中电联标准《光伏发电站施工规范》再次公开征求意见

从中电联获悉：10月15日，中电联印发标准《光伏发电站施工规范》征询专家意见函，再次就《光伏发电站施工规范》最新修订版本征询修改意见，为提交审查做好准备。

由协鑫能源工程有限公司牵头编制的中电联标准《光伏发电站施工规范》(以下简称：标准)，于2020年6月以视频会议形式通过了标准送审稿的审查。

按中电联标准编制工作程序，协鑫能源工程有限公司组织编制组根据送审稿审查会的审查意见，于2020年8月完成修编并形成修订版本。在此基础上，根据评审专家提出的修改意见，结合参编单位的行业意见，编制组再次对标准进行了修订。

本规范共分9章和3个附录，主要技术内容包括总则、术语、基本规定、土建工程、安装工程、设备和系统调试、消防工程、环保与水土保持、安全和职业健康等。

中电联标准《光伏发电站施工规范》公开征求意见本规范制订过程中，编制组进行了广泛、深入的调查研究，总结了我国在太阳能光伏发电站建设中的实践经验，同时参考了国外先进技术法规、技术标准。在此基础上以多种方式广泛征求了全国有关单位的意见，对主要问题进行了反复讨论和研究，最后经审查定稿。

同时，为便于广大施工建设、监理及科研、学校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，《光伏发电站施工规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明，还着重对强制性条文的强制性理由做了解释。

以下是光伏发电站施工规范(修订稿)V3.0版全文：

前言

本规范根据住房和城乡建设部《关于印发<2010年工程建设国家标准制订、修订计划>的通知》(建标[2010]43号)的要求，由协鑫能源工程有限公司会同有关单位共同编制完成。

本规范在编制过程中，编制组进行了广泛的调查分析，召开了多次专题研讨会，总结了近年来我国光伏发电站施工技术的实践经验，与国际先进的标准进行了比较和借鉴。在此基础上以多种方式广泛征求了全国有关单位的意见，对主要问题进行了反复讨论和研究，最后经审查定稿。

本规范共分9章和3个附录，主要技术内容包括总则、术语、基本规定、土建工程、安装工程、设备和系统调试、消防工程、环保与水土保持、安全和职业健康等。

本规范中以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。

本规范由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国电力企业联合会负责日常管理，由协鑫能源工程有限公司负责具体技术内容的解释，为了提高规范质量，请各单位在执行本规范的过程中，注意总结经验，积累资料，在使用中如发现本条文说明有欠妥之处，请寄送协鑫能源工程有限公司(地址：江苏省苏州市工业园区新庆路28号，邮政编码215000)，以供今后修订时参考。

本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：

主编单位：协鑫能源工程有限公司

参编单位：

主要起草人：

主要审查人：

目次

1总则1

2术语2

3基本规定3

4土建工程4

4.1一般规定4

4.2土方工程5

4.3支架基础5

4.4场地及地下设施8

4.5建(构)筑物9

5安装工程11

5.1一般规定11

5.2支架安装12

5.3光伏组件安装13

5.4汇流箱安装14

5.5逆变器安装15

5.6电气二次系统16

5.7其它电气设备安装17

5.8防雷与接地17

5.9架空线路及电缆18

6设备和系统调试19

6.1一般规定19

6.2光伏组件串测试19

6.3跟踪系统调试20

6.4逆变器调试21

6.5二次系统调试23

6.6其它电气设备调试25

7消防工程26

7.1一般规定26

7.2火灾自动报警系统26

7.3灭火系统27

8环保与水土保持29

8.1一般规定29

8.2施工环境保护29

8.3施工水土保持29

9安全和职业健康31

9.1一般规定31

9.2安全文明施工总体规划31

9.3安全施工管理31

9.4职业健康管理32

9.5应急处理32

附录A中间交接签证书33

附录B汇流箱回路测试记录表34

附录C并网逆变器现场检查测试表35

本规范用词说明36

引用标准名录37

附：条文说明39

总则

1.0.1为保证光伏发电站工程的施工质量，促进工程施工技术水平的提高，确保光伏发电站建设的安全可靠，制定本规范。(原有条文)

1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建光伏发电站，不适用于建筑一体化光伏发电工程。(修改条文)

1.0.3光伏发电站施工前应编制施工组织设计文件。应进行危险源、环境因素识别及评价，根据评价结果，编制专项施工方案和应急预案等。(修改条文)

1.0.4光伏发电站工程的施工，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。(原有条文)

2、术语

2.0.1光伏组件photovoltaic(PV)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。又称为太阳电池组件。(修改条文)

2.0.2光伏组件串photovoltaic(PV)modules string

在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有直流电输出的电路单元。(修改条文)

2.0.3光伏支架photovoltaic(PV) supporting bracket

光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架。简称支架。(修改条文)

2.0.4浮体floating body

漂浮在水面上用于安装光伏组件或支撑光伏发电系统关键设备或起其它辅助作用的漂浮系统的最小的单元。(新增条文)

2.0.5光伏方阵photovoltaic(PV) array

将光伏组件在电气上按一定方式连接在一起，并按一定规律进行排布、安装后构成的直流发电单元。又称光伏阵列。(新增条文)

2.0.6汇流箱combiner-box

在光伏发电系统中将若干个光伏组件串并联汇流后接入的装置。(原有条文)

2.0.7跟踪系统tracking system

通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐射量，以增加发电量的系统。(修改条文)

2.0.8逆变器inverter

光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。(原有条文)

2.0.9光伏发电系统photovoltaic(PV)power generation system

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能转换成交流电能的发电系统；光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和离网光伏发电系统；并网光伏发电系统按接入并网点的不同又可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。(新增条文)

2.0.10光伏发电站photovoltaic(PV)power station

以光伏发电系统为主，包含各类建(构)筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。(修改条文)

3、基本规定

3.0.1开工前应具备下列条件：(修改条文)

1.在工程开始施工之前，建设单位应取得相关的施工许可文件。

2.施工现场应具备水通、电通、路通、电讯通及场地平整的条件。

3.施工单位的资质、特殊作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕。

4.开工所必须的施工图应通过会审；设计交底应完成；施工组织设计及重大施工方案应已审批；项目划分及质量评定标准应确定。

5.施工单位根据施工总平面布置图要求布置施工临建设施应完毕。

6.工程定位测量基准应确立。

7.水上光伏发电站水下测绘工作已完成，水下障碍物已全部清理完毕。水深和航道满足运输要求。

3.0.2设备和材料的规格应符合设计要求,不得在工程中使用不合格的设备材料。(原有条文)

3.0.3满足产品要求的专门规定。(原有条文)

3.0.4对于水面作业、进场设备和材料的合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。(原有条文)

3.0.5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，应作业面高度在2m及以上、作业面坡度大于30゜等特殊作业环境的项目应编制专项施工方案，采取相应的安全防护措施。(新增条文)

3.0.6光伏发电站在大面积施工前，宜设置各工序样板工程，并将各工序的工艺标准、施工方案、验收标准挂于样板工程明显位置。(新增条文)

3.0.7水上作业平台应符合下列要求：(新增条文)

1.水上作业平台的设置应经充分论证，并制定专项设置方案，确保作业平台浮力、平面布置满足施工要求。

2.应做好水上作业平台的安全防护措施，防止设备材料，安装工具及施工人员等坠入水中。

3.0.8隐蔽工程应符合下列要求：(原有条文)

1.隐蔽工程隐蔽前，施工单位应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检合格后向监理方提出验收申请。

2.应经监理工程师验收合格后方可进行隐蔽，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》DL/T 5210相关要求的格式进行填写。

3.0.9施工过程记录及相关试验记录应齐全。(原有条文)

3.0.10雷雨、大雾、五级以上大风等恶劣天气，不得进行水上作业。(新增条文)

4土建工程

4.1一般规定

4.1.1土建工程的施工应按照现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300的相关规定执行。(新增条文)

4.1.2测量放线工作应按照现行国家标准《工程测量规范》GB 50026的相关规定执行。(新增条文)

4.1.3土建工程中使用的原材料进厂时，应进行下列检测：(修改条文)

1.原材料进场时应对品种、规格、外观和尺寸进行验收，材料包装应完好，应有产品合格证书、中文说明书及相关性能的检测报告。

2.钢筋进场时，应按现行国家标准《钢筋混凝土用钢》GB 1499等的规定抽取试件作力学性能检验。

3.钢构件进场时，应按现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205及《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB 50212等规定进行力学性能检验、防腐蚀检测。

4.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《通用硅酸盐水泥》GB 175等的规定。

4.1.4当国家规定或合同约定应对材料进行见证检测时或对材料的质量发生争议时，应进行见证检测。(原有条文)

4.1.5原材料进场后应分类进行保管，对钢筋、水泥等材料应存放在能避雨、雪的干燥场所，并应做好各项防护措施。(原有条文)

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的相关规定。(原有条文)

4.1.7对掺用外加剂的混凝土，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的相关规定。(原有条文)

4.1.8混凝土的冬期施工应符合现行行业标准《建筑工程冬期施工规程》JGJ/T 104的相关规定，严寒地区进行冬期施工应经充分论证，并制定冬期专项施工方案后实施。(修改条文)

4.1.9需要进行沉降观测的建(构)筑物，应按照现行国家标准《工程测量规范》GB50026的相关规定执行，及时设立沉降观测标志，做好沉降观测记录。(修改条文)

4.1.10支架基础施工前应按照现行行业标准《建筑桩基检测技术规范》JGJ 106的相关规定进行桩基强度和承载力检测试验。(新增条文)

4.1.11隐蔽工程可包括：混凝土浇筑前的钢筋检查、混凝土基础基槽回填前的质量检查等。在隐蔽工程的验收应符合本规范3.0.5条的要求。(原有条文)

4.2土方工程

4.2.1土方工程的施工应按照现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB 50202的相关规定执行，深基坑基础的土方工程施工还应按照现行行业标准《建筑基坑支护技术规程》JGJ 120的相关规定执行。(修改条文)

4.2.2土方工程的施工中如遇有爆破工程应按照现行国家标准《土方与爆破工程施工及验收规范》GBJ 201的相关规定执行。(原有条文)

4.2.3工程施工之前应建立全场高程控制网及平面控制网。高程控制点与平面控制点应采取必要保护措施，并应定期进行复测。(原有条文)

4.2.4土方开挖之前应对原有的地下设施做好标记，并应采取相应的保护措施。(原有条文)

4.2.5基坑(槽)开挖到设计标高后，应进行工程验槽。对支架基础应做好隐蔽工程验收记录。(新增条文)

4.2.6支架基础采用通长开挖方式时，在保证基坑安全的前提下，需要回填的土方宜就近堆放，多余的土方应运至弃土场地堆放。(原有条文)

4.2.7对有回填密实度要求的，应试验检测合格。(原有条文)

4.3支架基础

4.3.1扩展式基础包括混凝土独立基础及条形基础。扩展式基础的施工应按照现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204及《太阳能发电站支架基础技术规范》GB 51101的相关规定执行，并应符合下列要求：(修改条文)

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、杂物应清除干净。基础拆模后，应对外观质量和尺寸偏差进行检查，并及时对缺陷进行处理。

2.外露的金属预埋件应进行防腐处理。

3.在同一支架基础混凝土浇筑时，宜一次浇筑完成，混凝土浇筑间歇时间不应超过混凝土初凝时间，超过混凝土初凝时间应做施工缝处理，施工缝应留在结构受力较小且便于施工的部位。

4.混凝土浇筑时应防止离析，并应振捣密实，浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。

5.支架基础在安装支架前，混凝土养护达到50%的强度后方可安装上部支架，当采用焊接工艺时，养护达到70%的强度后方可施工。

6.支架基础的混凝土施工应根据与施工方式相一致的且便于控制施工质量的原则，按工作班次及施工段划分为若干检验批。

7.预制混凝土基础不应有影响结构性能、使用功能的尺寸偏差，对超过尺寸允许偏差且影响结构性能、使用功能的部位，应按技术处理方案进行处理，并重新检查验收。

4.3.2桩基础分为预制桩基础和灌注桩基础，预制桩基础可分为钢桩、混凝土预制桩、预应力混凝土桩。桩基础的施工应按照现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB 50202、《太阳能发电站支架基础技术规范》GB 51101及现行行业标准《建筑桩基技术规范》JGJ 94的相关规定执行，并应符合下列要求：(修改条文)

1.预制桩施工要求：

1)预制桩在进场后和施工前应进行外观及桩体质量检查。预应力混凝土桩到货检查中，必要时对做破坏性检查，确认内部配筋。

2)成桩设备的就位应稳固，设备在成桩过程中不应出现倾斜和偏移。

3)压桩过程中应检查压力、桩垂直度及压入深度。

4)预制桩施工过程中，桩身应保持竖直，不应偏心加载。

5)在密实的沙土和碎石土中施工螺旋桩时，如遇钻进困难可预成小孔后再旋拧，预成孔孔径不应超过桩杆直径。水上打桩过程应视土质和贯入速率及时调整桩锤的振幅和频率，低幅高频和高幅低频交替运用，宜采用经纬仪及时跟踪观测桩身状态。

6)桩打(压)入过程如遇贯入度剧变，桩身突然发生倾斜、位移或有严重回弹桩顶或桩身出现裂缝、破碎、变形等情况时，应暂停打桩并分析原因，采取相应措施。

7)预制桩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。采用低应变法检测桩身完整性，静载法或高应变法检测单桩承载力。低应变法抽检3%，每阵列抽检不少于3根。静载法每阵列抽检1%，且不少于3根，总桩数50根以内时不应少于2根。

8)预应力混凝土桩桩头外露的金属件应进行防腐处理。

2.灌注桩施工要求：

1)灌注桩施工宜采用干作业成孔。

2)灌注桩施工中应对成孔、清渣、放置加筋笼、灌注等进行全过程检查。

3)钻孔过程中钻杆应保持竖直稳固，位置准确。

4)钻进过程中应随时清理孔口积土，成孔达到设计深度后孔口应及时保护，混凝土灌注前应再次测量孔深，孔内虚土厚度不应超过20mm。

5)灌注桩成孔质量检查合格后，应尽快灌注混凝土(或水泥砂浆)，雨后应清理孔中积水，每根桩宜一次灌注完毕，并随即振捣密实。

6)灌注桩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。采用低应变法检测桩身完整性，静载法或高应变法检测单桩承载力。低应变法抽检3%，每阵列抽检不少于3根。用静载法每阵列抽检1%，且不少于3根，总桩数50根以内时不应少于2根。

4.3.3锚杆基础的施工应按照现行国家标准《太阳能发电站支架基础技术规范》GB 51101的相关规定执行，并应符合下列要求：(新增条文)

1.植筋锚杆施工要求：

1)成孔后应及时清孔，确保孔内灰渣清除干净，并保持孔道干燥。

2)注胶时从孔底往外注胶，边注边退，注胶应饱满，注胶量不应少于80%，且应确保钢筋植入后孔口溢胶并应防止漏胶。

3)钻孔内注完胶后，把经除锈处理过的钢筋立即放人孔口，然后慢慢单向旋入，不可中途逆向反转，直至钢筋伸入孔底。

4)植筋胶的固化时间应按产品的技术要求确定，并不应少于48h。植筋胶固化前不得扰动钢筋，不宜在锚固钢筋上施焊或使用气焊切割。

2.岩石锚杆施工要求：

1)锚杆筋体上宜焊接对中支架。

2)在灌注灌浆前应将锚杆孔清理干净。

3)对于易风化的岩石，应缩短从开孔至灌注的间歇时间。

4)灌浆料应振捣密实。

3.锚杆基础的现浇混凝土承台应与岩石连成整体，施工应符合本规范第4.3.1节的规定。

4.3.4屋面支架基础的施工应符合下列要求：(修改条文)

1.支架基础的施工不应损害原建筑物主体结构及防水层。

2.新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。

3.采用钢结构作为支架基础时，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。

4.支架基础采用夹具时，应与屋面波峰匹配，拉拔、防滑试验满足设计要求。

5.对原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。

6.接地的扁钢、角钢均应进行防腐处理。

4.3.5浮体的施工应符合下列要求：(新增条文)

1.应对浮体的外观、外型尺寸、水密性进行现场抽检，且满足设计要求

2.浮体拼装、浮体间的连接螺栓应按照设计图纸的要求进行安装。

3.连接好的主浮体、副浮体和边浮体宜按照设计图纸要求在组装作业平台上安装，成排预安装后以流水作业形式推入水中继续拼装。

4.岸边组装好的单元方阵用牵引船牵引至设计水域位置，及时进行锚固连接。

5.浮体中心线位置允许偏差不应大于±20mm。

4.3.6扩展式基础的尺寸允许偏差符合表4.3.6的规定：(修改条文)

表4.3.6扩展式基础的尺寸允许偏差

4.4场地及地下设施

4.4.1光伏发电站道路的施工宜采用永临结合的方式进行。(原有条文)

4.4.2道路的排水坡度及施工质量应满足设计要求。(修改条文)

4.4.3电缆沟的施工除应符合设计要求外，尚应符合以下要求：(原有条文)

1.电缆沟的预留孔洞应做好防水措施。

2.电缆沟道变形缝的施工应严格控制施工质量。

3.室外电缆沟盖板应做好防水措施。

4.4.4站区给排水管道的施工应符合下列要求：(原有条文)

1.地埋的给排水管道应与道路或地上建筑物的施工统筹考虑，先地下再地上。管道回填后应尽量避免二次开挖，管道埋设完毕应在地面做好标识。

2.给、排水管道的施工应符合现行国家标准《给水排水管道工程施工及验收规范》GB 50268的相关规定。

4.4.5雨水井口应按设计要求施工，如设计文件未明确时，现场施工应与场地标高协调一致；集水井一般宜低于场地20~50mm，雨水口周围的局部场地坡度宜控制在1~3%；施工时应在集水口周围采取滤水措施。(原有条文)

4.5建(构)筑物

4.5.1光伏发电站建(构)筑物应包括综合楼、配电室、升压站(开关站)、预制舱、大门及围墙等。(修改条文)

4.5.2建(构)筑物混凝土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的相关规定，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的相关规定。(原有条文)

4.5.3砌体工程的施工应符合现行国家标准《砌体工程施工质量验收规范》GB 50203的相关规定。(原有条文)

4.5.4屋面工程的施工应符合现行国家标准《屋面工程质量验收规范》GB 50207的相关规定。(原有条文)

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的相关规定。(原有条文)

4.5.6建筑装修工程的施工应符合现行国家标准《建筑装饰装修工程质量验收规范》GB 50210的相关规定。(原有条文)

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的相关规定。(原有条文)

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的相关规定。(新增条文)

4.5.9围墙的施工应符合现行国家标准《砌体工程施工质量验收规范》GB 50203的相关规定。编结网围栏的施工应符合现行行业标准《编结网围栏架设规范》JB/T 1012

5安装工程

5.1一般规定

5.1.1设备的运输应符合下列要求：(修改条文)

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。

5.1.2设备的到场卸货应符合下列要求：(新增条文)

1.卸货机械的主要性能参数指标应符合设备厂家的技术说明要求。

2.大件电气设备及光伏支架的卸货宜选用起重机吊装，吊具的选用应合理并符合设备厂家要求，起吊过程应平稳缓慢,不应产生较大晃动。

3.使用叉车卸卸时，货叉架应对准叉载物品的叉卸部位，不得碰撞设备外包装。

5.1.3设备到场后应作下列检查：(修改条文)

1.包装及密封应良好。

2.开箱检查型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。

3.产品的技术文件应齐全。

4.外观检查应完好无损。

5.按合同规定，应对到场的光伏组件、支架等物资委托有资质的第三方试验室进行检测。

5.1.4光伏组件的搬运应符合下列要求：(新增条文)

1.光伏组件搬运过程中不得机械冲撞、剧烈的颠簸，应轻搬轻放，不得有强烈冲击和振动。

2.光伏组件逐片搬运时，宜两人抬运，不得单人搬运时抵、顶、背、扛光伏组件面板及背板，不得使用提拉接线盒或连接线的方式搬运光伏组件。

5.1.5设备的保管应符合下列要求：(新增条文)

1.设备存储场地应平整牢固，通道顺畅。

2.电气设备宜存放在室内或能避雨、雪的干燥场所，并应做好防护措施。

3.光伏组件堆放高度不宜超过两托，应做好防雨、防潮、防颠覆等措施。

4.光伏组件的存放应按施工先后顺序、光伏组件种类、光伏组件功率等分类存放，不同种类、功率的光伏组件不得混放。

5.保管期间应定期检查，做好防护工作。

5.1.6安装人员应经过相关安装知识培训。(原有条文)

5.1.7光伏发电站的施工中间交接验收应符合下列要求：(修改条文)

1.光伏发电站施工中间交接项目可包含：升压站或开关站基础、高低压盘柜基础、逆变器基础、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A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。

5.1.8安装工程的隐蔽工程可包括：接地装置、直埋电缆、高低压盘柜母线、变压器吊罩等。在隐蔽工程的验收应按照本规范3.0.5条执行。

5.2支架安装

5.2.1支架安装前应作下列准备工作：(修改条文)

1．采用现浇混凝土支架基础时，应在混凝土养护达到50%的强度后方可安装上部支架，当采用焊接工艺时，养护达到70%的强度后方可施工。

2．支架到场后应作下列检查：

1)外观应完好无损，支架构件无明显挤压变形，焊缝外形应光滑、均匀。

2)钢支架表面不应有漏镀、裂纹、气泡、划伤、腐蚀斑点、泛锈等现象，铝合金支架表面不应有裂纹、起皮、腐蚀斑点、气泡、流痕、电灼伤、发黏及膜(涂)层脱离等现象。

3)钢支架防腐宜采用热镀浸锌，镀锌层的平均厚度应符合设计图纸要求，且不应小于55μm。铝合金支架阳极氧化膜的最小厚度应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的相关规定。

4)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．结构件紧固处应紧密贴合，固定牢固、可靠，不应有间隙；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；屋面支架螺栓的拧紧力矩应符合厂家说明和设计图纸要求。

5．螺栓拧紧后外露丝牙不应少于2扣。

6．支架安装前安装单位应按照“中间交接验收签证单”的相关要求对支架基础及预埋件(预埋螺栓)的尺寸偏差进行查验。

5.2.2固定式支架、手动可调支架及固定可调支架的安装应符合下列规定：(修改条文)

1.支架安装和紧固应符合下列要求：

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》GB 50205的相关规定。

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坏支架防腐层。

4)手动及固定可调式支架调整动作应灵活，高度角调节范围应满足设计要求。

2.支架倾斜角度偏差度不应大于±1°。

3.固定式支架、手动可调支架及固定可调支架安装的允许偏差应符合表5.2.2中的规定。

表5.2.2固定式支架、手动可调支架及固定可调支架安装的允许偏差

5.2.3跟踪式及联动支架的安装应符合下列要求：(修改条文)

1.跟踪式及联动支架安装前，桩基工程应验收合格。

2.跟踪式及联动支架与基础之间应固定牢固、可靠。

3.跟踪式及联动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部件安装完成后，应采取相应防护措施。

5.跟踪式及联动支架安装的允许偏差应符合表5.2.3中的规定。

表5.2.3跟踪式及联动支架安装的允许偏差

5.2.4支架的现场焊接工艺除应满足设计要求外，还应符合下列要求：(原有条文)

1.支架的组装、焊接与防腐处理应符合现行国家标准《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB 50018及现行国家标准《钢结构设计规范》GB 50017的相关规定。

2.焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查。

3.支架安装完成后，应对其焊接表面按照设计要求进行防腐处理。

5.2.5支架用耐候钢、复合材料等耐候材料时，应经充分论证，并制定专项施工方案后实施。(新增条文)

5.2.6山地光伏发电站项目支架安装的允许偏差应符合表5.2.6中的规定。(新增条文)

表5.2.6山地光伏发电站项目支架安装的允许偏差

5.3光伏组件安装

5.3.1光伏组件安装前应作下列准备工作：(修改条文)

1.支架的安装应验收合格。

2.宜按照光伏组件的功率、电流及电压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。

4.光伏组件安装作业前应具备户外作业的天气条件，不宜在下雨、下雪天气条件下安装，不得在大风天气条件下安装。

5.光伏组件安装前应编制光伏组件安装方案。

5.3.2光伏组件的安装应符合下列要求：(修改条文)

1.光伏组件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.光伏组件安装宜先安装完支架上排后再安装下排。安装过程应轻拿轻放，不得使用蛮力，不得踩踏或施加重力。

4.无金属边框的双玻光伏组件采用夹具安装时，夹具安装位置应符合产品或设计文件的规定，安装紧压时应保持平整，避免紧压不均导致光伏组件表面受力变形。

5.对于随坡就势的山地项目光伏组件安装时，其东西向的角度应符合设计要求。

6.跟踪支架及可调支架的光伏组件在安装时，支架应处于硬限位状态，安装完毕后，应运行调试检查光伏组件是否滑动或与支架冲突。

7.光伏组件安装允许偏差应符合表5.3.2规定。

表5.3.2光伏组件安装允许偏差

5.3.3光伏组件之间的接线应符合以下要求：(修改条文)

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干净无异物，连接牢固。

3.外接电缆同插接件连接处应搪锡或用专用压线钳连接，不可虚接。

4.光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压进行测试。

5.光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观，双面光伏组件安装时应避免连接线遮挡背部。

6.同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。

7.未安装完成的插接件应采取防护措施。

8.漂浮式水上光伏发电站光伏组件间的接线宜沿组件背板敷设，可利用支架或浮体进行固定，应牢固可靠，固定部位应穿保护管。

5.3.4不得在光伏组件边框开孔，防止光伏组件腐蚀、老化加速、机械强度减弱，电池片隐裂等缺陷。(新增条文)

5.3.5严禁触摸光伏组件串的金属带电部位。(原有条文)

5.3.6严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。(原有条文)

5.4汇流箱安装

5.4.1汇流箱安装前应符合下列要求：(原有条文)

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20MΩ。

5.4.2汇流箱安装应符合下列要求：(修改条文)

1.安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为防锈件，宜采用热浸锌件。

2.汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm。

5.4.3漂浮式水上光伏发电站，汇流箱支架应与浮体连接牢固，支架与浮体连接部位应有防磨措施。(新增条文)

5.4.4交流汇流箱断路器合闸前必须对进线的每一组相间电压进行测量，保证相间电压相同。(新增条文)

5.4.5交流汇流箱断路器合闸前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。(新增条文)

5.4.6汇流箱内光伏组件串的电缆接引前，必须确认光伏组件侧和逆变器侧均处于断开状态。(修改条文)

5.5逆变器安装

5.5.1集中式逆变器安装前应符合下列要求：(修改条文)

1.室内安装的逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件：

1)屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。

2)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。

3)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。

2.对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。

3.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要求。

4.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。

5.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损。

6.运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。

7.大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。

8.集中式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5.5.1的规定。

表5.5.1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)漂浮式水上光伏发电站，安装在浮体(台)上的集中式逆变器在就位前应与箱式变压器、进出电缆、浮台一并调整重心位置，合理分配浮台荷载，保证设备安装后浮台四周吃水深度基本一致。

5.5.2组串式逆变器安装前应符合下列要求：(新增条文)

1.安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为防锈件，宜采用热浸锌件。

2.组串式逆变器安装的垂直偏差应小于1.5mm。

3.漂浮式水上光伏发电站，组串式逆变器支架应与浮体连接牢固，支架与浮体连接部位应有防磨措施。

5.5.3集散式逆变器安装前应符合下列要求：(新增条文)

1.集散逆变器本体安装要求应符合本规范第5.5.1节的规定。

2.集散逆变器光伏控制器安装要求：

1)光伏控制器的安装应符合设计文件及产品的技术要求。支架和固定螺栓应为防锈件，宜采用热浸锌件。

2)采用落地安装时，离地高度可根据当地气象条件和电缆转弯半径要求进行调整，并不应小于0.5m。

3)应具备良好的通风散热条件和遮阳措施。

5.5.4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。(原有条文)

5.5.5集中式逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧为断开状态。(修改条文)

5.5.6组串式逆变器内光伏组件串的电缆接引前，必须确认光伏组件侧和交流汇流箱侧均为断开状态。(新增条文)

5.5.7电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封堵。(原有条文)

5.6电气二次系统

5.6.1二次设备、盘柜安装及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的相关规定外，还应符合设计要求。(原有条文)

5.6.2通讯、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。(原有条文)

5.6.3安防监控设备的安装应符合《安全防范工程技术标准》GB 50348的相关规定。(原有条文)

5.6.4直流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的相关规定。(原有条文)

5.7其它电气设备安装

5.7.1高压电气设备的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的相关规定。(原有条文)

5.7.2电力变压器和互感器的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148的相关规定。

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的相关规定。(原有条文)

5.7.4低压电气的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254的相关规定。(原有条文)

5.7.5分布式光伏发电站的电气设备安装应符合《建筑物电气装置第7-712部分：特殊装置或场所的要求太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB16895.32的相关规定。(新增条文)

5.7.6入侵报警系统、视频安防监控系统及出入口控制系统的施工应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348的相关规定。(新增条文)

5.7.7储能系统的施工除应满足设计文件及产品的技术要求外，还应符合下列要求：(新增条文)

1.储能系统的施工应严格执行电力安规要求，做到一人安装、一人监护。

2.储能系统接线时，施工人员应穿戴绝缘手套和绝缘靴，应断开电源、电池隔离开关、交流侧隔离开关和直流侧隔离开关。

3.储能电池的正负极应接线正确，不得将电池模组正负极短路。

5.7.8环境监测仪等其它电气设备的安装应符合设计文件及产品的技术要求。(原有条文)

5.8防雷与接地

5.8.1光伏发电站防雷系统的施工应按照设计文件的要求进行。(原有条文)

5.8.2光伏发电站接地系统的施工工艺及要求除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》GB 50169、《光伏发电站防雷技术要求》GB/T 32512及《光伏建筑一体化系统防雷技术规范》GB/T 36963的相关规定外，还应符合设计文件的要求。(修改条文)

5.8.3地面光伏系统的金属支架应与主接地网可靠连接；屋顶光伏系统的金属支架应与建筑物接地系统可靠连接或单独设置接地。(原有条文)

5.8.4带边框的光伏组件应将边框可靠接地；不带边框的光伏组件，其接地做法应符合设计要求。(原有条文)

5.8.5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。(原有条文)

5.8.6光伏发电站的接地电阻阻值应满足设计要求。(原有条文)

5.9架空线路及电缆

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66kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB 50173和《110kV～750kV架空输电线路施工及验收规范》GB 50233的有关规定。(原有条文)

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的相关规定。(原有条文)

5.9.3架空线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。(原有条文)

5.9.4直埋电缆敷埋深度应符合设计要求，设计无要求时不应小于0.7m且应埋设于冻土层以下。与农牧业相结合的光伏发电站，电缆采用直埋敷设时，耕作区直埋电缆深度应符合设计要求，宜不小于1m。电缆上下部应铺以不小于100mm厚的软土或沙层，并加盖保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm，软土或沙子中不应有石块或其它硬质杂物。(新增条文)

5.9.5电力电缆和控制电缆、光缆、屏蔽双绞线等线缆宜分开排列，当采用桥架、支架电缆排列时，应按顺序分层配置，一般由上至下布置。(新增条文)

5.9.6光伏发电站中电气设备电缆出线孔与地面之间应设置电缆保护管，管口应封堵。(新增条文)

5.9.7漂浮式水上光伏发电站，光伏方阵与陆上连接段的电缆宜固定在浮体上呈蛇形敷设且满足伸缩要求。(新增条文)

5.9.8制作铝合金电缆中间接头、终端头或分支接头时，应对导体进行清洁，并使用抗氧化油膏，严格执行厂家说明要求。(新增条文)

5.9.9在室外制作高压电缆中间接头、终端头时，不宜在雾霾、大风或雨雪天气中露天中制作。如需在雾霾、大风及雨雪天制作，应采取有效的防尘、防潮、防雨雪等防护措施，以保证在温度、湿度和清洁度都能达到制作要求。

(新增条文)

6设备和系统调试

6.1一般规定

6.1.1调试方案应报审完毕。(原有条文)

6.1.2设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格。(原有条文)

6.1.3室内安装的系统和设备调试前，建筑工程应具备下列条件：(原有条文)

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光伏组件串测试

6.2.1光伏组件串测试前应具备下列条件：(原有条文)

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、准确。

3.汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置。

4.汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。

5.辐照度宜在不低于700W/m²的条件下测试。

6.2.2光伏组件串的检测应符合下列要求：(原有条文)

1.汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确。

2.相同测试条件下的相同光伏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钳形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照度不应低于700W/m²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，应按照本规范附录B的格式填写记录。

6.2.3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。(原有条文)

6.2.4逆变器在投入运行后，汇流箱内组串的投、退顺序应符合下列要求：(原有条文)

1.汇流箱的总开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：

1)先投入光伏组件串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。

2)先退出汇流箱总开关，后退出光伏组件串小开关或熔断器。

2.汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组件串的开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行：

1)先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组件串小开关。

2)先退出箱内所有光伏组件串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。

3.汇流箱总输出和分支回路的光伏组件串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。

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：(原有条文)

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，跟踪系统的动作应符合下列要求：(原有条文)

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.跟踪系统跟踪转动的最大角度和跟踪精度应满足设计要求。

3.极限位置保护应动作可靠。

6.3.3在自动模式调试前，跟踪系统应具备下列条件：(原有条文)

1．手动模式下的调试应已完成。

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：(原有条文)

1.跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求。

2.设有避风功能的跟踪系统，在风速超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避风功能；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正确跟踪位置。

3.设有避雪功能的跟踪系统，在雪压超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避雪功能；雪压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正确跟踪位置。

4.设有自动复位功能的跟踪系统在跟踪结束后应能够自动返回到跟踪初始设定位置。

5.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。

6.4逆变器调试

6.4.1逆变器调试前，应具备下列条件：(原有条文)

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。

6.4.2逆变器调试前，应对其做下列检查：(原有条文)

1.逆变器接地应牢固可靠、导通良好。

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.当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要求：(原有条文)

1.逆变器控制回路带电时，应对其做下列检查：

1)工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。

2)人机界面上各参数设置应正确。

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。

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)逆变器交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。

6.4.4逆变器停运后，需打开盘门进行检测时，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。(原有条文)

6.4.5逆变器在运行状态下，严禁断开无灭弧能力的汇流箱总开关或熔断器。(原有条文)

6.4.6施工人员测试完成后，应按照本规范附录C的格式填写施工记录。(原有条文)

6.5二次系统调试

6.5.1二次系统的调试内容主要可包括：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。(原有条文)

6.5.2计算机监控系统调试应符合下列规定：(原有条文)

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.遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠。

3.计算机监控系统防误操作功能应完备可靠。

4.计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确。

5.计算机监控系统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均应准确的反映到监控画面上，对可远方调节和操作的设备，远方操作功能应准确、可靠。

6.5.3继电保护系统调试应符合下列要求：(原有条文)

1.调试时可按照电力行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的相关规定执行。

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；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.保护定值应由具备计算资质的单位出具，且应在正式送电前仔细复核。

4.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。

5.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.调试记录应齐全、准确。

6.5.4远动通信系统调试应符合下列要求：(原有条文)

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。

4.远动系统主备切换功能应满足技术要求。

6.5.5电能量信息采集系统调试应符合下列要求：(原有条文)

1.光伏发电站关口计量的主、副表，其规格、型号及准确度应符合设计要求，且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。

2.光伏发电站关口表的电流互感器、电压互感器应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。

3.光伏发电站投入运行前，电能表应由当地电力计量部门施加封条、封印。

4.光伏发电站的电量信息应能实时、准确的反应到后台监控画面。

6.5.6不间断电源系统调试应符合下列要求：(原有条文)

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。

6.5.7二次系统安全防护调试应符合下列要求：(原有条文)

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。

6.6其它电气设备调试

6.6.1其它电气设备的试验标准应符合现行国家标准《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。(原有条文)

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。(原有条文)

6.7系统联调

6.7.1分系统调试主要包括二次回路调试、联锁保护试验、综合自动化系统信号校验、遥控遥调操作试验等。分系统调试工作应在单体调试合格、取得调试报告后进行。(新增条文)

6.7.2系统联调主要包括光纤差动保护联调、带负荷相量测试、调度自动化联调、网络安全联调、安稳装置联调及AGC/AVC系统联调等，系统联调工作应符合下列要求：(新增条文)

1.一、二次设备检查无异常，柜门闭合可靠、设备命名标识牌已挂好，施工及试验临时措施已解除，所有开关、刀闸、接地刀闸均在断开位置。

2.保护装置及压板位置已全部按照定值单进行整定并核实无误。

3.调度数据网系统已安装并调试完成，各业务通道根据通信方式单已完成正确配置，且信号连续、稳定无异常。

4.继电保护系统、远动通信系统、电能量信息采集系统、故障录波装置、光功率预测装置、PMU同步相量测量装置、TMU时间同步监测装置、AGC/AVC、安稳装置等设备已安装且配置完成，可通过对应业务通道正常上传数据及接受指令。

5.已取得调度方确认的远动信息表。遥信、遥测、遥控、遥调信号应正确上传至调度方，并核对正确。

6.光伏发电站受电后应进行带负荷测试，后台及各保护装置信息显示应正常。

7.光伏发电站并网后，应及时完成AGC/AVC联合调试工作。

8.应做好光伏发电站工程试运期间系统观察及维护工作，确保各分系统运行正常、各业务通道通信正常。

7消防工程

7.1一般规定

7.1.1消防工程应由具备相应等级的消防设施工程施工资质的单位承担，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。(原有条文)

7.1.2消防工程施工前应具备下列条件：(修改条文)

1.施工图纸应报当地住建部门审查通过。

2.工程中使用的消防设备和器材的生产厂家应通过相关部门认证。设备和器材的合格证及检测报告应齐全，且通过设备、材料报验工作。

7.1.3消防部门验收前，建设单位应组织施工、监理、设计和使用单位进行消防自验；安装调试完工后，应由当地专业消防检测单位进行检测并出具相应检测报告。(原有条文)

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现行国家标准《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB 50166的相关规定。(原有条文)

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。(原有条文)

7.2.3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。(原有条文)

7.2.4火灾自动报警系统通电后，应按照现行国家标准《火灾报警控制器》GB 4717的相关规定进行检测，对报警控制器主要应进行下列功能检查： (原有条文)

1.火灾报警自检功能应完好。

2.消音、复位功能应完好。

3.故障报警功能应完好。

4.火灾优先功能应完好。

5.报警记忆功能应完好。

6.电源自动转换和备用电源的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在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。(原有条文)

7.2.6火灾自动报警系统竣工时，施工单位应根据当地消防部门的要求提供必要的竣工资料。(原有条文)

7.3消防给水及消火栓系统(修改标题)

7.3.1消防给水及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及《消防给水及消火栓系统技术规范》GB 50974的相关规定：(修改条文)

1.消防水池、消防水箱的施工应符合现行国家标准《给水排水构筑物工程施工及验收规范》GB 50141的相关规定和设计要求。

2.消防水泵、消防气压给水设备、水泵接合器应经国家消防产品质量监督检验中心检测合格，并应有产品出厂检测报告或中文产品合格证及完整的安装使用说明。

3.消防水泵、消防水箱、消防水池、消防气压给水设备、消防水泵接合器等供水设施及其附属管道的安装，应清除其内部污垢和杂物。安装中断时，其敞口处应封闭。

4.消防供水设施应采取安全可靠的防护措施，其安装位置应便于日常操作和维护管理。

5.消防供水管直接与市政供水管、生活供水管连接时，连接处应安装倒流防止器。

6.供水设施安装时，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各项安装尺寸，应符合设计要求。接口安装高度允许偏差为20mm。

9.消防给水及消火栓系统的施工必须由具有相应等级资质的施工队伍承担。

10.消防给水及消火栓系统管网安装完毕后，应对其进行强度试验、冲洗和严密性试验。

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的相关规定。(原有条文)

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的相关规定。(原有条文)

7.3.4建筑灭火器配置除应执行现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的相关规定外，还应符合国家现行其他有关标准、规范的规定。

(新增条文)

8环保与水土保持

8.1一般规定

8.1.1应根据工程实际情况和环境特点，制定环境保护及水土保持的措施和对策。(原有条文)

8.1.2光伏发电站的施工宜采取永临结合、因地制宜的方式，减少施工对环境的影响。(原有条文)

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《建筑施工场界环境噪声排放标准》GB 12523的相关规定执行，对施工各个施工阶段的噪声进行监测和控制。(修改条文)

8.2.2施工废液控制应符合下列要求：(原有条文)

1.生活污水及施工中产生的其它废水应经过处理达标排放，不得直接排放。

2.施工产生的废油应排入专门盛放废油的容器内进行回收处理。

8.2.3施工粉尘控制应下列要求：(原有条文)

1.施工现场应采取洒水、清扫等措施；施工道路宜硬化。

2.水泥等易飞扬的细颗粒及建筑材料应采取覆盖或密闭存放。

3.混凝土搅拌站应采取围挡、降尘措施。

8.2.4施工固体废弃物控制应符合下列规定：(原有条文)

1.应对施工中产生的固体废弃物进行分类存放并按照相关规定进行处理，不应现场直接焚烧各类废弃物。

2.建筑垃圾、生活垃圾应及时清运，并按指定地点堆放。

8.3施工水土保持

8.3.1施工中的水土保持应符合下列要求：(原有条文)

1.临建设施的搭设应科学布局、减少用地。

2.光伏发电站的施工应减少破坏自然植被。工程完工后应按设计要求恢复地貌、植被。