1总则2术语3光伏系统设计3.1 一般规定3.2 系统分类3.3 系统设计3.4 配电电气系统3.5 系统接入电网3.6 电能储存系统4光伏建筑设计4.1 般规定4.2 规划设计4.3 建筑设计4.4 结构设计4.5 电气设计5太阳能光伏系统安装5.1 一般规定5.2 基座5.3 支架5.4 光伏组件5.5 电气系统5.6 建筑电气设计6环保、卫生、安全、消防6.1 环保、卫生6.2 安全6.3 消防7工程验收7.1 一般规定7.2 基础工程7.3 支架工程7.4 光伏组件及阵列工程7.5 逆变器7.6 系统电气工程7.7 系统检测、调试和试运行8运行管理与维护8.1 人员培训8.2 一般规定8.3 维护内容与方法附录A附录B附录C 本标准用词说明条文说明1总则1.0.1为规范太阳能光伏系统在建筑中的应用，促进太阳能光伏系统与建筑一体 化的推广，制定本规范。1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的工业与民用建筑光伏系统工程，以及在 既有民用建筑上安装或改造已安装的光伏系统工程的设计、 施工、验收和运行维 护。1.0.3新建、改建和扩建的工业与民用建筑光伏系统设计应纳入建筑规划及建筑 设计、建筑与光伏系统施工，同步验收。1.0.4 在既有建筑上改造或安装光伏系统应按照建筑工程审批程序进行专项工 程的设计、施工和验收。1.0.5工业与民用建筑光伏系统设计除应符合本规范外，还应符合国家现行有关 标准规范的规定。2术语2.0.1 光伏电池PV cell将太阳辐射能直接转换成电能的一种器件。也称太阳电池( solar cell)。2.0.2 光伏组件PV module由若干光伏电池进行内部联结并封装、能输出直流电流、最基本的太阳电池单元，也称太阳电池组件(solar cell module)。2.0.3光伏方阵PV array由若干光伏组件或光伏构件通过机械及电气方式组装成型、并安装在固定支撑装置上的直流发电单元。2.0.4 光伏组件倾角PV moudule tilt angle光伏组件所在平面与水平面的夹角。2.0.5 光伏系统photovoltaic (PV) system利用光伏电池的光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，简称 光伏系统。(考虑加入光伏建筑的定义，薄膜型组件、柔性、刚性组件等定义)2.0.6 并网光伏系统grid-connected PV system与公共电网联接的光伏系统。2.0.7 独立光伏系统stand-alone PV system不与公共电网联接的光伏系统，也称离网光伏系统。2.0.8方阵由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一 起，并且有固定的支撑结构而构成的支流发电单元。2.0.9 光伏与建筑一体化building integrated photovoltaic (BIPV)通过专门设计，使光伏系统与建筑物外观协调、相互融合为一体。2.0.10 安装型光伏组件building attached photovoltaic ( BAPV)在屋顶或墙面上架空安装以及在墙面上安装的光伏组件。2.0.11构件型光伏组件与建筑构件组合在一起或独立成为建筑构件的光伏构件，如以标准普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成雨篷构件、遮阳构件、栏版构件等。2.0.12建材型光伏组件将太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为不可分割的 建筑构件或建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材、玻璃光伏幕墙、光伏 米光顶等。3光伏系统设计3. 1 一般规定3.1.1 工业与民用建筑光伏系统应进行专项设计或作为建筑电气工程设计的一部分。3.1.2 光伏组件或方阵的选型和设计应与建筑结合，在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、适用美观的前提下，合理选用构件型和建材型光伏构件， 并与建筑模数相协调，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。3.1.3 光伏系统输配电和控制用缆线应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。3.1.4 光伏组件或方阵连接电缆及其输出总电缆应符合光伏(PM组件安全鉴定第一部分：结构要求GB/T20047.1的相关规定。3.1.5 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标识。3.1.6 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能。3.1.7 光伏系统应安装计量装置，并应预留检测接口。3.1.8 光伏系统应满足光伏系统并网技术要求GB/T19939关于电压偏差、闪变、频率偏差、相位、谐波、三相平衡度和功率因数等电能质量指标的要求。3.1.9 .9离网独立光伏系统应满足家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方 法GB/T19064f口 Photovoltaic(PV)stand alone system-Design verification 独立光伏系统-设计验证IEC62124的相关要求。3. 2系统分类3.1.1 光伏系统按是否接入公共电网分为下列两种系统：1并网光伏系统;2离网光伏系统。3.1.2 光伏系统按是否具有储能装置分为下列两种系统：1带有储能装置系统；2不带储能装置系统。3.1.3 光伏系统按其太阳电池组件的封装形式，分为以下三种系统：1建筑材料型光伏系统；2建筑构件型光伏系统；3结合安装型光伏系统。1.1.1 3系统设计3.3.1 应根据新建建筑或既有建筑的使用功能、电网条件、负荷性质和系统运行方式等因素，确定光伏系统为安装型、建材型或构件型。3.3.2 光伏系统一般由光伏方阵、光伏接线箱、逆变器（限于包括交流线路系统）、 蓄电池及其充电控制装置（限于带有储能装置系统）、电能表和显示电能相关参 数的仪表组成。3.3.3 光伏系统中各部件的性能与使用寿命应满足国家或行业标准的相关要求 并应获得相关认证；3.3.4 光伏方阵的设计应遵循以下原则：1根据建筑设计及其电力负荷确定光伏组件的类型、规格、安装位置和可安装场地面积；2根据尽量采用最佳倾角，且便于清除灰尘，保证组件通风良好的原则确 定光伏组件的安装方式；3根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（或称光伏组件用或组用）；4根据总装机容量及光伏组件用的容量确定光伏组件用的并联数。5同一组用及同一子阵内，组件电性能参数宜尽可能一致，其中最大输出 功率Pm、最大工作电流Im的离散性应小于土 5%。6建筑材料型光伏系统和建筑构件型光伏系统在建筑设计时就需要统筹考虑电气线路的安装布置，同时要保证每一块建筑材料型光伏组件和建筑构件型光伏组件金属外框的可靠接地。3.3.5 光伏接线箱设置应遵循以下原则：1光伏接线箱内应设置汇流铜母排或端子；2每一个光伏组件用应分别由线缆引至汇流母排，在母排前分别设置直流分开关，并设置直流主开关；3光伏接线箱内应设置防雷保护装置；4光伏接线箱的设置位置应便于操作和检修，宜选择室内干燥的场所。设 置在室外的光伏接线箱应具有防水、防腐措施，其防护等级应为IP65以上。3.3.6 独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性 质选择。3.3.7 并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定；并网 逆变器的数量应根据光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量确定。并网逆变器的选择还应遵循以下原则：1并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；2逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能；3不带工频隔离变压器的并网逆变器应具备直流检测功能；4无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能；5具有并网保护装置，与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及 接线方式；6应满足高效、节能、环保的要求。3.3.8 直流线路的选择应遵循以下原则：1耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；2额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；3线路电压损失应控制在3%以内。3.3.9 光伏系统防雷和接地保护应符合以下要求：1设置光伏系统的民用建筑应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应遵守国家现行标准建筑物防雷设计规范GB50057的相关规定；2光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应严格遵守国家现行标准建筑物防雷设计规范GB50057的相关规定；3光伏系统和并网接口设备的防雷和接地措施，应符合国家现行标准光 伏（PV）发电系统过电压保护-导则SJ/T 11127的相关规定。3.3.10建筑材料型光伏系统1建材型光伏组件必须保留建筑材料本身固有的功能，对原有的功能没有 影响。2建材型光伏组件的电气连接部分要便于切断，对发电系统进行检测。3建材型光伏组件系统结构必须符合本标准 4.4的要求。3.3.11建筑构件型光伏系统1建筑构件型光伏组件必须保留建筑构件本身固有的功能，对原有的功能 没有影响。2建筑构件型光伏系统为了保留建筑构件本身固有的功能时如果影响到太 阳辐射的一致性，对于每一审组件需要用阻塞二极管隔离，或者单独使用控制器或者逆变器。3建筑构件型光伏系统结构必须符合本标准 4.4的要求。3.4 配电电气系统3.4.1 并网光伏系统配变电间设计除应符合本规范外， 尚应符合10kV及以下 变电所设计规范GB5005335110kV及以下变电所设计规范GB50059勺相 关要求。3.4.2 光伏系统配变电间应根据光伏方阵规模和建筑物形式采取集中或分散方式布置。3.4.3 设置在建筑物光伏系统中的变压器，宜选择干式变压器。3. 5系统接入电网3.1.1 光伏系统与公共电网并网应满足当地供电机构的相关规定和要求。必要 时，开展接入电网的专题研究。3.1.2 光伏系统以低压方式与公共电网并网时，应符合光伏系统并网技术要 求GB/T19939的相关规定。3.1.3 光伏系统以中压或高压方式（10kV及以上）与公共电网并网时，电能质 量等相关部分参照光伏系统并网技术要求 GB/T19939并应符合以下要求：3.1.4 有功功率光伏系统输出的有功功率应能根据当地电网调度部门的指令进行控制。2无功功率光伏系统应配置一定容量的无功补偿装置，使其具有无功功率的调节能 力。无功功率的调节范围应根据光伏系统的运行特性、电网结构及电网调度部门 的要求决定。3运行电压光伏系统并网点的电压为额定电压的 90%110%时，光伏系统应能正常运 行。4电压调节光伏系统需参与电网电压调节，调节方式包括调节光伏系统的无功功率和调 整光伏系统升压变压器的变比。5接入电网测试光伏系统应在并网运行6个月内向供电机构提供有关光伏系统运行特性的 测试报告，以表明光伏系统满足接入系统的相关规定。3.5.4 光伏系统与公共电网之间应设隔离装置，并应符合以下要求：1光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间和公共电网与负荷之间应设置隔离装置，包括隔离开关和断路器，并应具有明显断开点指示及断零功能；2光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），并应设置专用标识 和“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。3.5.5 并网光伏系统，安全及保护等相关部分参照光伏系统并网技术要求 GB/T19939,并应符合以下要求：1并网光伏系统应具有自动检测功能及并网切断保护功能；2光伏系统应根据系统接入条件需要和供电部门的要求，选择安装并网保 护装置，并满足建筑物的电气装置.第7-712部分IEC 60364-7-7120和继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14285-2006的功能要求；3当公用电网电能质量超限时，光伏系统应自动与公共电网解列，在公共电网质量恢复正常范围后的一段时间之内，光伏系统不得向电网供电。恢复并网延时时间由供电部门根据当地条件确定。3.5.6 并网光伏系统，控制与通信应符合以下要求：1根据当地供电部门的要求，配置相应的自动化终端设备与通信装置，采 集光伏系统装置及并网线路的遥测、遥信数据，并将数据实时传输至相应的调度 主站。2在并网光伏系统电网接口 /公共联络点应配置电能质量实时在线监测装 置，并将可测量到所有电能质量参数（电压、频率、谐波、功率因数等）传输至 相应的调度主站。3.5.7 并网光伏系统，应根据当地供电部门的关口计量点设置原则确定电能计 量点，并应符合以下要求：1光伏系统在电能关口计量点配置专用电能计量装置；2电能计量装置应符合电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137和电能计量装置技术管理规程 DL/T448的相关规定。3.5.8 作为应急电源的光伏系统应符合下列规定：1应保证在紧急情况下光伏系统与公共电网解列，并且切断由光伏系统供 电的非特定负荷；2开关柜（箱）中的应急回路应设置相应的应急标志和警告标识；光伏系 统与电网之间的自动切换开关直选用不自复方式。3. 6电能储存系统3.1.1 电能储存系统中蓄电池直选用寿命长、充放电效率高等性能优越的电池。3.1.2 电能储存系统应符合电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044和家 用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法GB/T19064的相关要求。4建筑设计4.1 般规定4.1.1 应用光伏系统的新建工业与民用建筑，具规划设计应综合考虑建筑场地条件、建筑规模、建筑功能、建设地点的地理、气候及太阳能资源条件等因素， 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 的技术要求。4.1.2 应用光伏系统时，应结合建筑的功能、外观、安装场地以及周围环境条 件，合理选择光伏组件的安装类型、 安装位置及组件的色泽，不得影响安装部位 的建筑功能，外观应与建筑统一协调，使之成为建筑的有机组成部分。4.1.3 在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气 安全的复核。光伏组件所在建筑部位应满足防火、防雷、防静电等相关功能要求 和建筑热工要求。4.1.4 安装在建筑各部位上的光伏组件，应配置带电警告标识及电气安全防护 设施。单独构成建筑围护结构的光伏组件除应配置带电警告标识及电气安全防护 设施外，还应满足该部位的建筑围护、 建筑热工、结构安全和电气安全等建筑功 能要求。4.1.5 在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气 安全的复核，并满足光伏组件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。4.1.6 安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护 措施。4.1.7 建筑设计中应为太阳能光伏系统的安装、使用、维护、保养提供必要的 空间与设施。4.1.8 建材型、构件型光伏组件的寿命按建筑主体使用年限设计；安装型光伏组件的使用年限按大于25年设计4.2 规划设计4.2.1 应用光伏系统的建筑单体或建筑群体，主要朝向宜为南向。应用光伏系 统的建筑，具布局及空间组合应为接收更多的太阳光创造条件，且不应降低建筑本身或相邻建筑的建筑日照标准。4.2.2 应合理规划光伏组件的安装位置，避免建筑周围的环境景观、绿化植物 及建筑自身的投影遮挡光伏组件上的阳光。4.3 建筑设计4.3.1 安装光伏组件的建筑部位在冬至日全天日照应不低于4h04.3.2 安装光伏组件的建筑部位应采取相应的构造措施，不得影响该部位的建 筑雨水系统、建筑排水、建筑隔热及建筑节能效果。4.3.3 光伏组件不应跨越建筑变形缝。4.3.4 光伏组件及阵列的构造与安装应尽量采取有利于通风降温的构造措施， 保证光伏电池的温度不高于其设计参数要求。4.3.5 光伏组件布置在建筑平屋面上时，应符合以下要求：4.3.6 伏组件，应保障屋面排水通畅，作为建材的组件尚应保证其作 为建筑材料和建筑构件的技术性能；2安装型光伏组件可采用固定式或可调节式安装支架；3光伏阵列中相关联的光伏组件间距宜满足冬至日8时至16时不遮挡太阳光的要求；4光伏组件的基座与结构层相连的部位应增设附加防水层；安装型光伏组 件的基座及其安装方式应不影响屋面排水，基座下部应增设附加防水层；5光伏组件宜按最佳倾角布置，并应考虑设置维修通道与人工清洗设施，通道最小宽度为500mm6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 上部应铺设屋面保护层；7光伏组件的引线穿过屋面处应预埋或加装防水套管，并作防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。4.3.7 光伏组件布置在建筑坡屋面上，应符合以下要求：1建筑屋面坡度宜设计为光伏组件全年获得阳光最多的倾角，宜为 22o26o；2建材型光伏组件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面围护结构整体的保温、隔热、防水等围护结构功能要求；3作为建材的组件还应具有一定刚度；4安装型光伏组件宜采用顺坡架空的安装方式，支架应与埋设在屋面板上 的预埋件牢固连接，并应采取相应防水构造措施；5顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热 间隙的要求。4.3.8 光伏组件布置在阳台上，应符合以下要求：1 第 4.1.4、4.1.5、4.1.6 条款的规定；2构件型阳台栏板式光伏组件，应满足相应建筑电气安全要求，并应设置 电气安全防护措施；3构件型阳台栏板式光伏组件，应符合阳台栏板的刚度、强度、防护功能的要求；4安装型光伏组件附设或镶嵌在阳台栏板上，应最大程度地满足光伏系统 的设计要求；5构件型、安装型阳台栏板的光伏组件及支架应与栏板结构主体上的预埋 件牢固连接，并有防坠落措施。4.3.9 光伏组件布置在墙面上，应符合以下要求：4.3.10 建材型光伏组件应满足墙体保温节能要求，并应具有一定刚度；2当建材型光伏组件设置在墙面上时，应符合第 4.1.4、4.1.5、4.1.6款 的规定；3安装型光伏组件及支架应与墙面结构主体上的预埋件牢固连接锚固，并 不应影响墙体的保温构造和节能效果；4设置在墙面的光伏组件的引线应暗设，其穿过墙面处应预埋防水套管。穿墙管线不宜设在结构柱节点处；5光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、分格等协调；6光伏组件设置在窗面上时，应满足窗面采光、通风、节能等围护结构功 能要求。4.3.11 光伏组件应用在幕墙上，应符合以下要求：1光伏幕墙应符合第4.1,4、4.1,5、4.1.6款的规定；2光伏幕墙的结构应满足玻璃幕墙工程技术规范JGJ102的要求，并应满足建筑采光、通风、节能等围护结构的功能要求；3光伏幕墙单元组件尺寸应符合幕墙设计模数，光伏组件表面颜色、质感 应与幕墙协调统一；4由光伏组件构成的雨篷、檐口和采光顶，其刚度、强度应符合使用要求， 还应满足排水功能及防止空中坠物的安全性要求。4 . 4结构设计4.1.1 光伏建筑工程应根据光伏系统的类型，对光伏组件的安装结构、支承光伏 系统的主体结构或结构构件及相关连接件进行专项结构设计。4.1.2 光伏建筑结构荷载取值按建筑结构荷载规范GB50009的规定采用。对于体形、风荷载坏境比较复杂的光伏建筑工程，如无可靠的参照依据，宜通过风洞试验确定风荷载。4.1.3 光伏建筑工程的结构设计应计算以下效应：按6度设防进行抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载和雪荷载作用效 应；按6度以上设防进行抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载、雪荷载 和地震作用效应。4.1.4 在既有建筑上安装光伏系统，应事先对既有建筑的结构进行可靠性鉴定。确认需要加固时应符合混凝土结构加固设计规范GB50367勺要求。4.1.5 光伏组件或方阵的支架，应由预埋在钢筋混凝土基座中的镀锌钢连接件或不锈钢地脚螺栓固定，钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内。不能与主体结构锚固时，应设置支架基座，并采取措施提高支架基座与主体结构间的附着 力，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。4.1.6 连接件与基座的锚固承载力设计值应大于连接件本身的承载力设计值。4.1.7 支架基座设计应进行结构稳定性、抗滑移和抗倾覆验算。4.1.8 光伏方阵与主体结构采用后加锚栓连接时，应符合混凝土结构后锚固技 术规程JGJ145的规定。4.1.9 安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。4.1.10 支架及其它的安装材料，应根据光伏系统的使用寿命选择相应的耐候材料，并采取抵御使用环境的大气腐蚀及火灾的防护措施。受盐雾影响的安装场所，应选择符合使用环境的材料制作支架，并采取相应的防护措施。4.1.11 地面安装光伏系统时，应对地基承载力、基础的强度和稳定性进行验算。5 .5 建筑电气设计5.1.1 光伏系统宜设置配变电间、控制机房。5.1.2 光伏系统配变电问、控制机房的形式宜根据光伏方阵规模、 布置形式、建筑物（群）分布、周围环境条件和用电负荷的密度等因素确定，并应符合下列要求：1配变电问、控制机房宜与建筑物中既有或新建的配变电间合并设计。2小型逆变器布置宜靠近光伏方阵，大型逆变器官集中布置在配变电间内。3配电装置和控制柜的布置，应便于设备的操作、搬运、检修和实验。5.1.3 配变电问、控制机房的建筑设计应满足民用建筑电气设计规范JGJ 16的相关要求。5.1.4 储能光伏发电系统应设置独立的蓄电池室。5.1.5 蓄电池室应布置在无高温、无潮湿、无震动、少灰尘、避免阳光直射的场所，并应满足电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044的相关规定。5.1.6 新建建筑应预留光伏系统的电缆通道，并宜与建筑物本身的电缆通道合并 设计。5.1.7 既有建筑设计光伏系统时，光伏系统的电缆通道应满足建筑结构安全、电气安全，并宜建成隐蔽工程，以保持建筑物外观整齐。5.1.8 应用光伏系统的工业与民用建筑应采取防雷措施，其防雷等级分类及防雷措施应遵守建筑物防雷设计规范 GB50057的相关规定，并应符合下列要求：1建筑物的各电气系统的接地宜用同一接地网，接地网的接地电阻，应采用 最小值。2新建建筑的光伏系统采用安装型光伏组件时，其防雷和接地应与建筑的防 雷和接地系统统一设计。3既有建筑设计光伏系统时，应对建筑物原有防雷和接地设计进行验算，必要时进行改造。5系统安装1.1.1 一般规定5.1.1 安装方案1 新建建筑光伏系统的安装施工方案应纳入建筑设备安装施工组织设计与质量控制程序，并制定相应的安装施工方案与安全技术措施。2 既有建筑光伏系统的安装施工应编制设计技术方案与施工组织设计与质量控制程序，并制定相应的安装施工方案与安全技术措施，必要时应进行可行性论证。1.1.2 光伏系统安装前应具备以下条件：1设计文件齐备，且已通过论证、审批，并网接入系统已获有关部门批准 并备案；2施工组织设计与施工方案已经批准；3建筑、场地、电源、道路等条件能满足正常施工需要；4预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管和相关设施符合设计图样的要求， 并已验收合格。1.1.3 光伏系统安装施工流程与操作方案应选择易于施工、维护的作业方式。1.1.4 安装光伏系统时，应对建筑物成品采取保护措施，且安装施工完毕不破 坏建筑物成品。1.1.5 施工安装人员应采取以下防触电措施：1应穿绝缘鞋、带低压绝缘手套、使用绝缘工具；2施工现场应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识；3不得在雨、雪、大风天作业；4在建筑工地安装光伏系统时，安装场所上空的架空电线应有隔离措施1.1.6 安装施工光伏系统时还应采取以下安全措施：1光伏系统各部件在存放、搬运、吊装等过程中不得碰撞受损。光伏组件 吊装时，其底部要衬垫木，背面不得受到任何碰撞和重压；2光伏组件在安装时表面应铺遮光板，防止电击危险；3光伏组件的输出电缆不得发生短路；4连接无断弧功能的开关时，不得在有负荷或能够形成低阻回路的情况下 接通正负、极或断开；5连接完成或部分完成的光伏系统，遇有光伏组件破裂的情况应及时设置 限制接近的措施，并由专业人员处置；6接通电路后应注意热斑效应的影响，不得局部遮挡光伏组件；7在坡度大于10。的坡屋面上安装施工，应设置专用踏脚板；8施工人员进行高空作业时，应佩带安全防护用品，并设置醒目、清晰、 易懂的安全标识。5.2 基座5.2.1 安装光伏组件或方阵的支架应设置基座。5.2.2 既有建筑基座应与建筑主体结构连接牢固，并由光伏系统专业安装人员施工。5.2.3 在屋面结构层上现场砌（浇）筑的基座应进行防水处理，并应符合屋面工程质量验收规范GB50207的要求。5.2.4 预制基座应放置平稳、整齐，不得破坏屋面的防水层。5.2.5 钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，在支架安装前应涂防腐涂料，并妥善保护。5.2.6 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。5.3 支架5.3.1 安装光伏组件或方阵的支架应按设计要求制作。钢结构支架的安装和焊接应符合钢结构工程施工质量验收规范GB50205勺要求。5.3.2 支架应按设计位置要求准确安装在主体结构上，并与主体结构可靠固定5.3.3 钢结构支架焊接完毕，应按设计要求做防腐处理。防腐施工应符合建 筑防腐蚀工程施工及验收规范GB50212W建筑防腐蚀工程质量检验评定标准 GB50224勺要求。5.3.4 钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接5.4 光伏组件5.4.1 光伏组件强度应满足设计强度要求。5.4.2 光伏组件上应标有带电警告标识。5.4.3 光伏组件或方阵应按设计间距整排列齐并可靠地固定在支架或连接件上。光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换。5.4.4 光伏组件或方阵与建筑面层之间应留有的安装空间和散热间隙，该间隙不得被施工等杂物填塞。5.4.5 在坡屋面上安装光伏组件时，其周边的防水连接构造必须严格按设计要求施工，不得渗漏。5.4.6 光伏幕墙的安装应符合以下要求：1光伏幕墙应满足玻璃幕墙工程质量检验标准JGJ/T139的相关规定;安装允许偏差应满足建筑幕墙GB/T21086的相关规定；2光伏幕墙应排列整齐、表面平整、缝宽均匀，3光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测。1.1.7 在盐雾、寒冷、积雪等地区安装光伏组件时，应与产品生产厂家协商制定合理的安装施工方案。1.1.8 在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、结构状况，选择可靠的安装方法。1.1.9 光伏组件或方阵安装时还必须严格遵守生产厂家指定的其他条件。5.5 电气系统5.5.1 电气装置安装应符合建筑电气工程施工质量验收规范GB50303的相关要求。5.5.2 电缆线路施工应符合电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168勺相关要求。5.5.3 电气系统接地应符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169勺相关要求。5.5.4 光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。5.5.5 蓄能型光伏系统的蓄电池上方及四周不得堆放杂物。5.5.6 并网逆变器等控制器四周不得设置其他电气设备或堆放杂物。5.5.7 穿过屋面或外墙的电线应设防水套管， 并有防水密封措施，并布置整齐。5.6 系统调试与检测5.6.1 工程验收前应对光伏系统进行调试与检测。5.6.2 调试和检测应符合光伏系统并网技术要求GB/T19939家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法GB/T19064的要求。6环保、卫生、安全、消防6. 1 环护、卫生6.1.1 光伏系统的设备及安装应符合环保卫生的要求。6.1.2 安装在屋顶的光伏组件宜采用晶体硅类，不宜使用可能对环境产生危害的光伏组件。6.1.3 当逆变器达到50麻定负载时，在设备高度1/2、正面距离3m处的噪声应 w45dR6.1.4 光伏系统使用的蓄电池应采用密封免维护电池，存放蓄电池的场所宜安装排气扇。维护蓄电池时，应符合蓄电池运行维护的相关规定。6. 2 安全6.1.1 安装在屋面的光伏阵列区域临边宜设置隔离栏杆，并有防止锚固点失效 后光伏构件坠落的措施，上人屋面应加设防护栏杆。6.1.2 应在光伏阵列外围防护栏杆显著位置上悬挂带电警告标识牌。6 . 3 消防6.1.1 光伏系统安装部位应设置消防疏散通道。6.1.2 光伏系统应满足建筑设计防火规范 GB50016及高层民用建筑设计 防火规范GB50045勺要求。6.1.3 光伏系统应具有漏电火灾报警系统的功能，并满足低压配电设计规范GB5005睇 4.4.21 条规定。7 工程质量验收7.1 一般规定7.1.1 建材型和安装型的验收规定太阳能光伏系统工程为建筑节能分部的一个子分部工程，其验收应纳入建筑 节能分部工程进行验收。既有建筑安装的太阳能光伏系统应作为单位工程进行专 项验收。7.1.2 太阳能光伏系统工程验收的程序和组织应遵守建筑工程施工质量验收 统一标准GB50300勺要求，并应符合下列规定：1太阳能光伏系统工程的检验批验收和隐蔽工程验收应由监理工程师主持，施工单位相关专业的质量检查员与施工员参加；2太阳能光伏系统分项工程验收应由监理工程师主持，施工单位项目技术 负责人和相关专业的质量检查员、 施工员参加；必要时可邀请设计单位相关专业 的人员参加；3太阳能光伏系统工程验收应由总监理工程师（建设单位项目负责人）主持，施工单位项目经理、项目技术负责人和相关专业的质量检查员、 施工员参加； 施工单位的质量或技术负责人应参加；设计单位太阳能光伏系统工程设计人员应 参加；并网光伏系统的工程验收还应有电网公司相关技术人员参加。4既有建筑安装太阳能光伏系统工程验收应由建设单位项目负责人主持， 其他参加人员应符合前款要求。7.1.3 太阳能光伏系统分项工程检验批合格质量标准应符合下列规定：1主控项目必须符合本规程合格质量标准要求；2 一般项目其检验结果应有 80%t以上的检查点（值）符合本规程质量合格标准的要求，且偏差值不应超过其允许偏差值的1.5倍；3隐蔽验收记录、质量证明文件应完整。7.1.4 太阳能光伏系统分项工程合格质量标准应符合下列规定：1分项工程所含的各检验批均应符合本规程合格质量标准；2分项工程所含的各检验批质量验收记录应完整；3系统调试、检测、试运行应符合要求。7.1.5 太阳能光伏系统工程验收时应检查下列文件和记录：1设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录；2材料、设备和构件的产品出厂合格证、检验报告、进场检验记录、有效期内的型式检验报告；3后置埋件、防雷装置测试记录；4隐蔽工程验收记录和相关图像资料；5工程质量验收记录；6系统联合试运转及调试记录；7系统检测报告8其他对工程质量有影响的重要技术资料。7.1.6 太阳能光伏系统工程应对下列项目进行隐蔽验收，并按附表7.1.6做好隐蔽验收记录：1预埋件或后置螺栓（锚栓）连接件；2基座、支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点；3基座、支架、光伏组件四周与主体围护结构之间的建筑做法；4需进行防水处理工程节点；5系统防雷与接地保护的连接节点；6隐蔽安装的电气管线工程。7.1.7 太阳能光伏系统分项工程检验批验收时应按表7.1.7填写验收记录。7.1.8 太阳能光伏系统分项工程验收时应按表 7.1.8填写验收记录。7.1.9 太阳能光伏系统分部（子分部）工程验收时应按表7.1.9填写验收记录。7.1.10 既有建筑安装太阳能光伏系统的验收参照 建筑工程施工质量验收统一 标准GB 50300的要求。7.2 基础工程I 主控项目7.2.1 基础类型、强度应符合设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：对照设计文件进行检查，核查试验报告。7.2.2 后置埋件的承载力应符合设计要求。检查数量：抽取锚栓总数的1%、且不少于3件。检查方法：检查承载力检测报告。7.2.3 基础有防水要求的，防水处理应符合设计要求且不得有渗漏现象。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查和雨后或淋水检验，淋水检验的时间2小时不渗不漏为 合格。n 一般项目7.2.4 地脚螺栓的尺寸偏差应符合表 7.2.4的规定。地脚螺栓的螺纹应予保护。 检查数量：按基础数抽查10%,且不应少于3个。检验方法：用钢尺现场实测。表7.2.4地脚螺栓的尺寸允许偏差（mg项目允许偏差轴线3标图 10螺栓（锚栓）露出长度5.00.0螺纹长度5.00.07.3 支架工程I 主控项目7.3.1 支架材料、支架的形式、支架的制作应符合设计要求。钢结构支架的安装和焊接应符合钢结构工程施工质量验收规范GB50205勺要求。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3组。检查方法：检查材料合格证，观察检查。7.3.2 支架安装位置准确，连接牢固。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：对照设计要求测量检查、观察检查。7.3.3 支架的防腐处理应符合设计要求和国家现行有关标准规定。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查、核查检测报告。7.3.4 支架的方位和倾角应符合设计要求，其偏差不应大于土2 0检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：测量检查。7.3.5 支架接地系统、接地电阻应符合设计要求。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查，检查检测报告。n 一般项目7.3.6 支架安装所有连接螺栓应加防松垫片并拧紧。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查。7.3.7 安装组件的支架面应平直，直线度不大于1%,平整度不大于3mm机架 上组件间的风道间隙应符合设计要求。检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查，用2m靠尺测量检查，拉线测量。7.3.8 安装组件的孔洞位置应准确，偏差值不应大于 3mm检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查，测量检查。7.4 光伏组件及方阵工程I 主控项目7.4.1 光伏组件的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：检查组件的质量合格证明文件、标志及检验报告等。7.4.2 光伏幕墙的物理性能检测应符合设计要求及现行国家标准和工程技术规 范规定。检查数量：全数检查。检查方法：按相关设计要求。7.4.3 光伏组件或方阵应按设计要求可靠地固定在支架或连接件上。检查数量：按组件或方阵总数抽查 10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查。7.4.4 安装光伏组件时，其周边的防水连接构造必须符合设计要求，不得渗漏。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查和雨后或淋水检验。7.4.5 组件间的连接、组件与支架连接、方阵支架间的连接应可靠、牢固；支 架与接地系统的连接应可靠、牢固。检查方法：观察检查和测试检验。7.4.6 组件用、阵列电性能参数应符合设计要求，其误差不得大于土3%检查数量：全数检查检查方法：测试检查7.4.7 连接在同一台逆变器的组件用，其电压、电流应一致并符合设计要求， 误差不得大于 3%检查数量：核查检测报告检查方法：测试检查7.4.8 组件用的排列应符合设计要求，每个组件光照条件宜相同。检查数量：全数检查检查方法：观察检查7.4.10 组件用的最高电压不得超过光伏组件的最高允许电压。检查数量：全数检查检查方法：测试检查n 一般项目7.4.11 光伏组件上应标有带电警告标识。检查数量：全数检查检查方法：观察检查7.4.12 同一组方阵中的组件安装纵横向偏差不应大于5mm检查数量：按组件或方阵总数抽查 10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查，测量检查。7.4.14 光伏组件或方阵与建筑面层之间应留有的安装空间和散热间距，其间距误差不得超过设计参数的5%检查数量：按组件或方阵总数抽查 10%,且不应少于3个。检查方法：观察检查。7.4.15 光伏幕墙安装允许偏差和检验方法应符合表7.4.8的规定；表7.4.9光伏幕墙安装允许偏差和检验方法项次项 目允许偏差（mm检验方法1帚墙垂直度幕墙图度w 30m10用经纬仪检查30m幕墙高度& 60m60m幕墙高度& 90m1520幕墙图度 90m252帚墙水平幕墙幅宽 35m5用水平仪检查幕墙幅宽 35m73构件直线度2用2m靠尺和塞尺检查4构件水平构件长度 2m2用水平仪检查构件长度 2m35相邻构件错位1用钢直尺检查6分格框对角线长度差对角线长度w 2m3用钢尺检查、对角线长度2m47.5 逆变器I 主控项目7.5.1 逆变器的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：检查逆变器的质量合格证明文件、中文标志及国家指定的权威部 门的检验报告等。n 一般项目7.5.2 逆变器外观无损坏及变形，安装牢固。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查。7.6 系统电气工程I 主控项目7.6.1 系统使用电缆及其附件、汇流箱、充电控制器、蓄电池、逆变器、配电柜的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：检查质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。7.6.2 组件用和光伏方阵电缆的长期使用设计载流量，应不低于组件用或方阵 标准测试条件下的短路电流的1.25倍。检查数量：全数检查。检查方法：测试检查。7.6.3 汇流箱防水应符合现行国家产品标准和设计要求。检查数量：按总数抽查20%,且不应少于3个。检查方法：雨后或淋水检验，淋水检验的时间2小时不渗不漏为合格。7.6.4 汇流箱、充电控制器、逆变器及配电柜的避雷器接地连接、安装应牢固; 电阻值应符合现行国家相关产品标准和设计要求。 光伏汇流箱内接线及箱内配置 的避雷器的耐压不低于2倍系统的峰值电压。检查数量：全数检查。检查方法：外观检查，用测量工具检查，接地电阻不大于4Q07.6.5 充电控制器及配电柜的电气参数特性应符合现行国家相关产品标准和设 计要求。检查数量：全数检查。检查方法：示波器、常用仪表测量。7.6.6 蓄电池相互极板间的连接牢固。检查数量：检查数量：按总数抽查 20%,且不应少于5个。检查方法：外观检查，人工常用工具紧固。7.6.7 蓄电池房间的通风良好。检查数量：全数检查。检查方法：检查蓄电池房间的是否安装换气扇。7.6.8 裸露未加铠装的传输电缆防护管配置符合要求。检查数量：全数检查。检查方法：外观检查。n 一般项目7.6.9 电气装置安装参见建筑电气工程施工质量验收规范GB50303勺相关要求。7.6.10 电缆线路施工参见电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168的相关要求。7.6.11 电气系统接地参见电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169的相关要求。7.6.12 光伏系统的配变电所的接地参见工业与民用电力装置的接地设计规 范GBJ65的相关规定。7.7 系统检测、调试和试运行7.7.1 太阳能光伏系统工程检测1独立太阳能光伏系统工程检测，依据IEC62124-2004独立光伏系统-设计验证及产品说明书。2并网光伏系统的工程检测，依据光伏系统并网技术要求GB/T19939 的并网性能测试方法及产品说明书的要求。3详细检查太阳能光伏系统的所有部件及设备装配是否正确，所有的联接 螺栓是否按要求紧固，支撑结构的安装及设备的接地是否牢固可靠。4检查设备的所有电气连接部位及牌号必须符合设备技术文件的要求。5检查充电、逆变、配电柜内连接导线应牢固，接线端子有足够的预紧扭 矩。6器件外观无损坏及变形，安装牢固。7系统的接地线和盘柜内部的接地线满足标准要求。8清除设备周围的杂物，保持场地整洁干净，设备内不得有异物。7.7.2 太阳能光伏系统工程调试太阳能光伏系统工程调试必须按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动 调试这三个步骤进行。1 按电气原理图及安装接线图进行，设备内部接线和外部接线正确无误。2 按光伏系统的电源的类型、等级与容量，检查或调试其断流容量、熔断器容量、过压、欠压、过流保护等，检查或调试内容均符合其规定值。3 按设备使用说明书有关电气系统调整方法及调试要求，用模拟操作检查其工艺动作、指示、讯号和联锁装置的正确、灵敏可靠。4检查各光伏支路的开路电压及系统的绝缘检测。5上述4项检查调整合格后，再进行各系统的联合调整试验。7.7.3 太阳能光伏系统工程试运行在完成了以上分部试运以后，应对逆变器、充电控制器及低压电器分别送电 试运行。送电时应核对所送电压等级、 相序，特别是低压试运行时应注意空载运 行时电压、起动电流及空载电流。在空载不低于1小时以后，检查各部位无不良 现象，然后逐步投入各光伏支路实现光伏发电系统的满负荷试运行，并作好负载运行电压电流值的记录。7.7.4 在光照充足的情况下，光伏系统经过三天的试运行，无故障后方可移交 管理方正式接入电网运行。表7.1.6工程质量隐蔽验收记录工程名称分项工程名称施工单位隐蔽工程项目项目经理专业工长分包单位分包项目经理施工标准名称及编P施工图名称及编号隐蔽工程部位质 量 要 求施工单位自查记录建设监理单位验收记录1附图片资料份编号：2附图片资料份编号：3附图片资料份编号：4附图片资料份编号：5附图片资料份编号：施工单位 自查结论项目经理年 月日监理（建设）单位验收结论监理工程师（建设单位项目负责人）：年 月日表7.1.7 分项工程检验批工程质量验收记录表编号工程名称分项，程名称检验批/分项 系统、部位施工单位专业工长项目经理施工执行标准 名称及编号分包单位分包项目经理施工班组长验收规程规定施工单位检查评定记录建设监理单 位验收记录主 控项 目1234一股 项 目123施工单位检查评定结果项目专业质量检查员：（项目技术负责人）年 月 日监理（建设）单位 验收结论监理工程师：（建设单位项目专业技术负责人）：年 月 日表7.1.8分项工程质量验收记录表编号工程名称检验批数量设计单位监理单位施工单位项目经理项目技术负责人分包单位分包单位负责人分包项目经理厅P检验批部位、区段、 系统施工单位检查评定结论监理（建设）单位验 收结论系统调试、检测、试运行结果施工单位检查结论：项目专业质量（技术）负责人年 月 日验收结论：设计人员：监理工程师：建设单位代表：年 月日表7.1.8分部（子分部）工程验收记录工程名称结构类型层数施工单位技术部门 负责人质量部门负责人分包单位分包单位 负责人分包技木 负责人厅P分项，程名称检验批数施工单位检查评定验收意见123456质量控制资料安全和功能检验（检测）报告观感质量验收分包单位项目经理年 月日验施工单位项目经理年 月日收勘察单位项目负责人年 月日单设计单位项目负责人年 月日位监理（建总监理工程师设）单位（建设单位项目专业负责人）年 月日8运行管理与维护8.1 人员培训8.1.1 光伏发电系统交付使用前，设计单位应对光伏电站管理及操作人员应进行 培训，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能。8.1.2 培训内容应包含系统工作原理和各设备的功能、本系统的设计要点、关键 参数、各种设备的操作、常见故障及其排出等内容。8.1.3 培训结束时，管理和操作人员应达到按要求进行电站的日常维护工作，同时具有能判断一般故障的产生原因并能正确解决的能力。8.2 一般规定8.2.1 光伏发电系统竣工验收合格后，方可交付用户，进入日常运行状态。8.2.2 光伏发电系统交付使用前，光伏系统设计单位应协助用户建立光伏发电系 统的管理制度，编写使用操作手册、日常检查和巡检的内容及其指导说明， 并对各项条文详细说明。8.2.3 用户自行检查的项目应不涉及带电体和潜在带电体、设备。8.2.4 应至少每年进行一次对光伏系统、锚固结构等全项目的检查。当发生地震 和极端气象灾害前应进行全面加固，发生后必须进行全面检查。