用于将光伏幕墙方阵输出的直流电压和直流电流转换成交 电压和交流电流，并具备最大功率点跟踪功能和保护功能的电 设备

实时监测光伏组件（组串）的发电电压，并追踪其最大功率 值，使光伏系统以最大功率输出。

工程监理标准规范范本标准试验条件下光伏玻璃幕墙组件、光伏幕墙子方阵或光优 幕墙方阵的短路电流。

用于监测光伏系统运行状态，由数据采集系统和数据传输系 统构成，是光伏系统的一个重要部分。

3.1.1光伏幕墙系统宜由光伏幕墙方阵、光伏汇流设备、逆变 器、交流配电柜、储能系统、布线系统和监测系统等设备组成。 3.1.2光伏幕墙系统设计应按负载性质、用电容量、幕墙结构 工程特点、建设规模以及所在建筑的供配电条件，合理确定设计 方案，并应符合现行行业标准《民用建筑太阳能光伏系统应用技 术规范》JGJ203的规定。 3.1.3光伏幕墙系统设计应为电气设备提供安全的安装条件。 逆变器、交流配电柜和储能装置等电气设备宜安置于配电室或控 制室内。配电室或控制室可根据系统规模及建筑物形式采用分散 或集中布置。配电室或控制室的设计应符合现行国家标准《低压 配由设计规范》GB50054的规完

3.2光伏幕墙系统分类

3.2.1光伏幕墙系统按接入方式可分为下列两种系统： 1 并网光伏幕墙系统： 离网光伏幕墙系统。 3.2.2 光伏幕墙系统按储能装置的配置可分为下列两种系统 1 带有储能装置的光伏幕墙系统： 2 不带储能装置的光伏幕墙系统。 3.2.3 光伏幕墙系统按装机容量可分为大、中、小型： 小型光伏幕墙系统，装机容量不大于20kWp； 2中型光伏幕墙系统，装机容量大于20kWp且不 于100kWp; 3大型光伏幕墙系统，装机容量大于100kWp。

1小型光伏幕墙系统，装机容量不大于20kWp： 2中型光伏幕墙系统，装机容量大于20kWp且不 于100kWp; 3大型光伏幕墙系统，装机容量大于100kWp。

3.3光伏玻璃幕墙结构

3.3.1光伏玻璃蒂墙支承结构设计和材科选择应得合国家现行 标准《建筑幕墙》GB/T21086和《玻璃幕墙工程技术规范》 JGJ 102 的规定。

3.3.3光伏玻璃幕墙支承结构宜设置一体化布线型腔。布线型

3.3.5光伏玻璃幕墙背面应通风良好

3.3.6光伏玻璃幕墙组件可采用明框式、隐框式、半隐框

光伏玻璃幕墙组件可采用明框式、隐框式、半隐框式或 式安装。安装时应保证组件有足够的连接能力。

3.4装机容量与发电量

3.4.1并网光伏幕墙系统的装机容量应根据光伏玻璃幕墙组件 的可安装面积、类型和建筑供配电条件等因素确定，并应符合下 列规定： 1装机容量应为所安装光伏玻璃幕墙组件的标称功率之和； 2光伏玻璃幕墙组件的安装数量可由光伏玻璃幕墙组件的 可安装面积和单个组件面积的比值确定。

1装机容量应为所安装光伏玻璃幕墙组件的标称功率之 2光伏玻璃幕墙组件的安装数量可由光伏玻璃幕墙组 可安装面积和单个组件面积的比值确定。

能和当地太阳能资源条件等因素确定

3.4.3光伏幕墙系统的发电量应根据所在地的太阳能资

光伏幕墙系统的设计、光伏幕墙方阵的布置和环境条件等因素计 算确定。并网光伏幕墙系统的上网电量可按下式估算：

HA E. .P.K Es

1光伏玻璃幕墙组件的类型、规格和安装位置应根据建筑 设计和用户需求确定： 2光伏玻璃幕墙组件应与建筑外观相协调，并应与建筑模 数相匹配； 3应满足室内采光要求； 4应避免由于朝向和遮挡对光伏发电造成不利影响； 5应便于排水、除雪、除尘，保证通风良好，并应确保光 伏幕墙系统电气性能安全可靠： 6应满足消防要求和防雷要求； 7应便于光伏幕墙方阵和建筑相关部位的检修和维护，光 伏采光顶宜预留检修通道。 3.5.2光伏幕墙方阵最大电压不应超过1000V。光伏幕墙方阵 最大电压可由光伏组串在标准测试条件下的开路电压通过最低预

3.5.2光伏幕墙方阵最大电压不应超过1000V。光伏幕墙方

最大电压可由光伏组串在标准测试条件下的开路电压通过最低予 期工作温度修正后确定。最低预期工作温度下，电压修正系数市 根据光伏玻璃幕墙组件供应商提供的数据计算。

3.5.3光伏幕墙方阵设计应符合下列规定：

1光伏玻璃幕墙组件的串联数应按现行国家标准《光伏发 电站设计规范》GB50797的有关规定。对离网光伏幕墙系统， 光伏玻璃幕墙组件的串联数还应使光伏组串的最大功率点电压与 储能电池组浮充电压相匹配，浮充电压应包括防反二极管和直流

线路的压降。 2光伏组串的并联数可根据逆变器额定容量及光伏组串的 功率确定。

3.5.4同一方阵内，光伏玻璃幕墙组件电性能参数宜一致。同

组串内，光伏玻璃幕墙组件的短路电流和最大工作点电流的离 散性允许偏差应为士3%；有并联关系的各组串间，总开路电压 和最大功率点电压的离散性允许偏差应为士2%

3.5.5光伏幕墙方阵可根据光伏幕墙组件厂商的要求正极

极功能接地。功能接地应符合下列规定： 1宜通过电阻接地。通过电阻接地时，光伏幕墙系统应有 本规范第7.4.2条规定的绝缘电阻检测保护，且电阻值应符合下 式规定：

Uoc max R> 0.03

3.6主要电气设备选型

3.6.1光伏玻璃幕墙组件选型应符合下列规定： 1应选用符合现行国家标准《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》GB/T20047.1要求的光伏组件： 2双玻光伏玻璃幕墙组件应符合现行国家标准《建筑用太 阳能光伏夹层玻璃》GB29551的规定。 3.6.2光伏幕墙系统的汇流设备、逆变器和交流配电柜等电气 设备性能应符合现行国家标准《低压成套开关设备和控制设备

3.6.2光伏幕墙系统的汇流设备、逆变器和交流配电

设备性能应符合现行国家标准《低压成套开关设备和控制设备

第1部分：总则》GB7251.1，其标记应符合现行国家标准《电 气设备电源特性的标记安全要求》GB17285的规定。

1 应适用于直流； 2额定电压不应低于由本规范第3.5.2条确定的光伏幕墙 方阵最大电压； 3用于直流电缆或其他直流设备选型的最小电流值不应低 于本规范表 3. 6. 3 的规定。

直流电缆或其他直流设备选型的最小

注：1一些光伏玻璃幕墙组件在安装后最初几周或几个月内，其实际Iscmd可能 大于标称值或会随时间而增大，在确定电缆载流量时应予以考虑。 2光伏玻璃幕墙组件及其布线的工作温度会远大于环境温度。对于布置在光 伏玻璃幕墙组件附近或与其有接触的电缆，其最小工作温度应等于预期最 大环境温度加上40℃。 3对于可调的保护电器，额定电流In是给定的整定电流。

3.6.4光伏汇流设备可包括光伏汇流箱和直流配电柜。光伏组 串的输出应经光伏汇流箱就近汇流。光伏组串数量较多时应采用 两级或多级汇流，多个光伏汇流箱的输出宜由直流配电柜进行总 汇流后接人逆变器。 3.6.5光伏汇流设备应依据形式、绝缘水平、电压、温升、防 护等级、输人输出回路数、输人输出额定电流等技术条件进行选 择，并应符合下列规定： 1应符合国家现行相关产品标准的规定。 2光伏汇流箱输出应设置具有隔离功能的保护电器。直流 配电柜的每个配电单元的输人应经隔离电器接至汇流母排。直流 配电柜的输出应设置隔离开关或适用于隔离的断路器。 3安装位置应便于操作和检修，宜选择室内于燥的场所 设置在室外时，应具有防水、防腐、防日照措施，且其外壳防护 等级不应低于IP54。 4宜能监测各光伏组串的电流、电压。 3.6.6逆变器的配置应符合下列规定： 1并网逆变器的总额定功率应根据光伏玻璃幕墙组件的安 装容量确定； 2离网逆变器的总额定功率应根据负载功率和负载性质确 定，并应满足最大负载条件下设备对电功率的要求： 3逆变器的功率与台数应根据光伏幕墙方阵分布情况和光 伏幕墙方阵额定功率等确定，并应合理选择逆变器的功率和 台数； 4逆变器充许的最大直流输入电压和功率不应小于其对应 的光伏幕墙方阵的最大电压和额定功率； 5接人逆变器的光伏幕墙方阵或光伏组串应具有相同的规 格和朝向，不同朝向、不同规格的光伏幕墙方阵或光伏组串应接 入不同逆变器或逆变器的不同MPPT输人回路。

3.6.4光伏汇流设备可包括光伏汇流箱和直流配电柜。光伏

6.4光伏汇流设备可包括光伏汇流箱和直流配电柜。光伏组 的输出应经光伏汇流箱就近汇流。光伏组串数量较多时应采用 级或多级汇流，多个光伏汇流箱的输出宜由直流配电柜进行总 流后接入逆变器

3.6.5光伏汇流设备应依据形式、绝缘水平、电压、温升、

6.5光伏汇流设备应依据形式、绝缘水平、电压、温升、防 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 ，并应符合下列规定，

1并网逆变器的总额定功率应根据光伏玻璃幕墙组件的安 装容量确定； 2离网变器的总额定功率应根据负载功率和负载性质确 定，并应满足最大负载条件下设备对电功率的要求： 3逆变器的功率与台数应根据光伏幕墙方阵分布情况和光 伏幕墙方阵额定功率等确定，并应合理选择逆变器的功率和 台数； 4逆变器充许的最大直流输入电压和功率不应小于其对应 的光伏幕墙方阵的最大电压和额定功率； 5接人逆变器的光伏幕墙方阵或光伏组串应具有相同的规 格和朝向，不同朝向、不同规格的光伏幕墙方阵或光伏组串应接 入不同逆变器或逆变器的不同MPPT输入回路

应符合现行行业标准《光伏发电并网逆变器技术规范》

NB/T32004的规定； 2大中型光伏幕墙系统应采用带隔离变压器的隔离型逆 变器； 3光伏幕墙方阵正极或负极功能接地时，应采用带隔离变 压器的隔离型逆变器； 4海拨高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选 用高原型产品或降容使用，降容系数可根据厂商产品手册确定。 3.6.8离网逆变器的选型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》GB1 02011

3.6.8离网逆变器的选型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》GB1 20321. 1 的规定。

3.6.9隔离变压器应符合下列规定

1 满足逆变器输出额定功率和接入电压等级的要求； 隔离变压器的容量不应小于逆变器输出额定功率： 3 变压器电网侧接线组别及接地方式应与接入电网相匹配

3.7.1离网光伏幕墙系统应配置储能装置，并应满足向负载提 供持续、稳定电力的要求。并网光伏幕墙系统可根据用户需求配 置储能装置的容量。 3.7.2离网光伏幕墙系统储能电池组容量应根据负载功率、额 定电压、工作电流、日平均用电时数、连续阴雨天数、储能电池 的类型及其电特性等参数确定。储能电池的总容量可按下式 计算：

3.7.1离网光伏幕墙系统应配置储能装置，并应满足向负载提 供持续、稳定电力的要求。并网光伏幕墙系统可根据用户需求配 置储能装置的容量。

3.7.2离网光伏幕墙系统储能电池组容量应根据负载功率 定电压、工作电流、日平均用电时数、连续阴雨天数、储能 的类型及其电特性等参数确定。储能电池的总容量可按 计算：

D:F:Po U. K.

式中： C一 储能电池总容量（kWh）； 最长无日照期间用电时数（h）； F一 储能电池放电效率的修正系数，通常为1.05； Po— 负载功率（kw）； U一储能电池的放电深度，通常为0.5～0.8；

K。一综合效率系数，包括储能电池的放电效率，控制 器、逆变器以及交流回路的效率，通常为0.7 0.8。 3.7.3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、技术条件和价格等因素选择： 并应符合下列规定： 1应符合国家现行相应产品标准的规定； 2宜选用循环寿命长、充放电效率高、自放电小等性能优 越的储能电池： 3宜选用大容量单体储能电池，减少并联数； 4储能电池串并联使用时，应由同型号、同容量、同制造 一的产品组成，并应具有一致性。 3.7.4储能系统应具有电池管理系统。采用在线检测装置进行 智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电 池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通信接口。 3.7.5充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、过充（放） 保护、欠（过）压保护、反向放电保护、极性反接保护及防雷保 护等功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能。 3.7.6储能系统的标称电压宜为DC12V、24V、48V、110V 220V或500V。

1应结合电网规划、用电负载分布和分布式电源规划，按 照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计； 2光伏幕墙系统可选择单点集中并网，但多个建筑的光伏 幕墙系统不应接入同一并网点； 3并网点可选择用户配电箱（柜）或箱变低压母线。 4.1.2逆变器的输出应经交流配电柜或并网专用低压开关柜并 网，不应直接接入电网。 4.1.3光伏幕墙系统应在与电网或负载连接的交流配电柜中设 置具有隔离、保护、控制和监测功能的并网总断路器。并网总断 路器选型及安装应符合下列规定： 1应根据短路电流水平选择设备开断能力，并应留有一定 裕度； 2应具备过电流保护功能，并应具备反映故障及运行状态 的辅助接点及同时切断中性线的功能； 3安装时，应将电网看作电源，将光伏幕墙系统看作负载。 4.1.4逆变器、交流配电柜与并网总断路器之间不应接入负载。 4.1.5光伏幕墙系统每一并网点的并网容量不宜超过上一级变 压器额定容量的25%。 4.1.6光伏幕墙系统不应作为应急电源。 4.1.7额定功率大于等于8kW的并网逆变器宜三相接入电网， 8kW及以下的并网逆变器可单相接入电网。 4.1.8单相逆变器接入三相电网时，宜使三相平衡，各相接人 的逆变器容量宜一致。

4.2.1光伏幕墙系统向当地交流负载提供电能或向电网馈送电 能的质量应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规 定》GB/T29319的规定。电能质量出现偏离标准的越限状况 时，光伏幕墙系统应能检测到偏差并将其与电网断。 4.2.2光伏幕墙系统向电网馈送的直流电流分量不应超过其输 出交流电流额定值的0.5%或5mA，并应取两者中的较大值。 4.2.3光伏幕墙系统输出有功功率大于其额定功率的50%时 功率因数不应小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%~ 50%之间时，功率因数不应小干0.95（超前或滞后)

4.2.1光伏幕墙系统向当地交流负载提供电能或向电网馈送电 能的质量应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规 定》GB/T29319的规定。电能质量出现偏离标准的越限状况 时，光伏幕墙系统应能检测到偏差并将其与电网断开。

出交流电流额定值的0.5%或5mA，并应取两者中的较大值， 4.2.3光伏幕墙系统输出有功功率大于其额定功率的50%时， 功率因数不应小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%～ 50%之间时，功率因数不应小于0.95（超前或滞后）

功率因数不应小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%～ 50%之间时，功率因数不应小于0.95（超前或滞后）

电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的规定。 4.3.2光伏幕墙系统应对电网设置短路保护。当交流侧短路时， 并网逆变器的过电流不应大于1.5倍额定输出电流，并应在 0.1s内将光伏幕墙系统与电网断开。 4.3.3并网逆变器应具备过载能力。在1.0 倍～1.2倍额定输

0.1s内将光伏幕墙系统与电网断开。 4.3.3并网逆变器应具备过载能力。在1.0倍～1.2倍额定输 出电流时，光伏幕墙系统连续可靠工作时间不应小于1min，耳 可在10min以内将光伏幕墙系统与电网断开

4.3.3并网逆变器应具备过载能力。在1.0倍～1.2倍额定输

4.4.1光伏幕墙系统接人电网前，应明确通信要求。

4.4.1光伏幕墙系统接人电网前，应明确通信要求。 4.4.2光伏幕墙系统应配置相应的通信装置，并应确定通信方 式、传输通道和要传输的信息。

4.4.3大型光伏幕墙系统可在并网点或公共连接点配置电

量在线监测装置，并宜将可测量到的电能质量参数传输至相应的 调度主站。

4.5.1光伏幕墙系统接入电网前，应明确并网点和上网电量、 下网电量关口计量点。关口计量点宜设置在产权分界点。 4.5.2光伏幕墙系统应在每个并网点和关口计量点分别设置单 套电能计量装置。并网点位于关口计量点处时，可仅设置一套关 口电能计量装置。

4.5.1光伏幕墙系统接入电网前，应明确并网点和上网电

4.5.3电能计量装置应符合现行行业标准《电能计量装置技术

管理规程》DL/T448的规定，并应符合下列规定： 1有功电能表准确度等级不应低于1.0级，且相关电流互 感器、电压互感器的准确度应分别达到0.5S、0.5级； 2关口计量电能表应采用静止式多功能电能表，并至少应 具备下列功能： 1）应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录 功能； 2）应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平 衡蓝监测功能； 3）应配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息 采集终端远程通信的功能

5.1.1布线系统应符合国家现行标准《民用建筑电气设计规范》 JGJ16、《建筑物电气装置第5部分：电气设备的选择和安 装第52章：布线系统》GB16895.6和《电力工程电缆设计规 范》GB50217的有关规定，

5.1.2布线系统应符合下列规定：

.1.2布线系统应符合下列规定

1应安全、隐蔽、集中布置，建筑外观应整齐，应易于安 装维护： 2应能承受预期的外部环境影响，并应避免电缆遭受机械 外力、过热、腐蚀等危害； 3在满足安全条件的前提下应保证电缆路径最短。 5.1.3新建建筑应预留光伏幕墙系统的电缆通道，并宜与建筑 本身的电缆通道综合设计。既有建筑增设光伏幕墙系统时，光伏 幕墙系统电缆通道应满足建筑结构和电气安全，梯架、托盘及槽 盒等电缆通道宜单独设置。

5.2.1电缆的选择应按照电压等级、持续工作电流、短路热稳 定性、充许电压降和敷设环境条件等因素进行选型。电缆导体材 质、绝缘类型、绝缘水平、护层类型、导体截面等应符合现行国 家标准《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定和《建筑物 电气装置第5部分：电气设备的选择和安装第52章：布线 系统》GB16895.6中关于载流量的规定。 5.2.2直流电缆选型除符合本规范第5.2.1条的规定外，还应 符合下列规定：

1直流电缆的额定电压，应大于本规范第3.5.2条确定的 光伏幕墙方阵最大电压； 2直流电缆应选用带非金属护套的电缆或金属铠装电缆； 3曝露在室外的直流电缆应抗紫外线辐射，当采用不抗紫 外线辐射的电缆时，电缆应安装在抗紫外线辐射的导管中； 4直流电缆应为阻燃电缆，阻燃等级及发烟特性应根据建 筑的类别、人流密度及建筑物的重要性等综合考虑； 5光伏玻璃幕墙组件连接电缆应选用光伏电缆。 5.2.3直流电缆导体截面的选择除符合本规范第5.2.1条的规 定外，还应符合根据下列规定确定的导体截面的最大值： 1载流量应大于过电流保护电器的额定值或本规范表 3.6.3规定的最小电流值； 2根据电缆敷设环境温度、位置和敷设方法，载流量应乘 以载流量校正系数； 3在系统额定功率状态下，光伏幕墙系统直流侧的线路电 压降不应大于3%

1应采用符合现行国家标准《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》GB/T20047.1规定的电连接器； 2用于室外的电连接器防护等级不应低于IP55 3应采用相同广商的同类型的公母头相互连接； 4不应采用用于连接家用设备和交流低压电源的插头和 插座。

5.3.1日 电缆布线应符合本规范第5.1.1条的规定。 5.3.2 直流电缆在幕墙内布线时，应符合下列规定： 直流电缆不应在光伏玻璃幕墙组件间的胶缝内布线： 2直流电缆宜通过幕墙横梁、立柱或副框的开口型腔布线 型腔应通过扣盖扣接密封：

3直流电缆也可通过固定在幕墙支承结构上的金属槽盒、 金属导管布线： 4金属槽盒、金属导管以及幕墙横梁、立柱、副框的布线 型腔内光伏电缆的截面利用率不宜超过40%； 5光伏玻璃幕墙组件连接电缆宜用符合本规范第5.2.4条 规定的电连接器连接； 6金属槽盒和金属导管的连接处，不得设在穿楼板或墙壁 等孔处； 7幕墙横梁、立柱以及金属槽盒的电缆弓出孔应采用机械 加工开孔方法并进行去毛刺处理，管孔端口应采取防止电缆损伤 的措施； 8光伏玻璃幕墙组件接线盒的位置宜由光伏玻璃幕墙组件 的安装方式确定，点支式、隐框式幕墙宜采用背面接线盒，明框 式、半隐框式幕墙宜采用侧边接线盒。

5.3.3直流电缆正负极采用单独导体时，宜靠近敷设。

1直流电缆未经导管进出光伏汇流设备时，应采用防水端 子等方式连接以防止电缆在内部断开并保持设备的外壳防护 等级； 2光伏汇流设备内正极和负极导体应隔离； 3 进入光伏汇流设备的导体应按极性分组或按回路编号 配对。 5.3.5在直流电缆与其他布线系统可能发生混淆的地方，应进 行标识并应符合下列规定： 1印有光伏或直流标识的直流电缆，其标识应清晰、耐 擦除； 2无光伏或直流标识的直流电缆，宜附加印有“SOLAR D.C.”等字样的彩色标签。标签间隔不宜超过5m，平直布线

5.3.5在直流电缆与其他布线系统可能发生混淆的地方，

行标识并应符合下列规定： 1印有光伏或直流标识的直流电缆，其标识应清晰、耐 擦除； 2无光伏或直流标识的直流电缆，宜附加印有“SOLAR D.C.”等字样的彩色标签。标签间隔不宜超过5m，平直布线 时，间隔可大于5m但不应超过10m。当电缆布置在导管或槽盒 中时，标签应附着在导管或槽盒的外表面上。

5.3.6信号线缆，包括控制电缆与通信线缆，其布线及

5.3.6信号线缆，包括控制电缆与通信线缆，其布线及接口应 符合现行国家标准《综合布线系统工程设计规范》GB50311中 的规定及下列规定： 1室外敷设的信号线缆应采用室外型电缆或采取相应的防 护措施； 2信号线缆应采用屏蔽线，宜避免与电力电缆平行布线； 3线路不应敷设在易受机械损伤、有腐蚀性介质排放、潮 显及有强磁场和强静电场干扰的区域，必要时应使用金属导管 屏蔽。

5.1.1大型光伏幕墙系统宜设置监测系统。监测系统宜由数据 采集系统和数据传输系统组成，且宜具备下列功能： 1存储和查询历史运行信息和故障记录； 2友好的人机操作界面与蓝测显示界面； 3与储能系统的电池管理系统相集成； 4接人远程监控的接口，且能以规定的数据格式与远程数 据中心传输数据。 6.1.2监测系统应能监测、记录及保存下列参数： 1 太阳总辐射、环境温度、湿度等环境参数； 2光伏玻璃幕墙组件温度、发电功率和累计发电量； 3直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流和频率等； 4 监控涉及的全部开关量，包括与断路器相关的程控、报 警等信号开关量。 6.1.3监测系统应采用开放的通信协议和标准通信接口。 5.1.4监测系统供电电源应稳定可靠。宜设置交流不间断电源 呆证监测系统在电源失电或电源不符合要求时能正常工作至 少2h。

6.2.1数据采集系统应至少包括一个太阳总辐射传感器、一个 环境温度传感器、一个光伏玻璃幕墙组件温度传感器和电参数监 测设备。当有多种类型的光伏玻璃幕墙组件时，每种类型的光伏 玻璃幕墙组件都应设置一个温度传感器。

6.2.2数据采集系统应至少设置一个数据采集器，并应符合下

列规定： 1应支持标准的通信协议与接口： 2应具有识别和传输运行状态的能力，并应支持对数据采 集接口、通信接口以及光伏幕墙系统的故障定位和诊断； 3一个数据采集模块的多路模拟量输入信号之间电压差不 得大于24V。 6.2.3监测系统在并网点装设的电能质量在线检测装置，应符 合下列规定： 1应符合现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》 GB/T19862的规定； 2电能质量数据应能保存1年以上。

7.1.1电气设备的安全性应符合本规范及现行国家标准《国家 电气设备安全技术规范》GB19517的规定。 7.1.2逆变器的直流侧应装设具有隔离和通断负荷功能的隔离 开关。 7.1.3光伏幕墙系统应在靠近电网或负载的连接处装设过电流 保护电器。

保护电器。 7.1.4在人员有可能接触或接近光伏幕墙系统带电设备的位置， 应设置明显的防电击警示标识。标识应标明“警告”、“高压危 险”等提示性文字和符号，并应符合下列规定： 1逆变器和交流配电柜或专用低压开关柜的标识应标明 “警告”、“双电源”等提示性文字和符号； 2光伏汇流设备应设置警示标签，标明在逆变器隔离断开 后，设备内带电部分仍可存在带电危险； 3标识的形状、颜色、尺寸和高度应符合现行国家标准 《安全标志及其使用导则》GB2894的规定。 7.1.5光伏玻璃幕墙组件温度超过90℃时，光伏幕墙系统应指 示故障，并宜断开光伏幕墙方阵与逆变器的连接或关闭逆变器。

7.1.4在人员有可能接触或接近光伏幕墙系统带电设备的

7.2.3光伏幕墙方阵外露金属部件的连接应符合本规范第

7.6.4条的规定。

7.6.4条的规定。

7.3直流侧过电流保护

7.3.1光伏幕墙方阵应装设符合本规范第7.3.2条～第7.3.4 条以及光伏玻璃幕墙组件制造商要求的过电流保护电器。 7.3.2当可能的反向故障电流大于光伏玻璃幕墙组件的最大过 电流保护额定值时，应为光伏组串提供过电流保护。光伏组串过 电流保护电器宜安装在光伏汇流箱中，且应符合下列规定： 1每个光伏组串都应装设过电流保护电器，过电流保护电 器的额定电流I，应按下列公式确定：

1. 5 X Isc mod < In < 2. 4 X Isc mod In < Imod max cepr

流的乘积。 7.3.4有储能装置的光伏幕墙系统，应在充电控制器和储能电 池组之间靠近储能电池组安装光伏幕墙方阵过电流保护电器。过 电流保护电器的额定电流I.应符合下式要求：

池组之间靠近储能电池组安装光伏幕墙方阵过电流保护电器。过 电流保护电器的额定电流I.应符合下式要求：

1. 25 X Isc array < I, < 2. 4 X Isc ar

式中： Isc aray— 光伏幕墙方阵在标准测试条件下的短路电流（A）： 其值为光伏幕墙方阵并联的光伏组串数与光伏玻 璃幕墙组件标准测试条件下短路电流的乘积。 7.3.5用于光伏幕墙方阵保护的熔断器应符合下列规定： 1熔断体应符合现行国家标准《低压熔断器第6部分：太阳 能光伏系统保护用熔断体的补充要求》GB/T13539.6的规定； 2熔断体及熔断器底座的额定电压应等于或高于光伏幕墙 方阵最大电压； 3分断能力应大于可能的反向故障电流。反向故障电流来 自并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源。 7.3.6用于光伏幕墙方阵保护的断路器应符合下列规定： 1应选用直流断路器； 2直流断路器当采用多断点串联形式时，各触头在结构设 计上应保证同步接触与分断； 3用于光伏组串和光伏幕墙子方阵保护的直流断路器，应 无极性； 4分断能力应大于可能的反向敌障电流。反向敌障电流来 自并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源。 7.3.7光伏汇流箱的每个输入回路可安装防反二极管，防止故 障条件下的逆流，但不应代替过电流保护电器。防反二极管应符 合下列规定： 1额定电压应高于2倍光伏幕墙方阵最大电压； 2额定电流应大于1.4倍所保护光伏组串标准测试条件下 的短路电流：

1熔断体应符合现行国家标准《低压熔断器第6部分：太阳 能光伏系统保护用熔断体的补充要求》GB/T13539.6的规定； 2熔断体及熔断器底座的额定电压应等于或高于光伏幕墙 方阵最大电压； 3分断能力应大于可能的反向故障电流。反向故障电流来 自并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源

3应选择压降低、热阻小、热循环能力强的二极管。

7.4.1光伏幕墙系统应根据光伏幕墙方阵功能接地方式及逆变 器类型，设置对地绝缘故障检测、保护和报警措施。不同类型的 光伏幕墙系统对地绝缘故障防护要求应符合表7.4.1的规定

类型的光伏幕墙系统对地绝缘故障防

注：1本规范中，逆变器直流侧和交流侧虽有简单分隔但泄漏电流超过限值的逆 变器归类为非隔离型逆变器；逆变器直流侧和交流侧没有简单分隔但外置 有隔离变压器的，该逆变器归类为隔离型逆变器， 2 逆变器输出连接到中性点不接地系统且光伏幕墙方阵无功能接地时，可不 设置剩余电流监测系统保护 3 剩余电流监测系统宜设置到光伏子方阵或光伏组串层级，以便提高检测精 度及确定故障位置。

墙方阵对地绝缘电阻检测功能，并应符合下列规定： 1应在系统启动前检测； 2光伏幕墙方阵对地绝缘电阻应符合本规范式（3.5.5）的 规定； 3光伏幕墙方阵正极或负极直接接地，即未经电阻接地时 在检测时可断开该功能接地。 7.4.3光伏幕墙系统应按本规范表7.4.1的规定设置剩余电流 蓝监测系统（RCM）保护。RCM应能蓝测连续剩余电流和突变 余电流，其限值及保护响应时间应符合下列规定： 1连续剩余电流超过下列限值时，RCM应在0.3s内断升 与电网的连接或隔离发生故障的光伏幕墙方阵： 1）对于额定输出功率小于或等于30kVA的逆变器，限 值为300mA； 2）对于额定输出功率大于30kVA的逆变器，限值为 1omA/kVA。 2剩余电流突变超过表7.4.3规定的限值时，RCM应在表 7.4.3规定的时间内断开与电网的连接或隔离发生故障的光伏幕 墙方阵

型钢标准表7.4.3剩余电流突变的响应时间

7.4.5光伏幕墙方阵正极或负极直接接地的光伏幕墙系统，应

7.4.5光伏幕墙方阵正极或负极直接接地的光伏幕墙，

设置接地故障中断装置数据标准，用来检测和中断故障电流。接地故障中 断装置应符合下列规定： 1接地故障中断装置应与功能接地导体串联； 2接地故障中断装置的额定电流值应按表7.4.5的规定 取值；

4.5接地故障中断装置的额定电流值

3在检测到接地故障时，应指示故障，断开功能接地，但 得断开保护接地。必要时可隔离发生故障的光伏幕墙方阵 4因故障断开后不得自动闭合。