光伏电站设计施工技术规范有哪些「光伏电站工程建设标准」

今天带来光伏电站设计施工技术规范有哪些「光伏电站工程建设标准」，关于光伏电站设计施工技术规范有哪些「光伏电站工程建设标准」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

一、 概述

随着户用及小型光伏电站建设业务的发展，为了让户用及小型光伏电站项目在运作中能够做到合理规范、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，特编写本标准，以供参考。

建设户用及小型光伏电站应根据建设地点的地理、气候特征及太阳能资源条件，以及建筑的布局、朝向、日照时间、间距、群体组合和空间环境等进行组件阵列的规划设计，安装在建筑物上的光伏系统不应降低建筑本身或相邻建筑的日照标准。

二、 引用标准和规范

GB 50797-2012 《光伏发电站设计规范》

GB-Z 19964-2005 《光伏发电站接入电力系统技术规定》

GB/T 19064-2003 《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》

GB/T 12325-2008 《电能质量供电电压允许偏差》

GB/T 12326-2008 《电能质量电压波动和闪变》

GB/T 15543-2008 《电能质量三相电压不平衡》

GB/T 15945-2008 《电能质量电力系统频率偏差》

GB/T 14549 《电能质量公用电网谐波》

GB4208-2008 《外壳防护等级(IP代码)》

GB50016-2012 《建筑设计防火规范》

GB50057-2010 《建筑物防雷设计规范》

JGJ 203-2010 《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》

JGJ/T264-2012 《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》

Q/GDW617-2011 《光伏电站接入电网技术规定》

Q/GDW618-2011 《光伏电站接入电网测试规程》

CGC/GF001:2009 《400V 以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》

SJ/T11127-1997 光伏（PV）发电系统过电压保护—导则

GB/T9535-1998 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型

GB/T18210-2000 晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则

GB/T19064-2003 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法

GB/T61727-1995 光伏（PV）系统电网接口特性

以上标准若有新版，请按新版执行。

三、 设计要求

3.1 结构设计应与工艺和建筑专业配合，合理确定光伏系统各组成部分。

3.2 在新建建筑上安装光伏系统，应考虑其传递的荷载效应。

3.3 在既有建筑上增设光伏系统，应先行收集既有建筑可靠准确的相关资料（结构设计参数、结构材料、耐久性、安装部位的构造及强度），根据增设的光伏系统，对既有建筑按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算，确保建筑物有可靠的安全性、适用性、耐久性。既有建筑物经复核不满足承载力及变形要求时，应对既有建筑物采取可靠的加固措施后，方可进行光伏组件系统安装。

3.4 光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。支架、支撑金属件及其连接节点，应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。

3.5 应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置。

3.6 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，并应进行构件的强度与变形验算。

3.7 光伏方阵的支架宜由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或不锈钢地脚螺栓固定；钢筋混凝土基座的主筋应锚固在主体结构内；当不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。应采取提高支架基座与主体结构间附着力的措施，满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。

3.8 对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。

3.9 屋面光伏组件设置应满足下列要求：

(1) 屋顶向阳可利用面积不宜小于20㎡；

(2) 光伏组件应结合屋面的设备和设施合理统一布置；

(3) 光伏组件及布置应满足屋面的建筑防火要求；

(4) 晶体硅光伏组件的构造及安装应符合通风降温要求，应保证光伏电池温度不高于85℃。

3.10 屋面光伏系统的防水设计应满足下列要求：

(1) 光伏组件的安装基座和安装方式不应影响所在建筑部位的雨水排放；

(2) 在屋面防水层上安装光伏组件时，尽量不对原有防水造成破坏，如果根据项目实际情况，确需破坏原防水层后进行支架安装时，应对防水层已损坏地方按规范要求补做防水措施；

(3) 光伏组件的引线穿过屋面、墙体处应预埋防水套管，并作防水密封处理；穿墙管线不应设在结构柱处。

3.11 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。

3.12 光伏组件或方阵连接电缆应符合《光伏（PV）组件安全鉴定结构要求》的相关规定。

3.13 光伏系统的电能质量应符合《光伏系统并网技术要求》，电压偏差、频率、谐波和波形畸变、功率因数、电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。

3.14 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并安装必要的计量装置。

3.15 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标志。

3.16 光伏系统应与建筑电气系统相匹配，光伏系统主接线应满足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修等要求。

3.17 光伏系统设计时应计算系统装机容量和发电量，光伏系统装机容量由建筑物可安装光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。

3.18 并网光伏系统容量还应根据配电网线路、变压器容量及电网相关要求确定。

3.19 光伏方阵的选择应符合以下规定：

(1) 应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和光伏方阵的面积；

(2) 应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、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（或称为光伏组串）；

(3) 应根据逆变器容量及光伏组串的容量确定光伏子方阵内光伏组串的并联数；

(4) 同一组串内，组件电性能参数宜一致，其最大工作电流I 的离散性应小于±3%；

(5) 光伏方阵应采用高效利用太阳能的方位角和倾角方式安装；

(6) 组成光伏方阵的光伏组件应采用降低风压的措施布置；

(7) 对固定倾角安装方式造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距计算。

3.20 直流线路的选择应符合以下要求：

(1) 耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；

(2) 额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器的整定值应高于光伏方阵标称短路电流的1.25倍；

(3) 在系统额定功率状态下，线路电压损失应控制在3%以内。

四、设备选型

4.1 光伏系统中的设备和部件应按照系统设计整体要求来配置，其性能应符合国家和行业相关标准，并应获得相关认证。

4.2 光伏系统中的设备宜有专用标识，其形状、颜色、尺寸和安装高度应符合现行国家标准《安全标志及使用导则》相关规定；

4.3 光伏组件应符合以下要求（并符合国家工信部最新发布《光伏制造行业规范条件》（2015年版））：

(1) 多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%；硅基、铜铟镓硒、碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于8%、11%、11%和10%；

(2) 多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%、3%和5%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%；

(3) 有良好的一致性，并应满足组件串的技术要求；

(4) 结构强度和耐候性应满足设计技术要求；

(5) 应有带电警告标识。

4.4 光伏配电箱（柜）应符合以下要求：（多个交流回路以上系统）

(1) 光伏配电箱内接线端子需标识清晰；

(2) 光伏阵列在直流侧应有明显的断开点；

(3) 光伏配电箱内应设置防雷保护装置；

(4) 配电箱内应设置汇流铜母排；

(5) 光伏配电箱宜设置在室内干燥场所，其位置应便于维护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。

4.5 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。并网逆变器的配置还应满足以下要求：

(1) 逆变器转换效率不低于98%，并有不小于5%的过载能力；

(2) 逆变器具有宽电压工作能力，至少满足160～500Vac，更宽电压工作能力优先考虑选用；

(3) 逆变器应具备防孤岛保护、直流反接保护、交流短路保护、过压保护等功能；

(4) 逆变器防护等级不低于IP65；

(5) 逆变器应具备无功功率可调，功率因数可调范围：0.8超前至0.8滞后；

(6) 逆变器应具有无线通信的功能；

(7) 逆变器应通过第三方权威机构认证。

4.6 光伏监控系统宜符合以下要求：

(1) 光伏监控系统应显示系统电压、电流、日发电量、累计发电量等参数；

(2) 光伏监控系统应具备无线通信的能力，可随时随地接入互联网；

(3) 对于成片安装光伏电站的区域，应设置区域监控后台，区域内的电站通过监控系统实时上传相关电站信息。区域监控后台还应具备收集区域内电站主要信息，并上传集控中心；

(4) 位于重要建筑物上的光伏电站，其监控系统宜具有漏电报警功能，并纳入到建筑火灾漏电报警系统中管理。

五、 光伏系统支架

5.1 屋顶式支架

六我民用光伏电站系统，组件固定最常用的方法就是瓦屋面支架系统，即该支架系统把组件并联放置，非常靠近屋顶表面。对于瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应破坏瓦面并应与屋面主体结构可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的距离。这种支架系统安装的效果美观，并且受风载影响最小。优点不使或减少使用混凝土配重块，同等面积下装机容量多，支架用料少成本低。

一般的屋顶支架系统都由以下部分组成：

1）系统固定基座。

2）组件的导轨。

3）组件固定到导轨上的夹具压块。

5.2 压载式支架

对于屋顶是平面的（不存在平坦屋顶，应称为低倾斜屋顶），一般是使用压载支架系统，压载支架系统使用方阵本身的重量和附加重量（通常是混凝土块）使方阵定位，在其他方面和地面电站安装相同。根据屋面承载和当地的风力等因素综合考虑使用块基还是条基。

在使用压载支架系统之前还需考虑以下几点：

1）屋顶承载力：因为在屋顶上增加了压载支架的重量，需评估屋顶的承载能力。

2）方阵的倾斜度：因为系统重量必须将所有东西都压住，所以需要选择合适的方阵倾斜度，以尽量减小风的推举力，使系统不被吹走。

3）屋顶雨水管道：需要设计让水很容易流到设计的排水系统。如果水的通道被堵塞，就可能有时发生水渗漏到建筑物内的情况。

4）没有屋顶是真正平坦的，系统和屋顶是直接接触的，在进行现场勘察时，要考虑到屋顶的所有特点，并对它们进行精确记录。

六、光伏系统施工

6.1 测量放线

1) 根据已确定的技术方案及设计图纸，进行测量放线；测量放线过程中，务必保证光伏阵列的朝向为正南方±10°内（平屋顶），角度偏差小于±2°；

2) 测量放线要符合图纸要求，严禁私自更改设计方案；

3) 前后组件净距按设计要求；

4) 组件最低沿距地不得低于500mm；

5) 前后组件标高必须保持一致，避免后排阵列高差不一致。

6.2 基础施工

1) 根据放线位置及设计要求进行模板制作，务必保证模板间距及模板坚固。地质不稳之处需特殊加固；

2) 灌注桩应对成孔、清渣、放置钢筋笼、灌注混凝土等进行全过程检查，并进行抽检。

3) 模板制作完毕后、钢筋笼放置之前需在模板内侧刷涂废柴油，以保证条形基础施工质量；

4) 放置钢筋笼（钢筋笼如提前根据设计图纸进行加工制作）；

5) 根据图纸计算出所需混泥土所需方量，安排商品混泥土。以免造成混泥土浪费或不足。

6) 所有准备工作完成后，进行混泥土浇筑；浇筑过程中必须一次成型，振捣到位，做到无蜂窝麻面。基础表面平整，无露筋现象；无爆模现象。

7) 浇筑混凝土时，选用插入式振动棒进行振捣，振捣时要快插拔，均匀布点振捣，不漏振，混凝土的振捣以混凝土不冒气泡为宜。振捣结束后，应随即用木抹搓平，同时用水准仪复核每个标准组内的基础标高，用钢尺复核轴线距离。

8) 浇筑过程地脚螺栓施工同步进行，地脚螺栓标高高出基础平面50mm；地脚螺栓需横平竖直，无歪斜现象。

9) 浇筑24h后进行拆模，拆模完成后进行基础培土；养护过程中按时洒水，以免基础烧毁，影响基础施工质量。

10) 混凝土养护应达到70％强度后，即可安装支架。

11) 基础验收标准：

表一灌注桩基础尺寸允许偏差

表二条形基础尺寸允许偏差

表三地脚螺栓尺寸允许偏差

6.3 支架安装

1) 支架到场后应做如下检查：

a）外观及防腐层应完好无损；

b）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。

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，现场不宜打孔，如不能避免打孔时需做好防腐处理；

3) 根据支架设计图纸完成支架的初装，初装完成后，运抵项目现场整体组装、调节；

4) 支架搬运过程中，注意对支架的保护，以免损坏支架；

5) 螺栓等紧固件需完全拧紧，保证支架横平竖直；

6) 支架倾斜角度偏差不应大于±1°；

7) 支架安装验收标准：

6.4 组件安装

项目组件功率大小采用按设计图纸要求。

1) 采用普通车载式叉车将组件运至离安装地点最近的位置后，人工进行二次倒运。在倒运组件过程，务必进行成品保护，工人每次限制搬运一块组件。

2) 组件搬运至现场后，切勿集中放置，以免损坏组件。

3) 组件安装过程中，必须由2人进行配合安装，严禁一人独自安装。

4) 先安装上排组件，后安装下排组件，严禁踩踏组件。

5) 安装过程中，根据设计图纸要求，完成串线工作。

6) 光伏组件安装验收标准：

6.5 布线接线

1) 根据电气平面图及组串接线图，对组件进行组串，在组串过程中不得组串短路、不得多串少串。

2) 所有的组件出线需绑扎整齐；组串出线用电工套管防护，引至逆变器处。

3) 电缆敷设中，电缆需预留相应的余量，以保证后期维护用。禁止强拉硬拽，损坏电缆。

4) 连接件（公母接头）需严格按照技术要求，采用专用工具并采用与组件配套的连接件；专业人员操作；保证连接件的质量，以免发生短路火灾事故。

5) 连接件制作前，需根据技术要求，在组串出线电缆两头套上专用的线号管，以标识电缆，便于后期维护。

6) 组串接线时，确保正负对应，严禁正负反接，以免造成短路事故。

7) 组串接线完毕后接入逆变器前，务必使用万用表测量组串极性，极性一致，电压正常，方可接入逆变器。

8) 相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应超过5V。

9) 逆变器、并网计量柜接线过程中，需严格按照技术要求进行操作，做到先发电侧后电网侧。

10) 需压接位置，压接牢固，做到不虚接，相序正确无误。

11) 接线完毕后，测量线路无短路，标识清晰明朗，记录准确无误。

12) 严禁触摸光伏系统中金属带电部位。

13) 严禁在雨中进行光伏接线工作。

6.6 逆变器安装

1) 设备到货后、安装前需检查逆变器型号、规格是否与设计相符；且运输中有无破损。

2) 设备开箱时，填写开箱记录，以便验收之用。

3) 设备安装时，仔细阅读产品说明书及安装手册，并按要求进行安装。

4) 设备安装完毕后，注意成品保护，做到设备干净整洁。

6.7 防雷和接地

1) 根据施工图加工好水平接地体及垂直接地体。

2) 接地扁铁做到横平竖直，外露部分刷上黄绿相间的油漆标识。

3) 支架与接地网的连接：按照设计图纸，将光伏组件方阵的支架与防雷接地网用扁钢连接。扁钢的焊接搭接长度不小于100mm，双面焊接，焊接高度符合要求，并刷防腐漆。光伏组件方阵支架之间的连接：支架之间的连接采用扁钢连接于地脚螺栓上，扁钢必须沿基础表面安装，过地面处须埋入地面，埋地深度不小于800mm。

4) 焊缝要求美观、整齐，不允许随意在非焊部位引弧，不允许有漏焊、焊瘤、弧坑、裂纹等缺陷。

5) 接地施工完毕后，施工接地电阻仪，测量接地电阻；接地电阻需小于4欧姆。

6.8 并网调试

1) 整个光伏厂区施工完毕后，电站进入并网调试阶段。

2) 首先启动逆变器（组串式逆变器二次回路采用直流供电方式，无需市电即可进行相应的设置），根据操作手册，设置好逆变器。

3) 逆变器设置完毕后，测量并网计量柜中的电气设施是否正常，如正常即可进行送电操作。

4) 送电至逆变器后，逆变器无需人为干预，即可自行启动发电。

七、 产品检测

7.1 产品认证要求

7.2 文件要求

供应商提供材料和设备的同时还需提交以下材料：

a) 相关设备的认证测试报告

b) 相关型号组件产品的叠层及装配图、逆变器需提供原理图及接线图

c) 供应商产品出厂检验标准

d) 相关型号设备及组件的材料清单，并注明相关材料是否在金太阳认证中报备

7.3 组件质量要求

7.3.1 太阳电池组件出厂试验

7.3.1.1 试验标准

要求乙方对提供的组件在乙方实验室进行出厂试验，试验应按照IEC61215-2005相关标准进行，试验都要出具详细记载测试数据的正式试验报告。甲方派代表参与试验过程，甲方代表有权在进行试验的过程中随时进入乙方的车间。或由乙方直接提供符合IEC61215-2005标准的实验报告。

7.3.1.2 抽样

从同一批产品中，按GB/T2829规定的方法随机地抽8个组件用于出厂试验。本规范要求在焊接、装配和绝缘车间屋顶组件中各随机抽取8个组件，抽样过程需在甲方参与情况下进行。这些组件应由符合乙方提供的图纸和工艺要求规定的材料及元器件制造，并经过制造厂常规检测、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，附带制造厂的贮运、安装和电路连接指示，包括系统最大许可电压。

7.3.1.3 试验项目

将上述组件分组，按照IEC61215-2005中图1所示的程序进行试验。

外观检查按IEC61215-2005中10.1条进行。

最大功率点确定按IEC61215-2005中10.2条进行。

绝缘试验按IEC61215-2005中10.3条进行。

热斑耐久试验按IEC61215-2005中10.9条进行。

湿漏电流试验按IEC61215-2005中10.15条进行。

机械载荷试验按IEC61215-2005中10.16条进行。

冰雹试验按IEC61215-2005中10.17条进行。

旁路二极管热性能试验按IEC61215 2005中10.18进行。

7.3.1.4 合格判据

如果每一个试验组件达到下列各项判据，则认为该组件设计合格。

(1) 在标准测试条件下，组件的最大输出功率衰减在每个单项试验后不超过规定的极限，在每组试验后不超过8%；

(2) 在实验过程中，无组件呈现断路现象；

(3) 无IEC61215-2005中第7章定义的任何严重外观缺陷；

(4) 试验完成后满足绝缘试验要求；

(5) 每组实验开始和结束时，湿热试验后满足漏电流试验的要求；

(6) 满足单个实验的特殊要求。

如果两个或两个以上组件达不到上述判据，该产品将视为达不到鉴定要求，甲方有权拒绝这批产品。如果一个组件未通过任一项试验，取另外两个满足相关要求的组件从头进行全部相关试验程序的试验。假如其中的一个、或两个组件都未通过试验，判定该产品不合格，甲方有权拒绝这批产品。如果两个组件都通过了试验，则认为该设计合格。

7.3.1.5 出厂试验报告

对于合格产品，乙方给出合格证和正式出厂实验报告，应包括测定的性能参数，以及任何一次试验未通过测试和重新试验的详细情况。报告应包含组件的详细规格，每一份证书或报告还应包括下列信息：

(1) 标题；

(2) 实验室的名称、地址和完成实验测试的地点；

(3) 报告的每一页均有独特的标识；

(4) 试验完样品的描述和鉴定；

(5) 标注收到试验样品的日期和试验日期；

(6) 所用试验方法的鉴定；

(7) 相关的取样；

(8) 对试验方法的任何偏离、附加或排除，相关特殊试验的任何其他信息，如环境条件；

(9) 有适当图表和照片支持的测量、检查和推论，包括短路电流、开路电压和最大功率的温度系数，额定工作温度、标准测试条件及低辐照度下的功率，预紫外辐照试验所用灯的光谱，所有试验后最大功率的衰减，任何观察到的失效；

(10) 实验结果估计不确定度的申明（必要时）；

(11) 签名和标识，或等效识别试验员，其对报告的内容及颁发日期负责；

(12) 对试验仅与相关试验项目结果的说明（必要时）；

(13) 实验室出具的证书或报告应完整。

7.3.2 组件包装分类要求

组件出厂包装时应遵循相近电气特性组件为单元包装，便于工程现在将相匹配组件安装在一个串并联回路内的原则，使光伏发电系统组件电气特性不匹配而造成的损耗降至最低。分类方法如下：

1、按照组件实测最佳工作电流分类，分高中低三档，中间档位分档精度为0.1A。

2、在组件外包装上需按照以下要求进行标注：

（1）标注每块组件的编号；

（2）标注每块组件的实测参数和技术性能指标；

（3）标注按照组件实测最佳工作电流。

7.4 逆变器质量要求

7.4.1 设备监造要求

对所订购的逆变器产品，甲方有权安排人员进场监造。

7.4.2 产品出厂测试及检验报告

逆变器出厂前应进行全面的测试，测试检验项目包括（但不限于）以下内容：

以上检测需在甲方人员在现场的情况下进行目击测试。厂家需将上述测试内容整理成测出厂检验报告并提供给甲方。

7.4.3 包装运输要求

7.4.3.1 标识

逆变器的适当位置应有铭牌。铭牌内容如下：

（1）产品名称；

（2）产品型号；

（3）技术参数；

额定交流输出功率（kW）；最大逆变效率（%）；直流输入电压范围（V）；标称交流电压范围（V）；防护等级。

（4）出厂编号；

（5）制造日期；

（6）制造厂名。

逆变器的外包装上有收发货标志、包装储运标志和警示标志，按GB/T 191-2008 的有关规定执行。

7.4.3.2 包装

(1) 随同产品供应的技术文件

a) 安装说明书；

b) 产品使用说明书；

c) 出厂试验报告

d) 产品质量合格证；

e) 保修卡；

f) 用户意见调查表。

(2) 产品包装

产品包装应符合GB/T 3873的有关规定。

(3) 运输

供应商应采用合适的包装运输方式，确保逆变器到达现场时不能发生任何损坏。供应商对于运输过程中的质量负责。

7.4.4 现场验收与调试

7.4.4.1 货到现场验收

货物运送至现场时，甲方对产品外观包装检查确认物品包装完好后，方能进行签收货物。但货物的整体验收须经过安装调试、以及通电试运行之后。

7.4.4.2 设备调试

厂家需配合甲方对其产品安装提供指导工作，并在设备安装后进行相关调试保证所提供的产品能够正常运行。

在调试的过程中需要提供调试相关报告。

7.5 支架质量要求

7.5.1 测试要求

货到现场后如需送当地建设部门认可的检测机构进行材质检测，则相关费用由甲方先行垫付，最终费用的承担依据本合同正文相关条款的约定执行。主要检测指标满足以下要求：

1.按照GB/T 10125－1997 《人造气氛腐蚀试验盐雾试验》对送检样品进行480(h)盐雾试验。

根据GB/6461-2002对结果进行评定，评定结果须在7级以上，且在盐雾试验240h时，样品不允许出现钢制基材裸露现象。

2.依据GB/T 4336－2002 《碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析法（常规法）》、GB/T 228－2002 《金属材料室温拉伸试验发》对送检样品进行试验。测试项目主要包括：

槽钢冲孔承载能力测试；

中扣件系统模拟承抗拉力测试；

边扣件系统模拟承抗拉力测试；

槽钢底座焊点抗侧压能力测试；

槽钢卷边与槽钢锁扣抗滑能力测试；

单面槽钢挠度测试；

锌层附着力测试：划线、划格法或锤击法试验，锌层应不剥离、不凸起。

以上测试数据均不低于国标要求。

3.进行化学成份试验并满足以下要求：

C≤0.25％，Mn ≤1.7％，Si≤0.30％，S≤0.035％，P≤0.035％

4.进行槽钢产品拉伸试验和冲击试验，其结果要求如下（GB/T700）：

屈服强度不小于235 MPa，抗拉强度不小于330MPa，断后伸长率不小于19%。

7.5.2 验收标准

验收时应提供建设部门承认的相关产品质量报告书，内容包括：

1、规格、数量；

2、性能等级；

3、材料、化学成分；

4、槽钢产品力值检测报告；

5、出库单、合格证等相关证件。

如产品规格或型号不符，或者产品检测存在质量问题，甲方有权要求退货或换货，并要求由乙方承担，由此造成的一切损失。