并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件

1、并網(wǎng)光伏系統(tǒng) 系統(tǒng)文件、驗收檢查的基本要求CNCA/CTS00*-2010 中國質(zhì)量認(rèn)證中心認(rèn)證技術(shù)規(guī)范并網(wǎng)光伏系統(tǒng) 系統(tǒng)文件及驗收檢查的基本要求Grid connected photovoltaic systems-Minimum requirements for systemdocumentation, acceptance and inspection（送審稿）（本稿完成日期：2010-1-30）中國質(zhì)量認(rèn)證中心 發(fā)布并網(wǎng)光伏系統(tǒng) 系統(tǒng)文件、驗收檢查的基本要求CQC 目 次目 次 . .I 前 言 . III1 范圍 . 12 規(guī)范性引用文件 . 13 術(shù)語和定義 . 3.1 驗證 Ve

2、rification . 13.2 檢查 Inspection . 13.3 測試 Testing . 13.4 報告 Reporting . 23.5 規(guī)格書 Data sheet . 24 文件和合同符合性的檢查 . 24.1 項目的基本信息 . 24.1.1 基本系統(tǒng)信息 . 24.1.2 系統(tǒng)設(shè)計者信息 . 2 4.1.3 系統(tǒng)安裝者信息 . 24.2 項目文件的檢查 . 24.3 電站設(shè)備合同符合性的檢查 . 35 光伏發(fā)電系統(tǒng)的檢查 . 35.1 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)工程一般性要求 . 35.2 光伏系統(tǒng)的檢查 . 35.2.1 工程和基礎(chǔ) . 35.2.2 光伏組件 . 35.2.3 支

3、架 . 45.2.4 光伏子系統(tǒng)施工質(zhì)量 . 45.2.5 接線箱 . 45.2.6 直流系統(tǒng)和連接電纜 . 45.2.7 防雷和接地 . 55.2.8 交流系統(tǒng) . 55.2.9 逆變設(shè)備 . 55.2.10 交（直）流配電設(shè)備 . 55.2.11 電站數(shù)據(jù)采集和監(jiān)控系統(tǒng) . 65.2.12 電網(wǎng)接入系統(tǒng) . 65.2.13 標(biāo)簽與標(biāo)識 . 66 光伏發(fā)電系統(tǒng)的測試 . 66.1 光伏組串電性能測試 . 66.1.1 極性測試 . 66.1.2 開路電壓的測試 . 66.1.3 電流測試 . 76.2 太陽電池標(biāo)稱功率的測試 . 76.3 光伏陣列絕緣阻抗測試 . 86.3.1 一般要求 .

4、 86.3.2 光伏陣列絕緣阻抗測試測試方法 . 86.3.3 光伏陣列絕緣阻抗測試過程 . 96.4 逆變器運(yùn)行參數(shù)的測試 . 96.5 電能質(zhì)量的測試 . 106.6 電壓/頻率響應(yīng)性能測試 . 116.7 低電壓耐受性能測試 . 116.8 “孤島保護(hù)”的性能測試 . 116.9 有功/無功控制性能測試 . 117 驗證報告 . 117.1 一般要求 . 117.2 初始驗證 . 117.3 周期驗證 . 12附件1 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)設(shè)備合同符合性檢查表格 . 13附件2 太陽電池方陣前后間距的設(shè)計 . 16附錄3（資料性） 驗證證書模板 . 18附錄4（資料性） 檢查報告模板 . 19附錄

5、5（資料性） 光伏發(fā)電系統(tǒng)測試報告模板 . 21附錄6（資料性） 光伏陣列紅外照相檢查程序 . 22前 言并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)已經(jīng)在國內(nèi)廣泛應(yīng)用，但是至今沒有測試和檢查規(guī)范，為了確保并網(wǎng)光伏發(fā)電的工程質(zhì)量，保證并網(wǎng)光伏市場的健康發(fā)展，特制定本規(guī)范。本規(guī)范在現(xiàn)有相關(guān)國家及國際標(biāo)準(zhǔn)基礎(chǔ)上，根據(jù)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的特點，突出了驗證并網(wǎng)光伏系統(tǒng)時的合同符合性、電能質(zhì)量和電網(wǎng)安全。本規(guī)范由中國質(zhì)量認(rèn)證中心提出。本規(guī)范由中國質(zhì)量認(rèn)證中心歸口。 本規(guī)范起草單位：中國質(zhì)量認(rèn)證中心、 國家發(fā)改委能源研究所、中國可再生能源學(xué)會 光伏分委會、 國家電網(wǎng)公司國網(wǎng)電力科學(xué)研究院、中國電力科學(xué)研究院、北京電力設(shè)計院、中國電子科

6、技集團(tuán)公司第十八研究所、中科院光伏和風(fēng)能設(shè)備檢測中心、國家太陽能光伏產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗中心、深圳電子產(chǎn)品質(zhì)量檢測中心、揚(yáng)州光電產(chǎn)品檢測中心、中廣核太陽能開發(fā)有限公司、深圳比亞迪股份有限公司、北京泰豪科太陽能電源技術(shù)有限公司、新奧光伏能源有限公司 本規(guī)范主要起草人：王斯成、胡潤青、呂宏水、李慶、康巍、吳達(dá)成、王克勤、馬宏斌、 舒彬、 王貴錄、 彭路明、 翟永輝、 鄆旻、 趙文、 張軍軍、 郭豐、 張光清、 馮煒、 武振宇、郭增良、曹志峰并網(wǎng)光伏系統(tǒng) 系統(tǒng)文件、試運(yùn)行測試和檢查的最低要求1 范圍 本規(guī)范適用于與低壓配電網(wǎng)和中、高壓輸電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)。 本標(biāo)準(zhǔn)只針對并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，不適用于交流（光

7、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)。 本規(guī)范規(guī)定了并網(wǎng)光伏系統(tǒng)及各組成部分的技術(shù)要求、現(xiàn)場檢測及系統(tǒng)評價等。2 規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過本規(guī)范的引用而成為本規(guī)范的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本規(guī)范，然而，鼓勵根據(jù)本規(guī)范達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規(guī)范。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GB/T 18210 晶體硅光伏（PV）方陣I-V特性的現(xiàn)場測量GB/T 6495.4 晶體硅光伏

8、器件的I-V實測特性的溫度和輻射度修正方法GB/T 18479 地面用光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)概述和導(dǎo)則GB 50054 低壓配電設(shè)計規(guī)范GB 50094 建筑物防雷設(shè)計規(guī)范GB 50164 混凝土質(zhì)量控制標(biāo)準(zhǔn)GB 50168 電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規(guī)范GB 50169 電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規(guī)范GB 50202 建筑地基基礎(chǔ)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范GB 50205 鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范GB 50258 電氣裝置安裝工程1kV及以下配線工程施工及驗收規(guī)范GB 6378 不合格品率的計量抽樣檢查程序及圖表SJ/T 11127-1997 光伏發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護(hù)導(dǎo)則IEC 61

9、724：1998 光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則IEC 60364-7-712:2002 建筑物上的電氣設(shè)施-第7-712部分：特殊裝置或場所- 太陽能光伏電源系統(tǒng) IEC 62446：2009 并網(wǎng)光伏系統(tǒng) 系統(tǒng)文件、試運(yùn)行測試和檢查的基本要求國家電網(wǎng)公司2009747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）3 術(shù)語和定義本標(biāo)準(zhǔn)使用以下定義：3.1 驗證 Verification確認(rèn)電氣設(shè)施符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的各種方法。注：包括檢查、測試和報告。3.2 檢查 Inspection通過各種感知器官對電氣設(shè)施進(jìn)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。3.3 測試 Testing對電

10、氣設(shè)施進(jìn)行檢測以證明其有效性。注：包括通過適當(dāng)?shù)臏y量設(shè)備來獲得數(shù)據(jù)，即數(shù)據(jù)不是通過檢查的方法得到。3.4 報告 Reporting記錄檢查和測試的結(jié)果。3.5 規(guī)格書 Data sheet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 文件和合同符合性的檢查4.1 項目的基本信息4.1.1 基本系統(tǒng)信息作為最低要求，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（kW DC 或 kVA AC）；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(yùn)行日期；g) 客戶名稱；h) 安裝地點。4.1.2 系統(tǒng)設(shè)計

11、者信息 作為最低要求，應(yīng)提供負(fù)責(zé)系統(tǒng)設(shè)計的機(jī)構(gòu)的下列信息。如果負(fù)責(zé)系統(tǒng)設(shè)計的公司不止一個，應(yīng)提供所有設(shè)計公司的下列信息，同時說明這些公司在項目中的職責(zé)。a) 系統(tǒng)設(shè)計者，公司名稱；b) 系統(tǒng)設(shè)計者，聯(lián)系人；c) 系統(tǒng)設(shè)計者，郵寄地址、電話、e-mail地址。4.1.3 系統(tǒng)安裝者信息 作為最低要求，應(yīng)提供負(fù)責(zé)系統(tǒng)安裝的機(jī)構(gòu)的下列信息。如果負(fù)責(zé)系統(tǒng)安裝的公司不止一個，則應(yīng)提供所有安裝公司的下列信息，同時說明這些公司在項目中的職責(zé)。a) 系統(tǒng)安裝者，公司名稱；b) 系統(tǒng)安裝者，聯(lián)系人；c) 系統(tǒng)安裝者，郵寄地址、電話、e-mail地址。4.2 項目文件的檢查 首先檢查如下項目文件和技術(shù)資料，這些文

12、件資料將作為測試和檢查的依據(jù)。項目文件至少應(yīng)包括，但不限于如下文件： 完成立項、用地許可、項目審批、關(guān)鍵設(shè)備招標(biāo)、資本金籌措等前期準(zhǔn)備工作后，及時提交財政補(bǔ)助資金申請報告及中標(biāo)協(xié)議、購銷合同、項目審批文件、關(guān)鍵設(shè)備檢測認(rèn)證報告、同意接入電網(wǎng)意見 2(1) 項目的立項審批文件；(2) 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；(3) 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；(4) 工程承包合同或具有法律依據(jù)的項目中標(biāo)協(xié)議復(fù)印件；(5) 項目所有設(shè)備的采購合同復(fù)印件；(6) 項目總體設(shè)計方案；(7) 關(guān)鍵部件（太陽電池

13、組件和逆變器）的技術(shù)手冊和使用維護(hù)手冊；(8) 關(guān)鍵部件（太陽電池組件和逆變器）的完整測試報告和認(rèn)證證書；(9) 建設(shè)單位編制的工程竣工報告。(10) 電網(wǎng)接入現(xiàn)場試驗報告(11) 繼電保護(hù)傳動試驗報告(12) 計量檢查報告(13) 調(diào)度自動化系統(tǒng)及通信系統(tǒng)檢查報告4.3 電站設(shè)備合同符合性的檢查依據(jù)合同或投標(biāo)書，逐項檢查所有電站設(shè)備的規(guī)格和數(shù)量，并做詳細(xì)記錄，記錄表格見附件1。 5 光伏發(fā)電系統(tǒng)的檢查5.1 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)工程一般性要求機(jī)房設(shè)計必須考慮能達(dá)到二十年以上的使用壽命。機(jī)房消防應(yīng)符合DL 5027要求。機(jī)房內(nèi)應(yīng)放置消防設(shè)施。配電設(shè)備的布置應(yīng)按GB 50054第三章的要求。安裝在年降水

14、量在900mm以上地區(qū)的方陣場應(yīng)設(shè)置排水溝；年降水量在900mm以內(nèi)的，可利用地勢緩坡排水。避雷裝置的設(shè)計應(yīng)符合GB50094要求?；炷凉こ虘?yīng)符合GB 50164要求。基礎(chǔ)工程應(yīng)符合GB 50202要求。鋼結(jié)構(gòu)工程應(yīng)符合GB 50205要求。架空線路應(yīng)符合GB 12527、DL/T 464.15、DL 5009.2、DL 477、DL 499、DL 408及其它相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。電纜敷設(shè)應(yīng)符合GB 50168的規(guī)定。室內(nèi)布線應(yīng)符合GB 50258要求。接地應(yīng)符合GB 50169要求。5.2 光伏系統(tǒng)的檢查5.2.1 工程和基礎(chǔ) 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。工程設(shè)計應(yīng)

15、符合相關(guān)建筑標(biāo)準(zhǔn)要求。 光伏陣列安裝位置的選擇應(yīng)避免陰影影響，各陣列間應(yīng)有足夠間距，以保證光伏陣列部相互遮擋。間距計算可參考附錄2。 光伏陣列基礎(chǔ)的設(shè)計應(yīng)符合相關(guān)建筑標(biāo)準(zhǔn)，從環(huán)保的角度考慮，宜采用打樁的方式安裝光伏陣列。5.2.2 光伏組件 光伏組件必須選用符合產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)，按IEC61215 (或IEC 61646) 和IEC61730-1及IEC61730-2的要求通過測試和認(rèn)證的合格產(chǎn)品；應(yīng)由符合相應(yīng)的圖紙和工藝要求所規(guī)定的材料和元件制造，并經(jīng)過制造商常規(guī)檢測、質(zhì)量控制與產(chǎn)品檢查程序。 組件產(chǎn)品應(yīng)是完整的，每個太陽電池組件標(biāo)志應(yīng)有IEC61215或IEC 61646中第4章的要求項目，并標(biāo)注

16、額定峰值輸出功率、額定工作電壓、額定工作電流、開路電壓、短路電流、最大系統(tǒng)電壓；有合格標(biāo)志；附帶制造商的貯運(yùn)、安裝和電路連接指示，以及經(jīng)由國家認(rèn)證認(rèn)可監(jiān)督管理委員會授權(quán)認(rèn)證機(jī)構(gòu)的認(rèn)證。宜采用產(chǎn)品生產(chǎn)質(zhì)量管理體系滿足GB/T19001要求的產(chǎn)品。 組件互連應(yīng)符合方陣電氣結(jié)構(gòu)設(shè)計，符合組件的最大系統(tǒng)電壓的要求。每個光伏組件均應(yīng)加裝防熱斑旁路二極管。5.2.3 支架 方陣支撐結(jié)構(gòu)設(shè)計應(yīng)綜合考慮地理環(huán)境、風(fēng)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。 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，光伏方陣一般應(yīng)面向正南；在為避免遮擋等特定地理或建筑環(huán)境

17、情況下，可特殊處理。 光伏方陣支架的設(shè)計應(yīng)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(dāng)調(diào)整。 支架應(yīng)有足夠強(qiáng)度，滿足方陣靜載荷及動載荷要求，保證陣列牢固、安全和可靠，鋼結(jié)構(gòu)支架應(yīng)符合GB 50205的要求，其它剛性結(jié)構(gòu)材料的支架應(yīng)不低于鋼結(jié)構(gòu)支架性能要求。 方陣支架結(jié)構(gòu)件和緊固件均應(yīng)經(jīng)防腐蝕處理，滿足長期室外使用要求。5.2.4 光伏子系統(tǒng)施工質(zhì)量a) 目測方陣支架是否具有接地和防雷裝置。b) 目測太陽電池組件連線及進(jìn)入接線箱（盒）的連線，應(yīng)走向合理、整齊；進(jìn)線孔應(yīng)進(jìn)行防滲水處理。c) 目測方陣支架和緊固件是否經(jīng)過防腐蝕處理，

18、涂鍍層是否一致和完整。d) 支架連接應(yīng)牢固，外觀整齊。測量水平位置偏差應(yīng)符合設(shè)計要求。e) 測量方陣組件最低處距地面高度，應(yīng)符合設(shè)計要求。5.2.5 接線箱 接線箱用于太陽電池組件互連組成的子方陣間的接線連接及該子方陣到控制機(jī)房的連線。對于多并聯(lián)組系統(tǒng)，宜分組設(shè)置防止反向過電流保護(hù)裝置。5.2.5.1 結(jié)構(gòu)要求 接線箱應(yīng)采用密封結(jié)構(gòu)，設(shè)計應(yīng)能滿足室外使用要求。 采用金屬箱體的接線箱應(yīng)可靠接地。 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。5.2.5.2 性能要求 接線箱接線端子設(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(dǎo)電又作緊

19、固用的緊固件，應(yīng)采用銅質(zhì)零件。 各光伏支路接入進(jìn)線端及子方陣出線端，以及接線端子與接線箱接地端絕緣電阻應(yīng)不小于1M（DC500V）。5.2.6 直流系統(tǒng)和連接電纜 接線箱輸入輸出電纜應(yīng)采用耐候、具有足夠機(jī)械強(qiáng)度、耐紫外輻射等抗老化的電纜，電纜的線徑應(yīng)滿足方陣最大輸出電流的要求，以減少線路的損耗。電纜與接線端應(yīng)連接緊固無松動。a) 所有直流元器件適用于連續(xù)直流運(yùn)行，且其額定值范圍覆蓋直流系統(tǒng)最大電壓和故障狀態(tài)下可能出現(xiàn)的最大電流（Voc stc按當(dāng)?shù)販囟确秶徒M件類型進(jìn)行了修正；電流取Isc stc1.25。b) 光伏組串的電纜、光伏陣列的電纜和光伏直流主電纜的選擇和安裝能夠最大程度地降低接地失

20、效和短路的風(fēng)險。通常使用帶有保護(hù)和加強(qiáng)絕緣（即“雙重絕緣”）的電纜，以滿足這項要求。c) 接線系統(tǒng)的選擇和安裝能夠承受預(yù)定的外部影響，例如刮風(fēng)、結(jié)冰、溫度和太陽輻射。d) 對于沒有組串過流保護(hù)裝置的系統(tǒng)：確認(rèn)組件的額定反向電流（Ir）大于可能出現(xiàn)的反向電流；同時，確認(rèn)組串的電纜足夠粗，可以承受并聯(lián)組串在出現(xiàn)故障時所產(chǎn)生的總電流。e) 對于有組串過流保護(hù)裝置的系統(tǒng)：確認(rèn)過流保護(hù)裝置的規(guī)格符合當(dāng)?shù)胤ㄒ?guī)和組件制造商說明書的要求。f) 確認(rèn)直流開關(guān)斷路器與逆變器的DC端相匹配。g) 若裝有阻流二極管，確認(rèn)其反向電壓額定值至少為所在光伏組串Voc stc的2倍。h) 如果直流側(cè)的正負(fù)極任何一端接地，在直

21、流端和交流端之間必須隔離，并且接地連接的安裝方式能夠防止腐蝕。5.2.7 防雷和接地a) 當(dāng)光伏逆變器的直流端和交流端之間沒有任何簡單隔離時，應(yīng)安裝漏電保護(hù)器（RCD），且RCD 應(yīng)為B型，見IEC60755的規(guī)定（IEC 60364-7-712.413.1.1.1.2:2002和圖712.1）。b) 為盡可能降低雷擊感應(yīng)的電壓，檢查所有接線回路確保其面積盡可能?。↖EC 60364-7-712.444.4:2002）。c) 若當(dāng)?shù)胤ㄒ?guī)有要求，檢查陣列框架和/或組件框架的保護(hù)接地導(dǎo)體是否正確安裝并連接到地。若裝有保護(hù)接地和/或等電位連接導(dǎo)體，確認(rèn)這些導(dǎo)體的連接盡可能短，并與直流電纜平行鋪設(shè)。（

22、IEC60364-7-712.54：2002）5.2.8 交流系統(tǒng)對光伏系統(tǒng)的檢查時應(yīng)至少驗證以下內(nèi)容：a) 交流端提供了將逆變器隔離的措施。b) 所有絕緣和開關(guān)裝置均正確連接，即光伏設(shè)施接在其“負(fù)載”端，而公共電網(wǎng)接在其“電源”端（IEC 60364-7-712.536.2.2.1:2002）。c) 逆變器的參數(shù)已經(jīng)輸入到了現(xiàn)場調(diào)節(jié)程序中。5.2.9 逆變設(shè)備5.2.9.1 測量顯示 逆變設(shè)備應(yīng)有主要運(yùn)行參數(shù)的測量顯示和運(yùn)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(容量)；狀態(tài)指示顯示逆變設(shè)備狀態(tài)（運(yùn)行、故障、停機(jī)等）。 并

23、網(wǎng)逆變器應(yīng)至少按照GB/T 19939和IEC 62109標(biāo)準(zhǔn)通過國家認(rèn)證認(rèn)可監(jiān)督管理委員會授權(quán)認(rèn)證機(jī)構(gòu)的認(rèn)證。5.2.9.2 遠(yuǎn)程監(jiān)測功能 逆變設(shè)備宜設(shè)有遠(yuǎn)程監(jiān)測功能，接口宜采用RS-232C或RS-485方式。5.2.10 交（直）流配電設(shè)備 交（直）流配電設(shè)備是指實現(xiàn)交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和監(jiān)視功能的設(shè)備。交（直）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(fù)荷容量匹配。交（直）流配電設(shè)備主要特征參數(shù)包括：標(biāo)稱電壓、標(biāo)稱電流。5.2.10.1 保護(hù)功能 交（直）流配電設(shè)備至少應(yīng)具有如下保護(hù)功能：a) 輸出過載、短路保護(hù)；b) 過電壓保護(hù)（含雷擊保護(hù)）。5.2.10.

24、2 測量顯示 交（直）流配電設(shè)備應(yīng)有主要運(yùn)行參數(shù)的測量顯示和運(yùn)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)至少包括輸出電流(或輸出容量)、輸出電壓、用電量；運(yùn)行狀態(tài)指示至少應(yīng)包括交（直）流配電設(shè)備狀態(tài)（運(yùn)行、故障等）。5.2.11 電站數(shù)據(jù)采集和監(jiān)控系統(tǒng) 主控和監(jiān)視子系統(tǒng)主要包括(但不限于)以下監(jiān)視和控制功能：基本環(huán)境、氣象數(shù)據(jù)的采集；系統(tǒng)電氣信號和運(yùn)行數(shù)據(jù)的采集；系統(tǒng)故障信息的采集；系統(tǒng)數(shù)據(jù)處理、記錄、傳輸和顯示； 為了簡化設(shè)計和使用，主控和監(jiān)視的某些或全部功能可包含在其他子系統(tǒng)中。5.2.12 電網(wǎng)接入系統(tǒng) 并網(wǎng)光伏電站電網(wǎng)接入單元或系統(tǒng)的設(shè)計與安裝應(yīng)符合國家電網(wǎng)公司20097

25、47號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。5.2.13 標(biāo)簽與標(biāo)識 對光伏系統(tǒng)的檢查應(yīng)至少包括以下內(nèi)容：a) 所有電路、保護(hù)裝置、開關(guān)和端子帶有恰當(dāng)?shù)臉?biāo)簽；b) 所有直流接線盒（光伏電站和光伏陣列的接線盒）都帶有警告標(biāo)識，說明接線盒內(nèi)部的帶電零部件是從光伏陣列饋電，即使切斷光伏逆變器和公共電網(wǎng)之后依然帶電。c) 交流主隔離開關(guān)應(yīng)帶有清晰的標(biāo)簽。d) 與電網(wǎng)的連接處貼有雙電源警告標(biāo)志。e) 現(xiàn)場標(biāo)有單線接線圖。f) 現(xiàn)場標(biāo)有逆變器保護(hù)設(shè)置的詳細(xì)信息。g) 現(xiàn)場標(biāo)有緊急關(guān)停程序。h) 所有標(biāo)識和標(biāo)簽粘貼在合適的位置，且經(jīng)久耐磨。6 光伏發(fā)電系統(tǒng)的測試6.1 光伏組串電性能測試6.1.1 極性

26、測試 用合適的測試設(shè)備測試所有直流電纜的極性。確認(rèn)電纜的極性之后，檢查其極性標(biāo)識是否正確，以及是否正確地連接到系統(tǒng)裝置（例如開關(guān)裝置或逆變器）上。6.1.2 開路電壓的測試 應(yīng)使用合適的測試設(shè)備測量每個光伏組串的開路電壓。該項測試應(yīng)在關(guān)閉電路開關(guān)或安裝陣列過流保護(hù)裝置之前（若有）進(jìn)行。開路電壓的測量結(jié)果應(yīng)與預(yù)期值進(jìn)行比較。比較的目的是檢查安裝是否正確，而不是檢查組件或陣列的性能。 若系統(tǒng)有多個相同組串而且太陽輻射條件穩(wěn)定，應(yīng)對各組串的電壓進(jìn)行比較。電壓測量結(jié)果應(yīng)當(dāng)一致（在相同太陽輻射條件下一般相差不超過5%）。6.1.3 電流測試 與開路電壓測試類似，測量光伏組串電流的目的是驗證在光伏陣列接線

27、中不存在重大故障。這些測試不應(yīng)視為檢驗組件或陣列性能的措施。 短路電流檢測和運(yùn)行電流檢測的方法都可以獲得組串性能的信息。 在可能的情況下，優(yōu)先選擇短路電流測試，因為它能排除來自逆變器的任何影響。1）短路電流測試 應(yīng)使用合適的測試設(shè)備測量每個光伏組串的短路電流，確保所有光伏組串之間彼此隔離，而且所有開關(guān)裝置和短路方式均處于打開位置。 測量結(jié)果應(yīng)與預(yù)期值進(jìn)行比較。若系統(tǒng)有多個相同組串而且太陽輻射條件穩(wěn)定，應(yīng)對各組串的電流測量結(jié)果進(jìn)行比較。測量結(jié)果應(yīng)當(dāng)一致（在相同太陽輻射條件下一般相差不超過5%）。2）光伏組串運(yùn)行電流測試 將系統(tǒng)開啟并處于正常運(yùn)行模式（逆變器最大功率點跟蹤），并測量每個光伏組串的電

28、流。測量時使用合適的鉗形電流表，鉗在組串電纜上。 測量結(jié)果應(yīng)與預(yù)期值進(jìn)行比較。若系統(tǒng)有多個相同組串而且太陽輻射條件穩(wěn)定，應(yīng)對各組串的電流測量結(jié)果進(jìn)行比較。測量結(jié)果應(yīng)當(dāng)一致（在相同太陽輻射條件下一般相差不超過5%）。6.2 太陽電池標(biāo)稱峰值功率的測試 本項測試的目的是檢驗實際安裝的太陽電池的峰值功率是否與投標(biāo)書或合同中的功率相符，這對于按照功率給以初投資補(bǔ)貼的項目尤為重要。 按照商業(yè)慣例，光伏系統(tǒng)中太陽電池的總峰值功率應(yīng)當(dāng)是所有太陽電池組件標(biāo)稱峰值功率的總和。在工程現(xiàn)場確定所有太陽電池組件的峰值功率總和非常困難。首先，現(xiàn)場的光強(qiáng)和溫度都偏離標(biāo)準(zhǔn)測試條件。其次，太陽電池方陣并不一定工作在最大功率點

29、上。再有，組件串并聯(lián)會有組合損失，線路有線路壓降，太陽電池表面還可能會有灰塵和污漬。所有上述因素都會影響到太陽電池總峰值功率的測試和計算，因此必須設(shè)計一套合理的校準(zhǔn)程序，以便使太陽電池的測試峰值功率盡可能接近實際太陽電池組件標(biāo)稱峰值功率的總和。 這里要求檢測并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的峰值功率是否符合合同要求的峰值功率。峰值功率的定義是太陽電池在標(biāo)準(zhǔn)測試條件下所有太陽電池組件最大輸出功率的總和，它的數(shù)量應(yīng)當(dāng)在合同簽訂的光伏組件峰值功率總和的允許誤差范圍之內(nèi)。根據(jù)GB/T-18210-2000附錄A，標(biāo)準(zhǔn)測試條件如下：太陽輻射強(qiáng)度：1000W/m2太陽電池結(jié)溫：25 C太陽光譜：AM1.5 現(xiàn)場功率的測定

30、可以采用由第三方檢測單位校準(zhǔn)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，抽檢按照GB 637886“不合格品率的計量抽樣檢查程序及圖表”進(jìn)行。 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1、2、3、5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(dāng)進(jìn)行如下6項校正，以確保公正：1、光強(qiáng)校正： 在非標(biāo)準(zhǔn)條件下測試應(yīng)當(dāng)進(jìn)行光強(qiáng)校正，光強(qiáng)按照線性法進(jìn)行校正；2、溫度校正

31、： 現(xiàn)場測試太陽電池的結(jié)溫，并根據(jù)太陽電池的溫度系數(shù)進(jìn)行功率的溫度校正；3、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(dāng)進(jìn)行組合損失校正，太陽電池的組合損失應(yīng)當(dāng)控制在8以內(nèi)；4、最大功率點校正： 固定負(fù)載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(jìn)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)可以認(rèn)為光伏方陣工作在最大功率點，不用做此項校正；5、灰塵遮擋校正： 測試之前應(yīng)當(dāng)清洗太陽電池，否則還需要進(jìn)行灰塵遮擋校正；6、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(jìn)行此項校準(zhǔn)。6

32、.3 光伏陣列絕緣阻抗測試6.3.1 一般要求 光伏陣列的直流電路在白天都是帶電的，與傳統(tǒng)的交流電路不同，在進(jìn)行這項測試的時候它不能被隔離。 這項測試可能存在電擊危險，因此開始之前完全理解測試過程是非常重要的。建議遵循以下安全措施： 限制無關(guān)人員進(jìn)入工作區(qū)域。 進(jìn)行絕緣測試時不要用身體任何部位接觸金屬表面，同時采取措施防止其他人接觸。 進(jìn)行絕緣測試時不要用身體任何部位接觸組件/層壓板的背面和端子，同時采取措施防止其他人接觸。 當(dāng)絕緣測試設(shè)備加電時測試區(qū)域就有了電壓。設(shè)備須有自動放電的能力。 在整個測試期間，應(yīng)穿戴適當(dāng)?shù)姆雷o(hù)服或其他設(shè)備。6.3.2 光伏陣列絕緣阻抗測試測試方法 測試應(yīng)至少在每個

33、光伏陣列上重復(fù)進(jìn)行。如有要求，也可以對組串單獨(dú)進(jìn)行測試。測試方法有以下兩種：測試方法1先后在陣列負(fù)極和地之間以及陣列正極和地之間進(jìn)行測試。測試方法2在地和短接的陣列正負(fù)極之間進(jìn)行測試。 如果結(jié)構(gòu)/框架連接到地，接地線可以連接到任何合適的其他接地線或者陣列框架上（若采用陣列框架，應(yīng)保證接觸良好而且整個金屬框架具有接地連續(xù)性）。 對于陣列框架不接地的系統(tǒng)（例如等級II的設(shè)施），試運(yùn)行工程師應(yīng)在以下兩種情況下進(jìn)行測試：a)在陣列電纜和地之間，b）在陣列電纜和框架之間。 對于沒有可觸及帶電部位的陣列（例如光伏屋面瓦），測試應(yīng)在陣列電纜和建筑物的地之間進(jìn)行。注1：若采用方法2，為了最大程度降低電弧危險，

34、陣列正極和負(fù)極電纜應(yīng)采用安全的方式進(jìn)行短接。 一般使用合適的短路開關(guān)箱。該裝置內(nèi)置了一個負(fù)載短路直流開關(guān)，將陣列電纜安全地接入該裝置之后，可以安全地建立和切斷短路連接。注2：測試過程的設(shè)計應(yīng)保證峰值電壓不超過組件或電纜的額定值。 6.3.3 光伏陣列絕緣阻抗測試過程 開始測試之前：限制無關(guān)人員進(jìn)入；將光伏整列與逆變器隔離（一般通過陣列開關(guān)斷路器）；斷開接線盒和集電盒中所有可能影響絕緣測量的裝置（例如過電壓保護(hù)裝置）。 如果按照測試方法2并采用了短路開關(guān)箱，應(yīng)在啟動短路開關(guān)之前將陣列電纜安全地連接到短路裝置中。 絕緣阻抗測試設(shè)備應(yīng)按照所采用測試方法的要求，連接到地線和陣列電纜之間。測試開始之前確

35、保測試電纜已經(jīng)安全地連接。 按照絕緣阻抗測試設(shè)備的說明書進(jìn)行操作，保證測試電壓符合表1的規(guī)定（單位為M）。按照表1規(guī)定的測試電壓對每個電路進(jìn)行測試，若所有電路的絕緣阻抗都不低于表1中規(guī)定的限值，則符合了要求。在拆卸測試電纜和接觸導(dǎo)電零部件之前，要保證系統(tǒng)已經(jīng)斷電。表2、絕緣阻抗的最小值測試方法系統(tǒng)電壓(Voc stc1.25) V測試電壓V最低絕緣阻抗M測試方法1陣列正極和負(fù)極分別測試50010001測試方法2陣列正極和負(fù)極短接500100016.4 逆變器運(yùn)行參數(shù)的測試 逆變器是電站的主要設(shè)備，逆變器是否能夠可靠、高效運(yùn)行直接影響電站的輸出，在現(xiàn)場應(yīng)當(dāng)對所有逆變器進(jìn)行測試，測試應(yīng)做如下記錄。

36、逆變器技術(shù)參數(shù)生產(chǎn)廠家逆變器型號逆變器類型單相 三相有無變壓器有 無輸出額定功率當(dāng)?shù)睾０苇h(huán)境溫度逆變器控制方式各自獨(dú)立 群控直流側(cè)輸入電流直流側(cè)輸入電壓直流側(cè)輸入功率交流側(cè)輸出A相電流（或單相電流）交流側(cè)輸出B相電流交流側(cè)輸出C相電流交流側(cè)輸出A相電壓（或單相電壓）交流側(cè)輸出B相電壓交流側(cè)輸出C相電壓交流側(cè)輸出功率負(fù)載率（輸出功率與額定功率的比值）逆變器實測轉(zhuǎn)換效率散熱方式機(jī)械尺寸（寬高深）6.5 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(yù)相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C相頻率偏差A(yù)

37、相電壓/電流諧波含量與畸變率（或單相諧波）B相電壓/電流諧波含量與畸變率C相電壓/電流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相電壓偏差C相電壓偏差A(yù)相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C相頻率偏差A(yù)相電壓/電流諧波含量與畸變率（或單相諧波）B相電壓/電流諧波含量與畸變率C相電壓/電流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

38、數(shù)上述電能質(zhì)量指標(biāo)的判定依據(jù)按照國家電網(wǎng)公司2009747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求執(zhí)行。6.6 電壓/頻率響應(yīng)性能測試 在光伏電站或功率單元并網(wǎng)點處接入電網(wǎng)擾動發(fā)生裝置，分別下發(fā)定壓調(diào)頻和定頻調(diào)壓指令，觀察光伏電站或功率單元在上述擾動指令下的響應(yīng)特性是否滿足國家電網(wǎng)公司2009747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。6.7 低電壓耐受性能測試 本項測試適用于并入中、高壓電網(wǎng)的光伏電站，在光伏電站或功率單元并網(wǎng)點處接入低電壓耐受測試裝置，分別下發(fā)各類暫態(tài)故障時的電壓跌落幅值和持續(xù)時間指令，觀察光伏電站或功率單元在上述故障條件下的耐受能力是否滿足國家電網(wǎng)公司200974

39、7號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。6.8 “孤島保護(hù)”的性能測試 在光伏電站或功率單元并網(wǎng)點處接入精密RLC并聯(lián)諧振裝置，在不同功率輸出區(qū)間內(nèi)下發(fā)并網(wǎng)斷路器跳閘指令，觀察光伏電站或功率單元在上述情況下的孤島保護(hù)特性是否滿足國家電網(wǎng)公司2009747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。6.9 有功/無功控制性能測試 本項測試適用于并入中、高壓電網(wǎng)的光伏電站，使用真實調(diào)度系統(tǒng)或模擬調(diào)度系統(tǒng)下發(fā)有功/無功控制指令，觀察光伏電站輸出有功/無功功率的響應(yīng)是否滿足國家電網(wǎng)公司2009747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。7 驗證報告7.1 一般要求 完成驗證過程之后，應(yīng)出具

40、一份驗證報告。驗證報告應(yīng)包含以下信息： 系統(tǒng)的概況（名稱，地址，等等）。 檢查和測試的電路清單。 檢查的記錄。 每個被測試電路的測試結(jié)果記錄。 建議下一次驗證的時間。 驗證者的簽名。本標(biāo)準(zhǔn)附錄給出了驗證報告的模板。7.2 初始驗證 新安裝系統(tǒng)的驗證應(yīng)按照本標(biāo)準(zhǔn)第5章的要求進(jìn)行。初始驗證報告應(yīng)附帶關(guān)于負(fù)責(zé)系統(tǒng)設(shè)計、安裝和驗證的人員的信息，并說明他們的責(zé)任范圍。 初始驗證報告應(yīng)對周期檢查的間隔作出建議。檢查周期的決定應(yīng)考慮安裝和設(shè)備的類型、使用和操作情況、維護(hù)頻率和次數(shù)、以及系統(tǒng)所受外部影響。注：在一些國家，驗證的時間間隔在國家法規(guī)中進(jìn)行了規(guī)定。7.3 周期驗證 已有系統(tǒng)的周期驗證應(yīng)按照本標(biāo)準(zhǔn)第5

41、章的要求進(jìn)行。適當(dāng)?shù)臅r候，應(yīng)考慮此前的周期驗證的結(jié)果和備注。 周期驗證完成后應(yīng)出具報告。報告中列明發(fā)現(xiàn)的所有故障，并給出關(guān)于維修和升級（例如升級系統(tǒng)以符合現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)的要求）的建議。附件1 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)設(shè)備合同符合性檢查表格并網(wǎng)光伏系統(tǒng)設(shè)備合同符合性檢查項次設(shè)備名稱數(shù)據(jù)/參數(shù)與合同的符合性備注1太陽電池組件1生產(chǎn)廠家型號類型峰值功率數(shù)量總功率2太陽電池組件2生產(chǎn)廠家型號類型峰值功率數(shù)量總功率3太陽電池組件3生產(chǎn)廠家型號類型峰值功率數(shù)量總功率4太陽電池合計功率5太陽電池支架生產(chǎn)廠家型號類型固定/單軸跟蹤/雙軸跟蹤每個方陣組件串連數(shù)每個方陣組件并連數(shù)方陣數(shù)量6方陣接線箱生產(chǎn)廠家型號連接組串?dāng)?shù)數(shù)量7直流

42、配電柜生產(chǎn)廠家型號單臺連接組串?dāng)?shù)數(shù)量8逆變器1生產(chǎn)廠家型號單相/三相額定功率數(shù)量9逆變器2生產(chǎn)廠家型號單相/三相額定功率數(shù)量10逆變器總功率11交流配電柜生產(chǎn)廠家型號額定功率數(shù)量12升壓變壓器生產(chǎn)廠家型號類型干式/油浸額定功率數(shù)量13電網(wǎng)接入系統(tǒng)電能計量繼電保護(hù)通信和信號14數(shù)據(jù)采集/電站監(jiān)控生產(chǎn)廠家型號現(xiàn)場顯示有/無遠(yuǎn)程通信有/無通信方式光纖數(shù)量15氣象站生產(chǎn)廠家型號水平面輻射量測量有/無方陣面輻射量測量有/無環(huán)境溫度測量有/無環(huán)境濕度測量有/無風(fēng)速風(fēng)向測量有/無雨量測量有/無氣象站數(shù)量防雷接地系統(tǒng)生產(chǎn)廠家型號是否安裝接閃器有/無接閃器數(shù)量是否安裝地網(wǎng)是/否接地線數(shù)量設(shè)計接地電阻直流側(cè)是否懸

43、浮是/否附件2 太陽電池方陣前后間距的設(shè)計 當(dāng)光伏電站功率較大時，需要前后排布太陽電池方陣，有時太陽電池方陣附近有高達(dá)建筑物或樹木。這種情況下，需要計算建筑物或前排方陣的陰影，以確定方陣間的距離或太陽電池方陣與建筑物的距離。一般確定原則為冬至當(dāng)?shù)仄教枙r當(dāng)天早9:00至下午3:00 太陽電池方陣不應(yīng)被遮擋。 陽光射線 前排太陽 后排太陽 電池方陣 電池方陣 H 太陽電池 方陣支架Z a D正南 太陽射線在地面上的投影 L下圖太陽電池方陣前后間距的計算參考圖：圖F2-1 太陽電池方陣前后間距的計算參考圖計算太陽電池方陣間距D，可以從下面4個公式求得：D = LcosL = H/tana= arc

44、sin(sinf sind+ cosf cosd cosw ) = arcsin(cos sinw/cosa)首先計算冬至上午9:00太陽高度角和太陽方位角，冬至?xí)r的赤緯角d是-23.45度，上午9:00的時角w是45度，于是有：a = arcsin (0.648 cosf - 0.399sinf ) = arcsin（0.9170.707/cosa） 求出太陽高度角a后和太陽方位角后，即可求出太陽光在遮擋物后面的投影長度L，再將L折算到前后兩排方陣之間的垂直距離D： D = L cos= H cos / tana【舉例】北京地區(qū)緯度f = 39.8度，太陽電池方陣高2米，求太陽電池的方陣間距： 取d = -23.45, w = 45, 有： a= arcsin(0.648f - 0.399sinf) = arcsin(0.498 0.255 ) = 14.04 = arcsin（cosd sinw /cosa