建筑光伏系統安裝及驗收規程2024-03-29發布2124-07-01實施北京市住房和城鄉建設委員會聯合發布建筑光伏系統安裝及驗收規程主編部門：北京城建科技促進會中建一局集團第五建筑有限公司中鐵二十二局集團電氣化工程有限公司批準部門：北京市市場監督管理局施行日期：2024年07月01日2024年北京 根據北京市市場監督管理局《2021年北京市地方標準制修訂項目計劃》 (京市監發〔2021〕19號)的要求，規程編制組經廣泛調查研究，認真總結實踐經驗，參考國內相關標準，并在廣泛征求意見的基礎上，修訂本規程。本規程的主要技術內容是：1總則；2術語；3基本規定；4光伏組件與構件安裝；5電氣設備安裝；6防雷接地系統安裝；7施工安全；8檢查調試；9質量驗收；10運行維護。本規程修訂的主要技術內容是：1.細化了基本要求，增加了光伏系統設計要求施工要求等內容；2.光伏方陣安裝與構件安裝合并為一章，并進行細化；3.調整、細化了電氣設備安裝內容，細化完善了防雷接地要求；4.增加了施工安全要求；5.調整了檢查與調試內容；6.增加了系統驗收的分項劃分、檢驗批劃分和具體的驗收項目，驗收項目按構造與連接、組件與構件、電氣系統、防雷接地、系統功能等分項工程確定了主控項目和一般項目內容。本規程由北京市住房和城鄉建設委員會和北京市市場監督管理局共同負責管理，由北京市住房和城鄉建設委員會歸口并負責組織實施，北京城建科技促進會負責具體技術內容的解釋。執行過程中如有意見或建議，請寄送北京城建科技促進會(北京市西城區廣蓮路1號，北京建工大廈A座906室；郵編：100055;電話電子郵箱：143c@),以供今后修訂時參考。本規程主編單位：北京城建科技促進會中建一局集團第五建筑有限公司中鐵二十二局集團電氣化工程有限公司本規程參編單位：北京市建筑節能與建筑材料管理事務中心航天規劃設計集團有限公司北京城建亞泰建設集團有限公司 北京城建七建設工程有限公司北京京能建設集團有限公司浙江金貝能源科技有限公司上海寶冶集團有限公司北京建工新型建材有限責任公司住房和城鄉建設部科技與產業化發展中心北京東方雨虹防水技術股份有限公司寶都國際新材料有限公司天普新能源科技有限公司中國建筑第二工程局有限公司中建中環新能源有限公司華為數字能源技術有限公司本規程主要起草人員：王建明劉嘉茵徐廣衍牛寅平張梅向振宇朱運超李仁星周一萌呂燕柏潘宏宇石立國焦道偉宋曉鑫李明輝徐增輝陳志中謝艷峰胡京波江海新尹寶泉本規程主要審查人員：鞠曉磊周衛新李棟李軍張昕宇葉健 1 23基本規定 34光伏組件與構件安裝 54.1一般規定 54.2光伏組件安裝 54.3光伏構件安裝 65電氣設備安裝 85.1一般規定 8 8 95.4交直流配電柜 6防雷接地系統安裝 7施工安全 8檢查調試 8.2光伏方陣檢查 8.3電氣設備檢查 8.4系統性能調試 209質量驗收 9.1一般規定 23 24 269.4電氣系統 27 299.6系統功能 10運行維護 10.2日常維護管理 10.3定期檢查 附錄A光伏系統施工質量驗收表格 本規程用詞說明 引用標準名錄 附：條文說明 1 2 34InstallationofPVmodulesandPV 54.1Generalrequirements 5 5 65Installationofelectricsystem 85.1Generalrequireme 8 8 95.4AC/DCpowerdistributionbox 5.6Galvanicbatteryandcharge 6Installationoflightning-protections 8.2Checkandadjust 20 239.1Generalrequirement 23 26 27 29 32 32 32 33AppendixAAcceptancetablesofPVsystemengineerin 34Explanationwordinginth 36Listofquotedstandards 37Addition:Explanationofprovisi 38 11.0.1為加強太陽能光伏發電系統在建筑中的推廣應用，促進光伏系統與建筑的結合，規范光伏系統的安裝、驗收與運行維護，制定本規程。1.0.2本規程適用于北京市行政區域內新建、改建和擴建建筑的光伏系統安裝、驗收與運行維護。1.0.3建筑光伏系統的安裝、驗收與運行維護，除應符合本規程的規定外，尚應符合國家和北京市現行有關標準的規定。 2安裝在建筑上的利用太陽電池的光伏效應將太陽輻射能直接轉換成電能的發電系統。本規程中簡稱光伏系統。2.0.2光伏組件photovoltai具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電流輸出的最小不可分割的太陽2.0.3光伏構件photovoltaicmodulecomponents工廠模塊化預制的具備建筑構件功能的光伏組件。2.0.4光伏幕墻photovoltaiccurtainwall含有光伏構件的幕墻。2.0.5光伏方陣PVarray由若干個光伏組件在機械和電氣上按一定方式組裝在一起，并且有固定的支撐結構而構成的直流發電單元。2.0.6光伏方陣方位角azimuthangleofPVarray光伏方陣向陽面的法線在水平面上的投影與正南方向的夾角(向東偏設定為負角度，向西偏設定為正角度),本規程中簡稱方陣方位角。2.0.7光伏方陣傾角tiltangleofPVarray光伏組件所在平面與水平面的夾角，本規程中簡稱方陣傾角。2.0.8匯流箱combinerbox(combiningmanifolds)在光伏發電系統中將若干個光伏組件串并聯匯流后接入的裝置。2.0.9并網光伏系統grid-connectedPVsystem與公共電網連接的光伏系統。2.0.10并網接口utilityinterface光伏系統與公共電網配電系統之間相互連接的公共連結點。2.0.11并網逆變器grid-connectedinverter將來自光伏方陣或光伏組件的直流電變換為符合電網要求的交流電饋入電網并同時具有各種保護功能的設備。 33基本規定3.0.1建筑光伏系統應符合國家現行標準《建筑節能與可再生能源利用通用規范》GB55015、《建筑光伏系統應用技術標準》GB/T51368、《建筑新能源應用設計規范》DB11/T1774的規定。3.0.2接入公用電網的光伏系統應符合現行國家標準《光伏系統并網技術要求》GB/T19939的規定。3.0.3光伏構件在建筑群體中的安裝位置應合理，光伏構件周圍的環境設施與綠化種植不應對光伏構件的采光形成遮擋。3.0.4材料和構配件進場后應進行質量檢查和抽樣復驗。3.0.5光伏系統應不影響建筑消防設施的安全運行。3.0.6光伏系統各組成部分在建筑中的安裝位置應合理布置，并應滿足其所在部位的建筑防水、排水和系統的檢修、更新與維護的要求。3.0.7光伏構件直接構成建筑圍護結構時應與建筑周圍環境相協調，應滿足所在部位的結構安全和建筑圍護功能的要求，并且不應對建筑形體完整構成破壞。3.0.8帶儲能裝置的小型光伏系統的蓄電池、并網逆變器、計量儀表、監控器等設備應安裝在維護、觀察、記錄方便的位置。3.0.9并網光伏系統與公共電網之間應設隔離裝置。光伏系統在并網處應設置并網專用低壓開關箱或開關柜，并設置專用標識和“警告”、“雙電源”提示性文字和符號。3.0.10光伏系統的安裝應符合設計要求，并應按設計要求單獨編制施工方案和采取相應安全措施。3.0.11光伏系統安裝前應具備以下條件：1設計文件齊備；2并網接入手續齊全；3施工組織設計或施工方案已通過批準；4建筑、場地、電源和道路等條件能滿足正常施工需要；5預留基座、孔洞、預埋件、預埋管和相關設施符合設計圖紙的要求，并已驗收合格。3.0.12光伏系統的施工不應破壞建筑物的結構和建筑物的附屬設施，不應影響建 4筑物在設計使用年限內承受各種荷載的能力。3.0.13光伏系統的零部件及配套設備應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB50016中建筑構件和附著物防火等級的規定。3.0.14完成方陣支架施工并安裝完光伏組件后應先對已完成項目設施和設備采取保護措施，再進入電氣施工。3.0.15光伏系統施工應做好施工記錄。光伏系統工程質量驗收應按本規程附錄A的規定進行質量驗收記錄，并填寫系統驗收報告。3.0.16光伏構件上應標有帶電警告標識。安裝于可上人屋面的光伏系統的場所應具有人員出入管理制度，并加圍欄。 54光伏組件與構件安裝4.1.1光伏組件、配件、材料的數量、性能、色彩等應符合設計文件要求，并具有產品合格證明文件。4.1.2光伏組件和構件進場后應對其品種、規格、性能進行檢查和驗收，質量應符合國家現行產品標準和設計文件的規定，并應對發電功率、轉換效率進行復驗。4.1.3光伏方陣處應設警告標識，并應按設計要求可靠地固定在支架或連接件上。4.1.4方陣應排列整齊，光伏組件之間的連接件應便于拆卸和更換。4.2.1光伏組件基礎應符合下列規定：1光伏組件支架基座應按設計要求的位置、數量設置，基座應牢固、整齊；2基座與建筑主體結構應連接牢固，鋼筋混凝土基座的主筋應錨固在主體結構內；3預埋件與基座之間的空隙，應采用細石混凝土填搗密實；4屋面基座施工完工后應做防水處理，并應符合現行國家標準《屋面工程質量驗收規范》GB50207和北京市地方標準《屋面防水技術標準》DB11/T1945的規定；5鋼基座及混凝土基座頂面的預埋件，應按設計要求的防腐級別涂上防腐涂料，并妥善保護。4.2.2光伏組件安裝應符合下列規定：1光伏組件的拆箱和搬運應按照產品的相關操作說明進行；2安裝前應對各光伏組件進行檢查，測量每個組件的開路電壓、短路電流等技術參數；3對組件按照其技術參數進行分類，使最佳工作電流相近的串聯在一起，最佳工作電壓相近的并聯在一起；4用鋼螺栓或專用卡件將所有的組件固定在安裝支架上；5按照組件串并聯的設計要求，用導線將組件的正、負極進行連接，導線電纜之間的連接必須可靠。宜用帶保護皮的不銹鋼夾、綁帶、鞍形夾或耐老化的塑 6料夾將電纜固定在管子或方陣支架上。接線完畢后，應蓋上接線盒蓋板。當有多個子方陣時，接線可通過分線盒或接線箱集中后輸出；6光伏方陣角度和定位應符合設計要求，方陣方位角和方陣傾角安裝誤差應為±3°;7光伏組件與建筑面層之間應留有安裝空間和散熱間隙，并不得被施工雜物等填塞；8光伏組件上正、負極和各種類型傳感器接線應正確，壓接應牢固，接線盒應采取防水措施；9光伏組件金屬部件應進行可靠接地，并應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范》GB50169的規定。4.2.3建筑光伏構件框架與光伏組件支架及其材料應符合設計要求，鋼結構的焊接應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收標準》GB50205的規定。4.2.4根據方陣的數量、安裝尺寸和優化設計得出的方陣傾角加工方陣支架和框架，其尺寸應符合設計要求。4.2.5光伏組件支架應按設計要求采用從鋼筋混凝土基座中伸出的鋼制熱鍍鋅等防腐連接件或不銹鋼地腳螺栓等方法固定在基座上，位置準確，與基座固定牢靠。4.2.6建筑光伏構件框架應按設計要求安裝在主體結構上，位置準確，與主體結構固定牢靠。4.2.7支架強度、抗風能力、防腐處理和熱補償措施等應符合設計要求或國家現行標準的規定。4.2.8在坡屋面結構安裝時，埋設在坡屋面結構層內的預埋件，應在結構層施工時埋入，位置應準確。預埋件應做防腐處理，并在光伏方陣安裝前妥善保護。4.2.9鋼結構支架焊接完畢，應做防腐處理。防腐施工應符合現行國家標準《建筑防腐蝕工程施工及驗收標準》GB/T50224的規定。4.2.10支承光伏組件的鋼結構應與建筑接地系統可靠連接。4.3.1光伏構件應按照電氣指標進行分類，同組串中各構件的工作電流Im(最大功率電流)值應符合設計要求。4.3.2光伏幕墻與主體結構連接的預埋件應在主體結構施工時按設計要求埋設。預埋件應牢固，位置準確。預埋件的誤差應按設計要求進行復查。預埋件的標高 7偏差不應大于10mm,預埋件位置差不應大于20mm。4.3.3光伏構件應按設計間距排列并可靠地固定在支架或連接件上。光伏構件之間的連接件應便于拆卸和更換。4.3.4在建筑物立面上安裝的光伏構件，安裝區域靠近地面的邊緣距離地面宜大于2.5m。4.3.5光伏幕墻構件安裝的允許偏差應符合現行行業標準《玻璃幕墻工程技術規4.3.6光伏采光頂和光伏遮陽構件安裝的允許偏差應符合現行行業標準《采光頂與金屬屋面技術規程》JGJ255的規定。4.3.7光伏幕墻的面板安裝應符合下列規定：1光伏幕墻應符合現行行業標準《玻璃幕墻工程質量檢驗標準》JGJ/T139的相關規定；2安裝允許偏差應符合現行國家標準《建筑幕墻》GB/T21086的規定；3部分安裝光伏幕墻時應與普通幕墻同時施工，共同接受幕墻相關的物理性能檢測。4.3.8屋面上安裝的建筑光伏構件外觀整齊美觀，承擔防水功能的構件間應密封防水。4.3.9建筑屋面安裝光伏構件時宜設置便于人工融雪、清雪的安全通道，通道的寬度不宜小于600mm。 85電氣設備安裝5.1.1光伏系統采用的匯流箱、逆變器、配電設備、蓄電池、電纜等應進行進場驗收，其類型、材質、規格及外觀等應符合設計和現行標準的規定，質量證明文件和相關技術資料應齊全有效。5.1.2光伏系統的電氣裝置安裝應符合現行國家標準《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303的規定。5.1.3電纜線路施工應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收標準》GB50168的規定。5.1.4穿過樓板、屋面和墻面的電纜防水套管與建筑主體結構之間的縫隙，進行防水處理。5.1.5光伏組件支架、電纜支架應有可靠接地。5.1.6系統、方陣和組件串等的所有匯流箱、接線盒均應設帶電警示標簽。5.2.1匯流箱箱體結構質量及電氣元件安裝應符合下列規定：1匯流箱防護等級應符合設計要求，室外不得采用室內箱體；2箱架組裝零部件均應符合各自的技術要求；3油漆電鍍應牢固、平整，無剝落、銹蝕及裂痕等現象；4機架面板應平整，文字和符號要求清楚、整齊、規范、正確；5標牌、標志、標記應完整清晰；6各種開關應便于操作，靈活可靠。5.2.2匯流箱不宜安裝在高溫、潮濕地方。附近應無發熱源，且不應遮擋組件，不應安裝在易積水處和易燃易爆環境中。5.2.3匯流箱可采用直立掛墻式或抱柱式安裝，墻體或柱體應有足夠強度承受其重量。掛墻式安裝可使用膨脹螺栓，通過匯流箱左右兩邊的安裝孔，將其固定在墻體上。抱柱式安裝可使用抱箍、角鋼作為支撐架，用螺栓將匯流箱安裝其上。安裝固定處應無裂痕，安裝高度和間距應合理，滿足產品安裝手冊要求。5.2.4匯流箱的輸入、輸出連線時應擰開防水端子，接入連線至熔斷器插座，擰 9緊螺絲，固定好連線后擰緊外側的防水端子。5.2.5匯流箱內接線應牢固可靠，壓接導線不得出現裸露銅線，匯流箱和逆變器進出線不應暴露在陽光下。接頭端子應完好無破損，未接的端子應安裝密封蓋。箱體及電纜孔洞密封嚴密，雨水不應進入箱體內；未使用的穿線孔洞應用防火泥封堵。5.2.6將通訊線屏蔽層接入匯流箱提供的屏蔽層端口，在端子內部兩個屏蔽層被短接，整個系統屏蔽層應進行單點接地連接。5.2.7輸入斷路器等級應根據光伏組件的額定等級以及相關標準要求確定。不得在安裝和工作時拆裝微型斷路器。5.2.8對外接線宜使用多股阻燃銅線，截面積應符合設計要求；空置的防水端子應擰緊對應尺寸的堵頭；對外接線時應確保螺釘緊固，防止接線松動。5.3.1逆變器進場后應按下列要求進行開箱檢查：1質量證明文件應齊全有效；2機器銘牌上標注的規格型號、輸入輸出功率、輸入直流電壓、輸出交流電壓等應符合設計和合同所指定內容的規定；3逆變器外觀應無損傷，逆變器的操作系統應處在關閉狀態。5.3.2安裝時室內環境應符合下列規定：1室內應通風良好，環境溫度相對濕度應符合設計要求，且無凝露；2應無水蒸氣及腐蝕性氣體；3附近應無易燃易爆品；4應具有符合安全規定的電源。5.3.3逆變器的安裝位置應符合下列規定：1逆變器安裝位置應符合設計規定，其偏差應不大于10mm;2逆變器應垂直安裝且連接端子位于下方；3安裝在室外的逆變器應牢靠固定在機架或平臺上；4機架應加固牢固，加固方式應符合設計規定。同一列機架的機面應平直，其偏差每米應不大于3mm,全列偏差不大于15mm。機架頂面應平齊，機架間應 相互并攏。機架應可靠接地；5逆變器背部及側面離墻壁或其他物件距離應符合設計要求，頂部不可放置任何重型物件，正前方必須有足夠的操作空間；6主機的位置應安全合理，必須有足夠的檢修空間；7電源線的走線應方便、安全可靠。5.3.4逆變器連接導線前應確保整個光伏陣列總短路電流不能超過逆變器最大允許電流。5.3.5連接導線時應確保所有開關處于斷開狀態，正確連接主機直流輸入連接線的正負極、交流輸出連接線、主機接地線，做到接線緊固可靠，接地良好。5.3.6離網逆變器接好線后應先測量輸入的直流電壓，確認電壓正常后，可在空載狀態下開啟逆變器。5.3.7并網逆變器應在確認所接入的交流電網正常、無誤狀態下開啟逆變器。5.3.8無斷弧功能的開關連接時嚴禁在有負荷或能夠形成低阻回路的情況下接通或斷開。5.3.9逆變器與系統的直流側和交流側應有絕緣隔離的裝置。光伏系統直流側應有電擊警示和防止電擊安全措施，交流側輸出電纜和負荷設備應接有自動切斷保護裝置。5.3.10通訊線纜的安裝可按本規程第5.5節中數據采集裝置連接方法進行。5.4.1設備安裝前建筑工程應具備下列條件：1設備基礎應施工完畢并已驗收合格；2對電器安裝有妨礙的模板、腳手架等應拆除，場地應清掃干凈；3室內地面基層應施工完畢，并應在墻上標出抹面標高；4環境濕度應達到設計要求或產品技術文件的規定；5配電室、控制室、操作室的門、窗、墻壁、裝飾棚應施工完畢，地面應抹6設備基礎和構架應達到允許設備安裝的強度，焊接構件的質量應符合要求，基礎槽鋼應固定可靠； 7預埋件及預留孔的位置和尺寸應符合設計要求，預埋件應牢固。5.4.2設備安裝用的緊固件應采用鍍鋅或不銹鋼制品。戶外用的緊固件應采用熱鍍鋅或不銹鋼制品。電器接線端子用的緊固件應符合現行國家標準的規定。5.4.3配電設備的布置應遵循安全、可靠、適用和經濟等原則，并應便于安裝、操作、搬運、檢修、試驗和監測。交直流配電柜可與光伏并網逆變器或其他配電柜并排布置，但應確保設備和操作人員的安全。5.4.4落地式配電柜的底部宜抬高，室內宜高出地面50mm以上，室外應高出地面200mm以上。底座周圍應采取封閉措施，并應能防止鼠、蛇類等小動物進入箱內。5.4.5配電柜外露可導電部分應與接地裝置有可靠的電氣連接。成排的配電裝置的兩端均應與接地線相連。5.4.6低壓配電柜內的電氣設備應經電氣交接試驗，并出具試驗報告，判定符合要求后方可通電試運行。5.4.7在控制器、逆變器、配電箱、蓄電池、方陣連接正確后方可將外電網電纜接至交流配電箱的輸出端子上。5.5.1電纜及其附件安裝用的鋼制緊固件應采用熱鍍鋅或不銹鋼制品。5.5.2引至設備的電纜管管口位置應便于與設備連接并不妨礙設備拆裝和進出。并列敷設的電纜管管口應排列整齊。每根電纜管的彎頭不應超過3個，直角彎不應超過2個。5.5.3利用電纜的保護鋼管作接地線時應先焊好接地線，有螺紋的接頭處應用跳線焊接，再敷設電纜。5.5.4電纜敷設前應按下列要求進行檢查：1電纜通道應暢通、排水良好。金屬部分的防腐層完整；2電纜型號、電壓、規格應符合設計；3電纜外觀應無損傷、絕緣良好；4敷設前應按設計和實際路徑計算每根電纜的長度，合理安排每盤電纜，減少電纜接頭；5在帶電區域內敷設電纜應有可靠的安全措施。 5.5.5電纜敷設時不應損壞建構筑物的防水層。5.5.6并聯使用的電力電纜其長度、型號、規格宜相同。5.5.7電力電纜在終端頭與接頭附近宜留有備用長度。5.5.8電纜敷設時電纜應從盤的上端引出，不應使電纜在支架上及地面摩擦拖拉。電纜上不得有鎧裝壓扁、電纜絞擰、護層折裂等未消除的機械損傷。5.5.9敷設電纜時電纜允許敷設最低環境溫度，在敷設前24h內的平均溫度以及敷設現場的溫度不應低于表5.5.9的規定。當溫度低于表5.5.9規定值時應采取局部升溫措施。表5.5.9電纜允許敷設最低溫度電纜類型電纜結構油浸紙絕緣電力電纜充油電纜其他油紙電纜橡皮或聚氯乙烯護套裸鉛套鉛護套鋼帶鎧裝塑料絕緣電力電纜耐寒護套橡皮絕緣聚氯乙烯護套聚氯乙烯絕緣聚氯乙烯護套5.5.10并列敷設的電纜接頭的位置宜相互錯開，電纜明敷時的接頭應用托板托置固定。5.5.11電纜敷設時應排列整齊、固定，不宜交叉，應在路由的起始端和終端設置標志牌。5.5.12接入電網前的交流系統單芯電纜或分相后的分相鉛套電纜的固定夾具不應構成閉合磁路，裸鉛或裸鋁套電纜的固定處應加軟襯墊保護。5.5.13有防火阻燃要求的電纜密集場所和電纜回路應按設計要求設置防火阻燃措施。5.5.14光伏方陣內部的電纜應固定在陣列支架上或通過電纜橋架鋪設，電纜接頭應可靠接合，接頭接合后不得承受外力。5.5.15任何電纜、電纜保護管或電纜橋架不得對光伏方陣造成遮擋。5.5.16穿過屋面或墻外的電線應設置防水套管，并應采取防水密封措施。5.5.17電纜進入建筑物、墻壁、支架或行人容易接近等處應設有保護管或加裝保護罩。5.5.18直流電纜的電纜耐壓、絕緣性能、抗老化性能應符合要求。5.6.1蓄電池宜安裝在距離光伏方陣較近并宜與配電室隔開的場所，并應采取防火防爆措施。安裝場所應干燥清潔、通風良好、不受陽光直接照射，距離熱源不得小于2m,環境溫度宜在10℃~25℃之間。5.6.2蓄電池的安裝應滿足下列規定：1安裝前檢查蓄電池的規格、型號、數量應符合設計要求；2蓄電池的安裝位置、連接方式、連接導線應符合設計要求；3置于室內的蓄電池及控制器安裝布置應符合現行國家標準《通信電源設備4置于室外的蓄電池組及控制器應設有防雨水措施，在環境溫度低于0℃或高于35℃時，蓄電池組應設置防凍或防曬、隔熱措施；5置于室外的蓄電池組應安裝在鐵殼或硬質塑料殼的箱體內，箱體空間留有保溫或散熱的余量，金屬箱體的饋電線出口處應加絕緣套管；6置于室外的蓄電池組箱體及控制器應用10mm以上螺栓緊固在地面上或平臺上，且控制器外殼應與接地系統可靠相連；7蓄電池間距不宜小于10mm,蓄電池離箱體四周間距不宜小于50mm;8蓄電池、控制器等設備安裝位置周圍不宜設置其他無關電氣設備或堆放雜5.6.3開口型蓄電池的施工要求應按現行行業標準《通信電源設備安裝工程驗收規范》GB51199的規定執行。5.6.4開口型鉛酸蓄電池安裝時，玻璃容器及絕緣墊腳等應無裂痕、破損，木質鉛襯電槽外表應完整無損，木殼表面防酸漆應完整，鉛槽底和壁不得有砂眼、氣孔、裂縫。5.6.5閥控式密封蓄電池安裝前應逐個測量蓄電池的電壓并應符合產品要求。5.6.6蓄電池與地面之間應采取絕緣措施，并宜安放在專門的蓄電池支架上，安 裝在地面時應在蓄電池底部墊上隔離墊。5.6.7安裝蓄電池支架及擺放蓄電池時應符合下列規定：1支架排列位置應符合設計要求，偏差應符合設計要求；2支架平整穩固，保持水平，每米水平偏差不應大于3mm,全長水平偏差不應大于15mm;3支架所有的絕緣墊腳應均勻受力；4同一列蓄電池外側上沿應在一條直線上，其直線度偏差不宜大于3mm。蓄電池本身及相互間均保持垂直于水平，用600mm水平尺測量，偏差應不超過水平準線；5蓄電池標志、比重計、溫度計應排在外側；6蓄電池間隔應符合設計規定，偏差不應大于5mm;7同一列蓄電池的連接條應平齊，連接螺絲應擰緊，并在連接條與螺絲上涂抹中性凡士林；8各組蓄電池的正負極的出線應符合設計規定，蓄電池組及蓄電池均應有清晰明顯的標志。5.6.8蓄電池線路連接前，應檢查每只蓄電池的端電壓，每個蓄電池電壓宜保持一致，并應采用專用的金屬連接件將蓄電池連接成組。5.6.9多只蓄電池串聯時，應將蓄電池全部連接完畢測量電壓正常后再與控制器連接。5.6.10控制器接線時應先斷開所有輸入、輸出開關。先連接蓄電池，再連接方陣，在有陽光照射時閉合開關，觀察是否有正常的充電電流流過，最后將控制器與逆變器或負載相連接。 6防雷接地系統安裝6.0.1在建筑物上安裝光伏系統不應降低建筑物的防雷等級，并應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規范》GB50057的規定，與屋面防雷接地裝置進行多點可靠連接。6.0.2光伏系統組件邊框、支架、控制器、逆變器外殼、電表箱外殼、配電屏外殼、蓄電池支架、電纜外皮、金屬電纜保護管或線槽等應進行保護接地和防雷，應與接地干線(網)牢固連接，并對連接處做好防腐處理措施。6.0.3電子設備應進行屏蔽接地。6.0.4接閃桿、接閃帶或接閃網等應按相關規定進行安裝。6.0.5預防感應雷的措施應符合下列規定：1匯流箱和直流控制柜內的正、負極對地應安裝過電壓保護器；2在交流配電柜輸出端應安裝過電壓保護器。6.0.6逆變器的輸出端宜安裝過電壓保護器。6.0.7光伏方陣應與建筑接地網連接，直流及交流設備均應可靠與接地網連接。6.0.8接地干線(網)與接地網連接或與原有建筑屋頂防雷接地網連接不應少于2點，連接應牢固可靠。6.0.9混凝土平屋面上屋頂光伏發電組件高于建筑接閃器時，金屬邊框的光伏組件不宜作為接閃器。6.0.10光伏組件金屬邊框應采用專用接地孔與接地線纜可靠連接，不得采用金屬邊框直接鉆孔做接地孔的方式。6.0.11接地干線(網)連接、接地干線(網)與屋頂建筑防雷接地網連接應采用焊接，焊接質量應符合要求，不應出現錯位、平行和扭曲等現象，焊接點應進行防腐處理，直線段上不應有高低起伏及彎曲等現象。6.0.12電氣裝置的接地應單獨與接地母線或接地網相連接，不得在一條接地線中串聯兩個及以上需要接地的電氣裝置。6.0.13不得利用金屬軟管、管道保溫層的金屬外皮或金屬網、低壓照明網絡的導線鉛皮以及電纜金屬保護層作為外接地線。6.0.14光伏陣列利用其金屬支架或建筑物或構筑物金屬部件作接地線時，其材料規格應能承受泄放預期雷電流時所產生的機械效應和熱效應。不應采用鋁導體作 為接地極或接地線。 7施工安全7.0.1光伏系統的施工應由經過培訓并考核合格的專業人員完成。屬于特種作業的還應取得特種作業操作證方可上崗。7.0.2光伏系統施工時應有保障施工人員人身安全的措施。7.0.3安裝人員應穿絕緣鞋，戴低壓絕緣手套，使用絕緣工具。7.0.4施工場所應進行施工區域隔離，并應放置醒目、清晰、易懂的電氣安全標7.0.5電動工具應符合現行國家標準《手持式電動工具的管理、使用、檢查和維修安全技術規程》GB/T3787的規定。7.0.6在雨、雪及5級及以上大風天氣情況下不得進行室外高空施工作業，有雷電時應停止電氣安裝，在環境溫度超過40℃時應停止作業。7.0.7光伏系統的產品和部件在存放、搬運、吊裝過程中，不應受到碰撞和損壞；吊裝作業前應做好安全圍護措施；吊裝時吊裝機械和構件不得碰撞周圍建筑和公共設施。7.0.8施工中在進行下步工序前應斷開前、后工序的主控開關。7.0.9連接完成或部分完成的光伏系統，遇有光伏組件破裂時應及時設置限制接近的措施，并進行處置。7.0.10在坡度大于10°的坡屋面上施工應設置專用踏腳板。7.0.11施工人員進行高空作業時應設置可靠防護措施，佩戴安全防護用品，設置醒目、清晰、易懂的安全標識。患有高血壓、心臟病、恐高癥或飲酒后禁止登高作業。7.0.12施工機具應定期進行安全檢測，電動機具應進行絕緣電阻試驗、手持玻璃洗盤及玻璃吸盤機應進行吸附重量和吸附持續時間試驗等。7.0.13現場焊接作業時應采取可靠的防火措施。7.0.14施工現場應采取架設防護、隔離、警示等保護措施。7.0.15工程完成后應清掃現場和回收廢料。 8檢查調試8.1.1檢查接地線，系統中設備外部的接地線應采用涂覆裸線或鍍鋅線，不得采用帶有絕緣防護層的導線，接地線應采用單股線徑大于4mm2的導體，接地線應標識為黃綠雙色，導線的連接應符合現行國家標準《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303的規定。8.1.2檢查電氣接頭，當標準電極電位相差較大的導體相連接時應采取使接觸處保持干燥的措施，銅線與鋁線間應采用過渡端子連接。8.1.3檢查接地的連續性和接地電極，金屬管接頭類的機械連接間應加入電氣互連設置。等電位連接部件應符合要求。8.1.4測量接地電阻，按接地電阻測試儀說明書或作業指導書提供的方法測試系統的接地電阻，防雷接地電阻值不應大于10Ω,電氣設備的保護接地電阻值不應大于4Ω。8.1.5檢查光伏組件的燃燒性能分類級別，應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB50016的規定。安裝支撐物、襯墊等材料的燃燒性分類級別應不低于光伏組件的燃燒性分類級別。8.1.6檢查防雷設施應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規范》GB50057的規定和光伏系統設計的要求。8.1.7檢查感應雷屏蔽裝置接地和連通可靠有效。8.1.8檢查光伏系統配套設備的絕緣性能，低壓線路與設備絕緣電阻不應低于0.5MQ,控制線路的絕緣電阻一般不應低于1MΩ。8.2.1方陣外觀應平整、美觀，組件表面應清潔，無影響發電效率的污漬，組件應無松動、接線固定、接觸良好，無破損或者損壞。8.2.2光伏系統使用的材料及部件等應符合設計要求，安裝質量符合標準的規定。8.2.3光伏組件串兩端的開路電壓應符合設計值。兩端的短路電流，應符合設計要求。8.2.4所有組件串都檢查合格并記錄后，應進行光伏組件并聯串檢查，先對各組件進行測量，所有并聯的組件串的開路電壓相近時，方可進行并聯。 8.2.5光伏組件串檢查合格后方可將方陣輸出的正、負極接入接線箱或控制器，然后測量方陣總的工作電流和電壓等參數并做記錄。8.2.6光伏方陣的接地線與防雷接地線的連接應牢固可靠。8.3.1光伏系統施工完成或階段完成后應確認光伏組件連接可靠，極性正確，線路連接與設計相同，確認光伏組件無遮擋，受光面清潔，測量開路電壓、短路電流值無異常。如發現異常，應分段檢查，找出連接錯誤和失效的元器件或光伏組件，進行糾正或更換。8.3.2接線箱接頭應無銹蝕、松動，接線箱結構和電氣連接完整，無銹蝕和功能衰退等缺陷。電纜線路的接線應正確，無老化或破損等情況。8.3.3逆變器、并網保護裝置等設備的完整性、銹蝕情況，接線端子應無松動、散熱環境良好、安裝符合安全和運行要求。8.3.4檢查電表的接線應正確，并記錄電表的初始讀數。8.3.5控制器檢查應符合下列規定：1控制器的產品說明書和出廠檢驗合格證書等應齊全；2控制器性能宜進行全面檢測，應滿足現行國家標準《家用太陽能光伏電源系統技術條件和試驗方法》GB/T19064的規定；3具有輸出穩壓功能的控制器，可在適當范圍內改變輸入電壓，測量輸出電壓應保持穩定；4具有智能控制、設備保護、數據采集、狀態顯示、故障報警等功能的控制器，應按照產品說明書進行適當的檢測；5當確認控制器在出廠前已經調試合格并且在運輸和安裝過程中并無任何損壞時，在現場可不再進行測試；6控制器單獨測試完成后，按設計要求與蓄電池連接后，將光伏方陣輸出的正、負極與控制器相應的輸入端相連接，檢查方陣輸出電壓應正常，應有充電電流流過，并做好記錄后。8.3.6匯流箱安裝完成后應檢查匯流箱殼體、內部電氣元件、附件及輔助設施質量。安裝完成通電調試后匯流箱應能正常工作，應符合匯流箱使用說明要求。8.3.7逆變器檢查應符合下列規定：1安裝前應對外觀進行檢查，查驗機殼表面應無銹蝕、裂痕等現象；2安裝后應對絕緣電阻、接地電阻進行檢驗。逆變器絕緣性能應符合國家現行標準《光伏發電并網逆變器技術要求》GB/T37408或《光伏并網微型逆變器技術規范》NB/T42142的規定，接地電阻應不大于10Ω;3獨立逆變器的連接與使用應符合下列規定：1)直流側連接前應檢測并確定蓄電池電壓應與逆變器直流輸入電壓一致，逆變器的交流輸出開關處于“關斷”位置，“正、負極”的連接應正確；2)負載連接前應對逆變器交流輸出端的電壓等級進行測量，并應符合設計3)打開逆變電源開關至開啟狀態，檢查逆變電源的前面板指示器等輸入電壓顯示應正常，如有異常報警信號，應立即關機并檢查蓄電池與電源之間的連線。4并網逆變器線路連接檢查及試運行應符合下列規定：1)方陣、接線箱、并網逆變器、交流配電箱等應正確連接；2)測量接線箱中光伏方陣各組串輸出電壓符合設計要求；3)測量并網逆變器輸出端的交流電壓符合要求；4)若以上均符合設計要求，則可閉合接線箱中部分匯流開關，使加載至并網逆變器的光伏方陣功率為10%左右標稱功率；5)使并網逆變器啟動運行，各項參數、指標正常后，逐一閉合接至該并網逆變器的所有匯流開關；6)測量輸入、輸出電壓、電流、功率等技術數據，同時記錄太陽輻照度、環境溫度、風速等參數，應與設計要求相符合；7)若光伏系統各個部分均工作正常，即可投入試運行。5當光伏系統設計為非逆流方式運行時，應當試驗其逆向功率保護功能；6逆變器應能正常運行，電壓、電流等參數穩定，逆變器與電網的連接應正8.4系統性能調試8.4.1工程驗收前應按照現行國家標準《光伏系統并網技術要求》GB/T19939、《家用太陽能光伏電源系統技術條件和試驗方法》GB/T19064的規定對光伏系統進行檢查與調試。對光伏組件、逆變器、電纜等進行檢查和測試，發電系統應 能正常工作。8.4.2對照系統設計圖紙和設備配置清單進行檢查，按電氣原理圖及安裝接線圖進行檢查，確認設備內部接線和外部接線正確無誤，應符合低壓電力系統設計規范和并網光伏系統設計規范的規定；并網光伏系統與電網間在聯結處應有明顯的帶有標志的可視斷開點，應通過變壓器等進行電氣隔離。8.4.3對照設計施工圖檢查光伏方陣、逆變器和并網保護裝置等設備的安裝，應與設計圖紙一致，檢查設備安裝與布線及防水等工程的施工記錄，滿足設計要求，并應符合相關規范的規定。8.4.4光伏系統的保護裝置，按設備使用說明書有關電氣系統調整方法及調試要求，采用模擬操作檢查其工藝動作、指示、信號和聯鎖裝置靈敏可靠性，光伏系統安裝的斷路器容量、熔斷器容量、過壓、欠壓、過流保護等，應符合設計要求。系統應能在故障或異常情況下及時停機，保護設備和人身安全。8.4.5對光伏發電系統和儲能系統之間的連接進行測試兩個系統應能夠正常協同工作。對儲能蓄電池組、充放電控制器、直流配電柜等進行測試，儲能系統應能正常工作。8.4.6對光伏儲能系統的自動化控制系統進行調試，系統應能自動化運行，實現最優化的能量轉換和儲存。對光伏儲能系統的數據監測系統進行調試，應能實時監測系統的運行狀態、發電量、儲能量等數據。8.4.7系統絕緣性能應按下列要求與方法進行檢查：1將光伏方陣、接線箱、逆變器、并網保護裝置等設備的連接回路斷開，分別用DC500V歐姆表測量主回路各極性與地或外殼的絕緣電阻，應不小于1MΩ;2將光伏方陣、接線箱、逆變器、并網保護裝置等設備的連接回路斷開，分別用AC2000V工頻交流耐壓儀測量主回路各極與地或外殼的絕緣耐壓，應能承受AC2000V、1min工頻交流電耐壓，無閃絡、無擊穿現象；3在現場對并網光伏系統的主要設計工作特性進行驗證檢驗，應符合設計要8.4.8調整或模擬光伏方陣的發電功率或發電電壓達到設定值并經一定延時后，并網光伏系統啟動并入電網運行；調整或模擬光伏方陣的發電功率或發電電壓低于設計值并經一定延時后，并網光伏系統停止運行并與電網解列；起動/停止動作值，應符合設計功率或發電電壓值要求，不得出現頻繁起動和停止現象。8.4.9調整或模擬電網的電壓和頻率在規定范圍內變化，觀察并網光伏系統的輸出，并網光伏系統的輸出應可以跟蹤電網電壓和頻率的變化穩定運行，交流輸出 功率、交流輸出電流(高次諧波)、功率因數，應符合設計值。8.4.10在光伏系統并網運行時，調節光伏方陣或直流功率，使其輸出達到并網光伏系統額定值的50%和75%(偏差值在±10%以內)時，測量光伏方陣輸出的直流功率和系統輸出的交流功率，計算轉換效率，應符合設計要求。8.4.11光伏組件背板最高工作溫度，應不高于設計規定的溫度。8.4.12有應急運行功能時應按下列要求與方法進行調試：1并網光伏系統在應急狀態獨立運行時，調整負載，在輸出功率分別為50%和75%額定功率(偏差在±10%以內)時，測量逆變器輸出的電壓、頻率、電流諧波、功率因數及電壓不平衡度等交流電能質量，應符合設計要求和用電負載要2模擬電網停電和恢復3次，觀察運行狀態切換時的穩定性，在并網和應急不同狀態切換時應穩定。9.1.1光伏系統的工程質量驗收可劃分為構造連接與支撐、組件與構件、電氣系統、系統功能等部分。9.1.2光伏系統工程施工中應完成下列隱蔽項目的現場驗收：1預埋件或后置螺栓、錨栓連接件；2基座、支架、光伏組件四周與主體結構的連接節點；3基座、支架、光伏組件四周與主體結構之間的建筑做法；4光伏系統防雷接地的連接節點；5隱蔽安裝的電氣管線工程。9.1.3附加式建筑光伏系統宜作為子分部工程進行驗收，集成光伏系統宜按相對應的幕墻、屋面等子分部工程進行合并驗收。光伏系統驗收可按表9.1.3的規定進行。建筑節能構造與連接，組件、電氣系統、防雷接地、9.1.4光伏系統分項工程的檢驗批可按屋面、幕墻的規定進行劃分，并應符合下1采用同一型號、同一規格光伏組件的光伏方陣每1000m2方陣面積為一個檢驗批，不足1000m2也應劃分為一個檢驗批；2采用相同規格光伏構件、工藝和施工做法的光伏屋面，每1000m2屋面面積為一個檢驗批，不足1000m2也應劃分為一個檢驗批；3采用相同規格光伏構件、工藝和施工做法的光伏幕墻，每1000m2劃分為一個檢驗批，不足1000m2也為一個檢驗批；4檢驗批的劃分也可根據與施工流程相一致且方便施工與驗收的原則，由施工單位與監理工程師共同商定。9.1.5下列工序應在前道工序驗收合格后方能進行施工：1在屋面光伏系統施工前，應進行屋面防水工程的驗收； 2在光伏組件或方陣支架就位前，應進行基座、支架和框架的驗收；3在建筑管道井封口前，應進行相關預留管線的驗收；4光伏系統電器預留管線的驗收；5在隱蔽項目隱蔽前，應進行隱蔽驗收。9.1.6光伏系統工程交付用戶前應進行系統驗收。系統驗收應在分項工程驗收合格后進行。9.1.7建設單位收到施工單位提交的系統驗收申請報告后，應由建設單位負責人組織設計、施工、監理等單位負責人對光伏系統工程質量控制資料、系統設計功能及技術性能指標、現場實物質量組織驗收。9.1.8竣工驗收應提交下列文件、圖紙、資料：1設計文件、設計變更文件和竣工圖；2主要材料、設備、成品、半成品、儀表等的出廠合格證或檢驗報告；3屋面防水檢漏記錄；4隱蔽項目驗收記錄和分項工程驗收記錄；5電線電纜絕緣測試記錄、接地電阻測試記錄、光伏系統調試和試運行記錄；6光伏系統運行、監控、顯示、計量等功能的檢驗記錄；7光伏系統及主要部件的使用維護手冊。I主控項目9.2.1混凝土基礎、屋頂混凝土結構塊與建筑物連接應符合設計要求，牢固可靠，連接處防腐和防水處理完好，質量合格。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查，查驗防水驗收報告。9.2.2采用結構膠粘結地腳螺栓，連接處應牢固無松動。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.2.3預埋地腳螺栓和預埋件螺母、墊圈三者應匹配和配套，預埋地腳螺栓的螺 紋和螺母完好無損，安裝平整、牢固、無松動，防腐處理規范。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.2.4光伏支架的材質、結構型式，及制作形式應符合設計要求，支架緊固件應牢固，應有防松動措施，不應出現抱箍松動和彈墊未壓平現象。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：查驗參量質量證明文件、制作相關證明文件，對照設計文件觀察檢查。9.2.5光伏支架的安裝方式應符合設計要求，支架與緊固件螺栓、螺母、墊圈三者應匹配和配套，安裝平整、牢固、無松動。檢查數量：按檢驗批抽查5%。檢驗方法：查驗參量質量證明文件、制作相關證明文件，對照設計文件觀察檢查。9.2.6混凝土基礎、屋頂混凝土結構塊外表應無嚴重的裂縫、蜂窩面或麻面、孔洞、露筋等情況，其強度、尺寸和重量應符合設計要求。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：觀察檢查。9.2.7基礎、混凝土結構塊位置正確，整齊平整，無明顯歪斜，基礎位置偏差不應大于10mm。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查，尺量檢查。9.2.8屋面保持清潔完整，無積水、油污、雜物，通道和樓梯處的平臺應無雜物阻塞。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.2.9光伏支架外觀及防腐涂鍍層完好，不應出現明顯受損情況。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查，尺量檢查。9.2.10光伏支架安裝整齊，不應出現明顯錯位、偏移和歪斜。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查，尺量檢查。I主控項目9.3.1光伏組件、配件、材料的數量、性能、色彩等應符合設計及產品標準的規定，并具有產品合格證明文件。組件標簽同認證證書應保持一致。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：查驗質量合格證明文件、進場復驗報告。9.3.2光伏組件的發電功率、發電效率應符合設計要求。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于2件。檢驗方法：查驗質量合格證明文件、進場復驗報告。9.3.3組件安裝應滿足設計要求：組件方陣與方陣位置、連接數量和路徑應符合設計要求，傾角和方位角安裝誤差在±3°以內。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、經緯儀、羅盤、坡度儀等檢查、查驗施工記錄。9.3.4光伏組件不應出現破碎、開裂、彎曲或外表面脫附，包括上層、下層、邊框和接線盒。組件表面不得出現嚴重色差，不得出現黃變。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗施工記錄。9.3.5光伏組件上正、負極和各種類型傳感器接線正確，接線盒的防水處理合理。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗施工記錄。9.3.6光伏連接器接頭壓接牢固，連接器固定牢固，宜采用耐候性材料固定，不應出現自然垂地的現象，不宜安裝在C型鋼支架內。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗施工記錄。9.3.7光伏連接器不應放置于積水和污染區域，不應直接安裝在因受降雨、降雪、冷凝等影響可能帶來水汽的區域。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：觀察檢查。9.3.8光伏方陣平整美觀，平面和邊緣無波浪形、鋸齒形和剪刀形。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：觀察檢查。9.3.9組件夾具固定位置應合理，滿足設計要求。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗施工記錄。9.3.10光伏連接器應外觀完好。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查。I主控項目9.4.1電纜規格型號、質量應符合設計要求。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.2電纜敷設應固定牢固，電纜不應直接暴露在陽光下，應采取橋架、管線等防護措施且應符合下列規定：1單芯交流電纜的敷設應嚴格按照相關規范要求，嚴禁單獨敷設在金屬管或橋架內，以避免渦流現象的產生；2雙拼和多拼電纜的敷設應嚴格保證路徑同程、電氣參數一致；3電纜穿越隔墻的孔洞間隙處，均應采用防火材料封堵。各類配電設備進出口處均應密封性好。 檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.3電纜連接應符合下列規定：1應采用專用的電纜中間連接器，或設置專用的電纜連接盒或接線箱；2鋁或鋁合金電纜在銅鋁連接時應采用銅鋁過渡接頭；3光伏組串連接電纜應采用光伏專用電纜。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.4壁掛安裝的配電箱、逆變器等設備，安裝方式符合設計要求，墻體結構荷載滿足承重要求。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.4.5匯流箱和光伏并網逆變器的銘牌型號與設計應一致，設備編號應在顯要位置設置，應清晰標明負載的連接點和直流側極性，并應設置安全警示標志。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.6匯流箱和光伏并網逆變器安裝位置應符合設計要求，安裝應牢固可靠。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.7匯流箱和光伏并網逆變器接線應牢固可靠，箱體及電纜孔洞密封嚴密。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.8電氣設備標識應清晰。光伏系統一次模擬圖標識正確、清晰。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.9電纜進出口防火封堵措施符合設計和標準要求，接地正確可靠，標識明顯。 檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查、查驗產品質量合格證明文件。9.4.10電纜外觀與標識應符合下列規定：1外觀完好，表面無破損；2電纜兩端應設置規格統一的標識牌，字跡清晰、不褪色。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查。9.4.11電纜敷設應排列整齊，不應出現自然下垂現象。電纜在豎直通道敷設時每個支架處均應固定，所用的電纜夾具必須統一，且保持美觀和牢固。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查。9.4.12匯流箱和光伏并網逆變器標識與外觀應符合下列規定：1外觀完好，無形變、破損跡象。箱門表面標志清晰，無明顯劃痕、掉漆等現象；2有獨立風道的逆變器，進風口與出風口不得有物體堵塞，散熱風扇工作應正常；3所接線纜應有規格統一的標識牌，字跡清晰、不褪色；4匯流箱體門內側應有電氣接線圖，接線處應有規格統一的標識牌，字跡清晰、不褪色；5箱體宜有防曬措施。檢查數量：按檢驗批抽查，每批不少于5點。檢驗方法：觀察檢查。I主控項目9.5.1接地線的材質、規格尺寸應符合設計要求。接地跨接線不得采用裸露的編織銅線，不得利用金屬軟管、管道保溫層的金屬外皮或金屬網、低壓照明網絡的導線鉛皮以及電纜金屬保護層作為外接地線。 檢查數量：全數檢查，規格尺寸按檢驗批抽查5%。檢驗方法：觀察檢查，查驗材質質量合格證明文件，尺量檢查。9.5.2所有支架、電纜的金屬外皮、金屬保護管線、橋架、電氣設備外殼、基礎槽鋼和需接地的裝置均應按設計要求與接地干線(網)牢固連接。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.5.3接地干線(網)與接地網連接或與原有建筑屋頂防雷接地網連接的方式、連接質量、連接點數量應符合設計要求，連接應牢固可靠，不應出現因加工造成接地線截面積減小，強度減弱或銹蝕等問題。檢查數量：按檢驗批抽查5%。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.5.4電氣設備的接地應符合設計要求。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.5.5接地干線(網)連接、接地干線(網)與屋頂建筑防雷接地網連接不應出現錯位、不平行和扭曲等現象，直線段上未出現高低起伏及彎曲等現象。檢查數量：按檢驗批抽查5%。檢驗方法：觀察檢查。9.5.6防雷接地連接處、焊接點防腐處理應符合設計要求。檢查數量：按檢驗批抽查5%。檢驗方法：對照設計文件觀察檢查。9.5.7接地線跨接建(構)筑物伸縮縫、沉降縫處時的補償裝置應符合設計要求。檢查數量：全數檢查。檢驗方法：觀察檢查。9.6.1系統應具備遠程可視功能，可通過網頁或手機遠程查看系統運行狀態、報警信息及發電量等數據。 9.6.2應顯示系統當日發電量、累計發電量和發電功率，并支持設備性能分析和系統性能分析。9.6.3顯示信息宜包含匯流箱直流電流、直流電壓、逆變器直流側、交流側電壓電流，配電柜交流電流、交流電壓和電氣一次圖。9.6.4顯示信息宜包含太陽輻射、環境溫度、組件溫度、風速、風向等，并支持歷史數據查詢報和報表生成等功能。 10.1一般規定10.1.1光伏系統交付使用前，建設單位應建立光伏系統的管理制度，運行管理宜由專業技術人員負責。10.1.2光伏系統應設置運行維護的安全防護措施，竣工驗收后施工單位應向建設單位或用戶辦理交接手續，進行工作原理交底和操作培訓，并提交使用手冊，手冊應包括系統的構成、系統的日常操作、系統的日常維護、常見故障排除方法、應急處理措施等。10.1.3應對光伏發電量、光伏組件背板表面溫度、室外溫度、太陽總輻射量進行監測和計量。10.1.4應定期對光伏系統檢查，及時發現隱患并對問題進行處理。10.1.5當光伏系統運行發生異常時，應及時與專業維修人員聯系，在專業維修人員的指導下進行處理，主要設備和控制裝置應由專業人員維修。10.1.6在進行維修工作前，應先斷開逆變器和負載的連接，再斷開直流側的電氣連接，并等待不少于5min直至內部元件放電完畢后方可進行。10.1.7檢查維修控制器時，應先斷開光伏方陣，再斷開負載，最后斷開蓄電池，在光伏方陣未斷開前不得斷開蓄電池。10.1.8所有維護管理記錄、專業巡檢記錄均應存檔妥善保管。10.2日常維護管理10.2.1光伏系統運行管理人員，每天觀察光伏系統運行情況，了解設備儀表顯示的工作狀況及計量數值，并做好運行記錄。10.2.2觀察光伏方陣表面清潔狀況，根據氣候狀況定期清除灰塵和污垢，可用清水沖洗或用干凈抹布擦拭，不得使用化學試劑或硬物清洗。下雪天，應及時清掃組件表面積雪。定期檢查方陣有無接線脫落、連接不牢固等情況。10.2.3檢查方陣安裝支架連接牢固度，支架表面無腐蝕、保護層脫落等情況，并及時進行處理。10.2.4設備日常維護應檢查以下事項：1所有設備外觀，查看有無銹蝕、損壞等情況；2設備外殼有無溫度異常情況； 3外露的導線有無絕緣老化、機械性損壞、箱體內有否進水等情況；4有無小動物對設備形成侵擾等其他情況；5設備運行有無異常聲響、運行環境有無異味。10.2.5蓄電池維護管理應檢查以下事項：1配置蓄電池的系統，應觀察蓄電池充、放電狀態。在維護蓄電池時，維護人員應佩戴防護眼鏡和防護用品，使用絕緣器械，防止人身事故和蓄電池短路；2清潔蓄電池外部的污垢和灰塵，保持室內清潔；3如果蓄電池有密封蓋或通氣栓塞，必須檢查和保持通氣孔暢通。10.3定期檢查10.3.1檢查、了解運行記錄，分析光伏系統的運行情況，對光伏系統的運行狀態做出判斷。如發現問題，應立即進行專業的維護和指導。10.3.2進行外觀檢查和設備內部檢查，主要涉及活動和連接部分、導線，特別是大電流密度的導線、功率器件、容易銹蝕的地方等。10.3.3應定期清潔逆變器冷卻風扇，并檢查是否正常，定期清除機內的灰塵，檢查各端子螺釘是否緊固，檢查有無過熱后留下的痕跡及損壞的器件，檢查電線是否老化。10.3.4配置蓄電池的系統應定期檢查蓄電池的工作狀況。在有負載的情況下定期檢查每個蓄電池的電壓，并將電壓值與所有蓄電池電壓的平均值相比對，根據蓄電池手冊確定是否需要更換新的蓄電池。10.3.5可采用紅外探測的方法對光伏方陣線路和電氣設備進行檢查，找出異常發熱點和故障點，及時解決。10.3.6光伏系統每年應對照系統圖紙完成一次系統絕緣電阻以及接地電阻的檢查，并對逆變、控制裝置進行一次全項目的電能質量和保護功能的檢查和試驗。10.3.7檢查新生長的植物是否遮擋太陽光，并及時清除。 工程名稱設備等的驗收項目驗收日期電纜槽、電纜管方陣支架計量儀表和通信系統隱蔽工程質量驗收電纜安裝檢驗電氣安裝檢驗電氣測試試驗光伏系統調試記錄①②③④⑤⑥⑦⑧⑨系統驗收意見及驗收單位建設單位(蓋章)項目負責人：監理單位(蓋章):總監理工程師：施工單位(蓋章):設計單位(蓋章): 表A0.2光伏系統分項工程質量驗收記錄工程名稱結構類型項目技術負責人負責人分包項目序號123456789結論技術負責人： 本規程用詞說明1為便于在執行本規程條文時區別對待，對要求嚴格程度不同的用詞說明如下：1)表示很嚴格，非這樣做不可的用詞：正面詞采用“必須”,反面詞采用“嚴禁”;2)表示嚴格，在正常情況下均這樣作的用詞：正面詞采用“應”,反面詞采用“不應”或“不得”;3)表示允許稍有選擇，在條件許可時，首先應這樣做的用詞：正面詞采用“宜”,反面詞采用“不宜”;4)表示有選擇，在一定條件下可以這樣做的，采用“可”。2條文中指明應按其他有關標準執行的寫法為“應符合……的規定”或“應按……執 引用標準名錄1《建筑設計防火規范》GB500162《建筑物防雷設計規范》3《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收標準》GB501684《電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范》GB501696《屋面工程質量驗收規范》GB502078《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB9《通信電源設備安裝工程設計規范》GB51194《通信電源設備安裝工程驗收規范》《建筑光伏系統應用技術標準》《建筑節能與可再生能源利用通用規范》《手持式電動工具的管理、使用、檢查和維修安全技術規程》《家用太陽能光伏電源系統技術條件和試驗方法》《光伏系統并網技術要求》《建筑幕墻》《光伏發電并網逆變器技術要求》《玻璃幕墻工程技術規范》《玻璃幕墻工程質量檢驗標準》21《光伏并網微型逆變器技術規范》NB22《建筑新能源應用設計規范》DB11/T1774北京市地方標準建筑光伏系統安裝及驗收規程條文說明2術語 4光伏組件與構件安裝 424.1一般規定 424.2光伏組件安裝 424.3光伏構件安裝 43 5.1一般規定 5.2匯流箱 445.3逆變器 445.6蓄電池組及充放電控制器 45 468.2光伏方陣檢查 46 469質量驗收 47 2.0.1根據國家標準GB/T38946-2020《分布式光伏發電系統集中運維技術規范》給出的分布式光伏發電系統明確的定義：在用戶現場或靠近用戶現場，采用光伏組件，將太陽輻射能直接轉換為電能的發電系統。建筑光伏系統屬于分布式光伏發電系統。建筑光伏系統按與建筑結合形式的不同劃分的建筑附加型光伏系統(BAPV)和建筑集成型系統(BIPV),也成為建筑光伏一體化系統。按安裝位置的不同劃分的安裝在建筑物上的系統、安裝在建筑區域內地面上的系統以及一部分安裝在建筑物上，一部分安裝在建筑區域內地面的混合系統。本規程規定了安裝在建筑本體上的光伏發電系統。2.0.4該術語來自國家標準《建筑幕墻術語》GB/T34327-2017。2.0.5并網系統中PV方陣所產生電力除了供給交流負載外，多余的電力反饋給電網。當光伏陣列沒有產生電能或者產生的電能不能滿足負載需求時就由電網供電。因為直接將電能輸入電網，免除配置蓄電池，省掉了蓄電池儲能和釋放的過程，可以充分利用PV方陣所發的電力從而減小了能量的損耗，并降低了系統的成本。但是系統中需要專用的并網逆變器，以保證輸出的電力滿足電網電力對電壓，頻率等指標的要求。因為逆變器效率的問題，還是會有部分的能量損失。這種系統通常能夠并行使用市電和太陽能光伏組件陣列作為本地交流負載的電源。降低了整個系統的負載缺電率。而且并網PV系統可以對公用電網起到調峰作用。但是，并網光伏供電系統作為一種分散式發電系統，對傳統的集中供電系統的電網會產生一些不良的影響，如諧波污染，孤島效應等。實際工程中還有一種混合工作模式，這種太陽能光伏系統中除了使用太陽能光伏組件陣列之外，還使用了油機作為備用電源。使用混合供電系統的目的就是為了綜合利用各種發電技術的優點，避免各自的缺點。比方說，上述的幾種獨立光伏系統的優點是維護少，缺點是能量的輸出依賴于天氣，不穩定。綜合使用柴油發電機和光伏陣列的混合供電系統和單一能源的獨立系統相比就可以提供不依賴于天氣的能源。隨著太陽能光電子產業的發展，出現了可以綜合利用太陽能光伏組件陣列，市電和備用油機的并網混合供電系統。很多在偏遠無電地區的通信電源和民航導航設備電源，因為對電源的要求很高，都是采用的混合系統供電，以求達到最好的性價比。我國新疆、云南建設的很多鄉村光伏電站就是采用光/柴混合系統。2.0.8原規程中采用的是光伏接線箱，根據現行國家標準《建筑光伏系統應用技 術標準》GB51368-2019改為匯流箱，其作用是保證光伏組件有序連接和匯流功能的接線裝置。該裝置能夠保障光伏系統在維護、檢查時易于分離電路，當光伏系統發生故障時減小停電的范圍。 4光伏組件與構件安裝4.1一般規定4.1.3標稱功率(Nominalpower)是光伏(PV)設備(例如太陽能電池，面板和系統)的銘牌容量，并且通過測量電路中的電流和電壓來確定，同時在精確定義的條件下改變電阻。這些標準測試條件(STC)在IEC61215,IEC61646和UL1703等標準中規定；具體而言，光強為1000W/m2,其光譜與夏季(氣質1.5)在北緯35°N處撞擊地球表面的光相似，電池溫度為25°C。在改變開路和閉路之間的模塊上的電阻負載(在最大和最小電阻之間)的同時測量功率。這樣測量的最高功率是模塊的“標稱”功率，單位為瓦特。該標稱功率除以落在光伏器件的給定區域上的光功率(面積×1000W/m2)定義了其效率，即器件的電輸出與入射能量的比率。標稱功率對于設計安裝非常重要，以便正確確定其布線和轉換器的尺寸。如果可用面積有限，則太陽能電池效率以及與之相關的每面積標稱功率(例如kW/m2)也是相關的。對于比較模塊，每個標稱功率的價格(例如$/W)是相關的。對于給定安裝的物理方向和位置，假設標稱功率即容量因子很重要，則每年產量的預期年產量(例如kWh)是重要的。利用預計的容量系數，可以估算給定安裝的每個預計年產量(例如$/kWh)的價格。最后，根據生產的預計值，可以估算安裝成本的攤銷。光伏組件的轉換效率(conversionefficiency)指受光照太陽電池的最大功率與入射到該太陽電池上的全部輻射功率的百分比。最佳工作電壓optimumoperatingvoltage(Vm)在太陽電池的伏安特性曲線上，最大功率點所對應的電壓。最佳工作電流optimumoperatingcurrent(Im)在太陽電池的伏安特性曲線上，最大功率點所對應的電流。應特別注意極性不能接錯。導線電纜連接不能太緊，需留有余量，以免冬天溫度降低時形成接觸不良，甚至拉斷電纜。方陣輸出的正、負極和接地線需用不同顏色的導線電纜連接，以免混淆極性，造成事故。4.2光伏組件安裝4.2.4通?？蚣芎椭Ъ懿捎脽徨冧\鋼材或涂防銹漆的角鋼制造。需根據組件的重量、支架的大小、當地的風力及積雪等情況來確定整體結構，要使方陣具有足夠的強度、剛度及穩定性。 在壓型金屬屋面上安裝光伏系統時，也可采用專用卡件將光伏組件卡在屋面壓型金屬板上。4.3光伏構件安裝4.3.5光伏構件安裝高度須能躲避周邊建筑物、行人、