DB11∕T 1774-2020 建筑新能源应用设计规范.docx

ICS 91.010.01CCS P 01DB11北京市地方标准DB11/T 17742020建筑新能源应用设计规范Design specification for New Energy Application of Buildings2020 - 12 - 24 发布2021 - 04 - 01 实施北京市市场监督管理局发 布DB11/T 17742020目次前言. II1 范围. 32 规范性引用文件. 33 术语和定义. 44 设计策划. 55 光热系统. 86 光伏系统. 147 土壤源热泵系统. 178 再生水源热泵系统. 209 空气源热泵系统. 2410 调适与管理. 25附录 A（资料性） 新能源应用设计策划 . 27附录 B（资料性） 新能源电力占比统计 . 29附录 C（资料性） 冷源系统综合性能系数 . 31附录 D（资料性） 太阳能集热器平均集热效率计算方法 . 35附录 E（资料性） 太阳能资源数据及太阳能保证率推荐值 . 36附录 F（资料性） 太阳能集热器面积补偿计算参考数据 . 37附录 G（资料性） 保温层厚度计算方法 . 38附录 H（资料性） 建筑光伏发电量计算 . 39附录 I（资料性） 岩土热响应试验 . 40附录 J（资料性） 污水（再生水）换热量计算 . 42附录 K（资料性） 城镇污水源热泵水质控制项目及限值 . 43附录 L（资料性） 污水专用壳管式换热器计算 . 45附录 M（资料性） 平衡点温度计算方法 . 50附录 N（资料性） 建筑新能源设计管理架构 . 53附录 O（资料性） 新能源分项计量编码 . 54附录 P（资料性） 污水处理厂规模、工艺对比 . 55IDB11/T 17742020建筑新能源应用设计规范1范围本文件规定了建筑新能源应用的设计原则与基本技术要求，以及新能源系统运行监测基本方法和管理要求。本文件适用于新建、改建和扩建民用建筑应用新能源技术向建筑供能的设计。工业建筑、农业建筑及区域能源系统应用新能源技术可参考使用本文件。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 2589 综合能耗计算通则GB/T 8175 设备及管道绝热设计导则GB/T 14848 地下水质量标准GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则GB 18918 城镇污水处理厂污染物排放标准GB/T 21714.2 雷电保护 第2部分 风险管理GB/T 25127.1 低环境温度空气源热泵（冷水）机组 第1部分：工业或商业用及类似用途的热泵（冷水）机组GB/T 25127.2 低环境温度空气源热泵（冷水）机组 第2部分：户用及类似用途的热泵（冷水）机组GB/T 25857 低环境温度空气源多联式热泵（空调）机组GB/T 35727 中低压直流配电电压导则GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求GB/T 37526 太阳能资源评估方法GB/T 37835 太阳辐照度确定过程一般要求GB 50016 建筑设计防火规范GB 50019 采暖通风与空气调节设计规范GB 50021 岩土工程勘察规范GB 50027 供水水文地质勘察规范GB 50057 建筑物防雷设计规范GB 50189 公共建筑节能设计标准GB 50366 地源热泵系统工程技术规范GB 50736 民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB/T 51161 民用建筑能耗标准GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准CJJ 101 埋地塑料给水管道工程技术规程CJ/T 337 城镇污水热泵热能利用水质1DB11/T 17742020JGJ/T 365 太阳能光伏玻璃幕墙电气设计规范DB11/T 461 民用建筑太阳能热水系统应用技术规程DB11/T 635 村镇住宅太阳能采暖应用技术规程DB11/687 公共建筑节能设计标准DB11/T 881 建筑太阳能光伏系统设计规范DB11/890 城镇污水处理厂水污染物排放标准DB11/891 居住建筑节能设计标准DB11/T 1413 民用建筑能耗指标3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1新能源 new energy resources又称“非常规能源”，相对于常规能源是新利用或正在开发研究的能源。新能源和可再生能源的并集是清洁能源的组成部分，交集突出了绿色环保属性。3.2新能源系统 new energy resources system以当前煤炭、石油、天然气、水力等常规能源普遍应用技术为参照，采用新技术开发利用有益于绿色环保的各种能源而构建的新型供能系统，是新技术装备硬件和监控管理软件有机组合的能源系统，组成形式和应用模式随技术创新应用而不断丰富。3.3建筑新能源应用 application of new energy resources in buildings结合建筑所在地区资源禀赋特点合理采用具备供能条件的新能源，通过多专业协同设计全流程为建筑匹配适用的新能源系统，以适合的建设运营模式向建筑能源应用场景提供具有绿色环保属性的能源，既包括建设用地范围内自建新能源系统应用模式，也包括由建设用地范围外输入新能源应用模式。3.4电力路由器 power router由多个端口组成的电力能量智能变换及控制装置。3.5地源热泵系统 ground-source heat pump system以岩土体、地下水或地表水为低温热源，由水源热泵机组、地热能交换系统、建筑物内系统组成的供热空调系统。根据地热能交换系统形式的不同，地源热泵系统分为地埋管地源热泵系统、地下水地源热泵系统和地表水地源热泵系统。3.62DB11/T 17742020地埋管换热系统ground heat exchanger system传热介质通过竖直或水平地埋管换热器与岩土体、地下水进行热交换的地温能交换系统，又称土壤热交换系统。3.7岩土热响应试验rock-soil thermal response test通过测试仪器，对项目所在场区的勘察测试孔进行一定时间的连续换热试验，获得项目场区岩土体的初始平均温度、岩土体综合热物性及岩土体换热能力等参数。3.8岩土体综合热物性参数parameter of the rock-soil thermal properties不含回填材料在内的，地埋管换热器深度范围内，岩土的综合导热系数、综合比热容等。3.9再生水 reclaimed water，renovated water污水经过处理后，达到一定的水质标准，满足某种使用功能要求，可以进行有益使用的水。3.10二级水 secondary treated wastewater污水在一级处理的基础上，主要采用生物处理方法去除溶解性污染物，达到二级处理标准的再生水。3.11中水 tertiary treated wastewater污水处理厂的二级出水再经过深度处理后得到的再生水。3.12再生水源热泵系统sewage source heat pump system以再生水为低温热源，由水源热泵机组、再生水换热系统、建筑物内末端系统组成的供冷供热系统。4设计策划4.1一般规定4.1.1应结合项目所在地能源供应条件、太阳能资源条件、地质勘查报告，策划选用适宜的新能源系统形式与应用模式，评估对区域环境的影响。4.1.2具备新能源开发利用条件的建筑，设计文件中应包括新能源应用系统。4.1.3应明确新能源应用目标并分解到专业，策划内容见附录 A。4.1.4建筑室外新能源装备应确保自身结构安全和雷电隔离防护安全。3新能源应用设计子项选择专业配置建筑结构暖通给排水电气经济自建模式（建设用地内）光热系统光伏系统土壤源热泵系统再生水源热泵系统空气源热泵系统外部输入模式（建设用地外）区域新能源供热、供冷管线输入新能源电网专线输入新能源交易（交易量绿证计算）其它峰谷负荷柔性调控注：表示通常应选择，不具备应用条件应说明原因；表示可能具备应用条件，结合具体项目选择；表示新能源设计方案主要专业；表示新能源设计方案协同专业，结合具体项目确定。DB11/T 177420204.1.5建筑设计能耗应符合 GB/T 51161 能耗指标约束值。4.1.6应采用适宜的分级、分户、分类和分项计量方式。4.1.7应明确建筑能效设计目标，制定能效提升措施。4.1.8应提出新能源系统运行能效检测指标和监测数据反馈方式。4.2能源条件4.2.1土壤源热泵系统应用前，应根据工程勘察结果评估地埋管换热系统实施的可行性及经济性。4.2.2土壤源热泵系统设计应根据项目容积率、建筑类型及负荷特性评估设计方案的合理性。4.2.3太阳能光热、光伏系统应用，应结合建筑外观、结构荷载、布置面积、功能需求、电价政策等条件进行技术经济分析，设计采用的太阳能资源数据应符合 GB/T 37526 的规定。4.3总体设计4.3.1具备新能源应用条件的建筑，应按表 1 策划完成新能源应用设计专业配置，并制定专业协同计划。表1新能源应用设计专业配置4序号专业计算项目常规系统能耗计算室外景观能耗计算充电系统能耗计算工艺系统能耗计算自建新能源预测计算输入新能源预测计算1供热2供冷3供配电4给排水5经济6其它子项（策划时补充）适用时适用时适用时适用时适用时适用时7建筑综合注： 表示应包括，计算结果是零也应分析或说明原因； 表示按具体情况确定是否配合计算；如果计算分析任务存在其它子项，策划时确定任务内容。DB11/T 177420204.3.2应进行必要的勘查并按表 2 完成计算和预测，提出监测计量参数，评估确定新能源应用方案。表2  计算分析任务分解表4.3.3应确定供能与用能系统框架和设计目标，各专业明确主要设备效率指标和主要系统能效指标。4.3.4应结合具体项目规模、应用需求和目标定位，明确新能源系统主要设备和损耗材料的设计使用寿命，以及运行温度、防护等级、通风散热条件要求。4.3.5应完成新能源供给的建筑能源结构占比计算，其中新能源电力占可比单位面积非供暖能耗的比例计算，见附录 B。4.3.6采用新能源系统的建筑不应对周边建筑及公共环境产生不利影响。4.3.7建筑新能源设备荷载应纳入建筑主体结构和围护结构的荷载计算。4.3.8既有建筑上附加新能源系统时，应对既有建筑的结构安全性和耐久性、电气安全性及建筑耐火等级进行复核。4.3.9电驱动蒸气压缩循环冷水(热泵)机组名义工况制冷性能系数 COP 值，应符合 DB11/687 的规定。4.3.10单台电驱动蒸汽压缩循环冷水(热泵)机组制冷综合部分负荷性能系数 IPLV 值，应符合DB11/687 的规定。4.3.11采用地源或污水源释热的水冷式制冷机组时冷源系统综合性能系数 SCOP 值，应按本标准附录C 计算确定，且不应低于附录 C 规定的限值。4.3.12电动压缩式冷水机组的装机容量，应直接按空调系统冷负荷计算值选定，不应额外附加。4.3.13电动压缩式冷水机组的电压等级，应符合 DB11/687 的规定。5工质类型集热器类型热性能参数（基于采光面积）瞬时效率截距2总热损系数 W/(m ·)液体工质平板型太阳能集热器0.726.0表3不同类型太阳能集热器性能参数6DB11/T 177420204.4能源监控计量4.4.1应监测新能源各子系统运行容量和运行状态，且计量器具应符合 GB 17167 的规定。4.4.2确定新能源系统监测参数、监测范围。4.4.3新能源及相关系统应具有监测大数据分析和公示数据上传功能。4.4.4新能源监控点位数量在包含系统运行所需监控点以外宜预留不少于 10%备用。4.4.5建筑综合能源系统网络架构应结合常规能源与新能源供应条件、能源质量、需求侧管理措施、并网监控与计量等相关因素进行多方案技术经济比选。4.4.6设计采用的分项计量项目名称和编码规则应符合 DB11/687 的规定。4.4.7大型公共建筑的新能源系统应具备运行监测数据上传功能。5光热系统5.1一般规定5.1.1太阳能光热系统应满足安全、经济、美观的要求，应便于安装和维护，并应与建筑物整体及周围环境相协调。5.1.2安装在建筑屋面、阳台、墙面和其他部位的太阳能集热器、支架及连接管线应与建筑功能和建筑造型一并设计。5.1.3太阳能光热系统应根据不同区、县和使用条件采取防冻、防结露、防过热、防雷、防雹、抗风、抗震和保证电气安全等技术措施。5.1.4太阳能光热系统应优先选用清洁能源作为辅助能源。5.1.5在既有建筑上增设或改造太阳能光热系统，应经过建筑结构安全复核，满足建筑结构及其他相应的安全性要求，并通过施工图设计文件审查合格后，方可实施。5.2集热系统5.2.1太阳能热水系统负荷计算应符合 DB11/T 461 的规定，太阳能采暖系统负荷计算应符合 DB11/T635 的规定，太阳能空调系统负荷计算应符合 DB11/687 和 DB11/891 的规定。5.2.2公共建筑宜选择集中式太阳能系统，居住建筑宜选择分散式太阳能系统。5.2.3太阳能光热系统所使用的太阳能集热器热性能参数应符合表 3 规定：真空管型太阳能集热器（无反射器）0.623.0真空管型太阳能集热器（有反射器）0.522.5气体工质太阳能空气集热器（平板型）0.609.0太阳能空气集热器（真空管型）0.453.02注1：太阳能空气集热器热性能参数为空气流量0.025kg/(s·m )下的测试结果；注2：太阳能集热器平均集热效率计算方法见本标准附录D。DB11/T 17742020表 3不同类型太阳能集热器性能参数（续）Ac  集热器总面积，单位为平方米（m ）；JT  集热器采光面上的年平均日太阳辐照量，单位为千焦每平方米天kJ/(m d)，宜参考本文AIN  间接系统集热器总面积，单位为平方米（m ）；FRUL集热器总热损系数，单位为瓦每平方米摄氏度  W/(m ·)  ；平板型集热器宜取46W/(m ·)，真空管型集热器宜取12  W/(m ·)，具体数值应根据集热器产品的实际测试结果，由设备Uhx  换热器传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度  W/(m ·)  ；Ahx  换热器换热面积，单位为平方米（m ）。5.2.4集热系统面积5.2.4.1用于太阳能热水系统的集热器总面积宜按下列方法计算：a)直接式太阳能热水系统集热器面积应按公式 1 计算：（1）式中：2Qw 日均用水量，单位为千克每天（kg/d）；Cw 水的定压比热容，单位为千焦每千克摄氏度 kJ/(kg·) ；tend贮热水箱内的设计温度，单位为摄氏度（）；ti 水的初始温度，单位为摄氏度（）；2件附录E选取；F 太阳能保证率（%），宜参考本文件附录E选取；cd基于总面积的集热器平均集热效率（%），根据经验取值宜为0.250.50，具体取值应根据集热器产品的实际测试结果，由设备供应商提供；L 管路及贮热装置热损失率（%），根据经验取值宜为0.200.30。b)间接式太阳能热水系统集热器面积应按公式 2 计算：（2）式中：2222供应商提供；227DB11/T 177420205.2.4.2用于太阳能采暖系统的集热器总面积宜通过动态模拟计算确定。采用简化计算方地时，应符合下列规定：a)短期蓄热直接式太阳能采暖系统集热器总面积应按公式 3 计算：AC =86400QJ fJThcd (1 -hL )（3）JT,12集热器采光面上12月平均日太阳辐照量，单位为焦每平方米天J/（m d），参考本文件式中：QJ 太阳能集热系统设计负荷，单位为瓦（W）；2附录D选取；c)季节蓄热直接式太阳能采暖系统集热器总面积应按公式 4 计算：AC，S =86400QJ fDSJahcd (1 -hL )(DS + (365 - DS )hS )（4）Ac,s季节蓄热直接系统集热器总面积，单位为平方米（m ）；Ja  集热器采光面上的年平均日太阳辐照量，单位为焦每平方米天J/（m d），参考本文件附J  空调设计日集热器采光面上的最大总太阳辐照度，单位为瓦每平方米（W/m ），宜取800W/m 900  W/m ；式中：22录E选取；Ds 北京地区采暖期天数，单位为天（d），取121d；s 季节蓄热系统效率（%），根据经验宜取0.70.9。d)间接式太阳能采暖系统集热器总面积按本标准公式 2 计算。5.2.4.3用于太阳能空调系统的集热器总面积宜通过动态模拟计算确定。采用简化计算方法时，应符合下列规定：a)直接式太阳能空调系统集热器总面积应按公式 5 计算：（5）式中：Q  空调冷负荷，单位为瓦（W）；R  设计太阳能空调负荷率（%）；宜取40%50%；222COP热力制冷机组性能系数，无量纲，根据经验取值宜为0.60.7，具体数值由设备供应商提供。e)间接式太阳能空调系统集热器总面积按公式 2 计算。5.2.4.4太阳能集热器宜在朝向正南，或南偏东、偏西 20°的朝向范围内设置；系统全年使用时，倾角宜取 40°；系统侧重夏季使用时，倾角宜取 30°；系统侧重冬季使用时，倾角宜取 50°；当受实际条件限制，安装倾角无法满足要求时，应按公式 6 对集热器面积进行补偿计算：AB=As / Rs（6）式中：8系统类型单位采光面积的贮热水箱容积太阳能采暖系统2                                     240 L/m 300 L/m太阳能空调系统2                                 220 L/m 80 L/mAB  进行面积补偿后实际确定的太阳能集热器面积，单位为平方米（m ）；As  按集热器方位正南，倾角为40°，计算得出的太阳能集热器总面积，单位为平方米（m ）；DB11/T 1774202022Rs 太阳能集热器补偿面积比，见本文件附录F。5.2.4.5放置在建筑外围护结构上的太阳能集热器，冬至日集热器采光面的日照时数不应少于 6h。前、后排集热器之间应留有安装、维护操作的间距，排列应整齐有序。5.2.4.6放置在屋面或集热场地上的集热器，前后间距应按公式 7 下式计算：D=H´cot h´cos g0（7）式中：D 日照间距，单位为米（m）；H 前方障碍物的高度，单位为米（m）；H 计算时刻的太阳高度角，单位为度（°）；g0 计算时刻太阳光线在水平面上的投影线与集热器表面法线在水平面上的投影线之间的夹角，单位为度（°）。5.3贮热水箱5.3.1太阳能光热系统贮热水箱可设置在地下室、顶层设备间或技术夹层中，其位置应满足安全运转以及便于维护的要求。5.3.2设置贮热水箱的位置应具有相应的排水、防水措施。5.3.3贮热水箱上方及周围应留有不小于 600mm 的检修空间。5.3.4贮热水箱进出口处流速宜小于 0.04 m / s，且宜采用水流分布器。5.3.5贮热水箱容积应按下列方法计算：5.3.5.1用于太阳能热水系统的贮热水箱容积宜按公式 8 计算：Vx=KT´ Qw（8）式中：Vx贮热水箱有效容积，单位为升（L）；KT太阳能热水系统贮热水箱有效容积修正系数，无量纲，宜取 1.21.5。5.3.5.2用于太阳能采暖系统或太阳能空调系统的贮热水箱容积应根据设计蓄热时间周期及蓄热量等参数通过模拟计算确定。采用简化方法计算时，可按表 4 规定的范围选取。表4太阳能采暖/空调系统贮热水箱容积估算表5.4水力计算5.4.1太阳能集热系统应通过水力计算确定系统管路的管径、长度、布置方式及水力平衡装置。9系统类型太阳能集热器的单位面积流量3                            2m /（h·m ）太阳能热水系统0.0540.072太阳能采暖系统大型太阳能集热系统2（集热器总面积大于 100m ）0.0210.06小型直接式太阳能供热采暖系统0.0240.036小型间接式太阳能供热采暖系统0.0090.012太阳能空气集热器供热采暖系统36太阳能空调系统真空管型太阳能集热器0.0320.072平板型太阳能集热器0.0650.080大型太阳能集热系统2（集热器总面积大于 100m ）0.0200.060Gs 单块太阳能集热器工质的设计流量，单位为立方米每小时（m   /  h）；A  单块太阳能集热器的总面积，单位为平方米（m ）；g 集热器工质的单位面积流量，单位为立方米每小时平方米m /（h·m ），应根据太阳能集热DB11/T 177420205.4.2太阳能集热系统的循环水泵应符合下列要求：太阳能集热系统循环水泵的流量应按公式9计算：Gs=gA（9）式中：3232器产品技术参数确定，当无相关技术参数时，宜根据不同的系统按表5取值。表5太阳能集热器的单位面积流量a)开式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式 10 计算：Hx=hjx+hj+hz+hf（10）式中：Hx 循环水泵扬程，单位为千帕（kPa）；hjx集热系统循环管道沿程与局部阻力损失之和，单位为千帕（kPa）；hj 集热器的阻力损失，单位为千帕（kPa）；hz 集热器与贮热水箱最低水位之间的几何高差，单位为千帕（kPa）；hf 附加阻力，单位为千帕（kPa），取20 kPa50 kPa。b)闭式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式 11 计算：10太阳能集热系统类型直接系统间接系统防冻设计类型排空系统排回系统防冻液系统注：表中“”为可选用项。DB11/T 17742020Hx=hjx+he+hj+hf（11）式中：he换热器阻力损失，单位为千帕（kPa）。5.5保温5.5.1太阳能光热系统的加热设备、集热蓄热装置、贮热水箱、热水供水管道、机械循环的回水管道、有冰冻可能的自然循环回水管道均应设置保温。5.5.2保温层的厚度计算公式见本文件附录 G。5.5.3保温设计应符合 GB 50736 和 GB/T 8175 的规定。5.6监控系统5.6.1太阳能光热系统宜设置集中监控系统，不具备集中监控条件时宜设置本地自动控制系统。5.6.2太阳能集热系统应采用温差循环，并宜采用变流量运行。5.6.3太阳能集热系统防冻控制应符合下列规定：a)太阳能集热系统的防冻设计宜根据集热系统类型和按表 6 选取：表6太阳能集热系统的防冻设计选型b)采用排空和排回防冻措施的直接和间接式太阳能集热系统宜采用定温控制。当太阳能集热系统出口温度低于设定的防冻执行温度时，应通过控制器启闭相关阀门排空集热系统中的水或将水排回贮水箱。c)采用循环防冻措施的直接式太阳能集热系统宜采用定温控制。当太阳能集热系统出口温度低于设定的防冻执行温度时，控制器应启动循环泵进行防冻循环。5.7辅助能源5.7.1太阳能光热系统应设置辅助能源。5.7.2辅助能源设计时应分析建设项目所在地的余热、市政热力、燃气、电力供应条件和建筑用能特点，经论证比较后选用。11材料种类光电转换效率光伏组件单位面积发电功率2（Wp/ m ）电池组件标准测试条件下2（1000W/m ，25）标准工作温度下2（800W/m ，20）参考值2（Wp/m ）单晶硅21%19%196149150多晶硅19%17%170121125DB11/T 177420205.7.3辅助能源装置的容量宜按最不利条件进行设计。6光伏系统6.1一般规定6.1.1建筑及室外附属设施的太阳直射光充足的受光面，宜设建筑光伏系统。6.1.2建筑设计方案宜包括至少一种以上建筑一体化的光伏系统。6.1.3非一体化光伏系统应与建筑主体完成相关设计校验。6.2阵列布局6.2.1屋顶或幕墙光伏阵列布局应与建筑光伏发电量计算同步交互进行，应完成建筑光伏发电量计算，参见附录 H。6.2.2同一安装面的串联组件中应保持组件技术参数一致，宜选用定型的同规格组件进行组合。6.2.3建筑一体化光伏阵列宜从方案设计时提出组串安装单元模数并比选优化阵列组合方案。6.2.4同一个一体化光伏阵列中包含两种以上不同规格尺寸的基本单元并联安装时，计算书应包括每种规格组串的计算和汇总。6.2.5建筑光伏阵列发电功率计算应考虑具体建筑不利因素影响，方案设计宜按表 7 的参考值计算。表7建筑光伏阵列组件计算参考值6.2.6光伏阵列设计应根据实际安装条件计入不利因素确定折算满发小时数。6.3组件选型6.3.1建筑光伏组件设计选型时应核查光伏组件能量回收期计算报告，组件生产能耗计算应符合 GB/T2589 ，能量回收期宜不超过 2 年。6.3.2建筑屋面使用面积有限而需要提高光伏安装功率时，宜采用高效能光伏组件。6.3.3建筑屋顶、幕墙、廊道宜选用一体化光伏组件，选型要求如下：a)有自然采光要求的场所选用一体化透光型组件时，组件透光率宜在 25%75%范围；b)透光区的间隔区选用的一体化光伏组件，光伏硅片填充比例宜不低于 75%；12DB11/T 17742020c)采光屋顶或幕墙有室外绿化遮挡或视觉要求全透光的部分可不填充光伏电池硅片，但应为串联、并联接线和等电位联结预留同等安装条件。6.3.4光伏组件散热应满足以下基本要求：a)非一体化光伏系统的安装面与光伏组件之间应设满足散热要求的空气通道；b)一体化光伏系统室内侧透光间隔区域有保温材料时，光伏组件背面应有散热措施，宜采用光伏光热一体化组件。6.3.5光伏组件设计选型的同时应针对组件安装位置制定适合组件的清洁方案。6.3.6幕墙的光伏玻璃组件传热系数应符合 DB11/687 的规定。6.3.7建筑设计采用非规律光伏玻璃组件且具备一定规模时，应定制每个组