4.4.1光伏系统与用户侧电网并网应满足当地供电机构的相关规定和要求。 4.4.2光伏系统采用用户侧并网的方式与公共电网并网时，应符合下列规定： a) 光伏系统采用用户侧并网的方式与公共电网并网时，应符合GB/T19939一2005的相关规定： 光伏系统电网接口应符合GB/T20046一2006的相关规定：接口方式参见本规程附录B进行。 4. 4.3 光伏系统应具有白动检测功能及并网切断保护功能，并应符合下列规定： a) 光伏系统应安装电网保护装置，并应符合GB/T20046一2006的相关规定： b) 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： c) 当公共电网电能质量超限时，光伏系统应白动与公共电网解列，在公共电网质量恢复止常后的 5min之内，光伏系统不得向电网送电。 4.4.4光伏系统与公共电网之间应设置隔离装置，并应符合下列规定： a) 光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间、公共电网与负荷之间应设置隔离开关，隔离开关应具 有明显断开点指示和断零功能； b) 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 器及储能装置（限丁具备储能功能光伏系统）： c） 光伏系统在并网处宜设置并网专用低压开关柜（箱），并设置专用标识和“警告”、“双电源” 等提示性文字和符号： d) 光伏系统在并网处的专用低压配电柜（箱）应设置手动隔离开关和白动断路器，断路器应采用 带有可视断点的机械开关。 4.4.5光伏系统并网应采用不可逆流系统，并应符合下列条件

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4.4.8作为应急电源的光伏系统应符合下列

a）光伏系统应保证在紧急状态下与公共电网解列工程施工数据，并切断由光伏系统供电的非消防负荷； b）开关柜（箱）中应急回路应设置相应的应急标志和警示标志； c）光伏系统与电网之间额自动切换开关宜选用不自复方式

4.5系统电能质量要求

.5.1并网光伏系统电能质量应符合GB/T19939一2005的规定。光伏系统向当地交流负载提供 向电网发送电能的质量应受控，在电压偏差、频率、谐波和功率因数等方面应满足实用要求。出 示准的越限状况，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开。 除非另有要求，应保证在并网光伏发电系统电网接口处可测量到所有电能质量参数（电压，

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EREACTTV: 无功电量，单位于乏时（kvarh）

光伏系统与公共电网并网后，三相输出电压不平衡度容许值为2%，短时不得超过4% 流与公共电网并网后，直流分量容许值不应超过其逆变器交流额定值的1%（逆变电源与电网之 装专用隔离变压器）。

5.1.1新建民用建筑应用太阳能光伏系统，在满足建筑功能设计的同时，应综合考虑建筑物的场地条 件、建筑规模、建筑功能、当地的气候及太阳能资源条件等因素，确定光伏组件与建筑的结合形式，满 足太阳能光伏系统设计和安装的要求。 5.1.2既有和改建建筑应用太阳能光伏系统，必须进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，并应满 足光伏组仆所在建筑物部位的防火、防雷、防静电等相关功能的要求。 5.1.3应结合建筑的功能、外观及周边环境，合理选择光伏组仆的类型，实现光伏系统利用与建筑 体化设计。 5.1.4建筑设计应根据光伏组件的类型、安装位置和安装方式，为电池板的后期清洁、维护、更换等 提供必要的承载条件和空间。 5.1.5建材型、构件型光伏组仆的设计使用年限，应符合建筑使用年限的要求。安装型光伏组仆的设 计使用年限应不小于25年。

5.2.1光伏系统与建筑一体化设计，建筑或建筑群体朝向宜为南向，其布局及空间组合应满足光伏组 件日照的要求，且安装光伏组件的建筑部位，冬至日日照时间不宜低丁6h。 5.2.2安装光伏组件的建筑部位应采取相应的构造措施，且不得影响该部位建筑防水、建筑隔热及保 温效果。 5.2.3安装光伏组仆时，为抑制使用的温度升高对性能的影响，宜考患通风降温措施， 5.2.4光伏组件的设置，不得跨越建筑物的变形缝。 5.2.5光伏组件的引线或管线穿越建筑物屋面、墙体等部位时，应预理防水套管，并对其与需要穿越 的建筑部位做防水密封处理，新建建筑的防水套管应在屋面防水层施工.前铺设完成。 5.2.6光伏组件布置在平屋面上，应符合下列规定： a) 建材型、构件型光伏组件应满足建筑材料和建筑构件的技术性能； b) 安装型光伏组件布置方式可采用固定式支架或可调节式安装支架： c) 光伏组件应与支架牢固连接，支架基座与屋面结构应采用螺栓固定，并应在连接部位采取防水 密封措施； d) 光伏组仆：的基座及安装方式应满足屋面排水要求，支架基座应增加附加的防水构造层： 光伏方阵之间布置应设置宽度不小于500mm的维修与人工清洗通道，且通道应铺设屋面保护 层；

f）光伏方阵的排列，其前后排间距应按式2进行

一前后方阵之间不被避挡的最小距离 H二光伏方阵或遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差

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5.2.7光伏组件布置在坡屋面上，应符合下列规定： 建筑物屋面坡度设计应尽可能满足光伏组件受光最佳倾角的要求； b) 光伏组件采用嵌入屋面的布置方式时，应满足屋面热工性能的要求： 光伏组件采用顺坡架空的布置方式时，其与屋面之间的垂直距离应满足安装距离和通风散热间 隙的要求； d) 安装型光伏组件采用顺坡架空或顺坡镶嵌的布置方式时，支架应与预埋件牢固连接，并应满足 屋面防水和屋面排水的要求； e） 建材型光伏组件应具备作为坡尾面材料的功能。 5.2.8 光伏组件布置在阳台栏板或平台栏板时，应符合下列规定： a) 光伏组件布置在阳台栏板或平台栏板时，应尽可能满足光伏组件受光最佳倾角的要求； b) 阳台栏板或平台栏板等构件型光伏组件应符合栏板高度、强度的要求，并应设置电气安全防护 装置，满足建筑电气安全的要求； c) 构件型、安装型光伏组件应与栏板中预理件牢固连接，并应采取防坠落措施。 5.2.9 光伏组件布置在外墙上，应符合下列规定： a) 光伏组件的布置应与建筑物及周边建筑物的墙面装饰材料、风格协调统一； b) 光伏组件的布置应满足外墙结构安全、热工性能的要求： c) 光伏组件及安装支架应与外墙预埋件可靠连接，预理件应与建筑承重结构可靠连接： 构件型光伏组件不得布置在非承重外墙上，具有遮阳功能的构件型光伏组件应进行遮阳计算， 满足室内采光的要求； e) 建材型光伏组件布置外窗上，应满足室内采光和通风的要求； f) 外墙上光伏组仆的引线应穿管暗埋，穿墙管线不应设置在主体结构部位。 5.2.10 光伏组件布置在幕墙上，应符合下列规定： a) 光伏组作、光伏方阵的模数应符合幕墙设计模数； b) 光伏电池、光伏组件的物理性能应满足幕墙整体性能的要求； c) 光伏组件构成的幕墙，立面造型、色彩应统一设计，宜与建筑物及周边建筑物的墙面装饰材料、 风格协调； 光伏组件构成的幕墙建筑和结构设计应符合JGJ102的规定，并应满足建筑物采光、通风及围 护结构热T性能的要求。 5.2.11由光伏组件构成的雨篷、檐口和屋面采光顶，其刚度、强度应满足结构安全和使用要求

3.1光伏系统与建筑一体化，应根据光伏系统的类型、对光伏组作的安装结构、支撑体系的 沟或结构构件进行专项结构设计。

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5.3.2光伏系统应用工程，结构设计按8度抗震设防进行设计时，光伏系统自重荷载、风荷载、雪荷 载和地震荷载应符合GB50009的规定。 5.3.3既有建筑应用光伏系统，结构设计应对既有建筑的结构进行可靠性验算。既有建筑进行结构加 固时，应符合GB50367的规定。 5.3.4光伏组件的连接件与基座的锚固承载力设计值应大于连接件自身的承载力设计值。 5.3.5光伏组件的支架、基座应进行结构稳定性、抗滑移和抗倾覆验算。 5.3.6光伏组件或光伏方阵与主体结构采用后错固连接时，其构造设计应符合JGJ145的规定。 5.3.7安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同，连接件及其他金属构配件应满足环境 蚀及火灾破坏的技术要求。 5.3.8地面安装光伏系统，应对地基承载力、基础的强度和稳定性进行验算

固时，应符合GB50367的规定。

5.3.6光伏组件或光伏方阵与主体结构采用后错固连接时，其构造设计应符合JGJ145的规定。 5.3.7安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同，连接件及其他金属构配件应满足环境 窝蚀及火灾破坏的技术要求。 5.3.8地面安装光伏系统，应对地基承载力、基础的强度和稳定性进行验算。

5.3.8地面安装光伏系统，应对地基承载力、基础的强度和稳定性进行验算。

5.4.1光伏系统应根据系统的规模设置配变电间、控制机房。配变电间、控制机房的设

装距离应大于0.7m，设备前操作距离应大于1.5m；安装在墙面上的设备，其底面距地面的安 装高度应大于1.5m； b) 小型逆变器布置宜靠近光伏方阵，大型逆变器宜集中布置在配变电间内 C 配变电间、控制机房的布置应便于设备操作、搬运、检修和检测。 4.3新建建筑应预留光伏系统的电缆通道，并宜与建筑自身电缆通道合并设计。 4.4既有建筑光伏系统设计时，其桥架、线槽等电缆通道应独立设置，并应满足建筑结构安全和电

5.4.5光伏系统的防雷等级

建筑物各个电气系统的接地宜用同一接地网，接地网的接地电阻应符合其中最小值的要求； b 新建建筑的光伏系统，其防雷和接地应与建筑的防雷接地系统同步设计； 既有建筑的光伏系统，应对建筑物原有防雷和接地设计进行验算，验算不符合光伏系统设计要 求时，建筑物原有防雷和接地系统应进行改造，接地网的接地电阻应不大于10Q

6.1.1新建建筑光伏系统的施工，应编制专项施工方案，并应纳入建筑施工组织设计与质量控制程序， 并制定相应的施工安全技术措施。 6.1.2既有建筑光伏系统的施工应按照设计文件编制施工安装专项方案、施工组织设计和质量控制程 序，并制定相应的施工安全技术措施，必要时应进行可行性论证。 6.1.3光伏系统施工安装前应具备以下条件：

b） 建筑、场地、电源、道路等条件能满足正常施工需要： ） 预留基座、预留孔洞、预埋件、预理管和相关设施符合设计文件的要求，并已验收合格。 6.1.4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。 6.1.5光伏系统安装施工，应对建筑物成品采取保护措施。

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1.6光伏系统施工安装应满足下列施工安全要求： a) 施工场所应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识； b) 在坡度大于10°的坡屋面上安装施工时，应设置专用踏脚板； c) 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： d) 光伏组件在安装时电池板表面应铺遮光板，防止电击危险： e) 光伏组件的输出电缆不得发生非正常短路； f) 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； g) 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设置限制接近的警示牌，并 由专业人员处置； h) 接通电路后不得局部遮挡光伏组件，防止热斑效应的不利影响； i) 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、清晰的安全标识； 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。 1.7严禁雨雪天气及风力大于5级的天气进行施工

6.2.1安装光伏组件或方阵的基座应放置平稳、整齐，并应与建筑主体结构连接牢固， 基座预理件宜 采用不锈钢材料或进行镀锌或防腐防锈处理。 6.2.2连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实，并应做好防水处理

6.3.1光伏组件或光伏方阵的支架应按设计要求制作。支架的安装和焊接应符合GB50205的要求。 6.3.2钢支架焊接完毕，应进行防腐处理。防腐施工应符合GB50212和GB50224的要求。 6.3.3支架应按设计要求准确地与主体结构可靠固定。 6.3.4支架应与建筑物防雷接地系统可靠连接

6.4.1光伏组件或方阵应按设计间距整排列齐并可靠固定在支架或连接件上，光伏组件 应便于拆卸和更换。

6.4.1光伏组件或方阵应按设计间距整排列齐并可靠固定在支架或连接件上，光伏组件之间的 应便于拆卸和更换。 .4.2光伏组件或光伏方阵安装支架与基座之间的安装空间和散热间隙，不得被施工材料或杂物 4.3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。 4.4光伏幕墙的施工安装应符合以下要求，

a）光伏幕墙中建材型光伏组件应符合相应产品标准的规定： b） 光伏幕墙中建材型光伏组件应排列整齐、表面平整、缝宽均匀： c）光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，并应满足建筑幕墙相关的物理性能检测。 6.4.5在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、建筑结构选择可靠的施工安装方案。

6.5.1电气装置施工安装应符合GB50303的相关要求。

6.5.1电气装置施.安装应符合GB50303的相关要求 6.5.2电气系统接地施工应符合GB50169的相关要求。 6.5.3电缆线路施工应符合GB50168的相关要求。 6.5.4光伏系统直流侧施工时，应分别布线，正确标识线路的正、负极性。 6.5.5穿过屋面或外墙的引线防水套管，应布置整齐，做好防水密封。

6.5.1电气装置施工安装应符合GB50303的相关要求。 6.5.2电气系统接地施工应符合GB50169的相关要求。 6.5.3电缆线路施工应符合GB50168的相关要求， 6.5.4光伏系统直流侧施工时，应分别布线，正确标识线路的正、负极性 6.5.5穿过屋面或外墙的引线防水套管，应布置整齐，做好防水密封。

6.6光伏系统安装调试

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6.6.1光伏系统安装调试应按单体调试、分系统调试和光伏系统调试三个步骤进

6.6.1光伏系统安装调试应按单体调试、分系统调试和光伏系统调试三个步骤进行。 6.6.2光伏系统调试应按下列规定进行

1 检查设备内部接线和外部接线正确无误： b 根据设备提供调整方法及调试要求，用模拟操作检查其工艺操作、指示、讯号和联锁装置的正 确、灵敏可靠； c） 单体设备调试合格后，方可进行分系统调试：分系统调试合格后，再进行光伏系统联合调试。

7.1.1新建建筑光伏系统工程应纳入建筑节能分部工程进行验收。既有建筑光伏系统应作为单位工程 进行专项验收

a) 新建建筑光伏系统工程验收应由监理单位主持，施工单位、设计单位的技术负责人和相关的专 业人员参加； b) 既有建筑光伏系统工程验收应由建设单位主持，施工单位、设计单位的技术负责人和相关的专 业人员参加； c) 光伏系统工程的检验批验收和隐蔽工程验收应由监理工程师主持，施工单位项目技术负责人和 相关专业的技术人员参加； d) 光伏系统分项工程验收应由监理单位主持，施工单位、设计单位项目技术负责人和相关专业的 技术人员参加， 1.3 光伏系统工程验收时应包括下列文件和记录： a) 设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录： b) 材料、设备和构件的产品出厂合格证、检验报告、进场检验记录、有效期内的型式检验报告 c) 后置埋件、防雷装置测试记录； d) 隐蔽工程验收记录和相关图像资料： e) 工程质量验收记录； 系统联合试运转及调试记录； g) 系统检测报告； h) 其他对工程质量有影响的重要技术资料。

a）预埋件或后置螺栓（错锚栓）连接件； b) 基座、支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点； c) 基座、支架、光伏组件四周与主体围护结构之间的建筑构造： d 需进行防水处理工程节点； e）系统防雷与接地保护的连接节点：

f）隐蔽安装的电气管线工程。

表C.3填写验收记录。 1.7光伏系统分项工程验收时应按附录C表C.4填写验收记录。

7. 2. 1主控项目

7.2.1.1基座混凝士强度应符合设计要求。

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1.2.1.3基座防水处理应符合设计要求且不得有渗漏现象。 检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查和雨后或淋水检验，淋水检验的时间2h不渗不漏为合格

7. 2. 2±一般项目

7.2.2.1基座预理地脚螺栓的尺寸偏差应符合表1的规定

7.2.2.1基座预理地脚螺栓的尺寸偏差应符合表1的规定、 检查数量：抽查基座上预埋地脚螺栓总数的10%，且不应少于3个。 检验方法：用钢尺现场实测。

表1预埋地脚螺栓尺寸允许偏差

1.3.1.1支架材料、支架形式应符合设计要求。支架的焊接和安装应符合GB50205的规定 检查数量：抽查支架总数的10%，且不应少于3组。 检查方法：检查材料合格证、设计文件，观察检查。

查数量：抽查支架上接地点总数的10%，且不应

检查方法：观察检查，检查检测报告。

7. 3. 2 ±一般项目

7.3.2.1支架安装所有连接螺栓应加防松垫片并紧。 检查数量：抽查支架上所有连接螺栓总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查。 7.3.2.2同一光伏组件的支架，安装光伏组件面的平整度不应大于3mm。 检查数量：抽查支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：用2m靠尺测量检查，拉线测量。 7.3.2.3支架预留孔洞位置应准确，其允许偏差值不应大于土3mm。 检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3个。 检查方法：测量检查。

7.4光伏组件及光伏方阵工程

7. 4. 1主控项目

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检查数量：全数检查。 检查方法：按照设计文件，检查光伏组件的质量合格证明文件、标志及检验报告等。 7.4.1.2光伏幕瑞的物理性能检测应符合设计要求及现行国家或行业标准的规定。 检查数量：抽查总数每个批次不少于3个。 检查方法：按相关设计要求和现行国家、行业标准的规定进行。 7.4.1.3光伏组件应按设计要求可靠地固定在支架或连接件上。 检查数量：抽查光伏组件总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查。 7.4.1.4光优构件周边的防水连接构造应符合设计要求，不得渗漏

7.4.1.6光伏组件串排列应符合设计要

.4.1.7光伏组件串的最高电压在最低可能使用环境下不得超过光伏组件的最高允许电压。 检查数量：全数检查。 检查方法：测试检查

7. 4. 2±一般项目

7.4.2.1同一组光伏方阵中，纵横向光伏组件的安装偏差不应大于5mm。 检查数量：抽查光伏组件总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：测量检查。

检查数量：抽查光伏组件总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：测量检查。

伏幕墙安装允许偏差和检验方法应符合表2的规

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表2光伏募墙安装允许偏差和检验方法

逆变器的品种、规格、性能等应符合国家现行产品标准和设计要求 检查数量：全数检查。

7. 5. 2 ±一般项目

逆变器外观无损坏及变形，安装牢固。 检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查。

逆变器外观无损坏及变形，安装牢固。

7. 6. 1主控项目

合国家现行产品标准和设计要求。 检查数量：全数检查。 检查方法：检查质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。 7.6.1.2汇流箱防水应符合国家现行产品标准和设计要求。 7.6.1.3并网光伏系统电气工程逆变器及配电柜的避雷器接地连接、安装应牢固；接地系统电阻值应 符合设计要求和现行国家行业相关标准的规定。 检查数量：全数检查。 检查方法：观测检查，测试检查。

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7.6.1.4逆变器及配电柜的电气参数特性应符合国家现行相关产品标准和设计要求。

检查数量：全数检查。 检查方法：示波器、常用仪表测量。 7.6.1.5电气系统裸露传输电缆防护管的配置符合要求。 检查数量：全数检查。 检查方法：外观检查。

7. 6. 2±一般项目

7.6.2.1电气装置安装应符合GB50303的相关要求。 7.6.2.2电缆线路施.应符合GB50168的相关要求。 7.6.2.3电气系统接地应符合GB50169的相关要求。

7.7系统检测和试运行

7.7.2并网光伏系统厂程未经系统检测或系统检测结果不符合设计要求及国家、行业的有关标准规定， 光伏系统不得组织验收

1 逆变器及低压配电柜应分别进电试运行； b) 送电时应核对所送电压等级、相序，特别是低压试运行时应注意空载运行时电压、起动电流及 空载电流： c 在空载不低于1h以后，检查各部位无不良现象，然后逐步投入各光伏支路实现光伏发电系统 的满负荷试运行，并做好负载运行电压电流值的记录。

8.1.1光伏系统的设备及施.亡安装应符合环境保护的要求。 8.1.2光伏系统应采用不产生环境危害的光伏组件和部件。 8.1.3建材型、构件型光伏组件不应对环境产生光污染。 8.1.4光伏系统的逆变器等设备的电磁发射应符合GB17799.3和GB17799.4的规定

8.2.1屋面的光伏阵列区域，临边宜设置高度不低于0.7m的防护栏杆。

光伏系统安装区域应设置消防疏散通道

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9.1.1太阳能光伏发电系统交付使用前，使用单位应建立光伏发电系统的管理制度、编写使用操作手 册、日常检查记录册，并详细说明。 9.1.2太阳能光伏系统子分部分1.程验收合格后，且系统的运行与建筑物的后续施T.不相互影响，可 交付用户，进入日常运行状态。 9.1.3用户白行检查的项目应不涉及带电体和潜在带电体、设备。 9.1.4应至少每年进行1次对光伏系统、锚固结构等项目的检查。当发生极端气象灾害前应进行全面 加固，发生后必须进行全面检否。 9.1.5系绕运行发生异常时，应由专业维修人员或在其指导进行处理。主要设备和控制设置应由专业 人员维修。 9.1.6光伏系统的电计量装置与数据传输设备应按规定定期进行校验。 9.1.7所有记录特别是专业巡检记录应存档妥善保管

9.2.1光伏组件及光伏方阵应满足下列要求

）光伏组件应定期清洗，避免在太阳辐射较强时进行： 定期检查光伏组件间连线是否可靠、牢固，连线是否接地并检查连线是否绝缘 定期检查光伏组件是否有损坏或异常

防雷接地应满足下列要求： a）光伏组件接地连接可靠； 支架接地连接可靠； 2 电缆金属铠装与接地系统的连接可靠； d) 检查方阵防雷保护器是否失效，按需要进行更换： 定期检查各功率调节设备与接地系统是否连接可靠； f) 定期测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求； g) 在雷雨过后或雷雨季到来之前，检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，并 根据需要及时更换。

配电线路应满足下列要求： 检查线缆与建筑物的距离是否符合设计要求； 检查线缆是否有损伤、断股，线缆上有无抛挂物： 检查绝缘子是否破损，绝缘子铁脚有无歪曲和松动： 检查进户线上的保护电器是否完整。

9.2.5维护检修记录

太阳能光伏系统所有的检查、维护、修理过程均应留有记录，并予以存档或备案。

A.2集中并网系统原理图参见图A2

图A.1分散并网系统原理图

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A.3独立光伏发电直流供电系统接线原理图

立光伏发电直流供电系统接线原理图参见图A3。

图A.2光伏并网发电系统原理示意图

园林造价图A.3独立光伏发电直流供电系统接线原理图

附录B （资料性附录） 并网接口原理图 B.1带逆向功率保护装置的光伏并网发电系统用户侧接线原理图参见图B1.

光伏并网发电系统用户侧接线原理图参见图B2

向功率保护装置的光伏并网发电系统用户侧接

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图B.2光伏并网发电系统用户侧接线原理图

附录C （资料性附录） 光伏系统工程质量验收表

配电网标准规范范本附录C （资料性附录） 光伏系统工程质量验收表 C.1光伏系统分项工程检验批1程质量验收记录应按表C.1填写

1光伏系统分项工程检验批工程质量验收记录