太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范征求意见稿.doc

JGJUDC中华人民共和国行业标准P JGJ201备案号：J201太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范Code for electrical design for solar PV glass curtain wall201发布 201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行业标准太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范Code for electrical design for solar PV glass curtain wallJGJ -201批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部施行日期：201年月日中国建筑工业出版社201 北京前 言根据住房与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201043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，制定本规范。本规范的主要技术内容是：1 总则；2 术语和符号；3 光伏玻璃幕墙的要求；4 光伏系统设计；5 并网设计；6 供配电系统设计；7 系统布线；8 安全性要求；9监控系统要求；10 节能设计；11 系统环境化设计。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：深圳市福田区福华一路1号大中华国际交易广场21楼东区，邮编：518034）。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： 本规范主要起草人员： 本规范主要审查人员：目 次1 总 则12 术 语23 光伏玻璃幕墙的要求34 光伏系统设计55 并网设计96 供配电系统设计127 系统布线148 监控系统要求169 安全性要求1810 节能设计2011 系统环境化设计21本规范用词说明22Contents1 General Provisions12 Terms and symbols23 Requirements of PV glass curtain wall34 Design of PV system55 Design of Grid connecting96 Design of power supply and distribution system127 System Cabling148 Requirements of monitoring system169 Safety requirements1810 Energy-efficient design2011 Environmental design of the system21Explanation of Wording in This Code221 总 则1.0.1 为推动太阳能光伏系统（简称光伏系统）在玻璃幕墙中的应用，促进光伏系统与玻璃幕墙的结合，规范太阳能光伏玻璃幕墙的电气系统设计，保证太阳能光伏玻璃幕墙既安全可靠又能够最大限度的起到发电的作用，制定本规范。1.0.2 本规范适用于新建、改建和扩建太阳能光伏玻璃幕墙时的电气系统设计，以及在既有的太阳能光伏玻璃幕墙上进行改造的电气系统设计。1.0.3 新建、改建和扩建太阳能光伏玻璃幕墙时的电气系统设计应纳入建筑工程设计，统一规划和管理，与建筑工程同时投入使用。1.0.4 在既有的太阳能光伏玻璃幕墙上进行改造的电气系统设计应按建筑工程设计审批程序进行专项工程的设计和验收。1.0.5 太阳能光伏玻璃幕墙电气系统设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关建筑电气系统设计标准和太阳能光伏电气系统设计标准的规定。2 术 语2.0.1 光伏玻璃幕墙 PV glass curtain wall带有光伏发电功能的玻璃幕墙。2.0.2 光伏玻璃幕墙组件 PV glass curtain wall module 可用于光伏玻璃幕墙的光伏组件。2.0.3 光伏玻璃幕墙方阵 PV glass curtain wall array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形成的玻璃幕墙阵列。2.0.4 光伏玻璃幕墙系统 PV glass curtain wall system利用光伏玻璃幕墙和其它辅助设备将太阳能转换成电能的系统。2.0.5 并网光伏系统 grid-connected PV system与公共电网联结的光伏系统。2.0.6 离网光伏系统 off-grid PV system不与公共电网联结的光伏系统。2.0.7 建材型光伏系统 PV systems as building components以太阳电池与建筑材料复合在一起形成不可分割的建筑材料或建筑构件进行供电的系统。2.0.8 构件型光伏系统 PV systems as components以与光伏组件组合在一起的建筑构件或直接作为建筑构件的光伏组件进行供电的系统。2.0.9 组合型光伏系统 combined PV systems建材型光伏系统与构件型光伏系统组合的发电系统。3 光伏玻璃幕墙的要求3.1 一般规定3.1.1 光伏玻璃幕墙应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中建筑幕墙通用要求的性能及分级中的相关规定。3.1.2 光伏玻璃幕墙的设计应符合现行行业标准玻璃幕墙工程技术规范JGJ 102、金属与石材幕墙工程技术规范JGJ 133中的相关规定。3.1.3 光伏玻璃幕墙的材料应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中材料的相关规定。3.1.4 构件式光伏玻璃幕墙应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中构件式玻璃幕墙专项要求中的相关规定。3.1.5 单元式光伏玻璃幕墙应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中单元式幕墙专项要求中的相关规定。3.1.6 点支承式光伏玻璃幕墙应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中点支承式玻璃幕墙专项要求中的相关规定。3.1.7 全玻式光伏玻璃幕墙应符合现行国家标准建筑幕墙GB/T 21086中全玻璃幕墙专项要求中的相关规定。3.1.8 光伏玻璃幕墙的电气系统设计除了应符合3.1.13.1.7中的要求外，还应符合其它相关电气系统设计的规定。3.2 电气性能要求3.2.1 光伏玻璃幕墙的电气性能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中的相关规定。3.2.2 光伏玻璃幕墙系统电气设备的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中的相关规定。3.2.3 光伏玻璃幕墙系统电气设备的电气安全性要求应符合现行国家标准国家电气设备安全技术规范GB 19517中的相关规定。3.3 防火要求3.3.1 光伏玻璃幕墙系统的防火设计应符合现行国家标准建筑设计防火规范GB 50016中的相关规定；高层建筑太阳能光伏玻璃幕墙的防火设计尚应符合现行国家标准高层民用建筑设计防火规范 GB50045中的相关规定。3.3.2 光伏玻璃幕墙的密封及防火封堵宜选用不燃性材料或难燃性材料，防火密封构造应采用防火密封材料。3.3.3 光伏玻璃幕墙系统应配置漏电火灾报警系统，火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准火灾自动报警系统设计规范GB 50116中的相关规定。3.3.4 光伏玻璃幕墙系统应配置专用的消防电源，消防电源的负荷分级应符合现行国家标准供配电系统设计规范 GB 50052中的相关规定。3.3.5 光伏玻璃幕墙系统应配置专用的消防应急灯具和及消防疏散指示标志，且应符合现行国家标准消防应急灯具GB 17945和消防安全标志GB 13495中的相关规定。3.3.6 光伏玻璃幕墙系统的消防用电设备应采用专用的供电回路，当生产、生活用电被切断时，应仍能保证消防用电，且配电线路应满足火灾时连续供电的需要。其配电设备应有明显的标志。3.4 环境要求3.4.1 建筑体形及空间组合应为光伏玻璃幕墙组件接收更多的太阳能创造条件，并应满足组件所在玻璃幕墙的防尘、防污染、防遮挡等相关功能要求。3.4.2 光伏玻璃幕墙系统设计应为光伏系统提供安全的安装条件，并应在安装光伏玻璃幕墙组件的部位采取安全防护措施。3.4.3 在盐雾、寒冷、积雪、酷热等地区安装光伏玻璃幕墙组件时，应与产品生产厂商制定合理的施工和维护方案。并应满足建筑幕墙的围护功能及节能、结构和电气安全要求。3.4.4 在多雪地区屋面上安装光伏组件时，应设置人工融雪、清雪的安全通道。4 光伏系统设计4.1 一般规定4.1.1 光伏玻璃幕墙系统应进行专项设计或作为建筑电气工程设计的一部分。4.1.2 光伏玻璃幕墙组件的选型和设计应与建筑设计相结合，与建筑外观相协调，并与建筑模数相匹配，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。在设计过程中还应综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全等因素。4.1.3 光伏玻璃幕墙系统设计应确保安全、供电可靠、技术先进和经济合理。4.1.4 光伏玻璃幕墙系统的设计应按负荷性质、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。4.1.5 光伏玻璃幕墙系统的构成应简洁明确，保证供电质量，减少电能损失，并便于管理和维护。4.1.6 光伏玻璃幕墙系统输配电和控制用缆线应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。4.1.7 光伏玻璃幕墙组件连接电缆应符合现行国家标准光伏（PV）组件安全鉴定 第一部分：结构要求GB/T 20047.1中的相关规定。光伏阵列的输出总电缆的选择和布置应符合现行国家标准电力工程电缆设计规范GB 50217和建筑物电气装置 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GB 16895.32中的相关规定。4.1.8 离网光伏玻璃幕墙系统应满足现行国家标准家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法GB/T 19064 中的相关规定。4.2 系统分类4.2.1 光伏玻璃幕墙系统按是否接入公共电网分为下列两种系统：1 并网光伏系统；2 离网光伏系统。4.2.2 光伏玻璃幕墙系统按是否具有储能装置分为下列两种系统：1 带有储能装置系统；2 不带储能装置系统。4.2.3 光伏玻璃幕墙系统按其组件的安装形式分为下列三种系统： 1 建材型光伏系统 2 构件型光伏系统 3 组合型光伏系统4.2.4 光伏玻璃幕墙系统按装机容量分为下列三种系统：1 小型光伏玻璃幕墙系统，装机容量小于等于200kWP；2 中型光伏玻璃幕墙系统，装机容量大于200kWP，小于等于3MWP；3 大型光伏玻璃幕墙系统，装机容量大于等于3MWP。 4.3 系统设计4.3.1 光伏系统组成应符合下列规定1 光伏玻璃幕墙系统宜由光伏玻璃幕墙组件、汇流箱/配电柜、逆变器（适用于交流系统）、电能存储系统及其充电控制装置（适用于带有储能装置的系统）、监控系统组成；2 应根据新建建筑或既有建筑的建筑结构，荷载条件和使用功能确定光伏玻璃幕墙系统为建材型、构件型或组合型。4.3.2 系统设备性能应符合下列规定：1 光伏玻璃幕墙系统中各部件的性能应满足国家或行业标准的相关要求；2 使用寿命应满足设计要求。4.3.3 方阵设计应符合下列规定：1 对于并网光伏玻璃幕墙系统，应根据建筑设计和用户需求确定光伏玻璃幕墙组件的类型、规格、安装功率、安装位置和可安装场地面积；对于离网光伏玻璃幕墙系统还应考虑负载负荷和储能装置的选型；2 确定光伏玻璃幕墙组件的安装方式时应便于排水、除雪、除尘，保证通风良好；支承系统要与建筑结构有可靠连接，保证安全性与耐久性；3 光伏玻璃幕墙的布置应避免由于朝向和遮挡对光伏发电造成的不利影响。4 光伏玻璃幕墙的布置应充分考虑到光伏系统和建筑相关部位的检修和维护，预留适当的通道；5 在设计光伏玻璃幕墙组件的安装方式时除应考虑结构安全外，还应考虑电气系统的连接方式。对电缆的路由应进行优化设计，在满足线路隐蔽、可靠连接、施工检修和维护方便的基础上尽量减少电缆的用量；6 应根据逆变器的各项电性能参数、光伏玻璃幕墙组件的各项电性能参数和组件的温度系数、项目实施地的海拔高度和环境温度等因素来确定光伏组件的串联数和并联数；7 同一方阵内，光伏玻璃幕墙组件电性能参数宜尽可能一致。对于同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离散性应小于2.5%。对于有并联关系的各组串间总的开路电压和最大功率点电压的离散性应小于5%；4.3.4 光伏汇流箱/配电柜设计应符合下列规定：1 光伏汇流箱/配电柜内应设置汇流铜母排或端子；2 每一个光伏玻璃幕墙方阵应分别由线缆引至汇流母排，在母排前分别设置直流保护装置（如熔断丝或直流开关），并设置直流主开关；3 光伏汇流箱/配电柜内应设置防雷保护装置；4 光伏汇流箱/配电柜的设置位置应便于操作和检修维护，宜选择室内干燥的场所，同时应尽量靠近光伏阵列。户外光伏汇流箱/配电柜应具有防水、防尘措施，其防护等级应为IP54或以上，并具有防腐措施；5 光伏汇流箱/配电柜的分级和布置应综合考虑光伏玻璃幕墙组件的串并联关系和线缆路由。 4.3.5 逆变器设计应符合下列规定：1 逆变器应满足高效、节能、环保的要求；2 离网光伏玻璃幕墙系统逆变器的总额定容量应根据用户侧负载最大功率及负荷性质确定，还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中的相关规定；3 并网光伏玻璃幕墙系统逆变器的数量及单台额定容量应根据光伏系统装机容量以及光伏阵列的分布确定，还应遵循以下原则：1) 并网逆变器应具有并网保护装置，与电网具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；2) 对无变压器型逆变器要求最大总逆变效率应不低于96%，含变压器型逆变器要求最大总逆变效率应不低于94%； 3) 逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响； 4) 当逆变器输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。5) 对电网电压，在单相电压（220V）偏差为额定电压的+10%、-15%范围内，三相电压（380V）偏差为额定电压的10%范围内，逆变器应能正常工作。对其他输出，则其应在GB/T 12325 中对应的电网电压等级允许的电压偏差范围内正常工作。当逆变器交流输出端电压超出此电压范围时，逆变器应停止向电网供电，同时发出警示信号。在电网电压恢复到允许运行的电压范围时逆变器应能重新启动运行。6) 对电网频率，在额定频率的+0.5Hz，-0.2Hz 范围内，逆变器应正常工作。在电网频率恢复到允许运行的电网频率时逆变器能重新启动运行。7） 逆变器额定功率并网运行时，向电网馈送的直流电流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%或5mA，取二者中较大值。8） 逆变器并网运行时（三相输出），引起接入电网的公共连接点的三相电压不平衡度不超过GB/T 15543规定的限值。9） 当输入电压为额定值并且逆变器满载运行时，在距离设备水平位置1m 处户内型B 级的噪声应不大于65dB，户外型的噪声限制由用户和制造厂协商确定。10） 电磁兼容性应符合现行国家标准电磁兼容性GB/T 17626系列标准中的相关规定。应具有防孤岛效应保护、低电压耐受能力、交流侧短路保护、防反放电保护、极性反接保护、直流过载保护、直流过压保护等电网故障保护功能。11） 与无接地光伏阵列连接之光伏逆变器应在系统启动前应测量组件阵列输入与地之间的直流绝缘阻抗。12） 应具备方阵残余电流检测以及监控保护功能。13） 逆变器应设置本地通讯接口，接口应具有固定能力、抗电磁干扰能力，并易于组成网络。14） 并网逆变器应能根据日照调节具备自动运行、停止和最大功率跟踪控制功能。15） 并网逆变器启动时，输出功率应缓慢增加，输出功率变化率应可调，输出电流无冲击现象。16） 逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于1M。应能承受50Hz的正弦交流电压1min或等效直流电，要保证不击穿，不飞弧，漏电流20mA。17） 并网逆变器的外壳防护应符合现行国家标准外壳防护等级(IP代码)GB 4208规定。户内型应不低于IP20；户外型应不低于IP54。18） 适用于中高压太阳能光伏玻璃幕墙系统的并网逆变器应具有有功限制能力，功率调节过程中不应出现冲击电流。功率因数应能够在0.95（超前）0.95（滞后）范围内连续可调，有特殊要求时，可以与电力部门协商确定。在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电力部门远程设定。4.3.5 直流线路设计应符合下列规定：1 耐压等级应高于光伏玻璃幕墙方阵最大输出电压的1.25倍；2 额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应高于光伏玻璃幕墙方阵的标称短路电流的1.25倍；3 线路电压损失宜控制在2%以内。4.3.6 监控系统设计应符合下列规定：监控系统要求见第8章。4.4 电能存储系统4.4.1 电能存储系统中蓄电池宜选用寿命长、充放电效率高等性能优越的电池。4.4.2 若采用铅酸蓄电池，则性能要求应符合现行国家标准储能用铅酸蓄电池GB 22473中的相关规定。4.4.3 若采用锰酸锂蓄电池，则性能要求应符合现行行业标准锰酸锂蓄电池模块通用要求JB/T 11139中的相关规定。4.4.4 若采用磷酸亚铁锂蓄电池，则性能要求应符合现行行业标准磷酸亚铁锂蓄电池模块通用要求JB/T 11140中的相关规定。4.4.5 若采用其它类型的蓄电池，则其性能要求应不低于设计要求。5 并网设计5.1 一般规定5.1.1 光伏玻璃幕墙系统的并网设计，应符合现行国家和行业标准的相关要求和电力部门的技术要求。5.1.2 光伏玻璃幕墙系统应通过逆变器接入电网。5.1.3 光伏玻璃幕墙系统应在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。5.1.4 接入系统电压等级的选择根据光伏玻璃幕墙系统并网点的装机容量、当地电网的实际情况、电能质量等技术要求选择合适的接入电压等级，一般宜符合表5.1.4的规定。表5.1.4 光伏玻璃幕墙接入电压等级表并网点装机容量电压等级G200kWp0.4kV200kWpG3MWp10kV3MWpG10MWp10kV及以上5.2 并网方式5.2.1 根据光伏玻璃幕墙系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流的并网方式。5.2.2 光伏玻璃幕墙系统的并网操作应通过逆变器自动进行。 5.3 电能质量5.3.1 一般要求光伏玻璃幕墙系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。5.3.2 电压偏差应符合以下规定：光伏玻璃幕墙系统接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足现行国家标准电能质量 供电电压偏差GB/T 12325中的规定，即：35kV 及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。20kV 及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的7%。注：如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。5.3.3 频率光伏玻璃幕墙系统并网时应与电网同步运行。200kWp 及以下光伏玻璃幕墙系统当并网点频率超过49.550.2 Hz 范围时，应在0.2s 内停止向电网线路送电。如果在设备整定时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。200kWp 以上光伏玻璃幕墙系统应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表5.3.3 所示电网频率偏离下运行：表5.3.3 200kWp以上光伏玻璃幕墙系统在电网频率异常时的运行时间要求频率范围运行要求低于48Hz根据光伏系统逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟49.5Hz50.2Hz连续运行50.2Hz50.5Hz每次频率高压50.2Hz时，光伏系统应具备能够连续运行2分钟的能力，但同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定，此时不允许处于停运状态的光伏系统并网高于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏系统并网5.3.4 谐波和波形畸变应符合以下规定：光伏玻璃幕墙系统接入电网后，公共连接点的谐波电压、公共连接点处总的谐波电流分量（方均根）都应满足现行国家标准电能质量 公用电网谐波GB/T 14549第 4 节、第 5 节的规定，其中光伏玻璃幕墙系统向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。5.3.5 功率因数应符合下列规定：1 200kWp 以上光伏玻璃幕墙系统功率因数应能够在0.98（超前）0.98（滞后）范围内连续可调。有特殊要求时，可以与电力部门协商确定。2 200kWp 及以下光伏玻璃幕墙系统输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后）；输出有功功率在20%50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。5.3.6 电压不平衡度应符合以下规定：光伏玻璃幕墙系统接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡应不超过现行国家标准电能质量 三相电压不平衡GB/T 15543-2008中规定的限值。公共连接点的负序电压不平衡度应不超过 2%，短时不得超过 4%；其中由光伏玻璃幕墙系统单独引起的负序电压不平衡度应不超过 1.3，短时不超过 2.6。电压不平衡测量应选择并网逆变器输出功率大于额定功率 50%的时段内进行。5.3.7 电压波动和闪变应符合以下规定：光伏玻璃幕墙系统接入电网后，公共连接点的电压波动和闪变及光伏玻璃幕墙单独引起公共连接点的电压波动和闪变应符合现行国家标准电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326中的第 4 节、第 5 节中的规定。光伏玻璃幕墙系统并网引起的电压变动限值可取小于等于1次/小时。5.3.8 直流分量应符合以下规定：光伏玻璃幕墙系统并网运行时，并网点直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%，对于直接接入0.4kV电压等级电网的光伏玻璃幕墙系统，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%。直流分量测量应选择并网逆变器输出功率大于额定功率50%的时段内进行。5.4 并网保护功能5.4.1 光伏玻璃幕墙系统或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应的并网保护、继电保护功能，保证电网和光伏系统及设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。5.4.2 光伏玻璃幕墙系统的并网保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并与电网的继电保护和安全自动装置相匹配。5.4.3 当电网接口处三相电压的允许偏差超过额定电压的7%，单相电压的允许偏差超过额定电压的7%，10%时，光伏玻璃幕墙系统应停止向电网送电（此要求适合于多相系统中的任何一相）并应能检测到异常电压并做出反应。5.4.4 光伏玻璃幕墙系统并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏玻璃幕墙系统并网后电网接口处的频率偏差允许值超过0.5Hz时，过/欠频率保护应在0.2s内动作，将光伏玻璃幕墙系统与电网断开。5.4.5 当光伏玻璃幕墙系统并网时，应设置至少各一种主动（频率偏高、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等）和被动（电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等）防孤岛效应保护。当并入的电网失压时，应在2s的内动作将该光伏玻璃幕墙系统与电网断开，防止出现孤岛效应。5.4.6 由于超限状态导致光伏玻璃幕墙系统停止向电网送电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min内，光伏玻璃幕墙系统不应向电网送电。5.4.7 光伏玻璃幕墙系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，并网逆变器的过电流应不大于额定电流的150%，并在0.1s内将光伏玻璃幕墙系统与电网断开。5.4.8 在光伏玻璃幕墙系统与电网连接的开关柜中应提供手动和自动的断路开关。对于采用不可逆流的并网方式的光伏玻璃幕墙系统，应设置逆功率保护，当检测到供电变压器次级处的逆流为并网逆变器额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.52s内将光伏玻璃幕墙系统与电网断开。5.5 调度与通信要求5.5.1 光伏玻璃幕墙系统接入电网前，应与电力部门明确调度与通信的要求。5.5.2 光伏玻璃幕墙系统宜配置相应的自动化终端设备，以采集光伏系统装置及并网线路的遥测、遥信数据，并传输至相应的调度主站。5.6 电能计量5.6.1 光伏玻璃幕墙系统接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。计量点原则上设置在产权分界的光伏电站并网点。5.6.2 光伏玻璃幕墙系统应在发电侧和电能计量点分别配置、安装专用电能计量装置，并宜接入自动化终端设备。5.6.3 电能计量装置应符合现行国家标准电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50063和现行行业标准电能计量装置技术管理规程DL/T 448中的相关规定。6 供配电系统设计6.1 一次部分6.1.1 电气主接线设计应符合下列规定：1 母线电压应根据接入电网的要求和装机容量确定；2 太阳能光伏玻璃幕墙系统安装容量小于或等于30MW时宜采用单母线连接；3 太阳能光伏玻璃幕墙系统安装容量大于30MW时宜采用单母线或单母线分段方式连接，当分段时应采用分段断路器；4 当母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时，可在母线分段回路中安装电抗器。母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择；5 各单元发电模块于母线的连接可选用辐射式连接方式、“T”接式连接方式或环网式连接方式，电压不高于10kV的环网连接系统应开环运行。6.1.2 防雷和接地设计应符合下列规定：1 光伏玻璃幕墙系统的直击雷保护宜利用所在建筑物屋顶的避雷针或避雷带来兼顾实现，避雷针或避雷带的布置应考虑光伏玻璃幕墙在保护范围内，还应尽量避免阴影投射到光伏玻璃幕墙上。2 为降低雷电感应过电压，在各级直流汇流箱/配电柜的每路直流输入端装设浪涌保护装置，在10kV及以上母线上装设避雷器。3 光伏玻璃幕墙系统设备接地系统与所在建筑物接地系统共用同一接地网。防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置时，接地装置的接地电阻值按接入设备中要求的最小值确定。6.2 二次部分6.2.1 一般规定1 本章节适用于并网型太阳能光伏玻璃幕墙接入10kV及以下电压等级的电力设备和线路的继电保护、电气测量及控制。离网型太阳能光伏玻璃幕墙依据用电设备性质执行相关规定，当用电设备采用公共电网和离网型太阳能光伏玻璃幕墙两种方式供电时，须设置必要的防止电源并列的隔离、闭锁措施。2 继电保护和供配电设备控制的设计除应符合本规范外，尚应符合现行国家标准电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062、低压配电设计规范GB 50054中的相关规定。电气测量的设计参照现行国家标准电力装置的电气测量仪表装置设计规范GB 50063中的相关规定。3 太阳能光伏玻璃幕墙系统的并网位置、配置容量、与供配电网连接方式的确定应与供配电网络的继电保护协调配合并相适应。4 保护用电流互感器（包括中间电流互感器）的稳态误差不应大于10%。差动保护回路不应与测量仪表合用电流互感器的二次绕组。5 其他保护装置也不宜与测量仪表合用电流互感器的不同二次绕组，若受条件限制需合用电流互感器的二次绕组时，应按下列原则处理：1） 保护装置应设置在仪表之前，以避免校验仪表时影响保护装置的工作。2） 对于电流回路开路可能引起保护装置不正确动作，而又未装设有效的闭锁和监视时，仪表应经中间电流互感器连接，当中间电流互感器二次回路开路时，保护用电流互感器的稳态比误差仍应不大于10%。 6 新建、扩建或改造工程的继电保护装置应采用微机型智能化保护装置。当所在的光伏玻璃幕墙系统设有光伏计算机监控系统时，微机型继电保护装置应设置与光伏计算机监控系统相匹配的通信接口。当所在的建筑物设有建筑设备监控（BA）系统时，微机型继电保护装置宜设置与BA系统的接口。6.2.2 变压器保护设计应符合下列规定：1 电压为10kV、容量为2500kVA及以下的电力变压器保护应符合现行国家标准电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062中的相关规定。2 过电流保护当变压器低压侧有2个及以上分支时，各分支上均应装设过电流保护，带时限动作于本分支断路器跳闸。3 当受变压器位置限制，变压器高压侧的保护动作于各侧断路器跳闸有困难时，可以只动作于高压侧断路器，低压侧可另设低电压保护，带时限动作于低压侧断路器跳闸。4 400kVA及以上的室内干式变压器，均应装设温度保护。400kVA以下及400kVA及以上非室内干式变压器宜装设温度保护。宜选用非电子类膨胀式温控器启动风扇、报警、跳闸，应能在不停电条件下进行检查。需远方读数的干式变压器可另选电子式温显器。6.2.3 故障录波装置应符合下列规定：1 接入10kV及以上电压等级的太阳能光伏玻璃幕墙系统的变电站需要安装故障录波装置，且应记录故障前10s到故障后60s的情况。该记录装置应该包括必要的信息输入量。2 故障录波装置的电流输入应接入电流互感器的保护级线圈，可与后备保护共用一个二次绕组，接在保护的后面。3 故障录波装置应由保护动作信号、电能质量检测装置触发的输出信号起动。故障录波装置应记录起动信号开关量，同时反映故障起动前后和系统振荡时的波形及记录。6.2.4 控制、信号及测量设计应符合下列要求：1 小型光伏玻璃幕墙系统在供配电系统的断路器控制地点宜为就地，大型、中型光伏玻璃幕墙系统在供配电系统的断路器控制地点宜为监控系统或就地。2 下列数据应进入监控系统：开关量：监控涉及的全部开关量，包括与变压器和断路器相关的程控、联锁、报警、动态画面等信号开关量，当采用微机型保护装置时，有关开关量可采用数字通信方式。模拟量：设置在并网点且为5.3中要求的模拟量。脉冲量：电能脉冲量。事件顺序记录：断路器事故跳闸或继电保护动作的开关量。3 应在并网点装设符合电磁兼容第4-30部分 试验和测量技术-电能质量IEC 61000-4-30要求的A类电能质量在线检测装置，其通信方式应能满足电力部门的有关规定。对于大型或中型光伏玻璃幕墙系统，电能质量数据应能远传到电力部门。对于小型光伏玻璃幕墙系统，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力。7 系统布线7.1 一般规定7.1.1 应满足建筑设计的外观、电气性能和安全性、接地保护以及防雷保护的要求。7.1.2 应避免电缆遭受机械外力、过热、腐蚀等危害。7.1.3 满足安全条件的前提下应保证电缆路径最短。7.1.4 应便于敷设、维护。7.1.5 宜避开将要挖掘施工的地方。7.1.6 选择和敷设布线系统时，电缆及其终端或中间接头以及它们的支承（吊架）和外壳，抗外部影响的保护方法应使用现行国家标准低压电气装置 第1部分: 基本原则、一般特性评估和定义GB 16895.1中的基本原理。7.2 电缆选择7.2.1 电缆导体材质、芯数、绝缘类型、绝缘水平、护层类型、金属屏蔽应符合现行国家标准电力工程电缆设计规范GB 50217中的相关规定。7.2.2 电缆导体截面应符合现行国家标准建筑物电气装置 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中的相关规定。7.2.3 电缆的载流量应符合现行国家标准建筑物电气装置 第5部分：电气设备的选择和安装 第523节：布线系统载流量GB/T 16895.15中的相关规定。7.3 电缆布线要求7.3.1 光伏玻璃幕墙布线系统可分为直流子系统、交流子系统和通讯子系统。7.3.2 可采用直埋、电缆沟、电缆线槽、明敷、暗敷等敷设方式，直流电缆汇总处宜采用桥架托护。7.3.3 交流回路中，电缆敷设在铁磁物质外壳中时，应使所有相线导体和中性线导体敷设在同一外壳中。7.3.4 电缆在任何敷设方式及其全部路径条件的上下左右改变部位均应满足电缆允许弯曲半径要求；电缆的允许弯曲半径应符合电缆绝缘及其构造的要求。7.3.5 同一通道内电缆数量较多时，若在同一侧的多层支架上敷设，应按电压等级由高至低、强电至弱电的控制和信号电缆、通讯电缆“由上而下”的顺序排列。7.3.6 同一层支架上的电缆排布，控制和信号电缆可紧靠或多层叠置；对重要的同一回路多根电缆，不宜叠置；电缆相互间宜有1倍电缆外径的空隙。7.3.7 电气装置的进线至设备之间的电压降宜不大于装置额定电压的2%。7.3.8 保证线路与光伏幕墙组件间的绝缘性能。7.3.9 应远离高温和电磁干扰。7.4 通讯接线要求7.4.1 同一布线信道及链路的缆线和连接器件应保持系统等级与阻抗的一致性。7.4.2 通讯布线系统工程的产品及链路、信道等级确定应考虑建筑物的功能、应用网络、系统的需求及发展、现场安装条件等因素。7.4.3 布线区域内宜采用屏蔽布线系统进行保护，屏蔽布线系统采用的电缆、连接器件、跳线、设备电缆都应是屏蔽的，并应保持屏蔽层的连续性。7.5 接口要求7.5.1 直流电缆接口宜采用符合光伏标准及认证的快速插接接头，及相应转换器、连接器、配线器等。7.5.2 通讯线缆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中的相关规定。7.6 管理要求7.6.1 综合布线的每一电缆、配线设备、端接点、接地装置、敷设管线等组成部分均应给定唯一标识符，并设置标签。标识符应采用相同数量的字母和数字等标明。7.6.2 电缆和通讯线两端应标明相同的标识符。7.6.3 配线设备宜采用统一的色标区别各类业务与用途的配线区。7.6.4 所有标签应保持清晰、完整，并满足使用环境要求。7.6.5 综合布线系统相关设施的工作状态信息应包括：设备和线缆的用途、使用系统、系统的拓扑结构、终端组件设备状况、占用设备编号、色标、链路与信道的功能和各项主要指标参数及完好状况、故障记录等，还应包括设备位置和缆线走向等内容。7.6.6 缆线所附标志、标签内容应齐全、清晰，外包装应注明型号和规格。缆线外包装和外护套需完整无损，当外包装损坏严重时，应测试合格后再在工程中使用。8 监控系统要求8.1 一般规定8.1.1 监控系统的供电电源应稳定可靠。8.1.2 监控系统应能监测相关环境参数（如日照辐射强度、环境温度、风速等）、组件温度、发电功率、累计发电量。8.1.3 监控系统应能监测光伏玻璃幕墙系统直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流、频率、电压偏差、频率偏差等电能质量参数。8.1.4 监控系统宜具备根据负载和电网情况自动控制光伏玻璃幕墙系统的功能。8.1.5 应能存储和查询历史运行信息和故障记录。8.1.6 应提供友好的人机操作界面与监测显示界面。8.1.7 应提供接入远程监控的接口。8.2 数据采集装置与显示装置8.2.1 数据采集装置包括环境参数的各类传感器（环境温度传感器、表面温度传感器、风速传感器、风向传感器等）、交直流电能的监测装置以及逆变器内运行数据的检测器件。8.2.2 逆变器自身含传感与检测器件，能监测运行数据信息（如运行状态和参数、内部温度等）。8.2.3 各类传感器应符合相应防护等级的要求。8.2.4 传感器与检测装置须满足一定的测量精度要求。8.2.5 各类传感器和检测装置具有开放的通讯接口，可与计算机或智能模块通信，传感器和检测装置应配备标准通讯接口，必要时增加信号转换与采集器件，实现与计算机或智能模块的数据传输。8.2.6 能提供友好监控界面和显示设备。8.3 控制8.3.1 依据光伏玻璃幕墙系统的运行特性和对电网安全性和稳定性的要求，优化设计控制系统。8.3.2 紧急情况下控制系统应能立刻断开光伏系统与电网的连接。8.3.3 宜具备自动和手动控制的切换功能。8.4 软件与通讯要求8.4.1 监控软件应与操作系统相兼容。8.4.2 运行应用软件时应合理使用系统资源，避免不断消耗系统资源而导致系统死机。8.4.3 采用方便用户使用和维护的数据库，不应因人为或程序原因造成数据的不正当修改。8.4.4 监控系统及软件应具有一定的兼容性；不同传感器和检测装置的通信与数据采集软件应互相兼容，同时与监控系统及软件具有兼容性。8.4.5 监控系统应具有开放的通信协议和标准通讯接口。8.5 系统安全8.5.1 网络安全：监控管理系统与其它信息系统互联时，必须采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施，保证系统网络安全。8.5.2 软件系统安全：应对系统设置用户权限，并建立严格、完善的密码管理，确保系统软件和应用软件操作的安全。系统应具有操作日志，记录所有受控操作发生的时间、对象、操作员、操作参数、操作机器IP地址等信息。8.5.3 系统应有防病毒措施。8.5.4 监控系统电源：应设置一套交流不间断电源，以满足监控系统的需要。9 安全性要求9.1 一般规定9.1.1 光伏玻璃幕墙组件之间通过连接器互连时候应保证连接无漏电。9.1.2 光伏玻璃幕墙组件之间通过汇流器汇流时应保证连接器与汇流器之间的连接无漏电。9.1.3 光伏玻璃幕墙的组串之间汇流时应保证汇流器与汇流器之间的连接无漏电。9.1.4 光伏玻璃幕墙组串与配电设备之间的连接无漏电。9.1.5 光伏玻璃幕墙组件与组串之间应做好电击、雷击防护，并进行正确的接地保护。9.1.6 光伏玻璃幕墙系统的电气设备应做好电击、雷击防护，并进行正确的接地保护。9.1.7 光伏玻璃幕墙系统电缆对地的绝缘电阻应符合表9.1.7的要求：表9.1.7 绝缘电阻最小值系统电压（V）测试电压（V）最小绝缘电阻（M）1202500.56005001100010001为保证测试安全，禁止未经授权的人员进入测试区。在系统电源切断之后才能开始测试或接触任何带电导体。9.1.8 在人员有可能接触或接近光伏玻璃幕墙系统带电设备的位置，应设置明显的防触电警示标识。标识应标明“警告”、“高压危险”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度应符合GB 2894的要求。9.2 系统防雷9.2.1 光伏玻璃幕墙系统的防雷应与建筑物的防雷综合考虑，且应符合现行国家标准建筑物防雷设计规范GB 50057中的相关要求。9.2.2 根据光伏玻璃幕墙所安装建筑的重要性、使用性质、发生雷电的可能性和后果确定系统防雷的类型，并选用相应的防雷方法。9.2.3 电气设备的防雷应符合现行行业标准电子设备防雷技术导则DL/T 381中的相关要求。9.3 系统接地9.3.1 光伏玻