ICS 33.180.10
CCS M33
江苏省通信学会团体标准
T/JSIC 020-2024
分布式基站光伏电站建设标准
Construction Standard for Photovoltaic Power Station of Distributed BaseStation
2024-11-12 发布2024-12-01 实施
江苏省通信学会发布
前言
本标准按照国家、行业有关标准化文件、GB .1.1-2020《标
准化工作导则标准化工作导则第一部分：标准化文件的结构和起
草规则》、苏通学【2022】33 号《江苏省通信学会团体标准管理办
法》、苏通学【2022】35 号《江苏省通信学会团体标准制定程序》
及苏通学【2022】36 号《江苏省通信学会知识产权管理制度》起草
的规则进行起草。
本标准依据相关国家标准和行业标准，结合实际应用需求，提
出了分布式基站光伏电站的勘察、设计、施工、验收等建设规范要
求，旨在规范分布式基站光伏电站建设流程，降低使用成本，促进
技术革新，在推进信息通信行业发展的同时节能减排，实现绿色发
展的目标。
本标准在制定过程中，遵循国家有关基本建设的方针政策，依
据相关国家标准和行业标准，以现行配套设备技术要求为基础，开
展了大量课题研究、技术研讨，广泛征求了建设、勘察、设计、施
工、监理、运维等单位意见，最终提出了分布式基站光伏电站建设
标准，为江苏省通信运营商基站光伏设备的采购、建设及维护提供
技术依据。
本标准由江苏省通信学会和江苏省邮电标准化技术委员会归
口管理，由中国铁塔股份有限公司江苏省分公司负责具体内容的解
释。
本标准主编单位：中国铁塔股份有限公司江苏省分公司
铁塔能源有限公司江苏分公司
2
本标准参编单位：广东省电信规划设计院有限公司
中通服咨询设计研究院有限公司
华信咨询设计研究院有限公司
中邮通建设咨询有限公司
中邮建技术有限公司
本标准主要起草人员：彭明瑞马翼飞宗润梁张兆军于少云
张智峰刘言彬黄鹏王钊童劲
郭翔卢飞唐岱陈相如葛开磊
许向东陈福文吴桢华毕帅帅蔡腾懋
陈爱榕吴启宗潘磊徐波陈健康
王实卢智军
本标准主要审查人员：张登银孙知信戴源宋建刚万之全
王荣童恩周斌钟秋爽
1
目次
1 范围............................................. 1
2 规范性引用文件.................................... 2
3 术语和定义........................................ 6
4 工程勘察.......................................... 9
4.1 一般规定.................................... 9
4.2 勘察前准备.................................. 9
4.3 项目环境................................... 10
4.4 接入及安装条件............................. 10
4.5 勘察成果报告............................... 11
5 工程设计......................................... 12
5.1 一般规定................................... 12
5.2 接入系统及接入方式......................... 12
5.3 设备选择................................... 13
5.4 设备布置................................... 16
5.5 发电量计算................................. 17
5.6 保护、监控和通信........................... 19
5.7 光伏支架................................... 20
5.8 防雷与接地设计............................. 28
6 工程施工......................................... 30
6.1 基本规定.................................... 30
6.2 人员要求.................................... 31
6.3 支架安装................................... 32
2
6.4 组件安装................................... 34
6.5 电缆及防雷接地安装.......................... 35
6.6 汇流箱安装.................................. 36
6.7 光伏适配器安装.............................. 37
6.8 安全文明施工................................ 38
7 调试验收......................................... 40
7.1 一般规定.................................... 40
7.2 光伏阵列调试............................... 40
7.3 竣工验收.................................... 42
7.4 验收交维................................... 44
附表................................................ 45
本标准用词说明..................................... 58
条文说明......................................... 59
条文说明........................................... 60
1
1 范围
1.0.1 为进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用
太阳能资源，推进分布式基站光伏电站的建设，特制定本标准。
1.0.2 本标准适用于江苏省内分布式基站光伏电站建设，指导项
目勘察、设计、施工、验收等工作。
1.0.3 在光伏电站勘察、设计、施工、验收工作中，除应符合本
标准外，尚应符合国家、行业及江苏省现行有关标准的规定。
2
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，其随后所有的修订版均不适用于本标准。凡
是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
《建筑结构荷载规范》GB 50009
《建筑设计防火规范》GB 50016
《建筑防火通用规范》GB 55037
《钢结构设计标准》GB 50017
《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB 50018
《混凝士结构设计标准(2024 年版)》GB 50010
《工程测量规范》GB 50026
《低压配电设计规范》GB 50054
《建筑物防雷设计规范》GB 50057
《建筑结构可靠度设计统一标准》GB 50068
《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168
《电气装置安装工程接地装置施工验收规范》GB 50169
《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规范》GB 50205
《电力工程电缆设计规范》GB 50217
3
《建筑工程抗震设防分类标准》GB 50223
《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254
《民用建筑可靠性鉴定标准》GB 50292
《安全防范工程技术标准》GB 50348
《铝合金结构设计规范》GB 50429
《钢结构焊接规范》GB 50661
《建筑地基基础设计规范》GB 50007
《工程结构通用规范》GB 55001
《钢结构通用规范》GB 55006
《混凝土结构通用规范》GB 55008
《既有建筑维护与改造通用规范》GB 55022
《通信局(站)防雷与接地工程设计规范》GB 50689
《光伏发电站设计规范》GB 50797
《光伏发电站施工规范》GB 50794
《光伏发电工程验收规范》GB 50796
《光伏发电站防雷技术要求》GB 32512
《静止式直流电能表》GB 33708
《混凝土结构耐久性设计规范》GB 50476
《工业建筑防腐蚀设计规范》GB 50046
《大垫圈C 级》GB 96.2
《碳素结构钢》GB 700
4
《碳素结构钢和低合金结构钢热轧薄钢板和钢带》GB 912
《低合金高强度结构钢》GB 1591
《太阳光伏能源系统术语》GB 2297
《变形铝及铝合金化学成分》GB 3190
《碳素结构钢和低合金结构钢热轧厚钢板和钢带》GB 3274
《手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程》
GB 3787
《手持式、可移式电动工具和园林工具的安全第202 部分:手
持式螺丝刀和冲击扳手的专用要求》GB 3883.202
《外壳防护等级(IP 代码)》GB 4208
《电能质量电压波动和闪变》GB 12326
《金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法》
GB 13912
《低压电气装置》GB 16895
《低压电气装置第5-52 部分：电气设备的选择和安装布线系
统》GB 16895.6
《建筑物电气装置第5-51 部分：电气设备的选择和安装通用
规则》GB 16895.18
《低压电气装置第6 部分》GB 16895.23
《阻燃和耐火电线电缆或光缆通则》GB 19666-2019
《电力工程电缆设计标准》GB 50217
5
《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》GB 20513
《建筑物防雷装置检测技术规范》GB 21431
《普通混凝土力学性能试验方法标准》GB 50081
《混凝土强度检验评定标准》GB 50107
《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ 46
《建筑施工安全检查标准》JGJ 59
《建筑施工高处作业安全技术规范》JGJ 80
《危险房屋鉴定标准》JGJ 125
《建筑钢结构防腐蚀技术规程》JGJ/T 251
《回弹法检测混凝土抗压强度技术规程》JGJ/T 23
《额定电压450/750V 及以下橡皮绝缘软线和软电缆第2 部分:
通用橡套软电缆》JB/T 8735.2
《光伏发电系统用电缆》NB/T 42073
《光伏发电工程电气设计规范》NB/T 10128
《电力建设安全工作规程第2 部分：架空电力线路》DL
5009.2-2004
《光伏计量箱技术规范》CNEZ602006
《光伏支架技术及检验规范》CNEZ601001
《光伏电缆技术规范》CNEZ602024
6
3 术语和定义
3.0.1 光伏电站photovoltaic power station
利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成
电能的发电系统。
3.0.2 分布式基站distributed base station
将移动通信基站室内基带处理单元（BBU）和远端射频单元
（RRU）进行分离。其中基站的基带、主控、传输、时钟等功能
集成在基带处理单元（BBU）内；基站收发信机、功放等集成在
远端射频单元（RRU）内，安装在天线端，射频单元与基带单元
之间通过光纤连接，用于完成网络覆盖。
3.0.3 光伏组件photovoltaic module
具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小
不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件（solar cell
module）。
3.0.4 光伏支架photovoltaic supporting bracket
光伏发电系统中为了摆放、安装和固定光伏组件而设计的
一种专用支架。简称支架。
3.0.5 光伏直流变换器photovoltaic converter
光伏直流变换器是一种将太阳能电池输出的直流电转化为
特定的电压等级或电流幅值的装置，一般具有稳定输出电压的
7
作用和过电压、欠电压、过热等保护功能。
3.0.6 光伏连接器photovoltaic connectors
光伏连接器是光伏发电系统内组件、汇流箱、控制器和逆
变器等各个部件之间相互连接的关键零件，承担起电站成功连
接的作用。
3.0.7 光伏组件适配器photovoltaic module adapter
可进行光伏组件级最大功率点跟踪，将光伏组件输出直流
电转换成-48V 电压等级直接对基站通信设备供电的设备，简称
适配器。
3.0.8 光伏组件功率优化器photovoltaic module power
optimizer
可对光伏组件执行最大功率点跟踪，对输出参数进行优化
和调节的直流变换设备，简称优化器。
3.0.9 汇流箱combiner-box
光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装
置。
3.0.10 直流叠光系统superimposed photovoltaic power
system
在已有市电的通信基站，利用基站机房屋顶、周边空地等
闲置空间，叠加安装光伏设备作为市电的补充能源，并优先利
用光伏供电。根据光伏组件连接方式不同，直流叠光系统分为
8
串联和并联两种，并联系统由组件、适配器、汇流箱和直流电
表等组成，串联系统由组件、优化器、控制器、直流电表等组
成。
3.0.11 电缆敷设cable laying
电缆敷设是指沿经勘察的路由布放、安装电缆以形成电缆
线路的过程。
9
4 工程勘察
4.1 一般规定
4.1.1 应严格按照法律、法规和工程建设强制性标准进行勘察。
勘察人员在现场勘察时若发现现场状况存在安全隐患，或有不
符合国家和本行业的安全规定的，应及时向建设单位反馈。
4.1.2 勘察人员在勘察前应做好充足的准备，勘察过程应佩戴
好安全防护器具，现场初步判断是否具备建设条件，展开详细
勘察、测量，做好记录，保留相关图片，并形成勘察报告。
4.1.3 以下基站屋顶不应新建光伏电站：
1 有严重遮挡的基站；
2 产权纠纷基站；
3 租赁基站；
4 有明显结构损伤的基站；
5 屋面板为脆性材料且工艺上不可更换的基站；
6 在政府拆迁计划区域内的基站；
7 屋顶剩余使用寿命明显短于光伏设备使用寿命的基站。
4.2 勘察前准备
4.2.1 应准备好满足要求的安全防护用品以及相应的勘察工具。
4.2.2 应提前收集、分析项目现有的相关资料、图纸，以及客
户需求，形成有针对性的勘察方案。
10
4.2.3 对能提前完整收集所需资料的项目，勘察时应仔细核对
现场情况与资料的一致性，以现场实际为准；对于无法提前收
集到所需资料的项目，应在现场做好详细的勘察测量。
4.3 项目环境
4.3.1 应优先了解备选基站以及周围环境的改造、迁移规划和
进度计划，考虑备选基站实施的可行性。
4.3.2 应对项目场地的地理位置、地形地貌进行详细勘察，评
估场地可以利用面积。收集日照小时数、太阳辐射量等以及其
它相关数据资料。
4.3.3 应考虑环境遮挡物对光伏组件的影响，并测量、记录遮
挡物的位置、距离、高度、尺寸等。
4.3.4 应详细记录现场的电力设施、燃气管道、热力管道、重
尘污染、建设场地标高、排水口等风险要素的具体位置。
4.3.5 对建筑物的屋面及外立面，应测量相关尺寸，结合前期
收集的资料，判断是否具备安装光伏组件支撑构件的条件，并
充分考虑建筑物的负荷承载力以及防水性能。
4.4 接入及安装条件
4.4.1 应综合考虑电压等级、设备容量、安装空间、安全间距、
运维通道等要素，以便选择合适的接入方式。
4.4.2 考虑原有线路导体载流量及电气设备容量，应核实、记
录相关导体、设备的规格型号，有铭牌的应保留设备铭牌图片。
11
4.4.3 应对项目室内、外的原有空间进行充分勘察测量，记录
设备搬运通道及运维通道。
4.4.4 需要开挖或打桩的点位，应根据土建的实施要求，合理
采用地质调查、钻探、物理勘探等技术手段，确保勘察结果的
准确性和有效性。
4.5 勘察成果报告
4.5.1 勘察成果报告应详细记录各项勘察结果，并对结果进行
准确的分析和评价。
4.5.2 根据实际项目需要，应按照机房现场情况绘制勘察平面
图，包含以下主要信息：机房尺寸、机房净高、墙体结构完整
性、机房顶空间现状、机房内各类设备安装尺寸和位置、走线
架位置、照明设备位置、机房门窗位置、通风口位置、空调位
置和接地位置。平面图要求整体简洁清晰、数据准确、字迹清
楚易辨认。
4.5.3 勘察人员应将各项勘察结果按照不同点位、数据类型进
行分类归档，勘察手稿应整理成电子文档形式。
4.5.4 勘察结果的分析和评价内容，应包括：勘察结果完整性
的描述、现场与前期收资内容的差异点、现场各项风险点和注
意点的描述、可安装光伏组件的面积和预计光伏装机容量、接
入方式建议、后续开展工作的建议及注意事项。
12
5 工程设计
5.1 一般规定
5.1.1 在项目开始设计前，应充分咨询相关部门以及行业专家，
提高项目可行性，减少后期变更。
5.1.2 根据项目具体情况和当地气候条件、地理位置等因素，
选择合适的光伏组件。
5.1.3 建筑物上安装的光伏发电系统，不得对相邻建筑物产生
明显遮挡。
5.1.4 在既有建筑物上增设光伏发电系统，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。
5.1.5 光伏发电站中的所有设备和部件，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。
5.2 接入系统及接入方式
5.2.1 根据光伏装机容量和一次电气接线情况，应选择合适的
接入点，具体需以导体载流量和设备容量为准。
5.2.2 光伏电站接入点宜靠近用电负荷节点，减少导体长度。
5.2.3 设计人员应根据项目负荷情况、储能配置情况，并考虑
天气变化造成的发电量波动，合理选择光伏装机容量，避免造
成大量“弃光”现象。
13
5.3 设备选择
5.3.1 光伏组件应根据基站建设条件选择晶硅类组件或薄膜类
组件进行适配；且应优先选择单位面积峰瓦数高、转换效率高、
衰减率低的产品；还应满足下列要求：
1 最大功率（实测）与标称值的偏差应大于0；功率质保
期不低于25 年；
2 接线盒防护等级不低于IP68。
5.3.2 光伏直流变换器的选择应满足下列要求：
1 应结合项目总装机容量，综合考虑光伏组件安装平面的
太阳能辐射量及容配比，选择合适功率的光伏直流变换器，减
少发电量损失；
2 光伏直流变换器的输出电压等级，应与接入点电气系统
的参数相匹配，选择输出参数与直流系统匹配的光伏直流变换
器；
3 光伏直流变换器应具有输出参数调节功能，确保在光伏
组件受到阴影遮挡时，能稳定输出参数，减少对并联或串联设
备的影响；
4 应具有不小于1.1 倍的过载能力，并具备短路保护、过
载保护、防孤岛保护功能、根据光伏组件光照情况调整稳定输
出参数等；
5 不同光伏组件的阴影遮挡情况和布置倾角有差异时，应
14
选择有足够MPPT（最大功率点跟踪）接口数量的光伏直流变换
器，将光伏组件分组接入，减少组件之间发电量的相互影响；
情况复杂时，可考虑选择小功率光伏直流变换器，将每块光伏
组件单独接入MPPT 端口。
5.3.3 汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、
输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择，应
具有下列保护功能：
1 应设置防雷保护装置；
2 直流汇流箱的输入回路宜具有防倒流及过流保护，防止
光伏组件成为负载；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已
有防倒流保护，则后级可不做防倒流保护；
3 汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施；
4 室外汇流箱应具有防腐防锈蚀功能，箱体的防护等级不
低于IP54。
5.3.4 分布式基站光伏电站项目电缆的选择除了应满足《电力
工程电缆设计标准》GB 50217 的要求之外，还应满足下列要求：
1 光伏电缆应选择具有阻燃、抗紫外线、耐老化性能的铜
芯电缆；
2 电缆截面不应小于4mm2，部分线缆敷设长度较长时，应
考虑选用较高等级的线缆截面，减少电压和功率损失；
3 在光伏组件的标准测试条件下，光伏组件串至光伏直流
15
变换器的直流电缆最大压降不宜超过1.0%；光伏直流变换器至
基站原有供配电系统的电缆最大压降不宜超过1.0%。
5.3.5 断路器应能安全、可靠断开最大预期短路电流。
5.3.6 光伏汇流后输出的总节点应配置计量装置，计量装置的
额定电流宜按照所有光伏直流变换器的额定工作电流的1.5 倍
左右选择。当采用直流电表时，直流电表应符合《静止式直流
电能表》GB 33708 的要求，具有CPA 认证，准确度不低于1
级，具有正向、反向、分时电能计量、数据通讯等功能。
16
5.4 设备布置
5.4.1 光伏组件倾角的设计，当光伏组件数量较少无需预留运
维通道时，宜优先考虑按照最佳倾角设计，提高光伏组件平面
的太阳能辐射量；若考虑充分利用总体安装面积，可降低光伏
组件倾角，缩小组件前后之间的距离，但宜保留不小于500mm
的运维通道。
5.4.2 光伏组件的安装位置宜避开周围物体的阴影遮挡。
5.4.3 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照下列公式计算：
� ≤
�dcmax
��� × 1 + � − 25 × �v
5.4.3 − 1
�mpptmin
�pm × 1 + �' − 25 × �v
' ≤ �
≤
�mpptmax
�pm × 1 + � − 25 × �v
' 5.4.3 − 2
式中：�v——光伏组件的开路电压温度系数；
�v
' ——光伏组件的工作电压温度系数；
�——光伏组件的串联数（N 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（℃）；
�dcmax——直流变换器允许的最大直流输入电压（V）；
�mpptmax——直流变换器MPPT 电压最大值（V）；
17
�mpptmin——直流变换器MPPT 电压最小值（V）；
�oc——光伏组件的开路电压（V）；
�pm——光伏组件的工作电压（V）；
5.4.4 视频监控设备、避雷装置、汇流箱等设备的布置应避免
对光伏组件产生阴影遮挡，宜布置在光伏组件的北面或其它方
位的较远处。
5.4.5 室内有空余位置的，宜优先考虑将新增设备（如汇流箱、
计量装置、通讯装置等）安装在室内，若室内无足够空间，可
就近考虑安装在室外，安装在室外的防护等级不应低于IP54。
5.4.6 各新增设备的操作面应预留足够的操作空间，且不应对
原有设备的操作面产生影响。
5.4.7 屋面设备支架基础布置时应符合下列规定：
1 设备基础布置不应跨越屋面变形缝；
2 设备基础布置不应影响所在屋面部位的建筑防水、排水
和保温隔热等要求。
5.5 发电量计算
5.5.1 光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源
情况，并考虑光伏方阵的选型和布置、电站系统设计、环境条
件等各种因素后计算确定。
1 站址所在地的太阳能资源情况，应按照当地气象站数据
为基数进行计算；若无气象站数据，应搜集附近地区近一年相
18
近方案光伏电站数据，同时结合在线气象平台的数据进行验证，
并以其中较低值作为参考值；若附近地区无可参考的光伏电站
数据，则使用在线气象平台的数据进行验证，并以其中较低值
作为参考值。
2 光伏组件选择双面组件时，应结合组件实际布置情况、
站点环境的反射和折射情况，考虑双面组件的发电增益，可通
过设计软件得到增益参考值，一般取值范围为1.00~1.10%。
3 光伏方阵的布置倾角、方位角，均会对发电量产生较大
影响，宜采用设计软件调整后得到项目组件采光面总辐射量。
若存在不同的方位角和倾角，应进行加权计算。
4 电站系统设计中，设备平均效率、线路阻抗均会减低系
统实际发电量，损耗系数宜根据设备制造商提供的设备参数、
线缆长度、系统配置情况进行确定，一般取0.92~0.99。
5 应考虑站址所在地的环境条件因素，应根据光伏组件峰
值功率温度系数计算站址所在地区平均气温的影响；阴影遮挡、
环境清洁度的综合修正系数一般可取0.9~0.98。
6 由于光伏组件和光伏直流变换器的功率不是严格匹配的，
应考虑功率不匹配损失，可通过设计软件计算，或取0.98~1.00。
7 应考虑检修维护及故障对发电量的影响，可按下式计算：
� =
8760 − (H1 + H2）
8760
(5.5.1)
19
式中：H1——年故障停用小时数（h）；
H2——年检修小时数（h）。
8 对于其它会明显影响发电量的因素，应根据实际情况适
当考虑效率系数。
5.5.2 光伏电站发电量可按下式计算：
�p = �A ×
�AZ
�s
× � (5.5.2)
式中：�A——水平面太阳能总辐射量（kW·h/m2，峰值小
时数）；
�p——发电量（kW·h）；
�s——标准条件下的辐照度（常数＝1kW·h/m2）；
�AZ——光伏组件安装容量（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。
5.6 保护、监控和通信
5.6.1 光伏发电系统接入后，应重新计算所有光伏潮流叠加回
路的开关的额定电流、短路开断电流、保护定值是否满足要求，
否则应重新更换开关或调整保护定值。
20
5.6.2 上下级断路器之间应形成级差配合，确保故障情况下的
选择性。
5.6.3 若光伏系统的发电量需要限制光伏系统的供电范围，应
在限制节点增加防逆流或数据采集装置，反馈信号给光伏直流
变换器调节输出功率。
5.6.4 应测量光伏系统总汇流回路的双向有功功率、电流、电
压，宜测量不同光伏汇流回路的双向有功功率、电流。
5.6.5 新增的光伏方阵应接入视频监控系统，可增加热成像功
能监测光伏组件运行时的发热状态，如识别到光伏组件异常发
热，应进行告警，必要时切断对应回路。
5.6.6 光伏系统各类设备的通信方式宜优先考虑与基站通讯系
统的兼容性，在减少新增长距离布线需求的前提下，应根据数
据类型合理选择通讯方式。
5.6.7 分布式基站光伏电站系统应具备远程数据传输功能，光
伏系统总汇流回路的开关可具备消防联动功能、远程控制开断
功能。
5.7 光伏支架
5.7.1 光伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构
造措施，保证支架结构在运输、安装和使用过程中满足强度、
稳定性和刚性要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求。
5.7.2 光伏支架结构的构件及其连接件可采用冷弯薄壁型钢、
21
铝合金、热轧钢材和钢筋混凝土等材料。材料及连接设计指标
应符合现行国家标准的有关规定。
5.7.3 在既有建筑屋面上设置光伏支架时，支架立柱架宜设在
屋面梁上。与屋面坡度相同时，支架梁与屋面板的连接设计应
满足承载力的要求，同时支架梁的受力点宜作用在能承受额外
组件支架重量的次梁、檩条或主梁上，不宜以彩钢板屋面作为
受力点。
5.7.4 支架应按承载能力极限状态计算结构和构件的强度、稳
定性以及连接强度，应按正常使用极限状态计算结构和构件的
变形。
5.7.5 基站光伏支架设计使用年限应为25 年，支架结构抗震设
防类别应为丁类。
5.7.6 按承载能力极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应
的基本组合或偶然组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：
�0S≤R (5.7.6)
式中：�0——重要性系数。光伏支架的设计使用年限宜为
25 年，安全等级为三级，重要性系数不小于0.95；在抗震设计
中，不考虑重要性系数；
S——荷载效应组合的设计值；
R——结构构件承载力的设计值。在抗震设计时，应
除以承载力抗震调整系数��� ,���按现行国家标准《构筑物抗震
22
设计规范》GB 50191 的规定取值。
5.7.7 按正常使用极限状态设计结构构件时，应采用荷载效应
的标准组合。荷载效应组合的设计值应按下式验算：
S≤C (5.7.7)
式中：S——荷载效应组合的设计值；
C——结构构件达到正常使用要求所规定的变形限
值。
5.7.8 支架的荷载和荷载效应计算应符合下列规定：
1 风荷载、雪荷载和温度荷载应按现行国家标准《建筑结
构荷载规范》GB 50009 中25 年一遇的荷载数值取值。地面和楼
顶支架风荷载的体型系数取1.3。建筑物立面安装的支架风荷载
的确定应符合现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009 的
要求。；
2 无地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下
式计算:
� = �G�GK + �w�w �wK + �s�s �sK + �t�t�tK (5.7.8-1)
式中：S——荷载效应组合的设计值；
��——永久荷载分项系数；
�GK——永久荷载效应标准值；
�wK——风荷载效应标准值；
�sK——雪荷载效应标准值；
23
�tK——温度荷载效应标准值；
�w、�s、�t——风荷载、雪荷载和温度作用的分项系数，取
1.5；
�w、�s、�t——风荷载、雪荷载和温度作用的组合值系数。
3 无地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系
数均应取1.0；承载力计算时，无地震作用荷载组合值系数应符
合表5.7.8-1 的规定。
表5.7.8-1 无地震作用组合荷载组合值系数
荷载组合�w �s �t
永久荷载、风荷载和温度作用1.0 — 0.6
永久荷载、雪荷载和温度作用— 1.0 0.6
永久荷载、温度作用和风荷载0.6 — 1.0
永久荷载、温度作用和雪荷载— 0.6 1.0
注：表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效应。
4 有地震作用效应组合时，荷载效应组合的设计值应按下
式计算：
� = �G�GK + �Eh �EhK + �w�w �wK + �t�t �tK (5.7.8-2)
式中：S——荷载效应和地震作用效应组合的设计值；
�Eh——水平地震作用分项系数；
24
�EhK——水平地震作用标准值效应；
�w——风荷载的组合值系数，应取0.6；
�t——温度作用的组合值系数，应取0.2。
5 有地震作用效应组合时，位移计算采用的各荷载分项系
数均应取1.0；承载力计算时，有地震作用组合的荷载分项系数
应符合表5.7.8-2 的规定。
表5.7.8-2 有地震作用组合荷载分项系数
荷载组合�G �Eh �w ��
永久荷载和水平地震作用1.3 1.4 — —
永久荷载、水平地震作用、风荷载及
温度作用
1.3 1.4 1.5 1.5
注：1 γG：当永久荷载效应对结构承载力有利时，应取1.0；
2 表中“—”号表示组合中不考虑该项荷载或作用效
应。
6 支架设计时，应对施工检修荷载进行验算，并应符合下
列规定：
1）施工检修荷载宜取1kN，也可按实际荷载取用并作
用于支架最不利位置；
25
2）进行支架构件承载力验算时，荷载组合应取永久荷
载和施工检修荷载，永久荷载的分项系数取1.3，施工或
检修荷载的分项系数取1.5；
3）进行支架构件位移验算时，荷载组合应取永久荷载
和施工检修荷载，分项系数均应取1.0。
5.7.9 在风荷载标准值作用下，光伏支架结构柱顶的水平位移
容许值应满足下列规定，且应满足工艺组件安全运行位移要求。
1 单层钢支架结构的柱顶位移不应大于柱高的1/60；
2 单层铝合金支架结构的柱顶位移不应大于柱高的1/60；
3 单层混凝土支架结构的柱顶位移不应大于柱高的1/300。
5.7.10 钢、铝合金结构或构件中受弯构件的挠度计算值宜符合
表5.7.10 的规定。
表5.7.10 受弯构件挠度容许值
项次构件类别挠度容许值
1 支架结构L/250
2 檩条L/250
注：1 表中L 为构件跨度；
2 对悬臂梁，可按悬臂长度的2 倍计算受弯构件的跨
度；
3 混凝土受弯构件的挠度限值宜符合现行国家标准的
相关规定。
26
5.7.11 钢支架的构造应符合下列规定：
1 用于次梁的板厚不宜小于1.5mm，用于主梁和柱的板厚
不宜小于2.5mm；
2 受压和受拉构件的长细比限值应符合表5.7.11 的规定。
表5.7.11 钢支架受压和受拉构件的长细比限值
构件类别容许长细比
受压构件
主要承重构件180
其他构件、支撑等220
受拉构件
主要构件350
柱间支撑300
其他支撑400
注：对承受静荷载的结构，可仅计算受拉构件在竖向平面
内的长细比。
5.7.12 铝合金支架的构造应符合下列规定：
1 纵梁跨度≤1.2 米时，铝合金型材纵梁截面主要受力部
位厚度宜不小于2mm；当纵梁跨度＞1.2 米时，纵梁截面主要受
力部位厚度宜不小于2.5mm；
2 铝型材立柱截面开口部位厚度应不小于3mm，闭口部位
厚度应不小于2.5mm。
3 受压和受拉构件的长细比限值应符合表5.7.12 的规定。
表5.7.12 铝合金支架受压和受拉构件的长细比限值
27
构件类别容许长细比
受压构件
柱、桁架的杆件150
支撑、用于减小受压构件长细比的杆件200
受拉杆件
桁架的杆件350
其他拉杆、支撑等（张紧的拉杆除外） 400
注： 1 包括空间桁架在内的桁架的受压腹杆，当其内力
等于或小于承载能力的50％时，容许长细比值可取200；
2 受拉构件在永久荷载与风荷载组合下受压时，其
长细比不宜超过250；
3 承受静力荷载的结构中，可仅计算受拉构件在竖
向平面内的长细比。
5.7.13 支架结构防腐根据材质应按照现行国家标准《混凝土结
构耐久性设计规范》GB 50476、《工业建筑防腐蚀设计规范》
GB 50046、《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB 50018、《铝合
金建筑型材》GB 5237 和现行行业标准《建筑钢结构防腐蚀技
术规程》JGJ/T 251 等的相关规定设计。
5.7.14 支架的防腐应符合下列要求：
1 支架在构造上应便于检查和清刷；
2 钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层平均厚度不应小于
65μm；
3 当铝合金材料与除不锈钢以外的其他金属材料或与酸、
28
碱性的非金属材料接触、紧固时，宜采取隔离措施；
4 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，阳极氧化膜的最小厚度应符合表5.7.14 的规定。
表5.7.14 氧化膜的最小厚度
腐蚀等级最小平均膜厚（μm） 最小局部膜厚（μm）
弱腐??-15 12
中等腐??-20 16
强腐??-25 20
5.7.15 支架应采用螺栓连接方式，严禁采用焊接连接，支架连
接螺栓直径应不小于8mm。
5.8 防雷与接地设计
5.8.1 汇流箱应配置SPD 模块或具有等效防雷功能的设备，SPD
的额定通流量≥10kA，根据GB 16895.32—2021《建筑物电气
装置第7-712 部分_特殊装置或场所的要求太阳能光伏(PV)电
源供电系统》第712.534.4.4.101.2 及712.534.4.4.101.7 条，
当采用Ⅰ类测试SPD 时，其冲击电流无法计算时，则不应小于
12.5kA。
5.8.2 保护接地点应有明显的标志，接地点应用M8 的铜螺母，
接地线应不小于16mm2 铜芯线缆。配电部分外壳、所有可触及
的金属零部件与接地螺母间的电阻应不大于0.1Ω。
29
5.8.3 其余各项防雷和接地要求应满足GB 50689《通信局(站)
防雷与接地工程设计规范》及《光伏发电站防雷技术要求》GB
32512 的要求。
30
6 工程施工
6.1 基本规定
6.1.1 基站光伏施工前应编制施工组织设计文件，并制订专项
应急预案。
6.1.2 开工前应具备下列条件：
1 施工现场应具备通电、通路、通无线通信信号的条件，
施工场地应保证平整；
2 施工单位的资质、特殊作业人员资格、施工机械、施工
材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕；
3 开工所必需的施工图应通过会审并有会审记录文件；应
完成设计交底；应完成施工组织设计及重大施工方案的审批；
应确定项目划分及质量评定标准；
4 施工单位应根据施工总平面布置图要求完成施工临建设
施的布置；
5 应确立工程定位测量基准。
6.1.3 设备和材料的规格应符合相关规范及设计要求，严禁在
工程中使用不合格的设备材料。
6.1.4 进场设备和材料的合格证、测试或试验记录文件、附件、
备件等均应齐全。
6.1.5 设备和器材的运输、保管，应符合相关规范要求；当产
31
品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。
6.1.6 施工过程记录及相关试验记录应齐全。
6.2 人员要求
6.2.1 施工单位应取得建筑业企业资质证书、安全生产许可证、
承装（修、试）电力设施许可证等相关资质，相关资质应在有
效期内。施工单位、施工人员严禁借用、变造或伪造相关资质
证书。
6.2.2 施工单位应配备足够数量的专职技术人员及施工设备。
6.2.3 光伏发电系统安装前施工人员应提前熟悉设计文件、产
品出厂检验记录和有关技术文件，并根据现场实际情况组织施
工。
6.2.4 施工人员应经专业技术培训，具备相应的技术能力，持
证上岗。
32
6.3 支架安装
6.3.1 屋面支架基础的施工应符合下列要求：
1 支架基础的施工不应损害原建筑物主体结构；
2 支架安装过程中应尽量避免破坏原有建筑防水保温层，
如施工中对原防水保温层产生破坏或损伤，需及时对其进行功
能性恢复；
3 新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工；
4 接地的扁钢、角钢均应进行防腐处理。
6.3.2 屋面支架混凝土基础的尺寸允许偏差应符合表6.3.2 的
规定：
表6.3.2 屋面支架混凝土基础的尺寸允许偏差
项目名称允许偏差（mm）
轴线±20
垂直度
每米≤5
全高≤10
重量允许误差≥-5kg
注：针对采用基墩方案的预制板，则要求基墩尽量落在承
重墙上，同时需确保单块板上基墩重量不超过160kg。
6.3.3 屋面支架混凝土基础预埋螺栓允许偏差应满足表6.3.3
的规定：
33
表6.3.3 屋面支架混凝土基础预埋螺栓允许偏差
项目名称允许偏差（mm）
标高偏差
预埋螺栓﹢20,0
预埋件0，-5
轴线偏差
预埋螺栓2
预埋件±5
6.3.4 支架安装和紧固应符合下列要求：
1 用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现
行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205 的相关
规定；
2 支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀
锌材质的支架，不应现场打孔；
3 光伏组件支架应按设计要求安装在支架基础上，且与支
架基础固定牢靠；
4 螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计图纸上要求的
数目和顺序穿放；
5 紧固螺栓配套的平垫片、弹垫片必须齐全，螺栓应紧固
到位；
6 支架安装过程中不应破坏支架防腐层；
34
7 在支架安装完成后，对所有的连接点进行紧固，确保连
接。
6.3.5 支架安装的允许偏差应符合表6.3.5 的规定：
表6.3.5 支架安装的允许偏差
项目名称允许偏差（mm）
中心线偏差≤2
梁标高偏差（同组） ≤3
立柱面偏差（同组） ≤3
6.4 组件安装
6.4.1 光伏组件安装应符合以下要求：
1 光伏组件吊装过程及吊装至屋面后，应采取固定和防坠
落保护措施。光伏组件不得受碰撞或重压；
2 光伏组件转运前应采取防磕碰措施，采取的转运方式不
应对光伏组件造成损坏，转运时应走专用通道并按照光伏组件
安装顺序有序转运；
3 安装前及安装过程中应使用不透明材料覆盖光伏组件表
面，所使用材料不得损坏光伏组件表面；
4 对于平铺式光伏组件安装工程，安装前应考虑光伏组件
接线的可操作性，受接线操作空间限制时，宜采用先接线后安
35
装光伏组件的方式进行；
5 在施工中，汇流箱直流断路器应处于断开状态，每个组
串应留一块光伏组件暂不接入组串，待组串全部接入汇流箱后
再将其接入。
6.4.2 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位。
6.4.3 严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。
6.4.4 光伏组件之间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 光伏阵列间的跨接线缆应穿管或采用桥架进行保护；
4 同—光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。
6.4.5 光伏组件安装安装允许偏差应符合表6.4.5 规定
表6.4.5 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
6.5 电缆及防雷接地安装
36
6.5.1 电缆敷设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。
6.5.2 电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度，并联使用的
电缆应采用相同的规格和型号。
6.5.3 电缆敷设宜采用穿线管或金属槽盒，不少于两点可靠接
地，且不应损坏建（构）筑物的防水层。
6.5.3 电缆允许的最小弯曲半径应符合电缆绝缘及其构造特性要
求。
6.5.5 光伏发电站接地系统的施工工艺及要求除应符合现行国
家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169
的相关规定外，还应符合设计文件的要求。
6.5.6 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。屋顶光伏系统的金属支架
应与建筑物接地系统可靠连接。
6.6 汇流箱安装
6.6.1 汇流箱内光伏组件串的电缆接引前，必须确认光伏组件
侧有明显断开点。
6.6.2 汇流箱安装应符合下列要求：
1 汇流箱不应遮挡光伏组件；
2 汇流箱安装前，应对汇流箱内各元件进行绝缘测试；
3 在雨雪天时不得对汇流箱进行开箱操作；
37
4 对于倾角式支架，汇流箱宜采用挂墙式和抱柱式安装；
5 对于平铺式支架，汇流箱宜采用卧式安装，且不应破坏
屋面的防水层；
6 采用自然冷却方式的汇流箱不宜安装在阳光直射区域，
且安装环境温度应符合设备手册或设计规定；
7 对外接线时，螺丝应紧固、防水端子应拧紧。
6.7 光伏适配器安装
6.7.1 适配器安装固定在光伏组件背面边框上，如下图：
图6.7.1 光伏适配器安装位置
6.7.2 光伏适配器安装
1 确认好光伏适配器安装位置。
2 拧松光伏适配器顶端固定夹子螺丝，如下图所示：
38
3 将光伏适配器固定卡槽插入光伏组件边框，拧紧固定螺
钉，将光伏适配器固定到光伏组件背面底侧边（底边）边框上。
注意事项：
光伏适配器固定在光伏组件上，并对光伏适配器标号标识，
标号与相连接的光伏组件、设计图纸对应。
光伏适配器安装位置和输入输出方向要充分考虑现场连接
线缆需求，光伏适配器安装后的布线长度尽量短，布线美观、
扎线固定方便、接头位置不会被雨淋日晒。
各光伏适配器排布整齐、美观。
光伏适配器的安装必须夹紧，平整，美观。
6.8 安全文明施工
39
6.8.1 施工应建立工程施工安全管理组织体系，健全各项管理
制度，制定保障施工安全的组织措施和技术措施，落实安全生
产责任制。
6.8.2 施工前应做好劳动防护，应对施工人员进行安全技术
交底。
6.8.3 施工前应采取屋面保护措施，在屋面铺设施工人行通道。
混凝土屋面应针对防水层采取保护措施。
6.8.4 危险区域应设置明显的安全、警示标志或隔离带。
6.8.5 所有电气设备都应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，并在使用前进行确认。
施工用电线路布线应合理、安全、可靠。
6.8.6 施工人员应具备登高作业资格证，并配备安全防护用品。
高处作业人员应配带工具袋，较大的工具应系保险绳，传递物
品时严禁抛掷，以免砸伤设备和人，交叉作业时，施工工具必
须系好安全绳，以防止高空坠物。
6.8.7 工程完工后，应对工程施工环境开展检查，符合环保要求
后方可正式撤离现场。
40
7 调试验收
7.1 一般规定
7.1.1 设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格。
7.1.2 调试人员应具备相应资质。
7.1.3 调试设备应检定合格。
7.1.4 使用万用表进行测量时，必须保证万用表档位和量程正确。
7.1.5 室内安装的系统和设备调试前，建筑工程应具备下列条件：
1 所有装饰工作应完毕并清扫干净；
2 受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕；
3 设备和系统调试前，安装工作应全部完成并通过验收。
7.2 光伏阵列调试
7.2.1 光伏支架调试
应检查并测量支架安装位置及角度，手动检查安装支架的固定
强度，做好记录。
7.2.2 光伏组串调试
光伏组串的调试应满足以下要求：
1 直流各连接电缆无短路和破损；
2 组串电压正负极连接正确；
3 调试前，汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置；
41
4 组件串通电前，应逐个测量组件串的绝缘电阻及开路电
压；
5 在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串
的电流进行检测，确保各组串正常接入光伏电站系统。
7.2.3 电表箱调试
电表箱的调试应满足以下要求：
1 手动操作开关器件应正常分合，机构能运动灵活，无卡
滞及操作力过大现象；
2 各器件在电气额定参数范围内应正常工作，异常或故障
情况下，应能可靠、快速响应。
7.2.4 防雷接地调试
防雷接地的调试应满足以下要求：
1 用接地电阻测试仪测量光伏方阵的接地电阻，应满足设
计要求并做好记录；
2 光伏发电系统的接地电阻阻值应满足设计要求；
3 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小
于20MΩ；
4 其余各项防雷和接地要求应满足《光伏发电站防雷技术
要求》GB 32512 的要求。
7.2.5 数据采集器调试
数据采集器的调试应满足以下要求：
42
1 数据采集器通信良好并具有抗干扰能力，符合设计要求；
2 采集的数据应实时准确的反映逆变器的运行状态、数据
和各种故障信息。
7.2.6 光伏适配器调试
适配器标有输入、输出、正、负标识，光伏组件输出正与适配
器的输入正进行对插连接，光伏组件输出负与适配器的输入负进
行对插连接，须保证对插连接可靠，不得虚接。
7.3 竣工验收
7.3.1 工程竣工验收应在试运行结束后进行。
7.3.2 试运行和移交生产完成后，如发现与设计和规范要求有
差异的地方且在质保期内，由相应设备厂家或相关单位进行整
改，直至达到设计和规范要求。
7.3.3 屋顶光伏电站工程验收前，应在安装施工中完成下列隐
蔽项目的现场验收：
1 预埋件、后置锚固件；
2 支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点；
3 系统防雷与接地保护的连接节点；
4 隐蔽安装的电气管线工程；
5 光伏组件安装节点。
7.3.4 工程竣工验收资料应包括且不限于下列内容：
1 建设工程档案资料验收意见书；
43
2 工程竣工图纸；
3 主要光伏设备质量文件；
4 工程变更相关程序文件；
5 工程验收文件；
6 发电系统调试、试运行文件；
7 工程质量评估报告（监理（如有）、建设（或投资）、
运维等单位出具）；
8 工程概预算执行情况报告；
9 工程竣工报告；
10 网络性能测试文件；
11 整改完成报告书。
7.3.5 工程竣工验收主要工作应包括下列内容：
1 应审查各项项目批准性文件（规划、消防、环保等(如有)）；
2 应检查竣工资料是否完整齐全；
3 应审查工程试运和移交生产阶段问题是否整改完善；
4 应审查工程预决算执行情况；
5 应审查工程竣工报告；
6 应对工程进行总体评价；
7 当发现重大问题时，验收委员会应停止验收或者停止部
分工程验收，并督促相关单位限期处理，对其进行评审或抽样
复验，其复验结果需满足国家现行标准和设计要求；
44
8 应签发“工程竣工验收结论”。
7.4 验收交维
7.4.1 交维验收包括：现场验收、工程文档资料验收、IT 监
控系统数据验收等三个部分。
7.4.2 现场验收
包含支架、光伏组件、适配器、汇流箱、防雷及接地系统、
监控系统、电缆敷设等部件设备配置和质量工艺验收，具体验
收要求详见附表1-附表7。
7.4.3 工程文档资料验收
包含设计资料、竣工资料、隐蔽工程关键点照片等，相关
资料需有设计、施工、监理单位签字盖章。
7.4.4 监控系统数据验收
包含PMS 系统、运维监控系统、光伏电站系统独立监控平
台等各类支撑系统数据的完整性和准确性。
45
附表
附表1：光伏电站现场验收表(支架)
序
号
项
目
验收标准验收结论
备
注
1
支
架
基
础
混凝土配重块尺寸，外露的金属预埋件位置、
规格是否按设计要求制作
口合格
口不合格
口未涉及此项
光伏组件支架基础应按设计要求的位置、数量
摆放，基础摆放应平稳、整齐，且表面平滑，
外形方正，无漏筋、蜂窝、空洞、夹杂、疏松、
裂缝、外形或表面缺陷的问题
口合格
口不合格
口未涉及此项
混凝土配重块水泥配比标号大于等于C25,支
架基础在安装支架前，混凝土养护应达到70%
的强度
口合格
口不合格
口未涉及此项
在屋面结构层上现场施工的基座浇筑完工后，
应按设计要求进行防水处理，并应符合现行国
家标准《屋面工程质量验收规范》GB50207 的
要求，严禁出现漏水、漏雨等现象
口合格
口不合格
口未涉及此项
屋面支架基础的施工不应破坏建筑物的结构
和削弱建筑物在寿命期内承受任何荷载的能
力；在屋面防水层上安装配重基础时，若防水
层出现局部破坏,需在施工完成后对破坏部分
进行防水处理(采用沥青、砂浆或防水卷材进
行修补)
口合格
口不合格
口未涉及此项
46
若在房顶打固定螺栓，施工后，需做防水测试。
防水测试要求：屋顶倾斜角度大于5 度时，可
采用淋水测试；屋顶倾斜角度小于5 度时，需
采用蓄水测试，蓄水测试不少于24 小时
口合格
口不合格
口未涉及此项
2
钢
绞
拉
线
固
定
光伏支架安装于机房顶部，支架应采用钢绞拉
线固定，拉线一端固定在支架斜梁上，另一端
固定在机房墙体或机房顶部外沿(主墙体外)
口合格
口不合格
口未涉及此项
钢绞拉线直径≥8mm
口合格
口不合格
口未涉及此项
剪切拉线后切面处需进行防护处理，如喷涂防
腐漆、黄油。
口合格
口不合格
口未涉及此项
拉线在墙体(或机房顶楼板边缘)固定端，应根
据设计需加装连接件，用膨胀螺栓将连接件固
定在墙体(或机房顶楼板边缘)
口合格
口不合格
口未涉及此项
3
支
架
焊
接
支架柱脚的焊接处理应符合现行国家标准《冷
弯薄壁型钢结构技术规范》GB50018 及《钢结
构设计标准》GB50017 的相关规定
口合格
口不合格
口未涉及此项
考虑到某些部位可能出现焊接变形过大的情
况，允许在非关键部位局部采用点焊
口合格
口不合格
口未涉及此项
统一明确支架、固定螺栓选材要求，包括材料
类型、尺寸等
口合格
口不合格
口未涉及此项
47
支架安装完成后，应对其焊接表面按照设计要
求进行防腐处理
口合格
口不合格
口未涉及此项
支架的防腐处理应符合现行国家标准《冷弯薄
壁型钢结构技术规范》GB50018 及《钢结构设
计规范》GB50017 的相关规定，所有镀锌层破
坏的位置(切口、焊接位置)必须做好防锈处
理，应满足以下要求；1.焊接和切口位置清除
铁锈，并保持切口干燥；2.在涂切口和焊接位
置涂上环氧富锌底漆，作为底漆；3.在切口和
焊接部位再涂上环氧云铁中间漆；4.最后在切
口和焊接部位外面涂上丙烯酸聚氨酯面漆。
口合格
口不合格
口未涉及此项
4
支
架
防
腐
当铝合金材料与除不锈钢以外的其他金属材
料或与酸、碱性的非金属材料接触、紧固时应
采用材料隔离
口合格
口不合格
口未涉及此项
48
附表2 光伏电站现场验收表(组件安装)
序
号
项
目
验收标准验收结论
备
注
1
组
件
安装方式应与竣工图纸一致。原则上应选
用光照条件良好的屋面，并采用坡面安装。
如采用其它安装形式，应提供设计说明以
及安全性计算书。
口合格
口不合格
口未涉及此项
现场查验组件标签，应同认证证书保持一
致。
口合格
口不合格
口未涉及此项
组件表面不得出现严重色差，不得出现黄
变。
口合格
口不合格
口未涉及此项
抽查开路电压和电路电流，判断其功率和
一致性，如所提供的第三方组件测试是在
普通户外测试，允许小范围的偏差。
口合格
口不合格
口未涉及此项
光伏组件与组件方阵倾斜角度应符合设计
和安全要求。
口合格
口不合格
口未涉及此项
2
组
件
连
光伏连接器外观完好，表面无破损，重要
标识无模糊脱落现象
口合格
口不合格
口未涉及此项
49
接
光伏连接器应与直流光伏电缆线径相匹配
口合格
口不合格
口未涉及此项
光伏连接器应按照供应商提供的产品安装
手册进行安装，且应使用专用安装工具安
装
口合格
口不合格
口未涉及此项
光伏连接器不应放置于宜积水区域
口合格
口不合格
口未涉及此项
不应出现两种不同厂家光伏连接器连接使
用的情况
口合格
口不合格
口未涉及此项
同一光伏组件、同一光伏组串的正负极不
应短接，光伏连接器未连接前应采用密封
盖密封防止异物或雨水进入
口合格
口不合格
口未涉及此项
组件布线施工时，施工人员应配备安全防
护用品，不应触摸带电部位
口合格
口不合格
口未涉及此项
直流光伏电缆和光伏连接器应排列整齐、
固定牢固，不应出现自然下垂现象，电缆
与连接器连接处不应弯曲拉扯过紧，应松
紧适度
口合格
口不合格
口未涉及此项
3
组
串
连
光伏组件连接数量和路径应符合设计要求
口合格
口不合格
口未涉及此项
50
接
光伏组件间接插件应连接牢固
口合格
口不合格
口未涉及此项
光伏组件间连接线可利用支架进行固定，
并应整齐、美观
口合格
口不合格
口未涉及此项
严禁在雨中进行光伏组件的连线工作
口合格
口不合格
口未涉及此项
4
组
件
接
地
组件边框应可靠接地
口合格
口不合格
口未涉及此项
组件接地电阻应符合设计要求
口合格
口不合格
口未涉及此项
