SJG 220-2026 建筑光伏一体化技术标准

　　深圳市工程建设地方标准

　　SJG

　　SJG 220 – 2026

　　建筑光伏一体化技术标准

　　Technical standard for building photovoltaic integration

　　2 0 2 6 -0 3 -1 2 发布 2 0 2 6 -0 5 -0 1 实 施

　　深 圳 市 住 房 和 建 设 局 发 布

　　深圳市工程建设地方标准

　　建筑光伏一体化技术标准

　　Technical standard for building photovoltaic integration

　　SJG 220 - 2026

　　2026 深圳

　　前 言

　　根据《深圳市住房和建设局关于发布 2023 年深圳市工程建设标准制订修订计划项目(第一批)的通知》 的要求，标准编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国内外先进标准，结合深圳市的实际，并在广泛征求意见的基础上，编制了本标准。

　　本标准主要技术内容是： 1.总则;2.术语; 3.基本规定;4.设计; 5.设备与材料; 6.施工与调试;7.检测与验收; 8.运行维护与能效评估。

　　本标准由深圳市住房和建设局批准发布， 由深圳市住房和建设局业务归口并组织中国建材国际工程集团有限公司、香港华艺设计顾问(深圳) 有限公司等编制单位负责技术内容的解释 。本标准实施过程中如有意见或建议，请寄送香港华艺设计顾问(深圳) 有限公司(地址：深圳市南山区大新路 198 号创新大厦 A 栋 11 楼， 邮编： 518118) ， 以供今后修订时参考。

　　本 标 准 主 编 单 位 ：中国建材国际工程集团有限公司

　　香港华艺设计顾问(深圳) 有限公司

　　深圳市绿色建筑协会

　　本 标 准 参 编 单 位 ：深圳市房屋安全和工程质量检测鉴定中心

　　深圳市建设科技促进中心

　　深圳市宝安区住房和建设事务中心

　　深圳供电局有限公司

　　凯盛玻璃控股有限公司

　　深圳市三鑫科技发展有限公司

　　南方电网数字平台科技(广东) 有限公司

　　远东智造(珠海) 有限公司

　　中建科工集团有限公司

　　广东省建筑设计研究院集团股份有限公司

　　深圳市建筑设计研究总院有限公司

　　深圳凯盛科技工程有限公司

　　深圳市深燃清洁能源有限公司

　　中海商业发展(深圳) 有限公司

　　中建科技集团北京低碳智慧城市科技有限公司

　　中国南玻集团股份有限公司

　　中建三局华南有限公司

　　深圳市同济人建筑设计有限公司

　　深圳市鑫明光建筑科技有限公司

　　深圳市深汇通能源科技发展有限公司

　　深圳证券交易所营运服务与物业管理有限公司

　　深圳中技绿建科技有限公司

　　中建材玻璃新材料研究院集团有限公司

　　深圳市旗滨新材料科技有限公司

　　本标准主要起草人员： 彭 寿 陈 竹 王向昱 甘胜保 付琼娅

　　董 勇 刘 刚 郑 伟 方志江 马银峰

　　李 蕾 洪家俊 张译天 刘相前 李美霞

　　翟串梅 袁玉华 王法智 柳 洲 罗育林李志毅 蔡广剑 李任戈 黄凡旭 齐 贺刘纵博 彭丹丹 崔玉明 高 泉 徐 凯欧 卫 圣 超 王 帆 刘 超 鲍 田范 平 温志稳 何伟荣 胡均杰 王相萍李颖杰 李亚松 钟媛玲 袁 媛 叶宇同

　　本标准主要审查人员： 任财龙 丁 荣 于天赤 曾晓武 郝 斌孙 逊 刘 毅

　　1 总 则

　　1.0.1 为贯彻落实国家“双碳 ”发展战略，推动深圳市光伏系统在建筑中的一体化应用 ，规范建筑光伏一体化工程建设，保证工程质量，实现安全可靠、技术先进、经济适用、环保美观，制定本标准。

　　1.0.2 本标准适用于深圳市新建、改建、扩建建(构) 筑物的光伏系统工程的设计、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， 尚应符合现行国家和行业有关标准的规定。

　　2 术 语

　　2.0.1 建筑光伏系统 building mounted photovoltaic(PV) system

　　安装在建(构) 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 建筑光伏一体化 building photovoltaic integration

　　建筑光伏系统与建(构) 筑物主体进行一体化设计、施工和验收。

　　2.0.3 建筑集成式光伏发电系统 building integrated photovoltaic(BIPV)

　　光伏发电设备作为建筑材料或构件，在建筑上应用的光伏系统。

　　2.0.4 建筑附加式光伏发电系统 building attached photovoltaic system(BAPV)

　　光伏发电设备不作为建筑材料或构件， 附着在建筑物上的光伏发电系统。

　　2.0.5 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。

　　2.0.6 光伏构件 photovoltaic(PV) module component

　　同时具有光伏发电和建筑功能的光伏组件或建筑材料或构件。

　　2.0.7 光伏方阵 PV array

　　将若干个光伏组件(构件)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，也称为光伏阵列。

　　2.0.8 光伏屋面 photovoltaic roof

　　光伏组件通过适配性设计及组装，替代或复合原有屋面构造及材料， 同时具备光伏发电和建筑所需功能的屋面。

　　2.0.9 光伏采光顶 photovoltaic skylight

　　由光伏组件、支撑结构、连接固定构件、密封材料等组成，同时具备光伏发电和建筑采光等基础功能的采光顶。

　　2.0.10 光伏幕墙 photovoltaic curtain wall

　　将光伏组件作为面板材料用于建筑外墙， 同时满足光伏发电和建筑要求的幕墙。

　　2.0.11 光伏窗 photovoltaic window

　　由光伏构件及其支撑、 固定、密封构件或材料组成的构造层替代玻璃面板， 同时具备光伏发电、采光和通风等功能的窗。

　　2.0.12 光伏遮阳 photovoltaic sunshade

　　光伏组件与遮阳构件有机结合， 同时具备光伏发电功能的遮阳构件。

　　2.0.13 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电气装置。

　　2.0.14 光伏逆变器 PV inverter

　　将来自光伏组件的直流电转换为符合电网要求或电器负载要求的交流电流的装置。

　　2.0.15 储能系统 electaical energy storage system

　　由一个或多个储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。

　　2.0.16 光储直柔系统 PEDF(Photovoltaic &Energy storage &Direct current &Flexibility)

　　在建筑中配置建筑光伏发电，具备储能系统，采用直流配电，并具备功率主动响应功能的新型建筑供配电系统。

　　2.0.17 变换器 converter

　　用于建筑光储直柔系统中，具备电能变换和控制功能的电气装置。

　　3 基 本 规 定

　　3.0.1 新建建筑群及建筑的总体规划应为建筑光伏系统运用创造条件 。建筑设计宜预留建筑光伏系统建设条件 。新建建筑在建设项目可行性研究、建设方案、初步设计文件中应包含建筑光伏利用分析内容。

　　3.0.2 建筑光伏系统的规模和形式应因地制宜 ，结合太阳光照资源、建筑条件与用电需求等因素确定 。应与周边建筑风貌相协调，并满足安全可靠、经济适用、环保美观、便于安装和维护等要求。

　　3.0.3 新建建筑中的建筑光伏系统应纳入建筑工程一体化设计 ，应与主体建筑同步设计、施工和验收。

　　3.0.4 在既有建筑上增设或改造光伏发电系统时，应对既有建筑的外观、功能以及能源使用情况进行全面评估，对建筑的结构安全及电气安全性进行复核，不得影响建筑原有的使用功能、结构安全、消防性能以及光伏组件所在建筑部位的防风、防水、防雷等技术要求。

　　3.0.5 建筑光伏系统的建设宜结合配置建筑储能、采用直流配电系统以及具备主动响应功能等光储直柔技术，提高系统自销率，宜就地消纳光伏发电量。

　　4 设 计

　　4.1 一 般 规 定

　　4.1.1 建筑光伏系统设计应满足建筑的使用功能、建筑节能、建筑防水、结构安全、 电气安全及防火安全等要求。

　　4.1.2 建筑光伏系统中安装在建筑各部位或直接构成建筑围护结构的光伏组件 ，应满足该部位的使用要求，并应纳入建筑主体结构和围护结构的荷载计算，应符合现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15—101的有关规定。

　　4.1.3 建筑上设置光伏发电系统时，不得降低建筑本身或相邻建筑的日照标准。

　　4.1.4 对光伏组件可能引起的二次辐射和光污染应进行分析，并应采取相应的措施 。建筑光伏系统设计宜结合具体项目开展反射光影响评价。

　　4.1.5 建筑光伏系统在安装光伏组件的部位应采取防止光伏组件损坏、坠落的安全防护措施，并为其安装、运行和维护提供必要的技术条件和操作空间。

　　4.2 建 筑 设 计

　　I 整 体 设 计

　　4.2.1 建筑光伏系统的规划设计应根据建筑场地条件、建筑功能、获取的太阳能资源条件、 电网资源等因素，结合建筑的总体布局统筹规划，在满足建筑功能的同时为光伏系统获得更多日照创造条件。

　　4.2.2 新建建筑光伏系统应按照宜建尽建的原则，光伏铺设面积比例应符合现行深圳市有关标准的规定。

　　4.2.3 设计阶段建筑光伏系统的年发电量可按下式估算：

　　Epr = tKE (1 - KS )Ap (4.2.3)

　　式中：

　　Epv ——光伏系统的总发电量(kWh);

　　I ——光伏电池表面的年太阳辐射照度(kWh/m2 );

　　KE ——光伏电池的转换效率(%);

　　KS ——光伏系统的损失效率(%);

　　Ap ——光伏系统光伏面板净面积( m2 )。

　　4.2.4 建筑体形及空间组合应为建筑光伏组件接收充足的日照创造条件 。光伏组件应受光均匀，并应避免受到环境或建筑自身及组件自身的遮挡。

　　4.2.5 建筑光伏组件的规格尺寸应与建筑相关部位设计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。

　　4.2.6 建筑光伏的设计安装应避免光伏组件发电时产生的热量对建筑室内外环境及周边设备的正常使用维护产生不利影响，宜预留通风散热条件或构造措施，光伏组件背板温度不应高于组件允许的最高工作温度。

　　4.2.7 当采用的光伏组件不具备自洁能力时，宜设计预留清洗系统或配置清洗设备 ，并宜就近预留用于清洁的给水点。

　　II 光伏方阵设计

　　4.2.8 光伏方阵设计应综合考虑周边建筑、环境中遮挡物， 以及布置于建筑屋面或墙体的建筑设备等对光伏方阵的遮挡影响 。光伏方阵同一组串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致。

　　4.2.9 光伏方阵的设计应符合下列规定：

　　1 光伏方阵应根据建筑朝向、安装部位和安装方式合理设计其倾角和方位角;

　　2 光伏方阵的排列宜采用行式排列或矩阵式排列，合理设计光伏方阵的组件间距;

　　3 光伏方阵之间应预留方便人工清洗、维护的设施与通道，宽度不宜小于 0.6m;

　　4 光伏方阵与女儿墙之间应设置净宽不小于 1.0m 的通道，通道沿天井等临空面布置时应设置满足规范要求的护栏，并应有防止施工、维修人员和光伏组件坠落的安全措施;

　　5 当光伏方阵的通道作为屋面疏散走道时，其净宽度不应小于 1. 1m。

　　4.2.10 光伏方阵的组件排布不应跨越建筑变形缝，方阵的电缆敷设不应穿越不同防火分区、建筑屋脊。

　　Ⅲ 不同部位要求

　　4.2.11 光伏构件按照在建筑中的安装部位分类，可分为光伏屋面、光伏采光顶、光伏幕墙、光伏窗、光伏栏板、光伏遮阳板、光伏篷、装饰性构件等。

　　4.2.12 在屋面上应用光伏时，应通过合理布置屋面设施设备，减少屋面女儿墙及各类突出物对光伏发电系统产生日照遮挡影响。

　　4.2.13 屋面光伏系统安装高度应符合使用安全及深圳市整体风貌管控要求，并应符合下列要求： 1 屋面光伏系统构架的四周均不应围蔽形成封闭空间，不应利用光伏项目增加额外建筑面

　　积;

　　2 屋顶光伏组件的最低点距屋顶之间的距离应满足通风散热的间隙要求，光伏系统安装高度应符合现行深圳市有关标准的规定;

　　3 当屋面光伏构架下方作为上人活动空间必须突破以上光伏安装高度时，应做专项论证。

　　4.2.14 建筑屋面上应用建筑光伏构件时，应符合下列规定：

　　1 对于有采光要求的屋面系统，建筑光伏一体化应用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 等有关规定;

　　2 对于有通风、排烟等要求的屋面体系，不宜在可开启窗扇处设置光伏构件;

　　3 平屋面宜采用倾斜或平铺布置方式，并宜采用南向倾斜布置方式的光伏组件;

　　4 坡屋面上安装光伏组件应与屋面等坡、平齐，并宜与其他朝向的屋面面层材料协调统一，宜设置便于人员检修的相关设施或选用满足上人强度要求的光伏组件;

　　5 光伏组件应与支架牢固连接，应符合抗风要求 。根据现场条件，支架结构与支座、基座与屋面结构层应可靠连接，并应在相连的部位采取防水密封措施。

　　4.2.15 建筑立面上应用建筑光伏构件或光伏幕墙时，应符合下列规定：

　　1 对于有采光要求的立面体系，建筑光伏一体化应用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 对于有通风要求的立面体系，不宜在可开启窗扇处设置光伏构件;

　　3 光伏构件的设置不应降低建筑室内对应区域的通风条件;

　　4 对于有遮阳需求的立面体系，应根据建筑不同朝向选择适宜的光伏构件布置方式;

　　5 对于有透光要求的建筑光伏一体化立面体系，宜选用透光型薄膜类光伏组件或透光型晶硅组件进行设计;

　　6 光伏幕墙应满足建筑幕墙的整体性能要求，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;

　　7 当光伏构件被用作阳台栏板时，应满足建筑防护高度、强度和电气安全要求，应符合现行行业标准《建筑用玻璃与金属护栏》JGJ 342 的有关规定。

　　4.2.16 当光伏构件应用于景观设施设计时，应符合下列规定：

　　1 当光伏构件应用于地面铺装或遮阳棚时，设计应满足建筑使用耐久性、结构安全性和防排水等相关要求;

　　2 当光伏构件应用于景观设施时，光伏组件的类型和安装位置应结合日照时长、人体舒适性和安全性等因素综合考虑，且应结合景观照明设计统筹考虑。

　　IV 防火及安全

　　4.2.17 建筑光伏系统的防火设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016 、《建筑防火通用规范》GB 55037 及《建筑光伏系统应用技术标准》GB 51368 等的有关规定。

　　4.2.18 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 。建筑光伏构件的燃烧性能和耐火极限应根据建筑的耐火等级确定，构成建筑材料的光伏构件应采用不燃烧体，光伏遮阳构件可采用难燃烧体。

　　4.2.19 光伏幕墙的防火设计应符合以下规定：

　　1 光伏幕墙的防火构造应符合现行国家标准《建筑防火通用规范》GB 55037 及行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ 102 的有关规定;

　　2 无窗间墙和窗槛墙的幕墙 ，应在每层楼板外沿设置耐火极限不低于 1.00h 、高度不低于0.8m 的不燃烧实体裙墙，幕墙与每层楼板、隔墙处的缝隙应采用防火封堵材料封堵;

　　3 光伏幕墙紧靠防火墙两侧的门、窗洞口之间最近边缘的水平距离不应小于 2m ，装有固定窗扇或火灾时可自动关闭的乙级防火窗时该距离可不限;

　　4 同一光伏幕墙组件不应跨越建筑物的两个防火分区。

　　4.2.20 既有建筑增设或改造光伏发电系统时，不应降低建筑防火性能或影响建筑防火疏散通道。

　　4.2.21 建筑光伏系统周围不得堆积易燃易爆物品 。在光伏组件及相关配电设施的醒目位置，应设置安全警示标识。

　　4.2.22 应对建筑光伏系统采取抗风保护措施，并应符合以下要求：

　　1 建筑光伏系统建设各方应关注气象动态，应做好台风预警，并应检查线缆及固定结构的完整度;

　　2 在光伏设备安装时，应选用满足台风荷载的固定式结构。

　　V 防排水设计

　　4.2.23 光伏系统的应用不应影响所在部位的建筑防水、排水等功能要求，不应产生破坏保温层、防水层和局部积水等情况，并宜便于维修。

　　4.2.24 光伏组件直接构成建筑屋面面层时，基层应满足防水等级，并应符合现行国家及地方相关标准的要求; 直接作为屋顶围护结构使用时，材料和构造做法应满足相应的防水等级，并应符合现行国家及地方相关标准的要求。

　　4.2.25 既有建筑屋面增设光伏系统时，支架基座下部应增设附加防水层 。光伏发电系统管线穿越墙面及屋面时，应预设防水措施并做防水密封处理，必须开洞时，应保证原结构安全，应做好防水层、保温层等部位的修复。

　　4.2.26 光伏屋面、光伏采光顶的光伏组件面板排水坡度宜大于等于 5% ，光伏组件排水宜采用有组织排水，宜就近排入雨水系统。

　　4.2.27 建筑光伏系统的基层采用金属屋面时，应确保光伏构件在强风、暴雨作用下不产生破坏或渗漏，金属屋面防排水设计应满足现行标准的相关要求。

　　4.2.28 建筑光伏系统的基层为非刚性屋面面层时，光伏组件周围屋面、检修通道、屋面出入口

　　和光伏阵列之间的人行通道应铺设刚性屋面保护层，光伏电池板附属设施的支撑预埋件与屋面防水层的连接处应采取防水密封措施。

　　4.2.29 在建筑屋面上安装光伏组件，其支架和基座应与主体结构牢固连接，基座形式应利于屋面排水。

　　4.3 风 貌 设 计

　　4.3.1 建筑光伏一体化系统应与周边建筑、人文景观风貌相协调，光伏整体风貌设计应符合深圳市城市风貌设计管控的相关文件要求。

　　4.3.2 建筑光伏组件应作为建筑元素进行整体设计，光伏组件的选型应结合建筑功能和建筑效果统一考虑，并应符合以下规定：

　　1 光伏组件的颜色应与建筑整体色彩相协调，不应破坏建筑原有的色彩平衡;

　　2 光伏组件的风格质感应与建筑外表面材料质感相匹配;

　　3 屋面安装光伏组件不应影响建筑立面风貌，可利用女儿墙或装饰构件遮挡，也可采取退缩的方式设计。

　　4.3.3 光伏组件的尺寸、支架的粗细等应综合考虑建筑特点、光照条件、功能和美学等要求，宜选择模块化标准组件，光伏组件的规格和类型选择宜符合下列要求：

　　1 对于光照条件相对均匀的建筑，宜选择统一规格的光伏组件进行排布;

　　2 对于光照条件差异较大的建筑，可考虑使用不同规格的光伏组件;

　　3 对于兼顾较高发电和采光需求的建筑，可选择透光、非透光两种类别的光伏组件结合使用;

　　4 对于曲面屋顶或不规则形状的建筑，可选择使用柔性薄膜组件。

　　4.4 结 构 设 计

　　4.4.1 建筑光伏系统的结构设计应包含不少于下列内容：

　　1 结构方案设计，应包括结构选型、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。

　　4.4.2 建筑光伏系统的设计工作年限不应低于25年 。建筑集成式光伏发电系统的支承结构 ，结构设计使用年限不应小于其替代的建筑构件的设计工作年限。

　　4.4.3 光伏系统结构设计应分别考虑施工阶段和正常使用阶段的作用和效应 ，应按弹性设计方法进行结构计算分析 。当光伏构件挠度较大时，结构分析宜考虑几何非线性的影响。

　　4.4.4 建筑光伏系统应按建筑的围护结构要求进行设计 ，建筑光伏系统及光伏构件应能满足承载能力极限状态和正常使用极限状态的要求，按规定进行承载力与变形、稳定性验算，承载力验算应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368的有关规定。

　　4.4.5 建筑光伏系统的荷载及作用应符合下列要求：

　　1 非抗震设计时，应考虑系统自重、风荷载和检修荷载作用效应组合;

　　2 抗震设计时，应考虑系统自重、风荷载、检修荷载和地震作用效应组合;

　　3 作用效应及组合应按照现行国家标准《工程结构通用规范》 GB 55001 、 《建筑结构荷载规范》GB 50009 、《建筑抗震设计规范》GB 50011 以及广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T

　　15—101 的有关规定进行计算。

　　4.4.6 建筑附加光伏发电系统的风荷载应按下式计算：

　　wk = βgzμs μZ wO (4.4.6)

　　式中：

　　wk ——风荷载标准值(kN/m2)

　　βgz ——阵风系数，应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15—101 的规定采用;

　　μZ ——风压高度变化系数 ，应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》 DBJ/T 15—101 的规定采用;

　　μs ——风荷载体型系数，应按本标准第 4.4.7 条的规定采用;

　　wO ——基本风压(kN/m2 ) ，应按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15—101 的规定采 用。

　　4.4.7 风荷载体型系数应按下式计算：

　　μs = μsO × β (4.4.7)

　　式中：

　　μsO ——风荷载局部体型系数，按现行广东省标准《建筑结构荷载规范》DBJ/T 15—101 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 4.4.7-1 和图 4.4.7-2);

　　图 4.4.7-1 无女儿墙平屋面

　　B-建筑迎风宽度

　　注：E 应取 2H 和 B 中较小值，H 为屋顶高度。

　　图 4.4.7-2 带 1.5m 高女儿墙平屋面

　　B-建筑迎风宽度

　　注：E 应取 2H 和 B 中较小值。

　　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4.4.7-3);

　　图 4.4.7-3 单坡屋面

　　H-屋顶高度;B-建筑迎风宽度

　　注：E 应取 2H 和 B 中较小值。

　　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4.4.7-4)。

　　图 4.4.7-4 双坡屋面

　　H-屋顶高度;B-建筑迎风宽度

　　注：E 应取 2H 和 B 中较小值。

　　4.4.8 对于体型复杂、周边干扰效应明显或风敏感的大型光伏系统工程，宜进行风洞试验确定风荷载。

　　4.4.9 建筑光伏系统的面板、支承结构以及连接构造应根据其应用部位的不同，应按照现行国家及行业标准的相关要求验算其承载能力和稳定性。

　　4.4.10 光伏组件的封装构造应满足安全性要求，并应按照现行国家及地方标准的有关规定进行结构计算。

　　4.4.11 光伏组件的挠度应符合下列规定：

　　1 光伏组件应用于屋面或独立安装 时 ， 支承构件或面板 的变形扰度 允许值不应 高于表4.4.11-1 的规定;

　　表 4.4.11-1 支承构件或面板的变形扰度允许值

　　2 光伏组件应用于立面时，支承构件或面板的变形扰度允许值不应高于表 4.4.11-2 的规定。

　　表 4.4.11-2 支承构件或面板的变形扰度允许值

　　4.4.12 光伏系统的构造应能适应主体结构的变形和自身的变形 。光伏系统的变形缝设置位置宜与主体结构的变形缝协调，应根据工程需要，选择适宜的填缝材料及构造，并应能满足抗风、抗震、防水、防火、保温等要求。

　　4.4.13 采用抗震设计的光伏结构体系，在多遇地震作用下应能正常使用;在设防烈度地震作用下经修理应仍可以使用;在罕遇地震作用下支承骨架不应倒塌或坠落。

　　4.4.14 在既有建筑物上增设光伏发电系统时 ，根据建筑物功能类型应分别按照现行国家标准《工业建筑可靠性鉴定标准》 GB 50144 和《民用建筑可靠性鉴定标准》 GB 50292 的规定进行可靠性鉴定。

　　4.4.15 在金属屋面和瓦屋面上安装建筑光伏系统，支承系统所承受的荷载应通过可靠连接传递至屋面檩条。

　　4.4.16 在钢筋混凝土屋面上应用建筑光伏系统，建筑光伏系统的支架及其支承件应具有足够的强度、刚度及抗腐蚀能力，并应与主体结构有可靠的连接和锚固，光伏方阵的支承系统与主体混凝土结构宜通过预埋件连接。

　　4.4.17 建筑光伏系统与主体结构采用后置锚栓连接时，应采取措施保证其连接可靠性，应符合现行行业标准《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ 145 的有关规定，并应符合下列要求：

　　1 后置锚栓采用碳素钢时应有必要的防腐处理，防腐处理要求应满足现行行业标准《建筑钢结构防腐蚀技术规程》JGJ/T 251 的相关要求，后置锚栓宜采用不锈钢材质;

　　2 后置锚栓宜采用后扩底式机械锚栓或定型化学锚栓;

　　3 后置锚栓应进行承载力现场检验;

　　4 锚栓直径应通过承载力计算确定，且锚栓的公称直径不应小于 10mm;

　　5 与化学锚栓接触的连接件，在其热影响区范围内不宜进行连续焊缝的焊接操作。

　　4.5 电 气 设 计

　　4.5.1 建筑光伏系统的应用规划及规模应综合考虑本地区的能源发展规划、 区域电网消纳电量以及建筑本体消纳电量等因素，遵循自发自用，余电上网的原则 。建筑应用光储直柔工程应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368 和深圳市标准《建筑光储直柔工程技术规程》 SJG 194 的有关规定。

　　4.5.2 建筑光伏发电系统中组件与变换器之间的容量配比应综合考虑光伏阵列的安装方式、可安装容量、光伏阵列至逆变器的各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。

　　4.5.3 建筑光伏发电系统的主要电气设备选择应符合下列规定：

　　1 电气设备的带电导体、元件都应有外壳隔离保护，设备间的门、盖板或解除联锁应配备专用钥匙或工具;

　　2 电气设备的构造和元件布置应便于操作和检修;

　　3 电气设备应考虑所安装地点的潮湿、污秽和盐雾、氨气条件下的影响;室内箱体的防护等级不应低于 IP20 ，室外箱体的防护等级不应低于 IP54。

　　4.5.4 建筑光伏系统的并网应符合深圳市分布式光伏发电系统接入电网的技术要求，应具备接入深圳市虚拟电厂管理云平台的接口，可实现分布式资源的实时监测与调度。

　　4.5.5 系统接入设计应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》 GB/T 51368 及《分布式电源并网技术要求》GB/T 33593 的有关规定。

　　4.5.6 接入电网方式应符合下列规定：

　　1 光伏发电系统应结合电网规划、负荷平衡消纳、经济性与维护便利等综合因素确定，可采用单点集中并网或多点分散并网;

　　2 以低压接入的光伏发电系统在并网点应安装易操作、具有明显断开点、具备开断故障电流能力的开断设备;

　　3 以中压接入的光伏发电系统在并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、可开断故障电流的开断设备;

　　4 连接在光伏发电系统直流侧的设备，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 室内布置的逆变器、汇流箱、变压器应采取通风散热措施，直流汇流箱、组串式逆变器宜靠近光伏方阵布置;

　　6 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。设置在室外的光伏汇流箱应采取防水、防腐措施，其防护等级不应低于 IP65。

　　4.5.7 建筑光伏发电用储能系统应根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、 自放电率、有效放电能力等技术条件进行选择。

　　4.5.8 当采用储能电池作为建筑储能进行调节时，安装在建筑物内的储能电池的设计应符合现行国家及地方相关标准的要求，并应符合下列规定：

　　1 储能电池应具备电池本征安全;

　　2 储能电池宜配备电池管理系统， 电池管理系统应接入光储直柔监控系统;

　　3 单套储能设施的功率/容量不宜超过 500kW/500kWh;

　　4 储能设施应配置紧急停止开关。

　　4.5.9 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

　　36558 、 《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》 GB/T 19064 、 《独立光伏系统技术规范》GB 29196 和《电化学储能电站设计规范》GB 51408 的有关规定，并符合下列规定：

　　1 电池在充放电过程中遇有明火或遇到强力撞击时，不应引燃引爆;

　　2 电池在使用(或充放电) 时，不应产生可燃气体，不应存在燃烧爆炸危险性;

　　3 储能系统备电时间不宜低于 1h~2h。

　　4.5.10 电能量计量应符合下列规定：

　　1 光伏发电系统应在并网点设置并网计量表计量光伏发电量;

　　2 对于余电上网的光伏发电系统，接入配电网前，应明确上网电量和下网电量关口计量点，关口计量应设计在产权分界点;

　　3 通过中压电压等级接入的光伏，关口计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套;低压接入的系统电能表应单套配置。

　　4.5.11 应对光伏发电系统接入电网后并网点的功率因数进行测算，测算结果应满足项目所在区域电力部门的要求 。测算结果不满足要求时，应增设无功补偿装置或改造原有无功补偿装置。

　　4.5.12 光伏发电系统输配电和控制用缆线应与其他管线统筹安排，应安全、隐蔽、集中布置。

　　4.5.13 光伏发电系统输配电和控制用线缆的设计应符合下列规定：

　　1 强、弱电线缆敷设应符合现行国家标准《民用建筑电气设计标准》 GB 51348 、 《电力工程电缆设计标准》 GB 50217 及《综合布线系统工程设计规范》 GB 50311 的有关规定 。 当敷设环境温度超过线缆运行环境温度时，应采取隔热措施;

　　2 光伏组件之间、组件与汇流箱之间及汇流箱与逆变器之间的直流电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的光伏专用电缆，并应有固定措施和防晒措施，所有直流侧线缆应标识正负极性;

　　3 光伏线缆不应敷设在光伏组件的胶缝内，应选择对线缆保护层腐蚀性较小的耐候密封胶;

　　4 设置于屋顶的线缆和连接器不应永久接触屋面，线缆应采用热镀锌金属套管或金属线槽敷设;

　　5 光伏玻璃幕墙组件接线盒的位置宜由光伏玻璃幕墙组件的安装方式确定，点支式、隐框式幕墙宜采用背面接线盒， 明框式、半隐框式幕墙宜采用侧边接线盒;

　　6 光伏方阵内电缆桥架的铺设不应对光伏组件造成遮挡;

　　7 线缆穿越防火分区、楼板、墙体的洞口等处应选用无机防火堵料进行防火封堵;

　　8 线缆跨越变形缝敷设时，预留长度应满足光伏的变形要求，在跨接处应加设不燃材料并应设置补偿装置的套管进行保护。

　　4.5.14 新建建筑光伏系统的防雷分类应与建筑本身的防雷分类一致。

　　4.5.15 既有建筑改造光伏系统时，应对建筑物原有防雷装置进行检查、评定，改造后建筑防雷类别不应低于原建筑建成时的防雷类别。

　　4.5.16 光伏组件金属框架或夹具应与金属支架或金属模条可靠连接，连续贯通光伏组件支架与建筑接地系统应采取至少两点连接。

　　4.5.17 汇流箱、逆变器直流侧及交流侧及并网柜(箱) 等电气设备应安装电涌保护器，升压变压器低压侧宜安装交流无间隙氧化锌避雷器。

　　4.5.18 居住建筑光伏组串最大电压不应大于 1100V ，其他建筑类型的光伏组串最大电压不应大于 1500V ，光伏幕墙方阵最大电压不应大于 1000V。

　　4.5.19 光伏发电系统应在直流侧靠近光伏组件处设置快速关断保护功能，应确保保护动作 30s内，光伏阵列范围 1m 内的输出电压或组串内任意两点的电压应降至 80V 以下，光伏阵列范围 1m外的输出电压应降至 30V 以下 。快速关断装置应符合下列要求：

　　1 快速关断装置应能够控制断开光伏发电系统直流电路，直流电路应包括光伏直流电源、储能装置和其他直流电源;

　　2 安装在同一建筑的光伏发电系统的快速关断装置宜通过一个设备同时启动，启动装置应能快速操作并且清楚的标识各光伏发电系统的工作状态;

　　3 快速关断装置应设置在易操作的位置， 当人工启动快速关断装置时，光伏发电系统不得自动重新启动;

　　4 设置火灾自动报警系统的建筑物，快速关断装置应与火灾自动报警系统联动。

　　4.5.20 建筑光伏发电系统直流侧光伏阵列的开断装置应具有灭弧能力。

　　4.6 智能控制及监测设计

　　4.6.1 建筑光伏系统的系统架构、智能运行、智能检修维护、物资管理、市场营销管理、安全管理的技术要求宜符合现行国家标准《智能光伏发电站》GB/T 44228 的有关规定。

　　4.6.2 光伏发电系统应根据并网/离网运行模式具备光伏发电、储电、用电、并网各环节的调节功能。

　　4.4.3 光伏发电系统设计光伏发电系统应具备与电网调度机构之间数据通信的能力; 宜具备功率因数实时调节功能，调节响时间不宜大于 30s。

　　4.6.4 光伏发电系统监控应具备对储能系统并网点、各单元储能系统连接点处开关以及对储能变流器工作状态进行控制的功能。

　　4.6.5 系统设计时应避免不同朝向的光伏电池组件进行组串，宜采用光伏电池组件级优化装置，优化装置宜采用电力载波通信方案。

　　4.6.6 光伏发电监控系统宜具备远程自动诊断功能。

　　5 设备与材料

　　5.1 一 般 规 定

　　5.1.1 建筑光伏系统的设备和材料应满足建筑安全要求，并应符合现行国家相关标准的规定。作为建筑材料或构件的光伏组件应满足相应部位的建筑功能需求及现行国家相关标准的规定。

　　5.1.2 建筑光伏系统的设备和构件应能满足运输、安装和使用的强度、刚度和稳定性要求。

　　5.1.3 建筑光伏一体化系统中涉及到的金属、玻璃及密封材料的性能参数，均应符合现行国家及地方标准的有关要求。

　　5.2 光 伏 组 件

　　5.2.1 光伏组件的技术、安全等各项性能指标均应符合现行国家标准及行业标准的有关规定，根据光伏电池的类型与使用功能要求可选用符合现行国家及行业标准规定的晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件及其他类型的光伏组件。

　　5.2.2 光伏组件的光电转换效率及衰减率宜满足表 5.2.2 的要求。

　　表 5.2.2 不同类型光伏组件光电转换效率及衰减率

　　5.2.3 建筑光伏系统所选用的建筑光伏组件应符合下列规定：

　　1 光伏组件和配套设备的性能参数应与深圳的气象、气候条件相适应，并应符合现行国家标准的有关规定;

　　2 玻璃和胶、膜厚度应满足结构性能要求;

　　3 作为建筑构件的光伏组件应采取防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施;

　　4 光伏组件抗风性应满足自身抗风性要求，导线应固定并满足抗风要求。

　　5.2.4 当光伏发电组件附带有边框时，边框不应侵占光伏玻璃发电区域，且不应产生影响发电的阴影。

　　5.2.5 光伏组件与各类型材料集成为同时具备发电功能与建材属性为一体的光伏构件时，其发电使用寿命不应低于太阳能发电组件的寿命，应符合现行深圳市节能标准的有关规定。

　　5.2.6 大尺寸的薄膜光伏组件在进行薄膜电池芯片拼接设计时 ，拼接缝应根据产品模数调整，不应将十字拼接缝设置于整块组件的中间部位。

　　5.2.7 光伏组件通过与其他材料组成建筑幕墙围护构件时，传热、 隔声性能应符合现行国家、广东省和深圳市标准的相关规定。

　　5.3 变换器 、逆变器及功率优化器

　　5.3.1 变换器宜采用模块化结构，并可通过热拔插的方式进行更换。

　　5.3.2 变换器效率应符合下列规定：

　　1 非隔离型变换器的最高效率不应低于 97%;

　　2 单向隔离型变换器的最高效率不应低于 95%;

　　3 在额定电压和 20%额定功率条件下的工作效率，与最高效率的差不应大于 5%。

　　5.3.3 交直流变换器应符合下列规定：

　　1 应具备直流稳压功能，并可根据指令调整直流电压;

　　2 当交流电压在允许范围内、直流电流在 0%～100%额定电流范围内变化，且直流电压设定在 80%～105%额定电压范围内任意值时，直流电压控制误差不应大于 1.5%;

　　3 对于额定功率小于等于 30kW 的交直流变换器，交流侧 100kHz 及以下泄漏电流总有效值应小于等于 300mA; 对于额定功率大于 30kW 的交直变换器，交流侧 100kHz 及以下泄漏电流总有效值应小于等于 10mA/kW;

　　4 谐波、功率因数等技术性能应满足交流电网接入的要求。

　　5.3.4 光伏变换器宜采用升压型直流-直流变换器，并应符合下列规定：

　　1 应具备最大功率点跟踪和限压功能，并宜具备稳压功能;

　　2 当直流母线电压低于 70%额定电压且持续时间超过 1s ，或有外部指令要求时，光伏变换器应能通过内部可控开关主动从直流母线断开。

　　5.3.5 电压适配变换器应具备电压和功率控制功能，且电压控制误差不超过 1.5% ，宜采用隔离型变换器; 电压适配变换器宜具备根据输入电压变化等比例调节输出电压的功能，且变化比例可调节。

　　5.3.6 在 120%额定功率或 120%额定电流条件下，变换器正常工作时间不应小于 10s。

　　5.3.7 光伏离网逆变器应符合现行国家标准《离网型风能、太阳能发电系统用逆变器 第 1 部分：技术条件》GB 20321 . 1 的有关规定，并网逆变器性能应符合现行行业标准《光伏并网逆变器技术规范》NB 32004 的有关规定。

　　5.3.8 光伏并网微型逆变器性能应符合现行行业标准《光伏并网微型逆变器技术规范》NB 42142的规定，功率优化器性能应符合现行行业标准《光伏组件功率优化器技术规范》NB 42143 的规定。

　　5.3.9 建筑光伏发电方阵采用负极接地时，可采用带隔离变压器的隔离型光伏逆变器。

　　5.3.10 光伏逆变器最大功率点跟踪(MPPT) 效率应考虑静态效率与动态效率，静态效率不应低于 99.9% ，动态效率不应低于 98%。

　　5.3.11 光伏逆变器及功率优化器外壳防护等级在室内使用时不应低于 IP20 ，在室外使用时不应低于 IP65。

　　5.3.12 当系统组串上任意一处直流母线电压超过 80V 时，光伏逆变器应具备电弧检测和保护功能，系统可检测电弧故障并可在 2s 内切断故障回路，系统应具备电弧故障保护清除机制，清除模式可设为手动或者自动。

　　5.4 电缆及组件连接器

　　5.4.1 建筑光伏系统的电缆选择应满足光伏系统的电压、持续工作电流、允许电压降和敷设环境等条件要求，并应满足热稳定校验要求 。 电缆选型应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368关于电缆材料性能的各项规定。

　　5.4.2 建筑光伏系统用组件连接器应符合下列规定：

　　1 应采用符合现行国家标准《光伏(PV)组件安全鉴定 第1部分：结构要求》GB/T 20047. 1规定的组件连接器;

　　2 组件连接器应采用太阳能光电板自带光伏直流连接器相同的品牌及可互插使用的产品系列型号，不同品牌及不同电压等级的光伏直流连接器禁止互插使用 。光伏直流连接器规格选用应与系统连接使用的直流电缆规格匹配 。光伏直流连接器完成装配连接后， 防护等级要求应达到IP67及以上，接触电阻不应大于0 .5mΩ;

　　3 组件连接器金属端子与线缆连接采用压接连接方式时，应采用光伏直流连接器生产厂商推荐或认可的，与设计、施工选用的光伏直流连接器匹配的专用装配工具进行装配加工;

　　4 在超过35V的光伏装置中的组件连接器不应低于Ⅱ类或同等绝缘;

　　5 不应采用连接家用设备和交流低压电源的插头和插座。

　　6 施工与调试

　　6.1 一 般 规 定

　　6.1.1 建筑光伏系统工程施工前 ，施工单位应编制专项施工组织设计方案，施工方案应符合国家关于危大工程的相关规定，专项施工准备工作及条件应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368 的有关规定。

　　6.1.2 建筑光伏系统安装前应具备以下条件：

　　1 设计文件齐备，并应符合深圳相关图审规定;

　　2 施工组织设计及施工方案应已经批准;

　　3 施工场地电源及道路等条件应满足正常施工需要;

　　4 预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管等设施应符合设计图纸要求，并已验收合格。

　　6.1.3 建筑光伏系统工程的施工安装应符合设计要求 ，不应损坏建筑物结构 ，不应影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载能力，不应破坏屋面防水层和建筑物的附属设施。

　　6.1.4 建筑光伏系统所使用的材料、构件和设备应符合下列要求：

　　1 进场安装的光伏系统材料、构件和设备应符合设计要求，进入施工现场应通过验收并见证取样复验合格;

　　2 进场的材料、构件和设备应分类进行保管，存放条件应符合相应的产品标准规定;

　　3 临时堆放在屋顶、楼面的材料、构件和设备应均匀、有序摆放，不得集中放置;

　　4 电气设备以及钢筋、水泥等材料应存放在干燥、通风场所。

　　6.1.5 建筑光伏系统工程在施工过程中应进行质量检查及资料归集。

　　6.1.6 建筑光伏系统工程资料文件的形成和积累应纳入工程建设管理的各个环节和有关人员的职责范围，并应符合下列要求：

　　1 工程资料文件应与工程建设进度同步形成;

　　2 建筑光伏一体化系统工程施工完成后应检查是否具备运行条件，应进行验收并作出评价和结论，并应制定完整的后期维护管理规定。

　　6.2 基 座 施 工

　　6.2.1 建筑光伏系统的基座施工应符合现行国家标准的有关规定。

　　6.2.2 屋顶光伏系统支架连接部件的安装施工不应降低原有屋面结构的防水性能。

　　6.2.3 混凝土基座的尺寸允许偏差应符合表 6.2.3 的规定。

　　表 6.2.3 混凝土基座的尺寸允许偏差

　　6.2.4 锚栓、预埋件的尺寸允许偏差应符合表 6.2.4 的规定。

　　表 6.2.4 锚栓 、预埋件的尺寸允许偏差

　　6.2.5 金属屋面夹具的尺寸允许偏差应符合表 6.2.5 的规定。

　　表 6.2.5 金属屋面夹具的尺寸允许偏差

　　6.3 支 架 安 装

　　6.3.1 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 6.3.1 的规定。

　　表 6.3.1 支架安装的尺寸允许偏差

　　6.3.2 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。

　　6.3.3 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。

　　6.3.4 光伏采光顶连接部件和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《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ 255的有关规定。

　　6.3.5 光伏遮阳连接部件和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《采光顶与金属屋面技术规程》 JGJ 255 、 《建筑遮阳通用技术要求》 JG/T 274 、 《建筑遮阳工程技术规范》JGJ 237 的有关规定。

　　6.4 光伏组件安装

　　6.4.1 光伏组件安装前应对光伏组件进行查验，安装应具备下列条件：

　　1 光伏支架安装应验收合格;

　　2 光伏组件应验收合格，结构强度应满足设计要求，外观应完好无损，且应标有带电警告标识;

　　3 已按光伏组件的电流、 电压参数进行分类和组串。

　　6.4.2 光伏组件的安装应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》 GB 50794 的有关规定，并应符合下列规定：

　　1 光伏组件在存放、搬运、 吊装等过程中应做好保护，且不得受到碰撞及重压;

　　2 光伏组件应按设计的型号、规格、连接方式进行安装;

　　3 光伏组件应按设计间距排列整齐，并可靠地固定在光伏支架或连接件上，固定螺栓的矩值应符合设计要求和现行产品标准的有关规定;

　　4 光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换;

　　5 光伏组件安装尺寸允许偏差应符合表 6.4.2 的规定。

　　表 6.4.2 光伏组件安装尺寸允许偏差

　　6.4.3 光伏组件之间的接线应符合下列规定：

　　1 光伏组件连接数量和路径应符合设计要求，不应在雨天或雨后潮湿环境下进行光伏组件的接线作业 。光伏组件之间插件应连接牢固，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。

　　6.4.4 坡屋面上安装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。

　　6.4.5 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。穿墙管线不宜设在混凝土结构柱处。

　　6.4.6 建筑幕墙上安装光伏组件应符合下列规定：

　　1 光伏幕墙的安装应符合现行国家标准《建筑幕墙》 GB/T 21086 、 《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 、 《玻璃幕墙工程质量检验标准》JGJ/T 139 的有关规定;

　　2 光伏幕墙组件大面积安装之前，应进行试安装，对建筑视觉效果、建筑安全、电气安全进行评估后方可施工;

　　3 光伏幕墙应与玻璃幕墙同时施工，并应同步开展幕墙相关的物理性能检测。

　　6.5 电气设备安装

　　6.5.1 汇流箱的安装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，安装前应对汇流箱进行查验，其安装应符合下列条件：

　　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，绝缘电阻不应小于 20MΩ;

　　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 汇流箱的支架和固定螺栓应为防锈件;

　　5 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 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。

　　6.5.2 汇流箱应安装在清洁、通风、干燥、无直晒的地方，使用环境应符合下列规定：

　　1 汇流箱工作的额定环境温度应为-25℃~+50℃ , 并应避免阳光直射;

　　2 汇流箱工作的环境相对湿度应为 5%～95% ，汇流箱内部不应凝露及结冰。

　　6.5.3 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》GB 50171 的有关规定，安装前应对逆变器进行查验，其安装应符合下列规定：

　　1 应检查待安装逆变器的外观、型号、规格，并应符合设计要求;

　　2 安装场所应具备安装条件，运输及就位的机具应准备就绪，且应满足荷载要求;

　　3 采用型钢基础的逆变器，其预埋件、预留孔的位置和尺寸应符合设计要求，预埋件应固定牢靠，型钢基础顶部宜高出抹平地面 10 mm 。逆变器型钢基础尺寸允许偏差应符合表 6.5.3 的规定;

　　表 6.5.3 逆变器型钢基础尺寸允许偏差

　　4 采用壁挂安装的逆变器，安装墙体应具备承载能力与防火性能，安装空间不应有易燃物和易燃气体 。逆变器应竖直安装，安装高度应利于观看液晶显示与按钮操作，不应安装在生活区域及儿童可触摸到的地方 。逆变器应避免遭受直接的日晒、雨淋和积雪 。逆变器安装固定位置的钻孔，应避开墙内的水、 电走线;

　　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 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，并应做好施工记录;

　　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。

　　6.5.4 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电压电器施工及验收规范》GB 50147 的有关规定。

　　6.5.5 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。

　　6.5.6 二次设备、盘柜的安装及接线处应符合设计要求，并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。

　　6.5.7 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。

　　6.5.8 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。

　　6.5.9 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。

　　6.5.10 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。

　　6.6 管 线 敷 设

　　6.6.1 布线系统应符合国家现行标准《民用建筑电气设计标准》 GB 51348 、 《建筑物电气装置第 5 部分： 电气设备的选择和安装第 52 章：布线系统》GB 16895 .6 和《电力工程电缆设计标准》 GB 50217 的有关规定 。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。

　　6.6.2 直流电缆在幕墙内布线时，应符合下列规定：

　　1 直流电缆不应在光伏玻璃幕墙组件间的胶缝内布线;

　　2 直流电缆宜通过幕墙横梁、立柱或副框的开口型腔布线，型腔应通过扣盖扣接密封;

　　3 直流电缆可通过固定在幕墙支承结构上的金属槽盒、金属导管布线;

　　4 金属槽盒、金属导管以及幕墙横梁、立柱、副框的布线型腔内光伏电缆的截面利用率不宜超过 40%;

　　5 金属槽盒和金属导管的连接处，不得设在穿楼板或墙壁等孔处;

　　6 幕墙横梁、立柱以及金属槽盒的电缆引出孔应采用机械加工开孔方法并进行去毛刺处理，管孔端口应采取防止电缆损伤的措施;

　　7 光伏玻璃幕墙组件接线盒的位置宜由光伏玻璃幕墙组件的安装方式确定，点支式、隐框式幕墙宜采用背面接线盒， 明框式、半隐框式幕墙宜采用侧边接线盒。

　　6.6.3 直流电缆正负极采用单独导体时，宜靠近敷设。

　　6.6.4 光伏汇流设备布线应符合下列规定：

　　1 光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施;

　　2 直流电缆未经导管进出光伏汇流设备时，应采用防水端子等方式连接以防止电缆在内部断开并保持设备的外壳防护等级;

　　3 光伏汇流设备内正极和负极导体应隔离;

　　4 进入光伏汇流设备的导体应按极性分组或按回路编号配对。

　　6.6.5 在直流电缆与其他布线系统可能发生混淆的地方，应进行标识并应符合下列规定：

　　1 印有光伏或直流标识的直流电缆，标识应清晰、耐擦除;

　　2 无光伏或直流标识的直流电缆，宜附加印有“ SOLARD.C. ”等字样的彩色标签 。标签间隔不宜超过 5m ，平直布线时，间隔可大于 5m 但不应超过 10m ，并应在转弯、分支处加密 。当电缆布置在导管或槽盒中时，标签应附着在导管或槽盒的外表面上。

　　6.6.6 信号线缆，包括控制电缆与通信线缆，其布线及接口应符合现行国家标准《综合布线系统工程设计规范》GB 50311 的规定，并应符合下列规定：

　　1 室外敷设的信号线缆应采用室外型电缆或采取相应的防护措施;

　　2 信号线缆应采用屏蔽线，宜避免与电力电缆平行布线;

　　3 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，必要时应使用金属导管屏蔽;

　　4 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;

　　5 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;

　　6 通讯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。

　　6.6.7 电缆及线路接引完毕后，应对线路进行标识，各类预留孔洞、 电缆管口及桥架防火分区处应进行防火封堵。

　　6.6.8 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。

　　6.7 防雷与接地系统安装

　　6.7.1 建筑光伏系统的防雷与接地安装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，并应符合下列规定：

　　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、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。

　　6.7.2 浪涌保护器型号和参数选择应与被保护系统和设备的设计参数适配。

　　6.8 设备和系统调试

　　6.8.1 建筑光伏系统验收前宜对系统进行调试，系统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，系统调试应符合国家现行标准的相关规定。

　　6.8.2 建筑光伏系统调试前应检查以下项目：

　　1 接线应正确，无碰地、短路、虚焊等情况，设备及布线的对地绝缘电阻应符合产品说明书的规定和设计要求;

　　2 接地保护应安全可靠;

　　3 光伏组件应表面清洁。

　　6.8.3 调试过程中应重点测试系统在连续高温天气下的性能，散热系统在连续高温天气下应能

　　够有效工作，应防止过热影响设备寿命和效率。

　　6.8.4 系统调试应包括电气安全测试，所有电气连接在湿热环境下应安全可靠，应无短路或漏

　　电风险。

　　7 检测与验收

　　7.1 一 般 规 定

　　7.1.1 建筑光伏系统节能分项工程的施工质量验收应符合现行国家及地方相关标准的要求，并应符合下列规定：

　　1 建筑光伏系统节能分项工程的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 、《建筑与市政工程施工质量控制通用规范》GB 55032 、《建筑节能工程施工质量验收标准》 GB 50411 、现行深圳市地方标准《建筑节能工程施工质量验收标准》 SJG 141和本标准的有关规定;

　　2 光伏玻璃幕墙工程应符合现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》 JGJ 102 、 《玻璃幕墙工程