DBJ/T 15-19的防水要求且应进行防潮处理。

4.2.11 光伏组件单块重量不应低于35.5KG/块，面积宜小于2.8m²/块。

4.2.12 光伏组件环境适应性应符合《地面用晶体硅光伏组件环境适应性测试要求 第 1部分：一般气候条件》NB/T 42104.1要求。

4.2.13 光伏组件高温抑制温度应低于140℃。

【条文说明】

4.2.13 光伏组件应具有高温抑制功能，当产生热斑、隐裂等情况时，组件温度最高不能高于140℃。

4.2.14 多晶硅电池、P型单晶硅电池和N型单晶硅电池（双面电池按正面效率计算）的平均光电转换效率应分别不低于21.4%、23.2%和25%。

4.2.15多晶硅组件、P型单晶硅组件和N型单晶硅组件（双面组件按正面效率计算）的平均光电转换效率应分别不低于19.4%、21.2%和22.3%。

4.2.16硅基、铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）及钙钛矿等其他薄膜组件的平均光电转换效率应分别不低于12%、15%、15%、14%。

【条文说明】

4.2.14~4.2.16组件光电转换效率应符合工业和信息化部对《光伏制造行业规范条件（2021年本）》要求。

4.3材料

4.3.1 建筑光伏系统用铝合金、钢材、硅酮胶、密封材料应符合国家及地方现行标准的有关规定。

【条文说明】

4.3.1 建筑光伏系统用铝合金及钢材、硅酮胶及密封材料相关标准主要包括：

1 铝合金型材和板材应符合国家现行标准《铝合金建筑型材》GB 5237、《一般工业用铝及铝合金板、带材》GB 3880、《铝及铝合金阳极氧化与有机聚合物膜》GB/T8013、《建筑用铝型材、铝板氟碳涂层》JG/T 133的规定；

2 铝合金材料的化学成分应符合现行国家标准《变形铝及铝合金化学成分》GB/T 3190的有关规定。型材表面处理层厚度、外观质量和尺寸偏差应符合现行国家标准《铝合金建筑型材》GB/T 5237.1  GB/T 5237. 5的规定；

3 建筑光伏系统隔热铝合金型材应符合现行国家标准《铝合金建筑型材隔热型材》GB 5237. 6的规定。采用穿条工艺生产的隔热铝型材，其隔热材料应符合现行国家标准《铝合金建筑型材用辅助材料 第1部分：聚酰胺隔热条》GB 23615.1的规定。采用浇注工艺生产的隔热铝型材，其隔热材料应符合现行国家标准《铝合金建筑型材用辅助材料 第2部分：聚氨酯隔热胶材料》GB 23615. 2的规定；

4 建筑光伏系统的支撑系统常用钢结构材料，可能采用到的钢材种类、牌号繁多，应根据各材料应符合相应的国家现行标准：《碳素结构钢》GB/T 700、《耐候结构钢》GB/T4171、《结构用无缝钢管》GB/T8162、《钢的成品化学成分允许偏差》GB/T 222、《优质碳素结构钢》GB/T 699、《碳素结构钢和低合金结构钢热轧薄钢板及钢带》GB/T 912、《不锈钢棒》GB/T1220、《合金结构钢》GB/T 3077、《低合金高强度结构钢》GB/T 1591、《碳素结构钢和低合金结构钢热轧厚钢板及钢带》GB/T 3274、《不锈钢冷轧钢板和钢带》GB/T 3280、《不锈钢冷加工棒》GB/T 4226、《不锈钢热轧钢板和钢带》GB/T 4237、《不锈钢复合钢板和钢带》GB/T 8165、《热轧 H 型钢和部分 T型钢》GB/T 11263、《钢拉杆》GB/T 20934、《不锈钢建筑型材》JG/T 73等；

5 钢构件表面除锈处理应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收标准》GB 50205和《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定》GB/T 8923的有关规定；

6 裸露在室外的光伏支架多数采用钢结构作为支架材料，如附加式屋面光伏系统、光伏遮阳系统、光伏雨篷等，需采取一定的防腐措施，尤其是运行维护时不便于检查或补漆的部位，应该严格控制防腐层厚度并注意施工破坏处的防腐修补，除密闭的闭口型材的内表面外，防腐涂层应完全覆盖钢材表面，包括型材端面，断面，焊接面；整个支架系统应符合25年系统寿命的要求。当采用热浸镀锌防腐处理时，锌膜厚度应符合现行国家标准《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法》GB/T13912 的规定；当采用氟碳漆喷涂或聚氨酯漆喷涂时，漆膜的厚度不宜小于35mm。在空气污染严重及海滨地区，涂膜厚度不宜小于45km；

7 钢材焊接时，采用的焊条应符合现行国家标准《碳钢焊条》GB/T5117、《低合金钢焊条》GB/T 5118的规定，焊缝、边缘和其他区域的表面缺陷的处理应符合国家现行标准《碳钢焊条》GB/T5117、《低合金钢焊条》GB/T5118、《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定 第3部分：焊缝、边缘和其他区域的表面缺陷的处理等级》GB/T 8923.3及《建筑钢结构焊接技术规程》JGJ 81的规定；

8 钢铸件采用的铸钢材质应符合现行国家标准《一般工程用铸造碳钢件》GB/T 11352的规定；

9 建筑光伏系统应采用中性硅酮结构密封胶。硅酮结构密封胶的性能应符合现行国家标准《建筑用硅酮结构密封胶》GB16776的规定；

10 同一建筑光伏系统工程宜采用同一品牌的硅酮结构密封胶和硅酮耐候密封胶；

11 用于密封无边框的光伏构件的安装缝隙处的耐候密封胶应采用中性硅酮建筑密封胶，其性能应符合现行行业标准《幕墙玻璃接缝用密封胶》JC/T 882 的规定；

12 建筑光伏系统的橡胶制品，宜采用三元乙丙橡胶、氯丁橡胶及硅橡胶，并应符合现行国家标准《建筑门窗、幕墙用密封胶条》GB/T 24498 的规定；

13 密封胶垫应符合国家现行标准《工业用橡胶板》GB/T5574 的规定。

4.3.2 建筑光伏系统用其他材料应符合下列要求：

1 建筑光伏系统用连接件、紧固件、组合配件宜选用不锈钢或铝合金材质；

2 光伏支架宜选用标准化构件，其强度、刚度、稳定性应符合相关标准规定；

3 电缆桥架和电缆保护管的选择与敷设应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB 50217及《建筑电气与智能化通用规范》 GB 55024的有关规定。

【条文说明】

4.3.2 建筑硅酮结构密封胶在使用前，应经国家认可的检测机构进行与其相接触材料的相容性和剥离粘结性试验并应对邵氏硬度、标准状态拉伸粘结性能进行复验。禁止在现场灌注硅酮结构密封胶。由于酸性硅酮密封胶可能会腐蚀没有封边的光伏构件边缘，因此，应采用中性硅酮建筑密封胶。建筑光伏系统用紧固件螺栓、螺钉、螺柱等的机械性能、化学成分应符合现行国家标准《紧固件机械性能》GB/T 3098. 1 GB/T 3098. 21的规定。

4.3.3 电缆、电缆桥架和电缆保护管应符合现行《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368的有关规定。

【条文说明】4.3.3 《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368对光伏系统电缆进行了相关的规定：

1建筑光伏系统宜采用铜芯电缆；

2电缆选型应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB50217的有关规定；

3当电缆长期暴露在户外时，应根据抗臭氧、抗紫外线、耐酸碱、耐高温、耐湿热、耐严寒、耐凹痕、无卤、阻燃、经受机械冲击等环境要求进行选择；

4光伏组件及方阵连接电缆应符合现行行业标准《光伏发电系统用电缆》NB/T 42073的有关规定。

电缆耐火性能应符合现行国家标准《在火焰条件下电缆或光缆的线路完整性试验 第11部分：试验装置 火焰温度不低于750℃的单独供火》GB/T 19216.11和《在火焰条件下电缆或光缆的线路完整性试验 第21部分：试验步骤和要求 额定电压0.6/1.0kV及以下电缆》GB/T 19216.21的有关规定；

5 电缆绝缘和护套的材料机械性能、热老化性能、低温脆性、耐腐蚀性应符合现行国家标准《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法第11部分：通用试验方法 厚度和外形尺寸测量机械性能试验》GB/T 2951.11、《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法第12部分：通用试验方法热老化试验方法》GB/T 2951.12和《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法第51部分：填充膏专用试验方法 滴点油分离低温脆性总酸值腐蚀性23℃时的介电常数23℃和100℃时的直流电阻率》GB/T2951.51的有关规定。

4.3.4 既有建筑加装光伏系统时，光伏系统的电缆敷设应符合建筑结构安全、电气安全要求并宜建成隐蔽工程，以保持建筑物内外观整齐。

4.4逆变器

4.4.1 建筑光伏系统用并网逆变器性能应符合国家现行标准的有关规定。

【条文说明】

4.4.1 并网型逆变器的性能应符合现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T 37408及现行行业标准《光伏并网逆变器技术规范》NB/T 32004的有关规定。

4.4.2 选用逆变器时应该综合考虑如下因素：逆变类型要求、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪（MPPT）、保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进行选择。

4.4.3 离网型逆变器除应符合现行国家标准《离网型风能、太阳能发电系统用逆变器 第1部分：技术条件》GB/T 20321.1的有关规定外，还应符合下列要求：

1 当逆变器具备充放电控制功能时，还应符合充放电控制器的有关规定；

2 当逆变器允许市电输入，与光伏发电系统互补供电时，直流经逆变成交流后的系统供电和市电供电的切换过程不应影响交流电气负载的使用。

4.4.4 并网型逆变器的性能应符合现行国家标准《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T 37408及现行行业标准《光伏并网逆变器技术规范》NB/T 32004的有关规定。

【条文说明】

4.4.3 、4.4.4并网光伏发电系统应采用并网型逆变器,独立光伏发电系统应采用离网型逆变器，逆变器的性能应适配光组件发电特性。

4.4.5 逆变器在正常输入、输出工作电压范围内工作时，逆变器能够连续输出的电流不应超过标称最大连续输出电流的110%且过流保护装置和过温保护装置不应动作。

4.4.6 并网逆变器宜选择使用组串逆变器和微逆逆变器，中国加权效率应符合含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96.5%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%，单相二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不低于94.5%和97.3%，微型逆变器相关指标分别不低于95%和95.5%

4.4.7 逆变器正常运行条件下，当逆变器输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%~50%之时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。

【条文说明】

4.4.7 逆变器电能质量除应满足功率因数的要求外，还应满足谐波和波形畸变、三相电流不平衡度、直流分量等的要求，其中逆变器正常运行时，负序三相电流不平衡度不应超过2%，短时不应超过4%；逆变器正常运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其输出电流额定值的0.5%。

4.4.8 并网光伏发电系统使用光伏组件且需要做负极接地时，逆变器交流侧与电网间应设置隔离变压器。无隔离变压器的逆变器应具备直流检测及直流接地检测功能。

4.4.9 直流电压高于600V的光伏发电系统，宜采用具备电势诱导衰减（PID）修复的逆变器或电势诱导衰减（PID）抑制系统方案。

【条文说明】

4.4.9 电势诱导衰减（PID）是指电池组件的封装材料和其上下表面的材料以及电池片与其接地金属边框之间的高电压作用下出现离子迁移，而造成组件性能衰减的现象。组件工作在高温高湿环境下会存在PID问题，导致组件发电量大大降低，系统设计时，需提供PID修复及抑制解决方案。

4.4.10 逆变器的材料防火要求应符合国家现行标准的有关规定。

4.4.11 逆变器外壳防护等级应符合现行国家标准《外壳防护等级（IP代码）》GB/T 4208的有关规定，室内型不应低于IP20，室外型不应低于IP54。

4.4.12 逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。

【条文说明】

4.4.12 由于逆变器交流侧通常由几根电缆组成，与设备接引后不便于电缆绝缘和相序的校验，故要求在此部分电缆接引前仔细检查电缆绝缘，校对电缆相序并做好施工记录。

4.4.13 逆变器直流侧电缆接线前应确认光伏接线箱侧有明显断开点。

4.4.14 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵，其防火封堵组件的耐火性能不应低于防火分隔部位的耐火性能要求并应有止水措施。

【条文说明】

4.4.14 为了防止设备受潮和小动物进入逆变器，在电缆接引完毕后，应及时进行封堵工作。

4.5储能系统

4.5.1 建筑光伏系统用储能系统宜采用电化学储能方式。电化学储能系统设计应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB 51048的有关规定。电化学储能系统性能应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T 36558及《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131的有关规定。

【条文说明】

4.5.1 储能电池性能指标应符合《储能用铅酸蓄电池》GB/T,22473、《电力储能用铅炭电池》GB/T 36280、《电力储能用锂离子电池》GB/T 36276 等现行国家标准的有关规定。考虑到在建筑内使用的安全性要求,在建筑物内所选用的储能电池应为铅酸电池铅炭电池或安全性能高的锂电池等,不得采用三元锂电池、钠硫电池。

4.5.2 电化学储能系统宜采用分层安装，多层叠放，同一层上的单体间宜采用有绝缘护套的铜排连接，不同层间宜采用电缆连接。蓄电池组安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB 50172的有关规定。

【条文说明】

4.5.2 电化学储能系统宜采用分层安装，多层叠放。同一层上的单体间宜采用有绝缘护套的铜排连接，不同层间宜采用电缆连接。蓄电池组安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》GB 50172 的有关规定。

4.5.3 储能系统应设置无高温、无潮湿、无振动、少灰尘、避免阳光直射且有良好通风的专用储能电池室，储能电池室应安装防爆型照明灯。

4.5.4 储能系统电池管理系统（BMS系统）应具有下列功能：

1 实时在线监测功能；

2 对每个单体电池的电压、电池组总电压、充/放电电流、电芯温度、板卡温度和环境温度的检测功能；

3 温度监测、超温报警和保护功能；

4 电池系统容量、充（放）电能量统计以及对计算数值的掉电保存功能；

5 均衡功能并应采用高能效的均衡方式；

6 完善的热管理系统，应及时对故障部件进行隔离，故障模组应具备自动旁路功能；

7 两簇及以上电池直流端并联的储能电池系统，应具备簇间防环流控制功能；

8 外接电源的正负极性与电池管理系统（BMS）的供电电源极性接反时，电池管理系统（BMS）不应损坏且应报警并进入切断保护状态；

9电池组输出端正负极发生直接短路时，应瞬间切断电路并报警，电池管理系统（BMS）和电芯不应损坏。

【条文说明】

4.5.4 储能系统应具有电池管理系统（BMS系统），应采用线检测装置进行智能化实时检测，应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，宜具有人机界面和通信接口。充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，应具备温度补偿、数据采集和通信功能。锂离子电化学储能电池管理系统同时应符合现行国家标准《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T34131的有关规定。

4.5.5 储能电池系统内电芯应优先选择安全经济的电池模组并应具有电池安全预警功能。

4.5.6 储能电池容量和性能应可检测和可诊断，使控制系统可在预知电池容量和性能的情况下降低电站接入电网的冲击和依赖，提高电网的可靠性和效率。电池储能系统的监控系统及其子系统（包括电池管理系统、储能系统配套升压变及高低压配电装置监控单元等）所采用的通讯协议应需符合国际通用标准及客户要求。

4.5.7 储能电池应符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中应符合国家环境保护的有关规定。

4.6配电柜

4.6.1 光伏配电柜的选择应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368的规定。

4.6.2 直流配电柜输出回路正极、负极均应设置防雷保护装置，技术性能应符合现行国家标准《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512 和现行行业标准《光伏发电站防雷技术规程》DLT 1364 的有关规定。

4.6.3 配电柜不应存在影响使用的变形、锈蚀、漏水、积灰，箱体外表面的安全警示标识应完整、无破损。

4.6.4 交/直流配电柜（箱）设计应符合现行国家标准《低压配电设计规范》GB 50054和《低压成套开关设备和控制设备 第1部分：总则》GB 7251.1的有关规定。

5 设计

5.1一般规定

5.1.1 光伏组件的类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行并与建筑外观和周边环境相协调。

【条文说明】

5.1.1 光伏发电系统是建筑的有机组成部分，尤其是采用光伏建筑一体化形式时，光伏发电系统与建筑功能更是密不可分。光伏发电系统不仅要符合光伏系统的发电功能和电气安全性要求，还要符合建筑外围护所必需的物理性能要求。同时，和广东各地建筑风貌相协调。因此，在设计光伏发电系统时应与建筑设计专业密切配合，广泛搜集建筑物所在地的地理、气候、太阳能资源等资料，进行环境分析、日照分析。结合建筑功能、建筑外观与周围环境条件，合理规划光伏发电系统在建筑上的布置方案，统筹布局，做到与建筑风格协调统一。使其在具备良好光伏发电功能的同时达到建筑围护、建筑节能、太阳能利用和建筑装饰多种功能的完美结合。

建筑上光伏应用的数量多少取决于建筑设计方案前期能否将光伏作为一个设计条件进行设计，只有充分考虑光伏的各种应用条件并通过与建筑的有机组合，才能形成协调统一的一体化结合整体，达到最大化应用的目标。

5.1.2 在既有建筑上安装太阳能光伏发电系统，不应影响建筑的采光、通风、防水，不应引起建筑能耗的增加。

【条文说明】

5.1.2 位于建筑不同部位的光伏方阵应符合建筑使用功能的要求，如：建筑围护功能、遮阳功能、防火功能、装饰功能、防护功能等。当光伏组件作为建筑围护结构且不使用光伏中空玻璃时，有可能影响建筑围护结构的热工性能。因此，可通过对光伏发电系统的发电量与围护结构的热工损失，进行比较和权衡，来判断光伏发电系统对建筑节能的贡献。若既有建筑本体功能性的改造，应根据新的建筑功能和围护结构性能要求设计建筑集成光伏发电系统且满足改建建筑的采光、通风、防水等要求。

5.1.3 建筑光伏系统的建筑设计应符合建筑构件的各项物理性能要求，根据广东省的特点，作为建筑构件的光伏发电组件应采取相应的防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。

【条文说明】

5.1.3一般情况下，建筑的设计寿命是光伏系统寿命的2倍~3倍，光伏组件及系统其他部件在构造、形式上应利于在建筑围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。因此建筑设计不仅要考虑地震、风荷载、雪荷载、冰雹等自然破坏因素，还应为光伏系统的日常维护，尤其是光伏组件的安装、维护、日常保养、更换提供必要的安全便利条件。布置在金属屋面的光伏发电系统设计应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的相关要求；光伏幕墙设计应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102、《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ 133 的相关要求；光伏遮阳设计应符合现行行业标准《建筑用铝合金遮阳板》JG/T416和《建筑遮阳通用要求》JG/T 274 的相关要求。

5.1.4 建筑光伏系统在安装光伏组件的部位应采取必要的安全防护措施。

【条文说明】

5.1.4 结构安全措施、电气安全措施、防火安全措施、防护措施等。

5.1.5 对光伏组件可能引起的光污染应进行分析并采取相应的措施。

【条文说明】

5.1.5 建筑上安装的光伏组件应优先选择光反射较低的材料，避免自身引起的太

阳光二次辐射对本栋建筑或周围建筑造成光污染且避免镜面反射，对边框氧化。

5.1.6 光伏组件应在明显位置配置带电警告标识及相应的电气安全防护设施。

【条文说明】

5.1.6 光伏方阵在平屋面上安装时，要保证安装人员的安全。安装人员为专业人员，应严格遵守生产厂家的说明。在建筑设计时，应为安装人员设计安全的工作环境，满足《建筑电气与智能化通用规范》 GB 55024-2022第3.1.8、3.1.9、3.1.10条的要求：

1 与电网并网的光伏发电系统应具有相应的并网保护及隔离功能；

2 光伏发电系统在并网处应设置并网控制装置并应设置专用标识和提示性文字符号；

3 人员可触及的可导电的光伏组件部位应采取电击安全防护措施并设警示标识。

5.1.7 安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件，应满足该部位的使用功能、结构安全、电气安全及建筑节能要求。

【条文说明】

5.1.7 光伏方阵作为屋面板、阳台栏板、幕墙或墙板使用时应满足屋面板、阳台栏板、幕墙及墙板的结构安全，保温、隔热等建筑节能性能，以及防火和防漏电等安全要求和防水等技术要求。

5.1.8 支架和光伏组件寿命应匹配。

5.1.9 光伏方阵宜配置清洗设备并就近预留用于清洁的给水点。

5.2规划和建筑

5.2.1 光伏系统规划设计应进行太阳能辐射量、建筑物、电网等方面的资源评估。

【条文说明】

5.2.1 本条要求对太阳能辐射量、建筑物、电网等方面的资源评估：

1 太阳能辐射资源是测算发电量的基本数据，可以此来判断项目在经济上的可行性。可从当地气象站取得最近10年水平面各月平均总辐射和散射辐射数据或从其它途径获得；

2 建筑物资源是建筑物可安装光伏系统的资源是确定光伏系统装机容量的重要依据之一，应根据建筑功能要求确定何处可安装、何种形式安装及选用何种类型太阳能光伏组件；

3 电网资源主要指建筑配电系统有多大接受光伏系统的能力，及电网线路连接的可行性、合理性。

5.2.2  建筑太阳能光伏系统的规划设计应根据建筑场地条件、建筑功能、所在地区气候及太阳能资源条件等因素，统筹确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境，满足光伏系统设计和安装技术要求。

【条文说明】

5.2.2根据安装光伏系统的区域气候特征及太阳能资源条件，合理进行建筑群体的规划和建筑朝向的选择。建筑群体或建筑单体朝南可为光伏系统接收更多的太阳能创造条件。

5.2.3 安装光伏发电系统的建筑主要朝向不为南向时，光伏组件宜按最佳朝向布置，建筑设计宜为其提供条件 。

【条文说明】

5.2.3 安装光伏发电系统的建筑，其朝向直接影响到光伏组件的设置，特别是对设置在墙面、坡屋面等部位的光伏组件的发电效果影响较大且影响住宅等建筑的日照标准。当建筑的偏转角度较大时，光伏组件尽量按最佳朝向布置，以获得最佳的日照条件。

5.2.4 建筑光伏系统的设计应根据建筑效果、设计理念、可利用面积、安装场地和周边环境等因素选择光伏组件的类型、尺寸、颜色和安装位置。

5.2.5建筑体形、空间组合及使用功能为光伏组件接收充足的日照创造条件。光伏组件的安装部位应避免受环境或建筑自身及组件自身的遮挡。

【条文说明】

5.2.5 光伏组件安装在建筑屋面、阳台、墙面或其他部位，不应有任何障碍物遮挡太阳光。光伏组件总面积根据需要电量、建筑上允许的安装面积、当地的气候条件等因素确定。有时，为争取更多的采光面积。建筑平面往往凹凸不规则，容易造成建筑自身对太阳光的遮挡。除此以外，对于体形为L形，形的平面，也要注意避免自身的遮挡。

5.2.6 应考虑墙面各类突出构件对立面光伏发电效率的影响。在立面布置光伏组件前应进行日照分析和阴影计算，依据分析结果进行合理布置。

【条文说明】

5.2.6 应是对光伏组件进行日照分析和阴影分析。

5.2.7建筑光伏系统与支撑结构作为建筑突出物时，应符合现行国家标准《民用建筑设计统一标准》GB 50352的有关规定。

【条文说明】

5.2.7 建筑上安装的突出于建筑本体的光伏系统，不能因为其对阳光的遮挡而使本建筑及其他相邻建筑不符合相关日照标准要求。应符合现行国家标准《民用建筑设计统一标准》GB 50352的要求。

5.2.8 光伏组件的布置应满足建筑物的美观要求。

5.2.9 光伏组件不宜设置于易触摸到的地方且应在显著位置设置高温和触电的标识。

【条文说明】

5.2.9光伏组件安装于人们不易触摸到的地方，在光伏组件背面贴上高温和触电的标识，以示警惕。

5.2.10 光伏组件直接作为屋顶围护结构使用时，其材料和构造应符合屋面防水等级要求。

5.2.11 光伏组件应避开厨房排油烟烟口、屋面排风、排烟道通气管、空调系统等构件布置。

5.2.12 光伏组件的设计、安装宜采取通风构造措施，保证光伏组件背板温度不高于组件允许的最高工作温度，避免光伏组件发电时产生的热量对室内产生不利影响且不应影响周边设备的安装、维护和通风、散热等要求。

【条文说明】

5.2.12 光伏组件工作时会产生热量，背板温度过高时会影响发电效率，背板采取通风措施是有效的解决办法。IEC规定的光伏组件可靠性检测实验最高工作温度85℃，高温运行检测标准为90℃-100℃。高温不仅仅对组件效率有影响，对于围护结构系统中的有机材料均有影响，如结构胶、封边胶、中空玻璃的暖边等。尤其是结构胶，常规硅酮结构胶耐受温度为90℃以下。

5.2.13 既有建筑上增设或改造光伏发电系统时，应满足建筑的采光、通风、节能和安全、疏散等要求，以及光伏组件所在建筑部位的结构、防火、防水、防雷等技术要求。

5.2.14 既有建筑增设或改造光伏发电系统时，光伏组件应采用可靠的构造方式与建筑连接；屋面上增设光伏发电系统及与主体结构连接的混凝土基座时，应经结构专业复核，其防水、保温构造应符合现行国家标准《屋面工程设计规范》GB50345的规定 。

5.2.15 既有建筑增设或改造光伏发电系统时，管线宜利用原有管井和路由进行敷设，做好穿越屋面及墙体部位的防水及防火处理。必须开洞时，应保证原结构安全，做好防水层、保温层等部位的修复。

【条文说明】

5.2.13~5.2.15在既有建筑上增设或改造光伏发电系统时，应结合建筑的现状进行一体化设计和结构复核，不应破坏建筑的原有功能，充分利用现有条件，必要时可进行适当的改造，使光伏应用与建筑有机结合，满足功能、安全及相关的技术要求。

在既有建筑上增设或改造安装光伏发电系统时可能会影响光伏组件所在部位的使用功能和安全要求，本条强调安装光伏组件及管线时不应破坏外墙及屋面的保温、防水、防火、防雷等性能，破坏时必须及时修复，以保证建筑节能、建筑功能等不能影响。特别强调光伏组件或管线的设置不应影响建筑的防疏散通道，充分考虑线路的防火要求。

5.3组件

5.3.1 光伏组件尺寸和形状的选择宜与建筑模数尺寸相协调且应符合现行国家标准《建筑模数协调标准》GB/T 50002的有关规定。

【条文说明】

5.3.1 晶硅电池在排列组合形成组件的设计中，会有爬电距离、最小电气间隙、串间距和片间距的要求，因此光伏构件尺寸应结合建筑围护结构板材分格尺寸、装配间隙、电池芯片尺寸和上述电气安装尺寸进行专门设计，确定电气参数。

在圆形或不规则形状屋顶或墙面安装光伏组件时，往往受到总面积和光伏组件回路模数的影响，此时，采用外形一致但无发电功能的光伏组件予以填充，此类光伏组件称为“装饰片”，其外形往往呈现不规则形状。除了充作“装饰片”的光伏组件不安装接线盒和单线外，其他部分的材料和制作工艺应一致。

5.3.2 作为遮阳或采光构件的光伏组件设计应符合下列要求：

1 光伏组件应符合现行国家标准《建筑采光设计标准》GB 50033的有关规定及《建筑环境通用规范》GB 55016-2021中3.1.4和3.2.7的条文要求；

2 作为遮阳构件的光伏组件应符合室内采光、日照和遮阳系数的要求；

3 光伏窗应符合采光、通风、观景等使用功能的要求；

4 用于建筑透光区域的光伏组件，其接线盒不应影响室内采光。

【条文说明】

5.3.2 在建筑透光区域设置光伏组件建筑物的采光设计必须符合现行国家标准《建筑采光设计标准》GB 50033 的采光要求。普通光伏组件所用布纹超白钢化玻璃具有阻挡视线的作用。安装在观光处的光伏组件应采用光面超白钢化玻璃制作高透光率双玻光伏组件。为了节约成本，高透光率双玻光伏组件背面的玻璃可以采用普通光面钢化玻璃。

普通光伏组件的接线盒一般粘在背面，接线盒较大，影响美观。因此设计时应将接线盒设置在边角处或隐藏起来。旁路二极管没有了接线盒的保护，要考虑采用其他方法来保护，可将旁路二极管和连接电缆线隐藏在幕墙骨架结构或线槽中，避免阳光直射和雨水侵蚀。

建材型光伏构件的透光率可通过调整晶体硅太阳电池的间距进行控制，也可通过对晶体硅太阳电池激光打孔获得透光效果。

光伏组件应符合《建筑环境通用规范》GB 55016-2021中3.1.4和3.2.7的条文要求。对人员可触及的光环境设施，当表面温度高于70℃时，应采取隔离保护措施。光伏系统散热良好的情况下，正常工作温度会在45℃左右，背面绝热正面散热良好的情况下，正常工作温度会在60℃左右，但背面不散热甚至聚热的情况下，背板温度会达到85℃，甚至100℃以上。因此散热措施和隔离保护措施应至少考虑一项。主要功能房间采光窗的颜色透射指数不应低于80。透光部分设计为透光性薄膜光伏构件，需提供颜色透射指数检测报告。

5.3.3 光伏组件表面色彩选择应符合下列要求：

1 光伏组件的色彩应与建筑整体色调相匹配；

2 光伏组件边框的颜色应与光伏电池的色彩及建筑整体设计相匹配；

3 对色彩有特殊要求的光伏组件，应根据设计要求确定。

【条文说明】

5.3.3 光伏组件的色彩可通过调整背板玻璃的颜色和花纹来达到色彩一致的要求或其他建筑效果的要求。

5.3.4光伏构件面板玻璃应选用超白钢化玻璃，其余层普通钢化玻璃宜经过均质化处理，各层玻璃应满足《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的相关要求。

5.3.5夹胶光伏构件的胶片层应满足强度和耐候要求，厚度选择应符合建筑安全和耐候要求。PVB、SGP单边厚度选用准则应符合表5.3.5规定。外露的光伏夹胶玻璃边缘应封边处理。

表5.3.5  PVB、SGP单边厚度选用准则

注：钢化玻璃厚度的选取以夹胶光伏构件中较厚钢化玻璃片的厚度为准。

5.3.6夹胶光伏构件的各层玻璃如作为结构受力构件参与结构计算时，各层单片玻璃厚度差不宜大于3mm。

【条文说明】

5.3.6无论是两层还是三层的夹胶光伏构件，各层玻璃如共同受力参与结构计算，厚度相差过大，则两片玻璃受力不均匀，容易产生破裂。但是如果某一层玻璃不参与受力计算，如6T+0.76PVB+2T钢化夹胶玻璃，所有荷载均由6mm钢化玻璃承担，2mm钢化玻璃仅视为一层保护膜不参与结构计算，则可以不考虑“厚度差3mm”的要求，又如：8T+1.14PVB+3.2（碲化镉）+1.14PVB+8T钢化夹胶玻璃，中间的3.2mm玻璃为薄膜电池的芯片，不钢化，不参与受力，同样为设计合理的光伏构件。但，因为3.2mm浮法玻璃的边缘强度太低，在做需要拼接的大尺寸光伏构件设计时，应注意，不要将浮法玻璃的拼缝位置设计在整片光伏构件的中部，结构变形最大处。

5.3.7 单玻封装光伏构件的玻璃厚度不宜小于5mm，带有背板持力层的光伏构件的面板玻璃厚度不宜小于3.2mm。

【条文说明】

5.3.7 单玻封装光伏构件的结构构成通常为玻璃+EVA+PV+EVA+光伏背膜，由于多了两层胶片，使得该结构的抗冲击性能（软物冲击和硬物冲击）增加，满足安全玻璃的要求，而该类构件必须采用有边框的设计，这就避免了裸边玻璃在运输安装过程中小于6mm情况下容易破损的问题。因此，单层玻璃夹胶光伏构件的最小玻璃厚度定为5mm。还有一种结构为单玻光伏组件加建材背板的结构，主要持力层为背板材料，面板仅为电池的保护层，因此3.2mm钢化玻璃满足《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的相关要求，可以使用。

5.3.8 带边框的光伏构件应考虑接地措施。

5.3.9 光伏方阵的数量应根据总装机容量及光伏组件串的容量确定。

5.4构造

5.4.1 光伏组件的安装不应影响所在部位的雨水排放。

【条文说明】

5.4.1 光伏组件不应影响安装部位建筑雨水系统设计。不应造成局部积水、防水层破坏、渗漏等情况。

5.4.2 光伏组件宜采用易于维修、更换的安装方式。

5.4.3 当光伏组件平行于安装部位时，其与安装部位的间距应符合安装和通风散热的要求。

【条文说明】

5.4.3 安装光伏组件时，应采取必要的通风降温措施以抑制其表面温度升高。一般情况下，组件与安装面层之间设置50mm以上的空隙。组件之间也留有空隙，会有效控制组件背面的温度升高。

5.4.4 屋面防水层上安装光伏组件时，应采取相应的防水措施。光伏组件的管线穿过屋面处应预埋防水套管，应做防水密封处理。建筑屋面安装光伏发电系统不应影响屋面防水的周期性更新和维护。

【条文说明】

5.4.4 在屋面防水层上安装光伏组件时，其与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，应符合屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求。如光伏组件支座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高的泛水，地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应做密封处理；支架基座部位应做附加防水层。附加层宜空铺，空铺宽度不应小于200mm。建筑屋面防水材料的使用寿命较短，需周期性更新和维护，所以在进行光伏组件安装时应考虑为防水材料的更新维护创造条件。 

5.4.5 平屋面上安装光伏组件应符合下列规定：

1 光伏方阵应设置方便人工清洗、维护的设施与通道，宽度不小于400mm；

2在平屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层；

3光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间的人行通道上部宜铺设保护层。

4光伏组件的最低点距屋顶之间的距离应满足通风散热的间隙要求，绿化屋顶的光伏组件的最低点应高于其附近绿化植被的最大高度。

【条文说明】

5.4.5 平屋面上安装光伏组件应符合以下要求：

1 应设置扫雪通道及人员安全保障设施。屋面光伏方阵之间应预留不小于400mm的检修通道。

2 光伏组件支座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高的泛水。 地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应做密封处理。

3 需要经常维修的光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口以及人行通道上面应设置刚性保护层对防水层进行保护，一般可铺设水泥砖。

5.4.6 坡屋面上安装光伏组件和光伏构件应符合下列要求：

1 光伏组件应采用顺坡架空或顺坡镶嵌的安装方式，水平面上的投影不应超出建筑物立面或者屋面边缘范围；

2 宜设置便于人员检修的相关设施或选用满足上人强度要求的光伏组件；

3光伏瓦宜与屋顶普通瓦模数相匹配，不应影响屋面正常的排水功能。

【条文说明】

5.4.6 本条对光伏组件布置在建筑坡屋面上时的要求作出规定。

1 安装在坡屋面上的光伏组件宜根据建筑物实际情况，选择顺坡镶嵌设置或顺坡架空设置方式。应尽量避免超出建筑物立面或者屋面边缘范围，影响周围建筑与自身的美观；

2 考虑光伏组件的日常检修需求，宜根据屋面实际情况，设置适宜的便于上人检修的相关设施。在坡面不具备预留检修通道的条件时，宜选用满足上人强度要求的光伏组件，以应对组件可能出现的踩踏维修需求；

3 光伏瓦应重点考虑整体屋面的通风散热问题，光伏瓦自身以及顺水条、挂瓦条、连接件的结构强度和变形问题，光伏瓦的单块可更换问题，边框接地措施。

5.4.7 阳台或平台上安装光伏构件应符合下列要求：

1 安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与栏板主体结构上的预埋件牢固连接；

2 构成阳台或平台栏板的光伏组件，应符合刚度、强度防护功能和电气安全要求，其高度应符合护栏高度的要求。

【条文说明】

5.4.7 阳台或平台上安装光伏组件应符合以下要求：

1 对不具有阳台栏板功能，通过其他连接方式安装在阳台栏板上的光伏组件，其支架应与阳台栏板上的预埋件牢固连接，通过计算确定预埋件的尺寸与预埋深度，防止坠落事件的发生；

2 作为阳台栏板的光伏组件，应符合建筑阳台栏板强度及高度的要求。阳台栏板高度应随建筑高度而增高，如低层、多层住宅的阳台栏板净高不应低1.05m，中、高层，高层住宅的阳台栏板不应低于1.10m，这是根据人体重心和心理因素而定的。

5.4.8 墙面上安装光伏组件应符合下列要求：

1 光伏组件与墙面的连接不应影响墙体的保温构造和节能效果；

2 对设置在墙面的光伏组件的引线穿过墙面处，应预埋防水套管；穿墙管线不宜设在结构柱处；

3 光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、风格等协调处理。

【条文说明】

5.4.8 墙面上安装光伏组件应符合以下要求：

1 光伏组件安装具有外保温构造的墙体上时，其与墙面连接部位易产生冷桥，应做特殊断桥或保温构造处理；

2 预埋防水套管可防止水渗入墙体构造层；管线穿越结构柱会影响结构性能. 因此穿墙管线不宜设在结构柱内；

3 光伏组件镶嵌在墙面时，应由建筑设计专业结合建筑立面进行统筹设计。

5.4.9 建筑幕墙上安装光伏组件应符合下列要求：

1 光伏组件的尺寸应符合幕墙设计模数与幕墙协调统一；

2 光伏幕墙的性能应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定；

3 由光伏幕墙构成的雨篷、檐口和采光顶，应符合建筑相应部位的刚度、强度、排水功能及防止空中坠物的安全性能规定；

4 光伏组件之间的缝宽应满足幕墙温度变形和主体结构位移的要求，应在嵌缝材料受力和变形承受范围之内。

【条文说明】

5.4.9 幕墙上安装光伏组件应符合以下要求：

1 安装在幕墙上的光伏组件尺寸应符合所安装幕墙板材的模数，既有利于安装，又与建筑幕墙在视觉上融为一体；

2 光伏幕墙的性能应与所安装普通幕墙具备同等的强度，以及具有同等保温、隔热、防水等性能，保证幕墙的整体性能；

3 使用PVB夹胶层的光伏构件可以符合建筑上使用安全玻璃的要求；用EVA 层压的光伏构件需要采用特殊的结构。防止玻璃自爆后因EVA强度不够而引发事故。

5.4.10 光伏采光顶、透光光伏幕墙、光伏窗应采取隐藏线缆和线缆散热的措施，应方便线路检修。

5.4.11 光伏组件不宜设置为可开启窗扇。

【条文说明】

5.4.10 为了符合开启部位的设计要求，作为开启扇的光伏组件不宜并入光伏发电系统。若需并入，应考虑开启处线缆的耐久性、统一的开闭和开启角度以及合理的并串联设计。

5.4.12 采用螺栓连接的光伏组件，应采取防松、防滑措施；采用挂接或插接的光伏组件，应采取防脱、防滑措施。

【条文说明】

5.4.12 光伏组件采用螺栓连接时应加放松垫片并拧紧固定牢固。

5.4.13 设置于建筑物内部的光伏发电系统管线应与建筑物其它管线综合设计、统筹安排，便于安装、检修、维护及管理。

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下列内容：

1 结构方案设计，包括结构选型、构件设计；

2 作用及作用效应分析；

3 结构的极限状态设计；

4 结构及构件的构造、连接措施；

5 耐久性的要求；

6 结构的稳定性计算；

7 符合特殊要求结构的专门性能设计。

【条文说明】

6.1.1 结构方案设计非常重要。不仅关系到建筑光伏系统自身的安全性. 还关系到建筑主体的结构安全还需要兼顾建筑光伏系统与主体建筑的协调美观和整体的经济性，因此要予以重视。

6.1.2 建筑光伏系统的结构设计应符合下列规定：

1 建筑附加光伏发电系统的结构设计工作年限不应小于25年；

2 建筑集成光伏发电系统的支撑结构，其结构设计工作年限不应小于其替代的建筑构件的设计工作年限。

6.1.3 光伏采光顶结构构件的结构计算应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的有关规定。

6.1.4 光伏幕墙构件的结构计算应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的有关规定。

6.1.5 建筑用光伏组件或光伏构件构件应包括光伏发电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。

6.1.6 金属板封装的光伏构件应满足现行行业标准《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ 133中板材选型和结构计算的要求。

6.1.7 人造板封装的光伏构件应满足现行行业标准《人造板材幕墙工程技术规范》JGJ 336中板材选型和结构计算的要求。

6.1.8 光伏瓦应满足《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的相关要求。

6.1.9 建筑附加光伏发电系统所选用的光伏组件应满足《建筑用光伏构件通用技术要求》JG/T 492的相关结构安全规定。

6.2设计参数

6.2.1 建筑光伏系统的结构设计应符合下列要求：

1 非抗震设计时，应考虑系统自重、风荷载、雪荷载和检修荷载作用效应组合；

2 抗震设计时，应考虑系统自重、风荷载、雪荷载、检修荷载和地震作用效应组合；

3 作用效应组合应按照国家标准《工程结构通用规范》GB 55001、《建筑结构荷载规范》GB50009、《建筑抗震设计规范》GB50011的有关规定进行计算。

6.2.2 玻璃的强度设计值及其他物理力学性能应符合现行行业标准《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的有关规定。

6.2.3 钢材的强度设计值及其他物理力学性能应按现行国家标准《钢结构设计标准》GB50017和《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB 50018的规定采用。

6.2.4 铝合金材料的强度设计值及其他物理力学性能应按现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB 50429和《一般工业用铝及铝合金挤压型材》GBT6892的规定采用。

6.2.5 配重式支架结构附加屋面光伏系统的支撑系统应计算其整体抗滑移、抗倾覆能力。

6.3荷载和作用

6.3.1 建筑附加光伏发电系统的风荷载应按下式计算：

                                                   （6.3.1）

式中：——风荷载标准值（kN/m²)

——阵风系数，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的规定采用；

——风压高度变化系数，应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15-101的规定采用；

——风荷载体型系数，应按本标准第6.3.4条的规定采用；

——基本风压（kN/m²），应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15-101的规定采用，对于建筑集成光伏发电系统，风压重现期与主体结构构件一致；对于建筑附加光伏发电系统，风压重现期可取25年。

6.3.2 风荷载体型系数应按下式计算：

（6.3.2）

式中：——风荷载局部体型系数，按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15-101计算围护结构构件及其连接件的风荷载局部体型系数；

——调整系数，对于建筑集成式光伏发电系统，调整系数取值为1，对于建筑附加式屋面光伏系统构造，可以根据形式确定调整系数如下：

1 对于平屋面上设置带倾角的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值（图6.3.2-1和图6.3.2-2）；

图6.3.2-1 无女儿墙平屋面

B-建筑迎风宽度

注：E应取2H和B中较小值，H为屋顶高度。

图6.3.2-2 带1.5m高女儿墙平屋面

B-建筑迎风宽度

注：E应取2H和B中较小值。

2 对于单坡屋面上设置平行于屋面坡度的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值（图6.3.2-3）；

图6.3.2-3 单坡屋面

H-屋顶高度；B-建筑迎风宽度

注：E应取2H和B中较小值。

3 对于双坡屋面上设置平行于屋面坡度的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值（图6.3.2-4）。

图6.3.2-4 双坡屋面

H-屋顶高度；B-建筑迎风宽度

注：E应取2H和B中较小值。

6.3.3 对于体型复杂、周边干扰效应明显或风敏感的大型光伏系统工程，宜进行风洞试验确定风荷载。

【条文说明】

6.3.3 建筑太阳能光伏系统工程的抗风性能不仅关系到发电效率等经济指标，还涉及到安全问题，尤其是在强风易发多发地区，需要予以重视。本条给出有必要采用风洞试验确定风荷载的条件说明：

1 现行规范给出的风荷载体型系数等主要适用于体型较为规则的结构，难以涵盖复杂体型结构；

2 当周边建筑距离目标建筑较近时，存在明显干扰效应，会增大局部风压；

3 风敏感结构主要指刚度较柔的结构，如加装在大跨度屋盖上的光伏系统工程等；

4 大型光伏系统工程主要指光伏系统投资额超过1000万元的工程，此类工程抗风破坏导致的经济损失和安全问题较大。当光伏系统工程满足上述条件时，有必要通过风洞试验来确定其风荷载来保障抗风性能。

6.3.4 建筑光伏发电系统的施工检修荷载应符合以下规定：

1 施工检修集中荷载标准值应按实际荷载取用且不应小于1kN并应在最不利位置处进行验算；

2 进行支架构件承载力验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取1.3，施工或检修荷载的分项系数取1.5；

3 进行支架构件位移验算时，荷载组合应取永久荷载和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。

6.3.5 作用于建筑光伏发电系统上的雪荷载标准值，应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15-101的规定采用并应符合以下规定：

1 对于建筑集成光伏发电系统，雪荷载重现期应与主体结构构件一致；

2 对于建筑附加光伏发电系统，雪荷载重现期可取25年。

6.4光伏构件结构设计

6.4.1 光伏构件所选用的玻璃应符合现行行业标准《建筑玻璃应用技术规程》JGJ113的有关规定。

6.4.2 光伏构件挠度计算宜按照有限元方法进行，也可按现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102进行计算。

6.4.3 光伏构件的挠度应符合建筑构件及光伏组件功能的规定。

6.4.4 带边框的光伏构件其边框挠度不应大于其计算跨度的1/120。

6.5支撑结构设计

6.5.1 荷载标准值作用下产生的挠度应符合表6.5.1的规定。

表6.5.1荷载标准值作用下产生的挠度

6.5.2 在风荷载标准值作用下，面板支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。

6.6连接结构设计

6.6.1