建筑太阳能光伏系统应用技术规程

'建筑太阳能光伏系统应用技术规程（征求意见稿）Technicalspecificationforapplicationofsolarphotovoltaicsystemofbuildings20XX—XX—XX发布20XX—XX—XX实施浙江省住房和城乡建设厅发布41 前言本规范是依据浙江省住房和城乡建设厅《XXXXXXX》的要求，由浙江省建筑设计研究院会同有关单位共同编制而成的。规范编制组经广泛的调查研究，认真总结实践经验，参考国家及其他省市有关先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本规范。本规范共分6章，主要内容包括：总则，术语，太阳能光伏系统设计，建筑设计，太阳能光伏系统安装，工程验收。本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。本规范由浙江省住房和城乡建设厅负责管理和对强制性条文的解释，由浙江省建筑设计研究院负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送浙江省建筑设计研究院（地址：杭州市安吉路18号，邮编：310006）。本规范主编单位：本规范参编单位：41 目次前言1总则2术语3太阳能光伏系统设计3.1一般规定3.2系统分类3.3系统设计3.4系统接入4建筑设计4.1一般规定4.2规划设计4.3建筑设计4.4结构设计4.5机电设计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系统调试和检测6工程验收6.1一般规定6.2分项工程验收6.3竣工验收41 附录A太阳能光伏系统建筑应用典型接线方案本规范用词说明引用标准名录41 Contents1Generalprovisions2Terms3DesignofSolarPVSystem4BuildingDesign5InstallationofSolarPVSystem6CheckandAcceptExplanationofWordinginThisCodeListofQuotedStandards41 1总则1.0.1为推动太阳能光伏系统在建筑中的应用，促进光伏系统与建筑的结合，充分利用太阳能资源，规范太阳能光伏系统的设计、施工和验收，保证工程质量，制定本规程。【条文说明】在我国，民用建筑工程中利用太阳能光伏发电技术正在成为建筑节能的新趋势。广大工程技术人员，尤其是建筑工程设计人员，只有掌握了光伏系统的设计、安装、验收和运行维护等方面的工程技术要求，才能促进光伏系统在建筑中的应用，达到与建筑结合。为了促进光伏系统与建筑的结合，确保工程质量，编制了本规程。1.0.2本规程适用于新建、改建和扩建的建筑光伏系统工程，以及在既有建筑上安装光伏系统工程的设计、安装和验收。【条文说明】在我国，除了在新建、扩建、改建的民用建筑工程中设计安装光伏系统的项目不断增多，在既有建筑中安装光伏系统的项目也在增多。编制规范时对这两个方面的适应性进行了研究，使规范在两个方面均可适用。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、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同时投入使用。【条文说明】新建民用建筑安装光伏系统时，光伏系统设计应纳入建筑工程设计；如有可能，一般建筑设计应为将来安装光伏系统预留条件。1.0.4建筑应用太阳能光伏系统的设计、安装和验收除应符合本规程外，尚应符合国家现行有关规范、标准的规定。41 2术语2.0.1光伏发电系统photovoltaic(PV)powergenerationsystem利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。【条文说明】光伏发电系统一般包含逆变器和光伏方阵等，也可包含变压器。2.0.2光伏建筑一体化(BIPV)buildingintegratedphotovoltaic在建筑上安装光伏系统，并通过专门设计，实现光伏系统与建筑的良好结合。【条文说明】光伏建筑一体化在光伏系统与建筑或建筑环境的结合上，具有更深的含义和更高的技术要求，也是当前人们努力追求的较高目标。这里的建筑环境除建筑本体环境外，还包括建筑小品、围墙、喷泉和景观照明等。2.0.3光伏构件PVcomponents工厂模块化预制的，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PVmodulesasbuildingcomponents太阳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。光伏瓦属于建材型光伏构件。2.0.5普通型光伏构件conventionalPVcomponents与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。【条文说明】2.0.3～2.0.5在民用建筑中，光伏构建包括建材型光伏构件和普通型光伏构件两种形式。建材型光伏构件是指将太阳电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起、成为不可分割的建筑材料或建筑构件。建材型光伏构件的表现形式为复合型光伏建筑材料（如光伏瓦、光伏砖、光伏卷材等），或复合型光伏建筑构件（如光伏幕墙、光伏窗、光伏雨篷、光伏遮阳板、光伏阳台板、光伏采光顶等）。建材型光伏构件的安装形式包括：在平面屋面上直接铺设光伏卷材或在坡屋面上采用光伏瓦，并可替代部分或全部屋面材料；直接替代建筑幕墙和直接替代部分或全部采光玻璃的光伏采光顶等。普通型光伏构件是指与光伏组件组合在一起，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。普通型光伏构建的表现形式为组合型光伏建筑构件或普通光伏组件。对于组合型光伏建筑构件，由于光伏组件与建筑构件仅仅是组合在一起，可以分开，因此，维护更换时只需针对光伏组件，而不会影响建筑构件的建筑功能；当采用普通光伏组件直接作为建筑构件时，光伏组件在发电的同时，实现相应的建筑功能。比如，采用普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件直接作为雨篷构件、遮阳构件、栏板构件、檐口构件等建筑构件。普通型光伏构件安装方式一般为支架式安装。为了实现光伏建筑一体化，支架式安装形式包括：在平屋面上采用支架安装的通风隔热屋面形式（如平改坡）；在构架上采用支架安装的屋面形式（如遮阳棚、雨篷）；在坡屋面上采用支架顺坡架空安装的通风隔热屋面形式（坡屋面上的主要安装形式）；在墙面上采用支架或支座与墙面平行安装的通风隔热墙面形式等。2.0.6光伏组件PVmodule具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件。【条文说明】光伏组件种类较多，目前较常用的光伏组件有单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、非晶硅薄膜光伏组件、碲化镉薄膜光伏组件和高倍聚光光伏组件。41 2.0.7光伏組件串photovoltaicmodulesstring在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。2.0.8光伏发电单元photovoltaic(PV)powerunit光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。【条文说明】单元发电模块一般以逆变升压系统为单元，其规格容量根据电站情况和逆变器容量确定。2.0.9光伏方阵PVarray将若干个光伏组件或光伏构建在机械和电气上按一定的方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。【条文说明】光伏方阵通过对组件串和必要的控制元件，进行适当的串联、并联，以电气及机械方式相连形成光伏方阵，能够输出供变换、传输和使用的支流电压和电功率。光伏方阵不包括基座、太阳能跟踪器、温度控制器等类似的部件。如果一个方阵中有不同结构类型的组件，或组件的连接方式不同，一般将结构和连接方式相同的部分方阵称为子方阵。光伏方阵可由几个子方阵串并联组成。2.0.10太阳电池倾角tiltangleofPVcell太阳电池所在平面与水平面的夹角。【条文说明】光伏电池倾角和光伏组件的方位角唯一地决定了光伏电池的朝向。光伏组件的方位角指光伏组件向阳面的法线在水平面上的投影与正南方向的夹角。水平面内正南方向为0度，向西为正，向东为负，单位为度（°）。2.0.11并网光伏系统grid-connectedPVsystem与公共电网联结的光伏系统。2.0.12并网点pointofcommoncoupling(PCC)对有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。2.0.13并网逆变器grid-connectedinverter将来自太阳电池方阵的直流电流变换为符合电网要求的交流电流的装置。【条文说明】并网逆变器可将电能变换成一种或多种电能形式，以供后续电网使用。并网逆变器一般包括最大功率跟踪等功能。2.0.14孤岛效应islandingeffect在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。2.0.15安装容量capacityofinstallation光伏系统中安装的光伏组件的标称功率之和。计量单位是峰瓦（Wp）。2.0.16峰瓦wattspeak光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。2.0.17峰值日照时数peaksunshinehours一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kW/m2的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。41 3太阳能光伏系统设计3.1一般规定3.1.1建筑太阳能光伏系统设计应有专项设计或作为建筑工程设计的一部分。【条文说明】民用建筑光伏系统应由专业人员进行设计，并应贯穿于工程建设的全过程，以提高光伏系统的投资效益。光伏系统应符合国家现行相关的民用建筑电气设计规范的要求。光伏组件形式的选择以及安装数量、安装位置的确定需要与建筑师配合进行设计，在设备承载及安装固定等方面需要与结构专业配合，在电气、通风、排水等方面与设备专业配合，使光伏系统与建筑物本身和谐统一，实现光伏系统与建筑的良好结合。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，应选用适用的光伏构件，并与建筑的模数相协调，满足安装、清洁、维护和局部更换的要求。3.1.3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，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现行国家标准《光伏（PV）组件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。【条文说明】人员有可能接触或接近的、高于直流50V或240W以上的系统属于应用等级A，适用于应用等级A的设备被认为是满足安全等级II要求的设备，即II类设备。当光伏系统从交流侧断开后，直流侧的设备仍有可能带电，因此，光伏系统直流侧应设置必要的触电警示和防止触电的安全措施。3.1.6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。【条文说明】对于并网光伏系统，只有具备并网保护功能，才能保障电网和光伏系统的正常运行，确保上述一方如发生异常情况不至于影响另一方的正常运行。同时并网保护也是电力检修人员人身安全的基本要求。另外，安装计量装置还便于用户对光伏系统的运行效果进行统计、评估。同时也考虑到随着国家相关政策的出台，国家对光伏系统用户进行补偿的可能。3.1.7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。【条文说明】光伏系统所产电能应满足国家电能质量的指标要求.3.1.8并网光伏系统设应进行接入电网技术方案的可行性研究，技术方案应获得当地电网管理部门的认可。41 3.2系统分类3.2.1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。【条文说明】并网光伏系统主要应用于当地已存在公共电网的区域，并网光伏系统为用户提供电能，不足部分由公共电网作为补充。3.2.2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。【条文说明】光伏系统所提供电能受外界环境变化的影响较大，如阴雨天气或夜间都会使系统提供电能大大降低，不能满足用户的电力需求。因此，为了要满足稳定的电能供应就需设置储能装置。储能装置一般用蓄电池，在阳光充足的时间产生的剩余电能储存在蓄电池内，阴雨天或夜间由蓄电池放电提供所需电能。对于供电连续性要求较高用户的光伏系统，需设置储能装置，对于无供电连续性要求的用户可不设储能装置。并网光伏系统是否设置成蓄电型系统，可根据用电负荷性质和用户要求设置。如光伏系统负荷仅为一般负荷，且又有当地公共电网作为补充，在这种情况下可不设置储能装置；若光伏系统负荷为消防等重要设备，就应该根据重要负荷的容量设置储能装置，同时，在储能装置放电为重要设备供电时，需首先切断光伏系统的非重要负荷。3.2.3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。【条文说明】只有直流负荷的光伏系统为直流系统。在直流系统中，由太阳电池产生的电能直接提供给负荷或经充电控制器给蓄电池充电。交流系统是指负荷均为交流设备的光伏系统，在此系统中，由太阳电池产生的直流电需经功率调节器进行直~交流转换再提供给负荷。对于并网光伏系统功率调节器尚须具备并网保护功能。负荷中既有交流供电设备又有直流供电设备的光伏系统为交直流混合系统。3.2.4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。【条文说明】在公共电网区域内的光伏系统往往是并网系统，原因是光伏系统输出功率受制于天气等外界环境变化的影响。为了使用户得到可靠的电能供应，有必要把光系统与当地公共电网并网，当光伏系统输出功率不能满足用户需求时，不足部分由当地共电网补充。反之，当光伏系统输出电能超出用户本身的电能需求时，超出部分电能则向公共电网逆向流入。此种并网光伏系统称为逆流系统。非逆流并网光伏系统中，用户本身电能需求远大于光伏系统本身所产生的电能，在正常情况下，光伏系统产生的电能不可能向公共电网送入。逆流或非逆流并网光伏系统均须采取并网保护措施。各种光伏系统在并网前均需与当地电力公司协商取得一致后方能并入。41 3.3系统设计3.3.1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。3.3.2光伏系统的设计应符合下列规定：1、光伏系统设计应根据用电要求按表3.3.2进行选择；2、并网光伏系统应由光伏方阵、光伏接线箱、并网逆变器、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、监控电能相关参数的仪表组成。光伏系统设计选用表3.3.2系统类型电流类型是否逆流有无储能装置适用范围并网光伏系统交流系统是有发电量大于用电量，且当地电力供应不稳定无发电量大于用电量，且当地电力供应较为稳定否有发电量小于用电量，且当地电力供应不稳定无发电量小于用电量，且当地电力供应较为稳定3.3.3光伏系统的设备性能及正常使用寿命应符合下列规定：1、系统中设备及其部件的性能应满足国家现行标准的相关要求，并获得相关认证；2、系统中设备及其部件的正常使用寿命应满足国家现行标准的相关要求。【条文说明】民用建筑光伏系统各部件的技术性能包括：电气性能、耐久性能、安全性能、可靠性能等几个方面。1)电气性能强调了光伏系统各部件产品应满足国家标准中规定的电性能要求。如太阳电池的最大输出功率、开路电压、短路电流、最大输出工作电压、最大输出工作电流等，另外，系统中各电气部件的电压等级、额定电压、额定电流、绝缘水平、外壳防护类别等。2)耐久性能规定了系统中主要部件的正常使用寿命。如光伏组件寿命不少于20年，并网逆变器正常使用寿命不少于8年。在正常使用寿命期间，允许有主要部件的局部更换以及易损件的更换。3)安全性能是光伏系统各项技术性能中最重要的一项，其中特别强调了并网光伏系统需带有保证光伏系统本身及所并电力电网的安全。4)可靠性能强调了光伏系统要具有防御各种自然条件异常的能力，其中包括应有可靠的防结露、防过热、防雷、抗雹、抗风、抗震、除雪、除沙尘等技术措施。5)在建筑设计中，可采用各种防护措施以保证光伏系统的性能。如采用电热技术除结露、除雪，预留给水、排水条件除沙尘，在太阳电池下面预留通风道防电池板过热，选用抗雹电池板，光伏系统防雷与建筑物防雷统一设计施工，在结构设计上选择合适的加固措施防风、防震等。3.3.4光伏方阵的选择应符合下列规定：1、光伏组件的类型、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电力负荷确定；2、应根据光伏组件规格、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、与建筑结合光伏系统应根据并网逆变器的最大功率跟踪控制范围、光伏组件的工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（简称光伏组串）；41 4、应根据总装机容量及光伏組串容量确定光伏组串的并联数。3.3.5光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件穿的串联数应按照下列公式计算：（3.3.5-1）式中:KV’光伏组件的工作电压温度系数；N光伏组件的串联数（N取整）；t光伏组件工作条件下的极限低温(℃)；t’光伏组件工作条件下的极限高温(℃)；Vmpptmax逆变器MPPT电压最大值（V）；Vmpptmin逆变器MPPT电压最小值（V）；Vpm光伏组件的工作电压（V）；【条文说明】同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致，则电流偏小的组件将影响其他组件，进而使整个光伏组件串电流偏小，影响发电效率。  为了达到技术经济最优化，地面光伏发电站一般采用最大组件串数设计，此时只需用3.3.5-1公式计算即可。组件工作电压温度系数Kv’很难测量，如果组件厂商无法给出，可采用组件开压温度系数Kv值替代。3.3.6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。3.3.7光伏汇流箱设置应符合下列规定：1、光伏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、光伏汇流箱内应设置防雷保护装置及监控装置；6、光伏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水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。【条文说明】设置在室外的光伏汇流箱要具有可靠防止雨水向内渗漏的结构设计。3.3.8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；41 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、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、并网逆变器应满足高效、节能、环保的要求。【条文说明】并网逆变器还应满足电能转换效率高、待机电能损失小、噪声小、谐波少、寿命长、可靠性高及起、停平稳等功能要求。3.3.9直流线路选择应符合下列规定：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，短路保护电器额定运行短路分断能力应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍，3、线路损耗应控制在2%以内。3.3.10光伏系统防雷和接地保护应符合下列规定：1、设置光伏系统的建筑应采取防雷措施，其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《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定执行。【条文说明】光伏系统应符合以下防雷和接地保护的要求。1支架、紧固件等正常时不带电金属材料应采取等电位联结措施和防雷措施。安装在建筑屋面的光伏组件，采用金属固定构件时，每排（列）金属构件均应可靠联结，且与建筑物屋顶防雷装置有不少于两点可靠联结；采用非金属固定构件时，不在屋顶防雷装置保护范围之内的光伏组件，需单独加装防雷装置。2光伏组件需采取严格措施防直击雷和雷击电磁脉冲，防止建筑光伏系统和电气系统遭到破坏。3.3.11光伏系统发电量预测应根据所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因数后确定。3.3.12光伏系统上网电量可按下公式计算：EP=HA×PAZ×K÷Es式中：HA----水平面太阳能总辐射量（kW·h/m2，峰值小时数）；EP----上网发电量（kW·h）；ES----标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）；PAZ----组件安装容量（kWp）；K----综合效率系数。综合效率系数包括：光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系统、光伏组件转换效率修正系数。【条文说明】光伏发电站上网电量计算中：EP=HA×Aηi×K=HA×PAZ×K÷EsHA----水平面太阳能总辐射量（kW·h/m2，与参考气象站标准观测数据一致）；A----为组件安装面积（m2）；ηi----组件转换效率（%）。1考虑组件类型修正系数是由于光伏组件的转换效率在不同辐照度、波长时不同，该修正系数41 应根据组件类型和厂家参数确定，一般晶体硅电池可取1.0。2光伏方阵的倾角、方位角的修正系数是将水平面太阳能总辐射量转换到光伏方阵陈列面上的折算系数，根据组件的安装方式，结合站址所在地太阳能资源数据及维度、经度，进行计算。3由于障碍物可能对光伏方阵上的太阳光造成遮挡或光伏方阵各阵列之间的互相遮挡，对太阳能资源利用会有影响，因此应考虑太阳光照利用率。光照利用率取值范围小于或等于1.0。4逆变器效率是逆变器将输入的直流电能转换成交流电能在不同功率段下的加权平均效率。5集电线路、升压变压器损耗系数是指光伏方阵至逆变器之间的直流电缆损耗、逆变器至计量点的交流电缆损耗，以及升压变压器损耗。6光伏组件表面污染修正系数是指光伏组件表面由于受到灰尘或其他污垢蒙蔽而产生的遮光影响。该系数的取值与环境的清洁度和组件的清洗方案有关。7光伏组件转换效率修正系数应考虑组件衰减率、组件工作温度系数、输出功率偏离峰值等因素。3.3.13储能系统应满足以下要求：1、并网光伏系统可根据实际需要配置恰当容量的储能装置；【条文说明】并网光伏发电站配置储能装置的目的是为了改善光伏发电系统输出特性，包括平滑输出功率曲线、跟踪电网计划出力曲线、电力调峰、应急供电等。2、储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进行选择，并满足以下要求：1）应适应不同需求组合，以满足工作电压与工作电流的需求；2）高安全性、可靠性，正常运行情况下，不得发生影响周边居民身体健康的现象，极端情况下，不得发生爆炸、燃烧等危及储能系统及周边居民的安全故障；3）易于安装和维护；4）具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；5）符合环境保护的要求，在电池使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染；6）储能电池供应商应承诺负责储能电池回收并自行承担相关费用。【条文说明】储能电池的选择需要根据光伏发电站运行的不同目的，除满足储能电池正常使用的环境温度相对湿度、海拔高度等环境条件外，还需将储能电池的循环寿命、储能效率、最大储能容量、能量密度、功率密度、响应时间、建设成本运行维护成本、技术成熟度等因素作为衡量各种储能技术的关键指标，在不同的应用场合，关注不同的指标。3、为提高储能系统可靠性，宜选用大容量整体电池（300Ah以下）、大容量单体电池（500Ah以上）。同时宜选用数组并联方式提升系统可靠性；4、储能系统宜加装BMS系统，BMS系统应具有在线识别与控制功能；5、为确保为蓄电池提供最佳运行环境，延长储能系统使用寿命，宜采取措施控制蓄电池运行环境温度为20℃～30℃；6、充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输入功率、温升、防护等级、输入输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件选择；7、充电控制器宜选用低能耗节能型产品。【条文说明】当技术经济比较合理时，也可选择带有最大功率点跟踪(MPPT)功能的充电控制器，提高充电效率。3.4系统接入3.4.1光伏系统接入电网的电压等级应根据光伏系统容量及电网的具体情况，在接入系统中经技术经济比较后确定。41 【条文说明】光伏发电站接入电网的电压等级与电站的装机容量、周边电网的接入条件等因素有关，需要在接入系统设计中，经技术经济比较后确定。3.4.2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/T50866、《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的相关规定外，还应符合下列规定：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》GB2894的相关规定；4、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机械开关；除非当地供电部门要求，否则不得采用电子式开关。【条文说明】光伏系统并网需满足并网技术要求。大型并网光伏系统要进行接入系统的方案论证，并征得当地供电机构同意方可实施。在中型或大型光伏系统中，功率调节器柜（箱）、仪表柜、配电柜较多，且系统又存留一定量的备品备件，因此，宜设置独立的光伏系统控制机房。3.4.3并网光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。【条文说明】光伏系统并网后，一旦公共电网或光伏系统本身出现异常或处于检修状态时，两系统之间如果没有可靠的脱离，可能带来对电力系统或人身安全的影响或危害。因此，在公共电网与光伏系统之间一定要有专用的联结装置，在电网或系统出现异常时，能够通过醒目的联结装置及时人工切断两者之间的联系。另外，还需要通过醒目的标识提示光伏系统可能危害人身安全。3.4.4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、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。【条文说明】光伏系统和公共电网异常或故障时，为保障人员和设备安全，应具有相应的并网保护功能和装置，并应满足光伏系统并网保护的基本技术要求。1．光伏系统要能具有电压自动检测及并网切断控制功能。2．在光伏系统与公共电网之间设置的隔离开关和断路器均应具有断零功能。目的是防止在并网光伏系统与公共电网脱离时，由于异常情况的出现而导致零线带电，容易发生电击检修人员的危险。3．当公用电网异常而导致光伏系统自动解列后，只有当公用电网恢复正常到规定时限后光伏系统方可并网。3.4.5光伏系统的防孤岛保护动作时间应不大于2s，防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。3.4.6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）kV41 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。3.4.7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/T14549的规定。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/T12325的规定。3、光伏系统引起公共连接点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/T12326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/T15543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%【条文说明】光伏发电站电能质量问题一般包括以下几个主要方面：谐波、直流分量、电压波动和闪变以及三相不平衡等。首先，光伏发电站会对电网产生谐波污染。光伏发电站通过光伏电池组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正谐波。在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中会产生高次谐波。特别是逆变器输出轻载时，谐波会明显变大。在10%额定出力以下时，电流总谐波畸变率甚至会达到20%以上。因此，在太阳能光伏发电站实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施，避免对公用电网的电能质量造成污染，滤波装置可与无功补偿装置配合安装。其次，光伏发电站易造成电网的电压闪变。光伏发电站的启动和停运与气候条件等因素有关，其不确定性易造成电网明显的电压闪边；同时，若光伏发电站输出突然变化，系统和反馈环节的发电站输出突然变化，系统和反馈环节的电压控制设备相互影响也容易直接或间接引起电压闪变。最后，对系统电压的影响。光伏发电站电压波动可能是出力变化引起的，也可能是电站系统引起的。若大量光伏发电站接入在配网的终端或馈线末端，由于存在反向的潮流，光伏发电站电流通过馈线阻抗产生的压降将使沿馈线的各负荷节点处电压被抬高，可能会导致一些负荷节点的电压越限。另外，光伏发电站输出电流的变化也会引起电压波动，当光伏发电站容量较大时，这将加剧电压的波动，可能引起电压/无功调节装置的频繁动作，加大配电网电压的调整难度。《光伏（PV）系统电网接口的特性》IEC6727中规定光伏发电站总谐波畸变率少于逆变器输出的5%，各次谐波畸变率限制值见表2。此范围内偶次谐波限值应小于更低奇次谐波的25%。表2IEC61727推荐的逆变器畸变率限制值奇次谐波畸变率限值3～9﹤4.0%11～15﹤2.0%17～21﹤1.5%23～33﹤0.6%偶次谐波畸变限制值2～8﹤1.0%10～32﹤0.5%IEC61727中规定光伏发电站运行造成的电压闪变，不应超出《谐波电流、电压波动和闪烁测试系统》IEC61000-3-3（小于16A的系统）或《电磁兼容性（EMC）。第3部分：极限第5节：额定电流大于16A的设备低压供电系统电压波动和闪动的限制》IEC61000-3-5（16A及以上系统）相关章节规定的限值。在电能质量方面，我国已正式发布了《电能质量公用电网谐波》GB/T14549、《电能质量41 供电电压偏差》GB/T12325、《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326、《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543等规定，本规范规定光伏电站的电能质量按上述标准执行。其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照装机容量与公共连接点上具有谐波源的发（供）电设备总容量之比进行分配，引起的长时间闪变值按照装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。3.4.8光伏系统应满足电网异常时响应能力。3.4.9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/T14285的规定。3.4.10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《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50063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。【条文说明】与建筑结合的光伏系统设计应包括通信与计量系统，以确保工程实施的可行性、安全性和可靠性。3.4.11作为备用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，并应切断光伏系统供电的非备用电源负荷；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、建筑光伏系统不应作为消防用电电源。【条文说明】作为备用电源的光伏系统应符合以下规定：1.当光伏系统作为备用电源时，需先切断光伏系统的非备用电源负荷，并与公用电网解列，以确保重要设备启动的可靠性。2.当光伏系统与公用电网分别作为供电的二路电源时，配电末端所设置的双电源自动切换开关宜选用自投不自复方式。因为电网是否真正恢复供电需判定，自动转换开关来回自投自复反而对设备和人身安全不利。41 4规划和建筑设计4.1一般规定4.1.1应用光伏系统的建筑，应依据建设地点的地理、气候条件、建筑功能、周围环境等因素进行规划，并确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。规划应满足光伏系统设计和安装的技术要求。【条文说明】根据安装光伏系统的区域气候特征及太阳能资源条件，合理进行建筑群体的规划和建筑朝向的选择。4.1.2光伏一体化的建筑应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色泽的选择，使之成为建筑的有机组成部分。【条文说明】光伏一体化的建筑设计应与光伏发电系统设计同步进行。建筑设计需要根据选定的光伏发电系统类型，确定光伏组件形式、安装面积、尺寸大小、安装位置方式，考虑连接管线走向及辅助能源及辅助设施条件，明确光伏发电系统各部分的相对关系，合理安排光伏发电系统各组成部分在建筑中的位置，并满足所在部位防水、排水等技术要求。4.1.3安装在建筑各部位的光伏构件，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。【条文说明】安装在建筑屋面、阳台、墙面、窗面或其它部位的光伏组件，应满足该部位的承载、保温、隔热、防水及防护要求，并应成为建筑的有机组成部分，保持与建筑和谐统一的外观。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。【条文说明】在既有建筑上增设或改造的光伏系统，其重量会增加建筑荷载。另外，安装过程也会对建筑结构和建筑功能有影响，因此，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全等方面的复核和检验4.1.5在既有建筑上增设光伏发电系统时，应根据建筑物的种类分别按照现行国家标准《工业建筑可靠性鉴定标准》GB50144和《民用建筑可靠性鉴定标准》GB50292的规定进行可靠性鉴定。位于抗震设防烈度为6度～9度地区的建筑还应依据其设防烈度、抗震设防类别、后续使用年限和结构类型，按照现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB50023的规定进行抗震鉴定。经抗震鉴定后需要进行抗震加固的建筑应按现行行业标准《建筑抗震加固技术规程》JGJ116的规定设计施工。【条文说明】根据现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB50023的规定，当需要改变结构的用途和使用环境的现有建筑时，需要进行抗震鉴定。抗震鉴定指对现有建筑物是否存在不利于抗震的构造缺陷和各种损伤进行系统“诊断”，因此其基本内容、步骤、要求和鉴定结论必须依照现行国家标准《建筑抗震鉴定标准》GB50023的要求执行，确保鉴定结论的可靠性。4.1.6建筑设计应根据光伏组件类型、安装位置、安装方式，为光伏组件安装、使用、维护和保养等提供承载条件和空间。【条文说明】一般情况下，建筑的设计寿命是光伏系统寿命的2~3倍，光伏组件及系统其他部件在构造、型式上应利于在建筑围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。为此建筑设计不仅要考虑地震、风荷载、雪荷载、冰雹等自然破坏因素，还应为光伏系统的日常维护，尤其是光伏组件的安装、维护、日常保养、更换提供必要的安全便利条件。41 4.1.7建筑设计应符合《建筑设计防火规范》GB50016及《高层民用建筑设计防火规范》GB50054的规定。4.2规划设计4.2.1安装光伏系统的建筑，主要朝向宜为南向或接近南向。【条文说明】根据我国的地理条件，建筑单体或建筑群体朝南可为光伏系统接收更多的太阳能创造条件。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。【条文说明】安装光伏系统的建筑，建筑间距应满足所在地区日照间距要求，且不得因布置光伏系统而降低相邻建筑的日照标准。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与绿化种植遮挡投射到光伏组件上的阳光。【条文说明】在进行建筑周围的景观设计和绿化种植时，要避免对投射到光伏组件上的阳光造成遮挡，从而保证光伏组件的正常工作。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。【条文说明】建筑上安装的光伏组件应优先选择光反射较低的材料，避免自身引起的太阳光二次辐射对本栋建筑或周围建筑造成光污染。4.3建筑设计4.3.1应合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置，并满足其所在部位的建筑防水、排水和保温隔热等要求，同时便于系统的检修、更新和维护。【条文说明】建筑设计应与光伏系统设计同步进行。建筑设计根据选定的光伏系统类型,确定光伏组件形式、安装面积、尺寸大小、安装位置方式；了解连接管线走向；考虑辅助能源及辅助设施条件；明确光伏系统各部分的相对关系。然后，合理安排光伏系统各组成部分在建筑中的位置，并满足所在部位防水、排水等技术要求。建筑设计应为光伏系统各部分的安全检修、光伏构件表面清洗等提供便利条件。4.3.2直接以光伏组件构成建筑围护结构时，光伏组件除应与建筑整体有机结合、与建筑周围环境相协调外，还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建筑体型及空间组合应为光伏组件接收更多的太阳光创造条件，光伏组件的安装部位应避免受景观环境或建筑自身的遮挡，并宜满足光伏组件冬至日全天有3h以上建筑日照时数的要求。【条文说明】光伏组件安装在建筑屋面、阳台、墙面或其他部位，不应有任何障碍物遮挡太阳光。光伏组件总面积根据需要电量、建筑上允许的安装面积、当地的气候条件等因素确定。安装位置要满足冬至日全天有3h以上日照时数的要求。有时，为争取更多的采光面积，建筑平面往往凹凸不规则，容易造成建筑自身对太阳光的遮挡。除此以外，对于体形为L型、└┘型的平面，也要注意避免自身的遮挡。4.3.4建筑设计应为光伏系统的安装、使用、维护、保养等提供条件，在安装光伏组件的部位应采取安全防护措施。【条文说明】一般情况下，建筑的设计寿命是光伏发电系统寿命的2倍~3倍，光伏组件及系统其他部件在构造、型式上需利于在建筑围护结构上安装，便于维护、修理、局部更换。为此，建筑设计需为光伏发电系统的日常维护，尤其是光伏组件的安装、维护、日常保养、更换提供必要的安全便利条件。41 4.3.1光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。【条文说明】建筑主体结构在伸缩缝、沉降缝、防震缝的变形缝两侧会发生相对位移，光伏组件跨越变形缝时容易遭到破坏，造成漏电、脱落等危险。所以光伏组件不应跨越主体结构的变形缝，或应采用与主体建筑的变形缝相适应的构造措施。4.3.2光伏组件不应影响安装部位的建筑雨水系统设计。【条文说明】光伏组件不应影响安装部位建筑雨水系统设计，不应造成局部积水、防水层破坏、渗漏等情况。4.3.3光伏组件的构造及安装应考虑通风降温措施，保证光伏电池温度不高于85℃。【条文说明】安装光伏组件时，应采取必要的通风降温措施以抑制其表面温度升高。一般情况下，组件与安装面层之间设置50mm以上的空隙，组件之间也留有空隙，会有效控制组件背面的温度升高。4.3.4多雪地区建筑屋面安装光伏组件时，宜设置便于人工融雪、清雪的安全通道。【条文说明】冬季光伏组件上的积雪不易清除，因此在多雪地区的建筑屋面上安装光伏组件时，应采取融雪、扫雪及避免积雪滑落后遮挡光伏组件的措施。如采取扫雪措施，应设置扫雪通道及人员安全保障设施。4.3.5平屋面上安装光伏组件应符合以下要求：1光伏组件安装宜按最佳倾角进行设计；应考虑设置维修、人工清洗的设施与通道；2光伏组件安装支架宜采用可调节支架，包括自动跟踪型和手动调节型；3支架安装型光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日不遮挡太阳光的要求；4在建筑屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功能的基座形式和安装方式；5光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，并在地脚螺栓周围作密封处理；6在屋面防水层上安装光伏组件时，若防水层上无保护层时，其支架基座下部应增设附加防水层；7直接构成建筑屋面面层的建材型光伏组件，除应保障屋面排水通畅外，安装基层还应具有一定的刚度。在空气质量较差的地区，还应设置清洗光伏组件表面的设施；8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；9光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，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。【条文说明】屋面上安装光伏组件应符合以下要求：1在太阳高度角较小时，光伏方阵排列过密会造成彼此遮挡，降低运行效率。为使光伏方阵实现高效、经济的运行，应对光伏组件的相互遮挡进行日照计算和分析。2采用自动跟踪型和手动调节型支架可提高系统的发电量。自动跟踪型支架还需配置包括太阳辐射测量设备、计算机控制的步进电机等自动跟踪系统。手动调节型支架经济可靠，适合于以月、季度为周期的调节系统。3屋面上设置光伏方阵时，前排光伏组件的阴影不应影响后排光伏组件正常工作。另外，还应注意组件的日斑影响。4在建筑屋面上安装光伏组件支架，应选择点式的基座形式，以利于屋面排水。特别要避免与屋面排水方向垂直的条形基座。5光伏组件支座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高的泛水，地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应作密封处理。6支架基座部位应做附加防水层。附加层宜空铺，空铺宽度不应小于200mm41 。为防止卷材防水层收头翘边，避免雨水从开口处渗入防水层下部，应按设计要求做好收头处理。卷材防水层应用压条钉压固定，或用密封材料封严。7构成屋面面层的建材型光伏构件，其安装基层应为具有一定刚度的保护层，以避免光伏组件变形引起表面局部积灰现象；8需要经常维修的光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口以及人行通道上面应设置刚性保护层保护防水层，一般可铺设水泥砖。9光伏组件的引线穿过屋面处，应预埋防水套管，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。4.3.10坡屋面上安装光伏组件还应符合以下要求：1坡屋面坡度宜按照光伏组件全年获得电能最多的倾角设计；2光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式；3建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求；4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。【条文说明】坡屋面上安装光伏组件还应符合以下要求：1为了获得较多太阳光，屋面坡度宜采用光伏组件全年获得电能最多的倾角。一般情况下可根据当地纬度±10°来确定屋面坡度，低纬度地区还要特别注意保证屋面的排水功能。2安装在坡屋面上的光伏组件宜根据建筑设计要求，选择顺坡镶嵌设置或顺坡架空设置方式；3建材型光伏构件安装在坡屋面上时，其与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等围护结构功能要求；4顺坡架空在坡屋面上的光伏组件与屋面间宜留有＞100mm的通风间隙。控制通风间隙的目的有两个，一是通过加强屋面通风降低光伏组件背面温升，二是保证组件的安装维护空间。4.3.11阳台或平台上安装光伏组件应符合以下要求：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结构主体构件上的预埋件牢固连接；3构成阳台或平台栏板的构件型光伏构件，应满足刚度、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。【条文说明】阳台或平台上安装光伏组件应符合以下要求：1在低纬度地区，由于太阳高度角较小，安装在阳台栏板上的光伏组件或直接构成阳台栏板的光伏构件应有适当的倾角，以接受较多的太阳能光。2对不具有阳台栏板功能，通过其他连接方式安装在阳台栏板上的光伏组件，其支架应与阳台栏板上的预埋件牢固连接，并通过计算确定预埋件的尺寸与预埋深度，防止坠落事件的发生。3作为阳台栏板的光伏构件，应满足建筑阳台栏板强度及高度的要求。阳台栏板高度应随建筑高度而增高，如低层、多层住宅的阳台栏板净高不应低于1.05m，中、高层，高层住宅的阳台栏板不应低于1.10m，这是根据人体重心和心理因素而定的。4光伏组件背面温度较高，或电气连接损坏都可能会引起安全事故(儿童烫伤、电气安全)，因此要采取必要的保护措施，避免人身直接触及光伏组件。4.3.12墙面上安装光伏组件应符合以下要求：1低纬度地区安装在墙面上的晶体硅光伏组件应有适当的倾角；2安装在墙面的光伏组件支架应与墙面结构主体上的预埋件牢固锚固；3光伏组件与墙面的连接不应影响墙体的保温构造和节能效果；41 4设置在墙面的光伏组件的引线穿过墙面处，应预埋防水套管。穿墙管线不宜设在结构柱处；5光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、分格等协调处理；6安装在墙面上作为遮阳构件的光伏组件应作遮阳分析，满足室内采光和日照的要求；7光伏组件安装在窗面上时，应满足窗面采光、通风等围护结构功能要求；8应采取保护人身安全的防护措施。【条文说明】墙面上安装光伏组件应符合以下要求：1在低纬度地区，由于太阳高度角较小，因此安装在墙面上或直接构成围护结构的光伏组件应有适当的倾角，以接受较多的太阳光；2通过支架连接方式安装在外墙上的光伏组件，在结构设计时应作为墙体的附加永久荷载。对安装光伏组件而可能产生的墙体局部变形、裂缝等等，应通过构造措施予以防止；3光伏组件安装外保温构造的墙体上时，其与墙面连接部位易产生冷桥，应作特殊断桥或保温构造处理；4预埋防水套管可防止水渗入墙体构造层；管线穿越结构柱会影响结构性能，因此穿墙管线不宜设在结构柱内；5光伏组件镶嵌在墙面时，应由建筑设计专业结合建筑立面进行统筹设计；8建筑设计时，为防止光伏组件损坏而掉下伤人，应考虑在安装光伏组件的墙面采取必要的安全防护措施，如设置挑檐、雨蓬，或进行绿化种植等，使人不易靠近。4.3.13幕墙上安装光伏组件应符合以下要求：1安装在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，其使用的夹胶层材料应为聚乙烯醇缩丁醛（PVB）；5光伏玻璃幕墙的结构性能应满足国家现行标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的要求，并应满足建筑室内对视线和透光性能的要求；6由玻璃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。【条文说明】幕墙上安装光伏组件应符合以下要求：1安装在幕墙上的光伏组件宜采用光伏幕墙，宜根据建筑立面的需要进行统筹设计；2安装在幕墙上的光伏组件尺寸应符合所安装幕墙板材的模数，既有利于安装，又与建筑幕墙在视觉上融为一体；3光伏幕墙的性能应与所安装普通幕墙具备同等的强度，以及具有同等保温、隔热、防水等性能,保证幕墙的整体性能；4PVB（polyvinylbutyral）中间膜是一种半透明的薄膜，是由聚乙烯醇缩丁醛树脂经增塑剂塑化挤压成型的一种高分子材料。使用PVB夹胶层的光伏构件可以满足建筑上使用安全玻璃的要求；用EVA（Ethylenevinyacetate）层压的光伏组件需要采用特殊的结构，防止玻璃自爆后因EVA强度不够而引发事故；5层间防火构造在正常使用条件下，应具有伸缩变形能力、密封性和耐久性；在遇火状态下，应在规定的耐火极限内，不发生开裂或脱落，保持相对稳定性；防火封堵时限应高于建筑幕墙本身的防火时限要求；玻璃光伏幕墙应尽量避免遮挡建筑室内视线，并应与建筑遮阳、采光统筹考虑；41 6为防止光伏组件损坏而掉下伤人，应安装牢固并采取必要的防护措施。4.3.14光伏系统控制机房宜采用自然通风，不具备条件时应采取机械通风措施。【条文说明】光伏系统控制机房，一般会布置较多的配电柜（箱）、逆变器、充电控制器等设备，上述设备在正常工作中都会产生一定的热量；当系统带有储能装置时，系统中的蓄电池在特定情况下可能对空气产生一定的污染。因此，控制机房应采取通风措施。4.4结构设计4.4.1结构设计应与工艺和建筑专业配合,合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置。【条文说明】结构设计应根据光伏系统各组成部分在建筑中的位置进行专门设计，防止对结构安全造成威胁。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。【条文说明】在新建建筑上安装光伏系统，结构设计时应事先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。【条文说明】既有建筑结构形式和使用年限各不相同。在既有建筑上增设光伏系统必须进行结构验算，保证结构本身的安全性。4.4.4支架、支撑金属件及其连接节点，应具有承受系统自重、风荷载、雪荷载、检修动荷载和地震作用的能力。【条文说明】进行结构设计时，不但要校核安装部位结构的强度和变形，而且需要计算支架、支撑金属件及各个连接节点的承载能力。光伏方阵与主体结构的连接和锚固必须牢固可靠，主体结构的承载力必须经过计算或实物试验予以确认，并要留有余地，防止偶然因素产生破坏。光伏方阵和支架的质量大约在0.24~0.49kg/m2，建议设计时取不小于1.0kN/m2。主体结构必须具备承受光伏方阵等传递的各种作用的能力。主体结构为混凝土结构时，混凝土强度等级不应低于C20。4.4.5光伏组件或方阵及其支架和连接件的结构设计应计算以下效应：1非抗震设计时，应计算系统自重、风荷载和雪荷载作用效应；2抗震设计时，应计算系统自重、风荷载、雪荷载和地震作用效应。【条文说明】光伏系统结构设计应区分是否抗震。对非抗震设防的地区，只需考虑系统自重、风荷载和雪荷载；对抗震设防的地区，还应考虑地震作用。安装在建筑屋面等部位的光伏方阵主要受风荷载作用，抗风设计是主要考虑的因素。但由于地震是动力作用，对连接节点会产生较大影响，使连接发生震害甚至造成光伏方阵脱落，所以，除计算地震作用外，还必须加强构造措施。4.4.6安装光伏组件或方阵时，应考虑风压变化对系统部件的影响，宜安装在风压较小的位置。【条文说明】墙角、凹口、山墙、屋檐、屋面坡度大于10°的屋脊等部位，风压大，变化复杂，在这些部位安装光伏系统，对抗风压性能要求较高，因此宜将光伏组件或方阵安装在风压较小的部位，如屋顶中央。在坡屋面上安装光伏组件或方阵时，宜采用与屋面平行的方式，减小风荷载的作用。4.4.7蓄电池、并网逆变器等较重的设备和部件宜安装在承载能力大的结构构件上，并进行构件的强度与变形验算。4.4.8选用建材型光伏构件，应向产品生产厂家确认相关结构性能指标，满足建筑物使用期间对产品的结构性能要求。41 【条文说明】建材型光伏构件，应满足该类建筑材料本身的结构性能。如光伏幕墙，应至少满足普通幕墙的强度、抗风压和防热炸裂等要求，以及在木质、合成材料和金属框架上的安装要求，应符合《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102或《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ133中对幕墙材料结构性能的要求；作为屋面材料使用的光伏构件，应满足相应屋面材料的结构要求。4.4.6光伏组件或方阵的支架，应由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制热浸镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓来固定；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。4.4.7新建光伏一体化建筑的结构设计应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。安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。【条文说明】进行结构设计时，不但要校核安装部位结构的强度和变形，而且需要计算支架、支撑金属件及各个连接节点的承臷能力。光伏方阵与主体结构的连接和锚固必须牢固可靠，主体结构的承裁力必须经过计算机或实物试验予以确认，并要留有余地，防止偶然因素产生破坏。4.4.11支架基座设计应进行稳定性验算，包括抗滑移验算和抗倾覆验算。【条文说明】大多数情况下支架基座比较容易满足稳定性要求（抗滑移、抗倾覆）。但在风荷载较大的地区，支架基座的稳定性对结构安全起控制作用，必须经过验算来确保。4.4.12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》JGJ145及以下规定：1锚栓产品应有出厂合格证；2宜采用化学锚栓；3碳素钢锚栓应经过防腐处理；4应进行锚栓承载力现场试验，必要时应进行极限拉拔试验；5每个连接节点不应少于2个锚栓；6锚栓直径应通过承载力计算确定，并不应小于10mm；7不宜在与化学锚栓接触的连接件上进行焊接操作；8锚栓承载力设计值不应大于其选用材料极限承载力的50％。【条文说明】当土建施工中未设预埋件，预埋件漏放或偏离设计位置较远，设计变更，或在既有建筑增设光伏系统时，往往要使用后锚固螺栓进行连接。采用后锚固螺栓（机械膨胀螺栓或化学锚栓）时，应采取多种措施，保证连接的可靠性及安全性。另外，在地震设防区使用金属锚栓时，应符合建筑行业标准《混凝土用膨胀型、扩孔型建筑锚栓》JG160相关抗震专项性能试验要求；在抗震设防区使用的化学锚栓，应符合国家标准《混凝土结构加固设计规范》GB50367中相关适用于开裂混凝土的定型化学锚栓的技术要求。4.4.13支架、支撑金属件和其它的安装材料，应根据光伏系统设定的使用寿命选择相应的耐候材料并采取适宜的维护保养方法。【条文说明】支架、支撑金属件应根据光伏系统设定的使用寿命选择材料及其维护保养方法。根据目前常见方法以及使用经验，给出如下几种建议：1.钢制+表面涂漆（有颜色）：5~10年，再涂漆。2.钢制+热浸镀锌：20~30年。镀锌层的厚度要求取决于使用条件和使用寿命，应根据环境变化确定镀锌层的厚度。日本的经验表明，要获得20年的使用寿命，在国内重要工业区或沿海地区镀锌量为550-600g/m2以上，郊区为400g/m2以上。在任何特定的使用环境里，锌镀层的保护作用一般正比于单位面积内锌镀层的质量(表面密度)，通常也正比于锌镀层的厚度，因此，对于某些特殊的用途，可采用40μm厚度的锌镀层。41 在我国，采用碳素钢和低合金高强度结构钢作为支撑结构时，一般采用热浸镀锌防腐处理，锌膜厚度应符合现行国家标准《金属覆盖层钢铁制品热浸镀锌技术要求》GB/T13912的相关规定。钢构件采用氟碳喷涂或聚氨酯喷涂的表面处理办法时，涂膜厚度应满足《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102中的相关规定。3.不锈钢：30年以上。不锈钢对盐害等具有高抵抗性，但价格较高，在海上安装的场合应用较多。4.铝合金+氟碳漆喷涂：20年以上。铝合金型材采用氟碳喷涂进行表面处理时，应符合现行国家标准《铝合金建筑型材》GB/T5237规定的质量要求，表面处理层的厚度：平均膜厚t≥40μm，局部膜厚t≥34μm。其他表面处理方法应满足《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102中的相关规定。4.4.13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。【条文说明】在有盐害的地方，不同的金属材料相互接触会产生接触腐蚀，所以应在不同金属材料之间垫上绝缘物，或采用同一金属材料的支撑结构。4.4.14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300mm、一般地面不宜小于1000mm，并应对地基承载力、基础的强度和稳定性进行验算。【条文说明】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。光伏组件最低点距地面应有一定距离。当为一般地面时，为防止泥沙上溅或小动物的破坏，不宜小于1000mm。4.5机电设计4.5.1条件允许时宜设置光伏组件清洗系统；4.5.2电气室应设置通风设施，以保障电气室环境温度在设备运行允许范围内。4.5.3光伏一体化的建筑防雷应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的规定。光伏组件必须置于建筑物防雷系统保护之中。41 5太阳能光伏系统安装5.1一般规定5.1.1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。【条文说明】目前光伏系统施工安装人员的技术水平差别较大，为规范光伏系统的施工安装，应先设计后施工，严禁无设计的盲目施工。施工组织设计、施工方案以及安全措施应经监理和建设方审批后方可施工。5.1.2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。5.1.3设备的运输、查验及土建工程和电气隐蔽工程验收应符合《光伏电站施工规范》GB50794的相关要求。5.1.4光伏系统安装前应具备以下条件：1安装人员应经过相关安装知识培训。2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。3施工组织设计与施工方案已经批准。4建筑、场地、电源、道路等条件能满足正常施工需要。5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【条文说明】光伏系统安装应按照建筑设计和施工要求进行，应具备施工组织设计及施工方案。5.1.5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。【条文说明】光伏系统安装应进行施工组织设计，制定详细的施工流程与操作方案。5.1.6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。【条文说明】鉴于光伏系统的安装一般在土建工程完工后进行，而土建部位的施工多由其他施工单位完成，因此应加强对已施工土建部位的保护。5.1.7施工安装人员应采取以下防触电措施：1应穿绝缘鞋，戴低压绝缘手套，使用绝缘工具。2不得在雨、雪、大风天作业。3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。【条文说明】光伏系统安装时应采取防触电措施，确保人员安全。5.1.8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。临时放置光伏组件时，其下方要衬垫木，各面均不得受碰撞或重压。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非正常短路。4汇流箱内光伏组件穿的电缆接引前，必须确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显的断开点。5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。6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采取限制接近的措施，并由专业人员处置。7接通电路后，不得局部遮挡光伏组件，避免产生热斑效应。8在坡度大于10°的坡屋面上安装施工时，应设置专用踏脚板等安全措施。41 9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。【条文说明】光伏系统安装时应采取安全措施，以保证设备、系统和人员的安全。5.2基座5.2.1安装光伏组件或方阵的支架应设置基座。【条文说明】光伏组件或方阵的支架应固定在预设的基座上，不得直接放置在建筑面层上，否则既无法保证支架安装牢固，还会对建筑面层造成损害。5.2.2基座应与建筑主体结构连接牢固。并应由专业施工人员完成施工。【条文说明】基座关系到光伏系统的稳定和安全，因此必须由专业技术人员来完成。5.2.3屋面支架基座的施工应符合《光伏电站施工规范》GB50794的相关要求。5.2.4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。【条文说明】一般情况下，光伏组件或方阵的承重基座都是在屋面结构层上现场砌筑（或浇筑）。对于在既有建筑上安装的光伏系统工程，需要揭开建筑面层做基座，因此将破坏建筑原有的防水结构。基座完工后，被破坏的部位应重新做防水工程。5.2.5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。【条文说明】不少光伏系统工程采用预制支架基座，直接放置在建筑屋面上，易对屋面构造造成损害，应附加防水层和保护层。5.2.6钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，宜为不锈钢材料或进行镀锌处理，否则在支架安装前应涂防腐涂料，并妥善保护。【条文说明】对外露的金属预埋件应进行防腐防锈处理，防止预埋件受损而失去强度。5.2.7连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。【条文说明】连接件与基座之间的空隙，多为金属构件，为避免此部位锈蚀损坏，安装完毕后应采用细石混凝土填捣密实。5.3支架5.3.1支架安装应符合《光伏电站施工规范》GB50794的相关要求。5.3.2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的要求。5.3.3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。【条文说明】支架在基座上的安装位置不正确将造成支架偏移，影响主体结构的受力。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。【条文说明】光伏组件或方阵的防风主要是通过支架实现的。由于现场条件不同，防风措施也不同。5.3.5钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。【条文说明】为防止漏电伤人，钢结构支架应与建筑接地系统可靠连接。5.3.6钢结构支架焊接完毕，应进行防腐处理。防腐施工应符合《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212和《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》GB50224的要求。5.4光伏组件与方阵5.4.1光伏组件的安装及接线应符合《光伏电站施工规范》GB50794要求。5.4.2光伏组件上应标有带电警告标识，光伏组件强度应满足设计强度要求。【条文说明】由于安装在不同建筑部位，光伏组件的所受的风荷载、雪荷载和地震作用等均不同，安装时光伏组件的强度应与设计时选定的产品强度相符合。41 5.4.3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应便于拆卸和更换。【条文说明】光伏组件应按设计要求可靠地固定在支架上，防止脱落、变形，影响发电功能。5.4.4光伏组件或方阵与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙，该间隙不得被施工材料或杂物填塞。【条文说明】为抑制光伏组件使用期间产生温升，屋顶与光伏组件之间应留有通风间隙，从施工方便角度，通风间隙不宜小于100mm。5.4.5光伏组件或方阵安装时应遵守生产厂指定的安装条件。【条文说明】光伏组件的强度，一般与无色透明强化玻璃的厚度、铝框的厚度及形状、固定用金属零件或螺栓的直径、数量等有关，安装时必须严格遵守产品厂家指定的安装条件。5.4.6在坡屋面上安装光伏组件时，其周边的防水连接构造应按设计要求施工，不得渗漏。【条文说明】坡屋面上安装光伏组件时，会破坏周边的防水连接构造，因此必须制定专门的构造措施，如附加防水层等，并严格按要求施工，不得出现渗漏。5.4.7光伏幕墙的安装应符合以下要求：1双玻光伏幕墙应满足《玻璃幕墙工程质量检验标准》JGJ/T139的相关规定；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/T21086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。【条文说明】由于光伏幕墙的施工安装目前还没有对应的国家标准，光伏幕墙的安装应符合《玻璃幕墙建筑工程技术规范》JGJ102和《建筑装饰工程质量验收规范》GB50210等现行国家标准的相关规定。幕墙中常用的双玻光伏幕墙也是建材型光伏构件的一种，是指由两片以上的玻璃，采用PVB胶片将太阳能电池组装在一起，能单独提供直流输出的光伏构件。《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102要求，玻璃幕墙采用夹层玻璃时，应采用干法加工合成，其夹层宜采用聚乙烯醇缩丁醛（PVB）胶片；夹层玻璃合片时，应严格控制温、湿度。5.4.8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和运营维护方案。【条文说明】在盐雾、寒冷、积雪等地区，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。5.4.9在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、建筑结构状况，选择可靠的安装方案。【条文说明】既有建筑的建造年代、承载状况等均不同，安装光伏系统时，应根据具体情况，选择支架式、叠合式或一体式的安装方法。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、《光伏电站施工规范》GB50794的相关要求，同时应满足设备厂家提出的安装要求。5.5.2光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。【条文说明】光伏系统直流部分的接线，由于目前采用了标准接头，一般不会发生正负极性错接的情况。但也经常会发生把接头切去、加长电缆后重新连接的情况，此时应严格防止接线错误。5.5.3蓄能型光伏系统的蓄电池上方及四周不得堆放杂物，并应保证蓄电池正常通风，防止蓄电池两极短路。【条文说明】蓄电池周围应保持良好通风，以保证蓄电池散热和正常工作。41 5.5.4逆变器和控制器四周不得堆放杂物，并应保证设备的良好通风。【条文说明】逆变器和控制器工作环境应保持良好，以保证其安全工作和检修方便。5.5.5穿过楼面、屋面和外墙的引线应做防水套管和防水密封处理。【条文说明】光伏系统中的电缆防水套管与建筑主体之间的缝隙必须做好防水密封，建筑表面需进行光洁处理。5.6系统调试和检测5.6.1工程验收前应按照《光伏电站施工规范》GB50794、《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064的要求对设备和光伏系统进行调试。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上述四项检查调整合格后，再进行各系统的联合调整试验。5.6.3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。5.6.4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。5.6.5调试和检测完成后，应填写相关记录。41 6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。【条文说明】民用建筑光伏系统工程验收应包括建筑工程验收和光伏系统工程验收。6.1.2光伏系统工程验收前，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）的连接件；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。6.1.3光伏系统验收应根据施工安装特点进行分项工程验收和竣工验收。【条文说明】光伏系统工程验收应规范化。分项工程验收应由监理工程师（或建设单位项目技术负责人）组织施工单位专业质量（技术）负责人等进行验收。6.1.4所有验收应做好记录，签署文件，立卷归档。【条文说明】光伏系统工程施工验收后，施工单位应向建设单位提交竣工验收报告和光伏系统施工图。建设单位收到工程竣工验收报告后，应组织设计、施工、监理等单位（项目）负责人联合进行竣工验收。所有验收应做好记录，签署文件，立卷归档。6.2分项工程验收6.2.1分项工程验收宜根据工程施工特点分期进行。【条文说明】由于光伏系统工程施工受多种条件的制约，分项工程验收可根据工程施工特点分期进行。6.2.2对影响工程安全和系统性能的工序，必须在本工序验收合格后才能进入下一道工序的施工，主要工序应包括下列内容：1、在屋面光伏系统工程施工前，进行屋面防水工程的验收；2、在光伏组件或方阵支架就位前，进行基座、支架和框架的验收；3、在建筑管道井封口前，进行相关预留管线的验收；4、光伏系统电气预留管线的验收；5、在隐蔽工程隐蔽前，进行施工质量验收；6、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。【条文说明】为了保证工程质量，避免返工，光伏系统工程施工工序必须在前一道工序完成并质量合格后才能进行下道工序，并明确了必须验收的项目。6.3竣工验收6.3.1光伏系统工程交付用户前，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。【条文说明】当分项工程验收或检验合格后方可进行竣工验收。6.3.2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；41 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、屋面保温层验收记录；7、隐蔽工程验收记录和分项工程验收记录；8、系统调试和试运行记录；9、系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录10、工程使用、运行管理及维护说明书。41 附录A分布式光伏项目接入配电网典型接线产权分界点计量点示意图【条文说明】接入设计典型接线示意图引自《浙江省电力公司分布式光伏发电项目并网服务管理实施细则（暂行）》，应用于光伏项目位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。对于以10千伏以上电压等级接入、以10千伏电压等级接入但需要升压送出的光伏项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。41 41 41 41 41 41 41 41 本规范用词说明1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1）表示很严格，非这样做不可的：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。41 引用标准名录《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168《低压配电设计规范》GB50054《建筑物防雷设计规范》GB50057《民用建筑电气设计规范》JGJ16《光伏电站施工规范》GB50794《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866《光伏发电站设计规范》GB50797《光伏发电工程验收规范》GB/T50796《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》JGJ203《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205《屋面工程质量验收规范》GB50207《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212《建筑防腐蚀工程质量检验评分标准》GB50224《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303《建筑幕墙》GB/T2108641'