T∕ZZB 0227-2017 工业建筑光伏一体化屋面发电系统.pdf

T/ZZB 02272017 I 目 次 前言 . II1 范围 . 32 规范性引用文件 . 33 术语和定义 . 44 基本要求 . 55 技术要求 . 116 检查与检验 . 127 检验规则 . 258 标志、包装、运输、贮存 . 269 质量承诺 . 26附录 A（资料性附录） 组件与逆变器容量配比推荐取值 . 28附录 B（资料性附录） 运维质量评估 . 29附录 C（资料性附录） 主要元器件安装检验记录表 . 33附录 D（资料性附录） 屋面淋（防）水试验记录表 . 37附录 E（资料性附录） 系统性能现场测试登记表 . 38 T/ZZB 02272017 II 前 言 本标准按照GB/T 1.12009给出的规则起草。 本标准由浙江省浙江制造品牌建设促进会提出并归口。 本标准由浙江省标准化研究院牵头组织制订。 本标准主要起草单位：杭州桑尼能源科技股份有限公司。 本标准参与起草单位：杭州市太阳能光伏产业协会、中国华电科工集团有限公司、浙江艾罗网络能源技术有限公司、浙江金贝能源科技有限公司（排名不分先后）。 本标准主要起草人：蒋建平、胡纯星、董国琛、刘晓明、杨琴、赵永红、秦凯、欧余斯。 本标准为首次发布。 本标准由浙江省标准化研究院负责解释。 T/ZZB 02272017 3 工业建筑光伏一体化屋面发电系统 1 范围 本标准规定了工业建筑光伏一体化屋面发电系统的术语和定义、 基本要求、 技术要求、 检查与检验、检查规则、标志、包装、运输、贮存和质量承诺。 本标准适用于新建、 扩建和改建的工业建筑屋面， 不适用于既有建筑附加式光伏系统和家庭户用式光伏系统。本标准不适用于建筑物内生产和储存火灾危险性类别为GB 50016中规定的甲、乙类的厂房和仓库，以及爆炸危险环境。 既有建筑经综合评估并采取措施保证安全后，可参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件， 仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 95 平垫圈 C级 GB/T 96 C级大平垫 GB/T 700 碳素结构钢 GB/T 1591 低合金高强度结构钢 GB/T 2518 连续热镀锌钢板及钢带 GB/T 3098 紧固件机械性能 GB/T 4237 不锈钢热轧钢板和钢带 GB 5237 铝合金建筑型材 GB/T 5574 工业用橡胶板 GB 8624 建筑材料及制品燃烧性能分级 GB/T 12754 彩色涂层钢板及钢带 GB/T 12755 建筑用压型钢板 GB/T 13912 金属覆盖层 钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波 GB/T 14978 连续热镀铝锌合金镀层钢板及钢带 GB 17467 高压/低压预装配式变电站 GB 17949.1 接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则 第1部分：常规测量 GB/T 20513 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则 GB 31247 电缆及光缆燃烧性能分级 GB 50009 建筑结构荷载规范 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50017 钢结构设计规范 T/ZZB 02272017 4 GB 50018 冷弯薄壁型钢结构技术规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范 GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范 GB 50093 自动化仪表工程施工及质量验收规范 GB 50147 电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范 GB 50168 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范 GB 50169 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范 GB 50189 公共建筑节能设计规范 GB 50217 电力工程电缆设计规范 GB 50254 电气装置安装工程 低压电气施工及验收规范 GB 50300 建筑工程施工质量验收统一标准 GB 50303 建筑电气工程施工质量验收规范 GB 50343 建筑物电子信息系统防雷技术规范 GB 50345 屋面工程技术规范 GB 50601 建筑物防雷工程施工与质量验收规范 GB 50794 光伏发电站施工规范 GB 50797 光伏发电站设计规范 GB 50981 建筑机电工程抗震设计规范 GB 51022 门式刚架轻型房屋钢结构技术规范 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 DB33/T 2004 既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则 CNCA/CTS 0004 并网光伏发电专用逆变器技术条件 T/ZZB 00912016 地面用晶体硅光伏组件 IEC/TR 60755 剩余电流驱动保护装置的一般要求 IEC 62446 并网光伏系统-系统文件、调试测试和检验的最低要求 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 工业建筑光伏一体化屋面 industrial building integrated photovoltaic roofing 同时具备屋顶功能和光伏发电功能的一体化屋面，一般由光伏组件、防排水构造层、保温层、结构层等构成。 3.2 防排水构造层 structural layer of waterproof and drainage 连接光伏组件和结构层的，具有防排水功能的构造层，如导水槽。 3.3 导水槽 guiding gutter T/ZZB 02272017 5 具有连接、 支撑和防排水作用的形成防排水构造层的金属部件。 导水槽分为纵向导水槽和横向导水槽。垂直于屋脊长度方向的导水槽为纵向导水槽。平行于屋脊长度方向的导水槽为横向导水槽。 3.4 综合电站用电率 Integrated power plant electricity rates 电站发电生产过程中设备设施消耗的电量占发电量的比例。 4 基本要求 4.1 评估 4.1.1 既有工业建筑应按 DB33/T 2004 中给出的方法和要求评估。 4.1.2 在设计阶段已考虑使用光伏建筑一体化屋面系统的工业建筑不需另行专项评估。 4.2 设计 4.2.1 构造层设计 工业建筑光伏一体化屋面的基本构造层应符合表1的要求。设计人员可根据实际情况，对基本构造层进行组合。 表1 工业建筑光伏一体化屋面发电系统基本构造层组成表 屋面类型 所需包含的基本构造层 类型 光伏组件、防排水构造层、保温层、架空隔热层、饰面板类型 光伏组件、防排水构造层、保温层、饰面板 4.2.2 荷载设计 荷载设计应满足下列要求： a) 光伏组件屋面的荷载取值应符合国家现行标准 GB 50009 的规定； b) 既有建筑屋面改造为光伏一体化屋面，应对主体结构进行安全复核验算。必要时，应采取结构加固措施。 4.2.3 屋面防水等级和排水设施要求 屋面防水等级和设防设计应满足下列要求： a) 屋面的防水应按 GB 50345 中给出的方法设计； b) 屋面的排水设施应符合 GB 50015 的有关规定； c) 应在原有屋面上增加防排水构造层，达到屋面防排水使用要求。 4.2.4 防排水构造层设计 防排水构造层设计应满足下列要求： a) 防排水构造层支架应按 GB 50009、GB 50017、GB 50018、GB 51022 中相关规定进行设计，并达到设计使用年限不小于 50 年的要求； b) 防排水构造层与结构层连接抗拉和抗剪承载力应按 GB 50017 中给出的方法进行设计； c) 导水槽应有防逆流功能设计。 T/ZZB 02272017 6 4.2.5 屋面保温隔热设计 屋面保温隔热层的厚度设计应满足下列要求： a) 已有建筑改造宜维持原厂房保温隔热效果，其保温层厚度可按建筑热工设计要求计算确定； b) 新建夏热冬冷地区，保温层可兼做隔热层，其厚度可按隔热要求计算确定； c) 应满足 GB 50189 的要求。 4.2.6 防雷接地及抗震设计 防雷接地及抗震设计应满足下列要求： a) 应按 GB 50057、GB 50343、GB 50981、GB/T 50065 中的规定进行设计； b) 光伏组件可利用光伏组件的金属边框作为接闪器。 4.2.7 防火设计 防火设计应满足下列要求： a) 建筑物内生产和储存火灾危险性类别为 GB 50016 中规定的甲、乙类的厂房和仓库，以及爆炸危险环境不应采用该系统； b) 防水垫层和保温层防火设计要求应达到 GB 50016 中的相关规定； c) 光伏方阵消防以自救为主，外援为辅，综合考虑厂区消防工作，方阵区域合理布置消防设施，逆变器室区域灭火器外置； d) 光伏组件屋面发电系统应在逆变器汇流箱集中放置区设置消防灭火装置； e) 应满足 GB 50016 的要求。 4.2.8 通风采光设计 通风采光设计应满足下列要求： a) 光伏组件与保温层之间应留有空气流通间隙； b) 屋脊、檐口、天沟、检修通道应留有空气流通间隙； c) 架空隔热层应设置通风口，采用自然通风装置不能满足要求时，应采用机械通风装置； d) 屋面应根据室内采光要求设置采光带。采光带处应设置禁止踩踏标识。 4.2.9 连接设计 连接设计应满足下列要求： a) 组件和防排水构造层的连接设计应采取防震动设计； b) 防排水构造层应与结构层可靠连接，如采用不锈钢螺栓连接； c) 光伏组件之间应预留伸缩缝； d) 光伏组件表面纵向缝隙应扣压金属顶盖，横向缝隙应嵌填密封胶条； e) 连接件与所接触材料应相容，不相容时应采取防腐蚀措施； f) 连接材料之间应采取防止摩擦产生的噪声的措施，如防滑胶垫。 4.2.10 运维通道设计 维修通道应根据屋面面积设计确定， 大型屋面纵向通道应间隔不大于20米设置一条， 横向通道应间隔不大于10米设置一条，具体屋面的检修通道密度应根据屋面尺寸、逆变器、汇流箱选型等综合确定，并考虑施工和检修荷载。 4.2.11 发电系统设计 T/ZZB 02272017 7 发电系统设计应满足下列要求： a) 系统设计应满足国家现行规范 GB 50797 的要求； b) 系统中逆变器的配置容量应与对应的光伏方阵安装容量相匹配， 逆变器允许的最大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率； c) 针对选用集中型逆变器的项目，组件与逆变器容量配比可按 1.051.35：1 设计。部分地区的容量配比参考附录 A。 4.2.12 系统安全项设计 系统安全项设计应考虑下列因素： a) 组串回路应设置直流电弧故障保护电路； b) 组串之间的线缆及公母插头应设置电弧防护措施；直流侧电缆安全防护等级应为级； c) 逆变器应具备防孤岛保护、过电压欠电压保护、防雷保护等功能； d) 交流汇流箱应具备智能监控功能、防孤岛保护以及防雷保护等功能； e) 出线柜应具备过流保护、电流速断保护、过负荷保护等功能，并网柜宜另具备故障解列、方向过流、防孤岛保护功能； f) 光伏发电站的继电保护应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的特点，并符合 GB/T 14285的规定。 4.2.13 储能设计 储能装置应结合项目情况和业主要求进行配置。如需配置，则应按GB 50797的规定进行设计，使用铅酸蓄电池时设计寿命应达到5年，使用锂电池时设计寿命应达到7年。 4.2.14 运营维护设计 运维系统设计应满足下列要求： a) 应设计运维监控系统，按“无人值班”（少人值守）的原则进行设计； b) 所采用的汇流箱、高低压开关柜、箱式变电站、逆变器等均应带有智能通信监控接口，监控系统应能采集到相关设备的主要运行参数，条件允许时可采用智能组件； c) 应设置视频安保系统，能监视整个屋面系统的状况； d) 应设置清洗装置，条件允许时可设置自动清洗装置； e) 应设置上人爬梯，条件允许时可设置上人楼梯； f) 上人爬梯口处应贴有明显的警告标识，并有防攀爬措施； g) 运维应有记录并进行运维质量评估，记录表可参考附录 B。 4.2.15 其他 应满足下列要求： a) 有阴影遮挡的屋面区域应设计铺设与光伏组件外观相协调的替代面板； b) 屋顶组串排布应使组串回路面积最小。 4.3 选材 4.3.1 光伏组件 4.3.1.1 光伏组件性能参数应符合 T/ZZB 00912016 第 5 条的要求。 4.3.1.2 光伏组件燃烧性能应达到 GB 8624 中规定的 B1 级要求。 T/ZZB 02272017 8 4.3.2 汇流箱 汇流箱选择应满足下列要求： a) 应通过国家认监委认可的认证机构认证； b) 防护等级应达到项目所在地的环境要求； c) 工作温度范围应达到-35 +60 ,工作湿度范围应达到 0 99 ； d) 预留备用线路应不少于 1 路； e) 输入回路应设有过流保护，输出回路应设有隔离保护，如隔离开关； f) 应采用光伏专用防雷模块，每个组串应配有熔丝对电池组件进行保护； g) 应设置智能检测单元模块，支持查阅方阵电压及每一支路电流等信息。 4.3.3 逆变器 逆变器选择应满足下列要求： a) 应通过国家认监委认可的认证机构认证； b) 工作温度范围应达到-25 至 60 。 c) 含变压器型的并网逆变器中国效率不得低于 96 ，不含变压器型的并网逆变器中国效率不得低于 98（微逆变器效率不低于 94 ）； d) 噪音指标应符合 NB/T 32004 的要求； e) 各项性能指标应达到 NB/T 32004，最大转换效率应符合 CNCA/CTS 0004 中的相关要求。 4.3.4 箱式变电站 箱式变电站选择应满足下列要求： a) 设计使用年限应不小于 25 年； b) 箱体的密封部位应有安全可靠的防护性能， 箱体内无裸露导体； 每测箱门外应至少设置一处明显国家标准的警告标志电力符号“止步，高压危险”； c) 散热能力应能确保箱体内温度不超过 40 ； d) 所有金属部件应进行有效接地，设有不少于二个与接地网相连的固定端子,并应有明显的接地标志。 4.3.5 高低压开关柜 高低压开关柜选择应通过CCC认证。 4.3.6 电缆 电缆选择应满足下列要求： a) 交流电缆应符合 GB 50217 的要求； b) 直流电缆应采用专用光伏电缆，安全等级为二类；电线电缆燃烧性能应达到 GB 31247 中规定的 B1 级； c) 集中敷设于沟道、槽盒中的电缆应选用阻燃电缆； d) 室外敷设电缆应采用穿管或桥架敷设，暴露在阳光下的电缆应选用防紫外线电缆。 4.3.7 防排水构造层结构件 防排水构造层结构件选择应满足下列要求： T/ZZB 02272017 9 a) 冷弯薄壁型钢、热轧型钢和钢板应符合 GB/T 700 规定的 Q235 和 GB/T 1591 规定的 Q345 级钢材，GB/T 2518 及 GB/T 14978 规定的 550 级钢材。当有可靠依据时，可采用其他牌号的钢材制作如 SGH400、SGH440。铝型材选用应符合 GB 5237.1 的要求，不锈钢选用应符合 GB/T 4237的要求。用于围护系统的屋面板及墙面板材应采用符合 GB/T 2518、GB/T 14978、GB/T 12754规定的钢板，采用的压型钢板应符合 GB/T 12755 的规定； b) 金属材料应进行表面防腐处理， 并符合 GB/T 13912、 GB 5237.2、 GB5237.3、 GB5237.5 的要求。冷弯薄壁型钢钢构件镀层的镀锌量不应低于 275 g/m2（双面） 或镀铝锌量不应低于 150 g/m2（双面）。特殊建筑物或有特殊要求时，可采用镀镁铝锌工艺，镀镁铝锌量不应低于 90 g/m2（单面）； c) 螺钉、螺栓应符合 GB/T 3098.1、GB/T 3098.6 的要求； d) 螺母应符合 GB/T 3098.2、GB/T 3098.15 的要求； e) 自攻螺钉应符合 GB/T 3098.5、GB/T 3098.21 的要求； f) 垫圈应符合 GB/T 95、GB/T 96.2 的要求； g) 橡胶材料应符合 GB/T 5574 的要求。 4.4 设备要求 检测设备应满足表2要求。 表2 关键检测设备清单表 序号 设备名称 测试内容 测试条件要求 主要技术要求 1 EL 测试仪 测试组件隐裂特性 无 相机像素：600 万 2 高精度辐照计 测试组件功率特性 辐照度700 W/m2 电流： （015）A 电压： （01000）V 电流： （020）A 电压： （01000）V 3 高精度辐照计 配合便携式 IV 测试仪使用 辐照测试误差小于 2 4 红外光谱仪 测试组件背板材料特性 无 5 照相机 检查组件外观特性 照度大于 500 lux 无 6 直尺、游标卡尺 7 万用表 组串工作电压，开路电压 辐照度700 W/m2 交直流： （01000）V 8 钳形表 组串工作电流，短路电流 交直流： （0600）V 9 光伏用安规测试仪 安规测试： 绝缘电阻， 接地连续性无 直流： （01000）V 直流： （015）A 10 电能质量分析仪 测量逆变器输出参数 无 交流： （310V450）V 交流： （03000）V 11 高精度功率分析仪 记录配电柜/逆变器输入输出参数辐照度700 W/m2 直流： （01000）V 交流： （03000）V 4.5 资质要求 4.5.1 设计单位应具备由住建部颁发的电力行业（新能源发电）设计资质证书或建筑工程设计综合甲级资质证书。 T/ZZB 02272017 10 4.5.2 施工单位应具备住建部颁发的电力工程施工总承包资质证书或机电安装工程施工总承包资质证书 或 建筑工程总承包资质证书 或 电力工程总承包资质证书 或 新能源总承包资质证书以及电监会/能源局颁发的承、装（修、试）电力设施许可证。 4.5.3 监理单位应具备住建部门颁发的工程监理综合资质证书。 4.5.4 设备及材料的检测应选择通过国家认监委认可的检测机构。 4.6 施工管理要求 4.6.1 光伏组件屋面工程施工应符合 GB 50345 的规定。 4.6.2 作业人员应持证上岗。 4.6.3 关键设备或部件进场后应按规定进行抽样检验，抽样方法见第 6 章规定。 4.6.4 施工现场管理应符合下列规定： a) 雨雪天气、五级以上大风天气禁止施工； b) 施工人员应戴安全帽、着安全服、穿防滑鞋、系安全带； c) 禁止携带火种进入施工现场； d) 禁止擅自合闸； e) 屋面周边及预留孔洞部位应设置安全护栏和安全网， 危险部位应设置安全踏板， 并采取防滑措施。 4.6.5 每道工序完成后应经施工监理单位检查验收，合格后方可进入下道工序，并对已完成工序部分采取保护措施。 4.6.6 系统支架安装工艺应符合下列要求： a) 不应强行敲打，不应气割扩孔； b) 不应破坏原有防腐层； c) 安装完成后应对焊缝进行检查并进行防腐处理。 4.6.7 光伏组件安装应符合下列要求： a) 光伏组件外观应无损伤、变形，零部件数量要求齐全； b) 安装标高、位置及安装形式应符合设计要求； c) 接地安装应符合设计要求； d) 同一组串的公母插头应为同厂家同批次产品； e) 组串连接完成后长时间不连接后端电气设备应有防水措施； f) 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位； g) 严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。 4.6.8 汇流箱箱内元器件应安装完好、无松动，开关和熔断器断开灵活、可靠，支架和固定螺栓采用镀锌件。 4.6.9 逆变器交流侧电缆相续应符合设计要求，直流侧电缆安装前应校对极性正确，接地线安装应符合设计要求。 4.6.10 电气二次系统安装应符合 GB 50794 的规定。 4.6.11 箱式变电站安装应达到下列要求： a) 本体固定应牢靠，温控装置动作可靠，指示正确，并要求传输至中控室监控系统； b) 外壳及本体接地牢固、导通良好； c) 温控器、风机及开启门用软导线可靠接地。 4.6.12 高低压开关柜安装应达到下列要求： a) 高低压开关柜的安装应符合设计要求； b) 高压开关柜的安装应符合 GB 50147 的要求； T/ZZB 02272017 11 c) 低压开关柜的安装应符合 GB 50254 的要求。 4.6.13 电缆线路施工应符合 GB 50168 的要求。 4.6.14 防雷接地施工应符合 GB 50169 的要求。 4.6.15 监控系统安装应符合 GB 50093 的要求。 5 技术要求 5.1 安装施工要求 5.1.1 防排水构造层导水槽的安装应符合下列要求： a) 两个相邻纵向导水槽的安装偏差不应大于 1 mm； b) 横向导水槽的安装偏差不应大于 5 mm； c) 导水槽与结构层的固定安装孔因安装失效而废弃时应做好防水封堵。 5.1.2 光伏矩阵安装应符合下列要求： a) 相邻组件间边缘高差不大于 2 mm，相同标高东西向全长边缘高差不大于 10 mm； b) 相邻组件间平整度不大于 2 mm，相同轴线及标高东西向全长与设计值比较不大于 5 mm。 5.1.3 汇流箱安装应符合下列要求： a) 汇流箱箱内元器件应安装完好、无松动，开关和熔断器断开灵活、可靠，支架和固定螺栓采用镀锌件，符合 GB 50254 的规定； b) 垂直度允许偏差不大于 1.5 mm/m； c) 进出汇流箱的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，所有穿箱孔洞均做防火封堵； d) 导线与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠，导线绝缘应良好，无损伤。 5.1.4 逆变器安装应符合下列要求： a) 组串式逆变器安装离地高度不应小于 500 mm。安装在屋面上时，离屋面高度不应小于 300 mm； b) 组串式逆变器应安装遮阳装置； c) 集中式逆变器交流侧电缆接线前电缆绝缘电阻不小于 2 M，电缆相序要求安装正确；直流侧电缆接线前电缆绝缘电阻不小于 2 M，校对极性正确。 5.1.5 箱式变电站安装应达到下列要求： a) 箱式变电站应能够安全而方便地进行正常的操作、检查和维护； b) 变压器隔室门打开后，应装设可靠的安全防护网或遮拦，并设有联锁装置，以防带电状态下人员进入； c) 箱式变电站本体固定应牢靠，基础平整，水平度和垂直度偏差应符合规范要求； d) 外壳及本体应与接地系统可靠连接，符合 GB 17467 的规定。 5.1.6 高低压开关柜安装应达到下列要求： a) 基础型钢安装的允许偏差应符合表 3 中要求； b) 开关柜安装的允许偏差应符合表 4 要求。 表3 基础型钢安装允许偏差值表 项目 允许偏差 mm/m mm/全长 不直度 1 5 T/ZZB 02272017 12 表3 （续） 项目 允许偏差 mm/m mm/全长 水平度 1 5 位置偏差及不平行度 - 5 表4 开关柜安装允许偏差值表 项目 允许偏差 垂直度 1.5mm/m 水平偏差 相邻两盘顶部 2mm 成列盘顶部 2mm 盘间偏差 相邻两盘边 1mm 成列盘面 1mm 盘间接缝 2mm 5.2 系统性能要求 5.2.1 系统效率 5.2.1.1 组装竣工后系统效率宜大于 78 。 5.2.1.2 系统中各部分造成的损耗应符合下列要求： a) 多晶硅组件 2 年内平均衰降率不超过 3.2 ； 单晶硅组件 2 年内平均衰降不超过 4.2 ， 薄膜光伏组件 2 年内平均衰降不应超过 5.0 ； b) 组串灰尘日遮挡损失应不大于 5 （有电站设定值时以电站设定值为准）； c) 同一组串逆变器或同一直流汇流箱串并联损失不大于 2 ； d) 直流电缆平均损耗应不大于 2 ； e) 交流电缆分段平均损耗应不大于 2 ； f) 逆变器损耗应不大于 2.0 ； g) 变压器损耗应不大于 2.0 。 5.2.2 综合电站用电率 组装竣工后检测综合电站用电率应不大于3.0 。 5.2.3 系统功率因数 当系统输出有功功率大于额定功率50 时，功率因数应不小于0.90。 5.2.4 谐波电压与谐波电流 系统接入电网后，公共连接点的谐波电压与谐波电流应满足 GB/T 14549 的规定。 6 检查与检验 6.1 施工质量验收 工业建筑光伏一体化屋面发电系统的施工质量验收应符合GB 50300、GB 50303、GB 50601的规定。 T/ZZB 02272017 13 6.2 设备现场质量检验 6.2.1 进场检验 工业建筑光伏一体化屋面发电系统工程所采用的主要材料、半成品、成品、建筑构配件、器具和设备应进行进场检验。进场的材料设备等应按相应标准进行检验或核对相关试验报告，合格证明等资料。 6.2.2 一致性检查 根据元器件采购合同，现场核对光伏组件、逆变器、汇流箱、电气二次系统、电缆、防排水构造层导水槽、气象站等关键部位的型号，铭牌参数，认证情况的一致性。记录现场检查结果，与所要求的电站规格参数进行比较，确保整个系统及部件与采购合同保持一致，对于不一致的关键部件，应附照片并做简短说明。 6.2.3 光伏组件及组串 光伏组件及组串应按表5要求进行检测。 表5 光伏组件及组串检测要求表 检测项目 抽测比例 检测内容 检测要求 组件红外检测 组串数的1 ， 选定组串内光伏组件全数检查 发现电池热斑、有问题的旁路二极管、接线盒、焊带、连接器等。 达到4.3.1.1的要求 型式检验， 组件功率检测 4片/兆瓦 现场进行功率测试，组件标称功率测试 达到5.2.1.2的a） 项要求 型式检验， 组串功率检测 组串数的10 测试整个组串的功率，分析组串功率情况 达到5.2.1.2的b） 项要求 组件EL（电致发光）检测 4片/兆瓦 对组件进行EL测试，查找存在隐裂的组件 达到4.3.1.1的要求 注：件EL（电致发光）检测的抽样比例为：对视觉观察，红外检测和功率检测发现有严重问题或功率严重衰降的组件进行全数检测。 6.2.4 汇流箱 汇流箱应按表6要求进行检测。 表6 汇流箱检测要求表 检测项目 抽测比例检测内容 检测要求 汇流箱内光伏组串短路电流，工作电流 2台 汇流箱各组串电流数据测试，偏差不应大于5 达到5.2.1.2的c）项要求 汇流箱内光伏组串开路电压检测（极性测试） 2台 检验光伏方阵的极性是否正确，偏差不应大于2 且最大偏差不超过5 V 达到5.2.1.2的c）项要求 6.2.5 逆变器 逆变器应按表7要求进行检测。 T/ZZB 02272017 14 表7 逆变器检测要求表 检测项目 抽测比例 检测内容说明 检测要求 逆变器转换效率 每型号2台 随机抽取逆变器进行效率测试，每台逆变器进行1天测试 达到5.2.1.2的f） 项要求 逆变器电能测试 5 MW1台， 少于5 MW时取1台 测试逆变器交流侧电能质量情况，谐波电压、电流，电压偏差、变动、闪变、不平衡度 达到5.2.1.2的f） 项要求 6.3 安装施工质量检验 6.3.1 防排水构造层导水槽 6.3.1.1 防排水构造层导水槽主控项目检查应符合下列要求： a) 材料质量应检查出厂合格证、质量检验报告和进场检验报告； b) 连接点应符合设计要求，并固定牢固，采用扳手检查。 6.3.1.2 防排水构造层支架一般项目检查应符合下列要求： a) 表面应平整，防腐层应完好，采用观察检查； b) 防排水构造层导水槽与外边线允许偏差为1 ，采用尺量检查。 6.3.2 光伏矩阵安装及接线 6.3.2.1 光伏组件主控项目检查应符合下列要求： a) 光伏组件质量应检查出厂合格证、质量检验报告和进场检验报告； b) 光伏组串中光伏组件的功率差采用测量检查； c) 连接件应齐全，安装牢固、可靠，采用观察检查； d) 光伏组件之间的接线应符合设计要求，采用观察检查。 6.3.2.2 光伏组件一般项目检查应符合下列要求： a) 表面应平整、洁净，接缝宽度均匀，采用观察和尺量检查； b) 相邻组件间边缘高差允许偏差为2 mm，采用尺量检查； c) 相同标高东西向全长边缘高差允许偏差为10 mm，采用尺量检查； d) 相邻组件间平整度允许偏差为2 mm，采用水准仪检查； e) 相同轴线及标高东西向全长与设计值比较不大于 5 mm，采用水准仪检查。 6.3.2.3 光伏组串电气性能检查应符合下列要求，采用调试检查： a) 相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压允许误差为2 ， 最大偏差不得超过5 V，采用测量检查； b) 在发电情况下， 应用钳形万用表对汇流箱内光伏组串的电流进行检测。 相同测试条件下且辐照度不应低于 700 W/m2时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于 5 ； c) 光伏组件串回路直流电弧保护模拟测试，采用测试检查； d) 光伏组件串电缆温度应无超温等异常情况，采用测试检查。 6.3.3 细部构造安装 6.3.3.1 细部构造主控项目检查应符合下列要求： a) 檐口、屋脊维修通道、采光带构造符合设计要求，采用观察检查； b) 光伏组件与细部构造连接部位的防水符合设计要求，采用试验检查； c) 光伏组件的固定压块与防排水构造层的连接位置允许偏差为10 mm，采用尺量检查； T/ZZB 02272017 15 d) 防排水构造层与结构层的连接位置允许偏差为5 mm，采用尺量检查。 6.3.3.2 细部构造一般项目检查应符合下列要求： a) 光伏组件横向缝隙嵌填胶应均匀平整，表面不应超过组件边框上顶面，采用观察检查； b) 金属顶盖应扣压严实，紧固密贴，外观排列整齐，不应有扣压不到位松动隆起现象，采用观察检查； c) 泛水包边的搭接要求应符合设计要求，采用观察检查； d) 光伏组件与细部构造的连接部位协调一致，采用观察检查。 6.3.4 汇流箱安装及接线 6.3.4.1 汇流箱主控项目检查应符合下列要求： a) 汇流箱型号、规格应符合设计要求，采用观察检查； b) 汇流箱接线应正确，采用调试检查； c) 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，采用调试检查； d) 汇流箱接线应牢固可靠，采用螺丝刀检查。 6.3.4.2 汇流箱一般项目检查应符合下列要求： a) 汇流箱外观无损坏和变形，采用观察检查； b) 汇流箱安装允许偏差符合设计要求，采用尺量检查； c) 汇流箱铭牌和接线安装正确，采用观察检查。 6.3.4.3 汇流箱安装及接线检测应有记录，记录表参见附录 C。 6.3.5 逆变器安装 6.3.5.1 逆变器主控项目检查应符合下列要求： a) 逆变器型号、规格、安装位置应符合设计要求，采用观察检查； b) 逆变器交流侧和直流侧电缆应绝缘，采用观察检查； c) 逆变器电缆相序和极性应正确，采用调试检查； d) 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱测有明显断开点，采用观察检查； e) 逆变器接地应牢固可靠； f) 集中式逆变器本体的预留孔及电缆管口应进行防火封堵，采用观察检查。 6.3.5.2 逆变器一般项目检查应符合下列要求： a) 逆变器外观无损坏和变形，采用观察检查； b) 逆变器安装允许偏差符合设计要求，采用尺量检查。 6.3.5.3 逆变器安装检查应有记录，记录表参见附录 C。 6.3.6 高低压开关柜安装 6.3.6.1 高低压开关柜主控项目检查应符合下列要求： a) 型号、规格应符合设计要求，采用观察检查； b) 接线应正确，采用调试检查。 6.3.6.2 高低压开关柜一般项目检查应符合下列要求： a) 外观无损坏和变形，采用观察检查； b) 安装允许偏差符合设计要求，采用尺量检查。 6.3.6.3 高低压开关柜安装检查应有记录，记录表参见附录 C。 6.3.7 监控系统安装 T/ZZB 02272017 16 6.3.7.1 监控系统主控项检查应符合下列要求： a) 监控系统型号、规格应符合设计要求，采用观察检查； b) 监控系统运行稳定、信号灵敏，采用调试检查。 6.3.7.2 监控系统一般项目检查应符合下列要求： a) 显示屏无损伤，采用观察检查； b) 显示屏图像清晰，采用观察检查。 6.3.8 气象站安装 气象站安装检查应有记录，记录可参考附录C。 6.3.9 防雷接地安装方式和质量 6.3.9.1 防雷接地应符合下列要求，采用观察和测量检查： a) 防雷装置的规格、型号、性能应符合设计要求，采用观察检查和测量检查； b) 设备应可靠接地，采用观察检查； c) 接地电阻应符合设计要求，采用测量检查。 6.3.9.2 防雷接地安装检查应有记录，记录表参见附录 C。 6.3.10 线缆铺设 电缆布线应符合下列要求，并检查隐蔽工程验收记录： a) 电缆布线应符合设计要求； b) 连接牢固，排列有序，留有适当余量； c) 输出端有明显极性标志。 6.3.11 安全和消防 安全和消防的安装检查应有记录，记录表参见附录C。相关检查应符合下列要求： a) 所有光伏组件背后应有性能标签； b) 所有设备的直流正负极应能够明显区分； c) 交流主隔离开关要有明显的标识； d) 双路电源供电的系统，应在两电源点的交汇处粘贴警告标签； e) 应在设备柜门内侧粘贴系统单线图； f) 应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护的设定细节的标签； g) 应在合适位置粘贴紧急关机程序； h) 所有的标志和标签都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。 6.3.12 淋水实验 光伏组件屋面施工完毕，应进行整体或局部淋水实验，并填写淋水实验记录。记录表参见附录D。 6.4 系统施工质量检验 6.4.1 抽样检验 6.4.1.1 系统施工质量下列项目应按全数检验进行，检查工具详见第 4.4 节： a) 光伏组件应全数检查； b) 光伏组件之间的连接点和线缆插头，应全数自检； T/ZZB 02272017 17 c) 汇流箱、逆变器应全数检查； d) 高低压开关柜、监控系统应全数检查； 6.4.1.2 系统施工质量检验抽样应按下列比例要求进行： a) 防排水构造层导水槽与结构层的连接部位，应按总数的 5检查； b) 光伏组件与防排水构造层的连接部位，应按总数的 5检查； c) 光伏组件与细部构造的连接部位，应按总数的 5检查； d) 抽样检查项存在一项不合格，此项应重新抽样检查。 6.4.2 绝缘电阻检测方法 6.4.2.1 检测对象 抽样确定的组串所在的汇流箱和光伏阵列。 6.4.2.2 抽测比例 抽测比例为10 。 6.4.2.3 检测方法 6.4.2.3.1 用绝缘电阻测试仪测试，光伏方阵正负极短路时用使用专用短路器。 6.4.2.3.2 测试方法有以下两种： a) 测试方法 1：先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻； b) 测试方法 2：测试光伏方阵正极和负极短路时对地的绝缘电阻。此方法应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。 6.4.2.3.3 对于方阵没有边框没有接地的系统（如有类绝缘），可以选择做如下两种测试： a) 在电缆与大地之间做绝缘测试； b) 在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。 注：在所有测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。 6.4.2.3.4 合格判定条件及光伏方阵绝缘性要求参见表 8，测试结果记录参见附录 E。 表8 光伏方阵绝缘性要求表 测试方法 系统电压 V 测试电压 V 绝缘电阻最小限值 M 方法1：光伏方阵正负级分边对地 120 250 0.5 120500 500 1.0 500 1000 1.0 方法2：光伏方阵正负级短路后对地 120 250 0.5 120500 500 1.0 500 1000 1.0 6.4.3 接地连续性检测方法 6.4.3.1 检测对象 抽样确定的逆变单元及选定的组串所在的汇流箱和光伏阵列。 6.4.3.2 抽测比例 T/ZZB 02272017 18 抽测比例为10 。 6.4.3.3 检测方法 利用接地电阻仪用电桥法检测选定接地点的对地电阻或连接通路的连接电阻。 需测试支架、 汇流箱、组件、逆变器室每个关键设备的接地连续性。 6.4.3.4 判定条件 接触电阻不高于0.1 ，且保证其接地电阻不高于4 ，接地电阻的测试按照GB/T 17949.1（当建设有接地网时，接地电阻测试可省略）。 注：接地连续性测试记录表参见附录