中國質量認證中心 發布-實施-發布并網光伏系統 系統文件及驗收檢查的基本要求Grid connected photovoltaic systems-Minimum requirements for system documentation, acceptance and inspection（送審稿）（本稿完成日期：2010-1-30）CQC 中國質量認證中心認證技術規范目 次目 次I前 言III1 范圍12 規范性引用文件13 術語和定義13.1 驗證 Verification13.2 檢查 Inspection13.3 測試 Testing13.4 報告 Reporting23.5 規格書 Data sheet24 文件和合同符合性的檢查24.1 項目的基本信息24.1.1 基本系統信息24.1.2 系統設計者信息24.1.3 系統安裝者信息24.2 項目文件的檢查24.3 電站設備合同符合性的檢查35 光伏發電系統的檢查35.1 并網光伏系統工程一般性要求35.2 光伏系統的檢查35.2.1 工程和基礎35.2.2 光伏組件35.2.3 支架45.2.4 光伏子系統施工質量45.2.5 接線箱45.2.6 直流系統和連接電纜45.2.7 防雷和接地55.2.8 交流系統55.2.9 逆變設備55.2.10 交（直）流配電設備55.2.11 電站數據采集和監控系統65.2.12 電網接入系統65.2.13 標簽與標識66 光伏發電系統的測試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 逆變器運行參數的測試96.5 電能質量的測試106.6 電壓/頻率響應性能測試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 并網光伏系統設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） 光伏發電系統測試報告模板21附錄6（資料性） 光伏陣列紅外照相檢查程序22前 言并網光伏發電系統已經在國內廣泛應用，但是至今沒有測試和檢查規范，為了確保并網光伏發電的工程質量，保證并網光伏市場的健康發展，特制定本規范。本規范在現有相關國家及國際標準基礎上，根據并網光伏發電系統的特點，突出了驗證并網光伏系統時的合同符合性、電能質量和電網安全。本規范由中國質量認證中心提出。本規范由中國質量認證中心歸口。本規范起草單位：中國質量認證中心、 國家發改委能源研究所、中國可再生能源學會 光伏分委會、國家電網公司國網電力科學研究院、中國電力科學研究院、北京電力設計院、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備檢測中心、國家太陽能光伏產品質量監督檢驗中心、深圳電子產品質量檢測中心、揚州光電產品檢測中心、中廣核太陽能開發有限公司、深圳比亞迪股份有限公司、北京泰豪科太陽能電源技術有限公司、新奧光伏能源有限公司本規范主要起草人：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 并網光伏系統 系統文件、試運行測試和檢查的最低要求1 范圍本規范適用于與低壓配電網和中、高壓輸電網并網的光伏發電系統。本標準只針對并網光伏系統，不適用于交流（光伏）組件系統，或者使用儲能設備（例如蓄電池）的系統或者混合系統。本規范規定了并網光伏系統及各組成部分的技術要求、現場檢測及系統評價等。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過本規范的引用而成為本規范的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本規范，然而，鼓勵根據本規范達成協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范。GB/T 19939光伏系統并網技術要求GB/T 20046光伏（PV）系統電網接口特性GB/T 18210 晶體硅光伏（PV）方陣I-V特性的現場測量GB/T 6495.4 晶體硅光伏器件的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）發電系統概述和導則GB 50054 低壓配電設計規范GB 50094 建筑物防雷設計規范GB 50164 混凝土質量控制標準GB 50168 電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范GB 50169 電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范GB 50202 建筑地基基礎工程施工質量驗收規范GB 50205 鋼結構工程施工質量驗收規范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 光伏發電系統過電壓保護導則IEC 61724：1998 光伏系統性能監測測量、數據交換和分析導則IEC 60364-7-712:2002建筑物上的電氣設施-第7-712部分：特殊裝置或場所- 太陽能光伏電源系統IEC 62446：2009 并網光伏系統 系統文件、試運行測試和檢查的基本要求國家電網公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（試行）3 術語和定義本標準使用以下定義：3.1 驗證 Verification確認電氣設施符合相關標準的各種方法。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施進行檢查，以確定其電氣設備的選擇是否合適、安裝是否正確。3.3 測試 Testing對電氣設施進行檢測以證明其有效性。注：包括通過適當的測量設備來獲得數據，即數據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果。3.5 規格書 Data sheet一個基本的產品描述和規格說明。注：通常只有一兩頁，不是完整的產品說明書。4 文件和合同符合性的檢查4.1 項目的基本信息4.1.1 基本系統信息作為最低要求，應提供以下基本的系統信息。a)項目名稱；b)額定系統峰值功率（kW DC 或 kVA AC）；c)光伏組件的制造商、型號和數量；d)逆變器的制造商、型號和數量；e)安裝日期；f)試運行日期；g)客戶名稱；h)安裝地點。4.1.2 系統設計者信息作為最低要求，應提供負責系統設計的機構的下列信息。如果負責系統設計的公司不止一個，應提供所有設計公司的下列信息，同時說明這些公司在項目中的職責。a) 系統設計者，公司名稱；b) 系統設計者，聯系人；c) 系統設計者，郵寄地址、電話、e-mail地址。4.1.3 系統安裝者信息作為最低要求，應提供負責系統安裝的機構的下列信息。如果負責系統安裝的公司不止一個，則應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) 系統安裝者，公司名稱；b) 系統安裝者，聯系人；c) 系統安裝者，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資料，這些文件資料將作為測試和檢查的依據。項目文件至少應包括，但不限于如下文件：完成立項、用地許可、項目審批、關鍵設備招標、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議、購銷合同、項目審批文件、關鍵設備檢測認證報告、同意接入電網意見(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，與建筑結合的需提交建筑安裝許可；(3) 并網發電項目需提交電網企業同意接入電網的文件，如享受上網電價，還需提交與電網企業簽訂的售購電協議；(4) 工程承包合同或具有法律依據的項目中標協議復印件；(5) 項目所有設備的采購合同復印件；(6) 項目總體設計方案；(7) 關鍵部件（太陽電池組件和逆變器）的技術手冊和使用維護手冊；(8) 關鍵部件（太陽電池組件和逆變器）的完整測試報告和認證證書；(9) 建設單位編制的工程竣工報告。(10) 電網接入現場試驗報告(11) 繼電保護傳動試驗報告(12) 計量檢查報告(13) 調度自動化系統及通信系統檢查報告4.3 電站設備合同符合性的檢查依據合同或投標書，逐項檢查所有電站設備的規格和數量，并做詳細記錄，記錄表格見附件1。5 光伏發電系統的檢查5.1 并網光伏系統工程一般性要求機房設計必須考慮能達到二十年以上的使用壽命。機房消防應符合DL 5027要求。機房內應放置消防設施。配電設備的布置應按GB 50054第三章的要求。安裝在年降水量在900mm以上地區的方陣場應設置排水溝；年降水量在900mm以內的，可利用地勢緩坡排水。避雷裝置的設計應符合GB50094要求。混凝土工程應符合GB 50164要求。基礎工程應符合GB 50202要求。鋼結構工程應符合GB 50205要求。架空線路應符合GB 12527、DL/T 464.15、DL 5009.2、DL 477、DL 499、DL 408及其它相關標準要求。電纜敷設應符合GB 50168的規定。室內布線應符合GB 50258要求。接地應符合GB 50169要求。5.2 光伏系統的檢查5.2.1 工程和基礎光伏子系統安裝可采用多種形式，如地面、屋頂、建筑一體化等。工程設計應符合相關建筑標準要求。光伏陣列安裝位置的選擇應避免陰影影響，各陣列間應有足夠間距，以保證光伏陣列部相互遮擋。間距計算可參考附錄2。光伏陣列基礎的設計應符合相關建筑標準，從環保的角度考慮，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品標準，按IEC61215 (或IEC 61646) 和IEC61730-1及IEC61730-2的要求通過測試和認證的合格產品；應由符合相應的圖紙和工藝要求所規定的材料和元件制造，并經過制造商常規檢測、質量控制與產品檢查程序。組件產品應是完整的，每個太陽電池組件標志應有IEC61215或IEC 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，以及經由國家認證認可監督管理委員會授權認證機構的認證。宜采用產品生產質量管理體系滿足GB/T19001要求的產品。組件互連應符合方陣電氣結構設計，符合組件的最大系統電壓的要求。每個光伏組件均應加裝防熱斑旁路二極管。5.2.3 支架方陣支撐結構設計應綜合考慮地理環境、風荷載、方陣場狀況、光伏組件規格等，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/連續可調的，系統設計時應為方陣選擇合適的方位，光伏方陣一般應面向正南；在為避免遮擋等特定地理或建筑環境情況下，可特殊處理。光伏方陣支架的設計應保證光伏組件與支架連接牢固、可靠，底座與基礎連接牢固，組件距地面宜不低于0.6m，考慮站點環境、氣象條件，可適當調整。支架應有足夠強度，滿足方陣靜載荷及動載荷要求，保證陣列牢固、安全和可靠，鋼結構支架應符合GB 50205的要求，其它剛性結構材料的支架應不低于鋼結構支架性能要求。方陣支架結構件和緊固件均應經防腐蝕處理，滿足長期室外使用要求。5.2.4 光伏子系統施工質量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，應走向合理、整齊；進線孔應進行防滲水處理。c) 目測方陣支架和緊固件是否經過防腐蝕處理，涂鍍層是否一致和完整。d) 支架連接應牢固，外觀整齊。測量水平位置偏差應符合設計要求。e) 測量方陣組件最低處距地面高度，應符合設計要求。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。對于多并聯組系統，宜分組設置防止反向過電流保護裝置。5.2.5.1 結構要求接線箱應采用密封結構，設計應能滿足室外使用要求。采用金屬箱體的接線箱應可靠接地。采用絕緣高分子材料加工的，所選用材料應有良好的耐候性，并附有所用材料的說明書、材質證明書等相關技術資料。5.2.5.2 性能要求接線箱接線端子設計應能保證電纜線可靠連接，應有防松動零件，對既導電又作緊固用的緊固件，應采用銅質零件。各光伏支路接入進線端及子方陣出線端，以及接線端子與接線箱接地端絕緣電阻應不小于1M（DC500V）。5.2.6 直流系統和連接電纜接線箱輸入輸出電纜應采用耐候、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。電纜與接線端應連接緊固無松動。a)所有直流元器件適用于連續直流運行，且其額定值范圍覆蓋直流系統最大電壓和故障狀態下可能出現的最大電流（Voc stc按當地溫度范圍和組件類型進行了修正；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)接線系統的選擇和安裝能夠承受預定的外部影響，例如刮風、結冰、溫度和太陽輻射。d)對于沒有組串過流保護裝置的系統：確認組件的額定反向電流（Ir）大于可能出現的反向電流；同時，確認組串的電纜足夠粗，可以承受并聯組串在出現故障時所產生的總電流。e)對于有組串過流保護裝置的系統：確認過流保護裝置的規格符合當地法規和組件制造商說明書的要求。f)確認直流開關斷路器與逆變器的DC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Voc stc的2倍。h)如果直流側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，應安裝漏電保護器（RCD），且RCD 應為B型，見IEC60755的規定（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的電壓，檢查所有接線回路確保其面積盡可能小（IEC 60364-7-712.444.4:2002）。c)若當地法規有要求，檢查陣列框架和/或組件框架的保護接地導體是否正確安裝并連接到地。若裝有保護接地和/或等電位連接導體，確認這些導體的連接盡可能短，并與直流電纜平行鋪設。（IEC60364-7-712.54：2002）5.2.8 交流系統對光伏系統的檢查時應至少驗證以下內容： a)交流端提供了將逆變器隔離的措施。b)所有絕緣和開關裝置均正確連接，即光伏設施接在其“負載”端，而公共電網接在其“電源”端（IEC 60364-7-712.536.2.2.1:2002）。c)逆變器的參數已經輸入到了現場調節程序中。5.2.9 逆變設備5.2.9.1 測量顯示逆變設備應有主要運行參數的測量顯示和運行狀態的指示。參數測量精度應不低于1.5級。測量顯示參數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)；狀態指示顯示逆變設備狀態（運行、故障、停機等）。并網逆變器應至少按照GB/T 19939和IEC 62109標準通過國家認證認可監督管理委員會授權認證機構的認證。5.2.9.2 遠程監測功能逆變設備宜設有遠程監測功能，接口宜采用RS-232C或RS-485方式。5.2.10 交（直）流配電設備交（直）流配電設備是指實現交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和監視功能的設備。交（直）流配電設備容量的選取應與輸入的電源設備和輸出的供電負荷容量匹配。交（直）流配電設備主要特征參數包括：標稱電壓、標稱電流。5.2.10.1 保護功能交（直）流配電設備至少應具有如下保護功能：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）流配電設備應有主要運行參數的測量顯示和運行狀態的指示。參數測量精度應不低于1.5級。測量顯示參數至少包括輸出電流(或輸出容量)、輸出電壓、用電量；運行狀態指示至少應包括交（直）流配電設備狀態（運行、故障等）。5.2.11 電站數據采集和監控系統主控和監視子系統主要包括(但不限于)以下監視和控制功能：基本環境、氣象數據的采集；系統電氣信號和運行數據的采集；系統故障信息的采集；系統數據處理、記錄、傳輸和顯示；為了簡化設計和使用，主控和監視的某些或全部功能可包含在其他子系統中。5.2.12 電網接入系統并網光伏電站電網接入單元或系統的設計與安裝應符合國家電網公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（試行）的要求。5.2.13 標簽與標識對光伏系統的檢查應至少包括以下內容： a)所有電路、保護裝置、開關和端子帶有恰當的標簽；b)所有直流接線盒（光伏電站和光伏陣列的接線盒）都帶有警告標識，說明接線盒內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之后依然帶電。c)交流主隔離開關應帶有清晰的標簽。d)與電網的連接處貼有雙電源警告標志。e)現場標有單線接線圖。f)現場標有逆變器保護設置的詳細信息。g)現場標有緊急關停程序。h)所有標識和標簽粘貼在合適的位置，且經久耐磨。6 光伏發電系統的測試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裝置（例如開關裝置或逆變器）上。6.1.2 開路電壓的測試應使用合適的測試設備測量每個光伏組串的開路電壓。該項測試應在關閉電路開關或安裝陣列過流保護裝置之前（若有）進行。開路電壓的測量結果應與預期值進行比較。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。若系統有多個相同組串而且太陽輻射條件穩定，應對各組串的電壓進行比較。電壓測量結果應當一致（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中不存在重大故障。這些測試不應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）短路電流測試應使用合適的測試設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，而且所有開關裝置和短路方式均處于打開位置。測量結果應與預期值進行比較。若系統有多個相同組串而且太陽輻射條件穩定，應對各組串的電流測量結果進行比較。測量結果應當一致（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。測量結果應與預期值進行比較。若系統有多個相同組串而且太陽輻射條件穩定，應對各組串的電流測量結果進行比較。測量結果應當一致（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與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。按照商業慣例，光伏系統中太陽電池的總峰值功率應當是所有太陽電池組件標稱峰值功率的總和。在工程現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。這里要求檢測并網光伏發電系統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，它的數量應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。根據GB/T-18210-2000附錄A，標準測試條件如下：太陽輻射強度：1000W/m2太陽電池結溫：25 C太陽光譜：AM1.5現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”，也可以通過現場測試電站直流側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換到峰值功率，需要做如下所有項目的校正。測試后應當進行如下6項校正，以確保公正：1、光強校正：在非標準條件下測試應當進行光強校正，光強按照線性法進行校正；2、溫度校正：現場測試太陽電池的結溫，并根據太陽電池的溫度系數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后會有組合損失，應當進行組合損失校正，太陽電池的組合損失應當控制在8以內； 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，需要與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（MPPT）裝置的系統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，與傳統的交流電路不同，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： 限制無關人員進入工作區域。 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。 當絕緣測試設備加電時測試區域就有了電壓。設備須有自動放電的能力。 在整個測試期間，應穿戴適當的防護服或其他設備。6.3.2 光伏陣列絕緣阻抗測試測試方法測試應至少在每個光伏陣列上重復進行。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。如果結構/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，應保證接觸良好而且整個金屬框架具有接地連續性）。對于陣列框架不接地的系統（例如等級II的設施），試運行工程師應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采用安全的方式進行短接。一般使用合適的短路開關箱。該裝置內置了一個負載短路直流開關，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：測試過程的設計應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：限制無關人員進入；將光伏整列與逆變器隔離（一般通過陣列開關斷路器）；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并采用了短路開關箱，應在啟動短路開關之前將陣列電纜安全地連接到短路裝置中。絕緣阻抗測試設備應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安全地連接。按照絕緣阻抗測試設備的說明書進行操作，保證測試電壓符合表1的規定（單位為M）。按照表1規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中規定的限值，則符合了要求。在拆卸測試電纜和接觸導電零部件之前，要保證系統已經斷電。表2、 絕緣阻抗的最小值測試方法系統電壓(Voc stc 1.25)V測試電壓V最低絕緣阻抗M測試方法1陣列正極和負極分別測試50010001測試方法2陣列正極和負極短接500100016.4 逆變器運行參數的測試 逆變器是電站的主要設備，逆變器是否能夠可靠、高效運行直接影響電站的輸出，在現場應當對所有逆變器進行測試，測試應做如下記錄。逆變器技術參數生產廠家逆變器型號逆變器類型單相 三相有無變壓器有 無輸出額定功率當地海拔環境溫度逆變器控制方式各自獨立 群控直流側輸入電流直流側輸入電壓直流側輸入功率交流側輸出A相電流（或單相電流）交流側輸出B相電流交流側輸出C相電流交流側輸出A相電壓（或單相電壓）交流側輸出B相電壓交流側輸出C相電壓交流側輸出功率負載率（輸出功率與額定功率的比值）逆變器實測轉換效率散熱方式機械尺寸（寬高深）6.5 電能質量的測試1）首先將光伏電站與電網斷開，測試電網的電能質量： 并網點和公共連接點電網的電能質量A相電壓偏差（或單相電壓）B相電壓偏差C 相電壓偏差A相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C 相頻率偏差A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（或單相功率因數）B相功率因數C相功率因數2）將逆變器并網，待穩定后測試并網點的電能質量：并網點和公共連接點電網的電能質量A相電壓偏差（或單相電壓）B相電壓偏差C 相電壓偏差A相頻率偏差（或單相頻率）B相頻率偏差C 相頻率偏差A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（或單相功率因數）B相功率因數C相功率因數 上述電能質量指標的判定依據按照國家電網公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（試行）的要求執行。 6.6 電壓/頻率響應性能測試 在光伏電站或功率單元并網點處接入電網擾動發生裝置，分別下發定壓調頻和定頻調壓指令，觀察光伏電站或功率單元在上述擾動指令下的響應特性是否滿足國家電網公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（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、高壓電網的光伏電站，在光伏電站或功率單元并網點處接入低電壓耐受測試裝置，分別下發各類暫態故障時的電壓跌落幅值和持續時間指令，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公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（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點處接入精密RLC并聯諧振裝置，在不同功率輸出區間內下發并網斷路器跳閘指令，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公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（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、高壓電網的光伏電站，使用真實調度系統或模擬調度系統下發有功/無功控制指令，觀察光伏電站輸出有功/無功功率的響應是否滿足國家電網公司2009747號：光伏電站接入電網技術規定（試行）的要求。7 驗證報告7.1 一般要求完成驗證過程之后，應出具一份驗證報告。驗證報告應包含以下信息： 系統的概況（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的驗證應按照本標準第5章的要求進行。初始驗證報告應附帶關于負責系統設計、安裝和驗證的人員的信息，并說明他們的責任范圍。初始驗證報告應對周期檢查的間隔作出建議。檢查周期的決定應考慮安裝和設備的類型、使用和操作情況、維護頻率和次數、以及系統所受外部影響。注：在一些國家，驗證的時間間隔在國家法規中進行了規定。7.3 周期驗證已有系統的周期驗證應按照本標準第5章的要求進行。適當的時候，應考慮此前的周期驗證的結果和備注。 周期驗證完成后應出具報告。報告中列明發現的所有故障，并給出關于維修和升級（例如升級系統以符合現行標準的要求）的建議。附件1 并網光伏系統設備合同符合性檢查表格并網光伏發電系統合同符合性檢查設備名稱數據/參數與合同的符合性備注1太陽電池組件1生產廠家型號類型峰值功率數量總功率2太陽電池組件2生產廠家型號類型數量峰值功率總功率3太陽電池組件3生產廠家型號類型峰值功率數量總功率4太陽電池合計功率5太陽電池支架生產廠家型號類型固定/單軸跟蹤/雙軸跟蹤每個方陣組件串連數每個方陣組件并連數方陣數量6方陣接線箱生產廠家型號連接組串數數量7直流配電柜生產廠家型號單臺連接組串數數量 續上表：8逆變器1生產廠家型號單相/三相額定功率數量9逆變器2生產廠家型號單相/三相額定功率數量10逆變器總功率11交流配電柜生產廠家型號額定功率數量12升壓變壓器生產廠家型號類型干式/油浸額定功率數量13電網接入系統電能計量繼電保護通信和信號14數據采集/電站監控生產廠家型號現場顯示有/無遠程通信有/無通信方式光纖數量續上表：15氣象站生產廠家型號水平面輻射量測量有/無方陣面輻射量測量有/無環境溫度測量有/無環境濕度測量有/無風速風向測量有/無雨量測量有/無氣象站數量防雷接地系統生產廠家型號是否安裝接閃器有/無接閃器數量是否安裝地網是/否接地線數量設計接地電阻直流側是否懸浮是/否附件2 太陽電池方陣前后間距的設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與建筑物的距離。一般確定原則為冬至當地平太陽時當天早9:00至下午3:00 太陽電池方陣不應被遮擋。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/tanaa = arcsin(sinf sind+cos f cosdcosw) = arcsin(cosd sin w/cosa)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d是-23.45度，上午9:00的時角w是45度，于是有：a = arcsin (0.648 cos f - 0.399sinf) = arcsin（0.917 0.707/cos a） 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 (0.648 cos f - 0.399sinf) = arcsin(0.498 0.255) = 14.04 = arcsin（cos d sin w/cos a）= arcsin（0.917 0.707/0.97）= 42.0D = H cos / tana= 2 0.743 / 0.25= 5.94米參數定義：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：前面遮擋物最高點與后面方陣底部的高度差a：太陽高度角：太陽方位角f：當地緯度d：太陽赤緯角w：時角附錄3（資料性） 驗證證書模板光伏系統驗證證書初始驗證周期驗證客戶名稱安裝描述安裝地點額定峰值功率/kW DC安裝位置測試日期測試電路聯系人姓名地址IEC 60364-6檢查報告編號：IEC 60364-6測試報告編號：光伏陣列檢查報告編號：光伏陣列測試報告編號：設計、施工、檢查和測試作為負責上述電氣設施的設計、施工、檢查和測試的責任人，我/我們（簽名如下），在進行設計、施工、檢查和測試的過程中履行了合理程度的技術和謹慎。據我/我們所知和所信，上述電氣設施符合，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已經按照IEC 60364-6標準要求進行檢查。附錄符合IEC60364-6標準要求的檢查報告。光伏陣列的設計和安裝光伏陣列的設計和安裝直流系統的設計、規格和安裝符合了IEC 60364通用要求和IEC60364-7-712特殊要求。直流元器件適用于連續直流運行。直流元器件適用范圍覆蓋了最大電流和電壓（Voc stc按當地溫度范圍和組件類型進行了修正；電流取Isc stc1.25；見IEC 60364-7-712.433:2002)。在DC端采用等級II或等效的絕緣進行保護是/否（優先采用等級II，見IEC 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（IEC 60364-7-712.522.8.1:2002）。接線系統的選擇和安裝能夠承受預定的外部影響，例如刮風、結冰、溫度和太陽輻射（IEC 60364-7-712.522.8.3:2002）。對于沒有組串過流保護裝置的系統：組串的電纜足夠粗，可以承受并聯組串同時出現故障時所產生的電流（IEC 60364-7-712.433:2002）。對于有組串過流保護裝置的系統：過流保護裝置的規格符合當地法規和組件制造商說明書的要求，見IEC 60364-7-712.433.2:2002的注。直流開關斷路器安裝在逆變器的DC端（IEC 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Voc stc的2倍（IEC 60364-7-712.512.1.1:2002）。若有任何直流導線接地，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（IEC 60364-7-712.312.2:2002）。光伏系統過電壓和電擊保護若系統裝有RCD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IEC60755的規定選擇B型RCD（IEC 60364-7-712.413.1.1.1.2:2002和圖712.1）。所有接線回路的面積經檢查確認為最小（IEC 60364-7-712.444.4:2002）。陣列框架等電位連接已經安裝（按當地法規要求）。若有等電位連接，則等電位連接導體應平行鋪設并且與直流電纜綁為一束。光伏系統交流電路的特別要求交流端提供了將逆變器隔離的措施。絕緣和開關裝置正確連接，即光伏設施接在其“負載”端，而公共電網接在其“電源”端（IEC 60364-7-712.536.2.2.1:2002）。逆變器保護的設置符合當地法規。光伏系統標簽和標識所有電路、保護裝置、開關和端子都帶有恰當的標簽。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之后依然帶電。電網電路的交流隔離器帶有