太阳能光伏建筑应用系统评价标准(共40页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上太阳能光伏建筑应用系统评价标准征求意见稿中国建筑节能协会太阳能建筑一体化专业委员会2013年11月专心-专注-专业目 录1总则1.0.1 为了贯彻实施能源节约、环境保护、建设节约型社会，引导太阳能光伏建筑应用系统的发展，规范太阳能光伏建筑应用系统的评价，制定本标准。1.0.2 本标准适用于评价各种形式的太阳能光伏建筑应用系统。1.0.3 太阳能光伏建筑应用系统评价应结合光伏建筑应用系统工程实例和单元样本工程评价情况综合确定评价结果。1.0.4 太阳能光伏建筑应用系统评价，除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语2.0.1 太阳能光伏建筑应用系统 building  integrated  solar photovoltaic system将太阳能光伏技术与建筑技术结合，在建筑中应用的光伏系统，由太阳能光伏组（构）件、逆变器、控制器、汇流箱、交、直流配电柜、支架及蓄电池等组成，能够实现光伏系统与建筑的良好结合，做到与建筑协调统一。本标准简称为“光伏系统”。2.0.2 光伏构件 photovoltaic components工厂定型生产、满足安装部位建筑性能要求的光伏组件。2.0.3 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，最小不可分割的太阳电池组合装置。2.0.4 系统适应性能 system applicability 光伏系统的设计和设备配置所决定的适合用户使用的性能。2.0.5 系统安全性能system safety光伏系统的设备、设施和材料等及其在运行过程中不危害人身安全并有利于预防或阻止灾害的性能。2.0.6 系统耐久性 system durability 光伏系统和各部件在一定年限内保证系统正常安全使用的性能。2.0.7 系统经济性能 system economy 光伏系统在安装和使用过程中，节能、节地和投资回收期等性能。2.0.8 单元样本工程 unit sample project具有发电并网功能的最小光伏系统。2.0.9 综合发电效率光伏系统综合发电效率即年性能比（Performance Ratio），影响因素包括部件效率、温，影响因素包括部件效率、温度、遮挡、非线性损失、衰降、线损、表面清洁度等十几个因素，是判定光伏电站综合质量的最重要的指标。年性能比的监测和计算参照光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则GB/T20513-2006。3基本规定3.1基本要求3.1.1 太阳能光伏建筑应用系统的评价应以各种形式的太阳能光伏建筑应用系统为对象。3.1.2 申请评价主体单位应按本标准的要求，提交包括但不限于申报书、太阳能光伏建筑应用系统形式的设计方案、及运用太阳能光伏建筑应用系统的工程实例或单元样本工程等。3.1.3 太阳能光伏建筑应用系统评价分6个评价指标体系。评价方应按本标准规定的方法和设定的指标，使用本标准附录A附录F评价指标进行打分，并应使用本标准附录G进行汇总。3.2评价与等级划分3.2.1 太阳能光伏建筑应用系统的评价指标体系应由光伏系统与建筑集成、系统适用性能、系统安全性能、系统耐久性能、系统经济性能、系统运行与维护6个评价指标体系组成。每个评价指标体系应包括控制项、一般项与优选项3个分项指标。3.2.2 进行太阳能光伏建筑应用系统评价时，应先审查是否满足控制项的各项指标。控制项指标满足要求后，应再进行一般项和优选项的评价。3.2.3 本标准评价指标中每个子项的评分结果，对不分档打分的子项，应分为得分和不得分两种。对分档打分的子项应以罗马数字、区分不同的评分要求，较低档的分值应用括弧（）表示。在使用评价指标，当同一条目中包含多项要求时，应全部满足才能得分。凡前提条件与子项规定的要求无关时，参评的总分数相应减少，等级划分时对分数的要求可按原比例调整确定。 3.2.4 本标准中，各评价项目的最终得分，为本组专家评分的平均值。评价指标中6个评价指标体系及分值设定应符合表3.2.1的规定。表3.2.1 评价指标体系及分值设定项目分值总分系统与建筑集成（220）一般项100800优选项120系统适应性能（100）一般项50优选项40系统安全性能（160）一般项120优选项40系统耐久性（90）一般项68优选项22系统经济性能（150）一般项106优选项44系统运行与维护（80）一般项60优选项203.2.5 分项控制条款全部合格，一般条款和优选条款总分等于或高于480分但低于580分的系统，评价等级应为一星级；总分等于或高于580分但低于680分的系统，评价等级应为二星级；总分等于或高于680分以上的系统，评价等级应为三星级。4 系统与建筑集成评价4.1 一般规定4.1.1 太阳能光伏系统与建筑集成的评价，应涵盖规划设计、建筑设计、结构设计、电气设计4个评价项目。4.1.2 规划、建筑、结构和电气设计评价指标应按本标准附录A所列项目进行打分，满分为220分，其中一般项100分，优选项120分。4.2 规划设计4.2.1 规划设计应综合地理纬度、气候特征、场地条件及周围环境，确定建筑布局、朝向、间距、群体组合和空间环境，在满足太阳能光伏系统设计和安装的技术要求时，做到合理、经济、美观，并尽可能少地影响建筑功能。该部分的评价满分为60分，其中一般项30分，优选项30分。 控制项4.2.2 光伏系统与建筑的布局要注重与周围环境和谐、统一。4.2.3 新建、改建和扩建的民用建筑光伏系统及在既有建筑上安装或改造的光伏系统应分别满足民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203-2010第1.0.3、1.0.4条的规定。4.2.4 光伏组（构）件布置满足民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203-2010第4.2.2、4.3.2的规定。 一般项4.2.5 合理利用光伏幕墙、光伏采光顶、光伏雨棚、光伏遮阳、普通支架式等应用于建筑的光伏系统形式。4.2.6 与周边建筑规划配建分布式能源供应站。4.2.7 光伏组（构）件的使用寿命与建筑寿命比值不大于1。 优选项4.2.8 用合适的光伏电池或组件类型、与建筑结合的方式等措施提高太阳能光伏系统的综合效益，包括系统发电效率和建筑节能效益。4.2.9 规划设计全面的考虑了光伏系统的应用，并做好预留。4.2.10 规划设计时对可能造成的光污染采取防护措施。4.2.11 在影响声环境质量的情况下，光伏系统采用隔噪、降噪等措施，使运行噪声小于45dB。4.3 建筑设计4.3.1 建筑设计的评价，包括合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置、系统集成形式、建筑性能要求、安装要求、建筑部位的防水、排水和系统安装与检修的要求。该部分的评价满分为60分，其中一般项20分，优选项40分。控制项4.3.2 光伏系统主要组成部件在建筑中的位置应合理确定，并满足建筑物的使用和安全防护要求。4.3.3 直接构成建筑围护结构的光伏构件满足该部位建筑热工方面和建筑寿命的要求。4.3.4 光伏系统的防火性能符合相应建筑规范要求。4.3.5 普通支架式光伏系统基座不影响屋面排水与防水功能。4.3.6 光伏系统不影响建筑物的消防通道，并根据消防疏散和保护人身安全等方面的需要，安装必要的照明设施。4.3.7 光伏组（构）件及其支撑系统不跨越变形缝。 一般项4.3.8 采用光照条件好、朝向好的建筑立面或建筑屋顶应用光伏系统使光伏组（构）件利于接收太阳辐射。4.3.9 光伏组（构）件尺寸符合建筑设计模数。 优选项4.3.10 在空气质量较差的地区，设置光伏组（构）件清洁系统。4.3.11 在多雪地区，直接构成建筑屋面的光伏组（构）件设置有人工融雪、清雪的安全通道。4.3.12 采用晶体硅电池组件的光伏系统通过合理设计达到对组（构）件通风降温效果。4.3.13 光伏发电系统能产生多联供效果。4.3.14 应用于建筑立面、采光顶及光伏瓦上的相同光伏组（构）件色差小于3块/100块的比例。4.4 结构设计4.4.1 结构设计的评价，应包括光伏系统与建筑主体结构或构件的连接；在既有建筑上安装光伏系统的安全复核和结构设计荷载等。该部分的评价满分为40分，其中一般项20分，优选项20分。控制项4.4.2 光伏系统中与结构相关的安全系数符合国家相关建筑结构规范要求。4.4.3 填充墙不作为光伏系统的支承结构。4.4.4 在新建建筑中考虑了安装光伏系统传递的荷载效应；在既有建筑上增设光伏系统、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进行了复核验算，计算结果满足建筑结构及其他相应的安全性能要求。4.4.5 用作幕墙、采光顶、窗户等的光伏构件，满足相应建筑构件四性实验要求和建筑物安全性能要求。4.4.6 用作阳台栏板的光伏构件，符合相关标准对阳台栏板的刚度、强度、防护功能的规定；采取了保护人身安全的防触电措施。4.4.7 系统支架结构如采用钢材及铝合金，其结构设计分别按钢结构设计规范GB 50017及铝合金结构设计规范GB 50429的规定进行。4.4.8 既有建筑安装光伏系统时，管线不穿越结构梁、柱。 一般项4.4.9 合理利用建筑原有结构作为光伏系统的支撑。4.4.10 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、检修荷载和地震作用的能力。 优选项4.4.11 光伏构件完全替代建筑构件的功能。4.4.12 光伏系统结构与建筑主体一体化设计，光伏系统与建筑主体之间采用预埋件，无任何后置连接件。4.5 电气设计4.5.1 电气设计的评价，包括系统选型、系统组串并联设计、离网设计、并网设计。该部分的评价满分为60分，其中一般项30分，优选项30分。 控制项4.5.2 在方案、规划阶段制定并网光伏系统规划方案，统筹考虑光伏发电接入设计。4.5.3 同一最大功率点跟踪器或逆变器所接太阳电池组件串、相同组件串中不同太阳电池组（构）件的电性能参数一致，其STC条件下最大功率、最大功率点电流的偏差小于±3%。4.5.4 接入同一最大功率点跟踪器或逆变器的光伏组件串的朝向、安装倾角基本一致。 一般项4.5.5 光伏系统设置了符合光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T 20513-2006要求的监测系统。4.5.6 离网系统合理采用了孤岛运行方式下的微电网。4.5.7 选择普通逆变器的系统逆变器效率满足并网光伏发电专用逆变器技术条件CNCA/CTS 0004的要求，无变压器型逆变器最大转换效率应不低于96%，含变压器型逆变器最大转换效率应不低于94%。选择微型逆变器的系统微型逆变器的效率到如下要求。表5.5.8 微型逆变器的效率类型并网离网隔离94%90%不隔离94.5%91% 优选项4.5.8 光伏系统设置了与建筑负载匹配的储能系统。4.5.9 并网光伏系统具有根据相应电网指令进行自动调度的功能。4.5.10 光伏系统选择的逆变器效率比4.5.8高2%。4.5.11 光伏系统中的光伏组件10年功率衰减小于10%；25年功率衰减小于15%。4.5.12 光伏系统局部故障不会对整个光伏系统造成影响或冲击。5系统适应性能评价5.1一般规定5.1.1 光伏系统的发电能力和电能质量满足相关的国家标准。5.1.2发电能力和电能质量评价指标应按本标准附录B所列项目进行打分，满分为90分，其中一般项60分，优选项30分。5.2发电能力5.2.1 光伏系统中发电能力包括输出电压、输出频率、可调度性、低辐照性能、输出电压波形失真度、噪声及稳定性等。该部分的评价满分为90分，其中一般项60分，优选项30分。 控制项5.2.2 光伏系统应避免遮挡，减少光伏阵列的组合损失、温升损失、线路损耗、MPPT效率和随光强变化的非线性损失。5.2.3 光伏系统应具有一定的调节能力，包括有功调节、无功调节、储能、负荷调节等，以适应高比例光伏接入条件和有逆功率流情况下保障配电网的安全可靠运行。 一般项5.2.4 复查光伏阵列的前后间距，冬至日上午9点到下午3点，光伏方阵不应受遮挡。5.2.5 抽测组串的I-V特性和该组串内光伏组件的I-V特性，以检验光伏组串的组合损失，不应高于5%。5.2.6 光伏系统的综合发电效率达到或高于75%。5.2.7 由光伏系统故障或检修造成的系统不工作时间占全年的2%以下。 5.2.8 由光伏系统检修需要造成系统不工作的次数每年不多于2次。 优选项5.2.9 建成微电网形式，与公共电网的电能交换功率可控制。5.2.10 光伏系统的综合发电效率达到或高于80%。5.3电能质量5.3.1 电能质量包括电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度、电压正弦波形畸变率、频率偏差等指标。该部分的评价均为控制项。 控制项5.3.2 当光伏发电系统并网点的电压波动和闪变值满足电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326-2008、谐波值满足GB/T 14549-1993、间谐波值满足电能质量 公用电网间谐波GB/T 24337-2009、三相电压不平衡度满足电能质量 三相电压不平衡GB/T 15543-2008的要求时，光伏发电系统能正常运行。5.3.3 光伏系统以低压方式与公共电网并网时，电网运行适应性和电能质量应符合 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 29319-2012；光伏系统以中压方式与公共电网并网时，电网运行适应性和电能质量应符合光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19964-2012。6系统安全性能评价6.1一般规定6.1.1 系统安全性能评价包括设备安全评价、系统电气安全评价和安全警示措施评价。6.1.2 评价指标按本标准附录C所列项目进行打分，满分为160分，其中一般项90分，优选项70分。6.2设备安全6.2.1 设备安全评价包括对光伏系统所用的光伏组件、逆变器、控制器、汇流箱、储能电池、线缆等关键设备在产品性能安全认证、防火、防雷接地、耐压等方面的评价，该部分的评价满分为90分，其中一般项60分，优选项30分。 控制项6.2.2 光伏系统使用的光伏组件、逆变器、控制器、汇流箱、储能电池、线缆等使用通过相关标准认证或型式试验的合格产品。6.2.3 直流线路满足以下要求：1）耐压等级不低于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；2）额定载流量不低于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值不低于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；3）直流线路压降不超过2%。 一般项6.2.4 光伏构件的耐火等级除符合建筑设计防火规范GB 50016-2012中四级的要求外，还符合IEC 61730-2和UL 1703中耐火试验C级的要求。6.2.5 光伏线缆的耐高温和防火等级满足标准光伏发电系统用电缆CEEIA B218的相关要求。6.2.6 光伏汇流箱内设置防雷保护装置；汇流箱中每一个光伏组件串分别由线缆引至汇流母排，在母排前分别设置直流分开关，并在汇流箱内设置直流主开关。6.2.7 设置在室外的光伏汇流箱采取合适的防腐措施，其IP防护等级符合IP65的要求。 优选项6.2.8 光伏汇流箱的设置位置便于操作和检修。设置在室外的光伏汇流箱的IP防护等级高于IP65的要求。6.2.9 交直流线路排布有防止打弧、过热等安全措施。6.2.10 光伏汇流箱内接线及箱内配置的避雷器的耐压不低于光伏系统最大系统电压的2倍。6.3系统电气安全6.3.1 光伏系统电气安全评价包括并网保护评价、接地防雷评价、线缆排布安全评价等。该部分的评价满分为 70分，其中一般项30分，优选项40分。 控制项6.3.2 系统输配电和控制用缆线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。6.3.3 低压并网光伏系统安全与保护应符合光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 29319-2012。 6.3.4 光伏系统与公共电网之间设置有隔离装置，并符合民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203-2010中3.4.2条的要求。6.3.5 光伏系统的接地符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 50169的相关要求，采用当敷设保护等电位连接导体时，导体与直流电缆和交流电缆以及附件平行并与之紧密接触。6.3.6 电气装置安装符合建筑电气工程施工质量验收规范GB 50303的相关要求。6.3.7 电缆线路施工符合电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50168的相关要求。6.3.8 防雷措施遵守建筑物防雷设计规范GB 50057的相关规定。6.3.9 组件串的最大系统电压不超过光伏组件允许的最大系统电压。6.3.10 储能系统设置独立的蓄电池安装场所。安装场无高温辐射、无潮湿、无震动、少灰尘、避免阳光直射、并保持通风，并满足电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044的相关规定。蓄电池上方及四周不堆放杂物。6.3.11 穿过屋面或外墙的线缆设置防水套管，并有防水密封措施，布置整齐。6.3.12 光伏系统与公用电网之间的隔离开关和断路器均具有断零功能，且相线和零线能同时分断和合闸。 一般项6.3.10 光伏系统交直流侧线缆分别布线和编号，并标识正、负极性。6.3.12 离/并网逆变器、控制器与周边其他电气设备或杂物的间距不小于60cm。 优选项6.3.14 在新建建筑上安装的光伏系统，光伏线缆通道与建筑物本身的电缆通道合并。6.3.15 光伏系统设置独立的配/变电间、控制机房。6.3.16 当光伏组串系统电压超过120V时，在直流侧采用II类设备或与其绝缘等效的保护方式。6.4安全警示措施6.4.1 安全警示措施评价主要是指对安全警示标志的评价，均为控制项。 控制项6.4.2 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，设置防触电警示标识。6.4.3 光伏系统在并网处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”等提示性文字和符号。6.4.4 开关柜（箱）中的应急回路设置相应的应急标志和警告标识。7系统耐久性评价7.1 一般规定7.1.1 光伏系统耐久性能的评价，包括主要设备及材料、辅助设施及材料的评价。 7.1.2 评价指标按本标准附录D所列项目进行打分，满分为90分，其中一般项75分，优选项15分。7.2主要设备及材料7.2.1 光伏系统主要设备的评价，包括光伏组件耐久性、支架材质及表面处理、关键部件及材料方面，满分为55分，其中一般项40分，优选项15分。 控制项7.2.2 光伏幕墙或光伏采光顶满足建筑用太阳能光伏夹层玻璃GB 29551和国家标准建筑用太阳能光伏中空玻璃的相关要求。 一般项7.2.3 受盐雾影响地区使用的光伏组件，其耐盐雾腐蚀性能满足光伏组件盐雾腐蚀试验GB/T 18912的要求。 7.2.4 在风沙地区使用的光伏组件，其耐风沙性能满足国家相关砂尘试验标准的要求。7.2.5 铝型材光伏组件支撑结构做阳极氧化处理，钢材光伏组件支撑结构做热浸镀处理或其它有效防腐处理。 优选项7.2.6 在高温高湿地区使用的光伏组件，使用能够通过温度85，湿度85%RH，时间不低于2000h的高温高湿老化试验的合格产品。7.3 辅助设施及材料7.3.1 辅助设施耐久性的评价，包括对电线电缆、紧固件、隔离胶垫等设施及材料的评价，满分为35分，均为一般项。 控制项7.3.2 光伏线缆耐老化年限不低于光伏系统设计使用年限。 一般项7.3.3 螺钉、螺栓等紧固件应与光伏系统主体结构的设计使用年限相匹配。7.3.4 隔离胶垫使用满足三元乙丙橡胶(EPDM) 评定规程ISO 4097-2000要求的合格产品。7.3.5 室外桥架使用热镀锌钢材，镀锌层厚度不应小于65，寿命不低于光伏系统设计使用年限。8系统经济性能评价8.1 一般规定8.1.1 光伏系统经济性能的评价，应包括节能、节地2个评价项目，满分为150分，其中一般项为106分，优选项为44分。8.1.2 系统经济性能评价应符合本标准附录E的规定。8.2 节能8.2.1 光伏系统的节能评价，应包括系统的太阳电池光电转换效率、系统电气效率、投资回收期等三个子项，满分为90分，其中一般项66分，优选项24分。 控制项8.2.2 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率不低于下表：表8.2.2 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率类别薄膜多晶硅单晶硅硅基铜铟镓硒碲化镉其他最小效率（STC）7%11%10%10%16%17%8.2.3 按光伏系统的理论全年发电量及当地电价计算，光伏系统的静态投资回收期不应超过主要设备的正常使用年限。 一般项8.2.4 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率不低于下表： 表8.2.4 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率类别薄膜多晶硅单晶硅硅基铜铟镓硒碲化镉其他最小效率（STC）10%12%11%11%17%18.5%8.2.5 光伏组（构）件直流输出端至逆变器输出端的系统电气效率高于90%。8.2.6 按光伏系统的理论全年发电量及当地电价计算，光伏系统的静态投资回收期不大于10年。8.2.7 光伏系统的并网点设有电量计量装置。 优选项8.2.8 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率不低于下表： 表8.2.8 光伏组（构）件所用太阳电池的光电转换效率类别薄膜多晶硅单晶硅硅基铜铟镓硒碲化镉其他最小效率（STC）12%14%12%12%18%20%8.2.9 光伏组（构）件直流输出端至逆变器输出端的系统电气效率高于95%。8.2.10 按光伏系统的理论全年发电量及当地电价计算，光伏系统的静态投资回收期不大于6年。8.3 节地8.3.1 光伏系统节地的评价，应包括光伏组件不占用公共场地、逆变器不占用公共场地、交直流配电柜及储能设备不占用公共场地、不加大建筑间距、合理确定建筑布局等子项，满分60分，其中一般项40分，优选项20分。 控制项8.3.2 光伏组件应安装在建筑屋面、阳台、墙面等部分，不得占用建筑物周围的公共场地。8.3.3 光伏组（构）件安装在建筑阳台、墙面等部位的新建建筑，不应为避免相邻建筑的日照标准而加大建筑间距。 一般项8.3.4 逆变器不占用建筑物周围的公共场地。8.3.5 交直流配电柜及储能设备不占用建筑物周围的公共场地。 优选项8.3.6 光伏系统应综合场地条件、建筑功能、周边环境等因素，并应在符合相关设计及安装规范的前提下，合理确定建筑布局、朝向、间距、群体组合和空间环境等，并综合考虑太阳能热水系统等其他可再生能源的综合利用。8.3.7 合理利用建筑物中的未使用的空间布置系统设备。9系统运行与维护9.1 一般规定9.1.1 光伏系统的运行与维护评价，应包括系统运行与维护、服务体系两个评价项目，满分为80分，其中一般项为60分，优选项为20分。9.1.2 系统的运行与维护评价应符合本标准附录F的规定。9.2 运行与维护9.2.1 光伏系统的运行与维护评价应包括运营与维护手册、手册的内容、主要设备资料、相关监控设备资料等子项，满分35分，其中一般项20分，优选项15分。 控制项9.2.2 有包含记录表单的系统运行与维护手册。9.2.3 系统运行与维护手册的内容与设计文件相一致。9.2.4 系统运行与维护手册的内容符合光伏建筑一体化系统运营与维护规范JGJ/T 264及其他相关标准规范的要求。 一般项9.2.5 主要设备的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单完整齐备。9.2.6 主要设备附近设置有系统原理图和操作规程。9.2.7 光伏系统运行与维护人员接受专门培训。9.2.8 光伏系统设置有本地监控系统。 优选项9.2.9 光伏系统有故障进行自动定位功能。9.2.10 无法直接目视巡检的光伏组（构）件区域设置有视频监控装置，视频监控的清晰度度能够辨识明显的结构问题。9.2.11 在盐雾、寒冷、积雪等地区使用光伏系统时，制定了专门的运营维护方案。9.3 服务体系9.3.1 光伏系统的服务体系评价包括售后服务组织及人员、管理制度、相关监控系统等子项，满分25分，其中一般项15分，优选项10分。 控制项9.3.2 申请评价方有相应的售后维修部门、人员及相应的管理制度。9.3.3 光伏系统运行与维护人员的技术与管理培训制度齐备。 一般项9.3.4 申请评价方在3个工作日内响应售后服务要求。9.3.5 在质保期内申请评价方应定期进行客户回访，且不少于2次/年。 优选项9.3.6 申请评价方可以远程监控光伏系统的运行情况。9.3.7 申请评价方根据远程监控机故障定位情况主动提出售后服务，且响应时间在2个工作日内。9.3.8 在质保期内申请评价方应定期对光伏系统进行巡检，且不少于2次/年。附录A系统与建筑集成评价指标表A 系统与建筑集成评价指标（220分）评价项目及分值分项及分值子项序号定性定量指标分值得分规划设计（60）控制项A01光伏系统与建筑的布局要注重与周围环境和谐、统一。新建、改建和扩建的民用建筑光伏系统及在既有建筑上安装或改造的光伏系统应分别满足民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203-2010第1.0.3、1.0.4条的规定。光伏组（构）件布置满足民用建筑太阳能光伏系统应用规范JGJ 203-2010第4.3.2的规定。一般项（30）A02合理利用光伏幕墙、光伏采光顶、光伏雨棚、光伏遮阳、普通支架式等应用于建筑的光伏系统形式。10A03与周边建筑规划配建分布式能源供应站。10A04光伏组（构）件的使用寿命与建筑寿命比值不大于1。10优选项（30）A05用合适的光伏电池或组件类型、与建筑结合的方式等措施提高太阳能光伏系统的综合效益，包括系统发电效率和建筑节能效益。10A06规划设计全面的考虑了光伏系统的应用，并做好预留。10A07规划设计时对可能造成的光污染采取防护措施。5A08在影响声环境质量的情况下，光伏系统采用隔噪、降噪等措施，使运行噪声小于45dB。5建筑设计（60）控制项A09太阳能光伏系统主要组成部件在建筑中的位置应合理确定，并满足建筑物的使用和安全防护要求。A10直接构成建筑围护结构的光伏构件满足该部位建筑热工方面的要求。A11光伏系统的防火性能符合相应建筑规范要求。A12普通支架式光伏系统基座不影响屋面排水与防水功能。A13光伏系统不影响建筑物的消防通道，并根据消防疏散和保护人身安全等方面的需要，安装必要的照明设施。A14光伏组（构）件及其支撑系统不跨越变形缝。续表A-1评价项目及分值分项及分值子项序号定性定量指标分值得分建筑设计（60）一般项（20）A15采用光照条件好、朝向好的建筑立面或建筑屋顶应用光伏系统。 朝南与南偏东（或西）30°内10 南偏东（或西）30°60°内5 朝东或朝西2A16光伏组（构）件尺寸符合建筑设计模数。10优选项（40）A17在空气质量较差的地区，设置光伏组（构）件清洁系统。10A18在多雪地区，直接构成建筑屋面的光伏组（构）件设置有人工融雪、清雪的安全通道。5A19采用晶体硅电池组件的光伏系统通过合理设计达到对组（构）件通风降温效果。10A20光伏发电系统能产生多联供效果。5A21应用于建筑立面、采光顶及光伏瓦上的相同光伏组（构）件色差小于3块/100块的比例。10结构设计（40）控制项A22光伏系统结构安全系数符合国家相关建筑结构规范要求。A23填充墙不作为光伏系统的支承结构。A24在新建建筑中考虑了安装光伏系统传递的荷载效应；在既有建筑上增设光伏系统、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进行了复核验算，计算结果满足建筑结构及其他相应的安全性能要求。A25用作幕墙、采光顶顶、窗户等的光伏构件，满足相应建筑构件四性实验要求和建筑物安全性能要求。A26用作阳台栏板的光伏构件，符合相关标准对阳台栏板的刚度、强度、防护功能的规定；采取了保护人身安全的防触电措施。A27系统支架结构如采用钢材及铝合金，其结构设计分别按钢结构设计规范GB 50017及铝合金结构设计规范GB 50429的规定进行。A28既有建筑安装光伏系统时，管线不穿越结构梁、柱。续表A-2评价项目及分值分项及分值子项序号定性定量指标分值得分结构设计（40）一般项（20）A29合理利用建筑原有结构作为光伏系统的支撑。10A30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、检修荷载和地震作用的能力。10优选项（20）A31光伏构件完全替代建筑构件的功能。10A32光伏系统结构与建筑主体一体化设计，光伏系统与建筑主体之间采用预埋件，无任何后置连接件。10电气设计（60）控制项A33在方案、规划阶段制定并网光伏系统规划方案，统筹考虑光伏发电接入设计。A34同一最大功率点跟踪器或逆变器所接太阳电池组件串、相同组件串中不同太阳电池组（构）件的电性能参数一致，其STC条件下最大功率、最大功率点电流的偏差小于±3%。A35接入同一最大功率点跟踪器或逆变器的光伏组件串的朝向、安装倾角基本一致。一般项（30）A36光伏系统设置了符合光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T 20513-2006要求的监测系统。10A37离网系统合理采用了孤岛运行方式下的微电网。10A38使用了转换效率符合要求的逆变器。10优选项（30）A39光伏系统设置了与建筑负载匹配的储能系统。5A40并网光伏系统具有根据相应电网指令进行自动调度的功能。5A41光伏系统选择的逆变器转换效率比4.5.8高2%。5A42光伏系统中的光伏组件10年功率衰减小于10%；25年功率衰减小于15%。10A43光伏系统局部故障不会对整个光伏系统造成影响或冲击。5附录B 系统适应性能评价指标表B 系统适应性能评价指标（90分）评价项目及分值分项及分值子项序号定性定量指标分值得分发电能力（90）控制项B01光伏系统应避免遮挡，减少光伏阵列的组合损失、温升损失、线路损耗、MPPT效率和随光强变化的非线性损失。B02光伏系统应具有一定的调节能力，包括有功调节、无功调节、储能、负荷调节等，以适应高比例光伏接入条件和有逆功率流情况下保障配电网的安全可靠运行。一般项（60）B03复查光伏阵列的前后间距，冬至日上午9点到下午3点，光伏方阵不应受遮挡。计算方法见GB/T 29196-2012。10B04光抽测组串的I-V特性和该组串内光伏组件的I-V特性，以检验光伏组串的组合损失，不应高于5%。15B05光伏系统的综合发电效率达到或高于75%。10B06由光伏系统故障或检修造成的系统不工作时间占全年的2%以下。15B07由光伏系统检修需要造成系统不工作的次数每年不多于2次。10优选项（30）B08建成微电网形式，与公共电网的电能交换功率可控制。15B09光伏系统的综合发电效率达到或高于80%。15电能质量控制项B10当光伏发电系统并网点的电压波动和闪变值满足电能质量 电压波动和闪变GB/T 12326-2008、谐波值满足GB/T 14549-1993、间谐波值满足电能质量 公用电网间谐波GB/T 24337-2009、三相电压不平衡度满足电能质量 三相电压不平衡GB/T 15543-2008的要求时，光伏发电系统能正常运行。B11光伏系统以低压方式与公共电网并网时，电网运行适应性和电能质量应符合 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 29319-2012；光伏系统以中压方式与公共电网并网时，电网运行适应性和电能质量应符合光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19964-2012。附录C 系统安全性能评价表C 系统安全性能评价（160分）评价项目及分值分项及分值子项序号定性定量指标分值得分设备安全（90）控制项C01光伏系统使用的光伏组件、逆变器、控制器、汇流箱、储能电池、线缆等使用通过相关