ICSCCS27.16064TechnicalspecificationforbuildingsolarphotovoltaicinIDB64/T2026—2024前言 III 12規范性引用文件 13術語和定義 34基本規定 45建筑太陽能光伏一體化設計 45.1一般規定 45.2規劃設計 55.3建筑設計 55.4結構設計 66發電系統設計 76.1一般規定 76.2光伏發電系統 76.3光伏方陣 86.4發電量計算 96.5儲能系統 96.6電氣主接線 6.7防雷與接地 7材料、部件和設備 7.1一般規定 7.2光伏組件 7.3光伏構件 7.4逆變器 7.5匯流箱與配電柜 7.6儲能設備 8施工及安裝 8.1一般規定 8.2基座 8.3支架 8.4光伏組件 8.5光伏構件 8.6匯流箱 8.7逆變器 8.8電氣系統 9調試及試運行 DB64/T2026—202410工程驗收 11環保、衛生、安全、消防 11.2環保、衛生 11.3安全、消防 12運行及維護 12.2運行維護 13能效評估 20附錄A（資料性）建筑太陽能光伏一體化設計流程 21附錄B（資料性）寧夏回族自治區各市、縣相關氣象參數資料 22附錄C（資料性）寧夏地區各城市并網光伏電站最佳安裝傾角和發電量速查表 23條文說明 錯誤！未定義書簽。DB64/T2026—2024本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規則》的規定起草。請注意本文件的某些內容可能涉及專利，本文件的發布機構不承擔識別專利的責任。本文件由寧夏回族自治區住房和城鄉建設廳提出、歸口并組織實施。本文件起草單位：中國建筑科學研究院有限公司、寧夏回族自治區建筑科技與產業化發展中心、中國建筑技術集團有限公司、寧夏大學、北方民族大學、寧夏建筑科學研究院股份有限公司、寧夏中昊銀晨能源技術服務有限公司、寧夏永和光福新能源有限公司、寧夏中科嘉業新能源研究院、寧夏聚朋建設工程有限公司。本文件主要起草人：張志杰、王英明、狄彥強、韓利鈞、李顏頤、劉新暉、李小龍、王建真、李興葆、馮琥、唐婷婷、劉娟、馬肖彤、馬中貴、慈強、丁萬勝、何永仁、高召芳、賈小剛、劉壽松、陳宙穎。1DB64/T2026—2024建筑太陽能光伏一體化技術規程本文件規定了建筑太陽能光伏一體化的術語和定義、基本規定、一體化設計、發電系統設計、材料部件和設備、施工及安裝、調試及試運行、工程驗收、環保衛生安全消防、運行及維護、能效評估等內本文件適用于寧夏地區新建、擴建和改建建筑以及既有建筑太陽能光伏一體化工程的設計、施工、驗收和運行維護。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/T799地腳螺栓GB4053（所有部分）固定式鋼梯及平臺安全要求GB/T4208外殼防護等級（IP代碼）GB8624建筑材料及制品燃燒性能分級GB/T10233低壓成套開關設備和電控設備基本試驗方法GB/T12325電能質量供電電壓偏差GB/T12326電能質量電壓波動和閃變GB12348工業企業廠界環境噪聲排放標準GB/T14549電能質量公用電網諧波GB/T15543電能質量三相電壓不平衡GB16776建筑用硅酮結構密封膠GB17799.3電磁兼容通用標準第3部分:居住、商業和輕工業環境中的發射GB17799.4電磁兼容通用標準第4部分:工業環境中的發射GB19517國家電氣設備安全技術規范GB/T20047.1光伏（PV）組件安全鑒定第1部分：結構要求GB/T21086建筑幕墻GB/T24337電能質量公用電網間諧波GB/T29321光伏發電站無功補償技術規范GB/T29551建筑用太陽能光伏夾層玻璃GB/T29759建筑用太陽能光伏中空玻璃GB/T32512光伏發電站防雷技術要求GB/T34120電化學儲能系統儲能變流器技術要求GB/T34131電力儲能用電池管理系統GB/T34133儲能變流器檢測技術規程GB/T34931光伏發電站無功補償裝置檢測技術規程2DB64/T2026—2024GB/T34933光伏發電站匯流箱檢測技術規程GB/T36558電力系統電化學儲能系統通用技術條件GB/T37655光伏與建筑一體化發電系統驗收規范GB/T42288電化學儲能電站安全規程GB/T50002建筑模數協調標準GB/T50006廠房建筑模數協調標準GB50009建筑結構荷載規范GB50011建筑抗震設計規范GB50016建筑設計防火規范GB50033建筑采光設計標準GB50057建筑物防雷設計規范GB/T50063電力裝置電測量儀表裝置設計規范GB50118民用建筑隔聲設計規范GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB50168電氣裝置安裝工程電纜線路施工驗收標準GB50169電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范GB50171電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范GB50172電氣裝置安裝工程蓄電池施工及驗收規范GB50205鋼結構工程施工質量驗收規范GB50207屋面工程質量驗收規范GB50210建筑裝飾裝修工程質量驗收標準GB50212建筑防腐蝕工程施工規范GB50217電力工程電纜設計標準GB50222建筑內部裝修設計防火規范GB50224建筑防腐蝕工程施工質量驗收規范GB50300建筑工程施工質量驗收統一標準GB50303建筑電氣工程施工質量驗收規范GB50345屋面工程技術規范GB50348安全防范工程技術規范GB50370氣體滅火系統設計規范GB50411建筑節能工程施工質量驗收標準GB50794光伏發電站施工規范GB/T50801可再生能源建筑應用工程評價標準GB51048電化學儲能電站設計規范GB51348民用建筑電氣設計標準GB/T51368建筑光伏系統應用技術標準GB55001工程結構通用規范GB55002建筑與市政工程抗震通用規范DL/T1364光伏發電站防雷技術規程DL/T5044電力工程直流電源系統設計技術規程JG/T492建筑用光伏構件通用技術要求JGJ102玻璃幕墻工程技術規范3DB64/T2026—2024JGJ133金屬與石材幕墻工程技術規范JGJ/T139玻璃幕墻工程質量檢驗標準JGJ145混凝土結構后錨固技術規程JGJ255采光頂與金屬屋面技術規程JGJ/T264光伏建筑一體化系統運行與維護規范NB/T10115光伏支架結構設計規程NB/T32034光伏發電站現場組件檢測規程DB64/266建筑工程資料管理規程3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1太陽能光伏系統solarphotovoltaic（PV）system利用太陽能電池的光伏效應將太陽輻射能直接轉換成電能的發電系統，簡稱光伏系統。3.2光伏建筑一體化building-integratedphotovoltaic光伏發電設備作為建筑材料或構件，在建筑上應用的形式，也稱建筑集成光伏發電系統。3.3建筑光伏光熱一體化buildingintegratedphotovoltaic/thermal在光伏建筑一體化基礎上，將太陽能電池組件產生的熱能，在輸出電力同時提供熱水或供暖。3.4光伏組件PVmodule由若干太陽能電池進行內部聯結并封裝、能輸出直流電流、最基本的太陽能電池單元，也稱太陽能電池組件。3.5光伏構件photovoltaicmodulecomponent具有建筑構件功能的光伏組件。3.6建材型光伏組件buildingmaterial-integratedPVmodule指太陽能電池與瓦、磚、卷材、玻璃等建筑材料復合在一起成為不可分割的建筑材料或構件，如光伏瓦、光伏磚、光伏屋面卷材等。3.7光伏瓦PVtile具有建筑瓦片和太陽電池組件發電功能的建材型光伏構件。3.8構件型光伏組件buildingcomponent-integratedPVmodule組合在一起或獨立成為建筑構件的光伏構件，如以標準普通光伏組件或根據建筑要求定制的光伏組件構成墻板、幕墻、屋面板、雨篷構件、遮陽構件、欄板構件等。3.9安裝型光伏組件buildingenvelope-mountedPVmodule在屋頂或墻面上架空安裝的光伏組件。4DB64/T2026—20243.10光伏組件串PVmodulesstring在光伏發電系統中，將若干個光伏組件串聯后，形成具有一定直流電輸出的電路單元。3.11光伏方陣PVarray由若干個光伏構件、光伏組件按一定方式組裝在一起由固定的結構支撐的直流發電單元。3.12獨立光伏發電系統stand-alonephotovoltaicsystem不與公共電網連接的光伏系統，也稱離網光伏系統。3.13并網光伏發電系統grid-connectedPVpowersystem與公用電網聯接的光伏發電系統，系統一般由光伏陣列、逆變器和電網接入設備組成。3.14匯流箱combinerbox在光伏發電系統中將若干個光伏組件串并聯匯流后接入的裝置。3.15并網逆變器grid-connectedinverter將來自光伏方陣或光伏組件的直流電轉換為符合電網要求的交流電并饋入電網的設備。3.16儲能蓄電池storedenergybattery主要指適用于太陽能發電設備和風力發電設備以及可再生能源儲蓄能源用的蓄電池。4基本規定4.1光伏建筑一體化系統規模和形式應結合太陽能資源、建筑類型和功能，施工和運輸條件、負荷特點等因素確定，并應滿足安全可靠、經濟適用、環保美觀，便于安裝和維護的要求。4.2光伏建筑一體化系統建設應與所在地區總體規劃和電力規劃相協調。4.3建筑物上設計、安裝或增設、改造光伏發電系統，應進行日照分析，不得降低相鄰建筑的日照標4.4光伏建筑一體化系統設計應滿足安全性和可靠性要求，綜合考慮經濟合理等因素，鼓勵或優先采用新技術、新工藝、新設備、新材料。4.5安裝在建筑物上或直接構成建筑物圍護結構的光伏組件，應有帶電警告標識及相應的電氣安全防護措施；應有防墜落的安全防護措施，且不應影響建筑防火、防水、保溫以及安全防護等要求。4.6在既有建筑上安裝或改造太陽能光伏一體化系統應按照建筑工程審批程序進行專項工程的設計、施工和驗收。4.7安裝光伏系統的預埋件設計工作年限應與主體結構相同，光伏組件、構件設計工作年限應高于25年。5建筑太陽能光伏一體化設計5.1一般規定5.1.1光伏建筑一體化系統的外觀應與建筑風格相協調。5DB64/T2026—20245.1.2既有建筑增設或改造太陽能光伏系統，應進行建筑安全性評估，并不得影響建筑原有的使用功5.1.3光伏建筑一體化系統設計應符合建筑構件的各項物理性能要求，并采取防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、防火、防腐蝕等技術措施。5.1.4安裝太陽能光伏組件的建筑部位，應設置防止光伏組件損壞、墜落的安全防護設施。5.1.5光伏組件的建設應采取措施避免可能引起的二次輻射和產生光污染。5.2規劃設計5.2.1規劃設計應根據建設地點的地理位置、環境要求及日照條件，確定建筑的布局、朝向、間距、群體組合和空間環境。5.2.2采用光伏系統的建筑，應結合光伏組件類型、安裝位置、安裝方式及材料顏色進行一體化設計。5.2.3規劃設計應為建筑太陽能光伏一體化應用系統提供設計安裝條件。5.2.4光伏組件主要朝向宜為南向或東南、西南，且應符合寧夏回族自治區各地市的相關規劃管理技術規定。安裝光伏發電系統的建筑單體或群體不為南向時，建筑設計宜為光伏組件取得最佳朝向提供條件。5.2.5建筑的體型和空間組合應與光伏發電系統有機結合，光伏組件的安裝應避開建筑自身及構件、周圍設施和綠化植物造成的日照遮擋。屋頂光伏組件的傾角宜滿足本規程附錄C的要求。5.2.6屋頂花園、高層疏散屋面、屋頂活動場所等嚴禁設置高壓光伏系統，當設置低壓光伏系統時，須配置安全防護設施。5.3建筑設計5.3.1建筑太陽能光伏一體化應用系統的設計應與建筑設計同步完成。5.3.2安裝光伏組件的建筑部位應采取相應的構造措施，且不得影響該部位建筑防水、排水、建筑隔熱及保溫效果。5.3.3光伏組件及陣列的布置，應考慮自身的通風降溫。5.3.4建筑光伏方陣不應跨越建筑變形縫。5.3.5建筑屋面安裝光伏發電系統不應影響屋面防水的維護與更新。5.3.6光伏組件布置在平屋面上，應符合下列規定：a)建材型、構件型光伏組件應符合其所在部位相關建筑材料、構件的性能要求；b)安裝型光伏組件可采用固定式或可調節式安裝支架；c)光伏組件與支架采用不銹鋼螺栓連接；支架應滿足抗震、抗風荷載、抗雪荷載要求；支架與基座宜采用螺栓連接，并應在連接部位采取防水密封措施；支架基座與屋面結構應同步一體施工；d)光伏組件的支架基座應增加附加防水層，構成建筑屋面面層的建材型光伏組件，除應保證屋面排水通暢外，還應具有一定的剛度；e)光伏方陣之間應設置寬度不小于600mm的維修與人工清洗通道，且通道應鋪設屋面保護層。多雪地區的建筑屋面安裝光伏組件時，宜設置便于人工融雪、清掃的安全通道。5.3.7光伏組件布置在坡屋面上，應符合下列規定：a)建筑物屋面坡度設計宜滿足光伏組件受光最佳傾角的要求；b)光伏組件采用嵌入屋面的布置方式時，應滿足屋面熱工性能的要求，并應有熱量排除或熱回收的技術措施；c)光伏組件采用順坡架空的布置方式時，其與屋面之間的垂直距離應滿足安裝距離和通風散熱間隙的要求；6DB64/T2026—2024d)安裝型光伏組件采用順坡架空或順坡鑲嵌的布置方式時，支架應與預埋件牢固連接，并應滿足屋面防水和屋面排水的要求；e)建材型光伏組件應具備作為坡屋面材料的防水及剛度要求；f)應在坡屋面上設置維修通道，通道最小寬度為600mm，當坡度大于15度時須采取防墜落措施。5.3.8光伏組件布置在外墻上，應符合下列規定：a)光伏組件的布置應與建筑物及周邊建筑物的墻面裝飾材料、色彩、風格協調統一；b)光伏組件的布置應滿足外墻結構安全、熱工性能及作為外墻維護結構的功能要求，光伏組件及安裝支架與外墻預埋件、預埋件與建筑主體結構可靠連接；c)安裝光伏組件的外墻應能承受光伏組件荷載，并對安裝部位可能造成的墻體裂縫等隱患采取防范措施；d)光伏組件安裝在窗面上時，應滿足采光、通風等圍護結構的功能要求；e)外墻上光伏組件的引線應穿管暗埋，穿墻管線不宜設置在結構邊緣構件處。5.3.9光伏組件布置在幕墻上，應符合下列規定：a)光伏幕墻單元組件尺寸宜符合幕墻設計模數；b)光伏組件構成的幕墻，其立面造型、色彩應與建筑造型及色彩統一設計，宜與建筑物及周邊建筑物的墻面裝飾材料、風格協調；c)光伏組件構成的幕墻，其建筑和結構設計應滿足JGJ102的規定，并應滿足建筑物采光、通風及圍護結構熱工性能的要求；d)光伏組件的物理性能應滿足幕墻整體性能的要求。5.3.10光伏組件布置在陽臺欄板或平臺欄板時，應符合下列規定：a)光伏組件布置在陽臺欄板或平臺欄板時，宜滿足光伏組件受光最佳傾角的要求；b)陽臺欄板或平臺欄板式光伏組件應符合欄板的高度、強度要求，并應設置電氣安全防護裝置，滿足建筑電氣安全的要求；c)安裝型光伏組件應與欄板結構主體上的預埋件牢固連接，并應采取防墜落措施。5.3.11由光伏組件構成的雨蓬、檐口和屋面采光頂，其剛度、強度應滿足結構安全，還應滿足排水和防止墜物的使用要求。5.3.12光伏組件不宜設置于易觸摸到的地方，且應在顯著位置設置高溫和觸電的標識。5.3.13光伏組件作為屋面維護結構時，其材料和構造應符合屋面相關功能要求。5.3.14光伏組件應避開廚房排油煙煙口、屋面排風、排煙道、通氣管、空調系統等構件布置。5.4結構設計5.4.1結構設計應根據光伏系統的類型，與工藝和建筑設計配合，對光伏組件的安裝結構、支承光伏系統的主體結構或結構構件及相關連接件進行專項結構設計。5.4.2光伏發電系統的主體結構應按自重荷載、雪荷載、風荷載和地震作用的最不利效應組合進行設計。荷載效應組合應符合國家現行標準GB50009、GB55001、GB50011、GB55002及相關標準的規定。5.4.3支撐光伏發電系統的建筑主體結構構件光伏發電系統結構及建筑主體結構構件與光伏發電系統結構的連接應通過驗算確定，風荷載的體型系數，應按國家現行標準GB50009中局部風壓體型系數取值，光伏組件或方陣宜安裝在風壓較小的位置。5.4.4新建建筑上安裝光伏系統，應考慮其傳遞的荷載效應；既有建筑增設或改造光伏系統，必須經結構計算復核，并滿足結構或構件的承載力和抗震性能要求，同時需滿足NB/T10115的相關要求。5.4.5光伏組件或方陣及其支架和連接件的結構設計應符合抗震規定。5.4.6蓄電池、并網逆變器等較重的設備和部件宜安裝在主要承重結構構件上，并進行構件的強度與7DB64/T2026—2024變形驗算。5.4.7光伏組件或方陣的支架，應由預埋在鋼筋混凝土基座中的不銹鋼地腳螺栓固定，鋼筋混凝土基座的主筋應錨固在主體結構內。5.4.8新建光伏一體化建筑的連接件與主體結構的錨固承載力設計值應大于連接件本身的承載力設計值。5.4.9光伏構件的掛插件、支撐件、連接件和基座設計應進行抗滑移和抗傾覆等穩定性驗算。5.4.10光伏方陣與既有建筑主體結構采用后加錨栓連接時，應符合JGJ145的規定。5.4.11支架、支撐金屬件及其它的安裝材料，應根據光伏系統設定的使用壽命選擇相應的耐候材料，并采取抵御使用環境的大氣腐蝕及火災的防護措施。6發電系統設計6.1一般規定6.1.1光伏發電系統設計宜結合建筑物供配電系統設計統一考慮，并應滿足建筑物供配電系統運行安全的要求。6.1.2光伏發電系統向當地交流負載提供電能和向電網發送電能的質量，在諧波、電壓偏差、電壓波動和閃變、電壓不平衡度等方面應滿足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326和GB/T15543的有關規定。6.1.3用戶側并網的光伏發電系統宜采用分散逆變、就地并網的接入方式，并入公共電網的光伏發電系統宜采用分散逆變、集中并網的接入方式。6.1.4并網建筑光伏系統應配置具有通信功能的電能計量裝置和相應的電能量采集裝置，獨立光伏發電系統宜配置計量裝置。6.1.5依據項目用能特點，經技術經濟分析后，宜優先考慮采用建筑光伏光熱一體化系統形式。6.2光伏發電系統6.2.1建筑太陽能光伏系統按是否設置儲能裝置，可分為帶有儲能裝置系統和不帶儲能裝置系統兩種系統。6.2.2建筑太陽能光伏系統按系統裝機容量的大小可分為下列三種系統：a)小型系統，裝機容量不大于20kW的系統；b)中型系統，裝機容量在20kW至100kW（含100kW）之間的系統；c)大型系統，裝機容量大于100kW的系統。6.2.3并網建筑光伏系統母線電壓應根據單個并網點的安裝容量，按接入系統的要求進行選擇。6.2.4光伏系統直流側系統電壓設計，應根據直流電壓高低分成不同安全等級，采取相應安全措施，并應符合下列規定：a)直流側電壓大于600V時，不應用于有人員活動的建筑光伏發電系統；b)直流側電壓大于120V且小于或等于600V時，應采取下列安全保護措施：1）應懸掛直流高壓警示標志；2）直流電纜應有金屬套管或線槽保護；3）最小單塊光電建筑構件應具有獨立快速關斷功能。c)直流側電壓小于或等于120V時，應具有最小單塊光電建筑構件獨立關斷功能。6.2.5同一個最大功率跟蹤（MPPT）支路上接入的光伏組件串的電壓、方陣朝向、安裝傾角宜一致。6.2.6不含儲能裝置的并網建筑光伏系統，逆變器的總功率應根據接入的光伏方陣容量選擇確定，逆8DB64/T2026—2024變器規格型號及數量與接入的光伏方陣容量相匹配。6.2.7獨立光伏發電系統中逆變器的功率應根據交流側負荷最大功率及負荷特性選擇確定，應盡量符合交流側負荷最大功率及負荷特性的要求。6.2.8連接在光伏發電系統直流側的設備，其允許的工作電壓等級應高于光伏組件串在當地晝間極端氣溫下的最大開路電壓。6.2.9直流匯流箱、組串式逆變器宜靠近光伏方陣布置，室內布置的逆變器、匯流箱、變壓器應設置散熱通風措施。6.2.10建筑太陽能光伏系統中的線纜敷設要求應滿足GB50217相關要求。6.2.11光伏系統直流側中不同電氣設備間應設置斷路器，斷路器應符合下列規定：a)應選用直流斷路器；b)采用多斷點串聯形式時，各觸頭在結構設計上應保證同步接觸與分斷；c)用于光伏組串和光伏幕墻子方陣保護的直流斷路器，應無極性；d)分斷能力應大于可能的反向故障電流。反向故障電流來自并聯的光伏組串、并聯的光伏幕墻子方陣和連接的其他電源。6.3光伏方陣6.3.1建筑光伏系統光伏方陣宜采用固定式安裝。6.3.2光伏方陣中同一組串中各光伏組件的電性能參數宜保持一致，光伏組件串的工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍內，組件串聯數量應按下列公式計算：式中：Kv'Kv—光電建筑構件開路電壓溫度系數；—光電建筑構件工作電壓溫度系數；N—光電建筑構件串聯數（N取整）；t—光電建筑構件工作條件下的極限低溫(℃);t'—光電建筑構件工作條件下的極限高溫(℃);vdcmax—逆變器允許的最大電流輸入電壓（Vvmpptmax—逆變器MPPT電壓最大值（V）；vmpptmin—逆變器MPPT電壓最小值（V）；voc—光電建筑構件的開路電壓（V）；vpm—光電建筑構件的工作電壓（V）。6.3.3光伏方陣的選擇、設計應遵循以下原則：a)光伏組件的類型、規格、數量、安裝位置、安裝方式和可安裝場地面積應根據建筑設計及其電力負荷確定；光伏方陣的結構設計必須保證元件與支架能夠抵抗所在地區抗風力，結構安全符合相關規范;b)應根據光伏組件規格及安裝面積確定光伏系統最大裝機容量;c)應根據并網逆變器的額定直流電壓、最大功率跟蹤控制范圍、光伏組件的開路電壓及其溫度系數，確定光伏組件的串并聯數;9DB64/T2026—2024d)建材型和構件型光伏系統在建筑設計時需統籌考慮電氣線路的安裝布置，同時要保證光伏組件的可靠接地。6.3.4當固定式光伏方陣不受建筑條件限制且采用固定式布置時，應結合當地的多年月平均輻照度、直射分量輻照度、散射分量輻照度、風速、雨水、積雪等氣候條件設計最佳傾角，盡量便于清除灰塵雜物，保證組件通風良好，并宜符合下列要求：a)對于并網光伏發電系統，傾角宜使光伏方陣的傾斜面上受到的全年輻照量最大;b)對于獨立光伏發電系統，傾角宜使光伏方陣的最低輻照度月份傾斜面上受到較大的輻照量。6.4發電量計算6.4.1光伏系統發電量預測應根據站址所在地的太陽能資源情況，并考慮光伏發電系統設計、光伏方陣布置和環境條件等各種因素后計算確定。6.4.2建筑光伏系統的發電量應按不同的系統類型、組件類型、方陣布置及設備的配置進行計算，宜以每個并網點為單元，分單元計算發電量，總的發電量應按下式計算：Ep=Σ(3)式中：Ep—光伏系統的總發電量（kWhEi—第i單元發電量（kWh）。6.4.3分單元發電量的計算可按下式計算：式中：HA—水平面太陽能總輻照量（kW·h/m2，峰值小時數Ei—上網發電量（kW·h）；ES—標準條件下的輻照度（常數=1kW·h/m2PAZ—組件安裝容量（kWp）；K—綜合效率系數。綜合效率系數K包括：光伏組件類型修正系數、光伏方陣的傾角、方位角修正系數、光伏發電系統可用率、光照利用率、逆變器效率、集電線路損耗、升壓變壓器損耗、光伏組件表面污染修正系數、光伏組件轉換效率修正系數。6.5儲能系統6.5.1建筑光伏系統配置的儲能宜采用電化學儲能系統，電化學儲能系統設計應符合GB51048的有關規定。6.5.2儲能系統配置應符合下列規定：a)儲能系統的容量應根據負荷特點滿足平滑出力的要求；b)儲能系統的容量應根據光伏發電系統需存儲電量、負荷大小以及需要連續供電時間等確定，在符合存儲多余電量的前提下，應減小儲能容量的配置。6.5.3儲能電池的容量應按下式計算：CC=DFp0(5)式中：CC—儲能電池容量（kW·h）；DB64/T2026—2024D—最長無日照期間用電時數（h）；F—儲能電池放電效率的修正系數（通常為1.05P0—平均負荷容量（kW）；U—儲能電池的放電深度（0.5~0.8）；ka—包括逆變器等交流回路的損耗率（通常為0.7~0.8）。6.5.4電能儲存系統的設計應符合DL/T5044的有關規定。6.6電氣主接線6.6.1并網建筑光伏系統的接線方式應按安裝容量、安全可靠性、運行靈活性和經濟合理性等條件進行選擇，接入用戶側配電網系統時，接入的容量應符合原有上級變壓器及電氣設備的規定。6.6.2建筑光伏系統各并網點電壓等級宜根據裝機容量按表1選取，最終并網電壓等級應根據電網條件，通過技術經濟比選論證確定。當高低兩級電壓均具備接入條件時，宜采用低電壓等級接入。表1光伏系統并網電壓等級12346.6.3建筑太陽能光伏系統母線上的電壓互感器和避雷器應合用一組隔離開關，并組裝在一個柜內。6.7防雷與接地6.7.1建筑太陽能光伏系統的防雷等級應與建筑物的防雷等級一致。防雷設計應符合GB50057的有關規定。新建建筑太陽能光伏系統的防雷和接地應與建筑物的防雷和接地系統統一設計。既有建筑增設光伏發電系統時，應對建筑物原有防雷和接地設計進行驗證，不滿足設計要求時應進行改造。6.7.2建筑太陽能光伏系統的接地設計除應符合GB51348的有關規定外，并應符合下列規定：a)建筑太陽能光伏系統的外露可導電部分及設備的金屬外殼應與建筑接地系統有效連接；b)建筑太陽能光伏系統構件的金屬邊框應通過支承結構與建筑主體的接地點可靠連接，連接部位應清除非導電保護層；c)同一并網點有多臺逆變器時，應將所有逆變器的保護接地導體接至同一接地母排上；d)建筑太陽能光伏系統的交流配電接地形式應與建筑配電系統接地形式相一致。6.7.3直流配電柜輸出回路正極、負極均應設置防雷保護裝置，技術性能應符合GB/T32512和DL/T1364的有關規定。6.7.4交/直流配電柜（箱）內元件的金屬框架或底座等應接地，接地及接地銅排處應設置明顯標識。7材料、部件和設備7.1一般規定7.1.1工程材料及部件應符合國家現行相關標準的規定，并有出廠合格證書，且應滿足設計要求。DB64/T2026—20247.1.2光伏組件及光伏構件的性能指標應符合GB/T20047.1的有關規定。7.1.3工程材料及部件的物理和化學性能應符合建筑所在地的氣候、環境等要求。7.1.4材料、部件和設備應符合在運輸、安裝和使用過程中的強度、剛度以及穩定性規定。7.2光伏組件7.2.1光伏組件的安全性能應符合GB/T20047.1。7.2.2建筑光伏系統采用光伏夾層玻璃時應符合GB/T29551的有關規定，采用光伏中空玻璃時應符合GB/T29759的有關規定。7.2.3多晶硅、單晶硅、薄膜電池組件自系統運行之日起，一年內的衰減率應分別低于2.5%、3%、5%，之后每年衰減應低于0.7%。7.2.4光伏采光頂、透明光伏幕墻、非透光光伏幕墻等大面積薄壁構件須具有必要的穩定性，壽命不應低于建筑圍護結構的壽命，并應符合JG/T492的有關規定。7.2.5光伏組件的防火等級不應低于所在建筑物部位要求的材料防火等級。7.3光伏構件7.3.1光伏構件的性能指標應滿足國家現行有關標準的要求，并應獲得國家認可的認證證書。7.3.2建材型光伏構件應符合建筑模數協調要求，其模數與標稱尺寸應符合GB/T50002和GB/T50006的有關規定。7.3.3光伏構件的支撐材料性能應符合國家現行有關標準的規定。7.3.4建材型光伏構件覆蓋屋面或墻面時，屋面和墻面基層、保溫層的材料燃燒性能應符合GB8624的A級要求。7.3.5坡屋面上光伏瓦設計應符合下列規定：a)坡屋面的坡度宜與光伏瓦在該地區年發電量最多的安裝角度相同；b)光伏瓦宜采用平行于屋面、順坡鑲嵌或順坡架空的安裝方式；c)光伏瓦宜與屋頂普通瓦模數相匹配，不應影響屋面正常的排水功能。7.3.6建筑光伏幕墻設計應符合下列規定：a)光伏幕墻的性能應符合JGJ102的有關規定；b)由光伏幕墻構成的雨篷、檐口和采光頂，應符合建筑相應部位的剛度、強度、排水功能及防止空中墜物的安全性能規定；c)開縫式光伏幕墻或幕墻設有通風百葉時，線纜槽應垂直于建筑光伏構件，并應便于開啟檢查和維護更換；穿過圍護結構的線纜槽，應采取相應的防滲水和防積水措施；d)光伏幕墻之間的縫寬應滿足幕墻溫度變形和主體結構位移的要求，并應在嵌縫材料受力和變形承受范圍之內。7.3.7作為遮陽或采光構件的光伏組件設計應符合下列規定：a)在建筑透光區域設置光伏組件應符合GB50033和GB55016的有關規定；b)作為遮陽構件的光伏組件應符合室內采光和日照的要求，并應符合遮陽系數的要求；c)光伏窗應符合采光、通風、觀景等使用功能的要求；d)用于建筑透光區域的光伏組件，其接線盒不應影響室內采光。7.4逆變器7.4.1建筑光伏系統用并網逆變器性能應符合國家現行標準的有關規定。7.4.2逆變器宜安裝于干燥通風室內，逆變器的總額定容量應根據光伏陣列最大功率及負荷性質確定。7.4.3逆變器的數量應根據光伏發電系統裝機容量及單臺逆變器額定容量確定。DB64/T2026—20247.4.4同一個逆變器接入的光伏組件串的電壓、方陣朝向、安裝傾角宜一致。7.4.5逆變器的選擇應符合下列規定：a)逆變器應具備自動運行和停止功能、最大功率跟蹤控制功能和防止孤島效應功能；b)逆變器應具備無功和有功調節功能；c)無隔離變壓器的逆變器應具備直流檢測及直流接地檢測功能；d)逆變器應具有并網保護裝置，并應與電力系統具備相同的電壓、相數、相位、頻率及接線方e)逆變器應滿足高效、節能、環保的要求。7.4.6逆變器的材料防火要求應符合國家現行標準的有關規定。7.4.7逆變器外殼防護等級應符合GB/T4208的有關規定，室內型不應低于IP20，室外型不應低于IP54。7.5匯流箱與配電柜7.5.1逆變器進線端子數量不能滿足光伏方陣組串數量時，應配置匯流箱和直流配電柜。7.5.2匯流箱應根據使用環境、絕緣水平、防護等級、額定電壓、輸入輸出回路數、輸入輸出額定電流、使用溫度、安裝方式及工藝等技術參數進行選擇。匯流箱輸入回路應具有防反功能并設置防逆流措施。7.5.3匯流箱設置應符合下列規定：a)匯流箱中應匯集所有的光伏組件串輸出線；b)匯流箱內應設置匯流銅母排；c)每一個光伏組件串應由線纜引至匯流母排，在母排前應分別設置直流熔斷器，并宜設置直流斷路器；d)匯流箱內應設置防雷保護裝置；e)匯流箱的設置位置應便于操作和檢修，并宜選擇室內干燥的場所，如室外設置外殼防護等級不應低于IP65。7.5.4交/直流配電柜（箱）內測量互感器及測量表計的精確度等級應符合GB/T50063的有關規定。7.6儲能設備7.6.1電化學儲能系統性能應符合GB/T36558的有關規定。7.6.2鋰離子電化學儲能電池管理系統應符合GB/T34131的有關規定。7.6.3電化學儲能系統宜采用分層安裝，多層疊放，同一層上的單體間宜采用有絕緣護套的銅排連接，不同層間宜采用銅質電纜連接。蓄電池組安裝應符合GB50172的有關規定。7.6.4儲能系統應設置無高溫、無潮濕、無振動、少灰塵、避免陽光直射且有良好通風的專用儲能電池室，儲能電池室應安裝防爆型照明燈及防爆型照明開關。7.6.5儲能電池室防火要求應符合GB/T42288的有關規定。8施工及安裝8.1一般規定8.1.1光伏建筑一體化工程安裝施工應編制施工組織設計及專項施工方案，并按相關程序審批合格后執行。8.1.2光伏系統安裝前應具備下列條件：a)設計文件齊備且應通過施工圖審查，并網接入系統已獲有關部門批準并備案；DB64/T2026—2024b)施工組織設計與施工方案已經批準；c)建筑、場地、電源、道路等條件能滿足正常施工需要。8.1.3安裝光伏系統時，應對已完成的工程部位采取保護措施。8.1.4工程項目施工應建立項目質量管理體系，建立質量責任追溯制度。8.2基座8.2.1新建建筑屋面上的光伏支架基座，對基座及預埋件的水平偏差和定位軸線偏差進行查驗，并做好中間交接驗收記錄，通過后交付安裝單位。8.2.2在既有建筑屋面的結構層上設置支架基座，應按照設計要求施工，完工后應做防水處理，并應符合GB50207的有關規定。8.2.3光伏方陣安裝前，鋼基座或鋼筋混凝土基座頂面的預埋件，應按設計的防腐級別涂防腐涂料，并妥善保護。8.2.4連接件與基座之間的空隙，應采用細石混凝土填搗密實。8.3支架8.3.1支架安裝準備工作應符合下列要求：a)采用現澆混凝土支架基礎時應在混凝土強度達到設計強度100%后進行支架及組件安裝；b)支架的外觀和防腐層應完好無損；c)光伏建筑構件框架與光伏組件支架及其材料應符合設計要求，附件、備件應齊全。鋼結構的焊接應符合GB50205的規定。8.3.2光伏組件支架應按設計要求安裝在主體結構或基座上，位置準確，與主體結構或基座固定牢靠。8.3.3采用型鋼結構的支架，其緊固度應能符合設計圖紙的要求。8.3.4支架安裝過程中不應強行敲打，不應氣割擴孔。熱鍍鋅支架不宜現場打孔。8.3.5光伏方陣結構件焊接完畢應進行防腐處理。防腐施工應符合GB50212和GB50224的有關規定。8.3.6鋼結構支架與框架應與建筑物接地系統可靠連接。8.3.7裝配式方陣支架梁柱連接節點應保證結構的安全可靠，應采用螺栓連接。螺栓的連接和緊固應按照廠家說明和設計圖紙上要求的數目和順序穿放。8.3.8光伏幕墻的支架安裝應符合JGJ102的有關規定。8.3.9支架傾斜角度偏差度不應大于±1°。支架安裝允許偏差應符合表2的規定。表2支架安裝允許偏差橫梁高度差(同組)8.4光伏組件8.4.1光伏組件安裝前應做下列準備工作：a)支架的安裝應驗收合格；b)宜按照光伏組件的電流、電壓參數進行分類和組串；c)光伏組件的外觀及各部件完好無損。DB64/T2026—20248.4.2光伏組件的安裝應符合下列要求：a)光伏組件應按照設計圖紙的型號、規格、連接方式進行安裝；b)光伏組件連接應牢固可靠，固定螺栓的力矩值應符合產品或設計文件的規定；c)光伏組件的排列應整齊，安裝允許偏差應符合表3規定。表3光伏組件安裝允許偏差8.4.3光伏組件之間的接線應符合下列要求：a)光伏組件連接數量和路徑應符合設計要求；b)光伏組件之間插件應連接牢固；c)外接電纜同插接件連接處應搪錫；d)光伏組件進行組串連接后應對光伏組件串的開路電壓和短路電流進行測試；e)光伏組件間連接線可利用支架進行固定，并應整齊美觀。8.4.4安裝時應設置嚴禁觸摸光伏組件串金屬帶電部位的標識。8.4.5光伏建筑構件背面的通風層不得被雜物填塞，應保證通風良好。8.4.6坡屋面上安裝建材型光伏組件，其周邊的防水連接構造必須嚴格施工，不得滲漏，外表應整齊美觀。8.5光伏構件8.5.1光伏構件或陣列應按設計要求可靠地固定在支撐件上。8.5.2光伏構件或陣列應排列整齊，周圍不安裝光伏構件的面上應采用符合設計要求的建筑材料補充，并統一模數，光伏構件之間的連接件、連接方式應便于拆卸和更換。8.5.3光伏構件或陣列與建筑面層之間應留有安裝空間和散熱間隙并保持暢通。8.5.4坡屋面上安裝光伏構件時，整個屋面的防水應符合GB50345的有關規定。8.5.5墻面光伏構件的安裝應符合GB50210、JGJ102的有關規定，并應符合下列規定：a)墻面光伏構件應排列整齊、表面平整、縫隙均勻，安裝允許偏差應符合GB/T21086的有關規b)墻面光伏構件應與普通墻面建筑材料同時施工，共同接受相應的質量檢測。8.5.6在特殊氣候條件下安裝構件時，應與產品生產商制定合理的安裝施工和運營維護方案。8.5.7在既有建筑上安裝光伏構件，應根據建筑物的屋面結構承重現狀，選擇可靠的安裝方法。8.6匯流箱8.6.1匯流箱安裝前應進行檢查，并應符合下列規定：a)匯流箱內元器件完好，連接線無松動；b)匯流箱的所有開關和熔斷器處于斷開狀態；c)匯流箱進線端及出線端與匯流箱接地端絕緣電阻不小于20MΩ。8.6.2匯流箱安裝應符合下列規定：DB64/T2026—2024a)安裝位置符合設計要求，支架和固定螺栓為防銹件；b)匯流箱安裝垂直偏差不應大于1.5mm。8.6.3匯流箱內光伏組件串的電纜在接線前，應確認光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。8.7逆變器8.7.1逆變器安裝前應作下列準備：a)安裝場所應具備安裝條件；b)預埋件及預留孔的位置和尺寸，應符合設計要求，預埋件應牢固；c)檢查逆變器的型號、規格，應符合設計要求，逆變器外觀完好無損；d)運輸及就位的機具應準備就緒，且滿足荷載要求。8.7.2逆變器安裝應符合下列要求：a)采用型鋼基礎安裝的逆變器，逆變器與型鋼基礎之間固定應牢固可靠，型鋼基礎頂部宜高出抹平地面10mm，并應有可靠接地。型鋼基礎允許偏差應符合表4的規定。表4逆變器型鋼基礎允許偏差mm/全長(m)-b)采用壁掛安裝的逆變器，安裝墻體必須具備承重能力與防火性能，安裝空間不可有易燃物和易燃氣體。逆變器需豎直安裝，垂直偏差不大于1.5mm。安裝高度利于觀看液晶顯示與按鈕操作，不可安裝在生活區域與兒童可觸摸到的地方。避免逆變器受到直接日曬、雨淋和積雪。逆變器安裝固定位置鉆孔前，需確保避開墻內水、電走線。8.7.3在逆變器交流側和直流側電纜接線前應檢查電纜絕緣，校對電纜相序和極性，做好施工記錄。8.7.4逆變器直流側電纜接線前應確認匯流箱側有明顯斷開點。8.7.5電纜引線完畢后，逆變器本體的預留孔洞及電纜管口應進行防火封堵。8.8電氣系統8.8.1電氣裝置安裝應符合GB50303的有關規定。8.8.2電纜線路施工應符合GB50168的有關規定。8.8.3電氣系統接地應符合GB50169的有關規定。8.8.4帶蓄能裝置的光伏系統，蓄電池的上方和周圍不得堆放雜物，并應保障蓄電池的正常通風，防止蓄電池兩極短路。8.8.5蓄電池的安裝應符合GB50172的有關規定。8.8.6穿過露臺、樓面和外墻的引線應做防水套管和防水密封等防水措施。8.8.7光伏系統直流側施工時，應標識正、負極性。9調試及試運行DB64/T2026—20249.1光伏發電系統的調試應包括光伏組件串、匯流箱、逆變器、配電柜、二次系統、儲能系統等設備調試及光伏發電系統的聯合調試。光伏發電系統的調試應有調試記錄。9.2設備和系統調試前應完成相關準備工作。9.3光伏組件串的調試按NB/T32034的有關規定進行。9.4匯流箱的調試按GB/T34933的有關規定進行。9.5逆變器的調試按GB50794的有關規定進行。9.6配電柜的調試應符合GB50150和GB/T10233的有關規定。9.7電化學儲能系統的調試除應符合DL/T24、GB/T34120、GB/T34133的有關規定外，尚應檢測電化學儲能電池反接保護、防雷保護、防反向放電保護。9.8光伏發電系統無功補償裝置的設備調試應符合設計要求和GB/T29321、GB/T34931中的有關規定。9.9其他電器設備調試a)由當地供電部門依據電網接入設計方案，完成光伏發電系統的電網接入工程；b)電氣設備的調試應符合GB50150的有關規定。9.10光伏發電系統應進行二次系統調試。9.11光伏發電系統在完成分布調試、具備電網接入條件后，應進行系統聯合調試。9.12光伏發電系統試運行應符合下列規定：a)光伏發電系統的調試完畢，由業主單位組織，設計單位、施工單位與監理單位參加的系統試運行工作；b)試運行時間為連續運行72小時，并保留運行過程的全部實時監控記錄；c)并網光伏發電系統試運行實時監控記錄通過遠程數據傳輸系統提交指定的上級光伏發電管理9.13光伏發電系統并網投運應符合國家現行標準的有關規定。9.14獨立光伏發電系統調試時，應首先確認接線正確、無極性反接及松動情況，合上直流側斷路器后檢查設備指示應正常，啟動逆變器，電源及電壓表指示正確后合上交流斷路器。10工程驗收10.1建筑光伏工程應作為建筑節能分部的子分部工程進行驗收，其施工質量驗收應符合GB50300、GB50210、GB50411和本規程的要求，對于光伏玻璃幕墻工程尚應符合JGJ102、JGJ/T139的有關規定，光伏采光頂工程和光伏遮陽工程尚應符合JGJ255的有關規定。10.2建筑光伏工程施工質量驗收的組織按照GB/T37655的有關規定執行。10.3建筑光伏工程施工中應進行各個工序質量檢查，應對隱蔽部位在隱蔽前進行驗收，并應有詳細的文字記錄和必要的圖像資料。主要隱蔽部位有：a)預埋地腳螺栓或后置錨固件；b)基座、支架、光伏組件四周與主體結構的連接節點；c)基座、支架、光伏組件四周與主體圍護結構之間的建筑構造；d)系統防雷與接地保護的連接節點；e)隱蔽安裝的電氣管線工程。10.4光伏發電系統使用的材料、構配件和設備進場時應驗收，其質量應符合設計要求及現行有關產品標準的規定。材料、構配件和設備驗收應遵守下列規定：a)對材料、構配件和設備的品種、規格、型號、外觀和包裝等進行檢查驗收，并經專業監理工程師（或建設單位項目技術負責人）確認，形成相應的驗收記錄；DB64/T2026—2024b)對材料、構配件和設備的質量證明文件進行核查，并經專業監理工程師（或建設單位項目技術負責人）確認，納入工程技術檔案。質量證明文件主要包括：產品出廠合格證、產品說明書及相關性能檢測報告，定型產品應有型式檢驗報告；進口材料、構配件和設備應提供出入境商品檢驗證明；c)對涉及安全、節能、環保和主要使用功能的光伏組件進場時，應在施工現場隨機抽樣復驗。當復驗的結果不合格時，不得使用。10.5建筑光伏工程的材料、構配件和設備進場驗收、隱蔽工程驗收、分項工程驗收和子分部工程驗收應做好記錄，簽署文件，立卷歸檔。10.6建筑光伏工程質量驗收記錄表參照GB/T37655執行。11環保、衛生、安全、消防11.1一般規定11.1.1建筑光伏系統的建設應根據環境保護要求進行環境影響評價，并應根據工程的實際情況和環境特點，制定環境保護的措施，對建設和運行過程中產生的各項污染物采取防治措施。11.1.2建筑光伏系統不應使用對環境產生危害的光伏組件和設備，對破損或廢舊的光伏組件和設備應進行回收處理。11.1.3建筑光伏系統工程建設、運行維護的勞動安全與職業衛生設計應結合工程情況，積極采用先進、可靠、經濟的技術措施和設施。11.1.4新建、改建、擴建工程的勞動安全衛生設施應與主體工程同時設計、同時施工、同時投入生產和使用。11.1.5建筑光伏系統防火和滅火系統設計應符合GB50016、GB50222和GB50370的有關規定。11.1.6施工單位應針對現場可能發生的危害及事故制定針對性的處置預案，并應對現場作業人員進行安全培訓。11.2環保、衛生11.2.1光伏組件及光伏發電系統的其他構件產生的光輻射應符合GB/T21086的有關要求。11.2.2光伏發電系統噪聲防治應符合GB12348和GB50118的有關規定。11.2.3在居住、商業和輕工業環境中正常工作的逆變器的電磁輻射應不超過GB17799.3規定的輻射限值，并符合GB51348的相關要求；連接到工業電網和在工業環境中正常工作的逆變器的電磁輻射應不超過GB17799.4規定的輻射限值。11.2.4建筑光伏系統組件的清洗用水鼓勵采用中水或雨水。11.3安全、消防11.3.1電氣設備的安全性應符合本規范及GB19517的規定。電氣設備的布置應滿足帶電設備的安全防護距離要求，并應有必要的隔離防護措施和防止誤操作措施，避免發生人身觸電事故。11.3.2平臺、走道、吊裝孔等有墜落風險處，應設置欄桿或蓋板；需登高檢查、維修及更換光伏組件處，應設置操作平臺或扶梯，防墜落傷害設計應符合GB4053的規定。11.3.3屋面安裝光伏陣列區域應有防止錨固點失效后光伏組件墜落的措施。11.3.4在人員有可能接觸或接近光伏系統帶電設備的位置，應設置明顯的防電擊警示標識。11.3.5單獨構成建筑圍護結構的光伏組件除應配置警告標識及電氣安全防護設施外，還應滿足建筑圍護、建筑熱工、結構安全和電氣使用安全等要求。DB64/T2026—202411.3.6安防監控設備的安裝應符合GB50348的有關規定。可安裝有紅外感應功能的監控設備防范初期火災。11.3.7光伏玻璃幕墻組件背板溫度超過90℃時，光伏幕墻系統應指示故障，并宜斷開光伏幕墻方陣與逆變器的連接或關閉逆變器。11.3.8光伏發電系統的設備周圍不得堆積易燃易爆物品，設備應具備通風散熱條件，設備上的灰塵和污物應及時進行清理。11.3.9電纜不應敷設在變形縫內。當其穿過變形縫時，應在穿過處加設不燃燒材料套管，并應采用不燃燒材料將套管空隙填塞密實。11.3.10光伏發電系統應有遇火災時及時斷開匯流箱輸入側的措施。12運行及維護12.1一般規定12.1.1建筑光伏系統的運行維護應考慮建筑物管理使用單位技術能力，建議委托專業運營單位管理運12.1.2建筑光伏系統的運行維護應符合JGJ/T264的有關規定。智能光伏系統運維主體應制定操作使用手冊。光伏系統應具備24小時實時監測系統各部分的工作狀態和運行效率功能。12.1.3光伏系統宜實現組件級的監控，能精細化管理每一塊組件的發電狀況，且能隨時掌握組件真實排布信息。12.1.4光伏系統應具備組串健康診斷功能或故障識別精確定位功能。能夠主動檢測組串健康狀態，并定位故障類型，給出修復意見。針對電弧故障等高風險事故，能夠精確識別故障位置。12.1.5光伏系統應具備負載監控功能，具有負載調控能力，如對通風系統、制冷制熱系統、照明系統的調節能力，有儲能的光伏系統應可按多種模式（如削峰填谷、平抑功率波動等）設定，控制儲能設備自動運行。節能及優化運行時，應能確保環境的舒適度和設備的正常運行。12.1.6智能光伏系統運維主體應按照相關網絡安全法律法規要求和安全事件追溯需要，記錄相關安全日志，并至少保留6個月。12.1.7能效評估適用于光伏建筑一體化系統的外觀干凈整潔，無明顯污損、變形等，正常運行后進行。12.1.8能效評估單位應具有相應評