部《關于印發(2010年工程建設標準規范制訂、修訂計劃〉的通知》(建標[2010J43號]的要求,規范編制組經廣泛調查研究,認真總結實踐經驗,參考有關國際標準和國外先進標準,并在廣泛征求意見的基礎上,編制了本規范。

本規范的主要技術內容是:1總則;2術語;3光伏幕墻系統設計;4光伏并網;5布線系統;6監測系統;7安全防護;8系統環境。

本規范由住房和城鄉建設部負責管理,由深圳市創益科技發展有限公司負責具體技術內容的解釋。執行過程中如有意見或建議,請寄送深圳市創益科技發展有限公司(地址:深圳市龍崗區寶龍7路創益產業園,郵編:518116)。

本規范主編單位:深圳市創益科技發展有限公司

本規范參編單位:深圳市標準技術研究院、廣東省電力設計研究院、晶澳(揚州)太陽能光伏工程有限公司、珠海興業綠色建筑科技有限公司、深圳市計量質量檢測研究院、華森建筑與工程設計顧問有限公司、深圳市三鑫玻璃幕墻工程有限公司、深圳藍波綠建集團股份有限公司

樂山太陽能研究院、浙江公元太陽能科技有限公司、新奧光伏能源有限公司

本規范主要起草人員:崔明現、李毅、孫堅、黃曼雪、溫利鋒、楊舸、胡希杰、汪少勇、

黃偉中、徐寧、尹平、羅炳錕、胡盛明、李菊歡、張立軍、張桂先、任繼偉、劉井山、倪易洲、武振羽、蘇乘風、姜希猛、謝煒、韓占強

本規范主要審查人員:李英姿、孫韻琳、王健、孫蘭、傅明華、李軍生、楊文彪、蘇小武、趙亮

1總則

1.0.1為推動太陽能光伏發電系統在玻璃幕墻中的應用,規范太陽能光伏玻璃幕墻的電氣設計,保證光伏玻璃幕墻供電安全可靠、技術先進和經濟合理,制定本規范。

1.0.2本規范適用于新建、擴建和改建的接人交流220V/380V電壓等級用戶側的并網或離網太陽能光伏玻璃幕墻及采光頂的電氣設計。

1.0.3新建太陽能光伏玻璃幕墻的電氣設計應納入建筑工程設計,統一規劃和管理,并應與建筑工程同時投入使用。

1.0.4擴建和改建太陽能光伏玻璃幕墻的電氣設計應按建筑工程設計審批程序進行專項工程的設計。

1.0.5太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計,除應符合本規范外,尚應符合國家現行有關標準的規定。

2術語

2.0.1光伏玻璃幕墻photovoltaic(CPV)glass curtain wall 

具有光伏發電功能的玻璃幕墻。

2.0.2光伏玻璃幕墻組件PV module for glass curtain wall

可用于玻璃幕墻(采光頂)并作為建筑圍護結構材料的光伏組件。

2.0.3光伏組串string of PV modules for glass curtain wall

將多個光伏玻璃幕墻組件以串聯方式連接,形成具有所需直流輸出電壓的最小單元。

2.0.4光伏玻璃幕墻方陣array of PV modules for glass cur-tain wall

由若干個光伏玻璃幕墻組件在機械和電氣上按一定方式組裝在一起的有序方陣,由若干光伏組串并聯構成。簡稱"光伏幕墻方陣"。

2.0.5光伏玻璃幕墻系統PV system for glass curtain wall

利用光伏玻璃幕墻組件和其他輔助設備將太陽能轉換成電能的光伏系統,是光伏建筑一體化的一種應用形式。簡稱"光伏幕墻系統"。

2.0.6并網光伏幕墻系統grid-connected PV system for glass curtain wall

與公共電網連接的光伏幕墻系統。

2.0.7離網光伏幕墻系統off-grid PV system for glass curtain wall

不與公共電網連接的光伏幕墻系統。

2.0.8光伏專用電纜PV cable

具有抗紫外線、耐臭氧、耐酸堿和耐高低溫等性能,一般用于光伏系統直流側的電纜。簡稱"光伏電纜"。

2.0.9并網點point of coupling CPOC)光伏系統的輸出與公共電網的連接點。

2.0.10逆變器PV inverter

用于將光伏幕墻方陣輸出的直流電壓和直流電流轉換成交流電壓和交流電流,并具備最大功率點跟蹤功能和保護功能的電氣設備。

2.0.11最大功率點跟蹤maximum power point tracking(MPPT)

實時監測光伏組件(組串)的發電電壓,并追蹤其最大功率值,使光伏系統以最大功率輸出。

2.0.12標準試驗條件下的短路電流short-circuit current under standard test conditions of PV modules

標準試驗條件下光伏玻璃幕墻組件、光伏幕墻于方陣或光伏幕墻方陣的短路電流。

2.0.13監測系統monitoring system

用于監測光伏系統運行狀態,由數據采集系統和數據傳輸系統構成,是光伏系統的一個重要部分。

3光伏幕墻系統設計

3.1一般規定

3.1.1光伏幕墻系統宜由光伏幕墻方陣、光伏匯流設備、逆變器、交流配電柜、儲能系統、布線系統和監測系統等設備組成。

3.1.2光伏幕墻系統設計應按負載性質、用電容量、幕墻結構、工程特點、建設規模以及所在建筑的供配電條件,合理確定設計方案,并應符合現行行業標準《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203的規定。

3.1.3光伏幕墻系統設計應為電氣設備提供安全的安裝條件。逆變器、交流配電柜和儲能裝置等電氣設備宜安置于配電室或控制室內。配電室或控制室可根據系統規模及建筑物形式采用分散或集中布置。配電室或控制室的設計應符合現行國家標準《低壓配電設計規范》

GB 50054的規定。

3.2光伏幕墻系統分類

3.2.1光伏幕墻系統按接人方式可分為下列兩種系統:

1并網光伏幕墻系統;

2離網光伏幕墻系統。

3.2.2光伏幕墻系統按儲能裝置的配置可分為下列兩種系統:

1帶有儲能裝置的光伏幕墻系統;

2不帶儲能裝置的光伏幕墻系統。

3.2.3光伏幕墻系統按裝機容量可分為大、中、小型:

1小型光伏幕墻系統,裝機容量不大于20k wp;

2中型光伏幕墻系統,裝機容量大于20k Wp且不大于100k Wp;

3大型光伏幕墻系統,裝機容量大于100k Wp。

3.3光伏玻璃幕墻結構

3.3.1光伏玻璃幕墻支承結構設計和材料選擇應符合國家現行標準《建筑幕墻》GB/T21086和《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102的規定。

3.3.2光伏玻璃幕墻支承結構設計應滿足電氣布線的安全、隱蔽、美觀、維護等要求。

3.3.3光伏玻璃幕墻支承結構宜設置一體化布線型腔。布線型腔的截面積或孔徑應根據電纜根數及電纜外徑確定,并應滿足布線要求。開口型腔應使用扣蓋密封。

3.3.4在光伏玻璃幕墻支承結構上增加穿線孔時,應對支承結構進行結構安全校核。

3.3.5光伏玻璃幕墻背面應通風良好。

3.3.6光伏玻璃幕墻組件可采用明框式、隱框式、半隱框式或點支式安裝。安裝時應保證組件有足夠的連接能力。

3.4裝機容量與發電量

3.4.1并網光伏幕墻系統的裝機容量應根據光伏玻璃幕墻組件的可安裝面積、類型和建筑供配電條件等因素確定,并應符合下列規定:

1裝機容量應為所安裝光伏玻璃幕墻組件的標稱功率之和;

2光伏玻璃幕墻組件的安裝數量可由光伏玻璃幕墻組件的可安裝面積和單個組件面積的比值確定。

3.4.2離網光伏幕墻系統的裝機容量應根據負載容量、設備性能和當地太陽能資源條件等因素確定。

3.4.3光伏幕墻系統的發電量應根據所在地的太陽能資源情況、光伏幕墻系統的設計、光伏幕墻方陣的布置和環境條件等因素計算確定。并網光伏幕墻系統的上網電量可按下式估算:

 

 

3.5光伏幕墻方陣

3.5.1光伏幕墻方陣的設計,應符合下列規定:

1光伏玻璃幕墻組件的類型、規格和安裝位置應根據建筑設計和用戶需求確定;

2光伏玻璃幕墻組件應與建筑外觀相協調,并應與建筑模數相匹配;

3應滿足室內采光要求;

4應避免由于朝向和遮擋對光伏發電造成不利影響;

5應便于排水、除雪、除塵,保證通風良好,并應確保光伏幕墻系統電氣性能安全可靠;

6應滿足消防要求和防雷要求;

7應便于光伏幕墻方陣和建筑相關部位的檢修和維護,光伏采光頂宜預留檢修通道。

3.5.2光伏幕墻方陣最大電壓不應超過1000 V。光伏幕墻方陣最大電壓可由光伏組串在標準測試條件下的開路電壓通過最低預期工作溫度修正后確定。最低預期工作溫度下,電壓修正系數可根據光伏玻璃幕墻組件供應商提供的數據計算。

3.5.3光伏幕墻方陣設計應符合下列規定:

1光伏玻璃幕墻組件的串聯數應按現行國家標準《光伏發電站設計規范》GB 50797的有關規定。對離網光伏幕墻系統,光伏玻璃幕墻組件的串聯數還應使光伏組串的最大功率點電壓與儲能電池組浮充電壓相匹配,浮充電壓應包括防反二極管和直流線路的壓降。

2光伏組串的并聯數可根據逆變器額定容量及光伏組串的功率確定。

3.5.4同一方陣內,光伏玻璃幕墻組件電性能參數宜一致。同一組串內,光伏玻璃幕墻組件的短路電流和最大工作點電流的離散性允許偏差應為±3%;有并聯關系的各組串間,總開路電壓和最大功率點電壓的離散性允許偏差應為±2%。

3.5.5光伏幕墻方陣可根據光伏幕墻組件廠商的要求正極或負極功能接地。功能接地應符合下列規定:

1宜通過電阻接地。通過電阻接地時,光伏幕墻系統應有本規范第7.4.2條規定的絕緣電阻檢測保護,且電阻值應符合下式規定:

 

2功能接地應單點連接到接地母排。不帶儲能裝置的光伏幕墻系統,接地連接點應位于光伏幕墻方陣的隔離開關和逆變器之間,且應盡量靠近逆變器或位于逆變器內;帶有儲能裝置的光伏幕墻系統,接地連接點應位于充電控制器和電池保護裝置之間。

3.6主要電氣設備選型

3.6.1光伏玻璃幕墻組件選型應符合下列規定:

1應選用符合現行國家標準《光伏(PV)組件安全鑒定第1部分:結構要求》

GB/T 20047.

1要求的光伏組件;

2雙玻光伏玻璃幕墻組件應符合現行國家標準《建筑用太陽能光伏夾層玻璃》GB 29551的規定。

3.6.2光伏幕墻系統的匯流設備、逆變器和交流配電柜等電氣設備'性能應符合現行國家標準《低壓成套開關設備和控制設備第1部分:總則》GB 7251.1,其標記應符合現行國家標準《電氣設備電源特性的標記安全要求》GB 17285的規定。

3.6.3直流側電氣設備應符合下列規定:

1應適用于直流;

2額定電壓不應低于由本規范第3.5.2條確定的光伏幕墻方陣最大電壓;

3用于直流電纜或其他直流設備選型的最小電流值不應低于本規范表3.6.3的規定。

 

3.6.4光伏匯流設備可包括光伏匯流箱和直流配電柜。光伏組串的輸出應經光伏匯流箱就近匯流。光伏組串數量較多時應采用兩級或多級匯流,多個光伏匯流箱的輸出宜由直流配電柜進行總匯流后接人逆變器。

3.6.5光伏匯流設備應依據形式、絕緣水平、電壓、溫升、防護等級、輸入輸出回路數、輸入輸出額定電流等技術條件進行選擇,并應符合下列規定:

1應符合國家現行相關產品標準的規定。

2光伏匯流箱輸出應設置具有隔離功能的保護電器。直流配電柜的每個配電單元的輸入應經隔離電器接至匯流母排。直流配電柜的輸出應設置隔離開關或適用于隔離的斷路器。

3安裝位置應便于操作和檢修,宜選擇室內干燥的場所;設置在室外時,應具有防水、防腐、防日照措施,且其外殼防護等級不應低于IP54。

4宜能監測各光伏組串的電流、電壓。

3.6.6逆變器的配置應符合下列規定:

1并網逆變器的總額定功率應根據光伏玻璃幕墻組件的安裝容量確定;

2離網逆變器的總額定功率應根據負載功率和負載性質確定,并應滿足最大負載條件下設備對電功率的要求;

3逆變器的功率與臺數應根據光伏幕墻方陣分布情況和光伏幕墻方陣額定功率等確定,并應合理選擇逆變器的功率和臺數;

4逆變器允許的最大直流輸入電壓和功率不應小于其對應的光伏幕墻方陣的最大電壓和額定功率;

5接人逆變器的光伏幕墻方陣或光伏組串應具有相同的規格和朝向,不同朝向、不同規格的光伏幕墻方陣或光伏組串應接入不同逆變器或逆變器的不同MPPT輸入回路。

3.6.7并網逆變器的選型應符合下列規定:

1應符合現行行業標準《光伏發電并網逆變器技術規范》NB/T 32004的規定;

2大中型光伏幕墻系統應采用帶隔離變壓器的隔離型逆變器;

3光伏幕墻方陣正極或負極功能接地時,應采用帶隔離變壓器的隔離型逆變器;

4海拔高度在2000m及以上高原地區使用的逆變器,應選用高原型產品或降容使用,降容系數可根據廠商產品手冊確定。

3.6.8離網逆變器的選型應符合現行國家標準《離網型風能、太陽能發電系統用逆變器第1部分:技術條件》GB/T 2032 1.1的規定。

3.6.9隔離變壓器應符合下列規定:

1滿足逆變器輸出額定功率和接人電壓等級的要求;

2隔離變壓器的容量不應小于逆變器輸出額定功率;

3變壓器電網側接線組別及接地方式應與接人電網相匹配。

3.7儲能系統

3.7.1離網光伏幕墻系統應配置儲能裝置,并應滿足向負載提供持續、穩定電力的要求。并網光伏幕墻系統可根據用戶需求配置儲能裝置的容量。

3.7.2離網光伏幕墻系統儲能電池組容量應根據負載功率、額定電壓、工作電流、日平均用電時數、連續陰雨天數、儲能電池的類型及其電特性等參數確定。儲能電池的總容量可按下式計算:

 

3.7.3儲能電池宜根據儲能效率、循環壽命、能量密度、功率密度、響應時間、環境適應能力、技術條件和價格等因素選擇,并應符合下列規定:

1應符合國家現行相應產品標準的規定。

2宜選用循環壽命長、充放電效率高、自放電小等性能優越的儲能電池;

3宜選用大容量單體儲能電池,減少并聯數;

4儲能電池串并聯使用時,應由同型號、同容量、同制造廠的產品組成,并應具有一致性。

3.7.4儲能系統應具有電池管理系統。采用在線檢測裝置進行智能化實時檢測,應具有在線識別電池組落后單體、判斷儲能電池整體性能、充放電管理等功能,宜具有人機界面和通信接口。

3.7.5充電控制器應具有短路保護、過負荷保護、過充(放)保護、欠(過)壓保護、反向放電保護、極性反接保護及防雷保護等功能,必要時應具備溫度補償、數據采集和通信功能。

3.7.6儲能系統的標稱電壓宜為DC 12V、24V、48V、110V、220V或500V。

4光伏并網

4.1一般規定

4.1.1光伏幕墻系統的并網設計應符合下列規定:

1應結合電網規劃、用電負載分布和分布式電源規劃,按照就近分散接入,就地平衡消納的原則進行設計;

2光伏幕墻系統可選擇單點集中并網,但多個建筑的光伏幕墻系統不應接人同一并網點;

3并網點可選擇用戶配電箱(柜)或箱變低壓母線。

4.1.2逆變器的輸出應經交流配電柜或并網專用低壓開關柜并網,不應直接接人電網。

4.1.3光伏幕墻系統應在與電網或負載連接的交流配電柜中設置具有隔離、保護、控制和監測功能的并網總斷路器。并網總斷路器選型及安裝應符合下列規定:

1應根據短路電流水平選擇設備開斷能力,并應留有一定裕度;

2應具備過電流保護功能,并應具備反映故障及運行狀態的輔助接點及同時切斷中性線的功能;

3安裝時,應將電網看作電源,將光伏幕墻系統看作負載。

4.1.4逆變器、交流配電柜與并網總斷路器之間不應接人負載。

4.1.5光伏幕墻系統每一并網點的并網容量不宜超過上一級變壓器額定容量的25%。

4.1.6光伏幕墻系統不應作為應急電源。

4.1.7額定功率大于等于8k W的并網逆變器宜蘭相接入電網,8k W及以下的并網逆變器可單相接入電網。

4.1.8單相逆變器接人三相電網時,宜使蘭相平衡,各相接人的逆變器容量宜一致。

4.2電能質量

4.2.1光伏幕墻系統向當地交流負載提供電能或向電網饋送電能的質量應符合現行國家標準《光伏發電系統接入配電網技術規定》GB/T 29319的規定。電能質量出現偏離標準的越限狀況時,光伏幕墻系統應能檢測到偏差并將其與電網斷開。

4.2.2光伏幕墻系統向電網饋送的直流電流分量不應超過其輸出交流電流額定值的0.5%或5m A.并應取兩者中的較大值。

4.2.3光伏幕墻系統輸出有功功率大于其額定功率的50%時,功率因數不應小于0.98(超前或滯后).輸出有功功率在20%~50%之間時,功率因數不應小于0.95(超前或滯后)。

4.3并網保護

4.3.1光伏幕墻系統的并網保護應符合現行國家標準《光伏發電系統接人配電網技術規定))

GB/T 29319的規定。

4.3.2光伏幕墻系統應對電網設置短路保護。當交流側短路時,并網逆變器的過電流不應大于1.5倍額定輸出電流,并應在0.ls內將光伏幕墻系統與電網斷開。

4.3.3并網逆變器應具備過載能力。在1.0倍~1.2倍額定輸出電流時,光伏幕墻系統連續可靠工作時間不應小于1min.且可在10min以內將光伏幕墻系統與電網斷開。

4.4通信

4.4.1光伏幕墻系統接入電網前,應明確通信要求。

4.4.2光伏幕墻系統應配置相應的通信裝置,并應確定通信方式、傳輸通道和要傳輸的信息。

4.4.3大型光伏幕墻系統可在并網點或公共連接點配置電能質量在線監測裝置,并宜將可測量到的電能質量參數傳輸至相應的調度主站。

4.5電能計量

4.5.1光伏幕墻系統接入電網前,應明確并網點和上網電量、下網電量關口計量點。關口計量點宜設置在產權分界點。

4.5.2光伏幕墻系統應在每個并網點和關口計量點分別設置單套電能計量裝置。并網點位于關口計量點處時,可僅設置一套關口電能計量裝置。

4.5.3電能計量裝置應符合現行行業標準《電能計量裝置技術管理規程》DL/T 448的規定,并應符合下列規定:

1有功電能表準確度等級不應低于1.0級,且相關電流互感器、電壓互感器的準確度應分別達到0.5S、0.5級;

2關口計量電能表應采用靜止式多功能電能表,并至少應具備下列功能:

1)應具備雙向有功和四象限無功計量功能、事件記錄功能;

2)應具備電流、電壓、電量等信息采集和三相電流不平衡監測功能;

3)應配有標準通信接口,具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能。

5布線系統

5.1一般規定

5.1.1布線系統應符合國家現行標準《民用建筑電氣設計規范》JGJ 16、《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB 16895.6和《電力工程電纜設計規范》GB 50217的有關規定。

5.1.2布線系統應符合下列規定:

1應安全、隱蔽、集中布置,建筑外觀應整齊,應易于安裝維護;

2應能承受預期的外部環境影響,并應避免電纜遭受機械外力、過熱、腐蝕等危害;

3在滿足安全條件的前提下應保證電纜路徑最短。

5.1.3新建建筑應預留光伏幕墻系統的電纜通道,并宜與建筑本身的電纜通道綜合設計。既有建筑增設光伏幕墻系統時,光伏幕墻系統電纜通道應滿足建筑結構和電氣安全,梯架、托盤及槽盒等電纜通道宜單獨設置。

5.2電纜選擇

5.2.1電纜的選擇應按照電壓等級、持續工作電流、短路熱穩定性、允許電壓降和敷設環境條件等因素進行選型。電纜導體材質、絕緣類型、絕緣水平、護層類型、導體截面等應符合現行國家標準《電力工程電纜設計規范》GB 50217的規定和《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB 16895.6中關于載流量的規定。

5.2.2直流電纜選型除符合本規范第5.2.1條的規定外,還應符合下列規定:

1直流電纜的額定電壓,應大于本規范第3.5.2條確定的光伏幕墻方陣最大電壓;

2直流電纜應選用帶非金屬護套的電纜或金屬鎧裝電纜;

3曝露在室外的直流電纜應抗紫外線輻射,當采用不抗紫外線輻射的電纜時,電纜應安裝在抗紫外線輻射的導管中;

4直流電纜應為阻燃電纜,阻燃等級及發煙特性應根據建筑的類別、人流密度及建筑物的重要性等綜合考慮;

5光伏玻璃幕墻組件連接電纜應選用光伏電纜。

5.2.3直流電纜導體截面的選擇除符合本規范第5.2.1條的規定外,還應符合根據下列規定確定的導體截面的最大值:

1載流量應大于過電流保護電器的額定值或本規范表3.6.3規定的最小電流值;

2根據電纜敷設環境溫度、位置和敷設方法,載流量應乘以載流量校正系數;

3在系統額定功率狀態下,光伏幕墻系統直流側的線路電壓降不應大于3%。

5.2.4光伏玻璃幕墻組件連接電纜的電連接器應符合下列規定:1應采用符合現行國家標準《光伏CPV)組件安全鑒定第1部分:結構要求》GB/T 20047.

1規定的電連接器;

2用于室外的電連接器防護等級不應低于IP55;

3應采用相同廠商的同類型的公母頭相互連接;

4不應采用用于連接家用設備和交流低壓電源的插頭和插座。

5.3電纜布結要求

5.3.1電纜布線應符合本規范第5.1.1條的規定。

5.3.2直流電纜在幕墻內布線時,應符合下列規定:

1直流電纜不應在光伏玻璃幕墻組件間的膠縫內布線;

2直流電纜宜通過幕墻橫梁、立柱或副框的開口型腔布線,型腔應通過扣蓋扣接密封;

3直流電纜也可通過固定在幕墻支承結構上的金屬槽盒、金屬導管布線;

4金屬槽盒、金屬導管以及幕墻橫梁、立柱、副框的布線型腔內光伏電纜的截面利用率不宜超過40%;

5光伏玻璃幕墻組件連接電纜宜用符合本規范第5.2.4條規定的電連接器連接;

6金屬槽盒和金屬導管的連接處,不得設在穿樓板或墻壁等孔處;

7幕墻橫梁、立柱以及金屬槽盒的電纜引出孔應采用機械加工開孔方法并進行去毛刺處理,管孔端口應采取防止電纜損傷的措施;

8光伏玻璃幕墻組件接線盒的位置宜由光伏玻璃幕墻組件的安裝方式確定,點支式、隱框式幕墻宜采用背面接線盒,明框式、半隱框式幕墻宜采用側邊接線盒。

5.3.3直流電纜正負極采用單獨導體時,宜靠近敷設。

5.3.4光伏匯流設備布線應符合下列規定:

1直流電纜未經導管進出光伏匯流設備時,應采用防水端子等方式連接以防止電纜在內部斷開并保持設備的外殼防護等級;

2光伏匯流設備內正極和負極導體應隔離;

3進人光伏匯流設備的導體應按極性分組或按回路編號配對。

5.3.5在直流電纜與其他布線系統可能發生混淆的地方,應進行標識并應符合下列規定:

1印有光伏或直流標識的直流電纜,其標識應清晰、耐擦除;

2元光伏或直流標識的直流電纜,宜附加印有"SOLARD.C."等字樣的彩色標簽。標簽間隔不宜超過5m,平直布線時,間隔可大于5m但不應超過10m。當電纜布置在導管或槽盒中時,標簽應附著在導管或槽盒的外表面上。

5.3.6信號線纜,包括控制電纜與通信線纜,其布線及接口應符合現行國家標準《綜合布線系統工程設計規范》GB 50311中的規定及下列規定:

1室外敷設的信號線纜應采用室外型電纜或采取相應的防護措施;

2信號線纜應采用屏蔽線,宜避免與電力電纜平行布線;

3線路不應敷設在易受機械損傷、有腐蝕性介質排放、潮濕及有強磁場和強靜電場干擾的區域,必要時應使用金屬導管屏蔽。

6監測系統

6.1一般規定

6.1.1大型光伏幕墻系統宜設置監測系統。監測系統宜由數據采集系統和數據傳輸系統組成,且宜具備下列功能:

1存儲和查詢歷史運行信息和故障記錄;

2友好的人機操作界面與監測顯示界面;

3與儲能系統的電池管理系統相集成;

4接入遠程監控的接口,且能以規定的數據格式與遠程數據中心傳輸數據。

6.1.2監測系統應能監測、記錄及保存下列參數z

1太陽總輻射、環境溫度、濕度等環境參數;

2光伏玻璃幕墻組件溫度、發電功率和累計發電量;

3直流側電壓、電流,交流側的電壓、電流和頻率等;

4監控涉及的全部開關量,包括與斷路器相關的程控、報警等信號開關量。

6.1.3監測系統應采用開放的通信協議和標準通信接口。

6.1.4監測系統供電電源應穩定可靠。宜設置交流不間斷電源保證監測系統在電源失電或電源不符合要求時能正常工作至少2h。

6.2數據采集裝置

6.2.1數據采集系統應至少包括一個太陽總輻射傳感器、一個環境溫度傳感器、一個光伏玻璃幕墻組件溫度傳感器和電參數監測設備。當有多種類型的光伏玻璃幕墻組件時,每種類型的光伏玻璃幕墻組件都應設置一個溫度傳感器。

6.2.2數據采集系統應至少設置一個數據采集器,并應符合下列規定:

1應支持標準的通信協議與接口;

2應具有識別和傳輸運行狀態的能力,并應支持對數據采集接口、通信接口以及光伏幕墻系統的故障定位和診斷;

3一個數據采集模塊的多路模擬量輸入信號之間電壓差不得大于24V。

6.2.3監測系統在并網點裝設的電能質量在線檢測裝置,應符合下列規定:

1應符合現行國家標準《電能質量監測設備通用要求》GB/T 19862的規定:

2電能質量數據應能保存1年以上。

7安全防護

7.1一般規定

7.1.1電氣設備的安全性應符合本規范及現行國家標準《國家電氣設備安全技術規范》GB 19517的規定。

7.1.2逆變器的直流側應裝設具有隔離和通斷負荷功能的隔離開關。

7.1.3光伏幕墻系統應在靠近電網或負載的連接處裝設過電流保護電器。

7.1.4在人員有可能接觸或接近光伏幕墻系統帶電設備的位置,應設置明顯的防電擊警示標識。標識應標明"警告"、"高壓危險"等提示性文字和符號,并應符合下列規定:

1逆變器和交流配電柜或專用低壓開關柜的標識應標明"警告"、"雙電源"等提示性文字和符號;

2光伏匯流設備應設置警示標簽,標明在逆變器隔離斷開后,設備內帶電部分仍可存在帶電危險;

3標識的形狀、顏色、尺寸和高度應符合現行國家標準《安全標志及其使用導則》GB 2894的規定。

7.1.5光伏玻璃幕墻組件溫度超過90℃時,光伏幕墻系統應指示故障,并宜斷開光伏幕墻方陣與逆變器的連接或關閉逆變器。

7.2電擊防護

7.2.1電擊防護應符合現行國家標準《低壓電氣裝置第4-41部分:安全防護電擊防護》GB 16895.21的規定。

7.2.2光伏幕墻系統直流側宜優先選擇E類設備或與其絕緣等效的保護方式。

7.2.3光伏幕墻方陣外露金屬部件的連接應符合本規范第

7.6.4條的規定。

7.3直流側過電流保護

7.3.1光伏幕墻方陣應裝設符合本規范第7.3.2條~第7.3.4條以及光伏玻璃幕墻組件制造商要求的過電流保護電器。

7.3.2當可能的反向故障電流大于光伏玻璃幕墻組件的最大過電流保護額定值時,應為光伏組串提供過電流保護。光伏組串過電流保護電器宜安裝在光伏匯流箱中,且應符合下列規定:

1每個光伏組串都應裝設過電流保護電器,過電流保護電器的額定電流In應按下列公式確定:

 

7.3.3當超過兩個光伏幕墻子方陣連接到同一逆變器或充電控制器時,應設置光伏幕墻子方陣過電流保護。光伏幕墻子方陣過電流保護電器應安裝在直流配電柜中,其額定電流1n應符合下式要求:

 

 

7.3.4有儲能裝置的光伏幕墻系統,應在充電控制器和儲能電池組之間靠近儲能電池組安裝光伏幕墻方陣過電流保護電器。過電流保護電器的額定電流In應符合下式要求:

 

7.3.5用于光伏幕墻方陣保護的熔斷器應符合下列規定:

1熔斷體應符合現行國家標準《低壓熔斷器第6部分:太陽能光伏系統保護用熔斷體的補充要求》GB/T 13539.6的規定;

2熔斷體及熔斷器底座的額定電壓應等于或高于光伏幕墻方陣最大電壓;

3分斷能力應大于可能的反向故障電流。反向故障電流來自并聯的光伏組串、并聯的光伏幕墻子方陣和連接的其他電源。

7.3.6用于光伏幕墻方陣保護的斷路器應符合下列規定:

1應選用直流斷路器;

2直流斷路器當采用多斷點串聯形式時,各觸頭在結構設計上應保證同步接觸與分斷;

3用于光伏組串和光伏幕墻子方陣保護的直流斷路器,應無極'性;

4分斷能力應大于可能的反向故障電流。反向故障電流來自并聯的光伏組串、并聯的光伏幕墻子方陣和連接的其他電源。

7.3.7光伏匯流箱的每個輸人回路可安裝防反二極管,防止故障條件下的逆流,但不應代替過電流保護電器。防反二極管應符合下列規定:

1額定電壓應高于2倍光伏幕墻方陣最大電壓;

2額定電流應大于1.4倍所保護光伏組串標準測試條件下的短路電流;

3應選擇壓降低、熱阻小、熱循環能力強的二極管。

7.4絕緣故障防護

7.4.1光伏幕墻系統應根據光伏幕墻方陣功能接地方式及逆變器類型,設置對地絕緣故障檢測、保護和報警措施。不同類型的光伏幕墻系統對地絕緣故障防護要求應符合表7.4.1的規定。

 

7.4.2光伏幕墻系統應在直流側裝設絕緣監測器或具備光伏幕墻方陣對地絕緣電阻檢測功能,并應符合下列規定:

1應在系統啟動前檢測;

2光伏幕墻方陣對地絕緣電阻應符合本規范式(3.5.5)的規定;

3光伏幕墻方陣正極或負極直接接地,即未經電阻接地時,在檢測時可斷開該功能接地。

7.4.3光伏幕墻系統應按本規范表7.4.1的規定設置剩余電流監測系統(RCM)保護。RCM應能監測連續剩余電流和突變剩余電流,其限值及保護響應時間應符合下列規定:

1連續剩余電流超過下列限值時,RCM應在0.3s內斷開與電網的連接或隔離發生故障的光伏幕墻方陣:

1)對于額定輸出功率小于或等于30k VA的逆變器,限值為300m A;

2)對于額定輸出功率大于30k VA的逆變器,限值為l 0m A/k VA。

2剩余電流突變超過表7.4.3規定的限值時,RCM應在表7.4.3規定的時間內斷開與電網的連接或隔離發生故障的光伏幕墻方陣。

 

7.4.4光伏幕墻系統直流側和交流側沒有最低限度的簡單分隔防護時,可在逆變器與交流電網間設置剩余電流保護動作電器(RCD)來提供額外保護。RCD應選用符合現行國家標準《剩余電流動作保護電器的一般要求》GB/Z 6829規定的B型RCD。

7.4.5光伏幕墻方陣正極或負極直接接地的光伏幕墻系統,應設置接地故障中斷裝置,用來檢測和中斷故障電流。接地故障中斷裝置應符合下列規定:

1接地故障中斷裝置應與功能接地導體串聯;

2接地故障中斷裝置的額定電流值應按表7.4.5的規定取值;

 

3在檢測到接地故障時,應指示故障,斷開功能接地,但不得斷開保護接地。必要時可隔離發生故障的光伏幕墻方陣;

4因故障斷開后不得自動閉合。

7.5直流電弧故障防護

7.5.1光伏幕墻系統直流側宜配置光伏用直流電弧故障斷路器或能夠提供等效保護功能的設備。

7.5.2光伏用直流電弧故障防護應符合下列規定:

1保護應能偵測并切斷因直流側的導體、接線盒、光伏玻璃幕墻組件或其他系統設備的電路連接失效而引起的故障電弧;

2故障時,應能切斷或關閉連接到故障電路的逆變器或充

電控制器或故障電路中的光伏幕墻系統設備;

3被切斷或關閉的設備應采用于動方式重新啟動;

4報警時應發出聲、光報警信號,并應予以保持,直至于動復位。

7.6防雷與接地

7.6.1光伏幕墻系統的防雷設計應作為建筑電氣防雷設計的一部分,其防雷等級應與建筑物的防雷等級一致。防雷設計應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規范》GB 50057的規定。

7.6.2新建建筑的光伏幕墻系統的防雷和接地應與建筑物的防雷和接地系統統一設計。既有建筑增設光伏玻璃幕墻時,應對建筑物原有防雷和接地設計進行驗證,不滿足設計要求時應進行改造。

7.6.3光伏幕墻系統應裝設過電壓保護,并應符合下列規定:

1光伏匯流箱輸出端,包括正極對地、負極對地和正負極之間應安裝直流電涌保護器;

2光伏匯流箱與逆變器之間的直流電纜長度大于50m時,應在直流配電柜的輸出端或逆變器的直流輸入端安裝第二級直流電涌保護器;電纜安裝在金屬槽盒或金屬導管中或采用金屬鎧裝電纜時,可不安裝第二級直流電涌保護器;

3直流電涌保護器的有效保護水平應低于被保護設備的耐沖擊電壓額定值;

4直流電涌保護器最大持續工作電壓應大于光伏組串標準測試條件下開路電壓的1.2倍。

7.6.4光伏幕墻系統的接地設計應符合現行行業標準《民用建筑電氣設計規范》JGJ 16的規定,并應符合下列規定:

1光伏幕墻系統的外露可導電部分及設備的金屬外殼應進行可靠的等電位聯結,且應與所在建筑物接地系統共用同一接地網;

2光伏玻璃幕墻組件的金屬邊框應通過光伏玻璃幕墻的金屬框架與主體結構的接地多點可靠連接,連接部位應清除非導電保護層;

3移除任一光伏玻璃幕墻組件時,應保證接地的連續性;

4光伏幕墻系統的防雷接地與工作接地、安全保護接地共用一組接地裝置時,接地裝置的接地電阻值應按接人設備中要求的最小值確定;

5同一并網點有多臺逆變器時,應將所有逆變器的保護接地導體接至同一接地母排上;

6光伏幕墻系統的交流配電接地形式應與建筑配電系統接地形式相一致。

7.7防火要求

7.7.1光伏幕墻系統的防火設計,應符合國家現行標準《建筑設計防火規范》GB50016和《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102的規定。

7.7.2光伏幕墻系統宜設置符合現行國家標準《低壓配電設計規范》GB50054規定的防止配電線路電氣火災的措施,并宜與建筑電氣火災監控系統集成。

7.7.3同一光伏幕墻玻璃方陣不宜跨越建筑物的兩個防火分區。

7.7.4線纜穿越防火分區、樓板、墻體的洞口等處應進行防火封堵,并應選用無機防火堵料。

8系統環境

8.0.1幕墻設計應為光伏玻璃幕墻組件接收更多的太陽能創造條件,并應滿足光伏玻璃幕墻組件的防塵、防污染、防遮擋等相關功能要求。

8.0.2光伏幕墻系統選用電氣設備發出的噪聲限值應符合現行國家標準《社會生活環境噪聲排放標準》GB 22337的規定。

8.0.3光伏玻璃幕墻應避免引起二次反射光污染。

8.0.4光伏幕墻系統的電磁兼容應符合現行國家標準《電磁兼容》GB/T17626的規定。設備本身產生的電磁干擾不應超過相關設備標準:

1儲能電池的電磁兼容性應符合國家現行相應產品標準規定或設計要求。鍾酸惶蓄電池、磷酸亞鐵鯉蓄電池的電磁兼容性應分別符合現行行業標準《鍾酸鏗蓄電池模塊通用要求》JB/T 11139、《磷酸亞鐵錘蓄電池模塊通用要求》JB/T 11140的規定。

2逆變器的電磁輻射應符合現行國家標準《電磁兼容》GB/T 17626中的規定。

本規范用詞說明

1為便于在執行本規范條文時區別對待,對要求嚴格程度不同的用詞說明如下:

1)表示很嚴格,非這樣做不可的用詞:正面詞采用"必須",反面詞采用"嚴禁";

2)表示嚴格,在正常情況下均應這樣做的用詞:正面詞采用"應",反面詞采用"不應"或"不得";

3)表示允許稍有選擇,在條件許可時首先應這樣做的用詞:正面詞采用"宜"氣,反面詞采用"不宜"

4)表示有選擇,在一定條件下可以這樣做的,采用"可"。

2條文中指明應按其他有關標準執行的寫法為"應符合……的規定"或"應按......執行"。

引用標準名錄

1《建筑設計防火規范》GB 50016

2《低壓配電設計規范》GB 50054

3《建筑物防雷設計規范》GB 50057

4《電力工程電纜設計規范》GB 50217

5《綜合布線系統工程設計規范》GB 50311

6《光伏發電站設計規范》GB 50797

7《安全標志及其使用導則》GB 2894

8《剩余電流動作保護電器的一般要求》GB 2 6829

9《低壓成套開關設備和控制設備第1部分:總則》GB 725 1.1

10《低壓熔斷器第6部分:太陽能光伏系統保護用熔斷體的補充要求》GB/T 13539.6

11《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB 16895.6

12《低壓電氣裝置第4-41部分:安全防護電擊防護》GB 16895.21

13《電磁兼容>>GB/T 17626

14《電氣設備電源特性的標記安全要求》GB 17285

15《國家電氣設備安全技術規范》GB 19517

16《電能質量監測設備通用要求》GB/T 19862

17《光伏(PV)組件安全鑒定第1部分:結構要求》GB/T20047.1

18《離網型風能、太陽能發電系統用逆變器第1部分:技術條件》GB/T 2032 1.1

19《建筑幕墻》GB/T 21086

20《社會生活環境噪聲排放標準》GB 22337

21《光伏發電系統接入配電網技術規定》GB/T 29319

22《建筑用太陽能光伏夾層玻璃》GB 29551

23《電能計量裝置技術管理規程》DL/T 448

24《錘酸鯉蓄電池模塊通用要求》JB/T 11139

25《磷酸亞鐵錘蓄電池模塊通用要求》JB/T 11140

26《民用建筑電氣設計規范》JG]16

27《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102

28《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203

29《光伏發電并網逆變器技術規范》NB/T 32004

中華人民共和國行業標準

太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范

JGJ/T 365-2015

條文說明

制訂說明

《太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范》JGJ/T 365-2015,經住房和城鄉建設部2015年3月13日以第767號公告批準、發布。

本規范編制過程中,編制組進行了廣泛、深入的調查研究,總結了國內主要的太陽能光伏玻璃幕墻優秀工程,以及國外有代表性的太陽能光伏玻璃幕墻工程的實踐經驗,同時參考了國外相關太陽能光伏電氣系統設計資料。

為便于廣大設計、科研、學校等單位有關人員在使用本規范時能正確理解和執行條文規定,《太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范》編制組按章、節、條順序編制了本規范的條文說明,對條文規定的目的、依據以及執行中需注意的有關事項進行了說明。但是,本條文說明不具備與規范正文同等的法律效力,僅供使用者作為理解和把握規范規定的參考。

1總則

1.0.1玻璃幕墻工程中利用太陽能光伏發電技術正在成為玻璃幕墻節能的新趨勢。廣大工程技術人員,尤其是玻璃幕墻工程設計人員,只有掌握了光伏幕墻系統設計方面的工程技術要求,才能促進光伏發電系統在玻璃幕墻中的應用,并達到與玻璃幕墻的結合。為了確保工程質量,本規范編制組在大量工程實例調查分析的基礎上,編制了本規范。所述的玻璃幕墻包括采光頂。

1.0.2除了新建光伏玻璃幕墻,將普通玻璃幕墻改建成光伏玻璃幕墻的工程的改建、擴建項目不斷增多。編制規范時對這兩個方面的適應性進行了研究,使規范在兩個方面均可適用接人交流220V/380V電壓等級是指光伏幕墻系統輸出直接接入用戶側配電柜的額定電壓。若光伏幕墻系統并網點在變壓輸出側,則接人電壓一般會提高5%,即230V/400V。

220V/380V接人電壓等級的選擇是根據工程實例和經濟性確定的。通常光伏幕墻系統由于安裝面積及安裝傾角、方位角的限制,光伏幕墻系統發電量通常為k Wp級別,通常用來自發自用,接人建筑的配電柜,并且配電變壓器基本可滿足安裝容量的要求。為減少在升壓和降壓過程中的損失,直接采用220V/380V的電壓等級。

1.0.3新建光伏玻璃幕墻時,光伏幕墻系統設計應納入建筑工程設計。如有可能,一般建筑設計應為將來安裝光伏幕墻系統預留條件。

1.0.4對既有的太陽能光伏玻璃幕墻進行改造、升級,以及把既有的玻璃幕墻改造為光伏玻璃幕墻時,容易影響幕墻的結構安全和電氣系統的安全,同時可能造成對幕墻其他使用功能的破壞。因此要求按照建筑工程審批程序,進行專項工程的設計。

1.0.5

本規范僅規定了光伏玻璃幕墻電氣設計的特殊要求。因此,除應符合本規范的規定外,光伏玻璃幕墻的設計還應符合玻璃幕墻、建筑、電氣等適用標準、規范的規定。

2術語

2.0.2"光伏玻璃幕墻組件"不同于普通光伏組件。作為玻璃材料用于建筑時,除應滿足光伏組件標準外,還應同時滿足相應的安全玻璃標準和玻璃幕墻標準的要求。

2.0.3"光伏組串"定義來自于《光伏發電站設計規范》GB 50797。

2.0.4"光伏幕墻方陣"定義來自于《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203。每個光伏玻璃幕墻可由若干光伏幕墻方陣組成,每個光伏幕墻方陣可分為若干子方陣。接人單個逆變器或逆變器的每個MPPT輸入回路的所有并聯光伏組串稱為一個光伏幕墻方陣。

2.0.6"并網光伏幕墻系統"定義來自于《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203。

2.0.7"離網光伏幕墻系統"定義來自于《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203。

2.0.10逆變器可分為隔離型逆變器和非隔離型逆變器。隔離型逆變器在直流輸入和交流輸出之間有基本隔離且泄漏電流小于限值;本規范中,隔離型逆變器也包含內部無電氣隔離但外置有隔離變壓器的逆變器。

2.0.12標準試驗條件在"Crystalline silicon terrestrial photo-voltaic PV modules-Design qualification and type approval"。也面用晶體硅光伏組件-設計鑒定與定型)IEC 61215中予以規定,提供一個共同的試驗條件來標稱光伏組件的性能。標準試驗條件為:1000W/m2輻照且符合AM1.5標準太陽光譜輻照度分布,25℃太陽電池溫度。

2.0.13監測系統用于監測光伏幕墻系統的運行和安全狀態,以區別于建筑的監控系統。

3光伏幕墻系統設計

3.1一般規定

3.1.1本章所指的光伏玻璃幕墻系統是指從發電端的光伏玻璃幕墻組件到并網點的部分。光伏幕墻系統根據系統的裝機容量或系統配置,其組成部分可略有不同。例如,部分小系統可不需要直流配電柜,而儲能系統僅適用于帶有儲能裝置的光伏幕墻系統。本章主要涉及系統的配置及設計要求,系統布線、安全要求等在其他章節規定。

3.1.2光伏幕墻系統設計時要綜合考慮各種因素并進行技術經濟比較,以滿足安全、供電可靠、技術先進和經濟合理的目的。光伏玻璃幕墻組件形式的選擇以及安裝數量、安裝位置的確定需要與建筑師配合進行設計,在設備承載及安裝固定等方面需要與結構專業配合,在電氣、通風、排水等方面與設備專業配合,實現光伏幕墻系統與建筑的良好結合。因為光伏幕墻系統屬于建筑太陽能光伏系統的一種,所以還應滿足現行行業標準《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203的設計要求。

3.1.3光伏幕墻系統設計時應考慮、電氣設備的布置和安裝。主要電氣設備宜置于配電室或控制室內,便于管理。光伏幕墻系統規模較大且負載較分散時,配電室或控制室可分散布置以便于就近并網及減少線路損耗。

3.2光伏幕墻系統分類

3.2.1并網光伏幕墻系統主要應用于當地已存在公共電網的區域,并網光伏幕墻系統為用戶提供部分電能,不足部分由公共電網作為補充。離網光伏幕墻系統一般應用于遠離公共電網覆蓋的區域,如山區、島嶼等邊遠地區,離網光伏幕墻系統容量需滿足用戶最大電力負荷的需求。

3.2.2光伏幕墻系統所提供電能受到外界環境變化的影響較大,如陰雨天氣或夜間都會使其無法輸出電力,不能滿足用戶的電力需求。因此,對于無公共電網作為補充的離網光伏幕墻系統用戶,需滿足穩定的電能供應就需設置儲能裝置。并網光伏幕墻系統是否設置儲能裝置,可根據用電負載性質和用戶要求確定。

3.2.3裝機容量指光伏幕墻系統中所采用的光伏玻璃幕墻組件的標稱功率之和,也稱標稱容量、總容量、總功率等,計量單位是峰瓦(峰值功率)。本規范沿用了《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203對光伏幕墻系統的大、中、小型系統規模的界定。要注意的是,光伏幕墻系統由于安裝面積及安裝傾角的限制,裝機容量及發電量多為k Wp級別,無法與地面電站或屋頂電站相比,光伏電站的分類標準不適用于光伏幕墻系統。

3.3光伏玻璃幕墻結構

3.3.1光伏玻璃幕墻作為建筑幕墻的一種形式,其設計應符合國家現行標準《建筑幕墻》GB/T 21086和《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102對玻璃幕墻支承結構、材料、性能和分級的相關規定。

3.3.2不同于傳統玻璃幕墻,光伏玻璃幕墻的直流電纜需要隱蔽在支承結構中。因此支撐結構設計應滿足電氣布線的安全、隱蔽、美觀等要求。

3.3.3光伏玻璃幕墻的支承結構(橫梁、立柱等)在設計時宜設計一內部型腔,作為布線型腔,以滿足布線隱蔽、安全等要求。型腔的結構可根據幕墻結構等而不同,但一般應為開口型且有扣蓋密封。型腔的尺寸應滿足電纜線徑和數量的要求。

3.3.4當在支承結構上增加穿線孔時,應對支承結構進行結構安全校核,以保證不破壞支承結構的強度。

3.3.5光伏玻璃幕墻組件的名義工作溫度可達40℃以上,實際工作溫度可達60℃以上。要求幕墻背面具有良好通風的原因有二:

1)組件效率隨著溫度的升高而降低;

2)減少火災危險。推薦采用雙層可通風的呼吸式幕墻設計或保持光伏玻璃幕墻組件與墻壁或屋頂之間有一定的空隙。光伏玻璃幕墻組件不建議采用直接與墻壁或屋頂接觸的方式安裝。

3.3.6光伏玻璃幕墻組件可采用明框式、隱框式和點支式安裝。點支式結構在支撐孔周圍應用建筑密封膠進行可靠密封。隱框式結構采用建筑密封膠粘結板塊時,不能使結構膠長期處于單獨受力狀況。明框結構需要降低橫向框架高度或僅用堅向框架以減少遮擋,其布線鉆孔要盡量選擇在凹槽內,并用建筑密封膠固定密封。但不論采用何種方式安裝,一定要保證組件有足夠的連接能力。薄膜光伏玻璃幕墻組件不建議采用隱框式安裝。光伏玻璃幕墻組件的安裝可參考國家建筑標準設計圖集《建筑太陽能光伏系統設計與安裝》10J 908-5。

3.4裝機容量與發電量

3.4.1并網光伏幕墻系統的裝機容量一般由光伏玻璃幕墻組件的可安裝面積和所選光伏玻璃幕墻組件的類型確定,但應受限于當地電網和建筑的供配電條件。

3.4.2離網光伏幕墻系統的裝機容量可按下式計算:

 

3.4.3本條給出的光伏幕墻系統發電量的計算方法,可用于估算每月或全年發電量。逐月計算的全年發電量可用于光伏幕墻系統設計的效益評估。光伏幕墻系統的發電量不但與所在地的太陽能資源情況有關,還與光伏幕墻系統的設計及設備的選型有關。當全年水平面太陽總輻照數據已知時,即可計算全年發電量。太陽輻照數據一般要求采用當地實測值。沒有實測值時,也可采用其他可靠的太陽能資源及氣候要素數據庫的數據,如NASA、Solar GIS等。

光伏發電系統綜合效率系數K綜合了各種因素影響后的修正系數,包括:光伏幕墻方陣的安裝傾角與方位角修正系數,光伏玻璃幕墻組件衰減修正系數、溫度修正系數、表面污染及遮擋修正系數,光伏組串適配系數,光伏幕墻系統可用系數,逆變器平均效率和集電線路損耗系數等。在最佳傾角時,一般可取0.75~0.85。綜合效率系數K可按下式計算:

K=K1?K2?K3?K4?K5?K6?K7?K8(2)

式中各參數可按下列原則確定:

1光伏幕墻方陣的安裝傾角與方位角修正系數Kj:將水平面太陽能總輻射量轉換到光伏幕墻方陣陳列面上的折算系數,可根據組件的安裝方式,結合所在地緯度、經度確定。以下給出幾個典型城市的數據供參考,設計時可采用相應的設計軟件進行計算。

 

2光伏玻璃幕墻組件衰減修正系數K2:其中,晶體硅光伏玻璃幕墻組件的衰減可取年衰減0.8%或根據產品手冊確定,其能資源情況有關,還與光伏幕墻系統的設計及設備的選型有關。

當全年水平面太陽總輻照數據已知時,即可計算全年發電量。太陽輻照數據一般要求采用當地實測值。沒有實測值時,也可采用其他可靠的太陽能資源及氣候要素數據庫的數據,如NASA、Solar GIS等。光伏發電系統綜合效率系數K綜合了各種因素影響后的修正系數,包括:光伏幕墻方陣的安裝傾角與方位角修正系數,光伏玻璃幕墻組件衰減修正系數、溫度修正系數、表面污染及遮擋修正系數,光伏組串適配系數,光伏幕墻系統可用系數,逆變器平均效率和集電線路損耗系數等。在最佳傾角時,一般可取0.75~0.85。綜合效率系數K可按下式計算:

 

式中各參數可按下列原則確定:

1光伏幕墻方陣的安裝傾角與方位角修正系數K1:將水平面太陽能總輻射量轉換到光伏幕墻方陣陳列面上的折算系數,可根據組件的安裝方式,結合所在地緯度、經度確定。以下給出幾個典型城市的數據供參考,設計時可采用相應的設計軟件進行計算。

 

2光伏玻璃幕墻組件衰減修正系數K2:其中,晶體硅光伏玻璃幕墻組件的衰減可取年衰減0.8%或根據產品手冊確定,其他類型光伏玻璃幕墻組件的衰減率需參考產品手冊。

3光伏玻璃幕墻組件溫度修正系數K3:由光伏玻璃幕墻組件的峰值功率溫度系數和當地平均氣溫決定,可由下式計算:

 

4光伏玻璃幕墻組件表面污染及遮擋修正系數K4:光伏玻璃幕墻組件表面由于灰塵或其他污垢蒙蔽而產生的遮光影響,以及由于障礙物對投射到組件表面光照的遮擋及光伏幕墻方陣各方陣之間的互相遮擋而產生的遮光影響。

5光伏組串適配系數K5:因為光伏玻璃幕墻組件輸出電流及電壓的不一致而導致的光伏幕墻方陣輸出的衰減,由光伏組串的電壓、電流離散性確定。

6光伏幕墻系統可用率K6:全年總小時數與光伏幕墻系統檢修維護及故障小時數的差值除以全年總小時數。

7逆變器平均效率K7:逆變器平均效率是逆變器將輸入的直流電能轉換成交流電能在不同功率段下的加權平均效率,可由逆變器廠商的數據確定。

8集電線路損耗系數K8:包括光伏幕墻系統直流側的直流電纜損耗、逆變器至計量點的交流電纜損耗。

3.5光伏幕墻方陣

3.5.1本條規定了光伏幕墻方陣設計的原則:

2光伏玻璃幕墻所選光伏玻璃幕墻組件應盡可能與建筑外觀協調,在垂直幕墻上盡量選用顏色一致性高的光伏玻璃幕墻組件。同時,光伏玻璃幕墻組件的尺寸應與建筑模數相匹配,便于設計及安裝。

3有采光要求時,光伏幕墻方陣宜通過選用可透光的光伏玻璃幕墻組件來滿足采光要求。

4設計光伏玻璃幕墻的時候,建筑體形及空間組合在規劃和設計時應為光伏玻璃幕墻組件接收更多的太陽能創造條件。光伏幕墻方陣宜南向傾斜布置,條件不具備時也可在南向垂直布置或在東立面或西立面布置。

5光伏采光頂宜帶有一定的傾角,便于排水、除雪、除塵。光伏玻璃幕墻應保證通風良好,避免由于組件和線纜的溫度過高而影響性能和造成火災。

7在設計光伏玻璃幕墻時,需要為后續的安裝和安全防護考慮安裝條件和防護措施。

3.5.2對于建筑光伏幕墻系統,光伏幕墻方陣最大電壓一般不應超過l 000V。光伏幕墻方陣最大電壓是光伏組串在當地極端低溫下的開路電壓??赏ㄟ^標準測試條件下的開路電壓進行修正確定。電壓修正系數一般由光伏玻璃幕墻組件生產商提供。若無法獲取相應數據時,對于單晶硅和多晶硅光伏玻璃幕墻組件,修正系數可按表2的規定取值。

 

3.5.3光伏組串的最大輸出電壓不應超過逆變器允許的最大直流輸入電壓。

3.5.4規定了光伏玻璃幕墻組件電性能參數離散性的要求。光伏玻璃幕墻組件電性能參數相差較大時,光伏組串和方陣的輸出將會降低,影響發電能力。為了保持方陣內組件電性能的一致性,一般由生產企業在出廠檢驗時對組件電性能進行測試,并按設計要求對組件進行編號;施工時按編號將組件安裝到對應位置。

3.5.5為減少光伏組件性能的電致衰減,非晶硅光伏組件一般要求負極接地,部分晶硅光伏組件(例如背接觸式組件)要求正極接地,稱為功能接地。該功能接地的目的與電氣安全無關,只是為了降低極化效應等對光伏組件性能衰減的影響。與保護接地和防雷接地不同的是,該功能接地在光伏幕墻系統運行中可以斷開而不會導致著火危險和電擊危害。薄膜光伏玻璃幕墻組件通過負極功能接地可避免因電場導致的鈾化學反應導致TCO導電層損壞;背接觸晶硅光伏玻璃幕墻組件可通過正極接地來避免因極化效應導致組件效率降低。實際上,功能接地僅是避免電致衰減的方法之一,也可通過在夜間對光伏組件施加反向電壓來實現同樣的目的。功能接地宜通過電阻接地,并通過電阻將故障電流限制在30m A以下,避免因接地故障而造成電擊危害以及著火危險。直接接地會降低光伏幕墻系統的安全性,現已較少采用。

3.6主要電氣設備選型

3.6.1光伏玻璃幕墻組件選型的要求,應符合相應的產品標準。對于建筑用光伏幕墻組件,要選用符合《光伏CPV)組件安全鑒定第1部分:結構要求》GB/T 20047.1要求的應用等級為A級的產品。此處的A級指電氣安全等級,而非外觀等級。

3.6.2光伏幕墻系統主要設備應滿足低壓成套開關設備國家標準的要求,設備的安全標記應滿足相應國家標準的規定。

3.6.3直流側設備應滿足的要求:

1適用于直流的含義包括:專門為直流設計或可應用于直流系統。

2直流電氣設備的額定電壓應高于光伏幕墻方陣的最大電壓。

3表3.6.3給出了直流電氣設備的額定電流和直流電纜載流量的最小值。對于包含過電流保護電器的線路,直流設備的電流最小值應大于過電流保護電器的額定電流。對于沒有過電流保護電器的線路,電流最小值應大于計算電流和可能的反向電流。

3.6.4光伏匯流箱的輸入回路數一般不會超過16,若光伏組串數量超過時,建議采用多級匯流。多個光伏匯流箱的輸出經直流配電柜進行總匯流后再接人逆變器。光伏匯流箱所接回路數不能超過設備允許的數量。就近匯流可減少光伏電纜的用量及線路損失。

3.6.5光伏匯流箱/直流配電柜的選型要求:

1目前匯流箱認證所采用的標準為《光伏匯流箱技術規范》CNCA/CTS0001-2011,在新的產品標準發布前適用。新標準發布后,新標準適用。

2光伏匯流箱的輸出在SPD之前需要裝設具有隔離功能的保護電器,一般為適用于隔離的直流斷路器,以便檢修維護。直流配電柜的輸出需要裝設隔離開關,必要時可裝設具有隔離功能的保護電器。直流配電柜的每個輸入端需要安裝隔離電器,隔離電器選用直流斷路器時可取代過電流保護電器。

3設備在室外時,需要采取防水、防腐和防日照措施,其外殼防護等級不應低于IP54 0具有保護和監測功能的光伏匯流箱,其外殼防護等級宜為IP65。同時,設備的安裝位置應便于檢修、維護。

4要求光伏匯流箱和配電柜宜能監測光伏組串的電流、電壓,以便監測系統的運行及迅速判斷故障所在,該類設備一般稱為智能型設備。

3.6.6逆變器的配置與光伏幕墻方陣設計是一個交互的過程。

1對于并網光伏幕墻系統,逆變器的額定功率應與光伏玻璃幕墻組件的安裝容量相匹配。

2離網逆變器應具有足夠的額定功率和負載能力,避免過載運行。以單一設備為負載的逆變器,當用電設備為純阻性負載或功率因數大于o.9時,逆變器額定容量應為用電設備功率的1.1倍~1.15倍。當逆變器以多個設備為負載時,因為多個設備一般不會同時運行,所以逆變器額定容量還要乘以負載同時系數。當負載為感性負載(如電機、空調等),需要考慮感性負載容量啟動系數(一般為5~8)以及感性負載所占比重。

3逆變器的功率和臺數與光伏幕墻方陣的布置有關。不同朝向、不同傾角或不同類型的光伏幕墻方陣需要單獨配置逆變器。為了保證逆變器有較高的性能和穩定性,逆變器的臺數→般不宜少于2臺。從而在設備故障時不會完全切斷供電,并且可以在負載較小時能夠靈活投切。

5為了保證逆變器的MPPT能達到其最大效果,接入同一逆變器的光伏幕墻方陣應具有相同朝向、相同規格。

3.6.7并網逆變器選型的原則:

1并網逆變器應滿足相應的產品標準并獲得產品認證。

2隔離變壓器可以在光伏幕墻系統直流側和交流側提供有效的電氣隔離,提供接地保護和避免直流分量注人公共電網。當逆變器沒有隔離時,當使用者接觸到方陣帶電部分和地時,電網和地的連接將為接觸電流提供一個回路,從而產生觸電危險;接地故障的發生還會導致不應載流的導體或結構承載電流,產生著火危險。從建筑電氣安全和電網穩定等角度考慮,大中型光伏幕墻系統應采用帶隔離變壓器的逆變器。

3元隔離變壓器的逆變器其光伏幕墻方陣的正負極均不得接地,否則會造成逆變器不可恢復的破壞。因為光伏幕墻系統使用無隔離變壓的逆變器時,光伏幕墻系統直流側和交流側沒有電氣隔離,光伏幕墻方陣的任一極接地都會造成電網對地短路。

4隨著海拔高度增加,空氣密度減小,這會影響逆變器等電器的散熱和絕緣性能。因此,在海拔較高地區使用的逆變器,其容量應有足夠的裕量,否則會頻繁過流、過載、過熱等跳閘現象。故逆變器在高于海拔2000m的高原地區使用時,需選用高原型產品或根據產品手冊提供的降容系數或降容曲線進行降容選用。此處2000m的規定是根據逆變器產品標準及產品手冊確定,主要考慮節電強度的下降。

3.6.8離網逆變器認證目前采用國家標準《離網型風能、太陽能發電系統用逆變器第1部分:技術條件》GB/T 20321.10

3.6.9該要求適用于單獨設置的隔離變壓器,也適用于逆變器

內部集成的隔離變壓器。

3.7儲能系統

3.7.1儲能系統是離網光伏幕墻系統的必要配置,目的是為了滿足向負載提供持續、穩定電力的要求;并網光伏幕墻系統僅在用戶有需求時配置一定容量的儲能裝置,目的是為了改善光伏發電系統輸出特性,包括平滑輸出功率由線、電力調峰、應急供電等。

3.7.2離網光伏幕墻系統儲能電池組容量受多種因素的影響,其中主要因素為日平均用電量、連續陰雨天數、儲能電池的類型及其電特性等參數。本條給出了離網光伏幕墻系統儲能電池組容量的確定方法。本條中,儲能電池總容量Cc的計算考慮了環境溫度對其容量的影響,并可根據儲能電池供應商提供的"溫度一容量"曲線進行修正。最長元日照期間用電時數D也即當地最大連續陰雨用電時數。對供電要求不嚴格的負載,設計時可適當減少自給時數,一般可取(3~5)天的用電時數,通過調節用電需求來滿足供電。儲能電池的放電深度U通常取為0.5~0.8。放電深度的選取涉及電池成本與壽命的平衡。一般而言,淺循環蓄電池的最大允許放電深度為50%,而深循環蓄電池的最大允許放電深度為80%。根據測算和實際運行經驗,較為適中的放電深度是50%。國外有關資料稱50%的蓄電池循環放電深度為最佳儲能一成本系數。

Ka是包含了儲能電池放電效率,控制器和逆變器效率,以及交流回路損耗的修正系數。儲能電池的放電效率與放電速率有關,放電速率越快,效率越低,具體數值可查產品說明書或于冊確定;交流回路線路損耗不大于3%;控制與逆變器的效率一般為85%左右,具體數值可查產品于冊。

3.7.3儲能電池一般采用鉛酸電池、磷酸亞鐵惶電池等。鉛酸電池技術成熟、價格低,但壽命短,實際使用壽命為(2~3)年。磷酸亞鐵理電池單位價格高,但壽命長。鉛酸蓄電池、錨酸惶蓄電池、磷酸亞鐵惺蓄電池應分別滿足國家現行標準《儲能用鉛酸蓄電池》GB/T 22473、《鍾酸鯉蓄電池模塊通用要求》JB/T 11139、《磷酸亞鐵惶蓄電池模塊通用要求》JB/T 11140的要求。

一致性要求是儲能電池組的一項重要指標。一致性較差時會極大地影響儲能電池組的壽命和輸出?;屉x子蓄電池應滿足《惶離子蓄電池總成通用要求》JB/T 11137-2011第5.2.2條規定的一致性要求。其他產品應滿足相應的標準要求或用戶要求。

4光伏并網

4.1一般規定

4.1.1規定了光伏并網的設計原則。分布式電源就近分散接人,就地平衡消納的原則同樣適用于光伏幕墻系統。光伏幕墻系統可根據項目特點選擇單點集中并網或多點分散并網方式。并網點的選擇和電網條件、負載和線路損耗等因素有關,但是安裝在多個建筑上的光伏幕墻系統不建議接人同一并網點,以減少線路損耗。

4.1.2逆變器的輸出不能直接接入電網,以有效保護設備及監測系統運行。交流配電柜中一般裝有計量裝置、并網斷路器及防雷模塊等。

4.1.3光伏幕墻系統與電網和負載的連接需要有效的隔離和保護,以便于檢修和維護方便。一般設置具有隔離功能的斷路器。該斷路器稱為并網總斷路器,在光伏幕墻系統中擔負著隔離、保護、控制和監測等多重任務,其性能的優劣直接關系到電力系統的安全運行。根據并網電流的大小可選用微型、塑殼式或框架式斷路器。在并網總斷路器接線時,要把電網接到電源側,將光伏幕墻系統的輸出接到負載側。

4.1.4逆變器、交流配電柜與并網總斷路器之間不可接人負載,否則無法有效保護負載及設備。

4.1.5由于晝夜交替和天氣的影響,光伏發電不可能具有比較平穩的功率輸出,具有不可控性和間歇性。為了不對電網及其設備造成大的沖擊,一般要求每個并網點的并網容量不超過上一級變壓器額定容量的25%。但可根據項目實際情況予以調整,在用戶側能消耗到所發電力時,可適當放寬要求,但仍需獲得電力部門的認可。

4.1.6

消防應急電源要求有很高的可靠性,而一般的光伏幕墻系統因其輸出不可控性和間歇性而無法滿足。由于光伏幕墻系統多為并網光伏幕墻系統,不具備消防應急電源的基本要求,所以

不能把光伏幕墻系統作為本建筑的消防應急電源使用。

4.1.7根據國家電網《分布式光伏發電接人系統典型設計》要求,功率大于8k W時,一般采用低壓接人三相電網的方式;功率小于等于8k W時,可采用單相逆變器單相接人電網。

4.1.8當單相逆變器需要接人三相電網時,在設計時應盡量保證三相平衡,即每一單相逆變器的輸出及接人每一相的容量應盡量一致。

4.2電能質量

4.2.1本條規定了光伏幕墻系統向當地交流負載提供電能和向電網饋送電能的電能質量要求,以保障電網和設備安全、穩定、經濟運行。光伏幕墻系統向當地交流負載提供電能和向電網發送電能的質量應滿足國家相關的標準要求?,F行國家標準《光伏發電系統接人配電網技術規定》GB/T 29319中規定了頻率偏差、電壓偏差、諧波和波形畸變、功率因數、電壓波動和閃變等要求。

4.2.2采用非隔離逆變器的光伏幕墻系統,有可能向電網饋送直流電流分量,從而影響交流側設備的運行和安全?,F行行業標準《光伏發電并網逆變器技術規范》NB/T 32004中額外規定了對逆變器輸出直流分量的要求,該要求同樣適用于光伏幕墻系統的輸出。

4.2.3光伏幕墻系統一般不需要額外裝設無功功率調節裝置,可通過逆變器內置的功能來實現小范圍的無功功率控制。

4.3并網保護

4.3.1并網供電時,應有并網保護措施。當光伏幕墻系統和電網發電異?;蚬收蠒r,能夠自動將光伏幕墻系統與電網分離?,F行國家標準《光伏發電系統接人配電網技術規定》GB/T 29319規定了光伏幕墻系統并網保護要求,主要是對電網電壓、頻率異常的響應,防孤島保護等要求。一般地,對接入380 V電壓等級的光伏幕墻系統,對低電壓穿越能力可不作要求。因為各地電網條件不同,并網保護還應滿足電力部門的要求。

4.3.2現行國家標準《光伏系統并網技術要求》GB/T 19939規定了此要求。為了避免電網側短路對光伏幕墻系統造成影響,光伏幕墻系統應有相應保護,該保護主要通過逆變器的設計來實現。一般地,逆變器會在電網故障時,將輸出電流強制限定到額定電流的150%.并迅速通過斷路器將光伏幕墻系統與電網斷開。

4.3.3當電網重負荷運行時,并網點或公共連接點電壓水平偏低,有可能導致光伏幕墻系統輸出電流超過額定值。此時光伏幕墻系統不應立即解列,而要能夠對電網提供短時支撐?,F行國家標準《光伏發電站設計規范》GB 50797規定了該要求。該條款要求逆變器有短時1min以上過載的能力,但不要求在過載時一定要工作1min以上才斷開。根據調研結果,當逆變器輸出電流超過1.2倍額定電流時,逆變器一般會在10 min內自動關閉輸出。

4.4通信

4.4.1調度與通信要求與光伏幕墻系統大小及當地電力部門要求有關,具體要求可根據電力部門的要求及參考相關標準。因為光伏幕墻系統發電量一般較小,380V電壓等級接入用戶側電網一般無調度要求,只需要根據電力部門要求具備一定的通信能力。通信要求根據光伏幕墻系統大小和各地電力部門的要求而有不同,但一般包括發電量的上傳,電話通信等。

4.4.2若當地電力部門有通信要求時,特別是針對超出1MW的大型光伏幕墻系統,具體的通信方式和內容需要符合電力部門的規定。正常運行情況下,大中型光伏幕墻系統向電力調度部門提供的信號包括:并網狀態、輻照度、環境溫度、有功和無功輸出、發電量、功率因數、并網點電壓和頻率、注入電網電流、變壓器分接頭擋位、主斷路器開關狀態等。小型光伏幕墻系統一般只要求上傳發電量信息,用于電價補貼??稍谟脩襞潆娤?、配變或配電室配置1套無線采集終端裝置,也可接人現有集抄系統實現電量信息遠傳。無線采集終端采用220V交流電源。并網運行信息統一采集后,要經統一的通信通道傳輸至相關部門。

4.4.3根據當地電力部門的要求,大型并網光伏幕墻系統一般需要在光伏幕墻系統并網點配置電能質量在線監測裝置,將電能質量等數據傳輸至調度主站。

4.5電能計量

4.5.1、4.5.2光伏幕墻系統中的電能表按照計量用途分為兩類:關口計量電能表,用于用戶與電網間上、下網電量的計量結算,原則上設置在產權分界點。產權分界點處不適宜安裝電能計量裝置的,關口計量點可與電網企業協商確定。并網電能表,用于光伏發電量統計和電價補償。接人用戶側電網時,一般采用全部自用方式或白發自用余電上網方式。全部自用時,關口計量點不需要上網電量計量電能表;并網電能表用于光伏發電量計量和國家和地方對于光伏發電的電價補貼。白發自用余電上網時,關口計量點需要上網電量計量電能表,用于上網電量計費,而并網電能表仍用于對光伏發電量計量和電價補貼。當光伏發電直接接人公共電網,可由關口計量電能表同時完成電價補償計量和關口電費計量。計量表采集信息可能需要分別接人電網管理部門和光伏發電管理部門(政府部門或政府指定部門)的電能信息采集系統,作為電能量計量和電價補貼依據。

4.5.3電能計量裝置要得到電力公司的認可,并經校驗合格后方能投入使用。電能計量裝置應符合現行行業標準《電能計量裝置技術管理規程》DL/T 448的規定。根據國家電網公司《分布式光伏發電接人系統典型設計》的規定,"380/220V電壓等級接人配電網,關口計量裝置一般選用不低于III類電能計量裝置",而III類電能計量裝置準確度等級不低于1.0級。

5布線系統

5.1一般規定

5.1.2施工安裝搬運中的拉神是最基礎的影響因素;安裝好后,外部環境的過熱、腐蝕、日光照射、紫外線輻射等都會對電纜性能造成影響,而同時因磨損、剪斷和碾壓等外界機械力也會帶來很大影響。應在設計階段即對這些外部環境對電纜壽命和安全性影響予以考慮。

3為了減小線路損耗和電纜成本,應盡量減少線纜路徑。

5.1.3光伏幕墻系統的電纜通道宜與建筑本身電纜通道合并設計、單獨布置。新建建筑應為光伏幕墻系統預留電纜通道。

5.2電纜選擇

5.2.1現行國家標準《電力工程電纜設計規范ììGB 50217對電纜芯線材質、電力電纜芯數、電纜絕緣水平、電纜絕緣類型、電纜外護層類型、電力電纜截面均作了規范性的要求。電纜截面的選擇直接關系到設備、電纜本身的運行經濟、安全,是電纜選擇中最為重要和復雜的環節。電纜截面的選擇應滿足現行國家標準《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB 16895.6中關于載流量的規定。電纜截面選擇的基本原則為:

1按允許載流量選擇,即最大工作電流作用下的纜芯溫度,不得超過按電纜使用壽命確定的允許值;

2按允許電壓降選擇,即連接回路在最大工作電流下的電壓降,不得超過該回路允許值;

3按機械強度選擇;

4按短路熱穩定校驗。對10k V及以下電纜按持續工作電流確定特定條件下的允許

最小纜芯截面時,還應按環境溫度、電纜多根并列等差異影響計入校正系數所確定的允許載流量。

5.2.2光伏幕墻系統用直流電纜比普通電力電纜有更高的要求。曝露在室外的直流電纜因常常會在惡劣環境條件下使用,如高溫、低溫和紫外線輻射,將大大影響電纜的使用壽命。從而會增加電纜損失,增大電纜短路風險;從中長期看,發生火災或人員傷害的可能性也更高。因此直流電纜的選型除滿足本規范第

5.2.1條的要求外,還應滿足:

1直流電纜要有足夠的耐壓等級,其額定電壓要高于光伏幕墻方陣最大電壓。

2為避免直流電纜因絕緣破壞而導致絕緣故障,要選用加強絕緣或雙重絕緣電纜,包括:

1)選用帶非金屬護套的電纜;

2)金屬鎧裝電纜(僅用于直流主電纜);

3)直流電纜正極和負極導體布置在單獨的非金屬導管或線槽中。符合以上要求的電纜

是H類電氣設備或可等效為H類電氣設備,符合基本保護和故障保護的要求。

3當直流電纜有可能曝露在室外時,絕緣材料在紫外線、臭氧、劇烈溫度變化和化學侵蝕等環境下使用,將導致電纜護套易碎,甚至會分解電纜絕緣層。因此,要選用耐紫外型電纜,或將電纜敷設在耐紫外輻射的導管中。

4直流電纜應為阻燃電纜,阻燃性能需要根據建筑要求確定。一般建筑宜至少選用YJV阻燃電力電纜。對于需滿足在著火燃燒時低煙、低毒要求的場合,如高層建筑和特殊重要公共設施等人流密集場所,或重要性較高的廠房,不建議采用聚氯乙烯絕緣或護套類電纜,而要采用低煙、低鹵或無鹵的阻燃電纜。

5光伏玻璃幕墻組件連接電纜要選用經過認證的光伏電纜。目前多采用TUV的2Pf G 1169/08.2007標準認證,電纜型號為PV1-F。這種光伏電纜的絕緣和護套采用輻照交聯聚烯炬,可實現A級阻燃,額定溫度可達120℃,具有優越的防紫外線、水、臭氧、酸、鹽的侵蝕能力,優越的全天候能力和耐磨損能力。依據組件功率大小的不同,該類電纜截面積可選1.5mm2、2.5mm2、4.0mm2、6.0 mm2等四種規格。

5.2.3電纜截面應根據使用的過電流保護額定值(或最小電流值)、電壓降和預期故障電流等確定,需要選用這些因素確定的最大線徑。1表3.6.3規定的最小電流確定值適用于一般地區和場合,部分高輻照地區和高溫場合可根據表3.6.3的表注要求進行適當調整。

2在考慮敷設方法、環境溫度和位置時,應采用電纜載流量校正系數。校正系數可根據現行國家標準《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB

16895.6確定(新版本的GB 16895.6發布實施后,新版GB16895.6適用)。單芯光伏電纜的載流量也可采用德國標準"Requirements for cables for use in photovoltaic-systems"(光伏系統電纜要求)2Pf G 1169/08.2007,具體規定見表3。

 

3光伏直流側的線路電壓陣不應大于3%。3%的電壓降限值是一個較為寬松的值,此要求與((Design requirements for photovoltaic(PV)arrays>>IECj TS 62548一致,過大的設計壓降會導致線路損耗增大。因此,在經濟合理的條件下,宜選用較

5.2.4一般光伏玻璃幕墻組件連接采用MC3/MC4插接頭,組裝簡易、快速,有自動鎖扣,能防水和承載高電流。為了保證濕漏電性能,其防護等級應不低于IP55.宜采用IP67?,F行國家標準《光伏(PV)組件安全鑒定第1部分:結構要求》GB/T 20047.1中規定了相關要求。

第3款規定不同廠商的電連接器不能配合使用,否則易導致事故隱患。因為不同廠商的產品其尺寸公差和接觸電阻可能不同,易因接觸電阻變大、發熱、無法適應長期大電流的導通而易引發火災。當前已有光伏系統因不恰當地使用連接器公母頭而引發火災的實例。

第4款規定的目的是為了防止交流線路和直流線路的混淆。

5.3電纜布線要求

5.3.1現行國家標準《低壓配電設計規范》GB 50054、《建筑物電氣裝置第5部分:電氣設備的選擇和安裝第52章:布線系統》GB 16895.6和《電力工程電纜設計規范》GB 50217中詳細規定了布線系統敷設方法的選擇及要求,主要應考慮各種外部因素的影響合理選擇。

5.3.2本條規定了直流電纜在光伏玻璃幕墻中布線時的特殊要求:

1光伏組件連接電纜布置在光伏玻璃幕墻組件間的膠縫內并用結構膠密封后,不但不利于電纜的散熱,也不利于后期的維護更換。

2為了線路隱蔽及安全,光伏組件連接電纜、光伏子方陣電纜宜布置在幕墻支承結構(包括橫梁、立柱或副框)的開口型腔內,布線型腔應通過扣蓋扣接密封。

3當支承結構不具備內部布線型腔時,可在支承結構上額外設置金屬槽盒或金屬導管布線。金屬槽盒和導管具有較好的機械強度、阻燃能力且便于接地。

4為了保證電纜在金屬導管或槽盒內能夠有效地散熱,《低壓配電設計規范》GB 50054規定了金屬導管或槽盒內布線時對導線面積的要求。該要求同樣適用于幕墻橫梁、立柱、副框布線腔內的布線。

5光伏玻璃幕墻組件連接器具有很好的絕緣、防水、防溫漏電能力。

6出于防火的規定,槽盒連接處不得設在穿樓板或墻壁等孔處。

7為了保護穿線時絕緣不被破壞,管孔端口及開口應采取防電纜損傷的措施,例如采用橡膠護圈等予以保護。

8規定了光伏玻璃幕墻組件接線盒位置的建議選取原則。

5.3.3為了減少光伏幕墻系統直流側的感應過電壓,直流電纜正極和負極應盡量靠近,減少直流電纜組成的環路區域部分的面積(如圖1所示)。圖中左側為錯誤的連接方法,右側為正確的連接方法。

5.3.4規定了在光伏匯流設備中布線的要求:

1防水端子、電纜密封套可提供有效的應力釋放措施,防止電纜在內部斷開,同時還可保持設備的外殼防護等級不受影響;

2匯流設備內正負極導體隔離可有效減少導體因絕緣損壞或意外短路而產生直流電弧的危險;

3導體成對分組有助于區分各路導體,減少接線錯誤,便于檢修。

5.3.5出于安全要求,規定了直流電纜的識別標志要求以區分

 

其他電纜。電纜上無明顯直流標識的,宜額外附加標簽。

5.3.6本規范中的信號線纜應包括控制與通信線纜:

1室外敷設時,應采用室外型電纜或采取相應的防紫外輻射、防日照、防水等防護措施;

2、3此兩款的日的是為了避免外部環境對信號線纜的影響。

6監測系統

6.1一般規定

6.1.1根據光伏幕墻系統裝機容量的大小,對于光伏監測系統的要求也不同。大型光伏幕墻系統宜設置監測系統,中小型系統可根據用戶需求配置監測系統。監測系統宜本條列出的必要功能。在與數據中心進行數據傳輸時,應采用符合要求的數據傳輸格式?!队脩魝炔⒕W光伏電站數據監測系統技術規范》CCNA/CTS 004-2012規定了數據傳輸格式要求,可參考執行。

6.1.2規定了監測系統應能監測和記錄的數據,便于對光伏幕墻系統的控制和跟蹤。

6.1.3監測系統采用開發的通信協議與標準通信接口有利于設備的選型及更換。監測系統一般具有RS-485標準串行電氣接口,采用MODBUS標準開放協議,支持RTU和TCP傳輸模式。

6.1.4監測系統作為整個光伏幕墻系統的核心,為了保證系統在斷電時的數據完整和安全運行,宜配置UPS提供不間斷電源,且滿足至少出的用電需求。

6.2數據采集裝置

6.2.1本規范中的數據采集裝置包括各類傳感器、監測儀等監測設備。對監測設備的要求可參考《用戶側并網光伏電站數據監測系統技術規范》CCNA/CTS 004-2012。

6.2.2數據采集器可以是專用設備,也可以是通用、專用或嵌入式計算機。

6.2.3電能質量在線檢測裝置的配置由當地電力部門確定。當無數據傳輸要求時,電能質量數據應能保存1年以上,以備查詢。

7安全防護

7.1一般規定

7.1.1光伏幕墻系統所用電氣設備的電氣安全性應滿足的通用標準。

7.1.2為了檢修和維護的方便,在逆變器的直流側應裝設具有隔離和通斷負荷功能的隔離開關。該開關一般稱為直流主開關。宜選擇具有隔離功能的直流斷路器,同時起到通斷、保護和監測功能。

7.1.3光伏幕墻系統的交流輸出,應在靠近電網或負載的連接處裝設過電流保護電器,防止電網短路時的故障電流對交流電纜和光伏幕墻系統設備造成損壞。過電流保護電器一般為熔斷器或斷路器。

7.1.4《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》JGJ 203和《光伏發電站設計規范》GB 50797都對電氣設備的警示標志作出了強制性要求,特別是逆變器和交流配電柜(或并網開關柜)都需要"雙電源"標識。

7.1.5本條出于防止高溫著火的目的,規定了光伏幕墻在高溫時應故障報警,在需要時應斷開光伏幕墻方陣與逆變器的連接,也可直接關閉逆變器。光伏幕墻系統設計人員應評估光伏幕墻方陣高溫時的著火危險。90℃的規定是"Photovoltaic CPV)module safety qualification-Part 2 Requirements for testing"C光伏組件安全鑒定第2部分試驗要求)IEC 61730-2的溫度試驗中對橡膠、邊框表面及其相鄰結構溫度限值的規定。該條款的要求可通過監測系統來實現。

7.2電擊防護

7.2.1出于電擊防護的目的,包括基本保護(直接接觸防護)和故障保護(間接接觸防護),光伏幕墻系統應符合現行國家標準《低壓電氣裝置第4-41部分:安全防護電擊防護》

GB 16895.21的規定。

7.2.2 II類設備的防電擊保護不僅靠基本絕緣還具備像雙重絕緣或加強絕緣這樣的附加安全措施以減少觸電危險。光伏幕墻系統直流側,光伏玻璃幕墻組件、接線盒、直流電纜、電連接器(接頭)等設備都應選擇H類設備。

7.2.3光伏幕墻方陣的支承結構、光伏幕墻組件的金屬邊框應可靠多點接地。逆變器內的高頻IGBT會在直流側形成高頻交流電壓波動并積累在邊框上,從而造成事故隱患。對于直流側和交流側沒有簡單分隔的光伏幕墻系統,光伏幕墻方陣和交流電網之間存在直接電氣連接。當光伏幕墻方陣出現接地故障時,會在支承結構或邊框上產生交流電壓,如果邊框沒有接地,人體接觸時會導致電擊危險。

7.3直流側過電流保護

7.3.1當光伏幕墻方陣僅有1個或2個光伏組串時,不需要裝設過電流保護電器。當光伏組串數大于2時,一般應裝設過電流保護電器。光伏幕墻方陣中的過電流來自于故障條件下的反向電流??赡艿倪^電流來源包括:

1)并聯的相鄰光伏組串或光伏子方陣;

2)連接的外部電源(如儲能電池組等);

3)連接的多MPPT回路的逆變器等。因為處于光伏組串的末端且額定電流大于光伏組

串的短路電流,匯流箱、直流柜輸入回路過電流保護裝置的主要作用不是為了保護本回路光伏組串的過載、短路,而是為了防止其他并聯回路(回路數>2)向故障點匯流而造成事故擴大。當匯流箱輸入回路為1路或2路時,無需安裝過電流保護電器。即使安裝,過電流保護電器也可能無法動作。光伏幕墻(子)方陣過電流保護電器建議選用直流斷路器,原因是:斷路器具有保護、控制和分段功能,能為線路提供更好的保護。同時,可避免不正確地選用熔斷器而影響光伏幕墻系統設備和電纜的安全。目前的工程中,光伏子方陣和光伏幕墻方陣過電流保護電器多采用直流斷路器,而光伏組串的過電流保護多數采用熔斷器。

7.3.2光伏組串的過電流保護可以在光伏組串發生短路或接地故障時,切斷來自其他并聯光伏組串的反向故障電流。一般需要為每個光伏組串都安裝過電流保護,但也可在光伏玻璃幕墻組件最大過電流保護電流額定值Imod-max-ocpr大于4倍標準測試條件下的短路電流Isc-mod時,多個并聯的光伏組串共用一個過電流保護。共用過電流保護時,過電流保護電器的額定值應大于1.5倍的所有被保護光伏組串的總電流。

7.3.3當兩個以上并聯光伏幕墻子方陣連接到同一個逆變器時,需要為光伏幕墻子方陣提供過電流保護。過電流保護電器一般為應安裝在直流配電柜的輸入回路。

7.3.4有儲能裝置的光伏幕墻系統,過電流保護電器應裝設在充電控制器和儲能電池組之間且靠近儲能電池組。該過電流保護稱為光伏幕墻方陣過電流保護的原因是,安裝在該位置的過電流保護,能同時保護充電控制器和直流主電纜,而光伏幕墻方陣和充電控制器之間不再需要電纜過電流保護。

7.3.6本條規定了光伏幕墻方陣保護用斷路器要求。

1應選用符合標準的光伏用直流斷路器,以提供足夠的滅弧能力。至少應滿足《低壓開關設備和控制設備第2部分:斷路器》GB 14048.2,或《家用及類似場所用過電流保護斷路器第2部分:用于交流和直流的斷路器》GB 10963.2,或"Outline of investigation for molded-case circuit breakers,molded case Switches,and circuit-breaker enclosures for use with photo-voltaic CPV)systems"(光伏系統用塑殼斷路器、塑殼開關和斷路器外殼測試大綱)UL 489B。

2可采用多級串聯來提高斷路器的直流耐壓值。但采用多斷點串聯時,應能保證各級的同步接觸和分段。

3直流斷路器應無極性。光伏幕墻方陣中的短路故障會導致反向電流,此時斷路器應能正常動作,而一般的有永磁磁吹結構的斷路器只能對順向電流進行保護,不能滿足逆向電流的要求。

4斷路輯仕段能力應大于可能的反問電流。無儲能裝置的光伏幕墻系統,最大反向電流可按CN-l)倍的光伏組串標準測試條件下的短路電流計算,N為光伏幕墻方陣并聯的光伏組串;具有儲能裝置的光伏幕墻系統,還應加上儲能電池組的反向電流。

7.3.7光伏匯流箱中防反二極管(也稱為隔離或阻塞二極管)可以阻止其他回路向故障回路匯流,也能防止儲能系統的反向電流。防反二極管可以在低輻照情況下提供額外的保護:當輻照度較低且當某一組串出現故障時,來自其他并聯組件的反向電流可能小于過電流保護電器的額定電流而無法使其動作,但此時防反二極管卻可有效避免反向電流,使其他組串正常工作。防反二極管不能取代過電流保護電器的原因是:防反二極管可能因多種原因會被擊穿,從而無法起到保護作用。

7.4絕緣故障防護

7.4.1光伏幕墻系統發生對地絕緣故障時,易引發火災危險和電擊危害。本規范規定了不同類型的光伏幕墻系統在接地故障檢測及保護要求。根據所選用逆變器的類型、光伏幕墻方陣功能接地的形式,規定了光伏幕墻方陣絕緣電阻檢測和剩余電流檢測及保護的要求。本規范僅規定了基本的防護要求。

7.4.2作為絕緣故障防護的一部分,本條規定了光伏幕墻方陣絕緣檢測的要求。光伏幕墻方陣絕緣電阻檢測通過檢測光伏幕墻方陣正極和負極對地電阻并采取相應的保護來發現絕緣老化以及接地故障。絕緣阻抗檢測一般在逆變器啟動前進行。本規范中,逆變器分為兩種類型,隔離型逆變器和非隔離型逆變器。采用非隔離型逆變器的光伏幕墻系統,不允許采用功能接地,因此不考慮該類系統的要求。采用隔離型逆變器的光伏幕墻系統,因為直流側和交流側之間有電氣隔離,在首次檢測到絕緣損壞或接地故障時,一般不會造成電擊或著火危險,因此僅需指示故障,但仍可接人電網。光伏幕墻方陣通過電阻來接地的光伏幕墻系統,包括該電阻在內的總絕緣電阻應超過最小限值。最小限值為:Uoc max/30m A,Uoc max為光伏幕墻方陣最大電壓CV)。光伏幕墻方陣直接接地的系統,在檢測時可人工或自動斷開功能接地,檢測完成后恢復連接。直接接地的光伏系統提供絕緣阻抗檢測,可提前發現因為不當安裝、施工和維護等原因而造成的接地故障,從而顯著降低因接地故障而導致的著火危險。

7.4.3規定了光伏幕墻方陣剩余電流監測系統的要求。采用剩余電流監測的原因是:對于直流側和交流側元電氣隔離或雖有電氣隔離但泄露電流超過規定的限值的光伏幕墻系統,即采用非隔離逆變器的光伏幕墻系統,當使用者同時接觸到光伏幕墻方陣的帶電導體和地時,電網和地的連接將為接觸電流提供一個回路,從而產生電擊危險。同時,接地故障的發生會導致不應載流的導體和結構承載電流,從而存在著火危險。剩余電流監測保護提供了光伏幕墻系統運行過程中發生接地故障時的保護方式。剩余電流監測包括連續剩余電流監測和剩余電流突變監測。

7.4.4當采用RCD作為故障保護時,應選用B型RCD,而不是AC型或A型,因為只有B型RCD可檢測全部直流漏電流和交流漏電流。

7.4.5本條規定了光伏幕墻系統正極或負極直接接地時的接地故障防護要求。該接地故障中斷裝置也可簡稱為GFDI(Ground Fault Detector/interrupter),其作用是在發生接地故障時,通過內置的過電流保護裝置(熔斷器或斷路器)來切斷故障電流,同時發出報警信號,必要時還可斷開光伏幕墻方陣或光伏幕墻系統與電網的連接。光伏幕墻方陣正極或負極直接接地時,在正常運行狀態下,流過功能接地導體的電流一般僅為很小的泄露電流;當發生接地故障時,較大的故障電流會直接流過功能接地導體,從而造成電擊危害和火災危險。為此,"Design requirements for photo voltaic CPV)arrays"C光伏方陣設計要求)IEC/TS 62548規定,對該類型的光伏幕墻系統,應在功能接地導體上串聯GF-DI來中斷故障電流。接地故障中斷裝置熔斷器或斷路器的額定電流與逆變器所接人的光伏幕墻方陣功率有關,光伏幕墻方陣功率越大,額定電流也越大。

7.5直流電弧故障防護

7.5.1隨著光伏系統的越來越廣泛的使用,光伏系統防火問題也越來越突出。據美國保險商實驗室UL和德國TUV的專家對光伏系統防火的調查和分析,引起火災最多的原因是電弧,發生火災的位置最多的是在光伏組件(包括組件接線盒和旁路二極管)和匯流箱,光伏系統火災往往引發建筑物起火。為此,美國已于2009年針對National Electrical Code CNEC)2011中第690.11節提出了直流電弧故障保護要求,對應的產品標準為《Photovoltaic CPV)DC arc-fault circuit protection》(光伏直流電弧故障電路保護)

UL 1699B。因此,本規范建議條件許可時在光伏系統中安裝直流電弧故障保護。

7.5.2直流電弧故障主要有3種:

1)由于電纜錯誤連接或短路或接觸不良導致的串聯電弧;

2)由電纜局部短路導致的并聯電弧;

3)由于絕緣故障而導致的接地電弧。并聯電弧的危害最大,但通過采用H類設備以及雙重絕緣電纜可最大限度地避免此類故障的發生。本條主要用于串聯電弧故障的保護。保護可通過單獨的電弧故障保護斷路器來實現,也可通過集戚在匯流箱、逆變器內部的相應模塊來實現。

7.6防雷與接地

7.6.1光伏幕墻系統屬于建筑物的一部分,因此其防雷設計應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規范》GB 50057的有關規定,防雷等級應與建筑物的防雷等級一致。

7.6.2光伏玻璃幕墻的直擊雷保護宜和建筑物的防雷保護一體考慮,接閃裝置應避免遮擋光伏玻璃幕墻。光伏幕墻系統可利用建筑物本身的直擊雷防護措施,一般不需額外裝設防雷設施。但對于改建的光伏玻璃幕墻,應驗證原有的防雷和接地設計是否符合設計要求,不符合時應予以改進。

7.6.3規定了光伏幕墻系統直流側過電壓防護的要求,以防止雷擊電磁脈沖引起的過電壓。交流側本規范不再特別規定。根據直流側光伏匯流箱與逆變器之間的線路距離,直流側應

裝設1級或2級直流SPD或采取安裝在金屬槽盒、金屬導管或采用金屬鎧裝電纜等其他防止感應過電壓的措施。電涌保護器的有效保護水平應低于被保護設備的耐沖擊電壓額定值。光伏玻璃幕墻組件的耐沖擊電壓一般大于逆變器的耐沖擊電壓,因此,直流側可按逆變器的耐沖擊電壓確定。

7.6.4規定光伏幕墻系統的接地設計的要求。

1-3光伏幕墻系統的外露非載流金屬部件(包括光伏玻璃幕墻組件邊框、光伏玻璃幕墻金屬支承結構及連接件等),應與建筑物接地系統有效多點可靠連接。當任一光伏玻璃幕墻組件因損壞而被移除時,不應影響其他光伏玻璃幕墻組件及其支承結構的接地。光伏幕墻系統直流側不得采用不接地的等電位聯結。

4光伏幕墻系統一般共用建筑物的接地系統,且防雷接地可與工作接地、安全保護接地共用一組接地裝置。共用接地裝置時,接地裝置的接地電阻值應按接人設備中要求的最小值確定;其中,光伏幕墻方陣功能接地對接地電阻值沒有要求。當防雷接地單獨設置時,接地電阻不應大于100?,F行國家標準《建筑物電氣裝置第5-54部分:電氣設備的選擇和安裝接地配置、保護導體和保護聯結導體》GB 16895.

3中規定了對接地的要求。

5同一并網點的多臺逆變器應接至同一接地母排上,避免接地保護線之間存在較大的電壓差而影響設備的安全、穩定運行。

7.7防火要求

7.7.1光伏玻璃幕墻作為建筑的一部分,其防火設計首先需要符合建筑的防火設計要求,即現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016,此外還應滿足現行行業標準《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102的要求。7.7.2《低壓配電設計規范》GB 50054-2011中第6.4.2、6.4.3條規定了防止電氣火災的要求。光伏系統的輸出靠近交流配電柜側宜裝設剩余電流保護電器RCD,以便在漏電流大于300m A以致形成火災前可切斷電源。該設備可與建筑電氣火災監控系統集成。

7.7.3此條引自現行行業標準《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102。在存在電氣連接的情況下,應盡可能避免同一個光伏幕墻方陣跨越兩個防火分區,以免加劇火勢的傳播。

7.7.4線纜及穿線管在穿越防火分區、樓板、墻體的洞口等處應進行防火封堵。根據現行行業標準《玻璃幕墻工程技術規范》JGJ 102中的防火技術要求,需要選用難燃、不燃材料或防火密封材料。

8系統環境

8.0.1光伏玻璃幕墻設計是建筑設計的重點內容。設計者不僅要考慮建筑外觀,還要考慮電氣安裝及發電能力,在滿足美觀、安全的前提下,能考慮光伏發電對安裝位置的要求。

8.0.2光伏系統的噪聲主要來源于各種電源設備及通風設備,應采取有效措施,減輕、避免對周圍居民造成環境噪聲污染。

8.0.3光伏玻璃幕墻上安裝的光伏玻璃幕墻組件應優先選擇光反射較低的材料,避免自身引起的太陽光二次反射對本棟建筑或周圍建筑造成光污染。

8.0.4光伏玻璃幕墻電氣系統設備自身產生的電磁干擾是電磁干擾的來源之一。因此在選取儲能電池、逆變器等設備時首先其電磁兼容性應滿足相關標準的要求。

 


 

 

 

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