湛江市太阳能光电建筑应用技术指导意见.docx

1、湛 江 市 太 阳 能 光 电 建 筑 应 用 技 术指导 意见湛 江 市 住 房 和 城 乡 建 设 局 广东省建筑科学研究院集团股份有限公司前 言为落实财政部、 住房城乡建设部 关于进一步推进可再生能源建筑应用的通 知 文 件 要 求 ， 贯 彻 实 施 广 东 省 民 用 建 筑 节 能 条 例 和 广 东 省 “十 三 五 ”建 筑节能与绿色建筑发展规划 ， 进一步推动我市重要可再生能源 -太阳能在建筑领 域规模化、 高质量、 高效率应用， 促进建筑节能与绿色建筑发展， 由湛江市住房 和 城 乡 建 设 局 组 织 广 东 省 建 筑 科 学 研 究 院 集 团 股 份 有 限 公 司

2、 编 制 本 技 术 指 导 意 见。在编制过程中， 编制组进行了深入的调查研究， 认真总结和吸收了国内先进 地区民用建筑太阳能光电系统应用的成果和经验， 注重挖掘体现建筑光伏一体化 特点， 以现行太阳能利用标准规范为依据， 结合我市民用建筑建设和太阳能光电 建筑的现状和特点， 在广泛征求意见的基础上， 通过反复讨论、 修改和完善， 形 成本技术指导意见。本指导意见共 7 章，主要技术内容包括：1.总则；2.术语；3.光伏系统设 计；4.光伏与建筑一体化设计；5.光伏系统安装和调试；6.工程验收；7.运行 维护；以及附录部分本指导意见由湛江市住房和城乡建设局负责管理，由广东省建筑科学研究 院集

3、团股份有限公司负责具体技术内容的解释。在执行过程中如有意见或建 议，请寄送至广东省建筑科学研究院集团股份有限公司（地址：广州市先烈东 路 121 号 邮编：510500） 。本指导意见主编单 位：湛江市住房和城乡建设局 广东省建筑科学研究院集团股份有限公司本 指 导 意 见 主 要 起 草 人 员：1目 次前 言 21 总 则 32 术 语 43 光伏系统设计 73.1 一般规定 .73. 2 系统分类 73. 3 系统设计 83. 4 系统接入电网 114 光伏与建筑一体化设计 124. 1 一般规定 124. 2 规划设计 134. 3 建筑设计 134. 4 结构设计 154. 5 电气

4、设计 175 光伏系统安装和调试 185. 1 一般规定 185. 2 基座工程安装 195. 3 支架工程安装 195. 4 光伏组件工程安装 205. 5 光伏系统电气工程安装 205. 6 系统工程检测、调试 216 工程验收 226.1 一般规定 .226.2 分项工程验收 .226.3 竣工验收 .227 运行维护 247.1 一般规定 .247.2 运行维护 .242附录 光伏发电系统运行维护记录 27本指导意见用词说明 32引用标准名录 3331 总 则1.0.1 为规范太阳能光电建筑在湛江市地区建筑中的应用， 促进太阳能光电建筑、 太阳能光伏系统与建筑一体化的推广，制定本指导意

5、见。1.0.2 本指导意见适用于湛江市内新建、改建和扩建的工业与民用建筑光伏系统 工程，以及在既有工业与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工程设计， 统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同步投入使用。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 太阳能光伏系统与建筑一体化设计施工及验收，除应符合本指导意见规定 外，尚应符合国家、行业和广东省有关标准的规定。42 术 语2.1.1 光伏电池 PV cell将太阳辐射能

6、直接转换成电能的一种器件，也称太阳电池（solar cell） 。2.1.2 光伏组件 PV module具有封装及内部联结的、 能单独提供直流电流输出的、 最小不可分割的光伏 电池组合装置。2.1.3 光伏方阵 PV array由若干光伏组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。2.1.4 光伏方阵倾角 tilt angle of PV array光伏组件所在平面与水平面的夹角。2.1.5 光伏方阵方位角 azimuth of PV array光伏方阵向阳面的法线在水平面上的投影与正南方向的夹角。2.1.6 并网接口 utility interface 光伏系

7、统与电网配电系统之间相互联结的公共连接点。2.1.7 阻塞二极管 blocking diode在组件或组件串中，防止外电路（其它光伏组件和蓄电池）电流反向流入 的元件。通常称防反充二极管、防止逆流元件。2.1.8 电网保护装置 protection device for grid检测光伏系统并网的运行状态， 在技术指标超限情况下将光伏系统与电网安 全解列的装置。2.1.9 太 阳 能 光 伏 系 统 （ 简 称 光 伏 系 统 ） solar energy photovoltaic (PV) system利用太阳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。2.1.10

8、 并网光伏系统 grid-connected PV system与公共电网联接的光伏系统。52.1.11 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。2.1.12 逆流光伏系统 reverse current PV system允许通过供电变压器向上级电网逆向输送电量的光伏系统。2.1.13 非逆流光伏系统 non reverse current PV system不允许通过供电变压器向上级电网逆向输送电量。2.1.14 安装型光伏组件 building envelope-mounted PV module在屋顶或墙面上架空安装的光伏组

9、件。2.1.15 建筑构件型光伏组件 building component-integrated PV module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。2.1.16 建材型光伏组件 building material-integrated PV module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 采光顶等。2.1.17 光

10、伏接线箱 PV connecting box保证光伏组件有序连接和汇流功能的接线装置。 该装置能够保障光伏系统在 维护、检查时易于分离电路，当光伏系统发生故障时减小停电的范围。2.1.18 逆变器 inverter将来自太阳电池方阵的直流电流转换为符合电网要求的交流电流的装置。2.1.19 组件串 PV string在光伏发电系统中， 将多个光伏组件以串联方式连接， 形成具有所需直流输 出电压的最小单元。2.1.20 直流主开关 DC main switch安装在光伏方阵输出汇总点与后续设备之间的开关， 包括隔离电器和短路保 护电器。2.1.21 直流分开关 DC branch switch安

11、装在光伏方阵侧， 为维护、 检查方阵， 或分离 异常光伏组件而设置的开关， 包括隔离电器和短路保护电器。62.1.22 孤岛效应 islanding effect电网失压时， 并网光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的 状态。2.1.23 总装机容量 total capacity光伏发电系统中所采用的光伏组件的标称功率之和，也称标称容量，计量 单位为峰瓦（Wp） 。2.1.24 峰 瓦 （ Wp） watts peak太阳能装置容量计量单位。2.1.25 光伏建筑一体化 building integrated photovoltaic (BIPV)在建筑上安装光伏系统， 并通过专门

12、设计， 实现 光伏系统与建筑的良好结合。2.1.26 峰值日照时数 peak sun hours当地水平面上单位面积接收到的年平均辐射能转换为标准日照条件 （AM1.5， 1000w/m2,25 ） 的小时数， 按年计算是全年标准日照时数， 计量单位是 （h/a） 。 按日计算是平均每天的标准日照时数，计量单位是（h/d） 。73 光 伏系 统 设 计3.1 一 般 规定3.1.1 工业与民用建筑太阳能光伏系统设计应有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， 优先选用建筑构

13、件型和建材型光伏组 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 （ PV） 组 件 安 全 鉴 定 第 一 部 分 ： 结 构 要 求 GB/T 2004 7.1 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 光 伏 系 统 的 电 能 质 量 应 符 合 光 伏 系 统 并 网 技 术 要 求 GB/T 19939 关于

14、电 压 偏 差 、 闪 变 、 频 率 偏 差 、 相 位 、 谐 波 、 三 相 不 平 衡 度 和 功 率 因 数 等 电 能 质 量 指 标的要求。3.1.7 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并应安装必要的计量装置。3. 2 系 统 分类3.2.1 太阳能光伏系统按接入公共电网的方式可分为下列两种系统：1 并网光伏系统；2 独立光伏系统。3.2.2 太阳能光伏系统按储能装置的形式可分为下列两种系统：1 带有储能装置系统；2 不带有储能装置系统。3.2.3 太阳能光伏系统按负荷形式可分为下列三种系统：1 直流系统；2 交流系统；83 交直流混合系统。3.2.4 太阳能光伏系统按系统装

15、机容量的大小可分为下列三种系统：1 小型系统，装机容量不大于 20kW 的系统；2 中型系统，装机容量在 20kW 至 100kW（ 含 100kW） 之 间 的 系 统 ；3 大型系统，装机容量大于 100kW 的系统。3.2.5 并网光伏系统按允许通过上级变压器向主电网馈电的方式可分为下列两种 系统：1 逆流光伏系统；2 非逆流光伏系统。3.2.6 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 建材型光伏系统；2 建筑构件型光伏系统；3 安装型光伏系统。3. 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，确定光伏系统的

16、光伏组件材料为建材型、建筑构件型或安装型。 3.3.2 光伏系统应由光伏方阵、光伏接线箱、过压保护装置、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 显示电能质量指标的监测设备组成。3.3.3 光伏系统的设备性能及正常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 应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、 规格、 数量 、 安装 位置、安装方式和光伏方阵的面积；2 应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

17、串联数（或称为光伏组件串） ；3 应 根 据 逆 变 器 容 量 及 光 伏 组 串 的 容 量 确 定 光 伏 子 方 阵 内 光 伏 组 件 串 的 并 联数；94 同一组件串内， 组件电性能参数宜一致， 其最大工作电流 Im 的离 散性应 小 于 3%；5 光伏方阵应采用高效利用太阳能的方位角和倾角方式安装；6 组成光伏方阵的光伏组件应采用降低风压的措施布置；7 对固定倾角安装方式造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距计算。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；2 每一个光伏组件串应分别由线缆引至汇流母排， 在母排前应分别设置直流 分开关，并设置直流主开

18、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 确定， 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电压自动调整功能；3 并网逆变器应具有并网保护装置

19、， 应与电力系统的电压等级 （低压并网） 、 相数、相位、频率及接线方式一致，并与电网的保护相协调；4 无 隔 离 变 压 器 的 并 网 逆 变 器 的 控 制 线 路 应 具 备 直 流 接 地 检 测 和 直 流 分 量 检测功能；5 逆变器宜设置在室内通风良好的干燥场所， 其位置应便于维护和检修， 设 置在室外的逆变器防护等级不应低于 IP54；6 并网逆变器应满足高效、节能、环保的要求。3.3.7 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10方阵的标称短路电流的 1.

20、 25 倍；3 在系统额定功率状态下，线路电压损失应控制在 3%以 内 。3.3.8 光伏系统防雷保护应符合以下要求：1 建筑光伏系统应采取防雷措施， 并应作为建筑电气防雷设计的一部分， 光 伏建筑防雷等级分类和防雷措施应按国家标准 建筑物防雷设计规范 GB 50057 的相关规定执行；2 光伏系统和并网接口设备的防雷和接地措施， 应符合国家标准 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 GB/T 16895.32 的相关规定。3.3.9 光伏系统接地应符合以下要求：1 建筑物光伏系统接地应与电气

21、系统接地联合统一设置， 接地阻值应采用各 电气系统接地最小值。 当光伏系统以防雷为目的进行接地时， 光伏系统接地电阻 不应大于 10；2 光伏系统直流侧不得采用不接地的等电位保护；3 光伏系统的交流配电接地型式应与建筑配电系统接地型式相一致；4 光伏组件和构件的金属外框应可靠接地， 光伏方阵应与建筑物防雷接地系 统联结，联结点不得少于两处。3.3.10 建材型光伏系统1 建材型光伏组件必须具备建筑材料本身固有的功能， 且对原有的建材功能 无影响；2 建材型光伏组件系统结构必须符合本标准 4.4 结构设计的要求。3.3.11 建筑构件型光伏系统1 建筑构件型光伏组件必须具备建筑构件本身固有的功能

22、， 且对原有的功能 无影响；2 建筑构件型光伏系统为保留建筑构件本身固有的功能时， 如影响到组件接 受太阳辐射的一致性， 对每一串组件需要用阻塞二极管隔离， 或单独使用控制器 或者逆变器；3 建筑构件型光伏系统的结构必须符合本标准 4.4 结构设计的要求。113. 4 系 统 接入电 网3.4.1 光伏系统与公用电网并网时，除应符合现行国家标准光伏系统并网技术 要 求 GB/T19939 的相关规定外，还应符合下列规定：1 光伏系统应有相对独立空间， 其中， 中型或大型光伏系统宜设置独立控制 机 房 ， 机 房 内 应 设 置 配 电 柜 、 仪 表 柜 、 并 网 逆 变 器 、 监 视 器

23、 及 蓄 电 池 （ 限 于 带 有 储能装置系统）等；2 光伏系统专用标识的形状、 颜色、 尺寸和安装 高度应符合现行国家标准 安 全 标 志 及 其 使 用 指 导 意 见 GB2894 的相关规定；3 光伏系统在并网处设置的并网专用低压开关箱 （柜） 应设置手动隔离开关 和自动断路器，断路器应采用带可视断点的开关。3.4.2 并网光伏系统与公共电网之间应设隔离装置。光伏系统在并网处应设置专 用的低压 开关箱 （柜） ，并应设 置专用 标识和 “警告” 、 “双 电源”提 示性文字和 符号。3.4.3 并网光伏系统应具有自动检测功能及并网切断保护功能，并应符合下列规 定：1 光伏系统应安装

24、电网保护装置， 并应符合现行国家标准 光伏 （ PV） 系统 电 网 接 口 特 性 GB/T20046 的相关规定；2 光 伏 系 统 与 公 共 电 网 之 间 的 隔 离 开 关 和 断 路 器 均 应 具 有 切 断 中 性 线 （ N 线）功能，且相线和中性线应能同时分断和合闸；3 当公用电网电能质量超限时， 光伏系统应自动与公用电网解列， 在公用电 网质量恢复正常后的 5min 之内，光伏系统不得向电网供电。3.4.4 逆流光伏系统宜按照“无功就地平衡”的原则配置相应的无功补偿装置。 非逆流光伏系统应有可靠的防逆流措施。3.4.5 通信与电能计量装置应符合下列规定：1 光伏系统自动

25、控制、 通信和电能计量装置应根据当地公共电网条件和供电 机构的要求配置， 并应与光伏系统工程同时设计 、 同时建设、 同时验收、 同时投 入使用；2 光伏系统宜配置相应的自动化终端设备， 以采集光伏系统装置及并网线路12的遥测、遥信数据，并传输至相应的调度主站；3 光伏系统应在发电侧和电能计量点分别配置、 安装专用电能计量装置， 并 宜接入自动化终端设备；4 电能计量装置应符合现行行业标准 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；5 大型逆流并网光伏系统应配置 2 部调度电话。3.4.6 作为应急电源的光

26、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用电网解列， 并应切断由光伏系统供电 的非消防负荷；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；3 光伏系统与电网之间的自动切换开关宜选用不自复方式。4 光 伏 与 建 筑 一 体 化 设 计4. 1 一 般 规定4.1.1 应用光伏系统的工业与民用建筑，其规划设计应根据建筑场地条件、建筑 功能、所在地区的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。4.1.2 光伏组件类型、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

27、应使之成为建筑的有机组成部分。4.1.3 安装在建筑各部位的光伏组件，包括直接构成建筑围护结构的光伏构件， 应具有带电警告标识及相应的电气安全防护措施，并应满足该部位的建筑围护、 建筑节能、结构安全和电气安全要求。4.1.4 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， 并应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。4.1.5 安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠落的安全防护设 施。134.1.6 建筑与结构设计应为光伏系统的安装、使用、检修和更换等提供必要的承 载条件和空间。4.1.7 光伏构件寿命按建筑使用

28、年限设计；光伏组件的使用年限不应小于 25 年。4. 2 规 划 设计4.2.1 规划设计应根据建设地点的地理位置、气候特征及太阳能资源条件，确定 建筑的布局、 朝向、 间距、 群体组合和空间环境。 光伏方阵安装的主要朝向宜为 南向或接近南向。4.2.2 安装光伏系统的建筑不应降低建筑本身或相邻建筑的建筑日照标准。4.2.3 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 建筑自身对投射到光伏组件上的阳光形成遮挡。4.2.4 应对光伏构件可能引起的二次辐射光污染对本建筑或周围建筑造成的影响 进行预测并采取相应的措施。4. 3 建 筑 设计4.3.1 安装光伏组件的建筑部位宜满

29、足冬至日全天 3h 以上建筑日照时数。4.3.2 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 防水、排水和系统的检修、更新与维护要求。4.3.3 建筑设计应为光伏系统提供安全的安装条件，并应在安装光伏组件的部位 采取安全防护措施。4.3.4 光伏组件不应跨越建筑变形缝或伸缩缝设置。4.3.5 光伏方阵的设计宜与建筑模数相协调。4.3.6 光伏组件及方阵的构造与安装应考虑有利于通风降温的措施，减少由于温 度升高而引起光伏系统发电效率降低。4.3.7 光伏组件应用在建筑平屋面上时，应符合以下要求：1 光伏组件宜按最佳倾角布置，当光伏组件安装倾角小于 10时，应考虑 设置维修通

30、道与人工清洗设施，通道最小宽度为 500mm；2 光伏组件安装支架宜采用自动跟踪型或手动调节型的可调节支架；3 光 伏 方 阵 与 其 它 遮 光 物 或 前 后 排 的 间 距 应 满 足 光 伏 方 阵 充 分 阳 光 照 射 的14要求。其间距的确定按以下公式：D H cot 门 ( 4.3.7)式中： D光伏方阵与遮光物最小间距， （ m） ；H遮光物最高点与光伏方阵最低点的垂直距离， （ m） ； 门 当地冬至日正午 12 时的太阳高度角 ， （ ） 。4 光伏组件应与支架牢固连接， 符合抗风要求， 其基座与屋面结构层应采用 螺栓固定；并在相连的部位采取防水密封措施；5 在建筑平屋面

31、上安装光伏组件， 应选择不影响屋面排水功能的基座形式和 安装方式，其支架基座下部应增设附加防水层；6 光伏组件周围的屋面检修通道、 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， 并进行防水密封处理。 防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。4.3.8 光 伏 组 件 应 用 在 建 筑 坡 屋 面 上 时 ， 应 符 合 以 下 要 求 ：1 建筑屋面坡度设计应取光伏组件接受阳光的最佳倾角；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 屋面的保温、隔热、防水等围护结构功能要求；3 光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺

32、坡架空安装方式；4 顺 坡 架 空 安 装 的 光 伏 方 阵 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 ， 光 伏 组 件 与 屋 面 间 宜 留 有 100mm 的通风间隙。4.3.9 光 伏 组 件 布 置 在 阳 台 或 平 台 栏 板 上 时 ， 应 符 合 以 下 要 求 ：1 低纬度地区安装在阳台或平台栏板上的晶体硅光伏组件应有适当的倾角；2 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；3 构成阳台或平台栏板的光伏构件， 应满足刚度、

33、 强度、 防护功能和 电气安 全要求；4 应采取保护人身安全的防护措施。4.3.10 光 伏 组 件 应 用 在 外 墙 面 上 时 ， 应 符 合 以 下 要 求 ：1 低纬度地区安装在墙面上的光伏组件宜有适当的倾角；152 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；3 设置在墙面的光伏方阵的引线穿过墙面处， 应预埋防水套管， 且穿墙管线 不宜设在结构柱处；4 光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、分格等协调处理；5 对安装在墙面上提供遮阳功能的光伏构件， 应满足室内采光和日照的要求；6 光伏组件设置在窗面上时， 应满足窗面采

34、光、 通风、 节能等围护结 构功能 要求；7 应采取保护人身安装的防护措施。4.3.11 光伏组件应用在幕墙上，应符合以下要求：1 安装在建筑幕墙上的光伏组件宜采用建材型光伏构件；2 光伏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；3 光伏幕墙的性能应满足所安装幕墙整体物理性能的要求， 并应满足建筑节 能的要求；4 对于有采光和安全双重性能要求的部位， 应使用双玻光伏幕墙， 其使用的 夹胶层应为聚乙烯醇缩丁醛 （ PVB） 或其它满足安全要求的材料， 并应满足建筑 室内对视线和透光性能的要求；5 玻璃光伏幕墙的结构性能和防火性能应满足现行行业标准 玻璃幕墙工程 技

35、术规范JGJ102 的 要 求 ；6 由光伏幕墙构成的雨篷、 檐口和采光顶， 应 满足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要求。4. 4 结 构 设计4.4.1 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和预埋件进行专项结构设计。4.4.2 在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。4.4.3 在既有建筑上增设光伏系统，应事先对既有建筑的结构设计、结构材料、 耐久性、 安装部位的构造及强度等进行复核验算， 并应满足建筑结构及其他相应16的安全性能要求。4.4.4 光伏系统的安装支架和连接件及支座的设计应

36、符合下列规定：1 非抗震设计时，应计算系统自重、风荷载和活荷载作用效应；2 抗震设计时，应计算系统自重、风荷载、活荷载和地震作用效应。4.4.5 应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响。光伏组件或方阵宜安装在风 压较小的位置。4.4.6 光伏组件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与主体结构锚固； 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、 地震荷载作用的要求。4.4.7 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。4.4.8 支架基座应进行结构稳定性、抗滑移和

37、抗倾覆验算。4.4.9 当光伏方阵与主体结构采用后加锚栓连接时，应符合下列规定：1 锚栓产品应有出厂合格证；2 碳素钢锚栓应经过防腐处理；3 应进行锚栓承载力现场试验，必要时应进行极限拉拔试验；4 每个连接节点不应少于 2 个锚栓；5 锚栓直径应通过承载力计算确定，并不应小于 10 ；6 不宜在与化学锚栓接触的连接件上进行焊接操作；7 锚栓承载力设计值不应大于其选用材料极限承载力的 50；8 应符合现行行业标准 混凝土结构后锚固技术规程 JGJ 145 的相 关规定。4.4.10 安 装 光 伏 系 统 的 预 埋 件 设 计 使 用 年 限 应 符 合 建 筑 物 主 体 结 构 的 设 计

38、 寿 命 要求。4.4.11 支架、 导轨、 预埋件和其它的安装配件， 应根据光伏系统设定的使用寿命 选择相应的耐候性能材料并应采取适宜的维护保养措施。4.4.12 受盐雾影响的安装区域和场所， 应选择符合使用环境的材料及部件作为支 撑结构，并采取相应的防护措施。4.4.13 地面安装光伏系统时，光伏组件最低点距硬质地面不宜小于 300m，距一 般的地面不宜小于 1000mm， 并应对地基承载力、 基础的强度和稳定性进行验算。174. 5 电 气 设计4.5.1 光伏系统配变电间、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，

39、并应符合下列要求： 1 配变电间、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 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。4.5.2 配变电间、 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。4.5.3 储能光伏系统宜根据容量、种类设置独立的蓄电池存放装置或蓄电池室， 蓄 电 池 室 应 符 合 电 力 工 程 直 流 系 统 设 计 技 术 规 程 DL/T 5044 的相关规定。 4.5.4 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。4.5.5 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

40、全、电 气安全，并宜建成隐蔽工程，以保持建筑物外观整齐。4.5.6 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 GB 50057 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。185 光 伏 系 统 安 装 和 调 试5. 1 一 般 规定5.1.1 安装方案1 新 建 建 筑 光 伏 系 统

41、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。5.1.2 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 施工场地符合施工组织设计要求；4 预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管和相关设施

42、符合设计图纸的要求， 并已验收合格；5 现场水、电、场地、道路等条件能满足正常施工需要。5.1.3 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。5.1.4 安装光伏系统时，应对已完成土建工程的部位采取保护措施，且安装施工 完成后不影响土建部位的功能。5.1.5 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 施工场所应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识；3 在雨、大风 5 级以上天气情况下不得进行室外施工作业；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；5 使用手持式电动工具应符合 手持式电动工具的管理、 使用、 检查

43、和维修 安 全 技 术 规 程 GB 3787 的要求。5.1.6 安装施工光伏系统时还应采取以下安全措施：191 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 光伏组件在安装时朝阳侧表面应铺遮光板，防止电击危险；3 光伏组件的输出电缆不得发生非正常短路；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 制接近的警示牌，并由专业人员处置；6 接通光伏组件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

44、度大于 10的坡屋面上安装施工时，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、 明 确的安全标识。5. 2 基 座 工程安 装5.2.1 安装光伏组件或方阵的支架应设置基座。5.2.2 基座应与建筑主体结构连接牢固。5.2.3 在既有建筑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 GB 50207 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，需根据前期设计，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

45、隙，应采用细石混凝土填捣密实。5. 3 支 架 工程安 装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 GB 50205 的要求。5.3.2 支架应按设计要求安装在主体结构上，位置应准确，并应与主体结构牢靠 固定。5.3.3 钢结构支架焊接完毕，应进行防腐处理。防腐施工应符合建筑防腐蚀工20程施工及验收规范 GB 50212 和 建筑防腐蚀工程质量检验评定标准 GB 50224 的要求。5.3.4 固定支架前应根据现场安装条件采取合理的抗风措施。5.3.5 钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。5.

46、3.6 装配式方阵支架梁柱连接节点应保证结构的安全可靠，不得采用单一摩擦 型节点连接方式，各支架部件的防腐镀层要求应由设计根据实际使用条件确定。5. 4 光伏组件工程安装5.4.1 光伏组件上应标注带电警告标识。光伏组件的结构强度应满足设计强度要 求。5.4.2 光伏组件或方阵应按设计间距排列整齐并可靠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。5.4.3 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 得被施工材料或杂物填塞。5.4.4 坡屋面上安装光伏方阵时，其周边的防水连接构造必须严格按设计要求施 工，且不得渗漏。5.4.5 光伏幕墙的安装应符合以下要

47、求：1 光伏幕墙应满足玻璃幕墙工程质量检验标准JGJ/T 139 的 相 关 规 定 ；2 光 伏 幕 墙 应 排 列 整 齐 、 表 面 平 整 、 缝 宽 均 匀 ， 安 装 允 许 偏 差 应 满 足 建 筑 幕 墙 GB/T 21086 的相关规定；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。5.4.6 在盐雾地区，光伏系统对设备选型、材料和安装工艺均有特殊要求，产品 生产厂家和安装施工单位应共同研究制定适宜的安装施工方案5.4.7 在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、建筑结构选择可 靠的安装方案。5. 5 光伏系统电气工程安装5.5.1 电气装置安

48、装应符合 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50303 的相关 要求。215.5.2 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 的相关要求。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 的相关要求。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 独立光伏系统的蓄电池上方及四周不得堆放杂物。 应严防蓄电池两级短路， 不得影响蓄电池的正常通风。5.5.6 并网逆变器、控制器等设备的安装位置

49、周围不宜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，并排列整齐、有防水密封措施。5. 6 系统工程检测、调试5.6.1 工程验收前应按照 光伏系统并网技术要求 GB/T 19939、 家用太阳能光 伏 电 源 系 统 技 术 条 件 和 试 验 方 法 GB/T 19064 的要求对光伏系统进行调试。 5.6.2 光伏系统的调试应按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试三个 步骤进行。1 按电气原理图及安装接线图进行， 确认设备内部接线和外部接线正确无误。2 按光伏系统的类型、等级与容量，检查其断流容量、熔断器容量、过压、 欠压、过流保护等，检查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性能。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。226 工 程 验 收6.1 一 般 规定6.1.1 建筑工程验收时应对光伏系统进行专项验收。6.1.2 光伏系统工程验收前，应在安装施工中完成