支撑与主体结构的连接应能承受光伏屋面结构传来的应力，应能有效传递至主体结构。
6.6.2 在金属屋面和瓦屋面上安装建筑光伏系统，支撑系统所承受的荷载应通过连接件传递至屋面檩条。
6.6.3 建筑光伏方阵的支撑系统与主体混凝土结构宜通过预埋件连接。预埋件的计算宜采用有限元的方法进行，也可按现行行业标准《玻璃幕墙工程技术规范》JGJ102计算。
6.6.4 建筑附加光伏发电系统的预埋件设计工作年限应与主体结构相同。
6.6.5 当光伏方阵的支撑系统与主体混凝土结构采用后加锚栓连接时，除应符合现行行业标准《混凝土结构后锚固技术规程》JGJ 145 规定之外，尚应符合下列规定：
1 锚栓连接应进行承载力现场试验和极限拉拔试验；
2 每个连接点锚栓不应少于2个，锚栓直径不应小于10mm；
3 碳素钢锚栓应进行防腐蚀处理；
4 在地震设防区应使用抗震型锚栓。
6.6.6 连接光伏组件与支撑系统的紧固件应满足抗风及耐久性要求。
7 光伏发电系统设计
7.1一般规定
7.1.1 光伏系统应结合建筑条件，综合发电量、系统效率、并网条件、用电负荷、安全和运行维护等要求进行设计，应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368的有关规定。
7.1.2用户侧并网的建筑光伏发电系统与并入公共电网的建筑光伏发电系统的接入方式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。
7.1.3 光伏发电系统的选型应根据当地电网条件、负荷性质和系统运行方式等因素确定。
【条文说明】
7.1.3光伏发电系统的选型宜按表7-1进行选择
表7-1 系统选型
系统类型 | 电流类型 | 有无储能装置 | 适用范围 |
并网光伏系统 | 交流系统 | 有 | 用于一、二类负荷供电 |
无 | 用于三类负荷供电 | ||
独立光伏系统 | 直流系统 | 有 | 偏远无电网地区，电力负荷为直流设备且供电连续性要求较高 |
无 | 偏远无电网地区，电力负荷为直流设备且供电无连续性要求 | ||
交流系统 | 有 | 偏远无电网地区，电力负荷为交流设备且供电连续性要求较高 | |
无 | 偏远无电网地区，电力负荷为交流设备且供电无连续性要求 |
7.1.4 建筑光伏系统的并网应当符合《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T 29319和《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的规定，其接入设计应当符合《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T 50865和《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T 50866的规定。
7.1.5 建筑光伏系统中逆变器、汇流箱、变压器、配电柜、无功补偿装置等应满足的使用环境条件要求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。
7.1.6 光伏系统中的所有设备和部件，应符合现行国家和行业相关产品标准的规定，主要设备应有国家相关认证机构的产品认证。
7.2光伏发电系统技术要求
7.2.1 建筑光伏发电一次系统的设备配置、母线电压设定、接线方式等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。
7.2.2 建筑光伏发电二次系统的继电保护功能、监控系统功能、并网自动化系统功能等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。
7.2.3 建筑光伏发电自用电系统的电压等级、接地方式、工作电源引接方式、供电电源配置等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。
7.2.4 建筑光伏发电直流系统应符合以下规定：
1 光伏发电系统直流侧宜配置直流故障电弧检测和保护功能；
2 直流线路耐压等级应高于光伏方阵电压的1.25倍；
3 额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；
4 满发状态下，直流线路电压损失应控制在3%以内。
7.2.5 建筑光伏系统配置的储能宜采用以电化学储能为主，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；涉及到其他储能类型，如超级电容储能系统设计应符合现行国家标准《超级电容器 第1部分：总则》GB/T 34870.1的有关规定、压缩空气储能系统设计应符合现行国家标准《电力储能用压缩空气储能系统技术要求》GB/T 43687的有关规定等。
7.2.6 建筑光伏发电储能系统的容量配置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。
7.3光伏发电系统电气设计
7.3.1 建筑光伏方阵电气系统设计，包括直流系统电压等级、逆变器接入组串或子方阵数量、方阵内线缆和组间线缆敷设等应符合现行国家标准《特殊装置或场所的要求 太阳能光伏（PV）电源系统》GB/T16895.32、地方标准《光伏建筑一体化设计要求》DB11/T 2037的有关规定。
7.3.2 建筑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，同一组串光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离散性应小于±5%，并联的各组串间总开路电压和最大功率点电压的离散性应小于±5%，可根据辐射量仿真结果，进行电气组串设计。
7.3.3 建筑光伏方阵应根据控制设备的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、环境温度、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。光伏组件串的串联数可按下列公式计算：
（7.3.3-1） | ||
（7.3.3-2） |
式中：
——光伏组件的开路电压温度系数；
——光伏组件的工作电压温度系数；
——光伏组件的串联数（取整）；
——光伏组件工作条件下的极限低温（）；
——光伏组件工作条件下的极限高温（）；
——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；
——逆变器MPPT电压最大值（V）；
——逆变器MPPT电压最小值（V）；
——光伏组件的开路电压（V）；
——光伏组件的工作电压（V）。
7.3.4 建筑光伏组件串的并联数应根据总装机容量及光伏组件串的容量确定。光伏组件并联数可按下式计算：
（7.3.4） |
式中：
——光伏组件并联个数；
——系统输出总功率（Wp）；
——单个组件最大输出功率（Wp）；
——组件串联个数。
7.3.5 建筑光伏发电系统的变压器及配电设备的选型、结构与布置等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。
7.3.6 建筑光伏发电系统的电缆敷设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。
7.4光伏发电系统发电量估算
7.4.1 光伏系统分单元发电量估算应根据站址所在地的太阳能资源情况并考虑光伏系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后确定。具体可按下式计算：
（7.4.1） |
式中：
——水平面太阳能总辐照量（kW·h/m2，峰值小时数）；
——第i单元上网发电量（kW·h）；
——标准条件的辐照度（常数=1 kW·h/m2）；
——组件安装总容量（kWp）；
——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、温度影响系数。
【条文说明】
7.4.1 非开敞式设计的BIPV系统，温度影响系数应根据热工性能仿真作为依据。
7.4.2 建筑光伏系统理论发电量的估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。
【条文说明】
7.4.2 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：
（1）
式中：
——光伏系统的总发电量（kWh）；
——第i单元上网发电量（kWh）。
7.4.3 建筑光伏系统能效、光伏发电单元能效、光伏组件效率、光伏组件串联失配率、光伏组串并联失配率、线缆损耗、光伏逆变器转换效率以及变压器效率等的技术要求、测试方法及计算方式宜采用现行国家标准《光伏发电效率技术规范》GB/T 39857的有关规定。
7.5防雷与接地
7.5.1 建筑光伏系统应采取防雷措施，以防止或减少雷电造成的危害，保护人身和设备安全，所采取设施不应遮挡光伏组件。
7.5.2 新建建筑光伏系统的防雷等级应与建筑本身的防雷等级一致。建筑物屋面光伏方阵接闪器应与建筑物防雷系统进行综合设计。太阳能光伏系统防雷接地系统应符合现行国家标准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》等相关标准有关规定。
7.5.3 既有建筑改造光伏系统时，改造后建筑防雷等级应不低于原建筑建成时的防雷等级。
7.5.4 屋面工程的防雷设计、建筑光伏系统采用的接闪器、引下线及接地体应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057、《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512、《光伏建筑一体化系统防雷技术规范》GB/T 36963、《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368及其他标准的相关规定，应根据建筑防雷等级要求、现场土壤条件和气候条件进行选择。
7.5.5 等电位及防雷接地应可靠连接并有效贯通，连接点间的连接电阻不应高于0.1Ω。
【条文说明】
7.5.5 连接点包括：
1 组件边框间和（或）与下部支撑结构间的等电位连接及其与接地主干网间的连接；
2 逆变器、汇流箱及其他布置于建筑屋面或墙体的电气设备与接地主干网间的连接；
3 光伏建筑一体化防雷体系与建筑主体结构防雷体系间的连接。
7.5.6 建筑光伏系统防雷装置利用钢筋混凝土屋面、梁、柱、基础内的钢筋作为引下线和接地装置时，接地装置材料规格及尺寸应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064和《建筑电气与智能化通用规范》GB 55024等有关规定。
7.5.7 建筑光伏发电系统电气装置、设施的金属部件应进行等电位连接并接地。光伏阵列接地装置应连续、可靠，太阳能光伏发电系统的接地应为共用接地系统，其电阻值应与建筑物主体保持一致。
8 光伏发电系统接入
8.1一般规定
8.1.1 建筑光伏系统并网应符合现行国家标准《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319和《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定。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。
8.1.2 建筑光伏系统应满足本地区并网要求，各并网点电压等级宜根据装机容量按表8.1.2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8.1.2 光伏系统并网电压等级
序号 | 容量（kW） | 电压等级 |
1 | S≤8 | 220V/单相 |
2 | 8<S≤500 | 380V/三相 |
3 | 500<S≤6000 | 10kV/三相 |
4 | S>6000 | 35kV及以上/三相 |
8.1.3 光伏系统接入电网的方式应根据光伏系统的容量及电网承载运行具体情况，在接入系统设计中通过经济比较后确定，接入方式可参考表8.1.3进行设计，具体实施需与供电部门协商。
表8.1.3 光伏系统接入电网方式
序号 | 并网方式 | 用电方式 | 适用范围 |
1 | 自然人户用分布式光伏 | 可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式 | 公共连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏 |
2 | 非自然人户用分布式光伏 | 可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式 | 公共连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏 |
3 | 一般工商业分布式光伏 | 可选择全部自发自用或自发自用余电上网 | 公共连接点电压等级为10千伏（20千伏）及以下、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏 |
4 | 大型工商业分布式光伏 | 全部自发自用 | 公共连接点电压等级为35千伏、总装机容量不超过20兆瓦或公共连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量不超过50兆瓦的分布式光伏。 |
5 | 集中并网方式 | 光伏电站所发电量，全部 | 应用于大型屋顶电站，建筑负荷不稳 |
续表8.1.3
序号 | 并网方式 | 用电方式 | 适用范围 |
上网，以并网电价形式计量 | 定、不能完全消纳且离变电所较近的场所。 |
8.2系统运行
8.2.1 建筑光伏系统并网运行技术规范应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368和《光伏系统并网技术要求》GB/T19939的有关规定。
8.2.2 建筑光伏系统在满足以下条件时宜采用自发自用离网运行模式：
1 电力需求较高且用电模式与光伏发电模式相匹配的建筑，如大型商业中心、工业设施等；
2 建筑在白天有较高的电力需求（如办公楼、商场等），此时光伏发电可在高峰期直接供电；
3 建筑具备智能用电管理系统，能够在光伏发电量高时优先调动建筑内部大功率设备（如空调、热水器等）运行；
4 建筑配备高效储能系统，能够在光伏发电高峰期储存多余电能，以满足夜间或阴雨天气的用电需求。
8.3智能运行
8.3.1 中、大型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参考现行国家标准《智能光伏发电站 第1部分：总则》GB/T 44228.1的有关规定。
8.3.2 建筑光伏发电的监控计量系统应符合现行国家标准《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368、《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137和《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448的有关规定。
8.3.3 建筑光伏系统宜配置与智能控制终端相兼容的通用数据接口，可接受智能控制终端对光伏系统离并网接入模式的远程切换控制。该终端能对光伏系统工作范围内的环境参数、电气参数、设备工作状态、系统经济性进行实时数据监测与计算，使光伏系统在安全可靠的条件下尽量以经济性最优模式运行。
8.3.4 建筑光伏系统宜配置智能调配系统，该系统能根据监控计量系统的实时数据，自动调整光伏系统发电量和电网供电量的配比，优化电力供应。
8.3.5 建筑光伏系统的运行维护宜采用人工智能、物联网等智能运维技术，运行方式可采用如：智能微电网、虚拟电厂与光储直柔等先进技术，提升能源管理效率与可再生能源利用率。
【条文说明】
8.3.5 智能运行技术可以是：
1 虚拟电厂智能运行技术能通过信息技术整合建筑光伏系统与周边分布式能源资源（如电动汽车、热泵等），实现集中管理与优化调度的系统；
2 光储直柔智能运行技术能将光伏发电与储能系统直接连接，实时调节电力供应与需求的灵活接入方式，确保建筑在用电高峰和低谷时的供电稳定。
8.4安全及保护
8.4.1 并网建筑光伏系统的安全及保护要求应参考现行国家标准《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939的有关规定。
8.4.2 并网建筑光伏系统应具有自动检测功能及并网切断保护功能并满足以下规定：
1 在公共电网接口处的电压超出表8.4.2规定的范围时，光伏系统应停止向公共电网送电；
表8.4.2 异常电压的响应
电压（公共电网接口处） | 最大分闸时间 |
U <50% UN | 0.10s |
50% UN≤U<85% UN | 2.00s |
85% UN≤U≤110% UN | 保持运行 |
110% UN<U<135% UN | 2.00s |
135% UN≤ U | 0.05s |
注：最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向公共电网送电的时间，UN为额定电压。
2 建筑光伏系统在公共电网接口处频率偏差超出规定限值时，频率保护应在0.2s内动作，将光伏系统与公共电网断开；
3 当公共电网失压时，防孤岛效应保护应在2s内完成，将建筑光伏系统与公共电网断开；
4 建筑光伏系统对公共电网应设置短路保护。当公共电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的1.5倍，应在0.1s内将光伏系统与公共电网断开；
5 非逆流并网建筑光伏系统应在公共电网供电变压器次级设置逆流检测装置。当检测到的逆电流超出逆变器额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.5s至2s内将光伏系统与公共电网断开。
8.4.3 建筑光伏系统应根据系统接入条件和供电部门要求选择安装电网保护装置并应符合国家现行标准《光伏（PV）系统电网接口特性》GB/T 20046和《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的有关规定。
8.4.4 当公用电网电能质量超限时，建筑光伏系统应自动与公用电网解列，在公用电网质量恢复正常后的5min之内，光伏系统不得向电网供电。
8.4.5 建筑光伏发电系统交流侧电气装置过电压保护和接地应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064和《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065的有关规定。
8.4.6 建筑光伏系统应具有漏电保护和漏电火灾报警系统的功能并满足现行国家标准《低压配电设计规范》GB 50054的有关规定。
8.4.7 中、大型建筑光伏监控系统的设计和配置应符合现行国家标准《分布式光伏发电系统远程监控技术规范》GB/T34932的有关规定。
9 给排水设计
9.1一般规定
9.1.1 光伏组件清洗宜使用再生水。
【条文说明】
9.1.1 设置中水处理、雨水回用等设施，出水水质满足车辆冲洗标准的场所，优先使用再生水作为清洗水源。
9.1.2 光伏组件排水宜采用有组织排水，设置独立的收集管道，就近排入雨水系统。
9.1.3 屋面排水和防水应符合现行国家标准《建筑给水排水设计规范》GB 50015 的规定。
9.1.4 光伏系统各组成部分在建筑中的位置应合理确定，满足其所在部位的建筑防水、排水、雨水、隔热及节能、美观等功能要求。
【条文说明】
9.1.4 建筑设计应与光伏系统设计同步进行。建筑设计根据选定的光伏系统类型，确定光伏组件形式、安装面积、尺寸大小、安装位置及方式；了解连接管线走向；考虑辅助能源及辅助设施条件；明确光伏系统各部分的相对关系。然后，合理安排光伏系统各组成部分在建筑中的位置。光伏组件安装在建筑屋面、阳台、墙面或其他部位时，不应造成局部积水、防水层破坏、渗漏和影响建筑保温、隔热及美观等功能要求。
9.2屋面排水
9.2.1 光伏组件不应影响安装部位建筑雨水系统设计，不应造成局部积水、防水层破坏、渗漏等情况。
9.2.2 在建筑屋面上安装光伏的组件，基座形式应利于屋面排水，避免与屋面排水方向垂直的条形基座。
【条文说明】
9.2.2 屋面上安装光伏组件还应符合以下要求：
1 采用自动跟踪型和手动调节型支架可提高系统的发电量。自动跟踪型支架还需配置包括太阳辐射测量设备、计算机控制的步进电机等自动跟踪系统。手动调节型支架经济可靠，适合于以月、季度为周期的调节系统；
2 屋面上设置光伏方阵时，前排光伏组件的阴影不应影响后排光伏组件正常工作。另外，还应注意组件的日斑影响；
3 在建筑屋面上安装光伏组件支架，应选择点式的基座形式，以利于屋面排水。特别要避免与屋面排水方向垂直的条形基座；
4 光伏组件基座与结构层相连时，防水层应包到支座和金属埋件的上部，形成较高的泛水，地脚螺栓周围缝隙容易渗水，应作密封处理；
5 基座部位应做附加防水层。附加层宜空铺，空铺宽度不应小于200mm。为防止卷材防水层收头翘边，避免雨水从开口处渗入防水层下部，应按设计要求做好收头处理。卷材防水层应用压条钉压固定或用密封材料封严。
9.2.3 当暴雨强度超出设计承受程度，发生淤寒或组件接线盒、接线端子浸泡等特殊情况时应有相应的应急处理设施，防止发生事故，保障建筑运行需求。
9.3光伏水密性
9.3.1 光伏建筑一体化设计时，应满足以下规定：
1 承担防水功能的光伏采光顶，水密性能设计值不应低于150Pa。宜选择适当的结构单元进行水密性试验：系统设计时，宜考虑淋水试验要求并确定淋水试验的淋水量和淋水方向，参照GBT21086中给出的方法进行淋水试验；
2 封闭式光伏幕墙的水密性设计值不应低于700Pa。宜选择适当的结构单元进行水密性试验并按照GB/T 21086的要求进行淋水试验。
10 工程施工
10.1一般规定
10.1.1 工程施工前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。施工单位应结合工程自身特点，制定施工安全、职业健康管理方案和应急预案，室外工程应根据需要制定季节性施工措施，施工时应严格执行并应符合下列要求：
1 施工作业人员必须按照国家规定经过专门的安全作业培训并取得特种作业操作资格证书后，方可上岗作业；
2 建筑节能工程采用的材料、构件和设备，应在施工进场进行随机抽样复验，复验应为见证取样检验。当复验结果不合格时，工程施工中不得使用；
3电气设备以及钢筋、水泥等材料应存放在干燥、通风场所。在屋顶、楼面的临时堆放应均匀、有序摆放，不得集中放置；
4 施工现场临时用电应符合现行国家标准《建设工程施工现场供电安全规范》GB50194和现行行业标准《建筑与市政工程施工现场临时用电安全技术标准》JGJ46的有关规定并经验收合格后，方可使用；
5 六级及以上大风、浓雾等恶劣天气应停止露天起重吊装和高处作业。
【条文说明】
10.1.1 建设部《房屋建筑工程和市政基础设施工程实行见证取样和送检的规定》（建建〔2000〕211号）文件规定，“重要的试验项目应实行见证取样和检验，以提高试验的真实性和公正性”《民用建筑节能条例》第十六条“施工单位应当对进入施工现场的墙体材料、保温材料、门窗、采暖制冷系统和照明设备进行查验;不符合施工图设计文件要求的，不得使用。”
对于建筑节能效果影响较大的材料和设备应实施进场抽样复验以验证其质量是否符合要求。现场复验是对进入施工现场的材料、设备等在进场验收合格的基础上，按照有关规定从施工现场抽样送至实验室进行部分或全部性能参数的检验并应见证取样检验，即施工单位在监理或建设单位见证下，按照有关规定从施工现场随机抽样，送至有相应资质的检测机构进行检测并应形成相应的复验报告。
由于抽样复验需要花费较多的时间和费用，故复验数量、频率和参数应控制到最少，主要针对那些直接影响节能效果的材料、设备的部分参数。当复验的结果出现不合格时，则该材料构件和设备不得使用。
抽样方法、数量及复验要求应按现行国家标准《建筑节能工程施工质量验收标准》GB50411执行。
为防止已经验收合格的设备、构件和原材料在仓储过程中发生性能改变. 需要根据产品的性质来确定防雨、防潮、防刮、防撞、防锈等措施。
为避免在屋顶、楼面安装光伏发电系统时的施工荷载超过屋面的承载能力而对屋面造成破坏，本条规定施工所用的各类设备、构件和材料应均匀摆放，避免荷载集中且应根据施工工序，合理有序地安排设备、构件和材料的吊运，避免集中堆放。必要时，在设计阶段应验算屋顶在施工工况下的结构强度。
10.1.2 采用脚手架施工时，宜与主体结构施工用脚手架相结合。当需单独搭设脚手架时，应编制专项施工方案并应符合《建筑施工脚手架安全技术统一标准》GB51210等相关标准的规定。
【条文说明】
10.1.2光伏发电系统施工时所需脚手架的搭设方式、脚手架与建筑主体结构之间的间隙，会根据项目设计的不同而有差异，与建筑主体结构施工时所需脚手架的要求也不尽相同。因此，采用脚手架进行光伏发电系统的安装时，须与土建施工单位协商制定脚手架方案。
10.1.3 光伏组件的输出电缆不得发生非正常短路。连接完成或部分完成的建筑光伏系统，遇有光伏组件破裂的情况应及时设置限制接近的警示牌并由专业人员处置。
10.1.4 在坡度大于10￮的坡屋面上安装施工时，应设置专用踏脚板。
10.1.5 连接无断弧功能的开关时，不应在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开。
10.1.6 安装建筑光伏系统的建筑主体结构应完成验收。
【条文说明】
10.1.6 安装建筑光伏系统的建筑主体结构，应完成验收。一方面是保证建筑光伏发电的系统安装施工和运行的安全，另一方面是避免新建建筑物在光伏发电系统安装结束后验收不便。现行常用的主体结构验收国家规范有《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300、《砌体结构工程质量验收规范》GB 50203、《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204、《钢结构工程施工质量验收 标准》GB 50205、《屋面工程质量验收规范》GB50207等。
10.1.7 测量放线工作除应符合现行国家标准《工程测量规范》GB50026的有关规定外，尚应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T 51368的有关规定。
10.1.8 已经安装完成的建筑光伏系统的构件和设备，应采取覆盖等保护措施，线路连接要逐一检查合格后，再撤掉保护措施，光伏组件支架、电缆支架应有可靠接地并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 的规定。
【条文说明】
10.1.8 在光伏系统的汇流箱、接线盒等处设有注明“当汇流箱从光伏逆变器断开后，汇流箱内的器件仍有可能带电”或相似内容文字。
10.1.9 光伏方阵处应设警告标识并应按设计要求可靠地固定在支架或连接件上。系统、方阵和组件串等的所有汇流箱、接线盒均应设带电警示标签。
10.1.10 光伏系统的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 的规定。电缆线路施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收标准》GB 50168的规定。
【条文说明】
10.1.10 应特别注意极性不能接错。导线电缆连接不能太紧，需留有余量，以免冬天温度降低时形成接触不良，甚至拉断电缆。方阵输出的正、负极和接地线需用不同颜色的导线电缆连接，以免混淆极性，造成事故。
10.1.11 太阳能系统的施工安装不应破坏建筑物的结构、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。
【条文说明】
10.1.11 进行太阳能系统的施工安装，保证建筑物的结构和功能设施安全是重中之重，应放在第一位，特别在既有建筑上安装系统时，如果不能严格按相关规范进行土建、防水、管道等部位的施工安装，很容易造成对建筑物的结构、屋面、地面防水层和附属设施的破坏，削弱建筑物在寿命期内承受荷载的能力，所以，必须予以充分重视。
10.1.12 施工过程及相关试验的资料应完整、齐全。
【条文说明】
10.1.12 施工过程记录和相关试验记录应由施工方在施工过程中收集整理，作为工程施工过程的取证和验收的依据。工程验收合格后，应移交给业主，作为竣工资料的组成部分。
10.1.13穿过楼板、屋面和墙面的电缆防水套管与建筑主体结构之间的缝隙应进行防水处理。
10.2土建工程
Ⅰ 基座
10.2.1 混凝土工程、钢结构工程、铝合金工程的施工应符合现行国家标准的有关规定。
10.2.2安装在建筑物上的建筑光伏系统基座应与建筑主体结构可靠连接。
【条文说明】
10.2.2 一般情况下，光伏组件或方阵的承重基座都是在屋面结构层上现场砌筑(或浇筑)。对于在既有建筑上安装的建筑附加光伏发电系统工程，需要揭开建筑面层做基座，因此将破坏建筑原有的防水结构。基座完工后，被破坏的部位应重新做防水工程。
10.2.3既有建筑光伏系统在安装施工过程中破坏的防水层需要重新修复，应不低于原有防水性能且符合《屋面工程质量验收规范》GB 50207的要求。
【条文说明】
10.2.3 不少建筑光伏系统工程采用预制支架基座，直接放置在建筑屋面上，易对屋面造成损害，应附加防水层和保护层。
10.2.4 基座应按设计要求的位置、数量设置，基座应牢固、整齐。
10.2.5 预埋件安装到位后，应采取有效措施对预埋件进行固定并进行隐蔽工程验收。预埋件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实；钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，应按设计要求的防腐级别涂上防腐涂料并妥善保护。
10.2.6 平板型预埋件和后置锚固连接件锚板在安装时，标高允许偏差不应大于±10m，平面位置允许偏差不应大于±20m；槽型预埋件在安装时，标高允许偏差不应大于±5m，平面位置允许偏差不应大于±10mm。设计无要求时，按照上述要求：设计有更高要求时，应根据设计要求。
Ⅱ 支架
10.2.7 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剖扩孔，热镀锌钢构件，不宜现场切割、开孔。
10.2.8 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。支架安装的尺寸允许偏差应符合表10.2.8的规定。
表10.2.8 支架安装的尺寸允许偏差
项目名称 | 允许偏差 |
中心线偏差 | ±2mm |
梁标高偏差(同组) | ±3mm |
立柱面偏差(同组) | ±3mm |
平屋顶支架倾斜角度 | ±1° |
【条文说明】
10.2.8 本条提出安装支架前混凝土强度的要求，主要是考虑以下两个方面：为了避免出现因在预埋件上焊接产生的高温膨胀造成混凝土裂纹及影响其载荷能力，要求混凝土强度达到70%以后才能进行上部支架焊接。因支架的重量较轻，荷载较小，没有规定支架混凝土强度需达到100%才允许安装支架。由于支架大多采用镀锌件，若破坏了镀锌层，将降低支架的使用寿命，因此应避免现场切割、开孔等破坏镀锌层的施工。若镀锌层被破坏，应采取相应的防腐补救措施。对支架安装的定位尺寸偏差提出要求，主要是考虑支架安装后的整体观感和对组件安装质量的影响。根据计算，组件安装后角度偏差在±1°时，对组件的效率影响不大，故对支架的安装角度提出此要求。对于斜屋顶，组件一般采取随屋顶角度安装的方式，因此没有对斜屋顶安装支架的倾斜度提出要求，如设计采用考虑发电效率按最佳倾角安装的方式，则应按平屋顶支架倾斜角度的偏差值进行控制。
10.2.9 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《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的有关规定。
Ⅲ 连接部件
10.2.10 支架连接部件的施工偏差应符合下列规定：
1 混凝土基座的尺寸允许偏差应符合表10.2.10-1的规定。
表10.2.10-1混凝土基座的尺寸允许偏差
项目名称 | 允许偏差(mm) |
轴线 | ±10 |
顶标高 | 0，-10 |
截面尺寸 | ±20 |
2 锚栓、预埋件的尺寸允许偏差应符合表10.2.10-2的规定。
表10.2.10-2锚栓、预埋件的尺寸允许偏差
项目名称 | 允许偏差(mm) | |
锚栓 | 中心线位置 | ±5 |
标高(顶部) | ±20，0 | |
预埋钢板 | 中心线位置 | ±10 |
标高 | 0，-5 | |
3 金属屋面夹具的尺寸允许偏差应符合表10.2.10-3的规定。
表10.2.10-3金属屋面夹具的尺寸允许偏差
项目名称 | 允许偏差(mm) |
轴线 | ±10 |
顶标高 | 0，-10 |
外形尺寸 | ±5 |
【条文说明】
10.2.10 安装支架的连接部件的施工偏差不仅影响光伏发电系统的结构安全，还会影响后续支架的安装质量。因此在此施工环节应严把质量关，为后续支架安装提供便利条件。本条对不同连接构件施工偏差的限定，主要参照《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204、《光伏发电站施工规范》GB 50794、《太阳能
发电站支架基础技术规范》GB 51101 等现行国家标准和通过对行业普遍的施工水平调研而来。
10.2.11 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》JGJ102和《玻璃幕墙工程质量检验标准》JGJ/T139的有关规定。光伏采光顶连接部件和构件的安装施工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。光伏遮阳连接部件和构件的安装施工应符合现行行业标准《采光顶与金属屋面技术规程》JGJ255和《建筑遮阳通用要求》JG/T274的有关规定。
10.3光伏组件安装
10.3.1 光伏组件安装应符合下列规定：
1 光伏组件的拆箱和搬运应按照产品的相关操作说明进行；
2 安装前应对各光伏组件进行检查，测量每个组件的开路电压、短路电流等技术参数；
3 组件应按照其技术参数进行分类，使最佳工作电流相近的串联在一起，最佳工作电压相近的并联在一起；
4 应用钢螺栓或专用卡件将所有的组件固定在安装支架上；
5 按照组件串并联的设计要求，用导线将组件的正、负极进行连接，导线电缆之间的连接必须可靠。宜用带保护皮的不锈钢夹、绑带、鞍形夹或耐老化的塑
料夹将电缆固定在管子或方阵支架上。接线完毕后，应盖上接线盒盖板。当有多个子方阵时，接线可通过分线盒或接线箱集中后输出；
6 太阳能光伏电池板的安装方位角和光伏电池倾角应对照设计要求进行核查，安装误差应在±3°以内；
7 光伏组件与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙，不得被施工杂物等填塞；
8 光伏组件上正、负极和各种类型传感器接线应正确，压接应牢固，接线盒应采取防水措施。
【条文说明】
10.3.1 太阳能集热器和光伏电池板安装方位角和倾角与设计要求的容许安装误差。检验安装方位角时，应先使用罗盘仪确定正南向，再使用经纬仪测量出方位角。检验安装倾角则可使用量角器测量。方位角和倾角对太阳能集热器的集热量光伏电池的工作效率影响较大。
10.3.2在坡屋面结构安装时，埋设在坡屋面结构层内的预埋件，应在结构层施工时埋入，位置应准确。预埋件应做防腐处理，在光伏方阵安装前妥善保护，其周边的防水连接构造必须严格按设计要求施工，不得渗漏。
10.3.3 光伏幕墙的安装应符合下列规定：
1 光伏幕墙的安装应符合现行国家标准《建筑幕墙》GB/T21086、《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》JGJ102、《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，对其建筑视觉效果、建筑安全、电气安全进行评估后方可施工；
3 玻璃幕墙的造型和立面分格应符合设计要求；
4 幕墙玻璃品种、厚度、颜色、光学性能以及组件夹层玻璃中PVB夹层胶片的厚度应符合设计要求和现行产品标准的有关规定；
5 光伏幕墙与主体结构连接的各种预埋件、连接件、紧固件必须安装牢固，其数量、规格、位置、连接方法和防腐处理必须符合设计要求，预埋件的误差应按设计要求进行复查。预埋件的标高偏差不应大于10mm，预埋件位置差不应大于20mm；
6 光伏幕墙应无渗漏；
7 光伏幕墙与玻璃幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测。
10.3.4 组件的接线应符合下列要求：
1组件安装和移动的过程中，不应拉扯连接线；
2施工时，各类设备、装置的正负极严禁短接；
3组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损；
4组件之间连接线不应承受外力且应进行绑扎，整齐、美观；
5组件在运输安装过程中，不应被踩踏、坐卧、撞击或置放物品；
6进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位；
7对组串完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好并做好警示；
8严禁在雨天进行组件的连线工作。
10.3.5 方阵的接线应符合以下要求：
1组件间连接件应连接牢固；
2 组串连接后应检测组串的开路电压和短路电流；
3方阵间的跨接线缆应穿管进行保护。
10.4电气安装
10.4.1 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。
10.4.2 光伏系统的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 的规定。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》GB50147的有关规定。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》GB50254 的有关规定。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。电缆线路施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收标准》GB 50168 的规定。
10.4.3 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。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。二次设备、盘柜的安装及接线应符合设计要求和现行国家标准《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。直流系统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 的有关规定。
10.4.4 汇流箱的安装应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的有关规定。
【条文说明】
10.4.4 安装前，应检查汇流箱的防护等级，元器件的品牌和型号符合是否设计图纸要求。在运输、保管过程中，箱内元器件及连线有可能损坏或松动，应进行检查。汇流箱在进行电缆接引时，如果光伏组件串已经连接完毕，那么在光伏组件串两端就会产生直流高电压；而逆变器侧如果没有断开点，其他已经引接好的光伏组件串电流可能会从逆变器侧逆流到汇流箱内，很容易对人身和设备造成伤害。所以在汇流箱的光伏组件串电缆引接前，需确保没有电压，确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。具体要求如下：
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入端子,后接光伏组件接插件。
10.4.5 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》GB 50171 的有关规定外，尚应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的有关规定。
【条文说明】
10.4.5 建筑光伏系统可能会在不同区域安装不同规格、型号的逆变器，要求在逆变器安装前按照图纸进行复核，以免安装位置出现错误，造成不必要的返工。单列柜与接地扁钢之间至少应选取两点进行连接，以做到重复接地，保证系统接地的可靠性。本条对逆变器安装使用的环境提出相应的要求，这对保证安装质量和设备安全是必要的（如为了防止设备受潮，提出安装地点的屋面、楼板等不得有渗漏现象）。逆变器交流侧电缆接引至升压变压器低压侧或直接接入电网后，不便于电缆绝缘和相序的校验，直流侧电缆的极性和绝缘同样非常重要，故在接引前应仔细检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性，做好施工记录。逆变器的直流侧电缆连接时，部分光伏组件串已经串接完毕，此时会产生很高的直流开路电压。为保证人身安全，应在逆变器直流侧电缆接线前，确认逆变器直流侧前端有明显的断开点，做好安全防护措施，具体要求为：
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。
10.4.6 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，桥架向外的坡度应大于5%并在槽盒底部设置泄水孔；
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。
10.4.7 环境监测仪、通信电缆布线应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的规定。
10.5系统调试
10.5.1 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发电系统的联合调试。光伏发电系统的调试应有调试记录。
10.5.2 设备和系统调试前，应完成安装工作并验收合格；确认设备接线正确无误、牢固无松动且符合设计要求，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。
10.5.3 对照系统设计图纸和设备配置清单进行检查，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，应符合低压电力系统设计规范和并网光伏系统设计规范的规定：并网光伏系统与电网间在联结处应有明显的带有标志的可视断开点，应通过变压器等进行电气隔离。
10.5.4 系统绝缘性能应按下列要求与方法进行检查：
1 将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC500V欧姆表测量主回路各极性与地或外壳的绝缘电阻，应不小于1MΩ；
2 将光伏方阵、接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪测量主回路各极性与地或外壳的绝缘耐压，应能承受 AC2000V、1min工频交流电耐压，无闪络、无击穿现象；
3 在现场对并网光伏系统的主要设计工作特性进行验证检验，应符合设计要求。
10.5.5 采用适当的方法测量地面与方阵电缆之间的绝缘电阻，若方阵输出端装有防雷器，测试前应将防雷器的接地线从电路中脱开，测试完毕后再恢复原状。
10.5.6 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 32034的方法进行，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/m2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%。
【条文说明】
10.5.6 光伏组件串在串接过程中，可能会出现接插头反装，因而导致光伏组件串的极性反接现象，在测试过程中，应对此项进行认真检测。相同规格型号的光伏组件串完毕后，在相同测试条件下，其电压、电流偏差不应太大，若电压超出正文规定，应对光伏组件串内的光伏组件进行检查，必要时可对组件进行更换调整。
10.5.7 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，应符合《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368有关规定。
【条文说明】
10.5.7 本条规定了逆变器在投入运行之后，投、退汇流箱的顺序，主要是为防止带负荷拉刀闸。
10.5.8 逆变器调试应符合现行国家标准《光伏发电站施工规范》GB 50794及《建筑光伏系统应用技术标准》GB/T51368的有关规定。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。
10.5.9 电化学储能系统的调试除应符合国家现行标准《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、《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。
10.5.10 建筑光伏系统无功补偿装置的设备调试应符合现行国家标准《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 34931 中的有关规定。
10.5.11 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》GB 50150 的有关规定。
10.5.12 二次系统调试应符合下列要求：
1 二次系统的调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合；
2 二次系统的调试内容主要应包括：计算机监控系统、继电保护系统、远动通信系统、电能量信息管理系统、不间断电源系统等；
3 计算机监控系统的调试应符合下列要求：
1）计算机监控系统设备的数量、型号、额定参数符合设计要求，接地可靠；
2）遥信、遥测、遥控、遥调功能准确、可靠；
3）计算机监控系统防误操作功能准确、可靠；
4）计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能正确；
5）光伏发电系统智能设备的运行状态和参数等信息均准确反映到监控画面上。
4 继电保护系统的调试应符合下列要求：
调试时应符合现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995的相关规定；继电保护装置单体调试时，检查开入、开出、采样等元件功能正确且校对定值正确；开关在合闸状态下模拟保护动作，开关跳闸且保护动作准确、可靠，动作时间符合要求；
1）继电保护整组调试时，检查实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致；
2）站控层继电保护信息管理系统的站内通信、交互等功能实现正确；站控层继电保护信息管理系统与远方主站通信、交互等功能实现正确；
3）调试记录齐全、准确。
5 远动通信系统的调试应符合下列要求：
1）远动通信装置电源稳定、可靠；
2）站内远动装置至调度方远动装置的信号通道调试完毕且稳定、可靠；
3）调度方遥信、遥测、遥控、遥调功能准确、可靠且满足当地传输方式的要求。
6电能量信息管理系统的调试应符合下列要求：
1）电能量采集系统的配置满足当地电网部门的规定；
2） 光伏发电系统关口计量的主、副表，其规格、型号及准确度相同且通过当地电力计量检测部门的校验并出具报告；
3）光伏发电系统关口表的CT、PT通过当地电力计量检测部门的校验并出具报告；
4）光伏发电系统投入运行前，电度表由当地电力计量部门施加封条、封印；
5） 光伏发电系统的电量信息能实时、准确反馈到当地电力计量中心。
10.5.13 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要求：
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，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、二相输出交流电流波形符合要求，逆变器运行应正常；
