1、1CECS XXX:2014中国工程建设标准化协会标准太阳能光伏发电系统与建筑一体化技术规程Technical specification for integration of building and solar photovoltaic system（征求意见稿）2014 北京中国工程建设标准化协会标准2太阳能光伏发电系统与建筑一体化技术规程Technical specification for integration of building and solar photovoltaic systemCECS XXX:2014主编单位：住房和城乡建设部住宅产业化促进中心浙江合大太阳能科技有
2、限公司批准单位：中国工程建设标准化协会实施日期：2014 年 12月 8日3前 言根据中国工程建设标准化协会关于印发2011 年第二批工程建设协会标准制订、修订计划（建标协字2011111 号）的要求，规程编制组经过广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本规程。太阳能光伏发电系统与建筑一体化的实质就是将光伏构件与建筑完美结合，实现整体外观的和谐统一，功能适用耐久。太阳能光伏发电系统与建筑一体化具有以下几个特点：1. 太阳能光伏发电系统及工程系统纳入建筑规划与建筑设计，做到统一规划、提前设计、及时施工，节约建筑成本与用户二次安装成本。2.
3、太阳能光伏发电系统的设计、安装、调试和工程验收应执行行业制定的规程、规范和标准。3. 太阳能光伏发电系统与建筑一体化可以使民用建筑外立面空间资源化，充分利用光伏发电器材与居民生活紧密联系后，除发电功能以外的其它经济价值如：隔热功能、防水功能、传感器功能、保障电源功能、个性化需求、建筑美学等，从而大幅提升光伏发电在建筑应用的经济价值和市场空间，对于推动建筑节能和绿色建筑发展、变革能源生产与消费方式、倡导生态文明生活方式都具有重要意义。本规程主要内容包括总则、术语、材料与部件、建筑一体化设计、光伏系统设计、安全与防护、安装与调试、验收与评价、运行与维护等九个部分。根据国家计委计标19861649
4、号文关于请中国工程建设标准化委员会负责组织推荐性工程建设标准试点工作的通知的要求，推荐给工程建设设计、施工、建设、监理等使用单位及工程技术人员采用。本规程由中国工程建设标准化协会归口管理，由浙江合大太阳能科技有限公司负责解释（地址：浙江省杭州富阳受降镇龙溪南路 8号 邮政编码：311422） 。在使用过程中如发现需要修改和补充之处，请将意见和资料径寄解释单位。主编单位：住房和城乡建设部住宅产业化促进中心浙江合大太阳能科技有限公司参编单位：主要起草人：4主要审查人目 录1 总则2 术语3 材料及部件3. 1 一般规定3. 2 光伏构件3. 3 环境与防火3. 4 逆变器3. 5 储能设备3. 6
5、 系统监控及数据传输3. 7 电缆、电线3. 8 汇流箱、配电箱4 建筑一体化设计4. 1一般规定4. 2 规划设计4. 3 建筑设计4. 4 结构设计5 光伏系统设计5. 1 一般规定5. 2 系统分类5. 3 系统设计5. 4 系统接入6 安全与防护6. 1 一般规定6. 2 安全与防护7 安装与调试7. 1 一般规定7. 2 基础57. 3 支撑件7. 4 光伏构件7. 5 电气系统7. 6 系统调试与检测8 验收与评价8. 1 一般规定8. 2 竣工验收8. 3 系统评价9 运行与维护9. 1 一般规定9. 2 光伏系统的维护6Contents1 General Provisions2
6、 Terms3 Material and Components 3. 1 General Requirement3. 2 PV components 3. 3 Environment and fire-proof3. 4 Inverter 3. 5 Storage equipments3. 6 System monitor and Data communication3. 7 Cables3. 8 PV connecting box4 Design of BIPV4. 1 General Requirement4. 2 Planning Design4. 3 Building Design4.
7、 4 Structure Design5 Design of Solar PV System5. 1 General Requirement5. 2 system classification5. 3sytem design5. 3 grid-connecting of the system6 Safety and Security 6. 1 General Requirement6. 2 protection measures7 Installation and Test 7. 1 General Requirement7. 2 foundation7. 3 brackets7. 4 PV
8、components7. 5 Electric system8 Check & Accept and Evaluation 8. 1 General Requirement8. 2 Check and Accept 8. 3 System evaluation9 Operation and Maintenance 9.1 General Requirement9.2 Operation and maintenance Appendix ADiagrams for typical wiring , division points of property and metering points o
9、f Distributed PV project connected to power gridExplanation of Wording in This CodeList of Quoted Standards7Addition: Explanation of Provisions1 总 则1. 0. 1 为推动太阳能光伏发电系统（简称光伏系统）在建筑中的应用，促进光伏系统与建筑实现一体化结合，规范建筑一体化光伏系统的设计、安装、验收及运行与维护，特制订本规程。1. 0. 2 本规程适用于新建、改建和扩建的光伏系统与建筑一体化的工程，以及在既有建筑上安装、或改造已安装的光伏系统工程的设计、
10、安装、验收及运行维护。1. 0. 3 新建、改建和扩建的建筑光伏系统设计应纳入建筑工程设计，统一规划、统一设计、同步施工；对光伏系统进行专项验收。1. 0. 4 在既有建筑上安装或改造光伏系统，应按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 光伏系统与建筑一体化的设计、安装和验收除应符合本规程外，尚应符合国家现行有关标准的规定。82 术 语2. 0. 1 分布式太阳能光伏发电系统 distributed solar PV system指在位于用户侧，以 10 千伏或以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过 6MW 的光伏发电系统。2. 0. 2 光伏发电系统与建筑
11、一体化 Building integrated photovoltaic(BIPV)通过专门的设计，将光伏系统良好的结合到建筑上，保证建筑安全，保障光伏系统安全运行。2. 0. 3 光伏构件 PV components 经过模块化预制的，具备光伏发电功能的建筑材料或建筑构件，包括建材型光伏构件和普通型光伏构件。2. 0. 4 建材型光伏构件 PV Modules as building components 将太阳能电池与建筑材料复合在一起，成为不可分割的建筑材料或建筑构件，如光伏瓦、光伏墙板、光伏砖等。2. 0. 5 普通型光伏构件 conventional PV components与封装
12、好的光伏组件结合在一起，维护更换光伏组件时，不影响建筑功能的建筑构件，或直接作为建筑构件的光伏组件。2. 0. 6 光伏瓦 PV (Photovoltaic) tile 光伏瓦是一种具有建筑瓦片和太阳能电池组件发电功能的建材型光伏构件。2. 0. 7 光伏墙板 PV wall board 光伏墙板是一种同时具有建筑外墙饰面薄板和太阳能电池组件功能建材型光伏构件。2. 0. 8 光伏装饰玻璃 PV decoration glass光伏装饰玻璃是一种同时具有建筑玻璃和太阳能电池组件功能的建材型光伏构件。2. 0. 9 自用电量 self-consumed solar electricity 光伏系
13、统产生的太阳能电量中，由计量点内用户用电设备消耗的电量。2. 0. 10 运营主体 operation main body指负责光伏系统运行、维护和管理的法人或自然人。分布式光伏发电项目运营主体负责光伏系统设备的运行、维护和项目管理。93 材料和部件3. 1 一般规定3. 1. 1 工程材料及部件除应符合本节的规定，并应符合现行相应国家标准的规定，应满足设计要求，应有出厂合格证书。3. 1. 2 工程材料及部件的物理和化学性能应适应建筑所在地的气候、环境等要求。3. 2 光伏构件3. 2. 1 光伏构件采用的晶硅、非晶硅等太阳能电池的转换效率，应符合国家相关部门的要求。3. 2. 2 光伏构件
14、的性能指标应满足国家现行标准的相关要求，并应获得相关认证。3. 2. 3 建材型光伏构件外观尺寸应当与建筑模数相统一。3. 2. 4 光伏构件的性能指标除符合现行标准外，还应符合表 3. 2. 1 的规定。表 3. 2. 1 光伏构件的性能指标序号 项目 指标 实验方法1 吸水率（%） 0. 5 按现行国家标准的有关规定进行2 抗弯曲强度（N） 2000 按现行国家标准的有关规定进行3 防火等级 B 级4 使用寿命（年） 255 单位面积装机容量(W/m2) 703. 2. 5 以下建材型光伏构件的性能规定如下：3. 2. 5. 1 光伏瓦除应符合 3. 2. 4 的规定外，还应符合光伏瓦的现
15、行相关标准的要求；3. 2. 5. 2 光伏幕墙除应符合 3. 2. 4 的规定外，还应符合光伏幕墙的现行相关标准的要求；3. 2. 5. 3 光伏墙板除应符合 3. 2. 4 的规定外，还应符合光伏墙板的现行相关标准的要求；3. 2. 5. 4 光伏装饰玻璃除应符合 3. 2. 4 的规定外，还应符合光伏装饰玻璃的现行相关标准的要求；3. 2. 6 普通型光伏构件及太阳能电池组件的性能指标应符合光伏（PV）组件安全鉴定GB/T 20047. 1 的要求。3. 2. 7 光伏构件的支撑材料性能应该符合下表的要求：表 3. 2. 2 光伏构件支撑材料性能指标10序号 项目 指标1 使用寿命（年）
16、 252 防火等级 B13 耐候性 与使用寿命相匹配4 抗腐蚀性 与使用环境相匹配3. 3 环境与防火3. 3. 1 光伏系统的设计应考虑建筑本身环境及建筑外围环境对光伏构件采光条件的影响。3. 3. 2 光伏系统的设计、安装，应符合现行标准对建筑防火的要求。3. 3. 3 光伏系统在屋面的布局应不影响建筑消防设施的安全运行。3. 3. 4 周围环境容易造成屋面覆盖灰尘、污渍的情况下，应采取必要的、定期清洗光伏构件采光部位的措施。3. 3. 5 盐雾、腐蚀性气候条件下，材料部件应具有相应的耐候性。3. 3. 6 建材型光伏构件覆盖屋面时，屋面基层、保温层的材料防火等级要达A 级。3. 3. 7
17、 光伏系统电缆、电线的布置应做好防老化、防鼠害、防雷击等防护措施。3. 4 逆变器3. 4. 1 并网光伏发电系统应采用并网逆变器，并网逆变器除符合现行国家相关标准的要求外，还应符合下列规定：1 并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率点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 并网逆变器应具有并网保护装置，并应与电力系统具备相同的电压相数、相位、频率及接线方式；6 并网逆变器应满足计量、高效、节能、环保的要求。3. 4. 2 独立光伏发电系统采用离网型逆变器
18、，离网型逆变器应符合现行国家相关标准的要求，还应满足计量、高效、节能、环保的要求。3. 5 储能设备3. 5. 1 用于储能的蓄电池、蓄电池组应符合相应的国家标准要求。3. 5. 2 人员容易接触的地方设置储能装置的情况，应为储能设备设置存放箱，其性能指标符合现行国家标准的要求。3. 5. 3 蓄电池的表面应保持清洁、当出现腐蚀、凹瘪或鼓胀现象时，应更换。3. 5. 4 带储能装置的光伏系统应配置充电控制装置，其性能指标应符合现行国11家标准的要求。3. 5. 5 光伏系统预留储能接口的性能应符合现行国家标准的相关要求。3. 6 系统监控及数据传输3. 6. 1 光伏系统的监控及数据传输系统的
19、设备的性能指标应符合国家现行标准的要求；3. 6. 2 光伏系统的自动控制、通信装置应根据当地公共电网条件和供电机构的要求配置；电量计量装置必须由供电部门配置。3. 6. 3 光伏系统数据传输系统应与互联网连接，使用户能够及时查看系统运行状况。3. 6. 4 系统监控系统应当实现自动数据存储与数据传输，并拥有互联网查询端口，方便使用人员查询。3. 7 电缆、电线3. 7. 1 用于光伏构件阵列、光伏构件之间的连接电缆、电线应符合相应的国家标准要求，同时符合下表的要求：序号 项目 指标1 使用寿命（年） 252 耐候性 与使用寿命相匹配3 抗腐蚀性 与使用环境相匹配3. 7. 2 电缆保护钢管口
20、不应有穿孔、裂缝和显著的凸凹不平，金属电缆管不应有严重锈蚀。3. 8 系统汇流箱、配电柜3. 8. 1 汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。3. 8. 2 光伏系统汇流箱的设置应符合下列规定：1 汇流箱内应设置汇流铜母排；2 每一个光伏组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，并宜设置直流主开关；3 汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护；4 汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施；5 汇流箱内应设置防雷保护装置及监控装置；6 汇流箱的设置位置应便于操作和检修，并宜选择室内干燥的场所。设置在室外的光伏汇流箱应采取防
21、水、防腐措施，其防护等级不应低于 IP65。3. 8. 3 直流会流箱和直流配电柜不得存在影响使用的变形、锈蚀、漏水、积灰，12箱体外表面的安全警示标识应完整无破损。4 建筑一体化设计4. 1 一般规定4. 1. 1 光伏构件的类型、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，符合建筑功能要求，并与建筑外观相协调。4. 1. 2 安装在建筑屋面各部位的光伏构件，应具有带电警告标识及相应的电气安全防护措施，并应满足建筑节能、结构安全和电气安全要求。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、光伏系统的电气安全审核，并应满足光伏安装屋面的
22、防水、防雷、防火、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。4. 1. 4 建筑设计应根据光伏构件的类型、安装位置和安装方式，为光伏构件的安装、使用和维护等提供必要的承载条件和空间。4. 2 规划设计4. 2. 1 光伏系统与建筑一体化的开发利用，应综合考虑当地新能源的发展规划、电力部门并网基础设施、区域电网消纳电量的能力等因素。4. 2. 2 光伏系统建筑一体化的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，确定光伏系统阵列的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。安装光伏系统的建筑，主要朝向宜为中午时分的太阳照射方向或接近该方向。4. 2. 3 光伏构件在建筑群体中的安装位置应合理规
23、划，光伏构件周围的环境设施与绿化种植不应对光伏构件的采光形成遮挡。4. 2. 4 对光伏构件可能造成光反射的情况应采取相应的措施。4. 3 建筑设计4. 3. 1 光伏系统各组成部分在建筑中的安装位置应合理布置，并应满足其所在部位的建筑防水、排水和系统的检修、更新与维护的要求。4. 3. 2 光伏构件直接构成建筑围护结构时，应与建筑周围环境相协调，应满足所在部位的结构安全和建筑围护功能的要求。4. 3. 3 建筑形体及空间组合应为光伏构件接收更多太阳光照射面积创造条件。4. 3. 4 光伏构件不应对建筑形体完整构成破坏。4. 3. 5 建筑设计应满足光伏构件的散热要求，通过插件、支撑件的合理布
24、置形成通风散热通道。134. 3. 7 多雪地区建筑屋面安装光伏构件时，宜设置便于人工融雪、清雪的安全通道。4. 3. 8 光伏系统施工应与建筑设计同步。4. 4 结构设计4. 4. 1 结构设计应符合国家现行有关标准的规定。4. 4. 2 支架、支撑金属件及其连接点，应具有承受系统自重、风载荷、雪载荷、检修载荷和地震作用的能力。4. 4. 3 光伏系统的挂插件、支撑件和连接件的结构设计应符合下列规定：1 当非抗震设计时，应计算系统自重、风载荷、雪载荷和地震作用效应。2 当作抗震设计时，应计算系统自重、风载荷、雪载荷和地震作用效应。4. 4. 4 带储能装置的小型光伏系统的蓄电池、并网逆变器、
25、计量仪表、监控器等设备宜安装在维护、观察、记录方便的位置。4. 4. 5 中、大型系统的蓄电池、并网逆变器、计量仪表、监控器等较重的设备宜安装在承载能力大的结构构件上，并应进行构件的强度与变形验算。4. 4. 6 当选用建材型光伏构件时，其建材性能指标应不低于相应建材的同类指标。4. 4. 7 光伏构件的挂插件、支撑件和连接件设计应进行抗滑移和抗倾覆等稳定性演算。4. 4. 8 安装光伏系统的预埋件设计使用年限与建筑主体结构相同。4. 4. 9 新建光伏一体化建筑的结构设计宜为光伏系统的安装埋设预埋件或其他连接件。连接件与主体结构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. 1
26、0 光伏方阵与主体结构采用后加锚栓连接时，应符合国家现行标准混凝土结构后锚固技术规程JGJ 145及以下规定：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10mm；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。145 光伏系统的设计5. 1 一般规定5. 1. 1 建筑太阳能光伏系统应用应有专项设计。5. 1. 2 光伏构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
27、构安全、适用、美观的前提下，应选用适用的光伏构件，并与建筑的模数相协调。5. 1. 3 太阳能光伏系统输配电和控制用缆线应与其它管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置。5. 1. 4 光伏构件或方阵连接电缆及其输出总电缆应符合现行国家标准光伏（PV）组件安全鉴定GB/T 20047. 1 的相关规定。5. 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。5. 1. 6 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。5. 1. 7 太阳能光伏系统应满足国家关于电压偏差、闪变、频率偏差、相位、谐波、三相平衡度和功率因素等电能质量指标的要求。5. 2 系统分类5.
28、2. 1 并网光伏系统按接入电网的连接方式可分为：1 专线接入公用电网方式；2 T 接于公用电网方式；3 用户内部电网接入方式。5. 2. 2 太阳能光伏系统按储能装置的形式可分为两种系统：1 带有储能装置系统；2 不带储能装置系统。5. 2. 3 太阳能光伏系统按负荷形式可分为以下三种系统：1 直流系统；2 交流系统；3 交直流混合系统。5. 2. 4 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。155. 2. 5 光伏系统按负荷形式可分为以下三种系统：1 小型系统，光伏瓦装机容量不大于 20KWp 的系统；2 中型系统，装机容
29、量在 20KW 至 100KWp（含 100KW）之间的系统；3 大型系统，装机容量大于 100KWp 的系统。5. 3 系统设计5. 3. 1 应根据建筑物的采光条件、使用功能、电网条件、负荷性质和系统运行方式等因素，确定光伏系统的类型。5. 3. 2 光伏系统的设计应符合下列规定：1 光伏系统应根据用电要求选择相应的系统类型。2 并网光伏系统的线路设计宜包括直流线路设计和交流线路设计。3 光伏系统的装机容量应根据采光面积、并网条件及经济合理性等因素确定。5. 3. 3 光伏阵列的选择应符合下列规定：1 光伏构件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积应根据建筑设计和采光条件确
30、定；2 应根据光伏构件的规格、可安装面积和用户的需求确定光伏系统的最大装机容量；3 应根据并网逆变器的额定直流电压、最大功率点跟踪控制范围、光伏构件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏构件串联的数量（简称光伏串） ；4 应根据总装机容量及光伏构件的容量确定光伏串的并联数。5. 3. 4 汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。5. 3. 5 并网逆变器的选择应符合下列规定：1 逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率；2 光伏组件串的最大功率工作电压
31、变化范围应在逆变器的最大功率跟踪范围内；3 逆变器应按照型式、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、保护和监测功能、通讯接口、防护等级等技术条件进行选择；4 逆变器应按照环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级、盐雾影响等使用环境条件进行校验。5. 3. 6 直流线路选择应符合下列规定：1 直流线路耐压等级应高于光伏阵列最大输出电压的 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阵列的标称短路电流的 1. 25 倍；3 线路损耗应控制在 3%以内。5. 3. 7 光伏系统的防雷和接地应符合下列规
32、定：1 设置光伏系统的防雷措施，防雷等级分类及防雷措施应按现行国家标准建筑物防雷设计规范GB50057 的相关规定执行；2 光伏系统的防直击雷和防雷击电磁脉冲的措施应按现行国家标准建筑16物防雷设计规范GB50057 的相关规定执行。5. 4 电网接入5. 4. 1 光伏系统接入电网的等级应根据光伏系统容量及电网的具体情况，进行技术经济比较后确定。5. 4. 2 光伏系统与公用电网并网时，除应符合现行国家标准光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T 50866、 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 29319、 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19964 的相关规定外，还应符合下列规
33、定：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电器，隔离电器应具有明显断开点指示及切断中性极功能。2 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、监视器及蓄电池（组） （仅限于带有储能装置的系统）等；当采用容量在 200Ah 以上的阀控式密封铅酸蓄电池（组）或防酸式铅酸蓄电池（组）或容量在 100Ah 以上的镉镍碱性蓄电池（组）时应设置专用的蓄电池室。3 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导则GB 2894 的相关规定。5. 4. 3 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
34、应设置并网专用低压开关箱（柜） ，并设置专用标识和“警告” 、 “双电源”提示性文字和符号。5. 4. 4 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 光伏系统应安装电网保护装置，并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断零功能，且相线和零线应能同时分断和合闸；3 严禁将保护接地中性导体（PEN）接入开关电器；4 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，在公用电网恢复正常后 5 分钟内，光伏系统不得向电网供电。5. 4. 5 光伏系统的防孤岛保护动作时间应不大于
35、 2s，防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。5. 4. 6 光伏系统功率因数应满足以下要求：1 通过 380V 电压等级接入电网，以及通过 10（6）kV 电压等级接入用户侧的光伏系统功率因数应能在超前 0. 95滞后 0. 95 范围内连续可调；2 通过 35kV 电压等级并网，以及通过 10kV 电压等级与公共电网连接的光伏系统功率因数应能在超前 0. 98滞后 0. 98 范围内连续可调。5. 4. 7 电能质量应符合下列要求：1 光伏系统接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合现行国家标准电能质量 公共电网谐波GB/T 14549 的规定。
36、2 光伏系统接入电网后，公共连接点的电压应符合现行国家标准电能质量 供电电压偏差GB/T 12325 的规定。173 光伏系统引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合现行国家标准电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326 的规定。4 光伏系统并网运行时，公共连接点三相不平衡度应符合现行国家标准电能质量 三相电压不平衡GB/T 15543 的规定。5 光伏系统并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的 0. 5%。5. 4. 7 光伏系统应满足电网异常时响应能力。5. 4. 9 光伏系统的保护应满足现行国家标准继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285 的规定。5. 4.
37、 10 通信与电能计量装置应符合下列规定：1 光伏系统自动控制、通信和电能计量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 光伏系统配置相应的自动化终端设备，以采集光伏瓦屋顶发电系统装置及并网线路的遥测、遥信数据，并传输至相应的调度主站；3 光伏系统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/T 5137 和电能计量装置技术管理规程DL/T 448 的相关规定；5 大型逆流并网光伏系统宜配置通讯设备。5. 4. 11 作为应急电
38、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瓦屋顶发电系统与公共电网解列，并应切断光伏瓦屋顶发电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。186. 安全与防护6.1 一般规定6. 1. 1 光伏系统施工现场应制定严格的管理措施。6. 1. 2 光伏系统的施工方案中应包括安全技术措施。6. 1. 3 光伏系统安装人员应经过相关安装知识培训。6. 1. 4 光伏构件、电气设备使用应有电气工程专业人员指导。6. 1. 5 光伏系统施工安装过程中应有防护设施。6. 2 防护措施6. 2. 1 施工安
39、装人员应穿绝缘鞋、戴低压绝缘手套、使用绝缘工具。6. 2. 2 当光伏系统安装位置上空有架空电线时，应采取保护和隔离措施。6. 2. 3 不应在雨、雪、大风天气作业。6. 2. 4 光伏构件安装时，表面应盖上遮光板挡住阳光照射，防止电击。6. 2. 5 光伏构件的输出端不得非正常短路。6. 2. 6 对无断弧功能的开关进行连接时，不能在有负荷或能形成低阻回路的情况下接通正负极或断开。6. 2. 7 连接完成或部分完成的光伏瓦屋顶发电系统，遇有光伏构件破裂的情况应及时采取限制接近的措施，并由专业人员处置。6. 2. 8 为避免构件热斑效应，不要在强光照射下局部遮挡光。6. 2. 9 施工场所应有
40、醒目易懂的电气安全标识。6. 2. 10 钢结构支架应与建筑接地系统可靠连接。6. 2. 11 光伏系统部件在搬运、吊装等过程中不得碰撞受损；吊装大型光伏构件时，光伏构件的底部应衬垫木，背面不得受到碰撞和重压。197 安装与调试7. 1 一般规定7. 1. 1 新建建筑光伏系统的安装施工应纳入建筑工程施工组织设计，并制定相应的安装施工方案。7. 1. 2 既有建筑光伏系统的安装施工应编制设计技术方案及施工组织设计，并制定相应的安装施工方案。7. 1. 3 设备的运输、进场验收、土建工程和电气隐蔽工程验收应符合合同及相关标准的要求。7. 1. 4 光伏系统安装前应具备下列条件：1 设计文件齐备，
41、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。7. 1. 5 安装光伏系统时，应制定详细的施工流程与操作方案，应选择易于施工、维护的作业方式。7. 2 基础7. 2. 1 屋面支架基座的施工应符合设计及相关标准的规定。7. 2. 2 预制基座应放置平稳、整齐，固定牢固，且不得破坏屋面的防水层。7. 2. 3 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。7. 2. 4 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。7. 2. 5 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
42、焊接应符合钢结构工程施工质量验收规范GB50205 的要求。7. 2. 6 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。7. 2. 7 固定支架前应根据现场安装条件采取合理的抗风措施。7. 2. 8 钢结构支架应与建筑物防雷、接地系统可靠连接。7. 2. 9 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20工程施工及验收规范GB50212 和建筑防腐蚀工程施工质量验收规范 GB 50224 的要求。7. 3 光伏构件及阵列7. 3. 1 光伏构件或阵列应按设计要求可靠地固定在支撑件上。7. 3. 2 光伏构件或阵列应排列整齐；周围不安装光伏构件的面上用统一模
43、数的符合设计要求的建筑材料补充，光伏构件之间的连接件、连接方式应便于拆卸和更换。7. 3. 3 光伏构件或阵列与建筑面层之间留有安装空间和散热间隙并保持畅通。7. 3. 4 坡屋面上安装光伏构件时，整个屋面的防水必须符合国家现行相关标准的要求。7. 3. 5 墙面光伏构件的安装应符合下列规定：1 墙面光伏构件应符合现行国家标准的质量要求；2 墙面光伏构件应排列整齐、表面平整、缝隙均匀，安装允许偏差应满足国家现行标准建筑幕墙GB/T21086 的相关规定。3 墙面光伏构件应与普通墙面建筑材料同时施工，共同接受相应的质量检测。7. 3. 6 在特殊气候条件下安装构件时，应与产品生产商制定合理的安装
44、施工和运营维护方案。7. 3. 7 在既有建筑上安装光伏构件，应根据建筑物的屋面结构、承重现状，选择可靠的安装方法。7. 4 电气系统7. 4. 1 电气装置安装应符合现行国家标准建筑电气工程施工质量验收规范GB50303 的相关规定。7. 4. 2 电缆线路施工符合现行国家标准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. 4. 3 电气系统接地应符合现行国家标准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. 4. 4 光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。7. 4. 5 带蓄能装置的光伏瓦屋顶发电系统，蓄电池的上方和周围不得堆
45、放杂物，并应保障蓄电池的正常通风，防止蓄电池两极短路。7. 4. 6 在并网逆变器等控制器的表面，不得设置其他电器设备和堆放杂物，并应保证设备的通风环境。7. 4. 7 穿过露台、楼面和外墙的引线应做防水套管和防水密封处理。7. 5 系统调试与检测7. 5. 1 工程验收前应按照光伏电站施工规范GB 50794、 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法GB/T 19064 的要求对设备和光伏系统进行调试。7. 5. 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三21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
46、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 上述四项检查调整合格后，再进行各系统的联合调整试验。7. 5. 3 逆变器停运后，需打开盘门进行检测时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。7. 5. 4 逆变器在运行状态下，严禁断开无灭弧能力的汇流箱总开关或熔断器。7. 5. 2 调试和检测完成后，应填写相关记录。8. 验收与评价8. 1 一般规定8. 1.
47、 1 建筑工程验收时应对光伏系统做专项验收；既有建筑改、增建光伏系统应专门验收。8. 1. 2 光伏系统验收前，应在安装施工中完成下列隐蔽项目的现场验收：1 预埋件或后置螺栓（或锚栓）连接件；2 基座、基础、光伏构件四周与主体结构的连接缝隙、节点；3 基座、支架、光伏构件四周与主体维护结构之间的建筑构造做法；4 系统防雷与接地保护的连接节点；5 隐蔽安装的电气管线工程。8. 1. 3 光伏系统验收应符合现行国家标准建筑工程施工质量验收统一标准GB 50300 的相关要求。8. 1. 4 对影响工程安全和系统性能的工序，必须依次验收合格，主要包括以下工序：1 在光伏系统工程施工前，进行屋面防水、
48、墙面保温等工程验收；2 在光伏构件或阵列支撑架构就位前，进行基座、基础的验收；3 在建筑管道井封口前，进行相关预留管线的验收；4 对预留管线的验收；5 在隐蔽工程隐蔽前，进行施工质量验收；6 对既有建筑增设或改造的光伏系统工程施工前，进行建筑结构和建筑电气安全检查。 8. 1. 5 光伏系统检验批的划分可由建设单位组织监理、施工等单位协商确定。8. 1. 6 光伏系统进场材料应按合同约定的项目及数量进行复验，复验应为见证取样。8. 1. 7 所有验收应做好记录，签署文件，立卷归档。8. 2 竣工验收228. 2. 1 光伏系统交付用户前，应进行竣工验收。竣工验收应在分项工程验收或检验合格后进行
49、。8. 2. 2 竣工验收应提交下列资料：1 经批准的设计文件、竣工图纸及相应的工程变更文件；2 工程竣工决算报告及其审计报告；3 工程竣工报告；4 主要材料、设备、成品、半成品、仪表的出厂合格证明或检验资料；5 屋面防水检漏记录；6 隐蔽工程验收记录、检验批质量验收记录和分项工程质量验收记录；7 系统调试和试运行记录；8 系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录9 工程使用、运行管理及维护说明书。8. 3 系统评价8. 3. 1 系统评价应在系统连续运行半年后进行。8. 3. 2 系统评价的主要内容：1 系统是否符合设计要求的各项发电性能指标；2 系统的发电效率、发电量等各项指标情况；3 系统的各部件的稳定性，系统对建筑用电设备的影响；4 系统的安全性，预期收益。239. 运行与维护9. 1 一般规定9. 1. 1 光伏系统验收合格后，在系统投用前，应制定运行与维护技术手册。9. 1. 2 光伏系统不应对人员或建筑造成危害，其运行与维护应保证系统本身安全，并应保持正常的发电能力。9. 1. 3 光伏系统的主要部件在运行期间，应始终符合国家现行有关产品标准的规定，达不到要求的部件应及时维修或更换。9. 1. 4
