第一篇：光伏电站工程试运行和移交生产验收
工程试运行和移交生产验收
一般规定
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和移交生产验收申请。
工程试运和移交生产验收组的组成及主要职责应包括下列内容：
1、工程试运和移交生产验收组应由建设、监理、调试、生产运行、设计等有关单位组成。
2、工程试运和移交生产验收组主要职责应包括下列内容：
1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、生产运行单位编制的工程试运大纲。
2)应审议施工单位的试运情况，核查工程试运大纲，全面负责试运的现场指挥和具体协调工作。
3)应主持工程试运和移交生产验收交接工作。
4)应审查工程移交生产条件，对遗留问题责成有关单位限期处理。
5)应办理交接签证手续，签署符合本规范要求的“工程试运和移交生产验收鉴定书”。
工程试运和移交生产验收
1、工程试运和移交生产验收应具备下列条件：
1． 光伏发电工程单位工程和启动验收应合格，并且工程试运大纲经试运和移交生产验收组批准。
2． 与公关电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求。
3． 设备及系统调试，宜在天气晴朗，太阳辐射强度不低于400W/m2条件下进行。4． 生产区内的所有安全防护设施应已验收合格。5． 运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐备。
6． 光伏发电工程经调试后，从工程启动开始2故障连续并网运行时间不应少于组件接受总辐射量累计达到60Kw.h/m2的时间。
7． 光伏发电工程主要设备（光伏组件、并网逆变器和变压器等）各项试验应全部完成且合格，记录齐全完整。8． 生产准备工作应完成。9． 运行人员应取得上岗资格。
2、工程试运和移交生产验收主要工作应包括下列内容：
1． 应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告。2． 应检查工程投入试运的安全保护设施的措施是否完善。3． 应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求。
4． 应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60Kw.h/m2的时间内无故障连续并网运行记录是否完备。
5． 应检查并网光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求。6． 应检查并网逆变器、光伏方阵各项性能指标是否达到设计的要求。7． 应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成。
8． 工程试运过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成。9． 应确定工程移交生产的期限。10． 应对生产单位提出运行管理要求与建议。11． 应签发“工程试运和移交生产验收鉴定书”。
工程试运和移交生产验收鉴定书鉴定书内容和格式
封面：
XX工程试运和移交生产验收鉴定书
（合同编号）
鉴
定
书
XX年XX月XX日
内容：
验收主持单位： 生产运行单位： 设计单位： 监理单位： 施工单位： 电力主管部门：
质量和安全监督机构： 验收时间：
****年**月**日 验收地点：
前言（简述验收依据、验收组织结构和验收过程）
一、工程概况
（一）工程名称及任务。
（二）工程主要建设内容。
（三）工程建设有关单位。
（四）工程建设过程情况。
二、生产准备情况
三、设备备品备件、工器具、专用工具、资料等清查交接情况。
四、存在的问题及处理意见
五、意见和建议
六、验收结论
七、验收组成员签字
八、交接单位代表签字
XX工程试运和移交生产验收
XX工程试运和移交生产验收组 主持单位（盖章）：
组长（签字）：
XX年XX月XX日
XX年XX月XX日
第二篇：光伏电站启动试运行大纲 - 副本
1、总则
1.1 为确保并网发电启动试运行工作顺利、有序地进行，特制订本方案； 1.2 本方案仅适用于项目并网发电启动试运行；
1.3 本方案仅列出主要试验项目与试验步骤，相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件；
1.4 本方案上报启动委员会批准后执行。
2、编制依据
2.1《电气装置安装施工及验收规范》 2.2 有关设备合同、厂家资料、设计资料
3、本次启动试运行的范围
本次启动试运行的设备主要包括：太阳能光伏板01#-20#方阵、01#-20#逆变器、01#-20#直流柜、01#-20#箱式变压器、电站35KV系统、监控系统、电能计量系统、厂用电系统、通讯系统等。
本次启动试运行的太阳能01#-20#方阵系统额定发电容量为1MWp。
4、试运行人员配备
试运行总指挥由项目经理担任，副总指挥由担任，由做技术负责、电工作业人员2人组成。对试运行人员要求以技工和有经验的青工为骨干，必须能够从事电气作业，试运行必须是专职的并持有有效证件，必须服从技术负责统一指挥。
试运行由技术员组织安全、技术交底，使试运行人员熟悉图纸、明确方法及安全文明施工要求，按试运行大纲和各归口部门要求进行。未接受交底人员不得进行启动试运行。
5、启动试运行前的检查
5.1 太阳能光伏板检查
5.1.1 太阳能光伏板已按设计及厂家要求安装完毕，设备完好；
5.1.2 太阳能光伏板与支架之间可靠固定，连接线已正确连接，接地可靠； 5.1.3 太阳能光伏板组串开路电压、短路电流均已测试完成，具备发电条件。5.2 汇流箱（01~20-HLX01~14）检查
5.2.1 汇流箱（01~20-HLX01~14）已按设计要求安装完毕，接线完成，接地良好； 5.2.2 各太阳能电池方阵的正、负极保险均已投入； 5.2.3 汇流箱（01~20-HLX01~14）输出开关在合位；
5.2.4各太阳能电池组串的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）。
5.3 逆变器（01~20-NBQ01、02）、直流柜（01~20-ZLG01、02）检查
5.3.1 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的所有设备已安装完毕并检验合格，接地系统良好；
54.3.2 01#-20#逆变器（01~20-NBQ01、02）系统的单体调试已完成，设备状态良好，具备启动试运行调试条件；
5.3.3 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）的各直流开关均在断开位置，测量各直流开关进线侧的开路电压满足并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；
5.3.4 检查01#-20#低压直流柜（01~20-ZLG01、02）至逆变柜（01~20-NBQ01、02）之间的直流空开在断开位置；
5.3.5 检查逆变器（01~20-NBQ01、02）电网侧空开在断开位置。5.4 01#-20#箱式变压器（01~20-XB）检查
5.4.1 检查所有设备已安装完毕并试验合格，接地系统良好；
5.4.2检查35KV箱变（01~20-XB）高压侧负荷开关、低压侧断路器均在分闸位置。5.5 35KV系统检查
5.5.1 35KV开关柜（GY02、GY03）已安装完毕并试验合格，具备带电条件；
5.5.2 检查35KV各断路器在试验位，并在分闸状态，35KV母线PT（GY04）在投入位置； 5.5.3 35KV高压电缆已敷设安装完毕并试验合格，具备带电条件； 5.5.4 设备接地系统施工完成，接地良好。5.6 厂用电系统检查
厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格，已接通电源投入正常工作；备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。5.7 照明系统检查
各主要工作场所（中控室、35KV开关室、逆变器室等）的照明系统已安装完毕并已投运正常运行。
5.8 电气二次系统检查
5.8.1 下列电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证其动作的准确性。（1）35KV操作回路；（2）厂用电系统操作回路；
（3）35KV箱变（01~20-XB）操作回路；
（4）逆变器（01~20-NBQ01、02）系统操作回路；（5）直流（01~20-ZLG01、02）系统操作回路；
5.8.2 35KV保护系统已安装调试完毕，电流、电压回路检查完毕，保护装置模拟试验动作均正常，保护定值已按设计定值整定。
5.8.3 监控系统已安装调试完毕，具备启动试运行条件。5.8.4 电能计量系统已安装调试完毕。5.9 其他
5.9.1 启动试验需使用的表计、试验设备等准备完毕并校验合格；
5.9.2 中控室、35KV开关室（GY02、GY03）、逆变器室（01#-20#）等重要部位配备必要的临时消防设备；
5.9.3 配备必要的电话、对讲机等通讯设施。
6、启动试验程序
6.1 35KV系统送电
6.1.1 合35KV光伏出线柜（GY06）开关，35KV站用变及消弧线圈室、出线高压电缆带电，检查变压器及高压电缆带电工作正常；
6.1.2 检查35KV出线断路器开关柜（GY06）高压带电显示正常；
6.1.3 将35KV出线断路器至工作位，现地合断路器，对35KV母线充电，检查断路器及35KV母线带电工作正常；
6.1.4 检查35KV母线PT（GY04）二次侧各支路电压幅值、频率、相位、相序均正常； 6.1.5 检查35KV各开关柜（GY02、GY03）上安装的各测控装置显示正确，各表计显示正确。
6.2 01#-20#箱式变压器送电
6.2.1 合箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；
6.2.2 将35KVⅠ、Ⅱ号进线柜（GY02、GY03）断路器小车摇至工作位，现地合断路器对箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变应工作正常，并记录冲击前、后变压器的温度；
6.2.3 最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。6.3 逆变器电网侧送电
依次合01#-20#箱式变压器低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置及表计显示正确。6.4 逆变器并网调试
6.4.1 检查逆变器电网侧的线电压和频率是否满足逆变器并网要求（电网工作电压范围（V）：315/270, 电网工作频率范围：47HZ～52HZ），并检查测得数值是否与逆变器控制器显示的数值一致；
6.4.2 测量每一个汇流箱输（01~20-HLX01~14）出到1#-20#低压直流柜之间直流电压，检查直流电压是否符合并网要求（不超过最大输入电压：DC1000V）；
6.4.3先任意合上01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的一个直流输出空开，再合上并网逆变器直流侧空开，在小功率情况下进行并网调试；
6.4.4 小功率并网成功后，检查35KV各相关电流互感器二次侧各支路的电流幅值、相位、相序并记录；
6.4.5 电流回路检查完毕后，再依次合上剩余的01#-20#低压直流柜到逆变柜之间的所有直流输出空开，进行大功率并网调试； 6.4.6 记录设备运行的各种数据；
6.4.7 进行逆变器正常开停机、事故停机及紧急停机等各项试验，验证各项控制功能的正确性。7、240h试运行
7.1 完成上述全部试验内容并经验证合格后，系统即具备并网240h试运行条件； 7.2 试运行根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数； 7.3 240h试运行结束后，检查处理试运行中发现的所有缺陷。
8、启动试运行安全措施
8.1 各主要部位应清洁无杂物，各部位通道畅通，各孔洞盖板封堵完毕。无关人员不得进入现场；
8.2 启动前应对参加启动试运行的工作人员进行安全及技术交底。做到分工明确，责任到位。各监测人员应集中精力，根据要求进行测量并加强巡视。启动或运行时发现异常情况要及时报告。值班人员和监测人员不得擅离岗位；
8.3 为保证启动试运行过程通讯畅通，配备4部无线电对讲机；
8.4 所有试验项目进行前必须获得总指挥批准，完成后应及时报告总指挥； 8.5并网试验须经调度批准后进行；
8.6 加强现场保卫工作，闲杂人员不得在试验场所逗留，严禁乱动光伏板、开关等设备； 8.7 电站内对各系统有影响的其他工作必须停止，待系统停止工作时后方进行。
第三篇：光伏电站并网试运行方案
光 伏 发 电 项 目
并 网 试 运 行 方 案
xxxxxxxx工程有限公司 第 1 页
目
录
一、工程目标...................................................................................................................................3 1.1.质量目标..........................................................................................................................3 1.2.工期目标..........................................................................................................................3
二、启动试行前准备.....................................................................................................................3
四、启动试运行应具备的条件.......................................................................................................4
五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合...............................................................4
六、启动试运行内容及步骤...........................................................................................................4 6.1 启动前现场准备和设备检查............................................................................................4 6.1.1 一次设备检查.........................................................................................................4 6.1.2二次设备检查和保护投退......................................................................................5 6.2 启动试运行步骤................................................................................................................5 6.2.1 35KV母线充电.......................................................................................................5 6.2.2 #1接地变充电.........................................................................................................5 6.2.3 无功补偿装置充电.................................................................................................6 6.2.4 35KV光伏进线一充电
.......................................................................................6 6.2.5箱变充电..................................................................................................................6 6.2.6 逆变器并网调试.....................................................................................................6
七、质量管理体系与保证措施.......................................................................................................6 7.1 质量方针、目标................................................................................................................6 7.2质量保证措施.....................................................................................................................7 7.3工序质量检验和质量控制.................................................................................................8 7.4 施工现场安全生产交底....................................................................................................9 7.5安全生产管理岗位及职责...............................................................................................10 7.6 安全生产管理措施..........................................................................................................11
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一、工程目标
1.1.质量目标
工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。1.2.工期目标
开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。
二、启动试行前准备
1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。
2.所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。
3.与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。
4.启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。
5.启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。
7.与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。
8.施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。
三、启动试运行范围
35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
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四、启动试运行应具备的条件
1.新启动电站与地调、省调之间的通信能满足调试运行要求，启动设备相关的运动信息能正常传送到地调、省调。
2.所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调试机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。
3.所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施已经拆除，所有施工人员全部撤离现场，现场具备送电条件。4.35KV线路完好。
5.已向地调、省调报送启动申请。
6.参加启动运行有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关运行规程规定。启动运行有关的维护单位应根据启委会批准的启动运行方案，提前准备操作票。
五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合1.35KV进线开关柜处于冷备用状态。
2.35KV母线PT柜开关柜在运行状态。3.其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。
4.光伏区7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位。
六、启动试运行内容及步骤
6.1 启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令，现场值班人员接令操作，施工方人员监护，按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。
6.1.1 一次设备检查
1.检查确认35KV进线开关柜处于冷备用状态。
2.检查确认35KV母线PT开关柜在运行状态。
第 4 页 3.检查确认其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。
4.检查确认7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位，1-7#箱变档位在“关”位置。
5.检查确认有关接地线全部拆除。
6.检查1-200#逆变器交直流侧开关在断开位置。6.1.2二次设备检查和保护投退
1.按定值单投入35KV母线及35KV各开关保护定值，投入35KV控制、保护、信号、电机等电源，投入35KV线路PT二次空开。
2.投入所有与试运行有关的电机电源。
6.2 启动试运行步骤
6.2.1 35KV母线充电
1.合上35KV母线PT小车刀闸35189。
2.合上35KV海勘线3511断路器对35KV母线进行充电。
3.检查35KV母线进行充电正常。
4.测量35KV母线PT的二次电压和开口三角电压、相序，正常后投入35KV母线PT二次空开，检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的35KV母线PT二次电压正确，并对35KV母线PT二次电压和35KV母线PT二次电压进行核相。
6.2.2 #1接地变充电
1.将35KV#1接地变开关柜小车摇至工作位置。
2.合上35KV#1接地变开关柜，对#1接地变充电。
3.检查#1接地变充电正常。
4.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
第 5 页 6.2.3 无功补偿装置充电
1.将35KV无功补充装置开关小车摇至工作位置。2.合上35KV无功补偿装置开关，对无功补偿装置充电。
3.检查无功补偿装置充电正常。
4.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
6.2.4 35KV光伏进线一充电
1.检查光伏进线至箱变高压侧负荷开关在断开位置。
2.检查光伏进线开关小车摇到工作位置。
3.检查光伏进线一开关，对1#光伏进线充电。
4.检查光伏进线一充电正常。
5.检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
6.2.5箱变充电
1.检查1#箱变低压侧开关在断开位置。
2.合上1#箱变高压侧负荷开关，对1#箱变充电。
3.检查1#箱变充电正常。
4.检查主控室和1#箱变的保护装置、测控装置、后台监控的数据正常。
其他箱变同上
6.2.6 逆变器并网调试
逆变器并网调试由逆变器厂家负责调试并网
七、质量管理体系与保证措施
7.1 质量方针、目标
质量方针和质量目标
第 6 页 1）质量方针——以完善有效的质量体系运行于工程实施过程中的每一个环节，以优异的工程质量和服务让客户满意。
2）质量目标——按照GB/T19001-IS09001质量体系要求及工程相关要求使施工管理达到建筑部“示范工程建筑”管理。保质、按时、全面地完成工程安装，竣工验收达到国家验收标准规定和招标文件的技术规范要求。7.2质量保证措施
1）按照质保工作程序落实各级管理人员和操作者的质量职能。施工管理人员和操作者要掌握负责的工种项目概况。施工机具、检测设备、测量仪器、计量器具的保证，质量保证措施的落实，为施工现场创造良好的施工条件。
2）在工程实施过程中，实行质量责任制和质量否决权，从对供货商的选择到对材料和设备的质量把关、设计文件的控制和实施过程质量的监督管理，对出现的质量总是要坚持“四不放过”原则，不放松任一环节的质量控制，坚决制止对工程质量有不良影响的作业。
3）制定详细而周密的工程实施总体质量实施计划，明确规定每一实施过程的质量控制内容、控制方式、质量要求和负责人，便于在整个工程实施中真正实现质量监督和管理。
4）按方案设计和合同要求以及有关设计规范和标准监督系统的设计质量，并做好设计的组织、协调和沟通工作。对施工图进行细化，并报请进行评审。
5）指定专人做好施工质量的现场检查，详细记录检查的有关情况，及时反馈发现的问题并立即组织进行纠正。检查人员要熟悉设计文件和施工规范及标准，并认真执行。
6）加强技术管理，贯彻技术管理制度。施工前认真做好技术交底，分部工程按工种进行交底，施工中认真检查执行情况，做好隐蔽工程记录，全面开展质量管理活动，认真组织工程质量检查和评定，做好工程技术资料收集整理工作。质检员及时做好检查监督，并及时与监理和业主代表联系，经确认符合要求即进入下道工序的施工，凡不合格的坚决不准进行下一道工序，确保将工程的质量隐患消灭在萌芽状态。严格要求检验人员、生产人员按照 第 7 页 IS09001标准要求做好质量记录，如实记录产品质量形成过程中的客观状态和产品的最终状态。7.3工序质量检验和质量控制
1）施工过程中，通过对工序质量的监督检验，防止由于偶然性和异常性原因，特别是异常性原因产生的质量文图的积累和延续，减少人力物力损失，借助检验资料分析，及时发现操作者、施工机具、材料、施工方法、操作环境及管理上的问题，及时采取措施纠正或改进，保持工序施工良好的工作环境。
2）质量管理工作要正确处理好三个关系： 1.正确处理质量与进度的关系
工程质量是通过数量形式来表现的。但是数量是在质量基础上产生的。因此必须以质量为中心。当质量与进度产生矛盾时，应优先考虑质量，在保证质量的前提下，从好中求快。
2.处理好技术工作和业务管理的关系
技术工作和其它业务工作都是企业经营的重要支柱，不能单纯认为工种质量管理主要是依靠技术工作，忽视业务管理，必须技术工作和其它业务工作一起抓，才能使企业获得全面的经济效益。
3.正确处理质量和成本的关系
任何产品没有质量都是无效的劳动。降低成本是提高经济效益的主要途径，但必须从保证质量、加强管理、提高工效、降低消耗入手，在好中求省。
4.施工中严把四关：
一、是严把图纸关，首先对图纸进行会审，了解设计意图，其次严格按图纸和规范要求组织实施。
二、是严把测量放线关，对工程的控制点、位置、断面进行复核，根据复核测量成果进行测量控制，负责施工测量放线。
三、是严把材料质量及试验关，对施工中所需的原材料按招标文件要求进行采购，并按程序文件中的有关程序进行检验和控制，选择合格供方把好材料关，杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。
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四、是严把过程工序质量关，施工中严格把好土方开挖、基础施工、支架安装、电池板安装、线缆敷设、控制器逆变器安装，避雷装置及接地、电气施工、系统调试质量关。实行施工全过程的自控检查，做到施工前有技术交底，施工中有检查指导，施工后有总结。开展自检、互检、交接检，自检合格后，请监理工程师复验，任何一项工程的施工做到监理工程师和业主满意。
3）施工过程质量控制措施：
1.施工过程的质量控制主要通过质量体系的正常运行，按照设计及规范与招标文件《技术条款》要求，对各分项工程进行延续性检验和评价。
2.加强技术管理的基础工作，施工中队隐蔽工程和每道工序严格执行施工质量“三检制”和“联检制”，坚持施工班组自检，互检和专职质检员终检制度。在三检合格的基础上，由质检员向监理工程师报验，质检员同监理工程师对申请验收部位进行联合检查，联检合格后，由监理工程师在保荐资料上签字后，方可进行下道工序的施工作业。
3.为了达到过程的有效控制，必须做到质量、成本、工期三位一体。施工过程中，明确项目部成员的控制任务，进行密切协作，做好技术交底和样板示范工作，建立关键工序的管理点和控制点，做好对设计变更，工艺改和所有施工文件的控制工作。
4.加强与业主、监理、设计单位的联系，在施工技术方面取得广泛的合作与支持，并及时解决施工中遇到的技术难题和问题。7.4 施工现场安全生产交底
1）贯彻执行劳动保护、安全生产、消防工作的各类法规、条例、规定，遵守工地的安全生产制度和规定。
2）施工负责人必须对职工进行安全生产教育，增强法制观念和提高职工和安全生产思想意识及自我保护能力，自觉遵守安全纪律、安全生产制度，服从安全生产管理。
3）所有的施工及管理人员必须严格遵守安全生产纪律，正确穿、戴和使用好劳动防护用品。
第 9 页 4）认真贯彻执行工地分部分项、工种及施工技术交底要求。施工负责人必须检查具体施工人员的落实情况，并经常性督促、指导，确保施工安全。
5）施工负责人应对所属施工及生活区域的施工安全质量、防火、治安、生活各方面全面负责。
6）按规定做好“三上岗”、“一讲评”活动。即做好上岗交底、上岗检查、上岗记录及周安全评比活动，定期检查工地安全活动、安全防火、生活卫生，做好检查活动的有关记录。
7）对施工区域、作业环境、操作设施设备、工具用具等必须认真检查。发现问题和隐患，立即停止施工并落实整改，确认安全后方准施工。
8）机械设备、脚手架等设施，使用前需经有关单位按规定验收，并做好验收交付使用的局面手续。租赁的大型机械设备现场组装后，经验收、负荷试验及有关单位颁发准用证方可使用，严禁在未经验收或验收不合格的情况下投入使用。
9）对于施工现场的脚手架、设施、设备的各种安全设施、安全标志和警告牌等不得擅自拆除、变动，必须经指定负责人及安全管理员同意，并采取必要可靠的安全措施后方能拆除。
10）特殊工种的操作人员必须按规定经有关部门培训，考核合格够持有效证件上岗作业。起重吊装人员遵守十不吊规定，严禁不懂电气、机械的人员擅自操作使用电器、机械设备。7.5安全生产管理岗位及职责
1）项目经理为安全生第一责任人，对安全生产负总得领导责任。2）各劳动分包项目经理作为安全生产分管负责人，协助安全生产第一责任人对安全生产负具体的领导责任。
3）专职安全员负责制定并检查、督促实施安全措施，组织开展安全教育、培训及群众安全管理活动，传达和实施工程指挥部安全指标，并负责对特种作业人员的培训、考核和管理。
4）项目部兼职安全员负责协助专职安全员，在检查施工质量的同时，对现场及时发现的安全问题及时提出整改意见。
第 10 页 5）各作业队安全员对本队的安全生产负有直接责任，负责组织本队职工的安全思想教育，安全规章和操作方法的学习与实施，组织领导全队以及各班组的安全活动。在每天开工前对工人的防护情况，机电设备，生产工具以及工作地点和工作环境的安全设施进行详细的检查，发现问题及时纠正或上报，以便迅速处理，并负责具体组织安全活动，将活动情况向领导汇报。
6）各工序作业施工人员严格执行各项安全生产操作规程，并积极参加各种学习和培训，增强自己的安全意识。7.6 安全生产管理措施
1）建立健全安全管理制度。主要包括安全教育和考核制度，安全月活动制度，安全检查评比制度，班组安全活动制度等。同时，根据工程特点和不同施工阶段，提出不同的安全重点和要求。若发生事故严格按照“三步放过”原则进行处理，即事故原因分析不清不放过，事故责任者和群众没有受到教育不放过，没有防范措施不放过。
2）认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针。
3）按照招标文件要求编印安全防护手册发给全体职工，工人上岗前进行安全操作的考试和考核，合格者才准上岗。
4）实施安全检查和安全会议制度，每周一召开安全生产例会，由质安部主持，各部门、作业队负责人参加，对上周的安全工作进行总结，对本周的安全工作进行布置。
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第四篇：光伏电站验收规范(分布式)
光伏电站验收规范标准（分布式）
1、范围
为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。
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 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》
GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》
GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》
GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》
GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》
DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》
CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》
3、术语和定义
下列术语和定义适用于本规范。3.1屋顶分布式光伏发电项目
接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。3.2光伏连接器
用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。
4、验收组织及流程
4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。4.1.1项目单位的组成应符合下列要求：
1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。
2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。4.1.2验收小组的组成应符合下列要求： 1)应至少包含三名成员
2)成员宜涵盖光伏系统、电气及接入、土建安装和运维等领域。
4.2验收小组首先听取总承包单位的项目汇报，并检查项目是否符合前置要求，此后对项目进行实地检查及资料审查，针对验收中存在的问题与项目单位逐一确认后，形成书面验收意见。
4.2.1实地检查和资料审查中，验收小组应对所有必查项逐条检查，如不符合相应要求，则验收结论为不合格。
1)本规范中列出的检查项，除非特别标注，均为必查项。
2)不合格的必查项应在验收意见中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。
4.2.2实地检查和资料审查中，验收小组如发现不符合相应要求的备查项，应在验收结论中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。
4.2.3实地检查和资料审查中，验收小组如发现实施到位符合要求的加分项，应在验收结论中明确列出，并给出特点说明。
4.2.4书面验收意见应有验收小组全体成员签字（参见表A.1）。
5、非户用项目验收 5.1前置要求
小组若发现项目存在以下情况，则不予验收： 1)临时建筑。
2)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.1）。3)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.2）。4)有大量粉尘、热量、腐蚀气体、油烟等影响的建筑。5)屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的建筑。6)与屋顶业主因项目质量存在纠纷。7)其它根据相关标准规定不能安装屋顶分布式光伏发电项目的建筑。
5.2土建及屋面部分
5.2.1混凝土基础、屋顶混凝土结构块或承压块（异形块）及砌体应符合下列要求： 1)外表应无严重的裂缝、蜂窝麻面、孔洞、露筋情况。2)所用混凝土的强度符合设计规范要求。
3)砌筑整齐平整，无明显歪斜、前后错位和高底错位。
4)与原建（构）筑物连接应连接牢固可靠，连接处做好防腐和防水处理，屋顶防水结构未见明显受损。
5)配电箱、逆变器等设备壁挂安装于墙体时，墙体结构荷载需满足要求。6)如采用结构胶粘结地脚螺栓，连接处应牢固无松动。7)预埋地脚螺栓和预埋件螺母、垫圈三者匹配配套，预埋地脚螺栓的螺纹和螺母完好无损，安装平整、牢固、无松动，防腐处理规范。（该项为备查项）
8)屋面保持清洁完整，无积水、油污、杂物，有通道、楼梯的平台处无杂物阻塞。（该项为加分项）
5.2.2光伏组件与组件方阵
5.2.2.1现场检查应符合下列要求： 1)组件标签同认证证书保持一致。
2)组件安装按设计图纸进行，组件方阵与方阵位置、连接数量和路径应符合设计要求。3)组件方阵平整美观，平面和边缘无波浪形。
5.2.2.2光伏组件不得出现破碎、开裂、弯曲或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒。
5.2.2.3光伏连接器应符合下列要求：
1)外观完好，表面不得出现严重破损裂纹。
2)接头压接牢固，固定牢固，不得出现自然垂地的现象。3)不得放置于积水区域。
4)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。5.2.3光伏支架应符合下列要求：
1)外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。
2)采用紧固件的支架，紧固应牢固，不得出现抱箍松动和弹垫未压平现象。3)支架安装整齐，不得出现明显错位、偏移和歪斜。4)支架及紧固件材料防腐处理符合规范要求。5.2.4电缆
5.2.4.1电缆外观与标识应符合下列要求：
1)外观完好，表面无破损，重要标识无模糊脱落现象。2)电缆两端应设置规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.4.2电缆敷设应符合下列要求：
1)电缆应排列整齐和固定牢固，采取保护措施，不得出现自然下垂现象；电缆原则上不应直接暴露在阳光下，应采取桥架、管线等防护措施或使用辐照型电缆。
2)单芯交流电缆的敷设应严格符合相关规范要求，以避免涡流现象的产生，严禁单独敷设在金属管或桥架内。
3)双拼和多拼电缆的敷设应严格保证路径同程、电气参数一致。
4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。各类配电设备进出口处均应密封性好。
5.2.4.3电缆连接应符合下列要求：
1)应采用专用的电缆中间连接器，或设置专用的电缆连接盒（箱）。2)当采用铝或铝合金电缆时，在铜铝连接时，应采用铜铝过渡接头。3)直流侧的连接电缆，采用光伏专用电缆。5.2.5桥架与管线
桥架与管线应符合下列要求：
1)布置整齐美观，转弯半径应符合规范要求。
2)桥架、管线与支撑架连接牢固无松动，支撑件排列均匀、连接牢固稳定。3)屋顶和引下桥架盖板应采取加固措施。
4)桥架与管线及连接固定位置防腐处理符合规范要求，不得出现明显锈蚀情况。5)屋顶管线不得采用普通PVC管。5.2.6汇流箱
汇流箱应符合下列要求：
1)应在显要位置设置铭牌、编号、高压警告标识，不得出现脱落和褪色。
2)箱体外观完好，无形变、破损迹象。箱门表面标志清晰，无明显划痕、掉漆等现象。3)箱体门内侧应有接线示意图，接线处应有明显的规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。4)箱体安装应牢固可靠，且不得遮挡组件，不得安装在易积水处或易燃易爆环境中。5)箱内接线牢固可靠，压接导线不得出现裸露铜丝，箱外电缆箱外电缆不应直接暴露在外。6)箱门及电缆孔洞密封严密，雨水不得进入箱体内；未使用的穿线孔洞应用防火泥封堵。7)箱体宜有防晒措施。（该项为加分项）5.2.7光伏并网逆变器 5.2.7.1标识与外观检查应符合下列要求：
1)应在显要位置设置铭牌，型号与设计一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。
2)外观完好，不得出现损坏和变形，无明显划痕、掉漆等现象。
3)有独立风道的逆变器，进风口与出风口不得有物体堵塞，散热风扇工作应正常。4)所接线缆应有规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.7.2安装检查应符合下列要求：
1)应安装在通风处，附近无发热源，且不得安装在易积水处和易燃易爆环境中。2)现场安装牢固可靠，安装固定处无裂痕。
3)壁挂式逆变器与安装支架的连接应牢固可靠，不得出现明显歪斜，不得影响墙体自身结构和功能。
5.2.7.3接线检查应符合下列要求： 1)接线应牢固可靠。
2)接头端子应完好无破损，未接的端子应安装密封盖。5.2.7.4鼓励采用性能稳定的微型逆变器或者组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）5.2.8防雷与接地
防雷与接地应符合下列要求：
1)接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。2)接地干线（网）连接、接地干线（网）与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺破外层氧化膜；当采用焊接连接时，焊接质量符合要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理。
3)带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外露壳导电部分应与接地干线（网）牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。4)接地线不应做其他用途。5.2.9巡检通道
巡检通道设置应符合下列要求：
1)屋顶应设置安全便利的上下屋面检修通道。
2)光伏阵列区应有设置合理的日常巡检通道，便于组件更换和冲洗。
3)巡检通道设置屋面保护措施，以防止巡检人员由于频繁踩踏而破坏屋面。（该项为加分项）
5.2.10监控装置
监控装置设置应符合下列要求：
1)环境监控仪安装无遮挡并可靠接地，牢固无松动。2)敷设线缆整齐美观，外皮无损伤，线扣间距均匀。
3)终端数据与逆变器、汇流箱数据一致，参数显示清晰，数据不得出现明显异常。4)数据采集装置和电参数监测设备宜有防护装置。（该项为加分项）5.2.11水清洁系统（该条为加分项）水清洁系统应符合下列要求：
1)如清洁用水接自市政自来水管网，应采取防倒流污染隔断措施。
2)管道安装牢固，标示明显，无漏水、渗水等现象发生；水压符合要求。3)保温层安装正确，外层清洁整齐，无破损。
4)出水阀门安装牢固，启闭灵活，无漏水渗水现象发生。5.3电气设备房及地面部分
5.3.1土建部分的检查项参见5.2.1中相关要求。5.3.2电气设备房
5.3.2.1室内布置应符合下列要求：
1)室内应整洁干净并有通风或空调设施，室内环境应满足设备正常运行和运检要求。2)室内应挂设值班制度、运维制度和光伏系统一次模拟图。3)室内应在明显位置设置灭火器等消防用具且标识正确、清晰。4)柜、台、箱、盘应合理布置，并设有安全间距。
5)室内安装的逆变器应保持干燥，通风散热良好，并做好防鼠措施。
6)有独立风道的逆变器，风道应具有防雨防虫措施，风道不得有物体遮挡封堵。5.3.2.2安装与接线应符合下列要求：
1)柜、台、箱、盘的电缆进出口应采用防火封堵措施。
2)设置接地干线，电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置应与接地干线可靠连接。3)装有电器的可开启门和金属框架的接地端子间，应选用截面积不小于4㎡的黄绿色绝缘铜芯软导线连接，导线应有标识。
4)电缆沟盖板应安装平整，并网开关柜应设双电源标识。5.3.2.3预装式设备房应符合下列要求：
1)预装式设备房原则上应安装在地面室外，其防护等级满足室外运行要求，并满足当地环境要求。
2)预装式设备房基础应高于室外地坪，周围排水通畅。
3)预装式设备房表面设置统一的标识牌，字迹清晰、不褪色，外观完好，无形变破损。4)预装式设备房内部带有高压的设施和设备，均应有高压警告标识。
5)预装式设备房或箱体的井门盖、窗和通风口需有完善的防尘、防虫、通风设施，以及防小动物进入和防渗漏雨水设施。
6)预装式设备房和门应可完全打开，灭火器应放置在门附近，并方便拿取。7)设备房室内设备应安装完好，检测报警系统完善，内门上附电气接线图和出厂试验报告。8)设备房外壳及内部的设施和电气设备中的屏蔽线应可靠接地。5.4集中监控室部分
5.4.1数据终端应符合下列要求：
1)
电站运行状态及发电数据应具备远程可视，可通过网页或手机远程查看电站运行状态及发电数据。
2)应显示电站当日发电量、累计发电量和发电功率，并支持历史数据查询和报表生成功能。3)显示信息宜包含汇流箱直流电流、直流电压、逆变器直流侧、交流侧电压电流，配电柜交流电流、交流电压和电气一次图。
4)显示信息宜包含太阳辐射、环境温度、组件温度、风速、风向等，并支持历史数据查询报和报表生成等功能。
5.4.2运行和维护应符合下列要求：
1)室内设备通风良好，并挂设运维制度和光伏系统一次模拟图。2)室内设备运行正常，并有日常巡检记录。
3)设有专职运维作业人员，熟悉项目每日发电情况，并佩戴上岗证。5.5资料审查
各检查项目参见表1。
表1 非户用屋顶分布式光伏发电项目资料审查表
6.3光伏组件与光伏方阵
光伏组件与方阵应符合下列要求：
1)安装方式应与竣工图纸一致。坡屋顶应用项目，原则上应选用光照条件良好的屋面，并采用坡面安装。如采用其它安装形式，应提供设计说明以及安全性计算书。2)现场查验组件标签，应同认证证书保持一致。3)组件表面不得出现严重色差，不得出现黄变。
4)光伏连接器应接头压接牢固，固定牢固。应采用耐候扎带绑扎在金属轨道上，不得出现自然重地或直接放在屋面上的情况。
5)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。6)接线盒粘胶牢固。（该项为备查项）7)抽查开路电压和电路电流，判断其功率和一致性，如所提供的第三方组件测试是在普通户外测试，允许小范围的偏差。（该项为备查项）6.4光伏支架
光伏支架应符合下列要求：
1)支架与建筑主体结构固定牢固。
2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有抱箍松动和弹垫未压平等现象。3)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜。
4)支架及紧固件材料经防腐处理，外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。6.5电缆
电缆应符合下列要求： 1)应采用防火阻燃电缆。
2)排列整齐，接线牢固且极性正确。
3)不得出现雨水进入室内或电表箱内的情况。4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。
5)光伏组串的引出电缆等宜有套管保护，管卡宜采用耐候性材料。（该项为加分项）6.6光伏并网逆变器
光伏并网逆变器应符合下列要求：
1)
应与建筑主体结构固定牢固，安装固定处无裂痕。2)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。
3)应在显要位置设置铭牌，型号与设计清单一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。
4)外观完好，不得出现损坏和变形。
5)应有采集功能和数据远程监控功能，监控模块安装牢固，外观无破损，信号正常。6)直流线缆应采用光伏专用线缆。
7)交直流连接头应连接牢固，避免松动，交直流进出线应套软管。8)如有超过一个逆变器，确保逆变器之间应有30cm以上间距。
9)鼓励采用性能稳定的微型逆变器或组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）6.7计量设备
计量设备应符合下列要求：
1)由电网公司安装，不得出现私装情况。2)外观不应出现明显损坏和变形。
3)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。4)箱内应标明光伏侧进线和并网侧出线。5)安装高度大于1.2米，便于查看。
6)箱内须配备符合安全需求的闸刀、断路器、浪涌保护器、过欠压保护器、漏电保护器五大件。
6.8防雷与接地
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽均应可靠接地。
6.9运行和维护
运行和维护应符合下列要求：
1）业主可以通过手机客户端查询到项目日发电量。2）业主具备项目基本运维知识。（该项为加分项）
3）由专业运维服务机构提供运维，并有日常巡检记录。（该项为加分项）4）验收前必须满足无故障连续运行168小时。
第五篇：光伏电站项目施工及验收情况
目录
一、光伏电站项目开发全过程---------------2
二、设计阶段-------2
三、施工建设-------2
3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4
四、工程验收-------4
4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8
六、工程试运行和移交生产验收------------9
6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9
七、系统检测及调试----------------------------9
7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12
光伏电站项目施工及验收
一、光伏电站项目开发全过程
项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期
二、设计阶段
现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图
三、施工建设
测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交
3.1设备到场验收：
组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：
1包装及密封均应良好
2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整
3产品的技术文件应齐全
4外观检查应完好无损
3.2支架到场检查：
1外观及防腐涂镀层应完好无损
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对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作
4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件
（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。
3.3支架安装流程
1固定支架安装应符合以下固定：
1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205
2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。
3支架安装过程中不应破摔支架防腐层
4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。
5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%
3.4光伏组件的安装流程
1光伏组件安装前
1支架安装必须应收合格
2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串
3光伏组件的外观及各部件应完好无损
2安装过程
1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装
2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定
3光伏组件安装允许偏差应符合
3.5光伏组件之间的接线：
1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求
2光伏组件间插接件应连接可靠
3外接电缆同插接件连接应搪锡
4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试
5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。
6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。
严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。
3.6汇流箱的安装
1汇流箱安装前
1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动
2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。
3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧
2汇流箱安装应符合下列要求：
1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。
2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm
3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。
3.7逆变器的安装
1逆变器安装前应：
1室内安装的逆变器安装前应具备：
1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。
2室内地面基础应施工完毕，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经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混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：
6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。
7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。
8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。
2逆变器安装应符合以下要求：
1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：
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逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。
5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。
6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
7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。
四、工程验收
施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收
安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：
1质量控制资料应该完整
2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整
3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定
4观感质量验收应符合要求
单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：
1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收
2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线布线的验收应符合下列要求：
1光伏组件串、并联方式应符合设计要求
2光伏组件串标识应符合设计要求
3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
4.3屋面混凝土预制支架基础：
1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定
2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。
3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。
4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。
5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：
1屋顶承重、平整度应符合设计要求
2电缆桥架应符合设计要求
3屋顶防水、排水设施应符合设计要求
建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：
安装工程应包括：支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部分项工程的验收。
1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。
2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：
1固定支架
1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定
2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）
3支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
4规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
5对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。
6固定式支架的防腐处理应符合设计要求。
7金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接
4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:
1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求
2光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象
3光伏组件间插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐美观
4光伏组件安装倾斜角度应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
6方阵的绝缘电阻应符合设计要求
4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：
1箱体安装位置应符合设计图纸要求
2汇流箱标识应齐全
3箱体和支架连接应牢靠
4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地
5安装高度和水平度应符合设计要求
4.9逆变器安装的验收应符合下列要求:
1设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。
2对调试记录及资料应进行复核。
3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极行
4逆变器的可靠接地
5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护所有绝缘和开关装置功能应正常
7散热风扇工作应正常
8逆变器和基础间连接应牢固可靠
9逆变器通风处理应符合设计要求
10逆变器悬挂式安装还应符合：
1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求
3水平度应符合设计要求
4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：
1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定
3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定
盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定
4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：
1线路敷设路径相关资料应完备齐备
2布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤，绑扎后的电缆应互相精密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀，松紧适度。
3信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求
4信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地
5传感器、变送器安装位置应能真实地反应被测量值，不应受其他因素的影响
6监控软件应符合设计要求
7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理上一级监控系统的需要及调度的要求
8监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作
9通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告
继电保护剂安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定
调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定
无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定
调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定
检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的有关规定
4.12防雷与接地安装的验收应符合：
1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合
1光伏方阵过电保护与接地的验收应依据设计的要求进行
2接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求
3连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求
4接地网接地电阻应符合设计要求
电气装置的防雷与接地安装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》GB50169的有关规定
建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定
4.13光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求：
1直流电缆规格应符合设计要求
2标志牌应装设齐全、正确、清晰
3电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求
4电缆连接接头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直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求
6防火措施应符合设计要求
交流电缆安装的验收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
4.14安全防范工程验收：
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、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。
安全防范工程的验收应符合：
1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。
工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定
4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。
4.15消防工程验收应符合：
1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齐备
消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核
3光伏电站消防应符合设计要求：
1符合设计要求
2建（构）筑构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，应满足建筑物的防火要求
4防火隔离措施应符合设计要求 光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求
6消防器材应按规定品种和数量排放齐全
7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：
1涉及电网安全生产管理体系验收
2电气主接线系统及场（站）用电系统验收
3继电保护、安全自动装置，电力通信，直流系统，光伏电站监控系统等验收。
4二次系统安全防护验收
5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
6通信系统与电网调度机构连接应正常
7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验
8光伏电站监控系统各项功能应运行正常
9并网逆变器应符合并网技术要求
六、工程试运行和移交生产验收
6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：
光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。
与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求
3设备及系统调试，宜在天气晴朗，天阳符合不低于400W/M2条件下进行
4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格
5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全
6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。
光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整
8运行人员应取得上岗培训资格
6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：
应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告
2应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善
3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求
4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。
5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求
6应检查并网逆变器、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求
7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成
8工程试运行过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成9应确定工程移交生产期限
10应对生产单位提出管理要求和建议。
11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”
6.3移交时应提交资料如下：
1工程竣工决算报告及审计报告
2竣工工程图纸
3工程概预算执行情况报告
4工程竣工报告
七、系统检测及调试
项目现场测试验收工作内容：
1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：
光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；
I-V特性曲线；
汇流箱功率测试；
逆变器转换效率；
光伏组串一致性；
2接地和绝缘电阻；
3电能质量，系统电气效率；
4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；
5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：
1光伏组件串测试前应具备以下条件：
1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。
2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确
汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好
4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试
2光伏组件串的检测应符合下列要求：
1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确
2相同测试条件的相同组件串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在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同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超常温等异常情况
5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。
逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测
1逆变调试前应具备：
1逆变器控制电源应具备投入条件
2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好
3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件
2逆变器调试前，应对其做好下列检查：
1逆变器接地应牢固可靠、导通性好
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档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。
5逆变器本体及各回路标识应清晰正确
6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。
逆变器调试应符合以下要求:
1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查
1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常
2人机界面上个参数设置应正确
3散热装置工作应正常
2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：
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
3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：
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，交流侧电压计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不应做出并网工作。
4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逆变器交流侧掉电
3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值
4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值
5逆变器直流输入过电流
6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围
7逆变器交流侧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
逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容
1光伏组件（或组件串）标称功率测试
在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。
光伏组件EL隐裂测试
使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。
光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试
使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。
5光伏组件热斑隐患测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。
光伏汇流箱热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容
并网点输出电能质量测试
使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试
使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。
逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。
系统整体转换效率测试
使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择
采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：
（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：
光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；
光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：
光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；
光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分
对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；
对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位
参考文献：光伏发电工程验收规范
GB/T50796-2012
光伏发电工程施工规范
GB50794-2012
光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28
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