3.5 光伏幕墙方阵
3.5.1 光伏幕墙方阵的设计，应符合下列规定：
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。
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3.5.1本条规定了光伏幕墙方阵设计的原则：
2光伏玻璃幕墙所选光伏玻璃幕墙组件应尽可能与建筑外观协调，在垂直幕墙上尽量选用颜色一致性高的光伏玻璃幕墙组件。同时，光伏玻璃幕墙组件的尺寸应与建筑模数相匹配，便于设计及安装。
3有采光要求时，光伏幕墙方阵宜通过选用可透光的光伏玻璃幕墙组件来满足采光要求。
4设计光伏玻璃幕墙的时候，建筑体形及空间组合在规划和设计时应为光伏玻璃幕墙组件接收更多的太阳能创造条件。光伏幕墙方阵宜南向倾斜布置，条件不具备时也可在南向垂直布置或在东立面或西立面布置。
5光伏采光顶宜带有一定的倾角，便于排水、除雪、除尘。光伏玻璃幕墙应保证通风良好，避免由于组件和线缆的温度过高而影响性能和造成火灾。
7在设计光伏玻璃幕墙时，需要为后续的安装和安全防护考虑安装条件和防护措施。
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，电压修正系数可根据光伏玻璃幕墙组件供应商提供的数据计算。
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3.5.2对于建筑光伏幕墙系统，光伏幕墙方阵最大电压一般不应超过1000V。光伏幕墙方阵最大电压是光伏组串在当地极端低温下的开路电压。可通过标准测试条件下的开路电压进行修正确定。电压修正系数一般由光伏玻璃幕墙组件生产商提供。若无法获取相应数据时，对于单晶硅和多晶硅光伏玻璃幕墙组件，修正系数可按表2的规定取值。
表2单晶硅和多晶硅光伏玻璃幕墙组件电压修正系数
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》GB 50797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。
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3.5.3光伏组串的最大输出电压不应超过逆变器允许的最大直流输入电压。
3.5.4 同一方阵内，光伏玻璃幕墙组件电性能参数宜一致。同一组串内，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±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±2％。
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3.5.4规定了光伏玻璃幕墙组件电性能参数离散性的要求。光伏玻璃幕墙组件电性能参数相差较大时，光伏组串和方阵的输出将会降低，影响发电能力。为了保持方阵内组件电性能的一致性，一般由生产企业在出厂检验时对组件电性能进行测试，并按设计要求对组件进行编号；施工时按编号将组件安装到对应位置。
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或负极功能接地。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：
式中：R——接地电阻(Ω)；
Uoc max——光伏幕墙方阵最大电压(V)。
2 功能接地应单点连接到接地母排。不带储能装置的光伏幕墙系统，接地连接点应位于光伏幕墙方阵的隔离开关和逆变器之间，且应尽量靠近逆变器或位于逆变器内；带有储能装置的光伏幕墙系统，接地连接点应位于充电控制器和电池保护装置之间。
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3.5.5为减少光伏组件性能的电致衰减，非晶硅光伏组件一般要求负极接地，部分晶硅光伏组件(例如背接触式组件)要求正极接地，称为功能接地。该功能接地的目的与电气安全无关，只是为了降低极化效应等对光伏组件性能衰减的影响。与保护接地和防雷接地不同的是，该功能接地在光伏幕墙系统运行中可以断开而不会导致着火危险和电击危害。薄膜光伏玻璃幕墙组件通过负极功能接地可避免因电场导致的钠化学反应导致TCO导电层损坏；背接触晶硅光伏玻璃幕墙组件可通过正极接地来避免因极化效应导致组件效率降低。实际上，功能接地仅是避免电致衰减的方法之一，也可通过在夜间对光伏组件施加反向电压来实现同样的目的。
功能接地宜通过电阻接地，并通过电阻将故障电流限制在30mA以下，避免因接地故障而造成电击危害以及着火危险。直接接地会降低光伏幕墙系统的安全性，现已较少采用。
