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I
目 次
前言 ................................................................................ II
1 范围 .............................................................................. 3
2 规范性引用文件 .................................................................... 3
3 术语和定义 ........................................................................ 4
4 基本要求 .......................................................................... 5
5 技术要求 ......................................................................... 11
6 检查与检验 ....................................................................... 12
7 检验规则 ......................................................................... 25
8 标志、包装、运输、贮存 ........................................................... 26
9 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
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II
前 言
本标准按照GB/T 1.1—2009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。
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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 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
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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 0091—2016 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 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
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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Ⅰ 光伏组件、防排水构造层、保温层、架空隔热层、饰面板
类型Ⅱ 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。
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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
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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 大直流输入功
率应不小于其对应的光伏方阵的实际 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 1.05～1.35：1 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Ⅱ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 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 0091—2016 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。
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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， 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：
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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/m
2（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：（0～15）A
电压：（0～1000）V
电流：（0～20）A
电压：（0～1000）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：（0～1000）V
8 钳形表 组串工作电流，短路电流 交直流：（0～600）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：（0～1000）V
直流：（0～15）A
10 电能质量分析仪 测量逆变器输出参数 无 交流：（310V～450）V
交流：（0～3000）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：（0～1000）V
交流：（0～3000）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》。
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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；
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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 MΩ，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 MΩ，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
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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。
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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 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。
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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 ％， 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；
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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
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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；
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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Ⅱ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 小限值
MΩ
方法1：光伏方阵正负级分边对地
＜120 250 0.5
120～500 500 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
120～500 500 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
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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 Ω，且保证其接地电阻不高于4 Ω，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E。
6.4.4 电气连接设备热成像检测方法
6.4.4.1 检测对象
对电站所有抽样选定内电气连接设备进行热成像扫描。
6.4.4.2 抽测比例
抽测比例为10 ％。
6.4.4.3 检测方法
利用带电设备的致热效应，采用专用仪器获取从设备表面发出的红外辐射信息，进而判断设备状况
和缺陷。红外扫描范围列举如下：
a) 各类导电接头、线夹、接线桩头氧化腐蚀以及连接不良缺陷；
b) 各类高压开关内中心触头接触不良缺陷；
c) 隔离刀匣刀口与触片以及转动帽与球头结合不良缺陷；
d) 各类接触器绝缘不良缺陷、缺油以及内中心铁芯、线圈异常不良过热缺陷；
e) 各类电容器过热、耦合电容器油绝缘不良和缺油（低油位）缺陷；
f) 各类避雷器内中心受潮缺陷、内中心元件老化或非线性特性异变缺陷；
g) 各类绝缘瓷器瓶表面污秽缺陷，零值绝缘子检测，劣化瓷瓶检测；
h) 发电机运行状态检测、电刷与集电环接触状态检测、内中心过热检测；
i) 电力变压器箱体异常过热，涡流过热，高、低压套管上、下两端连接不良以及充油套管缺油（低
油位）缺陷；
j) 各类电动机轴瓦接触不良以及本体内、外异常过热。
注：一旦发现温度异常应从正反两面扫描以正确判断引起高温的原因，同时保留影像，并记录有问题部件的位置。
6.5 系统性能检验
6.5.1 总体要求
系统安装施工完毕后应进行现场检测。
6.5.2 系统效率测试
6.5.2.1 一般要求
系统效率应按 GB/T 20513—2006 给出的方法进行测试，测试结果应有记录，记录表参见附录E。
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6.5.2.2 光伏组件功率衰减检测
6.5.2.2.1 检测对象
对所有抽样选定组串内的所有光伏组件进行测试。
6.5.2.2.2 抽测比例
抽样比例为10％。
6.5.2.2.3 检测方法
按照以下方法进行：
a) 如果投运时设置了功率基准组件，则待测试现场光强超过 700W/m2 时，检测基准组件的 I-V
曲线，并与基准组件初始值比较，得到准确的光伏组件功率衰减率；现场对抽样组件的测试并
与标称功率比较的结果可以作为参考数据；
b) 如果没有功率基准组件，则待测试现场光强超过 700W/m2 时，检测选定且清洗干净的组串中每
一块组件 I-V 曲线，同时记录光强和组件温度。修正到 STC 条件，同标称功率比较，得到粗略
的光伏组件衰降率；
c) 对于功率衰减超出判定条件的组件应做记录，准备进行后续的 EL 测试；
d) 无论采用基准组件功率还是标称组件功率作为参考，当衰降率超出判定条件时且对现场测试结
果有质疑时，建议送实验室复检。
6.5.2.2.4 判定条件
以供需双方的合同条款为准。在没有合同约定的情况下，工信部《光伏制造行业规范条件》（2015
年第23号文）中的指标作为参考：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 ％。
6.5.2.3 组串灰尘遮挡损失检测
6.5.2.3.1 检测对象
对所有抽样选定的组串进行测试。
6.5.2.3.2 抽测比例
抽测比例为10 ％。
6.5.2.3.3 检测方法：
按照以下方法进行：
a) 如果有积尘检测基准片（光伏电池的短路电流与积尘遮挡成都或辐照度呈线性关系），则调取
基准片届时的积尘遮挡损失值。对于光伏组件或光伏方阵来讲，均匀积尘条件下，短路电流的
下降与功率的下降相一致，非均匀积尘条件下，短路电流的下降与功率的下降有差异。为了比
较辐照度损失与功率损失的关系，除了取得基准片的数据，亦应按照下面的方法实际测试积尘
损失，并与基准片的检测结果比较；
b) 对于抽样选定的组串，带测试现场光强超过 700 W/m2时，清洗前检测异常 I-V 曲线，并记录光
强和组件温度；清洗后，再检测异常组串的 I-V 曲线：分别修正到统一的光强和温度条件。降
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组串清洗前后修正功率进行比较，得出该种状态下的积尘损失率，同时记录清洗周期以及上一
次的清洗时间。应附清洗前和清洗后被测组串照片。
6.5.2.3.4 计算公式
100%组件清洁后修正功率值
组串清洁前修正功率值-组串清洁后修正功率值组串积尘当天损失
6.5.2.3.5 判定条件
以光伏电站的设定值为准，实测结果应满足设定值。如电站没有设定值，积尘损失的平均测试结果
原则上不超过5 ％。
6.5.2.4 组串温升损失检测
6.5.2.4.1 检测对象
对所有抽样选定的组串进行测试。
6.5.2.4.2 检测方法
依据清洗后测试的组串I-V曲线和现场实测的背板温度，根据该类型组件的温度系数和实测结温推
算出电池结温25°C下的 大功率点功率。根据电压温度损失计算公式计算电压温度损失百分比，根据
功率温度损失计算公式计算功率温度损失百分比。
6.5.2.4.3 计算公式
按以下公式计算：
a) 100%结温组串 大功率25
率未修正结温组串 大功-结温组串 大功率25率光伏组串功率温升损失 ；
c) 100%开路电压结温组串25
开路电压未修正结温组串-开路电压结温组串25温升损失率电压光伏组串 。
6.5.2.4.4 结果分析
以测试结果为准，分析温度损失并评估散热条件。
6.5.2.5 光伏阵列之间遮挡损失检测
6.5.2.5.1 测量固定光伏方阵倾角。
6.5.2.5.2 测量阵列间距（前后阵列同一参考点之间距离）。
6.5.2.5.3 测量组件倾斜面长度（含缝隙）。
6.5.2.5.4 按照冬至日 9:00～15:00 不遮挡原则设计，公式如下：
a) 按照规定的条件计算光伏方阵合理间距；
b) 与方阵实际间距进行比较，实际间距大于等于合理间距判定为设计符合要求；
c) 计算方阵之间遮挡损失，可得出遮挡损失的参考数据。
tan4338.0707.0
)4338.0tan707.0(sincos
AL
ALD ......................... (1)
式中：
L 阵列倾斜面长度；
D 两排阵列之间距离；
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A 阵列倾角；
当地纬度。
6.5.2.6 光伏组串并联失配损失检测
6.5.2.6.1 光伏电站的串并联失配损失是由于组件或组串电、性能不一致造成的，对于光伏电站，各
个方阵的距离远近不同，线路降压也不同，同样会造成失配损失。采用集中逆变器的光伏电站，失配损
失主要包括组件到组串的串联失配损失，组串到汇流箱的并联失配损失以及汇流箱到逆变器的并联失配
损失；对于采用组串逆变器的光伏电站，失配损失则包括组件到组串的串联失配损失和组串到逆变器的
并联失配损失。
6.5.2.6.2 应当在不同辐照度和组件温度条件下测试至少 3 次，以保障测试的全面性：
a) 组串内光伏组件的串联失配损失应按表 9 方法进行检测；
b) 多个组串并联的失配损失应按表 10 方法进行检测；
c) 多个汇流箱并联的失配损失应按表 11 方法进行检测；
d) 各组串到组串逆变器的并联失配损失应按表 12 方法进行检测。在采用组串逆变器的光伏电站
中，并联失配损失仅发生在组串逆变器 MPPT 通道所对应的光伏组串之间。
表9 组串内光伏组件串联失配损失检测方法
要求 方法
检测对象 对所有抽样选定的组串进行测试。集中逆变器电站和组串逆变器电站测试方法相同。
检测方法 断开选定组串，对选定组串中每一块组件检测I-V曲线，记录光强和组件温度；恢复组串到工作状态，检
测组串的实际工作电压和工作电流，记录光强和组件温度；分别修正到统一光强和统一温度。
计算公式 %100之和各组件修正 大功率值
组串修正工作功率值和各组件修正 大功率之光伏组件的失配损失
判定条件 组件串联平均失配损失不应超过2 ％。
检测结果
组件修正 大功率之和。
组串修正组件工作功率。
光伏组件串联失配损失。
表10 多个组串并联失配损失检测方法
要求 方法
检测对象 对抽样选定的组串所在汇流箱内所有组串进行测试。
检测方法 断开选定汇流箱，对选定汇流箱中每一个组串检测I-V曲线，记录光强和组件温度；接通汇流箱，使其处于
工作状态，记录工作电压和工作电流，同时记录光强和组件温度；分别修正到统一强光和统一温度条件。
计算公式 %100各组串修正功率值之和
汇流箱修正工作功率值和各组串修正 大功率之光伏组件的失配损失
判定条件 光伏组串的失配损失率不应超过2 ％。
检测结果
各组串修正 大功率之和。
汇流箱修正工作功率值。
光伏组串的失配损失。
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表11 多个汇流箱并联失配损失检测方法
要求 方法
检测对象 对抽样选定的逆变单元所有MPPT通道中所有汇流箱进行测试。
检测方法
断开逆变器的输入开关，对选定逆变器的MPPT通道中每一个汇流箱检测I-V曲线，记录光强和组件温度；
接通逆变器输入开关，使该MPPT通道中所有汇流箱处于正常工作状态，记录工作电压和工作电流，同时
记录光强和组件温度；分别修正到统一光强和统一温度条件。
计算公式 %100值之和各汇流箱修正 大功率
功率值通道光伏输入修正工作逆变器之和各汇流箱修正 大功率光伏汇流箱的失配损失
MPPT
判定条件 汇流箱并联平均失配损失不应超过2 ％。
检测结果
各汇流箱修正 大功率之和。
逆变器MPPT通道光伏输入修正工作功率值。
光伏汇流箱的并联失配损失。
表12 各组串到组串逆变器并联失配损失检测方法
要求 方法
检测对象 对抽样选定的逆变单元所有MPPT通道中所有光伏组串进行测试。
检测方法
断开逆变器的输入开关，对选定逆变器MPPT通道中每一个组串检测I-V曲线，记录强光和组件温度；接通
逆变器输入开关，使该MPPT通道中所有组串处于正常工作状态，记录工作电压和工作电流，同时记录光
强和组件温度；分别修正到统一光强和统一组件温度。
计算公式 %100之和各组串修正 大功率值
值通道输入修正光伏功率逆变器和各组串修正 大功率之失光伏组串的并联失配损
MPPT
判定条件 组串并联平均失配损失不应超过2 ％。
检测结果
各组串修正 大功率之和。
逆变器MPPT通道光伏输入修正功率值。
MPPT通道光伏组串的失配损失。
6.5.2.7 直流线损
6.5.2.7.1 采用集中逆变器的光伏电站的直流线损主要包括组串到汇流箱的直流线损和汇流箱到逆变
器的直流线损；采用组串逆变器的光伏电站的直流线损则主要是光伏组串到逆变器的直流线损。
6.5.2.7.2 光伏组串到汇流箱的直流线损的检测组串数量，从选定汇流箱所对应的组串中抽取近、中、
元三个组串进行检测。同时检测组串的出口直流电压（Vzc）和汇流箱入口直流电压（Vhr），同时测量该
组串在汇流箱入口的直流电流（Izc）。按照下式求出直流线损：
hrzc
VVV ..................................... (2)
%100Δ
Δ1
ZC
V
Vk .................................... (3)
zc
I
VRdc ....................................... (4)
dcSTCSTC RIV Δ .................................... (5)
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%100
2
STC
STC
V
Vk ................................... (6)
式中：
Vzc 组串的出口直流电压；
Vhr 汇流箱入口直流电压；
Izc 组串在汇流箱入口的直流电流；
ΔV 直流导线电压差；
ISTC 光伏组串STC条件下额定工作电流；
Rdc 直流导线电阻；
ΔVSTC STC条件下的直流压降；
VSTC 光伏组串STC条件下额定工作电压；
Δk1 现场实测直流线损（％）；
Δk2 单组串STC条件下直流线损（％）。
注1：采用 STC 条件是检查是否符合设计值（设计电缆线径时是按照 STC 条件下的电流值）；
注2：平均组串到汇流箱直流线损为近、中、远直流线损的平均值；
注3：判定条件，平均直流线损不应超过 2 ％，检测结果记录表参见附表 E.6 所示。
6.5.2.7.3 汇流箱到逆变器的直流线损的检测汇流箱数量，从选定逆变器所对应汇流箱中抽取近、中、
远三台进行直流线损检测。同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）汇流箱出口直流电压（Vhc）
和逆变器入口直流电压（Vnr），同时测量逆变器入口直流电流（Idc）。按照下式求出直流线损：
nrhc - VVV ...................................... (7)
%100Δhc
1
V
Vk .................................... (8)
cc
I
VR
dd
........................................ (9)
dcRIV STCSTC ................................... (10)
%1003
STC
STC
V
Vk .................................. (11)
式中：
Vhc 汇流箱出口直流电压；
Vnr 逆变器入口直流电压；
Idc 逆变器入口直流电流；
Δk3 单汇流箱直流线损（％）。
注1：修正到 STC 条件是检查是否符合设计值（设计电缆线径时是按照 STC 条件下的电流值）；
注2：平均汇流箱到逆变器直流线损为近、中、远直流线损的平均值；
注3：判定条件，平均直流线损不应超过 2 ％，检测结果记录表参见附表 E.7 所示。
6.5.2.7.4 光伏组串到组串逆变器的直流线损的检测组串数量，从抽样汇流箱所对应的组串中抽取近、
中、远三个组串进行检测。同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）组串出口直流电压（Vzc）和
逆变器入口直流电压（Vhb），同时测量该组串在汇流箱入口的直流电流（Izc）。按照下式求出直流线损：
nbzc - VVV ..................................... (12)
%100zc
1
V
Vk .................................... (13)
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zc
dI
VR c
...................................... (14)
dcSRIV
TCSTC ................................... (15)
%1002 STC
STC
V
Vk ................................... (16)
式中：
Vhb 逆变器入口直流电压。
注1：计算 STC 条件下的直流线损是检查是否符合设计值（设计电缆线径时是按照 STC 条件下的电流值）；
注2：平均组串到逆变器直流线损为近、中、远直流线损的平均值；
注3：判定条件，平均直流线损不应超过 2％，检测结果记录表参见附表 E.8 所示。
6.5.2.8 交流线损
6.5.2.8.1 采用集中逆变器的交流线损
交流线损主要分布在逆变器到变压器和变压器到并网点之间：
a) 测试条件：辐照度≥700 W/m2；
b) 判定标准：分段交流线损均≤2 ％；
c) 判定方法：与直流线损的判定方法一致，需要选择近、中、远逆变器和变压器进行测试，不但
需要测试现场实测交流线损，还需要计算线路电阻，并按照逆变器和变压器的额定工作电流和
额定工作电压来计算线损和平均线损。
6.5.2.8.2 采用组串逆变器的交流线损
交流线损主要分布在逆变器到交流汇流箱，交流汇流箱到变压器，以及变压器到并网点之间；
a) 测试条件：辐照度≥700 W/m2；
b) 判定标准：分段交流线损均≤2 ％；
c) 判定方法：与直流线损的判定方法一致，需要选择近、中、远逆变器、交流汇流箱和变压器进
行测试，不但需要测试现场实测交流线损，还需要计算线路电阻，并按照逆变器和变压器的额
定工作电流和额定工作电压来计算线损和近、中、远平均线损。
6.5.3 综合电站用电率测试
6.5.3.1 综合电站用电率测试须在系统工况稳定后进行，可以一个完整周作为测试周期。
6.5.3.2 按以下公式计算：
上网电量-电量光伏组件屋面系统有功=综合电站用电 ................... (17)
%100电量光伏组件屋面系统有功
综合电站用电=综合电站用电率 .................... (18)
注：电量单位为kW·h。
6.5.4 功率因数测试
6.5.4.1 当系统输出有功功率大于额定功率 50 ％时进行测试。
6.5.4.2 按如下公式计算：
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S
Pcos ...................................... (19)
式中：
cos 功率因数；
P 系统有功功率(W)；
S 系统视在功率（VA）。
6.5.5 谐波电压与谐波电流
谐波电压与谐波电流应按GB/T 14549的规定进行测试。
6.6 并网验收申请
单位工程验收后应向项目所在地的电网公司申请进行。
7 检验规则
7.1 检验分类
光伏组件屋面发电系统检验检测分为现场检验和型式检验。
7.2 现场检验
系统安装使用的主要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。同
一个系统项目的同型号产品数量作为一个检查批量，检验项目和抽样要求详4.2.8（d），4.2.14（f），
4.3.4（b），6.4.2，6.4.3。
7.3 型式检验
当系统安装施工实施完毕后应进行型式检验。型式检验分为安装施工质量检验和系统性能检测。安
装施工质量检验由工程质检单位进行检验并出具验收合格证明；系统性能检测由通过国家认监委认可的
检测单位出具的系统性能检测报告。
表13 检验项目
序号 部件 测试项目 现场检验 系统性能检测 测试方法
1 光伏组件 组件红外检测，组件功率检测，组件
EL（电致发光）检测； / √ 6.2.3；
2 汇流箱
汇流箱内光伏组串短路电流，工作电
流，汇流箱内光伏组串开路电压检测
（极性测试）；
/ √ 6.2.4；
3 逆变器 逆变器转化功率，电能质量； / √ 6.2.5；
4 安规测试 绝缘电阻；接地连续性 √ / 6.4.2；6.4.3；
5 安全标识 电站安全标识检查，采光带的防踩踏
标识，箱变外壳的安全标识； √ /
4.2.14（f），4.2.（d），
4.3.4（b）
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表13 检验项目（续）
8 标志、包装、运输、贮存
8.1 标志
8.1.1 各系统配件设备应配备铭牌，铭牌应坚固、耐久，安装在明显位置并标明以下内容：
a) 设备名称；
b) 设备型号；
c) 产品序列号；
d) 各项电气参数；
e) 制造年月；
f) 极性标志。
8.1.2 设备包装箱外壁应在明显处标注下列标志：
a) 箱内设备名称、型号规格、数量；
b) 装箱毛重及内容物净重；
c) 标注防潮、放置方向、不准倒置、轻放等运输贮存事项；
d) 厂名、厂址、联系方式。
8.2 包装
包装材料应完全包裹配件设备，不得引起配件设备损伤；托盘无霉变，运输过程中不得出现破损。
8.3 运输
8.3.1 运输过程不得雨淋。
8.3.2 包装箱四周应有支撑物并与运输工具进行固定，不应发生剧烈震动、冲击、曝晒雨淋和倾倒放
置等。
8.3.3 在装卸过程中，产品应轻放，严防摔翻滚及重压。
8.4 贮存
本系统设备在贮存期间，应放置在空气流通、温度在5 至40 之间，月平均相对湿度不大于90 ％，
无腐蚀性和易燃易爆气体的仓库内。在贮存期间不应淋雨、曝晒、凝露和霜冻。
9 质量承诺
9.1 主要部件质保
序号 部件 测试项目 现场检验 系统性能检测 测试方法
5 安全标识 电站安全标识检查，采光带的防踩踏
标识，箱变外壳的安全标识； √ /
4.2.14（f），4.2.
（d），4.3.4（b）
6 电气连接 电气连接设备热成像检测 / √ 6.4.4；
7 系统性能 系统效率；综合电站用电率；系统功
率因数；谐波电压和谐波电流； / √ 5.2；6.5；
注：“/”表示该项检验检测不做。
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9.1.1 光伏组件
9.1.1.1 光伏组件质保包括组件上的 DC 连接器和线缆，如果在 120 个月的期限内，在正常的应用，安
装条件下的材料和工艺缺陷，组件未能符合这一质保，系统集成商承诺将负责为客户修理和替换。
9.1.1.2 除双玻组件外的多晶组件，如果在第 1 年输出功率不小于产品输出功率的 97.5 ％，之后即第
2 年至第 25 年，平均每年输出功率衰减不大于输出功率的 0.7 ％，25 年内产品输出功率不小于其输出
功率的 80.7 ％。除双玻组件外的单晶组件，如果在第 1 年输出功率不小于产品输出功率的 97 ％，之
后即第 2 年至第 25 年，平均每年输出功率衰减不大于输出功率的 0.7 ％，25 年内产品输出功率不小
于其输出功率的 80.2 ％。 9.1.1.3 双玻多晶组件，在第1年输出功率不小于产品输出功率的 97.5 ％，之后即第2年至第30年，
平均每年输出功率衰减不大于输出功率的 0.5 ％，30 年内产品输出功率不小于其输出功率的 83 ％。
9.1.1.4 双玻单晶组件，在第 1 年输出功率不小于产品输出功率的 97 ％，之后即第 2 年至第 30 年，
平均每年输出功率衰减不大于输出功率的 0.5 ％，30 年内产品输出功率不小于其输出功率的 82.5 ％。
9.1.1.5 并且以上功率减少是由于设计、材料、工艺或制造缺陷，制造商承诺将通过给客户提供额外
组件或更换缺陷组件来弥补这一功率减少。
9.1.2 逆变器
9.1.2.1 制造商承诺本系统中所使用的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 ％）。
9.1.2.2 制造商承诺对本系统中所使用的逆变器提供自投运之日起 5 年的质保服务，在用户遵守使用
和维护管理要求的情况下出现材料和工艺原因导致的产品缺陷或逆变器 大转换效率不达标，由制造商
进行赔偿或更换。
9.1.2.3 用户可在逆变器安装调试成功 3 年之内，通过购买延长质保周期来延长质保至自投运之日起
25 年。
9.2 防水性能保障
9.2.1 在用户遵守本系统运行使用和维护管理要求的情况下，制造商承诺本系统质保期为投运之日起
25 年，在此期间对制造商原因出现的屋面损坏、漏水情况，制造商应无偿提供修理或更换服务。
9.2.2 在质保期之外，制造商应提供终身有偿维护服务。
9.3 系统性能保障
9.3.1 系统性能试验应达到设计标准和主设备合同约定的标准。
9.3.2 因企业、电网停电检修或维护不当和其他不可抗力等原因造成的损失不在赔偿范围内。
9.4 运行维护保障
制造商应无偿为用户提供投运、使用和维护培训。运维质量评估参见附录B。
9.5 服务时效保障
制造商保证在接到用户电话半小时内响应用户的维修要求，如需上门服务，则在24小时内（偏远地
区按双方约定时效）到达服务现场。
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A A
附 录 A
（资料性附录）
组件与逆变器容量配比推荐取值
针对选用集中性逆变器的项目，组件与逆变器容量配比推荐按1.05～1.35：1设计。部分地区的容
量配比参考如下（组件布置方位角、倾角受场地限制，灰尘较大且不宜清洗、空气污染较重地区，山地
等可能局部遮挡较多，鱼塘等组件衰减较大的项目选取范围中的较高值）：
a) 青海、宁夏和甘肃地区建议选值：1.05～1.15；
b) 新疆地区建议选值：1.05～1.35（其中吐鲁番地区 1.05～1.30，哈密地区 1.05～1.34，和田
地区 1.15～1.35）；
c) 内蒙地区建议选值：1.05～1.25；
d) 河北地区建议选值：1.05～1.35；
e) 江苏地区建议选值：1.1～1.25；
f) 根据组串排布和阵列运行方式，结合场址安装情况，计算光伏阵列的行、列间距。
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B B
附 录 B
（资料性附录）
运维质量评估
B.1 人员配置
电站应根据项目规模、特点和复杂程度，建立项目组织管理机构并匹配相应人员，制定人员计划表，
明确各部门及各人员的职责和分工。对现场人员进行安全文明教育和技术培训。人员配置记录参见表B.1。
表B.1 电站管理人员配置表
编号 职位 姓名 职称（职业资格证）
1 电站站长 高压电网操作证
2 值班长 高压电网操作证
3 正值班员 电网调度证
4 值班电工 高压电网操作证
5 电气技术员 低压电工操作证
6 财务人员 无
7 行政人员 无
8 其他人员 无
B.2 运维合理性
电站应根据项目规模匹配相应人员进行管理和运维。运维计划和落实情况应合理合规。光伏组件/
方阵应定期清洗，检查维护及抽检，光伏支架、电缆、汇流箱、配电柜、逆变器、变压器、监控系统定
期检查及维护。运行维护记录表参见表B.2。
表B.2 电站运维管理记录表
人员轮班情况
编号 职位 人数 备注
1 电站站长
2 值班长
3 正值班员
4 值班电工
5 电气技术员
6 财务人员
7 行政人员
8 其他人员
运维动作频率
序号 项目 规定周期（次/年） 实际周期 完成率
光伏组件及方阵
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表 B.2 电站运维管理记录表（续）
运维动作频率
序号 项目 规定周期（次/年） 实际周期 完成率
光伏组件及方阵
1 光伏组件的清扫及维护
2 光伏组件的定期检查及维修
3 光伏组件的定期抽检测试
光伏方阵支架
4 光伏阵列支架的定期检查维修
汇流箱
5 汇流箱的定期检查维修
6 汇流箱的定期测试
直流配电柜/交流配电柜
7 配电柜的定期检查及维修
8 配电柜的定期测试
逆变器
9 逆变器的定期检查及维修
10 逆变器的定期测试
变压器
11 变压器的定期检查和维护
12 变压器的定期测试
监控系统
13 光伏发电系统数据监控
14 监控系统的定期检查及维修
15 监控系统的定期测试
电缆
16 电缆的定期检查及维修
平均完成率
B.3 组件清洗方式
电站应根据组件规模进行定期清洗，所选择清洗方式因地制宜，清洗效率应达到 大化，清洗耗水
量及清洗成本应控制在预算范围内。组件清洗相关记录参见表B.3。
表B.3 组件清洗记录表
组件清洗
项目 内容 备注
组件清洗方式
组件清洗效率
清洗耗水量
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表 B.3 组件清洗记录表（续）
组件清洗
项目 内容 备注
清洗成本
评价
B.4 运维成本
光伏电站运维成本包含人员工资，办公费用，税费，备品备件费用，业务费用。分布式光伏发电系
统的运行维护主要是对系统的机械安装、电气连接的日常点检、对光伏组件的清洗、对部分失效部件的
更换及简单操作，成本相对较低，对于10 kV以下的系统维护成本几乎可以忽略不计，但是1 MW级的电站
建议预提1％~3％的维护成本进入系统总投资。每次每平米组件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要
取决于当地人工成本和运维服务提供人员的多少。运维成本记录参见表B.4。
表B.4 运维成本记录表
项目 金额（元）
人员工资
办公费用
税费
备品备件费用
业务费用
总计
折算（元/MW）
B.5 运维台账
光伏电站运维台账应有运行组织结构、运行规程规范、检修规程规范、重大事故处理预案、生产器
具管理制度、运行误操作管理制度、劳动安全管理制度、环境保护管理制度、卫生防疫管理制度、档案
管理制度、远程运维控制，具备在线实时，对太阳能电站进行数字化监测和对逆变器、汇流箱、直流配
电柜、交流配电柜、环境监测模块、变压器、并网保护装置、电能计量装置、电池组件等众多设备和检
测点联系不间断的监控和关键设备运行效率、故障发生率等主要指标进行分析和评价，使太阳能电站实
现数字化、流程化、标准化、智能化管理。运维台账记录可参考表B.5。
表B.5 运维台账记录表
序号 项目 情况说明
1 运行组织结构
2 运行规程规范
3 检修规程规范
4 重大事故处理预案
5 生产器具管理制度
6 运行误操作管理制度
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表 B.5 运维台账记录表（续）
序号 项目 情况说明
7 劳动安全管理制度
8 环境保护管理制度
9 卫生防疫管理制度
10 档案管理制度
远程运维控制：实时反馈故障处理信息，发电量
有远程控制，可反馈故障处理信息和发电量；
有远程控制，功能不完整；
无远程控制
B.6 运维档案文件
建立完整的文件资料档案，为光伏电站 的安全、可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。包含
合规性文件、合同、验收、运维。运维档案文件记录可参考表B.6。
表B.6 运维档案文件记录表
编号 属性 文件名 文件状态
有 无 不适用
1 合规性 项目备案文件
2 房屋所有权证
3 土地使用权证
4 屋顶租赁协议
5 合同能源管理协议
6 并网验收意见单
7 购售电合同
8 合同 采购合同
9 EPC总承包合同/施工合同
10 验收 竣工结算报告
11 材料质量证明文件
12 竣工验收报告
13 运维 电费结算清单
14 每日发电记录
15 维护检修记录
16 电站月/季/年度分析报告
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C C
附 录 C
（资料性附录）
主要元器件安装检验记录表
主要元器件安装检验记录见表C.1至表C.6。
表C.1 汇流箱安装检验记录表
______________________汇流箱安装检验记录 编号：_________
汇流箱安装检验记录
单位（子单位）
工程名称
分部（子分部）
工程名称
分项工程数量 检验批数量
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目
负责人 分包内容
序号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
1 汇流箱是否有编号；
2 正负极线缆标识是否清晰；
3 线缆是否断线；
4 线缆管道是否正确封口；
5 线缆是否正确连接；
6 线缆连接是否松脱；
7 线缆排序是否不一致；
8 安装位置是否朝西；
9 线缆表皮是否开裂；
10 是否有组串编号；
11 两根线缆金属部分是否靠近；
12 线缆是否合理绑扎；
13 接地是否正确；
14 线缆粗细是否一致；
15 是否加防火堵泥；
16 其他；
表C.2 逆变器安装检验记录表
______________________逆变器安装检验记录 编号：_________
逆变器安装检验记录
单位（子单位）
工程名称
分部（子分部）
工程名称
分项工程数量 检验批数量
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表C.2 逆变器安装检验记录表（续）
逆变器安装检验记录
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目
负责人 分包内容
序
号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
1 布置是否合理；
2 逆变器通风是否合理；
3 逆变器是否用扁钢架起；
4 矩阵容配比是否不一致；
5 是否有挡鼠板；
6 是否有警示标识；
7 安装逆变器总功率是否一致；
8 其他；
表C.3 高低压开关柜安装检验记录表
______________________高低压开关柜安装检验记录 编号：_________
高低压开关柜安装检验记录
单位（子单
位）工程名称
分部（子分部）
工程名称
分项工程数
量 检验批数量
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目
负责人 分包内容
序号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
1 大量灰尘是否清理；
2 是否有消防设施；
3 通风是否合理；
4 是否有警示标识；
5 是否有绝缘垫；
6 接地是否牢靠；
7 其他；
表C.4 气象站安装检验记录表
______________________气象站安装检验记录 编号：_________
气象站安装检验记录
单位（子单位）工程名称 分部（子分部）工程名称
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表 C.4 气象站安装检验记录表（续）
气象站安装检验记录
分项工程数量 检验批数量
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目负责人 分包内容
序号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
1 气象站是否按斜面安装；
2 气象站设备是否齐全，损坏；
3 通风是否合理；
4 气象站表面是否积灰严重；
5 一致性是否一致；
6 接地是否牢靠；
7 其他；
表C.5 防雷接地安装检验记录表
______________________防雷接地安装检验记录 编号：_________
防雷接地安装检验记录
单位（子单位）
工程名称
分部（子分部）
工程名称
分项工程数量 检验批数量
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目
负责人 分包内容
序号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
1 防雷接地装置是否损坏；
2 是否有防雷接地标识；
3 其他；
表C.6 安全和消防安装检验记录表
______________________安全和消防安装检验记录 编号：_________
防雷接地安装检验记录
单位（子单位）
工程名称
分部（子分部）
工程名称
分项工程数量 检验批数量
施工单位 项目负责人 项目技术
负责人
分包单位 分包单位项目
负责人 分包内容
序号 安装检查情况 施工单位检查结果 监理单位验收结论
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表 C.6 安全和消防安装检验记录表（续）
防雷接地安装检验记录
1 设备正负极是否区分；
2 双路电源供电系统两电源点交汇处是否有警告
标签；
3 逆变室内是否有保护设定标签；
4 各种其他标志是否缺失；
5 交流隔离开关是否有标识；
6 设备柜门内是否有系统单线图；
7 是否有紧急关机程序；
8 其他；
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D D
附 录 D
（资料性附录）
屋面淋（防）水试验记录表
屋面淋（防）水试验记录表见表D.1。
表D.1 屋面淋（防）水试验记录表
屋面淋（防）水试验记录
工程名称 施工单位
建筑面积 结构形式
试水时间 试水部位
试
水
简
况
检
查
结
论
复
查
结
果
评
定
意
见
参
加
人
员
监理（建设）单位 施工单位
专业技术人员 质检员 试验员
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E E
附 录 E
（资料性附录）
系统性能现场测试登记表
系统性能现场测试记录表见表E.1至表E.9。
表E.1 绝缘电阻测试记录表
测试方法 对地极性 测试电压（V） 组串1（MΩ） 组串2（MΩ） 组串3（MΩ）
方法1：光伏方阵正
负极分别对地
正极
负极
方法2：光伏方阵正
负极短路后对地 正负极短路
表E.2 接地连续性测试记录表
测试项目 保护装置和等点位体联接测试
测试区域 基准点 测试点 电阻（Ω）
X区阵列 X汇流箱
X区逆变器室
X号汇流箱
支架
组件
接地电阻
测试结论
阵列之间 大电阻值
阵列与汇流箱之间 大电阻值
阵列与控制室接地端之间 大电阻值
汇流箱接地点接地电阻
表E.3 光伏组件 I-V 测试结果记录表
测试项目 光伏组件I-V测试
被测试组件位置
组 件
编 号
标 称
功率（W）
Voc Isc Vpm Ipm Pmax 辐照度 背板温度/电
池结温（°C）
修正功
率（W）
功率衰
减（％）（V） （A） （V） （A） （W） （W/m2）
/
/
平均功率衰降率（％）
注4：标明现场环境温度：°C；
注5：组串功率衰降中包含组件串联失配损失，仅供参考。
表E.4 组串积尘损失测试结果记录表
测试项目 组串积尘损失测试
组串I-V（清洁前）修正到统一光强和温度条件
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表E.4 组串积尘损失测试结果记录表(续)
测试项目 组串积尘损失测试
测试组串位置 标 称 功 率
（W） 辐照度（W/m2）
组件背板温
度（°C）
电 池 结 温
（°C） 测试功率（W） 修正后功率（W）
组串I-V（清洁后）修正到STC条件
测试组串位置 标 称 功 率
（W） 辐照度（W/m2）
组件背板温
度（°C）
电 池 结 温
（°C） 测试功率（W） 修正后功率（W）
组串灰尘损失计算值
测试组串位置 组串清洁后的修正功
率值（W）
组串清洁前修正功率
值（W） 组串标称功率值（W）
组串积尘当前损失计
算
组串积尘当前损失=（组串清洁后测试的修正功率值-组串测试修正功率值）/组串清洁后测试的修正功率值x100％
清洗周期： 上次清洗时间：
表E.5 组串温升损失测试结果记录表
测试项目 组串温升损失测试
被测组串位置 实测组串Voc（V） 推算组串Voc（V） 电池结温（°C） 电压温升损失
V ％
被测组串位置 实测组串功率（W） 推算组串功率（W） 电池结温（°C） 功率温升损失
W ％
注：标明现场环境温度：°C。
表E.6 光伏组串到汇流箱的直流线损测试结果记录表
汇流箱位置：
测试和修正项 光伏组串1（近端） 光伏组串2（中部） 光伏组串3（远端）
组串输出电压（V）
汇流箱输入电压（V）
电缆压降（V）
工作电流（A）
实测线损（％）
平均实测线损（％）
线路电阻（Ω）
STC电流（A）
STC电压降（V）
STC工作电压（V）
STC电缆线损（％）
平均STC线损（％）
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表E.7 汇流箱到逆变器的直流线损测试结果记录表
逆变器位置：
测试和修正项 光伏组串1（近端） 光伏组串2（中部） 光伏组串3（远端）
汇流箱输出电压（V）
逆变器输入电压（V）
电缆压降（V）
工作电流（A）
实测线损（％）
平均实测线损（％）
线路电阻（Ω）
STC电流（A）
STC电压降（V）
STC工作电压（V）
STC电缆线损（％）
平均STC线损（％）
表E.8 光伏组串到组串逆变器的直流线损测试结果记录表
汇流箱位置：
测试和修正项 光伏组串1（近端） 光伏组串2（中部） 光伏组串3（远端）
组串输出电压（V）
汇流箱输入电压（V）
电缆压降（V）
工作电流（A）
实测线损（％）
平均实测线损（％）
电缆电阻（Ω）
STC电流（A）
STC电压降（V）
STC工作电压（V）
STC电缆线损（％）
平均STC线损（％）
表E.9 自发自用消纳登记表
月份 发电量 自发电量 自用率
1 月
2 月
3 月
4 月
5 月
6 月
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表 E.9 自发自用消纳登记表（续）
月份 发电量 自发电量 自用率
7 月
8 月
9 月
10 月
11 月
12 月
平均自用率
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