随着户用及小型光伏电站培植业务的发展，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。
培植户用及小型光伏电站应根据培植地点的地理、景象特色及太阳能资源条件，以及建筑的布局、朝向、日照韶光、间距、群体组合和空间环境等进行组件阵列的方案设计，安装在建筑物上的光伏系统不应降落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能规定》
GB/T 19064-2003 《家用太阳能光伏电源系统技能条件和试验方法》
GB/T 12325-2008 《电能质量供电电压许可偏差》
GB/T 12326-2008 《电能质量电压颠簸和闪变》
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运用技能规范》
JGJ/T264-2012 《光伏建筑一体化系统运行与掩护规范》
Q/GDW617-2011 《光伏电站接入电网技能规定》
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能哀求和试验方法》
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特性的现场丈量
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能条件和试验方法
GB/T61727-1995 光伏（PV）系统电网接口特性
以上标准若有新版，请按新版实行。
三、 设计哀求
3.1 构造设计应与工艺和建筑专业合营，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，应考虑其通报的荷载效应。
3.3 在既有建筑上增设光伏系统，应先行网络既有建筑可靠准确的干系资料（构造设计参数、构造材料、耐久性、安装部位的布局及强度），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利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知足承载力及变形哀求时，应对既有建筑物采纳可靠的加固方法后，方可进行光伏组件系统安装。
3.4 光伏组件支架材料、构造设计方案及布局方法，应担保支架在运输、安装、利用过程中知足强度、刚度、稳定性的哀求，并符合抗震、抗风、防腐等哀求。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利用极限状态进行复核验算。
3.5 应考虑风压变革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构造构件上，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构造内；当不能与主体构造锚固时，应设置支架基座。应采纳提高支架基座与主体构造间附着力的方法，知足风荷载、雪荷载与地震荷载浸染的哀求。
3.8 对付瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应毁坏瓦面并应与屋面主体构造可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的间隔。
3.9 屋面光伏组件设置应知足下列哀求：
(1) 屋顶旭日可利用面积不宜小于20㎡；
(2) 光伏组件应结合屋面的设备和举动步伐合理统一支配；
(3) 光伏组件及支配应知足屋面的建筑防火哀求；
(4) 晶体硅光伏组件的布局及安装应符合透风降温哀求，应担保光伏电池温度不高于85℃。
3.10 屋面光伏系统的防水设计应知足下列哀求：
(1) 光伏组件的安装基座和安装办法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，只管即便不对原有防水造成毁坏，如果根据项目实际情形，确需毁坏原防水层后进行支架安装时，应对防水层已破坏地方按规范哀求补做防水方法；
(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；穿墙管线不应设在构造柱处。
3.11 光伏系统输配电和掌握用线缆应与其他管线统筹安排，安全、暗藏、集中支配，知足安装掩护的哀求。
3.12 光伏组件或方阵连接电缆应符合《光伏（PV）组件安全鉴定构造哀求》的干系规定。
3.13 光伏系统的电能质量应符合《光伏系统并网技能哀求》，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哀求。
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 在职员有可能打仗或靠近光伏系统的位置，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，光伏系统主接线应知足系统损耗小、故障易诊断、易隔离和检修等哀求。
3.17 光伏系统设计时应打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、变压器容量及电网干系哀求确定。
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、安装办法和光伏方阵的面积；
(2) 应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪掌握范围、光伏组件的最大输出事情电压及其温度系数，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，组件电性能参数宜同等，其最大事情电流I 的离散性应小于±3%；
(5) 光伏方阵应采取高效利用太阳能的方位角和倾角办法安装；
(6) 组成光伏方阵的光伏组件应采取降落风压的方法支配；
(7) 对固定倾角安装办法造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距打算。
3.20 直流线路的选择应符合以下哀求：
(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，线路电压丢失应掌握在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哀求来配置，其性能应符合国家和行业干系标准，并应得到干系认证。
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《安全标志及利用导则》干系规定；
4.3 光伏组件应符合以下哀求（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) 有良好的同等性，并应知足组件串的技能哀求；
(4) 构造强度和耐候性应知足设计技能哀求；
(5) 应有带电警告标识。
4.4 光伏配电箱（柜）应符合以下哀求：（多个互换回路以上系统）
(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，其位置应便于掩护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防腐方法，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知足以下哀求：
(1) 逆变器转换效率不低于98%，并有不小于5%的过载能力；
(2) 逆变用具有宽电压事情能力，至少知足160～500Vac，更宽电压事情能力优先考虑选用；
(3) 逆变器应具备防孤岛保护、直流反接保护、互换短路保护、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威信机构认证。
4.6 光伏监控系统宜符合以下哀求：
(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) 对付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干系电站信息。区域监控后台还应具备网络区域内电站紧张信息，并上传集控中央；
(4) 位于主要建筑物上的光伏电站，其监控系统宜具有泄电报警功能，并纳入到建筑失火泄电报警系统中管理。
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便是瓦屋面支架系统，即该支架系统把组件并联放置，非常靠近屋顶表面。对付瓦屋面，光伏方阵的支架宜由预埋在瓦片下面的镀锌连接件固定，连接件不应毁坏瓦面并应与屋面主体构造可靠连接。方阵与瓦面之间应保持不小于30cm的间隔。这种支架系统安装的效果都雅，并且受风载影响最小。优点不使或减少利用混凝土配重块，同等面积下装机容量多，支架用料少本钱低。
一样平常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
对付屋顶是平面的（不存在平坦屋顶，应称为低倾斜屋顶），一样平常是利用压载支架系统，压载支架系统利用方阵本身的重量和附加重量（常日是混凝土块）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成分综合考虑利用块基还是条基。
在利用压载支架系统之前还需考虑以下几点：
1）屋顶承载力：由于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：由于系统重量必须将所有东西都压住，以是须要选择得当的方阵倾斜度，以只管即便减小风的保举力，使系统不被吹走。
3）屋顶雨水管道：须要设计让水很随意马虎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形。
4）没有屋顶是真正平坦的，系统和屋顶是直接打仗的，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 丈量放线
1) 根据已确定的技能方案及设计图纸，进行丈量放线；丈量放线过程中，务必担保光伏阵列的朝向为正南方±10°内（平屋顶），角度偏差小于±2°；
2) 丈量放线要符合图纸哀求，严禁私自变动设计方案；
3) 前后组件净距按设计哀求；
4) 组件最低沿距地不得低于500mm；
5) 前后组件标高必须保持同等，避免后排阵列高差不一致。
6.2 根本施工
1) 根据放线位置及设计哀求进行模板制作，务必担保模板间距及模板坚固。地质不稳之处需分外加固；
2) 贯注桩应对成孔、清渣、放置钢筋笼、贯注混凝土等进行全过程检讨，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，以担保条形根本施工质量；
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) 根据图纸打算出所需混泥土所需方量，安排商品混泥土。以免造成混泥土摧残浪费蹂躏或不敷。
6) 所有准备事情完成后，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。根本表面平整，无露筋征象；无爆模征象。
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根本标高，用钢尺复核轴线间隔。
8) 浇筑过程地脚螺栓施工同步进行，地脚螺栓标高赶过根本平面50mm；地脚螺栓需横平竖直，无歪斜征象。
9) 浇筑24h后进行拆模，拆模完成后进行根本培土；养护过程中按时洒水，以免根本烧毁，影响根本施工质量。
10) 混凝土养护应达到70％强度后，即可安装支架。
11) 根本验收标准：
表一贯注桩根本尺寸许可偏差
表二条形根本尺寸许可偏差
表三地脚螺栓尺寸许可偏差
6.3 支架安装
1) 支架到场后应做如下检讨：
a）外不雅观及防腐层应无缺无损；
b）型号、规格及材质应符合设计图纸哀求，附件、备件应完好。
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，把稳对支架的保护，以免破坏支架；
5) 螺栓等紧固件需完备拧紧，担保支架横平竖直；
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取按设计图纸哀求。
1) 采取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，工人每次限定搬运一块组件。
2) 组件搬运至现场后，切勿集中放置，以免破坏组件。
3) 组件安装过程中，必须由2人进行合营安装，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，根据设计图纸哀求，完成串线事情。
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洁；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，以担保后期掩护用。禁止强拉硬拽，破坏电缆。
4) 连接件（公母接头）需严格按照技能哀求，采取专用工具并采取与组件配套的连接件；专业职员操作；担保连接件的质量，以免发生短路失火事件。
5) 连接件制作前，需根据技能哀求，在组串出线电缆两头套上专用的线号管，以标识电缆，便于后期掩护。
6) 组串接线时，确保正负对应，严禁正负反接，以免造成短路事件。
7) 组串接线完毕后接入逆变器前，务必利用万用表丈量组串极性，极性同等，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，需严格按照技能哀求进行操作，做到先发电侧后电网侧。
10) 需压接位置，压接稳定，做到不虚接，相序精确无误。
11) 接线完毕后，丈量线路无短路，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事情。
6.6 逆变器安装
1) 设备到货后、安装前需检讨逆变器型号、规格是否与设计符合；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，仔细阅读产品解释书及安装手册，并按哀求进行安装。
4) 设备安装完毕后，把稳成品保护，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，焊接高度符合哀求，并刷防腐漆。光伏组件方阵支架之间的连接：支架之间的连接采取扁钢连接于地脚螺栓上，扁钢必须沿根本表面安装，过地面处须埋入地面，埋地深度不小于800mm。
4) 焊缝哀求都雅、整洁，不许可随意在非焊部位引弧，不许可有漏焊、焊瘤、弧坑、裂纹等毛病。
5) 接地施工完毕后，施工接地电阻仪，丈量接地电阻；接地电阻需小于4欧姆。
6.8 并网调试
1) 全体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取直流供电办法，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，丈量并网计量柜中的电气举动步伐是否正常，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 产品认证哀求
7.2 文件哀求
供应商供应材料和设备的同时还需提交以下材料：
a) 干系设备的认证测试报告
b) 干系型号组件产品的叠层及装置图、逆变器需供应事理图及接线图
c) 供应商产品出厂考验标准
d) 干系型号设备及组件的材料清单，并注明干系材料是否在金太阳认证中报备
7.3 组件质量哀求
7.3.1 太阳电池组件出厂试验
7.3.1.1 试验标准
哀求乙方对供应的组件在乙方实验室进行出厂试验，试验应按照IEC61215-2005干系标准进行，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。或由乙方直接供应符合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。本规范哀求在焊接、装置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形下进行。这些组件应由符合乙方供应的图纸和工艺哀求规定的材料及元器件制造，并经由制造厂常规检测、质量掌握与产品验收程序。组件该当是完全的，附带制造厂的贮运、安装和电路连接指示，包括系统最大容许电压。
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。
外不雅观检讨按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。
湿泄电流试验按IEC61215-2005中10.15条进行。
机器载荷试验按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，无组件呈现断路征象；
(3) 无IEC61215-2005中第7章定义的任何严重外不雅观毛病；
(4) 试验完成后知足绝缘试验哀求；
(5) 每组实验开始和结束时，湿热试验后知足泄电流试验的哀求；
(6) 知足单个实验的分外哀求。
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哀求，甲方有权谢绝这批产品。如果一个组件未通过任一项试验，取其余两个知足干系哀求的组件从头进行全部干系试验程序的试验。如果个中的一个、或两个组件都未通过试验，剖断该产品不合格，甲方有权谢绝这批产品。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
对付合格产品，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形。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) 干系的取样；
(8) 对试验方法的任何偏离、附加或打消，干系分外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丈量、检讨和推论，包括短路电流、开路电压和最大功率的温度系数，额定事情温度、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，任何不雅观察到的失落效；
(10) 实验结果估计不愿定度的申明（必要时）；
(11) 署名和标识，或等效识别试验员，其对报告的内容及颁发日期卖力；
(12) 对试验仅与干系试验项目结果的解释（必要时）；
(13) 实验室出具的证书或报告应完全。
7.3.2 组件包装分类哀求
组件出厂包装时应遵照附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、按照组件实测最佳事情电流分类，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哀求进行标注：
（1）标注每块组件的编号；
（2）标注每块组件的实测参数和技能性能指标；
（3）标注按照组件实测最佳事情电流。
7.4 逆变器质量哀求
7.4.1 设备监造哀求
对所订购的逆变器产品，甲方有权安排职员进场监造。
7.4.2 产品出厂测试及考验报告
逆变器出厂前应进行全面的测试，测试考验项目包括（但不限于）以下内容：
以上检测需在甲方职员在现场的情形下进行眼见测试。厂家需将上述测试内容整理成测出厂考验报告并供应给甲方。
7.4.3 包装运输哀求
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）技能参数；
额定互换输出功率（kW）；最大逆变效率（%）；直流输入电压范围（V）；标称互换电压范围（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 的有关规定实行。
7.4.3.2 包装
(1) 随同产品供应的技能文件
a) 安装解释书；
b) 产品利用解释书；
c) 出厂试验报告
d) 产品质量合格证；
e) 保修卡；
f) 用户见地调查表。
(2) 产品包装
产品包装应符合GB/T 3873的有关规定。
(3) 运输
供应商应采取得当的包装运输办法，确保逆变器到达现场时不能发生任何破坏。供应商对付运输过程中的质量卖力。
7.4.4 现场验收与调试
7.4.4.1 货到现场验收
货色运送至现场时，甲方对产品外不雅观包装检讨确认物品包装无缺后，方能进行签收货色。但货色的整体验收须经由安装调试、以及通电试运行之后。
7.4.4.2 设备调试
厂家需合营甲方对其产品安装供应辅导事情，并在设备安装后进行干系调试担保所供应的产品能够正常运行。
在调试的过程中须要供应调试干系报告。
7.5 支架质量哀求
7.5.1 测试哀求
货到现场后如需送当地培植部门认可的检测机构进行材质检测，则干系用度由甲方先行垫付，终极用度的承担依据本条约正文干系条款的约定实行。紧张检测指标知足以下哀求：
1.按照GB/T 10125－1997 《人造气氛堕落试验盐雾试验》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，样品不许可涌现钢制基材袒露征象。
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剖析法（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。测试项目紧张包括：
槽钢冲孔承载能力测试；
中扣件系统仿照承抗拉力测试；
边扣件系统仿照承抗拉力测试；
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、不突出。
以上测试数据均不低于国标哀求。
3.进行化学成份试验并知足以下哀求：
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，其结果哀求如下（GB/T700）：
屈从强度不小于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
验收时应供应培植部门承认的干系产品质量报告书，内容包括：
1、规格、数量；
2、性能等级；
3、材料、化学身分；
4、槽钢产品力值检测报告；
5、出库单、合格证等干系证件。
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，并哀求由乙方承担，由此造成的统统丢失。
