分布式家庭光伏并网电站施工要求规范

总则

1、 为鼓励及促进分布式家庭光伏并网电站的推广应用，规范化分布式家庭光伏并网电站安装、施工的流程及具体实施过程，制定本规范。

2、 本规范适用于新建、改建和扩建的分布式家庭并网电站，对于与建筑相结合的光伏电站同时应符合其他建筑、电气相关标准要求。

3、 施工范围包括分布式家庭光伏并网电站内的所有土建工程、设备安装工程、电气工程、设备调试、防雷接地等。

4、 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，并按要求操作。施工人员应具有一定的电气知识。

5、 在光伏电站施工中，除应符合本规范外，还应符合国家现行有关标准的规定。 6、 本标准由敖龙龙提出并负责解释。 本标准主要起草人：敖龙龙

1、范围

本规范适应于安装容量：1MW 以下（含）分布式光伏电站。1MW 以上分布式光伏电站同样适用

2、规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。 <光伏发电站施工规范> <电气安装施工规范>

<建筑施工规范等>

3、术语和定义

本规范采用了下列名词和术语

3.1、 分布式光伏并网电站 distributed grid-tied solar system

本规范所指分布式光伏并网电站指接入 10kV 及以下电压等级，单个并网点接入容量 6MW 以下在地理上具有分散性相互之间不公用并网点的的光伏并网发电电站系统。

3.2 、家庭并网光伏电站 house-uesd grid-tied solar system

本规范所指家庭并网光伏电站指安装容量：三相30kW 以下（含），单相 10kW 以下（含）的居民并网电站和安装容量：三相50kW 以下（含），单相 10kW 以下（含）的公共建筑的并网电站。

3.3 、公共连接点 point of common coupling（PCC）

电力系统中一个以上用户的连接处。 3.4、 并网点 point of interconnection

对于通过变压器接入公共电网的电源，并网点指与公用电网直接连接的变压器高压侧母线。对于不通过变压器直接接入公共电网的电源，并网点指电源的输出汇总点，并网点也称接入点。

3.5、 组件（太阳能电池组件）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能电池组合装置,又称为光伏组件。

3.6、 方阵(太阳能电池方阵) array（ solar cell array）

由若干个太阳能电池组件或太阳能电池板在机械和电气上按一定方式进行串并联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。又称为光伏方阵。

3.7、 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，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。 3.8、 并网逆变器 gird-tied inverter

用于光伏电站内将直流电变换成交流电并将电能回馈的设备，简称逆变器。

3.9 、光伏支架 PV support bracket

是太阳能光伏发电系统中为了摆放，安装，固定太阳能电池板而设计的支撑架。

3.10、光伏配电柜

是太阳能光伏发电系统中为与并网点连接采用的电气设备，具有防孤岛隔离电网的功能。

4、接入系统原则

4.1、 并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。

4.2、 当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。分布式光伏并网电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的 25%。 4.3 、分布式光伏并网电站并网点的短路电流与分布式电源额定电流之比不宜低于 10，并应具有失压保护功能。

4.4 、分布式电源接入电压等级宜按照：三相输出接入 380V 电压等级电网；三相输出接入10KV电压等级电网。

5、基本规定

5.1、开工前应具备的条件：

a.在工程开始施工之前，业主或业主单位需取得相应的审批手续。

b.施工单位的资质、特殊作业人员资质、施工机械、施工材料、计量器具等已报 审查完毕。

c.施工图经过会审。 d.工程定位测量应具备条件。

5.2、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。

5.3、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。

5.4、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。

5.5、施工记录齐全，施工流程交接记录齐全。

6、土建工程

土建工程主要针对水平的安装场地，用来固定光伏支架，为了不破坏既有建筑物的防水层而建设。对于斜面屋顶不需要土建的可不采用土建固定的方式。对于在既有建筑物表面打孔安装，采取有效措施进行二次防水处理，并且固定强度能符合设计强度要求的，可不采用土建固定方式。

6.1、施工单位应按照《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）。

6.2、若土建施工需用到钢筋、钢材等，则钢筋、钢材其品种、级别、规格和数量应符合设计要求，其质量应符合有关标准的规定。

6.3、施工方应对土建工程所用水泥品种、标号、级别、包装或散装仓号、出厂日期等进行检查，其质量应符合现行国家标准的规定。土建工程成所用沙子应采用建筑用细沙，不得用粗沙、海砂等影响工程质量的建筑材料。

6.4、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。

6.5、混凝土应严格按照设计的强度按固定配比进行拌制，混凝土强度检验应符合《混凝土强度检验评定标GB准》 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。

6.6、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： 6.6.1 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；

6.6.2 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；

6.6.3 冬季混凝土宜采用塑料薄膜覆盖并保温养护。

6.6.4 采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；

6.7、 现浇混凝土基础浇筑结束后，产生沉降的，需及时进行填充，以保证固定基础强度。

7、支架基础

7.1、现浇混凝土支架基础的施工应符合下列规定：

7.1.1、在混凝土浇筑前应先进行场地情况验收，场地应平整，场地内浮土、水、杂物应清除干净。

7.1.2、场地验收后即可进行混凝土基础的施工。

7.1.3、为方便支架固定混凝土基础可浇铸成方形。在浇筑前对支架基础要进行强度和应力设计。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按照施工图纸确认安装位置等，预埋件应按照设计图纸进行安装。 7.1.4、基础拆模后，施工单位应对外观质量和尺寸偏差进行检查，并应及时按验收标准对缺陷进行处理。

7.1.5、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。

7.1.6、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。

7.1.7、混凝土浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。 7.1.8、金属支架正式安装前基础混凝土养护应达到 100%强度。 7.2、屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：

7.2.1、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。

7.2.2、接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。

7.2.3、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。 7.3、支架基础齐整度应符合下列标准：

7.3.1、支架基础的轴线及标高偏差应符合表 7.3.1-1 的规定：

表 7.3.1-1 支架基础的轴线及标高偏差 项目名称 横向轴线 纵向轴线 垂直高度

允许偏差 基础轴线偏差 基础轴线偏差 基础轴线偏差 ≤5mm ≤5mm ≤3mm 7.3.2、支架基础预埋螺栓偏差应符合表 7.3.2-1 的规定：

表 7.3.2-1 支架基础预埋螺栓偏差 项目名称 同组支架的预埋螺栓 位置偏差

≤2 mm 允许偏差 顶面标高偏差 ≤5 mm 8、安装工程

8.1、一般规定

8.1.1、设备的运输与保管应符合下列规定：

1、相关设备在吊、运过程中应做好防倾覆、防震和防表面受损等安全措施。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，应符合产品技术文件的规定。 2、设备安装前应作下列检查： a、包装及密封是否良好。

b、开箱检查型号、规格是否与设计要求相符，附件、备件是否齐全。 c、产品的技术文件是否齐全。 d、外观检查是否完好无损。

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。 8.2、支架安装

8.2.1、支架安装前应作下列准备工作： 1、支架安装前应作下列检查：

a、外观及保护层是否完好无损。

b、型号、规格及材质是否符合设计图纸要求，附件、备件是否齐全。 c、产品的技术文件安装说明及安装图是否齐全。

2、支架宜存放在能避雨、 风、雪、 沙的场所，存放处不得积水，应做好防潮防锈措施。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、支架安装前安装单位应检查混凝土基础是否达到 100%强度，基础的轴线偏差和高度偏差是否满足要求，预埋件位置偏差是否满足要求，不合格的项目应整改后再进行安装。

8.2.2、固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定： 1、支架安装和紧固应符合下列要求：

a、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，不宜用锐器刮划表面或摩擦损坏表面防锈镀层。 b、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。

c、组合式支架宜采用先组合支撑后组合框架及连接件的方式进行安装。 d、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，不应气割扩孔。

2、支架安装的垂直度和角度应符合下列规定：

a、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。 b、对不能满足安装要求的支架，应责成厂家进行现场整改或更换。 3、固定及手动可调支架安装的允许偏差应符合表 8.2.2 中的规定

表 8.2.2 固定及手动可调支架安装的允许偏差 项目 中心线偏差 垂直度（每米） 水平偏差 立柱面偏差

允许偏差（mm） ≤2 ≤2 相邻横梁间 相邻立柱间 ≤2 ≤2 8.2.3、支架采取紧固工艺，要易于安装，紧固力矩及强度等级应满足设计要求。 8.2.4、支架的接地应符合设计要求，且与地网连接可靠，导通良好。与地网连接优先使用焊接方式，其次可采取压接方式。采取压接方式的，需不定期检查与地网连接性能是否良好。 8.3、组件安装

8.3.1、组件的运输与保管应符合制造厂的专门规定。 8.3.2、组件安装前应作如下检查： a、支架的安装工作应通过质量验收。 b、组件的型号、规格应符合设计要求。 c、组件的外观及各部件应完好无损

d、安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底。 8.3.3、组件的安装应符合下列规定： a、光伏组件安装应按照设计图纸进行。

b、组件压块的力矩值应符合制造厂或设计文件的规定。 c、组件安装允许偏差应符合表 8.3.3 规定：

表 8.3.3 组件安装允许偏差 项目 相邻组件间倾斜角度偏差 相邻组件间组件边缘高差 允许偏差 ≤1° ≤2 mm 8.3.4、组件之间的接线应符合以下要求：

a、组件连接数量和路径应符合设计要求，组件的串并联方式应在初期设计时确定。非家庭光伏电站原则上采用20一串，家庭光伏电站根据逆变器实际情况而定。

b、组件间接插件应连接牢固。 c、外接电缆同插接件连接处应搪锡。

d、组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。 e、组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。 8.3.5、组件的安装和接线还应注意如下事项： a、组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线。 b、组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。

c、组件之间连接线不应承受外力挤压或拉扯。 d、同一组串的正负极不宜短接。

e、组串间跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用 PVC 管进行保护。 f、施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。

g、进行组件连线施工时，施工人员应穿戴安全防护用品。不得触摸金属带电部位。

h、对组串完成接线但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好。 i、严禁在雨天进行组件的连线工作。 8.3.6、组件接地应符合下列要求:

a、带边框的组件应将边框及其支架可靠接地。 b、不带边框的组件，其接地方法应符合制造厂要求。 c、组件接地电阻应符合设计要求。 8.4、汇流箱安装

当光伏电站组串数目较多时，为减少线损与降低造价，需采取汇流箱汇流的方式。 8.4.1、汇流箱安装前应做如下准备：

a、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（室外型防护等级不低于 IP65）。

b、汇流箱内元器件完好，连接线无松动。对于组串开路电压大于 750V 的汇流箱，箱内断路器应为耐压DC1000V 的直流断路器，并且是4极串联方式；对于组串开路电压小于750V的汇流箱，箱内断路器应为耐压 DC750V的直流断路器，并且是3极串联方式。箱内所用熔断器为耐压1000V直流熔断器。箱内每路加装防反二极管对每一路进行保护的，熔断器可接在正极或负极中的任一极，箱内没有加装防反二极管对每一路进行保护的，其正极与负极均应加熔断器保护。 c、安装前汇流箱的所有开关和熔断器应断开。 8.4.2、汇流箱安装应符合以下要求：

a、安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件或不锈钢材料。 b、汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。

c、汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于 2MΩ（DC1000V）。 d、汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。

e、汇流箱接线完成后，其底部防水接头应拧紧。 8.5、并网逆变器安装

对于室外安装的并网逆变器防护等级不低于 IP65，对于室内安装的并网逆变器防护等级不低于 IP20。

8.5.1、逆变器安装前应作如下准备：

a、逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件： 1)、支架基础应施工完毕，不得渗漏。

2)、室内地面基层应施工完毕，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。

4)、对安装有妨碍的木板、脚手架、杂物等应拆除，场地应清扫干净。 5)、混凝土基础及构件达到允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。 6)、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。 b、检查所安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损。 c、大型逆变器就位时应检查安装通道畅通，且有足够的场地。场地布线均以完成。

8.5.2、逆变器的安装与调整应符合下列要求：

a、采用型钢制作的底座作为固定基础的逆变器，型钢底座安装允许偏差应符合表 8.5.2 的规定。

表 8.5.2 型钢基础安装允许偏差

项目 不直度 水平度 位置误差及不平行度 允许偏差 mm/m <1 <1 mm/全长 <3 <3 <3 b、型钢底座安装后，其固定应结实，承重和强度应满足要求，型钢底座应可靠接地。

c、逆变器应按照厂家使用手册的安装要求进行安装，并提前了解安装的注意事项。

d、逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。 e、逆变器与型钢底座之间固定应牢固可靠。

f、逆变器内专用接地排必须可靠接地，机壳等应用裸铜软导线或金属导线与金属构架或接地排可靠接地。

g、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。

h、逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序，禁止带电接线。 i、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防火封堵。 8.6、电气二次系统

8.6.1、光伏电站具有二次系统的二次系统元器件安装及接线除应符合《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。

8.6.2、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务人员进行安装或指导安装。 8.7、 其它电气设备安装

8.7.1、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，并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。

8.7.2、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。

8.8、防雷与接地

8.8.1、GB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》 50169 的相关规定，和设计文件的要求。

8.8.2、地面光伏电站的组件边框、金属支架应与主接地网可靠连接。

8.8.3、屋顶光伏系统的组件边框、金属支架应与建筑物接地系统可靠连接。连接方式可采取与接地网或防雷带焊接方式，对于容量 10kW 以下电站可采取压接方式。

8.9、 线路及电缆

8.9.1、GB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》 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。

8.9.2 、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 60794-3-12-2005

8.9.3、直流线缆应采用光伏专用线缆，为提高使用寿命可采取埋地敷设或用 PVC 穿线管防护的方式。

8.9.4、线路及电缆的施工还应符合设计文件中的相关要求。

9、设备和系统调试

在系统调试前应确认以下事项均以完成或施工完毕，且符合相关要求： a、混凝土基础和支架系统已施工及安装完毕 。 b、光伏组件安装完毕。 c、逆变器安装完毕 。

d、直流线缆及交流线缆、失压保护开关安装连接完成 。 e、供电公司接入方案已完成，计量电表等安装完成 。 f、汇流箱安装完成。

系统调试时，应有专业技术人员在现场。 9.1、一般规定

9.1.1、调试单位和人员应具备相应资质并通过报验。 9.1.2、调试设备应检定合格。

9.1.3、使用万用表进行测量时，必须保证万用表档位和量程正确。 9.1.4、受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕。 9.2、光伏组串调试

9.2.1、光伏组串调试前具备下列条件：

a、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。

b、汇流箱（若有）内防反二极管极性应正确，箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确，确保各回路熔断器在断开位置，断路器在分闸位置，汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好，监控回路（若有）应具备调试条件。 c、调试人员应具备相应电工资格或上岗证并穿戴相应安全防护用品。 d、调试宜在晴朗天气进行。

9.2.2、光伏组串调试检测项目及要求： a、用万用表直流档确定组串的极性正确。

b、检查直流各连接电缆，确保电缆无短路和破损。为确保安全和提高使用寿命，线缆宜采用 PVC 套管。

c、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较大差异。同时检查直流各连接电缆，确保无温度过高等异常情况。

d、光伏组串测试完成后，应按照本规范附录 A 的格式填写记录。 9.3、汇流箱的调试应符合下列规定：

a、投入时先投入光伏组串熔断器，后投入汇流箱总输出断路器。 b、退出时先退出汇流箱输出断路器，后退出光伏组串熔断器。

c、汇流箱输出断路器和分支回路光伏组串熔断器投、退前，均应将逆变器解列。 9.4、汇流箱的监控功能（若有）应符合下列要求：

a、监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。

b、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以及总光伏电压变化情况。对于故障组串，能提示故障告警。 c、监控系统应采取就地直流取电，无需另接电源。 9.4、逆变器调试

9.4.1、逆变器调试前，应具备下列条件： a、逆变器控制电源应具备投入条件。

b、逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。 c、逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。 d、方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。 9.4.2、逆变器调试前，应对其做下列检查：

a、逆变器接地完好，接地线线径应符合要求。

b、逆变器内部元器件应完好，无受潮、脱落、锈蚀、放电等痕迹。 c、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。 d、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，配有应急按钮的，按钮功能完好，操作灵活。 e、逆变器临时标识应清晰准确。

f、逆变器内部应无杂物，并经过清灰吸尘处理。 9.4.3、逆变器调试应符合下列规定：

a、逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。

b、对于直流取电的逆变器，断开交流断路器，检查以下内容： 1)、工作状态指示灯、人机界面屏幕显示正常，界面操作正常。 2)、人机界面上各参数设置正确，故障报警信息正常。 3)、散热装置工作正常。

4)、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。 5)、检查人机界面显示直流侧对地阻抗值符合要求。 对于交流取电的逆变器，按下应急按钮，检查以下内容： 1)、工作状态指示灯、人机界面屏幕显示正常，界面操作正常。 2)、人机界面上各参数设置正确，故障报警信息正常。 3)、散热装置工作正常。

4)、测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差在允许范围内，测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差在允许范围内。 5)、检查人机界面显示直流侧对地阻抗值符合要求。

c、逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，检查以下内容： 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，逆变器柜门在开启状态下，不应做出并网动作。

3)、具有接地检测功能的逆变器，在地线不连接的状态下，不应做出并网动作。 d、逆变器并网后，在现场下列测试情况下，逆变器应解列：

1)、具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器柜门。 2)、逆变器电网侧失电。

3)、逆变器直流和交流输入电压高于或低于逆变器设定的保护值。 4)、逆变器直流极性反接。

按照逆变器的相关标准要求，逆变器还应具备其他多种保护功能，这些功能的检验在产品出厂前均已完成不作为现场调试的检验要求。

5)、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，不作为现场调试的检验要求。 9.4.4、逆变器调试时，还应注意以下几点：

a、逆变器运行后，需打开柜门进行检测时，必须确认无电压残留且按下应急按钮后才允许作业。

b、逆变器在运行状态下，严禁断开汇流箱总开关或熔断器。

c、如需接触逆变器带电部位，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源。 d、严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。

9.4.5、施工人员应按照本规范附录 A 的格式填写检验记录。 9.4.6、逆变器的监控功能调试应符合下列要求：

a、监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。

b、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。 9.5、其它电气设备调试

环境监测仪等设备的调试应符合产品技术文件的要求，功能应正常。 9.6、二次系统调试

9.6.1、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。 9.6.2、二次系统的调试内容主要应包括：继电保护系统、电能量计量系统等。 9.6.3、继电保护系统调试应符合下列规定：

a、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

b、继电保护调试时，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。保护装置必须满足电气安全及电力部门的要求。

c、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。

d、光伏电站投入运行前，电能表应由当地电力计量部门施加封条、封印。 e、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。 9.6.5、其他二次系统的调试应符合产品技术文件的要求，功能应正常。

附录 A 光伏电站现场检验表

工程名称： 光伏组件现场检验 生产厂家及型号： 测试日期： 天气： 序号 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 检验项目 外观无明显划痕 无破损或明显变形 开路电压（标称）V 短路电流（标称）A 开路电压实测值 V 组串电压实测值 V 短路电流实测值 A 类别 本体检查 人机界面检查 直流侧电缆检查 交流侧电缆检查 逆变器并网检查 记录数据 并网逆变器现场检验 检查项目 检查结果 厂家型号 铭牌检查 外观检查 逆变器内部清理检查 内部元器件检查 连接件及螺栓检查 开关手动分合闸检查 接地检查 孔洞阻燃封堵 主要参数显示检查 界面操作检查 电缆型号 电缆绝缘 电缆根数 电缆型号 电缆绝缘 电缆根数 相序连接 直流电压 V 直流电流 A 交流电压 V 交流电流 A 备注 备注 检查铭牌有无，铭牌内容是否清晰 外观有无划痕、柜体有无明显变形 检查逆变器内是否有碎屑或遗留物等 检查元器件是否有松动、脱落 检查连接是否牢固 检查分合闸是否灵活、可靠 检查有无接地线、线径满足标准 检查孔洞有无封堵 检查参数显示是否正常 检查按键操作是否可靠 检查相序连接是否正确 交流频率 HZ 冷却装置 直流侧输入电压低保护 直流侧输入电压高保护 网侧电源失电 通信数据 检查冷却装置启动是否正常 继电保护现场检验 1 2 3 型号 厂家 保护逻辑 汇流箱现场检验 1 2 类别 本体检查 电参数 检查项目 厂家型号 铭牌检查 外观检查 汇流箱内部清理检查 内部元器件检查 连接件及螺栓检查 开关手动分合闸检查 接地检查 孔洞阻燃封堵 开路电压 V 输出电流 A 熔断器额定电流 A 输入串数 每串电池数目 监控模块取电方式 通讯功能 检查结果 备注 检查铭牌有无，铭牌内容是否清晰 外观有无划痕、柜体有无明显变形 汇流箱变器内是否有碎屑或遗留物等 检查元器件是否有松动、脱落 检查连接是否牢固 检查分合闸是否灵活、可靠 检查有无接地线、线径满足标准 检查孔洞有无封堵 检查保护逻辑是否正确