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1總則

1.0.1為推動薄膜太陽能發電系統在蚌埠市建筑工程中應用，規范薄膜太陽能發電系統與建筑一體化的

設計、施工與安裝、驗收、運行與維護，做到技術先進、質量可靠、安全適用、綠色環保、經濟合理、

造型美觀、維修方便，結合蚌埠市地方特點，制定本規程。

條文說明：1.0.1隨著我國綠色建筑的深入發展和超低能耗建筑、零能耗建筑的推廣，太陽能作為清

潔優質的可再生能源日益受到重視，薄膜太陽能發電系統與晶硅太陽能發電系統在材料性能、安裝多樣

性、轉換效率、成本及使用壽命等方面有著較大的區別，其從技術上實現了長期、高效、安全、科學地

轉化利用太陽能，建筑工程中利用薄膜太陽能發電是應用可再生能源實現建筑節能、綠色建筑的有效措

施。

本規程著重解決薄膜太陽能發電系統與建筑結合，以指導、規范蚌埠市薄膜太陽能發電系統與建筑

一體化工程的設計、施工與安裝、驗收、運行與維護，促進薄膜太陽能發電系統在建筑領域的推廣應用，

規范和加快蚌埠市薄膜太陽能產業的發展。

1.0.2本規程適用于蚌埠市新建、改建和擴建的民用建筑、工業建筑及倉儲建筑，以及在既有建筑上安

裝、改造薄膜太陽能發電系統的設計、施工與安裝、驗收和運行維護。

條文說明：1.0.2本條明確了本規程的適用范圍。民用建筑一般指供人居住和進行公共活動的建筑，

按其使用功能大致分為居住建筑（包括住宅建筑、宿舍建筑等）和公共建筑（包括教育建筑、辦公建筑、

商業建筑、體育建筑、醫療建筑、交通建筑、政法建筑、科學研究建筑、文化娛樂建筑、園林景觀建筑、

宗教建筑、紀念建筑等）。工業建筑一般指供使用者從事各類生產活動的建筑物和構筑物。

考慮到大量的既有建筑有綠色、節能等改造的需求，編制時對既有建筑采取集成或附加薄膜太陽能

發電系統利用太陽能的適應性進行了調查和研究，本規程的技術內容同樣適用。

1.0.3薄膜太陽能發電系統與建筑一體化的設計、施工與安裝、調試和驗收、運行與維護除應符合本規

程外，尚應符合現行國家有關標準的規定。

條文說明：1.0.3薄膜太陽能發電系統的產品應符合其組成部分的相關國家標準，同時，應符合建筑

行業的相關設計與驗收規范。

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2術語

2.0.1薄膜太陽能發電系統與建筑一體化Thin-filmphotovoltaicsystemandbuildingintegration

安裝在建筑物上，將薄膜太陽能發電系統與建筑相結合，滿足建筑物的安全、功能、美觀等要求，

其應用形式可分為建筑集成光伏發電系統（BIPV）和建筑附加光伏發電系統（BAPV）。

條文說明：2.0.1薄膜太陽能發電系統與建筑一體化應用，可采取建筑集成、建筑附加不同的應用形

式。其中，薄膜太陽能光伏發電設備作為建筑材料或建筑構件，成為建筑物圍護結構或圍護設施不可分

割的組成部分，稱為建筑集成光伏發電系統（BIPV）；薄膜太陽能光伏發電設備不作為建筑物圍護結構

或圍護設施不可分割的組成部分，僅在建筑物上附加安裝薄膜太陽能光伏發電設備，稱為建筑附加光伏

發電系統（BAPV）。

2.0.2薄膜太陽能發電系統Thin-filmphotovoltaicsystem

利用薄膜太陽能電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的光伏發電系統。

2.0.3薄膜太陽能光伏組件Thin-filmphotovoltaicmodules

經過模塊化預制、封裝及內部聯結，由薄膜電池、玻璃面板、膠膜、接線盒、背板、引出線等組成，

具備薄膜太陽能發電功能，可單獨提供直流電輸出的最小不可分割的薄膜太陽能電池組合裝置。

條文說明：2.0.3目前已經產業化規模生產的薄膜太陽能發電系統的產品有銅銦鎵硒（CIGS）薄膜太

陽能電池、碲化鎘（CdTe）薄膜太陽能電池等薄膜太陽能電池。

2.0.4薄膜太陽能光伏構件Thin-filmphotovoltaiccomponents

經過模塊化預制、封裝及內部聯結，具備薄膜太陽能發電功能的建筑材料或建筑構件。

條文說明：2.0.4將薄膜太陽能光伏組件與建筑材料進行復合，具有相應的建筑材料和建筑構件功能，

成為建筑物不可分割的一部分，如光伏瓦、光伏墻板、光伏磚、發電飾面一體板等新型建筑材料或構件。

2.0.5薄膜太陽能發電瓦屋面系統Roofsystemofthin-filmphotovoltaictiles

采用薄膜太陽能發電瓦和配套瓦為斜屋面覆面層，既滿足傳統瓦屋面的使用功能，又能利用太陽能

電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的屋面發電系統。以下簡稱“發電瓦屋面系統”。

2.0.6薄膜太陽能發電瓦Thin-filmphotovoltaictile

采用薄膜太陽能電池、玻璃+絕緣背板或雙玻結構，經過封裝工藝制成的兼具太陽能發電和建筑物

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面覆蓋及裝飾功能的建筑瓦制品，是一種新型建筑材料。以下簡稱“發電瓦”。

2.0.7發電飾面一體板Architecturaldecorationintegratedphotovoltaic

采用薄膜太陽能電池、玻璃+絕緣背板或雙玻結構，經過封裝工藝制成的兼具太陽能發電和建筑裝

飾功能的建筑飾面板，是一種新型建筑材料。

2.0.8逆變器Inverter

將來自太陽能電池陣列的直流電流變換為符合電網要求或電氣負載供電要求的交流電流的裝置。

條文說明：2.0.8常見的分為直接與組串連接，室外掛式安裝的單相或三相輸出的組串式逆變器和用

于大規模電站的、需經過直流匯流箱將不同太陽能電池陣列直流電流匯集后接入的集中式逆變器兩種。

2.0.9直流匯流設備Dcconfluenceequipment

在薄膜太陽能發電系統中將若干個發電組件串并聯匯流后接入的裝置。包括用于組串式逆變器前端

的直流接線盒和用于集中式逆變器前端的直流匯流箱。

2.0.10儲能蓄電池Energystoragebattery

主要指用于薄膜太陽能發電系統用的蓄電池。

2.0.11光伏控制器Photovoltaiccontroller

用于薄膜太陽能發電系統中，控制多路薄膜太陽能電池陣列對儲能蓄電池充電以及儲能蓄電池給太

陽能逆變器負載供電的自動控制設備。

2.0.12最大功率點跟蹤系統Maximumpowerpointtracking(MPPT)

能夠實時偵測太陽能板的發電電壓，并對跟隨太陽能電池表面溫度變化和太陽輻照度變化而產生的

輸出電壓與電流的變化進行跟蹤控制，使太陽能光伏電池陣列保持在最大輸出功率的工作狀態的控制策

略，使系統以最大功率輸出。應用于太陽能發電系統中，協調太陽能電池板、蓄電池、負載的工作。

2.0.13并網光伏發電系統Grid-connectedphotovoltaicsystem

光伏發電系統發出電能與公共電網連接，可以向公共電網傳輸電能的光伏系統。

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2.0.14離網光伏發電系統Stand-alonephotovoltaicsystem

不與公共電網連接的光伏系統，也稱獨立光伏發電系統。

2.0.15孤島Islanding

包含負荷和電源的部分電網，從主網脫離后繼續孤立運行的狀態。孤島可分為非計劃性孤島和計劃

性孤島。非計劃性孤島指非計劃、不受控地發生孤島。計劃性孤島指按預先配置的控制策略，有計劃地

發生孤島。

2.0.16防孤島anti-islanding

防止非計劃性孤島現象的發生。

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3基本規定

3.0.1薄膜太陽能發電系統應結合太陽能資源、發電規模、建筑條件、負荷特點、安裝和維護條件等因

素確定系統選型，與建筑一體化的應用應遵循安全可靠、環保美觀、規則有序、便于安裝和維護的原則，

合理選用薄膜太陽能光伏構件和薄膜太陽能光伏組件，明確安裝在建筑物上的設備類型、平面位置和外

觀要求，與建筑自身設計相協調，使薄膜太陽能發電系統與建筑相融合。

條文說明：3.0.1薄膜太陽能光伏組（構）件具有透光率高，弱光性好，衰減率低，色彩豐富等優點，

形狀、尺寸可定制，適用建筑場景更廣泛。

與晶硅太陽能發電產品比較，薄膜太陽能發電產品在弱光環境或散射光、陰、云、雨天環境條件下，

能實現持續發電，且在受意外障礙物（如落葉、飛鳥、煙霧、空氣污染等）影響時，組件不易損壞。

因其透光率好，產品色彩和形狀可定制，在建筑的墻面、平坡曲面屋面、采光屋頂、幕墻等處更適

于實現與建筑一體化的應用，實現兩者的協調和統一。

根據薄膜太陽能發電產品的特點，其發電系統設計應納入到建筑設計中，建筑設計需要根據選定的

薄膜太陽能發電系統類型，確定安裝位置、安裝面積、尺寸大小、管線走向等技術要求，合理安排薄膜

太陽能發電系統各組成部分在建筑中的位置，使之成為建筑的有機組成部分。

3.0.2薄膜太陽能發電系統與建筑一體化應用可采用建筑集成光伏發電系統和建筑附加光伏發電系統。

3.0.3建筑設計應為薄膜太陽能發電系統的安裝、使用和維護等提供必要的承載條件和空間。

條文說明：3.0.3一般情況下，建筑物的設計壽命是薄膜太陽能發電系統設計壽命的數倍，為此建筑

設計不僅要考慮地震、風、雪、冰雹等自然影響因素，還應為薄膜太陽能發電系統的日常維護，尤其是

其光伏組件、光伏構件的安裝、維護、修理、局部更換提供必要的便利條件。

3.0.4新建、改建和擴建的建筑安裝薄膜太陽能發電系統應納入建筑工程設計，統一規劃、設計、施工

與安裝、驗收，與建筑工程同時投入使用。

3.0.5應用薄膜太陽能發電系統的建筑，在土建施工階段，應按薄膜太陽能發電系統與建筑一體化設計

施工圖及土建施工圖要求預留、預埋相關構件，同步施工，且應滿足建筑安全、電氣安全和建筑防火、

消防疏散、建筑節能、防腐、防水、排水、采光、通風、隔熱、防雷、接地、抗風、抗震等要求。

條文說明：3.0.5為使薄膜太陽能發電系統與建筑能更好結合，建筑在施工時，應為系統設備的安裝

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創造良好條件，預留、預埋好相關構件，與建筑其他管線統籌設計、施工，管線布置既要安全、隱蔽、

集中，又要便于安裝與維修，且不得影響建筑物的使用功能。

為了保障薄膜太陽能發電系統的使用安全，設置在建筑上或直接構成建筑圍護設施的薄膜太陽能光

伏組（構）件，設計時應考慮采取防漏電、防墜落傷人等技術措施，應在安裝部位的顯要位置設置帶電

警告標識，安裝薄膜太陽能發電產品的陽臺、建筑墻面、上人平臺等部位，采取設挑檐、入口上方設雨

篷、或在其周邊采取有效隔離措施（如設置防護欄、綠化隔離帶等），使人不易靠近。

3.0.6在既有建筑上集成或附加薄膜太陽能發電系統時，應對既有建筑的結構安全性、耐久性和電氣安

全性進行復核，薄膜太陽能發電系統的設置不得影響既有建筑的安全性和建筑的使用功能。

條文說明：3.0.6在既有建筑上增設或改造的薄膜太陽能發電系統，其荷載會增加，安裝過程也會對

建筑結構和建筑功能有影響，因此，需由原土建設計單位或具備相應資質的設計單位對其進行建筑結構

安全、建筑電氣安全等方面的復核和驗算，同時，對于城市的重要建筑、沿城市主要街道建筑，還不得

影響其原有的建筑風貌。

3.0.7薄膜太陽能發電系統安裝前，建筑主體結構及相關工序應驗收合格，安裝時對已完成的土建工程

相關部位應采取保護措施，避免對建筑防水、保溫等造成損壞。

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4發電系統設計

4.1一般規定

4.1.1薄膜太陽能發電系統組件或陣列的選型和設計應與建筑結合，在綜合考慮發電效率、發電量、電

氣和結構安全、適用美觀的前提下，合理采用BIPV或BAPV形式，并滿足安裝、清潔、維護和局部更換

的要求。

條文說明：4.1.1本條文主要是強調薄膜太陽能發電系統的設計目的是形式美觀、結構安全、清潔、

維護方便，同時盡可能多產生電量，是薄膜太陽能發電系統的技術和現代建筑技術互相融合貫通的產物。

系統設計不僅需要了解建筑物的基本情況，還需要了解到薄膜太陽能電池技術的多樣性、以及不同形式

的薄膜太陽能電池適合在哪些不同的環境中使用，控制器、逆變器的主要技術特性，太陽輻射情況以及

太陽能電池組件的最大功率跟蹤等方面的技術。

4.1.2應用薄膜太陽能發電組件的光伏發電系統中，同一組MPPT直流輸入回路包含的所有光伏組串的

類型、電壓、朝向、安裝傾角應一致。

4.1.3薄膜太陽能發電系統一般由光伏陣列、直流匯流設備、交/直流配電柜、逆變器（限于包括交流

線路系統）、蓄電池及其充電控制裝置（限于帶有儲能裝置的系統）、電能表和顯示電性能相關參數的

儀表等組成。

4.1.4薄膜太陽能發電系統中設備及部件的性能應獲得相關認證。

條文說明：4.1.4薄膜太陽能發電系統中各部件技術性能包括：電氣性能、耐久性能、安全性能、可

靠性能等幾個方面，應符合《建筑光伏系統應用技術標準》GB/T51368第五章對于建筑光伏系統設備

材料做出的相關要求。

1電氣性能強調了光伏系統各部件產品應符合國家標準中規定的電性能要求。如薄膜太陽能電池的

最大輸出功率、開路電壓、短路電流、最大輸出工作電壓、最大輸出工作電流等，另外，系統中各電

氣部件的電壓等級、額定電壓、額定電流、絕緣水平、外殼防護類別等。

2耐久性能規定了系統中主要部件的正常使用壽命。如薄膜太陽能發電組件壽命不少于25年，并

網逆變器正常使用壽命不少于8年。在正常使用壽命期間，允許有主要部件的局部更換以及易損件的更

換。

3安全性能是光伏系統各項技術性能中最重要的一項，其中特別強調了并網光伏系統必須帶有保證

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光伏系統本身及所并電力電網的安全。

4可靠性能強調了光伏系統應具有防御各種自然條件異常的能力，其中包括應有可靠的防結露、防

過熱、防雷、抗雹、抗風、抗震、除雪、除沙塵等技術措施。

5在民用建筑設計中，應盡可能結合建筑設計設置出以上防護措施。如采用電熱技術除結露、除雪，

預留給水、排水條件除沙塵，在薄膜太陽能電池組件下面預留通風道防電池板過熱，選用抗雹電池板，

光伏系統防雷與建筑物防雷統一設計施工，在結構設計上選擇合適的加固措施防風、防震等。

4.1.5薄膜太陽能發電系統連接電纜及其輸出總電纜應采用專用的太陽能光伏電纜，并符合《光伏（PV）

組件安全鑒定第一部分：結構要求》GB/T20047.1的相關規定。

條文說明：4.1.5由于大量使用在室外環境中，專用的太陽能光伏電纜在耐高溫、耐紫外線輻照和抗

機械載荷等性能指標上相較普通電纜有更高的要求。

4.1.6薄膜太陽能發電系統輸配電和控制用纜線應與其他管線統籌安排，安全、隱蔽、集中布置，滿足

安裝維護的要求，不同回路、不同電壓的交流和直流電纜不應敷設于同一導管內。

條文說明：4.1.6對于在既有建筑上安裝薄膜太陽能發電系統，在沒有可能利用既有建筑上的輸電槽

架和管道的情況下，通常需要另行設計，集中布置的光伏系統輸配電和控制用纜線應安全可靠、盡可能

隱蔽；如果在新建建筑上安裝薄膜太陽能發電系統，應作為建筑電氣工程設計的一部分進行統籌設計。

4.1.7在人員有可能接觸或接近薄膜太陽能發電系統的位置，應設置防觸電警示標識。

條文說明：4.1.7人員有可能接觸或接近的、高于直流50V或240W以上的系統屬于應用等級A，適用

于應用等級A的設備被認為是滿足安全等級II要求的設備，即II類設備。當光伏系統從交流側斷開后，

直流側的設備仍有可能帶電，因此，光伏系統直流側應設置必要的觸電警示和防止觸電的安全措施。

4.1.8并網型薄膜太陽能發電系統應具有相應的并網保護功能。

條文說明：4.1.8對于并網光伏系統，只有具備并網保護功能，才能保障電網和光伏系統的正常運行，

確保無論電網或是光伏系統發生異常情況不至于影響另一側的正常運行。同時并網保護也是電力檢修人

員人身安全的基本要求。

4.1.9薄膜太陽能發電系統應符合《光伏系統并網技術要求》GB/T19939關于電壓偏差、閃變、頻率偏

差、諧波、三相不平衡度和功率因數等電能質量指標的要求。

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條文說明：4.1.9光伏系統所產電能應滿足國家電能質量的指標要求，主要包括：

10kV及以下并網光伏系統正常運行時，與公共電網接口處電壓允許偏差如下：三相為額定電壓的

±7%，單相為額定電壓的+7%、﹣10%；

并網光伏系統應與公共電網同步運行，頻率允許偏差為±0.5Hz；

并網光伏系統的輸出應有較低的電壓諧波畸變率和諧波電流含有率。總諧波電流含量應小于功率調

節器輸出電流的5%；

光伏系統并網運行時，逆變器向公共電網饋送的直流分量不應超過其交流額定值的1%。

4.1.10離網獨立的薄膜太陽能發電系統應符合《家用太陽能光伏電源系統技術條件和試驗方法》GB/T

19064的相關要求。

4.1.11薄膜太陽能發電系統應設置快速關閉裝置，并符合下列要求：

1快速關閉裝置能控制斷開建筑光伏系統直流和交流電路，直流電路包括光伏直流電源、儲能裝置

或其他直流電源。

2在快速關閉裝置開始工作的10s內，受控導線的電壓應被限制不超過60V或回路電流應被限制不

超過1mA。

條文說明：4.1.11快速關斷裝置能夠在緊急狀態下快速將光伏組件與光伏組件、光伏組件與逆變器、

逆變器與并網點之間的電氣連接斷開，用于緊急關閉光伏系統的裝置，降低光伏系統給建筑帶來的風險。

若快速關閉裝置僅僅可以將光伏陣列的輸出與設備斷開，但無法將光伏陣列關閉，進行如下標記：

“此光伏系統安裝了快速關閉裝置，將快速關閉裝置扳至關閉位置，建筑內的光伏系統會被關閉，但光

伏組件未被關閉，光伏組件高壓危險!”。

4.1.12薄膜太陽能發電系統不應作為消防用電電源。

4.2系統分類與選型

4.2.1薄膜太陽能發電系統按是否接入公共電網分為下列兩種系統：

1并網光伏系統；

2離網光伏系統。

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4.2.2薄膜太陽能發電系統按是否具有儲能裝置分為下列兩種系統：

1帶有儲能裝置的系統；

2不帶儲能裝置的系統。

4.2.3薄膜太陽能發電系統按交直流輸出方式分為以下三種系統：

1交流系統；

2直流系統；

3交直流混合系統。

4.2.4薄膜太陽能發電系統按其在電網中的并網位置可分為下列兩種系統：

1集中式并網系統；

2分散式并網系統。

4.2.5薄膜太陽能發電系統按裝機容量C的大小分為下列四種系統：

1小型系統－裝機容量：C≤8kWp；

2中型系統—裝機容量：8kWp＜C≤500kWp；

3大型系統—裝機容量：500kWp＜C≤6000kWp；

4特大型系統—裝機容量：C＞6000kWp。

條文說明：4.2.5薄膜太陽能發電系統各并網點電壓等級宜根據裝機容量選取，具體為:

小型系統－裝機容量：C≤8kWp220V/單相或380V/三相；

中型系統－裝機容量：8kWp＜C≤500kWp380V/三相；

大型系統－裝機容量：500kWp＜C≤6000kWp10kV/三相；

特大型系統－裝機容量：C＞6000kWp35kV及以上/三相。

4.2.6薄膜太陽能發電系統設計應根據用電要求按表4.2.6進行選擇；

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表4.2.6薄膜太陽能發電系統設計選用表

系統類型輸出類型有無儲能裝置適用范圍

用于電能平滑輸出、經濟調度、微電網組成

有等應用場所。適用于有穩定供電、電網調頻

并網光伏

交流調峰需要的工礦生產企業和大型公用建筑。

系統

常規用電。適用于供電條件較好的工業及民

無

用建筑。

偏遠無電網地區，電力負荷為直流設備，且

供電連續性要求較高的場所。適用于偏遠地

有

區的通訊、遙測、監測設備電源，直流供電

直流的航標燈塔、路燈等。

僅適用于給特殊的寬電壓范圍的直流設備供

離網光伏系統

無電。適用于光伏水泵系統，日間臨時用電設

備和部分旅游設施。

偏遠無電網地區，電力負荷為交流設備,且供

交流有電連續性要求較高的場所。適用于交流負載

的通訊基站，海島、邊防設施的供電。

4.3組件陣列設計

4.3.1薄膜太陽能發電組件的類型、規格、數量、安裝位置、安裝方式和可安裝場地面積應根據建筑設

計、電力負荷情況及采光條件確定，安裝薄膜太陽能發電組件的建筑部位應為系統接收充足的日照創造

條件，不宜長時間受遮擋。

4.3.2根據逆變器的額定直流電壓、MPPT控制范圍、光伏組件的最大輸出工作電壓及其溫度系數，確定

光伏組件的串聯數（或稱光伏組件串或組串），光伏組件串聯個數可按下列公式計算：

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(4.3.2-1)

VmpptminVmpptmax

N(4.3.2-2)

Vpm1(t25)KvVpm1(t25)Kv

公式中：Kv——光伏組件的開路電壓溫度系數；

K’v—光伏組件的工作電壓溫度系數；

N——光伏組件的串聯數（N取整）；

T——光伏組件工作條件下的極限低溫（°C）;

T’——光伏組件工作條件下的極限高溫（°C）;

Vdcmax——逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）;

Vmpptmax——逆變器MPPT電壓最大值（V）;

Vmpptmin——逆變器MPPT電壓最小值（V）;

Voc——光伏組件的開路電壓（V）；

Vpm——光伏組件的工作電壓（V）。

4.3.3接入同一組MPPT直流輸入回路的所有光伏組串中組件電性能參數應保持一致，薄膜太陽能電池

組件串工作電源變化范圍應在逆變器MPPT跟蹤電壓范圍內,組件串聯數量應符合《光伏發電站設計規

范》GB50797相關規定。

條文說明：4.3.3接入同一MPPT回路的電池組串內組件功率、電流若不一致，電流偏小的組件會影響

到其他組件，造成整個組件串電流減小，影響發電效率。其最大輸出功率Pm、最大工作電流Im的離散

性宜小于±3%。

4.3.4據總裝機容量及光伏組件串的容量確定光伏組件串的并聯數，可按下式計：

(4.3.4)

公式中：N——光伏組件并聯個數；

Po——系統輸出總功率（Wp）；

Pm——組件最大輸出總功率（Wp）；

Ns——組件串聯個數。

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4.3.5光伏陣列內電纜橋架的鋪設不應對光伏組件造成遮擋。

4.4直流匯流設備、逆變器

4.4.1光伏直流匯流設備應依據型式、絕緣水平、電壓、溫升、防護等級、輸入輸出回路數、輸入輸出

額定電流等技術條件進行選擇。

條文說明：4.4.1用于組串式逆變器前端的直流電流匯集裝置，可采用直流接線盒。用于集中式逆變

器前端的電流較大的直流電流匯集裝置，應采用設置直流斷路器的匯流箱。

4.4.2組串式逆變器前端直流接線盒設置應遵循以下原則：

1接線盒應匯集所有的光伏組件串輸出線；

2接線盒內應設置匯流銅母排或端子；

3接線盒內宜安裝過流保護裝置；

4接線盒內宜設置防反二極管（或稱阻塞二極管），阻止部分光伏組件產生的反向電流。防反二極

管應安裝在非接地極上。但不得用防反二極管代替過流保護裝置。

5接線盒的外殼防護等級，戶內型不低于IP20，戶外型不低于IP65，應采用具備防腐蝕、耐紫外

線輻照和阻燃性能的材料制作。

條文說明：4.4.2直流接線盒內過流保護裝置可以每一支路都裝有過流保護裝置，也可以多個支路共

用一個過流保護裝置，過流保護裝置應安裝于匯流箱（盒）輸入端，若未安裝過流保護裝置，則應在產

品說明中予以注明。

4.4.3集中式逆變器前端直流匯流箱設置應遵循以下原則：

1匯流箱內應設置匯流銅母排或端子；

2每一個光伏組件串應分別由線纜引至匯流母排，在母排前分別設置直流分開關，每一支路均有過

流保護功能，并設置直流主開關；

3匯流箱內應設置防雷保護裝置；

4匯流箱的設置位置應便于操作和檢修，宜選擇室內干燥的場所。設置在室外的光伏接線箱應具有

防水、防腐措施，其防護等級應不低于IP65。

4.4.4離網薄膜太陽能發電系統逆變器的總額定容量應根據用電負荷最大功率及負荷性質選擇，應根據

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建筑電氣負載的功率和工作時間進行設計，系統輸出功率應包括空調、供暖、照明、電梯和家用電器等

所有用電設備的用電負荷。

4.4.5并網薄膜太陽能發電系統逆變器的總額定容量應根據光伏系統裝機容量確定，逆變器的數量應根

據系統裝機容量及單臺逆變器額定容量確定，逆變器允許的最大直流輸入功率應不小于其對應的組件陣

列的實際最大直流輸出功率。并網逆變器的選擇還應遵循以下原則：

1并網逆變器應具備自動運行和停止功能、最大功率跟蹤控制功能和防止孤島效應功能；

2應用于大中型建筑光伏一體化的薄膜太陽能發電系統以及要求正極或負極接地的薄膜組件光伏

系統的并網逆變器交流側與電網間，宜設置工頻隔離變壓器或帶高頻變壓器；

3具有無功和有功調節功能；

4組件串的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤范圍內；

5逆變器應按照型式、容量、相數、頻率、冷卻方式、功率因數、過載能力、溫升、效率、輸入輸

出電壓、最大功率點跟蹤、保護和監測功能、通訊接口、防護等級等技術條件進行選擇；

6具有并網保護裝置，與電力系統具備相同的電壓、相數、相位、諧波、頻率及接線方式；

7應符合高效、節能、環保的要求。

條文說明：4.4.5在薄膜電池組件需要對地電位為非負極性的情況下，帶工頻或高頻隔離變壓器的逆

變器能夠保證系統正極或負極直接接地，減少薄膜電池因漏電流產生的腐蝕。

并網逆變器在高效、節能、環保等方面應通過國家認證或相關能效要求。

4.4.6逆變器進線端子數量不能滿足薄膜太陽能光伏組串數量時，應配置直流匯流設備，包括直流匯流

箱、直流接線盒。

條文說明：4.4.6薄膜太陽能發電電池相較傳統晶硅光伏電池，存在工作電壓高、工作電流小的特性。

多路薄膜組串并聯、提高回路電流后接入光伏逆變器同一輸入回路，是較為經濟合理的系統形式。

4.5交/直流配電柜

4.5.1交/直流配電柜（箱）應按使用環境、柜體型式、安裝方式、電壓等級、絕緣等級、防護等級、

輸入輸出回路數、輸入輸出額定電流等參數選擇。

4.5.2交/直流配電柜（箱）設計應符合現行國家標準《低壓成套開關設備和控制設備第1部分型式試

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驗和部分型式試驗成套設備》GB7251.1的有關規定。

4.5.3交/直流配電柜（箱）箱體和銘牌宜采用金屬材質。

4.5.4交/直流配電柜（箱）面板上應有明顯的帶電警告標示。

4.5.5交/直流配電柜（箱）內測量互感器及測量表計的精確度等級應符合現行國家標準《電力裝置電

測量儀表裝置設計規范》GB/T50063的有關規定。

4.5.6交/直流配電柜（箱）內宜采用銅母排，母排表面應光潔平整，不應有裂紋、劃痕及不允許的變

形扭曲。

4.5.7直流配電輸入回路應具有防反功能、設置防逆流措施。

條文說明：4.5.7為避免由于光伏組件陣列在陰雨和夜晚不發電或出現短路故障時，逆變器等設備給

光伏組件反向的電流作用，可在逆變器的直流輸入回路設置防反充二極管避免逆流。

4.5.8直流配電柜輸出回路正極、負極均應設置防雷保護裝置，技術性能應符合現行國家標準《光伏發

電站防雷與接地技術要求》GB/T32512、《光伏發電站防雷技術規程》DL/T1364的相關規定。

4.5.9交/直流配電柜（箱）內各個電器元件、配線端部應有清晰且長期不易脫落和脫色的標記，標記

應與隨同交/直流配電柜一起提供的接線圖上的標記一致。

4.5.10交/直流配電柜（箱）內元件的金屬框架或底座等均應接地，接地及接地銅排處均應設置明顯標

識。

4.6配電系統

4.6.1并網薄膜太陽能發電系統變配電間設計除應符合本規程外，尚應符合《20kV及以下變電所設計規

范》GB50053、《35～110kV及以下變電站設計規范》GB50059的相關要求。

條文說明：4.6.1根據工程規模，需要單獨設置變配電間的大型、特大型薄膜太陽能發電系統，應根

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據現行國家標準規范進行設計。變配電間、控制機房宜與建筑物中既有或新建的變配電間合并設計。小

型逆變器布置宜靠近光伏陣列，大型逆變器宜集中布置在變配電間內。配電裝置和控制柜的布置，應

便于設備的操作、搬運、檢修和實驗。

4.6.2薄膜太陽能發電系統的變壓器宜選用節能型干式變壓器。

條文說明：4.6.2目前民用建筑中的干式變壓器應用較廣泛，干式變壓器對房間的要求較低，清潔、

環保，符合太陽能發電系統本身的特點。

4.7布線系統

4.7.1線纜選擇與敷設應符合下列規定：

1薄膜太陽能發電系統電纜的選擇與敷設，應符合現行國家標準《電力工程電纜設計規范》GB50217

的有關規定。當敷設環境溫度超過電纜運行環境溫度，應采取隔熱措施。

2光伏組件之間、組件與匯流設備之間、匯流設備與逆變器之間的直流電纜應符合《光伏發電系統

用電纜》NB/T42073的有關規定，采用耐氣候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的光伏專用電纜；

3光伏組件之間、組件與匯流設備之間、匯流設備與逆變器之間的電纜應有固定措施和保護措施。

所有直流側線纜應標識正負極性；

4電纜敷設宜采用電纜溝、橋架、保護套管、線槽等方式，宜利用薄膜太陽能發電組件支架系統敷

設電纜，并應盡可能使電纜路徑最短。動力電纜和控制電纜宜分開排列；

5集中敷設于溝道、槽盒中的電纜宜選用C類及以上阻燃電纜；

6光伏電纜不得受到任何外力作用，安裝后，電纜不得受到機械應力或張力，鎧裝電纜最小彎曲半

徑應不小于20倍電纜外徑，電力電纜最小彎曲半徑應不小于15倍電纜外徑，控制電纜最小彎曲半徑應

不小于10倍電纜外徑；

7電纜溝不得作為排水通路。

4.7.2電纜的選擇應按照電壓等級、持續工作電流、短路熱穩定性、允許電壓降和敷設環境條件等因

素進行選型。電纜導體材料、絕緣類型、絕緣水平、護層類型、導體截面等應符合現行國家標準《電力

工程電纜設計標準》GB50217的規定和《建筑物電氣裝置第5部分：電氣設備的選擇和安裝第52章：

布線系統》GB16895.6中關于載流量的規定。

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4.7.3直流側線纜的選擇除符合本規程第4.7.2條規定外，還應遵循以下原則：

1耐壓等級應不小于光伏陣列額定輸出電壓的1.25倍；

2額定載流量應不小于短路保護電器整定值，短路保護電器整定值應不小于光伏組件或光伏陣列標

準測試條件下的短路電流的1.25倍；

3線路損耗應小于2%。

4.7.4薄膜太陽能發電系統線纜布線時，線纜、組件本體接頭和接線盒要保持干燥。在有腐蝕或特別潮

濕場所采用電纜橋架布線時，應采取相應防護措施。

4.7.5薄膜太陽能發電系統在屋頂安裝時，屋面布線應采用保護套管或橋架敷設電纜，接線盒不應直接

接觸屋面，避免磨損和長時間接觸水。電纜和接線盒的敷設安裝不得影響消防疏散。

4.7.6光伏直流電纜的截面積應根據并聯串的數量和電纜長度進行選用，宜采用橫截面積不低于4mm2

電纜，電纜與接線盒及連接器之間應相互兼容。

4.7.7直流電纜在布線時，應符合下列規定：

1直流電纜不應在光伏組件間的膠縫內布線；

2直流電纜宜通過幕墻橫梁、立柱或副框的開口型腔布線，型腔應通過扣蓋扣接密封；

3直流電纜可通過固定在幕墻支承結構上的金屬槽盒、金屬導管布線；

4金屬槽盒、金屬導管以及幕墻橫梁、立柱、副框和型腔內光伏電纜布線的截面利用率不宜超過40%；

5金屬槽盒和金屬導管的連接處，不得設在穿樓板或墻壁等孔處；

6幕墻橫梁、立柱和金屬槽盒的電纜引出孔應采用機械加工開孔方法并進行去毛刺處理，管孔端口

應采取防止電纜損傷的措施；

7光伏組件接線盒的位置宜由光伏組件的安裝方式確定，點支式、隱框式幕墻宜采用背面接線盒，

明框式、半隱框式幕墻宜采用側邊接線盒；

8直流電纜正負極采用單獨導體時，宜靠近敷設。

4.7.8光伏匯流設備布線應符合下列規定：

1直流電纜未經導管進出光伏匯流設備時，應采用防水端子等方式連接以防止電纜在內部斷開并保

持設備的外殼防護等級；

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2光伏匯流設備內正極和負極導體應絕緣，避免短路;進入光伏匯流設備的導體應按極性分組或按

回路編號配對。

4.8系統接入

4.8.1根據薄膜太陽能發電系統發電量消納方式的不同，薄膜太陽能發電系統接入配電網的方式宜在全

額上網、自發自用余電上網、全部自用三種接入方式中選擇。

條文說明：4.8.1全額上網指薄膜太陽能發電系統所產生的電力全部逆流入公共電網，薄膜太陽能發

電系統發電量與用戶用電量分別計量；自發自用余電上網指薄膜太陽能發電系統產生的電量優先供用戶

用電負荷使用，剩余電量逆流入公共電網，逆流電量和用戶用電量采用雙向智能電表計量；全部自用指

太陽能薄膜發電系統所產生的電力全部被用戶用電負載消耗，用電不足部分由公共電網補充，太陽能薄

膜發電系統沒有電量逆流入公共電網。

光伏發電系統的并網點，是指光伏發電系統與電網的連接點，而該電網可能是公共電網，也可能是

用戶電網。

4.8.2薄膜太陽能發電系統與公共電網并網應符合電網企業的相關規定和要求。

條文說明：4.8.2應用于民用建筑的采用低壓接入方式的薄膜太陽能發電系統，宜通過小區或用戶自

管變配電房低壓母線接入電網。

4.8.3薄膜太陽能發電系統與公用電網并網時，應符合現行國家標準《光伏發電站接入電力系統設計規

范》GB/T50866、《光伏發電系統接入配電網技本規定》GB/T29319、《光伏發電站接入電力系統技術

規定》GB/T19964、《光伏系統并網技術要求》GB/T19939的相關規定。

4.8.4薄膜太陽能發電系統與公共電網之間應設隔離裝置，并應符合下列規定：

1薄膜太陽能發電陣列與逆變器之間、逆變器與公共電網之間應設置隔離裝置；

2薄膜太陽能發電系統在并網處應設置并網專用低壓開關箱（柜），并應設置專用標識和“警告”、

“雙電源”等提示性文字和符號。

條文說明：4.8.4光伏系統并網后，一旦公共電網或光伏系統本身出現異常或檢修后，兩系統之間必

須有可靠的脫離，以免相互影響，帶來對電力系統或人身安全的影響或危害。隔離裝置應具有明顯斷開

點指示及切斷中性極功能（斷零功能僅對0.4KV及以下低壓系統適用）。在公共電網與光伏系統之間應

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有專用的聯結裝置，在異常情況下就可通過此醒目的聯結裝置及時人工切斷兩者之間的聯系，以免危害

的發生。

4.8.5大型、特大型薄膜太陽能發電系統宜按照電網企業要求設置獨立控制機房，機房內應設置配電柜、

儀表柜、并網逆變器、監視器及蓄電池（組）（僅限于帶有儲能裝置的系統）等。

4.8.6大型、特大型薄膜太陽能發電系統以中壓或高壓方式（10kV及以上）與公共電網并

網時，電能質量等相關部分應參照《光伏系統并網技術要求》GB/T19939，并滿足薄膜太

陽能發電系統并網點的運行電壓為額定電壓的90％～110％時，薄膜太陽能發電系統應能

正常運行的要求。

4.8.7光伏系統專用標識的形狀、顏色、尺寸和安裝高度應符合現行國家標準《安全標志及

其使用導則》GB2894的相關規定。

4.8.8并網薄膜太陽能發電系統應具有自動檢測功能及并網切斷保護功能，并應符合下列規定：

1薄膜太陽能發電系統應安裝電網保護裝置，并符合現行國家標準《光伏(PV)系統電網接口特性》

GB/T20046相關規定和《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T14285的功能要求；

2在TN-C系統中嚴禁將保護接地中性導體（PEN)接入開關電器；

3薄膜太陽能發電系統應具備電網異常時響應能力。當公用電網電能質量超限時，薄膜太陽能發電

系統應自動與公用電網解列，在公用電網恢復正常后5min內，薄膜太陽能發電系統不得向電網供電。

條文說明：4.8.8采用TN-C-S接地系統時，系統中性線與保護接地線合用（PEN），嚴禁將PEN線接

入開關電器裝置，導致PE線斷開。

4.8.9薄膜太陽能發電系統的防孤島保護動作時間應不大于2s，防孤島保護還應與電網側線路保護相配

合。

4.8.10當薄膜太陽能發電系統設計為全部自用并網方式時，應配置逆向功率保護設備。逆向功率保護

應具有當檢測到逆向電流超過額定輸出的5％時，薄膜太陽能發電系統應在2s內自動降低輸出功率或

停止向電網線路送電的能力。

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4.8.11薄膜太陽能發電系統并入上級電網宜按照“無功就地平衡”的原則配置相應的無功補償裝置，

且發電系統功率因數應符合以下要求：

1通過380V電壓等級接入電網，以及通過10kV及以上電壓等級接入用戶側的薄膜太陽能發電系統

功率因數應能在超前0.95~滯后0.95范圍內連續可調；

2通過10kV及35kV電壓等級并網薄膜太陽能發電系統功率因數應能在超前0.98~滯后0.98范圍內

連續可調。

4.9儲能系統

4.9.1電能儲存系統宜選用壽命長、充放電效率高、自放電小等性能優越的儲能裝置。宜選用大容量單

體儲能電池，減少并聯數，并宜采用儲能電池組分組控制充放電。

4.9.2儲能系統宜加裝BMS系統（電池管理系統），BMS系統應具有在線識別與控制功能。

4.9.3儲能系統蓄電池室的室內溫度應符合《電力工程直流電源系統設計技術規程》DL/T5044的相關

要求。

4.9.4充電控制器應依據儲能系統型式、額定電壓、額定電流、輸入功率、溫升、防護等級、輸入輸出

回路數、充放電電壓、保護功能等技術條件選擇。

4.9.5儲能系統充電控制器宜選用低能耗節能型產品。

4.9.6電能儲存系統應符合《電力工程直流電源系統設計技術規程》DL/T5044和《家用太

陽能光伏電源系統技術條件和試驗方法》GB/T19064的相關要求。

4.10過欠壓保護與接地

4.10.1薄膜太陽能發電系統在建筑上應用時，其防雷和接地保護應符合以下要求：

1薄膜太陽能發電系統防直擊雷和防雷擊電磁脈沖的措施應嚴格遵守現行國家標準《建筑物防雷設

計規范》GB50057的相關規定；

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2薄膜太陽能發電系統和并網接口設備的防雷和接地措施，應符合現行國家標準《光伏建筑一體化

系統防雷技術規范》GB/T36963及行業標準《太陽能光伏系統防雷技術規范》QX/T263的相關規定。

3薄膜太陽能發電系統的防雷及接地保護宜與建筑物防雷及接地系統合用，安裝薄膜太陽能發電系

統后不應降低建筑物的防雷保護等級。

4新建建筑的薄膜太陽能發電系統時，其防雷和接地應與建筑的防雷和接地系統統一設計。既有建

筑設計光伏系統時，應對建筑物原有防雷和接地設計進行驗算，必要時進行改造。

條文說明：4.10.1薄膜太陽能發電組件一般不帶有金屬邊框，應盡量利用屋面永久性避雷針（帶）作

為接閃器，當無法利用時應增設防雷設施裝置。

4.10.2采用10kV及以上電壓等級并網的大型、特大型薄膜太陽能發電站的升壓站區和就地逆變升壓室

的過電壓保滬和接地應符合現行行業標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T620和《交

流電氣裝置的接地設計規范》GB/T50065的有關規定。

4.10.3薄膜太陽能發電系統光伏陣列應充分利用支撐結構的金屬構件作為接地材料，與建筑物原有接

地網形成連續可靠的聯結，單個光伏陣列支架與建筑接地系統連接不應少于4處，接地電阻不應大于原

有建筑接地電阻值。

4.10.4薄膜太陽能發電系統宜采用負極接地方式，接地點宜選擇在逆變器負極位置。

條文說明：4.10.4由于包括銅銦鎵硒、碲化鎘等在內的薄膜太陽能電池的制作工藝特點，并非所有薄

膜電池都能夠保證電池表面與外界之間的電氣絕緣，并且組件襯底常用的鈉鈣玻璃，在相對潮濕環境下，

會使電池用于收集電池電流的TCO（透明導電氧化物）導電玻璃產生腐蝕。在薄膜太陽能電池沒有其他

減少負偏壓導致組件腐蝕的措施和做法時下，建議薄膜太陽能發電系統采取負極接地方式控制負偏壓，

減少腐蝕。

相比較在電池組串負極接地、直流匯流箱負極接地和逆變器負極接地三種方式，逆變器負極接地可

以避免雷電波侵入電池和直流匯流箱的風險，推薦在帶工頻或高頻隔離變壓器的逆變器負極接地，實現

控制負偏壓，減少腐蝕的功能。

4.10.5并網箱/柜內宜安裝過欠壓保護設備，其具備失壓跳閘、欠壓跳閘、過壓跳閘及檢有壓合閘功能，

失壓跳閘定值宜整定為20%UN，欠壓跳閘定值宜整定為20%UN～70%UN，過壓跳閘定值宜整定為135%UN，

跳閘宜在1s內動作，檢有壓定值宜整定為大于85%UN，且檢有壓合閘宜在10s～60s內動作。

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4.11發電量計算

4.11.1薄膜太陽能發電系統發電量預測應根椐蚌埠市的太陽能資源情況，綜合考慮發電系統設計、光

伏陣列和環境條件等各因素后計算確定。宜以每個并網點為單元，分單元計算發電量，計算因符合現行

國家標準《光伏發電站設計規范》GB50797的規定。

4.11.2薄膜太陽能發電系統總發電量可按下式計算:

n

EpEi(4.11.2)

i1

公式中：Ep——總發電量（kW·h）；

Ei——第i單元的發電量（kW·h）。

4.11.3薄膜太陽能發電系統與建筑一體化應用在方案設計時，年發電量可參照下式進行估算:

(4.11.3)

公式中：Ep——總發電量（kW·h）；

2

HA——水平面太陽輻照總量（kW·h/m），計算年發電量時，應為日均水平面太陽輻照量和年日數的成績。

蚌埠地區可取1350kW·h/m2作為近似計算參數

A——計算范圍內的薄膜太陽能發電組件總面積（m2）

ηi——組件轉換效率（%），由制造廠家提供

K——薄膜太陽能發電系統綜合效率，綜合效率系數包括：光伏組件類型修正系數、光伏陣列的傾角、方

位角修正系數、光伏發電系統可用率、光照利用率、逆變器效率、集電線路損耗、升壓變壓器損耗、光伏組件表面污染

修正系統、光伏組件轉換效率修正系數；

條文說明：4.11.3本式為晶硅組件的年發電量簡要計算公式，薄膜太陽能發電系統的年發電量可參照

此公式進行估算。晶硅組件的綜合效率系數在最佳傾角安裝時可取值0.75~0.85。考慮到薄膜太陽能發

電組件較傳統晶硅電池相比具有年衰減低、抗遮擋能強、弱光發電性能突出、對安裝傾角要求較少等適

用于建筑光伏一體化應用的特點，在綜合效率系數的選取時，可按照系數取值上限選用。

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4.12監控計量系統

4.12.1除全部自用類型以外的薄膜太陽能發電系統的自動控制、通信和電能計量裝置應根據當地公共

電網條件和供電機構的要求配置，并應與薄膜太陽能發電系統工程同時設計、同時建設、同時驗收、同

時投入使用。

4.12.2并網薄膜太陽能發電系統的控制與通信應符合以下要求：

1根據當地供電部門的要求，配置相應的自動化終端設備與通信裝置，采集薄膜太陽能發電系統裝

置及并網線路的遙測、遙信數據，并將數據實時傳輸至相應的調度主站；

2通過10kV及以上電壓等級并網的薄膜太陽能發電系統，應根據調度自動化系統的要求及接線方

式，提出遠動信息采集要求。遠動信息應包括并網狀態、光伏發電系統運行信息（有功、無功、電流等）、

逆變器狀態信息、無功補償裝置信息、并網點的頻率電壓信息、繼電保護及自動裝置動作信息。同時應

根據電力系統二次安全防護總體要求，配置二次系統安全防護設備；

3通過10kV及以上電壓等級接入電網的薄膜太陽能發電系統的監控系統，應包括數據采集、數據

處理、報警、事件處理、人機交互、故障隔離、對時、通信等基本功能，功能性能應滿足現行國家標準

《光伏發電站監控系統技術要求》GB/T31366的有關要求，應具備接收并執行電網調度部門遠方發送的

有功和無功功率出力控制指令能力；

4當薄膜太陽能發電系統的接入使配電網中后使單側電源線路變為雙側電源線路時，應按雙側電源

線路設置保護配置。

4.12.3薄膜太陽能發電系統應根據當地供電部門的關口計量點設置原則確定電能計量點并安裝電能計

量裝置，電能計量裝置配置應符合《電測量及電能計量裝置設計技術規程》DL/T5137和《電能計量裝

置技術管理規程》DL/T448的相關規定及《建筑光伏系統應用技術標準》GB/T51368第八章相關要求。

條文說明：4.12.3薄膜太陽能發電系統電能計量點應設置在太陽能發電系統與電網的產權分界處，用

戶側并網系統還應在并網點光伏電源側裝設電能計量裝置。產權分界點處不適宜安裝電能計量裝置的，

關口計量點由太陽能發電系統業主與電網企業協商確定。

4.12.4薄膜太陽能發電系統與建筑物智能化系統間宜預留智能化接口。

條文說明：4.12.4在設置了建筑設備監控系統（BAS）的建筑上應用的薄膜太陽能發電系統，可采用

帶有通訊接口功能的逆變器，將發電系統運行參數接入BAS系統實現集中監視。

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5應用設計

5.1一般規定

5.1.1薄膜太陽能發電系統與建筑一體化設計，應貫穿從方案設計到施工圖設計的全過程設計。薄膜太

陽能發電系統設計應由建筑、電氣專業組織，專業設備公司和其他專業配合完成。

條文說明：5.1.1薄膜太陽能發電系統設計時，需廣泛搜集建筑物所在地的地理、氣候、太陽能資源、

相鄰地塊規劃等資料，進行環境分析、日照分析，由建筑、結構、電氣和相關設備制造商在內的相關專

業設計人員共同在前期方案階段統籌布局，合理規劃薄膜太陽能發電系統在建筑上的布置方案，使其在

具備良好光伏發電的同時，實現建筑圍護、建筑節能、太陽能利用和建筑裝飾的協調統一。

5.1.2采用薄膜太陽能發電系統的工業與民用建筑，應根據建設地點的地理、氣候及太陽能資源條件等

因素，統籌規劃建筑布局、朝向、間距、群體組合和空間環境，符合薄膜太陽能發電系統設計和安裝的

技術要求。

5.1.3應結合建筑的功能、外觀、安裝場地以及周圍環境條件，合理選擇薄膜太陽能發電系統光伏組件

的類型、顏色及安裝位置，不得影響安裝部位的建筑功能，外觀應與建筑風格相協調，使之成為建筑的

有機組成部分。

5.1.4采用薄膜太陽能發電系統的建筑設計應符合建筑構件的各項物理性能要求，根據當地的特點，作

為建筑構件的薄膜太陽能發電系統光伏組件應采取相應的防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、

防火、防腐蝕等技術措施。

5.1.5對薄膜太陽能發電系統可能引起的二次輻射和光污染應進行分析并采取相應的措施。

5.1.6具有遮陽功能的構件型薄膜太陽能發電系統組件應進行遮陽性能計算，并滿足建筑物室內采光要

求。

5.1.7薄膜太陽能發電系統設計應結合建筑物的供配電系統設計統籌考慮，并應滿足建筑物的供配電系

統運行安全的要求。

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5.1.8薄膜太陽能發電系統中設備及部件的正常使用壽命應符合國家及行業的有關標準的規定。

5.1.9發電飾面一體板采用的薄膜太陽能發電夾層玻璃，應符合現行國家標準《建筑用太陽能光伏夾層

玻璃》GB/T29551的有關規定。

5.2建筑設計

5.2.1薄膜太陽能發電系統各組成部分在建筑中的位置應合理布置，安裝時不應影響所在部位的雨水排

放，不應影響屋面防水的更新和維護，光伏組件宜采用易于維修、更換的安裝方式。

5.2.2建筑體形及空間組合應為薄膜太陽能發電系統接收充足的日照創造條件。

5.2.3在進行薄膜太陽能發電系統布置時應避免周邊環境、景觀設施和綠化種植等對其遮擋。

5.2.4薄膜太陽能發電系統與建筑一體化設計應根據建筑效果、設計理念、可利用面積、安裝場地和周

邊環境等因素選擇光伏組件的類型、尺寸、顏色和安裝位置，并應滿足建筑物的美觀要求。

5.2.5建筑設計應為薄膜太陽能發電系統的安裝提供條件，并應在安裝薄膜太陽能發電系統的部位采取

安全防護措施。

5.2.6薄膜太陽能發電系統與建筑一體化應用時，應設置于不易觸摸到的部位，或采取技術措