并网光伏系统 系统文件资料.docx

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并网光伏系统系统文件资料

并网光伏系统系统文件、验收检查的基本要求

CNCA/CTS00**-2010中国质量认证中心认证技术规范

并网光伏系统系统文件及验收检查的基本要求

Gridconnectedphotovoltaicsystems-Minimumrequirementsforsystem

documentation,acceptanceandinspection

（送审稿）

（本稿完成日期：

2010-1-30）

中国质量认证中心发布

并网光伏系统系统文件、验收检查的基本要求

CQC××××—××××目次

目次.................................................I

前言...............................................III

1范围.....................................................1

2规范性引用文件..............................................1

3术语和定义..............................................

3.1验证Verification...........................................1

3.2检查Inspection.............................................1

3.3测试Testing...............................................1

3.4报告Reporting..............................................2

3.5规格书Datasheet...........................................2

4文件和合同符合性的检查........................................2

4.1项目的基本信息.............................................2

4.1.1基本系统信息..............................................2

4.1.2系统设计者信息............................................24.1.3系统安装者信息............................................2

4.2项目文件的检查............................................2

4.3电站设备合同符合性的检查...................................3

5光伏发电系统的检查...........................................3

5.1并网光伏系统工程一般性要求.................................3

5.2光伏系统的检查.............................................3

5.2.1工程和基础...............................................3

5.2.2光伏组件..............................................3

5.2.3支架.....................................................4

5.2.4光伏子系统施工质量.......................................4

5.2.5接线箱...................................................4

5.2.6直流系统和连接电缆.......................................4

5.2.7防雷和接地...............................................5

5.2.8交流系统.................................................5

5.2.9逆变设备.................................................5

5.2.10交（直）流配电设备......................................5

5.2.11电站数据采集和监控系统..................................6

5.2.12电网接入系统..............................................6

5.2.13标签与标识................................................6

6光伏发电系统的测试.............................................6

6.1光伏组串电性能测试...........................................6

6.1.1极性测试...................................................6

6.1.2开路电压的测试.............................................6

6.1.3电流测试...................................................7

6.2太阳电池标称功率的测试.......................................7

6.3光伏阵列绝缘阻抗测试.........................................8

6.3.1一般要求...................................................8

6.3.2光伏阵列绝缘阻抗测试——测试方法...........................8

6.3.3光伏阵列绝缘阻抗——测试过程...............................9

6.4逆变器运行参数的测试.........................................9

6.5电能质量的测试...............................................10

6.6电压/频率响应性能测试........................................11

6.7低电压耐受性能测试.......................................11

6.8“孤岛保护”的性能测试......................................11

6.9有功/无功控制性能测试.......................................11

7验证报告....................................................11

7.1一般要求..................................................11

7.2初始验证..................................................11

7.3周期验证..................................................12

附件1并网光伏系统设备合同符合性检查表格......................13

附件2太阳电池方阵前后间距的设计..............................16

附录3（资料性）验证证书模板..................................18

附录4（资料性）检查报告模板..................................19

附录5（资料性）光伏发电系统测试报告模板......................21

附录6（资料性）光伏阵列红外照相检查程序....................22

前言

并网光伏发电系统已经在国内广泛应用，但是至今没有测试和检查规范，为了确保并网光伏发电的工程质量，保证并网光伏市场的健康发展，特制定本规范。

本规范在现有相关国家及国际标准基础上，根据并网光伏发电系统的特点，突出了验证并网光伏系统时的合同符合性、电能质量和电网安全。

本规范由中国质量认证中心提出。

本规范由中国质量认证中心归口。

本规范起草单位：

中国质量认证中心、国家发改委能源研究所、中国可再生能源学会光伏分委会、国家电网公司国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、北京电力设计院、中国电子科技集团公司第十八研究所、中科院光伏和风能设备检测中心、国家太阳能光伏产品质量监督检验中心、深圳电子产品质量检测中心、扬州光电产品检测中心、中广核太阳能开发有限公司、深圳比亚迪股份有限公司、北京泰豪科太阳能电源技术有限公司、新奥光伏能源有限公司

本规范主要起草人：

王斯成、胡润青、吕宏水、李庆、康巍、吴达成、王克勤、马宏斌、舒彬、王贵录、彭路明、翟永辉、郓旻、赵文、张军军、郭丰、张光清、冯炜、武振宇、郭增良、曹志峰

并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的最低要求

1范围

本规范适用于与低压配电网和中、高压输电网并网的光伏发电系统。

本标准只针对并网光伏系统，不适用于交流（光伏）组件系统，或者使用储能设备（例如蓄电池）的系统或者混合系统。

本规范规定了并网光伏系统及各组成部分的技术要求、现场检测及系统评价等。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

GB/T19939光伏系统并网技术要求

GB/T20046光伏（PV）系统电网接口特性

GB/T18210晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T6495.4晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐射度修正方法

GB/T18479地面用光伏（PV）发电系统概述和导则

GB50054低压配电设计规范

GB50094建筑物防雷设计规范

GB50164混凝土质量控制标准

GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范

GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

GB50202建筑地基基础工程施工质量验收规范

GB50205钢结构工程施工质量验收规范

GB50258电气装置安装工程1kV及以下配线工程施工及验收规范

GB6378不合格品率的计量抽样检查程序及图表

SJ/T11127-1997光伏发电系统过电压保护—导则

IEC61724：

1998光伏系统性能监测—测量、数据交换和分析导则

IEC60364-7-712:

2002建筑物上的电气设施-第7-712部分：

特殊装置或场所-太阳能光伏电源系统

IEC62446：

2009并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的基本要求

国家电网公司〔2009〕747号：

光伏电站接入电网技术规定（试行）

3术语和定义

本标准使用以下定义：

3.1验证Verification

确认电气设施符合相关标准的各种方法。

注：

包括检查、测试和报告。

3.2检查Inspection

通过各种感知器官对电气设施进行检查，以确定其电气设备的选择是否合适、安装是否正确。

3.3测试Testing

对电气设施进行检测以证明其有效性。

注：

包括通过适当的测量设备来获得数据，即数据不是通过检查的方法得到。

3.4报告Reporting

记录检查和测试的结果。

3.5规格书Datasheet

一个基本的产品描述和规格说明。

注：

通常只有一两页，不是完整的产品说明书。

4文件和合同符合性的检查

4.1项目的基本信息

4.1.1基本系统信息

作为最低要求，应提供以下基本的系统信息。

a）项目名称；

b）额定系统峰值功率（kWDC或kVAAC）；

c）光伏组件的制造商、型号和数量；

d）逆变器的制造商、型号和数量；

e）安装日期；

f）试运行日期；

g）客户名称；

h）安装地点。

4.1.2系统设计者信息

作为最低要求，应提供负责系统设计的机构的下列信息。

如果负责系统设计的公司不止一个，应提供所有设计公司的下列信息，同时说明这些公司在项目中的职责。

a）系统设计者，公司名称；

b）系统设计者，联系人；

c）系统设计者，邮寄地址、电话、e-mail地址。

4.1.3系统安装者信息

作为最低要求，应提供负责系统安装的机构的下列信息。

如果负责系统安装的公司不止一个，则应提供所有安装公司的下列信息，同时说明这些公司在项目中的职责。

a）系统安装者，公司名称；

b）系统安装者，联系人；

c）系统安装者，邮寄地址、电话、e-mail地址。

4.2项目文件的检查

首先检查如下项目文件和技术资料，这些文件资料将作为测试和检查的依据。

项目文件至少应包括，但不限于如下文件：

完成立项、用地许可、项目审批、关键设备招标、资本金筹措等前期准备工作后，及时提交财政补助资金申请报告及中标协议、购销合同、项目审批文件、关键设备检测认证报告、同意接入电网意见2

（1）项目的立项审批文件；

（2）占用荒地的需提交项目的用地许可，与建筑结合的需提交建筑安装许可；

（3）并网发电项目需提交电网企业同意接入电网的文件，如享受上网电价，还需提交与电网企业签订的售购电协议；

（4）工程承包合同或具有法律依据的项目中标协议复印件；

（5）项目所有设备的采购合同复印件；

（6）项目总体设计方案；

（7）关键部件（太阳电池组件和逆变器）的技术手册和使用维护手册；

（8）关键部件（太阳电池组件和逆变器）的完整测试报告和认证证书；

（9）建设单位编制的工程竣工报告。

（10）电网接入现场试验报告

（11）继电保护传动试验报告

（12）计量检查报告

（13）调度自动化系统及通信系统检查报告

4.3电站设备合同符合性的检查

依据合同或投标书，逐项检查所有电站设备的规格和数量，并做详细记录，记录表格见附件1。

5光伏发电系统的检查

5.1并网光伏系统工程一般性要求

机房设计必须考虑能达到二十年以上的使用寿命。

机房消防应符合DL5027要求。

机房内应放置消防设施。

配电设备的布置应按GB50054第三章的要求。

安装在年降水量在900mm以上地区的方阵场应设置排水沟；年降水量在900mm以内的，可利用地势缓坡排水。

避雷装置的设计应符合GB50094要求。

混凝土工程应符合GB50164要求。

基础工程应符合GB50202要求。

钢结构工程应符合GB50205要求。

架空线路应符合GB12527、DL/T464.1～5、DL5009.2、DL477、DL499、DL408及其它相关标准要求。

电缆敷设应符合GB50168的规定。

室内布线应符合GB50258要求。

接地应符合GB50169要求。

5.2光伏系统的检查

5.2.1工程和基础

光伏子系统安装可采用多种形式，如地面、屋顶、建筑一体化等。

工程设计应符合相关建筑标准要求。

光伏阵列安装位置的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，以保证光伏阵列部相互遮挡。

间距计算可参考附录2。

光伏阵列基础的设计应符合相关建筑标准，从环保的角度考虑，宜采用打桩的方式安装光伏阵列。

5.2.2光伏组件

光伏组件必须选用符合产品标准，按IEC61215（或IEC61646）和IEC61730-1及IEC61730-2的要求通过测试和认证的合格产品；应由符合相应的图纸和工艺要求所规定的材料和元件制造，并经过制造商常规检测、质量控制与产品检查程序。

组件产品应是完整的，每个太阳电池组件标志应有IEC61215或IEC61646中第4章的要求项目，并标注额定峰值输出功率、额定工作电压、额定工作电流、开路电压、短路电流、最大系统电压；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示，以及经由国家认证认可监督管理委员会授权认证机构的认证。

宜采用产品生产质量管理体系满足GB/T19001要求的产品。

组件互连应符合方阵电气结构设计，符合组件的最大系统电压的要求。

每个光伏组件均应加装防热斑旁路二极管。

5.2.3支架

方阵支撑结构设计应综合考虑地理环境、风荷载、方阵场状况、光伏组件规格等，保证光伏方阵的牢固、安全和可靠。

方阵支架可以是固定的或间断/连续可调的，系统设计时应为方阵选择合适的方位，光伏方阵一般应面向正南；在为避免遮挡等特定地理或建筑环境情况下，可特殊处理。

光伏方阵支架的设计应保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固，组件距地面宜不低于0.6m，考虑站点环境、气象条件，可适当调整。

支架应有足够强度，满足方阵静载荷及动载荷要求，保证阵列牢固、安全和可靠，钢结构支架应符合GB50205的要求，其它刚性结构材料的支架应不低于钢结构支架性能要求。

方阵支架结构件和紧固件均应经防腐蚀处理，满足长期室外使用要求。

5.2.4光伏子系统施工质量

a）目测方阵支架是否具有接地和防雷装置。

b）目测太阳电池组件连线及进入接线箱（盒）的连线，应走向合理、整齐；进线孔应进行防渗水处理。

c）目测方阵支架和紧固件是否经过防腐蚀处理，涂镀层是否一致和完整。

d）支架连接应牢固，外观整齐。

测量水平位置偏差应符合设计要求。

e）测量方阵组件最低处距地面高度，应符合设计要求。

5.2.5接线箱

接线箱用于太阳电池组件互连组成的子方阵间的接线连接及该子方阵到控制机房的连线。

对于多并联组系统，宜分组设置防止反向过电流保护装置。

5.2.5.1结构要求

接线箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求。

采用金属箱体的接线箱应可靠接地。

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，并附有所用材料的说明书、材质证明书等相关技术资料。

5.2.5.2性能要求

接线箱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，应采用铜质零件。

各光伏支路接入进线端及子方阵出线端，以及接线端子与接线箱接地端绝缘电阻应不小于1MΩ（DC500V）。

5.2.6直流系统和连接电缆

接线箱输入输出电缆应采用耐候、具有足够机械强度、耐紫外辐射等抗老化的电缆，电缆的线径应满足方阵最大输出电流的要求，以减少线路的损耗。

电缆与接线端应连接紧固无松动。

a）所有直流元器件适用于连续直流运行，且其额定值范围覆盖直流系统最大电压和故障状态下可能出现的最大电流（Vocstc按当地温度范围和组件类型进行了修正；电流取Iscstc×1.25。

b）光伏组串的电缆、光伏阵列的电缆和光伏直流主电缆的选择和安装能够最大程度地降低接地失效和短路的风险。

通常使用带有保护和加强绝缘（即“双重绝缘”）的电缆，以满足这项要求。

c）接线系统的选择和安装能够承受预定的外部影响，例如刮风、结冰、温度和太阳辐射。

d）对于没有组串过流保护装置的系统：

确认组件的额定反向电流（Ir）大于可能出现的反向电流；同时，确认组串的电缆足够粗，可以承受并联组串在出现故障时所产生的总电流。

e）对于有组串过流保护装置的系统：

确认过流保护装置的规格符合当地法规和组件制造商说明书的要求。

f）确认直流开关断路器与逆变器的DC端相匹配。

g）若装有阻流二极管，确认其反向电压额定值至少为所在光伏组串Vocstc的2倍。

h）如果直流侧的正负极任何一端接地，在直流端和交流端之间必须隔离，并且接地连接的安装方式能够防止腐蚀。

5.2.7防雷和接地

a）当光伏逆变器的直流端和交流端之间没有任何简单隔离时，应安装漏电保护器（RCD），且RCD应为B型，见IEC60755的规定（IEC60364-7-712.413.1.1.1.2:

2002和图712.1）。

b）为尽可能降低雷击感应的电压，检查所有接线回路确保其面积尽可能小（IEC60364-7-712.444.4:

2002）。

c）若当地法规有要求，检查阵列框架和/或组件框架的保护接地导体是否正确安装并连接到地。

若装有保护接地和/或等电位连接导体，确认这些导体的连接尽可能短，并与直流电缆平行铺设。

（IEC60364-7-712.54：

2002）

5.2.8交流系统

对光伏系统的检查时应至少验证以下内容：

a）交流端提供了将逆变器隔离的措施。

b）所有绝缘和开关装置均正确连接，即光伏设施接在其“负载”端，而公共电网接在其“电源”端（IEC60364-7-712.536.2.2.1:

2002）。

c）逆变器的参数已经输入到了现场调节程序中。

5.2.9逆变设备

5.2.9.1测量显示

逆变设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。

参数测量精度应不低于1.5级。

测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流（容量）；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。

并网逆变器应至少按照GB/T19939和IEC62109标准通过国家认证认可监督管理委员会授权认证机构的认证。

5.2.9.2远程监测功能

逆变设备宜设有远程监测功能，接口宜采用RS-232C或RS-485方式。

5.2.10交（直）流配电设备

交（直）流配电设备是指实现交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和监视功能的设备。

交（直）流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。

交（直）流配电设备主要特征参数包括：

标称电压、标称电流。

5.2.10.1保护功能

交（直）流配电设备至少应具有如下保护功能：

a）输出过载、短路保护；

b）过电压保护（含雷击保护）。

5.2.10.2测量显示

交（直）流配电设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。

参数测量精度应不低于1.5级。

测量显示参数至少包括输出电流（或输出容量）、输出电压、用电量；运行状态指示至少应包括交（直）流配电设备状态（运行、故障等）。

5.2.11电站数据采集和监控系统

主控和监视子系统主要包括（但不限于）以