中华人民共和国国家标准
光伏发电站施工规范
GB 50794-2012
条文说明
制定说明
《光伏发电站施工规范》GB 50794-2012，经住房和城乡建设部2012年6月28日以第1429号公告批准发布。
本规范制定过程中，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。
为了便于广大施工建设、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。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。
目次
1 总则
3 基本规定
4 土建工程
4.1 一般规定
4.2 土方工程
4.3 支架基础
4.4 场地及地下设施
4.5 建（构）筑物
5 安装工程
5.1 一般规定
5.2 支架安装
5.3 光伏组件安装
5.4 汇流箱安装
5.5 逆变器安装
5.6 电气二次系统
5.7 其他电气设备安装
5.8 防雷与接地
5.9 架空线路及电缆
6 设备和系统调试
6.1 一般规定
6.2 光伏组件串调试
6.3 跟踪系统调试
6.4 逆变器调试
6.5 二次系统调试
6.6 其他电气设备调试
7 消防工程
7.1 一般规定
7.2 火灾自动报警系统
7.3 灭火系统
8 环保与水土保持
8.1 施工环境保护
8.2 施工水土保持
9 安全和职业健康
9.1 一般规定
9.2 安全文明施工总体规划
9.3 安全施工管理
9.4 职业健康管理
9.5 应急处理
1 总 则
1.0.1 随着全球能源的持续紧缺和环境恶化的日益加剧，可再生能源的开放利用已经变得越来越重要。光伏发电被认为是解决未来能源需求的重要途径。近年来，随着可再生能源法的实施，我国光伏产业发展迅速。为了规范光伏发电项目的施工，在未来官方发电站的建设中，做到及时先进、安全适用、经济合理、长期可靠、确保质量，并能够得到健康有序的发展，制定本规范。
1.0.2 本条规定了本规范的适用范围，适用于新建、改建和扩建的地面及屋顶并网型光伏发电站。而对于建筑一体化光伏发电工程，由于其施工工艺的特殊性，国家相关部门正在制定相应规范，故不适用于本规范。
1.0.3 本条强调了施工组织设计及应急预案的重要性。施工组织设计是对拟建工程全过程合理的安排，实行科学管理的重要手段和措施。通过施工组织设计的编制，可以全面考虑拟建工程的各种施工条件，扬长避短，制订合理的施工计划（包括确保实施的准备工作计划），提供最优的临时设施，以及材料和机具在施工场地上的布置方案，以确保施工的顺利进行。它在整个施工管理过程中起着核心作用。应急预案是各类突发事故的应急基础，通过编制应急预案，可以对那些事先无法预料到的突发事故起到基本的应急指导作用。
1.0.4 本条表明本规范与国家现行有关标准规范的关系。需要说明的是，对引进设备的施工验收，应按合同规定的标准执行，这是常规做法，以免施工验收中因为标准不同产生异议。标准不同的情况应在签订合同时解决，或在工程联合会（其会议纪要同样具有合同效果）时协商解决。
3 基本规定
3.0.1 本条规定了光伏发电站开工前应具备的一些基本条件。
1 建设单位在开工前应办理完毕的必备手续，包括：国土资源部门的土地规划许可、建筑规划许可；环保部门的环境影响评价报告、水土保持方案；安全部门的安全性评价、职业健康评价；消防部门的施工图报审；建设行政主管部门的施工许可证等。
2 “四通一平”是基本建设项目开工的前提条件。
3 只有选择具有相应从业资质的施工单位和工作人机合格的机械、材料、器具，才能在工程中控制好施工安全和质量。因此，在工程开工前监理或建设单位应对此进行审查并通过。
4 通过图纸会审和设计交底可以熟悉设计图纸、领会并传达设计意图、掌握工程特点，找出需要解决的技术错误并拟定解决方案，从而将因设计缺陷而存在的问题消灭在施工之前。只要认真做好此项工作，图纸中存在的问题一般都可以在图纸会审时被发现并尽早得到处理，从而可以提高施工质量、节约施工成本、缩短施工工期，提高效益。施工方案是施工组织设计的重要组成部分，是指导专项工程施工的纲领性文件，对确保工程质量、进度和安全，实现预期经济效益起着重要作用。项目开工前明确质量划分及评定标准，能够提高工程的质量管理，规范和统一表格，促进工程质量的提高，以满足检查、验收和质量评定的需要。因此，规定在工程开工前以上工作应准备就绪。
5 为了合理有序进行施工前期准备工作，施工单位应根据施工总平面布置图，布置施工临建设施完毕。
6 强调工程定位测量基准的确立，是工程前期顺利开展的重要条件。依据施工图图纸准确地进行工程定位测量工作，是保障光伏发电站土建工程和安装工程质量的重要一环。
3.0.2 按设计文件进行采购和施工是最基本的要求。本条还强调在工程中使用的设备和材料，均应为符合国家现行标准及相关产品标准的合格产品，严禁使用低劣和伪造的不合格产品。
3.0.3 随设备装箱的技术文件（图纸、说明书、合格证、测试记录等）是电站投运以后设备运行和检修时的重要依据，应统一收集保管并最终移交给建设单位。
3.0.4 本规范适用于一般通用设备的运输和保管，当制造厂对个别设备的运输和保管有特殊要求时，则应符合其特殊要求。
3.0.5 为有效控制隐蔽工程的施工质量，杜绝隐蔽工程质量隐患，隐蔽工程在隐蔽前，应会同有关单位做好中间检验及验收记录。
3.0.6 原始的施工记录和施工试验记录一方面是工程开展过程的取证，另一方面又是工程验收时的一项重要依据，同时将作为竣工资料的组成部分，由施工方整理移交。要求施工方在施工过程中收集、整理。
4 土建工程
4.1 一般规定
4.1.1 现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300规定了建筑工程各专业工程施工验收规范编制的统一准则和单位工程验收质量标准、内容和程序等。建筑工程各专业工程施工质量验收规范应该与该标准配合使用。
4.1.3 本条参考相应国家标准，对一些进场的原材料进行相应的检查验收，以防止不合格材料混入工程建设中。
4.1.5 为了防止已经验收合格的建筑材料在仓储过程中发生性能改变，需要根据不同的建筑材料性质来确定需要防雨淋、防潮甚至密封等措施。
4.1.9 对有沉降观测要求的建（构）筑物，为了保证建（构）筑物的正常使用寿命和建（构）筑物的安全性，并为以后的勘察设计施工提供可靠的资料及相应沉降参数，要求做好沉降观测记录。
4.1.10 本条说明了隐蔽工程的一些基本项目，其中混凝土浇筑前钢筋工程隐蔽验收包括钢筋的型号、材质、尺寸等；基槽隐蔽验收的项目包括基槽开挖尺寸、土层等；回填之前的基础隐蔽验收包括混凝土强度等级以及外观质量等。
4.2 土方工程
4.2.3 施工之前先建立整个施工现场的高程控制网及平面控制网，便于以后分区（方阵）进行测量放线。高程控制点与平面控制点定期复测是为了保证控制网的准确度，避免在施工过程中由于外界因素引起控制桩偏移而造成一系列的测量偏差。
4.2.4 为了便于地下管线以及其他已有地下基础设施的保护，防止因开挖造成破坏，施工之前需要对地下设施做好标志，开挖时采取避让、移位等保护措施。
4.2.5 由于光伏发电站中支架基础的埋深都不是很深，若采用通长开挖方式时，则土方工程量很大。所以为了便于回填工作，在保证基坑安全的前提下回填土宜堆放在基坑两边。
4.2.6 支架基础土方回填分层夯实可以避免因沉降而造成的凹凸不平，防止因基础上部设备受外力而导致基础倾斜。对土方回填有密实度要求的，现场进行回填土试验来检测压实系数。
4.3 支架基础
4.3.1 支架基础施工是光伏发电站施工工程量最大、工程重复性最强的施工环节。本条对采用独立基础和条形基础的施工提出要求。为了能够满足安装支架的要求，支架基础混凝土浇筑之前需要检查轴线、标高、确保混凝土基础的施工质量。对于存在漏筋、孔洞等严重质量缺陷的支架基础，需要经过相关方确认后进行相应的处理。为了防止预埋件的锈蚀，预埋件上表面需要进行防锈处理。为了防止回填土破坏柱头，支架基础拆模后不能立即进行土方回填，可以采用塑料薄膜包裹养护。为了避免出现因在埋件上焊接产生高温膨胀而造成混凝土柱头裂纹及负荷能力，混凝土强度达到70%以后才能进行上部支架焊接。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。检验批的划分可根据以上原则灵活处理。
4.3.2 目前光伏发电站的建设过程中广泛选用静压水泥桩（钢桩）、灌注桩及旋入桩。本条对采用此类桩式支架基础的施工提出要求。桩式基础在进场后和施工前的外观质量检查能够避免一些断桩、裂桩在工程中使用。压（打、旋）式桩施工中应保证桩体的垂直度与压入深度，倾斜的桩体承载力以及抗倾覆性会严重降低。对灌注桩施工的全过程进行检验是为了更好地控制施工质量。对于成品桩式基础的强度和承载力检测宜分区域进行抽检，主要是因为光伏发电站中支架基础的数量巨大，且其大多入地深度较浅，只要在施工中控制好质量，其强度和承载力应该能满足设计和使用要求，故成品桩式基础的抽检不宜照搬现行国家标准《建筑地基基础工程施工值验收规范》GB 50202中的检测比例和方法进行，现场可根据实际情况以抽检的方式对桩式基础进行小应变检测。
4.3.3 本条规定在屋面上施工支架基础应遵守的原则。在进行屋面支架基础施工时应保证建筑物主体结构安全，应按照图纸要求与建筑物进行连接，不损害原建筑物主体结构及防水层。对于已经破坏的原建筑物防水的修复应该做到保证建筑物防水性能良好。
4.3.4 本条对采用不同方式施工的支架基础及预埋件的偏差提出了具体要求，主要是参照现行国家标准和通过对多个光伏发电站施工情况的调研而来。光伏支架基础的施工是光伏发电站施工中的重要环节，为了满足光伏支架安装的要求，应在施工中严格控制。对于采用压（打、旋）式桩的基础引起施工质量很难控制，因此若上部支架安装具有高度可调节功能，则可根据可调范围放宽。
4.4 场地及地下设施
4.4.1 本条规定道路施工宜采用永临结合方式，先将路基甚至一部分路面完成作为现场的运输道路，工程完工之后再进行最后的道路路面施工。这既有利于工程施工，又节省工程造价和时间。
4.4.3 本条强调电缆沟道在施工中应做好各项防水措施，以免电缆沟道出现积水而造成安全事故。
4.4.4 给排水管道敷设在支架基础施工完成之后进行，这样便于管道保护。回填完成的管道需要在上部做好标志，以防开挖电缆沟道造成破坏。同时还规定了给排水管路的施工应按照现行国家标准《给排水管道工程施工及验收规范》GB50268的相关规定进行。
4.5 建（构）筑物
4.5.1 本条对光伏发电站建（构）筑物作出相应说明，其中光伏发电站内的建（构）筑物包括综合楼、升压站、大门以及围墙等，方阵内的建（构）筑物主要是逆变器、变压器小室。
4.5.2～4.5.8 这七条规定了建（构）筑物的在各施工环节上，除应满足设计要求外，还应参照相应标准。
5 安装工程
5.1 一般规定
5.1.1 本条规定了设备在运输和保管中的一些基本要求。
1 在吊、运设备过程中，一定要采取好相应安全措施，防止设备在运输过程中受损。精密的仪表和元件必要时可拆下单独包装运输，以免损坏或变形。
2 设备到场后，开箱检查设备型号、规格应符合设计要求，设备无损伤，附件、备件的供应范围和数量应符合合同要求。技术文件齐全，技术文件份数可按各厂家规定或合同协议要求配备。
3 设备保管的要求。对温度、湿度有较严格要求的装置型设备，如微机监控系统、综合保护装置和逆变器等设备，应按规定妥善保管在合适的环境中，待现场具备安装条件时，再将设备运进现场进行安装调试。
4 设备的保管是安装前的一个重要前期工作，需要有利于以后的施工。应定期对保管设备进行检查，做好防护工作。
5.1.2 光伏发电站中有许多设施，如光伏组件、逆变器等设备，施工人员应在安装前进行相关培训，以防止技术质量事故的发生，保证人身及设备安全。
5.1.3 本条对光伏发电站的施工中间交接验收作出规定，其中包含中间交接项目内容以及中间交接验收时的职责和要求。
5.1.4 本条规定了安装施工中隐蔽工程的内容以及隐蔽验收时的职责和要求。
5.2 支架安装
5.2.1 本条规定了支架安装前的准备工作，主要是对支架安装前混凝土强度提出要求。因支架的重量较小，没有规定支架混凝土强度必须达到100%才允许安装支架。同时，针对光伏支架的进场检查及保管提出要求，尤其在西北地区和沿海滩涂等土壤盐碱含量比较高的地方，如不采取保护措施，极易腐蚀支架的镀锌层。本条还规定了应在支架安装前对土建专业完成的支架基础进行中间交接验收。
5.2.2 本条对支架的安装和应达到的标准作出了规定。
1 支架安装验收的标准主要应从紧固度和偏差度两方面考虑，紧固度直接影响组件安装好后的抗风能力，故应严格控制。支架大多采用镀锌件，若破坏了镀锌层，将降低支架的使用寿命，在施工过程中不应对支架气焊扩孔。
2 支架的倾斜度直接影响组件的安装角度，组件的安装角度又直接影响组件的效率。固定式支架的角度，都是综合当地的经纬度和相关气象数据计算而来的。根据计算，组件角度的偏差在±1°时，对组件的效率影响不大，故对支架的安装角度提出此要求。
3 对支架安装过程中的偏差值提出要求，主要为整体感官考虑。但支架的安装质量主要取决于基础的安装质量。所以，在前期土建施工过程中应严把质量关，为后续支架安装提供便利条件。
5.2.3 本条对跟踪式支架的安装提出具体要求。跟踪式支架个体较大，在安装前一定要将其与基础之间固定牢固，不管是采用焊接方式还是螺接方式。跟踪式支架采用旋转或推动的方式进行动态跟踪，其传动、转动部分的灵活性至关重要，电缆在经过转动部位时应充分考虑预留并固定牢固。对于聚光式跟踪系统，为尽量避免损坏聚光镜，应考虑好安装顺序，并做好相应保护措施。
5.2.4 本条规定了支架安装完成后应按设计要求进行焊接和防腐工作，提出了在施工过程中应遵循的国家标准。
5.3 光伏组件安装
5.3.1 本条对光伏组件在安装前的准备工作做出了规定。
1 本款对光伏组件安装前提出要求。支架的安装质量决定了光伏组件的安装质量，其工作顺序也是互相依托的。在光伏组件安装前支架应该通过质检和监理部门的验收，方可进行光伏组件的安装。
2 将电压、电流偏差过大的光伏组件进行组串，会产生短板效应。但光伏发电站中光伏组件数量众多，现场测试的准确性及工作量都不好把控。若光伏组件厂家将出厂的光伏组件进行了分类，则应按照厂家提供的类别进行组串。
3 光伏组件经过运输、保管等环节，在安装前应进行外观检查。主要对光伏组件玻璃面板及接线盒等位置进行检查。
5.3.2 本条对光伏组件的安装作出了规定。
1 在光伏发电站的建设中，往往会选用不同规格和型号的光伏组件，而不同的光伏组件，其电性能不同。若偏差值较大，则不允许在一个组串内安装。安装前应按照设计图纸仔细核对光伏组件规格和型号。
2 不同的生产厂家生产的光伏组件各有不同。在安装过程中，生产厂家会针对自己的产品如何固定、固定螺栓的力矩值，提出不同的要求。尤其是无边框的薄膜组件，如果在安装过程中紧固力矩过小，可能会在今后的运行过程中脱落；如果紧固力矩过大，又会导致组件破裂。故在施工过程中，应严格遵守设计文件或生产厂家的要求。
3 根据支架安装的偏差要求，提出了光伏组件安装的偏差要求，其中最主要的是控制好光伏组件的安装角度。
5.3.3 本条对光伏组件之间的接线提出要求。经过对光伏发电站建设项目的调研，在施工过程中，往往会在光伏组件连接线施工环节上，存在组串数量不对、插接件不牢等问题，从而造成光伏组件串电压过高或过低，甚至无电压。施工人员应认真按照设施图纸施工，并仔细检查回路的开路电压或短路电流，以便在投入运行前，发现并解决问题。插接件与外接电缆间搪锡处理，是为了避免因接触电阻增大而降低效率及出现虚接而造成事故。规定同一光伏组件或光伏组件串不应短接，是因为虽然光伏组件的工作电流值和短路电流值差别不大，但光伏组件或光伏组件串长时间处于短路状态也会对设备和线缆绝缘造成损伤。
5.3.4 本条为强制性条文，必须严格执行。由于光伏组件在接收光辐射时，在导线两端就会产生电压。当光伏组件组成一个组件串时，电压往往很高。为保障人身安全，在施工过程中严禁碰触光伏组件串的金属带电部位。
5.3.5 本条为强制性条文，必须严格执行。光伏组件的连接是一项带电操作的工作。在雨中由于天气潮湿，人体接触电阻变小，极易造成人身触电事故，所以规定在雨中严禁进行此项工作。
5.4 汇流箱安装
5.4.1 本条规定了汇流箱安装前应做的检查工作。在技术协议书中会对汇流箱的防护等级、元器件的品牌和型号做出相应要求，安装前应进行检查。经过长途运输和现场保管，箱内元器件及连线应进行检查，是否存在破损和松动现象。为后续接线工作的安全，应将箱内开关和熔断器断开。同时对汇流箱的绝缘电阻提出要求。
5.4.2 本条规定了汇流箱安装时应符合的要求。
5.4.3 本条为强制性条文，必须严格执行。汇流箱在进行电缆接引时，如果光伏组件串已经连接完毕，那么在光伏组件串两端就会产生直流高电压；而逆变器侧如果没有断开点，其他已经接引好的光伏组件串的电流可能会从逆变器侧逆流到汇流箱内，很容易对人身和设备造成伤害。所以在汇流箱的光伏组件串电缆接引前，必须确保没有电压，确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。
5.5 逆变器安装
5.5.1 本条对逆变器安装前应具备的基本条件和准备工作提出了要求。
1 为了避免现场施工混乱，实行文明施工，为了给安装工程创造施工条件，本款对室内放置的逆变器安装前，建筑工程应具备的条件提出了具体要求，这对保证安装质量和设备安全是必要的（如为了防止设备受潮，提出逆变器安装前，屋面、楼板不得有渗漏现象、沟道无积水等要求）。
5 光伏发电站内可能会在不同区域安装不同规格型号的逆变器，要求在逆变器就位前按照设计图纸进行复核，以免安装位置出现错误，造成不必要的返工。
6 按照逆变器的重量、外形尺寸及现场实际条件等因素，选择相应的机具进行运输和吊装。严禁超负荷使用机具。
7 随着逆变器功率的不断增大，逆变器的体积和重量也越来越大。500kW和1MW的大型逆变器已被广泛应用到光伏发电站的建设中，所以要求在大型逆变器就位时要考虑道路和场地的因素，以便于施工。
5.5.2 本条对逆变器的安装与调整提出了具体要求。
1 本规范表5.5.2是参照现行国家标准《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中有关规定制订的。
2 参考同类规范中对盘柜基础的要求。非手车式开关基础，其基础型钢顶部一般都高出抹平地面10mm。基础型钢与接地干线应可靠焊接。
2 逆变器的安装方向应按设计图纸施工，同时应考虑方便运行人员的操作和检查。
5.5.3 逆变器交流侧电缆接引至升压变压器的低压侧或直接接入电网中。对于大型逆变器来说，逆变器交流侧都接有几根电缆，在接入变压器低压侧以后，不便于电缆绝缘和相序的校验。逆变器直流侧电缆的极性和绝缘同样非常重要，需要施工人员仔细测试。故要求在此部分电缆接引前仔细检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性，并做好施工记录。
5.5.4 本条为强制性条文，必须严格执行。逆变器的直流侧通过电缆和汇流箱连接，往往在接引此部分电缆时，部分光伏组件已组串完毕，并接引至汇流箱中，此时在汇流箱的正负极两端将产生很高的直流开路电压。为保障人身安全，应在逆变器直流侧电缆接线前，确认汇流箱侧有明显断开点，并做好安全防护措施。
5.5.5 为了防止设备受潮和小动物进入逆变器，在电缆接引完毕后，应及时进行防火封堵。
5.6 电气二次系统
5.6.1 二次系统元器件、盘柜安装及接线工作在现行国家标准《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中，已经有很详细的规定，在施工中应遵照执行。若制造厂针对自己产品有特殊要求，应符合其要求。
5.6.2 对于通信、远动及综合自动化等二次设备的安装与接线，在产品的技术要求中均有规定，在施工中应严格遵守。
5.7 其他电气设备安装
5.7.1～5.7.5 对光伏发电站中的光伏组件、逆变器等新型设备，目前我国尚无施工和验收标准，但很多常规电气设备的施工及验收，国家已经有现行的规范、标准，施工过程中应遵照执行。同时，还应按照设计文件及厂家的特殊要求施工。
5.8 防雷与接地
5.8.3 光伏组件的接地目前一般都是经过支架进行连接的，另外跟踪式支架高度大，极易遭受雷击过电压的冲击，故接地工作应严格按照国家相应标准和设计文件进行。
5.8.4 本条对组件的接地提出了要求。对于晶硅组件，边框上预留有接地专用孔，需要用接地导线与接地网可靠连接；而对于薄膜组件，制造厂家会根据逆变器的运行方式，采取不同的接地方式，或不接地。
5.8.5 汇流箱内多设置有浪涌保护器，起到过电压保护的作用；而逆变器内部则设置有浪涌保护器、电感和电容元件，故汇流箱和逆变器的接地非常重要，应保证其连接的牢靠性和导通的良好性。同时若盘柜、汇流箱及逆变器的电器绝缘损坏，将使盘柜门上带有危险的电位，会危及人身安全，故应使用裸铜导线将此部分设备的金属盘门进行可靠接地。
5.8.6 光伏发电站中的接地电阻在设计文件中会参考相应国家标准，并根据电站实际情况而提出要求。它也是考核电站安全性的一项重要指标，应测试合格。
5.9 架空线路及电缆
5.9.1～5.9.3 这三条强调光伏发电站线路及线缆在施工中应遵照的国家标准，同时还应满足相关技术要求和设计文件的特殊要求。
6 设备和系统调试
6.1 一般规定
6.1.1 进行单体实验及设备、系统调试前制订的调试方案是指导施工的重要依据，在调试前应编制完成并通过审查。
6.1.2 在设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收是最基本的要求。
6.1.3 本条是在设备和系统调试前，对建筑工程提出的要求。有很多品牌的逆变器对散热要求都比较严格，所以在设备调试前要求通风及制冷系统具备投入运行的条件。
6.2 光伏组件测试
6.2.1 本条规定了光伏组件串调试前应做的工作和应具备的条件。
1 光伏组件串接引完毕才具备测试的条件，并要求组串的数量和型号应符合设计文件的要求。
2 回路的标识应清晰、准确，以便于故障的查找和运行人员的维护。
3 在未经测试前，光伏组件串可能因组串错误而出现电压偏差，过高的电压可能会对逆变器等设备造成损坏。
4 汇流箱的防雷模块在过电压的情况下起到保护作用，应将其可靠接地。
5 光伏组件串的测试工作应在使用辐照仪对辐照度进行测试的前提下进行。测试时辐照度宜高于或等于700W/m2。虽然为了准确评估光伏组件的各项电性能参数，最新颁布的国家标准采用了IEC（国际电工委员会）标准，增加了低辐照度（200 W/m2、25℃、AM1.5）下的性能测试，但鉴于光伏组件在实际应用中经常工作在低于1000 W/m2，又高于200 W/m2的情况，为准确全面反映其性能，本规范对测试时的辐照度参考值做了规定。
6.2.2 本条规定了光伏组件串调试检测应符合的要求。
1 光伏组件在组串过程中。会出现将插接头反装，从而导致光伏组件串的极性反接的现象。在测试过程中，应对此进行认真检测。
2 相同规格和型号的光伏组件组串完毕后，在相同的测试条件下进行测试，其电压偏差不应太大。若电压偏差超出正文规定，应对光伏组件串内的光伏组件进行检查，必要时可进行更换调整。
3 在并网状态下，使用钳形电流表直接测试光伏组件串的电流，直观且安全。并能通过此种测试方法发现光伏组件串之间的电流差异，从而发现存在的问题。
4 若光伏组件串连接电缆温度过高，应检查回路是否有短路现象发生。
5 光伏组件串的测试工作一定要做好相应的测试记录，并作为竣工资料的一部分内容进行整理、移交。
6.2.3 本条说明逆变器在投入运行前，宜将你变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。
6.2.4 本条规定了逆变器在投入运行之后，投、退汇流箱的顺序，主要是为防止带负荷拉刀闸。
6.3 跟踪系统调试
6.3.1 本条对跟踪系统调试的条件提出了具体要求。
1 光伏发电站内的跟踪系统一般体积大、高度大，要求有一定的抗风强度，在调试前应检查跟踪系统固定是否牢固可靠。同时为防止雷击过电压或电缆线路绝缘受损而使支架带有电位，对人身和设备造成伤害，跟踪系统一定要可靠接地。
2 跟踪系统上的电缆在经过转动部位时，为防止被卷入或挣断，要固定牢固并充分考虑转动距离，留足预留。
3 在跟踪系统调试前，，检查转动范围内是否有临时设施阻碍跟踪系统转动，以防止出现设备损坏事故。
6.3.2 本条规定了跟踪系统在手动模式下调试应达到的要求。不同的产品有各自不同的结构和运行方式，但转动灵活、动作可靠、保护准确及满足技术文件要求是必须要达到的。本规范规范了跟踪系统转动时的最大方位角及高度角应满足设计文件要求。因为针对不同的业主或不同的地区，会有不同的需求。另外，为保证跟踪系统在允许范围内转动，不会因超行程对设备造成损坏，要求对极限位置保护进行测试，以保证设备运行的可靠。
6.3.3 本条规定自动模式调试前，手动模式下调试应已完成。对于采用主动控制方式的跟踪系统，应在自动模式调试前将参数准确设置完毕。
6.3.4 本条规定了跟踪系统在自动模式下应达到的要求。
1 跟踪系统的跟踪精度在签署技术协议过程中，供货方和采购方会进行充分沟通并确定具体要求，在调试过程中将按照此技术要求来考核跟踪系统的跟踪精度。
2 跟踪系统由于体积较大，抗风能力较弱，为避免设备在恶劣天气下受损，对设有避风保护功能的跟踪系统，要求对此项保护功能进行测试。可手动设置风速值超过保护上限，检测跟踪系统是否能够迅速做出响应（一般厂家都是采取将光伏方阵平面调至水平位置，以减少承载力）；同时需要检测在风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统是否能在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
3 在暴雪天气下，跟踪系统应采取相应的抗雪压措施避免设备受损，对设有避雪保护功能的跟踪系统，要求对此项保护功能进行测试。可手动设置雪压值超过保护上限，检测跟踪系统是否能够迅速做出响应（一般厂家都是采取将光伏方阵平面调至最大下限位置，以减少承载力）；同时需要检测在雪压减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统是否能在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
4 跟踪系统都会选择一种安全状态来应付特殊情况的发生，因此跟踪系统在夜间应能够自动返回到跟踪初始设定位置，并关闭动力电源。这也是为了保护跟踪系统在不工作时，不至于受到损坏。
5 跟踪系统的跟踪运行方式可分为步进跟踪方式和连续跟踪方式。步进跟踪方式能够大大降低跟踪系统自身能耗，被广泛采用。步进跟踪方式主要依靠电机带动传动装置并间歇式地运行来进行实时跟踪，其间隔时间长短，各厂家生产的产品不尽相同，需要参照技术协议要求进行检查。
6.4 逆变器调试
6.4.1 本条规定了在逆变器调试前应具备的基本条件。要想对逆变器进行最基本的调试工作，首先需要逆变器控制电源得电。逆变器的控制电源有的取自直流侧，有的取自交流侧，还有单独工给的，各个生产厂家都有不同；其次，是逆变器直流侧和交流侧的电缆接引完毕，并正确无误，绝缘良好；最后，方阵的接线工作部分或全部完成并通过检测，能够给逆变器提供安全的直流电源。这里没有提到逆变器的交流侧电源，是因为逆变器在静态调试初期，满足以上几点要求时，即可进行一些常规的参数和设置的检查。
6.4.2 逆变器经过长途运输、现场保管和安装等环节后，调试前还应对本体进行仔细检查，以确保设备安全。逆变器良好、可靠的接地，是保证调试人员人身安全的前提条件，需检查确认；对于逆变器内部的电路板、插接件及端子等部件，应仔细检查是否在运输过程中造成松动或损坏。
6.4.3 本条对逆变器调试过程中提出要求并规定了应做的检查项目。
1 逆变器在控制回路带电时应对逆变器的参数进行检验和设置，同时检查逆变器自带的散热通风装置工作是否正常，以保证逆变器能够稳定地投入运行。
2 在逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，可以通过逆变器的显示器查看直流侧的电压值，并和实际测量值进行比较，检测逆变器数据采集的准确性。同时可以查看到逆变器直流侧对地阻抗值是否满足要求，如果显示值偏低，应进一步查明原因。
3 逆变器能够并网发电需要具备三个基本条件，即控制电源带电、直流侧带电且满足逆变器要求和交流侧带电且满足逆变器要求。通过编写组对光伏发电站的调研，前两个条件都可以提前实现，但逆变器交流侧带电，通常都是在电站即将并网启动时才具备条件，因为只有电站整体安装、调试工作结束，并通过一系列审查和质检合格后，才具备倒送电条件，也就意味着光伏发电站可以并网运行，所以本规范按照这样的顺序进行编写。在逆变器交流侧也带电时，可以对交流侧的相关参数进行检查，确认是否满足逆变器的并网条件。另外，对于一些具有门限位闭锁功能的逆变器，也需要确认其闭锁功能。
4 逆变器的保护功能直接涉及光伏发电站接入电网的稳定运行，甚至人身生命安全，所以其保护功能尤为重要。虽然逆变器生产单位在出厂前都经过此方面的测试，但按照现行国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB50150中的相关规定，应该在施工现场进行复测。因逆变器的保护功能只能在并网状态下进行，故需要逆变器厂家、施工方和建设方充分沟通并达成共识。具体操作可以通过更改逆变器参数的方法来进行测试。
6.4.4 本条为强制性条文，必须严格执行。逆变器内部布置有感性和容性元件，在运行后会有残留电荷。不同的逆变器厂家均要求在运行后，需静置一段时间才允许接触内部元器件，就是给逆变器一个放电的过程，以保证检修人员的人身安全。因此，规定在逆变器进行检查工作，要接触逆变器的带电部位时，一定要断开交、直流侧电源开关和控制电源开关，确保在无电压残留，并在有人监护的情况下进行。
6.4.5 本条为强制性条文，必须严格执行。逆变器在运行状态下，断开没有灭弧能力的汇流箱保险，极易引起弧光。为保证人身和设备安全，严禁带负荷断开没有灭弧能力的开关或保险。
6.4.6 本条规定施工人员应将相关测试记录按照附录C的格式进行填写，并作为施工记录进行移交。
6.5 二次系统调试
6.5.1 本条规定了光伏发电站中二次系统调试的主要内容。
6.5.2 本条规定强调计算机监控系统调试应符合的条件。计算机监控系统能够实现对主要设备的监视，提高系统运行的可靠性，所以要求其准确、可靠。在光伏发电站实施前期，业主方将会就监控系统等很多方面向设计方提出要求，设计方按照设计联络会的要求进行设计，故电站的监控系统应能满足设计要求。同时大多光伏发电站运行都采用无人值守或少人值守，其智能化要求较高。因此，监控系统能够实时、准确地反映现场设备的运行工况，十分重要。
6.5.3 继电保护系统是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生和扩大起决定作用。继电保护的基本要求是选择性、速动性、灵敏性和可靠性。在继电保护装置的测试过程中，应按照单体调试、带开关调试和整组调试的顺序进行，验证其能否满足要求。现场调试环节应做好调试记录。
6.5.4 在电网运行中，电网调度部门无疑是集中控制和管理的中心，每时每刻都要向发电厂、变电站提取大量的信息，同时又要将大量任务下达。远动通信系统运行的稳定、可靠，将给电网调度部门提供必要的前提和保障。调试时应先保证通信通道畅通，然后检测遥信、遥测、遥控、遥调，即“四遥”功能。若采用101和104等两种规约方式进行传输时，则应分别测试。
6.5.5 本条规定电能量采集系统的配置首先应满足当地电网部门的规定，因为光伏发电站投运行后的费用结算都将与电能量的计量密切相关。在电站初步设计、技术设计和施工图设计阶段，都应和当地电力计量部门充分沟通，符合其要求。
6.5.6 不间断电源为光伏发电站重要的设备提供稳定、可靠的电源。通常由主电源、旁路电源盒直流电源供电，在任何一路电源失电的情况下，不间断电源系统应能够持续、不间断供电，以保证重要设备的可靠运行。监控画面上应能够反映其运行的状态。
6.5.7 为保障电力系统的安全稳定运行，国家电力监管委员会颁布的《电力二次系统安全防护规定》对相关要求已经做出具体规定，现场调试时，可遵照执行。
6.6 其他电气设备调试
6.6.1 常规的电气设备如电缆、变压器、真空断路器等，在国家现行标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB50150中都有明确的实验项目和标准。在光伏发电站的建设中，此部分电气设备的调试工作应遵照执行。
6.6.2 对配置有无功补偿装置的光伏发电站，其补偿性能要满足设计文件的相关技术要求。
7 消防工程
7.1 一般规定
7.1.1 本条对从事消防施工的单位提出资质要求。从业单位应依法对建设工程消防设计和施工质量负责。
7.1.2 本条规定了消防工程施工前应具备的条件。主要对设计图纸及材料的到场检测提出基本要求。
7.1.3 本条规定在消防部门进行专项验收前，应进行建设单位组织的自检。
7.2 火灾自动报警系统
7.2.2 火灾报警系统的布管及穿线工作应与土建建筑施工同期进行，避免返工。
7.2.3 本条规定了火灾自动报警系统调试的顺序，先逐个设备进行单机调试，然后进行系统调试。
7.2.4 本条规定了火灾自动报警系统通电后，应安装现行国家标准《火灾报警控制器》GB4717的有关要求对报警控制器进行检查的项目。
7.2.5 火灾报警系统在火灾发生时，为避免事故扩大，对具备将照明回路主开关断开的连锁功能，现场应进行此项目检测。
7.3 灭火系统
7.3.1 本条强调消火栓灭火系统各施工环节中应注意的事项及遵循的标准。
7.3.2～7.3.4 这两条规定了采用其他一些灭火方式的施工应遵循的国家标准。
8 环保与水土保持
8.2 施工环境保护
8.2.1 噪声污染对周边环境影响很大，在施工中应根据《建筑施工场界噪声排放标准》GB12523的相关规定，对不同施工阶段作业噪声进行控制。
8.2.2 影响环境的施工废液主要包括泥浆、废油以及生活污水。这些废液直接排放在周围环境中，可能对环境产生较大的危害，需要经过相应的处理。
8.2.3 施工粉尘污染影响施工人员的身体健康，同时也对周边环境造成很大的影响，需要进行处理。
1 施工期间的道路灰尘很多，过往车辆容易造成尘土飞扬，采用经常洒水、清扫等措施，可减少对环境的污染及对人体的危害。
2 施工现场的水泥、粉煤灰及珍珠岩颗粒等细颗粒建筑材料，若露天堆放，容易随风飘散，影响环境。
3 混凝土搅拌站在上料时容易出现大量的粉尘，需要采取相应的措施，以减少对环境的影响。
8.2.4 施工固体废弃物需要适当处理以减少对周边环境的影响。将固体废弃物直接焚烧会产生大量有毒有害气体，严重影响环境及人体健康。
8.3 施工水土保持
8.3.1 光伏发电站在施工策划阶段需要根据现场的实际情况将临建办公室、钢筋加工场、木工场以及搅拌站等临建设施紧凑布置，尽量减少对原地貌的破坏面积，减少对原地貌的开挖。
8.3.2 自然排水沟渠在施工中加以保护，在汛期和雨季不会扩大地表的破坏面积。光伏发电站施工完成以后恢复原地貌，能够保护环境不会恶化。
8.3.3 本条规定弃土区应该避开排水沟渠。临时弃土区采用围挡和覆盖，是为了防止雨水冲淋以及大风天的扬尘污染环境。
9 安全和职业健康
9.1 一般规定
9.1.1 光伏发电站的建设有自己的独特性，因而其安全和职业健康管理体系也有与之相对应的独特性。大型光伏发电站涉及面广，施工方很多，在组织机构和管理制度中，都应纳入施工方管理。
9.1.2 为提高全员安全素质，认识安全施工的重要性，增强安全施工的责任感，最终实现安全和职业健康的目标，施工人员和管理人员应经各级安全和职业健康教育和培训，并经考试合格，方可上岗。
9.1.3 为了施工安全着想，对危险区域周围设立隔离，并设置明显的安全、警示标志或隔离带，起到必要的警示、隔离作用。
9.2 安全文明施工总体规划
9.2.1 本条要求是根据国家现行标准《建筑施工安全检查标准》JGJ59中的规定：施工现场应该设有“五牌一图”，即工程概况牌、管理人员名单及监督电话牌、消防保卫（防火责任）牌、安全生产牌、文明施工牌和施工现场平面图。危险区域悬挂安全警示牌，可以起到一定的警示作用。
9.2.3 本条强调区域隔离、模块化管理的重要性，便于文明施工及安全管理。
9.2.4 本条强调道路的畅通在施工过程中的重要性，光伏发电站的建设特点是：场区大、设备多、工期短且地质条件差。施工过程中一定要加强对施工道路的管理。
9.2.5～9.2.7 这三条对临时设施、施工机械、设备及材料的布置和摆放提出了要求。
9.3 安全施工管理
9.3.1 施工人员应自觉遵守现场安全文明施工纪律规定，同时应严格遵守国家现行标准《电力建设安全工作规程》DL5009的相关规定。如在吊装区域、设备耐压区域和送电调试区域等危险作业区域，非作业人员不了解施工内容及其危险性，极易出现人身伤害事故，故施工中应对危险区域设专人监护，并严禁非作业人员进入危险作业区域内。
9.3.2 本条对施工中的临时用电提出要求。
9.3.3 交叉作业存在安全隐患，在施工中应尽量避免。
9.4 职业健康管理
9.4.1 本条规定是根据国家相关管理办法制定，对体检中发现患有医学规定不宜从事有关现场作业疾病的人员，应禁止进入现场从事相关工作。
9.4.2 本条强调在施工中应针对噪声、粉尘、固体废弃物及水污染防治等方面应采取有效的管理措施，避免在施工中造成环境污染。
9.4.3 本条对施工区、办公区和生活区等场所的卫生要求做出规定，以保证施工人员的身体健康。
9.4.4 本条强调应加强食品卫生管理，防止食物中毒或其他食物中毒源性疾病的发生，制定相应的食品卫生管理制度，保证施工人员的身体健康。
9.5 应急处理
9.5.1～9.5.3 这三条强调了在光伏发电站开工前，应根据项目特点编制一些专项应急预案，并要求组织相关人员进行应急预案演练工作。
