3.3 系统设计
3.3.1应根据建筑物的采光条件、使用功能、电网条件、负荷性质和系统运行方式等因素，确定光伏系统的类型。
3.3.2光伏系统的设计应符合下列规定：
1、光伏系统设计应根据用电要求按表3.3.2进行选择；
2、并网光伏系统应由光伏方阵、光伏接线箱、并网逆变器、蓄电池及其充电控制装置（限于带有储能装置系统）、电能表和显示、监控电能相关参数的仪表组成。 光伏系统设计选用表3.3.2 系统类型 并网光伏系统 电流类型 交流系统 是否逆流 是 有无储能装置 有 无 否 有 无 适用范围 发电量大于用电量，且当地电力供应不稳定 发电量大于用电量，且当地电力供应较为稳定 发电量小于用电量，且当地电力供应不稳定 发电量小于用电量，且当地电力供应较为稳定 3.3.3光伏系统的设备性能及正常使用寿命应符合下列规定：
1、系统中设备及其部件的性能应满足国家现行标准的相关要求，并获得相关认证； 2、系统中设备及其部件的正常使用寿命应满足国家现行标准的相关要求。
【条文说明】民用建筑光伏系统各部件的技术性能包括：电气性能、耐久性能、安全性能、可靠性能等几个方面。 1)
电气性能强调了光伏系统各部件产品应满足国家标准中规定的电性能要求。如太阳电池的最大输出功率、开路电压、短路电流、最大输出工作电压、最大输出工作电流等， 另外，系统中各电气部件的电压等级、额定电压、额定电流、绝缘水平、外壳防护类别等。 2) 3) 4) 5)
耐久性能规定了系统中主要部件的正常使用寿命。如光伏组件寿命不少于 20 年，并网逆变器正常使用寿命不少于 8 年。在正常使用寿命期间，允许有主要部件的局部更换以及易损件的更换。 安全性能是光伏系统各项技术性能中最重要的一项，其中特别强调了并网光伏系统需带有保证光伏系统本身及所并电力电网的安全。 可靠性能强调了光伏系统要具有防御各种自然条件异常的能力，其中包括应有可靠的防结露、防过热、防雷、抗雹、抗风、抗震、除雪、除沙尘等技术措施。
在建筑设计中，可采用各种防护措施以保证光伏系统的性能。如采用电热技术除结露、除雪， 预留给水、排水条件除沙尘，在太阳电池下面预留通风道防电池板过热，选用抗雹电池板，光伏 系统防雷与建筑物防雷统一设计施工，在结构设计上选择合适的加固措施防风、防震等。
3.3.4 光伏方阵的选择应符合下列规定：
1、光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积应根据建筑设计和电力负荷确定；
2、应根据光伏组件规格、可安装面积和用户的需求确定光伏系统的最大装机容量； 3、与建筑结合光伏系统应根据并网逆变器的最大功率跟踪控制范围、光伏组件的工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（简称光伏组串）； 4、应根据总装机容量及光伏組串容量确定光伏组串的并联数。
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3.3.5光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件穿的串联数应按照下列公式计算：
Vpm?1?(t'?25)?KV'
?Vmpptmin??N?VmpptmaxVpm??1?(t?25)?KV'?
（3.3.5-1）
式中:
KV’ 光伏组件的工作电压温度系数； N 光伏组件的串联数（N取整）；
t 光伏组件工作条件下的极限低温(℃)； t’ 光伏组件工作条件下的极限高温(℃)； Vmpptmax 逆变器MPPT电压最大值（V）； Vmpptmin 逆变器MPPT电压最小值（V）； Vpm 光伏组件的工作电压（V）；
【条文说明】同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致，则电流偏小的组件将影响其他组件，进而使整个光伏组件串电流偏小，影响发电效率。
为了达到技术经济最优化，地面光伏发电站一般采用最大组件串数设计，此时只需用3.3.5-1公式计算即可。组件工作电压温度系数Kv’很难测量，如果组件厂商无法给出，可采用组件开压温度系数Kv值替代。
3.3.6汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。
3.3.7光伏汇流箱设置应符合下列规定： 1、光伏汇流箱内应设置汇流铜母排；
2、每一个光伏组串应分别由线缆引至汇流母排，在母排前应分别设置直流分开关，并宜设置直流主开关；
3、汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护； 4、汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施；
5、光伏汇流箱内应设置防雷保护装置及监控装置；
6、光伏汇流箱的设置位置应便于操作和检修，并宜选择室内干燥的场所。设置在室外的光伏汇流箱应采取防水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。
【条文说明】设臵在室外的光伏汇流箱要具有可靠防止雨水向内渗漏的结构设计。
3.3.8并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定。并网逆变器的数量应根据光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量确定。并网逆变器的选择应符合下列规定：
1、并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；
2、逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能；
3、不带工频隔离变压器的并网逆变器应具备直流检测功能； 4、无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能；
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5、并网逆变器应具有并网保护装置，并应与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；
6、并网逆变器应满足高效、节能、环保的要求。
【条文说明】并网逆变器还应满足电能转换效率高、待机电能损失小、噪声小、谐波少、寿命长、可靠性高及起、停平稳等功能要求。
3.3.9直流线路选择应符合下列规定：
1、耐压等级应高于光伏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，短路保护电器额定运行短路分断能力应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍， 3、线路损耗应控制在2%以内。
3.3.10光伏系统防雷和接地保护应符合下列规定：
1、设置光伏系统的建筑应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应按现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定执行；
2、光伏系统的防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应按现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定执行。
【条文说明】光伏系统应符合以下防雷和接地保护的要求。
1 支架、紧固件等正常时不带电金属材料应采取等电位联结措施和防雷措施。安装在建筑屋面的光伏组件，采用金属固定构件时，每排（列）金属构件均应可靠联结，且与建筑物屋顶防雷装臵有不少于两点可靠联结；采用非金属固定构件时，不在屋顶防雷装臵保护范围之内的光伏组件，需单独加装防雷装臵。
2 光伏组件需采取严格措施防直击雷和雷击电磁脉冲，防止建筑光伏系统和电气系统遭到破坏。
3.3.11光伏系统发电量预测应根据所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因数后确定。 3.3.12光伏系统上网电量可按下公式计算：
EP=HA×PAZ×K÷Es
式中：HA---- 水平面太阳能总辐射量（kW·h/m2，峰值小时数）； EP---- 上网发电量（kW·h）；
ES---- 标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）； PAZ---- 组件安装容量（kWp）；
K ---- 综合效率系数。综合效率系数包括：光伏组件类型修正系数、光伏方阵
的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系统、光伏组件转换效率修正系数。
【条文说明】
光伏发电站上网电量计算中：
EP=HA×Aηi×K= HA×PAZ×K÷Es
HA---- 水平面太阳能总辐射量（kW〃h/m2，与参考气象站标准观测数据一致）；
A---- 为组件安装面积（m2）；
ηi---- 组件转换效率（%）。
1考虑组件类型修正系数是由于光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修正系数 应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池可取1.0。
2光伏方阵的倾角、方位角的修正系数是将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵陈列面上的
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折算系数，根据组件的安装方式，结合站址所在地太阳能资源数据及维度、经度，进行计算。 3由于障碍物可能对光伏方阵上的太阳光造成遮挡或光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，对太阳 能资源利用会有影响，因此应考虑太阳光照利用率。光照利用率取值范围小于或等于1.0。 4逆变器效率是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权平均效率。 5集电线路、升压变压器损耗系数是指光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量 点的交流电缆损耗，以及升压变压器损耗。
6光伏组件表面污染修正系数是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而产生的遮光影 响。该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。
7光伏组件转换效率修正系数应考虑组件衰减率、组件工作温度系数、输出功率偏离峰值等因 素。
3.3.13储能系统应满足以下要求：
1、并网光伏系统可根据实际需要配置恰当容量的储能装置；
【条文说明】并网光伏发电站配臵储能装臵的目的是为了改善光伏发电系统输出特性，包括平滑输出功率曲线、跟踪电网计划出力曲线、电力调峰、应急供电等。
2、储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择，并满足以下要求：
1）应适应不同需求组合，以满足工作电压与工作电流的需求；
2）高安全性、可靠性，正常运行情况下，不得发生影响周边居民身体健康的现象，极端情况下，不得发生爆炸、燃烧等危及储能系统及周边居民的安全故障；
3）易于安装和维护；
4）具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；
5）符合环境保护的要求，在电池使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染； 6）储能电池供应商应承诺负责储能电池回收并自行承担相关费用。
【条文说明】储能电池的选择需要根据光伏发电站运行的不同目的，除满足储能电池正常使用的环境温度相对湿度、海拔高度等环境条件外，还需将储能电池的循环寿命、储能效率、最大储能容量、能量密度、功率密度、响应时间、建设成本运行维护成本、技术成熟度等因素作为衡量各种储能技术的关键指标，在不同的应用场合，关注不同的指标。
3、为提高储能系统可靠性，宜选用大容量整体电池（300Ah以下）、大容量单体电池（500Ah以上）。同时宜选用数组并联方式提升系统可靠性；
4、储能系统宜加装BMS系统，BMS系统应具有在线识别与控制功能；
5、为确保为蓄电池提供最佳运行环境，延长储能系统使用寿命，宜采取措施控制蓄电池运行环境温度为20℃～30℃；
6、充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输入功率、温升、防护等级、输入输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件选择； 7、充电控制器宜选用低能耗节能型产品。
【条文说明】当技术经济比较合理时，也可选择带有最大功率点跟踪(MPPT)功能的充电控制器，提高充电效率。
3.4 系统接入
3.4.1光伏系统接入电网的电压等级应根据光伏系统容量及电网的具体情况，在接入系统中经技术经济比较后确定。
【条文说明】光伏发电站接入电网的电压等级与电站的装机容量、周边电网的接入条件等因素有关，需要在接入系统设计中，经技术经济比较后确定。
3.4.2光伏系统与公用电网并网时，除应符合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统设
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计规范》GB/T 50866、《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T 29319、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的相关规定外，还应符合下列规定：
1、光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间和公共电网与负荷之间应设置隔离电器，隔离电器应具有明显断开点指示及切断中性极功能；
2、中型或大型光伏系统宜设置独立控制机房，机房内应设置配电柜、仪表柜、并网逆变器、监视器及蓄电池（组）（仅限于带有储能装置的系统）等；当采用容量在200Ah以上的阀控式密封铅酸蓄电池（组）或防酸式铅酸蓄电池（组）或容量在100Ah以上的镉镍碱性蓄电池（组）时应设置专用的蓄电池室。
3、光伏系统专用标识的形状、颜色、尺寸和安装高度应符合现行国家标准《安全标志及其使用导则》GB 2894的相关规定；
4、光伏系统在并网处设置的并网专用低压开关箱（柜）应设置手动隔离开关和自动断路器，断路器应采用带可视断点的机械开关；除非当地供电部门要求，否则不得采用电子式开关。
【条文说明】光伏系统并网需满足并网技术要求。大型并网光伏系统要进行接入系统的方案论证，并征得当地供电机构同意方可实施。
在中型或大型光伏系统中，功率调节器柜（箱）、仪表柜、配电柜较多，且系统又存留一定量的备品备件，因此，宜设臵独立的光伏系统控制机房。
3.4.3并网光系统与公共电网之间应设隔离装置。光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），并设置专用标识和“警告”、“双电源”提示性文字和符号。
【条文说明】光伏系统并网后，一旦公共电网或光伏系统本身出现异常或处于检修状态时，两系统之间如果没有可靠的脱离，可能带来对电力系统或人身安全的影响或危害。因此，在公共电网与光伏系统之间一定要有专用的联结装臵，在电网或系统出现异常时，能够通过醒目的联结装臵及时人工切断两者之间的联系。另外，还需要通过醒目的标识提示光伏系统可能危害人身安全。
3.4.4并网光伏系统应具有自动检测功能及并网切断保护功能，并应符合下列规定： 1、光伏系统应安装电网保护装置，并符合现行国家标准《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零功能，且相线和零线应能同时分断和合闸；
3、当公用电网电能质量超限时，光伏系统应自动与公用电网解列，在公用电网恢复正常后5分钟内，光伏系统不得向电网供电。
【条文说明】光伏系统和公共电网异常或故障时，为保障人员和设备安全，应具有相应的并网保护功能和装臵，并应满足光伏系统并网保护的基本技术要求。
1． 光伏系统要能具有电压自动检测及并网切断控制功能。
2．在光伏系统与公共电网之间设臵的隔离开关和断路器均应具有断零功能。目的是防止在并网光伏系统与公共电网脱离时，由于异常情况的出现而导致零线带电，容易发生电击检修人员的危险。
3．当公用电网异常而导致光伏系统自动解列后，只有当公用电网恢复正常到规定时限后光伏系统方可并网。
3.4.5光伏系统的防孤岛保护动作时间应不大于2s，防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。
3.4.6光伏系统功率因数应满足以下要求：
1、通过380V电压等级接入电网，以及通过10（6）kV电压等级接入用户侧的光伏系统功率因数应能在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调；
2、通过35kV电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏系统功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调。
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