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表1支架基础的轴线及标高偏差

建筑安全管理表2支架基础尺寸及垂直度充许偏差

6.3.2钢结构支架的施工应符合下列规定： a） 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、防锈处 理； b 宜减少现场焊接工作，现场施焊部位应做后补防腐处理： 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础连接牢固、稳定； 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 若防水层被破坏，应根据原防水结构重新进行防水恢复并做试水实验。 6.3.3 铝合金结构支架的施工应符合下列规定： 铝合金支架之间的连接以及与支架基础之间的连接应牢固、稳定； b 与钢结构以及钢螺栓之间的连接应采用防腐垫片； 表面应平整、色彩一致，接缝应均匀严密。 6.3.4 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，不宜在雨 雪环境中作业： b） 支架的紧固度应符合设计图纸及GB50205中相关章节的要求： 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； 手动可调式支架调整动作应灵活，高度角范围应满足设计要求； e 支架倾斜角度偏差度不应大于土1°。 6.3.5 支架安装充允许偏差应符合表3中的规定：

表3固定及手动可调支架安装的允许偏差

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6.3.6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、焊接应符合现行国家标准GB50017及GB50018的相关规定 b）焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查。

6.4.1组件安装允许偏差应符合表4规定：

表4组件安装充许偏差

6.4.2组件的接线应符合下列要求： a) 组件安装和移动的过程中，不应拉扯连接线； b) 施工时，各类设备、装置的正负极严禁短接； ） 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损； d) 组件之间连接线不应承受外力，且应进行绑扎，整齐、美观； e) 组件在运输安装过程中，不应被踩踏、坐卧、撞击或置放物品； f） 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； 名 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并做好警示； h) 严禁在雨天进行组件的连线工作

6.4.3方阵的接线应符合以下要求：

a）组件间连接件应连接牢固； b) 组串连接后应检测组串的开路电压和短路电流 c）方阵间的跨接线缆应穿管进行保护。

6.5.1汇流箱安装前应做如下准备！

a） 应保证汇流箱内元器件完好，连接线无松动； 安装前汇流箱的所有开关和熔断器应断开。 6.5.2 汇流箱安装应符合以下要求： a) 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于5mm； 应检测汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，该值不应小于2M2； 汇流箱组串电缆接引前必须确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。 6.5.3 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； ） 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） 混凝土基础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。 6.5.4逆变器的安装与调整应符合下列要求：

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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5的规定；

表5逆变器基础型钢安装的允许偏差

6. 6 防雷与消防工程

6.6.1屋面电站接地系统安装应符合GB50169及GB50057的相关规定和设计文件的要求。 6.6.2屋面电站光伏系统的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 6.6.3所有防雷接地点应进行标识

6.6.4光伏组件接地应符合下列要求：

a 带边框的光伏组件应将边框用截面不小于4mm的导线可靠接地； b） 不带边框的组件，其接地做法应符合设计要求； c） 组件接地电阻应符合设计要求； d 盘柜、汇流箱及逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好；接地线的截面应符合设计 要求。

7.1.9调试记录应齐全、准确。

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，应先行整改； ） 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、着绝缘性服装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； 名 检查环境气象条件是否满足7.1.6条要求； h 所有检测设备应通过校验、校准。

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； ） 调试过程中，如发现漏电或其它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； 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。 7.2.3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。

.2.4保护装置和等电位连接导体的检测应遵循

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； 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。

7.2.5接地系统的检测应满足如下要求：

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5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 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 纸，检查绝缘电阻值是否满足要求。如图纸中没有明确的接地电阻要求值，可参考表6：

表6屋面光伏系统接地电阻要求

下一步调试。 7.2.6直流端极性调试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。 7.2.7测试方阵极性时，应断开整个调试方阵与其它方阵连接的开关，拆掉待测回路的线缆，检测应 检测方阵线缆极性。 7.2.8光伏组串极性检测应在各直流汇流箱处，确认汇流箱输出开关处于断开状态，分别检测每一串 光伏组串正负极的对地绝缘电阻、浪涌保护器接地极的接地电阻值。 7.2.9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，用模拟操作检查其工艺动 作、指示、讯号和联锁装置正确、灵敏可靠。 7.2.10闭合各直流汇流箱中的开关，按照向逆变器方向依次逐级检查直流线路极性。 7.2.11各设备调试完毕后，断开逆变器与光伏组件之间的总开关。 7.2.12如光伏系统采用微电网模式，应首先对微电网的储能装置进行极性的检测。在其它设备断开 电气连接的情况下，检测储能装置的相关参数是否达到设计要求。 7.2.13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。 7.2.14开始调试之前应确保从逆变器到光伏方阵的电气连接断开。 7.2.15采用适当的方法测量地面与方阵电缆之间的绝缘电阻，若方阵输出端装有防雷器，测试前要 将防雷器的接地线从电路中脱开，测试完毕后再恢复原状。测试方法如下： a）绝缘电阻的测试方法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， 绝缘电阻最小值要求见表7：

） 绝缘电阻的测试方法2：测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻，绝缘电阻最小值要 求见表8：

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c）对于方阵边框没有接地的系统，在电缆与大地间做绝缘测试，在方阵电缆与光伏组件之间做 绝缘测试； d）对于没有接地的导电部分应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。 7.2.16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土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45%～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。

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） 组串电缆温度应无超常温的异常情况，确保电缆无短路和破损； c） 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好； d) 应确保各回路熔断器在断开位置； e） 汇流箱内防反二极管极性应正确； 汇流箱内测试光伏组串接入应正确； g） 汇流箱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。 7.2.18 逆变器调试前，应具备下列条件： 逆变器控制电源应具备投入条件； 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) 方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件； e 逆变器接地应符合要求； f） 逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹： g） 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； h) 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 i 逆变器临时标识应清晰准确； 逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。

a）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； b）检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。 7.3.2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。 7. 3. 3调试人员应按照表 C. 1 的格式填写调试记录。

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7.3.4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； ） 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； 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。 7.3.5 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； 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； C 如光伏系统采用微电网模式，应首先对微电网系统的接口设备进行调试并试运行正常后，再 进行逆变器的调试与试运行。 7.3.6 试运行阶段故障调试结果应满足交流主电路隔离开关断开时光伏系统立即停止运行；交流隔离 开关重合闸后光伏系统恢复正常的工作状态。 7.3.7微电网系统的试运行，宜先进行离网试运行，再进行并网试运行。 7.3.8 应通过光伏组串电流调试检验光伏方阵的接线是否正确。 7.3.9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； ） 光伏组串测试完成后，应参照表A.1的格式填写记录。 7.3.10 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： a 先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关； b） 先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。 7.3.11 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： a） 断开汇流箱总开关，先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关： 断开汇流箱总开关，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。 7.3.12 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 7.3.13光伏方阵标称功率调试应保证检验光伏方阵达到设计要求。光伏系统检测结果应和理论设计 值偏差不大于质保书保证值， 7.3.14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。 7.3.15对微电网系统异常电压和频率进行响应测试，应在正常运行状态下进行，并满足以下要求：

7.3.14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。

表9异常电压的响应时间表

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D 在最大响应时间内，微电网应保持对公共电网状态的监测，使恢复互连功能有效； C 当公共连接点处频率超出电力系统频率允许偏差时，微电网系统应在0.2s内按照预案响应。 7.3.16 微电网系统安全保护测试，应选择微电网系统与公共配电网间并网点作为测试点进行安全保 护测试，并满足以下要求： 微电网内分布式电源的接地方案不应造成公共连接点过电压； b） 微电网系统与公共配电网互连后，不应造成公共电网保护装置的误动作或重复动作； C 对于要求在公共配电网发生故障情况下断开互连的微电网系统，在检测到公共电网发生故障 并形成孤岛2s内，微电网系统与公共配电网间电能流动应停止。 7.3.17 微电网谐波的测试，应在微电网系统与公共配电网之间电能交换功率为额定功率的50%和100% 时，使用谐波测试设备检测并网接口处的谐波，检测结果应符合GB/T14549的相关规定。 7.3.18微电网直流分量的测试，应在正常运行状态下，选择微电网系统并网接口作为测试点，使用 电流测试设备测量，流经并网点电流直流分量不应超过其交流额定值的0.5%或5mA的较大值。 7.3.19微电网功率因数的测试，应在微电网系统与公共配电网之间电能交换功率为额定功率的50% 和100%时，使用功率因数测试设备分别测量公共连接点处的功率因数。通过380V电压等级并网的微电 网系统功率因数应在0.95（超前）0.95（滞后）范围内。通过10kV及以上电压等级并网的微电网系统 功率因数应在0.98（超前）~0.98（滞后）范围内

7.3.20试运行时应做数据采集处理

7.3.21 微电网试运行数据采样间隔应满足以下要求： a） 对数据采集进行编程和监视所测量的数据，采样间隔应为1s或更小； b） 对具有很大时间常数的参数，其间隔可在1s和10min之间确定，但要保证采样频率至少应是 设备切换频率的两倍； 随系统负载变化而可能快速变化的任何参数应特殊考虑增加采样频率。 7.3.22 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。

7.4.1电能质量的调试应按下列程序进行： a 将光伏并网系统与电网断开，调试电网的电能质量，并按表D.1进行记录； 将逆变器并网，待稳定后调试并网点的电能质量，并按表E.1进行记录： C 调试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国家电网的相关要求执行； d 如光伏系统采用微电网模式，应增加对微电网抓孤岛运行状态下的电能质量测试。 7.4.2 试运行阶段对微电网系统电能质量的测试，宜按照顺序依次对异常电压和频率的响应、安全保 护、谐波、直流分量、微电网计量装置准确度、功率因数进行测试，

7. 5 二次系统调试

7.5.1二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 电能量信息管理系统、不间断电源系统、二次安防系统。 7.5.2汇流箱的监控功能应符合下列要求：

a）监控系统的通信地址应止确， 通信良好并具有抗十扰能力； b）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。 7.5.3计算机监控系统调试应符合下列规定：

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调试时可按照DL/T5065相关章节的规定执行； 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； 遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠； d 计算机监控系统防误操作功能应完备可靠； e） 计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确； 计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求； 名 站内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。 .5.4 继电保护系统调试应符合下列规定： a 调试时可按照DL/T995相关规定执行； 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： 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。

7.5.5远动通信系统调试应符合下列规定：

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： 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； 远动通信系统切换功能应满足技术要求。 7.5.6 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； 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； C 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； 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； e） 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。 7.5.7 不间断电源系统调试应符合下列规定： a 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； b） 计算机监控系统应实时、准确地反应不间断电源的运行数据和状况。 7.5.8 二次系统安全防护调试应符合下列规定： a） 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； 二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求； 二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。 7.5.9 交流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交流配电设备主要 特征参数包括：标称电压、标称电流。 7.5.10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有市电存在。 7.5.11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

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7.5.13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，并检查交流配电箱中各仪表的显示情况。 7.5.14各设备调试完毕后，应断开逆变器与市电的连接总开关。 7.5.15如光伏系统采用微电网模式，在进行上述7.3.16至7.3.21步骤的检测后，还必须在孤岛运 行状态下，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，并检查交流配电箱中各仪表的显示情况

7. 6 系统运行检查

测里业小立付安求： 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； 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、太阳辐照度等； 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。 6.2并网光伏发电系统应配置数据采集系统采集系统的各类运行数据，并按规定的协议通过 A

.6.3交（直）流配电设备至少应具有如下保护功能： a) 输出过载、短路保护； b) 过电压保护（含雷击保护）； 漏电保护功能。

8.1.1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 括分项工程验收和竣工验收。 8.1.2光伏系统工程验收还应符合国家现行标准GB/T50300、GB50210、GB50303、GB50168、GB50169、 GB50601、GB50204、JGJ203、DL/T5210、CECS85、GB/T19939、GB50348、GB50207、B50205的相关规 定。

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。 8.1.4 所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。 一影响工和定会和系法能能密岛

8.1.4所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。

8.1.4所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。 8.1.5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：

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8.2分项验收应提交的资料

8.2.1支架基础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，检验数量按支架基础与支架总数抽查5%，且不应少于3组。 8.2.2 支架基础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） 后置理件的现场拉拨强度检测报告； d 防雷连接调试记录； e） 屋面支架基础试水试验报告； 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) 其它对工程质量有影响的重要技术资料。 8.2.3 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； f 其它对工程质量有影响的重要技术资料。 8.2.4 光伏系统电气工程验收时应检查下列文件和记录： 2 立项审批文件； 建筑安装许可证；

8.2.4光伏系统电气工程验收时应检查下列文件和记录

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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； 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； 1） 工程使用、运行管理及维护说明书； m 其它对工程质量有影响的重要技术资料

8.3支架基础与连接验收

8.3.1预埋件、后置锚固件的类型、规格、材质和表面处理应满足设计要求。 检查数量：全数检查。 检验内容：原材料质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。 8.3.2预理件、后置锚固件的焊接及固定情况应符合6.2.4的规定。 检查数量：全数检查。 检验方法：目测。 8.3.3后置锚固件的锚栓孔位置应符合6.2.5的规定。 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 检验方法：钢尺测量。 8.3.4平板型预理件和后置锚固连接件锚板的安装充许偏差应符合6.2.8的规定。 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 检验方法：钢尺测量。 8.3.5化学锚栓的表面情况、胶容器、螺杆固定情况应满足6.2.9的规定。 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 检验方法：目测。 8.3.6支架基础的轴线及标高误差应满足表1的要求。 检查数量：每个支架基础抽查不少于3个点。 检验方法：钢尺及水准仪测量。 8.3.7支架基础的基础尺寸及垂直度应满足表2的要求。 检查数量：每个支架基础抽查不少于3断面。 检检注国口品信照测品

3.3.3后置锚固件的锚栓孔位置应符合6.2.5的规定。 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 检验方法：钢尺测量。 3.3.4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6.2.8的规定 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 检验方法：钢尺测量。 3.3.5化学锚栓的表面情况、胶容器、螺杆固定情况应满足6.2.9的规定。 检查数量：同一规格、同一尺寸检查5处。 松注口海

.3.6支架基础的轴线及标高误差应满足表1的

8.4.1支架到场后，应对支架材料或产品的外观及保护层、型号、规格、材

检查数量：全数检查。 检验内容：质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。 8.4.2在安装前应对其外面进行检查。

检查数量：不少于总数量的10%。 检验方法：目测。

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检查数量：不少于总数量的10%。 检验方法：水平尺、量角器、钢尺测量。

检查数量：不少于总数量的10%。 检验方法：水平尺、量角器、钢尺测量。

8.5方阵与组件安装工程的验收

1光伏组件验收时，应对其规格型号、外观完整性、接线点牢固程度、开路电压、短路电流 等进行查验，并完成表A.1。

8.6.1汇流箱箱体完整性、开关和熔断器状态、安装位置应满足本标准6.5.

8.6.1汇流箱箱体完整性、开关和熔断器状态、安装位置应满足本标准6.5.1、6.5.2的要

检查数量：全数检查。 检验方法：目测。

8.6.2汇流箱箱体垂直度应满足本标准6.5.2的要求。

检查数量：全数检查。 检验方法：水平尺、量角器测量

汇流箱箱体绝缘电阻应满足本标准6.5.2的要求

检查数量：全数检查。 检验方法：绝缘摇表测量。 8.6.4光伏系统的逆变器的安装部位、型号、外观、垂直度、水平度、位置误差及平行度、 安装方向、固定情况、接地排、断开点、输入极性、预留孔洞及电缆管口应满足本标准6.5. 的要求。

检验方法：绝缘摇表测量。 8.6.4光伏系统的逆变器的安装部位、型号、外观、垂直度、水平度、位置误差及平行度、基础型钢、 安装方向、固定情况、接地排、断开点、输入极性、预留孔洞及电缆管口应满足本标准6.5.3及6.5.4 的要求。 检查数量：全数检查。 检验方法：安装部位、型号、外观、基础型钢、安装方向、固定情况、接地排、断开点、预留孔 洞及电缆管口采用目测，垂直度、水平度、位置误差及平行度使用水平尺、量角器、钢尺测量，输入 极性使用万用表测量。 3.6.5光伏电气系统的二次系统的继电保护盘、自动装置盘、远动通讯盘、调度通讯设备、综合自动 化及远动设备应满足本标准6.5.5的要求。

检查数量：全数检查。 检验方法：安装部位、型号、外观、基础型钢、安装方向、固定情况、接地排、断开点 洞及电缆管口采用目测，垂直度、水平度、位置误差及平行度使用水平尺、量角器、钢尺领 极性使用万用表测量。 8.6.5光伏电气系统的二次系统的继电保护盘、自动装置盘、远动通讯盘、调度通讯设备 化及远动设备应满足本标准6.5.5的要求。

检查数量：全数检查。 检验方法：按照GB50348及产品的技术要求检验。

8.7防雷与消防工程的验收

8.7.1屋面并网光伏电站接地系统验收应符合GB50169及GB50601的相关规定和设计文件的要求。 8.7.2防雷工程所含的分项工程质量均应验收合格。 8.7.3屋面并网光伏电站光伏系统的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，接地电阻应小于4Q。 8.7.4所有防雷接地点标识应与设计文件要求一致。 8.7.5盘柜、汇流箱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，并应符合设计要求。 8.7.6屋面并网光伏电站消防工程的验收，应满足本标准6.6.5的要求，

8.8.1光伏系统工程交付使用前，应完成竣工验收。竣工验收应在分项工程验收后进行 8.8.2竣工验收记录应完整，资料应齐全。

8.8.3竣工验收应提交下列资料

a) 设计变更证明文件、技术资料和竣工图； b) 主要材料、设备、成品、半成品、仪表出厂合格证明或检验资料； c) 屋面防水检漏记录； d) 隐蔽工程验收记录和分项工程验收记录； e 系统调试和试运行记录； f) 系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录； g) 工程使用、运行管理及维护说明书； h) 巡检记录表F.1。 8.8.4 系统电气部分竣工验收检查内容符合表10规定：

8.4系统电气部分峻工验收检查内容符合表1

表10系统电气部分竣工验收检查内容

工验收时，应从调试结束开始试运行3个月，监测并记录3个月的累计发电量E，，和对应时

间的累计太阳辐射量E农业标准，，并应按式（1）对光伏系统的性能进行评价：

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式中： Ep，一一试运行期间累计发电量，单位为千瓦时（kW·h)； Ep一 按实测累计水平面太阳能总辐照量计算的发电量，按照式（2）计算，单位为干瓦时（kW·h）：

HA一一实测累计水平面太阳能总辐照量，单位为千瓦时每平方米（kW·h/m")； PAz 组件安装容量，单位为千瓦（kWp）； Es标准条件下的辐照度（常数=1kW/m）； K 设计提供的综合效率系数。

附录B （规范性附录） 汇流箱回路测试记录表 表B.1规定了汇流箱回路测试记录表的格式。

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表B.1汇流箱回路测试记录表

煤炭标准DB44/T1702.22015