深圳市太阳能光伏与建筑一体化设计施工与验收规范.doc

SZJG深圳经济特区技术规范SZJG XXXXXX深圳市太阳能光伏与建筑一体化设计施工与验收规范Code for design，construction and acceptance of building mounted PV of Shenzhen征求意见稿2012/11/27XXXX - XX - XX发布XXXX - XX - XX实施深圳市住房和建设局发布DBXX/ XXXXXXXXX目次前 言II1总则22规范性引用文件23术语34规划设计35建筑设计36结构设计57电气设计58施工99验收12前 言本规范由深圳市住房和建设局提出及归口。本规范主要起草单位：深圳市创益科技发展有限公司本规范参与起草单位： 本规范主要起草人：本规范自20XX年X月X日起实施。16引 言深圳市太阳能光伏与建筑一体化设计施工与验收规范1 总则1.1 为规范太阳能光伏系统（简称为光伏系统）在深圳地区建筑中的安全应用，促进光伏系统与建筑一体化的推广，制定本规范。1.2 本规范适用于新建、改建和扩建的民用建筑光伏系统工程，以及在既有民用建筑上安装或改造已安装的光伏系统工程的设计、施工、验收和运行维护。1.3 民用建筑光伏系统设计施工与验收除应符合本规范外，还应符合国家现行有关标准规范的规定。1.4 太阳能光伏与建筑一体化工程设计应遵循安全可靠、环保节能、造型美观、结构轻巧稳定、拆换维修方便及经济性原则。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 199392005光伏并网技术要求GB/T 20047.1光伏（PV）组件安全鉴定第一部分：结构要求GB/T 20514光伏系统功率调节器效率测量程序GB/T 21086 建筑幕墙GB 22473/T储能用铅酸蓄电池GB/Z 24846交流电气设备预防性试验规程GB 50009建筑结构荷载规范GB 50016建筑设计防火规范GB 5005310KV及以下变电所设计规范GB 50054低压配电设计规范GB 50057 建筑物防雷设计规范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 50205钢结构工程施工质量验收规范GB 50212建筑防腐蚀工程施工及验收规范GB 50217电力工程电缆设计规范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CNCA/CTS00012011光伏汇流箱技术规范CNCA/CTS 00042009A并网光伏发电专用逆变器技术条件CNCA/CTS 0004-2010并网光伏发电系统验收基本要求DL 5009电力建设安全工作规程JB/T 11139锰酸锂蓄电池模块通用要求JB/T 11140磷酸亚铁锂蓄电池模块通用要求JGJ 33建筑机械使用安全技术规程JGJ 46施工现场临时用电安全技术规范JGJ 80建筑施工高处作业安全技术规范JGJ 102 玻璃幕墙工程技术规范JGJ/T 139 玻璃幕墙工程质量检验标准JGJ 145混凝土结构后锚固技术规程JGJ 203 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ255采光顶与金属屋面技术规程JG/T 231建筑玻璃采光顶SJ/T 11127光伏（PV）发电系统过电压保护导则IEC 61215地面用晶体硅光伏组件(PV) 设计鉴定和定型IEC 61646地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型3 术语民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ 203界定的术语和定义适用于本文件。4 规划设计4.1 新建、改建和扩建的民用建筑光伏系统工程设计应纳入建筑工程设计，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与建筑工程同时投入使用。4.2 在既有建筑上改造或安装光伏系统应按照建筑工程审批程序进行专项工程的设计、施工和验收。4.3 采用光伏系统的新建、改建、扩建民用建筑，应根据建设地点的地理位置、气候特征及太阳能资源条件进行合理的规划设计，确定建筑的布局、朝向、间距、群体组合和空间环境。4.4 安装光伏系统的建筑宜协调相邻建筑或建筑本身的建筑日照标准。光伏组件在建筑群体中的安装位置应合理规划，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。 4.5 建筑立面安装光伏阵列的主要朝向宜为南向或接近南向。4.6 应结合建筑功能、建筑外观以及周围环境条件进行光伏组件类型、安装位置、安装方式和色彩进行选择。4.7 对光伏组件可能引起的二次辐射光污染等环境影响应进行预测并采取相应的措施。幕墙安装的光伏组件其反射比不应大于0.3。5 建筑设计5.1 一般规定5.1.1 光伏系统设计应与建筑设计密切配合，共同确定光伏系统各项性能要求及各组成部分在建筑中的位置。5.1.2 光伏系统设计应综合考虑负荷性质、用电容量、工程特点、规模以及所在建筑的供配电条件，合理确定设计方案。 5.1.3 建筑设计应为光伏系统的安装、使用、维护和保养等提供必要的承载条件和空间。5.1.4 建筑体型及空间组合应为光伏系统接收更多的太阳能创造条件。5.1.5 光伏系统的设计应不影响室内采光要求。5.1.6 光伏系统中，同一个逆变器接入的光伏组串的阵列朝向、安装倾角宜一致；不同类型、不同朝向的组串应接入不同的逆变器5.1.7 并网光伏系统光伏阵列的朝向及倾角应使其全年接受的太阳辐射最大。离网光伏系统光伏阵列的朝向及倾角应保证冬至日接受的太阳辐射最大。深圳地区屋顶安装并网光伏系统光伏阵列倾角宜采用20。5.2 构造设计5.2.1 新建、改建、扩建民用建筑的建筑结构设计应满足光伏系统的荷载传递和安装要求，在既有建筑上增设或改造光伏系统，必须进行建筑结构和电气的安全复核，满足建筑结构及电气的安全性要求。5.2.2 安装光伏组件的建筑部位应采取相应的构造措施，确保该部位的建筑防水、排水、建筑隔热及保温效果不受影响。5.2.3 光伏组件或板块及其支承结构不宜跨越主体结构的变形缝。在与主体结构变形缝相对应部位设计的构造缝，应能适应主体结构变形的要求。5.2.4 蓄电池、并网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，并应对承重的构件进行强度与变形验算。5.2.5 柔性基底光伏组件的安装不需要考虑其对原结构的附加载荷。5.2.6 光伏组件的构造及安装应符合通风降温要求，减少由于温度升高而引起光伏系统发电效率降低。5.2.7 光伏系统的控制机房宜采用自然通风，当不具备条件时应采取机械通风措施，保证机房内设备能正常工作。5.2.8 屋面安装普通型光伏构件时，光伏组件最低点距硬质地面不宜小于300mm，并应对承载力、基础的强度和稳定性进行验算。5.2.9 受盐雾影响的安装区域和场所，应选择符合使用环境的材料及部件作为支撑结构，并采取相应的防护措施。5.2.10 金属支架杆件应满足防腐要求，钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层厚度应不小于65 。5.2.11 铝合金支架应进行表面防腐处理，可采用阳极氧化处理措施。5.3 安全要求5.3.1 安装在建筑各部位的光伏组件，应具有带电警告标识及相应的电气安全防护措施，并应满足该部位的建筑围护、结构安全和电气安全要求。5.3.2 光伏组件应具有防撞击、坠落的安全防护设施。5.3.3 光伏系统的防火设计应符合国家标准建筑设计防火规范GB 50016中的规定。5.3.4 光伏与建筑一体化功能的建筑物的防雷设计，应符合国家标准建筑物防雷设计规范GB 50057的规定。6 结构设计6.1 在平屋面上、坡屋面上、阳台或平台上、墙面上及建筑幕墙上安装的光伏系统，其构造设计应符合民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范 JGJ 203、玻璃幕墙工程技术规范JGJ102、采光顶与金属屋面技术规程JGJ255的要求。6.2 光伏系统结构荷载取值应符合建筑结构荷载规范GB 50009的规定。6.3 屋面支架杆件挠度应满足以下要求：a) 铝合金型材支架杆件不大于L/180；b) 钢结构型材支架杆件不大于L/250。注：L为支架杆件两支座之间的跨度。6.4 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、检修荷载和地震等作用的承载能力，并按照相关规范的规定进行设计和验算。6.5 光伏系统的支架和连接件的结构设计应符合下列规定：a) 非抗震设计时，应计算系统自重和风荷载作用效应；b) 抗震设计时，应计算系统自重、风荷载和地震作用效应。6.6 当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。6.7 连接件与其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。6.8 支架基座设计应进行抗滑移和抗倾覆等稳定性验算。6.9 光伏阵列与主体结构采用后加锚栓连接时，应符合混凝土结构后锚固技术规程JGJ 145的相关规定。6.10 安装光伏系统的预埋件设计使用年限应与主体结构相同。6.11 支架、支撑金属件和其它的安装材料，应根据光伏系统设定的使用寿命选择相应的耐候性能材料并应采取适宜的维护保养措施。7 电气设计7.1 一般规定7.1.1 电气设计应综合考虑负荷性质、用电容量、建筑特点、规模以及所在地的供配电条件，合理确定设计方案。7.1.2 光伏系统宜采用并网光伏系统设计，根据实际需要也可采用离网系统设计。7.1.3 电气设计应保障安全、供电可靠、技术先进和经济合理。7.1.4 光伏系统由光伏组件、汇流箱、配电柜、逆变器（适用于交流系统）、电能存储系统及其充电控制装置（适用于带有储能装置的系统）、监控系统组成。7.1.5 光伏系统电能质量在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变频率等方面应满足国家标准要求。7.1.6 光伏组件的串联数和并联数应根据环境温度、光伏组件的电性能参数、逆变器的性能参数确定。 7.1.7 电气设备宜安置在配电室内，需满足配电柜、仪表柜、逆变器及蓄电池等运行环境要求。7.1.8 光伏发电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，主要设备应有国家批准的认证机构的产品认证。7.1.9 设备的安装位置应满足相应产品提出的使用温度、安装间距或通风量的要求，设备周围不宜设置其它无关电气设备或堆放杂物，设备间的距离应不小于设备厂商要求的最少距离。7.1.10 室外安装的配电设备、逆变设备等的防护等级应不低于IP65。7.2 电气设备要求7.2.1 光伏组件要求7.2.1.1 同一组串内，光伏组件的短路电流和最大工作点电流的离散性应小于2.5%。并联的各光伏组串间总的开路电压和最大功率点电压的离散性应小于5%。7.2.1.2 晶体硅光伏组件应符合地面用晶体硅光伏组件(PV) 设计鉴定和定型IEC 61215的规定， 薄膜光伏组件应符合地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型IEC 61646的规定。7.2.1.3 作为幕墙或采光顶的双玻光伏组件，应满足建筑用安全玻璃 第3部分 夹层玻璃 GB 15763.3的要求。7.2.1.4 晶体硅组件全光照面积的光电转换效率（含组件边框面积）14.5%，非晶硅薄膜组件7%，CIGS薄膜组件10%。7.2.1.5 光伏组件初始功率（出厂前）应不低于组件标称功率。晶体硅组件衰减率在2年内不高于2%，25年内不高于20%。非晶硅薄膜组件衰减率在2年内不高于4%，25年内不高于20%。7.2.2 汇流箱要求汇流箱应符合光伏汇流箱技术规范CNCA/CTS0001-2011的规定。7.2.3 逆变器要求7.2.3.1 并网逆变器应符合并网光伏发电专用逆变器技术条件CNCA/CTS 00042009A、光伏系统功率调节器效率测量程序GB/T 20514及光伏系统并网技术要求GB/T 19939的规定。7.2.3.2 离网逆变器应满足设计要求。7.2.4 蓄电池要求7.2.4.1 若采用铅酸蓄电池，则性能要求应符合国家标准储能用铅酸蓄电池GB/T 22473的规定。7.2.4.2 若采用锰酸锂蓄电池，则性能要求应符合行业标准锰酸锂蓄电池模块通用要求JB/T 11139的规定。7.2.4.3 若采用磷酸亚铁锂蓄电池，则性能要求应符合行业标准磷酸亚铁锂蓄电池模块通用要求JB/T 11140的规定。7.2.5 充放电控制器要求7.2.5.1 控制器应具有如下保护功能:a) 欠压断开、充满断开并恢复供电；b) 能够承受负载短路、充放电控制器内部短路的电路保护；b) 能够承受负载、光伏组件或蓄电池极性反接的电路保护；c) 能够承受在多雷区由于雷击引起的击穿保护；d) 能防止蓄电池通过光伏组件反向放电的保护。7.2.5.2 对于工作环境温度变化大的情况，控制器应当具有温度补偿功能。7.2.5.3 系统应当为用户提供蓄电池的充满、欠压和负载切离等荷电状态指示。指示器可以是发光二极管(LED)，也可以是模拟或数字表头或者是蜂鸣告警。这些设备必须带有明显的指示或标志。7.2.5.4 控制器最大空载损耗不得超过其额定充电电流的1%。7.2.5.5 充电或放电通过控制器的电压降不得超过系统额定电压的5%。7.2.5.6 当蓄电池从电路中去掉时，控制器在1 h内必须能够承受高于光伏组件标称开路电压1.25倍的冲击。7.2.5.7 控制器必须能够承受1 h高于光伏组件标称短路电流1.25倍的冲击。7.2.5.8 控制器可根据设计需要具有时控、光控的功能。7.3 系统设计7.3.1 系统分类7.3.1.1 光伏系统按是否接入公共电网分为下列两种系统：1 并网光伏系统；2 离网光伏系统。7.3.1.2 光伏系统按是否具有储能装置分为下列两种系统：1 带有储能装置系统；2 不带储能装置系统。7.3.1.3 光伏系统按装机容量分为下列三种系统：1 小型系统，装机容量不大于20 kWP的系统；2 中型系统，装机容量在20kWP至100kWP（含100 kWP）之间的系统； 3 大型系统，装机容量大于100 kWP的系统。7.3.2 并网系统设计7.3.2.1 并网系统设计宜采用用户侧并网系统。7.3.2.2 光伏系统与公用电网并网，应符合国家现行标准光伏系统并网技术要求GB/T19939的相关规定。7.3.2.3 并网光伏发电系统与电网在联接处应有明显的带有标志的分界点。7.3.2.4 光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），开关箱（柜）内应安装具有可视断点的隔离开关和断路器。隔离开关应采用可视断点的机械开关。7.3.2.5 通信与电能计量装置的设计应符合民用建筑太阳能光伏系统应有技术规范JGJ 203的相关规定。7.3.3 离网系统设计7.3.3.1 离网系统设计时应综合考虑负载需求、负载种类、负载的重要性、设备负载接地要求及气象条件等因素。7.3.3.2 离网系统的直流电压可选择：DC12V/ DC24V/ DC48V/ DC110V/ DC220V；输出电压可选择：AC220V/AC380V。7.3.3.3 可分为集中式供电与分布式供电。7.3.3.4 离网系统设计基本原则：a) 系统设计应根据平均天气条件下每天的基本负载进行设计；b) 离网系统光伏阵列大小应根据一年中气候条件最差的季节所需来计算，应确保蓄电池全年能达到全满状态；c) 蓄电池大小应根据其自给容量计算；d) 并联蓄电池组数不宜超过4个。7.4 系统防护设计7.4.1 并网光伏系统防护设计应符合光伏系统并网技术要求GB/T 199392005中第6章的规定。7.4.2 离网光伏系统防护设计应相关国家标准、行业标准的要求。7.5 监控系统设计7.5.1 监控系统对光伏发电系统进行实时监测，由数据采集器、逆变器、传感器、显示屏、通讯及信号电缆及电脑等组成。7.5.2 监控系统应能监测以下参数：a) 环境参数：日照辐射强度、环境温度、风速等；b) 组件温度、发电功率、累计发电量；c) 光伏系统直流侧电压、电流，交流侧的电压、电流、频率等；d) 开关量：监控涉及的全部开关量，包括与断路器相关的程控、联锁、报警、动态画面等信号开关量，当采用微机型保护装置时，有关开关量可采用数字通信方式；e) 事件顺序记录：断路器事故跳闸或继电保护动作的开关量。7.5.3 监控系统宜具备根据负载和电网情况自动控制电气系统的功能。7.5.4 监控系统应能存储和查询历史运行信息和故障记录。7.5.5 监控系统应提供友好的人机操作界面与监测显示界面。7.5.6 监控系统应提供接入远程监控的接口，监控软件应与操作系统相兼容。7.5.7 监控系统应确保网络及软件系统安全，系统应有防计算机网络病毒的措施。7.5.8 监控系统的供电电源应稳定可靠，宜设置一套交流不间断电源。7.6 线路设计7.6.1 光伏发电系统的系统线路设计应符合低压配电设计规范GB 50054的要求。7.6.2 光伏组件或阵列连接电缆及其输出总电缆应符合国家现行标准光伏（PV）组件安全鉴定第一部分：结构要求GB/T 20047.1 的相关规定。7.6.3 线路设计应满足防火要求。7.6.4 电缆的路由应进行优化设计，在满足线路隐蔽、可靠连接、施工检修和维护方便的基础上尽量减少电缆的用量。7.6.5 电缆导体材质、绝缘类型、绝缘水平、护层类型、导体截面等应符合电力工程电缆设计规范GB 50217中的相关规定。7.6.6 直流线路的选择应符合下列规定： a) 耐压等级应高于光伏阵列最大输出电压的1.25倍； b) 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阵列的标称短路电流的1.25倍； c) 线路损耗应控制在2%以内。8 施工8.1 一般要求8.1.1 光伏系统施工前，应对现场施工条件进行勘察，经检查合格后方可进行施工。8.1.2 光伏系统应按批准的设计图纸和技术文件进行施工。8.1.3 光伏系统应按施工组织设计方案平面布置图中规定的位置摆放构件和材料，配置施工机具。8.1.4 设备和材料的规格应符合设计要求,不得在工程中使用未经鉴定和不合格的设备材料。8.1.5 对设备进行开箱检查，其合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。8.1.6 安装光伏系统时，应及时对材料、设备进行保护，对可能造成影响已完成的相关部分采取保护措施8.2 支架安装8.2.1 钢结构光伏支架施工应符合现行国家标准钢结构工程施工质量验收规范GB 50205的要求。8.2.2 防腐施工应符合现行国家标准建筑防腐蚀工程施工及验收规范GB 50212，各部件的防腐镀层要求应满足设计要求。8.2.3 光伏支架梁柱连接节点应保证结构的安全可靠。8.2.4 光伏支架安装位置应准确，允许偏差应符合设计要求。8.3 电气系统施工8.3.1 一般要求8.3.1.1 电气系统施工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。8.3.1.2 电气安装过程中，应做好相应的标识（线号、正负极等）、记录（电压、电流）。8.3.1.3 电气安装完毕，应断开相应位置的开关，并按照国家标准交流电气设备预防性试验规程GB/Z 24846的规定，做相关的交接试验和预防试验。8.3.2 光伏组件安装8.3.2.1 组件安装前应作如下准备工作：a） 光伏支架的安装工作应通过质量验收；b） 组件的型号、规格应符合设计要求；c） 组件的外观及各部件应完好无损；d） 应根据厂家提供的测试报告进行匹配、分类；e） 安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底且持证上岗。8.3.2.2 光伏组件的安装应符合以下要求：a） 应按设计要求可靠地固定在支架上。b） 应便于排水、清洁； c） 应便于组件的拆卸和更换；d） 应严格遵守生产厂家指定的安装条件；e） 组件周边的防水连接构造必须严格按设计要求施工，且不得渗漏；f） 组件安装允许偏差应符合设计要求；g） 组件连接线应进行绑扎，应保证整齐、美观；h） 不应在组件安装和移动的过程中拉扯导线，且连接线不应承受外力；i） 在存放、搬运、安装等过程中不得碰撞受损。组件吊装时，其底部应衬垫木，背面不得受到碰撞和重压。8.3.3 汇流箱安装8.3.3.1 汇流箱安装前应做如下准备：a) 检查汇流箱内元器件完好，连接线无松动；b) 汇流箱的所有开关和熔断器宜断开。8.3.3.2 汇流箱安装应符合以下要求：a) 安装位置应符合设计要求；b) 接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求；c) 进线端及出线端与汇流箱接地端之间的绝缘电阻应不小于2M（DC1000V）；8.3.4 逆变器安装8.3.4.1 逆变器安装前应作如下准备：a) 检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，外观完好无损；b) 运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求；c) 大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。8.3.4.2 逆变器的安装与调整应符合下列要求：a) 逆变器与基础之间固定应牢固可靠，逆变器底部宜高出抹平地面100mm；b) 安装在震动场所的逆变器应按设计要求采取防震措施；c) 逆变器内专用接地排必须可靠接地，100 kW及以上的逆变器应保证两点接地；金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地；d) 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点，电缆极性正确、绝缘良好；e) 逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序；f) 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵；g) 逆变器的安装使用环境应满足对通风、湿度、屏蔽、电磁干扰等的要求。8.3.5 其它设备安装8.3.5.1 其它设备安装应符合设计文件和生产厂家说明书及订货技术条件的有关要求。8.3.5.2 其它设备安装应符合国家标准10KV及以下变电所设计规范GB 50053的规定。8.4 电缆布线施工8.4.1 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规范GB 50168的相关规定。8.4.2 组件阵列的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量，组件的布线方式应符合设计图纸的规定，导线规格应符合设计要求。8.4.3 构件布线完毕，应按施工图检查核对布线是否正确。8.4.4 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。8.4.5 电缆应隐藏在支撑结构或专用线槽中，并应便于维修。8.4.6 穿过屋面或外墙的电线应设防水套管，并有防水密封措施。8.5 防雷与接地8.5.1 光伏系统防雷与接地系统的安装应符合电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB 50169的相关规定和设计文件的要求。8.5.2 光伏发电系统和并网接口设备的防雷和接地，符合光伏（PV）发电系统过电压保护导则SJ/T 11127的规定。8.5.3 对需要接地的光伏发电系统设备，应保持接地的连续性和可靠性。接地装置的接地电阻值必须符合设计要求。当以防雷为目的的进行接地时，其接地电阻应小于10。光伏发电系统保护接地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，其接地电阻不大于4。8.6 施工安全措施8.6.1 进入施工现场人员应自觉遵守现场安全文明施工纪律规定，各施工项目作业时应严格按照电力建设安全工作规程DL 5009、建筑施工高处作业安全技术规范JGJ 80、建筑机械使用安全技术规程JGJ 33及施工现场临时用电安全技术规范JGJ 46的相关规定执行。8.6.2 安装施工机具在使用前，应进行严格检查。8.6.3 非作业人员严禁擅自进入危险作业区域。8.6.4 所有电气设备都必须有可靠接地或接零措施，对配电盘、漏电保护器应定期检验并标识其状态，使用前进行确认。8.6.5 施工过程中，应尽量减少交叉作业。 8.6.6 现场焊接作业时，应采取防火措施。8.6.7 施工安装人员应采取防触电措施，严禁在雷雨天进行组件的连线工作。8.6.8 光伏系统安装施工时还应采取以下安全措施：a) 不得在光伏组件表面上作业；b) 光伏组件在安装时表面应铺遮光板，遮挡阳光，防止电击危险；c) 光伏组件的输出线缆不得非正常短路；d) 对无断弧功能的开关进行连接时，不得在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通正负极或断开；e) 连接完成或部分完成的光伏系统，遇有光伏组件破损的情况应及时设置限制接近的措施，由专业人员处置；f) 电路接通后应注意热斑效应的影响，不得局部遮挡光伏组件；g) 在坡度大于10的坡屋面上安装施工，应设置专用踏脚板；h) 标识、警告和特殊说明，必须置于明显位置，以示警告。标识的形状、颜色、尺寸和高度应符合相关要求。8.7 系统调试8.7.1 光伏系统验收前应对系统进行调试。8.7.2 系统调试前应检查以下项目：a) 光伏阵列、配电柜、逆变器安装；b) 系统布线、配管；c) 系统防雷接地。8.7.3 通电调试前应检查所有线路无破损，接线牢固，确认接线及设备无误后通电试运行。8.7.4 光伏系统应按设计要求调试，内容包括光伏阵列、配电系统、数据采集系统、监控系统及整体系统调试。8.7.5 调试必须使用绝缘工具，系统调试过程中应确保人身安全。软件系统调试宜使用备用电源，确保不会出现系统非法断电导致无法修复。8.7.6 调试运行后，试运行不得少于5天。9 验收9.1 一般要求9.1.1 新建建筑光伏系统工程为建筑