建筑光伏系统施工与验收标准（TCECS 2036-2025 ）

T/CECS2036-2025建筑光伏系统施工与验收标准·1·目 次1总 则 (1)2术 语 (2)3基本规定 (3)4土建工程 (4)4.1一股规定 (4)4.2基座 (4)4.3支承装置 (5)5光伏组件安装 (10)5.1一般规定 (10)5.2光伏屋顶 (10)5.3光伏幕墙 (11)5.4光伏采光顶 (12)5.5光伏墙面、遮阳及栏板 (13)6电气设备安装 (15)6.1电缆敷设与连接 (15)6.2配电柜 (15)6.3汇流箱 (16)6.4逆变器 (16)6.5电气二次系统 (17)6.6防雷接地 (17)7设备和系统调试 (19)8验 收 (23)8.1一般规定 (23)8.2土建工程 (24)·2·8.3光伏组件 (30)8.4电气设备 (34)用词说明 (38)引用标准名录 (39)附：条文说明 (41)·1·1总 则1.0.1为加强光伏系统在建筑中的推广应用，规范建筑光伏系统的施工与验收，制定本标准。1.0.2本标准适用于与建筑工程同步建设及既有建筑增设光伏系统的施工与验收。1.0.3建筑光伏系统的施工与验收除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准和现行中国工程建设标准化协会有关标准的规定。·2·2术 语2.0.1建筑光伏系统 buildingmountedphotovoltaicsystem安装在建筑物上，利用太阳能电池的光伏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。2.0.3光伏构件 photovoltaicmodulecomponent具有建筑构件功能的光伏组件。2.0.4基座 bracketbase混凝土屋面上用于光伏组件支架安装的承重构件。2.0.5支承装置 supportingdevice光伏组件与建筑主体结构之间的连接装置。·3·3基本规定3.0.1建筑光伏系统施工前，应综合分析工程特点、建筑光伏系统的装机容量、建设条件和现有施工水平，编制相应的施工组织设计方案。3.0.2进场的设备、构件和原材料应符合下列规定：1外观应完好无损；2规格、性能应满足设计要求；3应分类保管并有序摆放，电气设备及钢筋、水泥等材料应存放在干燥、通风的场所。3.0.3测量放线除应符合现行国家标准《工程测量标准》GB50026的有关规定外，尚应符合下列规定：1建筑光伏系统的测量应与主体结构的测量相配合，并应及时调整、分配、消化测量偏差，不得累计；2应定期对安装定位基准进行校核；3测量应在风力不大于四级时进行。3.0.4建筑光伏系统的施工不应影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载的能力，且不应降低该建筑部位的防水、保温等性能。3.0.5建筑光伏系统施工完成后应进行设备和系统调试。·4·4土建工程4.1一般规定4.1.1混凝土工程的施工应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定。4.1.2钢结构工程的施工应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205的有关规定。4.1.3铝合金工程的施工应符合现行国家标准《铝合金结构工程施工质量验收规范》GB50576的有关规定。4.1.4防腐施工应符合现行国家标准《建筑防腐蚀工程施工质量验收标准》GB/T50224的有关规定。4.1.5焊接施工应符合下列规定：1现场焊接时应对影响范围内的型材和光伏组件采取保护措施；2焊接完毕后应对焊缝质量进行检查；3焊接表面应按设计要求进行防腐处理。4.2基座4.2.1预制混凝土基座应符合下列规定：1规格、尺寸应满足设计要求；2表面应平整、无裂纹、无缺角露筋等缺陷；3应按设计要求的位置、数量设置，并应摆放整齐。4.2.2现浇混凝土基座应符合下列规定：1拆模后应对外观质量和尺寸偏差进行检查，并应及时对缺陷进行处理；2预埋件应按设计要求进行防腐处理；·5·3混凝土应一次浇筑完成，并应及时进行养护。4.2.3混凝土基座的尺寸允许偏差应符合表4.2.3的规定。表4.2.3混凝土基座的尺寸允许偏差（mm）项目允许偏差轴线±10顶标高0.-10截面尺寸±204.3支承装置4.3.1金属屋面夹具的安装应符合下列规定：1夹具在搬运和安装时不应划伤、破坏金属屋面；2夹具的安装位置、数量应满足设计要求，与金属屋面的固定应牢固可靠；3当夹具穿透金属屋面进行安装时，应做防水修补并进行试水试验；4金属屋面夹具的尺寸允许偏差应符合表4.3.1的规定。表4.3.1金属屋面夹具的尺寸允许偏差（mm）项目允许偏差轴线±10顶标高0.-10外形尺寸±54.3.2光伏屋顶支架的安装应符合下列规定：1应在连接部件验收合格后安装支架。采用现浇混凝土基座时，应在混凝土强度达到设计强度的70％以上后安装支架。2支架安装前应清除飞边、毛刺、焊接飞溅物等，并应保持干燥清洁。3支架安装过程中不应破坏防腐涂层。4螺栓的连接和紧固应满足设计要求。·6·5支架安装过程中不应气割扩孔和强行敲打，热镀锌钢构件不宜现场切割、开孔。6支架安装的允许偏差应符合表4.3.2的规定。表4.3.2支架安装的允许偏差项目允许偏差中心线偏差±2mm同组支架梁标高偏差±3mm同组支架立柱面偏差±3mm安装倾角及方位角±1”4.3.3框支式光伏幕墙支承装置的安装应符合下列规定：1立柱安装标高偏差不应大于3mm，轴线前后偏差不应大于2mm，左右偏差不应大于3mm；2相邻两根立柱安装标高偏差不应大于3mm，同层立柱的最大标高偏差不应大于5mm，相邻两根立柱固定点的距离偏差不应大于2mm；3横梁两端连接件及垫片的安装位置应满足设计要求并安装牢固，横梁与立柱间的空隙宽度应满足设计要求；4相邻两根横梁的水平标高偏差不应大于1mm，当一幅幕墙宽度小于或等于35m时，同层标高偏差不应大于5mm，当宽度大于35m时，同层标高偏差不应大于7mm；5立柱安装就位、调整后应及时紧固，当横梁安装完成一层高度时应及时进行检查、校正和固定。4.3.4点支式光伏幕墙支承装置的安装应符合下列规定：1钢结构安装就位、调整后应及时紧固；2张拉杆、索体系中，拉杆和拉索预拉力的施加应满足设计要求；3支承装置安装的允许偏差应符合表4.3.4的规定。·7·表4.3.4支承装置安装的允许偏差（mm）项目允许偏差相邻两爪座水平间距±2.5相邻两爪座垂直间距±2.0相邻两爪座水平高低差2.0爪座水平度2.0同一标高内爪座高低差间距≤35m≤5.0间距＞35m≤7.0单个分格爪座对角线差≤4.0爪座端面平面度≤6.04.3.5光伏采光顶支承装置的安装应符合下列规定：1支承装置应按预定安装顺序进行安装；2框架构件、点支承装置安装调整就位后应及时紧固；3张拉杆、索体系中，拉杆和拉索预拉力的施加应满足设计要求；4框支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差应符合表4.3.5-1的规定；表4.3.5-1框支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差（mm）项目尺寸范围允许偏差水平通长构件吻合度构件总长度≤30m10.030m＜构件总长度≤60m15.060m＜构件总长度≤90m20.0构件总长度＞90m25.0光伏采光顶坡度坡起长度≤30m+10.030m＜坡起长度≤60m+15.060m<坡起长度≤90m+20.0坡起长度＞90m+25.0·8·续表4.3.5-1项目尺寸范围允许偏差单一纵向、横向构件直线度构件长度≤2000mm2.0构件长度＞2000mm3.0纵向、横向通长构件直线度采光顶长度或宽度≤35m5.0采光顶长度或宽度＞35m7.0分格框对角线差对角线长度≤2000mm3.0对角线长度＞2000mm3.55点支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差应符合表4.3.5-2的规定。表4.3.5-2点支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差（mm）项目允许偏差相邻钢爪距离偏差1.5同一平面钢爪的高度允许偏差单元长度≤30m5.030m＜单元长度≤60m7.5单元长度＞60m10.0同一平面相邻光伏构件钢爪的高度允许偏差1.04.3.6光伏墙面支承装置的安装应符合本标准第4.3.3条的规定。4.3.7光伏遮阳支承装置的安装应符合下列规定：1当光伏遮阳构件与主体结构通过后置锚固件进行连接时，后置锚固件应在同条件的主体结构上进行现场拉拔试验，并应满足设计要求；2当光伏遮阳构件与主体结构通过预埋件进行连接时，预埋件位置允许偏差应符合表4.3.7的规定。表4.3.7预埋件位置允许偏差（mm）项目允许偏差预埋钢板中心线位置3·9·续表4.3.7项目允许偏差预埋管、预留孔中心线位置3辅筋中心线位置5外露长度+10.0预埋螺栓中心线位置2外露长度+10.0预留洞口中心线位置10尺寸+10.04.3.8光伏栏板支承装置的安装应符合现行行业标准《建筑防护栏杆技术标准》JGJ/T470的有关规定。·10·5光伏组件安装5.1一般规定5.1.1光伏组件安装前应符合下列规定：1支承装置的安装应验收合格；2应按光伏组件的电压、电流参数进行分类和组申。5.1.2光伏组件应按设计要求可靠地固定在支承装置上。5.1.3建筑密封胶的施工应符合下列规定：1建筑密封胶的级别和模量应满足设计要求；2打胶应密实、连续、饱满，胶缝应平整光滑、缝边顺直，胶缝外应无胶渍；3打胶厚度应满足设计要求；4不宜在夜晚、雨天打胶，嵌填温度应满足设计要求，打胶前基面应清洁、干燥。5.2光伏屋顶5.2.1光伏组件平铺安装在屋顶时，组件与屋顶之间的散热间距应满足设计要求。5.2.2光伏瓦安装时，瓦材应在屋顶上均匀分散堆放，自下而上铺设。5.2.3光伏瓦应紧密搭接，并应做到瓦榫落槽、瓦脚挂牢、瓦头排齐，且无翘角和张口现象。5.2.4柔性光伏组件的安装应符合下列规定：1安装前粘贴位置应洁净干燥，不应有尘土、油污及尖锐突出物，并可涂刷粘贴用界面处理剂。2粘贴时的环境温度和湿度应满足设计要求。·11·3应用专用压辊对光伏组件均匀施压，粘贴面应贴合紧密，边角位置不应翘起。4非自粘贴组件进行打胶时应在建筑粘贴面清洗及处理完成后限定时间内进行，打胶后限定时间内完成组件粘贴。粘贴前不应刮平胶流，应靠粘贴挤压使胶蔓延，粘贴完成后限定时间内不应对光伏组件施压。5自粘贴组件安装时应先撕掉一端的胶膜，粘贴固定后应用辊轴压实，并撕开剩余胶膜直至粘贴完成。采用双面贴粘接时应先将一面完全粘贴于屋面上再撕掉另一面胶膜，应将光伏组件对齐粘贴并辊压。安装时应一次粘贴到位，不应重复撕开粘贴。5.3光伏幕墙5.3.1光伏构件安装前应对表面进行清洁，并确认接线盒的位置和方向，大面积安装前应进行试安装。5.3.2光伏构件发电玻璃侧应靠近室外进行安装。5.3.3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。5.3.4光伏幕墙组装就位后的允许偏差应符合表5.3.4的规定。表5.3.4光伏幕墙组装就位后的允许偏差（mm）项目允许偏差竖缝及墙而垂直度（幕墙高度H）H≤30m≤1030m<H≤60m≤1560m<H≤90m≤2090m<H≤150m≤25H>150m≤30幕墙平面度≤2.5竖缝直线度≤2.5横缝直线度≤2.5缝宽度与设计值的偏差±2.0两相邻光伏构件之间接缝高低差≤1.0·12·5.3.5单元式光伏幕墙光伏构件的安装应符合下列规定：1光伏构件就位后应及时校正；2光伏构件校正后应及时与连接部位固定，并应进行隐蔽工程验收；3光伏构件固定后应及时清洁型材槽口；4光伏构件固定后的允许偏差应符合表5.3.5的规定。表5.3.5光伏构件固定后的允许偏差（mm）项目允许偏差同层光伏构件标高宽度≤35m≤3.0宽度＞35m≤5.0两光伏构件对插件接缝搭接长度与设计值的偏差±1.0两光伏构件对插件距槽底距离与设计值的偏差±1.05.4光伏采光顶5.4.1采光顶光伏构件的安装应符合下列规定：1安装前应对光伏构件表面进行清洁。2采用橡胶条密封时，胶条长度宜比边框内槽口长1.5%～2.0％。橡胶条斜面断开后应拼成预定的设计角度，并应粘结牢固、镶嵌平整。3采光顶光伏构件内外密封胶注胶宜分别进行。5.4.2框支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差应符合表5.4.2的规定。表5.4.2框支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差（mm）项目尺寸范围允许偏差檐口位置差相邻两构件2.0长度≤10m3.0长度＞10m6.0全长方向10.0·13·续表5.4.2项目尺寸范围允许偏差组件上缘接缝的位置差相邻两构件2.0长度≤15m3.0长度＞30m6.0全长方向10.0屋脊位置差相邻两构件3.0长度≤10m4.0长度＞10m8.0全长方向12.0同一缝隙宽度差与设计值比±2.05.4.3点支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差应符合表5.4.3的规定。表5.4.3点支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差（mm）项目尺寸范围允许偏差胶缝宽度与设计值相比0,+2.0胶缝厚度同一胶缝0.+0.5采光顶接缝及光伏构件水平度采光顶长度≤30m±10.030m＜采光顶长度≤60m±15.0采光顶接缝直线度采光顶长度或宽度≤35m±5.0采光顶长度或宽度＞35m±7.0相邻光伏构件平面高低差-2.55.4.4采光顶光伏构件安装完毕后应进行雨后观察、整体或局部淋水试验，并应填写试验记录。5.5光伏墙面、遮阳及栏板5.5.1光伏组件与墙面之间的散热间距应满足设计要求。·14·5.5.2光伏遮阳构件的安装应符合下列规定：1光伏遮阳构件的吊点和挂点应满足设计要求，起吊过程应保持平稳，不得撞击其他物体，吊装过程中装饰面不应受到磨损和挤压；2吊具不应在光伏遮阳构件固定前拆除；3光伏遮阳构件安装就位后应及时校正，校正后应及时与连接部位固定；4光伏遮阳构件安装的允许偏差应符合表5.5.2的规定。表5.5.2光伏遮阳构件安装的允许偏差（mm）项目允许偏差与设计位置偏离5光伏遮阳构件实际同隔相对误差距离5水平度2垂直度25.5.3光伏栏板构件的安装应符合现行行业标准《建筑防护栏杆技术标准》JGJ/T470的有关规定。·15·6电气设备安装6.1电缆敷设与连接6.1.1电缆线路的施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168的有关规定。6.1.2通信电缆及光缆的敷设应符合现行国家标准《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303和《综合布线系统工程验收规范》GB/T50312的有关规定。6.1.3敷设前应按敷设路径计算每根电缆的长度，合理安排每盘电缆，减少电缆接头。6.1.4布放在线槽的电缆宜顺直不交叉，电缆不应溢出线槽，电缆进出线槽、转弯处应绑扎固定。6.1.5电缆接引完毕后应对线路进行标识，各类预留洞口及电缆管口应进行防火封堵。6.2配电柜6.2.1配电柜安装前应按设计要求核对配电柜型号、尺寸、电气参数.且配电柜内元器件应无损坏。6.2.2配电柜基础型钢安装的允许偏差应符合表6.2.2的规定。表6.2.2配电柜基础型钢的允许偏差项目允许偏差mm/mmm／全长不直度<1<5水平度<1<5位置偏差及不平行度-<5·16·6.2.3配电柜的固定应牢固可靠，安装位置应满足设计要求，安装的允许偏差应符合表6.2.3的规定。表6.2.3配电柜安装的允许偏差项目允许偏差垂直度<1.5mm/m水平偏差相邻两盘顶部<2mm成列盘顶部<2mm盘间偏差相邻两盘面<1mm成列盘面<1mm盘间接缝<2mm6.3汇流箱6.3.1汇流箱安装前应按设计要求核对设备说明书及技术参数，且箱内元器件应完好，连接线应无松动，汇流箱中的开关和熔断器应断开。6.3.2汇流箱的安装位置应满足设计要求，相邻汇流箱安装的水平标高允许偏差应在±2mm之内。6.3.3汇流箱内光伏组件串的电缆接引前，光伏组件侧和逆变器侧应有明显断开点。6.3.4汇流箱与光伏组件串进行电缆连接时，应先接汇流箱内的输入端子，后接光伏组件接插件。6.4逆变器6.4.1逆变器的安装应符合现行国家标准《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。6.4.2逆变器安装前应保证待安装逆变器的型号、规格正确无误，外观完好无损。6.4.3逆变器的安装位置应满足设计要求，固定应牢固可靠。·17·6.4.4相邻逆变器安装的水平标高允许偏差应在±2mm之内，采用基础型钢固定的逆变器，基础型钢安装的允许偏差应符合表6.4.4的规定。表6.4.4逆变器基础型钢安装的允许偏差项目允许偏差mm/mmm／全长垂直度<1<3水平度<1<3位置误差及不平行度-<36.4.5逆变器柜体应进行接地，单列柜与接地扁钢之间应至少选取两点进行连接。6.4.6逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。6.4.7逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点。6.4.8逆变器交流侧电缆接线前应确认并网柜侧有明显断开点。6.5电气二次系统6.5.1二次设备、盘柜安装及接线除应符合现行国家标准《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的有关规定外，尚应满足设计要求。6.5.2通信、远动、综合自动化、计量等装置以及建筑光伏系统的环境监测仪、光伏实时监控与显示等特殊设备的安装应满足设计要求。6.5.3安防监控设备的安装应符合现行国家标准《安全防范工程技术标准》GB50348的有关规定。6.6防雷接地6.6.1建筑光伏系统防雷、接地的施工除应符合现行国家标准·18·《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定外，尚应符合下列规定：1建筑光伏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；2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，固定结构的接地做法应满足设计要求；3盘柜、桥架、汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导电良好，金属盘门应采用裸铜软导线与金属构架或接地排进行接地。6.6.2建筑光伏系统的接地电阻阻值应满足设计要求。·19·7设备和系统调试7.0.1建筑光伏系统的调试应包括光伏组件串、汇流箱、逆变器、配电柜、二次系统等设备调试及建筑光伏系统的联合调试。7.0.2设备和系统调试前应符合下列规定：1安装工作应完成并验收合格。装饰装修工作应施工完毕并清扫干净。装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕并投入运行。受电后无法进行或影响运行安全的工程应施工完毕。2应按设计要求确认设备接线正确无误、牢固无松动，确认电气设备的参数符合设计值，确认设备及各回路电缆绝缘良好、符合接地要求，确认设备及线路标识清晰、准确。7.0.3光伏组件串的调试可按现行行业标准《光伏发电站现场组件检测规程》NB/T32034的有关规定进行，并应符合下列规定：1同一光伏组件串的组件生产厂家、型号及技术参数应一致；2测试宜在辐照度不低于600W／㎡的条件下进行；3接入汇流箱内的光伏组件串的极性测试应正确；4相同测试条件下，同一汇流箱内各分支回路光伏组件串之间的开路电压偏差不应大于2％且不应大于5V，电流偏差不应大于5％。7.0.4汇流箱的调试可按现行国家标准《光伏发电站汇流箱检测技术规程》GB/T34933的有关规定进行，并应符合下列规定：1汇流箱中输出断路器应处于分断状态，熔断器熔丝未放入。2汇流箱及内部浪涌保护器接地应牢固可靠。3汇流箱的投、退顺序应符合下列规定：·20·1）汇流箱的总开关具备灭弧功能时，应先投人光伏组件串开关或熔断器，后投人汇流箱开关。先退出汇流箱开关，后退出光伏组件串开关或熔断器。2）汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组件串的开关具备灭弧功能时，应先投入汇流箱输出熔断器，后投人光伏组件串开关。先退出箱内所有光伏组件申开关，后退出汇流箱输出熔断器。3）汇流箱总输出和分支回路的光伏组件串均采用熔断器时，投、退熔断器前，均应将逆变器解列。7.0.5逆变器的调试应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB50794的有关规定。7.0.6配电柜的调试应符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150和《低压成套开关设备和电控设备基本试验方法》GB/T10233的有关规定。7.0.7计算机监控系统的调试应符合下列规定：1计算机监控系统设备的数量、型号、额定参数应满足设计要求，接地应可靠；2遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠；3计算机监控系统防误操作功能应完备可靠；4计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确；5计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求；6智能设备的运行状态和参数等信息均应准确反映到监控画面上，对可远方调节和操作的设备，远方操作功能应准确可靠。7.0.8继电保护系统的调试应符合下列规定：1调试时可按现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995的有关规定进行。2继电保护装置单体调试时，应检查开人、开出、采样等元件功能正确，且校对定值正确。开关在合闸状态下模拟保护动作，开·21·关应跳闸，且保护动作应准确、可靠，动作时间应满足设计要求。3继电保护整组调试时，应保证实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致。4继电保护系统的通信、交互等功能实现应正确。5调试记录应齐全、准确。7.0.9远动通信系统的调试应符合下列规定：1远动通信装置电源、远动装置至调度方远动装置的信号通道应稳定、可靠；2调度方遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠，且应满足当地接人电网的要求；3系统主备切换功能应满足设计要求。7.0.10电能量信息采集系统的调试应符合下列规定：1电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的要求；2关口计量主、副表的规格、型号及准确度应相同，电流、电压互感器应通过当地电力计量检测部门的校验，并应出具校验报告；3投人运行前，电能表应由当地电力计量部门施加封条、封印：4电量信息应能实时、准确地反映到当地电力计量中心。7.0.11不间断电源系统的调试应符合下列规定：1不间断电源的主电源、旁路电源及直流电源间的切换功能应准确、可靠，且异常告警功能应正确；2计算机监控系统应实时、准确地反映不间断电源的运行数据和状况。7.0.12二次系统安全防护调试应符合下列规定：1二次系统安全防护应主要由站控层物理隔离装置和防火墙构成，应能够实现自动化系统网络安全防护功能；2二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应满足设计要求；·22·3二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。7.0.13建筑光伏系统在完成分步调试、具备电网接人条件后应进行系统联合调试，系统联合调试应符合下列规定：1合上逆变器电网侧交流空开，测量电网侧电压和频率应满足逆变器并网要求；2在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，合上任意一至两路汇流箱输出直流空开，并合上相应直流配电柜空开及逆变器侧直流空开，直流电压值应符合逆变器输人条件；3交流、直流均符合并网运行条件，且逆变器无异常，启动逆变器并网运行开关，直流电流、三相输出交流电流波形应满足设计要求，逆变器运行应正常；4在试运行过程中如有异响或发现逆变器有异常，应停止逆变器运行；5正常运行后，应检测功率限制、启停机、紧急停机等功能；6应逐步增加直流输人功率检测各功率点运行时的电能质量。·23·8验 收8.1一般规定8.1.1建筑工程验收时应对建筑光伏系统进行专项验收。8.1.2建筑光伏系统专项验收应符合下列规定：1与建筑工程同步建设的光伏系统应纳人建筑工程进行验收；2既有建筑增设的光伏系统应作为单位工程进行专项验收。8.1.3建筑光伏系统子分部分项工程验收应包括土建工程、光伏组件、电气设备的验收。8.1.4建筑光伏系统工程质量验收应进行观感检验、抽样检验和系统检测，并应按下列规定划分抽样检验批：1相同设计、材料、工艺和施工条件的光伏方阵每500m2∼10002同一单位工程的不连续的光伏方阵应单独划分检验批；3对于异型或特殊要求的光伏方阵，检验批的划分应根据光伏方阵的结构、工艺特点及光伏方阵规模，由监理单位或建设单位和施工单位协商确定。8.1.5建筑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主控项目应全部合格。2一般项目的合格率应至少达到80%，未合格的检查项目中不应有影响使用功能或明显影响装饰效果的缺陷。有允许偏差要求的一般项目，最大偏差不得超过允许偏差的1.5倍。3隐蔽验收记录、质量证明文件应完整。·24·8.1.6建筑光伏系统分项工程合格质量标准应符合下列规定：1各检验批均应符合本标准和相关规范规定的合格质量标准：2各检验批质量验收记录应完整；3建筑光伏系统调试、检测和试运行应满足设计要求。8.1.7建筑光伏系统分项工程的质量验收记录应包括施工现场质量管理检查记录、分项工程检验批质量验收记录和分项工程质量验收记录。8.1.8建筑光伏系统的验收应符合现行国家标准《建筑节能工程施工质量验收标准》GB50411、《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的有关规定。8.2土建工程I基座验收主控项目8.2.1基座的类型、强度应满足设计要求。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。8.2.2基座与建筑主体结构之间的连接应满足设计要求。当采用后置锚固件固定时，后置锚固件的规格型号、数量、位置和抗拉拔承载力应满足设计要求。后置锚固件应进行抗拉拔承载力现场拉拔检测。检查数量：以基座为单元检查基座总数的10%，且不应少于3个。后置锚固件现场拉拔检测应按后置锚固件总数的1％随机抽取，且不少于3个。检查方法：对照设计文件检查，核查隐蔽工程验收记录、后置锚固件现场拉拔检测报告。8.2.3有防水要求的基座，防水处理应满足设计要求，且不得有渗漏现象。·25·检查数量：全数检查。检查方法：对照设计文件检查，核查隐蔽工程验收记录。雨后或淋水检验，淋水检验的时间2h不渗漏为合格。8.2.4基座顶面预埋件的防腐处理应满足设计要求并符合现行国家标准《建筑防腐蚀工程施工质量验收标准》GB/T50224的有关规定。检查数量：以基座为单元检查基座顶面使用的预埋件，检查的单元数量为基座总数的10%，且不应少于3个基座。检查方法：观察检查及核查检测报告。II基座验收一般项目8.2.5地脚螺栓的尺寸偏差应符合表8.2.5的规定，地脚螺栓的螺纹应予保护。检查数量：以基座为单元进行检查，检查的单元数量为基座总数的10%，且不应少于3个。检查方法：用钢尺现场检查。表8.2.5地脚螺栓的尺寸允许偏差（mm）项目允许偏差轴线3.0标高±10.0螺栓露出长度+5.00.0螺纹长度+5.00.08.2.6基座顶面标高应满足设计要求，最大偏差值不应超过10mm。检查数量：基座总数的10%，且不应少于3个。检查方法：用水平仪现场实测。III支承装置验收主控项目8.2.7金属屋面夹具的安装位置、数量应满足设计要求，与金属·26·屋面的固定应牢固可靠。检查数量：夹具总数的10%，且不应少于3个。检查方法：对照设计文件测量检查、观察检查。8.2.8光伏屋顶支架的材质、施工制作应满足设计要求，支架应无破损和变形。钢结构支架的安装和焊接应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205的有关规定。检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。检查方法：对照设计文件检查，检查材料质量保证资料，观察、测量检查。8.2.9光伏屋顶支架与基座之间的固定方式应满足设计要求，且固定牢靠。当支架与基座之间采用后置锚固件固定时，后置锚固件的类型、规格型号、数量、位置和抗拉拔承载力应满足设计要求。后置锚固件应进行抗拉拔承载力现场拉拔检测。检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。后置锚固件现场拉拔检测应按后置锚固件总数的1％随机抽取，且不少于3个。检查方法：对照设计文件检查，观察、手动检查，核查后置锚固件现场拉拔检测报告。8.2.10光伏屋顶支架、后置锚固件的防腐处理应满足设计要求并符合现行国家标准《建筑防腐蚀工程施工质量验收标准》GB/T50224的有关规定。防腐涂层应光滑平整，无流挂、起皱、露底等缺陷。检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。检查方法：观察检查，核查相关性能检测报告。8.2.11光伏屋顶支架安装所采用的连接螺栓应加防松垫片并拧紧，且外露丝扣不应少于2扣。检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。检查方法：观察检查。8.2.12光伏幕墙与主体结构连接节点的验收应符合下列规定：·27·1连接件、绝缘片、紧固件的规格、数量应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求；2连接件应安装牢固，螺栓应有防松脱措施；3连接件的可调节构造应牢固连接，角码调节范围应满足设计要求；4连接件与埋件之间的位置偏差使用钢板或型钢焊接调整时，构造形式与焊缝应满足设计要求；5连接件、埋件表面防腐层应完整、无破损。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察和手动检查，用钢直尺和焊缝量规测量检查。8.2.13光伏幕墙锚栓的验收应符合下列规定：1锚栓的类型、规格、数量、布置位置和锚固深度应符合现行行业标准《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ145的有关规定并满足设计要求；2锚栓的埋设应牢固、可靠，不得露套管。检查数量：锚栓外观检查应按总数的5％抽样检验，且每种锚栓不应少于10套；锚栓力学性能试验应按5000个为一个检验批，不足5000个按一个检验批计算，每批抽检3根。检查方法：用锚栓拉拔仪、位移计和记录仪检查锚栓的锚固性能，观察检查锚栓埋设的外观质量，用深度尺测量锚固深度。8.2.14光伏幕墙立柱间连接节点的验收应符合下列规定：1插芯的材质、规格应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求；2插芯插入上下立柱的长度应满足设计要求；3上下两立柱之间的空隙不应小于15mm，且应满足设计要求。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察检查，用游标卡尺和钢直尺测量检查。8.2.15光伏幕墙横梁、立柱连接节点的验收应符合下列规定：·28·1连接件、螺钉及螺栓的规格、种类、数量应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求。螺钉、螺栓应有防松脱的措施，且同一连接处不应少于2个。2横梁、立柱连接应牢固无松动，两端连接处应设弹性橡胶垫片或以密封胶密封。3与铝合金型材接触的螺钉、螺栓及金属配件应采用不锈钢或铝制品。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察和手动检查。8.2.16光伏幕墙拉杆、拉索结构节点的验收应符合下列规定：1拉杆、拉索受力状态应满足设计要求；2焊接节点焊缝应饱满、平整光滑；3节点应牢固无松动，紧固件应有防松脱措施。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察检查，用应力测定仪对应力进行测量。8.2.17光伏幕墙点支承装置的验收应符合下列规定：1点支承装置和衬垫材料的规格、色泽和外观应满足设计要求；2点支承装置不应与光伏构件直接接触，衬垫材料的面积不应小于点支承装置与光伏构件的接合面；3点支承装置应安装牢固、配合严密。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察检查。8.2.18光伏采光顶与主体结构连接的埋件、连接件应安装牢固，埋件、连接件的数量、规格、位置和防腐处理应满足设计要求，后置埋件的拉拔力应满足设计要求。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察检查，检查隐蔽工程验收记录和施工记录、后置埋件的承载力检测报告。·29·8.2.19光伏采光顶支承装置的连接应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255的有关规定并满足设计要求。支承装置的连接应牢固可靠，紧固件的螺栓应有防松动措施且焊缝处应进行防腐处理。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察检查，检查隐蔽工程验收记录和施工记录。8.2.20光伏遮阳支承装置与主体结构的连接应满足设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：检查预埋件或后置锚固件与主体结构的连接等隐蔽工程施工验收记录和试验报告。8.2.21光伏栏板支承装置与主体结构的连接、支承装置之间的连接应满足设计要求。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：观察、手扳检查，检查隐蔽工程验收记录。8.2.22光伏栏板的立柱锚固位置抗拔力或抗剪力应满足设计要求。检查数量：节点总数的5%，且不应少于3个。检查方法：检查现场检测报告。TV支承装置验收一般项目8.2.23光伏屋顶支架安装的允许偏差应符合本标准第4.3.2条第6款的规定。检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。检查方法：测量检查。8.2.24框支式光伏幕墙立柱、横梁安装的允许偏差应符合本标准第4.3.3条的规定。检查数量：立柱、横梁各抽查5%，且均不应少于3根。检查方法：用钢卷尺、水平仪测量检查。8.2.25点支式光伏幕墙支承装置安装的允许偏差应符合本标准第4.3.4条第3款的规定。·30·检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：相邻两爪座水平间距及垂直间距、爪座水平度、同一标高内爪座高低差、爪座端面平面度用激光仪或经纬仪测量检查，相邻两爪座水平高低差用卡尺测量检查，单个分格爪座对角线差用钢卷尺测量检查。8.2.26框支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差应符合本标准第4.3.5条第4款的规定。检查数量：纵向、横向构件各抽查5%，且均不应少于3根。检查方法：水平通长构件吻合度、光伏采光顶坡度用水准仪或经纬仪测量检查，单一纵向、横向构件直线度用水平尺测量检查，纵向、横向通长构件直线度用经纬仪测量检查，分格框对角线差用钢尺或对角线尺测量检查。8.2.27点支式光伏采光顶支承装置安装的允许偏差应符合本标准第4.3.5条第5款的规定。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：相邻钢爪距离偏差用钢尺测量检查，同一平面钢爪的高度允许偏差及相邻光伏构件钢爪的高度允许偏差用水准仪或经纬仪测量检查。8.2.28光伏墙面支承装置安装的允许偏差应符合本标准第4.3.3条的规定。检查数量：立柱、横梁各抽查5%，且均不应少于3根。检查方法：用钢卷尺、水平仪测量检查。8.3光伏组件I主控项目8.3.1光伏瓦的固定、搭接方式及搭接尺寸应满足设计要求。检查数量：光伏瓦总数的10%，且不应少于3个。·31·检查方法：观察检查、用钢尺测量检查。8.3.2明框光伏幕墙光伏构件的验收应符合下列规定：1光伏构件与槽口的配合尺寸应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求；2每块光伏构件下部应设不少于两块压模成型的氯丁橡胶支承垫块，垫块的长度和宽度应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求；3密封胶条镶嵌应平整、密实、无变色，密封胶条的断口应留在四角，拼角处应粘结牢固；4不应采用自攻螺钉固定承受水平荷载的压条，压条的固定方式、固定点数量应满足设计要求；5光伏构件间拼接胶缝的宽度应满足设计要求。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：观察检查，检查施工记录和质量保证资料，用钢直尺或游标卡尺测量垫块长度和玻璃嵌人量。8.3.3隐框光伏幕墙光伏构件的验收应符合下列规定：1光伏构件应安装牢固，固定点距离应满足设计要求，不得采用自攻螺钉固定光伏构件；2光伏构件下部应设置支承托条，托条长度不应小于100mm、厚度不应小于2mm，且托条应能托住光伏构件的外片玻璃。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：观察和手动检查，用钢直尺测量托板厚度。8.3.4点支式光伏幕墙光伏构件的验收应符合下列规定：1光伏构件开孔的中心位置与光伏构件边缘的距离应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102的有关规定并满足设计要求；·32·2光伏构件间的接缝宽度不应小于10mm，有密封要求时应采用硅酮建筑密封胶嵌缝。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：用钢尺测量检查。8.3.5明框光伏采光顶光伏构件的验收应符合下列规定：1光伏构件与槽口的配合应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255的有关规定并满足设计要求；2光伏构件四周密封胶条的材质、型号应满足设计要求，镶嵌应平整、密实，胶条在转角处应斜面断开，并应用粘结剂粘结牢固；3光伏构件中排水孔和导气孔的设置应满足设计要求，孔道应保持通畅。检查数量：每幅光伏采光顶均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：观察检查，检查施工记录和质量保证资料。II一般项目8.3.6屋顶平铺安装光伏组件时，组件与屋顶之间的散热间距应满足设计要求，散热间距实际值与设计值之间的相对误差不应大于5％。检查数量：光伏组件总数的10%，且不应少于3个。检查方法：用钢尺测量检查。8.3.7光伏幕墙组装就位后的允许偏差应符合本标准第5.3.4条的规定。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：竖缝及墙面垂直度用激光仪或经纬仪测量检查；光伏幕墙平面度、竖缝直线度、横缝直线度用靠尺、钢板尺测量检查；缝宽度用卡尺测量检查；两相邻构件之间接缝高低差用深度尺测·33·量检查。8.3.8明框光伏幕墙拼缝质量的验收应符合下列规定：1压板表而应平整，不得有变形、波纹和凹凸不平，接缝应均匀严密；2拼缝外露框料或压板应横平竖直、线条通顺，并应满足设计要求；3当压板有防水要求时，防水构造、排水孔的形状、位置、数量应满足设计要求，且排水通畅。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：与设计文件核对，观察检查，也可打开检查。8.3.9单元式光伏幕墙光伏构件固定后的允许偏差应符合本标准第5.3.5条第4款的规定。检查数量：每幅光伏幕墙均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：同层光伏构件标高用激光仪或经纬仪测量检查，两光伏构件对插件接缝搭接长度及两光伏构件对插件距槽底距离用卡尺测量检查。8.3.10框支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差应符合本标准第5.4.2条的规定。检查数量：每幅光伏采光顶均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：用钢尺测量检查。8.3.11点支式光伏采光顶光伏构件安装的允许偏差应符合本标准第5.4.3条的规定。检查数量：每幅光伏采光顶均应按不同分格各抽查5%，且不应少于10个。检查方法：胶缝宽度、胶缝厚度、采光顶接缝直线度用钢尺测量检查，采光顶接缝及光伏构件水平度用激光仪或经纬仪测量检·34·查，相邻光伏构件平面高低差用深度尺测量检查。8.3.12光伏组件与墙面之间的散热间距应满足设计要求，散热间距实际值与设计值之间的相对误差不应大于5％。检查数量：光伏组件总数的10%，且不应少于3个。检查方法：用钢尺测量检查。8.3.13光伏遮阳构件安装的允许偏差应符合本标准第5.5.2条第4款的规定。检查数量：全数检查。检查方法：与设计位置偏离、光伏遮阳构件实际间隔相对误差距离用钢尺测量检查，水平度用水平仪测量检查，垂直度用经纬仪测量检查。8.4电气设备I主控项目8.4.1电缆、配电柜、汇流箱、逆变器的品种、规格、性能等应满足设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：检查设备的质量合格证明文件及检验报告。8.4.2电缆与电缆专用连接器的连接应满足设计要求，且连接应牢固无松动。检查数量：不应少于总数量的10％。检查方法：按现行国家标准《地面光伏系统用直流连接器》GB/T33765的有关实验方法测试电缆与接头连接强度。8.4.3光伏组件电缆的长期使用设计载流量，应不低于光伏组件标准调试条件下电流的1.25倍。检查数量：全数检查。检查方法：核查设计文件及调试报告。8.4.4穿过墙面或屋面处预埋的电缆线套管设置和防水密封处理应满足设计要求，且不应渗漏。·35·检查数量：全数检查。检查方法：检查隐蔽工程验收记录。8.4.5配电柜、汇流箱、逆变器的安装质量应符合下列规定：1防护等级应满足设计和使用环境的要求；2电缆连接应牢固、可靠，并有防松动零件；3采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；4各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应符合设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：观察、调试检查。8.4.6计算机监控系统的验收应符合本标准第7.0.7条的规定。检查数量：全数检查。检查方法：观察、操作检查。8.4.7继电保护系统的验收应符合本标准第7.0.8条的规定。检查数量：全数检查。检查方法：观察、操作检查。8.4.8远动通信系统的验收应符合本标准第7.0.9条的规定。检查数量：全数检查。检查方法：观察、操作检查。8.4.9电能量信息采集系统的验收应符合本标准第7.0.10条的规定。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查。8.4.10不间断电源系统的验收应符合本标准第7.0.11条的规定。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查。8.4.11二次系统安全防护的验收应符合本标准第7.0.12条的规定。·36·检查数量：全数检查。检查方法：观察、操作检查。8.4.12光伏组件及支承装置与防雷接地的连接应满足设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：核对设计文件、检查检测报告、检测隐蔽记录。8.4.13配电柜、汇流箱、逆变器的接地系统连接应牢固，接地电阻应满足设计要求，汇流箱内接线及箱内配置的避雷器的耐压不应低于2倍建筑光伏系统的峰值电压。检查数量：全数检查。检查方法：检查隐蔽工程验收记录，观察、测量检查。II一般项目8.4.14电缆敷设应符合下列规定：1电缆敷设型式应满足设计要求；2电缆敷设施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168的有关规定；3电缆敷设应有支承、固紧和防护等措施，电缆应留有适当余量；4光伏组件的输出端应有明显的极性标志和编号标志。检查数量：全数检查。检查方法：检查隐蔽工程验收记录。8.4.15电缆的固定、弯曲半径、相序排列等应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168的有关规定，裸露未加铠装的传输电缆防护管配置应满足设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：核查隐蔽工程验收记录。8.4.16配电柜、汇流箱、逆变器外观应无损坏及变形。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查。·37·8.4.17配电柜、汇流箱、逆变器的电气参数特性应满足设计要求。检查数量：全数检查。检查方法：观察、调试检查。8.4.18建筑光伏系统的标签与标识应符合下列规定：1所有的电路、开关和终端设备应粘贴相应的标签；2所有的直流接线盒应粘贴警告标签，标签上应说明光伏组件接线盒内含带电部件，且当逆变器和公共电网脱离后仍有可能带电：3交流主隔离开关应有明显标识；4并网建筑光伏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建筑光伏系统单线图；6逆变器保护标签及紧急关机程序标识的粘贴位置应满足设计要求；7所有的标识和标签的粘贴应牢固可靠。检查数量：全数检查。检查方法：观察检查。·38·用词说明为便于在执行本标准条款时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1表示很严格，非这样做不可的：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；2表示严格，在正常情况下均应这样做的：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；3表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；4表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。·39·引用标准名录本标准引用下列标准。其中，注日期的，仅对该日期对应的版本适用本标准；不注日期的，其最新版适用于本标准。《工程测量标准》GB50026《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169《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《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205《建筑防腐蚀工程施工质量验收标准》GB/T50224《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303《安全防范工程技术标准》GB50348《综合布线系统工程验收规范》GB/T50312《建筑节能工程施工质量验收标准》GB50411《铝合金结构工程施工质量验收规范》GB50576《光伏发电站施工规范》GB50794《低压成套开关设备和电控设备基本试验方法》GB/T10233《地面光伏系统用直流连接器》GB/T33765《光伏发电站汇流箱检测技术规程》GB/T34933《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ145·40·《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255《建筑防护栏杆技术标准》JGJ/T470《光伏发电站现场组件检测规程》NB/T32034建筑光伏系统施工与验收标准T/CECS2036-2025条文说明·45·目 次3基本规定 (47)4土建工程 (48)4.3支承装置 (48)5光伏组件安装 (49)5.1一股规定 (49)5.2光伏屋顶 (49)5.4光伏采光顶 (49)6电气设备安装 (51)6.3汇流箱 (51)6.4逆变器 (51)6.5电气二次系统 (52)7设备和系统调试 (53)8验收 (55)8.1一股规定 (55)8.2土建工程 (56)8.3光伏组件 (57)·47·3基本规定3.0.1建筑光伏系统在施工过程中材料、设备种类繁多，工种和工序复杂，需要与建设单位、总包、监理以及其他工种协调配合。为了保证工程施工进度和施工质量，需要编制针对该项目的施工组织设计，经有关部门批准后，作为项目管理和工程施工的指导性文件。3.0.2本条对进场的设备、构件和原材料做出规定。3为防止设备、构件和原材料在仓储过程中发生性能改变，需要根据产品的性质来确定防雨、防潮、防刮、防撞、防锈等措施。·48·4土建工程4.3支承装置4.3.4本条对点支式光伏幕墙支承装置的安装做出规定。2拉杆、拉索体系中施加预拉力的大小对支承装置的安全性及外形的准确性至关重要，因此在安装过程中要严格控制。4.3.7本条对光伏遮阳支承装置的安装做出规定。1后置锚固件的可靠是保证光伏遮阳构件安全使用的关键，为避免破坏主体结构，拉拔试验需在同条件的主体结构上进行并见证，且要满足设计要求。·49·5光伏组件安装5.1一般规定5.1.1本条对光伏组件在安装前的准备工作做出规定。1支承装置的安装质量决定了光伏组件的安装质量，支承装置与光伏组件的安装顺序也是相互依托的。在光伏组件安装前支承装置要通过验收，方能进行光伏组件的安装。2将电压、电流偏差过大的光伏组件进行组串会产生短板效应，建筑光伏系统中光伏组件数量众多，现场测试的准确性和工作量都不好把控，若光伏组件厂家将出厂的光伏组件进行了分类，则要按厂家提供的类别进行组串。5.1.2为避免光伏组件脱落、变形，造成安全隐患，影响发电功能，光伏组件要按设计要求可靠地固定在支承装置上。5.2光伏屋顶5.2.1为避免光伏组件温度过高导致建筑光伏系统发电效率下降，当光伏组件平铺安装在屋顶时，组件与屋顶之间会留有一定的散热空间，间距要满足设计要求。5.2.2光伏瓦堆垛过高容易产生位移、滑落等安全隐患，分散堆放能够避免屋面荷载不均和引起屋面结构变形和破坏。5.4光伏采光顶5.4.1本条对采光顶光伏构件安装做出规定。1采光顶光伏构件安装采用机械或人工吸盘，所以要求光伏构件表面保持清洁，以避免发生漏气，保证施工安全。2在光伏构件周边安装橡胶条，保证光伏构件周边的嵌人量·50·及空隙一致并满足设计要求，使面板在建筑变形及温度变形时，可以在胶条的约束下滑动，消除变形对光伏构件的影响。5.4.4现场淋水试验是光伏采光顶施工质量的功能性检验项目，要在采光顶光伏构件安装完毕后进行。淋水时间不能小于2h，观察有无渗漏现象，并需要填写淋水试验记录。·51·6电气设备安装6.3汇流箱6.3.1在运输、保管过程中，箱内元器件及连线有可能损坏或松动，需要进行检查。6.3.3汇流箱在进行电缆接引时，如果光伏组件申已经连接完毕，光伏组件串两端就会产生直流高电压；而逆变器侧如果没有断开点，其他已经接引好的光伏组件串电流可能会从逆变器侧逆流到汇流箱内，对人身和设备造成伤害。因此在汇流箱的光伏组件串电缆接引前需要确保没有电压，确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。6.4逆变器6.4.2建筑光伏系统可能会在不同区域安装不同规格、型号的逆变器，要求在逆变器安装前按图纸进行复核，以免安装位置出现错误，造成不必要的返工。6.4.5单列柜与接地扁钢之间至少需要选取两点进行连接，以做到重复接地，保证系统接地的可靠性。6.4.6逆变器交流侧电缆接引至升压变压器低压侧或直接接人电网后，不便于电缆绝缘和相序的校验，直流侧电缆的极性和绝缘同样重要，因此在接引前需要仔细检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性，并做好施工记录。6.4.7逆变器的直流侧电缆连接时，部分光伏组件串已经申接完毕，此时会产生很高的直流开路电压。为保证人身安全，需要在逆变器直流侧电缆接线前，确认逆变器直流侧前端有明显的断开点，并做好安全防护措施。·52·6.5电气二次系统6.5.2对于通信、远动及综合自动化等二次设备的安装与接线，在设计文件中均有规定，在施工中要严格遵守。·53·7设备和系统调试7.0.2本条对设备和系统调试的前提条件做出规定。1安装工作是设备和系统调试的前一工序，因此在设备和系统调试前要完成安装工作并通过验收。由于很多设备对散热要求比较严格，设计时采取了安装空调或通风装置的措施，在设备调试前要求通风及制冷系统具备投入运行的条件并在调试前投运。7.0.3本条对光伏组件串的调试做出规定。3光伏组件串在串接过程中，可能会出现接插头反装，因而导致光伏组件串的极性反接现象，在测试过程中要对此项进行认真检测。4相同规格型号的光伏组件串接完毕后，在相同测试条件下，光伏组件的电压、电流偏差不能超出正文规定，否则要对光伏组件串内的光伏组件进行检查，必要时需对组件进行更换调整。7.0.4本条对汇流箱的调试做出规定。3对逆变器在投入运行之后投、退汇流箱的顺序进行规定，主要是为防止带负荷拉刀闸。7.0.7本条对计算机监控系统的调试做出规定。2计算机监控系统能够实现对主要设备的监视，提高系统运行的可靠性，所以要求计算机监控系统准确、可靠。6建筑光伏系统的智能化要求较高，能够实时、准确地反映现场设备的运行工况，十分重要。7.0.8本条对继电保护系统的调试做出规定。2继电保护系统对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生和扩大起决定作用。继电保护的基本要求是选择性、速动性、灵敏性和可靠性。在继电保护系统调试过程中，要按单体调试、带·54·开关调试和整组调试的顺序进行，保证继电保护系统能够满足设计要求。7.0.9本条对远动通信系统的调试做出规定。1远动通信系统运行的稳定、可靠，将给电网调度部门提供必要的前提和保障。调试