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1、建筑太阳能光伏系统应用技术规程前 言本规范是依据浙江省住房和城乡建设厅XXXXXXX的要求，由浙江省建筑设计研究院会同有关单位共同编制而成的。规范编制组经广泛的调查研究，认真总结实践经验，参考国家及其他省市有关先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本规范。本规范共分6章，主要内容包括：总则，术语，太阳能光伏系统设计，建筑设计，太阳能光伏系统安装，工程验收。本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。本规范主编单位：本规范参编单位：目 次前言1 总则2 术语3 太阳能光伏系统设计 3.1 一般规定3.2 系统分类3.3系统设计3.4 系统接入4 建筑设计4.1一般规定4.2规划设计4
2、.3建筑设计4.4结构设计4.5机电设计5 太阳能光伏系统安装5.1一般规定5.2基座5.3支架5.4光伏组件5.5电气系统5.6系统调试和检测6 工程验收6.1一般规定6.2分项工程验收6.3竣工验收附录A 太阳能光伏系统建筑应用典型接线方案本规范用词说明引用标准名录Contents1 General provisions2 Terms3 Design of Solar PV System4 Building Design5 Installation of Solar PV System6 Check and AcceptExplanation of Wording in This Code
3、List of Quoted Standards1 总 则1.0.1为推动太阳能光伏系统在建筑中的应用，促进光伏系统与建筑的结合，充分利用太阳能资源，规范太阳能光伏系统的设计、施工和验收，保证工程质量，制定本规程。【条文说明】在我国，民用建筑工程中利用太阳能光伏发电技术正在成为建筑节能的新趋势。广大工程技术人员，尤其是建筑工程设计人员，只有掌握了光伏系统的设计、安装、验收和运行维护等方面的工程技术要求，才能促进光伏系统在建筑中的应用，达到与建筑结合。为了促进光伏系统与建筑的结合，确保工程质量，编制了本规程。1.0.2 本规程适用于新建、改建和扩建的建筑光伏系统工程，以及在既有建筑上安装光伏系统
4、工程的设计、安装和验收。【条文说明】在我国，除了在新建、扩建、改建的民用建筑工程中设计安装光伏系统的项目不断增多， 在既有建筑中安装光伏系统的项目也在增多。编制规范时对这两个方面的适应性进行了研究，使规范在两个方面均可适用。1.0.3 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。【条文说明】新建民用建筑安装光伏系统时，光伏系统设计应纳入建筑工程设计；如有可能，一般建筑设计应为将来安装光伏系统预留条件。1.0.4建筑应用太阳能光伏系统的设计、安装和验收除应符合本规程外，尚应符合国家现行有关规范、标准的规定。2 术语2.0.
5、1光伏发电系统 photovoltaic(PV) power generation system利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。【条文说明】光伏发电系统一般包含逆变器和光伏方阵等，也可包含变压器。2.0.2 光伏建筑一体化(BIPV) building integrated photovoltaic 在建筑上安装光伏系统，并通过专门设计，实现光伏系统与建筑的良好结合。【条文说明】光伏建筑一体化在光伏系统与建筑或建筑环境的结合上，具有更深的含义和更高的技术要求，也是当前人们努力追求的较高目标。这里的建筑环境除建筑本体环境外，还包括建筑小品、围墙、喷泉和景观照明等
6、。2.0.3 光伏构件 PV components工厂模块化预制的，具备光伏发电功能的建筑材料或建筑构件。包括建材型光伏构件和普通型光伏构件。2.0.4 建材型光伏构件 PV modules as building components太阳电池与建筑材料复合在一起，成为不可分割的建筑材料或建筑构件。光伏瓦属于建材型光伏构件。2.0.5 普通型光伏构件 conventional PV components与光伏组件结合在一起，维护更换光伏组件时，不影响建筑功能的建筑构件，或直接作为建筑构件的光伏组件。【条文说明】2.0.32.0.5 在民用建筑中，光伏构建包括建材型光伏构件和普通型光伏构件两种形
7、式。建材型光伏构件是指将太阳电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起、成为不可分割的建筑材料或建筑构件。建材型光伏构件的表现形式为复合型光伏建筑材料（如光伏瓦、光伏砖、光伏卷材等），或复合型光伏建筑构件（如光伏幕墙、光伏窗、光伏雨篷、光伏遮阳板、光伏阳台板、光伏采光顶等）。建材型光伏构件的安装形式包括：在平面屋面上直接铺设光伏卷材或在坡屋面上采用光伏瓦，并可替代部分或全部屋面材料；直接替代建筑幕墙和直接替代部分或全部采光玻璃的光伏采光顶等。普通型光伏构件是指与光伏组件组合在一起，维护更换光伏组件时不影响建筑功能的建筑构件，或直接作为建筑构件的光伏组件。普通型光伏构建的表现形式为组合型光伏建
8、筑构件或普通光伏组件。对于组合型光伏建筑构件，由于光伏组件与建筑构件仅仅是组合在一起，可以分开，因此，维护更换时只需针对光伏组件，而不会影响建筑构件的建筑功能；当采用普通光伏组件直接作为建筑构件时，光伏组件在发电的同时，实现相应的建筑功能。比如，采用普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件直接作为雨篷构件、遮阳构件、栏板构件、檐口构件等建筑构件。普通型光伏构件安装方式一般为支架式安装。为了实现光伏建筑一体化，支架式安装形式包括：在平屋面上采用支架安装的通风隔热屋面形式（如平改坡）；在构架上采用支架安装的屋面形式（如遮阳棚、雨篷）；在坡屋面上采用支架顺坡架空安装的通风隔热屋面形式（坡屋面上的主要
9、安装形式）；在墙面上采用支架或支座与墙面平行安装的通风隔热墙面形式等。2.0.6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电池组合装置。又称太阳电池组件。【条文说明】光伏组件种类较多，目前较常用的光伏组件有单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、非晶硅薄膜光伏组件、碲化镉薄膜光伏组件和高倍聚光光伏组件。2.0.7光伏組件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。2.0.8光伏发电单元 photovoltaic (PV) power unit 光伏发电站中，以
10、一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。【条文说明】单元发电模块一般以逆变升压系统为单元，其规格容量根据电站情况和逆变器容量确定。 2.0.9 光伏方阵 PV array将若干个光伏组件或光伏构建在机械和电气上按一定的方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。【条文说明】光伏方阵通过对组件串和必要的控制元件，进行适当的串联、并联，以电气及机械方式相连形成光伏方阵，能够输出供变换、传输和使用的支流电压和电功率。光伏方阵不包括基座、太阳能跟踪器、温度控制器等类似的部件。如果一个方阵中有不同
11、结构类型的组件，或组件的连接方式不同，一般将结构和连接方式相同的部分方阵称为子方阵。光伏方阵可由几个子方阵串并联组成。2.0.10 太阳电池倾角 tilt angle of PV cell 太阳电池所在平面与水平面的夹角。【条文说明】光伏电池倾角和光伏组件的方位角唯一地决定了光伏电池的朝向。光伏组件的方位角指光伏组件向阳面的法线在水平面上的投影与正南方向的夹角。水平面内正南方向为0度，向西为正，向东为负，单位为度（）。2.0.11并网光伏系统 grid-connected PV system与公共电网联结的光伏系统。2.0.12并网点 point of common coupling(PCC)
12、对有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。2.0.13并网逆变器 grid-connected inverter将来自太阳电池方阵的直流电流变换为符合电网要求的交流电流的装置。【条文说明】并网逆变器可将电能变换成一种或多种电能形式，以供后续电网使用。并网逆变器一般包括最大功率跟踪等功能。2.0.14孤岛效应 islanding effect 在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。2.0.15安装容量 capacity of installation 光伏系统中安装的光伏组件的标称功率之和。计量单位是峰
13、瓦（Wp）。2.0.16峰瓦 watts peak 光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。2.0.17峰值日照时数 peak sunshine hours 一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kW/m2 的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。3 太阳能光伏系统设计3.1 一般规定3.1.1 建筑太阳能光伏系统设计应有专项设计或作为建筑工程设计的一部分。【条文说明】民用建筑光伏系统应由专业人员进行设计，并应贯穿于工程建设的全过程，以提高光伏系统的投资效益。光伏系统应符合国家现行相关的民用建筑电气设计规范的要求。光伏组件形式的选 择以及安装数量、安装位置的确定
14、需要与建筑师配合进行设计，在设备承载及安装固定等方面需要与结构专业配合，在电气、通风、排水等方面与设备专业配合，使光伏系统与建筑物本身和谐统一，实现光伏系统与建筑的良好结合。3.1.2 光伏组件或方阵的选型和设计应与建筑结合，在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、适用、美观的前提下，应选用适用的光伏构件，并与建筑的模数相协调，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。3.1.3 太阳能光伏系统输配电和控制用缆线应与其它管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。3.1.4 光伏组件或方阵连接电缆及其输出总电缆应符合现行国家标准光伏（PV）组件组件安全鉴定 第一部分：结构要求GB/
15、T 2004 7.1的相关规定。3.1.5 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。【条文说明】人员有可能接触或接近的、高于直流 50V 或 240W 以上的系统属于应用等级 A，适用于应用等级A 的设备被认为是满足安全等级 II 要求的设备，即 II 类设备。当光伏系统从交流侧断 开后，直流侧的设备仍有可能带电，因此，光伏系统直流侧应设置必要的触电警示和防止触电的安全措施。3.1.6 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并应安装必要的计量装置。【条文说明】对于并网光伏系统，只有具备并网保护功能，才能保障电网和光伏系统的正常运行，确保上述一方如发生异常情况不至于影响另一方
16、的正常运行。同时并网保护也是电力检修人员人身安全的基本要求。另外，安装计量装置还便于用户对光伏系统的运行效果进行统计、评估。同时也考虑到随着国家相关政策的出台，国家对光伏系统用户进行补偿的可能。3.1.7 太阳能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素等电能质量指标的要求。【条文说明】光伏系统所产电能应满足国家电能质量的指标要求.3.1.8 并网光伏系统设应进行接入电网技术方案的可行性研究，技术方案应获得当地电网管理部门的认可。3.2 系统分类3.2.1并网光伏系统按接入电网的连接方式可分为： 1、专线接入公用电网方式； 2、T接于公用电网方式； 3、用
17、户内部电网接入方式。【条文说明】并网光伏系统主要应用于当地已存在公共电网的区域，并网光伏系统为用户提供电能，不足部分由公共电网作为补充。3.2.2太阳能光伏系统按储能装置的形式可分为两种系统： 1、带有储能装置系统； 2、不带储能装置系统。【条文说明】光伏系统所提供电能受外界环境变化的影响较大，如阴雨天气或夜间都会使系统提供电能大大降低，不能满足用户的电力需求。因此，为了要满足稳定的电能供应就需设置储能装置。储能装置一般用蓄电池，在阳光充足的时间产生的剩余电能储存在蓄电池内，阴雨天或夜间由蓄电池放电提供所需电能。对于供电连续性要求较高用户的光伏系统，需设置储能装置，对于无供电连续性要求的用户可
18、不设储能装置。并网光伏系统是否设置成蓄电型系统，可根据用电负荷性质和用户要求设置。如光伏系统负荷仅为一般负荷，且又有当地公共电网作为补充，在这种情况下可不设置储能装置；若光伏系统负荷为消防等重要设备，就应该根据重要负荷的容量设置储能装置，同时，在储能装置放电为重要设备供电时，需首先切断光伏系统的非重要负荷。3.2.3太阳能光伏系统按负荷形式可分为以下三种系统： 1、直流系统； 2、交流系统； 3、交、直流混合系统。【条文说明】只有直流负荷的光伏系统为直流系统。在直流系统中，由太阳电池产生的电能直接提供给负荷或经充电控制器给蓄电池充电。交流系统是指负荷均为交流设备的光伏系统，在此系统中，由太阳电
19、池产生的直流电需经功率调节器进行直交流转换再提供给负荷。对于并网光伏系统功率调节器尚须具备并网保护功能。负荷中既有交流供电设备又有直流供电设备的光伏系统为交直流混合系统。3.2.4 并网光伏系统按允许通过上级变压器向主电网馈电的方式可分为下列两种系统： 1、逆流光伏系统； 2、非逆流光伏系统。【条文说明】在公共电网区域内的光伏系统往往是并网系统，原因是光伏系统输出功率受制于天气等外界环境变化的影响。为了使用户得到可靠的电能供应，有必要把光系统与当地公共电网并网，当光伏系统输出功率不能满足用户需求时，不足部分由当地共电网补充。反之，当光伏系统输出电能超出用户本身的电能需求时，超出部分电能则向公共
20、电网逆向流入。此种并网光伏系统称为逆流系统。非逆流并网光伏系统中，用户本身电能需求远大于光伏系统本身所产生的电能，在正常情况下，光伏系统产生的电能不可能向公共电网送入。逆流或非逆流并网光伏系统均须采取并网保护措施。各种光伏系统在并网前均需与当地电力公司协商取得一致后方能并入。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
21、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系统类型电流类型是否逆流有无储能装置适用范围并网光伏系统交流系统是有发电量大于用电量，且当地电力供应不稳定无发电量大于用电量，且当地电力供应较为稳定否有发电量小于用电量，且当地电力供应不稳定无发电量小于用电量，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)
22、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) 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。3) 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。 4) 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，
23、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。 5) 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
24、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。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：（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
25、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；
26、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】设置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
27、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；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
28、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置有不少于两点可靠联结；采用非金属固定构件时，不在屋顶防雷装置保护范围之内的光伏组件，需单独加装防雷装置。 2
29、 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=HAPAZKEs式中：HA- 水平面太阳能总辐射量（kWh/m2，峰值小时数）； EP- 上网发电量（kWh）；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
30、、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=HAAiK= HAPAZKEsHA- 水平面太阳能总辐射量（kWh/m2，与参考气象站标准观测数据一致）； A- 为组件安装面积（m2）；i- 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
31、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：
32、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】并网光伏发电站配置储能装置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
33、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
34、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2030；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、
35、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
36、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
37、，因此，宜设置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置，在电网或系统出现异常时，能够通过醒目的联结装置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
38、：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置，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置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
39、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。3.4.7电能质量应
40、符合下列要求：1、光伏系统接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合现行国家标准电能质量 公共电网谐波GB/T 14549的规定。2、光伏系统接入电网后，公共连接点的电压应符合现行国家标准电能质量 供电电压偏差GB/T 12325的规定。3、光伏系统引起公共连接点的电压波动和闪变应符合现行国家标准电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326的规定。4、光伏系统并网运行时，公共连接点三相不平衡度应符合现行国家标准电能质量 三相电压不平衡GB/T 15543的规定。5、光伏系统并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%【条文说明】光
41、伏发电站电能质量问题一般包括以下几个主要方面：谐波、直流分量、电压波动和闪变以及三相不平衡等。首先，光伏发电站会对电网产生谐波污染。光伏发电站通过光伏电池组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正谐波。在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中会产生高次谐波。特别是逆变器输出轻载时，谐波会明显变大。在10%额定出力以下时，电流总谐波畸变率甚至会达到20%以上。因此，在太阳能光伏发电站实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施，避免对公用电网的电能质量造成污染，滤波装置可与无功补偿装
42、置配合安装。其次，光伏发电站易造成电网的电压闪变。光伏发电站的启动和停运与气候条件等因素有关，其不确定性易造成电网明显的电压闪边；同时，若光伏发电站输出突然变化，系统和反馈环节的发电站输出突然变化，系统和反馈环节的电压控制设备相互影响也容易直接或间接引起电压闪变。最后，对系统电压的影响。光伏发电站电压波动可能是出力变化引起的，也可能是电站系统引起的。若大量光伏发电站接入在配网的终端或馈线末端，由于存在反向的潮流，光伏发电站电流通过馈线阻抗产生的压降将使沿馈线的各负荷节点处电压被抬高，可能会导致一些负荷节点的电压越限。另外，光伏发电站输出电流的变化也会引起电压波动，当光伏发电站容量较大时，这将加
43、剧电压的波动，可能引起电压/无功调节装置的频繁动作，加大配电网电压的调整难度。光伏（PV）系统 电网接口的特性IEC 6727中规定光伏发电站总谐波畸变率少于逆变器输出的5%，各次谐波畸变率限制值见表2。此范围内偶次谐波限值应小于更低奇次谐波的25%。表2 IEC61727 推荐的逆变器畸变率限制值奇次谐波畸变率限值394.0%11152.0%17211.5%23330.6%偶次谐波畸变限制值281.0%10320.5% IEC 61727中规定光伏发电站运行造成的电压闪变，不应超出谐波电流、电压波动和闪烁测试系统IEC 61000-3-3（小于16A的系统）或电磁兼容性（EMC）。第3部分：
44、极限 第5节：额定电流大于16A的设备低压供电系统电压波动和闪动的限制IEC 61000-3-5（16A及以上系统）相关章节规定的限值。 在电能质量方面，我国已正式发布了电能质量 公用电网谐波GB/T14549、电能质量 供电电压偏差GB/T12325、电能质量 电压波动和闪变GB/T12326、电能质量 三相电压不平衡GB/T15543等规定，本规范规定光伏电站的电能质量按上述标准执行。其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照装机容量与公共连接点上具有谐波源的发（供）电设备总容量之比进行分配，引起的长时间闪变值按照装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。3.4.8光伏系统应满足电
45、网异常时响应能力。3.4.9光伏系统的保护应满足现行国家标准继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285的规定。3.4.10通信与电能计量装置应符合下列规定：1、光伏系统自动控制、通信和电能计量应根据当地公共电网条件和供电机构的要求配置，并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、光伏系统宜配置相应的自动化终端设备，以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，并宜接入自动化终端设备；4、电能计量装置应符合现行行业标准电力装置的电测量仪表装置设计规范GB 50063和电能计量装置技术管理规程DL/T 448的相关规定；5、大型逆流并网光伏系统应配置2部调度电话。【条文说明】与建筑结合的光伏系统设计应包括通信与计量系统，以确保工程实施的可行性、安全性和可靠性。3.4.11作为备用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，并应切断光伏系统供电的非备用电源负荷；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、光伏系统与电网之
