（正式版）DB32∕T 5389-2026 太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程

太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程江苏省住房和城乡建设厅江苏省市场监督管理局联合发布2026南京江苏省地方标准太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程TechnicalspecificationforapplicationofbuildingintegratedsolarphotovoltaicDB32/T5389—2026主编单位:江苏省建筑科学研究院有限公司华仁建设集团有限公司批准单位:江苏省住房和城乡建设厅江苏省市场监督管理局实施日期:2026年10月1日1根据《省住房城乡建设厅关于下达2022年度江苏省建设系统科技项目和工程建设地方标准编制修订项目的通知》(苏建科〔2022〕145号)的要求,规程编制组经广泛调查研究,认真总结实践经验,并在广泛征求意见的基础上,修订了本规程。本规程于2026年4月13日经主管部门批准发布,自2026年10月1日起实施,并替代《太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程》DGJ32/J87—2009。本规程主要技术内容包括:1总则;2术语;3基本规定;4光伏系统设计;5光伏与建筑一体化设计;6光伏系统安装与检测调试;7质量验收;8运行管理与维护;附录A。本规程修订的主要内容是:完善了储能系统的相关内容;增加了直流配电、柔性用能的相关内容;增加了监控系统的相关内容;增加了附录A。本规程由江苏省住房和城乡建设厅负责管理,由江苏省建筑科学研究院有限公司(地址:南京市鼓楼区北京西路12号;邮政编码:210008)负责技术内容的解释。各个单位在执行过程中若有修改意见或建议,请反馈至江苏省住房和城乡建设厅科技发展中心(地址:南京市鼓楼区草场门大街88号江苏建设大厦8楼;邮政编码:210036)。本规程主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人:主编单位:江苏省建筑科学研究院有限公司华仁建设集团有限公司参编单位:江苏迈能多能源技术发展有限公司淮安市建筑工程质量检测中心有限公司2淮安区建筑工程发展服务中心涟水县建设工程质量检测中心主要起草人:许锦峰杨荣吴志敏陈军韩伟刘俊魏燕丽蒋刚初汤青峰周绍勇蒋海峰李杰袁霞张海遐主要审查人:龚延风王超进王幸强沈中标高永星11总则 12术语 23基本规定 44光伏系统设计 54.1一般规定 54.2电源系统 64.3供配电系统 94.4建筑储能系统 104.5柔性用能与智能监控系统 105光伏与建筑一体化设计 135.1一般规定 135.2规划设计 145.3建筑设计 145.4结构设计 175.5机电设计 186光伏系统安装与检测调试 206.1一般规定 206.2基座 216.3支架 226.4光伏组件与方阵 236.5电气系统 246.6系统调试 266.7系统检测 2827质量验收 297.1一般规定 297.2基座工程 317.3支架工程 327.4光伏组件及方阵工程 337.5光伏系统工程 358运行管理与维护 398.1运行管理 398.2维护管理 39附录A江苏地区光伏方阵最佳倾角参考值 42本规程用词说明 43引用标准名录 44条文说明 473Contents1Generalprovisions 12Terms 23Basicrequirements 44Designofphotovoltaicsystem 54.1Generalrequirements 54.2Powersystem 64.3Powersupplyanddistributionsystem 94.4Buildingenergystoragesystem 104.5Energyflexibilityandintelligentmonitoringsystem 105Designofbuildingintegratedsolarphotovoltaic 135.1Generalrequirements 135.2Planningdesign 145.3Buildingdesign 145.4Structuredesign 175.5Mechanicalandelectricaldesign 186Installation,testinganddebuggingofphotovoltaic 206.1Generalrequirements 206.2Base 216.3Support 226.4Photovoltaicmoduleandarray 236.5Electricsystem 246.6Systemdebugging 266.7Systemtesting 2847Qualityacceptance 297.1Generalrequirements 297.2Baseengineering 317.3Supportengineering 327.4Photovoltaicmoduleandarrayengineering 337.5Photovoltaicsystemengineering 358Operationmanagementandmaintenance 398.1Operationmanagement 398.2Maintenancemanagement 39AppendixARecommendedvalueofoptimalinclinationangleofphotovoltaicarrayinJiangsuregion 42Explanationofwordinginthisspecification 43Listofquotedstandards 44Explanationofprovisions 4711总则1.0.1为规范太阳能光伏与建筑一体化的应用,保证工程质量,制定本规程。1.0.2本规程适用于江苏省新建、扩建和改建工业和民用建筑以及既有建筑改造中的太阳能光伏与建筑一体化设计、安装、验收和运维。1.0.3太阳能光伏与建筑一体化应用除应执行本规程外,尚应符合国家和江苏省现行有关标准的规定。22术语2.0.1光伏建筑一体化buildingintegrat与建筑有机结合的太阳能光伏系统,与建筑同步设计、施工、验收,并与建筑风貌、功能相协调。2.0.2太阳能光伏系统solarphotovoltaicsystem利用太阳能电池的光伏效应将太阳能辐射能直接转换成电能的发电系统,简称光伏系统。2.0.3光伏组件photovoltaicmodule具有封装及内部联结,能单独提供直流电输出的最小不可分割的光伏电池组合装置。2.0.4建材型光伏组件materialphotovoltaicmodule由太阳能电池制成的光伏瓦、光伏非透光幕墙、光伏透光幕墙、光伏玻璃等建筑材料。2.0.5构件型光伏组件componentphotovoltaicmodule由太阳能电池制成的光伏雨篷、光伏遮阳、光伏栏板等建筑构件。2.0.6安装型光伏组件buildingattachedphotovoltaicmodule架空安装在屋面等部位的光伏组件。2.0.7光伏方阵photovoltaicarray将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。2.0.8并网光伏系统grid-connectedphotovoltaicsystem与公共电网连接的光伏系统。2.0.9离网光伏系统offgridphotovoltaicsystem不与公共电网连接的光伏系统,也称独立光伏系统。32.0.10汇流箱combiner-box在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装置。2.0.11逆变器inverter光伏发电系统中将直流电转换成交流电的设备。2.0.12光储直柔系统photovoltaic,energystorage,directcurrent,flexibilitysystem(PEDF)配置建筑光伏和建筑储能系统,采用直流配电系统,且用电设备具备功率主动响应功能的建筑能源系统。2.0.13建筑储能系统buildingenergystoragesystem服务于建筑用能或充电桩,实现电能储存、转化的系统。通过光伏系统产生的电能驱动储热水箱中的电加热装置,制取并存储生活热水的系统,系统可配置辅助热源,简称光伏热水系统。2.0.15柔性用能flexibility建筑及其使用者利用电气设备、建筑储能系统、用电行为调节等手段,实现建筑用电功率主动调节。2.0.16微电网microgrid由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成,基本实现内部电力电量平衡的小型供用电系统。2.0.17功率主动响应activepowerresponse设备根据直流母线电压变化,通过调整工作状态改变自身用电功率,对直流配电系统功率调整需求主动做出的响应。2.0.18快速关断装置rapidshutdowndevice能够在紧急状态下快速将光伏组件之间、光伏组件与逆变器、逆变器与并网点之间的电气连接断开,关闭光伏系统的装置。43基本规定3.0.1光伏系统设计宜基于自发自用、就地消纳的原则进行。3.0.2光伏系统宜采用光伏热水、冰蓄冷、充电桩等建筑储能形式。3.0.3光伏建筑一体化应充分利用建筑屋面、建筑立面,采用建材型光伏组件、构件型光伏组件等实现。3.0.4既有建筑增设或改造光伏系统,应对建筑结构的安全性、耐久性以及电气安全性进行复核。54光伏系统设计4.1一般规定4.1.1光伏系统应根据建筑物使用功能、光照条件、建筑结构等情况,结合建筑用能条件、运行维护等因素进行设计。4.1.2光伏系统宜采用建筑储能系统、智能监控系统,实现柔性用能。4.1.3用户侧并网的光伏系统宜采用分散逆变、就地并网的接入方式,电网侧并网的光伏系统宜采用分散逆变、集中并网的接入方式,并网光伏系统应符合《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319等标准的规定。4.1.4离网光伏系统应符合《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064、《独立光伏系统技术规范》GB/T29196等标准的规定。4.1.5并网光伏系统应配置具有通信功能的电能计量装置和相应的电能采集装置,离网光伏发电系统宜配置计量装置。4.1.6光伏系统中逆变器、汇流箱、变压器等电气设备应满足环境温度、相对湿度等使用环境条件要求。4.1.7光伏系统的电缆选型、电缆桥架、电缆保护套等应符合《光伏发电系统用电缆》NB/T42073、《节能耐腐蚀钢制电缆桥架》GB/T23639等标准的规定,并与其他管线协调布置。4.1.8光伏系统应对系统发电量、光伏组件背板表面温度、室外温度、太阳总辐照量等进行监测。4.1.9光伏系统的电气安全防护应符合《建筑电气与智能化通6用规范》GB55024、《民用建筑电气设计标准》GB51348等标准的规定。4.1.10光伏系统防雷、接地和过电压保护应符合《建筑电气与智能化通用规范》GB55024、《建筑物防雷设计规范》GB50057等标准的规定。4.2电源系统4.2.1应根据新建建筑或既有建筑的使用功能、当地太阳能资源、电网条件、用电负荷等因素,确定光伏系统的装机容量、储能系统形式等。4.2.2一次系统的设计应符合以下要求:1并网光伏系统可包括光伏组件、汇流箱、逆变器、配电柜等;汇流箱应按所采用的组件和逆变器类型根据需要进行配置;2离网光伏系统可由光伏组件、汇流箱、充放电控制器、储能系统、逆变器、监控系统及配电柜等组成;3不含储能装置的并网光伏系统,逆变器的功率应与其接入的光伏方阵容量相匹配;4离网光伏系统中逆变器的功率宜符合交流侧负荷最大功率及负荷特性的要求;5连接在光伏发电系统直流侧的设备,其允许的工作电压等级应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压;6直流汇流箱、组串式逆变器宜靠近光伏方阵布置,室内布置的逆变器、汇流箱、变压器应采取通风散热措施。4.2.3汇流箱应符合《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936的有关规定。74.2.4逆变器应符合以下规定:1离网光伏系统应采用离网型逆变器,并符合《离网型风能、太阳能发电系统用逆变器》GB/T20321的有关规定;2并网光伏系统宜采用并网型逆变器,并符合《光伏发电并网逆变器技术要求》GB/T37408的有关规定;3含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96.5%,不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%(单相二级拓扑结构的光伏逆变器相关指标分别不低于94.5%和97.3%),微型逆变器相关指标分别不低于95%和95.5%。4.2.5光伏方阵的设计应符合以下要求:1光伏组件的类型、规格、安装位置、安装方式等应根据建筑设计及用电负荷确定;2方阵的设计应便于清除灰尘、通风;3安装型光伏组件宜采用固定式安装;4方阵中同一组串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致;5光伏组件串的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。4.2.6离网光伏系统的电压宜采用380V,应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式,工作电源引接宜符合以下要求:1当光伏系统设有接入母线时,宜从接入母线上引接供给自用负荷;2可由建筑配电系统引接电源供给光伏发电系统自用负荷;3逆变器及升压变压器的用电可由各发电单元逆变器交流出线侧引接。4.2.7并网光伏系统应采用与建筑配电系统相同的供电电源方式。84.2.8无功补偿装置的设计应符合以下要求:1无功补偿装置应按电力系统并网接入要求配置;2并联电容器装置的设计应符合《并联电容器装置设计规范》GB50227的有关规定;3无功补偿设备应根据环境条件、设备技术参数及允许维护和检修条件确定。4.2.9二次系统的设计应符合以下规定:1监控系统可采用本地监控或远程监控方式,无人值守的光伏系统应安装远程实时监控系统;2并网光伏系统应具备防孤岛保护功能;3光伏系统设计为不可逆并网方式时,应配置逆向功率保护设备,当检测到逆向电流超过额定输出的5%时,系统应在2s内自动降低出力或停止向电网线路送电;4通过10kV及以上电压等级并网的光伏发电系统,应根据调度自动化系统的要求及接线方式,提出远动信息采集要求,远动信息应包括并网状态,光伏发电系统有功、无功、电流等运行信息,逆变器状态信息,无功补偿装置信息,并网点的频率电压信息,继电保护及自动装置动作信息。4.2.10光伏系统电缆的设计应符合以下要求:1当敷设环境温度超过电缆运行环境温度时,应采取隔热措施;2直流电缆应标识正负极;3电缆敷设可采用直埋、保护管、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式,动力电缆和控制电缆宜分开排列,电缆沟不得作为排水通路,电缆保护管宜隐蔽敷设并采取保护措施;4集中敷设于电缆沟、电缆线槽中的电缆宜选用C类及以上阻燃电缆;95在腐蚀或潮湿的场地内采用电缆桥架布线时,应根据腐蚀介质的不同采取相应的保护措施;6电缆桥架的铺设不应对光伏组件造成遮挡;7光伏幕墙接线盒的位置宜由光伏玻璃幕墙组件的安装方式确定;8电缆、桥架穿越防火分区、楼板、洞口等处应选用不燃材料进行防火封堵。4.3供配电系统4.3.1光伏供电系统设计宜优先采用微电网运行模式,实现就地消纳。4.3.2光伏系统接入设计应符合《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865、《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866的规定。4.3.3光伏系统的电能质量应符合《电能质量供电电压偏差》GB/T12325、《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326等标准的规定。4.3.4光伏系统应在并网点设置易于操作、可闭锁、具有明显断开点的并网断开装置。4.3.5电能计量装置及电能计量远方终端的设置应符合《电能计量系统设计规程》DL/T5202的规定。4.3.6直流配电设计应符合以下规定:1直流配电系统的组成包括电源设备、配电设备、用电设备和监控系统等;2直流配电系统电压等级不宜大于DC80V;3在满足用户需求和用电安全的前提下,民用建筑直流配10电设计应满足兼容性和开放性的要求;4直流配电系统拓扑宜采用单极结构;5直流配电系统应具备继电保护、过流保护、电压异常保护等保护功能;6直流配电系统电击防护应符合相关标准的规定。4.3.7当同时存在交流配电和直流配电系统时,线缆、用电设备等均应具有明显标识。4.4建筑储能系统4.4.1建筑储能系统设计时应进行经济性分析,确定系统形式。4.4.2建筑储能系统应参与建筑整体柔性用能。4.4.3建筑储能系统如采用电化学储能系统,应符合《电化学储能电站设计规范》GB51048等相关标准的规定。4.4.4光伏热水系统的设计应符合以下规定:1光伏热水系统的容量应结合建筑热水负荷、热水进出口温度、辅助热源形式等综合计算;2太阳能光伏热水系统应实现分户计量;3在当地标准温差下,储热水箱中水的温降值不大于8℃;4折算到光伏方阵当日太阳辐射量为5kWh/m2时,储热水箱名义温升不小于25℃。4.4.5冰蓄冷系统的设计应符合《蓄能空调工程技术标准》JGJ158等标准的规定。4.5柔性用能与智能监控系统4.5.1应用柔性用能系统的建筑应配备建筑设备管理系统,并11与微电网相协调。4.5.2柔性用能系统应确保用户优先利用光伏系统产生的电能或光伏热水系统产生的热水。4.5.3空调、电热水器和照明灯具等用电设备宜具备功率主动响应功能。4.5.4光伏系统监控系统应符合以下要求:1计量装置、数据采集器性能指标应符合《民用建筑能源与环境数据监测系统技术规程》DB32/T4359的有关规定;2数据采集和传输周期应结合项目需求合理设置,上传周期不应大于1h;3应存储不少于3年的原始数据,统计和汇总数据应长期保存;4应具备故障报警与保护功能。4.5.5光伏热水系统还应对水温、水位等运行参数进行监测,并具备防过热功能,当储热水箱水温高于设定值时,光伏发电系统和辅助热源应停止向储热水箱供能。4.5.6柔性用能控制系统应符合以下要求:1应具备能量管理与优化功能,根据用户需求和不同设备用电柔度确定设备调节的优先级;2柔性用能设备与光伏系统应进行智能化集成;3应具备对电源、配电设备、主要用电设备进行远程和本地控制的功能;4应具备根据电价、电网指令或预设运行目标切换运行模式的功能;5宜具备根据历史记录和实时监测数据对用电负荷、建筑光伏功率进行预测的功能;6宜具备建筑整体用电柔度预测功能。124.5.7并网光伏系统的控制和通信应符合以下要求:1根据相关标准要求,配置相应的自动化终端设备与通信装置,采集光伏系统装置及并网线路的遥测、遥信数据,并将数据实时传输至相应的调度主站;2应在并网光伏系统电网接口、公共连接点配置电能质量实时在线监测装置,测量电压、频率、谐波、功率因数等电能质量参数并传输至相应的调度主站。4.5.8光伏系统应设置快速关断装置,快速关断功能启动后的30秒内,线缆处于光伏方阵1m以外时,电压不应高于30V,线缆处于光伏方阵1m以内时,电压不应高于80V,快速关断装置应与火灾自动报警系统联动。135光伏与建筑一体化设计5.1一般规定5.1.1新建、扩建和改建的民用建筑在规划设计时应综合考虑光伏系统设计和安装要求。5.1.2光伏系统设计时应对项目所在地太阳辐射资源进行分析,并分析周围环境对光伏系统运行的影响。5.1.3光伏系统设计时应合理选择类型及组件的色彩,并应与建筑外观相协调。5.1.4安装在建筑上的光伏组件不应影响建筑消防设施的安全运行,不应影响建筑的防水、雨水排放、保温性能,并应有防冻、防雷、防火等技术措施。5.1.5既有建筑上增设或改造光伏系统时,应满足建筑采光、通风、节能和结构、消防等要求,光伏组件设计应满足所在建筑部位的结构、消防、防水、防雷等要求,同时不应影响既有建筑的采光、通风、排水。5.1.6安装光伏组件的建筑部位,应设置带电警告标识和电气安全防护设施,并设置防止光伏组件坠落的安全防护设施。5.1.7建筑设计应为光伏组件安装、维护等提供必要的空间。5.1.8光伏方阵宜配置清洗设备,并就近预留清洁给水点。5.1.9建材型、构件型光伏系统的建材、构件寿命按建筑构件使用年限设计;安装型光伏系统的使用年限不应少于25年。145.2规划设计5.2.1规划设计时应结合系统发电量、可再生能源利用率等,对光伏系统应用进行经济性分析。5.2.2规划设计时应进行建筑日照分析,建筑朝向、体形、空间组合等应为光伏组件接收充足的日照创造条件。5.2.3应合理规划光伏组件的安装位置,避免周围建筑物、绿化植物及建筑自身的投影遮挡光伏组件上的阳光。5.2.4建筑物增设光伏系统不得降低该建筑及相邻建筑的日照标准。5.2.5光伏系统的设备及安装应符合环保、卫生的要求,不应对周围建筑形成二次辐射和光污染,不应使用对环境产生危害的光伏组件和设备。5.3建筑设计5.3.1建材型光伏组件应满足作为建筑材料的性能指标要求,构件型光伏组件应满足作为建筑构件的性能指标要求。5.3.2光伏组件应避开厨房排烟口、排风口、排烟道、通气立管、空调系统等设施。5.3.3光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。5.3.4光伏组件及方阵的构造应采取通风构造措施,光伏组件背板温度不应高于组件允许的最高工作温度。5.3.5光伏组件应用在建筑平屋面上时,应符合以下规定:1光伏组件宜倾斜布置在平屋面上,宜按本规程附录A的倾角推荐值进行设计;152光伏组件的南向不应设置遮挡光伏组件的装饰性构件;3光伏方阵间距宜满足冬至日6h日照不受遮挡的要求;4光伏组件安装场地应与人员活动场地有隔离设施;5光伏组件可架空设置,其基座应固定在主体结构上;6安装型光伏组件应采用固定式或可调节式安装支架安装,安装高度不宜超过女儿墙高度;7光伏组件应与支架牢固连接,其基座与屋面结构层应采用螺栓固定,并在相连的部位采取防水密封措施;8平屋面应设置检修通道与人工清洗设施,通道最小宽度宜不小于600mm;9光伏组件周围的屋面、屋面检修通道、屋面出人口和光伏方阵之间的人行通道上部应铺设屋面保护层;10光伏组件的引线穿过屋面处应预埋或加装防水套管,并进行防水密封处理。防水套管应在屋面防水层施工前埋设完毕;11当屋面设置有消防疏散通道时,光伏组件及电缆线路不得影响消防疏散功能。5.3.6光伏组件应用在建筑坡屋面上时,应符合以下要求:1安装型光伏组件应采用顺坡架空或顺坡镶嵌的安装方式,顺坡架空安装的光伏组件与屋面之间的垂直距高应满足通风散热要求,支架应与预埋件牢固连接,预埋处排水应通畅;2光伏瓦应与屋顶普通瓦模数相匹配;3坡屋面上设置有天窗时,光伏组件的位置、尺寸和模数应与屋面天窗相协调。5.3.7光伏组件布置在遮阳板、阳台或平台栏板上时,应符合以下要求:1构件的抗动风压性能应符合《建筑用光伏遮阳板》GB/T37268等标准的规定;162光伏组件及支架应与主体结构上的预埋件牢固连接;3光伏组件安装应符合护栏高度要求;4应采取防烫伤、防触电的安全防护措施。5.3.8光伏组件应用在非透光幕墙上时,应符合下列要求:1布置光伏组件前应做好墙体防火、防水和保温;2光伏组件应与墙面立面协调一致;3光伏组件不应破坏墙体的保温构造,降低节能效果;4开缝式光伏透光幕墙线缆槽应垂直于建筑光伏组件,并应便于开启检查和维护更换,穿过围护结构的线缆槽,应采取相应的防水措施;5光伏组件管线应隐蔽,穿墙管线应预留防水套管,做好防水密封处理。5.3.9光伏组件应用在透光幕墙上时,应符合以下要求:1光伏透光幕墙宜采用光伏夹层玻璃、中空玻璃或真空玻璃;2光伏透光幕墙的热工性能、防火性能等应符合《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102等标准的规定,不应低于普通玻璃幕墙;3透光幕墙开启扇、消防救援窗及其相邻部位不应设置光伏组件;4光伏透光幕墙单元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;5透光幕墙设有通风百叶时,线缆槽应垂直于建筑光伏组件,并应便于开启检查和维护更换,穿过围护结构的线缆槽,应采取相应的防水措施;6光伏组件之间的缝宽应满足幕墙温度变形和主体结构位移的要求,并应在嵌缝材料受力和变形承受范围之内。175.3.10光伏组件应用在采光顶、光伏窗上时,应符合下列要求:1光伏组件不应布置在可开启窗扇部位;2应采取隐蔽线缆和线缆散热的措施,并方便线路检修;3合理确定光伏组件的透光率,除满足建筑采光的要求外,应兼顾室内视觉舒适性。5.3.11光伏组件应用在雨棚、檐口和车棚时,应对安装部位可能造成的变形、裂缝等不利因素采取必要的技术措施。5.3.12光伏变配电房、监控系统等设备间的建筑设计应符合《建筑电气与智能化通用规范》GB55024、《民用建筑电气设计标准》GB51348等标准的规定,设备间建筑防火应符合《建筑防火通用规范》GB55037、《建筑设计防火规范》GB50016等标准的规定。5.4结构设计5.4.1光伏与建筑一体化应根据光伏组件的类型,进行专项结构设计。5.4.2光伏系统应纳入建筑主体结构和围护结构荷载计算,结构荷载取值按《建筑结构荷载规范》GB50009的规定采用,风荷载按25年重现期选取。5.4.3光伏与建筑一体化结构设计应计算以下效应:1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;2逆变器等电气设备应根据自重进行荷载取值;3光伏幕墙重力荷载取值不应小于同厚度、同规格的双玻幕墙荷载。5.4.4光伏组件的支架结构及构件,应具有足够的承载力、刚18度、稳定性和相对于主体结构的位移能力,应能承受在正常安装和使用过程中可能发生的各种作用和环境影响,支架不应固定在轻质填充墙部位。5.4.5光伏系统应通过预埋件或其他连接件与建筑主体结构可靠连接,预埋件或连接件应按计算确定并满足构造要求,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。5.4.6光伏方阵与主体结构采用后加锚栓连接时,其构造应符合《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ145的规定。5.4.7光伏构件的支承系统选型和安装应符合以下要求:1非透光幕墙的支承系统应符合《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ133的相关规定;2透光幕墙的支承系统应符合《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的相关规定;3光伏遮阳的支承系统应符合《建筑遮阳工程技术规范》JGJ237的相关规定;4光伏护栏的支承系统应符合《建筑用玻璃与金属护栏》JG/T342的规定。5.4.8在金属屋面和瓦屋面上安装光伏系统时,支承结构所承受的荷载应通过连接件传递到屋面檩条。5.4.9光伏幕墙龙骨做线槽时,型材截面应满足结构受力要求,不得降低安全标准。5.4.10光伏热水系统支承结构验算时应考虑热水存储装置荷载。5.5机电设计5.5.1建筑电气设计应符合《建筑物电气装置的电压区段》GB/T1918379、《特低电压(ELV)限值》GB/T3805等相关标准的规定。5.5.2高低压配电设备选择及布置应符合《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060及《低压配电设计规范》GB50054的有关规定。5.5.3新建建筑应预留光伏系统的电缆通道,并宜与建筑物本身的电缆通道合并设计,电缆标识应清晰,直流电缆与交流电缆宜独立设置。5.5.4既有建统增设光伏系统时,桥架、线槽等电缆通道宜独立设置。5.5.5民用建筑的光伏系统应采取防雷措施,其防雷等级分类及防雷措施应遵守《建筑物防雷设计规范》GB50057的相关规定,并应符合以下要求:1建筑物各电气系统的接地宜用同一接地网,接地网的接地电阻应采用最小值;2新建建筑的光伏系统采用安装型光伏组件时,其防雷和接地应与建筑的防雷和接地系统统一设计;3既有建筑增设光伏系统时,应对建筑物原有防雷和接地设计进行验算,不满足要求时进行改造。5.5.6光伏热水系统的热水存储装置、辅助热源、热水输配管道等除应符合《建筑给水排水与节水通用规范》GB55020、《建筑给水排水设计标准》GB50015等标准的有关规定外还应符合下列要求:1热水存储装置应布置合理,方便检修;2热水存储装置附近应配套布置排水设施;3宜配备燃气或空气源热泵等辅助热源;4热水输配管道应进行保温处理。206光伏系统安装与检测调试6.1一般规定6.1.1光伏系统的安装施工应按照审查合格的设计文件进行。施工前,应编制专项施工组织设计方案,并对施工人员进行培训和交底。6.1.2光伏系统施工前应根据工程实际情况制定施工安全、职业健康管理方案和应急预案,室外工程应根据制定季节性施工措施,冬季施工应按《建筑工程冬期施工规程》JGJ/T104的相关要求进行,六级以上大风、大雪、浓雾等恶劣气候应停止露天起重吊装和高处作业。6.1.3施工现场临时用电应符合《建筑与市政工程施工现场临时用电安全技术标准》JGJ/T46的有关规定。6.1.4光伏系统安装前应具备以下条件:1建筑主体结构应完成验收;2施工图应通过会审、设计交底应完成,施工组织设计方案应编审完毕;3工程定位测量基准应确立;4进场安装的设备、构件、材料应符合设计要求,经验收合格后方可使用;5建筑、场地、电源、道路等条件能满足正常施工需要;6预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管和相关设施符合设计图样的要求,并已验收合格。6.1.5光伏系统安装施工流程与操作方案应选择易于施工、维21护的作业方式。6.1.6对已经安装完成的光伏系统构件和设备,应采取相应的成品保护措施。6.1.7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光伏组件在安装时朝阳侧表面应铺遮光板,防止电击危险;3光伏组件的输出电缆不得发生非正常短路;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光伏幕墙与周边防火构件的缝隙,与实体墙面间的缝隙等位置,应采用不燃材料进行防火封堵;6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;7接通电路后不得局部遮挡光伏组件,防止产生热斑效应;8在坡度大于10°的坡屋面上安装施工时,应设置专用踏脚板;9施工人员进行高空作业时,应佩带安全防护用品,并设置醒日、清晰、明确的安全标识。6.1.8光伏热水系统的热水系统安装应符合《建筑给水排水与节水通用规范》GB55020、《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242等相关标准的有关规定。6.2基座6.2.1安装光伏组件或方阵的支架应设置基座,基座的施工应22符合《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定。6.2.2基座应与建筑主体结构连接牢固。6.2.3在屋面结构层上现场砌(浇)筑的基座应进行防水处理,并应符合《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,预埋件宜在主体结构施工时埋入,预埋件的位置应准确,并与结构层中的钢筋相连。预埋件宜为不锈钢材料或进行镀锌处理,否则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支架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《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205的要求。6.3.2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。6.3.3钢结构支架焊接完毕,应进行防腐处理,应符合《建筑防腐蚀工程施工质量验收标准》GB/T50224的要求,现场焊接时应对影响范围内的型材和光伏组件采取保护和消防措施。6.3.4支架的方位和倾角应符合设计要求。6.3.5可调支架和调整方式按厂家说明进行。调节机构应转动灵活,铰链部分可加黄油,调整范围应符合设计要求。6.3.6钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。236.4光伏组件与方阵6.4.1光伏组件安装前应具备以下条件:1光伏支架安装应验收合格;2光伏组件应验收合格,其结构强度应满足设计要求,外观完整且标有带电警告标识;3按照光伏组件的电流、电压参数进行分类和组串。6.4.2光伏组件的安装应符合《光伏发电站施工规范》GB507946.4.3光伏组件应按设计间距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。6.4.4光伏组件与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙,该间隙不得被施工材料或杂物填塞。6.4.5安装组件前,连接螺栓应加防松垫片并拧紧。6.4.6光伏组件安装前,宜根据组件参数对每个组件进行检查测试,其参数应符合产品出厂指标。6.4.7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。6.4.8光伏组件之间的接线应符合以下要求:1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求,不得在雨天进行光伏组件的接线作业。光伏组件之间的插件应连级牢固,光伏组件之间的接线可利用支架进行固定,并应整齐美观;2外接电缆同插接件连接处应搪锡;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光伏组件接线前,应采用万用表检查接线极性,同一光24伏组件或光伏组件串的正负极不应短接;5接通光伏组件电路后不得局部遮挡光伏组件。6.4.9光伏幕墙的安装应符合《建筑幕墙工程技术标准》DB32/T4065等标准的规定。6.4.10光伏采光顶连接部件和构件的安装应符合《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255的有关规定。6.4.11光伏遮阳连接部件和构件的安装应符合《建筑遮阳通用技术要求》JG/T274的有关规定。6.4.12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方案。6.4.13安装完毕后,对安装过程中受到损坏的漆膜宜进行补涂。6.5电气系统6.5.1汇流箱、逆变器等电气装置安装应符合《建筑电气与智能化通用规范》GB55024、《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303等相关标准规定。6.5.2电缆线路施工应符合《建筑电气与智能化通用规范》GB55024、《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168等相关标准规定。6.5.3电气系统防雷与接地安装应符合《建筑电气与智能化通用规范》GB55024、《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169等相关标准规定。并符合以下规定:1光伏发电系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接或单独设置接地;252带边框的光伏组件应将边框可靠接地。不带边框的光伏组件,其固定结构的接地做法应符合设计要求;3盘柜、槽盒、汇流箱、逆变器等电气设备的金属框架及基础型钢应与保护导体可靠连接;对于装有可开启门的电器门和金属框架的接地端子间应选用截面积不小于4mm2的黄绿色绝缘铜芯软导线连接,并应有标识。6.5.4高压电器设备的安装应符合《电气装置安装工程高电压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定。6.5.5电力变压器的安装应符合《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定。6.5.6低压电器的安装应符合《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254的有关规定。6.5.7母线装置的安装应符合《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149的有关规定。6.5.8二次设备、盘柜的安装及接线应符合《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定。6.5.9输配电系统的通信、自动化、计量等装置的安装应符合设计和产品安装说明书的要求。6.5.10光伏系统直流侧施工时,应标识正、负极性,并宜分别布线。6.5.11光伏热水系统的安装应符合以下要求:1储热水箱与墙体、屋面间应预留检修空间;2储热水箱应安装安全阀,通过软管将从安全阀泄压排出的水引到地漏;3储热水箱应进行接地处理。266.5.12其他形式储能系统的安装应符合《蓄能空调工程技术标准》JGJ158等相关标准的规定。6.5.13监测系统的安装应符合以下规定:1电能表的安装应符合《电能计量装置安装接线规则》DL/T825的有关规定;2光伏组件背板温度传感器应安装在光伏组件背面的中心位置;3室外气温传感器应安装在距离光伏组件1.5m~10m范围内;4太阳总辐射传感器应平行于光伏组件。6.6系统调试6.6.1工程验收前应对光伏系统进行调试,调试应包括以下内容:1保护装置和等电位体的连接匹配性;2极性;3光伏组串电流;4系统主要电气设备功能;5光伏方阵绝缘阻值;6触电保护和接地;7光伏方阵标称功率;8电能质量。6.6.2光伏系统的调试应依次按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试三个步骤进行,并应符合以下要求:1按电气原理图及安装接线图进行,确认设备内部接线和外部接线正确无误;272按光伏系统的类型、等级与容量,检查其断流容量、熔断器容量、过电压、欠压、过流保护等,检查内容均符合其规定值;3按设备使用说明书有关电气系统调整方法及调试要求,用模拟操作检查其工艺动作、指示、讯号和联锁装置的正确、灵敏可靠;4检查各光伏支路的开路电压及系统的绝缘性能;5上述四项检查调整合格后,再进行各系统的联合调整。6.6.3光伏热水系统的调试应符合以下要求:1电气部分应调试完毕;2热水系统密封试验应完成;3管路、水泵、阀门等应符合设计要求,并满足系统运行要求;4设备和系统相关显示、控制、水温、水量等符合设计要求;5具备远程监控功能的系统,应在本地调试完成后完成远程监控功能调试。6.6.4其他形式储能系统的调试应符合《蓄能空调工程技术标准》JGJ158等相关标准的规定。6.6.5监测系统的调试应符合《民用建筑能源与环境数据监测系统技术规程》DB32/T4359的有关规定。6.6.6光伏系统的试运行应符合以下规定:1当光伏发电系统全部安装完毕,并具备电网接入条件时,应进行系统的试运行工作;2试运行时间为连续运行72小时,同时保留试运行过程的全部实时监控记录,并通过远程数据传输数据系统提交到指定的系统控制中心。286.7系统检测6.7.1光伏系统未经系统检测或系统检测不符合设计要求的,不得组织验收。6.7.2光伏系统检测应符合以下要求:1并网光伏系统工程应根据《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319的并网性能指标及产品说明书进行检测;2离网光伏系统工程应依据《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064及产品说明书进行检测。6.7.3在光照充足的情况下,光伏系统系统连续运行3d,系统输出电量达到设计指标的95%,各项指标符合设计技术指标且无故障后,方可进行验收。297质量验收7.1一般规定7.1.1光伏系统的质量验收应按《建筑节能与可再生能源利用通用规范》GB55015、《建筑与市政工程施工质量控制通用规范》GB55032、《建筑工程施工质量验收统一标淮》GB50300节能工程施工质量验收标准》GB50411、《绿色建筑工程施工质量验收标准》DB32/T4791等标准的规定进行。7.1.2光伏组件的进场验收资料应齐全。验收结果应经监理工程师或建设单位代表检查认可,并应形成相应的验收记录。各种材料和设备的质量证明文件和相关技术资料应齐全,并应符合设计要求和现行相关标准的规定。7.1.3光伏系统工程为建筑节能分部的一个子分部工程,其验收应纳入建筑节能分部工程进行验收。既有建筑安装的光伏系统应作为单位工程进行专项验收。其分项工程、检验批划分应符合以下要求:1光伏系统子分部工程分为基座、支架、光伏组件、电气系统四个分项工程;2光伏系统子分部工程可按照分项工程进行验收,当分项工程较大时,可将分项工程分为若干检验批进行验收;3检验批的划分可按《建筑节能工程施工质量验收标准》GB50411—2019第3.4.1条的规定进行;也可由施工单位与监理单位协商确定。7.1.4光伏系统分项工程检验批质量验收合格标准应符合以下30规定:1主控项目应全部合格;2一般项目应合格,当采用计数检验时,至少应有80%以上的检查点合格;3隐蔽验收记录、质量证明文件应完整,具有完整的施工操作依据。7.1.5光伏系统工程验收时应检查以下文件和记录:1设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录等;2施工方案,施工技术交底;3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;4后置埋件、防雷装置测试记录;5隐蔽工程验收记录和相关影像资料;6分项工程验收记录、工程质量验收记录;7质量问题处理记录;8系统联合试运转及调试记录;9系统检测报告;10其他对工程质量有影响的重要技术资料。7.1.6光伏系统工程应对以下项目进行隐蔽验收,并做好隐蔽工程验收记录:1预埋件或后置螺栓等连接件;2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构造;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。317.2基座工程7.2.1基座类型、强度应符合设计要求。检查方法:对照设计文件进行检查,核查试验报告。检查数量:全数检查。7.2.2后置预埋件的承载力应符合设计要求。检查方法:检查承载力检测报告。检查数量:按锚栓总数抽查1‰,且不少于3件。7.2.3基座有防水要求的,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。检查数量:全数检查。7.2.4地脚螺栓的材质或防腐处理应符合设计要求。检查方法:观察检查,检查监测报告。检查数量:全数检查。7.2.5地脚螺栓的尺寸允许偏差应符合表7.2.5的规定,地脚螺栓的外露螺纹应予保护。表7.2.5地脚螺栓的尺寸允许偏差(mm)项目允许偏差轴线3标高±10螺栓(锚栓)露出长度+5.0,0.0螺纹长度+5.00,0.032检查数量:按基础数抽查10%,且不应少于3个。检查方法:用钢尺现场实测。7.3支架工程7.3.1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标准》GB50205的要求。检查方法:检查材料合格证,观察检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3组。7.3.2支架安装位置准确,连接牢固。检查方法:对照设计要求测量检查,观察检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.3支架的防腐处理应符合设计要求和国家现行有关标准的规定。检查方法:观察检查,核查检测报告。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个7.3.4支架的方位和倾角应符合设计要求。检查方法:测量检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.5支架接地系统、接地电阻应符合设计要求。检查方法:观察检查,检查接地电阻检测报告。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.6支架安装所有连接螺栓应加防松垫片并拧紧。检查方法:观察检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。337.3.7安装组件的支架面应平直,直线度不大于千分之一,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。检查方法:观察检查,用2m靠尺测量检查,拉线测量。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.8安装组件的孔洞位置应准确,偏差值不应大于3mm。检查方法:观察检查,测量检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.9可调式支架的高度角调节动作应符合设计要求。检查方法:观察检查,测量检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.3.10跟踪式支架的跟踪控制系统及通、断电测试应符合设计要求。检查方法:观察检查,测量检查。检查数量:按支架总数抽查10%,且不应少于3个。7.4光伏组件及方阵工程7.4.1光伏幕墙的力学、热工等物理性能检测结果应符合设计要求。检查方法:按相关设计要求。检查数量:全数检查。7.4.2光伏组件的安装位置、方向、倾角、支撑结构等应符合设计要求。检查方法:观察检查;核查质量证明文件。检查数量:全数检查。347.4.3光伏组件或方阵应按设计要求可靠地固定在支架或连接件上。检查方法:观察检查。检查数量:按组件或方阵总数抽查10%,且不应少于3个。7.4.4安装光伏组件时,其周边的防水、保温连接构造应符合设计要求,不得渗漏。检查方法:核查隐蔽工程验收记录。检查数量:全数检查。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可靠、牢固;支架与接地系统的连接应可靠、牢固。检查方法:观察检查和测试检验。检查数量:抽查总数的10%。7.4.6组件串、方阵开路电压应符合设计要求,其允许误差为±3%。检查方法:测试检查。检查数量:抽查总数的10%。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,允许误差为±3%。检查方法:测试检查。检查数量:全数检查。7.4.8组件串的排列应符合设计要求。检查方法:观察检查。检查数量:全数检查。7.4.9组件串的最高电压不得超过光伏组件的最高允许电压。检查方法:测试检查。检查数量:全数检查。7.4.10应对光伏系统的光电转换效率、年发电量和组件背板最35高工作温度进行检测,检测结果应对照设计文件进行核查。检查方法:核查检测报告。检查数量:同一类型的光伏系统被测试数量为该类型系统总数的5%,且不得少于1套。7.4.11既有建筑上增设太阳能光伏发电系统时,系统设计应满足建筑结构及其他相关的安全性能要求,并不得降低相邻建筑的日照标准。检查方法:观察检查;核查建筑结构设计及相关设计文件。检查数量:全数检查。7.4.12同一组方阵中的组件安装纵横向偏差不应大于5mm。检查方法:观察检查,测量检查。检查数量:按组件或方阵总数抽查10%,且不应少于3个。7.4.13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距,其间距误差不得超过设计参数的5%。检查方法:观察检查。检查数量:按组件或方阵总数抽查10%,且不应少于3个。7.4.14光伏幕墙安装允许偏差和检验方法应符合《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ133、《建筑幕墙工程技术标准》DB32/T4065等标准的规定。检查数量:每个检验批抽查不少于5处。7.5光伏系统工程7.5.1汇流箱的防水性能应符合设计要求。检查方法:雨后或淋水检验,淋水检验的时间2h不渗不漏36为合格。检查数量:按总数抽查20%,且不应少于3个。7.5.2汇流箱、充电控制器、逆变器及配电柜的避雷器接地连接、安装应牢固,电阻值应符合设计要求。当设计无要求时,光伏汇流箱内接线及箱内配置的避雷器的耐压不低于2倍系统的峰值电压,接地电阻不大于4Ω。检查方法:外观检查,测量检查。检查数量:全数检查。7.5.3充电控制器及配电柜的电气参数特性应符合设计要求。检查方法:示波器、常用仪表测量。检查数量:全数检查。7.5.4裸露未加铠装的传输电缆防护管配置应符合设计要求。检查方法:外观检查。检查数量:全数检查。7.5.5建筑储能系统应符合设计要求。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。7.5.6光伏系统直流侧施工,应标识正负极性,并分别布线。检查方法:观察检查。检查数量:全数检查。7.5.7监测系统计量装置和数据采集器的安装应符合设计要求。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。7.5.8监测系统传输线缆敷设应规范、整齐,接线正确、牢固,穿导管管口防护、封堵规范。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。377.5.9光伏系统调试和试运行应符合本规程第6.6.1条和第6.6.6条的要求。检查方法:观察检查;核查运行调试记录和相关测试报告。检查数量:根据项目类型,每种类型抽取不少于2个点进行检查。7.5.10光伏系统安装完成经调试后,应具有下列功能,并符合设计要求:1测量显示功能;2数据存储与传输功能;3交(直)流配电设备保护功能。检查方法:观察检查。检查数量:全数检查。7.5.11汇流箱、逆变器等电气装置的安装应符合《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的相关规定。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。7.5.12电缆线路的施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168的相关规定。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。7.5.13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》GB50169的相关规定。检查方法:对照设计文件检查,观察检查。检查数量:全数检查。7.5.14光伏系统安装完成后,应按设计要求或相关标准规定进行标识。标识应符合以下要求:381所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的标签;2所有的直流接线盒必须粘贴警告标签,标签上应说明光伏方阵接线盒内含有源部件,并且当逆变器和公共电网脱离后仍有可能带电;3交流主隔离开关要有明显的标识;4并网光伏系统属于双路电源供电的系统,应在两电源点的交汇处粘贴双电源警告标签;5应在设备柜门内侧粘贴系统单线图;6应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护设定细节的标签;7应在合适位置粘贴紧急关机程序标签;8所有的标志和标签都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。检验方法:观察检查。检查数量:全数检查。398运行管理与维护8.1运行管理8.1.1光伏系统工程验收合格,且系统的运行与建筑物的后续施工不相互影响,可交付用户,进入日常运行状态。8.1.2光伏系统交付使用前,设计单位应协助用户建立光伏发电系统的管理制度,编写使用操作手册、日常检查和巡检的内容及其指导说明,并组织培训。8.1.3非专业人员检查的项目不应涉及带电体和潜在带电体设备。8.1.4每年应至少对光伏系统、锚固结构等项目进行一次检查。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查。8.1.5系统运行发生异常时,应由专业维修人员或在其指导下进行处理。主要设备和控制装置应由专业人员维修。8.1.6光伏监测系统,包括发电计量装置、环境监测装置、数据传输设备、数据分析系统等应按规定定期进行校验。8.1.7柔性用能管理系统的数据传输设备、数据分析与处理等智能系统等应按规定定期进行校验。8.1.8所有记录特别是专业巡检记录应存档妥善保管。8.2维护管理8.2.1光伏方阵的维护管理应符合以下要求:401光伏组件应定期清洗,避免在太阳幅射较强时进行。2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。3定期检查光伏组件是否有损坏或异常。8.2.2控制及逆变器的维护管理应符合以下要求:1定期检查控制器、逆变器与其他设备的连线是否牢固检查控制器、逆变器的接地连线是否牢固;2检查控制器的运行工作参数与设计值是否一致,若不一致应按要求进行调整;3检查控制器显示值与实际测量值是否一致,以判断控制器是否正常。8.2.3防雷接地的维护管理应符合以下要求:1组件接地连接可靠;2支架接地连接可靠;3电缆金属铠装与接地系统的连接可靠;4检查方阵防雷保护器是否失效,按需要进行更换;5定期检查各功率调节设