DB62／T25-3112-2016  民用建筑与太阳能光伏发电一体化系统技术规程

2.0.16电网保护装置

bprotection device for grid

监测光伏系统并网的运行状态，在技术指标越限情况下，将光 伏系统与电网安全解列的装置。 2.0.17应急电源系统emergency power supply system 当电网因故停电时能够为特定负荷继续供电的电源系统。通 常由逆变器、保护开关、控制电路、储能装置（如蓄电池）和充电控 制装置等组成简称应急电源。

3.0.1太阳能利用应根据建筑的风格与立面要求、气候特点及日 照分析结果，在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、适用 美观以及与建筑和环境相协调等因素，进行光伏组件的选择与布 置。 3.0.2光伏系统的电缆线管道、信号传输线等管线应安全、隐蔽 集中布置、便于安装和维修维护，与建筑其他管线统筹设计、同步 施工，不得影响户内功能和破坏立面效果，并做好墙面、屋面等部 立的防水构造设计。 3.0.3安装在建筑物上或直接构成建筑物围护结构的太阳能光 伏组件，应有防止损坏后部件坠落伤人的安全防护措施。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。 3.0.4太阳能光伏系统,宜设计安装计量装置；住宅建筑宜做到 分户计量,便于管理。 3.0.5太阳能光伏系统，应有完整的设计文件。系统各组成部件 质量应符合国家和行业标准.应有产品合格证和安装、使用说明 书。

4.1.5在大员有可能接触或接近光伏系统的位置保温标准规范范本，应设置防触电 警示标识 4.1.6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数等电能质量指标的要求。 4.1.7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。 4.1.8独立光伏系统，应满足《家用太阳能光伏电源系统技术条 件和试验方法》GB/T 19064。

4.2太阳能光伏系统分类

4.2.1光伏系统按是否接入公共电网,分为下列两种系统：

4.2.1光伏系统按是否接入公共电网,分为下列两利

1并网光伏系统； 2 独立光伏系统。 4.2.2光伏系统按是否具有储能装置，分为下列两种系统： 1 有储能装置光伏系统； 2 无储能装置光伏系统。 4.2.3 光伏系统按负荷形式，分为下列三种系统： 直流光伏系统； 交流光伏系统； 3 交直流混合光伏系统 地方标准 4.2.4并网光伏系统按是否允许通过上级变压器向主电网馈电， 分为下列两种系统： 1 逆流光伏系统； 2非逆流光伏系统。 4.2.5并网光伏系统按其在电网中的并网位置,分为下列两种系 统： 7 1集中并网光伏系统； 2分散并网光伏系统 4.3 太阳能光伏系统设计 4.3.1X应根据建筑物使用功能、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 4.3.2光伏系统中设备及其部件的性能应满足国家或行业标准 的相关要求，并应获得相关认证。 4.3.3光伏方阵的选择应遵循以下原则： 1根据建筑设计及其电力负荷，确定光伏组件的类型、规格 数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积： 2根据光伏组件规格及安装面积，确定光伏系统的最大装机 容量；

4.3太阳能光伏系统设计

4.3.1>应根据建筑物使用功能、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。 4.3.2光伏系统中设备及其部件的性能应满足国家或行业标准 的相关要求,并应获得相关认证。

4.3.3光伏方阵的选择应遵循以下原则

3.3光伏方阵的选择应遵循以下

1根据建筑设计及其电力负荷，确定光伏组件的类型、规格、 数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积； 2根据光伏组件规格及安装面积，确定光伏系统的最大装机 容量；

3根据并网逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范 围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的 串联数（称为光伏组件串）； 4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； 5根据尽量采用最佳倾角，且便于清除灰尘，保证组件通风 良好的原则确定光伏组件的安装方式。

3根据并网逆变器的额定直流电压、最天功率跟踪控制范 围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的 串联数（称为光伏组件串）； 4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； 5根据尽量采用最佳倾角，且便于清除灰尘，保证组件通风 良好的原则确定光伏组件的安装方式， 4.3.4光伏接线箱设置应遵循以下原则： 1光伏接线箱内应设置汇流铜母排； 2每一个光伏组件串,应分别由线缆引至汇流母排,在母排 前分别设置直流分开关，并设置直流主开关： 3光伏接线箱内应设置防雷保护装置；人 4光伏接线箱的设置位置应便于操作和检修,宜选择室内干 燥的场所。设置在室外的光伏接线箱应具有防水防腐措施,其防 护等级应为IP65以上。 4.3.5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；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。并网逆变器的选择还应遵循以下原则： 1选择应满足高效、节能<环保的要求； 2逆流型并网逆变器应具备自动电压调整功能； 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 无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能； 4并网逆变器应具有并网保护装置，与电力系统具备相同的 电压、相数、相位、频率及接线方式： 5并网逆变器应具备自动运行和停止、最大功率跟踪控制利 防止孤岛效应功能。 4.3.6独立光伏系统逆变器的总额定容量应根据交流侧负荷最 大功率及负荷性质选择。

4.3.4光伏接线箱设置应遵循以

4.3.9建筑材料型光伏系统应符

1建材型光伏组件必须保留建筑材料本身固有的功能，对原 有的功能没有影响； 2建材型光伏组件的电气连接部分要便于切断,对发电系统 进行检测 4.3.10，建筑构件型光伏系统应符合以下要求： 1建筑构件型光伏组件必须保留建筑构件本身固有的功能 对原有的功能没有影响： 2建筑构件型光伏系统为了保留建筑构件本身固有的功能 时如果影响到太阳辐射的一致性，对于每一串组件需要用阻塞二 极管隔离,或者单独使用控制器或者逆变器

4.4太阳能光伏系统接入

4.4.1光伏系统与公用电网并网时, 应符合国家现行标准《光伏

4.4.1光伏系统与公用电网并网时,应符合国家现行标

系统并网技术要求》GB/T19939的相关规定。 对于导电性和辐射性电磁干扰以及电磁噪声，可采用滤波器 弃蔽和合理接地等方式加以抑制，满足《绿色建筑评价标准》GB T50378、《电磁环境控制限值》GB8702、《环境电磁波卫生标准》 GB 9175要求

对于手电性和猫射性电磁 禾用滤波器、 屏蔽和合理接地等方式加以抑制，满足《绿色建筑评价标准》GB T50378、《电磁环境控制限值》GB8702、《环境电磁波卫生标准》 GB9175要求。 4.4.2光伏系统与公共电网之间应设隔离装置，并应符合以下要 求： 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 荷之间应设置隔离开关，隔离开关应具有明显断开点指示及断零 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(限于带有储能装置 人 系统）等； 3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”等提示性文字和符号； 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，不得采用电子式开关。 4.4.3光伏系统以中压或高压方式（10kV及以上）与公共电网并 网时,电能质量等相关部分参照《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939,并应符合以下要求： 1光伏系统输出的有功功率应能根据当地电网调度部门的 指令进行控制； 2光伏系统应配置一定容量的无功补偿装置，使其具有无功 功率的调节能力。无功功率的调节范围应根据光伏系统的运行特 性、电网结构及电网调度部门的要求决定： 3光伏系统并网点的电压为额定电压的±5%时，光伏系统应 能正常运行；

4.4.2光伏系统与公共电网之间应设隔离装置，并应符合以

4.4.3光伏系统以中压或高压方式（10kV及以上）与公

网时,电能质量等相关部分参照《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939,并应符合以下要求： 1光伏系统输出的有功功率应能根据当地电网调度部门的 指令进行控制： 2光伏系统应配置一定容量的无功补偿装置，使其具有无功 功率的调节能力。无功功率的调节范围应根据光伏系统的运行特 性、电网结构及电网调度部门的要求决定： 3光伏系统并网点的电压为额定电压的±5%时，光伏系统应 能正常运行；

4光伏系统需参与电网电压调节，调节方式包括调节光伏系 统的无功功率和调整光伏系统升压变压器的变比： 5光伏系统应在并网运行6个月内，向供电机构提供有关光 伏系统运行特性的测试报告，以表明光伏系统满足接入系统的相 关规定。 4.4.4并网光伏系统应具有自动检测功能及并网切断保护功能 并应符合下列要求： 1光伏系统应安装电网保护装置，并应符合国家现行标准 《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,在公用电网质量恢复正常后的5min之内,光伏系统不得向 电网供电； 4大型光伏系统的调压需要在10kV以上电压侧进行。当采 用全连接时，应考虑危急保护措施，增设断箱保护，柱序保护，不会 使电机反转。 4.4.5逆流型光伏系统，宜按照“无功就地平衡”的原则配置相应 的无功补偿装置，其“功率因数”应符合现行的《供电营业规则》的 相关规定。 4.4.6通信与电能计量装置应符合以下要求： 1根据当地公共电网条件和供电机构的要求，配置光伏系统 自动控制、通信和电能计量装置，并应与光伏系统工程同时设计、 司时建设、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，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，并接入自动化终端设备；

4电能计量装置应符合国家现行标准《电测量及电能计量装 置设计技术规程》DL/T5137和《电能计量装置技术管理规程 DL/T448的相关规定。 4.4.7作为应急电源的光伏系统，应符合下列规定： 1应保证在紧急情况下光伏系统与公用电网解列,并且切断 由光伏系统供电的非消防负荷： 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

5.1.1应用光伏系统的民用建筑，其规划设计应根据建设地点的 地理、气候及太阳能资源条件，确定建筑的布局、朝向、间距、群体 组合和空间环境,满足光伏系统设计和安装的技术要求。

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。

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。

全、建筑电气安全的复核，开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。 5.1.5根据光伏组件类型、安装位置、安装方式对发电量的影响 规划与建筑设计应为其安装、使用、维护和保养等提供必要的承载 条件和空间。 5.1.6安装光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损坏、坠 落的安全防护措施。 5.1.7电气设计应综合考虑负荷性质、用电容量、建筑特点、规模 以及所在地的供配电条件，合理确定设计方案

5.1.8光伏系统电能质量在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直

分量、电压闪变和闪变频率等方面应满足国家标准要求

分量、电压闪变和闪变频率等方面应满足国家标准要求。

5.1.9电气设备宜安置在配电室内.需满足配电柜、仪表柜、逆变 器及蓄电池等运行环境要求。 5.1.10光伏发电系统中的所有设备和部件，应符合现行国家和 行业相关产品标准的规定，主要设备应有国家批准的认证机构的 产品认证。

5.1.11室外安装的配电设备、逆变设备等的防护等级应不低于 IP65。

观与绿化种植遮挡投射到光伏组件上的阳光

5.3.1应合理确定光伏系统各组成部分在建筑中的位置，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。 5.3.2建筑设计应为光伏系统提供安全的安装条件。并在安装 光伏组件的部位采取安全防护措施， 5.3.3光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。

5.3.4光伏组件的构造及安装不应影响安装部位的建筑雨才

5.3.5平屋面上安装光伏组件应符合以下要求：

1光伏组件安装应按最佳倾角进行设计，光伏组件安装支 架，宜采用自动跟踪型或手动调节型； 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在建筑屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功 能； 4光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属 理件的上部，并满足建筑防水要求： 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 间的人行通道上部应铺设屋面保护层； 7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

5.3.6坡屋面上安装光伏

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 计且宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式； 2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； 3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。 5.3.7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光伏组件支架应与栏板结构 主体构件上的预理件牢固连接，并有防坠落和保护人身安全的防 护措施； 2构成阳台或平台栏板的构件型光伏构件，应满足防护安全 要求。

5.3.8墙面上安装光伏组件应符合以下要求：

1安装在墙面的光伏组件支架应与墙面结构主体上的预理 件牢固锚固； 2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； 3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； 4光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩》风格等 协调处理，墙管线不宜设在结构柱处； 5光伏组件与窗户组合时，应满足窗面采光、通风等围护结 构功能要求

5.3.9幕墙上安装光伏组件应符

1安装在幕墙上的光伏组件宜采用光伏幕墙;其结构性能应 满足国家现行标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGN102的要求,并应 满足建筑室内对视线和透光性能及节能的要求； 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，其使用的夹胶层应为PVB或其它满足安全玻璃要求的夹 胶；一 ×4》由玻璃光伏幕墙构成的雨篷、檐口和采光顶，应满足建筑 一 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。 5.3.10光伏系统控制机房应采取必要的通风措施。当机房位于 地上时，宜采用自然通风方式；当机房位于地下室时，可设置机械 通风系统。满足光伏系统运行的降温散热的需求

5.4.1结构设计应与工艺和建筑专业配合.合理的制定光伏系统 的支撑结构体系及结构布置。

5.4.2在平屋面上、坡屋面上、阳台或平台上、墙面上及建筑幕墙 上安装的光伏系统，其构造设计应符合《民用建筑太阳能光伏系统 应用技术规范》JGJ203、《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102、《采光 顶与金属屋面技术规程》JGJ255的要求。 ? 5.4.3在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。 5.4.4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， 复核阶段不满足规范要求者，对原结构加固处理。光伏系统结构 荷载取值应符合《建筑结构荷载规范》GB50009的规定 5.4.5支架、支撑钢构件及其连接节点，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 5.4.6屋面支架杆件挠度应满足以下要求 1铝合金型材支架杆件不大于L/180； 2钢结构型材支架杆件不大于L/250。 注：L为支架杆件两支座之间的跨度。 5.4.7光伏组件或方阵及其支架和连接件的结构设计应符合抗 表规定。 5.4.8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。 5.4.9×蓄电池、并网逆变器等较重的设备和部件宜安装在主要承 重结构构件上。 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。 5.4.11连接件与其基座的锚固承载力设计值应天于连接件本身 的承载力设计值。 5.4.12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。

5.4.2在平屋面上、坡屋面上、阳台或平台上、墙面上及

5.4.2在平屋面上、坡屋面上、阳台或平台上、墙面上及建筑幕墙 上安装的光伏系统，其构造设计应符合《民用建筑太阳能光伏系统 应用技术规范》JGJ203、《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102、《采光 顶与金属屋面技术规程》JGJ255的要求

5.4.4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。 复核阶段不满足规范要求者，对原结构加固处理。光伏系统结构 荷载取值应符合《建筑结构荷载规范》GB50009的规定

5.4.5支架、支撑钢构件及其连接节点，应具有承受系统自重、风

5.4.12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。

5.4.13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规定。安装光伏 系统的预理件设计使用年限应分为新建和改造，而且预理体系及 连接件设计使用年限与主体机构相同

5.4.13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规定。安装光伏 系统的预埋件设计使用年限应分为新建和改造，而且预埋体系及 连接件设计使用年限与主体机构相同。 5.4.14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。

5.4.15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。

5.5.1电气设计应综合考虑负荷性质、用电容量、建筑特点、规模

以及所在地的供配电条件，合理确定设计方案。 5.5.2光伏系统宜采用并网光伏系统设计，根据实际需要也可采 用独立光伏系统设计。 5.5.3电气设计应保障安全、供电可靠、技术先进和经济合理。 5.5.4光伏系统由光伏组件、汇流箱、配电柜、逆变器（适用于交 流系统）电能存储系统及其充电控制装置(适用于带有储能装置 的系统）、监控系统组成。 5.5.5光伏系统电能质量在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流 分量、电压闪变和闪变频率等方面应满足国家标准要求。 5.5.6光伏组件的串联数和并联数应根据环境温度、光伏组件的 电气性能参数、逆变器的性能参数确定。 5.5.7电气设备宜安置在配电室内.需满足配电柜、仪表柜、逆变 器及蓄电池等运行环境要求。 5.5.8光伏发电系统中的所有设备和部件，应符合现行国家和行

5.5.3电气设计应保障安全、供电可靠、技术先进和经济合理

5.5.5光伏系统电能质量在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流 分量、电压闪变和闪变频率等方面应满足国家标准要求。 5.5.6光伏组件的串联数和并联数应根据环境温度、光伏组件的 电气性能参数、逆变器的性能参数确定。 5.5.7电气设备宜安置在配电室内，需满足配电柜、仪表柜、逆变

5.5.7电气设备宜安置在配电室内，需满足配电柜、仪表柜、逆变

业相关产品标准的规定，主要设备应符合3C认证

5.5.9设备的安装位置应满足相应产品提出的使用温度

距或通风量的要求，设备周围不宜设置其它无关电气设备或堆放 杂物，设备间的距离应不小于设备厂商要求的最小距离。 5.5.10室外安装的配电设备、逆变设备等的防护等级应不低于 IP65。

杂物，设备间的距离应不小于设备厂商要求的最小距离。 5.5.10室外安装的配电设备、逆变设备等的防护等级应不低于 IP65。 5.5.11光伏组件应符合下列要求： 1同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离 散性应小于±2.5%。并联的各光伏组串间总的开路电压和最大功 率点电压的离散性应小于±5%； 2晶体硅光伏组件应符合《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定 和定型》GB/T9535的规定，薄膜光伏组件应符合《地面用薄膜光 伏组件设计鉴定和定型》GB/T18911的规定； 3作为幕墙或采光顶的双玻光伏组件，应满足《建筑用太阳 4晶体硅组件全光照面积的光电转换效率（含组件边框面 积)≥14.5%,非晶硅薄膜组件≥7%,CIGS薄膜组件≥10%; 5光伏组件初始功率（出厂前)应不低于组件标称功率。晶 体硅组件衰减率在2年内不高于2%,25年内不高于20%。非晶硅 薄膜组件衰减率在2年内不高于4%,25年内不高于20%。 5.5.12逆变器应符合下列要求： 额定输出电压在稳态运行时，电压闪变范围应有一个限 定。在负载突变或有其它干扰因素影响动态情况下，其输出电压 偏差不应超过额定值的±5%； 2逆变器应具有足够的额定输出容量和过载能力： 3逆变器具有较好的调压性能，输出电压稳定，逆变器的电 压调整率应≤±3%，负载调整率应≤±6%; 4当逆变器输出电压为止弦波时，应规定充许的最天波形失

5.5.11光伏组件应符合下列要

5.5.12逆变器应符合下列要求：

1额定输出电压在稳态运行时，电压闪变范围应有一个限 定。在负载突变或有其它干扰因素影响动态情况下，其输出电压 偏差不应超过额定值的±5%； 2逆变器应具有足够的额定输出容量和过载能力： 3逆变器具有较好的调压性能，输出电压稳定，逆变器的电 压调整率应≤±3%,负载调整率应≤±6%; 4当逆变器输出电压为正弦波时，应规定允许的最大波形失 真度（或谐波含量）。通常以输出电压的总波形失真度表示，其值 不应超过5%；

5逆变器输出交流电压的频率应是一个相对稳定的值，通常 为工频50Hz。正常工作条件下其偏差应在±1%以内； 6在正弦波条件下，负载功率因数为0.7~0.9(滞后），额定值为 0.9； ? 7额定逆变输出效率：瓦级以下逆变器额定负荷效率 80%~85%，低负荷效率≥65%~75%；10千瓦级逆变器额定负荷效 率≥85%~90%，低负荷效率≥70%~80%； 8在选用逆变器时，必须要求具有良好的对过电流及短路的 自我保护功能： 9在进行电气连接之前，务必采用不透光材料将光伏电池板 覆盖或断开直流侧断路器。暴露于阳光,光伏阵列将会产生危险 电压。避免不必要的电路板接触。 5.5.13蓄电池的蓄能满足整体设计要求，根据不同需要和实际 清况，可选择铅酸蓄电池、锰酸锂蓄电池、磷酸亚铁锂蓄电池等，其 性能要求符合国家相应的规定。

5.5.14充放电控制器应符合下列要求：

5.14充放电控制器应符合下列要

1控制器应具有如下保护功能： 1)次压断开、充满断开并恢复供电； 2）能够承受负载短路充放电控制器内部短路的电路保护； 31 能够承受负载、光伏组件或蓄电池极性反接的电路保护： 4）能够承受在多雷区由于雷击引起的击穿保护； 5）能防止蓄电池通过光伏组件反向放电的保护。 2对于工作环境温度变化大的情况，控制器应当具有温度补 偿功能； 3系统应当为用户提供蓄电池的充满、欠压和负载切离等荷 电状态指示。指示器可以是发光二极管(LED)，也可以是模拟或数 字表头或者是蜂鸣告警。这些设备必须带有明显的指示或标志； 4控制器最大空载损耗不得超过其额定充电电流的1%；

5充电或放电通过控制器的电压降不得超过系统额定电压 的5%； 6当蓄电池从电路中退出运行时，控制器在1h内必须能够承 受高于光伏组件标称开路电压1.25倍的冲击： ? 7控制器必须能够承受1h高于光伏组件标称短路电流1.25 倍的冲击； 8控制器可根据设计需要，具有时控、 光控的功能

6.1.1光伏系统安装前应具备以下条件： 1设计文件齐备，论证、审批，并网接入系统已获有关部门批 准并备案； 2施工组织设计及施工方案已经批准： 3场地、电、道路等条件能满足正常施工需要； 4预留基座、预留孔洞预埋件、预埋管和设施符合设计图 纸，并已验收合格。 6.1.2光伏系统安装时应制定详细的施工流程与操作方案,选择 易于施工、维护的作业方式,并对已完成土建工程的部位采取保护 措施。 6.1.3施工安装人员应采取以下防触电措施： 1应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具； 2在建筑场地附近安装光伏系统时，应保护和隔离安装位置 上空的架空电线； 3不应在雨、雪、大风天作业； + 4 施工现场应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识。 6.1.4光伏系统安装施工时应采取以下安全措施： 1光伏系统的产品和部件在存放搬运，吊装等过程中不得

1.1光伏系统安装前应具备以下

1设计文件齐备，论证、审批，并网接入系统已获有关部门批 准并备案； 2施工组织设计及施工方案已经批准： 3场地、电、道路等条件能满足正常施工需要； 4　预留基座、预留孔洞预埋件、预埋管和设施符合设计图 纸，并已验收合格。 6.1.2光伏系统安装时应制定详细的施工流程与操作方案,选择 易于施工、维护的作业方式，并对已完成土建工程的部位采取保护 措施。

1应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具； 2在建筑场地附近安装光伏系统时，应保护和隔离安装位置 上空的架空电线； 3不应在雨、雪、大风天作业； 4施工现场应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识。 6.1.4光伏系统安装施工时应采取以下安全措施： 1光伏系统的产品和部件在存放、搬运、吊装等过程中不得 碰撞受损。光伏组件吊装时，其底部要衬垫木，背面不得受到任伺 碰撞和重压； 2光伏组件在安装时表面应铺遮光板,遮挡阳光,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 回路的情况下接通正负极或断开： X 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 况应及时设置限制接近的措施，并由专业人员处置；、人 6电路接通后应注意热斑效应的影响，不得局部遮挡光伏组 件； 7在坡度大于10°的坡屋面上安装施工，应设置专用踏脚板。 6.2 基座 6.2.1 安装光伏组件或方阵的支架应设置基座。 6.2.2 基座应与建筑主体结构连接牢固,并由专业施工人员完成 施工。 6.2.3 屋面结构层上现场砌（浇)筑的基座,完工后应做防水处 理，并应符合国家现行标准《屋面工程质量验收规范》GB50207的 要求。 6.2.4预制基座应放置平稳 整齐,不得破坏屋面的防水层。 6.2.5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。 6.2.6连接件与基座之间的空隙,应采用细石混凝土填捣密实。

6.3.1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国家现行标准《钢结构工程施工质量验 收规范》GB50205的要求。

6.3.2支架应按设计要求安装在主体结构上，位置准确，与主体 结构固定牢靠,并采取合理的抗风措施

6.3.2支架应按设计要求安装在主体结构上，位置准确，与主体

6.3.3钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接，设置集热设施 的屋面坡度宜为当地纬度±10°。 6.3.4钢结构支架焊接完毕，应按设计要求做防腐处理。防腐施 工应符合国家现行标准《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB 50212和《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》GB50224的要求。

格按设计要求施工，不得渗漏。 6.47光伏幕墙的安装应符合以下要求： 双玻光伏幕墙应满足国家现行标准《玻璃幕墙工程质量检 验标准》JGJ/T139的相关规定，安装允许偏差应满足国家现行标 准《建筑幕墙》GB/T21086的相关规定； 2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。 6.4.8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方案

6.4.9既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设

构状况，选择可靠的安装方法。

6.6.1建筑工程验收前，应对光伏系统进行调试与检测。 6.6.2调试和检测，应符合《光伏系统并网技术要求》GB/T19939、 《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。

6.6.1建筑工程验收前，应对光伏系统进行调试与检测。 6.6.2调试和检测，应符合《光伏系统并网技术要求》GB/T19939、

《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。

7.1.1建材型和安装型的验收规定，太阳能光伏系统工程为建筑 节能分部的一个子分部工程，其验收应纳人建筑节能分部工程进 行验收。既有建筑安装的太阳能光伏系统应作为单位工程进行专 项验收

行验收。既有建筑安装的太阳能光伏系统应作为单位工程进行专 项验收。 7.1.2太阳能光伏系统分项工程检验批合格质量标准，应符合下 列规定： 1主控项目必须符合本规程合格质量标准要求； 2一般项目其检验结果应有80%及以上的检查点（值)符合 本规程质量合格标准的要求,且偏差值不应超过其允许偏差值的 1.5倍； 3隐蔽验收记录、质量证明文件应完整。 7.1.3 太阳能光伏系统分项工程合格质量标准应符合下列规定： X分项工程所含的各检验批均应符合本规程合格质量标准； 分项工程所含的各检验批质量验收记录应完整： 3 系统调试、检测、试运行应符合要求。 7.1.4太阳能光伏系统工程验收时应检查下列文件和记录： 1设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录： 2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； 3后置理件、防雷装置测试记录： 4隐蔽工程验收记录和相关图像资料：

5工程质量验收记录； 6系统联合试运转及调试记录； 系统检测报告； 8其他对工程质量有影响的重要技术资料。 7.1.5 太阳能光伏系统工程应对下列项目进行隐蔽验收： 1 预埋件或后置螺栓（锚栓）连接件： 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围护结构之间的建筑做 法； 4 需进行防水处理工程节点； 5 系统防雷与接地保护的连接节点； 6 隐蔽安装的电气管线工程。 7.2基础工程 主控项目 7.2.1基础类型、强度应符合设计要求。 检查数量：全数检查 检查方法：对照设计文件进行检查，核查试验报告。 7.2.2>后置埋件的承载力应符合设计要求。 检查数量：抽取锚栓总数的1%o、且不少于3件。 检查方法：检查承载力检测报告。 7.2.3基础有防水要求的，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，经过淋水检验的时间 2小时后，不渗不漏为合格。

7.2.1基础类型强度应符合设

检查数量：全数检查 检查方法：对照设计文件进行检查，核查试验报告。 7.2.2后置埋件的承载力应符合设计要求。 检查数量：抽取锚栓总数的1%o、且不少于3件。 检查方法：检查承载力检测报告。 7.2.3基础有防水要求的，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，经过淋水检验的时间 2小时后,不渗不漏为合格。

7.2.4地脚螺栓的尺寸偏差应符合表7.2.4的规定,地脚螺栓的螺

7.2.4地脚螺栓的尺寸偏差应符合表 纹应予保护。 检查数量：按基础数抽查10%，且不应少于3个 检验方法：用钢尺现场实测

表7.2.4地脚螺栓的尺寸允许偏差(mm

项目 允许偏差 轴线 Φ3 标高 ±10 ±5.0 螺栓（锚栓）露出长度 0.0 ±5.0 螺纹长度 0.0 3 支架工程 主控项目 7.3.支架材料、支架的形式、支架的制作应符合设计要求。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》 CB 50205的要求。 检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3组。 检查方法：检查材料合格证，观察检查

7.3.2支架安装位置准确，连接牢固

检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3个。 检查方法：对照设计要求测量检查、观察检查。

3.3支架的防腐处理应符合设计要求和国家现行有关标准规

3.3支架的防腐处理应符合设计要求和国家现行有关标

定。 检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查、核查检测报告，

7.3.4支架的方位和倾角应符合设计要求，其偏差不应大于±

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

7.3.5支架接地系统、接地电阻应符合设计要求。

检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3个 检查方法：观察检查,核查检测报告。

检查方法：观察检查，核查检测报告

7.3.6支架安装所有连接螺栓应加

检查数量：按支架总数抽查10%,且不应少于3个 检查方法：观察检查。 7.3.7安装组件的支架面应平直，直线度不大于1%o，平整度不大 于3mm，机架上组件间的风道间隙应符合设计要求 检查数量：按支架总数抽查10%且不应少于3个。 检查方法：观察检查，用2m靠尺测量检查，拉线测量。 7.3.8安装组件的孔洞位置应准确，偏差值不应大于3mm。 检查数量：按支架总数抽查10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查，测量检查

7.4光伏组件及方阵工程

7.4.1光伏组件的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准 和设计要求。 检查数量：全数检查。

检查方法：检查组件的质量合格证明文件、标志及机 等。

7.4.2光伏幕墙的物理性能检测应符合设计要求及现行国家标

检查数量：按组件或方阵总数抽查10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查

求，不得渗漏。 检查方法：观察检查和雨后或淋水检验。

7.4.5组件间的连接组件与支架连接、方阵支架间的连接应

靠、牢固;支架与接地系统的连接应可靠、牢固

7.4.6组件串、阵列电性能参数应符合设计要求,其误差不得大

于±3% 检查数量：全数检查。 检查方法：测试检查。 7.4.7连接在同一台逆变器的组件串，其电压、电流应一致并符 合设计要求，误差不得大于±3%。 检查数量：核查检测报告。 检查方法：测试检查。

检查数量：全数检查。

市政常用表格检查方法：观察检查。

检查方法：观察检查。

检查数量：全数检查。 检查方法·测试检查

7.4.10光伏组件上应标有带电警告标识

检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查。

7.4.11同一组方阵中的组件安装纵横向偏差不应大于5mm。

海洋标准表7.4.13光伏幕墙安装允许偏差和检验方法