光伏建筑一体化系统.doc

《光伏建筑一体化系统.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《光伏建筑一体化系统.doc（16页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、民用建筑技术措施建筑、规划卷（2009版）8光伏建筑一体化系统（审核稿）8.1 一般规定8.1.1光伏设备系统是指由阳光电池阵列、集电器、逆变器、蓄电池及防雷器等设备组成的系统，它可以将太阳光能转换为电能，供给用户。光伏系统产生的电能可以直接供给用户使用；也可以与电网连接，向电网供电，当有需要时，也可以从电网取回相应的电能（表8.1.1）。表8.1.1 光伏系统与电网的关系离网系统并网系统与市电电网脱离，产生的电能自用，徐要蓄电池。与市电电网连接，电能可以相互交换，可不设蓄电池。 并网光伏发电系统是与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。电邮蓄电

2、池的并网发电系统具有可调度行，可以根据徐要并入活推出电网，还具有备用电源的功能，当电网因故停电时可紧急供电。电邮蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑；不带蓄电池的并网发电系统不具备可调度性和备用电源功能，一般安装在较大型的系统上。 受我国目前电网相关的规定的约束，光伏建筑一体化项目绝大多数尚未能并网，乃为项目独立的自用电系统。这种离网系统供电稳定性较差，而且要安装蓄电池租。8.1.2光伏系统可以分为独立光伏发电站系统和光伏建筑一体化系统。 前者与建筑物无关，产生的电力全部输入市电电网。本章主要规定光伏建筑一体化的光伏系统。 光伏建筑一体化系统是指：光伏系统座位建筑物本身的有机组成部分，与

3、建筑物本身同事规划，同时设计，同时施工，同时验收。8.1.3由光伏板阵列与建筑物本身的关系，可以区分为两大类型（1）分离式：光伏板阵列是正坐建筑的组成部分，在建筑外观设计和功能设计时均加以考虑，但它只是依附、连结到建筑上，并不座位建筑物的外观维护结构，建筑本身还需要单独的屋面和墙面。分离式光伏板阵列除自身安全要求外，并无气密、水密、保温、隔热、隔声等建筑功能要求。也就是说：在分离式光伏建筑一体化系统中，发电功能由光伏极阵列承担；建筑物理功能仍由屋面和墙面系统承担，两者分离。（2）合一式：光伏板本身就是屋面和墙面的面板，同时具有发电的功能和维护结构的功能，无需另设屋面和墙面。表8.1.3 分离式

4、和合一式系统的比较分离式同一式优点功能明确区分，两者不相干扰，设计简单。施工方便，维护简单。板材更换容易，互相不受干扰同一面机极两套功能，构建集中在一层皮上，不需要两套支承结构。两套面极合为一套，面板层数合并后可减少。外观为一个有机整体，较为美观。缺点系统重复，用料较多两张皮，建筑处理较为困难，美观方面较差。要满足两套功能，可能双方都不能充分发挥最高水平，相互牵制，相互干扰。光伏阵列往往不在最佳最佳工作点。光伏板布置往往满足不了建筑师的外表要求。更换板件时可能损害其他极的电气性能。同一板件性能多，需要更换的机会加大。8.1.4 光伏建筑一体化系统应在建筑方案设计时一并考虑，在进行围护结构设计时

5、同时设计。8.1.5合一式、光伏系统，应符合玻璃幕墙工程技术规范JGJ102-2003的相关要求。8.1.6分离式光伏系统光伏板阵列及其支承结构应满足抗风和抗震设计的要求，具有充分的承载能力和变形能力。8.1.7建筑的体形和空间组合，应避免太阳能光伏板受建筑自身及周围设施和绿化树木的遮挡，并能满足有不少于4h日照时数的要求。太阳能光伏板还应避免局部被遮挡。 8.2 我国的太阳能资源8.2.1我国有丰富的太阳能资源，全国2/3以上地区的全年太阳能副照量大于5700MJ/m2a，全年日照时数大于2200h。太阳能资源分布及其特征见表8.2.1。我国的太阳能资源可分为四个资源带，见图8.2.1。表8

6、.2.1中国太阳能资源分布及其特征太阳能资源带主要地区（省、市）月平均气温10日照时数6h的天数（d）全年日照时数（h）全年辐射照量MJ/( m2a)太阳能保证率（%）资源丰富带新疆南部、甘肃西北275左右32003300670060新疆南部、西藏北部、青海西部、甘肃西部、内蒙古巴彦淖尔盟西部、青海一部分275325青海南部250300青海西南部250275西藏大部分250300内蒙古乌兰察布巴彦淖尔盟伊克盟一部分300新疆北部275左右30003200540067005060内蒙古呼伦贝尔盟、陕北及甘肃东部一部分225275内蒙古锡林郭勒盟、乌兰察布盟、河北北部一隅275山西北部、河北北部、

7、辽宁部分、北京、天津、山东西北部250275内蒙古伊克昭盟大部分275300青海东部、甘肃南部、四川西部200300西川南部、云南北部一部分200250西藏东部、四川西部和云南北部一部分250福建、广东沿海一带175200海南省225左右资源一般带山西南部、河南大部分及安徽、山东、江苏部分2002502200300420054004050黑龙江、吉林大部分225275吉林、辽宁、长白山地区225湖南、安徽、江苏南部、浙江、江西、福建、广东北部及东南部、广西大部150225湖南西部、广西北部一部分25030014002200420054004050山西南部、四川西部125175湖北、河南西部15

8、0175云南东南一部分175左右云南西部一部分175200贵州西部、云南东南隅、广西西部150175资源贫乏带四川、贵州大部分12510001400420040成都平原、重庆、成都、自贡、攀枝花、贵阳100图8.2.1中国太阳能资源分布8.2.2 我国纬度22至25地区的太阳入射角可按图8.2.2取用。其他地区的太阳入射角可由天文资料查出图8.2.2 我国纬度为22度至25度地区太阳入射 8.3光伏系统 8.3.1光伏发电系统是由太阳能电池阵列，蓄电池组，充放电控制器，逆变器，交流配电柜等设备组成。其部分设备的作用是： 1 太阳能电池阵列：在有光照（无论是太阳光，还是其他发光体产生的光照）情况

9、下，电池吸收光能，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。在光生伏打效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能，是能量转换的器件。太阳能电池一般为硅电池，分为单晶硅太阳能电池，多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池三种。 2 蓄电池组：其作用是贮存太阳能电池方阵受光照时发出的电能并随时向负载供电。太阳能电池发点对所用蓄电池组的的基本要求是：a.自放电率低； b.使用寿命长； c.深放电能力强； d.充电效率高； e. 少维护或免维护 ；f.工作温度范围宽；g.价格低廉。 3 充放电控制器：是能自动防止蓄电池过充电和过放电的设备。由于蓄电池的循环充放电

10、次数及放电深度是决定蓄电池使用寿命的重要因素，因此能控制蓄电池组过充或过放电的充放电控制器是必不可少的设备输出电能转换器光伏幕墙或屋面输入电能变换器蓄电池组负载控 制 器逆变器：是将直流电转换成交流电的设备。由于太阳能电池和蓄电池是直流电源，而负载是交流负载时，逆变器是必不可少的。逆变器按运行方式，科分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，图8.3.1 光伏系统的基本组成为独立负载供电。并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统。逆变器按输出波型科分为方波逆变器和正弦波逆变器。方波逆变器电路简单，造价低，但谐波分量大，一般用于几百瓦以下和对谐波要求不高的

11、系统。正弦波逆变器成本高，但可以适用于各种负载。8.3.2光伏太阳能电池是将光能转变为电能的基本元件，从太阳能电池所采用的光伏技术可分为两类：晶体光伏与薄膜光伏。晶体光伏技术又可分为两类： 1 单晶电池使用从圆柱形单晶硅上切割下来的单晶制成。单晶电池的转换率最高（入射光转换率约为 18% ），但其复杂的制造工艺导致产品的价格略贵。 多晶电池使用从熔化及再结晶硅的晶锭上切割下来的微细晶片制成。多晶电池的生产成本较低，但其效率略为逊色（入射光转换率约为 14%）。 2 薄膜光伏材料是通过将一层超薄光伏材料沉积在基片上制成的。最常见的薄膜光伏材料是使用 a-Si（非晶硅）制成，但也可以使用多种其它材

12、料，例如 CIGS（铜铟/二硒化镓）、CIS（硒化铟铜）、CdTe（碲化镉）、染料敏化等电池以及有机太阳能电池。表8.3.2光伏材料的装换效率类型材料转换效率晶体型单晶硅13-20%多晶硅10-15%-族（GaAa）25-30%薄膜型非晶硅（a-Si）5-8%微晶硅（c-Si、a-Si/c-Si）8-11%-族（CIS、CIGS）8-13%-族（Cds/CdTe）8-11%8.3.3 影响光伏发电的有两个方面。一是光伏组件可能接受到的太阳能，二是光伏组件的本身的性能。 由于太阳能发电的全不能量来自于太阳，因而光伏发电电池方阵列所能获得的辐射量觉得那个了它的发电量。而太阳辐射量的多少与太阳高度、

13、地理纬度、海拔高度、大气质量、大气透明度、日照时间等有关。一年当中四季的变化，一天当中时间的变化，到达地面的太阳辐射直散分量的比例，地表面的反射系数等因素都会影响太阳能的发电但这些因素对于具体建筑而言是客观因素几乎只能被动选择。对于光伏组件而言，光伏方阵的倾角。光伏组件的表面清洁度、光伏电池的转换率、光伏电池的工作环境状态等使我们在设计过程中应该考虑的。8.3.4 单晶硅和多晶硅等晶体硅片电池具有高的光电转换效率。其基本单元为方形或矩形电池片，整齐排列夹在两块玻璃板中形成电池组。在同一电池板中的各个电池为串联连接以获得较高的输出电压。输出的电流通过接线盒与其它电池板相连接。 电池板采用并联连接

14、以获取集中的、较大的电流。典型的晶体硅电池性能见表8.3表8.3 晶体硅电池的典型性能项目性能指标组件类型玻璃+PVB胶及电池片层+玻璃组件尺寸最小300300mm最大23003600mm玻璃类型钢化、半钢化、化学钢化组件类型平板组件、弧形组件、中空组件（U值：1.2W/ m2k）常规组合形式 3.2mm玻璃+2.28mmPVB+6mm玻璃4mm玻璃+2.28mmPVB+6mm玻璃6mm玻璃+2.28mmPVB+6mm玻璃6mm玻璃+2.28mmPVB+8mm玻璃8mm玻璃+2.28mmPVB+8mm玻璃 8mm玻璃+2.28mmPVB+10mm玻璃 10mm玻璃+2.28mmPVB+10mm

15、玻璃电池片类型单晶硅、多晶硅电池片颜色蓝色、青铜色、灰色、黑色、棕色、红色，其他需求的颜色电池片型式（mm）晶体硅125125（可带穿孔）、156156（可倒角）电池片效率单晶硅 15-21%多晶硅 14-17%正面玻璃透光率91%正面玻璃型式低铁超白玻璃、压花玻璃背面玻璃颜色蓝色、棕色、金色、绿色、其他需求的颜色，各种彩釉图案常规晶硅组件透光率5%、10%、20%、25%、30%、35%、40%、50%连接类型背面接线盒，侧面接线盒常规晶硅组件功率：150w/m2 (5%透光率)140w/m2 (10%透光率)130w/m2 (20%透光率)120w/m2 (25%透光率)110w/m2 (

16、30%透光率)100w/m2 (356%透光率)90w/m2 (40%透光率)80w/m2 (50%透光率)系统电压Max. 1000v常规g值26%执行标准IEC61215标准、IEC61730标准、GB/T9535-1998标准支承方式点支式、隐框式、半隐框式、明框式8.3.5 非晶硅薄膜电池具有下列特点：1. 厚度小，非晶硅薄膜层厚度约为0.3m, 而晶体硅片厚为一般为200m,因而原材料消耗少；2岩炼硅需要消耗电能，晶体硅组件顶能回收期需2.2年，而薄膜硅只需1.6年；3薄膜硅的高温性能较好，光电转换效率以25为标准测定，当温度超过25是，转换效率下降。每升高1，晶体硅电池输出功率下降

17、0.5% ；而非晶硅薄膜电流升高0.09%，电压下降0.28%，输出功率下降0.19%，电压和输出功率的温度变化系数远小于晶体硅。4具有良好的建筑性能，其颜色均匀，无晶体光电池的分格图案，并且薄膜具有非常多的颜色，满总建筑艺术的设计要求。 薄膜电池具有透光性，透光率可以在1%-30%范围内选择，满总不同的设计要求。图片缺少图8.3.5-1和8.3.5-28.3.6非晶硅薄膜光伏电池一般可用3.2mm超白玻璃作为面玻璃，3.2mm厚波兰作为衬底玻璃。无光透要求时，也可以采用不锈钢板衬底以提高其抗振动抗冲击的性能。表8.3.6 非晶硅光伏电池典型性能特点衬底材料在浮法玻璃上沉积非晶硅太阳能电池类型

18、双结非晶硅太阳能电池（p-i-n/p-i-n）不透明电池组件电性能额定功率pmp（瓦）40424548最佳电压Vm(伏)44.645.647.448开路电压Vo(伏)60.261.263.464.2最佳工作电流Imp（安）0.90.920.951.0短路电流Isc(安)1.141.161.181.20功率误差5%5%5%5%转换效率5-8%半透明电池组件电性能透过率10%15%20%25%30%额定功率pmp（瓦）3228241816最佳电压Vm(伏)3937.434.530.628开路电压Vo(伏)55545248.543.5最佳工作电流Imp（安）0.820.750.700.660.58短

19、路电流Isc(安)1.050.980.930.870.82功率误差5%5%5%5%5%温度系数电流温度系 数+0.09%/电压温度系数-0.28%/功率温度系数-0.19%/尺寸和重量长(mm)1245宽(mm)635厚(mm)7重量(kg)12.4适用温度范围-40+85系统最大开路电压600VDC8.3.7光伏电池应在规定的测试条件下进行测试。 电气性能测试应按标准测试条件（STC）标准进行，测试条件为：光谱AM1.5,光伏电池垂直于电源，电源辐照强度1000W/m2,电池温度为25.建筑性能测试应符合表8.3.7的要求。表8.3.7 光伏电池建筑性能测试项目序号项目测试依据1落球冲击玻璃

20、性能GB9962-1999夹层玻璃2抗风压性能GB/T7106-22023耐热性能GB9962-1999夹层玻璃4耐湿性能GB9962-1999夹层玻璃5K值GB/T8484-20026紫外测试GB9962-19997气候循环耐久测试GB/T11944-2002中空玻璃8.3.8光伏电池的效率是指光伏电池的输出功率Pm与投射到光伏电池面积上的功率Ps之比，其值取决于其工作点，通常采用其最大值作为太阳能电池的效率。=Pm/Ps (8.3.8) 如果光伏电池工作点不在最大功率点（例如温度高于25），则光伏电池的实际效率都低于式8.3.8所定义的效率。8.3.9 光伏电池的效率与工作温度有关，温度与

21、效率的关系可由下式表示：=o1-（T-To） (8.3.9)式中 -温度为T时的效率； o温服为To时的效率； -温度系数，对晶体硅光伏电池可以采用： =0.0049/ 对非晶体硅光伏电池可以采用： =0.0016/8.3.10光伏阵列的布置应能选择合理的朝和角度，以获取最大量的太阳光能。 对于某一具体位置的建筑来说，与光伏阵列结合或集成的屋顶和墙面，所能接受的太阳辐射是一定的。为获得更多的太阳能，光伏阵列的布置应尽可能地朝向太阳光入射的方向，如建筑的南面，西南，东南面等。8.3.11 选择光伏组件，除电气性能外，尚应满足以下的建筑设计的要求。 由于太阳能光伏组件作为建筑的一部分，对建筑物的建

22、筑效果与建筑功能带来一些新的影响。作为与建筑结合或集成的建筑新产品，BIPV对光伏组件应符合如下的要求。 1 颜色和质感：用于BIPV的光伏组件，由于其安装朝向与部位的要求，在不可能作为建筑外装饰的主要材料的前提下，光伏组件的颜色和质感需与整体建筑协调。 2 强度与抗变形的能力：当光伏组件与建筑集成使用时，光伏组件是一种建筑材料，作为建筑幕墙或采光屋顶使用，因此需满足建筑的安全性与可靠性需要。光伏组件的玻璃需要增厚，具有一定的抗风压能力。同时光伏组件也需要有一定的韧性，在风荷载作用时能有一定的变形这种变形不会影响到光伏组件的正常工作。 3 透光率：在光伏组件与建筑集成使用时，如光电幕墙和光电采

23、光顶，通常对它的透光性会有一定的要求。这对于本身不透光的晶体硅太阳电池而言，在制作组件时采用双层玻璃封装，同时通过调整电池片之间的空隙来调整透光量。 4 尺寸和形状：目前市场上大部分的光伏组件的为用于光伏电站和与光伏电子产品配套，规格相对比较单一，不能适应建筑多样化与个性化的要求。用于BIPV的光伏组件，需要结合建筑的不同要求，进行专门的设计与生产。8.3.12 光伏幕墙与屋面产生的电能可按下式计算：Ps=HAK (8.3.12)式中： Ps年产电能（MJ） H-所在地区每1 m2太阳能与年总辐射能（MJ/ m2）; A-光电幕墙或屋面面积； -光伏电池效率，可按下列数值采用：光伏电池类型单晶

24、硅多晶硅非晶硅12%10%8% K修正参数； K=K1K2K3K4K5K6 K1-光伏电池长期运行性能参数，K1 =0.8； K2-灰尘引起的透明度参数，K2 =0.9； K3-光伏电池升温导致性能下降参数，K3 =0.9； K4-导电损耗修正参数，K4 =0.9； K5-逆变器效率参数，K5 =0.9； K6-光伏电池阵列朝向和倾角修正系数，按下表采用：光伏电池方向光伏电池阵列与地平面倾角0306090东0.930.900.780.55南-东0.930.960.880.66南0.931.000.910.68南-西0.930.960.880.66西0.930.900.780.55示例光伏幕墙面

25、积计算示例：已知（1）室内用电负载： 设备一台，日均耗电640Wh; 8W日光灯6盏，平均每天照明3小时； 功率为60W的彩电一台，平均每天收看2小时。（2）幕墙所在地：北京（3）选用单晶硅光伏电板（4）光伏电池阵列与地面成60角，朝南 解 （1） 负载用量 日耗电量： Pd=640Wh+863Wh+62Wh=904Wh 以全年工作280天计算，年耗电量： Py=9042803600J (1Wh=3600J)=911106J （2） 光伏幕墙年发电量应满足室内用电要求：Ps=Py=HKA=Py/HK 北京地区：H=50MJ/ m2=5109MJ/m2 单晶硅：=0.12 K=0.80.90.9

26、0.950.850.68=0.35 A=911106/0.1251090.35 =4.3 m2 采用1000mm760mm光伏电池板，8块，实际面积为： 1.0m0.7686.3 m24.3 m2 可以满足设计需求8.4建筑设计8.4.1 光伏建筑一体化是光伏系统依赖于或依附于建筑的一种新能源利用形式，其主体是建筑，客体是光伏系统。因此，BIPV设计应以不损害和影响建筑的效果、结构安全、功能和使用寿命为基本原则，任何对建筑本身产生损害和不良影响的BIPV设计都是不合格的设计。8.4.2 BIPV的设计应从建筑设计入手，首先对建筑物所处地的地理气候条件及太阳能的资源情况进行分析，这是决定是否选用

27、BIPV的先决条件；其次是考虑建筑物的周边环境条件，即选用BIPV的建筑部分接受太阳能的具体条件，如被其它建筑物遮挡，也不必考虑选用BIPV; 第三是与建筑物的外装饰的协调，光伏组件给建筑设计带来了新的挑战与机遇，画龙点睛的BIPV设计会使建筑更富生机，环保绿色的设计理念更能体现建筑与自然的结合。第四，考虑光伏组件的吸热对建筑热环境的改变。8.4.3 BIPV 的发电系统设计与光伏电站的系统设计不同，BIPV的发电系统设计与光伏电站的系统设计不同，光伏电站一般是根据负载或功率要求来设计光伏方阵大小并配套系统，BIPV则是根据光伏方阵大小与建筑采光要求来确定发电的功率并配套系统。BIPV光伏系统

28、设计包含三部分，分别为光伏方阵设计、光伏组件设计和光伏发电系统设计。 光伏方阵设计，在与建筑墙面结合或集成时，一方面要考虑建筑效果，如颜色与板块大小；另一方面要考虑其受光条件，如朝向与倾角。光伏组件设计，涉入电池片的选型(综合考虑外观色彩与发电量)与布置(结合板块大小、功率要求、电池片大小进行)；组件的装配设计(组件的密封与安装形式)。光伏发电系统的设计，即系统类型(并网系统或独立系统)确定，控制器、逆变器、蓄电池等的选型，防雷、系统综合布线、感应与显示等环节设计。8.4.4 光伏建筑一体化可选用表8.4.4 所列的一体化形式：表8.4.4 光伏一体化的形式BIPV 形式光伏组件建筑要求类型1

29、 光电采光顶 （天窗） 光伏玻璃组件 建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨 同一2 光电屋顶 光伏屋面瓦 建筑效果、结构强度、遮风挡雨 同一3 光电幕墙 （透明幕墙） 光伏玻璃组件 （透明） 建筑效果、结构强度、采光、遮风挡雨 同一4 光电幕墙 （非透明幕墙） 光伏玻璃组件 （非透明） 建筑效果、结构强度、遮风挡雨 同一5 光电遮阳板 （有采光要求） 光伏玻璃组件 （透明） 建筑效果、结构强度、采光 同一6 光电遮阳板 （无采光要求） 光伏玻璃组件 （非透明） 建筑效果、结构强度 同一7 屋顶光伏方阵 普通光伏组件 建筑效果 分离 8 墙面光伏方阵 普通光伏组件 建筑效果 分离8.4.5 光伏建

30、筑一体化的建筑设计应满足建筑设计的要求。 BIPV建筑首先是一个建筑，它是建筑师的艺术品，其成功与否关键一点就是建筑物的外观效果。在BIPV建筑中，我们可通过相关设计将接线盒、旁路二级管、连接线等隐藏在幕墙结构中。这样既可防阳光直射和雨水侵蚀，又不会影响建筑物的外观效果，达到与建筑物的完美结合，实现建筑大师闷得构想。 对建筑物来说光线就是灵魂，其对光影的要求甚高。BIPV建筑是采用光面超白钢化玻璃制作的双面玻璃组件，能够通过调整电池片的排布或采用穿孔硅电池片来达到特定的透光率，即使是在大楼的观光处也能满足光线通透的要求。当然，光伏组件透光率越大，电池片的排布就越稀，其发电功率也会越小。8.4.

31、6 光伏幕墙总体设计应考虑如下要求： 1. 安装地点应选择光照良好，周围无高大物体遮挡； 2留有充分的安装空间，避免碰损光伏电极； 3. 在我国境内，光伏幕墙尽量不朝北面； 4. 可能情况下倾斜安装，利于最大限度吸收太阳能。南方地区宜为纬度加10-15，北方地区宜为纬度加5-10； 5.应采取有效的防雷、防火措施，必要时应采取防鸟措施。8.4.7 光伏幕墙应布线合理。要防止布线产生漏水、受潮、漏电。布线应防止潮气入侵、腐蚀光伏电池。光伏电板宜考虑散热，防止高温影响电池效率和影响电池寿命。8.4.8 一体化建筑中，光伏板件所采用的胶片应为PVB胶片 BIPV建筑中使用的双玻璃光伏组件是由两片钢化

32、玻璃，中间用PVB胶片复合太阳能电池片组成复合层，电池片之间由导线串、并联汇集引线端的整体构件。钢化玻璃的厚度是按照国家建筑规范和幕墙规范，通过严格的力学计算得出的结果。而组件中间的PVB胶片有良好的粘结性、韧性和弹性，具有吸收冲击的作用，可防止冲击物穿透，即使玻璃破损，碎片也会牢牢粘附在PVB胶片上，不会脱落四散伤人，从而使产生的伤害可能减少到最低程度，提高建筑物的安全性能。 普通光伏组件封装用的胶一般为EVA。由于EVA的抗老化性能不强，使用寿命达不到50年，不能与建筑同寿命而且EVA发黄将会影响建筑的美观和系统的发电量。而PVB膜具有透明、耐热、耐寒、耐湿，机械强度高等特性，并已经成熟应

33、用于建筑用夹层玻璃的制作。国内玻璃幕墙规范也明确提出“应用PVB”的规定。BIPV光伏组件采用PVB代替EVA制作能达到更长的使用寿命。8.4.9 框支撑的光伏板件宜采用半钢化玻璃。全钢化玻璃的自爆率为1%-3%，经过二次热处理后，其自爆率虽然可降至千分之二至千分之三，但仍存在自爆的可能，为避免损坏过多，更换困难，宜采用半钢化玻璃。 点支承的光伏板件宜采用钢化玻璃。点支承处应力很大，钢化玻璃具有较高的强度。当然，在极快较小，荷载不大，经过计算，可以采用半钢化玻璃。8.4.10 光伏组件通常位于中空玻璃的上侧和外侧以提高光电装换效率。在采光顶上应用是，下侧（内侧）玻璃宜采用夹层玻璃。以防止玻璃破

34、碎后下坠伤人。8.4.11 分离式光伏系统可以不考虑气密、水密要求，板件之间可以采用开缝式设计。 位于玻璃幕墙前方和采光顶上方的光伏陈列，应考虑其对室内采光的影响，当需要利用光伏块作为遮阳时，其遮挡作用可以作为遮阳的有利因素考虑。如果光伏极件对室内遮挡过多、影响室内采光时，应修改光伏陈列的布置。8.4.12 分离式光伏系统应满足防雷要求，其支承结构应与主体结构的防雷系统可靠连结，构成防雷通路。 合一式光伏系统应符合玻璃幕墙工程技术规范JGJ102-2003的防雷设计要求。8.4.13 位于屋面的光伏系统，其坡度不应小于3%，宜采用5%。雨水的自然排水坡度为2%，玻璃在自重下游挠度，如果找坡小于

35、3%，就会在板块中部形成“锅底”，积聚污物和灰尘，降低光电转换的效率。8.5 结构设计8.5.1 光伏建筑一体化工程，采用合一式光电组件面板，兼作玻璃墙面板时，面板和支承结构的设计应复合玻璃幕墙工程设计规范JGJ102-20018.5.2 光伏组件系统应满足结构安全性的要求 光伏组件与建筑的结合，结构安全性涉及两方面：一是组件本身的结构安全，如高层建筑屋顶的风荷载较地面大很多，普通的光伏组件的强度能否承受，受风变形时是否会影响到电池片的正常工作等。二是固定组件的连接方式的安全性。组件的安装固定不是安装空调式的简单固定，而是需对连接件固定点进行相应的结构计算，并充分考虑在使用期内的多种最不利情况

36、。建筑的使用寿命一般在50年以上，光伏组件的使用寿命也在20年以上，BIPV的结构安全性问题不可小视。 构造设计是关系到光伏组件工作状况与使用寿命的因素，普通组件的边框构造与固定方式相对单一。与建筑结合时，其工作环境与条件有变化，其构造也需要与建筑相结合。如隐框幕墙的无边框、采光顶的排水等普通组件边框已不适用。8.5.3 光伏组件的设计应便于进行结构安装和施工 BIPV建筑是光伏组件与玻璃幕墙的紧密结合。幕墙在我国发展三十年以来，各种幕墙形式都具有了比较成熟的设计和安装技术。构件式幕墙施工手段灵活，主体结构适应能力强，工艺成熟，是目前采用最多的结构形式。单元式幕墙在工厂内加工制作，易实现工业化

37、生产，降低人工费用，控制单元质量，从而缩短施工周期，为业主带来较大的经济效益。双层通风幕墙系统具有通风换气，隔热隔声，节能环保等优点，并能够改善了BIPV组件的散热情况，降低了电池片温度，减少了组件的效率损失，降低热量向室内的传递。BIPV建筑简单来说，就是用BIPV光伏组件取代普通钢化玻璃，其结构形式基本上同传统玻璃幕墙能够相通。这就使得BIPV光伏组件的安装具有深厚的技术基础和优势，完全能够达到安装方便的要求。8.5.4 分离式光伏一体化系统的光伏面板和支承系统应组成独立完整的结构系统。其面板与支架应能承受作用于其上的风力和地震力，北方地区还应考虑积雪荷载。 支承结构应与主体将诶够或基础可

38、靠连结。连结件应进行承载力计算。支承分离式光伏系统的主体结构应能承受光伏系统传来的支承反力。8.5.5 位于屋面上的光伏板件，应进行防雹设计。在20年一遇的冰雹撞击下，光伏板件不应破损。 8.6 施工、验收和维护8.6.1 光伏组件入场时，应进行外观质量检查，检查应在良好的自然光或散射光条件下，距离600mm处观察。光伏组件外观应符合以下条件： 1. 胶合层气泡：不允许直径大于3mm的气泡 2胶合层杂质：在直径500mm的圆内，允许长度小于3mm的杂质2个； 3脱胶：不允许； 4其它：太阳能电池不允许有直径大于3mm的斑点明显的彩虹和色差。8.6.2 光伏建筑一体化工程施工组织设计，除应包含玻

39、璃幕墙施工组织设计的一般内容外，光伏建筑一体化工程施工组织设计尚应包括； 1. 光伏玻璃板块安装后的测试，连接技术规定； 2. 系统测试要求； 3. 与电网连接的技术要求。8.6.3 光伏幕墙和采光顶的加工制作要求应参照执行玻璃幕墙工程技术规范JGJ102-2003。其加工制作尚应符合设计要求。8.6.4 光伏幕墙和采光顶的验收应符合玻璃幕墙工程技术规范JGJ102-2003的要求。8.6.5 光伏幕墙和采光顶验收时，除一般幕墙和采光顶的验收资料外，尚需提供下列资料： 1. 光伏幕墙、采光顶的竣工图和光伏系统计算书； 2. 光伏玻璃产品合格证，性能检验报告和进场检验记录。性能检验报告和进场 检

40、验记录。性能检验项目至少包括，光伏玻璃的耐潮湿行，耐紫外辐照；玻璃光学性能； 3.光伏玻璃组件的电性能检测报告。检测项目至少包括：开路电压，短路电流和峰值功率; 4. 逆变器产品合格证； 5.防雷系统构造隐蔽验收记录； 6其它相关资料。8.6.6 光伏幕墙和采光顶点电性能参数应按设计分区进行验收。验收项目应分为主控项目和一般项目，分别作出评价。主控项目：检查逆变器、断路器、防雷器的品牌、型号和规格。检查光伏玻璃组件的电性能参数：开路电压、短路 电流、输出功率。允许偏差为正负10%。一般项目：光伏玻璃组件应检查：结构类型、材料、尺寸；绝缘性能；湿漏性能；电源引出线电缆品种、规格、性能：监控设备规格、型号、性能；引出线焊接牢固；光伏陈列倾斜度合符设计要求，允许偏差2度；玻璃组件分格线竖向允许偏差5mm。8.6.7 光伏幕墙每年至少进行两次常规检查，时间宜为春天和秋天。应首先检查各组件的透明外壳和框架的牢固，有松动和损坏时应予以修理。可用软布和淡水清洗表面灰尘。清洗宜在早晚进行，不应在白天较热时用冷水冲洗。在狂风、暴雨、冰雹、大雪天气后应及时进行检查。