《建筑太阳能光伏系统应用技术规程》.doc

《《建筑太阳能光伏系统应用技术规程》.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《《建筑太阳能光伏系统应用技术规程》.doc（26页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流建筑太阳能光伏系统应用技术规程.精品文档.建筑太阳能光伏系统应用技术规程Technical specification for application of solar photovoltaic system of buildings （报批稿）201XXXXX 发布 201XXXXX实施浙江省住房和城乡建设厅 发布前 言本规程是依据浙江省住房和城乡建设厅标准编制计划的要求，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，制定本规程。本规

2、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：浙江省建筑设计研究院 浙江正泰新能源开发有限公司 浙江合大太阳能科技有限公司本规范参编单位：浙江省能源与核技术应用研究院 浙江省建筑科学设计研究院 浙江省电力设计院 浙江浙电经济技术研究院 上澎太阳能科技（嘉兴）有限公司 天

3、能集团主要起草人员：目 次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建筑设计4.3结构设计4.4机电设计5 太阳能光伏系统安装5.1一般规定5.2基座与支架5.3光伏组件与方阵5.4电气系统5.5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本规范用词说明引用标准名录附：条文说明Contents1 General Provisions2 Terms3 Design of Solar PV System 3.1 Gen

4、eral Requirement 3.2 System Classification 3.3 System Design 3.4 Grid-connecting of the System4 Building Design 4.1 General Requirement 4.2 Building Design 4.3 Structure Design 4.4 Electrical-mechanical Design5 Installation of Solar PV System 5.1 General Requirement 5.2 Foundation and Bracket 5.3 PV

5、 Module 5.4 Electric System 5.5 System Commissioning & Test6 Check and Accept 6.1 General Requirement 6.2 Check and Accept One by One 6.3 Finally Check and AcceptAppendix ADiagrams for typical wiring , division points of property and metering points of Distributed PV project connected to power gridE

6、xplanation of Wording in This CodeList of Quoted StandardsAddition:Explanation of Provisions1 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。1.0.2 本规程适用于新建、改建和扩建的建筑工程和既有建筑上安装的光伏系统工程的设计、安装和验收。1.0.3 建筑太阳能光伏系统应用应与建筑工程同步设计、同步施工、同步验收。1.0.4 建筑太阳能光伏系统应用除应符合本规程外，尚应符合现行国家和地

7、方有关标准的规定。2 术语2.0.1 光伏系统 photovoltaic(PV) power generation system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。2.0.2 光伏建筑一体化(BIPV) building integrated photovoltaic 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。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。又称太阳电池组件。2.0.4 光伏方阵 PV array将若干个光伏组件或光伏构件在机械和电气上按一定的方式组装

8、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。2.0.5 光伏构件 PV components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。2.0.6 建材型光伏构件 PV modules as building components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。2.0.7 普通型光伏构件 conventional PV components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。2.0.8 并网光伏系统 grid-c

9、onnected PV system与公共电网联结的光伏系统。2.0.9 并网点 point of coupling(POC)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。2.0.10 并网逆变器 grid-connected inverter将来自太阳电池方阵的直流电变换为符合电网要求的交流电流的装置。2.0.11 孤岛效应 islanding effect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。2.0.12 安装容量 capacity of installation 光伏系统中安装的光伏组件的标称功率之

10、和。计量单位是峰瓦（Wp）。2.0.13 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。2.0.14 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1kW/m2 的光源所持续照射的时间，其单位为小时（h）。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。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。3.1.3 太阳能光伏系统输配电和控制用缆线应与其它管

11、线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置。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）组件安全鉴定 第1部分：结构要求GB/T 20047.1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。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。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。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。3.

12、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。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。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。3.3 系统设计3.3.1 光伏系统类型的选择应综合考虑建筑物的光照条件、使用功能、电网条件、负荷性质和系统运行方式等因素。3.3.2 并网光伏系统的设计应符合下列规定：1、系统设计应根据用电要求按表3.3.2进行选择；2、系统应由光伏方阵、光伏接线箱、并网逆变器

13、、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。 表3.3.2 并网光伏系统设计选用表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，且电力供应不稳定无发电量大于用电量，且电力供应较为稳定否有发电量小于用电量，且电力供应不稳定无发电量小于用电量，且电力供应较为稳定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。3.3.4 光伏方阵的选择应符合下列规定：1、光伏组件

14、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、与建筑结合的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（简称光伏组件串）；4、应根据总装机容量及光伏组件串的容量确定光伏组件串的并联数。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，光伏组件串的串联数应按照下列公式计算：（3.3.5-1）（3.3.5-2）式中: 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

15、（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()；Vdctmax 逆变器允许的最大直流输入电压（V）；Vmpptmax 逆变器MPPT电压最大值（V）；Vmpptmin 逆变器MPPT电压最小值（V）；Voc 光伏组件的开路电压（V）；Vpm 光伏组件的工作电压（V）；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

16、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水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。3.3.8 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

17、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、并网逆变器应满足高效、节能、环保的要求。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、线路损耗宜控制在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

18、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。3.3.11光伏系统发电量可按下式计算：EP=HAPAZKEs （3.3.11）式中：HA 水平面太阳能总辐射量（kWh/m2）； EP 发电量（kWh）；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K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。3.3.12 储能系统应满足以下

19、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；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

20、用。3、为提高储能系统可靠性，宜选用大容量单体储能电池，减少并联数，并宜采用储能电池组分组控制充放电。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、蓄电池室的室内温度应符合电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044的相关要求；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。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，进行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

21、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

22、、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；3.4.3 并网光伏系统与公共电网之间应设隔离装置。光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），并应设置专用标识和“警告”、“双电源”提示性文字和符号。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电器和断路器均应具有断中性极功能，且相线和中性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、当公共电网电能质量

23、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。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）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。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

24、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。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。3、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%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

25、电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285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、通信和电能计量装置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标准电力装置的电气测量仪表装置设计规范GB 50063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

26、光伏系统应配置2部调度电话。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。建筑设计 4.1 一般规定4.1.1 采用光伏系统的建筑，应综合考虑建设地点的地理、气候条件以及建筑功能、周围环境等因素，合理确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。4.1.2 光伏一体化的建筑应结合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

27、之成为建筑的有机组成部分。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。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。4.1.5 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、维护和保养等提供相应的承载条件和空间。4.1.6 建筑太阳能光伏系统应用应符合建设工程防火相关标准的规定。4.2 建筑设计4.2.1 应合理确定光伏系

28、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。4.2.2 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。4.2.3 光伏组件的安装部位应避免受环境要素或建筑自身的遮挡，并宜满足光伏组件冬至日全天有3h以上日照时数的要求。4.2.4 在安装光伏组件的建筑部位应采取安全防护措施。4.2.5 光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。4.2.6 光伏组件不应影响安装部位的建筑排雨水系统设计。4.2.7 光伏组件的构造及安装应考虑通风降温措施，降低光伏电池温

29、度，保证系统的正常运行。4.2.8 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。4.2.9 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 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；3 应选择不影响屋面排水功能的基座形式和安装方式；4 光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到基座的上部，金属埋件与螺栓宜采用混凝土防护，防护层厚度不小于50mm；5 在屋面防水层上安装光伏组件时，其支架基座下部应增设附加防水层；6 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

30、应铺设屋面保护层；7 光伏组件的引线不宜穿过屋面，当必须穿过时，应预埋防水套管，并做防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。4.2.10 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 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。4.2.11 阳台或平台上安装光伏组件应符合以下要求： 1 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

31、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 安装在阳台或平台栏板的构件型光伏构件，应满足建筑设计现行标准、规范的相关要求； 4 应采取保护人身安全的防护措施。4.2.12 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； 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

32、为遮阳构件的光伏组件应做遮阳分析，满足室内采光和日照的要求；7 应采取保护人身安全的防护措施。4.2.13 幕墙上安装光伏组件应符合以下要求：1 光伏组件尺寸应符合幕墙设计要求，光伏组件表面颜色、质感应与幕墙协调统一；2 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；3 应满足采光、安全和防火性能要求；4 结构性能应满足国家现行标准玻璃幕墙工程技术规范JGJ 102的要求；5 由光伏组件构成的雨篷、檐口和采光顶，应满足建筑相应部位的结构安全、排水功能等要求。4.2.14 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。4.3 结构设计4.3.1 结构

33、设计应符合国家现行有关标准的规定。4.3.2 在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。4.3.3 在既有建筑上增设光伏系统，应事先对既有建筑结构构件的承载力和变形等进行复核验算。4.3.4 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、检修荷载和地震作用的能力。4.3.5 对光伏系统的支架和连接件的结构设计应符合下列规定：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。4.3.6 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。 4.3.7 选用建材型光伏构件时，应向产品生

34、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受力性能要求。4.3.8 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宜锚固在主体结构内；当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。支架基座与主体结构之间的连接构造应满足风荷载、雪荷载与地震作用的承载力和稳定性要求。4.3.9 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。4.3.10 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

35、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。4.3.11 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和环境要求选择相应的耐候材料并采取适宜的维护保养方法。4.4 机电设计4.4.1 应用光伏系统的建筑防雷应符合现行国家标准建筑物防雷设计规范GB 50057的规定。光伏组件必须置于建筑物防雷系统保护之中。4.4

36、.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。4.4.3 应设置光伏组件清洗系统。4.4.4 光伏系统电缆的选择与敷设，应符合现行国家标准电力工程电缆设计规范GB 50217的规定，电缆截面应进行技术经济比较后选择确定。4.4.5 光伏系统的过电压和接地应符合现行标准交流电气装置的接地设计规范GB/T 50065、交流装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 620和交流电气装置的接地DL/T 621的规定。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和采取特殊安全措施。5.1.2 既有建筑光伏

37、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与安全技术措施。5.1.3 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。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，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。5.1.5 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。5.1.6 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 当光伏系统安

38、装位置上空有架空电线时，应采取保护和隔离措施。5.1.7 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 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。5 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。6 接通电路后，不得局部遮挡光伏组件，避免产生热斑效应。7 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

39、全措施。8 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。5.2 基座与支架5.2.1 屋面支架基座的施工应符合设计及相关标准的规定。5.2.2 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。5.2.3 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。5.2.4 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。5.2.5 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焊接应符合钢结构工程施工质量验收规范GB50205的要求。5.2.6 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。5.2.7

40、固定支架前应根据现场安装条件采取合理的抗风措施。5.2.8 钢结构支架应与建筑物防雷、接地系统可靠连接。5.2.9 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。5.3光伏组件5.3.1 光伏组件的安装应符合设计及相关标准的规定。5.3.2 光伏组件安装前应做下列准备：1 支架的安装应验收合格。2 宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串。5.3.3 光伏组件的安装应符合下列要求： 1 光伏组件应按照设计文件的型号、规格进行安装。2 光伏组件固定螺栓的力矩应符合产品或设计文件的规定。5.3

41、.4 光伏组件之间的接线应符合下列要求：1 光伏组件连接数量和线路敷设应符合设计要求。1 光伏组件间接插件应连接牢固。2 外接电缆同接插件连接处应搪锡。3 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。4 同一光伏组件或光伏组件串的正负极严禁短接。5.3.5 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。5.3.6 光伏组件或方阵应按设计要求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件应便于拆卸和更换。5.3.7 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。5.3.8 光伏组件或方阵安装时应遵守生产厂指定

42、的安装条件。5.3.9 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。5.3.10 光伏幕墙的安装应符合以下要求：1 光伏幕墙应满足玻璃幕墙工程质量检验标准JGJ/T 139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/T 21086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。5.3.11 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。5.3.12 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。5.4 电气

43、系统5.4.1 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。5.4.2 光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。5.4.3 汇流箱安装应符合下列要求：1 安装位置应符合设计要求；支架和固定螺栓应为防锈件。2 汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm。5.4.4 汇流箱内光伏组件串的电缆接引前，必须确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。5.4.5 逆变器的安装与调整应符合下列要求：1 采用基础型钢固定的逆变器，逆变器基础型钢安装的允许偏差应符合表5.4.5的规定。表5.4.5 逆变器基础型钢

44、安装的允许偏差项目 允许误差 mm /m mm/全长 不直度 13 水平度13 位置误差及不平行度 -32 基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm。基础型钢应可靠接地。3 逆变器与基础型钢之间应可靠固定。5.4.6 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点。5.4.7 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。5.4.8 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。5.4.9 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。5.4.10 盘柜、汇流箱、逆变器等电气设备的外露可导电部分的接地应满足设计要求。5.5 系统调试和检测5.5.1 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。5.5.2 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个步骤进行。1 按电气原