桩式支架基础的强度和承载力检测，宜按照控制施工质量的原则，分区域进行抽检； 式基础尺寸允许偏差应符合表2的规定

表2桩式基础尺寸允设

化学锚栓的表面应干燥、洁净无油污； 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； 锚固胶容器无破损和药剂凝固等异常现象，放置方向和位置应符合产品要求； 螺杆安装时，宜采用专用工具； 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； 锚栓安装完成后，应进行现场承载力试验，并应符合设计要求。现场试验的方法应符合JGJ145 的规定。 4 屋面支架基础的施工要求如下： 一新捷原孟的士加其础上主任压

5.2.4屋面支架基础的施工要求如下

新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工； 支架基础施工不应损害原建筑物主体结构及防水层； 对原建筑防水结构产生影响时工业标准，应重新进行防水处理； 接地的扁钢、角钢应进行防腐处理

5.2.5支架基础预埋螺栓（预埋件）

5.2.5支架基础预埋螺栓（预埋件）允许偏差应符合表3的规定。

表3支架基础预埋螺栓允许偏差

5.3.1在支架施工前应设计要求对预埋件的位置进行复核。 5.3.2支架进场后验收的要求如下： 一应查验合格证、出厂检验报告及材质说明书：

3.1在支架施工前应设计要求对预埋件的位置进

一应查验合格证、出厂检验报告及材质说明

DB45/T23662021

热浸镀锌支架外观应平滑、无滴瘤、锌刺、锌瘤、锌灰，无损伤，无变形，无起皮，无锈斑， 无砂眼，无漏镀，无残留溶剂渣，热浸锌层厚度应满足设计文件的要求； 铝合金型材材质、氧化膜厚度应满足设计文件的要求； 钢材母材材质、规格、型号、尺寸应满足设计文件的要求； 支架紧固件材质、规格、数量应满足设计文件的要求。

5.3.3钢结构支架施工的要求如下： 一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； 一宜减少现场焊接工作，现场施焊部位应做后补防腐处理； 一钢结构支架施工不应损害原建筑物主体结构； 一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； 一钢结构支架应与支架基础连接牢固、稳定。 5.3.4铝合金结构支架施工的要求如下： 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； 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； 支架拼装前应清除支架构件上的泥砂、灰尘及污渍，保持支架构件的干燥、清洁；支架接触 面应衬垫木板、胶皮或其他防滑材料，以免运输期间产生滑动和摩擦，防止保护层损坏； 有明显弯曲变形的构件应经专业修复后才能使用，不应使用不满足安装要求的构件。 5.3.5除满足设计要求外，固定及手动可调支架安装的要求如下： 一安装应符合GB/T50796的规定； 一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； 紧固度应按照设计文件及GB50205的要求执行； 螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计文件上要求的数目和顺序穿放，不应强行敲打和气 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； 支架倾斜角度偏差度不应大于土1° 0

5.3.3钢结构支架施工的要求如下

表4固定及手动可调支架安装的允许偏差

3.7除符合GB/T50796和GB/T29320的规定外，跟踪系统及支架安装的要求如下： 支架到场后应进行检查，支架外观及保护层应完好，型号、规格及材质应符合设计文件要求， 附件、备件、产品的技术文件、安装说明及安装图应齐全； 基础的坐标位置、不同平面的标高、基础外形尺寸、平面的水平偏差、基础定位轴线偏差、 基础的承载能力、预埋地脚螺栓的标高和中心距等基础参数应符合设计要求：

DB45/T2366202

安装误差应符合设计要求； 一安装过程中应做好工件的防护措施，安装工作完成后应对表面涂层进行修补； 一跟踪系统应有可靠的接地措施，接地电阻应按照设计文件的要求执行。 5.3.8支架的现场焊缝连接除满足设计要求外，还应满足下列要求： 一符合GB50017及GB50018的规定； 焊接工作完毕后，对焊缝进行检查； 支架安装完成后，对其焊接表面按照设计要求进行防腐处理。

安装误差应符合设计要求； 安装过程中应做好工件的防护措施，安装工作完成后应对表面涂层进行修补： 一跟踪系统应有可靠的接地措施，接地电阻应按照设计文件的要求执行。

符合GB50017及GB50018的规定； 焊接工作完毕后，对焊缝进行检查； 支架安装完成后，对其焊接表面按照设计要求进行防腐处理。

5.4.1光伏组件安装的要求如下：

其安装应符合施工设计的要求； 光伏组件在运输及安装过程中，应采取有效的保护措施，不应踩踏、坐卧、撞击或置放物品； 光伏组件安装和移动的过程中，不应拉扯连接线： 一光伏组件安装时，不应造成玻璃、背板、铝边框以及线缆的划伤或破损； 施工时，各类设备、装置的正负极不应短接： 组件的安装位置、排布方式、方阵间距与固定螺栓的力矩值等应符合规范要求； 组件的安装螺栓钉、垫圈、螺母应齐全，间插件连接可靠； 组件的串并联方式及组串的开路电压、短路电流应符合设计要求。 4.2光伏组件安装允许偏差应符合表5的规定。

表5组件安装允许偏差

5.4.3光伏组件及组串接线施工的要求如下：

一进行接线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位； 不应在雨天进行组件的连线工作； 一组件间连接器应连接牢固，组件之间连接线不应承受外力，且应进行绑扎，整齐、美观； 一组串连接后应检测组串的开路电压和短路电流； 一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，组串线路接头不应 接触其他金属构件或浸水； 一方阵间的跨接线缆应穿管进行保护； 一光伏连接器应为同厂家同型号产品，宜与光伏组件连接器配套； 光伏连接器安装应采用原厂专用压接钳压接； 方阵的输出端应有明显的极性标志和线路的编号标志； 接线时，不应同时接触组

5.5.1汇流箱安装前准备的要求如下

.1汇流箱安装前准备的要求如下： 一汇流箱安装前应储存于干燥、通风良好的室内； 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； 安装前，应检查支架的强度和稳定性。

DB45/T 23662021

一安装前，应检查支架的强度和稳定性。 5.5.2汇流箱安装的要求如下： 一地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm； 一应检测汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，该值小于20MQ； 一汇流箱内组串电缆接引前，应确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点； 一汇流箱出入口的连接线应向下弯曲防雨水流入设备内； 一汇流箱输入及输出线缆应悬挂电缆牌，应注明线路编号、起点、终点、规格等信息。 5.5.3逆变器安装前准备的要求如下： 室内逆变器安装前，其安装部位的面、墙面、门窗应施工安装完毕，无渗漏，室内沟道应 无积水、杂物，场地应清扫干净； 应在完成所有室内装修后再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； 混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应满足设计要求； 一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。

5.5.2汇流箱安装的要求如下

地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm； 应检测汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，该值小于20MQ； 一汇流箱内组串电缆接引前，应确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点； 一汇流箱出入口的连接线应向下弯曲防雨水流入设备内； 汇流箱输入及输出线缆应悬挂电缆牌，应注明线路编号、起点、终点、规格等信息。 阳

5.5.3逆变器安装前准备的要求如下

表6逆变器基础允许偏差

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； 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，且固定的预埋件的偏差应符合 规定； 逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点； 一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： 一逆变器出入口线缆应向下弯曲防雨水流入设备内； 一电缆接引完毕后，逆变器的预留孔洞及电缆管口应做好防火封堵； 逆变器输入及输出线缆应悬挂电缆牌，注明线路编号、起点、终点、规格等信息。 5.5.5电气二次系统安装的要求如下： 一二次设备、盘柜安装及接线除应符合GB50171的规定及设计要求； 一通信、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； 一直流系统的安装可按照国家标准GB50172的要求执行。 5.5.6线路及电缆敷设的要求如下： 一电缆线路的施工应符合GB50168的规定； 安防综合布线系统的线缆敷设应符合GB/T50311的规定； 架空线路的施工应符合GB50173和GB50233的规定。 线路及电缆的施工应按照设计文件的要求执行。 5.5.7其它电气设备安装的要求如下：

DB45/T2366202

电力变压器和互感器的安装应符合GB50148的规定； 低压电器安装应符合GB50254的规定； 安防监控设备的安装应符合GB50348的规定； 环境监测仪的安装应符合设计和产品的技术要求； 一光伏发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； 光伏发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要求，

5.6.1并网光伏发电站接地系统安装应符合GB50169及GB50057的规定和设计文件的要求。 5.6.2屋面光伏发电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。 5.6.3并网光伏发电站防雷系统的施工应按照设计文件的要求执行，所有防雷接地点应进行标识。 5.6.4光伏组件接地的要求如下：

带边框的光伏组件应采用截面不小于4的铜导线通过边框接地孔可靠接地； 一不带边框光伏组件的接地做法应符合设计要求； 一接地电阻值应符合设计要求。 5.6.5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；接地线的截面应符合设计要 求

光伏发电站消防工程施工的要求如下： 一设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等资料应完 整齐备； 一消防工程的设计文件应通过当地消防部门的审核； 一消防工程建筑物构建的燃烧性和耐火性极限应符合GB50016的规定； 一屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求； 一防火隔离措施应符合设计要求； 一消防车道和安全疏散措施应符合设计要求： 一光伏发电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求； 一消防器材应按规定品种和数量摆放齐备； 安全出口标志灯和火灾应急照明灯应符合GB13495.1和GB17945的规定。

6.1.1光伏发电系统应在施工安装后进行调试、检测和试运行。 6.1.2调试前，调试单位应编制调试大纲方案，调试方案应报审完毕。 6.1.3单项调试宜参照GB/T16895.23的规定执行。 6.1.4光伏发电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系统调试宜参照GB50794的规定执行；系统调试方法、测量仪器和监测设备除应符合本文件规 定外，还应按照GB/T18216.1、GB/T18216.2、GB/T18216.3、GB/T18216.4、GB/T18216.5、GB/T18216.8、 GB/T18216.9、GB/T18216.12的规定执行。 6.1.6光伏发电系统调试应事先对光伏组件做好清洁工作并在适宜的气象条件下进行，调试宜在光伏 阵列表面的太阳辐照度宜大于700W/m的条件下进行。

DB45/T23662021

6.1.7在调试过程中如发现不合格项，在对系统进行局部调整后，应对电气设备和系统逐项 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 测记录及设备更换记录。

6.1.7在调试过程中如发现不合格项，在对系统进行局部调整后，应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、调试时应进行记录，参见附录A中的表A.1、附录B中的表B.1。 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信 号正确、灵敏可靠。 6.1.12各设备调试完毕后，确保各设备开关应处于断开状态。 6.1.13光伏发电系统交接时应进行调试与检测试验，并作好记录

6.1.9调试记录应齐全、准确。

根据设计文件，检查各设备的配置及连接是否与设计相符，如不相符，应先进行整改； 检查光伏发电系统各设备及其周围环境，应达到安全标准的要求； 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； 检查并保证各开关及设备应处于断开状态； 一调试人员应佩戴安全帽、着绝缘服装并采取防电击及防穿刺等安全措施； 应准备相关的调试工具及仪表； 环境气象条件应满足6.1.6的要求； 所有检测设备应通过检定或校准。

6.2.2调试的基本要求如下：

序或设备的相关说明进行操作； 一调试过程中，如发现漏电或其它威胁调试人员安全的情况，应立刻停止调试工作，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。

6.3保护装置和等电位连接导线的检测

6.3.1光伏发电系统的保护装置应包括：熔断器、断路器、过电压保护设备；等电位连接导体主要包

光伏发电系统的保护装置应包括：熔断器、断路器、过电压保护设备；等电位连接导体主要包 位连接带、避雷网、局部等电位连接导体、防雷等电位导体。

.2保护装置和等电位连接导体的检测遵循如下

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，现场应通过相关设备检测保护装置，其参数应满足产品技术参数， 并应符合标准的要求。断路器和隔离开关操作应灵活，不应出现卡顿现象。过电压保护设备 电阻值应满足标准要求。等电位体的各个等电位连接线接头处接触应良好。

6.3.3接地系统检测的要求如下：

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； 一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，检查接 地电阻值是否满足要求。设计文件中无明确的接地电阻要求值时，应按照接地电阻小于42的 要求执行； 测试支架、汇流箱、组件、逆变器室每项关键设备的接地连续性，接触电阻不应高于0.1Q

DB45/T2366202

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。

.4.1 设备。 6.4.2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除待测回路的线缆，检测应检 测方阵线缆极性。 6.4.3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。 6.4.4闭合直流汇流箱的开关，应依次检查各直流线路极性。

6.5光伏组串绝缘电阻值检测

6.5.1光伏组串绝缘电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。

6.5.1光伏组串绝缘电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。

开始调试之前应确保从光伏组串到逆变器的电气连接断开； 可选用下列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7： 测试方法1一先测试组串负极对地的绝缘电阻，然后测试组串正极对地的绝缘电阻； 测试方法2一测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。

表7地面与方阵电缆之间绝缘电阻最小值

6.6光伏组串开路电压检测

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。 6.2分别检测每一串光伏组串正负极之间的开路电压，并与预期值相比较（偏差宜在5%范围内）。 口发现某组串无输出电压或检测值与预测值偏差较大时，应对该组串内各组件和组件之间的连接进行检 查。预期值的获取可采用下列方法中的其中一种： 根据光伏组件规格参数、组件串联数以及太阳电池温度计算预期值； 测量组串中其中一块光伏组件开路电压Voc，并以此计算整个组串的开路电压预期值（本方法 适用于稳定的光照条件下）； 若已测定系统中的多组光伏组串开路电压，且在稳定的光照条件下，后续检测的组串开路电 压可通过与已测组串开路电压进行对比； 若测定系统中的多组光伏组串开路电压，但光照条件不稳定时，可采用多台检测设备同时检 测的方法，对比已测和待测组串的开路电压。

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：

DB45/T 23662021

5.7.1 光伏组串电流检测前应具备下列条件： 光伏组件调试前所有组件按照设计文件数量和型号组串并接引完毕； 一组串电缆无破损、温度无异常，且电缆无短路； 一汇流设备及内部防雷模块接地牢固、可靠，且导通良好； 一汇流设备箱体内的熔断器或断路器在断开位置； 一汇流设备内防反二极管极性正确； 一汇流设备内测试光伏组串接入正确； 汇流设备内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确； 一监控回路具备检测条件。 6.7.2光伏组串电流检测的要求如下： 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； 一在并网发电情况下，宜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； 一光伏组串测试完成后应填写记录，参见附录A中的表A.1。 6.7.3短路电流可用钳型电流表和同轴安培表进行测量。 6.7.4应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 测量值应与预期值作比较。在稳定的光照条件下，同一组串的短路电流值差异应在5%（该值不 包含设备的测试误差）范围内。

一组串电缆无破损、温度无异常，且电缆无短路；

一先投入光伏组串开关或熔断器，后投入汇流设备总开关； 一先退出汇流设备总开关，后退出光伏组串开关或熔断器。 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 聚执行： 一先投入汇流设备总输出熔断器，后投入光伏组串开关； 一先退出箱内所有光伏组串开关，后退出汇流设备总输出熔断器。 5.8.3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。

6.9.1逆变器投入运行前，宜将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成。

逆变器控制电源具备投入条件； 逆变器直流侧电缆接线牢固且极性正确、绝缘良好； 逆变器交流侧电缆接线牢固且相序正确、绝缘良好； 方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件； 一逆变器接地符合要求； 一逆变器内部元器件完好，无受潮、放电痕迹； 一逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子连接牢固，无松动； 一当逆变器本体配有手动分合闸装置，其操作灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确； 一逆变器临时标识清晰准确； 逆变器内部无杂物，并经过清灰处理。

DB45/T 23662021

6.9.3逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，工作流程

一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； 一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 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。 05调述人品应域 nCC1

6.9.6逆变器的监控功能调试要求如下：

一监控系统的通信地址应止确，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。

6. 10 配电柜的调试

5.10.1调试前应检查确保配电柜中各器件的绝缘性、接线无异常。 6.10.2应检查交流配电设备容量的选取与输入设备、输出供电负荷容量的匹配。 6.10.3应根据各交流设备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. 11 开关柜的调试

6.11.1调试前应检查确保开关柜中各器件的绝缘性、接线无异常。 6.11.2应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。 6.11.3应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 交流设备按照设计文件已进行可靠连接。 6.11.4应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。

6.12电能质量的调试

6.12.1电能质量的调试应按下列程序进行：

6. 13 二次系统的调试

6.13.1二次系统的调试内容包括：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。

一监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力； 一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。 6.13.3计算机监控系统调试的要求如下： 一调试时可按照DL/T5065的要求执行； 一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

调试时可按照DL/T5065的要求执行； 一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

DB45/T 23662021

一遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠； 一计算机监控系统防误操作功能应完备可靠； 一计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确； 一计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求； 一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。 6.13.4继电保护系统调试的要求如下： 一调试时可按照DL/T995的要求执行； 一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； 开关在合闻状态下模拟保护动作，在发生保护动作条件下，开关应跳闻，且保护动作应准确 可靠，动作时间应符合要求； 一保护定值应由具备计算资质的单位出具，且应在正式送电前进行复核； 一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； 一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。 6.13.5远动通信系统调试的要求如下： 一远动通信装置电源应稳定、可靠； 一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； 一调度方遥信、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： 一远动通信系统切换功能应满足技术要求。 6.13.6电能量信息管理系统调试的要求如下： 一电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定； 一光伏发电站关口计量的主、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 测部门的检定，并出具报告； 光伏发电站关口表的CT、PT应通过当地电力计量检测部门的检定，并出具报告； 一光伏发电站投入运行前，电度表应由当地电力计量部门施加封条、封印； 一光伏发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。 6.13.7不间断电源系统调试的要求如下： 一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； 一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。 6.13.8二次系统安全防护调试的要求如下： 一二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。

6.13.4继电保护系统调试的要求如下：

6.14其他电气设备的调试

其他电器设备调试的要求如下： 一其他电气设备的试验标准应符合GB50150的规定； 无功补偿装置的补偿功能应能满足设计文件的技术要求。

DB45/T23662021

DB45/T 23662021

6.15.1测量显示的要求如下：

7.1.1并网光伏发电站系统工程验收应包括：分项工程验收、工程启动验收、工程试运行和移交生产 验收、工程竣工验收，应符合GB/T50796的要求。 7.1.2光伏发电站系统工程验收应符合GB50300、GB50210、GB50303、GB50168、GB50169、GB50601、 GB50204、JGJ203、DL/T5210.1、GB/T19939、GB50348、GB50207、GB50205的规定。

验收、工程竣工验收，应符合GB/T50796的要求， .1.2光伏发电站系统工程验收应符合GB50300、GB50210、GB50303、GB50168、GB50169、GB50601、 B50204、JGJ203、DL/T5210.1、GB/T19939、GB50348、GB50207、GB50205的规定。 .1.3屋面安装并网光伏发电站系统应作为单项工程进行验收。 .1.4光伏发电站系统工程验收前，应在安装施工中完成下列隐蔽项目的现场验收： 预埋件、后置锚固件； 支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点； 系统防雷与接地保护的连接节点； 隐蔽安装的电气管线工程； 一光伏组件安装节点。 7.1.5所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。 .1.6影响工程安全和系统性能的工序，应在本工序验收合格后才能进入下一道工序的施工。主要工 序包括下列内容： 一在光伏发电站系统工程施工前，应进行水土保持或屋面防水工程的验收； 在光伏组件或方阵支架就位前，应进行支架基础、支架的验收； 一光伏系统电气预留管线应进行验收； 一在隐蔽工程隐蔽前，应进行施工质量验收； 一对于既有建筑增设或改造的光伏系统工程施工前，还应进行建筑结构和建筑电气安全检查， .1.7竣工验收应符合以下要求： 一验收前，设计、施工单位提供工程设计文件及相关图纸、施工记录等； 一所有分项工程已经验收合格，且办理签证； 一按GB50348的要求试运行，并做好不少于3个月的试运行记录，建设单位根据试运行记录写 出系统试运行报告。

DB45/T 23662021

7.1.8紧固件的验收应符合GB50205的规定。 7.1.9电气设备的验收应符合现行国家标准GB50150以及地方电网相关规定。 7.1.10屋面并网光伏发电系统在施工完成后，还应按照GB50207的规定对屋面的防水性能进行复验。

7.2验收应提交的资料

B/T50796标准要求提交验收过程中的档案资料

7.3.1预理件、后置锚固件的类型、规格、材质和表面处理应满足设计要求。检查数量为全数检查， 验内容为原材料质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。 7.3.2预埋件、后置锚固件的焊接及固定情况应符合5.1.10的规定。检查数量为全数检查，检验方法 可采用观察检查。 7.3.3化学锚栓的表面情况、胶容器、螺杆固定情况应满足5.2.3的规定。检查数量宜选取同一规格、 司一尺寸检查5处，检验方法可采用观察检查。 7.3.4桩式基础尺寸的偏差应满足表2的要求。检查数量宜选取每个支架基础抽查不少于3个点，检 验方法可采用钢尺及水准仪测量。 7.3.5屋面支架基础的施工情况应符合5.2.4的规定。检查数量为全数检查，检验方法可采用观察检 查。 7.3.6支架基础预理螺栓允许偏差应符合表3的要求。检查数量宜选取每个支架基础抽查不少于3个 点，检验方法可采用钢尺及水准仪测量。

7.4.1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、材质进行查验。检查数量 为全数检查，检验内容为质量合格证明文件、中文标志及检验报告等。 7.4.2在安装前应对其外观进行检查。检查数量宜选取不少于总数量的10%，检验方法可采用观察检 查。 7.4.3固定及手动可调支架安装的中心偏差、垂直度、水平偏差、角度的允许偏差应满足表4的要求。 检查数量宜选取不少于总数量的10%，检验方法可采用水平尺、量角器、钢尺测量。

7.5方阵与组件安装工程的验收

7.5.1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、色 差等进行查验，并完成规定的测试，参见附录A中的表A.1。检查数量宜选取同一批次同种型号不少于 5%且不少于3片，检验方法可采用观察和测试。 7.5.2光伏方阵的倾斜角度偏差、组件的边缘高差及平整度应满足表5的要求。检查数量宜选取不少 于总数量的5%，检验方法可采用观察和测量。 7.5.3光伏方阵的连接件、跨接线应满足5.4.3的要求。检查数量宜选取同一批次同种型号不少于5% 且不少于3件，检验方法可采用观察检查。 7.5.4光伏方阵的开路电压、短路电流应满足6.6、6.7的要求。检查数量宜选取同一批次同种型号不 少于5%且不少于3件，检验方法可采用测试检查。

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5.5.1、5.5.2的要求。检查数量 检查，检验方法可采用观察检查。

DB45/T23662021 7.6.2汇流箱箱体垂直度应满足5.5.2的要求。检查数量为全数检查，检验方法可采用水平尺、量角 器测量。 7.6.3汇流箱箱体绝缘电阻应满足5.5.2的要求。检查数量为全数检查，检验方法可采用绝缘摇表测 量。 7.6.4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、接地导体、断开点、输入极性、预留孔洞及电缆管口应满足5.5.3及5.5.4的要求。检查数 量为全数检查，检验方法为安装部位、型号、外观、基础型钢、安装方向、固定情况、接地导体、断开 点、预留孔洞及电缆管口可采用目测检查，垂直度、水平度、位置误差及平行度可使用水平尺、量角器、 钢尺测量，输入极性可使用万用表测量。 7.6.5二次系统的继电保护设备、自动装置设备、远动通讯设备、调度通讯设备、综合自动化及远动 设备应满足5.5.5的要求。检查数量为全数检查，检验方法可按照GB50171、GB50172及产品的技术 要求检验。 7.6.6电缆线路、通信电缆及光缆、架空线路应满足5.5.6的要求。检查数量为全数检查。检验方法 可按照GB50168、GB/T50311、GB50173、GB50233的要求检验。 7.6.7安防监控设备、环境监测仪应满足5.5.7的要求。检查数量为全数检查，检验方法可按照 GB50348及产品的技术要求检验。

7.7防雷与消防工程的验收

7.7.1并网光伏发电站接地系统验收应符合GB50169及GB50601的规定和设计文件的要求 7.7.2 防雷工程所含的分项工程质量均应验收合格。 7.7.3并网光伏发电站光伏系统的金属支架的接地应符合设计要求，接地电阻应小于42。 7.7.4 所有防雷接地点标识应与设计文件要求一致。 7.7.5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。 7.7.6并网光伏发电站消防工程的验收，应满足5.7的要求，

7.8.1具备工程启动验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请。

取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件； 通过并网工程验收，包括： ·涉及电网安全生产管理体系验收； 电气主接线系统及站用电系统验收； 继电保护、安全自动装置、电力通信、直流系统、光伏发电站监控系统等验收； 二次系统安全防护验收； 对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收。 单位工程施工完毕，已通过验收并提交工程验收文档； 完成工程整体自检； 一调试单位编制完成启动调试方案并通过论证； 一通信系统与电网调度机构连接正常； 电力线路已经与电网接通，并已通过冲击试验； 保护开关动作正常，保护定值正确、无误； 光伏发电站监控系统各项功能运行正常：

并网逆变器符合并网技术要求。

高速标准规范范本7.8.3工程启动验收内容如下

应审查工程建设总结报告； 应按照启动验收方案对光伏发电工程启动进行验收； 一对验收中发现的缺陷应提出处理意见； 应签发“工程启动验收鉴定书”

7.9工程试运行和移交生产验收

DB45/T 23662021

7.9.1工程启动验收完成并具备工程试运行和移交生产验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出 工程试运行和移交生产验收申请

7.9.3工程试运行和移交生产验收主要

7.10.1光伏系统工程交付使用前，应完成峻工验收。竣工验收应试运行和移交生产验收完成后进行。 7.10.2竣工验收记录应完整，资料应齐全。 7.10.3竣工验收时核电厂标准规范范本，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Er，并应按式（1）对光伏系统的性能进行评价：

DB45/T 23662021