佛山市光伏发电应用技术规范.doc

佛山市光伏发电应用技术规范FSGF 22014分布式并网光伏发电系统施工与验收规范Construction and Acceptance Code for Distributed Grid-connected PV System2014 - 10 10发布2014 - 11 - 15实施发布广东省佛山市质量技术监督局佛山市发展和改革局FSGF 22014目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义24基本规定35施工与安装46调试与检测97试运行158安全与职业健康159工程验收16附录A（规范性附录）光伏组件现场测试表20附录B（规范性附录）汇流设备回路测试记录表21附录C（规范性附录）并网逆变器现场检查测试表22附录D（规范性附录）巡检记录表23附录E（规范性附录）验收记录表25附录F（规范性附录）并网前后电网的电能质量记录表26附录G（规范性附录）变压器现场检查测试表27前言本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。本标准由顺德中山大学太阳能研究院提出。本标准主编单位：顺德中山大学太阳能研究院。本标准参编单位：广东产品质量监督检验研究院、佛山市技术标准研究院、佛山综合能源有限公司、广东顺德电力设计院有限公司、佛山市永光太阳能科技有限公司、广东恒通光伏运维科技有限公司、佛山市新能源行业协会。本标准主要起草人：孙韵琳、林伟、陈思铭、陈树拳、梁宗存、黎灏、杨柳慧、蒋国强、梁健锋、曾飞、赵杰、肖明威、李春龙、葛树国、吴协兴、吴淼、代江兴、陈力、誉江华。27分布式并网光伏发电系统施工与验收规范1 范围本标准适用于佛山市辖区内的安装在新建、改建、扩建及既有建筑上的分布式并网光伏发电系统（以下简称“光伏系统”）的施工与验收过程。分布式并网光伏发电系统的施工与验收，除应执行本标准外，还应执行国家现行相关标准。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，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 2894 安全标志及其使用导则GB 8076 混凝土外加剂GB 8923 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB 9448 焊接与切割安全GB 13495 消防安全标志GB/T 16895.23 低压电气装置 第6部分：检验GB 17945 消防应急灯具GB/T 18216 交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全 防护检测的试验、测量或监控设备GB/T 19939 光伏系统并网技术要求GB 50016 建筑设计防火规范GB 50017 钢结构设计规范GB 50018 冷弯薄壁型钢结构技术规范GB 50026 工程测量规范GB 50107 混凝土强度检验评定标准GB 50119 混凝土外加剂应用技术规范GB 50148 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范（附条文说明）GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50166 火灾自动报警系统施工及验收规范 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 50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50205 钢结构工程施工质量验收规范GB 50207 屋面工程质量验收规范GB 50217 电力工程电缆设计规范GB 50261 自动喷水灭火系统施工及验收规范GB 50263 气体灭火系统施工及验收规范GB 50281 泡沫灭火系统施工及验收规范GB 50300 建筑工程施工质量验收统一标准GB 50311 综合布线系统工程设计规范GB 50348 安全防范工程技术规范GB 50354 建筑内部装修防火施工及验收规范GB 50444 建筑灭火器配置验收及检查规范GB 50666 混凝土结构工程施工规范GB 50794 光伏发电站施工规范DL 5009 电力建设安全工作规程DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程JGJ 81 建筑钢结构焊接技术规程JGJ 145 混凝土结构后锚固技术规程IEC 60794-3-12 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CEEIA B218.1B218.4 光伏发电系统用电缆3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1太阳电池 solar cell将太阳辐射能直接转换成电能的一种器件。3.2光伏组件 PV module具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的，最小不可分割的太阳电池组合装置，也称太阳电池组件。3.3光伏方阵 PV array由若干个光伏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，又称光伏阵列。3.4光伏汇流设备 PV combiner assembly光伏汇流设备是指光伏系统中将多个电路进行并联连接，并将必要的保护装置安装在其中的设备，包括光伏组串汇流箱（盒）、光伏方阵汇流箱（柜）。3.5逆变器 inverter光伏系统中将直流电变换成交流电的设备。3.6光伏发电系统 PV power system利用太阳电池的光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统,简称光伏系统。3.7分布式并网光伏发电系统 distributed grid-connected PV power system接入10(20) kV及以下电压等级、位于用户所在地附近、所生产的电能主要以用户自用和就地利用为主，多余电力送入当地配电网的光伏发电系统。3.8电网保护装置 grid protection device监测光伏系统并网的运行状态，在技术指标越限情况下将光伏系统与电网安全解列的装置。3.9光伏支架 PV supporting bracket光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架，简称支架。3.10基座 foundation bed指支承光伏支架的底部结构。4 基本规定4.1 开工前，施工单位的资质、特殊作业人员资质应报审完毕，施工机械、施工材料、计量器具等应检验合格。4.2 在新建建筑上安装的光伏系统工程开工前，业主单位应组织建筑与光伏电站相关的设计单位、监理单位、施工单位对屋面系统和电站施工的支架基座进行验收，屋面结构和防水应符合设计要求。4.3 在既有建筑上安装的光伏系统工程开工前，应由原设计单位或有资质的第三方完成对屋面结构的承重等结构要求验算，并出具相关证明文件。4.4 在屋面及主体建筑施工过程中已经完成的预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管符合本标准5.2的要求。4.5 进场前，施工单位应根据已通过会审的施工总平面布置图的要求布置施工临建设施、施工场地、供电、供水、道路等条件以使其能满足正常施工需要。4.6 在进入下一道工序前，上一道工序应已通过质量验收，并做好相关记录。4.7 设备、材料在进场时，施工单位应就其品种、级别、规格、强度、安全性、质量及其他必要的性能和数量进行查验，确保其符合项目设计要求和国家相关标准的规定。主要设备应由监理（业主）单位、施工单位、进行开箱检验，并做好记录。a) 不得在工程中使用未经鉴定或不合格的设备材料；b) 包装及密封应良好，外观及保护层应完好无损；c) 开箱检查型号、规格、材质及断面公差应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全；d) 产品的技术安装说明及安装图应齐全。4.8 设备、材料的运输与保管应符合下列规定：a) 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，有特殊要求的产品，应符合产品技术文件及国家相关标准的规定；b) 设备宜存放在室内或能避风、雨、砂的干燥场所，存放处不得积水，并应做好防护、防潮、防腐措施，如存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所应做好防腐蚀处理；c) 产品储存期间应定期检查，做检查记录。5 施工与安装5.1 一般规定5.1.1 光伏系统的施工与安装应符合GB 50794和GB 50300的相关规定。5.1.2 光伏系统的现场测量放线工作应符合GB 50026的规定。5.1.3 隐蔽工程部分，应在隐蔽前会同有关单位做好中间检验及验收记录。5.1.4 基座、支架、组件、汇流设备、逆变器等关键设备的安装应符合下列规定：a) 应按照设计文件的要求进行；b) 位置与方向应符合设计要求；c) 连接应牢固、稳定。5.1.5 不同材质的支架宜做防电化学腐蚀处理。5.2 基座与连接部件安装5.2.1 安装光伏系统的屋面结构层上的基座应符合GB 50207的规定，混凝土应符合GB 50107相关规定；若混凝土中掺用外加剂，相关质量及应用技术应符合GB 8076、GB 50119等标准的规定。5.2.2 基座与连接部件开始施工前，现场应具备工程定位测量的条件。 5.2.3 对于新建建筑，支架与基座之间连接的预埋件应在主体结构施工时按设计要求埋设。5.2.4 预埋件的焊接应符合JGJ 81的规定。5.2.5 后置锚固件锚栓孔的直径、孔深和形状应符合锚栓产品的规定，不得损伤主体结构。5.2.6 外露的金属预埋件应进行防腐、防锈处理。5.2.7 预埋件安装到位后，应采取有效措施对预埋件进行固定，并进行隐蔽工程验收。5.2.8 平板型预埋件和后置锚固连接件锚板的安装允许偏差应符合表1的规定。槽型预埋件的安装允许偏差应符合表2的规定。表1 平板型预埋件和后置锚固连接件锚板的安装允许偏差单位为毫米项 目 允许偏差标高10平面位置20注：设计无要求时，按表内要求；设计有更高要求时，应根据设计要求。表2 槽型预埋件的安装允许偏差单位为毫米项 目 允许偏差标高5平面位置10注：设计无要求时，按表内要求；设计有更高要求时，应根据设计要求。5.2.9 化学锚栓的安装应符合下列规定：a) 化学锚栓的表面应干燥、洁净无油污；b) 化学锚栓用锚栓孔应采用毛刷和压缩空气等方法将孔壁的粉尘清理干净；c) 锚固胶容器无破损、药剂凝固等异常现象，放置方向和位置应符合产品要求；d) 螺杆安装时，宜采用专用工具；e) 螺杆安装完成后，应采取措施防止螺杆松动、移位，并检查锚固胶固化是否正常。5.2.10 后置锚栓安装完成后，应由施工单位或第三方机构进行现场承载力试验，并应符合设计要求。5.2.11 采用现浇混凝土支架基座的项目，基座施工应符合下列规定：a) 新建屋面的支架基座宜与主体结构一起施工；b) 混凝土应严格按照设计要求的配合比进行拌制；c) 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、杂物应清除干净；d) 基座拆模后，应由监理(业主)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；e) 混凝土浇筑及养护应符合GB 50666的规定；f) 预埋件或其连接件与钢支架焊接前，基座混凝土养护应达到70%强度。5.2.12 瓦屋面基座的施工应符合下列规定：a) 安装在新建建筑瓦屋面上的光伏组件或方阵的支架基座，应包括预埋在钢筋混凝土基层部分到外露于瓦屋面部分的连接件或地脚螺栓及预埋件；b) 安装在既有建筑瓦屋面或没有条件采用预埋件连接时可在瓦屋面上设置后加锚栓作为支架基座的连接底座；c) 支架与主体结构采用后加锚栓连接时, 应符合JGJ 145的相关规定，并根据原防水结构重新进行防水恢复并做试水实验；d) 瓦屋面为防水层的屋面结构，支架基座应与檩条可靠连接，被破坏的瓦屋面应重新进行防水恢复并做试水实验。5.2.13 金属屋面基座的施工应符合下列规定：a) 金属屋面基座施工不应损害原建筑物主体结构和金属屋面；b) 屋面防水工程施工应在支架基座施工前结束，当支架基座的连接必须穿透金属屋面时，应做防水修补。5.2.14 支架基座施工精度应符合下列标准：支架基座的轴线及标高偏差应符合表3的规定,支架基座尺寸及垂直度允许偏差应符合表4的规定。表3 支架基座的轴线及标高偏差单位为毫米项目名称允许偏差同组支架基座之间基座顶标高偏差15基座轴线偏差10方阵内不同组支架基座之间（相同标高）基座顶标高偏差25基座轴线偏差15表4 支架基座尺寸及垂直度允许偏差单位为毫米项目名称允许偏差基座垂直度偏差5基座截面尺寸偏差105.3 支架安装5.3.1 钢结构支架的施工应符合下列规定：a) 钢结构支架表面应做防腐处理，在沿海等有盐雾侵蚀的地方应严格按照设计要求加强防腐处理，防锈处理与防腐处理应符合GB 8923的相关规定；b) 钢结构的断面应进行同等要求的防腐处理，现场切割的钢结构断面应进行后补防腐处理；c) 宜减少现场焊接工作，现场施焊部位应做后补防腐处理；d) 钢结构支架施工不应损害原建筑物主体结构，钢结构支架应与支架基座连接牢固、稳定。5.3.2 铝合金结构支架的施工应符合下列规定：a) 铝合金支架之间的连接以及支架与基座之间的连接应牢固、稳定；b) 铝合金结构与钢螺栓之间的连接应采用防腐垫片；c) 表面应平整、色彩一致，接缝应均匀严密。5.3.3 固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：a) 支架在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；b) 不宜在雨天环境中作业；c) 支架的紧固度应符合设计图纸及GB 50205中的相关要求；d) 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，孔径过小时不应气割扩孔；e) 手动可调式支架调整动作应灵活，高度角范围应满足设计图纸中定义的范围；f) 支架倾斜角度偏差度不应大于1；g) 支架安装允许偏差应符合表5中的规定。表5 固定及手动可调支架安装的允许偏差单位为毫米项目允许偏差中心线偏差2梁标高偏差（同组）3立柱面偏差（同组）35.3.4 跟踪式支架的安装应符合下列要求：a) 跟踪式支架与基座之间应固定牢固、可靠；b) 跟踪式支架安装的允许偏差应符合设计文件的规定；c) 跟踪式支架电机的安装应牢固、可靠,传动部分应动作灵活。5.3.5 支架的现场焊缝连接除应满足设计要求外，还应符合下列要求：a) 支架的组装、焊接应符合GB 50018及GB 50017的相关规定；b) 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查，符合GB 9448相关要求；c) 支架安装完成后，应对其焊接表面按照设计要求进行防腐处理。5.4 光伏组件与光伏方阵安装5.4.1 组件的运输与检查应符合下列要求：a) 组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线；b) 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损；c) 组件在运输安装过程中，严禁被踩踏、撞击或置放物品。5.4.2 组件安装允许偏差应符合表6规定。表6 组件安装允许偏差项目允许偏差倾斜角度偏差（）1光伏组件边缘高差（mm）相邻光伏组件间2 同组光伏组件间5 5.4.3 组件的接线安装应符合下列要求：a) 施工时，各类设备、装置的正负极严禁短接；b) 组件之间连接线不应承受外力，应进行绑扎，保持整齐、美观；c) 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位；d) 对光伏组串连接完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好并做好警示；e) 严禁在雨天进行组件的连线工作。5.4.4 方阵的接线应符合以下要求:a) 组件间接插件应连接牢固；b) 方阵间的跨接线缆如采用架空方式敷设，应穿管进行保护，可采用PVC管或钢管；c) 应检测组串连接后的开路电压和短路电流并应符合设计要求。5.5 电气安装5.5.1 汇流设备安装前应做如下准备：a) 汇流设备内元器件完好，连接线无松动，应符合GB/T 19939要求；b) 安装前汇流设备的所有开关和熔断器应断开。5.5.2 汇流设备安装应符合以下要求：a) 汇流设备安装的垂直偏差应小于1.5 mm；b) 应检测汇流设备进线端及出线端与汇流设备接地端绝缘电阻，该值不应小于20 M；c) 汇流设备组串电缆接引前应确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点；d) 电缆接引完毕后，汇流设备的预留孔洞及电缆管口应做好封堵；e) 汇流设备应垂直放置，不应水平放置。5.5.3 逆变器安装前应作如下准备：a) 逆变器安装前，其安装部位的顶面、墙面、门窗应施工安装完毕，不得渗漏，室内沟道应无积水、杂物，场地应清扫干净；b) 应完成所有室内装修后，才进行逆变器的安装工作，对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除；c) 混凝土基座及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求；d) 大型逆变器就位时应检查道路畅通，且留有足够的安装场地。5.5.4 逆变器的安装与调整应符合下列要求：a) 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7的规定；表7 逆变器基础型钢安装的允许偏差 项目允许偏差mm/mmm/全长垂直度13水平度13位置误差及不平行度-3b) 基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10 mm，基础型钢的两端应有明显的可靠接地；c) 采用混凝土平台做地台固定的逆变器，平台应做好找平处理，且固定的预埋件应符合5.2.8的允许偏差规定；d) 逆变器若安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施；e) 逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流设备侧有明显断开点；f) 电缆接引完毕后，逆变器的预留孔洞及电缆管口应做好封堵；g) 逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。5.5.5 变压器的安装应满足以下要求:a) 变压器安装应符合GB 50148相关规定；b) 变压器应在其基础中间交验完成后进行安装；c) 逆变器与就地升压变压器的电气管路敷设及埋件安装时，宜与逆变器室及就地变压器基础混凝土交叉配合施工；d) 主变压器的电气管路埋设及埋件安装时，宜与主变压器基础混凝土交叉配合施工。5.5.6 配电柜的安装应满足以下要求:a) 直流汇流柜及交流配电柜安装时，应与支架安装、土建施工协调施工程序，合理安排安装进度，缩短安装工期；b) 交流配电柜的电气管路埋设时，宜与逆变器室基础交叉配合施工。5.5.7 开关柜的安装应满足以下要求:a) 在正常操作和维护时不需要打开的盖板和门(固定盖板、门)，若不使用工具，应不能打开、拆下或移动；b) 在正常操作和维护时需要打开的盖板和门(可移动的盖板、门)，应不需要工具即可打开或移动，并应有可靠的连锁装置来保证操作者的安全；c) 高压开关柜应装有接地开关，只有在接地开关可靠地合上后才能打开盖板或门。5.5.8 电气二次系统的安装应满足如下要求：a) 二次设备、盘柜安装及接线除应符合GB 50171的相关规定外，还应符合设计要求；b) 通信、远动、综合自动化、计量等装置的安装应符合产品的技术要求；c) 直流系统的安装可参照DL/T 5136的相关规定。5.5.9 线路及电缆的敷设应满足如下要求：a) 电缆线路的施工应符合GB 50168的相关规定；安防综合布线系统的线缆敷设应符合GB/T 50311的相关规定；b) 通信电缆及光缆的敷设应符合CEEIA B218.1 B218.4、IEC 60794-3-12、GB 50217的相关规定。5.5.10 其它电气设备安装应符合如下要求：a) 安防监控设备的安装应符合GB 50348的相关规定；b) 环境监测仪的安装应符合设计和产品的技术要求；c) 光伏电站其它电气设备的安装应符合现行国家相关标准、规范的要求；d) 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。5.6 防雷与接地安装5.6.1 光伏系统接地安装应符合GB 50169的相关规定和设计文件的要求，带边框的光伏组件将边框可靠接地，不带边框的组件，其接地做法应符合设计要求。5.6.2 光伏系统金属支架的接地应符合设计要求，且应与屋面等电位导体可靠连接。5.6.3 所有防雷接地点应进行标识。5.6.4 盘柜、汇流设备及逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好，金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。6 调试与检测6.1 一般规定6.1.1 光伏系统应在建筑工程完成施工安装后进行调试、检测和试运行。6.1.2 单项调试宜参照GB/T 16895.23的规定执行。6.1.3 系统调试宜参照GB 50794的规定执行。6.1.4 光伏系统各电气设备和控制设备都应进行功能调试，以确保系统正常运行。6.1.5 系统调试方法、测量仪器和监测设备除应符合本标准规定外还应按照GB/T 18216的规定执行。6.1.6 光伏系统调试应先对光伏组件做好清洁工作，在适宜的气象条件下进行，具体气象参数应满足：光伏方阵表面的太阳辐照度宜大于700 W/m2，最低不应低于400 W/m2；环境温度应在（1030） 范围内；环境湿度应在30%80%范围内；风速不应大于4 m/s。6.1.7 在调试过程中如发生不合格项，在对系统进行局部调整后，需对电气设备和系统逐项重新调试。6.1.8 系统调试时应提供所有相关的设备及线路的安装记录，安装记录应包括但不限于安装时间，检测记录及设备更换记录。6.1.9 调试记录应齐全、准确。6.1.10 光伏系统进行现场检测、调试时，可按附录中的记录表进行记录。6.1.11 按各直流设备的使用说明书中有关电气系统的调试方法及调试要求，用模拟操作检查其指示讯号正确、灵敏可靠。6.1.12 各设备调试完毕后，确保各设备开关处于断开状态。6.1.13 光伏系统交接时应进行调试与检测试验，并作好记录。6.2 调试准备6.2.1 调试前应做好如下的准备工作：a) 应根据设计图纸，检查各设备的配置及连接是否与设计相符，如不相符，应进行整改；b) 检查光伏系统各设备及其周围环境是否达到安全标准的要求；c) 对系统调试工作区拉警戒线进行人员出入限制，非系统调试工作人员，应与调试工作区域保持安全距离；d) 检查并保证各开关及设备处于断开状态；e) 调试人员应佩戴安全帽、着绝缘工作服并采取防电击及防穿刺等安全措施；f) 应准备相关的调试工具及仪表；g) 检查环境气象条件是否满足6.1.6条要求；h) 所有检测设备应通过校验、校准。6.2.2 调试应满足如下基本要求：a) 调试工作必须按照系统各部分的操作顺序或设备的相关说明进行操作；b) 调试过程中，如发现漏电或其他威胁调试人员安全的情况，必须立刻停止调试工作，进行安全排查，直至威胁解除后，调试工作方可继续进行；c) 调试结束后，各装置及设备应复位至一般工作状态设定，所有安全保护装置应可靠接入系统，并处于工作状态。6.3 保护装置和等电位连接导体的检测6.3.1 光伏系统的主要保护装置应包括：熔断器、断路器、过电压保护设备；等电位连接导体主要包括：等电位连接带、避雷网、局部等电位连接导体、防雷等电位导体。6.3.2 保护装置和等电位连接导体的检测应遵循如下过程：a) 目测：所有相关的设备及线路应完好，所有标签应完整、清晰；b) 功能检测：对于保护装置，应现场通过相关设备检测保护装置，其参数应满足厂商提供的技术参数，并应符合国家现行规范的要求。断路器和隔离开关应操作灵活，不应出现卡顿现象，过电压保护设备电阻值应满足国家现行规范要求；等电位体各个等电位连接线接头处应接触良好，接触电阻宜不大于0.24 。6.3.3 接地系统的检测应满足如下要求：a) 检测人员应能够按照光伏系统的接地系统标识找到接地点，按照接地点的位置与系统的连接方式，确定接地系统检测点；b) 检测调试人员可利用接地电阻测试仪，检测接地系统的接地电阻值，对比设计要求或设计图纸，检查接地电阻值是否满足要求；c) 如发现光伏系统的接地电阻不能达到设计值或要求值，应查明原因并进行整改后，方可进行下一步调试。6.4 极性检测6.4.1 直流端极性应检测直流系统正负极性是否正确，避免直流系统发生内部环路自放电，损坏设备。6.4.2 测试子方阵极性时，应断开整个调试子方阵与其他子方阵连接的开关，拆掉待测回路的线缆，检测子方阵线缆极性。 6.4.3 应检查所有直流电缆的极性并标明极性，确保电缆连接正确。6.4.4 闭合各直流汇流设备中的开关，按照向逆变器方向依次逐级检查直流线路极性。6.5 光伏方阵绝缘值检测6.5.1 光伏方阵绝缘阻值检测前应确认光伏方阵接线是否正确，防止方阵整体短路。6.5.2 光伏方阵绝缘值调试应遵循如下过程：a) 开始调试之前应确保从光伏方阵到逆变器的电气连接断开； b) 采用适当的方法进行绝缘电阻调试，测量地面与方阵电缆之间的绝缘电阻，绝缘电阻最小值要求见表8。表8 地面与方阵电缆之间绝缘电阻最小值 调试方法系统电压（V）调试电压（V）最小绝缘电阻（M）调试方法11202500.56005001100010001调试方法21202500.56005001100010001注：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。测试方法2测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。6.6 光伏组串开路电压检测6.6.1 在关闭电路开关或安装方阵过流保护装置之前，应测量每个光伏组串的开路电压。6.6.2 分别检测每一串光伏组串正负极之间的开路电压，并与设计值相比较。接入同一台逆变器的各光伏组串的开路电压离散性应小于3%，电压检测值应根据检测时的环境状态换算为标准测试条件下的值后与设计值进行比较，检测值应在设计值95%105%的范围内。如发现某组串无输出电压或与设计值及多数组串的电压相差较多，须对该组串内各组件和组件之间的连接进行检查。6.7 光伏组串短路电流检测6.7.1 光伏组串电流检测前应具备下列条件：a) 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；b) 组串电缆应无破损与温度异常，确保电缆无短路；c) 汇流设备及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好；d) 汇流设备箱体内的熔断器或断路器应在断开位置；e) 汇流设备内防反二极管极性应正确；f) 汇流设备内测试光伏组串接入应正确；g) 汇流设备内各回路电缆接引应完毕，且标示清晰、准确；h) 监控回路应具备检测条件。6.7.2 光伏组串电流检测应符合下列规定：a) 直接测试组串工作电流时，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；b) 在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测，相同组串间电流应在设计允许范围内；c) 光伏组串测试完成后，应参照本规范附录B的格式填写记录。6.7.3 短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。6.7.4 确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关装置和隔离器处于断开状态。6.7.5 测量值必须与预期值作比较，对于多个相同的组串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串之间的电流应该进行比较，在稳定的光照条件下这些组串短路电流值应该是相同的（在稳定光照情况下，应在5%范围内）。6.8 汇流设备调试6.8.1 汇流设备的总开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：a) 先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流设备总开关；b) 先退出汇流设备总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。6.8.2 汇流设备总输出采用熔断器，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：a) 先投入汇流设备总输出熔断器，后投入光伏组串小开关；b) 先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流设备总输出熔断器。6.8.3 汇流设备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。6.9 逆变器调试6.9.1 逆变器调试前，应具备下列条件：a) 逆变器应具备投入条件；b) 逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好；c) 逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好；d) 光伏方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。6.9.2 逆变器调试前，应对其做下列检查：a) 逆变器接地应符合要求；b) 逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹；c) 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；d) 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；e) 逆变器临时标识应清晰准确；f) 逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。6.9.3 逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：a) 测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差，其值应在允许范围内；b) 检查人机界面显示直流侧对地阻抗值，其值应符合要求。6.9.4 逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，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。6.9.5 调试人员应按照本标准附录C的格式填写调试记录。6.9.6 逆变器的监控功能调试应符合下列要求：a) 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力；b) 监控系统应实时准确地反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息；c) 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。6.10 变压器检测6.10.1 调试人员应按照本标准附录G的格式填写调试记录。6.10.2 变压器检测应符合GB 50150-2006相关要求，包括下列内容：a) 绝缘油试验；b) 测量绕组连同套管的直流电阻；c) 检查所有分接头的电压比；d) 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；e) 测量与铁芯绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻；f) 非纯瓷套管的试验；g) 有载调压切换装置的检查和试验；h) 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；i) 变压器绕组变形试验。6.11 配电柜调试6.11.1 调试前应检查确保配电柜中各器件的绝缘性、接线无异常。6.11.2 应检查交流配电设备容量的选取与输入的设备和输出的供电负荷容量匹配。6.11.3 应根据各交流设备的使用说明书中有关的调试方法和调试要求，启动各交流设备进行相应功能的调试，并检查交流配电柜中各仪表的显示情况。6.12 开关柜调试6.12.1 调试前应检查确保开关柜中各器件的绝缘性、接线无异常。6.12.2 检查交流侧送电开关处于断开状态，开关与供电线路连接部位的端头应处于正常带电状态。6.12.3 检测交流侧送电开关与光伏系统交流设备连接的各线路的通断状态，应确保各开关装置与各交流设备按照设计图纸已进行可靠连接。6.12.4 闭合交流侧送电开关，确保市电输送到系统交流侧电路后，依次向设备侧逐级闭合各支路开关。6.13 电能质量的检测6.13.1 电能质量的检测应按下列程序进行：a) 将光伏并网系统与电网断开，检测电网的电能质量，并按附录F进行记录；b) 将逆变器并网，待稳定后检测并网点的电能质量，并按附录F进行记录；c) 检测时应注意区别电能质量参数的偏差是属于电网原有偏差还是光伏系统并网后产生的偏差，电能质量指标的判定依据南方电网的相关要求执行。6.14 电气二次系统调试6.14.1 电气二次系统的调试内容主要应包括但不限于：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、二次安防系统。6.14.2 汇流设备的监控功能应符合下列要求：a) 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力；b) 监控系统应实时准确的反映汇流设备内各光伏组串电流的变化情况。6.14.3 计算机监控系统调试应符合下列规定：a) 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；b) 遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠；c) 计算机监控系统防误操作功能应完备可靠；d) 计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确；e) 计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求；f) 所有智能设备的运行状态和参数等信息均应准确反映到监控画面上，对可远方调节和操作的设备，远方操作功能应准确、可靠。6.14.4 继电保护系统调试应符合下列规定：a) 调试时可按照DL/T 995相关规定执行；b) 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，在发生保护动作条件下，开关应跳闸，且保护动作应准确、可靠，动作时间应符合要求；c) 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；d) 站控层继电保护信息管理系统的通信、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。6.14.5 远动通信系统调试应符合下列规定：a) 远动通信装置电源应稳定、可靠；b) 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；c) 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；d) 远动通信系统切换功能应满足技术要求。6.14.6 电能量信息管理系统调试应符合下列规定：a) 电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定；b) 光伏系统关口计量的主、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；c) 光伏系统关口表的CT（电流互感器）、PT（电压互感器）应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告；d) 光伏系统投入运行前，电度表应由当地电力计量部门施加封条、封印；光伏系统的电量信息应能实时、准确地反应到当地电力计量中心。6.14.7 电气二次系统安全防护调试应符合下列规定：a) 电气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； b) 电气二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求；c) 电气二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。6.15 系统运行检查6.15.1 测量显示应符合下列要求：a) 逆变设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示，参数测量精度应不低于1.5级；b) 测量显示参数应包括但不限于直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流、功率因数，状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）；c) 显示功能应包括直流电流、直流电压、直流功率、交流电压、交流电流、交流频率、功率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等；d) 状态显示应包括但不限于运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等。6.15.2 光伏系统应按照相关通讯协议进行数据采集。6.15.3 交（直）流配电设备至少应具有以下保护功能：a) 输出过载、短路保护；b) 过电压保护（含雷击保护）；c) 漏电保护。7 试运行7.1 光伏系统各部分的联合调试应满足下列要求：a) 根据逆变器的工作电源的来源不同，闭合相应设备侧的电源总开关；b) 逆变器正常启动，工作5分钟并且无故障出现后，闭合另一侧设备总开关，观察逆变器的工作状态和各检测仪表的读数，根据当时的天气和环境状况，判断光伏系统的工作状态是否正常。7.2 试运行阶段故障调试结果应满足交流主电路断路器断开时光伏系统立即停止运行，交流断路器重合闸后光伏系统恢复正常的工作状态。 7.3 检测结果应做专门记录，作为工程竣工验收的提交资料之一。7.4 试运行时应做数据采集处理。7.5 连续检测的最小时段应按照采集数据的最终用途来选择，以获得能代表负载和环境条件的运行数据。7.6 光伏系统经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60 kWh/m2的时间。8 安全与职业健康8.1 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。8.2 施工现场应设有工程概况牌、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。8.3 施工现场安全标志的使用应符合GB 2894 的有关规定。8.4 设备、材料、土方等物资应堆放合理，并应标识清楚，排放有序。8.5 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DL 5009 的相关规定执行。8.6 所有电气设备都应有可靠接地或接零措施，对配电柜、漏电保护器应定期检验并标识其状态，并在使用前进行确认，施工用电线路布线应合理、安全、可靠。8.7 对噪声控制、粉尘污染防治、固体弃废物管理、水污染防治管理等，应制订有效的措施，并组织实施。8.8 施工单位应加强食品卫生的管理，并应制定食堂管理制度。8.9 施工过程中，应减少交叉作业。8.10 施工人员应进行应急救援培训，并进行演练。9 工程验收9.1 一般规定9.1.1 光伏系统应作为建筑工程的专项工程进行验收或作为单项工程进行验收，光伏系统工程验收包括单位工程验收和工程竣工验收。9.1.2 光伏系统工程验收前，应在安装施工中完成下列隐蔽项目的现场验收：a) 预埋件、后置锚固件；b) 支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点；c) 系统防雷与接地保护的连接节点；d) 隐蔽安装的电气管线工程；e) 光伏组件安装节点。9.1.3 所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。9.1.4 影响工程安全和系统性能的工序，必须在本工序验收合格后才能进入下一道工序的施工。主要工序应包括下列内容：a) 在屋面光伏系统工程施工前，应进行屋面防水工程的验收；b) 在光伏组件或方阵支架就位前，应进行基座、支架和框架的验收；c) 在建筑管道井封口前，应进行相关预留管线的验收；d) 光伏系统电气预留管线的验收；e) 在隐蔽工程隐蔽前，应进行施工质量验收；f) 既有建筑增设或改造的光伏系统工程施工前，应进行建筑结构和建筑电气安全检查。9.1.5 竣工验收应具备的条件:a) 验收前，设计、施工单位应提供工程正式设计文件及相关图纸、施工记录等；b) 所有单位工程已经验收合格，且有监理签证；c) 按GB 50348的要求做好试运行记录，建设单位根据试运行记录写出系统试运行报告；d) 工程正式验收前，设计、施工单位应向工程验收小组提交验收图纸资料。9.1.6 基座与支架工程验收检查数量应符合下列规定：a) 质量证明文件应按照其出厂检验批进行核查；b) 抽样检查时，检验数量按基座与支架总数抽查5%，且不应少于3组。 9.1.7 基座与支架工程验收时应检查下列文件和记录：a) 设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录；b) 材料、构件的产品出厂合格证、检验报告、进场检验记录；c) 后置埋件的现场拉拔强度检测报告；d) 防雷连接调试记录；e) 屋面基座淋水试验报告；f) 隐蔽工程验收记录和相关图像资料；g) 工程质量检验记录；h) 其他对工程质量有影响的重要技术资料。9.1.8 光伏方阵验收时应检查下列文件和记录：a) 设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录；b) 材料、设备和构件的产品出厂合格证、检验报告、进场检验记录、有效期内的型式检验报告；c) 后置埋件的现场拉拔强度检测报告、防雷装置调试记录；d) 隐蔽工程验收记录和相关图像资料；e) 工程质量检验记录。 9.1.9 光伏系统电气工程验收时应检查下列文件和记录：a) 立项审批文件；b) 建筑安装许可证；c) 并网发电项目应提交电网企业同意接入电网的文件，如果享受上网电价，应提交与电网企业签订的售购电协议；d) 工程承包合同或具有法律依据的项目中标协议；e) 项目总体设计方案、设计文件、图纸会审记录、设计变更和洽商记录；f) 关键电气部件（光伏组件、并网逆变器、监控系统）的使用认证证书、出厂合格证和调试报告；g) 关键电气部件（光伏组件、并网逆变器、监控系统）的技术手册和使用维护手册；h) 隐蔽工程验收记录和相关图像资料；i) 系统调试和试运行记录；j) 系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录；k) 建设单位编制的工程竣工报告；l) 工程使用、运行管理及维护说明书；m) 其他对工程质量有影响的重要技术资料。9.2 基座与连接部件验收9.2.1 预埋件、后置锚固件的类型