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GBT 37655-2019 光伏与建筑一体化发电系统验收规范(高清可复制)

合设计要求且不得有渗漏现象。 检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查和雨后或淋水检验，淋水检验的时间2h不渗不漏为合格。

5.1.1.4 预埋件

钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，在光伏与建筑一体化发电系统安装前应涂防腐涂料。防腐处 理应符合设计要求和国家现行有关标准规定， 检查数量：以基座为单元检查基座顶面使用的预埋件，检查的单元数量为基座总数的10%，且不应 少于3个基座。 检查方法：观察检查及核查检测报告

TCNTAC 69-2020 纺织品 甲醛的测定 自动在线衍生长光程分光光度法5.1.2基础工程验收的一般项目

5.1.2.1地脚螺栓（锚栓）的尺寸偏差

地脚螺栓（锚栓）的尺寸偏差应符合表1的规定。地脚螺栓（锚栓）的螺纹应予保护。 检测数量：以基座为单元进行检测。检测单元数为基座总数的10%，且不应少于3个。 检测方法：用钢尺现场检测

表1地脚螺栓（锚栓）的尺寸允许偏差

5.1.2.2基座顶面标高

基座顶面标高应符合设计要求，最大偏差值不超过10mm。 检测数量：基础总数的10%，且不应少于3个。 检测方法：用水平仪现场实测

5.2.1支架工程验收的主控项目

5.2.1.1支架的材料、形式及制作

支架的材料、形式及制作应符合设计要求，支架应无破损和变形。钢结构支架的安装和焊接应符 50205的要求。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3组。 检查方法：检查材料合格证，观察检查。

5.2.1.2支架安装位置

支架安装位置准确，连接牢固。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。

支架安装位置准确，连接牢固。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。

检查方法：对照设计要求测量检查、观察检查

5.2.1.3支架的防度

GB/T376552019

支架的防腐处理应符合设计要求和国家现行有关标准规定，钢支架表面的防腐涂层应光滑平整、无 流挂、起皱、露底等缺陷。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查、核查检测报告

5.2.1.4支架的方位和倾角

支架的方位和倾角应符合设计要求，其偏差不应大于土2°。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：测量检查，

5.2.1.5支架接地电阻

支架的接地电阻应符合设计要求。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查，检查检测报告

5.2.2支架工程验收的一般项目

5.2.2.1支架螺栓

支架安装所有连接螺栓应加防松垫片并紧。增加外部丝扣不应少于2扣。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查。

5.2.2.2支架面的直线度和平整度

安装组件的支架面应平直，直线度不大于1%，平整度不大于3mm，机架上组件间的风道间隙应符 合设计要求。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查，用2m靠尺测量检查，拉线测量，

5.2.2.3安装组件的孔洞

安装组件的孔洞位置应准确，设计值与设计值之间的绝对误差不应大于3mm。 检查数量：支架总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查，测量检查

5.3光伏构件系统安装工程验收

5.3.1.1材料及构配件性能

光伏构件系统安装工程及 其组成材料、构配件的性能应符合设计文件和国家、地方现行工程建设 产品标准的要求。 检查数量.全数检查

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检查方法：检查光伏构件的质量合格证明文件、标志及检验报告等。

5.3.1.2光伏构件的安装

光伏构件按照设计图纸的型号、规格、连接方式、布置方向进行安装。 检查数量：光伏构件总数的10%，且不应少于10个。 检查方法：对照设计要求测量检查、观察检查。

5.3.1.3光伏构件的固

光伏构件按照设计要求可靠地固定在支架或连接件上。 检查数量：支架或连接件总数的10%，且不应少于3个。 检查方法：观察检查。

5.3.1.4光伏构件间的连接

检查数量：光伏构件总数抽查10%，且不应少于10个 检查方法：观察、手扳、测量检查，对照设计文件进行检查

5.3.1.5光伏构件的防水和保温

安装光伏构件时，其周边的防水连接与保温结构应符合设计要求，不得渗漏。 检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查和雨后或淋雨检验

5.3.1.6幕墙用光伏构件的物理性能

幕墙用光伏构件的物理性能应符合设计要求及国家标准和工程技术规范规定。 检查数量：全数检查。 检查方法：按照相关设计要求

5.3.1.7隐蔽工程

光伏构件系统安装工程应对下列部位或内容进行隐蔽工程验收，隐蔽工程验收不仅应有详细的文 字记录（参见附录A），还应有必要的图像资料，图像资料包括隐蔽工程全貌和有代表性的局部（部位）照 片。其分辨率以能够表达清楚受检部位的情况为准。照片应作为隐蔽工程验收资料与文字资料一同归 当保存。当施工中出现本条未列出的内容时，应在施工组织设计、施工方案中对隐蔽工程验收内容加以 补充。隐蔽工程部位如下： a）立墙系统的验收内容如下： 1）龙骨的固定位置、型号等； 2 龙骨固定方式： 3 附加保温层的厚度及安装方式，板材缝隙填充质量； 锚栓的设置位置、数量； 5） 断桥的设置； 6） 变形缝； 7） 勒脚、外门窗洞口和凸窗的四周、穿墙或楼板管线、女儿墙、檐口等处保温、防水处理； 防锈处理， b） 屋面系统的验收内容如下：

1）基层； 2） 附加保温层的厚度及安装方式，板材缝隙填充质量： 3）断桥的设置； 4）结构件的连接方式； 5）防锈处理

5.3.2光伏构件系统安装工程验收的一般项目

5.3.2.1警示标识

光伏构件上应标有带电警示标识。 检查数量：全数检查。 检查方法：观察检查

5.3.2.2纵横向偏差

GB/T376552019

同一组方阵中的光伏构件安装纵横向偏差不应大于5mm。 检查数量：光伏构件或方阵总数的10%，且不应少于3个。 检查方法.观察检查.测量检查

5.3.2.3散热间距

光伏构件与建筑面层之间应留有散热间距，散热间距实际值与设计值之间的相对误差不应大 于5%。 检测数量：光伏构件或方阵总数的10%，且不应少于3个。 检测方法：用钢尺检测

防水层应平整、顺直，表面不应有施工残留物和污物。不应有未经处理的错钻孔洞。 检测数量：总面积的10%，且不应少于10m²。 检测方法：观察和用钢尺检查。

5.3.2.5幕墙用光伏构件安装的允许偏差

幕墙用光伏构件安装的允许偏差和检验方法应符合表2的规定。

表2幕墙用光伏构件安装的允许偏差和检验方

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5.4细部构造工程的验收

细部构造工程的验收按照GB50207的要求实施

.1电气工程验收应在建筑工程完成施工安装后进行， .2电气工程的验收步骤包括：调试、检测和试运行，在调试和检测过程中如发生不合格项，在对 进行局部调整后，需对电气设备和系统逐项重新调试和检测， .3建筑物电气装置的单项验收宜按照GB/T16895.23的相关规定执行。

6.1.1电气工程验收应在建筑工程完成施工安装后进行。

应根据设计图纸，检查各设备的配置及连接是否与设计相符，如不相符，应先行整改； 检查光伏系统各设备及其周围环境是否达到各自电气产品的安全技术标准的要求； 光伏系统的安装角度，局部阴影遮挡等观感质量，与设计要求吻合； 对系统调试工作区拉警戒线进行人员出入限制，非系统调试工作人员，应与调试工作区域保持 安全距离； 检查并保证各开关及设备处于断开状态： 调试人员应佩戴安全帽、穿着绝缘性服装并采取防电击及防穿刺等安全措施： 应准备相关的调试工具及仪表； 检查环境气象条件是否满足要求； 所有检测设备应通过校验、校准。 6.1.5 调试应满足如下基本要求： 工作应按照系统各部分的操作顺序或设备的相关说明进行操作； 过程中，如发现漏电或其他威胁调试人员安全的情况，应立刻停止调试工作，进行安全排查，直 至威胁解除后，调试工作方可继续进行； 调试结束后，各装置及设备应复位至一般工作状态设定，所有安全保护装置应可靠接入系统， 并处于工作状态。 6.1.6二次系统的调试内容主要应包括但不限于：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。 617接通光代系统时生阅合交流侧送由开关确保市由输详到系经交流恤由路后依次向设备制逐

6.1.5调试应满足如下基本要求

双汉备的相天现明进行深作 过程中，如发现漏电或其他威胁调试人员安全的情况，应立刻停止调试工作，进行安全排查，直 至威胁解除后，调试工作方可继续进行； 一调试结束后，各装置及设备应复位至一般工作状态设定，所有安全保护装置应可靠接入系统， 并处于工作状态。 6.1.6二次系统的调试内容主要应包括但不限于：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。 6.1.7接通光伏系统时，先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，

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6.1.8系统各设备调试完毕后，应断开逆变器与市电的连接总开关。 6.1.9若光伏系统采用微电网模式，试运行阶段对系统电能质量的测试宜按照以下顺序依次进行：异 常电压和频率的响应、安全保护、谐波、直流分量、微电网计量装置准确度、功率因数测试。 6.1.10直流部分和交流部分的验收记录分别参见附录B和附录C。

6.1.8系统各设备调试完毕后，应断开逆变器与市电的连接总开关，

6.2光伏组件及阵列验收

组串。 检测方法：用合适的测试设备测试所有直流电缆的极性。确认电缆的极性之后，检查其极性标识是 否正确，以及是否正确地连接到系统装置（例如开关装置或逆变器）上

5.2.2开路电压测试

抽样原则：从每个逆变单元抽取组件串数量不应少于该逆变单元组件串总数的5%，且不少于3个 组串。 测试方法：应使用合适的测试设备测量每个光伏组串的开路电压。该项测试应在关闭电路开关或 安装阵列过流保护装置之前（若有）进行。 开路电压的测量结果应与设计值进行比较。 若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电压进行比较。电压测量结果应 敏（在相同太阳辐射条件下一般相差不超过士2%）。描述要修改

6.2.3.1抽样原则和检测方法

抽样原则：从每个逆变单元抽取组件串数量不应少于该逆变单元组件串总数的5%，且不少于3个 组串 测试方法：电流测试包括光伏组串短路电流测试和光伏组串运行电流测试

6.2.3.2 光伏组串短路电流测试

开关装置和短路方式均处于打开位置 测试值应与设计值进行比较。若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电流 测量结果进行比较。在相同太阳辐射条件下，测试值与设计值之间的偏差不应大于5%。

6.2.3.3光伏组串运行电流测试

将系统开启并处于正常运行模式（逆变器最大功率点跟踪），并测量每个光伏组串的电流。测量 用合适的钳形电流表，钳在组串电缆上。 测试值应与设计值进行比较。若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电 量结果进行比较。在相同太阳辐射条件下，测试值与设计值之间的偏差不应大于5%

6.2.4光伏方阵峰值功率测试

抽样原则：抽检按照GB/T6378.1进行 测试及判定方法：检测并网光伏发电系统的光伏方阵峰值功率是否符合合同要求的标称功率。

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6.2.5方阵绝缘阻抗测试

抽样原则：测试应至少在每个光伏阵列上重复进行。如有要求，也可以对组串单独进行测试。 测试方法有以下两种： a）测试方法1一一先后在阵列负极和地之间以及阵列正极和地之间进行测试； b）测试方法2一一在地和短接的阵列正负极之间进行测试。 对于方阵框架接地的系统，接地线可以连接到任何合适的其他接地线或者阵列框架上（若采用阵列 框架，应保证接触良好而且整个金属框架具有接地连续性）。 对于方阵框架不接地的系统（例如保护等级ⅡI的设施），测试应在以下两种情况下进行： a）在方阵电缆和地之间； b）在方阵电缆和框架之间。 对于没有可触及带电部位的阵列（例如光伏屋面瓦），测试应在方阵电缆和建筑物的地之间进行。 注1：若采用测试方法2，为了最大程度降低电弧危险，方阵正极和负极电缆应采用安全的方式进行短接。一般使 用合适的短路开关箱。该装置内置了一个负载短路直流开关，将阵列电缆安全地接入该装置之后，可以安全 地建立和切断短路连接 注2：测试过程的设计应保证峰值电压不超过组件或电缆的额定值

6.2.6方阵接地连续性测试

抽样原则：光伏方阵接地连续 决定，见表3，其中的发电单元由检测

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测试方法：光伏方阵中接地连续性的测试位置主要包括光伏组件边框与光伏支架之间、光伏支架与 接地扁铁之间、光伏汇流设备的非载流导体与接地扁铁之间，每个测试位置的测试结果不应大于1Q。

6.3直流汇流设备验收

基本检查包括如下项目： 一产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证； 室外使用的汇流设备应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求； 用金属箱体的汇流设备应可靠接地； 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，并附有所有材料的说明书、材质 证明书等相关技术资料； 汇流设备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，应采用铜制零件。

用绝缘耐测试仪，分别检测 路进线端、汇流箱出线端、接线端子与汇流设备 需绝缘电阻，绝缘电阻值不应小子1MDC500V）

在较大装机容量的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，直流配电柜用来将多个汇流设备输出的电 电流汇总后，再输出给并网逆变器（柜）。直流配电柜的验收检查项目应包括但不限于以下内容： 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； 直流配电柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置； 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： 直流配电柜内的输人输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作

直流电缆的一般检查应包含但不限于以下内容： 一电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆； 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； 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； 检查各插接口紧密度、线槽是否符合相关设计要求

直流电缆的一般检查应包含但不限于以下内容： 电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆； 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； 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； 检查各插接口紧密度、线槽是否符合相关设计要求

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6.5.2直流线损检测

直流电缆线损分以下几类：采用集中逆变器的光伏电站的直流电缆线损主要包括组串到汇流箱的 直流线损和汇流箱到逆变器的直流线损；采用组串逆变器的光伏电站的直流电缆损失则主要是光伏组 串到逆变器的直流线损 抽样原则：从选定的汇流箱或组串逆变器所对应的组件串中抽取近、中、远三个组串进行检测。从 先定的逆变器对应的汇流箱中，抽取至少三台汇流箱进行检测 直流线损检测方法：同时测量前端的出口直流电压、后端的入口直流电压及后端的人口直流电流， 计算直流线损，平均直流线损不应超过2%

将储能子系统放电至保护，将测量设备累积充放电容量数清零，然后控制储能子系统在额定工况进 行一次满充和满放的循环，充电结束后，记录充电过程直流端累积充放电容量，以及开始充电和充电结 束的时间和系统直流端的电压值，然后将累积充放电容量清零，5min后再开始放电，待放电结束记录 放电过程，分别记录放电过程换流器直流端累积充放电容量，以及开始放电和放电结束的时间和系统直 充端的电压值。 电池系统充放电容量（Ah）不应得小于设备标称容量；充放电过程电压不应超出系统设计电压范 围，误差不应超过制造商给定的误差范围

能子系统充放电容量（Ah

将储能子系统放电至保护，将设备所测能量清零，然后控制储能子系统在额定工况进行一次满充和 满放的循环，充电结束后，记录充电过程交流端充电能量，然后将所测能量清零，5min后再开始放电， 待放电结束，记录放电过程中交流端放电能量，环境温、湿度等参数。 储能子系统容量在正常情况下不得低于设备标称容量，

6.6.3储能子系统能量效率测试

储能子系统在额定工况下放电能量和充电能量的比值即为储能子系统的额定工况能量效率。在 工况下，储能子系统能量效率不得低于90%。储能子系统在待机状态下测得的损耗不得超过制造 定的损耗值

6.6.4储能子系统在待机状态下损耗

动率。 储能子系统在待机状态下测得的损耗不得超过制造商给定的损耗值

6.6.5储能子系统电能质量测试

6.7直流侧高压保护措施的检查

抽样原则：所有汇流箱出口端、直流配电柜出口端、逆变器的人口端电压都全数检查， 检查方法：先测试汇流箱出口端、直流配电柜出口端、逆变器入口端的直流电压。根据测试的电 来检查保护措施是否符合如下要求：

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a 直流电压>600V时，定义为高风险区，禁止应用于会有人员活动的光伏与建筑一体化发电 系统。 b） 120V<直流电压≤600V时，定义为风险区，如果在光伏与建筑一体化发电系统的直流侧有 暴露在组件阵列之外且长度超过1m的直流电缆，应采用下列安全保护措施： 1）采用直流高压警示标志； 2）安装直流开关； 3）直流电缆需加金属外套； 4）具有控制直流侧快速关断的功能。 直流电压≤120V时，定义为安全区，无需采用上述安全保护措施。 d 在条件许可时在光伏系统中安装直流电弧故障保护装置

以不同逆变器型号划分抽样单元，每个单元的逆变器数量不大于2台时，全部进行检查；每个单 逆变器数量大于2台时，抽样数量应至少为2台

逆变器的安装部位、型号、外观、外壳防护等级、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、接地排、断开点、预留孔洞及电缆管口应满足相关标准的要求。 检查方法：安装部位、型号、外观、外壳防护等级、基础型钢、安装方向、固定情况、接地排、断开点、预 留孔洞及电缆管口采用观察检查，垂直度、水平度、位置误差及平行度使用水平尺、量角器、钢尺测量

6.8.3逆变器直流侧电缆

逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好 检测方法：观察检查和测量仪器检测

6.8.4逆变器交流侧电缆

变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好 方法：观察检查和操作检查

逆变器外壳、内部金属导轨、金属框架、金属隔板、内部器件的金属外壳等可接触非载流金属导位 靠接地，接地连接处的接触电阻不应大于0.242 检测方法：万用表测量逆变器可接触非载流金属导体与接地等电位连接体之间的接触电阻

逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。 检测方法：观察检查。

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。 检测方法：观察检查和操作检查

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逆变器、逆变器房通风散热良好，通风孔无堵塞，风机运转正常；水冷却型逆变器冷却液无泄漏 无凝露。 检查方法：目测观察。

6.8.9.1逆变器直流侧带电而交流侧不带电

此情况下的测量和检查方法如下： 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。 险查方法：测量仪器测量直流电压值，与目测的人机界面显示值进行对比，计算偏差值。 b） 检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。 检查方法：观察检查。

6.8.9.2逆变器直流侧和交流侧均带电，且具备并网条件

此情况下的测量和检查方法如下： 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。 检查方法：测量仪器测量交流电压值，与目测的人机界面显示值进行对比，计算偏差值 D 交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内DB43T 1777.7-2020 信息技术应用创新工程建设规范 第7部分：办公套件机通用技术要求，且相序正确。 检查方法：观察检查。

逆变器的监控功能调试要求： 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。 检查方法：观察检查。 b 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。 检查方法：观察检查。 c）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， 检查方法：操作检查

6.9交流配电设备验收

6.9.1交流配电设备主要特性参数

检测方法：万用表测量

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使用电能质量分析仪对所有逆变器输出端，电网公共连接点进行电能质量检测，电能质量应符合下 创要求： 光伏系统接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐 波电流在10min内测得的方均根值应符合GB/T14549的规定； 光伏系统接入电网后，公共连接点的电压应符合GB/T12325的规定； 光伏系统引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合GB/T12326的规定； 光伏系统并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合GB/T15543的规定； 光伏系统并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%

TCECA-G 0070-2020 “领跑者”标准评价要求 埋弧焊机6.11.1汇流设备的监控功能