1、1联合发布 DB21 辽 宁 省 地 方 标 准 DB21/T17922010J115882010 太阳能光伏与建筑一体化技术规程 Building integrated photovoltaic technical specification 20100224 发布 20100324 实施 辽宁省住房和城乡建设厅 辽宁省质量技术监督局 2 辽 宁 省 地 方 标 准 太阳能光伏与建筑一体化技术规程 Building integrated photovoltaic technical specification DB21/T17922010J115882010 主编单位：辽宁省建筑节能环保协会
2、 辽宁太阳能研究应用有限公司 批准部门：辽宁省住房和城乡建设厅 实施日期：2010年03月24日 中国 沈阳 3 辽宁省住房和城乡建设厅文件 辽建发【2010】10号 关于发布辽宁省地方标准 太阳能光伏与建筑一体化技术规程的通知 各市建委、有关单位：由辽宁省建筑节能环保协会和辽宁太阳能研究应用有限公司会同有关单位编制的太阳能光伏与建筑一体化技术规程，业经审定，批准为辽宁省地方标准，编号为DB21/T17922010，现予以发布，自2010年3月24日起施行。本规程由辽宁省住房和城乡建设厅负责管理，辽宁省建筑节能环保协会和辽宁太阳能研究应用有限公司负责解释。辽宁省住房和城乡建设厅 二O一O年三月
3、九日 4前 言 太阳能光伏与建筑一体化技术规程是根据关于印发的通知（辽建【2009】95号）的要求，在深入调查研究国内外太阳能光伏与建筑一体化技术的应用情况和全省地理、气象参数的基础上，认真总结了多年来国内外太阳能光伏与建筑一体化技术应用推广和工程实践经验，参考了国内外相关标准、技术文献及有关专家意见编制而成。本规程共有7章，主要内容有：1 总则，2 术语，3 光伏系统设备和部件，4 电气技术及系统设计，5 建筑设计与结构设计，6 安装施工，7 工程验收，附录A 辽宁主要地点的太阳能辐射数据，附录B 光伏系统维护和保养，附录C 太阳能全玻组件检验指标。本规程由辽宁省住房和城乡建设厅负责管理，辽
4、宁省建筑节能环保协会负责具体技术内容的解释。本规程在执行过程中如有需要修改与补充的建议，请将有关资料寄送到辽宁省建筑节能环保协会（地址：沈阳市和平区太原北街2号综合办公楼C座0111房间；邮编：110001）或辽宁太阳能研究应用有限公司（地址：沈阳市道义开发区沈北路67号；邮编：110034），以供修订时参考。主编单位：辽宁省建筑节能环保协会 辽宁太阳能研究应用有限公司 5 参编单位：沈阳工程学院 辽宁省太阳能协会 沈阳建筑大学 沈阳建筑设计研究院 辽宁省建筑设计研究院 沈阳远大铝业工程有限公司 沈阳智新科技电子有限公司 内蒙古建磊能源技术开发有限责任公司 抚顺尼耐特环保科技有限公司 盘锦嘉星
5、太阳能科技有限公司 主 编：鞠振河 参编人员：李实 田春宁 丛子军 张岩 曹辉 黄庆东 郑洪 田英涛 时方晓 宋怀亮 孙凯 冯建秀 马勇 杨文革 郭凤元 李潇潇 马迎秋 曲博 冯欣 姜璐 朱晓萍 高微 冯欣 刘成金 姚景义 李朝海 王帅杰 吴云涛 杨璐 马东明 张思铭 审查人员：郭晓岩 薛钰芝 闻立时 刘振河 张海霞 周占环 伦淑娴 6目 录 1 总则.12 术语.23 光伏系统设备和部件.53.1 一般规定.53.2 太阳能电池阵列及功率调节器.53.3 直流侧设备和部件.73.4 交流侧设备.83.5 蓄电池.83.6 防雷措施及元件选择.94 电气技术及系统设计.114.1 一般规定.1
6、14.2 功率调节器的选择.114.3 并网保护装置的选择.114.4 电气系统连接的设计.124.5 导线及电缆.134.6 蓄电池选择.134.7 电气设备.134.8 防雷、防静电及接地系统.134.9 光伏系统设计基本原则.144.10 光伏并网系统接入.165 建筑设计与结构设计.185.1 一般规定.185.2 建筑设计.185.3 结构设计.216 安装施工.236.1 一般规定.236.2 安装施工准备.246.3 施工安全措施.246.4 建筑直接放置型光伏构件安装.256.5 建材型光伏构件安装.266.6 布线.266.7 电气设备安装.276.8 系统调试.287 工程
7、验收.297.1 一般规定.297.2 分项工程验收.297.3 竣工验收.30附录 A 辽宁主要地点的太阳能辐射数据.31附录 B 光伏系统维护和保养.43附录 C 太阳能全玻组件检验指标.46本规程用词说明.48引用标准目录.49条文说明.507 Table content 1 Principle 1 2 Glossary 2 3 Devices and components 5 3.1 General regulation 5 3.2 Solar array and power regulator 5 3.3 The devices and components in DC part 7
8、 3.4 The devices and components in AC part 8 3.5 Battery 8 3.6 Lightning protection measure and elements selection 9 4 Electrical technique and system design 11 4.1 General regulation 11 4.2 The selection of power regulator 11 4.3 The selection of grid protection equipment 11 4.4 The design of groun
9、ding in electrical system 12 4.5 Wire and cable 13 4.6 The choice of battery 13 4.7 Electrical device 13 4.8 Lightning protection,anti-electrostatic and grounding system 13 4.9 The basic principle of PV system design 14 4.10 The system grid connectting 15 5 Architecture and structure design 18 5.1 T
10、he general regulation 18 5.2 The architecture regulation 18 5.3 The structure regulation 21 6 Installation and Operation 23 6.1 General rule 23 6.2 The preparation of installation and operation 24 6.3 The solution of project safety24 6.4 The integration of ordinary PV units in architecture 25 6.5 Th
11、e new PV architecture component in BIPV 26 6.6 Wiring 26 6.7 The electric devices installation 28 6.8 The system test 29 7 Acceptance of the project 29 7.1 General rule 29 7.2 The acceptance in portion 29 7.3 Final acceptance 30 Appendix A Solar radiation data of the main place in Liaoning province
12、31 Appendix B Maintenance 43 Appendix C The regulation of solar glass integrated units exam index 46 The explanation of professional word used in the specification 48 Reference 49 Descriptive provision 50 11 总则 1.0.1 为规范太阳能光伏与建筑一体化技术在建筑中的推广应用，促进太阳能光伏系统与建筑的结合，制定本规程。1.0.2 太阳能光伏与建筑一体化工程设计应遵循安全可靠、环保节能、造
13、型美观、结构轻巧稳定、拆换维修方便及经济性等六项原则。1.0.3 本规程适用于新建、改建和扩建的建筑用光伏系统工程，以及在既有建筑上安装或改造的光伏系统工程的设计、安装、验收和运行维护。1.0.4 新建、改建和扩建的建筑光伏系统设计应纳入建筑工程设计，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同时投入使用。1.0.5 在既有建筑上改造或安装光伏系统应按照建筑工程审批程序进行专项工程的设计、施工和验收。1.0.6 建筑光伏系统设计除应符合本规程外，还应符合国家、行业和地方现行有关标准的规定。22 术语 2.0.1 太阳能光伏系统 solar photovoltaic(PV)system
14、利用太阳能电池的光生伏打效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，简称光伏系统。2.0.2 独立光伏系统 stand-alone PV system 没有与电力系统配电线并网，由光伏电池组件、储能蓄电池、控制器组成的光伏系统。2.0.3 光伏并网系统 grid-connected PV system 太阳能电池阵列产生直流电力，通过功率调节器转换为交流电后经并网逆变器直接与电力系统进行并网连接的系统，可采用非逆潮流或逆潮流的两种系统发供电方式。2.0.4 光伏与建筑一体化 building integrated photovoltaic(BIPV)通过专门设计，与建筑良好结合的光伏系统。2.0
15、.5 光伏阵列 PV array 由若干个光伏构件、光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起由固定的支撑结构构成的直流发电单元。2.0.6 光伏发电系统 PV power generation system 由光伏阵列、功率调节器、线缆、接线箱及计量装置等构成。2.0.7 光伏建材 PV building materials 将太阳能电池与建筑材料复合在一起成为不可分割的建筑材料。2.0.8 光伏构件 PV construction module 具备光伏发电功能的建筑构件。2.0.9 建筑直接放置型光伏构件 integration of ordinary PV units in archi
16、tecture 在建筑物上先安装支架后安装太阳能电池组件所组成的光伏构件。2.0.10 建筑建材型光伏组件 PV architecture component in BIPV 用来代替原来的建筑材料，本身具有光伏发电功能并作为一种建筑材料直接使用在建筑中的光伏组件。2.0.11 光伏电池 PV cell 3将太阳辐射能直接转换成电能的一种器件，也称太阳能电池（solar cell）。2.0.12 光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的，最小不可分割的太阳能电池组合装置，也称太阳能电池组件（solar cell module）。2.0.13 光伏接线箱 PV
17、 connecting box 保证光伏组件有序连接实现汇流的接线装置。2.0.14 并网逆变器 grid-connected inverter 将来自太阳能电池阵列的直流电流变换为符合电网要求的交流电流的装置。2.0.15 孤岛效应 islanding effect 电网失压时，并网光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。2.0.16 电网保护装置 grid protection device 监测光伏系统并网的运行状态，在技术指标越限情况下将光伏系统与电网安全解列的装置。2.0.17 非逆潮流光伏并网系统 PV grid-connected system with un-a
18、gainst power flow 不允许与电力系统并网运行，并通过上级变压器向主电网馈电的光伏系统。2.0.18 逆潮流光伏并网系统 PV grid-connected system with against power flow 允许与电力系统并网运行，并通过上级变压器向主电网馈电的光伏系统。2.0.19 功率调节器 power conditioner 在光伏系统中用于把电功率转换为适合于后续负载使用的电气设备。2.0.20 最大功率跟踪法 maximum power tracking method 使太阳能电池始终运行在或接近于最大功率点的控制方法。2.0.21 实时寿命试验 real-
19、time exposure testing 用与使用条件非常接近的条件对光伏与建筑一体化相关设备、部件及其组成材料等作实际寿命考察的测试方法。2.0.22 加速寿命试验 accelerated exposure testing 对太阳能光伏与建筑一体化相关设备、部件及其组成材料所作的一种方法试4验，这种寿命试验采用强应力条件的方法来缩短试验所需的时间。2.0.23 太阳能电池阵列的发电效率 efficiency of solar array 标准状态下，太阳能电池阵列输出功率占其阵列几何面积上吸收太阳能辐照量的百分数。53 光伏系统设备和部件 3.1 一般规定 3.1.1 光伏系统主要设备由太
20、阳能电池阵列及功率调节器组成。3.1.2 光伏与建筑一体化安装形式及表述符号 1 采用普通太阳能电池组件，安装在倾斜屋顶原来的建筑材料上；2 用特殊的太阳能电池组件，作为建筑材料安装在倾斜屋顶上；3 采用普通太阳能电池组件，安装在平屋顶原来的建筑材料上；4 采用特殊太阳能电池组件，作为建筑材料安装在平屋顶上；5 采用普通太阳能电池组件，作为幕墙安装在外立面上；6 采用特殊太阳能电池组件，作为建筑幕墙安装在外立面上；7 采用特殊太阳能电池组件，作为天窗材料安装在采光顶上；8 采用普通或特殊太阳能电池组件，作为遮阳板安装在建筑上。3.1.3 光伏构件宜安装在屋顶坡度大于1:4的斜面屋顶上。3.2
21、太阳能电池阵列及功率调节器 3.2.1 建筑直接放置型光伏构件 1 前罩，宜采用 90%以上透光率且具有高抗冲击力的 3mm 厚的经过热处理无色透明的玻璃。降雹实验宜用质量 227g 2g、直径 38mm 的钢球从 1m 高处自由落下，对前罩玻璃进行降雹实验，应无任何损伤；2 框架，建筑一体化太阳能电池组件框架宜采用经过耐酸，耐腐蚀处理的框架材料，肋条安装在内侧。建筑用太阳能电池组件宜和固定金属件对接，相邻的太阳能电池组件宜能够重叠放置；3 安装孔，太阳能电池组件两长边框架宜各设置 34 个6.09.7mm 的安装孔。3.2.2 建筑一体化太阳能电池构件 1 住宅用建材屋顶一体化电池组件 按安
22、装方式分为：可更换平板嵌板方式、屋顶嵌板方式及隔热嵌板方式。1）可更换平板嵌板方式：背面宜采用金属板的耐火结构或具有金属板同等6性能的复合材料；2）屋顶嵌板方式：将多个太阳能电池瓦和屋顶材料集成单元化；3）隔热嵌板方式：屋顶材料、隔热屋顶材料及太阳能电池实现一体化。2 光伏与建筑一体化太阳能电池组件 1）宜采用梯形电池组件，满足多个坡屋顶的全部辐射；2）光伏与建筑一体化太阳能电池组件与建筑之间宜留有一定量的空气层，设有通风部位，防止结露和温度上升；3）电池组件四周应设置防止雪滑落的标准装置；4）电池组件应根据屋顶尺寸设计，应满足局部更换方便的技术要求；5）大型屋顶光伏系统，宜采用多个太阳能电池
23、瓦和屋顶材料完全一体化的高耐久性屋顶电池组件集成单元化技术，按照相关规则嵌入式组装成大型屋顶光伏系统。3 高层光伏与建筑一体化电池组件 1）宜采用光伏玻璃幕墙代替高层玻璃幕墙、光伏金属幕墙代替高层金属幕墙、柔性光伏组件代替屋面材料，具有普通幕墙及屋顶相同的安装特点；2）太阳能电池宜与不同的玻璃结合制成各种用途的玻璃幕墙和天窗，形成隔热玻璃组件、防紫外线玻璃组件、防盗或防弹玻璃组件、防火组件等；3）正面宜用无色透明平板增强型玻璃，背板宜采用挤压铝型材保护的幕墙或电池组件；4）在隐蔽墙、栏杆等处宜实现垂直方向安装；5）高层光伏与建材一体化电池组件宜选用高耐候性、高强度、轻型大面积建筑一体化组件；6
24、）高层光伏与建材一体化电池组件，宜采用新型建材与光伏电池一体化玻璃材料，具有采光功能、发电功能及节能功能；7）有凸窗棂的建筑，应采用适当厚度的窗棂，使光伏组件发电不受阴影影响；8）太阳能电池作为外立面的幕墙或采光顶，宜采用具有防反光的多晶硅太阳能电池组件或采用安装在人的视角之内的采光顶；9）本身不透光的晶体硅太阳能电池，宜采双层玻璃封装的电池组件，通过7调整电池片之间的空隙来控制透光量。3.2.3 功率调节器 1 应具有根据天气变化自动运行、停止及最大功率跟踪控制功能；2 逆变器控制方式宜选用电压型电流控制方式，输出基波功率因数不得小于95%，电流各次谐波不得超过3%，综合不得超过5%；3 当
25、系统和功率调节器出现异常时应具备使逆变器停止工作或与系统安全分离的功能；4 应具有孤岛运行防止功能及自动电压调整功能。孤岛运行防止功能宜选用内置被动式或主动式检测方式；5 被动式检测时间不宜超过0.5s，保持时间范围宜为510s，主动式检测时间宜为0.51s；6 高频绝缘及无变压器绝缘方式的功率调节器，其输出电流的叠加直流分量不得高于额定交流电流的1%，应具备可设置的抑制直流分量控制功能；7 无变压器方式的功率调节器内部应具有直流接地自动检测功能，检测电流宜为100mA。3.3 直流侧设备和部件 3.3.1 旁路元件的安装和设置应符合下列要求：1 构成太阳能阵列的每一个太阳能电池组件应安装旁路
26、元件，旁路元件宜使用二极管；2 二极管应安装在太阳能电池组件里面的端子箱输出端子正负极之间。多个串联连接的每一个太阳能电池组件应用同样的方法连接旁路元件；3 旁路元件应满足其反方向电压为被保护的组件串的最大标称输出电压的1.5倍以上，具备充分分流组件串的短路电流功能；4 旁路二极管的额定电流选择应具有1.2倍安全余量。3.3.2 防止逆流元件安装和设置应符合下列要求：1 防止逆流元件应具有防止太阳能电池回路和蓄电池产生的电流流进太阳能电池组件的功能；2 防止逆流元件宜采用安装在接线箱内或太阳能电池组件端子箱内的专用防反充二极管；83 防止逆流元件应保证回路中的最大电流安全通过，能够耐受最大反方
27、向电压的冲击；4 安装场所温度升高余量选择原则与旁路元件相同。3.3.3 太阳能电池阵列侧开关设置应符合下列要求：1 太阳能电池阵列维护、检测及部分组件发生异常时，从回路中把异常组件或组件串切断；2 太阳能电池阵列侧的开关容量应能切断太阳能电池的最大直流电流，通常为标准太阳能电池阵列的短路电流；3 在没有安装太阳能电池阵列侧开关的场合，宜采用没有断路能力的接线端子完成组件及阵列的连接与汇流功能，操作时必须先断开相关回路中的主开关，再进行端子的操作。3.3.4 主开关应安装在太阳能阵列的输出汇流装置与功率调节器之间的回路中。3.3.5 端子排应具有对组件串方便地实现汇流和分流功能，并安装在接线箱
28、内。3.3.6 直流侧汇流箱应将端子排、直流侧开关、防止逆流元件及避雷元件等集成在其内。3.3.7 直流侧汇流箱内宜配有电流监控装置，对每路电池串列进行电流监控。3.4 交流侧设备 3.4.1 交流侧设备应包含配电盘和逆潮流电度表。3.4.2 配电盘内应包含将功率调节器（或控制器）的输出端和系统连接的断路器。3.4.3 在逆潮流并网系统中应安装逆潮流电度表，并具有测量逆潮流电能、自动折算出电费的功能。3.5 蓄电池 3.5.1 光伏与建筑一体化系统中的大型储能系统宜采用全钒液流蓄电池组作为太阳能系统专用蓄电池，对于小型及住宅用光伏储能系统宜采用密封阀控免维护铅酸蓄电池组。3.5.2 光伏并网系
29、统用蓄电池应包括下列类型：1 防灾应对型：在光伏并网系统中，因灾害等停电时逆变器被切换到独立运行方式并向特定的防灾应对负载供给电力；2 负荷平均化应对型：在负载达到峰值时，将太阳能光伏输出和蓄电池输出9同时经过逆变器以抑制受电电力的增大；3 系统稳定应对型：太阳能电池与蓄电池并联运行，在天气和负载突然变化时蓄电池放电，在太阳能电池输出增大时给蓄电池充电，提高系统的电压稳定性；4 蓄电池容量可按下列公式计算：LIKCt （3.5.2）式中：C25OC下额定放电率换算容量（蓄电池容量）（Ah）；Kt 根据放电时间、蓄电池温度，允许最低电压决定的容量换算时间（h）；I 平均放电电流（A）；L衰减率，
30、又称蓄电池寿命末期的容量减少率，通常取0.8。3.5.3 独立电源系统用蓄电池 1 期望寿命取决于放电深度、放电次数和使用温度；2 蓄电池容量可按下列公式计算：DODNULDECbfd （3.5.3）式中：C蓄电池容量（Ah）；dE 负载一天累计的电能需求(Wh)；fD 无日照天数（d）；L蓄电池容量衰减率；bU 单体蓄电池标称电压（V）；N单体蓄电池个数；DOD蓄电池放电深度（%）。3 具体技术要求应符合辽宁省地方标准太阳能光伏照明技术规程 DB21/T 1685的有关规定。3.6 防雷措施及元件选择 3.6.1 电涌防护措施 1 在光伏阵列的主回路内，宜分散安装避雷元件或将避雷针安装在接线
31、箱内；102 宜在交流侧配电盘中安装避雷元件对沿低压配电线侵入的雷电浪涌进行防护；3 雷雨多发区域，宜在交流电源侧安装防雷变压器。3.6.2 避雷元件的选择 1 接线箱内安装使用的避雷器额定电压应选择大于且接近于安装端子间的最大电压；2 配电盘内安装使用的避雷器额定电压应选择符合厂商提供的相应电压值；3 避雷器电流为1000A（8/20s）时，控制电压宜选择2000V以下，且接地线尽量短；4 避雷器放电电流最低值宜选择为4000A以上。3.6.3 防雷变压器的选择 1 在避雷器与浪涌吸收器不起保护作用的地区，宜在功率调节器的交流侧安装防雷变压器；2 防雷变压器一次侧和二次侧的电压及容量应满足防
32、雷要求；3 防雷变压器一次侧和二次侧应安装屏蔽板。114 电气技术及系统设计 4.1 一般规定 4.1.1 光伏并网系统设计应严格按国家现行标准光伏系统并网技术要求GB/T19939 的要求执行。1 光伏高压并网系统必须安装过电压继电器 OVR、欠电压继电器 UVR、过频率继电器 OFR、欠频率继电器 UFR；2 高压并网，应在高压侧安装接地过电压继电器 OVGR；3 10kW 以下小型或民用光伏并网系统，宜选用区域内低压线并网逆变装置进行并网发电，不管有无逆潮流功能，均可省略接地过电压继电器；4 当光伏并网发电设备的输出容量与受电电力容量相比小于 5%，且功率调节器具有高速孤岛检测及防止孤岛
33、现象发生的保护功能时，可省略接地过电压继电器。4.1.2 光伏系统可采用联网式本地负载供电技术，借助于光伏系统非并网联网稳压技术将太阳能电力直接供电给本地负载。4.1.3 光伏系统输配电和控制用线缆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。4.1.4 光伏组件或阵列连接电缆及其输出总电缆应符合国家现行标准光伏（PV）组件安全鉴定第一部分：结构要求GB/T20047.1 的相关规定。4.1.5 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标识。4.1.6 光伏系统应满足国家关于电压偏差、闪变、频率偏差、相位、谐波、三相平衡度和功率因数等电能质量指标的要求。4.2
34、功率调节器的选择 4.2.1 功率调节器的电压等级和电气工作方式必须与并网系统侧保持一致。4.2.2 功率调节器的容量宜等于太阳能电池阵列容量。当太阳能电池被垂直或东西向与建筑相结合安装时，功率调节器也可小于太阳能电池阵列容量。4.2.3 附带蓄电池的光伏系统，宜采用直流共通的方式，在直流回路上连接蓄电池，具有独立光伏系统充放电控制器选择应符合辽宁省地方标准太阳能光伏照明技术规程DB21/T 1685 的相关规定。4.3 并网保护装置的选择 124.3.1 在高压受电设备内应安装 OVGR。4.3.2 应安装检测零相电压的检测器 ZPD。4.3.3 应预留 ZPD 安装空间及考虑考虑调节器与受
35、电设备之间的配线途径。4.4 电气系统连接的设计 4.4.1 太阳能电池组件之间、组件与接线箱之间的配线宜符合下列规定：1 组件宜选用带有标准的引线连接器实现组件之间的连接；2 接线板的布线宜选用 2.5mm及以上、耐压 600V 交联聚乙烯电缆。4.4.2 接线箱和功率调节器之间的配线应符合下列规定：1 接线箱中应汇集所有的电池组件输出线；2 接线箱中的输出干线容量应满足输送全部容量的要求；3 主回路导线电压降不宜超过额定电压的 2%；4 直流侧的总额定电流等于太阳能电池阵列总峰值功率与调节器的直流输入电压的比值，根据接线箱到功率调节器之间距离和该电流值及主回路导线允许电压降，确定该段配线的
36、合理线径。4.4.3 功率调节器至并网断路器开关之间的配线应符合下列规定：1 电压降宜控制在额定电压的 2%以内，连接线宜选用交联聚乙烯电缆；2 根据接线长度和允许的压降，选择线径；3 交流侧额定线电流，可按照下列公式计算：UPIm3 （4.4.3）式中：I交流侧额定线电流有效值（A）；Pm太阳能电池阵列总峰值功率（W）；U交流侧线电压有效值(V)。4.4.4 接地技术 1 太阳能电池外框、支架、接线箱、功率调节器外壳接地施工必须按照相关标准执行。1）电压等级 300V 以下外壳接地施工电阻小于等于 100；2）超过 300V 的外壳接地施工电阻小于等于 10 ；3）低压电路中安装 0.5s
37、内自动切断接地故障电路的装置时，上述两种电13压等级设备接地施工电阻值宜限制在 500 以内。2 从太阳能电池到功率调节器的直流电路，不宜实施电气接地方案。3 接地线的直径确定原则：宜满足故障情况下流过电流的安全性、机械强度及耐蚀性；能承受拉伸强度 0.39kN/m2以上的金属丝或直径 1.6mm 以上的软铜线。4.5 导线及电缆 4.5.1 光伏系统应选用铜芯绝缘电线、电缆。户外线路敷设应避免因环境温度、外部热源、进水、灰尘聚集、腐蚀性或污染物的存在等外部因素影响造成布线系统的损害。4.5.2 穿过屋顶、墙体和其它结构的线路应穿管加以保护。穿过屋顶、外墙的引线应采用防水套管和防水密封措施。4
38、.5.3 线缆的选择应满足载流量电压损耗和机械强度的要求，线缆的工作温度不应超过绝缘材料允许的温度，普通回路线缆电压损失不宜大于系统额定电压的5%。4.5.4 直流侧线缆应标识正负极性。4.6 蓄电池选择 4.6.1 应按辽宁省地方标准太阳能光伏照明技术规程DB21/T 1685 的相关内容执行。4.7 电气设备 4.7.1 太阳能光伏系统宜设置独立的控制机房，机房内设置配电柜、仪表柜、逆变器及蓄电池等。4.7.2 太阳能光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），开关箱（柜）内应安装手动隔离开关和自动断路器。断路器应采用可视断点的机械开关，除当地供电部门要求外，不得采用电子开关。4.8
39、防雷、防静电及接地系统 4.8.1 设置光伏系统的民用及公共建筑应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应遵守国家现行标准建筑物防雷设计规范GB50057 的相关规定。4.8.2 光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应按国家现行标准建筑物防雷设计规范GB50057 执行。4.8.3 光伏与建筑一体化功能的建筑物的防雷设计，既要考虑顶层雷击，还要考14虑侧向雷击。4.8.4 具有符合国家相关标准的土建防雷系统的建筑物中，其光伏系统不设专用接地装置，应与土建防雷系统连接公用其接地装置。4.8.5 光伏系统和并网接口设备的防雷和接地措施，应符合国家现行标准光伏（PV）发电系统过电压保护导则SJ/T
40、11127 的相关规定。4.8.6 在光伏系统工程中，宜将光伏发电的面材、主支架（框架）、副支架（框架）及横竖铰接的结构件进行直接接地或与防雷系统实现可靠接地。光伏接地系统与防静电系统应同时设计和施工。4.9 光伏系统设计基本原则 4.9.1 光伏系统电气方式优化确定原则应符合下列规定：1 宜采用与电源系统电气方式一致的原则，通常采用三相制；2 和最大使用电力容量相比，太阳能光伏发电容量小于其 1/100 时或相间电压不平衡对电源系统侧影响可以忽略情况下，光伏系统电气方式与并网系统电气方式可采用不一致原则，通常可采用三相制并网方式。4.9.2 太阳能电池阵列的优化设计 1 太阳能电池组件串联个
41、数，可按下列公式计算：miSUUN （4.9.2-1）式中：Ns太阳能电池组件串联个数；Ui功率调节器的直流输入电压（V）；Um组件最大输出工作电压（V）。2 太阳能电池组件并联个数，按下列公式计算：SmoNPPN （4.9.2-2）式中：N太阳能电池组件并联个数；Po系统输出电功率（W）；Pm组件最大输出功率（W）；Ns组件串联个数。3 太阳能电池阵列的优化设计要同时考虑组件的排列和布线的方便，综合优15化串并联个数。4.9.3 光伏独立系统的电池组件阵列容量设计，应确保蓄电池全年能达到全满状态。4.9.4 光伏系统发电量计算 1 独立光伏系统发电量计算 标准状态下太阳能电池阵列的输出功率，
42、可按照下列公式计算：SALASGHKRDEP/（4.9.4-1）式中：ASP 标准状态下太阳能电池阵列的输出功率（kW）；LE 某一时期负载消耗的电量或所需电量（kWh）；D负载对太阳能光伏系统依存率；R设计日照量等受安装环境影响的补正；AH 某一时期电池阵列所得到的日照量（kWh/2m）；SG 标准状态下的日照强度（kW/2m）；K综合设计系数（对太阳电池组件输出偏差的补正，包括线损及设备损失等）。独立光伏系统发电量计算时，某一地点日照量有关参数可参见附录 A 中辽宁主要地区的日照有关数据。2 并网光伏系统发电量计算 PE=SAASGHPK/（4.9.4-2）式中：PE 光伏阵列日期望发电量
43、（kWh/d）；AH 安装地点的日照量（kWh/2m）；SG 标准状态下日照强度（1kW/2m）；ASP根据建筑安装面积得到的标准条件下太阳能电池阵列输出功率(kW)；K综合设计系数。164.10 光伏并网系统接入 4.10.1 光伏系统与公用电网并网，应符合国家现行标准光伏系统并网技术要求GB/T19939的相关规定。4.10.2 光伏系统与公共电网之间应设隔离装置，应符合以下要求：1 光伏系统在供电负载与并网逆变器之间和公共电网与负载之间应设置隔离开关，隔离开关应具有明显断开点指示及断中性线功能；2 光伏系统在并网处应设置手动隔离开关和自动断路器。4.10.3 并网光伏系统应具有自动检测功
44、能及并网切断保护功能，应符合下列要求：1 光伏系统应安装电网保护装置，应符合国家现行标准光伏（PV）系统电网接口特性GB/T20046 的相关规定。2 光伏系统与公共电网之间的隔离开关和断路器均应具有断中性线功能，且相线和中性线应能同时分断和合闸。3 公用电网电能质量超限，光伏系统应自动与公用电网解列，在公用电网质量恢复正常后的5min之内，光伏系统不得向电网供电。4 光伏系统应能具有电压自动检测及并网切断控制功能。1)光伏系统分闸时间和公共电网接口处的电压应满足表4.10.3规定的不同范围；表4.10.3 公共电网接口处电压及光伏并网系统分闸时间表 序号 公共电网接口处U范围 最大分闸时间
45、1 U50%U正常 0.1s 2 50%U正常U85%U正常 2.0s 3 85%U正常U110%U正常 继续运行 4 110%U正常U135%U正常 2.0s 5 135%U正常U 0.05s 注：最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向公共电网送电的时间；U正常为正常电压值（范围）。2)光伏系统在公共电网接口处频率偏差超出规定限值时，频率保护应在0.2s内动作，将光伏系统与公共电网断开；3)公共电网失压时，防孤岛效应保护应在2s内完成，将光伏系统与公共电网断开；174)光伏系统对公共电网应设置短路保护。公共电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的1.5倍，应在0.1s内将光伏系统与公
46、共电网断开；5)非逆流并网光伏系统应在公共电网供电变压器次级设置逆流检测装置。当检测到的逆电流超出逆变器额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.5s至2s内将光伏系统与公共电网断开；5 在光伏系统与公共电网之间设置的隔离开关和断路器均应具有断零功能；6 当公共电网异常而导致光伏系统自动解列后，只有当公共电网恢复正常到规定时限后光伏系统方可并网。4.10.4 逆潮流型光伏系统宜按照“无功就地平衡”的原则配置相应的无功补偿装置，其“功率因数”应符合现行的供电营业规则相关规定。4.10.5 通信与电能计量装置应符合以下要求：1 根据当地公共电网条件和供电部门要求配置的光伏系统自动控制、通信和电能计量装
47、置，应与光伏系统工程同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用；2 大型光伏系统宜配置相应的自动化终端设备，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；3 光伏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，并接入自动化终端设备；4 电能计量装置应符合行业现行标准电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137和电能计量装置技术管理规程DL/T 448 的相关规定。4.10.6 作为应急电源的光伏系统应符合下列规定：1 应保证在紧急情况下光伏系统与公共电网解列，并且切断由光伏系统供电的非消防负载；2 开关柜（箱）中的应急回路应设置相应的应急标志和警告标识；3
48、光伏系统与电网之间的自动切换开关应选用不自复方式。185 建筑设计与结构设计 5.1 一般规定 5.1.1 应用光伏系统的建筑，其建筑设计应对建设地点的地理、气候及太阳能资源条件进行分析，确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境，满足光伏系统设计要求。5.1.2 应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色彩的选择。5.1.3 安装光伏系统的建筑不应降低建筑本身或相邻建筑的建筑日照标准。5.1.4 光伏组件的安装位置，应避免周围的环境景观对投射到光伏组件上的阳光形成遮挡。5.1.5 对光伏构件可能引起的二次辐射光污染等环境影响应进行预测并采取相应的措施
49、。5.1.6 光伏系统应具有带电警告标识及相应的电气安全防护措施。当光伏组件与建筑相结合时，应满足该部位的结构安全、建筑围护功能、节能、防火、防水、防雷、防静电等相关要求。5.1.7 在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核。5.1.8 建筑设计应为光伏系统提供安全的安装、检修、更新和维护等方面的便利条件，并在安装部位采取保护人身安全的防护措施。5.1.9 太阳能光伏与建筑一体化系统设计基本原则：1 安装太阳能电池的建筑物部位应具备荷重（自重、积雪、风压等）承受能力，要对太阳能电池阵列进行耐风压、抗地震等强度计算，确保不给建筑物及系统造成损坏；2 支架、支撑金属
50、件及其他安装材料应采用耐用材料，具有抵抗固定荷重及风压、积雪、地震等外部荷载对建筑物及系统破坏能力；3 对建筑物屋顶构造材料和支撑金属件的结合部位进行防水处理，确保建筑物屋顶的防水性能。5.2 建筑设计 5.2.1 建筑设计应处理好光伏系统各组成部分所在部位的建筑防水、排水等功能19要求。光伏组件及其支架的形式和安装方式不应影响安装部位的建筑雨水系统设计，不应造成局部积水、防水层破坏、渗漏等情况。5.2.2 建筑体型及空间组合应为光伏组件接收更多的太阳光创造条件，光伏组件的安装部位应避免受景观环境或建筑自身的遮挡，并宜满足光伏组件冬至日全天有3h以上建筑日照时数。5.2.3 光伏组件不应跨越建
