并网光伏发电系统工程验收基本要求.docx

1、并网光伏发电系统工程验收基本要求并网光伏发电系统工程验收基本要求CGC北京鉴衡认证中心认证技术规范 CGC/GF003.1：2009 (CNCA/CTS 0004-2010)并网光伏发电系统工程验收基本要求Basic acceptance requirements for grid-connected PV systems2010-08-09 发布 2010-08-09 实施北京鉴衡认证中心 发布试.139.10 聚光光伏组件测试.149.11 自动跟踪系统功能测试.1410 检查报告 .1510.1 一般要求 .1510.2 首次检查 .1510.3 定期检查 .15附录 A （资料性附录）

2、并网光伏系统现场检测表 .16A.1 基本情况.16A.2 文件检查.17A.3 子系统符合性验收.18A.4 并网点电能质量现场测试.20A.5 并网光伏发电系统测试报告表.21前 言为提高我国并网光伏发电系统的技术水平，保证应用于光伏系统中的电气设备安全、可靠和 稳定的运行，特制定本认证技术规范。本规范由全国能源基础与管理标准化技术委员会新能源与可再生能源分技术委员会提出。 本规范由北京鉴衡认证中心归口。 本规范起草单位：北京鉴衡认证中心、北京科诺伟业科技有限公司、北京日佳电源有限公司、北京市计科能源新技术开发有限公司、合肥阳光电源有限公司、中国电力科学研究院、中国科学 院电工研究所、尚德

3、太阳能电力有限公司、常州天合光能有限公司、江苏林洋新能源有限公司、 保定天威英利新能源有限公司、中电电气（上海）太阳能科技有限公司。本规范主要起草人：许兰刚、王宗、王赓、王斯成、赵玉文、吴达成、仲继寿、胡润青、 曹仁贤、张光春、鲁延武、闫华光、翟永辉、邱第明、蔡建峰、史红民、叶东嵘、赵为、高佳、 梁哲、张友权、王新雷、司德亮、刘祖明、昌金铭、赵春江。并网光伏发电系统工程验收基本要求1 范围本认证技术规范规定了并网光伏发电系统工程验收的术语、并网光伏发电系统的构成、检查 和测试的内容、工程系统文件和合同符合性的检查、电气设备检查、土建和支架结构检查、电气 设备及系统的测试和检查报告。本认证技术规

4、范适用于与低压配电网和中高压输电网并网的地面光伏发电系统，包括：固定 支架和自动跟踪支架的地面光伏发电系统，光伏与建筑一体化（BIPV）发电系统和光伏与建筑结 合（BAPV）发电系统，以及聚光光伏发电系统。本规范不适用于交流（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。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于 本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 50009-2001 建筑结构荷载规范GB 50205-2001 钢结构工程施工质量验收规范GB 50204-2002 混凝

5、土结构工程施工质量验收规范 GB 50202-2002 建筑地基基础工程施工质量验收规范 GB 16895（所有部分） 建筑物电气装置GB/T 20047.1-2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则GB/T 18216（所有部分）交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全-防护措施的试 验、测量或监控设备GB/T 19939 光伏系统并网技术要求GB/T 20046 光伏（PV）系统电网接口特性IEC 61215：2005 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61646：2008 地面用

6、薄膜光伏组件设计鉴定和定型IEC 62108：2007 聚光光伏(CPV)组件和装配件设计鉴定和定型IEC 62446：2009 并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求IEC/TR 60755:2008 保护装置剩余电流动作的一般要求CNCA/CTS0004-2009 400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法3 术语3.1 系统电气效率 Electrical system efficiency 系统输出功率与光伏组件在一定条件下产生的电功率之比。 系统效率可由下式计算：P = POP / PSP式中：P 系统电气效率；POP 系统输出功率(kW)；PSP 光伏组件产生

7、的总功率(kW)。注：系统电气效率是可以在短时间内检查光伏系统设计合理性的一种简单检测方式。3.2 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。3.3 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。3.4 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。3.5 报告 Reporting记录检查和测试的结果。3.6 规格书 Data sheet 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

8、产品说明书。4 并网光伏发电系统的构成低压配电侧并网的光伏系统从功能上主要包括下列子系统： 光伏子系统：包括光伏方阵、支架、基础和汇流箱等。 功率调节器：包括并网逆变器和配电设备等。 电网接入单元：包括继电保护、电能计量等设备。 主控和监视：包括数据采集、现场显示系统和远程传输和监控系统等。 配套设备：包括电缆、线槽、防雷接地装置等。 中压及高压输电网并网的光伏电站从功能上主要包括下列子系统： 光伏子系统：包括光伏方阵、支架（跟踪和固定）、基础和汇流箱等。 功率调节器：包括并网逆变器、配电设备等。 电网接入系统：包括升压变、继电保护、电能计量设备等。 主控和监视：包括数据采集、现场显示系统和远

9、程传输和监控系统等。 通信系统：通道、交换设备及不间断电源。（主控和监视与通信系统是分不开的） 土建工程设施：机房、围栏、道路等。 配套设备：包括电缆、线槽、防雷接地装置等。5 检查和测试的内容表1 并网光伏系统检查内容编 号竣工检查项目检查标准和依据(1)项目基本信息和文件项目的基本信息提供，检查项目必须的文件资料及合同要求的技术文件(2)电站设备的合同符合性对光伏系统设备种类、技术规格、数量以及主要性能进行合同符合性检查(3)光伏系统的检查检查光伏系统各个分系统的功能和质量(4)光伏系统的测试对光伏系统中各分系统进行必要的测试(5)验证报告验证报告的一般性要求，初始和周期验证要求6 工程系

10、统文件和合同符合性的检查6.1 项目的基本信息作为一般要求，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（kWp DC 或 kVA AC）；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； i）项目的设计单位； j）项目的施工单位。6.2 项目基础文件的检查基础文件包括：a) 立项审批文件；b) 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；c) 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；d) 工程承包合同

11、或具有法律依据的项目中标协议；e) 光伏组件和逆变器的制造商、型号和数量；f) 系统安装和运行日期；g) 项目所有设备的采购合同；h) 项目总体设计方案；i) 关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的技术手册和使用维护手册；j) 关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的测试报告和认证证书；k) 建设单位编制的工程竣工报告；l) 建设单位提供的此工程的系统维护手册。6.2.1 系统设计和集成信息系统应有专业的设计单位和集成单位进行系统的设计和集成，提供的信息如下：a）系统设计和集成单位的名称； b）系统设计和集成单位的联络人； c）系统设计和集成单位的邮政地址、电话号码和电子邮件地址。6.2.2 工

12、程图纸6.2.2.1 一般要求应提供一份单线接线图。该接线图应标注以下条款所包含的信息。注：一般情况下，这些信息要标注在单线接线图上。对于特殊情况，尤其是大型系统的接线图位置不够的情 况下，这些信息可以另外列在一个表格中。6.2.2.2 光伏方阵一般说明工程图应包括以下方阵设计资料：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。6.2.2.3 光伏组串信息工程图应包括下列光伏组串信息：a) 组串电缆规格的尺寸和类型；b) 组串过电流保护装置的规格（如果有）、类型和电压/电流等级；c) 阻断二极管类型（如果有）。6.2.2.4 光伏方阵电气说明工程图应包括下列方阵

13、电气信息： a) 方阵主电缆规格，尺寸和类型； b) 方阵接线箱的位置（如适用）；c) 直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；d) 方阵过电流保护装置（如适用） 的类型、位置和等级（电压/电流）。6.2.2.5 接地和过电压保护工程图应包括以下接地和过电压保护信息：a) 接地连接的详细信息的尺寸和连接点,包括详细方阵框架等电位连接线的安装； b) 所有连接到现有的信息系统的防雷保护（LPS）； c）所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料，包括位置、类型和等级。6.2.2.6 交流系统接线图应包括下列交流系统信息：a) 交流隔离开关位置、类型和等级；b) 交流过电流保护装置的位置

14、、类型和等级；c) 漏电保护器的位置、类型和等级（如装有）。6.2.3 机械设计应提供支架系统的数据表和设计图纸。6.2.4 主设备技术规格书作为基本要求，规格书应提供以下关于系统组成部分的信息：a) 系统所使用所有类型的组件的规格书根据 IEC61730-1 的要求； b) 系统所使用的所有类型的逆变器的规格书 注：系统其他重要组成部分的规格书也应考虑提供。6.2.5 运行和维护信息提供操作和维护的资料，至少应包括下列内容：a) 经过验证的正确的系统操作程序；b) 系统故障处理清单；c) 紧急关机/隔离程序；d) 维修和清洁的建议（如有）；e) 光伏方阵的维护文件；f) 光伏组件和逆变器的保

15、修文件，包括开始保修日期和保修期；g) 易损件表。如是自动跟踪型系统或聚光光伏系统，至少应提供如下文件：a) 经过验证的正确的自动跟踪系统操作程序；b) 自动跟踪系统故障处理清单；c) 紧急关机/隔离程序；d) 维修和清洁的建议（如有）；e) 自动跟踪系统用电功率和日最大用电量；f) 自动跟踪系统的保修文件，包括开始保修日期和保修期。6.2.6 测试结果应提供所有测试和调试的数据文件。6.3 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 3。 重点检查下列主要设备：a) 光伏组件、组串和光伏方阵的型号、规格和数量；b) 光伏组串汇流箱

16、的型号、规格和数量；c) 直流配电系统的型号、规格和数量；d) 逆变器的型号、规格和数量；e) 交流配电系统的型号、规格和数量；f) 升压变压器和电网接入系统的型号和规格；g) 支架系统的类型（跟踪/固定）、型号和材质；h) 电站监控系统的型号和功能。7 电气设备检查7.1 一般要求在安装期间必须检查关键电气设备的子系统和部件，对于增设或更换的现有设备，需要检查 其是否符合GB/T 16895标准，并且不能损害现有设备的安全性能。首次和定期检查要求由专业人员通过专业设备来完成。7.2 部件质量检查7.2.1 一般要求通过目测和感知器官检查电气设备的外观、结构、标识和安全性是否满足GB/T 16

17、895要求。7.2.2 直流系统检查直流系统的检查，至少包含如下项目：a) 直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T 16895.6要求，特别是满足GB/T 16895.32:2008 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

18、低接地故障和短 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 16895.32:2008）；f) 对于没有装设组串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) 若装设了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 16895.32:200

19、8)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) 如果直流导线中有任何一端接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，而且接地装 置应合理安装，以避免电气设备腐蚀。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

20、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。7.2.2.1 太阳光伏组件检查太阳光伏组件的检查应包括如下项目：a）光伏组件必须选用按IEC 61215,IEC 61646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

21、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。7.2.2.2 汇流箱汇流箱检查应包括如下项目：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

22、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，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不小于1M（DC500V）。7.2.2.3 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，设置相应的浪涌吸收保护装置； c）直流配电柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠

23、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。7.2.2.4 连接电缆检查连接电缆检查应包括如下项目： 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。7.2.3 触电保护和接地检查触电保护和接地检查，至少应该包括如下内容：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

24、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，接地应有防腐及降阻处理。7.2.4 交流系统检查光伏系统交流部分的检验，至少包含下列项目：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。7.2.4.1 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。7.2.4.2 交流配电柜检查交流配电柜是指在光伏系统中实现

25、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： 标称电压、标称电流。7.2.4.3 自动跟踪系统检查自动跟踪系统的检查，至少包含如下项目：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。7.2.5 系统运行检查7.2.5.1 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

26、压、输出电流、功率因数；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。 显示功能：显示内容为直流电流、直流电压、直流功率、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。 状态显示主要包括运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等。7.2.5.2 数据存储与传输并网光伏发电系统须配置现地数据采集系统，能够采集系统的各类运行数据，并按规定的协 议通过GPRS/CDMA无线通道、电话线路或Internet公众网上传。7.2.5.3 交（直）流配电设备保护功能交（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）；c) 漏电保护功能。7.3 标签与标识光伏系统标签与标识的检查，至少包含如下项目：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