1、 ICS 27.010. CCS P 02 DB11 北京市地方标准 DB11/T 17742020 建筑新能源应用设计规范 Design specification for New Energy Application of Buildings 2020 - 12 - 24发布 2021 - 04 - 01实施 北京市市场监督管理局 发布 DB11/T 17742020 I 目 次 前 言 . II 1 范围 . 3 2 规范性引用文件 . 3 3 术语和定义 . 4 4 设计策划 . 5 5 光热系统 . 8 6 光伏系统 . 14 7 土壤源热泵系统 . 17 8 再生水源热泵系统 .
2、20 9 空气源热泵系统 . 24 10 调适与管理 . 25 附录A（资料性） 新能源应用设计策划 . 27 附录B（资料性） 新能源电力占比统计 . 29 附录C（资料性） 冷源系统综合性能系数 . 31 附录D（资料性） 太阳能集热器平均集热效率计算方法 . 35 附录E（资料性） 太阳能资源数据及太阳能保证率推荐值 . 36 附录F（资料性） 太阳能集热器面积补偿计算参考数据 . 37 附录G（资料性） 保温层厚度计算方法 . 38 附录H（资料性） 建筑光伏发电量计算 . 39 附录I（资料性） 岩土热响应试验 . 40 附录J（资料性） 污水（再生水）换热量计算 . 42 附录K（
3、资料性） 城镇污水源热泵水质控制项目及限值 . 43 附录L（资料性） 污水专用壳管式换热器计算 . 45 附录M（资料性） 平衡点温度计算方法 . 50 附录N（资料性） 建筑新能源设计管理架构 . 53 附录O（资料性） 新能源分项计量编码 . 54 附录P（资料性） 污水处理厂规模、工艺对比 . 55 DB11/T 17742020 II 前 言 本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起 草。 本文件由北京市发展和改革委员会提出并归口。 本文件由北京市发展和改革委员会组织实施。 本文件起草单位：中国建筑技术集团有限公司、中国建筑科学研
4、究院有限公司、北京节能环保中心、 国家能源集团绿色能源与建筑研究中心、国网（北京）综合能源规划设计研究院有限公司、北京市地热 研究院、北京市地质勘察技术院、北京金茂绿建科技有限公司、中节能衡准科技服务（北京）有限公司。 本文件主要起草人：吴晓海、狄彦强、张志杰、韩东梅、魏本平、刘宁、马若腾、李颜颐、刘芳、 狄海燕、张昕宇、王聪辉、房建军、徐昭炜、杨英霞、秦继恒、夏云胜、姜凯、郑佳、李俊、刘畅、王 立发、陈文华、黄祝连、王博渊。 DB11/T 17742020 1 建筑新能源应用设计规范 1 范围 本文件规定了建筑新能源应用的设计原则与基本技术要求，以及新能源系统运行监测基本方法和管 理要求。
5、本文件适用于新建、改建和扩建民用建筑应用新能源技术向建筑供能的设计。工业建筑、农业建筑 及区域能源系统应用新能源技术可参考使用本文件。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本 文件。 GB/T 2589 综合能耗计算通则 GB/T 8175 设备及管道绝热设计导则 GB/T 14848 地下水质量标准 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB 18918 城镇污水处理厂污染物排放标准 GB/T 21714.2 雷电保
6、护 第2部分 风险管理 GB/T 25127.1 低环境温度空气源热泵（冷水）机组 第1部分：工业或商业用及类似用途的热泵（冷 水）机组 GB/T 25127.2 低环境温度空气源热泵（冷水）机组 第2部分：户用及类似用途的热泵（冷水）机 组 GB/T 25857 低环境温度空气源多联式热泵（空调）机组 GB/T 35727 中低压直流配电电压导则 GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范 GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求 GB/T 37526 太阳能资源评估方法 GB/T 37835 太阳辐照度确定过程一般要求 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50019
7、 采暖通风与空气调节设计规范 GB 50021 岩土工程勘察规范 GB 50027 供水水文地质勘察规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB 50189 公共建筑节能设计标准 GB 50366 地源热泵系统工程技术规范 GB 50736 民用建筑供暖通风与空气调节设计规范 GB/T 51161 民用建筑能耗标准 GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准 CJJ 101 埋地塑料给水管道工程技术规程 CJ/T 337 城镇污水热泵热能利用水质 DB11/T 17742020 2 JGJ/T 365 太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范 DB11/T 461 民用建筑太阳能热水系统应用技术
8、规程 DB11/T 635 村镇住宅太阳能采暖应用技术规程 DB11/687 公共建筑节能设计标准 DB11/T 881 建筑太阳能光伏系统设计规范 DB11/890 城镇污水处理厂水污染物排放标准 DB11/891 居住建筑节能设计标准 DB11/T 1413 民用建筑能耗指标 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 新能源 new energy resources 又称“非常规能源”，相对于常规能源是新利用或正在开发研究的能源。新能源和可再生能源的并 集是清洁能源的组成部分，交集突出了绿色环保属性。 3.2 新能源系统 new energy resources system
9、以当前煤炭、石油、天然气、水力等常规能源普遍应用技术为参照，采用新技术开发利用有益于绿 色环保的各种能源而构建的新型供能系统，是新技术装备硬件和监控管理软件有机组合的能源系统，组 成形式和应用模式随技术创新应用而不断丰富。 3.3 建筑新能源应用 application of new energy resources in buildings 结合建筑所在地区资源禀赋特点合理采用具备供能条件的新能源，通过多专业协同设计全流程为建 筑匹配适用的新能源系统，以适合的建设运营模式向建筑能源应用场景提供具有绿色环保属性的能源， 既包括建设用地范围内自建新能源系统应用模式，也包括由建设用地范围外输入新能
10、源应用模式。 3.4 电力路由器 power router 由多个端口组成的电力能量智能变换及控制装置。 3.5 地源热泵系统 ground-source heat pump system 以岩土体、地下水或地表水为低温热源，由水源热泵机组、地热能交换系统、建筑物内系统组成的 供热空调系统。根据地热能交换系统形式的不同，地源热泵系统分为地埋管地源热泵系统、地下水地源 热泵系统和地表水地源热泵系统。 3.6 DB11/T 17742020 3 地埋管换热系统 ground heat exchanger system 传热介质通过竖直或水平地埋管换热器与岩土体、地下水进行热交换的地温能交换系统，又
11、称土壤 热交换系统。 3.7 岩土热响应试验 rock-soil thermal response test 通过测试仪器，对项目所在场区的勘察测试孔进行一定时间的连续换热试验，获得项目场区岩土体 的初始平均温度、岩土体综合热物性及岩土体换热能力等参数。 3.8 岩土体综合热物性参数 parameter of the rock-soil thermal properties 不含回填材料在内的，地埋管换热器深度范围内，岩土的综合导热系数、综合比热容等。 3.9 再生水 reclaimed water，renovated water 污水经过处理后，达到一定的水质标准，满足某种使用功能要求，可以
12、进行有益使用的水。 3.10 二级水 secondary treated wastewater 污水在一级处理的基础上，主要采用生物处理方法去除溶解性污染物，达到二级处理标准的再生水。 3.11 中水 tertiary treated wastewater 污水处理厂的二级出水再经过深度处理后得到的再生水。 3.12 再生水源热泵系统 sewage source heat pump system 以再生水为低温热源，由水源热泵机组、再生水换热系统、建筑物内末端系统组成的供冷供热系统。 4 设计策划 4.1 一般规定 4.1.1 应结合项目所在地能源供应条件、太阳能资源条件、地质勘查报告，策划选
13、用适宜的新能源系 统形式与应用模式，评估对区域环境的影响。 4.1.2 具备新能源开发利用条件的建筑，设计文件中应包括新能源应用系统。 4.1.3 应明确新能源应用目标并分解到专业，策划内容见附录A。 4.1.4 建筑室外新能源装备应确保自身结构安全和雷电隔离防护安全。 DB11/T 17742020 4 4.1.5 建筑设计能耗应符合GB/T 51161能耗指标约束值。 4.1.6 应采用适宜的分级、分户、分类和分项计量方式。 4.1.7 应明确建筑能效设计目标，制定能效提升措施。 4.1.8 应提出新能源系统运行能效检测指标和监测数据反馈方式。 4.2 能源条件 4.2.1 土壤源热泵系统
14、应用前，应根据工程勘察结果评估地埋管换热系统实施的可行性及经济性。 4.2.2 土壤源热泵系统设计应根据项目容积率、建筑类型及负荷特性评估设计方案的合理性。 4.2.3 太阳能光热、光伏系统应用，应结合建筑外观、结构荷载、布置面积、功能需求、电价政策等 条件进行技术经济分析，设计采用的太阳能资源数据应符合GB/T 37526的规定。 4.3 总体设计 4.3.1 具备新能源应用条件的建筑，应按表1策划完成新能源应用设计专业配置，并制定专业协同计 划。 表1 新能源应用设计专业配置 新能源应用设计子项 选择 专业配置 建筑 结构 暖通 给排水 电气 经济 自建模式 （建设用地内） 光热系统 光伏
15、系统 土壤源热泵系统 再生水源热泵系统 空气源热泵系统 外部输入模式 （建设用地外） 区域新能源供热、供冷 管线输入 新能源电网专线输入 新能源交易 （交易量绿证计算） 其它 峰谷负荷柔性调控 注：表示通常应选择，不具备应用条件应说明原因；表示可能具备应用条件，结合具体项目选择； 表示新能源设计方案主要专业；表示新能源设计方案协同专业，结合具体项目确定。 DB11/T 17742020 5 4.3.2 应进行必要的勘查并按表2完成计算和预测，提出监测计量参数，评估确定新能源应用方案。 表2 计算分析任务分解表 序号 专业计算项目 常规系统 能耗计算 室外景观 能耗计算 充电系统 能耗计算 工艺
16、系统 能耗计算 自建新能源预测计算 输入新能源 预测计算 1 供热 2 供冷 3 供配电 4 给排水 5 经济 6 其它子项 （策划时补充） 适用时 适用时 适用时 适用时 适用时 适用时 7 建筑综合 注： 表示应包括，计算结果是零也应分析或说明原因； 表示按具体情况确定是否配合计算； 如果计算分析任务存在其它子项，策划时确定任务内容。 4.3.3 应确定供能与用能系统框架和设计目标，各专业明确主要设备效率指标和主要系统能效指标。 4.3.4 应结合具体项目规模、应用需求和目标定位，明确新能源系统主要设备和损耗材料的设计使用 寿命，以及运行温度、防护等级、通风散热条件要求。 4.3.5 应完
17、成新能源供给的建筑能源结构占比计算，其中新能源电力占可比单位面积非供暖能耗的比 例计算，见附录B。 4.3.6 采用新能源系统的建筑不应对周边建筑及公共环境产生不利影响。 4.3.7 建筑新能源设备荷载应纳入建筑主体结构和围护结构的荷载计算。 4.3.8 既有建筑上附加新能源系统时，应对既有建筑的结构安全性和耐久性、电气安全性及建筑耐火 等级进行复核。 4.3.9 电驱动蒸气压缩循环冷水(热泵)机组名义工况制冷性能系数COP值，应符合DB11/687的规定。 4.3.10 单台电驱动蒸汽压缩循环冷水(热泵)机组制冷综合部分负荷性能系数IPLV值，应符合 DB11/687的规定。 4.3.11
18、采用地源或污水源释热的水冷式制冷机组时冷源系统综合性能系数SCOP值，应按本标准附录 C计算确定，且不应低于附录C规定的限值。 4.3.12 电动压缩式冷水机组的装机容量，应直接按空调系统冷负荷计算值选定，不应额外附加。 4.3.13 电动压缩式冷水机组的电压等级，应符合DB11/687的规定。 DB11/T 17742020 6 4.4 能源监控计量 4.4.1 应监测新能源各子系统运行容量和运行状态，且计量器具应符合GB 17167的规定。 4.4.2 确定新能源系统监测参数、监测范围。 4.4.3 新能源及相关系统应具有监测大数据分析和公示数据上传功能。 4.4.4 新能源监控点位数量在
19、包含系统运行所需监控点以外宜预留不少于10%备用。 4.4.5 建筑综合能源系统网络架构应结合常规能源与新能源供应条件、能源质量、需求侧管理措施、 并网监控与计量等相关因素进行多方案技术经济比选。 4.4.6 设计采用的分项计量项目名称和编码规则应符合DB11/687的规定。 4.4.7 大型公共建筑的新能源系统应具备运行监测数据上传功能。 5 光热系统 5.1 一般规定 5.1.1 太阳能光热系统应满足安全、经济、美观的要求，应便于安装和维护，并应与建筑物整体及周 围环境相协调。 5.1.2 安装在建筑屋面、阳台、墙面和其他部位的太阳能集热器、支架及连接管线应与建筑功能和建 筑造型一并设计。
20、 5.1.3 太阳能光热系统应根据不同区、县和使用条件采取防冻、防结露、防过热、防雷、防雹、抗风、 抗震和保证电气安全等技术措施。 5.1.4 太阳能光热系统应优先选用清洁能源作为辅助能源。 5.1.5 在既有建筑上增设或改造太阳能光热系统，应经过建筑结构安全复核，满足建筑结构及其他相 应的安全性要求，并通过施工图设计文件审查合格后，方可实施。 5.2 集热系统 5.2.1 太阳能热水系统负荷计算应符合DB11/T 461的规定，太阳能采暖系统负荷计算应符合DB11/T 635的规定，太阳能空调系统负荷计算应符合DB11/687和DB11/891的规定。 5.2.2 公共建筑宜选择集中式太阳能
21、系统，居住建筑宜选择分散式太阳能系统。 5.2.3 太阳能光热系统所使用的太阳能集热器热性能参数应符合表3规定： 表3 不同类型太阳能集热器性能参数 工质类型 集热器类型 热性能参数（基于采光面积） 瞬时效率截距 总热损系数W/(m2) 液体工质 平板型太阳能集热器 0.72 6.0 DB11/T 17742020 7 表3 不同类型太阳能集热器性能参数（续） 真空管型太阳能集热器 （无反射器） 0.62 3.0 真空管型太阳能集热器 （有反射器） 0.52 2.5 气体工质 太阳能空气集热器 （平板型） 0.60 9.0 太阳能空气集热器 （真空管型） 0.45 3.0 注1：太阳能空气集热
22、器热性能参数为空气流量0.025kg/(sm2)下的测试结果； 注2：太阳能集热器平均集热效率计算方法见本标准附录D。 5.2.4 集热系统面积 5.2.4.1 用于太阳能热水系统的集热器总面积宜按下列方法计算： a) 直接式太阳能热水系统集热器面积应按公式1计算： （1） 式中： Ac 集热器总面积，单位为平方米（m2）； Qw 日均用水量，单位为千克每天（kg/d）； Cw 水的定压比热容，单位为千焦每千克摄氏度 kJ/(kg) ； tend贮热水箱内的设计温度，单位为摄氏度（）； ti 水的初始温度，单位为摄氏度（）； JT 集热器采光面上的年平均日太阳辐照量，单位为千焦每平方米天kJ/
23、(m2d)，宜参考本文 件附录E选取； F 太阳能保证率（%），宜参考本文件附录E选取； cd基于总面积的集热器平均集热效率（%），根据经验取值宜为0.250.50，具体取值应根据 集热器产品的实际测试结果，由设备供应商提供； L 管路及贮热装置热损失率（%），根据经验取值宜为0.200.30。 b) 间接式太阳能热水系统集热器面积应按公式2计算： （2） 式中： AIN 间接系统集热器总面积，单位为平方米（m2）； FRUL集热器总热损系数，单位为瓦每平方米摄氏度 W/(m2) ；平板型集热器宜取46 W/(m2)，真空管型集热器宜取12 W/(m2)，具体数值应根据集热器产品的实际测试结果
24、，由设备 供应商提供； Uhx 换热器传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度 W/(m2) ； Ahx 换热器换热面积，单位为平方米（m2）。 DB11/T 17742020 8 5.2.4.2 用于太阳能采暖系统的集热器总面积宜通过动态模拟计算确定。采用简化计算方地时，应 符合下列规定： a) 短期蓄热直接式太阳能采暖系统集热器总面积应按公式3计算： 86400 (1) J C TcdL QfA J hh= - （3） 式中： QJ 太阳能集热系统设计负荷，单位为瓦（W）； JT,12集热器采光面上12月平均日太阳辐照量，单位为焦每平方米天J/（m2d），参考本文件 附录D选取； c) 季节蓄热直
25、接式太阳能采暖系统集热器总面积应按公式4计算： S 86400 (1)(365) JS C acdLSSS QfDA JDDhhh= -+-， （4） 式中： Ac,s季节蓄热直接系统集热器总面积，单位为平方米（m2）； Ja 集热器采光面上的年平均日太阳辐照量，单位为焦每平方米天J/（m2d），参考本文件附 录E选取； Ds 北京地区采暖期天数，单位为天（d），取121d； s 季节蓄热系统效率（%），根据经验宜取0.70.9。 d) 间接式太阳能采暖系统集热器总面积按本标准公式2计算。 5.2.4.3 用于太阳能空调系统的集热器总面积宜通过动态模拟计算确定。采用简化计算方法时，应 符合下列
26、规定： a) 直接式太阳能空调系统集热器总面积应按公式5计算： （5） 式中： Q 空调冷负荷，单位为瓦（W）； R 设计太阳能空调负荷率（%）；宜取40%50%； J 空调设计日集热器采光面上的最大总太阳辐照度，单位为瓦每平方米（W/m2），宜取800 W/m2900 W/m2； COP热力制冷机组性能系数，无量纲，根据经验取值宜为0.60.7，具体数值由设备供应商提 供。 e) 间接式太阳能空调系统集热器总面积按公式2计算。 5.2.4.4 太阳能集热器宜在朝向正南，或南偏东、偏西20的朝向范围内设置；系统全年使用时， 倾角宜取40；系统侧重夏季使用时，倾角宜取30；系统侧重冬季使用时，倾
27、角宜取50；当受 实际条件限制，安装倾角无法满足要求时，应按公式6对集热器面积进行补偿计算： AB=As / Rs （6） 式中： DB11/T 17742020 9 AB 进行面积补偿后实际确定的太阳能集热器面积，单位为平方米（m2）； As 按集热器方位正南，倾角为40，计算得出的太阳能集热器总面积，单位为平方米（m2）； Rs 太阳能集热器补偿面积比，见本文件附录F。 5.2.4.5 放置在建筑外围护结构上的太阳能集热器，冬至日集热器采光面的日照时数不应少于6h。前、 后排集热器之间应留有安装、维护操作的间距，排列应整齐有序。 5.2.4.6 放置在屋面或集热场地上的集热器，前后间距应按
28、公式7下式计算： D=Hcot hcos g0 （7） 式中： D 日照间距，单位为米（m）； H 前方障碍物的高度，单位为米（m）； H 计算时刻的太阳高度角，单位为度（）； g0 计算时刻太阳光线在水平面上的投影线与集热器表面法线在水平面上的投影线之间的夹角， 单位为度（）。 5.3 贮热水箱 5.3.1 太阳能光热系统贮热水箱可设置在地下室、顶层设备间或技术夹层中，其位置应满足安全运转 以及便于维护的要求。 5.3.2 设置贮热水箱的位置应具有相应的排水、防水措施。 5.3.3 贮热水箱上方及周围应留有不小于600mm的检修空间。 5.3.4 贮热水箱进出口处流速宜小于0.04 m /
29、s，且宜采用水流分布器。 5.3.5 贮热水箱容积应按下列方法计算： 5.3.5.1 用于太阳能热水系统的贮热水箱容积宜按公式8计算： Vx=KT Qw （8） 式中：Vx贮热水箱有效容积，单位为升（L）； KT太阳能热水系统贮热水箱有效容积修正系数，无量纲，宜取1.21.5。 5.3.5.2 用于太阳能采暖系统或太阳能空调系统的贮热水箱容积应根据设计蓄热时间周期及蓄热量 等参数通过模拟计算确定。采用简化方法计算时，可按表4规定的范围选取。 表4 太阳能采暖/空调系统贮热水箱容积估算表 系统类型 单位采光面积的贮热水箱容积 太阳能采暖系统 40 L/m2300 L/m2 太阳能空调系统 20
30、L/m280 L/m2 5.4 水力计算 5.4.1 太阳能集热系统应通过水力计算确定系统管路的管径、长度、布置方式及水力平衡装置。 DB11/T 17742020 10 5.4.2 太阳能集热系统的循环水泵应符合下列要求： 太阳能集热系统循环水泵的流量应按公式9计算： Gs=gA （9） 式中： Gs 单块太阳能集热器工质的设计流量，单位为立方米每小时（m3 / h）； A 单块太阳能集热器的总面积，单位为平方米（m2）； g 集热器工质的单位面积流量，单位为立方米每小时平方米m3/（hm2），应根据太阳能集热 器产品技术参数确定，当无相关技术参数时，宜根据不同的系统按表5取值。 表5 太阳
31、能集热器的单位面积流量 系统类型 太阳能集热器的单位面积流量 m3/（hm2） 太阳能热水系统 0.0540.072 太阳能采暖系统 大型太阳能集热系统 （集热器总面积大于100m2） 0.0210.06 小型直接式太阳能供热采暖系统 0.0240.036 小型间接式太阳能供热采暖系统 0.0090.012 太阳能空气集热器供热采暖系统 36 太阳能空调系统 真空管型太阳能集热器 0.0320.072 平板型太阳能集热器 0.0650.080 大型太阳能集热系统 （集热器总面积大于100m2） 0.0200.060 a) 开式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式10计算： Hx=hjx+hj+
32、hz+hf （10） 式中： Hx 循环水泵扬程，单位为千帕（kPa）； hjx集热系统循环管道沿程与局部阻力损失之和，单位为千帕（kPa）； hj 集热器的阻力损失，单位为千帕（kPa）； hz 集热器与贮热水箱最低水位之间的几何高差，单位为千帕（kPa）； hf 附加阻力，单位为千帕（kPa），取20 kPa50 kPa。 b) 闭式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式11计算： DB11/T 17742020 11 Hx=hjx+he+hj+hf （11） 式中： he换热器阻力损失，单位为千帕（kPa）。 5.5 保温 5.5.1 太阳能光热系统的加热设备、集热蓄热装置、贮热水箱、热水
33、供水管道、机械循环的回水管道、 有冰冻可能的自然循环回水管道均应设置保温。 5.5.2 保温层的厚度计算公式见本文件附录G。 5.5.3 保温设计应符合GB 50736和GB/T 8175的规定。 5.6 监控系统 5.6.1 太阳能光热系统宜设置集中监控系统，不具备集中监控条件时宜设置本地自动控制系统。 5.6.2 太阳能集热系统应采用温差循环，并宜采用变流量运行。 5.6.3 太阳能集热系统防冻控制应符合下列规定： a) 太阳能集热系统的防冻设计宜根据集热系统类型和按表6选取： 表6 太阳能集热系统的防冻设计选型 太阳能集热系统类型 直接系统 间接系统 防冻设计类型 排空系统 排回系统 防
34、冻液系统 注：表中“”为可选用项。 b) 采用排空和排回防冻措施的直接和间接式太阳能集热系统宜采用定温控制。当太阳能集热系统 出口温度低于设定的防冻执行温度时，应通过控制器启闭相关阀门排空集热系统中的水或将水 排回贮水箱。 c) 采用循环防冻措施的直接式太阳能集热系统宜采用定温控制。当太阳能集热系统出口温度低于 设定的防冻执行温度时，控制器应启动循环泵进行防冻循环。 5.7 辅助能源 5.7.1 太阳能光热系统应设置辅助能源。 5.7.2 辅助能源设计时应分析建设项目所在地的余热、市政热力、燃气、电力供应条件和建筑用能特 点，经论证比较后选用。 DB11/T 17742020 12 5.7.3
35、 辅助能源装置的容量宜按最不利条件进行设计。 6 光伏系统 6.1 一般规定 6.1.1 建筑及室外附属设施的太阳直射光充足的受光面，宜设建筑光伏系统。 6.1.2 建筑设计方案宜包括至少一种以上建筑一体化的光伏系统。 6.1.3 非一体化光伏系统应与建筑主体完成相关设计校验。 6.2 阵列布局 6.2.1 屋顶或幕墙光伏阵列布局应与建筑光伏发电量计算同步交互进行，应完成建筑光伏发电量计算， 参见附录H。 6.2.2 同一安装面的串联组件中应保持组件技术参数一致，宜选用定型的同规格组件进行组合。 6.2.3 建筑一体化光伏阵列宜从方案设计时提出组串安装单元模数并比选优化阵列组合方案。 6.2.
36、4 同一个一体化光伏阵列中包含两种以上不同规格尺寸的基本单元并联安装时，计算书应包括每 种规格组串的计算和汇总。 6.2.5 建筑光伏阵列发电功率计算应考虑具体建筑不利因素影响，方案设计宜按表7的参考值计算。 表7 建筑光伏阵列组件计算参考值 材料种类 光电转换效率 光伏组件单位面积发电功率 （Wp/ m2） 电池 组件 标准测试条件下 （1000W/m2，25） 标准工作温度下 （800W/m2，20） 参考值 （Wp/m2） 单晶硅 21% 19% 196 149 150 多晶硅 19% 17% 170 121 125 6.2.6 光伏阵列设计应根据实际安装条件计入不利因素确定折算满发小时
37、数。 6.3 组件选型 6.3.1 建筑光伏组件设计选型时应核查光伏组件能量回收期计算报告，组件生产能耗计算应符合GB/T 2589 ，能量回收期宜不超过2年。 6.3.2 建筑屋面使用面积有限而需要提高光伏安装功率时，宜采用高效能光伏组件。 6.3.3 建筑屋顶、幕墙、廊道宜选用一体化光伏组件，选型要求如下： a) 有自然采光要求的场所选用一体化透光型组件时，组件透光率宜在25%75%范围； b) 透光区的间隔区选用的一体化光伏组件，光伏硅片填充比例宜不低于75%； DB11/T 17742020 13 c) 采光屋顶或幕墙有室外绿化遮挡或视觉要求全透光的部分可不填充光伏电池硅片，但应为串
38、联、并联接线和等电位联结预留同等安装条件。 6.3.4 光伏组件散热应满足以下基本要求： a) 非一体化光伏系统的安装面与光伏组件之间应设满足散热要求的空气通道； b) 一体化光伏系统室内侧透光间隔区域有保温材料时，光伏组件背面应有散热措施，宜采用光 伏光热一体化组件。 6.3.5 光伏组件设计选型的同时应针对组件安装位置制定适合组件的清洁方案。 6.3.6 幕墙的光伏玻璃组件传热系数应符合DB11/687的规定。 6.3.7 建筑设计采用非规律光伏玻璃组件且具备一定规模时，应定制每个组串的硅片排布组合，满足 串联伏安特性要求。 6.4 组串汇流 6.4.1 光伏阵列组串中宜设旁路二极管。 6
39、.4.2 光伏组件之间应采用专用光伏电缆和配套专用连接件进行连接，不同金属材料连接应采取防腐 蚀措施。 6.4.3 光伏阵列汇流箱应设有短路、过电流的保护与监测装置。 6.4.4 建筑一体化光伏阵列需设汇流箱或组串逆变器时，应按建筑模数规律设置。 6.4.5 汇流箱的IP防护等级应满足安装位置环境条件下的安全运行要求，汇流箱应具备散热条件。 6.4.6 汇流箱中并联的各组串汇流支路应设防反二极管和散热器。 6.5 组网架构 6.5.1 光伏系统采用交流并网运行方式时应接入配电变压器低压侧，选用的逆变器应符合以下要求： a) 含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96%，不含变压器型的光伏逆
40、变器中国加权效 率不得低于98%（微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%），且并网逆变器性能应符合GB/T 51368和GB/T 37408的有关规定； b) 并网逆变器选择时宜根据光伏阵列组串分布情况和装机容量选择集中逆变或组串逆变并确定 逆变器功率与台数，一体化光伏系统并网设计宜按照就近分散接入、就地平衡消纳的原则进行； c) 并网逆变器的最大功率点跟踪应根据光伏阵列或组串的不同规格、安装方式、太阳辐射条件选 择。 6.5.2 光伏系统接入建筑内部直流微网采用的标称电压，应符合GB/T 35727 低压直流系统标称电压 的规定。 6.5.3 光伏系统接入建筑内部直流微网时，禁止直流配电
41、与交流配电在末端设备并网。 6.5.4 光伏直流微网及储能装置与直流负荷采用双极性直流线路时，应选用正负电压输出方式的电力 路由器。 6.5.5 需设置直流变压和稳压装置时，应优化变压级数并选用低谐波、高效率的电路。 DB11/T 17742020 14 6.6 计量监控 6.6.1 并网光伏系统应在电力公司计量表处设并网监控装置和并网计费仪表，仪表精度应符合GB 17167和电力部门相关规定，发电功率任何时间不应大于并网母线实际用电功率。 6.6.2 非并网光伏系统不应配电到电网计费用户，应设建筑内部能源管理计量仪表，且应符合 DB11/687的分项计量规定。 6.6.3 采用透光型光伏玻璃
42、组件发电且利用自然光照明时，应设自动控制装置根据自然光变化和照明 场景需求调节照明系统，光伏组件具备调节功能时应接入自动控制调节。 6.6.4 光伏系统设计时应为能源管理提供条件，满足以下基本要求： a) 应设有光伏系统发电计量和监控装置； b) 应设有运行环境监测装置。 6.6.5 光伏系统运行状态监控应满足以下要求： a) 不具备建筑设备控制系统的建筑，光伏逆变器或直流微网的运行状态监控信号应通过局域网或 无线网络接入建筑管理系统； b) 具备建筑设备控制系统的建筑，光伏逆变器或直流微网的运行状态监控信号应由建筑设备控制 系统采集，并由智慧管理平台远程监控。 6.6.6 光伏系统逆变器交流
43、干线保护宜具有剩余电流探测报警功能，并纳入到电气火灾监控系统中管 理。 6.7 防雷接地 6.7.1 光伏系统方案设计时应根据GB/T 21714.2完成建筑物雷击风险评估。 6.7.2 光伏系统防雷等级分类和防雷措施应按GB 50057和GB/T 36963的相关规定执行。 6.7.3 光伏系统防雷和接地设计应与建筑电气系统设计一致，并满足以下要求： a) 新建建筑设光伏系统时，应与建筑采用统一的防雷和接地系统； b) 既有建筑增设光伏系统时，应检测原有防雷和接地系统有效性，改造设计应符合现行标准。 6.7.4 防雷0区的光伏系统金属框架和设备外壳应与建筑结构主体防雷引下系统等电位联结，共用
44、建 筑接地装置。 6.7.5 光伏阵列中移除任一组件时，应保持整体接地连续性不受破坏。 6.7.6 室外防雷0区光伏阵列引入建筑的汇流箱干线应设1级试验波形电涌保护器。 6.8 协同校核 6.8.1 建筑光伏系统防火设计应符合GB 50016的规定，光伏构件应满足所在部位建筑材料和构件的耐 火极限要求。 6.8.2 建筑光伏组件与构件的类型及色泽应根据建筑功能、外观及周围环境条件合理选择，并确定安 装位置、安装方式，符合GB/T 51368的规定。 DB11/T 17742020 15 6.8.3 建筑体形与立面设计应为提高太阳能利用率创造条件，光伏组件安装部位应满足冬至日全天有 3h以上日照不受遮挡的要求。 6.8.4 光伏一体化建材物理性能应满足相关建材标准的规定，并满足建筑节能设计要求。 6.8.5 光伏组件在平屋面、坡屋面、阳台或平
