并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件

/并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件、驗收檢查的基本要求00**-2010中國質(zhì)量認證中心認證技術(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,（送審稿）（本稿完成日期：2010-1-30）中國質(zhì)量認證中心發(fā)布并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件、驗收檢查的基本要求××××—××××目次目次前言1范圍12規(guī)范性引用文件13術(shù)語和定義3.1驗證13.2檢查13.3測試13.4報告23.5規(guī)格書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24.1.3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標簽及標識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”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（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)國家及國際標準基礎(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)量認證中心提出。本規(guī)范由中國質(zhì)量認證中心歸口。本規(guī)范起草單位：中國質(zhì)量認證中心、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、中國電子科技集團公司第十八研究所、中科院光伏和風能設(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、試運行測試和檢查的最低要求1范圍本規(guī)范適用于及低壓配電網(wǎng)和中、高壓輸電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)。本標準只針對并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，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)。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。19939光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求20046光伏（）系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性18210晶體硅光伏（）方陣特性的現(xiàn)場測量6495.4晶體硅光伏器件的實測特性的溫度和輻射度修正方法18479地面用光伏（）發(fā)電系統(tǒng)概述和導(dǎo)則50054低壓配電設(shè)計規(guī)范50094建筑物防雷設(shè)計規(guī)范50164混凝土質(zhì)量控制標準50168電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規(guī)范50169電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規(guī)范50202建筑地基基礎(chǔ)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范50205鋼結(jié)構(gòu)工程施工質(zhì)量驗收規(guī)范50258電氣裝置安裝工程1及以下配線工程施工及驗收規(guī)范6378不合格品率的計量抽樣檢查程序及圖表11127-1997光伏發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護—導(dǎo)則61724：1998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)62446：2009并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件、試運行測試和檢查的基本要求國家電網(wǎng)公司〔2009〕747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）3術(shù)語和定義本標準使用以下定義：3.1驗證確認電氣設(shè)施符合相關(guān)標準的各種方法。注：包括檢查、測試和報告。3.2檢查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。3.3測試對電氣設(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)不是通過檢查的方法得到。3.4報告記錄檢查和測試的結(jié)果。3.5規(guī)格書一個基本的產(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（或）；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。4.1.2系統(tǒng)設(shè)計者信息作為最低要求，應(yīng)提供負責系統(tǒng)設(shè)計的機構(gòu)的下列信息。如果負責系統(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。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、地址。4.1.3系統(tǒng)安裝者信息作為最低要求，應(yīng)提供負責系統(tǒng)安裝的機構(gòu)的下列信息。如果負責系統(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。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、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、資本金籌措等前期準備工作后，及時提交財政補助資金申請報告及中標協(xié)議、購銷合同、項目審批文件、關(guān)鍵設(shè)備檢測認證報告、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，及建筑結(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，還需提交及電網(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（太陽電池組件和逆變器）的技術(shù)手冊和使用維護手冊；(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)工程一般性要求機房設(shè)計必須考慮能達到二十年以上的使用壽命。機房消防應(yīng)符合5027要求。機房內(nèi)應(yīng)放置消防設(shè)施。配電設(shè)備的布置應(yīng)按50054第三章的要求。安裝在年降水量在900以上地區(qū)的方陣場應(yīng)設(shè)置排水溝；年降水量在900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50094要求?；炷凉こ虘?yīng)符合50164要求?；A(chǔ)工程應(yīng)符合50202要求。鋼結(jié)構(gòu)工程應(yīng)符合50205要求。架空線路應(yīng)符合12527、464.1～5、5009.2、477、499、408及其它相關(guān)標準要求。電纜敷設(shè)應(yīng)符合50168的規(guī)定。室內(nèi)布線應(yīng)符合50258要求。接地應(yīng)符合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)符合相關(guān)建筑標準要求。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)建筑標準，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)品標準，按61215(或61646)和61730-1及61730-2的要求通過測試和認證的合格產(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)量控制及產(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志應(yīng)有61215或61646中第4章的要求項目，并標注額定峰值輸出功率、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；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示，以及經(jīng)由國家認證認可監(jiān)督管理委員會授權(quán)認證機構(gòu)的認證。宜采用產(chǎn)品生產(chǎn)質(zhì)量管理體系滿足19001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)保證光伏組件及支架連接牢固、可靠，底座及基礎(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。支架應(yīng)有足夠強度，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入接線箱（盒）的連線，應(yīng)走向合理、整齊；進線孔應(yīng)進行防滲水處理。c)目測方陣支架和緊固件是否經(jīng)過防腐蝕處理，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)電又作緊固用的緊固件，應(yīng)采用銅質(zhì)零件。各光伏支路接入進線端及子方陣出線端，以及接線端子及接線箱接地端絕緣電阻應(yīng)不小于1MΩ（500V）。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、具有足夠機械強度、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。電纜及接線端應(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（按當?shù)販囟确秶徒M件類型進行了修正；電流取×1.25。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效和短路的風險。通常使用帶有保護和加強絕緣（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、結(jié)冰、溫度和太陽輻射。d)對于沒有組串過流保護裝置的系統(tǒng)：確認組件的額定反向電流（）大于可能出現(xiàn)的反向電流；同時，確認組串的電纜足夠粗，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裝置的系統(tǒng)：確認過流保護裝置的規(guī)格符合當?shù)胤ㄒ?guī)和組件制造商說明書的要求。f)確認直流開關(guān)斷路器及逆變器的端相匹配。g)若裝有阻流二極管，確認其反向電壓額定值至少為所在光伏組串的2倍。h)如果直流側(cè)的正負極任何一端接地，在直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)安裝漏電保護器（），且應(yīng)為B型，見60755的規(guī)定（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?。?0364-7-712.444.4:2002）。c)若當?shù)胤ㄒ?guī)有要求，檢查陣列框架和/或組件框架的保護接地導(dǎo)體是否正確安裝并連接到地。若裝有保護接地和/或等電位連接導(dǎo)體，確認這些導(dǎo)體的連接盡可能短，并及直流電纜平行鋪設(shè)。（60364-7-712.54：2002）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“負載”端，而公共電網(wǎng)接在其“電源”端（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)有主要運行參數(shù)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(容量)；狀態(tài)指示顯示逆變設(shè)備狀態(tài)（運行、故障、停機等）。并網(wǎng)逆變器應(yīng)至少按照19939和62109標準通過國家認證認可監(jiān)督管理委員會授權(quán)認證機構(gòu)的認證。5.2.9.2遠程監(jiān)測功能逆變設(shè)備宜設(shè)有遠程監(jiān)測功能，接口宜采用232C或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)及輸入的電源設(shè)備和輸出的供電負荷容量匹配。交（直）流配電設(shè)備主要特征參數(shù)包括：標稱電壓、標稱電流。5.2.10.1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）。5.2.10.2測量顯示交（直）流配電設(shè)備應(yīng)有主要運行參數(shù)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)至少包括輸出電流(或輸出容量)、輸出電壓、用電量；運行狀態(tài)指示至少應(yīng)包括交（直）流配電設(shè)備狀態(tài)（運行、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)計及安裝應(yīng)符合國家電網(wǎng)公司〔2009〕747號：光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）的要求。5.2.13標簽及標識對光伏系統(tǒng)的檢查應(yīng)至少包括以下內(nèi)容：a)所有電路、保護裝置、開關(guān)和端子帶有恰當?shù)臉撕?；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)帶有清晰的標簽。d)及電網(wǎng)的連接處貼有雙電源警告標志。e)現(xiàn)場標有單線接線圖。f)現(xiàn)場標有逆變器保護設(shè)置的詳細信息。g)現(xiàn)場標有緊急關(guān)停程序。h)所有標識和標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極性測試用合適的測試設(shè)備測試所有直流電纜的極性。確認電纜的極性之后，檢查其極性標識是否正確，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裝置之前（若有）進行。開路電壓的測量結(jié)果應(yīng)及預(yù)期值進行比較。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)對各組串的電壓進行比較。電壓測量結(jié)果應(yīng)當一致（在相同太陽輻射條件下一般相差不超過5%）。6.1.3電流測試及開路電壓測試類似，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)及預(yù)期值進行比較。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)果進行比較。測量結(jié)果應(yīng)當一致（在相同太陽輻射條件下一般相差不超過5%）。2）光伏組串運行電流測試將系統(tǒng)開啟并處于正常運行模式（逆變器最大功率點跟蹤），并測量每個光伏組串的電流。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)及預(yù)期值進行比較。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)果進行比較。測量結(jié)果應(yīng)當一致（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及投標書或合同中的功率相符，這對于按照功率給以初投資補貼的項目尤為重要。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)當是所有太陽電池組件標稱峰值功率的總和。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)場的光強和溫度都偏離標準測試條件。其次，太陽電池方陣并不一定工作在最大功率點上。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準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)18210-2000附錄A，標準測試條件如下：太陽輻射強度：10002太陽電池結(jié)溫：25oC太陽光譜：1.5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特性曲線，抽檢按照6378—86“不合格品率的計量抽樣檢查程序及圖表”進行。由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)當進行如下6項校正，以確保公正：1、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；2、溫度校正：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)當進行組合損失校正，太陽電池的組合損失應(yīng)當控制在8％以內(nèi)；4、最大功率點校正：固定負載條件下太陽電池很難保證工作在最大功率點，需要及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（）裝置的系統(tǒng)可以認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)當清洗太陽電池，否則還需要進行灰塵遮擋校正；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，需要進行此項校準。6.3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，及傳統(tǒng)的交流電路不同，在進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)人員進入工作區(qū)域。進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?shù)姆雷o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)至少在每個光伏陣列上重復(fù)進行。如有要求，也可以對組串單獨進行測試。測試方法有以下兩種：測試方法1——先后在陣列負極和地之間以及陣列正極和地之間進行測試。測試方法2——在地和短接的陣列正負極之間進行測試。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)（例如等級的設(shè)施），試運行工程師應(yīng)在以下兩種情況下進行測試：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行。注1：若采用方法2，為了最大程度降低電弧危險，陣列正極和負極電纜應(yīng)采用安全的方式進行短接。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)人員進入；將光伏整列及逆變器隔離（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)備的說明書進行操作，保證測試電壓符合表1的規(guī)定（單位為MΩ）。按照表1規(guī)定的測試電壓對每個電路進行測試，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

(×1.25)V測試電壓

V最低絕緣阻抗MΩ測試方法1陣列正極和負極分別測試<1202500.5120

-

5005001>50010001測試方法2陣列正極和負極短接<1202500.5120

-

5005001>500100016.4逆變器運行參數(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、高效運行直接影響電站的輸出，在現(xiàn)場應(yīng)當對所有逆變器進行測試，測試應(yīng)做如下記錄。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?shù)睾０苇h(huán)境溫度逆變器控制方式

各自獨立群控直流側(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)輸出功率負載率（輸出功率及額定功率的比值）逆變器實測轉(zhuǎn)換效率散熱方式

機械尺寸（寬×高×深）

6.5電能質(zhì)量的測試1）首先將光伏電站及電網(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)相電壓/電流諧波含量及畸變率（或單相諧波）B相電壓/電流諧波含量及畸變率C

相電壓/電流諧波含量及畸變率三相電壓不平衡度直流分量是否存在電壓波動及閃變事件

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/電流諧波含量及畸變率（或單相諧波）B相電壓/電流諧波含量及畸變率C

相電壓/電流諧波含量及畸變率三相電壓不平衡度直流分量是否存在電壓波動及閃變事件是

□

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)

上述電能質(zhì)量指標的判定依據(jù)按照國家電網(wǎng)公司〔2009〕747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〔2009〕747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〔2009〕747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”的性能測試在光伏電站或功率單元并網(wǎng)點處接入精密并聯(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特性是否滿足國家電網(wǎng)公司〔2009〕747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〔2009〕747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。本標準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)按照本標準第5章的要求進行。初始驗證報告應(yīng)附帶關(guān)于負責系統(tǒng)設(shè)計、安裝和驗證的人員的信息，并說明他們的責任范圍。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)按照本標準第5章的要求進行。適當?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)行標準的要求）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)及合同的符合性備注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)廠家型號連接組串數(shù)數(shù)量7直流配電柜生產(chǎn)廠家型號

單臺連接組串數(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/無風速風向測量

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)是否懸浮是/否附件2太陽電池方陣前后間距的設(shè)計當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及建筑物的距離。一般確定原則為冬至當?shù)仄教枙r當天早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ZD正南太陽射線在地面上的投影L

ββ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=LβL==(+)β=()首先計算冬至上午9:00太陽高度角和太陽方位角，冬至時的赤緯角是-23.45度，上午9:00的時角是45度，于是有：=(0.648-0.399)β=（0.9170.707）求出太陽高度角后和太陽方位角后，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=Lβ=Hβ/【舉例】北京地區(qū)緯度=39.8度，太陽電池方陣高2米，求太陽電池的方陣間距：取=-23.45,=45,有：=(0.648-0.399)=(0.498–0.255)=14.04β=（）=（0.9170.707/0.97）=42.0D=Hβ/=20.743/0.25=5.94米參數(shù)定義：D：太陽電池方陣間距L：太陽光在遮擋物后面的投影長度H：前面遮擋物最高點及后面方陣底部的高度差：太陽高度角Β：太陽方位角：當?shù)鼐暥龋禾柍嗑暯牵簳r角附錄3（資料性）驗證證書模板光伏系統(tǒng)驗證證書初始驗證周期驗證客戶名稱安裝描述額定峰值功率

安裝地點安裝位置測試日期測試電路聯(lián)系人

60364-6檢查報告編號姓名

60364-6測試報告編號地址光伏陣列檢查報告編號光伏陣列測試報告編號設(shè)計、施工、檢查和測試作為負責上述電氣設(shè)施的設(shè)計、施工、檢查和測試的責任人，我/我們（簽名如下），在進行設(shè)計、施工、檢查和測試的過程中履行了合理程度的技術(shù)和謹慎。據(jù)我/我們所知和所信，上述電氣設(shè)施符合???????????，特此證明！簽名：

日期：（簽名人的責任僅限于上述工作范圍）建議下一次檢查日期不遲于備注附錄4（資料性）檢查報告模板光伏系統(tǒng)檢查報告初始驗證周期驗證安裝地點報告編號日期測試電路檢查人概述整個系統(tǒng)已經(jīng)按照60364-6標準要求進行檢查。附錄符合60364-6標準要求的檢查報告。光伏陣列的設(shè)計和安裝光伏陣列的設(shè)計和安裝直流系統(tǒng)的設(shè)計、規(guī)格和安裝符合了60364通用要求和60364-7-712特殊要求。直流元器件適用于連續(xù)直流運行。直流元器件適用范圍覆蓋了最大電流和電壓（按當?shù)販囟确秶徒M件類型進行了修正；電流取×1.25；見60364-7-712.433:2002)。在端采用等級或等效的絕緣進行保護——是/否（優(yōu)先采用等級，見60364-7-712.413.2:2002）。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效和短路的風險（60364-7-712.522.8.1:2002）。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、結(jié)冰、溫度和太陽輻射（60364-7-712.522.8.3:2002）。對于沒有組串過流保護裝置的系統(tǒng)：組串的電纜足夠粗，可以承受并聯(lián)組串同時出現(xiàn)故障時所產(chǎn)生的電流（60364-7-712.433:2002）。對于有組串過流保護裝置的系統(tǒng)：過流保護裝置的規(guī)格符合當?shù)胤ㄒ?guī)和組件制造商說明書的要求，見60364-7-712.433.2:2002的注。直流開關(guān)斷路器安裝在逆變器的端（60364-7-712.536.2.2.5:2002）。若裝有阻流二極管，確認其反向電壓額定值至少為所在光伏組串的2倍（60364-7-712.512.1.1:2002）。若有任何直流導(dǎo)線接地，確認在直流端和交流端至少有一些簡單的隔離，并且接地連接的安裝方式能夠防止腐蝕（60364-7-712.312.2:2002）。光伏系統(tǒng)——過電壓和電擊保護若系統(tǒng)裝有并且光伏逆變器的直流端和交流端之間沒有任何簡單隔離，則按照60755的規(guī)定選擇B型（60364-7-712.413.1.1.1.2:2002和圖712.1）。所有接線回路的面積經(jīng)檢查確認為最?。?0364-7-712.444.4:2002）。陣列框架等電位連接已經(jīng)安裝（按當?shù)胤ㄒ?guī)要求）。若有等電位連接，則等電位連接導(dǎo)體應(yīng)平行鋪設(shè)并且及直流電纜綁為一束。光伏系統(tǒng)——交流電路的特別要求交流端提供了將逆變器隔離的措施。絕緣和開關(guān)裝置正確連接，即光伏設(shè)施接在其“負載”端，而公共電網(wǎng)接在其“電源”端（60364-7-712.536.2.2.1:2002）。逆變器保護的設(shè)置符合當?shù)胤ㄒ?guī)。光伏系統(tǒng)——標簽和標識所有電路、保護裝置、開關(guān)和端子都帶有恰當?shù)臉撕?。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