RISN-TG029-2017 建筑光伏系統(tǒng)技術導則

中國建筑工業(yè)出版杜中國建筑工業(yè)出版社編委：章放徐勤昌曾曉武朱利達張士祥馮保華史梓男李新富李慶祥徐寧黎之奇朱偉剛陳文華班廣生劉建新劉紅維魏越興鐘俊浩李楊張桂先方健梁方嶺趙永紅周心黃琪湖南大學4深圳市瑞華建設股份有限公司深圳市華輝裝飾工程有限公司廣東科浩幕墻工程有限公司廣東一百門窗幕墻有限公司福建永福工程顧問有限公司中建(長沙)不二幕墻裝飾有限公司湖北弘毅建筑裝飾工程有限公司浙江中南建設集團有限公司浙江正泰太陽能科技發(fā)展有限公司杭州桑尼能源科技有限公司上海亞澤新型屋面系統(tǒng)股份有限公司上海綠筑光能系統(tǒng)技術有限責任公司上海玻機幕墻工程有限公司常州天合光能有限公司晶澳(揚州)太陽能光伏工程有限公司威海中玻光電有限公司中輕太陽能電池有限責任公司北京金易格新能源科技發(fā)展有限公司北京科諾偉業(yè)科技有限公司北京藝成園建筑裝飾有限公司北京嘉寓門窗幕墻股份有限公司北京建黎鋁門窗幕墻有限公司北京鴻鑫幕墻門窗工程有限責任公司漢能控股集團有限公司諾斯曼能源科技(北京)有限公司英利集團有限公司沈陽遠大鋁業(yè)工程有限公司6近年來，隨著我國社會主義市場經濟體制的建立和不斷完我所作為住房和城鄉(xiāng)建設部工程建設標準化研究與組織機構，在長期標準化研究與管理經驗的基礎上，結合工程建設標準化改革實踐，組織國內外相關領域的權威機構和人員，通過嚴謹的研究與編制程序，為推進建設科技新成果的實際應用，促進工程建設標準的準確實施，引導建設技術發(fā)展方向，拓展工程建設標準化外衍成果，將陸續(xù)推出各專業(yè)領域的系列《技術導則》,以作為指導廣大工程技術和管理人員建設實踐活動的《建筑光伏系統(tǒng)技術導則》是該系列《技術導則》之一，編72017年5月8 4.1一般規(guī)定 4.2建筑光伏組件 4.3匯流箱 4.4控制器 4.5蓄電池 4.6逆變器 4.7監(jiān)測設備 4.8電纜 4.9金屬材料 4.10硅酮結構膠和建筑密封材料 5.1一般規(guī)定 185.2規(guī)劃設計 195.3建筑要求 5.4光伏構件的設計與選擇 5.5支承系統(tǒng)的設計與選擇 5.6構造要求 5.7物理性能 95.8安全規(guī)定 35 6.1一般規(guī)定 6.2設計原則 6.3荷載和作用 6.4光伏構件結構設計 6.5支承系統(tǒng)結構設計 6.6連接結構設計 7.1一般規(guī)定 7.2直流系統(tǒng)設計 7.3一次電路設計 7.4二次電路設計 7.5離網光伏系統(tǒng)設計 7.6微電網設計 7.7防雷 8.1一般規(guī)定 658.2加工與組裝 8.3施工組織設計 8.4施工安裝準備 8.5基礎工程 8.6支承結構和光伏方陣 728.7設備安裝 8.8施工安全規(guī)定 9.1一般規(guī)定 9.2調試工作 9.3調試步驟 9.4保護裝置和等電位體調試 9.5光伏組串極性調試 9.6光伏組串短路電流調試 9.7建筑光伏系統(tǒng)功能調試 879.8光伏方陣絕緣阻值調試 9.9光伏方陣標稱功率調試 9.10光伏微電網調試 10.1一般規(guī)定 10.2基座和支架 10.3支承系統(tǒng)和光伏方陣 10210.4建筑光伏系統(tǒng)電氣 11.1一般規(guī)定 11.2建筑光伏系統(tǒng)運行 11.3建筑光伏系統(tǒng)維護 11.4定期檢查 11.5故障處理 12.1一般規(guī)定 12.2光伏構件檢驗 12.3光伏幕墻和光伏采光頂性能檢驗 12.4建筑光伏系統(tǒng)檢驗 11.0.1為了促進光伏系統(tǒng)在建筑上的應用，指導建筑光伏系統(tǒng)1.0.2本導則適用于民用建筑、工業(yè)建筑和構筑物上的光伏系【1.0.2解析】本導則主要針對民用建筑、工業(yè)建筑、構筑物和其他建筑物相結合的光伏系統(tǒng)。對于其他各類設施用光伏系統(tǒng)，1.0.3建筑光伏系統(tǒng)應符合國家法律法規(guī)及現行有關標準的【1.0.3解析】本導則依據的主要法律法規(guī)為《中華人民共和國意見》等。本導則依據的主要標準為《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》22術語和符號2.1.2gridconnectedPVsystem2.1.4建筑光伏系統(tǒng)PVsystemintegratedorattachedonbuildinginstalledPVsystem2.1.7峰值功率peakpower電流，通常用Imp表示。32.1.10光伏方陣PVarray由若干個光伏組件或光伏構件在機械和電氣上按一定方式組裝在一起，并且有固定的支承結構而構成的直流發(fā)電單元。2.1.11光伏幕墻PVbuildingcurtainwall具有光伏發(fā)電功能的建筑幕墻。2.1.12透光光伏幕墻PVtransparentcurtainwall具有光伏功能的透光幕墻。2.1.13非透光光伏幕墻PVopaquecurtainwall具有光伏功能的非透光幕墻。2.1.14光伏屋面PVintegratedroof由光伏構件及支承結構組成的建筑屋頂。2.1.15附加式屋面光伏系統(tǒng)attachedPVsystemonroofing附加在屋面上的、僅具有光伏發(fā)電功能的光伏系統(tǒng)。2.1.16配重式附加屋面光伏系統(tǒng)weightsupportedPVsys-與主體結構無連接點，依靠重物固定的附加式屋面光伏系統(tǒng)。2.1.17光伏窗PVwindow具有光伏發(fā)電功能的建筑外窗。2.1.18光伏遮陽PVshading具有光伏發(fā)電功能的建筑遮陽。2.1.19光伏欄板PVguardrail具有光伏發(fā)電功能的建筑陽臺欄板。2.1.20太陽輻照度solarglobalirradiance太陽照射到地球水平表面單位面積上的輻射能量，單位為：2.1.21太陽輻照量solarglobalirradiation在規(guī)定的一段時間內(每小時、日、月、年),太陽照射到地球水平表面單位面積上的輻射能量，單位為：千瓦時/平方米4在規(guī)定時間內(一年),光伏方陣得到最大發(fā)電量時的方陣2.2.1建筑材料2.2.2建筑結構C——支承結構構件達到正常使用要求所規(guī)定的變形5——陣風系數；t——光伏組件運行環(huán)境中30年內的極限低溫(℃);Ujim由主體結構層間位移引起的分格框變形限值φ——光伏構件透光率(%)。6Es——標準條件下的太陽輻照度(1000W/m2);K——標準綜合效率系數；φ—項目安裝當地緯度。△P——光伏構件的失配損失(%);7△Pemck——隱裂光伏構件功率衰減率(%);△Pmx——匯流箱失配損失(%);△Ph——熱斑光伏構件功率衰減率(%);△Pmpr——光伏組串MPPT的偏離損失百分比(%);△P——光伏組串失配損失(%);△Pardsr——光伏組串灰塵遮擋功率損失百分比(%);△Paremp.——光伏組串功率溫度損失率(%);∑Pmsrc——各匯流箱修正功率之和；∑Psrc——各光伏構件修正功率之和；∑PsTc——各光伏組串修正功率之和；STC——標準測試條件(輻照度1kW/m2,環(huán)境溫度25℃,Tell——實測評估周期內電池平均工作結溫；Vsrc——光伏組串STC條件下工作電壓；Vsrc——匯流箱STC條件下工作電壓；Vsr——未修正結溫光伏組串工作電壓；Vs?5c——25℃結溫光伏組串工作電壓；△Vsrc——STC條件下的直流壓降；△Vsrtmp.——光伏組串電壓溫度損失率(%);Yf——光伏系統(tǒng)發(fā)電量；Yr——標準輻照度條件下的日照小時數；o;——功率溫度系數；83.0.1建筑光伏系統(tǒng)主要可由建筑光伏組件(光伏構件)、匯流箱、控制器、儲能裝置、逆變器、配電設備、變壓器、計量裝【3.0.1解析】建筑光伏系統(tǒng)是以優(yōu)先滿足建筑結構安全和發(fā)電1按與公共電網的關系分為：并網光伏系統(tǒng)、離網光伏系3按是否帶有儲能裝置分為：有儲能裝置的光伏系統(tǒng)、無4按接入并網點的位置分為：多點并網光伏系統(tǒng)、單點并5按電壓等級分為：低壓并網光伏系統(tǒng)、中壓并網光伏【3.0.2解析】按照與公共電網的關系，建筑光伏系統(tǒng)可以有下1大型并網建筑光伏系統(tǒng)的組成(圖3.0.2-1)2小型并網建筑光伏系統(tǒng)的組成(圖3.0.2-2)9::直流;圖3.0.2-2小型并網建筑光伏系統(tǒng)光伏系統(tǒng)應用于建筑，基于兩個方面的考慮：一方面將建筑作為光伏系統(tǒng)的載體，可以節(jié)省土地資源和輸電線路的建設；另一方面增加了建筑發(fā)電功能，可以實現建筑的低能耗或零能耗。建筑光伏系統(tǒng)有兩個發(fā)展方向：一個是并網光伏系統(tǒng)，主要適用于城鄉(xiāng)電力供應可靠的地區(qū)；一個是離網光伏系統(tǒng)，主要適用于偏遠的無電地區(qū)或電力供應不可靠的地區(qū)。并網光伏系統(tǒng)的主流形式是交流、無蓄電池、逆流系統(tǒng)；離網光伏系統(tǒng)的主流形式是交直流、有蓄電池、小型系統(tǒng)。建筑光伏系統(tǒng)容量的劃分是根據接入電網的不同電壓等級來1小型建筑光伏系統(tǒng)的接入電壓等級為0.4kV;2中型建筑光伏系統(tǒng)的接入電壓等級為(10～35)kV;3大型建筑光伏系統(tǒng)的接入電壓等級為66kV及以上。3.0.3建筑光伏系統(tǒng)具有以下特征：1建筑光伏組件(光伏構件)宜安裝在能夠較好接受太陽輻射的建筑屋頂、墻面、遮陽、陽臺等部位；2建筑光伏組件(光伏構件)既可作為建筑外圍護結構進行安裝，也可以附加安裝在建筑上；3光伏發(fā)電可以自發(fā)自用，多余或不足的電力由電網調節(jié)，并網點位于建筑內部或附近；4電力供應不可靠地區(qū)適宜有儲能裝置的光伏系統(tǒng)，裝有儲能裝置的系統(tǒng)可以做到自發(fā)自用?！?.0.3解析】建筑光伏組件是建筑光伏系統(tǒng)的發(fā)電部件，需最大限度地接受陽光。建筑屋頂、墻體東立面、墻體南立面、墻體西立面、建筑遮陽、建筑陽臺、構筑物受光面，都是適宜安裝建筑光伏組件的部位。建筑光伏系統(tǒng)的安裝形式有兩種，一種是安裝型，即把建筑光伏組件附加安裝在建筑上；一種是構件型，即把光伏組件作為建筑構件應用于建筑上，同時滿足建筑的一項或多項功能。建筑光伏系統(tǒng)相對于地面光伏電站而言，具有規(guī)模小、建設周期短、建造成本低、便于維護等特點。3.0.4建筑光伏系統(tǒng)的建設通常通過以下工作環(huán)節(jié)來實現：1收集并分析資料；2建筑光伏系統(tǒng)設計；3加工制作；4施工安裝；【3.0.4解析】建筑光伏系統(tǒng)的規(guī)劃設計提倡從建筑規(guī)劃階段開太陽能資源、地理、氣候氣象、污染、遮擋、建筑、電網等條件。建筑光伏系統(tǒng)設計是全部工作的核心環(huán)節(jié)，包括建筑設計、結構設計和電氣設計。加工制作是根據建筑光伏系統(tǒng)設計的要部件的測量和調試。檢測貫穿于施工安裝的全過程，包括材料、式的確認，包括分項工程、隱蔽工程、檢驗批的主控項與一般4.1.1建筑光伏系統(tǒng)的材料、光伏組件和設備部件應符合國家【4.1.1解析】建筑光伏系統(tǒng)的設備、部件與材料是保證建筑光伏系統(tǒng)工程質量和安全的基礎。建筑光伏系統(tǒng)工程所使用的設(晶體硅組件、薄膜組件等);②各類電氣設備(匯流箱、直流控裝置等);③材料(金屬材料、電纜、密封填縫、結構粘結和其他輔助材料等)。為確保建筑光伏系統(tǒng)工程安全可靠，所使用據，其對產品質量的要求應不低于國家相關標準4.1.2建筑光伏系統(tǒng)材料、構配件的燃燒性能和耐火極限應符【4.1.2解析】為防止建筑光伏系統(tǒng)工程發(fā)生火災，造成損失，要求建筑光伏系統(tǒng)工程的支承結構件和連接件應采用不燃材料，保溫材料宜采用巖棉、礦棉、玻璃棉、防火板等不燃或難燃材4.1.3各類電氣設備的安全性能和防火性能應符合相關國家現結構密封膠與建筑(耐候)密封膠是按不同的標準生產的，4.2建筑光伏組件4.3.2匯流箱的基本性能指標應包括：匯流路數、輸入電壓范圍、最大輸入電壓、最大輸入電流、絕緣電阻、漏電流、防護4.4.3控制器的基本性能指標應包括：工作電壓、過充電保護4.5.1蓄電池的基本性能指標應包括：額定容量、低溫容量、(涂層種類)厚度t(μm)陽極氧化電泳涂漆陽極氧化膜B(有光或亞光透明漆)陽極氧化膜S(有光或亞光有色漆)四涂【4.9.1解析】鋁合金型材精度有普通級、高精級和超高精級之分，可視面應采用高精級或超高精級的鋁合金型材。鋁合金型材的漆膜厚度決定了型材的耐久性，過薄的漆膜不能起到持久的保護作用，容易使型材被大氣中的酸性物質腐蝕，影響型材的外觀及使用壽命。因此，對有耐腐蝕和裝飾性能要求的鋁合金型材表面處理層的處理方法和厚度應根據工程實際需要確定，并不小于本導則所規(guī)定的最小厚度的要求。氟碳噴涂耐腐蝕性能與涂層數量沒有直接聯系，二涂、三涂均可滿足要求。涂層數量的多少主要取決于所選定的涂層顏色。二涂涂層適用于一般顏色要求的表面處理；金屬色和色彩鮮艷的(如紅色和綠色等)涂層一般采用三涂、四涂工藝。4.9.2與空氣接觸的碳素結構鋼和低合金高強度結構鋼應采取有效的表面防腐處理，并應符合下列要求：1當采用防腐涂料進行表面處理時，除密閉的閉口型材的內表面外，涂層應完全覆蓋鋼材表面，其厚度應符合防腐要求；2當采用氟碳漆噴涂或聚氨酯漆噴涂時，漆膜的厚度不宜小于35μm,在空氣污染嚴重及海濱地區(qū)，涂膜厚度不宜小【4.9.2解析】碳素結構鋼和低合金結構鋼材在大氣中容易被侵蝕，均需要進行表面處理。熱浸鍍鋅是一種有效的表面處理方4.10硅酮結構膠和建筑密封材料【4.10.2解析】建筑密封膠和硅酮結構密封膠在使用前，應進行墊、定位塊及其他相接觸有機材料的相容性試驗。粘結性試驗、5.1.2光伏系統(tǒng)的建筑設計應與建筑設計專業(yè)配合，使光伏構【5.1.2解析】建筑光伏系統(tǒng)是建筑的有機組成部分，尤其是當合，廣泛搜集建筑物所在地的地理、氣候、太陽能資源等資料，5.1.3建筑光伏系統(tǒng)的建筑設計應根據建筑氣候分區(qū)，考慮建【5.1.3解析】在建筑非采光區(qū)域設計光伏構件作為建筑圍護結是輻射分析，都能有效阻隔太陽能的進入，降低室內空調能耗。結構熱工損失的比較和權衡，判斷建筑光伏系統(tǒng)對建筑節(jié)能的5.1.4具有光伏功能的建筑外圍護結構，應滿足建筑的各項物5.1.5建筑光伏系統(tǒng)的建筑設計應合理選用材料、結構方案和2光伏建筑的體形和空間組合，應考慮建筑光伏組件能夠3光伏建筑應考慮周邊建筑物、環(huán)境景觀、綠化種植等，【5.2.1解析】根據我國的地理條件，建筑單體或建筑群體朝南件上的陽光造成遮擋時，會減少發(fā)電量。因此5.2.2建筑光伏系統(tǒng)應依據建設地的太陽能資源、地理和氣候【5.2.2解析】在光伏建筑規(guī)劃設計前，應了解建設地的可再生能源發(fā)展規(guī)劃、電力規(guī)劃和配電網規(guī)劃。在建筑光伏系統(tǒng)設計1應對當地太陽能資源做如下專項了解，必要時進行實地1)確定所屬太陽能資源帶；2應收集下列影響太陽輻射量的地理與氣象資料：1)地理資料：經緯度、海拔高度、地形地貌；2)氣候資料：氣候類型、年平均氣溫、近30年來的極端3)空氣質量：空氣污染指數、能見度、腐蝕性氣體。4)影響太陽輻射量的因素見表5.2.2表5.2.2影響太陽輻射量的因素因素1緯度低，太陽輻射強；反之，則弱2海拔越高，太陽輻射越強；反之，則弱3不同坡度、坡向、坡形、坡位，所接受的太陽輻射量不同，山地接收的太陽總輻射較平地少，向陽4不同的氣候條件，太陽輻射和日照時數不同56天氣晴天太陽輻射量高，陰雨天則低7時間正午太陽輻射量最高，早晚則低89朝向3應對項目建設現場實施勘察，并填寫現場情況調查表。調查表包括下列內容：1)建設地點：經緯度；2)建筑風格：定性描述；3)建筑形式：工業(yè)建筑、民用建筑；4)建筑結構：結構類型、使用年限；5)建筑朝向：地理坐標；6)建筑面積：平方米；7)配電信息：電力輸配送、總配電量、供電電壓等級、輸出電壓等級、回路數；8)地震烈度。4應了解建筑用電負荷特性，并填寫用電負荷統(tǒng)計表。統(tǒng)計表包括下列內容：1)負荷特性：直流、交流、沖擊性、非沖擊性、電阻性、電感性、電力類、電子類、白天用、晚間用、全天用；2)負荷項目：名稱、功率、數量、平均日用電時數；3)新建建筑耗電量預測；4)既有建筑用電量統(tǒng)計。5.3.1建筑光伏系統(tǒng)設計應從建筑效果、設計理念、可利用面積、安裝場地和周邊環(huán)境等條件考慮，合理選擇建筑光伏組件的類型、尺寸、色澤和安裝位置。【5.3.1解析】建筑光伏組件應結合建筑功能、建筑外觀與周圍環(huán)境條件進行選擇。建筑光伏組件與建筑相結合的方式主要包括：建筑光伏組件與玻璃幕墻結合、建筑光伏組件與屋面瓦結合、建筑光伏組件與建筑遮陽結合、建筑光伏組件與窗戶及采光頂結合等。5.3.2光伏建筑不應降低建筑本身或相鄰建筑的建筑日照標準?！?.3.2解析】光伏方陣的布局和朝向要求：太陽輻射量決定光伏方陣的發(fā)電量。太陽輻射量的多少與太陽高度、地理緯度、海拔高度、大氣質量、空氣透明度、日照時間等有關。為了使光伏方陣獲得更多的太陽輻射量，宜設置最佳傾角，并盡可能安裝在沒有被遮擋的屋頂、南立面、西南面或東南面。光伏方陣的空間環(huán)境要求：建筑光伏組件在能量轉換過程中會產生熱量，建筑物與建筑物之間相互遮擋和空間距離太小，會直接影響建筑光伏組件的發(fā)電效率和散熱效果。因此，建筑物所處地理位置和間距應符合光伏方陣吸收太陽輻射和散熱的要求。建筑光伏組件透光性要求：設置于建筑采光區(qū)域的光伏幕墻和光伏屋面對透光性會有一定的要求。因此，可參考第5.4.4條的要求來設計光伏構件以符合建筑的采光要求。5.3.3設置于屋頂的光伏方陣，宜滿足冬至日全天有6小時以上的日照時數；設置于墻面的光伏方陣，宜滿足冬至日全天有3小時以上的日照時數?！?.3.3解析】日照時數是指太陽在一地實際照射的時數。在一給定時間內，日照時數定義為太陽直接輻照度達到或超過120W/m2的各段時間的總和，以小時為單位，取一位小數。日照時數也可稱實照時數?！睹裼媒ㄖ柲芄夥到y(tǒng)應用技術規(guī)范》JGJ203-2010的規(guī)定：“建筑體形及空間組合應為光伏組件接收更多的太陽能創(chuàng)造條件。宜滿足光伏組件冬至日全天有3小時以上建筑日照時數的要求。"上海地方標準規(guī)定：“建筑設計宜滿足光伏組件每天6小時日照不受遮擋的要求”。浙江、順德地方標準均規(guī)定“冬至日全天日照應不低于3小時"。我國規(guī)定，全國按東8時區(qū)時間，即北京時間為準。在我國大部分地區(qū)，光伏組件均應滿足9:00～15:00無陰影遮擋。但不同時區(qū)應根據當地太陽升起的不同時間取時。以經度為120°地區(qū)與新疆烏魯木齊為例，經度為120°地區(qū)屬東8時區(qū)，在此地區(qū)安裝光伏系統(tǒng)，按9:00～15:00時間段無陰影遮擋；當光伏系統(tǒng)安裝在新疆烏魯木齊時，此地經度為87.36°,屬于東6時間計算光伏系統(tǒng)應滿足11:00～17:00時間段光伏組件無陰影5.3.5在既有建筑上安裝光伏組件，不應影響建筑的采光、 【5.3.7解析】熱斑效應是指在一定條件下，串聯支路中被遮蔽的太陽電池被當作負載，消耗其他有光照太陽電池所產生的能量，被遮蔽的太陽電池會發(fā)熱。5.3.8建筑光伏系統(tǒng)與主體結構變形縫相對應的構造縫設計應【5.3.8解析】建筑主體結構在伸縮縫、沉降縫、抗震縫等變形縫兩側，會發(fā)生較大的相對位移。建筑光伏組件跨越變形縫時，5.3.9建筑光伏系統(tǒng)應合理布局，不應占用屋頂及其他部位的5.4光伏構件的設計與選擇1按與建筑的結合方式可分為：光伏幕墻、光伏采光頂、2按封裝類型可分為：夾膠玻璃光伏構件、中空玻璃光伏3按太陽電池的類型可分為：單晶硅光伏構件、多晶硅光2夾層玻璃的膠片宜采用PVB膠片，外露PVB夾層玻璃3當采用中空玻璃時，宜將太陽電池置于最外層玻璃的內側；外層玻璃不宜采用LOW-E玻璃；中空玻璃采用非鋼化玻璃4光伏窗所選用的光伏構件應符合門窗玻璃的安全設計2晶體硅太陽能電池的間距應符合電氣絕緣及安全電壓的要求，邊框與太陽電池的間距不應小于15mm,無邊框的光伏構件太陽電池的邊距不應小于30mm;3光伏構件的形狀可根據建筑效果要求合理設計，應考慮【5.4.3解析】非晶硅薄膜太陽電池常規(guī)尺寸有三種(單位為mm):1245×635、1300×1100、1400×1100;晶體硅太陽電池和圍護要求，不參與發(fā)電。晶體硅太陽電池可根據建筑效果的需要合理組合成任何形狀，電氣性能一致的異型晶體硅光伏構件還可以進行串并聯電氣設計，參與發(fā)電。5.4.4光伏構件的透光率設計應符合下列要求(圖5.4.4-1、圖5.4.4-2):膠膜(透光率%)1在建筑采光區(qū)域設置光伏構件應對建筑采光的要求進行設計。2透光率應考慮得熱因子、采光性能、遮陽性能的關系。3安裝在建筑上提供遮陽功能的光伏構件應作遮陽分析，計算遮陽系數，滿足室內采光和日照的要求。4光伏窗應滿足采光、通風、觀景等使用功能的要求。5薄膜太陽電池的透光率不宜大于30%。6薄膜光伏構件的透光率可按下式計算：式中：φ——透光率(%);X——光伏構件邊框長度(mm);Z——光伏構件邊框寬度(mm);——透明部分的透光率總和(%);其中φ=××××2……,、、……分別為組成光伏—電池部分的透光率總和(%);其中=φ×4××n×……,—薄膜太陽電池透光率(%),、中……分別為組成光伏構件從外到內電池部分圖5.4.4-2晶體硅光伏構件的透光率計算示意圖式中：φ—透光率(%);——透明部分的透光率總和(%);其中φ=φ××……,中、中、中……分別為組成光伏構件從外8光伏構件背板選用磨砂、彩釉、LOW-E等非高透性玻璃時，應充分考慮對透光率的影響。9接線盒宜設置在光伏構件的邊角處。10外片玻璃透光率不宜小于90%?！?.4.4解析】普通光伏組件所用的玻璃大多為布紋超白鋼化玻璃，布紋具有阻擋視線的作用。如果光伏構件安裝在觀光處，應采用光面超白鋼化玻璃。為了節(jié)約成本，高透光率雙玻光伏組件背面的玻璃可以采用普通光面鋼化玻璃。普通光伏組件的接線盒一般粘在背面，很容易破壞建筑物的視覺效果，通常不為建筑師所接受，因此設計時應將接線盒設置在邊角處或隱藏起來，將旁路二極管和連接電纜線隱藏在幕墻骨架結構或線槽中，以防陽光直射和雨水侵蝕。光伏構件的透光率與成本、發(fā)電量成反比，設計時應控制三者的平衡。光伏構件的透光率可通過調整晶體硅太陽能電池的間距進行控制。5.4.5光伏構件的顏色宜與建筑整體色調相匹配；邊框、接線盒、膠片、封邊劑等的顏色應與太陽電池的色彩相匹配；當建筑對光伏電池的色彩均勻性有要求時，光伏電池的色彩均勻性應符合表5.4.5的要求。電池種類4多晶硅【5.4.5解析】建材型光伏構件的色彩可通過調整背板玻璃的顏色為暗紅色、深褐色、深灰色、深藍色等，應根據建筑實際情5.5支承系統(tǒng)的設計與選擇1按材料種類可以分為：金屬結構、木結構、玻璃結構及2按安裝方式可以分為：圍護結構、立面獨立結構、屋頂5.5.2在屋面安裝建筑光伏組件，連接構件不應破壞屋面的結【5.5.2解析】若連接件直接穿透金屬屋面、瓦屋面，應采取二5.5.3支承系統(tǒng)的鋁合金材料應避免與混凝土直接接觸，鋁合【5.5.4解析】透光光伏幕墻的支承系統(tǒng)應符合現行行業(yè)標準《玻璃幕墻工程技術規(guī)范》JGJ102的相關規(guī)定，非透光光伏幕墻的支承系統(tǒng)應符合現行行業(yè)標準《金屬與石材幕墻工程技術規(guī)范》JGJ133的相關規(guī)定，光伏采光頂的支承系統(tǒng)應符合現行行業(yè)標準《采光頂與金屬屋面技術規(guī)程》JGJ255的相關規(guī)定，光伏窗的支承系統(tǒng)應符合現行行業(yè)標準《鋁合金門窗工程技術規(guī)5.5.5光伏采光頂、透光光伏幕墻、光伏窗的支承系統(tǒng)應與建5.5.6光伏構件表面的支承系統(tǒng)，如外置拉索、外置玻璃肋、【5.5.6解析】不宜在有深凸裝飾條的建筑立面安裝光伏構件，理布置太陽電池來實現光伏構件不受局部陰影遮擋和自身遮擋，也不應在光伏幕墻的外部設置裝飾構件、廣告牌、LOGO等，5.5.7結構找坡的光伏屋面，應通過支承系統(tǒng)確定排水坡度，排水坡度不應小于3%。5.5.8在既有建筑屋面上安裝光伏方陣，支承系統(tǒng)不應破壞屋5.5.9嚴寒和寒冷地區(qū)光伏采光頂的支承系統(tǒng)，應采取冷凝水5.5.10瓦屋面和金屬屋面上的支承系統(tǒng)應與建筑模數協調一5.6.1附加式屋面光伏系統(tǒng)的建筑光伏組件拆除或更換時，不于600mm的檢修通道。光伏方陣長度不宜過長，每隔15m~不應大于50m2,短邊應小于3m;【5.6.3解析】光伏組件特性是指太陽電池在標準條件(STC,standardtestcondition)下的特性(太陽輻照度1000W/m21℃,光伏組件的發(fā)電量降低額定容量的0.5%;單結非晶硅薄膜光伏組件溫度每升高1℃,電流增大0.8%～0.11%,電壓降低0.29%～0.31%,功率下降0.20%～0.25%;雙結非晶硅薄膜光伏組件，溫度每升高1℃,電流量增大0.10%～0.15%,電壓降低0.46%～0.50%,功率下降0.32%～0.38%。建筑光伏組件在發(fā)電時會產生熱量，在氣候炎熱地區(qū)還會因日照等因素引起建筑光伏組件溫度上升，其所接受的熱量來源主要包括：1建筑光伏組件表面和大氣的熱輻射交換(包括大氣輻射和大氣層的熱能輻射);2建筑光伏組件表面和地面的熱輻射交換；3空氣傳入建筑光伏組件的熱量(建筑光伏組件溫度最低時也等于外界溫度);4陸地表面的直接太陽輻射；5陸地表面的太陽散射輻射；6反射(從地表反射至光伏組件表面的光線，主要受其周邊的地表環(huán)境影響)?？偰芰康囊徊糠直还夥M件封裝層和光伏組件反射損失，或者轉化為電能發(fā)熱損耗，其余部分即是光伏組件的熱流輸入。光伏組件的熱損耗主要包括：1與天空和大地發(fā)生的輻射散熱；自然對流散熱高于強制對流散熱。由于完全無風只是特例，因此大部分情況下必須考慮強制對流散熱。在實際設計中，強制對流散熱是較為有效地可控措施。依據建筑圍護結構表面客觀存在的熱壓和風壓，在建筑光伏組件和建筑圍護結構之間，如果形成一個有序的紊流分層，將具有較高的熱傳遞系數，因此熱交換帶來的散熱效果以較高的熱傳遞系數進行。另外，由于建筑光伏組件的支承結構存在與建筑光伏組件之間的熱傳導，對建筑光伏組件的框架有一定影響，在設計時應注意連接安裝類型。5.6.4光伏采光頂、透光光伏幕墻、光伏窗的設計應考慮隱藏線纜，方便線路檢修。線纜不宜隱藏于耐候硅酮膠縫之中，其余建筑光伏系統(tǒng)形式的線纜不宜裸露安裝?！?.6.5解析】為了符合開啟部位的設計要求，作為開啟扇的光5.6.6設置于層間部位的非透光光伏幕墻，應做好層間防火5.6.7單元式光伏幕墻的設計應考慮從建筑安裝到電氣安裝均5.6.8雙層循環(huán)光伏幕墻宜選擇外循環(huán)系統(tǒng)，利用進出風口位式中：uim——由主體結構層間位移引起的分格框的變形限值fw——光伏構件的極限溫差形變，在無實驗數據的情況下可取2mm;b?——玻璃與左右邊框的平均間隙(mm),取值時應考b?——玻璃與上、下邊框的平均間隙(mm),取值時應考慮1.5mm的施工偏差。5.6.10在屋面安裝光伏組件，宜設置人工或自動除雪、融冰、【5.6.12解析】光伏構件宜用于窗單元的邊角部位，不應影響建出了明確規(guī)定。除此之外，許多地區(qū)還針對本地區(qū)的氣候條件，設計時，除了滿足本條的規(guī)定外，還應符合現行相關的國家標居住建筑節(jié)能設計標準》JGJ134和《民用建筑熱工設計規(guī)范》GB50176的相關規(guī)定；2對于采光區(qū)域傳熱系數的確定，可采用光伏構件部分和5.7.6光伏遮陽的建筑性能應滿足現行行業(yè)標準《建筑遮陽工5.7.7其他光伏構造應根據其在建筑中的作用和功能，滿足剛5.8.2在人員有可能接觸或接近建筑光伏系統(tǒng)的位置，應設置5.8.3光伏構件不宜設置于人們易觸摸到的地方，應在光伏構【5.8.3解析】光伏窗和光伏幕墻應考慮建筑光伏構件背面溫升的特點，應將光伏構件設置于人們不宜觸摸到的地方，頂部和底部，應在光伏構件背面貼上高溫和觸電的標識，以示5.8.4應采取防止建筑光伏組件被撞擊損壞、甚至墜落的安全【5.8.4解析】建筑光伏組件屬于脆性材料，容易受到物體和人5.8.5光伏幕墻的支承系統(tǒng)應選擇防止光伏構件受到沖擊時整5.8.6采用螺栓連接、掛接或插接的光伏構件，應采取可靠的1光伏構件應滿足所在部位建筑材料和構件的燃燒性能和2不宜在建筑防火隔斷區(qū)域設置光伏構件，如需設置應采3防火隔斷區(qū)所使用的外露材料應符合燃燒性能和耐火極5接線盒、接線頭應為難燃或不燃材料，光伏線纜、密封【5.8.8解析】在光伏幕墻中常用的防火材料有：防火巖棉、防5.8.9人工除雪、除塵、清洗裝置，應采取工作人員的安全防6.1.2光伏構件的結構設計應采用以概率理論為基礎的極限狀6.1.3光伏構件的結構設計應根據使用過程中在結構上可能同6.1.4承載能力極限狀態(tài)對應于結構或構件達到最大承載力或1整個結構或結構的一部分作為剛體失去平衡(如傾覆、滑移等);2支承結構構件或連接因超過材料強度而破壞(如疲勞破壞),或因過度變形而不適于繼續(xù)承載；3結構變?yōu)闄C動(可移動)體系；4結構或結構構件喪失穩(wěn)定(如壓屈等)。6.1.5正常使用極限狀態(tài)對應于結構或結構構件達到正常使用1影響正常使用(如光伏系統(tǒng)正常發(fā)電)或外觀的變形；6.1.6光伏構件的結構設計應考慮以下三種設計狀況及其相應1持久狀況：光伏構件建成后承受自重、風荷載等持續(xù)時間很長的狀況，應進行承載能力極限狀態(tài)和正常使用極限狀態(tài)3偶然狀況：在光伏構件使用過程中偶然出現的，如罕遇6.1.7新建建筑光伏系統(tǒng)工程光伏構件的結構設計，應在建筑【6.1.7解析】為了保證結構的整體性，光伏構件的結構設計應6.1.8在既有建筑上安裝光伏構件，應由原設計單位對建筑的結構設計、結構材料、耐久性、安裝部位的構造等進行復核【6.1.8解析】增設光伏構件會產生相應荷載及影響，需要原設6.1.9光伏構件的結構設計應符合下列結構設計使用年限的1安裝在屋面上的光伏構件的結構設計使用年限不應小于25年；2光伏構件支承結構的設計使用年限不應小于替代建筑構于偶然狀況中的地震狀況應按作用的地震組合Yku——結構構件的抗力模型不定性系數：靜力設計取1.0,對不確定性較大的結構構件根據具體情況取數Ye(對于附加式屋面光伏系統(tǒng)應取1.0)代C——支承結構構件達到正常使用要求所規(guī)定的變形、應6.2.3玻璃的強度設計值及其他物理力學性能，應按現行行業(yè)構件所用5mm以下玻璃的強度設計值(fg)見表6.2.3。與水平夾角大于75°96966.2.4配重式附加屋面光伏系統(tǒng)的支承系統(tǒng)，應考慮其整體抗滑移、抗傾覆能力。在9度以上地震地區(qū)，不宜設置配重式附加【6.2.4解析】如圖6.2.4所示類型的配重式附加屋面光伏系統(tǒng)2抗滑移：6.3.1建筑光伏系統(tǒng)應考慮重力荷載、檢修荷載、雪荷載和風荷載的效應，必要時還應考慮溫度作用?！?.3.1解析】光伏構件結構存在由于溫度變化而引起的作用效應，一般情況下可通過結構構造措施消除這些效應，因此，可不一一進行計算。但是，在采用線膨脹系數大的構件材料或晝夜溫差較大、溫度變化激烈地區(qū)的光伏工程中，應進行設計計算并采取必要的構造措施，防止溫度作用效應引起的破壞。6.3.2建筑光伏系統(tǒng)的抗震設計應計入地震作用的效應。6.3.3當光伏構件與支承結構作為一個剛體，需驗算整體穩(wěn)定β——陣風系數，應按照現行國家標準《建筑結構荷載μ?——風壓高度變化系數，應按照現行國家標準《建筑μ——風荷載體型系數，應按本導則第6.3.5條采用；wo——基本風壓(kN/m2),應按照現行國家標準《建筑【6.3.4解析】結構設計中，進行荷載組合時引入了考慮結構使面上光伏構件的支承結構設計使用年限不應少于25年。因此，基本風壓也按25年一遇采用，具體計算可根據《建筑結構荷載6.3.5附加式屋面光伏系統(tǒng)的風荷載體型系數μ應符合如下計算圍護結構構件及其連接件的風荷載局部體型QQβ——調整系數，根據不同形式的附加式屋面光伏系統(tǒng)1對于平屋面上設置帶傾角的附加安裝的光伏構件，調整系數按圖6.3.5-1、圖6.3.5-2分區(qū)域取值：BE/4olghgB01EE/4E/4E/4E/40101EE/4E/4E/4E/4012對于單坡屋面上平行于屋面的光伏構件，調整系數按圖aHB//3對于雙坡屋面上平行于屋面的光伏構件，調整系數按圖6.3.6附加式屋面光伏系統(tǒng)的支承系統(tǒng)所承受的風荷載，應計【6.3.6解析】光伏方陣是主體結構或圍護結構的一部分，因此荷載規(guī)范》GB50009,只是因為其所處部位的不同，分別參照6.4光伏構件結構設計6.5支承系統(tǒng)結構設計系數。如果光伏構件的坡度不采用與屋面坡度平行安裝的形原結構帶來影響，需要用風洞試驗進行論證，并重新做結構【6.5.2解析】對于在腐蝕嚴重的地區(qū)如海邊建筑、化學類工業(yè)能保證結構的安全。鋼材在空氣中的腐蝕速度一般為1年0.02mm,在水中的腐蝕速度一般為1年0.01mm。6.5.3由荷載標準值作用下產生的撓度d;應符合表6.5.3的6.5.4在風荷載標準值作用下，面板支架的頂點水平位移不宜大于其高度的1/150。6.6.1對受力情況比較復雜的連接件，可通過試驗對其安全性6.6.2支承系統(tǒng)與主體結構的連接，應能承受光伏方陣結構傳【6.6.2解析】連接件與基座的錨固承載力設計值，應大于連接6.6.3在金屬屋面和瓦屋面上安裝建筑光伏組件，建筑光伏組【6.6.3解析】金屬屋面及瓦屋面的屋面板屬于圍護構件，其本6.6.4附加安裝在混凝土屋面上的建筑光伏組件，其支承系統(tǒng)6.6.6當支承系統(tǒng)與主體混凝土結構采用后加錨栓連接時，應2不銹鋼錨栓的材質不應低于S304××;3錨栓的承載力標準值應通過現場拉拔試驗確定；由承載能力標準值計算其承載力設計值時，材料分項系數不應小于2.15;4每個連接點錨栓不應少于2個，錨栓直徑不應小于5連接點采用化學錨栓時，不宜在錨板上進行受力焊縫的【6.6.6解析】當土建施工時，因未設預埋件、預埋件漏放、偏離設計位置較遠、設計變更，或在既有建筑增設光伏方陣時，往往要使用后錨固螺栓連接。采用后錨固螺栓(機械膨脹螺栓或化學錨栓)時，應采取多種措施，保證連接的可靠性和安6.6.7混凝土基座橫截面尺寸除應滿足計算要求外，尚不應小6.6.8預埋不銹鋼地腳螺栓，除滿足計算要求外，螺栓直徑尚不應小于14mm。6.6.9地腳螺栓應采取焊接或鉤連的方式與平臺鋼筋連接。7.1.1在既有建筑物上附加光伏發(fā)電系統(tǒng)時，必須進行電氣安全復核。滿足建筑電氣的安全性要求。7.1.2建筑光伏系統(tǒng)設計，應綜合考慮一年中的太陽總輻照量資源、可安裝面積、裝機容量、輸出電量等因素。7.1.3建筑光伏系統(tǒng)的設計應考慮光伏發(fā)電效率最大化。7.2直流系統(tǒng)設計7.2.1光伏系統(tǒng)裝機容量應按下式計算：F?——光伏組件數量；7.2.2太陽能資源分析應包括下列內容：1長時間序列的年太陽輻照量變化和各月太陽輻照量變化；2代表年的月太陽輻照量變化和各月典型日的太陽輻照量變化；3使用年限內的平均年太陽輻照量和月太陽輻照量預測；4最大太陽輻照度預測。7.2.3當光伏方陣采用固定傾角、斜單軸、平單軸或雙軸跟蹤布置時，應依據建筑光伏系統(tǒng)使用年限內的年平均太陽總輻照量預測值，進行固定傾角、斜單軸、平單軸或雙軸跟蹤受光面上的Es——標準條件下的太陽輻照度(1000W/m2);綜合效率系數K是考慮了各種因素影響后的修正系數，其【7.2.4解析】現行國家標準《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》GB50797Es——標準條件下的太陽輻照度(1000W/m2);7.2.5光伏組串中每一塊組件的標稱峰值功率應一致，公差為峰值功率值+5W?！?.2.5解析】判定建筑光伏組件功率差值的主要依據是組件的同朝向為單元，配置匯流箱。宜優(yōu)先考慮采用多路MPPT逆件，并符合下列要求：1對于并網光伏系統(tǒng)，光伏方陣的最佳傾角宜使傾斜面上受到的全年太陽輻照量最大；2對于有特殊要求的建筑光伏系統(tǒng)，可根據實際需要，經技術經濟比較后，確定光伏方陣的傾角和陣列行距；3由于一年中12月和1月太陽和地球表面的垂直點位于南半球，則北半球太陽輻照量最低，為滿足負載用電量的需求，光伏方陣最佳傾角應設置在與最大發(fā)電量相應的角度。光伏陣列最佳傾角推薦值見表7.2.9。類別峰值日年有效利用12345黑龍江省哈爾濱6吉林省7遼寧省沈陽8河北省9山西省太原內蒙古呼和浩特河南省鄭州湖南省湖北省四川省云南省昆明貴州省貴陽類別峰值日照時數發(fā)電量年有效利用陜西省西安甘肅省蘭州寧夏銀川青海省西寧廣東省廣州南寧海南省?？诮K省浙江省杭州福建省福州山東省江西省南昌安徽省7.2.10平屋頂上的光伏方陣設計，各排子方陣間距應保證在冬至日(即12月21日或22日)上午9:00點～下午15:00點時段內，前排的陰影不遮擋后排的組件。如圖7.2.10所示，前后排間距可按下式計算：式中：D——光伏方陣間距或遮擋物與光伏方陣底邊的垂直距離；L——陣列傾斜面長度；φ—項目安裝當地緯度；β—陣列傾角。【7.2.10解析】本條款“冬至日上午9:00點～下午15:00點時段”,是指北京時間。但由于我國地域遼闊，東西長達4000多公里，各地在設計建筑光伏系統(tǒng)的時候，應考慮時差。例如，新疆喀什和首都北京有2小時40分的時差。因此，以北京時間計算，則應為“冬至日中午11:40點～下午17:40點時段”。7.2.11匯流箱的選型設計應符合下列要求：1與接入的組串數相符；2直流斷路器規(guī)格應在STC條件下，滿足通過接入匯流箱的各路組串的總電流；3額定直流電壓不應低于1000V。【7.2.11解析】國際電工委員會(IEC)規(guī)定光伏直流系統(tǒng)最高電壓為1000V。因此，建筑光伏系統(tǒng)的直流部分，包括建筑光伏組件、光伏電纜、匯流箱、直流配電柜和逆變器的輸入端等，均應大于1000V耐壓。為有效地監(jiān)控光伏陣列的運行，提升發(fā)電量，建議采用帶數據采集、處理和輸出功能的智能型匯流箱(如需設計直流配電柜應參照此規(guī)定)。7.2.12匯流箱應設置在室外，并應注意避免陽光的直射。匯流箱安放的位置，應盡可能縮短通向室內相關電氣設備的距離。7.2.13匯流箱應設置浪涌保護器，其標稱放電電流不應小于20kA,標稱電壓不應低于直流1000V,電壓保護水平不應高于直流4000V。7.2.14接入匯流箱的每一光伏組串均應安裝熔斷器。7.2.15光伏組串接入匯流箱輸入端的直流回路應使用光伏專用【7.2.15解析】由于部分光伏電纜長期暴露在空氣中，同時，接7.3.1逆變器的容量應根據海拔高度、光伏系統(tǒng)容量、相鄰光伏子方陣的相對位置、相互距離及逆變器的額定容量等因素【7.3.1解析】海拔超過1500m逆變器應按照產品說明書規(guī)定的比例降額使用，海拔超過2000m應選用高原型1具備自動運行和停止、最大功率跟蹤控制、防孤島效應3在濕熱、工業(yè)污穢嚴重和沿海灘涂地區(qū)，應考慮潮濕、6注意箱體內熱空氣排放量，據此設計室內空氣排放所需7具備以太網、CAN或RS485接口，提供開放式通信現場總線之一。CAN協議的特性包括完整性的串行數據通信、提供實時支持、傳輸速率高達1Mb/s、同時具有11位的尋址以1每個交流配電單元的輸入側(每一路輸入)和輸出回路3輸入和輸出接線端子應滿足逆變器和電網接入的要求，7.3.4根據建筑光伏系統(tǒng)設計的裝機規(guī)模、電池陣列布置、接7.3.5建筑光伏系統(tǒng)并網電壓等級宜根據光伏系統(tǒng)容量選取，7.3.6建筑光伏系統(tǒng)交流并網電壓為0.4kV,10(6)kV和7.3.7升壓方式可采用一次升壓完成。集中式逆變器交流輸出0.3kV,升壓至10kV或35kV直接并網。7.3.8組串式逆變器交流輸出380V可與建筑電氣結合。7.3.9建筑光伏系統(tǒng)高壓開關柜以及升壓設備應包含斷路器、1逆變器與升壓變壓器的接線應根據光伏系統(tǒng)容量、光伏2一臺升壓變壓器連接兩臺不帶隔離變壓器的逆變器時，光伏系統(tǒng)容量、安全可靠性、運行靈活性和經濟合理性等選擇，2光伏系統(tǒng)容量大于30MW,宜采用單母線或單母線分段【7.3.13解析】環(huán)網式連接方式的電壓不應高于10kV,環(huán)網連7.3.1510kV和35kV電壓等級的建筑光伏系統(tǒng)，當單相接地110kV鋼筋混凝土或金屬桿塔的架空線路構成的系統(tǒng)和所有35kV系統(tǒng)，10A;210kV非鋼筋混凝土或非金屬桿塔架空線路構成的系7.3.16380V自用電系統(tǒng)應采用動力與照明網絡共用的中性點1當建筑光伏系統(tǒng)有發(fā)電母線時，宜從發(fā)電母線引接，供2當技術經濟合理時，可由外部電網引接電源供給自用3升壓站(或開關站)自用電尚應按本條第1款或第2款7.3.20集中敷設于溝道、槽盒中的電纜宜選用C類或C類以1柜內元器件安裝及走線應整齊可靠、布置合理，電氣間3母線排或端子排的設計應使運行、檢修、調試方便，適6強電、弱電的二次回路的導線應分開敷設在不同的線家標準要求，并在輸入輸出端子、主要母線上表明各相名稱(交流)和正負(直流);7.4二次電路設計7.4.2建筑光伏系統(tǒng)容量在10MW及以上時，應配置發(fā)電功率3實時監(jiān)測太陽輻照度、環(huán)境溫度、風速、風向等氣象9顯示儲能裝置的實時容量；10對電氣設備的監(jiān)控。7.4.4建筑光伏系統(tǒng)監(jiān)控中心與被監(jiān)控點的通信方式和信息傳輸，應與設備供應商協商一致，并在設計中明確。7.4.5建筑光伏系統(tǒng)應能接收微電網的指令，并自動下達有功功率及有功功率變化的控制指令。7.4.610kV及以上電壓等級的建筑光伏系統(tǒng)，公共連接點及并網點應安裝A類電能質量在線監(jiān)測裝置。220V/380V電壓等級的建筑光伏系統(tǒng)應記錄諧波數據，并保留一年的數據記錄供電力部門查詢。7.4.7計量準確度等級可參照表7.4.7的規(guī)定。計量準確度等級要求(推薦)公共連接點100kV及以上專用變壓器用戶微電網并網點100kV以下專用變壓器用戶公用變壓器下三相用戶1級公用變壓器下單相用戶7.4.8監(jiān)控系統(tǒng)宜由管控層、電源監(jiān)控單元、負載監(jiān)控單元、解并列點監(jiān)控單元及網絡設備等構成，并采用分層、分布、開放式網絡系統(tǒng)實現連接。7.4.9電源監(jiān)控單元應實時監(jiān)測各電源發(fā)電量、輸出電壓、電流、有功、無功、相關環(huán)境數據、儲能裝置狀態(tài)，并與管控層配合完成裝置運行狀態(tài)的控制與切換，通過軟硬件保護各電源設備的安全運行。7.4.10監(jiān)控系統(tǒng)應對重要線路、斷面電能越限、頻率越限等，提供多種告警形式。7.4.11監(jiān)控系統(tǒng)應具有統(tǒng)計與分析、關鍵變量歷史數據統(tǒng)計及報表功能?？勺詣痈鶕O定的分析算法，完成關鍵變量歷史數據分析。7.4.12電氣二次設備布置在繼電器室，繼電器室面積應滿足設備布置和定期巡視維護的要求，屏位按光伏系統(tǒng)容量一次建成，并留有增加少量屏位的余地。屏、柜的布置宜與配電裝置間隔排列次序對應。7.5.1離網光伏系統(tǒng)月發(fā)電量應與用電量均衡。離網光伏系統(tǒng)發(fā)電量應滿足太陽輻照度最低月份的發(fā)電能力。7.5.2連續(xù)陰雨天供電天數應大于最近連續(xù)10年內的最長連續(xù)陰雨天數。【7.5.2解析】用于微波通信直放站、光纜通信中繼站、軍用供電系統(tǒng)、地質勘探的離網光伏系統(tǒng)設計可參照此條。7.5.3蓄電池組的電壓應根據控制器的輸入電壓等級確定。7.5.4蓄電池選型應符合下列基本要求：1符合國家級產品認證的要求；2宜采用鉛酸免維護蓄電池、膠體蓄電池或鋰電池；3在滿足串聯電壓要求時，宜選用大容量單體蓄電池，有條件的可采用蓄電池組分組控制充放電方式。7.5.5蓄電池容量應按下式計算：Ea——負載每日耗電量(kW·h/日);D?——連續(xù)陰雨天數(日);L——蓄電池衰減率(%);DOD——蓄電池放電深度(%)。7.5.8離網光伏系統(tǒng)控制器的3個正極應分別與光伏方陣、蓄【7.5.8解析】光伏組件的開路電壓與工作電壓之間有大約20%7.6微電網設計7.6.2微電網應具備快速檢測孤島且立即轉為獨立運行模式的7.6.3微電網與配電網之間應有隔離裝置，隔離裝置應滿足易7.6.4配電網故障恢復后，如微電網接入電壓等級為0.4kV及以下的，延時20s以上方可恢復互連；如接入電壓等級為10kV7.6.5微電網的保護系統(tǒng)應與公共電網的保護和安全自動裝置7.6.6微電網的保護應能對母線上的短路、接地等故障及時判7.6.710kV～35kV電壓等級的微電網，當過流、過壓不能滿7.6.8微電網的繼電保護與安全自動裝置應合理配置，滿足并網運行或孤島(離網)運行的要求。當靈敏度與選擇性難以兼顧時，應首先考慮靈敏度，防止保護7.6.11微電網的運行方式因調整使故障特性發(fā)生較大改變時，7.6.12微電網的涉網保護及安全自動裝置在并網或孤島(離網)方式切換時，應能正確動作。7.7.2光伏方陣另設避雷針時，避雷針應設置在光伏方陣的北邊，且離光伏方陣邊緣距離應大于2m以上，避雷針的地線嚴禁7.7.3光伏方陣的接地裝置應連續(xù)、可靠，僅用于防閃電電涌侵入的接地裝置的沖擊電阻值應不大于30Ω,主要電氣設備匯流7.7.4建筑光伏系統(tǒng)的接地裝置宜與建筑電氣接地裝置共用，7.7.5屋面設置的金屬支架、金屬槽盒及金屬導管等屋面金屬7.7.6光伏方陣接地必須形成閉環(huán)回路，以保證支架系統(tǒng)的任8.1.1構件、配件和材料的品種、規(guī)格、色澤、性能，應符合1分格軸線的測量應與主體結構測量相配合，偏差應及時3高層建筑的測量應在風力不大于4級時進行?！?.1.2解析】測量放線是安裝質量符合要求的基礎。光伏方陣風力超過4級時，主體結構的位移會影響測量放線的精確8.1.3在安裝過程中，構件的存放、搬運、吊裝不應碰撞和損8.2加工與組裝8.2.1光伏構件在加工制作前，應與施工圖進行核對，對建筑【8.2.1解析】一般情況下，主體結構施工會有誤差，當結構施工誤差較大，超出建筑光伏系統(tǒng)施工圖紙的允許值時，會造成光伏構件成品或半成品的超差，甚至報廢。為避免出現這種情況，在進行光伏構件加工前，有必要對主體結構進行復測，調整施工圖中的分格尺寸或構造。對結構施工誤差進行消化、吸收。8.2.2各種構件的加工應根據設計加工圖進行，并應編制加工8.2.3鋁合金構件、鋼構件應在加工廠加工制作完成后，到現8.2.4加工設備、機具應滿足光伏構件加工精度要求，檢驗工【8.2.4解析】構件加工用設備、工裝、夾具和模具與構件的加工質量和尺寸精度直接有關，應經常檢查、維修并做好定期保8.2.5設計需更改時，應取得設計單位同意，并簽署設計變更8.2.6建筑光伏組件應按照5%進行隨機抽樣檢查，每種建筑光伏組件不應少于5件。當有一個建筑光伏組件不符合要求時，8.3.1施工安裝前，應綜合分析工程的特點、光伏系統(tǒng)容量、【8.3.1解析】建筑光伏系統(tǒng)是一項系統(tǒng)工程，在施工過程中，理以及其他工種協調配合。為了保證工程施工進度和施工質量，化，編制人員一定要對工程實際情況進行分析，了解位進行調查，編制出針對性強、可操作性強的施工組織設計4工程施工合同及招、投標文件和已簽約的與工程有關的2根據工程特點、性質、工程量大小，進行綜合分析，合3注重各施工段的綜合平衡，調整好各時段的施工強度，4施工總平面布置應合理規(guī)劃，減少臨時用地和臨時設施5施工總進度應重點研究和優(yōu)化關鍵路徑，合理安排施工7有利于提高工程質量，加強職業(yè)健康安全和環(huán)境保護管3施工部署、施工進度計劃及保證措施；4項目管理組織機構及有關的職責和制度；5施工平面布置圖；6施工設備配置和設備進場計劃；7材料供應計劃及搬運、吊裝方法及材料現場貯存方案；8測量放線方法及注意事項；9施工進度計劃；10勞動力調配計劃及勞保措施；11施工工藝、安裝方法及允許偏差要求；12重點、難點部位的安裝方法和質量控制措施；13采用新材料、新工藝時，進行論證(必要時)和制作樣板的計劃；14成品、半成品保護措施；15工程質量檢查驗收；16與業(yè)主、總包、監(jiān)理單位以及其他工種的協調配合方案；17施工腳手架的驗收、改造和拆除方案或施工吊籃的驗收、搭設和拆除方案；18文明施工和安全技術措施。8.3.5施工平面布置應包括施工場地統(tǒng)籌劃分、交通組織、臨時建筑、施工供水供電、材料堆放、設備存放等場地的合理布置及豎向規(guī)劃?！?.3.5解析】施工平面布置包括安裝作業(yè)、光伏構件及安裝材料堆放場、機械動力及檢修場、材料運輸通道等施工生產區(qū)域和現場施工人員及工程管理人員日常生活所需的辦公、休息、餐飲等施工生活區(qū)域的布置。應充分利用建(構)筑物主體工程建成后形成的可用內部空間及附近已有設施，減少施工生產區(qū)和生活區(qū)的占地面積。各類材料堆場、施工機具停放、機械動力及檢修場宜集中獨立布置。安裝材料宜采用隨到隨安裝方式，盡量減少現場堆放量。施工生活區(qū)布置時宜采用集中布置形式。8.3.6施工工期應根據主體建筑施工工期、光伏系統(tǒng)容量、結8.3.7編制施工進度計劃時，安裝、調試作業(yè)的時間進度，應低建設成本。重點研究和優(yōu)化關鍵路徑，合理工程序前后兼顧，銜接合理，施工均衡。根據建設地氣象條件，【8.3.7解析】建筑光伏系統(tǒng)施工各道工序之間協調均衡，光伏8.3.9施工組織設計應以工程施工工期為依據，對設備、材料8.4施工安裝準備8.4.1施工安裝之前，施工單位應會同主體結構施工單位檢查8.4.2構件儲存時，應依照安裝順序排列放置，儲存架應有足8.4.3建筑光伏組件與主體結構連接的預埋件，應在主體結構施工時按設計要求埋設，預埋件為鋼板的，其應大于3mm;預埋件為螺栓的，其中心線位置偏差不應大8.4.4預埋件的位置偏差過大或未設預埋件時，應制定補救措8.4.7施工前應對設備進行開箱檢查，合格證、說明書、測量8.4.8建筑光伏組件的型號、規(guī)格、數量和完好程度應符合設1收集原屋面相關技術資料，制定拆開方案，拆開面積不3對拆開部位的防水層及保溫層應做防護措施，裸露鋼筋4后置埋構件及連接件應與受力點可靠連接，連接部位應7安裝完成后，應進行拉拔試驗，必要時應進行基材(混凝土)破壞試驗；2根據屋頂條件、配重尺寸、施工工藝，選擇配重制作4配重所用的鋼筋規(guī)格、形狀、尺寸、數量、錨固長度，5宜采用(20～22)號鍍鋅鋼絲綁扎鋼筋，鋼絲不應有銹6配重埋件為鋼板的，其中心線位置偏差不應大于3mm;配重埋件為錨栓的，其中心線位置偏差不應大于2mm;外露埋7