DB64/T 2026-2024 建筑太阳能光伏一体化技术规程

住房和城乡建设部备案号：J17808-2024
DB64
宁夏回族自治区地方标准
DB 64/T 2026—2024
建筑太阳能光伏一体化技术规程
Technical specification for building solar photovoltaic integration
2024 - 08 - 26 发布2024 - 11- 26 实施
宁夏回族自治区住房和城乡建设厅
宁夏回族自治区市场监督管理厅
发布

宁夏回族自治区住房和城乡建设厅
公告
〔2024〕165 号
自治区住房和城乡建设厅关于发布
《近零能耗民用建筑技术标准》等
3 项地方标准的公告
经自治区住房和城乡建设厅会同自治区市场监督管理厅组织
审查，批准《城镇道路塌陷隐患探测和风险评估技术标准》（DB64/T
2025-2024）、《建筑太阳能光伏一体化技术规程》（DB64/T 2026-
2024）、《近零能耗民用建筑技术标准》（DB64/T 2027-2024）等3 项
标准为宁夏回族自治区地方标准，以上标准自2024 年11 月26 日
起实施。
执行过程中发现问题，请反馈宁夏工程建设标准管理中心。
宁夏回族自治区住房和城乡建设厅
2024年9月10日

DB 64/T 2026—2024
前言
根据《关于发布2022 年度工程建设地方标准制修订计划的通
知》（宁建（科）发〔2022〕1号）的要求，标准编制组经广泛调查研究，认
真总结实践经验，参考有关国家标准，并在广泛征求意见的基础上，
编制本标准。
本标准的主要内容是：1总则；2术语；3基本规定；4建筑太阳能
光伏一体化设计；5发电系统设计；6材料、部件和设备；7施工及安
装；8调试及试运行；9工程验收；10环保、卫生、安全、消防；11运行及
维护；12能效评估。
本标准由宁夏回族自治区住房和城乡建设厅负责管理，由中国
建筑科学研究院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如
有意见和建议，请寄送中国建筑科学研究院有限公司（地址：北京市
朝阳区北三环东路30号，邮编：100013），以便今后修订。
本标准主编单位：中国建筑科学研究院有限公司
宁夏建筑科技与产业化发展中心
本标准参编单位：中国建筑技术集团有限公司
宁夏大学
北方民族大学
宁夏建筑科学研究院集团股份有限公司
宁夏中昊银晨能源技术服务有限公司
宁夏永和光福新能源有限公司
宁夏中科嘉业新能源研究院
宁夏聚朋建设工程有限公司
本标准主要起草人：张志杰王英明狄彦强韩利钧
李颜颐刘新晖李小龙王建真
DB 64/T 2026—2024
李兴葆冯琥唐婷婷刘娟
马肖彤马中贵慈强丁万胜
何永仁高召芳贾小刚刘寿松
陈宙颖
本标准主要审查人：孙晓阳郭志军张晓王吉军
樊保国李晓棠张文军徐韬伟
白姜艳
目次
1 总则……………………………………………………………… 1
2 术语……………………………………………………………… 2
3 基本规定………………………………………………………… 4
4 建筑太阳能光伏一体化设计…………………………………… 5
4.1 一般规定…………………………………………………… 5
4.2 规划设计…………………………………………………… 5
4.3 建筑设计…………………………………………………… 6
4.4 结构设计…………………………………………………… 8
5 发电系统设计…………………………………………………… 10
5.1 一般规定…………………………………………………… 10
5.2 光伏发电系统……………………………………………… 10
5.3 光伏方阵…………………………………………………… 12
5.4 发电量计算………………………………………………… 13
5.5 储能系统…………………………………………………… 14
5.6 电气主接线………………………………………………… 15
5.7 防雷与接地………………………………………………… 16
6 材料、部件和设备……………………………………………… 18
6.1 一般规定…………………………………………………… 18
6.2 光伏组件…………………………………………………… 18
6.3 光伏构件…………………………………………………… 19
6.4 逆变器……………………………………………………… 20
6.5 汇流箱与配电柜…………………………………………… 21
6.6 储能设备…………………………………………………… 22
7 施工及安装……………………………………………………… 23
7.1 一般规定…………………………………………………… 23
7.2 基座………………………………………………………… 23
7.3 支架………………………………………………………… 24
7.4 光伏组件…………………………………………………… 25
7.5 光伏构件…………………………………………………… 26
7.6 汇流箱……………………………………………………… 27
7.7 逆变器……………………………………………………… 27
7.8 电气系统…………………………………………………… 28
8 调试及试运行…………………………………………………… 29
9 工程验收………………………………………………………… 31
10 环保、卫生、安全、消防………………………………………… 33
10.1 一般规定………………………………………………… 33
10.2 环保、卫生………………………………………………… 33
10.3 安全、消防………………………………………………… 34
11 运行及维护…………………………………………………… 36
11.1 一般规定………………………………………………… 36
11.2 运行维护………………………………………………… 37
12 能效评估……………………………………………………… 40
附录A（资料性）建筑太阳能光伏一体化设计流程……………… 41
附录B（资料性）宁夏回族自治区各市、县相关气象参数资料…… 42
附录C（资料性）宁夏地区各城市并网光伏电站最佳安装倾角和发电
量速查表…………………………………………………………… 43
本标准用词说明…………………………………………………… 44
引用标准名录……………………………………………………… 45
附：条文说明………………………………………………………… 48
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1 总则
1 .0 .1 为推动城乡建设绿色低碳高质量发展，促进建筑太阳能光伏
一体化融合应用，严控建筑风貌、确保结构安全，规范光伏系统的设
计、施工、验收和运行维护，保证工程质量，制定本规程。
1 .0 .2 本规程适用于宁夏地区新建、扩建和改建建筑以及既有建筑
太阳能光伏一体化工程的设计、施工、验收和运行维护。
1 .0 .3 建筑太阳能光伏一体化工程设计、安装和验收除应符合本规
程外，尚应符合国家和宁夏地区现行有关标准的规定。
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2 术语
2 .0 .1 太阳能光伏系统solar photovoltaic（PV）system
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，简称光伏系统。
2 .0 .2 光伏建筑一体化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
建筑集成光伏发电系统。
2 .0 .3 建筑光伏光热一体化building integrated photovoltaic/thermal
在光伏建筑一体化基础上，将太阳能电池组件产生的热能，在输
出电力同时提供热水或供暖。
2 .0 .4 光伏组件PV module
由若干太阳能电池进行内部联结并封装、能输出直流电流、最基
本的太阳能电池单元，也称太阳能电池组件。
2 .0 .5 光伏构件photovoltaic module component
具有建筑构件功能的光伏组件。
2 .0 .6 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
不可分割的建筑材料或构件，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材等。
2 .0 .7 光伏瓦PV tile
具有建筑瓦片和太阳电池组件发电功能的建材型光伏构件。
2 .0 .8 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的光伏构件，如以标准普通光
伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成墙板、幕墙、屋面板、雨
篷构件、遮阳构件、栏板构件等。
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2 .0 .9 安装型光伏组件building envelope-mounted PV module
在屋顶或墙面上架空安装的光伏组件。
2 .0 .1 0 光伏组件串PV modules string
在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直
流电输出的电路单元。
2 .0 .1 1 光伏方阵PV array
由若干个光伏构件、光伏组件按一定方式组装在一起由固定的
结构支撑的直流发电单元。
2 .0 .1 2 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。
2 .0 .1 3 并网光伏发电系统grid-connected PV power system
与公用电网联接的光伏发电系统，系统一般由光伏阵列、逆变器
和电网接入设备组成。
2 .0 .1 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 .1 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 .1 6 储能蓄电池stored energy battery
主要指适用于太阳能发电设备和风力发电设备以及可再生能源
储蓄能源用的蓄电池。
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3 基本规定
3 .0 .1 光伏建筑一体化系统规模和形式应结合太阳能资源、建筑类
型和功能，施工和运输条件、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 光伏建筑一体化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 建筑物上设计、安装或增设、改造光伏发电系统，应进行日照
分析，不得降低相邻建筑的日照标准。
3 .0 .4 光伏建筑一体化系统设计应满足安全性和可靠性要求，综
合考虑经济合理等因素，鼓励或优先采用新技术、新工艺、新设备、
新材料。
3 .0 .5 安装在建筑物上或直接构成建筑物围护结构的光伏组件，应
有带电警告标识及相应的电气安全防护措施；应有防坠落的安全防
护措施，且不应影响建筑防火、防水、保温以及安全防护等要求。
3 .0 .6 在既有建筑上安装或改造太阳能光伏一体化系统应按照建
筑工程审批程序进行专项工程的设计、施工和验收。
3 .0 .7 光伏建筑一体化系统中支架及基座预埋件的安全等级、设
计工作年限应与主体结构相同，光伏组件、构件设计工作年限应高
于25年。
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4 建筑太阳能光伏一体化设计
4.1 一般规定
4 .1 .1 光伏建筑一体化系统的外观应与建筑风格相协调。
4 .1 .2 既有建筑增设或改造太阳能光伏系统，应进行建筑安全性评
估，并不得影响建筑原有的使用功能。
4 .1 .3 光伏建筑一体化系统设计应符合建筑构件的各项物理性能
要求，并采取防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等
技术措施。
4 .1 .4 安装太阳能光伏组件的建筑部位，应设置防止光伏组件损
坏、坠落的安全防护设施。
4 .1 .5 光伏组件的建设应采取措施避免可能引起的二次辐射和产
生光污染。
4.2 规划设计
4 .2 .1 规划设计应根据建设地点的地理位置、环境要求及日照条
件，确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。
4 .2 .2 采用光伏系统的建筑，应结合光伏组件类型、安装位置、安装
方式及材料颜色进行一体化设计。
4 .2 .3 规划设计应为建筑太阳能光伏一体化应用系统提供设计安
装条件。
4 .2 .4 光伏组件主要朝向宜为南向或东南、西南，且应符合宁夏回
族自治区各地市的相关规划管理技术规定。安装光伏发电系统的建
筑单体或群体不为南向时，建筑设计宜为光伏组件取得最佳朝向提
供条件。
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4 .2 .5 建筑的体型和空间组合应与光伏发电系统有机结合，光伏组
件的安装应避开建筑自身及构件、周围设施和绿化植物造成的日照
遮挡。屋顶光伏组件的倾角宜满足本规程附录C的要求。
4 .2 .6 屋顶花园、高层疏散屋面、屋顶活动场所等严禁设置高压光
伏系统，当设置低压光伏系统时，须配置安全防护设施。
4.3 建筑设计
4 .3 .1 建筑太阳能光伏一体化应用系统的设计应与建筑设计同步完成。
4 .3 .2 安装光伏组件的建筑部位应采取相应的构造措施，且不得影
响该部位建筑防水、排水、建筑隔热及保温效果。
4 .3 .3 光伏组件及阵列的布置，应考虑自身的通风降温。
4 .3 .4 建筑光伏方阵不应跨越建筑变形缝。
4 .3 .5 建筑屋面安装光伏发电系统不应影响屋面防水的维护与
更新。
4 .3 .6 光伏组件布置在平屋面上，应符合下列规定：
1 建材型、构件型光伏组件应符合其所在部位相关建筑材料、
构件的性能要求；
2 安装型光伏组件可采用固定式或可调节式安装支架；
3 光伏组件与支架采用不锈钢螺栓连接；支架应满足抗震、抗
风荷载、抗雪荷载要求；支架与基座宜采用螺栓连接，并应在连接部
位采取防水密封措施；支架基座与屋面结构应同步一体施工；
4 光伏组件的支架基座应增加附加防水层，构成建筑屋面面
层的建材型光伏组件，除应保证屋面排水通畅外，还应具有一定的
刚度；
5 光伏方阵之间应设置宽度不小于600mm的维修与人工清洗
通道，且通道应铺设屋面保护层。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。
4 .3 .7 光伏组件布置在坡屋面上，应符合下列规定：
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1 建筑物屋面坡度设计宜满足光伏组件受光最佳倾角的要求；
2 光伏组件采用嵌入屋面的布置方式时，应满足屋面热工性能
的要求，并应有热量排除或热回收的技术措施；
3 光伏组件采用顺坡架空的布置方式时，其与屋面之间的垂直
距离应满足安装距离和通风散热间隙的要求；
4 安装型光伏组件采用顺坡架空或顺坡镶嵌的布置方式时，支
架应与预埋件牢固连接，并应满足屋面防水和屋面排水的要求；
5 建材型光伏组件应具备作为坡屋面材料的防水及刚度要求；
6 应在坡屋面上设置维修通道，通道最小宽度为600mm，当坡
度大于15度时须采取防坠落措施。
4 .3 .8 光伏组件布置在外墙上，应符合下列规定：
1 光伏组件的布置应与建筑物及周边建筑物的墙面装饰材料、
色彩、风格协调统一；
2 光伏组件的布置应满足外墙结构安全、热工性能及作为外墙
维护结构的功能要求，光伏组件及安装支架与外墙预埋件、预埋件与
建筑主体结构可靠连接；
3 安装光伏组件的外墙应能承受光伏组件荷载，并对安装部位
可能造成的墙体裂缝等隐患采取防范措施；
4 光伏组件安装在窗面上时，应满足采光、通风等围护结构的
功能要求；
5 外墙上光伏组件的引线应穿管暗埋，穿墙管线不宜设置在结
构边缘构件处。
4 .3 .9 光伏组件布置在幕墙上，应符合下列规定：
1 光伏幕墙单元组件尺寸宜符合幕墙设计模数；
2 光伏组件构成的幕墙，其立面造型、色彩应与建筑造型及色
彩统一设计，宜与建筑物及周边建筑物的墙面装饰材料、风格协调；
3 光伏组件构成的幕墙，其建筑和结构设计应满足现行行业标
准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102的规定，并应满足建筑物采光、
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通风及围护结构热工性能的要求；
4 光伏组件的物理性能应满足幕墙整体性能的要求。
4 .3 .1 0 光伏组件布置在阳台栏板或平台栏板时，应符合下列规定：
1 光伏组件布置在阳台栏板或平台栏板时，宜满足光伏组件受
光最佳倾角的要求；
2 阳台栏板或平台栏板式光伏组件应符合栏板的高度、强度要
求，并应设置电气安全防护装置，满足建筑电气安全的要求；
3 安装型光伏组件应与栏板结构主体上的预埋件牢固连接，并
应采取防坠落措施。
4 .3 .1 1 由光伏组件构成的雨蓬、檐口和屋面采光顶，其刚度、强度
应满足结构安全，还应满足排水和防止坠物的使用要求。
4 .3 .1 2 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。
4 .3 .1 3 光伏组件作为屋面维护结构时，其材料和构造应符合屋面
相关功能要求。
4 .3 .1 4 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。
4.4 结构设计
4 .4 .1 结构设计应根据光伏系统的类型，与工艺和建筑设计配合，
对光伏组件的安装结构、支撑光伏系统的主体结构或结构构件及相
关连接件进行专项结构设计。
4 .4 .2 光伏发电系统的主体结构应按自重荷载、雪荷载、风荷载和
地震作用的最不利效应组合进行设计。荷载效应组合应符合现行国
家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009、《工程结构通用规范》GB
55001、《建筑抗震设计规范》GB 50011、《建筑与市政工程抗震通用
规范》GB 55002及相关标准的规定。
4 .4 .3 支撑光伏发电系统的建筑主体结构构件光伏发电系统结构
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及建筑主体结构构件与光伏发电系统结构的连接应通过验算确定，
风荷载的体型系数，应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB
50009 中局部风压体型系数取值，光伏组件或方阵宜安装在风压
较小的位置。
4 .4 .4 新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应；既有
建筑增设或改造光伏系统，必须经结构计算复核，并满足结构或构件
的承载力和抗震性能要求，同时需满足现行行业标准《光伏支架结构
设计规程》NB/T 10115的相关要求。
4 .4 .5 光伏组件或方阵及其支架和连接件的结构设计应符合抗震规定。
4 .4 .6 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，并进行构件的强度与变形验算。
4 .4 .7 光伏组件或方阵的支架，应由预埋在钢筋混凝土基座中的不
锈钢地脚螺栓固定，钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内。
4 .4 .8 新建光伏一体化建筑的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。
4 .4 .9 光伏构件的挂插件、支撑件、连接件和基座设计应进行抗滑
移和抗倾覆等稳定性验算。
4 .4 .1 0 光伏方阵与既有建筑主体结构采用后加锚栓连接时，应符
合现行行业标准《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ 145的规定。
4 .4 .1 1 支架、支撑金属件及其它的安装材料，应根据光伏系统设
定的使用寿命选择相应的耐候材料，并采取抵御使用环境的大气腐
蚀及火灾的防护措施。
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5 发电系统设计
5.1 一般规定
5 .1 .1 光伏发电系统设计宜结合建筑物供配电系统设计统一考虑，
并应满足建筑物供配电系统运行安全的要求。
5 .1 .2 光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能
的质量，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应
满足现行国家标准《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、《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326和《电能质量三相
电压不平衡》GB/T 15543的有关规定。
5 .1 .3 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。
5 .1 .4 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。
5 .1 .5 依据项目用能特点，经技术经济分析后，宜优先考虑采用建
筑光伏光热一体化系统形式。
5.2 光伏发电系统
5 .2 .1 建筑太阳能光伏系统按是否设置储能装置，可分为带有储能
装置系统和不带储能装置系统两种系统。
5 .2 .2 建筑太阳能光伏系统按系统装机容量的大小可分为下列三
种系统：
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1 小型系统，装机容量不大于20kW的系统；
2 中型系统，装机容量在20kW至100kW（含100kW）之间的系统；
3 大型系统，装机容量大于100kW的系统。
5 .2 .3 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。
5 .2 .4 光伏系统直流侧系统电压设计，应根据直流电压高低分成不
同安全等级，采取相应安全措施，并应符合下列规定：
1 直流侧电压大于600V时，不应用于有人员活动的建筑光伏
发电系统；
2 直流侧电压大于120V且小于或等于600V时，应采取下列安
全保护措施：
1）应悬挂直流高压警示标志；
2）直流电缆应有金属套管或线槽保护；
3）最小单块光电建筑构件应具有独立快速关断功能。
3 直流侧电压小于或等于120V时，应具有最小单块光电建筑
构件独立关断功能。
5 .2 .5 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。
5 .2 .6 不含储能装置的并网建筑光伏系统，逆变器的总功率应根据
接入的光伏方阵容量选择确定，逆变器规格型号及数量与接入的光
伏方阵容量相匹配。
5 .2 .7 独立光伏发电系统中逆变器的功率应根据交流侧负荷最大
功率及负荷特性选择确定，应尽量符合交流侧负荷最大功率及负荷
特性的要求。
5 .2 .8 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。
5 .2 .9 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。
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5 .2 .1 0 建筑太阳能光伏系统中的线缆敷设要求应满足现行国家
标准《电力工程电缆设计标准》GB 50217相关要求。
5 .2 .1 1 光伏系统直流侧中不同电气设备间应设置断路器，断路器
应符合下列规定：
1 应选用直流断路器；
2 采用多断点串联形式时，各触头在结构设计上应保证同步接
触与分断；
3 用于光伏组串和光伏幕墙子方阵保护的直流断路器，应无极性；
4 分断能力应大于可能的反向故障电流。反向故障电流来自
并联的光伏组串、并联的光伏幕墙子方阵和连接的其他电源。
5.3 光伏方阵
5 .3 .1 建筑光伏系统光伏方阵宜采用固定式安装。
5 .3 .2 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，组件串联数量应按下列公式计算：
N ≤ Vdc max
Voc × é1 + (t − 25)ù × KV
（5.3.2-1）
Vmppt min
Vpm × ë1 + (t' ) û − 25 K'V
≤ N ≤ Vmppt max
Vpm × ë û 1 + ( ) t − 25 K'V
（5.3.2-2）
式中：
KV—— 光电建筑构件开路电压温度系数；
K'V
—— 光电建筑构件工作电压温度系数；
N—— 光电建筑构件串联数（N取整）；
t—— 光电建筑构件工作条件下的极限低温（℃）；
t'—— 光电建筑构件工作条件下的极限高温（℃）；
Vdc max—— 逆变器允许的最大电流输入电压（V）；
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Vmppt max—— 逆变器MPPT电压最大值（V）；
Vmppt min—— 逆变器MPPT电压最小值（V）；
Voc—— 光电建筑构件的开路电压（V）；
Vpm—— 光电建筑构件的工作电压（V）。
5 .3 .3 光伏方阵的选择、设计应遵循以下原则：
1 光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装
场地面积应根据建筑设计及其电力负荷确定；光伏方阵的结构设计
必须保证元件与支架能够抵抗所在地区抗风力，结构安全符合相关
规范；
2 应根据光伏组件规格及安装面积确定光伏系统最大装机容量；
3 应根据并网逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范
围、光伏组件的开路电压及其温度系数，确定光伏组件的串并联数；
4 建材型和构件型光伏系统在建筑设计时需统筹考虑电气线
路的安装布置，同时要保证光伏组件的可靠接地。
5 .3 .4 当固定式光伏方阵不受建筑条件限制且采用固定式布置时，
应结合当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照
度、风速、雨水、积雪等气候条件设计最佳倾角，尽量便于清除灰尘杂
物，保证组件通风良好，并宜符合下列要求：
1 对于并网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到
的全年辐照量最大；
2 对于独立光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月
份倾斜面上受到较大的辐照量。
5.4 发电量计算
5 .4 .1 光伏系统发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，
并考虑光伏发电系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后
计算确定。
5 .4 .2 建筑光伏系统的发电量应按不同的系统类型、组件类型、方
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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：
Ep =Σi = 0
n
Ei （5.4.2）
式中：
Ep——光伏系统的总发电量（kWh）；
Ei——第i单元发电量（kWh）。
5 .4 .3 分单元发电量的计算可按下式计算：
Ei = HA × PAZ
ES × K （5.4.3）
式中：
HA——水平面太阳能总辐照量（kW·h/m2，峰值小时数）；
Ei——上网发电量（kW·h）；
ES——标准条件下的辐照度（常数=1kW·h/m2）；
PAZ——组件安装容量（kWp）；
K——综合效率系数。综合效率系数K包括：光伏组件类型修正
系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照
利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面
污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数。
5.5 储能系统
5 .5 .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。
5 .5 .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
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小储能容量的配置。
5 .5 .3 储能电池的容量应按下式计算：
CC = DFP0
UKa
（5.5.3）
式中：
CC——储能电池容量（kW·h）；
D——最长无日照期间用电时数（h）；
F——储能电池放电效率的修正系数（通常为1.05）；
PO——平均负荷容量（kW）；
U——储能电池的放电深度（0.5～0.8）；
Ka——包括逆变器等交流回路的损耗率（通常为0.7～0.8）。
5 .5 .4 电能储存系统的设计应符合现行行业标准《电力工程直流电
源系统设计技术规程》DL/T 5044的有关规定。
5.6 电气主接线
5 .6 .1 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。
5 .6 .2 建筑光伏系统各并网点电压等级宜根据装机容量按表
5.6.2 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。
表5.6.2 光伏系统并网电压等级
序号
1
2
3
容量（S）
S≤8kW
8kW＜S≤500kW
500kW＜S≤6000kW
电压等级
220V/单相
380V/三相
10kV/三相
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4 S＞6000kW 35kV及以上/三相
5 .6 .3 建筑太阳能光伏系统母线上的电压互感器和避雷器应合用
一组隔离开关，并组装在一个柜内。
5.7 防雷与接地
5 .7 .1 建筑太阳能光伏系统的防雷等级应与建筑物的防雷等级一
致。防雷设计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。新建建筑太阳能光伏系统的防雷和接地应与建
筑物的防雷和接地系统统一设计。既有建筑增设光伏发电系统时，
应对建筑物原有防雷和接地设计进行验证，不满足设计要求时应进
行改造。
5 .7 .2 建筑太阳能光伏系统的接地设计除应符合现行国家标准《民
用建筑电气设计标准》GB 51348的有关规定外，并应符合下列规定：
1 建筑太阳能光伏系统的外露可导电部分及设备的金属外壳
应与建筑接地系统有效连接；
2 建筑太阳能光伏系统构件的金属边框应通过支承结构与建
筑主体的接地点可靠连接，连接部位应清除非导电保护层；
3 同一并网点有多台逆变器时，应将所有逆变器的保护接地导
体接至同一接地母排上；
4 建筑太阳能光伏系统的交流配电接地形式应与建筑配电系
统接地形式相一致。
5 .7 .3 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
性能应符合现行国家标准《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512和
现行行业标准《光伏发电站防雷技术规程》DL/T 1364的有关规定。
5 .7 .4 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。
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6 材料、部件和设备
6.1 一般规定
6 .1 .1 工程材料及部件应符合国家现行相关标准的规定，并有出厂
合格证书，且应满足设计要求。
6 .1 .2 光伏组件及光伏构件的性能指标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的有关规定。
6 .1 .3 工程材料及部件的物理和化学性能应符合建筑所在地的气
候、环境等要求。
6 .1 .4 材料、部件和设备应符合在运输、安装和使用过程中的强度、
刚度以及稳定性规定。
6.2 光伏组件
6 .2 .1 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。
6 .2 .2 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。
6 .2 .3 多晶硅、单晶硅、薄膜电池组件自系统运行之日起，一年内的
衰减率应分别低于2.5%、3%、5%，之后每年衰减应低于0.7%。
6 .2 .4 光伏采光顶、透明光伏幕墙、非透光光伏幕墙等大面积薄壁构
件须具有必要的稳定性，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。
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6 .2 .5 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。
6.3 光伏构件
6 .3 .1 光伏构件的性能指标应满足国家现行有关标准的要求，并应
获得国家认可的认证证书。
6 .3 .2 建材型光伏构件应符合建筑模数协调要求，其模数与标称尺
寸应符合现行国家标准《建筑模数协调标准》GB/T 50002和《厂房建
筑模数协调标准》GB/T 50006的有关规定。
6 .3 .3 光伏构件的支撑材料性能应符合国家现行有关标准的规定。
6 .3 .4 建材型光伏构件覆盖屋面或墙面时，屋面和墙面基层、保温
层的材料燃烧性能应符合现行国家标准《建筑材料及制品燃烧性能
分级》GB 8624的A级要求。
6 .3 .5 坡屋面上光伏瓦设计应符合下列规定：
1 坡屋面的坡度宜与光伏瓦在该地区年发电量最多的安装角
度相同；
2 光伏瓦宜采用平行于屋面、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 .3 .6 建筑光伏幕墙设计应符合下列规定：
1 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；
2 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；
3 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；
4 光伏幕墙之间的缝宽应满足幕墙温度变形和主体结构位移
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的要求，并应在嵌缝材料受力和变形承受范围之内。
6 .3 .7 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和《建筑环境通用规范》GB 55016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。
6.4 逆变器
6 .4 .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。
6 .4 .2 逆变器宜安装于干燥通风室内，逆变器的总额定容量应根据
光伏阵列最大功率及负荷性质确定。
6 .4 .3 逆变器的数量应根据光伏发电系统装机容量及单台逆变器
额定容量确定。
6 .4 .4 同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾
角宜一致。
6 .4 .5 逆变器的选择应符合下列规定：
1 逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能
和防止孤岛效应功能；
2 逆变器应具备无功和有功调节功能；
3 无隔离变压器的逆变器应具备直流检测及直流接地检测功能；
4 逆变器应具有并网保护装置，并应与电力系统具备相同的电
压、相数、相位、频率及接线方式；
5 逆变器应满足高效、节能、环保的要求。
6 .4 .6 逆变器的材料防火要求应符合国家现行标准的有关规定。
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6 .4 .7 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。
6.5 汇流箱与配电柜
6 .5 .1 逆变器进线端子数量不能满足光伏方阵组串数量时，应配置
汇流箱和直流配电柜。
6 .5 .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。
6 .5 .3 汇流箱设置应符合下列规定：
1 汇流箱中应汇集所有的光伏组件串输出线；
2 汇流箱内应设置汇流铜母排；
3 每一个光伏组件串应由线缆引至汇流母排，在母排前应分别
设置直流熔断器，并宜设置直流断路器；
4 汇流箱内应设置防雷保护装置；
5 汇流箱的设置位置应便于操作和检修，并宜选择室内干燥的
场所，如室外设置外壳防护等级不应低于IP65。
6 .5 .4 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。
6.6 储能设备
6 .6 .1 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。
6 .6 .2 锂离子电化学储能电池管理系统应符合现行国家标准《电力
储能用电池管理系统》GB/T 34131的有关规定。
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6 .6 .3 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，不同层间宜采用铜质电缆连接。
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。
6 .6 .4 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
明灯及防爆型照明开关。
6 .6 .5 储能电池室防火要求应符合现行国家标准《电化学储能电站
安全规程》GB/T 42288的有关规定。
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7 施工及安装
7.1 一般规定
7 .1 .1 光伏建筑一体化工程安装施工应编制施工组织设计及专项
施工方案，并按相关程序审批合格后执行。
7 .1 .2 光伏系统安装前应具备下列条件：
1 设计文件齐备且应通过施工图审查，并网接入系统已获有关
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。
7 .1 .3 安装光伏系统时，应对已完成的工程部位采取保护措施。
7 .1 .4 工程项目施工应建立项目质量管理体系，建立质量责任追溯
制度。
7.2 基座
7 .2 .1 新建建筑屋面上的光伏支架基座，对基座及预埋件的水平偏
差和定位轴线偏差进行查验，并做好中间交接验收记录，通过后交付
安装单位。
7 .2 .2 在既有建筑屋面的结构层上设置支架基座，应按照设计要求
施工，完工后应做防水处理，并应符合现行国家标准《屋面工程质量
验收规范》GB 50207的有关规定。
7 .2 .3 光伏方阵安装前，钢基座或钢筋混凝土基座顶面的预埋件，
应按设计的防腐级别涂防腐涂料，并妥善保护。
7 .2 .4 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。
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7.3 支架
7 .3 .1 支架安装准备工作应符合下列要求：
1 采用现浇混凝土支架基础时应在混凝土强度达到设计强度
100%后进行支架及组件安装；
2 支架的外观和防腐层应完好无损；
3 光伏建筑构件框架与光伏组件支架及其材料应符合设计要
求，附件、备件应齐全。钢结构的焊接应符合现行国家标准《钢结构
工程施工质量验收规范》GB 50205的规定。
7 .3 .2 光伏组件支架应按设计要求安装在主体结构或基座上，位置
准确，与主体结构或基座固定牢靠。
7 .3 .3 采用型钢结构的支架，其紧固度应能符合设计图纸的要求。
7 .3 .4 支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。热镀锌支架
不宜现场打孔。
7 .3 .5 光伏方阵结构件焊接完毕应进行防腐处理。防腐施工应符
合现行国家标准《建筑防腐蚀工程施工规范》GB 50212和《建筑防腐
蚀工程施工质量验收规范》GB 50224的有关规定。
7 .3 .6 钢结构支架与框架应与建筑物接地系统可靠连接。
7 .3 .7 装配式方阵支架梁柱连接节点应保证结构的安全可靠，应采
用螺栓连接。螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计图纸上要求
的数目和顺序穿放。
7 .3 .8 光伏幕墙的支架安装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 .3 .9 支架倾斜角度偏差度不应大于±1°，支架安装允许偏差应符
合表7.3.9的规定。
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表7.3.9 支架安装允许偏差
项目名称
中心线偏差
横梁高度差（同组）
立柱面偏差（同组）
允许偏差（mm）
≤ 2
≤ 3
≤ 3
7.4 光伏组件
7 .4 .1 光伏组件安装前应做下列准备工作：
1 支架的安装应验收合格；
2 宜按照光伏组件的电流、电压参数进行分类和组串；
3 光伏组件的外观及各部件完好无损。
7 .4 .2 光伏组件的安装应符合下列要求：
1 光伏组件应按照设计图纸的型号、规格、连接方式进行安装；
2 光伏组件连接应牢固可靠，固定螺栓的力矩值应符合产品或
设计文件的规定；
3 光伏组件的排列应整齐，安装允许偏差应符合表7.4.2规定。
表7.4.2 光伏组件安装允许偏差
项目名称
倾斜角度偏差
光伏组件边缘高差
允许偏差
±1°
相邻光伏组件间
同组光伏组件间
≤ 2mm
≤ 5mm
7 .4 .3 光伏组件之间的接线应符合下列要求：
1 光伏组件连接数量和路径应符合设计要求；
2 光伏组件之间插件应连接牢固；
3 外接电缆同插接件连接处应搪锡；
4 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；
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5 光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐美观。
7 .4 .4 安装时应设置严禁触摸光伏组件串金属带电部位的标识。
7 .4 .5 光伏建筑构件背面的通风层不得被杂物填塞，应保证通风
良好。
7 .4 .6 坡屋面上安装建材型光伏组件，其周边的防水连接构造必须
严格施工，不得渗漏，外表应整齐美观。
7.5 光伏构件
7 .5 .1 光伏构件或阵列应按设计要求可靠地固定在支撑件上。
7 .5 .2 光伏构件或阵列应排列整齐，周围不安装光伏构件的面上应
采用符合设计要求的建筑材料补充，并统一模数，光伏构件之间的连
接件、连接方式应便于拆卸和更换。
7 .5 .3 光伏构件或阵列与建筑面层之间应留有安装空间和散热间
隙并保持畅通。
7 .5 .4 坡屋面上安装光伏构件时，整个屋面的防水应符合现行国家
标准《屋面工程技术规范》GB 50345的有关规定。
7 .5 .5 墙面光伏构件的安装应符合现行国家标准《建筑装饰装修工
程质量验收标准》GB 50210和现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规
范》JGJ 102的有关规定，并应符合下列规定：
1 墙面光伏构件应排列整齐、表面平整、缝隙均匀，安装允许偏
差应符合现行国家标准《建筑幕墙》GB/T 21086的有关规定；
2 墙面光伏构件应与普通墙面建筑材料同时施工，共同接受相
应的质量检测。
7 .5 .6 在特殊气候条件下安装构件时，应与产品生产商制定合理的
安装施工和运营维护方案。
7 .5 .7 在既有建筑上安装光伏构件，应根据建筑物的屋面结构承重
现状，选择可靠的安装方法。
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7.6 汇流箱
7 .6 .1 汇流箱安装前应进行检查，并应符合下列规定：
1 汇流箱内元器件完好，连接线无松动；
2 汇流箱的所有开关和熔断器处于断开状态；
3 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于20MΩ。
7 .6 .2 汇流箱安装应符合下列规定：
1 安装位置符合设计要求，支架和固定螺栓为防锈件；
2 汇流箱安装垂直偏差不应大于1.5mm。
7 .6 .3 汇流箱内光伏组件串的电缆在接线前，应确认光伏组件侧和
逆变器侧均有明显断开点。
7.7 逆变器
7 .7 .1 逆变器安装前应作下列准备：
1 安装场所应具备安装条件；
2 预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固；
3 检查逆变器的型号、规格，应符合设计要求，逆变器外观完好无损；
4 运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。
7 .7 .2 逆变器安装应符合下列要求：
1 采用型钢基础安装的逆变器，逆变器与型钢基础之间固定应
牢固可靠，型钢基础顶部宜高出抹平地面10mm，并应有可靠接地。
型钢基础允许偏差应符合表7.7.2的规定。
表7.7.2 逆变器型钢基础允许偏差
项目
不直度
水平度
位置误差及不平行度
允许偏差
mm/m
<1
<1
-
项目
mm/全长（m）
不直度
水平度
位置误差及不平行度
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2 采用壁挂安装的逆变器，安装墙体必须具备承重能力与防火
性能，安装空间不可有易燃物和易燃气体。逆变器需竖直安装，垂直
偏差不大于1.5mm。安装高度利于观看液晶显示与按钮操作，不可安
装在生活区域与儿童可触摸到的地方。避免逆变器受到直接日晒、雨
淋和积雪。逆变器安装固定位置钻孔前，需确保避开墙内水、电走线。
7 .7 .3 在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，做好施工记录。
7 .7 .4 逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点。
7 .7 .5 电缆引线完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行
防火封堵。
7.8 电气系统
7 .8 .1 电气装置安装应符合现行国家标准《建筑电气工程施工质量
验收规范》GB 50303的有关规定。
7 .8 .2 电缆线路施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程电
缆线路施工验收标准》GB 50168的有关规定。
7 .8 .3 电气系统接地应符合现行国家标准《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。
7 .8 .4 带蓄能装置的光伏系统，蓄电池的上方和周围不得堆放杂
物，并应保障蓄电池的正常通风，防止蓄电池两极短路。
7 .8 .5 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。
7 .8 .6 穿过露台、楼面和外墙的引线应做防水套管和防水密封等防
水措施。
7 .8 .7 光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性。
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8 调试及试运行
8 .0 .1 光伏发电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。
光伏发电系统的调试应有调试记录。
8 .0 .2 设备和系统调试前应完成相关准备工作。
8 .0 .3 光伏组件串的调试按现行行业标准《光伏发电站现场组件检
测规程》NB/T 32034的有关规定进行。
8 .0 .4 汇流箱的调试按现行国家标准《光伏发电站汇流箱检测技术
规程》GB/T 34933的有关规定进行。
8 .0 .5 逆变器的调试按现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB
50794的有关规定进行。
8 .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》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。
8 .0 .7 电化学储能系统的调试除应符合现行行业标准《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和现行国家标
准《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。
8 .0 .8 光伏发电系统无功补偿装置的设备调试应符合设计要求和
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 3493中的有关规定。
8 .0 .9 其他电器设备调试
1 由当地供电部门依据电网接入设计方案，完成光伏发电系统
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的电网接入工程；
2 电气设备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的有关规定。
8 .0 .1 0 光伏发电系统应进行二次系统调试。
8 .0 .1 1 光伏发电系统在完成分布调试、具备电网接入条件后，应
进行系统联合调试。
8 .0 .1 2 光伏发电系统试运行应符合下列规定：
1 光伏发电系统的调试完毕，由业主单位组织，设计单位、施工
单位与监理单位参加的系统试运行工作；
2 试运行时间为连续运行72小时，并保留运行过程的全部实
时监控记录；
3 并网光伏发电系统试运行实时监控记录通过远程数据传输
系统提交指定的上级光伏发电管理中心。
8 .0 .1 3 光伏发电系统并网投运应符合国家现行标准的有关规定。
8 .0 .1 4 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。
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9 工程验收
9 .0 .1 建筑光伏工程应作为建筑节能分部的子分部工程进行验收，
其施工质量验收应符合现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一
标准》GB 50300、《建筑装饰工程施工验收标准》GB 50210、《建筑节
能工程施工质量验收标准》GB 50411和本规程的要求，对于光伏玻
璃幕墙工程尚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，光伏采
光顶工程和光伏遮阳工程尚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 .0 .2 建筑光伏工程施工质量验收的组织按照现行国家标准《光伏
与建筑一体化发电系统验收规范》GB/T 37655的有关规定执行。
9 .0 .3 建筑光伏工程施工中应进行各个工序质量检查，应对隐蔽部
位在隐蔽前进行验收，并应有详细的文字记录和必要的图像资料。
主要隐蔽部位有：
1 预埋地脚螺栓或后置锚固件；
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 系统防雷与接地保护的连接节点；
5 隐蔽安装的电气管线工程。
9 .0 .4 光伏发电系统使用的材料、构配件和设备进场时应验收，其
质量应符合设计要求及现行有关产品标准的规定。材料、构配件和
设备验收应遵守下列规定：
1 对材料、构配件和设备的品种、规格、型号、外观和包装等进
行检查验收，并经专业监理工程师（或建设单位项目技术负责人）确
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认，形成相应的验收记录；
2 对材料、构配件和设备的质量证明文件进行核查，并经专业
监理工程师（或建设单位项目技术负责人）确认，纳入工程技术档案。
质量证明文件主要包括：产品出厂合格证、产品说明书及相关性能检
测报告，定型产品应有型式检验报告；进口材料、构配件和设备应提
供出入境商品检验证明；
3 对涉及安全、节能、环保和主要使用功能的光伏组件进场时，
应在施工现场随机抽样复验。当复验的结果不合格时，不得使用。
9 .0 .5 建筑光伏工程的材料、构配件和设备进场验收、隐蔽工程
验收、分项工程验收和子分部工程验收应做好记录，签署文件，立
卷归档。
9 .0 .6 建筑光伏工程质量验收记录表参照现行国家标准《光伏与建
筑一体化发电系统验收规范》GB/T 37655执行。
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10 环保、卫生、安全、消防
10.1 一般规定
1 0 .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。
1 0 .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。
1 0 .1 .3 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。
1 0 .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。
1 0 .1 .5 建筑光伏系统防火和灭火系统设计应符合现行国家标准
《建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑内部装修设计防火规范》GB
50222和《气体灭火系统设计规范》GB 50370的有关规定。
1 0 .1 .6 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。
10.2 环保、卫生
1 0 .2 .1 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的有关要求。
1 0 .2 .2 光伏发电系统噪声防治应符合现行国家标准《工业企业厂
界环境噪声排放标准》GB 12348和《民用建筑隔声设计规范》GBJ
118的有关规定。
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1 0 .2 .3 在居住、商业和轻工业环境中正常工作的逆变器的电磁辐
射应不超过现行国家标准《电磁兼容通用标准居住、商业和轻工业环
境中的发射标准》GB 17799.3规定的辐射限值，并符合现行国家标准
《民用建筑电气设计标准》GB 51348的相关要求；连接到工业电网和
在工业环境中正常工作的逆变器的电磁辐射应不超过现行国家标准
《电磁兼容通用标准工业环境中的发射标准》GB 17799.4规定的辐射
限值。
1 0 .2 .4 建筑光伏系统组件的清洗用水鼓励采用中水或雨水。
10.3 安全、消防
1 0 .3 .1 电气设备的安全性应符合本规程及现行国家标准《国家电
气设备安全技术规范》GB 19517的规定。电气设备的布置应满足带
电设备的安全防护距离要求，并应有必要的隔离防护措施和防止误
操作措施，避免发生人身触电事故。
1 0 .3 .2 平台、走道、吊装孔等有坠落风险处，应设置栏杆或盖板；
需登高检查、维修及更换光伏组件处，应设置操作平台或扶梯，防坠
落伤害设计应符合现行国家标准《固定式钢梯及平台安全要求》GB
4053的规定。
1 0 .3 .3 屋面安装光伏阵列区域应有防止锚固点失效后光伏组件
坠落的措施。
1 0 .3 .4 在人员有可能接触或接近光伏系统带电设备的位置，应设
置明显的防电击警示标识。
1 0 .3 .5 单独构成建筑围护结构的光伏组件除应配置警告标识及
电气安全防护设施外，还应满足建筑围护、建筑热工、结构安全和电
气使用安全等要求。
1 0 .3 .6 安防监控设备的安装应符合现行国家标准《安全防范工程
技术规范》GB 50348的有关规定。可安装有红外感应功能的监控设
备防范初期火灾。
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1 0 .3 .7 光伏玻璃幕墙组件背板温度超过90℃时，光伏幕墙系
统应指示故障，并宜断开光伏幕墙方阵与逆变器的连接或关闭
逆变器。
1 0 .3 .8 光伏发电系统的设备周围不得堆积易燃易爆物品，设备应
具备通风散热条件，设备上的灰尘和污物应及时进行清理。
1 0 .3 .9 电缆不应敷设在变形缝内。当其穿过变形缝时，应在穿过
处加设不燃烧材料套管，并应采用不燃烧材料将套管空隙填塞密实。
1 0 .3 .1 0 光伏发电系统应有遇火灾时及时断开汇流箱输入侧的措施。
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11 运行及维护
11.1 一般规定
1 1 . 1 . 1 建筑光伏系统的运行维护应考虑建筑物管理使用单位技
术能力，建议委托专业运营单位管理运营。
1 1 . 1 . 2 建筑光伏系统的运行维护应符合现行行业标准《建筑一
体化系统运行与维护规范》JGJ/T 264的有关规定。智能光伏系统运
维主体应制定操作使用手册。光伏系统应具备24小时实时监测系
统各部分的工作状态和运行效率功能。
1 1 . 1 . 3 光伏系统宜实现组件级的监控，能精细化管理每一块组
件的发电状况，且能随时掌握组件真实排布信息。
1 1 . 1 . 4 光伏系统应具备组串健康诊断功能或故障识别精确定位
功能。能够主动检测组串健康状态，并定位故障类型，给出修复意
见。针对电弧故障等高风险事故，能够精确识别故障位置。
1 1 . 1 . 5 光伏系统应具备负载监控功能，具有负载调控能力，如对
通风系统、制冷制热系统、照明系统的调节能力，有储能的光伏系统
应可按多种模式（如削峰填谷、平抑功率波动等）设定，控制储能设备
自动运行。节能及优化运行时，应能确保环境的舒适度和设备的正
常运行。
1 1 . 1 . 6 智能光伏系统运维主体应按照相关网络安全法律法规要
求和安全事件追溯需要，记录相关安全日志，并至少保留6个月。
1 1 . 1 . 7 能效评估适用于光伏建筑一体化系统的外观干净整洁，
无明显污损、变形等，正常运行后进行。
1 1 . 1 . 8 能效评估单位应具有相应评估能力，配备相应检测评估
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人员和仪器设备。
1 1 . 1 . 9 所有运行维护记与能效评估记录应存档妥善保管。
11.2 运行维护
1 1 . 2 . 1 光伏发电系统应建立运行监视系统。
1 1 . 2 . 2 建筑光伏发电系统巡视检查宜符合以下要求：
1 巡视检查分为日常巡视检查和定期巡视检查和特殊巡视检查；
2 通过远程监视及时进行，并将检查结果记入工作日志；
3 定期巡视检查需光伏建筑一体化智能系统现场进行；
4 特殊天气（如雷雨过后、极寒、极热）或发生严重缺陷情况下
应进行特殊巡视检查。
1 1 . 2 . 3 光伏发电系统应有运行记录。
1 1 . 2 . 4 光伏发电系统应建立、健全档案管理制度。
1 1 . 2 . 5 监控系统应能够根据设备运行数据，实现对设备巡检检
修并提供优化管理决策支持，运维人员定期对光伏发电系统进行巡
检和维修，做好记录。
1 1 . 2 . 6 监控系统应能够主动分析预警设备运行故障异常状况，
提醒运维人员及时处理。
1 1 . 2 . 7 应根据系统监控运行数据和经济性，有效评估光伏组件
清洗方法、时间节点和次数。
1 1 . 2 . 8 应根据监控运行数据，分析发现由于遮挡、污染、组串断
路、组件隐裂、线损等原因导致的发电损失，并及时采取措施。
1 1 . 2 . 9 应根据监控运行数据和日常巡检检修的结论，对系统进
行必要的技改，确保系统安全高效运行。
1 1 . 2 . 1 0 应做好运行维护的安全准备工作，应断开所有应断的
开关，必要时应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，使用绝缘工具。
1 1 . 2 . 1 1 对易损耗部件，应有备件，并建立备件库，定期核对记
录。应每季度对备品备件进行检查或保养。
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1 1 . 2 . 1 2 光伏方阵应定期进行维护。
1 1 . 2 . 1 3 控制及逆变器的检查项目、内容和维护周期，按照制造
厂规定进行。
1 1 . 2 . 1 4 防雷接地应定期检查，出现问题立即处理，检查内容包
括以下项目：
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备与接地系统是否连接可靠；
6 测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求；
7 检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，
并根据需要及时更换；
8 浪涌保护器连接应良好，接头应牢固可靠。
1 1 . 2 . 1 5 配电线路应定期检查，出现问题立即处理，检查内容包
括以下项目：
1 线缆是否破损，有无抛挂物；
2 绝缘子是否破损，其铁脚有无歪曲和松动；
3 进户线上的保护电器是否完好；
4 电缆保护套管口不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平；金属
电缆套管不应有严重锈蚀；
5 电缆宜处于松弛状态，不得对电缆、连接器施加任何应力，不
得敲打接线盒或拉扯电缆。
1 1 . 2 . 1 6 直流系统应定期检查，出现问题立即处理，检查内容包
括以下项目：
1 直流母线对地绝缘；
2 运行中的直流电源装置的交流输入电压、充电装置输出电压
和电流，蓄电池组电压、直流母线电压、浮充电流；
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3 储能蓄电池无漏液、破损、连接部位无松动；
4 高频整流模块工作状况是否正常；
5 微机监测装置工作是否正常；
6 运行指示灯是否完好，其显示是否与运行方式相符合。
1 1 . 2 . 1 7 储能系统应定期进行维护。
1 1 . 2 . 1 8 新设备投入1年及以后每3年，由专业人员对直流系统设
备停电维修，如需要更换蓄电池，宜采用同品牌、同规格型号的产品。
1 1 . 2 . 1 9 监控及数据传输系统应定期检查。
1 1 . 2 . 2 0 维护单位应建立健全维护制度，维护过程应建立运行
和维护阶段的过程文档，并建立电子档案。
1 1 . 2 . 2 1 维护过程中宜对服务质量进行评估，可分为日常运行
服务、日常维护类服务、维修保障类服务等评估，并宜符合下列规定：
1 日常运行服务宜评价运行岗位结构的合理性、制度的健全
性、运行资料的完整性、既定服务目标的达成率、日常运行工作熟练
程度、客户满意度、系统改造与改进完善方案的建议能力等；
2 日常维护类服务宜评价维护作业计划的及时完成率、故障发生
率、技术服务请求响应时间、业务服务请求响应时间、问题解决率等；
3 维修保障类服务宜评价响应速度、到达现场时间、故障修复
时间、故障快速定位及恢复能力等。
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12 能效评估
1 2 .0 .1 光伏建筑一体化的能效评估指标应包含：系统的光电转换
效率、年发电量、年常规能源替代量、年二氧化碳减排量。
1 2 .0 .2 能效评估前应检查光伏系统建设相关资料。
1 2 .0 .3 能效评估前应进行形式检查，光伏发电系统的光伏组件、
光伏方阵、蓄能系统、光伏控制器和逆变器等关键部件应有质检合格
证书，性能参数应符合设计和现行相关标准的要求。太阳能光伏组
件应有符合要求的质量证明文件或检测报告。
1 2 .0 .4 能效评估应测试光伏发电系统的光电转换效率，测试方法
按照现行国家标准《可再生能源建筑应用工程评价标准》GB/T 50801
进行。
1 2 .0 .5 光伏发电系统