光电系统设计技术方案设计依据及说明.doc

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1、光电系统设计技术方案设计依据及说明1.1设计依据本项目所提供设备的设计、制造、检验、测试、验收等符合如下标准；包括：太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程(DGJ32/J 87-2009)光伏系统功率调节器效率测量程序(IEC 61683) 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析指南（IEC 61724）低压配电设计规范（GB 50054） 建筑物防雷设计规范（GB 50057） 混凝土质量控制标准（GB 50164） 建筑电气工程施工质量验收规范（GB 50303） 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范（GB 50168） 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB 50169） 钢结构设计

2、规范（GB50017-2003）建筑结构荷载规范（GB50009-2001）机械安全 机械电气设备 第1部分：通用技术条件（GB/T5226.1-2002） 安全标志（GB2894） 安全标志使用导则（GB16179）光伏系统 功率调节器效率测量程序（GB/T 20514）地面用光伏发电系统-概述及导则（GB/T18479-2001）1.2设计说明（1）光伏系统寿命及可靠性要求一般情况下，建筑的设计寿命是光伏系统寿命的23倍，光伏组件及系统其他部件在构造、型式上应利于在建筑围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。光伏组件的安装、维护、日常保养、更换提供必要的安全便利条件。系统中设备及其部件的

3、性能应满足国家或行业标准的相关要求，并应获得相关认证；系统中设备及其部件的正常使用寿命应满足国家或行业标准的相关要求。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：l 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。l 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25年，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

4、的更换。l 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必须带有保证光伏系统本身及所并电力电网的安全。l 可靠性能强调了光伏系统应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。l 在民用建筑设计中，应尽可能设计安排出以上防护措施。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。（2）光伏方阵的选择应遵循以下原则l 根据建筑设计及其电力负荷确定光伏组件的类型、规

5、格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积；l 根据光伏组件规格及安装面积确定光伏系统最大装机容量；l 根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数；l 根据总装机容量及光伏组件串的容量确定光伏组件串的并联数。（3）光伏汇流箱设置应遵循以下原则l 光伏汇流箱内应设置汇流铜母排；l 每一个光伏组件串应分别由线缆引至汇流母排，在母排前分别设置直流分开关，并设置直流主开关；l 光伏汇流箱内应设置防雷保护装置；l 光伏汇流箱的设置位置应便于操作和检修，宜选择室内干燥的场所。设置在室外的光伏汇流箱应具有防水防腐措施，其防护等级应为IP65

6、以上。（4）并网光伏系统逆变器性能逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定；独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质选择。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。并网逆变器的选择还应遵循以下原则：l 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；l 逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能；l 无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能；l 并网逆变器应具有并网保护装置，与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；l 并网逆变器的选择应满足高效、节能、环保的要求。并网逆变器还应满足电能转换效率高、

7、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。（5）直流线路的选择应遵循以下原则l 耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；l 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方阵的标称短路电流的1.25倍；l 线路损耗应控制在2以内。（6）光伏系统防雷和接地保护应符合以下要求l 设置光伏系统的民用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GB 50057的相关规定；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

8、，且与建筑物屋顶避雷装置有不少于两点可靠联结；采用非金属固定构件时，不在屋顶避雷装置保护范围之内的光伏组件，应单独加装避雷装置。l 光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应严格遵守国家现行标准建筑物防雷设计规范GB 50057的相关规定；光伏组件应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。l 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SJT 11127的相关规定。光伏系统除应遵守建筑物防雷设计规范GB50057的相关规定外，还应根据光伏(PV)发电系统过电压保护导则SJT 11127的相关规定，采取专项过电压保护

9、措施。（7）光伏组件与建筑结合符合以下要求l 光伏组件安装宜按最佳倾角进行设计； l 支架安装型光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日不遮挡太阳光的要求；屋面上设置光伏方阵时，前排光伏组件的阴影不应影响后排光伏组件正常工作。另外，还应注意组件的日斑影响；l 在建筑屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功能的基座形式和安装方式；在建筑屋面上安装光伏组件支架，应选择点式的基座形式，以利于屋面排水。特别要避免与屋面排水方向垂直的条形基座；l 光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，并在地脚螺栓周围作密封处理；光伏组件支座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高

10、的泛水，地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应作密封处理；l 在屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层；支架基座部位应做附加防水层。附加层宜空铺，空铺宽度不应小于200mm。为防止卷材防水层收头翘边，避免雨水从开口处渗入防水层下部，应按设计要求做好收头处理。卷材防水层应用压条钉压固定，或用密封材料封严；l 直接构成建筑屋面面层的建材型光伏组件，除应保障屋面排水通畅外，安装基层还应具有一定的刚度。在空气质量较差的地区，还应设置清洗光伏组件表面的设施。构成屋面面层的建材型光伏构件，其安装基层应为具有一定刚度的保护层，以避免光伏组件变形引起表面局部积灰现象；l 光伏组件周围屋面、检修通道、

11、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道上部应铺设屋面保护层。需要经常维修的光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口以及人行通道上面应设置刚性保护层保护防水层，一般可铺设水泥砖；l 光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。光伏组件的引线穿过屋面处，应预埋防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。l 坡屋面坡度宜按照光伏组件全年获得电能最多的倾角设计。为了获得较多太阳光，屋面坡度宜采用光伏组件全年获得电能最多的倾角。一般情况下可根据当地纬度±l 0°来确定屋面坡度，低纬度地区还要特别注意保证屋面的排水功能

12、；l 光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式。安装在坡屋面上的光伏组件宜根据建筑设计要求，选择顺坡镶嵌设置或顺坡架空设置方式；l 建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求。建材型光伏构件安装在坡屋面上时，其与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求；l 顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间隙的要求。顺坡架空在坡屋面上的光伏组件与屋面间宜留有>100mm的通风间隙。控制通风间隙的目的有两个，一是通过加强屋面通风降低光伏组件背面温升，二是保证组件的安装维护空间。光伏系统控制机房宜采用自然通风，不具备条件时应采取机械通风措施。光伏系统控制机房，一般会布置较多的配电柜(箱)、逆变器、充电控制器等设备，上述设备在正常工作中都会产生一定的热量。因此，控制机房应采取通风措施。