光电建筑工程的关键技术研究

2022-05-18 14:36:46 来源：太阳能杂志社

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光电建筑可再生能源

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胡从川 . 光电建筑工程的关键技术研究 . [J]. 太阳能 2021(07):37-45.

　　党的十八大以来，低碳成为我国社会发展的重要议题，伴随 2020 年“2030 年前中国要‘碳达峰’，2060 年实现‘碳中和’”目标 ( 业内简称为“30/60 目标”) 的提出，我国能源产业从资源属性向制造业属性的前进步伐继续加快；作为能源用户之一的建筑，在节能事业取得各项阶段性成果的同时，建筑的碳排放总量依然可观。根据政府间气候变化专门委员会 (IPCC) 的统计数据，我国建筑领域的碳排放量占全国碳排放总量的近 1/3[1]，并且随着城镇化率的提升，建筑产生的温室气体量将进一步攀升。因此，建筑领域的节能减碳将成为实现我国“碳达峰”“碳中和”目标的关键一环。

　　因此，在提升建筑能效的同时，应充分发挥可再生能源等绿色低碳能源的潜力 [2]，开展光伏发电在建筑场景中的高质量、规模化应用，以光电建筑的形式促进建筑本体的“碳中和”。经中国建筑科学研究院有限公司测算，我国既有建筑可用于安装光伏阵列的面积达 100 亿 m2，总装机量可达 1500 GW；并且随着城镇化发展，每年新建建筑可用于安装光伏阵列的面积达 20亿 m2，每年光伏系统新增装机量潜力可达 18 GW。由此可见，我国光电建筑的应用前景广阔，市场潜力巨大，当前正处于大规模发展前的启动阶段，与其相关的科学、有效的指导性技术要求有待被提出。

　　为此，本文基于光电建筑工程实践与检测工作，从建筑应用角度出发，系统总结了光电建筑工程的关键技术，并有针对性地提出相关要求，以期为从业人员在光电建筑咨询、设计、施工和验收方面提供指导，力求促进光伏与建筑行业的融合，推动光电建筑的高质量、规模化应用。

1 布局与设计

　　光电建筑是以光伏发电系统作为建筑主体的建筑能源系统，需要遵循适用、经济、绿色、美观的基本原则。首先，应考虑建筑的功能性和安全性要求。例如，必须满足光伏阵列不跨越建筑变形缝、承载面必须为阻燃材料等严格要求。其次，要满足建筑及其所在园区在日照、视觉、防眩光等方面的一致性要求。比如，加装的光伏发电系统不仅要避免被周边建筑、构筑物、树木所遮挡，同时其也不应降低相邻建筑的日照标准；置于屋面、立面等建筑外表面的光伏阵列与建筑主体的外观形态应该保持协调、美观；在广场、步行街及旅游景观一类的场景中安装光伏阵列时，应特别注意把控整体的色调和效果；若是针对既有建筑改造的情况，则需要做好视线影响分析。

　　屋面一般是建筑光伏发电系统最常见的安装载体，相对于在外立面安装的光伏发电系统，安装于屋面的光伏发电系统不易受到遮挡，且安装场地开阔，易于施工。

　　在平屋面安装光伏发电系统时，一般是将光伏组件安装于光伏支架上，经济条件较好时，推荐选用跟踪式光伏支架，光伏组件一般为正面朝南的方式安装，通过调节光伏组件安装倾角来跟踪太阳。目前国内工程多以固定式光伏支架为主，光伏组件的安装倾角以组件接收最佳日照为宜来确定，或通过动态模拟计算以保证光伏发电系统可获得最大年发电量来确定光伏组件安装倾角。

　　从光伏阵列的防风及美观角度考虑，对于高出屋面较多的光伏阵列，应利用女儿墙等构件对光伏阵列感观突出的部位进行适当围挡 [3]，如图1 所示。此时应定量化计算建筑构件对光伏组件造成的遮挡，合理规划光伏阵列与建筑构件的距离，从而避免建筑构件对前排光伏组件的发电造成不利影响。

　　在坡屋面安装光伏发电系统时，光伏组件可以选用一体化效果较好、样式丰富的“光伏瓦”，尤其是针对希望保有原始建筑面貌的别墅、村镇住宅，如图 2 所示。

　　光伏瓦应注意根据建筑模数来进行整体的布置设计，以保证建筑主体美观；对于非光伏瓦完整覆盖或设计复杂的坡屋面，应选用与原始瓦片颜色相仿的光伏组件或对坡屋面进行喷涂，从而保证颜色协调。需要注意的是，虽然大部分屋面加装光伏组件的安全性好，但油毡瓦屋面等非阻燃材料上不能加装光伏组件；与此同时还要考虑防火问题，比如，木檩条坡屋面加装光伏组件时应采取防火隔离措施，并应符合消防规范的规定。

2 建筑结构

　　依据光伏组件是否承担建筑结构功能进行分类，建筑光伏可分为一体化建筑光伏 (BIPV) 和附加型建筑光伏 (BAPV) 这 2 种形式。

　　BIPV 形式的光伏组件不仅具备发电功能，还替代原有建筑材料作为建筑构件承担结构荷载、采光、遮阳及装饰等建筑功能，此类光伏组件也常称为建筑光伏组件，如光伏幕墙、光伏采光顶、光伏遮阳板等，一般涉及到结构问题时其要与建筑一并考虑。

　　相比之下，BAPV 则是将建筑物屋面、立面作为光伏组件的安装载体，对光伏组件起支撑作用，是既有建筑加装光伏的常用形式，如图 3 所示。由于既有建筑的建筑年代参差不齐，以往的建筑对于抗震设计等结构安全方面的要求较低，围护结构表面加装光伏组件后会加重安装部位的结构承载负荷，因此应考虑对建筑结构的校核。目前针对结构问题的探讨也较多。

　　在工程实施前，首先需要对房屋、场地及环境条件进行现场查勘，检查房屋结构的安全性并评估方案的可行性，必要时应根据安全性评估结果、光电建筑的使用要求和后期设计使用年限进行可靠性鉴定。在涉及主体和承重结构改动，或增加荷载时，建筑结构的复核尤为重要，要考虑结构设计、结构材料的耐久性、荷载安装部位的构造及强度等，可由原先或其他有资质的设计单位根据原设计施工图、竣工图、计算书文件进行复核，并委托法定检测机构进行检测，确认不存在结构安全问题，否则应进行结构加固，以确保建筑结构安全和其他相应的安全性要求。

　　在此基础上，应根据建筑结构的特点、修缮情况和施工要求，确定既有建筑加装光伏的结构设计方案。例如，若原有屋面需要拆除重建时，可以考虑采用 BIPV 形式；若只是在原有屋面基础上进行改造，则采用 BAPV 形式较为容易。采用 BAPV 形式时首先应核算和评估光伏发电系统的自重，以及风荷载、雪荷载、检修荷载和地震对光伏发电系统产生的影响，以确认加装的光伏支架是否可直接与原有结构或预留基础连接；如需加注水泥墩，则建议将水泥墩与原有承重结构采用钢筋连接，先焊接后植筋；同时要确定好光伏支架、支撑金属件及其连接点的设计，安装的光伏支架与原有结构构件之间的连接要可靠，例如采用后置锚栓方式时，有可能对建筑原本的防水层造成破坏，应做好修补方案。针对超低能耗建筑、被动房等高水平建筑进行施工时，应特别注意保温层的连续性，并做好断热桥处理，避免增大建筑的冷、热负荷。

3 建筑光伏发电系统

3.1 系统分类

　　建筑光伏发电系统装机量的设计一般是与负载相匹配，因此不同于光伏水泵、光伏路灯等单一型负载，此类建筑光伏发电系统较小的装机量也可达 2～3 kW，因此需要考虑光伏发电的消纳问题。

　　根据是否接入电网，光伏发电系统可以分为离网型光伏发电系统和并网型光伏发电系统。离网型光伏发电系统中一般设有储能系统，其优点是结构简单、使用方式灵活、适用范围广；缺点是用电可靠性低于并网型光伏发电系统，管控较为分散，一般用于无市电地区，以及用电量小、用电分散的负载。近年来，随着储能变流器 (PSC)的发展，很多光伏发电系统允许将市电作为光伏电力的互补电源，并搭配优先级控制策略，从而保证用户的稳定用电。实践表明，优化的控制策略同样需要在设计阶段依据光伏发电与建筑负载用电的分布规律 ( 如图 4 所示 ) 进行设计。应做好光伏发电、储能蓄电、建筑负载用电之间的匹配。

　　并网型光伏发电系统是指与公共电网连接的光伏发电系统，其所发电力不经过储能系统，直接通过并网逆变器并入电网。由于光伏发电与建筑负载用电的分布规律存在差异，因此并网型光伏发电系统可以很好地满足可靠发电、供电和集中调节的需求，建筑可以实时地向电网存、取电能，既可以降低系统成本，又可以减少其复杂的运维过程。但从用户收益方面来看，并网型光伏发电系统一般会受当地上网电价与补贴政策的影响。

3.2 光伏组件

　　光伏组件是由若干太阳电池连接并严密封装而成，通过串、并联构成光伏组串和光伏阵列，从而达到光伏发电系统设计的装机量需求。目前，我国市场份额占比较大的仍然是晶硅类太阳电池，而二代太阳电池包含硅基、碲化镉、铜铟镓硒等薄膜太阳电池，在光电建筑上具备易与建筑一体化结合、长效、稳定等优势。太阳电池类型的选择应综合考虑安装场景、光照资源、电网条件和运行方式等因素。

　　建筑光伏发电系统中选用的光伏组件应已通过产品认证，且具有符合标准规定的标志和标注；光伏组件互连不仅要符合光伏阵列电气结构的设计，还需采取有效的连接和隐蔽措施，防止其脱落及人员触电，这一点对于光伏幕墙来说尤其重要。光伏组件的朝向、安装倾角、安装位置、支撑结构等应符合设计要求，这也是现场验收的关键。例如，对于采用固定倾角的光伏支架，光伏组件的实际安装倾角与设计倾角的偏差应至少控制在 ±2°以内。光伏组件及光伏支架安装情况的现场检查如图 5 所示。

　　特别需要说明的是，作为建筑表面构件的光伏组件，其在发电过程中产生的热量会对建筑负荷造成一定影响 [4]。对此，T/CECS 10093《建筑光伏组件》[5] 提出应测试光伏组件的背板温度。另外，建筑光伏组件还要特别注意燃烧性能、耐火极限等防火性能要求，尤其对于 BIPV 形式中作为建筑构件的光伏组件，应选用双玻光伏组件，并至少达到“A 级”的燃烧性能等级要求。

3.3 逆变器、充放电控制器

　　GB/T 30427-2013《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》、GB/T 37408-2019《光伏发电并网逆变器技术要求》、NB/T 32004-2018《光伏并网逆变器技术规范》等已经对逆变器产品做出规范。相比于地面光伏电站，光电建筑中采用的逆变器更应注重使用时的安全性和便利性。当前，越来越多的并离网逆变器兼顾 PCS储能调节及电源、负载集成管理功能，由于现有标准未涉及其全部要求，因此在建筑光伏发电系统中应用此类逆变器时，应要求其符合充放电控制过程的基本规定。例如，对于直流侧欠压、过压状况的保护和恢复过程，可自动或手动设定参数值，提供报警信息等，以及考虑充、放电状态响应，光伏电力与市电切换控制的稳定性等要求。

　　从运维角度来看，由于建筑光伏发电系统未必由专业人员管理，因此要求逆变器应具备工作温度等参数的监测功能，可以在超温等紧急状况下报警，及时关闭直流 / 交流逆变功能。针对故障保护，建议在交流侧安装电弧故障保护装置，当直流侧输入电压大于特定电压 ( 例如80 V)时，也建议安装电弧故障保护装置。另外，逆变器的直流侧、交流侧应采取合理的绝缘保护措施，所有的绝缘和开关装置功能的检查结果应为“正常”，交流系统部分要符合建筑电气系统的规定。

3.4 蓄电池组

　　离网型光伏发电系统一般要配备高效、环保、寿命长、可靠性好、维护简单并符合国家标准规定的蓄电池。相对于公共建筑上安装的光伏发电系统，户用光伏发电系统需求的储能量虽然不大，但设计的储能系统输入的电流一般为低压直流电，储能回路本身的电流不小，因此根据实践经验，建议储能系统中蓄电池的并联组数不超过 4 组。当装有多个蓄电池时，建议选用安全、稳固的电池箱进行集中摆放，并做好通风、散热措施，以及标注当心触电等标识。

　　此外，蓄电池组接线必须采用冷压线端子一类的专业元件，并配有绝缘帽，以防止施工人员触电，并建议定期开箱检查是否存在电极腐烂、电弧导致绝缘体损坏等问题。特别需要注意的是，当制造商生产的蓄电池可用于海拔高度为 2000 m 及以上的环境时，其应确认并在配套文件中说明此类蓄电池适用的海拔、温度、气压等环境条件。蓄电池电极发生腐烂的情况如图 6 所示。

3.5 直流汇流箱

　　相对于单一直流输入的逆变器，当建筑光伏发电系统的规模较大或光伏组串数量较多时，应设计使用直流汇流箱，甚至采用直流配电柜将多个直流汇流箱的输出直流汇总后输送给逆变器。这种情况下，要求直流汇流箱、配电柜结构的防护等级设计应能满足建筑的要求；如果这些设备放置在室外，则必须进行密封处理，采取防雨、防腐、防尘措施。一般室内放置的直流汇流箱的防护等级应不低于 IP44，室外使用的直流汇流箱的防护等级应不低于 IP65，并具备较好的耐候性。直流汇流箱、配电柜应可靠接地，并设置相应的浪涌保护器，考虑用户的非专业背景，要对接地线做好明确的标识。直流汇流箱的基本配件与标识如图 7 所示。

　　另外，从安全性来看，直流汇流箱、配电柜接线端子的设计应便于技术人员操作，接线应稳定无松动，相邻导线不应碰触或短接，固定元件应采用铜等易导电、耐腐蚀的材料。当光伏组串发生过电流或短路状况时，宜采用配备防反充二极管等方式对光伏组串进行实时保护。

3.6 线缆

　　相比于常规建筑的电气系统，光电建筑的光伏线缆常年暴露于室外，因此要求选用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的线缆材料。另外，由于建筑光伏发电系统直流侧的运行电流较大，因此在线缆选型时需要满足各直流回路通过的最大电流的要求，防止过载危险，并减少线路损耗。

　　针对漏电保护和接地保护的要求主要包括：漏电保护器必须选用合规产品，在过载或短路状况下能及时响应；接线环路面积不宜过大，从而避免雷击引起的瞬间高压；等电位体的安装要把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接，并且光伏边框采用金属框架时应对等电位连接导体进行接地，一般采用导电率至少相当于截面为 35 mm2 铜导线导电率的接地材料和接地体相连，且接地应有防腐和降阻处理。

3.7 直流系统

　　GB/T 16895.6-2014《低压电气装置第 5-52部分：电气设备的选择和安装布线》和 GB/T 16895.32-2008《建筑物电气装置第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求太阳能光伏 (PV) 电源供电系统》是针对低压电气装置和建筑光伏电气装置的规范，适用于建筑光伏直流系统。除此之外，光伏直流系统的电压、电流波动较大，因此当光伏阵列在无负载时处于开路电压或在短路时处于短路电流的极限情况下，直流系统各元器件都应稳定工作。直流绝缘保护应不低于上述标准的Ⅱ类或等同绝缘强度。

　　在设计和施工阶段，选用的光伏组串、光伏阵列及直流主电缆应尽可能减少接地故障和短路时产生的危险；当出现紧急状况时，直流隔离开关可以及时动作，直流隔离开关的选型要与其连接的光伏组件、逆变器、充放电控制器等相匹配。配线系统的总体设计也应能抵抗大风、冰霜、高温和太阳辐射导致老化等外界因素的干扰。

　　光伏直流系统建议选取过电流保护装置，并应与光伏组串的特性相匹配，否则光伏组件则要承受可能出现的任意反向电流，光伏直流侧线缆的最大载流量的设计应保障在并联光伏组件发生最大故障电流时的安全稳定。直流系统接地装置的安装应考虑建筑及承载面的情况，避免腐蚀并做好清晰标注，光伏接地系统宜进行定期检查。

　　在快速关断方面，近年来，美国及欧洲一些国家提出明确的关断界限范围和受控指标，这对于我国光电建筑的发展具有参考意义。根据UL 1699B-2018《UL Standard for Safety for Photovoltiac(PV) DC Arc-Fault Circut Protection》[6]，快速关断装置可控制断开建筑光伏发电系统的所有直流、交流电路，以距离光伏阵列 305 mm 为划分边界，位于边界以外或在建筑内部且距离光伏和建筑的接入点 1 m 以外的区域，关断 10 s 内任意 2 个受控导线间或任意导线与大地间的电压降低至 30 V 以下；位于边界以内或在建筑内部且距离光伏与建筑的接入点不超过 1 m 的区域，关断 10 s 内任意 2 个受控导线间或任意导线与大地间的电压值不超过 80 V。安装在同一建筑的所有光伏发电系统的快速关断装置应通过 1 个启动装置同时启动，并能清晰地展示工作状态。

3.8 专用标识

　　建筑光伏发电系统更容易被人接近，因此要在所有人员可能接触的位置设置防触电警示标识。尤其在并网型光伏发电系统与公共电网之间，应设置具有相应的并网保护功能的隔离装置，其通断过程与安装的计量装置保持一致，并在并网点处设置此处并网的标识；光伏发电系统在并网处应设置并网专用低压开关箱 ( 柜 )，并设置专用标识和提示性文字及符号。

4 系统调试

　　建筑光伏发电系统调试的目的主要有调节设备及控制系统的设定参数，完成储能设备、逆变器等的初始化启动过程，核查存在的问题，以及通过预运行保障系统的稳定性。

　　从安全性角度来看，应确保光伏阵列的保护装置或联结体可靠。例如，针对金属边框的光伏组件，要利用导线将相邻光伏组件连接，对等电位连接节点通过压线、焊接等方式固定，如图 8所示。另一项重要的安全性测试是绝缘测试，测试对象为光伏直流线缆与光伏组件边框、光伏支架之间的绝缘电阻，其限值依据直流系统的电压确定，当光伏直流系统的电压小于 120 V 时，绝缘电阻不低于 0.5 MΩ；当光伏直流系统的电压不小于 120 V 时，绝缘电阻不低于 1.0 MΩ。

　　在光伏发电系统启动前，还应进行极性调试。在开关关闭或光伏组串过流保护装置接入前，应检查所有直流线缆的极性并做好清晰标注，接线应正确。对于开路电压，在稳定的光照条件下，测量的各光伏组串的开路电压值的误差率应不高于 5%；若测试时无稳定光照条件，则必须延长测试周期，单独、同期测量每个光伏组串的开路电压，并依据太阳辐照度进行修正。以上测试应尽可能在稳定的环境温度下进行，否则应利用光伏组件的开路电压温度系数进行修正。

　　对于短路电流，同样优先选择在稳定光照条件下测试，确保测试前光伏组串独立，开关和隔离器处于断开状态。与开路电压测试不同的是，短路电流测试应逐个、单独测量每个光伏组串的短路电流，并与预期值比较。同理，在稳定光照条件下，多个光伏组串的短路电流值的误差率应不超过 5%。

　　对设备开展功能调试，其中，逆变器、储能设备、充放电控制器、开关设备等应在运行前开展独立调试，以确保系统正常。例如，依据蓄电池组的设计方案，确定充放电欠压、过压情况下的保护和恢复功能；依据铅酸电池或锂电池的类型，确定均充、浮充等充电方式等。独立调试后，建议采用专业的仪器仪表，进行至少 1 天的试运行调试，根据系统各回路的电性能参数来确保稳定性。在电网故障测试方面，当断开交流主电路隔离开关时，光伏发电系统应停止发电；此后交流隔离开关重新合闸，系统恢复正常状态。

　　光伏发电系统的实际装机量是发电量是否能达到预期值的重要因素，工程上不仅取决于光伏组件总数量，还与光伏组件的质量、安装方法密切相关。因此，建议采用经校准的光伏阵列测试仪，测试光伏阵列各支路的 I-V 特性曲线，从而可得出各支路的最大输出功率；或通过现场直流侧的工作电压、工作电流，得出实际直流输出功率，并依据光强、温度、组串损失、光伏组件朝向等，对最大输出功率值进行校正。从终端来看，对于交流发电的电能质量，应该依据 GB/T 29319-2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》等国家标准及相关政策的规定进行测试，主要是测量和比对建筑光伏发电系统与电网断开时和逆变器并网时这 2 种情况下公共电网和光伏并网点处的电能质量参数。

　　建筑光伏发电系统经调试后，应具备测量数据显示、存储、传输功能，配电设备具有相应的保护功能。在经济条件允许的情况下，推荐采用专业的监测工具，实时收集、传输和诊断运行数据，并采用 T/CECS 10094《户用光伏发电系统》[7] 等标准规范提出的试验方法，对充放电稳定性、电气系统功率比和光伏阵列单位面积的日均发电量进行测试，测试结果应满足设计要求。建筑光伏发电系统的输出功率及性能测试结果如图 9 所示。

　　特别是对于储能型建筑光伏发电系统，涉及源荷储之间的匹配，针对此类系统，中国建筑科学研究院有限公司结合建筑的电气负载特性对建筑光伏组件的性能开展了系列研究和示范 [4]。储能型建筑光伏发电系统试验方法的验证现场如图10 所示。

5 结论

　　本文基于光电建筑工程实践与检测工作，系统梳理了光电建筑工程的关键技术，并针对关键技术提出了相关要求，得出的主要结论如下：

　　1) 光电建筑是推动建筑零碳发展、实现能源制造与对外输出的重要路径，其工程关键技术及指导性要求需突破传统的光伏与建筑行业的壁垒，做到科学、有效、统一。光电建筑的实践应遵循适用、经济、绿色、美观的原则，从总体布局设计、建筑结构、光伏发电系统、系统调试等方面开展综合技术研究。

　　2) 建筑光伏发电系统的设计应与建筑本体非改造区域及周边景观协调一致，既不影响日照与建筑自身的采光效果，光伏组件本身也不应受到遮挡。针对必须采取光伏阵列围挡的情况，应通过量化分析确保不发生光伏组件阴影遮挡；光伏幕墙、光伏瓦等构件应按建筑模数设计，并遵守不跨越变形缝、承载屋面无燃烧性材料等基本要求。

　　3) 将建筑屋面、立面作为光伏组件的支撑载体时，应重点对建筑结构进行校核，光伏支架、支撑金属件及连接点的设计应保障光伏阵列能承受自重、风荷载、雪荷载和地震的影响。多数改造工程会对建筑原有的防水层及保温层造成破坏，此时应做好修补、修缮和完整性检查工作。当经济条件允许时，建议采用 BIPV 方案。

　　4) 建筑光伏发电系统更注重安全性、稳定性和易操作性，应在设计、施工和验收环节提高重视，依据技术经济性权衡并、离网方案，必须做好储能设备的安全性检查。由于光伏组件发电过程中会产生热量，BIPV 形式的光伏组件应着重对背板温度进行分析，并选用双玻光伏组件等燃烧性能达到“A 级”以上的产品。逆变器、充放电控制器应具备参数设置、监测及报警功能；建议在光伏直流系统加设快速关断装置，并依据划分边界实现局部关断。

　　5) 系统调试是核查漏洞和完善初始化运行的关键，应做好等电位体、绝缘性、极性、光伏组串一致性、电能质量等的必要检查，在系统设备独立调试后开展联合调试。尤其对于储能型建筑光伏发电系统，应至少开展 1 天的预运行试验，以确保源荷储工况稳定，并与光伏发电可持续供电天数、太阳能保证率等预期指标一致。最后，还应对充放电稳定性、电气系统功率比和光伏阵列单位面积的日均发电量进行长、短期测试。

作者 | 胡从川 1，王博渊 2，刘广东 1，张昕宇 2*，王聪辉 2，李博佳 2

单位 |　1. 都城伟业集团有限公司 2. 中国建筑科学研究院有限公司

来源 | 《太阳能》杂志2021年第7期 P37—P45

DOI: 10.19911/j.1003-0417.tyn20210511.01

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