2023户用并网光伏系统设计与施工规范.docx

户用并网光伏系统设计与施工规范户用并网光伏系统设计与施工规范1 范围本标准规定了户用并网光伏发电系统的设计与施工。本标准适用于安徽省新建、扩建或改建的户用并网光伏发电系统，包括建在地面的小型户用光伏发电系统和与建筑结合的户用光伏发电系统。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 4208外壳防护等级(IP代码)GB 7251.1低压成套开关设备和控制设备 第1部分:总则GB/T 9535地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型GB 9466.1 GB 9466-1988低压成套开关设备基本试验方法被GB/T 10233-2005代替GB/T 12325电能质量 供电电压偏差GB/T 12326电能质量 电压波动和闪变GB/T 14549电能质量 公用电网谐波GB/T 15543电能质量 三相电压不平衡GB/T 16895.32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 18911地面用薄膜光伏组件 设计鉴定和定型GB/T 19466.1 塑料 差示扫描量热法(DSC) 第1部分:通则GB/T 20047.1 光伏(PV)组件安全鉴定 第1部分:结构要求GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定GB50016建筑设计防火规范GB50026工程测量规范GB50054低压配电设计规范GB50057建筑物防雷设计规范GB/T 50063电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T 50065交流电气装置的接地设计规范GB 50150电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 50204混凝土结构工程施工质量验收规范GB 50205钢结构工程施工质量验收规范GB 50217电力工程电缆设计规范7GB 50312综合布线系统工程验收规范GB 50576铝合金结构工程施工质量验收规范GB 50797-2012光伏发电站设计规范DL/T 448电能计量装置技术管理规程DL/T 614多功能电能表DL/T 645多功能电能表通信协议NB/T 32004光伏发电并网逆变器技术规范IEC 60794-3-12-2005 IEC 60794-3-12-2012光缆 第3-12部分：室外光缆 建筑物布线用管道和直埋通信光缆的详细规范IEC 61730-2-2004IEC 61730-2-2012光伏(PV)组件的安全鉴定 第2部分：测试要求3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1 3.1户用并网光伏发电系统 household grid-connected photovoltaic power system指安装容量为三相 30 kW 及以下或单相 8 kW 及以下，接入的电网电压等级为三相 380 V 或单相220 V 的户用光伏发电系统，系统一般由光伏组件、并网光伏逆变器、交流配电箱、计量表、监控设备等组成。按照安装位置可分为建在地面的光伏发电系统和与建筑结合的光伏发电系统。以下简称光伏发电系统。3.2 3.2光伏组件 PV module具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。3.3 3.3光伏方阵 PV array将若干个光伏组件在机械和电气上按照一定方式组装在一起并具有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。3.4 3.4T 结式连接 tapped connection将光伏发电系统通过断路器与接入的电网架空或电缆线路连接。3.5 3.5公共连接点 point of common coupling (PCC)电网中一个以上用户的连接处。该定义可参见附录A。3.6 3.6并网点 point of coupling (POC)指光伏发电系统的输出汇总点。该定义可参见附录A。3.7 3.7孤岛 islanding包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。孤岛可分为非计划孤岛和计划性孤岛。注：非计划性孤岛指非计划、不受控地发生孤岛。计划性孤岛指按预先配置的控制策略、有计划地发生孤岛。3.8 3.8防孤岛 anti-islanding防止非计划孤岛现象的发生。3.9 3.9峰值日照时数 peak sunshine hours一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为 1 kW/m2 的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。3.10 3.10光伏系统年峰值日照时数 annual peak sunshine hours of PV system将光伏方阵面上接收到的年太阳总辐射照量，折算成辐照度 1 kW/m2 下的小时数。3.11 3.11法向直接辐射辐照度 direct normal irradiance (DNI)到达地表与太阳光线垂直的表面上的太阳辐射强度。3.12 3.12安装容量 capacity of installation光伏发电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）。3.13 3.13峰瓦 watts peak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。3.14 3.14真太阳时 solar time以太阳时角作为标准的计时系统，真太阳时以日面中心在该地的上中天的时刻为零时。4 设计4.1 总体规划4.1.1 一般规定4.1.1.1 光伏发电系统设计应综合考虑日照条件、土地或房屋建筑条件等因素，并应满足安全可靠、经济适用、便于安装和维护的要求。4.1.1.2 光伏发电系统总体布局应综合考虑光伏组件摆放、逆变器安装、集电线路走线、组件更换和清洁、防护设施等总体布置设计。4.1.1.3 光伏发电系统装机容量应根据场地、屋面或外墙面的面积以及房屋建筑的承重综合考虑。4.1.2 安装地点选择4.1.2.1 光伏发电系统的安装地点可选择在自家空地、户用屋顶或外墙面上，应考虑可使用面积、房屋建筑结构和承重要求、地面基础情况等。4.1.2.2 建在地面的光伏发电系统宜选择在地势平坦或北高南低的坡度区域，与建筑结合的光伏发电系统宜选择南向或接近南向的屋顶或外墙面，宜避开周边障碍物对光伏组件的遮挡。4.1.2.3 光伏发电系统建筑地点不应选择滑坡、地震断裂、危岩等地质灾害频发的房屋建筑周围区域。4.1.3 气象及太阳能资源分析4.1.3.1 应对光伏发电系统安装地点进行太阳能资源基本状况分析，并对相关气候特征进行适应性分析。4.1.3.2 分析数据应包括逐月的太阳总辐射、直接辐射、散射辐射、年平均气温、最高气温、最低气温、最大风速、冰雹、降雪、雷电等情况。4.2 光伏发电系统设计4.2.1 一般规定4.2.1.1 光伏发电系统包括光伏组件、光伏并网逆变器、交流配电箱、计量表、监控设备等组成，见附录 B。4.2.1.2 光伏发电系统主要设备和部件应满足以下条件：a) 应符合现行相关标准的规定，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。b) 光伏发电系统应装设电能计量装置，并经校验合格后投入使用。c) 符合环境温度、相对湿度、污秽和地震烈度等使用环境条件。4.2.1.3 光伏方阵配置与逆变器配置应匹配，且满足以下要求：a) 逆变器的容量应与光伏方阵的装机容量相匹配，逆变器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的 0.8 倍；b) 光伏组串在当地极端低温下的最大开路电压应不高于逆变器最高输入电压；c) 光伏组串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内；d) 接入同一个逆变器或逆变器同一路 MPPT 的光伏组串的电压、组件朝向与安装倾角应一致。4.2.1.4 光伏发电系统并网设计应符合 GB/T 29319 的要求。4.2.2 光伏组件的选型4.2.2.1 晶体硅光伏组件应符合 GB/T 9535 的有关规定，薄膜光伏组件应符合 GB/T 18911 的有关规定。4.2.2.2 光伏组件的安全性能应符合 GB/T 20047.1 和 IEC 61730-2-2004 的有关规定。4.2.2.3 光伏组件的电气性能应满足每年输出功率衰减率不应超过 1，20 年运行使用期限内输出功率衰减不应超过 20，25 年运行使用期限内输出功率衰减不应超过 25。4.2.3 光伏方阵设计4.2.3.1 光伏方阵的布置应留有方便人工清洗、维护的通道；且应具有保护人身安全的防护隔离措施。4.2.3.2 光伏方阵的布置和安装宜与安装表面留有一定的空隙与距离，不应紧贴安装表面布置，应满足光伏组件对通风和散热的要求。4.2.3.3 地面上布置光伏方阵应符合下列规定：a) 地面上布置光伏方阵宜采用最佳倾角设计；b) 光伏组件安装方位角宜采用正南方向。c) 光伏组件的最低点距地面的距离不应低于 0.3 m。4.2.3.4 平屋面上布置光伏方阵应符合下列规定：a) 光伏方阵布置宜采用最佳倾角设计；b) 在平屋面防水层上安装光伏组件时，不应破坏其防水层。c) 光伏方阵的布置应满足平屋面荷载要求。4.2.3.5 坡屋面上布置光伏方阵应符合下列规定：a) 光伏方阵布置宜采用平行于屋面、顺坡镶嵌或顺坡架空的安装方式；b) 光伏方阵的布置不应影响屋面的正常排水功能；c) 光伏方阵的布置应满足坡屋面荷载要求。4.2.3.6 阳台或平台上布置光伏方阵应符合下列规定：a) 光伏方阵布置应宜最佳倾角设计；b) 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；c) 构成阳台或平台栏板的光伏组件，应满足刚度、强度、防护功能和电气安全要求,其高度应满足相关规范对护栏高度的要求。4.2.3.7 墙面上布置光伏方阵应符合下列规定：a) 光伏方阵布置应宜采用平行墙面或最佳倾角设计；b) 安装在墙面上的光伏方阵不应影响墙体的保温构造,不应对安装部位造成墙体变形、裂缝；c) 对布置在墙面的光伏方阵的引线穿过墙面处，应预埋防水套管。穿墙管线不宜设在结构柱处；d) 当光伏方阵布置在窗面上时，应满足窗面采光、通风等使用功能要求；4.2.3.8 光伏方阵最佳倾角设计应遵循下列原则：a) 光伏方阵各排的布置间距应保证全年 9:00 点15:00 点（当地真太阳时）时段内前、后、左、右互不遮挡。光伏方阵前排最高点与后排组件最低位置的水平间距可按公式（1）计算：D =0.707Htanarcsin(0.648cosf - 0.399sin f ). (1)式中： 当地纬度（°）；H 光伏方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差（m）；D 光伏方阵前排最高点与后排组件最低位置的水平间距（m）。b) 光伏方阵最佳倾角设计应综合考虑系统安装地点多年的月平均辐照度、直射辐照度、散射辐照度、风速等气候条件以及光伏组件的排水、清洁要求。光伏方阵的倾角宜使倾斜面上受到的全年辐照量最大，可参照附录 C 执行。4.2.3.9 接入同一逆变器或同一路 MPPT 的光伏组件应采用同一类型和相同的安装方式（朝向、倾角等），具有一致的电性能参数。同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离散性允许偏差±3。有并联关系的各组串间，总开路电压和最大功率点电压的离散性允许偏差 ±3。4.2.3.10 光伏发电系统的组件最大串联数可由公式（2、3）确定：N £Vdc maxVoc × 1 + (t - 25)Kv. (2)式中：Vmppt minVpm × 1 + (t¢ - 25)Kv¢ £ N £Vmppt maxVpm × 1 + (t - 25)Kv¢ (3)Kv 光伏组件的开路电压温度系数；Kv¢ 光伏组件的工作电压温度系数；N 光伏组件的串联数（N 取整数）；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（）；Vdcmax 逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Vmppt min 逆变器 MPPT 电压最小值（V）；Vmppt max 逆变器 MPPT 电压最大值（V）；Vpm 光伏组件的工作电压（V）；Voc 光伏组件的开路电压（V）。4.2.3.11 光伏组串的并联数可根据总装机容量及光伏组串的容量确定。4.2.3.12 由建材型光伏组件和构件型光伏组件组成的光伏方阵，在房屋设计时就需要统筹考虑方阵的安装布置，同时要保证每一块建材型光伏组件和构件型光伏组件金属外框可靠接地。4.2.4 交流配电箱4.2.4.1 交流配电箱设计应符合 GB 7251.1 的技术要求。4.2.4.2 交流配电箱应按下列参数选择：使用环境、壳体型式、安装方式、电压等级、绝缘等级、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等。4.2.4.3 交流配电箱内测量表计的精确度等级应符合 GB/T 50063 的有关技术要求。4.2.4.4 交流配电箱内各个电器元件、配线端部应有清晰、且长期不易脱落和脱色的标记。4.2.4.5 交流配电箱面板上应有明显的带电警告标示，且面板文字符号整齐、规范。4.2.4.6 交流配电箱应具备自动重合闸功能。4.2.5 光伏并网逆变器4.2.5.1 光伏并网逆变器应符合 NB/T 32004 的规定。4.2.5.2 光伏并网逆变器应按下列技术条件选择：型式、容量、相数、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（MPPT）电压范围、保护和监测功能、通信接口、防护等级等。4.2.5.3 光伏并网逆变器的最大输入功率宜为光伏方阵功率的 0.81 倍。4.2.5.4 光伏并网逆变器的 MPPT 电压范围应使光伏方阵的输出电压处于该范围之内，并近似等于光伏并网逆变器 MPP 电压的中间值。4.2.5.5 光伏并网逆变器的最大输入电流宜大于光伏方阵的最大短路电流。4.2.5.6 无变压器型光伏并网逆变器中国效率应不低于 97.5，含变压器型光伏并网逆变器中国效率应不低于 96。微型逆变器的中国效率指标分别应不低于 94和 95。4.2.5.7 光伏并网逆变器应具有在 1.1 倍额定电流下，连续可靠工作时间应不小于 1 min 的过载能力。4.2.5.8 逆变器外壳防护等级应符合 GB 4208 的规定，室内型不低于 IP20，室外型不低于 IP65。4.2.6 电缆选择与敷设4.2.6.1 系统电缆的选择应按照电压等级、持续工作电流、短路热稳定性、允许电压降、经济电流密度和敷设环境条件因素等进行选型，且应符合 GB 50217 和 GB/T 16895.32 中的有关规定。4.2.6.2 直流侧电缆包括组件之间连接、方阵内部和方阵之间连接、组件与光伏并网逆变器连接电缆。直流侧电缆应满足以下要求：a) 电缆耐温应不低于 90，绝缘层为无卤阻燃，并且防酸、防潮、耐紫外线，耐高温、耐氧化， 且厚度应大于 0.5 mm。b) 方阵内部连接和方阵之间连接应穿管安装，导管耐热应不小于 90。c) 光伏组件之间的连接电缆的额定电流应不小于电缆中最大连续电流的 1.56 倍；光伏组串与逆变器之间连接电缆额定电流应不小于电缆中最大连续电流的 1.25 倍；d) 电缆截面的选择应使直流侧线路损耗小于 5；e) 电缆宜选用单芯电缆，使用多芯电缆时多芯结构的每一根单芯电缆都应满足 a）的要求。当电缆采用暗敷方式时可适当降低对绝缘和护套的要求，但不应低于C 类阻燃要求。f) 电缆接头宜采用符合标准且经过认证的快速插接接头，及相应转换器、连接器、配线器等。4.2.6.3 电缆敷设方式应根据工程条件、电缆类型和数量等因素，按满足运行可靠、便于维护和技术经济合理的原则选择。直流电缆可采用直埋、穿管、槽架、电缆沟、隧道敷设等方式，其中光伏组件之间的直流电缆宜沿光伏支架绑扎敷设或穿管直埋敷设。交流电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。4.2.6.4 为了减少雷电引入的浪涌电压，电缆敷设组成的环形回路面积应尽量小。4.2.7 监控系统4.2.7.1 系统宜配置光伏发电监控系统，系统配置包括通讯线缆、电脑、电视或移动通讯设备等。4.2.7.2 监控系统应能监测以下参数：a) 当前发电量、累计发电量；b) 直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流、频率等；4.2.7.3 监测系统应具有以下功能：a) 存储和查询历史运行信息和故障记录；b) 提供友好的人机操作界面与监测显示界面；c) 监控软件应与操作系统相兼容；4.2.8 防雷和接地4.2.8.1 光伏发电系统应按照 GB 50057 的规定采取直击雷防护，且满足以下要求：a) 建在地面的光伏发电系统的光伏方阵，直击雷防护应符合 GB 50057 中三类防雷建筑物的要求。接闪针（带）应根据实际情况确定安装高度和位置，其中避雷针的高度和数量应以滚球法计算；b) 与建筑结合的光伏发电系统的直击雷防护应考虑建筑物原有防雷系统。若光伏设备处于保护范围内，可不另加外部防雷系统；若超出保护范围，则应在光伏组件的背光面加装接闪针，与建筑物原有的外部防雷措施有效多点相连；c) 接闪针（带）的阴影不应对光伏组件表面形成遮挡；d) 光伏方阵应安装在直击雷防护区内且所有部件应与直击雷防护系统之间保持安全距离。4.2.8.2 光伏发电系统应安装浪涌保护器，且满足以下要求：a) 逆变器的进线端应有直流浪涌保护措施；b) 逆变器出线端和交流配电箱出线端应有浪涌保护措施。4.2.8.3 光伏发电系统中过电压、暂时过电压和操作过电压的保护应符合 GB/T 50064 的规定。4.2.8.4 光伏发电系统的接地应符合 GB/T 50065 的规定及设计文件的要求。4.2.8.5 光伏发电系统的所有外露非载流金属部件和设备金属外壳应进行有效的等电位连接，并接入共用接地系统。光伏组件框架应与支架进行等电位连接并接地，接地应连续、可靠。4.2.8.6 光伏发电系统的防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置时，接地装置的接地电阻值应按接入设备中要求的最小值确定，且不应大于 4。4.2.8.7 光伏发电系统的接地形式应满足：a) 建在地面的光伏发电系统的接地宜采用环形接地极（水平接地电极），水平接地极应网状铺设在至少 0.5 m 深的土壤中；b) 地面光伏发电系统接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。c) 与建筑结合的光伏发电系统防雷带应通过 2 路以上接地连接线与建筑物接地系统连接组成联合接地网。4.2.9 安全和保护4.2.9.1 与建筑结合的光伏发电系统，应与建筑结构可靠连接。4.2.9.2 与建筑结合的光伏发电系统应满足 GB 50016 的要求。4.2.9.3 光伏发电系统应具有漏电保护的功能，并满足 GB 50054 的相关规定。4.2.9.4 应在房屋内人手可触及的地方装有可切断光伏方阵与后级系统连接的断路装置。4.2.9.5 直流侧与交流侧未隔离的系统，需要安装 type B 的剩余电流动作保护器（RCD）。注：剩余电流动作保护器分为 type AC, type A, type B 三种类型，其中 type B 可以防护高频交流漏电流、脉冲型直流漏电流、交流上叠加直流漏电流、脉冲直流上叠加直流漏电流等类型。4.2.9.6 直流侧的汇流箱、接线盒应贴有带电危险标识。4.2.9.7 在人员有可能接触或接近系统的位置，应设置防触电警示标识。4.2.9.8 光伏发电系统的噪声应不大于 60db。4.3 接入系统设计4.3.1 一般规定214.3.1.1 光伏发电系统的接入系统设计应结合电网规划、分布式电源规划，按照“就近分散接入，就地平衡消纳”的原则进行设计。4.3.1.2 光伏发电系统向户用交流负载提供电能和向电网发送的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。4.3.1.3 光伏发电系统并网点内侧应设置易于操作、可闭锁且具有明显断开点的并网断路器。4.3.1.4 当公共连接点处并入一个以上的光伏发电系统时，应总体考虑它们的影响。4.3.1.5 光伏发电系统输出有功功率大于其额定功率的 50时，功率因数不应小于 0.98（超前或滞后）；输出有功功率在 2050时，功率因数不应小于 0.95（超前或滞后）。4.3.2 电能质量4.3.2.1 光伏发电系统接入电网后，公共连接点的谐波电压和谐波电流应满足 GB/T 14549 的规定。4.3.2.2 光伏发电系统接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足 GB/T 12325 的规定，380V 三相供电电压偏差为标称电压的 ±7；220V 单相供电电压偏差为标称电压的 +7、-10。4.3.2.3 光伏发电系统接入电网后，公共连接点的电压波动应满足 GB/T 12326 的规定。对于光伏发电系统出力变化引起的电压变动，其频度可以按照 1r10（每小时变动的次数在 10 次以内）考虑。光伏发电系统接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过 3。4.3.2.4 光伏发电系统接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过 GB/T 15543 的规定限值，公共连接点的不平衡度应不超过 2，短时不得超过 4；其中由光伏发电系统引起的不平衡度应不超过 1.3，短时不超过 2.6。4.3.2.5 光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的 0.5或 5mA。4.3.3 频率和电压保护4.3.3.1 当系统并网点电压超过表 1 规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中的任何一相。表1电压保护动作时间要求并网点电压要求U50UN最大分闸时间不超过 0.1s50UNU85UN最大分闸时间不超过 2.0s85UNU110UN连续运行110UNU135UN最大分闸时间不超过 2.0s135UNU最大分闸时间不超过 0.1s注1：UN 为并网点电网额定电压；注2：最大分闸时间是指一长状态发生到电源停止向电网送电时间。4.3.3.2 当系统并网点频率超出 47.5 Hz50.2 Hz 范围时，应在 0.2s 内停止向电网线路送电。4.3.4 孤岛保护光伏发电系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不应大于2s，且防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。4.3.5 重合闸电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复到正常范围之前系统不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，系统可经过一个可调的延时时间后才能重新并网，延时时间一般为 20 s5 min。4.3.6 自动化4.3.6.1 光伏发电系统与电网调度机构可不建立调度关系。4.3.6.2 光伏发电应上传发电量信息至电网相关部门，系统可不配置独立的远动系统。4.3.7 电能计量4.3.7.1 光伏发电系统接入电网前，电能计量点应设在光伏发电系统与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。4.3.7.2 光伏发电系统的电能计量装置应符合 DL/T 448 的有关规定。4.3.7.3 关口电能表应具备双向有功和四象限无功计量功能。其技术特性应符合 DL/T 614 的有关规定。4.3.7.4 电能表应配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，通讯协议应符合 DL/T 645。4.3.7.5 关口电能表准确度等级不低于有功 0.5S 级，无功 2.0 级。4.3.8 通信4.3.8.1 光伏发电系统应上传发电量信息给电网管理部门，其通信方式可采用有线或无线公网的方式。4.3.8.2 光伏发电系统宜在用户配电箱中配置电能量采集装置，也可接入现有集抄系统实现电量远传。4.4 支架结构设计光伏发电系统支架结构设计应符合 GB 50797-2012 第 6.8 的要求。5 施工5.1 一般规定5.1.1 工程施工前应具备下列条件：a) 施工通道应满足材料、设备运输的要求；b) 施工单位的资质、特殊作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应由建设单位审查完毕；c) 开工所必须的施工图应完成；设计交底应完成；d) 工程定位测量基准应确立。5.1.2 与房屋建筑结合的光伏发电系统工程的施工应编制专项施工组织设计方案。5.1.3 采用脚手架施工时，脚手架方案应结合主体结构施工用脚手架综合考虑，并经过验收合格后方可使用。5.1.4 遇六级及以上强风、大雪、浓雾等恶劣气候，应停止露天起重吊装和高处作业。5.1.5 测量放线工作除应按照 GB 50026 的相关规定执行外，还应满足下列要求：a) 分格轴线的测量应与主体结构的测量相配合，及时调整、分配、消化测量偏差，不得累积；b) 应定期对安装定位基准进行校核；c) 测量应在风力不大于 4 级时进行。5.1.6 进场安装的户用光伏发电系统的设备、构件和原材料应符合设计要求。5.1.7 电气设备以及钢筋、水泥等材料应存放在能避雨、雪的干燥场所，并应做好各项防护措施。5.1.8 设备和构件在搬运、吊装时应防止撞击造成损坏，光伏组件和装饰构件的表面应采取措施进行保护。5.1.9 临时堆放在屋顶、楼面的设备、构件和材料应均匀、有序摆放，不得集中放置。5.1.10 对已经安装完成的户用光伏发电系统的构件和设备，应制定相应的保护方案，进行成品保护。5.1.11 施工过程记录及相关试验记录应齐全。5.2 土建工程5.2.1 混凝土工程的施工应符合 GB 50204 的相关规定。5.2.2 钢结构工程的施工应符合 GB 50205 的相关规定。5.2.3 铝合金工程的施工应符合 GB 50576 的相关规定。5.2.4 屋顶光伏发电系统支架连接部件的安装施工，应确保不降低屋面的防水性能；对施工破坏的屋面原有防水层，应进行修复或重新进行防水处理。5.2.5 模板及其支架应根据工程结构形式、荷载大小、施工设备和材料供应等条件进行设计、制作。模板及其支架应具有足够的承载能力、刚度和稳定性，能可靠地承受浇筑混凝土的重量、侧压力以及施工荷载。5.2.6 支架的混凝土结构的施工偏差应符合下列规定：a) 混凝土基础的尺寸偏差应符合表 2 的规定；b) 锚栓、预埋件的尺寸偏差应符合表 3 的规定。表2混凝土基础的尺寸偏差限值项目名称允许偏差（mm）轴线±10顶标高0，-10截面尺寸±20表3锚栓、预埋件的尺寸偏差限值项目名称允许偏差（mm）锚栓中心线位置±5标高（顶部）+20，0预埋钢板中心线位置±10标高0，-55.2.7 屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：a) 钢结构基础施工应不损害原建筑物主体结构，并应保证钢结构基础与原建筑物承重结构的连接牢固可靠。b) 接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。c) 屋面防水工程施工应在钢结构支架施工前结束，钢结构支架施工过程中不应破坏屋面防水层， 如根据设计要求不得不破坏原建筑物防水结构时，应根据原防水结构重新进行防水恢复。5.2.8 钢结构基础的施工偏差应符合下列规定：a) 支架基础的轴线及标高偏差应符合表 4 的规定；b) 支架基础预埋螺栓偏差应符合表 5 的规定。表4支架基础的轴线及标高偏差限值项目名称允许偏差横向轴线基础轴线偏差5 mm纵向轴线基础轴线偏差5 mm垂直高度基础轴线偏差3 mm表5支架基础预埋螺栓偏差限值项目名称允许偏差同组支架的预埋螺栓顶面标高偏差5 mm位置偏差2 mm5.3 安装工程5.3.1 支架安装5.3.1.1 支架安装前应作下列准备工作：a) 支架安装前应作下列检查：1) 外观及保护层是否完好无损。2) 型号、规格及材质是否符合设计图纸要求，附件、备件是否齐全。3) 产品的技术文件安装说明及安装图是否齐全。b) 支架宜存放在能避雨、雪、风、沙的场所，存放处不得积水，应做好防潮防锈措施；c) 支架安装前安装单位应检查混凝土基础是否达到 100强度，基础的轴线偏差和高度偏差是否满足要求，预埋件位置偏差是否满足要求，不合格的项目应整改后再进行安装。5.3.1.2 支架安装时应符合下列规定：a) 支架安装过程中不应破坏防腐涂层；b) 支架安装过程中不应气割扩孔；对热镀锌钢构件，不宜现场切割、开孔；c) 支架安装的尺寸偏差应符合表 6 中的规定。表6支架安装的尺寸偏差限值项目允许偏差（mm）中心线偏差2垂直度（每米）2角度偏差±1°水平偏差相邻横梁间2立柱面偏差相邻立柱间25.3.1.3 支架可采取焊接工艺或紧固工艺。采取焊接工艺的应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。采取紧固工艺的，要易于安装，紧固力矩及强度等级应满足设计要求。5.3.1.4 支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好。与地网连接优先使用焊接方式， 其次可采取压接方式。采取压接方式的，需不定期检查与地网连接性能是否良好。5.3.2 光伏组件安装5.3.2.1 组件安装前应作如下检查：a) 支架的安装已合格；b) 组件的型号、规格应符合设计要求；c) 组件的外观及各部件应完好无损；d) 安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底。5.3.2.2 光伏组件的安装应符合下列要求：a) 光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定；b) 光伏组件安装允许偏差应符合表 7 的规定。表7光伏组件安装允许偏差限值项目允许偏差倾斜角度偏差±1°光伏组件边缘高差相邻光伏组件间2 mm同组光伏组件间5 mmc) 屋顶安装的光伏组件不应影响该部位的建筑防水、排水和保温隔热等要求。在屋面防水层上安装光伏组件时，若防水层上没有保护层，其支架基座下部应增设附加防水层。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。d) 屋顶安装的光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。5.3.2.3 光伏组件之间的接线应符合以下要求a) 光伏组件连接数量和路径应符合设计要求；b) 光伏组件间接插件应连接牢固；c) 外接电缆同插接件连接处应搪锡；d) 光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试；e) 同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接；f) 光伏组件间连接线可利用支架进行固定，连接线不应承受外力。单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用线管进行保护；5.3.2.4 组件的安装和接线还应注意以下事项：a) 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；b) 光伏组件安装后应检查设计的散热空间不被填充；c) 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位；d) 严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。5.3.2.5 组件接地应符合下列要求:a) 带边框的组件应将边框及其支架可靠接地；b) 不带边框的组件，其接地方法应符合制造厂要求；c) 组件接地电阻应符合设计要求。5.3.3 逆变器安装5.3.3.1 逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件：a) 检查逆变器的型号规格应正确无误，逆变器外观应无损坏、内部元器件应完好，连接线应无松动；b) 直流侧开关处于断路状态；c) 安装位置的预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固。5.3.3.2 逆变器的安装应满足以下要求：a) 逆变器应安装位置符合设计要求，保证通风良好，使用环境温度、湿度应满足产品的规格要求；b) 逆变器的安装使用环境应满足对屏蔽、电磁干扰等的要求；c) 逆变器内专用接地排必须可靠接地，金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地；d) 逆变器直流侧电缆接线前应确认直流侧有明显断开点，电缆极性正确、绝缘良好；e) 逆变器交流侧电缆接线前应确认并网侧有明显断开点，电缆绝缘良好；f) 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好防火封堵。5.3.4 系统布线5.3.4.1 系统电缆布线应符合以下要求：a) 电缆线路施工应符合 GB 50168 及 GB 50312 的规定；b) 直流线缆应采用光伏专用线缆，为提高使用寿命可采取埋地敷设或用 PVC 穿线管防护的方式；c) 电缆线路接线准确，连接可靠，标志齐全、清晰，绝缘符合要求。直流线路应保证极性正确；d) 组件阵列的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量，组件的布线方式应符合设计图纸的规定，导线规格应符合设计要求。5.3.4.2 通讯及监控系统布线应符合以下要求：a) 通信电缆及光缆的敷设应符合 IEC 60794-3-12-2005 的要求；b) 通信线应采用屏蔽线，不宜与强电电缆共同敷设，线路不宜敷设在易受强磁场和强静电场干扰的区域，必要时使用钢管屏蔽；c) 监控控制模拟信号回路控制电缆屏蔽层，不得构成两点或多点接地，宜用集中式一点接地；d) 通讯及监控系统电缆与其它低压电缆合用桥架时，应选择屏蔽