光伏电站施工规范方案

1一般原则

1.0.1为保证光伏电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏电站建设的安全性和可靠性，特制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、改建、扩建地面和屋顶并网光伏电站，不适用于建筑一体化光伏发电项目。

1.0.3光伏电站建设前，应编制施工组织设计文件，并制定专项应急预案。

1.0.4光伏电站工程的建设除应符合本规范外，还应符合国家现行相关标准的规定。 2个术语 光伏组件

是指封装并内部连接的太阳能电池组合装置，能独立提供DC输出，是最小的不可分割的装置。也被称为太阳能电池模块。 光伏组件串光伏串

在光伏发电系统中，多个光伏模块串联在一起，形成一个具有一定DC输出电压的电路单元。简称成分串或组串。 光伏支架

为光伏发电系统中放置、安装和固定光伏组件而设计的专用支架。简称括号。

2.0.4方阵(光伏方阵(PV array)

DC发电单元由多个太阳能电池模块或太阳能电池板组成，这些太阳

能电池模块或太阳能电池板以一定的方式机械地和电气地组装在一起，并具有固定的支撑结构。又称光伏方阵。 接线盒汇流箱

一种用于在光伏发电系统中串联和并联连接几个光伏模块的装置。 追踪系统追踪系统

通过机械、电气、电子电路和程序的共同作用，可以调节光伏组件所在平面的空间角度，实现对人发出的太阳光的跟踪，提高光伏组件的发电量。 逆变器逆变器

光伏电站中直流电转换成交流电的设备。 光伏电站光伏电站

利用太阳能电池的光伏效应将太阳辐射能直接转化为电能的发电系统。 并网光伏电站

或者直接或间接连接到由公共电网运行的光伏电站。 3基本条款

3.0.1开工前应满足以下条件:

1 .工程开工前，建设单位应取得相关施工许可文件。 2.施工现场应具备水、电、路、通讯和场地平整条件。

3 .施工单位资质、特种作业人员资质、施工机械、建筑材料、计量器具等。须报监理单位或施工单位审查。

4开工所需的施工图应通过会审；应完成设计交底；施工组织设计

和主要施工方案已经批准；应确定项目划分和质量评定标准。 5 .施工单位应按施工总平面布置图的要求完成临建设施的建设。 6应建立工程定位测量基准点。

3.0.2设备和材料的规格应符合设计要求，不合格的设备和材料不得用于工程。

3.0.3证书、说明书、试验记录、附件、备件等。进入现场的设备和材料应齐全。

3.0.4设备和器材的运输和储存应符合本规范的要求；当产品有特殊要求时，应满足产品的特殊要求。 3.0.5隐蔽工程应符合下列要求:

1隐蔽工程隐蔽前，施工单位应按工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后，向监理提出验收申请。

2监理工程师验收合格后，方可进行隐蔽工程。隐蔽工程验收签证表应按现行行业标准《电力工程施工质量验收及评定规范》DL/T 5210填写。

3.0.6施工过程记录及相关试验记录应完整。 4土木工程 4.1一般规定

4.1.1土建工程的施工应按现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》(GB 50300)执行。

4.1.2测量放线应符合现行国家标准《工程测量规范》GB 50026的有关规定。

4.1.3当土建工程所用的原材料进厂时，应进行下列试验: 1 .原材料进场时，应对品种、规格、外观、尺寸进行验收，材料包装完好，有产品合格证、中文说明书及相关性能检测报告。 2钢筋进场时，应按现行国家标准《钢筋混凝土用钢》GB 1499等进行力学性能检验。

3水泥进场时，检查其品种、等级、包装或散装仓号、生产日期等。，并复验其强度、稳定性和其他必要的性能指标。其质量应符合现行国家标准《通用硅酸盐水泥》GB 175等。

4.1.4当国家法规或合同规定对材料进行见证检测或对材料质量有争议时，应进行见证检测。

4.1.5原材料进场后应分类保管。钢筋、水泥等材料应存放在干燥、能遮雨雪的地方，并采取各种保护措施。

4.1.6混凝土结构工程的施工应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204的规定。

4.1.7掺有外加剂的混凝土，其有关质量和应用技术应符合现行国家标准《混凝土外加剂》GB 8076和《混凝土外加剂应用技术规范》GB 50119的有关规定。

4.1.8混凝土的冬季施工应符合现行行业标准《建筑工程冬季施工规范》JGJ/T 104的规定。

4.1.9对需要进行沉降观测的建(构)筑物，应及时设置沉降观测标志，并做好沉降观测记录。

4.1.10隐蔽工程可包括:混凝土浇筑前的钢筋检验、混凝土基槽回

填前的质量检验等。隐蔽工程的验收应符合本规范第3.0.5条的要求。 4.2土方工程

4.2.1土方施工应符合现行国家标准《建筑地基工程施工质量验收规范》(GB 50202)的有关规定，深基坑土方施工还应符合现行行业标准《建筑基坑支护技术规范》(JGJ 120)的有关规定。

4.2.2土方施工中如遇爆破工程，应按现行国家标准《土方与爆破工程施工及验收规范》GB 50201的有关规定执行。

4.2.3工程施工前，应建立整个高程控制网和平面控制网。高程控制点和平面控制点应采取必要的保护措施，并应定期复测。 4.2.4土方开挖前，应对原有地下设施进行标记，并采取相应的保护措施。

4.2.5当支撑基础开挖长度较长时，在保证基坑安全的前提下，回填土方应就近堆放，多余土方应堆放在弃土场。 4.2.6有回填密实度要求的应通过试验。 4.3支撑基础

4.3.1混凝土独立基础和条形基础的施工应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204的规定，并应符合下列要求:

1.混凝土浇筑前，应对基槽进行验收，轴线、基坑尺寸和基底标高应符合设计要求。基坑内的浮土和杂物应清理干净。

2基础拆模后，检查外观质量和尺寸偏差，发现缺陷及时处理。

3外露的金属预埋件应进行防腐处理。

4在同一支架基础上浇筑混凝土时，宜一次浇筑完毕，混凝土浇筑间歇时间不应超过混凝土初凝时间。如果超过混凝土的初凝时间，应进行施工缝处理。

5混凝土浇筑后，应及时采取有效的养护措施。 6支架基础安装支架前，混凝土养护应达到70%强度。

7支撑基础的混凝土施工应根据施工方法一致和便于控制施工质量的原则，按工作班次和施工工期划分若干检验批。

8预制混凝土基础不应有影响结构性能和使用功能的尺寸偏差。对超过允许尺寸偏差，影响结构性能和使用功能的零件，应按技术处理方案进行处理，并重新验收。

4.3.2桩基施工应符合现行国家标准《建筑地基工程施工质量验收规范》GB 50202和JGJ 94《建筑桩基技术规范》的规定，并应符合下列要求:

1.外观及桩质量检查应在压(打、拧)桩进场后、施工前进行。 2成桩设备应就位牢固，成桩过程中设备不应倾斜或移位。 3压桩时检查压力、桩的垂直度和压入深度。

4.在打入(打入、旋转)桩施工过程中，桩身应保持垂直，不应偏心受力。

5钻孔桩钻具上应设置控制深度的刻度，施工中应做好观察记录。 6灌注桩施工过程中，应进行成孔、清渣、安放钢筋笼、灌注混凝土(水泥浆)等全过程检查。

7钻孔灌注桩质量检验合格后，应尽快灌注混凝土(水泥浆)。 8.检测桩式支撑基础的强度和承载力，并按照控制施工质量的原则，在不同区域进行抽检。

4.3.3屋面支撑基础的施工应符合下列要求:

1支撑基础的施工不应破坏原建筑的主体结构和防水层。 2新屋面的支撑基础应与主体结构同时施工。

3当钢结构作为支撑基础时，屋面防水工程的施工应在钢结构支撑施工前完成，钢结构支撑施工时不得破坏屋面防水层。 4对原建筑防水结构有影响的，应按原防水结构重新处理。 5接地扁钢和角钢应做防腐处理。 4.4现场和地下设施

4.4.1光伏电站的道路建设应采用永久和临时相结合的方式进行。 4.4.2道路的防水坡度和施工质量应符合设计要求。 4.4.3电缆沟的施工除符合设计要求外，还应符合下列要求: 1.电缆沟内的预留孔洞应采取防水措施。 2电缆沟变形缝的施工质量应严格控制。 3室外电缆沟盖板应采取防水措施。

4.4.4站区给排水管道的施工应符合下列要求:

1.埋地给水排水管道应与地上道路或建筑物的建设统筹考虑，先地下后地上。管道回填后应尽量避免二次开挖，管道埋好后应在地面上做好标记。

2.给水排水管道的施工应符合现行国家标准《给水排水管道施工及

验收规范》GB 50268的有关规定。

4.4.5雨水井口应按设计要求施工。设计文件不明确的，现场施工应与现场标高相协调；集水井一般应在场地下方20mm-50mm，雨水口周围局部场地坡度控制在1%-3%；施工时，应在集水口周围采取滤水措施。 4.5建筑物(构筑物)

4.5.1光伏电站的建(构)筑物应包括综合楼、配电室、升压站、逆变室、大门和围墙。

4.5.2建(构)筑物的混凝土施工应符合现行国家标准《混凝土结构工程质量验收规范》GB 50204的有关规定，混凝土强度检验应符合现行国家标准《混凝土强度检验评定标准》GB/T 50107的有关规定。 4.5.3砌体工程应符合现行国家标准《砌体结构工程施工质量验收规范》GB 50203的规定。

4.5.4屋面工程应符合现行国家标准《屋面工程质量验收规范》GB 50207。

4.5.5地面工程的施工应符合现行国家标准《建筑地面工程施工质量验收规范》GB 50209的有关规定。

4.5.6建筑装饰工程的施工应符合现行国家标准《建筑装饰工程质量验收规范》GB 50210的有关规定。

4.5.7通风与空调工程的施工应符合现行国家标准《通风与空调工程施工质量验收规范》GB 50243的有关规定。

4.5.8钢结构工程的施工应符合现行国家标准《钢结构工程施工质

量验收规范》GB 50205的规定。 5安装工程 5.1一般规定

5.1.1设备的运输和储存应符合下列要求:

1.在吊装和运输过程中，应采取防倾覆、防震、保护表面不受损伤等安全措施。必要时，工厂设备和易损部件可以拆除并单独包装以便运输。当产品有特殊要求时，仍应符合产品技术文件的规定。 2设备到达后，应进行以下检查: 1)包装和密封应良好。

2)开箱检查，型号、规格应符合设计要求，附件和备件应齐全。 3)产品的技术文件应完整。 4)外观检查应完好。

3设备应存放在室内或避雨、雪的干燥场所，并采取保护措施。 4 .储存期间，应定期检查，做好防护工作。 5.1.2安装人员应接受相关的安装知识培训。 5.1.3光伏电站建设的中间交接验收应符合下列要求:

1光伏电站建设中间交接工程可包括:升压站基础、高低压柜基础、逆变器基础、配电室、支架基础、电缆通道、设备基础二次灌浆等。 2土建工程交付安装工程时，土建专业应填写“中间交接验收签证”并提供相关技术资料，交由安装专业检查。中间验收签证可按照本规范附录A的格式填写。

3中间移交工程应通过质量验收，移交单位应负责对不符合移交条

件的工程进行整改。

5.1.4安装工程的隐蔽工程可包括:接地装置、直埋电缆、高低压屏柜母线、变压器吊罩等。隐蔽工程的验收应按本规范第3.0.5条进行。 5.2支架安装

5.2.1安装支架前，应做好以下准备工作:

1当采用现浇混凝土支撑基础时，应在混凝土强度达到设计强度的70%后安装支撑。

⑵支架到场后应做以下检查: 1)外观和防腐层应完好无损。

2)型号、规格、材质应符合设计图纸的要求，附件和备件应齐全。 3.存放在海滩、盐碱和其他腐蚀性场所的支架应做防腐处理。 4支架安装前，安装单位应按“中间验收合格证”的有关要求检查基础和预埋件(预埋螺栓)的水平偏差和定位轴线偏差。 5.2.2固定支架和手动可调支架的安装应符合下列要求: 1支架安装和紧固应符合下列要求:

1)钢结构支架的紧固程度应符合设计图纸的要求和现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。 2)支架安装过程中，不得用力敲击，不得气割扩孔。现场钻孔不适合热浸镀锌支架。

3)安装支架时，不得损坏支架的防腐层。

4)手动可调支架的调节动作应灵活，高度角度调节范围应符合设计

要求。

2.支架倾斜角的偏差不应大于1°。 5.2.3跟踪支架的安装应符合下列要求: 1.跟踪支架应与基础固定牢固可靠。

2跟踪支架安装的允许偏差应符合设计文件的规定。 3.跟踪支架电机的安装应牢固可靠。传动部分应灵活。

4调焦跟踪系统的调焦部件安装完成后，应采取相应的保护措施。 5.2.4支架的现场焊接工艺除符合设计要求外，还应符合下列要求: 1支架的组装、焊接和防腐处理应符合现行国家标准《冷弯薄壁型钢结构技术规程》GB 50018和《钢结构设计规范》GB 50017的有关规定。

2焊接工作完成后，应对焊缝进行检查。

3支架安装后，支架的焊接面应按设计要求进行防腐处理。 5.3光伏组件的安装

5.3.1光伏组件安装前应做好以下准备工作: 1支架的安装应合格。

2应根据光伏组件的电压和电流参数进行分类和分组。 3光伏组件的外观和组件应完好无损。 5.3.2光伏组件的安装应符合下列要求:

1光伏组件应根据设计图纸的型号和规格进行安装。 2光伏组件固定螺栓的扭矩值应符合产品或设计文件的规定。 5.3.3光伏组件之间的接线应符合以下要求:

1光伏组件的连接数量和路径应符合设计要求。 2光伏组件的间接插件应连接牢固。 3外部电缆和连接器之间的接头应镀锡。

4光伏组件串联后，应测试光伏组件的开路电压和短路电流。 5光伏组件之间的连接线可用支架固定，并应整齐美观。 6同一光伏组件或光伏组件串的阳极和阴极不应短路。 5.3.4严禁触摸光伏组件串的金属带电部件。 5.3.5禁止在雨中连接光伏组件。 5.4接线盒的安装

5.4.1安装前，接线盒应符合下列要求: 1接线盒内的元件应完好，连接导线应无松动。 2接线盒的所有开关和保险丝应处于关闭状态。

3接线盒进出端子与接线盒接地端子之间的绝缘电阻不应小于20MΩ。 5.4.2接线盒的安装应符合下列要求:

1安装位置应符合设计要求。支撑和固定螺栓应为防锈部件。 2接线盒安装的垂直偏差应小于1.5毫米

5.4.3在接线盒内连接光伏组件串的电缆之前，必须确认光伏组件侧和逆变器侧都有明显的断开点。 5.5逆变器的安装

5.5.1变频器安装前，应做好以下准备工作:

1安装室内安装的变频器前，建设工程应具备下列条件: 1)屋面和楼板应完整无渗漏。

2)室内地面基层应完成，并在墙上标出抹灰标高；室内通道内没有水和杂物；门窗都安装了。

3)装修时可能会损坏已安装的设备，或者设备安装后不能装修的工作都要做完。

2模板、脚手架等。妨碍安装的应清除，并应清理现场。

3混凝土基础和构件应达到安装允许的强度，焊接构件的质量应符合要求。

4预埋件和预留孔洞的位置和尺寸应符合设计要求，预埋件应牢固。 5检查已安装逆变器的型号和规格是否正确；逆变器外观检查完好无损。

6运输和就位机具应准备好并满足荷载要求。

7大型逆变器就位后，检查道路是否畅通，是否有足够的空间。 5.5.2变频器的安装和调整应符合下列要求:

1.用基础型钢固定的变频器，其基础型钢安装的允许偏差应符合相关规定。

基础型钢安装后，其顶部应高出抹平地面10mm。基础钢筋应明确可靠地接地。

3变频器的安装方向应符合设计规定。 4逆变器与基础型钢之间的固定应牢固可靠。

5.5.3连接变频器交流侧和DC侧电缆前，检查电缆绝缘，检查电缆相序和极性。

5.5.4变频器DC侧电缆接线前，必须确认接线盒侧有明显的断路点。

5.5.5电缆连接完成后，逆变器本体的预留孔和电缆管口应用火封堵。

5.6电气二次系统

5.6.1二次设备、盘、柜的安装和接线除应符合现行国家标准《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 50171)的规定外，还应符合设计要求。

5.6.2通信、远动、综合自动化和计量装置的安装应满足产品的技术要求。

5.6.3安防监控设备的安装应符合现行国家标准《安防工程技术规范》GB 50348的有关规定。

5 . 6 . 4 DC系统的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB 50172的有关规定。 5.7其他电气设备的安装

5.7.1高压电气设备的安装应符合现行国家标准《电气安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。

5.7.2电力变压器和变压器的安装应符合现行国家标准《电力安装工程电力变压器、油浸电抗器和变压器施工及验收规范》GB 50148的有关规定。

5.7.3母线装置的施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB 50149的有关规定。

5.7.4低压电器的安装应符合现行国家标准《电气安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定。

5.7.5环境监测仪和其他电气设备的安装应符合设计文件和产品的技术要求。 5.8防雷和接地

5.8.1光伏电站防雷系统的建设应按设计文件的要求进行。 5.8.2光伏电站接地系统的施工工艺和要求除应符合现行国家标准《电力装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169的有关规定外，还应符合设计文件的要求。

5.8.3地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接；光伏系统的金属支架应与建筑接地系统可靠连接或单独接地。

5.8.4带框架的光伏组件应可靠接地；无框架光伏组件的接地做法应符合设计要求。

5.8.5盘柜、接线盒、逆变器等电气设备的接地应牢固、可靠、导电良好，金属盘柜门应用裸铜软线和金属框架或接地棒可靠接地。 5.8.6光伏电站的接地电阻应符合设计要求。 5.9架空线路和电缆

5.9.1架空线路的施工应符合现行国家标准《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《010-500kV架空输电线路》GB 50233的有关规定。

5.9.2电缆线路的施工应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定。

5.9.3架空线路和电缆的施工还应符合设计文件的相关要求。 6设备和系统调试

6.1一般规定

6.1.1调试计划应提交审批。

6.1.2设备和系统调试前，安装工作应完成并验收。

6.1.3室内安装系统和设备调试前，建设项目应具备以下条件: 1所有装修工作都应完成并清洁。

2安装空调或通风等特殊设施的，应安装并投入运行。 3受电后不能进行或影响运行安全的工作应完成。 6.2光伏组件串测试

6.2.1光伏组件串测试前应满足以下条件:

1所有光伏组件应根据设计文件的数量和型号进行串联和并联。 2接线盒内各回路电缆应连接并引出，标签应清晰准确。 3接线盒中的保险丝或开关应处于关闭位置。

4接线盒和内部防雷模块的接地应牢固、可靠、导电良好。 5辐照度应在高于或等于700W/m2的温度下进行测试。 6.2.2光伏组件串的检测应符合下列要求: 1接线盒中测试光伏组件串的极性应正确。

2在相同试验条件下，同一光伏组件之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应超过5V。

3发电时，应使用钳形万用表检测接线盒内光伏组件串的电流。在相同测试条件下，辐照度不应低于700W/m2，同一光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。

4光伏组件串电缆温度应无异常情况，如超正常温度。

5光伏组件串测试完成后，应按照本规范附录B中的格式填写记录。 6.2.3逆变器投入运行前，应测试逆变器单元中的所有接线盒。 6.2.4变频器投入运行后，接线盒内系列的投退顺序应符合下列要求:

1当接线盒的主开关具有灭弧功能时，应按下列步骤进行开关操作: 1)先将光伏组件串小开关或保险丝，然后放入接线盒的总开关。 2)先退出接线盒总开关，再退出光伏组件串的小开关或保险丝。 2保险丝用于接线盒的总输出，当支路光伏组件串的开关具有灭弧功能时，其通断应按以下步骤进行:

1)先投入接线盒总输出熔断器，再投入光伏组件串小开关。 2)先退出箱内所有光伏组件小开关，再退出接线盒主输出保险丝。 3当保险丝用于接线盒的总输出和分支电路的光伏组件串时，应在接通和断开保险丝之前断开逆变器。 6.3跟踪系统调试

6.3.1调试跟踪系统前，应满足以下条件: 1跟踪系统应与基础固定牢固可靠，接地良好。

2连接在转动部件上的电缆应固定牢固，并有适当的预留长度。 3旋转范围内不应有障碍物。

6.3.2在手动模式下，通过人机界面等向跟踪系统发出指令。跟踪系统的动作应满足以下要求:

1跟踪系统动作方向应正确；传动装置和转动机构应灵活可靠，无卡涩现象。

2跟踪系统的最大角度和跟踪精度应符合设计要求。 3极限位置保护应可靠。

6.3.3自动方式调试前，跟踪系统应满足以下条件: 1手动模式下的调试应该已经完成。

2对于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当跟踪系统处于自动模式时，应满足以下要求: 1 .跟踪系统的跟踪精度应满足产品的技术要求。

2.具有避风功能的跟踪系统。当风速超过正常工作范围时，跟踪系统应启动避风功能；当风速降低到正常工作的允许范围时，跟踪系统应在设定的时间内恢复到正确的跟踪位置。

3具有避雪功能的跟踪系统。当雪压超过正常工作范围时，跟踪系统应启动避雪功能；当雪压降低到正常工作的允许范围时，跟踪系统应在设定的时间内回到正确的跟踪位置。

4具有自动复位功能的跟踪系统应能在跟踪后自动回到初始设定位置。

5应采用间歇跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。 6.4变频器调试

6.4.1调试变频器前，应满足以下条件: 1变频器控制电源应具备输入条件。

2.逆变器DC侧和交流侧的电缆应连接，极性(相序)正确，绝缘良好。 3方阵接线应正确，具备向变频器提供DC电源的条件。 6.4.2调试前，应对变频器进行如下检查:

1变频器接地应牢固可靠，导电良好。 2变频器内部元件应完好，无潮湿和放电痕迹。

3变频器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动。 4当逆变器本体装有手动启闭装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。

5变频器本体和各电路的标识应清晰准确。 6变频器内部不应有杂物，并应清洗干净。 6.4.3变频器调试应符合下列要求:

1当逆变器控制电路通电时，应进行以下检查: 1)工作状态指示灯和人机界面屏幕显示应正常。 2)人机界面上的所有参数应设置正确。 3)散热片应工作正常。

2当逆变器的DC侧带电而交流侧不带电时，应做以下工作: 1)DC电压测量值与人机界面显示值的偏差应在允许范围内。 2)检查人机界面显示DC侧对地阻抗值应满足要求。

3当逆变器DC侧带电，交流侧带电，并满足并网条件时，应进行以下工作:

1)交流侧电压测量值与人机界面显示值的偏差应在允许范围内；交流电压和频率应在变频器的额定范围内，相序应正确。

2)对于带门槛锁定功能的逆变器，当逆变器面板门处于开启状态时，不应并网。

4逆变器连接到电网后，逆变器应在以下测试条件下跳闸并断开:

1)变频器具有阈值锁定功能，打开变频器面板门。 2)逆变器交流侧断电。

3)逆变器DC侧对地阻抗低于保护整定值。

4)变频器的DC输入电压高于或低于变频器的设定值。 5)变频器DC输入过流。

6)逆变器交流侧电压超过额定电压的允许范围。 7)变频器交流侧频率超过额定频率的允许范围。 8)变频器交流侧电流不平衡超过设定范围。

6.4.4变频器停机后，需要打开面板门进行测试时，必须切断DC、交流和控制电源，确认无电压残留后，在有人监护下进行。 6.4.5变频器运行时，严禁断开无灭弧能力的接线盒的总开关或熔断器。

6.4.6试验完成后，施工人员应按本规范附录C中的格式填写施工记录。

6.5二次系统调试

6.5.1二次系统调试内容主要包括:计算机监控系统、继电保护系统、远动通信系统、电能信息管理系统、不间断电源系统、二次安全系统等。

6.5.2计算机监控系统的调试应符合下列要求:

1计算机监控系统设备的数量、型号和额定参数应符合设计要求，接地应可靠。

2遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确可靠。

3计算机监控系统应具有完整可靠的防误操作功能。 4计算机监控系统的读取、修改和切换设定值的功能应正确。 5计算机监控系统的主备切换功能应满足技术要求。

6站内所有智能设备的运行状态和参数等信息应准确反映在监控画面上。对于可远程调节和操作的设备，远程操作功能应准确可靠。 6.5.3继电保护系统的调试应符合下列要求:

1调试可按照现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规则》DL/T 995的有关规定进行。

2继电保护装置单独调试时，应检查开、分、采样元件的功能是否正确；开关合闸时，模拟保护动作，开关应跳闸，保护动作准确可靠，动作时间符合要求。

3保护定值应由具有计算资质的单位出具，正式送电前应仔细复核。 4调试整个继电保护组时，检查实际继电保护动作逻辑与预置的继电保护逻辑策略是否一致。

5.正确实现站控层继电保护信息管理系统站内通信和交互功能；应正确实现控制层继电保护信息管理系统与远方主站的通信和交互功能。

6调试记录应完整、准确。

6.5.4远动通信系统的调试应符合下列要求: 1远动通信装置的电源应稳定可靠。

2站内远动装置至调度员远动装置的信号通道应调试完毕，稳定可靠。

调度员的遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确可靠。 4.远动系统的主备切换功能应满足技术要求。 6.5.5电能信息采集系统的调试应符合以下要求:

1.光伏电站关口计量主、辅表的规格、型号和精度应符合设计要求，并应经当地电力计量检测部门检定，出具报告。

2光伏电站关口表的电流互感器和电压互感器应经当地电力计量检测部门检定，并出具报告。

3 .光伏电站投入运行前，电能表应由当地电力计量部门封存。 4光伏电站的电力信息应实时、准确地反映到后台监控屏幕上。 6.5.6不间断电源系统的调试应符合下列要求:

1 UPS主电源、旁路电源、DC电源之间的切换功能应准确可靠，几种异常报警功能应正确。

2计算机监控系统应实时、准确地反映UPS的运行数据和状态。 6.5.7二次系统安全保护的调试应符合下列要求:

1.二次系统的安全保护应主要由站控层的物理隔离装置和防火墙组成，应能实现自动化系统的网络安全保护功能。

二次系统安全保护相关设备的运行功能和参数应满足要求。 二次系统的安全保护操作应符合预设的安全策略。 6.6其他电气设备的调试

6.6.1其他电气设备的试验标准应符合现行国家标准《电气安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150的有关规定。

6.6.2无功补偿装置的补偿功能应能满足设计文件的技术要求。

7消防工程 7.1一般规定

7.1.1消防工程应由具有相应等级消防设施工程施工资质的单位承担，项目负责人及其主要技术负责人应具有相应的管理或技术等级资质。

7.1.2消防工程施工前应具备下列条件: 1 .施工图纸应报当地消防部门审批。

2本工程所用消防器材和设备的生产厂家应经有关部门认证。设备的合格证和试验报告应齐全，设备和材料应通过检验。

7.1.3消防部门验收前，建设单位应组织施工、监理、设计、使用单位进行消防自检；调试完成后，由当地专业消防检测单位进行检测，并出具相应的检测报告。 7.2火灾自动报警系统

7.2.1火灾自动报警系统的施工应符合现行国家标准《火灾自动报警系统施工及验收规范》(GB 50166)的有关规定。

7.2.2火灾报警系统的管道敷设和穿线应与土建施工密切配合。 7.2.3调试火灾自动报警系统时，应对探测器、区域报警控制器、集中报警控制器、火灾报警装置和消防设备单独进行通电检查，正常后方可进行系统调试。

7.2.4火灾自动报警系统通电后，应按现行国家标准《火灾报警控制器》GB 4717的有关规定进行测试。应检查报警控制器的以下功能:

1火灾报警自检功能应完好。 2.消音和复位功能应处于良好状态。 3故障报警功能应完好。 4消防优先功能应处于良好状态。 5报警记忆功能应完好。

6备用电源的自动电源转换和自动充电功能应完好。 7备用电源的欠压和过压报警功能应完好。

7.2.5当火灾自动报警系统与照明回路有联动功能时，联动功能应正常可靠。

7.2.6火灾自动报警系统竣工时，建设单位应按当地消防部门的要求提供必要的竣工资料。 7.3灭火系统

7.3.1消火栓系统的施工应符合现行国家标准《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB 50242的规定，灭火系统的施工还应符合下列要求:

1消防水池和水箱的施工应符合现行国家标准《给水排水构筑物施工及验收规范》GB 50141的有关规定和设计要求。

2 .消防泵、消防压力供水设备和水泵接合器应经国家消防产品质量监督检验中心检验，并具有出厂检验报告或中文产品合格证和完整的安装使用说明书。

3消防水泵、消防水箱、消防水池、消防气压给水设备、消防水泵接合器等给水设施及其辅助管道的安装，应清除内部的污垢和杂物。

当安装中断时，其开口应关闭。

4消防给水设施应采取安全可靠的保护措施，其安装位置应便于日常运行和维护管理。

5消防给水管道与市政给水管道和生活给水管道直接连接时，应在连接处安装防回流装置。

6安装给水设施时，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。

7消防水池和消防水箱的满水试验或水压试验应符合设计要求。 8消火栓水泵接合器的安装尺寸应符合设计要求；接口高度的允许偏差为20mm。

7.3.2气体灭火系统的施工应符合现行国家标准《气体灭火系统施工及验收规范》GB 50263的规定。

7.3.3自动喷水灭火系统的施工应符合现行国家标准《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB 50261的规定。

7.3.4泡沫灭火系统的施工应符合现行国家标准《泡沫灭火系统施工及验收规范》GB 50281的规定。 8环境保护和水土保持 8.1一般规定

8.1.1根据项目的实际情况和环境特点，制定环境保护和水土保持措施及对策。

8.1.2光伏电站的建设应因地制宜地采用永久和临时建设相结合的方法，以减少施工对环境的影响。

8.2施工环境保护

8.2.1施工噪声控制应按照现行国家标准《建筑施工场界噪声排放标准》GB 12523的有关规定，对各施工阶段的噪声进行监测和控制。 8.2.2建筑废液控制应符合下列要求:

1施工中产生的生活污水和其他废水应经过处理达标排放，不得直接排放。

2施工中产生的废油应排放到废油专用容器中进行回收。 8.2.3施工扬尘控制应符合下列要求:

1施工现场应采取洒水、清扫等措施；施工道路应硬化。

2细颗粒和水泥等容易在空中飞扬的建筑材料，应覆盖或密闭存放。 3混凝土搅拌站应采取围护和抑尘措施。 8.2.4建筑固体废物控制应符合下列要求:

1.施工过程中产生的固体废弃物应按有关规定分类存放和处理，各类废弃物不得直接在现场焚烧。

2.建筑垃圾和生活垃圾应及时清运，并堆放在指定地点。 8.3施工期水土保持

8.3.1施工期水土保持应符合下列要求: 1.临建设施的搭建应科学布局，减少用地。

2 .光伏电站的建设应减少对自然植被的破坏。工程竣工后，应按设计要求恢复地貌和植被。

8.3.2光伏电站的建设不应破坏自然排水沟，场地排水和道路排水应采用自然排水。

8.3.3弃渣场不应妨碍站区的排水系统，临时弃渣场应覆盖并设置围栏。

9安全和职业健康 9.1一般规定

9.1.1开工前，应根据工程本身的特点，建立工程施工安全和职业健康管理组织，完善各项管理制度，并与其他管理制度相协调。 9.1.2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。 9.1.3危险区域应设置明显的安全、警示标志或隔离带。 9.2安全文明施工总体规划

9.2.1施工现场应悬挂工程概况牌、管理人员名单、监督电话牌、消防(防火责任)牌、安全生产牌、文明施工牌和施工总平面图。 9.2.2施工现场安全标志的使用应符合现行国家标准《安全标志及其使用指南》GB 2894的有关规定。

9.2.3施工现场应实行区域模块化管理，明确划分施工区、辅助区、材料存放区、办公区和生活区，办公区、生活区和工作区之间应保持足够的安全距离。

9.2.4站区施工道路应畅通，不宜在路边堆放设备、材料等物品。 9.2.5临时设施布置应合理紧凑，充分利用地形，节约土地。 9.2.6施工机械应定期检查和维护。

9.2.7设备、材料、土方等材料应堆放合理，标识清楚，排放有序。 9.3安全施工管理

9.3.1进入施工现场的人员应自觉遵守现场安全文明施工的纪律规

定，所有施工项目应严格按照现行行业标准《电力建设安全工作规程》DL 5009进行操作。

9.3.2所有电气设备均应可靠接地或接零。配电板和漏电保护器应定期检查，并标明状态，确认无误后方可使用。施工用电线路布线应合理、安全、可靠。

9.3.3施工过程中，应减少交叉作业。 9.4职业健康管理

9.4.1进入施工现场的各级人员可在指定的医疗机构进行体检。对于不适合从事与现场作业相关疾病的人员，不得进入现场从事相关工作。

9.4.2制定并实施有效的噪声控制、粉尘污染防治、固体废物管理、水污染防治管理等措施。

9.4.3施工区、办公区和生活区应有良好的工作和生活条件。 9.4.4施工单位应加强食品卫生管理，制定食堂管理制度。 9.5紧急处理

9.5.1光伏电站启动前，应根据项目特点制定防触电和防火应急预案。

9.5.2应急预案的编制应包括应急组织体系和职责、危害分析、预防措施和应急响应等内容。

9.5.3施工人员应接受应急救援培训并进行演练。