DB45／T 2366-2021标准规范下载简介
DB45／T 2366-2021 并网光伏发电站施工与验收规范.pdf5.4.1光伏组件安装的要求如下：
其安装应符合施工设计的要求； 光伏组件在运输及安装过程中，应采取有效的保护措施，不应踩踏、坐卧、撞击或置放物品； 光伏组件安装和移动的过程中，不应拉扯连接线； 一光伏组件安装时，不应造成玻璃、背板、铝边框以及线缆的划伤或破损； 施工时，各类设备、装置的正负极不应短接： 组件的安装位置、排布方式、方阵间距与固定螺栓的力矩值等应符合规范要求； 组件的安装螺栓钉、垫圈、螺母应齐全，间插件连接可靠； 组件的串并联方式及组串的开路电压、短路电流应符合设计要求。 4.2 光伏组件安装允许偏差应符合表5的规定。
表5组件安装允许偏差
5.4.3光伏组件及组串接线施工的要求如下：
GB／T 5585.1-2018标准下载光伏组件及组串接线施工
进行接线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位； 不应在雨天进行组件的连线工作； 一组件间连接器应连接牢固，组件之间连接线不应承受外力，且应进行绑扎，整齐、美观； 组串连接后应检测组串的开路电压和短路电流； 一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并做好警示，组串线路接头不应 接触其他金属构件或浸水； 方阵间的跨接线缆应穿管进行保护； 光伏连接器安装应采用原厂专用压接钳压接； 方阵的输出端应有明显的极性标志和线路的编号标志； 接线时，不应同时接触组件或组件串连接线的正、负极
5.5.1汇流箱安装前准备的要求如下：
.1汇流箱安装前准备的要求如下： 一汇流箱安装前应储存于干燥、通风良好的室内； 应保证汇流箱内元器件完好，连接线无松动：
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安装前汇流箱的所有开关和熔断器应断开； 安装前，应检查支架的强度和稳定性。 5.2汇流箱安装的要求如下： 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm； 应检测汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，该值小于20MQ； 汇流箱内组串电缆接引前，应确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点； 汇流箱出入口的连接线应向下弯曲防雨水流入设备内； 汇流箱输入及输出线 挂电缆 应注明线路编号、起点、终点、规格等信息
5.5.2汇流箱安装的要求如下
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电力变压器和互感器的安装应符合GB50148的规定； 低压电器安装应符合GB50254的规定； 安防监控设备的安装应符合GB50348的规定； 环境监测仪的安装应符合设计和产品的技术要求； 一光伏发电站其它电气设备的安装应符合现行国家相关标准、规范的要求； 光伏发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要求。
5.6.1并网光伏发电站接地系统安装应符合GB50169及GB50057的规定和设计文件的要求。 5.6.2屋面光伏发电系统的金属支架的接地应符合设计要求，且应与屋面等电位导体可靠连接。 5.6.3并网光伏发电站防雷系统的施工应按照设计文件的要求执行，所有防雷接地点应进行标识。 5 6 4 光伏组件接地的要求加下。
带边框的光伏组件应采用截面不小于4的铜导线通过边框接地孔可靠接地； 一不带边框光伏组件的接地做法应符合设计要求； 一接地电阻值应符合设计要求。 5.6.5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；接地线的截面应符合设计要 求。
光伏发电站消防工程施工的要求如下： 一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完 整齐备； 一消防工程的设计文件应通过当地消防部门的审核： 一消防工程建筑物构建的燃烧性和耐火性极限应符合GB50016的规定； 一屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求； 一防火隔离措施应符合设计要求； 一消防车道和安全疏散措施应符合设计要求； 一光伏发电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求： 一消防器材应按规定品种和数量摆放齐备； 安全出口标志灯和火灾应急照明灯应符合GB13495.1和GB17945的规定。
6.1.1光伏发电系统应在施工安装后进行调试、检测和试运行。 6.1.2调试前，调试单位应编制调试大纲方案，调试方案应报审完毕。 6.1.3单项调试宜参照GB/T16895.23的规定执行。 6.1.4光伏发电系统各电气设备和控制设备都应进行功能调试，以确保系统正常运行。 6.1.5系统调试宜参照GB50794的规定执行；系统调试方法、测量仪器和监测设备除应符合本文件规 定外，还应按照GB/T18216.1、GB/T18216.2、GB/T18216.3、GB/T18216.4、GB/T18216.5、GB/T18216.8、 GB/T18216.9、GB/T18216.12的规定执行。 6.1.6光伏发电系统调试应事先对光伏组件做好清洁工作并在适宜的气象条件下进行，调试宜在光伏 阵列表面的太阳辐照度宜大于700W/㎡的条件下进行。
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6.1.7在调试过程中如发现不合格项，在对系统进行局部调整后，应对电气设备和系统逐项重新调试。 6.1.8系统调试时应提供所有相关的设备及线路的安装记录，安装记录应包括但不限于安装时间，检 测记录及设备更换记录。 6.1.9调试记录应齐全、准确。 6.1.10光伏系统进行现场检测、调试时应进行记录，参见附录A中的表A.1、附录B中的表B.1。 6.1.11按各直流设备的使用说明书中有关电气系统的调试方法及调试要求，用模拟操作检查其指示信 号正确、灵敏可靠。
6.3.3接地系统检测的要求如下：
一检测人员应能够按照光伏系统的接地系统标识找到接地点，按照接地点的位置与系统的连接 方式，确定接地系统检测点； 一检测调试人员可利用接地电阻测试仪，检测接地系统的接地电阻值，对比设计要求，检查接 地电阻值是否满足要求。设计文件中无明确的接地电阻要求值时，应按照接地电阻小于42的 要求执行； 一测试支架、汇流箱、组件、逆变器室每项关键设备的接地连续性，接触电阻不应高于0.12：
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如发现光伏系统的接地电阻不能达到设计值或要求值，应查明原因并进行整改后，方可进行 下一步调试。
6.4.1直流端极性调试应检测直流系统正负极性是否正确，直流系统不应产生内部环路自放电而损块 设备。 6.4.2测试方阵极性时，应断开整个调试方阵与其它方阵连接的开关拆除待测回路的线缆，检测应检 测方阵线缆极性。
设备。 6.4.2测试方阵极性时，应断开整个调试方阵与其它方阵连接的开关拆除待测回路的线缆，检测应检 测方阵线缆极性。 6.4.3光伏组串极性检测应在各直流汇流箱处，确认汇流箱输出开关处于断开状态，分别检测每一串 光伏组串正负极的对地绝缘电阻、浪涌保护器接地极的接地电阻值。 6.4.4闭合直流汇流箱的开关，应依次检查各直流线路极性。
6.5光伏组串绝缘电阻值检测
6.5.1光伏组串绝缘电阻值检测前应确认光伏方阵接线是否正确，防止方阵整体短路。
6.5.1光伏组串绝电阻值检测前应确认光伏方阵接线是否正确，防止方阵整体短路。
开始调试之前应确保从光伏组串到逆变器的电气连接断开； 可选用下列方法进行绝缘电阻调试，测量地面与方阵电缆之间的绝缘电阻，绝缘电阻最小值 要求见表7： 测试方法1一先测试组串负极对地的绝缘电阻，然后测试组串正极对地的绝缘电阻； 测试方法2一测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。
表7地面与方阵电缆之间绝缘电阻最小值
6.6光伏组串开路电压检测
6.1在关闭电路开关或安装方阵过流保护装置之前，应测量每个光伏组串的开路电压。 6.2分别检测每一串光伏组串正负极之间的开路电压，并与预期值相比较（偏差宜在5%范围内）。 口发现某组串无输出电压或检测值与预测值偏差较大时，应对该组串内各组件和组件之间的连接进行检 查。预期值的获取可采用下列方法中的其中一种： 根据光伏组件规格参数、组件串联数以及太阳电池温度计算预期值； 测量组串中其中一块光伏组件开路电压Voc，并以此计算整个组串的开路电压预期值（本方法 适用于稳定的光照条件下）； 若已测定系统中的多组光伏组串开路电压，且在稳定的光照条件下，后续检测的组串开路电 压可通过与已测组串开路电压进行对比； 若测定系统中的多组光伏组串开路电压，但光照条件不稳定时，可采用多台检测设备同时检 测的方法，对比已测和待测组串的开路电压。
6.7光伏组串短路电流检测
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6.9.3逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，工作流程如下：
一测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差，其值应在允许范围内； 一检查人机界面显示直流侧对地阻抗值，其值应符合要求。 6.9.4逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，测量交流侧电压值和人机界面显 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。
6.9.6逆变器的监控功能调试要求如下：
一监控系统的通信地址应止确，通信良好并具有抗干扰能力； 监控系统应实时准确地反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息； 一具备远方启、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. 10 配电柜的调试
5.10.1调试前应检查确保配电柜中各器件的绝缘性、接线无异常。 6.10.2应检查交流配电设备容量的选取与输入设备、输出供电负荷容量的匹配。 6.10.3应根据各交流设备使用说明书中有关的调试方法和调试要求，启动各交流设备进行相应功能的 调试，并检查交流配电柜中各仪表的显示情况
6. 11 开关柜的调试
5.11.1调试前应检查确保开关柜中各器件的绝缘性、接线无开常。 6.11.2应检查交流侧送电开关处于断开状态，开关与供电线路连接部位的端头应处于正常带电状态。 6.11.3应检测交流侧送电开关与光伏系统交流设备连接的各线路的通断状态，应确保各开关装置与各 交流设备按照设计文件已进行可靠连接。 6.11.4应闭合交流侧送电开关，确保市电输送到系统交流侧电路后，依次向设备侧逐级闭合各支路开 关。
6.11.4应闭合交流侧送电开关，确保市电输送到系统交流侧电路后，依次向设备侧逐级闭合 关。
6.12电能质量的调试
6.12.1电能质量的调试应按下列程序进行：
6. 13 二次系统的调试
6.13.1二次系统的调试内容包括：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
6.13.3计算机监控系统调试的要求如下：
调试时可按照DL/T5065的要求执行： 一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：
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6.14其他电气设备的调试
其他电器设备调试的要求如下： 一其他电气设备的试验标准应符合GB50150的规定； 无功补偿装置的补偿功能应能满足设计文件的技术要求。
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6.15.1测量显示的要求如下：
.1.1并网光伏发电站系统工程验收应包括：分项工程验收、工程启动验收、工程试运行和移交生产 验收、工程竣工验收，应符合GB/T50796的要求， 7.1.2光伏发电站系统工程验收应符合GB50300、GB50210、GB50303、GB50168、GB50169、GB50601、 B50204、JGJ203、DL/T5210.1、GB/T19939、GB50348、GB50207、GB50205的规定。 7.1.3屋面安装并网光伏发电站系统应作为单项工程进行验收。 .1.4光伏发电站系统工程验收前，应在安装施工中完成下列隐蔽项目的现场验收： 预埋件、后置锚固件； 支架、光伏组件四周与主体结构的连接节点； 系统防雷与接地保护的连接节点； 一隐蔽安装的电气管线工程； 一光伏组件安装节点。 7.1.5所有验收应作好记录，并签署文件、立卷归档。 .1.6影响工程安全和系统性能的工序，应在本工序验收合格后才能进入下一道工序的施工。主要工 序包括下列内容： 一在光伏发电站系统工程施工前，应进行水土保持或屋面防水工程的验收； 一光伏系统电气预留管线应进行验收； 一在隐蔽工程隐蔽前，应进行施工质量验收； 一对于既有建筑增设或改造的光伏系统工程施工前，还应进行建筑结构和建筑电气安全检查。 7.1.7竣工验收应符合以下要求： 一验收前，设计、施工单位提供工程设计文件及相关图纸、施工记录等： 所有分项工程已经验收合格，且办理签证； 按GB50348的要求试运行，并做好不少于3个月的试运行记录，建设单位根据试运行记录写 出系统试运行报告。
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7.1.8紧固件的验收应符合GB50205的规定。 7.1.9电气设备的验收应符合现行国家标准GB50150以及地方电网相关规定。 7.1.10屋面并网光伏发电系统在施工完成后，还应按照GB50207的规定对屋面的防水性能进行复验。
7.2验收应提交的资料
B/T50796标准要求提交验收过程中的档案资料
差等进行查验，并完成规定的测试见附录A中的表A.1。检查数量蛋选取同一批次同种型号不少于 5%且不少于3片，检验方法可采用观察和测试。 7.5.2光伏方阵的倾斜角度偏差组件的边缘高差及平整度应满定表5的要求。检查数量宜选取不少 于总数量的5%，检验方法可采用观察和测量。 7.5.3光伏方阵的连接件、跨接线应满足5.4.3的要求。检查数量宜选取同一批次同种型号不少于5% 且不少于3件，检验方法可采用观察检查。 7.5.4光伏方阵的开路电压、短路电流应满足6.6、6.7的要求。检查数量宜选取同一批次同种型号不 少于5%且不少于3件，检验方法可采用测试检查。
5.3光伏方阵的连接件、跨接线应满足5.4.3的要求。检查数量宜选取同一批次同种型号不少 不少于3件，检验方法可采用观察检查。 5.4光伏方阵的开路电压、短路电流应满足6.6、6.7的要求。检查数量宜选取同一批次同种型 于5%且不少于3件，检验方法可采用测试检查。
6.1汇流箱箱体完整性、开关和熔断器状态、安装位置应满足5.5.1、5.5.2的要求。检查数量 检查，检验方法可采用观察检查。
0B45/T2366202 7.6.2汇流箱箱体垂直度应满足5.5.2的要求。检查数量为全数检查，检验方法可采用水平尺、量角 器测量。 7.6.3汇流箱箱体绝缘电阻应满足5.5.2的要求。检查数量为全数检查，检验方法可采用绝缘摇表测 量。 7.6.4变器的安装部位、型号、外观、垂直度、水平度、位置误差及平行度、基础型钢、安装方向、 固定情况、接地导体、断开点、输入极性、预留孔洞及电缆管口应满足5.5.3及5.5.4的要求。检查数 量为全数检查，检验方法为安装部位、型号、外观、基础型钢、安装方向、固定情况、接地导体、断开 点、预留孔洞及电缆管口可采用目测检查，垂直度、水平度、位置误差及平行度可使用水平尺、量角器、 钢尺测量，输入极性可使用万用表测量。 7.6.5二次系统的继电保护设备、自动装置设备、远动通讯设备、调度通讯设备、综合自动化及远动 设备应满足5.5.5的要求。检查数量为全数检查，检验方法可按照GB50171、GB50172及产品的技术 要求检验。 7.6.6电缆线路、通信电缆及光缆、架空线路应满足5.5.6的要求。检查数量为全数检查。检验方法 可按照GB50168、GB/T50311、GB50173、GB50233的要求检验。 7.6.7安防监控设备、环境监测仪应满足5.5.7的要求。检查数量为全数检查，检验方法可按照 GB50348及产品的技术要求检验。
7.7防雷与消防工程的验收
7.7.1并网光伏发电站接地系统验收应符合GB50169及GB50601的规定和设计文件的要求 7.7.2 防雷工程所含的分项工程质量均应验收合格。 7.7.3并网光伏发电站光伏系统的金属支架的接地应符合设计要求，接地电阻应小于42。 7.7.4 所有防雷接地点标识应与设计文件要求一致。 7.7.5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，并应符合设计要求。 7.7.6并网光伏发电站消防工程的验收，应满足5.7的要求，
7.8.1具备工程启动验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请。
取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件； 通过并网工程验收，包括：V 涉及电网安全生产管理体系验收； 电气主接线系统及站用电系统验收； 继电保护、安全自动装置、电力通信、直流系统、光伏发电站监控系统等验收； 二次系统安全防护验收； 单位工程施工完毕，已通过验收并提交工程验收文档； 完成工程整体自检； 调试单位编制完成启动调试方案并通过论证： 一通信系统与电网调度机构连接正常； 电力线路已经与电网接通，并已通过冲击试验； 保护开关动作正常，保护定值正确、无误； 光伏发电站监控系统各项功能运行正常：
并网逆变器符合并网技术要求。
7.8.3工程启动验收内容如下
应审查工程建设总结报告； 应按照启动验收方案对光伏发电工程启动进行验收； 一对验收中发现的缺陷应提出处理意见； 应签发“工程启动验收鉴定书”
7.9工程试运行和移交生产验收
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7.10.1光伏系统工程交付使用前，应完成峻工验收。峻工验收应试运行和移交生产验收完成后进行。 7.10.2竣工验收记录应完整，资料应齐全。 7.10.3竣工验收时，应从调试结束开始试运行3个月，监测并记录3个月的累计发电量E和对应时 间的累计太阳辐射量E，并应按式（1）对光伏系统的性能进行评价：
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8.1文件归档与档案整理
8.2.1检测结果应记录但不限于以下内容：
3.2.1检测结果应记求但不限于以下内容： 被测并网光伏发电站的基本信息； 一检测设备的规格参数； 一现场检测环境参数； 一测试项目的检测结果； 一其他相关内容。 3.2.2检测结果性应能够重复验证。现场应将各项检测结果如实记入原始记录表，原始记录表应有测 试人员和校核人员签名。
3.2.3相关检测记录格式参见附录A至附录F
并网光伏发电站工程验收资料整理及验收报告签发应按照GB/T50796的有关规定执行。
附录A （资料性） 光伏组件现场测试表 光伏组件现场测试表见表A.1。
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附录A （资料性） 光伏组件现场测试表
表A.1光伏组件现场测试表
A.1光伏组件现场测试
DB45/T 2366—2021附录B（资料性）光伏组串测试记录表光伏组串测试记录表见表B.1。表B.1光伏组串测试记录表工程名称：汇流箱或逆变器编号：测试日期：天气情况：开路电压短路电流组串温度辐照度序号组件型号组串数量组串极性测试时间VA℃W/n?123456789101112 1314 151617W备注：测试人员：校核人员：平台22
DB45/T 2366—2021附录C（资料性）并网逆变器现场检查测试表并网逆变器现场检查测试表见表C.1。表C.1并网逆变器现场检查测试表工程名称：逆变器编号：婴测试日期：天气情况类别检查项目检查结果备注型号逆变器内部清理检查内部元器件外观检查本体检查连接件牛及螺栓检查开关手动分合闸检查地检孔洞阻燃封堵人机界面主要参数设置检查检查通直信地址检查电缆根数电缆型号直流侧电缆电缆绝缘检查、测试输入极性开路电压电缆根数电缆型号交流侧电缆电缆绝缘检查、测试电缆相序?网侧电压冷却装置柜门联锁保护逆变器并网后直流侧输入入电压低检查、测试网侧电源失电通信数据测试人员：校核人员：23
最新高速公路施工组织设计DB45/T 23662021
表D.2并网后电网的电能质量记录表
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检查记录表见表E.1.
附录E （资料性） 检查记录表
表 E. 1 检查记录表
DB45/T2366—2021表E.1检查记录表（续）巡检日期巡检人检查内容检查结果处理意见备注外观异常警示标识散热风扇逆变器断路器母排电容温度必究电能质量组件接地支架接地接地与防雷系统缆金属铠装接地功率调节设备接地流配电柜配电线路外观异常数据传输主要部件使用测试人员：校核人员务平台27
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GBT36265-2018 红外光学玻璃表F. 1验收记录表