并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收檢測基本要求

1、并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收基本要求Basic acceptance requirements for grid-connectedPV systems目錄前言11 范圍22 規(guī)范性引用文件23術(shù)語33.1系統(tǒng)電氣效率 Electrical systemefficiency33.2驗證Verification33.3檢查Inspection33.4測試Testing33.5報告Reporting33.6規(guī)格書Datasheet34并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的構(gòu)成35檢查和測試的內(nèi)容46工程系統(tǒng)文件和合同符合性的檢查46.1項目的基本信息46.2項目基礎(chǔ)文件的檢查56.3電站設(shè)備合同符合性的檢查77電氣設(shè)備檢

2、查87.1一般要求87.2部件質(zhì)量檢查87.3標簽與標識128土建和支架結(jié)構(gòu)檢查128.1一般要求128.2方陣支架128.3基礎(chǔ)138.4光伏方陣場要求139電氣設(shè)備及系統(tǒng)的測試139.1一般要求139.2保護裝置和等電位體的測試149.3極性測試149.4光伏組串電流的測試149.5功能測試159.6光伏方陣絕緣阻值測試169.7光伏方陣標稱功率測試179.8電能質(zhì)量的測試179.9系統(tǒng)電氣效率測試189.10聚光光伏組件測試199.11自動跟蹤系統(tǒng)功能測試1910 檢查報告2010.1一般要求2010.2首次檢查2010.3定期檢查20附錄A22A.1基本情況22A.2文件檢查23A.3

3、子系統(tǒng)符合性驗收24A.4并網(wǎng)點電能質(zhì)量現(xiàn)場測試26A.5并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)測試報告表27前言光伏電站性能檢測的必要性光伏電站的規(guī)模與數(shù)量逐年增加，電站的性質(zhì)由科研與政府示范以及國家支撐等的性質(zhì)逐漸向商業(yè)化電站轉(zhuǎn)化。這些轉(zhuǎn)化需要完備、可靠的電站質(zhì)量評估作為依據(jù)和支撐。特別是像光伏電站的評估涉及股權(quán)融資、財務(wù)分析、產(chǎn)權(quán)交易、保險等各方面，針對這些方面都需要完備的電站質(zhì)量評估作為依據(jù)，包括效率分析、發(fā)電量預估、能耗分析等等。此外，業(yè)主對電站質(zhì)量的性能要求，電站后續(xù)改進等也需要數(shù)據(jù)依據(jù)與技術(shù)支持，例如電站設(shè)計、質(zhì)量控制、運維方法改進、電站效率分析等等。光伏電站的總體性能評估包括光伏電站的額定功率、年輻

4、照量、并網(wǎng)光伏組件參數(shù)、電池的年平均結(jié)溫等，評估參數(shù)對光伏電站的運行及改進提供了數(shù)據(jù)依據(jù)。再如組件串并聯(lián)損失、逆變器效率、變壓器效率、其他設(shè)備效率、溫升損失及線損還有組件的衰減、遮擋、灰塵等影響電站發(fā)電效率和能效比的因素都是電站性能檢測的項目。光伏性能檢測主要的內(nèi)容第一部分是電站質(zhì)量檢查，包括組件外觀、光伏陣列外觀；直流柜、逆變器逆變檢查；支架和地基的檢查，設(shè)備安裝位置是否合適；配電室內(nèi)部檢查等。另外一部分是現(xiàn)場檢測，包括逆變器的MPPT效率以及防孤島等等。第二部分是因污漬和灰塵的遮擋造成的衰減比例。第三部分是光伏系統(tǒng)串并聯(lián)失配損失。第四部分是光伏方陣的絕緣性。光伏電站性能檢測的最終目的就是保

5、證電站的質(zhì)量，提高電站的發(fā)電量。271范圍本認證技術(shù)規(guī)范規(guī)定了并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收的術(shù)語、并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的構(gòu)成、檢查 和測試的內(nèi)容、工程系統(tǒng)文件和合同符合性的檢查、電氣設(shè)備檢查、土建和支架結(jié)構(gòu)檢查、電氣 設(shè)備及系統(tǒng)的測試和檢查報告。本認證技術(shù)規(guī)范適用于與低壓配電網(wǎng)和中高壓輸電網(wǎng)并網(wǎng)的地面光伏發(fā)電系統(tǒng)，包括：固定 支架和自動跟蹤支架的地面光伏發(fā)電系統(tǒng)，光伏與建筑一體化（BIPV）發(fā)電系統(tǒng)和光伏與建筑結(jié) 合（BAPV）發(fā)電系統(tǒng)，以及聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)。本規(guī)范不適用于交流（光伏）組件系統(tǒng)，或者使用儲能設(shè)備（例如蓄電池）的系統(tǒng)或者混合系統(tǒng)。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是

6、注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于 本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB 50009-2001建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范GB 50205-2001鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范GB 50204-2002混凝土結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范 GB 50202-2002建筑地基基礎(chǔ)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范 GB 16895（所有部分） 建筑物電氣裝置GB/T20047.1-2006光伏（PV）組件安全鑒定 第1部分：結(jié)構(gòu)要求GB/T20513-2006光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測 測量、數(shù)據(jù)交換和分析導則GB/T18216（所有部分）交流1000V和直流1500V以下低壓配電系統(tǒng)電氣安

7、全-防護措施的試驗、測量或監(jiān)控設(shè)備GB/T 19939光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求GB/T 20046光伏（PV）系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性IEC61215：2005地面用晶體硅光伏組件設(shè)計鑒定和定型IEC61646：2008地面用薄膜光伏組件設(shè)計鑒定和定型IEC62108：2007聚光光伏(CPV)組件和裝配件設(shè)計鑒定和定型IEC62446：2009并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)文件、試運行測試和檢查的基本要求IEC/TR 60755:2008保護裝置剩余電流動作的一般要求CNCA/CT以下低壓并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術(shù)要求和試驗方法3術(shù)語3.1系統(tǒng)電氣效率Electrical systemef

8、ficiency系統(tǒng)輸出功率與光伏組件在一定條件下產(chǎn)生的電功率之比。 系統(tǒng)效率可由下式計算：P=POP/PSP式中：P系統(tǒng)電氣效率；POP 系統(tǒng)輸出功率(kW)；PSP 光伏組件產(chǎn)生的總功率(kW)。注：系統(tǒng)電氣效率是可以在短時間內(nèi)檢查光伏系統(tǒng)設(shè)計合理性的一種簡單檢測方式。3.2驗證Verification確認電氣設(shè)施符合相關(guān)標準的各種方法。 注：包括檢查、測試和報告。 3.3檢查Inspection通過各種感知器官對電氣設(shè)施進行檢查，以確定其電氣設(shè)備的選擇是否合適、安裝是否正確。3.4測試Testing對電氣設(shè)施進行檢測以證明其有效性。 注：包括通過適當?shù)臏y量設(shè)備來獲得數(shù)據(jù)，即數(shù)據(jù)不是通過檢

9、查的方法得到。3.5報告Reporting記錄檢查和測試的結(jié)果。3.6規(guī)格書Datasheet一個基本的產(chǎn)品描述和規(guī)格說明。 注：通常只有一兩頁，不是完整的產(chǎn)品說明書。4并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的構(gòu)成低壓配電側(cè)并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)從功能上主要包括下列子系統(tǒng)：·光伏子系統(tǒng)：包括光伏方陣、支架、基礎(chǔ)和匯流箱等。·功率調(diào)節(jié)器：包括并網(wǎng)逆變器和配電設(shè)備等。·電網(wǎng)接入單元：包括繼電保護、電能計量等設(shè)備。·主控和監(jiān)視：包括數(shù)據(jù)采集、現(xiàn)場顯示系統(tǒng)和遠程傳輸和監(jiān)控系統(tǒng)等。·配套設(shè)備：包括電纜、線槽、防雷接地裝置等。 中壓及高壓輸電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏電站從功能上主要包括下列子系統(tǒng)：

10、·光伏子系統(tǒng)：包括光伏方陣、支架（跟蹤和固定）、基礎(chǔ)和匯流箱等。·功率調(diào)節(jié)器：包括并網(wǎng)逆變器、配電設(shè)備等。·電網(wǎng)接入系統(tǒng)：包括升壓變、繼電保護、電能計量設(shè)備等。·主控和監(jiān)視：包括數(shù)據(jù)采集、現(xiàn)場顯示系統(tǒng)和遠程傳輸和監(jiān)控系統(tǒng)等。·通信系統(tǒng)：通道、交換設(shè)備及不間斷電源。（主控和監(jiān)視與通信系統(tǒng)是分不開的）·土建工程設(shè)施：機房、圍欄、道路等。·配套設(shè)備：包括電纜、線槽、防雷接地裝置等。5檢查和測試的內(nèi)容表1并網(wǎng)光伏系統(tǒng)檢查內(nèi)容編號竣工檢查項目檢查標準和依據(jù)(1)項目基本信息和文件項目的基本信息提供，檢查項目必須的文件資料及合同要求的技

11、術(shù)文件(2)電站設(shè)備的合同符合性對光伏系統(tǒng)設(shè)備種類、技術(shù)規(guī)格、數(shù)量以及主要性能進行合同符合性檢查(3)光伏系統(tǒng)的檢查檢查光伏系統(tǒng)各個分系統(tǒng)的功能和質(zhì)量(4)光伏系統(tǒng)的測試對光伏系統(tǒng)中各分系統(tǒng)進行必要的測試(5)驗證報告驗證報告的一般性要求，初始和周期驗證要求6工程系統(tǒng)文件和合同符合性的檢查6.1項目的基本信息作為一般要求，應(yīng)提供以下基本的系統(tǒng)信息。a)項目名稱；b)額定系統(tǒng)峰值功率（kWpDC 或 kVAAC）；c)光伏組件的制造商、型號和數(shù)量；d)逆變器的制造商、型號和數(shù)量；e)安裝日期；f)試運行日期；g)客戶名稱； h)安裝地點； i）項目的設(shè)計單位； j）項目的施工單位。6.2項目基礎(chǔ)

12、文件的檢查基礎(chǔ)文件包括：a)立項審批文件；b)占用荒地的,需提交項目的用地許可；與建筑結(jié)合的，需提交建筑安裝許可；c)并網(wǎng)發(fā)電項目需提交電網(wǎng)企業(yè)同意接入電網(wǎng)的文件，如享受上網(wǎng)電價，還需提交與電網(wǎng)企業(yè)簽訂的售購電協(xié)議；d)工程承包合同或具有法律依據(jù)的項目中標協(xié)議；e)光伏組件和逆變器的制造商、型號和數(shù)量；f)系統(tǒng)安裝和運行日期；g)項目所有設(shè)備的采購合同；h)項目總體設(shè)計方案；i)關(guān)鍵部件（太陽電池組件和并網(wǎng)逆變器）的技術(shù)手冊和使用維護手冊；j)關(guān)鍵部件（太陽電池組件和并網(wǎng)逆變器）的測試報告和認證證書；k)建設(shè)單位編制的工程竣工報告；l)建設(shè)單位提供的此工程的系統(tǒng)維護手冊。6.2.1 系統(tǒng)設(shè)計和

13、集成信息系統(tǒng)應(yīng)有專業(yè)的設(shè)計單位和集成單位進行系統(tǒng)的設(shè)計和集成，提供的信息如下：a）系統(tǒng)設(shè)計和集成單位的名稱； b）系統(tǒng)設(shè)計和集成單位的聯(lián)絡(luò)人； c）系統(tǒng)設(shè)計和集成單位的郵政地址、電話號碼和電子郵件地址。6.2.2 工程圖紙6.2.2.1一般要求應(yīng)提供一份單線接線圖。該接線圖應(yīng)標注以下條款所包含的信息。注：一般情況下，這些信息要標注在單線接線圖上。對于特殊情況，尤其是大型系統(tǒng)的接線圖位置不夠的情況下，這些信息可以另外列在一個表格中。6.2.2.2光伏方陣一般說明工程圖應(yīng)包括以下方陣設(shè)計資料：a) 組件類型； b) 組件總數(shù)； c) 組串數(shù)量；d) 每個組串的組件數(shù)量。6.2.2.3光伏組串信息工

14、程圖應(yīng)包括下列光伏組串信息：a) 組串電纜規(guī)格的尺寸和類型；b) 組串過電流保護裝置的規(guī)格（如果有）、類型和電壓/電流等級；c) 阻斷二極管類型（如果有）。6.2.2.4光伏方陣電氣說明工程圖應(yīng)包括下列方陣電氣信息：a) 方陣主電纜規(guī)格，尺寸和類型； b) 方陣接線箱的位置（如適用）；c) 直流隔離開關(guān)類型、位置和等級（電壓/電流）；d) 方陣過電流保護裝置（如適用）的類型、位置和等級（電壓/電流）。6.2.2.5接地和過電壓保護工程圖應(yīng)包括以下接地和過電壓保護信息：a) 接地連接的詳細信息的尺寸和連接點,包括詳細方陣框架等電位連接線的安裝； b) 所有連接到現(xiàn)有的信息系統(tǒng)的防雷保護（LPS）

15、； c）所有安裝浪涌保護（包括交直流線路）設(shè)備的詳細資料，包括位置、類型和等級。6.2.2.6交流系統(tǒng)接線圖應(yīng)包括下列交流系統(tǒng)信息：a) 交流隔離開關(guān)位置、類型和等級；b) 交流過電流保護裝置的位置、類型和等級；c) 漏電保護器的位置、類型和等級（如裝有）。6.2.3 機械設(shè)計應(yīng)提供支架系統(tǒng)的數(shù)據(jù)表和設(shè)計圖紙。6.2.4 主設(shè)備技術(shù)規(guī)格書作為基本要求，規(guī)格書應(yīng)提供以下關(guān)于系統(tǒng)組成部分的信息：a)系統(tǒng)所使用所有類型的組件的規(guī)格書根據(jù)IEC61730-1 的要求； b)系統(tǒng)所使用的所有類型的逆變器的規(guī)格書；注：系統(tǒng)其他重要組成部分的規(guī)格書也應(yīng)考慮提供。6.2.5 運行和維護信息提供操作和維護的資料

16、，至少應(yīng)包括下列內(nèi)容：a) 經(jīng)過驗證的正確的系統(tǒng)操作程序；b) 系統(tǒng)故障處理清單；c) 緊急關(guān)機/隔離程序；d) 維修和清潔的建議（如有）；e) 光伏方陣的維護文件；f) 光伏組件和逆變器的保修文件，包括開始保修日期和保修期；g) 易損件表。如是自動跟蹤型系統(tǒng)或聚光光伏系統(tǒng)，至少應(yīng)提供如下文件：a) 經(jīng)過驗證的正確的自動跟蹤系統(tǒng)操作程序；b) 自動跟蹤系統(tǒng)故障處理清單；c) 緊急關(guān)機/隔離程序；d) 維修和清潔的建議（如有）；e) 自動跟蹤系統(tǒng)用電功率和日最大用電量；f) 自動跟蹤系統(tǒng)的保修文件，包括開始保修日期和保修期。6.2.6 測試結(jié)果應(yīng)提供所有測試和調(diào)試的數(shù)據(jù)文件。6.3電站設(shè)備合同符

17、合性的檢查依據(jù)合同或投標書，逐項檢查所有電站設(shè)備的規(guī)格和數(shù)量，并做詳細記錄，記錄表格見附件3。 重點檢查下列主要設(shè)備：a)光伏組件、組串和光伏方陣的型號、規(guī)格和數(shù)量；b)光伏組串匯流箱的型號、規(guī)格和數(shù)量；c)直流配電系統(tǒng)的型號、規(guī)格和數(shù)量；d)逆變器的型號、規(guī)格和數(shù)量；e)交流配電系統(tǒng)的型號、規(guī)格和數(shù)量；f)升壓變壓器和電網(wǎng)接入系統(tǒng)的型號和規(guī)格；g)支架系統(tǒng)的類型（跟蹤/固定）、型號和材質(zhì)；h)電站監(jiān)控系統(tǒng)的型號和功能。7電氣設(shè)備檢查7.1一般要求在安裝期間必須檢查關(guān)鍵電氣設(shè)備的子系統(tǒng)和部件，對于增設(shè)或更換的現(xiàn)有設(shè)備，需要檢查 其是否符合GB/T 16895標準，并且不能損害現(xiàn)有設(shè)備的安全性能

18、。首次和定期檢查要求由專業(yè)人員通過專業(yè)設(shè)備來完成。7.2部件質(zhì)量檢查7.2.1一般要求通過目測和感知器官檢查電氣設(shè)備的外觀、結(jié)構(gòu)、標識和安全性是否滿足GB/T 16895要求。7.2.2 直流系統(tǒng)檢查直流系統(tǒng)的檢查，至少包含如下項目：a) 直流系統(tǒng)的設(shè)計、說明與安裝是否滿足GB/T16895.6要求，特別是滿足GB/T16895.32:2008 要求；b) 在額定情況下所有直流元器件能夠持續(xù)運行，并且在最大直流系統(tǒng)電壓和最大直流故障電 流下能夠穩(wěn)定工作（開路電壓的修正值是根據(jù)當?shù)氐臏囟茸兓秶徒M件本身性能確定；根據(jù)GB/T16895.32:2008規(guī)定，故障電流為短路電流的1.25倍）；c)

19、 在直流側(cè)保護措施采用II類或等同絕緣強度（GB/T16895.32:2008類安全）；d) 光伏組串電纜，光伏方陣電纜和光伏直流主電纜的選擇與安裝應(yīng)盡可能降低接地故障和短 路時產(chǎn)生的危險（GB/T 16895.32:2008）；e) 配線系統(tǒng)的選擇和安裝要求能夠抵抗外在因素的影響，比如風速、覆冰、溫度和太陽輻射（GB/T 16895.32:2008）；f) 對于沒有裝設(shè)組串過電流保護裝置的系統(tǒng)：組件的反向額定電流值(Ir)應(yīng)大于可能產(chǎn)生的 反向電流，同樣組串電纜載流量應(yīng)與并聯(lián)組件的最大故障電流總和相匹配；g)若裝設(shè)了過電流保護裝置的系統(tǒng)：應(yīng)檢查組串過電流保護裝置的匹配性，并且根據(jù)GB/T16

20、895.32:2008關(guān)于光伏組件保護說明來檢查制造說明書的正確性和詳細性；h) 直流隔離開關(guān)的參數(shù)是否與直流側(cè)的逆變器(GB/T 16895.32:2008)相匹配；i）阻塞二極管的反向額定電壓至少是光伏組串開路電壓的兩倍(GB/T 16895.32:2008)；j) 如果直流導線中有任何一端接地，應(yīng)確認在直流側(cè)和交流側(cè)設(shè)置的分離裝置，而且接地裝 置應(yīng)合理安裝，以避免電氣設(shè)備腐蝕。注1：檢查直流系統(tǒng)需要依據(jù)最大系統(tǒng)電壓和電流。最大系統(tǒng)電壓是建立在組串/方陣設(shè)計之上的，組件開路電壓(Voc)與電壓溫度系數(shù)及光照輻射變化有關(guān)。最大故障電流是建立在組串/方陣設(shè)計之上的，組件短路電流(Isc)與電流

21、溫度系數(shù)及光照輻射變化有關(guān)(GB/T 16895.32:2008)。 注2：組件生產(chǎn)商一般不提供組件反向額定電流(Ir)值，該值視為組件額定過電流保護的1.35倍。注3：根據(jù)IEC61730-1標準要求由生產(chǎn)商提供組件額定過電流保護值。7.2.2.1太陽光伏組件檢查太陽光伏組件的檢查應(yīng)包括如下項目：a）光伏組件必須選用按IEC 61215,IEC 61646或IEC61730的要求通過產(chǎn)品質(zhì)量認證的產(chǎn)品；b）材料和元件應(yīng)選用符合相應(yīng)的圖紙和工藝要求的產(chǎn)品，并經(jīng)過常規(guī)檢測、質(zhì)量控制與產(chǎn)品驗收程序；c）組件產(chǎn)品應(yīng)是完整的，每個太陽電池組件上的標志應(yīng)符合IEC 61215或IEC 61646中第4章

22、 的要求，標注額定輸出功率（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示；d) 組件互連應(yīng)符合方陣電氣結(jié)構(gòu)設(shè)計；e）對于聚光型光伏發(fā)電系統(tǒng)，聚光光伏型組件必須要選用按IEC62108的要求通過產(chǎn)品質(zhì)量認證的產(chǎn)品；材料和元件應(yīng)選用符合相應(yīng)的圖紙和工藝要求的產(chǎn)品，并經(jīng)過常規(guī)檢測、質(zhì)量控制 與產(chǎn)品驗收程序。組件產(chǎn)品應(yīng)是完整的，每個聚光光伏組件上的標志應(yīng)額定輸出功率（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示。7.2.2.2匯流箱匯流箱檢查應(yīng)包括如下項目：a）產(chǎn)品質(zhì)量應(yīng)安全可靠，通過相關(guān)產(chǎn)品質(zhì)量認證；b)

23、 室外使用的匯流箱應(yīng)采用密封結(jié)構(gòu)，設(shè)計應(yīng)能滿足室外使用要求； c）采用金屬箱體的匯流箱應(yīng)可靠接地； d）采用絕緣高分子材料加工的，所選用材料應(yīng)有良好的耐候性，并附有所用材料的說明書、材質(zhì)證明書等相關(guān)技術(shù)資料；e）匯流箱接線端子設(shè)計應(yīng)能保證電纜線可靠連接，應(yīng)有防松動零件，對既導電又作緊固用的緊固件，應(yīng)采用銅質(zhì)零件；f）各光伏支路進線端及子方陣出線端，以及接線端子與匯流箱接地端絕緣電阻應(yīng)不小于1M（DC500V）。7.2.2.3直流配電柜檢查在較大的光伏方陣系統(tǒng)中應(yīng)設(shè)計直流配電柜，將多個匯流箱匯總后輸出給并網(wǎng)逆變器柜，檢查項目應(yīng)包括如下：a）直流配電柜結(jié)構(gòu)的防護等級設(shè)計應(yīng)能滿足使用環(huán)境的要求； b

24、）直流配電柜應(yīng)進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設(shè)置相應(yīng)的浪涌吸收保護裝置； c）直流配電柜的接線端子設(shè)計應(yīng)能保證電纜線可靠連接，應(yīng)有防松動零件，對既導電又作緊固用的緊固件，應(yīng)采用銅質(zhì)材料。7.2.2.4連接電纜檢查連接電纜檢查應(yīng)包括如下項目： a）連接電纜應(yīng)采用耐候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的電纜； b）連接電纜的線徑應(yīng)滿足方陣各自回路通過最大電流的要求，以減少線路的損耗； c）電纜與接線端應(yīng)采用連接端頭，并且有抗氧化措施，連接緊固無松動。7.2.3 觸電保護和接地檢查觸電保護和接地檢查，至少應(yīng)該包括如下內(nèi)容：a) B類漏電保護：漏電保護器應(yīng)確認能正常動作后才允許投入使用；b) 為了盡量減

25、少雷電感應(yīng)電壓的侵襲，應(yīng)可能地減少接線環(huán)路面積；c) 光伏方陣框架應(yīng)對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝應(yīng)把電氣裝置外露的金屬及 可導電部分與接地體連接起來。所有附件及支架都應(yīng)采用導電率至少相當于截面為35mm2銅導線導 電率的接地材料和接地體相連，接地應(yīng)有防腐及降阻處理；d）光伏并網(wǎng)系統(tǒng)中的所有匯流箱、交直流配電柜、并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)器柜、電流橋架應(yīng)保證可靠 接地，接地應(yīng)有防腐及降阻處理。7.2.4 交流系統(tǒng)檢查光伏系統(tǒng)交流部分的檢驗，至少包含下列項目：a) 在逆變器的交流側(cè)應(yīng)有絕緣保護； b) 所有的絕緣和開關(guān)裝置功能正常； c) 逆變器保護。7.2.4.1并網(wǎng)逆變器檢查逆變器是電站的主要設(shè)

26、備，逆變器質(zhì)量的好壞直接影響電站的運行，應(yīng)選用通過認證的產(chǎn)品。7.2.4.2交流配電柜檢查交流配電柜是指在光伏系統(tǒng)中實現(xiàn)交流/交流接口、部分主控和監(jiān)視功能的設(shè)備。交流配電設(shè) 備容量的選取應(yīng)與輸入的電源設(shè)備和輸出的供電負荷容量匹配。交流配電設(shè)備主要特征參數(shù)包括：標稱電壓、標稱電流。7.2.4.3自動跟蹤系統(tǒng)檢查自動跟蹤系統(tǒng)的檢查，至少包含如下項目：a) 自動跟蹤系統(tǒng)的導線應(yīng)具備防護措施；b) 自動跟蹤系統(tǒng)在電源停電或控制失效時，方陣可手動調(diào)整為正向朝南位置；c) 自動跟蹤系統(tǒng)在風速超過最大允許風速時，方陣可自動調(diào)整為水平方向。7.2.5 系統(tǒng)運行檢查7.2.5.1測量顯示逆變設(shè)備應(yīng)有主要運行參數(shù)

27、的測量顯示和運行狀態(tài)的指示。參數(shù)測量精度應(yīng)不低于1.5級。 測量顯示參數(shù)至少包括直流輸入電壓、輸入電流、交流輸出電壓、輸出電流、功率因數(shù)；狀態(tài)指示顯示逆變設(shè)備狀態(tài)（運行、故障、停機等）。顯示功能：顯示內(nèi)容為直流電流、直流電壓、直流功率、交流電壓、交流電流、交流頻率、功率因數(shù)、交流發(fā)電量、系統(tǒng)發(fā)電功率、系統(tǒng)發(fā)電量、氣溫、日射量等。狀態(tài)顯示主要包括運行狀態(tài)、異常狀態(tài)、解列狀態(tài)、并網(wǎng)運行、應(yīng)急運行、告警內(nèi)容代碼等。7.2.5.2數(shù)據(jù)存儲與傳輸并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)須配置現(xiàn)地數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，能夠采集系統(tǒng)的各類運行數(shù)據(jù)，并按規(guī)定的協(xié)議通過GPRS/CDMA無線通道、電話線路或Internet公眾網(wǎng)上傳。7.2.

28、5.3交（直）流配電設(shè)備保護功能交（直）流配電設(shè)備至少應(yīng)具有如下保護功能：a)輸出過載、短路保護；b)過電壓保護（含雷擊保護）；c)漏電保護功能。7.3標簽與標識光伏系統(tǒng)標簽與標識的檢查，至少包含如下項目：a) 所有的電路、開關(guān)和終端設(shè)備都必須粘貼相應(yīng)的標簽；b) 所有的直流接線盒（光伏發(fā)電和光伏方陣接線盒）必須粘貼警告標簽，標簽上應(yīng)說明光伏 方陣接線盒內(nèi)含有源部件，并且當光伏逆變器和公共電網(wǎng)脫離后仍有可能帶電；c) 交流主隔離開關(guān)要有明顯的標識；d) 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)屬于雙路電源供電的系統(tǒng)，應(yīng)在兩電源點的交匯處粘貼雙電源警告標簽；e) 應(yīng)在設(shè)備柜門內(nèi)側(cè)粘貼系統(tǒng)單線圖；f) 應(yīng)在逆變器室合適的位置

29、粘貼逆變器保護的設(shè)定細節(jié)的標簽；g) 應(yīng)在合適位置粘貼緊急關(guān)機程序；h) 所有的標志和標簽都必須以適當?shù)男问匠志谜迟N在設(shè)備上。8土建和支架結(jié)構(gòu)檢查8.1一般要求光伏子系統(tǒng)可設(shè)計成滿足系統(tǒng)年電量輸出平均值或峰值要求，其大小既可根據(jù)所需滿足的特 定負載確定，也可根據(jù)某一普通負載范圍及包括系統(tǒng)性能價格比等在內(nèi)的系統(tǒng)優(yōu)化結(jié)果確定。至少應(yīng)該滿足以下要求：a）土建和支架結(jié)構(gòu)應(yīng)該滿足設(shè)計強度的要求； b）土建和支架結(jié)構(gòu)應(yīng)該滿足當?shù)丨h(huán)境的要求； c）土建和支架結(jié)構(gòu)應(yīng)該滿足相關(guān)標準的要求。8.2方陣支架方陣支架可以是固定的或間斷/連續(xù)可調(diào)的，系統(tǒng)設(shè)計時應(yīng)為方陣選擇合適的方位，光組件一般應(yīng)面向正南；在為避免遮擋等

30、特定地理環(huán)境情況下，可考慮在正南±20°內(nèi)調(diào)整設(shè)計。光伏陣列安裝位置的選擇應(yīng)避免其它建筑物或樹木陰影的遮擋，各陣列間應(yīng)有足夠間距，以保證光伏陣列不相互遮擋。固定式方陣安裝傾角的最佳選擇取決于諸多因素，如：地理位置、全年太陽輻射分布、直接 輻射與散射輻射比例、負載供電要求和特定的場地條件等。方陣支撐結(jié)構(gòu)設(shè)計應(yīng)綜合考慮地理環(huán)境、風荷載、方陣場狀況、光伏組件規(guī)格等，保證光伏方陣的牢固、安全和可靠。光伏子系統(tǒng)安裝可采用多種形式，如地面、屋頂、建筑一體化等。屋頂、建筑一體化的安裝 形式應(yīng)考慮支承面載荷能力，工程設(shè)計應(yīng)符合相關(guān)建筑標準要求。地面安裝的光伏方陣支架宜采用鋼結(jié)構(gòu)，支架設(shè)計應(yīng)

31、保證光伏組件與支架連接牢固、可靠，底座與基礎(chǔ)連接牢固，組件距地面宜不低于0.6m，考慮站點環(huán)境、氣象條件，可適當調(diào)整。方陣支架鋼結(jié)構(gòu)件應(yīng)經(jīng)防銹涂鍍處理，滿足長期室外使用要求。光伏組件和方陣使用的緊固件應(yīng)采用不銹鋼件或經(jīng)表面涂鍍處理的金屬件或具有足夠強度的其它防腐材料。鋼結(jié)構(gòu)的支架應(yīng)遵循鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范（GB50205-2001）8.3基礎(chǔ)對于安裝在地面方陣基礎(chǔ)應(yīng)符合GB50202-2002 的要求。對于安裝在建筑物屋頂?shù)幕A(chǔ)除應(yīng)符合GB50202-2002的要求外，還應(yīng)該符合GB50009-2001的相關(guān)要求。8.4光伏方陣場要求方陣場中各子方陣間距應(yīng)滿足設(shè)計要求。對于安裝在地面的光

32、伏系統(tǒng)，方陣場應(yīng)夯實表面層，松軟土質(zhì)的應(yīng)增加夯實，對于年降水量在900mm以上地區(qū)，應(yīng)有排水設(shè)施，以及考慮在夯實表面鋪設(shè)砂石層等，以減小泥水濺射。對于安裝在地面或屋頂?shù)墓夥到y(tǒng)，應(yīng)考慮周圍環(huán)境變化對光伏方陣的影響。光伏方陣場應(yīng)配備相應(yīng)的防火設(shè)施。9電氣設(shè)備及系統(tǒng)的測試9.1一般要求電氣設(shè)備的測試必須符合GB16895.23-2005-T的要求。測量儀器和監(jiān)測設(shè)備及測試方法應(yīng)參照GB/T18216的相關(guān)部分要求。如果使用另外的設(shè)備代替，設(shè)備必須達到同一性能和安全等級。在測試過程中如發(fā)生不合格，需要對之前所有項目逐項重新測試。在適當?shù)那闆r下應(yīng)按照下面順序進行逐項測試： a）交流電路的測試必須符合G

33、B16895.23-2005-T要求； b）保護裝置和等勢體的連接匹配性測試；c）極性測試； d）組串開路電壓測試； e）組串短路電流測試； f）功能測試； g）直流回路的絕緣電阻測試。按一定方式串聯(lián)、并聯(lián)使用的光伏組件I-V特性曲線應(yīng)具有良好的一致性，以減小方陣組合損失；優(yōu)化設(shè)計的光伏子系統(tǒng)組合損失應(yīng)不大于8%。9.2保護裝置和等電位體的測試保護或聯(lián)接體應(yīng)可靠連接。9.3極性測試應(yīng)檢查所有直流電纜的極性并標明極性，確保電纜連接正確。注：為了安全起見和預防設(shè)備損壞，進行極性測試應(yīng)在進行其他測試和開關(guān)關(guān)閉或組串過流保護裝置接入前進行。應(yīng)測量每個光伏組串的開路電壓。在對開路電壓測量之前，應(yīng)關(guān)閉所有

34、的開關(guān)和過電流保護裝置（如安裝）。測量值應(yīng)與預期值進行比較，將比較的結(jié)果作為檢查安裝是否正確的依據(jù)。對于多個相同的組串系統(tǒng)，應(yīng)在穩(wěn)定的光照條件下對組串之間的電壓進行比較。在穩(wěn)定的光照條件下這些組串電壓值應(yīng)該是相等的（在穩(wěn)定光照情況下，應(yīng)在5%范圍內(nèi)）。對于非穩(wěn)定光照條件，可以采用以下方法：a) 延長測試時間；b) 采用多個儀表，一個儀表測量一個光伏組串； c) 使用輻照表來標定讀數(shù)。注：測試電壓值低于預期值可能表明一個或多個組件的極性連接錯誤，或者絕緣等級低，或者導管和接線盒有損壞或有積水；高于預期值并有較大出入通常是由于接線錯誤引起。9.4光伏組串電流的測試9.4.1 一般要求光伏組串電流測

35、試的目的是檢驗光伏方陣的接線是否正確，該測試不用于衡量光伏組串/方陣的性能。9.4.2 光伏組串短路電流的測試用適合的測試設(shè)備測量每一光伏組串的短路電流。組串短路電流的測試是有相應(yīng)的測試程序和潛在危險，應(yīng)以下面要求的測試步驟進行。測量值必須與預期值作比較。對于多個相同的組串系統(tǒng)并且在穩(wěn)定的光照條件下，單個組串之間的電流應(yīng)該進行比較。在穩(wěn)定的光照條件下這些組串短路電流值應(yīng)該是相同的（在穩(wěn)定光照情況下，應(yīng)在5%范圍內(nèi)）。對于非穩(wěn)定光照條件，可以采用以下方法：a)延長測試時間；b)可采用多個儀表，一個儀表測量一個光伏組串；c)使用輻照表標定當前讀數(shù)。9.4.2.1短路電流測試步驟 a）確保所有光伏組

36、串是相互獨立的并且所有的開關(guān)裝置和隔離器處于斷開狀態(tài)； b）短路電流可以用鉗型電流表和同軸安培表進行測量。9.4.3 光伏組串運轉(zhuǎn)測試測量值必須同預期值作比較。對于多種相同組串的系統(tǒng)，在穩(wěn)定光照輻射情況下，各組串應(yīng) 該分別進行比較。這些組串電流值應(yīng)該是相同的（在穩(wěn)定光照情況下，應(yīng)在5%范圍內(nèi)）。對于非穩(wěn)定光照條件下，可以采用以下方法：a)延長測試時間；b)測試采用多個儀表，一個儀表測量一個光伏組串；c)使用輻照表來標定當前的讀數(shù)。9.5功能測試功能測試按照如下步驟執(zhí)行：a) 開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備都應(yīng)進行測試以確保系統(tǒng)正常運行；b) 應(yīng)對逆變器進行測試，以確保系統(tǒng)正常的運行。測試過程應(yīng)該由逆變器供

37、應(yīng)商來提供；c) 電網(wǎng)故障測試過程如下：交流主電路隔離開關(guān)斷開光伏系統(tǒng)應(yīng)立即停止運行。在此之后，交流隔離開關(guān)應(yīng)該重合閘使光伏系統(tǒng)恢復正常的工作狀態(tài)。注：電網(wǎng)故障測試能在光照穩(wěn)定的情況下進行修正，在這種情況下，在閉合交流隔離開關(guān)之前，負載盡可能 的匹配以接近光伏系統(tǒng)所提供的實際功率。9.6光伏方陣絕緣阻值測試9.6.1 一般要求光伏方陣應(yīng)按照如下要求進行測試：a)測試時限制非授權(quán)人員進入工作區(qū)；b)不得用手直接觸摸電氣設(shè)備以防止觸電；c)絕緣測試裝置應(yīng)具有自動放電的能力；d)在測試期間應(yīng)當穿好適當?shù)膫€人防護服/設(shè)備。注：對于某些系統(tǒng)安裝，例如大型系統(tǒng)絕緣安裝出現(xiàn)事故或懷疑設(shè)備具有制造缺陷或?qū)Ω稍?/p>

38、時的測試結(jié)果存 有疑問，可以適當采取測試濕方陣，測試程序參考ASTM Std E 2047。9.6.2 測試方法9.6.2.1 可以采用下列兩種測試方法： a）測試方法1先測試方陣負極對地的絕緣電阻，然后測試方陣正極對地的絕緣電阻。 b）測試方法2測試光伏方陣正極與負極短路時對地的絕緣電阻。9.6.2.2 對于方陣邊框沒有接地的系統(tǒng)（如有II類絕緣），可以選擇做如下兩種測試：a）在電纜與大地之間做絕緣測試。b）在方陣電纜和組件邊框之間做絕緣測試。9.6.2.3 對于沒有接地的導電部分（如：屋頂光伏瓦片）應(yīng)在方陣電纜與接地體之間進行絕緣測試。注1：凡采用9.6.2.1b）測試方法2，應(yīng)盡量減少電

39、弧放電，在安全方式下使方陣的正極和負極短路。 注2：指定的測試步驟要保證峰值電壓不能超過組件或電纜額定值。9.6.3 測試過程在開始測試之前：禁止未經(jīng)授權(quán)的人員進入測試區(qū)，從逆變器到光伏方陣的電氣連接必須斷開。9.6.2.1 b）測試方法2中，若采用短路開關(guān)盒時，在短路開關(guān)閉合之前，方陣電纜應(yīng)安全地 連接到短路開關(guān)裝置。采用適當?shù)姆椒ㄟM行絕緣電阻測試，測量連接到地與方陣電纜之間的絕緣電阻，具體見表2。 在做任何測試之前要保證測試安全。保證系統(tǒng)電源已經(jīng)切斷之后，才能進行電纜測試或接觸任何帶電導體。 表2 絕緣電阻最小值測試方法系統(tǒng)電壓（V）測試電壓（V）最小絕緣電阻(M)測試方法11202500

40、.56005001100010001測試方法21202500.560050011000100019.7光伏方陣標稱功率測試現(xiàn)場功率的測定可以采用由第三方檢測單位校準過的“太陽電池方陣測試儀”抽測太陽電池 支路的I-V特性曲線，抽檢比例一般不得低于30%。由I-V特性曲線可以得出該支路的最大輸出功率，為了將測試得到的最大輸出功率轉(zhuǎn)換到峰值功率，需要做如下第a)、b)、c)、e)項的校正。 如果沒有“太陽電池方陣測試儀”，也可以通過現(xiàn)場測試電站直流側(cè)的工作電壓和工作電流得出電站的實際直流輸出功率。為了將測試得到的電站實際輸出功率轉(zhuǎn)換到峰值功率，需要做如下所有項目的校正。測試后應(yīng)當進行如下5項的校正

41、，以確保公正： a)光強校正：在非標準條件下測試應(yīng)當進行光強校正，光強按照線性法進行校正。 b)溫度校正：按照該型號產(chǎn)品第三方測試報告提供的溫度系數(shù)進行校正，如無法獲得可信數(shù)據(jù)，可按照晶體硅組件功率溫度系數(shù)-0.35%/，非晶硅按照功率溫度系數(shù)-0.20%/進行校正。 c)組合損失校正：太陽電池組件串并聯(lián)后會有組合損失，應(yīng)當進行組合損失校正，太陽電池的組合損失應(yīng)當控制在5以內(nèi)。d)最大功率點校正：工作條件下太陽電池很難保證工作在最大功率點，需要與功率曲線對比進行校正；對于帶有太陽電池最大功率點跟蹤（MPPT）裝置的系統(tǒng)可以不做此項校正； e）太陽電池朝向校正：不同的太陽電池朝向具有不同的功率輸

42、出和功率損失，如果有不同朝向的太陽電池接入同一臺逆變器的情況下，需要進行此項校準。9.8電能質(zhì)量的測試1）首先將光伏電站與電網(wǎng)斷開，測試電網(wǎng)的電能質(zhì)量：并網(wǎng)點和公共連接點電網(wǎng)的電能質(zhì)量A相電壓偏差（或單相電壓）B相電壓偏差C 相電壓偏差A相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C 相頻率偏差A相電壓諧波含量與畸變率（或單相諧波）B相電壓諧波含量與畸變率C 相電壓諧波含量與畸變率三相電壓不平衡度直流分量是否存在電壓波動與閃變事件是否A相功率因數(shù)（或單相功率因數(shù)）B相功率因數(shù)C相功率因數(shù)2）將逆變器并網(wǎng)，待穩(wěn)定后測試并網(wǎng)點的電能質(zhì)量：并網(wǎng)點和公共連接點電網(wǎng)的電能質(zhì)量A相電壓偏差（或單相電壓）B相電壓偏

43、差C 相電壓偏差A相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C 相頻率偏差A相電流諧波含量與畸變率（或單相諧波）B相電流諧波含量與畸變率C 相電流諧波含量與畸變率三相電壓不平衡度直流分量A相功率因數(shù)（或單相功率因數(shù)）B相功率因數(shù)C相功率因數(shù)注: 測試時應(yīng)注意區(qū)別電能質(zhì)量參數(shù)的偏差是屬于電網(wǎng)原有偏差還是光伏系統(tǒng)并網(wǎng)之后產(chǎn)生的偏差，電能質(zhì)量指標的判定依據(jù)按照國家電網(wǎng)的相關(guān)要求執(zhí)行。9.9系統(tǒng)電氣效率測試9.9.1 一般要求光伏系統(tǒng)電氣效率應(yīng)按照如下要求進行測試：a)測試時限制非授權(quán)人員進入工作區(qū)；b)不得用手直接觸摸電氣設(shè)備以防止觸電；c)系統(tǒng)電氣效率測試應(yīng)在日照強度大于500W/m2的條件下進行； d

44、)在測試期間應(yīng)當穿好適當?shù)膫€人防護服/設(shè)備。 注：當光伏組件安裝為一定的傾角時，日照強度測試裝置應(yīng)與組件保持統(tǒng)一的傾斜角度。9.9.2 測試方法光伏系統(tǒng)電氣效率應(yīng)按照如下步驟進行測試：a)首先用標準的日射計測量當前的日照強度；b)在測量日照強度的同時，測量并網(wǎng)逆變器交流并網(wǎng)點側(cè)的交流功率；c）根據(jù)光伏方陣功率、日照強度及溫度功率系數(shù)，根據(jù)計算公式，可以計算當時的光伏方陣的產(chǎn)生功率；d）根據(jù)3.1可計算出系統(tǒng)的電氣效率。9.10聚光光伏組件測試對于聚光光伏系統(tǒng)，現(xiàn)場應(yīng)進行聚光光伏組件偏軸光斑損傷測試，測試方法見IEC62108 條款 10.14。9.11自動跟蹤系統(tǒng)功能測試對于自動跟蹤型光伏發(fā)電

45、系統(tǒng)以及聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)，現(xiàn)場應(yīng)進行動作功能測試和跟蹤精度測試。9.11.1 動作功能測試測試內(nèi)容包括：a)高度角方向手動模式動作測試將追日系統(tǒng)切換至手動工作模式。在手動模式下通過相應(yīng)的機構(gòu)調(diào)整高度角。測試過程中重點確認相關(guān)機構(gòu)的振動和有效傳動，并確認高度角運行范圍是否滿足追日系統(tǒng)規(guī)格書中所定義的范圍。b)方位角方向手動模式動作測試將追日系統(tǒng)切換至手動工作模式。在手動模式下通過相應(yīng)的機構(gòu)調(diào)整方位角。測試過程中重點確認相關(guān)機構(gòu)的振動和有效傳動，并確認方位角運行范圍是否滿足追日系統(tǒng)規(guī)格書中所定義的范圍。c)獨立機械限位手動模式動作測試 一般情況下要求追日系統(tǒng)配置獨立的機械限位單元。在手動模式下，分

46、別測試高度角和方位角方向上的獨立機械限位單元的工作狀態(tài)。機械限位單元功能正常與否的判斷依據(jù)是相應(yīng)的過載保護裝置是否正常啟動。d)自動模式動作測試將系統(tǒng)地點和日期分別設(shè)定為當?shù)睾驮O(shè)備商需要設(shè)定當時對應(yīng)時間。將追日系統(tǒng)切換至自動工作模式。使追日系統(tǒng)運行一整天，測試運行狀況。e)通斷電測試 將系統(tǒng)切換至自動工作模式。在追日系統(tǒng)跟蹤時間段內(nèi)，切斷主電源20分鐘后再開啟主電源，測試追日系統(tǒng)是否能運轉(zhuǎn)至正確位置。在追日系統(tǒng)跟蹤時間段內(nèi)，手動方式改變跟蹤器方位角和高度角位置，然后切斷主電源20 分鐘后再開啟主電源，測試追日系統(tǒng)是否能運轉(zhuǎn)至正確位置。9.11.2 跟蹤精度測試采用光電二極管或CCD等檢測系統(tǒng)直接測量追日系統(tǒng)組件平面相對于陽光光線的位置偏差。當采用戶外自然光來進行測試時，垂直直接日照強度（DNI）不應(yīng)低于500W/m2，測試將在追日系統(tǒng)的準確跟蹤全范圍內(nèi)進行。連續(xù)兩周的最大追日偏差不得超過±3°。 以上追日精度測試時，考慮組合載荷為相當于20m/s風速情況下的靜止載荷。該靜止載荷以外加負載形式均勻的安裝固定在追日系統(tǒng)上。10檢查報告10.1一般要求檢測過程完成后，應(yīng)提供檢驗報告。包括如下內(nèi)容：