光伏标准系统图集(15D202-4)

1设计依据

1.1 标准规范

《光伏发电站设计规范》GB 50797-2012 

《低压配电设计规范》GB 50054-2011

《廷筑物仿雷设计规范》GB 50057-2010 

《光伏 (PV) 系统电网接口特性》GB/T 20046-2006

《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939-2005 

《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325-2008

《低压熔断器笫6部分太阳能光伏系统保护用熔断体的补充要求》GB/T 13539.6-2013

《建筑物电气装置笫7-712部分特殊装置成场所的要求太阳能光伏(PV)电源供电系统》 GB/T 16895.32-2008 

《民用建筑大阳能光伏系统应用技术规范》JGJ 203-2010

《太阳能光伏玻瑞幕墙电气设计规范》JGJ/T365-2015

《光伏方阵设计要求》IEC/TS 62548-2013

其他相关法律法规及相关规范

1.2 工程概况：

1.3 设计范围：

2 建筑光伏发电系统组成及一般设计要求

2.1 建筑光伏发电系统一般由光伏方阵、光伏汇流设备（包括光伏汇流蒲直流配电柜和直流电缆等）、逆变器、交流配电柜、 储能及控制装置（适用千带有储能装置的系统）、 布线系统及监测系统等设备组成．

2.2 建筑光伏发电系统容量和光伏方阵设计要求

2.2.1 应根据新建建筑或阮有建筑的使用功能、建筑结构形式等因素综合考虑光伏电池特性、发电放率、发电量、电气安全及气候因素等条件下， 确定光伏组件的类型、 规格噜 数量以及安装位置、 安装方式和可供安装的场地面积．

2.2.2 采用固定布置的安装型光伏方阵，其最佳倾角应结合所在地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、 积雪等气候条件进行设计，最佳倾角的选择也与光伏发电系统的商业运营模式以及负载特性相关，一般可采用计算机辅助设计进行组件倾斜角的优化设计．

根据不同商业运营模式，并网光伏发电系统如采用发电量全额上网的方式 ， 即需获得全年最大发电量 ， 组件的安装倾角宜使受烈面上受到的全年辐照量最大 ；如自发自用 ， 则其倾角应使得发电时段和负载特性相匹配．

独立光伏发电系统一般需要配置适当容量的储能装置．系统应在满足系统供电率要求、系统综合造价最低的前提下 ， 确定光伏方阵功率和蓄电池容量的合理搭配，即同时满足可靠性和经济性要求．对于全年均衡性负载独立光伏系统的方阵倾角宜使辐射最小月的方阵受照面上辐照量最大化， 非均衡性负载独立光伏系统的方阵倾角宜侧重考虑使负载用电较大期问的受照面辐照量最大化．

2.2.3 光伏组件的方位角一般宜面向正南 ， 为避免遮挡等特定安装条件，也可在正南土20．内调整设计 ；对千光伏玻璃幕垮等发电系统，若组件安装面积不足 ， 也可将组件布置在东、西方向．

2.2.4 同一方阵内，光伏组件电性能参数宜一致，同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离傲性允许偏差为士3%；有并联关系的各组串何 ， 总开路电压和最大功率点电压的离散性允许偏差为土2%.

2.3 光伏汇流设备设计选型要求

2.3.1 光伏组串的输出应经光伏汇流箱就近汇流，当光伏组串数量较多时 ， 可采用两级或多级汇流，汇流箱所接回路数不能超过设备允许的数量，一般不超过 16路，多个汇流箱的输出宜由直流配电柜进行总汇流后接入逆变器． 2.3.2 光伏汇流箱输出应设置具有隔离功能的开关电器，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毋排．直流配电柜的输出应设置隔离开关成适用于隔离的断路器．

2.3.3 安装位置应便千操作和检修，宜选择室内干燥的场所 ；设置在室外时 ， 应具有防水、防腐、防紫外线措施，且其外壳防护等级不应低于IP54;具有保护和监测功能的光伏汇流箱，其外壳防护等级宜为IP65,

2.4 光伏逆变器配置要求

2.4.1 并网逆变器的总额定功率应根据光伏组件的安装容量确定． 2.4.2 离网逆变器的总额定功率应根据负载功率和性质确定 ， 应满足最大负载条件下设备对电功率的要求，避免过载运行．对于感性负载（如电动机等） ， 窝网逆变器额定容量应结合感性负载启动容量及所占比重等确定． 2.4.3 逆变器的功率和台数与光伏方伴的布置有关．为保证逆变器MPPT功能达到其最佳敖杲，接入逆变导的光伏方阵成光伏组串应具有相同的规格和朝向，不同朝向、不同规格的光伏方阵戎光伏组串应接入不同逆变器或逆变器的不同MPPT输入回路．

2.4.4 逆变器允许的最大直流输入电压和功率应不小于其对应光伏方阵的最高输出电压和最大输出功率．

2.4.5 并网逆变器输出电能质量和并网保护功能应满足相关并网技术要求． 2.4.6 为防止电击危险 ， 大中型光伏系统以及采用正极或负极功能性接地的光伏系统，应采用带隔畜变压器的隔宫型逆变器．

2.5 储能系统及控制器配置荽求

2.5.1 独立系统应配置储能装置并满足向负载提供持续、稳定电能的要求， 并网系统可根据用户需求配置储能装置的容量．

2.5.2 宜选用箭环寿命长、充放电放率高、自放电小等性能优越的储能电池，宜选用大容量单体储能电池 ， 减少并联数 ， 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 ， 其性能应具有一致性。

2.5.3 储能电池的容量应在方阵倾斜面日辐照昼的一定变化范围内能储存满足负载用电所需的电能。蓄电池容量的设计应综合考虑蓄电池设计寿命、 负荷情况、倾斜面辐照的不均衡度、光伏系统功率、系统效率等因素．对于 蓄电池使用温度偏离标准温度较大时，应根括温度适当调整蓄电池设计容量． 2.5.4 储能电池一般采用铅酸电池、磷酸亚铁俚电池等．铅酸电池技术成 熟、价格低 ， 但使用寿命较短．磷酸亚铁俚电池单位价格高 ， 但寿命较长． 2.5.5 储能系统控制器应根据系统功率、电压、方阵回路数、蓄电池组数等确定，其系统电压与蓄电池的电压应一致，最大输入电流应满足光伏方阵的电流 ， 控制器的输出电流应满足负载要求．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，必要时可具备温度补偿、数据采集和通信功能．

2.5.6 独立光伏发电系统应根据容量、种类设置独立的储能电池存放装置及场所成设置蓄电池窒．蓄电池窐应布置在无高温、无湖迡、无扳动、少灰

尘、避免阳光直射的场所．

2.6 光伏发电系统并网要求

2.6.1 应结合电网规划、用电负荷分布和分布式电源规划 ， 按照就近分做接入 ， 就地平衡消纳的原则进行设计．

2.6.2 并网逆变器的输出应经交流配电柜或专用并网低压开关柜并网，不应直接接入电网．光伏系统应在与电网成负载连接的交沈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导．逆变导、交流配电柜与并网总断路器之问不应接入负载，否则将无法有放保护负载及设备．

2.6.3 光伏系统向交流负载或向电网供电的质量应受控，当电能质量出现偏离标准的越限状况 ， 光伏系统应能检测到偏差并将其与电网安全断开． 2.6.4 光伏发电系统应在每个并网点和关口计童点分别设置电能计量装置，并网点位千关口计伎点处时 ， 可仅设置一套关口电能计量装置．

2.6.5 光伏系统应根据当地电力部门的要求，配置相应的通信装置，确定通信方式、传输通递和信息传输．

2.6.6 中型成大型光伏系统宜设置独立控制机房，机房内可设置配电柜、仪表柜、逆变器、监视器及储能电池（偎于带有储能装置系统）等设备． 

2.7布线系统设计要求

2.7.1 交流电缆的选择应桉照电压等级、持续工作电流、短路热稳定性、 允许电压棒以及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OO家标准《电力工程电缆设计规范》 GB 50217的规定．

2.7.2 直流电缆的颜定电压 ， 应大于光伏方阵最高输出电压；曝露在室外的直流电缆应抗紫外线辐射 ， 成敷设在抗紫外线辐射的导管中 ；直流电缆应为阻燃电缆，匪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，对高层建筑以及重要公共场所等防火要求高的建筑物 ， 应采用BYJ型、低卤或无卤的阻燃电缆．

2.7.3 为避免直流电缆因绝缘铁坏而导致绝缘故障，应选用加强绝缘戎双重绝缘电缆． 光伏组件连接电缆应选用经过有关标准认证的光伏专用电缆． 2.7.4 系统额定功率状态下，光伏系统直流侧的线路电压梓应不大千3% ． 2.7.5 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中的规定．信号电缆应采用屏蕨线，室外敷设的信号线缆应采用室外型电缆或采取相应的防紫外辐射和仿水等防护措施．

2.8 监测系统设计要求

2.8.1 大型光伏系统宜设置监浏系统，中小型系统可根据用户需求配置监测系统．监测系统由数据采集系统和数据传输系统组成．监测系统应采用开放 的通信协议和标准通信接口．

2.8.2 监测系统应能监测、记录及保存以下参数：

1) 太阳总辐射、环境温度、湿度、风力、光伏组件温度等环境参数，

2) 直流侧电压、电流和功率等 ，

3) 交流侧的电压、电流、功率、频率和发电量、电能质量等 ；

4) 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．

2.9防雷与接地

2.9.1 建筑一体化光伏系统属于建筑物的一部分，其防雷分类应与建筑物防雷类别一致，其设计应符合国家标准《建筑物防雷设计规范》 GB 50057的相关规定．

2.9.2 新建建筑的光伏系统防雷和接地应与建筑物的仿箭和接地系统统一 设置 ， 接地电阻值应满足各电气系统最小值 ， 在既有建筑增设光伏系统时 ，

应对建筑物原有陟雷和接地设计进行验证，不满足设计要求时应进行改造． 2.9.3 光伏系统应采取直击雷防护措施，可利用光伏组件的金属边框作为接闪器，充分利用建筑物内部钢筋和组件金属支撑结构等作为自然引下线， 利用建筑物基础钢筋作为自然接地体，系统支撑结构应和接地装置多点连接． 2.9.4 光伏系统应采取雷击电磁脉冲防护措施，综合运用防雷等电位连接、屏蔽、合理布线和设置电涌保护器等措施 ， 防止闪电电涌侵入和闪电感应对 光伏电气系统和电子信息系统造成损窖．

2.9.5 光伏系统交流配电接地型式应与所在建筑配电系统接地型式相一致.

3 建筑光伏电气系统的施工和安装

3.1 廷筑光伏电气系统的施工应符合现行国家标准《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的规定。

3.2 光伏组件安装

3.2.1 光伏组件在建筑表面上的安装做法可参见国家标准图集1OJ908-5 《建筑太阳能光伏系统设计与安装》和相关专业的要求．

3.2.2 光伏组件进行组串连接后应对光伏组串的开路电压和短路电流进行 测试．

3.2.3 为保证人身安全，严禁在雨中进行组串的连线工作， 在组件安装过程中禁止触摸组件的金属带电部位．

3.3 汇流箱安装

沁1 汇沈箱安装前应检查箱内元件及连线是否玻损和松动，为保证后续 安装和接线安全，应断开箱内全部开关和熔断器．

3.3.2 汇流箱安装垂直偏差应小于1.5mm, 支架和固定螺栓应为防锈件． 3.3.3 为防止安装过程中组串直流电压进入汇流箱以及其他组串的电流经逆变器逆流到汇流箱，汇流箱内光伏组串的电缆在接引前，应确认光伏组件

侧和逆变县侧均有明显断开点．

3.4 逆交装置安装

3.4.1 逆变器安装前应检查安装场所条件、预捏件及预留孔位置和尺寸等是否符合设计要求，运输及就位的机具应准备就绪 ， 并满足荷载条件．

3.4.2 采用型钢基甜安装的逆变生型钢基础顶部宜高出抹平地面10mm, 并应可靠接地．

3.4.3 采用壁挂安装的逆变县 ， 墙体必须具备承重能力和捞火性能． 3.4.4 逆变县交、直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性． 3.4.5 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有朋显断开点 ， 以儒宫汇 流箱侧直流电压．

3.4.6 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔涧及电缆管口应做防火封堵． 3.4.7 逆变县的安装使用环境应满足对通风、湿度、屏蕨、电磁干扰等的要求．

3.5 电气设备安装

3.5.1 1征电导的安装应符合现行目家标准《电气装置安装工程低压电器拖工及验收规范》 GB 50254的相关规定．

3.5.2 带储能装置的光伏系统 ， 其储能蓄电池的安装应符合现行目家标准 《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》 GB 50172的相关规定． 蓄电池的上方和周围不得堆放杂物 ， 并应保障蓄电池的正常通风，防止蓄电池两极短路．室内陆面荷载应满足蓄电池组安装承载要求．

3.6 电气二次系统安装

3.6.1 二次设备濬推柜安装除应符合现行目家标准《电气装置安装工程盘书柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171的相关规定外，还应符合设计要求．

3.6.2 配电系统通信、计量等装置以及光伏发电系统的气象及环境检测仪、 光伏实时监控与显示和数据远传系统等特殊设备的安装应符合设计和产品的技术要求．

3.7 管线敷设

3.7.1 电缆线路的施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GB 50168的相关规定．

3.7.2 布线系统应安全、除蕨、集中布置 ， 外观应整齐 ， 易于安装维护． 3.7.3 新建建筑应预留光伏发电系统的电缆通追并宜与建筑本身的电缆通递综合设计．阰有建筑培设光伏发电系统时，光伏系统电缆通逆应满足建筑结构和电气安全 ， 梯架、托盘及槽盒等电缆通递宜单独设置．

3.7.4 直流电缆可通过槽盒、导管、光伏构件的横梁、立柱戎副框等的开口型腔布线，型腔应通过扣差扣接密封．当支承结构不具备内部布线型腔时 ，可在支承结构上另外设置金属槽盒或金属导管布线．

3.7.5 金属槽盒、金属导符以及光伏构件的模梁、立柱、副框的布线型腔内电缆的截面利用率不宜超过40% ，接线盒及支架等附件应满足相应标准． 3.7.6 控制电缆与通信线缆线路不应敷设在易受机拔损伤、有腐蚀性介质排放、湖涅及有强磁场和强静电场干扰的区域 ， 必要时可用金属导管屏蕨． 其敷设路径宜避免与电力电缆平行布线．

3.7.7 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，以区别于其他电缆．电缆上无明显直流标识的 ， 宜额外件加标签， 当电缆布置在导管戎槽盒中时 ， 标签应附着在导管或槽盒的外表面上．

3.7.8 直流电缆未经导管进出光伏汇流设备时，应采用捞水端子等方式连接 ， 以防止电缆在内部断开并应保持设备的外壳仿护等级．

3.7.9 为降低感应过电压，直流电缆正负极采用单独导体时，宜靠近敷设．

3.8 柿官与接地系统安装

3.8.1 建筑一体化光伏系统防雷与接地的施工和安装应符合现行国家标准 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》 GB 50169和《建筑物仿冒工程施工与质量验收规范》 GB 50601的相关规定．

3.8.2 接闪装置应避免遮挡光伏组件．对需要接地的光伏设备，应保持接地的连续性和可靠性．当任一光伏组件披移除时 ， 不应影响其他组件及其金属支承结构的接地 ；接闪杆与接闪带应直接相连 ， 不应接至方阵支架再与接 闪带连接．

3.8.3 接地电阻实浏值应符合设计要求 ， 不满足时应补打接地极． 3.8.4 配电箱（柜）、汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好，金属箱门应用棵铜软导线与金屙框架或接地端子可靠连接．

4 其他要求

4.1 安装在建筑屋面、阳台 、 墙面、窗面或其他部位的光伏组件，应满足承载、保温、隔热、仿水及陟护要求，并应保持和廷筑外观的统一．

4.2 在既有建筑上增设成改造的光伏系统，应对建筑结构安全、建筑电气安全等方面进行复核和校验．

4.3 处筑设计应考虑地震、凤荷载、雪荷载、冰雹等自然玻坏因素 ， 还应为光伏系统的安装． 日常维护、 保养等提供必要的条件．

4.4 建筑光伏系统设计应符合建筑设计膀火要求，线览及穿线管在穿越防 火分区、楼板、墙体的洞口等处应进行防火封堵 ， 并应选用无机防火堵料． 4.5 在人员有可能接触或接近光伏系统带电设备的位置，如逆变器和专用低压开关柜等处，应标明 ”警告”、“双电瀑 ”等提示性文字和符号．

4.6 光伏系统的电磁菜容应符合国家标准《电磁兼容“GB/T 17626的规定，所采用电气设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准．

5 光伏发电监测系统要求

光伏发电监测系统可根据系统规模和用户需求选择是否配置，大型光伏系 宜设置监测系统．光伏监测系统宜具备下列功能：

1.1 存储和查询历史运行信息和故障记录 ；

1.2 友好的人机操作界面与监测显示界面，

1.3如设置倍能系统 ， 还应与储能系统的电池管理系统相集成 ；

1.4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．

2）光伏监测系统由数据采集系统和数据传输系统组成．数据采集系统一般包括数据采集器、环坑监测设备和光伏系统电参数监测设备等．数据传输系统Jll 于监测装置与数据采集各之问、数据采集器与数据中心之间的数据传输．系统狂监测软件实时采集光伏系统的相关信息，包括光伏系统的电流．电压、功率、发电量以及相关的气象环境参数等数据．

3）数据采集装置

每个光伏发电系统应至少设置一个数据采集器 ， 应支持标准的通信协议与接口 ；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 伏系统的故障定位和诊断，一个数据采集模块的多路模拟量输入信号之问电压差不得大于24V.

4)环境监测设备

应至少包括一个太阳总辐射传房帣、 一个环境温度传感县、一个光伏组件温度传感器．当有多种类型的光伏组件时，每种类型的光伏组件都应设置一个温度 传感帣．

5)光伏系统电参数监测设备应能测位包括直流侧和交流仿的电压、电流、功率、发电量和电能质量等电气参数 ， 以及与断路器、电涌保护器等相关的程控、 报警等信号开关量．直流侧电参数至少应采集到每台汇流蒲输出（若无汇流猜则须采集到每个组串）的相关数据．交流侧参数可以采集使用逆变县的相关数据．光伏系统并网点应设置电量浏量设备和电能质量监测设备，用千测量总发电量和电能质量相关数据， 电舱质量检测装置的配置应符合当地电力部门的要求．

6)光伏发电监测系统一般采用分层分布式设计 ，包括监测层和现场层．监测层设备包含监测计算机、打印机和不问断电说等．现场设备包括光伏逆变器、 汇流箱 、直流配电柜、交流配电柜、电能计量装置、环境监浏装置等．如系统 设有储能装置，还可包括储能电池管理系统的相关设备．

7)光伏监测系统应采用开放的通信协议和标准通信接口 ，一般具有RS-485标准串行通信接口 ,采用MODBUS标准开放协议，支持RTU和TCP传输模式.

8)监测系统应配置可以查看光伏系统信息的昆示装置．数据显示功能应提供历史数据查询、生成报表等功能 ， 供用户查询。

9)为保证系统在断电时的数据完整和安全运行，宜配置UPS提供不问断电汲 ，且满足至少2h的用电需求。

10)布线要求

传输系统的信号线应采用屏蔽线，尽量避免与强信号电缆平行布线，线路不应敷设在易受机械损伤、有腐蚀性介质排放、潮混以及有钱磁场和投静电场干扰的区域，必要时使用钢导管屏截。

11)电磁兼容

光伏系统监测设备应符合目家和行业的电磁兼容相关标准要求。