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DB11／T 1773-2020 分布式光伏发电工程技术规范.pdfa) 不应影响屋面雨水排放 b 光伏组件基座与屋面结构层相连时，基座的强度应符合设计要求，基座与建筑主体结构连接应 牢固，并应进行防水处理，其防水制作应符合GB50345的规定； C 在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； d) 光伏系统的引线穿过屋面、阳台、墙体等处应预埋防水套管，并作防水密封处理，穿墙管线不 应设在结构柱处，
5.2.3.8平屋面上设置光伏组件应满足以下要求：
a）采用安装型光伏组件时宜按最佳倾角设计； b）光伏组件可采用固定式或可调节式安装支架； 光伏组件的周围屋面、检修通道、屋面的出入口和光伏方阵之间的人行通道上部应敷设保
5.2.3.9坡屋面上设置光伏组件应满足以下要
GB/T 20719.44-2010 工业自动化系统与集成 过程规范语言 第44部分：定义性扩展 资源扩展DB11/T 17732020
a）光伏组件、构件宜采用顺坡镶嵌、钩挂或顺坡架空等安装方式； b）在坡屋面上安装光伏组件时，宜采用建材型光伏构件； C 建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应设计合理的构造措施，符合屋面整体的保温、防水 等围护结构功能要求
a）安装在阳台或平台栏板上的光伏组件宜有适当的倾角； b）安装在阳台或平台栏板上的光伏组件支架应与主体结构上的连接件可靠连接； c在阳台或平台栏板安装光伏组件时，应采取保护人身安全的防护措施。
5.2.3.11墙面上安装光伏组件应满足以下要习
a）光伏组件支撑结构应与墙面结构可靠连接； b）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： c）对安装在墙面上提供遮阳功能的光伏构件，应符合室内遮阳系数的要求。
5.2.3.12光伏幕墙方阵设计应满足以下要
a） 应选用建材型光伏构件； b) 光伏构件尺寸与幕墙分格尺寸应相协调，光伏构件表面颜色、质感应与幕墙协调统一； 光伏幕墙不应降低整体建筑幕墙的抗风压性能、水密性能、气密性能、平面内变形性能、空气 隔声性能、耐撞击性能等要求； d 光伏幕墙系统不应降低墙体和整体围护结构的保温节能效果； e 光伏幕墙设计应符合组件的散热要求： 应考虑设置维修、清洗的设施与通道； 光伏幕墙支撑结构体系设计应符合电气布线的安全和维护要求，对室内可透光位置如采光顶、 透光幕墙、发电窗等，应兼顾玻璃采光性能，还应考虑隐藏线缆和接线盒，符合美观和安全的 要求； h 光伏幕墙的热工性能应符合建筑节能的要求： 1 光伏幕墙的结构安全和防火性能应符合JGJ102的要求； 1 由建材型光伏构件构成的雨篷、檐口和采光顶，应符合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要求。
分布式光伏发电系统用光伏组件应符合GB/T9535、GB/T18911、JG/T492和JG/T535的要
3.2.2当采用1500V电压系统时，电缆的绝缘性、护套厚度，椭圆度，绝缘电阻，热延伸，耐 雾、成束燃烧试验的差异，应通过1500V电缆相关测试要求。
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5.3.2.3光伏组件与组串汇流箱、光伏组件与组串逆变器之间的电缆宜采用单芯电缆，电缆应符合 NB/T42073的规定。 5.3.2.4集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆，进入建筑内部的电缆应不低于原有建 筑对电缆防火等级的要求。
5.3.2.6控制电缆或通讯电缆不宜与电力电缆敷设在同一电缆沟内，当无法避免时，应各
3.2.6控制电缆或通讯电缆不宜与电力电缆敷设在同一电缆沟内，当无法避免时，应各置一侧 用防火槽盒或防火隔板进行分隔
5.3.2.7电缆及穿线管在穿越防火分区、楼板、墙体的洞口等处应采取防火封堵。
5.3.2.7电缆及穿线管在穿越防火分区、楼板、墙体的洞口等处应采取防火封堵。
光伏汇流箱应具有下列保护功能： a）应设置隔离式电源保护装置、隔离式分组接地装置及有关防雷保护装置； b）汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆 流保护，则后级可不做防逆流保护； 汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施： d）宜设置雷击信息、接地信息、环境信息等的监测装置； e 汇流箱检测装置应符合电磁兼容性要求： 光伏汇流箱应具有低残压、低残流的雷电防护能力，宜采用对接电阻值不限制，且防护性能好 的隔离式防雷接地汇流装置。
3.4.1分布式光伏发电系统所选用并网逆变器技术要求应符合GB/T37408的规定，其中微型逆 术要求应符合NB/T42142的规定
技术要求应符合NB/T42142的规定。 5.3.4.2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，独立光伏系统逆变器的总 额定容量应根据交流侧负荷最大功率及负荷性质确定。并网逆变器的数量应根据实际安装条件，光伏系 统装机容量与单台并网逆变器额定容量，并结合并网逆变器允许接入的电流、电压值来确定，超配系数 不宜大于1.7。逆变器最大直流输入功率应符合公式（1）规定：
+++SN SN≥E K. K. K
SINV≥E S1 +32 K K.
式中： S、S2、SN一—组件标称功率（W）； K、K2、K一一超配系数。 5.3.4.3薄膜光伏组件方阵有正负极接地要求时，应采用带隔离变压器的隔离型逆变器。
应符合逆变器输出额定功率和接入电压等级的
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b）隔离变压器的容量应与变器输出额定功率相匹配，且不宜小于逆变器输出额定功率； c）隔离变压器电网侧接线组别及接地方式应与接入电网相匹配； d）宜选用低损耗、低谐波的隔离变压器。
5.3.4.5逆变器的通风及空气调节应符合下列要求
a）室外安装时，宜背阴放置或增加遮阴措施； 逆变器的环境温度应控制在设备允许范围内； C 逆变器安装室内应有通风设施，确保逆变器产生的废热能排离设备； 出风口的朝向根据当地主导风向确定； e）进出风口应有防尘，防雨，防植物飞絮等措施。
5.3.5蓄电池与充放电控制设备
5.3.5.1分布式光伏发电系统可根据需求选配储能装置，储能装置容量应根据系统参数与用户需求确 定，并应符合向负载提供持续、稳定电力的要求。 5.3.5.2分布式光伏发电系统配置的储能电池组容量应根据负载功率、额定电压、工作电流、日平均 用电时数、连续阴雨天数、储能电池的类型及其电气特性等参数确定。储能电池的总容量可按公式（2） 计算：
DXFXP. 'C UxK.
式中： C一一 储能电池总容量（kWh）； D 最长无日照期间用电时数（h）； F 储能电池放电效率的修正系数，通常为1.05； P。 一一 负载功率(kW）； U 一一 储能电池的放电深度，通常为0.5～0.8； K 一一 综合效率系数，包括储能电池的放电效率，控制器、逆变器以及交流回路的效率，通常为 0.7~0.8。 3.5.3 储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、技 条件等因素选择，并应符合下列规定： a 宜选用循环寿命长、充放电效率高、自放电小等性能优越的储能电池； b) 宜选用大容量单体储能电池，减少并联数；储能电池串并联使用时，应由同型号、同容量、同 制造厂的产品组成，并应具有一致性； C 储能系统应具有电池管理系统。宜具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充 放电管理等功能； d 充放电控制器应具有短路保护、过负荷保护、过充（放）保护、欠（过）压保护、反向放电保护、 极性反接保护及防雷保护等功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能； e）充放电控制器应符合电磁兼容性要求。
式中： Cc 储能电池总容量(kWh）； D 最长无日照期间用电时数(h）； F 储能电池放电效率的修正系数，通常为1.05； Po 负载功率（kW）； L 储能电池的放电深度，通常为0.5～0.8； Ka 综合效率系数，包括储能电池的放电效率， 0. 7~ 0. 8 。
5. 4. 1 一般规定
市式光伏发电系统发送的电能质量应符合公用电
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5.4.1.2分布式光伏发电系统应具备与电力调度部门之间进行数据通信的能力，通信系统应符合电网 安全运行对电力通信的要求。 5.4.1.3分布式光伏发电系统接入电网时，其继电保护、通信和电能计量装置等接入方案应满足当地 电网的要求。 5.4.1.4分布式光伏发电系统接入电网时，除应符合GB/T33599、GB/T33342的要求外，还应满足 下列要求： a）光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间、公共电网与负荷之间应设置隔离装置，隔离装置应具 有明显断开点指示及同时切断中性线功能。 b） 光伏系统在并网处设置的并网专用低压开关箱（柜）应设置隔离开关和断路器，断路器应采用 可视断点的机械开关。 c）并网专用开关箱（柜）应设置专用标示和“警告”、“双电源”提示性文字和符号。 5.4.1.5分布式光伏发电并网系统应在并网点设置专用的计量装置，并应符合DL/T5137和DL/T448 的相关规定
5. 4. 2 变压器
5.4.2.1分布式光伏发电系统升压主变压器的选择应符合GB20052、GB24790、DL/T5222的规定。 .4.2.2分布式光伏发电系统升压主变压器的选择还应符合下列要求： a）当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器； b）主变压器容量可按光伏系统的最大连续输出容量进行选取，宜选用标准容量。
5. 4. 3电气主接线
5.4.3.1分布式光伏发电系统母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。 5.4.3.2分布式光伏发电系统内10kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。 就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。 5.4.3.3当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合DL/T620 的规定。
5.4.4.1分布式光伏发电系统宜设置蓄电池组，向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不间 断电源装置、断路器合闸机构及直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。 5044的规定执行
5.4.5无功补偿装置
5.4.5.1分布式光伏发电系统的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原则 配置。光伏系统无功电源特性应符合GB/T29321的要求。 5.4.5.2并联电容器装置的设计应符合GB50227的规定。 5.4.5.3无功补偿装置宜选用成套设备，其性能应符合GB/T29321的要求， 5.4.5.4无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力
5.4.6过电压保护和接地
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5.4.6.1分布式光伏发电系统的升压站区、就地逆变升压室的过电压保护和接地应符合DL/T620和 DL/T621的规定。 5.4.6.2光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金 属构件。 5.4.6.3光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应满足GB50797的规定。 5.4.6.4光伏组件金属边框应与金属支架进行可靠的电气连接，且单个金属支架应至少在两端接地 当采用非金属支架时，光伏组件金属边框应使用引下线与接地网直接连接。 5.4.6.5对于室外布置的箱式逆变器和变压器等设备，宜充分利用其箱体金属外壳对设备进行雷电防 护：当采用非金属箱体时，应设置接闪器对设备进行防护
5. 4. 7 并网要求
4.7.1除发生电气故障或接收到来自电力调度部门的指令以外，分布式光伏发电系统同时切除 应在电网允许的最大功率变化率范围内，
5.4.7.2电压与无功调节应符合下列要求：
a）应结合无功补偿类型和容量进行接入系统方案设计： b）小型光伏系统输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数不应小于0.98（超前或滞 输出有功功率在20%～50%时，功率因数不应小于0.95（超前或滞后）
5. 4. 8 电能质量
5.4.8.1直接接入公用电网的分布式光伏发电系统应在并网点装设电能质量在线监测装置；接入用户 侧电网的光伏系统的电能质量监测装置应设置在关口计量点。电能质量数据应储存一年以上。 5.4.8.2分布式光伏发电系统接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接 点注入的谐波电流应符合GB/T14549的规定。 5.4.8.3分布式光伏发电系统接入电网后，公共连接点的电压应符合GB/T12325的规定。 5.4.8.4分布式光伏发电系统引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合GB/T12326的规定。 5.4.8.5分布式光伏发电系统并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合GB/T15543的规定 5.4.8.6分布式光伏发电系统并网运行时，向电网馈送的直流电流分量最大不应超过其交流额定值的 0.5%。
5.4.9.1分布式光伏发电系统的保护应符合GB/T14285的规定，且应符合可靠性、选择性、灵敏性和 速动性的要求。 5.4.9.2分布式光伏发电系统应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与 电网侧线路保护相配合。 5.4.9.3在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，分布式光伏发电系统防孤岛效应保护动作时间 应小于电网侧线路保护重合闸时间
根据分布式光伏发电系统的装 其电能计量应满足当地电网要求
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艮据分布式光伏发电系统的装机容量，其监控系统应满足当地电网要求。
5.6.1分布式光伏发电系统设置快速关断装置时，应在显著位置明确标识快速关断装置类型、功能和 操作说明。当一个项目使用两种及以上快速关断装置时，应分别标识，并应清晰标识控制区域分布图。 快速关断装置宜设置在易于观察和操作的位置
5.6.3.1分布式光伏发电系统防雷保护应符合以下规定：
a）建筑上安装的光伏系统应采取防雷措施，并应作为建筑电气防雷设计的一部分，防雷等级 和防雷措施应按GB50057的相关规定执行： b）分布式光伏发电系统和并网接口设备的防雷和接地措施，应符合GB/T16895.32的相关
5.6.3.2分布式光伏发电系统接地应符合以下
a 建筑上安装的光伏系统接地应与建筑电气系统接地联合统一设置，接地阻值应采用各电气系统 接地最小值。当光伏系统以防雷为目的进行接地时，光伏系统接地电阻不应大于10Q； b 光伏系统直流侧不得采用不接地的等电位保护； c）光伏系统的交流配电接地型式应与建筑配电系统接地型式相一致； d）光伏组件和构件的金属外框应可靠接地，光伏方阵应与建筑物防雷接地系统联结，联结点不得 少于两处。 6.4分布式光伏发电系统的安装不应妨碍既有消防措施的功能； 6.5对于光伏组（构）件可能发生高空坠落及危险性较高区域，应明显标注相关警示标识
5.1.1分布式光伏发电系统工程施工包括基座、光伏组（构）件、光伏支架、电气设备等。 6.1.2分布式光伏发电系统的施工安装应符合设计要求。大型项目应单独编制安装施工方案，光伏建 筑一体化系统的安装施工应纳入建筑设备安装施工组织设计，并应包括与主体结构施工、设备安装、建 筑与环境相协调的配合方案以及安全措施等。 6.1.3分布式光伏发电系统施工安装前应进行测量放线
6.2.1安装型光伏系统施工工艺流程见图1
DB11/T1773—2020安安安安连配重式支架基础施工装装装装接转或支光电并接架伏调预埋件施工件系组设试统件备注1：在既有屋顶安装宜选用配重式支架基础：注2：在新建建筑屋顶或墙体等部位安装宜选用预理件且预理件应与主体结构同时施工。图1安装型光伏系统施工工艺流程6.2.2光伏发电瓦屋面系统施工工艺流程见图2：安安安安安连装装装装装接顺挂光光电并水瓦伏伏调条条主配设试瓦瓦备图2光伏瓦屋面光伏系统施工工艺流程6.2.3光伏幕墙施工工艺流程见图3：安安安封装安安装安连装边打预装装建装接防及胶埋转龙材电并火细清件接骨型气调设部洗件光设试施构后保伏备造置温构保处埋件温理注：根据幕墙构造形式不同，第4步“安装建材型光伏构件”和第7步“安装防火设施/保温”可互换。当采用单元式幕墙形式时，龙骨、光伏构件、保温防火材料等在工厂提前组装好，即第3步、第4步和第7步合成一步，直接在现场进行整体吊装。图3光伏幕墙施工工艺流程6.2.4粘接式柔性光伏组件屋面施工工艺流程见图4：13
DB11/T1773—2020屋粘气连清贴设接洗组备并及粘件安调处胶装试理图41粘接式柔性光伏组件屋面施工工艺流程6.2.5框架式柔性光伏组件屋面施工工艺流程见图5：支框撑架电连/式气接固柔设并定性备调系安试统件装安安装装图55框架式柔性光伏组件屋面施工工艺流程6.3施工要求6.3.1基本要求6.3.1.1安装于建筑上的光伏系统的安装与施工，不应破坏建筑物的结构和建筑物的附属设施，不应影响建筑物在设计使用年限内承受各种荷载的能力。6.3.1.2完成方阵支架施工并安装完光伏组件后，应先对已完成项目设施和设备采取保护措施，再进入电气安装施工。6.3.1.3穿过楼板、屋面和墙面的电缆，其防水套管与建筑主体结构之间的缝隙，应做好防水密封并做好建筑物表面的光洁处理。6.3.1.4分布式光伏发电系统的电气装置安装应符合GB50303的要求。电缆线路施工，应符合GB50168的要求。6.3.1.5系统、光伏方阵、组串等所用的光伏汇流箱、接线盒均应设带电警示标签。6.3.1.6安装光伏系统时应采取以下安全措施：a)光伏系统安装施工时，应有保障施工人员人身安全的措施，应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具；14
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6.3.2.1支架基础的施工应符合下列要求
a 支架基础的施工不应损害原建筑物主体结构及防水层； b 新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工； C 采用钢结构作为支架基础时，屋面防水工程施工应在钢结构支架施工前结束，钢结构支架施工 过程中不应破坏屋面防水层； d 对原建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理，并应符合现国家标准GB 50207的要求； e 接地的扁钢、角钢均应进行防腐处理。
6.3.2.4预埋件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。
6.3.2.6电缆沟的施工除应符合设计要求外，尚应符合下列要求：
a）电缆沟的预留孔洞应做好防水措施； b）电缆沟道变形缝的施工应严格按设计要求进行； c）室外电缆沟盖板应做好防水措施，
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6.3.3支撑系统安装
6.3.3.1支架或框架安装前应做下列准备工作：
a）支架到场后应做下列检查： 1）外观及防腐涂镀层应完好无损； 2）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。 b）对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作。
6.3.3.2固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：
a）支架安装和紧固应符合下列要求： 1）采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及GB50205的相关规定； 2）支架安装过程中不应焊接打孔，不应破坏支架防腐层； 3）手动可调式支架调整动作应灵活，高度角调节范围应符合设计要求。 b）支架倾斜角度偏差度不应大于土1°； 光伏组件支架应按设计要求固定在基座上，位置准确，固定牢靠。 6.3.3.3支架的现场焊接工艺除应符合设计要求外，还应符合下列要求： a 支架的组装、焊接与防腐处理应符合GB50018及GB50017的相关规定； b) 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查； 支架安装完成后，应对其焊接表面进行防腐处理。防腐施工应符合GB50224的要求。 6.3.3.4光伏建筑一体化系统的支撑系统安装还应符合以下要求： a 支撑系统所用材料及安装方案均应符合设计要求，钢结构的焊接应符合GB50205的要求 b 支撑系统与主体结构连接的预埋件，应在主体结构施工时按设计要求埋设，并按设计要求 装偏差进行检测。预埋件的标高偏差不应大于10mm，预埋件位置差不应大于20mm；
a 支架的组装、焊接与防腐处理应符合GB50018及GB50017的相关规定； b 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查； C 支架安装完成后，应对其焊接表面进行防腐处理。防腐施工应符合GB50224的要求 3.3.4光伏建筑一体化系统的支撑系统安装还应符合以下要求： a 支撑系统所用材料及安装方案均应符合设计要求，钢结构的焊接应符合GB50205的要 b 支撑系统与主体结构连接的预理件，应在主体结构施工时按设计要求理设，并按设计要 装偏差进行检测。预埋件的标高偏差不应大于10mm，预埋件位置差不应大于20mm； 光伏瓦支撑系统安装应符合国家标准GB50693和GB50207的要求。
6.3.4光伏组件安装
6.3.4.1光伏组件安装前应完成下列准备工作
a 支架的安装应验收合格； b 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是否正常； C 应按照光伏组件的电压、电流参数对组件进行分类； 光伏组件的外观及各部件应完好无损； ? e 在既有建筑上安装光伏组件方阵前，应对建筑原有结构进行安全校核，需要加固的应完成加固 措施。
6.3.4.2光伏组件安装应符合下列安全操作要求
a）在安装时应戴低压绝缘手套、穿绝缘鞋、使用绝缘工具； b) 光伏组件输出电缆不得非正常短路，在没有开关连接时，应采取防止触电措施 C 方阵处应设警告标识，并且按设计要求可靠地固定在支架或连接件上； d 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位； e) 安装光伏组件时，要轻拿轻放，严禁碰撞、敲击； f） 在盐雾、积雪地区安装光伏组件时，应制定专项安装施工方案。
6.3.4.3光伏组件的安装应符合下列要求：
a）光伏组件应按照设计图纸的型号、规格进行安装； b）方阵应排列整齐，光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换： c）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； d）光伏组件安装允许偏差应符合表1的规定。
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表1光伏组件安装允许
筑一体化系统的组（构）件安装还应符合以下特
a）在建筑物立面上安装的光伏组（构）件，安装高度距离地面宜大于2.5m； b 光伏幕墙构件安装要求应符合JGJ/T139的要求，安装允许偏差应符合GB/T21086的规 C 光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测； d）光伏瓦片的挂装、瓦片之间的防水连接必须严格按要求施工。
6.3.4.5柔性光伏组件安装还应符合以下特殊要求：
a）采用粘贴式施工工艺的柔性光伏组件在安装前，需要将粘贴位置处的建筑表面清洁干净，确保 干燥、无尘土杂物、油污、以及尖锐突出物，必要时需提前涂刷利于组件粘贴用的界面处理剂； 安装柔性光伏组件时严禁弯折，严禁在粘贴前将背胶保护胶膜撕下； 为保证柔性光伏组件粘贴效果，应在温度范围4℃～49℃，湿度<80%RH的环境下进行粘贴施 工，阴雨雾霾天禁止施工； d 柔性光伏组件粘贴过程中需要利用专用压辊对组件均匀施压，以确保背胶与粘贴面贴合紧密， 中间部位不能空鼓、边角位置不能因粘贴不牢而翘起； e 非自粘贴组件需要进行打胶处理，应在建筑物粘贴表面清洗及处理完成后5min之内打胶，打 胶后5min之内完成组件粘贴，粘贴前不得刮平胶流，应靠粘贴挤压使胶蔓延，粘贴完成后24h 之内禁止对组件施加加压； 自粘贴式柔性光伏组件应先撕掉组件一端的胶膜，粘贴固定后用辊轴边压实边撕开剩余胶膜直 全粘贴完成。采用双面贴粘接时应先将一面完全粘贴于屋面上，然后撕去另一面胶膜，将柔性 光伏组件对齐粘贴于双面贴上并辊压，自粘贴式施工法应一次粘贴到位，不得重复撕开粘贴； g）在金属屋面上安装柔性光伏组件，还应进行屋面防锈处理，如有必要重新喷涂防锈漆。
6.3.4.6光伏组件之间的接线应符合下列要求！
a）光伏组件连接数量和路径应符合设计要求； b 光伏组件间接插件应连接牢固，同一方阵内光伏组件配套的插接件厂家和型号应一致； 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。 当有多个子方阵时，接线可通过分线盒或汇流箱集中后输出： 光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观； e 同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接：
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f）光伏组件金属部件应作接地处理，光伏组件上接地螺丝应与接地线正确连接，并应符合GE 50169的规定； g）光伏组件上正、负极和各种类型传感器接线正确，将线压紧并注意接线盒的防水处理。
6.3.5.1逆变器进场后应按下列要求进行开箱
a）质量证明文件应齐全有效； b）机器铭牌上标注的规格型号、输入输出容量、输入直流电压、输出交流电压等应符合设计要求； c）逆变器外观应无损伤，逆变器的操作系统应处在关闭状态； d）逆变器允许的直流输入电压应符合光伏方阵输出电压和（或）蓄电池的电压。
室内安装的逆变器安装前，建筑结构工程应施工完毕且工作面已清理干净，不得渗漏。 b) 混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合要求； C 预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固； d 安装时室内环境应符合：室内应通风良好，环境温度适宜；相对湿度应符合设计要求，且无凝 露：应无水蒸汽及腐蚀性气体：附近应无易燃易爆品：应具有符合安全规定的电源。
6.3.5.3逆变器的安装与调整应符合下列要求！
表2逆变器基础型钢安装允许偏差
）基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地； 逆变器应垂直安装且连接端子位于下方，逆变器背部及侧面离墙壁或其它物件距离应符合设计 要求；顶部不可放置任何重型物件；正前方必须有足够的操作空间；电源线的走线要安全可靠； 安装在室外的逆变器，应牢靠固定在机架或平台上，机架加固方式应符合设计规定。一列机架 水平偏差每米应不大于3mm，全列偏差不大于15mm；机架顶面应平齐，机架间应相互并拢；机 架接地电阻值应符合设计规定； 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵
6.3.5.4逆变器的连接应符合下列要求：
连接导线时应确保所有开关处于关闭状态，正确连接主机直流输入连接线的正负极、主机接地 线，做到接线紧固可靠，接地良好； 离网逆变器接好线后应先测量输入的直流电压，确认电压正常后，可在空载状态下开启逆变器。 并网逆变器应在确认所接入的交流电网正常、无误状态下开启逆变器； c）无断弧功能的开关连接时严禁在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开：
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d）逆变器与系统的直流侧和交流侧应按要求设置绝缘隔离的装置。光伏系统直流侧应有必要的触 电警示和防止触电安全措施，交流侧输出电缆和负荷设备应接有自动切断保护装置； e） 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。直流侧电缆接线前 必须确认汇流箱侧有明显断开点。
6.3.6交直流汇流箱安装
.6.1光伏汇流箱箱体结构质量及电气元件安装
a 汇流箱有关零部件均应符合各自的技术要求； 油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象； 机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确； 标牌、标志、标记应完整清晰； e） 各种开关应便于操作，灵活可靠。 6.3.6.2光伏汇流箱不宜安装在高温、潮湿地方。 6.3.6.3光伏汇流箱可采用直立挂墙式或抱柱式安装，墙体或柱体应有足够强度承受其重量。 6.3.6.4室外安装的光伏汇流箱，其安装高度不宜低于1.5m。 6.3.6.5通讯接线屏蔽层需接入光伏汇流箱提供的屏蔽层端口，在端子内部两个屏蔽层应被短接，整 个系统屏蔽层应进行单点接地连接。 6.3.6.6输入断路器等级应根据光伏组件的额定等级以及相关标准要求而定。微型断路器的最小等级 可由光伏组件的短路电流计算而得。严禁在安装和工作时拆装微型断路器。 6.3.6.7对外接线宜使用多股阻燃铜线，线径应符合设计要求，并不应小于推荐值。空置的防水端子 拧紧对应尺寸的堵头。对外接线时，应确保螺钊紧固，防正接线松动。
6.3.7监控系统安装
要求。 6.3.7.2数据采集器的室外安装，应安装在无阳光直射和有良好接地的室外机箱中。 6.3.7.3数据采集器安装高度及与周围的距离，应根据施工现场情况确定。 6.3.7.4通讯电缆应按设计要求采用专用电缆单独敷设。单层屏蔽电缆的屏蔽层应一端可靠接地；双 绝缘隔离屏蔽的电缆，其最外屏蔽层应两端接地、最内屏蔽层应一端接地。通讯电缆与交流电缆并行 敷设时，应穿金属管或采用铠装型电缆。金属箱体进线孔处应使用电缆护套管。 6.3.7.5数据采集器的金属外壳、固定框架应接零或接地，应符合GB50169的有关规定
3.8其他电气设备安装
6.3.8.1蓄电池宜安装在距离光伏方阵较近的场所，宜与配电室隔开，并应采取防火防爆措施。蓄电 池的安装室内应干燥清洁、通风良好、不受阳光直接照射，距离热源不得小于2m，温度宜在10℃～25℃ 之间。
DB11/T1773—2020 6.3.8.2蓄电池与地面之间应采取绝缘措施，宜安放在专用蓄电池支架上，安装在地面时应在蓄电池 底部设置隔离垫。 6.3.8.3蓄电池的安装还应符合GB50172的规定。 6.3.8.4蓄电池摆放及支架安装应符合设计要求。 6.3.8.5蓄电池线路连接前，应检查每只蓄电池的端电压，每只蓄电池电压宜保持一致，并应采用专 用的金属连接件将蓄电池连接成组。
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6.3.8.2蓄电池与地面之间应采取绝缘措施，宜安放在专用蓄电池支架上，安装在地面时应在蓄电池 底部设置隔离垫。 6.3.8.3蓄电池的安装还应符合GB50172的规定。 6.3.8.4蓄电池摆放及支架安装应符合设计要求。 6.3.8.5蓄电池线路连接前，应检查每只蓄电池的端电压，每只蓄电池电压宜保持一致，并应采用专 用的金属连接件将蓄电池连接成组。
6. 3. 9防雷与接地
3.9.1分布式光伏发电系统防雷装置的施工除应符合设计要求外，还应符合GB/T36963和GB 2512的要求。
6.3.9.2分布式光伏发电系统接地装置的施工除应符合设计要求外，还应符合GB50169的要求。 6.3.9.3屋顶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。接闪杆、接闪带或 接闪网等防雷措施应按相关规定进行安装。 6.3.9.4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，其接地做法应符合设计要求 6.3.9.5汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好。电子设备应进行屏蔽接地。 6.3.9.6光伏系统接地体的安装电阻阻值应符合设计要求。 3.3.9.7根据建筑物防雷规范，建筑物二类防雷引下线间距要求不大于18m，三类防雷引下线间距要 求不大于25m，分布式光伏发电系统防雷应与建筑物防雷等级一致。
1.1设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格， 并有完整的工序验收和隐蔽工程验收记 1.2系统调试过程中发生不合格项目时， ，应对之前所有项目逐项重新测试
7.2.1光伏组件型号、数量及连接应符合设计要求GB/T 33220-2016 铜铍合金锻件和挤压件 通用技术条件，光伏组件串和光伏方阵应按照设计文件连接。 7.2.2逆变器、并网保护装置等设备完整、无锈蚀情况、接线端子无松动、散热环境良好，应符合安 全和运行要求。
7.3.1光伏组件串的检测应符合下列要求
a）汇流箱内光伏组件串的极性应正确； b）汇流箱内熔断器或开关应在断开位置； c）检测光伏组件串的开路电压和短路电流
a）汇流箱内光伏组件串的极性应正确； b）汇流箱内熔断器或开关应在断开位置； c）检测光伏组件串的开路电压和短路电流，应满足设计要求，且相同测试条件下的相同光亿
串之间的开路电压偏差不应大于5%； d）光伏组件串电缆温度应无超温等异常情况； e）所有组件串检查应合格并记录。
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3.3光伏组件串检查合格后，将方阵输出的正、负极接入接线箱或控制器JC/T 239-2014 蒸压粉煤灰砖，并测量记录方阵的 流和电压等参数。