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| 标准编号 | GB/T 51368-2019 (GB/T51368-2019) | | 中文名称 | 建筑光伏系统应用技术标准 | | 英文名称 | Technical standard for photovoltaic system on building | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | P30 | | 国际标准分类 | 91.140.50 | | 字数估计 | 73,74 | | 发布日期 | 2019 | | 实施日期 | 2019-12-01 | | 发布机构 | 中华人民共和国住房和城乡建设部;国家市场监督管理总局 | GB/T 51368-2019: 建筑光伏系统应用技术标准
GB/T 51368-2019 英文名称: Technical standard for photovoltaic system on building
1 总则
1.0.1 为促进建筑节能减排，推广光伏系统在建筑中的应用，规范建筑光伏系统的设计、施工、验收和运行维护，制定本标准。
1.0.2 本标准适用于新建、扩建、改建建筑光伏系统的设计、施工、验收和运行维护。
1.0.3 建筑光伏系统的设计、施工、验收和运行维护除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2 术语
2.0.1 建筑光伏系统 building mounted photovoltaic (PV) system
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 photovoltaic (PV) module
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 photovoltaic module component
具有建筑构件功能的光伏组件。
2.0.4 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。
2.0.5 并网逆变器 grid-connected inverter
将来自光伏方阵或光伏组件的直流电转换为符合电网要求的交流电并馈入电网的设备。
2.0.6 建筑集成光伏发电系统 building integrated photovoltaic (BIPV)
光伏发电设备作为建筑材料或构件，在建筑上应用的形式，也称光伏建筑一体化。
2.0.7 建筑附加光伏发电系统 building attached photovoltaic (BAPV)
光伏发电设备不作为建筑材料或构件，在已有建筑上安装的形式。
2.0.8 独立光伏发电系统 stand-alone photovoltaic system
不与公共电网连接的光伏系统，也称离网光伏系统。
3 基本规定
3.0.1 建筑光伏系统的发电规模和形式应结合太阳能资源、建筑条件、安装和运输条件、负荷特点等因素确定，并应满足安全可靠、经济适用、环保美观，便于安装和维护的要求。
3.0.2 建筑光伏系统建设应与所在地区总体规划和电力规划相协调。
3.0.3 建筑光伏系统设计应对当地太阳辐射资源进行分析，并应分析周围环境对太阳辐射和系统运行的影响。
3.0.4 建筑光伏系统应用可采用建筑集成光伏发电系统和建筑附加光伏发电系统，建筑设计宜预留建筑光伏系统建设条件。
3.0.5 新建建筑上建设光伏系统应与主体建筑同步设计、施工和验收。
3.0.6 建筑光伏系统应纳入建筑主体结构和围护结构的荷载计算。
3.0.7 既有建筑上附加建筑光伏系统时，应对既有建筑的结构安全性和耐久性及电气安全性进行复核。
4 基本条件
4.0.1 建筑光伏系统设计前应取得建设项目所在地的下列环境资料：
1 太阳能资源数据和资源分析报告；
2 建设项目所在地抗震设防要求；
3 工程建设地基本风压和基本雪压；
4 工程建设地盐雾及酸雨腐蚀性；
5 近10年年均沙尘暴次数、建筑物雷击次数以及空气污染、能见度情况；
6 周围建筑用户对噪声和光污染的控制要求。
4.0.2 建筑光伏系统接入电网设计前宜取得下列资料：
1 建筑光伏系统装机容量、发电量、年利用小时数、投运时间及运行周期；
2 接入电网电压等级、主变容量、主变预留容量、出线间隔预留及扩建条件；
3 线缆敷设方式、型号、长度及路径；
4 接入点其他电源的类型和接入容量；
5 工业用电、商业用电、居民用电等用电负荷类型；
6 建筑用电负荷及区域用电负荷；
7 用电负荷区域内电能质量要求；
8 远程调度要求；
9 上网电量和用网电量计量点及计量方式；
10 消纳方式。
4.0.3 建筑光伏系统设计前宜取得下列建筑资料：
1 建筑规模及主要功能；
2 工业建筑、民用建筑等建筑类型；
3 建筑层数和高度，建筑高度控制要求；
4 建筑控制线要求；
5 建筑造型及外观设计要求；
6 建筑设计使用年限；
7 建筑气候分区对建筑围护结构的热工性能要求；
8 建筑屋面防水等级及基本构造；
9 建筑围护结构的各项建筑物理性能指标的要求、平面内变形性能和抗震要求；
10 建筑耐火等级及不同耐火等级建筑物相应构件的燃烧性能和耐火极限；
11 建筑结构类型及荷载标准值。
5 设备和材料
5.1 一般规定
5.1.1 建筑光伏系统设备和材料应符合建筑安全规定，作为建筑材料或构件时应满足建筑功能需求。
5.1.2 建筑光伏系统设备和材料的选取应与建筑物外观和使用功能相协调。
5.1.3 建筑光伏系统的建筑设计应结合功能要求选用相应的组件类型、结构方案和构造措施。
5.1.4 建筑光伏发电设备和构件应符合在运输、安装和使用过程中的强度、刚度以及稳定性规定。
5.2 光伏组件
5.2.1 建筑用光伏组件按不同分类方式可选用下列类型：
1 根据与建筑结合方式可选用常规光伏组件和光伏构件；
2 根据光伏电池的类型可选用晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件及其他类型的光伏组件。
5.2.2 晶体硅光伏组件应符合现行国家标准《地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型》GB/T 9535的有关规定，薄膜光伏组件应符合现行国家标准《地面用薄膜光伏组件 设计鉴定和定型》GB/T 18911的有关规定。
5.2.3 光伏组件的安全性能应符合现行国家标准《光伏(PV)组件安全鉴定 第1部分：结构要求》GB/T 20047.1。
5.2.4 建筑光伏系统采用光伏夹层玻璃时应符合现行国家标准《建筑用太阳能光伏夹层玻璃》GB/T 29551的有关规定，采用光伏中空玻璃时应符合现行国家标准《建筑用太阳能光伏中空玻璃》GB/T 29759的有关规定。
5.2.5 当光伏构件用做建筑玻璃幕墙时，其质量应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的有关规定。
5.2.6 建筑物外饰光伏构件的色彩均匀性应符合现行行业标准《建筑用光伏构件通用技术要求》JG/T 492的有关规定。
5.2.7 建筑光伏系统应满足干热、湿热、高海拔、沿海、沙漠、大风及强降雪等当地特殊环境条件要求。
5.2.8 多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不应高于2.5％、3％和5％，之后每年衰减不应高于0.7％。
5.2.9 光伏采光顶、透明光伏幕墙、非透光光伏幕墙、光伏窗、光伏遮阳等采用的光伏组件的寿命不应低于建筑围护结构的寿命，并应符合现行行业标准《建筑用光伏构件通用技术要求》JG/T 492的有关规定。
5.2.10 光伏组件的防火等级不应低于所在建筑物部位要求的材料防火等级。
5.3 材料
5.3.1 建筑光伏系统用铝合金及钢材应符合国家现行标准的有关规定。
5.3.2 建筑光伏系统用硅酮胶及密封材料应符合国家现行标准的有关规定。
5.3.3 建筑光伏系统用其他材料应符合下列规定：
1 除不锈钢外，系统中使用的不同金属材料的接触部位应设置绝缘垫片或采取其他防腐蚀措施。
2 建筑光伏系统用连接件、紧固件、组合配件宜选用不锈钢或铝合金材质。
5.4 电缆
5.4.1 建筑光伏系统宜采用铜芯电缆。
5.4.2 电缆选型应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB 50217的有关规定。
5.4.3 当电缆长期暴露在户外时，应根据抗臭氧、抗紫外线、耐酸碱、耐高温、耐湿热、耐严寒、耐凹痕、无卤、阻燃、经受机械冲击等环境要求进行选择。
5.4.4 光伏组件及方阵连接电缆应符合现行行业标准《光伏发电系统用电缆》NB/T 42073的有关规定。
5.4.5 电缆耐火性能应符合现行国家标准《在火焰条件下电缆或光缆的线路完整性试验 第11部分：试验装置 火焰温度不低于750℃的单独供火》GB/T 19216.11和《在火焰条件下电缆或光缆的线路完整性试验 第2l部分：试验步骤和要求 额定电压0.6/1.0kV及以下电缆》GB/T 19216.21的有关规定。
5.4.6 电缆绝缘和护套的材料机械性能、热老化性能、低温脆性、耐腐蚀性应符合现行国家标准《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法 第11部分：通用试验方法 厚度和外形尺寸测量 机械性能试验》GB/T 2951.11、《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法 第12部分：通用试验方法热老化试验方法》GB/T 2951.12和《电缆和光缆绝缘和护套材料通用试验方法 第51部分：填充膏专用试验方法 滴点 油分离 低温脆性总酸值 腐蚀性 23℃时的介电常数 23℃和100℃时的直流电阻率》GB/T 2951.51的有关规定。
5.5 电缆桥架和电缆保护管
5.5.1 建筑光伏系统宜采用钢制电缆桥架，也可根据工程实际需要选用其他金属制电缆桥架或玻璃纤维电缆桥架。
5.5.2 当电缆桥架、线槽及其支吊架在腐蚀性环境中使用时，应采用耐腐蚀的刚性材料或采取防腐蚀处理。
5.5.3 在有防火要求的区段内，电缆桥架及其支架表面应涂刷防火涂层，其整体耐火性能应符合建筑物耐火等级的要求；耐火等级较高的场所，不宜采用铝合金电缆桥架。
5.5.4 钢制电缆桥架应符合现行国家标准《节能耐腐蚀钢制电缆桥架》GB/T 23639的有关规定。
5.5.5 电缆在桥架内敷设时，电缆总截面面积与桥架横断面面积之比，电力电缆不应大于40％，控制电缆不应大于50％。
5.5.6 电缆桥架和电缆保护管内壁应光滑无毛刺。
5.5.7 电缆保护管内径不应小于所穿电缆外径的1.5倍，弯曲半径应符合所穿入电缆弯曲半径的规定，且每根电缆保护管不应超过3个弯头，直角弯不应多于2个。
5.6 汇流箱
5.6.1 建筑光伏系统用汇流箱的性能应符合现行国家标准《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T 34936的有关规定。
5.6.2 汇流箱应根据使用环境、绝缘水平、防护等级、额定电压、输入输出回路数、输入输出额定电流、使用温度、安装方式及工艺等技术参数进行选择。汇流箱输入回路应具有防反功能并设置防逆流措施。
5.6.3 建筑光伏系统用汇流箱壳体宜采用金属材料，汇流箱内所有连接电缆、接线端子、绝缘材料及其他非金属材料等宜采用阻燃性材料。
5.7 交/直流配电柜
5.7.1 交/直流配电柜(箱)应按使用环境、柜体形式、安装方式、电压等级、绝缘等级、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等参数选择。
5.7.2 交/直流配电柜(箱)设计应符合现行国家标准《低压配电设计规范》GB 50054和《低压成套开关设备和控制设备 第1部分：总则》GB 7251.1的有关规定。
5.7.3 交/直流配电柜(箱)箱体和铭牌宜采用金属材质。
5.7.4 交/直流配电柜(箱)面板上应有明显的带电警告标示。
5.7.5 交/直流配电柜(箱)内测量互感器及测量表计的精确度等级应符合现行国家标准《电力装置电测量仪表装置设计规范》GB/T 50063的有关规定。
5.7.6 交/直流配电柜(箱)内宜采用铜母排，母排表面应光洁平整，不应有裂纹、划痕及变形扭曲。
5.7.7 直流配电柜输出回路正极、负极均应设置防雷保护装置，技术性能应符合国家现行标准《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512和《光伏发电站防雷技术规程》DL/T 1364的有关规定。
5.7.8 交/直流配电柜(箱)内各个电器元件、配线端部应有清晰且长期不易脱落和脱色的标记，标记应与随同交/直流配电柜一起提供的接线图上的标记一致。
5.7.9 交/直流配电柜(箱)内元件的金属框架或底座等应接地，接地及接地铜排处应设置明显标识。
5.8 逆变器
5.8.1 建筑光伏系统用并网逆变器性能应符合国家现行标准的有关规定。
5.8.2 逆变器宜安装于干燥通风室内，逆变器的额定总容量应根据系统装机容量确定。
5.8.3 逆变器的材料防火要求应符合国家现行标准的有关规定。
5.8.4 逆变器外壳防护等级应符合现行国家标准《外壳防护等级(IP代码)》GB/T 4208的有关规定，室内型不应低于IP20，室外型不应低于IP54。
5.9 储能系统
5.9.1 建筑光伏系统用储能系统宜采用电化学储能方式。电化学储能系统设计应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB 51048的有关规定。
5.9.2 电化学储能系统性能应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T 36558的有关规定。
5.9.3 锂离子电化学储能电池管理系统应符合现行国家标准《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131的有关规定。
5.9.4 电化学储能系统宜采用分层安装，多层叠放，同一层上的单体间宜采用有绝缘护套的铜排连接，不同层间宜采用电缆连接。蓄电池组安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》GB 50172的有关规定。
5.9.5 储能系统应设置无高温、无潮湿、无振动、少灰尘、避免阳光直射且有良好通风的专用储能电池室，储能电池室应安装防爆型照明灯。
5.10 防雷与接地
5.10.1 建筑光伏系统防雷装置使用材料应根据建筑防雷等级要求、现场土壤条件和气候条件进行选择。
5.10.2 建筑光伏系统用接闪器、引下线及接地体应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057和《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512的有关规定。
5.10.3 利用光伏方阵金属支架、建筑物金属部件作引下线时，其材料及尺寸应能承受泄放预期雷电流时所产生的机械效应和热效应。
5.10.4 光伏发电系统防雷装置利用钢筋混凝土屋面、梁、柱、基础内的钢筋作为引下线和接地装置时，钢筋的规格尺寸应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定。
5.10.5 建筑光伏系统接闪器、引下线和接地装置焊接部位应采取防腐蚀措施。
6 设计
6.1 一般规定
6.1.1 建筑光伏系统的外观应与建筑风格相协调。
6.1.2 在既有建筑上安装太阳能光伏发电系统，不应影响建筑的采光、通风，不应引起建筑能耗的增加。
6.1.3 建筑光伏系统的建筑设计应符合建筑构件的各项物理性能要求，根据当地的特点，作为建筑构件的光伏发电组件应采取相应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。
6.1.4 建筑光伏系统在安装光伏组件的部位应采取必要的安全防护措施。
6.1.5 对光伏组件可能引起的二次辐射和光污染应进行分析并采取相应的措施。
6.2 建筑设计
6.2.1 建筑光伏系统与支撑结构作为建筑突出物时，应符合现行国家标准《民用建筑设计统一标准》GB 50352的有关规定。
6.2.2 在进行光伏发电系统布置时应避免周边环境、景观设施和绿化种植等对其遮挡。
6.2.3 建筑光伏系统的设计应根据建筑效果、设计理念、可利用面积、安装场地和周边环境等因素选择光伏组件的类型、尺寸、颜色和安装位置。
6.2.4 建筑体形及空间组合应为光伏组件接收充足的日照创造条件。光伏组件的安装部位应避免受环境或建筑自身及组件自身的遮挡。
6.2.5 建筑设计应为光伏发电系统的安装提供条件，并应在安光伏组件的部位采取安全防护措施。
6.2.6 光伏组件的布置应满足建筑物的美观要求。
6.2.7 光伏组件不宜设置于易触摸到的地方，且应在显著位置设置高温和触电的标识。
6.2.8 建筑光伏系统应采取防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施。
6.2.9 光伏组件直接作为屋顶围护结构使用时，其材料和构造应符合屋面防水等级要求。
6.2.10 建筑光伏方阵不应跨越建筑变形缝。
6.2.11 光伏组件应避开厨房排油烟烟口、屋面排风、排烟道、通气管、空调系统等构件布置。
6.3 光伏组件设计
6.3.1 光伏组件尺寸和形状的选择宜与建筑模数尺寸相协调，且应符合现行国家标准《建筑模数协调标准》GB/T 50002的有关规定。
6.3.2 作为遮阳或采光构件的光伏组件设计应符合下列规定：
1 在建筑透光区域设置光伏组件应符合现行国家标准《建筑采光设计标准》GB 50033的有关规定；
2 作为遮阳构件的光伏组件应符合室内采光和日照的要求，并应符合遮阳系数的要求；
3 光伏窗应符合采光、通风、观景等使用功能的要求；
4 用于建筑透光区域的光伏组件，其接线盒不应影响室内采光。
6.3.3 光伏组件表面色彩选择应符合下列规定：
1 光伏组件的色彩应与建筑整体色调相匹配；
2 光伏组件边框的颜色应与光伏电池的色彩及建筑整体设计相匹配；
3 对色彩有特殊要求的光伏组件，应根据设计要求确定。
6.4 构造要求
6.4.1 光伏组件的安装不应影响所在部位的雨水排放。
6.4.2 多雪地区的建筑屋面安装光伏组件时，宜设置便于人工融雪、清扫的安全通道。
6.4.3 光伏组件宜采用易于维修、更换的安装方式。
6.4.4 当光伏组件平行于安装部位时，其与安装部位的间距应符合安装和通风散热的要求。
6.4.5 屋面防水层上安装光伏组件时，应采取相应的防水措施。光伏组件的管线穿过屋面处应预埋防水套管，并应做防水密封处理。建筑屋面安装光伏发电系统不应影响屋面防水的周期性更新和维护。
6.4.6 平屋面上安装光伏组件应符合下列规定：
1 光伏方阵应设置方便人工清洗、维护的设施与通道；
2 在平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；
3 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宜铺设保护层。
6.4.7 坡屋面上安装光伏组件应符合下列规定：
1 坡屋面的坡度宜与光伏组件在该地区年发电量最多的安装角度相同；
2 光伏组件宜采用平行于屋面、顺坡镶嵌或顺坡架空的安装方式；
3 光伏瓦宜与屋顶普通瓦模数相匹配，不应影响屋面正常的排水功能。
6.4.8 阳台或平台上安装光伏组件应符合下列规定：
1 安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与栏板主体结构上的预埋件牢固连接；
2 构成阳台或平台栏板的光伏组件，应符合刚度、强度、防护功能和电气安全要求，其高度应符合护栏高度的要求。
6.4.9 墙面上安装光伏组件应符合下列规定：
1 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；
2 对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；穿墙管线不宜设在结构柱处；
3 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；
4 当光伏组件安装在窗面上时，应符合窗面采光等使用功能要求。
6.4.10 建筑幕墙上安装光伏组件应符合下列规定：
1 光伏组件的尺寸应符合幕墙设计模数，与幕墙协调统一；
2 光伏幕墙的性能应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的有关规定；
3 由光伏幕墙构成的雨篷、檐口和采光顶，应符合建筑相应部位的刚度、强度、排水功能及防止空中坠物的安全性能规定；
4 开缝式光伏幕墙或幕墙设有通风百叶时，线缆槽应垂直于建筑光伏构件，并应便于开启检查和维护更换；穿过围护结构的线缆槽，应采取相应的防渗水和防积水措施；
5 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。
6.4.11 光伏采光顶、透光光伏幕墙、光伏窗应采取隐藏线缆和线缆散热的措施，并应方便线路检修。
6.4.12 光伏组件不宜设置为可开启窗扇。
6.4.13 采用螺栓连接的光伏组件，应采取防松、防滑措施；采用挂接或插接的光伏组件，应采取防脱、防滑措施。
7 结构设计
7.1 一般规定
7.1.1 建筑光伏系统的结构设计应包括下列内容：
1 结构方案设计，包括结构选型、构件布置及传力途径；
2 作用及作用效应分析；
3 结构的极限状态设计；
4 结构及构件的构造、连接措施；
5 耐久性的要求；
6 符合特殊要求结构的专门性能设计。
7.1.2 建筑光伏系统的结构设计应符合下列规定：
1 建筑附加光伏发电系统的结构设计使用年限不应小于25年；
2 建筑集成光伏发电系统的支撑结构，其结构设计使用年限不应小于其替代的建筑构件的设计使用年限。
7.1.3 光伏采光顶结构构件的结构计算应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的有关规定。
7.1.4 光伏幕墙构件的结构计算应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的有关规定。
7.1.5 作为建筑构件的光伏发电组件的结构设计应包括光伏发电组件强度及刚度校核、支撑构件的强度及刚度校核、光伏发电组件与支撑构件的连接计算、支撑构件与主体结构的连接计算。
7.2 设计参数
7.2.1 建筑附加光伏发电系统结构构件承载力验算应符合下列规定：
1 无地震作用效应组合时，承载力应符合下式要求：
式中：S——荷载按基本组合的效应设计值；
γ0——结构构件重要性系数，小于或等于25年时可取0.9；
R——构件抗力设计值。
2 有地震作用效应组合时，承载力应符合下式要求：
式中：SE——地震作用和其他荷载按基本组合的效应设计值；
γRE——结构构件承载力抗震调整系数，取1.0。
7.2.2 当建筑光伏系统结构作为一个刚体，需验算整体稳定性时，应按下列公式中最不利组合进行验算：
式中：SG1k——起有利作用的永久荷载标准值的效应；
SG2k——起不利作用的永久荷载标准值的效应；
SQik——第i个可变荷载效应的标准值，其中SG1k为诸可变荷载效应中起控制作用者；
——第i个可变荷载考虑设计使用年限的调整系数，应按照现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的规定采用，其中γL1为主导可变荷载Qi考虑设计使用年限的调整系数；
ψci——第i个可变荷载Qi的组合值系数；
n——参与组合的可变荷载数。
7.2.3 玻璃的强度设计值及其他物理力学性能应符合现行行业标准《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的有关规定。
7.2.4 钢材的强度设计值及其他物理力学性能应按现行国家标准《钢结构设计标准》GB 50017和《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB 50018的规定采用。
7.2.5 铝合金材料的强度设计值及其他物理力学性能应按现行国家标准《铝合金结构设计规范》GB 50429的规定采用。
7.2.6 配重式支架结构附加屋面光伏系统的支撑系统应计算其整体抗滑移、抗倾覆能力。在9度以上地震地区不宜设置配重式支架结构附加屋面光伏系统。
7.3 荷载和作用
7.3.1 持久没计状况和短暂设计状况的建筑光伏系统结构构件计算，应包括重力荷载、屋面活荷载、检修荷载、雪荷载、风荷载和温度作用的效应。作用效应组合的计算方法应符合现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的有关规定。
7.3.2 偶然设计状况下建筑光伏系统的抗震设计，应计入地震作用的效应。作用效应组合应符合现行国家标准《建筑抗震设计规范》GB 50011的有关规定。
7.3.3 建筑附加光伏发电系统的风荷载应按下式计算：
式中：wk——风荷载标准值(kN/m3)；
βgz——阵风系数，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的规定采用；
μz——风压高度变化系数，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的规定采用；
μs——风荷载体型系数，应按本标准第7.3.4条的规定采用；
w0——基本风压(kN/m2)，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009的规定采用。
7.3.4 风荷载体型系数应按下式计算：
式中：μs0——风荷载局部体型系数，按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009计算围护结构构件及其连接件的风荷载局部体型系数；
β——调整系数，根据不同形式的附加式屋面光伏系统构造，调整系数取值如下：
1 对于平屋面上设置带倾角的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值(图7.3.4-1和图7.3.4-2)。
2 对于单坡屋面上设置平行于屋面坡度的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值(图7.3.4-3)。
3 对于双坡屋面上设置平行于屋面坡度的附加式屋面光伏系统，调整系数应分区域取值(图7.3.4-4)。
7.3.5 建筑光伏系统的地震荷载可按等效静力法计算，当结构动力影响较大时，应采用时程分析法对结构进行分析。
7.4 光伏构件结构设计
7.4.1 光伏构件所选用的玻璃应符合现行行业标准《建筑玻璃应用技术规程》JGJ 113的有关规定。
7.4.2 光伏构件挠度计算宜按照有限元方法进行，也可按现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102进行计算。
7.4.3 光伏构件的挠度应符合建筑构件及光伏组件功能的规定。
7.4.4 带边框的光伏构件其边框挠度不应大于其计算跨度的1/120。
7.5 支撑结构设计
7.5.1 荷载标准值作用下产生的挠度应符合表7.5.1的规定。
7.5.2 在风荷载标准值作用下，面板支架的顶点水平位移不宜大于其高度的1/150。
7.6 连接结构设计
7.6.1 支撑与主体结构的连接应能承受光伏方阵结构传来的应力，并应能有效传递至主体结构。
7.6.2 在金属屋面和瓦屋面上安装建筑光伏系统，支撑系统所承受的荷载应通过连接件传递至屋面檩条。
7.6.3 建筑光伏方阵的支撑系统与主体混凝土结构宜通过预埋件连接。预埋件的计算宜采用有限元的方法进行，也可按现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102计算。
7.6.4 当光伏方阵的支撑系统与主体混凝上结构采用后加锚栓连接时，应符合下列规定：
1 锚栓连接应进行承载力现场试验和极限拉拔试验。
2 锚栓在可变荷载作用下的承载力设计值应取其承载力标准值除以系数2.15，在永久荷载作用下的承载力设计值应取其承载力标准值除以系数2.5。
3 每个连接点锚栓不应少于2个，锚栓直径不应小于10mm。
4 碳素钢锚栓应进行防腐蚀处理。
5 在地震设防区应使用抗震型锚栓。
8 发电系统设计
8.1 一般规定
8.1.1 建筑光伏系统应根据建筑物光照条件、建筑结构、使用功能、用电负荷等情况，结合建筑外观、结构安全、并网条件、发电效率、运行维护等因素进行设计。
8.1.2 用户侧并网的光伏发电系统宜采用分散逆变、就地并网的接入方式，并入公共电网的光伏发电系统宜采用分散逆变、集中并网的接入方式。
8.1.3 并网建筑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量采集装置，独立光伏发电系统宜配置计量装置。
8.1.4 大、中型光伏发电系统宜设置一套环境监测仪，监测项目应包括太阳辐射量、气温、风速、风向等。环境监测仪信号应接入光伏发电监控系统，并应对观测数据进行实时记录。
8.1.5 建筑光伏系统中逆变器、汇流箱、变压器、配电柜、无功补偿装置等应满足环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件要求。
8.2 光伏发电系统分类
8.2.1 建筑光伏系统按与公共电网连接情况可分为并网光伏发电系统及独立光伏发电系统。
8.2.2 并网光伏发电系统按并网点位置可分为用户侧并网光伏发电系统及电网侧并网光伏发电系统。
8.2.3 光伏发电系统按带储能装置情况可分为带有储能装置光伏发电系统及不带储能装置光伏发电系统。
8.2.4 光伏发电系统按所带用电负荷形式，可分为直流光伏发电系统、交流光伏发电系统及交直流混合光伏发电系统。
8.3 系统接入
8.3.1 建筑光伏系统并网应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T 29319和《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的有关规定。建筑光伏系统接入设计应符合现行国家标准《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T 50865和《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T 50866的有关规定。
8.3.2 建筑光伏系统各并网点电压等级宜根据装机容量按表8.3.2选取，最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。当高低两级电压均具备接入条件时，宜采用低电压等级接入。
8.3.3 建筑光伏系统的无功功率和电压调节能力应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T 29319和《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的有关规定。建筑光伏系统无功补偿容量应计算逆变器调节能力、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素，必要时应增加无功补偿装置。
8.3.4 建筑光伏系统的电能质量中，谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等应符合现行国家标准《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量 公用电网间谐波》GB/T 24337、《电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325、《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543、《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326的有关规定。建筑光伏系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5％。
8.3.5 建筑光伏系统公共连接点处电能质量在线监测装置应符合现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862的有关规定。
8.3.6 建筑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，并应符合下列规定：
1 通过380V电压等级并网的建筑光伏系统，连接电源和电网的专用低压开关柜应具有包含提示性文字和符号的醒目标识。标识的形状、颜色、尺寸和高度应按现行国家标准《安全标志及其使用导则》GB 2894的规定执行。
2 建筑光伏系统10(6)kV～35kV电压等级电气系统，应按现行国家标准《安全标志及其使用导则》GB 2894在电气设备和线路附近标识“当心触电”等提示性文字和符号。
8.3.7 电能计量装置及电能计量远方终端应符合下列规定：
1 建筑光伏系统电能计量点应设在光伏系统与电网的产权分界处，用户侧并网的光伏发电系统还应在并网点光伏电源侧装设电能计量装置。
2 建筑光伏系统电能计量装置应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关规定。
3 电能计量装置选型与配置应符合下列规定：
1)电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。
2)通过10(6)kV及以上电压等级接入电网的光伏系统的上网电量关口点应配置相同的两块表计，两块表计应按主/副方式运行。
3)关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
4 电能表与互感器准确度等级，应符合下列规定：
1)关口计量点的电能表准确度等级不应低于有功0.5S级、无功2.0级。
2)电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等级不应低于0.5S级。
3)关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
5 建筑光伏系统配置的远方终端应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关规定。
8.3.8 通过10kV及以上电压等级并网的建筑光伏系统，光伏系统至调度端应具备至少一路调度通信通道。
8.4 光伏发电一次系统
8.4.1 并网建筑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；逆变器交流侧宜设置隔离开关。光伏发电系统直流侧宜配置直流故障电弧检测和保护功能。
8.4.2 并网建筑光伏系统母线电压应根据单个并网点的安装容量，按接入系统的要求进行选择。
8.4.3 并网建筑光伏系统的接线方式应按安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件进行选择，接入用户侧配电网系统时，接入的容量应符合原有上级变压器及电气设备的规定。
8.4.4 同一个最大功率跟踪(MPPT)支路上接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。
8.4.5 建筑光伏系统逆变器选择应根据所在地区海拔高度等环境使用条件确定。
8.4.6 不含储能装置的并网建筑光伏系统，逆变器的功率应与其接入的光伏方阵容量相匹配，逆变器的类型和数量选择应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的有关规定。
8.4.7 独立光伏发电系统可由光伏组件、汇流箱、充放电控制器、电化学储能电池、逆变器、监控系统及配电柜等组成。
8.4.8 独立光伏发电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。
8.4.9 独立光伏发电系统中光伏组件的安装容量应根据负载特性、当地太阳能资源条件，结合储能装置效率、光伏发电系统效率等因素确定。
8.4.10 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。
8.4.11 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、变压器应设置散热通风措施。
8.5 光伏方阵
8.5.1 建筑光伏系统光伏方阵宜采用固定式安装。
8.5.2 当固定式光伏方阵不受建筑条件限制时，宜按当地的最佳倾角布置，最佳倾角应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的有关规定。
8.5.3 光伏方阵中同一组串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，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，组件串联数量应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的有关规定。
8.6 变压器及配电装置
8.6.1 光伏发电系统升压变压器的选择应符合现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222的有关规定，参数宜符合现行国家标准《由浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451、《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T 10228、《三相配电变压器能效限定值及能效等级》GB 20052或《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790的有关规定。
8.6.2 光伏发电系统升压变压器的选择应符合下列规定：
1 宜选用自冷式低损耗电力变压器；
2 当无励磁调压电力变压器不满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器；
3 升压变压器容量可按光伏发电系统的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量；
4 可选用高压(低压)预装式箱式变压器或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站；当设备采用户外布置时，沿海区域设备的防护等级应达到IP65，风沙大的区域设备的防护等级应达到IP54；
5 升压变压器可采用双绕组变压器、双分裂变压器，双分裂变压器阻抗应与逆变器相匹配。
8.6.3 0.4kV～35.0kV电压等级的配电装置宜采用柜式结构，配电柜宜布置于户内。
8.6.4 对海拔高于2000m的地区，10kV及以上电压等级的配电装置可采用气体绝缘金属封闭开关设备。
8.6.5 装有配电装置的房间可开固定窗采光，并应采取防止雨、雪、小动物、风沙及污秽尘埃进入的措施。
8.6.6 高低压配电设备选择及布置应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060及《低压配电设计规范》GB 50054的有关规定。
8.7 自用电系统
8.7.1 建筑光伏系统自用电系统的电压宜采用380V，自用电系统应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。
8.7.2 自用电工作电源引接方式宜符合下列规定：
1 当光伏发电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。
8.7.3 并网建筑光伏系统应采用与建筑配电系统相同的供电电源方式。操作电源采用直流供电时，蓄电池组电压可采用220V或110V。
8.8 无功补偿装置
8.8.1 建筑光伏系统无功补偿装置应按电力系统并网接入要求配置。
8.8.2 并联电容器装置的设计应符合现行国家标准《并联电容器装置设计规范》GB 50227的有关规定。
8.8.3 无功补偿设备应根据环境条件、设备技术参数及运行维护和检修条件确定。
8.9 电气二次
8.9.1 监控系统应符合下列规定：
1 通过10kV及以上电压等级接入电网建筑光伏系统的监控系统应包括数据采集、数据处理、控制操作、防误闭锁、报警、事件处理、人机交互、对时、通信等基本功能，功能、性能应符合现行国家标准《光伏发电站监控系统技术要求》GB/T 31366的有关规定。
2 监控系统可采用本地监控或远程监控方式，无人值守的建筑光伏系统应安装远程实时监控系统。
3 通过10kV及以上电压等级接入电网的建筑光伏系统的监控系统，应具备接收并执行电网调度部门远方发送的有功和无功功率出力控制指令能力。
8.9.2 建筑光伏系统继电保护应符合下列规定：
1 通过10kV及以上电压等级接入电网的光伏发电系统配置的继电保护装置应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的有关规定。通过380V电压等级接入电网的建筑光伏系统宜采用熔断器或断路器，可不配置专用的继电保护装置。
2 建筑光伏系统接入配电网时，应对光伏发电系统送出线路及相邻线路现有保护进行校验，当不符合规定时应重新配置。
3 当建筑光伏系统接入配电网后使单侧电源线路变为双侧电源线路时，应按双侧电源线路设置保护配置。
4 建筑光伏系统交流母线可不设专用母线保护，发生故障时可由母线有源连接元件的保护切除故障。
8.9.3 建筑光伏系统并网自动化系统应符合下列规定：
1 并网建筑光伏系统应具备防孤岛保护功能。
2 建筑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。逆功率保护应具有当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，建筑光伏系统应在2s内自动降低出力或停止向电网线路送电。
3 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 通过10kV及以上电压等级并网的建筑光伏系统应符合电力系统二次安全防护总体要求。
8.10 过电压保护和接地
8.10.1 建筑光伏系统防雷接地应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定，光伏发电系统的防雷及接地保护宜与建筑物防雷及接地系统合用，安装光伏发电系统后不应降低建筑物的防雷保护等级，且光伏方阵接地电阻不应大于4Ω。
8.10.2 光伏发电系统交流侧电气装置过电压保护和接地应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064和《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065的有关规定。
8.10.3 光伏组件金属边框应与金属支架可靠连接、连续贯通，单个光伏方阵支架与建筑接地系统应采取至少两点连接。
8.11 电缆敷设
8.11.1 建筑光伏系统电缆敷设应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB 50217的有关规定。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。
8.11.2 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。
8.11.3 集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类及以上阻燃电缆。
8.11.4 在有腐蚀或特别潮湿的场所采用电缆桥架布线时，应根据腐蚀介质的不同采取相应的防护措施。
8.11.5 光伏方阵内电缆桥架的铺设不应对光伏组件造成遮挡。
8.12 储能系统
8.12.1 建筑光伏系统配置的储能宜采用电化学储能系统，电化学储能系统设计应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB 51048的有关规定。
8.12.2 储能系统配置应符合下列规定：
1 储能系统的容量应根据负荷特点满足平滑出力的要求；
2 储能系统的容量应根据光伏发电系统需存储电量、负荷大小以及需要连续供电时间等确定，在符合存储多余电量的前提下，应减小储能容量的配置。
8.13 发电量计算
8.13.1 建筑光伏系统的发电量应按不同的系统类型、组件类型、方阵布置及设备的配置进行计算，宜以每个并网点为单元，分单元计算发电量，总的发电量应按下式计算：
式中：Ep——光伏系统的总发电量(kWh)；
Ei一一第i单元发电量(kWh)。
8.13.2 分单元发电量的计算应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的规定。
9 工程施工
9.1 一般规定
9.1.1 工程施工前应具备下列条件：
1 建设单位应取得相关的施工许可文件；
2 施工通道应符合材料、设备运输的要求；
3 施工单位的资质、特种作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕；
4 施工图应通过会审、设计交底应完成，施工组织设计方案应已编审完毕；
5 工程定位测量基准应确立。
9.1.2 建筑光伏系统工程施工前应编制专项施工组织设计方案。
9.1.3 开工前应结合工程自身特点制定施工安全、职业健康管理方案和应急预案。室外工程应根据需要制定季节性施工措施。
9.1.4 安装建筑光伏系统的建筑主体结构应完成验收。
9.1.5 采用脚手架施工时脚手架方案应与主体结构施工用脚手架相结合，并应经过验收合格后方可使用。
9.1.6 六级及以上大风、大雪、浓雾等恶劣气候应停止露天起重吊装和高处作业。
9.1.7 测量放线工作除应符合现行国家标准《工程测量规范》GB 50026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，及时调整、分配、消化测量偏差，不得累积；
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。
9.1.8 进场安装的建筑光伏系统的设备、构件和原材料应符合设计要求，经验收合格后方可使用。
9.1.9 进场的设备、构件和原材料应分类进行保管；电气设备以及钢筋、水泥等材料应存放在干燥、通风场所。
9.1.10 设备和构件在搬运、吊装时应防止撞击造成损坏，光伏组件和装饰构件的表面应采取保护措施。
9.1.11 临时堆放在屋顶、楼面的设备、构件和材料应均匀、有序摆放，不得集中放置。
9.1.12 施工现场临时用电应符合现行国家标准《建设工程施工现场供用电安全规范》GB 50194的有关规定。
9.1.13 光伏组件安装的散热空间应符合设计要求。
9.1.14 对已经安装完成的建筑光伏系统的构件和设备，应采取相应的保护措施。
9.1.15 施工过程记录及相关试验记录应齐全。
9.2 土建工程
9.2.1 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》GB 50204的有关规定。
9.2.2 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》GB 50205的有关规定。
9.2.3 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》GB 50576的有关规定。
9.2.4 屋顶光伏发电系统支架连接部件的安装施工不应降低屋面的防水性能。施工损坏的屋面原有防水层应进行修复或重新进行防水处理。
9.2.5 支架连接部件的施工偏差应符合下列规定：
1 混凝土基座的尺寸允许偏差应符合表9.2.5-1的规定。
2 锚栓、预埋件的尺寸允许偏差应符合表9.2.5-2的规定。
3 金属屋面夹具的尺寸允许偏差应符合表9.2.5-3的规定。
9.2.6 支架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，应在混凝土的强度达到设计强度的70％以上后安装支架。
2 支架安装过程中不应破坏防腐涂层。
3 支架安装过程中不应气割扩孔；热镀锌钢构件，不宜现场切割、开孔。
4 支架安装的尺寸允许偏差应符合表9.2.6的规定。
9.2.7 现场宜采用机械连接的安装方式。当采用焊接工艺时，焊接工艺应符合下列规定：
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。
9.2.8 光伏幕墙连接部件和构件的安装施工应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102和《玻璃幕墙工程质量检验标准》JGJ/T 139的有关规定。
9.2.9 光伏采光顶连接部件和构件的安装施工应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的有关规定。
9.2.10 光伏遮阳连接部件和构件的安装施工应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255和《建筑遮阳通用要求》JG/T 274的有关规定。
9.3 电气安装
9.3.1 电气设备安装时，应对设备进行编号；电缆及线路接引完毕后，应对线路进行标识，各类预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵。
9.3.2 光伏组件安装除应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB 50794的有关规定外，尚应符合下列规定：
1 光伏幕墙组件安装的允许偏差应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的规定；光伏采光顶和光伏遮阳组件安装的允许偏差应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的有关规定。
2 光伏组件在存放、搬运、吊装等过程中应进行防护，不得受到碰撞及重压。
3 不得在雨中进行光伏组件的连线作业。
4 接通光伏组件电路后不得局部遮挡光伏组件。
9.3.3 汇流箱的安装应符合下列规定：
1 汇流箱进线端和出线端与汇流箱接地端应进行绝缘测试；
2 汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动；
3 汇流箱中的开关应处于分断状态，熔断器熔丝不应放入；
4 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；
5 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。
9.3.4 逆变器的安装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》GB 50171的有关规定外，尚应符合下列规定：
1 应检查待安装逆变器的外观、型号、规格；
2 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；
3 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；
4 集中式逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点；
5 逆变器交流侧电缆接线前应确认并网柜侧有明显断开点。
9.3.5 二次设备、盘柜的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》GB 50171的有关规定外，尚应符合设计要求。
9.3.6 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规范》GB 50168的有关规定。
9.3.7 电缆桥架和线槽的安装应符合下列规定：
1 槽式大跨距电缆桥架由室外进入室内时，桥架向外的坡度不应小于1/100；
2 电缆桥架与用电设备跨越时，净距不应小于0.5m；
3 两组电缆桥架在同一高度平行敷设时，净距不应小于0.6m；
4 电缆桥架宜高出地面2.5m以上，桥架顶部距顶棚或其他障碍物不宜小于0.3m，桥架内横断面的填充率应符合设计要求；
5 电缆桥架内缆线竖直敷设时，缆线的上端和每间隔1.5m处宜固定在桥架的支架上；水平敷设时，在缆线的首、尾、转弯及每间隔3m～5m处宜进行固定；
6 槽盖在吊顶内设置时，开启面宜保持80mm的垂直净空；
7 布放在线槽的缆线宜顺直不交叉，缆线不应溢出线槽；缆线进出线槽、转弯处应绑扎固定。
9.3.8 低压电器的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定。
9.3.9 建筑光伏系统的防雷、接地施工除应符合设计要求和现行国家标准《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB 50169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符合设计要求；
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。
9.3.10 蓄电池的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》GB 50172的有关规定。
9.3.11 母线装置的施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》GB 50149的有关规定。
9.3.12 电力变压器的安装应符合现行国家标准《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》GB 50148的有关规定。
9.3.13 高压电器设备的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。
9.3.14 环境监测仪的安装除应满足设计文件及产品的技术要求外，尚应符合下列规定：
1 环境温度传感器应安装在能反映环境温度的位置；
2 太阳辐射传感器应安装稳固，安装位置应全天无遮挡，安装垂直度偏差不应超过2°；
3 风向传感器和风速传感器水平安装时，偏差不应超过2°；
4 各类环境监测仪的安装位置应避开建筑的排气口和通风口。
9.3.15 通信电缆布线应符合下列规定：
1 通信电缆应采用屏蔽线，不宜与强电电缆共同敷设，线路不宜敷设在易受机械损伤、有腐蚀性介质排放、潮湿以及有强磁场和强静电场干扰的区域，宜使用钢管屏蔽；
2 线路不宜平行敷设在高温工艺设备、管道的上方和具有腐蚀性液体介质的工艺设备、管道的下方；
3 监控控制模拟信号回路控制电缆屏蔽层，宜用集中式一点接地；
4 通信电缆与其他低压电缆合用桥架时，应各置一侧，中间宜采用隔板分隔。
9.4 系统调试
9.4.1 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、储能系统等设备调试及光伏发电系统的联合调试。
9.4.2 设备和系统调试前，应完成安装工作并验收合格；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。
9.4.3 调试前应按设计图纸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。
9.4.4 光伏组件串调试可按现行行业标准《光伏发电站现场组件检测规程》NB/T 32034的方法进行，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/m2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％且不应超过5V；
5 在发电情况下，对同一汇流箱内各光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下，光伏组件串之间的电流偏差不应超过5％。
9.4.5 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/T 34933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：
1)汇流箱的总开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：先投入光伏组件串开关或熔断器，后投入汇流箱开关；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，其投、退应按下列步骤执行：先投入汇流箱输出熔断器，后投入光伏组件串开关；先退出箱内所有光伏组件串开关，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。
9.4.6 逆变器调试应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB 50794的有关规定。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》GB 50150和《低压成套开关设备和电控设备基本试验方法》GB/T 10233的有关规定。
9.4.7 电化学储能系统的调试除应符合国家现行标准《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》DL/T 724、《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120、《储能变流器检测技术规程》GB/T 34133的有关规定外，尚应检测电化学储能电池反接保护、防雷保护、防反向放电保护。
9.4.8 建筑光伏系统无功补偿装置的设备调试应符合现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T 29321、《光伏发电站无功补偿装置检测技术规程》GB/T 34931中的有关规定。
9.4.9 其他电气设备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》GB 50150的有关规定。
9.4.10 建筑光伏系统在完成分步调试、具备电网接入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符合逆变器并网要求；
2 在电网电压、频率均符合并网要求的情况下，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入条件；
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，检测直流电流、三相输出交流电流波形符合要求，逆变器运行应正常；
4 在试运行过程中，听到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 应逐步增加直流输入功率检测各功率点运行时的电能质量。
9.4.11 建筑光伏系统并网投运应符合国家现行标准的有关规定。
9.4.12 独立光伏发电系统调试时应首先确认接线正确、无极性反接及松动情况，合上直流侧断路器后检查设备指示应正常，启动逆变器，电源及电压表指示正确后合上交流断路器。
10 环境保护
10.1 一般规定
10.1.1 建筑光伏系统的建设应根据环境保护要求进行环境影响评价，并应根据工程的实际情况和环境特点，制定环境保护的措施，对建设和运行过程中产生的各项污染物采取防治措施。
10.1.2 建筑光伏系统不应使用对环境产生危害的光伏组件和设备，对破损或废旧的光伏组件和设备应进行回收处理。
10.1.3 建筑光伏系统组件的清洗用水宜采用中水或雨水。
10.2 环保措施
10.2.1 固体废弃物控制应符合下列规定：
1 施工中产生的固体废弃物应进行分类存放并及时处理，不应在现场直接焚烧；
2 建筑垃圾应堆放在指定地点，并应及时清运；
3 危险固体废弃物应进行收集和专项处置。
10.2.2 粉尘控制应符合下列规定：
1 施工现场应采取洒水、清扫等措施，施工道路宜硬化；
2 水泥等细颗粒建筑材料应采取覆盖或密闭存放；
3 混凝土、砂浆搅拌站应设置围挡、采取洒水降尘等措施。
10.2.3 噪声控制应符合下列规定：
1 噪声防治设计应符合现行国家标准《声环境质量标准》GB 3096的有关规定；
2 对逆变器及其他输变电设备产生的噪声应从声源上进行控制，采取隔声、消声、吸声等控制措施；
3 对施工阶段噪声的监测和控制应符合现行国家标准《建筑施工场界环境噪声排放标准》GB 12523的有关规定。
10.2.4 光伏组件及光伏发电系统的其他构件产生的光辐射应符合现行国家标准《建筑幕墙》GB/T 21086有关规定。
11 劳动安全与职业卫生
11.1 一般规定
11.1.1 建筑光伏系统工程建设、运行维护的劳动安全与职业卫生设计应结合工程情况，积极采用先进、可靠、经济的技术措施和设施。
11.1.2 新建工程劳动安全与职业卫生设计应根据不同阶段、不同深度要求进行，并应符合下列规定：
1 可行性研究阶段应进行劳动安全和职业卫生方面论证。
2 初步设计应设有劳动安全和职业卫生专篇，其内容深度应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB 50794的有关规定。
3 应根据初步设计审查确定的原则进行劳动安全和职业卫生的施工图设计。
11.1.3 扩建、改建工程设计文件中的劳动安全与职业卫生专篇应对建筑光伏系统原有的劳动安全和职业卫生状况做出评述。
11.1.4 新建、改建、扩建工程的劳动安全卫生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
11.1.5 施工单位应针对现场可能发生的危害及事故制定针对性的处置预案，并应对现场作业人员进行安全培训。
11.2 工程总体布置
11.2.1 建筑光伏系统应综合考虑工程现场自然条件和施工环境，结合施工现场情况制定安全防范措施。
11.2.2 对易发生事故和易危及人身安全的场所均应设置安全标志或涂安全色，安全标志或涂安全色应符合现行国家标准《安全色》GB 2893、《安全标志及其使用导则》GB 2894的有关规定。
11.2.3 建筑物间的安全距离、各建筑物内的安全疏散通道及各建筑物进、出交通道路等布置应符合防火间距、消防通道、疏散通道等要求。
11.2.4 施工人员应依据工作内容佩带或安装相应的安全防护措施。平台、走道、吊装孔等有坠落危险处应设防护栏杆或盖板。楼梯、平台均应采取防滑措施。需登高检查、维修及更换光伏设备处应设操作平台或扶梯。
11.3 劳动安全与职业卫生措施
11.3.1 设备运输作业安全设计应根据设备对运输的要求，采取运输加固措施，配备相应的运输装卸工具。
11.3.2 设备吊装作业前，应制定专项施工吊装方案。
11.3.3 施工高空作业防护措施设计，应符合现行国家标准《高处作业分级》GB/T 3608的有关规定。高空作业防护措施施工、检修操作应符合现行行业标准《建筑施工高处作业安全技术规范》JGJ 80的有关规定。
11.3.4 工程的防电气伤害设计应符合现行国家标准《低压电气装置 第4-41部分：安全防护 电击防护》GB 16895.21的有关规定。
11.3.5 冬季室外作业应采取个人的防护措施，减少低温环境下的作业时间。
11.3.6 工程的防火、防爆设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的有关规定。主要疏散通道、楼梯间、消防电梯及安全出口处应设置火灾事故照明及疏散指示标志。
11.3.7 光伏发电工程工作场所的噪声控制设计应符合现行国家标准《工业企业噪声控制设计规范》GB/T 50087的有关规定。
11.3.8 工程的防机械伤害设计应符合现行国家标准《机械安全防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》GB/T 8196、《生产设备安全卫生设计总则》GB 5083和《生产过程安全卫生要求总则》GB/T 12801的有关规定。
11.3.9 建筑光伏系统的采光设计应以天然采光为主，人工照明为辅。照明设计应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》GB 50034的有关规定。
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