ICS27.010.

CCSP02

備案號：78450-2021DB11

北京市地方標準

DB11/T1774—2020

建筑新能源應用設計規范

DesignspecificationforNewEnergyApplicationofBuildings

2020-12-24發布2021-04-01實施

北京市市場監督管理局發布

DB11/T1774—2020

建筑新能源應用設計規范

1范圍

本文件規定了建筑新能源應用的設計原則與基本技術要求，以及新能源系統運行監測基本方法和管

理要求。

本文件適用于新建、改建和擴建民用建筑應用新能源技術向建筑供能的設計。工業建筑、農業建筑

及區域能源系統應用新能源技術可參考使用本文件。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB/T2589綜合能耗計算通則

GB/T8175設備及管道絕熱設計導則

GB/T14848地下水質量標準

GB17167用能單位能源計量器具配備和管理通則

GB18918城鎮污水處理廠污染物排放標準

GB/T21714.2雷電保護第2部分風險管理

GB/T25127.1低環境溫度空氣源熱泵（冷水）機組第1部分：工業或商業用及類似用途的熱泵（冷

水）機組

GB/T25127.2低環境溫度空氣源熱泵（冷水）機組第2部分：戶用及類似用途的熱泵（冷水）機

組

GB/T25857低環境溫度空氣源多聯式熱泵（空調）機組

GB/T35727中低壓直流配電電壓導則

GB/T36963光伏建筑一體化系統防雷技術規范

GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求

GB/T37526太陽能資源評估方法

GB/T37835太陽輻照度確定過程一般要求

GB50016建筑設計防火規范

GB50019采暖通風與空氣調節設計規范

GB50021巖土工程勘察規范

GB50027供水水文地質勘察規范

GB50057建筑物防雷設計規范

GB50189公共建筑節能設計標準

GB50366地源熱泵系統工程技術規范

GB50736民用建筑供暖通風與空氣調節設計規范

GB/T51161民用建筑能耗標準

GB/T51368建筑光伏系統應用技術標準

CJJ101埋地塑料給水管道工程技術規程

CJ/T337城鎮污水熱泵熱能利用水質

1

DB11/T1774—2020

JGJ/T365太陽能光伏玻璃幕墻電氣設計規范

DB11/T461民用建筑太陽能熱水系統應用技術規程

DB11/T635村鎮住宅太陽能采暖應用技術規程

DB11/687公共建筑節能設計標準

DB11/T881建筑太陽能光伏系統設計規范

DB11/890城鎮污水處理廠水污染物排放標準

DB11/891居住建筑節能設計標準

DB11/T1413民用建筑能耗指標

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

新能源newenergyresources

又稱“非常規能源”，相對于常規能源是新利用或正在開發研究的能源。新能源和可再生能源的并

集是清潔能源的組成部分，交集突出了綠色環保屬性。

3.2

新能源系統newenergyresourcessystem

以當前煤炭、石油、天然氣、水力等常規能源普遍應用技術為參照，采用新技術開發利用有益于綠

色環保的各種能源而構建的新型供能系統，是新技術裝備硬件和監控管理軟件有機組合的能源系統，組

成形式和應用模式隨技術創新應用而不斷豐富。

3.3

建筑新能源應用applicationofnewenergyresourcesinbuildings

結合建筑所在地區資源稟賦特點合理采用具備供能條件的新能源，通過多專業協同設計全流程為建

筑匹配適用的新能源系統，以適合的建設運營模式向建筑能源應用場景提供具有綠色環保屬性的能源，

既包括建設用地范圍內自建新能源系統應用模式，也包括由建設用地范圍外輸入新能源應用模式。

3.4

電力路由器powerrouter

由多個端口組成的電力能量智能變換及控制裝置。

3.5

地源熱泵系統ground-sourceheatpumpsystem

以巖土體、地下水或地表水為低溫熱源，由水源熱泵機組、地熱能交換系統、建筑物內系統組成的

供熱空調系統。根據地熱能交換系統形式的不同，地源熱泵系統分為地埋管地源熱泵系統、地下水地源

熱泵系統和地表水地源熱泵系統。

3.6

2

DB11/T1774—2020

地埋管換熱系統groundheatexchangersystem

傳熱介質通過豎直或水平地埋管換熱器與巖土體、地下水進行熱交換的地溫能交換系統，又稱土壤

熱交換系統。

3.7

巖土熱響應試驗rock-soilthermalresponsetest

通過測試儀器，對項目所在場區的勘察測試孔進行一定時間的連續換熱試驗，獲得項目場區巖土體

的初始平均溫度、巖土體綜合熱物性及巖土體換熱能力等參數。

3.8

巖土體綜合熱物性參數parameteroftherock-soilthermalproperties

不含回填材料在內的，地埋管換熱器深度范圍內，巖土的綜合導熱系數、綜合比熱容等。

3.9

再生水reclaimedwater，renovatedwater

污水經過處理后，達到一定的水質標準，滿足某種使用功能要求，可以進行有益使用的水。

3.10

二級水secondarytreatedwastewater

污水在一級處理的基礎上，主要采用生物處理方法去除溶解性污染物，達到二級處理標準的再生水。

3.11

中水tertiarytreatedwastewater

污水處理廠的二級出水再經過深度處理后得到的再生水。

3.12

再生水源熱泵系統sewagesourceheatpumpsystem

以再生水為低溫熱源，由水源熱泵機組、再生水換熱系統、建筑物內末端系統組成的供冷供熱系統。

4設計策劃

4.1一般規定

4.1.1應結合項目所在地能源供應條件、太陽能資源條件、地質勘查報告，策劃選用適宜的新能源系

統形式與應用模式，評估對區域環境的影響。

4.1.2具備新能源開發利用條件的建筑，設計文件中應包括新能源應用系統。

4.1.3應明確新能源應用目標并分解到專業，策劃內容見附錄A。

4.1.4建筑室外新能源裝備應確保自身結構安全和雷電隔離防護安全。

3

DB11/T1774—2020

4.1.5建筑設計能耗應符合GB/T51161能耗指標約束值。

4.1.6應采用適宜的分級、分戶、分類和分項計量方式。

4.1.7應明確建筑能效設計目標，制定能效提升措施。

4.1.8應提出新能源系統運行能效檢測指標和監測數據反饋方式。

4.2能源條件

4.2.1土壤源熱泵系統應用前，應根據工程勘察結果評估地埋管換熱系統實施的可行性及經濟性。

4.2.2土壤源熱泵系統設計應根據項目容積率、建筑類型及負荷特性評估設計方案的合理性。

4.2.3太陽能光熱、光伏系統應用，應結合建筑外觀、結構荷載、布置面積、功能需求、電價政策等

條件進行技術經濟分析，設計采用的太陽能資源數據應符合GB/T37526的規定。

4.3總體設計

4.3.1具備新能源應用條件的建筑，應按表1策劃完成新能源應用設計專業配置，并制定專業協同計

劃。

表1新能源應用設計專業配置

專業配置

新能源應用設計子項選擇

建筑結構暖通給排水電氣經濟

光熱系統●■■■□□■

光伏系統○■■□□■■

自建模式

土壤源熱泵系統○■□■□□■

（建設用地內）

再生水源熱泵系統○■□■■□■

空氣源熱泵系統○■□■□□■

區域新能源供熱、供冷

○■□■□□■

管線輸入

外部輸入模式

新能源電網專線輸入○■□■■

（建設用地外）

新能源交易

●■□□■□

（交易量綠證計算）

其它峰谷負荷柔性調控●■■□■□

注：●表示通常應選擇，不具備應用條件應說明原因；○表示可能具備應用條件，結合具體項目選擇；

■表示新能源設計方案主要專業；□表示新能源設計方案協同專業，結合具體項目確定。

4

DB11/T1774—2020

4.3.2應進行必要的勘查并按表2完成計算和預測，提出監測計量參數，評估確定新能源應用方案。

表2計算分析任務分解表

常規系統室外景觀充電系統工藝系統自建新能源預輸入新能源

序號專業計算項目

能耗計算能耗計算能耗計算能耗計算測計算預測計算

1供熱■□■□

2供冷■□□□

3供配電■■■□■■

4給排水■□□□

5經濟□□□□■■

其它子項

6適用時適用時適用時適用時適用時適用時

（策劃時補充）

7建筑綜合■■■■■■

注：■表示應包括，計算結果是零也應分析或說明原因；□表示按具體情況確定是否配合計算；

如果計算分析任務存在其它子項，策劃時確定任務內容。

4.3.3應確定供能與用能系統框架和設計目標，各專業明確主要設備效率指標和主要系統能效指標。

4.3.4應結合具體項目規模、應用需求和目標定位，明確新能源系統主要設備和損耗材料的設計使用

壽命，以及運行溫度、防護等級、通風散熱條件要求。

4.3.5應完成新能源供給的建筑能源結構占比計算，其中新能源電力占可比單位面積非供暖能耗的比

例計算，見附錄B。

4.3.6采用新能源系統的建筑不應對周邊建筑及公共環境產生不利影響。

4.3.7建筑新能源設備荷載應納入建筑主體結構和圍護結構的荷載計算。

4.3.8既有建筑上附加新能源系統時，應對既有建筑的結構安全性和耐久性、電氣安全性及建筑耐火

等級進行復核。

4.3.9電驅動蒸氣壓縮循環冷水(熱泵)機組名義工況制冷性能系數COP值，應符合DB11/687的規定。

4.3.10單臺電驅動蒸汽壓縮循環冷水(熱泵)機組制冷綜合部分負荷性能系數IPLV值，應符合

DB11/687的規定。

4.3.11采用地源或污水源釋熱的水冷式制冷機組時冷源系統綜合性能系數SCOP值，應按本標準附錄

C計算確定，且不應低于附錄C規定的限值。

4.3.12電動壓縮式冷水機組的裝機容量，應直接按空調系統冷負荷計算值選定，不應額外附加。

4.3.13電動壓縮式冷水機組的電壓等級，應符合DB11/687的規定。

5

DB11/T1774—2020

4.4能源監控計量

4.4.1應監測新能源各子系統運行容量和運行狀態，且計量器具應符合GB17167的規定。

4.4.2確定新能源系統監測參數、監測范圍。

4.4.3新能源及相關系統應具有監測大數據分析和公示數據上傳功能。

4.4.4新能源監控點位數量在包含系統運行所需監控點以外宜預留不少于10%備用。

4.4.5建筑綜合能源系統網絡架構應結合常規能源與新能源供應條件、能源質量、需求側管理措施、

并網監控與計量等相關因素進行多方案技術經濟比選。

4.4.6設計采用的分項計量項目名稱和編碼規則應符合DB11/687的規定。

4.4.7大型公共建筑的新能源系統應具備運行監測數據上傳功能。

5光熱系統

5.1一般規定

5.1.1太陽能光熱系統應滿足安全、經濟、美觀的要求，應便于安裝和維護，并應與建筑物整體及周

圍環境相協調。

5.1.2安裝在建筑屋面、陽臺、墻面和其他部位的太陽能集熱器、支架及連接管線應與建筑功能和建

筑造型一并設計。

5.1.3太陽能光熱系統應根據不同區、縣和使用條件采取防凍、防結露、防過熱、防雷、防雹、抗風、

抗震和保證電氣安全等技術措施。

5.1.4太陽能光熱系統應優先選用清潔能源作為輔助能源。

5.1.5在既有建筑上增設或改造太陽能光熱系統，應經過建筑結構安全復核，滿足建筑結構及其他相

應的安全性要求，并通過施工圖設計文件審查合格后，方可實施。

5.2集熱系統

5.2.1太陽能熱水系統負荷計算應符合DB11/T461的規定，太陽能采暖系統負荷計算應符合DB11/T

635的規定，太陽能空調系統負荷計算應符合DB11/687和DB11/891的規定。

5.2.2公共建筑宜選擇集中式太陽能系統，居住建筑宜選擇分散式太陽能系統。

5.2.3太陽能光熱系統所使用的太陽能集熱器熱性能參數應符合表3規定：

表3不同類型太陽能集熱器性能參數

熱性能參數（基于采光面積）

工質類型集熱器類型

瞬時效率截距總熱損系數W/(m2·℃)

液體工質平板型太陽能集熱器≥0.72≤6.0

6

DB11/T1774—2020

表3不同類型太陽能集熱器性能參數（續）

真空管型太陽能集熱器

≥0.62≤3.0

（無反射器）

真空管型太陽能集熱器

≥0.52≤2.5

（有反射器）

太陽能空氣集熱器

≥0.60≤9.0

（平板型）

氣體工質

太陽能空氣集熱器

≥0.45≤3.0

（真空管型）

注1：太陽能空氣集熱器熱性能參數為空氣流量0.025kg/(s·m2)下的測試結果；

注2：太陽能集熱器平均集熱效率計算方法見本標準附錄D。

5.2.4集熱系統面積

5.2.4.1用于太陽能熱水系統的集熱器總面積宜按下列方法計算：

a)直接式太陽能熱水系統集熱器面積應按公式1計算：

??????????????????????????????（1）

式中：

2

Ac——集熱器總面積，單位為平方米（m）；

Qw——日均用水量，單位為千克每天（kg/d）；

Cw——水的定壓比熱容，單位為千焦每千克攝氏度[kJ/(kg·℃)]；

tend——貯熱水箱內的設計溫度，單位為攝氏度（℃）；

ti——水的初始溫度，單位為攝氏度（℃）；

2

JT——集熱器采光面上的年平均日太陽輻照量，單位為千焦每平方米天[kJ/(m?d)]，宜參考本文

件附錄E選取；

F——太陽能保證率（%），宜參考本文件附錄E選取；

ηcd——基于總面積的集熱器平均集熱效率（%），根據經驗取值宜為0.25～0.50，具體取值應根據

集熱器產品的實際測試結果，由設備供應商提供；

ηL——管路及貯熱裝置熱損失率（%），根據經驗取值宜為0.20～0.30。

b)間接式太陽能熱水系統集熱器面積應按公式2計算：

??????????????????????????????（2）

式中：

2

AIN——間接系統集熱器總面積，單位為平方米（m）；

2

FRUL——集熱器總熱損系數，單位為瓦每平方米攝氏度[W/(m·℃)]；平板型集熱器宜取4～6

22

W/(m·℃)，真空管型集熱器宜取1～2W/(m·℃)，具體數值應根據集熱器產品的實際測試結果，由設備

供應商提供；

2

Uhx——換熱器傳熱系數，單位為瓦每平方米攝氏度[W/(m·℃)]；

2

Ahx——換熱器換熱面積，單位為平方米（m）。

7

DB11/T1774—2020

5.2.4.2用于太陽能采暖系統的集熱器總面積宜通過動態模擬計算確定。采用簡化計算方地時，應

符合下列規定：

a)短期蓄熱直接式太陽能采暖系統集熱器總面積應按公式3計算：

86400Qf

J

AC=??????????????????????????????（3）

JTηηcd(1?L)

式中：

QJ——太陽能集熱系統設計負荷，單位為瓦（W）；

2

JT,12——集熱器采光面上12月平均日太陽輻照量，單位為焦每平方米天[J/（m?d）]，參考本文件

附錄D選取；

c)季節蓄熱直接式太陽能采暖系統集熱器總面積應按公式4計算：

86400QfD

JS

AC，S=??????????????????????????????（4）

Jaηηcd(1?L)(DDS+?(365S)ηS)

式中：

2

Ac,s——季節蓄熱直接系統集熱器總面積，單位為平方米（m）；

2

Ja——集熱器采光面上的年平均日太陽輻照量，單位為焦每平方米天[J/（m?d）]，參考本文件附

錄E選取；

Ds——北京地區采暖期天數，單位為天（d），取121d；

ηs——季節蓄熱系統效率（%），根據經驗宜取0.7～0.9。

d)間接式太陽能采暖系統集熱器總面積按本標準公式2計算。

5.2.4.3用于太陽能空調系統的集熱器總面積宜通過動態模擬計算確定。采用簡化計算方法時，應

符合下列規定：

a)直接式太陽能空調系統集熱器總面積應按公式5計算：

??????????????????????????????（5）

式中：

Q——空調冷負荷，單位為瓦（W）；

R——設計太陽能空調負荷率（%）；宜取40%～50%；

2

J——空調設計日集熱器采光面上的最大總太陽輻照度，單位為瓦每平方米（W/m），宜取800

W/m2～900W/m2；

COP——熱力制冷機組性能系數，無量綱，根據經驗取值宜為0.6～0.7，具體數值由設備供應商提

供。

e)間接式太陽能空調系統集熱器總面積按公式2計算。

5.2.4.4太陽能集熱器宜在朝向正南，或南偏東、偏西20°的朝向范圍內設置；系統全年使用時，

傾角宜取40°；系統側重夏季使用時，傾角宜取30°；系統側重冬季使用時，傾角宜取50°；當受

實際條件限制，安裝傾角無法滿足要求時，應按公式6對集熱器面積進行補償計算：

AB=As/Rs??????????????????????????????（6）

式中：

8

DB11/T1774—2020

2

AB——進行面積補償后實際確定的太陽能集熱器面積，單位為平方米（m）；

2

As——按集熱器方位正南，傾角為40°，計算得出的太陽能集熱器總面積，單位為平方米（m）；

Rs——太陽能集熱器補償面積比，見本文件附錄F。

5.2.4.5放置在建筑外圍護結構上的太陽能集熱器，冬至日集熱器采光面的日照時數不應少于6h。前、

后排集熱器之間應留有安裝、維護操作的間距，排列應整齊有序。

5.2.4.6放置在屋面或集熱場地上的集熱器，前后間距應按公式7下式計算：

D=H×coth×cosγ0??????????????????????????????（7）

式中：

D——日照間距，單位為米（m）；

H——前方障礙物的高度，單位為米（m）；

H——計算時刻的太陽高度角，單位為度（°）；

γ0——計算時刻太陽光線在水平面上的投影線與集熱器表面法線在水平面上的投影線之間的夾角，

單位為度（°）。

5.3貯熱水箱

5.3.1太陽能光熱系統貯熱水箱可設置在地下室、頂層設備間或技術夾層中，其位置應滿足安全運轉

以及便于維護的要求。

5.3.2設置貯熱水箱的位置應具有相應的排水、防水措施。

5.3.3貯熱水箱上方及周圍應留有不小于600mm的檢修空間。

5.3.4貯熱水箱進出口處流速宜小于0.04m/s，且宜采用水流分布器。

5.3.5貯熱水箱容積應按下列方法計算：

5.3.5.1用于太陽能熱水系統的貯熱水箱容積宜按公式8計算：

Vx=KT×Qw??????????????????????????????（8）

式中：Vx——貯熱水箱有效容積，單位為升（L）；

KT——太陽能熱水系統貯熱水箱有效容積修正系數，無量綱，宜取1.2～1.5。

5.3.5.2用于太陽能采暖系統或太陽能空調系統的貯熱水箱容積應根據設計蓄熱時間周期及蓄熱量

等參數通過模擬計算確定。采用簡化方法計算時，可按表4規定的范圍選取。

表4太陽能采暖/空調系統貯熱水箱容積估算表

系統類型單位采光面積的貯熱水箱容積

太陽能采暖系統40L/m2～300L/m2

太陽能空調系統20L/m2～80L/m2

5.4水力計算

5.4.1太陽能集熱系統應通過水力計算確定系統管路的管徑、長度、布置方式及水力平衡裝置。

9

DB11/T1774—2020

5.4.2太陽能集熱系統的循環水泵應符合下列要求：

太陽能集熱系統循環水泵的流量應按公式9計算：

Gs=gA??????????????????????????????（9）

式中：

3

Gs——單塊太陽能集熱器工質的設計流量，單位為立方米每小時（m/h）；

2

A——單塊太陽能集熱器的總面積，單位為平方米（m）；

32

g——集熱器工質的單位面積流量，單位為立方米每小時平方米[m/（h·m）]，應根據太陽能集熱

器產品技術參數確定，當無相關技術參數時，宜根據不同的系統按表5取值。

表5太陽能集熱器的單位面積流量

太陽能集熱器的單位面積流量

系統類型

[m3/（h·m2）]

太陽能熱水系統0.054～0.072

大型太陽能集熱系統

0.021～0.06

（集熱器總面積大于100m2）

小型直接式太陽能供熱采暖系統0.024～0.036

太陽能采暖系統

小型間接式太陽能供熱采暖系統0.009～0.012

太陽能空氣集熱器供熱采暖系統36

真空管型太陽能集熱器0.032～0.072

太陽能空調系統平板型太陽能集熱器0.065～0.080

大型太陽能集熱系統

0.020～0.060

（集熱器總面積大于100m2）

a)開式太陽能集熱系統循環水泵的揚程應按公式10計算：

Hx=hjx+hj+hz+hf??????????????????????????????（10）

式中：

Hx——循環水泵揚程，單位為千帕（kPa）；

hjx——集熱系統循環管道沿程與局部阻力損失之和，單位為千帕（kPa）；

hj——集熱器的阻力損失，單位為千帕（kPa）；

hz——集熱器與貯熱水箱最低水位之間的幾何高差，單位為千帕（kPa）；

hf——附加阻力，單位為千帕（kPa），取20kPa～50kPa。

b)閉式太陽能集熱系統循環水泵的揚程應按公式11計算：

10

DB11/T1774—2020

Hx=hjx+he+hj+hf??????????????????????????????（11）

式中：

he——換熱器阻力損失，單位為千帕（kPa）。

5.5保溫

5.5.1太陽能光熱系統的加熱設備、集熱蓄熱裝置、貯熱水箱、熱水供水管道、機械循環的回水管道、

有冰凍可能的自然循環回水管道均應設置保溫。

5.5.2保溫層的厚度計算公式見本文件附錄G。

5.5.3保溫設計應符合GB50736和GB/T8175的規定。

5.6監控系統

5.6.1太陽能光熱系統宜設置集中監控系統，不具備集中監控條件時宜設置本地自動控制系統。

5.6.2太陽能集熱系統應采用溫差循環，并宜采用變流量運行。

5.6.3太陽能集熱系統防凍控制應符合下列規定：

a)太陽能集熱系統的防凍設計宜根據集熱系統類型和按表6選取：

表6太陽能集熱系統的防凍設計選型

太陽能集熱系統類型直接系統間接系統

排空系統●—

防凍設計類型排回系統—●

防凍液系統—●

注：表中“●”為可選用項。

b)采用排空和排回防凍措施的直接和間接式太陽能集熱系統宜采用定溫控制。當太陽能集熱系統

出口溫度低于設定的防凍執行溫度時，應通過控制器啟閉相關閥門排空集熱系統中的水或將水

排回貯水箱。

c)采用循環防凍措施的直接式太陽能集熱系統宜采用定溫控制。當太陽能集熱系統出口溫度低于

設定的防凍執行溫度時，控制器應啟動循環泵進行防凍循環。

5.7輔助能源

5.7.1太陽能光熱系統應設置輔助能源。

5.7.2輔助能源設計時應分析建設項目所在地的余熱、市政熱力、燃氣、電力供應條件和建筑用能特

點，經論證比較后選用。

11

DB11/T1774—2020

5.7.3輔助能源裝置的容量宜按最不利條件進行設計。

6光伏系統

6.1一般規定

6.1.1建筑及室外附屬設施的太陽直射光充足的受光面，宜設建筑光伏系統。

6.1.2建筑設計方案宜包括至少一種以上建筑一體化的光伏系統。

6.1.3非一體化光伏系統應與建筑主體完成相關設計校驗。

6.2陣列布局

6.2.1屋頂或幕墻光伏陣列布局應與建筑光伏發電量計算同步交互進行，應完成建筑光伏發電量計算，

參見附錄H。

6.2.2同一安裝面的串聯組件中應保持組件技術參數一致，宜選用定型的同規格組件進行組合。

6.2.3建筑一體化光伏陣列宜從方案設計時提出組串安裝單元模數并比選優化陣列組合方案。

6.2.4同一個一體化光伏陣列中包含兩種以上不同規格尺寸的基本單元并聯安裝時，計算書應包括每

種規格組串的計算和匯總。

6.2.5建筑光伏陣列發電功率計算應考慮具體建筑不利因素影響，方案設計宜按表7的參考值計算。

表7建筑光伏陣列組件計算參考值

光伏組件單位面積發電功率

光電轉換效率

（Wp/m2）

材料種類

標準測試條件下標準工作溫度下參考值

電池組件

（1000W/m2，25℃）（800W/m2，20℃）（Wp/m2）

單晶硅≥21%≥19%≥196≥149150

多晶硅≥19%≥17%≥170≥121125

6.2.6光伏陣列設計應根據實際安裝條件計入不利因素確定折算滿發小時數。

6.3組件選型

6.3.1建筑光伏組件設計選型時應核查光伏組件能量回收期計算報告，組件生產能耗計算應符合GB/T

2589，能量回收期宜不超過2年。

6.3.2建筑屋面使用面積有限而需要提高光伏安裝功率時，宜采用高效能光伏組件。

6.3.3建筑屋頂、幕墻、廊道宜選用一體化光伏組件，選型要求如下：

a)有自然采光要求的場所選用一體化透光型組件時，組件透光率宜在25%～75%范圍；

b)透光區的間隔區選用的一體化光伏組件，光伏硅片填充比例宜不低于75%；

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c)采光屋頂或幕墻有室外綠化遮擋或視覺要求全透光的部分可不填充光伏電池硅片，但應為串

聯、并聯接線和等電位聯結預留同等安裝條件。

6.3.4光伏組件散熱應滿足以下基本要求：

a)非一體化光伏系統的安裝面與光伏組件之間應設滿足散熱要求的空氣通道；

b)一體化光伏系統室內側透光間隔區域有保溫材料時，光伏組件背面應有散熱措施，宜采用光

伏光熱一體化組件。

6.3.5光伏組件設計選型的同時應針對組件安裝位置制定適合組件的清潔方案。

6.3.6幕墻的光伏玻璃組件傳熱系數應符合DB11/687的規定。

6.3.7建筑設計采用非規律光伏玻璃組件且具備一定規模時，應定制每個組串的硅片排布組合，滿足

串聯伏安特性要求。

6.4組串匯流

6.4.1光伏陣列組串中宜設旁路二極管。

6.4.2光伏組件之間應采用專用光伏電纜和配套專用連接件進行連接，不同金屬材料連接應采取防腐

蝕措施。

6.4.3光伏陣列匯流箱應設有短路、過電流的保護與監測裝置。

6.4.4建筑一體化光伏陣列需設匯流箱或組串逆變器時，應按建筑模數規律設置。

6.4.5匯流箱的IP防護等級應滿足安裝位置環境條件下的安全運行要求，匯流箱應具備散熱條件。

6.4.6匯流箱中并聯的各組串匯流支路應設防反二極管和散熱器。

6.5組網架構

6.5.1光伏系統采用交流并網運行方式時應接入配電變壓器低壓側，選用的逆變器應符合以下要求：

a)含變壓器型的光伏逆變器中國加權效率不得低于96%，不含變壓器型的光伏逆變器中國加權效

率不得低于98%（微型逆變器相關指標分別不低于94%和95%），且并網逆變器性能應符合GB/T

51368和GB/T37408的有關規定；

b)并網逆變器選擇時宜根據光伏陣列組串分布情況和裝機容量選擇集中逆變或組串逆變并確定

逆變器功率與臺數，一體化光伏系統并網設計宜按照就近分散接入、就地平衡消納的原則進行；

c)并網逆變器的最大功率點跟蹤應根據光伏陣列或組串的不同規格、安裝方式、太陽輻射條件選

擇。

6.5.2光伏系統接入建筑內部直流微網采用的標稱電壓，應符合GB/T35727低壓直流系統標稱電壓

的規定。

6.5.3光伏系統接入建筑內部直流微網時，禁止直流配電與交流配電在末端設備并網。

6.5.4光伏直流微網及儲能裝置與直流負荷采用雙極性直流線路時，應選用正負電壓輸出方式的電力

路由器。

6.5.5需設置直流變壓和穩壓裝置時，應優化變壓級數并選用低諧波、高效率的電路。

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6.6計量監控

6.6.1并網光伏系統應在電力公司計量表處設并網監控裝置和并網計費儀表，儀表精度應符合GB

17167和電力部門相關規定，發電功率任何時間不應大于并網母線實際用電功率。

6.6.2非并網光伏系統不應配電到電網計費用戶，應設建筑內部能源管理計量儀表，且應符合

DB11/687的分項計量規定。

6.6.3采用透光型光伏玻璃組件發電且利用自然光照明時，應設自動控制裝置根據自然光變化和照明

場景需求調節照明系統，光伏組件具備調節功能時應接入自動控制調節。

6.6.4光伏系統設計時應為能源管理提供條件，滿足以下基本要求：

a)應設有光伏系統發電計量和監控裝置；

b)應設有運行環境監測裝置。

6.6.5光伏系統運行狀態監控應滿足以下要求：

a)不具備建筑設備控制系統的建筑，光伏逆變器或直流微網的運行狀態監控信號應通過局域網或

無線網絡接入建筑管理系統；

b)具備建筑設備控制系統的建筑，光伏逆變器或直流微網的運行狀態監控信號應由建筑設備控制

系統采集，并由智慧管理平臺遠程監控。

6.6.6光伏系統逆變器交流干線保護宜具有剩余電流探測報警功能，并納入到電氣火災監控系統中管

理。

6.7防雷接地

6.7.1光伏系統方案設計時應根據GB/T21714.2完成建筑物雷擊風險評估。

6.7.2光伏系統防雷等級分類和防雷措施應按GB50057和GB/T36963的相關規定執行。

6.7.3光伏系統防雷和接地設計應與建筑電氣系統設計一致，并滿足以下要求：

a)新建建筑設光伏系統時，應與建筑采用統一的防雷和接地系統；

b)既有建筑增設光伏系統時，應檢測原有防雷和接地系統有效性，改造設計應符合現行標準。

6.7.4防雷0區的光伏系統金屬框架和設備外殼應與建筑結構主體防雷引下系統等電位聯結，共用建

筑接地裝置。

6.7.5光伏陣列中移除任一組件時，應保持整體接地連續性不受破壞。

6.7.6室外防雷0區光伏陣列引入建筑的匯流箱干線應設1級試驗波形電涌保護器。

6.8協同校核

6.8.1建筑光伏系統防火設計應符合GB50016的規定，光伏構件應滿足所在部位建筑材料和構件的耐

火極限要求。

6.8.2建筑光伏組件與構件的類型及色澤應根據建筑功能、外觀及周圍環境條件合理選擇，并確定安

裝位置、安裝方式，符合GB/T51368的規定。

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6.8.3建筑體形與立面設計應為提高太陽能利用率創造條件，光伏組件安裝部位應滿足冬至日全天有

3h以上日照不受遮擋的要求。

6.8.4光伏一體化建材物理性能應滿足相關建材標準的規定，并滿足建筑節能設計要求。

6.8.5光伏組件在平屋面、坡屋面、陽臺或平臺上的設置與防水做法應符合DB11/T881的規定。

6.8.6建筑光伏幕墻宜優先選用裝配式光伏構件，符合JGJ/T365的規定。

6.8.7光伏系統相關部分的結構設計應與工藝和建筑專業配合確定，符合DB11/T881的規定。

6.8.8既有建筑增設光伏系統時，應對既有建筑結構設計、材料耐久性、安裝構造及強度進行復核與

驗算，滿足建筑結構安全要求。

7土壤源熱泵系統

7.1一般規定

7.1.1土壤源熱泵系統設計應遵循因地制宜、統籌規劃，安全可靠、節能環保的基本原則。

7.1.2土壤源熱泵系統設計應根據項目水文地質條件、建筑密度、容積率、建筑類型及負荷特性等評

估是否可采用單一地埋管換熱系統。若總釋熱量與總吸熱量無法平衡，應考慮采用復合能源耦合供能系

統，保證系統運行安全、高效。

7.1.3大型建筑應根據建筑類型、能源輸送半徑、負荷特性、經濟性等綜合考慮采用集中能源站或分

布式能源應用形式。

7.2工程勘察

7.2.1土壤源熱泵系統方案設計前，應對工程場區內巖土體地質條件進行勘察。勘查區域應大于埋管

場地，勘查深度應大于設計埋管深度。

7.2.2土壤源熱泵系統勘察內容應包括：巖土層的巖性結構與分布、巖土體綜合熱物性參數、水文地

質條件及凍土層厚度等。

7.2.3當土壤源熱泵系統的應用建筑面積在3000m2～5000m2時，宜進行巖土熱響應試驗；當應用建

筑面積大于等于5000m2時，應進行巖土熱響應試驗。巖土熱響應試驗參見附錄I6，測試儀器儀表應具

有有效期內的檢驗合格證、校準證書或測試證書。

7.2.4勘查測試孔應根據建筑面積及布孔形式等設置孔數，不宜少于2個。且宜選取在巖層特征不同

的位置，測試孔孔徑應與實際用孔孔徑一致。

7.2.5水平地埋管換熱系統工程，工程場地勘查應采用槽探和釬探進行，其位置和長度應根據場地形

狀確定，槽探的深度應超過預計的埋管深度1m；豎直地埋管換熱系統工程，工程場地勘查應采用鉆探

進行，勘查測試孔深度應超過預計的埋管深度5m。

7.3地埋管管材與傳熱介質

7.3.1地埋管及管件應符合設計要求，且需附有合格標志。

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7.3.2地埋管應采用化學穩定性好、耐腐蝕、導熱系數大、流動阻力小的塑料管材及管件，宜采用聚

乙烯管(PE80或PE100)或聚丁烯管(PB)，不宜采用聚氯乙烯(PVC)管。管件與管材應為相同材料。

7.3.3地埋管管材的公稱壓力及使用溫度應滿足設計要求，且管材的公稱壓力不應小于1.0MPa，當地

埋管埋深大于120m時，不應小于1.6MPa。

7.3.4管材宜儲存在遠離熱源及油污和化學品污染地，地面平整、通風良好的庫房內；如室外堆放，

應有遮蓋物。

7.3.5地埋管換熱系統傳熱介質應符合GB/T14848規定，選擇符合環保要求的防凍劑時應考慮對管道

管件的腐蝕性、安全性、經濟性和換熱的影響。

7.4地埋管換熱系統設計

7.4.1空調機房設計時，應符合下列規定：

a)空調機房宜設置在地下室和首層，且不應設置在建筑物正下方。

b)宜設置值班室或控制室。

c)機房內應有良好的通風設施，地下機房應設置機械通風，必要時設置事故通風。

d)機房應預留安裝孔、洞及運輸通道。

e)機組制冷劑安全閥泄壓管應接至室外安全處。

f)機房內應設置給水與排水設施，滿足水系統沖洗、排污等要求。

7.4.2管道支吊架應能承受管道和相關設備在各種工況下所施加的荷載。支吊架零部件應按其對結構

最不利的荷載反饋給結構專業人員。

7.4.3若空調機房設置對有隔振消聲要求的房間有影響時，必須采用隔聲、隔振、消聲、吸聲等措施。

7.4.4地埋管換熱器應避讓室外排水設施，宜靠近機房或以機房為中心設置。

7.4.5地埋管換熱系統設計應進行全年動態負荷計算，最小計算周期宜為1年。計算周期內，地埋

管地源熱泵系統總釋熱量宜與總吸熱量相平衡。

7.4.6地埋管換熱器的設計換熱量，應按地埋管系統的夏季制冷最大釋熱量和冬季制熱最大吸熱量分

別進行計算，計算公式參考GB50366。若二者相差較大，可采用復合能源系統形式。

7.4.7地埋管換熱器設計計算宜根據巖土熱響應試驗結果采用專用軟件進行計算。且環路集管不應包

括在地埋管換熱器換熱長度內。

7.4.8地埋管換熱器進、出水溫度應符合下列規定：

a)夏季工況，地埋管換熱器側出水溫度宜低于30℃；

b)冬季工況，未添加防凍劑的地埋管換熱器側進水溫度宜高于4℃。

7.4.9地埋管換熱器內傳熱介質的流態應為紊流，單U型埋管，流速不宜小于0.6m/s；雙U型埋管，

流速不宜小于0.4m/s。

7.4.10地埋孔布置時需依據現場情況避開結構樁基和后澆帶，水平地埋管應避讓集水坑、樓道豎井

等設施。水平地埋管中心距離后澆帶、樁基承臺均不小于0.5m。

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7.4.11水平地埋管換熱器可不設坡度，最上層埋管頂部應在凍土層以下不小于0.4m，且距地面不宜

小于0.8m。

7.4.12豎直地埋管換熱器埋管深度和間距應根據淺層地熱能地質條件評估報告確定，深度宜為40m～

150m，且同一環路內鉆孔孔深應相同。孔徑不宜小于0.11m，間距不應小于4m。

7.4.13地埋管換熱系統應根據地質特征確定回填材料。回填材料應符合環保標準且具有密封特性。回

填材料的導熱系數不宜低于鉆孔外或溝槽外巖土體的導熱系數。

7.4.14地埋管系統水平環路集管和支管宜采用同程布置且宜分層布置。分層布置時，供回水管路間距

不應小于600mm。若供回水管束上下交叉且不滿足600mm豎向距離時，應設置保溫板進行隔離。

7.4.15豎直地埋管環路采取二級分、集水器連接時，二級分、集水器應有平衡和調節各地埋管環路流

量的措施。

7.4.16地埋管換熱系統宜進行分區設計，保證地埋管運行的間歇性和地溫的恢復。

7.4.17地埋管換熱系統宜設置反沖洗系統，沖洗流量宜為工作流量的2倍。

7.4.18地埋管換熱系統設計時應進行水力平衡計算，當并聯環路之間的壓力損失相對差額大于15%

時，應提出水力平衡調適措施。

7.4.19地埋管換熱系統設計時，設備和管路及部件的工作壓力不應大于其承壓能力。

7.4.20經技術和經濟比較，在確保設備的適應性、控制方案和運行管理可靠的前提下，地埋管換熱系

統宜采用地源側變流量水系統。但地源側流量不應低于熱泵機組允許的最小流量限值。

7.4.21地埋管材