首页-【鼎汇娱乐】丨首页随着户用及小型光伏电站建设业务的发展，为了让户用及小型光伏电站项目在运作中能够做到合理规范、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，特编写本标准，以供参考。
建设户用及小型光伏电站应根据建设地点的地理、气候特征及太阳能资源条件，以及建筑的布局、朝向、日照时间、间距、群体组合和空间环境等进行组件阵列的规划设计，安装在建筑物上的光伏系统不应降低建筑本身或相邻建筑的日照标准。
GB/T 19064-2003 《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》
CGC/GF001:2009 《400V 以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
3.3 在既有建筑上增设光伏系统，应先行收集既有建筑可靠准确的相关资料（结构设计参数、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度），根据增设的光伏系统，对既有建筑按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算，确保建筑物有可靠的安全性、适用性、耐久性。既有建筑物经复核不满足承载力及变形要求时，应对既有建筑物采取可靠的加固措施后，方可进行光伏组件系统安装。
3.4 光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。支架、支撑金属件及其连接节点，应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。
3.5 应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置。
3.6 逆变器等较重的设备和部件宜安装在承载能力大的结构构件上，并应进行构件的强度与变形验算。
3.7 光伏方阵的支架宜由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或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；当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。应采取提高支架基座与主体结构间附着力的措施，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。
3.8 对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。
(4) 晶体硅光伏组件的构造及安装应符合通风降温要求，应保证光伏电池温度不高于85℃。
(2) 在屋面防水层上安装光伏组件时，尽量不对原有防水造成破坏，如果根据项目实际情况，确需破坏原防水层后进行支架安装时，应对防水层已损坏地方按规范要求补做防水措施；
(3) 光伏组件的引线穿过屋面、墙体处应预埋防水套管，并作防水密封处理；穿墙管线不应设在结构柱处。
3.11 光伏系统输配电和控制用线缆应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。
3.12 光伏组件或方阵连接电缆应符合《光伏（PV）组件安全鉴定结构要求》的相关规定。
3.13 光伏系统的电能质量应符合《光伏系统并网技术要求》，电压偏差、频率、谐波和波形畸变、功率因数、电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。
3.16 光伏系统应与建筑电气系统相匹配，光伏系统主接线应满足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修等要求。
3.17 光伏系统设计时应计算系统装机容量和发电量，光伏系统装机容量由建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。
3.18 并网光伏系统容量还应根据配电网线路、变压器容量及电网相关要求确定。
(1) 应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和光伏方阵的面积；
(2) 应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（或称为光伏组串）；
(3) 应根据逆变器容量及光伏组串的容量确定光伏子方阵内光伏组串的并联数；
(4) 同一组串内，组件电性能参数宜一致，其最大工作电流I 的离散性应小于±3%；
(2) 额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器的整定值应高于光伏方阵标称短路电流的1.25倍；
4.1 光伏系统中的设备和部件应按照系统设计整体要求来配置，其性能应符合国家和行业相关标准，并应获得相关认证。
4.2 光伏系统中的设备宜有专用标识，其形状、颜色、尺寸和安装高度应符合现行国家标准《安全标志及使用导则》相关规定；
4.3 光伏组件应符合以下要求（并符合国家工信部最新发布《光伏制造行业规范条件》（2015年版））：
(1) 多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%；硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；
(2) 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高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%；
(5) 光伏配电箱宜设置在室内干燥场所，其位置应便于维护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。
4.5 并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定。并网逆变器的配置还应满足以下要求：
(2) 逆变器具有宽电压工作能力，至少满足160～500Vac，更宽电压工作能力优先考虑选用；
(3) 逆变器应具备防孤岛保护、直流反接保护、交流短路保护、过压保护等功能；
(5) 逆变器应具备无功功率可调，功率因数可调范围：0.8超前至0.8滞后；
(3) 对于成片安装光伏电站的区域，应设置区域监控后台，区域内的电站通过监控系统实时上传相关电站信息。区域监控后台还应具备收集区域内电站主要信息，并上传集控中心；
(4) 位于重要建筑物上的光伏电站，其监控系统宜具有漏电报警功能，并纳入到建筑火灾漏电报警系统中管理。
六我民用光伏电站系统，组件固定最常用的方法就是瓦屋面支架系统，即该支架系统把组件并联放置，非常靠近屋顶表面。对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。这种支架系统安装的效果美观，并且受风载影响最小。优点不使或减少使用混凝土配重块，同等面积下装机容量多，支架用料少成本低。
对于屋顶是平面的（不存在平坦屋顶，应称为低倾斜屋顶），一般是使用压载支架系统，压载支架系统使用方阵本身的重量和附加重量（通常是混凝土块）使方阵定位，在其他方面和地面电站安装相同。根据屋面承载和当地的风力等因素综合考虑使用块基还是条基。
1）屋顶承载力：因为在屋顶上增加了压载支架的重量，需评估屋顶的承载能力。
2）方阵的倾斜度：因为系统重量必须将所有东西都压住，所以需要选择合适的方阵倾斜度，以尽量减小风的推举力，使系统不被吹走。
3）屋顶雨水管道：需要设计让水很容易流到设计的排水系统。如果水的通道被堵塞，就可能有时发生水渗漏到建筑物内的情况。
4）没有屋顶是真正平坦的，系统和屋顶是直接接触的，在进行现场勘察时，要考虑到屋顶的所有特点，并对它们进行精确记录。
6.1 测量放线) 根据已确定的技术方案及设计图纸，进行测量放线；测量放线过程中，务必保证光伏阵列的朝向为正南方±10°内（平屋顶），角度偏差小于±2°；
1) 根据放线位置及设计要求进行模板制作，务必保证模板间距及模板坚固。地质不稳之处需特殊加固；
2) 灌注桩应对成孔、清渣、放置钢筋笼、灌注混凝土等进行全过程检查，并进行抽检。
3) 模板制作完毕后、钢筋笼放置之前需在模板内侧刷涂废柴油，以保证条形基础施工质量；
5) 根据图纸计算出所需混泥土所需方量，安排商品混泥土。以免造成混泥土浪费或不足。
6) 所有准备工作完成后，进行混泥土浇筑；浇筑过程中必须一次成型，振捣到位，做到无蜂窝麻面。基础表面平整，无露筋现象；无爆模现象。
7) 浇筑混凝土时，选用插入式振动棒进行振捣，振捣时要快插拔，均匀布点振捣，不漏振，混凝土的振捣以混凝土不冒气泡为宜。振捣结束后，应随即用木抹搓平，同时用水准仪复核每个标准组内的基础标高，用钢尺复核轴线) 浇筑过程地脚螺栓施工同步进行，地脚螺栓标高高出基础平面50mm；地脚螺栓需横平竖直，无歪斜现象。
9) 浇筑24h后进行拆模，拆模完成后进行基础培土；养护过程中按时洒水，以免基础烧毁，影响基础施工质量。
2) 支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔；对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔，如不能避免打孔时需做好防腐处理；
3) 根据支架设计图纸完成支架的初装，初装完成后，运抵项目现场整体组装、调节；
1) 采用普通车载式叉车将组件运至离安装地点最近的位置后，人工进行二次倒运。在倒运组件过程，务必进行成品保护，工人每次限制搬运一块组件。
6.5 布线接线) 根据电气平面图及组串接线图，对组件进行组串，在组串过程中不得组串短路、不得多串少串。
3) 电缆敷设中，电缆需预留相应的余量，以保证后期维护用。禁止强拉硬拽，损坏电缆。
4) 连接件（公母接头）需严格按照技术要求，采用专用工具并采用与组件配套的连接件；专业人员操作；保证连接件的质量，以免发生短路火灾事故。
5) 连接件制作前，需根据技术要求，在组串出线电缆两头套上专用的线号管，以标识电缆，便于后期维护。
7) 组串接线完毕后接入逆变器前，务必使用万用表测量组串极性，极性一致，电压正常，方可接入逆变器。
8) 相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应超过5V。
9) 逆变器、并网计量柜接线过程中，需严格按照技术要求进行操作，做到先发电侧后电网侧。
13) 严禁在雨中进行光伏接线) 设备到货后、安装前需检查逆变器型号、规格是否与设计相符；且运输中有无破损。
3) 支架与接地网的连接：按照设计图纸，将光伏组件方阵的支架与防雷接地网用扁钢连接。扁钢的焊接搭接长度不小于100mm，双面焊接，焊接高度符合要求，并刷防腐漆。光伏组件方阵支架之间的连接：支架之间的连接采用扁钢连接于地脚螺栓上，扁钢必须沿基础表面安装，过地面处须埋入地面，埋地深度不小于800mm。
4) 焊缝要求美观、整齐，不允许随意在非焊部位引弧，不允许有漏焊、焊瘤、弧坑、裂纹等缺陷。
5) 接地施工完毕后，施工接地电阻仪，测量接地电阻；接地电阻需小于4欧姆。
2) 首先启动逆变器（组串式逆变器二次回路采用直流供电方式，无需市电即可进行相应的设置），根据操作手册，设置好逆变器。
3) 逆变器设置完毕后，测量并网计量柜中的电气设施是否正常，如正常即可进行送电操作。
c) 供应商产品出厂检验标准d) 相关型号设备及组件的材料清单，并注明相关材料是否在金太阳认证中报备
要求乙方对提供的组件在乙方实验室进行出厂试验，试验应按照IEC61215-2005相关标准进行，试验都要出具详细记载测试数据的正式试验报告。甲方派代表参与试验过程，甲方代表有权在进行试验的过程中随时进入乙方的车间。或由乙方直接提供符合IEC61215-2005标准的实验报告。
从同一批产品中，按GB/T2829规定的方法随机地抽8个组件用于出厂试验。本规范要求在焊接、装配和绝缘车间屋顶组件中各随机抽取8个组件，抽样过程需在甲方参与情况下进行。这些组件应由符合乙方提供的图纸和工艺要求规定的材料及元器件制造，并经过制造厂常规检测、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，附带制造厂的贮运、安装和电路连接指示，包括系统最大许可电压。
将上述组件分组，按照IEC61215-2005中图1所示的程序进行试验。
(1) 在标准测试条件下，组件的最大输出功率衰减在每个单项试验后不超过规定的极限，在每组试验后不超过8%；
如果两个或两个以上组件达不到上述判据，该产品将视为达不到鉴定要求，甲方有权拒绝这批产品。如果一个组件未通过任一项试验，取另外两个满足相关要求的组件从头进行全部相关试验程序的试验。假如其中的一个、或两个组件都未通过试验，判定该产品不合格，甲方有权拒绝这批产品。如果两个组件都通过了试验，则认为该设计合格。
对于合格产品，乙方给出合格证和正式出厂实验报告，应包括测定的性能参数，以及任何一次试验未通过测试和重新试验的详细情况。报告应包含组件的详细规格，每一份证书或报告还应包括下列信息：
(8) 对试验方法的任何偏离、附加或排除，相关特殊试验的任何其他信息，如环境条件；
(9) 有适当图表和照片支持的测量、检查和推论，包括短路电流、开路电压和最大功率的温度系数，额定工作温度、标准测试条件及低辐照度下的功率，预紫外辐照试验所用灯的光谱，所有试验后最大功率的衰减，任何观察到的失效；
组件出厂包装时应遵循相近电气特性组件为单元包装，便于工程现在将相匹配组件安装在一个串并联回路内的原则，使光伏发电系统组件电气特性不匹配而造成的损耗降至最低。分类方法如下：
1、按照组件实测最佳工作电流分类，分高中低三档，中间档位分档精度为0.1A。
以上检测需在甲方人员在现场的情况下进行目击测试。厂家需将上述测试内容整理成测出厂检验报告并提供给甲方。
额定交流输出功率（kW）；最大逆变效率（%）；直流输入电压范围（V）；标称交流电压范围（V）；防护等级。
逆变器的外包装上有收发货标志、包装储运标志和警示标志，按GB/T 191-2008 的有关规定执行。
供应商应采用合适的包装运输方式，确保逆变器到达现场时不能发生任何损坏。供应商对于运输过程中的质量负责。
货物运送至现场时，甲方对产品外观包装检查确认物品包装完好后，方能进行签收货物。但货物的整体验收须经过安装调试、以及通电试运行之后。
厂家需配合甲方对其产品安装提供指导工作，并在设备安装后进行相关调试保证所提供的产品能够正常运行。
货到现场后如需送当地建设部门认可的检测机构进行材质检测，则相关费用由甲方先行垫付，最终费用的承担依据本合同正文相关条款的约定执行。主要检测指标满足以下要求：
1.按照GB/T 10125－1997 《人造气氛腐蚀试验盐雾试验》对送检样品进行480(h)盐雾试验。
根据GB/6461-2002对结果进行评定，评定结果须在7级以上，且在盐雾试验240h时，样品不允许出现钢制基材裸露现象。
2.依据GB/T 4336－2002 《碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析法（常规法）》、GB/T 228－2002 《金属材料室温拉伸试验发》对送检样品进行试验。测试项目主要包括：
屈服强度不小于235 MPa，抗拉强度不小于330MPa，断后伸长率不小于19%。
如产品规格或型号不符，或者产品检测存在质量问题，甲方有权要求退货或换货，并要求由乙方承担，由此造成的一切损失。
