民用建筑电气设计标准 GB51348-2019
25.2 光伏发电系统

2024-04-18

25.2.1 本节可适用于通过220V/380V 电压等级接入配电网的民用建筑光伏发电系统设计。
25.2.2 光伏发电系统设计应综合日照条件、建筑条件，并满足安全可靠、经济适用、美观及便于安装、清洁、维护的要求。
25.2.3 光伏发电系统输出电力的电能质量应符合国家现行有关标准的规定。
25.2.4 光伏发电系统的预测发电量可按下式计算：
25.2.4
式中：Ep——年发电量（kWh/a）；
          HA——水平面年太阳能总辐射量[kWh/（m²·a）]；
          PA——光伏组件安装容量（kWp）；
          Ea——标准条件下的辐照度（kWh/m²）；
          K——综合效率系数，包括光伏组件类型修正系数、转换效率修正系数、光伏组件的位置修正系数、光照利用率和光伏发电电气系统效率等。
25.2.5 光伏发电系统的类型应根据建筑的使用功能、负荷性质、供配电系统和电网条件确定。
25.2.6 采用光伏组件作为建筑围护结构时，光伏发电系统应符合下列规定：
    1 应满足建筑结构安全要求；
    2 应满足建筑围护结构的性能参数要求；
    3 应避开建筑变形缝安装；
    4 应与所在部位的建筑周围环境相协调；
    5 应满足光伏组件的电气性能要求；
    6 应便于维护、清洗和更换。
25.2.7 民用建筑光伏方阵宜采用固定式布置，非围护结构的光伏方阵安装倾角应结合建筑的形式、场地面积、光伏发电系统的类型、年平均辐照度和气候条件进行设计。
25.2.8 在人员可接触或接近光伏发电系统的区域，应设置安全防护措施。
25.2.9 光伏汇流箱的设置应符合下列规定：
    1 应设置警示标识；
    2 应具有隔离保护措施；
    3 设置在室外的箱体应采用金属箱体，并具有防水、防腐等措施，其防护等级不低于IP65；
    4 设置位置应便于操作和维修；
    5 输入回路应具有防逆流及过流保护；
    6 需要监测光伏组件的工作状态时，可在汇流箱内设置监测装置。
25.2.10 直流线路的选择与安装，除应符合现行国家标准《低压电气装置    第5-52部分：电气设备的选择和安装    布线系统》GB/T16895.6的有关规定外，尚应符合下列规定：
    1 光伏组件、光伏方阵和直流主干线电缆应能承受预期的外部环境影响；
    2 电缆应有固定和防晒等措施。
25.2.11 光伏发电系统逆变器的确定应符合下列规定：
    1 逆变器的直流侧应设置隔离开关。
    2 独立光伏发电系统的逆变器容量应根据负荷性质和最大功率确定。
    3 同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角应一致。
    4 逆变器允许的最大直流输入电压和功率不应小于其对应的光伏组件或光伏方阵的最大开路电压和最大直流输出功率。
    5 光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。
    6 并网光伏发电系统的逆变器性能应符合电网相关技术要求，同时还应符合下列规定：
    1） 应设置自动运行和停止功能；
    2） 在直流侧和交流侧都应采取隔离措施；
    3） 应具有最大功率跟踪控制和防止孤岛效应的功能；
    4）未设置隔离变压器的逆变器应具备直流检测功能；
    5） 除维修时间外，逆变器的控制电路应保持与电网的连接，监测电网状态；
    6） 应确保与电网具有相同的电压、相位、相数、频率和接线方式。
    7 逆变器应设置通信接口。
    8 逆变器的直流侧宜设置光伏用直流电弧故障断路器。
25.2.12 光伏发电系统储能装置的选择应符合下列规定：
    1 独立光伏发电系统应配置储能装置。
    2 当光伏发电系统配置储能装置时，其储能电池的容量应按下式计算：
25.2.12
式中：CC——储能电池容量（kWh）；
           D——最长无日照期间用电时数（h）；
           F—储能电池放电效率的修正系数（通常取1.05）；
           P0——负荷容量（kW）；
           U——储能电池的放电深度（通常取0.5~0.8）；
           Ka——交流回路的损耗率（通常取0.7~0.8）。
    3 储能装置宜设置通信接口。
25.2.13 光伏发电系统接入配电网时，应符合下列规定：
    1 光伏发电系统的并网方式和安全保护要求应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865和《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866等的规定；
    2 当光伏发电系统采用非逆流并网时，应配置逆向功率保护装置；当检测到逆向电流超过额定输出的5%时，光伏发电系统应在2s内停止向电网送电；
    3 应能监测并网点的电能质量参数，超限时应自动将光伏系统与配电网安全解列；
    4 光伏发电系统与配电网之间的开关应具有同时切断相导体和中性导体的功能；
    5 光伏发电系统应配置防孤岛保护，当检测到孤岛时，应断开与配电网的连接；
    6 光伏发电系统应配置电能计量装置；
    7 并网处设置的并网箱（柜）应设置警示标识，箱（柜）内应设置具有明显断点的隔离开关和断路器；
    8 光伏发电系统总容量不宜超过上一级变压器额定容量的25%；
    9 光伏发电系统额定电流与并网点的三相短路电流之比不宜高于10%；
    10 光伏系统接入配电电网可采用专线或T接的方式。
25.2.14 光伏发电系统宜配置无功补偿装置。
25.2.15 光伏发电系统的监控、通信和计量装置应根据系统自身技术要求和电网的条件合理配置。
25.2.16 光伏发电系统防雷与接地，除应符合本标准第11章、第12章的有关规定外，尚应符合下列规定：
    1 光伏汇流箱内应设置限压型电涌保护器；
    2 光伏发电系统应设置总等电位联结母排；
    3 当敷设保护等电位联结导体时，应使其与直流电缆和交流电缆以及附件平行，并尽可能紧密接触；
    4 在直流侧，不得采用不接地的局部等电位联结保护。

条文说明
25.2.3 光伏发电系统无论是直接向负载提供电能还是与电网并网，在电压偏差、电压波动、闪变、谐波和三相电压不平衡等电能质量指标方面都应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325、《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326、《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量 三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量 公用电网间谐波》GB/T 24337的有关规定。
25.2.4 光伏发电系统的预测发电量，在国内往往采用公式计算法，这种方法普遍存在着主观性强、误差大、分析不全面等缺点。采用专业模拟软件，如瑞士的PVsyst软件进行光伏发电系统的分析和计算，由于软件自带气象、光伏组件、逆变器等基本数据库，能够较完整地对光伏发电系统进行模拟、计算和数据分析，效果较好。
    本条是根据国内的实际情况，给出一种计算公式。在确定公式中的综合效率系数时，需要考虑光伏组件设置的位置、角度、产品性能参数以及电气系统等诸多因素的影响。在最佳条件下，一般可取0.65~0.85。
    1 光伏组件类型修正系数及转换效率修正系数：光伏组件类型修正系数通常根据组件类型和厂家参数确定，转换效率修正系数与组件衰减率、工作温度系数以及输出功率偏离值等都有关，例如：
    光伏组件输出的直流功率通常是标称功率。在现场运行的光伏组件往往达不到标准测试条件，输出的允许偏差为5%，其输出功率就要考虑到0.95的影响系数。
    光伏组件随着温度的升高，输出功率会下降。对于晶体硅组件，当光伏组件内部的温度达到50℃~75℃时，输出功率约降为额定功率的89%，其输出功率就要考虑到0.89的影响系数。
    光伏组件表面灰尘的累积，会影响辐射到电池板表面的太阳辐射强度，最终影响光伏组件的输出功率。据相关文献报道，某种光伏组件表面灰尘会对光伏组件的出力产生7%的影响，其输出功率就要考虑到0.93的影响系数。
    2 光伏组件的位置修正系数与光伏组件安装的倾角、方位角等有关，与所在地的太阳能资源数据及纬度、经度有关。
    3 光照利用率是指由于太阳辐射的不均匀性，光伏组件几乎不可能同时达到最大功率输出，因此光伏阵列的输出功率要低于各个组件的标称功率之和。
    障碍物对光伏组件上的太阳光造成的遮挡以及光伏组件之间的遮挡都可能影响到光伏板表面的太阳辐射强度。因此，光照利用率不可能达到1.0。
    4 光伏发电电气系统的效率与光伏组件、逆变器及逆变器至并网点之间的电气装置和连接线缆以及逆变器的效率等均有关系。
25.2.5 光伏发电系统采用何种类型与建筑物的自身条件有直接的关系。光伏发电系统常用的分类方式如下：光伏发电系统按照与电网的连接方式，分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统；并网光伏发电系统按照接入并网点的不同，可分为用户侧并网的光伏发电系统和电网侧并网的光伏发电系统，按照是否允许向公共电网馈电，系统又可分为逆流光伏发电系统和非逆流光伏发电系统，非逆流光伏发电系统不向公共电网馈电，但需设置逆向功率保护装置；光伏发电系统按照是否采用储能装置分为有储能装置系统和无储能装置系统。
25.2.6 光伏组件直接构建成建筑围护结构时，应与建筑整体形成一体化，并与所在部位的建筑防水、排水、融雪和保温隔热等要求相一致。同时要考虑到光伏组件的维修与更换、防雷接地及线缆敷设等。
25.2.7 光伏方阵安装最佳倾角可按《光伏发电站设计规范》GB 50797-2012附录B确定，即表77。
表77 光伏阵列最佳倾角参考值
表77 光伏阵列最佳倾角参考值
25.2.8 在光伏发电系统从交流侧断开后，直流侧的设备仍可能带电。因此，设置防止触电的安全措施和警示标志是非常必要的。
25.2.9 在汇流箱内设置监测装置是为了更好地了解光伏方阵的运行情况，目前主要还是监测电压和电流。
25.2.11 逆变器除满足条文中的规定外，在使用时还要考虑逆变器的过载能力，通常在1.2倍额定电流以下，可以连续可靠工作时间不少于1min。当电网发生短路时，逆变器的过电流要不大于额定电流的1.5倍，并在0.1s内断开光伏系统与电网的连接。
    第8款 光伏发电系统引起火灾最多的原因是电弧，主要发生在光伏组件和汇流箱等处，因此，在条件允许的情况下，安装直流电弧故障断路器。
25.2.13 在具有公共电网的区域，光伏发电系统往往都会并网运行，以减少天气、遮挡等外界因素对光伏发电输出功率的影响，保障用户可靠的电能供应。无论采用“可逆”还是“非可逆”光伏发电系统，只要接入电网都需要采取并网保护措施。
    第3款 当并网点的电能质量参数超限时，应自动将光伏系统与电网安全解列，在电网质量恢复正常后的5min内，光伏系统不应向电网送电。
    光伏系统应能检测到电压异常并做出反应。在电网并网点的电压超出表78规定的范围时，逆变器应停止向电网送电。
表78 电网并网点的电压
表78 电网并网点的电压
    注：最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。
    系统应能检测到电网并网点的频率偏差超出规定限值时，频率保护在0.2s内断开与电网的连接。
    第5款 当电网失压时，防孤岛保护应在2s内断开与电网的连接。
    第6款 光伏发电系统配置的电能计量装置应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关规定，电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。接入公共电网时，还应符合当地电力部门的要求。
    第8款 光伏发电输出功率受太阳光辐照度影响很大，会从零到最大再到零不断变化，对并网点甚至临近节点的电压都会带来影响，限定容量主要是为防止光伏发电系统的接入对上一级电网的继电保护、无功补偿和电压等方面产生影响，如果超过这一限值，就需要进行无功补偿和电能质量等方面的分析。当光伏系统容量较大时，还应分析光伏系统出力变化引起的线路功率和节点电压的波动情况。
    第9款 有研究认为，光伏发电系统额定电流与并网点的三相短路电流之比低于10%时，基本可以保证光伏发电系统接入后所引起的谐波、电压波动等电能质量问题不超标，如果该比例超过10%，应进行无功补偿和电能质量等方面的分析。
25.2.14 光伏系统无功补偿容量的计算要考虑到逆变器的功率因数、线路及变压器等无功损耗的影响。并且逆变器的功率因数要在超前0.95~滞后0.95范围内连续可调，需要设置无功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时，可以安装动态无功补偿装置，以提供无功容量。
25.2.16 光伏发电系统的总等电位联结和光伏汇流箱内电涌保护器设置方式，可以参考《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/T 16895.32-2008/IEC 60364-7-712:2002图712.1和图712.2。