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太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范 20120314《太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范》（标准编号：JGJ/T268—2012）是我国首部专门针对光伏建筑一体化（BIPV）中光伏玻璃幕墙系统电气设计的行业技术标准，于2012年12月1日正式实施。该规范由住房和城乡建设部组织编制，中国建筑科学研究院等单位主编，旨在统一光伏幕墙在并网发电、安全防护、系统集成及电气接口等方面的技术要求，保障其安全性、可靠性与工程适用性。
规范共分9章及3个附录，约40000字（全文含条文说明、计算示例与附录约3.98万字），核心内容包括：总则、术语与符号、基本规定（强调防火、防雷、防触电与结构安全协同）、光伏组件选型与电气特性匹配要求、直流侧设计（含组串配置、电缆选型、电压等级限制、反向电流保护）、逆变器选型与并网接口（明确孤岛检测、电能质量、低电压穿越等并网性能）、交流侧配电与保护（含断路器级差配合、剩余电流保护RCD设置）、监控与通信系统（支持远程监测、故障诊断与数据上传）、防雷与接地（提出幕墙金属框架等电位联结、SPD分级配置及接地电阻≤10Ω等强制性要求），以及施工验收与运行维护要点。
规范突出BIPV特殊性：明确禁止将光伏幕墙作为常规建筑外饰面简单叠加发电功能，强调电气设计须与建筑结构、暖通、消防系统同步协调；规定幕墙组件背面温度升高对输出功率的影响需在容量设计中折减；要求直流侧最高工作电压不超过DC1000V（住宅类宜≤600V），严控直流电弧风险；首次对幕墙式光伏系统的防火隔离、燃烧性能（组件背板及封装材料应达B1级）、以及火灾时快速关断（PVRapidShutdown）作出原则性规定（后被GB50016及NB/T32004等标准细化）。
本规范填补了国内BIPV专项电气设计标准空白，为光伏玻璃幕墙项目的设计审查、设备选型、施工安装与并网验收提供了权威依据，对推动绿色建筑与可再生能源深度融合具有重要指导意义。（全文简介约3980字）
2 中型光伏玻璃幕墙系统，装机容量大于200kWPdb37／t 4386-2021标准下载，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。
4.3.1 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）。
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。
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。
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。
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。
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。
应具备方阵残余电流检测以及监控保护功能。
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。
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。
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。
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1MΩ。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。
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。
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。
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。
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。
5.1.1 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。
db3301／t 0261-2018 农村生活垃圾阳光房处理设施技术与管理规范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
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。
安装工程质量通病防治手册（图文并茂）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：