东方日升（宁波）电力开发有限公司工程技术部编制 

2015年9月

2 序言

为加强东方日升公司、下属或关联子公司、项目公司的性能竣工验收管理工作，明确光伏电站综合性能和质保要求，规范光伏电站竣工验收标准和

检查要求，确保光伏电站整体性能质量，

参考行业内相关标准及公司自身要求，特编制本规定，

可作为公司各类光伏电站项目的通用技术协议及合同附件。

本规定编制的主要依据：现场国家有关工程质量的法律、法规、管理标准、技术标准 以 及 国家、行业有关标准和相关其他行业标准

3 目录 

1    电站验收----------------------------------------------------4 

1.1.   总则------------------------------------------------------4

1.2.   验收检查依据----------------------------------------------4 

1.3.   竣工验收检查应具备的条件------------------------------------5

1.4.   验收检查范围-----------------------------------------------5 

1.5.  竣工验收检查的内容---------------------------------------6 

1.5.1. 土建和支架施工质量检查内容--------------------------------6 

1.5.2. 电气安装施工质量检查内容----------------------------------7 

1.5.3. 交流系统检查-----------------------------------------------10

1.5.4. 公用系统检查-----------------------------------------------11

1.5.5. 通用设备检查-----------------------------------------------12

1.6.    电气设备试验结果检查---------------------------------------13

1.6.1. 高压电气设备现场试验项目------------------------------------13

1.6.2. 变压器、电抗器现场试验项目-------------------------------14 

1.6.3. 母线装置（绝缘子）现场试验项目---------------------------14 

1.6.4. 电力电缆现场试验项目-------------------------------------14 

1.6.5. 接地试验项目---------------------------------------------14 

1.6.6. 盘、柜及二次回路接线现场试验项目-------------------------15 

1.6.7. 蓄电池组现场试验项目-------------------------------------15 

1.6.8. 继电保护与自动装置现场测试项目---------------------------15 

1.7.   分系统测试结果检查--------------------------------------15 

1.7.1. 测试种类------------------------------------------------15 

1.7.2. 测试要求------------------------------------------------16 

1.7.3. 测试结果检查--------------------------------------------16 

1.8.    消防系统检查验收-----------------------------------------16 

1.9.    输电线路工程质量检查-------------------------------------17 

1.10.   标签与标识-----------------------------------------------17 

1.10.1. 检查项目-----------------------------------------------17 

1.11.   应移交的资料---------------------------------------------18 

1.11.1. 工程图纸-------------------------------------------------18 

1.11.2. 工程施工资料----------------------------------------19 

1.11.3. 调试资料--------------------------------------------------19 

1.11.4. 设备资料--------------------------------------------19 

1.12.    电站性能试验检查---------------------------------------20 

2       质保期--------------------------------------------------20 

2.1.    设备质保--------------------------------------------------20 

2.2.    建筑工程质保-----------------------------------------------20 

2.3.    安装工程质保------------------------------------------------21

1电站验收 

1.1.总则

（1）为确保并网光伏发电工程的施工质量，根据

DL/T 5210.1-2005《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》DL/T 5161.1～17-2002《电气装置安装工程质量验收及评定规程》，制定本竣工验收标准。

 （2） 本标准适用于并网光伏发电工程的竣工验收。

 （3） 并网光伏发电工程的竣工验收，除按本竣工验收标准执行外，尚应符合国家现行

的有关施工质量验收规范的规定。

 （4）性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求。

 （5）电站必须满足Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》中的所有要求。 

1.2.验收检查依据

GB50300-2001《建筑工程施工质量验收统一标准》

 GB50202-2002《建筑地基基础工程施工质量验收规范》

 GB50303-2002《建筑电气安装工程质量验收规范》

 DL/T 5210.1-2005《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》

 DL/T 5161.1～17-2002《电气装置安装工程质量验收及评定规程》 

GB/T 165.6-2000 建筑物电气装置第5部分电气设备的选择和安装第52章：布线系统

GB/T 165.32-2008 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 

GB50147-2010《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》

GB50148-2010《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》

GB50149-2010《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》

GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》

GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》 

GB50172-1992《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》

GB50173-1992《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》

GB50233-2005《110—500kV及以下架空电力线路施工及验收规范》

GB50255-1996《电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范》

DL/T724-2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》

GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》

GB50229-1996《火力发电厂与变电所设计防火规范》

 DL5027-1993 《电力设备典型消防规程》

 GB50166-1992《火灾自动报警系统施工及验收规范》

 IEC 61730-1-2004《光电（PV）模件安全合格鉴定 第一部分：施工要求》

IEC 61215-2005《地面用晶体硅光伏组件—设计鉴定和定型》

IEC 616-2008《薄膜地面光电（PV）模数—设计质量和型号核准》

 IEC 62108-2007《聚光组件检测标准》

 《继电保护及安全自动装置检验条例》

 《防止电力生重大产事故的二十五项重点要求》

 《国家电网公司十电网重大反事故措施》

 国家《建设管理文件汇编》的有关制度规定。

 经批准的工程设计文件（含设计变更通知单）

1.3. 竣工验收检查应具备的条件 

1.3.1工程施工承包合同及设计要求全部施工完毕。

 1.3.2土建工程全部质量验收已经结束，并办理了质量验收签证。个别遗留问题不影响电站

的进行。     

 1.3.3电气安装、调试工程已经结束，按照验收规范的规定已能满足电站运行的要求。

 1.3.4电站各个阵列及公用系统已经全部投运，且试运行达到15天，试运行期间的所有缺陷已全部消除。

 1.3.5技术文件资料、施工记录、质量检验评定记录完整、齐全并签证完备。

 1.3.6监理单位对工程进行了竣工预验收和消缺验证，已具备满负荷运行条件。

 1.3.7 电站并网调度协议已签订，电力业务许可证已批复。

 1.3.8工程环境保护、水土保持和消防系统全部通过相关监管部门的验收；送出线路工程通

过电网验收。

 1.4.验收检查范围

 初步设计审批文件及设计图纸界定的全部工程范围。

1.5.竣工验收检查的内容

1.5.1.土建和支架施工质量检查内容

1.5.1.1. 竣工资料审查

 审查资料是否齐全、正确、完整、真实。按档案移交规定达到标准要求，电站土建工程竣工资料主要应包括但不限于以下内容：

 a)已签证的施工技术记录；

 b)电站土建工程施工质量检验及评级记录；

 c)原材料的化验单、试验报告、质保书和合格证；

 d)代用材料清单及签证；

 e)工程试验报告及试验记录；

 f)分项、分部工程消缺单及晒图；

 g)工程遗留问题记录；

h)隐蔽工程检查验收记录及签证、中间验收检查记录及签证；

i)大型及特殊工程的施工方案；

j)工程联系单、变更单；

 k)设计审查文件及设计修改通知单；

 l)支架设计图及强度校核报告；

m)支架安装质量检验记录；

n)所区道路密实度检验报告和室内地基密实度检验报告；

o)竣工图；

 1.5.1.2. 土建施工质量检查

 1.5.1.2.1.基础质量检查

 检查支架基础及建筑物基础的原材料（检验批）质量出厂合格证，试  验  块 试 验 记 录、基 坑深度。

1.5.1.2.2.主要及辅助生产建筑单位工程质量检查应检查内、外墙装饰、楼地面、门窗及玻璃、给排水及卫生工程、电气照明、通风及空调系统、屋面工程、水泵房、站内广场及道路、站内电缆沟道工程、围墙及大门、避雷针工程等。

 1.5.1.2.3.支架施工质量检查原材料（检验批）质 量 出 厂合格证，是 否 按 照 设 计图纸制作和安装，方阵支架钢结构件及紧固件表面防锈涂镀处理层得强度。

 1.5.2.电气安装施工质量检查内容

 1.5.2.1.技术资料审查 资料应按顺序编号、齐全、正确、工整、清洁、数据真实可靠、装订成册并列出目录、签证手续齐全。电站电气安装工程技术资料主要应包括但不限于以下内容：

a)施工组织设计、作业指导书及安装工艺要求。

b)承装承修承试资质；

c)调试设备检验报告；

d)调试人员资质；

e)设计交底审查文件及设计变更通知单；

f)生产厂提供的安装使用说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；

g)材料、器材出厂合格证及试验报告；

h)设备开箱检查记录与缺陷及其处理签证记录；

i)安装技术记录；

j)调整试验记录；

k)根据合同提供的备品、备件清单

l)继电保护整定单及调试记录；

m)运动、综合自动化装置调试记录；

n) 通讯装置安装调试记录；

o)监控系统安装调试记录；

 p)隐蔽工程验收签证记录；

 q)竣工图及有关资料；

 r)未按设计施工的项目及附图；”

 s)质量检验评级记录及汇总表；

 t)重大技术措施及技术革新记录；

 u)工程遗留问题及永久性缺陷记录；

1.5.2.2. 发电系统直流部分检查直流系统的检查，包括但不限于如下项目：

a)直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T 165.32:2008要求；

b)在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，并且在最大直流系统电压和最大直

流故障电流下能够稳定工作（开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和组件本身性能确定；根据GB/T165.32:2008规定，故障电流为短路电流的1.25倍）；

c)在直流侧保护措施采用II类或等同绝缘强度（GB/T 165.32:2008类安全）；

d)光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地

和短路时产生的危险（GB/T 165.32:2008）；

e)配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和

太阳辐射（GB/T 165.32:2008）；

f)对于没有装设过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(Ir)应大于可能产

生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相匹配；

g)若装设过电流保护装置的系统：应检查组串过电流保护装置的匹配性，并且根据

GB/T165.32:2008关于光伏组件保护说明来检查制造说明书的正确性和详细性；

h)直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(GB/T 165.32:2008)

相匹配；

i）阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两(GB/T 165.32:2008)；

j)如果直流导线中有接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，避免电气设

备腐蚀。 

注1：检查直流系统需要依据最大系统电压和电流。最大系统电压是建立在组串/方阵设计之上的，组件开路电压(Voc)与电压温度系数及光照辐射变化有关。最大故障电流是建立在组串/方阵设计之上的，组件短路电流(Isc)

与电流温度系数及光照辐射变化有关(GB/T 165.32:2008)。

 注2：组件生产商一般不提供组件反向额定电流(Ir)值，该值视为组件额定过电流保护的1.35倍。

 注3：根据IEC 61730-1 标准要求由生产商提供组件额定过电流保护值。

1.5.2.3. 太阳光伏组件检查太阳光伏组件的检查应包括但不限于如下项目：

a）光伏组件必须选用按IEC 61215,IEC 616或IEC61730的要求通过产品质量认证的产品；

 b）材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控

制与产品验收程序；

 c）组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215IEC 616

中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；

 d)组件互连应符合方阵电气结构设计；

 e）对于聚光型光伏发电系统，聚光光伏型组件必须要选用按IEC62108的要求通过产

品质量认证的产品；材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程序。组件产品应是完整的，每个聚光光伏组件上的标志应额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安

装和电路连接指示。

 1.5.2.4. 汇流箱

 汇流箱检查应包括但不限于如下项目：

 a）产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证；

 b)室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；

 c）采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；

 d）采用绝缘高分子材料加工的，所选用材料应有良好的耐候性，并附有所用材料的

说明书、材质证明书等相关技术资料； 

e）汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作

紧固用的紧固件，应采用铜质零件；

f）各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不

小于1MΩ（DC500V）。 

1.5.2.5. 直流配电柜检查 

在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，将多个汇流箱汇总后输出给并网逆变器

柜，检查项目应包括但不限于如下：

a）直流配电柜结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求；

b）直流配电柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识；

c）直流配电柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导

电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。

d）直流配电柜应具有输出过载、短路保护、过电压保护（含雷击保护）和漏电保护

功能；

e）直流侧多功能电量采集表、分流器校验记录。 

1.5.3.交流系统检查

1.5.3.1.光伏系统交流部分的检查

光伏发电系统交流部分的检查，包括但不限于下列项目：

a)在逆变器的交流侧应有绝缘保护；

b)所有的绝缘和开关装置功能正常；

c)逆变器保护。

1.5.3.2.并网逆变器检查

逆变器是电站的主要设备，逆变器质量的好坏直接影响电站的运行，应选用通过认证的

产品，应该包括但不限于如下内容：

a)逆变器的散热或逆变器室的通风情况正常；

b)逆变器应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。

参数测量精度应不低于1.5级。

c)逆变器测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出

电流、功率因数、总有功；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。

d)逆变器应具有显示直流电流、直流电压、直流功率、交流电压、交流电流、交流频率、功率因数、

交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等内容的功能。

e)逆变器应具有显示运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等内容的功能。

1.5.3.3. 交流配电柜检查

 交流配电柜是指在光伏系统中实现交流/交流接口、部分主控和监视功能的设备。交流

配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。

交流配电设备主要特征参数包括但不限于：标称电压、标称电流。并应具有输出过载、

短路保护、过电压保护（含雷击保护）、漏电保护功能；应对交流侧多功能电量采集表、CT校验记录进行检查。

 1.5.3.4. 自动跟踪系统检查

 自动跟踪系统的检查，至少包含但不限于如下项目：

 a)自动跟踪系统的导线应具备防护措施；

 b)自动跟踪系统在电源停电或控制失效时，方阵可手动调整为正向朝南位置；

 c)自动跟踪系统在风速超过最大允许风速时，方阵可自动调整为水平方向。 

1.5.4.公用系统检查

 1.5.4.1. 主变压器

 检查变压器本体及冷却装置和附件（包括储油柜、保护装置、调压装置、套管、测量

装置等）安装质量；检查引出线的绝缘距离、相色标示；检查安装后的交接试验报告。

1.5.4.2. 高压配电装置

 检查断路器、隔离开关、避雷器、电抗器、电容器、电流互感器、电压互感器、母线等设备

安装符合设计及技术工艺要求（绝缘距离、相色标示、设备双重编号挂牌等）；

检查电气“五防”装置齐全、可靠；检查安装后的交接试验报告。

1.5.4.3. 二次回路、直流系统

 检查蓄电池、配电盘、动力箱、

“五防”闭锁装置、远动、通讯、自动化、微机保护等

盘柜、主控室、控制屏、台（合集控、网控）及保护屏等安装符合设计及规范要求；声

光信号检查，保护装置校验和开关传动试验，盘柜表计校验记录检查。

 1.5.4.4. 避雷针

 检查避雷针的安装位置、规格高度、焊接或紧固情况符合设计及规范要求。

 1.5.4.5. 通信系统

 检查配电屏安装、结合设备和载波机安装、光缆、高频电缆、通信电缆敷设、智能调度机、程控交换机、音频配线柜安装等电气量和开关刀闸的上传系统。

 1.5.4.6.其他要求

 主变压器等公用设备除常规交接试验外，还应包含特殊试验，如主变交直流耐压试验、

主变局放试验、主变油检、瓦斯继电器校验、计量级CT校验、计量级PT校验、考核计量表校验等。

 1.5.5.通用设备检查

 1.5.5.1. 电缆检查

 检查电缆型号、规格、电压等级、敷设路径、弯曲半径、户内外电缆支架安装、电缆防

火阻燃（盘柜、电缆沟、电缆管封堵）等；检查电力电缆的交接试验报告。连接电缆检查应

包括但不限于如下项目：

 a）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；

 b）连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；

 c）电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。

1.5.5.2. 触电保护和接地检查

 触电保护和接地检查，检查接地板材质、打入深度、接地体搭接长度及焊接、防腐蚀处理、接地装置标志；检查接地电阻测量、接地引下线导通试验报告。至少应该包括但不限于如下内容：

 a)B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用；

 b)为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；

 c)光伏方阵框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露

的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用导电率至少相当于截面为35mm2铜导线导电率的接地材料和接地体相连，接地应有防腐及降阻处理；

 d）光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架应

保证可靠接地，接地应有防腐及降阻处理。

 1.6.电气设备试验结果检查

 电气设备交接试验（含特殊试验）包括但不限于以下项目：

 1.6.1.高压电气设备现场试验项目

 a)六氟化硫断路器及封闭式组合电器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；测量断路器分合闸时间、同期性；断路器均压电容的试验；操动机构试验；交流耐压试验；测量SF6气体含水量；密封性试验；密度继电器、压力表的校验；

 b)真空断路器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量分合闸时间、同期性，

测量合闸时触头弹跳时间；操动机构试验；交流耐压试验。

 c)隔离开关、负荷开关及高压熔断器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻、熔丝

的直流电阻；交流耐压试验；操动机构试验。

 d)避雷器或过电压保护器：

测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻；测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75

倍直流参考电压下的泄漏电流；检查放电计数器及监视电流表的指示；工频放电电压试验。

 e)电容器：测量绝缘电阻；测量耦合电容器、断路器电容器的介损及电容值；

并联电容器交流耐压试验。

 f)互感器：测量绕组的绝缘电阻、直流电阻；测量35kV及以上电压等级一次绕组介损（油浸式）；变比、极性测量；励磁特性测量；误差测量（计量用）；交流耐压试验；

 1.6.2.变压器、电抗器现场试验项目

 a)测量绕组连同套管的直流电阻；

 b)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

 c)测量铁心（有外引线的）对地的绝缘电阻；

 d)测量变压器所有分接头的电压比及接线组别；

 e)变压器有载调压切换装置的检查和试验；

 f)测量绕组连同套管的介质损耗；

 g)测量绕组连同套管的直流泄漏电流；

 h)绕组连同套管的交流耐压试验；

 i)变压器绕组变形试验；

 j)绝缘油试验（油色谱分析、击穿电压度、水分、介质损耗、酸值、PH值、闪点等）；

 1.6.3.母线装置（绝缘子）现场试验项目

 a)绝缘电阻测量；

 b)交流耐压试验。

 1.6.4.电力电缆现场试验项目

 a)绝缘电阻测量；

 b)电缆两端相位检查；

 c)交流耐压试验（橡塑电缆）。

 1.6.5.接地试验项目

a)接地导通测试；

b）接地电阻测量

1.6.6.盘、柜及二次回路接线现场试验项目

 a)测量绝缘电阻；

 b)交流耐压试验。

 以上各项试验项目和试验结果应符合GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的要求。 

1.6.7.

蓄电池组现场试验项目

 a)蓄电池组的绝缘电阻和端电压、单体电压测量；

 b)蓄电池放电容量试验；

 1.6.8. 继电保护与自动装置现场测试项目

 a)保护装置校验、整定；

 b)保护带开关传动试验。

 1.7.分系统测试结果检查

 1.7.1.测试种类

电气设备交接试验（特殊试验）合格后，应进行的测试包括但不限于下列测试：

 a)保护装置和等势体的连接匹配性测试；

 b)直流电缆的极性测试；

 c)组串开路电压测试；

 d)组串短路电流测试；

 e)开关设备和控制设备功能测试；

 f)逆变器功能测试；

 g)监控、远动、通信系统调试检查（包括站内通信、站内测控传动、直流UPS系统调试、远动通讯、远动自动化调试等）

 h)以及调度部门要求的其他一些测试项目。

1.7.2.测试要求

 a)电气设备的测试必须符合GB 165.23-2005-T建筑物电气装置第6-61部分：

检验-初检的要求；

 b)测量仪器和监测设备及测试方法应参照国家有关标准要求。如果使用另外的设

备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。

 c)在测试过程中如发生不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。 

1.7.3.测试结果检查

 1.7.3.1 保护装置和等电位体测试：保护装置或联接体是否可靠连接。

 1.7.3.2 极性测试：测试电缆连接是否正确。

 1.7.3.3 组串开路电压测试：组串安装是否正确。

 1.7.3.4 组串短路电流测试：相同组串系统在稳定的光照条件下的电流值差值在5%

以内。

 1.7.3.5 开关设备和控制设备功能测试：系统是否能够正常运行。

 1.7.3.6 逆变器功能测试：逆变器是否能够正常工作。

 1.7.3.7 电网故障测试：交流主电路隔离开关断开—光伏系统应立即停止运行。在此之后，交流隔离开关应该重合闸使光伏系统恢复正常的工作状态。

 1.7.3.8 光伏方阵绝缘阻值测试：

绝缘电阻最小值

1.7.3.9 监控、远动、通信系统传动试验记录。

1.8.消防系统检查验收

 应审核检查以下资料：

a)消防设施检测报告；

 b)本工程消防审核意见书；

 c)消防工程安装施工单位资质证书；

 d)消防设施、产品合格证；

 e)消防器材配备标准；现场应对火灾自动报警系统进行施工质量复查，火灾报警器应进行功能检验、离子感烟探测器应进行模拟火灾响应试验和故障报警抽验（抽验数不少于10只，检查水喷雾灭火系统或悬挂式气体自动灭火装置，检查电缆沟防火隔墙、入口处封堵、消防给水、消防供电及照明等。 

1.9.输电线路工程质量检查

 根据电压等级，按照GB50173-1992《35KV及以下架空电力线路施工及验收规范》和

GB50233-2005《110—500KV及以下架空电力线路施工及验收规范》执行。

 1.10.标签与标识

 1.10.1.检查项目

 光伏系统标签与标识的检查，包括但不限于项目：

 a)所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的标签；

 b)所有的直流接线盒（光伏发电和光伏方阵接线盒）必须粘贴警告标签，标签上应

说明光伏方阵接线盒内含有源部件，并且当光伏逆变器和公共电网脱离后仍有可能带电；

 c)交流主隔离开关要有明显的标识；

 d)双路电源供电的系统，应在两电源点的交汇处粘贴警告标签；

 e)应在设备柜门内侧粘贴系统单线图；

 f)应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护的设定细节的标签；

 g)应在合适位置粘贴紧急关机程序；

 1.10.2所有的标志和标签都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。

 1.10.3电缆沟等地下设施必须用永久性标示表明方位。

1.11.应移交的资料

1.11.1.工程图纸

1.11.1.1工程全套设计图纸。

1.11.1.2图纸会审纪要

1.11.1.3设计变更

1.11.1.4工程竣工图纸，包括以下内容：

1.11.1.4.1光伏方阵一般说明

 a)组件类型；

 b)组件总数；

 c)组串数量； 

d)每个组串的组件数量。

 1.11.1.4.2光伏组串信息

 a)组串电缆规格的尺寸和类型；

 b)组串过电流保护装置的规格（如果有）、类型和电压/电流等级；

 c)阻断二极管类型（如果有）。

 1.11.1.4.3光伏方阵电气说明

 a)方阵主电缆规格，尺寸和类型；

 b)方阵接线箱的位置（如适用）；

 c)直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；

 d)方阵过电流保护装置（如适用）的类型、位置和等级（电压/电流）。

 1.11.1.4.4 接地和过电压保护

 a) 接地连接的详细信息的尺寸和连接点,包括详细方阵框架等电位连接线的安装；

 b)所有连接到现有的信息系统的防雷保护（LPS）；

 c）所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料，包括位置、类型和等级。

 1.11.1.4.5交流系统

 a)交流隔离开关位置、类型和等级；

 b)交流过电流保护装置的位置、类型和等级；

 c)漏电保护器的位置、类型和等级（如装有）。

1.11.1.4.6 机械设计支架系统的数据表和设计图纸。

 1.11.2.工程施工资料

 a)工程施工记录（包括开箱检测记录、安装记录、试验记录、调试记录、测试记录和

验收签证等）；；

 b) 原材料（检验批）出厂合格证及试验记录；

 c)施工组织设计及施工方案（作业指导书）；

 d)隐蔽工程验收记录及签证书；

 e)不合格品的处理报告及记录；质量、安全事故调查、处理报告及记录；

 f)施工质量缺陷记录；

 g)工程施工总结；

 h)未完成工程及改进项清单

 i)工程竣工报告、验收报告、交接证书

 1.11.3.调试资料

 a)调试方案

 b)单体设备调试记录、分系统调试记录；

 c)保护、自动装置、试验报告和调试记录；

 d)监测仪表调校记录，高压设备试验记录，开关传动试验记录，保护定值单；

 e)设备编号及命名

 f)启动试运方案；

 1.11.4.设备资料

 1.11.4.1. 主设备技术规格书

 a) 系统所使用所有类型的组件的规格书——根据IEC61730-1的要求；

 b) 系统所使用的所有类型的逆变器的规格书

 c) 系统其他重要组成部分（高低压配电装置、变压器、GIS等）的规格书。

1.11.4.2. 设备技术资料

 a)设备说明书（包括设备的介绍、原理、内部结构、各部门名称等）

 b)设备操作手册（包括设备操作程序、故障处理清单、紧急处理程序、定期维修操

作程序、易损件清单和保修文件等）

 1.12.电站性能试验检查

 电站性能试验在竣工验收后进行，应进行的电站性能测试包括但不限于下列测试：

 a)光伏方阵额定功率测试：光伏方阵的额定功率是否达到设计值。

 b)电能质量测试：测量电站电压偏差、频率偏差、谐波含量与畸变率、三相电压不平衡度、直流分量、功率因数是否符合电网要求。

 c)系统效率测试：测试电站系统效率是否达到设计值（电站要求整体系统效率不低于百分之八十），月度平均发电效率须≥80%，年度平均发电效率须≥80%。

 d)自动跟踪系统功能测试：测试手动和自动模式下的跟踪状态是否满足设计要求，测试跟踪精度是否满足设计要求。

 e)电网电压、频率异常时的响应特性，电站低电压穿越能力、防孤岛能力测试。

 f)功率特性测试：有功功率输出特性测试、有功功率控制特性测试、无功功率调节特性测试。

 g）电站年运行故障率：≤0.5%（影响发电量比例）。

 2质保期

 2.1.设备质保本工程设备质保期为竣工验收后5年；其中光伏组件产品质保为竣工验收后10年。

 2.2.建筑工程质保按建筑法及建筑条例新规定执行：

 (a) 基础设施工程、房屋建筑的地基基础工程和主体结构工程，为设计文件规定的合理使用年限；

 (b) 屋面防水工程、有防水要求的卫生间、房屋和外墙面防渗漏，为5年；

 (c) 建筑物电气管线、给排水和上下水管道、设备安装和装修工程，为2年；

 (d) 建筑物的供热、冷工程为2个采暖期、供冷期；

 (e) 室外的给排水和上下水共用工程为1年、道路等公用工程为2年。建设工程保修期，自工程竣工验收合格之日算起。 

2.3.安装工程质保安装工程质保期为1年。下载本文