建筑太阳能光伏系统技术规程（征求意见稿）陕西

陕西省工程建设标准

建筑太阳能光伏系统技术规程

Technicalspecificationforbuildingsolarphotovoltaicsystem

（征求意见稿）

前言

根据陕西省住房和城乡建设厅《关于下达2022年度工程建设标准制定计划

的通知》（陕建发[2022]1013号)中《建筑太阳能光伏系统技术规程》立项批复

文件的要求，编制组经广泛调查研究，认真总结工程实践经验，参考有关国家标

准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本标准。

本规程共分7章，主要内容包括：1.总则；2.术语；3.基本规定；4.光伏系

统设计；5.建筑结构设计；6.工程施工；7.工程验收。

本标准由陕西省住房和城乡建设厅负责归口管理、陕西省建设标准设计站负

责出版、陕西建工新能源有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意

见或建议，请反馈给陕西建工新能源有限公司。（地址：陕西省西安市未央区凤

城九路79号，邮政编码：710018，电话电子邮箱：

sjxny@)。

本规程主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：

主编单位：陕西建工新能源有限公司

陕西省建筑科学研究院有限公司

参编单位：陕西建工安装集团有限公司

国电电力陕西新能源开发有限公司

赫里欧新能源有限公司

陕西新华水利水电投资有限公司

中国三峡新能源(集团)股份有限公司陕西分公司

华能陕西发电有限公司

西安热工研究院有限公司

陕西建工第十建设集团有限公司

陕西建工第十三建设集团有限公司

陕西紫阳建工建设有限公司

西安建筑科技大学建筑设计研究院

主要起草人：潘敬海陈亮邓军王丽王珲李喆

何文超刘鹏飞丁方鹏赵文弢涂亭宇卢磊

薛明强张再辉贾忠奎黄沛增孙胜兰冯璐

一总则

1.0.1为推广光伏系统在陕西省建筑工程中的应用，促进光伏系统与建筑的结

合，规范建筑光伏系统的设计、施工、验收，保证工程质量，制定本技术规程。

1.0.2本规程适用于新建、改建和扩建建筑的太阳能光伏系统工程，以及在既

有建筑上安装太阳能光伏系统工程的设计、施工。

1.0.3建筑光伏系统的设计、施工、验收，除应符合本规程外，尚应符合现行

国家、行业和陕西省现行有关规范、标准等的规定。

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二术语

2.0.1建筑集成光伏系统buildingintegratedphotovoltaic(BIPV)

光伏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。

2.0.2建筑附加光伏系统buildingattachedphotovoltaic(BAPV)

光伏设备不作为建筑材料或构件，在已有建筑上安装的形式。

2.0.3光伏组件PVmodule

具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的、最小不可分割的太阳

电池组合装置。又称太阳电池组件。

2.0.4组件串PVString

在光伏系统中，将多个光伏组件以串联方式连接，形成具有所需直流输出电

压的最小单元。

2.0.5安装容量capacityofinstallation

光伏系统中安装的光伏组件的标称功率之和。计量单位是峰瓦(Wp)。

2.0.6峰瓦wattspeak

光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单位。

2.0.7峰值日照时数peaksunshinehours

一段时间内的辐照度积分总量相当于辐照度为1kW/m2的光源所持续照射的

时间，其单位为小时(h)。

2.0.8光伏组件倾角tiltangleofPVmodule

光伏组件所在平面与水平面的夹角。

2.0.9方位角Azimuthangle

光伏方阵的垂直面与正南方向的夹角,向东偏设定为负角度，向西偏设定为

正角度。

2.0.10光伏方阵PVarray

将若干个光伏组件或光伏构件在机械和电气上按一定的方式组装在一起并

且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。

2.0.11并网光伏系统grid-connectedPVsystem

与公共电网联结的光伏系统。

2

2.0.12独立光伏系统stand-alonePVsystem

不与公共电网联结的光伏系统。

2.0.13并网点pointofcoupling(POC)

对有升压站的光伏系统，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏

发系统，指光伏系统的输出汇总点。

2.0.14并网逆变器grid-connectedinverter

将来自太阳电池方阵的直流电变换为符合电网要求的交流电流的装置。

2.0.15孤岛效应islandingeffect

在电网失压时，光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状

态。

2.0.16建材型光伏构件PVmodulesasbuildingcomponents

太阳能电池与建筑材料复合在一起，成为不可分割的建筑材料或建筑构件。

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三基本规定

3.0.1建筑光伏系统设计应结合太阳能资源、建筑条件、安装、负荷特点等因

素确定，并应遵循安全可靠、环保节能、经济合理、造型美观、维修方便等基本

原则。

3.0.2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。

3.0.3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。

3.0.4在既有建筑上增设光伏系统，必须进行建筑物结构和电气的安全复核，

并应满足建筑结构及电气的安全性要求。

3.0.5建筑光伏系统所有设备和部件，应符合国家现行相关标准的规定，主要

设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。

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四光伏系统设计

4.1一般规定

4.1.1建筑光伏系统应由具有相应资质的设计单位进行专项设计。

4.1.2建筑光伏系统应根据建筑物使用功能、电网条件、负荷特点、用户要求

等确定光伏系统的类型。

4.1.3建筑光伏系统缆线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。

4.1.4建筑光伏系统的光伏组件及接线设计应符合《光伏(PV)组件安全鉴定第

1部分：结构要求》GB/T20047.1的相关规定。

4.1.5建筑光伏系统应满足国家关于电压偏差、闪变、频率偏差、相位、谐波、

三相平衡度和功率因数等电能质量指标的要求。

4.1.6建筑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。

4.1.7接入公用电网的建筑光伏系统，应具有相应的并网保护功能，并应安装

必要的计量装置。

4.2光伏系统分类

4.2.1光伏系统按与公共电网连接情况，可分为并网光伏系统及独立光伏系统。

4.2.2光伏系统按带储能装置情况，可分为带有储能装置光伏系统及不带储能

装置光伏系统。

4.2.3光伏系统按与建筑相结合方式，可分为建筑集成光伏系统（BIPV）及建

筑附加光伏系统（BAPV）。

4.3系统接入

4.3.1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/T50865和《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866的有关

规定。

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4.3.2建筑光伏系统应在并网点设置易于操作，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（220V）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》GB2894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》GB2894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。

4.3.3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、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/T5202的有关规定。

4.3.4建筑光伏系统接入电网电压等级宜根据装机容量按表4.3.4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4.3.4建筑光伏系统接入电压等级

序号容量电压等级

1S≤8kW220V/单相

28kW＜S≤500kW380V/三相

3500kW＜S≤6000kW10kV/三相

4S＞6000kW35kV及以上/三相

4.3.5通过10kV及以上电压等级并网的建筑光伏系统，应具备至少一路调度通

信通道。

4.4光伏系统电气设计

4.4.1光伏系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安

装类型、场地条件、太阳能资源、光伏方阵至逆变器的各项损耗等因素后确定。

4.4.2光伏系统中，接入同一光伏组件串的各光伏组件的电性能参数宜保持一

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致，接入同一最大功率跟踪回路的光伏组件串的电压、组件朝向、安装倾角宜保

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追踪电压范围内。

4.4.3建筑光伏系统继电保护应符合下列规定：

1通过380V（220V）电压等级接入电网的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通过10kV(6kV)电压等级接入电网的光伏系统的专用继电保护装置应符

合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定；

3建筑光伏系统接入配电网时，应对光伏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；

4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；

5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。

4.4.4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通过10kV及以上电压等级并网的光伏系统，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，光伏系统有

功、无功、电流等

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；

3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。

4.4.5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》GB51048的有关规定。

4.5光伏方阵

4.5.1光伏组件宜根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重

量等技术条件进行选择。

4.5.2光伏方阵的设计宜遵循以下原则：

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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；

2光伏组件宜按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进行性能参数校验；

3根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件最大输

出工作电压及温度系数，确定光伏组件的串联数。

4.5.3光伏方阵采用固定式布置时，倾角宜使光伏方阵倾斜面上受到的全年辐

照量最大，对于有特殊要求或做为建材型与建筑结合时，可根据实际需要，经技

术经济比较后确定光伏方阵的设计倾角和阵列间距。

4.5.4光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，

光伏组件串的串联数应按下列公式计算：

（4.5.4-1）

（4.5.4-2）

式中：Vdcmax——逆变器允许最大直流输入电压（V）；

Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；

Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）；

Voc——光伏组件开路电压（V）；

Vpm——光伏组件工作电压（V）；

Kv——光伏组件开路电压温度系数；

K'v——光伏组件工作电压温度系数；

t'——光伏组件工作条件下的极限最高温度（℃）；

t——光伏组件工作条件下的极限最低温度（℃）；

N——光伏组件串联数（N取整）。

4.5.5光伏方阵与其它遮光物或前后排的间距应满足光伏方阵充分阳光照射的

要求。其间距的确定按以下公式：

D≥H×ctgas（4.5.5）

式中：D——光伏方阵与遮光物最小间距（m）;

H——遮光物最高点与光伏方阵最低点的垂直距离（m）;

as——当地冬至日正午12时的太阳高度角（°）。

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4.6发电量计算

4.6.1预测发电量应根据建筑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。

4.6.2光伏系统发电量可按下式计算：

Ep=HA×PAZ×K÷Es（4.6.2）

2

式中：HA——水平面太阳能总辐射量（KW·h/m，与参考气象站标准观测数据

一致）;

Ep——发电量（kW·h）;

2

Es——标准条件下的辐照度（常数=1kW/m）;

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统，光伏组件转

换效率修正系数。

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五建筑结构设计

5.1一般规定

5.1.1光伏组件类型、安装位置、安装方式和材料颜色的选择，应与建筑功能、

建筑外观以及周围环境条件相协调。

5.1.2安装在建筑各部位的光伏组件，包括直接构成建筑围护结构的光伏构件，

应具有带电警告标识及相应的电气安全防护措施，并应满足该部位的结构安全、

建筑防火、电气防火和建筑节能要求。

5.1.3建筑设计应根据光伏组件的类型、安装位置、安装方式，为光伏组件的

安装、使用、维护和保养等提供相应的承载条件和空间。

5.1.4建材型光伏构件的性能和寿命应符合建筑使用要求对应的建筑性能、使

用年限等规定；安装型光伏组件的使用年限不应小于25年。

5.1.5光伏组件的安装不应影响所在部位的雨水排放。

5.1.6光伏组件与建筑应有断热桥等保温构造措施。

5.1.7光伏组件宜采用易于维修、更换的安装方式。

5.1.8集中设置的光伏方阵附近，宜设置用于清洁的给水点。

5.2规划设计

5.2.1建筑光伏系统规划设计时，应进行可利用太阳能辐射量、建筑物、电网

等方面的评估。

5.2.2应根据建设地点的地理位置、气候特征及太阳能资源条件，以及建筑的

布局、朝向、间距、群体组合和空间环境等进行规划设计，并应满足光伏系统设

计和安装要求。安装光伏系统的建筑，主要朝向宜为南向或接近南向。

5.2.3建筑物上安装的光伏系统，不得降低建筑本身或相邻建筑日照标准。

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5.2.4光伏组件在建筑群体中的安装位置应合理规划，为光伏组件接收更多的

太阳能创造条件。光伏组件周围的环境设施与绿化种植不应对投射到光伏组件上

的阳光形成遮挡。

5.2.5应对光伏组件可能引起建筑群体间的二次辐射进行预测，对可能造成的

光污染应采取相应的措施。

5.3建筑设计

5.3.1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。

5.3.2建筑光伏系统安装区域应设置消防疏散通道。建筑光伏系统应符合《建

筑设计防火规范》GB50016的规定。

5.3.3在既有建筑上安装太阳能光伏系统，不应影响建筑的采光、通风，不应

引起建筑能耗的增加。

5.3.4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》GB50352的有关规定。

5.3.5光伏组件不应跨越建筑变形缝设置。

5.3.6光伏方阵的设计宜与建筑模数相协调。

5.3.7光伏组件的构造及安装应根据光伏组件的工作温度设计自然通风措施。

5.3.8建筑光伏系统与建筑屋面一体化设计，宜满足以下要求：

1平屋面和坡屋面建筑上，可将光伏系统作为建筑造型的一部分，产品选

型、布置方式、设备安装等，宜与建筑的功能、造型、色彩、风格、质感等相协

调，形成建筑的整体视觉效果；

2平屋面和坡屋面建筑上，可将光伏系统作为建筑的功能部件来设计，宜

做成光伏屋面、光伏雨篷等形式，与建筑有机结合；

3平屋面建筑上，可通过加高女儿墙、增设装饰性构筑物或屋顶设备间等

方式，避免太阳能光伏系统对建筑形象的影响，同时应为消防、安全留出足够的

疏散和活动空间。

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5.3.9在平屋面上安装光伏组件应符合下列规定：

1光伏组件安装宜按最佳倾角进行设计；当光伏组件安装倾角小于10°时，

应设置维修、人工清洗的设施与通道，通道最小宽度为500mm；

2采用支架安装的光伏方阵中光伏组件的间距应满足冬至日投射到光伏组

件上阳光不受遮挡的要求；

3在建筑平屋面上安装光伏组件，应选择不影响屋面排水功能的基座形式

和安装方式；

4光伏组件基座与结构层相连时，防水层应铺设到支座和金属埋件的上部，

并应在地脚螺栓周围做密封处理；

5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；

6直接构成建筑屋面面层的建材型光伏构件，除应保障屋面排水的畅通外，

还应具有一定的刚度；

7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

上部应铺设保护层；

8光伏组件的引线穿过屋面处应预埋防水套管，并应作防水密封处理。防

水套管应在平屋面防水层施工前埋设完毕。

5.3.10坡屋面上安装光伏组件应符合下列规定：

1坡屋面坡度宜按照光伏组件全年获得电能最多的倾角设计；

2光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式；

3建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满

足屋面整体的保温、隔热、防水等围护结构功能要求；

4安装在坡屋面上的光伏组件支架应与埋设在屋面板上的预埋件连接牢固，

并应采取防水构造措施；

5光伏组件顺坡架空在坡屋面上时，光伏组件与屋面间宜留有不小于

100mm的通风间隙；其支架与屋面的结合处雨水排放应通畅，做好防水构造措施，

并不得降低屋面整体的保温、隔热、防雷电、抗风及抗震等功能；

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6坡屋面檐口附近应设置平行于檐口、高度不低于200mm的防护构件或防

护网，且应做好防腐、防锈措施；

7坡屋面上设置有天窗时，光伏组件的位置与尺寸应与屋面天窗设计相协

调；

8坡屋面建筑应设置用于光伏组件搬运、安装和检修、维护的独立上屋面

通道。低层坡屋面建筑无上屋面通道时，应采用其它用于光伏系统搬运、安装和

检修、维护的方式。采用人孔时应预留600mm×1200mm的洞口，并设置爬梯；

9坡屋面宜采用水泥瓦等高强度材料；

10坡屋面屋脊上宜结合建筑防雷设施设置施工安全绳锚固桩；

11坡屋面主要材料寿命不应低于光伏组件的寿命；

12光伏组件作为屋面板构成坡屋面面层，当系统运行和昼夜温度变化时，

光伏组件屋面应有防止因热胀冷缩而发生振动、声响的构造措施；应有防止室内

温度和湿度变化时屋面内侧结露滴水的构造措施。

5.3.11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宜有适当的倾角；

2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；

3构成阳台或平台栏板的建材型光伏构件，应满足刚度、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；

4阳台或平台上应预留设置光伏组件的专用位置，或设置支承光伏组件的

钢筋混凝土挑板；

5应为光伏组件的安装、局部更换和维护提供操作空间及有效的安全防护

措施。

5.3.12墙面上安装光伏组件应符合下列规定：

1安装在墙面上的光伏组件宜有适当的倾角；

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2设置光伏组件的外墙应能承受光伏组件荷载；安装在墙面的光伏组件支

架应与墙面结构主体上的预埋件牢固锚固；

3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；

4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；

5光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、分格等协调处理；

6安装在墙面上作为遮阳构件的光伏组件应做遮阳分析，满足室内采光和

日照的要求；

7当光伏组件安装在窗面上时，应符合窗面采光、通风等使用功能要求；

5.3.13建筑幕墙上安装光伏组件应符合下列规定：

1安装在建筑幕墙上的光伏组件宜采用建材型光伏构件；

2光伏组件尺寸应符合幕墙设计模数，并根据建筑立面需要统筹设计，光

伏组件表面颜色、质感应与幕墙协调统一；

3光伏幕墙的性能应满足所安装幕墙整体物理性能的要求，并应满足建筑

节能的要求；

4对有采光和安全双重性能要求的部位，应使用双玻光伏幕墙，其使用的

夹胶层材料应为聚乙烯醇缩丁醛（PVB）或其它满足安全要求的材料，并应满足

建筑室内对视线和透光性能的要求；

5光伏幕墙的结构性能和防火性能应满足现行行业标准《玻璃幕墙工程技

术规范》JGJ102的要求；

6由玻璃光伏幕墙构成的雨篷、檐口和采光顶，应满足建筑相应部位的刚

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；

8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；

14

5.3.14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。

5.3.15光伏组件不宜设置为可开启窗扇。

5.3.16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。

5.3.17设置配电间或专用设备间，应符合下列规定：

1应根据配电柜的数量、规格来确定平面尺寸，配电柜上方及周围应有安

装、检修及维护空间，其净空应满足设备专业要求；

2门及通道的净宽应能满足设备检修和设备搬运的要求；对有大型设备搬

运要求的配电间应采用安装后围护墙体后期砌筑的施工方法；

3不应与有水的房间直接连通，并不应与允许儿童活动的房间连通；

4应具有防水、排水、防火、通风、隔热、防潮等措施，并有设备操作照

明等设施；

5应符合国家现行标准《民用建筑电气设计规范》JGJ16的相关技术要求，

并按变配电房标准进行消防设计。

5.4结构设计

5.4.1结构设计应与工艺和建筑专业配合，合理确定光伏系统各组成部分在建

筑中的位置。

5.4.2建筑光伏系统的结构设计应符合下列规定：

1建筑附加光伏系统的结构设计使用年限不应小于25年；

2建筑集成光伏系统的支撑结构，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。

5.4.3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》JGJ255的有关规定。

5.4.4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》JGJ102的有关规定。

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5.4.5作为建筑构件的光伏组件的结构设计应包括光伏组件强度及刚度校核、

支撑构件的强度及刚度校核、光伏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。

5.4.6持久设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《工程结构通用规范》GB55001-2021、《建

筑结构荷载规范》GB50009的有关规定。

5.4.7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《建筑与市政工程抗震通用规范》GB55002-2021、

《建筑抗震设计规范》GB50011的有关规定。

5.4.8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。

5.4.9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。

5.4.10支架、支撑金属件及其连接节点，应具有承受系统自重、风荷载、雪荷

载、检修荷载和地震作用的能力。

5.4.11对光伏系统的支架和连接件的结构设计应计算系统自重、风荷载、雪荷

载和地震作用效应。

5.4.12在新建建筑屋面上设置的光伏支架基座应采用现浇钢筋混凝土基座。现

浇混凝土基座应按计算配置钢筋并满足构造要求，钢筋应锚入主体结构内。

5.4.13在既有建筑屋面上的光伏支架基座采用预制基座时，应采取措施提高基

座与建筑主体结构的附着力，满足风荷载、雪荷载、地震作用的要求，并应进行

抗滑移和抗倾覆等稳定性验算。

5.4.14连接件与基座的锚固承载力设计值应大于连接件本身的承载力设计值。

5.4.15安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。采用预埋件连

接时，应在主体结构施工时同时埋入，位置应准确。

5.4.16当光伏方阵的支撑系统与主体结构采用后加锚栓连接时，应使用抗震型

锚栓，且应符合下列规定：

1锚栓连接应进行承载力现场试验和极限拉拔试验。

16

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。

5.4.17轻质填充墙不应作为光伏系统的支承结构。

5.4.18选用建材型光伏构件时，应向产品生产厂家确认相关结构性能指标，并

应满足建筑物使用期间对产品的结构性能要求。

5.4.19支架、支撑件和其它安装材料，应根据光伏系统设计使用年限选择相应

的耐候材料，并采取必要的维护保养措施。有其它大气污染物影响的安装区域和

场所，外露的预埋件或连接件及钢结构、支架、导轨、边框、紧固件应按国家有

关标准规范进行防腐处理。使用过程中应根据具体情况进行定期检查、定期防腐

处理。

5.5电气设计

5.5.1光伏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。

5.5.2光伏系统配变电间、控制机房的形式宜根据光伏方阵规模、布置形式、

建筑物（群）分布、周围环境条件和用电负荷的密度等因素确定，并应符合下列

要求：

1变配电间、控制机房宜与建筑物中既有或新建的配变电间合并设计；

2配电装置和控制柜的布置，应便于设备的搬运、安装、操作、检修和实

验。

5.5.3变配电间、控制机房的设计应满足《民用建筑电气设计规范》JGJ16的

相关要求。

5.5.4建筑光伏系统的建筑防雷应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》

GB50057及《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB50343的规定。光伏组件

必须置于建筑物防雷系统保护之中。并应符合下列要求：

1光伏系统的所有金属结构和设备外壳均应可靠接地；

17

2光伏方阵接地应连续，接地电阻应小于4Ω；

3建筑物的各电气系统的接地宜用同一接地网，接地网的接地电阻，应采

用最小值；

4新建建筑的光伏系统采用安装型光伏组件时，其防雷和接地应与建筑的

防雷和接地系统统一设计；

5新建建筑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。

既有建筑增设光伏系统时，应对建筑物原有防雷和接地设计进行验证，不满足现

行规范要求时应进行升级改造。既有建筑增设的光伏系统应首先利用原有建筑的

接闪器、引下线、接地极等防雷设施。

6光伏系统应设置各级电涌保护装置。

5.5.5建筑光伏系统的过电压和接地应符合现行标准《交流电气装置的接地设

计规范》GB/T50065、《交流装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620和《交

流电气装置的接地》DL/T621的规定。

5.5.6建筑光伏系统的室外配电、接线、控制装置应采取防水、防腐措施，其

防护等级不应低于IP65。

5.5.7建筑光伏系统与建筑物智能化系统间宜预留智能化接口。

5.5.8建筑光伏系统低压部分应符合国家现行标准《低压配电设计规范》GB

50054的规定。

5.5.9建筑光伏系统电缆选型及敷设应符合现行国家标准《电力工程电缆设计

标准》GB50217及《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定外，若所处建筑类

型为民用建筑，尚应符合现行国家标准《民用建筑电气设计标准》GB51348的有

关规定。

5.5.10新建建筑应预留光伏系统的电缆通道，应便于安装、检修、维护，并宜

与建筑物本身的电缆通道合并设计。

5.5.11既有建筑设计光伏系统时，光伏系统的电缆通道应满足建筑结构安全、

电气安全以及防水等要求，桥架、线槽等电缆通道宜独立设置。

18

5.5.12电缆敷设可采用直埋、保护管、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。

5.5.13电缆保护管宜隐蔽敷设并采取保护措施。建筑光伏系统直流电缆在室外

敷设时宜穿管保护。当建筑光伏系统直流电缆曝露在室外敷设时应采用应选用抗

紫外线辐射的金属铠装的电缆。

5.5.14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。

5.5.15光伏方阵内电缆桥架的铺设不应对光伏组件造成遮挡。

19

六工程施工

6.1一般规定

6.1.1施工方案

1新建建筑光伏系统的施工方案应纳入建筑设备安装施工组织设计与质量

控制程序，并制定相应的施工方案与安全技术措施；

2既有建筑光伏系统的施工应编制设计技术方案与施工组织设计与质量控

制程序，并制定相应的施工方案与安全技术措施，必要时应进行可行性论证。

6.1.2光伏系统的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。

6.1.3调试和检测应符合《光伏系统并网技术要求》GB/T19939的要求。

6.1.4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。

6.1.5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。

6.1.6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。

6.1.7施工过程记录及相关试验记录应齐全。

6.2土建工程

6.2.1新建建筑屋面上的光伏支架基座，应按设计要求与土建工程同步施工，

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。

6.2.2在既有建筑屋面的结构层上现浇基座，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》GB50207的有

关规定。

6.2.3预制基座应放置平稳、整齐，固定牢固，且不得破坏屋面的防水层。

20

6.2.4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。

6.2.5连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。

6.2.6基座完工并做好屋面的防水保温措施后，不应在屋面等有防水要求的部

位凿孔、打洞，防止破坏屋面防水层。

6.2.7金属基座应按设计要求与建筑防雷接地系统可靠连接。

6.2.8安装光伏组件或方阵的支架应按设计要求制作。钢结构支架的安装和焊

接应符合《钢结构工程施工质量验收标准》GB50205的规定。

6.2.9钢结构支架焊接完毕，应进行防腐处理。防腐施工应符合《建筑防腐蚀

工程施工规范》GB50212和《建筑防腐蚀工程施工质量验收规范》GB50224的

规定。

6.2.10光伏支架应按设计要求做防腐处理，且安装牢固、整齐。

6.2.11支架应按设计位置要求准确安装在基座上，并与基座可靠固定。且固定

支架前应根据现场安装条件采取合理的抗风措施。

6.2.12金属支架应按设计要求与建筑防雷接地系统可靠连接。

6.2.13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70%后进行

支架安装；

2支架到达安装现场时，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的规定。

6.3电气工程

6.3.1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。

6.3.2在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、结构状况，选

择可靠的安装方法。

6.3.3光伏组件的安装应符合下列要求：

21

1光伏组件应按照设计图纸的型号、规格进行安装；

2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定；

3光伏组件安装允许偏差应符合表6.3.3规定。

表6.3.3光伏组件安装允许偏差

项目允许偏差

倾斜角度偏差±1°

光伏组件边缘高差相邻光伏组件间≤2mm

同组光伏组件间≤5mm

6.3.4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光伏组件间接插件应连接牢固；

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光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观；

5同—光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。

6.3.5光伏幕墙组件的安装应符合下列要求：

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》JGJ102的规定；

2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》JGJ255的有关规定；

3光伏幕墙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》

GB50210的有关规定。

6.3.6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人端子，后

22

接光伏组件接插件。

6.3.7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》GB50171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。

6.3.8二次设备、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》GB50171的有关规定外，尚应符合

设计要求。

6.3.9电气装置安装应符合《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的相

关规定。

6.3.10电缆线路施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB

50168的相关规定。

6.3.11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。

23

6.3.12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》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。

6.3.13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》GB50172的相关规定。

6.3.14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》GB50149的有关规定。

6.3.15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》GB50148的有关规定。

6.3.16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》GB50147的有关规定。

6.3.17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。

6.4系统调试

6.4.1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系统的联合调试。

24

6.4.2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。

6.4.3工程验收前应按照《光伏系统并网技术要求》GB/T19939、《家用太阳

能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064的要求对光伏系统进行调试。

6.4.4光伏系统的调试应按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试三

个步骤进行，并应符合下列要求：

1按电气原理图及安装接线图进行检查，确认设备内部接线和外部接线正

确无误；

2按光伏系统的类型、等级与容量，检查其断路器容量、熔断器容量、过

压、欠压、过流保护等，检查内容均应符合其规定值；

3按设备使用说明书有关电气系统调整方法及调试要求，用模拟操作检查

其工艺动作、指示、信号和联锁装置的正确、灵敏可靠；

4检查各光伏支路的开路电压及系统的绝缘性能；

5上述四项检查调整合格后，再进行各系统的联合调试试验。

6.4.5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

32O34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/㎡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%。

6.4.6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

25

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。

6.4.7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。

6.4.8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》GB50150的有关规定。

6.4.9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。

6.4.10建筑光伏系统并网投运应符合国家现行标准的有关规定。

26

七工程验收

7.1一般规定

7.1.1本章适用于太阳能光伏系统建筑节能工程施工质量验收。

7.1.2太阳能光伏系统节能工程施工中及时进行质量检查，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，施工完成后应进行太阳

能光伏节能分项工程验收。

7.1.3太阳能光伏系统建筑节能工程的验收，可按GB50411《建筑节能工程施

工质量验收标准》第3.4.1条的规定进行检验批划分；也可按照系统，由施工单

位与监理单位协商确定。

7.1.4太阳能光伏组件施工进场应对发电功率及发电效率进行复验。

7.1.5太阳能系统的施工安装不得破坏建筑物的结构、屋面、地面防水层和附属

设施，不得削弱建筑物在寿命期内承受荷载的能力。

7.2主控项目

7.2.1太阳能光伏系统建筑节能工程所采用的光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、

充放电控制器、电网接入单元、主控和监视系统、触电保护和接地、配电设备及

配件等产品应进行进场验收，验收结果应经监理工程师检查认可，并应形成相应

的验收记录。各种材料和设备的质量证明文件和相关技术资料应齐全，并应符合

设计要求和国家现行有关标准的规定。

检验方法：观察、尺量检查；核查质量证明文件和相关技术资料。

检查数量：全数检查。

7.2.2太阳能光伏系统的安装应符合下列规定：

1太阳能光伏组件的安装位置、方向、倾角、支撑结构等，应符合设计要求，

安装误差应在±3°以内；

2光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、充放电控制器、电网接入单元、主控

和监视系统、触电保护和接地、配电设备及配件等应按照设计要求安装齐全，不

得随意增减、合并和替换；

27

3配电设备和控制设备安装位置等应符合设计要求，并便于读取数据、操作、

调试和维护；逆变器应有足够的散热空间并保证良好的通风；

4电气设备的外观、结构、标识和安全性应符合设计要求。

检验方法：观察检查；核查质量证明文件。

检查数量：全数检查。

7.2.3太阳能光伏系统的试运行与调试应包括下列内容：

1保护装置和等电位体的连接匹配性；

2极性；

3光伏组串电流；

4系统主要电气设备功能；

5光伏方阵绝缘阻值；

6触电保护和接地；

7光伏方阵标称功率；

8电能质量。

检验方法：观察检查；并采用万用表、光照测试仪等仪器测试。

检查数量：根据项目类型，每个类型抽取不少于2个点进行检查。

7.2.4光伏组件的光电转换效率应符合设计文件的规定。

检验方法：光电转换效率使用便携式测试仪现场检测，测试参数包括:光伏

组件背板温度、室外环境平均温度、平均风速、太阳辐照强度、电压、电流、发

电功率、光伏组件光照面积，其余项目为观察检查。

检查数量：同一类型太阳能光伏系统被测试数量为该类型系统总数量的5%，

且不得少于1套。

7.2.5太阳能光伏系统安装完成经调试后，应具有下列功能，并符合设计要求：

1测量显示功能；

2数据存储与传输功能；

3交(直)流配电设备保护功能。

检验方法：观察检查。

检查数量：全数检查。

7.2.6在建筑上增设太阳能光伏发电系统时，系统设计应满足建筑结构及其他相

28

应的安全性能要求，并不得降低相邻建筑的日照标准。

检验方法：观察检查；核查建筑结构设计、核验相关资料、文件。

检查数量：全数检查。

7.3一般项目

7.3.1太阳能光伏系统安装完成后，应按设计要求或相关标准规定进行标识。

检验方法：观察检查。

检查数量：全数检查。

29

附录A.1西安市不同倾角和方位角的发电小时数参考表

方位角

0°15°30°45°60°75°90°180°

倾角

首年发电小时数（h）10781077107510711066105910531026

5°

25年年均发电小时数（h）100310021000996991985979954

首年发电小时数（h）1109110711011089107410571038956

15°

25年年均发电小时数（h）1031103010241013999983965889

首年发电小时数（h）1118111611051089106710401011877

24°

25年年均发电小时数（h）1040103810281013992967940816

首年发电小时数（h）111511121100108010541022987819

30°

25年年均发电小时数（h）1037103410231004980950918762

首年发电小时数（h）1071106910541030997958913683

45°

25年年均发电小时数（h）996994980958927891849635

首年发电小时数（h）983980967943911870822551

60°

25年年均发电小时数（h）914911899877847809764512

30

首年发电小时数（h）852853845827800762719439

75°

25年年均发电小时数（h）792793786769744709669408

附录A.2铜川市不同倾角和方位角的发电小时数参考表

方位角

0°15°30°45°60°75°90°180°

倾角

首年发电小时数（h）11301129112611211115110710991068

5°

25年年均发电小时数（h）1051105010471043103710301022993

首年发电小时数（h）1171116811591145112611051081987

15°

25年年均发电小时数（h）1089108610781065104710281005918

首年发电小时数（h）11891184116811451115