DB62∕T 3202-2021 光伏建筑一体化透光屋顶应用技术规程

DBDB62/T3202-2021备案号:J15890-2021光伏建筑一体化透光屋顶应用技术规程2021-06-04发布2021-09-01实施联合发布甘肃省住房和城乡建设厅联合发布甘肃省市场监督管理局3甘肃省住房和城乡建设厅公告经甘肃省住房和城乡建设厅、甘肃省市场监督管理局共同组织专家委员会审查，现批准发布《装配式混凝土建筑评价标准》等附件：甘肃省地方标准发布信息甘肃省住房和城乡建设厅甘肃省市场监督管理局2021年6月4日4

附件甘肃省地方标准发布信息序号标准编号标准名称代替标准号实施日期1装配式混凝土建筑评价标准2淤地坝设计标准3农村生活垃圾分类处理标准4既有办公建筑绿色改造技术规程5光伏建筑一体化透光屋顶应用技术规程6装配式钢结构住宅施工质量验收规程5根据甘肃省住房和城乡建设厅《甘肃省住房和城乡建设厅关于下达〈2014年甘肃省工程建设标准及标准设计编制项目计划〉调查研究，认真总结实践经验，参考有关国内外相关技术资料，并在广泛征求意见的基础上，制定本规程。本规程的主要技术内容：1总则；2术语和符号；3基本规定；4太阳能资源分析；5建筑、结构与安全；6光伏发电系统；7防雷接本规程由甘肃省工程建设标准管理办公室负责管理，由甘肃自然能源研究所和甘肃绿色建筑设计研究院负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请联系甘肃自然能源研究所主编单位：甘肃自然能源研究所甘肃绿色建筑设计研究院参编单位：西北工业大学甘肃第七建设集团股份有限公司兰州华能生态能源科技股份有限公司兰州新盛光伏科技有限公司西南交通大学设计研究院有限公司天水长城自动化成套电器技术有限公司6主要起草人：刘叶瑞刘孝敏何炜徐平杨一栋康宏马征刘琼刘煜乔俊强周剑平魏巍喜文华马岷成李强林玮顾佩莉顾秀煜杨杰胡斌高丁白主要审查人：谢二庆田斌守李世民杜翔刘胜7 2术语和符号 43基本规定 4太阳能资源分析 4.1一般规定 4.2气象数据采集 4.3太阳辐射观测数据验证与分析 5.1一般规定 6光伏发电系统 6.2主要设备选型 6.4储能系统 6.5发电量测算 7防雷接地 7.1一般规定 8 208.3运行与维护 25附录A甘肃省各市县光伏阵列最佳倾角参考值 27附录B透光/半透光光伏组件有效面积发电效率测试方法 28本规程用词说明 30引用标准名录 31 3511.0.1为促进光伏建筑一体化透光屋顶应用技术的推广，规范光伏建筑一体化透光屋顶在建筑中的应用，制定本规程。1.0.2本规程适用于新建、扩建或改建的工业与民用建筑光伏一体化透光屋顶工程。光伏建筑一体化透光屋顶宜建在地震抗震设防烈度为8度及以下地区。1.0.3新建光伏建筑一体化透光屋顶应纳入建筑工程统一规划、1.0.4光伏建筑一体化透光屋顶应用除符合本规程外，还应符合国家和我省现行有关标准的规定。22术语和符号2.1术语联接的，能单独提供直流电输出的最小不可分割的太阳电池组合2.1.2透光光伏组件perviousPVmodule封装及内部联接的能单独提供直流电输出的可实现采光率要求的最小不可分割的太阳电池组合装置。具有封装及内部联结的，能单独提供直流电输出的，玻璃层间形成有干燥气体空间的最小不可分割的太阳电池组合装置。由透光面板与支撑体系组成，不分担主体结构所受作用且与水平方向夹角小于75°的建筑围护结构。与光伏系统具有结合关系的采光屋顶。在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。2.1.7光伏方阵PVarray又称光伏阵列。将若干个光伏组件在机械和电气上按一定3方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交流输电线路。一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kW/m2的光将光伏方阵面上接收到的年太阳总辐照量，折算成辐照度1kW/m2下的小时数。其计算公式为：式中：Tp——光伏阵列倾斜面年峰值日照时数（h）Q——光伏阵列方阵倾斜面年总辐照量（kWh/m2Es——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）。到达地表与太阳光线垂直的表面上的太阳辐射强度。光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是2.1.14峰瓦watpeak光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。4c——储能电池的容量（kWhEp——发电量（kWhEs——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2HA——水平面太阳能总辐照量（kWh/m2PAZ——组件安装容量（kWpP0——平均电负荷容量（kW2.2.2电压UN——光伏发电站并网点的电网标称电压（kVdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（VVmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（VVmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（Vt——光伏组件工作条件下的极限低温(℃);t,——光伏组件工作条件下的极限高温(℃)。2.2.4无量纲系数K——综合效率系数；Ka——包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为0.7~0.8Kv——光伏组件的开路电压温度系数；Kv,——光伏组件的工作电压温度系数；5N——光伏组件的串联数（N取整2.2.5结构系数C——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限值；R——结构构件承载力的设计值；γ0——重要性系数；γRE——承载力抗震调整系数；γG——永久荷载分项系数；γw——风荷载分项系数；γt——温度作用分项系数；γs——雪荷载的分项系数；γEh——水平地震作用分项系数；SGK——永久荷载效应标准值；tK——温度作用效应标准值；SwK——风荷载效应标准值；SsK——雪荷载效应标准值；SEhK——水平地震作用效应标准值；Ψt——温度作用的组合值系数；Ψs——雪荷载的组合值系数；Ψw——风荷载的组合值系数。63基本规定3.0.1光伏建筑一体化透光屋顶建设的站址选择应符合以下规1根据国家可再生能源中长期发展规划、地区自然条件、太素全面考虑；的技术经济比较和经济效益分析，提出论证和评价；3避开空气经常受悬浮物严重污染的地区；4考虑光伏系统达到规划容量时接入电力系统的出线容量。3.0.2光伏建筑一体化透光屋顶应综合考虑日照条件、建筑条便于安装和维护。3.0.3光伏建筑一体化透光屋顶在满足安全性和可靠性的同时，3.0.4光伏建筑一体化透光屋顶的系统配置应保证输出电力的电能质量符合国家现行标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的规定。3.0.5接入公用电网的光伏建筑一体化透光屋顶应安装经市场监督管理机构认可的电能计量装置，并经校验合格后投入使用。3.0.6光伏建筑一体化透光屋顶中的所有设备和部件，应符合现行国家和行业相关产品标准的规定，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。73.0.7建筑物上安装透光屋顶光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。84太阳能资源分析4.1一般规定4.1.1光伏建筑一体化透光屋顶设计应对站址所在地的区域太阳能资源基本状况进行分析，并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。4.1.2当对光伏建筑一体化透光屋顶进行太阳能总辐射量及其变化趋势等太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站。4.1.3当利用现场观测数据进行太阳能资源分析时，现场观测数4.2气象数据采集4.2.1在参考气象站应采集的信息主要包括下列内容：1气象站长期观测记录所采用的标准、辐射仪器型号、安装护记录，周边环境变动等基本情况和时间；2最近连续10年以上的逐年各月的总辐射量、直接辐射量、散射辐射量、日照时数的观测记录，且与站址现场观测站同期至少一个完整年的逐小时的观测记录；3最近连续10年的逐年各月最大辐照度的平均值；4近30年来的多年月平均气温、极端最高气温、极端最低气5近30年来的多年平均风速，多年极大风速及发生时间，主导96近30年来的连续阴雨天数、雷暴日数、冰雹次数、沙尘暴次数、强风次数等灾害性天气情况。4.3太阳辐射观测数据验证与分析4.3.1对太阳辐射观测数据应进行完整性检验，观测数据应符合下列要求：1观测数据的实时观测时间顺序应与预期的时间顺序相同；2按某时间顺序实时记录的观测数据量应与预期记录的数据量相等。4.3.2对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进行合理性1总辐射最大辐照度小于2kW/m2；2散射辐射数值小于总辐射数值。4.3.3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，其中不合理和缺测的数据应进行修正，并补充完整。其它可供参考的同期记录数据经过分析处理后，可填补无效或缺测的数据，形成完整的长序列观测数据。4.3.4太阳能资源分析宜包括下列内容：1长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化；210年以上的年总辐射量平均值和月总辐射量平均值；3最近三年内连续12个月各月辐射量日变化及各月典型日辐射量小时变化。4.3.4当光伏透光屋顶以一定倾角布置时，应根据当地平均年总辐射量预测值进行固定倾角受光面上的平均年总辐射量计算。5.1一般规定5.1.1光伏建筑一体化透光屋顶应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，使之成为建筑的有机组成部分。5.1.2建筑设计应为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供承载条件和空间。5.1.3光伏建筑一体化透光屋顶光伏方阵根据建筑功能要求可选择单平面或若干个平面的组合。设计时应优先选择常规尺寸的光伏组件。5.1.4光伏建筑一体化透光屋顶光伏方阵可采用金属框支承。框支承面板可采用明框、半隐框和隐框方式。5.1.5光伏建筑一体化透光屋顶的建筑和结构设计应符合国家现行标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255的规定。5.1.6光伏透光屋顶的采光设计应符合国家现行标准《建筑采光设计标准》GB50033的规定。5.2建筑5.2.1采用光伏建筑一体化透光屋顶的建筑，应依据建设地点的建筑布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。规划应满足光伏发电系统设计、安装和正常运行要求。5.2.2光伏组件面板坡度宜按光伏系统全年日照最多的倾角设计，宜满足光伏组件冬至日全天有3h以上的建筑日照时数的要求，并用避免景观环境或建筑自身对光伏组件的遮挡。5.2.3建筑设计应为光伏发电系统的安装、使用、维护、保养等提供条件，在安装光伏组件的部位应采取安全防护措施。在人员有可能接触或接近光伏发电系统的位置，应设置防触电警示标识。5.2.4光伏建筑一体化透光屋顶的光伏发电系统各组成部分在建筑屋面应满足其所在部位的建筑排水、节能、防火与通风等要5.2.5光伏建筑一体化透光屋顶中光伏组件除应与建筑整体有机结合、与建筑周围环境相协调外，还应满足所在部位的结构安全和建筑围护功能的要求。5.2.6光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。5.2.7多雪地区建筑屋面安装光伏组件时，宜设置人工融雪、清雪的安全通道。5.3结构5.3.1在进行结构整体分析和构件设计时，应充分考虑屋顶光伏系统带来的影响。结构构件应根据承载能力极限状态及正常使用5.3.2与光伏发电系统相结合的建筑一体化透光屋顶的建筑主体结构或结构构件应能承受光伏发电系统传递的荷载。5.3.3新建光伏建筑一体化透光屋顶的结构设计应根据光伏发电系统的设计方案，埋设预埋件或安装其它连接件，并对预埋件或连接件应进行设计计算。5.3.4既有建筑改造建设一体化光伏透光屋顶时应满足下列要1应进行既有建筑的结构安全验算；2固定连接件应与主体结构可靠连接；采用化学锚栓作为连接件时应做拉拔实验；3既有建筑安装一体化光伏透光屋顶不应降低原建筑使用功能要求。5.3.5应对结构预埋件或连接件进行防腐处理，并防止电化学反应。预埋件的设计使用年限应与主体结构相同。5.4.1采用中空光伏组件的室内侧应采用夹层玻璃。支承面板的夹层玻璃应由钢化玻璃制作。玻璃肋应采用夹层玻璃,支承玻璃肋应采用钢化夹层玻璃。5.4.2隐框玻璃应加金属连接件,防止结构胶失效导致玻璃坠5.4.3安装在建筑屋顶上的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护设施。应满足该部位的结构安全和电气安全等建筑功能要求。5.4.4在既有建筑上增设或改造光伏系统，应进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核。光伏组件所在建筑部位应满足防风、防5.4.5光伏建筑一体化透光屋顶总平面布置应符合相关建筑设6光伏发电系统6.1一般规定6.1.1光伏建筑一体化透光屋顶的发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。6.1.2光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。6.1.3光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。6.1.4光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。6.1.5独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能和当地日照条件来确定。6.1.6光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗，当所在地的大气环境较差，组件表面污染较严重且又无自洁能力时，应设置清洗系统或配置清洗设备。6.1.7光伏建筑一体化透光屋顶的发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统。6.1.8并网光伏发电系统一般采用用户侧并网接入，接入系统可参考《光伏系统并网技术要求》GB/T19939和《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》JGJ203的相关规定。6.2主要设备选型6.2.1光伏建筑一体化透光屋顶的光伏组件可分为透光型光伏6.2.2光伏组件应根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等技术条件进行选择。6.2.3光伏组件类型依据太阳辐射量、气候特征、建筑屋面面积6.2.4用于发电系统的逆变器性能应符合《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择。6.2.6逆变器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件进行校验。6.2.7在工业污秽严重和沿海滩涂地区使用的逆变器，应考虑潮6.2.8在海拔高度在2000m及以上高原地区使用的逆变器，应选输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。震烈度等使用环境条件进行性能参数校验。6.2.11汇流箱应具有下列保护功能：1应设置防雷保护装置；2汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护，对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流3汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施；4宜设置监测装置。6.2.12室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。6.3光伏方阵6.3.1光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的串联数应满足下列公式：Vxmpmm(-式中：Kv——光伏组件的开路电压温度系数；Kv,——光伏组件的工作电压温度系数；N——光伏组件的串联数（N取整t——光伏组件工作条件下的极限低温(℃);,——光伏组件工作条件下的极限高温(℃);Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（VVmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（VVmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V6.3.2透光屋顶的光伏方阵采用固定式布置时，最佳倾角应结合站址当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照1对于并网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上获得全年辐照量最大；2对于独立光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上获得最大的辐照量。6.4储能系统6.4.1光伏建筑一体化透光屋顶发电系统应配置恰当容量的储能装置，并满足向负载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏建筑一体化透光屋顶发电系统可根据实际需要配置恰当容量的储能装6.4.2独立光伏发电站配置的储能系统容量应根据当地日照条件、连续阴雨天数、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来储能电池的容量计算如下：式中：Cc——储能电池的容量（kWhP0——平均电负荷容量（kW6.4.3用于独立光伏建筑一体化透光屋顶发电系统的储能电池适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选6.4.4独立光伏建筑一体化透光屋顶发电储能系统宜采用在线检测装置进行智能化实时检测，并具有人机界面和通讯接口。6.4.5独立光伏建筑一体化透光屋顶发电储能系统宜选用大容量6.4.6充电控制器应依据额定电压、额定电流、输入功率、温升、防护等级、输入输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件进行选择。6.4.7充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进行校验。6.4.8充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充/放保护、欠/过压保护及防雷保护功能，必要时应采集和通信功能。6.4.9充电控制器宜选用低能耗节能型产品。6.5发电量测算6.5.1光伏建筑一体化透光屋顶系统发电量预测应根据系统所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。光伏建筑一体化透光屋顶系统发电上网电量可按以下公式计算：Ep=HAK（6.5.1）式中：Ep——发电量（kWhES——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2HA——水平面太阳能总辐照量（kWh/m2PAZ——组件安装容量（kWpK——综合效率系数；7防雷接地7.1一般规定7.1.1光伏建筑一体化透光屋顶应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规1建筑物的各电气系统的接地宜用同一接地网，接地网的接2新建建筑的一体化透光屋顶光伏系统，防雷和接地应与建筑的防雷和接地系统统一设计；3既有建筑设计光伏系统时，应对建筑物原有防雷和接地设4透光屋面的金属支承结构应相互导通，并与主体结构防雷体系连通,宜在屋面最高点设置接闪器；5透光屋面支撑结构应与主体结构防雷体系连接,利用主体结构防雷系统接地,构成导电回路。7.2防雷接地7.2.1光伏建筑一体化透光屋顶光伏阵列连接电缆应接入具有防雷功能的汇流箱或组串式逆变器。7.2.2直流侧防雷，透光屋顶支架应保证良好的接地。系统应设计直流防雷配电柜。7.2.3交流侧防雷，光伏系统逆变器的交流输出端应设置交流防雷柜并有良好的接地。8.1一般规定8.1.1建筑工程验收时应对光伏建筑一体化透光屋顶(以下简称透光屋顶)发电系统做专项验收。8.1.2透光屋顶发电系统工程验收的程序和组织应遵守《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300的要求，并应符合下列规定：1透光屋顶发电系统工程的检验批验收和隐蔽工程验收应由监理工程师（或建设单位专业工程师）主持，施工单位相关专业的质量员与施工员参加；2透光屋顶发电系统完工后，施工单位应按规定由技术（质交竣工验收申请报告；3监理单位（或建设单位）收到工程竣工验收申请报告后，工、监理等单位（项目）负责人对透光屋顶发电系统工程质量组织竣工预验收；4透光屋顶发电系统单位工程验收应由建设单位（项目）负责人主持。施工单位项目经理、技术负责人和相关专业的质量员、施工员参加；监理单位总监理工程师和相关专业监理工程师参加；设计单位透光屋顶发电系统工程设计人员应参加。竣工验收内容包括透光屋顶发电系统工程质量控制资料核查、系统主要功能演8.1.3透光屋顶发电系统分项工程质量验收合格标准应符合下201验收项目应符合本规程合格质量标准要求；2隐蔽验收记录、质量证明文件应完整。8.2竣工验收8.2.1透光屋顶发电系统交付用户前，应进行竣工验收。竣工验收应在分项工程验收或检验合格后进行。8.2.2竣工验收应提交下列资料：1设计变更证明文件和竣工图；2主要材料（组件）、设备、仪表的出厂合格证明或检验资3屋面钢结构或网架结构验收记录；5隐蔽工程验收记录和分项工程验收记录；6工程使用及维护说明书。8.2.3透光屋顶发电系统工程验收时应检查下列文件和记录：2材料、设备和构件的产品出厂合格证、检验报告、进场检验记录、有效期内的型式检验报告；4隐蔽工程验收记录和相关图像资料；5工程质量验收记录；6系统调试记录；7系统检测报告；8其他对工程质量有影响的重要技术资料。8.2.4透光屋顶发电系统工程应对下列项目进行隐蔽验收，并按211透光屋顶的钢结构或网架结构工程；3系统防雷与接地保护的连接节点；4隐蔽安装的电气管线工程。6预留基座、预留孔洞、预埋管和设施符合设计要求；7基座、支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点；8基座、支架、光伏组件四周与主体围护结构之间的建筑构9需进行防水处理工程节点。22表8.2.4工程质量隐蔽验收记录编号：工程名称分项工程名称施工单位隐蔽工程项目项目经理专业工长分包单位分包项目经理施工标准名称及编号施工图名称及编号隐蔽工程部位质量要求施工单位自查记录建设监理单位验收记录1附图片资料2附图片资料3附图片资料4附图片资料5附图片资料施工单位自查结论项目经理年月日单位验收结论监理工程师（建设单位项目负责人年月日238.2.5透光屋顶发电系统验收应对原材料施工安装进行分项工程验收。对影响工程安全和系统性能的工序，必须依次验收合格，主要包括以下工序：1在光伏组件系统工程施工前，进行屋面钢结构或网架结构工程验收；2对光伏组件预留管线的验收；3对既有建筑改造的光伏系统工程施工前，进行建筑结构和建筑电气安全检查。8.2.6透光屋顶发电系统分部工程验收时应按表8.2.6填写验收8.2.7所有验收应做好记录，签署文件，立卷归档。表8.2.6分部工程验收记录编号：24工程名称结构类型层数施工单位技术部门负责人质量部门负责人分包分包单位分包技术单位负责人负责人序号分项工程名称检验批数施工单位检查评定验收意见1234567质量控制资料观感质量验收分包单位项目经理年月日施工单位项目经理年月日勘察单位项目负责人年月日设计单位项目负责人年月日监理设）单位总监理工程师（建设单位项目专业负责人）年月日258.3运行与维护8.3.1透光屋顶发电系统运行与维护的一般要求：1透光屋顶发电系统验收合格后，在系统投用前，应制定运行与维护技术手册；2透光屋顶发电系统不应对人员或建筑造成危害，其运行与维护应保证系统本身安全，并应保持正常的发电能力；3透光屋顶发电系统的主要部件在运行期间，应符合国家现行有关产品标准的规定，达不到要求的部件应及时维修或更换；4透光屋顶发电系统的主要部件周围不得堆积易燃、易爆物品，设备本身及周围环境应散热良好，设备上的灰尘和污物应及时5透光屋顶发电系统的各个接线端子应牢固可靠，设备的接线孔处应采取有效封堵措施；6透光屋顶发电系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工作并保持清洁；7透光屋顶发电系统中的发电计量设备和器具应符合计量8透光屋顶发电系统运行和维护人员应具备相应的专业技能；9透光屋顶发电系统的日常维护宜选择在晚上或阴天进行；10透光屋顶发电系统维护前应做好安全准备，并应断开所11透光屋顶发电系统运行与维护的过程应进行周期性记8.3.2维护透光屋顶发电系统应符合下列规定：1光伏组件表面应保持清洁，出现杂物或灰尘时应进行及时清洗并符合下列规定：1）可使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件，不应使用腐蚀26性溶剂或硬物擦拭光伏组件表面；2）在手臂难以触及的地方，可以将擦拭物品绑定在延长物品上进行擦拭。2光伏组件应进行定期检查，当出现下列情况之一时应及时调整或更换光伏组件：2）光伏组件中存在连向边缘的气泡；3）光伏组件的接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。3应使用直流钳形电流表在太阳能辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个汇流箱的各光伏组件串联串的输入电流。并计算其平均值，各组件串与平均值的偏差不应超过5%。8.3.3光伏组件应根据标准的要求定期有专业人员检查、清洗、保养和维护。8.3.4对光伏组件进行检查、清洗、保养、维修时所采用的机具设备应牢固，操作灵活方便，安全可靠，并应有防止撞击和损伤光伏组件的措施。8.3.5透光屋顶与建筑物结合部分应符合下列规定：1透光屋顶在大风、暴雨等恶劣天气过后，应检查光伏组件8.3.6透光屋顶发电系统的直流汇流箱、直流配电柜、控制器、逆（监控）系统的维护按照现行行业标准《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》JGJ/T264中的规定进行。27附录A甘肃省各市县光伏阵列最佳倾角参考值表A甘肃省各市县光伏阵列最佳倾角参考值城市年水平面总辐射量(kWh/m)并网系统参考最佳倾角年最佳倾角斜面总辐射量(kWh/m)兰州金昌天水武威张掖平凉酒泉庆阳定西陇南临夏自治州甘南藏族自治州28附录B透光/半透光光伏组件有效面积发电效率测试方法B.0.1一般要求：取表B.0.4中某种测试条件下组件多次测量得到的最大功率Pmax的中间值，并测量组件的面积和电池片总面积，用于计算组件在不同辐照度和温度下的转换效率。对于其他功率条件，可利用IEC60891:2009提供的修正方法，计算得到组件的最大功率及转换效率。B.0.2组件面积的测定应符合下列要求:1组件总面积的测定:2组件电池片总面积的测定:用影像测量仪测定组件电池片总面积Sa。B.0.3组件转换效率计算应符合下列要求:式中：ηt——组件转换效率；Pmax——组件在给定测试条件下的最大功率值，单位W；St——组件总面积，单位m2；G——Pmax对应测试条件下的辐照度，单位W·m-2。式中：ηa——组件电池片转换效率；29Pmax——组件在给定测试条件下的最大功率值，单位W；a——组件电池片总面积，单位m2；G——Pmax对应测试条件下的辐照度，单位W·m-2。B.0.4数据处理与评定应符合下列要求：1计算结果保留三位有效数字。2通过B.0.3测试得到同一型号三块组件在表B.0.4各标准功率条件下的最大功率和实际转换效率。该型号组件在任一测试条件下的功率值为三块组件测试结果的平均值。根据功率及组件电池片总面积的平均值得到相应标准功率条件下的实际转换效率。表B.0.4标准功率条件（AM1.5）的最大功率P和实际转换效率η条件辐照度（W·m）温度(℃)P（W）η（%）标准测试条件（STC）1000电池额定工作温度（NOCT）依据IEC61215:2005或IEC800200高温度条件（HTC）1000低温度条件（LTC）50030本规程用词说明1为便于在执行本规程条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：2条文中指定应按其他有关标准执行的写法为:“应符合……的规定”或“应按……执行”。31引用标准名录1《建筑结构荷载规范》GB500092《建筑抗震设计规范》GB500113《建筑给水排水设计规范》GB500154《建筑设计防火规范》GB500165《钢结构设计规范》GB500176《采暖通风与空气调节设计规范》GB500197《建筑物防雷设计规范》GB500578《公共建筑节能设计标准》GB501899《民用建筑可靠性鉴定标准》GB5029210《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB2005211《电力变压器能效限定值及能效等级标准》GB2479012《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB5005813《建筑工程施工质量验收统一标准》GB5030014《3~110kV高压配电装置设计规范》GB5006015《火灾自动报警系统设计规范》GB5011616《电力工程电缆设计规范》GB5021717《并联电容器装置设计规范》GB5022718《建筑采光设计标准》GB/T5003319《特殊环境条件高原用低压电器技术要求》GB/T2064520《电气设备安全设计导则》GB/T406421《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T645122《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T1022823《电能质量供电电压偏差》GB/T123253224《电能质量电压波动和闪变》GB/T1232625《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方26《继电保护和安全自动装置规程》GB/T1428527《电能质量公用电网谐波》GB/T1454928《电能质量三相电压不平衡》GB/T1554329《光伏系统并网技术要求》GB/T1993930《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z1996432《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》JGJ20333《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ25534《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》JGJ/T26435《电业安全工作规程》DL40836《电能计量装置技术管理规程》DL/T44837《电力系统通信管理规程》DL/T54438《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T59839《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T62040《交流电气装置的接地》DL/T62141《电力工程直流系统设计规程》DL/T504442《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T513743《导体和电器选择设计技术规定》DL/T522244《高压配电装置设计技术规程》DL/T535245《地面气象观测规范》QX/T55甘肃省地方标准光伏建筑一体化透光屋顶应用技术规程DB62/T3202-202135 372术语和符号 38 383基本规定 394太阳能资源分析 404.1一般规定 404.2气象数据采集 404.3太阳辐射观测数据验证与分析 415建筑与结构 425.1一般规定 42 42 435.4安全防护 436光伏发电系统 45 456.2光伏发电系统分类 456.3主要设备选择 46 466.5储能系统 486.6发电量计算 497防雷设计 517.1一般规定 51367.2防雷与接地 518施工与维护 52 52 528.3运行与维护 53附录B透光/半透光光伏组件有效面积发电效率测试方法 55371.0.2本规程不仅适用于新建的光伏建筑一体化透光屋顶应用，同时也适用于改建和扩建的光伏建筑一体化透光屋顶应用。1.0.3新建光伏建筑一体化透光屋顶应纳入建筑工程设计，如有可能，一般建筑设计应为将来安装透光屋顶发电系统预留条件。382术语和符号2.1术语2.1.1光伏组件的种类较多，目前较常用的光伏组件有单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、非晶硅薄膜光伏组件、碲化镉薄膜光伏组件和高倍聚光光伏组件。2.1.5由光伏组件、透光光伏组件或中空双玻光伏组件作为建筑屋顶的面材，根据用户需求及建筑特点，可使用光伏组件加采光带或透光光伏组件的设计实现一定透光要求，满足风压变形、气密组成完整的结构系统。393基本规定3.0.1本条是光伏建筑一体化透光屋顶建设站址选择的基本原3.0.5用于贸易结算的电量计量装置应经过国家质检部门认证，非贸易结算的电量计量装置没有此项要求。电能计量装置还包括计量用电流互感器、电压互感器等设备。3.0.7为了避免与建筑周围邻近地域的建筑物业主之间因日照引起的纠纷，在建筑物上安装透光屋顶光伏发电系统初期，有必要与相关业主进行充分协调。404太阳能资源分析4.1一般规定4.1.1光伏建筑一体化透光屋顶设计首先需要分析建设站址所在地区的太阳能资源概况，并对该地区太阳能资源的丰富程度进行初步评价，同时分析相关的地理条件和气候特征，为建设站址选择和技术方案初步确定提供参考依据。4.1.2若建设站址所在地附近没有长期观测记录太阳辐射的气象站，可选择建设站址所在地周边较远的多个（两个及以上）具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站，同时，借助公共气象数据库（包括卫星观测数据）或商业气象（辐射）软件包进行对比分析。还可收集建设站址所在地附近基本气象站的各年日照时数与参考气象站的日照时数进行对比分析。4.2气象数据采集4.2.1最近连续10年以上的最近一年至少不早于前年。3收集最近连续10年的逐年各月最大辐照度平均值的目的是分析建设站址所在地的光伏发电系统的最大直流和交流输出功率情况，为逆变器、变压器及其他电气设备选型提供参考依据。4~6为一般气象资料，如参考气象站距建设站址较远，则需要收集建设站址附近气象站的相关数据。414.3太阳辐射观测数据验证与分析4.3.1实测数据记录时，由于设备故障、断电等原因，有时会出现数据缺测或记录偏差，因此，需进行实测数据完整性检验。一般来说实测数据完整率应在90％以上。4.3.2实测数据记录时，由于一些特殊原因，有时会产生不合理总辐射最大辐照度一般应小于太阳常数（1367W/㎡±7W/㎡由于云层的作用，观测到的瞬间最大辐照度也可能超过太阳常数，但若大于2kW/㎡则可判定该数据无效。4.3.3太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，需要进行数据完整率计算，可按照下列公式进行计算：应测数目-缺测数目-应测数目-缺测数目-无效数据数目应测数目若数据完整率较小，且又无其他有效数据补缺，该组数据可视为无效。缺测数据的填补也可借助其他相关数据，采用插补订正法、线性回归法、相关比值法等进行处理。4.3.4在光伏建筑一体化透光屋顶设计中，使用年限内的平均年总辐射量是进行透光光伏屋顶系统年发电量计算的主要依据：总辐射量最大辐照度与测试逆变器和电器设备容量选择的依据之一。4.3.5通常参考气象站记录的太阳辐射观测数据是水平布置日照辐射表接受到的数据，以此预测的透光光伏屋顶系统设计使用年限内的平均年辐射量也是水平日照辐射表的数据。当光伏方阵采用不同布置方式时，需进行折算。目前，国际上比较流行的软件425建筑与结构5.1一般规定5.1.1光伏建筑一体化透光屋顶设计应与光伏发电系统设计同步进行。建筑设计需要根据选定的光伏发电系统类型，确定光伏组件形式、安装面积、尺寸大小、安装位路方式，考虑连接管线走向及辅助能源及辅助设施条件，明确光伏发电系统各部分的相对关系，合理安排光伏发电系统各组成部分在建筑中的位路，并满足所在部位防水、排水等技术要求。5.1.4在屋面坡度较大时，雨水不容易滞留，可采用明框面板。通常半隐框面板的外露金属框与排水方向一致布置，避免灰尘和雨水积聚。5.2建筑5.2.1根据我国的地理条件，建筑单体或建筑群体朝南可为光伏发电系统接收更多的太阳能创造条件。安装光伏发电系统的建筑，建筑间距需满足所在地区日照间距要求，且不能因布置光伏发电系统而降低相邻建筑的日照标准。5.2.2建筑一体化透光屋顶具有整体性，因此需要考虑坡度设43要的安全便利条件。当光伏发电系统从交流侧断开后，直流侧的设备仍有可能带电。因此，光伏发电系统直流侧应设置触电警示和防止触电的安全措施。5.2.6建筑主体结构在伸缩缝、沉降缝、抗震缝的变形缝两侧会发生相对位移，光伏组件跨越变形缝会发生相对位移，光伏组件跨越变形缝时容易遭到破坏，造成漏电、脱落等危险。所以光伏组件不应跨越主体结构的变形缝，或应采用与主体建筑的变形缝相适应的构造措施。5.3结构5.3.2在新建建筑上安装光伏发电系统时，结构设计时需事先考虑其传递的荷载效应；在既有建筑物上安装光伏发电系统时，需进行结构安全复核。5.3.3进行结构设计时，不但要校核安装部位结构的强度和变形，而且需要计算支架、支撑金属件及各个连接节点的承载能力。光伏方阵与主体结构的连接和锚固必须牢固可靠，主体结构的承载力必须经过计算或实物试验予以确认，并要留有余地，防止偶然因素产生破坏。5.4安全防护5.4.1为防止玻璃坠落飞散伤人，透光屋面的中空玻璃内侧（下侧）玻璃应采用夹层玻璃，当承载力有要求时，可采用钢化玻璃。点支承玻璃，支承处的孔洞和夹板下会产生大的应力集中，应采用钢化玻璃及其制品。由于钢化玻璃有自爆的可能，为防止玻璃肋自爆使面板失去支承而坠落，玻璃肋不应采用单片钢化玻璃。点支承玻璃肋应采用钢化夹层玻璃。5.4.2光伏屋顶的隐框玻璃通过结构胶传递重力，使结构胶处于长期受拉或受剪状态，因此设计时应尽量避免倒挂隐框玻璃构造，44通过设置承重构件可改善结构胶的工作状态，延长结构胶的使用寿命，提高光伏透光屋顶的安全性。5.4.3安装在建筑屋顶上的光伏组件，应满足该部位的承载、保温、隔热、防水及防护要求，并应成为建筑的有机组成部分，保持与建筑和谐统一的外观。透光屋面的保温隔热性能要求按《公共建筑节能设计标准》GB50189决定。选定面板材料后，分别进行热工计算。5.4.4屋面支承结构的防火要求要根据室内空间的情况决定。屋面高度较大，室内可燃物也较少的条件下，屋面支承结构可不设防火表面层。一般情况下支承钢结构宜设置表面防火涂层。如果透光屋面周边与较高的建筑紧邻，周边建筑能提供有效防雷能力，则较低的屋面不必单独进行防雷设计。一般情况下，透光屋面的金属支承结构应相互导通，形成完整的防雷体系，并与主体结构防雷体系连通。必要时，可在屋面最高点设置接闪器。屋面钢结构应与主体结构防雷体系连接，利用主体结构防雷系统接地，构成导电回路。实测透光屋面支承结构的接地电阻不宜大456光伏发电系统6.1一般规定6.1.1光伏发电系统通常以逆变器为单元划分子系统，其目的是便于建设和运行管理。接入一个逆变器的光伏电池组件串的直流电压要尽可能一致，故要求对应的光伏方阵朝向、安装倾角要一致，但也有例外情况。如为了适应BIPV系统的要求，允许接入组串式逆变器的光伏组件串电压不同，但也应根据组串式逆变器的具体参数进行配置。6.1.4为了提高光伏发电系统的输出效率，计算光伏组件串中组件数量时，需考虑光伏组件的工作温度和工作电压温度系数，有环境温度变化等引起的光伏组件串工作电压的变化范围需在逆变器的最大功率跟踪电压范围之内。6.1.6当光伏组件表面受到污染时，其发电效率会大幅下降；同时，组件表面局部污染会产生热斑效应，影响光伏组件使用寿命。鉴于以上原因，透光屋顶需设置清洗系统或配置清洗设备，对光伏组件表面进行定期清洗。当环境对组件表面有较好的自洁作用6.2光伏发电系统分类6.2.1并网光伏发电系统适用于当地已存在的公共电网的区域，并网光伏发电系统可将发出的电力直接送入公共电网，也可就地送入用户侧的供电系统，由用户直接消纳，不足部分再由公共电网作为补充。独立光伏发电系统一般应用于远离公共电网覆盖的区46储能设备）需满足用电力负荷的需求。6.3主要设备选择6.3.1本条文规定了光伏建筑一体化透光屋顶光伏组件的分类。6.3.6当逆变器采用室内安装时，可不检验污秽等级，当逆变器采用室外安装时，可不检验相对湿度。6.3.8现行国家标准《特殊环境条件高原用低压电器技术要求》GB/T20645适用于安装在海拔2000m以上至5000m的低压电器，该电器用于连接额定电压交流不超过1000V或直流不超过1500V的电路，逆变器属于此范畴。该规范对在高原区域使用低压电器的绝缘介质强度、温升、开关电器灭弧能力和脱扣性能作了规定。该规范未对降容进行规定。目前市场上逆变器尚无比较一致的降容标准，故逆变器在高于海拔2000m的高原地区使用时，需根据其产品情况给出容量修正系数或降容曲线。6.3.11光伏建筑一体化透光屋顶的运行方式主要为少人值守或无人值班。在汇流箱上设置监测装置，可以更快、更准确的了解光伏阵列的运行信息。目前汇流箱监测内容主要包括电压和电流。6.4光伏方阵6.4.1同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致，则电流偏小的组件将影响其他组件，进而使整个光伏组件串电流偏小，影响发电效率。为了达到技术经济最优化，地面光伏电站一般采用最大组件串数设计，此时只需用6.4.1-1公示计算即可。与建筑相结合的光伏发电系统，经常不用最大组件串数设计，此时需要结合6.4.1-1和6.4.1-2两个公式得出光伏组件串数的范围，在结合理设计组件串数。组件工作电压温度系数K很难测量，如果组件47厂商无法给出，可采用组件开压温度系数Kv9值代替。6.4.2光伏组件倾斜面上的总辐射量为倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量之和。工程中常利用下列公示进行计算倾斜面上的总辐射量，并选择最佳倾角：Hb（6-2）H式中：H——水平面上总辐射量，为水平面上的直接辐射量与散射辐射量之和；Ho——大气层外水平面上太阳辐射量；Hb——水平面上太阳直接辐射量；Hbt——倾斜面上太阳直接辐射量；Hd——水平面上散射辐射量；Hdt——倾斜面上太阳散射辐射量；Hrt——倾斜面上地面反射辐射量；Ht——倾斜面上的总辐射量，为倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量之和；hs——水平面上的日落时角；Rb——倾斜面与水平面上直接辐射量的比值；ϕ——当地的纬度；48δ——太阳的赤纬角度；率的数值取决于地面状态。不同地面状态的反射率可参照表6-1执行。表6-1不同地面状态的反射率地面状态反射率地面状态反射率地面状态反射率沙漠干湿土湿草地干燥地带湿黑土新雪湿裸地干草地冰面干燥黑土森林湿砂地湿灰色地面残雪干砂地干灰色地面————一般独立光伏系统，各月的发电量与用电量要力求均衡，所以应该重点关注最低辐照量月份的发电能力，可通过提高最低辐照量月份的发电量来均衡发电输出，保证全年各月发电量均能满足用电需求。6.5储能系统6.5.1独立光伏建筑一体化透光屋顶发电系统配置储能装置的目的是为了满足向负载提供持续、稳定电力的要求；并网光伏建筑一体化透光屋顶发电系统配置储能装置的目的是为了改善光伏发电系统输出特性，包括平滑输出功率曲线、跟踪电网计划出力曲6.5.3储能电池的选择需根据光伏建筑一体化透光屋顶运行的不同目的，除满足储能电池正常使用的环境温度、相对湿度、海拔高度等环境条件外，还需将储能电池的循环寿命、储能效率、最大储能容量、能量密度、功率密度、响应时间、建设成本运行维护成本、技术成熟度等因素作为衡量各种储能技术的关键指标，在不同496.5.5储能电池组采用分组控制充放电方式。当一组发生故障隔离或维护时，另一组仍可确保对重要负荷的连续供电。6.5.9当技术经济比较合理数时，也可选择带有最大功率点跟踪（MPPT）功能的充电控制器，提高充电效率。6.6发电量计算6.6.2光伏建筑一体化透光屋顶系统发电上网电量计算中：式中：HA——水平面太阳