ICS 27.160
F12
雄
DB1331
安 新 区 地 方 标 准
DB1331/T 083-2024
雄安新区建筑光伏及光伏构件
设计标准
Technical standard for building intelligent power distribution systems
in Xiong’an New Area
2024-03-08 发布
2024-03-15 实施
河 北 雄 安 新 区 管 理 委 员 会 建 设 和 交 通 管 理 局 河 北 雄 安 新 区 管 理 委 员 会 综 合 执 法 局 联合发布
雄安新区地方标准
雄安新区建筑光伏及光伏构件
设计标准
Technical standard for building intelligent power distribution systems
in Xiong’an New Area
DB1331/T 083-2024
批准部门：河北雄安新区管理委员会综合执法
局 施行日期：2024-03-15
2024 雄安新区
河北雄安新区管理委员会综合执法局
关于发布《雄安新区城市森林生态服务功能价
值评估技术规程》等 18 项雄安新区
地方标准的公告
2024 年第 1 号
河北雄安新区管理委员会综合执法局会同河北雄安新区管理委员
会建设和交通管理局联合发布了《雄安新区城市森林生态服务价值评
估技术规程》等 16 项雄安新区地方标准，会同河北雄安新区管理委员
会公共服务局联合发布了《地名标志街路巷 设置规范》等 2 项雄安新
区地方标准，现予以公告（详细目录见附件）。
本通告可通过中国雄安官网（www.xiongan.gov.cn）“政务信息”
中进行查询，标准文本可从标准图书馆网站（http://www.bzsb.info）
中。
附件：批准发布的雄安新区地方标准目录。
河北雄安新区管理委员会综合执法局
2024 年 3 月 8 日
前 言
根据雄安新区管理委员会改革发展局《关于印发2022年雄安新区地方标准第一批立项项
目计划的通知》的要求，标准（规程、导则）编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，
参考有关国际标准和国外先进标准，结合雄安新区实际情况，在广泛征求意见的基础上，制
定本标准（规程、导则）。
本指标的主要技术内容是：1.总则；2.术语和符号；3.基本规定；4.建筑策划；5.建筑
设计；6.结构设计；7.电气设计。
本指标由河北雄安新区管理委员会建设和交通管理局负责管理，清华大学建筑设计研究
院有限公司负责具体技术内容的解释。在执行过程中如有意见和建议，请寄送至清华大学建
筑设计研究院有限公司，邮编：100084，电子邮箱：dqfh@cadg.cn）。
主 编 单 位 ：亚太建设科技信息研究院有限公司
河北雄安新区管理委员会建设和交通管理局
清华大学建筑设计研究院有限公司
参 编 单 位 ：雄安新区建设和交通管理局
雄安新区建设工程质量安全检测服务中心
信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司
中国建筑设计研究院有限公司
北京北建大建筑设计研究院有限公司
华东建筑设计研究院有限公司
四川省建筑设计研究院有限公司
江苏省建筑设计研究院股份有限公司
中国建筑一局（集团）有限公司
清华大学
河北雄安新区勘察设计协会
大全集团有限公司
隆基乐叶光伏科技有限公司
北京江河智慧光伏科技有限公司
泛在建筑技术（深圳）有限公司
南京乐作建筑设计事务所有限公司
汉摩尼（江苏）光电科技有限公司
主要起草人员：王学东 宋晔皓 李 冲
李劲遐 刘 章 仲继寿
吕 强 魏 星 刘 恒
刘志军 柴铁锋 孙 洲
孟根宝力高 韩维池 徐 宁
李俊民 徐 华 熊文文
杨 蕾 崔婧瑞 高 磊
卿 鹏 胡 斌 沈俊峰
褚英男 师劭航 张 松
戴 罡 王启战 于 娟
魏 涛 徐大辉
主要审查人员：徐宗武 薛 明 李文江
董岳华 汤 洋 贺 静
章 放
目 次
1 总则...........................................................................................................................................1
2 术语和符号...............................................................................................................................2
3 基本规定...................................................................................................................................4
4 建筑策划...................................................................................................................................5
4.1 一般规定........................................................................................................................5
4.2 消纳方式评估................................................................................................................5
4.3 全寿命周期效益评估....................................................................................................5
5 建筑设计...................................................................................................................................6
5.1 一般规定........................................................................................................................6
5.2 光伏屋面........................................................................................................................6
5.3 墙面光伏........................................................................................................................7
5.4 遮阳光伏构件................................................................................................................7
5.5 清洗维护设计................................................................................................................7
6 结构设计...................................................................................................................................9
6.1 一般规定........................................................................................................................9
6.2 荷载作用与构件设计....................................................................................................9
6.3 面板设计......................................................................................................................13
6.4 连接设计......................................................................................................................14
7 电气设计.................................................................................................................................15
7.1 一般规定......................................................................................................................15
7.2 光伏阵列设计..............................................................................................................15
7.3 建筑光伏系统过电流保护..........................................................................................16
7.4 建筑光伏系统过电压防护..........................................................................................18
7.5 光伏发电监测系统......................................................................................................20
7.6 光伏系统安全要求......................................................................................................21
附录 A PV 方针架构组成 .......................................................................................................23
附录 B 建筑并网光伏系统计算 .............................................................................................27
附录 C 建筑独立光伏系统计算 .............................................................................................29
引用标准名录.............................................................................................................................31
I
Contents
1 General Principles ......................................................................................................................1
2 Terminology and Symbols .........................................................................................................2
3 Basic Principles ..........................................................................................................................4
4 Architectural Programming ........................................................................................................5
4.1 General requirements ......................................................................................................5
4.2 Assessment of consumption patterns ..............................................................................5
4.3 Life cycle benefit assessment ..........................................................................................5
5 Architectural Design ..................................................................................................................6
5.1 General requirements ......................................................................................................6
5.2 PV roof ............................................................................................................................6
5.3 PV facade ........................................................................................................................7
5.4 PV shading devices .........................................................................................................7
5.5 Cleaning and maintenance design ...................................................................................7
6 Structural Design .......................................................................................................................9
6.1 General requirements ......................................................................................................9
6.2 Load effects and component design ................................................................................9
6.3 Panel design ..................................................................................................................13
6.4 Connection design .........................................................................................................14
7 Electrical Design ......................................................................................................................15
7.1 General requirements ....................................................................................................15
7.2 PV array design .............................................................................................................15
7.3 Overcurrent protection for building PV systems ..........................................................16
7.4 Overvoltage protection for building PV systems ..........................................................18
7.5 PV power generation monitoring system ......................................................................20
7.6 PV system safety requirements .....................................................................................21
Appendix A PV Approach Architecture Components ..............................................................23
Appendix B Building Grid-Tied Photovoltaic System Calculations .......................................27
Appendix C Building Standalone PV System Calculation ......................................................29
List of Referenced Standards ......................................................................................................31
II
1 总则
1.0.1 为提升雄安地区民用建筑光伏应用的科学性、合理性，强化建筑光伏应用与雄安
风貌要求的协调性，规范建筑附属光伏系统的设计、施工、验收和运行维护，保证工程质
量，特制定本标准。
1.0.2 本标准适用于新建、改建或扩建的民用建筑、工业建筑及构筑物建筑附属光伏系
统工程，以及在既有建筑物或构筑物上安装或改造已安装的建筑附属光伏系统工程的设
计、施工、验收和运行维护。
1.0.3 建筑附属光伏系统的设计、施工、验收和运行维护除应符合本标准的规定外，尚
应符合国家和雄安新区现行有关标准的规定。
1
2 术语和符号
2.0.1 建筑光伏系统 building mounted photovoltaic (PV) system
安装在建筑物上，利用太阳能电池的光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电
系统。
2.0.2 建筑附属光伏系统 building attached photovoltaic (PV) system
光伏发电设备不作为建筑材料或构件，在已有建筑上安装的形式。
2.0.3 安装容量 capacity of installation
光伏发电站中安装的光伏组件的标称功率之和，计量单位是峰瓦（Wp）。
2.0.4 额定容量 rated capacity
光伏系统中安装的逆变器的额定有功功率之和，计量单位是千瓦（kW）。
2.0.5 光伏方阵 PV array
相互电气连接的光伏组件、光伏组串或光伏子方阵的集合。
光伏方阵为从光伏组件连接至逆变器或直流负载输入端的所有部件，但不包括 PV 方
阵的设备基础、跟踪装置、热控和其他类似部件。
2.0.6 光伏子方阵 PV sub-array
由并联的 PV 组件或 PV 组串组成的 PV 方阵的一部分。
2.0.7 光伏组串汇流箱 PV string combiner box PV
组串在其中进行连接且可能含有防过电流保护电器和/或隔离开关的箱子。
2.0.8 光伏方阵汇流箱 PV array combiner box
PV 子方阵在其中进行连接且可能含有防过电流保护电器和/或分断电器的箱子。小
型方阵通常不包含子方阵而由组串简单组成，而大型方阵通常由多个子方阵组成。
2.0.9 电力转换设备 power conversion equipment (PCE)
将 PV 方阵传递的电力转换为适当频率和/或电压值，传递到负载、储存到蓄电池或
注入到电网的系统。
2
2.0.10 逆变器 inverter
将 PV 方阵的直流电压和直流电流转变为交流电压和交流电流的 PCE。
2.0.11 最大功率跟踪 maximum power point tracking (MPPT)
利用硬件设备和软件控制策略，让光伏组件串的输出功率始终工作在最大功率点附
近。
3
3 基本规定
3.0.1 建筑光伏应用规划及规模应符合雄安新区和电网消纳能力。
3.0.2 建筑附属光伏系统不应影响本建筑采光、隔热、隔声等功能。
3.0.3 建筑附属光伏系统的设计和建造应当充分考虑安装部位、发电材料、应用方式和
产能效益等，与雄安新区建筑风貌相协调，并满足安全性、经济性、安装维护便利等要
求。
3.0.4 建筑附属光伏系统组件的类型、安装方式和外观，应当充分考虑建筑的布局、朝
向、间距等控制性条件，并与建筑、结构、幕墙、电气等相关专业进行协同设计。
3.0.5 建筑附属光伏系统应纳入建筑结构的荷载计算。既有建筑上应用建筑附属光伏系
统时，应对既有建筑的结构性能进行复核。
3.0.6 建筑附属光伏系统中的光伏组件应根据雄安地区气候，采取相应的防冻、防冰雪、
防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。
3.0.7 建筑附属光伏系统中的光伏组件应满足对应安装部位的使用功能、建筑节能、结
构安全及电气安全等要求，并配置带电警告标识及电气安全防护设施。
4
4 建筑策划
4.1 一般规定
4.1.1 应评估场地内光伏系统建设的可行性，充分考虑建筑周围环境对光伏组件的遮挡，
合理规划光伏组件的安装位置和组件形式，并充分考虑光伏材料对规划设计方案中建筑
风貌的影响。
4.1.2 根据建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、方位角、倾角、光伏组件规格确定光伏
系统最大装机容量，并结合建筑用电负荷情况、光伏系统形式、光伏系统效率，预测模拟
全年发电量和典型年逐月发电量。系统效率估算应逐年递减，综合考虑全生命周期的效
率。
4.2 消纳方式评估
4.2.1 应根据光伏系统逐时发电量和用电负荷的逐时用电量，制定光伏发电的消纳方案。
4.2.2 光伏发电系统应根据峰谷平电价政策制定合理的储能容量，确保光伏发电的有效
消纳。
4.3 全寿命周期效益评估
4.3.1 应根据光伏系统的组成估算光伏系统的回收期。
4.3.2 应根据光伏系统发电量、储能、峰谷平电价核算光伏系统的投资回收周期。
5
5 建筑设计
5.1 一般规定
5.1.1 应根据所在地区的气象因素，合理确定建筑的布局、朝向、间距等控制性条件。
5.1.2 应结合建筑的性能、功能、外观、结构、用电需求等因素，合理选择光伏系统及安
装位置。
5.1.3 光伏系统应与建筑、结构、幕墙、电气等相关专业进行协同设计。
5.1.4 光伏组件的选用及安装应符合下列规定：
1 应满足消防通道及消防设施的正常使用；
2 应保证光伏组件所在建筑部位的功能和性能要求；
3 应避免光污染；
4 不应跨越建筑变形缝；
5 应保证建筑的防水、保温、防结露、防雷接地等性能；
6 应避开落水管、排烟口、通风口、消防救援窗等位置；
7 应标准化、单元化，充分考虑加工、运输、安装、维护的可实施性和便利性。
5.1.5 在人员可能接触或接近光伏组件的位置，应设置触电警示标识和电气安全防护设
施。
5.2 光伏屋面
5.2.1 混凝土平屋面安装的光伏组件应设置专用基础。
5.2.2 混凝土坡屋面安装的光伏组件宜选择顺坡架空安装方式。
5.2.3 金属屋面安装的光伏组件应符合下列规定：
1 光伏组件应与主体结构或直立锁边的支座连接牢固；
2 安装于直立锁边支座的光伏组件不应影响屋面板滑移变形；
3 光伏组件应与金属屋面进行整体抗风揭实验。
6
5.2.4 光伏组件排水坡度应≥2%。
5.2.5 光伏组件的安装应避免出屋面楼梯间、检修口、女儿墙、天窗、机电设备、构筑物
等的日照遮挡。
5.3 墙面光伏
5.3.1 建筑的形体设计应综合考虑光伏组件的模数规格，结合当地的日照角度进行设计，
不宜在建筑北侧设置光伏组件。
5.3.2 光伏组件的颜色和肌理应与建筑墙面协调。
5.3.3 光伏组件应与主体结构的梁、柱有效连接。
5.3.4 光伏组件与实体幕墙连接时应与主要传力构件有效连接。
5.3.5 应避免周边建筑、周边景观绿化种植和建筑自有构件的阴影遮挡光伏构件。
5.4 遮阳光伏构件
5.4.1 光伏遮阳构件应符合国家现行标准《建筑用光伏遮阳板》GB/T 37268、《建筑用光
伏遮阳构件通用技术条件》JGJ/T 482 的规定。
5.4.2 应评估不同类型的光伏遮阳构件对建筑节能潜力的影响，结合预期的建筑外观效果
选取最优的设计形式。
5.4.3 安装在窗或玻璃幕墙上的光伏遮阳构件应保证连接安全。
5.4.4 不宜在开启扇上安装光伏组件。
5.5 清洗维护设计
5.5.1 光伏组件应便于安全维护和清洁。
5.5.2 高度超过 50m 的光伏组件应设置清洗设施。清洗维护设备应结合建筑体型、幕墙系
统特点进行设置。
7
5.5.3 维护设施应注重构造设计及选用产品的安全性、耐久性和易维护性。
5.5.4 应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。
8
6 结构设计
6.1 一般规定
6.1.1 建筑光伏系统的结构设计应包括结构选型、组件布置及连接设计；
6.1.2 作为建筑构件的光伏发电组件的结构设计应包括：荷载及作用效应组合分析、组
件强度及刚度校核、支撑构件的强度及刚度校核、光伏发电组件与支撑构件的连接计算、
支撑构件与主体结构的连接计算等。
6.1.3 建筑光伏系统的结构设计应符合建筑附属光伏发电系统的结构设计使用年限不应
小于 25 年；按照建筑设计要求进行合理的结构系统选型。
6.1.4 建筑光伏系统的结构设计和构造及性能指标均应符合《建筑光伏系统应用技术标
准》GBT 51368 与《玻璃幕墙工程技术标准》JGJ 102 及相关规范的规定。
6.2 荷载作用与构件设计
6.2.1 建筑光伏系统
1 建筑光伏系统结构设计应计算下列作用效应:
1) 非抗震设计时，应计算重力荷载、风荷载、雪荷载和温度作用效应；
2) 抗震设计时，应计算重力荷载、风荷载、雪荷载、温度作用和地震作用效应。
2 建筑光伏系统结构设计，宜对施工阶段进行验算，并应符合下列规定：
1) 施工检修荷载不宜小于 1.0kN，当有可靠模拟依据时，也可按实际荷载取值并作
用于最不利位置。
2) 进行构件施工检修荷载承载力验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载
进行组合;永久荷载分项系数可取 1.3，施工检修荷载的分项系数可取 1.5。
3) 变形验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载进行组合，永久荷载分项
系数取 1.0。
9
3 规则构件可按解析或近似公式计算作用效应。具有复杂边界或荷载的构件，宜采
用有限元方法计算作用效应。采用有限元方法作结构验算时，应明确计算的边界条件、
模型的结构形式、截面特征、材料特性、荷载加载情况等信息。
4 构件设计应涵盖最不利构件在最不利工况条件下极限状态的验算。
5 结构件设计考虑温度作用时，可取ΔT=80℃。
6.2.2 建筑光伏系统
1 采光顶结构性能应包括可能承受的风荷载、积水荷载、雪荷载、冰荷载、遮阳装置
及照明装置荷载、活荷载及其他荷载，应按 GB 50009 和 GB 50011 的规定对玻璃采光顶
承受的各种荷载和作用进行组合，并取最不利工况下的组合荷载标准值为玻璃采光顶结
构性能指标。
2 采光顶除应作重力荷载、风荷载计算分析外，必要时还应考虑地震作用(水平及竖
向地震作用)和温度效应的影响，采取相应的构造措施。计算竖向地震作用时，地震影响
系数最大值按水平地震作用的 65%采用。
3 倾斜面板所受荷载，应分解为垂直于面板和平行于面板的分量，并按分量方向分
别计算作用或作用效应组合。
4 锥形或拱形采光顶钢结构，应验算结构体系的承载力、变形和整体稳定性，满足
《空 间网格结构技术规程》JGJ7 的规定。
5 采光顶和金属屋面应按围护结构进行设计，并应具有规定的承载能力、刚度、稳
定性和变形协调能力，应满足承载能力极限状态和正常使用极限状态的要求。
6 采光顶索结构可采用索梁结构、索杆结构、空间索桁架、张弦结构等。
7 索结构设计时，应考虑结构自重、预张力、屋面附加恒荷载、屋面吊挂荷载、屋面
活荷载、雪荷载、风荷载、施工荷载、地震作用、温度变化和支承结构变形等作用。
8 当索结构对主体结构刚度敏感时，应明确提出对主体结构刚度的控制指标。
10
9 形状简单的中小跨度屋面索结构，可采用风振系数的方法近似考虑结构的风动力
效应。风振系数可取：单索 1.2～1.5;索网 1.5～1.8;双层索系 1.6～1.9;横向加劲索系 1.3～
1.5；其他类型索结构 1.5～2.0。结构跨度较大且自振频率较低者取较大值。
10 索与索的连接、索与其它刚性构件的连接、索与围护结构的连接、索的锚固等节
点构造，应与结构分析的计算简图相符。
11 采光顶和金属屋面支承结构及面板的最大挠度应符合表 6.2.2 的规定。
表 6.2.2 采光顶和金属屋面支承结构、面板相对挠度
支承结构或面板 相对挠度(L 为跨距，悬臂结构 L 为 2 倍跨距)
上人 不上人
采光顶 金属屋面 玻璃梁 L/400
铝合金型材单梁 L/200 L/180
钢型材单梁 L/250
平面金属网架和 网格 L/250
空间单层网格 L/200
张拉杆件系统 L/250 L/200
平面单层索网 L/250 L/200
檩条 L/180
玻璃面板 简支矩形 短边/200 短边/100
简支三角形 取高或底边的较大值/200 取高或底边的较大值/100
简支圆形 直径/200 直径/100
点支承矩形 长边支承点跨距/200 长边支承点跨距/100
点支承三角形 取高或底边的较大值/200 取高或底边的较大值/100
金属面板 金属压型板 L/180
金属平板 短边/100
金属平板中肋 L/120
6.2.3 光伏遮阳
1 承载力：建筑用光伏遮阳板承载力应符合设计要求。遮阳板性能应符合表 6.2.3-1
的要求。
11
表 6.2.3-1 承载力性能要求（单位：毫米）
荷载类型 要求
荷载 最大变形（l） L≤3000 时，l ≤L/250；L>3000 时，l ≤15
其他 应无损坏和功能障碍
安全荷载 不应出现断裂、脱落等破坏现象
注：L 为叶片的长度
2 抗动风压性能：建筑用光伏遮阳板的动风压性能应符合设计要求。动风压性能分
为 12 级,见表 6.2.3-2。试验后光伏遮阳板不应出现损坏和功能障碍。
表 6.2.3-2 动态风压性能分级（单位：米每秒）
分级 指标值 分级 指标值
1 0.3≤ υ < 1.6 7 13.9≤ υ < 17.2
2 1.6≤ υ < 3.4 8 17.2≤ υ < 20.8
3 3.4≤ υ < 5.5 9 20.8≤ υ < 24.5
4 5.5≤ υ < 8.0 10 24.5≤ υ < 28.5
5 8.0≤ υ <10.8 11 28.5≤ υ < 32.7
6 10.8≤ υ <13.9 12 32.7
注 1：υ为检测风速
注 2：超过 12 级在分级后注明检测风速
3 机械耐久性能：活动式建筑用光伏遮阳板的机械耐久性能不应低于 JG/T 274—
2018 中的 3 级规定。
4 抗冲击性能：建筑用光伏遮阳板的性能应符合 GB/T9535,GB/T 18911 冰雹试验的
规定。
5 热斑耐久性能：建筑用光伏遮阳板应在规定条件下进行热斑耐久试验,不应产生下
列问题：
1) 光伏电池组件严重外观缺陷﹔
2) 最大输出功率功率衰减超过试验前测试值的 5%﹔
3) 绝缘电阻应满足初始试验同样的要求;
4) 焊点融化、叶片变形等问题。
12
6.2.4 光伏窗
1 光伏窗应计算风荷载、重力荷载及温度作用效应。光伏窗玻璃设计计算可按现行
行业标准《建筑玻璃应用技术规程》GJ 113 规定的计算方法执行。
2 启闭频繁或设计使用年限要求高的光伏窗，可根据实际需要提高反复启闭的设计
要求。
6.2.5 光伏雨棚与栏板
1 悬挑雨蓬负风压体型系数取-2.0。正风压体型系数按悬挑长度确定，当悬挑长度小
于 1.0m 时取+1.0，悬挑长度大于 4.0m 时取+1.4，悬挑长度在 1.0m～4.0m 之间时可线性
插值。
2 雨蓬系统设计和构造应适应主体结构的变形。
3 雨蓬的钢结构防火设计，钢结构防火应满足《建筑设计防火规范》GB 50016 及《建
筑钢结构防火技术规范》CECS200 中燃烧性能和耐火极限的要求。
4 雨蓬玻璃面板可采用明框、隐框、半隐框和点支承等安装方式，不应采用倒挂钢
爪式点支承形式。
5 玻璃构件不宜用作为雨蓬提供结构体系平面内刚度的结构构件。
6 光伏栏板设计应留有布置光伏系统管线的空腔，满足布线和电气线路散热要求。
宜设计空腔便于隐藏光伏组件的接线盒和汇流盒，并方便检查电气系统联结情况。
6.3 面板设计
6.3.1 光伏玻璃可采用不同类别的玻璃板块构成，形成具备各种功能和特征的面板结构
单元。
6.3.2 光伏玻璃厚度应经强度和刚度计算确定。
6.3.3 光伏面板结构构件的挠度应符合建筑构件及光伏组件功能要求。
13
6.3.4 透明光伏组件中间的粘结胶膜根据所在位置可选用聚乙烯醇缩丁醛树脂(PVB)、
SGP 胶片或 EVA 胶片，胶片厚度不应小于 0.76mm。
6.4 连接设计
6.4.1 面板与支承结构的连接，应能满足荷载、地震和温度作用所产生的平面内和平面
外的变形要求。
6.4.2 点支承光伏组件的电池片(电池板)至孔边的距离不宜小于 50mm; 框支承光伏组件
电池片(电池板)至玻璃边的距离不宜小于 15mm，宜和附属构件协同设计，不应遮挡组件。
光伏采光顶电线(缆)、电气设备的连接设计应统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，应满足
安装维护要求。型材断面结构和支承构件设计应考虑光伏系统导线的隐蔽走线和散热空
间。
6.4.3 连接光伏系统的支架、双层金属屋面系统中用于支承装饰层或其他辅助层的连接
构件不宜穿透金属面板。如果确有必要穿透时，宜采取柔性防水构造措施进行防水。
6.4.4 连接光伏系统的支架承载力应满足设计和使用要求，易于实现光伏电池的拆装。
14
7 电气设计
7.1 一般规定
7.1.1 建筑光伏发电系统一般由光伏组件、光伏方阵、光伏汇流设备（包括光伏汇流箱、
直流配电柜和直流电缆等）、储能及控制装置、逆变器、交流配电柜、布线及监测系统等
设备组成。
7.1.2 在既有建筑上增设或改造太阳能发电系统，必须经建筑结构安全复核，满足建筑
结构的安全性要求。
7.1.3 建筑物上安装太阳能系统不得降低相邻建筑的日照标准，新建建筑上建设光伏系
统应与主体建筑同步设计、施工和验收。
7.1.4 建筑光伏系统的设计应与建筑设计同步完成。建筑光伏系统不应影响本建筑采光、
隔热、隔声等功能。
7.1.5 太阳能光伏发电系统中的光伏组件设计使用寿命应高于 25 年，系统中多晶硅、单
晶硅、薄膜电池组件自系统运行之日起，一年内的衰减率应分别低于 2.5%、3%、5%，之
后每年衰减应低于 0.7%。
7.2 光伏阵列设计
7.2.1 光伏方阵（PV 方阵）可由单个 PV 组件、单一 PV 组串、几个并联组串或几个并
联 PV 子方阵及其相关电气部件组成。PV 方阵架构组成见附录 1。
7.2.2 并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定，独立光伏系统
逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质确定。
7.2.3 建筑并网光伏系统应计算光伏组串的串联数、光伏组件的并联数、装机容量和发
电量，应按附录 2 计算。
7.2.4 建筑独立光伏系统应按附录 3 计算。
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7.2.5 储能电池时，应根据电池储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、
环境适应能力、技术条件等因素选择，并符合下列规定：
1 宜选用循环寿命长、充放电效率高、自放电小等性能优越的储能电池；
2 宜选用大容量单体储能电池，减少并联数；储能电池串并联使用时，应由同型号、
同容量、同制造厂的产品组成，并应具有一致性；
3 储能系统应具有电池管理系统。宜具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池
整体性能、充放电管理等功能；
4 充放电控制器应具有短路保护、过负荷保护、过充（放） 保护、欠（过）压保护、
反向放电保护、极性反接保护及防雷保护等功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和
通信功能；
5 充放电控制器应符合电磁兼容性要求。
7.3 建筑光伏系统过电流保护
7.3.1 光伏组件的过电流保护应由制造商设置，为 PV 组件和/或其线路选择的过电流保
护电器，应在 PV 组件过电流达到其额定电流的 135%时，在 2h 内保持可靠运行。
7.3.2 当满足式(7.3.2)时，光伏组串应设置过电流保护：
[(NS-1)×Isc_max]>IMOD_MAX_OCPR (7.3.2)
式中：Isc_max——PV 组件、PV 组串或 PV 方阵短路短路的极限值；Isc max=K1×Isc STC，K1
的最小值为 1.25，考虑环境影响，如反射或太阳强度增强，应增大 K1。
ISC_MOD——在标准测试条件下，组件或光伏组串的短路电流；
IMOD_MAX_OCPR——PV 组件的最大过电流保护额定值，通常组件制造商规定为“最
大串联熔断器值”；
NS——由最近的过电流保护电器保护的并联总组串数。
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7.3.3 当两个以上的光伏组串连接到同一路 MPPT 时，每一光伏组串都应装有过电流保
护装置，过电流保护装置的标称额定电流 In 应满足式(7.3.3-1)和式(7.3.3-2)的要求：
1.5×ISC_MOD＜In＜2.4×ISC_MOD (7.3.3-1)
In≤IMOD_MAX_OCPR (7.3.3-2)
7.3.4 当两个以上的光伏子方阵连接到同一逆变器时，应为光伏子方阵提供过电流保护，
过电流保护装置的标称额定电流值 In 应满足式(7.3.4-1)的要求，式(7.3.4-1)中 ISC_S-ARRAY
由式(7.3.4-2)计算：
1.25×ISC_S-ARRAY＜In≤2.4×ISC_S-ARRAY (7.3.4-1)
ISC_S-ARRAY=ISC_MOD×NSA (7.3.4-2)
式中：ISC_S-ARRAY——标准测试条件下光伏子方阵的短路电流；
NSA——光伏子方阵中并联光伏组串的总数量；
7.3.5 对于在故障条件下可能会有来自其他电源的电流注入光伏方阵时，应提供光伏方
阵过电流保护。光伏方阵过电流保护装置额定电流 In 应满足式(7.3.5-1)的要求，式 7.3.5-
1 中 ISC_ARRAY 由式(7.3.5-2)计算：
1.25×ISC_ARRAY＜In≤2.4×ISC_ARRAY (7.3.5-1)
ISC_ARRAY=ISC MOD×Np (7.3.5-2)
式中：ISC_ARRAY——标准测试条件下光伏方阵的短路电流；
Np——为光伏方阵中并联光伏组串总数量。
7.3.6 直流侧过电流保护装置的安装位置应符合下列规定：
1 组串过电流保护装置，应安装在组串电缆与子方阵或方阵电缆连接处，或安装在
组串汇流装置处；
2 子方阵过电流保护装置，应安装在子方阵电缆与方阵电缆连接处，或安装在子方
阵汇流装置处；
3 方阵过电流保护装置，应安装在方阵电缆与逆变器的连接处。
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7.3.7 对 PV 方阵电缆应进行保护，PV 方阵电缆的持续载流量 IZ 应大于或等于 PV 方阵
的最大短路电流。见式(7.3.7)。
IZ≥Isc-max (7.3.7)
7.3.8 直流侧最大系统电压大于或等于 120V 的系统应具备直流串联电弧保护功能。当
检测到故障电弧时，应能切断发生电弧故障的组串或关停故障电弧所在的整个阵列，并
发出可视的告警信号（就地信号或远程监控信号）。
7.3.9 建筑光伏发电系统宜具备快速关断功能，快速关断装置启动后 30 秒内，以光伏方
阵边缘外延 305 mm 为边界，边界范围内的电压应降低到 120 V 以下，边界范围外的电
压应降低到 30 V 以下。快速关闭功能的启动装置应最少由以下之一组成：
1 电网接入断开装置；
2 光伏系统断开装置；
3 易于访问的开关，指示其处于“关”或“开”的位置。
7.3.10 交流侧过电流保护为逆变器后的交流配电系统，系统应装设短路保护和过负荷保
护，装设的上下级保护电器，其动作应具有选择性，且各级之间应能协调配合，具体应满
足 GB 50054 的要求。
7.4 建筑光伏系统过电压防护
7.4.1 光伏组件等设备当不能和建筑外部防雷装置保持间隔距离时，光伏设备外露金属
结构应和建筑外部防雷装置进行等电位连接，光伏系统直流侧宜选用 I 级试验的直流电
涌保护器，电涌保护器可安装在正极与等电位连接带、负极与等电位连接带以及正负极
之间，每一保护模式的冲击电流值 Iimp 不应小于表 7.4.1 中的要求。
表 7.4.1 光伏系统直流侧 Iimp 的选择