标准规范下载简介
DB11／T 1773-2020 分布式光伏发电工程技术规范.pdfDB11/T 17732020
6.3.2.1支架基础的施工应符合下列要求
a 支架基础的施工不应损害原建筑物主体结构及防水层； b 新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工； C 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； d 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，并应符合现国家标准GB 50207的要求； e 接地的扁钢、角钢均应进行防腐处理。
6.3.2.4预埋件与基座之间的空隙Q／GDW 11905-2018 盾构法电力隧道工程质量验收规范.pdf，应采用细石混凝土填捣密实。
6.3.2.6电缆沟的施工除应符合设计要求外，尚应符合下列要求：
a）电缆沟的预留孔洞应做好防水措施； b）电缆沟道变形缝的施工应严格按设计要求进行； c）室外电缆沟盖板应做好防水措施，
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6.3.3支撑系统安装
6.3.3.1支架或框架安装前应做下列准备工作：
a）支架到场后应做下列检查： 1）外观及防腐涂镀层应完好无损； 2）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。 b）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。
6.3.3.2固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：
a）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GB50205的相关规定； 2）支架安装过程中不应焊接打孔，不应破坏支架防腐层； 3）手动可调式支架调整动作应灵活，高度角调节范围应符合设计要求。 b）支架倾斜角度偏差度不应大于土1°； 光伏组件支架应按设计要求固定在基座上，位置准确，固定牢靠。 6.3.3.3支架的现场焊接工艺除应符合设计要求外，还应符合下列要求： a 支架的组装、焊接与防腐处理应符合GB50018及GB50017的相关规定； b) 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查； 支架安装完成后，应对其焊接表面进行防腐处理。防腐施工应符合GB50224的要求。 6.3.3.4光伏建筑一体化系统的支撑系统安装还应符合以下要求： a 支撑系统所用材料及安装方案均应符合设计要求，钢结构的焊接应符合GB50205的要求 b 支撑系统与主体结构连接的预埋件，应在主体结构施工时按设计要求埋设，并按设计要求 装偏差进行检测。预埋件的标高偏差不应大于10mm，预埋件位置差不应大于20mm；
a 支架的组装、焊接与防腐处理应符合GB50018及GB50017的相关规定； b 焊接工作完毕后，应对焊缝进行检查； C 支架安装完成后，应对其焊接表面进行防腐处理。防腐施工应符合GB50224的要求 3.3.4光伏建筑一体化系统的支撑系统安装还应符合以下要求： a 支撑系统所用材料及安装方案均应符合设计要求，钢结构的焊接应符合GB50205的要 b 支撑系统与主体结构连接的预理件，应在主体结构施工时按设计要求理设，并按设计要 装偏差进行检测。预埋件的标高偏差不应大于10mm，预埋件位置差不应大于20mm； 光伏瓦支撑系统安装应符合国家标准GB50693和GB50207的要求。
6.3.4光伏组件安装
6.3.4.1光伏组件安装前应完成下列准备工作
a 支架的安装应验收合格； b 安装前应对各光伏组件进行检查，测量每个组件的开路电压、短路电流等技术参数是否正常； C 应按照光伏组件的电压、电流参数对组件进行分类； 光伏组件的外观及各部件应完好无损； ? e 在既有建筑上安装光伏组件方阵前，应对建筑原有结构进行安全校核，需要加固的应完成加固 措施。
6.3.4.2光伏组件安装应符合下列安全操作要求
a）在安装时应戴低压绝缘手套、穿绝缘鞋、使用绝缘工具； b) 光伏组件输出电缆不得非正常短路，在没有开关连接时，应采取防止触电措施 C 方阵处应设警告标识，并且按设计要求可靠地固定在支架或连接件上； d 严禁触摸光伏组件串的金属带电部位； e) 安装光伏组件时，要轻拿轻放，严禁碰撞、敲击； f） 在盐雾、积雪地区安装光伏组件时，应制定专项安装施工方案。
6.3.4.3光伏组件的安装应符合下列要求：
a）光伏组件应按照设计图纸的型号、规格进行安装； b）方阵应排列整齐，光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换： c）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； d）光伏组件安装允许偏差应符合表1的规定。
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表1光伏组件安装允许
筑一体化系统的组（构）件安装还应符合以下特
a）在建筑物立面上安装的光伏组（构）件，安装高度距离地面宜大于2.5m； b 光伏幕墙构件安装要求应符合JGJ/T139的要求，安装允许偏差应符合GB/T21086的规 C 光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测； d）光伏瓦片的挂装、瓦片之间的防水连接必须严格按要求施工。
6.3.4.5柔性光伏组件安装还应符合以下特殊要求：
a）采用粘贴式施工工艺的柔性光伏组件在安装前，需要将粘贴位置处的建筑表面清洁干净，确保 干燥、无尘土杂物、油污、以及尖锐突出物，必要时需提前涂刷利于组件粘贴用的界面处理剂； 安装柔性光伏组件时严禁弯折，严禁在粘贴前将背胶保护胶膜撕下； 为保证柔性光伏组件粘贴效果，应在温度范围4℃～49℃，湿度<80%RH的环境下进行粘贴施 工，阴雨雾霾天禁止施工； d 柔性光伏组件粘贴过程中需要利用专用压辊对组件均匀施压，以确保背胶与粘贴面贴合紧密， 中间部位不能空鼓、边角位置不能因粘贴不牢而翘起； e 非自粘贴组件需要进行打胶处理，应在建筑物粘贴表面清洗及处理完成后5min之内打胶，打 胶后5min之内完成组件粘贴，粘贴前不得刮平胶流，应靠粘贴挤压使胶蔓延，粘贴完成后24h 之内禁止对组件施加加压； 自粘贴式柔性光伏组件应先撕掉组件一端的胶膜，粘贴固定后用辊轴边压实边撕开剩余胶膜直 全粘贴完成。采用双面贴粘接时应先将一面完全粘贴于屋面上，然后撕去另一面胶膜，将柔性 光伏组件对齐粘贴于双面贴上并辊压，自粘贴式施工法应一次粘贴到位，不得重复撕开粘贴； g）在金属屋面上安装柔性光伏组件，还应进行屋面防锈处理，如有必要重新喷涂防锈漆。
6.3.4.6光伏组件之间的接线应符合下列要求！
a）光伏组件连接数量和路径应符合设计要求； b 光伏组件间接插件应连接牢固，同一方阵内光伏组件配套的插接件厂家和型号应一致； 宜用带保护皮的不锈钢夹、绑带、鞍形夹或耐老化的塑料夹将电缆固定在管子或方阵支架上。 当有多个子方阵时，接线可通过分线盒或汇流箱集中后输出： 光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观； e 同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接：
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f）光伏组件金属部件应作接地处理，光伏组件上接地螺丝应与接地线正确连接，并应符合GE 50169的规定； g）光伏组件上正、负极和各种类型传感器接线正确，将线压紧并注意接线盒的防水处理。
6.3.5.1逆变器进场后应按下列要求进行开箱
a）质量证明文件应齐全有效； b）机器铭牌上标注的规格型号、输入输出容量、输入直流电压、输出交流电压等应符合设计要求； c）逆变器外观应无损伤，逆变器的操作系统应处在关闭状态； d）逆变器允许的直流输入电压应符合光伏方阵输出电压和（或）蓄电池的电压。
室内安装的逆变器安装前，建筑结构工程应施工完毕且工作面已清理干净，不得渗漏。 b) 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； C 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； d 安装时室内环境应符合：室内应通风良好，环境温度适宜；相对湿度应符合设计要求，且无凝 露：应无水蒸汽及腐蚀性气体：附近应无易燃易爆品：应具有符合安全规定的电源。
6.3.5.3逆变器的安装与调整应符合下列要求！
表2逆变器基础型钢安装允许偏差
）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； 逆变器应垂直安装且连接端子位于下方，逆变器背部及侧面离墙壁或其它物件距离应符合设计 要求；顶部不可放置任何重型物件；正前方必须有足够的操作空间；电源线的走线要安全可靠； 安装在室外的逆变器，应牢靠固定在机架或平台上，机架加固方式应符合设计规定。一列机架 水平偏差每米应不大于3mm，全列偏差不大于15mm；机架顶面应平齐，机架间应相互并拢；机 架接地电阻值应符合设计规定； 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
6.3.5.4逆变器的连接应符合下列要求：
连接导线时应确保所有开关处于关闭状态，正确连接主机直流输入连接线的正负极、主机接地 线，做到接线紧固可靠，接地良好； 离网逆变器接好线后应先测量输入的直流电压，确认电压正常后，可在空载状态下开启逆变器。 并网逆变器应在确认所接入的交流电网正常、无误状态下开启逆变器； c）无断弧功能的开关连接时严禁在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通或断开：
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d）逆变器与系统的直流侧和交流侧应按要求设置绝缘隔离的装置。光伏系统直流侧应有必要的触 电警示和防止触电安全措施，交流侧输出电缆和负荷设备应接有自动切断保护装置； e） 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。直流侧电缆接线前 必须确认汇流箱侧有明显断开点。
6.3.6交直流汇流箱安装
.6.1光伏汇流箱箱体结构质量及电气元件安装
a 汇流箱有关零部件均应符合各自的技术要求； 油漆电镀应牢固、平整，无剥落、锈蚀及裂痕等现象； 机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确； 标牌、标志、标记应完整清晰； e） 各种开关应便于操作，灵活可靠。 6.3.6.2光伏汇流箱不宜安装在高温、潮湿地方。 6.3.6.3光伏汇流箱可采用直立挂墙式或抱柱式安装，墙体或柱体应有足够强度承受其重量。 6.3.6.4室外安装的光伏汇流箱，其安装高度不宜低于1.5m。 6.3.6.5通讯接线屏蔽层需接入光伏汇流箱提供的屏蔽层端口，在端子内部两个屏蔽层应被短接，整 个系统屏蔽层应进行单点接地连接。 6.3.6.6输入断路器等级应根据光伏组件的额定等级以及相关标准要求而定。微型断路器的最小等级 可由光伏组件的短路电流计算而得。严禁在安装和工作时拆装微型断路器。 6.3.6.7对外接线宜使用多股阻燃铜线，线径应符合设计要求，并不应小于推荐值。空置的防水端子 拧紧对应尺寸的堵头。对外接线时，应确保螺钊紧固，防正接线松动。
6.3.7监控系统安装
要求。 6.3.7.2数据采集器的室外安装，应安装在无阳光直射和有良好接地的室外机箱中。 6.3.7.3数据采集器安装高度及与周围的距离，应根据施工现场情况确定。 6.3.7.4通讯电缆应按设计要求采用专用电缆单独敷设。单层屏蔽电缆的屏蔽层应一端可靠接地；双 绝缘隔离屏蔽的电缆，其最外屏蔽层应两端接地、最内屏蔽层应一端接地。通讯电缆与交流电缆并行 敷设时，应穿金属管或采用铠装型电缆。金属箱体进线孔处应使用电缆护套管。 6.3.7.5数据采集器的金属外壳、固定框架应接零或接地，应符合GB50169的有关规定
3.8其他电气设备安装
6.3.8.1蓄电池宜安装在距离光伏方阵较近的场所，宜与配电室隔开，并应采取防火防爆措施。蓄电 池的安装室内应干燥清洁、通风良好、不受阳光直接照射，距离热源不得小于2m，温度宜在10℃～25℃ 之间。
DB11/T1773—2020 6.3.8.2蓄电池与地面之间应采取绝缘措施，宜安放在专用蓄电池支架上，安装在地面时应在蓄电池 底部设置隔离垫。 6.3.8.3蓄电池的安装还应符合GB50172的规定。 6.3.8.4蓄电池摆放及支架安装应符合设计要求。 6.3.8.5蓄电池线路连接前，应检查每只蓄电池的端电压，每只蓄电池电压宜保持一致，并应采用专 用的金属连接件将蓄电池连接成组。
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6.3.8.2蓄电池与地面之间应采取绝缘措施，宜安放在专用蓄电池支架上，安装在地面时应在蓄电池 底部设置隔离垫。 6.3.8.3蓄电池的安装还应符合GB50172的规定。 6.3.8.4蓄电池摆放及支架安装应符合设计要求。 6.3.8.5蓄电池线路连接前，应检查每只蓄电池的端电压，每只蓄电池电压宜保持一致，并应采用专 用的金属连接件将蓄电池连接成组。
6. 3. 9防雷与接地
3.9.1分布式光伏发电系统防雷装置的施工除应符合设计要求外，还应符合GB/T36963和GB 2512的要求。
6.3.9.2分布式光伏发电系统接地装置的施工除应符合设计要求外，还应符合GB50169的要求。 6.3.9.3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。接闪杆、接闪带或 接闪网等防雷措施应按相关规定进行安装。 6.3.9.4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 6.3.9.5汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好。电子设备应进行屏蔽接地。 6.3.9.6光伏系统接地体的安装电阻阻值应符合设计要求。 3.3.9.7根据建筑物防雷规范，建筑物二类防雷引下线间距要求不大于18m，三类防雷引下线间距要 求不大于25m，分布式光伏发电系统防雷应与建筑物防雷等级一致。
1.1设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格， 并有完整的工序验收和隐蔽工程验收记 1.2系统调试过程中发生不合格项目时， ，应对之前所有项目逐项重新测试
7.2.1光伏组件型号、数量及连接应符合设计要求，光伏组件串和光伏方阵应按照设计文件连接。 7.2.2逆变器、并网保护装置等设备完整、无锈蚀情况、接线端子无松动、散热环境良好，应符合安 全和运行要求。
7.3.1光伏组件串的检测应符合下列要求
a）汇流箱内光伏组件串的极性应正确； b）汇流箱内熔断器或开关应在断开位置； c）检测光伏组件串的开路电压和短路电流
a）汇流箱内光伏组件串的极性应正确； b）汇流箱内熔断器或开关应在断开位置； c）检测光伏组件串的开路电压和短路电流，应满足设计要求，且相同测试条件下的相同光亿
串之间的开路电压偏差不应大于5%； d）光伏组件串电缆温度应无超温等异常情况； e）所有组件串检查应合格并记录。
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3.3光伏组件串检查合格后，将方阵输出的正、负极接入接线箱或控制器，并测量记录方阵的 流和电压等参数。
7.4.1逆变器安装前，应对外观进行检查，机壳表面无锈蚀、裂痕。 7.4.2逆变器安装后，应对绝缘电阻进行检测。微型逆变器的绝缘电阻应符合NB/T42142 余类型逆变器的绝缘电阻应符合GB/T37408的要求
7.4.3逆变器安装后，应对接地电阻进行检验，接地电阻应符合GB/T37408的规定。
a）光伏方阵各组串输出电压应符合设计要求： b）并网逆变器输出端的交流电压应符合设计要求； c）启动运行并网逆变器，各项参数、指标正常后，逐一闭合该并网逆变器的所有汇流开关； d）检测输入、输出电压、电流、功率等技术数据，并记录太阳辐照度、环境温度、风速等参数， 应与设计要求相符合。
5.1并网点安装的断路器、隔离开关等并网开断设备，应根据具体的设备类型，按照GB50150 规定进行操动机构测试。
7.5.2并网接口断路器应满足下列要求
a）并网箱内应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的断路器： b） 断路器应具备短路速断、分励脱扣等功能，并应符合GB14048.2的相关要求； 宜采用具备电源、负荷端反接能力的断路器，当采用不具备反接能力的断路器时，电源端应接 入电网侧； d 断路器分断能力应根据并网接口处短路电流水平进行选取，并应留有一定裕度； 并网箱内宜安装过欠压保护设备，具备失压跳闸、欠压跳闸、过压跳闸及检有压合闸功能； 失压跳闸定值宜整定为20%UN，欠压跳闸定值宜整定为20%UN～70%UN，过压跳闸定值宜整定 135%UN，跳闸宜在1s内动作，检有压定值宜整定为大于85%UN，且检有压合闸宜在10s～60s 内动作，
7.5.3防雷与浪涌应满足下列要求：
a）并网箱内应安装防雷浪涌保护器，以保护负载设备不被浪涌过电压损坏； b）浪涌保护器前宜加装断路器或熔断器，其分断能力必须大于该处的最大短路电流
7.6防雷接地系统检查
7.6.1防雷接地系统检查主要包含避雷设施、感应雷屏装置、光伏方阵与电气设备接地 接地电极与接地连续性，
7.6.2防雷接地系统检查应符合下列规定
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a）避雷设施应符合GB50057和光伏系统设计的要求； b 感应雷屏蔽装置的接地和联通应可靠有效； C 光伏方阵的接地电阻阻值应符合设计要求； d）电气设备接地电阻阻值应符合设计要求； e）检查接地的连续性，金属管接头的机械连接间应有电气互连设置； f）检查接地电极，等电位连接部件应符合设计要求。
7.7.1监控系统的调试主要包括在线监测与远
7.7.2监控系统调试应符合下列规定
a）设备的数量、型号、额定参数应符合设计要求，接地应可靠； b）防误操作功能应完备可靠； c）主备切换功能应符合技术要求； d 在线监测系统调试应符合DB11/T1402的要求； e）数据监测装置采集的数据应有效。数据采集设备接收数据应正常，并能按照接收的指令进行数 据发送； f）远程控制设备操作功能应准确、可靠
无功补偿装置的补偿功能应能符合设计文件的技术要求，其他电气设备的应符合GB50150的不
7.9.1工程验收前应按照GB/T19064、GB/T33342和GB/T33599的要求对光伏系统进行检查与调试。 7.9.2应按系统设计图、电气原理图及安装接线图进行检查，确认设备内部接线和外部接线正确无误， 应符合GB50052和GB50797的要求；并网型光伏系统与电网间在联结处应有明显的带有标志的可视断 开点。 7.9.3应按设计施工图检查光伏方阵、逆变器和并网保护装置等设备的安装，应与设计图纸一致；检 查设备安装、布线及防水等工程的施工记录，应满足设计要求。 7.9.4检查光伏系统的保护装置，按设备使用说明书有关电气系统调整方法及调试要求，采用模拟操 作检查其动作、指示、信号和联锁装置灵敏可靠性；光伏系统安装的断流容量、熔断器容量、过压、欠 压、过流保护等，应符合设计要求。 7.9.5检查光伏方阵的接地线与防雷接地线的连接，应牢固可靠。 7.9.6系统绝缘性能应按下列要求与方法进行检查：
5检查光伏方阵的接地线与防雷接
a）将光伏方阵、汇流箱、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC1000V欧姆表测量主回 路各极性与地（外壳）的绝缘电阻，应不小于1M2，其中逆变器的绝缘电阻应符合本标准7.4.2 的要求； b）将光伏方阵、汇流箱、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪 测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘耐压，应能承受AC2000V、1min工频交流电耐压，无闪 络、无击穿现象，其中逆变器的绝缘耐压应符合GB/T37408的要求； c）对并网型光伏系统的主要设计工作特性进行现场检验，应符合设计要求
7.9.7 系统发电效率检测
7.9.7.1分布式光伏发电系统发电效率可用PRsTc来检测，可按公式（3）得到：
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式中： E一一光伏系统发电量（kWh） 修正到25℃的光伏组件功率温度修正系数； Po一 光伏方阵额定功率（kW）； H一一光伏方阵面辐射量（kWh/m²）； G标准条件下的辐照度（1kW/m2）。 ，为实测评估 周期内太阳电池平均工作结温。 7.9.7.2效率检测最小周期为一个月，最长周期为一年，测试应该从测试周期第一天的零点开始，到 测试周期最后一天的零点结束。 7.9.7.3测试期间应当穿好个人防护服及设备，禁止用手直接触摸电气设备，禁止非授权人员进入工 作区。 7.9.7.4测试权器应经过有资质的专业技术人员与机构校准 7.9.7.5测试数据由电站数据采集系统或者关键设备自带的控制系统进行记录，数据采集设备与方法 需经专业技术人员确认， 7.9.7.6测试周期内对光伏系统发电量、光伏方阵正面辐射量、太阳能电池工作温度进行准确测量与 记录，应保证数据可靠，
式中： E 光伏系统发电量（kWh） C 修正到25℃的光伏组件功率温度修正系数 Po 光伏方阵额定功率（kW）； H 光伏方阵面辐射量（kWh/m²）； G 标准条件下的辐照度（1kW/m2）
周期内太阳电池平均工作结
周期内太阳电池平均工作结温
8.1.1分布式光伏发电系统工程移交用户前应进行峻工验收。 8.1.2分布式光伏发电系统工程的质量验收除应符合本规范的规定外，还应符合GB/T50796和GB/T 51368的要求
a）设计文件和合同约定的各项施工内容已经施工完毕； b）工程现场已清理干净； c）系统调试合格； d）工程竣工资料完整且符合验收规定； e）光伏系统使用的主要材料、构配件和设备的出厂合格证、中文说明书、性能检测报告及工程相 关试验、检测报告齐全。 3.1.5分布式光伏发电系统工程竣工验收合格，应符合下列要求： 一松巡饰日全人版
a）检验项目应全部合格
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1.6分布式光伏发电系统工程峻工验收应对下列资料进行核查，并纳入竣工技术档案： a 设计文件、图纸会审记录、设计变更、洽商记录和峻工图： 主要材料、设备、成品、半成品、仪表等的出厂合格证、性能检验报告； C 隐蔽工程验收记录和相关图像资料； 工程施工安装记录、工程质量验收记录： e 防水检漏记录、后置螺栓（或锚栓）锚固力现场拉拔试验报告及防雷、接地电阻测试记录； 光伏系统调试和运行记录（并应包括电线电缆绝缘测试记录、接地电阻测试记录等）； g 光伏系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录； h 光伏系统及主要部件的使用、运行管理及维护说明书等： 1 进口材料应提供入境商品检验报告； 柔性组件采用粘接安装方式还应提供组件背胶与基座或支架接触部位的粘接强度测试报告
8.1.6分布式光伏发电系统工程工验收应对下列资料进行核查，并纳入峻工技术档案：
8.2.1支架和支撑系统
应符合设计文件，并满足下列要求： a）支架与基座或建筑主体结构固定牢靠； b) 支架之间的连接应牢固、可靠，无明显偏移； 支架和支撑系统金属防护涂层应完整无破损； d）金属龙骨与建筑物接地系统可靠连接，且煌接、防腐处理应符合要求
8.2.2光伏组（构）件
3.2.2.1光伏组件或构件表面颜色均匀一致，无热斑、鼓泡；组件表面应整洁、平直，无 裂纹、不可擦除污物、开口、气泡等缺陷：
8.2.2.3建材型光伏构件与龙骨固定牢1
8.2.2.3建材型光伏构件与龙骨固定牢靠。
8.2.3.1分布式光伏发电系统使用的电缆、汇流箱、光伏控制器、储能蓄电池、逆变器、配电柜等电 气系统的工程验收参照GB50303、GB50168、GB50169，以及其它相关和行业标准的规定。 3.2.3.2检查汇流箱、逆变器等电气设备规格、型号、防护等级应符合设计文件要求，金属箱体表面 无锈蚀、形变和色变。 8.2.3.3电气设备通风散热良好，通风孔无堵塞，风机运转正常。 8.2.3.4电气设备金属外壳、外部散热器、安装支架等非载流导体应可靠接地。安装位置、安装方式、 固定方式应符合相关标准及设计要求。
8.2.3.5分布式光伏发电系统用线缆的规格、型号、连接方式应与设计要求相一致。连接器应可靠连 接。电缆绝缘层应完好无破损；线缆套管端口应用防火泥等材料封堵；线缆未敷设于电缆沟内的部分， 应采用保护套管等合适的方式进行防护。
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9.1.1分布式光伏发电系统竣工验收后，施工单位应向有关单位办理交接手续，进行技术交底和操作 培训，并提交使用手册，手册内容应包含系统的构成、系统日常操作方法、日常维护方法、常见故障排 除方法、应急处理措施。移交之前应对用户进行日常使用和维护培训。 9.1.2应定期对光伏系统检查，以便及时发现隐患并对问题进行处理。 9.1.3当光伏系统运行发生异常时，应及时与维修人员联系，在专业维修人员的指导下进行处理，主 要设备和控制装置应由专业人员维修。 9.1.4在进行维修工作前，应先断开逆变器和负载的连接，再断开直流侧的电气连接，并等待不少于 5min，直至内部元件放电完毕后进行。 9.1.5检查维修控制器、逆变器时，应先断开光伏组（构）件方阵，再断开负载，最后断开蓄电池 严禁在光伏组（构）件方阵未断开前断开蓄电池。 9.1.6运行和维护所需技术文件应包含设计文件、验收记录、产品说明书与产品操作手册，技术文件 应妥善保存，保存期限不少于设备的寿命期。
a) 光伏方阵巡查及维护记录； b) 配电设备、逆变器、电能计量装置运行状态与运行参数记录； C 故障记录，包含：故障发生时间、发生故障的设备或部件、故障现象表征、故障排除后的设备 运行参数与状态； d 运维使用的安全类设备如有校准要求，宜保留其校准维护记录，
9. 2 运行管理要求
9.2.1日常运行管理
9.2.1.1分布式光伏发电系统需由专业人员管理运行，确认设备仪表实际的工作状况及计量数值，并 做好运行记录
2.1.1分布式光伏发电系统需由专业人员管 好运行记录。 2.1.2观察光伏方阵表面清洁状况， 根据气候状况定期清除灰尘和污垢，可用清水冲洗，不得 建
9.2.1.3运行人员在启动与停止操作时应
a）应按启动与停止操作说明书及流程操作； b）正常使用的分布式光伏并网发电系统由于以下原因应切断电源： 1）自然灾害已经发生或预计对分布式光伏并网发电系统有影响 2） 修整基础设施或调整光伏支架方位； 3） 更换部件； 4）收到电力管理部门通知
9. 3. 1且常维护要求
七伏组件玻璃有无自爆，中空玻璃有无结露现象；
b）光伏组件胶膜有无变黄、鼓泡现象； C 接缝密封胶有无损坏； d) 光伏组件表面有无落物、积灰或阴影遮挡； e 方阵金属支架是否出现腐蚀情况； f 新生长的植物是否遮挡太阳光； 如遇以上情况，应做好记录并对出现的问题及时处理。
a）设备外观有无损坏、锈蚀，警示标识脱落或损毁； b）设备外壳有无温度异常、运行异响、特殊异味； c）设备箱体有无进水或受动物飞禽侵扰； d）线缆保护套和线缆有无外皮老化或被人与动物破坏。
CNAS-AL05标准下载9.3.1.3储能设备的维护管理注意事项
a）储能设备维护时，应穿戴防护眼镜、防护手套、防护绝缘鞋，使用绝缘器械，防止人身事故和 蓄电池短路； 观察蓄电池充、放电状态，定期检查每只蓄电池的电压，并与所有蓄电池平均电压做对比，根 据蓄电池手册确定是否需要更换新的蓄电池； C 定期清洁蓄电池外部污垢和灰尘，保持蓄电池安装室内清洁； d）配置密封盖或通气栓塞的蓄电池，需检查并保证通气孔畅通
9.3.2定期巡检与维护
9.3.2.1并网型分布式光伏发电系统宜每半年进行一次常规检查，每年进行一次专业检查，遇恶劣天 气或自然灾害对发电系统可能造成一定影响时，应进行特殊检查。 9.3.2.2并网型分布式光伏发电系统各组成设备或部件有维护周期要求时，按要求执行。 9.3.2.3当地电力管理部门有相关规定时，按照电力管理部门的相关规定执行。 9.3.2.4由专业机构或专业人员定期巡检，查看运行记录，了解运行情况，分析光伏系统的运行数据 对光伏系统的运行状况做出判断，如发现问题，应立刻进行专业维修。 9.3.2.5进行外观检查和设备内部检查，主要涉及活动和连接部位、线缆，特别是大电流密度的导线、 功率器件、易锈蚀和松动的部位。 9.3.2.6定期检查逆变器运行状况，清洁冷却风扇和机内灰尘，检查各端子螺栓螺钉是否紧固，有无 过热留下的痕迹，有无线路老化，元器件损坏。 9.3.2.7定期检查蓄电池工作状况，应及时更换损坏的蓄电池。 9.3.2.8宜采用红外探测器对光伏方阵和线路及电气设备进行检查，如有异常发热点和故障点，应及 时维修或更换 9.3.2.9分布式光伏发电系统每年应按系统图纸完成一次系统绝缘电阻以及接地电阻的检查，并对逆 变、控制装置进行一次全项目电能质量和保护功能的检查和测试。 9.3.2.10做好定期巡检记录，形成巡检报告，并归档保存
9.3.3故障诊断与处理
运行维护人员监视检查后JGJ276-2012 建筑施工起重吊装安全技术规范 非正式版，若发现光伏系统存在异常，应使用检测设备对异常部件进行故障 及时处理，故障项目包括但不限于表3内容
DB11/T 17732020