光伏电站竣工验收标准技术协议2106.docx

1、光伏电站竣工验收标准技术协议2106东方日升（宁波）电力开发有限公司光伏电站施工质量标准及检验规定东方日升（宁波）电力开发有限公司工程技术部编制2015年 9月序 言为加强东方日升公司、下属或关联子公司、项目公司的性能竣工验收管理工作，明确光伏电站综合性能和质保要求，规范光伏电站竣工验收标准和检查要求，确保光伏电站整体性能质量，参考行业内相关标准及公司自身要求，特编制本规定，可作为公司各类光伏电站项目的通用技术协议及合同附件。本规定编制的主要依据：现场国家有关工程质量的法律、法规、管理标准、 技术标准以及国家、行业有关标准和相关其他行业标准。1电站验收1.1.总则（1）为确保并网光伏发电工程的

2、施工质量，根据DL/T 5210.1-2005电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程、DL/T 5161.117-2002电气装置安装工程质量验收及评定规程，制定本竣工验收标准。（2）本标准适用于并网光伏发电工程的竣工验收。（3）并网光伏发电工程的竣工验收，除按本竣工验收标准执行外，尚应符合国家现行的有关施工质量验收规范的规定。（4）性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求。（5）电站必须满足Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定中的所有要求。1.2.验收检查依据GB50300-2001建筑工程施工质量验收统一标准GB50202-2002建筑地基基础工

3、程施工质量验收规范GB50303-2002建筑电气安装工程质量验收规范DL/T 5210.1-2005电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程DL/T 5161.117-2002电气装置安装工程质量验收及评定规程GB/T 16895.6-2000 建筑物电气装置第5部分电气设备的选择和安装第52章：布线系统GB/T 16895.32-2008 建筑物电气装置第7712部分特殊装置或场所的要求：太阳能光伏（PV）电源供电系统GB50147-2010电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB50148-2010电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB50149-20

4、10电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50168-2006电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50169-2006电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50171-1992电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB50172-1992电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50173-1992电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范GB50233-2005110500kV及以下架空电力线路施工及验收规范GB50255-1996电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范DL/T724-200

5、0电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程GB14285-1993继电保护和安全自动装置技术规程GB50229-1996火力发电厂与变电所设计防火规范DL5027-1993 电力设备典型消防规程GB50166-1992火灾自动报警系统施工及验收规范IEC 61730-1-2004光电（PV）模件安全合格鉴定 第一部分：施工要求IEC 61215-2005地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61646-2008薄膜地面光电（PV）模数设计质量和型号核准IEC 62108-2007聚光组件检测标准继电保护及安全自动装置检验条例防止电力生重大产事故的二十五项重点要求国家电网公司十八项电网

6、重大反事故措施国家建设管理文件汇编的有关制度规定。经批准的工程设计文件（含设计变更通知单）1.3.竣工验收检查应具备的条件1.3.1工程施工承包合同及设计要求全部施工完毕。1.3.2土建工程全部质量验收已经结束，并办理了质量验收签证。个别遗留问题不影响电站的进行。1.3.3电气安装、调试工程已经结束，按照验收规范的规定已能满足电站运行的要求。1.3.4电站各个阵列及公用系统已经全部投运，且试运行达到15天，试运行期间的所有缺陷已全部消除。1.3.5技术文件资料、施工记录、质量检验评定记录完整、齐全并签证完备。1.3.6监理单位对工程进行了竣工预验收和消缺验证，已具备满负荷运行条件。1.3.7电

7、站并网调度协议已签订，电力业务许可证已批复。1.3.8工程环境保护、水土保持和消防系统全部通过相关监管部门的验收；送出线路工程通过电网验收。1.4.验收检查范围初步设计审批文件及设计图纸界定的全部工程范围。1.5.竣工验收检查的内容1.5.1.土建和支架施工质量检查内容1.5.1.1.竣工资料审查审查资料是否齐全、正确、完整、真实。按档案移交规定达到标准要求，电站土建工程竣工资料主要应包括但不限于以下内容：a)已签证的施工技术记录；b)电站土建工程施工质量检验及评级记录；c)原材料的化验单、试验报告、质保书和合格证；d)代用材料清单及签证；e)工程试验报告及试验记录；f)分项、分部工程消缺单及

8、晒图；g)工程遗留问题记录；h)隐蔽工程检查验收记录及签证、中间验收检查记录及签证；i)大型及特殊工程的施工方案；j)工程联系单、变更单；k)设计审查文件及设计修改通知单；l)支架设计图及强度校核报告；m)支架安装质量检验记录；n)所区道路密实度检验报告和室内地基密实度检验报告；o)竣工图；1.5.1.2.土建施工质量检查1.5.1.2.1.基础质量检查 检查支架基础及建筑物基础的原材料（检验批）质量出厂合格证，试验块试验记录、基坑深度。1.5.1.2.2.主要及辅助生产建筑单位工程质量检查 应检查内、外墙装饰、楼地面、门窗及玻璃、给排水及卫生工程、电气照明、通风及空调系统、屋面工程、水泵房、

9、站内广场及道路、站内电缆沟道工程、围墙及大门、独立避雷针工程等。1.5.1.2.3.支架施工质量检查 原材料（检验批）质量出厂合格证，是否按照设计图纸制作和安装，方阵支架钢结构件及紧固件表面防锈涂镀处理层得强度。1.5.2.电气安装施工质量检查内容1.5.2.1.技术资料审查资料应按顺序编号、齐全、正确、工整、清洁、数据真实可靠、装订成册并列出目录、签证手续齐全。电站电气安装工程技术资料主要应包括但不限于以下内容：a)施工组织设计、作业指导书及安装工艺要求。b)承装承修承试资质；c)调试设备检验报告；d)调试人员资质；e)设计交底审查文件及设计变更通知单；f)生产厂提供的安装使用说明书、试验记

10、录、合格证件及安装图纸等技术文件；g)材料、器材出厂合格证及试验报告；h)设备开箱检查记录与缺陷及其处理签证记录；i)安装技术记录；j)调整试验记录；k)根据合同提供的备品、备件清单l)继电保护整定单及调试记录；m)运动、综合自动化装置调试记录；n)通讯装置安装调试记录；o)监控系统安装调试记录；p)隐蔽工程验收签证记录；q)竣工图及有关资料；r)未按设计施工的项目及附图；”s)质量检验评级记录及汇总表；t)重大技术措施及技术革新记录；u)工程遗留问题及永久性缺陷记录；1.5.2.2.发电系统直流部分检查直流系统的检查，包括但不限于如下项目：a) 直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T 1

11、6895.32:2008要求；b) 在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，并且在最大直流系统电压和最大直流故障电流下能够稳定工作（开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和组件本身性能确定；根据GB/T16895.32:2008规定，故障电流为短路电流的1.25倍）；c) 在直流侧保护措施采用II类或等同绝缘强度（GB/T 16895.32:2008类安全）；d) 光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地和短路时产生的危险（GB/T 16895.32:2008）；e) 配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和太阳辐射（GB/T 16

12、895.32:2008）；f) 对于没有装设过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(Ir)应大于可能产生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相匹配；g) 若装设过电流保护装置的系统：应检查组串过电流保护装置的匹配性，并且根据GB/T16895.32:2008关于光伏组件保护说明来检查制造说明书的正确性和详细性；h) 直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(GB/T 16895.32:2008)相匹配；i）阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两倍(GB/T 16895.32:2008)；j) 如果直流导线中有接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，避免

13、电气设备腐蚀。注1：检查直流系统需要依据最大系统电压和电流。最大系统电压是建立在组串/方阵设计之上的，组件开路电压(Voc)与电压温度系数及光照辐射变化有关。最大故障电流是建立在组串/方阵设计之上的，组件短路电流(Isc)与电流温度系数及光照辐射变化有关(GB/T 16895.32:2008)。注2：组件生产商一般不提供组件反向额定电流(Ir)值，该值视为组件额定过电流保护的1.35倍。注3：根据IEC 61730-1 标准要求由生产商提供组件额定过电流保护值。1.5.2.3.太阳光伏组件检查太阳光伏组件的检查应包括但不限于如下项目：a）光伏组件必须选用按IEC 61215,IEC 61646

14、或IEC61730的要求通过产品质量认证的产品；b）材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程序；c）组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；d) 组件互连应符合方阵电气结构设计；e） 对于聚光型光伏发电系统，聚光光伏型组件必须要选用按IEC62108的要求通过产品质量认证的产品；材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程序。组件产品应是

15、完整的，每个聚光光伏组件上的标志应额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示。1.5.2.4.汇流箱汇流箱检查应包括但不限于如下项目：a）产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证；b) 室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；c）采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；d）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；e）汇流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；f）各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接

16、线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不小于1M（DC500V）。1.5.2.5.直流配电柜检查在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，将多个汇流箱汇总后输出给并网逆变器柜，检查项目应包括但不限于如下：a）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；b）直流配电柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识；c）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。d）直流配电柜应具有输出过载、短路保护、过电压保护（含雷击保护）和漏电保护功能；e）直流侧多功能电量采集表、分流器校验记录。1.5.3.交流系统检查1.5.3.1. 光伏系统交流部分的检

17、查 光伏发电系统交流部分的检查，包括但不限于下列项目：a) 在逆变器的交流侧应有绝缘保护；b) 所有的绝缘和开关装置功能正常；c) 逆变器保护。1.5.3.2.并网逆变器检查逆变器是电站的主要设备，逆变器质量的好坏直接影响电站的运行，应选用通过认证的产品，应该包括但不限于如下内容：a)逆变器的散热或逆变器室的通风情况正常；b)逆变器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。c)逆变器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、功率因数、总有功；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。d)逆变器应具有显示直流电流、直流电压、直流功率

18、、交流电压、交流电流、交流频率、功率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等内容的功能。e)逆变器应具有显示运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等内容的功能。1.5.3.3.交流配电柜检查交流配电柜是指在光伏系统中实现交流/交流接口、部分主控和监视功能的设备。交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。交流配电设备主要特征参数包括但不限于：标称电压、标称电流。并应具有输出过载、短路保护、过电压保护（含雷击保护）、漏电保护功能；应对交流侧多功能电量采集表、CT校验记录进行检查。1.5.3.4.自动跟踪系统检查自动跟踪系统的检查，至

19、少包含但不限于如下项目：a) 自动跟踪系统的导线应具备防护措施；b) 自动跟踪系统在电源停电或控制失效时，方阵可手动调整为正向朝南位置；c) 自动跟踪系统在风速超过最大允许风速时，方阵可自动调整为水平方向。1.5.4.公用系统检查1.5.4.1.主变压器 检查变压器本体及冷却装置和附件（包括储油柜、保护装置、调压装置、套管、测量装置等）安装质量；检查引出线的绝缘距离、相色标示；检查安装后的交接试验报告。1.5.4.2.高压配电装置检查断路器、隔离开关、避雷器、电抗器、电容器、电流互感器、电压互感器、母线等设备安装符合设计及技术工艺要求（绝缘距离、相色标示、设备双重编号挂牌等）；检查电气“五防”

20、装置齐全、可靠；检查安装后的交接试验报告。1.5.4.3.二次回路、直流系统检查蓄电池、配电盘、动力箱、“五防”闭锁装置、远动、通讯、自动化、微机保护等盘柜、主控室、控制屏、台（合集控、网控）及保护屏等安装符合设计及规范要求；中央声光信号检查，保护装置校验和开关传动试验，盘柜表计校验记录检查。1.5.4.4.避雷针 检查避雷针的安装位置、规格高度、焊接或紧固情况符合设计及规范要求。1.5.4.5.通信系统检查配电屏安装、结合设备和载波机安装、光缆、高频电缆、通信电缆敷设、智能调度机、程控交换机、音频配线柜安装等电气量和开关刀闸的上传系统。1.5.4.6.其他要求主变压器等公用设备除常规交接试验

21、外，还应包含特殊试验，如主变交直流耐压试验、主变局放试验、主变油检、瓦斯继电器校验、计量级CT校验、计量级PT校验、考核计量表校验等。1.5.5.通用设备检查1.5.5.1.电缆检查检查电缆型号、规格、电压等级、敷设路径、弯曲半径、户内外电缆支架安装、电缆防火阻燃（盘柜、电缆沟、电缆管封堵）等；检查电力电缆的交接试验报告。连接电缆检查应包括但不限于如下项目：a）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；b）连接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；c）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。1.5.5.2.触电保护和接地检查触电保护和

22、接地检查，检查接地板材质、打入深度、接地体搭接长度及焊接、防腐蚀处理、接地装置标志；检查接地电阻测量、接地引下线导通试验报告。至少应该包括但不限于如下内容：a) B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用；b) 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；c) 光伏方阵框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用导电率至少相当于截面为35mm2铜导线导电率的接地材料和接地体相连，接地应有防腐及降阻处理；d）光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架应保证可靠接地，接

23、地应有防腐及降阻处理。1.6.电气设备试验结果检查电气设备交接试验（含特殊试验）包括但不限于以下项目：1.6.1.高压电气设备现场试验项目a)六氟化硫断路器及封闭式组合电器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；测量断路器分合闸时间、同期性；断路器均压电容的试验；操动机构试验；交流耐压试验；测量SF6气体含水量；密封性试验；密度继电器、压力表的校验；b)真空断路器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻；测量分合闸时间、同期性，测量合闸时触头弹跳时间；操动机构试验；交流耐压试验。c)隔离开关、负荷开关及高压熔断器：测量绝缘电阻；测量导电回路电阻、熔丝的直流电阻；交流

24、耐压试验；操动机构试验。d)避雷器或过电压保护器：测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻；测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流；检查放电计数器及监视电流表的指示；工频放电电压试验。e)电容器：测量绝缘电阻；测量耦合电容器、断路器电容器的介损及电容值；并联电容器交流耐压试验。f)互感器：测量绕组的绝缘电阻、直流电阻；测量35kV及以上电压等级一次绕组介损（油浸式）；变比、极性测量；励磁特性测量；误差测量（计量用）；交流耐压试验；1.6.2.变压器、电抗器现场试验项目a)测量绕组连同套管的直流电阻；b)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；c)测量铁心（有外引线

25、的）对地的绝缘电阻；d)测量变压器所有分接头的电压比及接线组别；e)变压器有载调压切换装置的检查和试验；f)测量绕组连同套管的介质损耗；g)测量绕组连同套管的直流泄漏电流；h)绕组连同套管的交流耐压试验；i)变压器绕组变形试验；j)绝缘油试验（油色谱分析、击穿电压度、水分、介质损耗、酸值、PH值、闪点等）；1.6.3.母线装置（绝缘子）现场试验项目a)绝缘电阻测量；b)交流耐压试验。1.6.4.电力电缆现场试验项目a)绝缘电阻测量；b)电缆两端相位检查；c)交流耐压试验（橡塑电缆）。1.6.5.接地试验项目a)接地导通测试；b)接地阻抗值测量。1.6.6.盘、柜及二次回路接线现场试验项目a)测

26、量绝缘电阻；b)交流耐压试验。以上各项试验项目和试验结果应符合GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准的要求。1.6.7.蓄电池组现场试验项目a)蓄电池组的绝缘电阻和端电压、单体电压测量；b)蓄电池放电容量试验；1.6.8.继电保护与自动装置现场测试项目a)保护装置校验、整定；b)保护带开关传动试验。1.7.分系统测试结果检查1.7.1.测试种类电气设备交接试验（特殊试验）合格后，应进行的测试包括但不限于下列测试：a)保护装置和等势体的连接匹配性测试；b)直流电缆的极性测试；c)组串开路电压测试；d)组串短路电流测试；e)开关设备和控制设备功能测试；f)逆变器功能测试；g)

27、监控、远动、通信系统调试检查（包括站内通信、站内测控传动、直流UPS系统调试、远动通讯、远动自动化调试等）h)以及调度部门要求的其他一些测试项目。1.7.2.测试要求a)电气设备的测试必须符合GB 16895.23-2005-T建筑物电气装置第6-61部分：检验-初检的要求；b)测量仪器和监测设备及测试方法应参照国家有关标准要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。c)在测试过程中如发生不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。1.7.3.测试结果检查1.7.3.1 保护装置和等电位体测试：保护装置或联接体是否可靠连接。1.7.3.2 极性测试：测试电缆连接是否正确。1.7.

28、3.3 组串开路电压测试：组串安装是否正确。1.7.3.4 组串短路电流测试：相同组串系统在稳定的光照条件下的电流值差值在5%以内。1.7.3.5 开关设备和控制设备功能测试：系统是否能够正常运行。1.7.3.6 逆变器功能测试：逆变器是否能够正常工作。1.7.3.7 电网故障测试：交流主电路隔离开关断开光伏系统应立即停止运行。在此之后，交流隔离开关应该重合闸使光伏系统恢复正常的工作状态。1.7.3.8 光伏方阵绝缘阻值测试：绝缘电阻最小值测试方法系统电压（V）测试电压（V）最小绝缘电阻（M）测试方法11202500.56005001100010001测试方法11202500.56005001

29、1000100011.7.3.9 监控、远动、通信系统传动试验记录。1.8.消防系统检查验收应审核检查以下资料：a)消防设施检测报告；b)本工程消防审核意见书；c)消防工程安装施工单位资质证书；d)消防设施、产品合格证；e)消防器材配备标准；现场应对火灾自动报警系统进行施工质量复查，火灾报警器应进行功能检验、离子感烟探测器应进行模拟火灾响应试验和故障报警抽验（抽验数不少于10只，检查水喷雾灭火系统或悬挂式气体自动灭火装置，检查电缆沟防火隔墙、入口处封堵、消防给水、消防供电及照明等。1.9.输电线路工程质量检查 根据电压等级，按照GB50173-199235KV及以下架空电力线路施工及验收规范和

30、GB50233-2005110500KV及以下架空电力线路施工及验收规范执行。1.10.标签与标识1.10.1.检查项目光伏系统标签与标识的检查，包括但不限于项目：a) 所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的标签；b) 所有的直流接线盒（光伏发电和光伏方阵接线盒）必须粘贴警告标签，标签上应说明光伏方阵接线盒内含有源部件，并且当光伏逆变器和公共电网脱离后仍有可能带电；c) 交流主隔离开关要有明显的标识；d) 双路电源供电的系统，应在两电源点的交汇处粘贴警告标签；e) 应在设备柜门内侧粘贴系统单线图；f) 应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护的设定细节的标签；g) 应在合适位置粘贴紧急关机程序；1.10.2所有的标志和标签都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。1.10.3 电缆沟等地下设施必须用永久性标示表明方位。1.11.应移交的资料1.11.1.工程图纸1.11.1.1 工程全套设计图纸。1.11.1.2 图纸会审纪要1.11.1.3 设计变更1.11.1.4工程竣工图纸，包括以下内容：1.11.1.4.1 光伏方阵一般说明a) 组件类型；b) 组件总数；c) 组串数量；d) 每个组串的组件数量。1.11.1.4.2 光伏组串信息a) 组串电缆规格的尺寸和类型；b) 组串过电流保护装