光伏建筑工程设计标准规范.doc

杭州市建设委员会 发 布-02-01实行-01-26发布太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行）Guidelines for Applied Technology of Building-integrated PhotovoltaicsCJS01-太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行）Guidelines for Applied Technology of Building-integrated Photovoltaics CJS01-主编单位：浙江省建筑科学设计研究院有限公司参编单位：浙江省电力设计院浙江节能实业发展有限公司浙江正泰太阳能科技有限公司杭州市建设工程质量安全监督总站浙江省建筑设计研究院批准部门：杭州市建设委员会施行日期：2月1日杭州市建设委员会杭建科发43号关于发布太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行）告知各关于单位：为实行杭州市“阳光屋顶示范工程”和国家光伏发电建筑应用示范项目，依照杭州市科技发展筹划“太阳能光伏发电建筑一体化集成技术与工程应用研究”（筹划编号1511A01）规定，由浙江省建筑科学设计研究院有限公司主编，浙江省电力设计研究院、浙江省节能实业发展有限公司、浙江正泰太阳能科技有限公司、杭州市建设工程质量安全监督总站、浙江省建筑设计研究院协作编制太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行），经专家评审，批准为杭州市地方行业规程，现予以发布实行。太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行）编号为CJS01-（可上杭州建设网下载），自2月1日起执行。太阳能光伏与建筑一体化应用技术导则（暂行）由杭州市建委负责管理，由浙江省建筑科学设计研究院有限公司负责解释。杭州市建设委员会二O一O年一月二十六日前 言依照杭州市科技发展筹划“太阳能光伏发电建筑一体化集成技术与工程应用研究”（筹划编号1511A01）规定，由浙江省建筑科学设计研究院有限公司为主编单位，会同关于单位构成编制组，共同编制本导则。编制组进行广泛调查研究，认真总结太阳能光伏与建筑一体化应用实践经验，参照国内关于原则，并广泛征求意见，重复讨论修改，制定本导则。本导则重要技术内容为：光伏系统设计、光伏与建筑一体化设计、光伏系统安装和调试、环保及卫生安全消防、工程质量验收、运营管理与维护。本导则由杭州市建设委员会负责管理，由浙江省建筑科学设计研究院有限公司负责详细技术内容解释。在执行过程中如有修改或补充之处，请将意见或关于资料寄送浙江省建筑科学设计研究院有限公司（地址：杭州市文二路28号，邮编：310012，电子邮箱：），以便修订时参照。本导则主编单位：浙江省建筑科学设计研究院有限公司本导则参编单位：浙江省电力设计院浙江节能实业发展有限公司浙江正泰太阳能科技有限公司杭州市建设工程质量安全监督总站浙江省建筑设计研究院本导则重要起草人：李海波、杜先、曾宪纯、林奕、沈洪流、朱知洋、冯保华、王萌、许世文、王立、韩灵华、杨彤、任政、张伟东、张革高、刘亮球、姜涛、邢艳艳目 次1 总 则12 术 语23 光伏系统设计43.1 普通规定43.2 系统分类43.3 系统设计53.4 系统接入电网74 光伏与建筑一体化设计94.1 普通规定94.2 规划设计94.3 建筑设计104.4 构造设计114.5 电气设计125 光伏系统安装和调试145.1 普通规定145.2 基座工程安装155.3 支架工程安装155.4 光伏组件工程安装165.5 光伏系统电气工程安装165.6 数据检测系统工程安装、调试175.7 系统工程检测、调试176 环保及卫生、安全、消防196.1 环保及卫生196.2 安全196.3 消防197 工程质量验收207.1 普通规定207.2 光伏系统测评218 运营管理与维护228.1 普通规定228.2 人员培训228.3 维护管理22附录A 子分项工程验收检查24A.1 子分项工程验收记录24A.2 子分项工程验收项目24A.2.1 基座工程24A.2.2 支架工程25A.2.3 光伏组件工程26A.2.4 系统电气工程281 总 则1.1.1 为规范太阳能光伏系统在建筑中应用，增进太阳能光伏系统与建筑一体化在杭州市推广，制定本导则。1.1.2 本导则合用于新建、改建和扩建工业与民用建筑光伏系统工程，以及既有工业与民用建筑光伏系统工程设计、施工、验收和运营维护。1.1.3 新建、改建和扩建工业与民用建筑光伏系统设计应纳入建筑工程设计，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同步投入使用。1.1.4 既有建筑安装光伏系统应按照建筑工程审批程序进行专项工程设计、施工和验收。1.1.5 工业与民用建筑光伏系统设计除应符合本导则规定外，还应符合现行国家、行业和浙江省关于原则规定。2 术 语2.1.1 辐照度 irradiance单位面积上电磁辐射（普通指来自太阳或太阳模仿器光）功率。2.1.2 辐照量 irradiation在给定期间间隔内辐照度积分。2.1.3 峰值日照时数 peak sun hours将太阳辐照量折算成原则测试条件（辐照度1000W/m2，光谱AM1.5和环境温度25）下小时数。2.1.4 太阳能光伏系统（简称光伏系统） solar energy photovoltaic (PV) system运用太阳电池光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能发电系统，简称光伏系统。2.1.5 光伏电池 PV cell将太阳辐射能直接转换成电能一种器件。也称太阳电池（solar cell）。2.1.6 光伏组件 PV module由若干光伏电池进行内部联结并封装、能输出直流电流、最基本太阳电池单元，也称太阳电池组件。2.1.7 光伏方阵 PV array由若干光伏组件或光伏构件通过机械及电气方式组装成型、并安装在支撑装置上直流发电单元。2.1.8 光伏组件倾角 PV moudule tilt angle光伏组件所在平面与水平面夹角。2.1.9 并网光伏系统 grid-connected PV system与公共电网联接光伏系统。2.1.10 独立光伏系统 stand-alone PV system不与公共电网联接光伏系统，也称离网光伏系统。2.1.11 峰瓦（Wp） Peak Watt指太阳电池组件方阵，在原则测试条件下额定最大输出功率。其需在252，太阳光源辐照度1000W/m2，符合AM1.5原则太阳光谱辐照度等测试条件下获得。2.1.12 光伏与建筑一体化 building-integrated photovolatics（BIPV）通过专门设计，使光伏系统与建筑物外观协调、互相融合为一体。2.1.13 建材型光伏组件 building material-integrated PV module指太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为不可分割材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材等。2.1.14 建筑构件型光伏组件 building component-integrated PV module组合在一起或独立成为建筑构件光伏构件，如以原则普通光伏组件或依照建筑规定定制光伏组件构成墙板、幕墙、屋面板、雨篷构件、遮阳构件、栏板构件等。2.1.15 安装型光伏组件 building envelope-mounted PV module在屋顶或墙面上架空安装光伏组件。2.1.16 光伏接线箱 PV connecting box保证光伏组件有序连接和汇流功能接线装置。2.1.17 直流主开关 DC main switch安装在光伏方阵输出汇总点与后续设备之间开关，涉及隔离电器和短路保护电器。2.1.18 直流分开关 DC branch switch安装在光伏方阵侧，为维护、检查方阵，或分离异常光伏组件而设立开关，涉及隔离电器和短路保护电器。2.1.19 并网点 PV point of inter connection (POI)指光伏电站与电网之间直接连接点，也是光伏电站解并列点。2.1.20 逆变器 inverter光伏电站内将直流电变换为交流电器件。用于将电能变换成适合于电网使用一种或各种形式电能电气设备。2.1.21 孤岛效应 islanding effect电网失压时，并网光伏系统仍保持对失压电网中某一某些线路继续供电状态。2.1.22 电网保护装置 protection device for grid检测光伏系统并网运营状态，在技术指标超限状况下将光伏系统与电网安全解列装置。3 光伏系统设计3.1 普通规定3.1.1 工业与民用建筑光伏系统应进行专项设计，做为建筑工程设计一某些。3.1.2 光伏组件选型和设计应与建筑结合，在综合考虑发电效率、发电量、电气和构造安全、合用美观前提下，优先选用建筑构件型和建材型光伏组件，并与建筑模数相协调，满足安装、清洁、维护和局部更换规定。3.1.3 光伏系统输配电和控制用缆线应与其她管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装、维护规定。3.1.4 光伏组件构造规定应符合光伏（PV）组件安全鉴定 第1某些：构造规定GB/T 7.1有关规定，以使其在预期有效期内提供安全电气和机械运营。3.1.5 在光伏系统有关设备安装区域四周，应设立明显醒目防触电警示标记。3.1.6 并网光伏系统设计应符合光伏系统并网技术规定GB/T 19939和地方原则中规定：1 应具备相应并网保护功能、电能计量和逆流检测装置等设备；2 应符合电压偏差、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规定。3.1.7 独立光伏系统设计应符合家用太阳能光伏电源系统 技术条件和实验办法GB/T 19064-有关规定。3.2 系统分类3.2.1 光伏系统按与否接入公共电网分为下列两种系统：1 并网光伏系统；2 独立光伏系统。3.2.2 光伏系统按与否具备储能装置分为下列两种系统：1 带有储能装置系统；2 不带储能装置系统。3.2.3 光伏系统按装机容量大小分为下列三种系统：1 小型系统装机容量不不不大于50kWp；2 中型系统装机容量不不大于50kWp，不不不大于200kWp； 3 大型系统装机容量不不大于200kWp。3.2.4 建筑中采用光伏系统按其太阳电池组件不同形式，分为如下三种系统：1 建材型光伏系统；2 建筑构件型光伏系统；3 安装型光伏系统。3.3 系统设计3.3.1 应依照新建建筑或既有建筑使用功能、建筑构造形式等因素，拟定光伏系统光伏组件材料为建材型、建筑构件型或安装型。3.3.2 光伏系统由光伏方阵、光伏接线箱、过压保护装置、逆变器（限于涉及交流线路系统）、蓄电池及其充电控制装置（限于带有储能装置系统）、电能表和显示电能质量指标监测设备构成。3.3.3 光伏系统设备性能及正常使用寿命应符合如下规定：1 光伏系统中设备及其部件性能应满足国家或行业原则有关规定，并应获得有关认证；2 光伏系统中设备及其部件正常使用寿命应满足国家或行业原则有关规定。3.3.4 光伏方阵选取、设计应遵循如下原则：1 依照建筑设计拟定光伏组件类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积；2 依照光伏组件规格及安装面积拟定光伏系统最大装机容量；3 依照并网逆变器额定直流电压、最大功率跟踪控制范畴、光伏组件最大输出工作电压及其温度系数，拟定光伏组件串联数；4 依照总装机容量及光伏组件串容量拟定光伏组件串并联数；5 建材型光伏系统和建筑构件型光伏系统在建筑设计时就需要统筹考虑电气线路安装布置，同步要保证每一块建材型光伏组件和建筑构件型光伏组件金属外框可靠接地。3.3.5 光伏接线箱设立应遵循如下原则：1 光伏接线箱内应设立汇流铜母排；2 每一种光伏组件串应分别由光伏专用线缆引至汇流母排，在母排前分别设立直流分开关或直流熔断器，并在输出端设立直流主开关；3 光伏接线箱内应设立防雷保护装置；4 光伏接线箱设立位置应便于操作和检修，宜选取室内干燥场合。设立在室外光伏接线箱应具备防水、防尘、防腐办法，其防护级别应为IP65以上。3.3.6 独立光伏系统逆变器总额定容量应依照交流侧负荷最大功率及负荷性质选取。3.3.7 并网逆变器数量应依照光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量拟定。并网逆变器选取还应遵循如下原则：1 并网逆变器应具备自动运营和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；2 逆流型并网逆变器应具备自动电压调节功能；3 不带工频隔离变压器并网逆变器应具备直流检测功能；4 无隔离变压器并网逆变器应具备直流接地检测功能；5 并网逆变器应具备并网保护装置，与电力系统具备相似电压、相数、相位、频率及接线方式；6 并网逆变器选取应满足高效、节能、环保规定。3.3.8 直流侧某些选取应遵循如下原则：1 耐压级别应不不大于光伏方阵额定输出电压1.25倍；2 额定载流量应不不大于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应不不大于光伏组件或光伏方阵原则测试条件下短路电流1.25倍；3 线路损耗应不大于2%。3.3.9 光伏系统防雷和接地保护应符合如下规定： 1 设立光伏系统工业与民用建筑应采用防雷办法，其防雷级别分类及防雷办法遵守国家现行原则建筑物防雷设计规范GB 500571994有关规定，且最低按三类防雷设防；2 光伏系统防直击雷和防雷击电磁脉冲办法，应按建筑物防雷设计规范GB 500571994有关规定执行；3 光伏系统和并网接口设备防雷和接地办法，应符合光伏（PV）发电系统过电压保护-导则SJ/T 111271997有关规定。3.3.10 建材型光伏系统1 建材型光伏组件应保存建筑材料自身固有功能；2 建材型光伏组件电气连接某些需设立可断开点，便于对光伏系统进行检测。3.3.11 建筑构件型光伏系统1 建筑构件型光伏组件应保存建筑构件自身固有功能；2 建筑构件型光伏系统为了保存建筑构件自身固有功能时如果影响到太阳辐射一致性，对于每一串组件依照实际需要，可采用阻塞二极管隔离，或者单独使用控制器或者逆变器。3.4 系统接入电网3.4.1 中、小型光伏系统不具备接入公共电网条件时，经论证批准，可以就近接入公司（顾客）内部电网，接入公司（顾客）内部电网光伏系统宜采用不可逆流方式。3.4.2 光伏系统与公共电网之间应设隔离装置，并应符合如下规定：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立隔离装置，涉及隔离开关和断路器，并应具备明显断开点批示及断零功能（断零功能仅对0.4KV及如下低压系统合用）；2 光伏系统在并网处应设立并网专用低压开关箱（柜），并设立专用标记和“警告”、“双电源”等提示性文字和符号；3 光伏系统在并网处设立并网专用开关箱（柜）应设立手动隔离开关和自动断路器，断路器应采用带可视断点机械开关；4 中型或大型光伏系统宜设立独立控制机房，机房内应设立配电柜、仪表柜、并网逆变器、监视器等。3.4.3 通信与电能计量装置应符合如下规定：1 依照本地供电部门规定，应配备光伏系统自动控制、通信和电能计量装置；光伏系统宜配备相应自动化终端设备，采集光伏系统装置及并网线路遥测、遥信数据，并将数据实时传播至相应调度主站；2 光伏系统应在发电侧和电能计量点分别配备、安装专用电能计量装置，并接入自动化终端设备；3 电能计量点原则上设立在产权分界点，计量装置应符合电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137和电能计量装置技术管理规程DL/T 448有关规定。4 光伏与建筑一体化设计4.1 普通规定4.1.1 应用光伏系统工业与民用建筑，其规划设计应依照建设地点地理、气候及太阳能资源条件等因素，统筹拟定建筑布局、朝向、间距、群体组合和空间环境，满足光伏系统设计和安装技术规定。4.1.2 应结合建筑功能、外观、安装场地以及周边环境条件，合理选取光伏组件类型、色泽及安装位置，不得影响安装部位建筑功能，外观应与建筑统一协调，使之成为建筑有机构成某些。4.1.3 光伏系统设计应与建筑设计、建筑构造设计等有关专业密切配合,共同拟定光伏系统各构成某些在建筑中位置。4.1.4 安装在建筑各部位或直接构成建筑围护构造光伏组件，应满足该部位使用功能、建筑节能、构造安全及使用功能和电气安全等规定，并应配备带电警告标记及电气安全防护设施。4.1.5 在既有建筑上增设或改造光伏系统，应进行建筑构造安全及使用功能、建筑电气安全复核，并满足光伏组件所在建筑部位防火、防雷、防静电等有关功能规定和建筑节能规定。4.1.6 安装光伏组件建筑部位，应设立防止光伏组件损坏、坠落安全防护办法。4.1.7 规划与建筑设计应为光伏系统安装、使用、检修和更换等提供必要承载条件和空间。4.1.8 光伏组件有效期限应符合国家、行业关于现行原则规定。4.2 规划设计4.2.1 安装光伏系统建筑，重要朝向宜为可获取光伏发电量最大朝向。4.2.2 安装光伏系统建筑不应减少建筑自身或相邻建筑建筑日照原则。4.2.3 应合理规划光伏组件安装位置，避免建筑周边环境景观与绿化种植及建筑自身构件投影遮挡投射到光伏组件上阳光。4.2.4 应对光伏构件也许引起二次辐射光污染对本建筑或周边建筑导致影响进行预测并采用相应办法。4.3 建筑设计4.3.1 安装光伏组件建筑部位在冬至日全天日照应不低于3h。4.3.2 合理拟定光伏系统各构成某些在建筑中位置，并满足其所在部位建筑防水、排水、雨水、隔热及节能等功能规定。4.3.3 建筑设计应为光伏系统提供安全安装条件。并在安装光伏组件部位采用安全防护办法。4.3.4 安装光伏组件不应跨越建筑变形缝。4.3.5 光伏组件安装应采用通风降温办法,减少由于温度升高而引起光伏系统发电效率减少，单个光伏方阵面积宜不不不大于50m，且最小边宜不不不大于3m。4.3.6 光伏组件布置在建筑平屋面上时，应符合如下规定：1 应用建材型光伏组件和建筑构件型光伏组件时，应保障屋面排水畅通；2 安装型光伏组件安装支架采用固定式或可调节式安装支架；3 安装型光伏方阵中光伏组件间距应满足冬至日上午9:00至下午15:00不遮挡太阳光规定；4 光伏组件基座与构造层相连时，防水层应包到支座和金属埋件上部，并在地脚螺栓周边作密封解决；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；5 光伏组件宜按最佳倾角布置，并应考虑设立维修通道与人工清洗设施，通道最小宽度为500mm；6 光伏组件周边屋面、检修通道、屋面出入口和光伏方阵之间人行通道上部应铺设屋面保护层；7 光伏组件引线穿过屋面处应预埋防水套管，并作防水密封解决。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕。4.3.7 光伏组件布置在建筑坡屋面上，应符合如下规定：1 建材型光伏组件与周边屋面材料连接部位应做好建筑构造解决，并应满足屋面保温、隔热、防水等围护构造功能规定；2 安装型光伏组件应采用顺坡架空安装方式，支架应与埋设在屋面板上预埋件牢固连接，并应采用相应防水构造办法；3 顺坡架空安装光伏组件与屋面之间垂直距离应满足安装和通风散热间隙规定，自然通风间隙应不低于150mm。4.3.8 光伏组件布置在阳台上，应符合如下规定：1 构件型阳台栏板式光伏组件，应符合阳台栏板刚度、强度、防护功能规定；2 安装型光伏组件附设或镶嵌在阳台栏板上，应最大限度地满足光伏系统设计规定；3 构件型、安装型阳台栏板光伏组件及支架应与栏板构造主体上预埋件牢固连接，并有防坠落办法。4.3.9 光伏组件布置在墙面及窗面上，应符合如下规定：1 安装型光伏组件及支架应与墙面构造主体上预埋件牢固连接锚固，并不应影响墙体保温构造和节能效果；2 设立在墙面光伏组件引线应暗设，其穿过墙面处应预埋防水套管。穿墙管线不适当设在构造柱节点处；3 光伏组件镶嵌在墙面时，应与墙面装饰材料、色彩、分格等协调；4 光伏组件设立在窗面上时，应满足窗面采光、通风、节能等围护构造功能规定。4.3.10 光伏组件应用在幕墙及雨篷等构件上，应符合如下规定：1 由光伏组件构成雨篷、檐口和采光顶，其刚度、强度应符合使用规定，还应满足排水功能及防止空中坠物安全性规定；2 光伏幕墙性能应满足所安装幕墙整体物理性能规定，并应满足建筑节能规定。4.4 构造设计4.4.1 应依照光伏系统类型，对光伏组件安装构造、支撑光伏系统主体构造或构造构件及有关连接件进行相应构造设计。4.4.2 光伏建筑构造荷载取值应符合建筑构造荷载规范GB 50009规定。4.4.3 光伏组件支架和连接件构造设计应计算如下效应：1 非抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载和雪荷载作用效应；2 抗震设计时，应计算系统自重荷载、风荷载、雪荷载和地震作用效应；3 风荷载、雪荷载按50年一遇荷载值计算。4.4.4 在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递荷载效应；在既有建筑上安装光伏系统，应事先请有有关资质单位对既有建筑构造进行构造安全性复核，加固设计应符合相应国家规范规定。4.4.5 光伏组件支架，应由预埋在钢筋混凝土基座中钢制热浸镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓固定，钢筋混凝土基座主筋应锚固在主体构造内。不能与主体构造锚固时，应设立支架基座，并采用办法提高支架基座与主体构造间附着力，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用规定。4.4.6 连接件与基座锚固承载力设计值应不不大于连接件自身承载力设计值。4.4.7 支架基座设计应进行稳定性验算，涉及抗滑移和抗倾覆验算。4.4.8 光伏方阵与主体构造采用后加锚栓连接时，应符合混凝土构造后锚固技术规程JGJ 145规定。4.4.9 安装光伏系统预埋件设计使用年限应符合建筑物主体构造设计寿命规定。4.4.10 支架及其他安装材料，应依照光伏系统设计使用年限选取相应耐候材料，并采用相应防护办法。4.4.11 受盐雾影响安装区域和场合，应选取符合使用环境材料及部件作为支撑构造，并采用相应防护办法。4.5 电气设计4.5.1 光伏系统机房形式宜依照光伏方阵规模、布置形式、建筑物(群)分布、周边环境条件和用电负荷密度等因素拟定，并应符合下列规定：1 逆变器安装位置应接近光伏方阵；2 配电装置和控制柜布置，应便于设备操作、搬运、检修和实验。4.5.2 机房建筑设计应符合民用建筑电气设计规范JGJ 16-有关规定。4.5.3 储能光伏系统宜设立独立蓄电池室，并接近控制器。4.5.4 蓄电池应布置在无高温、无潮湿、无震动、少灰尘、避免阳光直射、通风场合，并应符合电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5044有关规定。4.5.5 既有建筑设计光伏系统时，光伏系统电缆通道应满足建筑构造安全、电气安全，并宜建成隐蔽工程，以保持建筑物外观整洁。5 光伏系统安装和调试5.1 普通规定5.1.1 安装方案1 新建建筑光伏系统安装施工方案应制定相应安装施工方案与安全技术办法，纳入建筑设备安装施工组织设计与质量控制程序；2 既有建筑光伏系统安装施工方案应制定相应安装施工方案与安全技术办法，应编制施工组织设计与质量控制程序，应进行可行性论证。5.1.2 光伏系统安装前应具备如下条件：1 设计文献齐备，且已通过论证、审批，并网接入系统已获关于部门批准并备案；2 施工组织设计与施工方案已经批准；3 建筑、场地、电源、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、预埋管和有关设施符合设计图纸规定，并已验收合格。5.1.3 光伏系统安装施工流程与操作方案应选取易于施工、维护作业方式。5.1.4 安装光伏系统时，应对建筑物成品采用保护办法。5.1.5 施工安装人员应采用如下防触电办法：1 应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具；2 施工场合应有醒目、清晰、易懂电气安全标记；3 在雨、雪、大风5级以上天气状况下不得进行室外施工作业；4 使用手持式电动工具应符合手持式电动工具管理、使用、检查和维修安全技术规程GB/T 3787-规定。5.1.6 安装施工光伏系统时应采用如下安全办法：1 光伏系统各部件在存储、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，背面不得受到任何碰撞和重压；2 光伏组件在安装时表面应铺有效遮光物，防止电击危险；3 光伏组件输出电缆应采用可靠办法，不应非正常短路；4 连接无断弧功能开关时，不应在有负荷或可以形成低阻回路状况下接通正、负极或断开；5 连接完毕或某些完毕光伏系统，遇有光伏组件破裂状况应及时设立限制接近办法，并由专业人员处置；6 接通光伏组件电路后应注意热斑效应影响，不得局部遮挡光伏组件；7 在建筑工地安装光伏系统时，安装场合上空架空电线应有隔离办法；8 在坡度不不大于10坡屋面上安装施工，应设立专用踏脚板；9 施工人员进行高空作业时，应设立可靠防护办法：佩带安全防护用品，设立醒目、清晰、易懂安全标记；10 在特殊气象条件下，禁止施工，并设立可靠防护办法。5.2 基座工程安装5.2.1 既有建筑光伏支架、基座应与建筑主体构造连接牢固，并由有资质专业人员负责施工。5.2.2 在屋面构造层上现场砌（浇）筑基座应进行防水解决，应符合屋面工程质量验收规范 GB 50207规定。5.2.3 预制基座应放置平稳、整洁，不得破坏屋面防水层。5.2.4 钢基座及混凝土基座顶面预埋件，需依照前期设计，在支架安装前应涂防腐涂料，并妥善保护。5.2.5 连接件与基座之间空隙，应采用细石混凝土填捣密实。5.3 支架工程安装5.3.1 安装光伏组件支架应按设计规定制作。钢构造支架安装和焊接应符合钢构造工程施工质量验收规范GB 50205规定。5.3.2 钢构造支架焊接完毕，应按设计规定做防腐解决。防腐施工应符合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查评估原则GB 5022495规定。5.3.3 钢构造支架应与建筑物接地系统可靠连接。5.4 光伏组件工程安装5.4.1 光伏组件强度应满足设计强度规定。5.4.2 光伏组件上应标有带电警告标记。安装于可上人屋面光伏系统场合必要要有人员出入管理制度，并加围栏。5.4.3 光伏组件应按设计间距整排列齐并可靠地固定在支架或连接件上。光伏组件之间连接件应便于拆卸和更换。5.4.4 光伏组件与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙，该间隙不得被施工等杂物填塞。5.4.5 光伏幕墙安装应符合如下规定：1 光伏幕墙应符合玻璃幕墙工程质量检查原则JGJ/T 139有关规定；2 安装容许偏差应符合建筑幕墙 GB/T 21086有关规定；3 光伏幕墙应与普通幕墙同步施工，共同接受幕墙有关物理性能检测。5.4.6 在盐雾、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安装施工方案。5.4.7 在既有建筑上安装光伏组件，应依照建筑物建设年代、构造状况，选取可靠安装办法。5.4.8 光伏组件或方阵安装时还必要严格遵守生产厂家指定其她条件。5.5 光伏系统电气工程安装5.5.1 电气装置安装应符合建筑电气工程施工质量验收规范GB 50303有关规定。5.5.2 电缆线路施工应符合电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 5016892有关规定。5.5.3 电气系统接地应符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 5016992有关规定。5.5.4 光伏系统直流侧施工时，应标记正、负极性，并宜分别布线。5.5.5 独立光伏系统蓄电池上方及四周不得堆放杂物。5.5.6 逆变器、控制器等设备安装位置周边不适当设立其他无关电气设备或堆放杂物。5.5.7 穿过屋面或外墙电线应设防水套管，并有防水密封办法，并布置整洁。5.6 数据检测系统工程安装、调试5.6.1 光伏系统示范项目，必要安装数据监测系统。5.6.2 数据监测系统安装和调试应符合可再生能源建筑应用示范项目数据监测系统技术导则规定。5.7 系统工程检测、调试5.7.1 光伏系统安装工程检测：1 独立光伏系统工程检测，应按独立光伏系统-设计验证IEC 62124-及光伏产品有关原则执行；2 并网光伏系统工程检测，应按光伏系统并网技术规定GB/T 19939有关规定执行。5.7.2 光伏系统工程调试1 光伏系统工程安装调试必要按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试这三个环节进行；2 调试和检测应符合光伏系统并网技术规定GB/T 19939、家用太阳能光伏电源系统技术条件和实验办法GB/T 19064规定。5.7.3 光伏系统工程安装试运营在完毕了以上分部试运营后来，应对逆变器、充电控制器及低压电器分别送电试运营。送电时应核对所送电压级别、相序。在空载不低于1小时后来，检查各部位无不良现象，然后逐渐投入各光伏方阵支路实现光伏系统满负荷试运营，并作好负载试运营电压值、电流值记录。5.7.4 新建建筑光伏工程验收前应对光伏系统进行调试与检测。5.7.5 调试和检测应符合国家现行原则有关规定。6 环保及卫生、安全、消防6.1 环保及卫生6.1.1 光伏系统设备及安装应符合环保卫生规定。6.1.2 光伏系统噪声应符合国家现行原则有关规定。6.1.3 独立光伏系统使用蓄电池应采用密封免维护电池，存储蓄电池场合应保证通风。维护蓄电池时，应符合蓄电池运营维护有关规定。6.2 安全6.2.1 光伏组件区域周边宜设立安全隔离办法，并有防止锚固点失效后光伏构件坠落办法。6.2.2 光伏组件外围防护栏杆明显位置上应悬挂带电警告标记牌。6.3 消防6.3.1 光伏方阵安装部位应不影响建筑物自身消防疏散。6.3.2 光伏方阵安装应符合建筑设计防火规范GB 50016及高层民用建筑设计防火规范GB 5004595规定。6.3.3 光伏系统重要室内电气设备为逆变控制器，因而消防给水系统设立原则应按火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229有关规定执行。7 工程质量验收7.1 普通规定7.1.1 光伏系统验收规定1 新建建筑光伏系统工程为建筑工程电气分部下子分部，其验收应纳入建筑工程进行验收；2 既有建筑安装光伏系统应作为单项工程进行专项验收。7.1.2 光伏系统工程验收程序和组织应符合建筑工程施工质量验收统一原则GB/T 50300规定。1 子分部工程分项工程验收应由建设单位项目技术负责人组织专业监理工程师、施工单位项目专业质量（技术）负责人等进行验收；2 光伏系统竣工后，施工单位应按规定由技术（质量）人员进行竣工质量检查评估，并向建设单位提交竣工验收申请报告；3 建设单位收到工程竣工验收申请报告后，应由建设单位（项目）负责人组织设计、施工、监理等单位（项目）负责人对光伏系统工程质量控制资料、系统重要功能、现场事务质量组织竣工验收。7.1.3 光伏系统子分某些项工程检查批合格质量原则应符合下列规定：1 主控项目必要符合本规程合格质量原则规定；2 普通项目其检查成果应有80%及以上检查点（值）符合本规程质量合格原则规定，且偏差值不应超过其容许偏差值1.5倍；3 隐蔽验收记录、质量证明文献应完整。7.1.4 光伏系统子分某些项工程合格质量原则应符合下列规定：1 分项工程所含各检查批均应符合本规程合格质量原则；2 分项工程所含各检查批质量验收记录应完整；3 系统调试、检测和试运营应符合规定。7.1.5 光伏系统工程验收时应检查下列文献和记录：1 设计文献、图纸会审记录、设计变更和洽商记录；2 材料、设备和构件产品出厂合格证、检查报告、进场检查记录、有效期内型式检查报告；3 后置埋件、防雷装置测试记录；4 隐蔽工程验收记录和有关图像资料；5 工程质量验收记录；6 系统联合试运转及调试记录；7 系统检测报告；8 其她对工程质量有影响重要技术资料。7.1.6 光伏系统分部工程分项工程涉及基座工程、支架工程、光伏组件工程、光伏系统电气工程。子分部工程分项工程验收检查按附录A实行。7.2 光伏系统测评7.2.1 太阳能光伏系统示范项目应对建筑应用光伏系统进行综合性能检测及测评；应由具备相应检测资质单位实行。7.2.2 应按可再生能源示范项目测评导则执行。8 运营管理与维护8.1 普通规定8.1.1 光伏系统竣工验收合格后，方可交付顾客，进入寻常运营状态。8.1.2 光伏系统交付使用前，光伏系统设计单位应协助顾客建立光伏系统管理制度，编写使用操作手册、寻常检查和巡检内容及其指引阐明，并对各项条文详细阐明。8.1.3 顾客自行检查项目禁止涉及带电体和潜在带电体及设备。8.1.4 应至少每年进行一次对光伏系统、锚固构造等全项目检查。当发生极端气象灾害前应进行全面加固，发生后必要进行全面检查。8.1.5 光伏系统运营发生异常时，应及时与专业维修人员联系，在专业维修人员指引下进行解决。重要设备和控制装置应由专业人员维修。8.1.6 发电计量装置应按规定定期进行校验。8.1.7 所有记录应及时归档。8.2 人员培训8.2.1 光伏系统交付使用前，光伏电站管理及操作人员应接受培训，使其理解和掌握光伏系统基本工作原理和有关设备功能。8.2.2 培训内容应包括光伏系统工作原理和有关设备功能，光伏系统设计要点、核心参数、各种设备操作、常用故障及其排除等内容。8.2.3 培训结束时，管理和操作人员应达到按规定进行光伏系统寻常维护工作。8.3 维护管理8