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大事记
光伏家
UDC
中华人民共和国国家标准
P GB *****-201*
光伏电站施工规范
Code for Construction of PV power Station
（征求意见稿）
201×－××－××发布 201×－××－××实施
************ 发布
1.0.1 为了规范光伏电站建设，做到技术先进、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，制定本规范
1.0.2 本规范适用于新建、改建和扩建的并网型光伏电站，不适用于建筑一体化光伏发电工程。
1.0.3 施工范围包括光伏电站内的所有土建工程、设备安装工程、电气工程、设备调试、消防环保工程及防雷接地等。
1.0.4 施工人员在施工前应熟悉本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件，并应经安全考试合格后方准上岗工作。
1.0.5 在光伏电站施工中，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2.0.1 并网光伏电站 grid-connected PV power station
接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。
2.0.2 组件（太阳电池组件）module（ solar cell module）
指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出，最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为光伏组件
2.0.3 方阵(太阳电池方阵) array（ solar cell array）
由若干个太阳电池组件或太阳电池板在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元，地基、太阳跟踪器、温度控制器等类似的部件不包括在方阵中。又称为光伏方阵.
2.0.4 汇流箱 Combiner
在太阳能光伏发电系统中，将一定数量、规格相同的光伏组件串联起来，组成一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联汇流后接入的装置。
2.0.5 逆变器 inverter
用于光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。
2.0.6 光伏跟踪系统 PV tracking system
通过机械、电气及软硬件的联合作用，调整组件平面的空间角度，实现对太阳入射角跟踪，提高发电量的装置。包括单轴跟踪系统、双轴跟踪系统。
2.0.7 光伏支架 PV support bracket
是太阳能光伏发电系统中为了摆放，安装，固定太阳能面板设计的特殊的支架。
3.0.1 开工前应具备的条件：
1. 在工程开始施工之前，建设单位需取得相应的审批手续。
2. 施工单位的资质、特殊作业人员资质、施工机械、施工材料、计量器具等已报审查完毕。
3. 施工图经过会审。
4. 施工单位根据施工总平面布置图要求布置施工临建设施完毕。
5. 工程定位测量应具备条件。
3.0.2 设备和材料的规格应符合设计要求,不得在工程中使用未经鉴定和不合格的设备材料。
3.0.3 对设备进行开箱检查，其合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。
3.0.4 设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。
3.0.5 隐蔽工程部分，必须在隐蔽前会同有关单位做好中间检验及验收记录。
3.0.6 施工记录齐全，施工试验记录齐全。
4.1.3 钢筋、钢材进场时，其品种、级别、规格和数量应符合设计要求。并按国家现行相关标准的规定抽取试件作力学性能检验，其质量应符合有关标准的规定，
4.1.4 水泥进场时，应对其品种、级别、包装或散装仓号、出厂日期等进行检查，并应对其强度、安定性及其他必要的性能指标进行复验，其质量应符合现行国家标准的规定。
4.1.5 模板及其支架应根据工程结构形式、荷载大小、地基土类别、施工设备和材料供应等条件进行设计、制作。模板及其支架应具有足够的承载能力、刚度和稳定性，能可靠地承受浇筑混凝土的重量、侧压力以及施工荷载。
4.1.6 GB 50107相关规定；如混凝土中掺用外加剂，相关质量及应用技术应符合现行国家标准《混凝土外加剂》GB 8076、《混凝土外加剂应用技术规范》GB 50119等规定。混凝土应严格按照试验室配合比进行拌制，混凝土强度检验应符合《混凝土强度检验评定标准》
4.1.7 混凝土养护应按施工技术方案及时采取有效措施，并应符合下列规定：
1. 应在浇筑完毕后的12h以内对混凝土加以覆盖并保湿养护；浇水次数应能保持混凝土处于湿润状态；混凝土养护用水应与拌制用水相同；
2. 混凝土浇水养护的时间:对采用硅酸盐水泥、普通硅酸盐水泥或矿渣硅酸盐水泥拌制的混凝土，不得少于7d；对掺用缓凝型外加剂或有抗渗要求的混凝土，不得少于14d；
3. 冬季混凝土宜采用塑料薄膜覆盖并保温养护。
4. 采用塑料薄膜覆盖养护的混凝土，其全部表面应覆盖严密，并应保持塑料布内有凝结水；
4.1.8 现浇混凝土基础浇筑结束后，如需进行沉降观测，应及时设立沉降观测标志，做好沉降观测记录。
4.2.1 光伏电站宜随地势而建。当根据图纸设计要求需要进行土方平整时，应按照先进行土方平衡与调配工作，然后再进行测量放线与土方开挖等工作的顺序进行。
4.2.2 开挖场地内存在原有的沟道、管线等地下设施时，土方开挖之前应对原有的地下设施做好标记或相应的保护措施。
4.2.3 工程施工之前应根据施工设计等资料，建立全场高程控制网、平面控制网。平面控制桩与水准控制点需要定期进行复测。
4.2.4 土方开挖宜按照阵列方向通长开挖。基坑两侧宜堆放需要回填的土方，多余的土方应运至弃土场地堆放。
4.2.5 土方回填之前应检查回填土的含水量，并分层夯实。对于综合楼等重要工程，应现场试验检测合格。
1. 在混凝土浇筑前应先进行基槽验收，轴线、基坑尺寸、基底标高应符合设计要求。基坑内浮土、水、杂物应清除干净。
2. 在基坑验槽后应立即浇筑垫层混凝土。
3. 支架基础混凝土浇筑前应对基础标高、轴线及模板安装情况做细致的检查并做自检记录，对钢筋隐蔽工程应进行验收，预埋件应按照设计图纸进行安装。
4. 基础拆模后，应由监理(建设)单位、施工单位对外观质量和尺寸偏差进行检查，作出记录，并应及时按验收标准对缺陷进行处理。
5. 预埋件位置与设计图纸偏差不应超过±5mm，外露的金属预埋件应进行防腐防锈处理。
6. 在同一支架基础混凝土浇筑时，混凝土浇筑间歇时间不宜超过2小时；超过2小时，则应按照施工缝处理。
7. 混凝土浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。
8. 顶部预埋件与钢支架支腿的焊接前，基础混凝土养护应达到100%强度。
4.3.2 静压桩式基础的施工应符合下列规定：
1. 就位的桩应保持竖直，使千斤顶、桩节及压桩孔轴线重合，不应偏心加压。静压预制桩的桩头应安装钢桩帽。
2. 压桩过程中应检查压力、桩垂直度及压入深度，桩位平面偏差不得超过±10mm，桩节垂直度偏差不得大于1%的桩节长。
3. 压桩应该连续进行，同一根桩中间间歇不宜超过30min。压桩速度一般不宜超过2m/min。
4. 钢管外侧宜包裹土工膜，钢管内应通过填粒注浆防腐。
4.3.3 屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：
1. 钢结构基础施工应不损害原建筑物主体结构，并应保证钢结构基础与原建筑物承重结构的连接牢固、可靠。
2. 接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。
3. 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，如根据设计要求不得不破坏原建筑物防水结构时，应根据原防水结构重新进行防水恢复。
4.3.4 支架基础齐整度应符合下列标准：
1. 支架基础的轴线及标高偏差应符合表 4.3.4-1的规定：
表4.3.4-1 支架基础的轴线及标高偏差
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项目名称
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允许偏差
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同组支架基础之间
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基础顶标高偏差
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≤±2mm
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基础轴线偏差
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≤5mm
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方阵内基础之间
（东西方向、相同标高）
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基础顶标高偏差
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≤±5mm
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基础轴线偏差
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≤10mm
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方阵内基础之间
（南北方向、相同标高）
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基础顶标高偏差
|
≤±10mm
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|
基础轴线偏差
|
≤10mm
|
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2. 支架基础尺寸及垂直度偏差应符合表4.3.4-2的规定：
表4.3.4-2 支架基础尺寸及垂直度允许偏差
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项目名称
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允许偏差mm/全长
|
|
基础垂直度偏差
|
≤5mm
|
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基础截面尺寸偏差
|
≤10mm
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3. 支架基础预埋螺栓偏差应符合表4.3.4-3的规定：
表4.3.4-3 支架基础预埋螺栓偏差
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项目名称
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允许偏差
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同组支架的预埋螺栓
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顶面标高偏差
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≤10 mm
|
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位置偏差
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≤2 mm
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方阵内支架基础预埋螺栓
（相同基础标高）
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顶面标高偏差
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≤30 mm
|
|
位置偏差
|
≤2 mm
|
|
4.4.2 电缆沟的施工除符合设计图纸要求外，尚应符合以下要求：
1. 在电缆沟道至上部控制屏部分及电缆竖井采用防火胶泥封堵。
2. 电缆沟道在建筑物入口处设置防火隔断或防火门。
3. 电缆沟每隔60米及电缆支沟与主沟道的连接处均设置一道防火隔断，并且在防火隔断两侧电缆上涂刷不少于1.0米长的防火涂料。
4. 电缆沟沟底设半圆形排水槽、阶梯式排水坡和集水井。
4.4.3 场区给排水管道的施工要求：
1. 地埋的给排水管道应与道路或地上建筑物的施工统筹考虑，先地下再地上，管道回填后尽量避免二次开挖，管道埋设完毕应在地面做好标识。
2. 地下给排水管道应按照设计要求做好防腐及防渗漏处理，并注意管道的流向与坡度。
4.4.4 20~50mm，雨水口周围的局部场地坡度宜控制在1~3%；施工时应在集水口周围采取滤水措施。雨水井口应按设计要求施工，如设计文件未明确时，现场施工应与场地标高协调一致；一般宜低于场地
4.5.1 光伏电站建（构）筑物应包括光伏方阵内建（构）筑物、站内建（构）筑物、大门、围墙等，光伏方阵内建（构）筑物主要是指变配电室等建（构）筑物。
4.5.2 设备基础应严格控制基础外露高度、尺寸与上部设备的匹配统一，混凝土基础表面应一次压光成型，不应进行二次抹灰。
4.5.3 站内建（构）筑物应包括综合楼、升压站、门卫室等建筑物及其地基与基础。主体结构应满足《工程建设国家标准管理办法》规定及《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300，严格按照《实施工程建设强制性标准监督规定》相关规定，贯彻执行《工程建设标准强制性条文》（2006版电力工程）、《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204等相关施工规范，建筑装饰装修、建筑屋面、建筑给水、排水及采暖、通风与空调应满足相关施工质量验收规范要求。
站区大门位置、朝向应满足进站道路及设备运输需要。站区围墙应规整，避免过多凸凹尖角，大门两侧围墙应尽可能为直线。
1. 在吊、运过程中应做好防倾覆、防震和防护面受损等安全措施。必要时可将装置性设备和易损元件拆下单独包装运输。当产品有特殊要求时，尚应符合产品技术文件的规定。
2. 设备到场后应作下列检查：
1) 包装及密封应良好。
2) 开箱检查型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。
3) 产品的技术文件应齐全。
4) 外观检查应完好无损。
3. 设备宜存放在室内或能避雨、雪、风、沙的干燥场所，并应做好防护措施。
4. 保管期间应定期检查，做好防护工作。
5.1.2 光伏电站的中间交接验收应符合下列规定：
1. 光伏电站工程中间交接项目可包含：升压站基础、高低压盘柜基础、逆变器基础、电气配电间、支架基础、电缆沟道、设备基础二次灌浆等。
2. 土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证单”,并提供相关技术资料,交安装专业查验。中间交接验收签证单可按本标准附录D的格式填写。
3. 中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目,移交单位负责整改合格。
5.1.3 光伏电站的隐蔽工程施工应符合下列规定：
1. 光伏电站安装工程的隐蔽工程应包括：接地、直埋电缆、高低压盘柜母线、变压器检查等
2. 隐蔽工程隐蔽之前，承包人应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后向监理部提出验收申请。
3. 监理工程师应在约定的时间组织相关人员与承包人共同进行检查验收。如检测结果表明质量验收合格，监理工程师应在验收记录上签字，承包人可以进行工程隐蔽和继续施工；验收不合格，承包人应在监理工程师限定的期限内整改，整改后重新验收。隐蔽工程验收签证单应按照《电力建设施工质量验收及评定规程》
DL/T 5210相关要求的格式进行填写。
5.2.1 支架安装前应作下列准备工作：
1． 支架到场后应作下列检查：
1) 外观及保护层应完好无损。
2) 型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。
3) 产品的技术文件安装说明及安装图应齐全。
2． 支架宜存放在能避雨、雪、风、沙的场所，存放处不得积水，应做好防潮防护措施。如存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所应做好防腐蚀工作。保管期间应定期检查，做好防护工作。
3． 支架安装前安装单位应按照方阵土建基础“中间交接验收签证单”的技术要求对水平偏差和定位轴线的偏差进行查验，不合格的项目应按照本规范5.1.2条3款的规定进行整改后再进行安装。
5.2.2 固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：
1. 支架安装和紧固应符合下列要求：
1) 钢构件拼装前应检查清除飞边、毛刺、焊接飞溅物等，摩擦面应保持干燥、整洁，不宜在雨雪环境中作业。
2) 支架的紧固度应符合设计图纸要求及《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205中相关章节的要求。
3) 组合式支架宜采用先组合框架后组合支撑及连接件的方式进行安装。
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。不应强行敲打，不应气割扩孔。
5) 手动可调式支架调整动作应灵活，高度角范围应满足技术协议中定义的范围。
2. 支架安装的垂直度和角度应符合下列规定：
1) 支架垂直度偏差每米不应大于±1度，支架角度偏差度不应大于±1度。
2) 对不能满足安装要求的支架，应责成厂家进行现场整改。
3. 固定及手动可调支架安装的允许偏差应符合表5.2.2中的规定
表5.2.2 固定及手动可调支架安装的允许偏差
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项目
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允许偏差（mm）
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|
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中心线偏差
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≤2
|
|
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垂直度（每米）
|
≤1
|
|
|
水平偏差
|
相邻横梁间
|
≤1
|
|
东西向全长（相同标高）
|
≤10
|
|
|
立柱面偏差
|
相邻立柱间
|
≤1
|
|
东西向全长（相同轴线）
|
≤5
|
|
5.2.3 跟踪式支架的安装应符合下列规定：
1. 跟踪式支架与基础之间应固定牢固、可靠。
2. 跟踪式支架安装的允许偏差应符合设计或技术协议文件的规定
3. 跟踪式支架电机的安装应牢固、可靠。传动部分应动作灵活，且不应在转动过程中影响其他部件。
4. 聚光式跟踪系统的聚光镜宜在支架紧固完成后再安装，且应做好防护措施。
5. 施工中的关键工序应做好检查、签证记录。
5.2.4 支架的焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。
5.2.5 支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好。
5.3.1 组件的运输与保管应符合制造厂的专门规定。
5.3.2 组件安装前应作如下准备工作：
1. 支架的安装工作应通过质量验收。
2. 组件的型号、规格应符合设计要求。
3. 组件的外观及各部件应完好无损
4. 安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底。
1. 光伏组件安装应按照设计图纸进行。
2. 组件固定螺栓的力矩值应符合制造厂或设计文件的规定。
3. 组件安装允许偏差应符合表5.3.3规定：
表5.3.3 组件安装允许偏差
|
项目
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允许偏差
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|
|
倾斜角度偏差
|
≤1°
|
|
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组件边缘高差
|
相邻组件间
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≤1 mm
|
|
东西向全长（相同标高）
|
≤10 mm
|
|
|
组件平整度
|
相邻组件间
|
≤1 mm
|
|
东西向全长（相同轴线及标高）
|
≤5 mm
|
|
5.3.4 组件之间的接线应符合以下要求：
1. 组件连接数量和路径应符合设计要求。
2. 组件间接插件应连接牢固。
3. 外接电缆同插接件连接处应搪锡。
4. 组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。
5. 组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。
5.3.5 组件的安装和接线还应注意如下事项：
1. 组件在安装前或安装完成后应进行抽检测试，测试结果应按照本规范附录A的格式进行填写。
2. 组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线。
3. 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。
4. 组件之间连接线不应承受外力。
5. 同一组串的正负极不宜短接。
6. 单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用PVC管进行保护。
7. 施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。
8. 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品。不得触摸金属带电部位。
9. 对组串完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好。
10. 严禁在雨天进行组件的连线工作。
5.3.6 组件接地应符合下列要求:
1. 带边框的组件应将边框可靠接地。
2. 不带边框的组件，其接地做法应符合制造厂要求。
3. 组件接地电阻应符合设计要求。
5.4.1 汇流箱安装前应做如下准备：
1. 汇流箱的防护等级等技术标准应符合设计文件和合同文件的要求。
2. 汇流箱内元器件完好，连接线无松动。
3. 安装前汇流箱的所有开关和熔断器宜断开。
5.4.2 汇流箱安装应符合以下要求：
1. 安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件。
2. 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm。
3. 汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。
4. 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2MΩ（DC1000V）。
5. 汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。
5.5.1 逆变器安装前应作如下准备：
1. 逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件：
1) 屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。
2) 室内地面基层应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高；室内沟道无积水、杂物；门、窗安装完毕。
3) 进行装饰时有可能损坏已安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。
4) 对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。
5) 混凝土基础及构件到达允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。
6) 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。
2. 检查安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损。
3. 运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。
4. 大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。
5.5.2 逆变器的安装与调整应符合下列要求：
1. 采用基础型钢固定的逆变器，逆变器基础型钢安装的允许偏差应符合表5.5.2的规定。
表5.5.2 逆变器基础型钢安装的允许偏差
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项目
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允许偏差
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|
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mm/m
|
mm/全长
|
|
|
不直度
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<1
|
<3
|
|
水平度
|
<1
|
<3
|
|
位置误差及不平行度
|
-
|
<3
|
2. 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。
3. 逆变器的安装方向应符合设计规定。
4. 逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。
5. 逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。
6. 逆变器内专用接地排必须可靠接地，100kW及以上的逆变器应保证两点接地；金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。
7. 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点，电缆极性正确、绝缘良好。
8. 逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序。
9. 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵。
5.6.1 二次系统盘柜不宜与基础型钢焊死。如继电保护盘、自动装置盘、远动通讯盘等。
5.6.2 二次系统元器件安装除应符合《电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171的相关规定外，还应符合制造厂的专门规定。
5.6.3 调度通讯设备、综合自动化及远动设备应由专业技术人员或厂家现场服务人员进行安装或指导安装。
5.6.4 二次回路接线应符合《电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171的相关规定。
5.7.1 光伏电站其它电气设备的安装应符合现行国家有关电气装置安装工程施工及验收规范的要求。
5.7.2 光伏电站其它电气设备的安装应符合设计文件和生产厂家说明书及订货技术条件的有关要求。
5.7.3 安防监控设备的安装应符合《安全防范工程技术规范》GB 50348的相关规定。
5.7.4 环境监测仪的安装应符合设计和生产厂家说明书的要求。
5.8.1 光伏电站防雷与接地系统安装应符合《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，和设计文件的要求。
5.8.2 地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接。
5.8.3 屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。
5.9.1 电缆线路的施工应符合《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；安防综合布线系统的线缆敷设应符合《建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范》GB/T 50311的相关规定。
5.9.2 通信电缆及光缆的敷设应符合《光缆.第3-12部分:室外电缆.房屋布线用管道和直埋通信光缆的详细规范》IEC 60794-3-12-2005
5.9.3 架空线路的施工应符合《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB 50173和《110～500kV架空送电线路施工及验收规范 》GB 50233的有关规定。
5.9.4 线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。
6.1.1 调试单位和人员应具备相应资质并通过报验。
6.1.2 调试设备应检定合格。
6.1.3 使用万用表进行测量时，必须保证万用表档位和量程正确。
6.1.4 设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收。
6.1.5 设备和系统调试前，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. 装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕，投入运行。
3. 受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕。
6.2.1 光伏组串调试前具备下列条件：
1. 光伏组件调试前所有组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。
2. 汇流箱内防反二极管极性应正确。
3. 汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。
4. 调试人员应具备相应电工资格或上岗证并配备相应劳动保护用品。
5. 确保各回路熔断器在断开位置。
6. 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。
7. 监控回路应具备调试条件。
8. 辐照度宜大于700W/㎡的条件下测试，最低不应低于400W/㎡。
6.2.2 光伏组串调试检测应符合下列规定：
1. 汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。
2. 同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于5V。
3. 组串电缆温度应无超常温的异常情况，确保电缆无短路和破损。
4. 直接测试组串短路电流时，应由专业持证上岗人员操作并采取相应的保护措施防止拉弧。
5. 在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测。相同组串间电流应无异常波动或差异。
6. 逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。
7. 光伏组串测试完成后，应按照本规范附录B的格式填写记录。
6.2.3 逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定：
1. 汇流箱的总开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。
1) 先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。
2) 先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。
2. 汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组串的开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。
1) 先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。
2) 先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。
3. 汇流箱总输出和分支回路光伏组串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。
6.2.4 汇流箱的监控功能应符合下列要求：
1. 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。
2. 监控系统应实时准确的反映汇流箱内各光伏组串电流的变化情况。
6.3.1 跟踪系统调试前，应具备下列条件：
1. 跟踪系统应与基础固定牢固，可靠；接地良好。
2. 与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。
3. 转动范围内不应有障碍物。
6.3.2 在手动模式下通过人机界面等方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统应符合下列要求：
1. 跟踪系统动作方向应正确；传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。
2. 跟踪系统跟踪的最大角度应满足技术要求。
3. 极限位置保护应动作可靠。
6.3.3 在自动模式调试前，应具备下列条件：
1． 手动模式下应调试完成。
2． 对采用主动控制方式的跟踪系统，还应确认初始条件的准确性。
6.3.4 跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求：
1. 跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求。
2. 风速超出正常工作范围时，跟踪系统应迅速做出避风动作；风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
3. 跟踪系统在夜间应能够自动返回到水平位置或休眠状态，并关闭动力电源。
4. 采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。
5. 采用被动控制方式的跟踪系统在弱光条件下应能正常跟踪，不应受光线干扰产生错误动作。
6.3.5 跟踪系统的监控功能调试应符合下列要求：
1. 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。
2. 监控系统应实时准确的反映跟踪系统的运行状态、数据和各种故障信息。
3. 具备远控功能的跟踪系统，应实时响应远方操作，动作准确可靠。
6.4.1 逆变器调试前，应具备下列条件：
1．逆变器控制电源应具备投入条件。
2．逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。
3．逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。
4．方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。
6.4.2 逆变器调试前，应对其做下列检查：
1. 逆变器接地应符合要求。
2. 逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。
3. 逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动。
4. 如逆变器本体配有手动分合闸装置，其操作应灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确。
5. 逆变器临时标识应清晰准确。
6. 逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。
6.4.3 逆变器调试应符合下列规定：
1. 逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。
2. 逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：
1) 工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。
2) 人机界面上各参数设置应正确。
3) 散热装置工作应正常。
3. 逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：
1) 测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内。
2) 检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。
4. 逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作：
1) 测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内；交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。
2) 具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态下，不应作出并网动作。
5. 逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：
1) 具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门。
2) 逆变器网侧失电。
3) 逆变器直流侧对地阻抗高于保护设定值。
4) 逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值。
5) 逆变器直流输入过电流。
6) 逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围。
7) 逆变器线路频率超出额定频率允许范围。
8) 逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。
6. 逆变器的运行效率、防孤岛保护及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。
6.4.4 逆变器调试时，还应注意以下几点：
1. 逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必须确认无电压残留后才允许作业。
2. 逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器。
3. 如需接触逆变器带电部位，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源。
4. 严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。
6.4.5 施工人员应按照本规范附录C的格式填写施工记录。
6.4.6 逆变器的监控功能调试应符合下列要求：
1． 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。
2． 监控系统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。
3． 具备远方启、停及调整有功输出功能的逆变器，应实时响应远方操作，动作准确可靠。
6.5.1 电气设备的交接试验应符合《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150的相关规定。
6.5.2 安防监控系统的调试应符合《安全防范工程技术规范》GB 50348 和《视频安防监控系统技术要求》GA/T 367 的相关规定。
6.5.3 环境监测仪的调试应符合产品技术文件的要求，监控仪器的功能应正常，测量误差应满足观测要求。
6.6.1 二次系统的调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合。
6.6.2 二次系统的调试内容主要应包括：计算机监控系统、继电保护系统、远动通信系统、电能量信息管理系统、不间断电源系统、二次安防系统等。
6.6.3 计算机监控系统调试应符合下列规定：
1. 计算机监控系统设备的数量、型号、额定参数应符合设计要求，接地应可靠。
2. 调试时可按照《水力发电厂计算机监控系统设计规定》DL/T 5065相关章节执行。
3. 遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠。
4. 计算机监控系统防误操作功能应准确、可靠。
5. 计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确。
6. 计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求。
6.6.4 继电保护系统调试应符合下列规定：
1. 调试时可按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995相关规定执行
2. 继电保护装置单体调试时，应检查开入、开出、采样等元件功能正确，且校对定值应正确；开关在合闸状态下模拟保护动作，开关应跳闸，且保护动作应准确、可靠，动作时间应符合要求。
3. 继电保护整组调试时，应检查实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致。
4. 站控层继电保护信息管理系统的站内通信、交互等功能实现应正确；站控层继电保护信息管理系统与远方主站通信、交互等功能实现应正确。
5. 调试记录应齐全、准确。
6.6.5 远动通信系统调试应符合下列规定：
1. 远动通信装置电源应稳定、可靠。
2. 站内远动装置至调度方远动装置的信号通道应调试完毕，且稳定、可靠。
3. 调度方遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠，且应满足当地接入电网部门的特殊要求。
4. 远动系统主备切换功能应满足技术要求。
6.6.6 电能量信息管理系统调试应符合下列规定：
1. 电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定。
2. 光伏电站关口计量的主、副表，其规格、型号及准确度应相同；且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。
3. 光伏电站关口表的CT、PT应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。
4. 光伏电站投入运行前，电度表应由当地电力计量部门施加封条、封印。
5. 光伏电站的电量信息应能实时、准确的反应到当地电力计量中心。
6.6.7 不间断电源系统调试应符合下列规定：
1. 不间断电源的主电源、旁路电源及直流电源间的切换功能应准确、可靠。且异常告警功能应正确
2. 计算机监控系统应实时、准确的反应不间断电源的运行数据和状况。
6.6.8 二次系统安全防护调试应符合下列规定：
1. 二次系统安全防护应主要由站控层物理隔离装置和防火墙构成，应能够实现自动化系统网络安全防护功能。
2. 二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求。
3. 二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。
7.1.1 施工单位应具备相应等级的消防设施工程从业资质证书，并在其资质等级许可的业务范围内承揽工程。项目负责人及其主要的技术负责人应具备相应的管理或技术等级资格。
7.1.2 施工前应具备相应的施工技术标准、工艺规程及实施方案、完善的质量管理体系、施工质量控制及检验制度。
7.1.3 施工前应具备下列条件：
1. 批准的施工设计图纸如平面图、系统图（展开系统原理图）、施工详图等图纸及说明书、设备表、材料表等技术文件应齐全；
2. 设计单位应向施工、建设、监理单位进行技术交底；
3. 主要设备、系统组件、管材管件及其他设备、材料，应能保证正常施工，且通过设备、材料报验工作。
4. 施工现场及施工中使用的水、电、气应满足施工要求，并应保证连续施工。
7.1.4 施工过程质量控制，应按下列规定进行：
1. 各工序应按施工技术标准进行质量控制，每道工序完成后，应进行检查，检查合格后方可进行下道工序；
2. 相关各专业工种之间应进行交接检验，并经监理工程师签证后方可进行下道工序；
3. 安装工程完工后，施工单位应按相关专业调试规定进行调试；
4. 调试完工后，施工单位应向建设单位提供质量控制资料和各类施工过程质量检查记录；
5. 施工过程质量检查组织应由监理工程师组织施工单位人员组成。
7.1.5 消防部门验收前，建设单位应组织施工、监理、设计和使用单位进行消防自验。
7.2.1 火灾自动报警系统施工应符合《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB 50166的规定。
7.2.2 火灾报警系统的布管和穿线工作，应与土建施工密切配合。在穿线前，应将管内或线槽内的积水及杂物清除干净。
7.2.3 导线在管内或线槽内，不应有接头或扭结。导线的接头，应在接线盒内焊接或用端子连接。
7.2.4 火灾自动报警系统调试，应先分别对探测器、区域报警控制器、集中报警控制器、火灾报警装置和消防控制设备等逐个进行单机通电检查，正常后方可进行系统调试。
7.2.5 火灾自动报警系统通电后，可按照《火灾报警控制器通用技术条件》GB 4717的相关规定，对报警控制器进行下列功能检查：
1. 火灾报警自检功能；
2. 消音、复位功能；
3. 故障报警功能；
4. 火灾优先功能；
5. 报警记忆功能；
6. 电源自动转换和备用电源的自动充电功能；
7. 备用电源的欠压和过压报警功能。
7.2.6 火灾自动报警系统若与照明回路有联动功能，则联动功能应正常、可靠。
7.2.7 监控系统应能够实时、准确的反应火灾自动报警系统的运行状态。
7.2.8 火灾自动报警系统竣工时，施工单位应提交下列文件：
1. 竣工图；
2. 设计变更文字记录；
3. 施工记录(所括隐蔽工程验收记录)；
4. 检验记录(包括绝缘电阻、接地电阻的测试记录)；
5. 竣工报告；
8. 自动消防设施检验报告。
7.3.1 消火栓灭火系统。
1. 消防水泵、消防气压给水设备、水泵接合器应经国家消防产品质量监督检验中心检测合格；并应有产品出厂检测报告或中文产品合格证及完整的安装使用说明；
2. 消防水池、消防水箱的施工应符合《给水排水构筑物施工及验收规范》GBJ 141的相关规定和设计要求；
3. 室内、室外消火栓宜就近设置排水设施；
4. 消防水泵、消防水箱、消防水池、消防气压给水设备、消防水泵接合器等供水设施及其附属管道的安装，应清除其内部污垢和杂物。安装中断时，其敞口处应封闭；
5. 消防供水设施应采取安全可靠的防护措施，其安装位置应便于日常操作和维护管理；
6. 消防供水管直接与市政供水管、生活供水管连接时，连接处应安装倒流防止器；
7. 供水设施安装时，环境温度不应低于5℃；当环境温度低于5℃时，应采取防冻措施；
8. 管道的安装应采用符合管材材料的施工工艺，管道安装中断时，其敞口处应封闭；
9. 消防水池和消防水箱的满水试验或水压试验应符合设计规定，同时保证无渗漏；
10. 消火栓水泵接合器的各项安装尺寸，应符合设计要求。接口安装高度允许偏差为20mm。
7.3.3 自动喷水灭火系统的施工应符合《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB 50261的相关规定。
7.3.4 泡沫灭火系统的施工应符合《泡沫灭火系统施工及验收规范》GB 50281的相关规定。
8.1.1 施工噪声污染控制应符合下列要求：
1. 应按照《建筑施工场界噪声限值》GB 12523的规定，对施工各个施工阶段的噪声进行监测和控制。
2. 噪音超过噪音限值的施工机械不宜继续进行作业。
3. 夜间施工的机械在出现噪声扰民的情况，则不应夜间施工。
8.1.2 施工废液污染控制应符合下列要求：
1. 施工中产生的泥浆、污水不宜直接排入正式排水设施和河流、湖泊以及池塘，应经过处理才能排放。
2. 施工产生的废油应盛放进废油桶进行回收处理，被油污染的手套、废布应统一按规定要求进行处理，严禁直接进行焚烧。
3. 检修电机、车辆、机械等，应在其下部铺垫塑料布和安放接油盘，直至不漏油时方可撤去。
4. 粪便必须经过化粪池处理后才能排入污水管道。
8.1.3 施工粉尘污染控制应符合下列要求：
1. 应采取在施工道路上洒水、清扫等措施，对施工现场扬尘进行控制。
2. 水泥等易飞扬的细颗粒建筑材料应采取覆盖或密闭存放。
3. 混凝土搅拌站应采取围挡、降尘措施。
8.1.4 施工固体废弃物控制应符合下列规定：
1. 应按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2004修订）》相关规定，对施工中产生的固体废弃物进行分类存放并按照相关规定进行处理，严禁现场直接焚烧各类废弃物。
2. 建筑垃圾、生活垃圾应及时清运。
3. 有毒有害废弃物必须运送专门的有毒有害废弃物集中处置中心处理，禁止将有毒有害废弃物直接填埋。
8.2.1 施工中的水土保持应符合下列要求：
1. 光伏电站宜随地势而建，不宜进行大面积土方平衡和场地平整而破坏自然植被。
2. 宜尽量减少硬化地面的面积，道路、停车场、广场宜选用水泥砖等小面积硬化块作为路面铺设物。
3. 光伏电站场地排水及道路排水宜采用自然排水。
8.2.2 施工后的绿化应符合下列要求：
1. 原始地貌植被较好的情况下，尽量恢复原始植被。
2. 原始地貌植被覆盖情况不好的光伏电站内道路边栽种绿化树，场地中间人工种草。
8.2.3 施工区域外的水土保持应符合下列要求：
1. 临时弃土区应采用覆盖和围挡
2. 永久弃土区应恢复与周边相近的植被覆盖。
3. 处于风沙较大地区的光伏电站周边应栽种树木。
4. 处于植被较好区域的光伏电站周边应恢复原始植被。
9.1.1 根据工程自身特点及合同约定，以及住房和城乡建设部及各级政府主管部门有关标准和规定，制订工程施工安全和职业健康总目标。
9.1.2 开工前应建立施工安全和职业健康管理组织机构，并应建立健全各项管理制度和奖惩制度。
9.1.3 安全和职业健康管理体系应同光伏电站的规模和特点相适应，并应同其他管理体系协调一致。体系的运行检查应填写《安全和职业健康管理体系运行检查记录》。
9.1.4 在施工准备、施工总平面布置、施工场地及临时设施的规划、主体施工方案制定等过程中，都应考虑满足施工安全和职业健康的需求。
9.1.5 应对施工人员和管理人员进行各级安全和职业健康教育和培训，经考试合格后，方可上岗。
9.1.6 危险区域应设立红白隔离带，设置明显的安全、警示标识。
9.2.1 施工现场应挂设“五牌一图”，主要施工区、作业部位、危险区和主要通道口等处应有针对性地使用安全警示牌。安全标志的使用应符合《安全标志》GB 2894和《安全标志使用规定导则》GB l6179有关规定的要求。
9.2.2 施工现场应实行区域隔离的模块式管理，对施工作业区、辅助作业区、材料堆放区、办公区和生活区等应进行明显的划分隔离，办公区、生活区与作业区应保持足够的安全距离。
9.2.3 场区施工道路应畅通，不应在路边堆放设备和材料等物品。因工程需要需切断道路前，应经建设单位主管部门批准。
9.2.4 临时设施应布局合理、紧凑，充分利用地形，节约用地。对危险品及危险废品，应集中存放，专人管理，并应按相关规定做好危险废品处理记录。
9.2.5 施工机械设备应按平面布置存放，安全操作规程应齐全，并应进行定期检查和保养。
9.2.6 设备、材料、土方等物资应堆放合理，并应标识清楚，排放有序。
9.3.1 所有进场人员应进行严格管理，各施工单位应将施工人员及时上报给建设单位进行登记，汇总统一管理。
9.3.2 进入施工现场人员应自觉遵守现场安全文明施工纪律规定，各施工项目作业时应严格按照《电力建设安全工作规程》DL 5009的相关规定执行。
9.3.3 进入施工现场人员应正确佩戴安全帽，宜采用挂牌上岗制度、工作服宜统一规范。
9.3.4 非作业人员严禁擅自进入危险作业区域。
9.3.5 高空作业必须正确配置安全防护设施。
9.3.6 所有电气设备都必须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，使用前进行确认。施工用电线路布线应合理、安全、可靠。
9.3.7 施工过程中，应尽量减少交叉作业。
9.4.1 进入施工现场的各级人员在指定的医疗机构进行体检，并将检查结果记录、存档。对于患有医学规定不宜从事有关现场作业的疾病的人员，应禁止进入现场从事相关工作。
9.4.2 在噪音控制、粉尘污染防治、固体弃废物管理、水污染防治管理等方面应制定有效的环保措施，并组织实施。
9.4.3 施工区、办公区和生活区等场所应有良好的居住条件，且应不定期组织卫生检查。
9.4.4 施工单位应加强食品卫生的管理，制定食堂管理制度；对从事食品工作的人员，应经过卫生防疫部门的体检合格后，持证上岗。
9.5.1 光伏电站开工前，应急预案应编制完成。
9.5.2 施工人员应熟悉应急处理程序，发生直接危及人身、电网和设备安全的紧急情况时，应停止作业，并采取可能的紧急措施后立即报告。
9.5.3 发生事故时，在保证自身安全的情况下，应先切断电源。
9.5.4 现场发生人身伤害时，应立即设法使伤员脱离危险源，组织现场急救，并应迅速通知医疗部门送院进行抢救。
9.5.5 发生各类事故应保护好现场，并立即上报。
光伏组件现场测试表
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光伏组件现场测试表
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|
生产厂家： 测试日期： 天气：
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序号
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检测项目
|
使用工具
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记录数据
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备注
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1
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开路电压（标称）
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|||
|
2
|
短路电流（标称）
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|||
|
3
|
测试现场辐照度
|
手持辐照仪
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|
4
|
开路电压实测值
|
万用表
|
||
|
5
|
短路电流实测值
|
万用表
|
||
|
6
|
测试时环境温度
|
温度计
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|
测试时间：
|
||||
检查人： 确认人：
汇流箱回路测试记录表
|
汇流箱编号： 测试日期： 天气情况 ：
|
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序号
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组件型号
|
组串数量
|
组串极性
|
开路电压
|
短路电流
|
组串温度
|
辐照度
|
测试时间
|
|
(V)
|
(I)
|
℃
|
W/m2
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1
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|
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2
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|
|
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|
3
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|||||
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4
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|||||
|
5
|
|
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|
|||||
|
6
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|
|
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|||||
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7
|
|
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|
8
|
|
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9
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10
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|
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11
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|
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12
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|
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13
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|
|
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|||||
|
14
|
|
|
|
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|
15
|
|
|
|
|||||
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16
|
|
|
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17
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|
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18
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|
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19
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|
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20
|
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备注：
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检查人： 确认人：
并网逆变器现场检查测试表
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逆变器编号： 测试日期： 天气情况：
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类别
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检查项目
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检查结果
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备注
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本体检查
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型号
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逆变器内部清理检查
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内部元器件检查
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|||
|
连接件及螺栓检查
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|||
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开关手动分合闸检查
|
|||
|
接地检查
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|
孔洞阻燃封堵
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|
人机界面
检查
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主要参数设置检查
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通信地址检查
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直流侧电缆
检查、测试
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电缆根数
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|
电缆型号
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|
电缆绝缘
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|
电缆极性
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|||
|
开路电压
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|
交流侧电缆
检查、测试
|
电缆根数
|
||
|
电缆型号
|
|||
|
电缆绝缘
|
|||
|
电缆相序
|
|||
|
网侧电压
|
|||
|
逆变器并网后
检查、测试
|
冷却装置
|
||
|
柜门联锁保护
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|||
|
直流侧输入电压低
|
|||
|
网侧电源失电
|
|||
|
通信数据
|
|||
检查人： 确认人：
编号： 表码：
|
工程名称
|
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我单位施工的 已具备 条件，请检查接收。
以下项目我方承诺在 年 月 日完成。
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交付单位
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代表签名/日期
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接收单位
|
代表签名/日期
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监理/业主
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代表签名/日期
|
|||
注：参与交接的各方各执复印件一份，原件组织单位保存。
1． 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1) 表示很严格，非这样做不可的用词：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”
2) 表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
3) 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
2． 本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。
《建筑地基基础施工质量验收规范》GB 50202
《建筑基坑支护规程》JGJ120
《建筑桩基技术规范》JGJ94
《混凝土强度检验评定标准》GB 50107
《混凝土外加剂》GB 8076
《混凝土外加剂应用技术规范》GB 50119
《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300，
《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
《电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171
《安全防范工程技术规范》GB 50348
《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB 50169
《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168
《建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范》GB/T 50311
《光缆.第3-12部分:室外电缆.房屋布线用管道和直埋通信光缆的详细规范》IEC 60794-3-12-2005
《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB 50173
《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》GB 50233
《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150
《安全防范工程技术规范》GB 50348
《视频安防监控系统技术要求》GA/T 367
《水力发电厂计算机监控系统设计规定》DL/T 5065
《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995
《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB 50166
《火灾报警控制器通用技术条件》GB 4717
《给水排水构筑物施工及验收规范》GBJ 141
《气体灭火系统施工及验收规范》GB 50263
《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB 50261
《泡沫灭火系统施工及验收规范》GB 50281
《建筑施工场界噪声限值》GB 12523
《安全标志》GB 2894
《安全标志使用规定导则》GB l6179
《电力建设安全工作规程》DL 5009
《电力建设施工质量验收及评定规程》DL/T 5210
中 华 人 民 共 和 国 国家 标 准
光伏电站施工规范
GB 5****-2011
条 文 说 明
目 次
1.0.1 随着全球能源的持续紧缺和气候变暖的日益加剧，可再生能源的开发利用已经变得越来越重要。太阳能光伏发电被誉为解决未来能源需求的重要途径。近年来，随着可再生能源法的实施，我国太阳能光伏产业发展迅速。为了规范光伏发电项目的施工，使其在未来太阳能光伏电站的建设中，做到技术先进、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，并能够得到健康有序的发展，制定本规范。
1.0.2 本条规定了本规范的适用范围，其中适用于新建、改建和扩建的并网型光伏电站。而对于建筑一体化光伏发电工程，由于其施工工艺的特殊性，国家相关部门正在制定相应规范，故不适用于本规范。
1.0.3 为规范光伏电站施工全过程，光伏电站施工规范所包括的施工范围，涵盖整个电站建设中的施工过程。
1.0.4 现行的安全技术规程中，对有关专业性的施工安全要求不一定齐全。尤其光伏电站施工中的组件、逆变器等设备的安装、连线及调试等工作。为保护人身和设备安全，要求施工人员在施工前应熟悉本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件，并必须经安全考试合格后方准上岗工作。
1.0.5 本规范与国家现行有关标准规范的关系。同时对引进设备的施工验收，应按合同规定的标准执行，这是常规做法。未免除施工验收中因为标准不同产生异议而作出规定。由于我国的现实情况，某些引进设备的标准不尽相同，标准不同的情况应在签订订货合同时解决，或在工程联络会（其会议纪要同样具有合同效果）时协商解决。为使合同签订人员对标准不同问题引起重视，本条要求签订设备进口合同时注意，施工和验收标准不得低于本标准的原则规定。
3.0.1 本条规定光伏电站开工前应具备的一些基本要求。
1. 对于建设单位在开工前的必备手续应办理完毕，包括国土资源局的土地规划许可、建筑规划许可；环保局的环境影响评价报告、水土保持方案；安全部门的安全性评价、职业健康评价；消防部门的施工图报审；建设行政主管部门的施工许可证等。
2. 规定施工单位报监理审查时，需提供主要的一些内容，可依据工程监理部门的具体要求实施。
4. 为了合理有序进行施工前期准备工作要求，施工单位应根据施工总平面布置图，布置施工临建设施完毕。由于光伏电站建设本身的特点，建设用地较大，地址条件较差，位置又比较偏远。故本规范不对光伏电站建设初期的三通一平或五通一平做硬性规定，可根据建设方需求或现场实际情况进行。
5. 强调工程定位测量是工程前期顺利开展的重要条件。依据施工图图纸准确的进行工程定位测量工作，是保障光伏电站土建工程和安装工程质量的重要一环。
3.0.2 按设计文件进行采购和施工是最基本的要求。本条还强调在工程中使用的设备和材料，均应为符合国家现行标准及相关产品标准的合格产品。严禁使用低劣和伪造的不合格产品。要特别注意一些粗制滥造的次劣产品，虽有合格证件，但实质上是不合格产品，故应加强质量验收。
3.0.3 随设备装箱的技术文件（图纸、说明书、合格证、测试记录等）是电站投运以后设备运行和检修时的重要依据。应统一收集保管并最终移交给建设单位。开箱后若发现有缺少的技术文件，由设备购进单位负责追查补齐。
3.0.4 本规范适用于一般通用设备的运输和保管，当制造厂根据个别设备结构等方面的特点在运输和保管上有特殊要求时，则应符合其特殊要求。
3.0.5 为有效控制隐蔽工程的施工质量，防止隐蔽工程质量隐患的存在。隐蔽工程在隐蔽前，必须会同有关单位做好中间检验及验收记录。
3.0.6 原始的施工记录和施工试验记录一方面是工程开展过程的取证，一方面又是工程验收时的一项重要依据，同时将作为竣工资料的组成部分，由施工方整理移交。要求施工方在施工过程中收集、整理。
4.1.1 太阳能光伏电站在建设过程中按照国家相关规定执行相应的规程、规范以及强制性条文。
4.1.2 为了防止不合格材料混入工程建设中，所有进场的材料应该检验；对直接影响主体结构的水泥、钢筋等建筑材料，进场时必须进行复验合格方能使用。
4.1.3 在光伏电站中，支架基础的混凝土量最大，并且施工重复性最强。基础承台以及基础柱模板可以考虑为定型钢模板，在承载力、刚度方面都能够有可靠地保证。模板支撑系统可以采用脚手管等材料进行支撑及加固，保证模板及支撑结构在混凝土浇筑时变形在相关的规范允许范围之内。
4.1.4 对于综合楼主体结构等模板支撑系统需要有可靠地计算，支撑加固施工完成以后，需要对支撑系统进行检查验收，保证支撑结构的稳定性。
4.1.5 光伏电站一般地处偏远地区，难以供应商品混凝土，混凝土大都以现场拌制为主。为了保证现场拌制混凝土的质量，混凝土配合比必须严格按照试验室配合比进行拌制。
4.1.6 混凝土养护是保证混凝土质量的一个重要的环节。养护不当很可能造成混凝土干缩、开裂，甚至严重影响混凝土实体质量。
4.2.1 随地势而建可以在很大程度上减少土方工作量，减少工程建设费用，并能使得电站内外部周边环境很好的衔接。
4.2.2 土方开挖之前，需要清楚知道开挖区域的地下设施的走向，避免因土方开挖造成损失或事故。
4.2.3 施工之前先建立整个施工现场的高程控制网及平面控制网，便于以后分区（方阵）进行测量放线。高程控制桩与水准控制点需要定期复测是为了保证控制网的准确度，避免在施工过程中外界因素引起的控制桩偏移而造成一系列的测量偏差。
4.2.4 支架基础基槽通长开挖便于支架基础阵列的轴线的控制以及标高控制。通长开挖后的土方可以在基坑两侧堆放，便于土方回填施工。
4.2.5 支架基础土方回填分层夯实能够避免因沉降而造成的凹凸不平，支架基础土方回填一般不需进行回填土压实系数检测。对于综合楼、升压站等重要的建（构）筑物需要现场检测回填土的压实系数。
4.3.1 支架基础施工是光伏电站施工工程量最大的、工序重复性最强的施工环节。支架基础混凝土浇筑之前需要检查轴线、标高。在混凝土时需要对拌制混凝土的配合比进行检查，并对混凝土浇筑质量进行抽查，保证混凝土振捣密室。混凝土不能连续浇筑的情况下，需要对施工缝进行凿毛、安放插筋等处理。混凝土浇筑完成以后，需要拆模进行外观检查。对于存在漏筋、孔洞等严重质量缺陷的支架基础，不允许直接采用水泥砂浆修补，需要进过相关方确认后进行相应的处理。支架基础拆模后不能立即进行土方回填，需要采用塑料薄膜包裹养护。为了避免出现因焊接高温埋件膨胀而造成混凝土柱头裂纹，混凝土强度达到100%以后才能进行上部支架焊接。焊接时宜跳焊以减小埋件膨胀力造成的柱头破坏。
4.3.2 静压桩一般为预制桩与钢桩两种。静压桩施工需要保证桩体的垂直度与压入深度，倾斜的桩体承载力以及抗倾覆性严重降低。静压预制桩时，为了防止桩头静压破坏，桩头上部安装钢帽。压桩速度超过2m/min容易引起桩体四周孔隙水压力急速上涨，不利于桩的稳定性。钢桩静压前以及静压后需要做好防腐处理，保证钢桩的耐久性。
4.3.3 屋面钢结构基础宜在屋面结构施工时同时留设。在没有留设钢结构基础的屋面进行基础施工时必须保证建筑物主体结构安全。按照图纸要求与建筑物进行连接。不得随意在主体结构受力筋上焊接。施工过程中，容易将原有屋面的防水层破坏，施工完成以后必须对此进行恢复。对原建筑物的防雷接地破坏恢复后应该进行电阻测试试验。
4.3.4 为了满足光伏组件支架安装的要求，单元内支架基础标高控制的较为严格，轴线及标高控制在10mm之内。由于单元之间的支架是相互独立的，单元之间支墩基础标高及轴线误差宜控制在20mm以内。如果依照地势而建的光伏电站，相邻单元之间的标高宜沿着同一方向依次降低，单元支间的标高则按照图纸要求施工。
4.4.1 设备运输道路宜采用6米宽的沥青或混凝土等路面，巡检人行道路可以采用2~3米宽度的碎石道路等。
4.4.2 为了减免火灾发生，电缆沟道需要设置排水以及防火封堵的设施。
4.4.3 给排水管道宜在支架基础施工完成后进行，回填完成的管道需要在上部并做好标志，防止开挖电缆沟等造成破坏。给水管道安装完成以后，需要进行水压试验。
4.5.1 光伏电站内的建（构）筑物建筑结构及装饰施工执行相应的规程规范。建（构）筑物在设计、施工过程中宜以简单、美观、流畅为主。
5.1.1 规定了设备在运输和保管中的一些基本要求：
1. 在吊、运设备过程中，一定要采取好相应安全措施，防止设备在运输过程中受损。精密的仪表和元件必要时可拆下单独包装运输，以免损坏或变形。
2. 设备到场和开箱后检查设备型号、规格应符合设计要求，设备无损伤，附件、备件的供应范围和数量按合同要求。技术文件齐全，技术文件份数可按各厂家规定或合同协议要求。
3. 设备保管的要求。对温度、湿度有较严格要求的装置型设备，如微机监控系统、综合保护装置和逆变器等设备，应按规定妥善保管在合适的环境中，待现场具备了安装条件时，再将设备运进现场进行安装调试。
4. 设备的保管是安装前的一个重要前期工作，并有利于以后的施工。应定期对保管设备进行检查，做好防护工作。
5.1.2 本条对光伏电站的中间交接验收作出规定。其中包含中间交接项目内容以及中间交接验收时的职责和要求。
5.1.3 本条对光伏电站的隐蔽工程施工作出规定。其中包含光伏电站安装施工中隐蔽工程的内容以及隐蔽验收时的职责和要求。
5.2.1 本条规定在支架安装前的准备工作，主要针对光伏支架的进场检查及保管来提出一些要求，是支架安装工程前的重要一环。尤其在西北和滩涂等盐碱地区，如不采取保护措施，极易腐蚀支架的镀锌层。并在安装前对土建专业完成的支架基础进行中间交接验收。
5.2.2 本条对支架的安装提出的具体要求和应达到的标准做出规定：
1. 支架的安装在考虑安全和劳动效率的前提下不宜在雨雪天气下进行。支架安装验收的标准主要应分为紧固度和偏差度两方面考虑，对其紧固度的要求，直接影响到组件安装好后的抗风能力，故应严格控制。支架大多采用镀锌件，若破坏了镀锌层，将降低支架的使用寿命，在施工过程中不应对支架气焊扩孔。
2. 支架的倾斜角度直接影响到组件的安装角度，组件的安装角度又直接影响到组件的效率。对于固定式支架的角度，都是综合当地的经纬度和相关气象数据计算而来，根据计算组件角度的偏差在±1度时，对组件的效率影响不大，故对支架的安装角度提出此要求。对于支架安装过程中，由于施工工艺而达不到验收标准的应由施工单位负责调整。而对于产品本身有质量缺陷的，应责成厂家处理。
3. 对支架安装过程中的偏差值做出要求，主要为整体感官考虑。但支架的安装质量绝大部分取决于基础的安装质量。所以在前期土建施工过程中应严把质量关，为后续支架安装提供好便利条件。
5.2.3 本条对跟踪式支架的安装提出一些特殊要求。跟踪式支架个体较大，在安装前一定要将其与基础之间固定牢固，不管是采用焊接方式还是螺接方式。跟踪式支架采用旋转或推动的方式进行动态跟踪，其传动、转动部分的灵活性至关重要。且电缆在经过转动部位时应充分考虑预留并固定牢固。对于聚光式跟踪系统，为尽量避免损坏聚光镜，宜安排好安装顺序。
5.2.4 强调按设计要求进行焊接和防腐工作。
5.2.5 组件通常都是经过支架进行接地连接的，另外跟踪式支架高度很高，极易遭受雷击过电压的冲击，故接地工作应严格按照设计进行施工。
5.3.1 组件是光伏电站中重要的设备，由于其自身结构的特点，极易破损。在购买之前组件厂家都会提出针对自己产品的特殊要求。在组件的运输与保管的环节上应符合制造厂的专门规定。
5.3.2 本条对组件安装前提出要求。支架的安装质量决定组件的安装质量，其工作顺序也是互相依托的，在组件安装前支架应该通过质检和监理部门的验收，方可进行组件的安装工作。组件的安装属于光伏电站中一下重要的工作任务。安装量又大，又具有一定危险性。安装工人对其性能还很陌生，需要在安装前对工人进行安全和技术交底。
5.3.3 本条对组件的安装做出相关规定。
1. 在光伏电站的建设中，往往会选用不同规格和型号的光伏组件。而不同的光伏组件，其电性能不同，若偏差值较大，则是不允许在一个组串内安装的。安装前应按照设计图纸仔细核对组件规格和型号。
2. 不同的生产厂家生产的光伏组件各有不同，在安装过程中，生产厂家会针对自己的产品如何固定，固定螺栓的力矩值，提出不用要求，尤其是无边框的薄膜组件。在安装过程中紧固力矩过小，可能会在今后的运行过程中脱落，紧固力矩过大，会导致组件破裂。故在施工过程中，应严格遵守设计文件或生产厂家的要求。
3. 本条根据支架安装的偏差要求，提出组件安装的偏差要求。其中最主要的是组件的安装角度。
5.3.4 本条对组件之间的接线工作提出要求。经过对几个光伏电站建设项目的调研，在施工过程中，往往会在组件连接线施工环节上，由于组串数量不对、插接件不牢等问题，而造成在组串电压过高或过低，甚至无电压。施工人员应认真按照设计图纸施工，并仔细检查回路的开路电压和短路电流，以便在投入运行前，发现并解决问题。插接件与外接电缆间搪锡处理，是为了避免接触电阻增大，增加损耗。
5.3.5 本条规定组件在安装和接线过程中，还应注意的一些事项。
1. 规定组件检测流程，并填写施工记录。光伏电站组件数量众多，可分区域，按比例在安装前和安装后进行抽检。
2. 第2、3、4款的规定，是为避免施工中对组件造成损坏。
5. 虽然光伏组件的工作电流值和短路电流值差别不大，但组串长时间处于短路状态也会对线缆的绝缘造成一定损伤。
6. 方阵内在一定的距离下，会考虑有一条1.2米左右的检修通道，布置在两个相邻的组件间。此部分跨接线为避免损坏和阳光的直射，宜采用PVC管进行保护。
7. 在施工过程中，往往施工人员在安装上层组件过程中，踩在已经安装好的下层组件上，极易损坏组件。故提出要求
8. 由于组件的特殊性，在接收辐射时，就会产生电压。有文献提出在施工过程中，应用遮挡物将光伏组件进行遮挡，但实际操作起来太难，实用性不强。根据调研，只要施工人员配备好安全防护用品，掌握正确的施工方法，是可以安全的进行此项工作的。
9. 组串完毕后，线缆两端直流电压很高，容易对人身造成伤害。所以应将两端用绝缘胶布包扎好。或合理安排工序，施工中可以断开头一组组件的连接线，避免组串带电。
10. 组件的连线工作，本身就是带电操作的一项工作。下雨时天气潮湿，极易造成人身触电事故。所以规定下雨天严禁进行此项工作。
5.3.6 本条对组件的接地做出要求。对于晶硅组件，边框上预留有接地专用孔，需要用接地导线与地网可靠连接。而对于薄膜组件，制造厂家会根据逆变器的运行方式，采取不同的接地方式，或不接地。
4. 本条规定汇流箱安装前应做一些检查工作。在技术协议书中会对汇流箱的防护等级，元器件的品牌和型号，做出相应要求，安装前应进行检查。经过长途运输和现场保管应对箱内元器件及连线进行检查，是否存在破损和松动现象。为后续的接线工作，宜将箱内开关和熔断器断开。
5. 本条规定汇流箱安装时应符合的要求。
1. 对安装位置提出要求。同时对安装汇流箱的材质提出要求。
2. 由于一些屋顶光伏电站，光伏组件安装高度不高，为不遮挡组件，汇流箱采用倾斜式安装。汇流箱安装根据工程具体情况，还会采用落地式或悬挂式方式安装。这里对一般采用的悬挂式汇流箱做出垂直度要求。
3. 汇流箱内多设置有浪涌保护器，起到过电压保护的作用。故汇流箱的接地非常重要。应保证其连接的牢靠性和导通的良好性。且接地导线截面积应符合要求。
4. 对绝缘电阻提出要求。
5. 汇流箱在进行电缆接引时，如果组串已经连接完毕，那么在组串两端就会产生直流高电压。很容易会对人身和设备造成伤害。所以要求：在汇流箱的组串电缆接引前，一定要将组串从中间断开。确保在没有电压的情况下，进行电缆的接引工作。
5.5.1 本条对逆变器安装前应具备的基本条件和准备工作做出要求：
1. 为了避免现场施工混乱，实行文明施工，提出了逆变器安装前，建筑工程应具备的一些具体要求，以便给安装工程创造一定的施工条件。这对保证安装质量和设备安全是必要的。如为了防止设备受潮，提出逆变器安装前，屋面、楼板不得有渗漏现象，沟道无积水等要求。
2. 光伏电站内可能会在不同区域安装不同规格、型号的逆变器，要求在逆变器就位前按照设计图纸进行复核，以免安装位置出现错误，造成不必要的返工。
3. 按照逆变器的重量、外形尺寸及现场实际条件等因素，选择相应的机具进行运输和吊装。严禁超负荷使用机具。
4. 随着逆变器功率的不断增大，逆变器的体积和重量也越来越大。500KW和1MW的大型逆变器已被广泛应用到光伏电站的建设中，所以要求在大型逆变器就位时要考虑道路和场地的因素。以便于施工。
5.5.2 本条对逆变器的安装与调整做出具体要求：
1. 本规范表5.5.2系参照《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171中有关规定制订的。
2. 参考同类规范中对盘柜基础的要求。非手车式开关基础，其基础型钢顶部一般都高出抹平地面10mm。基础型钢与接地干线应可靠焊接。
3. 逆变器的安装方向按设计图纸来施工，同时应考虑方便运行人员的操作和检修。
4. 可按设计要求采取防震措施。因为设计部门掌握盘、柜安装地点的震动情况，据此提出不同的防震措施。
5. 逆变器可用螺栓或焊接的方式固定在基础型钢上。
6. 逆变器内部设置有浪涌保护器、电感和电容元件，在逆变器工作时和停止工作后都需要可靠的接地，用以保障人身和设备的安全。在本规范中强调100kW及以上的逆变器应保证两点接地；同时若逆变器门上的电器绝缘损坏时，将使盘门上带有危险的电位，会危机到人身安全。应使用裸铜导线将逆变器盘门进行可靠接地。这里强调订货单位应在订货时应提出该项要求。
7. 为便于阅读和使用本规范，将逆变器交直流侧电缆接引列入到本章中。逆变器的直流侧通过电缆和汇流箱连接，往往在接引此部分电缆时，部分光伏组件已组串完毕，并接引至汇流箱中。此时在汇流箱的正负极两端将会产生很高的直流开路电压，为保障人身安全，需要在逆变器直流侧电缆接线前，必须确认汇流箱侧有明显断开点，并做好安全防护措施。电缆的极性和绝缘同样非常重要，需要施工人员仔细测试，并做好施工记录。
8. 逆变器交流侧电缆接引至升压变压器的低压侧或直接接入电网中，对于大型逆变器来说，逆变器交流侧都是由几根电缆组成，在接入变压器低压侧以后，又不便于电缆绝缘和相序的校验，故要求在此部分电缆接引前仔细检查电缆绝缘，校对电缆相序，并做好施工记录。
9. 为了防止设备受潮和小动物进入逆变器，在电缆接引完毕后，应及时进行封堵工作。
5.6.1 考虑到二次设备盘柜有移动或更换的可能，尤其当有扩建工程时，若将盘、柜焊死，插入安装盘、柜时将造成困难，故提出不宜焊死。
5.6.2 二次系统元器件的安装在《电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171中，已经有很详细的描述，若制造厂针对自己产品有特殊要求，应符合其要求。
5.6.3 此条规定采购单位应注意，针对此部分设备采购的技术协议中应明确职责和范围。施工单位应在生产厂家的指导下安装调试，或直接分包给具有此部分专业技能的单位或厂家直接安装调试。
5.7.1 光伏电站中有光伏组件、逆变器等新型设备，针对此部分设备尚无施工和验收标准。但也有很多电气设备的施工及验收，国家已经有现行的规范、标准，故在此部分设备的施工过程中应参照执行。
5.7.2 强调按照设计文件及厂家的特殊要求施工的基本原则。
5.7.4 强调环境监测仪的安装应符合产品的技术要求。
5.8.1 强调光伏电站防雷与接地系统在施工中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的相关要求和设计文件的特殊要求。
5.9.1 强调电缆敷设施工环节中应遵守的国家现行标准和规范。
5.9.2 通信电缆及光缆的敷设应遵守的标准。
5.9.3 架空线路施工应遵守的国家标准。
5.9.4 强调施工人员在施工过程中，应仔细审图，对图纸中的说明文件等应遵照执行。
6.1.1 本条规定调试单位和人员应具备的条件和调试前应通过监理部门报验，具体可按照《电力工程调试能力资格管理办法》中的相关规定执行。
6.1.2 本条规定在调试过程中所使用的实验设备和仪器，应通过相关部门检测。
6.1.3 本条强调一点非常基本的常识性要求，旨在提醒施工人员注意。在光伏电站施工进入调试阶段时，将使用万用表进行大量的测试工作，且不断变换档位测量组件和汇流箱回路的开路电压和短路电流。在以往的施工中，经常出现施工人员疏忽，用万用表的电流档位去测量电压，而造成烧毁万用表和汇流箱。为保证人身和设备安全，请施工人员测量时务必正确使用万用表。
6.1.4 设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收。
6.1.5 在设备和系统调试前，对建筑工程提出的要求。特别强调有很多品牌的逆变器对散热要求都比较严格，所以在设备调试前都要求通风及制冷系统具备投入运行的条件。
6.2.1 本条规定光伏组串调试前应做的工作和应具备的条件：
1. 光伏组串的测试应在汇流箱内进行，故要求光伏组串进入汇流箱应接引完成。
2. 对汇流箱的防反二极管应进行测试，防止二极管在出厂前反接，而影响此组串的发电。
3. 回路的标识应清晰、准确，以便于故障的查找，和运行人员的维护。
4. 调试人员应具备相应的从业资格，配备相应的劳动保护。以保证人身安全。
5. 规定在没有经过组串的测试工作，不应将熔断器或开关投入，以保障人身和设备的安全。
6. 汇流箱的防雷模块在过电压的情况下起到保护作用，应将其可靠接地。
8. 组串的测试工作应使用辐照仪对辐照度进行测试的前提下进行。测试时辐照度宜大于700W/㎡的条件下测试，最低不应低于400W/㎡。虽然，为了准确评估光伏组件的各项电性能参数,最新颁布的国家标准采用了IEC(国际电工委员会)标准,增加了低辐照度(200W/m。、25%:、AMl.5)下的性能测试。鉴于光伏组件在实际应用中经常工作在低于1000W/m2(1000W/m。、25℃、AMl.5),又高于200 W/m2。为准确全面反映其性能;本规范对测试时的辐照度做出参考值规定。
6.2.2 本条规定光伏组串调试检测应符合的要求：
1. 光伏组件在组串过程中，往往由于施工人员不细心，将插接头反装，而导致组串的极性不对。在测试过程中应严格进行此项工作检测。
2. 相同规格和型号的组件组串完毕后，其电压偏差不应太大。若超过5V时，应对组串内组件进行检查，必要时可进行更换调整。
3. 组串电缆温度过高，应检查回路是否有短路现象的发生。
4. 测试组串的短路电流是为了检查，组串是否存在虚接现象。目前有一种组串的火化实验，将组串两端用短接线短接，短接几次后观察是否还有火花产生，以证明回路没有虚接，但实际操作起来也有一定危险性。使用万用表直流电流档直接测试短路电流，也存在危险性。故要求测试人员也具备专业知识并配备防护用品。
5. 在并网状态下，使用钳形电流表直接测试组串的电流，直观且安全。但在组串回路前的测试工作同样重要。
6. 本款建议逆变器投入运行前，最好将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。但有些电站在建设中，往往由于组件到货时间晚，不能满足此要求。
7. 组串的测试工作一定要做好相应的测试记录，并作为竣工资料的一部分内容。
6.2.3 强调逆变器在投入运行后投、退汇流箱的顺序，主要是切勿带负荷拉刀闸。应先在光伏电站中使用的汇流箱极不规范，各种结构和配置的都有，请施工人员在施工过程中注意此点。
6.2.4 汇流箱回路的电流监控功能已被光伏应用到光伏电站的建设中，以提高其智能化的程度。要求汇流箱的监控系统，能够实时、准确的反应回路电流变化状态，提高故障分析和处理的速度。保障系统的安全稳定运行。
6.3.1 本条对跟踪系统调试前提出一些要求：
1. 光伏电站内的跟踪系统一般体积大、高度高。要求有一定的抗风强度，在调试前应检查跟踪系统是否固定的牢固可靠。同时为防止雷击过电压或电缆线路绝缘受损，而使支架带有电位，对人身和设备造成伤害，跟踪系统一定要可靠接地。
2. 跟踪系统上的电缆在经过转动部位时，为防止被卷入或挣断，要固定牢固并充分考虑转动距离，做好预留。
3. 在跟踪系统调试前，检查转动范围内是否有临时设施阻碍跟踪系统转动，以防止出现设备损坏事故。
6.3.2 本条规定跟踪系统在手动模式下调试应达到的要求。对于不同的产品都有各自不同的结构和运行方式，但转动灵活、动作可靠、保护准确及满足技术文件要求是必须要到达的。本规范要求跟踪系统转动时的最大方位角及高度角应满足技术协议的相应条款。因为根据不同的业主要求或不同的地区，会有不同的需求。另外为保证跟踪系统在允许范围内转动，不会出现超行程，而对设备造成损坏，要求配置两套极限位置保护。一套是采用编码器方式在逻辑里实现，一套是通过物理接触的位置限位，位置接点直接串接到电气回路中实现，这是大多数厂家采用的方法。现场调试中应分别做出测试，以保证设备运行的可靠。
6.3.3 本条规定在进行自动模式调试前需在手动模式下调试完成，且运行良好。对于采用天文算法的跟踪系统，应在自动模式调试前将参数准确的设置完毕。
6.3.4 本条规定跟踪系统在自动模式下应达到的一些要求：
1. 跟踪系统的跟踪精度在签署技术协议过程中，供货方和采购方会进行充分沟通并确定具体要求。在调试过程中将按照此技术要求来考核跟踪系统的跟踪精度。
2. 跟踪系统由于其个体较大，抗风能力较弱，为避免设备在恶劣天气下受损，要求调试人员需对此项保护进行测试。可手动设置风速值超过保护上限，跟踪系统是否能够迅速做出响应（一般厂家都是采取将采光面调至水平位置，以减少承载力）；同时需要检测在风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统是否能在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
3. 跟踪系统处在水平位置时，是最安全的位置，因此本条强调跟踪系统在夜间应能够自动返回到水平位置或休眠状态，并关闭动力电源。也是为了保护跟踪系统在不工作时，不至于受到损坏。
4. 跟踪系统的跟踪运行方式可分为步进跟踪方式和连续跟踪方式。其中步进跟踪方式能够大大的降低跟踪系统自身能耗，被广泛采用。步进跟踪方式主要依靠电机带动传动装置并间歇式的运行来进行实时跟踪，其间隔时间长短，各自厂家生产的产品不尽相同。需要参照技术协议要求进行检查。
5. 目前太阳能跟踪系统有采用天文算法、光感控制方法和两者相结合的方式三种控制方法。对于单独采用光感控制方法进行跟踪的设备，应能够在弱光条件下正常跟踪。如在月光、阴天及傍晚等昏暗、不明亮的光线下，不应受光线干扰产生错误动作。
6.3.5 本条规定跟踪系统的监控功能应符合的一些基本要求。大多光伏电站运行都采用无人值守或少人值守，其智能化要求较高。对于监控系统能够实时、准确的反应现场设备的运行工况，十分重要。
6.4.1 本条规定在逆变器调试前，应具备的基本条件。要想对逆变器进行最基本的调试工作，首先，需要逆变器控制电源得电。逆变器的控制电源有的取自直流侧，有的取自交流侧，还有单独供给的，各个生产厂家都有不同。其次，是逆变器直流侧和交流侧的电缆接引完毕，并正确无误，绝缘良好。最后，方阵的接线工作部分或全部完成并通过检测工作，能够给逆变器提供安全的直流电源。这里没有提到逆变器的交流侧电源，是因为逆变器在静态调试初期，满足以上几点要求时，可以进行一些常规的参数和设置的检查。若是逆变器交流侧，具备满足逆变器要求的交流电时，逆变器也就具备了并网发电的条件。
6.4.2 逆变器经过长途运输、现场保管和安装等环节后，调试前还应对本体进行仔细检查，以确保设备安全。逆变器良好、可靠的接地，是保证调试人员人身安全的前提条件，需检查确认；逆变器内部的电路板、插接件及端子等部件，应仔细检查，是否在运输过程中造成松动或损坏。
6.4.3 本条规定了逆变器调试过程中的要求及应做的检查项目。
1. 逆变器作为光伏电站中的重要设备，在逆变器的调试时，最好由生产厂家和施工方一起配合进行。本规范并没有强制要求，是因为有一些总承包单位经过逆变器厂家的授权，可以在现场进行此部分工作。相关要求可以在采购方和供货方的技术协议中明确。
2. 逆变器在控制回路带电时应对逆变器的参数进行检验和设置，同时检查逆变器自带的散热通风装置工作是否正常，以保证逆变器能够稳定的投入运行。
3. 在逆变器直流侧带电而交流侧不带电时可以通过逆变器的显示器查看直流侧的电压值，并和实际测量值进行比较，检测逆变器数据采集的准确性。同时可以查看到逆变器直流侧对地阻抗值是否满足要求，如果显示值偏低，应进一步查明原因。
4. 逆变器能够并网发电需要具备三个基本条件，即控制电源带电、直流侧带电且满足逆变器要求和交流侧带电且满足逆变器要求。通过编写组对几个光伏电站的调研，前两个条件都可以提前实现，但逆变器交流侧带电，通常都是在电站即将并网启动时才具备条件。这也是和常规火力发电厂不同之处。因为只有电站整体安装、调试工作结束，并通过一系列审批和质检合格以后，才具备倒送电条件，也就意味着光伏电站可以并网运行。所以本规范按照这样的顺序进行编写。在逆变器交流侧也带电时，可以对交流侧的相关参数进行检查，确认是否满足逆变器并网条件，另外对于一些具有门限位闭锁功能的逆变器，也需要确认其闭锁功能。
5. 逆变器的保护功能直接涉及到光伏电站、接入电网的稳定运行，甚至会对人身生命安全造成威胁，所以其保护功能尤为重要。虽然逆变器生产单位在出厂前都经过此方面的测试，但按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150中的相关规定，应该在施工现场进行复测。因逆变器的保护功能只能在并网状态下进行，故需要逆变器厂家、施工方和建设方充分沟通并达成共识。具体操作可以通过更改逆变器参数的方法来进行测试。
6. 随着国家对光伏行业从产品制造到电站建设等方面的进一步规范，相关单位和部门也正在制定相应的规程、规定。其中国家电网公司正在制定的《光伏电站接入电网技术规定》中，对光伏电站中的防孤岛保护及电能质量等主要技术指标提出了要求。同时规定由具备相应资质的单位或部门进行，并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。
6.4.4 本条强调在逆变器调试过程中应注意的几点安全事项。逆变器内部布置有感性和容性元件，在运行后会有残留电荷，不同的逆变器厂家均要求在运行后，需静置一段时间才允许接触内部元器件，就是给逆变器一个放电的过程。这里也要求在进行检查工作时，一定要断开交、直流侧电源开关和控制电源开关，确保在无电情况下操作，并需要有人进行监护。
6.4.5 规定施工人员应将相关测试记录按照附录C的格式进行填写，并作为施工记录进行移交。
6.4.6 本条规定逆变器的监控功能应符合的一些基本要求。大多光伏电站运行都采用无人值守或少人值守，其智能化要求较高。对于监控系统能够实时、准确的反应现场设备的运行工况，十分重要。对于大、中型光伏电站，根据当地接入电网的要求，要能够实现有功输出调节功能，以保证电网在故障状态下的稳定运行，需要进行此部分工作的测试。
6.5.1 常规的电气设备如：电缆、变压器、真空断路器等，在《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150中都有明确的实验项目和标准。在光伏电站的建设中，此部分电气设备应遵照执行。
6.5.2 本条规定了安防监控系统的调试应遵循的标准。
6.5.3 作为光伏电站电量考核的一项标准，环境监测仪能够监测到环境温度、辐照度等参数。在国家电网公司正在制定的《光伏电站接入电网技术规定》中，也要求将此部分数据上传。所以应按照厂家技术文件的要求和后台通信厂家密切配合，将环境监测仪的各项参数实时、准确的反应到监控画面上，并应能生成报表。
6.6.1 二次系统的调试工作为专业性较强，且有许多工作都属于涉网工作，如：远动、调度通信和线路对调等。所以应由具备调试资质的单位或设备生产厂家进行此部分工作。施工单位的施工内容，一般在合同中都界定为单体调试。但有配合的义务。
6.6.2 本条规定了二次系统调试的主要内容，现在二次专业的概念范围越来越大，把远动、调度自动化、电力系统通信归入二次专业范围之列。与其说是二次专业范围大了，还不如说是二次专业和别的专业融合程度越高了。
6.6.3 本条规定强调计算机监控系统调试应符合的规定。计算机监控系统能够实现对主要设备的监视，提高系统运行的可靠性。所以要求其准确、可靠。在光伏电站实施前期，业主方将会就监控系统等很多方面向设计方提出要求，设计方按照设计联络会的要求，进行设计。故电站的监控系统应能满足设计要求。
6.6.4 继电保护系统是电力系统的重要组成部分。对保证电力系统的安全经济运行,防止事故发生和扩大起到关键性的决定作用。继电保护的基本要求是选择性，速动性，灵敏性，可靠性。在继电保护装置的测试过程中，应按照单体调试、带开关调试和整组调试的顺序进行，验证其能否满足要求。现场调试环节应做好调试记录。
6.6.5 在电网运行中，电网调度部门无疑是集中控制和管理的中心，每时每刻都要向发电厂、变电站提取大量的信息，同时又要将大量任务下达。远动通信系统运行的稳定、可靠，将给电网调度部门提供必要的前提和保障。调试时应先保证通信通道畅通，然后检测遥信、遥测、遥控、遥调，即“四遥”功能。若采用101和104两种规约方式进行传输的，应分别测试。
6.6.6 本条规定电能量采集系统的配置首先应满足当地电网部门的规定。因为光伏电站投运后的费用结算都将与电能量的计量密切相关。在电站的初步设计、技术设计和施工图设计阶段，都应和当地电力计量部门充分沟通，符合其要求。现场调试阶段应遵守国家电网公司正在制定的《光伏电站接入电网技术规定》中的相关规定。
6.6.7 不间断电源为光伏电站重要的设备提供稳定、可靠的电源。通常由主电源、旁路电源和直流电源供电，在任何一路电源失电的情况下，不间断电源系统应能够持续、不间断的供电。以保证重要设备可靠的运行。监控画面上应能够反映其运行的状态。
6.6.8 为保障电力系统的安全稳定运行，国家电力监管委员会颁布的《电力二次系统安全防护规定》对相关要求已经做出规定，现场调试时，可按照执行。
7.1.1 本条对从事消防施工的单位提出资质要求。从业单位应依法对建设工程消防设计和施工质量负责。
7.1.2 强调施工前应建立质量体系、施工方案等技术准备工作，以便控制施工质量，提高施工工艺。
7.1.3 强调施工前应具备的条件。对设计图纸、技术交底及材料的到场等提出基本要求。
7.1.4 强调施工过程质量控制的步骤，及相关部门的职责。
7.1.5 本条规定消防部门专项验收前应进行建设单位组织的自检。
7.2.1 强调火灾自动报警系统的施工应按照《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB 50166的要求进行施工。
7.2.2 强调火灾报警系统的布管及穿线工作应与土建建筑施工时同期进行，避免返工。
7.2.3 规定火灾报警系统的信号线在管内不允许做接头，接头应做在接线盒内，为保证信号传输的准确性，应焊接处理。
7.2.4 强调火灾自动报警系统调试的顺序，应遵循先逐个设备进行单机调试，然后进行系统调试的步骤。
7.2.5 规定火灾自动报警系统通电后，应按照《火灾报警控制器通用技术条件》GB 4717的有关要求对报警控制器进行的检查项目。
7.2.6 火灾报警系统在火灾发生时，为避免事故扩大，应具备将照明回路主开关断开的功能。现场应进行此项目检测。
7.2.7 监控系统应能够监控到火灾情况的发生，并应同时启动声光报警装置。
7.2.8 规定火灾自动报警系统竣工时应提交的资料。
7.3.1 采用消火栓灭火是最常用的灭火方式，本条强调消火栓灭火系统各施工环节中应注意的事项及遵循的标准。
7.3.2 本条规定气体灭火系统的施工，应符合《气体灭火系统施工及验收规范》GB 50263的相关规定。
7.3.3 本条规定自动喷水灭火系统的施工，应符合《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB 50261的相关规定。
7.3.5 本条规定泡沫灭火系统的施工，应符合《泡沫灭火系统施工及验收规范》GB 50281的相关规定。
8.1.1 噪音污染对周边环境影响很大，在施工中应该严格控制。不同施工阶段作业噪声限值列于下表：
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施工阶段
|
主要噪声源
|
噪声限制Leq[dB(A)]
|
|
|
昼间
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夜间
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土石方
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推土机、挖掘机、装载机等
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75
|
55
|
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打桩
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各种打桩机等
|
85
|
禁止施工
|
|
结构
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混凝土、振捣棒、电锯等
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70
|
55
|
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装修
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吊车、升降机等
|
62
|
55
|
1. 光伏电站施工中的打桩机、运输车辆、现场搅拌站、木材加工场等都有可能出现较大噪音，需要对此进行噪音的监测和控制，将噪音污染对环境的影响降到限值以下。
2. 超过噪音限值的机械需要进行进行保养和维护，将噪音污染降低到限值以内。施工机械经过维护和保养之后仍然存在噪音超标的情况，则该施工机械不宜使用。
3. 周边是居民区施工场地，为了防止夜间扰民，对于噪音较大的施工机械应停止作业。
8.1.2 影响环境的施工废液主要包括泥浆、废油以及生活污水，这些废液直接排放在周围环境中可能对环境产生较大的危害，需要经过相应的处理。
1. 施工泥浆直接排放进入正式排水设施和河流、湖泊以及池塘，容易引起淤塞并且造成水质污染，需要经过沉淀等相应的处理才能排放。
2. 废油及废油污染物焚烧都是严重影响环境，必须回收并统一处理。
3. 施工机械检修时，容易漏油而污染环境，需要对检修产生的废油进行收集然后排放至废油桶中集中处理。
4. 粪便直接排入污水管道后容易引起堵塞，需要经过化粪池处理后才能排放。
8.1.3 施工粉尘污染影响施工人员的身体健康，同时也对周边环境造成很大的影响，需要进行处理。
1. 施工期间的道路灰尘很多，过往车辆容易造成尘土飞扬，需要进行洒水清扫。清扫的次数根据现场实际情况确定，保证道路上没有飞扬的尘土即可。
2. 施工现场的水泥、粉煤灰及珍珠岩颗粒等细颗粒建筑材料露天堆放随风飘散容易影响环境，存放细颗粒建筑材料的仓库或场地需要覆盖或密闭。
3. 混凝土搅拌站在上料时容易出现大量的粉尘，需要采取相应的措施减小对环境的影响。
8.1.4 施工固体废弃物对周边环境影响很大，需要适当处理才能减小对周边环境的影响。
1. 固体废弃物应分类存放，便于收集和回收利用。不能将固体废弃物直接焚烧，否则可能产生大量的有毒有害气体，严重影响环境以及人体健康。
2. 垃圾及时清运是为了保证施工环境的清洁，减少对人体身心健康的危害。
3. 有毒有害废弃物填埋或焚烧都将对人体健康以及周围环境能够造成巨大的影响，必须送至县级以上地方人民政府设置的危险废物集中处置场所集中处置。
8.2.1 光伏电站的水土保持直接影响到周边的生态环境，电站水土保持工作必须从设计、施工、绿化等多方面进行考虑。
1. 光伏电站随地势而建，这样就尽量避免大面积破坏自然生态。在施工中也应当注意避免大面积的破坏地表植被。
2. 选择小面积硬化块作为路面、停车场等铺设物是为了便于自然雨水的渗透，避免大量雨水流淌、淤积而引起自然植被的破坏。
3. 光伏电站场地及道路采用自然排水可以避免大量的雨水汇集流淌而造成自然植被的破坏。
8.2.2 电站完成后的场内绿化是为了更好的保护地表植被，并还原自然生态：
1. 光伏电站场内在施工完成后，一般地表植被破坏比较严重，需要进行恢复。若电站原始地貌植被覆盖较好的情况下，场内地面恢复后的自然植被能够与场外原始地面的自然植被相似即可。
2. 处于沙漠、戈壁滩等原始地面植被覆盖不好的电站，光伏电站场内在施工完成后，需要对电站内部进行绿化。
8.2.3 为了能够减少施工对周边生态环境的破坏，施工区域外也应该适当的做好水土保持工作。
1. 临时弃土场地在雨水作用下流淌而影响周边环境，需要采用覆盖等措施进行防护。
2. 永久弃土区在风力、雨水作用下逐渐侵蚀周边环境，必须将地表植被恢复到以前的植被状态，避免对周边环境的破坏。
3. 在风沙较大地区，电站周边的防护林为了减少风沙对电站内的影响。
4. 地处植被较好区域的电站，为了减轻电站建设对周边生态环境的影响，电站周边植被恢复到原始地表即可。
9.1.1 强调制订工程施工安全和职业健康总目标要根据工程特点和遵守相关法律法规。
9.1.2 规定工程开工前，应建立各级施工安全和职业健康管理组织机构，做到责权分明，考核到位。以形成网络管理。
9.1.3 光伏电站的建设有自己的独特性，因而其安全和职业健康管理体系也有与之相对应的独特性。大型光伏电站涉及很广，施工方很多，因此安全和职业健康管理体系应与各施工方保持良好的协调合作。
9.1.4 施工安全和职业健康是项目管理中一项重要任务，施工准备、施工总平面布置、施工场地及临时设施的规划、主体施工方案制定等过程中要有所体现，并满足其需求。
9.1.5 本条强调为提高全员安全素质，认识安全施工的重要性，增强安全施工的责任感。最终实现安全和职业健康的目标。应对施工人员和管理人员进行各级安全和职业健康教育和培训，并经考试合格后，方可上岗。
9.1.6 为了施工安全着想，对危险区域周围设立隔离，并用明显的红白颜色做出标示。起到必要的警示、隔离作用。
9.2.1 本条要求是根据《建筑施工安全检查标准》中的规定：施工现场必须设有“五牌一图”，即工程概况牌、管理人员名单及监督电话牌、消防保卫(防火责任)牌、安全生产牌、文明施工牌和施工现场平面图。危险区域悬挂安全警示牌，可以起到一定的警示作用，避免出现安全事故。
9.2.2 强调区域隔离、模块化管理的重要性，便于文明施工及安全管理。
9.2.3 强调道路的畅通在施工过程中的重要性，光伏电站的建设特点：场区大、设备多、工期短且地质条件差。施工过程中，一定要加强此方面的管理。
9.3.1 本条规定为便于对施工单位进行管理。
9.3.4 在吊装区域、设备耐压区域和送电调试区域等危险作业区域，非作业人员不了解施工内容及其危险性，极易出现人身伤害事故。故施工中应对危险区域设专人监护，并严禁非作业人员进入危险作业区域内。
9.3.5 在屋顶光伏电站的施工中，将不可避免的面对高空作业。若不采取挂安全防护网、拉安全绳等安全防护措施，在施工过程中，容易出现高空坠落等人身伤害事故。故提出高空作业必须正确配置安全防护设施。
9.3.6 本条对施工中的临时用电提出要求。
9.3.7 交叉作业，存在安全隐患。在施工中应尽量避免。
9.4.1 本条规定是根据国家相关管理办法制定，对体检中发现患有医学规定不宜从事有关现场作业的疾病的人员，应禁止进入现场从事相关工作。如：恐高症，严重近视等人员，不宜从事高空作业。
9.4.2 本条强调在施工中应针对噪音、粉尘、固体弃废物及水污染防治等方面应采取有效的管理措施，避免在施工中造成环境污染。
9.4.3 本条对施工区、办公区和生活区等场所的卫生要求做出规定，以保证施工人员的身体健康。
9.4.4 本条强调应加强食品卫生管理，防止食物中毒或其它食物中毒源性疾病的发生，制定相应的食品卫生管理制度，保证施工人员的身体健康。
9.5 应急处理
9.5.1 应急预案是各类突发事故的应急基础，通过编制应急预案，可以对那些事先无法预料到的突发事故起到基本的应急指导作用。强调在光伏电站开工前，应根据项目特点编制应急预案。
9.5.2 以下几条是根据应急预案的要求，做好应急响应和应急救援的工作。并提出了具体要求。
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