光电系统施工规范及技术要求.doc

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1、天普新能源科技有限公司（光电部)作业文件编制： 日期： 审核： 日期： 批准： 日期： 目录1、 总则22、 术语23、 基本规定34、 土建工程44.1 一般规定：44.2 土方工程：54.3 支架基础：54.4 建（构）筑物75、 安装工程76、 设备与系统调试156.1 一般规定156.2 光伏组串调试166.3 跟踪系统调试176.4 逆变器调试186.5 其它电气设备调试216.6 二次系统调试217 消防工程237.1 一般规定237.2 火灾自动报警系统257.3 灭火系统261 环保与水土保持288.1 施工环境保护288.2 施工水土保持292 安全和职业健康309.1 一般

2、规定309.2 现场安全文明施工总体规划309.3 现场安全施工管理319.4 职业健康管理329.5 应急处理32光电系统施工规范及技术要求1、 总则1.1 为了规范光伏电站建设，做到技术先进、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，制定本规范1.2 施工范围包括光伏电站内的所有土建工程、设备安装工程、电气工程、设备调试、消防环保工程及防雷接地等1.3 施工人员在施工前应熟悉本规范和现行有关安全技术标准及产品的技术文件，并应经安全考试合格后方准上岗工作1.4 在光伏电站施工中，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定2、 术语2.1 并网光伏电站 grid-connected PV

3、power station接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。2.2 组件（太阳电池组件）module（ solar cell module）指具有封装及内部联接的，能单独提供直流电的输出，最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为光伏组件2.3 方阵(太阳电池方阵) array（ solar cell array）由若干个太阳电池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，地基、太阳跟踪器、温度控制器等类似的部件不包括在方阵中。又称为光伏方阵.2.4 汇流箱 Combiner在太阳能光伏发电系统中，将一定数量、规格相同的光伏组件串联起来，

4、组成一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联汇流后接入的装置。2.5 逆变器 inverter用于光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。2.6 光伏跟踪系统 PV tracking system 通过机械、电气及软硬件的联合作用，调整组件平面的空间角度，实现对太阳入射角跟踪，提高发电量的装置。包括单轴跟踪系统、双轴跟踪系统。2.7 光伏支架 PV support bracket是太阳能光伏发电系统中为了摆放，安装，固定太阳能面板设计的特殊的支架。3、 基本规定3.1 开工前应具备的条件：1 在工程开始施工之前，建设单位需取得相应的审批手续。2 施工单位的资质、特殊作业人员资质、施工机械、施工

5、材料、计量器具等已报审查完毕。3 施工图经过会审。4 施工单位根据施工总平面布置图要求布置施工临建设施完毕。5 工程定位测量应具备条件。 3.2 设备和材料的规格应符合设计要求,不得在工程中使用未经鉴定和不合格的设备材料。3.3 对设备进行开箱检查，其合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。3.4 设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。3.5 隐蔽工程部分，必须在隐蔽前会同有关单位做好中间检验及验收记录。3.6 施工记录齐全，施工试验记录齐全。4、 土建工程4.1 一般规定：v 基坑工程应满足建筑地基基础施工质量验收规范GB 50202

6、、建筑基坑支护规程JGJ120、建筑桩基技术规范JGJ94的要求。v 钢筋、钢材进场时，其品种、级别、规格和数量应符合设计要求。并按国家现行相关标准的规定抽取试件作力学性能检验，其质量应符合有关标准的规定，v 水泥进场时，应对其品种、级别、包装或散装仓号、出厂日期等进行检查，并应对其强度、安定性及其他必要的性能指标进行复验，其质量应符合现行国家标准的规定。v 模板及其支架应根据工程结构形式、荷载大小、地基土类别、施工设备和材料供应等条件进行设计、制作。模板及其支架应具有足够的承载能力、刚度和稳定性，能可靠地承受浇筑混凝土的重量、侧压力以及施工荷载。v 混凝土应严格按照试验室配合比进行拌制，混凝

7、土强度检验应符合混凝土强度检验评定标准GB 50107相关规定；如混凝土中掺用外加剂，相关质量及应用技术应符合现行国家标准混凝土外加剂GB 8076、混凝土外加剂应用技术规范GB 50119等规定。v 混凝土养护应按施工技术方案及时采取有效措施，并应符合下列规定：1 应在浇筑完毕后的12h以内对混凝土加以覆盖并保湿养护；浇水次数应能保持混凝土处于湿润状态；混凝土养护用水应与拌制用水相同；2 混凝土浇水养护的时间:对采用硅酸盐水泥、普通硅酸盐水泥或矿渣硅酸盐水泥拌制的混凝土，不得少于7d；对掺用缓凝型外加剂或有抗渗要求的混凝土，不得少于14d； 3 冬季混凝土宜采用塑料薄膜覆盖并保温养护。4 采

8、用塑料薄膜覆盖养护的混凝土，其全部表面应覆盖严密，并应保持塑料布内有凝结水； v 现浇混凝土基础浇筑结束后，如需进行沉降观测，应及时设立沉降观测标志，做好沉降观测记录。4.2 土方工程：v 光伏电站宜随地势而建。当根据图纸设计要求需要进行土方平整时，应按照先进行土方平衡与调配工作，然后再进行测量放线与土方开挖等工作的顺序进行。v 开挖场地内存在原有的沟道、管线等地下设施时，土方开挖之前应对原有的地下设施做好标记或相应的保护措施。v 工程施工之前应根据施工设计等资料，建立全场高程控制网、平面控制网。平面控制桩与水准控制点需要定期进行复测。v 土方开挖宜按照阵列方向通长开挖。基坑两侧宜堆放需要回填

9、的土方，多余的土方应运至弃土场地堆放。v 土方回填之前应检查回填土的含水量，并分层夯实。对于综合楼等重要工程，应现场试验检测合格。4.3 支架基础：v 现浇混凝土支架基础的施工应符合下列规定：1 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、水、杂物应清除干净。2 在基坑验槽后应立即浇筑垫层混凝土。3 支架基础混凝土浇筑前应对基础标高、轴线及模板安装情况做细致的检查并做自检记录，对钢筋隐蔽工程应进行验收，预埋件应按照设计图纸进行安装。4 基础拆模后，应由监理(建设)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。5

10、预埋件位置与设计图纸偏差不应超过5mm，外露的金属预埋件应进行防腐防锈处理。6 在同一支架基础混凝土浇筑时，混凝土浇筑间歇时间不宜超过2小时；超过2小时，则应按照施工缝处理。7 混凝土浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。8 顶部预埋件与钢支架支腿的焊接前，基础混凝土养护应达到100%强度。v 静压桩式基础的施工应符合下列规定：1 就位的桩应保持竖直，使千斤顶、桩节及压桩孔轴线重合，不应偏心加压。静压预制桩的桩头应安装钢桩帽。2 压桩过程中应检查压力、桩垂直度及压入深度，桩位平面偏差不得超过10mm，桩节垂直度偏差不得大于1%的桩节长。3 压桩应该连续进行，同一根桩中间间歇不宜超过30min。

11、压桩速度一般不宜超过2m/min。4 钢管外侧宜包裹土工膜，钢管内应通过填粒注浆防腐。v 屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：1 钢结构基础施工应不损害原建筑物主体结构，并应保证钢结构基础与原建筑物承重结构的连接牢固、可靠。2 接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。3 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，如根据设计要求不得不破坏原建筑物防水结构时，应根据原防水结构重新进行防水恢复。v 支架基础齐整度应符合下列标准：支架基础的轴线及标高偏差应符合表 1的规定：项目名称允许偏差同组支架基础之间同组支架基础之间2mm基础轴线偏差5mm方阵内基础之间基础

12、顶标高偏差5mm（东西方向、相同标高）基础轴线偏差10mm方阵内基础之间基础顶标高偏差10mm（南北方向、相同标高）基础轴线偏差10mm支架基础尺寸及垂直度偏差应符合表2的规定：项目名称允许偏差mm/全长基础垂直度偏差5mm基础截面尺寸偏差10mm支架基础预埋螺栓偏差应符合表3的规定：项目名称允许偏差同组支架的预埋螺栓顶面标高偏差10 mm位置偏差2 mm方阵内支架基础预埋螺栓顶面标高偏差30 mm（相同基础标高）位置偏差2 mm4.4 建（构）筑物1、光伏电站建（构）筑物应包括光伏方阵内建（构）筑物、站内建（构）筑物、大门、围墙等，光伏方阵内建（构）筑物主要是指变配电室等建（构）筑物。2、设

13、备基础应严格控制基础外露高度、尺寸与上部设备的匹配统一，混凝土基础表面应一次压光成型，不应进行二次抹灰。3、站内建（构）筑物应包括综合楼、升压站、门卫室等建筑物及其地基与基础。主体结构应满足工程建设国家标准管理办法规定及建筑工程施工质量验收统一标准GB 50300，严格按照实施工程建设强制性标准监督规定相关规定，贯彻执行工程建设标准强制性条文（2006版电力工程）、混凝土结构工程施工质量验收规范GB 50204等相关施工规范，建筑装饰装修、建筑屋面、建筑给水、排水及采暖、通风与空调应满足相关施工质量验收规范要求。站区大门位置、朝向应满足进站道路及设备运输需要。站区围墙应规整，避免过多凸凹尖角，

14、大门两侧围墙应尽可能为直线。5、 安装工程1、 一般规定1.1 设备的运输与保管应符合下列规定：1. 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。当产品有特殊要求时，尚应符合产品技术文件的规定。2. 设备到场后应作下列检查： 包装及密封应良好。 开箱检查型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。 产品的技术文件应齐全。 外观检查应完好无损。3. 设备宜存放在室内或能避雨、雪、风、沙的干燥场所，并应做好防护措施4. 保管期间应定期检查，做好防护工作。1.2 光伏电站的中间交接验收应符合下列规定：1. 光伏电站工程中间交接项目可包含：升

15、压站基础、高低压盘柜基础、逆变器基础、电气配电间、支架基础、电缆沟道、设备基础二次灌浆等。2. 土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证单”,并提供相关技术资料,交安装专业查验。中间交接验收签证单可按本标准附录D的格式填写。3. 中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目,移交单位负责整改合格。1.3 光伏电站的隐蔽工程施工应符合下列规定：a. 光伏电站安装工程的隐蔽工程应包括：接地、直埋电缆、高低压盘柜母线、变压器检查等b. 隐蔽工程隐蔽之前，承包人应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后向监理部提出验收申请。c. 监理工程师应在约定的时间组织相关人员与承包人共同

16、进行检查验收。如检测结果表明质量验收合格，监理工程师应在验收记录上签字，承包人可以进行工程隐蔽和继续施工；验收不合格，承包人应在监理工程师限定的期限内整改，整改后重新验收。隐蔽工程验收签证单应按照电力建设施工质量验收及评定规程2、 支架安装2.1 支架安装前应作下列准备工作：1. 支架到场后应作下列检查： 外观及保护层应完好无损。 型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。 产品的技术文件安装说明及安装图应齐全。2. 支架宜存放在能避雨、雪、风、沙的场所，存放处不得积水，应做好防潮防护措施。如存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所应做好防腐蚀工作。保管期间应定期检查，做好防护工作。3.

17、支架安装前安装单位应按照方阵土建基础“中间交接验收签证单”的技术要求对水平偏差和定位轴线的偏差进行查验，不合格的项目应按照本规范5.1.2条3款的规定进行整改后再进行安装。2.2 固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：a. 支架安装和紧固应符合下列要求： 钢构件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。 支架的紧固度应符合设计图纸要求及钢结构工程施工质量验收规范GB 50205中相关章节的要求。 组合式支架宜采用先组合框架后组合支撑及连接件的方式进行安装。 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

18、割扩孔。 手动可调式支架调整动作应灵活，高度角范围应满足技术协议中定义的范围。b. 支架安装的垂直度和角度应符合下列规定： 支架垂直度偏差每米不应大于1度，支架角度偏差度不应大于1度。 对不能满足安装要求的支架，应责成厂家进行现场整改。c. 固定及手动可调支架安装的允许偏差应符合表2.2中的规定：表2.2 固定及手动可调支架安装的允许偏差项目允许偏差（mm）中心线偏差2垂直度（每米）1水平偏差相邻横梁间1东西向全长（相同标高）10立柱面偏差相邻立柱间1东西向全长（相同轴线）52.3 跟踪式支架的安装应符合下列规定：1. 跟踪式支架与基础之间应固定牢固、可靠。2. 跟踪式支架安装的允许偏差应符合

19、设计或技术协议文件的规定。3. 跟踪式支架电机的安装应牢固、可靠。传动部分应动作灵活，且不应在转动过程中影响其他部件。 4. 聚光式跟踪系统的聚光镜宜在支架紧固完成后再安装，且应做好防护措施。5. 施工中的关键工序应做好检查、签证记录。2.4 支架的焊接工艺应满足设计要求，焊接部位应做防腐处理。2.5 支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好。3、 组件安装3.1 组件的运输与保管应符合制造厂的专门规定。3.2 组件安装前应作如下准备工作：1. 支架的安装工作应通过质量验收。2. 组件的型号、规格应符合设计要求。3. 组件的外观及各部件应完好无损4. 安装人员应经过相关安装知识培训

20、和技术交底。3.3 组件的安装应符合下列规定：1) 光伏组件安装应按照设计图纸进行。2) 组件固定螺栓的力矩值应符合制造厂或设计文件的规定。3) 组件安装允许偏差应符合表3.3规定：表3.3 组件安装允许偏差项目允许偏差倾斜角度偏差1组件边缘高差相邻组件间1 mm东西向全长（相同标高）10 mm组件平整度相邻组件间1 mm东西向全长（相同轴线及标高）5 mm3.4 组件之间的接线应符合以下要求：1. 组件连接数量和路径应符合设计要求。2. 组件间接插件应连接牢固。3. 外接电缆同插接件连接处应搪锡。4. 组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。5. 组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。3.

21、5 组件的安装和接线还应注意如下事项：1) 组件在安装前或安装完成后应进行抽检测试，测试结果应按照本规范附录A的格式进行填写。2) 组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线。3) 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。4) 组件之间连接线不应承受外力。5) 同一组串的正负极不宜短接。6) 单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用PVC管进行保护。7) 施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。8) 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品。不得触摸金属带电部位。9) 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。10) 严禁在雨天进行组件的连线工作。3.6 组件接地应符合下

22、列要求:1. 带边框的组件应将边框可靠接地。2. 不带边框的组件，其接地做法应符合制造厂要求。3. 组件接地电阻应符合设计要求。4、 汇流箱安装4.1 汇流箱安装前应做如下准备：1) 汇流箱的防护等级等技术标准应符合设计文件和合同文件的要求。2) 汇流箱内元器件完好，连接线无松动。3) 安装前汇流箱的所有开关和熔断器宜断开。4.2 汇流箱安装应符合以下要求：1. 安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件。2. 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm。3. 汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。4. 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2M（DC

23、1000V）。5. 汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。5、 逆变器安装5.1 逆变器安装前应作如下准备：1. 逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件： 屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。 室内地面基层应施工完毕，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。 进行装饰时有可能损坏已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。 对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。 混凝土基础及构件到达允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。 预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固。2. 检查安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无

24、损。3. 运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。4. 大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。5.2 逆变器的安装与调整应符合下列要求：1) 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5.2的规定。表5.2 逆变器基础型钢安装的允许偏差 项目允许偏差mm/mmm/全长不直度13水平度13位置误差及不平行度-32) 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) 逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。5) 逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。6) 逆变器内专用接地排必须可靠接地，10

25、0kW及以上的逆变器应保证两点接地；金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。7) 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，电缆极性正确、绝缘良好。8) 逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序。9) 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵。6、 电气二次系统6.1 二次系统盘柜不宜与基础型钢焊死。如继电保护盘、自动装置盘、远动通讯盘等。6.2 二次系统元器件安装除应符合电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50171的相关规定外，还应符合制造厂的专门规定。6.3 调度通讯设备、综合自动化及远动设备应由专业技术人员或厂家现场服

26、务人员进行安装或指导安装。6.4 二次回路接线应符合电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50171的相关规定。7、 其他电气设备安装7.1 光伏电站其它电气设备的安装应符合现行国家有关电气装置安装工程施工及验收规范的要求。7.2 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。7.3 安防监控设备的安装应符合安全防范工程技术规范GB 50348的相关规定。7.4 环境监测仪的安装应符合设计和生产厂家说明书的要求。8、 防雷与接地8.1 光伏电站防雷与接地系统安装应符合电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范GB 50169的相关规定，和设

27、计文件的要求。8.2 地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接。8.3 屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。9、 线路及电缆9.1 电缆线路的施工应符合电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范GB 50168的相关规定；安防综合布线系统的线缆敷设应符合建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范GB/T 50311的相关规定。9.2 通信电缆及光缆的敷设应符合光缆.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IEC 60794-3-12-20059.3 架空线路的施工应符合电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范GB 50173和110500kV架

28、空送电线路施工及验收规范 GB 50233的有关规定。9.4 线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。6、 设备与系统调试6.1 一般规定6.1.1 调试单位和人员应具备相应资质并通过报验。6.1.2 调试设备应检定合格。6.1.3 使用万用表进行测量时，必须保证万用表档位和量程正确。6.1.4 设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收。6.1.5 设备和系统调试前，建筑工程应具备下列条件：1. 所有装饰工作应完毕并清扫干净。2. 装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕，投入运行。3. 受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕。6.2 光伏组串调试6.2.1光伏组串调试前具备

29、下列条件：1. 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。2. 汇流箱内防反二极管极性应正确。3. 汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。4. 调试人员应具备相应电工资格或上岗证并配备相应劳动保护用品。5. 确保各回路熔断器在断开位置。6. 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。7. 监控回路应具备调试条件。8. 辐照度宜大于700W/的条件下测试，最低不应低于400W/。 6.2.2光伏组串调试检测应符合下列规定：1. 汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。2. 同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于5V。3. 组串电缆温度应无超常温的异常情况，确保

30、电缆无短路和破损。4. 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。5. 在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测。相同组串间电流应无异常波动或差异。6. 逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。7. 光伏组串测试完成后，应按照本规范附录B的格式填写记录。 6.2.3 逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定：1. 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。1) 先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。2) 先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器。2. 汇流箱总输出采用熔断器

31、，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。1) 先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。2) 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。3. 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。 汇流箱的监控功能应符合下列要求：1. 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。2. 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。6.3 跟踪系统调试6.3.1 跟踪系统调试前，应具备下列条件：1. 跟踪系统应与基础固定牢固，可靠；接地良好。2. 与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。3. 转

32、动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方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统应符合下列要求： 1. 跟踪系统动作方向应正确；传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。2. 跟踪系统跟踪的最大角度应满足技术要求。3. 极限位置保护应动作可靠。6.3.3 在自动模式调试前，应具备下列条件：1 手动模式下应调试完成。2 对采用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 跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求：1. 跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求。2. 风速超出正常工作范围时，跟踪系统应迅速做出避风动作；风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统应在设定时间内恢复到

33、正确跟踪位置。3. 跟踪系统在夜间应能够自动返回到水平位置或休眠状态，并关闭动力电源。4. 采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。5. 采用被动控制方式的跟踪系统在弱光条件下应能正常跟踪，不应受光线干扰产生错误动作。6.3.5 跟踪系统的监控功能调试应符合下列要求：1. 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。2. 监控系统应实时准确的反映跟踪系统的运行状态、数据和各种故障信息。具备远控功能的跟踪系统，应实时响应远方操作，动作准确可靠。6.4 逆变器调试6.4.1 逆变器调试前，应具备下列条件：1逆变器控制电源应具备投入条件。2逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性

34、正确、绝缘良好。3逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。4方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。6.4.2 逆变器调试前，应对其做下列检查：1. 逆变器接地应符合要求。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. 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。 5. 逆变器临时标识应清晰准确。6. 逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。6.4.3 逆变器调试应符合下列规定：1. 逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。2. 逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：1) 工作状态

35、指示灯、人机界面屏幕显示应正常。2) 人机界面上各参数设置应正确。3) 散热装置工作应正常。3. 逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：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。4. 逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作：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；交流侧电压及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下，不应作出并网动作。5. 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

36、变器，开启逆变器盘门。2) 逆变器网侧失电。3) 逆变器直流侧对地阻抗高于保护设定值。4) 逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值。5) 逆变器直流输入过电流。6) 逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围。7) 逆变器线路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。6. 逆变器的运行效率、防孤岛保护及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。6.4.4 逆变器调试时，还应注意以下几点： 1. 逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必须确认无电压残留后才允许作业。2. 逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器。3. 如需接触逆变器带电部位

37、，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源。4. 严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。6.4.5 施工人员应按照本规范附录C的格式填写施工记录。6.4.6 逆变器的监控功能调试应符合下列要求： 1 监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。2 监控系统应实时准确的反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息。3 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。6.5 其它电气设备调试6.5.1 电气设备的交接试验应符合电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150的相关规定。6.5.2 安防监控系统的调试应符合安全防范工程技术规范GB 50348 和视频

38、安防监控系统技术要求GA/T 367 的相关规定。6.5.3 环境监测仪的调试应符合产品技术文件的要求，监控仪器的功能应正常，测量误差应满足观测要求。6.6 二次系统调试6.6.1 二次系统的调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合。6.6.2 二次系统的调试内容主要应包括：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。6.6.3 计算机监控系统调试应符合下列规定：1. 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。2. 调试时可按照水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T 5065相关章节执行。3. 遥信、遥测、

39、遥控、遥调功能应准确、可靠。4. 计算机监控系统防误操作功能应准确、可靠。5. 计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确。6. 计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求。6.6.4 继电保护系统调试应符合下列规定：1. 调试时可按照继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 995相关规定执行2. 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，开关应跳闸，且保护动作应准确、可靠，动作时间应符合要求。3. 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。4. 站控层继电保护信息管理系统的站内通信、

40、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。5. 调试记录应齐全、准确。6.6.5 远动通信系统调试应符合下列规定：1. 远动通信装置电源应稳定、可靠。2. 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。3. 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。4. 远动系统主备切换功能应满足技术要求。6.6.6 电能量信息管理系统调试应符合下列规定：1. 电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定。2. 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

41、报告。3. 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。4. 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。5. 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。6.6.7 不间断电源系统调试应符合下列规定：1. 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2. 计算机监控系统应实时、准确的反应不间断电源的运行数据和状况。6.6.8 二次系统安全防护调试应符合下列规定：1. 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。 2. 二次系统安全防护相关设备运

42、行功能与参数应符合要求。3. 二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。 7 消防工程7.1 一般规定7.1.1 施工单位应具备相应等级的消防设施工程从业资质证书，并在其资质等级许可的业务范围内承揽工程。项目负责人及其主要的技术负责人应具备相应的管理或技术等级资格。7.1.2 施工前应具备相应的施工技术标准、工艺规程及实施方案、完善的质量管理体系、施工质量控制及检验制度。7.1.3 施工前应具备下列条件：1. 批准的施工设计图纸如平面图、系统图（展开系统原理图）、施工详图等图纸及说明书、设备表、材料表等技术文件应齐全；2. 设计单位应向施工、建设、监理单位进行技术交底；3. 主要设备、系统

43、组件、管材管件及其他设备、材料，应能保证正常施工，且通过设备、材料报验工作。4. 施工现场及施工中使用的水、电、气应满足施工要求，并应保证连续施工。7.1.4 施工过程质量控制，应按下列规定进行：1. 各工序应按施工技术标准进行质量控制，每道工序完成后，应进行检查，检查合格后方可进行下道工序；2. 相关各专业工种之间应进行交接检验，并经监理工程师签证后方可进行下道工序；3. 安装工程完工后，施工单位应按相关专业调试规定进行调试；4. 调试完工后，施工单位应向建设单位提供质量控制资料和各类施工过程质量检查记录；5. 施工过程质量检查组织应由监理工程师组织施工单位人员组成。7.1.5 消防部门验收

44、前，建设单位应组织施工、监理、设计和使用单位进行消防自验。7.2 火灾自动报警系统7.2.1 火灾自动报警系统施工应符合火灾自动报警系统施工及验收规范GB 50166的规定。7.2.2 火灾报警系统的布管和穿线工作，应与土建施工密切配合。在穿线前，应将管内或线槽内的积水及杂物清除干净。7.2.3 导线在管内或线槽内，不应有接头或扭结。导线的接头，应在接线盒内焊接或用端子连接。7.2.4 火灾自动报警系统调试，应先分别对探测器、区域报警控制器、集中报警控制器、火灾报警装置和消防控制设备等逐个进行单机通电检查，正常后方可进行系统调试。7.2.5 火灾自动报警系统通电后，可按照火灾报警控制器通用技术条件GB 4717的相关规定，对报警控制器进行下列功能检查： 1. 火灾报警自检功能； 2. 消音、复位功能；3. 故障报警功能；4. 火灾优先功能；5. 报警记忆功能；6. 电源自动转换和备用电源的自动充电功能；7. 备用电源的欠压和过压报警功能。7.2.6 火灾自动报警系统若与照明回路有联动功能，则联动功能应正常、可靠。7.2.7 监控系统应能够实时、准确的反应火灾自动报警系统的运行状态。7.2.8 火灾自动报警系统竣工时，施工单位应提交下列文件：1. 竣工图； 2. 设计变更文字记录；3. 施工记录(所括隐蔽工程验收记录)；4. 检验记录(包括绝缘电阻、接地电阻的测试记录)；5. 竣