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DB11／T 1774-2020 建筑新能源应用设计规范.pdf

表3不同类型太阳能集热器性能参数

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GB 1886.215-2016 食品安全国家标准 食品添加剂 白油(又名液体石蜡)DB11/T 17742020

表3不同类型太阳能集热器性能参数（续）

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

5.2.4集热系统面积

.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：

A。一一集热器总面积，单位为平方米（m²）； Q一一日均用水量，单位为千克每天（kg/d）； C一一水的定压比热容，单位为千焦每千克摄氏度[kJ/(kg·℃）]; ten一热水箱内的设计温度，单位为摄氏度（℃）； t一一水的初始温度，单位为摄氏度（℃）； J一一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 件附录E选取； F一一太阳能保证率（%），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0.25～0.50，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： nL一—管路及贮热装置热损失率（%），根据经验取值宜为0.20~0.30。 b）间接式太阳能热水系统集热器面积应按公式2计算：

Arn = Ac (1 + FrUh*Ac. Ura A..

式中： AN一一间接系统集热器总面积，单位为平方米（m）； FUL——集热器总热损系数，单位为瓦每平方米摄氏度[W/(m²℃）]；平板型集热器宜取4～6 N/m².℃），真空管型集热器宜取1~2W/(m².℃），具体数值应根据集热器产品的实际测试结果，由设备 供应商提供； 换热器传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度［W/（m²℃）]; A 换热器换热面积，单位为平方米（m）

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5.2.4.2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

式中： Q一一太阳能集热系统设计负荷，单位为瓦（W）； 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 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一季节蓄热直接系统集热器总面积，单位为平方米（m²）； Ja一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 录E选取； D一一北京地区采暖期天数，单位为天（d），取121d； ns一—季节蓄热系统效率（%），根据经验宜取0.7~0.9。 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：

Q一一空调冷负荷，单位为瓦（W）； R一一设计太阳能空调负荷率（%）；宜取40%~50%； 一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/m²），宜取800 /m²~900W/m COP热力制冷机组性能系数，无量纲，根据经验取值宜为0.6～0.7，具体数值由设备供应商提 。 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 / R!

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A一一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（m²）； A一按集热器方位正南，倾角为40°，计算得出的太阳能集热器总面积，单位为平方米（m²）： Rs一一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、 合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=Hxcot hxcos

比： D 一一日照间距，单位为米（m）； H 前方障碍物的高度，单位为米（m）； 计算时刻的太阳高度角，单位为度（°）； Yo 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（°）

5.3.1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。

5.3.3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0.04m／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

式中：V一一贮热水箱有效容积，单位为升（L） K一一太阳能热水系统贮热水箱有效容积修正系数，无量纲，宜取1.2~1.5。 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。

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

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5.4.2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

表5太阳能集热器的单位面积流量

开式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式

H 循环水泵扬程，单位为千帕（kPa）； 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）； hi一 集热器的阻力损失，单位为千帕（kPa）； hz一 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 一附加阻力，单位为千帕（kPa），取20kPa～50kPa。 b）闭式太阳能集热系统循环水 泵的扬程应按公式11计算：

H一 循环水泵扬程，单位为千帕（kPa）； 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） ： 集热器的阻力损失，单位为千帕（kPa）； 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 一附加阻力，单位为千帕（kPa），取20kPa～50kPa。 b）闭式太阳能集热系统循环水泵的扬程应按公式11计算：

Hx= hix+hi+ hz+h

式中： he—一换热器阻力损失，单位为千帕（kPa）

5.5.2保温层的厚度计算公式见本文件附录

5.5.2保温层的厚度计算公式见本文件附录

5.5.3保温设计应符合GB50736和GB/T8175

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k=hix+he+hi+h?

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：

表6太阳能集热系统的防冻设计选型

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，

5.7.1太阳能光热系统应设置辅助能源

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 ，经论证比较后选用。

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5.7.3辅助能源装置的容量宜按最不利条件进行设计

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。

6.1.1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。

6.2.1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 参见附录H。

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。 5.2.3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。 5.2.4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。

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。

6.3.1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/ 2589，能量回收期宜不超过2年。

）有自然采光要求的场所选用 本伏佳片 例宜不低于75%

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c）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：

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。 5.3.5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。 5.3.7 建筑设计采用非规律光伏玻璃组件且具备一定规模时，应定制每个组串的硅片排布组合，满足 串联伏安特性要求。

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。 5.3.5 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。 5.3.6 幕墙的光伏玻璃组件传热系数应符合DB11/687的规定。 5.3.7 建筑设计采用非规律光伏玻璃组件且具备一定规模时，应定制每个组串的硅片排布组合，满足 串联伏安特性要求。

6.4.1光伏阵列组串中宜设旁路二极管

5.4.2光伏组件之间应采用专用光伏电缆和配套专用连接件进行连接，不同金属材料连接应采取防腐 蚀措施。

6.4.4建筑一体化光伏阵列需设汇流箱或组串逆变器时，应按建筑模数规律设置， 6.4.5汇流箱的IP防护等级应满足安装位置环境条件下的安全运行要求，汇流箱应具备散热条件， 6.4.6汇流箱中并联的各组串汇流支路应设防反二极管和散热器。

6.5.1光伏系统采用交流并网运行方式时应接入配电变压器低压侧，选用的逆变器应符合以下要求：

a）含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效 率不得低于98%（微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%），且并网逆变器性能应符合GB/T 51368和GB/T37408的有关规定； 6） 并网逆变器选择时宜根据光伏阵列组串分布情况和装机容量选择集中逆变或组串逆变并确定 逆变器功率与台数，一体化光伏系统并网设计宜按照就近分散接入、就地平衡消纳的原则进行； C） 并网逆变器的最大功率点跟踪应根据光伏阵列或组串的不同规格、安装方式、太阳辐射条件选 择。 5.2光伏系统接入建筑内部直流微网采用的标称电压，应符合GB/T35727低压直流系统标称电压 规定。 5.3光伏系统接入建筑内部直流微网时，禁止直流配电与交流配电在末未端设备并网。

6.5.4光伏直流微网及储能装置与直流负荷采用双极性直流线路时，应选用正负电压输出方式的电力 路由器。

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6.6.1并网光伏系统应在电力公司计量表处设并网监控装置和并网计费仪表，仪表精度应符合GB 7167和电力部门相关规定，发电功率任何时间不应大于并网母线实际用电功率。 6.6.2非并网光伏系统不应配电到电网计费用户，应设建筑内部能源管理计量仪表，且应符合 0B11/687的分项计量规定。

a）应设有光伏系统发电计量和监控装置；

6.6.5光伏系统运行状态监控应满足以下要求

a) 不具备建筑设备控制系统的建筑，光伏逆变器或直流微网的运行状态 无线网络接入建筑管理系统； b 具备建筑设备控制系统的建筑，光伏逆变器或直流微网的运行状态监控信号应由建筑设备控制 系统采集，并由智慧管理平台远程监控。 .6.6光伏系统逆变器交流干线保护宜具有剩余电流探测报警功能，并纳入到电气火灾监控系统中管

5.7.3光伏系统防雷和接地设计应与建筑电气系统设计一致，并满足以下要求

a）新建建筑设光伏系统时，应与建筑采用统一的防雷和接地系统； b）既有建筑增设光伏系统时，应检测原有防雷和接地系统有效性，改造设计应符合现行标准。 5.7.4防雷0区的光伏系统金属框架和设备外壳应与建筑结构主体防雷引下系统等电位联结，共用建 筑接地装置。

6.8.1建筑光伏系统防火设计应符合GB50016的规定，光伏构件应满足所在部位建筑材料和 火极限要求

限要求。 建筑光伏组件与构件的类型及色泽应根据建筑功能、外观及周围环境条件合理选择，并确定 置、安装方式，符合GB/T51368的规定

6.8.2建筑光伏组件与构件的类型及色泽应根据建筑功能、外观及周围环境条件合理 装位置、安装方式，符合GB/T51368的规定

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6.8.3建筑体形与立面设计应为提高太阳能利用率创造条件，光伏组件安装部位应满足冬至日全天有 3h以上日照不受遮挡的要求。 6.8.4光伏一体化建材物理性能应满足相关建材标准的规定，并满足建筑节能设计要求。 6.8.5光伏组件在平屋面、坡屋面、阳台或平台上的设置与防水做法应符合DB11/T881的规定。 6.8.6建筑光伏幕墙宜优先选用装配式光伏构件，符合JGJ/T365的规定。 6.8.7光伏系统相关部分的结构设计应与工艺和建筑专业配合确定，符合DB11/T881的规定。 5.8.8 既有建筑增设光伏系统时，应对既有建筑结构设计、材料耐久性、安装构造及强度进行复核与 验算，满足建筑结构安全要求。

7.1.2土壤源热泵系统设计应根据项目水文地质条件、建筑密度、容积率、建筑类型及负荷特性等评 估是否可采用单一地埋管换热系统。若总释热量与总吸热量无法平衡，应考虑采用复合能源耦合供能系 统，保证系统运行安全、高效。 7.1.3大型建筑应根据建筑类型、能源输送半径、负荷特性、经济性等综合考虑采用集中能源站或分 布式能源应用形式。

7.2.1土壤源热泵系统方案设计前，应对工程场区内岩土体地质条件进行勘察。勘查区域应大于理管 场地，勘查深度应大于设计埋管深度。 7.2.2土壤源热泵系统勘察内容应包括：岩土层的岩性结构与分布、岩土体综合热物性参数、水文地 质条件及冻土层厚度等。 7.2.3当土壤源热泵系统的应用建筑面积在3000m²～5000m时，宜进行岩土热响应试验；当应用建 筑面积大于等于5000m时，应进行岩土热响应试验。岩土热响应试验参见附录16，测试仪器仪表应具 有有效期内的检验合格证、校准证书或测试证书。 7.2.4勘查测试孔应根据建筑面积及布孔形式等设置孔数，不宜少于2个。且宜选取在岩层特征不同 的位置，测试孔孔径应与实际用孔孔径一致。 .2.5水平地埋管换热系统工程，工程场地勘查应采用槽探和钎探进行，其位置和长度应根据场地形 伏确定，槽探的深度应超过预计的理管深度1m；竖直地理管换热系统工程，工程场地勘查应采用钻探 进行，勘查测试孔深度应超过预计的埋管深度5m

7.3地埋管管材与传热介质

7.3.1地埋管及管件应符合设计要求，且需附有合格标志。

7.3.1地埋管及管件应符合设计要求，且需附有合格标志

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7.3.2地埋管应采用化学稳定性好、耐腐蚀、导热系数大、流动阻力小的塑料管材及管件，宜采用聚 乙烯管(PE80或PE100)或聚丁烯管(PB)，不宜采用聚氯乙烯(PVC)管。管件与管材应为相同材料。 7.3.3地埋管管材的公称压力及使用温度应满足设计要求，且管材的公称压力不应小于1.0MPa，当地 埋管埋深大于120m时，不应小于1.6MPa。 7.3.4管材宜储存在远离热源及油污和化学品污染地，地面平整、通风良好的库房内；如室外堆放， 应有遮盖物。 7.3.5地埋管换热系统传热介质应符合GB/T14848规定，选择符合环保要求的防冻剂时应考虑对管道 管件的腐蚀性、安全性、经济性和换热的影响

7.4地埋管换热系统设计

7.4.1空调机房设计时，应符合下列规定：

a 空调机房宜设置在地下室和首层，且不应设置在建筑物正下方。 b) 宜设置值班室或控制室。 C) 机房内应有良好的通风设施，地下机房应设置机械通风，必要时设置事故通风。 d) 机房应预留安装孔、洞及运输通道。 e) 机组制冷剂安全阀泄压管应接至室外安全处。 f) 机房内应设置给水与排水设施，满足水系统冲洗、排污等要求。

7.4.2管道支吊架应能承受管道和相关设备在各种工况下所施加的荷载。支吊架零部件应按 最不利的荷载反馈给结构专业人员

7.4.3若空调机房设置对有隔振消声要求的房间有影响时，必须采用隔声、隔振、消声、吸声等措施。 7.4.4地理管换热器应避让室外排水设施，宜靠近机房或以机房为中心设置。 7.4.5地理管换热系统设计应进行全年动态负荷计算，最小计算周期宜为1年。计算周期内，地理 管地源热泵系统总释热量宜与总吸热量相平衡。 7.4.6地埋管换热器的设计换热量，应按地埋管系统的夏季制冷最大释热量和冬季制热最大吸热量分 别进行计算，计算公式参考GB50366。若二者相差较大，可采用复合能源系统形式。 7.4.7地埋管换热器设计计算宜根据岩土热响应试验结果采用专用软件进行计算。且环路集管不应包 括在地理管换热器换热长度内。

7.4.8地埋管换热器进、出水温度应符合下列

a）夏季工况，地理管换热器侧出水温度宜低于30℃； b）冬季工况，未添加防冻剂的地埋管换热器侧进水温度宜高于4℃。 7.4.9地埋管换热器内传热介质的流态应为紊流，单U型埋管，流速不宜小于0.6m/s；双U型埋管， 流速不宜小于0.4m/s。 7.4.10地埋孔布置时需依据现场情况避开结构桩基和后浇带，水平地埋管应避让集水坑、楼道竖井 等设施。水平地埋管中心距离后浇带、桩基承台均不小于0.5m。

a）夏季工况，地埋管换热器侧出水温度宜低于30℃； b）冬季工况，未添加防冻剂的地埋管换热器侧进水温度宜高于4℃。 .4.9地埋管换热器内传热介质的流态应为紊流，单U型埋管，流速不宜小于0.6m/s；双U型埋管， 流速不宜小于0.4m/s。 .4.10地埋孔布置时需依据现场情况避开结构桩基和后浇带，水平地埋管应避让集水坑、楼道竖井 等设施。水平地埋管中心距离后浇带、桩基承台均不小于0.5m。

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小于0.8m 7.4.12竖直地埋管换热器埋管深度和间距应根据浅层地热能地质条件评估报告确定，深度宜为40m 150m，且同一环路内钻孔孔深应相同。孔径不宜小于0.11m，间距不应小于4m。 7.4.13地埋管换热系统应根据地质特征确定回填材料。回填材料应符合环保标准且具有密封特性。回 填材料的导热系数不宜低于钻孔外或沟槽外岩土体的导热系数。 7.4.14地理管系统水平环路集管和支管宜采用同程布置且宜分层布置。分层布置时，供回水管路间距 不应小于600mm。若供回水管束上下交叉且不满足600mm竖向距离时，应设置保温板进行隔离。 7.4.15竖直地理管环路采取二级分、集水器连接时，二级分、集水器应有平衡和调节各地理管环路流 量的措施。 7.4.16地埋管换热系统宜进行分区设计，保证地埋管运行的间歇性和地温的恢复 7.4.17 地埋管换热系统宜设置反冲洗系统，冲洗流量宜为工作流量的2倍 7.4.18地理管换热系统设计时应进行水力平衡计算，当并联环路之间的压力损失相对差额大于15% 时，应提出水力平衡调适措施。 7.4.19地理管换热系统设计时，设备和管路及部件的工作压力不应大于其承压能力， 7.4.20 经技术和经济比较，在确保设备的适应性、控制方案和运行管理可靠的前提下，地理管换热系 统宜采用地源侧变流量水系统。但地源侧流量不应低于热泵机组允许的最小流量限值。 7.4.21地理管材聚乙烯管应符合CJJ101的规定。垂直地理管的U形弯管接头，应选用定型的U形弯 头成品件。

7.5.1土壤源热泵系统，应对下列参数进行监测

a）热泵机组蒸发器进、出口水温、压力； 1 热泵机组冷凝器进、出口水温、压力； ） 载冷剂的供回水温度、浓度及流量； 1 热泵主机耗电量、循环水泵耗电量、总制冷量/制热量计量； e）集水器温度、压力(或压差)； ）水泵进出口压力和流量； ）水过滤器前后压差； ）热交换器一二次侧进、出口温度、压力； 热泵机组、水泵、阀门等设备的工作状态及故障报警； 补水水位或压力，高低水位报警

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7.5.5地理管系统应进行能源后评估。在运行过程中，应监测地源温度，计算地理管系统运行能耗和 能效指标，及时优化运行策略。

7.6.1土壤源热泵系统应具有如下控制功能

a）主要设备的顺序启停、联动、联锁和保护功能； b）冬、夏季及过渡季的运行模式切换； C) 负荷变化控制热泵机组台数、转速； d) 流量优化控制水泵台数、转速； e）地源热泵系统节能运行控制。

7.6.3地埋管复合能源系统运行时，宜根据冷却水的供、回水温度对地埋管系统及辅助能源系统的切 换和启停进行控制。

8.1.1污水处理厂出水水质指标应符合GB18918和DB11/890的规定，宜在出水为再生水的污水处理 及管网周边设再生水源热泵，为建筑制备生活热水和供冷供热。 8.1.2再生水换热系统设计方案，应根据项目周边再生水厂或再生水主干管/箱涵的再生水流量、水温 水质、建筑用途及功能、冷热负荷构成特点等，通过技术经济比较确定。 8.1.3再生水源热泵系统的再生水热能利用，不应改变再生水水质的化学组成。 8.1.4再生水源热泵系统设计前，应根据工程场地状况调查和再生水热源勘察进行评估，评估此次及 已有再生水热能利用对城镇排水与污水处理设施运行的安全性、经济性等方面的影响，确保不对其产生 不利影响。

8.2再生水换热系统勘测

8.2.1再生水源热泵系统方案设计 件进行勘测和调查，并 水资源勘测报告。勘测报告应 提中律这： 并至少应包括下列内容：

资源勘测报告。勘测报告应对再生水资源可利用情况提出建议，并至少应包括下列内容： a） 可利用的再生水类型，引水和退水的位置与方式，输水线路、距离与高差； 可利用引水点的再生水水质、流量、水温、压力等参数及其变化规律； C 再生水水质条件，水质调查； 再生水取水管线上游用户情况，包括泵站、已有的再生水取水户等； e) 再生水取水管线下游用户情况，包括用水需求的水量、水温、水质等； 再生水处理厂的维修规律

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a）建设项目概况、再生水资源论证范围、开发利用状况分析、建设场地形状及坡度； 建设场地内已有建筑物和规划建筑物的占地面积、建筑面积及其地理位置分布； C 建设场地内树木植被、池塘、沟渠及架空电线、电缆的分布； 建设场地内已有地下管线、地下构筑物的分布及其埋深； 建设场地内拟建输水管道的路由与埋深； 建设场地内地下水位与工程地质情况； 建设场地地基处理建议与地下障碍物的穿越方案。 h）应对再生水热能资源量进行评价，计算可利用引水点的再生水换热量，计算公式参见附录J； 取水影响论证及退水影响论证，论证再生水取水与退水的适宜路线与方案以及取水、退水对 下游用户的影响等内容； 影响补偿和水资源保护措施； 应根据工程具体情况进行经济性和风险性分析，确保采用再生水热泵系统的可行性。

8.3再生水源热泵系统设计参数

8.3.1再生水源热泵系统的再生水源条件，应符合下列规定：

a）水温：供冷工况不宜大于28℃，供热工况不宜小于10℃； b）水质：宜符合CJ/T337的规定，见附录K； c）水量：应能满足再生水换热系统设计换热量的需要。

a）水温：供冷工况不宜大于28C，供热工况不宜小于10℃； b）水质：宜符合CJ/T337的规定，见附录K； C） 水量：应能满足再生水换热系统设计换热量的需要。 8.3.2 再生水源热泵系统冷热水设计参数，应通过技术经济比较后确定。宜采用以下数值： a） 冷水供水温度：5℃9℃，对于带有蓄冷装置的系统，冷水供水温度可以降低 b 冷水供回水温差：5℃～10℃； C） 热水供水温度：40℃～55℃； d）热水供回水温差：5℃～10℃，低温热水地板辐射采暖系统宜小于或等于10℃。 e）有条件时，宜适当增大供回水温差。

8.3.3再生水源热泵系统的退水温度，供冷工况不宜高于35℃，供热工况不应低于4℃

8.4再生水换热系统设讯

8.4.1再生水换热系统的设计引水量，应分别按夏季制冷和冬季制热设计工况下的最大流量进行计算 并取其中较大者作为设计引水量；对于闭式系统SN/T 5306-2021 石脑油中铅、砷、汞、锑、铜的测定 电感耦合等离子体质谱法，还应考虑再生水过滤处理的反冲洗耗水量。 3.4.2引水和退水的位置和方式，应综合考虑规划要求、换热系统形式、引水距离与高差、施工场地 与条件等因素，通过技术经济比较确定

a）引水泵宜设在热泵机房内，并应采用管道泵； b） 引水泵的台数应与换热器的设置相匹配，流量应按设计引水量和工作台数计算确定，扬程应按 引水高差、设计流量下的总水头损失计算确定。 C）引水口应根据实际情况设置污物过滤装置。

3.4.4再生水源热泵系统的设计换热量，应按再生水源热泵系统的夏季制冷最大释热量和

再生水源热泵系统的设计换热量，应按再生水源热泵系统的夏季制冷最大释热量和冬季制热最 分别进行计算，并考虑合理的污垢系数

DB11/T 17742020

8.4.5再生水换热系统宜采用变流量设计，根据末端需求随时调整再生水源侧换热量。间接式再生水 原热泵系统再生水换热装置的数量应与水源热泵机组的设置相匹配。 3.4.6再生水换热系统应采用闭式，二级再生水热泵系统宜采用间接换热式系统，中水源热泵系统宜 采用直接换热式系统。

8.4.7再生水专用换热器，应符合下列规定：

8.4.7再生水专用换热器FZ/T 51008-2014 再生聚酯(PET)瓶片，应符合下列规定